인도네시아 전력 시장 개혁을 기대하며 > 경제∙비즈니스

땅그랑 지역의 송전탑(사진=자카르타경제신문)

** 본 내용은 자카르타포스트 1월 20일자에 게재된 만디리 은행의 산업 및 지역 분석가 Nikolas Haryo의 의견입니다.

인도네시아 전력 시장은 낮은 가동률과 전력 과잉 공급으로 인해 비효율적인 것으로 평가된다.

2024년 자바 지역의 설치 발전용량은 약 50.1기가와트(GW)였으나, 실제 이용률은 약 54.3%에 그쳤다. 이는 모든 변수가 동일하다고 가정할 때, 자바에서 평균 시간당 22.9GW의 발전 용량이 유휴 상태로 남아 있었다는 것을 의미한다.

이러한 양상은 인도네시아 전역에서 유사하게 나타난다. 같은 기간 수마뜨라의 설치 용량은 14.1GW였지만 가동률은 50% 미만이었다. 자바와 수마뜨라에서 더 멀리 떨어진 지역들도 설치 용량이 훨씬 작음에도 불구하고 이용률은 50% 미만이다. 술라웨시 4.2GW(47%), 깔리만딴 4.6GW(43.1%), 발리 및 누사뜽가라 1.4GW(41%), 빠뿌아 0.7GW(40.4%), 말루꾸 0.8GW(25.7%)였다.

과잉 공급 문제는 인도네시아가 전력 부족을 겪던 시점에서 시작됐으며, 국영전력회사 PLN이 2006년과 2010년에 신속 전력화 프로그램(Fast Track Program, FTP)을 시행한 데 이어 2015년에는 35,000메가와트(MW) 프로그램을 추진했다.

2015년 초, PLN은 장기전력구매계획(RUPTL)을 통해 연간 약 8.7%의 전력 수요가 증가할 것으로예측하고 2024년까지 대규모 발전 설비 증설을 계획했다. 이러한 예측은 향후 경제 성장률을 7%로 가정한 데 따른 것이었지만, 인도네시아의 국내총생산(GDP) 성장률은 지난 10년간 약 5% 수준에서 정체되어 있다.

국가 전력 보급 가속화를 위한 전략 중 하나는 민간 부문이 독립발전사업자(IPP)로 참여할 수 있도록 허용하는 것이었다.

이후 독립발전사업자(IPP)의 역할은 크게 확대됐다. 2018년 기준 전국 발전소 중 IPP가 약 33%를 차지했고, PLN 소유 발전소가 나머지 67%를 차지했다. 그러나 2024년까지 IPP의 비중은 PLN을 넘어 전국 발전소의 약 53%에 달했다.

생산 능력 측면에서 독립발전사업자(IPP)는 지난 5년간 16.4% 성장했으며, 이는 동일 기간 PLN의 1.2% 성장률을 크게 앞질렀다. 또한 IPP들은 지난 5년간 재생에너지 발전에 대한 투자를 확대하며 에너지 전환에 핵심적인 역할을 해왔다. 특히 증기터빈 방식을 사용하는 발전원이 인도네시아 전체 재생에너지 설비의 약 55%를 차지하고 있다.

독립발전사업자(IPP)들은 오지를 포함한 인도네시아의 전력 보급 확대에 기여해왔다. 다만 PLN과 IPP 간의 사업 구조에는 문제점도 있다. 현재 전력구매계약(PPA)에 따라 PLN이 전력을 독점적으로 구매하며, 일정 물량을 의무적으로 사들이도록 하는 ‘테이크 오어 페이(take-or-pay)’ 또는 최소 구매(minimum offtake) 방식이 적용되고 있다. 이후 PLN은 구매한 전력을 송전·배전망을 통해 최종 소비자에게 공급한다. 이 구조로 인해 전력이 남아돌더라도 PLN은 계약상 전력을 구매해야 하는 부담을 지게 된다.

2022년 감사원(BPK) 보고서는 IPP 조달 과정에서 PLN이 최신 전력 가격 기준을 충분히 반영하지 않은 채 구매 단가를 설정했다고 지적했다. 또한 전력 구매 가격 인하 제도와 위험 완화 전략을 제대로 시행하지 않아, 테이크 오어 페이 계약에서 정한 최소 전력공급비용 이하로 비용을 유지하지 못할 위험이 있다고 밝혔다.

실제로 독립발전사업자(IPP)로부터 PLN이 구매하는 평균 전력 단가는 최근 8년간 약 26% 상승했다. 2016년에는 kWh당 921.7루피아였던 평균 구매 가격이 2024년까지 1,165.1루피아로 오른 것으로 추산된다. 여기에 전력비용 및 송전망 운영 비용까지 더해지면서, 장기적으로는 정부의 전력 보조금과 보상금 부담이 크게 늘어날 가능성이 있다. 실제로 전력 보조금은 68.5%, 보상금은 332% 증가했다.

앞으로 인도네시아 전력 시장은 효율성 제고를 위해 개혁을 추진해야 한다.

우선 시장 구조와 운영 메커니즘을 효과적으로 구축해 IPP 간 경쟁을 촉진하고, 자원이 보다 효율적으로 배분되도록 해야 한다. 전력 시장 내 독점 권한은 배전 및 송전망 운영으로 제한하고, 발전 부문은 보다 개방적인 시장 환경에서 경쟁할 수 있도록 하는 것이 바람직하다.

이런 구조에서는 PLN의 역할이 전력 생산자가 아니라 ‘전력 도로’를 제공하는 사업자로 한정된다. 즉, PLN은 전력 배전·송전망을 제공하는 일종의 ‘유료도로’ 역할을 맡고, IPP는 이 네트워크를 이용해 전력을 최종 소비자에게 직접 판매하는 방식이다. 이 경우 PLN은 IPP의 전력을 의무적으로 구매할 필요가 없으며, IPP는 전력 송전 및 배전에 대한 사용료(toll fee)를 PLN에 지불하게 된다.

현재 전력 투자 구조를 보면 발전소 건설에 투자가 과도하게 집중돼 있고, 송·배전망 확충은 상대적으로 소홀하다. 전체 전력 투자 가운데 송전망 투자 비중은 10.4%(약 1,034억 달러)에 불과한 반면, 발전소 건설에는 9,889억 달러가 배정돼 있다. 이는 전력 분배 인프라에 대한 명확한 투자 유인이 부족하기 때문이다.

현재 송전망 투자 비중은 전체 전력 투자액의 10.4%(1,034억 달러)에 불과한 반면, 발전소 건설에9,889억 달러가 배정된 사실에서 알 수 있듯이, 전력 배전망 개발에 대한 명확한 지침이 부족하다.

따라서 전력시장 개혁을 통해 배전·송전망 사용료라는 안정적인 수익 구조가 마련된다면, 관련 인프라에 대한 투자도 활성화될 것으로 예상된다. 이 경우 소비자가 부담하는 전기요금에는 발전 비용뿐 아니라 송·배전망 이용 비용도 명확히 반영되게 되며, 보다 효율적인 전력시장 운영이 가능해질 것이다. [자카르타포스트/자카르타경제신문]