에너지환경경제학 Class 7: Domestic Energy Market(3)

1. 아주대학교 에너지학과 에너지환경경제학Class 7: Domestic Energy Market(3) 아주대학교 경제학과, 에너지시스템학과, 금융공학협동과정 교수 김수덕 (suduk@ajou.ac.kr)

2. 전력시장관련 이슈들 • 전력산업구조개편 • 발전용 원료구매와 한전자회사 통합문제 • 스마트그리드와 산업구조개편 • 도소매요금의 괴리와 RTP • 신재생전원의 특성과 전력시장 • 분산형전원시장에서의 전력생산과 판매 • 원전수출과 성장동력산업화 • 고준위폐기장의 필요성과 과제 • Etc.

3. 전력시장 이슈 1: 용량요금 제도개선의 영향분석:발전원별 용량가격 결정요인에 대한 실증분석

4. 연구 목적 • 용량요금 제도개선으로 제시된 구체적인 세부추진 내용을 살펴봄 • 용량가격의 결정방법이 발전회사들의 수지에 어떤 영향을 주었을 것인가를 살펴보는 것을 주목적 • 기저발전기의 거래소 자료 등을 근거로 제도변화가 가져다 준 용량요금 변화의 원인을 분석

5. 1. 용량요금의 산출 방식 • 용량요금 : 용량가격이라고 하는 경우, 가격이 시장기능에 의해 결정되는 것이라는 것을 감안한다면, 용량가격이라는 용어를 사용하기 보다는 용량요금이라고 하는 것이 합당해 보임 • 용량지불금 (capacity payment)의 기준이 되는 기준 용량요금은 건설투자비의 연간 환산 금액과 연간 고정운전유지비를 합한 연간고정비를 시간당 가격으로 산출하는 방식 기준 용량지불금 = 연간고정비/(정격용량연간입찰가능시간) 기준 용량요금 = 기준 용량지불금/설비용량규모(kW) 입찰가능시간 = 8760시간 × (1-발전기 정비율)(1-고장 정지율) • 고정비 - 건설 투자비 수명기간 동안의 연금액으로 환산한 금액에 년간 고정적으로 소요되는 운전유지비를 합한 값 • 연금액으로 환산한 건설 투자비 - 건설 투자비에 자본회수계수 (CRF, capital recovery factor) 를 곱한 것. 이를 간단히 설명하면 매년 지불하는 일정한 금액 또는 연금의 크기의 현재가치가 건설투자비의 현재가치가 재무적으로 동일하게 되도록 함.

6. 용량요금의 산출 방식 검토 • 다양한 비용 중 어느 것을 고정비로 인정할 것인가? • 자본회수계수의 산정 시 설비의 수명, 미래의 할인율의 크기와 구조는? • 발전기 정비와 고장이 일어날 확률은 얼마? • 입찰가능시간은 단순 신고된 용량과 같고, 기준이 되는 용량요금의 산정대상은 Simple Cycle Gas Turbine (G/T)의 고정비 계산임. • 이를 감안해 보면, G/T의 고정비를 다른 발전원에 지급하는 경우 다른 발전원 고정비 회수의 적정, 과소, 과다 여부 확인이 불가능하다는 문제

7. 발전회사의 수입(1/2) • 발전회사들은 회계상의 수입, 즉 용량요금과 변동비가격을 통해 기저발전과 일반발전에 의존 • 한국전력 수입 = • 용도별 소매전력 판매량, • 용도별 판매가격, 고정되었다고 가정 • 발전회사 총 수입=기저발전소와 일반발전소의 도매 발전 판매수입의 합 • 용량요금을 별도로 구분한다면 • 총 발전회사 수입

8. 발전회사의 수입(2/2) • 기저발전기와 일반발전기의 연간전력생산량은 용도별 소매전력 판매량 • 결과적으로 의 관계성립이 필요 (일정 비율의 Markup 수입을 소매, 발전부문에 허용하여도 마찬가지의 결과). • 화석연료 가격의 상승 변동비 증가 폭 > 소매전력판매증가율 • 이 경우, 총수입에서 시장기능에 의해 결정되는 한계변동비(지불금)를 제외한 나머지금액, 즉기준용량요금을 조정했을 가능성

9. 발전자회사의 전력판매량과 정산단가 및 영업이익

10. 발전회사별 발전량 현황 및 특성 • 정산단가가 지속적으로 하락하고 있는 한수원의 경우 원자력 발전 비중이 99.9%로 다른 비교대상이 없음 • 남동발전의 석탄비중은 타회사(65%)에 비해 86.6%로 높고 여타비중이 13.4% • 정산단가가 증가추세에 있는 발전자회사의 석탄발전 비중이 49.7~68.8%, 그 외 발전의 비중이 31.2~50.3%로 큰 차이

11. 2. 가설 설정 및 분석 내용 • 화력발전의 연료단가는 지속적으로 상승하는 반면, 전력 소매판매금액의 증가 폭이 제한적인 상황 하에서 • 이해 당사자들의 수지에는 변화를 크게 미치지 않으면서도 전력공급을 유지하고자 하는 미세 조정과정이 있었을 것이라는 가설을 세워볼 수 있음. • 기저, 첨두설비에 대해 각각 위 가설이 용량요금을 통해 어떻게 평가될 수 있는지 실증분석시도 <연구방법> • 다른 조건이 일정할 때 발전연료가격의 변화와 정산단가의 관련성 분석 • 거래소의 비용조정위원회의 회의 개최와 정산단가에 미치는 영향 실증분석

12. 3. 용량요금의 변화요인 분석 • 2001년 4월~2007년 12월까지의 데이터사용 • CBP 시장 운영상 나타나는 수지불균형의 문제로 인해 독립적으로 용량요금(CP)이 결정되지 못하고 연료가격과 여러 가지 정산단가 등에 의해 영향을 받았을 것으로 판단, 요인분석을 시도 • 계절적 요인에 의한 seasonal pattern을 월별 더미변수로 통제 • 입찰량에 대한 발전량 비율(Gen/Bid), 기타정산단가(OtherP), SMP, BLMP 그리고 각 원별 연료의 열량단가를 각각 LNG, Hvy Oil(Heavy Oil), Coal, Nuclear의 설명변수로 사용하여 분석을 시도 • 피설명변수로 사용된 용량요금은 전체발전소 대상 각 월의 평균 용량요금을 사용

13. 회귀분석에 사용된 식

14. CP 결정요인에 대한 회귀분석결과 • 기저한계비용이나 LNG 열량단가가 상승하면 용량요금이 하락 • 기저한계비용상승 + CP하락 -> 기저발전의 수지변화 없음 • LNG 열량단가 상승과 CP 하락 -> 일반발전기 SMP 상승이 기저발전기의 수지악화 • 우라늄이나 석탄 등 기저발전용 연료가격이 상승하면 용량가격이 상승 • 용량요금은 원래 설명대로라면 상기의 요인들에 의해 영향을 받지 않아야 함. • 따라서 주어진 자료는 용량요금의 결정이 실제로 주어진 연료가격의 상황변화 등에 의해 자의적인 미세조정이 없었다고 볼 수 없다고 판단할 수 있는 통계적 근거

15. 원자력발전 정산단가의 변화요인 분석 • 이를 근거로 실제 원자력발전의 경우 해당 전원에 적용된 정산단가는 어떤 요인에 의해 영향을 분석하는 것으로 수지불균형에 대한 분석을 대신할 수 있음. 왜냐하면 발전량이 주어지면 관련 발전소의 수지균형 또는 정산금액에 대해 정보를 제공하기 때문 정산단가 :

16. 기저발전기의 용량요금 조정실적을 반영한 회귀분석결과

17. 연료가격 변화에 따른 중유발전의 정산단가 변화 [그림 1)] 연료가격 변화에 따른 중유발전의 정산단가 변화

18. 연료가격 변화에 따른 LNG 발전의 정산단가 변화

19. 연료가격 변화에 따른 첨두발전의 정산단가 변화 [그림 2)] 연료가격 변화에 따른 첨두발전의 정산단가 변화

20. 연료가격 변화에 따른 석탄발전의 정산단가 변화 [그림 3)] 연료가격 변화에 따른 석탄발전의 정산단가 변화

21. 연료가격 변화에 따른 원자력발전의 정산단가 변화

22. 연료가격 변화에 따른 기저발전의 정산단가 변화 [그림 4)] 연료가격 변화에 따른 기저발전의 정산단가 변화

23. 4. 정산단가에 대한 분석결과 1/3 • 계절더미: 원자력과 유연탄의 경우 여름철 계절더미가 유의하게 나타나는데, 원자력은 7, 8월, 유연탄은 6, 7월이 통계적으로 유의 • 자기 연료가격과 정산단가와의 관계: 기저발전기 전체는 석탄가격에, 일반발전기는 LNG와 중유가격에 양의 관계를 보이지만 정작 중유만을 보았을 경우는 오히려 중유가격의 변화는 정산단가에 통계적 유의성을 보이지 않는 반면 LNG 가격에 통계적으로 유의한 영향을 받는 것으로 나타남. 단, 원전과 유연탄의 경우는 유의하지 않은 것으로 나타남. • 타 연료가격: 원자력의 경우, 석탄이나 중유가격상승은 그 정산단가를 높이고 있고, 유연탄의 경우는 관련하여 타 연료에 의한 인과관계가 통계적으로 유의한 수준에서 나타나고 있지 않음. • 이 결과는 남동발전의 경우, LNG가격의 상승이 심화되고 있는 기간에도 다른 발전자회사의 경우와 달리 정산단가 (전기판매단가)의 변화가 별로 나타나지 않는 이유를 설명하고 있음. • 남동발전은 발전자회사 중 유일하게 석탄발전의 비중이 타 발전자회사 평균인 65% 대를 훌쩍 넘어서는 86.6%를 보이고 있고 유연탄의 경우 타 연료에 의한 인과관계가 통계적으로 유의한 수준에서 나타나고 있지 않다는 점에서 그 설명력을 가짐. LNG 발전의 경우는 여타 연료가격의 변화에는 영향을 받지 않는 것으로 나타남. • 입찰대비 발전량비율: 용량요금의 결정요인분석 때와는 달리 원전의 경우는 유의성이 없는 것으로 나타나는 반면, 원전을 제외한 발전기들의 경우 입찰대비 발전량을 적게 할수록 자신의 정산단가가 올라가는 것으로 나타남

24. 정산단가에 대한 분석결과 2/3 • 원래의 가설평가: 원자력의 경우, 자기 정산단가 결정이 타연료와에 의해 영향을 받고 경쟁관계가 있을 것이라는 가설 (용량요금의 결정요인 분석 결과에서의 예시참조) • 하지만 더미 변수로 표시된 비용평가위원회의 회의시점과 정산단가에 미치는 영향부분을 확인할 필요 • 2004년 이후 기간 중 화석연료가격이 전반적으로 크게 상승하고 있다는 전제함 • 전체 비용평가위원회의 더미변수 값은 2004년 9월 24일의 비용평가위원회에 해당하는 더미 변수에 대한 t 값이 -1.943으로 94.2%의 유의수준을 갖는 것을 제외하면 모든 더미변수가 음의 값으로 유의하다는 점. • 이는 화석연료의 전반적인 상승과정에서 일어난 비용평가위원회의 결정이 최소한 원자력의 정산단가를 2004년 이후 2006년까지의 전 기간 평균하락 폭에 추가하여 지속적으로 하락시켜왔음을 보여줌. • 유연탄 역시 이 기간중 정산단가의 평균적인 하락이 있었다고 판단(DR01)됨. • DR08, DR09, DR10 에 해당하는 2006년 4, 8, 10차 비용조정위원회의 결의는 유연탄발전소의 용량요금을 추가로 낮추는 결과를 초래하였다고 판단됨. • 중유발전의 경우 DR05, DR08, DR10 (각각 2005년 7차, 2006년 4, 10차) 회의결과 정산단가가 상승한 것으로 나타났다. • LNG발전의 경우는 비용조정위원회의 결정이 유의한 영향을 미치지 않은 것으로 나타남.

25. 정산단가에 대한 분석결과 3/3 • 이러한 결과는 이미 원유가격의 폭등으로 대변되는 고유가시대에 원자력의 정산단가가 지속적으로 하락하는 상황하에서 일어났다는 점을 고려할 필요가 있음. • 즉, 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서 • 변동비의 조정이 기술적으로 쉽지 않았을 것이라는 점을 감안하면 • 고정비에 대한 보수로서의 용량요금을 조정하여 왔다는 것을 의미 • 또 LNG 열량단가에 대해서 통계적인 유의성이 없다는 점은 이미 이러한 요인이 예상되는 시점에서 실행된 비용조정위원회의 결정을 통해 이러한 경쟁연료의 영향이 이들 비용조정위원회의 결정을 반영하는 더미변수에 모두 포함되어 버렸을 것이라는 점을 보여줌. • 특히 발전용 LNG의 경우 수요독점의 특성이 여전히 존재하고 게다가 정책적으로 전력수급의 안정성 확보라는 차원에서 원가상승의 요인이 제대로 반영되지 않았을 것이라는 점을 감안한다면 여전히 상기의 분석은 본 연구의 초기에 제시한 의문과 상치되는 결과가 아닐 수 있음. • 결과적으로, 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서 고정비에 대한 보수로서의 용량요금을 조정함으로써 전력공급을 유지하여 왔음을 시사

26. 부록: 기저발전기 용량요금 조정 실적 1. 2004년 이전 : 21.49원/kWh 2. 2004.1.1 - 2006.12.31 : 20.49원/kWh - 발전기 용량요금(용량요금 보정계수 포함)조정 현황 ㅇ ‘04년 제10차 비용평가위원회 (‘04. 9.24) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.46(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘05년 제1차 비용평가위원회 (‘05. 1.25) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.30(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘05년 제4차 비용평가위원회 (‘05. 4.26) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.88(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘05년 제7차 비용평가위원회 (‘05. 7.25) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 1.03(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘05년 제11차 비용평가위원회 (‘05.11.28) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.50(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘06년 제1차 비용평가위원회 (‘06. 1.24) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.15(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘06년 제4차 비용평가위원회 (‘06. 4.26) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.25(원/kWh), αc〓 α 〓 0 ㅇ ‘06년 제8차 비용평가위원회 (‘06. 8.29) - 기준용량요금 보정계수 조정:αn〓 -2.84(원/kWh), αc〓-7.27, α〓0 ㅇ ‘06년 제10차 비용평가위원회 (‘06.10.30) - 기준용량요금 보정계수 조정:αn〓 -2.84(원/kWh), αc〓-3.60, α〓0

27. 전력시장 이슈 2: 모형설정을 통한 현행 CBP시장의 문제점 확인 및 개선 방안연구

28. 1. CBP 시장의 개요 • CBP 시장의 배경 • 발전 분할 후 배전 분할이 되어 양방향 입찰 제도를 도입하기 이전에, 한전의 수요 독점력을 방지하고, 도매시장에서 급격한 가격변동을 피하기 위한 과도기적인 제도로 도입되었음. • 그러나 배전분할이 중단된 이후, 예정보다 장기간 운용되고 있으며, 다음 단계로의 이행에 대한 일정도 불확실한 상황임. • CBP 시장 운용 도중, 여러 번 계통한계가격의 결정 방식이 달라짐. 처음에는 기저설비에 대해서 기저한계가격(BLMP), 그 외의 설비에 대해서는 계통한계가격(SMP)을 적용함. • 현재에는 모든 발전설비에 동일한 SMP를 적용함. 그러나 기저설비에 대해서는 가격상한을 적용하고 있음.

29. SMP의 결정과 기저설비 가격상한 • <그림>에서 보다시피, SMP는 한계발전기에 대해서 변동비를 보상해줌. 그러나 고정비를 보전해 주지 못함. 이를 보전하는 수단이 용량요금(CP)임. • CBP 시장 초기에는 CP도 기저설비와 기타 설비에 대해서 다르게 적용하였음. 현재에는 동일하게 적용하고 있음. 현재의 CP 지급 방식은 한계발전기의 고정비에 해당하는 액수를 지급하는 방식임.

30. 2. CBP 시장의 잠재적 문제점 • 현재 우리나라 전력 도매시장에서 운영되고 있는 CBP 시장의 잠재적 문제점을 경제적 모형을 통해서 분석함. • 본 절에서 분석하고자 하는 CBP 시장의 잠재적 문제점은 크게 다음과 같이 4 가지임. • 변동비의 과장 보고 유인 • 용량철회(withholding)의 유인 • 비용 절감 노력의 부족 • 수지균형과 최적 전원구성의 달성 가능성

31. 분석의 편의를 위해서 기저부하와 첨두부하발전, 두 종류의 발전 설비만 존재한다고 가정함. • 고정비용: (기저부하) > (첨두부하). • 변동비용: (기저부하) < (첨두부하). • 최적 전원구성을 위한 가정: 모형의 설정

32. 스크리닝 커브 (screening curve) • 1년 동안 발전설비가 가동되는 비율인 용량인자(capacity factor, cf)를 가로축에 놓고 두 설비의 비용을 세로축에 표시한 그림. 를 발전형태의 한계비용이라고 한다면

33. 가. 변동비의 과장 보고 유인 • 각 시간대의 SMP는 그 시간대에 가동하는 가장 비싼 발전설비의 변동비로 결정됨. • 그러므로 가능하다면, 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고함으로써 SMP를 높일 수 있고, 그로 인해서 더 큰 이익을 얻을 수 있음. • 기저설비용량 = • 전체 설비용량 = • 첨두설비용량 = • 기저설비에 적용되는 가격상한, .

34. <그림>에서 보다시피 발전회사 입장에서는 가능하면 언제든지 변동비를 과장해서 보고할 유인을 가짐. 현재의 CBP 시장에서는 변동비를 객관적으로 평가하기 위하여 비용평가위원회를 두고 매달 변동비를 평가하고 있음. 비용평가위원회는 전기위원회, 전력거래소, 회원사 및 외부 전문가 6-9인으로 구성됨. 실제로 발전회사들이 변동비를 과장해서 보고함으로써 추가적인 이윤을 얻을 수 있는지의 여부는 비용평가위원회의 제출된 비용에 대한 정확한 평가능력에 의존함. 이 평가능력이 뛰어나면, 과장해서 보고하고자 하는 유인은 있지만 발각될 가능성이 매우 높으므로 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고하는 일이 많지는 않을 것임.

35. 나. 용량철회(withholding)의 유인 • 현재의 CBP 시장에서 각 발전회사들이 가격입찰을 하지 못하고, 다만 가용용량만을 입찰함. 가용용량을 전략적으로 철회(withhold)하지 못하면 시장지배력을 행사할 수 없음. • 그러나 발전회사들은 전략적으로 가용용량을 철회함으로써 SMP를 높일 수 있는 유인을 가짐.

36. <그림>에서 보다시피 용량철회에 대한 유인은 존재함. 발전의 경우 예기치 않은 고장이나 예정된 정비 스케줄에 따라서 실제 가용용량보다 적게 입찰해야 하는 경우가 발생함. 이 같이 불가피한 경우와 의도적인 용량철회를 통한 시장지배력 행사를 구별할 수 있을 경우, 발전회사들이 전략적으로 용량철회를 하는 것을 방지할 수 있음. 변동비의 과장 보고 유인과 마찬가지로, 발전회사들의 용량철회 유인의 억제는 전기위원회가 어느 정도로 정확하게 불가피하게 가용용량보다 작게 입찰하는 것인지 혹은 전략적으로 용량철회를 하는 것인지를 구별해 낼 수 있는 능력에 크게 의존함.

37. 기저설비의 경우. • 수요가 기저설비용량 내에 있을 경우, SMP는 c(e)로 결정되어, 변동비용은 커버되지만 이 경우에도 비용절감을 위한 지출에 대한 보상이 없다. • 수요가 기저설비용량을 초과하는 경우, 가격상한의 제약을 받게 되며 발전회사는 첨두설비와 달리 기저설비의 경우, 발전회사도 양의 비용절감을 위한 지출을 선택하는 것을 보여줄 수 있지만 여전히 최적의 수준보다는 낮은 수준을 선택한다. 그 이유는 수요가 기저설비의 용량을 초과하는 경우에 한해서 비용절감은 발전회사의 이윤을 증가시키는 반면에 최적의 비용절감을 위한 지출 수준은 기저설비만 가동되는 경우의 비용절감도 고려하므로 두 수준의 차이가 발생한다. 따라서 기저설비의 경우에도 비용절감을 위한 최적의 수준이 달성되지는 못한다. 이로부터 임을 알 수 있음. 기저설비의 와 의 비교

38. 라. 수지균형과 최적 전원구성 • 최적의 전원구성이란 고정비와 변동비가 다른 발전설비들이 있는 경우, 주어진 부하 패턴을 가장 최소의 비용으로 달성하도록 발전설비를 구성하는 것을 의미함. 최적의 전원구성은 스크리닝 커브와 부하지속곡선을 이용해서 결정할 수 있음.

39. 진입과 퇴출이 자유로울 경우, CBP 시장의 장기균형: • 진입과 퇴출이 자유로울 경우, 양의 경제적 이윤이 존재하면 진입이 발생하여 발전설비가 증가하고 따라서 이윤이 감소함. 반면에 음의 경제적 이윤이 발생하면 퇴출이 발생하여 발전설비가 감소하고 이윤은 증가함. 그러므로 장기균형에서는 어떤 발전설비든 간에 이윤이 0이 되어야 함. • 첨두설비 • CBP 시장에서 첨두설비는 고정비를 회수할 수 없음. 그러므로 용량가격은 첨두설비의 고정비로 결정됨 ; . 이면 모든 용량에서 첨두부하의 이윤은 0임. 따라서 기저설비의 용량이 결정되면, 최대부하에서 기저설비용량을 뺀 것이 첨두부하용량으로 결정됨. • 기저설비 • :부하지속곡선에서 기저설비용량이 일 경우의 용량인자로, 수요가 을 초과하는 확률임. • 기저설비의 이윤 : ------(8) 첨두, 기저 두 종류의 발전설비가 있는 경우

40. (8)식에서 보듯이 이 되는 의 크기는 정책변수인 의 크기에 의존함. 가 클수록 은 증가함. 최적 전원구성이 달성되려면 이어야 함. 이론적으로는 에 를 대입해서 이를 에 대한 식으로 보고, 에 대해서 풀면 가 되도록 하는 를 얻을 수 있음: ---(9) • 그러므로 가격상한을 적절하게 결정하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨. • 가격상한은 단기적으로는 기저설비의 수지에 직접적인 영향을 미치기 때문에, 발전원들 간의 수지균형의 조절에도 이용될 수 있음. 예를 들어서 현 상황에서 기저발전기들이 막대한 이윤을 얻고 있는 경우, 장기적으로 기저발전설비의 진입을 유도하여 기저설비가 늘어나게 되고, 그 결과 이윤이 점차 감소함. 그러나 만약 현재 기저발전기들이 누리는 초과이윤이 너무 높아 발전사들 사이에 심각한 수지불균형을 유발하고 있다면, 가격상한을 낮추어서 현재의 초과이윤을 조절할 수 있음. 초과이윤이 양이면 진입은 계속 발생하며, 최적 기저 설비량을 달성하기 위한 가격상한은 미래에 다시 조절할 수 있음.

41. 이처럼 가격상한을 동태적으로 적절히 조절하면, 두 종류의 설비를 상정한 경우, 단기적인 수지균형과 장기적인 최적 전원구성을 동시에 달성할 수 있음. 즉, 장기균형에서 최적의 전원구성이 달성되는 결과는 발전설비가 기저설비와 첨두설비, 두 가지만 존재한다는 가정에 크게 의존함. 일반적으로 발전설비가 3 종류 이상일 경우 단일 가격상한을 통해서 최적 전원구성이 달성된다고 말할 수 없음.

42. 세종류의 발전설비가 있는 경우

43. CBP 시장의 장기균형 • 가격상한은 첫 번째, 두 번째 발전설비에 적용된다고 가정함:

44. 진입과 퇴출이 자유로울 경우, 각 발전설비의 이윤은 0이 되어야 함. 따라서 임. 두 종류의 기저설비의 용량이 결정되면, 최대부하에서 두 기저설비용량의 합을 뺀 것이 첨두부하용량으로 결정됨. • 각 기저부하의 용량 결정 • 두 번째 기저설비의 이윤: • 첫 번째 기저설비의 이윤:

45. 장기균형에서는 그리고 이 되도록 과 가 결정됨. (10)식과 (11)식에서 보듯이 모두 의 크기에 의존함. 그러므로 의 크기에 따라서 장기균형에서의 의 크기가 달라짐. • 장기균형에서 최적 전원구성이 달성되려면 ` 가 성립하여야 함: -----(12) • 일반적으로 위의 두 식을 동시에 충족하는 값은 존재하지 않음: 매우 당연한 결과임. • 장기균형에서 달성하고자 하는 것은 두 가지임: • 그러나 사용할 수 있는 정책수단은 하나임. 일반적으로 한 개의 정책수단으로 두 개의 정책목표를 달성할 수 없음. 그러므로 3 종류 이상의 발전설비가 있을 경우, CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성되리라고 기대하기는 어려움

46. 가격상한을 각 발전설비별로 따로 적용하면 수지균형이나 최적전원구성 등 원하는 정책목표를 달성하는 것이 가능함. • 첫 번째 기저설비에는 , 두 번째 기저설비에는 를 적용: 과 를 가정함.

47. 각 기저설비의 이윤: • (10‘) • (11‘) • 이 경우 (12)식은 다음과 같이 됨: • (12‘) • 두 개의 정책목표에 두 개의 정책수단을 가지게 되므로, 일반적으로 (12‘)의 두 개 식을 동시에 만족하는 과 를 찾을 수 있음. 그러므로 각각의 발전설비에 대해서 가격상한을 달리 적용하면 이론적으로 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨.

48. 각 발전설비별로 각기 다른 가격상한을 적용할 경우, 장기균형에서 최적 전원구성이 달성될 수 있다는 결과는 조심스럽게 해석되어야 함. 먼저 이 같은 결과는 부하패턴이 주어질 경우, 즉 부하지속곡선이 주어질 경우, 각 발전설비별로 가격상한을 별도로 적용하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨을 보여줌. 그러나 부하패턴이 바뀌면, 즉 부하지속곡선이 이동하면 최적 전원구성이 달라짐. 따라서 부하패턴에 심각한 변화가 있는 경우 장기균형에서 최적 전원구성을 달성하려면, 각 발전설비에 적용되는 가격상한도 변화시켜야 함.

49. 잦은 가격상한의 변화는 전력산업의 진입에 불확실성을 증대시킴. 발전설비를 짓고자 하는 기업의 경우 장래에 자신의 발전설비에 적용되는 가격상한이 어떻게 바뀔지를 예측하기 어려움. 불확실성이 증가하면, 진입하려는 유인은 감소함. 둘째로 각 발전설비별로 가격상한을 별도로 적용한다면 과연 그것이 ‘시장’인가라는 보다 본질적인 문제에 봉착함. 원래 CBP 시장은 입찰시장으로 이행해 가는 일시적인 과도기적인 제도로 고안되었음. 그러나 그간 여러 가지 이유로 해서 구조개편이 지연되면서, CBP 시장이 예상보다 오래 적용되게 되었고, 구조개편도 어떻게 진행될 지에 대한 불확실성이 증대하였음. 따라서 구조개편의 불확실성하에서 CBP 시장이 얼마나 지속될지 모르는 상황에서 CBP 시장 내에서의 여러 가지 시도가 이루어지고 있음. 여러 시도가 이루어질수록 보다 본질적으로 구조개편을 왜 시작했으며 또한 CBP 시장이 과연 ‘시장’인가에 대한 본질적인 문제가 다시 제기됨.

50. 4. CBP 제도의 개선 방향 • 이상에서 논의한 CBP의 문제점을 완전 해결하기는 어려움. • 변동비의 과장보고 유인과 비용절감 노력 부족 문제는 자신이 보고한 변동비가 시장가격을 결정할 가능성이 조금이라도 있으면 항상 존재함. • 용량철회(withholding)의 유인은 개별 사업자가 균형가격을 대폭 조작할 수 있는 능력이 있는 상황에서는 항상 존재. • 수지균형과 최적 전원구성의 달성하려면 많은 수의 정책수단 변수가 필요함. • 그러나 가능한 정책수단들은 적절히 사용하여 최선의 효과를 거둘 수 있음.