또한, 전기 요금 체계도 해외 선진국에서 도매 시장 가격이 소매 요 금에 연동되는 Pass-through 구조로 되어 있는 것에 비해, 현재 국내 전기 요금은 도매 전력 시장 가격과 소매 요금(특히, TOU)이 연동되 어 있지 않다. 이로 인해 발생하는 경제성 DR 거래 시장의 문제점은 다음과 같다.
가. 도매 요금과 소매 요금 불일치에 따른 문제점
도매 시장 가격을 인하하여 전력 시장의 효율성을 증대하기 위한 경제성 DR 거래 시장의 긍정적인 효과가, 도매가격과 소매가격이 연 동되어 있지 않아 최종 소비자에게까지 미치지 못하는 결과를 나타낼 수 있다는 문제가 있다. 이에 대한 내용은 다음과 같이 좀 더 기술할 수 있다.33)
[그림 5-2]는 국내 경제성 DR 거래 시장이 개설된 2014년 11월 이
후 최초로 경제성 DR 거래가 이루어진 2015년 1월 19일의 상황을 보 여 주고 있다.
[그림 5-2] 경제성 DR 운영사례(2015년 1월 19일)
출처: 한국전력공사 내부자료 및 한국전력공사 전기요금표(cyber.kepco.co.kr).
33) 이하의 내용은 김진호(2015b)의 내용을 바탕으로 작성되었다.
2015년 1월의 NBTP는 148.99원으로 SMP가 148.99원보다 높아야 만 경제성 DR 거래 시장에서 DR 자원이 거래되는 상황이다. 2015년 1월 19일 오전 10시 SMP는 150.3원으로 정해져 경제성 DR의 거래가 가능한 상황이었으며 149원으로 입찰한 경제성 DR 소비자가 낙찰되 었다.
도매 전력 시장의 정산을 간략하게 생각해 보면, 당시 1시간 거래가 발생하였으며, 총 40MW 규모의 경제성 DR 소비자가 시장에 참여하 여 총 약 600만 원의 정산을 받았다. 반면 판매 사업자인 한전의 도매 시장 전력 구매 비용은 약 600만 원 하락하는 효과가 발생하였다.
이를 소매 부문으로 확장하여 계산하면 다음과 같다. 당시 경제성 DR 거래 시장에 참여한 소비자가 적용받는 소매가격은 168.5원으로 판매 사업자인 한전은 당시 해당 소비자에게 1kWh당 168.5원으로 전 력을 판매할 수 있었으나, 경제성 DR 거래 시장으로 인해 40MW 정 도의 판매 감소가 발생하였다.34)
즉, 경제성 DR 거래 시장이 없었다면 40MW 전력량을 도매 시장으 로부터 더 구매하여 소비자에게 판매할 수 있었으며, 결국 경제성 DR로 인해 발생한 판매수입 손실은 약 728,000원에 해당한다(=(168.5-150.3) 원/kWh × 40MWh).
만일 이 경우, 같은 규모의 경제성 DR 거래 시장이 오전 10시가 아 니라 TOU 요금이 가장 낮은 경부하 시간대(예를 들어, 오후 11시, 소 매가격 68.6원/kWh)에 운영되었다면, 다음과 같이 한전의 판매 수입 손실은 약 -2,956,000원이 발생하여, 오히려 판매 수입 이득이 발생하 였을 것이다.
34) 산업용 고압 B-I 고객을 대상으로 가정하였음
-2,956,000원 = (오후 11시 소매가격 - 오후 11시 SMP) × 경제성 DR 거래량
= (67.0-140.9)원/kWh×40MWh
즉, 이 결과를 요약하면, 도매 시장 가격을 인하하여 소비자 편익을 증대하기 위한 경제성 DR 거래 시장의 도입으로 도매가격인 SMP는 하락하여 판매 사업자의 도매 시장 전력 구매 비용은 감소하였으나, 동 시간대 소매가격(TOU)이 도매가격과 제대로 연동되어 있지 않아 판매 사업자의 소매 부문 순손실이 발생할 수 있음을 의미한다.
다만, 2015년 1월 15일 국내 전력 시장 운영의 실제 결과는 정산조 정계수 적용으로 인한 효과와 도매 시장 구입비 감소 규모가 경제성 DR 소비자에게 정산된 금액보다 다소 커서 이와 같은 손실이 발생하 지는 않았다.
그러나 이론적으로 이러한 현상은 얼마든지 발생할 수 있으며, 실제 경제성 DR 거래 시장 도입으로 인해 소매 요금과 SMP가 서로 역전 되는 현상까지도 발생하는 가격 구조를 현재의 CBP 시장이 가지고 있으므로, 이러한 부분은 추후 문제의 소지가 다분하다.
이 문제는 단순히 판매 사업자인 한전이 소매 시장에서 손실을 보게 된다는 점보다 경제성 DR 거래 시장의 도입목적과 결과가 다소 상충 할 수 있다는 점에서 더 큰 의미를 가지므로 향후 심도 있는 검토가 필 요하다. 즉, 경제성 DR 거래 시장으로 인해 판매 사업자인 한전이 순 손실을 보게 된다면 이는 현행 총괄 요금제로 판매 사업자인 한전을 규제하는 전기 요금 정책상 전기 요금 인상의 요인이 될 수 있다.
즉, 경제성 DR 거래 시장을 통해 소비자의 순 편익은 증가하지 않
으면서, 경제성 DR 거래 시장에 참여하지 않은 비참여 소비자가 경제 성 DR에 참여한 소비자를 교차 보조하는 결과만 가져올 수 있으므로 이에 대한 분석과 대응책 마련에 대한 충분한 검토가 필요할 것으로 생각된다.
현행 경제성 DR 거래 시장은 판매 사업자의 순수입 손실 문제와 함께 판매 사업자인 한전이 경제성 DR 거래 시장에 적극적으로 참여 할 인센티브가 부족하다는 문제를 가지고 있다. 앞에서 계산한 바와 같이 판매 사업자는 자사의 TOU 요금 수준이 SMP에 비해 상대적으 로 높은 피크 부하 시간대보다는 요금 수준이 SMP보다 낮은 경부하 시간대에 경제성 DR 거래가 발생할 때 더 큰 인센티브를 가지게 된 다(장인의 공간, 2014).
즉, 현행 국내 소매가격 TOU 구조상 TOU 요금 수준이 SMP보다 더 높은 시간대(주로 피크 부하 시간대)에 발생하는 경제성 DR의 거 래는 판매 사업자의 수입 손실을 크게 할 가능성이 있고, 반대로 TOU 요금 수준이 SMP 보다 낮은 시간대(주로 경부하 시간대)에 이 뤄지는 경제성 DR의 거래는 판매 사업자의 수입 손실을 줄여 줄 가 능성이 있다.
따라서 이러한 문제를 해소하기 위해서는 TOU 요금제에 대한 제도 개선과 경제성 DR 거래 시장의 운영 방식에 대한 개선이 필요하다.
나. 경제성 DR 운영방식 개선안
경제성 DR 거래 시장 운영으로 인한 판매 사업자의 수입 손실 그 리고 그 결과 초래되는 최종 소비자의 순 편익 감소 문제는 경제성 DR 거래 시장의 운영 방식에 대한 점진적인 개선을 통해 해소 방안 을 모색해야 한다.
1) NBTP 기준 적용 방식 개선
가능한 대안으로 경제성 DR 거래 시장의 운영 기준을 일부 개선하는 것이 있는데, 여기에는 앞서 언급한 NBTP 기준에 의한 경제성 DR 운 영 방식 개선 및 정산 방식 개선이 포함된다(장인의 공간, 2015).
즉, 경제성 DR 거래에 참여하는 수요 자원에게 도매 시장 가격을
100% 지급하는 현재의 보상 수준을 도매 시장 가격과 소매가격(또는
발전 단가)의 차이로 조정하는 방안에 대한 검토가 필요하다. 다만, 이 경우 현행 제도에 의해 정산을 받던 경제성 DR 소비자들의 수입 이 현저하게 감소할 우려가 있으므로, 단계적으로 시행하되 동시에
NBTP 이하의 SMP 시간대에도 경제성 DR 거래가 가능하도록 두 제
도를 종합적으로 검토하는 것이 필요하다.
다음으로 경제성 DR의 거래 때문에 본래 의도와는 달리 소비자의 순 편익이 감소할 수 있는 우려에 대해서는, 근본적으로 도매 시장 가 격의 결정 방식에 대한 개선이 필요하며, 이와 동시에 도매가격과 소 매요금이 적절히 연동되는 구조로 소매가격 특히, TOU 요금 제도를 손질하는 것이 필요하다.
우선, 도매 시장 가격 결정 방식 개선에 대해서는 경제성 DR 거래 에 의해 오히려 SMP가 인상되는 역전 현상을 해소할 수 있도록 SMP 결정 방식에 대한 개선이 필요하다. 현행 CBP 시장은 변동비 반영 발 전경쟁 시장으로 모든 발전기의 변동비(연료비용)를 각 발전기가 사용 하는 연료의 열량 단가와 발전기의 기술적 입출력 계수(효율)를 통해 2차 함수로 다음과 같이 모형화한다.
2) 발전기 변동비(연료비용) 개념 이해
열량 단가는 연료의 단위 열량에 대한 연료비용으로 해당 연료의 단위 질량당 연료 가격을 단위 질량당 소비 열량으로 나누어 계산한 다. 즉,
열량 단가[원/Gcal]
=단위질량당 연료가격[원/TON]÷단위질량당 소비열량[Gcal/kg]
이 열량 단가를 쉽게 이해하고자 하면 개념적으로 자동차에 비유해 서 리터당 개별 휘발유의 가격(원/리터)이라고 할 수 있다.
다음으로 발전기별 입출력 계수 즉, 효율은 발전량(Q)과 소비열량
(H)의 2차식으로 다음과 같이 표현되는데, 이는 자동차와 비유 시, 해
당 자동차의 연비(km/리터)라고 할 수 있다.
입출력계수(효율) H[Gcal/h] = [kW] [kW]
즉, 각 발전기가 Q의 발전량을 생산할 때 소비되는 열량 H 사이의 2차 관계식이라고 할 수 있다.
따라서 각 발전기의 변동비 즉, 연료비용은 열량 단가와 입출력 계 수를 곱하여 다음과 같이 산출한다.
발전기 연료비용 C[원/h] = 열량단가[원/Gcal] × 입출력계수[Gcal/h]
= [kW] [kW]
각 발전기의 연료비용은 발전기의 출력이 [kW]일 때 소요되는 시 간당 연료비용[원/h]이며, 이 수치는 자동차로 비유 시, 해당 자동차가 단위 거리[km] 주행에 드는 연료비용[원]이라고 할 수 있다.
3) 경제성 DR 거래에 의한 SMP 역전현상
2차 함수로 모형화 되는 발전기의 연료비용을 발전량으로 미분하면 1차 함수 형태로 각 발전기의 증분 비용이 다음과 같이 도출된다.
발전기 증분 비용[원/kWh] =
[원/kWh]그리고 현행 국내 CBP 시장에서는 발전기별 증분 비용을 기준으로 급전순위를 결정하고 주어진 시간대의 수요를 만족하는 한계 발전기 의 증분 비용을 해당 시간대의 계통한계가격 즉, 도매 시장 가격 SMP 로 정의한다.35)
그런데 발전기가 Q라는 발전량을 생산할 때 소요되는 실제 연료비 용은 비용함수 C에 의해 [원/h]이나, 전력 시장에서 정산 받는 금액은 증분비용 개념에 의한 계통한계가격을 기준으로 하므로,
× 이다.
따라서 발전량 Q를 생산한 발전기의 이익은 수입에서 비용을 차감 한 가 되는데, 이 값이 음수인 경우가 발생한다. 즉, 발전량 Q를 생산한 발전기에 수입 손실이
35) 실제 SMP는 기술적으로 다른 요소를 더 포함하고 있으나 개념적 접근을 위해 단순한 정의를 사용함