“현행 CBP 방식을 유지하되, 송전비용 등 시장가격 반영”
현행 전력거래소에서 이루어지는 전력거래방식은 발전사업자와 판매사업자간 쌍방입찰로 거래가격이 결정되는 방식(전력 도매시장 방식)이 아니라, 표준용량가격(Capacity Payment)에 발전기별 變動費(연료비, 발전기 起動費)를 더해 거래가격이 결정되는 CBP 방식을 취하고 있어
1) 장거리 송전에 따른 전력손실과 수도권으로 향하는 송전혼잡비용을 반영하지 못하고,
2) 이로 인해 전력수요가 많은 수도권에 발전설비의 투자유인 효과가 없고,
3) 발전기 가동과 관계없이 용량가격을 지불함으로써 효율성이 낮은 발전기의 교체 부진 및 과잉 설비투자 우려 등, 시장왜곡현상의 문제점이 지적되어 왔다.
* ‘09년 이후 우리나라 설비예비율은 적정 설비예비율인 15~17%를 훨씬 뛰어넘는 26~30%대로 전망
전기위원회는 현행 CBP 방식은 도매전력시장 이행시까지 한시적으로 운영하기 위하여 도입된 제도이었지만, 현재 전력산업 여건상 동 제도의 유지가 당분간 불가피 하다고 보고 이번에 시장왜곡현상을 완화할 수 있는 개선방안을 강구키로 하였다.
이번, 워크숍에서 논의될 전력거래제도 개선방안으로는
ㅇ 수도권에 발전설비 투자를 유도하고 비수도권에 발전설비 투자를 억제하기 위하여 지역별 인센티브제 또는 송전요금제 도입
* 지역별 인센티브제 : 적정 설비예비율과 송전혼잡 등을 고려하여 수도권과 비수도권으로 나누어 지역별 인센티브 부여
* 송전요금제 : 송전혼잡 등을 고려하여 송전사업자인 한전이 발전사업자에게 송전요금 부과
ㅇ 적정 설비용량을 유도하기 위하여 용량가격을 적정 설비예비율에 연계
* 적정 설비예비율 초과시 용량가격을 적게 지급하고 적정 설비예비율 미달시 용량가격을 많이 지급
ㅇ 發電源간 경쟁을 통해 적정 電源구성을 유도하기 위하여 이중으로 되어 있는 시장구조 단일화 등 이다.
* 현재는 기저발전기(원자력·석탄발전)와 첨두발전기(LNG·수력·중유발전 등)에 별도의 시장가격이 적용되고 있어 시장기능에 의한 적정 전원 구성에 애로
전기위원회는 이번 워크숍에서 개선방안의 타당성에 대하여 관계자의 의견을 수렴한 후, 금년 3/4분기중 구체적인 시장설계 및 영향분석을 거쳐 내년부터 단계적으로 시행할 계획이다.
이번 개선방안이 시행되면 수도권 등 대규모 전력수요지 근처에 발전기를 건설할 인센티브가 생겨 지역별 수급불안정을 해소할 수 있을 뿐만 아니라 송전손실비용·송전선 추가건설 비용 등 발전비용의 절감이 기대된다.
< 현행 CBP시장의 가격결정체계 >
전기는 그 특성상 저장이 어려워 수시로 변하는 전력수요에 맞추어 전력을 생산하여야 하는데, 우리나라는 經濟給電原則에 따라 변동비가 낮은 발전기부터 발전을 하여 전력수요를 충당한다. 이 때 전력수요의 마지막 한 단위를 채우기 위해 발전하는 발전기의 변동비가 시장가격(電力量가격)이 된다.
그리고, 발전소의 원가는 변동비외에도 固定費(발전소 건설비, 발전기 유지관리비 등)가 있는데, 변동비에 의한 시장가격만으로는 고정비가 회수되지 않기 때문에 전력시장에서는 이와는 별도로 발전기별로 공급가능한 용량에 대해서 容量價格(CP : Capacity Payment)을 지급하여 발전기의 고정비를 보상한다.
* 발전원가(시장가격) = 변동비(전력량가격, 한계가격) + 고정비(용량가격)
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전력시장과 장홍순 과장, 이건호 사무관 02-2110-5523
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2013년 1월 9일 15:38
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