전력시장 거래가격 안정과 경쟁촉진을 위한 계약제도 도입방안 연구

(최종보고서)

2014. 12.

삼일회계법인

[목차]

[요약문]	1

[본문]	1

제1장 정부승인차액계약제도 도입의 필요성	1

1. 국내전력시장의 현황	1

가. 국내 전력시장의 특징	1

나. 시장가격제도의 이해	2

2. 현행 정산조정계수의 문제점	7

3. 해외 시장가격제도 및 시사점	9

4. 정부승인차액계약제도 도입 기본방향	14

제2장 정부승인 차액계약제도 설계방안 검토	18

1. 정부승인차액계약의 대상	18

가. 전력구매자	18

나. 발전사업자	22

2. 정부승인차액계약의 전력량	27

가. 계약전력량 설정 원칙	27

나. 계약전력량의 설정	28

3. 기준가격의 설정	36

가. 기준가격의 개요	36

나. 투자비(감가상각비)의 보상 방식	37

다. 적정투자보수	39

라. 적정투자보수율	40

마. 운전유지비	42

바. 연료비	44

4. 차액정산의 구조	47

가. 인센티브 및 부담금	47

나. 차액정산금의 산정	49

다. 차액정산 후 발전사업자의 수입	50

라. 차액계약 요소별 조정주기	51

5. 신규 및 기타발전기의 차액계약	52

가. 신규 석탄발전기의 차액계약	52

나. 석탄 열병합발전기의 차액계약	55

다. 제철용 부생가스발전기의 차액계약	56

라. 수력발전기의 차액계약	57

제3장 정부승인 차액계약제도 시행방안 검토	61

1. 전기사업법 시행령 및 관련 고시 제·개정 검토	61

가. 전기사업법 시행령 개정의 필요성	61

나. 전기사업법 시행령 개정 사항	61

다. 전기사업법 시행령에 따른 관련 고시(안) 제정 검토	64

2. 표준계약서(안) 검토	73

3. 차액계약제도 관련 세무 및 회계 이슈 사항 검토	87

가. 부가가치세법 관련 이슈 사항 검토	87

나. K-IFRS 관련 이슈 사항 검토	92

[표 목차]

[표 1-1] 기저한계가격(BLMP)제도 하의 정산방식	3

[표 1-2] 기저상한가격(RMP)제도 하의 정산방식	3

[표 1-3] 정산조정계수 제도 하의 정산방식	4

[표 1-4] 대상별 정산조정계수의 비교	4

[표 1-5] 싱가포르의 규제계약제도 사례	9

[표 1-6] 영국의 규제계약제도 사례	11

[표 1-7] 서호주의 규제계약제도 사례	12

[표 1-8] 빅토리아주의 규제계약제도 사례	13

[표 2-1] 전기사업법 상 전력구매자의 범위	18

[표 2-2] 전기사업법 상 정부승인차액계약 대상의 결정	19

[표 2-3] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 적용 대상	23

[표 2-4] 차액계약을 체결하는 잠정적인 대상 발전기	24

[표 2-5] 산업단지 내 구역전기 발전기 현황	25

[표 2-6] 시간대별 계약전력량 산정 방식	28

[표 2-7] 최근 기간 고장정지율 실적(전원별)	31

[표 2-8] 최근 기간 고장정지율 실적(전원별, 용량별, 형식별)	31

[표 2-9] 고장정지율 실적구간별 표준화 방안	32

[표 2-10] 최근 기간 예방정비정지 실적(전원별)	33

[표 2-11] 최근 기간 계획예방정비정지 실적(전원별, 용량별, 형식별)	33

[표 2-12] 최근 기간 중간정비정지 실적(전원별, 용량별, 형식별)	33

[표 2-13] 중간정비정지율 실적구간별 표준화 방안	35

[표 2-14] 국내탄 및 유동층 보일러의 중간정비정지율 표준화 방안	35

[표 2-15] 투자비 보상방식의 비교	38

[표 2-16] 운전유지비 산정 방식	43

[표 2-17] 개별 고정성 비용의 내역	44

[표 2-18] 연료비용의 산정 방식	45

[표 2-19] 인센티브의 산정 방식	48

[표 2-20] 부담금의 산정 방식	48

[표 2-21] 차액계약의 요소별 조정주기(안)	52

[표 2-22] 신규발전기의 투자비 산정 방안	53

[표 2-23] 신규발전기의 적정투자보수(울) 산정 방안	54

[표 2-24] 석탄 열병합발전기의 차액계약 적용방안	55

[표 2-25] 제철용 부생가스발전기의 차액계약 적용방안	57

[표 2-26] 수력발전기의 차액계약 적용방안	60

[표3-1] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 적용대상	62

[표3-2] 전기사업법 시행령 상 댐 주변지역 출연금 관련 조항	62

[표3-3] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 인가조건	63

[표3-4] 전기사업법 시행령 상 경미한 사항의 정의	64

[표3-5] 전기사업법 시행령 상 차액계약 재검토 기준일	64

[표3-6] 전기사업법 시행령 상 부칙	64

[표3-7] 고시(안) 총칙	66

[표3-8] 고시(안) 차액계약의 범위 및 지원	67

[표3-9] 고시(안) 차액계약의 체결 절차 등	68

[표3-10] 고시(안) 계약기간, 체결기준 및 기준가격	69

[표3-11] 고시(안) 기준가격 세부항목	70

[표3-12]  고시(안) 기타사항	71

[표3-13] 고시(안) 계약 관리 및 부칙	72

[표3-14] 표준계약서(안) 총칙	74

[표3-15] 표준계약서(안) 계약 일반조건	75

[표3-16] 표준계약서(안) 계약전력량의 산정	76

[표3-17] 표준계약서(안) 기준가격의 산정	77

[표3-18] 표준계약서(안) 차액정산에 관한 사항	80

[표3-19] 표준계약서(안) 불가항력 상황	82

[표3-20] 표준계약서(안) 계약의 불이행 및 종료	82

[표3-21] 표준계약서(안) 비밀준수	83

[표3-22] 표준계약서(안) 분쟁조정 및 기타사항	83

[표3-23] 계약전력량 계산을 위한 세부 항목별 적용수치	84

[표3-24] 계약대상발전기별 계약전력량	84

[표3-25] 항목별 열소비계수	84

[표3-26] 계약대상발전기별 고정비단가 및 총필요수입금액	85

[표3-27] 계약대상발전기별 운전유지비 산정 적용 수치	85

[표3-28] 운전유지비 산정 공통 적용 수치	85

[표3-29] 계약대상발전기별 투자보수 산정 적용 수치	85

[표3-30] 투자보수 산정 공통 적용 수치	86

[표3-31] 부가가치세 과세대상	88

[표3-32] 공급 특례 및 위탁판매 등에 대한 세금계산서 발급	89

[표3-33] 수정세금계산서 발급사유	90

[표3-34] 국세청 질의 사항 정리	92

[표3-35] K-IFRS 상 파생상품 정의	93

[표3-36] K-IFRS 상 파생상품 적용 예외사항	94

[표3-37] K-IFRS 상 파생상품 거래 병합 조건	94

[표3-38] K-IFRS 상 파생상품 이연인식 조건	95

[그림 목차]

[그림 1-1] SMP의 결정구조	1

[그림 1-2] 전원별 발전원가 수준	14

[그림 1-3] LNG복합 가동율 및 전력예비율 추이	15

[그림 1-4] 전력예비율 전망	15

[그림 2-1] 발전사업자와 전력구매자 간 1:1 계약 구조	21

[그림 2-2] 발전사업자와 전력구매자 간 1:多 계약 구조	22

[그림 2-3] 발전기별 운전 패턴의 구분	29

[그림 2-4] 열량단가의 적용 방식	46

[그림 2-5] 운전 상황별 발전기에게 귀속되는 수입 구조	51

[그림 3-1] 현행 전력거래구조	87

[그림 3-2] 정부승인차액계약제도 거래구조	89

요 약 문

제1장 정부승인차액계약제도 도입의 필요성

요약문

시장가격제도의 이해 및 문제점

시장가격안정화제도의 변화

우리나의 전력시장은 시장개장이후 시장가격의 급격한 상승을 통제하기 위하여 시장가격안정화제도를 도입해오고 있음.

2001년 전력시장이 개장된 이후 2006년까지 기저발전기에 과다이익이 발생하는 문제를 해소하기 위하여 기저발전기는 별도의 정산용 시장가격을 정하는 기저한계가격(BLMP)제도를 시행하였음.

석탄가격 상승으로 석탄발전기의 변동비가 BLMP한계선을 초과하여 일반발전기보다 기저발전기의 수익률이 낮아지는 문제를 해결하고자 2007년부터 기저상한가격제도(RMP)를 도입하여 기저발전기의 변동비 보상이 가능한 수준에서 기저발전기의 전원별 상한가격을 결정하고, 용량가격을 일원화함.

이후에도 석탄가격급등으로 기저발전기의 보유비중에 따라 발전회사별 경영성과가 크게 차이가 발생하고, 전기요금의 인상억제로 인해 한전의 재무상태가 악화되는 문제가 지속됨.

이에 따라, 2008년 5월부터 RMP와 SMP로 이원화 되어 있던 시장가격을 SMP로 단일화하고, 한전의 발전자회사에 한하여 발전원별 SMP보정계수(이후 정산조정계수로 명칭 변경)를 도입하여 운영 중에 있음. 보정계수는 SMP와 발전기별 변동비의 차이에 대해서만 적용하여 구조적으로 발전기의 자기변동비는 보전가능 하도록 설계됨.

[표 ] 정산조정계수 제도 하의 정산방식

구분	변동비(원/kWh)	고정비(원/kW-h)
발전자회사	자기변동비 + (SMP-자기변동비)×보정계수(π)	7.46 (신규 GT발전기의 고정비)
일반발전기	SMP (한계발전기의 변동비)

전력시장 거래가격 안정과 경쟁촉진을 위한 계약제도 도입방안 연구

정산조정계수는  2008년 이후 원료비의 급격한 상승에 따른 시장가격의 급등을 예방하고, 전기요금의 인상제한으로 인한 한전과 발전자회사간의 재무불균형을 유지하는데 도입목적이 있었음.

정산조정계수는 현재 발전자회사의 발전기, 부생가스발전기, 민간석탄발전기에 대하여 적용하고 있으며, 민간석탄발전기에 대한 적용기준은 제정되어 있으나, 실제 대상이 되는 상용가동 발전기가 존재하지 않고 있음. 각 발전기별 적용대상 및 적용에 대한 주요내용은 다음과 같음.

[표 ] 대상별 정산조정계수의 비교

구분	발전자회사의 발전기	부생가스발전기	민간석탄발전기
대상	- 발전자회사의 원자력, 석탄, 국내탄, 일반(가스 및 유류)	- 발전사업으로 허가받은 제철용 부생가스 발전기	- 민간사업자가 보유한 중앙급전 석탄발전기
조정계수의 산정방법	- 전원별 대표발전기의 발전원가 기준 - 한전과 발전자회사간의 적정투자보수율 차이유지 - 전원간 투자수익률 우선순위 유지	- 부생가스발전기의 총괄원가를 보상할 수 있도록 산정	- 표준석탄발전기의 총괄원가를 보상할 수 있도록 산정
조정계수 적용단위	- 전원별(원자력, 석탄, 국내탄, 일반으로 구분) 단일계수 적용	- 사업자별 단일계수 원칙(사용가동시점이 상이한 경우 발전기별 적용가능)	- 사용가동시점이 유사한(2년단위) 그룹별 적용
정산금액 산정방식	- SMP-자기연료비) ×정산조정계수 + 자기연료비 + CP	- (SMP-자기연료비(*)) ×정산조정계수+자기연료비(*) + 자기고정비 (*)발전기효율에 따른 차이만 반영(열량단가는 동일적용)	- (SMP-표준연료비) ×정산조정계수+표준연료비+CP

현행 정산조정계수의 문제점

현행 정산조정계수는 전력소매요금과 전력시장가격을 연계함으로써 전기요금 규제에 따른 판매사업자의 재무안정성 유지에 역할을 수행하여 왔으나, 다음과 같은 문제점을 노출하고 있음.

발전회사 비용절감 유인 한계

발전회사가 비용을 절감할 경우 절감효과 중 정산조정계수에 해당하는 일부만이 사업자에게 귀속됨에 따라 절감에 따른 보상유인이 약함

한전(전기판매사업자)과 발전자회사와의 적정투자보수율 차이에 대한 고려로 인하여 발전사업자의 비용절감 효과가 사후적으로 정산조정계수의 변경을 야기 → 비용절감 효과를 사후적으로 상쇄하는 현상 발생

발전자회사의 장기적 투자의사결정의 방해 및 직접투자의 회피야기

한전의 경영성과에 따라 발전자회사의 신규발전기 현금흐름이 변동 → 신규투자에 대한 의사결정을 위해서는 발전원가 뿐만 아니라 한전의 경영성과(실적투자보수율)까지 고려하여야 하는 문제 존재

정산조정계수를 적용 받지 않기 위하여 직접투자보다는 간접투자를 통해 사업에 참여하는 현상 확대

민간사업자 진입 확대에 따른 지속가능성 문제

동일한 발전기, 동일한 발전원가라 하더라도 해당 발전기를 민간사업자가 소유하는지, 또는 발전자회사가 소유하는지에 따라 적용되는 정산가격이 차등화 됨.

민간사업자의 석탄발전사업 진출이 활발해 짐에 따라 한전과의 재무균형을 목표로 한 현행 정산조정계수를 강제하기에는 한계가 있음.

발전사업자의 발전책임 부여기능 부족

발전사업자가 발전계획을 준수하지 못할 경우 전기구매자는 예상치 못한 손실이 발생. 현재의 시장제도에서는 약정물량을 준수하지 못한 발전사업자는 미준수물량에 대한 고정요금수입만을 포기하는 것으로 책임이 종료됨.

일반상거래상 계약물량 미준수에 대해서는 기회이익에 대한 포기 뿐만 아니라, 구매자의 증분원가에 대한 보상을 포함한 다양한 패널티 조항이 존재하는 것이 일반적(가스공사는 발전회사가 약정물량을 미준수 하는 경우 Penalty 부과)임.

과거 원전의 부품에 대한 안전성 문제로 야기된 한전의 전력구입비 상승을 개별적인 방법에 따라 한수원이 부담하였으나, 제도적으로 규정할 필요 존재

해외 시장가격제도 및 시사점

해외의 시장가격제도

대부분의 주요국가에서는 전력시장에 경쟁체제가 도입되어, 시장의 수요와 공급에 따라 시장가격이 결정되고 있으나, 시장체제로의 이행과정에서 규제계약제도를 적용하는 사례가 다수 존재하였음.

경쟁체제가 도입되기 전에는 발전·송전·배전·판매가 수직통합된 공적기업(정부 또는 지방정부 소유)이 전력수급을 담당하는 것이 일반적이었으나, network 부문을 분리하고, 발전 및 판매부문에 대한 경쟁체제를 도입하는 방식으로 전력시장의 구조개편이 이루어짐.

구조개편 이행과정에서 대규모 발전회사가 시장지배력을 이용한 시장가격 교란 및 급격한 시장가격을 상승을 억제하기 위하여 규제계약제도를 도입하고, 경쟁의 유효성 증가에 따라 점진적으로 규제계약대상 물량을 감소하는 방식으로 시장경쟁체제로 이행함.

현재 규제계약제도를 도입하고 있는 주요 국가는 싱가포르가 유일한 상황이라고 볼 수 있으나, 완전 시장체제로 이행한 국가들도 과도기적으로는 규제계약체제를 도입하였음.

싱가포르

싱가포르는 현재에도 규제계약제도를 유지하고 있으며, EMA(Energy Market Authority)의 규제하에 제도를 운영하고 있음.

[표 ] 싱가포르의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 시장 지배력(과점 구조의 발전사업자의 영향력) 완화 - 가격 변동으로 인한 발전사업자의 위험 헷지 - 가격 변동 위험으로부터 비경쟁 소비자 보호
도입시기	- 2004년 1월 1일 시행하였으며, 발전사업자의 시장지배력 소멸 시까지 한시적 시행
적용대상	- 시장지배력을 보유한 사업자 대상(현재 3개 발전사업자에 대하여 적용)
계약량의 설정 및 배부	- 총 계약물량은 꾸르노 모형을 기초로 한 Gaming Engine을 이용하여 2년 주기로 산정 - 총 계약물량은 부하실적 가중치 기준으로 부하시간대별 (Peak, Off-Peak, Shoulder)로 배부 - 발전사업자별 물량은 설비용량 기준으로 배부
계약가격의 설정 기준	- 장기한계비용(LRMC) 기준의 단일가격 적용 · 기준발전기 - “F” class CCGT (용량 2X370MW) - VC Hedge Price =연료비 + (자본비용×자본비용지수) + (간접비용×간접비용지수) - 연료비 · 열량단가 : 외부 조사기관(ICE, Platts) 가격 × 선도환율 · 설비효율 : 기준발전기 효율 - 자본비용 · 설비구입비 + 토지,인프라,개발비 + 건설기간 금융비용 · 기준발전기 건설비용을 연금균등화하여 반영 (할인율 – WACC, 내용연수 – 20년) - 간접비용 · 인건비성경비+연료재고(90일분)기회비용+수선유지비 - 자본비용지수 및 간접비용 지수 · 물가변동률 반영 목적으로 생산자/소비자물가지수 연동 - 산정주기 · 연료비 : 분기별 재산정 · 자본비용 및 운전유지비 – 2년 주기 (물가지수에 연동하여 분기별 조정)

영국

영국의 경우 시장지배력 완화목적보다는 국내석탄산업의 보호를 위하여 규제계약제도를 단기간에 걸쳐 운영하였으며, 현재는 운용하지 않음.

[표 ] 영국의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 전력산업 구조개편 과정에서 국내 석탄회사(British Coal)의 지원 목적으로 체결
도입시기	- ’90년 3월 ~ ’93년 3월까지 시행
적용대상	- 발전 3사 중 석탄발전기를 보유한 National Power, Power Gen에 대하여 계약 체결(1개 원자력사 제외)
계약량의 설정 및 배부	- 시장상황을 고려하여 계약량 설정
계약가격의 설정 기준	- 국제 석탄가보다 높은 가격의 구매 계약에 대한 비용을 보상할 수 있는 수준으로 가격 설정

호주 - 서호주

서호주의 경우 지리적인 문제로 국가전력시장(NEM)에 연계되지 않은 독립적 시장(WEM)체제를 가지고 있으며, 높은 석탄가격, 가스 생산지와의 거리 문제로 상대적인 도매가격이 높게 형성됨.

서호주 정부는 소매판매부문은 독점체제(Synergy사)를 유지하면서, Western Power에서 분할된 Verve Energy에 대하여 규제계약을 체결하였으나, 소매요금과 연계된 계약방식으로 인하여 Verve Energy가 대규모손실이 발생함에 따라 다시 Synergy사와 합병 후 계약제도를 폐지함.

[표 ] 서호주의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 대규모 발전사업자인 Verve Energy 및 단일 소매 판매업자인 Synergy의 시장 지배력 완화 - IPP의 진입확대를 통한 유효경쟁체제 조성
도입시기	- 전력산업 구조개편과 함께 ‘06년 4월 시행 후 현재는 폐지됨
적용대상	- Western Power에서 분할된 Verve Energy
Original Vesting Contract (2006년~2010년)	- 물량 : Verve 및 Senrgy 간 거래용량을 3,000MW로 제한 - 가격 : Netback Pricing VC가격 = Traiff – Network Charge – Senergy의 원가 및 이윤 - 운영결과 · OVC는 IPP 사업자를 시장에 진입시키는데 성공적이었으나, Verve의 손실이 확대되는 문제점 · Netback Pricing 중 소매 Tariff이 낮게 고정되어 손실 유발
Replacement Vesting Contract (2010년 이후)	- RVC에서는 계약물량 및 계약가격이 제3자(잠재적인 시장진입자)에게 공개되지 않음. 다만, Synergy의 소매가격, 부하, 물량 등의 필요조건을 설정 - Verve Energy의 손실누적으로 규제계약을 폐지하고 판매회사인 Synergy사와 합병

호주 - 빅토리아주

빅토리아주의 경우 규제계약제도를 발전공기업의 민영화를 위한 방안으로 시행하였으며, 현재는 민영화 완료 후 제도를 운영하지 않고 있음.

[표 ] 빅토리아주의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	-공급과잉으로 시장가격이 하락된 상황에서 발전 사업자의 장기한계비용을 보상 -구조개편 과정에서 발전사업자 및 판매사업자의 매각가격 저하 방지(민영화 촉진 목적)
계약형태	-계약가격을 초과/미달하는 시장가격의 정산(양방향) -시장가격 상승($300/MWh)하는 경우 일방향 계약 전환
계약물량	-발전사업자 총 용량의 75%에 대하여 계약 연도별 재산정하며, 수요변동 감안하여 ±7.5%조정 허용
계약가격	-규제소비자에 대한 소매요금의 상한을 고려하여 책정 -발전사업자의 장기한계비용 이상이며, 판매사업자가 공급가능한 수준으로 설정

해외시장가격안정화 제도의 시사점

규제계약제도의 다양한 목적 존재

시장가격안정화 제도는 기본적으로 전력시장의 경쟁체제를 도입하고자하는 구조개편과정에서 임시적으로 사용하였으나, 국가별 특성에 따라 그 도입목적이 다양함

일반적으로 구조개편 초기 독점기업에 의한 시장지배력 완화가 주요한 목적이나, 영국의 경우 석탄산업의 보호, 호주 빅토리아의 경우 발전공기업의 민영화 등 다양한 이유로 도입되었으며, 이러한 도입목적에 따라 운영방식도 큰 차이를 보임

국가별 특성에 따른 규제계약제도의 다양한 형태 및 운영방안 설정

규제계약제도는 제도의 도입 목적을 달성할 수 있도록 다양한 방식으로 제도운영방안을 설계되었음.

특히 계약가격의 설정방식에 있어, 발전사업자의 원가를 기반으로 설계하는 것이 일반적이나, 최종 전기요금소비자의 판매가격을 고려하거나, 극단적으로는 Net back pricing과 같이 소비자요금에 대한 최종적인 위험을 모두 발전사업자가 부담하는 형태가 도입되기도 함. 하지만 이러한 방식은 서호주의 사례에서와 같이 발전사업자의 지속가능성에 문제를 야기할 수 있어, 전력수급의 안전성에 부정적인 영향을 미치기도 함.

결론적으로 해외의 규제계약사례는 그 국가 및 지방의 환경에 대응할 수 있도록 제도가 설계되었음을 보여주고 있으며, 일률적인 시장가격안정화제도가 있지는 아니함. 국내의 경우에도 규제계약제도의 도입목적에 대하여 명확하게 설정하고, 국내의 현실에 맞게 제도를 설계할 필요가 있으며, 설계과정에서 제도의 지속가능성 및 안전성에 대한 면밀한 검토가 필요할 것임.

정부승인차액계약제도 도입 기본방향

정부승인차액계약제도의 도입과 관련하여 전기사업법에서는 전력수급의 안정과 전기소비자의 이익보호를 도입목적으로 규정하고 있음(전기사업법 제33조 2항)

이러한 제도도입목적을 달성하기 위한 구체적인 방법으로서 구조적 초과이익에 대한 합리적 규제, 전력수급의 안전성 확보, 전력시장의 경쟁요소 확대를 고려할 필요가 있음.

구조적 초과이익에 대한 합리적인 규제

현재의 전력시장은 기저전원(원자력 및 석탄)이 매우 부족한 것으로 알려져 있으며, 기저전원과 일반전원(LNG 및 유류)의 발전원가간에 상당한 차이가 존재함.

석탄발전기와 LNG복합간의 발전원가 차이가 매우 크게 발생하고 있어, 전력시장의 수요와 공급에 따라 전력시장가격을 보상할 경우 기저전원은 대규모 이익을 실현할 수 있는 구조임.

발전사업자의 노력이 아닌 특정전원에 대해 구조적으로 발생하는 초과이익은 전기 소비자요금에 미치는 영향을 고려하여 합리적으로 규제할 필요가 있음. 다만, 초과이익에 대해서는 전원별로 판단하는 것이 타당하며, 특정 발전기의 경쟁력에 기인해 발생할 수 있는 수익은 발전시장의 경쟁도입 측면에서 용인하는 것이 합리적임.

LNG복합발전기 등 일반발전기는 기저발전기가 충당하지 못하는 전력수요에 대응하여 가동하며, 전력예비율이 낮아지면, 가동률이 급격히 높아지는 특성을 가짐.

2000년 후반부터 전력예비율이 낮아짐에 따라 반대로 LNG복합발전의 가동률은 빠르게 상승하였고, 발전효율이 높은 신규발전기를 보유한 민간사업자의 수익이 대폭 증가되었음.

하지만, 제6차 전력수급계획에 따르면 전력 공급예비율은 발전설비 공급확대로 인해 ’14년 이후 급격하게 상승전망, 일반발전기의 가동률 및 수익률이 하락할 것으로 전망되어 구조적 초과이익으로 보기 어려움

차액계약대상에 포함하는 경우, 향후 가동률 하락으로 인한 적정수익 미달분까지 보상해야 하기 때문에 논란 발생가능하며, 현재 시장가격을 적용하는 민간 LNG발전기에 차액계약대상을 적용하는 경우 제도 안정성 측면의 문제 소지가 존재함

전력수급의 안정성 확대

전력수급의 안전성확보와 관련하여 전력시장측면에서는 발전사업자의 재무적 건전성을 유지하여 전력생산의 지속가능성을 높이는 점과 전력생산에 대한 발전사업자의 책임을 강화하는 방안을 병행할 필요가 있음.

발전사업자의 재무적 건전성을 유지하는 방안으로 차액계약가격을 설정시 발전사업의 적정원가를 보상할 수 있는 수준에서 합리적으로 수립할 필요가 있음.

적정원가는 발전에 소요된 연료비 및 운영비와 발전사업자의 투자에 대한 적정한 보상(적정투자보수)을 포함하여야 설계하여야 할 것임

또한 민간과 공공간의 차별은 원칙적으로 배제하되, 기존 부지 및 인프라설비(항만 및 송전선로 등)의 활용여부, 조달금리 수준 등의 현실적 차이는 고려할 필요가 있음.

전력생산에 대한 발전사업자의 책임을 강화하는 방안으로 발전사업자의 귀책으로 인하여 계약물량을 준수하지 못할 경우 판매사업자의 수급조절비용(추가 전력구입비용)을 부담할 수 있도록 설계하는 것을 고려할 수 있음.

현행 제도하에서는 발전사업자가 고장정지등으로 발전을 하지 않을 경우 해당시간대의 용량요금 손실만을 부담하게 되나, 판매사업자 입장에서는 보다 높은 연료비의 발전기가 생산한 전력을 구매하는 예상치 못한 손실이 발생하게 됨.

이러한 전력수급비용에 대하여 귀책사유에 따라 책임을 명확하게 할 수 있도록 설계할 필요가 있음. 하지만, 계약전력량 미준수에 따른 비용부담이 발전사업자체의 안전성을 해지는 것은 바람직하지 않으며 적정수준의 한도를 설정하는 것이 바람직할 것으로 판단됨.

전력시장의 경쟁요소 확대

연료비에 의한 급전순위 변화 등 현행 전력시장의 경쟁구도를 유지하되, 그 밖의 비용요소들에 대해 가능함 범위에서 경쟁요소 도입이 필요함

경쟁유인을 확대할 수 있는 요소로는 운전유지비, 고장정지율 등을 고려해 볼 수 있으며, 유사그룹별로 실적 평균(표준)화를 통하여 경쟁요소를 도입가능할 것으로 예상됨.

하지만, 발전사업자의 경쟁확대 부문은 발전사업자의 통제가 가능한 요소를 기반으로 적용하는 것이 타당하며, 기 투입된 투자 등 실질적인 통제가 불가능한 항목은 경쟁유인 도입에서 제외하는 것이 타당함.

제2장 정부승인 차액계약제도 설계방안 검토

정부승인차액계약의 대상

전력구매자

현재 국내의 독점적 전력판매시장에서의 유일한 전기판매사업자인 한전 및 향후 전력산업 구조에 따라 시장 진입이 예상되는 잠재적인 전기판매사업자는 차액계약을 체결하여야 하는 전력구매자 대상에 포함

전력시장 거래가격 안정과 경쟁촉진을 위한 계약제도 도입방안 연구

구역전기사업자로부터 전력을 구매하는 소비자 및 한전으로부터 전력을 구매하는 소비자 간 형평성 측면에서 구역전기사업자는 차액계약 체결 대상에 포함

소비자 형평성 및 직접구매자에 대한 진입장벽 고려 시 직접구매자 또한 전력구매자에 포함하는 것이 적절

다만, 차액계약 대상 물량의 배정 등의 세부 적용사항에 대하여 추가적으로 검토되기 전까지는 직접구매자에 대한 차액계약 적용을 일시적으로 유예

전력구매자들간 형평성을 고려할 때 1안)과 같이 1:1 계약형태는 불합리할 수 있으며 2안)과 같이 전력구매자 공동계약의 1:多 형태가 현실적으로 적용 가능한 것으로 판단됨.

1안) 발전사업자와 전력구매자 간 1 : 1 계약

[그림] 발전사업자와 전력구매자 간 1:1 계약 구조

발전사 1

발전사 2

발전사 n

..............

판매사업자

구역전기 1

구역전기 n

..............

발전사업자 또는 발전기별로 발전원가 및 차액계약에서의 계약가격이 각기 상이한 상황에서 상대적으로 발전원가 및 계약가격이 낮은 발전사업자 또는 발전기와 차액계약을 체결하는 전력구매자에 대한 특혜 제공 논란이 대두될 가능성이 존재함.

2안) 발전사업자와 전체 전력구매자간 1 : 多 계약

[그림] 발전사업자와 전력구매자 간 1:多 계약 구조

발전사 1

발전사 2

발전사 n

..............

판매사업자

구역전기 1

구역전기 2

..

구역전기 n

개별 발전사업자와의 차액계약은 전체 전력구매자들이 공동으로 체결하고 발전사업자와의 계약전력량은 전력구배자별 수요실적 등으로 배분하는 계약구조임.

모든 전력구매자가 동등한 계약조건으로 차액계약을 체결하게 되므로 전력구매자들간 형평을 유지할 수 있음.

발전사업자

구조적 초과이윤의 발생여부를 고려한 차액계약 대상 발전기

기저발전 : 원자력, 유연탄 및 국내탄 발전기는 전력시장가격으로 정산 시 구조적 초과이윤이 발생하므로 차액계약 대상에 포함하는 것이 적합

수력 : 한수원과 수자원공사 등의 수력발전기는 차액계약 대상에 포함하는 것이 적합

부생가스 : 전력시장가격으로 정산 시 구조적 초과이윤이 발생 가능하여 현재 정산조정계수를 적용받고 있는 것과 마찬가지로 차액계약 대상으로 포함하는 것이 적합

단, 초과이윤의 규모가 클 것으로 예상되는 설비용량 100MW 이상의 대규모 발전기로 한정하여 적용

석탄열병합 : 설비용량 200MW 이상 대규모 발전기를 대상으로 하되, 차액계약의 시행을 포함한 전기사업법 개정안의 시행일인 2014년 11월 21일 이후 발전사업 인허가를 취득하는 발전기로 대상을 한정하여 적용

한편 정부승인 차액계약에 따른 규제가 적용됨을 수용하여 전기사업 인허가를 취득한 군장산업단지 열병합발전기(설비용량 250MW)는 전기사업법 개정안 시행 전 인허가를 취득하였음에도 차액계약 대상으로 포함

상기의 저원가 발전기를 반영한 차액계약을 체결하는 잠정적인 대상 발전기는 다음과 같이 분석됨.

[표 ] 차액계약을 체결하는 잠정적인 대상 발전기

구 분	정산조정계수	정부승인 차액계약
원자력	○	○
석 탄	○	○
국내탄	○	○
수 력	×	○
부생가스	○ (제철공정가스)	○ (좌동, 설비용량 100MW 이상)
석탄열병합	×	○ 1. 법 시행일 후 인허가 발전기(용량 200MW 이상) 2. 기 허가된 군장에너지 (250MW) 포함
LNG, 유류	○	×
양수발전	×	×
산업단지내 구역전기 발전기	×	×
저원가 발전기	×	×

(*1) LNG, 유류 발전기는 화력5사(한전 자회사)만 정산조정계수 적용 중

(*2) 양수, 수력은 한수원(한전 자회사) 발전기만 정산조정계수를 간접 적용 중

자가용발전기 및 부생가스 발전기와의 형평성 고려 시 차액계약 대상에 포함하지 않는 것이 적절한 것으로 분석됨.

[표 ] 산업단지 내 구역전기 발전기 현황

회사명	발전기	용량(MW)	연료	거래현황(‘13년)
				시장	직판
한화에너지	여수열병합	250	석탄	24%	76%
여천NCC	여천 NCC	89	부생	48%	52%

LNG를 상대적으로 저렴한 가격으로 직도입하여 높은 수익을 실현하고 있는 SK E&S의 발전기는 전력시장의 구조적 차원에서 발생하는 초과이윤이라고 볼 수 없으며, 전력시장 외의 연료조달 시장에서의 경쟁우위에 기인한 동일 전원의 타 발전기 대비 상대적으로 높은 수준의 이윤으로써 차액계약 대상에 포함하는 것은 적절하지 않은 것으로 판단됨.

LNG 및 유류 발전기는 전력시장가격 안정화 측면에서 차액계약의 적용 효익이 존재하지 않으므로 대상에 포함하지 않는 것이 타당하며, 용량가격 현실화 등에 대한 논의는 차액계약이 아닌 전력시장의 운영 측면에서 논의되어야 할 사항인 것으로 판단됨.

양수 발전기는 과거 3년 영업이익 추이 및 향후 예측 시에도 적자가 발생할 것으로 예상되므로, 차액계약의 도입 취지를 고려 시 구조적 초과이윤이 발생하지 않는 양수 발전기는 차액계약 대상으로 포함하지 않음.

‘13년 : △376억원, ’12년 : △382억원, ‘11년 : △593억원

양수 발전기의 계통 기여도를 반영할 필요가 있는 경우는 전력시장에서의 규칙개정을 통해 처리 필요

정부승인차액계약의 전력량

현재 전력시장에서는 매 시간별 전력 거래량에 대하여 매 시간별 거래 가격에 따라 정산이 이루어지고 있기 때문에 차액계약에서 또한 차액계약 정산 기준이 되는 “시간별 계약전력량”이 설정될 필요가 있음.

또한, 고정비 단가를 산정하기 위한“연간 계약전력량”이 설정되어야 함.

계약전력량의 설정

시간대별 계약전력량의 설정 방안

시간대별 계약전력량은 최근 기간의 발전실적, 표준고장정지율(FOR) 및 표준중간정비정지율(MOR)을 반영하여 다음과 같이 산정할 수 있을 것으로 분석됨.

[표 ] 시간대별 계약전력량 산정 방식

시간대별 계약전력량 = 계약기준전력량 × ( 1 - 표준 FOR - 표준 중간 MOR)

계약기준전력량

계약기준전력량은 해당 발전기의 최근 연도 평균발전량 실적을 의미하며, 차액계약 체결 및 인가 절차에 따른 소요시간을 고려할 때 실무적으로는 차액계약 시행연도 2년 전 해당 발전기의 평균발전량 실적을 이용할 수 있을 것임.

다만, 계약기준전력량은 발전기별 운전패턴을 효과적으로 반영할 수 있도록 운전기간 및 정지기간 중 적절한 기간을 대상으로 산정되어야 할 것임. 발전기의 운전패턴은 다음과 같이 구분할 수 있음.

[그림] 발전기별 운전 패턴의 구분

발전기

운 전

정 지

ㆍ최대발전용량에서 고정(상향)

or AGC 및 G/F 운전

ㆍ하계심야시간 및 특수경부하(설,

추석)기간에 미분기 정지 후 운전

정상출력

(Full 출력)

정상운전

(급전감발)

ㆍ성능시험, 설비문제 등 자체

사유로 감발운전

자체감발

ㆍ특수경부하(설,추석) 기간에 정지

미급전정지

ㆍ계획O/H정지, 중간O/H 정지

예방정비정지

ㆍ고장, 설비문제 등으로 정지

고장정지

계약기준전력량은 정상출력 기간, 정상운전 되나 급전지시에 따라 감발되는 기간, 자체 사유로 인하여 감발운전하는 기간, 미급전으로 인하여 정지하는 기간의 평균적인 발전량으로 산정되어야 할 것임.

최대출력으로 정상운전되는 기간 외에도 급전지시로 인하여 감발하거나 정지하는 기간 및 자체감발 기간을 포함하여 계약기준전력량을 산정함으로써 차액계약 대상기간에 예상되는 발전기별 운전패턴을 보다 실질에 근접하게 반영할 수 있을 것으로 분석됨.

고장정지율

고장정지는 불시정지, 비계획정지, 파급정지, 기동실패 등의 사유로 인하여 발전기가 정지함을 의미함.

고장정지율(FOR, Forced Outage Rate)은 고장정지시간을 운전시간과 고장정지시간의 합으로 나누어 산정함.
(운전시간 = 연간총시간 - 예방정비정지시간 - 급전정지시간 - 고장정지시간)

계약전력량 산정 시 반영되는 고장정지율은 고장정지 감소 유인을 제공할 수 있도록 표준화하여 적용하는 것이 합리적이며, 다음과 같이 표준화할 수 있을 것으로 분석됨.

전력거래소 전력설비정비통계를 기초로 차액계약 시행년도 2~4년전 그룹별로 평균하여 표준 고장정지율을 산정함.

그룹은 원자력 및 석탄 2개로 구분하며, 불시 고장을 의미하는 고장정지율은 유연탄 및 국내탄 간 큰 차이가 없으므로 석탄 그룹을 세분화하지는 않음.

다만, 실적 수치만을 평균하여 표준화하는 경우에는 발전사업자의 고장정지 감소 유인을 저해할 수 있으므로 구간별 표준값을 설정하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

[표 ] 고장정지율 실적구간별 표준화 방안

실적 구간	0.5% 이하	0.75% 이하	1% 이하	1% 초과
표준값 기준	0.5%	0.75%	1%	평균실적

이 경우, 고장정지율이 1%를 초과하는 경우에만 평균실적으로 표준 고장정지율로 적용하고 1% 이하인 경우에는 실적에 상관없이 구간별 최대수준으로 설정된 표준값을 적용받게 되므로 발전사업자로 하여금 고장정지를 감소하도록 하는 유인을 제공할 수 있음.

예방정비정지율

예방정비정지는 계획예방정비정지 및 중간정비정지를 의미하며, 예방정비정지율(MOR, Maintenance Outage Rate)은 예방정비정지 시간을 운전시간으로 나누어 산정함.

계약전력량 산정 시 반영되는 예방정비정지율 구성요소 중 계획예방정비정지율은 발전기별 계획을 개별적으로 검토 후 반영하는 방안이 적절한 것으로 분석됨.

발전사업자가 전력거래소에 예방정비정지 계획은 A급 및 B급 정비계획의 경우 “발전소 계획예방정비 시행기준(전력산업과, ‘13.11)”을 고려하여 수립되고 있음.

예방정비정지율 구성요소 중 중간정비정지율은 발전기 그룹별 과거 3년 중간정비정지 실적을 고려한 표준값으로 반영하는 방안이 적절한 것으로 분석됨.

시간별 계약전력량의 세분화 적용 방안

차액계약 운영이 안정화된 이후에는 시간별 계약전력량을 계절별, 월별, 주별, 일별 등 유사한 시간대별로 차등 적용함으로써 발전기별 실제 운전패턴을 보다 정확하게 반영하는 방식의 적용이 검토되어야 할 것으로 판단됨.

연간 계약전력량의 설정 방안

고정비 단가를 산정하기 위한 연간 계약전력량은 시간대별 계약전력량에 계약시간을 곱하여 산정할 수 있음.

계약시간은 발전기간 운전이 가능할 것으로 예상되는 시간으로써 연간총시간에서 계획예방정비정지시간을 차감하여 산정함.

다만, 원자력의 경우 발전기별 고정비 단가를 차등하지 않고 동일 고정비 단가를 적용하는 경우에는 연간 계약전력량 또한 발전기별 수준이 아닌 원자력 전체를 기준으로 산정하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

기준가격의 설정

기준가격의 개요

기준가격은 고정비 단가와 연료비 단가로 구성됨.

고정비 단가는 연료비를 제외한 총 필요수입액을 단가화하여 산정할 수 있음.

고정비 단가 = [ 감가상각비(투자비) + 적정투자보수 + 운전유지비 + 법인세비용 ] ÷ 연간 계약전력량

연료비 단가는 전력시장의 발전기별 열량단가 및 열소비계수 등을 반영하여 단가화할 수 있음.

투자비(감가상각비)의 보상 방식

발전설비 투자비에 대한 보상요인인 감가상각비는 취득원가 기준의 연도별 정액 상각되는 감가상각비를 기준가격에 반영하는 방식이 합리적인 것으로 분석됨.

최초 상업운전 이후 기간에 발생하는 재투자비는 현행 회계처리 기준과 일관성을 유지하여 개별 발전기의 투자비로 반영함.

본사 공통비의 경우 발전소 또는 발전기별 영업활동을 지원함에 따라서 발생하며, 발전소 또는 발전기별로 이루어지고 있는 영업활동의 수준을 비교적 잘 대변할 수 있는 발전량 기준으로 배부

발전소 공통자산의 경우, 발전소가 동일 전원 및 유사용량의 발전기들로 구성되어 영업활동 수준이 유사함을 고려하여 발전기별 설비용량을 기준으로 배부

다만, 원자력의 경우 사업부문별(원자력, 수력, 양수)로 잔존 설비용량 비율로 배부 중이며, 자체적으로 적용하고 있는 공통비용 배부방식은 사업 특성을 고려하여 합리적으로 마련된 것으로 분석되므로 자체 배부기준을 적용

재평가로 인산 자산의 증가금액은 자본이 추가적으로 투하되지 아니하였으므로 재평가자산의 감가상각비는 기준가격에서 제외

정률법에 따른 과거 기간 가속상각된 금액의 반영여부는 조정방식의 타당성 및 적용 가능성 등이 신중하게 검토된 이후에 구체적인 처리방안이 마련되어야 할 것으로 분석됨.

연간균등화 보상방식은 정부승인 차액계약 제도가 발전기 수명기간 중 일시적으로 운영되고 종료되는 경우 발전사업자에 대하여 적정하게 보상하지 못하는 문제점이 존재하므로 현실적으로 적용이 불가한 방식인 것으로 분석됨.

적정투자보수

적정투자보수는 요금기저에 적정투자보수율을 곱하여 산정하며, 요금기저는 발전사업을 위하여 투하된 순가동설비자산 및 사업을 운영하는데 수반되는 일정분의 운전자본을 가산하여 산정함.

운전자본은 재고자산 및 매입채무 금액에 기타 현금유출영업비용을 가산하여 산정할 수 있음.

석탄 발전기의 경우에는 재고자산 및 매입채무는 재고보유 기일에서 매입채무 지급기일을 차감한 기간에 해당하는 연료비 금액으로 산정하며, 원자력 발전기의 경우에는 장기간 단계적 가공이 이루어지는 현실을 반영하여 연간 평균 금액으로 산정

기타 현금유출영업비용의 1개월분(매출채권회수기일 30일분)

기타 전원의 경우에는 현금유출영업비용 1개월분을 운전자본으로 반영할 수 있을 것임.

적정투자보수율

자기자본투자보수율과 타인자본투자보수율을 재무비율로 가중평균한 가중평균자본비용(WACC)을 적용투자보수율로 이용할 수 있음.

자기자본투자보수율은 자본자산가격결정모험(CAPM)에 따라 다음과 같이 산정 가능함.

자기자본투자보수율 =  무위험이자율 + 시장위험프리미엄 × 위험계수

차액계약에서의 적정투자보수율은 발전사업자가 발전사업으로부터 적정한 수익을 창출할 수 있도록 원칙적 관점에서 설계하고, 판매사업자의 재무안정성은 판매사업자 및 발전사업자가 개별적으로 협의하여야 할 사안으로써 적정투자보수율은 소매요금과 연계하지 않는 것이 적절한 것으로 분석됨.

재무비율은 사업보고서 상 자기자본 및 타인자본(차입금 등)의 구성비율을 기초로 도출하며, 기준가격의 변동성을 완화하기 위한 목적으로 최근 5년 기간의 평균적인 자본구조 적용방안을 고려

화력5사의 경우에는 평균적인 자본구조를 표준화 수치로 간주하여 적용하며, 한수원의 경우에는 개별 재무구조를 반영하여 적용

무위험이자율은 국고채 수익률로 산정하되, 발전사업의 경우 설비 내용연수가 30년 가량으로써 장기의 사업기간을 대상으로 하고 있는 바, 20년 만기 국고채를 이용하여 무위험이자율을 산정

리스크프리미엄은 국내 전기요금, 가스요금, 열요금 등 공공요금을 산정하는데 있어 적용되고 있는 리스크프리미엄은 6%로써 이를 차액계약에도 동일하게 적용

위험계수는 발전사업과 유사한 규제환경에 있는 국내의 타 산업(전기가스업 등), 해외의 주요 발전회사, 해외의 발전사업 규제사례 등을 종합적으로 고려하여 검토

타인자본투자보수율은 실제 타인자본 조달금리 수준을 반영하기 위하여 최근연도 사업보고서 상의 회사채 가중평균이자율을 이용하는 방안을 고려

운전유지비

운전유지비는 운전에 필요한 수선유지비, 인건비, 경비, 약품비 등으로 구성되며 감가상각비를 제외한 발전비용 중 연료비를 제외한 모든 비용을 운전유지비로 분류

최근 발생실적 및 향후 변동요인을 반영하여 차액계약 대상기간의 운전유지비를 추정하여 다음과 같이 산정

[표 ] 운전유지비 산정 방식

운전유지비 =

평균실적 운전유지비 × 물가상승률 × ( 1 + 예산절감율의 δ%) + 개별 고정성비용

평균실적 운전유지비

평균실적 운전유지비는 발전기 그룹별로 최근의 운전유지비 실적을 평균하여 표준화하며, 차액계약 시행 2~4년(3개년) 운전유지비 실적 평균값을 이용

발전소 그룹은 전원별(원자력, 유연탄, 국내탄)로 구분하고, 유연탄의 경우에는 용량별(300, 500, 800, 1000MW급)로 추가 구분하며, 국내탄은 발전소별 특성 차이가 크므로 개별 발전소별 적용 방안을 고려

물가상승률

물가상승률은 소비자 물가지수 실적 또는 공인기관의 예측치를 이용하여 적용함.

물가상승률 = (1 + 2년전 상승률 실적치) × (1 + 1년전 상승률 예측치) × (1 + 계약시행년도 상승률 예측치)

예산절감률

발전사업자의 경쟁 및 비용절감 유인을 저해하지 않도록 예산절감 실적률을 추가로 반영하되, 예산절감률 적용값은 과거 기간의 예산 대비 실제 절감률 추이 및 운전유지비 실적에 기초하여 검토 후 결정

개별 고정성 비용

원전사후처리비, 전력거래수수료 등 준조세성 비용, 송전접속비용 및 기타 개별 보상이 필요한 일부 항목은 표준화하기 보다는 발전기별 실적값을 개별적으로 기준가격 산정 시 반영

[표 ] 개별 고정성 비용의 내역

구 분	개별 고정성 비용
원자력	- 원전사후 처리비 : 해체비, 중저준위 방폐물 관리비, 사용후 핵연료 분담금 등 - 준조세성 비용 : 원자력연구개발기금, 지역자원시설세, 지역지원사업비, 자력안전규제비, 전력거래수수료 - 접속비용 및 평균화 어려운 개별 비용 요소
유연탄 국내탄	- 준조세성 비용 : 전력거래수수료, 지역지원사업비, 지역자원시설세 등 - 접속비용 및 평균화 어려운 개별 비용 요소

공통 운전유지비의 배분

본사 공통비는 발전량 기준으로 배부하고 발전소 공통비는 설비용량 기준으로 배부하며, 원자력의 경우는 단일 전원이고 발전량과 설비용량 방식의 차이가 크지 않기 때문에 한수원 처리방식대로 설비용량 적용

연료비

연료비는 전력생산이 실제로 소요되는 연료비를 보상하되, 비용절감 유인을 제고할 수 있도록 다음과 같이 산정

[표 ] 연료비용의 산정 방식

(QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi) × VC열량단가 × VC연료비보정계수

- QHCi   : 발전기의 2차 열소비계수

- LHCi   : 발전기의 1차 열소비계수

- NLHCi : 발전기의 열소비상수

VC열량단가

기준 열량단가는 발전기별 전력시장 열량단가를 전원별 설비용량으로 가중 평균하여 산정하되, 발전사업자가 정상적으로 사업을 영위할 수 있도록 하는 수준의 위험 완화방안을 고려

기준열량단가의 상․하한 밴드내에서는 발전기별 열량단가를 적용하되, 상한을 초과하면 페널티, 하한 미만이면 인센티브 제공

[그림] 열량단가의 적용 방식

자기 a

(높게)

평균

열량단가

상한

열량단가

하한

열량단가

자기 b

(낮게)

120%

110%

100%

90%

80%

①

③

① : 자기열량단가

② : 상한 + (자기a – 상한) × 0.9

③ : 자기b + (하한 – 자기b) × 0.1

②

①

(*1) 상하한(± 10%) 범위내 :  발전기 열량단가 회수

(*2) 상한밴드 초과 : 상한 열량단가 + (자기 - 상한) × 0.9(패널티)

(*3) 하한밴드 미만 : 자기 열량단가 + (하한 - 자기) × 0.1(인센티브)

VC연료비보정계수

기술적 특성을 기초로 이론적으로 산정한 연료비와 실제 발생하는 연료비와의 차이에 대한 보정이 필요

이는 발전기별 열소비계수로부터 산정된 연료비에 VC연료비보정계수를 반영하는 방식으로 보정

연료도입이 특수한 발전기의 연료비

전용부두가 없거나 석탄을 육로로 수송하여 연료비 차이가 큰 발전기들은 연료비를 표준화하기 보다는 개별 연료비를 검토 후 기준가격으로 반영

차액정산의 구조

인센티브 및 부담금

인센티브 및 부담금의 적용 방안

인센티브는 시간별 발전량이 시간별 게약전력량을 초과하는 경우 발전사업자에게 귀속되게 하며, 다음과 같이 산정

[표 ] 인센티브의 산정 방식

인센티브 = MPi × 초과발전량

- MPi : SMP × 발전기별 송전손실계수(TLFi)

- 초과발전량 : 시간대별 발전량 – 시간대별 계약전력량

인센티브는 ①시간대별 계약전력량을 초과하는 발전, ②계획예방정지기간 중 발전, ③계획예방정지 기간 단축 등의 경우에 발생

부담금은 시간별 발전량이 시간별 계약전력량에 미달하는 경우 발전사업자가 부담하며, 다음과 같이 산정

[표 ] 부담금의 산정 방식

부담금 = (MPi – 기준가격) × 부족발전량

- MPi : SMP × 발전기별 송전손실(TLFi )

- 기준가격 : 고정비 단가 + 연료비 단가

- 부족발전량 : 시간대별 계약전력량 - 시간대별 발전량

부담금은 ①고장 정지, ②계획예방정비 지연, ③자체 사유로 인한 출력감발, ④특수경부하 기간 및 월요일 심야시간 등 수요대비 계약전력량이 과다(한전)한 경우에 발생

부담금은 발전사업 자체가 정상적으로 수행될 수 있는 범위내에서 제한적으로 적용하며, 고정비 회수금액의 일정비율 이내로 제한

차액정산금의 산정

차액정산은 전력시장에서 거래된 거래가격과 차액계약에서의 기준가격과의 차이를 발전사업자 및 판매사업자 간 정산하는 것을 의미함.

차액정산금 = 차액금액 + 부담금 + 기타 정산금

차액금액 : (MPi – 기준가격) × Min(계약전력량, 발전량)

부담금 : (MPi – 기준가격) × 부족물량(계약전력량 – 발전량)

기타정산금 :  COFF + CP + XGESMP + ACP
COFF : 제약 비발전 전력량 정산금(시장가격 – 연료비)
CP : 용량정산금
XGESMP : 시장가격(SMP) 결정에 제외된 발전기 정산금
ACP : 추가 용량정산금(전력거래소 지시로 예방정비일 변경시)

차액정산 후 발전사업자의 수입

발전사업자는 전력시장에서 전력거래 대가로써 전력시장정산금을 수령하며 차액정산에서의 차액정산금이 차감되어 최종적인 수입이 결정됨.

발전기 수입 = 전력시장정산금 - 차액정산금

차액정산에서의 정산 대상 물량은 계약전력량을 한도로 하기 때문에 계약전력량을 초과한 발전량에 대해서는 전력시장에서 형성된 거래가격으로 보상되며, 이는 발전사업자에 대한 인센티브를 의미함.

인센티브 : MPi × 초과물량(발전량 – 계약전력량)

발전기의 운전 상황별로 차액정산 후 발전기에게 귀속되는 수입은 다음과 같이 구성됨.

[그림] 운전 상황별 발전기에게 귀속되는 수입 구조

차액계약 요소별 조정주기

차액계약에서의 계약전력량, 기준가격 등의 요소는 전력시장의 변화, 발전비용의 변동을 적시에 반영하여 일정 주기에 따라 조정하는 것이 합리적임.

[표 ] 차액계약의 요소별 조정주기(안)

구 분	조정주기
투자비(감가상각비)	1년
투자보수(율)	1년
운전유지비 및 계약전력량	1년
연 료 비	1개월 (연료비는 비용평가위에서 매월 변경)
발전기 효율	비용평가위 의결 시 변경

신규 및 기타발전기의 차액계약

신규 석탄발전기의 차액계약

계약전력량

신규 석탄발전기의 경우 운전 실적이 없으며, 초기 일정한 운전기간 동안에는 불안정하게 운영될 수밖에 없음을 고려하여 기존 석탄발전기와 다르게 설정

시간대별 계약전력량 산정 시 평균발전량은 설비용량의 90% 수준으로 가정하며, 고장정지율 및 예방정비정지율은 표준적인 적용값 대비 각 1%의 여유분을 반영하는 방안을 고려

설비용량의 90% 수준은 5% 가량의 소내소비율, 5% 가량의 감발율(GF, AGC, 운전예비력 등)을 고려한 것이며, 일정기간(3년) 경과 후 안정화 단계에서는 과거 실적을 적용

투자보수 및 감가상각비

기존 발전기와 마찬가지로 취득원가 기준에 의한 연도별 총괄원가 방식을 적용하여 보상하는 방안을 적용

투자비는 화력5사의 경우에는 자기 투자비를 반영하며, 민간발전사는 표준투자비를 적용하는 방안을 고려

다만, 민간발전사에 대한 표준투자비를 산정하는데 있어 발전기별로 개별비용의 반영이 필요한 사항에 대해서는 추가적으로 검토 필요

[표 ] 신규발전기의 투자비 산정 방안

구 분	세 부 방 안
투자비 및 감가상각비 산정	◾ 발전자회사 : 자기 투자비(회계상 감가상각비 적용) ◾ 민간발전사 : 표준투자비(30년 정액상각법) - 상용 가동시점 발전기별 그룹핑(2년주기) - 발전기 그룹의 표준투자비 산정하여 적용 ◾ 특이성 비용 : 개별 적용 - 인허가단계 : 민원비용 등 - 토지취득단계 : 부지 매입 비용 등 - 건설단계 : 지중선로 및 항만 건설비용 등 - 운영단계 : 연료비 운송 및 회처리 비용 등

신규발전기에 대한 적정투자보수(율)은 기존 발전기와 동일한 방식으로 산정하는 것으로 원칙으로 하되, PF 형태로 자본이 조달되어 기업금융으로 자본이 조달되는 기존발전기와의 차이 고려여부가 추가적으로 검토 필요

[표 ] 신규발전기의 적정투자보수(율) 산정 방안

구 분	세부 방안
재무비율	◾ 공공 : 화력5사의 최근 5년 평균 자본비율 ◾ 민간 : 회사별 재무비율 적용 원칙(상세검토 필요)
타인자본 투보율	◾ 공공 : 화력5사의 최근년도 회사채 가중평균 이자율 ◾ 민간 : 기준금리 + PF스프레드 - 기준금리 : 3년만기 AA- 회사채 수익률
무위험이자율	◾ 기존 석탄발전기와 동일
리스크프리미엄
베타(β)
요금기저	◾ 기존 석탄발전기와 동일

본사 공통비는 기존 석탄발전기와 동일하게 발전량 기준으로 배부

재투자(O/H 비용 포함)은 공공 발전사업자의 경우 IFRS에 따른 회계처리 준용하며 회계 상 자산화할 경우에는 개별 투자비에 반영할 수 있음.

민간 발전사업자의 경우 재투자비의 표준화 가능성이 우선적으로 검토되어야 하며, 표준화가 가능할 경우 운전유지비와 동일한 방식으로 표준화하여 적용하고, 표준화 가능하지 않은 경우에는 개별발전기의 투자비로 보아 감가상각비와 투자보수로 개별적으로 반영하는 방식을 고려

운전유지비

신규발전기의 운전유지비는 원칙적으로 기존발전기의 운전유지비 반영방식을 동일하게 준용하되, 민간발전사업자의 신규 발전기는 예산대비 집행실적률을 미반영

연료비 반영방식 및 차액계약 정산 구조는 기존 석탄 발전기와 동일하게 적용

석탄 열병합발전기의 차액계약

석탄 열병합발전기에서 구조적 초과이윤이 발생하거나 향후 발생 가능성을 고려하여 차액계약 적용 여부가 추가적으로 검토 필요

[표 ] 석탄 열병합발전기의 차액계약 적용방안

구 분	세 부 방 안
대 상	◾ 차액계약관련 고시 후 인허가된 설비용량 200MW 이상 - 다만, 군장에너지 신설(250MW) 설비는 대상 포함 * 대상설비중 구조적 초과이윤에 대한 사전 검토 시행
투 자 비 감가상각비	◾ 전기 전용모드 기준으로 개별 투자비 산정(총괄원가) - 재투자비는 전기부문만 반영하되, 석탄 유사규모 발전 기의 평균비용 반영 ◾ 감각상각비용은 30년 정액법 기준
운전유지비	◾ 유사 규모(호남, 여수, 국내탄 등) 발전기 평균값 적용
연료비	◾ 개별 열량단가 (비용평가위원회 자료 제출 필요)
연간(시간대별) 계약전력량	◾ 시간대별 계약전력량 : 미설정 ◾ 연간 계약전력량 - (1안)열공급시 최대출력기준으로 발전량 예측값 - (2안)인허가시 발전량 예측값 * 3년후부터는 발전기별 평균 발전량 실적 적용
공통비 배부	◾ 본사 : 발전량, 사업소 : 설비용량
요금기저	◾ 발전기별 자산 + 운전자본 - 운전자본은 초기 운전기간 동안 기존 석탄발전기 방식 (채권회수기일, 재고자산보유기간, 대급지급기일) * 연료비는 기존석탄 평균 + 개별 발전기 부대비용 * 기타 세부사항은 추후 상세 검토
투자보수율	◾ 적정투자보수율 (신규 석탄발전기 기준 적용)
인센티브·부담금	◾ 인센티브 및 부담금 : 없음 (기준가격 x 발전량)
발전기 수입	◾ 발전기 수입 : 발전량 × 기준가격
차액정산금	◾ 차액정산금 : 전력시장정산금 – 발전량 × 기준가격

열공급량에 따라 전력생산량이 변동되기 때문에 시간대별 계약전력량을 사전에 설정하지 않는 방안을 고려

제철용 부생가스발전기의 차액계약

제철용 부생가스발전기는 현재 자가발전 대체가격 기준으로 정산조정계수를 적용하고 있음.

이는 부생가스의 특성 상 연료비 등 총괄원가의 적정성을 확보하는데 제한점이 존재함을 고려한 방식임.

자가발전 대체가격 기준의 기본원칙에 대하여 발전사업자 및 판매사업자 간 합의가 완료되었으며, 이는 ‘15년 1월부터 적용될 것으로 예상됨.

자가발전 대체가격을 고려한 차액계약의 설정

제철용 부생가스발전기에 대하여 적용되고 있는 자가발전 대체가격을 고려하여 차액계약을 설정하는 방안을 고려할 수 있는 것으로 분석됨.

차액계약의 기준가격은 고정비단가, 변동비단가 및 기타단가의 합계로 구성되며 각 항목별 산정방식은 다음과 같음.

[표 ] 제철용 부생가스발전기의 차액계약 적용방안

구 분

세 부 방 안

고정비

단가

⦁판매회사와 제철사간에 체결된 수전전력 계약종별의 기본요금에 예방정비정지시간을 제외한 연간시간을 기준으로 단가 산정

[eqn: {기본요금 TIMES (1+ alpha ) TIMES 12개월} over {연간총시간` TIMES (1-`표준예방정비율)}]

* 계약이 다수인 경우, 주계약만 인정

(제철사의 154kV 특례계약 불인정)

** α : 가산비율(예비전력 공급받을 경우)

*** 연간총시간 : 공휴일, 윤년여부 등 반영

**** 표준예방정비율 : 부생가스사업자의 1주기 평균 예방정비정지시간

변동비

단가

⦁판매회사와 제철사간에 체결된 수전전력 계약종별의 계절별/시간대별 전력량요금을 해당연도 대상시간을 기준으로 가중 평균한 단가 적용

기타비용

단가

⦁고정비단가와 변동비단가 합계의 3.7%

산정주기

⦁연1회, 매년말 익년도 가격 산정

⦁연도 중 전기요금 변경 시, 기준단가 재산정 및 요금표 변경시점부터 적용

* 기준단가 : 변경된 산업용 전기요금단가를 적용하여 산정기준일(1월1일) 시점에서 재산정한 연간기준단가

수력발전기의 차액계약

양수발전기를 제외한 수력발전기는 대부분 내용연수가 경과하여 잔존가치가 미미하며, 수력을 이용하기 때문에 연료비가 발생하지 않는 특성이 존재함.

수력발전기는 전력시장에서 발전소 내 전체 발전기를 하나의 발전기로 인식하고 있으며, 차액계약에 있어서도 발전소 내 발전기를 구분하기 보다는 발전소 내 전체 발전기를 1기로 처리하는 방식이 적절

계통상황이 고려한 전력거래소의 급전지시에 따라 발전하므로 시간대별 계약전력량을 사전에 합리적으로 산정할 수 없으므로, 시간별 계약전력량은 미설정

다만, 연간 계약전력량은 기후에 따른 발전량 변동을 감안하여 20년 평균 발전량(전력거래량) 등의 기준으로 설정하는 방안을 고려

기준가격은 차액계약 대상연도의 발전소별 필요수입액을 연간 계약전력량(20년 평균 발전량 등)으로 나누어 산정

발전소별로 기준가격을 차등하지 않는 경우에는, 발전사업자별 보유하고 있는 전체 수력발전소의 필요수입액 합계금액을 대상 수력발전소의 연간 계약전력 합계량으로 나누어 산정한 기준가격을 모든 발전기에 동일하게 적용

인센티브 및 부담금은 (1안)발전량 변동을 고려, 차액정산방식에 의한 인센티브 및 부담금 방식은 배제하고, 고정비 추가 이익 혹은 손실로만 처리하거나, (2안)차액정산방식에 의한 인센티브 및 부담금 방식 적용

(1안)계약전력량을 평균발전량, 인센티브 및 부담금 없이 가정할 경우 발전기 수입은 발전량 실적(기준가격×하루 발전량)으로 정산

(2안)의 발전기 수입은 계약전력량 이하는 (기준가격x계약전력량), 계약전력량 이상은 (MPx초과발전량)으로 정산

[표 ] 수력발전기의 차액계약 적용방안

구 분	세 부 방 안
대상여부	◾ 설비용량이 2만kW 초과하는 발전기(시행령 기준)
운전유지비	◾ 기존 석탄발전기 산정방식 준용
연료비	◾ 연료비가 “0”이어서 보상 불필요
시간대별 계약전력량	◾ 인센티브 및 부담금 부과가 별도 없으므로 시간대별계약전력량 설정 불필요
연간 계약전력량	◾ 연간 평균 전력거래량 실적을 기준으로 설정 - 수자원 및 한수원의 발전기에 동일 기준 적용 ◾ 전력거래량의 산정기간(예, 20년 등)은 검토 필요
투자보수,감가상각비	◾ 취득원가 기준 총괄원가 방식, 정액법 기준
공통비 배부	◾ 본사 : 발전량, 사업소 : 설비용량
요금기저	◾ 발전기별 자산 + 운전자본(매출채권만 해당)
투자보수(율)	◾ 적정 투자보수율
인센티브/부담금	◾ (1안) 인센티브/부담금 : 없음(기준가격으로 정산) ◾ (2안) 인센티브 : MP, 부담금 : 없음(기준가격 정산)
발전기 수입	◾ (1안) 발전기 수입 : 발전량 × 기준가격 + ASP ◾ (2안) 발전기 수입 : 계약전력량x기준가격 + 초과발전량xMP + ASP

수력발전기에 대한 차액계약 적용방안

요약문

제3장 정부승인 차액계약제도 시행방안 검토

전기사업법 시행령 및 관련 고시 제·개정 검토

전기 수급의 안정과 전기사용자의 이익을 보호하기 위하여 발전사업자와 전기판매사업자 등은 산업통상자원부장관이 고시하는 전력량에 대해서는 차액계약을 통하여서만 전력거래를 하도록 하는 등의 내용으로 전기사업법이 개정(법률 제12612호, 2014. 5. 20. 공포, 11. 21. 시행)되었으며, 이에 따라 차액계약을 통하여 전력거래를 하여야 하는 발전사업자 및 전력구매자의 기준을 정하는 등 법률에서 위임된 사항과 그 시행에 필요한 사항이 전기사업법 시행령에 규정되어야 하는 바 다음과 같은 주요 사항에 대한 시행령 개정을 검토하여야 함.

차액계약을 통하여만 전력거래를 하여야 하는 발전사업자 및 전력구매자의 기준 규정

차액계약의 인가에 필요한 사항 규정

차액계약에 포함되어야 할 계약의 내용에 관한 사항 및 계약 당사자의 권리와 의무에 관한 사항

인가를 받으려는 발전사업자 및 전력구매자의 필요 사항

전기사업법 시행령 개정 사항

전기사업법 제34조 2항의 대통령령으로 정하는 기준에 해당하는 발전사업자와 전력구매자에 대한 정의는 다음과 같이 규정함.

[표 ] 시행령 상 발전사업자 및 전력구매자 정의

1. 발전사업자: 다음 각 목의 요건을 모두 갖춘 발전사업자일 것

가. 산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 저원가 발전원(發電源)을 사용할 것

나. 발전설비용량이 2만킬로와트를 초과하는 발전기를 보유할 것

2. 전력구매자: 다음 각 목의 어느 하나에 해당하는 전력구매자일 것

가. 법 제7조제1항에 따라 전기사업허가를 받은 전기판매사업자

나. 법 제31조제3항에 따라 전력을 구매하는 구역전기사업자 중 이 영 제19조 제4항
제3호의 전력을 구매하는 구역전기사업자

다. 법 제32조 단서 및 이 영 제20조에 따라 전력을 직접 구매하는 전기사용자

동법 제34조 2항에 기술된 「댐건설 및 주변지역지원 등에 관한 법률」 제44조제2항제1호에 따른 출연금이 차액 계약에 따라 감소하는 경우, 발전사업자는 그 감소 사실을 지원사업 개시 이전 6개월 전까지 감소 사실과 그 금액을 전력구매자에게 통보하도록 시행령이 개정되어야 함.

또한 동법 제34조 3항에 기술된 차액계약의 인가에 대한 세부적인 사항으로 계약의 당사자, 차액계약의 세부항목인 기준가격, 대상발전기, 계약전력량 및 계약기간, 그리고 계약당사자의 권리와 의무 및 정산 관련 사항이 시행령에 규정되어야 함.

전기사업법 시행령에 따른 관련 고시(안) 제정 검토

전기사업법 제34조 제2항 및 동 법 시행령 제20조의2제1호, 제20조의4제5항 및 제20조의5제3호에서 언급한 산업통상자원부장관이 정하는 사항은 「정부승인차액계약 운영기준에 관한 고시」를 신설하여 해당 고시에서 규정하도록 하며, 고시(안)은 다음과 같은 목차에 따라 작성함.

제1장 총칙

제2장 차액계약의 적용범위 및 사무지원

제3장 차액계약의 체결

제4장 정부승인차액계약 체결 기준

제5장 계약의 관리

부칙

총칙

총칙에는 본 고시의 목적 및 고시에서 사용하는 용어의 정의에 대하여 기술함. 본 고시는 전력수급의 안정을 도모하고 전기사용자의 이익을 보호하기 위한 전기사업법 제34조제2항의 정부승인차액계약의 운영에 있어서 객관적이고 합리적인 기준을 정하고, 차액계약의 운영에 필요한 사항을 규정함을 목적으로 하는 것으로 기술함.

차액계약의 적용범위 및 사무지원

전기사업법 시행령 제20조의2제1호가목에서 규정한 차액계약 대상발전기의 범위 및 전기사업법 제34조 제2항에서 언급한 전력량 산정방법, 그리고 차액계약의 운영을 위한 사무지원 기관에 대하여 정의함.

차액계약 대상발전기는 다음과 같이 규정함.

[표 ] 고시(안) 차액계약 대상발전기

① 시행령 제20조의2제1호가목에 따른 저원가 발전원은 다음 각 호와 같다.

1. 원자력

2. 석탄(국내탄을 포함한다.)

3. 부생가스

4. 수력(양수발전은 제외한다.)

② 제1항의 저원가발전원을 사용하는 발전기 중 차액계약 대상 발전기는 별표1과 같다.

차액계약의 체결 및 기준

계약체결을 위한 절차 및 계약 합의에 이르지 못할 경우 전기위원회의 역할 등에 대하여 규정하였으며, 차액계약의 기간 및 기준가격 등 그 세부항목에 대한 사항을 규정함. 기준가격에 대한 내역은 다음과 같음.

[표 ] 고시(안) 기준가격 항목

(차액계약 기준가격 구성요소) 기준가격은 연료비, 감가상각비, 운전유지비, 법인세비용, 투자보수 등으로 구성함.

(연료비) 연료비는 발전기별 연료소비 특성, 적용 열량단가 등을 고려하여 산정하며, 비용평가위원회에서 매월 결정하는 열량단가를 고려하되, 발전기별 연료비 절감노력을 촉진하기 위한 유인규제 방식을 도입할 수 있음.

(감가상각비) 감가상각비는 개별 발전기의 장부상 감가상각비를 기준으로 산정함.

(운전유지비) 운전유지비는 개별 발전기의 과거 운전유지비 실적, 유사발전기그룹의 평균 실적, 물가상승률 등을 고려하여 산정하되, 발전사의 운전유지비 절감 노력을 촉진하기 위해 유인규제 방식을 도입할 수 있음.

(기타 법정비용) 전기사업법 및 타 법에서 따라 발전기에 부과하는 부담금에 대해서는 별도로 산정한다.

(적정투자보수) 적정투자보수는 차액계약 기저에 적정투자보수율을 곱하여 산정함.

(차액계약 기저) 차액계약 기저는 기초·기말평균순가동설비자산액(무형자산 포함), 운전자금 및 일정분의 건설중인자산을 합산한 금액을 기준으로 산정함. 다만, 전력생산에 직접 공여치 아니하는 유휴자산, 타목적의 자산, 인수 및 합병 등에 따른 영업권 등은 제외함.

(적정투자보수율) 적정투자보수율은 발전사업에 대한 자본비용 및 위험도, 금리수준, 물가상승율, 발전사업 관련 자본구조 등을 고려하여 발전기별로 산정하며,. 이 경우, 발전사업자의 자본구조 개선 및 조달비용 절감을 촉진하기 위해 유인규제 방식을 도입할 수 있음.

(법인세비용) 법인세비용은 법인세비용은 전력생산과 직접 관련된 세전 적정투자보수에 대한 법인세 비용으로 하며, 세전 적정투자보수는 세후 적정투자보수에 법인세 한계세율을 적용하여 역산함.

기타사항

기타사항에서는 계약 관계에서 발생할 수 있는 분쟁해결 절차, 계약체결을 위해 제출한 자료의 비밀유지 및 기타 사항에 대한 규정 그리고 고시 시행일 관련 사항을 부칙으로 구성하여 작성함.

표준계약서(안) 검토

본 절에서는 전기사업법 시행령 제20조의4제1항 각호에 기술된 차액계약 인가조건에 부합하는 표준계약서(안)을 개발하여 제시함. 표준계약서(안)은 시간대별 계약전력량을 설정하는 석탄발전기를 대상으로 개발되었음.

총칙

총칙에서는 본 계약의 목적 및 계약서에서 사용된 용어에 대한 정의를 기술함. 계약의 목적은 전기사업법 시행령의 인가조건에 부합하는 계약 상 필요한 조건을 정하는 것으로 하며, 계약대상발전기는 발전사업자가 보유하고 있는 발전기 중 고시에서 규정한 대상발전기를 기술함.

계약의 일반조건

계약의 일반조건에서는 계약체결의 성립 및 계약기간, 계산에 적용하는 최소단위 및 계약의 양도 등에 대하여 정하고 있음.

계약전력량의 산정

앞서 검토한 차액계약제도 설계안에서 제시한 계약전력량 요소별 산정방식을 기술하였으며, 해당 산정방식에 따라 계약기간에 적용할 시간대별 계약전력량 및 연간 계약전력량은 별첨에 첨부되는 방식으로 작성하였음.

기준가격의 산정

기준가격의 산정은 연료비단가와 고정비단가의 계산방식을 구분하였으며, 고정비단가는 구성항목별로 세부 계산방식을 기술하였음. 연료비단가는 월별로 산정하므로 연료비산정에 필요한 공식으로 기재하였으며, 고정비단가를 산정하는데 기초가 되는 총필요수입의 항목별 금액은 별첨에 첨부하는 형식으로 작성하였음.

차액정산에 관한 사항

발전사업자와 전력구매자간 수령 또는 지급하게 될 차액정산금 산정 방식에 대하여 기술함. 차액정산금은 현재 전력시장정산금에 부가하여 지급되므로 거래대금은 한국전력거래소를 통하여 지불 및 수취하도록 하였음.

차액정산금 산정을 위한 시간대별 실제 발전량에 대한 계량 및 처리와 차액정산금 정산 및 지불 스케쥴은 현재 전력시장운영규칙 상 기술된 바를 따르도록 하였음.

기타사항

계약서 상 일반조건으로 기술되는 불가항력 사항, 계약불이행 및 종료 등을 기술하며, 앞 장에서 언급한 계약대상기간동안 적용하는 계약발전량 등을 계약대상발전기별로 정하여 별첨으로 첨부하도록 작성하였음.

차액계약제도 관련 세무 및 회계 이슈 사항 검토

차액계약제도는 기존 전력거래구조와 차이가 존재하는 바 세법 및 한국채택국제회계기준(이하 “K-IFRS")의 관련 규정에서 새로운 전력 거래구조에 대한 적용 및 해석에서 이슈가 발생할 수 있음. 본 장에서는 차액계약제도 도입으로 인하여 부가가치세법 및 K-IFRS에서 발생할 수 있는 이슈 사항에 대하여 검토를 수행함.

부가가치세법 관련 이슈 사항 검토

현행 구조

한국전력거래소는 발전사업자로부터 세금계산서를 교부받고, 전기 판매업자에게 동일한 금액으로 세금계산서를 발급(매월 6회)하고 있으며, 세금계산서 발행시 과세표준은 특정 발전사업자의 경우에는 정산조정가격, 일반민간발전사업자의 경우에는 계통한계가격이 됨. 한국전력거래소는 전기판매업자로부터 대가를 수취하여, 발전사업자에게 동일한 금액으로 매월 6회 대가를 지급하고 있음.

전기 등 자연력은 부가가치세법상 재화의 공급에 해당하므로 부가가치세 과세대상이며(부가가치세법 제 2조 및 동법시행령 제 2조), 한국전력거래소는 전력거래의 거래당사자는 아니나, 발전사업자의 수탁자로서 위수탁거래에 따른 부가가치세법상 규정을 적용 받고 있는 바 발전사업자가 한국전력거래소에 세금계산서를 발급하고, 한국전력거래소가 그 전기판매사업자에게 세금계산서를 발급하고 있음.

변경되는 구조

발전사업자와 판매사업자는 정부의 승인하에 사전에 계약을 체결하고, 전력의 수요 및 공급에 의하여 전력시장에서 결정되는 시장가격과 기준(계약)가격의 차액을 발전사업자와 판매사업자가 쌍방 정산하는 구조로, 최종적인 거래대가는 기준가격이 됨.

차액정산은 발전사업자와 판매사업자(한전 단일 혹은 한전 및 구역전기사업자 포함)간의 개별 계약이기는 하나 전기사업법 시행령에 따르면 한국전력거래소는 전력시장정산과 함께 차액 정산에 대한 업무(정산ㆍ청구 및 차액결제)도 함께 수행할 예정임.

전력시장 정산ㆍ결제는 현행 구조와 동일하게 전력공급이 이루어진 이후 사전에 정해진 일정에 따라 처리되며, 차액 정산ㆍ결제 역시 전력시장 정산금과 동시에 처리될 예정임.

검토 사항

차액정산 거래의 부가가치세 과세대상 여부

부가가치세법상 면세대상인 금융용역의 경우 은행업법, 자본시장과금융투자업에관한법률 등 특정법률에 따른 업종 및 용역만을 열거하고 있는 바 차액정산 거래는 상기 금융용역에 해당되지 않는 것으로 판단되며, 전력거래에 관련된 계약이므로 일반적인 재화의 공급계약으로 보아 부가가치세 과세대상으로 판단됨.

차액정산 거래에 대한 한국전력거래소의 세금계산서 발행 가능 여부

발전사업자가 판매사업자에게 전력을 공급하고 그 대가를 한국전력거래소를 통하여 지급받는 구조는 동일한 바 차액정산 거래에 대하여 한국전력거래소가 세금계산서를 발행할 수 있는 것으로 판단됨.

단일 또는 합산 세금계산서 발행 여부

전력시장 정산과 차액 정산이 동시에 정산ㆍ결제 완료할 예정이고, 발전사업자에게 실제로 지급되는 거래금액은 차액정산이 반영된 결제금액(Net Settlement)이며, 사전에 계약된 계약금액이 최종 거래금액이므로 공급가액을 수정하는 거래 또는 별건의 거래는 아닌 것으로 판단됨. 따라서 차액정산이 반영된 최종 거래금액을 부가가치세법상 과세대상금액으로 보아 단일 세금계산서를 발행하는 것이 합리적일 것으로 판단됨.

역방향 세금계산서 발행 가능여부

부가가치세법 시행령 제69조 12항에서 규정한 바와 같이 발전사업자가 전력시장을 통하여 판매사업자에게 전력을 공급하고 그 대가를 지급받는 구조는 동일하므로, 그 대가를 정산하는 과정인 역방향 세금계산서 발행은 가능할 것으로 판단됨.

검토 결과

차액계약제도가 도입되더라도 상기 검토한 바와 같이 시장정산금 처리와 동일하게 세금계산서 발행 등의 처리가 가능할 것으로 판단되나, 이에 대한 국세청의 유권해석이 필요한 바 상기 검토 사항에 대하여 국세청 질의가 필요함.

K-IFRS 관련 이슈 사항 검토

차액계약 거래구조는 시장거래가격과는 별도로 사전에 결정된 기준가격에 따라 대가를 지불 및 수취하는 구조임. 이러한 거래구조는 사전에 결정된 거래금액과 시장가격의 차이를 정산하는 선도거래구조와 유사함. 따라서 차액계약을 파생상품계약으로 해석할 수 있으며, 이에 대한 검토가 필요함.

파생상품 회계처리 검토 필요성

차액계약 거래를 파생상품으로 해석할 경우, 차액계약을 체결하는 시점에 거액의 평가손익(파생상품자산(한국전력) 및 파생상품부채(발전회사))을 인식해야할 가능성이 존재함. 또한 전력거래매출액과 파생상품 관련 손익을 구분 인식해야 하므로 재무제표 상 매출액이 매우 크게 표시될 가능성 존재함.

파생상품 회계처리 적용여부 검토

정부승인 차액계약은 기초변수는 계통한계가격(SMP)으로 차액계약 금액은 SMP의 변동에 따라 변동하고, 차액계약을 맺는 시점에는 투자금액이 필요하지 아니하며, 전력거래가 이루어지는 시점에 결제되는 특성을 지니는 바 K-IFRS 제1039호 문단9 상 파생상품의 정의를 모두 충족하고 있음. 따라서 파생상품의 해석될 가능성이 존재하므로 파생상품 회계처리의 예외적용이 가능한지 검토가 필요함.

파생상품의 정의를 충족한다 하더라도, 기업이 필요에 따라 비금융항목(본 거래에서는 전력)을 거래할 목적으로 체결하는 계약의 경우 본 기준서의 적용을 배제하는 예외 조항(기준서 문단5)이 존재하나 차액계약 자체는 전력을 실제 판매/구입하는 계약이 아닌 차액정산을 위한 금융계약의 성격을 지닌 바 예외조항을 적용하기는 어려울 것으로 판단됨.

다만, 예외조항을 적용하기 위해서 전력시장거래와 차액계약거래를 하나의 거래로 인식하는 방안을 고려할 수 있으며,차액계약거래가 거래를 병합하여 판단할 수 있는 기준서상 요건을 충족하는지에 대한 충분한 검토가 필요함.

마지막으로, 차액계약을 파생상품으로 처리하되 계약체결 시점에 파생상품 관련 자산 및 부채를 인식하지 않는 대체적인 방법을 검토하였음. 동 기준서 문단 AG76에서 언급하는 바와 같이 계약을 맺는 시점에 자산/부채를 인식하는 대신 공정가치와 거래가격의 차이(평가손익)를 이연시켜 인식하는 방안도 검토 가능한 것으로 판단됨.

결론적으로 차액계약제도에 파생상품 회계처리가 적용될 가능성이 높은 것으로 판단되나, 적용하더라도 계약체결시점에 거액의 파생상품 관련 자산, 부채를 인식하는 대신 차액계약 정산시점에 관련 손익으로 반영하는 회계처리 방안도 존재함. 다만 이러한 회계처리에 대한 면밀한 검토는 거래당사자 및 거래당사자의 외부회계감사인이 수행하여야 하며, 금융감독원 또는 회계기준원 등 관련 기관의 유권해석이 필요할 수 있음.

본  문

제1장

정부승인차액계약제도 도입의 필요성

제1장 정부승인차액계약의 도입의 필요성

국내전력시장의 현황

국내 전력시장의 특징

우리나라의 전력시장은 발전경쟁시장, CBP(Cost Based Pool)전력시장, 강제적 전력시장(Compulsory Power Pool)으로서의 특징을 지님. 발전경쟁 시장 하에서는 전력공급자(발전회사)만이 입찰에 참여하여 경쟁이 이루어지며, 전력소비자의 수요입찰은 이루어지지 않고, 한국전력공사(이하 "한전“)가 단일구매자로서 시장에서 형성된 가격의 수용자(Price Taker)로서 기능을 담당함.

CBP 전력시장에서 전력공급자는 용량입찰만을 실시하고, 가격입찰은 실시하지 않음. 전력공급자의 입찰가격은 전력거래소의 비용평가위원회에서 승인된 발전원가(실질적으로 원료비)로 결정되며, 해당 시간대의 수요에 대응하는 한계발전기의 변동비를 기준으로 시장가격(SMP : System Marginal Price)이 결정됨.

전력시장 거래가격 안정과 경쟁촉진을 위한 계약제도 도입방안 연구

따라서, 수요가 적은 시간대는 변동비가 낮은 기저발전기(원자력 또는 석탄발전기)가 SMP를 결정하고, 수요가 많은 시간대는 상대적으로 변동비가 높은 일반발전기(중유 또는 LNG발전기)가 SMP를 결정함.

[그림 1-] SMP의 결정구조

발전시장의 또 하나의 특징으로 강제적 전력시장을 들 수 있는데, 한전과 발전회사 간에 직접적인 전력구매계약(PPA : Power Purchase Agreement)에 따르지 않는 모든 전력거래는 전력시장(전력거래소)을 통해서 이루어지며, 전력거래 희망자는 의무적으로 전력거래소의 회원으로 가입을 하여야 함. 한전과 PPA를 체결한 발전회사의 경우는 전력시장 참여선택권을 부여 받고 있음.

전력시장에 전력을 판매하는 발전회사는 원칙적으로 해당시간대의 SMP를 기준으로 보상을 받으며, 중앙급전발전기의 경우에는 이와는 별도로 입찰용량에 따라 용량가격(Capacity Price)을 보상받음.

용량가격은 한계발전기 고정비에 대한 보상가격으로 결정되며, CBP시장에서는 변동비만을 반영하여 한계가격을 결정하기 때문에 한계발전기의 시장진입을 위해서는 고정비를 보상할 필요성이 있음. 용량가격은 전력수급기본계획의 기준발전기 중 가스터빈 발전기를 기준으로 산정하며, 단위전력량당 건설투자비와 단위전력량당 운전유지비의 합으로 산정하고 있음. 현재 적용되는 기준용량가격은 7.46원/KW-h임.

하지만 이러한 시장제도에도 불구하고 실제 정산 시에는 한전의 발전자회사에 대해서는 전원별로 SMP에 일정 보정계수(정산조정계수)를 적용한 금액을 기준으로 정산이 이루어짐. 민간발전사는 SMP를 기준으로 정산이 이루어지나, 민간발전사의 경우에도 석탄발전기(현재 대상 없음) 및 제철공정에서 발생하는 부생가스를 이용한 발전기의 경우 정산조정계수제도를 적용받고 있음.

시장가격제도의 이해

시장가격안정화제도의 변화

우리나의 전력시장은 시장개장이후 시장가격의 급격한 상승을 통제하기 위하여 시장가격안정화제도를 도입해오고 있음.

2001년 전력시장이 개장된 이후 2006년까지 기저한계가격(BLMP)제도를 시행하였음. 이 제도는 전력시장 내 모든 발전기에 대하여 SMP로 보상이 이루어질 경우 전력구매자에 과도한 비용부담이 발생하고, 기저발전기에 과다이익이 발생하는 문제를 해소하기 위하여 기저발전기는 별도의 정산용 시장가격을 정하여 전력시장의 안정화를 도모하기 위한 것임.

[표 1-] 기저한계가격(BLMP)제도 하의 정산방식

구분	변동비(원/kWh)	고정비(원/kW-h)
기저발전기	BLMP (한계선 :19)	21.49(’01~’03) → 20.49(’04~’06) (신규석탄발전기의 고정비)
일반발전기	SMP (한계발전기의 변동비)	7.17 (신규 GT발전기의 고정비)

석탄가격 상승으로 석탄발전기의 변동비가 BLMP한계선을 초과하여 일반발전기보다 기저발전기의 수익률이 낮아지는 문제를 해결하고자 2007년부터 기저상한가격제도(RMP)를 도입하여 기저발전기의 변동비 보상이 가능한 수준에서 기저발전기의 전원별 상한가격을 결정하고, 용량가격을 일원화함.

[표 1-] 기저상한가격(RMP)제도 하의 정산방식

구분	변동비(원/kWh)	고정비(원/kW-h)
기저발전기	RMP (원자력:29.53, 석탄:34.05, 국내탄:63.94)	7.61(’07) → 7.79(’08) (신규 GT발전기의 고정비)
일반발전기	SMP (한계발전기의 변동비)

이후에도 기저상한가격 규제를 받는 석탄발전기의 변동비가 석탄가격급등으로 크게 증가하여 석탄발전기의 이익이 급감한 반면, SMP를 적용하는 LNG복합발전기의 이익이 크게 상승하는 문제가 발생하여, 기저발전기의 보유비중에 따라 발전회사별 심각한 재무불균형이 발생함.

이에 따라, 2008년 5월부터 RMP와 SMP로 이원화 되어 있던 시장가격을 SMP로 단일화하고, 한전의 발전자회사에 한하여 발전원별 SMP보정계수(이후 정산조정계수로 명칭 변경)를 도입하여 운영 중에 있음. 보정계수는 SMP와 발전기별 변동비의 차이에 대해서만 적용하여 구조적으로 발전기의 자기변동비는 보전가능 하도록 설계됨.

[표 1-] 정산조정계수 제도 하의 정산방식

구분	변동비(원/kWh)	고정비(원/kW-h)
발전자회사	자기변동비 + (SMP-자기변동비)×보정계수(π)	7.46 (신규 GT발전기의 고정비)
일반발전기	SMP (한계발전기의 변동비)

정산조정계수는  2008년 이후 원료비의 급격한 상승에 따른 시장가격의 급등을 예방하고, 전기요금의 인상제한으로 인한 한전과 발전자회사간의 재무불균형을 유지하는데 도입목적이 있었음.

현행정산조정계수 제도에 대한 이해

정산조정계수는 현재 발전자회사의 발전기, 부생가스발전기, 민간석탄발전기에 대하여 적용하고 있으며, 민간석탄발전기에 대한 적용기준은 제정되어 있으나, 실제 대상이 되는 상용가동 발전기가 존재하지 않고 있음. 각 발전기별 적용대상 및 적용에 대한 주요내용은 다음과 같음.

[표 1-] 대상별 정산조정계수의 비교

구분	발전자회사의 발전기	부생가스발전기	민간석탄발전기
대상	- 발전자회사의 원자력, 석탄, 국내탄, 일반(가스 및 유류)	- 발전사업으로 허가받은 제철용 부생가스 발전기	- 민간사업자가 보유한 중앙급전 석탄발전기
조정계수의 산정방법	- 전원별 대표발전기의 발전원가 기준 - 한전과 발전자회사간의 적정투자보수율 차이유지 - 전원간 투자수익률 우선순위 유지	- 부생가스발전기의 총괄원가를 보상할 수 있도록 산정	- 표준석탄발전기의 총괄원가를 보상할 수 있도록 산정
조정계수 적용단위	- 전원별(원자력, 석탄, 국내탄, 일반으로 구분) 단일계수 적용	- 사업자별 단일계수 원칙(사용가동시점이 상이한 경우 발전기별 적용가능)	- 사용가동시점이 유사한(2년단위) 그룹별 적용
정산금액 산정방식	- SMP-자기연료비) ×정산조정계수 + 자기연료비 + CP	- (SMP-자기연료비(*)) ×정산조정계수+자기연료비(*) + 자기고정비 (*)발전기효율에 따른 차이만 반영(열량단가는 동일적용)	- (SMP-표준연료비) ×정산조정계수+표준연료비+CP

정산조정계수 산정에 대해서는 전력시장운영규칙 및 발전비용평가 세부운영규정에서 적용범위 및 산정원칙에 대해 규정하고 있음.

전력시장 운영규칙 제11.10조는 정산조정계수의 도입 및 적용대상에 대해 규정하고 있으며, 이에 따라 동 규칙 별표23에서 해당 발전사업자의 정산금 보정에 관한 업무절차를 규정하고 있음.

[전력시장 운영규칙]

제11.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)

① 정부의 요금규제를 받는 판매사업자가 50%를 초과하는 지분을 소유한 발전사업자의 전력거래대금은 별표 23에 따라 보정한다.

② 제1항을 적용받는 시점은 제1항의 판매사업자가 발전사업자의 지분 50%를 초과 취득한 시점으로 한다.

[전력시장 운영규칙]

별표23 전력가격 안정 등을 위한 정산금 보정

1.0	목 적

규칙 제11.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)에 해당되는 발전사업자의 정산금보정에 관한 업무절차를 규정하는데 그 목적이 있다.

2.0	적용범위

본 별표는 규칙 제11.10조에 해당하는 발전사업자가 보유하는 발전기의 정산에 적용한다. 단, 양수발전기 및 신․재생에너지발전기는 제외한다.

3.0	책 임

3.1 전력거래소는 본 별표에 따라 전력거래 정산금의 보정이 공정하고 투명하게 수행되도록 하여야 한다.

3.2 판매사업자 및 발전사업자는 본 별표의 업무수행과 관련된 자료를 전력거래소가 요청하는 경우 요청기한 내에 해당 자료를 제출하여야 한다.

4.0	기본원칙

4.1 본 별표의 정산조정계수는 비용위원회에서 다음과 같은 사항을 고려하여 결정하여야 한다.

4.1.1 정산조정계수는 원자력, 석탄, 국내탄 및 일반발전기로 구분하여 산정하여야 한다.

4.1.2 정산조정계수 적용으로 전원별 투자 우선순위는 바뀌지 않도록 결정하여야 한다. 단, 원자력, 국내탄 등과 같이 정부정책에 의해 운영되는 전원은 예외로 할 수 있다.

4.2 정산조정계수는 연 1회 산정함을 원칙으로 하며 규칙 제2.2.2.8조에 의한 ‘발전비용평가 세부운영규정’이 별도로 정하는 사유가 있는 경우 매 분기별로 조정할 수 있다.

또한 발전비용평가 세부운영규정은 전력시장 운영규칙에 규정된 정산조정계수의 산정과 관련된 세부기준을 정하고 있음. 주요한 내용은 다음과 같음.

(가) SMP보정계수 적용대상

정부의 요금규제를 받는 전기판매사업자가 총 소유지분의 50%를 초과하여 소유한 발전사업자의 발전기. 즉 한전의 발전자회사인 남동, 중부, 서부, 남부, 동서, 한수원의 6개 발전자회사가 대상임.

(나) SMP보정계수 산정주기

운영규칙 및 운영규정은 SMP보정계수의 연 1회 산정을 원칙으로 하고 있음. 다만 연료가격의 급격한 변동 및 전기요금의 조정 등에 따라 보정계수 산정을 위한 예측치와 실적치의 차이가 큰 경우 분기단위로 재산정이 가능함.

(다) SMP보정계수 산정기준

전원별 투자우선순위를 고려하여 전원별(원자력, 석탄, 국내탄, 일반)로 적용하여야 함.

보정계수 결정시 전기판매사업자와 발전사업자 전체간의 투자보수율을 고려할 수 있음.

전원별 투자수익률 차이는 전원별 대표발전기(원자력 1,000MW, 석탄 500MW, 국내탄 200MW, 일반 LNG복합 500MW)를 기준으로 판단함.

원자력 및 국내탄과 같이 정부정책에 의해 운영되는 전원은 이러한 산정기준상 예외로 할 수 있음.

(라) 전원별 투자수익률 격차

보정계수는 대표발전기간 투자수익률 차이가 매년 1%이상이 지속적으로 유지되도록 산정함.

현행 정산조정계수의 문제점

현행 정산조정계수는 전력소매요금과 전력시장가격을 연계함으로써 전기요금 규제에 따른 판매사업자의 재무안정성 유지에 역할을 수행하여 왔으나, 다음과 같은 문제점을 노출하고 있음.

발전회사 비용절감 유인 한계

발전회사가 비용을 절감할 경우 절감효과 중 정산조정계수에 해당하는 일부만이 사업자에게 귀속됨에 따라 절감에 따른 보상유인이 약함

한전(전기판매사업자)과 발전자회사와의 적정투자보수율 차이에 대한 고려로 인하여 발전사업자의 비용절감 효과가 사후적으로 정산조정계수의 변경을 야기 → 비용절감 효과를 사후적으로 상쇄하는 현상 발생

발전자회사의 장기적 투자의사결정의 방해 및 직접투자의 회피야기

한전의 경영성과에 따라 발전자회사의 신규발전기 현금흐름이 변동 → 신규투자에 대한 의사결정을 위해서는 발전원가 뿐만 아니라 한전의 경영성과(실적투자보수율)까지 고려하여야 하는 문제 존재

정산조정계수를 적용 받지 않기 위하여 직접투자보다는 간접투자를 통해 사업에 참여하는 현상 확대

민간사업자 진입 확대에 따른 지속가능성 문제

동일한 발전기, 동일한 발전원가라 하더라도 해당 발전기를 민간사업자가 소유하는지, 또는 발전자회사가 소유하는지에 따라 적용되는 정산가격이 차등화 됨.

민간사업자의 석탄발전사업 진출이 활발해 짐에 따라 한전과의 재무균형을 목표로 한 현행 정산조정계수를 강제하기에는 한계가 있음.

발전사업자의 발전책임 부여기능 부족

발전사업자가 발전계획을 준수하지 못할 경우 전기구매자는 예상치 못한 손실이 발생. 현재의 시장제도에서는 약정물량을 준수하지 못한 발전사업자는 미준수물량에 대한 고정요금수입만을 포기하는 것으로 책임이 종료됨.

일반상거래상 계약물량 미준수에 대해서는 기회이익에 대한 포기 뿐만 아니라, 구매자의 증분원가에 대한 보상을 포함한 다양한 패널티 조항이 존재하는 것이 일반적(가스공사는 발전회사가 약정물량을 미준수 하는 경우 Penalty 부과)임.

과거 원전의 부품에 대한 안전성 문제로 야기된 한전의 전력구입비 상승을 개별적인 방법에 따라 한수원이 부담하였으나, 제도적으로 규정할 필요 존재

해외 시장가격제도 및 시사점

해외의 시장가격제도

대부분의 주요국가에서는 전력시장에 경쟁체제가 도입되어, 시장의 수요와 공급에 따라 시장가격이 결정되고 있으나, 시장체제로의 이행과정에서 규제계약제도를 적용하는 사례가 다수 존재하였음.

경쟁체제가 도입되기 전에는 발전·송전·배전·판매가 수직통합된 공적기업(정부 또는 지방정부 소유)이 전력수급을 담당하는 것이 일반적이었으나, network 부문을 분리하고, 발전 및 판매부문에 대한 경쟁체제를 도입하는 방식으로 전력시장의 구조개편이 이루어짐.

구조개편 이행과정에서 대규모 발전회사가 시장지배력을 이용한 시장가격 교란 및 급격한 시장가격을 상승을 억제하기 위하여 규제계약제도를 도입하고, 경쟁의 유효성 증가에 따라 점진적으로 규제계약대상 물량을 감소하는 방식으로 시장가격을 안정화시키는 제도를 사용함.

현재 규제계약제도를 도입하고 있는 주요 국가는 싱가포르가 유일한 상황이라고 볼 수 있으나, 현재 완전 시장체제로 이행한 국가들도 과도기적으로는 규제계약체제를 도입하였음.

싱가포르

싱가포르는 현재에도 규제계약제도를 유지하고 있으며, EMA(Energy Market Authority)의 규제하에 제도를 운영하고 있음.

[표 1-] 싱가포르의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 시장 지배력(과점 구조의 발전사업자의 영향력) 완화 - 가격 변동으로 인한 발전사업자의 위험 헷지 - 가격 변동 위험으로부터 비경쟁 소비자 보호
도입시기	- 2004년 1월 1일 시행하였으며, 발전사업자의 시장지배력 소멸 시까지 한시적 시행
적용대상	- 시장지배력을 보유한 사업자 대상(현재 3개 발전사업자에 대하여 적용)
계약량의 설정 및 배부	- 총 계약물량은 꾸르노 모형을 기초로 한 Gaming Engine을 이용하여 2년 주기로 산정 - 총 계약물량은 부하실적 가중치 기준으로 부하시간대별 (Peak, Off-Peak, Shoulder)로 배부 - 발전사업자별 물량은 설비용량 기준으로 배부
계약가격의 설정 기준	- 장기한계비용(LRMC) 기준의 단일가격 적용 · 기준발전기 - “F” class CCGT (용량 2X370MW) - VC Hedge Price =연료비 + (자본비용×자본비용지수) + (간접비용×간접비용지수) - 연료비 · 열량단가 : 외부 조사기관(ICE, Platts) 가격 × 선도환율 · 설비효율 : 기준발전기 효율 - 자본비용 · 설비구입비 + 토지,인프라,개발비 + 건설기간 금융비용 · 기준발전기 건설비용을 연금균등화하여 반영 (할인율 – WACC, 내용연수 – 20년) - 간접비용 · 인건비성경비+연료재고(90일분)기회비용+수선유지비 - 자본비용지수 및 간접비용 지수 · 물가변동률 반영 목적으로 생산자/소비자물가지수 연동 - 산정주기 · 연료비 : 분기별 재산정 · 자본비용 및 운전유지비 – 2년 주기 (물가지수에 연동하여 분기별 조정)

영국

영국의 경우 시장지배력 완화목적보다는 국내석탄산업의 보호를 위하여 규제계약제도를 단기간에 걸쳐 운영하였으며, 현재는 운용하지 않음.

[표 1-] 영국의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 전력산업 구조개편 과정에서 국내 석탄회사(British Coal)의 지원 목적으로 체결
도입시기	- ’90년 3월 ~ ’93년 3월까지 시행
적용대상	- 발전 3사 중 석탄발전기를 보유한 National Power, Power Gen에 대하여 계약 체결(1개 원자력사 제외)
계약량의 설정 및 배부	- 시장상황을 고려하여 계약량 설정
계약가격의 설정 기준	- 국제 석탄가보다 높은 가격의 구매 계약에 대한 비용을 보상할 수 있는 수준으로 가격 설정

호주 - 서호주

서호주의 경우 지리적인 문제로 국가전력시장(NEM)에 연계되지 않은 독립적 시장(WEM)체제를 가지고 있으며, 높은 석탄가격, 가스 생산지와의 거리 문제로 상대적인 도매가격이 높게 형성됨.

서호주 정부는 소매판매부문은 독점체제(Synergy사)를 유지하면서, Western Power에서 분할된 Verve Energy에 대하여 규제계약을 체결하였으나, 소매요금과 연계된 계약방식으로 인하여 Verve Energy가 대규모손실이 발생함에 따라 다시 Synergy사와 합병 후 계약제도를 폐지함.

[표 1-] 서호주의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 대규모 발전사업자인 Verve Energy 및 단일 소매 판매업자인 Synergy의 시장 지배력 완화 - IPP의 진입확대를 통한 유효경쟁체제 조성
도입시기	- 전력산업 구조개편과 함께 ‘06년 4월 시행 후 현재는 폐지됨
적용대상	- Western Power에서 분할된 Verve Energy
Original Vesting Contract (2006년~2010년)	- 물량 : Verve 및 Senrgy 간 거래용량을 3,000MW로 제한 - 가격 : Netback Pricing VC가격 = Traiff – Network Charge – Senergy의 원가 및 이윤 - 운영결과 · OVC는 IPP 사업자를 시장에 진입시키는데 성공적이었으나, Verve의 손실이 확대되는 문제점 · Netback Pricing 중 소매 Tariff이 낮게 고정되어 손실 유발
Replacement Vesting Contract (2010년 이후)	- RVC에서는 계약물량 및 계약가격이 제3자(잠재적인 시장진입자)에게 공개되지 않음. 다만, Synergy의 소매가격, 부하, 물량 등의 필요조건을 설정 - Verve Energy의 손실누적으로 규제계약을 폐지하고 판매회사인 Synergy사와 합병

호주 - 빅토리아주

빅토리아주의 경우 규제계약제도를 발전공기업의 민영화를 위한 방안으로 시행하였으며, 현재는 민영화 완료 후 제도를 운영하지 않고 있음.

[표 1-] 빅토리아주의 규제계약제도 사례

구분	제도내역
도입목적	- 공급과잉으로 시장가격이 하락된 상황에서 발전 사업자의 장기한계비용을 보상 구조개편 과정에서 발전사업자 및 판매사업자의 매각가격 저하 방지(민영화 촉진 목적)
계약형태	- 계약가격을 초과/미달하는 시장가격의 정산(양방향) 시장가격 상승($300/MWh)하는 경우 일방향 계약 전환
계약물량	-발전사업자 총 용량의 75%에 대하여 계약 연도별 재산정하며, 수요변동 감안하여 ±7.5%조정 허용
계약가격	- 규제소비자에 대한 소매요금의 상한을 고려하여 책정 - 발전사업자의 장기한계비용 이상이며, 판매사업자가 공급가능한 수준으로 설정

해외시장가격안정화 제도의 시사점

규제계약제도의 다양한 목적 존재

시장가격안정화 제도는 기본적으로 전력시장의 경쟁체제를 도입하고자하는 구조개편과정에서 임시적으로 사용하였으나, 국가별 특성에 따라 그 도입목적이 다양함

일반적으로 구조개편 초기 독점기업에 의한 시장지배력 완화가 주요한 목적이나, 영국의 경우 석탄산업의 보호, 호주 빅토리아의 경우 발전공기업의 민영화 등 다양한 이유로 도입되었으며, 이러한 도입목적에 따라 운영방식도 큰 차이를 보임

국가별 특성에 따른 규제계약제도의 다양한 형태 및 운영방안 설정

규제계약제도는 제도의 도입 목적을 달성할 수 있도록 다양한 방식으로 제도운영방안을 설계되었음.

특히 계약가격의 설정방식에 있어, 발전사업자의 원가를 기반으로 설계하는 것이 일반적이나, 최종 전기요금소비자의 판매가격을 고려하거나, 극단적으로는 Net back pricing과 같이 소비자요금에 대한 최종적인 위험을 모두 발전사업자가 부담하는 형태가 도입되기도 함. 하지만 이러한 방식은 서보호주의 사례에서와 같이 발전사업자의 지속가능성에 문제를 야기할 수 있어, 전력수급의 안전성에 부정적인 영향을 미치기도 함.

결론적으로 해외의 규제계약사례는 그 국가 및 지방의 환경에 대응할 수 있도록 제도가 설계되었음을 보여주고 있으며, 일률적인 시장가격안정화제도가 있지는 아니함. 국내의 경우에도 규제계약제도의 도입목적에 대하여 명확하게 설정하고, 국내의 현실에 맞게 제도를 설계할 필요가 있으며, 설계과정에서 제도의 지속가능성 및 안전성에 대한 면밀한 검토가 필요할 것임.

정부승인차액계약제도 도입 기본방향

정부승인차액계약제도의 도입과 관련하여 전기사업법에서는 전력수급의 안정과 전기소비자의 이익보호를 도입목적으로 규정하고 있음(전기사업법 제33조 2항)

이러한 제도도입목적을 달성하기 위한 구체적인 방법으로서 구조적 초과이익에 대한 합리적 규제, 전력수급의 안전성 확보, 전력시장의 경쟁요소 확대를 고려할 필요가 있음.

구조적 초과이익에 대한 합리적인 규제

현재의 전력시장은 기저전원(원자력 및 석탄)이 매우 부족한 것으로 알려져 있으며, 기저전원과 일반전원(LNG 및 유류)의 발전원가간에 상당한 차이가 존재함.

석탄발전기와 LNG복합간의 발전원가 차이가 매우 크게 발생하고 있어, 전력시장의 수요와 공급에 따라 전력시장가격을 보상할 경우 기저전원은 대규모 이익을 실현할 수 있는 구조임.

[그림 1-] 전원별 발전원가 수준

발전사업자의 노력이 아닌 특정전원에 대해 구조적으로 발생하는 초과이익은 전기 소비자요금에 미치는 영향을 고려하여 합리적으로 규제할 필요가 있음. 다만, 초과이익에 대해서는 전원별로 판단하는 것이 타당하며, 특정 발전기의 경쟁력에 기인해 발생할 수 있는 수익은 발전시장의 경쟁도입 측면에서 용인하는 것이 합리적임.

LNG복합발전기 등 일반발전기는 기저발전기가 충당하지 못하는 전력수요에 대응하여 가동하며, 전력예비율이 낮아지면, 가동률이 급격히 높아지는 특성을 가짐.

2000년 후반부터 전력예비율이 낮아짐에 따라 반대로 LNG복합발전의 가동률은 빠르게 상승하였고, 발전효율이 높은 신규발전기를 보유한 민간사업자의 수익이 대폭 향상되었음.

[그림 1-] LNG복합 가동율 및 전력예비율 추이

제6차 전력수급계획에 따르면 전력 공급예비율은 발전설비 공급확대로 인해 ’14년 이후 급격하게 상승 전망  일반발전기의 가동률 및 수익률이 하락할 것으로 전망되어 구조적 초과이익으로 보기 어려움

[그림 1-] 전력예비율 전망

VC에 포함하는 경우, 향후 가동률 하락으로 인한 적정수익 미달분까지 보상해야 하기 때문에 논란 발생가능하며, 현재 시장가격을 적용하는 민간 LNG발전기에 VC를 적용하는 경우 제도 안정성 측면의 문제 소지가 존재함

전력수급의 안정성 확대

전력수급의 안전성확보와 관련하여 전력시장측면에서는 발전사업자의 재무적 건전성을 유지하여 전력생산의 지속가능성을 높이는 점과 전력생산에 대한 발전사업자의 책임을 강화하는 방안을 병행할 필요가 있음.

발전사업자의 재무적 건전성을 유지하는 방안으로 차액계약가격을 설정시 발전사업의 적정원가를 보상할 수 있는 수준에서 합리적으로 수립할 필요가 있음.

적정원가는 발전에 소요된 연료비 및 운영비와 발전사업자의 투자에 대한 적정한 보상(적정투자보수)을 포함하여야 설계하여야 할 것임

또한 민간과 공공간의 차별은 원칙적으로 배제하되, 기존 부지 및 인프라설비(항만 및 송전선로 등)의 활용여부, 조달금리 수준 등의 현실적 차이는 고려할 필요가 있음.

전력생산에 대한 발전사업자의 책임을 강화하는 방안으로 발전사업자의 귀책으로 인하여 계약물량을 준수하지 못할 경우 판매사업자의 수급조절비용(추가 전력구입비용)을 부담할 수 있도록 설계하는 것을 고려할 수 있음.

현행 제도하에서는 발전사업자가 고장정지등으로 발전을 하지 않을 경우 해당시간대의 용량요금 손실만을 부담하게 되나, 판매사업자 입장에서는 보다 높은 연료비의 발전기가 생산한 전력을 구매하는 예상치 못한 손실이 발생하게 됨.

이러한 전력수급비용에 대하여 귀책사유에 따라 책임을 명확하게 할 수 있도록 설계할 필요가 있음. 하지만, 계약전력량 미준수에 따른 비용부담이 발전사업자체의 안전성을 해지는 것은 바람직하지 않으며 적정수준의 한도를 설정하는 것이 바람직할 것으로 판단됨.

전력시장의 경쟁요소 확대

연료비에 의한 급전순위 변화 등 현행 전력시장의 경쟁구도를 유지하되, 그 밖의 비용요소들에 대해 가능함 범위에서 경쟁요소 도입이 필요함

경쟁유인을 확대할 수 있는 요소로는 운전유지비, 고장정지율 등을 고려해 볼 수 있으며, 유사그룹별로 실적 평균(표준)화를 통하여 경쟁요소를 도입가능할 것으로 예상됨.

하지만, 발전사업자의 경쟁확대 부문은 발전사업자의 통제가 가능한 요소를 기반으로 적용하는 것이 타당하며, 기 투입된 투자 등 실질적인 통제가 불가능한 항목은 경쟁유인 도입에서 제외하는 것이 타당함.

제2장

정부승인 차액계약제도 설계방안 검토

제2장 정부승인 차액계약제도 설계방안 검토

정부승인차액계약의 대상

정부승인차액계약은 전력구매자 및 발전사업자간 체결하는 바, 정부승인차액계약의 대상은 전력구매자 및 발전사업자 각각의 범주별로 검토함.

전력구매자

전력구매자의 정의

전기사업법 상 정부승인차액계약의 전력구매자는 전기판매사업자, 구역전기사업자, 직접구매자를 포함함.

[표 2-] 전기사업법 상 전력구매자의 범위

전기사업법 제34조(차액계약)

① … 전력구매자(전기판매사업자, 제31조제3항에 따라 전력을 구매하는 구역전기사업자 또는 제32조 단서에 따라 전력을 직접 구매하는 전기사용자를 말한다. 이하 이 조에서 같다)

… 이하 생략

다만, 모든 전력구매자가 정부승인차액계약을 체결하여야 하는 것은 아니며 제도의 목적을 고려하여 정부승인차액계약의 대상이 되는 전력구매자를 정책적으로 결정하도록 규정되어 있음.

[표 2-] 전기사업법 상 정부승인차액계약 대상의 결정

전기사업법 제34조(차액계약)

② 전력수급의 안정을 도모하고 전기사용자의 이익을 보호하기 위하여 대통령령으로 정하는 기준에 해당하는 발전사업자와 전력구매자는 산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 전력량에 대해서는 차액계약을 통하여서만 전력을 거래하여야 한다.

… 이하 생략

전기판매사업자의 대상 여부

전력시장 거래가격 안정과 경쟁촉진을 위한 계약제도 도입방안 연구

현재 국내의 독점적 전력판매시장에서의 유일한 전기판매사업자인 한전 및 향후 전력산업 구조에 따라 시장 진입이 예상되는 잠재적인 전기판매사업자는 차액계약을 체결하여야 하는 전력구매자 대상이 포함될 수밖에 없음.

구역전기사업자의 대상 여부

구역전기사업자는 기본적으로 공급권역 내 전력수요를 충당하기 위하여 자체 발전설비를 이용하여 발전하고 있으나, 자체 발전량으로 충족하지 못하는 수요에 대해서는 전력시장 또는 한전으로부터 전력을 구매하여 판매하고 있는 바 전력구매자로써의 지위를 가지고 있음.

구역전기사업자는 특정기간(6월~9월)에는 전력시장에서 전력을 구매할 수 있으며, 그 외 기간에는 한전으로부터만 전력을 구매할 수 있음.

특정기간 중 전력시장에서 전력을 구매하지 않고 한전으로부터 전력을 구매할 수도 있음.

구역전기사업자로부터 전력을 구매하는 소비자 및 한전으로부터 전력을 구매하는 소비자 간 형평성 측면에서 구역전기사업자는 차액계약 체결 대상에 포함되, 그 대상은 전력시장을 통하여 전력을 구매하는 전력거래소 회원사에 한정되어야 할 것으로 분석됨.

구역전기사업자의 공급권역 내 지역냉난방 및 산업단지 등의 소비자는 현재 한전과 동일한 규제 전기요금을 적용받고 있음.

구역전기사업자를 차액계약 대상으로 포함하는 않는 경우, 구역전기사업자로부터 전력을 구매하는 소비자는 한전으로부터 전력을 구매하는 소비자 대비하여 더 높거나 낮은 요금을 부담하게 되어 동일한 규제대상 전력 소비자 간 형평성 측면의 문제가 발생할 수 있음.

또한, 구역전기사업자 공급권역 내 소비자에게 한전의 소비자와 동일한 규제요금을 적용하더라도 구역전기사업자를 차액계상 체결 대상에 포함하지 않는 경우에는 동일 규제환경 및 규제제도 내 사업자간 형평성이 저해될 수 있음.

이에 따라, 구역전기사업자 또한 차액계약을 체결하는 전력구매자 대상에 포함하여야 할 것으로 분석됨. 다만, 이는 전력시장을 통하여 전력을 구매하지 않고 한전으로부터만 전력을 구매하는 구역전기사업자는 타 전력구매자와 동일한 규제환경에 있다고 볼 수 없으므로 차액계약 대상에 포함하지 않는 것이 적절한 것으로 판단됨.

직접구매자의 대상 여부

소비자 형평성 및 직접구매자에 대한 진입장벽 고려 시 직접구매자 또한 전력구매자에 포함하는 것이 적절한 것으로 분석됨.

직접구매자를 차액계상 대상에서 제외 시 한전의 일반 소비자와의 형평성 측면의 문제 존재

또한, 직접구매자를 차액계약에서 제외하면 전력시장에서의 직접 구매가격이 한전으로부터 구매하는 가격보다 높을 수밖에 없으므로 경쟁환경을 원천적으로 제약하여 직접구매자가 실질적으로 출현할 수 없을 것임.

다만, 차액계약 대상 물량의 배정 등의 세부 적용사항에 대하여 추가적으로 검토되기 전까지는 직접구매자에 대한 차액계약 적용을 일시적으로 유예할 필요가 있음.

직접구매자가 전력시장에서 구매하는 전력구매량 전체에 대하여 차액계약을 적용하는 경우 전력구매량 중 일부에 대해서만 차액계약을 체결하는 한전의 일반 소비자 대비 특혜 제공 논란의 소지가 존재함.

이를 완화하기 위해서는 직접구매자의 구매량 중 일부에 대해서만 차액계약을 체결할 필요가 있으며 이는 직접구매제도의 종합적 개선방안과 함께 추가적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

정부승인 차액계약 계약체결 방식

차액계약에서의 전력구매자는 다양한 사업자로 구성될 수 있는 바, 전력구매자 측에서의 계약 참여 형태에 따라 차액계약은 다양한 형태로 구성될 수 있음.

1안) 발전사업자와 전력구매자 간 1 : 1 계약

[그림 2-] 발전사업자와 전력구매자 간 1:1 계약 구조

발전사 1

발전사 2

발전사 n

..............

판매사업자

구역전기 1

구역전기 n

..............

전력구매자에 해당하는 각각의 사업자가 발전사업자들과 각각 별도의 계약을 체결하는 계약구조임.

발전사업자 및 전력구매자 간 계약을 체결하도록 하고 있는 전기사업법의 취지에 가장 적합한 계약방식이라고 할 수 있음.

다만, 전력구매자별 수요량 및 차액계약 전력 거래량이 불확실한 상황에서 개별 발전사업자 또는 발전기와의 계약 체결이 현실적으로 가능하지 않은 제한점이 존재함.

또한, 발전사업자 또는 발전기별로 발전원가 및 차액계약에서의 계약가격이 각기 상이한 상황에서 상대적으로 발전원가 및 계약가격이 낮은 발전사업자 또는 발전기와 차액계약을 체결하는 전력구매자에 대한 특혜 제공 논란이 대두될 가능성이 존재함.

2안) 발전사업자와 전체 전력구매자간 1 : 多 계약

[그림 2-] 발전사업자와 전력구매자 간 1:多 계약 구조

발전사 1

발전사 2

발전사 n

..............

판매사업자

구역전기 1

구역전기 2

..

구역전기 n

개별 발전사업자와의 차액계약은 전체 전력구매자들이 공동으로 체결하고 발전사업자와의 계약전력량은 전력구배자별 수요실적 등으로 배분하는 계약구조임.

차액계약은 공동으로 체결하지만 계약조건 및 계약물량이 개별 전력구매자별로 확정되는 형태이므로 발전사업자 및 전력구매자가 차액계약을 체결하도록 하는 전기사업법 상 규정을 충족하는데 문제가 없음.

또한, 모든 판매사업자가 동등한 계약조건으로 차액계약을 체결하게 되므로 전력구매자들간 형평을 유지할 수 있음.

전력구매자들간 형평성을 고려할 때 1안)과 같이 1:1 계약형태는 불합리할 수 있으며 2안)과 같이 전력구매자 공동계약의 1:多 형태가 현실적으로 적용 가능한 것으로 판단됨.

이 외에도 한전이 전력구매자를 대표하여 발전사업사들과 차액계약을 체결하고 한전 외 전력구매자(구역전기사업자)는 한전과의 별도 보완공급계약을 체결하는 형태를 고려할 수 있음.

그러나 이를 위해서는 한전 및 구역전기사업자, 즉 전력구매자들간 차액계약 정산이 필요하지만 차액계약을 발전사업자 및 전력구매자 간 계약으로 규정하고 있는 현행 전기사업법 상에서는 적용이 제한되므로 별도의 입법 절차가 이루어진 후에야 검토될 수 있을 것으로 분석됨.

발전사업자

발전사업자의 정의

전기사업법 상 발전사업자는 법 제7조제1항에 따라 발전사업의 허가를 받은 자를 의미함.

다만, 전기사업법 상 모든 발전사업자가 차액계약 체결 대상이 되는 것은 아니며 일정한 기준을 충족하는 발전사업자만이 차액계약의 대상이 되도록 규정되어 있음.

전기사업법에 따르면 정부승인 차액계약은 “전력수급의 안정 및 전기사용자의 이익을 보호하기 위하여” 도입되는 바, 차액계약을 통하여 전력거래가격을 실질적으로 안정화할 수 있도록 “구조적 초과이윤이 발생하는 특정 연료 발전기”를 차액계약 대상으로 하는 것이 적절한 것으로 분석됨.

이를 고려하여 전기사업법 시행령에서는 차액계약 체결 대상 발전사업자의 범위를 다음과 같이 규정하고 있음.

[표 2-] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 적용 대상

제20조의2(차액계약의 적용 대상)

법 제34조제2항 본문에서 "대통령령으로 정하는 기준에 해당하는 발전사업자와 전력구매자"란 다음 각 호의 구분에 따른 발전사업자와 전력구매자를 말한다.

1. 발전사업자: 다음 각 목의 요건을 모두 갖춘 발전사업자

가. 산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 저원가 발전원(發電源)을 사용할 것

나. 발전설비용량이 2만킬로와트를 초과하는 발전기를 보유할 것

2. 전력구매자: 다음 각 목의 어느 하나에 해당하는 전력구매자

가. 전기판매사업자

나. 법 제31조제3항에 따라 전력을 구매하는 구역전기사업자 중 이 영 제19조제4항제3호의 전력을 구매하는 구역전기사업자

다. 법 제32조 단서 및 이 영 제20조에 따라 전력을 직접 구매하는 전기사용자

전기사업법 시행령에서는 저원가 발전원을 사용하는 발전기 중 발전설비용량이 2만킬로와트를 초과하는 발전기를 보유하는 발전사업자가 차액계약 체결 대상에 해당함.

구조적 초과이윤의 발생여부를 고려한 차액계약 대상 발전기

기저발전 : 원자력, 유연탄 및 국내탄 발전기는 전력시장가격으로 정산 시 구조적 초과이윤이 발생하므로 차액계약 대상에 포함하는 것이 적합

수력 : 한수원과 수자원공사 등의 수력발전기는 차액계약 대상에 포함하는 것이 적합

부생가스 : 전력시장가격으로 정산 시 구조적 초과이윤이 발생 가능하여 현재 정산조정계수를 적용받고 있는 것과 마찬가지로 차액계약 대상으로 포함하는 것이 적합

단, 초과이윤의 규모가 클 것으로 예상되는 설비용량 100MW 이상의 대규모 발전기로 한정하여 적용

석탄열병합 : 설비용량 200MW 이상 대규모 발전기를 대상으로 하되, 차액계약의 시행을 포함한 전기사업법 개정안의 시행일인 2014년 11월 21일 이후 발전사업 인허가를 취득하는 발전기로 대상을 한정하여 적용

한편 정부승인 차액계약에 따른 규제가 적용됨을 수용하여 전기사업 인허가를 취득한 군장산업단지 열병합발전기(설비용량 250MW)는 전기사업법 개정안 시행 전 인허가를 취득하였음에도 차액계약 대상으로 포함

상기의 저원가 발전기를 반영한 차액계약을 체결하는 잠정적인 대상 발전기는 다음과 같이 분석됨.

[표 2-] 차액계약을 체결하는 잠정적인 대상 발전기

구 분	정산조정계수	정부승인 차액계약
원자력	○	○
석 탄	○	○
국내탄	○	○
수 력	×	○
부생가스	○ (제철공정가스)	○ (좌동, 설비용량 100MW 이상)
석탄열병합	×	○ 1. 법 시행일 후 인허가 발전기(용량 200MW 이상) 2. 기 허가된 군장에너지 (250MW) 포함
LNG, 유류	○	×
양수발전	×	×
산업단지내 구역전기 발전기	×	×
저원가 발전기	×	×

(*1) LNG, 유류 발전기는 화력5사(한전 자회사)만 정산조정계수 적용 중

(*2) 양수, 수력은 한수원(한전 자회사) 발전기만 정산조정계수를 간접 적용 중

구역전기 발전기의 차액계약 대상 여부

현재 순수하게 구역전기사업만을 영위하고 있는 전기사업자는 존재하지 않으며, 모든 구역전기사업자는 집단에너지사업에 의해 의제된 산업단지와 지역냉난방 사업자로 구성되어 있음.

현재 2개의 구역전기사업자가 산업단지 내에서 전력을 생산하고 권역 내 수요에 해당하는 전력을 판매 후 잉여 전력을 전력시장에서 판매하고 있으나 자가용발전기 및 부생가스 발전기와의 형평성 고려 시 차액계약 대상에 포함하지 않는 것이 적절한 것으로 분석됨.

현재 여수열병합 발전기 및 여천NCC 등 2개의 산업단지 내 구역전기 발전기가 존재하며 그 현황은 다음과 같음.

[표 2-] 산업단지 내 구역전기 발전기 현황

회사명	발전기	용량(MW)	연료	거래현황(‘13년)
				시장	직판
한화에너지	여수열병합	250	석탄	24%	76%
여천NCC	여천 NCC	89	부생	48%	52%

여수열병합 발전기의 경우 연간 총 발전량의 24%만을 전력시장에서 거래하고 있으며, 총 발전량의 50% 미만은 전력시장을 통하여 거래할 수 있는 자가용발전기가 차액계약 대상에서 제외됨을 고려할 때 형평성 측면에서 여수열병합 발전기 또한 차액계약 대상이 포함하지 않는 것이 합리적임.

여천 NCC의 경우 설비용량이 89MW이며, 제철공정용 부생가스 발전기 중 설비용량 100MW의 발전기를 차액계약 대상으로 함을 고려하면 여천 NCC는 차액계약 대상에서 제외하는 것이 타당한 것으로 분석됨.

기타 저원가 발전기의 차액계약 대상 여부

구조적 초과이윤이 발생하는 발전원이 아니더라도 발전원가가 저렴하여 많은 이윤이 발생하는 기타의 저원가 발전기에 대하여 차액계약을 체결하여야 한다는 의견이 존재함.

LNG를 상대적으로 저렴한 가격으로 직도입하여 높은 수익을 실현하고 있는 SK E&S의 발전기가 이에 해당한다고 할 수 있음.

다만, 이는 전력시장의 구조적 차원에서 발생하는 초과이윤이라고 볼 수 없으며, 전력시장 외의 연료조달 시장에서의 경쟁우위에 기인한 동일 전원의 타 발전기 대비 상대적으로 높은 수준의 이윤으로써 차액계약 대상에 포함하는 것은 적절하지 않은 것으로 판단됨.

LNG 및 유류 발전기의 차액계약 대상 여부

LNG 및 유류 발전기의 경우 석탄 등 기저전원이 확충됨에 따라 운전율이 감소하여 수익이 감소할 것으로 예상되나, 용량가격이 현실화 되지 않는 문제 등으로 인하여 적정 수준의 이윤을 창출하지 못할 수 있으므로 차액계약 대상에 포함하여 적정 수준의 이윤을 보상하여야 한다는 의견이 존재함.

그러나 LNG 및 유류 발전기는 전력시장가격 안정화 측면에서 차액계약의 적용 효익이 존재하지 않으므로 대상에 포함하지 않는 것이 타당하며, 용량가격 현실화 등에 대한 논의는 차액계약이 아닌 전력시장의 운영 측면에서 논의되어야 할 사항인 것으로 판단됨.

양수 발전기의 차액계약 대상 여부

이윤이 발생하는 수력 발전기에 대하여 차액계약을 체결하는 경우, 손실이 발생하는 양수 발전기에 대해서도 차액계약을 체결하는 것이 공정하다는 의견이 존재함.

과거 3년 영업이익 추이 및 향후 예측 시에도 적자가 발생할 것으로 예상

‘13년 : △376억원, ’12년 : △382억원, ‘11년 : △593억원

그러나 차액계약의 도입 취지를 고려 시 구조적 초과이윤이 발생하지 않는 양수 발전기는 차액계약 대상으로 포함하지 않는 것이 합리적인 것으로 판단됨.

수급안정성 고려하여 차액계약 포함 시 민간 및 발전자회사의 적자 발전기(LNG, 유류 등)과의 형평성 차원에 문제 발생 가능

양수 발전기의 계통 기여도를 반영할 필요가 있는 경우는 전력시장에서의 규칙개정을 통해 처리 필요

정부승인차액계약의 전력량

시간별 계약전력량

현재 전력시장에서는 매 시간별 전력 거래량에 대하여 매 시간별 거래 가격에 따라 정산이 이루어지고 있기 때문에 차액계약에서 또한 차액계약 정산 기준이 되는 “시간별 계약전력량”이 설정될 필요가 있음.

연간 계약전력량

전력시장에서 형성되는 거래가격은 전력량 단위당 가격으로 결정되기 때문에 차액계약에서의 정산을 위해서는 기준 가격 또한 전력량 단위당 가격으로 산정되어야 할 것임.

다만, 기준 가격을 구성하는 발전원가 구성요소 중 고정비의 경우에는 전력량에 비례하여 발생하지 않기 때문에 이를 단위당 가격으로 환산하기 위해서는 “연간 계약전력량”이 설정되어야 함.

계약전력량 설정 원칙

시간대별 계약전력량의 설정 원칙

시간대별 계약전력량은 차액계약에 따른 전력거래의 의무 이행여부를 판단하는 기준이 되며, 발전사업자 측면에서는 계약의무를 충족 시 기대할 수 있는 인센티브 및 계약의무 미충족 시 예상되는 부담금의 부과 기준을 의미함.

따라서 시간대별 계약전력량은 발전사업자에 대한 인센티브 또는 부담금이 어느 한 방향으로 편중되지 않도록 공정한 수준으로 설정되어야 할 것임.

다만 수력, 부생가스 및 석탄열병합 발전기의 경우에는 시간별 계약전력량을 합리적으로 산정할 수 없는 제한점이 존재함을 고려하여 이들 발전기들에 대해서는 시간대별 계약전력량을 설정하지 않는 것이 합리적인 것으로 분석됨.

이들 발전기들은 열공급 제약, 연료제약 및 급전지시 등에 의해 발전출력이 변동되기 때문에 시간별 계약전력량에 대한 발전의무의 이행 여부는 발전사업자가 통제할 수 있는 요인이 아님.

연간 계약전력량의 설정 원칙

연간 계약전력량은 차액계약 대상기간에 예상되는 발전기별 발전량을 기초로 산정하며, 모든 대상 발전기별로 연간 계약전력량을 설정함.

계약전력량의 설정

시간대별 계약전력량의 설정 방안

시간대별 계약전력량은 최근 기간의 발전실적, 표준고장정지율(FOR) 및 표준중간정비정지율(MOR)을 반영하여 다음과 같이 산정할 수 있을 것으로 분석됨.

[표 2-] 시간대별 계약전력량 산정 방식

시간대별 계약전력량 = 계약기준전력량 × ( 1 - 표준 FOR - 표준 중간 MOR)

계약기준전력량

계약기준전력량은 해당 발전기의 최근 연도 평균발전량 실적을 의미하며, 차액계약 체결 및 인가 절차에 따른 소요시간을 고려할 때 실무적으로는 차액계약 시행연도 2년 전 해당 발전기의 평균발전량 실적을 이용할 수 있을 것임.

다만, 계약기준전력량은 발전기별 운전패턴을 효과적으로 반영할 수 있도록 운전기간 및 정지기간 중 적절한 기간을 대상으로 산정되어야 할 것임. 발전기의 운전패턴은 다음과 같이 구분할 수 있음.

[그림 2-] 발전기별 운전 패턴의 구분

발전기

운 전

정 지

ㆍ최대발전용량에서 고정(상향)

or AGC 및 G/F 운전

ㆍ하계심야시간 및 특수경부하(설,

추석)기간에 미분기 정지 후 운전

정상출력

(Full 출력)

정상운전

(급전감발)

ㆍ성능시험, 설비문제 등 자체

사유로 감발운전

자체감발

ㆍ특수경부하(설,추석) 기간에 정지

미급전정지

ㆍ계획O/H정지, 중간O/H 정지

예방정비정지

ㆍ고장, 설비문제 등으로 정지

고장정지

계획 및 중간 예방정비정지 및 고장정지로 인하여 발전량이 없거나 일시적인 발전실적이 존재하는 기간은 시간대별 계약전력량 산정 시 표준고장정지율 및 표준중간정비정지율의 요소를 통하여 반영됨.

이에 따라 계획 및 중간 예방정비정지 기간은 계약기준전력량에 산정대상 기간에 포함하지 않는 것이 타당하며, 그 결과 표준 수준에 해당하는 통상적인 고장정지 및 중간예방정지로 인하여 시간대별 계약전력량을 준수하지 못하는 경우에는 발전사업자가 의무불이행으로 인한 부담금을 부담하지 않도록 할 수 있음.

따라서, 계약기준전력량은 정상출력 기간, 정상운전 되나 급전지시에 따라 감발되는 기간, 자체 사유로 인하여 감발운전하는 기간, 미급전으로 인하여 정지하는 기간의 평균적인 발전량으로 산정되어야 할 것임.

최대출력으로 정상운전되는 기간 외에도 급전지시로 인하여 감발하거나 정지하는 기간 및 자체감발 기간을 포함하여 계약기준전력량을 산정함으로써 차액계약 대상기간에 예상되는 발전기별 운전패턴을 보다 실질에 근접하게 반영할 수 있을 것으로 분석됨.

감발여유 반영 의견에 대한 검토

기저발전기가 증가하는 추세에 있으며 배출권거래제도(ETS)의 도입 등으로 인하여 석탄 및 국내탄 발전기의 급전감발 및 급전정지 시간이 지속적으로 발생할 것으로 예상되며, 이를 시간별 계약전력량 산정 시 고려하여야 한다는 의견이 존재함.

시간별 계약전력량은 향후 차액계약 대상기간의 발전기의 실제 운전패턴을 가급적 정확하게 반영하여야 한다는 점에서 감발여유를 반영하는 것은 합리적인 것으로 판단됨.

다만, 기저발전기의 운전패턴이 연도별로 급격하게 변동하지는 않을 것으로 예상되는 바, 기본적으로는 과거 운전패턴에 기초하여 시간별 계약전력량을 설정하고 향후기간 차액계약 대상 발전기의 급전율이 크게 감소할 것으로 예상되는 경우에 한정하여 감발여유를 추가적으로 반영하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

입찰량 기준의 계약전력량 설정 의견에 대한 검토

계약전력량을 발전량이 아닌 입찰량 기준으로 산정하여야 한다는 의견이 존재함.

이는 발전량 기준으로 계약전력량을 산정하는 경우 발전사의 재무적 안정성이 저해될 수 있으며, 구조적 초과이윤을 제한함과 동시에 발전사업자의 재무적 위험이 증대되는 것은 부적절하다는 것을 근거로 하고 있음.

또한, 설비가 노후화됨에 따라 효율이 낮아지는 경우, 급전율이 저하됨에 따라 발전량 기준의 게약전력량을 충족하지 못할 가능성이 높다는 점을 근거로 제시함.

다만, 입찰량 기준으로 계약전력량을 설정하는 경우에는 고정비와 관련한 경쟁요인이 사실상 존재하지 않는 문제점이 존재하며, 향후 전력시장의 여건변화를 적시에 반영하여 발전량 기준의 계약전력량을 합리적으로 산정하는 경우에는 발전사업자의 재무적 안정성도 크게 저해되지 않을 것으로 분석됨.

고장정지율

고장정지는 불시정지, 비계획정지, 파급정지, 기동실패 등의 사유로 인하여 발전기가 정지함을 의미함.

고장정지율(FOR, Forced Outage Rate)은 고장정지시간을 운전시간과 고장정지시간의 합으로 나누어 산정함.
(운전시간 = 연간총시간 - 예방정비정지시간 - 급전정지시간 - 고장정지시간)

최근 기간의 고장정지 실적은 다음과 같음.

[표 2-] 최근 기간 고장정지율 실적(전원별)

구 분	원자력	유연탄	무연탄	석탄전체
2013	1.00%	0.43%	1.92%	0.50%
2012	2.41%	0.82%	0.29%	0.79%
2011	0.53%	0.50%	0.98%	0.52%

[표 2-] 최근 기간 고장정지율 실적(전원별, 용량별, 형식별)

구 분		2013	2012	2011	2010	2009
원자력	700MW 초과	1.04%	1.04%	0.20%	0.02%	0.21%
	700MW 이하	0.85%	8.10%	1.45%	0.09%	0.47%
석탄	800MW 급	0.37%	0.04%	0.25%	0.61%	0.66%
	500MW 급	0.42%	0.91%	0.54%	0.28%	0.11%
	300MW 급	1.55%	1.81%	0.49%	0.09%	0.36%
	유동층보일러 (여수#2)	0.00%	0.00%	유동층보일러 발전기 없음
무연탄	-	0.45%	0.30%	0.24%	0.79%	1.19%
	유동층보일러 (동해#1,2)	4.58%	0.00%	0.00%	0.00%	0.00%

계약전력량 산정 시 반영되는 고장정지율은 고장정지 감소 유인을 제공할 수 있도록 표준화하여 적용하는 것이 합리적이며, 다음과 같이 표준화할 수 있을 것으로 분석됨.

전력거래소 전력설비정비통계를 기초로 차액계약 시행년도 2~4년전 그룹별로 평균하여 표준 고장정지율을 산정함.

그룹은 원자력 및 석탄 2개로 구분하며, 불시 고장을 의미하는 고장정지율은 유연탄 및 국내탄 간 큰 차이가 없으므로 석탄 그룹을 세분화하지는 않음.

다만, 실적 수치만을 평균하여 표준화하는 경우에는 발전사업자의 고장정지 감소 유인을 저해할 수 있으므로 구간별 표준값을 설정하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

[표 2-] 고장정지율 실적구간별 표준화 방안

실적 구간	0.5% 이하	0.75% 이하	1% 이하	1% 초과
표준값 기준	0.5%	0.75%	1%	평균실적

이 경우, 고장정지율이 1%를 초과하는 경우에만 평균실적으로 표준 고장정지율로 적용하고 1% 이하인 경우에는 실적에 상관없이 구간별 최대수준으로 설정된 표준값을 적용받게 되므로 발전사업자로 하여금 고장정지를 감소하도록 하는 유인을 제공할 수 있음.

고장정지율 표준화 그룹 세분화 의견에 대한 검토

고장정지율을 표준화하는 그룹을 구분하는데 있어 전원 뿐만이 아니라 형식별(석탄: 미분탄/유동층, 원자력: 경수로/중수로), 용량별(유연탄만 300MW, 500MW, 800MW급)로 세분화되어야 한다는 의견이 존재함.

다만, 석탄발전기의 형식을 반영하여 미분탄 및 유동층으로 그룹을 세분화하는 경우 유동층 보일러는 동해와 여수화력 2개 발전소로만 구성되어 그룹별 표준화를 위한 대표성이 확보되지 않는다는 측면에서 적용 상 제한점이 존재함.

또한, 용량별 구분 측면에서도 석탄발전소 중 영흥화력만이 800MW급 그룹으로 구분되는 등 표준화를 위한 대표성 측면에서 적용이 곤란함.

예방정비정지율

예방정비정지는 계획예방정비정지 및 중간정비정지를 의미하며, 예방정비정지율(MOR, Maintenance Outage Rate)은 예방정비정지 시간을 운전시간으로 나누어 산정함.

계획예방정비정지는 발전사업자가 전력거래소에 신청 후, 전력거래소가 확정하여 발표하는 정지일정으로써 연중 10월말 경 발표되고 있음.

중간정비정지는 발전기 고장 등이 예상되는 경우, 발전사업자가 1주일 이내에 전력거래소에 신청 후, 전력거래소가 확정하여 주간으로 발표하는 정지일정임.

최근 기간의 예방정비정지 실적은 다음과 같음.

[표 2-] 최근 기간 예방정비정지 실적(전원별)

(단위: 일수)
계획정비 + 중간정비	원자력	유연탄	무연탄
2013	96.1 + 0.9	22.4 + 1.7	35.3 + 11.0
2012	42.7 + 2.7	24.8 + 0.7	18.7 + 3.6
2011	31.6 + 0.0	20.2 + 1.4	19.8 + 10.7

[표 2-] 최근 기간 계획예방정비정지 실적(전원별, 용량별, 형식별)

(단위: 일수)
구 분		2013	2012	2011	2010	2009
원자력	700MW 초과	90.05	46.69	30.78	22.05	19.79
	700MW 이하	121.20	26.84	34.37	78.92	58.69
석탄	800MW 급	26.83	21.14	19.65	31.10	9.67
	500MW 급	21.19	25.11	20.46	20.06	29.02
	300MW 급	14.68	33.73	13.87	102.69	13.22
	유동층보일러 (여수#2)	62.99	0.00	유동층보일러 발전기 없음
무연탄	-	29.25	14.17	17.14	29.95	29.66
	유동층보일러 (동해#1,2)	46.42	36.38	24.65	29.94	19.00

[표 2-] 최근 기간 중간정비정지 실적(전원별, 용량별, 형식별)

(단위: 일수)
구 분		2013	2012	2011	2010	2009
원자력	700MW 초과	1.11	3.37	0.00	0.00	0.69
	700MW 이하	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
석탄	800MW 급	0.43	2.20	1.53	0.31	0.54
	500MW 급	1.58	0.32	1.34	3.68	0.46
	300MW 급	5.82	4.65	1.09	1.00	0.00
	유동층보일러 (여수#2)	13.56	0.00	유동층보일러 발전기 없음
무연탄	-	9.50	6.65	11.33	4.17	4.58
	유동층보일러 (동해#1,2)	13.77	0.00	9.63	0.00	0.00

계약전력량 산정 시 반영되는 예방정비정지율 구성요소 중 계획예방정비정지율은 발전기별 계획을 개별적으로 검토 후 반영하는 방안이 적절한 것으로 분석됨.

발전사업자가 전력거래소에 예방정비정지 계획은 A급 및 B급 정비계획의 경우 “발전소 계획예방정비 시행기준(전력산업과, ‘13.11)”을 고려하여 수립되고 있음.

“발전소 계획예방정비 시행기준”은 전력시장 규제기관에서 발전기에 대하여 요구하는 계획예방정비의 최소 수준으로써 동 시행기준에 부합하는 발전기별 계획예방정비정지은 규제기관에서 검토한 기준을 충족한다는 점을 고려하여 개별적으로 반영할 수 있을 것임.

다만, “발전소 계획예방정비 시행기준”의 표준일수를 초과하는 계획예방정비 기간에 대해서는 이에 대한 발전사업자의 근거자료를 기초로 전력거래소가 적정성을 검토하여 반영할 필요가 있음.

예방정비정지율 구성요소 중 중간정비정지율은 발전기 그룹별 과거 3년 중간정비정지 실적을 고려한 표준값으로 반영하는 방안이 적절한 것으로 분석됨.

과거 중간정비정지 실적은 전력거래소의 전력설비정지통계를 기준으로 산정하며, 발전기 그룹은 1)원자력, 2)유연탄, 3) 국내탄 및 유동층 보일러 등 3개 그룹으로 구분하는 방안을 고려할 수 있음.

국내탄의 경우 노후화 및 클링커의 주기적 제거가 필요하여 중간MOR 수치가 유연탄에 비해 매우 높다는 점을 고려하여 유연탄과는 별도의 그룹으로 구분할 필요가 있는 것으로 판단됨.

유동층 보일러(동해, 여수)는 설비 구조적 문제 및 유동화 물질 제거 및 충전 등에 정비시간이 많이 소요되고 있다는 점을 고려하여 별도 그룹으로 구분하는 것이 합리적일 것임.

중간정비정지율을 표준화하는 경우에도 고장정지율의 표준화 방안과 마찬가지로 실적 평균만을 고려하기 보다는 발전사업자로 하여금 효율적 설비 운영에 대한 유인을 제공할 수 있도록 다음과 같은 구조로 표준화하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

[표 2-] 중간정비정지율 실적구간별 표준화 방안

실적 구간	0.5% 이하	0.75% 이하	1% 이하	1% 초과
표준값 기준	0.5%	0.75%	1%	평균실적

국내탄 및 유동층보일러를 별도 그룹으로 구분하는 경우에는 비교대상이 제한적인 상황에서 표준값의 대표성이 확보되지 않는 문제가 발생할 수 있음.

이에 따라, 설비 노후화 및 유연탄 발전기와의 설비 차이를 고려하여 국내탄 및 유동층보일러 개별 그룹의 과거 3개년 실적뿐만 아니라 유연탄 실적과의 비교요소를 반영하여 다음과 같은 표준화 방안의 적용이 고려가능함.

[표 2-] 국내탄 및 유동층 보일러의 중간정비정지율 표준화 방안

국내탄 및 유동층 보일러의 중간MOR = 유연탄 표준 중간MOR + β

(*) β : 3개년 평균 국내탄·유동층 중간MOR – 3개년 평균 유연탄 중간MOR

중간예방정비정지율 표준화 그룹의 세분화 의견에 대한 검토

중간예방정비정지율을 표준화 하기 위한 그룹 구분 시, 발전기 형식 및 용량에 따라 세분화하도록 하는 의견이 존재함.

현재 검토 중인 적용방안에서 또한 유동층 보일러는 발전기 형식의 차이를 고려하여 별도 그룹화 하고 있으며, 이 밖에 추가적인 형식 및 용량에 따른 세분화 방안은 표준화를 위한 비교대상의 대표성을 고려할 때 적용이 제한적인 것으로 분석됨.

시간별 계약전력량의 세분화 적용 방안

차액계약 시행 초기에는 모든 발전시간에 대하여 동일한 시간별 계약전력량을 적용하는 방안을 고려할 수 있음.

다만, 차액계약 운영이 안정화된 이후에는 시간별 계약전력량을 계절별, 월별, 주별, 일별 등 유사한 시간대별로 차등 적용함으로써 발전기별 실제 운전패턴을 보다 정확하게 반영하는 방식의 적용이 검토되어야 할 것으로 판단됨.

연간 계약전력량의 설정 방안

고정비 단가를 산정하기 위한 연간 계약전력량은 시간대별 계약전력량에 계약시간을 곱하여 산정할 수 있음.

시간별 계약전력량의 산정 방식은 앞서 검토하였음.

계약시간은 발전기간 운전이 가능할 것으로 예상되는 시간으로써 연간총시간에서 계획예방정비정지시간을 차감하여 산정함.

다만, 원자력의 경우 발전기별 고정비 단가를 차등하지 않고 동일 고정비 단가를 적용하는 경우에는 연간 계약전력량 또한 발전기별 수준이 아닌 원자력 전체를 기준으로 산정하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

기준가격의 설정

기준가격의 개요

기준가격은 고정비 단가와 연료비 단가로 구성됨.

고정비 단가의 산정

고정비 단가는 연료비를 제외한 총 필요수입액을 단가화하여 산정할 수 있음.

고정비 단가 = [ 감가상각비(투자비) + 적정투자보수 + 운전유지비 + 법인세비용 ] ÷ 연간 계약전력량

고정비의 경우 원가발생 형태 상 기간별 차이가 크지 않음을 전제하고 있으므로 연중 균등한 고정비 단가를 적용할 수 있음.

연료비 단가의 산정

연료비 단가는 전력시장의 발전기별 열량단가 및 열소비계수 등을 반영하여 단가화할 수 있음.

연료비의 경우 연료 도입 시점에 따른 연료가격 차이로 인하여 기간별 변동성이 존재하며, 전력시장에서의 열량단가 반영방식과 마찬가지로 월별 변동하여 적용하는 것이 적절함.

투자비(감가상각비)의 보상 방식

발전설비 투자비에 대한 보상요인인 감가상각비는 취득원가 기준의 연도별 정액 상각되는 감가상각비를 기준가격에 반영하는 방식이 합리적인 것으로 분석됨.

최초 상업운전 이후 기간에 발생하는 재투자비는 현행 회계처리 기준과 일관성을 유지하여 개별 발전기의 투자비로 반영함.

발전기별 기준가격 산정을 위한 본사 자산의 감가상각비 및 발전소 공통자산의 감가상각비 배부 방안

본사 공통비의 경우 발전소 또는 발전기별 영업활동을 지원함에 따라서 발생하며, 발전소 또는 발전기별로 이루어지고 있는 영업활동의 수준을 비교적 잘 대변할 수 있는 발전량 기준으로 배부

발전소 공통자산의 경우, 발전소가 동일 전원 및 유사용량의 발전기들로 구성되어 영업활동 수준이 유사함을 고려하여 발전기별 설비용량을 기준으로 배부

다만, 원자력의 경우 사업부문별(원자력, 수력, 양수)로 잔존 설비용량 비율로 배부 중이며, 자체적으로 적용하고 있는 공통비용 배부방식은 사업 특성을 고려하여 합리적으로 마련된 것으로 분석되므로 자체 배부기준을 적용

재평가 자산 감가상각비의 반영 여부

설비 감가상각비를 기준가격에 반영하는 것은 발전사업을 위하여 투하된 자본을 보상하기 위한 목적이나, 재평가로 인산 자산의 증가금액은 자본이 추가적으로 투하되지 아니하였으므로 기준가격에서 제외하는 것이 타당함.

한국전력과 수자원공사 간 초기 PPA 계약은 ‘98년 이루어진 자산재평가 효과가 반영되었으나, 이는 추후 감사원 지적에 따라 재평가효과가 제외된 사례가 존재함.

발전자회사들은 2010년 국제회계기준 도입 시 자산을 재평가하였으며 당시 발전기별 자산의 재평가금액은 제외하여 감가상각비를 산정할 필요가 있음.

다만, 발전부문이 분할되기 전 기간에 이루어진 자산재평가의 경우에는 발전기별 재평가 내역이 존재하지 않는 바, 해당 시점의 재평가금액을 제외하는 것은 실무적으로 적용이 곤란한 것으로 파악됨.

국제회계기준 도입 시 감가상각방법 변경 효과의 반영 여부

발전자회사들은 2010년 국제회계기준 도입 시 과거 회계정책의 정률법 감가상각방법을 정액법으로 변경하였음.

정률법은 정액법 대비하여 감가상각 기간 초기의 상각율이 상대적으로 크기 때문에, 정액법에 따른 감가상각비를 기준가격으로 반영 시 국제회계기준 도입 이전의 가속상각된 정률법 감가상각비에 대한 조정이 필요하다는 의견이 존재함.

이에 대해서는 과거 기간 가속상각된 금액 조정방식의 타당성 및 적용 가능성 등이 신중하게 검토된 이후에 구체적인 처리방안이 마련되어야 할 것으로 분석됨.

연도별 보상방식 및 연간균등화 보상방식의 적용 여부

차액계약 대상 연도별로 산정되는 감가상각비 및 투자보수를 해당 연도의 기준가격으로 보상하는 방식보다는 설비의 잔존내용연수에 걸쳐 균등하게 보상하는 것이 합리적이라는 의견이 존재함.

[표 2-] 투자비 보상방식의 비교

구분	연도별 보상방식	연간균등화 보상방식
투자비 보상방식	연도별 감가상각비 + 연도별 요금기저(설비자산 및 운전자본) ×적정투자보수율	차액계약 초기 기초장부금액 × 자본회수계수 + 연도별 운전자본 × 적정투자보수율

(*) 자본회수계수는 초기 투자금액을 향후 기간(잔존내용연수) 동안 일정한 금액으로 회수하는 경우 해당 기간의 투자수익률이 적정투자보수와 동일하도록 설정됨.

연도별 보상방식의 경우 초기의 투자보수는 크게 산정되고 기간 경과 시 감가상각에 따라 요금기저의 감소로 투자보수가 감소하는 추이로 보상됨.

이에 비하여 연간 균등화 보상방식의 경우, 일정 기간 동안 동일한 수준으로 보상금액을 산정하므로 연도별 보상방식에 대비하여 초기 보상은 작고 후기 보상은 상대적으로 큰 추이를 나타냄.

연간균등화 보상방식은 전력 거래가격의 안정화 측면에서의 의의가 있을 수 있으나, 발전기의 전체 수명기간 동안 차액계약이 운영되고 이에 따른 보상구조가 유지되는 상황에서만 적용이 합리적일 것임.

정부승인 차액계약 제도가 발전기 수명기간 중 일시적으로 운영되고 종료되는 경우 연간균등화 보상방식은 발전사업자에 대하여 적정하게 보상하지 못하는 문제점이 존재하므로 현실적으로 적용이 불가한 방식인 것으로 분석됨.

적정투자보수

적정투자보수의 산정 방식

적정투자보수는 요금기저에 적정투자보수율을 곱하여 산정함.

요금기저는 발전사업을 위하여 투하된 순가동설비자산 및 사업을 운영하는데 수반되는 일정분의 운전자본을 가산하여 산정함.

순가동설비자산

발전설비 및 무형자산 등이 순가동설비자산을 구성하며, 차액계약을 위한 인가절차 일정을 고려하여 가능한 최근 시점의 자산가액을 반영하는 경우 차액계약 시행년도 직전 6월 30일 기준 결산서 상의 자산가액을 기준으로 순가동설비자산 금액을 산정할 수 있음.

운전자본

석탄 및 열병합 발전기의 운전자본 = 재고자산 및 매입채무 + 기타 현금유출영업비용

재고자산 및 매입채무: 재고보유 기일에서 매입채무 지급기일을 차감한 기간에 해당하는 연료비 금액으로 산정

(발전회사 제시 자료에 따르면 재고보유 기일은 연료의 선적 후 전력생산에 투입되기까지의 기간인 40일, 매입채무 지급기일은 연료도입 후 일제 연료대금이 지급되는 기간인 22일로 적용할 수 있는 것으로 분석됨.)

기타 현금유출영업비용의 1개월분(매출채권회수기일 30일분)

원자력 발전기의 운전자본 = 재고자산 및 매입채무 + 기타 현금유출영업비용

재고자산 및 매입채무 : 연간 평균금액 적용

(원자력 경우 재고재산을 장기간 단계적으로 가공, 매입하고 있고, 각 가공단계별 대급 지급기한이 상이하므로 재고자산 가공기간 전반에 대한 개별적인 산정이 필요하나 현실적으로 매우 어려움을 고려하여 연평균 금액을 이용할 수 있을 것임)

기타 현금유출영업비용의 1개월분(매출채권회수기일 30일분)

기타 전원의 경우에는 석탄 및 원자력과 달리 연료재고를 보유하지 않거나 보유하더라도 중요하지 않은 수준이므로 재고자산 및 매입채무는 고려하지 않고 현금유출영업비용 1개월분을 운전자본으로 반영할 수 있을 것임.

적정투자보수율

적정투자보수율의 산정 방식

자기자본투자보수율과 타인자본투자보수율을 재무비율로 가중평균한 가중평균자본비용(WACC)을 적용투자보수율로 이용할 수 있음.

자기자본투자보수율은 자본자산가격결정모험(CAPM)에 따라 다음과 같이 산정 가능함.

자기자본투자보수율 =  무위험이자율 + 시장위험프리미엄 × 위험계수

적정투자보수율의 소매요금 연계 여부

소매요금의 규제로 인하여 한전이 자체적인 적정수익률을 실현하지 못하고 있는 상황이므로, 차액계약에서의 적정투자보수율 또한 소매요금과 연계되어 조정되어야 한다는 의견이 존재함.

다만, 차액계약 대상 발전기 중 발전자회사 및 수자원공사 등 공기업 형태의 발전자회사만을 소매요금 연계 대상으로 한정하고 있음.

판매사업자의 재무적 안정성은 전력산업에서 중요한 요소이긴 하지만, 차액계약의 도입목적 상 이는 차액계약에서 고려하여야 할 부분은 아닌 것으로 분석됨.

차액계약에서의 적정투자보수율은 발전사업자가 발전사업으로부터 적정한 수익을 창출할 수 있도록 원칙적 관점에서 설계하고, 판매사업자의 재무안정성은 판매사업자 및 발전사업자가 개별적으로 협의하여야 할 것임.

재무비율의 적용 방안

사업보고서 상 자기자본 및 타인자본(차입금 등)의 구성비율을 기초로 적정투자보수율 산정 시의 재무비율로 도출할 수 있음.

재무비율의 산정기간과 관련하여 1년 적용안 및 5년 적용안의 의견이 존재하며, 기준가격의 변동성을 완화하기 위한 목적으로 최근 5년 기간의 평균적인 자본구조 적용방안을 고려할 수 있을 것임.

화력5사의 경우에는 사업환경이 유사하므로 석탄발전기에 대한 적정투자보수율 산정 시의 재무비율은 화력5사의 평균적인 자본구조를 표준화 수치로 간주하여 적용할 수 있을 것임.

다만, 한수원의 경우에는 화력5사 대비 재무구조가 큰 차이를 나타내므로 원자력발전기에 대한 재무비율은 한수원의 개별 재무구조를 반영하여 적용하는 것이 합리적인 것으로 분석됨.

무위험이자율

무위험이자율은 국고채 수익률로 산정하되 특정 시점의 일시적인 금융상황의 변동성을 완화하기 위하여 최근 1년 기간의 국고채 평균수익률로 적용하는 방안을 고려할 수 있음.

기준이 되는 국고채의 만기에 대한 다양한 의견이 존재하며, 5년 만기 국고채 이용방안 및 20년 만기 국고채 이용방안이 제시되고 있음.

발전사업의 경우 설비 내용연수가 30년 가량으로써 장기의 사업기간을 대상으로 하고 있는 바, 5년 만기 국고채보다는 20년 만기 국고채를 이용하여 무위험이자율은 산정하는 방안이 발전사업의 특성을 보다 잘 반영할 수 있는 것으로 분석됨.

리스크프리미엄

국내 전기요금, 가스요금, 열요금 등 공공요금을 산정하는데 있어 적용되고 있는 리스크프리미엄은 6%로써 이를 차액계약에도 동일하게 적용할 수 있을 것임.

위험계수

위험계수는 개별 기업의 주가정보의 변동성 및 시장수익률의 변동성을 비교하여 산정할 수 있으나, 차액계약 대상이 되는 발전사업자들이 주식시장에 상장되어 있지 않은 상황이므로 개별 기업에 대한 위험계수의 직접적인 산정이 제한되어 있는 상황임.

이에 따라, 발전사업과 유사한 규제환경에 있는 국내의 타 산업(전기가스업 등), 해외의 주요 발전회사, 해외의 발전사업 규제사례 등을 종합적으로 고려하여 위험계수가 검토되어야 할 것으로 판단됨.

타인자본투자보수율

실제 타인자본 조달금리 수준을 반영하기 위하여 최근연도 사업보고서 상의 회사채 가중평균이자율을 이용하는 방안을 고려할 수 있음.

운전유지비

운전유지비는 운전에 필요한 수선유지비, 인건비, 경비, 약품비 등으로 구성되며 감가상각비를 제외한 발전비용 중 연료비를 제외한 모든 비용이 운전유지비로 분류됨.

최근 발생실적 및 향후 변동요인을 반영하여 차액계약 대상기간의 운전유지비를 추정하여 다음과 같이 산정할 수 있음.

[표 2-] 운전유지비 산정 방식

운전유지비 =

평균실적 운전유지비 × 물가상승률 × ( 1 + 예산절감율의 δ%) + 개별 고정성비용

평균실적 운전유지비

평균실적 운전유지비는 발전기 그룹별로 최근의 운전유지비 실적을 평균하여 표준화한 수치를 의미함.

평균실적 운전유지비 = 차액계약 시행 2~4년(3개년) 운전유지비 실적 평균

발전소 그룹은 전원별(원자력, 유연탄, 국내탄)로 구분하고, 유연탄의 경우에는 용량별(300, 500, 800, 1000MW급)로 추가 구분할 수 있음.

다만, 국내탄은 발전소별 특성 차이가 크므로 개별 발전소별 적용 방안을 고려할 수 있음.

물가상승률

물가상승률은 소비자 물가지수 실적 또는 공인기관의 예측치를 이용하여 적용함.

물가상승률 = (1 + 2년전 상승률 실적치) × (1 + 1년전 상승률 예측치) × (1 + 계약시행년도 상승률 예측치)

예산절감률

발전사업자의 경쟁 및 비용절감 유인을 저해하지 않도록 예산절감 실적률을 추가로 반영할 수 있음.

다만, 예산절감률 적용값은 과거 기간의 예산 대비 실제 절감률 추이 및 운전유지비 실적에 기초하여 검토 후 결정되어야 할 것으로 판단됨.

개별 고정성 비용

원전사후처리비, 전력거래수수료 등 준조세성 비용, 송전접속비용 및 기타 개별 보상이 필요한 일부 항목은 표준화하기 보다는 발전기별 실적값을 개별적으로 기준가격 산정 시 반영하는 것이 합리적일 것임.

개별 고정성 비용으로 반영되어야 할 것으로 예상되는 항목은 다음과 같음.

[표 2-] 개별 고정성 비용의 내역

구 분	개별 고정성 비용
원자력	- 원전사후 처리비 : 해체비, 중저준위 방폐물 관리비, 사용후 핵연료 분담금 등 - 준조세성 비용 : 원자력연구개발기금, 지역자원시설세, 지역지원사업비, 자력안전규제비, 전력거래수수료 - 접속비용 및 평균화 어려운 개별 비용 요소
유연탄 국내탄	- 준조세성 비용 : 전력거래수수료, 지역지원사업비, 지역자원시설세 등 - 접속비용 및 평균화 어려운 개별 비용 요소

원자력은 ‘안전성비용’으로 분류하는 수선유지비(경상, 계획), 기술용역비(원전가동중검사용역비, 가동원전설계기술지원용역비, 원자력기술용역비) 및 원자력 보험료 등은 평균 운전유지비 산정에 포함

공통 운전유지비의 배분

본사 공통비는 발전사 전체 발전기 중 발전량이 많은 발전기에 대한 연료 도입 및 개발 등 판매․관리비가 많이 소요됨을 고려하여 발전량 기준으로 배부할 수 있을 것임.

발전소 공통비는 발전소 내 발전기별 영업수준이 유사한 상황이므로 규모에 따른 운전유지비의 차이가 존재함을 고려하여 설비용량 기준으로 배부하는 방안이 합리적인 것으로 분석됨.

다만, 원자력의 경우는 단일 전원이고, 발전량과 설비용량 방식의 차이가 크지 않기 때문에 한수원 처리방식대로 설비용량 적용

연료비

연료비는 전력생산이 실제로 소요되는 연료비를 보상하되, 비용절감 유인을 제고할 수 있는 수준으로 반영되어야 할 것임.

기준가격에 반영되는 연료비 단가는 연료비용 총액을 발전량으로 나누어 산정하며, 연료비용은 다음과 같이 산정 가능함.

[표 2-] 연료비용의 산정 방식

(QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi) × VC열량단가 × VC연료비보정계수

- QHCi   : 발전기의 2차 열소비계수

- LHCi   : 발전기의 1차 열소비계수

- NLHCi : 발전기의 열소비상수

VC열량단가

비용절감 유인을 제고할 수 있도록 표준화 한 기준열량단가를 적용하며, 기준 열량단가는 발전기별 전력시장 열량단가를 전원별 설비용량으로 가중 평균하여 산정함.

다만, 연료비의 규모 및 변동성을 고려할 때 발전사업자가 정상적으로 사업을 영위할 수 있도록 하는 수준의 위험 완화방안이 필요할 것임.

이에 따라 기준열량단가의 상․하한 밴드내에서는 발전기별 열량단가를 적용하되, 상한을 초과하면 페널티, 하한 미만이면 인센티브 제공하는 방식을 고려할 수 있음.

[그림 2-] 열량단가의 적용 방식

자기 a

(높게)

평균

열량단가

상한

열량단가

하한

열량단가

자기 b

(낮게)

120%

110%

100%

90%

80%

①

③

① : 자기열량단가

② : 상한 + (자기a – 상한) × 0.9

③ : 자기b + (하한 – 자기b) × 0.1

②

①

(*1) 상하한(± 10%) 범위내 :  발전기 열량단가 회수

(*2) 상한밴드 초과 : 상한 열량단가 + (자기 - 상한) × 0.9(패널티)

(*3) 하한밴드 미만 : 자기 열량단가 + (하한 - 자기) × 0.1(인센티브)

VC연료비보정계수

전력시장에서 반영되고 있는 연료비는 기술적 특성을 기초로 이론적으로 산정한 연료비이며, 이는 실제 발생하는 연료비와의 차이를 나타내므로 이에 대한 보정이 필요함.

이는 발전기별 열소비계수로부터 산정된 연료비에 VC연료비보정계수를 반영하는 방식으로 보정이 가능할 것으로 분석됨.

VC연료비 보정계수는 다음과 같이 산정할 수 있음.

①단계 : 전력시장 효율 계산
전력시장 열소비계수를 통해 시간대별 연료투입량 및 효율 계산

②단계 : 발전기 실적효율 계산
발전기(발전사 제출) 시간대별 연료투입량 자료로 실적효율 계산

③단계 : 효율차이(②-①)로 인한 연료비 차이 계산
시간대별 계약전력량 기준으로 계산

④단계 : 발전기별 연료비 차이(③)를 산술 평균으로 표준값 산정

원자력 발전기의 연료비

원자력 발전기는 비교 대상 타 발전사업자가 존재하지 않으므로 개별 연료비 적용

연료도입이 특수한 발전기의 연료비

전용부두가 없는 발전소의 경우, 인근 부두에서 하역 후 육로 운송 거리가 길어 연료비가 상대적으로 높게 산정됨.

석탄을 육로로 수송하는 발전소 또한 발전소의 입지 여건에 따라 연료도입 단가의 차이가 큼.

이들 발전기들에 대해서는 연료비를 표준화하기 보다는 개별 연료비를 검토 후 기준가격으로 반영하는 것이 합리적인 것으로 분석됨.

연료비의 경쟁요인에 대한 검토

연료비의 경쟁요인을 확대하기 위하여 비교 대상 발전기들의 평균 연료비를 표준으로 선정하기 보다는, 열량단가가 낮은 하위 40% 발전기들의 평균연료비를 표준으로 설정하자는 의견이 존재함.

다만, 이미 현재의 변동비반영시장은 발전기별 급전순위 경쟁을 통해 경쟁효과가 구현되는 메커니즘이며, 연료비와 발전효율이 핵심 경쟁 수단으로 작용하고 있음.

전력시장에서 충분한 연료비 경쟁이 이루어지고 있음에도 차액계약에서 연료비 경쟁을 추가하는 것은 자칫 발전사 부실화 초래 소지가 존재함.

따라서, 평균을 크게 초과하거나 하회는 경우에 대해서만 최소한의 페널티 혹은 인센티브를 제공하여 방만 운영을 예방하는 것이 바람직한 것으로 분석됨.

차액정산의 구조

인센티브 및 부담금

인센티브 및 부담금의 의의

차액계약은 상대적으로 연료비가 저렴한 발전기를 대상으로 적용되는 바, 이들 발전기들의 운영 효율성을 제고하기 위하여 적절한 인센티브 확보 기회를 제공함과 동시에 의무 불이행 시의 부담금을 부담하도록 하는 방안이 효과적인 것으로 분석됨.

연료비가 저렴한 발전기의 발전량이 증가하면 전체 시장정산금을 감소하는 효익이 존재함을 고려하여 시간당 계약전력량을 초과한 발전량에 대해서는 인센티브를 제공

수급안정성 확보를 위해 일정 수준을 초과한 고장정지 등에 대해서는 부담금울 부과

인센티브 및 부담금의 적용 방안

인센티브 및 부담금은 차액계약 대상 발전기별로 설정되는 시간별 계약전력량을 기준으로 하여 산정할 수 있을 것임.

인센티브는 시간별 발전량이 시간별 게약전력량을 초과하는 경우 발전사업자에게 귀속되게 하며, 다음과 같이 산정할 수 있음.

[표 2-] 인센티브의 산정 방식

인센티브 = MPi × 초과발전량

- MPi : SMP × 발전기별 송전손실계수(TLFi)

- 초과발전량 : 시간대별 발전량 – 시간대별 계약전력량

인센티브는 ①시간대별 계약전력량을 초과하는 발전, ②계획예방정지기간 중 발전, ③계획예방정지 기간 단축 등의 경우에 발생하게 됨.

부담금은 시간별 발전량이 시간별 계약전력량에 미달하는 경우 발전사업자가 부담하며, 다음과 같이 산정할 수 있음.

[표 2-] 부담금의 산정 방식

부담금 = (MPi – 기준가격) × 부족발전량

- MPi : SMP × 발전기별 송전손실(TLFi )

- 기준가격 : 고정비 단가 + 연료비 단가

- 부족발전량 : 시간대별 계약전력량 - 시간대별 발전량

부담금은 ①고장 정지, ②계획예방정비 지연, ③자체 사유로 인한 출력감발, ④특수경부하 기간 및 월요일 심야시간 등 수요대비 계약전력량이 과다(한전)한 경우에 발생하게 됨.

부담금은 고정비 회수금액의 일정비율 이내로 제한하여 적용하는 것이 합리적인 것으로 분석됨.

설비용량 등으로 인한 기술적이 특성 상 인센티브는 일정 수준 이내로 제한되는 반면 부담금은 상황에 따라 매우 큰 수준으로 발생 가능함.

안정적인 전력공급을 위해서는 부담금의 수준은 발전사업 자체가 정상적으로 수행될 수 있는 범위내에서 제한적으로 적용될 필요가 있을 것임.

이에 따라, 정상적 운전상태에서의 고장 등을 포함한 경우 부담금은 해당 발전기 고정비 회수금액의 일정비율(예 10%)까지만 부과하며, 이후 부족발전량 발생 시 발전사는 고정비 손실만 감당하도록 하는 방안을 고려할 수 있을 것임.

차액정산금의 산정

차액정산금의 의미

차액정산은 전력시장에서 거래된 거래가격과 차액계약에서의 기준가격과의 차이를 발전사업자 및 판매사업자 간 정산하는 것을 의미함.

차액정산금의 산정방식

차액정산금은 다음과 같이 산정할 수 있음.

차액정산금 = 차액금액 + 부담금 + 기타 정산금

차액금액 : (MPi – 기준가격) × Min(계약전력량, 발전량)

부담금 : (MPi – 기준가격) × 부족물량(계약전력량 – 발전량)

기타정산금 :  COFF + CP + XGESMP + ACP
COFF : 제약 비발전 전력량 정산금(시장가격 – 연료비)
CP : 용량정산금
XGESMP : 시장가격(SMP) 결정에 제외된 발전기 정산금
ACP : 추가 용량정산금(전력거래소 지시로 예방정비일 변경시)

차액정산 후 발전사업자의 수입

발전사업자 수입의 결정

발전사업자는 전력시장에서 전력거래 대가로써 전력시장정산금을 수령하며 차액정산에서의 차액정산금이 차감되어 최종적인 수입이 결정됨.

발전기 수입 = 전력시장정산금 - 차액정산금

차액정산에서의 정산 대상 물량은 계약전력량을 한도로 하기 때문에 계약전력량을 초과한 발전량에 대해서는 전력시장에서 형성된 거래가격으로 보상되며, 이는 발전사업자에 대한 인센티브를 의미함.

인센티브 : MPi × 초과물량(발전량 – 계약전력량)

운전상황별 발전기의 수입 구조

발전기의 운전 상황별로 차액정산 후 발전기에게 귀속되는 수입은 다음과 같이 구성됨.

[그림 2-] 운전 상황별 발전기에게 귀속되는 수입 구조

차액계약 요소별 조정주기

차액계약의 주기적 조정 필요성

차액계약에서의 계약전력량, 기준가격 등의 요소는 전력시장의 변화, 발전비용의 변동을 적시에 반영하여 일정 주기에 따라 조정하는 것이 합리적임.

차액계약의 요소별 조정주기(안)

차액계약의 구성요소별로 다음과 같은 주기에 따라 조정하는 방안을 고려할 수 있음.

[표 2-] 차액계약의 요소별 조정주기(안)

구 분	조정주기
투자비(감가상각비)	1년
투자보수(율)	1년
운전유지비 및 계약전력량	1년
연 료 비	1개월 (연료비는 비용평가위에서 매월 변경)
발전기 효율	비용평가위 의결 시 변경

신규 및 기타발전기의 차액계약

신규 석탄발전기의 차액계약

계약전력량

신규 석탄발전기의 경우 운전 실적이 없으며, 초기 일정한 운전기간 동안에는 불안정하게 운영될 수밖에 없음을 고려하여 기존 석탄발전기와 다르게 설정할 필요가 있음.

시간대별 계약전력량 산정 시 평균발전량은 설비용량의 90% 수준으로 가정하며, 고장정지율 및 예방정비정지율은 표준적인 적용값 대비 각 1%의 여유분을 반영하는 방안을 고려 가능함.

설비용량의 90% 수준은 5% 가량의 소내소비율, 5% 가량의 감발율(GF, AGC, 운전예비력 등)을 고려한 것임.

일정기간(3년) 경과 후 안정화 단계에서는 과거 실적을 적용할 수 있을 것임.

연간 계약전력량은 기존 석탄발전기와 동일하게 시간별 계약전력량에 계약기간을 고려하여 산정할 수 있음.

투자보수 및 감가상각비

기존 발전기와 마찬가지로 취득원가 기준에 의한 연도별 총괄원가 방식을 적용하여 보상하는 방안을 적용할 수 있음.

투자비 보상금액 : 감가상각비 + 요금기저 × 적정투자보수율

투자비의 산정

화력5사의 경우에는 자기 투자비를 반영하며, 민간발전사는 표준투자비를 적용하는 방안을 고려할 수 있음.

다만, 민간발전사에 대한 표준투자비를 산정하는데 있어 발전기별로 개별비용의 반영이 필요한 사항에 대해서는 추가적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

[표 2-] 신규발전기의 투자비 산정 방안

구 분	세 부 방 안
투자비 및 감가상각비 산정	◾ 발전자회사 : 자기 투자비(회계상 감가상각비 적용) ◾ 민간발전사 : 표준투자비(30년 정액상각법) - 상용 가동시점 발전기별 그룹핑(2년주기) - 발전기 그룹의 표준투자비 산정하여 적용 ◾ 특이성 비용 : 개별 적용 - 인허가단계 : 민원비용 등 - 토지취득단계 : 부지 매입 비용 등 - 건설단계 : 지중선로 및 항만 건설비용 등 - 운영단계 : 연료비 운송 및 회처리 비용 등

적정투자보수(율)

신규발전기에 대한 적정투자보수(율)은 기존 발전기와 동일한 방식으로 산정하는 것으로 원칙으로 하되, PF 형태로 자본이 조달되어 기업금융으로 자본이 조달되는 기존발전기와의 차이 고려여부가 추가적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

[표 2-] 신규발전기의 적정투자보수(율) 산정 방안

구 분	세부 방안
재무비율	◾ 공공 : 화력5사의 최근 5년 평균 자본비율 ◾ 민간 : 회사별 재무비율 적용 원칙(상세검토 필요)
타인자본 투보율	◾ 공공 : 화력5사의 최근년도 회사채 가중평균 이자율 ◾ 민간 : 기준금리 + PF스프레드 - 기준금리 : 3년만기 AA- 회사채 수익률
무위험이자율	◾ 기존 석탄발전기와 동일
리스크프리미엄
베타(β)
요금기저	◾ 기존 석탄발전기와 동일

본사 공통비는 기존 석탄발전기와 동일하게 발전량 기준으로 배부하는 방식을 준용할 수 있음.

재투자(O/H 비용 포함) 반영방식

공공 발전사업자의 경우 IFRS에 따른 회계처리 준용하며 회계 상 자산화할 경우에는 개별 투자비에 반영할 수 있음.

민간 발전사업자의 경우 재투자비의 표준화 가능성이 우선적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

표준화가 가능할 경우, 운전유지비와 동일한 방식으로 표준화하여 적용하고, 표준화 가능하지 않은 경우에는 개별발전기의 투자비로 보아 감가상각비와 투자보수로 개별적으로 반영하는 방식을 고려 가능함.

운전유지비

신규발전기의 운전유지비는 원칙적으로 기존발전기의 운전유지비 반영방식을 동일하게 준용함.

다만, 민간발전사업자의 신규 발전기는 예산서 대비 집행실적을 고려할 수 없으므로 기존발전기와 같이 예산대비 집행실적률 항목은 제외할 필요가 있음.

운전유지비 : 운전유지비 × 물가상승률 + 개별 고정성비용

연료비 반영방식 및 차액계약 정산 구조

기존 석탄발전기와 동일한 방식으로 적용할 수 있음.

석탄 열병합발전기의 차액계약

석탄 열병합발전기의 특성

산업단지에 열을 공급하면서 동시에 전력을 생산하는 발전기로 열공급량에 따라 전력생산량이 변동되는 특성이 존재함.

육로 수송으로 인해 연료비가 높고 증기 일부를 추기하기 때문에 발전기의 효율(17~23%)은 낮아서 발전원가는 일반 석탄발전기에 비해 저렴하지 않음.

석탄 열병합발전기에 대한 고려사항

석탄 열병합발전기에서 구조적 초과이윤이 발생하거나 향후 발생 가능성을 고려하여 차액계약 적용 여부가 추가적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

열공급량에 따라 전력생산량이 변동되기 때문에 시간대별 계약전력량을 사전에 설정하지 않는 방안을 고려할 수 있음.

다만, 연간 계약전력량은 신규 발전기별로 수립된 사업자의 발전계획 등에 기초하여 설정하는 방안을 고려할 수 있는 것으로 분석됨.

[표 2-] 석탄 열병합발전기의 차액계약 적용방안

구 분	세 부 방 안
대 상	◾ 차액계약관련 고시 후 인허가된 설비용량 200MW 이상 - 다만, 군장에너지 신설(250MW) 설비는 대상 포함 * 대상설비중 구조적 초과이윤에 대한 사전 검토 시행
투 자 비 감가상각비	◾ 전기 전용모드 기준으로 개별 투자비 산정(총괄원가) - 재투자비는 전기부문만 반영하되, 석탄 유사규모 발전 기의 평균비용 반영 ◾ 감각상각비용은 30년 정액법 기준
운전유지비	◾ 유사 규모(호남, 여수, 국내탄 등) 발전기 평균값 적용
연료비	◾ 개별 열량단가 (비용평가위원회 자료 제출 필요)
연간(시간대별) 계약전력량	◾ 시간대별 계약전력량 : 미설정 ◾ 연간 계약전력량 - (1안)열공급시 최대출력기준으로 발전량 예측값 - (2안)인허가시 발전량 예측값 * 3년후부터는 발전기별 평균 발전량 실적 적용
공통비 배부	◾ 본사 : 발전량, 사업소 : 설비용량
요금기저	◾ 발전기별 자산 + 운전자본 - 운전자본은 초기 운전기간 동안 기존 석탄발전기 방식 (채권회수기일, 재고자산보유기간, 대급지급기일) * 연료비는 기존석탄 평균 + 개별 발전기 부대비용 * 기타 세부사항은 추후 상세 검토
투자보수율	◾ 적정투자보수율 (신규 석탄발전기 기준 적용)
인센티브·부담금	◾ 인센티브 및 부담금 : 없음 (기준가격 x 발전량)
발전기 수입	◾ 발전기 수입 : 발전량 × 기준가격
차액정산금	◾ 차액정산금 : 전력시장정산금 – 발전량 × 기준가격

석탄 열병합발전기의 차액계약 잠정 적용(안)

제철용 부생가스발전기의 차액계약

제철용 부생가스발전기의 현황

제철용 부생가스발전기는 현재 자가발전 대체가격 기준으로 정산조정계수를 적용하고 있음.

이는 부생가스의 특성 상 연료비 등 총괄원가의 적정성을 확보하는데 제한점이 존재함을 고려한 방식으로써

자가발전 대체가격 기준의 기본원칙에 대하여 발전사업자 및 판매사업자 간 합의가 완료되었으며, 이는 ‘15년 1월부터 적용될 것으로 예상됨.

자가발전 대체가격을 고려한 차액계약의 설정

제철용 부생가스발전기에 대하여 적용되고 있는 자가발전 대체가격을 고려하여 차액계약을 설정하는 방안을 고려할 수 있는 것으로 분석됨.

차액계약의 기준가격은 고정비단가, 변동비단가 및 기타단가의 합계로 구성되며 각 항목별 산정방식은 다음과 같음.

[표 2-] 제철용 부생가스발전기의 차액계약 적용방안

구 분

세 부 방 안

고정비

단가

⦁판매회사와 제철사간에 체결된 수전전력 계약종별의 기본요금에 예방정비정지시간을 제외한 연간시간을 기준으로 단가 산정

[eqn: {기본요금 TIMES (1+ alpha ) TIMES 12개월} over {연간총시간` TIMES (1-`표준예방정비율)}]

* 계약이 다수인 경우, 주계약만 인정

(제철사의 154kV 특례계약 불인정)

** α : 가산비율(예비전력 공급받을 경우)

*** 연간총시간 : 공휴일, 윤년여부 등 반영

**** 표준예방정비율 : 부생가스사업자의 1주기 평균 예방정비정지시간

변동비

단가

⦁판매회사와 제철사간에 체결된 수전전력 계약종별의 계절별/시간대별 전력량요금을 해당연도 대상시간을 기준으로 가중 평균한 단가 적용

기타비용

단가

⦁고정비단가와 변동비단가 합계의 3.7%

산정주기

⦁연1회, 매년말 익년도 가격 산정

⦁연도 중 전기요금 변경 시, 기준단가 재산정 및 요금표 변경시점부터 적용

* 기준단가 : 변경된 산업용 전기요금단가를 적용하여 산정기준일(1월1일) 시점에서 재산정한 연간기준단가

수력발전기의 차액계약

수력발전기의 현황

양수발전기를 제외한 수력발전기는 모두 수자원공사 및 한수원기 보유하고 있음.

수력발전기는 대부분 내용연수가 경과하여 잔존가치가 미미하며, 수력을 이용하기 때문에 연료비가 발생하지 않는 특성이 존재함.

차액계약의 대상

수력발전기는 전력시장에서 발전소 내 전체 발전기를 하나의 발전기로 인식하고 있음.

차액계약에 있어서도 발전소 내 발전기를 구분하기 보다는 발전소 내 전체 발전기를 1기로 처리하는 방식이 적절한 것으로 분석됨.

시간별 및 연간 계약전력량

시간별 계약전력량의 미설정

계통상황이 고려한 전력거래소의 급전지시에 따라 발전하므로 시간대별 계약전력량을 사전에 합리적으로 산정할 수 없으므로, 시간별 계약전력량을 설정하지 않는 방안이 적합한 것으로 판단됨.

연간 계약전력량의 설정

기후에 따른 발전량 변동을 감안하여 20년 평균 발전량(전력거래량) 등의 기준으로 설정하는 방안을 고려할 수 있음.

다만, 연간 계약전력량 설정 시 발전소별 혹은 전체 발전기 통합 적용 여부에 대해서는 추가적으로 검토되어야 할 것으로 판단됨.

기준가격

차액계약 대상연도의 발전소별 필요수입액을 연간 계약전력량(20년 평균 발전량 등)으로 나누어 기준가격을 산정할 수 있음.

발전소별로 기준가격을 차등하지 않는 경우에는, 발전사업자별 보유하고 있는 전체 수력발전소의 필요수입액 합계금액을 대상 수력발전소의 연간 계약전력 합계량으로 나누어 산정한 기준가격을 모든 발전기에 동일하게 적용할 수 있을 것임.

고장정지율(FOR) 및 예방정비정지율(MOR)

시간별 계약전력량을 설정하지 않으며, 연간 전력거래량 설정 시 FOR 및 MOR 실적이 이미 반영되었으므로 추가적으로 고려할 필요가 없음.

인센티브 및 부담금

(1안)발전량 변동을 고려, 차액정산방식에 의한 인센티브 및 부담금 방식은 배제하고, 고정비 추가 이익 혹은 손실로만 처리

당일 발전량에 대해 기준가격으로 정산, 인센티브 및 부담금 없음

(2안)차액정산방식에 의한 인센티브 및 부담금 방식 적용

인센티브 : MP x 초과발전량

계약전력량을 평균 발전량 x 적용율 으로 적용한다는 전제

수력발전의 다목적이용을 고려하여 페널티는 부담하지 않음

다만, 이를 적용하기 위해서는 일 단위 계약전력량 산정 필요

전력시장에서의 수력발전 정산은 하루 단위로 이루어지고 있으며, 연간계약전력량만 설정시 하루단위 정산체계와 정합성 유지 곤란으로 하루단위 계약전력량의 정의 필요(연간계약전력량/연간 총 일수)

일 단위 편차 과다시 필요할 경우 계절별 산정 필요성도 있음

발전기 수입

(1안)계약전력량을 평균발전량, 인센티브 및 부담금 없이 가정할 경우 발전량 실적(기준가격×하루 발전량)으로 정산

(2안)계약전력량 이하는 (기준가격x계약전력량), 계약전력량 이상은 (MPx초과발전량)으로 정산

두 방안 모두 계통운영보조서비스 제공에 대해서는 추가 정산하되, CP, CON 등 전력시장내 기타 정산금은 제외

단, 고정비 단가 산정시 계통 및 시장 기여도를 감안한 항목은 추가 검토 필요

수력발전기에 대한 차액계약 적용방안

[표 2-] 수력발전기의 차액계약 적용방안

구 분	세 부 방 안
대상여부	◾ 설비용량이 2만kW 초과하는 발전기(시행령 기준)
운전유지비	◾ 기존 석탄발전기 산정방식 준용
연료비	◾ 연료비가 “0”이어서 보상 불필요
시간대별 계약전력량	◾ 인센티브 및 부담금 부과가 별도 없으므로 시간대별계약전력량 설정 불필요
연간 계약전력량	◾ 연간 평균 전력거래량 실적을 기준으로 설정 - 수자원 및 한수원의 발전기에 동일 기준 적용 ◾ 전력거래량의 산정기간(예, 20년 등)은 검토 필요
투자보수,감가상각비	◾ 취득원가 기준 총괄원가 방식, 정액법 기준
공통비 배부	◾ 본사 : 발전량, 사업소 : 설비용량
요금기저	◾ 발전기별 자산 + 운전자본(매출채권만 해당)
투자보수(율)	◾ 적정 투자보수율
인센티브/부담금	◾ (1안) 인센티브/부담금 : 없음(기준가격으로 정산) ◾ (2안) 인센티브 : MP, 부담금 : 없음(기준가격 정산)
발전기 수입	◾ (1안) 발전기 수입 : 발전량 × 기준가격 + ASP ◾ (2안) 발전기 수입 : 계약전력량x기준가격 + 초과발전량xMP + ASP

제3장

정부승인 차액계약제도 시행방안 검토

제3장 정부승인 차액계약제도 시행방안 검토

본 장에서는 앞 장에서 검토한 제도 설계안을 도입하기 위해 필요한 법적, 제도적 사항 및 제도 시행 시 현행 세법 및 기업회계기준에 따라 발생할 것으로 예상되는 이슈사항에 대하여 검토를 수행함.

전기사업법 시행령 및 관련 고시 제·개정 검토

전기사업법 시행령 개정의 필요성

전기 수급의 안정과 전기사용자의 이익을 보호하기 위하여 발전사업자와 전기판매사업자 등은 산업통상자원부장관이 고시하는 전력량에 대해서는 차액계약을 통하여서만 전력거래를 하도록 하는 등의 내용으로 전기사업법이 개정(법률 제12612호, 2014. 5. 20. 공포, 11. 21. 시행)됨.

이에 따라 차액계약을 통하여 전력거래를 하여야 하는 발전사업자 및 전력구매자의 기준을 정하는 등 법률에서 위임된 사항과 그 시행에 필요한 사항이 전기사업법 시행령에 규정되어야 하는 바 다음과 같은 주요 사항에 대한 시행령 개정을 검토하여야 함.

차액계약을 통하여만 전력거래를 하여야 하는 발전사업자 및 전력구매자의 기준 규정

차액계약의 인가에 필요한 사항 규정

차액계약에 포함되어야 할 계약의 내용에 관한 사항 및 계약 당사자의 권리와 의무에 관한 사항

인가를 받으려는 발전사업자 및 전력구매자의 필요 사항

전기사업법 시행령 개정 사항

차액계약의 적용 대상

전기사업법 제34조 2항의 대통령령으로 정하는 기준에 해당하는 발전사업자와 전력구매자에 대한 정의는 다음과 같이 규정함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 적용대상

제20조의2(차액계약의 적용 대상) 법 제34조제2항 본문에서 “대통령령으로 정하는 기준에 해당하는 발전사업자와 전력구매자”란 다음 각 호의 구분에 따른 발전사업자와 전력구매자를 말한다.

1. 발전사업자: 다음 각 목의 요건을 모두 갖춘 발전사업자일 것

가. 산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 저원가 발전원(發電源)을 사용할 것

나. 발전설비용량이 2만킬로와트를 초과하는 발전기를 보유할 것

2. 전력구매자: 다음 각 목의 어느 하나에 해당하는 전력구매자일 것

가. 법 제7조제1항에 따라 전기사업허가를 받은 전기판매사업자

나. 법 제31조제3항에 따라 전력을 구매하는 구역전기사업자 중 이  영 제19조 제4항
제3호의 전력을 구매하는 구역전기사업자

다. 법 제32조 단서 및 이 영 제20조에 따라 전력을 직접 구매하는 전기사용자

댐주변지역지원사업의 재원에 관한 사항

동법 제34조 2항에 기술된 「댐건설 및 주변지역지원 등에 관한 법률」 제44조제2항제1호에 따른 출연금이 감소하는 경우 전력구매자가 보전해야 하는 출연금은 다음과 같이 산정하도록 규정함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 댐 주변지역 출연금 관련 조항

제20조의3(댐 주변지역의 지원사업 출연금의 보전) ① 「댐건설 및 주변지역지원 등에 관한 법률」 제15조에 따른 댐관리청 또는 댐수탁관리자는 법 제34조제2항 본문에 따른 일정한 기준가격을 설정하고 그 기준가격과 전력거래가격 간의 차액 보전(補塡)에 관한 것을 내용으로 하는 계약(이하 “차액계약”이라 한다)의 체결로 인하여 같은 법 제44조제2항제1호에 따른 출연금이 감소하는 경우 해당 계약 개시연도의 다음다음 연도분 댐주변지역지원사업(같은 법 제43조에 따른 지원사업을 말한다. 이하 “해당 댐주변지역지원사업”이라 한다)이 개시되기 6개월 전까지 그 감소 사실과 감소하는 출연금의 액수를 해당 전력구매자에게 통보하여야 한다.

② 제1항에 따른 통보를 받은 전력구매자는 해당 댐주변지역지원사업이 개시되기 1개월 전까지 그 감소분을 보전하여야 한다.

차액계약 인가에 관한 사항

동법 제34조 3항에 기술된 차액계약의 인가에 대한 세부적인 사항은 다음과 같이 규정함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 차액계약의 인가조건

제20조의4(차액계약의 인가) ① 발전사업자와 전력구매자가 법 제34조제2항 본문에 따라 체결하는 차액계약은 다음 각 호의 사항을 포함하여야 한다.

1. 계약의 당사자

2. 계약의 내용에 관한 다음 각 목의 사항

가. 기준가격

나. 차액계약 대상 발전기

다. 계약전력량

라. 계약기간

3. 계약당사자의 권리․의무에 관한 사항

4. 정산 방법 및 절차

② 법 제34조제3항 전단에 따라 산업통상자원부장관의 인가를 받으려는 발전사업자 및 전력구매자는 산업통상자원부령으로 정하는 인가신청서에 제1항 각 호의 내용을 증명할 수 있는 서류를 첨부하여 해당 계약이 개시되기 3개월 전까지 산업통상자원부장관에게 공동으로 신청하여야 한다. 다만, 해당 계약기간 개시 3개월 전까지 인가신청서를 제출하기 어려운 특별한 사유가 있다고 산업통상자원부장관이 인정하는 경우에는 1회에 한정하여 신청기한을 1개월 연장할 수 있다.

③ 법 제34조제3항 후단에 따라 변경인가를 신청하려는 발전사업자 및 전력구매자는 산업통상자원부령으로 정하는 인가신청서에 변경 내용을 증명할 수 있는 서류를 첨부하여 변경사유가 발생한 날부터 1개월 이내에 변경인가를 공동으로 신청하여야 한다.

④ 산업통상자원부장관은 제2항에 따라 인가의 신청을 받은 경우 해당 계약기간의 개시 전까지 인가 여부를 결정하여 해당 발전사업자 및 전력구매자에게 알려야 한다.

⑤ 산업통상자원부장관은 제1항에 따른 차액계약에 포함되는 내용 등 차액계약의 체결 및 인가에 관하여 필요한 세부사항을 정하여 고시할 수 있다.

기타 사항

동법 제34조 4항 단서에 기술된 경미한 사항의 경우는 다음과 같이 규정함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 경미한 사항의 정의

제20조의5(경미한 사항의 변경) 법 제34조제4항 단서에서 "대통령령으로 정하는 경미한 사항의 경우"란 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 사항을 변경하는 경우를 말한다.

1. 계약당사자(계약당사자의 대표자를 포함한다)의 상호 또는 성명

2. 계약 대상 발전기 명칭

3. 그 밖에 계약서 기재사항의 단순 정정 등 산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 사항

또한 차액계약제도를 재검토하기 위한 기준일은 동 시행령 제62조의2 규제의 재검토에 다음과 같은 조항을 신설함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 차액계약 재검토 기준일

제20조의2에 따른 차액계약을 체결하여야 하는 발전사업자와 전력구매자의 기준: 2015년 1월 1일

제20조의4제1항에 따른 차액계약의 포함 사항: 2015년 1월 1일

제21조에 따른 전력거래에 대한 수수료: 2015년 1월 1일

2015년 1월 1일부터 시작하는 차액계약의 인가는 동 시행령 제20조의4제2항의 본문의 개정규정에 대한 특례 적용이 필요한 바 다음과 같은 조항을 부칙에 신설하며, 동 시행령 개정 사항에 대한 시행일은 다음과 같이 규정함.

[표3-] 전기사업법 시행령 상 부칙

부칙

제1조(시행일) 이 영은 2014년 11월 21일부터 시행한다.

제2조(인가신청서 제출 및 인가에 관한 특례) ① 제20조의4제2항 본문의 개정규정에도 불구하고 이 영 시행일부터 2015년 2월 20일까지의 기간 동안 개시되는 차액계약의 인가를 받으려는 자는 그 차액계약이 개시되는 날부터 10일 이내에 산업통상자원부장관에게 인가를 신청하여야 한다.

② 제20조의4제4항의 개정규정에도 불구하고 산업통상자원부장관은 제1항에 따른 신청이 있는 경우 그 차액계약이 개시되는 날부터 30일 이내에 그 인가 여부를 결정하여 발전사업자 및 전력구매자에게 알려야 한다.

전기사업법 시행령에 따른 관련 고시(안) 제정 검토

전기사업법 제34조 제2항 및 동 법 시행령 제20조의2제1호, 제20조의4제5항 및 제20조의5제3호에서 언급한 산업통상자원부장관이 정하는 사항은 「정부승인차액계약 운영기준에 관한 고시」를 신설하여 해당 고시에서 규정하도록 하며, 고시(안)은 다음과 같은 목차에 따라 작성함.

제1장 총칙

제2장 차액계약의 적용범위 및 사무지원

제3장 차액계약의 체결

제4장 정부승인차액계약 체결 기준

제5장 계약의 관리

부칙

총칙

총칙에는 본 고시의 목적 및 고시에서 사용하는 용어의 정의에 대하여 기술함.

[표3-] 고시(안) 총칙

제1조 (목적) 이 고시는 전력수급의 안정을 도모하고 전기사용자의 이익을 보호하기 위한 전기사업법(이하 “법”이라 한다.) 제34조 제2항의 정부승인차액계약(이하 “차액계약”이라 한다.)의 운영에 있어서 객관적이고 합리적인 기준을 정하고, 차액계약의 운영에 필요한 사항을 규정함을 목적으로 한다.

제2조(정의) ① 이 고시에서 사용하는 용어의 뜻은 다음과 같다.

1. “기업회계기준”이라 함은 주식회사 외부감사에 관한 법률 제13조에서 규정하는 국제회계기준위원회의 국제회계기준을 채택하여 정한 회계처리기준(한국채택국제회계기준)를 말한다.

2. “기준가격”이라 함은 시장가격과의 차액을 정하도록 차액계약으로 정한 정산가격을 말한다.

3. “전력량”이라 함은 발전단 전력에서 주변압기 손실 및 발전기의 소내 소비전력을 사용한 후 송전하는 전력(송전단전력)을 말한다.

4. “차액정산”이라 함은 법 제34조제1항 및 제34조제2항에 따라 전력거래와 차액계약 간의 차액을 보전하는 정산을 말한다.

5. “최초 취득원가”란, 자산재평가 및 인수·합병 등에 따른 공정가치 인식 효과를 제외한 원가를 말한다.

6. “유사발전기그룹”이라 함은 사용연료, 설비용량 및 발전방식 등에 있어 유사한 특성을 가지는 발전기들의 집합을 말한다.

7. “특수관계에 있는 자”라 함은 발전사업자와 동일 연결 실체 내의 일원인 기업 및 관계기업, 기타 한국채택국제회계기준의 규정에 의한 특수관계자를 말한다.

② 제1항에서 규정하지 아니한 용어의 정의는 법, 동법 시행령 및 시행규칙과 법 제43조에 의한 전력시장 및 전력계통의 운영에 관한 규칙(이하 “전력시장운영규칙”)에 따른다.

차액계약의 적용범위 및 사무지원

전기사업법 시행령 제20조의2제1호가목에서 규정한 차액계약 대상발전기의 범위 및 전기사업법 제34조 제2항에서 언급한 전력량 산정방법, 그리고 차액계약의 운영을 위한 사무지원 기관에 대하여 정의함.

[표3-] 고시(안) 차액계약의 범위 및 지원

제3조(차액계약 대상 발전기) ① 시행령 제20조의2제1호가목에 따른 저원가 발전원은 다음 각 호와 같다.

1. 원자력

2. 석탄(국내탄을 포함한다.)

3. 부생가스

4. 수력(양수발전은 제외한다.)

② 제1항의 저원가발전원을 사용하는 발전기 중 차액계약을 체결하여야 하는 발전기는 별표1과 같다.

제4조(전력량) ① 법 제34조 제2항의 “산업통상자원부장관이 정하여 고시하는 전력량”은 해당 발전기의 과거 발전량, 계획예방정비정지, 고장정지율, 전력예비율 전망 등을 종합적으로 고려하여 산정한다.

② 제1항의 규정에도 불구하고 다음 각 호의 경우에는 전력량을 산정하는 방식을 달리 정할 수 있다.

1. 강수량에 의해 발전량이 결정되는 수력발전기

2. 주된 사업의 조업여건에 따라 연료수급에 영향을 받는 부생가스발전기

3. 그 밖에 사전에 발전량을 합리적으로 예측하기 어려운 발전기

③ 제1항 및 제2항에 따른 대상 발전기별 전력량은 별표1과 같다.

④ 그 밖의 전력량 산정의 세부적인 사항은 전력시장운영규칙으로 정한다.

제5조(한국전력거래소의 기능) ① 법 제35조 제1항에 근거한 한국전력거래소는 법 제34조 제2항의 차액계약과 관련하여 계약의 체결 및 운영, 전기위원회 심의, 산업통상자원부장관의 인가를 지원한다.

② 한국전력거래소는 제1항에 따른 지원을 위해 다음 각 호의 업무를 수행한다.

1. 발전사업자 또는 발전기별 차액계약 적용안 제시

2. 전력구매자에 대한 계약 구매물량의 할당

3. 계약 당사자의 의견 조정

4. 차액계약 체결 관련 회계 및 원가자료의 관리 및 검증

5. 차액계약 심의 및 인가사무 지원

6. 차액계약의 운영에 필요한 세부 기준의 제․개정 및 관리

7. 차액계약에 대한 사전 및 사후 분석

8. 차액계약의 정산 및 이에 부대되는 업무

9. 기타 차액계약 운영을 위한 부속사무

차액계약의 체결

계약체결을 위한 절차 및 계약 합의에 이르지 못할 경우 전기위원회의 역할 등에 대하여 규정함.

[표3-] 고시(안) 차액계약의 체결 절차 등

제6조(차액계약의 체결 절차) 한국전력거래소는 각 호에 따라 차액계약이 체결되도록 절차를 지원한다.

1. 발전사업자 또는 발전기별 차액계약 적용안 제시

2. 전력구매자에 대한 계약 구매물량의 할당

3. 발전사업자와 전력구매자의 의견 청취 및 합의

제7조(전기위원회 재정 등) ① 계약개시 3개월 전까지 발전사업자와 전력구매자 간에 제6조 제3호의 합의가 이루어지지 못한 경우, 같은 조 제1호와 제2호에 해당하는 당사자와 한국전력거래소의 의견을 첨부하여 차액계약 기간 개시 2개월 전까지 전기위원회에 회부한다.

② 전기위원회는 제1항의 회부안을 심의하고 당사자간 이견을 조정하며, 필요한 경우 당사자간 합의의 도출을 위해 법 제57조에 따라 재정을 시행한다.

제8조(회계자료의 사전제출) ① 제3조 제2항에 따라 차액계약을 체결해야 하는 발전기를 소유한 발전사업자는 계약기간 개시 8개월 전까지 기준가격 산정에 필요한 회계자료를 한국전력거래소에 제출하여야 한다.

② 제출하는 회계자료는 기업회계기준 및 법 제93조에 의하여 산업통상자원부장관이 고시한 전기사업회계규칙을 기초로 적정하게 작성된 자료여야 한다.

제9조(회계자료의 보완요청) 한국전력거래소는 제출된 회계자료가 적정기준가격을 산정하기에 미흡하다고 판단하는 경우 대상사업자에게 자료의 수정 또는 보완을 요구할 수 있다. 이 경우, 해당사업자는 전력거래소의 요청이 있은 날로부터 2주일 이내에 자료를 수정하거나 보완하여야 한다.

정부승인차액계약 체결 기준

차액계약의 기간, 체결기준 및 기준가격과 그 세부항목에 대한 사항을 규정함.

계약기간, 체결기준 및 기준가격

[표3-] 고시(안) 계약기간, 체결기준 및 기준가격

제10조(차액계약 기간) ① 차액계약 기간은 원칙적으로 1회계연도로 하되, 전력수급의 안정성, 차액계약 기준가격의 타당성, 연료비의 변동, 전기요금 변동 및 제반 경제상황 등을 감안하여 신축적으로 정할 수 있다.

② 차액계약 체결 당시 예측할 수 없었던 불가피한 경제적 또는 경제외적 사유의 발생으로 총괄원가에 현저한 증감이 있을 경우에는 이를 감안하여 차액계약을 변경할 수 있다.

제11조(차액계약의 체결기준) 계약 당사자는 다음 각 호의 기준을 준수하여 차액계약을 체결하여야 한다.

1. 전력수급의 안정성을 침해하지 않을 것

2. 특정 전기소비자에게 과도한 이익이 발생하지 않을 것

3. 부당하게 다른 전기소비자의 부담을 초래하지 않을 것

제12조(차액계약 기준가격) ① 차액계약 기준가격은 발전에 소요된 최초 취득원가 기준에 의한 총괄원가를 보상하는 수준에서 투자비와 발전특성 등을 기초로 발전기별로 산정하는 것을 원칙으로 한다. 이 경우, 발전사업자의 경영효율성 제고와 발전경쟁 촉진을 위한 유인구조를 도입할 수 있다.

② 제1항의 규정에도 불구하고, 다음 각 호의 경우에는 발전기가 경제적으로 건설 및 운영되는 것을 상정하여 산출한 표준단가를 기준으로 하여 산정할 수 있다.

1. 발전사업자와 특수관계에 있는 자가 발전소 건설에 중요하게 참여하는 경우

2. 발전기의 투자비가 유사발전기그룹의 투자비와 큰 차이가 있는 경우

3. 기타 개별발전기의 투자비 등을 직접 사용하는 것이 불합리한 경우

③ 제1항의 규정에 의한 총괄원가는 성실하고 능률적인 경영 하에서 전력 생산에 소요되는 적정원가에 이에 공여하고 있는 진실하고 유효한 자산에 대한 적정투자보수를 가산한 금액으로 한다.

④ 차액계약 대상 발전사업자가 최초 발전사업 허가를 받은 사업자와 상이한 경우, 제2조 제5호에 따른 발전기 건설에 소요된 최초의 취득원가를 기준으로 총괄원가를 산정한다.

⑤ 차액계약 기준가격은 법 제16조 제1항에 의한 전기요금, 물가상승률, 전력수급 여건 등을 감안하여 조정할 수 있다.

⑥ 제1항 내지 제4항의 규정에도 불구하고 총괄원가를 기준으로 그 기준가격을 산정하는 것이 부적절하거나 어려운 발전기는 그 경제적 가치에 상응하는 기준이 있는 경우, 이를 기준으로 기준가격을 산정할 수 있다.

제13조(차액계약 기준가격 구성요소) 기준가격은 연료비, 감가상각비, 운전유지비, 법인세비용, 투자보수 등으로 구성한다.

기준가격 세부항목 별 사항

[표3-] 고시(안) 기준가격 세부항목

제14조(연료비) ① 연료비는 발전기별 연료소비 특성, 적용 열량단가 등을 고려하여 산정한다.

② 발전기별 적용 열량단가는 전력시장운영규칙과 전력시장운영규칙 제2.2.1.1조에 근거한 비용평가위원회에서 매월 결정하는 열량단가를 고려하되, 발전기별 연료비 절감노력을 촉진하기 위한 유인구조를 도입할 수 있다.

③ 제2항의 규정에도 불구하고 발전기의 연료운송 특성이 통상적인 발전기와 상이하다고 인정되는 경우, 이를 합리적인 범위 내에서 반영할 수 있다.

제15조(감가상각비) ① 감가상각비는 개별 발전기의 장부상 감가상각비를 기준으로 산정한다. 다만, 제12조제1항에 따라 유인구조가 도입된 투자비 항목의 경우에는 달리 정할 수 있다.

② 제1항에 따른 감가상각비 산정시 최초 취득원가 기준으로 하며, 자산재평가 효과와 인수 및 합병 등에 따른 자산가액 변동액을 제외한 원가를 기준으로 한다.

제16조(운전유지비) 운전유지비는 개별 발전기의 과거 실제 운전유지비, 유사발전기그룹의 실제 운전유지비의 평균, 물가상승률 등을 고려하여 산정하되, 발전사의 운전유지비 절감 노력을 촉진하기 위해 유인구조를 도입할 수 있다.

제17조(기타 법정비용) 법 및 타 법령에서 발전기에 부과하는 부담금 등에 대해서는 별도로 산정한다.

제18조(적정투자보수) ① 개별 발전기에 대한 적정투자보수라 함은 발전사업자가 해당 발전기를 통해 전기를 생산하는데 직접 공여하고 있는 진실되고 유효한 자산(이하 “기준자산”이라 한다.)에 대한 적정한 보수를 의미한다.

② 적정투자보수는 제19조의 규정에 의한 기준자산에 제20조의 규정에 의한 적정투자보수율을 곱하여 산정한다.

제19조(기준자산) ① 기준자산은 기초·기말평균 순가동설비자산액(무형자산 포함), 운전자금 및 일정분의 건설중인자산을 합산한 금액을 기준으로 산정한다. 이 경우, 전력생산에 직접 공여치 아니하는 유휴자산, 타목적의 자산, 인수 및 합병 등에 따른 영업권, 자산재평가에 따른 효과 등은 제외한다.

② 순가동설비자산액은 총가동설비자산액에서 감가상각누계액 및 증여자산, 시설분담금 등과 같이 발전사업자가 부담치 않는 자본적 수입의 누계액을 차감한 금액으로 한다.

③ 운전자금은 적정영업비용(연료비, 감가상각비 및 운전유지비의 합계)에서 감가상각비 등 현금유출이 수반되지 않는 비용을 공제한 금액을 기준으로 비용회수기간을 고려하여 산정한다.

④ 건설중인자산은 발전사업자의 회계처리 방법을 고려하여 적정하게 산정하되 금융비용을 자본화하는 경우 자기자본으로 조달한 부분을 초과하여 반영하지 못한다.

제20조(적정투자보수율) ① 적정투자보수율은 발전사업에 대한 자본비용 및 위험도, 공금리수준, 물가상승율, 발전사업 관련 자본구조 등을 고려하여 발전기별로 산정한다. 이 경우, 발전사업자의 자본구조 개선 및 조달비용 절감을 촉진하기 위해 유인구조를 도입할 수 있다.

② 제1항의 규정에도 불구하고, 발전기별 산정이 어려운 경우에는 발전사업자별로 산정할 수 있다.

③ 적정투자보수율은 타인자본에 대한 실제 차입금리수준을 고려한 세후타인자본투자보수율과 자기자본에 대한 적정한 기회비용을 고려한 자기자본투자보수율을 가중평균한 세후명목투자보수율로 산정한다. 다만 예상하지 못한 금리 및 물가전망, 사업계획 등의 급격한 변화가 있는 경우 이를 고려하여 그 율을 조정할 수 있다.

④ 자기자본투자보수율은 무위험자산수익률과 위험프리미엄(시장위험프리미엄 × 위험계수)을 합한 금액으로 한다. 다만, 위험프리미엄은 전기소비자의 이익과 전력수급의 안정성, 발전사업의 지속가능성을 고려하여 합리적으로 추정하고 결정하여야 한다.

제21조(법인세비용) ①법인세비용은 세전 적정투자보수에서 세후 적정투자보수를 차감한 금액으로 한다.

②세후 적정투자보수는 제19조의 적정투자보수를 의미하며 세전 적정투자보수는 세후 적정투자보수에 법인세 한계세율을 적용하여 역산한다.

그 밖의 사항

[표3-]  고시(안) 기타사항

제22조(전기위원회 심의 생략) 시행령 제20조의5제3호의 “그 밖에 계약서 기재사항의 단순 정정 등 산업통상자원부장관이 전기위원회의 심의를 거치지 아니하여도 된다고 인정하는 경미한 사항”이라 함은 다음 각 호의 사항을 말한다.

1. 차액계약상 오기의 정정

2. 계약전력량, 기준가격, 차액정산금 등의 산정에 영향을 미치지 아니하는 사항의 정정이나 변경

3. 계약전력량을 기존 대비 10% 이내에서 정정하거나 변경하는 경우

4. 기준가격을 기존 대비 10% 이내에서 정정하거나 변경하는 경우

계약의 관리 및 부칙

계약 관계에서 발생할 수 있는 분쟁해결 절차 및 계약체결을 위해 제출한 자료의 비밀유지를 위한 조항과 기타 사항에 대한 규정을 다음과 같이 제시함.

[표3-] 고시(안) 계약 관리 및 부칙

제23조(이견 조정) ① 한국전력거래소는 차액계약 당사자간의 이견을 원만히 해소하기 위하여 다음 각 호의 업무를 수행할 수 있다.

1. 이해당사자의 의견청취

2. 조정안 제시

3. 기타 이견 조정에 필요한 사항

② 이견 조정에 관한 세부적인 사항은 전력시장운영규칙으로 정한다.

제24조(제출자료의 비밀유지) 차액계약을 위하여 당사자가 제출한 정보는 법 제42조제1항과 제2항에 의한 비밀로 간주한다.

제25조(전력시장운영규칙) 이 고시에서 정하지 않는 세부절차 및 방법은 전력시장운영규칙에서 정하는 바에 따른다.

부칙

제1조(시행일) 이 고시는 공포 즉시 시행한다.

제2조(제출기한에 관한 적용례) 제7조제1항 및 제8조제1항의 규정은 부칙 제1조의 시행일로부터 최초로 차액계약을 체결하는 자에게는 적용하지 아니한다.

표준계약서(안) 검토

본 절에서는 전기사업법 시행령 제20조의4제1항 각호에 기술된 차액계약 인가조건에 부합하는 표준계약서(안)을 개발하여 제시함. 시행령에 기술된 계약서 포함사항은 다음과 같음.

1. 계약의 당사자

2. 계약의 내용에 관한 다음 각 목의 사항

가. 기준가격

나. 차액계약 대상 발전기

다. 계약전력량

라. 계약기간

3. 계약당사자의 권리와 의무에 관한 사항

4. 정산방법 및 절차

표준계약서(안)은 시간대별 계약전력량을 설정하는 석탄발전기를 대상으로 개발되었음.

총칙

총칙에서는 본 계약의 목적 및 계약서에서 사용된 용어에 대한 정의를 기술함. 계약의 목적은 전기사업법 시행령의 인가조건에 부합하는 계약 상 필요한 조건을 정하는 것으로 하며, 계약대상발전기는 발전사업자가 보유하고 있는 발전기 중 고시에서 규정한 대상발전기를 기술함.

[표3-] 표준계약서(안) 총칙

제1조(목적) 본 계약은 전기사업법(이하 “법”) 제33조 제2항, 전기사업법시행령(이하 “시행령”) 제20조의4 제1항과 제6항 및 정부승인차액계약 운영기준에 관한 고시(이하 “고시”)에 의하여 갑이 보유한 발전기 중 하기에 명시된 발전기(이하 “계약대상발전기”)에서 생산된 전기를 을에게 판매함에 있어 필요한 제반 조건을 정하는 것을 목적으로 한다.

구분	계약대상발전기
XX화력본부	화력발전 X~X호기

제2조(용어의 정의) 이 계약에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같으며, 본 계약서에서 정의되지 않은 용어는 시행령, 고시 및 전력시장운영규칙(이하 “규칙”)에서 설명한 바와 동일한 의미를 갖는다.

1. “기준가격”이라 함은 차액정산금을 산정하기 위해 적용하는 가격을 말한다.

2. “계약전력량”이라 함은 갑이 을에게 판매하여야 하는 전력량을 말한다.

3. “단위시간”이라 함은 계약전력량 1단위를 계량하는 시간을 말한다.

4. “계약대상기간”이라 함은 201X년 1월 1일부터 201X년 12월 31일까지를 말한다.

5. “운전시간”이라 함은 연간총시간에서 예방정비정지시간, 급전정지시간 및 고장정지시간을 차감한 후 시간을 말한다.

6. “연간총시간”이라 함은 계약대상기간의 일수를 시간으로 환산한 것을 말한다.

7. “예방정비정지시간”이라 함은 계획예방정비정지시간과 계획중간정비정지시간을 합산한 시간을 말한다.

8. “고장정지시간”이라 함은 불시정지, 비계획정비정지, 파급정비, 기동실패 등으로 발전기가 정지한 시간을 말한다.

9. “계약시간”이라 함은 연간총시간에서 계약대상기간의 계획예방정비정지시간을 차감한 후 시간을 말한다.

10. “기준열량단가”라 함은 월별로 비용평가위원회에서 심의 및 의결하는 발전기별 전력시장 열량단가를 전원별 설비용량으로 가중 평균한 단가를 말한다.

계약의 일반조건

계약의 일반조건에서는 계약체결의 성립 및 계약기간, 계산에 적용하는 최소단위 및 계약의 양도 등에 대하여 정하고 있음.

[표3-] 표준계약서(안) 계약 일반조건

제3조(계약의 성립 및 계약기간) ① 갑과 을간의 계약 또는 변경계약은 계약 또는 변경계약을 체결한 날부터 효력이 발생한다.

② 계약기간은 계약대상기간의 시작일로부터 계약전력량에 대한 정산이 완료되는 날까지로 한다.

제4조(계산의 단위 및 끝자리수의 처리) ① 본 계약의 기준가격 및 차액정산금은 계약대상발전기별로 계산한다.

② 이 계약에서 계약전력량 및 기준가격 산정에 사용하는 단위는 다음과 같다. 이 때 계산단위 미만의 끝자리수는 계산단위 이하 첫째자리에서 반올림한다.

구분	계산단위
발전량, 전력량	1kWh
정비정지율	0.01%
고장정지율	0.01%
단위시간	1시간
기준가격	0.01원/kWh

③ 정산금액에 10원 미만의 끝자리수가 있을 경우에는 국고금관리법 제47조 제3항에 따라 그 끝자리수를 버린다.

제5조(계약전력량 및 기준가격의 조정) ① 계약전력량 및 기준가격 자체의 변동을 수반하는 법, 시행령, 고시, 규칙 및 한국전력거래소 또는 대한민국정부의 유권해석의 변화 등으로 인하여 계약전력량 및 기준가격을 조정할 필요가 인정되는 경우, 갑과 을은 계약전력량 및 기준가격의 조정 사항을 반영하여 변경계약을 체결한다.

② 조정 사항에 대한 분쟁이 발생할 경우 제9장 분쟁의 조정 절차에 따른다.

제6조(계약서류) 계약서류는 본 계약서 및 별첨으로 구성된다.

제7조(계약의 양도) ① 갑과 을은 본 계약에 의하여 발생하는 권리와 의무를 제3자에게 양도할 수 없다.

② 갑과 을은 부득이한 사정에 의하여 그 권리와 의무를 제3자에게 양도 또는 위임할 경우 본 계약의 상대방에게 사전 서면 동의 및 한국전력거래소의 동의를 얻어야 한다.

계약전력량의 산정

본 장은 앞서 검토한 차액계약제도 설계안에서 제시한 계약전력량 요소별 산정방식을 기술하였으며, 해당 산정방식에 따라 계약기간에 적용할 시간대별 계약전력량 및 연간 계약전력량은 별첨에 첨부되는 방식으로 작성하였음.

[표3-] 표준계약서(안) 계약전력량의 산정

제8조(계약전력량의 계산) ① 계약대상발전기의 계약전력량은 단위시간대별로 계산하며, 계획예방정비기간을 제외한 모든 시간대에 동일하게 적용한다.

② 단위시간대별 계약전력량은 계약기준전력량, 표준고장정지율, 표준중간예방정비정지율 및 계약전력량보정계수를 이용하여 계산하며, 계산 산식은 다음과 같다.

단위시간대별 계약전력량 = 계약기준전력량 x (1 - 표준고장정지율 - 표준중간 예방정비정지율)

③ 단위시간대별 계약전력량을 계산하기 위해 필요한 요소별 산정 방식은 다음과 같다.

1. 계약기준전력량은 계약대상기간의 직직년도의 계약대상발전기별 평균발전량 실적을 의미하며, 계획 또는 중간 예방정비정지 및 고장정지로 출력이 “0”이거나 해당 기간 동안 일시적으로 발전출력이 있는 기간을 제외하고 산정한다. 다만 급전 정지 및 감발, 자체감발, 고장정지 및 계획 또는 중간 예방정비정지 전후의 출력 감발 또는 증발 기간은 포함한다.

2. 표준고장정지율은 평균고장정지율을 고려하여 적용한다. 평균고장정지율은 한국전력거래소에서 발표하는 전력설비정지통계 상 계약대상발전기가 속하는 전원별 발전기의 계약대상기간의 직직전 3개년 평균고장정지시간을 평균운전시간과 평균고장정지시간의 합으로 나누어 계산하며, 계산된 평균고장정지율이 하단 표의 해당 구간에 속하는 값을 표준고장정지율로

구분	0.5%이하	0.75%이하	1%이하	1%초과
표준고장 정지율	0.5%	0.75%	1%	계산된 평균고장 정지율

본다.

3. 표준중간예방정비정지율은 계약대상발전기의 계획예방정비정지율과 평균계획중간정비정지율을 합하여 계산한다. 계획예방정비정지율은 계획예방정비정지일수를 계약대상기간의 일수로 나누어 산정하며, 계약예방정비정지일수는“갑”이 계약대상발전기별로 한국전력거래소에 제출한 정비일수를 한국전력거래소가 확정한 정비일수로 적용한다. 평균계획중간정비정지율은 한국전력거래소에서 발표하는 전력설비정지통계 상 계약대상기간의 직직전 3개년의 전원별(원자력, 유연탄, 국내탄 및 유동층보일러로 구분) 평균계획중간정비일수를 직직전 3개년 기간의 일수로 나눈 값이며, 계산된 평균계획중간정비정지율이 하단 표의 해당 구간에 속하는 값을 표준계획중간정비정지율로 본다.

구분	0.5%이하	0.75%이하	1%이하	1%초과
표준계획중간 정비정지율	0.5%	0.75%	1%	계산된 평균계획중간 정비정지율

다만, 계약대상발전기가 국내탄을 사용하거나 유동층보일러인 경우 하단 표의 산식에 따라 계산된 값을 표준계획중간정비정지율로 본다.

국내탄 및 유동층보일러 표준계획중간정비정지율

= 유연탄 표준계획중간정비정지율 + (직직전 3개년 평균 국내탄 및 유동층보일러 계획중간정비정지율 - 직직전 3개년 평균 유연탄 계획중간정비정지율)

④ 고정비단가를 계산하기 위한 연간 계약전력량은 단위시간대별 계약전력량에 계약시간을 곱하여 산정한다.

제9조(계약대상기간 계약전력량) ① 제8조에 따라 계약대상발전기별로 계약대상기간 계약전력량을 계산하기 위하여 사용한 항목별 적용수치와 계약대상기간에 적용하는 단위시간대별 계약전력량 및 연간 계약전력량은 별첨1과 같다.

기준가격의 산정

기준가격의 산정은 연료비단가와 고정비단가의 계산방식을 구분하였으며, 고정비단가는 구성항목별로 세부 계산방식을 기술하였음. 연료비단가는 월별로 산정하므로 연료비산정에 필요한 공식으로 기재하였으며, 고정비단가를 산정하는데 기초가 되는 총필요수입의 항목별 금액은 별첨에 첨부하는 형식으로 작성하였음.

[표3-] 표준계약서(안) 기준가격의 산정

제10조(기준가격의 구분) 계약대상발전기의 기준가격은 연료비단가와 고정비단가로 구분한다.

제11조(연료비단가의 계산) ① 연료비단가는 월별로 산정하여 적용하며, 다음의 공식에 따라 계산한다.

연료비단가 = ( QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi ) × 계약열량단가(원/Gcal) × 계약연료비보정계수

QHCi  : 계약대상발전기의 2차 열소비계수

LHCi  : 계약대상발전기의 1차 열소비계수

NLHCi : 계약대상발전기의 열소비상수

Pi = 계약대상발전기의 단위시간대별 계약전력량

② 계약대상기간에 적용하는 계약대상발전기별 열소비계수는 비용평가위원회에서 심의 및 의결한 수치를 적용하며, 별첨2와 같다.

③ 계약열량단가는 월별로 비용평가위원회에서 심의 및 의결한 계약대상발전기의 열량단가를 적용하는 것으로 원칙으로 한다. 다만 계약대상발전기의 열량단가가 한국전력거래소에서 월별로 발표하는 기준열량단가의 상하한 ±10%범위를 초과하는 경우, 하단 표에 따라 계산된 열량단가를 계약열량단가로 하되, 계약대상발전기 중 XX화력본부 XX화력 X호기는 기준열량단가의 상하한 범위 초과 여부와 관계없이 동 발전기의 열량단가를 계약열량단가로 한다.

상한초과 시 : 기준열량단가 x 1.1 + (계약대상발전기의 열량단가 - 기준열량단가 x 1.1) x 0.9

하한초과 시 : 계약대상발전기의 열량단가 + (기준열량단가 x 0.9 - 계약대상발전기의 열량단가) x 0.1

④ 계약연료비보정계수는 한국전력거래소에서 발표한 수치를 적용한다.

제12조(고정비단가의 계산) ① 고정비단가는 총필요수입금액을 연간 계약전력량으로 나누어 계산하며, 계약대상기간동안 동일하게 적용한다.

② 총필요수입금액은 감가상각비, 운전유지비, 투자보수 및 법인세비용으로 구성되며, 항목별 계산 방식은 제13조내지 제16조에 기술된 방식을 따른다.

③ 계약대상기간 중 계약대상발전기별로 적용하는 고정비단가 및 해당 고정비단가 산정을 위해 적용한 총필요수입금액의 항목별 금액은 별첨3과 같다.

제13조(감가상각비의 계산) ① 감가상각비는 계약대상발전기의 계약대상기간 장부상 감가상각비이며, 자산재평가로 인한 감가상각비는 제외한다.

② 감가상각의 대상 자산은 계약대상기간 직전년도 6월 30일 기준으로 갑의 결산서 상의 자산금액을 기초로 산정하되 예방정비로 인하여 재투자된 금액을 포함한다. 다만 전력의 생산 및 공급에 직접 공여치 아니하는 유휴자산 및 타목적의 자산은 포함하지 아니한다.

③ 계약대상발전기의 장부상 감가상각비는 계약대상발전기에 직접 귀속되는 자산과 본사 및 발전본부 내 공통자산을 계약대상발전기로 배분한 자산을 기초로 산정하며, 자산의 내용연수는 갑이 회계결산을 위해 해당 자산별로 적용하고 있는 내용연수를 따른다.

④ 본사 공통자산의 배분은 갑이 계약대상기간 직전년도 6월 30일 현재 보유하고 있는 발전기의 계약대상기간 직직전년도 7월 1일부터 직전년도 6월 30일까지 1년간의 발전량을 기준으로 하며, 발전본부 내 공통자산은 해당 발전본부가 계약대상기간 직전년도 6월 30일 현재 보유하고 있는 발전기별 설비용량을 기준으로 배분한다.

제14조(운전유지비의 계산) ① 운전유지비는 인건비, 수선유지비, 경비, 약품비, 일반관리비 등을 포함한다.

② 1항의 운전유지비는 계약대상발전기별로 직접 귀속되는 비용 및 본사와 발전본부 내 공통으로 발생하는 비용 중 제13조 4항에 따른 배분 방식으로 계약대상발전기별로 배분된 비용을 의미한다.

③ 계약대상발전기별 운전유지비는 하단 표에 따라 계산하며, 계약대상기간에 적용하는 항목별 수치는 별첨4와 같다.

평균운전유지비 x 물가상승률 x (1+예산절감률) + 개별 고정성비용

1. 평균운전유지비는 계약대상발전기가 속하는 전원별 용량별 평균 실적을 의미하며, 계약대상기간의 직직전 3개년 운전유지비의 산술 평균으로 계산한다. 전원은 원자력, 유연탄, 국내탄으로 구분하며, 유연탄은 용량별(300, 500, 800, 1000MW급)로 추가 구분한다. 다만 계약대상발전기가 국내탄을 사용하는 경우에는 계약대상발전기의 직직전 3개년 운전유지비를 이용하여 산정한다.

2. 물가상승률은 소비자물가지수로 계산하며, 계약대상기간에 대한 예측치와 계약대상기간의 직전년도 예측치 및 직직년도 실적치를 적용한다.

3. 예산절감률은 을의 화력발전자회사의 직직전 3개년 예산절감 실적률을 산술 평균하여 적용한다.

4. 개별 고정성비용은 전력거래수수료, 지역지원사업비, 지역자원시설세 등 준조세성 비용과 송배전선로 접속비용 및 평균화하기 어렵다고 갑과 을이 인정한 개별 비용을 의미하며, 전원별 용량별 구분없이 계약대상발전기별로 발생하는 비용을 보상한다.

제15조(투자보수의 계산) ① 투자보수는 2항에 따라 산정된 요금기저에 3항에 따라 산정된 적정투자보수율을 곱하여 계산하며, 적용한 항목별 수치는 별첨5와 같다.

② 요금기저는 기초·기말평균순가동설비자산액(무형자산 포함), 운전자금 및 일정분의 건설중인자산을 합산한 금액을 기준으로 하며, 하기와 같은 방식으로 계산한다.

1. 기초·기말평균순가동설비자산액은 총가동설비자산액에서 감가상각누계액 및 증여자산, 시설분담금 등과 같이 갑이 부담치 않는 자본적 수입의 누계액을 차감한 금액이며, 대상자산은 제13조 2항 및 4항에 기술한 방식으로 결정한다.

2. 운전자금은 계약대상발전기의 매출액의 30일분과 연료비의 40일분의 합계에서 연료비의 22일분을 차감하여 계산하며, 매출액과 연료비는 계약대상발전기의 계약대상기간 직직전년도 실적을 적용하되 우드펠릿 등 신재생 혼소연료비는 제외한다.

3. 건설중인자산은 갑이 결산서 작성을 위해 적용 중인 회계처리 방법을 고려하여 산정하되 금융비용을 자본화하는 경우에는 자기자본으로 조달한 금융비용을 초과할 수 없다.

③ 적정투자보수율은 세후 명목투자보수율로 하며, 주주의 요구수익률과 채권자의 요구수익률을 재무구조로 가중 평균하여 계산한다.

④ 3항의 재무구조는 을의 화력발전자회사의 직직전 5개년도 별도 감사보고서 상의 자본비율을 산술 평균한 값으로 적용한다.

⑤ 3항의 주주의 요구수익률은 자본자산가격결정모형을 이용하여 아래와 같이 산정한다.

주주의 요구수익률(E(Ri)) = 무위험자산수익률(Rf)+시장위험프리미엄(E(Rm)-Rf) × 위험계수(βi)

1. 무위험자산수익률은 20년만기 국고채 수익률의 계약대상기간 직전 1개년 평균을 적용한다.

2. 시장위험프리미엄은 국내 공공요금 적용 수준 등을 종합적으로 고려하여 적용한다.

3. 위험계수는 전기가스업종지수의 베타와 해외 전력시장 베타를 종합적으로 고려하여 산정한다.

⑥ 3항의 채권자의 요구수익률은 을의 화력발전자회사의 직직전 5개년도 별도 감사보고서 상의 회사채 가중평균이자율을 산술 평균하여 적용한다.

제16조(법인세비용의 계산) ① 법인세비용은 세전 적정투자보수에서 세후 적정투자보수를 차감한 금액으로 한다.

②세후 적정투자보수는 제15조의 투자보수를 의미하며 세전 적정투자보수는 세후 적정투자보수에 법인세 한계세율을 적용하여 역산한다.

차액정산에 관한 사항

본 장은 발전사업자와 전력구매자간 수령 또는 지급하게 될 차액정산금 산정 방식에 대하여 기술함. 차액정산금은 현재 전력시장정산금에 부가하여 지급되므로 거래대금은 한국전력거래소를 통하여 지불 및 수취하도록 하였음.

차액정산금 산정을 위한 시간대별 실제 발전량에 대한 계량 및 처리와 차액정산금 정산 및 지불 스케쥴은 현재 전력시장운영규칙 상 기술된 바를 따르도록 하였음.

[표3-] 표준계약서(안) 차액정산에 관한 사항

제17조(차액정산금의 산정)  ① 차액정산금은 다음과 같이 계산한다.

차액정산금 = 차액금액 + 부담금 + 기타정산금

1. 차액금액 = (MPi,t - 기준가격) x Min(단위시간대별 계약전력량, 발전량)

단, MPi,t는 {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 이다.

2. 부담금 = (MPi,t - 기준가격) x (단위시간대별 계약전력량 - 발전량)

단, (단위시간대별 계약전력량 - 발전량)이 음의 값을 갖는 경우 "0"으로 본다.

3. 기타정산금: COFF, CP, XGESMP, ACP

② 제1항에 따른 차액정산금의 계산은 매 계약시간마다 이루어진다.

③ 부담금은 계약대상발전기의 시간대별 실제 발전량이 단위시간대별 계약전력량에 미달할 경우 부과한다. 다만 부담금이 계약대상발전기의 고정비 회수금액의 10%를 초과할 경우 초과하는 금액은 없는 것으로 본다.

④ 차액정산금의 산정은 한국전력거래소에서 수행하며, 차액정산금 산정을 위해 필요한 계량데이터 취득 및 처리는 전력시장운영규칙 제4.1.2(계량데이터의 취득 및 처리)에서 정한 바에 따른다.

제18조(차액정산금의 지급방법)  ① 차액정산금 관련 지불은 한국전력거래소를 통하여 이루어져야 한다.

② 갑은 차액정산금을 전력시장운영규칙 별표8의 7.12의 정산 및 결제 일정표에 따라 을에게 지불한다. 단 차액정산금이 음의 값을 갖는 경우 을은 7.12의 정산 및 결제일정표에 따라 동 금액을 갑에게 지불한다.

제19조(차액정산금의 산정을 위한 정보제공) 갑과 을은 차액정산금 산정을 위해 필요한 정보를 거래상대방 및 한국전력거래소에 제공할 의무를 갖는다.

제20조(연체이자의 산정 및 납부) 갑 또는 을은 제17조 제1항에 따라 계산된 차액정산금에 대한 채무불이행에 따른 연체이자는 다음의 식에 의하여 산정하여 채무불이행금액과 함께 한국전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행차액정산대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일

제21조(차액정산금 산정에 관한 조정(이의)신청 및 검토) ① 갑 또는 을이 한국전력거래소에서 산정한 차액정산금에 대하여 조정 또는 이의신청을 하는 경우, 계약상대방에게 즉시 통보한다.

② 갑과 을은 월별 차액정산금에 대하여 익월 15일까지 상호 검토를 수행하고, 한국전력거래소에 조정 또는 이의신청 여부를 결정한다.

제22조(차액정산금에 대한 분쟁) 차액정산금에 관한 분쟁이 발생할 경우, 갑과 을은 제9장 분쟁의 조정 절차에 따라 처리한다.

제23조(분쟁조정기간 중 정산) ① 차액정산금에 대한 분쟁이 발생한 경우, 분쟁에 관련된 차액정산금은 지불의무에 포함되지 아니한다.

② 분쟁조정이 완료되어 갑 또는 을이 거래상대방에게 지불해야할 금액이 발생할 경우, 지불의무를 갖는 자는 차액정산금과 관련 이자를 포함한 금액을 지불한다. 단 이자는 제20조를 준용하여 계산한다.

기타 사항

본 장에서는 계약서 상 일반조건으로 기술되는 불가항력 사항, 계약불이행 및 종료 등을 기술함.

불가항력 상황의 발생

[표3-] 표준계약서(안) 불가항력 상황

제24조(불가항력의 정의) 불가항력이라 함은 다음 각 호의 1에 해당하는 사유(이하 “불가항력의 사유”)로서 계약당사자 누구의 책임에도 속하지 아니하는 경우를 말한다. 다만, 이는 대한민국 국내에서 발생하여 전력거래에 직접적인 영향을 미친 경우에 한한다.

1. 화재, 홍수, 공중장해, 번개, 폭풍우, 태풍, 선풍, 지진, 사태, 지면침식, 지면강하 또는 유실 등 천재지변

2. 전쟁, 소요, 민란, 폭동, 공적의 행위 또는 민중소요

3. 파업, 공장폐쇄, 기타 산업재해

4. 의무이행에 영향을 미치는 법률이나 법원 또는 규제기관의 금지조치가 있는 경우

5. 기타 계약당사자의 통제범위를 초월하는 사태의 발생

제25조(통지의무) 갑 또는 을은 불가항력의 사유가 발생하였을 때에는 지체 없이 그 사실을 갑 또는 을 및 한국전력거래소에 통지하여야 한다.

제26조(불가항력의 사유에 따른 계약전력량의 조정) ① 불가항력의 사유로 인하여 계약전력량에 관한 의무를 이행하지 못하는 자는 조정이 필요한 사실을 조사하고 그 결과를 계약상대자에게 통보한다.

② 계약상대자는 제1항에 의하여 통보를 받은 경우 계약전력량의 변경 등 필요한 조치를 협의하여 결정한다. 다만, 협의가 성립되지 않을 때에는 제9장 분쟁의 조정 절차에 따라 처리한다.

[표3-] 표준계약서(안) 계약의 불이행 및 종료

제27조(계약의 불이행에 따른 계약해제 또는 해지) 갑 또는 을은 다음 각 호의 계약 불이행 사유가 발생할 경우 차액계약위원회에 그 사실을 즉시 통보하고, 계약의 전부 또는 일부를 해지할 수 있다.

1. 갑이 정당한 사유없이 계약전력량의 인도를 거부하는 경우

2. 갑 또는 을이 지급불능상태에 빠지거나 파산절차의 개시, 회생절차의 개시, 해산 또는 청산절차의 개시 기타 이에 준하는 사정(그 절차의 개시신청 또는 보전처분의 신청 포함)이 발생하는 경우

3. 갑 또는 을이 기타 계약상 의무를 위반하고 계약상대자가 그 위반내용과 시정을 요구하는 통지를 하였음에도 그 통지를 받은 날로부터 XX일 이내에 그 위반내용을 시정하지 않을 경우

4. 갑이 본 계약이행을 위하여 을이 요구하는 서류제출, 기타 협조요구에 정당한 이유 없이 불응하거나 고의로 지연시키는 경우

5. 계약당사자간 계약을 해지하기로 합의한 경우

제28조(계약해제 또는 해지에 따른 비용) 제27조에 따른 계약의 불이행 사유가 발생하고, 그로 인하여 계약해제 또는 해지가 될 경우 그 귀책사유가 있는 자는 본 계약의 해제 또는 해지로 인하여 발생하는 비용 및 본 계약을 대체할 새로운 계약의 체결과 관련된 비용을 계약상대자에게 지불한다.

② 계약상대자는 제1항에 의하여 통보를 받은 경우 계약전력량의 변경 등 필요한 조치를 협의하여 결정한다. 다만, 협의가 성립되지 않을 때에는 제9장 분쟁의 조정 절차에 따라 처리한다.

계약의 불이행 및 종료

비밀준수

[표3-] 표준계약서(안) 비밀준수

제29조(보안준수 의무) 본 계약에 수록되어 있거나 본 계약조건과 관련되어 있는 모든 정보와 협상내용은 제3자에게 배포하지 아니한다.

제30조(예외사항) 제29조에도 불구하고 법, 시행령, 고시, 규칙 및 기타 법률 등에 특별한 규정이 있는 경우, 한국전력거래소, 분쟁조정기관 또는 감독기관이나 법원, 기타 수사기관의 요청이 있는 경우, 계약당사자 전원의 동의가 있는 경우에는 관련 정보를 제공할 수 있다.

분쟁의 조정 및 기타사항

[표3-] 표준계약서(안) 분쟁조정 및 기타사항

제31조(분쟁조정 절차) ① 갑과 을은 일정기간동안 분쟁해결을 위한 합리적으로 판단되는 모든 행동을 수행하고 계약당사자간 협력관계를 유지하여야 한다.

② 제1항의 노력에도 불구하고 분쟁조정이 필요한 경우, 갑과 을은 분쟁조정위원회에 심의를 제청하여야 하며, 분쟁조정위원회의 중재가 완료되기 전까지 계약일방은 분쟁과 관련된 법적소송을 진행하지 않는다.

제32조(상호합의) ① 이 계약에 명시되지 아니한 사항은 상호합의에 의하여 정하기로 하며, 이 계약의 해석에 관하여 상호 이견이 있을 시에는 한국전력거래소의 해석에 따른다.

② 이 계약의 일부 조항이 구속력이 없거나 무효인 것으로 판단될 경우에도 나머지 조항은 그대로 유효하며, 무효인 조항도 법의 한도 내에서 최대한 효력을 가질 수 있도록 해석한다.

제33조(관할법원) 이 계약의 이행에 관한 소의 제기는 서울중앙지방법원에 하는 것으로 한다.

제34조(기타사항) 이 계약의 성립을 입증하기 위하여 계약서 2통을 작성하고 갑과 을이 각기 기명 날인하여 각 1통씩 보관한다.

별첨항목

앞 장에서 언급한 계약대상기간동안 적용하는 계약발전량 등을 계약대상발전기별로 정하여 별첨으로 첨부하도록 작성하였음.

계약전력량의 산정 관련 항목

[표3-] 계약전력량 계산을 위한 세부 항목별 적용수치

계약대상발전기	항목	적용수치
화력발전 X~X호기	계약기준전력량	kWh
	표준고장정지율	%
	표준중간예방정비정지율	%
	계약전력량보정계수	%
	계약시간	시간

[표3-] 계약대상발전기별 계약전력량

계약대상발전기	항목	전력량
화력발전 X~X호기	단위시간대별 계약전력량	kWh
	연간 계약전력량	kWh

계약대상발전기별 열소비계수

[표3-] 항목별 열소비계수

계약대상발전기	항목	적용수치
화력발전 X~X호기	QHCi
	LHCi
	NLHCi

고정비단가 및 총필요수입금액

[표3-] 계약대상발전기별 고정비단가 및 총필요수입금액

계약대상발전기	항목		금액
화력발전 X~X호기	고정비단가		원/kWh
	총필요수입금액	감가상각비	원
		투자보수	원
		운전유지비	원
		법인세	원
		합계	원

운전유지비 산정을 위한 항목별 적용 수치

[표3-] 계약대상발전기별 운전유지비 산정 적용 수치

계약대상발전기	항목	금액
화력발전 X~X호기	평균운전유지비	원
	개별 고정성비용	원

[표3-] 운전유지비 산정 공통 적용 수치

항목	적용 수치
평균운전유지비	원
직직전년 물가상승 실적치	%
직전년 물가상승 예측치	%
계약대상기간 물가상승 예측치	%
예산절감률	%

투자보수 산정을 위한 항목별 적용 수치

[표3-] 계약대상발전기별 투자보수 산정 적용 수치

계약대상발전기	항목	금액
화력발전 X~X호기	기초·기말 평균 순가동설비자산액	원
	운전자금	원
	건설중인자산	원
	합계	원

[표3-] 투자보수 산정 공통 적용 수치

항목	적용 수치
재무구조
무위험자산수익률
시장위험프리미엄
위험계수
세후 채권자의 요구수익률
적정투자보수율

차액계약제도 관련 세무 및 회계 이슈 사항 검토

차액계약제도는 기존 전력거래구조와 차이가 존재하는 바 세법 및 한국채택국제회계기준(이하 “K-IFRS")의 관련 규정에서 새로운 전력 거래구조에 대한 적용 및 해석에서 이슈가 발생할 수 있음.

특히 기존 시장정산금과 동일하게 차액정산금도 한국전력거래소를 통하여 지불 및 수취가 이루어지므로 세금계산서 발행대상 여부 및 발행 주체 등 부가가치세법 상 이슈가 발생할 가능성이 높음.

따라서 본 절에서는 차액계약제도 도입으로 인하여 부가가치세법 및 K-IFRS에서 발생할 수 있는 이슈 사항에 대하여 검토를 수행함.

부가가치세법 관련 이슈 사항 검토

현행 거래구조 및 부가가치세법 상 세무처리

[그림3-] 현행 전력거래구조

현행 전기사업법 상 한국전력거래소의 회원으로서 등록한 자이면 전력시장에서 전력거래 할 수 있음(전기사업법 제39조, 제44조, 전력시장운영규칙 제1.2.1조). 전력거래가격은 시간대별 수요공급에 따라 결정되며, 특정 발전사업자(한전자회사, 부생가스 등)를 제외한 민간발전사업자의 경우, 전력거래가격은 정산조정계수의 적용 없이 계통한계가격(이하 “시장가격이라 함”)으로 결정되고 있음. 이러한 가격결정방법에 따라 결정된 가격으로 발전사업자가 전기판매업자에게 전력공급하고 있음.

한국전력거래소는 발전사업자로부터 세금계산서를 교부받고, 전기 판매업자에게 동일한 금액으로 세금계산서를 발급(매월 6회)하고 있으며, 세금계산서 발행시 과세표준은 특정 발전사업자의 경우에는 정산조정가격, 일반민간발전사업자의 경우에는 계통한계가격이 됨. 한국전력거래소는 전기판매업자로부터 대가를 수취하여, 발전사업자에게 동일한 금액으로 매월 6회 대가를 지급하고 있음.

전기 등 자연력은 부가가치세법상 재화의 공급에 해당하므로 부가가치세 과세대상이며(부가가치세법 제 2조 및 동법시행령 제 2조), 한국전력거래소는 전력거래의 거래당사자는 아니나, 발전사업자의 수탁자로서 위수탁거래에 따른 부가가치세법상 규정을 적용 받고 있음.

[표3-] 부가가치세 과세대상

부가가치세법 제 2조 [정의]

1. “재화”란 재산 가치가 있는 물건 및 권리를 말한다. 물건과 권리의 범위에 관하여 필요한 사항은 대통령령으로 정한다. (2013. 6. 7. 개정)

부가가치세법 시행령 제 2조 [재화의 범위]

① 「부가가치세법」(이하 “법”이라 한다) 제2조 제1호의 물건은 다음 각 호의 것으로 한다. (2013. 6. 28. 개정)

1. 상품, 제품, 원료, 기계, 건물 등 모든 유체물(有體物) (2013. 6. 28. 개정)

2. 전기, 가스, 열 등 관리할 수 있는 자연력 (2013. 6. 28. 개정)

부가가치세법상 위탁매매의 경우 위탁자가 직접 재화를 공급하거나 공급받은 것으로 보고 있음(부가가치세법 제10조 제7항). 다만, 전기사업법에 따른 발전사업자가 전력시장을 통하여 전력을 공급하고 그 대가를 한국전력거래소를 통하여 받는 경우에는 발전사업자가 한국전력거래소에 세금계산서를 발급하고, 한국전력거래소가 그 전기판매사업자에게 세금계산서를 발급할 수 있도록 규정하고 있음(부가가치세법 시행령 제69조 제12항).

[표3-] 공급 특례 및 위탁판매 등에 대한 세금계산서 발급

부가가치세법 제10조 [재화 공급의 특례]

⑦ 위탁매매 또는 대리인에 의한 매매를 할 때에는 위탁자 또는 본인이 직접 재화를 공급하거나 공급받은 것으로 본다. 다만, 위탁자 또는 본인을 알 수 없는 경우로서 대통령령으로 정하는 경우에는 수탁자 또는 대리인에게 재화를 공급하거나 수탁자 또는 대리인으로부터 재화를 공급받은 것으로 본다.

부가가치세법 시행령 제 69조 12항 [위탁판매 등에 대한 세금계산서 발급]

⑫ 「전기사업법」에 따른 발전사업자가 전력시장을 통하여 같은 법에 따른 전기판매사업자 또는 전기사용자에게 전력을 공급하고 그 대가를 같은 법에 따른 한국전력거래소를 통하여 받는 경우에는 법 제32조 제6항에 따라 그 발전사업자가 한국전력거래소에 세금계산서를 발급하고 한국전력거래소가 그 전기판매사업자 또는 전기사용자에게 세금계산서를 발급할 수 있다. (2013. 6. 28. 개정)

현행 거래구조는 상기 부가가치세법상 세금계산서 발급특례요건인 ① 발전사업자가 전력시장을 통하여 전력을 공급할 것, ② 발전사업자가 전력공급에 대한 대가를 한국전력거래소를 통하여 지급받을 것을 충족하고 있는 것으로 판단됨.

따라서, 현재 한국전력거래소가 전력거래에 있어 발전사업자로부터 세금계산서를 발급받고, 전기판매업자에게 세금계산서를 발급하여 부가가치세를 신고하는 것은 부가가치세법에 부합하는 것으로 판단됨.

정부승인차액계약제도 거래구조

[그림3-] 정부승인차액계약제도 거래구조

발전사업자와 판매사업자는 정부의 승인하에 사전에 물량 및 가격, 정산방식에 대한 계약을 체결하고(정부승인차액계약), 전력의 수요 및 공급에 의하여 전력시장에서 결정되는 시장가격과 기준(계약)가격의 차액을 발전사업자와 판매사업자가 쌍방 정산하는 구조로, 최종적인 거래대가는 기준가격이 됨.

차액정산은 발전사업자와 판매사업자(한전 단일 혹은 한전 및 구역전기사업자 포함)간의 개별 계약이기는 하나 전기사업법 시행령에 따르면 한국전력거래소는 전력시장정산과 함께 차액 정산에 대한 업무(정산ㆍ청구 및 차액결제)도 함께 수행할 예정임.

전력시장 정산ㆍ결제는 현행 구조와 동일하게 전력공급이 이루어진 이후 사전에 정해진 일정에 따라 처리되며, 차액 정산ㆍ결제 역시 전력시장 정산금과 동시에 처리될 예정임.

전력시장정산과 차액정산을 각각 별개의 거래로 볼 경우, 차액정산에 대하여 판매사업자가 한국전력거래소에 세금계산서를 발행하고, 한국전력거래소는 발전사업자에게 세금계산서를 발행하는 경우도 발생할 수 있음(역방향 세금계산서 발행 가능성 존재).

[표3-] 수정세금계산서 발급사유

부가가치세법 시행령 제 70조 [수정세금계산서 또는 수정전자세금계산서의 발급사유 및 발급절차]

3. 계약의 해지 등에 따라 공급가액에 추가되거나 차감되는 금액이 발생한 경우 : 증감 사유가 발생한 날을 작성일로 적고 추가되는 금액은 검은색 글씨로 쓰고, 차감되는 금액은 붉은색 글씨로 쓰거나 음(陰)의 표시를 하여 발급

검토 사항

변경되는 거래구조에 따른 부가가치세법 상 검토가 필요한 사항은 다음과 같음.

차액정산 거래의 부가가치세 과세대상 여부

부가가치세법상 면세대상인 금융용역의 경우 은행업법, 자본시장과금융투자업에관한법률 등 특정법률에 따른 업종 및 용역만을 열거하고 있으며, 특정법률에 따른 업종이 아니라고 하더라도 주된 사업에 부수하여 열거된 금융용역과 유사한 용역을 제공하는 경우에는 금융용역으로 보고 있음.

차액정산 거래는 상기 금융용역에 해당되지 않는 것으로 판단되며, 전력거래에 관련된 계약이므로 일반적인 재화의 공급계약으로 보아 부가가치세 과세대상으로 판단됨.

차액정산 거래에 대한 한국전력거래소의 세금계산서 발행 가능 여부

차액정산 거래는 발전사업자와 판매사업자간 계약에 따른 가격으로 성립되지만, 부가가치세법 시행령 제69조 제12항에서 규정한 바와 같이 발전사업자가 판매사업자에게 전력을 공급하고 그 대가를 한국전력거래소를 통하여 지급받는 구조는 동일한 바 차액정산 거래에 대하여 한국전력거래소가 세금계산서를 발행할 수 있는 것으로 판단됨.

단일 또는 합산 세금계산서 발행 여부

전력시장 정산과 차액정산을 합산하여 단일 세금계산서 또는 수정세금계산서 발행 가능 여부, 아니면 별건의 거래로 보아 각각 세금계산서를 발행해야 하는지 여부에 대한 검토가 필요함.

전력시장 정산과 차액 정산이 동시에 정산ㆍ결제 완료할 예정이고, 발전사업자에게 실제로 지급되는 거래금액은 차액정산이 반영된 결제금액(Net Settlement)이며, 사전에 계약된 계약금액이 최종 거래금액이므로 공급가액을 수정하는 거래 또는 별건의 거래는 아닌 것으로 판단됨. 따라서 차액정산이 반영된 최종 거래금액을 부가가치세법상 과세대상금액으로 보아 단일 세금계산서를 발행하는 것이 합리적일 것으로 판단됨.

시장거래와 차액정산거래를 별건으로 볼 경우 세금계산서 발행 주체에 대한 이슈(역방향 세금계산서 발행 가능여부)

부가가치세법 시행령 제69조 12항에서 규정한 바와 같이 발전사업자가 전력시장을 통하여 판매사업자에게 전력을 공급하고 그 대가를 지급받는 구조는 동일하므로, 그 대가를 정산하는 과정인 역방향 세금계산서 발행은 가능할 것으로 판단됨.

국세청 질의내역

상기와 같은 검토 내역을 바탕으로 국세청에 하기와 같은 내용으로 질의 신청이 필요함.

[표3-] 국세청 질의 사항 정리

항목	질의 내역
질의사항 1	- 차액정산 거래가 일반적인 재화의 공급계약에 해당되어 부가가치세 과세 대상인지 여부(면세대상인 금융용역 계약이 아닌지 여부)
질의사항 2	- 차액정산 거래가 부가가치세법 시행령 제69조 제12항에 따른 위수탁거래에 대한 부가가치세법상 규정을 적용 받아 한국전력거래소에서 세금계산서를 발행하는지 여부
질의사항 3	- 질의2에 이어 차액정산 거래에 대하여 한국전력거래소가 세금계산서 발행이 가능한 경우를 전제로, 세금계산서 발행은 전력시장 정산과 차액 정산을 하나의 거래로 보아 순거래금액을 기준으로 단일계산서를 발행해야 하는지, 아니면 차액 정산이 당초 시장가격에 대한 조정으로 보아 동법 시행령 제70조 제1항에 따라 수정세금계산서를 발행해야 하는지 여부, 또는 전력시장 정산과 차액 정산을 별개의 거래로 보아 각각의 세금계산서를 발행해야 하는지 여부.
질의사항 4	- 질의3에 이어 만약 전력시장 정산과 차액정산을 별개의 거래로 볼 경우, 판매사업자가 한국전력거래소에 세금계산서를 발행하고, 한국전력거래소는 발전사업자에게 세금계산서를 발행할 수 있는지 여부(부가가치세법 시행령 제69조 12항 12조에서 규정하는 세금계산서 발행 방향의 역방향 성립 여부).

K-IFRS 관련 이슈 사항 검토

차액계약 거래구조는 시장거래가격과는 별도로 사전에 결정된 기준가격에 따라 대가를 지불 및 수취하는 구조임. 이러한 거래구조는 사전에 결정된 거래금액과 시장가격의 차이를 정산하는 선도거래구조와 유사함. 따라서 차액계약을 파생상품계약으로 해석할 수 있으며, 이에 대한 검토가 필요함.

본 사항은 본 용역수행기관에서 거래구조 도입 이전에 사전적으로 회계적 이슈를 검토하는 수준이며, 보다 면밀한 검토는 차액정산 거래 당사자의 외부회계감사인(또는 관련 기관의 유권해석이 필요할 수 있음)과 협의가 필요하므로 본 검토사항과 실제 회계처리는 차이가 날 수 있음.

파생상품 회계처리 검토 필요성

차액계약 거래를 파생상품으로 해석할 경우, 차액계약을 체결하는 시점에 거액의 평가손익(파생상품자산(한국전력) 및 파생상품부채(발전회사))을 인식해야할 가능성이 존재함. 또한 전력거래매출액과 파생상품 관련 손익을 구분 인식해야 하므로 재무제표 상 매출액이 매우 크게 표시될 가능성 존재함.

따라서 차액계약에 대하여 파생상품 회계처리를 적용하지 않는 것이 가장 바람직하나, 만일 파생상품 회계처리를 적용해야 할 경우 거액의 평가손익(자산/부채) 인식을 회피하는 회계처리 방안을 모색하는 것이 필요함.

파생상품 회계처리 적용여부 검토

파생상품 정의 충족 여부

K-IFRS 제1039호 금융상품: 인식과 측정에서 파생상품의 정의(문단9)를 아래와 같이 규정하고 있음.

[표3-] K-IFRS 상 파생상품 정의

⑴ 기초변수의 변동에 따라 가치가 변동한다. 기초변수는 이자율, 금융상품가격, 일반상품가격, 환율, 가격 또는 비율의 지수, 신용등급이나 신용지수 또는 기타 변수를 말한다. 다만, 비금융변수의 경우에는 계약의 당사자에게 특정되지 아니하여야 한다.

⑵ 최초 계약시 순투자금액이 필요하지 않거나 시장요소의 변동에 유사한 영향을 받을 것으로 기대되는 다른 유형의 계약보다 적은 순투자금액이 필요하다.

⑶ 미래에 결제된다.

정부승인 차액계약은 기초변수는 계통한계가격(SMP)으로 차액계약 금액은 SMP의 변동에 따라 변동하고, 차액계약을 맺는 시점에는 투자금액이 필요하지 아니하며, 전력거래가 이루어지는 시점에 결제되는 특성을 지니는 바 상기 파생상품의 정의를 모두 충족하고 있음.

따라서 파생상품의 해석될 가능성이 존재하므로 파생상품 회계처리의 예외적용이 가능한지 검토가 필요함.

파생상품 회계처리 예외 적용 여부

파생상품의 정의를 충족한다 하더라도, 기업이 필요에 따라 비금융항목(본 거래에서는 전력)을 거래할 목적으로 체결하는 계약의 경우 본 기준서의 적용을 배제하는 예외 조항이 존재함(기준서 문단5).

[표3-] K-IFRS 상 파생상품 적용 예외사항

비금융항목을 매입하거나 매도하는 계약이 현금 등 금융상품으로 차액결제될 수 있거나 금융상품의 교환으로 결제될 수 있는 경우에는 그 계약을 금융상품으로 보아 이 기준서를 적용한다. 다만, 기업이 예상하는 매입, 매도 또는 사용 필요에 따라 비금융항목을 수취하거나 인도할 목적으로 체결되어 계속 유지되고 있는 계약에는 이 기준서를 적용하지 아니한다.

차액계약 자체는 전력을 실제 판매/구입하는 계약이 아닌 차액정산을 위한 금융계약의 성격을 지닌 바 예외조항을 적용하기는 어려울 것으로 판단됨.

다만, 예외조항을 적용하기 위해서 전력시장거래와 차액계약거래를 하나의 거래로 인식하는 방안을 고려할 수 있으며, 거래를 병합하여 판단할 수 있는 기준서상 조건은 다음과 같음.

[표3-] K-IFRS 상 파생상품 거래 병합 조건

- 거래들이 동시에 그리고 서로를 고려하여 체결된다.

- 거래들의 상대방이 동일하다.

- 거래들이 동일한 위험과 관련되어 있다.

- 거래들을 구분하여 설계할 명백한 경제적 이유 또는 실질적 사업목적이 존재하지 않으며 단일의 거래로는 그러한 목적을 달성할 수도 없었을 것이다.

상기 요건 충족여부는 깊이 있는 검토가 필요하며, 특히 거래 상대방이 동일한지가 쟁점이 될 것으로 예상됨(전력시장거래는 법적으로 발전사업자와 전력거래소, 전력거래소와 판매사업자간의 거래이나, 차액계약거래는 발전사업자와 판매사업자간의 거래임).

파생상품 평가손익(자산/부채) 미인식 방안 검토

앞서 검토한 바와 같이, 차액계약은 파생상품으로 해석될 가능성이 높으며, 예외조항을 적용받을 가능성도 낮은 것으로 판단되는 바 파생상품으로 처리하되 계약체결 시점에 파생상품 관련 자산 및 부채를 인식하지 않는 대체적인 방법을 검토하였음.

원칙적으로 차액계약이 파생상품에 해당하는 경우 차액계약을 맺는 시점에 파생상품 평가손익과 관련 자산 또는 부채를 인식하여야 함. 다만, 하기 기준서 문단 AG76에서 언급하는 바와 같이 계약을 맺는 시점에 자산 또는 부채를 인식하는 대신 공정가치와 거래가격의 차이(평가손익)를 이연시켜 인식하는 방안도 검토 가능한 것으로 판단됨.

[표3-] K-IFRS 상 파생상품 이연인식 조건

최초인식시 금융상품의 공정가치의 최선의 추정치는 일반적으로 거래가격(즉, 제공하거나 수취한 대가의 공정가치, 기업회계기준서 제1113호 참조)이다. 만일 기업이 최초 인식 시 문단 43A에 언급된 바와 같이 공정가치가 거래가격과 다르다고 결정한다면, 금융상품을 그 날짜에 다음과 같이 회계처리한다.

(1) 그러한 공정가치가 동일한 자산이나 부채에 대한 활성시장의 공시가격(즉 수준 1 투입변수)에 의해 입증되거나 관측가능한 시장의 자료만을 사용하는 평가기법에 기초한다면, 문단 43에서 요구하는 측정치로 회계처리한다. 최초 인식시의 공정가치와 거래가격 간의 차이는 손익으로 인식한다.

(2) 그 밖의 모든 경우에는 최초 인식 시점의 공정가치와 거래가격 간의 차이를 이연하기 위해 문단 43에서 요구하는 측정치에서 그러한 차이를 조정하여 회계처리한다. 최초인식후에는, 시장참여자가 자산이나 부채의 가격을 결정하는데 고려하는 요소(시간 포함)의 변동에서 발생하는 정도까지만 이연된 차이를 손익으로 인식한다.

결론적으로 차액계약제도에 파생상품 회계처리가 적용될 가능성이 높은 것으로 판단되나, 적용하더라도 계약체결시점에 거액의 파생상품 관련 자산, 부채를 인식하는 대신 차액계약 정산시점에 관련 손익으로 반영하는 회계처리 방안도 존재함. 앞서 언급한 바와 같이 이에 대한 면밀한 검토는 거래당사자 및 거래당사자의 외부회계감사인이 수행하여야 하며, 금융감독원 또는 회계기준원 등 관련 기관의 유권해석이 필요할 수 있음.