2001년 4월 이후 전력 거래가 시행된 후 8개월간 입찰부터 정산까지 시장 운영이 원만하게 이루어지고 있는 것으로 나타났다. 또 발전회사는 비용절감, 발전기 정비기간 단축, 경정비 자체수행과 같은 책임경영을 통한 수익성 제고를 위해 노력하는 등 구조개편의 효과도 나타나고 있다. 산업자원부에 따르면, 2001년 11월 평균 전력거래는 3407만KW로 전년동월대비 9.3% 증가했고, 최대 전력 사용량은 3936만KW로 전년동월대비 5.2% 증가했다. 전력 수요증가는 심야 난방 수요가 증가했기 때문이다. 11월 총 발전량은 2만2753GWh로 전월대비 7.0% 증가했고, 기저발전기(원자력·석탄)가 84%를 차지했다. 전력시장에서 형성된 정산단가는 한계가격이 상승했음에도 불구하고 난방용 수요에 따른 열 공급을 위해 우선적으로 실시하는 발전량(열 공급제약 발전량)이 493GWh 증가해 정산단가는 10월에 비해 0.61원 하락한 46.95원/KWh로 나타났다. 열 공급제약 발전에 대한 정산은 자체 변동비와 SMP 중 작은 금액을 적용한다. 11월 발전회사별 수입은 수·원자력(주)이 3,693억원으로 34.57%를 차지해 제일 크고 나머지 발전 5사는 10-14%를 차지하는데 그쳤다. 전기위원회는 일부시장 운영 관련규칙의 개정 필요성이 제기된 사항에 대해서는 충분한 의견수렴을 거쳐 정비함으로써 건전한 전력시장이 정착되도록 노력할 방침이다. 한편, 전력 거래시장에서의 가격결정은 완전경쟁 시장이 아닌 발전부문 경쟁단계로 원가를 시장에 반영하는 형태로 발전사업자는 시장(전력거래소)에 발전량을 입찰하고 판매자인 한전은 원가가 반영된 가격으로 전기를 구매하고 있다. 전력거래소에서 형성되는 전력거래가격(정산가격)은 크게 한계가격과 용량가격으로 구성되는데, 한계가격은 예측된 수요에 맞게 시간대별로 발전비용이 가장 낮은 발전기부터 순서대로 투입해 채워진 발전기 중 비용이 가장 비싼 발전기의 발전비용으로 일반발전기와 기저발전기로 나누어 적용한다. 일반발전기의 한계비용은 System Marginal Price(계통한계가격)를 적용하며, 일반발전기는 유류, LNG등 기저발전기(원자력·석탄) 이외의 발전기로 건설비용은 낮으나 연료비가 상대적으로 많이 소요된다. 기저발전기의 한계비용은 Base Load Marginal Price(기저한계가격)를 적용한다. 용량가격은 발전설비의 건설투자비 및 운전유지비 해당금액으로 매년 말 발전비용평가위원회에서 결정한다. 현재 기저는 21.49원/KWh, 일반은 7.17원/KWh이다. 그래프,도표:<전력 한계가격 및 정산단가><전력시장 회원사별 정산금액> <Chemical Daily News 2001/12/26> |
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