유재국(2022). 한국전력공사 영업손실 현황분석과 개선과제. NARS 현안분석 제271호(2022.12.28)

유재국(2022). 한국전력공사 영업손실 현황분석과 개선과제. NARS 현안분석 제271호(2022.12.28). 국회입법조사처.

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□ 한국전력공사의 2022년 3분기 누적 영업손실은 약 21.8조 원, 판매관리비를 제외한 매출총손실은 19.7조 원, 당기순손실은 약 16.6조원임
□ 감가상각과 송배전비용 관련 비용의 미회수에 따른 손실이 매출총손실의 약 22%에 해당하는 4.4조 원으로 추정되며, 나머지 88%에 해당하는 15.3조 원이 발전비용 관련 손실임
∘ 2022년 한전 전력 구매비용 증가 원인은 LNG 연료비 증가, 직도입 LNG 발전용 도시가스 증가에 따른 한국가스공사 공급 연료비의 상승, 그리고 중앙급전발전기 용량 감소에 따른 SMP 상승 등임
□ 한전이 영업이익을 내기 위해서는 2022년 9월 전기요금의 약 52% 이상 요금을 인상하여야 하며, 전기요금 10% 인상 시 전(全)산업평균 0.238p%의 물가 상승 요인이 있음
∘ 전기요금 52% 인상은 영업손실에 따른 한전 자본금 감소를 방지하는 수준에 그치는 것으로 한전 재무구조 개선과 물가 관리에 대한 우선 순위를 두고 요금 인상 논의를 하여야 할 것임
□ 한전 적자를 해소하기 위해서는 다음과 같은 방안을 고려할 수 있음
∘ 고유가 시기에는 기술혁신이 아닌 발전용 도시가스 가격과 SMP 결정 방식의 부조화에서 발생하는 발전사업자의 초과수익에 대한 규제 방안을 마련할 필요가 있음
∘ 연료비 인상 시에도 가격 충격을 완충하기 위한 중앙급전발전기 용량의 충분한 확보가 필요함
∘ 전력 사용이 불규칙적인 소비자 또는 가격종에 더 높은 요금을 부과하는 합리적 요금체계 구축 필요
 
Ⅰ. 문제의 제기와 실증 분석 방법
한국전력공사(이하 ‘한전’)의 영업손실은 2022년 3분기 현재 약 21.8조 원, 당기순손실은 약 16.6조 원을 웃돌고 있다. 에너지 가격의 상승 등으로 촉발된 한전 적자의 원인에 대한 다양한 분석이 이루어지고 있는 가운데 한전도 자구책을 마련하는 한편 궁극적으로 전기요금을 인상해야 한다는 주장이 대두되고 있으나 뚜렷한 해결책이 없는 상황이다. 한전의 적자 폭이 커지면서 지난 4월과 10월에 두 차례 전기요금 인상을 발표하였지만 한전 적자 폭을 완화하기에는 역부족이라는 평가이다.
국내 전기요금은 연료비 변화에 따라 조정할 수 있는 연료비 연동제를 시행하고 있음에도 불구하고 연료비가 폭등한 상태에서는 정부가 물가를 고려하여 가격을 통제하는 정책을 시행한다. 전기요금에 대한 정부 통제가 이루어지는 것은 전기가 거의 모든 산업분야에서 재화와 용역의 필수적인 원가 구성요소이므로 전기요금의 인상이 가져올 경제적 여파가 크기 때문이다.
한전 적자 문제는 세 가지 측면에서 바라보아야 할 필요가 있다. 첫째, 발전사업자가 연료가격에 따라 과도한 수익을 얻을 수 있도록 제도화된 도매시장 구조이다. 발전사업자는 설비나 연료비와 관계없이 도매요금 책정 방식에 기인한 초과수익을 얻을 수 있다. 발전회사가 기술혁신이 아닌 정산방식의 문제로 초과수익을 얻는다면 시장 제도를 검토하여야 한다. 또한 도매시장과 소매시장의 구조를 검토하여 시장의 경직성을 완화하는 방법을 찾아야 할 것이다. 
둘째, 전기요금 인상으로 한전 손실분을 만회할 수 있느냐에 대한 검토할 필요가 있다. 한전이 추가적 비용을 발생시키지 않으면서 손실분 회수를 위한 적정 요금 수준이 어느 정도 될지를 살펴야 할 것이다. 
셋째, 현행 전력 도매시장의 가격 결정 방식이 에너지전환 또는 탄소중립 정책 구현에 적합한 것인지 살펴봐야 한다. 한전 적자 문제는 탄소중립 기조 위에서 20년 이상 유지한 가격 결정 방식이 적합한 것인지 묻는 계기가 되었다. 재생에너지가 급증하고 있는 가운데 중앙급전발전기의 발전비용에 기반한 가격 체계가 적합한지 논의가 필요하다. 
위의 문제를 살핀 후 정책 처방을 내리기 위해서는 현상에 대한 실증적 분석이 바탕이 되어야 한다. 이를 위해서 한전 및 한국은행 등에서 발표하는 통계자료를 분석ㆍ비교하고, 전력수요에 따라 SMP가 어떻게 변화하는지 시간에 대한 차분 효과 분석을 하고, 마지막으로 전기요금과 도시가스 요금 인상의 효과를 살피기 위하여 산업연관표에서 외생화를 통한 가격변동 효과를 분석하였다. 
 
Ⅱ. 전기요금의 구조와 결정
1. 전력시장의 구분과 전기요금의 구조
2. 도매 가격 결정
한국전력거래소는 발전 하루 전 일(D-1)에 발전단가가 낮은 발전기부터 쌓아 올려 수요와 일치되는 발전기가 제시한 발전 단가를 해당 시간대의 가격으로 결정한다. 이 가격을 계통한계가격(SMP: system marginal price)이라고 하며 하루 24시간의 각 시간대별 SMP가 산출된다. 정산은 실제 발전한 양과 전날 결정된 SMP를 중심으로 이루어지는데, 너무 많은 초과수익을 거두어들이는 발전원에 대해서는 SMP를 보정하여 정산한다. 다만, 발전기를 쌓아 올릴 때에 재생에너지는 신고(입찰) 의무가 없다.
발전비용과 SMP의 차이가 큰 발전기일수록 수익이 높아지며, 발전사업자는 자신이 소유한 발전기가 예측되는 수요 안에 들어갈 수 있도록 발전비용이 낮은 발전기로 구성하되 일부는 SMP를 결정하는 비싼 연료원 발전기를 보유하는 것이 유리하다.  
산업통상자원부장관은 전력수급기본계획을 수립할 때 ｢전기사업법｣ 제3조제2항에 따라 발전비용이 최소화되도록 즉 경제성을 확보할 수 있는 발전원 구성을 계획하여야 한다. 전력수급계획에서 적절한 용량의 기저발전기가 확보되도록 계획하는 것은 발전비용을 최소화시키는 데 중요하다. 
3. 소매 요금 결정
전기요금은 전기사업자가 설계하고 산업통상자원부가 기획재정부와 협의하여 이를 승인하는 과정을 거친다. 전기요금은 공공요금의 하나로, ｢물가안정에 관한 법률｣ 제4조에 따라 요금을 정한다. 동법에서 말하는 공공요금이란 주무부장관이 다른 법률에서 정하는 바에 따라 결정·승인·인가 또는 허가하는 사업이나 물품의 가격 또는 요금을 의미한다. 
동법 제4조제5항 및 동법 시행령 제6조에 따라 공공요금의 산정에 필요한 세부기준은 기획재정부장관이 정하는 훈령인 ｢공공요금 산정기준｣에 규정되어 있다. 공공요금은 공공서비스를 제공하는데 소요된 총괄원가를 보상하는 수준에서 결정하도록 하고 있다. 이때 총괄원가는 성실하고 능률적인 경영 하에 공공서비스를 공급하는데 소요되는 적정원가에 공공서비스에 공여하고 있는 자산에 대한 적정 투자보수를 가산한 금액으로 정한다.
2018년 평균 판매단가는 108.75원/kWh이며, 2021년 평균 판매단가는 108.11원/kWh이다. 2022년 4월에 전기요금을 인상한 이후 평균 판매단가는 119.51원/kWh이다. 종별 요금으로 세분하면 농사용과 교육용 판매단가는 2020년 에너지 위기 전에는 감소추세를 보였으나 2022년 이후 증가 추세를 보이고 있다. 산업용과 주택용 판매단가의 차이가 작다는 특징이 있다.
 
Ⅲ. 전기 사용 현황
1. 종별 판매량
가장 많이 판매되는 종은 제조업 공장에서 주로 사용되는 산업용으로 2018년 이래 전체 판매량의 53% 이상을 점유하고 있다. 산업용 다음으로 많이 판매되는 분야는 주로 백화점이나 사무실 건물과 같은 곳에 판매되는 일반용으로 약 22% 정도를 점유하고 있다. 국내에서 생산되는 전기는 자가소비 또는 손실되는 전력을 빼고 75%가 산업용 또는 일반용으로 사용된다. 주택용도 약 13% 이상을 점유하고 있다. 
2. 산업별 전력비 구성
제품제조원가 중 전력비 비중은 2011년 전(全산)업 평균 0.92%에서 2021년 1.03%로 10년 동안 0.11%p 증가하였다. 2021년 기준으로 전기가 차지하는 비중이 가장 높은 산업은 광업으로 제조원가의 4.25%를 차지하며, 전력을 가장 많이 사용하는 제조업 부문의 전력비는 평균 1.46%이다. 한국은행 조사자료에서 2021년 전체 산업 전력비는 약 25.6조 원으로 나타났다. 
 
Ⅳ. 한국전력공사 영업손실 현황
1. 한전 영업손실(2022년 3분기)
도매시장에서의 거래 총액과 판매액 총액의 차이를 보면 2022년에 도매시장에서의 정산금액보다 판매액이 작게 나타나 약 15조 3천 억원의 손실이 발생함을 알 수 있다. 2016년 이래 한전은 소매시장에서 약 4조 원에서 최대 13조 원 이상의 차익을 낼 수 있었으나 2022년도에는 손실을 보고 있다.
2021년 이전에는 판매단가가 정산단가보다 11원/kWh에서 31kWh 정도 컸는데, 2022년에는 정산단가가 판매단가보다 약 30원/kWh 높게 나타나는 것을 알 수 있다.
도매시장 가격과 소매시장 가격 역전으로 한전은 2022년 1월부터 9월까지 약 21.8조 원의 영업손실을 본 것이다. 동기 당기순손실도 약 16.6조 원에 이른다. 판매수익 51조 7,650억 원에서 매출원가 71조 4,799억 원을 뺀 매출총손실은 약 19.7조 원이다. 표7은 한전 2022년 3분기 연결 요약 손익계산서의 주요 내용인데, 이에 따르면 한전 누적 매출액은 51조 7,651억 원이고 한전 보도자료에 따르면 이중 약 48조 원이 전기판매수익이다. 전력통계월보의 동기간 누적 판매액은 약 48.4조 원으로 사업보고서와 통계자료에는 약 4천억 원의 차이가 있다. 한전은 도매시장에서 63.8조 원을 정산한 후 소매 시장에서 48.4조 원으로 회수하여 도매시장에서 약 15.4조 원의 손실을 보았다. 여기에 송배전, 감가상각, 그리고 판매관리비에서 약 6.4조 원의 비용이 추가로 발생하여 총 영업손실 21.8조 원에 이른다. 2022년 3분기 한전 사업보고서의 판매관리비는 2.1조 원이므로 6.4조 원 중 약 4.4조 원이 송배전 및 감가상각에 의한 비용이라고 추정된다. 이는 매출손실액의 약 22%(4.4÷19.7)를 차지한다. 매출총손실에서 연료비와 관련된 손실액은 약 15.4조 원이다. 
한전이 영업손실을 영업이익으로 돌리기 위해서는 현재 판매단가 116.38원/kWh에서 현재 단가의 약 52%에 해당하는 60.47원/kWh 인상한 176.85원/kWh이 되어야 한다. 한전 영업손실은 자본 감소가 되며 이에 따라 ｢한국전력공사법｣ 제16조제2항에 따라 회사채 발행 한도가 감소하게 되어 한전이 전력구매비용 등으로 사용될 자금 조달에 어려움을 겪을 수 있다. 
2. 발전 구매 비용 분석
가. LNG 개별도입에 따른 SMP 상승
 2022년 3분기 누적 매출총손실은 약 19.7조 원이며 이 중 15.3조 원은 연료비 상승분의 미회수에 기인한다. 한전도 적자 확대에 대하여 “LNG, 석탄 등 연료가격 급등과 이에 따른 전력시장가격(SMP)이 2배 이상 상승한 결과임”이라고 분석하였다. 기저발전원인 원자력과 유연탄 발전기를 주로 보유하고 있는 한전 자회사는 과다한 수익이나 손해가 발생하지 않도록 SMP에 정산조정계수를 적용하여 정산한다. 이에 반하여 주로 LNG 발전기를 보유한 민간사업자 발전기에는 정산조정계수를 적용하지 않으며 SMP와 실제 발전 비용의 차액만큼 이익을 낼 수 있다. 민간 LNG 발전기 사업자는 효율을 증대시키고 한국가스공사가 공급하는 발전용 도시가스 가격보다 낮은 가격으로 LNG를 구매하면 그 차액만큼 이익이 커진다. 반면에 LNG 발전기에 차등적인 요금이 형성되면 한전 전력 구매비용은 커진다. ㅣ표 8ㅣ에서 보는 바와 같이 한전 전력 구매비용을 주도하는 것은 LNG이며, LNG 사용 발전기가 2022년 1월부터 9월까지 SMP의 86.1%를 결정하였다. 2021년 결정 비율보다 감소한 것이기는 하지만 발전시장에서 LNG 발전기의 가격 결정력은 매우 크다. 
한국가스공사는 여러 국가에서 구입한 LNG의 평균값으로 도시가스 가격을 정하는데, 상대적으로 값싼 LNG를 발전회사가 직접 도입하여 사용하면 한국가스공사는 평균가격을 형성하는 물량 중에서 값싼 직도입 물량이 빠져나가기 때문에 판매 평균가격이 상승한다. 표9는 LNG 복합발전의 연료인 천연가스의 도입단가와 한국가스공사의 판매가를 나타낸 것인데, 2021년 kg당 연평균 637.35원이던 천연가스 도입가는 2022년 9월까지 kg당 평균 1,292.17원으로 인상되었다. 2022년 9월 도입평균 가격은 kg당 2,046.24원으로 2021년 평균 도입가격의 3배를 넘는다. 액체 상태로 도입된 LNG를 기화 비용과 영업비용 등을 포함하여 발전소에 공급하는 도시가스 판매가격도 22,865.37원/GJ에서 34,545.16원/GJ로 증가하였다.
표10에서 보는 바와 같이 한국가스공사의 2022년 평균 공급가격은 GJ당 평균 약 1,413원 정도인데, 민간 발전회사 중 일부는 한국가스공사 공급가보다 저렴한 연료를 도입하고 있다. 전력거래소에서 거래되는 LNG 평균가격은 1,363.6 원/kg으로 한국가스공사 공급가격보다 낮아, 발전회사에 따라 발전용 도시가스 가격 차이가 발생함을 알 수 있다. LNG 발전기마다 투입되는 연료가격에 차이가 발생하면 SMP가 상승할 가능성이 높다. 한국가스공사는 여러 국가에서 도입한 LNG 가격의 평균으로 도시가스를 공급하는데 저렴한 LNG를 발전회사가 직도입하게 되면 한국가스공사는 저렴한 LNG 물량을 평균 가격 산정하는 데에 더할 수 없게 되어 평균가격은 상승하고 이 가격으로 공급받는 발전회사의 LNG 발전기가 SMP를 결정할 가능성이 높아진다.
나. 경직적 도매시장 구조
전력거래소가 제어할 수 있는 중앙급전발전기 중 원자력과 유연탄 발전기 용량이 증가하면 LNG 발전기를 수요곡선 위로 밀어 올려 SMP를 감소시키는 효과가 있다. 그런데, 표12에서 보는 바와 같이 2022년 3분기 말인 9월 현재 기저발전기에 해당하는 원자력은 전년대비 증가용량이 없으며 유연탄은 용량이 감소하였다. LNG 발전기도 482MW 감소하였다.
반면에, 재생에너지 용량은 동기간에 전년대비 2,659MW 증가하였다. 다만, 재생에너지는 발전량을 제어할 수 없어서 하루 전 시장(day ahead market)에서 신고(입찰) 의무 대상에서 제외되며, 재생에너지 용량이 커도 SMP를 감소시키는 데에 아무런 영향을 미치지 못한다. LNG 연료보다 저렴한 연료원 도입에 따라 SMP를 어느 정도 인하할 수 있는지 가늠하는 것은 에너지안보와 가격 안정성 유지 차원에서 중요하다.
LNG 보다 저렴한 발전기 1,000MW가 건설되면 2022년 9월 자료를 기준으로 SMP가 3.085원/kWh 감소하였을 것으로 추정된다. 표13은 한전의 적자 문제를 완충하기 위하여 기저발전 용량을 어느 정도 확충할 것인가를 고려할 때 좋은 참고자료가 될 것이다.
 
Ⅴ. 전기요금 인상에 따른 생산자 가격 변동
한전 적자를 해결하기 위한 방편으로 전기요금 인상에 대한 의견이 대두되고 있다. 전기요금 인상은 가계 가처분소득에 영향을 미칠 뿐만 아니라 물가에도 영향을 미친다. 한전은 전기요금 1%를 조정하면 소비자물가는 0.0155%p 생산자 물가는 0.032%p 오를 것으로 전망하고 있다. 에너지경제연구원도 산업용 전기요금 10% 인상 시 실질 국민총생산(GDP) 0.18% 감소, 소비자물가지수(CPI) 0.51% 증가, 생산자물가지수(PPI) 0.69% 증가한다는 연구결과를 제시한 적이 있다. 
전기요금에 가장 민감하게 영향을 받는 산업은 지역 난방, 1차 금속제품(철강), 수도ㆍ폐기물처리 및 재활용서비스 등의 순인데, 전기요금 10% 인상 시 0.833%p, 0.658%p, 그리고 0.571%p가 각각 증가할 것으로 예상된다. 동일 조건에서 전산업 평균치는 약 0.238%p이다.
천연가스 도입가 인상으로 가스 요금도 변화한다. 가스 요금 10% 인상 시 가장 큰 영향을 받는 분야는 전기 인상의 경우와 마찬가지로 지역난방이며 다음으로 전기 분야이다. 도시가스 요금이 10% 인상되면 이는 지역 난방 및 전기 생산비에 1.75% 및 1.696% 정도 각각 영향을 미친다. 천연가스의 2022년 평균도입가는 2021년의 그것보다 평균 200% 이상 증가하였고 한국가스공사의 공급가도 동 기간 동안 약 200% 증가하였다. 이는 전기분야 생산비에 약 34% 인상 요인으로 작용한 것으로 분석된다. 가스요금의 급등의 영향이 큰 것으로 체감되지만 도매정산 요금과 소매정산 요금이 같아지려면 전기요금을 26.3% 이상 인상해야 한다는 점과 한전의 총괄원가 주의에 기초한 적정이윤을 고려하면 대체적인 추세가 반영된 결과라고 해석할 수 있다.
 
Ⅵ. 개선과제
한전은 2022년 3분기 현재 21.8조 원의 영업손실을 보고 있다. 영업손실 중 판매관리비를 제외한 매출총손실은 약 19.7조 원이며 감가상각 및 송배전비용 관련 비용의 미회수에 따른 손실이 4.4조 원으로 매출손실액의 약 22%를 차지한다. 총매출손실액의 78%에 해당하는 15.3조 원은 발전비용 관련 손실이다. 한전 영업손실을 만회하기 위해서는 2022년 3분기 현재 요금에서 약 52% 이상의 요금 인상이 필요한데, 전기요금 10% 인상 시 전산업 평균 0.238%p의 생산자 물가 상승이 발생한다는 점을 참조하여야 한다.
한전이 발전비용을 회수하여 장기간에 걸쳐 적자를 해소할 방안을 제안하면 다음과 같다. 첫째, 발전사업자들의 초과수익에 대한 규제 방안을 정립하여야 한다. LNG 발전기는 정산단가와 발전단가의 차액을 전부 수익으로 가져가므로 LNG 발전사업자의 이익은 SMP 상승만큼 증가한다. 아울러 재생에너지 발전사업자가 발전한 전력에 대해서도 인증서 가격과 SMP의 합으로 정산되므로 SMP가 상승하면 재생에너지 발전사업자의 수익은 증가한다. 그런데 이러한 수익은 발전기 열효율 증가 등 기술혁신 때문에 발생한 것이 아니고 단순히 ｢도시가스사업법｣의 허가 사항과 전력시장운영규칙에서 정한 정산 방법 때문에 발생한 것이기에 고유가 시기에는 초과수익 발생에 대한 규제가 필요하다. 또한 재생에너지 용량 증가에도 불구하고 재생에너지 용량은 SMP를 결정하는 용량에 포함되지 않아 SMP 인하에 영향을 미치지 못하고 있다. 재생에너지 증가가 예상되는 상황에서 전력시장의 지속가능성을 유지하기 위해서는 재생에너지 발전원의 시간대별 가동률 등을 고려하여 도매시장의 하루 전 시장에서 발전비용과 가동 가능 용량을 신고(입찰)하도록 하거나 재생에너지 용량을 고려하여 수요예측을 삭감하는 등 SMP 산정 시 재생에너지 용량이 SMP 결정에 영향을 주도록 하여야 할 필요가 있다. 단순히 거래 방식에 의한 초과수익이 발생하지 않도록 규제를 강화할 필요가 있다. 
둘째 현행 전력 도매시장에서는 발전원 구성 자체가 도매 전력 요금에 영향을 미치므로 연료비 인상 시에도 가격 충격을 완충할 수 있는 전원 구성을 갖는 것은 중요하다. 이를 다시 말하면 가변성이 큰 재생에너지와 24시간 멈추지 않고 가동해야 하는 기저발전기의 기술적 특징을 조화시킬 수 있는 최적 구성을 갖추어야 한다는 것을 의미한다. 유럽 전력망이나 미국 전력망과는 달리 단일 전력시스템으로 운영되는 국내 전력망은 전력계통운영의 한계와 부지 제약 문제로 원자력 발전소와 재생에너지 발전소 모두 수용되기 어려운 문제를 가지고 있다. 그럼에도 불구하고 어떤 선택을 하여야 하므로 전원 구성에 관한 충분한 연구와 숙고를 하여야 하며, 전력수급기본계획과 탄소중립계획 등에 이러한 기술 요인과 사회적 수용성을 충분히 반영할 필요가 있다. 최적의 전력원 구성을 갖추는 것이 어려움에도 불구하고 기저발전의 확보는 장기적으로 전기요금 인상을 최소화하면서 한전이 비용을 회수할 수 있는 방편인 것은 사실이다. 현재와 같이 연료비로만 비용을 산정하여 신고(입찰)하도록 하는 방식은 고정비 회수를 어렵게 할 수 있다. 전력 도매시장의 가격 결정 방식의 근본적인 변화가 선결되어야 발전사업자의 투자를 유인할 수 있을 것인데, 이는 전력산업구조개편의 핵심 문제이기 때문에 국민적 합의가 필요하다. 한편 소매시장에 발전비용이 전가될 수 있도록 소매시장에 대한 규제완화도 아울러 추진되어야 한다. 다만, 소매시장 규제완화는 전력산업 구조개편 문제와 겹칠 수 있어 사회적 논의를 거치는 것이 바람직하다. 
셋째 한전 영업손실을 보전하기 위해서는 소매요금에 대한 적절한 인상이 필요하다. 한전 영업손실은 자본금 감소의 원인이다. 회사채 위주로 부족한 자금을 마련하는 한전은 ｢한국전력공사법｣ 제16조제2항에 따라 자본금 규모가 클수록 회사채 발행 가능 규모가 커진다. 그런데 2022년 3분기 누적 영업손실은 이익잉여금 감소에 따른 자본금 감소가 되어 회사채 발행 가능규모가 축소될 것으로 예상된다. 그러나 회사채 발행도 부채의 증가이므로 근본적으로 영업손실이 발생하지 않도록 하는 것이 한전 재무 구조의 건전성을 유지하는 방법이다. 이러한 점을 고려하여 전기 사용량이 시간대에 따라 불규칙적인 소비자 또는 종에게는 더 높은 요금을 적용하여야 한다. 통상적으로 주택용과 일반용 전력 사용 유형이 불규칙적이다. 시간대별 전기 사용량이 불규칙한 소비자가 많아질수록 발전기를 정지시켰다가 다시 가동하기 유리한 LNG 발전기를 더 건설 가동해야 하는데 이는 연료비 증가의 원인이 되기 때문이다. 비용 유발 전기 소비자에게 요금을 더 부담하는 요금체계를 합리화 시킬 필요가 있다. 주택용 인상 시 가처분소득 감소가 우려되는 가구에 대한 에너지복지 지원책도 함께 마련해야 할 것이다.