우리나라에서는 공공서비스를 제공하는 기업들이 서비스 및 재화의 가격을 산정할 때 ‘총괄원가’ 방식을 사용하도록 법률로 규정되어 있다. 총괄원가는 전기의 생산 및 공급에 들어간 실제 비용에 투자보수를 더해 정해진다. 이렇게 산정된 총괄원가를 다음년도 예상 판매량으로 나눠 전기요금을 결정한다.
적정원가에는 재화나 서비스 제공에 실제 투입된 영업비용과 이자 제외 영업외 비용, 법인세 등이 포함된다. 투자보수는 영업에 필요한 설비자산과 운전자금으 로 이루어진 요금기저에 적정투자보수율을 곱하여 계산된다.
총괄원가제도 하에서 전기요금은 총괄원가(=적정원가+적정이윤)와 전력 판매수입이 만나는 수준에서 정해진다. 판매사업자는 효율적인 판매 사업을 가정해 경영계획을 수립하고, 이 경영계획은 총괄원가 산정의 바탕이 된다. 이러한 총괄원가 방식을 통해 1) 전기사업자의 과도한 이익 확보를 억제하고 소비자를 보호할 수 있다. 또한 2) 안정적인 전기 공급을 위해 전기사업자의 투입비용 회수를 보장해주는 역할도 한다.
기획재정부의 공공요금 산정기준에 따르면 한국전력은 소매 전기요금은 총괄원가를 바탕으로 결정되어야 한다. 그러나 산업통상자원부는 물가안정과 산업경쟁력 강화 등의 이유로 전기요금을 관리하며 사실상 총괄원가제는 유명무실해진 상황이다. 2005년부터 2021년까지 총괄원가는 167% 상승했다. 총괄원가제가 정상적으로 작동한다면 적용단가도 비슷한 수준의 상승률을 기록해야 하나, 실제로는 같은 기간 46% 상승에 그쳤다.
2001년 전력사업구조 개편에 따라 다수의 공급자(발전사)와 단일 구매자(한국전력)가 존재하는 형태의 전력시장이 형성됐다. 전력의 발전에서 판매까지 한국전력이 독점하던 체제에서 발전부문에 시장경쟁 체제를 도입한 것이다. 그러나 여전히 한국전력이 독점판매자로서의 입지를 유지하고 있고, 한전의 발전자회사들의 전력 공급비중이 높기 때문에 우리나라 전력 산업은 한국전력을 중심으로 분석이 이뤄져야 한다.
SMP(System Marginal Price, 계통한계가격)
한국전력의 전력 구입비는 발전소에서 생산된 전력을 한전이 매입할 때 지불하는 전기도매단가로 별도기준 영업비용의 80~90%를 차지(2021년 1~3분기 누적 기준으로는 84.9%)한다. 도매요금은 전력거래시장에서 SMP(계통한계가격, System Marginal Price)와 CP(용량가격, Capacity Payment)를 바탕으로 산정된다.
전력생산에 참여한 일반발전기의 고정비는 CP를 통해, 변동비는 SMP를 통해 보상해주는 구조다. 이 중 SMP는 전력을 판매한 발전소들의 변동비 중 가장 높은 값과 일치한다.
전력거래소는 거래일의 전력수요를 1시간 단위로 예측해 하루 전에 발전사들로 부터 공급 가능한 용량을 입찰받는다. 거래소는 전력수요를 충족하면서 발전비용은 최소가 되도록 변동비용이 적은 기저 발전부터 전력을 구입한다. 기저발전은 원자력, 석탄 발전과 같이 24시간 연속 운전되며 변동비용이 작은 발전을 의미한다. 기저발전으로 생산된 전력은 24시간 내내 구매된다. 전력수요가 적은 새벽 시간에는 기저발전만 가동해도 되지만, 전력수요가 많은 시간대에서는 발전단가가 높은 중유 발전도 가동되어야 한다. 따라서 SMP는 중유와 LNG 가격 변동에 많은 영향을 받을 수 밖에 없다. 실제 SMP와 국제유가 및 LNG 가격은 시차를 두고 높은 동행성을 보인다.
이러한 구조로 인해 국제유가와 LNG 가격 상승 시 매출 원가는 증가하나 매출은 에너지 가격 상승분을 반영하지 못하기 때문에 이익은 감소한다.