	국회의원 최철국	보도자료
	지식경제위 경남 김해을
		2008년10월23일(목)
서울 영등포구 여의도동 1번지 의원회관 223호 TEL 788-2439 784-3286 FAX 788-3223 www.ck21.net

[한 국 전 력 공 사]

▌구조개편 추진 비용 8,144억원	2

▌전력거래소 1인당 인건비 7,971만원	5

▌유연탄 개별구매로 천문학적인 손실 발생	6

지식경제위원회 국회의원 최 철 국 ……

- ‘07년 인니탄 개별구매 손실액 5,000억원

- 전용선 비율 64%→30%로 감소, 용선료 4배 증가(‘08년 8,000억원)

- 발전분할로 체선(滯船) 3배 증가, 체선료 지급액 연 100억원

▌전력시장 폐쇄해야	12

▌발전소 건설 전문회사 설립해야	13

▌발전회사 정보화시스템 공동개발, 공동이용 필요	15

▌해외 사업 한전이 통합관리해야	16

▌한전재통합만이 유일한 대안	17

▌발전회사 관리지침 폐지, 전기위원회 폐지	19

❑ 구조개편 추진 비용

- 8,144억원(전기요금의 2.7%)

○ 구조개편 때문에 발생한 비용이 현재까지 총 8,143억원임

- 구조개편 관련 국내외 34건의 연구용역비로 334억원을 지출했고

- 구조개편에 반대하는 한전 직원들 위로비로 총 736억원을 썼고

- 발전회사 파업에 대비한다고 군인과 퇴직자 교육훈련비로 65억원을 지출했고

- 전력거래에 따른 계량기 설치비용이 60억원이었고

- 전력거래소 설립에 1,278억원, 6개 발전회사 설립에 52억원이 소요됐고

- 전력거래시장 구축에 43억원이 들었고

- 해마다 전력거래 수수료로 600억원 가량, 총 4,000억원이 넘는 돈을 썼음

○ 구조개편 추진비용은 지난 9월 한전이 연료비 상승비 보전 명목으로 정부로부터 보조받은 6,680억원보다도 1,500억원이나 많은 액수임

○ 전력거래제도를 계속 유지하면 앞으로도 매년 거래비용만 700억원 이상이 소요됨

○ 이러한 사태를 초래한 책임은 전력산업의 특성(저장불가, 경쟁불가, 대체제 불가 등), 우리나라의 특수성(전력계통이 연계된 나라가 없음. 규모의 경제 등)을 고려하지 않고, 허구적인 시장경쟁 논리에 사로잡혀 발전 분할을 하고 전력거래제도를 만든 정부에 있음

○ 구조개편을 추진하지 않았다면 이런 비용은 지출되지 않았을 것임

수직통합 일관체제를 계속 유지했다면 한전이 지금처럼 일시적인 연료비 상승에 흔들리지는 않았을 것이고, 해외사업에서도 큰 성과를 내서 세계 초일류 전력회사가 되었을 것임

○ 지금이라도 전력거래 제도를 폐지하고 과거처럼 한전의 수직통합일관체제로 운영하여 비효율과 낭비를 제거해야 함

< 전력산업 구조개편 추진 비용 (08.10. 기준) >

건 명	세 부 내 역	금 액 (백만원)
구조개편 관련 용역비	국내외 기관에 총 34건의 연구용역, 자문	33,406
산업은행 지급보증비용	발전회사 분할시 한전부채에 대한 연대채무 문제 발생. 산업은행 지급보증으로 해소	3,740
계량설비(배전부문)	전력거래 모의운영용 계량장치(03.5~12)	8,300
계량설비(발전부문)	발전기별 계량기 설치	52,300
발전회사 설립비용	설립등기 등록세, 교육세 등 51.96억원 법률자문 등 각종 수수료 6,100만원	5,257
전력거래소 설립 비용	한전 50%(639억원), 발전6사 50%(639억원)	127,800
특별성과급, 인센티브	- 발전회사 전적자에게 특별성과급 300만원 지급 - 한전 직원들에게는 인센티브 100% 지급 (01.4)	73,570
임원 29명 순증	- 발전6사+전력거래소 임원 29명 07년 평균 연봉1.9억 8년 평균 1.7억원으로 계산	39,440
홍보비	신문광고비(7억 9,900만원), 홍보용 책자(8,200만원), 잡지광고(600만원)	890
해외사례 조사비 등	산업자원부 출장 8건, 한전 출장 8건	100
대체인력 양성 사업비	발전회사 파업에 대비하여 매년 軍人과 한전 퇴직자(전사모) 대상 발전소 운영 교육 실시 ․軍人 연400명, 전사모 553명 : 연 10억원	6,491
전문인력양성비용	전력시장 거래요원 양성	100
전력거래체계 구축 관련 자문용역비 등	총 8건의 시스템 개발 및 자문, 용역	930
CBP시장 구축비용	IT시스템 도입비 20.9억원 기술자문용역비 147만불 등	4,304
양방향입찰시장 시스템 구축비	MOS구축비 - 시장기반, 시장응용 등 6개 주요시스템 및 부대설비	47,401
전력거래비용	전력거래수수료 (MW당 70원→04.1월 87원)	406,691
사업자 연회비, 등록비	전력거래소에 납부하는 한전, 발전회사 등 사업자의 등록비, 연회비 (규모에 따라 차등)	3,654
계		814,374

< 전력거래소 연도별 전력거래 수수료 수입내역 >

연 도	수수료 수입(원)	비 고
2001년	23,356,996,676	MW당 70원
2002년	39,462,296,181	〃
2003년	41,931,454,149	〃
2004년	50,364,904,964	MW당 86원
2005년	58,284,595,657	〃
2006년	61,036,952,880	〃
2007년	64,754,684,291	〃
2008년 (예상)	67,500,000,000	〃
계	406,691,884,798

< 연회비, 등록비 납부현황 >

연 도	등록비	연회비	합 계
2001년	3,800,000	371,000,000	374,800,000
2002년	2,800,000	459,404,658	462,204,658
2003년	3,600,000	281,785,206	285,385,206
2004년	1,400,000	463,059,718	464,459,718
2005년	2,200,000	474,283,681	476,483,681
2006년	1,800,000	484,736,977	486,536,977
2007년	6,200,000	515,876,389	522,076,389
2008년	37,500,000	545,390,540	582,890,540
계	59,300,000	3,595,537,169	3,654,837,169

※전력시장에 참여하는 모든 사업자가 시설용량에 따라 납부

❑ 전력거래소 1인당 인건비 7,971만원

한전의 07년도 1인당 인건비는 6,134만원이고, 발전6사의 평균 인건비는 6,407만원임. 한전이 대한민국 최고 최대 공기업이라는 점을 감안하면 그리 높은 수준은 아님

그러나 같은 한전 출신인 전력거래소는 1인당 인건비가 무려 7,541만원임. ‘08년도 1인당 인건비는 8,000천만원에 육박하는 7,971만원임. 신도 부러워할만한 직장임.

‘02년에 (발전회사와 마찬가지로) 정부 임금인상 가이드라인에 더하여 기본급을 15% 추가 인상했고, 그것도 모자라 고유의 임금체계를 만든다는 구실로  4.1% 추가로 인상했기 때문임.

전력거래소 수입은 한전과 발전회사들이 내는 거래수수료와 회비임. 즉, 한전이 전력거래소 운영비를 대고 있는 것임. 올해 전력회사들이 납부하는 거래수수료는 675억원으로 예상되는데, 거래소는 그것의 36%인 243억원을 인건비로 사용하고 있음.

이런  것은 손을 안대고 한전 경영이 어렵다, 국가예산으로 지원해 줘야 한다고 해서야 되겠는가?

거래소 인건비를 삭감하여 3년 이내에 전력거래소 임금을 발전회사 수준에 맞추도록  해야 함.

❑ 유연탄 개별구매로 천문학적인 손실

- ‘07년 인니탄 개별구매 손실액 5,000억원

- 전용선 비율 64%→30%로 감소, 용선료 4배 증가(‘08년 8,000억원)

- 개별구매, 물량불교환으로 체선(滯船)급증, 체선료 지급액 연 100억

◎ 개별구매로 인한 손실 연간 최소 5,000억원

한전의 전기 판매단가 중에서 연료비가 차지하는 비중은 57%임.

전력산업 전체의 효율성이 경제적인 연료구매에 좌우되고, 발전분할의 성과도 연료구매를 경제적으로 하고 있는지 여부에 달려있음.

세계 유연탄 시장은 4대 메이저 회사(X-Trata;Glenco, BHP Biliton, Rio-Tinto, Anglo)가 시장을 좌지우지하는 공급자 우위 시장임.

그럼에도 우리나라는 세계 2위의 유연탄 수입국가로서 통합한전 시절에는 막강한 구매력을 가지고 Major 공급자 이상의 시장 주도권을 행사했음.

항상 일본보다 저렴하게 유연탄을 구매했고, ‘00년의 경우 시장가격 대비 27%나 싸게 구매했음.

그러나 2001년에 발전 분할로 화력5사가 개별구매에 나서면서 구매력이 현저하게 약화되고, 전문인력과 네트워크 분산으로 전문성도 약화되어 일본보다 높은 가격으로 구매하게 되었음.

그래서 본 위원이 ‘04년도 국정감사에서 “발전회사별 분리구매로 인한 과당경쟁과 구매력 약화로 국부유출이 되고 있으므로 발전5사의 통합구매를 시행할 것”을 강력하게 권고했음.

그 후 2004년 인도네시아탄을 시작으로 본격적으로 공동구매를 실시했음. ‘04년 인니탄 공동구매 단가는 톤당 42.50원으로 개별구매 단가인 46.86원 보다 톤당 4.36불이나 저렴했음.

<개별구매와 공동구매 물량 비교>

구 분		‘04	‘05	‘06	‘07
인니탄	개별구매	1,321	1,498	2,024	2,485
	공동구매	270 (20.4%)	230 (15.4%)	300 (14.8%)	310 (12.5%)
중국탄	개별구매	1,211	1,033	859	917
	공동구매	800 (66.1%)	800 (77.4%)	615 (71.6%)	-
호주탄	개별구매	1,689	1,927	1,744	1,514
	공동구매	-	456 (23.7%)	130 (7.5%)	-

< 유연탄 구매방식별 단가 비교 (단위 : U$/톤) >

구 분		’02년	’04년	’05년	’06년	’07년
호주탄	개별구매(A)	30.68	50.19	58.69	55.53	59.95
	공동구매(B)	-	-	51.50	45.95	-
	차이(A-B)	-	-	7.19	9.58	-
인니탄	개별구매(A)	28.20	46.86	53.48	51.45	60.31
	공동구매(B)	-	42.50	45.75	41.15	44.76
	차이(A-B)	-	4.36	7.73	10.3	15.55

2005년에는 호주탄까지 공동구매를 확대하여 개별구매 대비

톤당 7.19$저렴하게 구입했고, 인니탄은 공동구매로 톤당 7.73$

저렴하게 구매했음.

06년의 경우 공동구매 단가와 개별구매 단가 차이가 호주탄은 9.58불,

인니탄은 10.3불 벌어져서 공동구매의 이익이 더욱 커졌음.

그런데 공동구매 물량이 점차 줄어들어 ‘05년도 1,486만톤에서 ’06년도 1,045만톤으로 감소했고, ‘07년에는 310만톤으로 줄었음. 전체 도입 물량의 5%만 공동구매를 한 것임. 사실상 공동구매를 하지 않는 것과 마찬가지임.

07년 인니탄 개별구매 단가는 공동구매 단가 보다  무려 톤당 15.55$이나 비싼데, 개별구매 물량 2,485만톤을 공동구매 단가로 구매했다면 5,000억원(3.86억$)을 절감할 수 있었음.

◎ 저렴한 전용선 사용 비율 감소 64%→30%,

용선료 ‘02년 1,775억원 → ’08. 1-9. 6,259억원

통합한전 시절에는 국내 수입물량 전체를 단일 구매했기 때문에 수송물량의 60%이상을 전용선이 담당하여 수송비용을 절감할 수 있었음.

그러나 회사별 구매로 바뀌었기 때문에 전용선 사용이 제한되어 가격이 비싼 용선 사용 비율이 엄청나게 높아졌음.

전용선 비중이 ‘02년 64%에서 ’07년 30%로 절반으로 줄고, 대신에 용선 비중이 70%로 증가했음.

<연도별 유연탄 수송형태 변화>

구분(%)	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년	2006년	2007년
전용선	62	64	47	35	31	33	30
장기용선	0	3	10	42	58	57	55
단기용선	38	33	43	23	11	11	15

이에 따라 연도별 수송단가가 ‘02년 4.35$/톤에서 ’04년 7.93$/톤, ‘06년 8.20$/톤, ’07년 10.09$/톤으로 해마다 크게 상승하여, ‘07년 수송단가는 ’02년의 2.5배나 되었음.

<연도별 수송단가 현황(단위 : USD/톤)>

‘02	‘03	‘04	‘05	‘06	‘07
4.35	5.40	7.93	7.54	8.20	10.09

발전회사들의 용선료 지급액도 크게 증가했음.

‘02년 용선료 지급액은 총 1,775억원이었으나 ’07년에는 5,129억원으로 증가했고, ‘08년에는 9월까지 지급액만 해도 6,259억원에 달하여 연간 8천억원을 초과할 것으로 예상됨 .

< 연도별 용선료 지급 현황 >

(백만원)	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008(1~9)
남동	44,542	54,072	88,285	108,864	93,688	130,545	177,865
서부	27,498	36,012	70,565	67,366	71,312	113,956	133,956
중부	34,826	40,387	91,523	65,401	60,359	88,296	104,401
남부	41,986	45,139	74,357	66,876	62,002	70,237	67,987
동서	28,684	36,679	57,693	56,824	78,141	109,942	141,736
계	177,536	212,289	382,423	365,502	365,502	512,976	625,945

수송선박 공동이용제를 시행하여 전용선 비중을 과거 통합한전 때처럼 60%이상으로 높이면 연간 최소 2천억원 이상 절감할 수 있음. 당장, 수송선박 공동이용제를 시행해야 함.

◎ 개별구매, 스왚 불가로 체선(滯船) 급증

체선일 수 124일 → 385일

체선료 지급액 12억원 → 100억원

분할 전에는 국내 모든 발전소와 저탄장을 한전이 단일 운영하였기에 하역항 사정에 따라 탄력적으로 석탄 수송선 입항을 조정할 수 있어서 체선이 많지 않았고, 체선료 지급액도 얼마 안 됐음

그러나 구조개편 이후에는 발전회사들이 보령, 태안, 서천, 하동, 삼천포, 영흥 등의 석탄발전소와 저탄장을 개별적으로 운영하고 있기 때문에 항구사정이나 하역부문 사정으로 인한 체선이 급증하고 있음. 02년 대비 체선일수는 3배 이상 증가했고, 체선료 지급액은 10배 가까이 증가했음.

< 체선료 지급현황 >

(단위 : 백만원)		2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008 (1~9)
남동	체선료	54	512	2,163	2,006	5,768	2,617	3,175
	체선일수	6	17	82	100	358	105	142
서부	체선료	531	240	552	198	240	183	1,402
	체선일수	48	16	37	17	17	11	43
중부	체선료	58	130	404	197	547	1,016	3,184
	체선일수	6.3	8.1	33.5	23.0	54.0	55.0	103.7
남부	체선료	342	112	242	406	995	899	858
	체선일수	38.0	11.0	23.3	46.0	71.6	55.9	57.1
동서	체선료	251	986	1,491	2,112	1,456	1,839	1,358
	체선일수	26	48	78	240	153	75	40
계	체선료	1,236	1,980	4,852	4,919	9,006	6,554	9,977
	체선일수	124.3	100.1	253.8	426	653.6	301.9	385.8

발전회사간 물량교환이 원활하게 이뤄진다면 1개 발전사당 체선일수가 연간 100일에 달하는, 이런 문제는 발생하지 않을 것임.

그런데 교환 물량은 ‘07년에 60만톤으로 고작 1.1%에 불과함. 발전소간 물량교환 시스템을 만들어서 체선을 줄여야 할 것임.

당장, 전면적인 통합구매를 시행해야 함.

통합구매는 석탄 운반전용선을 공동배선하고 운영함으로서 수송시장의 지배력을 높여서 운임을 싸게 할 수 있고, 외상거래도 가능하고, 각 발전소의 재고를 슬기롭게 조정하여 상호 호환도 원활하게 할 수 있을 것이고, 발전소 사정에 의한 ‘체선(滯船)’을 줄여서 체선료도 절약할 수 있게 함

통합구매는 전력산업의 효율성을 높이고, 국민부담을 줄이는 유일한 방법임.

통합구매의 방법은 3가지

첫째, 한전에 연료처를 신설하는 것이다.

과거처럼 센터에서 연료수급 상황을 종합하여 효율적인 구매가 가능하고 한전 브랜드 파워를 활용할 수 있기 때문에 합리적인 대안이다. 그러나 ‘안꼬없는 찐빵이 될 것을 우려하는 발전회사들의 반대로 실현되기 쉽지 않다는 문제가 있다.

둘째, “연료구매 전문회사”를 설립하는 것이다.

10개 발전사가 공동출자하여 설립한 일본의 연료구매전문회사처럼 발전회사가 공동 출자하여 설립할 수도 있고, 한전이 투자하는 형식으로 연료구매 전문회사를 설립할 수도 있다.

그러나 별도법인은 통솔 문제, 책임 한계, 제3자 개입 가능성 등의 문제를 내포하고 있고, 작은 조직으로 가기를 원하지 않는 속성상 발전회사 연료팀에서 환영하지 않을 것으로 보인다.

셋째, 현 발전분할 체제를 유지하면서 통합구매를 할 수 있는 가장 현실적인 방안은 발전회사간 2개의 구매컨소시엄을 구성하는 것이다.

규모의 경제를 실현하기 위해선 연간 구매량이 2,500만톤 정도 돼야 하는데, 연간 발전사 구매 물량이 6천만톤가량 되므로 5사를 2개의 구매 컨소시엄으로 만들면 된다.

Core발전소가 서로 인접한 중부(보령), 서부(태안), 동서(당진)가 하나의 컨소시엄을 구성하고, 남동(삼천포, 영흥)과 남부(하동)가 또 하나의 컨소시엄을 구성하면, 규모의 경제도 실현하고 두 컨소시엄간의 경쟁효과도 기대된다.

세 가지 통합구매 방안에 대해 정부, 발전사 등과 협의하여 연내에 구체적인 통합구매 방안을 내놓아라.

❑ 전력시장 폐쇄해야

한전의 경영실적을 악화시킨 근본원인 전력거래제도임.

현재의 전력거래제도는 발전회사에 절대적으로 유리한 구조임.

연료비 상승으로 계통한계가격이 높아진 상황에서는 전력시장을 운영하면 할수록 한전과 발전회사의 이익 차이가 벌어져서 결국 한전의 적자구조가 심화될 것임.

‘05년의 경우 한전 영업이익률은 5.3%였으나 발전6사 영업이익률은 14.2%로 무려 9.8%나 차이났음

한전과 발전회사간의 영업이익률 차이를 줄이기 위해 2006년 12월과 금년 5월, 두 번이나 제도를 개선했으나 아직도 발전회사가 한전보다 높은 영업이익률을 내고 있음. 특히 원자력발전소가 많은 이익을 내서 ‘07년 한전 영업이익률은 5.4%였으나 한수원은 무려 18.4%에 달했음. 금년 상반기에 한전은 4,639억원의 당기순손실을 기록했으나 한수원은 5,191억원의 당기순이익을 냈음.

금년에 연료비가 급상승하여 SMP도 상승하고 있음. 한전은 전력구입비가 상승하여 적자가 나고 있지만, 이익이 많이 나는 가스발전기를 운영하고 있는 민간발전사들(GS Power, POSCO Power, K-power, 수자원공사 등)은 엄청난 반사이익을 얻을 것으로 보임.

민간사 과다이익으로 한전의 영업 적자가 더욱 심화될 수밖에 없음.

지난 9월에 정부가 한전 적자분을 국고로 지원해 준 것은 수자원공사, 케이파워 등 민간발전사들의 반사이익을 혈세에서 지원한 셈임.

현재의 전력시장은 시장운영 비용이 연간 700억원에 달하지만, 한전과 발전회사간의 수익배분조차 공평하게 하지 못하는 “절름발이 돈먹는 하마”일 뿐이다.

한전의 적자와 국민 부담만 가중시키는 전력시장을 패쇄하고, 계통운영은 한전이 맡아서 하고, 발전회사와 한전이 수익을 공평하게 배분받는 구조로 가야할 것임.

❑ 발전소 건설 전문회사 설립해야

구분		남동	중부	서부	남부	동서	계
정원(명)		434	366	186	193	72	1,251
건설 중	호기	4	4	1	4	0	13
	MW	2,540	1,548	718	1,854	0	6,660
건설 계획	호기	4	14	5	4	3	30
	MW	3,480	7,974	3,520	3,900	2,700	21,574

< 건설정원 및 프로젝트 현황 >

(*정원 : ‘08년 정원 / 프로젝트 : 제3차, 4차 전력수급기본계획)

발전분할 전에는 발전소 건설 사업별로 메트릭스제 인력운용을 하여 건설인력을 프로젝트별로 배치했음. 그러나 분할 이후 발전회사들의 건설시기, 건설 물량 차이에 따라 잉여 또는 부족인력이 발생하고 있음.

동서발전의 경우 현재 건설 중인 프로젝트가 없음에도(당진 화력본부내 5MW소수력 건설 중이나 신재생에너지는 전담부서가 있음) 정원보다도 7명이나 많은 79명의 건설인력을 유지하고 있고, 서부발전은 현재 72만kW급 군산복합 1기를 건설하고 있는데, 건설인력은 무려 186명임. 반면 4기 185만kW 용량을 건설하고 있는 남부발전의 건설 정원은 193명에 불과함.

< 현재 건설 중인 발전소 현황 >

사업명	용량(MW)	건설 공기	발전회사
영흥화력 #3,4	1,740	‘04.3~’8.12	남동
예천양수 #1,2	800	‘03.9~’11.12	남동
보령 #7,8	1,000	‘05.3~’8.12	중부
인천복합 #2	509	‘07.4~’9.6	중부
제주내연 #2	40	‘08.4~’9.6	중부
군산복합	718	‘07.6~’10.5	서부
하동 #7,8	1,000	‘05.5~’9.3	남부
영월 복합	853	‘08.5~’10.11	남부
신고리원전 #1,2	2,000	‘05.01~’11.12	한수원
신월성원전 #1,2	2,000	‘05.10~’13.01	한수원
신고리원전 #3,4	2,800	‘07.9~’14.9	한수원

발전분할은 또한 건설경험 및 기술교류 차단으로 발전소 건설기술의 발전을 저해하고 있음.

사업명	용량(MW)	건설 공기	발전회사
영흥화력 #3,4	1,740	‘04.5~’08.6/‘09.3	남동
영흥화력 #5,6	1,740	‘10.3~’14.6/‘14.12	남동
서울복합 #1,2	1,000	‘08.10~’11.9	중부
인천복합 #3	700	‘10.08~’12.12	중부
태안CCT	300	‘10.6~’12.11	서부
당진화력 #9,10	2,000	‘10.5~’14.12/‘15.12	동서
신울진원전 #1,2	2,800	‘09.8~’15.12/‘16.12	한수원

< 계획 중 발전소 현황 >

영흥에 향후 8기를 추가 건설할 수 있는 남동발전, 당진화력 #9,10호기 건설예정인 동서발전 외의 다른 발전회사들은 현재 건설 중인 발전소 외에는 더 이상 부지 확보가 어려워 추가로 발전소를 지을 수 있는 여유가 부족함.

향후 수년 내에 건설, 토목 인력들에 대한 과부족 현상이 발생하여 어떤 회사는 인력이 부족하여 충원해야 하고 어떤 회사는 인력이 남아서 걱정인 상황이 예상됨.

발전소 건설부문을 아웃소싱을 주어 발전소 건설전문회사를 만든다면 현재 각 회사별로 건설부문의 남고 모자라는 인원이 효율적으로 배치되어 지금보다 더 좋은 발전소를 건설할 수 있을 것임.

발전소 건설 전문회사를 설립할 경우 현재 각 회사가 안고 있는 건설인력 불균형이 자동 해소될 것이며, 이에 더하여 대북송전문제와 더불어 북한에 발전소를 지어주어야 하는 일이 발생했을 때 설계, 감리, 시공을 비롯한 발전소건설 기술자의 파견 등 모든 문제가 신속하고 원활하게 해결될 것임.

해외 발전사업 진출을 위해서도 발전소 건설 전문회사를 설립하는 것이 유리함.

❑ 발전회사 정보화시스템 공동개발,공동이용 필요

<발전회사별 전산시스템 구축현황>

	남동발전	중부발전	서부발전	남부발전	동서발전	한수원
KMS (지식관리시스템)				100/ 17
RFID (구매자재관리시스템)		35/ 4	270/무상기간	570/ 86		173/ 8
EP (포털시스템)				130/ 13
BSC (성과관리시스템)		ERP포함/ 230	400/ 40	180/ 20	200/ 20	520/ 23
ERP (전사적자원관리)		13,300/ 570				29,700/ 1,070
SRM (연료관리시스템)
PMS (정비관리시스템)			120/ 140		2,800/ 무상기간
기타	1억5천	2,100/ 2,200
DB/ 서버	Oracle Unix	SQL/Oracle Window/ Linux	Oracle Linux/ Unix	Oracle Linux/ Window	SQL2000 Window	Oracle Window

(개발비/운영비, 단위:백만원)

발전회사별 목적사업, 업무프로세스, 제도․규정 등이 유사함에도 회사별 정보시스템을 별도 개발․운영하고 있음.

동일․ 유사 모듈을 사용하고 개발 프로그램도 유사하지만, 각사별 정보공유가 이뤄지지 않음.

현재 발전 6사가 사용하고 있는 전산시스템의 개발비가 총 498억원이고, 운영비로는 매년 44억원이 소요되고 있음.

한전이 발전회사 공통업무 관련 시스템의 공동개발을 독려할 필요가 있음

그리고 회사별 기존․개발 정보화시스템의 통합․연계 운영도 필요함.

ERP(자원관리시스템), BSC(성과관리시스템), RFID(자재관리시스템), PMS(정비관리시스템), SRM(연료관리시스템) 등 공동 개발해야 할 분야가 많음

정보화시스템 공동개발, 공동운영은 시스템 중복투자 예방, 신규 개발비용 최소화, 시스템 구축기간 단축, 발전회사간 공통정보에 대한 교류 강화, 자원활용 극대화 등의 여러 가지 효과가 있음. 한전이 책임지고 추진해야 함.

❑ 해외사업 한전으로 통합해야

한전은 해마다 해외사업 조직을 확대하여 ‘02년 1처 3팀이 현재 3처 11팀으로 팽창했음. 그리고 한 해도 거르지 않고 조직을 변경했음. 이는 한전의 해외사업이 아직도 제자리를 찾지 못하고 있다는 반증임

․ 02년 : 해외사업처 - 3팀 / 03년 : 6팀 / 04년 : 5팀

․ 05년 : 해외사업처 - 5팀, 해외전략사업실 - 3팀(자원개발팀 신설)

․ 06년 : 해외사업처 - 6팀, 해외전략사업실- 3팀, 신규사업처- 1팀

․ 07년 : 아주사업처 - 4팀, 구미사업처 - 4팀, 원자력사업처 - 1팀

․ 08년 : 아주사업처 - 4팀, 구미사업처 - 5팀, 원자력사업처 - 2팀

현재 운영사업 21개, 진행사업 9건, 개발사업 65건 등 총 95개 사업을 추진하고 있음. 과거부터 진행해 온 발전설비 운영사업, 발전소 건설 및 정비사업 등은 나름대로 성과가 있으나 자원개발 분야의 성과는 미미함.

한전이 단독으로 발굴한 자원개발사업은 없고, 발전회사와 함께 2건의 유연탄 사업에 참여 중일 뿐임. 그리고 1개의 석유 광구, 2개의 우라늄 광구에 대한 탐사사업을 진행하고 있음.

현재 참여중인 자원개발사업은 3개국 5개 사업으로 2000년 이전의 3개국 6개 사업에도 미치지 못함.

발전회사는 111명의 인력이 모두 12건의 운영사업과 44건의 개발사업을 진행하고 있음. 한전KPS가 최근 해외 수주량을 많이 늘리고 있고, KOPEC도 해외진출을 모색하고 있으나 KPS, KOPEC의 기술력에 비해서는 성과가 미미함.

전력그룹사 전체로 볼 때는 적지 않은 인력과 조직, 자금이 투입되고 있지만 해외사업의 성과가 크지 않은 것은 개별적으로 추진되기 때문임.

전력그룹사의 해외사업 추진방식을 혁신할 필요가 있음.

한전이 전력그룹사의 해외사업을 총괄하여 시너지 효과를 내야 함.

자원, 정비, 설계, 운영 등 모든 분야의 정보와 네트워크를 한 데 모아서 함께 진출할 수 있는 방안을 모색해야 함.

❑ 한전재통합이 유일한 대안

서울대학교 공학연구소와 호워스 충정 컨설팅의 용역결과 [발전분할 이후의 성과분석](발주처 : 한전, 용역기간: 07.10~08.3, 구조개편 전후 6년 비교) 결론은 “발전부문 종합적인 측면에서 볼 때 가장 핵심프로세스인 발전운영의 효율성 저하로 전반적으로 발전분할의 성과는 없는 것”이었음.

□ 분석결과 종합

구 분	순수 효율성지수	효율성 변화속도	분 석	시 사 점
발전운영	△2.02%	△3.98%	발전운영 프로세스가 전반적으로 악화	연료구매 제도 및 체계 개선 필요
연료구매	+2.59%	△1.92%	연료별 효율성 지수는 상승했으나, 효율성 변화속도가 하락하여 효율성도 점점 악화	안정적인 경제성을 갖춘 연료확보를 위한 연료구매제도 및 체계개선 필요
설비운영	△2.34	△3.69	설비운영 프로세스 효율성 향상성과 없음	분할이후의 연료구매체계가 국제연료시장 변화에 대응하는데 한계
발전기획	+2.84	+0.63	발전기획의 효율성은 다소 상승했으나 외적요인에 기인	감가상각비 및 금융비용 같은 외부요인에 의한 성과
유지보수	+3.45	+0.93	효율성 다소 향상으로 발전분할 성과 있음	정비자재 재고 융통운영 애로 다발, 발전사간의 전문지식 및 현장 노하우 등 정보 단절
성과분석 종합결론	△1.68%	△3.70%	가장 핵심프로세스인 발전운영의 효율성 저하로 전반적으로 발전분할의 성과는 없음 - 종합적으로 발전핵심부문의 효율성은 1.7% 하락, 효율성 변화속도는 3.7% 저하 - 건설기간, 건설단가는 분할 전 대비 단축 및 저감 - 장기 전력공급의 안정성에 위험 노출

한전의 핵심 목표, 기본 임무는 “저렴하고 질좋은 전기를 안정적으로 공급하는 것”임.

그러나 6,680억원 국고보조 사태를 야기할 만큼 한전은 기본 임무를 다하지 못하고 있음.

개별 연료구매에 따른 손실, 전기요금만 축내는 전력거래제도, 건설인력 별도 운영에 따른 과부족 문제, 전력공급의 안정성 저해, 해외사업 실적 저조 등 현재 전력산업의 모든 모순은 발전분할 때문에 생겨난 것이라고 해도 과언이 아님.

지금 당장, 발전분할을 중지하고 한전에 발전회사, 전력거래소 등을 통합하여 일관사업체제를 구축해야 함.

해외에서 한전과 경쟁하고 있는 세계 Top Utility사들은 모두 수직통합 형태로 사업을 영위하고 있으며, 지속적인 M&A로 규모의 경제, 범위의 경제를 실현하고 있지 않은가? 한전도 이렇게 가야함.

통합한전은 세계 어느 Utility사에 못지 않는 브랜드 파워와 신용도, 자금동원력, 기술력, 해외 네트워크, 전문 인력을 가지게 될 것임.

연료구매과정에서 다져진 네트워크를 통해 정보를 얻고,

제휴 제안도 받아 추진하는 자원개발사업의 속성상 통합한전은 석유공사나 광업진흥공사 보다 해외자원개발에 더 유리해질 것임.

임기내 한전재통합을 목표로 공론화를 추진할 용의는?

□ 발전회사 관리지침, 전기위원회 폐지

산업자원부는 ‘01년 8월에 [발전회사 관리지침]을 하달하여 한전의 발전회사에 대한 사전 업무조정기능을 제약했다.

※ 발전회사 관리지침(‘01.8 산업자원부)

․한전의 발전회사에 대한 관리는 경영계약에 의한 사후평가를 원칙

․발전회사 경영계약운영규정, 예산지침, 인력조정 및 감사실시에 대해서 산업자원부 장관과 사전협의

그리고 전기위원회에서 발전회사를 직접 관리했다.

현재 정부의 전력산업 관리시스템은

에너지자원정책관 소속의 전력산업과가 한전을, 전기위원회 사무국이 발전5사와 전력거래소를, 기후변화에너지정책관 소속의 원자력산업과가 한수원을 각각 관리하는 기형적인 시스템이다.

정부의 분할통치, 분리관리로 인해 전력산업의 효율성이 떨어지고 있다.

발전회사와 한전이 자유롭게 사업방향과 조직개편 방안을 논의할 수 있는 여건을 만들어 주어야 한다.

이를 위해 지식경제부의 [발전회사 관리지침]을 폐지하거나 합리적으로 개정해야 한다.

폐지가 옳지만, 만약에 개선한다면 “예산편성, 인력조정, 신규사업 등에 대한 합리적인 범위내에서 한전의 사전조정 관리 권한” 인정하는 방향으로 개정해야 한다.

전기위원회도 폐지해야 한다.

전기위원회는 1999년에 확정된 [전력산업구조개편 기본계획]이 계획대로 추진되어 발전분할 뿐 아니라 배전분할, 발전회사 민영화까지 추진될 것을 전제로 설치한 “규제기관”이다.

그러나 참여정부 시절에 이미 배전분할, 민영화가 중단되었고, 이명박 정부도 민영화는 추진하지 않겠다고 선언하였기에 존재 이유가 없다.

현재의 전력시장이 과거와 마찬가지로 연료비가 싼 순서대로 수요에 맞춰 자동으로 발전하는 시스템이고, 공기업인 한전과 발전회사가 전력거래량의 97%를 차지하고 있기 때문에 “규제할 대상도 없다”.

위원회에는 현재 총괄정책과(경쟁정책, 독립사업부제, 발전회사, 전력거래소 관리), 전력시장과(전력시장 총괄, 전력계통 운영), 전기소비자보호과(전기요금), 경쟁기획과(발전사 민영화, 노무) 등 4개 과가 있는데, 솔직히 1개 과로 통합해도 될 정도로 업무량이 적다.

전기위원회 폐지는 전력산업 효율성을 크게 향상시킬 것으로 확신한다.