산업용 심야 전력요금 30% 올려야 한다는 에너지경제연구원 보고서의 오류

 

2019.04.01.

 

 

 

331, 에너지경제연구원은 계시별 요금제 개선방안 연구’(정연제, 박광수) 보고서를 발표하였다. 이 보고서는 현 계시별 요금제는 소비자 그룹간의 교차 보조를 야기하는 문제점이 있어 산업용 심야전력(경부하) 요금을 15~30% 올려 개선해야 한다고 주장한다.

그런데 이 보고서 전문을 읽어보면 데이터를 결론에 맞춰 취사선택하고, 현상과 해법의 연결고리(인과성)가 엉성하고 접근방법도 과학적이지 않다. 산업용 심야전력 요금을 인상하겠다는 정부의 방침에 논거를 제공하고자 하는 목적으로 만들어진 것이 아닌가 하는 의심이 든다.

<산업용 심야전력 요금 30% 인상 필요>

http://news.mt.co.kr/mtview.php?no=2019032915470183901

<에너지경제연구원-‘계시별 요금제 개선방안 연구’>

http://www.keei.re.kr/main.nsf/index.html

 

1. 교차 보조의 문제는 산업용과 가정용간에 더 심각한 것이 아닌가

 

이 보고서는 소비자 그룹간의 교차 보조의 문제를 완화 혹은 해소하는 것이 목적이라고 하면서, 왜 가장 심각한 산업용 전력요금과 가정용 전력요금 간의 교차 보조에 대해서는 다루지 않고, ‘산업용 전력의 계절별, 시간별 차등 적용 요금제를 먼저 손을 보려 하는지 모르겠다.

산업용 전력의 원가회수율은 2014100.1%를 넘어선 이후 2015(106.4%), 2016(106.7%)이고 2017년과 2018년도 이 추세가 계속 이어지고 있는 반면, 가정용 전력요금은 2016년 이전에도 원가회수율이 90% 전반 수준이었는데 2017년 누진제 완화로 인하여 원가회수율이 더 떨어져 85%가 되지 않고 있는 실정이다. 현재에도 산업용과 가정용의 교차 보조가 엄청나게 이루어지고 있는 것이다.

한전과 발전자회사들은 산업용에서 천문학적인 돈을 벌어 가정용에서의 손실을 보전하고도 2014~2017년 엄청난 흑자를 기록했다.

 

* 한전의 2000년 이후 매출, 영업이익, 당기순이익(단위:억원)

연도      매출액       영업이익      당기순이익

2010     395,065       22,599               -691

2011     435,323       -6,849          -32,929

2012     494,215       -8,179          -30,779

2013     546,377        15,189              1,743

2014     574,748        57,875            27,989

2015     589,577      113,467          134,163

2016     601,903      120,015            71,483

2017     598,148         49,532            14,414

2018      606,276         -2,080         -11,745

 

한겨레 신문이나 환경단체들이 정부가 산업용 전력요금을 저가로 공급해 대기업에게 특혜를 주고 있다는 주장은 새빨간 거짓말이다. 기업들이 오히려 가정용 전력에서의 손실을 보전해 주고, 한전에게 막대한 수익을 안겨주고 있다. 2018년 한전이 적자가 난 것은 정부의 탈원전 전책으로 원전의 가동률이 60%대로 떨어졌기 때문이지, 산업용 전력요금과는 무관하다.

2018년 가정용 전력사용량은 72,894,709MWh이고, 산업용 전력사용량은 292,998,663MWh였다. 그리고 가정용 전력요금 단가는 106.87/kWh, 산업용은 106.46/kWh이며 각각의 원가회수율은 85%, 105%로 추정된다.

이를 기준으로 계산해 보면, 기업들이 원가 이상의 전력요금을 부담한 금액은 292,998,663MWh*106.46/kWh*(105%-100%) = 15,596억원이다. 반면 가정은 72,894,708MWh*106.87/kWh*(85%-100%) = 11,169억원의 이익을 본 것이 된다.

이렇게 엄청난 교차 보조가 이루어지고 있다면, 에너지경제연구원이나 정부는 산업용 전력요금을 인하하고 가정용 요금을 인상하는 것이 우선이지 않은가? 그런데 왜 오히려 산업용 전력요금을 손보려 하는가?

 

2. 일반 전력이 SMP를 결정하는 시간이 늘었기 때문에 계시별 차등 적용제 문제가 심각하다고 보는 것이 타당한가

 

에너지경제연구원의 보고서는 2013년 이후부터 일반 전력의 SMP 결정 시간이 급격하게 늘어나 산업용 전력 중에 경부하와 최대부하간의 교차 보조가 확대되었다고 판단한다. 그런 판단 하에 경부하 시간대를 많이 이용하는 석유화학, 철강, 제지업계의 대기업들이 이득을 많이 보고, 주로 주간(중간부하 + 최대부하 시간)에만 공장을 가동하는 다른 업종의 기업들이 그만큼 손해를 본 것이라고 추정한다.

그런데 에너지경제연구원의 이런 판단이 옳은 것일까?

에너지경제연구원의 보고서 P35, <그림 2-5>를 보면 2002년부터 2017년까지의 발전연료원별 SMP 결정 비율이 나오는데 LNG 발전의 SMP 결정비율은 아래와 같이 나온다.

 

2002(57.6%), 2004(65.9%), 2006(65.2%), 2008(78.0%), 2010(79.6%), 2012(87.0%), 2014(94.9%), 2016(84.5%), 2017(81.7%)

 

LNG 발전의 SMP 결정비율은 계속 꾸준히 늘어오다가 201494.9%를 피크로 201684.5%, 201781.7%로 오히려 다시 하락하고 있다. 그런데 에너지경제연구원은 가장 LNG 발전의 SMP 결정비율이 높은 2012년부터 2014년의 데이터를 자기 주장의 논거로 삼는지 모르겠다. 지금이 2014년인가? 2018년까지 계속해서 LNG 발전의 SMP 결정비율이 늘어왔다면 모르겠는데 이 증가 추세는 이미 2016년에 꺾여 하락하고 있는데 왜 지금에 와서 저런 주장을 하나?

백번 양보해서 LNG 발전의 SMP 결정비율이 높을수록 경부하와 최대부하+중간부하간의 교차 보조가 심해진다는 에너지경제연구원의 주장이 맞다고 하더라도 최근의 데이터가 아닌 2012~2014년 데이터를 기준으로 분석하는 것은 이치에 맞지 않다.

아이러니컬한 것은 LNG 발전의 SMP 결정비율이 가장 높았던 2004~2016년의 한전은 천문학적 이익을 기록했다가 LNG 발전의 SMP 결정비율이 다시 떨어지기 시작한 2017년부터 이익이 대폭 감소했다. 물론 한전의 수익은 LNG 발전의 SMP 결정비율과 인과성이나 상관성이 있다고 볼 수 없지만, 하여튼 결과는 그렇게 나왔다.

 

에너지경제연구원이 보고서를 쓰기 전에 우선 해야 할 일은 LNG 발전의 SMP 결정비율과 교차 보조간의 상관성을 먼저 증명하는 것이다. 그런데 에너지경제연구원은 이 둘이 상관성이 있다는 결론을 아무런 증명도 하지 않고 내리고 시작한다. 필자가 보기에는 이 둘의 상관성은커녕 둘 간에는 역상관성이 보인다.

상식적으로 생각해 보자.

기저 전력을 담당하는 원전과 석탄 발전은 24시간 풀로 가동될 수밖에 없어 일 중 발전량이 항상 일정하다. 반면, 전력 수요는 낮 시간대에는 많고 심야 시간대는 적다. 따라서 낮 시간대는 기저 전력 발전소가 생산하는 전력은 하나도 소실되지 않고 다 사용되는 반면, 심야시간대는 기저 전력 발전소의 전력이 다 소비되지 못해 잉여 전력이 발생하고 이 잉여전력은 소실되어 날아가 버린다.

수요관리를 통해 낮 시간대의 전력 수요를 줄이고 심야시간대의 수요를 늘려가게 되면, 심야의 잉여전력의 소실량이 줄어들게 되고, 낮 시간대의 첨두 부하 전력(LNG 발전)의 생산을 줄일 수 있어 국가 전체적으로, 또는 한전 입장에서는 똑같은 전력량을 구입해도 전력구입비용을 절감할 수 있어 판매 전력요금을 인하해 줄 수 있는 여력이 생긴다. 이런 상황이 벌어진다면 LNG 발전의 SMP 결정비율은 높아질 수밖에 없다. 어차피 평일의 낮시간대의 SMP는 기저 전력으로 부족해 첨두 부하 전력을 사용하기 때문에 LNG 발전이 결정하게 되지만, 심야 시간대는 심야 전력 수요가 늘어날수록 기저 전력 공급 전력량을 초과하는 전력 수요가 발생하는 시간대가 늘어 LNG 발전의 SMP 결정시간이 늘어나게 된다.

, LNG 발전의 SMP 결정시간이 늘어날수록 경부하와 중간부하+최대부하 간의 교차 보조의 량은 줄어들게 되어 긍정적이라고 볼 수 있다. 그런데 에너지경제연구원은 왜 반대로 해석하는 것일까?

 

부하시간별 교차 보조의 문제가 있는지 살펴보려면 발전원별 SMP 결정비율도 중요하지만, 그것보다 더 중요한 Fact는 부하별 발전량과 그 비율이다. 에너지경제연구원이 한전 자료 중에 이것을 간과했다.

연도별 한전의 부하별 거래실적은 아래와 같다.

 

연도                      거래량(GWh)                       비율(%)                   거래단가(/kWh)

                    기저                 일반             기저            일반             기저           일반

2012           332,673           139,127           70.5             29.5              54.74          175.39

2013           323,271           156,267           67.4             32.6              50.43          164.90

2014           342,385           147,986            69.8             31.2             59.43           159.48

2015           353,608           141,781            71.4              28.6             66.12          124.07

2016           352,342            156,673            69.2             30.8              71.60            97.44

2017           360,355            159,874            69.3             30.7              74.97          111.27

2018           346,580           190,370            64.5              35.5              75.49          128.81

 

위 표와 에너지경제연구원의 보고서 P35, <그림 2-5>를 비교해 보면, LNG 발전(일반 발전)SMP 결정비율이 상관성을 가지지 않음을 알 수 있을 것이다. 기저 부하를 담당하는 발전원은 원전과 석탄 발전이고 일반 부하(첨두 부하)를 담당하는 발전원은 LNG 발전이다. 상관성이나 인과성은 찾을 수 없고 오히려 그 반대의 결과가 보인다.

산업용 전력 내에서 경부하와 최대부하+중간부하의 교차 보조의 량(금액)을 결정하는 것은 발전원별 SMP 결정 비율이 아니라 발전원별(부하별) 전력생산량의 비율이다. LNG 발전(일반, 첨두부하)100%를 결정한다고 하더라도 기저 부하 담당 발전원(원전+석탄)의 발전량의 비율이 높으면(저가의 전력 구입량이 많으면) 교차 보조의 량(금액)은 적게 되어, ‘계시별 요금 차등 적용은 효과가 크고 부작용은 적다고 봐야 한다.

발전원별 SMP 결정비율을 가지고 계시별 요금 차등 적용이 문제가 있다고 봐 산업용 경부하(심야 전력) 요금을 인상해야 한다고 주장하는 것은 어불성설이다.

 

 

<참고> 산업용 계시별 요금 차등 적용

산업용은 계절별로 요금이 다르고, 경부하(10시간), 중간부하(8시간), 최대부하(6시간) 시간대별로 요금을 차등 적용한다. 계절별 시간대별 요금(고압A 선택1 기준, 단위:/kWh)은 아래와 같다.

 

구분                       여름               봄,가을               겨울

경부하                   61.6                    61.6                  68.6

중간부하             114.5                     84.1                114.7

최대부하             196.6                   114.8                 172.2

 

3. 탈원전과 가정용 요금 누진제 완화가 일반 전력(LNG 발전)SMP 결정비율을 증가시키고 기저 부하 발전량 비율을 하락시켜 전력요금 상승을 유발한다

 

2018년 한전은 그 전까지 수조원의 흑자를 보다가 11천억 적자로 돌아서게 되었다. 그 원인은 위에서 보듯이 저렴한 발전원가를 가진 기저 전력(원전+석탄)의 비율이 64.5%로 대폭 하락함에 따른 것이다. 가장 발전원가가 싼 원전이 2015년에 비해 31,256GWh가 줄어 무려 19%가 감소했다. 2018년은 석탄 발전량은 증가했음에도 원전 가동률이 66%를 기록함에 따라 원전 발전량의 감소량이 더 커 기저 전력량이 하락하게 된 것이다.

아래의 연도별 발전원별 발전량(단위:GWh)을 보면 이를 금방 알 수 있다.

 

연도          수력             석탄               유류              LNG                원자력              신재생             계

2011         7,831          202,856           10,212          113,680             154,723              7,592          496,893

2012         7,652           202,192          14,263          126,522             150,327               8,618          509,574

2013         8,394           204,195          14,712          140,903             138,784             10,160          517,148

2014         7,820           207,214             7,443         128,393              156,407             14,696          521,971

2015         5,796           211,393             9,412         119,409              164,762             17,318          528,091

2016         6,634           217,156            13,501        121,589              161,995             19,567          540,441

2017         6,995           241,611              5,616        126,603              148,427              24,280         553,530

2018         7,273           241,248              6,267        153,603              133,506              28,076         569,973

 

아래는 연도별 원전 이용률과 가동률이다.

 

연도              이용률(%)               가동률(%)

2008                     93.4                         93.6

2009                     91.7                         90.4

2010                     91.2                         89.5

2011                     90.7                         90.3

2012                      82.3                        82.3

2013                      75.5                        75.7

2014                      85.0                        85.4

2015                      85.3                        85.9

2016                      79.7                        79.9

2017                      71.2                       71.3

2018                      65.9                       66.5

 

위 표를 보면 문재인 정부가 얼마나 닭짓을 하고 있는지 알 수 있을 것이다. 탈원전 한답시고 원전 가동률을 박근혜 정부 때보다 거의 20% 줄여 놓았으니 일반 전력(LNG 발전)의 비율이 대폭 상승하여 전력요금 인상을 검토할 수밖에 없는 것이다. 가정용 요금 인상을 하면 표 떨어질 것 같으니까 애궂은 산업용 전력요금을 인상하려 이런 이상한 보고서를 만들게 한 것이 아닌가 싶다.

 

에너지경제연구원은 계시별 요금 차등 적용의 문제점을 굳이 개선하고 싶으면, 경부하 요금을 30% 올릴 것이 아니라, 탈원전 정책을 철폐하고 원전 가동률을 높여 기저 발전(원전)의 발전 비율을 높이라고 정부에 요구해야 한다. 그렇게 하면 자연스럽게 에너지경제연구원이 바라는 대로 LNG 발전의 SMP 결정 비율도 낮아질 것이다.

 

에너지경제연구원이 또 한가지 간과한 것이 있다. 가정용 요금 누진제 완화가 LNG 발전 비율을 높이고, LNG 발전의 SMP 결정비율도 높였다는 사실이다.

에너지경제연구원은 23시부터 익일 09시까지의 경부하 시간대의 전력 소비량이 늘어 기저 전력으로 부족해 일반 전력(LNG발전)으로 공급하는 시간이 많아지고 그 량도 늘었다고 했다. 이건 사실이다. 이 이유는 탈원전에 따라 기저 전력을 담당하는 원전 공급량이 줄었던 것이 가장 큰 원인이지만, 저렴한 가정용 전기요금과 누진제 완화도 한 몫을 했다.

우리나라의 산업용 전기요금 대비 가정용 전기요금 비율은 거의 1:1에 가까운 반면 일본, 프랑스, 독일 등 OECD 국가의 비율은 1;2.5 수준으로 가정용 요금이 산업용 요금에 비해 현격하게 높다. 우리나라 사람들은 상대적으로 다른 에너지원에 비해 전력비가 상대적으로 싸다고 인식하는데다, 가정용 요금 누진제 완화로 인해 전력 사용에 대한 부담도 적어 심야 시간의 난방을 기존의 유류나 LNG를 사용하던 것을 전기로 대체한 경우가 많아졌다.

에너지경제연구원의 보고서 P38 <그림 2-7>에는 2017년도의 월별/시간대별 SMP 가격이 나오는데, 겨울철 12,1,2,3월의 심야 시간대 SMP 가격이 다른 달에 비해 높은 것도 이 이유 때문이다. P49 <그림 2.16, 2-17> 2016년도 겨울과 여름의 월별 시간대별 부하를 보더라도 심야시간대의 겨울철 부하가 여름철보다 훨씬 높게 나타나는 것도 가정에서 난방용으로 전력을 많이 소비하기 때문이다.

따라서 에너지경제연구원이 원하는 대로 LNG 발전(일반)SMP 결정비율을 낮추려면 가정용 전기요금을 올리고 누진제도 지금보다 더 강화하여 난방용으로 전기를 사용하는 것을 자제토록 해야 한다.


4. 심야 전력요금(경부하 요금) 인상시의 부작용

 

에너지경제연구원의 보고서는 요금이 상대적으로 저렴한 경부하 전력을 많이 사용하는 기업들이 중간부하+최대부하 전력을 많이 사용하는 기업들에게 피해를 주고 자신들은 이득을 많이 취하는 것처럼 말하지만, 이는 하나는 알고 둘은 모르는 소리이다.

이해를 쉽게 하기 위해 극단적인 예를 들어 설명하겠다.

A 업체는 주간(09:00~18:00)에만 공장을 가동해 중간부하와 최대부하 전력만을 사용하고, B 업체는 24시간, 365일 공장을 가동하는 업체로 경부하, 중간부하, 최대부하 전력을 모두 시용한다고 하자. 그리고 전력산업이 완전 민영화되어 누구나 원전, 석탄, LNG 발전소를 짓고 전력 판매도 할 수 있다고 가정하자.

전력을 생산하여 판매하는 C 회사는 발전원가가 가장 싼 원전과 석탄발전소를 지어 전력을 공급한다면, C 회사는 A회사와 B 회사에게 전력을 공급하고 얼마의 전력요금을 요구할까?

원전과 석탄 발전소는 24시간 가동할 수밖에 없기 때문에 주간만 전력을 사용하는 업체에 전력 공급하는 것을 기피하거나 공급을 하더라도 높은 전력요금을 요구할 것이다. 반면에 24시간 일정한 전력을 소비하는 B회사에게는 저렴한 단가로 공급이 가능하다.

만약 C회사가 A 회사에게만 전력을 공급할 경우는 주간 8시간만 전력을 공급하고 나머지 16시간 동안 발전된 전력은 모두 버려야 해, 최소한 A회사에게 24시간 발전하는 전력을 전부 소비해 주는 업체(B)에 비해 3배의 전력요금을 받아야 한다. 이건 평일에만 일어나는 일이고 A 회사의 공장이 가동하지 않는 토요일, 일요일, 공휴일에는 C 발전회사는 이 날에는 발전량 전부를 날려 먹어야 한다. 석탄 발전소는 토,일요일에는 가동 중단할 수 있을지 모르지만, 원전의 경우는 가동 중단할 수 없기 때문에 C 발전회사는 A 회사에게 B 회사에 공급하는 전력단가보다 3+알파를 요구할 수밖에 없다.

A 업체가 원전과 석탄 발전소만 운용하는 C 발전회사의 공급 전력단가가 비싸다고 생각해 발전소를 주간만 운전하고 야간에는 가동 중단할 수 있는 LNG 발전소를 운영하는 D 업체로부터 전력을 공급받는다 해도 D 업체가 공급하는 전력단가가 C 발전회사가 공급하는 전력단가보다 비싸 오히려 손해다.

현재 시행되고 있는 계시별 차등 요금을 적용해도 A 회사의 평균 전력요금은 B 회사의 평균 전력요금의 1.5배를 넘지 않는다. A회사는 24시간 공장 운영하는 B 회사 때문에 원래 자신이 지불해야 할 단가보다 훨씬 싼 단가로 전력을 공급받게 되는 것이다.

필자가 이해를 쉽게 하기 위해 좀 극단적인 예를 들었지만, 전력요금이 싼 경부하 시간대 전력을 많이 사용하는 기업이 전력요금이 비싼 중간부하나 최대부하 시간대 전력을 쓰는 기업들에게 피해를 주고 자신들은 이득을 본다는 에너지경제연구원의 기본 전제는 잘못되었음을 알 수 있다.

 

에너지경제연구원의 주장대로 경부하 요금을 지금보다 30% 인상하게 되면 과연 바람직한 결과가 나올까?

경부하 요금이 30% 오르게 되면 ESS를 이용해 심야전력을 충전하여 낮 시간대 피크 타임에 방전해 사용하는 기업들은 ESS 이용을 중단할 것이고, ESS를 설치하려는 기업도 없어질 것이다. 기업에서 비싼 ESS 장치를 설치하는 이유는 낮은 전력단가 적용되는 경부하(심야) 시간대의 전력을 충전해 단가가 높은 피크 타임 때 방전해 사용함으로써 그 전력단가 차에 의한 이득을 보기 위함이다. 경부하 요금이 30% 올라가면 ESS 투자비와 운용 비용이 나오지 않기 때문에 기업들은 ESS를 활용하지 않는다.

싼 심야전력을 이용해 야간에 양수를 했다가 낮 시간대에 방류해 수력발전을 하는 양수발전도 경부하 요금이 올라가면 실익이 없게 되어 양수발전량도 급격하게 줄게 될 것이다.

심야전력을 이용한 냉난방 업체들도 마찬가지로 심야전력 이용의 메리트를 느끼지 못하게 될 것이다.

이렇게 되면, 중간부하 시간대나 최대부하 시간대의 전력 수요는 종전보다 늘게 되고, ESS 이용 피크 타임 공급 전력량과 양수발전 전력량은 줄어 낮 시간대 LNG 발전량은 늘 수밖에 없다. 피크 타임 전력 수요 관리가 가장 중요한데, 경부하 요금 인상으로 인해 피크 타임 전력 수요가 증가하고 피크 타임 전력 공급은 감소해 수급관리가 더 힘들어질 뿐아니라 그에 따른 비용도 증가하게 되어 결국 그 부담이 기업과 가정에게 돌아오게 된다.

 

에너지경제연구원은 과연 이런 사실을 모를까?

명색이 우리나라 최고의 에너지 분야 전문기관이고, 우수한 두뇌들이 연구진으로 포진한 곳인데 이런 사실들을 모를 리 없을 것이라고 본다.

그런데 왜 이런 엉터리 보고서가 나온 것일까?

필자가 현 정부의 산업용 전력요금 인상 방침에 근거를 제공하기 위해 에너지경제연구원이 이런 보고서를 작성했다고 의심하는 것은 무리인가?