10월 14일부터 비용 부담 큰 현물 예비력 거래 중단
필리핀 에너지규제위원회(ERC)는 시장을 통한 대기전력 구매가 소비자 비용을 끌어올리고 있다고 판단해 2026년 10월 14일 00:05부터 예비력 시장 운영을 중단하라고 명령했다. 비사야스 지역에서만 2025년 예비력 시장 구매액이 195억9,000만 페소(P)에 달했고, 전기요금에 kWh당 1.29페소를 더했다. 계약 예비력의 요금 인상분은 kWh당 0.02페소였다.
목차
이번 조치는 현물 예비력의 상업적 급전과 정산을 중단하는 것으로, 전력 현물 시장 자체를 멈추는 것은 아니다. 승인된 계약을 통해 이미 확보한 예비력은 계속 운영된다. 필리핀 국가전력공사(NGCP), 필리핀전력시장공사(PEMC), 필리핀독립전력시장운영자(IEMOP)는 6개월 안에 개편된 예비력 시장안을 제안해야 한다.
중단 조치는 ERC가 추가 명령을 내릴 때까지 유지된다. 따라서 6개월 시한은 거래 재개 확정일이 아니라 개편안 제출 기한이다. 규제당국은 에너지부(DOE)와 이번 조치를 조율했다고 밝혔다.
프랜시스 사투르니노 C. 후안 ERC 위원장 겸 최고경영자(CEO)는 시장 전면 운영이 시작된 이후 특히 비사야스 지역에서 가격이 계속 높은 수준을 유지해 이번 결정을 임시 대응책으로 내렸다고 설명했다.
후안 위원장은 “이번 조치는 시정 목적의 임시 개입이지, 예비력 시장에서 물러나는 것이 아니다”라고 말했다.
당장의 목표는 전력망 안정에 필요한 대기용량을 유지하면서 비싼 현물 예비력 구매 비용을 보조서비스 요금에서 제외하는 것이다. 이것이 가정의 전체 전기요금을 크게 낮출지는 발전 비용, 남아 있는 예비력 요금 및 기타 요금 항목에도 달려 있다.
중단되는 것과 계속 운영되는 것
보조서비스는 전력 공급과 수요의 균형을 유지하는 데 쓰이는 대기용량 및 기타 서비스다. 발전소가 갑자기 멈추거나 수요가 변할 때 전력망이 이에 대응하도록 돕는다. 가정과 사업장에 공급하기 위해 통상 구매하는 전력과는 별개다.
NGCP는 예비력 시장이나 보조서비스 조달계약(ASPA)을 통해 이런 서비스를 확보할 수 있다. ASPA는 승인된 요율로 공급업체의 용량을 확보하는 계약이다. 2024년 1월 상업 운영을 시작한 예비력 시장에서는 WESM을 통해 예비력을 사고팔 수 있다.
IEMOP 거래운영 담당 부사장 이시드로 E. 카초 주니어는 10월 중단 조치가 현물 예비력에 적용되며 계약 예비력은 계속 운영된다고 밝혔다. 현물 예비력 구성분의 일정 수립과 급전은 중단된다.
임시 운영 방안에 대한 보도 내용은 서로 다르다. 일부 보도는 예비력 조달을 기존 계약에 따른 용량으로 제한한다고 설명한다. 다른 보도는 계약으로 충당되지 않는 수요에 대응할 방안으로 비용 회수 기준으로 지급되는 지정 필수운전 용량도 제시한다. 이런 용량은 예비력 시장 가격을 얻기 위해서가 아니라 신뢰도 유지를 위해 가동해야 한다.
현물 구매를 끝내더라도 전력망에 예비력이 필요한 상황은 달라지지 않으므로 이 구분이 중요하다. 기존 계약과 지정 용량은 계속 운영상 필요한 예비력을 충족해야 한다.
결정의 배경이 된 지역별 비용
ERC의 검토 결과, 2025년 시장 구매와 계약 예비력 사이에 큰 비용 차이가 확인됐다. 루손의 예비력 시장 지출액은 245억3,000만 페소로, 양자 계약을 통해 확보한 보조서비스 비용의 두 배로 제시됐다. 비사야스는 195억9,000만 페소, 민다나오는 37억1,000만 페소를 지출했다.
세 지역의 예비력 시장 지출액을 합하면 478억3,000만 페소다. 루손이 약 51%, 비사야스가 약 41%를 차지했다. 총지출액은 루손이 가장 컸지만, 비사야스의 수치는 전기요금에 미친 영향이 특히 컸음을 보여준다.
비사야스에서 kWh당 1.29페소에 달한 요금 영향은 계약 예비력에 따른 kWh당 0.02페소의 64.5배였다. 이 지역의 예비력 가격은 kWh당 약 21페소까지 올랐다. 예비력 서비스의 구매 가격과 소비자 전기요금에 반영되는 금액은 서로 다른 지표이므로, 21페소가 가정에서 사용하는 전력 1kWh마다 추가되는 금액이라고 해석해서는 안 된다.
민다나오의 비교는 더 복잡하다. 예비력 시장 비용 37억1,000만 페소는 ASPA 비용 39억 페소보다 1억9,000만 페소, 약 4.9% 적었다. 그럼에도 ERC는 세 지역 모두에서 시장이 소비자 요금에 더 큰 부담을 줬다고 밝혔다. 해당 물량과 비용 배분 내역이 없다면 총지출액만으로 전기요금에 미친 상대적 영향을 확인할 수 없다.
별도로 보도된 지표에 따르면 민다나오의 2025년 평균 예비력 가격은 kWh당 21.11페소로, 2024년 말의 4.39페소에서 상승했다. 이전 수준보다 약 4.8배 높아진 것이다. 이 예비력 가격은 민다나오의 9월 WESM 전력 가격인 kWh당 12.61페소와 혼동해서는 안 된다.
가격 상한 인하만으로는 부족했던 이유
규제당국은 시장을 중단하기에 앞서 예비력 입찰가격 상한을 MWh당 3만2,000페소에서 2만5,000페소로 낮췄다. 1MWh는 1,000kWh이므로 이는 kWh당 32페소와 25페소에 해당한다. 약 21.9% 인하했지만 ERC는 문제가 해결되지 않았다고 밝혔다.
규제당국은 가격 문제뿐 아니라 계약 체결상의 우려도 제기했다. 현물 시장의 높은 지급액 때문에 공급업체들이 더 낮은 가격의 확정 ASPA 계약을 맺을 유인이 약해졌다는 것이다. 그 결과 예비력 수요가 변동성 큰 시장 구매에 더 크게 노출됐다.
가격 상한은 허용되는 입찰가의 최고 수준을 정한다. 그러나 그것만으로 계약을 통해 충분한 용량을 확보하거나 가격이 상한에 가까운 수준을 유지하게 하는 조건을 없앨 수는 없다. 따라서 이번에 명령한 개편은 상한을 다시 조정하는 데 그치지 않고 예비력 수요, 조달 규칙, 소비자 비용 전가 방식까지 다룬다.
ERC는 배터리 저장장치와 기타 유연성 전원의 투자를 뒷받침할 수 있도록 향후 예비력 수요 전망에 기반한 조달도 원한다. 관건은 전력망에 필요한 자원에 예측 가능한 보상을 제공하면서도 이번 중단 조치의 계기가 된 과도한 소비자 부담이 되풀이되지 않도록 하는 것이다.
예비력 공백 파악에 30일
NGCP는 기존 제도로 충당되지 않는 예비력 수요를 평가하고 30일 안에 필수운전 용량을 지정하라는 지시를 받았다. 또한 향후 수요를 반영한 전망에 따라 예비력 수요 전량을 충족할 계약을 추진해야 한다.
이 과제는 NGCP, PEMC, IEMOP가 함께 맡은 6개월 기한의 시장 개편 작업과는 별개다. 더 짧은 기한은 당장의 운영상 공백에 대응하기 위한 것이고, 더 긴 기한은 시장 구조와 관련된다.
보도된 지시에는 이들 기한의 구체적인 날짜가 명시되지 않았으며, 중단 조치에도 종료일이 정해져 있지 않다. 충당되지 않는 예비력 수요의 규모와 지정할 설비, 이에 따른 비용 회수 지급액도 아직 구체적으로 제시되지 않았다.
후안 위원장은 ERC와 DOE가 조달 및 소비자 요금 규칙을 바꾸는 동안 계약 예비력과 필수운전 예비력은 유지할 방침이라고 말했다. 그는 시장 재개와 관련한 규제당국의 목표도 밝혔다.
후안 위원장은 “소비자가 감당할 수 있는 가격으로 안정적인 예비력을 공급하고 더 나은 설계를 갖춘 시장으로 거듭날 수 있도록 지금 시장을 중단한다”고 말했다.
세부 배터리 계약, 대안 보여줘
ERC가 세부에서 승인한 별도 계약은 확정 예비력 계약 확대를 추진하는 규제당국의 방향을 보여준다. 위원회는 라푸라푸시 막탄에서 NGCP와 이스트아시아 유틸리티스 코퍼레이션(EAUC)이 맺은 5년짜리 ASPA에 잠정 인가를 내줬다.
EAUC의 44.72MW 배터리 에너지저장 시스템은 조정 예비력 최대 13MW와 사고 예비력 13MW를 제공한다. 조정 예비력은 통상적인 공급·수요 변동을 관리하고, 사고 예비력은 발전량의 갑작스러운 손실 이후 전력망을 지원한다. 배터리는 두 수요 모두에 신속히 대응할 수 있다.
보도된 비사야스의 확정 예비력은 조정 예비력 요구량 67MW에 40MW, 사고 예비력 요구량 75MW에 67.3MW였다. 각각 27MW와 7.7MW가 부족하다는 뜻이다. 확정 용량은 계약에 따라 제공돼야 하며, 이행하지 않을 경우 벌금이 부과된다.
EAUC의 13MW 조정 예비력이 전량 가용하고 해당 수치에 추가된다면 부족분은 14MW로 줄어든다. 사고 예비력은 제시된 부족분 7.7MW를 웃돌지만, 실제로 전력망에서 활용할 수 있는 예비력 규모는 일정 수립과 가용성에 따라 달라진다.
두 서비스에 적용되는 잠정 요율은 kWh당 5.28페소로, 비사야스 예비력 시장의 기준 가격인 약 21페소의 4분의 1 수준이다. 이는 제시된 서비스 요율이 훨씬 낮다는 점을 보여주는 비교이지, 가정의 전기요금도 같은 비율로 낮아진다는 보장은 아니다.
비사야스에서는 2026년 1월부터 9월 초까지 황색·적색 경보가 123차례 발령됐다. 후안 위원장은 확정 예비력을 추가하면 경보와 공급 차질 가능성을 낮출 수 있어 해당 신청에 우선순위를 뒀다고 말했다.
공급 늘었지만 전력 가격 상승
예비력 동결과 함께 전력 가격도 상승했다. 이는 보조서비스 요금이 낮아져도 전체 전기요금이 그만큼 내려가지 않을 수 있음을 보여준다. 8월 26일부터 9월 25일까지의 청구 기간에 시스템 평균 WESM 가격은 kWh당 7.21페소에서 7.43페소로 3.1% 올랐다.
평균 공급량은 2.4% 증가한 20,209MW, 수요는 1.8% 늘어난 14,188MW였다. IEMOP 전력시장 애널리스트 리카 O. 카냐요는 발전기 가동 중단, 전력망 제약, 고압직류(HVDC) 송전량 변화를 가격 상승의 원인으로 꼽았다.
별도로 보도된 평균 공급 여유분은 8월 3,779MW에서 3,957MW로 증가했다. 이 수치는 보고된 공급량과 수요량의 단순한 차이인 6,021MW와 같지 않다. 산출 기준이 설명되지 않았으므로 두 지표를 같은 의미로 봐서는 안 된다.
루손의 가격은 kWh당 4.90페소에서 5.18페소로 5.7% 상승했다. 공급량은 4.3% 증가한 15,114MW, 수요는 2.6% 늘어난 9,899MW였다. 공급 여력이 커졌는데도 주요 발전소의 가동 중단이 가격 상승을 부추겼다.
비사야스의 공급량은 2,201MW로 유지됐고 수요는 0.2% 오른 2,099MW였다. 가동 중단과 운영자 개입, 황색·적색 경보가 이어지는 가운데 가격은 kWh당 11.81페소에서 12.42페소로 5.2% 상승했다. 이 지역에서는 최대 777.2MW의 설비가 가동 불가능 상태에 놓였다.
송전 연계선으로 보는 지역 간 가격 격차
한 지역의 전력이 충분하더라도 필요한 다른 지역으로 항상 보낼 수 있는 것은 아니다. HVDC 연계선은 전력망 간 전력 이동을 돕지만, 운영 한도에 따라 송전이 제한되면 저렴한 전력이 다른 지역의 가격을 낮추지 못할 수 있다.
루손-비사야스 연계선은 9월 청구 기간의 77.6% 동안 가격 분리 조건으로 운영됐다. 계통 보안을 위해 운영이 제한된 시간은 전체 기간의 73.5%였다. 전국 평균 공급량이 늘었는데도 비사야스 전력 가격이 루손보다 훨씬 높게 유지된 이유를 이런 조건으로 설명할 수 있다.
민다나오-비사야스 연계선은 해당 기간의 92.82% 동안 자유 흐름 조건으로 운영돼 8월의 91.16%보다 높아졌다. 전력 이동이 확대되면서 두 지역의 가격은 가까워졌다. 민다나오 평균 가격은 kWh당 12.61페소로 비사야스보다 불과 0.19페소 높았다.
민다나오 가격은 kWh당 12.79페소에서 1.4% 하락했지만, 가동 중단으로 1,022.6MW를 이용할 수 없었다. 공급과 수요 변동률에 관한 보도는 서로 다르다. 한 보도는 공급량이 2,190MW로 0.2% 감소하고 수요가 2,893MW로 5% 줄었다고 전했다. 다른 보도는 변동률을 뒤바꿔 공급이 5%, 수요가 0.2% 감소했다고 밝혔다. 두 보도 모두 공급과 수요가 줄었다고 전하지만, 정확한 변동 폭은 확인이 필요하다.
카초 부사장은 주요 발전소가 복귀하면 비사야스 전력 가격이 kWh당 9~10페소 수준에 가까워질 수 있지만 하락 폭은 크지 않을 수도 있다고 말했다. 이는 전력 공급 여건에 관한 전망이지, 예비력 거래 중단으로 보장되는 결과는 아니다.
예비력 요금 인하만으로 전체 전기요금이 결정되지는 않아
카초 부사장은 현물 예비력 지급을 없애면 배전회사와 전력협동조합에 전가되는 보조서비스 요금이 낮아질 것으로 내다봤다. 그는 송전 요금에 미칠 직접적인 영향을 설명했다.
카초 부사장은 “예비력 시장 비용을 더는 지급하지 않아도 되므로 사실상 송전 요금이 내려갈 것”이라고 말했다.
계약 예비력 비용은 계속 발생하며 필수운전 체계에도 비용 회수 지급이 따를 수 있다. 일반 가구의 요금이 얼마나 줄어들지, 언제부터 청구서에 반영될지는 아직 발표되지 않았다.
9월 전력 지표는 현물 시장 거래 비중이 줄어도 현물 정산 가격이 반드시 낮아지는 것은 아님을 보여준다. 거래량 중 현물 비중은 13.4%에서 12.2%로 줄었지만 실효 현물 정산 가격은 kWh당 8.48페소에서 9.32페소로 올랐다. 총 거래액은 139억4,000만 페소에서 266억2,000만 페소로 증가했다.
발전원 구성도 달라졌다. 재생에너지는 전체 발전량의 28%를 공급했다. 석탄 비중은 56%에서 51.7%로 줄었고 천연가스는 17%, 수력은 11.3%, 태양광은 5.3%, 지열은 8.3%를 차지했다. 이런 변화는 발전소 가동 중단 및 송전 제약과 동시에 일어났으므로 가격 상승을 단독으로 설명하지는 못한다.
2024년 재개 절차 이후 두 번째 중단
10월 조치는 예비력 시장의 상업 운영이 시작된 직후 이뤄진 앞선 중단에 이은 것이다. 당시에는 가격 산정 방식에 대한 ERC 요건을 아직 준수하지 않은 점이 중단 사유였으며, 예비력 비용이 지속적으로 높다는 이번 사유와는 달랐다.
- 2024년 1월: 예비력 시장 상업 운영 시작.
- 2024년 3월 26일: ERC가 예비력 거래를 중단하되, ERC 결정의 적용을 받는 ASPA에 따라 입찰·급전되는 예비력은 예외로 함.
- 2024년 7월 26일: ERC 결의 통지에서 PEMC와 IEMOP가 지시를 이행해 중단 사유가 더 이상 존재하지 않는다고 판단.
- 2024년 7월 30일: ERC가 WESM 가격결정 방법론 제8조의 청구·정산 관련 중단 조치를 해제한다고 발표.
- 2026년 10월 14일 00:05: IEMOP가 현물 예비력 운영에 대한 최신 중단 조치가 시작된다고 발표.
2024년 절차에서는 IEMOP가 2월과 3월 청구 기간의 예비력 거래 금액을 다시 계산하고, 3월의 나머지 70%를 조정하라는 지시를 받았다. 당시 모날리사 디말란타 ERC 위원장은 가격 산정 방법론은 ERC가 이행하지만 운영은 DOE가 관할한다고 설명했으며, DOE가 효력 있는 재개 날짜를 발표하기로 했다.
필리핀독립발전사업자협회는 2024년 중단 해제를 에너지 안보를 향한 조치로 환영했다. 협회를 대표한 앤 에스코로 몬텔리바노 회장은 설비용량 18,132MW를 보유한 전력회사 28곳이 소속돼 있다고 밝혔다. 이번 중단으로 시장 개편에서는 투자 예측 가능성, 요금 부담 완화, 안정적인 예비력 확보가 핵심 과제로 부각됐다.
핵심 내용
- 현물 예비력의 급전과 정산은 2026년 10월 14일 00:05부터 ERC의 추가 명령이 있을 때까지 중단된다.
- 계약 예비력은 계속 운영된다. 충당되지 않는 수요에는 필수운전 용량도 대안으로 제시됐다.
- 루손, 비사야스, 민다나오의 2025년 예비력 시장 구매액은 총 478억3,000만 페소였다.
- 비사야스 예비력 시장이 전기요금에 미친 영향은 kWh당 1.29페소로, 계약 예비력의 0.02페소와 비교된다.
- NGCP에는 30일 안에 예비력 수요를 평가하는 과제가 주어졌고, NGCP·PEMC·IEMOP는 6개월 안에 개편안을 제안해야 한다.
- 세부 배터리 계약의 잠정 요율은 kWh당 5.28페소이며, 조정 예비력과 사고 예비력을 각각 최대 13MW 제공할 수 있다.
- 9월 WESM 전력 가격은 전국 평균 kWh당 7.43페소로 상승했다. 예비력 동결로 가정 전기요금이 얼마나, 언제 낮아질지는 아직 구체적으로 제시되지 않았다.
