2.1 전력수급 및 전원믹스 변화에 따른 환경변화

2017년 12월 발표된 제8차 전력수급계획의 향후 전원믹스는 석탄과 원자력발전의 용량 비중이 감소하고, LNG 발전과 신재생에너지의 비중이 증가할 것으로 전망되었다 ⁽⁹⁾. 표 1은 제8차 전력수급기본계획의 연도별 전원구성(정격기준) 전망을 용량과 비중으로 구분한 표이다. 용량으로 살펴보면 원자력발전이 2030년경에는 20GW로서 2020년대비 약 6GW 감소하고, 석탄발전은 40GW로 2020년보다 오히려 3GW 증가한다. LNG 발전은 47.5GW로서 2020년보다 5GW 이상 증가할 전망이다. 반면, 신재생발전은 그 증가 속도가 매우 빨라서 2030년에는 용량 기준으로 2020년보다 40GW의 설비가 늘어난 58GW가 될 전망이다. 표 2는 발전량 비중 전망을 연료별로 정리한 것으로, 2030년에 원자력과 석탄의 발전량 비중은 감소하지만, LNG 발전은 18.8%, 신재생에너지 발전은 20%로 각각 증가하는 것으로 전망되었다. 특히 변동성이 높은 태양광(6.7%)과 풍력(6.8%)의 비중은 13.5%에 달할 전망이다.

2.2 기후대응에 따른 환경 변화

글로벌 기후변화 이슈에 따른 온실가스와 미세먼지 문제가 국내 정치, 사회적 문제로까지 귀결되고 있다. 특히, 2013년 세계보건기구(World Health Organization, WHO)는 미세먼지를 1급 발암물질로 지정했고, 최근 5년간 국내에서는 전국 미세먼지 주의보 또는 경보가 연 200회 이상 발령되었다 ⁽¹⁰⁾. 또한, 2017년 정부의 미세먼지 관리 종합대책에 따르면 발전소가 전체 미세먼지 배출량의 약 15%를 차지하며, 이 중 기저발전으로 분류되는 석탄화력발전소를 주요 배출원으로 지목하였다 ⁽¹¹⁾. 이에 따라 정부는 미세먼지 저감 대책의 일환으로 석탄화력발전을 중심으로 한 규제 정책을 시행해오고 있다. 2020년 4월 기준으로 시행되고 있는 석탄화력발전 규제의 주요 내용은 다음과 같다. 첫째, 30년 이상 노후 석탄발전소 10기를 2022년까지 조기에 폐지하며, 둘째, 석탄발전소 6기를 LNG 발전소로 전환하고, 셋째, 봄, 겨울 등 미세먼지 발생 기간에 석탄발전소가 용량의 80%로 상한 제약 발전을 실시하고 노후 석탄발전소는 가동을 중지한다 ^(12-13).

제3차 에너지기본계획 및 제8차 전력수급기본계획에서 정부는 배출권 거래비용을 시장에 반영하여 ‘경제급전과 환경급전의 조화’를 실현하겠다고 선언했다. 정부는 또한 이러한 경제급전과 환경급전의 조화 원칙을 2017년 전기사업법 개정 시에 법률로 명문화했다 ⁽¹⁴⁾. 정부는 발전 분야에서 온실가스 배출이 많은 석탄발전을 규제하는 한편 온실가스 배출이 상대적으로 적은 발전원을 신재생에너지와 함께 우대하려는 정책을 펴고 있다. 이의 일환으로 2019년 4월부터 적용된 발전용 LNG에 대한 개별소비세 인하로 LNG 발전은 석탄발전과의 급전 순위 격차가 다소 줄어들었다 ⁽¹⁵⁾.

발전원별 배출권 할당량의 배분 문제도 주요 이슈 중 하나이다. 전력 한 단위의 생산에 필요한 이산화탄소 배출을 살펴보면, 석탄발전의 이산화탄소 배출계수는 0.89인데 반해 LNG 발전의 배출계수는 0.38에 불과하다 ⁽¹⁶⁾. 즉, 같은 단위의 전력을 생산하는 데 석탄발전은 LNG 발전에 비해 약 2.5배 많은 이산화탄소를 배출하고 있다. 반면, 한국의 배출권 할당제도는 전년도 배출한 이산화탄소량에 비례해서 배출권을 할당하고 있기 때문에 ⁽¹⁷⁾, 기존에 배출량이 많았던 석탄발전이 더 많은 배출권을 할당받게 되었고, 이에 따라 같은 전력량을 생산해도 석탄발전은 LNG 발전에 비해 많은 배출권을 할당받고 있다. 특히 배출권은 배출권 시장에서 거래될 수 있는 경제적 가치를 가지고 있다는 점에서, 온실가스 배출이 더 많은 석탄발전이 오히려 상대적으로 많은 혜택을 받고 있다고 할 수 있다.

2.3 송전 제약에 따른 환경 변화

원자력발전과 석탄발전은 기술의 특성상 대량의 냉각수가 필요해 주로 해안가에 입지하며, 국내의 경우 충남, 전남의 서해안과 강원도, 경북, 경남의 동해안권에 대량으로 입지해 있다. 반면, 인구의 50%가 밀집되어 있고, 반도체 산업 등 에너지 다소비 시설이 많이 존재하는 수도권이 주요 전력수요처여서 원격에서 생산된 전력을 수도권으로 송전해야 하고, 대규모 송전선 건설이 필요로 한다. 그러나 송전선 부족 문제로 건설된 기저발전기가 가동을 못하는 사례가 발생하고 있다 ⁽¹⁸⁾. 태안과 당진에는 국내 최대의 석탄화력발전단지가 위치해 있고, 여기서 송출되는 대규모의 발전량이 765kV 송전선로를 통해 수도권으로 융통되고 있다. 하지만 765kV 송전선로 고장시에 발전량을 우회하여 전송할 송전선로가 부족하여 평상시 최대 2.5GW 수준으로 출력을 사전에 제한하여 운전하고 있으며, 고장시에는 최대 4GW의 발전력을 차단하고 있다. 동해안과 수도권을 잇는 강원도의 송전선로도 주민들과의 갈등 문제로 착공이 늦어지고 있다. 특히 2021년과 2022년 순차완공 예정이었던 초고압직류송전(high-voltage direct current, HVDC) 선로의 준공이 2025년으로 연기됐다. 2020년 10월 신한울 1호기(1,400MW)와 2021년 8월 신한울 2호기가 상업운전을 시작하면 신재생에너지를 제외하고 강원도 송전선로에 연결되는 기저발전기 용량만 12GW에 육박한다. 문제는 강원도 전력수요는 2～3GW 수준인 바, 10GW는 전부 수도권으로 송전해야 하는데, 2019년 현재 이미 송전선로 용량은 부족하여 삼척그린파워 2기 중 1기는 정상 운영되지 못하고 있다.

송전선 부족 문제를 해결하기 위한 대안으로 LNG 발전 등의 분산형 에너지 활성화의 필요성이 대두되고 있다. 이창호 (2017)에 따르면 분산형 에너지로 인한 편익은 송전망, 배전망 건설이 각각 약 8.5～15.0원/kWh과 9.8～17.4원/kWh이고, 전력 손실 저감액은 5.7～7.3원/kWh, 송전혼잡 회피 이익은 5.6원/kWh로 분석되었다 ⁽¹⁹⁾.

2.4 LNG 발전소의 수익성

이상에서 살펴본 전력시장의 주요 환경 변화를 고려할 때 향후 LNG 발전의 역할이 점점 중요해지고 있음을 알 수 있다. 그러나 제도적 문제로 인해 LNG 발전의 재무적 어려움이 심화되고 있는데, 본 절에서는 LNG 발전 및 발전소가 직면한 여러 한계점에 대해 고찰하고자 한다.

국내 LNG 발전의 비중은 최근 10년간 꾸준히 20%를 상회하고 있으나, 수익성은 매우 저조한 추세에 있다 ^(20-21). LNG 발전사가 직면하고 있는 수익성 악화는 CBP 하에서의 제도적 문제가 주 원인 중 하나로 작용하고 있다. 국내 전력시장은 각 발전기가 연료비를 입찰하여 발전비용이 낮은 순으로 발전하는 CBP 시장으로 운영되고 있다. 석탄발전은 LNG 복합발전과 LNG 가스터빈이 발전하는 시간 동안 변동비 차익을 얻고, LNG 복합발전은 LNG 가스터빈이 발전하는 시간 동안 변동비 차익을 얻게 되어 있다 ⁽²²⁾. 한편 입찰가격이 가장 높은 LNG 가스터빈의 경우에는 변동비 차익을 얻을 가능성이 없으므로 변동비 차익 없이 CP만 30년간 모으면 투자비와 적정투자보수를 회수할 수 있도록 가스터빈발전기를 기준으로 CP가 설계되었다. 그러나, 국내에는 현재 LNG 가스터빈발전기가 없기 때문에 LNG 복합발전기가 변동비 차익을 얻을 수 있는 구간이 존재하지 않고, 따라서 LNG 복합발전기는 투자비를 회수할 방법이 전혀 없게 되는 것이다. 2013년경까지는 연료비가 높은 유류발전기와 노후된 비효율 발전기가 다수 있었고 예비율도 낮았기 때문에, 이들이 가격을 결정하는 시간대에 LNG 복합발전기들은 변동비 차익을 얻을 수 있었다. 표 3을 통해 알 수 있듯이, 2010년에는 유류발전이 가격을 결정하는 시간대가 총 발전시간 중 13%를 차지함으로써 LNG 발전이 유류발전 시간대에 이윤을 획득할 가능성이 높았고 실제 이익률도 높았다. 그러나 2014년에는 LNG 복합발전기가 95%의 시간을 가격결정하고 유류 가격결정 비중이 2.6%로 급격하게 낮아졌다. 2013년 당시에는 이들 민간 LNG 발전기들의 초과 수익이 오히려 사회적 문제가 되기도 했으나, 2014년 이후에는 LNG 발전기들이 변동비 차익을 확보할 수 있는 시간대가 급격히 줄어들었고, 이는 LNG 발전의 수익성 악화로 이어지고 있다.

또한, 발전기의 열화와 정산 문제도 LNG 발전 수익성 악화의 원인으로 작용하고 있다 ⁽²³⁾. 전력거래소는 발전기가 실제 발전한 전력량 등에 대한 정산금을 종류별로 산정하여 발전사에 지급하나, 이러한 정산금은 상업운전 직전 또는 A급 정비 등 특정 시점에 실시하는 발전비용 평가를 위해 결정된 발전기의 발전비용을 기준으로 산정된다. 그런데, 발전 설비는 운전 시간이 늘어남에 따라 설비가 열화되어 효율이 떨어지게 되지만, 발전정산금은 특정 시점에서 측정한 발전설비 효율값을 기준으로 몇 년간 동일하게 지급하기 때문에 발전소는 실제로 열화된 설비의 비용을 제대로 보상받을 수 없는 것이다. 그림 1은 국내에서 현재 상업운전 중인 실제 LNG 열병합발전기의 발전비용평가 대비 효율 차이를 그래프로 나타낸 것이다. 붉은색의 비용평가 곡선보다 푸른색의 실제운전 곡선이 위쪽에 분포하며, 이는 전력량(MWh) 생산에 필요한 연료량(Gcal)이 비용평가 당시보다 실제로는 더욱 많이 소모된다는 것을 의미한다. 즉, 정산금보다 더 많은 연료비가 소모되기 때문에 이 발전기는 발전(發電)할수록 손실을 보게 되는 것이다. 수도권 인근에 위치하며 첨두부하 역할을 수행하는 LNG 발전기들은 위와 같은 원인들로 인해 가동할수록 손실이 커짐에도 불구하고, 전력거래소의 요청에 따라 송전 계통 안정을 위해 계통제약발전을 수행하고 있다 ⁽²⁴⁾.

3.1 용량요금 현실화

우리나라 전력시장은 입찰 참여 발전기에 발전한 시간대의 입찰용량에 맞게 정해진 CP를 보상한다. CP는 전력시장에서 발전설비 투자를 촉진하는 제도로 도입되었는데, 변동비 차익이 거의 발생하지 않는 계통한계 발전기는 CP가 건설비용 및 고정운전비용을 회수할 수 있는 유일한 제도이다.

미국 PJM은 신뢰도가격모델(reliability pricing model, RPM)이라 불리는 용량시장 제도를 운영하고 있으며, RPM 제도에서 용량가격 결정은 가변용량곡선(variable resource requirement, VRR)이라는 우하향 수요곡선을 이용한다. VRR 곡선은 설비예비율 기준으로 3개 포인트의 공급수준별로 수요가격을 결정하고 이들 포인트를 연결하여 만들어진다. VRR 수요곡선에서 용량자원의 공급량에 대응하는 수요측 가격(용량가격)은 신규설비의 순진입비용(Net-CONE)에 기초하여 결정된다 ⁽²⁵⁾. 즉 전력 수요 및 신규 설비의 순진입비용에 따라 용량가격이 변동하는 구조를 가지고 있다고 할 수 있다. 반면 우리나라는 전력 수요와 관계없이 고정비가 가장 싼 가스터빈의 고정비를 바탕으로 산정한 기준 CP 기반의 단일 요금 체계로 설계되어 있다. 또한, 발전기 고정비가 계속 상승했음에도 불구하고 기준용량가격은 2001년 시장 출범 시에 정한 값에서 2016년 단 한차례만 인상되었다. 따라서 이러한 기준 CP 수준에서는 설계 개념상 고정비를 100% 회수할 수 있도록 한 가스터빈의 경우에도 고정비 회수가 불가능하며, LNG 복합의 경우에도 CP를 통해 회수할 수 있는 고정비는 약 50% 정도이다.

CP는 다수의 연구에서 그 현실화 필요성이 지적되고 있다. 기존 연구에 따르면, LNG 복합발전기의 적정 기준 CP는 15.26원/kWh, 가스터빈발전기의 적정 CP는 11.68원/kWh로 산정되고 있어 2020년 기준 CP 대비 50% 이상 상승이 필요하다 ⁽⁶⁾. 하지만 기획재정부에 따르면, 사실상 독점적 전력구매자인 한전의 부채비율이 2023년에 154%에 도달하며, 부채도 74조원으로 2019년 대비 19조원이 증가할 것으로 예상되는 바 ⁽²⁶⁾, CP의 대폭적인 인상은 그 실현 가능성이 낮다고 할 수 있다.

이러한 상황에서 CP를 인상할 수 없다고 한다면, CP로부터 회수하지 못한 발전기의 고정비는 전력 현물시장에서 변동비 차익을 통해 확보할 수 있도록 해야 한다 ⁽⁶⁾. 즉, 우리나라에서는 CP가 발전기의 투자비를 회수할 수 없는 낮은 수준으로 고정되어 있으므로, 각 발전기는 변동비 차익을 통해 부족한 투자비를 회수해야 한다. 그런데 계통한계 발전기는 변동비 차익을 얻을 수 있는 길이 사실상 봉쇄되어 있으므로 에너지 현물시장, 즉 CBP 제도의 개선을 통해서만 LNG 발전의 수익을 확보할 수 있다는 딜레마(dilemma)에 처해 있다.

3.2 변동비 차익 보장

LNG 발전회사들이 건설투자비 및 적정투자보수를 회수할 수 있는 방안 중 하나로 변동비 차익을 고려할 수 있다. 변동비 차익이란 SMP와 해당 발전기 변동비와의 차이를 의미한다. 아래 그림 2와 같이, 시장가격(P)이 높은 상황(그림 2-(a))에서는 발전기 G1과 발전기 G2 모두 변동비 차익이 발생하나, 시장가격이 낮아진 상황(그림 2-(b))에서는 발전기 G1만 변동비 차익이 발생하며 그 크기 역시 그림 2-(a)에 비해 작다. 그림 2-(b)에서 G2 발전기는 변동비 차익이 전혀 없는데, 국내 LNG 복합발전기가 이와 같은 상황에 직면해 있다고 할 수 있다.

발전회사들이 CP에 의해 고정비를 회수하지 못하더라도, SMP가 해당 발전기의 변동비보다 높다면 CP에 의해 회수하지 못한 고정비를 변동비 차익을 통해 일정 정도 회수할 수 있다. 지난 2013년까지 국내 전력시장에서는 기존의 노후화 및 고비용 발전기들이 SMP를 높이는 역할을 해왔고, 발전회사들은 고정비를 초과하는 이윤 획득이 가능하였다. 그러나, 2014년 이후 SMP의 하락세가 뚜렷해지면서 LNG 발전소들이 변동비 차익을 통한 투자비 회수가 쉽지 않은 상황에 직면하게 되었다. LNG 복합발전기의 변동비 차익을 확보하기 위해 새로운 가스터빈발전기의 대량 건설도 쉽지 않은 상황이기 때문에, PBP의 도입을 통해 LNG 발전의 수익을 개선하는 방안을 고려할 필요가 있다.

3.3 PBP 도입

CBP 제도는 발전기의 한계비용이 수요곡선과 일치하는 가격을 찾아 이를 모든 발전기에 동일하게 적용하는 제도인데, 전력시장에서는 기동비용, 무부하비용 등 고정비성 변동비가 있어 일반재화와 같은 한계비용곡선의 특징이 잘 나타나지 않는다 [27. 따라서 Pool 제도에서는 한계비용으로 균형가격을 찾더라도 발전사업자 중 손실을 보는 선의의 피해자가 나타나게 되고 이를 보상하기 위해 별도보상금(side payment)을 지불하게 된다. 국내 CBP 시장의 경우 변동비에는 오직 연료비만 포함되어 있고, 용수비, 운영관리비, 지역자원시설세 등은 변동비에 포함되어 있지 않으며, 앞에서 살펴본 설비 열화(degradation)에 따른 효율 저하 역시 변동비에 제대로 반영되지 못하고 있다. 이러한 비용의 차이 분은 side payment로 보상하여 손실을 상쇄해야 하나, 국내의 side payment 제도는 아직 완비되어있지 않아 가격결정 발전기들은 가격결정발전계획(price-setting scheduled energy, PSE)에 포함돼 있음에도 불구하고 손해가 발생하고 있다 ^(28,29). 이런 상황이 지속되면 가격결정 발전기들의 적자가 누적될 것이고 계통에 기여하는 발전기가 손실을 보는 상황이 지속되어 발전사업자들이 추가적인 투자를 기피하게 될 것이며, 이는 결국 시장경쟁을 통한 자원 배분의 효율성을 달성하고자 추진한 당초의 전력시장 제도의 취지를 살릴 수 없게 될 것이다.

PBP는 시장과 같은 기능을 하는 전력 Pool을 생성하고, 그 Pool 안에서 발전사업자가 자유롭게 입찰가격을 제시하는 경쟁입찰에 따라 입찰 최저가를 우선으로 전력공급순위를 정하는 제도를 일컫는다 ⁽³⁰⁾. 2001년 전력산업구조개편에 따르면 양방향 입찰 (two-way bidding pool, TWBP) 시장 개설 전에 도입될 예정이었으나, 2004년 이후 중단된 상태이다 ⁽³¹⁾. PBP 시장에서는 CBP 시장보다 피크 가격이 높게 형성되어서 발전사업자가 크게 이익을 보는 횡재가격(wind fall)이 형성될 수 있다는 비판도 있지만 ⁽³²⁾, 이러한 점은 관점을 달리 보면 장기적으로 발전사업자들의 신규설비 진입을 촉진하여 시장균형을 찾게 하는 인센티브로 작용할 수 있다. PBP 제도는 이미 미국, 영국, 일본, 프랑스, 독일 등 대부분의 선진국에서 채택하고 있으며, 전 세계적으로 CBP 제도를 채택하고 있는 국가는 남미의 일부 국가들과 한국에 불과한 상황이다 ⁽³³⁾. PBP 시장에서는 피크수요 시간대에 비효율 발전기들이 높은 가격으로 입찰함으로써 Outlier 가격이 발생할 수 있으나, 도매시장의 가격 변동을 소매시장 소비자들에게 실시간으로 전달하게 되면 자연스럽게 수요자 반응을 유도하여 수급균형을 찾을 수 있다. 하지만 판매시장에서 독점기업이 존재하고 있는 한국의 현 상황에서는 전면적인 PBP 제도의 도입이 어렵다는 의견도 있으며, 과도기적으로 전면적 PBP 제도 실시 이전에 제한적 가격입찰제도(restrictive price bidding pool, RPBP)를 도입하자는 주장도 꾸준히 제기되고 있다 ⁽³⁴⁾.

3.4 RPBP 제도의 적용

RPBP 제도는 모든 발전기들이 운전유지비를 포함하는 변동비를 기반으로 가격입찰하여 시장에 참여하되, 입찰가격의 상한값을 정책적으로 결정하여 지나친 가격 변동성을 방지할 수 있도록 제한하는 전력거래 제도이다 ⁽³⁴⁾. 국외에서는 아르헨티나가 1992년부터 2002년까지 시행된 예가 있다. 국내 CBP 제도와 아르헨티나의 RPBP 제도를 비교하면, 국내의 경우 변동비를 오직 연료비로만 제한하는 데 반해 아르헨티나는 연료비 외에 가변 운영관리비용과 소내소비도 포함하고 있다. 또한, 아르헨티나는 월별로 상이한 가격구조로 입찰하는 것이 가능하나 기본적으로 6개월 단위 입찰인 반면, 국내는 하루 전 시장으로서 시간 단위로 입찰을 하고 있다는 점이 다르다.

본 연구에서는 현재의 CP 제도와 CBP 시장의 구조를 크게 훼손하지 않는 범위 내에서 RPBP 제도를 도입하는 것을 제안한다. 예컨대, 각 발전기가 입찰을 할 때 기존의 변동비에 약간의 마진을 더해 가격상한선 이하로 입찰할 수 있도록 허용하는 것이다. 추가적으로 가격하한선도 자기변동비로 제한/설정함으로써 전략적으로 변동비 이하의 가격으로 입찰하는 시장 조작행위를 막을 필요도 있다. 이 경우 SMP 결정가격은 더해진 마진만큼 인상될 가능성이 있으나, 이러한 수익이 사업자의 초과이윤이 될 경우 새로운 사업자가 빠르게 진입하는 유인이 되어 궁극적으로는 한계수익이 균형점으로 회귀될 수 있다.

제도 도입 시 LNG 복합발전 등 한계발전기들의 수익성 문제를 해소하고 제도 도입의 편의를 더 높이기 위해 한전의 부담을 최소화할 필요가 있다. 현재도 석탄발전 등 기저발전에 정산조정계수를 부과하고 있어서 이들 기저발전이 변동비 차익을 확대해도 의미가 없다는 점을 고려할 때 RPBP 제도 도입으로 인한 입찰가격 인상은 오직 한계발전기로만 국한되도록 제도를 설계할 수 있을 것이다.

4.1 LNG 발전의 필요 변동비 차익과 영향요인 분석

RPBP에서의 핵심은 기존의 변동비보다 높은 입찰가격의 상한선을 정하는 것이다. 이를 위해 본 절에서는 현행 CBP 제도 하에서 LNG 복합발전기들이 얼마만큼의 변동비 차익을 얻으면 각 발전사가 초기에 투자한 투자비를 적정하게 회수할 수 있는지를 분석한다. 발전기의 변동비 차익은 아래 식(1)을 통해 도출할 수 있는데, 투자보수율 값을 미리 정한 후 ‘30년간의 발전기 예상 수익을 투자보수율로 할인한 현재가치 합’이 ‘최초 공사비’와 같아지게 하는 변동비 차익을 계산하는 것이다. 여기서 투자보수율은 내부수익율과 같은 개념이며, 내부수익율을 먼저 정한 후 이를 충족시키기 위한 이익을 역으로 산정하는 것이다.

본 연구에서는, 위 식에 따라 국내 LNG 복합발전기가 투자비와 적정 투자보수를 확보할 수 있는 수준의 변동비 차익을 계산하였다. 분석은 2010년 이후에 계통에 진입한 LNG 발전기들을 대상으로 하였으며, 가스공사 연료를 사용하고 있는 발전기로 국한하여 14개 LNG 복합발전기와 9개 LNG 열병합발전기를 대상으로 변동비 차익을 계산하였다. 직도입 LNG 발전기도 똑같이 계산할 수 있으나, 현재 연료비 차익을 통해 벌어들이는 수익이 크고 본 연구에서 도출하고자 하는 SMP 가격결정 발전기의 수익문제가 없기 때문에 분석에서 제외하였다. 기업의 프로젝트 할인율은 일반적으로 가중평균자본비용(weighted average cost of capital, WACC)을 적용한다. 하지만 본 연구에서는 기획재정부의 예비타당성조사 수행지침 제50조에 따른 사회적 할인율을 적용하여 분석하였다. 현행 사회적할인율은 4.5%이지만, 2017년까지는 사회적할인율이 5.5%였던 점을 감안하여 2010년대 건설된 발전기의 사회적할인율은 평균치인 5.0%를 적용하였다. 가스공사의 개별연료비 제도가 본격 시행되는 2024년 이후에는 평균 연료비를 적용받는 발전기들의 급전순위가 지금보다 하락할 것으로 판단하여 PSE 할당률이 감소한 수치를 반영하였으며, 열판매를 주된 목적으로 설치한 200MW 이하의 발전기는 분석에서 제외하였다. 발전사의 비용구조는 금융감독원 전자공시시스템(DART, https://www.dart.fss.or.kr)을 참고하였으며, 물가상승률은 1.5%를 가정하여 미래 운영비용을 산출하였다. 필요한 변동비 차익은 개별 발전기의 투자비, 운영비용, 설비용량 등에 영향을 받는데, 먼저 투자비는 토지비용, 민원비용, 발전기의 위치에 따라 달라지기도 하며, 고효율 발전기를 통해 상대적으로 비싼 초기 투자비를 선택한 경우에는 운영기간 동안의 높은 PSE 할당률을 기록할 수 있다. 반면, 효율이 낮아도 투자비가 저렴한 발전기를 선택한 경우 운영기간 동안 PSE 할당률이 낮을 수 있어서, 개별 발전기가 필요로 하는 변동비 차익은 단일 요소만으로 판단할 수 없다. 식(1)을 이용하여 산출한 발전기별 변동비 차익은 아래 표 4의 5번째 열과 같으며, 23개 LNG 복합발전기가 초기 공사비를 회수하기 위해 필요한 변동비차익은 평균 16.7원/kWh로 계산되었다.

표 4의 분석 결과를 바탕으로 추가적으로 다중회귀분석을 통해 투자비 단가, 운영비 단가, PSE 할당시간이 필요 변동비 차익에 미치는 영향을 분석하였다. 분석에 앞서, 독립변수들의 상관성 및 다중공선성 여부를 확인하기 위해 분산팽창계수(variation inflation factor, VIF)를 검토하였다. 일반적으로 VIF 값이 1 부근에 있으면 다중공선성이 없어 모형을 신뢰할 수 있으며, VIF값이 10을 초과하면 매우 높은 다중공선성이 있는 것으로 판단한다 ⁽³⁵⁾. 본 연구에서 평균 VIF는 1.31로, 모형의 신뢰도를 확보하였다. 변수들 간의 상관계수 및 VIF값은 아래 표 5와 같다.

다중회귀분석을 수행한 결과는 아래 표 6과 같다. 투자비 단가, 운영비 단가, PSE 할당시간 모두 필요 변동비 차익에 유의한 영향을 미치는 것으로 나타났다. 투자비 단가와 운영비 단가는 필요 변동비 차익에 정(+)의 영향을 미치는 반면, PSE 할당시간은 부(-)의 영향을 미치는 것으로 분석되었다. 운영비 단가보다 투자비 단가가 필요 변동비 차익에 더 큰 영향을 미치며, 투자비 단가가 10만원/kWh 증가하면 필요 변동비 차익은 약 3.36원/kWh 증가하는 것으로 나타났다. 반면, PSE 할당시간이 1만 시간 증가하면 필요 변동비 차익은 4원/kWh 감소하는 것으로 나타났다.

4.2 RPBP 제도의 제안 및 예시

정부가 현재의 CBP 시장 체제를 유지하고자 하는 이유는 PBP 시장을 전면적으로 도입하면 전력 도매시장 가격이 급격하게 상승하고 그로 인해 소비자 전기요금이 인상되는 것을 우려하기 때문이다. 그러나 현재의 시장제도가 변화되지 않는다면 가격결정 한계발전기인 LNG 복합발전기가 지속적으로 적자를 보거나 최소한의 투자비도 회수할 수 없는 수준의 수익을 거두게 된다. 이런 상황이 장기화된다면 첨두부하 발전기인 LNG 발전기에 투자를 기피하게 되고 우리 사회가 필요로 하는 수준까지 LNG 발전 투자가 이루어지지 않는 결과가 초래될 수 있다. 이에 본 절에서는 한계발전기가 최소한의 인프라 마진을 확보할 수 있는 RPBP 제도의 가능성을 살펴본다. 본 절에서 제안하는 RPBP 제도는 현재와 같이 개별 발전기가 CBP 자기변동비를 입찰하도록 하되 자신의 변동비에서 최소한의 변동비 차익을 더해서 입찰할 수 있도록 하는 것이다. 앞에서 살펴본 LNG 복합발전의 필요 변동비 평균값인 16.7원/kWh(이하에서는 계산 편의상 17원으로 한다)을 변동비 차익의 상한값으로 삼아 입찰하도록 하는 것이다. 그러나 이 경우 결정된 SMP 가격이 높아져서 기저발전 등은 변동비 차익을 더욱더 크게 누리게 되고, 전체 도매시장 정산금액이 너무 높아져서 한전의 재무적 부담이 급증한다. 이를 방지하기 위해 본 연구에서는 한계발전기만 ‘자기변동비 + (입찰 시 써낸) 변동비 차익’으로 정산받을 수 있도록 설계하고, 그 밖의 발전기는 기존의 CBP 시장과 같이 ‘한계발전기의 자기변동비값(기존 CBP의 SMP값)’으로 정산받게 하는 이중 정산시스템의 도입을 제안한다.

표 7은 본 연구에서 제안하는 RPBP 제도의 운영 예시를 보여주고 있다. 표 7과 같이 모든 발전기는 자기변동비에 더해서 Margin을 17원 더해서 입찰할 수 있도록 하고, 시장에서의 낙찰은 원칙적으로 실제 입찰가를 기준으로 해서 결정한다. 다만 정산할 때는 가격결정발전기의 자기변동비 기준(표에서는 85원/kWh)으로 받는 발전기와 실제 낙찰된 가격(표에서는 95원/kWh)을 기준으로 정산받는 발전기로 이원화하는 것이다. 표 7에서 S발전기는 자기변동비 + 17원인 97원으로 입찰했으나, B발전기가 최종 낙찰됨으로써 실제 발전에서는 탈락하게 된다. B발전기는 자기변동비 + 10원인 95원의 낮은 변동비 차익으로 입찰함으로써 낙찰받았고, 자신이 입찰할 때 써낸 실제 입찰가 95원을 기준으로 정산받게 된다. 한편 기저발전기인 E발전기는 종전 CBP 시장의 SMP 값인 B발전기의 자기변동비 값 85원을 기준으로 정산받게 된다.

가격결정 발전기인 B발전기와 자기변동비의 차이가 17원 이내인 C발전기와 D발전기의 경우는 다음과 같다. 먼저, C발전기는 자기변동비 + 17원인 92원을 실제 입찰했는데 B가 낙찰됨으로써 낙찰된 실제 입찰가는 95원이지만, C발전기는 자기변동비 + 17원의 최대치인 92원으로 정산받는다. 반면 D발전기는 보수적으로 입찰하여 ‘자기변동비 + 변동비 차익 5원’인 80원으로 입찰했는데, D발전기의 입찰값이 가격결정발전기 B의 자기변동비(CBP의 SMP)보다 낮으므로 종전 CBP의 SMP인 85원으로 정산받게 된다.

4.3 RPBP 시장의 균형가격 검토

본 절에서는 게임이론의 개념을 도입하여 RPBP 제도가 실제로 어떻게 적용될 것인지 검토한다. 논의의 단순화를 위해 2기의 계통한계 발전기가 PSE 할당을 놓고 가격입찰 경쟁을 벌이는 상황을 가정한다. A발전기와 B발전기의 변동비 단가는 각각 84.0원/kWh, 83.1원/kWh이고, 두 발전기가 모두 한계상황에 있어서 오직 하나의 발전기만 PSE 할당을 받는다고 가정한다. 2019년에 LNG 발전기가 기기의 열화로 인해 전력시장에서 낮게 보상받는 금액은 평균 –2.8원/kWh, 정비비·인건비·용수비 등이 보상되지 않아 입는 손실은 평균 –3.9원/kWh로, 이 둘을 합한 평균적인 손실금액은 약 –6.7원/kWh이다. 손실금액을 계산의 편의상 7원이라고 한다면 개별 발전기의 실제 변동비가 0이 되는 수준은 지금 CBP 시장의 자기변동비 단가보다는 +7원 정도 높아지는 수준이 될 것이라 예상한다. 이러한 상황을 그림 3을 통해 분석해 보면 결국 균형을 이루는 PSE 할당 단가는 현 수준보다 +7원/kWh 정도 높은 수준에서 균형을 이루게 될 것이다.

두 발전기가 이익 극대화를 위해 각각 변동비 +17원/kWh로 입찰하면 A발전기는 101원/kWh, B발전기는 100.1원/kWh로 B발전기가 PSE 할당을 받게 된다. 이때 A발전기는 가동하지 않고 변동비 손익은 0이 되며, B발전기는 10원/kWh의 변동비 차익을 얻는다. 다음 날, A발전기는 전략을 수정하여 PSE 할당을 받기 위해 전날보다 1원/kWh 낮은 100원/kWh로 입찰하게 되어 A발전기가 PSE 할당을 받으면서 +9원/kWh의 실제 변동비 차익을 얻게 된다. 다음 날은 B발전기도 전략을 수정하여 1원/kWh 낮은 99.1원/kWh로 입찰하게 되고, 이렇게 두 발전기는 입찰 경쟁을 통해 궁극적으로는 실제 변동비 손실이 0원/kWh가 되는 수준에서 균형이 이루어지게 된다. 이 시뮬레이션의 경우에는 A발전기가 90원/kWh, B발전기가 90.1원/kWh의 변동비 단가인 경우가 균형에 해당한다. 이보다 낮은 가격에서는 두 발전기 모두 손실을 보기 때문에, 이보다 낮은 가격으로 입찰하지는 않는다. 결국, 균형을 이루는 PSE 할당단가는 현 수준보다 +7원/kWh정도 높은 수준이 될 것이다.

RPBP 제도를 시행하면 LNG 발전기는 정비비, 인건비, 용수비, 지역자원시설세 등 그동안 제대로 보상받지 못하던 비용을 반드시 추가하여 입찰할 가능성이 높다. 그러나, 가격수용자인 개별사업자로서는 결국 완전경쟁에 노출되기 때문에 최종적으로는 실제 한계비용 수준으로 가격이 수렴한다.

4.4 균형가격에서 한전의 추가부담액

앞서 제시한 RPBP 제도를 실시하면 발전기들이 자기 변동비보다 17원/kWh를 높여서 일률적으로 입찰할 수 있지만, 시장에서의 입찰가격경쟁을 통해 변동비 손실을 만회하는 조건인 +7원/kWh 수준에서 균형가격이 수렴할 것으로 분석되었다.

앞서 살펴본 바와 같이 2019년에 23개 주요 LNG 발전기의 실현 변동비 차익은 평균 3.9원/kWh이었다. 여기서 +7원/kWh 입찰 시 한전의 추가부담액을 계산하면 표 8과 같다. 2019년 23개 LNG 발전기들의 변동비 차익은 총 3,377억원이며 RPBP 도입으로 인한 한전의 정산 부담은 2,155억원 가량 증가할 것으로, 그리고 이를 소비자요금에 모두 전가한다면 소비자 요금은 2019년 기준 0.41원/kWh 인상된 109.07원/kWh로 예상된다.(2019년 한전의 전력 판매액은 약 56.6조원, 전기요금단가는 108.66원/kWh이다 ⁽³⁶⁾. 이 때 균형가격에서의 한전의 추가부담액 2,155억원을 전기요금에 반영하게 되면 전기요금 단가는 0.41원/kWh 인상된 109.07원/kWh로 계산된다.)