요  약  전

1. 제도개선 내용

□ 에너지가격 개선

○ 기저/일반시장 단일화 및 원자력․석탄 발전기에 대하여 기저상한가격 적용

○ 발전투자에 대한 지리적 가격신호 제공을 위해 송전손실계수 도입

□ 용량가격 개선

○ 용량가격 단일화 및 예비력과 연동을 위한 용량가격 계수 도입

○ 송전접속설비의 고정비와 수전전력 기본요금을 기준용량가격에 부과

2. 제도개선 결과

□ 시장가격 및 용량가격을 단일화하였음에도 발전/판매부문의        수지균형과 시장가격 안정화로 성과가 있었다고 평가 됨

□ 용량가격에 지역적 시그널 도입 및 예비력 연동

○ 2007년도 경우 수도권의 예비력이 비수도권보다 낮아 지역적         시그널은 작동하지 못하였지만

○ 예비력과 연동한 용량가격 계수(1.0195)는 미소하게나마 반영되어 상징적인          의미가 있었다고 판단 됨(가격 시그널 작동에 장기간 소요)

□ 에너지가격에 송전손실계수 도입

○ 수도권에 위치한 일반발전기들은 정산금이 0.13% 증가한 반면, 주로         중부이남 지역에 위치한 기저발전기의 경우 정산금이 -0.11% 감소

○ 송전손실계수가 100% 적용되는 2016년에는 시장에 상당히 긍정적인        영향을 미칠 것으로 평가 됨

□ 현 시장은 ① 1차 연료가격이 전력시장가격과의 非 連動, ② 판매부문의          독점형태 유지 ③ 전력수요에 시장가격의 未 反應 등 구조적인 한계가         있으므로 보다 진화적인 경쟁 체제를 구축하는 것이 절실히 요구됨.

2007년도

전력시장 제도개선 결과 評價

2008. 04

시장운영처 정 산 팀

작성자 : 정산팀 전종택(☏6660)

임채완(☏6662)

Ⅰ. 목적

□  시장제도개선 후 1년이 경과함에 따라 그 동안의 운영실적 분석을 통해

□  이들의 효과를 평가하고  향후 2단계 시장제도개선에 반영하고자 함

Ⅱ. 분석방법

□ 분석대상기간은 2007년도 1년간 운영실적을 기준으로 함

(단, 에너지가격 송전손실 계수 적용은 하반기 실적기준 연간환산)

□ 입찰, 거래, 전력수요, 실 급전은 2007년도 실적을 기준으로 하고

□ 정산방법은 제도개선 전·후의 기준으로 정산 후 실적을 비교분석

Ⅲ. 1단계 제도개선 개요

1. 에너지가격 개선

□ 기저/일반 발전기의 이중가격제도(SMP/BLMP, 일반CP/기저CP)를 단일화하고 원자력․석탄 발전기에 대하여 기저 상한 가격 적용

□ 발전투자에 대한 지리적 가격신호 제공을 위해 송전손실계수 도입

○ 각 발전기 위치별 정적송전손실계수를 산정하여 ‘07년부터 10년간   매년 10%씩 상향(2016년 100% 적용)

2. 용량가격 개선

□ 용량가격 단일화(기저 CP 20.49원/kWh 폐지 ⇒ 7.46원/kWh로 단일화)

□ 송전접속설비의 고정비와 수전전력 기본요금을 기준용량가격에 부과

○ 한전 송전접속비를 기준용량가격에 가산[0.18원/kWh]

○ 수전전력 기본요금을 기준용량가격에 가산[0.11원/kWh]

□ 예비력을 연동한 지역별 용량가격 지급제도 도입 및 차등요소 강화

○ 지역별용량가격계수(수도권=비수도권=1.0195, 제주=1.0)

○ 계절･시간대별 용량가격계수 차등적용

Ⅳ. 제도개선 결과

1. 항목별 정산금 변화

□ 제도개선 후 총 정산금 변동은 개선전에 비해 -0.13%(약277억원) 수준 감소함에 따라 시장안정화에 긍정적으로 평가 됨

□ 정산 요소별 변동 내역은 에너지정산금이 30.9% 증가(3조4,616억)한 반면,  용량정산금은 -48.2% 감소(-3조3,831억), 기타 정산금은 -3.6% 감소(-1,061억)

[표1] 정산항목별 개선 전‧후 정산금 내역

정 산 항 목	개선 前		개선 後		증‧감액	증감율
	정산금	점유	정산금	점유
에너지 정산금	11조2,029억원	53%	14조6,645억원	69.3%	3조4,616억원	+30.9%
용 량 정산금	7조 216억원	33%	3조6,386억원	17.2%	-3조 3,831억원	-48.2%
기 타 정산금	2조9,603억원	14%	2조8,542억원	13.5%	1,061억원	-3.6%
합 계	21조1,849억원	100%	21조1,572억원	100%	- 277억원	-0.13%

□ 대부분 기저발전기의 에너지 및 용량 정산금에서 각각 16% 수준 증·감

○ 에너지 정산금 16.6%(3조4,557억) 증가, 용량 정산금 -15.8%(-3조4,476억) 감소

[그래프 1] 항목별 기저/일반발전기 정산금 변동

2. 항목별 세부 증감요인

□ 에너지 정산금

○ 기저발전기의 에너지 정산금은 개정 후 62.5% 증가한 반면, 일반발전기의    에너지 정산금은 0.1% 증가에 그침. 이는 기저발전기의 BLMP (약19원/kWh)를    폐지하고, 기저 상한가격으로 정산되었기 때문임.

- 기저상한가(원/kWh) : 원자력 32.2원,  석탄 32.68원,  국내탄 57.75원

[표2] 에너지 정산금 현황

(단위 : 억원, %)

구 분		기 저	일 반	합 계
에너지 정산금 [SEP]	개선 전	55,252	56,777	112,029
	개선 후	89,809	56,836	146,645
	증‧감율	+62.5	+0.1	+30.9

○ 기저발전기의 정산금 대폭 증가는 이들의 거래량이 전체거래량의  76.3%를 점유하기 때문임

- 구성비 : 원자력  36.5%, 석탄  38.4%,  국내탄  1.4%

□ 용량 정산금

○ 기저발전기의 용량요금(20.49원/kWh)을 폐지하고, 용량가격을  7.46원/kWh으로    단일화함에 따라 전체적으로 -48.2%(3조3,830억원) 감소

- 기저발전기의 용량정산금 -60.1%(3조4,476억원) 감소

- 일반발전기의 용량정산금은 5%(646억원) 증가함.

○ 일반발전기의 증가원인은 수전전력 기본요금과 송전설비접속비용 부과에 기인

- 수전전력 기본요금 : 0.11원/kWh,  송전설비접속비용 : 0.18원/kWh

[표3]용량정산금 변동 내역

(단위 : 억원,  %)

구 분		기 저	일 반	합 계
용 량 정산금 [TPCP]	개선 전	57,339	12,877	70,216
	개선 후	22,863	13,523	36,386
	증감율	-60.1	+5	-48.2

○ ‘07년도에는 적정예비력 12%를 하회함에 따라 용량가격 계수가 최초로     적용되어 용량정산금에 약 709억원(1.0195%)이 부과 됨

○ 한편, 용량가격에 지역적 시그널을 도입 하였으나 수도권과 비수도권의      계수가 동일하여 시그널이 작동하지 않음

※ 지역적 시그널은 특성상 시장에 반응하는데 장기간이 요구됨으로 지난 1년간 실적으로 평가하는 데는 무리가 있음

□ 기타 정산금

○ 기타 정산금은 총 1,062억원(총 정산금의 -3.6%)이 감소하였으며 요소별    증·감 내역은

- 증가분(1,395억원) : 제약 발전정산금(CON) 801억, 제약 비발전정산금(COFF) 174억,                     시운전 발전기정산금(EBCO) 420억원 등 증가

- 감소분(2,458억원) : 기저발전기의 연료비보상금(HXPRG) 2,405억,                     초과 한계금액(XGESMP) 53억원 등 감소

※ HXPRG 감소 원인 : 제도개선 전 기저발전기의 BLMP 초과 변동비가          기저상한가격 제도운영으로 지급요인이 없어졌기 때문임.

○ 기저발전기의 연료비보상금(HXPRG)은 에너지 정산금으로 전환됨

[표 4 ] 요소별 증감 내역

(단위 : 억원)

구 분	제약 발전 (Con)	제약 비발전 (Coff)	가격결정제외 발전기 정산 (XGESMP)	시운전 전력 (EBCO)	기저발전기 변동비 보상 (HXPRG)
증·감 액	174	801	-53	420	-2,405
원 인	에너지 가격에 송전손실 계수 적용에 따라 발전기별 정산가격 변동에 기인				BLMP 폐지영향

※ 제도개선 후 전체적으로 1,062억원(-3.6%) 감소

3. 송전손실계수 영향

□ 에너지가격에 지역적 Signal 제공을 위해 한계송전손실계수를 적용한 결과(2007년은 시장 충격완화를 위해 10%만 적용)

○ 中部以北에 위치한 복합, 수력 등 일반발전기는 수익 증가(+0.13%, 68억원)

○ 中部以南에 위치한 석탄, 원자력 등 기저발전기는 수익 감소(-0.11%, -112억원)

□ 회사별 송전손실계수 적용(10% 반영)에 대한 영향

○ 남부지역에 대용량 기저발전기를 보유한 한수원, 남동발전회사는    각각 수익이 각각 -0.15%, -0.04%씩 경미하게 감소

○ 중부지역에 입지한 서부(태안), 동서(당진), 중부(보령)회사는     경미하게 증가(서부 0.11%, 동서 0.05%, 중부 0.06%)

□ 송전손실계수로 인한 시장가격 시그널 작동 시작(약 180억원/년)

4. 주요 회원사별 수익영향

□ 한수원은 에너지 정산금의 증가분이 용량 정산금 감소액보다 약     1,000억원 많아 수익이 2.04% 증가

□ 서부, 동서발전사는 기저발전기의 에너지 정산금 증가분과 용량정산금 감소분이    서로 상쇄된 반면 기저발전기 변동비가 높아 수익 감소(서부 -1.41%, 동서 -1.66%)

□ 남동, 중부 및 남부발전사는 기저발전기의 에너지 정산금, 용량정산금  및     비제약발전 정산금 등 서로 상쇄되어 경미한 감소(남동-0.14%, 중부 -0.49%, 남부 -0.23%)

□ 기타 발전사의 경우 수도권에 위치한 발전기가 많아 송전손실계수 및   용량가격계수 영향으로 수익이 0.45% 증가

[표5] 주요 회원사별 개선 전‧후 수익 변동

(단위 : 억원, %)

회원사	개선 전	개선 후	변동률
한수원	53,954	55,053	+2.04
남 동	21,675	21,402	-0.14
중 부	28,068	27,930	-0.49
서 부	31,323	30,880	-1.41
남 부	37,296	37,212	-0.23
동 서	29,099	28,615	-1.66
기 타	10,434	10,481	+0.45
합 계	211,850	211,573	-0.13

Ⅴ.  종합 평가

□ 에너지가격의 경우 기저시장과 일반시장 구분을 폐지하고, 기저발전기에는        기저상한가격을 설정함으로써 발전/판매부문의 수지균형과 시장        가격 안정화 측면에서 성과가 있었다고 평가 됨

□ 용량가격에 지역적 시그널 도입 및 예비력 연동

○ 용량가격의 지역적 시그널 경우 특성상 이 시장에 반응이 나타          나는데 장기간의 시간이 요구(가격시그널 → 전원건설)

○ 2007년도 경우 수도권의 예비력이 비수도권보다 낮아 지역적            시그널은 작동하지 못함(수도권, 비수도권 공히 1.0195)

○ 예비력과 연동한 용량가격 계수는 상징적이나마 반영됨(1.0195)

※ 장기적으로는 동 제도는 시장에 긍정적인 영향을 미칠 것으로 전망

□ 에너지가격에 송전손실계수 도입

○ 에너지손실계수를 일시에 100% 적용 시 시장에 미치는 영향을 고려하여        10%만 적용함으로써 매우 경미한 영향이 감지 됨

- 수도권에 위치한 일반발전기들은 정산금이 0.13% 상승한 반면,

- 주로 중부이남 지역에 위치한 기저발전기의 경우 정산금이 -0.11%             감소하는 것으로 나타남

○ 송전손실계수가 100% 적용되는 2016년에는 시장에 상당히 긍정적인        영향을 미칠 것으로 평가 됨

□ 이상과 같이 제도개선 결과가 긍정적인 성과가 있다고 평가되지만

현 시장은 ① 1차 연료가격이 전력시장가격과의 非 連動, ② 판매부문의           독점형태 유지 ③ 전력수요에 시장가격의 未 反應 등 이러한 구조하에서는      시장기능이 작동하는데 한계가 있기 때문에 보다 진화적인 경쟁            체제를 구축하는 것이 절실히 요구됨.