[V2G 이해/활용 3편] 국내 전력시장의 이해

Apr 5. 2025

167번째 글 [모빌리티 편] (25년 6번째 글)

우리나라 전기는 왜 저렴한가?

이 질문은 한국의 전력시장을 이해하는 데 있어 핵심적인 출발점이 됩니다. 한국의 전기 요금은 OECD 국가 중 세 번째로 낮은 수준을 유지하고 있습니다. 이로 인해 한국인들은 OECD 국가 중 네 번째로 많은 전력을 소비하는 국가가 되었습니다. 여름철 사무실에서는 에어컨을 최대로 가동하며 직원들은 카디건을 입고, 겨울철 아파트에서는 아이들이 반바지 차림으로 놀 수 있을 정도로 난방을 높게 설정하는 것이 일상이 되었습니다.

이러한 현상은 자원이 부족한 한국이 에너지 필요량의 90% 이상을 수입에 의존한다는 점을 고려할 때 이해하기 어렵습니다. 게다가 2022년 기준 한국의 재생에너지 비중은 8.1%에 불과해 조사 대상 44개국 중 38위에 그쳤습니다. 이처럼 에너지 자립도가 낮은 상황에서도 전기 요금이 저렴한 이유는 무엇일까요?

오늘 글은 그러한 관점에서 국내 전력 시장을 이해하는 글을 작성해 보고자 합니다.

V2G 이해와 활용은 총 4편에 걸쳐서 이야기기 하고 있습니다. 관련글은 아래 링크를 통해 확인 가능합니다..

[V2G 이해/활용 1편] V2G 입문 편

[V2G 이해/활용 2편] 신•재생 에너지 이해하기

[V2G 이해/활용 3편] 국내 전력시장의 이해

4편) 해외 V2G 활용 시범 사례

오늘 "국내 전력시장의 이해" 목차는 다음과 같습니다.

1. 저렴한 전기의 숨은 비용

2. 국내 전력거래 시장 밸류체인

3. 국내 전력 시장 특징

4. 해외 전력 시장과 비교

1. 저렴한 전기의 숨은 비용

국내에서는 오랫동안 전기가 저렴하게 공급되어 왔고, 또한 필수재라는 인식이 강합니다. 또한 에너지 산업은 독립적인 수익 창출 부문이 아니라 다른 제조업체를 지원하는 역할을 해야 한다는 생각이 지배적입니다. 더욱이 정치인들은 4~5년마다 선거를 치르기 때문에 1970년대 석유 파동과 같은 비상 상황을 제외하고는 이러한 인식에 바꾸려 하지 않고 있습니다.

한국전력공사(KEPCO)는 국가가 소유한 기업으로, 정부의 에너지 정책을 직접 실행하는 전략적 도구 역할을 해 오고 있습니다. 소매 전기 요금은 정치적으로 결정되며 보조금이 지급됩니다. 한국에서는 소매 전기 요금이 도매가격보다 낮은 경우가 드물지 않게 발생하고 있습니다. 이는 소매가격이 도매가격(전력 거래소의 발전 비용 반영), 송전, 배전 및 공급 비용을 포함해야 한다는 점에서 비논리적 상황입니다.

이러한 저렴한 전기 요금 정책은 지속 가능하지 않은 심각한 문제점을 안고 있습니다. 2022년 한전의 영업손실은 32.63조 원으로, 이는 2021년의 5.85조 원 대비 5.6배 증가한 사상 최대 규모입니다. 당시 매출은 에너지 수요와 단가 상승으로 17.5% 증가했음에도 불구하고, LNG와 석탄 등 에너지 수입 가격 급등으로 인해 운영비용이 56.2% 상승하면서 손실이 크게 확대되었습니다.

참고로 아래 표를 기준으로 OECD 국가 전체의 평균을 100이라고 할 때, 한국의 주택용 전기요금은 54, 산업용 전기요금은 66 정도입니다. 이는 상대적으로 우리나라의 전기요금이 낮음을 이야기해 줍니다.

주요 나라별 전기요금/ 출처 : 한국전력

이를 kwh당 원화로 표시하면 위와 표와 같습니다. 일부 오차가 있을 수 있지만, 대략 비슷한 수준으로 생각하면 좋을 것 같습니다.

출처 : 퍼플렉시티

지속된 낮은 전기요금으로 2024년 12월 기준 한전의 총부채는 205.2조 원에 달해 현대자동차 시가총액(41.1조 원)의 5배에 해당하는 규모입니다. 다행히 2024년에는 전기요금 인상과 연료비 안정화, 내부 비용절감 노력에 힘입어 8.34조 원의 영업이익을 기록하며 4년 만에 흑자 전환에 성공했습니다.

그러나 이미 막대한 규모로 누적된 부채로 인해, 흑자 전환에도 불구하고 부채는 오히려 2.73조 원 증가했습니다. 한전은 지난해 약 5조 원의 이자를 부담했으며, 이는 하루 평균 약 110억 원의 이자 비용을 지출한 셈입니다. 또한 신한울 2호기 원전 완공으로 인한 사후 핵폐기물 처리 비용 충당금 2조 원이 부채 증가에 영향을 미쳤습니다.

한전의 재정 위기는 2021년 국제 에너지 가격이 급등했음에도 전기요금을 원가 이하로 책정하면서 본격화되었으며, 2021년부터 2023년까지 누적 영업손실이 43조 원에 달했습니다. 현재 한전은 만기가 도래하는 부채를 상환하기 위해 새로운 자금을 차입하는 방식으로 부채를 연장하고 있으며, 총부채 205조 원 중 132.5조 원이 차입금으로 구성되어 있습니다.

낮은 전기요금과, 에너지 가격의 급변동, 기후 변화와 지속 가능성에 대한 세계적 우려가 커지는 가운데, 한국의 전력시장도 변화가 필요한 시점으로 보입니다.

2. 국내 전력거래 시장 밸류체인

국내 전력거래 시장은 발전사, 전력거래소, 송배전망사업자, 소매판매사업자, 소비자 등 다양한 주체가 참여하는 구조로 되어 있습니다. 전력거래소는 전력을 거래하는 플랫폼으로, 발전사들이 생산한 전력을 판매하고 한전이 이를 구매하는 방식(도매)으로 운영됩니다. 이후 한전은 이를 소비자에게 판매(소매)하는 형태로 이루어져 있습니다.

출처 : 작가

전기의 생산을 담당하는 발전사는 한전의 6개 발전 자회사(한국수력원자력, 한국남동발전, 한국중부발전, 한국서부발전, 한국남부발전, 한국동서발전)와 민간 발전회사들이 있습니다. 주요 발전원은 화력, LNG, 원자력이며, 최근 신재생에너지 비중이 증가하고 있습니다.

전력거래소는 전력시장 및 전력계통 운영을 담당합니다. 또한 하루 전 시장에서 시간대별 전력수요를 예측하고 계통한계가격(SMP)을 결정합니다.

송배전 및 판매는 한국전력공사(KEPCO)가 독점적으로 담당합니다. 전력거래소에서 구입한 전력을 송배전망을 통해 수송하여 일반 고객에게 판매합니다

이러한 시장의 밸류체인 구조는 강제적 풀(pool) 시스템으로 모든 전력거래는 전력거래소를 통해 이루어져야 하며, 비용기반 전력시장(Cost Based Pool, CBP)으로 발전비용을 기반으로 전력거래가 이루어집니다. 또한 위에서 언급한 것과 같이 단일 구매자 시스템으로 한전이 유일한 구매자로서 모든 전력을 구매합니다.

현재 국내 전력시장은 발전 부문만 경쟁체제이며, 송배전과 판매는 여전히 한전이 독점하고 있습니다. 이는 1999년 수립된 전력산업 구조개편 계획의 2단계(발전경쟁 단계)에 머물러 있는 상태입니다.

3. 국내 전력 시장 특징

시장 구조 및 운영 방식

국내 전력시장은 비용기반 풀(CBP: Cost Based Pool) 방식을 채택하고 있으며, 한국전력공사(한전)가 독점적 구매자로 존재하는 단일 구매자 모델을 유지하고 있습니다. 모든 전력거래는 전력거래소가 운영하는 전력시장을 통해 이루어지는 강제적 풀 구조를 가지고 있습니다.

발전사업자는 변동비(주로 연료비)만을 고려한 입찰에 참여하며, 발전소 건설비용 및 운영비용과 같은 고정비는 별도의 용량요금(CP)으로 보상받습니다. 이러한 구조는 대규모 화력발전과 원자력발전 중심의 중앙집중식 발전 체계에 적합하도록 설계되었습니다.

가격 결정 메커니즘

국내 전력시장의 가격 결정은 계통한계가격(SMP)을 통해 이루어집니다. SMP는 시간대별 예측수요를 충족시키기 위해 가동되는 발전기 중 가장 비용이 높은 발전기의 변동비로 결정됩니다. 일반적으로 LNG 발전이 SMP를 결정하는 경우가 많으며, 2021년에는 전체 시간의 약 90%를 LNG 발전이 SMP를 결정했습니다. 또한 특정 발전원의 초과이윤을 조정하기 위해 정산조정계수가 도입되어 있으며, 이는 발전차익에 곱해져 최종 정산금액을 조정합니다.

소매시장 구조

소매시장은 한국전력공사가 독점하고 있으며, 소매요금은 기본요금, 전력량요금, 기후환경요금, 연료비조정요금으로 구성됩니다. 소매요금은 「전기사업법」 제16조와 「물가안정에 관한 법률」 제4조에 근거하여 결정되며, 한국전력공사가 산업통상자원부 전기위원회에 요금변경을 신청하면 산업통상자원부와 기획재정부의 협의를 거쳐 최종 승인됩니다. 이러한 구조는 정치적 영향을 받기 쉽고 경직적인 요금 결정 구조를 가지고 있어, 도매시장의 가격 변동이 소매요금에 적시에 반영되지 못하는 문제가 있습니다.

4. 해외 전력 시장과 비교

국내 전력시장은 비용기반 풀(CBP) 방식의 도매시장과 한전의 독점적 소매시장 구조를 가지고 있다. 이러한 구조는 대규모 화력발전과 원자력발전 중심의 중앙집중식 전력 공급 체계에 적합했으나, 재생에너지 확대와 전기화로 인한 수요 불확실성 증가에 효과적으로 대응하기 어렵다는 한계를 보이고 있다.

반면, 미국, 영국, 독일 등 해외 주요국들은 이미 발전부문 경쟁은 물론 송배전망 분리와 소매부문 경쟁 도입을 통해 시장 기능을 강화하고 있다. 특히 재생에너지 변동성에 대응하기 위한 실시간 시장, 예비력 시장 등 다양한 보조 서비스 시장을 운영하고 있으며, 독립적인 규제기관을 통해 전력요금의 현실화와 투명성을 확보하고 있다.

1) 미국 전력시장과 비교

미국의 전력시장은 발전 용량(전력 생산시설로 만들수 있는 최대 전력량) 기준 우리나라보다 약 10배가 크고, 발전량 기준 우리나라보다 약 8배가 크며 40%가 규제시장, 나머지 60%가 비규제 시장입니다. 미국의 가장 활발한 전력시장으로는 PJM과 NYISO가 있고, 그 외에 텍사스주 ERCOT, 캘리포니아주 CAISO 시장 등이 대표적이다.

미국 전력시장

시장구조 차이

미국의 전력시장은 크게 규제시장과 경쟁시장으로 나뉩니다. 경쟁 도매시장(북동부, 중서부, 텍사스, 캘리포니아)은 독립계통운영자(ISO)에 의해 운영되며, 발전사업자들이 자유롭게 가격을 결정하여 입찰에 참여하는 PBP(Price Bidding Pool) 방식을 채택하고 있습니다. 반면 한국은 CBP 방식으로 운영되며, 발전사업자들은 비용평가위원회에서 결정된 변동비를 기준으로 입찰에 참여합니다. 이는 미국의 경쟁시장과 달리 발전사업자들의 가격 결정 자율성이 제한된 구조입니다

소매경쟁 도입 여부

미국은 24개 주에서 독립 발전사업자의 경쟁을 허용하는 경쟁 소매 전력시장을 운영하고 있으며, 이 중 18개 주와 워싱턴 D.C.는 소매 선택권을 도입하여 소비자가 전력 공급자를 직접 선택할 수 있습니다.

반면 한국은 한전이 소매시장을 독점하고 있어 소비자의 선택권이 제한되어 있습니다. 소비자는 한전이 제공하는 요금제만 선택할 수 있으며, 전력 공급자를 선택할 수 없습니다.

2) 유럽 전력시장과 비교

유럽 전력시장은 과거 국가별 규제 독점 체제에서 EU의 세 차례 입법 패키지(1996년, 2003년, 2009년)를 통해 점진적으로 개방되어 통합 유럽 전력시장으로 발전해왔습니다. 유럽 전력산업은 대부분 수직적으로 분리되어 있습니다. 발전, 송전, 배전, 판매 부문이 법적으로 분리되어 있으며, 송전과 배전은 규제된 자연 독점 형태로 운영됩니다. 이러한 구조는 시장 경쟁을 촉진하고 네트워크에 대한 제3자 접근을 보장합니다.

시장 통합 수준

유럽의 전력시장은 EU 내부 에너지 시장을 통해 국가 간 전력 거래가 활발하게 이루어지고 있습니다. 공통 에너지 시장 규칙과 국경 간 인프라를 통해 한 EU 국가에서 생산된 에너지가 다른 국가의 소비자에게 전달될 수 있는 구조입니다.

반면 한국은 지리적 특성상 고립된 계통을 운영하고 있어 국가 간 전력 거래가 불가능합니다. 이로 인해 전력 공급의 유연성이 제한되고, 재생에너지 변동성 대응에 어려움이 있습니다.

송배전망 분리 여부

유럽의 주요 국가들(영국, 독일, 프랑스 등)은 송배전망과 발전·판매 부문을 법적으로 분리하여 망 중립성을 확보하고 있습니다. 이를 통해 신규 재생에너지 사업자의 진입을 촉진하고 공정한 시장 경쟁 환경을 조성하고 있습니다.

반면 한국은 한전이 송배전망과 판매 부문을 모두 독점하고 있어 망 중립성 훼손에 대한 우려가 제기되고 있습니다. 이는 신규 재생에너지 사업자의 진입을 저해하고, 직접 PPA 확대에 어려움을 초래할 수 있습니다.

출처 : 워크투데이

3) 국내외 전력시장 구조 비교

시장을 통해 전력수급을 조절하는 선진화된 전력시장은 발전설비 투자와 같은 장기적인 자원투입부터 실시간 운전에 이르는 초단기적인 의사결정에 이르기까지 아래 그림에 나타난 선도시장, 하루전시장, 실시간시장 등과 같은 다양한 유형의 하위 시장 구조를 갖추고 있습니다. 이에 1년 혹은 그 이상의 기간 전에 이미 발전량과 수요량을 사전에 계획하고 있습니다.

그러나 국내 전력시장은 시장 개편 중단에 따른 경쟁 구조의 한계 및 가격 규제적인 현물시장의 특성으로 인하여 선도시장이 형성되지 않고 있습니다. 현물시장의 경우에도 하루전시장만을 운영하고 있으며, 실시간 수급여건에 맞추어 하루 전 계약포지션을 조정하는 실시간시장은 현재 제주도에서 시범사업으로 운영하고 있습니다.

국내외 전력시장 구조도

국내 전력시장은 현재 중대한 전환점에 서 있습니다. 탄소중립 목표 달성을 위한 에너지 전환 과정에서 재생에너지의 간헐성 및 변동성으로 인한 계통 불안정성 증가와 시장가격 왜곡 문제가 대두되고 있습니다. 특히 경직적인 소매요금 결정구조로 인해 발전비용 상승이 적절히 반영되지 못하면서 한국전력공사의 부채가 급증하는 문제가 심화되고 있기도 합니다. 이러한 상황속에서 최근 국내에서도 실계통기반 하루전시장 도입, 제주지역 시범사업 등을 통해 시장 개편에 대한 첫걸음을 내딛고 있습니다. 물론 앞에서 언급한 해외 선진국과 비교할 때 아직 갈 길이 멀기는 하나, 송배전망 중립성 확보, 소매경쟁 도입, 지역별 요금제 도입 등 근본적인 시장구조 개편이 필요합니다.

출처 : 전력거래소

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