Ⅰ. 서 론

한국의 전력시장은 2000년대 초 전력산업 구조개편을 통해 경쟁 체제가 도입되었으나, 현재까지 발전 부문에 한정된 경쟁 체제가 유지되고 있다(김동현, 2004; 윤혁준, 2021). 정부는 당시 전력판매시장 자유화를 장기적으로 추진하였지만, 배전 부문의 민영화가 중단되면서 가정용 및 중소 상업용 수요자의 공공성 보호를 위해 소매 경쟁은 보류되었다(김현숙, 2007). 그 대신 일부 초대형 수요자에 한하여 전력시장에서 발전사와 직접 거래를 허용하는 제한적이고 절충적인 형태가 마련되었다(윤혁준, 2021).

전력직접구매제도(Direct Power Purchase)는 이러한 제한적 시장 개방의 일환으로 도입된 제도로, 일정 규모 이상의 대형 수요자가 전통적인 독점 판매사업자인 한국전력(이하 ‘한전’)을 통하지 않고 전력거래소(KPX)를 통해 직접 도매시장으로부터 전력을 구매할 수 있도록 허용한 제도이다. 이를 통해 전력시장에 경쟁 원리를 도입하고, 대용량 수요자의 선택권을 확대하는 정책적 목적을 가지고 있다.

우리나라에서는 2001년 전기사업법 개정을 통해 전력직접구매의 법적 근거가 마련되었으며, 2003년 전력거래소 설립과 함께 수전설비 용량 50MVA 이상의 대형 수요자에 한해 도매시장 참여가 가능해졌다. 이후 2007년에 기준이 30MVA로 완화되었으나, 당시 산업용 전기요금이 정책적으로 원가 이하로 유지되고 있었기에 시장 참여에 따른 경제적 유인이 부족하여 제도의 활용도는 낮았다.

상황은 2010년대 후반 들어 변화하기 시작하였다. RE100 캠페인과 ESG 경영 확산으로 기업들의 재생에너지 조달 수요가 증가하면서 전력 구매 방식의 재고가 이루어졌다(윤혁준, 2021). 이에 정부는 녹색프리미엄, 제3자 PPA 등의 다양한 수단을 도입하여 기업의 자율적 선택권을 확대하고자 하였다.

최근 국제적 흐름과 유사하게 유럽연합(EU), 오스트레일리아, 북미 일부 지역(예: 캘리포니아, 앨버타 등)의 경우처럼 대형 수요자들이 발전사와 직접 계약하거나 도매시장에 직접 접근하는 구조로의 전환이 이루어진 것이다. 하지만 해외 다수 국가에서 소매 경쟁이 도입되었으나, 그 효과에 대해서는 여전히 학술적 논쟁이 진행 중이다.

특히, 시장 경쟁 도입이 반드시 전체 소비자 후생 증가로 이어지지 않으며, 오히려 기존 독점 사업자의 재무구조를 악화시키거나 의도치 않은 비용을 유발하여 특정 소비자 그룹에게 부담을 전가할 수 있다는 연구 결과도 다수 존재한다(Woo et al., 2006; Razeghi et al., 2017).

국내의 경우 2021년 이후 점진적으로 산업용 전기요금은 인상되었다. [그림 1]과 같이, 최근 급등한 전기료로 생산원가 압박을 받은 대기업들은 비용 절감 방안을 모색했고, 그 대안 중 하나로 전력 도매시장 직접거래를 현실적인 대안으로 검토하게 되었다. 정부 또한 기업들의 요구에 대응하여 2025년 전력시장운영규칙 개정을 통해 최소 계약기간을 3년으로 연장하는 등 직접구매제도의 실효성을 보완하기 위한 전력시장운영규칙 개정을 단행했다(한국전력거래소, 2025).

[그림 1]

전력 판매가격 추이

결과적으로 전력시장은 점차 발전사업자와 수요자 간의 직접 거래가 활성화되는 방향으로 변화하고 있으며, 대용량 수요자는 수동적인 소비자에서 능동적이고 주체적인 시장 참여자로 변모하고 있다. 이러한 변화는 전력시장 내 경쟁 원리를 촉진하는 동시에 공공요금 체계 및 전력시장 구조 전반에 대한 재편을 요구하는 중요한 전환점으로 작용할 가능성이 있다.

이에 본 연구는 전력직접구매제도의 (1) 참여자 편익, (2) 시장 가격 리스크, (3) 잔존 소비자에 대한 비용 전가라는 세 가지 측면을 계량적인 분석을 통해, 제도의 양면성을 실증적으로 규명하고자 한다. 이를 바탕으로 제도의 안정적인 연착륙을 위한 정책적 시사점을 도출하는 것을 목적으로 한다. 이하 II장에서는 제도의 법적 근거와 운영 구조를 자세히 살펴보고, III장에서는 본 연구의 분석 방법론을 설명한다. IV장에서는 세 가지 핵심 분석의 결과를 제시 및 논의하며, 마지막 V장에서는 연구 결과를 요약하고 결론을 맺는다.

Ⅱ. 전력직접구매제도의 법적 근거와 운영 구조

1. 전기사업법 제32조 및 시행령 제20조

우리나라 전력산업의 기본 법률인 ｢전기사업법｣은 전력 판매의 기본 구조를 한전에 의한 독점 공급 체계로 설정하고 있으나, 일정 규모 이상의 전기사용자에 대해서는 예외적으로 전력시장에서의 직접구매를 허용하고 있다. 전기사업법 제32조 제1항은 “전기사용자는 전력시장에서 전력을 직접 구매할 수 없다”고 규정하면서, 단서조항을 통해 “대통령령으로 정하는 규모 이상의 전기사용자는 그러하지 아니하다”고 명시하고 있다. 이는 소규모 일반 수용가는 도매시장 접근이 제한되나, 일정 용량 이상을 사용하는 대규모 수용자는 전력시장을 통한 직접구매가 가능함을 법적으로 인정한 것이다.

이러한 예외 조항은 같은 법 시행령 제20조에서 구체화된다. 해당 조항에 따르면, “수전설비의 계약용량이 3만킬로볼트암페어(kVA) 이상인 전기사용자”는 전력시장에서 직접 전력을 구매할 수 있는 자격을 가진다. 이는 곧 설비용량 기준으로 약 30MW 이상의 수용 능력을 갖춘 산업체･사업장을 대상으로 한 제도임을 의미한다.

직접구매의 구체적인 요건은 상위 법률 외에도 하위 법령과 ｢전력시장운영규칙｣에 의해 규율된다. 예컨대, 직접구매자는 전력거래소의 회원으로 가입해야 하며, 설비 요건, 담보 제공, 정산･결제 절차 등 일련의 조건을 충족해야 한다(한국전력거래소, 2025). 또한 전기사업법 제20조는 “송전사업자 또는 배전사업자는 그 전기설비를 다른 전기사업자 또는 제32조 단서에 따라 전력을 직접 구매하는 전기사용자에게 차별 없이 이용 제공하여야 한다”고 규정하여, 송･배전망 이용에 있어 망 중립성과 공정 접근을 제도적으로 보장하고 있다.

따라서 한전은 전력직접구매제도에 따라 전력을 도매시장에서 직접 구매하는 수용자에 대해서도 망 이용을 허용하고, 이에 대한 대가로 망 이용료를 부과하는 구조를 취하고 있다. 요약하자면, 전기사업법 및 그 시행령은 일정 용량 이상의 수용자에 대해 전력시장의 직접 참여를 법적으로 가능하게 하고, 한전은 이들에 대해 차별 없는 망 서비스를 제공해야 할 의무를 지닌다. 이러한 법적 근거는 전력직접구매제도의 제도적 정당성과 시행 기반을 명확히 구성하고 있다.

2. 전력시장운영규칙(2025년 개정안)

전력직접구매를 실행에 옮기기 위해서는 전력거래소의 전력시장운영규칙에 구체적인 거래 요건과 절차가 명시되어야 한다. 이에 한국전력거래소는 전기사업법 제43조에 근거하여 전력시장 운영에 관한 규칙을 제정･개정하는데, 2025년 1분기 전기위원회는 “전력직접구매제도 정비를 위한 규칙개정안”을 의결하여 직접구매자의 참여요건과 거래 구조를 대폭 정비하였다(한국전력거래소, 2025). 주요 개정 내용으로 의무존속기간 연장, 거래종료 절차 규정, 재가입 제한 등이 포함된다. 우선 전력시장운영규칙상 직접구매자의 참여 절차를 보면, 기업은 전력거래소에 시장회원(구매자 회원)으로 가입하고 거래소의 승인을 받아야 한다. 직접구매 희망 기업은 한전을 통해 전기를 사던 기존 계약을 종료하고, 전력거래소에 회원 자격으로 참가하여 필요한 전력을 입찰･정산받는 구조로 전환된다. 승인을 받은 기업은 전력거래소를 통해 도매시장에 진입하고, 매일 전력 수요를 자체적으로 예측하여 입찰 방식으로 전력을 조달하게 된다. 이를 위해, 전기사업법 제19조에 살펴보면 전력량계의 설치･관리에 대한 근거가 반영되어 있으며, 전력사용량은 고도화된 계량시스템(AMI: Advanced Metering Infrastructure)을 통해 측정되고, 이 데이터를 바탕으로 거래소가 청구서를 발행하고 기업은 정기적으로 거래 대금을 결제한다. 전력거래소는 이를 발전사 등 공급자에게 재정산하는 역할을 수행한다.

직접구매자는 실시간 도매시장에 직접 본인의 수요를 제출하고 해당 수요에 대해 거래소에서 가격결정(Pricing)을 받는다. 현재 우리 전력시장은 계통한계가격(SMP)을 중심으로 한 총괄원가 정산(CBP) 체계이므로, 직접구매자의 전력 조달단가는 시간대별 SMP로 산정된다.

2025년 개정안에서는 계약의 최소 존속기간을 기존 1년에서 3년으로 연장하고, 중도 이탈 시 재가입 제한 및 페널티를 신설하였다. 이는 단기적 차익 거래 목적의 진입과 이탈을 방지하고, 제도의 중장기적 안정성을 확보하기 위한 조치이다.

3. 전력직접구매제도 참여 사례

2022년부터 2023년까지 국제 연료가격 급등으로 인해 계통한계가격이 큰 폭으로 상승하였고, 정부는 최근 산업용 전기요금을 여러 차례 인상하였다. 2024년 말 기준 산업용 평균 전력요금은 약 182원/kWh 수준에 도달하였다.¹⁾

이에 따라, 국내에서는 2024년 말 SK어드밴스드가 전력직접구매제도를 신청하며 주목받았고, 2025년 LG화학이 실제 전력구매를 개시하며 국내 1호 직접구매 사례가 되었다(신유경, 2025.07.24).

전력직접구매제도의 비용 부담은 두 요소로 구분된다. 첫째, 한국전력거래소에 납부하는 전력거래비용이다. 전력거래비용에는 SMP와 용량정산금이 큰 요소이다. 국내 도매전력시장에서는 발전사업자에 대한 거래대금 정산 시 용량요소(capacity payment)를 반영하고 있으나, 기존 한전의 소매요금 체계에서는 해당 요소가 기본요금으로 간접 포함되어 있었다. 전력직접구매 전환 기업은 기본요금을 면제받는 대신, 도매시장 정산에서 용량요소를 일정 부분 부담함으로써 비용의 형평성을 확보할 필요가 있다. 이뿐만 아니라, 전력직접구매자는 판매사업자와 유사하게 유효전력 사용량과 비례해서 부가정산에 대한 의무도 진다. 이와 같은 정산 구조는 기존 판매사업자인 한전과 유사한 전력구매 구조를 가져가면서, 직접구매자에 대한 특혜 논란을 없애고, 유사한 총비용을 부담하게 만드는 효과를 가진다. 추가로 2025년부터 신설된 복지특례할인비용 정산금 항목도 정산 대상에 포함되었다.

둘째, 한전에 납부하는 망 이용요금 및 정책성 부과금이다. 기존 한전 요금체계에서 전기요금이 통합 산정되던 방식과 달리, 직접구매자는 실제 소비량과 연결된 방식으로 망 이용요금 및 전력산업기반기금 등 정책성 부과금 항목별 비용을 분리 납부한다. 이에 대한 별도의 표준 청구서 양식은 약관에 공개적으로 규정되어 있지 않다. 따라서 직접구매자의 최종 단가는 SMP뿐만 아니라 이러한 복잡한 정산 구조에 의해 결정되므로, 본 연구에서는 IV장에서 이를 종합적으로 고려한 비용 분석을 수행하였다.

Ⅲ. 연구 방법

1. 전력직접구매제도 SMP 민감도 분석

본문 <표 3>에서 제시된 비용 절감 효과는 특정 시점의 SMP를 가정한 정태적 분석이라는 한계를 가진다. 그러나 직접구매제도의 본질적인 특징은 참여자가 도매시장의 가격 변동 리스크에 직접 노출된다는 점이다. 따라서 본 연구에서는 제도의 경제적 편익이 SMP 변동에 얼마나 민감하게 반응하는지 측정하기 위해 민감도 분석(Sensitivity Analysis)을 수행하였다.

분석을 위해, <표 3>에서 사용한 비용 산출 모델과 동일한 가정을 유지하되, 핵심 변수인 SMP를 과거 변동 범위를 고려하여 50원/kWh에서 250원/kWh까지 1원 단위로 변화시키며 각 지점의 ‘최종 단가’를 계산하였다. 이 시뮬레이션은 직접구매의 비용 구조가 SMP 변동에 따라 어떻게 변화하며, 현재의 한전 산업용(을) 판매단가(182원/kWh)와 비교하여 경제적 우위가 어느 지점에서 역전되는지를 규명하는 것을 목표로 한다.

2. 잔존 소비자 요금 인상 압박 분석

본 연구는 전력직접구매제도 확대가 잔존 소비자에게 미치는 재무적 파급효과를 계량적으로 분석하기 위해 시나리오 기반의 시뮬레이션 모델을 설계하였다. 이 모델은 직접구매 참여자의 이탈로 인해 발생하는 한전의 수익 감소분이, 한전의 요금체계에 남아있는 다른 산업용 소비자들에게 전가되는 ‘요금 인상 압박(Tariff Increase Pressure)’ 수준을 측정하는 것을 목표로 한다.

‘요금 인상 압박’은 실제 요금 인상을 의미하는 것이 아니라, 한전이 직접구매로 인한 수익 감소분을 오롯이 남아있는 판매 전력량에서 보전해야 할 경우, 잔존 소비자의 요금이 kWh당 얼마나 상승해야 하는지를 나타내는 가상적인 지표이다. 계산식은 아래 식 (1)과 같다.

여기서 잔존 판매 전력량은, 전체 산업용 전력량에서 직접구매로 전환된 사용량을 제외한, 여전히 한전으로부터 전력을 공급받는 나머지 산업용 전력량을 의미한다.

본 시뮬레이션은 다음과 같은 핵심적인 가정하에 수행되었다. 첫째, 분석의 기준이 되는 가격 변수는 2025년 7월 평균 SMP(120.39원/kWh)와 본 연구에서 산정한 대표 산업용 판매단가(182원/kWh)로 고정하였다. 둘째, 시장 규모의 경우 전력통계정보시스템(EPSIS)의 2024년 데이터를 바탕으로 국내 총 산업용 전력사용량을 약 290,000GWh로 가정하였다. 마지막으로, 비용 전가 메커니즘과 관련하여, 한전의 수익 감소분은 주택용이나 일반용, 교육용 등 다른 종별의 소비자에게 전가되거나 별도의 정책적 지원으로 보전되지 않고, 오직 직접구매에 참여하지 않은 나머지 산업용 소비자들의 요금 조정을 통해서만 회수된다고 가정하여 분석의 범위를 한정하였다.

Ⅳ. 분석 결과 및 논의

1. 전력직접구매제도 비용 분석

전력직접구매제도에 의한 최종 단가를 추정해보기 위해 먼저 한전의 망 이용요금을 추정하였다. 전력직접구매자가 전력을 도매시장으로부터 조달하더라도, 물리적 전력공급은 한전의 송･배전망을 통하여 이루어지기 때문에 망 이용요금은 필수적으로 발생한다.

전력시장운영규칙 제3.2.1.6조(송전요금)는 이러한 망 이용요금의 근거 조항으로, 직접구매자에 대한 부하측 송전요금은 전기사업법 제15조에 의거하여 산업통상자원부장관의 인가를 받은 ｢송･배전용 전기설비 이용규정｣(한국전력공사, 2025)에 따라 산정된다고 명시하고 있다. 이에 한전의 ｢송･배전용 전기설비 이용규정｣의 별표를 참고하여 송전이용요금표를 정리하면 아래 <표 1>와 같다.²⁾

<표 1>를 참조하여 연간 계약전력 30,000kW, 평균부하율 30%의 비수도권 사업장을 가정하여 망 이용요금을 추정해본 결과는 <표 2>와 같다.

30,000kW 이상의 대형 수요자의 경우 송전망에서 직접 전력을 공급받는 경우가 대다수일 것이라 판단된다. 한전의 일반적인 소매요금에는 발전측과 수요측의 송전 비용이 모두 포함되어 있다. 따라서 직접구매자에게 수요측 송전요금만 부과할 경우, 발전측 비용을 회피하는 특혜가 발생할 수 있다. 이러한 비용 부담의 형평성 문제를 해소하기 위해, 현행 규정에서는 직접구매자에게 예외적으로 발전측과 수요측 송전요금을 모두 부과하고 있다(윤혁준, 2021). 이에 <표 2>에서는 <표 1>을 참고하여 발전, 수요지역별 요금을 합산하였으며, 그 결과 망 이용요금은 대략 9.44원/kWh 정도로 추정된다.

업계 추정에 따르면 2025년 현재 기준으로 전력시장 단가가 한전의 산업용 판매단가보다 kWh당 약 20원 이상 저렴할 것으로 전망된다(최호, 2025.3.28). 이는 2023~2024년 동안 전기요금이 지속적으로 인상된 반면, 국제 연료가격 하락으로 SMP가 안정화되었기 때문이다.

아래 <표 3>의 분석 결과에 의해서도 대략적인 20원에 대한 근거를 찾을 수 있다. 산술에는 설비용량 30MW급 최소 요건 사업장 및 연평균 부하율을 30% 적용하고, 피크부하는 연평균 부하의 1.5배를 가정하였다. 나머지 용량정산금 및 부가정산금 등의 자료는 한국전력거래소(2025.07.01)를 참고하여 작성하되, 용량가격계수 및 시간대별용량가격계수 등은 범위 내에서 가정하였다.

위 <표 3>를 참고하면 현재 시점 전력직접구매 단가는 산업용 전력요금과의 차액인 대략 20원/kWh 정도의 절감 효과가 있을 것으로 기대된다. 이는 언론에서 언급되는 내용(kWh당 약 20원)과 일치하는 것으로 보인다.

계산상의 편의를 위해 20원/kWh의 절감 효과 시나리오를 가정한다면, 설비용량 30MW급 최소 요건 사업장(연평균 부하율을 30%)에서도 연간 약 15억 원의 비용 절감이 가능하다.

위 분석 결과는 2025년 현재와 같이 안정된 SMP 환경 하에서 전력직접구매가 참여 기업에게 kWh당 약 20원, 최소 요건 사업장 기준 연간 약 15억 원에 달하는 명확하고 상당한 수준의 재무적 편익을 제공함을 실증적으로 보여준다. 이는 최근 대기업들이 생산원가 절감을 위해 직접구매 시장에 적극적으로 진입하려는 강력한 경제적 동기를 명확히 설명한다.

그러나 여기서 반드시 주목해야 할 점은, 이러한 매력적인 비용 절감 효과가 오직 특정 시점의 SMP(120.39원/kWh)를 전제로 한 ‘정태적 분석’의 결과라는 것이다. 즉, 이 편익은 보장된 것이 아니라 SMP의 변동성에 따라 그 규모가 크게 달라질 수 있는 조건부 이익에 해당한다.

따라서 제도의 실효성을 정확히 평가하고 참여 기업의 잠재적 리스크를 규명하기 위해서는, 이와 같은 단편적인 비용 비교를 넘어, 도매시장의 핵심 변수인 SMP의 변동이 직접구매의 경제성에 어떠한 영향을 미치는지를 동태적 관점에서 분석하는 과정이 필수적으로 요구된다. 다음 절에서는 이에 대한 심층적인 민감도 분석을 수행하고자 한다.

2. 전력직접구매제도 SMP 민감도 분석

직접구매제도의 편익이 SMP 변동에 민감하게 반응할 것이라 예상되는데, 실제로 국내 SMP는 높은 변동성을 특징으로 한다(안일환, 2015). 이에 핵심 변수인 SMP를 과거 변동 범위를 고려하여 50원/kWh에서 250원/kWh까지 1원 단위로 변화시키며 각 지점의 ‘최종 단가’를 계산한 민감도 시뮬레이션 결과는 [그림 2]와 같다.

그래프는 직접구매 최종 단가(파란색 선)가 SMP(x축)와 매우 강한 양(+)의 선형 관계를 가지고 있음을 명확히 보여준다. 이는 다른 비용 요소들이 고정되어 있을 때, SMP의 등락이 최종 구매 비용을 결정하는 가장 지배적인 요인임을 의미한다.

[그림 2]

SMP 변동에 따른 전력직접구매 최종 단가 민감도 분석

특히, 현재의 산업용 요금 수준을 나타내는 기준선(빨간색 점선, 182원/kWh)과의 교차점을 통해 경제성 손익분기점을 특정할 수 있다. 분석 결과, SMP가 약 141.5원/kWh에 도달할 경우, 직접구매 최종 단가는 한전의 판매단가와 동일해지는 것으로 나타났다. 즉, SMP가 141.5원/kWh보다 낮을 때는 직접구매가 비용 측면에서 유리하지만, 이보다 높아질 경우 오히려 재무적으로 불리해지는 역전 현상이 발생한다.

또한 이 손익분기점의 현실적 의미를 파악하기 위해, 전력통계정보시스템의 과거 10년(2015.8~2025.7)간의 월별 가중평균 SMP 데이터를 추가로 분석하였다. [그림 2]의 하단에 요약된 바와 같이, 분석 기간 120개월 중 SMP가 손익분기점인 141.5원/kWh을 초과한 달은 총 20개월로, 전체 기간의 약 16.7%에 달하는 것으로 나타났다. 특히 국제 연료 가격이 급등했던 2022년과 2023년 기간에 이러한 현상이 집중적으로 발생하였다.

본 민감도 분석 결과는 직접구매제도가 참여 기업에게 단순한 비용 절감 기회만을 제공하는 것이 아니라, 상당한 수준의 시장 가격 리스크를 이전하는 제도임을 실증적으로 보여준다. 현재와 같이 SMP가 안정된 시기에는 약 20원/kWh의 높은 비용 절감 효과를 누릴 수 있지만, 이는 반대로 국제 연료 가격 급등으로 SMP가 141.5원/kWh 이상으로 치솟을 경우, 그 손실 역시 참여 기업이 온전히 감수해야 함을 의미한다. 이러한 분석은 다음과 같은 두 가지 중요한 함의를 가진다.

첫째, 참여 기업의 리스크 관리 역량이 제도의 성패를 가르는 핵심 요소가 될 것이다. 성공적인 전력직접구매제도 참여를 위해서는 단순히 현재의 가격 차이에만 주목할 것이 아니라, 자체적인 전력수요 및 SMP 예측 모델을 구축하는 등 정교한 리스크 분석과 역량 내재화 방안을 마련하는 것이 필수적이다. 또한 현재 국내 시장 구조하에서는 참여자가 가격 변동성 위험을 분산시킬 수 있는 효과적인 외부 수단이 부재하다는 명백한 한계가 있다. 따라서 장기적으로 제도의 안정적 확대를 위해서는, 참여자의 리스크 관리 부담을 덜어줄 수 있는 다양한 제도적 보완이 폭넓게 검토될 필요가 있다.

둘째, 정부와 전력거래소는 참여자의 합리적 의사결정을 지원하기 위해 가공된 분석 정보를 제공하는 역할을 강화해야 한다. 현재 전력거래소는 과거 SMP 실적 등 다양한 원시 데이터를 충실히 제공하고 있다. 하지만 잠재적 참여자가 이러한 원시 데이터만으로 복잡한 시장 리스크를 직관적으로 파악하고 사업성을 판단하기에는 현실적인 어려움이 따를 수 있다. 이에 단순한 정보 제공을 넘어, 과거 데이터를 기반으로 한 손익분기점 초과 확률, 예상 손실 규모, 또는 다양한 시나리오별 손익 시뮬레이션 결과 등을 정기적으로 산출하여 공개하는 방안을 적극적으로 검토할 필요가 있다. 이처럼 제도의 편익과 함께 리스크의 ‘확률’과 ‘규모’를 투명하게 제시하는 것은 참여자의 섣부른 시장 진입을 막고, 제도의 장기적인 신뢰도를 확보하는 데 핵심적인 기여를 할 것이다.

3. 잔존 소비자 요금 인상 압박 분석

전력직접구매제도 참여로 대용량 전력 수요 제조업체의 비용 절감이 가능할 수 있음에 따라, 각 사업자의 전력직접구매 참여는 증가할 것으로 예상된다. 이에 구매 참여율을 5%에서 50%까지 5%p씩 증가시키며 잔존 소비자에 대한 요금 인상 압박 수준을 시뮬레이션한 결과는 [그림 3]과 같다.

[그림 3]

직접구매 참여율에 따른 잔존 소비자 요금 인상 압박 분석

분석 결과, 직접구매 참여율이 높아질수록 잔존 소비자의 요금 인상 압박은 가속화되는 경향을 보였다. 구체적으로, 전체 산업용 전력량(290,000GWh)의 5%에 해당하는 약 14,500GWh가 직접구매로 전환될 경우, 잔존 소비자의 요금은 kWh당 약 1.11원의 인상 압박을 받는다. 참여율이 15%(약 43,500GWh)로 증가하면 이 압박은 3.72원으로 상승하며, 만약 총 산업용 전력의 절반에 해당하는 145,000GWh가 직접구매로 전환되는 50% 참여율 시나리오에서는, 잔존 소비자가 현재보다 kWh당 21.11원의 추가 비용을 압박에 도달한다는 계산 결과가 도출되었다. 이는 직접구매 전환량이 늘어날수록 요금 인상 압박이 가파르게 증가하는 비선형적 관계를 명확히 보여준다.

본 시뮬레이션 결과는 직접구매제도가 이론적으로 우려되던 비용 전가 문제를 현실적으로 유발할 수 있음을 계량적으로 뒷받침한다. 이러한 비용 전가 현상은 전력시장 개방 과정에서 종종 관찰되는 부작용 중 하나로, 규제 완화가 의도치 않은 비용 상승을 유발할 수 있다는 다수의 선행 연구와도 맥을 같이 한다(Woo et al., 2006; Razeghi et al., 2017). 직접구매 참여자는 도매시장 가격 하락의 혜택을 누리지만, 이들이 분담하던 고정비와 각종 정책 비용의 일부가 남아있는 소비자에게 이전되는 구조적 문제가 발생할 수 있음을 시사한다. 이는 특정 소비자의 이탈이 시스템 전체의 비용 구조를 왜곡시키는, 소위 ‘죽음의 소용돌이(Death Spiral)’ 현상의 초기 단계로 해석될 여지가 있다. 비록 전력직접구매제도가 전면적인 소매 경쟁과는 다르지만, 일부 고객의 이탈로 인해 발생하는 비용 전가 문제의 메커니즘을 공유한다는 점에서 해외 소매 시장 개방의 경험은 중요한 시사점을 제공한다(Morey and Kirsch, 2016; Rose et al., 2024).

모든 시장 참여자가 시스템 유지에 기여하는 만큼의 비용을 공정하게 분담하는 구조를 설계하는 것은 규제 경제학의 오랜 과제이기도 하다(Laffont and Tirole, 1993). 궁극적으로 제도의 연착륙을 위해서는 망 이용요금을 포함한 비용 분담 체계를 정교하게 재설계하는 것이 핵심적인 과제이며(Yang et al., 2022), 이는 최근 동적 요금제 논의와도 밀접하게 연관된다(Stute and Klobasa, 2024). 동적 요금제는 실시간 도매가격 변동을 모든 소매요금에 어느 정도 반영함으로써, 고정된 소매요금과 변동하는 도매가격 간의 차익만을 노리는 ‘규제 차익거래’ 유인을 근본적으로 줄인다. 이로써 대규모 이탈로 인한 비용 전가 문제의 발생 자체를 완화하는 기제로 작용할 수 있다.

Ⅴ. 결 론

본 연구는 최근 국내 전력시장의 주요 화두로 부상한 전력직접구매제도의 다각적인 측면을 분석하고, 제도의 안정적인 연착륙을 위한 정책적 시사점을 도출하고자 하였다. 이를 위해 제도의 법적 근거와 운영 구조를 면밀히 검토하고, 나아가 특정 가정과 시나리오에 기반한 세 가지 핵심적인 계량 분석을 통해 제도의 잠재적 파급효과를 다각적으로 조명하였다.

첫째, 본 연구의 비용 분석에 따르면, 현행 SMP 수준(120.39원/kWh)에서 직접구매제도는 참여 기업에게 kWh당 약 20원에 달하는 명확한 재무적 편익을 제공하며, 이는 최근 대기업들의 시장 참여를 유도하는 강력한 경제적 동기가 됨을 확인하였다. 그러나 이어지는 SMP 민감도 분석은 이러한 편익이 보장된 것이 아니라, SMP가 약 141.5원/kWh을 넘어서면 오히려 재무적 손실로 전환될 수 있는 조건부 이익임을 실증적으로 규명하였다. 이는 직접구매제도가 단순한 비용 절감 수단이 아니라, 상당한 수준의 시장 가격 리스크를 감수해야 하는 전략적 선택임을 명확히 보여준다. 따라서 참여를 고려하는 기업은 정교한 리스크 관리 역량을 내재화해야 하며, 정부는 제도의 편익과 함께 리스크 정보를 투명하게 제공하여 시장 참여자의 합리적 의사결정을 지원해야 할 것이다.

둘째, 한전의 수익 감소분이 잔존 소비자에게 전가된다는 가정하에 수행된 시뮬레이션에서는, 직접구매 참여율이 높아질수록 한전의 고정비 회수 기반이 약화되어 남아있는 소비자에게 비용이 전가되는 ‘비용 전가(Cost Shift)’ 현상이 가속화될 수 있음을 계량적으로 확인하였다. 특히, 참여율과 요금 인상 압박 간의 비선형적(non-linear) 관계를 규명한 것은 본 연구의 핵심적인 발견이다. 이는 제도의 확대가 특정 임계점을 넘어서면서부터 잔존 소비자의 부담을 급격히 증가시킬 수 있음을 시사하며, 제도의 설계 단계부터 공정한 비용 분담 원칙이 중요하게 고려되어야 함을 뒷받침한다.

이상의 분석을 종합하면, 전력직접구매제도는 전력시장에 경쟁을 촉진하고 수요자의 선택권을 확대하는 긍정적 측면과, 가격 변동 리스크 및 비용 전가 문제라는 잠재적 과제를 동시에 안고 있는 양면적 제도이다. 따라서 제도의 성공적인 연착륙을 위해서는 단순히 참여자를 늘리는 데에만 초점을 맞출 것이 아니라, 시스템 유지에 기여하는 비용을 모든 시장 참여자가 어떻게 분담할 것인지에 대한 사회적 합의와 정교한 제도 설계가 무엇보다 중요하다.

본 연구는 직접구매제도의 잠재적 파급효과를 정량적으로 분석하여 정책적 논의의 과학적 근거를 제시했다는 점에서 의의를 가진다. 그럼에도 불구하고 다음과 같은 명백한 한계를 지닌다.

첫째, 분석 결과의 해석에 유의할 필요가 있다. 본문에서 제시한 SMP 민감도의 선형성이나 비용 전가 분석의 비선형적 관계는 제도의 구조적 특성상 나타나는 결정론적 결과에 가까우며, 이를 새로운 실증적 발견으로 확대 해석하는 데에는 한계가 있다.

둘째, 시장 리스크 분석의 깊이가 충분치 않다. 본고는 과거 10년의 월별 데이터를 통해 손익분기점 초과 빈도(16.7%)를 제시하여 리스크의 현실성을 보였으나, 이는 월평균 데이터에 기반한 분석이다. 향후 연구에서는 시간별 SMP 데이터를 활용한 분석이나, 가격 변동성에 대한 정교한 시계열 모델링을 통해 리스크의 ‘규모’와 ‘확률분포’를 더욱 구체적으로 측정하는 후속 연구의 필요성이 있다.

셋째, 분석에 사용된 가정이 지나치게 단순화되었다. 대표적으로, 모든 참여자의 부하율(30%)과 부하 패턴을 동일하게 가정하였으나, 실제 기업의 업종과 조업 특성에 따라 부하 패턴은 상이할 수밖에 없다. 이는 본 연구에서 추정한 평균적인 재무적 편익이 개별 기업에게는 다르게 나타날 수 있음을 의미하며, 더 나아가 잔존 소비자에게 전가되는 요금 인상 압박 수준 역시 달라질 수 있음을 시사한다. 따라서 산업체의 실제 부하 곡선 데이터를 바탕으로 부하 패턴의 차이가 제도의 효과에 미치는 영향을 심층적으로 분석하는 후속 연구가 요구된다.