우리나라 전력거래 시장은 거의 현물시장으로 구성돼 있어 전력수급환경 변화에 따라 전력기준가격(SMP)이 민감하게 반응하는 구조다. 이 때문에 발전사와 판매사업자 모두에게 과중한 부담을 야기하고 있다는 지적이 나온다. 해외 다수 국가는 대부분의 물량(70~80%)을 계약 시장으로 거래, 시장 환경 변화 리스크를 줄인다. 현물시장만으로 전력 시장을 운영하는 국가는 사실상 거의 없다.
환경비용, 송전선 건설대체, 에너지 효율(열병합발전) 등 사회 편익은 고려하지 않고 오로지 연료비만을 기준으로 가동이 결정되다 보니 값싼 석탄발전소만 돌리게 된다. 이 때문에 온실가스 감축 등 국가 목표 달성도 어려울 뿐만 아니라 사회비용을 크게 유발시킨다.
또 현재 온실가스 배출권 거래비용을 전력 시장에서 전액 보상하게 돼 있어 한국전력공사의 구매비용은 `연료비와 배출권 거래비용`으로 결정해야 한다. 하지만 전력 시장에서 급전 순위는 오직 연료비로만 결정하도록 구성돼 있어 그 결과 `연료비+배출권` 비용이 더 높은 발전소가 불리한 구조다.
이 같은 문제점을 개선하기 위해 전력업계에서는 장기계약과 복수 용량요금제 도입 주장이 나온다. 수익 대부분이 변동성 높은 에너지 가격에 의존하고 있는 상황을 안정되게 전환시켜야 대외 리스크를 줄일 수 있다는 것이다.
장기계약은 발전사의 수익 리스크가 가장 적고 장기간 용량 확보에 대한 보상을 해 줄 수 있는 방안이다. 국가 전체 전력 80%를 공기업이 운영하고 있고, 원전 등 특정 발전설비로 공급이 크게 변할 수 있는 구조에서 장기계약이 사업자의 불확실성을 해소할 수 있는 대안이 될 수 있다. 우리나라는 한전이 장기계약을 추진하려 하고 있지만 LNG 복합화력은 아직 대상에 두지 않고 있다.
복수 용량요금제의 경우 LNG 복합화력을 기준으로 한 제도 신설이 대안이 될 수 있을 것으로 보인다. 현행 가스터빈을 기준으로 한 용량요금은 고정비를 정확하게 반영해 주고, LNG 복합화력과 기저발전기 등은 전력도매가격과 용량요금 기준을 LNG 복합화력에 맞추는 방법이다.
함봉균 에너지/환경 전문기자 hbkone@etnews.com
