가 있음에도, 투자보수율 역전현상이 계속되면 오히려 발전설비를 과소 투자하는 역 A-J효과(Reverse Averch-Johnson Effect)가 나타날 수 있다. 미국에서는 1970년대 후반이래 허용투자보수율과 시장수익률의 역전현상으로 전력설비의 적정한 증가와 시설보수가 이루어지지 못한 사례가 있었으며, 우리나라도 2011년 9월 15일 발생한 대규모 정전사태의 원인 중 하나로 생산원가 이하의 전기요금으로 적기에 발전설비 가 건설되지 못한 것이 지적되기도 하였다.
로 정의되고 제3항 “전력거래의 정산은 전력거래가격을 기초로 하며, 구체적인 정산 방법은 제43조에 따른 전력시장운영규칙에 따른다”로 세부적인 정산방법은 전력시 장운영규칙으로 포괄적 위임이 되어 있다. 최초 전기사업법 개정시는 제33조1항(전 력거래의 거래가격)만 명시되었다가 2011년 제33조(전력거래의 가격 및 정산)로 변 경하면서 제3항 정산가격에 대해 거래가격이 아닌 시장운영규칙으로 위임하면서 명 확하게 개정하였다. 즉, 전력의 거래가격은 가격결정원칙에 따라 생성하되, 정산은 가격결정과 다르게 정산할 수 있다는 근거를 마련하였다. 그러나 전기사업법에서 시 장운영규칙으로 포괄위임을 하였으나, 시장운영규칙에는 수익 조정원칙과 산정기준 이 미비한 채로, 세부 산정기준을 비용평가위원회로 일임하였다. 비용평가위원회는 시장운영규칙에 의거 만들어진 위원회이긴 하나, 위원회에서 만들어진 세부 산정기 준 등이 전기사업관련 최고 심의·의결 기구인 전기위원회의 승인도 없이 곧바로 규제 기관의 승인으로 결정되는 문제는 법적 보완이 필요하다. 수익규제의 원칙을 전기사 업법에 담고, 시장운영규칙에 세부 산정기준 등을 명시함으로써, 정산조정계수의 법 적 요건을 갖추는 것이 합리적일 것이다.
둘째, 동일 발전원에 대한 규제기관의 수익규제 방식에 차별이 있어서는 안 된다.
즉, 민간이 소유한 석탄발전기에 대해서는 총괄원가 방식의 보상을 취하면서 공기업 인 발전자회사는 한국전력의 투자수익률에 연동하고 있어 민간 소유 수익규제 방식 과는 다른 방식으로 수익 규제를 하는 것은 적절하지 않다. 규제기관은 제5차 전력수 급기본계획에 민간석탄발전기 건설계획이 반영됨에 따라 비용평가세부운영규정을 통해 공기업인 발전자회사와는 다른 수익규제방식을 도입하였는데, 이때부터 동일 발전원임에도 수익규제를 다르게 시행한 시점이었다. 그러나 이후 문제점을 인식한 규제기관은 2014년 저원가 발전원에 대해 소유 여부를 차별하지 않고 동일한 수익규 제 방식을 적용하고자 정부승인차액계약 운영을 위한 제반 법, 시행령 및 고시 등을 개정하면서 총괄원가 수준의 비용보상 원칙을 명시하였다. 사전에 규제기관이 지정·
고시하는 저원가 발전기가 해당되었다. 이에 맞춰 전기요금 산정기준도 변경하였는 데, 이전 산정기준은 한국전력이 발전자회사에 지불하는 정산금이 구입비용으로 반 영되는 것이 아닌 방식이었지만, 새로운 기준은 도매시장에서 발전자회사에 지급하
는 구입비용을 전기요금 산정시 한국전력의 비용으로 직접 반영하는 것이다. 이러한 제도가 도입되었더라면 동일한 발전원임에도 수익규제 방식의 차별이 없어졌겠지 만, 결국 규제기관은 전기사업법을 개정하고서도 실제 시행하지 못하는 상황을 만들 게 되었다. 법 개정 후 원자력발전을 포함한 발전자회사 및 민간석탄보유발전사(건설
중)와 2년여에 걸친 많은 토론과 협의를 진행하였음에도 결국 발전자회사는 이전 방
식 그대로 수익규제를, 민간석탄은 총괄원가 방식의 정산조정계수제도를 적용하게 되 었다. 시기적으로 미세먼지의 심각성에 대한 인식과 함께 석탄발전소에 대해 안정적 으로 수익을 보전해주는 차액계약 방식에 대한 많은 논란이 발생하자 규제기관은 전 기사업법에 명시된 규정이 있음에도 정부승인차액계약 대상인 저원가 발전기를 지정· 고시 하지 않고 결국 비용평가세부운영규정을 보완하여 발전자회사와는 다른 민간석 탄발전기에만 적용되는 별도 방식의 수익규제를 2017년부터 시행하게 되었다.
마지막으로, 규제기관은 발전자회사에 대한 수익조정 원칙을 명확히 하고 도매전 력시장과 소매부문이 직접적으로 연계되도록 해야 한다. 위에 언급한 것처럼 발전자 회사의 수익규제를 전기요금과 연동하지 않은 채 발전자회사와 한국전력 모두에게 부담을 지우는 형태의 수익규제는 도저히 감내할 수 없는 지경에 이르렀다. 2020년은 코로나19 확산으로 인해 유례없는 저유가 지속, 전년 대비 전력수요의 급격한 감소 등으로 시장가격이 매우 낮았는데도 불구하고 발전자회사는 오히려 적자를 면치 못 하는 상황에 노출되고 있다. 최근 천연가스 도입이 자유화되면서, 한국가스공사를 거 치지 않고 해외에서 직접 천연가스를 도입하고 있는 발전기는 석탄발전기와 연료가 격에서 경쟁하는 수준까지 도달하였다. 심지어 천연가스 직도입 민간발전사가 발전 공기업보다 오히려 수익을 많이 얻는 상황이 벌어지고 있다. 물론 천연가스 직도입 발 전기에 대해 수익규제가 필요하다고 말하는 것은 아니다. 전력시장에서 공정한 경쟁 을 통해서 얻는 수익까지를 규제하는 것이 아닌, 구조적으로 저원가 발전기에 대한 규 제가 필요하다면 비용과 합리적인 수익이 보장될 수 있도록 규제 원칙을 세우고, 이를 구현할 수 있는 전기요금 연계 및 전력시장 제도를 조속히 개선할 필요가 있다. 2018 년 발전공기업의 노후 석탄발전기 봄철 가동중지, 2019년 미세먼지 계절관리제 시행 에 따른 석탄발전기 출력감발 혹은 가동중지 등이 시행되고 있음에도 사전에 발전사
에 대한 비용 보전 원칙도 없었다. 결국 수익규제와 이와 연관된 전기요금의 규제원칙 을 명확하게 하지 않고 발전사와 한국전력에게만 부담을 가중시키고 있는 것이다.
Ⅴ. 결 론
국내 전력시장은 계약시장이 존재하지 않아 발전 및 판매측 모두 시장가격 변동성 에 직접 노출되는 구조다. 발전 연료원간 변동비의 편차가 크고 전력수요 대비 저원가 발전기가 부족함에 따라 전력시장에서의 발전부문 수익 규제를 통해 전기소비자의 이익을 보호할 수밖에 없는 상황이다. 국내에서는 2007년까지 시장가격을 통한 표준 원가 방식의 수익 규제를 시행했었고 2008년 이후에는 한국전력과 발전자회사간 재 무균형 유지목적의 변형된 총괄원가 방식으로 시행하고 있다. 2002년부터 2018년까 지 수익규제 결과를 분석해 보면 전체 기간 동안 산정한 적정 투자보수율은 6.29% 수 준이나 실적은 4.44%로 적정과의 차이가 1.84%p로 분석되었다. 특히, 정산조정계수 제도를 운영한 2단계 기간은 적정과의 차이가 2.16%p 발생되어 1단계 표준원가 규제 방식보다 2단계 기간의 정산조정계수 규제 방식이 발전자회사의 수익을 추가적으로 제한하고 있는 것으로 분석된다. 현재 운영중인 정산조정계수를 활용한 수익규제 방 식은 과도한 수익을 규제하는 목적에도 불구하고 발전자회사의 원가 수준을 고려하 지 않고 한국전력과 발전회사간 투자보수율 차이를 목표로 하는 것은 발전회사의 수 익 변동성을 크게 하고 비용절감 등 경영노력을 약화시키는 요인으로 작용될 수 있다. 미세먼지 저감 및 온실가스 감축 등 발전자회사의 석탄발전기 운영 및 수익에 절대적 영향을 미치는 정부 정책을 추진함에 있어 현재의 정산조정계수 방식을 그대로 적용 하는 것은 더욱 많은 문제점을 유발할 것이다. 이를 해결하기 위해 발전자회사의 수익 규제시 원가 수준의 보상원칙이 명확해야 하며. 이를 전력시장에서 구현할 수 있어야
만 한다. 민간 석탄발전기 보유회사와 발전공기업간 수익규제 보상원칙이 다름에 따
른 논란이 더 이상 발생하지 않도록 해야 한다. 또한, 발전공기업을 대상으로 자발적
석탄총량제 시행과 전체 석탄발전기를 대상으로 한 석탄발전 상한제 운영을 위한 준 비가 진행되고 있는데, 수익 규제를 지속할지 여부 등을 사전에 면밀하게 검토할 필요 성이 있다. 특히, 현 정산조정계수 문제점은 에너지전환정책 시행과 함께 재생에너지 확대, 온실가스 감축을 위한 석탄발전 총량 제약, 발전용 LNG 시장의 직도입 확대 또 는 개별요금제 시행 및 향후LNG 발전사의 수익 저하 등의 이슈가 맞물려 전력시장 전체의 비효율성을 키울 수 있는 바 보다 심도있게 논의할 필요가 있다.
접수일(2021년 4월 27일), 수정일(2021년 5월 20일), 게재확정일(2021년 5월 21일)
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