[전력시장 대전환] 제24회 Chapter 5 · 외부 충격과 전력시장 : 한국어 약 800자 / English ~430 words, SMP 상한제의 역사와 구조 — 가격 상한선이 생기면 무슨 일이 벌어지는가
SMP 상한제의 역사와 구조 — 가격 상한선이 생기면 무슨 일이 벌어지는가
SMP 상한제(급급정산상한가격제)는 국제 연료비 급등으로 SMP가 폭등할 때 한전과 소비자를 보호하기 위해 산업통상자원부장관이 전기사업법 제33조 제2항에 근거해 SMP 상한을 고시로 정하는 제도입니다. 2022년 러·우 전쟁 시 LNG·석탄 가격이 폭등하면서 SMP 최고치가 약 163원/kWh(2022년 12월 추정)까지 치솟자 처음 도입됐습니다. 상한 기준은 직전 10년 월별 SMP 중 90백분위에 해당하는 월의 SMP에 1.5배를 곱하는 동적 방식으로, 매월 재산정되기 때문에 고정값이 아닙니다. 2022년 당시 추정 상한은 약 220~230원대였습니다. 2022년에는 총 3회(비연속) 고시가 발령됐으며, 연속 3개월 초과는 불가한 조건이 있었습니다. 특히 발전사 연료비 초과분을 일부 보전하는 안전장치 조항이 포함돼 있어 발전사들의 직접적 적자를 막는 완충 역할을 했습니다.
2026년 이란전쟁으로 SMP가 다시 급등(실측 최고 166.8원/kWh, 2026.4.1, KPX EPSIS 기준)하면서 상한제 재도입 논의가 재점화됐습니다. 그런데 2026년에 논의 중인 상한제는 2022년보다 훨씬 강한 버전입니다. 상시화(한시가 아닌 상시 작동), 발전사 손실 보전 없음, LNG 직도입사 정조준이 핵심입니다. 2024년 8월 법원이 상한제 합헌 결정을 내리면서 법적 장벽도 사라진 상태입니다. 이에 민간 발전사·LNG 직도입사들의 반발이 2022년보다 훨씬 거셉니다. 연료비를 비싸게 조달해야 하는 상황에서 판매가격마저 상한선에 막히고 손실 보전도 없으면 역마진 위험이 커지기 때문입니다.
상한제는 단기 충격 완충에는 효과적이지만, 장기 발전 투자를 위축시켜 다음 위기 때 공급 부족을 심화시키는 구조적 악순환의 위험이 있습니다. "오늘의 가격을 억누르면 내일의 공급이 준다"는 딜레마입니다. 실제로 유럽 일부 국가가 2022~2023년 에너지 위기 시 상한제와 유사한 가격 규제를 도입했으나, 발전 투자 위축 우려로 단기 시행 후 종료한 사례가 있습니다. 이를 보완할 3가지 대안으로 ① 대형 소비자-발전사 간 직접 PPA(장기 고정가격 계약), ② 용량시장 강화(공급 여유 미리 확보), ③ 연료비 연동제(이미 부분 시행 중인 연료비조정요금 확대)가 함께 논의됩니다. 상한제와 이 대안들을 함께 설계하는 것이 에너지 안보와 가격 안정을 동시에 달성하는 현실적 경로입니다.
The SMP Price Cap — What Happens When the Government Sets a Ceiling on Wholesale Electricity Prices
Korea's wholesale electricity price cap — formally the Emergency Settlement Price Ceiling System — is a mechanism under Article 33(2) of the Electric Utility Act that allows the Minister of Trade, Industry and Energy to issue a ministerial notice capping the System Marginal Price whenever fuel costs surge and the uncapped SMP threatens to overwhelm KEPCO's procurement budget. The cap was first deployed in 2022, when the Russia-Ukraine war drove LNG and coal prices sharply higher and SMP climbed to an estimated peak of around 163 KRW/kWh in December 2022.
The cap price is calculated as 1.5 times the SMP value at the 90th percentile of the monthly distribution over the preceding ten years — a dynamic formula that is recalculated every month, not a fixed number. In 2022 conditions, this implied a cap of roughly 220–230 KRW/kWh, meaning SMP was constrained well below that ceiling most of the time. The 2022 system included three key limitations: each notice covered only one month, no more than three consecutive months of application were permitted, and generators whose actual variable costs exceeded the cap price were eligible for a partial loss-compensation top-up — which prevented real losses for most private generators.
The debate was reignited in 2026 after the Iran war pushed SMP back toward dangerous levels, with a verified daily peak of 166.8 KRW/kWh recorded on April 1, 2026 (source: KPX EPSIS). The cap version now under discussion is materially harder than the 2022 edition: permanent application rather than a temporary measure, no generator loss-compensation, and an explicit focus on LNG self-importers — companies that procure LNG outside Korea Gas Corporation and whose variable-cost claims the government is disinclined to accept. A 2024 court ruling found the cap constitutionally valid, removing the main legal barrier to reintroduction.
The structural tension is fundamental: a price cap provides immediate protection for KEPCO and consumers, but depresses the return on generation investment, reducing future supply and potentially worsening the next shortage. Three alternatives or complements are under active consideration — expanding direct Power Purchase Agreements between large consumers and generators, strengthening the capacity market to pre-fund supply adequacy, and normalising the fuel cost pass-through mechanism already partially embedded in retail tariffs.