“산업용 심야전력요금 30% 인상” 주장의 오류(1)

에너지경제연구원 보고서 내용을 비판한다

¶글쓴이 : 길벗

-한겨레나 환경단체의 새빨간 거짓말 “산업용 전력요금을 저가로 공급해 대기업에게 특혜”

-기업들이 오히려 가정용 전력에서의 손실을 보전, 한전에게 막대한 수익을 안겨주고 있어

-기저부하 담당발전원(원전+석탄) 비율 높으면 ‘계시별요금 차등적용’ 효과는 커지게 된다

3월 31일, 에너지경제연구원은 ‘계시별 요금제 개선방안 연구’(정연제, 박광수) 보고서를 발표하였다. 이 보고서는 현 ‘계시별 요금제’는 소비자 그룹 간의 교차 보조를 야기하는 문제점이 있어 산업용 심야전력(경부하) 요금을 15~30% 올려야 한다고 주장한다.

하지만 이 보고서는 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

에너지경제연구원-‘계시별 요금제 개선방안 연구’

1. 교차 보조의 문제는 산업용과 가정용간에 더 심각

이 보고서는 소비자 그룹 간의 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 요금제’를 먼저 손보려 하는지 모르겠다.

한전과 발전자회사들은 산업용에서 천문학적인 돈을 벌어 가정용의 손실을 보전해왔다.

산업용 전력의 원가회수율은 2014년 100.1%를 넘어선 이후 2015년(106.4%), 2016년(106.7%)이고 2017년과 2018년도 이 추세가 계속 이어지고 있다. 반면, 가정용 전력요금은 2016년 이전에도 원가회수율이 90% 전반 수준이었는데 2017년 누진제 완화로 인하여 원가회수율이 더 떨어져 85%가 안되는 실정이다. 현재도 산업용과 가정용의 교차 보조가 엄청나게 이루어지고 있는 것이다.

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

* 한전의 2010년 이후 매출, 영업이익, 당기순이익(단위:억원)

한겨레나 환경단체들이 주장하는 “정부가 산업용 전력요금을 저가로 공급해 대기업에게 특혜를 주고 있다”는 말은 새빨간 거짓말이다. 기업들이 오히려 가정용 전력에서의 손실을 보전, 한전에게 막대한 수익을 안겨주고 있다. 2018년 한전이 적자가 난 것은 정부의 탈원전 정책으로 원전의 가동률이 60%대로 떨어졌기 때문이지, 산업용 전력요금과는 무관하다.

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

이를 기준으로 계산해 보면, 기업들이 원가 이상의 전력요금을 부담한 금액은 292,998,663MWh×106.46원/kWh×(105%-100%) = 1조 5,596억원이다. 반면 가정은 72,894,708MWh×106.87원/kWh×(85%-100%) = 1조 1,169억원의 이익을 본 것이 된다.

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

2. 일반 전력이 SMP 결정하는 시간이 늘었기 때문에 계시별 차등 적용제 문제가 심각하다?

에너지경제연구원의 보고서는 2013년 이후부터 일반 전력의 tomic.snu.ac.kr/index.php/%EA%B3%84%ED%86%B5%ED%95%9C%EA%B3%84%EA%B0%80%EA%B2%A9″>SMP(System Marginal Price) 결정 시간이 급격하게 늘어나 산업용 전력 중에 경부하와 최대부하간의 교차 보조가 확대되었다고 주장한다. 그런 전제 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.

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

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

LNG 발전의 SMP 결정비율은 계속 꾸준히 늘어오다가 2014년 94.9%를 피크로 2016년 84.5%, 2017년 81.7%로 오히려 다시 하락하고 있다. 그런데 왜 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 2012년~2014년 데이터를 기준으로 분석하는 것은 이치에 맞지 않다.

아이러니컬한 것은 LNG 발전의 SMP 결정비율이 가장 높았던 2004년~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 둘 간에는 상관성은커녕 오히려 역상관성이 엿보인다.

기저 전력을 담당하는 원전과 석탄 발전은 24시간 풀로 가동될 수밖에 없어 하루 24시간의 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 벌어지면 LNG 발전의 SMP 결정비율은 높아질 수밖에 없다. 평일의 낮 시간대의 SMP는 기저 전력으로 부족해 첨두 부하 전력도 사용하기 때문에 LNG 발전이 SMP를 결정하게 되지만, 심야 시간대는 심야 전력 수요가 늘어날수록 기저 전력 공급 전력량을 초과하는 전력 수요가 발생하는 시간대가 늘어 LNG 발전의 SMP 결정시간이 늘어나게 된다.

즉, 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. 에너지경제연구원은 이것을 간과했다.

연도별 한전의 부하별 거래실적은 아래와 같다.

위 표와 에너지경제연구원의 보고서 P35, <그림 2-5>를 비교해 보면, LNG 발전(일반 발전)의 SMP 결정비율과 교차 보조 간에는 상관성이 없음을 알 수 있다. 기저 부하를 담당하는 발전원은 원전과 석탄 발전이고 일반 부하(첨두 부하)를 담당하는 발전원은 LNG 발전이다. 필자가 제시한 위 표와 에너지경제연구원 보고서 <그림 2-5>를 보면, 상호 간의 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)이 SMP를 100%로 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 적용’은 효과가 크고 부작용은 적다고 봐야 한다.

발전원별 SMP 결정비율을 가지고 ‘계시별 요금 차등 적용’이 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:원/kWh)은 아래와 같다.

(2019.04.01)

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“산업용 심야전력요금 30% 인상” 주장의 오류(2)