머리말
오는 4월 2일, 우리나라 전력시장이 6번째 생일을 맞이하는 가운데 전력시장 내부에서는 의미 있는 변화가 일어나고 있다. 비록 구매자가 하나뿐인 시장구조에서 ‘변동비반영발전시장’이라는 한정된 틀에 둘러싸여 있지만, 이 안에서 과거의 비효율적인 요소를 제거하고 새로운 모습으로 태어나고자 하는 노력이 활발히 진행되고 있는 것이다.
현재의 전력시장은 전력산업 구조개편 과정에서 본격적인 도매경쟁시장 도입에 앞서 초기 2~3년간 한시적 운영을 목적으로 탄생하였다. 이러한 태생적 한계는 시장의 설계단계부터 많은 제약을 가지고 있었다. 다행인 것은 전력시장 도입 이전에 시행된 모의운영 과정에서 대폭적인 수정 및 보완이 이루어졌고, 그 결과 지금까지 전력시장을 운영하면서 예상외의 많은 성과도 거둘 수 있었다.
그동안 전력시장 주변의 여건은 여러 가지 측면에서 크게 변화하였다. 지난 2004년에는 한전의 배전·판매부문에 대한 분할 작업이 중단됨에 따라 차기 양방향입찰방식의 도매경쟁시장 도입도 기약할 수가 없게 되었다. 이러한 여건 변화는 전력시장의 효율성 유지에 큰 장애요인으로 작용하고 있으며, 따라서 장기적인 관점을 바탕으로 지속적인 시장제도 개선을 요구하고 있다.
최근, 현 전력시장의 제도를 개선하기 위한 사업이 활발히 추진되고 있다. 2006년도에 이미 상당히 의미 있는 개선이 이루어졌고 2007년 및 그 이후에도 계속 추진될 것이다. 이에 여기서는 이러한 전력시장 개선 추진현황 및 향후 개선방향에 대하여 그 개요를 소개하고자 한다.
1. 제도개선 배경 및 필요성
가. 제도개선 추진 배경
1999년 1월에 수립된 우리나라 ‘전력산업구조개편기본계획’의 요지는 수직 독점구조의 전력산업 체제를 단계적인 절차를 통하여 경쟁체제로 전환하는 것이다. 즉, 첫 단계로서 발전부문만의 경쟁이 이루어지는 발전경쟁시장, 다음 단계에서는 판매부문도 경쟁에 참여하는 도매경쟁시장, 최종적으로 소비자가 공급자를 선택할 수 있게 하는 소매경쟁시장을 도입하는 것이다. 그러나 정부는 2004년 6월, 노사정위원회 권고를 수용하여 한전 배전부문의 분할중단을 결정하였다. 이에 따라 기존의 발전부문뿐 아니라 판매부문도 경쟁에 참여하는 도매경쟁시장의 도입 추진은 중단되고, 현재와 같이 한전이 단일 판매회사의 역할을 계속하면서 발전회사들만이 경쟁에 참여하는 발전경쟁체제가 당분간 지속되게 되었다.
이러한 상황에서 선택 가능한 최선의 방책은 현재의 발전경쟁 체제에서나마 경쟁 요소를 최대한 개발하고 비효율적인 요소를 제거하는 것이다. 따라서 정부와 전력거래소는 배전분할 중단의 후속 조치의 일환으로서 현 전력시장의 운영성과에 대한 평가진단을 시행하였고, 아울러 향후 도입 가능한 경쟁요소의 개발 및 기존 제도상의 불합리한 부분을 개선하는 전력시장 제도개선을 추진하게 되었다.
나. 제도개선의 필요성
현 전력시장에 대한 기본설계는 1999년에 당시 전력산업 구조개편 자문용역기관인 KEMA 사에 의하여 수행되었다. 그러나 구조개편 과정의 다음 단계인 도매경쟁시장의 도입에 앞서 초기 2~3년간 한시적으로 운영된다는 전제하에 출발하였기 때문에 전반적으로 충분한 검토와 준비가 부족하였다. 이와 같은 설계과정에서 소홀히 취급했던 부분들은 전력시장 출범 전에 수행된 1년간의 모의운영 과정에서 시장운영기능과 계통운영기능의 융합이 이루어지지 않는 등, 심각한 형태로 나타났다.
결과적으로 이러한 문제점들은 거래소 자체 기술진에 의한 세부설계 과정에서 대폭적인 수정 및 보완을 통하여 대부분 해소되었다. 그러나 현 전력시장체제가 단기간 운영된다는 전제로 인하여 누락되거나 부적절한 부분은 그 이후에도 많이 남아있었다. 이들은 대부분 시장의 효율성에 영향을 주는 요소로서 이에 대한 근본적인 제도보완이 필요한 사항이다.
그동안 전력시장 주변의 상황도 많이 변화하였다. 연료가격이 상승하고, 예비율이 저하되었으며, 신재생에너지ㆍ구역전기사업자의 출현 등 시장참여자의 형태가 변화되고 그 수도 크게 늘어났다. 이러한 주변여건의 변화는 전력시장 운영상황을 크게 악화시키는 요소들이다. 따라서 현 전력시장체제를 효율적으로 운영하기 위해서는 이러한 문제들에 대하여 근본적으로 대처할 수 있도록 시장제도의 개선이 필요하게 되었다.
2. 제도개선 추진 과정
가. 제도개선 연구용역 시행
배전분할 중단결정 이후, 정부와 전력거래소는 전력시장 제도개선의 필요성 및 추진방향에 대한 검토를 시작하였다. 그 결과 그동안 운영하여 왔던 전력시장에 대한 객관적인 평가와 이의 개선방안 마련을 위하여 2004년 11월부터 1년간 KDI를 주관연구기관으로 하고 다수의 대학 및 연구기관이 연구진이 참여하는 ‘변동비반영시장 평가진단 및 개선’ 연구용역을 시행하였다. 아울러 전력시장의 경험, 정보 및 요구사항 제공 등을 통해 연구수행을 지원하기 위하여 거래소, 정부, 회원사 등이 참여하는 시장개선 T/F를 구성하여 운영하였다.
전력시장 개선을 위한 연구용역과 T/F 운영 결과 최종적으로는 개선이 필요한 사항으로서 44개 과제가 도출되었다. 이러한 과제들 가운데에는 단기적인 검토를 통하여 시행할 수 있는 과제와 장기적인 검토와 준비가 필요한 과제, 시행이 불가능하거나 부분적으로 중복된 과제, 특정 사업자에게만 유리한 과제 등이 포함되어 있다. 또한 연구용역 시행 당시에는 도출되지 않았으나, 그 이후에 새롭게 도출된 중요한 과제도 있었다.
이러한 모든 과제를 제도개선에 반영하는 것은 많은 시간과 노력이 소요되고, 그 효과도 불확실하다. 따라서 꼭 필요한 과제를 선정하고, 구체적 제도설계 등에 필요한 시간을 고려하여 단계별로 구분하여 추진하는 것으로 방향을 정하였다. 즉, 제도개선의 효과가 크면서도 우선적용이 가능한 과제는 1단계 제도개선 사항으로 분류하여 2006년에 검토·설계 및 규칙반영을 완료하고, 기타 과제는 2단계 개선사항으로 분류하여 2007년부터 이에 대한 구체적인 적용방안을 검토하는 것이다.
1단계 시장개선에 포함된 주요 과제는 <표 1>과 같다.
다. 추진 절차와 과정
이러한 과제들에 대한 세부분석 및 설계는 전력거래소 자체 기술진에 의하여 수행되었다. 한편으로는 이를 추진하는 과정에서 세부설계내용에 대한 회원사들의 이해기반 구축 및 의견수렴을 위하여 거래소, 정부, 회원사 및 외부 전문가들이 참여한 ‘제도개선추진실무협의회’를 구성하여 운영하였다. ‘06. 5. 30일에는 제도개선 방안 및 추진방법의 확정을 위한 Workshop을 개최하여 제도개선안에 대한 회원사 및 전문가그룹의 의견도 수렴하였다. 이와 같은 제도개선 추진 주요 과정은 다음과 같다.
·제도개선 연구용역 및 T/F 운영 : ‘04. 11 ~ ‘06. 1
·제도개선추진실무협의회 구성 운영 : ‘06. 3 ~ (매월 1회, 총 7회 운영)
·제도개선 추진 Workshop/공청회 개최 : ‘06. 5. 30
·제도개선방안 세부설계 및 영향분석 : ‘06. 6 ~ ’06. 10
·사업자 이해관계 조정회의 : ‘06. 5, ’06. 7
·계통보조서비스 개선 설계완료, 규칙개정 승인 및 시스템 변경 : ‘06. 9
·1단계 제도개선 설계, 의견수렴 완료 : ‘06. 11
·시스템 변경사업 설계 및 시행 : ‘06. 12
·규칙개정위원회/전기위원회 승인 : ‘06. 12
·1단계 제도개선 적용 : ‘07. 1 (보조서비스는 ’06. 10월부터 적용)
3. 제도개선 세부추진 내용
가. 용량가격제도의 개선
용량가격 제도는 발전부문의 ‘장기한계고정비용’에 근거를 두고 있으며, 모든 발전기에게 가용능력(availability)을 최대한도로 확보할 동기를 부여하고, 장기적으로는 발전설비투자의 유인을 높여 전력공급의 안정성 확보에 기여하는 제도이다. 그러나 현행 제도는 일반-기저 시장구분, 발전설비의 지역가치 미반영, 과잉설비투자 가능성 등의 많은 문제점을 가지고 있어 다음과 같이 제도를 개선하였다.
1) 지역별 용량가격의 차등화
예비율에 따른 용량가격 차등은 실제 입찰용량의 가치에 따라 보상하는 방식이다. 즉, 해당지역에 기준이 되는 설비예비율보다 예비율이 높을 때는 발전설비용량의 가치는 낮아지므로 적게 보상하고 그 반대의 경우에는 많이 보상한다. 정산시 발전기에 지급되는 용량가격은 기준용량가격에 설비예비율에 따른 용량가격계수를 곱하여 산정한다. 즉,
지역별용량가격 = 기준용량가격 × 지역별용량가격계수
이다. 여기서 지역별 용량가격계수는 해당지역의 예비율이 ‘기준예비율’ 범위보다 높거나 낮을 경우에 초과하거나 미달하는 비율이다. 기준예비율의 범위는 ‘전력수급기본계획’ 수립여건 등을 반영하여 12%~20%로 결정하였다.
지역은 수도권(서울 및 경기지역)과 비수도권, 제주로 구분하며, 지역별 설비예비율을 계산하는데 있어서 기존 송전선로의 융통전력량을 감안하였다. 다만, 융통전력을 반영한 수도권의 예비율이 비수도권보다 높게 나타나는 경우에는 통합한 예비율을 각각 적용하며, 제주도의 경우에는 도서의 특수성을 감안하여 별도의 연구 이전에는 지역별 용량계수를 1.0으로 적용하였다.
※ 2007년 적용 지역별 용량가격계수 : 수도권 1.0195, 비수도권 1.0195, 제주 1.0
2) 계절ㆍ시간대별 용량가격의 차등화
과거에도 하루를 최대부하, 중부하, 경부하시간대로 나누어 각각에 대한 시간대별 용량가격계수를 산정하여 적용하여 왔으나 이번 제도개선에서는 계절별 구분을 추가하였다. 즉. 여름철이나 겨울철에 전력수요가 높은 피크기간에는 더 높은 용량가격으로 보상받도록 한 것이다.
피크기간의 선정은 계통운영 측면에서 발전기 계획정비를 억제하는 기간인 1, 7, 8월로 정하였으며, 피크기간, 일반기간 및 각각에 대한 최대부하, 중부하, 경부하시간대의 용량가격 계수는 피크기여도를 산정하여 결정하도록 하였다. 이는 발전설비의 용량가치를 피크기여도에 연동함으로써, 피크시간대에 발전설비의 활용도를 높이고자 함이다. 여기서 피크기여도란 어떤 기간의 전력수요가 피크(peak) 수준 이상으로 높게 유지될 확률을 의미한다.
2007년에 적용되는 시간대별 용량가격계수는 <표 2>와 같다.
3) 기저-일반 용량가격의 단일화
전력시장의 거래구조 안정화 측면에서 그동안 기저발전기와 일반발전기에 대해서 용량가격 및 한계가격을 각각 별도로 적용하였다. 전력이라는 동일한 상품에 대해 차별요금을 적용한 것이다. 그러나 이번 제도개선을 통하여 용량가격은 일반발전기 수준의 동일가격을 적용하되 한계가격의 경우에는 기저발전기의 경우에만 상한가격을 적용하였다. 이는 완전한 단일가격으로 이행하기 위한 전 단계의 수순이다.
따라서 용량가격 측면에서 시장구분이 폐지되었고, 모든 발전기는 같은 지역 내에서 동일한 용량가치를 적용받게 되었다. 다만 국내탄발전기의 경우에는 새로운 전력산업기반기금에 의한 보조금제도가 적용되는 ‘07년 7월 이전에는 별도의 용량가격을 적용받는다.
제주도의 경우에도 특수성이 인정되어 과거와 동일한 수준의 용량가격이 적용된다.
4) 송전접속비용과 수전전력요금의 용량가격 반영
정부 규제개혁위원회의 권고에 따라 2007년부터 한전은 과거 한전이 건설한 송전접속설비에 대한 투자비용을 자회사들로부터 회수하게 되었다. 송전접속비용은 발전소 건설 및 운영에 필요한 고정비 성격의 비용으로서 용량가격 산정에 포함되어야 할 요소이다. 지금까지는 한전이 직접 투자한 부분이 많아서 용량가격 산정에 반영하지 않았지만, 한전이 접속비용을 회수함에 따라 표준접속비용을 용량가격에 포함시킬 필요가 발생하였다.
아울러 역시 고정비 성격이나 누락되었던 발전소 ‘수전전력기본요금’도 용량가격 산정에 반영하게 되었다. 따라서 이번 제도개선 이후에는 한전이 발전소에 대하여 그동안 실질적으로 부과하지 않았던 수전전력기본요금을 부과하게 된다. 이에 따라 전력시장 제도개선에 따라 2007년에 적용하는 기준용량가격은 과거의 일반용량가격(7.17원/kW-h)에 표준송전접속비용(0.18원/kW-h)과 표준수전전력기본요금(0.11원/kW-h)이 더해지게 되었다.
나. 기저발전기 가격상한제 도입
우리나라 전력시장은 단일구매자 체제로서 발전회사와 판매회사 간에 경쟁을 통한 장기계약이 이루어지기 어렵다. 따라서 별도의 기저시장을 도입하여 발전과 판매부문간의 안정적 수지균형을 이루어왔다. 그러나 2004년 이후 LNG, 석탄 등 국제연료가격이 대폭적으로 상승하고 그 결과 시장가격(SMP) 뿐만 아니라 기저한계가격(BLMP)이 크게 높아져서 발전과 판매부문의 수지균형이 어렵게 되었다. 따라서 이를 해결하는 방안으로서 기저시장에서 용량가격을 낮추고 BLMP를 고정시키는 한편, 석탄발전소의 경우에 BLMP보다 높은 실제 변동비를 개별 보상하는 임시방편으로 대처하여 왔다. 그러나 이러한 변동비 개별보상 체제는 발전회사가 저렴한 연료를 도입하게 하는 유인요소 즉, 저가의 연료도입에 대한 인센티브가 상실되었음을 의미한다.
발전-판매부문간 수지균형을 달성하고 경제적 연료도입에 대한 인센티브를 부여하는 2가지 목적을 동시에 달성하는 방안으로서 이번 제도개선을 통하여 기저상한가격 제도가 도입되었다. 이것은 기저발전기 용량가격을 일반발전기과 동일한 수준으로 낮추고, 여기에서 발생되는 정산금 감소분을 에너지가격으로 보전하도록 하는 것이다. 즉, 석탄발전기의 실제 연료비보다 높은 고정가격으로 에너지가격을 결정할 경우, 발전소는 저가의 연료를 구입하는 것에 대한 인센티브가 제공된다. 이를 위해서 에너지가격을 SMP로 단일화하고, 기저발전기에 대해서만 일정 수준의 상한가격을 적용하는 것이다. 또한 상한가격은 한전과 자회사간 수지균형 목적으로 <표 3>과 같이 원자력과 석탄을 구분하여 적용하였다.
다. 한계송전손실계수의 도입
각 발전소에서 생산하는 전력에 정확한 가치를 부여하여 전력시장 및 전력계통의 효율적 운영과 신규 투자에 대한 지리적 신호를 주기 위해서는 에너지가격에 한계송전손실계수를 반영하여야 한다는 것은 잘 알려져 있는 사실이다. 우리나라의 경우에 계통운영부문에는 과거부터 한계송전손실계수의 개념을 이미 적용하여 왔으나, 전력시장 부문은 한시적 운영 목적으로 설계되었기 때문에 현 시장체제에서는 미처 반영하지 못하고 있었다.
이번 1단계 제도개선을 통하여 전력시장 부문인 가격결정 및 정산에도 그동안 숙제로 남아있었던 한계송전손실계수를 적용하게 되었다. 이에 따라 각 발전소별로 적용되는 에너지가격은 계통한계가격에 해당지점의 한계송전손실계수를 곱한 값으로 결정된다. 즉,
·SMP산출을 위한 발전기별 발전가격 = 발전가격 ÷ 한계손실계수
·발전기별 전력량 정산가격 = SMP × 한계손실계수
이다. 따라서 부하중심지에서 가까운 발전소는 수입이 증가하는 반면, 멀리 떨어진 지역에 위치하는 발전소의 경우에는 전력판매수입이 크게 줄어들 수 있다. 특히 일부 민간발전소의 경우, 손실이 매우 크게 발생하는 것으로 밝혀졌다.
본 제도를 도입하는 데 있어서는 회원사별로 찬·반 의견이 첨예하게 대립하였다. 이러한 의견 차이를 극복하기 위하여 도입한 것이 연도별 완화계수이다. 이는 제도도입 초기에는 한계송전손실계수의 영향을 작게 하고 시간이 지남에 따라 영향을 증가시키는 것이다.
완화계수는 최종적으로 9년간 적용하는 것으로 결정되었다. 즉, 첫해 10%에서 매년 10%씩 증가시켜 최종 10년차부터 한계송전손실계수의 크기를 100% 적용하는 방식이다. 결국, 이러한 완화계수 도입을 바탕으로 회원사간 최종 합의를 도출하여 2007년부터 적용하게 되었다.
라. 연료제약 발전기 처리방법 개선
연료제약 발전기란 연료의 과소 또는 과다 확보로 전력시장 및 계통운영에 지장을 주는 발전기를 의미한다. 보통 수력, 양수발전기가 해당되나 우리나라의 경우에는 국내탄발전기와 동절기의 LNG발전기도 이에 포함된다. 특히 이번 1단계 시장개선 내용 중 연료제약발전기 처리방안 개선내용은 주로 동절기의 LNG 부족시 발생하는 문제점을 해결하는데 주안점을 두었다.
LNG 등 연료가 부족할 경우, 발전회사는 자신이 제시한 발전기 공급가능용량만큼 발전할 수가 없게 된다. 이러한 경우에 과거에는 경제급전 순위를 일부 무시한 급전운영을 함으로써 이를 해결하여 왔다. 그러나 이는 추가발전비용에 대한 사업자간 분규 및 급전지시에 대한 규칙적용 절차상의 문제가 발생되어 왔으므로 이를 명확하게 제도화할 필요가 있었다.
연료제약 발전기 관련 제도개선의 기본방향은 입찰시 일간 발전가능량(연료제약량)을 설정하는 것이다. 이를 통하여 가격결정발전계획은 현재와 동일하지만, 운영발전계획 및 실제 운영은 설정된 총발전가능량 범위 내에서 이루어진다. 이 경우에 용량가격 보상도 에너지제약량 범위 내에서 이루어지는 것을 원칙으로 한다. 따라서 발전사업자들은 연료를 안정적으로 확보하지 못할 경우에 손실을 입을 수 있다. 이러한 사항들은 같은 에너지제약 발전소인 수력, 양수, 국내탄발전소의 경우에도 이와 유사하게 적용된다.
마. 계통운영보조서비스 정산기준 변경
계통운영보조서비스란 전력계통의 물리적 안정성 및 전기품질 유지를 위해 필요한 주파수조정, 적정 예비력의 확보, 무효전력수급, 자체기동발전 등의 서비스로서 대부분 발전소에 의해 제공된다. 현 전력시장에서는 주파수조정, 예비력 및 자체기동발전 서비스에 대해서는 별도의 정산항목으로 보상하고 있다. 그러나 발전기별 보조서비스 제공 수준을 정확히 평가하고 이에 합당하는 보상을 하는 것은 기술적으로 매우 어렵다. 따라서 과거에는 보조서비스에 대한 보상방식은 실제 기여도에 상관없이, 용량이 크고 발전량이 많은 발전기가 상대적으로 유리한 구조로 설계되어 있었다.
보조서비스 관련 제도개선의 핵심은 발전기별 서비스 제공수준을 합리적으로 평가하는 데에 있다. 최근 전력거래소는 발전기들의 실시간 출력변동 데이터를 이용하여 주파수응답(G/F) 및 주파수조정(AGC) 보조서비스 제공 수준을 평가하는 방법을 개발하였다. 이를 바탕으로 발전기별로 실제 제공한 보조서비스 기여도에 따라 보상받는 방식을 개발하여 2006년 10월부터 적용하고 있다.
4. 향후 추진방향
가. 제도개선 추진 기본방향
현 전력시장체제에서 제도개선의 폭은 그 한계를 가지고 있다. 이것은 배전분할의 중단으로 단일구매자 형태가 유지되기 때문에 판매부문에 경쟁적 가격입찰제를 도입할 수가 없고, 또한 발전회사와 판매회사 사이에 경쟁적 계약시장이 이루어지지 않기 때문이다. 따라서 별도의 시장가격 안정 메커니즘이 개발되지 않는 한, 변동비원가반영 시장의 틀을 벗어나기는 어렵다.
현 전력시장의 장기적 개선방향은 이러한 제도적 한계를 고려할 필요가 있다. 따라서 우선은 변동비반영시장의 기본 틀 안에서 전력시장의 효율성을 향상을 위한 단계적인 제도개선이 필요하다. 이러한 과점에서, 장기적인 시장제도 개선 추진의 기본 방향은 다음과 같다.
·가격결정 메커니즘의 개선 등을 통한 전력거래가격의 정확한 산출 및 전력의 지역적 가치 반영
·전력계통 운영과정에서의 각종 제약요소의 처리방식을 현재의 규제방식에서 시장기능으로 전환
·전력시장의 경쟁요소 개발을 통하여 시장기능에 의한 전력계통 운영효율 향상 및 전체 전력공급비용의 감소 유도
·전력시장에서 장기적인 적정 시그널을 제공하여 전력설비의 장단기 투자가 적정하게 이루어지도록 유도
나. 향후 추진계획
전력거래소는 2006년에 추진한 제 1단계 시장제도개선 작업을 계획대로 마무리하였고, 이를 바탕으로 2007년부터는 제 2단계 개선작업을 추진하고 있다. 제 1단계 제도개선 내용은 개선 효과가 크면서도 제도시행의 시급성이 있고, 세부설계를 위한 준비가 어느 정도 이루어진 과제를 중심으로 이루어졌지만, 2단계 개선과제는 시간을 갖고 좀더 충분한 검토가 필요한 과제를 선정할 계획이다. 현재 2007년도에 추진하기 위하여 검토되고 있는 주요 과제들은 다음과 같다.
·발전기 자기제약(열병합/연료제약)의 가격결정 및 정산기준 변경
·보조서비스 보상수준 및 비용분담 체계 개선
·국내탄발전기 용량가격 및 상한가격 변경
·합리적인 부가정산금(Uplift) 산정을 위한 정산체계 개선
·PPA 발전기 시장참여방안 검토
·지역별가격제(Zonal 또는 Nodal Pricing) 도입 검토
·사후가격제(계통운영 이후 시장가격 최종 확정)
·단일시장체제 도입과 시장친화적 규제계약방식 도입 검토 등
맺음말
1990년 이후 전 세계적으로 전력산업 경쟁체제가 널리 확산되었다. 이에 따라 각 국가 또는 지역별로 많은 전력시장이 운영되고 있으며, 이러한 전력시장의 형태는 국가 또는 지역별로 차이가 있다. 이러한 전력시장 가운데 일부는 중간에 실패의 경험을 하기도 했으나, 대체로 성공적인 운영을 하고 있다. 그러나 현재 운영되고 있는 전력시장은 완성형이 아니고 진행형이다. 전력시장의 구조 및 제도 등을 개선하는 연구가 전 세계적으로 활발하게 이루어지고 있다.
우리나라의 경우, 2001년에 최초의 전력시장이 도입된 이후 상당히 많은 제도변경이 있었지만, 주로 초기 설계된 시장제도의 결함을 해소하기 위한 단편적인 사항들이었다. 그러나 2004년도의 한전 배전부문 분할중단 이후에는 전력시장의 장기적 효율성 향상을 목적으로 체계적이고 본격적인 제도개선 작업이 추진되고 있다. 이에 따라 2006년도에는 제 1단계 제도개선 사업이 성공적으로 추진되어 전력시장 효율개선에 가시적인 성과를 거두었으며, 2007년부터는 2단계 시장개선 사업이 착수되고 있다. 이러한 제도개선은 우리나라의 특성에 맞는 효율적인 전력시장 개발을 위하여 앞으로도 지속적인 추진이 필요하다.
