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논문 기본 정보
- 자료유형
- 연구보고서
- 저자정보
- 발행연도
- 2004.12
- 수록면
- 1 - 129 (129page)
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1. 연구필요성 및 목적
특정 산업을 규제하는 규제법령(regulation code)이 동 산업의 여건을 제대로 반영하지 못하면 이 산업의 효율적인 발전을 기대할 수 없다. 현행 한국가스공사와 한전 발전자회사간 발전용가스매매계약은 우리나라 발전부문의 가스조달에 관한 사실상의 규제법령으로 기능하고 있다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력ㆍ가스산업은 많은 여건변화를 경험하였다. 특히, 국내적으로는 발전경쟁이 도입되어 비용기준 풀(CBP: Cost-Based Pool) 시장 형태로 운영되고 있으며, 해외에서는 전력과 가스 산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대화하려는 사업전략이 점차 보편화되고 있다.
발전경쟁체제 자체의 문제에 더하여 개별 발전회사들의 이윤추구동기가 강화되고, 발전부문의 가스수급조절 능력과 인센티브는 약화되고 있다. 이에 따라 천연가스사업 초기의 전력ㆍ가스산업 여건 및 정책의지를 반영하여 운용되어온 발전용 가스수급체계의 재검토와 개선방안 마련이 불가피한 상황이다. 더욱이, 앞으로 전력산업구조가 유효경쟁이 가능한 구조로 이행될 경우 기존 발전용 가스수급체계는 발전부문경쟁의 걸림돌로 작용할 것이 분명하다. 따라서 기존 발전용가스매매계약에 대한 검토와 함께 발전경쟁을 지원ㆍ촉진할 수 있는 발전용 가스수급체계 및 수급계약의 개선방안 마련을 위한 연구가 필요하다.
2. 연구내용요약
본 연구의 구조는 다음과 같다. 우선 전력ㆍ가스산업의 여건이 어떻게 변화해 왔는가를 살펴봄으로써 향후 발전방향을 고찰하는 데에 필요한 현상인식에 도움을 주고자 하였다. 이를 바탕으로 현행 발전용가스매매 계약이 어떻게 발전경쟁을 제한하고 있으며, 계약일반으로서는 어떤 문제점을 안고 있는지를 살펴보았다. 그리고 가스수급계약의 개선만으로는 해결할 수 없는 현행 발전경쟁시장에서의 발전회사들의 연료선택과 관련된 인센티브의 왜곡을 단순한 모형을 통해 분석하였다. 이들 분석을 통해 발전시장의 한계에도 불구하고 앞으로 발전경쟁을 활성화하기 위한 발전용 가스수급계약의 개선방안을 도출하였다. 마지막 장에서는 본 연구의 주요 발견사항을 요약하고, 몇 가지 정책제언을 제시하였다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력ㆍ가스산업은 많은 여건변화를 경험하였다. 천연가스 도입계약에서의 유연성 증대, 단기계약 비중의 확대 및 전력과 가스산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대화하려는 사업전략도 보편화되는 추세를 보이고 있다. 국내 적으로도 POSCO, K-Power, LG 및 한전 발전자회사들의 자가용 LNG 직도입이 추진되고 있으며, 발전부문에서도 그 내용에 많은 한계점이 있음에도 불구하고 경쟁체제가 도입되었다. 도시가스 부문의 급속한 신장과 발전부문 가스소비증가의 상대적인 둔화, 그리고 발전경쟁의 도입에 따라 발전부문의 가스수요조절자(swing consumer)로서의 기능과 인센티브도 매우 줄어든 상황이며, 이러한 추세는 앞으로도 지속될 것으로 전망된다.
변화ㆍ발전해 가는 거래여건을 계약에 모두 담을 수는 없지만, 현행 발전용가스매매계약은 이러한 노력이 부족했다고 할 수 있다. 특히, 천연가스산업 태동기 당시의 정부의 정책의지가 아직도 계약의 많은 부분에 그대로 남아있는 실정이다. 발전경쟁이 시행됨에도 가스공사가 한전에 공급하던 가스상품과 가격 메뉴는 변화된 바 없으며, 이는 앞으로 양방향입찰 전력도매경쟁이 시행될 경우 발전용 가스조달을 통한 경쟁에 큰 장애요인으로 작용할 것이다. 가스공사의 독점을 우회함으로써 가스공급 경쟁을 촉진할 수 있는 발전용 가스 직도입에서도 도입 신청 및 검토 일정에 가스공사와 경쟁사업자들 사이에 차별을 둠으로써 경쟁사업자들의 비용을 증가시키고, 이들이 대등한 입장(equal footing)에서 경쟁할 수 있는 여지를 줄이는 결과를 낳고 있다.
발전경쟁체제 하에서 개별 발전회사들은 과거 한전이 누리던 발전소 포트폴리오 운영의 신축성을 기대할 수 없으며, 적정한 가격을 통한 보상이나 유연성의 확대 없이 가스공사의 가스수급조절 요구에 응할 인센티브도 없다. 이런 상황에서 발전용 가스에 대한 총괄약정제가 논의되고 있다. 그러나 특정 발전회사 그룹 내에서의 가스융통이 거래(trade)로 이어지지 못한다면, 이는 약정물량 허용편차의 확대라는 명분 하에 적어도 가스발전에서는 과거 한전의 발전독점체제로의 회귀라는 결과를 낳게 될 것이다. 발전회사들 사이에 가스거래가 이루어지는 2차시장을 통해 발전회사들은 자사의 가스 부족 또는 잉여를 타 발전회사와의 거래를 통해 효율적으로 해결해 나아갈 수 있다.
이러한 효율적인 가스수급과 발전경쟁은 현행 비용기준 풀 시장에서는 이루어지기 어렵다는 사실을 간단한 모형을 통해 살펴보았다. 주된 원인으로는 가스가격이 시장상황을 반영할 수 있도록 수시로 변화하지 못하고, 가스매매계약상 가스공사의 가스수급에 지장이 없는 범위 내에서는 항시 공급하도록 규정하고 있기 때문에, 급전계획 수립시 가스수급 상황에 따른 급전순위 조정이 이루어지지 못하는 제도적인 맹점을 들 수 있다. 다른 한편으로는, 급전방식과 비용정산방식이 발전회사들로 하여금 비싼 연료를 사용하는 발전소를 입찰대상에서 배제하도록 할 인센티브가 없다는 점이다. 이러한 발전경쟁시장의 문제점은 가스매매계약의 개선만으로 해결될 수는 없지만, 유효발전경쟁이 가능한 발전시장에서는 현재와 같은 가스매매계약조건이 발전경쟁에 제약요인으로 작용하게 되므로 가스매매계약의 개선은 그 중요성을 더하게 된다.
이밖에도 현행 수급계약은 정부의 정책의지를 담는 과정에서 비상업적이거나 모호한 계약조건들을 포함하고 있다. 계약형태는 고정공급계약이면서도 실제운영은 수시로 중단가능 형태로 운영되었고, 가스부족에 따른 수요측의 비용도 충분히 반영하지 못하는 것으로 분석되었다. 이로 말미암아 가스공사와 발전회사들 사이에 가스의 과부족에 따른 보상과 관련된 분쟁이 뒤따랐고, 발전부문의 설비투자가 효율적으로 이루어질 수 없는 개연성을 안고 있다.
이들 문제점의 해소ㆍ완화를 위해 다음과 같은 점들을 적극 추진해야 한다. 첫째로, 중단가능공급 서비스를 포함하여 가스공급 서비스를 다양화해야 한다. 공급신뢰도는 낮지만 가격을 낮추어 공급함으로써 가스공사 입장에서는 동절기 수급균형 유지를 용이하게 할 수 있고, 수요자 입장에서는 보다 싼 가격으로 낮은 신뢰도를 보상 받을 수 있다. 이와 함께 비록 발전용 수요라 하더라도 수요자가 원하면 비싼 가격에 공급하도록 하는 우선공급 서비스도 개발할 필요가 있다. 다양한 가스공급 서비스가 제공되면 발전회사들은 자기의 필요에 따라 차별화된 연료 포트폴리오를 구성하게 되어 발전경쟁을 촉진할 수 있다. 이와 더불어 현행 비용기준 풀 시장에서의 발전사업자들의 인센티브 왜곡을 해결하기 위한 입찰 및 정산방식의 개선이 요구된다.
둘째로, 모호하고 비상업적인 계약조건을 보다 명료하고 상업적인 방향으로 개선해야 한다. 가스공급 지장상황을 구성하는 요소나 이를 초래하는 상황ㆍ사건을 적시할 필요가 있다. 신뢰도와 가격 면에서 차별화된 가스공급과 함께 가스공급 지장상황에 대한 예측력을 제고함으로써 발전회사들과 가스공사간 분쟁의 소지를 획기적으로 줄일 수 있다. 또한, 현재와 같이 가스공사가 가스수급상 지장이 없는 범위 내에서 항시 공급하기 보다는 발전회사들의 약정물량에 대한 의무인수조항을 삽입하고, 대신 이러한 수급균형의무를 수행할 수 있는 수단을 허용해야 한다.
셋째로, 가스수급균형의 어려움을 최대한 가격배급(price rationing)방식으로 해소하기 위해 가스수급균형 단위기간을 단축하고 수급불균형 벌과금제를 도입하면, 발전입찰시에 가격요소와 불량요소가 함께 고려되어 유효한 발전경쟁을 촉진하는 데에 도움이 된다. 이를 위해 발전회사들의 가스직도입 및 back-to-back 방식 등에 의한 가스공급과 함께 다양한 단기공급서비스와 2차시장의 개설이 함께 추진되어야 한다. 이를 통해 발전회사들의 수급균형 달성 능력을 배양하고, 향후 본격적인 전력도매경쟁에 대비하도록 해야 한다.
넷째로, 현재 논의되고 있는 총괄약정제는 2차시장이 병행되지 않을 경우 발전회사들간의 경쟁을 저해하게 될 것이며, 이는 단순히 가스공사의 수급관리 용이성을 높여 주는 방편일 뿐, 발전시장에 대해서는 효용이 없는 대안이 될 수 있다. 발전회사들이 가스공급설비를 소유하지 못할 경우 가스의 거래는 가스공사의 계통 내에서 이루어져야 하므로 2차 시장의 개설과 함께 가스소유권 이전에 대한 물리적, 시간적 및 경제적인 개념이 새롭게 정의되어야 한다. 그리고 이에 뒤따르는 자연적인 요구로서 가스와 가스공급설비를 분리하여 거래가 이루어지도록 해야 한다. 이럴 경우 발전회사들은 가스상품 뿐만 아니라, 가스공급설비능력의 획득에 대해서도 민감하게 반응하게 되며, 이는 발전경쟁을 더욱 촉진하는 결과를 낳을 수 있다.
이밖에 가스공급설비의 개보수 등 가스공사의 사정으로 가스공급중단 상황이 발생할 경우 운휴발전설비에 대한 손실보전 방안을 계약서에 추가하는 논의가 일고 있다. 이에 대해서는 손실보상의 관점에서 접근하기 보다는 공급메뉴의 개발을 통한 경제적 효율 증대의 관점에서 접근하는 것이 건설적인 대안일 것이다. 지금과 같이 가스공사의 귀책사유로 인한 공급중단시 고정비만을 보상하는 것은, 발전회사들이 원하는 가스상품의 조달에 대한 수단을 보유하지 못한 채 가스부족에 대한 비용만 지불하는 것으로서 효율성과 형평성 측면에서 문제가 있다.
3. 정책제언 및 향후 연구과제
천연가스산업 초기의 정책기조와는 걸맞지 않는 산업여건이 형성되었다. 경직적인 가스수급구조는 발전부문의 가스수요 증가의 둔화로 이어졌으며, 이는 청정연료인 천연가스의 사용 확대라는 천연가스산업정책과 환경보호정책 사이의 부조화를 의미한다. 정부는 급작스런 기상변화 등으로 인한 수급불안 등 국가적으로 불가피한 상황을 제외하고는 산업정책 차원에서의 전력ㆍ가스산업에 대한 간섭을 줄이는 방향으로 정책을 수립하는 것이 바람직하다. 당분간은 발전경쟁에 걸맞은 연료조달체계의 확립을 위해 발전사업자들의 가스조달 수단의 개발을 허용할 뿐만 아니라 장려할 필요가 있다. 더욱이 가스공급자로 하여금 수요자의 욕구를 충족시킬 수 있는 상품을 개발하도록 촉구할 필요도 있다. 공급자와 수요자 모두에게 가스수급과 관련된 위험관리수단을 개발하도록 하는 여건도 조성해 주어야 한다. 그리고 동일 시장에서 사업을 영위하는 사업자들에 대한 형평성의 확립이 효율성 증대로 이어진다는 사실에 유의해야 한다.
발전사업자들의 연료선택 인센티브 분석 모형은 상당한 설명력을 보여주었으며, 연료가격의 고저관계가 역전되어도 활용가능하다. 모형의 단순성 또한 확장가능성음 열어놓고 있다. 중요한 것은, 발전용 가스수급계약의 개선이 기대한 효과를 내기 위해서는 전력부문에서의 구조개편이 병행되어야 함을 시사한다는 점이다. 그러나 동 모형은 가스 수요측의 행위를 분석하는 모형이며, 본 보고서에서는 공급측의 다양한 공급 메뉴 개발과 관련된 인센티브를 보여주는 모형은 제시하지 못했다. 다양한 공급메뉴의 도입에 따라 수요측이 반응함으로써 가스의 피크수요 발생 메커니즘이 변화할 수도 있으며(firm peak vs. shifting peak), 가스공사의 이윤구조도 변화가능하다. 정부의 규제정책이 규제대상 기업들의 행동에 대하여 반응하고, 그 역도 성립하며, 이러한 과정을 통해 양산업은 발전해 갈 것이다. 향후 이러한 다양한 요소들을 분석할 수 있는 모형의 개발에 노력을 경주할 필요가 있다.
1. Research Purpose
It is hard to imagine an efficient development of an industry without a regulation code well incorporating the circumstances of the industry regulated by the code. The current sales and purchase contract for natural gas for power generation ("gas supply contract" henceforth) functions as a de facto regulation code for the gas and electricity industries.
Korea's gas and power industries have experienced huge changes since the introduction of natural gas to the country in 1986. While there are certain deficiencies within the power market itself in terms of its capability of facilitating effective competition, it is essential that improvements be made in the supply side of gas for power generation. In particular, the current arrangements of gas supply to power generators could become a stumbling block if and when the electricity industry is restructured in a way that allows workable competition between generators.
This study aims to review and derive improvements upon the existing gas supply contract between the Korea Gas Corporation (KOGAS) and the power generating subsidiaries (GENCOs) of the Korea Electric Power Corporation (KEPCO), and, in a broader context, to present policies and measures that support and promote competition in the electricity market. The study provides a brief review of the changes in the gas and electricity industries both in and out of Korea to help understand the issues and problems facing the industries. Upon this foundation, this study reveals major deterring factors to the promotion of competition in the power generation market, as well as some defects in the current gas supply contract as a contract in general. As the incentive distortion involved in the GENCO fuel selection and bidding in the Cost-Based Pool (CBP) market is an important impediment to effective competition, this study offers an analysis of the incentive problem with a simple model - CBP model.
2. Key Findings
The changes in the environment surrounding Korean gas and electricity industries include: a large increase in the flexibility within gas import contracts; an enlarged share of short-term gas deals; and the trend of convergence of gas and power businesses. Direct imports of LNG for own use bypassing KOGAS have appeared and gas consumers seeking direct imports are increasing. In addition, despite the controversial effectiveness of generation competition, GENCOs are said to compete in the CBP market. Both the capability and incentive of swing in gas consumption on the part of GENCOs have decreased substantially, and this tendency is expected to continue owing not only to the generation competition but to the rapid growth of gas consumption for city gas use.
The government's policy objectives and conviction concerned with the gas industry remain in no small part of the current gas supply contract. No substantial efforts have been made to reflect the changing circumstances under which the gas and electricity industries are operating. The menu of gas product and supply services is essentially the same as that of the early years of gas utilization in the country. Bypass of KOGAS for gas for power generation was not allowed until recently. The government, together with KOGAS, through its discretionary power in permitting gas import contracts can be regarded as having employed a strategy of raising rivals' costs by differentiating the time frame for reviewing the applications for gas imports between KOGAS and the GENCOs, implying a narrower platform for gas supply competition on an equal footing. Many clauses look non-commercial while others are obscure in the gas supply contract as a rulebook for a commercial relationship involving huge amounts of money. We can characterize the application of the contract as that of an interruptible supply contract, although the contract itself is written as a firm one. Shortage costs on the consumer (GENCO) side do not seem to be reflected well in the contract. All in all, some core parts of the contract have worked as a source of repeating disputes over compensating extra fuel costs arising from fuel switching, and a potential reason for inefficiently low investment of gas-fired generating units.
The GENCOs are no longer able to enjoy the flexibility in their operation of generating asset portfolio that KEPCO could in the past. This combined with the fact that the GENCOs are competing with each other implies that they have little incentive to meet the KOGAS needs of gas consumption swing in the generation sector. The new scheme, which is under discussion for gas supply applying volume variations to groupings of generators, may tum out to be a regression to the old days of KEPCO monopoly, unless a secondary gas market is allowed where GENCOs trade their surplus and shortage of gas.
The CBP model shows that the current dispatch rule and compensation arrangements in the CBP market prevent GENCOs from excluding expensive generating units in the bidding process. More specifically, the GENCOs that possess both peak-and intermediate-load plants have little incentives for efficient fuel procurement for the peak-load plants, as they could raise their profits by raising their own fuel costs for these units. This type of distortion arises from the CBP operation rule where all bids accepted in the dispatch schedule are settled with the same SMP (System Marginal Price) at the highest variable cost of bidders consisting mostly of fuel costs. To make matters worse, the gas price cannot move following demand and supply situations of gas, and the gas supply contract is a firm one perse, which hinders the dispatcher from scheduling generating units in a way well aligned with gas market conditions. Fixing the gas supply contract alone is not the solution to all the problems and particularly to those arising from the design of the CBP market. However, the task of remedying the gas supply contract becomes even more important in an environment where the structure of the electricity market is expected to change in a way that allows for workable competition.
3. Policy Recommendations
Major improvements on the contract are offered. First, a broader menu of gas supply services is called for including interruptible and priority services. In tandem with the menu expansion, it is of vital importance to amend the system of bidding and compensation in the power market in the direction of correcting the distorted fuel choice incentives. Second, many clauses should be made not only more commercially oriented but also clearer. For instance, the predictability of gas market situation can be enhanced and the potential for disputes can be reduced by indicating in the contract the components and/or events that constitute a bottleneck situation. Third, it is desirable to include a take-or-pay obligation clause in the contract along with permitting the GENCOs means of gas balancing. In order to abide most by the principle of price rationing, the unit period of gas balancing period needs to be shortened and an imbalance penalty be introduced. These arrangements should go in parallel with a secondary gas market for GENCOs' gas trade that can contribute to a higher flexibility of gas balancing. Also, the introduction of a gas supply scheme utilizing a grouping of GENCOs should be backed up by a secondary market. Fourth, the transfer of gas ownership should be defined in more than one dimensions taking into account physical, temporal and economic factors in order to allow gas trades between GENCOs within the KOGAS' gas supply network.
All improvements should be devised from the perspective of fostering market mechanism in that diverse policy objectives may be consolidated in the design of contracts and other trading arrangements, with their values being traded in the market after all. Damage borne by GENCOs ex post due to gas shortage may be avoided ex ante by a wider variety of gas supply services, making it less likely that KOGAS and GENCOs dispute. Enormous changes have occurred in and around Korea's gas and electricity industries but few changes in its gas market. The role of government is clear: to manufacture and maintain a well-designed traffic signal, not to direct the destination of vehicles on the crossroad.
특정 산업을 규제하는 규제법령(regulation code)이 동 산업의 여건을 제대로 반영하지 못하면 이 산업의 효율적인 발전을 기대할 수 없다. 현행 한국가스공사와 한전 발전자회사간 발전용가스매매계약은 우리나라 발전부문의 가스조달에 관한 사실상의 규제법령으로 기능하고 있다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력ㆍ가스산업은 많은 여건변화를 경험하였다. 특히, 국내적으로는 발전경쟁이 도입되어 비용기준 풀(CBP: Cost-Based Pool) 시장 형태로 운영되고 있으며, 해외에서는 전력과 가스 산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대화하려는 사업전략이 점차 보편화되고 있다.
발전경쟁체제 자체의 문제에 더하여 개별 발전회사들의 이윤추구동기가 강화되고, 발전부문의 가스수급조절 능력과 인센티브는 약화되고 있다. 이에 따라 천연가스사업 초기의 전력ㆍ가스산업 여건 및 정책의지를 반영하여 운용되어온 발전용 가스수급체계의 재검토와 개선방안 마련이 불가피한 상황이다. 더욱이, 앞으로 전력산업구조가 유효경쟁이 가능한 구조로 이행될 경우 기존 발전용 가스수급체계는 발전부문경쟁의 걸림돌로 작용할 것이 분명하다. 따라서 기존 발전용가스매매계약에 대한 검토와 함께 발전경쟁을 지원ㆍ촉진할 수 있는 발전용 가스수급체계 및 수급계약의 개선방안 마련을 위한 연구가 필요하다.
2. 연구내용요약
본 연구의 구조는 다음과 같다. 우선 전력ㆍ가스산업의 여건이 어떻게 변화해 왔는가를 살펴봄으로써 향후 발전방향을 고찰하는 데에 필요한 현상인식에 도움을 주고자 하였다. 이를 바탕으로 현행 발전용가스매매 계약이 어떻게 발전경쟁을 제한하고 있으며, 계약일반으로서는 어떤 문제점을 안고 있는지를 살펴보았다. 그리고 가스수급계약의 개선만으로는 해결할 수 없는 현행 발전경쟁시장에서의 발전회사들의 연료선택과 관련된 인센티브의 왜곡을 단순한 모형을 통해 분석하였다. 이들 분석을 통해 발전시장의 한계에도 불구하고 앞으로 발전경쟁을 활성화하기 위한 발전용 가스수급계약의 개선방안을 도출하였다. 마지막 장에서는 본 연구의 주요 발견사항을 요약하고, 몇 가지 정책제언을 제시하였다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내외 전력ㆍ가스산업은 많은 여건변화를 경험하였다. 천연가스 도입계약에서의 유연성 증대, 단기계약 비중의 확대 및 전력과 가스산업을 통합하여 양산업간 시너지 효과를 극대화하려는 사업전략도 보편화되는 추세를 보이고 있다. 국내 적으로도 POSCO, K-Power, LG 및 한전 발전자회사들의 자가용 LNG 직도입이 추진되고 있으며, 발전부문에서도 그 내용에 많은 한계점이 있음에도 불구하고 경쟁체제가 도입되었다. 도시가스 부문의 급속한 신장과 발전부문 가스소비증가의 상대적인 둔화, 그리고 발전경쟁의 도입에 따라 발전부문의 가스수요조절자(swing consumer)로서의 기능과 인센티브도 매우 줄어든 상황이며, 이러한 추세는 앞으로도 지속될 것으로 전망된다.
변화ㆍ발전해 가는 거래여건을 계약에 모두 담을 수는 없지만, 현행 발전용가스매매계약은 이러한 노력이 부족했다고 할 수 있다. 특히, 천연가스산업 태동기 당시의 정부의 정책의지가 아직도 계약의 많은 부분에 그대로 남아있는 실정이다. 발전경쟁이 시행됨에도 가스공사가 한전에 공급하던 가스상품과 가격 메뉴는 변화된 바 없으며, 이는 앞으로 양방향입찰 전력도매경쟁이 시행될 경우 발전용 가스조달을 통한 경쟁에 큰 장애요인으로 작용할 것이다. 가스공사의 독점을 우회함으로써 가스공급 경쟁을 촉진할 수 있는 발전용 가스 직도입에서도 도입 신청 및 검토 일정에 가스공사와 경쟁사업자들 사이에 차별을 둠으로써 경쟁사업자들의 비용을 증가시키고, 이들이 대등한 입장(equal footing)에서 경쟁할 수 있는 여지를 줄이는 결과를 낳고 있다.
발전경쟁체제 하에서 개별 발전회사들은 과거 한전이 누리던 발전소 포트폴리오 운영의 신축성을 기대할 수 없으며, 적정한 가격을 통한 보상이나 유연성의 확대 없이 가스공사의 가스수급조절 요구에 응할 인센티브도 없다. 이런 상황에서 발전용 가스에 대한 총괄약정제가 논의되고 있다. 그러나 특정 발전회사 그룹 내에서의 가스융통이 거래(trade)로 이어지지 못한다면, 이는 약정물량 허용편차의 확대라는 명분 하에 적어도 가스발전에서는 과거 한전의 발전독점체제로의 회귀라는 결과를 낳게 될 것이다. 발전회사들 사이에 가스거래가 이루어지는 2차시장을 통해 발전회사들은 자사의 가스 부족 또는 잉여를 타 발전회사와의 거래를 통해 효율적으로 해결해 나아갈 수 있다.
이러한 효율적인 가스수급과 발전경쟁은 현행 비용기준 풀 시장에서는 이루어지기 어렵다는 사실을 간단한 모형을 통해 살펴보았다. 주된 원인으로는 가스가격이 시장상황을 반영할 수 있도록 수시로 변화하지 못하고, 가스매매계약상 가스공사의 가스수급에 지장이 없는 범위 내에서는 항시 공급하도록 규정하고 있기 때문에, 급전계획 수립시 가스수급 상황에 따른 급전순위 조정이 이루어지지 못하는 제도적인 맹점을 들 수 있다. 다른 한편으로는, 급전방식과 비용정산방식이 발전회사들로 하여금 비싼 연료를 사용하는 발전소를 입찰대상에서 배제하도록 할 인센티브가 없다는 점이다. 이러한 발전경쟁시장의 문제점은 가스매매계약의 개선만으로 해결될 수는 없지만, 유효발전경쟁이 가능한 발전시장에서는 현재와 같은 가스매매계약조건이 발전경쟁에 제약요인으로 작용하게 되므로 가스매매계약의 개선은 그 중요성을 더하게 된다.
이밖에도 현행 수급계약은 정부의 정책의지를 담는 과정에서 비상업적이거나 모호한 계약조건들을 포함하고 있다. 계약형태는 고정공급계약이면서도 실제운영은 수시로 중단가능 형태로 운영되었고, 가스부족에 따른 수요측의 비용도 충분히 반영하지 못하는 것으로 분석되었다. 이로 말미암아 가스공사와 발전회사들 사이에 가스의 과부족에 따른 보상과 관련된 분쟁이 뒤따랐고, 발전부문의 설비투자가 효율적으로 이루어질 수 없는 개연성을 안고 있다.
이들 문제점의 해소ㆍ완화를 위해 다음과 같은 점들을 적극 추진해야 한다. 첫째로, 중단가능공급 서비스를 포함하여 가스공급 서비스를 다양화해야 한다. 공급신뢰도는 낮지만 가격을 낮추어 공급함으로써 가스공사 입장에서는 동절기 수급균형 유지를 용이하게 할 수 있고, 수요자 입장에서는 보다 싼 가격으로 낮은 신뢰도를 보상 받을 수 있다. 이와 함께 비록 발전용 수요라 하더라도 수요자가 원하면 비싼 가격에 공급하도록 하는 우선공급 서비스도 개발할 필요가 있다. 다양한 가스공급 서비스가 제공되면 발전회사들은 자기의 필요에 따라 차별화된 연료 포트폴리오를 구성하게 되어 발전경쟁을 촉진할 수 있다. 이와 더불어 현행 비용기준 풀 시장에서의 발전사업자들의 인센티브 왜곡을 해결하기 위한 입찰 및 정산방식의 개선이 요구된다.
둘째로, 모호하고 비상업적인 계약조건을 보다 명료하고 상업적인 방향으로 개선해야 한다. 가스공급 지장상황을 구성하는 요소나 이를 초래하는 상황ㆍ사건을 적시할 필요가 있다. 신뢰도와 가격 면에서 차별화된 가스공급과 함께 가스공급 지장상황에 대한 예측력을 제고함으로써 발전회사들과 가스공사간 분쟁의 소지를 획기적으로 줄일 수 있다. 또한, 현재와 같이 가스공사가 가스수급상 지장이 없는 범위 내에서 항시 공급하기 보다는 발전회사들의 약정물량에 대한 의무인수조항을 삽입하고, 대신 이러한 수급균형의무를 수행할 수 있는 수단을 허용해야 한다.
셋째로, 가스수급균형의 어려움을 최대한 가격배급(price rationing)방식으로 해소하기 위해 가스수급균형 단위기간을 단축하고 수급불균형 벌과금제를 도입하면, 발전입찰시에 가격요소와 불량요소가 함께 고려되어 유효한 발전경쟁을 촉진하는 데에 도움이 된다. 이를 위해 발전회사들의 가스직도입 및 back-to-back 방식 등에 의한 가스공급과 함께 다양한 단기공급서비스와 2차시장의 개설이 함께 추진되어야 한다. 이를 통해 발전회사들의 수급균형 달성 능력을 배양하고, 향후 본격적인 전력도매경쟁에 대비하도록 해야 한다.
넷째로, 현재 논의되고 있는 총괄약정제는 2차시장이 병행되지 않을 경우 발전회사들간의 경쟁을 저해하게 될 것이며, 이는 단순히 가스공사의 수급관리 용이성을 높여 주는 방편일 뿐, 발전시장에 대해서는 효용이 없는 대안이 될 수 있다. 발전회사들이 가스공급설비를 소유하지 못할 경우 가스의 거래는 가스공사의 계통 내에서 이루어져야 하므로 2차 시장의 개설과 함께 가스소유권 이전에 대한 물리적, 시간적 및 경제적인 개념이 새롭게 정의되어야 한다. 그리고 이에 뒤따르는 자연적인 요구로서 가스와 가스공급설비를 분리하여 거래가 이루어지도록 해야 한다. 이럴 경우 발전회사들은 가스상품 뿐만 아니라, 가스공급설비능력의 획득에 대해서도 민감하게 반응하게 되며, 이는 발전경쟁을 더욱 촉진하는 결과를 낳을 수 있다.
이밖에 가스공급설비의 개보수 등 가스공사의 사정으로 가스공급중단 상황이 발생할 경우 운휴발전설비에 대한 손실보전 방안을 계약서에 추가하는 논의가 일고 있다. 이에 대해서는 손실보상의 관점에서 접근하기 보다는 공급메뉴의 개발을 통한 경제적 효율 증대의 관점에서 접근하는 것이 건설적인 대안일 것이다. 지금과 같이 가스공사의 귀책사유로 인한 공급중단시 고정비만을 보상하는 것은, 발전회사들이 원하는 가스상품의 조달에 대한 수단을 보유하지 못한 채 가스부족에 대한 비용만 지불하는 것으로서 효율성과 형평성 측면에서 문제가 있다.
3. 정책제언 및 향후 연구과제
천연가스산업 초기의 정책기조와는 걸맞지 않는 산업여건이 형성되었다. 경직적인 가스수급구조는 발전부문의 가스수요 증가의 둔화로 이어졌으며, 이는 청정연료인 천연가스의 사용 확대라는 천연가스산업정책과 환경보호정책 사이의 부조화를 의미한다. 정부는 급작스런 기상변화 등으로 인한 수급불안 등 국가적으로 불가피한 상황을 제외하고는 산업정책 차원에서의 전력ㆍ가스산업에 대한 간섭을 줄이는 방향으로 정책을 수립하는 것이 바람직하다. 당분간은 발전경쟁에 걸맞은 연료조달체계의 확립을 위해 발전사업자들의 가스조달 수단의 개발을 허용할 뿐만 아니라 장려할 필요가 있다. 더욱이 가스공급자로 하여금 수요자의 욕구를 충족시킬 수 있는 상품을 개발하도록 촉구할 필요도 있다. 공급자와 수요자 모두에게 가스수급과 관련된 위험관리수단을 개발하도록 하는 여건도 조성해 주어야 한다. 그리고 동일 시장에서 사업을 영위하는 사업자들에 대한 형평성의 확립이 효율성 증대로 이어진다는 사실에 유의해야 한다.
발전사업자들의 연료선택 인센티브 분석 모형은 상당한 설명력을 보여주었으며, 연료가격의 고저관계가 역전되어도 활용가능하다. 모형의 단순성 또한 확장가능성음 열어놓고 있다. 중요한 것은, 발전용 가스수급계약의 개선이 기대한 효과를 내기 위해서는 전력부문에서의 구조개편이 병행되어야 함을 시사한다는 점이다. 그러나 동 모형은 가스 수요측의 행위를 분석하는 모형이며, 본 보고서에서는 공급측의 다양한 공급 메뉴 개발과 관련된 인센티브를 보여주는 모형은 제시하지 못했다. 다양한 공급메뉴의 도입에 따라 수요측이 반응함으로써 가스의 피크수요 발생 메커니즘이 변화할 수도 있으며(firm peak vs. shifting peak), 가스공사의 이윤구조도 변화가능하다. 정부의 규제정책이 규제대상 기업들의 행동에 대하여 반응하고, 그 역도 성립하며, 이러한 과정을 통해 양산업은 발전해 갈 것이다. 향후 이러한 다양한 요소들을 분석할 수 있는 모형의 개발에 노력을 경주할 필요가 있다.
1. Research Purpose
It is hard to imagine an efficient development of an industry without a regulation code well incorporating the circumstances of the industry regulated by the code. The current sales and purchase contract for natural gas for power generation ("gas supply contract" henceforth) functions as a de facto regulation code for the gas and electricity industries.
Korea's gas and power industries have experienced huge changes since the introduction of natural gas to the country in 1986. While there are certain deficiencies within the power market itself in terms of its capability of facilitating effective competition, it is essential that improvements be made in the supply side of gas for power generation. In particular, the current arrangements of gas supply to power generators could become a stumbling block if and when the electricity industry is restructured in a way that allows workable competition between generators.
This study aims to review and derive improvements upon the existing gas supply contract between the Korea Gas Corporation (KOGAS) and the power generating subsidiaries (GENCOs) of the Korea Electric Power Corporation (KEPCO), and, in a broader context, to present policies and measures that support and promote competition in the electricity market. The study provides a brief review of the changes in the gas and electricity industries both in and out of Korea to help understand the issues and problems facing the industries. Upon this foundation, this study reveals major deterring factors to the promotion of competition in the power generation market, as well as some defects in the current gas supply contract as a contract in general. As the incentive distortion involved in the GENCO fuel selection and bidding in the Cost-Based Pool (CBP) market is an important impediment to effective competition, this study offers an analysis of the incentive problem with a simple model - CBP model.
2. Key Findings
The changes in the environment surrounding Korean gas and electricity industries include: a large increase in the flexibility within gas import contracts; an enlarged share of short-term gas deals; and the trend of convergence of gas and power businesses. Direct imports of LNG for own use bypassing KOGAS have appeared and gas consumers seeking direct imports are increasing. In addition, despite the controversial effectiveness of generation competition, GENCOs are said to compete in the CBP market. Both the capability and incentive of swing in gas consumption on the part of GENCOs have decreased substantially, and this tendency is expected to continue owing not only to the generation competition but to the rapid growth of gas consumption for city gas use.
The government's policy objectives and conviction concerned with the gas industry remain in no small part of the current gas supply contract. No substantial efforts have been made to reflect the changing circumstances under which the gas and electricity industries are operating. The menu of gas product and supply services is essentially the same as that of the early years of gas utilization in the country. Bypass of KOGAS for gas for power generation was not allowed until recently. The government, together with KOGAS, through its discretionary power in permitting gas import contracts can be regarded as having employed a strategy of raising rivals' costs by differentiating the time frame for reviewing the applications for gas imports between KOGAS and the GENCOs, implying a narrower platform for gas supply competition on an equal footing. Many clauses look non-commercial while others are obscure in the gas supply contract as a rulebook for a commercial relationship involving huge amounts of money. We can characterize the application of the contract as that of an interruptible supply contract, although the contract itself is written as a firm one. Shortage costs on the consumer (GENCO) side do not seem to be reflected well in the contract. All in all, some core parts of the contract have worked as a source of repeating disputes over compensating extra fuel costs arising from fuel switching, and a potential reason for inefficiently low investment of gas-fired generating units.
The GENCOs are no longer able to enjoy the flexibility in their operation of generating asset portfolio that KEPCO could in the past. This combined with the fact that the GENCOs are competing with each other implies that they have little incentive to meet the KOGAS needs of gas consumption swing in the generation sector. The new scheme, which is under discussion for gas supply applying volume variations to groupings of generators, may tum out to be a regression to the old days of KEPCO monopoly, unless a secondary gas market is allowed where GENCOs trade their surplus and shortage of gas.
The CBP model shows that the current dispatch rule and compensation arrangements in the CBP market prevent GENCOs from excluding expensive generating units in the bidding process. More specifically, the GENCOs that possess both peak-and intermediate-load plants have little incentives for efficient fuel procurement for the peak-load plants, as they could raise their profits by raising their own fuel costs for these units. This type of distortion arises from the CBP operation rule where all bids accepted in the dispatch schedule are settled with the same SMP (System Marginal Price) at the highest variable cost of bidders consisting mostly of fuel costs. To make matters worse, the gas price cannot move following demand and supply situations of gas, and the gas supply contract is a firm one perse, which hinders the dispatcher from scheduling generating units in a way well aligned with gas market conditions. Fixing the gas supply contract alone is not the solution to all the problems and particularly to those arising from the design of the CBP market. However, the task of remedying the gas supply contract becomes even more important in an environment where the structure of the electricity market is expected to change in a way that allows for workable competition.
3. Policy Recommendations
Major improvements on the contract are offered. First, a broader menu of gas supply services is called for including interruptible and priority services. In tandem with the menu expansion, it is of vital importance to amend the system of bidding and compensation in the power market in the direction of correcting the distorted fuel choice incentives. Second, many clauses should be made not only more commercially oriented but also clearer. For instance, the predictability of gas market situation can be enhanced and the potential for disputes can be reduced by indicating in the contract the components and/or events that constitute a bottleneck situation. Third, it is desirable to include a take-or-pay obligation clause in the contract along with permitting the GENCOs means of gas balancing. In order to abide most by the principle of price rationing, the unit period of gas balancing period needs to be shortened and an imbalance penalty be introduced. These arrangements should go in parallel with a secondary gas market for GENCOs' gas trade that can contribute to a higher flexibility of gas balancing. Also, the introduction of a gas supply scheme utilizing a grouping of GENCOs should be backed up by a secondary market. Fourth, the transfer of gas ownership should be defined in more than one dimensions taking into account physical, temporal and economic factors in order to allow gas trades between GENCOs within the KOGAS' gas supply network.
All improvements should be devised from the perspective of fostering market mechanism in that diverse policy objectives may be consolidated in the design of contracts and other trading arrangements, with their values being traded in the market after all. Damage borne by GENCOs ex post due to gas shortage may be avoided ex ante by a wider variety of gas supply services, making it less likely that KOGAS and GENCOs dispute. Enormous changes have occurred in and around Korea's gas and electricity industries but few changes in its gas market. The role of government is clear: to manufacture and maintain a well-designed traffic signal, not to direct the destination of vehicles on the crossroad.
목차
제1장 서론
제2장 전력ㆍ가스 산업의 여건변화
제3장 현행 발전용가스매매계약 검토
제4장 발전회사들의 연료비 절감 인센티브 분석
제5장 발전용가스매매계약의 개선방안
제6장 결론
참고문헌
부록 : 거래비용경제학
요약
ABSTRACT
참고문헌 (0)
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