본 절에서는 발전연료비용과 이윤과의 상관관계 규명하기 위해 시장 가격 결정 및 정산체계를 중심으로 CBP시장의 운영개요를 간략히 살펴
본다.23) 현행 CBP시장 하에서는 일정규모(20MW) 이상의 모든 발전회사
23) 전력시장운영에 관한 전반적인 운영규칙이나 자세한 내용은 전력시장운영규칙, 또 는 김현제(2004) 참조
들이 발전된 전력을 의무적으로 풀시장에 판매하고, 송·배전·판매회사로 서 단일구매자의 역할을 하는 한전은 풀시장을 통하는 모든 전력을 구 매하도록 되어 있다.24)
각 발전회사는 시장운영자인 전력거래소가 시장가격 산정과 급전계획 을 수립할 수 있도록 각 발전기의 운전비용 및 기술적 특성자료를 전력 거래소에 사전에25) 제출하고, 1일전에는 거래시간별 발전기 공급가능용 량을 입찰한다.26) 전력거래소는 주어진 시간대별 수요를 충족시키기 위 해 비용정보 등 기 제출된 정보와 1일전 입찰된 용량정보에 입각하여 변동비가 낮은 순서대로 계통전체의 최적 급전계획(가격결정발전계획)을 수립하고, 시장수요를 충족시키기 위해 동원되는 발전설비 중 변동비가 가장 높은 한계설비의 변동비를 기준으로 계통한계가격을 결정하고 이 를 시스템 전체의 발전서비스 시장가격으로 적용한다.27)
한편 변동비를 기준으로 하는 SMP 수입만으로는 발전설비에 대한 투
24) 2003년 1월 이후부터 5만kW 이상의 대수용가에 대해서는 풀 시장에서 직접 전력
을 구매할 수 있도록 허용되어 있으나, 현재 이를 활용하는 수요자는 나타나지 않 고 있다.
25) 운전비용은 월단위로 매달 말일기준 9일전까지, 발전기의 입출력 특성계수 등의 기술적 특성자료는 매 분기 시작하기 1개월 전까지 제출하도록 되어 있다. 자세한 내용은 전력시장운영규칙 참조
26) 전력시장운영규칙 제3절(발전입찰과 전력수요예측)의 제2.3.2조(입찰서의 내용)에 따르면 입찰서에는 거래시간별 발전기 공급가능용량과 함께 기동소요시간(단위:분), 최대발전용량(MGCi), 최소발전용량(MGi), 증발률(RURi), 감발률(RDRi), 최소운전시 간(MURi), 최소정지시간(MDTi), 제약운전(열공급, 연료제약 등)에 따른 발전계획량 등의 기술적 특성 등을 기재하도록 되어 있다.
27) 단, 계통의 제약조건에 의해 투입된 발전기는 계통한계가격의 결정과정에서 제외 된다.
자비 회수가 불가능하므로 별도의 용량요금(Capacity Payment: CP)을 지불한다. 용량요금은 피크설비의 자본비용을 연금화한 비용배분 방법에 따라 전력거래소의 비용평가위원회에서 결정한다.
발전량의 정산과 관련, 입찰의 결과 거래일 하루 전 발전계획에 포함 되고 실제 발전을 수행한 공급자의 발전전력량은 풀시장(거래소) 구입가 격(PPP: Pool Purchasing Price)을 기준으로 정산한다.28) 하루 전 발전계 획에는 포함되었지만 송전제약과 같은 계통제약요인29)으로 인해 실제 가동을 하지 않은 발전소에 대해서는 가동을 하지 않음으로 해서 잃게 된 기대수입을 보전할 수 있는 수준인 (SMP-변동비) 및 용량요금을 기 준으로 발전전력량을 상정하여 정산받게 된다. 그리고 발전 가능한 용량 으로 입찰하였지만 변동비가 높아 주어진 수요하에서는 발전계획에 포 함되지 않은 발전전력량은 선언된 공급가능 용량에 대해서 용량요금을 기준으로 정산받는다.
하루전 발전계획에 포함되지는 않았지만, 계통제약요인에 의해 실제적 으로 가동을 한 발전량에 대해서는 SMP가 아닌 자신의 단위 변동비30) 를 기준으로 공급된 발전량에 대해 정산받고, 아울러 선언된 공급가능 용량에 대해서도 용량요금을 받는다. 이상의 정산방법을 요약하면 <표
28) 풀시장 구입가격은 거래시간별로 결정되며, 계통한계가격(SMP)과 용량요금(CP)을 합한 금액이다. 풀시장 수요자에게 전력을 판매하는 풀시장 판매가격(PSP: Pool Selling Price)은 계통제약조건을 고려치 않은 하루 전 발전계획과 실시간의 계통운 영의 차이로 발생하는 추가비용인 부가비용(uplift)을 풀시장 구입가격(PPP)에 합하 여 결정된다.
29) 기타 연료제약이나 열제약은 제외된다.
30) 일반적으로 SMP보다 높은 수준이다.
4-1>과 같다.
한편 현재 판매사업자인 한전이 지불하는 전력의 구입가격은 SMP로 통일된 것이 아니라, 전력량가격을 일반발전기와 기저발전기로 구분하여 정산하는 구분정산방식을 적용하고 있다. 구분정산방식이란 일반발전기 인 가스 및 유류 발전기에는 SMP를 적용하고, 기저발전기인 원자력 및 석탄 발전기에는 기저한계가격(Base Load Marginal Price: BLMP)을 적 용하여 정산하며, 용량요금 또한 일반발전기와 기저발전기를 구분하여 정산하고 있다.
<표 4-1> CBP시장의 발전전력량 정산기준
구 분 하루전 비제약 급전계획에 포함된 경우
하루전 비제약 급전계획에 포함되지 않은 경우 실제 발전시 SMP + CP 변동비 + CP 실제 미발전시 SMP - 변동비 + CP CP
2. 2-사업자, 2-발전기 모형
본 절에서는 현행 CBP시장 하에서 발전사업자의 연료비 절감의 인센 티브를 살펴보기 위해, 두 발전회사 A와 B가 각각 유류발전기와 가스발 전기를 보유하고 있는 ‘2-사업자, 2-발전기’의 모형을 설정하고, 연료비의 변화가 사업자들의 이윤에 주는 영향을 분석한다.
먼저 모형에 사용된 기호를 살펴보면, 발전연료로써 o는 유류(중유),
g는 가스를 나타내고, Kif 는 발전회사 i ( i= A, B)의 연료-f ( f= o, g) 발전기의 용량, Cif 는 발전회사 i의 연료 f의 단가를 표시한다.
분석의 명료화와 단순화를 위해 다음과 같이 가정한다. (i)발전회사 A
와 B가 보유한 중유발전기들의 용량과 효율은 동일하다.31) 즉, 발전기
운전에 따른 변동비의 차이는 연료단가의 차이에서만 발생한다는 가정 이다. 마찬가지로 (ii)발전회사 A와 B의 가스발전기의 용량과 효율도 동 일하며, (iii)두 발전회사의 중유구입단가도 동일하다고 가정한다. 즉,
( i ) KoA = KoB = Ko ( ⅱ) KgA = KgB = Kg ( ⅲ) ＣAo =ＣBo =Ｃo
추가적으로 발전회사들은 자신들이 보유한 전체 발전용량을 공급가능 용량으로 입찰한다고 가정한다.32) 앞서 설명하였듯이 CBP시장 하에서
31) 중유발전기의 용량이 서로 차이가 나는 경우에도 본 분석의 결론은 유효한 것으로 나타나며, 가스발전기 용량의 차이가 있는 경우는 [케이스 2]에서 다루고 있다. 또 한 발전기 효율의 차이는 연료비용의 차이에 반영된 것으로 재해석이 가능하므로 이 가정은 크게 제약적이지 않은 것으로 판단된다.
32) 발전회사들은 발전기의 유지·보수정비 등을 위해 정지 및 휴전을 할 수 있으며, 따 라서 공급가능 용량으로 입찰되는 용량규모는 보유하고 있는 전체 발전용량보다 작 을 수 있다. 전력시장운영규칙에 따르면 발전사업자는 향후 24개월간의 발전기 정 지 및 휴전 계획을 수립하여 전력거래소에 제출하도록 되어 있으며, 계통의 안정운 영 확보가 어려울 경우 전력거래소에서 발전기 정지 및 휴전 계획을 조정할 수 있 다. 하지만 발전회사들은 입찰한 모든 발전용량에 대해 용량요금(CP)을 보상받아 고정비를 회수하기 때문에 보유한 발전용량을 모두 입찰할 인센티브가 존재한다.
발전회사들은 공급가능한 발전용량을 입찰하고, 시장운영자(전력거래소) 는 전력수요예측을 토대로 미리 제출된 비용자료에 근거하여 한계변동 비용(연료비용)이 낮은 순서부터 입찰된 용량을 발전계획에 산입하여 급 전지시를 내리게 된다. 이 때, 만약 두 발전회사의 연료단가가 동일하면 급전지시는 균등하게 배분하는 것으로 가정한다. 또한 가스와 중유 도입 단가는 서로 독립적으로 결정되는 것으로 가정한다.33) 그리고 편의상 중 유 구입단가가 가스 구입단가를 상회하지 않는다고 가정한다. 즉, Coi ≤ Cgi , ( i = A, B ).
가. [케이스 1] CgA= CgB= Cg
이 케이스는 발전회사 A와 B의 가스 구매단가를 포함하여 가스 및 유류 발전용량과 중유구입단가가 모두 동일한 경우이다. 이 경우 CBP
또한 본 모형에서 이러한 가능성을 허용하여 분석하여도 같은 결론이 유도된다. 다 만, 발전회사들이 전략적으로 발전용량을 퇴장(strategic idling 또는 capacity
hoarding)시킬 인센티브가 있을 수 있으나, 이는 본 분석에서 살펴보려는 목적과 다
르므로 여기에서는 다루지 않는다. 한편 김남일(2001, 2003)은 발전회사들이 이윤극 대화를 위해 보유하고 있는 발전기를 전략적으로 퇴장시키는, 즉 공급가능한 발전 용량보다 적게 입찰하는 행태를 보일 인센티브에 대해 분석하고 있다.
33) 가스공사의 LNG 도입가격이 유가에 연동되어 있는 상황을 감안하면 중유가격과 가스가격이 서로 독립적이라는 가정은 현실과 차이를 보일 수 있다. 그러나 중유가 격의 변화는 가스도입계약의 가격공식에 따라 가스가격에 영향을 미치는 반면, 가 스가격은 중유가격에 직접적인 영향을 주지 않는다. 따라서 본 분석의 주안점이 가 스가격의 변화에 따른 이윤의 변화를 살펴보는 것임을 고려하면, 중유가격과 가스 가격이 서로 독립적이라는 가정이 타당성을 가진다. 한편 가스가격이 중유가격에 대해 비례적인 관계로 결정되는 것으로 설정할 수 있으며, 이 경우 분석의 주요 결 과에는 큰 차이가 없을 것으로 판단된다.