KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

www.keei.re.kr

이 근 대

박 명 덕

지역별 차등 요금제의 효율적 전력수급 영향 분석

기본연구 보고서

15-06

이 근 대

박 명 덕

지역별 차등 요금제의 효율적 전력수급 영향 분석

기본연구 보고서

15-06

참여연구진

연구 책임자 : 선임연구위원 이근대

연 구 위 원 박명덕

연구 참여자 : 위촉연구원 신희원

요약 i

1. 연구 필요성 및 목적

지금까지 국내 에너지시스템, 특히 전력 수급체제는 중앙정부에 의

한 계획수립과 사업이행이 주로 하향식으로 추진되어 온 측면이 강하

다. 이로 인해 지역 자체의 에너지 결정권이 일정 부분 제약되어 왔다

고 할 수 있다. 이와 같은 중앙 집중식 에너지 공급방식은 에너지를

안정적으로 공급할 수 있는 장점을 가지고 있으나 전력을 생산하고

수송하는 과정에서 환경 및 사회적 갈등을 야기하는 문제가 발생할

수 있다. 전력 생산과 소비의 이원화, 즉 수도권지역은 전력소비지역,

비수도권지역은 전력생산지역인 현실적 상황은 공급을 위한 입지 갈

등이나 송전 손실과 같은 다양한 사회적, 경제적 갈등을 유발하는 문

제점을 안고 있다.

우리나라는 현재 전력수요가 수도권에 집중돼 있는 반면, 전기를 만

드는 발전소는 수요지와 거리가 먼 지역에 위치해 있다. 때문에 수도

권으로의 장거리 전력수송을 위해 초고압 송전선로를 건설해야 하는

데, 집단민원으로 인해 신규 송전선로 건설이 한계에 부딪히고 있는

실정이다. 따라서 지역 간 전력수급 불균형 해소를 위해 지역별 전력

시장 가격 또는 송전요금 차등을 통한 지역 시장가격이나 송전요금

도입이 필요하다는 주장이 제기되고 있다.

또한, 화력이나 원자력을 통해 전기를 생산, 수도권에 공급중인 비

수도권 지방자치단체들이 '차등적 전기요금제' 도입을 촉구하는 움직

ii

임을 본격화하고 있다. 특히 충남, 인천, 부산, 경남 등이 ‘비수도권의

생산, 수도권의 소비’라는 양극화 구조 속에 전력소비지와 발전소 지

역이 동일하게 전기요금을 부담하는 것은 불합리하다고 목소리를 높

이며 공론화 작업에 박차를 가하고 있다.

국책 연구기관 또한 이와 같은 움직임에 동참하고 있는 실정이다.

2014년에 발간된 한국전기연구원 보고서(2014)에 의하면 “국내 송전

선로는 이미 포화상태로서 추가로 송전탑을 건설하려면 막대한 비용

이 소요된다.”면서 “전기요금을 차등화하면 수도권의 발전설비 확대

를 유도할 수 있다. 전력 자급률이 높은 지방은 에너지 다소비 기업이

나 인구 유치에 유리하다”고 주장하고 있다. 한국환경정책･평가연구

원(KEI)도 2013년 펴낸 ‘에너지가격 개편 추진전략 연구’ 보고서에서

송･배전비용을 반영한 지역별 차등요금제 실시를 주장했다.

이처럼 현재의 상황은 국내 전력시스템에 적합한 지역별 신호 반영

방안 수립을 요구하고 있으며 이를 위해서는 현재 상황에 대한 객관

적 분석이 선행될 필요가 있다.

2. 내용 요약

본 보고서는 먼저 국내 전력수급을 지역별로 구분하고 북상조류로

표현되는 수도권과 비수도권의 지역별 수급의 불균형에 대한 현황

및 문제점을 분석하였다. 그 결과를 요약하면 다음과 같다.

국내 전력수급현황의 가장 큰 문제점은 전력수요가 집중되어 있는

수도권지역에 발전설비가 부족하여 인해 비수도권지역의 기저발전시

설을 통해 수도권지역의 수요를 충족한다는 것이다. 이는 비수도권지

역에서 해당 지역에서 쓰지 않는 잉여전력을 생산한다는 의미이며 잉

요약 iii

여전력의 생산을 위해 건설되는 발전소 및 송전설비 등으로부터 발생

되는 불이익을 고스란히 비수도권이 감당하게 된다. 이런 지역적 수급

불균형은 결국 지역주민들의 민원으로 이어지며 송전설비 등 발전설

비 건설의 지연을 초래하여 안정적 전력공급에 큰 지장을 주게 된다.

반대로 수도권은 앞서 언급한 지역적 전력불균형으로 인한 혜택을 누

리고 있는 형국이어서 지역적 수급 불균형을 해소할 수 있는 정책적

방안의 마련이 시급한 실정이다.

다음으로 본 보고서는 국내 전력수급의 불균형을 해소하기 위한 지

역별 차등요금방안의 국내 소비자 수용성에 대해 설문조사를 실시하

였다. 설문조사 결과 국내에서 유지되고 있는 단일지역 요금제에 대체

되는 개념인 지역별 차등요금제는 그 수용성이 현저히 떨어지는 것으

로 나타났다. 일반 국민들의 인식에는 지역별로 요금을 차등하는 것은

아직 시기상조였고, 오히려 발전소 및 송전설비를 위험설비로 인식하

여 위험에 대한 보상의 개념으로 발전설비 주변지역에 전력요금을 인

하해야 한다는 주장이 많았다. 지역별 차등요금제에 대한 인식은 미미

하며 지역단일요금제에 대한 지지가 여전히 높아 지역별 차등 요금제

를 도입하기 위해서는 이에 대한 필요성과 당위성의 홍보가 필요하다

고 하겠다.

마지막으로는 전력시장 모의를 통해 지역별 한계 가격을 추정하였

다. 그 결과는 현재 수도권과 비수도권의 지역별 한계가격은 큰 차이

를 나타내지 않는 것으로 모의되었다. 이는 현재 송전손실과 송전혼잡

에 대한 수도권과 비수도권의 차이가 거의 없다는 것을 의미하며 현

상황에서의 송전설비로 인한 전력수급 차질은 거의 없다고 보는 것이

적당하다고 하겠다. 다른 해석은 국내 수급현황을 고려한 송전설비 건

iv

설의 효율성을 추구하기보다는 안정적 전력공급이라는 국가적 목표

아래서 송전설비를 건설한 결과이기도 할 것이다. 그러나 향후 지속적

으로 전력수요가 증가하고 새롭게 건설되는 발전소의 활용을 위해서

는 지속적인 송전설비 건설이 필요할 것으로 예상되어 지역민과의 갈

등을 어떻게 해결하는가는 여전히 중요한 문제로 남게 될 것이다.

3. 정책 제언

지역별 차등요금제의 도입은 시간과 적용 대상을 순차대로 정하여

각 단계별로 진행할 필요가 있다. 국내 전력소비는 약 50% 이상이 산

업용 소비로서 산업용 소비 중 대수용가(3만kW 이상)로 분류되는 업

체의 약 20%는 경기도에 집중되어 있다. 지역별 전력수급불균형의 해

소를 위해 산업용 대수용가부터 지역별 차등요금제를 적용하는 것을

첫 번째 단계로 고려하는 것이 적당하다고 판단된다. 주택용과 일반용

전력소비에 대한 지역별로 차등요금제 시행은 아직은 낮은 수용성으

로 인해 국민적 반발이 예상되나 원가보다 현저히 낮게 공급되는 산

업용 전기에 대해서는 대수용가부터 우선적으로 적용하여 지역별 차

등요금제 도입에 따른 충격을 완화하는 것이 필요하다고 하겠다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

Until now the domestic energy system, especially the electricity

supply and demand system, has been led mainly in a top-down

fashion, where the central government plans and executes projects.

As a result, regional authority to determine its own energy policy

has been limited to a certain extent. This type of centralized energy

supply system has the advantage of being able to provide a stable

power supply, but may give rise to problems that bring about

environmental and social conflicts in the process of generating and

transporting the electricity. The dualization of electricity generation

and consumption, in other words the current system where the

capital region is the power consumer and the non-capital areas are

power producers, has the disadvantage of giving rise to various

social, and economic conflicts, such as disputes over power plant

locations and transmission loss.

In contrast to the current concentration of electricity demand in the

capital region, the power plants that generate the electricity are

located far away from the demand areas. This gives rist to the need

for extra-high voltage transmission lines for long-distance energy

ii

transmission, but due to protests from local communities the

construction of new transmission lines are being hampered. As such,

there are calls for regional market pricing of electricity, transmission

pricing based on regional electricity market prices or differential

transmission pricing to relieve the imbalance in electricity supply and

demand between regions.

In addition, regional local governments that are supplying thermal

or nuclear-generated electricity to the capital region, are accelerating

initiatives to adopting a ‘differential electricity pricing system’.

Particularly, regions such as Chungnam, Incheon, Busan and Gyeongnam

have moved to publicize the issue by raising the argument that it is

unfair for electricity consumers and power generating regions to

equally bear the cost of electricity when there is a polarized structure

of ‘non-capital area’s production, and capital area’s consumption’.

National policy think-tanks are also partaking in this trend. A

report published in 2014 by the Korea Electrotechnology Research

Institute argues that “due to peak saturation of the domestic electrical

grid, construction of additional transmission towers involve enormous

costs” and that “differential pricing of electricity can incentivize the

expansion of power generation facilities within the capital area,”

adding that “regions that are highly energy self-sufficient can more

easily retain energy-dependent companies and populations.” The

Abstract iii

Korean Environment Institute (KEI) also argued for the initiation of

a regional differential pricing system that reflects power transmission

and distribution costs in its 2013 report, ‘A Study of the Reform

Strategy of Energy Prices’.

Therefore, the current state of affairs demands the establishment

of a plan that reflects regional cues and is appropriate for the

domestic power system. For this to occur, there must be an objective

analysis of the present situation.

2. Summary

This report first sorted domestic electricity supply and demand by

regions, then examined the status of the imbalance of regional supply

and demand of the capital and non-capital areas, as well as

associated issues, which is characterized as the northward flow of

energy transmission. The results are summarized as follows.

The biggest problem facing the present state of domestic electricity

supply and demand is that the demand within the capital area is

being met by base load plant facilities in non-capital areas due to the

lack of power-generation plants in the capital area. This means that

non-capital areas are producing surplus electricity that they won’t

use, as well as solely taking on the cost of building power plants

and the transmission facilities for the production of this surplus

iv

electricity. This regional imbalance in supply and demand ultimately

leads to civil complaints from local residents and gives rise to delays

in the construction of transmission facilities and power-generating

plants, which greatly affects the stable supply of power. In contrast,

the capital area is benefiting from the aforementioned regional

electricity imbalance. Therefore, policy measures that can resolve this

regional supply and demand imbalance are urgently needed.

Next, the report conducted a survey on domestic consumer

receptivity concerning the plan for regional differential pricing that

would relieve the imbalance in domestic electricity supply and

demand. Results show that receptivity towards the regional differential

pricing system, which would substitute the single area pricing system

currently in place, is markedly low. Average citizens perceived that it

is still premature to regionally differentiate prices, and rather argued

for lower electricity prices as compensation to areas nearby

generating facilities, because of their perception of power plants and

transmission facilities as being hazardous. Due to low awareness on

regional differential pricing and high support remaining for

single-area pricing, for regional differential pricing to be introduced,

its necessity and justifiability must be publicized widely.

Lastly, through electricity market simulations, we estimated

regional price ceilings. Results of the simulation show that, currently,

Abstract v

there isn’t a large gap between the regional price ceilings of the

capital area and non-capital areas. This suggests that currently there

is almost no difference in transmission loss and transmission

congestion between the capital area and non-capital areas, and it can

be seen that under present conditions there are almost no difficulties

in electricity demand and supply caused by power transmission

facilities. Another interpretation is that this is the result of having

constructed power transmission facilities under the national objective

of maintaining a stable power supply, rather than striving for

building an efficient power transmission network that takes the

domestic state of supply and demand into consideration. However,

continuous construction of power transmission facilities and the

utilization of newly constructed power plants are predicted due to

ongoing increases in electricity demand. Therefore, resolving disputes

with local residents will still remain as an important issue.

3. Research Results and Policy Suggestions

The implementation of regional differential pricing must be carried

out in stages, determining the time and the scope of application in

sequential order. Approximately 50% or more of domestic electricity

consumption is industrial consumption, and of the industrial

consumers, 20% of those that are classified as large customers

(30,000 kW or more) are concentrated in the Gyeonggi Province. In

vi

order to relieve the regional electricity supply and demand

imbalance, it would be appropriate to apply regional differential

pricing on large industrial customers first. Due to low receptivity, the

application of regional differential pricing system to residential and

general electricity use is expected to draw protests from the public,

but for industrial electricity usage that is provided at prices that are

substantially lower than production costs, the shock of the regional

differential pricing system should be ameliorated by applying it first

to large customers.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ··················································································· 1

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 ·····································5

1. 지역별 전력소비 및 현황 ······························································ 5

가. 지역별 전력소비량 ···································································· 5

나. 지역별 전력발전량 및 발전설비 ············································ 11

다. 지역별 전력발전량 대비 초과 소비량 ·································· 16

라. 권역별 최대부하 대비 발전설비량 ········································ 17

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 ···················································19

1. 현행 전기요금제도 현황 ······························································ 19

가. 현행 전기요금 문제점: 누진제, 용도별 교차보조 ··············· 19

나. 전기요금제 도입방향 ······························································ 22

2. 지역별 차등 전력요금 제도 현황 ··············································· 26

가. 송전손실계수 적용 ·································································· 26

3. 송전 이용요금 적용 ····································································· 28

가. 국내 송전이용요금 ·································································· 28

나. 해외 송전요금 차등 사례: 영국 ············································ 32

4. 수도권과 비수도권 등 구분에 의한 지역별 가격체제 ·············· 36

가. 송전혼잡비용 ··········································································· 38

나. 지역별 차등 도매 전력시장 모의 선행 연구 ······················· 39

ii

제4장 지역별 차등요금 설문조사 및 영향 분석 ·····························43

1. 설문조사의 필요성 및 개요 ························································ 43

가. 설문조사의 필요성 ·································································· 43

나. 설문조사의 개요 ····································································· 44

다. 표본의 특성 ············································································· 45

2. 설문조사 분석 ·············································································· 48

가. 현행 전기요금 제도에 대한 태도 ·········································· 48

나. 전력공급시설에 대한 위험 인지 ············································ 57

다. 전력 자급률에 근거한 지역별 차등요금제에 대한 태도 ····· 58

3. 차등 전력 요금제 찬반 응답 요약 ············································· 66

4. 전기 요금 차등제 수용성에 대한 계량 분석 ···························· 69

가. 분석모형 ·················································································· 69

나. 분석 자료 ················································································ 72

다. 분석 결과 ················································································ 73

라. 계량 분석 소결 ······································································· 78

5. 설문조사 결과에 대한 결론 ························································ 78

제5장 지역별 가격신호의 국내 전력수급 영향 분석 ·····················81

1. 지역별 한계가격 추정 모의 개요 ··············································· 81

2. 동절기(1월30일) 지역별 한계가격 모의 결과 ··························· 84

가. 지역별 평균 모선수요 ···························································· 84

나. 지역별 주요 시간대별 한계가격 ············································ 88

다. 지역별 일평균 한계가격 ························································ 90

차례 iii

3. 지역별 차등요금제의 국내 전력수급 영향 분석 ······················· 91

가. 전력시장 모의를 통한 수도권 전력자급율 분석 ·················· 91

나. 지역별 차등요금제의 국내 전력수급 영향 분석 ·················· 93

다. 지역별 산업용 요금 차등적용 대상 ···································· 100

제6장 결론 ··············································································· 105

참고문헌 ··················································································· 109

iv

표 차례

지역별 전력소비량 ································································· 6

지역별 전력소비비중 ····························································· 7

2014년 지역전력소비의 용도별비중 ····································· 9

2014년 용도별 전력사용량의 지역 비중 ··························· 11

지역별 발전량 ······································································ 12

지역별 발전량비중 ······························································· 13

지역별 발전설비 ·································································· 14

지역별 발전설비비중 ··························································· 15

지역별 발전량 대비 초과소비량 ········································· 17

권역별 최대전력 대비 설비량 ·········································· 18

전기요금 체계 및 현황 ······················································· 19

전기요금 원가･판매단가 및 원가회수율 현황 ··················· 21 주택용전력(저압) 전기요금표 ············································· 22

계절별･시간대별 구분 ························································· 23 전압별 요금제 전환계획(’09년) ·········································· 25

송전망 이용 요금규정 ························································· 30

송전이용요금 단가 현황(2013년) ······································· 32

영국의 발전부문 지역별 송전요금 현황 ···························· 35

영국의 수요부문 지역별 송전요금 현황 ···························· 36

전력시장 정산금 현황(2014년 말 기준) ·························· 39

2013년 Peak/Off-Peak 및 동계 Peak/Off-Peak의 LMP 비교 ···· 40

설문조사 개요 ······································································ 44

차례 v

응답자 특성 ·········································································· 47

전기요금제에 대한 태도 ····················································· 51

공급비용을 반영한 전기요금 차등에 대한 찬반(지역별) ··· 53

공급비용을 반영한 전기요금 차등에 대한 찬반(발전소 거리별) ··· 54

공급비용을 반영한 전기요금 차등에 대한 찬반(발전소 종류별) ···· 55

전력 자급률에 따른 지역별 차등 전기 요금제 지지 이유 ···· 61

전력 자급률에 따른 지역별 차등 전기 요금제 반대 이유 ···· 63

자급률에 따른 전기료 인상/인하 찬반 ······························ 64

전기요금 차등화에 대한 찬반 응답 요약 ························ 68

변수의 정의와 기초통계량 ················································ 73

전기 공급비용에 관한 차등전력 요금제의 수용성 분석

결과 ··················································································· 75

발전시설 위험도에 따른 차등전력 요금제의 수용성 분석

결과 ····················································································· 76

전력 자급률에 따른 지역별 차등전력 요금제의 수용성

분석 결과 ··········································································· 78

지역별 시간대별 모선 평균 수요 ······································· 87

지역별 시간대별 모선 평균 가격 ······································· 89

일평균 모선 가격 ································································ 91

지역별 전력수급율(‘16~’29) ············································· 93

2014년 지역별 산업용 전력 판매 단가 ··························· 96

산업용 판매단가 및 판매량 ················································ 97

수도권 산업용 전력소비 감소량(송전요금 5%) ················ 98

수도권 산업용 전력소비 감소량(송전요금 10%) ·············· 99

수도권 산업용 전력소비 감소량(송전요금 20%) ············ 100

vi

지역별 대용량 고객현황(2014년 1월 기준) ················· 101

대용량 고객 요금제 현황(2014년 1월 기준) ················· 102

산업용 고압B 요금제 고객 현황(2014년 1월 기준) ····· 103

차례 vii

그림 차례

[그림 1-1] 전국 시･도별 전력 자급률(2013년 기준) ·························· 3[그림 3-1] 전기요금 제도 발전방향 ···················································· 23

[그림 3-2] 수요관리형 선택요금제도 적용 예시 ······························· 24

[그림 3-3] 송전사업자 총괄원가 회수구조 ········································· 29

[그림 3-4] 발전 측 송전요금지역 ··················································· 33

[그림 3-5] 수요 측 송전요금지역 ······················································· 34

[그림 3-6] 지역한계가격 구성요소 ······················································ 37

[그림 4-1] 설문조사의 구성 ································································ 45

[그림 4-2] 현행 전기요금 수준에 대한 인식 ····································· 48

[그림 4-3] 향후 전기요금 변동에 대한 전망 ····································· 49

[그림 4-4] 단일 전기요금제 인지 여부 ·············································· 52

[그림 4-5] 공급비용을 반영한 전기요금 차등에 대한 찬반 ············· 52

[그림 4-6] 송전비용을 반영한 전기요금 차등화 찬반 여부 ············· 55

[그림 4-7] 송전손실을 반영한 전기요금 차등화 동의 여부 ············· 56

[그림 4-8] 배전비용을 반영한 전기요금 차등화 찬반 여부 ············· 57

[그림 4-9] 발전시설 위험을 반영한 전기요금 차등화 찬성 여부 ···· 58

[그림 4-10] 전력 자급률에 따른 전기요금 차등화 찬반 여부 ········· 59

[그림 4-11] 지역별 차등 전기요금의 지역구분의 기준 ···················· 65

[그림 4-12] 지역별 전기 요금 차등의 우선순위 ······························· 66

[그림 5-1] 시간대별 지역별 모선수요(MW) ······································ 88

[그림 5-2] 시간대별 지역별 모선가격의 합(원) ····························· 90

제1장 서론 1

제1장 서 론

지금까지 국내 에너지시스템, 특히 전력 수급체제는 중앙정부에 의

한 계획수립과 사업 집행이 주로 하향식으로 추진되어 온 측면이 강

하다. 이로 인해 지역 자체의 에너지 결정권이 일정 부분 제약되어 왔

다고 할 수 있다. 이와 같은 중앙 집중식 에너지 공급방식은 에너지를

안정적으로 공급할 수 있는 장점을 가지고 있으나 전력을 생산하고

수송하는 과정에서 환경 및 사회적 갈등을 야기하는 문제가 발생할

수 있다. 전력 생산과 소비의 이원화, 즉 수도권지역은 전력소비지역,

비수도권지역은 전력생산지역인 현실적 상황은 공급을 위한 입지 갈

등이나 송전 손실과 같은 다양한 사회적, 경제적 갈등을 유발하는 문

제점을 안고 있다.

우리나라는 현재 전력수요가 수도권에 집중돼 있는 반면, 전기를 만

드는 발전소는 수요지와 거리가 먼 지역에 위치해 있다. 때문에 수도

권으로의 장거리 전력수송을 위해 초고압 송전선로를 건설해야 하는

데, 집단민원으로 인해 신규 송전선로 건설이 한계에 부딪히고 있는

실정이다. 따라서 지역 간 전력수급 불균형 해소를 위해 지역별 전력

시장 가격 또는 송전요금 차등을 통한 지역 시장가격이나 송전요금

도입이 필요하다는 주장이 제기되고 있다.

또한, 화력이나 원자력을 통해 전기를 생산, 수도권에 공급중인 비

수도권 지방자치단체들이 '차등적 전기요금제' 도입을 촉구하는 움직

임을 본격화하고 있다. 특히 충남, 인천, 부산, 경남 등이 '비수도권의

생산, 수도권의 소비'라는 양극화 구조 속에 전력소비지와 발전소 지

2

역이 동일하게 전기요금을 부담하는 것은 불합리하다고 목소리를 높

이며 공론화 작업에 박차를 가하고 있다.

충남의 경우 “충남도내 4개 화력발전소로 인한 사회적 비용은

7,712억 원 규모로 추산되고 있으나 정부지원금은 사회적 비용의

10%에도 미치지 못한다.”며 “차등적 전기요금제가 도입되면 전력의

합리적 배분과 전기요금 현실화를 통한 에너지 절감 등의 효과를 거

둘 수 있다”고 주장하고 있다.

인천시 또한 발전소 입지지역에서 생산돼 타 지역으로 송전되는 전

기에는 차등 전기요금제를 적용해야 한다고 주장하고 있다. 이 차액을

환수해 발전소 입지지역의 환경개선 비용으로 사용할 수 있도록 관련

법을 제정해야 한다는 것이다. 인천시는 전력 생산으로 야기되는 가장

큰 문제를 환경오염이라 보고 있으며, 발전소 가동으로 인한 대기오염

물질, 발전 온배수 해양 배출, 송전선로 등 환경과 사회경제적 비용이

천문학적인데 이를 시에서 다 감당하기에는 한계가 있다는 입장이다.

전력 자급률이 100%를 넘는 도시들은 그동안 단일 전기 요금제를

지역별 차등요금제로 전환하라고 정부에 요구해 왔으며 최근 부산･경

남 시민사회도 원자력발전소와 가까울수록 전기요금을 많이 할인하는

'반값 전기료' 캠페인을 진행 중에 있다. 운동본부는 고리 원전을 기준

으로 ▷반경 5㎞(주민 1만9420명)에는 전기료의 90% ▷반경 10㎞(9

만5146명) 80% ▷반경 20㎞(68만3880명) 70% ▷반경 30㎞(182만

8147명) 50% ▷반경 50㎞(91만1891명) 30%를 각각 지원해 평균

49.7%를 지원해야 한다고 주장하고 있다. 운동본부 측은 산업용 전기

료를 OECD 평균 수준으로 인상하면 반값 전기료를 위한 재원 2859

억 원을 확보할 수 있다고 주장했다.

제1장 서론 3

[그림 1-1] 전국 시･도별 전력 자급률(2013년 기준)

자료: 전력통계정보시스템, 국제신문 2015년 1월 11일 기사 참조

국책 연구기관 또한 이와 같은 움직임에 동참하고 있다. 2014년에

발간된 한국전기연구원 보고서에 의하면 “국내 송전선로는 이미 포화

상태로서 추가로 송전탑을 건설하려면 막대한 비용이 소요된다”면서

“전기요금을 차등화하면 수도권의 발전설비 확대를 유도할 수 있다.

전력 자급률이 높은 지방은 에너지 다소비 기업이나 인구 유치에 유

리하다”고 주장하고 있다. 한국환경정책･평가연구원(KEI)도 2013년

4

펴낸 '에너지가격 개편 추진전략 연구' 보고서에서 송･배전비용을 반

영한 지역별 차등요금제 실시를 주장했다.

따라서 이러한 현재의 상황은 국내 전력시스템에 적합한 지역별 신

호 반영방안 수립을 요구하고 있으며 이를 위해서는 현재 상황에 대

한 객관적 분석이 선행될 필요가 있다.

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 5

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황

1. 지역별 전력소비 및 현황

가. 지역별 전력소비량

국내 전력소비의 추세는 지역별･도서별로 상이한 모습을 보이는 것

이 특징이다. 은 2000년부터 2014년까지의 국내 전력소비현

황 및 연평균증가율을 정리한 것으로 국내 전력소비의 연평균 증가율

은 5.05%를 기록하고 있으나 수도권의 전력소비 연평균 증가율은

4.68%, 비수도권의 연평균 증가율은 5.20%로 비수도권의 전력소비증

가율이 수도권에 비해 높은 것으로 나타났다. 도시와 비도시권의 차이

는 보다 선명하게 드러나는데, 광주를 제외한 서울, 부산 등 대도시의

전력소비 증가율은 연평균 4% 미만을 기록하며 전체 평균 증가율은

훨씬 밑도는 반면, 경기(6.22%), 충남(10.14%), 전남(5.80%) 등 대부

분의 비도시권 전력소비 증가율은 4%를 넘어서는 모습을 보이고 있

다. 특히 가장 많은 전력을 소비하는 경기지역의 전력소비량은 2014

년 전력소비량의 21.4%를 기록하였으며 높은 연평균 증가율을 보임

에 따라 수도권 전력소비 증가에 가장 큰 영향을 미치는 것으로 파악

되었다.

6

　 2000 2010 2014 연평균증가율

수도권

서울 31,395 47,295 45,019 2.61경기 43,885 93,075 102,181 6.22인천 14,195 21,828 22,578 3.37소계 89,475 162,198 169,778 4.68

비수도권

경북 24,806 41,589 46,016 4.51충남 12,236 38,809 47,295 10.14경남 17,039 31,549 33,435 4.93울산 17,236 26,516 30,115 4.07전남 14,411 25,060 31,723 5.80부산 12,409 20,264 19,981 3.46충북 10,722 19,445 22,179 5.33전북 10,592 18,949 22,297 5.46대구 10,190 14,480 14,859 2.73강원 9,146 14,848 15,778 3.97대전 5,289 8,867 9,103 3.95광주 4,279 7,860 8,197 4.75제주 1,705 3,575 4,220 6.69소계 150,060 271,811 305,199 5.20

합계 239,535 434,160 477,592 5.05

지역별 전력소비량

(단위: GWh)

자료: 전력통계시스템(EPSIS)

2000년 이후 지역별 전력소비의 비중을 를 통해 간략하게

정리하였다. 수도권의 전력소비비중은 2000년 37.4%를 기록하였으며

2014년에는 35.5%로 다소 감소하는 모습을 보였으나 평균적으로는

약 37%의 소비비중을 기록하고 있다. 수도권 내 지역별 소비비중은

경기도의 비중이 점차 높아진 반면 대도시인 서울과 인천은 소비비중

은 줄어들고 있는 형국이다. 경기도의 경우 2014년 전력소비비중은

21.4%이며 분석 기간 전체로 볼 때 20.8%의 비중을 차지하여 가장

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 7

전력소비가 높은 지역으로 기록되었다.

비수도권의 전력소비비중은 2000년 62.6%에서 2014년 63.9%로 소

폭 증가하였으며 경북, 충남, 경남 순으로 소비비중이 높은 것으로 나

타났다. 경북, 경남 등 충남을 제외한 비수도권 지역의 전력소비비중

은 2000년에 비해 2014년의 비중이 큰 차이를 보이는 지역은 없었으

나 충남의 소비비중은 2000년도 5.1%에 비해 2014년도에 9.9%를 기

록하며 크게 증가한 것으로 기록되었다.

　 2000 2010 2014 00~14년 합계

수도권

서울 13.1% 10.9% 9.4% 11.3%경기 18.3% 21.4% 21.4% 20.8%인천 5.9% 5.0% 4.7% 5.2%소계 37.4% 37.4% 35.5% 37.3%

비수도권

경북 10.4% 9.6% 9.6% 9.8%충남 5.1% 8.9% 9.9% 7.9%경남 7.1% 7.3% 7.0% 7.2%울산 7.2% 6.1% 6.3% 6.4%전남 6.0% 5.8% 6.6% 5.9%부산 5.2% 4.7% 4.2% 4.7%충북 4.5% 4.5% 4.6% 4.5%전북 4.4% 4.4% 4.7% 4.4%대구 4.3% 3.3% 3.1% 3.5%강원 3.8% 3.4% 3.3% 3.6%대전 2.2% 2.0% 1.9% 2.1%광주 1.8% 1.8% 1.7% 1.8%제주 0.7% 0.8% 0.9% 0.8%소계 62.6% 62.6% 63.9% 62.6%

연도별 합계 100% 100% 100% 100%

지역별 전력소비비중

자료: 전력통계시스템(EPSIS)

8

은 지역별로 전력소비의 용도별 비중(2014년)을 표시한 것

이다. 수도권의 경우 서비스업 용도와 산업용 용도가 각 38%, 36%를

기록하며 유사한 비중을 보이지만 수도권 내에서도 서울과 경기 및

인천의 용도별 전력소비 특징이 상이하게 나타나는 것을 주목할 필요

가 있다. 서울의 경우 전력의 서비스업 용도 사용이 59%를 차지하며

가장 높은 비중을 기록하였지만 경기･인천은 산업용 수요가 50%를

상회하는 높은 비중을 나타낸 것을 볼 수 있다.

비수도권의 경우 전반적으로 산업용 수요가 가장 높은 비중을 차지

하는 것을 알 수 있다. 특히 비수도권 지역 중 전력소비비중이 높았던

경북, 충남, 경남, 울산, 전남은 산업용 비중이 50%를 훨씬 상회하며

부산, 대구, 대전 등 주요 지방 거점 도시는 산업용 비중에 비해 서비

스업 비중이 높은 것으로 나타났다. 즉 서울로 대표될 수 있는 도시지

역은 산업용 비중에 비해 서비스업, 주거용의 비중이 상대적으로 높게

나타났으며 도시지역을 제외한 도서지역은 산업용의 비중이 매우 높

은 것을 볼 수 있다. 비수도권 전체를 고려할 경우 역시 산업용의 비

중은 56%를 기록하며 가장 높은 비중을 보였으며 서비스업, 주거용

순으로 기록되었다. 이는 수도권의 소비비중과는 상이한 결과라고 할

수 있다.

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 9

구 분2014

주거용 공공용 서비스업 산업용

수도권

서울 29% 8% 59% 5%

경기 15% 5% 29% 51%

인천 16% 4% 27% 53%

소계 20% 6% 38% 36%

비수도권

경북 7% 3% 17% 73%

충남 5% 2% 13% 80%

경남 12% 4% 24% 60%

울산 5% 1% 11% 83%

전남 7% 3% 16% 75%

부산 22% 6% 36% 37%

충북 9% 5% 20% 67%

전북 10% 4% 20% 66%

대구 20% 5% 35% 41%

강원 12% 8% 37% 44%

대전 20% 11% 40% 29%

광주 22% 6% 36% 35%

제주 15% 6% 44% 35%

소계 13% 5% 27% 56%

합 계 14% 5% 29% 52%

2014년 지역전력소비의 용도별비중

자료: 전력통계시스템(EPSIS)

10

는 용도별 전력소비의 지역별 비중(2014년)을 나타낸 것이

다. 용도별 전력소비의 지역별 비중은 주거용과 서비스업의 경우는 수

도권이 약 50%의 비중을 소비하는 것으로 나타났으며 공공용 역시

45%의 전력을 사용하였다. 수도권의 2014년 전체 전력소비량의 비중

이 35.5%임을 고려해볼 때 수도권의 주거용, 서비스업용, 공공용의

비중은 상대적으로 매우 높은 수준으로 보인다. 그러나 산업용의 경우

에는 수도권의 소비비중이 26%를 기록하며 상대적으로 낮은 수치를

기록하였다. 수도권의 산업용 소비비중에서 주목할 점은 서울 및 인천

은 그 비중이 그리 높지 않지만 경기도는 전체 소비비중의 20%를 차

지하며 매우 높은 비중을 보인다는 점이다. 2014년 전체 전력소비 중

산업용이 약 50%를 차지하는 점에 비춰볼 때 경기도의 산업용 비중

은 전체 전력소비 비중의 약 10% 정도를 기록하는 것으로 유추해 볼

수 있다. 결론적으로 수도권의 전력소비 집중 및 북상조류의 원인은

국내 인구 구성비에 따른 주거용 및 서비스업용의 높은 소비에서 기

인하고 있지만 한편으로는 경기도에 집중된 산업용 소비도 수도권 전

력소비 집중의 원인으로 볼 수 있다. 산업용 소비만 고려했을 경우에

도 경기도는 국내에서 가장 많은 산업용 전기를 소비하는 지역으로

나타나 경기도의 산업용 전력수요 집중이 심각함을 유추할 수 있다.

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 11

구 분2014

주거용 공공용 서비스업 산업용

수도권

서울 21% 17% 21% 1%경기 24% 24% 23% 20%인천 6% 4% 5% 5%소계 51% 45% 49% 26%

비수도권

경북 5% 7% 6% 13%충남 4% 5% 5% 14%경남 6% 6% 6% 8%울산 2% 2% 3% 9%전남 3% 4% 4% 9%부산 7% 5% 6% 3%충북 3% 5% 3% 6%전북 4% 4% 4% 6%대구 5% 3% 4% 2%강원 3% 6% 4% 3%대전 3% 5% 3% 1%광주 3% 2% 2% 1%제주 1% 1% 1% 1%세종 0% 1% 0% 1%개성 0% 0% 0% 0%소계 49% 55% 51% 74%

합 계 100% 100% 100% 100%

2014년 용도별 전력사용량의 지역 비중

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

나. 지역별 전력발전량 및 발전설비

국내 전력수급체제는 발전설비가 집중된 비수도권의 전력을 발전설

비가 부족한 북쪽의 수도권으로 융통하는 북상조류의 특징을 가지고

있다. 와 는 각각 지역별 전력발전량과 전력발전량

비중을 나타낸 것이다. 국내발전량은 분석 기간 중 연평균 4.87% 증

12

가하였으며 수도권의 전력발전량 연평균증가율은 9.49%로 비수도권

의 전력발전량 연평균증가율 3.92%에 비해 월등히 높은 것으로 분석

되었다. 특히 인천지역의 발전량의 연평균 12.28% 증가하며 수도권의

발전량 증가세를 주도하였다.

　 2002 2010 2013연평균

증가율

수도권

서울 1,075 1,546 2,184 6.65경기 18,144 22,204 30,310 4.78인천 22,608 62,767 80,861 12.28소계 41,828 86,517 113,355 9.49

비수도권

경북 52,705 70,622 68,716 2.44충남 69,837 118,272 121,230 5.14경남 49,638 62,568 68,300 2.94울산 10,570 10,150 14,049 2.62전남 46,273 68,153 67,705 3.52부산 26,626 40,886 38,074 3.30충북 971 1,150 1,285 2.58전북 1,253 4,295 7,928 18.26대구 122 147 302 8.60강원 4,934 8,935 12,206 8.58대전 214 196 232 0.73광주 0 38 582 -제주 1,505 2,734 3,182 7.04소계 264,646 388,143 403,792 3.92

합계 306,474 474,660 517,148 4.87

지역별 발전량

(단위: GWh)

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 13

이는 에서 볼 수 있듯이 수도권의 발전비중의 증가로 이어

져 2002년 수도권의 발전비중은 13.6%에서 2013년에는 21.9%로 증가

하였다. 반면 비수도권의 전력발전량은 분석 기간 동안 3.92% 증가세

를 기록하여 전국 평균에 비해 낮은 수치를 보였으며 발전비중의 하락

으로 이어져 2002년 86.4%에서 2013년 78.1%로 감소하였다. 수도권의

전력발전비중이 증가 추세이기는 하나 여전히 국내 발전량은 비수도권, 특

히 충남(23.4%), 경북(13.3%), 경남(13.2%), 전남(13.1%) 지역에 집중되어

있음을 알 수 있으며 대도시권의 발전량은 극히 미미하여 부산, 인천을 제

외한 서울, 대구, 대전, 광주 등은 1% 미만의 발전량을 보이고 있다.

　 2002 2010 2013

수도권

서울 0.4% 0.3% 0.4%경기 5.9% 4.7% 5.9%인천 7.4% 13.2% 15.6%소계 13.6% 18.2% 21.9%

비수도권

경북 17.2% 14.9% 13.3%충남 22.8% 24.9% 23.4%경남 16.2% 13.2% 13.2%울산 3.4% 2.1% 2.7%전남 15.1% 14.4% 13.1%부산 8.7% 8.6% 7.4%충북 0.3% 0.2% 0.2%전북 0.4% 0.9% 1.5%대구 0.0% 0.0% 0.1%강원 1.6% 1.9% 2.4%대전 0.1% 0.0% 0.0%광주 0.0% 0.0% 0.1%제주 0.5% 0.6% 0.6%소계 86.4% 81.8% 78.1%

합계 100% 100% 100%

지역별 발전량비중

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

14

지역별 발전설비의 차이는 지역별 발전량의 차이와 같은 맥락에서

설명될 수 있다. 과 은 지역별 발전 설비량과 발전

설비비중을 나타낸 것이다. 2014년 기준 전국 발전 설비는 93,216M

W를 기록하였으며 수도권은 26,204MW, 비수도권은 67,012MW의

발전설비가 있는 것으로 파악되었다.

　 2002 2005 2010 2014

수도권

서울 459 459 465 517 경기 5,411 5,412 6,125 11,757 인천 6,714 8,809 10,688 13,930 소계 12,584 14,680 17,278 26,204

비수도권

경북 6,930 8,982 9,781 12,448 충남 11,211 11,712 16,159 17,247 경남 7,700 7,701 8,745 8,913 울산 3,400 3,401 3,403 3,283 전남 6,967 7,526 9,091 10,197 부산 4,062 4,964 4,968 7,059 충북 569 571 585 667 전북 761 701 1,744 2,090 대구 44 116 130 529 강원 1,226 1,260 3,250 3,387 대전 2 3 10 147 광주 91 91 92 151 제주 505 550 842 893 소계 43,469 47,578 58,800 67,012

합계 56,053 62,258 76,078 93,216

지역별 발전설비

(단위: MW)

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 15

지역별 발전설비는 수도권의 경기 및 인천과 비수도권의 경북, 충

남, 전남지역에 집중되어 있는데 수도권의 발전설비 중에는 기저설비

인 원자력과 화력발전의 비중은 매우 낮고 주로 가스를 이용하는 복

합화력의 비중이 높은 편이나 비수도권은 발전설비 중 기저설비인 원

자력과 화력발전이 대부분을 차지한다.

　 2002 2005 2010 2014

수도권

서울 0.8% 0.7% 0.6% 0.6%경기 9.7% 8.7% 8.1% 12.6%인천 12.0% 14.1% 14.0% 14.9%소계 22.4% 23.6% 22.7% 28.1%

비수도권

경북 12.4% 14.4% 12.9% 13.4%충남 20.0% 18.8% 21.2% 18.5%경남 13.7% 12.4% 11.5% 9.6%울산 6.1% 5.5% 4.5% 3.5%전남 12.4% 12.1% 11.9% 10.9%부산 7.2% 8.0% 6.5% 7.6%충북 1.0% 0.9% 0.8% 0.7%전북 1.4% 1.1% 2.3% 2.2%대구 0.1% 0.2% 0.2% 0.6%강원 2.2% 2.0% 4.3% 3.6%대전 0.0% 0.0% 0.0% 0.2%광주 0.2% 0.1% 0.1% 0.2%제주 0.9% 0.9% 1.1% 1.0%소계 77.6% 76.4% 77.3% 71.9%

합계 100% 100% 100% 100%

지역별 발전설비비중

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

16

이와 같은 국내 발전설비의 특징은 지역별 발전설비 비중과 발전량

비중의 차이를 가져온다. 2014년 수도권의 발전설비 비중은 28.1%,

비수도권의 비중은 71.9%로 나타났으나 발전량의 비중은 비수도권이

약 80%를 상회하는 것으로 기록되어 발전원별 비중의 차이를 반영하

고 있다. 발전설비비중이 높은 지역의 특징은 원자력 및 화력 설비가

집중되어 있다는 것으로 충남(18.5%)이 발전설비를 가장 많이 가지고

있는 지역으로 파악되었고 인천, 경북, 전남의 순으로 발전설비를 많

이 가지고 있다.

다. 지역별 전력발전량 대비 초과 소비량

앞서 언급했던 국내 전력소비량 및 발전량, 발전설비(발전원별설비)

의 지역별 불균형은 결국 지역별 수급불균형으로 나타날 수밖에 없는

실정이다. 수도권은 수요에 비해 발전설비가 부족한 관계로 발전량에

비해 수요량이 초과하며 반대로 비수도권은 발전량이 수요량을 초과

하여 잉여발전량이 발생한다. 는 지역별 발전량 대비 초과

소비량을 정리한 것으로 지역별 소비량에서 발전량을 뺀 전력소비량

을 의미하며 양(+)의 수치는 초과소비량을 의미하고 음(-)의 수치는

잉여 발전량을 의미한다.

지역별 초과 전력소비량은 가장 높은 지역은 경기이며 두 번째로

높은 지역 역시 서울로 기록되었다. 비록 인천지역은 소비량에 비해

발전량이 많아 잉여발전량을 가지고 있는 것으로 나타났지만 수도권

전체로 보면 2013년 기준으로 58,100GWh의 초과 전력소비량이 있는

것으로 기록되었다. 비수도권은 발전설비가 집중된 경북, 충남, 경남

등에서 많은 잉여발전량이 발생하여 2013년 기준 100,399GWh의 잉

여발전량을 기록하였다.

제2장 국내 지역별 전력소비 및 발전 현황 17

　 2002 2010 2013

수도권

서울 33,807 45,749 44,371 경기 35,765 70,871 71,917 인천 (6,508) (40,940) (58,188)소계 63,064 75,681 58,100

비수도권

경북 (24,415) (29,033) (23,272)충남 (54,389) (79,462) (75,763)경남 (29,494) (31,018) (34,770)울산 8,256 16,366 15,944 전남 (30,196) (43,093) (37,403)부산 (12,356) (20,622) (17,710)충북 11,714 18,295 20,380 전북 10,767 14,654 13,781 대구 11,098 14,333 14,778 강원 6,172 5,913 3,588 대전 5,997 8,672 8,993 광주 5,091 7,822 7,692 제주 670 841 913 소계 (91,086) (116,181) (100,399)

지역별 발전량 대비 초과소비량

(단위: GWh)

자료: 전력통계정보시스템(EPSIS)

라. 권역별 최대부하 대비 발전설비량

에서는 권역별 최대부하 대비 발전설비량을 나타낸 것이

다. 수요 대비 발전설비가 부족한 수도권 지역에서는 앞서 언급했듯이

초과소비량이 발생하는 것처럼 최대 부하 역시 권역의 발전설비량을

웃도는 것으로 나타났다. 수도권의 경우, 지난 3년을 기준으로 볼 때

18

최대부하는 하절기와 동절기 관계없이 설비량에 비해 약 1.5배 정도

크게 기록되었으며 비수도권의 경우에는 설비량 대비 최대부하의 크

기는 약 55% 수준이었다. 최대부하시점에서의 각 지역별 설비 예비율

을 크게 차이를 보이며 수도권의 부족한 설비예비율을 비수도권의 넉

넉한 설비 예비율로 보충하는 형태를 보인다.

구분수도권 비수도권

최대전력설비량

최대전력설비량

년도 하계 동계 하계 동계

2012 29,482 31,137 19,472 44,809 45,385 81,806 2013 30,123 31,551 21,432 48,224 48,161 86,969 2014 30,586 32,062 26,204 49,742 48,907 93,216

권역별 최대전력 대비 설비량

(단위: MW)

자료: 제6차 장기 송배전설비계획, 2013 제7차 전력수급기본계획, 2015

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 19

구분 대상 요금체계판매단가*(원/kWh)

주택용

주거용, 계약전력 3kW이하, 독신자합숙소(기숙사 포함)나

집단주거용 사회복지시설, 주거용 오피스텔

6단계 누진요금제 127.02

교육용

유아교육법, 초･중등교육법, 고등교육법에 따른 학교,

도서관법에 따른 도서관, 박물관 및 미술관진흥법에 따른

박물관･미술관

계절별 차등

(6~8월 고율)1,000kW이상 시간대별 차등

115.99

전기요금 체계 및 현황

제3장 지역별 차등 전력요금 정책

1. 현행 전기요금제도 현황

가. 현행 전기요금 문제점: 누진제, 용도별 교차보조

1) 용도별 전기요금체계 현황 및 문제점

현재 우리나라 전기요금은 6개로 구분(주택용, 교육용, 산업용, 농사

용, 가로등, 일반용)된 용도별 차등요금제로 운영된다.

각 용도별로 부하 패턴의 차이에 따라 발생하는 공급원가의 차이를

반영하기 위하여 부하패턴이 유사한 소비부문별로 구분하며 저소득

층･농어민 보호, 에너지 절약, 산업경쟁력 제고 등 정책적 교차보조를

통하여 국가의 정책요인을 반영한다.

20

구분 대상 요금체계판매단가*(원/kWh)

산업용한국표준산업분류상 광업, 제조업

고객

계절별 차등

(6~8월 고율)300kW이상 시간대별

차등

100.70

농사용

양곡 생산을 위한 양수, 배수펌프 및 수문조작, 농사용 육모 또는 전조재배, 농작물재배, 축산, 양잠, 수산물 양식업

단일요금(농사용(갑), 농사용(을)저압)농사용(을)고압 계절별 차등

45.51

가로등

일반 공중의 편익을 위한

도로･교량･공원 등의 조명용

전등, 교통신호등, 도로 표시등, 해공로 표시등 및 기타 이에

준하는 전등

단일요금 107.33

일반용 상기 요금종별 이외의 고객

계절별 차등(6~8월 고율)

300kW이상 시간대별 차등

121.89

* 한국전력공사 사이버지점 전기요금표 (http://cyber.kepco.co.kr/ckepco/)* 2013년 기준 자료

2013년 현재 모든 용도에서 원가 이하의 요금을 적용하고 있으며,

전기를 많이 사용할수록 보조를 받는 규모가 증가하는 상황이다. 주택

용, 일반용은 단순히 전기를 소비하는 용도로 보아 에너지 절약을 유

도하기 위하여 상대적으로 높은 요금을 부과하며 산업용, 농사용은 해

당 산업의 경쟁력 제고를 위하여, 가로등, 교육용은 공공 목적으로 예

산 부담을 고려하여 상대적으로 낮은 요금을 부과한다.

그리고 발전연료 가격의 급등과 같은 가격 인상요인이 소비자 요금

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 21

에 반영되지 않으면서 95.1%의 원가회수율을 기록하고 있으며 용도

간 교차보조는 수용가 간 형평성을 저해하고, 자원배분의 왜곡을 일으

켜 소매경쟁 확대에 걸림돌로 작용한다.

구분

2012년 2013년

총괄원가

(원/kWh)판매단가

(원/kWh)원가

회수율(%)총괄원가

(원/kWh)판매단가

(원/kWh)원가

회수율(%)

주택용 143.64 123.69 86.1 141.70 127.02 89.6

일반용 121.04 112.43 92.9 122.28 121.89 99.7

교육용 124.99 108.84 87.1 123.07 115.99 94.2

산업용 103.78 92.83 89.5 102.89 100.70 97.9

농사용 132.93 42.90 32.3 129.79 45.51 35.1

가로등 119.67 98.89 82.6 122.25 107.33 87.8

심야전력 92.45 58.65 63.4 86.48 63.52 73.5

종합 113.94 100.67 88.8 113.13 107.64 95.1

전기요금 원가･판매단가 및 원가회수율 현황

자료: 한국전력공사 내부자료 활용에 따른 출처생략

22

2) 주택용 전력요금 누진제 현황 및 문제점

주택용 전력요금의 경우 100kWh 단위로 6단계, 최저와 최고 간의

누진율 11.7배로 운영되며 이것은 소비자의 에너지절약과 저소득층

보호를 목적으로 오일쇼크(1973년) 이후 시행되었다.

전기사용량은 소득보다는 가족 구성원 수에 따라 결정되면서 저소

득층 지원이라는 당초 목적이 퇴색된 실정이다. 또한 어린이나 노인이

있는 가구의 사용량이 상대적으로 높으며, 기초생활수급자의 월평균

전력사용량은 203kWh로 일반 가구의 85% 수준(’10년 기준)이다.

기본요금 (원/호) 전력량요금 (원/kWh)100kWh이하 사용 410 처음 100kWh까지 60.7101~200kWh 사용 910 다음 100kWh까지 125.9201~300kWh 사용 1,600 다음 100kWh까지 187.9301~400kWh 사용 3,850 다음 100kWh까지 280.6401~500kWh 사용 7,300 다음 100kWh까지 417.7500kWh 초과 사용 12,940 500kWh 초과 709.5

주택용전력(저압) 전기요금표

자료: 한국전력공사 사이버지점 전기요금표 (http://cyber.kepco.co.kr/ckepco/)

나. 전기요금제 도입방향

1) 다양한 선택형 요금제의 도입

가격신호에 따른 소비패턴 변화를 유도하기 위하여 소비자의 요금

제도 선택권을 확대하는 방향으로 변경하였다.

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 23

[그림 3-1] 전기요금 제도 발전방향

자료: 한국전력공사 내부자료 활용에 따른 출처 생략

계절별･시간대별 차등요금제는 전력소비가 많은 계절(여름, 겨울)과

시간대(최대부하)에 높은 요금을 적용하고, 전력소비가 적은 계절(봄,

가을)과 시간대(경부하, 중간부하)에 낮은 요금을 적용한다. 이는 전력

수요 크기에 따라 발생하는 계절별 시간대별 공급원가 차이를 반영하

기 위함이다.

전기요금 가격기능에 의한 수요관리 강화로 전력수급 안정에 기여

할 것으로 기대되며 수요관리를 통한 신규 투자비 절감 및 자원이용

의 합리화를 도모한다.

구분여름

(6~8월)봄･가을

(3~5월, 9~10월)겨울

(11~2월)경부하 시간 23:00~09:00 23:00~09:00 23:00~09:00

중간부하 시간09:00~10:0012:00~13:0017:00~23:00

09:00~10:0012:00~13:0017:00~23:00

09:00~10:0012:00~17:0020:00~22:00

최대부하 시간10:00~12:0013:00~17:00

10:00~12:0013:00~17:00

10:00~12:0017:00~20:0022:00~23:00

계절별･시간대별 구분

자료: 한국전력공사 사이버지점 전기요금표 (http://cyber.kepco.co.kr/ckepco/)

24

수요관리형 선택요금제는 전력수요가 높은 시간대에 계약수용가에

게 전력회사가 피크수준의 전력가격을 사전에 공지하고 시행한다. 일

반용(을), 산업용(을) 고압A를 대상으로 피크일 최대부하시간대 단가

를 3.3~3.4배 수준으로 부과하고, 그 외의 시간대에는 할인된 요금을

적용한다. 전체 대상고객 8.6만호 중 ’15년 5월 현재 170호가 수요관

리형 선택요금제에 가입하였다. 예비력 5백만kW 미만시 시행하며, 피

크일은 10일을 기준으로 3일 이내에서 가감이 가능하다.

동계(1~2월)

하계(7~8월)

[그림 3-2] 수요관리형 선택요금제도 적용 예시

자료: 한국전력공사 내부자료 활용에 따른 출처 생략

또한 향후 전력공급 원가를 반영하여 시간대별 요금이 변동되는 실

시간요금제를 시행할 계획이다.

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 25

이러한 실시간요금제는 소매시장 가격에 대한 자발적인 수요반응을

유도하여 전력시장의 효율성을 높이고, 스마트그리드 구축, 수요자원

시장 도입 등 에너지신산업 정착을 위한 필수 요소로 평가된다.

2) 전압별 요금체계의 도입

중장기적으로 종별 요금 격차 완화 후 전압별(접속지점별) 요금체계

로 개편을 추진할 필요가 있다. 발전, 송･배전 분리 이후 각 부문의

서비스 가격이 별도의 원리에 의해 책정되는 기능별 분리가격제하에

서 공급비용 결정에 가장 중요한 요인은 접속지점이라 할 수 있다.

비용 배분의 객관성이 높은 접속 지점에 따라 일차적으로 수용가

그룹을 구분하는 전압별/부하패턴별 요금제로 이행이 필요하며 원가

차이 영향이 큰 전압을 기준으로 종별을 구분하고, 공급 원가를 산정

하여 요금을 적용하므로 원가를 반영하는 요금제도가 될 수 있다. 용

도별 구분을 전환하면서 용도별 요금제도에서 나타나는 교차보조를

축소하는 효과도 가져올 것이다. 따라서 이를 통해 향후 소매자유화

확대에 따른 경쟁수용가로 전환 시 요금제도의 변화를 최소화할 것으

로 기대된다.

[현행] 용도별 요금제

⇒

[개선] 전압별 요금제일반용(저압, 고압A, 고압B) 저압 380V이하교육용(저압, 고압A, 고압B)

고압

22.9kV(A)

산업용(저압, 고압A, 고압B, 고압C)154kV(B)345kV(C)

전압별 요금제 전환계획(’09년)

자료: 한국전력공사 내부자료(활용에 따른 출처 생략)

26

제도변경에 따른 각 용도별 수용가의 충격을 최소화할 수 있도록

단계별 추진이 필요한 실정이다. 단기적으로는 일반용, 산업용(갑)은

종별 요금격차 축소 후 통합하고 중기적으로 교육용은 계절별･시간대

별 요금제 확대 및 단계적 요금인상 후 통합한다. 또한 장기적으로 농

사용(을)은 총괄원가 수준까지 단계적 인상 후 통합하는 것으로 방향

을 설정하였다.

앞서 언급한 바와 같이 다양한 선택형 전기요금제가 도입되어 가격

신호에 따른 소비패턴 변화를 유도하고 있으나 지역별 발전량과 사용

량의 차이에서 초래되는 수급불균형을 개선할 수 있는 지역별 차등신

호를 반영한 전기요금제도는 아직 도입되지 않은 실정이다.

2. 지역별 차등 전력요금 제도 현황

가. 송전손실계수 적용

2004년 6월 노사정위원회의 권고에 따른 배전분할중단은 한시적 운

영을 목적으로 개설된 발전경쟁 전력시장에 대해 제도개선을 요구한

다. 이는 발전경쟁시장에서 도매경쟁시장으로의 이행이 중단되며, 판

매부문에 대한 경쟁도입 없이 발전부문의 경쟁만이 계속됨을 의미하

기 때문이다.

또 지속적인 연료비 상승, 공급 예비율 저하 및 신재생에너지 발전

사업자, 구역전기사업자 등 다양한 전기사업자의 출현 등 전력시장을

둘러싼 환경도 크게 변화했다.

따라서 이러한 대외적 변화와 도매경쟁시장의 도입 중단을 반영해

기존의 발전경쟁 체제에서 전력시장의 경쟁요소를 강화해야 할 필요

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 27

성이 더욱 더 증가하였다.

이를 반영하여 개발된 경쟁요소 중 하나가 2007년부터 전력시장에

도입된 한계송전손실계수(TLF)1)이다.

에너지가격에 한계송전손실계수를 반영하면, 각 발전기가 생산하는

전력에 정확한 가치가 부여되어 전력시장 및 계통의 효율적 운영을

가져올 수 있으며 신규 발전설비투자에 대한 지리적 신호를 주게 되

어 실제 수요인접지역에의 발전설비 건설유인으로 작용한다.

현행 전력시장에서 한계송전손실이 반영되는 과정을 간략하게 살펴

보면 다음과 같다.

한계손실계수를 반영하여 계통한계가격(SMP)산출을 위한 발전기별

발전가격을 산출하고, 계통한계가격(SMP)에 한계손실계수를 곱한 시

장가격(MP)을 발전기별 전력량 정산 시에 적용하여 수요지역에 인접

한 발전기가 유리하도록 전력시장이 설계된다.

현재 한계송전손실계수는 전력도매시장이 받는 충격을 완화하기 위

하여 한계송전손실계수에 송전손실완화계수를 적용하였으며 2007년

10%의 적용수준을 시작으로 10년 동안 단계적으로 적용하였다. 처음

적용되었던 2007년부터 매년 10%씩 증가시켜 왔으며 2015년에는

90% 수준으로 적용되어 2016년 이후부터는 한계송전손실계수가

100% 적용될 예정이다.

1) 한계송전손실계수(限界送電損失係數, Marginal Transmission Loss Factor)는 전계통을 통한 전력수송 과정에서 송변전 설비에 의해 손실되는 에너지인 손실전력량을 한계값으로 계량화한 수치로서 어느 송전접속점에서의 단위 부하 증가에 대한 기준모선에서의 추가적인 전력증가량의 비율을 말한다. 전력시스템에서 송전손실을 책임지우기 위하여 계량지점에서 발전사업자와 전력구매자에게 계량된 전력량에 적용되는 계수이다. 거래비용은 계량전력량 ×(1＋TLF)으로 계산되며 송전망에 직접 연결된 경우 한계송전손실계수는 각 지점별로 송전손실 계수가 산정되며, 계통운전조건에 따라 시간대별로 그 값이 변화하므로, 적용은 매시간 별도로 계산하지 않고 연평균 개념으로 산출한다.

28

한계송전손실계수제도 도입 이후 계통 운영 결과를 살펴보면 전력

거래량에서 수요 집중 지역에 인접한 발전기가 생산한 전력이 전체

거래량에서 차지하는 비율이 한계송전손실제도를 도입하기 전인 2006

년 약 26%에서 도입 해인 2007년에 약 28%, 2008년에는 약 35%로

급증했다.

지금까지의 계통운영결과는 장기적으로 수요 집중 지역에의 발전설

비 건설 유인을 통한 사회적 비용의 최소화라는 한계송전손실계수 도

입 목적에 부합하는 것으로 판단된다.

그럼에도 불구하고 송전손실계수를 이용한 지역별 차등효과는 그

차이가 미미하여 지역별로 차별화된 가격신호를 주기에는 부족하다고

볼 수 있다. 이는 효과적인 지역별 가격차등신호에 대한 다른 방안의

연구가 절실한 실정이다.

3. 송전 이용요금 적용

가. 국내 송전이용요금

현재 국내 전력시장(변동비반영발전시장)의 가격체계는 단일가격체

제로 無송전망제약을 가정한 시장가격 결정방식으로 1개의 모선에 모

든 발전기 및 부하가 접속되어 있다고 가정하는 것이다. 이 방식에서

는 국지적 발생 제약(과도안정도 제약, 변압기 및 송전선로 과부하 등

송변전설비 제약)은 반영하지 못하고, 주파수와 같이 계통전체에서 나

타나는 것만 반영이 가능하다. 이론적으로는 모든 제약을 반영한 모선

별 가격체제가 사회적 잉여를 극대화하는 최적 가격체제일 것이나 현

재 국내 전력시장에는 적용되지 않는다.

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 29

국내 송전요금은 송전사업자의 연간 필요수입금액(총괄원가)을 산

정한 후 발전 측과 수요 측이 균등하게 부담하는 것을 비용부담의 원

칙으로 하고 있으며 발전 측과 수요 측 모두 사용요금과 기본요금을

각각 25%씩 부과하도록 설계되어 있다. 기본요금은 전국이 동일하게

단위용량당 균등부과를 하도록 되어 있으며 사용요금은 선로별 이용

비중에 따라 지역별로 차등부과하는 것을 원칙으로 하고 있다.

[그림 3-3] 송전사업자 총괄원가 회수구조

자료: 전력계통의 효율적 운영을 위한 합리적 가격신호 제공방안 연구, p.133, 한국

전기연구원(2014)

지역별 차등요금제는 발전부문 뿐만 아니라 수요부문도 전기요금에

차이를 두는 것이다. 발전소에서 멀리 떨어진 소비자가 높은 요금을

부담하며 이와 같은 요금의 차등은 주로 송배전망 이용요금에서 발생

할 것이다. 비수도권의 잉여발전량으로 수도권의 초과수요량을 보전

하는 현재의 상황에서는 발전측면에서는 잉여발전량, 수요 측에서는

초과수요량에 대해 송전이용요금을 차등하여 부과할 필요가 있다. 발

30

전 측에서의 송전이용요금은 송전거리가 긴 비수도권의 발전소가 송

전거리가 짧은 수도권의 발전소에 비해 높아야 하며 수요 측에서는

수요량이 발전량을 초과하는 수도권의 송전이용요금이 잉여발전을 하

여 수도권으로 송전하는 비수도권에 비해 높아야 할 것이다. 위와 같

은 요금부과방식은 비용 유발자 부담원칙에 부합하는 방식일 것이다.

구분 발전 측 수요 측

기본요금단가

(원/Kw/월)전국단일 902.1 921.9

사용요금단가

(원/kWh)

수도권북부 0.82.84

수도권남부 1.64비수도권 1.97 1.70제주 0.75 8.42

송전망 이용 요금규정

자료: 송･배전용 전기설비 이용규정 별표1 송전이용요금표, 한국전력공사(2013)

2013년에 발표된 송전망이용 요금규정( 참조)을 살펴보면

발전 측과 수요 측의 송전망 이용요금을 구분하여 다르게 부과함을

알 수 있다. 기본요금은 발전 측과 수요 측 모두 전국 단일요금으로

부과하고 있으나 사용요금의 경우에는 우리나라 전역을 4개 지역으로

구분해 지역 간의 차등을 둔다. 발전측은 요금이 가장 저렴한 수도권

북부(0.8원/kWh)와 요금이 가장 비싼 비수도권(1.97원/kWh)의 차이가

1.17원이다. 국내 발전량 및 발전설비 현황을 볼 때 발전 측에서는 비

수도권이 수도권에 비해 월등히 송전설비 이용률이 높을 것이며 발전

설비가 없어 송전설비 이용이 적을 것이다. 발전 측에 대한 송전이용

요금을 송전설비 이용 정도에 따라 차등을 둔 것과 같이 수요 측에도

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 31

송전설비 이용률에 따라 수도권이 비수도권에 비해 높게 설정된 것을

볼 수 있다. 수도권은 2.84원/kWh으로 비수도권(1.7원/kWh)에 비해

1.14원 높게 책정되어 발전 측의 수도권과 비수도권의 요금차이와 유

사한 수준으로 책정된 것을 알 수 있다. 그러나 현재 지역적 차등 송

전요금 부과의 제도 운영은 실질적으로 이루어지지 않고 있는 실정이

다. 발전 측에 송전요금 부과는 유예되고 있으며 수요 측에도 지역적

차등을 두는 것이 아니라 일괄 배분된다.

은 2008년과 2013년의 송전이용요금 단가 현황을 정리한

것이다. 괄호 안에 있는 숫자는 2008년의 송전이용요금단가를 의미한

다. 현행 송전이용요금은 총괄원가 증가율 대비 발전/부하 증가율이

높아짐에 따라 전반적으로 송전이용요금 단가는 하락하는 추세에 있

는 것이 특징이라고 할 수 있다. 이는 사용요금을 통한 지역차등 폭

또한 점차 감소함을 의미하여 지역별 차등 가격신호도 이에 따라 약

화될 것이다. 즉 현행 송전이용요금 산정방법에서 추산되는 송전요금

단가는 지역별 가격차등신호로 사용되기에는 그 신호가 매우 미약하

며 지역별 차등신호의 효과를 강화할 수 있는 요금산정 및 검증이 필

요하다.

32

구분 발전 측 수요 측기본요금단가

(원/Kw/월) 전국단일757.33(862)

607.37(876.6)

사용요금단가 (원/kWh)

수도권북부1.33

(1.13) 1.80(2.79)

수도권남부1.47

(1.91)

비수도권1.56

(1.81)1.31

(1.62)

제주0.88

(1.13)2.31

(8.69)

송전이용요금 단가 현황(2013년)

자료: 전력계통의 효율적 운영을 위한 합리적 가격신호 제공방안 연구, p.234, 한국전기연구원(2014) 괄호 안의 숫자는 2008년 송전이용요금 단가임.

나. 해외 송전요금 차등 사례: 영국

영국 송전의 특징은 전체 수요의 50%가 런던을 중심으로 한 남부에

위치하고 있으나 저렴한 발전원의 대부분은 북부에 위치하여 국내송

전현황의 북상조류와 유사한 남하조류 현상이 심화된 것이라고 하겠

다. 북부의 발전량 증가는 북에서 남으로의 조류를 한층 더 증대시켜

전압강하와 손실의 증대를 초래하며 송전설비를 더욱 증강시켜야 하

는 상황을 야기한다. 영국의 송전선 사용요금에는 이러한 요소가 반영

되어 발전 측 요금은 북부에 매우 높고 반대로 남부는 마이너스(-) 가

격이 설정되어 있으며, 수요 측 요금은 이와 반대의 형태를 띠고 있는

것이 특징이다.

영국의 송전요금은 크게 접속료와 이용료로 구성된다. 접속료는 개

별 사용자가 송전계통에 접속하기 위한 설비의 건설 및 운영에 관한

비용을 회수하기 위해 부과하는 요금이며, 이용료는 기간송전계통의

건설 및 운영비를 회수하기 위해 부과하는 요금으로써 발전 측과 수

요 측 분담비율은 27:73정도로 구성된다. 앞서 언급하였듯이 계통구성

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 33

상 북부에서 남부로 전력조류가 형성되므로, 발전 측 이용료는 북부에

서 높고 남부에서는 낮은 27개 지역별 요금(+에서 -까지)이, 그리고

수요 측 이용료는 북부가 낮고 남부가 높은 14개 지역별 요금(+에서

0 까지)이 적용되어 지역별 차등신호를 제공한다.

[그림 3-4] 발전 측 송전요금지역

자료: The Statement of Use of System Charges p.19, National Grid(UK), (2015)

34

[그림 3-5] 수요 측 송전요금지역

자료: The Statement of Use of System Charges p.20, National Grid(UK), (2015)

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 35

1st April 2015.

Zone Zone NameTariff

(£/kW)

1 North Scotland 25.546023

2 East Aberdeenshire 21.08472

3 Western Highlands 23.455451

4 Skye and Lochalsh 28.869531

5 Eastern Grampian and Tayside 22.214915

6 Central Grampian 21.644276

7 Argyll 22.890024

8 The Trossachs 18.031264

9 Stirlingshire and Fife 17.153323

10 South West Scotland 15.825072

11 Lothian and Borders 13.372687

12 Solway and Cheviot 11.621553

13 North East England 8.600036

14 North Lancashire and The Lakes 7.730613

15 South Lancashire, Yorkshire and Humber 6.258567

16 North Midlands and North Wales 4.890027

17 South Lincolnshire and North Norfolk 2.974367

18 Mid Wales and The Midlands 2.089218

19 Anglesey and Snowdon 7.684625

20 Pembrokeshire 5.933831

21 South Wales 3.308849

22 Costwold 0.207391

23 Central London -5.212171

24 Essex and Kent -0.745812

25 Oxfordshire, Surrey and Sussex -2.553608

26 Somerset and Wessex -3.944445

27 West Devon and Cornwall -5.804749

영국의 발전부문 지역별 송전요금 현황

자료: The Statement of Use of System Charges p.7, National Grid(UK), (2015)

36

1st April 2015.

Demand Zone Zone AreaDemand Tariff

(£/kW)

Energy Consumption Tariff

(p/kWh)

1 Northern Scotland 23.469195 3.388532

2 Southern Scotland 26.78932 3.55974

3 Northern 32.617844 4.28.661

4 North West 35.683316 4.874799

5 Yorkshire 36.28769 5.185476

6 N Wales & Mersey 35.62077 5.679363

7 East Midlands 39.066214 5.234958

8 Midlands 39.629994 5.487374

9 Eastern 41.176427 5.539798

10 South Wales 37.608777 5.245539

11 South East 43.738784 5.808134

12 London 46.237472 6.011081

13 Southern 44.786928 6.088292

14 South Western 43.979049 5.807268

영국의 수요부문 지역별 송전요금 현황

자료: The Statement of Use of System Charges p.20, National Grid(UK), (2015)

4. 수도권과 비수도권 등 구분에 의한 지역별 가격체제

앞서 언급했듯이 수도권과 비수도권의 현저한 수급불균형이 존재함

에도 불구하고 현행 전기요금체계는 전국 단일 요금(제주 제외)으로

부과된다. 일반적으로는 현재 계통상황에서 송전혼잡과 송전손실의

영향을 고려하는 지역별 차등가격은 단기적 지역신호로 해석되고 송

전요금의 지역별 차등부과는 신규 발전기 및 수요지의 효율적인 입지

선정과 적정 송전설비 투자에 대한 합리적 결정에 신호를 줄 수 있어

야 하기 때문에 장기적 지역신호로 여겨진다. 그러나 현재 국내 시장

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 37

상황과 수급현황을 고려해보면 현재 실행되지 않는 송전이용요금의

지역별 차등부과 이행은 오히려 단기적 수급불균형 해결 방안이 될

수 있을 것이며 수도권과 비수도권의 요금체계 이원화는 수급불균형

에 대한 장기적인 해결 방안이 될 수 있을 것이다.

해외에서 이와 유사한 사례는 미국의 지역한계가격(LMP) 제도를

통한 가격차등제도일 것이다. LMP는 발전비용, 송전혼잡비용 및 송전

손실을 모두 반영한 가격으로 각 비용 구성요소를 살펴보면 한계발전

비용은 발전관련 제반 비용이 반영된 발전비용의 한계값을 의미하며

송전혼잡비용은 전력계통 운영 시 송배전설비에 흐르는 전력수송량이

자체 용량한계 또는 안정운영한계를 초과하거나 근접한 상태를 계통

혼잡에 따른 비용이라고 볼 수 있다. 송전손실비용은 송전계통을 통한

전력수송 과정에서 송변전 설비에 의해 손실되는 에너지인 손실전력

량을 한계값으로 계량화한 수치로 설명될 수 있을 것이다. 이와 같은

지역별 도매가격 차등가격체제는 PJM, NYISO, CAISO 등을 비롯한

미국 대다수의 전력시장에서 운영된다.

[그림 3-6] 지역한계가격 구성요소

자료: 전력계통의 효율적 운영을 위한 합리적 가격신호 제공방안 연구, p.140, 한국

전기연구원(2014)

38

가. 송전혼잡비용

송전혼잡비용은 송전망 용량한계 등에 따른 송전제약을 비용으로

환산한 결과로서 이는 송전제약을 고려하지 않은 경제급전 우선순위

에 의한 싼 발전기 대신 비싼 발전기가 전력을 생산함으로써 소요되

는 추가적인 비용을 의미한다. 우리나라와 같이 전력수요가 수도권 지

역에 밀집한 경우에는 송전제약으로 인해 비수도권 지역에 위치한 싼

발전기 대신 가격결정계획에 없었던 수도권 지역에 위치한 비싼 발전

기가 전력을 생산하는 경우가 생기는데 이를 제약발전(Constrained

on, CON)이라고 한다. 제약발전이 생기는 경우에는 자연스럽게 제약

비발전이 생기게 되는데, 제약비발전(Constrained off, COFF)은 가격

결정계획에는 있었으나 송전제약으로 인해 발전을 하지 못한 경우로

써 이런 경우에는 발전을 하지 못해 생겨나는 손실, 즉 기회비용의 보

상이 필요하다. 송전혼잡가격은 위에 언급한 바와 같이 제약발전과 제

약비발전에 의해 발생한 비용을 의미한다.

2014년 말 기준으로 총 정산금액 44조 1,777억 원 중 전력량정산금

이 87.0%(38조 4,215억 원), 용량정산금(CP)이 10.1%(4조 4,666억

원), 기타정산금이 2.9%(1조 2,896억 원)를 차지하고 있다. 전력량정

산금은 계획발전량정산금(SEP) 34조 16억 원, 제약발전량정산금(CO

N) 4조 4,199억 원이며, 기타정산금은 계통운영보조서비스정산금 464

억 원, 제약비발전정산금(COFF) 3,896억 원 등으로 구성된다.

제3장 지역별 차등 전력요금 정책 39

전력량정산금

용량

정산금

기타정산금

계획발전

량정산금

제약발전

전력량정

산금(*)

계통운영

보조

서비스정

산금

제약비발전

정산금

RPS이행비용

기타

340,016 44,199 44,666 464 3,896 4,909 3,627

전력시장 정산금 현황(2014년 말 기준)

자료: 한국전력공사 내부자료(활용에 따른 출처 생략)

제약발전 전력량정산금 중 계통제약발전 전력량정산금(SCON)은

33,877억 원이고 발전사업자요구 발전량정산금(GSCON)은 10,322억

원이며, SCON 중 에너지정산금 부분(SMP 부분)을 제외한 정산금은

4,105억 원 수준이다.

송전혼잡과 관련된 비용은 제약발전 및 제약비발전 정산금으로서

2014년 말 기준 약 4조 8천 억원 수준이며 이는 전체 정산금 대비 약

11% 수준으로 적지 않은 비중을 차지한다. 송전혼잡과 관련된 비용

전부가 수도권 지역의 전력수요로 인해 발생하였다고 볼 수 없으나

수도권 지역의 공급설비대비 과도한 전력수요로 인해 송전혼잡비용의

발생에 상당 부분 기여했다고 할 수 있으므로 수도권 지역의 수요 측

에 이러한 비용을 배분하는 방법을 강구할 필요가 있다.

정전이 발생했던 2011년의 경우, 송전혼잡비용은 약 4조 27백억 원

으로 전체 정산금 3조 67백억 원 대비 약 12% 수준에 달하였다.

나. 지역별 차등 도매 전력시장 모의 선행 연구

한국�