용어집 — 전력시장

JKM(Japan Korea Marker)과 TTF(Title Transfer Facility)는 각각 동북아시아 LNG 현물 가격과 유럽 천연가스 가격을 대표하는 기준 지표입니다. JKM은 한국과 일본에 인도되는 LNG 현물 화물의 가격을 $/MMBtu(달러/백만BTU) 단위로 평가하며, 가격평가기관이 시장 참여자의 거래 및 호가 정보를 취합해 매일 산출합니다. TTF는 네덜란드의 가상 가스 거래 허브에서 형성되는 도매 가격으로 €/MWh(유로/메가와트시) 단위로 표시되며, 유럽 전역의 가스 계약 기준으로 널리 쓰입니다. 한국은 LNG를 전량 수입하므로 이 지표들은 발전연료비와 도시가스 원가에 직접 연결됩니다. 실무에서는 장기계약(유가 연동)과 현물 조달의 비중을 조정하거나, 선물·스왑으로 가격 변동을 헤지할 때 기준가로 활용합니다.

예시 — 두 지표는 단위가 달라 직접 비교하려면 환산이 필요합니다. 1 MMBtu는 약 0.293 MWh이므로, €/MWh 값에 0.293을 곱하면 €/MMBtu가 되고 여기에 유로-달러 환율을 곱하면 $/MMBtu 기준으로 JKM과 비교할 수 있습니다. 이렇게 환산한 JKM이 TTF보다 높으면 대서양 지역 화물이 아시아로 향할 유인이 생깁니다.

관련: LNG 장기계약 · 유종 지표 · 천연가스 발전

RE100은 기업이 사용하는 전력량(kWh)의 100%를 재생에너지 전기로 조달하겠다고 선언하고 이행하는 국제 캠페인입니다. 여기서 기준이 되는 것은 설비 용량(kW)이 아니라 연간 사용 전력량(kWh 또는 MWh)이며, 참여 기업은 목표 연도를 정하고 매년 이행 실적을 보고합니다. 조달 방법으로는 재생에너지 전기를 직접 구매하는 방식(PPA), 한국전력의 녹색프리미엄 요금제, 재생에너지 공급인증서(REC) 구매, 자가 발전 설비 설치 등이 있으며 국가별로 인정되는 수단이 다릅니다. 글로벌 기업이 협력업체에도 재생에너지 사용을 요구하는 사례가 늘면서, 국내 부품·소재 기업에게는 수출 거래 조건과 연결되는 실무 과제가 되었습니다. 참여 기준과 인정 조달 수단은 캠페인 운영 기관(Climate Group, CDP)의 기술 기준 문서에서 정해지고 개정됩니다.

예시 — 연간 전력 사용량이 500 GWh인 기업이 그해 자가 태양광 발전 20 GWh, PPA 계약 180 GWh, REC 구매 100 GWh로 조달했다면 재생에너지 비율은 (20 + 180 + 100) GWh ÷ 500 GWh = 60%가 됩니다. 나머지 200 GWh를 추가로 조달해야 100% 목표에 도달합니다.

관련: 재생에너지 공급인증서(REC) · 전력구매계약(PPA) · 녹색프리미엄

계통한계가격(SMP)은 전력시장에서 시간대별로 결정되는 전력 거래 기준가격으로, 단위는 원/kWh입니다. 전력거래소가 수요를 맞추기 위해 발전기를 변동비가 낮은 순서대로 투입할 때, 마지막으로 투입된 발전기(한계 발전기)의 변동비가 그 시간대의 SMP가 됩니다. 즉 SMP는 특정 발전소의 원가가 아니라 '그 시간에 추가로 1kWh를 더 만드는 데 든 비용'을 나타냅니다. 발전사업자는 자신의 발전량(kWh)에 SMP를 곱한 금액을 전력량 정산금으로 받기 때문에, SMP는 발전 수익의 기본 축이 됩니다. 국내에서는 육지와 제주가 별도로 산정되며, 값은 연료비·수요·발전기 구성에 따라 매 시간 달라집니다.

예시 — 어느 시간대에 원자력·석탄이 먼저 투입되고 마지막으로 변동비 150원/kWh인 LNG 발전기가 투입되어 수요가 맞춰졌다면, 그 시간의 SMP는 150원/kWh가 됩니다. 이때 변동비가 60원/kWh인 발전기도 동일하게 150원/kWh로 정산받으므로, 1,000kWh를 발전했다면 전력량 정산금은 150원/kWh × 1,000kWh = 150,000원입니다.

관련: 변동비반영시장(CBP) · 용량요금(CP) · 급전순위

그리드 패리티는 특정 발전원의 발전 단가가 기존 계통 전력의 가격과 같아지는 지점을 뜻합니다. 비교 기준은 보통 균등화발전비용(LCOE)이며, 단위는 원/kWh 또는 달러/MWh처럼 '전력량당 비용'으로 표시합니다. 여기서 말하는 비용은 건설비·운영비·연료비·금융비용을 발전 설비의 전 수명 기간 발전량(kWh)으로 나눈 값이므로, 설비 용량(kW)이 아니라 실제로 생산되는 전력량이 기준이 됩니다. 태양광·풍력처럼 초기 투자비 비중이 큰 발전원은 설비 가격, 이용률, 할인율, 수명 가정에 따라 계산값이 크게 달라집니다. 그리드 패리티 달성 여부는 국가·지역·비교 대상(도매 시장가격인지 소매 요금인지)에 따라 결론이 달라지므로, 어떤 기준과 가정으로 계산했는지를 함께 확인해야 합니다.

예시 — 총 건설·운영비의 현재가치가 1,200억 원이고 수명 기간 총발전량의 현재가치가 30억 kWh인 발전소의 LCOE는 1,200억 원 ÷ 30억 kWh = 40원/kWh입니다. 이 값이 비교 대상인 계통 전력 가격(원/kWh)과 같거나 낮아지면 해당 기준에서 그리드 패리티에 도달했다고 표현합니다.

관련: 균등화발전비용(LCOE) · 계통한계가격(SMP) · 이용률

KAU(Korean Allowance Unit)는 한국 배출권거래제(K-ETS)에서 정부가 할당 대상 업체에 배분하는 배출권으로, 1 KAU는 온실가스 1톤(1 tCO2-eq)을 배출할 수 있는 권리를 뜻합니다. 배출권 가격은 원/tCO2 단위로 표시되며, 한국거래소(KRX)에서 이행연도별 종목(예: KAU25, KAU26)으로 거래됩니다. 할당 대상 업체는 매년 실제 배출량을 검증받은 뒤 그만큼의 배출권을 정부에 제출(정산)해야 하고, 남으면 팔거나 이월하고 모자라면 시장에서 사거나 과징금을 부담합니다. 가격은 총 할당량, 업체별 배출 실적, 경기, 이월·차입 규정 등에 따라 시장에서 형성되므로 특정 시점의 값을 고정된 수치로 말할 수 없습니다. 배출권의 총량과 할당 방식은 환경부의 배출권거래제 기본계획 및 할당계획에서 결정됩니다.

예시 — 연간 배출량이 12만 tCO2인데 할당받은 배출권이 10만 KAU인 업체는 2만 tCO2만큼 부족합니다. 시장에서 배출권을 1만 원/tCO2에 산다면 20,000 tCO2 × 10,000원/tCO2 = 2억 원의 구매 비용이 발생합니다(가격은 예시용 가정치).

관련: 배출권거래제(K-ETS) · 상쇄배출권(KCU/KOC) · 탄소국경조정제도(CBAM)

신재생에너지 공급의무화제도(RPS)는 일정 규모 이상의 발전설비를 보유한 발전사업자에게 총 발전량 중 일정 비율을 신재생에너지로 공급하도록 의무를 부과하는 제도입니다. 의무 비율은 법령으로 연도별로 정해지며, 의무공급량은 해당 사업자의 대상 발전량(MWh)에 그 비율을 곱해 산정됩니다. 의무자는 직접 신재생 설비를 건설해 발전하거나, 다른 사업자로부터 REC를 구매해 의무를 이행합니다. 이행하지 못한 물량에 대해서는 과징금이 부과되므로, 의무자는 REC 조달 계획을 사업 계획의 일부로 관리합니다. 이 제도는 발전차액지원제도(FIT)처럼 가격을 정해주는 방식이 아니라 '수량'을 정해두고 가격은 시장에서 형성되도록 하는 방식입니다.

예시 — 대상 발전량이 10,000,000MWh인 발전사에 그해 의무 비율이 적용되어 의무공급량이 1,000,000MWh로 산정되었다면, 이 사업자는 1,000,000REC(가중치 1.0 기준)에 해당하는 실적을 자체 발전이나 REC 구매로 채워야 합니다.

관련: 신재생에너지 공급인증서(REC) · 발전차액지원제도(FIT) · 전력구매계약(PPA)

신재생에너지 공급인증서(REC)는 태양광·풍력 등 신재생에너지 설비로 전기를 생산했다는 사실을 인증하는 거래 가능한 증서입니다. 기본 단위는 신재생에너지 발전량 1MWh당 1REC이며, 여기에 에너지원·설치 형태별로 정해진 가중치를 곱해 실제 발급량이 정해집니다. 공급의무자(RPS 대상 발전사)는 의무량을 채우기 위해 REC를 구매하므로 REC에는 시장가격이 형성됩니다. 발전사업자 입장에서는 생산한 전력을 SMP로 판매해 얻는 수익과 별도로 REC 판매 수익이 더해지는 구조여서, 신재생 발전 사업성 평가의 핵심 변수입니다. 국내에서는 한국에너지공단이 발급을 담당하고, 현물시장 또는 장기계약을 통해 거래됩니다.

예시 — 가중치가 1.0인 설비가 한 달 동안 100MWh를 발전하면 100REC(=100MWh × 1.0)가 발급됩니다. 같은 100MWh라도 가중치가 1.5로 정해진 설비 유형이라면 150REC가 발급되어, 동일 발전량에서도 REC 수익이 달라집니다.

관련: 신재생에너지 공급의무화제도(RPS) · 계통한계가격(SMP) · REC 가중치

연료비 연동제는 발전에 쓰이는 연료(LNG, 유연탄, 석유 등)의 구입 가격 변동분을 일정한 산식에 따라 전기요금에 반영하는 제도입니다. 전기요금 청구서에서는 기본요금·전력량요금과 구분되는 '연료비조정요금' 항목으로 나타나며, 단위는 원/kWh입니다. 직전 일정 기간의 평균 연료 가격(기준연료비)과 최근 기간의 평균 연료 가격(실적연료비)의 차이를 계산해 조정단가를 산출하는 방식이 일반적입니다. 조정단가에는 분기당 변동폭 상한과 누적 상한이 설정되어 있어, 연료 가격이 크게 움직여도 요금에 반영되는 폭은 제한됩니다. 구체적인 산식·주기·상한값과 실제 적용 여부는 전기공급약관과 산업통상자원부·기획재정부의 인가 절차를 통해 결정됩니다.

예시 — 어떤 분기의 연료비조정단가가 +5원/kWh로 결정되었다고 가정하면, 한 달에 300kWh를 쓰는 가구의 청구서에는 연료비조정요금으로 300kWh × 5원/kWh = 1,500원이 추가로 계산됩니다. 반대로 조정단가가 -3원/kWh이면 300kWh × (-3원/kWh) = -900원이 차감됩니다.

관련: 전력량요금 · 계통한계가격(SMP) · 총괄원가

용량요금(CP)은 발전기가 실제로 전기를 생산했는지와 관계없이, 필요할 때 발전할 수 있는 상태로 설비를 유지한 것에 대해 지급하는 대가로 단위는 원/kW입니다. 전력시장 정산금은 크게 전력량요금(SMP × 발전량, 원/kWh 기준)과 용량요금(CP × 용량, 원/kW 기준)으로 나뉘는데, 용량요금은 설비의 '출력(kW)'에 대해, 전력량요금은 생산한 '전력량(kWh)'에 대해 지급된다는 점이 다릅니다. 이 제도가 없으면 가동률이 낮은 첨두 발전기는 고정비를 회수하기 어려워 예비력 확보가 불안정해질 수 있어, 설비 유지 유인을 주는 장치로 설계되었습니다. 국내에서는 기준용량가격에 시간대·지역 계수 등을 반영해 산정하며, 급전 지시에 응하지 못하면 감액될 수 있습니다. 구체적인 단가와 산정식은 전력시장운영규칙에 따라 정해지고 변경됩니다.

예시 — 용량이 500,000kW(=500MW)인 발전기에 적용되는 용량가격이 시간당 10원/kW라면, 그 시간의 용량요금은 10원/kW × 500,000kW = 5,000,000원입니다. 이 금액은 해당 시간에 발전을 하지 않아 전력량요금(원/kWh)이 0원이더라도 설비를 대기 상태로 유지했다면 지급됩니다.

관련: 계통한계가격(SMP) · 변동비반영시장(CBP) · 예비력

유종 지표는 세계 각지에서 거래되는 수많은 원유의 가격을 매길 때 기준으로 삼는 대표 원유이며, 가격은 $/bbl(달러/배럴) 단위로 표시됩니다. Brent는 북해산 원유로 유럽·아프리카 물량의 기준이고, WTI(West Texas Intermediate)는 미국 내륙산으로 미국 시장의 기준이며, Dubai는 중동산 중질 원유로 아시아 수입 물량의 기준 역할을 합니다. 개별 원유는 이 지표 가격에 품질과 운송 조건을 반영한 할증 또는 할인을 더해 거래되는데, 이를 OSP(공식판매가격) 또는 차액이라고 부릅니다. 세 지표는 황 함량과 밀도가 달라 서로 가격 차이가 나며, 그 차이 자체가 정유사의 원유 선택과 수익성 판단에 쓰입니다. 한국 정유사는 중동산 도입 비중이 커서 Dubai 기준 계약이 많고, 국내 석유제품 가격 논의에서도 Dubai가 자주 인용됩니다.

예시 — 1 배럴은 약 159리터입니다. 어떤 원유의 계약 조건이 'Dubai + 2 $/bbl'이라면, 해당 월 Dubai 평균 가격이 배럴당 80달러일 때 실제 도입 단가는 82 $/bbl이 되고, 100만 배럴을 도입하면 원유 대금은 8,200만 달러입니다.

관련: 정제마진 · JKM·TTF · 석유수입부과금

전력구매계약(PPA)은 전기를 파는 쪽(발전사업자)과 사는 쪽(전기사용자 또는 판매사업자)이 가격·기간·물량을 미리 정해 직접 체결하는 장기 전력 거래 계약입니다. 계약 가격은 보통 원/kWh 단위로 정해지며, 계약 기간은 수년에서 20년 이상까지 설정되기도 합니다. 발전사업자는 시간마다 변하는 SMP 대신 고정된 단가로 수익을 예측할 수 있어 금융 조달이 쉬워지고, 구매자는 전기요금 변동 위험을 줄이면서 재생에너지 사용 실적을 확보할 수 있습니다. 국내에서는 전기사업법·전기공급약관에 따라 직접 PPA(발전사업자와 사용자가 직접 계약)와 제3자 PPA(한국전력이 중개) 등의 형태가 구분됩니다. 계약 조건은 당사자 간 협상으로 정해지므로 단가는 사업마다 다릅니다.

예시 — 한 기업이 태양광 발전사업자와 20년간 계약단가 140원/kWh로 PPA를 맺고 연간 5,000,000kWh를 구매한다면, 연간 전력 구매액은 140원/kWh × 5,000,000kWh = 7억 원으로 고정됩니다. 같은 기간 SMP가 오르든 내리든 이 계약분의 단가는 바뀌지 않습니다.

관련: 계통한계가격(SMP) · 신재생에너지 공급인증서(REC) · RE100

정제마진은 정유사가 원유를 사서 휘발유·경유·항공유 등 석유제품으로 만들어 팔 때, 제품 판매가격에서 원유 가격과 정제 과정에 드는 비용을 뺀 차액이며 보통 $/bbl(달러/배럴) 단위로 표시합니다. 원유 1배럴에서 나오는 제품 구성을 가정해 계산하기 때문에, 어떤 제품 조합을 기준으로 삼느냐에 따라 여러 종류의 마진 지표가 존재합니다. 정유업은 원유 가격 자체보다 이 차액의 크기가 수익을 좌우하므로, 유가가 올라도 제품 가격이 더 오르지 않으면 마진은 줄어듭니다. 실무에서는 정제설비의 가동률을 얼마로 할지, 정기보수를 언제 할지 결정하는 판단 근거로 쓰입니다. 실제 수치는 제품 수요, 역내 설비 가동 상황, 원유 종류별 가격차에 따라 계속 변하므로 특정 시점의 값보다 계산 구조를 이해하는 것이 중요합니다.

예시 — 단순한 예로 원유 1배럴을 70 $/bbl에 사서 휘발유 0.5배럴과 경유 0.5배럴로 만들었고 각각 배럴당 90달러, 86달러에 팔았다면 제품 수익은 0.5×90 + 0.5×86 = 88 $/bbl입니다. 여기서 원유값 70달러와 정제·운영비용 5달러를 빼면 정제마진은 13 $/bbl이 됩니다.

관련: 유종 지표 · 석유제품 수요 · 설비 가동률

탄소국경조정제도(CBAM)는 유럽연합(EU)이 도입한 제도로, 역외에서 생산되어 EU로 수입되는 특정 품목에 대해 그 생산 과정에서 발생한 온실가스 배출량에 상응하는 비용을 수입자가 부담하도록 하는 장치입니다. 대상은 철강, 알루미늄, 시멘트, 비료, 전력, 수소 등 배출 집약도가 높은 품목군에서 출발했습니다. 수입자는 품목별 내재배출량(embedded emissions, tCO2-eq 단위)을 산정·보고해야 하며, 재정적 의무가 적용되는 단계에서는 배출량에 해당하는 CBAM 인증서를 구매·제출합니다. 수출국에서 이미 탄소 가격을 지불한 경우 그만큼 공제받을 수 있어, 한국의 K-ETS 배출권 비용(원/tCO2)과 어떻게 연계되는지가 국내 수출 기업의 실무 쟁점이 됩니다. 대상 품목, 보고 항목, 인증서 가격 산정 방식과 시행 일정은 EU 규정 및 이행법령을 통해 정해지고 개정되므로 최신 규정 원문을 확인해야 합니다.

예시 — 철강 제품 1톤을 생산할 때 내재배출량이 1.8 tCO2인 제품 1,000톤을 EU로 수출하면 총 내재배출량은 1,000톤 × 1.8 tCO2/톤 = 1,800 tCO2로 산정되고, 이 배출량이 인증서 제출 의무의 기준이 됩니다. 여기서 수출국에서 이미 납부한 탄소 가격이 있으면 규정에 따라 공제 신청을 할 수 있습니다.

관련: 배출권(KAU) · 배출권거래제(K-ETS) · 내재배출량