화력발전, 발전코스트 비중 가장 높아
전력기업들은 석유, 석탄 등 화력연료의 발전코스트가 가장 높기 때문에 연료 수입가격 및 소비량을 주목하고 있다.
일본 간사이(Kansai)전력은 2013년 4월2일 경제산업성의 승인을 받아 5월1일 전기요금을 인상했다.
간사이전력은 승인 전 경제산업성 심사에 따라 규제부문의 인상률을 평균 9.75%로 결정했다.
승인받은 원가(소매가격)는 총 2조6312억엔으로 연료비와 구입 전력비용이 높은 비율을 차지했다. 연료비는 9224억엔으로 35.1%, 다른 발전 사업자로부터 전력을 구입하는 구입 전력비용은 3224억엔으로 12.3%를 차지했다.
원가는 2013-2015년을 기준으로 개정했으며, 주요 전제조건은 연평균 전력 판매량 446억kWh, 국제유가 배럴당 105.9달러, 엔화 환율 달러당 78.9엔, 원자력 이용률 34.5%이다.
국제유가와 환율은 개정 신청 직전 3개월(2013년 7-9월)의 무역통계를 참조했으며, 주요 화력발전 연료는 석유, LNG(액화천연가스), 석탄으로 평균 연료가격을 kl당 4만1600엔으로 산정했다.
원자력 이용률은 발전능력이 각각 87만kW인 Takahama 원자력발전소의 3호기와 4호기가 2013년 7월 이후 재가동할 것을 가정했다.

전력기업, 원자력발전 감소로 수익 악화
일본 전기요금은 주로 ①기본요금 ②전력량 요금(요금단가×사용량) ③연료비 조정제도에 따른 연료비 조정액 ④재생에너지발전 촉진 부과금, 태양광발전 촉진 부과금 등 재생에너지 부과금으로 구성돼 있으며 전기공급 약관은 ①기본요금 ②단가를 규정하고 별표에 ③연료비 조정제도의 산정방법 ④재생에너지 부과금 등을 제시하고 있다.
연료비 조정제도는 원유, LNG, 석탄 등 화력연료 가격이 공급약관의 전제조건보다 크게 변동하면 전기요금을 조정하는 제도이다.
간사이전력은 2014년 11월27일 발표문에서 2015년 1월분 연료비 조정단가를 kWh당+1.53엔으로, 2015년 1월 전기요금은 전기공급약관의 기준금액보다 1.53엔 높게 설정했다.
2015년 1월분에 적용되는 평균 연료가격이 kl당 4만7000엔으로 4만1600엔인 전기공급약관의 전제조건보다 상승했기 때문이다.
평균 연료가격은 원유, LNG, 석탄을 대상으로 무역통계에 의거해 계산하며, 2015년 1월분은 2014년 8-10월 무역통계를 참조했다.
간사이전력은 연료비 조정단가가 2014년 12월분+1.49엔에서 2015년 1월분+1.53엔으로 0.04엔 상승했다.
연료비 조정제도는 화력연료의 가격변동만을 대상으로 하고 있어 원자력발전의 설비 이용률 변동 영향으로 화력연료 소비량이 증감해 연료비가 변화해도 전기요금 연료비 조정액에는 영향을 미치지 않고 있다.
일본 전력기업들은 동북지방 대지진 이후 원자력발전의 원자력 이용률 하락으로 화력연료 소비량이 증가함으로써 수익이 감소하자 전기요금 인상을 적극 추진했다.

가스·석유화력 증가도 수익악화 요인
화력연료 코스트 가운데 가장 중요한 요인은 ①수입가격 ②소비량 ③연료인 석탄, 가스, 석유의 비중으로 일본은 화력연료 수입가격이 2010년 이후 2014년까지 상승세를 계속했다.
일본 무역통계에 따르면, 원유 수입가격은 2010년 CIF kl당 4만5399엔, 2011년 5만6684엔, 2012년 5만9357엔, 2013년 6만9222엔으로 2010-2013년 무려 52% 급등했다.
2010-2011년 환율은 엔화가 강세를 나타냈으나 달러화 기준 연료가격이 상승함에 따라 엔화 기준 가격도 상승한 것으로 나타났다.
2013년에는 환율이 엔저로 전환됨에 따라 엔화 기준 수입가격이 상승했다.
또 원자력 발전량 감소의 영향으로 화력연료 소비량이 증가한 것도 발전 코스트 상승에 영향을 미친 것으로 판단되고 있다.
원자력은 2010년 이후 설비 이용률이 하락해 발전량이 대폭 감소했으며, 대신 가스화력과 석유화력 발전량이 증가했다.
원자력 발전량은 2010년 2882억kWh에서 2012년 159억kWh로 2723억kWh 감소한 반면 가스화력 발전량은 2945억kWh에서 3997억kWh로 1052억kWh, 석유 등은 753억kWh에서 1718억kWh로 965억kWh 증가했다.
석탄화력은 2511억kWh에서 2593억kWh로 소폭 증가에 머물렀다.
화력발전은 일반적으로 석탄, 천연가스, 석유 순으로 발전코스트가 낮아 석탄화력을 우선 가동하기 때문에 가동률을 인상할 여지가 적었던 것으로 판단되고 있다.
전력기업은 화력발전 가운데 발전 코스트가 비교적 높은 가스화력과 석유화력이 증가함에 따라 수익이 악화됐다.
이에 따라 원자력발전이 재가동하면 가스화력, 석유화력 발전량과 함께 화력연료 소비량이 감소할 것으로 예상되고 있다.
그러나 장기적으로 원자력 발전량이 동북지방 대지진 이전 수준을 회복할 가능성은 낮게 나타나고 있다.
발전소의 발전량은 발전능력(설비용량)과 이용률로 계산하기 때문에 재가동하는 원자력발전의 총 발전능력이 중요해지고 있다.
일반 전기사업용 원자력발전 설비용량은 2010년 말 4896만kW에서 2012년 말 4615만kW로 감소했다. 후쿠시마 제1원자력발전소를 폐쇄하기로 결정했기 때문이다.
원자력발전소는 원자력규제위원회의 기준적합성 심사 통과 여부, 가동한 지 40년 이상 경과한 설비의 재가동 여부가 발전능력에 큰 영향을 미치고 있다.

FIT, 전기요금 부담 가중으로 재검토
일본은 전력기업이 재생에너지 설비로 발전된 전기를 매입하도록 의무화하는 FIT(발전차액지원제도)를 2012년 7월부터 시행하고 있다.
매입가격(조달가격), 매입기간(조달기간)은 경제산업성 장관이 매년 결정하고 있다.
2014년에는 10kW 이상 태양광발전 매입가격을 kWh당 32엔, 매입기간을 20년, 20kW 이상 풍력발전은 매입가격을 22엔, 매입기간을 20년으로 설정했다.
매입비용은 전력 수요처의 전력 사용량에 비례한 부과금을 전기요금에 추가해 회수하고 있다.
또 FIT는 재생에너지발전 촉진 부과금(재생에너지 부과금)을 지정하고 있어 경제산업성 장관이 매년 재생에너지 부과금 단가를 일률적으로 결정하고 있다.
FIT도 전기요금 상승에 영향을 미치고 있다.
FIT에서 인정된 재생에너지 설비의 발전량이 증가하면 매입비용과 재생에너지 부과금이 증가하기 때문이다.
2014년 5월부터 적용되고 있는 재생에너지 부과금 단가는 kWh당 0.75엔으로, 일반가정은 월간 사용량을 290kWh로 가정하면 재생에너지 부과금을 한달에 약 217엔 부담해야 하는 것으로 나타나고 있다.
경제산업성은 FIT에서 인정된 재생에너지 발전설비가 모두 가동을 개시하면 재생에너지 부과금 단가가 kWh당 3.12엔으로 상승해 일반가정의 재생에너지 부과금 부담액이 월 905엔에 달할 것으로 추산하고 있다.
이에 따라 일본 정부는 전기요금에 대한 재생에너지 부과금의 과도한 영향, 전력 수급밸런스 관점에서 FIT를 재검토할 가능성이 높아지고 있다.   

전력 자유화로 전기요금 하락 가능성
일본 전기요금은 연료가격 변동요인을 제외하고 내부적인 요인만 고려했을 때 장기적으로 동북지방 대지진 이전보다 높은 수준을 유지할 가능성이 높게 나타나고 있다.
원자력 발전량이 대지진 이전 수준을 회복할 가능성이 낮고 재생에너지 발전설비 도입용량이 확대됨에 따라 재생에너지 부과금이 계속 증가할 것으로 예상되기 때문이다.
또 전력설비의 노후화 대책, 원자력발전소의 안전대책 투자, 재생에너지 발전을 위한 송배전 설비 강화 등 아직까지는 부분적으로 억제되고 있는 전력설비의 유지보수 관련 코스트 및 투자도 증가할 것으로 판단되고 있다.
이에 따라 2015년 4월부터 단계적으로 실시하는 전력 시스템 개혁, 연료 조달방안 개선이 전기요금에 어떠한 영향을 미칠지 관심이 모아지고 있다.
일본 정부는 전력 자유화를 목표로 전력 시스템 개혁을 추진하고 있다.
개혁방침은 총 3단계로 실시할 예정이며 제1단계로 2015년 4월 전국의 광범위한 전력 수요를 컨트롤할 수 있는 운영기관을 설립했으며 2016년에는 전력 소매업자의 시장 참여를 전면 자유화했다.
도시가스기업, 석유기업 등의 전력사업 참가를 자유화할 뿐만 아니라 전력기업의 타 지역 진출도 가능해져 경쟁이 심화되면 전기요금이 하락할 것으로 예상되고 있다.
또 발전코스트 가운데 화력발전이 차지하는 비율이 높기 때문에 발전설비 가동기업이 경쟁력 있는 연료 조달방안을 강구하면 수입가격도 하락할 것으로 기대되고 있다.
일본은 전력 자유화, 연료 조달방안 개선 등이 전기요금 인하요인으로 이어질지 주목하고 있다.