<B1E2BABB3237C7A5C1F62E706466>

Transcription

1

2 기본연구보고서 원자력발전의경제적 사회적비용을 고려한적정전원믹스연구 노동석

3

4 참여연구진 연구책임자 : 선임연구위원노동석 연구참여자 : 부연구위원조성진부연구위원박찬국전문연구원김종익위촉연구원남재현

5

6 < 요약 > 1. 연구필요성및목적 후쿠시마원전사고이후원전르네상스에급제동이걸렸고, 세계각국은원전의안전성을강화함과동시에자국의에너지환경에맞는원전정책방향을재점검하고있다. 2013년 2월출범한신정부는 40대국정과제중원자력에대한에너지정책에있어 안정적인전력공급, CO2 감축등을위해불가피한원전은안전을최우선으로운영, 관리하고, 2013년중적정규모를재설정 할것이라고발표하였다. 본연구는현재논란이되고있는원자력발전의경제성을보다현실적으로검토하고, 일본을중심으로추가적논의의필요성이제기되고있는원자력발전의사회적비용을고려하여장기전원구성안의변화를살펴보는 3년간의연구과제의 1차연도과제이다. 이를통해 2013년도수립예정인제2차에너지기본계획의기초적인자료를제공한다. 2. 내용요약 본연구는 9.15 순환정전이후의전력수급여건, 제6차전력수급기본계획, 제2차에너지기본계획초안을검토하여국내의장기전원구성전개방향과기초자료를수집하여평가하고있으며, 일본후쿠시마원전사고이후주요국의장기전원구성정책을검토하였다. 요약 i

7 전원구성을설정함에있어전원별경제성은주요의사결정기준이된다. 본연구에서는국가별전원정책수립방향과그결과를정리하고 IEA가수행한균등화발전원가분석의전제와결과를살펴봄으로써전원별경제성을국가별로비교하였다. 그리고 IEA가적용한균등화발전원가분석기법을적용하여국내원자력, 석탄, 가스발전의경제성을보다심층적으로비교분석하였다. 특히 2012년말에재산정된원전사후처리비를이용하여발전소이용률에따라전원별경제성이어떻게달라지는지를집중적으로살펴보았다. 원전사후처리비조정결과를반영하였을때, 원자력발전원가는 kwh당 1.5~2.0원이상승하여, 석탄, 가스등의전원과비교할때여전히경쟁력을유지하는것으로분석되었다. 나아가 1차연도의과제수행역무로서최적전원구성을설정하는모형과그전원구성이전력시장에미치는영향을분석하는모형을각각소개하였다. 전원구성모형으로는세계적으로가장활발히활용되고있는 IAEA의 WASP 모형을소개하였으며, 전원구성의전력시장영향분석모형으로는국내에서개발된 M-Core 모형을소개하였다. 그리고궁극적으로검토해야할원자력발전의사회적비용을이해하는차원에서전력산업의사회적비용에대한문헌검토를진행하였다. 후쿠시마원전사고이후세계에서최초로원자력발전의사고위험비용, 안전대책비용, 정책비용등을고려한일본의사례와주로발전소의오염물질배출에따른사회적비용을고려한유럽의사례를제시하였다. 또한 2013년말수립예정인제2차에너지기본계획의 WG에참여하여에기본의원활한수립과원전비중결정에본연구의중간결과를참고자료로제공하였다. ii

8 3. 연구결과및정책제언 금년도연구는전원구성정책과관련한주요국동향을제시함으로써각국의전력수급상황을이해하고전원구성정책결정을합리화하는데기여하였다. 또한, 원전의사후처리비를반영한전원별경제성을비교함으로써 2012년말새롭게설정된원전사후처리비가전원별경제성에미치는영향을파악하였다. 그리고전원구성최적화와파급영향분석을위한전산모형에대한체계적인검토를수행함으로써본연구의궁극적인목표수행의이론적기반을보다정교하게만들었다. 원전의사회적비용연구는초기단계에머무르고있으나원전사고사례들의비용과확률, 이론적중대사고발생확률, 일본의사고대응비용검토사례등을활용하여원전비용을평가한결과석탄, 가스등타전원과의경쟁력이유지되는것으로나타났다. 이결과는제2차에너지기본계획의민관합동 WG에제공되었으며에기본전원믹스권고안결정에활용되었다. 요약 iii

9

10 ABSTRACT 1. Research Purpose After the Fukushima nuclear disaster, which put a break on the nuclear renaissance, each country has sought to enhance the safety of its nuclear power plants and has reviewed nuclear energy policies for its own energy environment. The current Korean government policy on nuclear energy was inaugurated in February Included in its forty national projects, it declared that safety would be a top priority in operating and managing nuclear power plants in order to achieve a stable electricity supply and to cut carbon dioxide emissions. This study aims to scrutinize the economics of nuclear power, which have been controversial in recent times, examine the changes of long term power plant mix plans, taking into account the social costs focusing on the case of Japan, and ultimately, to provide the fundamental data needed for further plant mix planning. 2. Findings The economics of power sources is one of the most significant criteria for determining a power plant mix. This study investigates the economics of Korean power generation from nuclear, coal, and gas, using a leveled Abstract i

11 cost of electricity generation analysis technique. Specifically, it compares the economics of each power source according to the availability factor of the power plants, taking into account decommissioning costs for nuclear power plants re-estimated in late The results show that nuclear power generation cost increases by won/kwh reflecting the adjustments of decommissioning costs for nuclear power plants, which is still competitive compared to other sources. In addition, this study introduces two models: WASP (Wien Automatic System Planning) and M-Core. The former is for setting an optimal power plant mix, which is devised by IAEA (International Atomic Energy Agency) and widely used throughout the world, and the latter is for analyzing effects of the plant mix on electricity markets, invented by Korean consulting company, Master s Space. This study also shows the cases of Japan and Europe. Japan is the world's first country to deal with the costs of accident risks, safety measures, and policies related to nuclear power generation. Meanwhile, Europe mainly concerns itself with the social costs incurred by pollutant emissions from power plants. 3. Research Results and Policy Implications This study examines trends of policies in major countries, which allows an understanding of the current state of electricity supply and demand, as well as to provide a rationale behind the domestic policy on the power plant mix. Also, it compares the economics of each ii

12 power generation source, reflecting the decommissioning costs for nuclear power plants re-estimated in 2012, and investigates the impact of the decommissioning costs on the economy. Moreover, it establishes a sophisticated theoretical foundation for achieving the final goal of this study by examining the models for optimizing power plant mix and analyzing its effects. Abstract iii

13

14 제목차례 제 1 장서론 1 제2장국내장기전원구성전망 3 1. 국내전력수급여건 3 가. 전력수급현황 3 나. 전력수급여건 4 2. 제6차전력수급기본계획개요 5 가. 전력수요 5 나. 신재생발전 9 다. 집단에너지 11 라. 전력수요관리 13 마. 발전설비건설계획 제2차에너지기본계획 21 가. 에너지기본계획개요 21 나. 에너지기본계획에대한정책제안 ( ) 22 다. 적정원전비중도출을위한논의과정 23 제3장주요국장기전원구성전망 미국전원구성전망 27 가. 전망모형 : The National Energy Modeling System(NEMS) 27 나. 장기전력수요전망 28 차례 i

15 다. 시나리오별분석결과 영국전원구성전망 49 가. 전망모형 49 나. 전력수요전망 프랑스전원구성전망 61 가. 전망모형및분석시나리오 62 나. 장기전력수요전망 일본전원구성전망 78 가. 일본의혁신적에너지 환경전략 78 나. 기본문제위원회의선택안별전원구성 79 다. 선택안별파급효과분석 81 라. 국민의견수렴결과 84 제4장균등화비용분석에의한전원별경제성 균등화비용분석방법 89 가. 고정비 89 나. 변동비 91 다. 국내적용방법 92 라. 균등화발전비용의한계 94 마. 균등화발전비용을활용한전원구성비분석 (SCM) 발전비용의주요구성요소 97 가. 건설비 97 나. 운전유지비 101 다. 연료비 103 라. 안전성강화비용 104 ii

16 3. IEA의균등화발전비용계산 107 가. 주요전제 107 나. 발전원별입력자료 110 다. 발전원별, 국가별균등화발전원가 전원별균등화비용평가 121 가. 원전사후처리비재산정이전 121 나. 원전사후처리비재산정이후 122 제5장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 전원계획모형 WASP 모형 132 가. 화력발전기의취급 135 나. 수력발전기의취급 136 다. 양수발전기의취급 136 라. 기존발전기의철거및신설 동적계획법 제2차에너지기본계획원전비중을고려한전원구성안 155 가. 모형입력자료 155 나. 모형운용전제 158 다. 모형운용결과 160 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 전력시장모의 (Simulation) 전산모형 M-Core M-Core 입력자료 (DB) 와기능 169 차례 iii

17 제7장전력산업의사회적비용 사회적비용의개념 175 가. 시장실패와외부효과 175 나. 사회적비용의정의 176 다. 전력산업의사회적비용 전력산업사회적비용추정연구사례 179 가. 일본비용검증위원회보고 179 나. 독일발전원별외부비용 (External Costs) 추정 185 다. 프랑스발전원별외부비용 (External Costs) 추정 186 라. 영국발전원별외부비용 (External Costs) 추정 186 마. EU국가의외부비용을포함한총발전비용추정 187 바. 유럽의오염물질별배출량및피해액 원전사고위험대응비용시산 191 가. 상호부조를고려한손해배상제도의사고위험비용추정 191 나. 손해기대치접근법적용시의추정결과 193 다. 사고위험대응비용계산방식의평가 196 제 8 장결론 199 참고문헌 201 iv

18 표차례 < 표 2-1> 전력수급현황 3 < 표 2-2> 연도별 GDP 전망 6 < 표 2-3> 산업구조전망 6 < 표 2-4> 기준안의전력소비량및최대전력 7 < 표 2-5> 목표안의전력소비량및최대전력 8 < 표 2-6> 연도별 RPS 의무비율 9 < 표 2-7> 신재생에너지발전량비중 10 < 표 2-8> 신재생에너지발전설비비중 10 < 표 2-9> 2027년신규신재생에너지실효용량 11 < 표 2-10> 집단에너지설비건설전망 (2013~2027년) 12 < 표 2-11> 목표수요최대전력및전력소비량 15 < 표 2-12> 최대전력수요관리목표량 16 < 표 2-13> 6차계획적정설비예비율산정근거 17 < 표 2-14> 최종년도 (2027) 기준신규설비소요량 18 < 표 2-15> 건설의향종합 19 < 표 2-16> 건설의향평가기준 19 < 표 2-17> 연도별전원구성비전망 20 < 표 2-18> 민관워킹그룹이제시한 5대중점과제와정책목표 22 < 표 3-1> 원별발전량전망 : 기준안 31 < 표 3-2> 원별발전설비추가및폐지용량 : 기준안 36 < 표 3-3> 원별발전설비용량전망 (2010~2040년) : 기준안 37 < 표 3-4> 신재생에너지원별설비용량 39 차례 v

19 < 표 3-5> 원전정책시나리오 42 < 표 3-6> 기준안대비시나리오별설비용량 43 < 표 3-7> 화석연료가격시나리오 44 < 표 3-8> 시나리오별연료가격 45 < 표 3-9> 영국수요전망분석주요시나리오 51 < 표 3-10> 영국탄소가격전망 51 < 표 3-11> GDP index 51 < 표 3-12> 영국원별발전설비전망 : 녹색성장시나리오 54 < 표 3-13> 영국원별발전량전망 : 녹색성장시나리오 55 < 표 3-14> 영국원별발전설비전망 : 저속성장시나리오 58 < 표 3-15> 영국원별발전량전망 : 저속성장시나리오 60 < 표 3-16> 시나리오주요전제 63 < 표 3-17> 시나리오에따른프랑스전력수요전망 67 < 표 3-18> 시나리오별 2030년프랑스원별발전량전망 70 < 표 3-19> 2030년시나리오별프랑스의전력설비 77 < 표 3-20> 선택안별 2030년전원구성기본방향 79 < 표 3-21> 선택안별 2030년전원구성 80 < 표 3-22> 분석기관별활용모델 82 < 표 3-23> 선택안별전기요금및 GDP 전망결과 (2010년대비 ) 83 < 표 4-1> 전원별정산가격 (2012년) 87 < 표 4-2> 균등화비용계산체계 92 < 표 4-3> 전원별특성비교 95 < 표 4-4> 건설비항목 97 < 표 4-5> 원전건설비평가사례 98 < 표 4-6> 해외주요국가의원전건설비 99 vi

20 < 표 4-7> 운전유지비구성요소 102 < 표 4-8> 국가별안전설비보강비용비교 105 < 표 4-9> 원자력안전강화관련추가비용 (2010년기준가격 ) 106 < 표 4-10> 원자력발전 115 < 표 4-11> 석탄발전 116 < 표 4-12> 천연가스화력발전 118 < 표 4-13> 신재생에너지발전 119 < 표 4-14> 이용률별발전원가 ( 사후처리비조정전 ) 122 < 표 4-15> 원전사후처리비 (2009년도) 126 < 표 4-16> 이용률별발전원가 ( 사후처리비조정후 ) 127 < 표 5-1> 후보발전기조합의예 138 < 표 5-2> WASP 모형의모듈 144 < 표 5-3> WASP 모형의주요입력변수 145 < 표 5-4> 연도별폐지계획 156 < 표 5-5> 전력수요전제 158 < 표 5-6> 온실가스배출계수 160 < 표 5-7> 발전설비용량과비중 161 < 표 5-8> 발전량과비중 161 < 표 5-9> 온실가스배출량 162 < 표 6-1> 라그랑지함수 (Lagrangian Function) 167 < 표 6-2> SMP 예측에필요한입력자료 170 < 표 6-3> 발전량예측에필요한입력자료 171 < 표 7-1> 전력산업의사회적비용 177 < 표 7-2> 기타신재생에너지발전비용 184 < 표 7-3> 영국발전원별외부비용 187 차례 vii

21 < 표 7-4> 1994년유럽 17개국의오염물질배출량및피해액추정 190 < 표 7-5> 과거중대원전사고피해비용정리 192 < 표 7-6> 상호부조반영의손해배상제도에서의이용률별사고위험비용시산 193 < 표 7-7> 이용률 90% 가정시, 사고발생빈도별원전사고피해비용 195 < 표 7-8> 이용률 80% 가정시, 사고발생빈도별원전사고피해비용 196 < 표 7-9> 이용률 70% 가정시, 사고발생빈도별원전사고피해비용 196 viii

22 그림차례 [ 그림 3-1] National Energy Modeling System(NEMS) 모듈구성 28 [ 그림 3-2] 미국전력수요증가율 ( 년, %) 29 [ 그림 3-3] 신규발전설비균등화비용, 보조금제외 (2011년, cents/kwh) 33 [ 그림 3-4] 원별발전설비추가용량 (1985~2040년, GW) 34 [ 그림 3-5] 신재생에너지원별발전량 40 [ 그림 3-6] 원전정책시나리오별가스발전량 43 [ 그림 3-7] 2025년및 2040년원별설비용량 47 [ 그림 3-8] 원별전력발전량, 2011년 2025년및 2040년 48 [ 그림 3-9] 영국총전력수요 52 [ 그림 3-10] 영국원별발전량전망 : 녹색성장시나리오 56 [ 그림 3-11] 영국원별발전량전망 : 저속성장시나리오 61 [ 그림 3-12] 시나리오별주요전제 66 [ 그림 3-13] 원전가동에관한전제의변동 72 [ 그림 3-14] 선택안별 2030년전원구성 81 [ 그림 3-15] 토론회전후원전시나리오지지율변화 84 [ 그림 4-1] SCM에의한전원구성분석예 96 [ 그림 5-1] 부하지속곡선과실시간부하곡선의예 134 [ 그림 5-2] 전도된부하지속곡선과푸리에급수의주기 134 [ 그림 5-3] 상태의구성과가능경로 141 [ 그림 5-4] 최적성원리의설명 148 차례 ix

23 [ 그림 5-5] WASP에서의 state 정보 149 [ 그림 5-6] 제한조건하에서최적화과정 154 [ 그림 6-1] M-Core의구조 164 [ 그림 6-2] M-Core 장기엔진 SUDP 개념및알고리즘 165 [ 그림 6-3] LR(Lagrangian Relaxation) 알고리즘순서도 168 [ 그림 6-4] M-Core의 SMP 추정프로세스 169 [ 그림 6-5] 예측을위한입력자료중요도 172 [ 그림 7-1] 조세를활용한외부효과내재화 178 [ 그림 7-2] 원자력발전비용 (2004년추산과비교 ) 182 [ 그림 7-3] 석탄, LNG, 석유화력발전비용 182 [ 그림 7-4] 현재 ( 년) 원자력및화력발전총비용 * 188 x

24 제 1 장서론 정부는전기사업법을통하여매 2년을주기로전력수급기본계획을수립하여전력수급에대비하고있다. 2010년발표된제5차전력수급기본계획에서는장기적인전력수급안정을위하여 2024년까지건설중인원전을제외하고신규로 6기의원전을건설하기로하였다. 그러나 2011년 3월 11일리히터 9.0 규모의강진으로후쿠시마제1원전의가동이중지되고원자로과열로인한방사능누출사고가발생하였다. 급증하는전력소비를충당하기위해많은국가들이원전건설을적극적으로모색하는시점에서발생한이사고는원전르네상스에급제동을거는결과를가져왔다. 최고수준의안전성을갖춘것으로알려지던일본에서의원전사고와방사능유출사례는세계각국으로하여금원전의안전성과위기대응체계점검과자국의에너지환경에알맞은원전정책방향을재점검하는계기를가져왔다. 2013년 2월출범한신정부는 40대국정과제중원자력에대한에너지정책에있어 안정적인전력공급, CO2 감축등을위해불가피한원전은안전을최우선으로운영, 관리하고, 2013년중적정규모를재설정 할것이라고발표하였다. 정부는 2013년초발표한제6차전력수급기본계획에서원자력발전의신규건설과기존원전의계속운전여부에대해결정을유보하였고, 2013년말에수립될제2차에너지기본계획에서이의반영여부를판단할예정이다. 본연구는현재논란이되고있는원자력발전의경제성을보다현실적으로검토하고, 일본을중심으로추가적논의의필요성이제기되고있는 제 1 장서론 1

25 원자력발전의사회적비용을고려하여장기전원구성안의변화를살펴본다. 이를통해향후전원계획에기초적인자료를제공한다. 본연구는총 3개연도 (2013~2015년) 과제로서 1차연도에는적정전원믹스관련활용가능한모형을구축하고관련기초자료를조사및수집한다. 2차연도에는원자력발전의사회적비용에대해집중검토하고, 3차연도에는 1, 2차연도에축적된지식정보를토대로원자력발전의경제적, 사회적비용을종합적으로고려한적정전원구성안을도출하고자한다. 이번보고서에서는우선제6차전력수급기본계획과 2013년말에수립될제2차에너지기본계획을통해국내의장기전원구성을전망하고, 해외주요국의전력수급환경과전원구성정책을살펴본다. 나아가 2012년말에개정된원자력발전의사후처리비를반영하여전원별경제성을재검토한다. 그리고전원구성최적화모형과전원구성의전력시장파급영향분석모형을살펴보고, 전력산업의사회적비용에대한해외논의현황을함께짚어보기로한다. 2

26 제 2 장국내장기전원구성전망 1. 국내전력수급여건 가. 전력수급현황전력소비는사용의편리성, 청결성과전기요금의상대가격안정으로다른에너지에비해빠른성장세를보이고있다. 인구 1인당연간전력소비량은 1980년 859kWh에서 2012년 9,331kWh으로약 10.8배가증가했다. 전력수요증가에따라공급설비는 1980년 9,391MW에서 2012년 85,706MW으로약 9.1배가증가했다. < 표 2-1> 전력수급현황 구 분 최대수요 (MW) 5,457 17,252 41,007 54,631 71,308 75,987 발전설비용량 (MW) 9,391 21,021 48,451 62,258 79,983 85,706 설비예비율 (%) 인당전력소비량 (kwh/ 인 ) 명목전기요금 ( 원 /kwh) 859 2,206 5,067 6,883 8,883 9, 자료 : 한국전력 (2013). 특히, 2005 년이후예측보다높은전력수요가발생하여전력수급여 건이매우악화되는결과를가져왔다 년도전력설비예비율이 4.8% 까지하락한것이그좋은예이다. 1) 수급불안발생의원인은전 제 2 장국내장기전원구성전망 3

27 력수요예측오차, 수요관리목표과다반영및에너지원간상대적가격차에따른전환수요발생, 원전발전차질등이복합적으로영향을미친결과로해석된다 ( 지식경제부, 2010). 전기요금의경우 1990년이후 2012년까지 22년간 87% 만이상승하는데그치고있으나동기간중소비자물가는 139%, 국제유가는 456% 가상승했다. 나. 전력수급여건전력수급여건의불확실성은지속적으로증가하고있다. 전력수요예측의전제조건인 GDP 등의변동성이점차커져수요예측의정확도를낮추고있고, 전력수요관리량의부족내지목표량의과다반영이지적되고있는상황에서, 원가반영이어려운전기요금결정과정으로타에너지가격과상대가격격차가벌어지고있다. 이결과로서난방용전력수요가급등하고있다. 이러한요인외에발전소신규건설필요규모는대폭확대되고있으나유연탄, 원자력등기저전원의경우지역주민의반대로부지선정에어려움을겪고있으며, 건설중인발전소들도민원증가로발전소의건설공기가지연되는등의애로를겪고있다. 또한전력을생산지에서소비지까지운반하는송전선로증설도쉽지않은상황이다. 이러한수급의어려움뿐만아니라다른제약요인도고려해야하는상황이다. 정부가정한국가중기온실가스감축목표는 2020년 BAU 대비온실가스 30% 감축으로설정되었다. 전환부문의 2020년온실가스감축목표는 187백만톤으로알려지고있으나전력부문의 ) 2012 년에는최저전력설비예비율이 7.1% 로다소증가하였다. 4

28 년온실가스배출량은 230백만톤으로이미 2020년의목표치를크게상회하고있는실정이다. 온실가스배출억제를위해서는원자력, 신재생발전의확대, 전력소비절감외에다른대안이있을수없다. 그러나원자력의경우 2020년까지신규원전의건설에의한비중확대는국민적지지를얻는다고해도건설공기를고려할때불가능하다. 신재생은 2012년 RPS를시행하고있으나의무할당목표달성이쉽지않을전망이다. 따라서온실가스배출목표달성을위해서는원자력과신재생을계획대로추진하고전기소비절약을최대한실시하여야한다. 이렇게하는경우에도온실가스목표량에도달하지못할경우라면발전소의급전순위를변경 ( 가스발전소를석탄발전소보다먼저가동 ) 하는것이불가피한데, 가스발전소의이용률제고에의한온실가스감축비용은대단히높다. 2) 2. 제 6 차전력수급기본계획개요 3) 가. 전력수요 1) 전력수요전망전제전력수요는국민소득이나국가경제상황또는기온변화에따라수시로변동한다. 반면에전력공급설비건설은매우경직되어있다. 발전설비의건설은많은재원이소요될뿐만아니라장기의공사기간이필요하다. 또한투자재원의규모가큰만큼위험이따를수밖에없고, 건설기간이길기때문에추진과정상의불확실성이매우크다. 공급이 2) 2012 년에너지경제연구원의분석결과에서는석탄발전을가스발전으로대체하는수단을적용한온실가스배출저감비용은 CO2 톤당 13 만원에달하는것으로나타났다. 3) 지식경제부, 제 6 차전력수급기본계획, 참조 제 2 장국내장기전원구성전망 5

29 지극히경직적일수밖에없는구조라고할수있다. 따라서장기적인전력수요의변화를정밀하게예측하고이에근거하여전력설비건설을계획해야한다. 위험을관리하고다양한여건의변화에대비할수있는전원계획을가지는일은전력산업에있어서매우중요한의미를갖는것이다 ( 노동석, 2012). 전력수요예측전제로서국민소득은 KDI의전망치를이용했다 년까지 GDP는연평균 3.5% 의성장이전망되었다. < 표 2-2> 연도별 GDP 전망 구분 연평균 ( 12 27) 중가율 (%) 자료 : 지식경제부 (2013.2). 산업구조는서비스비중은증가하고제조업비중은약간감소하는 것으로전망되었다. 산업구조전망은산업연구원의예측치를사용했다. < 표 2-3> 산업구조전망 구분 농림어업 광공업 제조업 서비스 자료 : 지식경제부 (2013.2) 6

30 2) 전력수요전망결과전력수요는기준안과목표안두개의안으로예측되며기준안은통상 BAU, 즉기존의에너지정책이지속되는경우예상되는전력수요를의미한다. 목표안은기준안에비해기존에시행하지않던수요관리방안이반영될경우의예상효과를기준안전력수요에서차감한것이다. 설비계획수립에는목표안전력수요예측결과가활용된다. 기준안전력수요는전력소비량기준 2013년 2027년기간에연평균 3.4% 가증가할것으로예측되었다. 2027년의전력수요예측결과는 2013년 485,428GWh에비해약 1.59배확대된 771,007GWh이다. 최대전력은 2013년 80,374MW에서 2027년에 126,740MW로 1.58배증가하여 2013~2027년기간중연평균 3.5% 가증가할전망이다. 최대전력증가율을하계와동계로구분하면연평균하계 3.4%, 동계 3.0% 수준으로증가한다. 구분 전력소비량 (GWh) 하계 최대전력 (MW) 동계 ,428 78,998 80, , , , , , , , , ,684 13~ 27* * 연평균증가율자료 : 지식경제부 (2013.2) < 표 2-4> 기준안의전력소비량및최대전력 제 2 장국내장기전원구성전망 7

31 목표수요는목표의달성을위해효율향상기기의보급확대, 전기요금체계합리화등대책을수립 추진하는것을전제로한다. 목표안전력수요예측결과에서전력소비량은 2013년 482,527GWh 에서 2027년 655,305GWh로 1.36배증가하여, 연평균 2.2% 증가한다. 최대전력은 2013년 79,712MW에서 2027년 110,886MW로 1.39배증가하여연평균 2.4% 의증가율을보일전망이다. 전력소비량은 2013년대비 2027년에 1.59배증가할전망이었으나수요관리를통해 1.36배증가에그치고, 최대전력은 1.58배증가할전망이었으나 1.39배증가에머무를전망이다. < 표 2-5> 목표안의전력소비량및최대전력 연도 수요관리량 (MW) 최대전력 (MW) 전력소비량 (GWh) , , ,889 95, , , , , , , , 자료 : 지식경제부 (2013.2) 월의최대전력은약 76,000MW를기록했다. 이최대전력은제5차전력수급계획목표안수요예측의 2013년최대전력에근접한다. 또한 5차계획기준안수요예측의최대전력과같다. 2012년최대전력실적은이상한파의영향과공급력부족에의한강력한수요관리의시행, 전반적인경기침체로인한전력수요증가세감소가반영된것이라는점은다시생각해볼필요가있다. 공급력에여유가있어대 8

32 수용가의절전이없었거나경기침체가없었다면최대전력은이보다 높게발생했을것이다. 나. 신재생발전현행전력수급계획수립절차에서사업자가제출한신재생발전건설의향은다른전원과달리사전평가를시행하지않고 100% 우선반영한다. 여기에는현재건설중인신재생발전소, 발전설비건설의향서제출설비, 중앙정부 지자체사업허가발전설비가포함된다. 신재생발전은 2012년부터 RPS(Renewable Portfolio Standard, 신재생에너지의무할당제 ) 가시행되고있으므로사업자가제출한발전물량이 RPS 목표량에미달하는경우의무할당비율에맞도록연도별신재생발전용량이임의배정되기도한다. 임의배정방법은 5년이내의단기계획중심인사업자건설의향에 RPS 제도에따른건설전망을우선반영하고, 부족량은 RPS 비율에맞도록신재생원별가중치및특성, 개발동향등을고려하여건설용량을추정하는방식이다. 수력, LFG, 폐기물은실적및추이를, 해양에너지, 육상풍력 ( 단기 ), 연료전지 ( 단기 ), IGCC, RDF는개발계획을반영하며, 태양에너지는정책목표, 해상풍력은부존량평가방식에따른다. 중장기적인육상풍력과연료전지는개발추이전망에의한다. < 표 2-6> 연도별 RPS 의무비율 연도 의무비율 (%) 자료 : 지식경제부 (2013.2) 제 2 장국내장기전원구성전망 9

33 제6차전력수급기본계획에서 2027년까지목표로하고있는신재생에너지발전량비중은 12%, 발전설비비중은 20% 이다. 1차국기본 (2008년) 의 2027년의신재생발전량비중은 7% 수준이었으나금번수급계획에서는 12% 로확대되었다. < 표 2-7> 신재생에너지발전량비중 ( 단위 : GWh, %) 년도 차수급계획 24,664 (4.4%) 54,062 (8.3%) 76,885 (11.2%) 89,655 (12.5%) 1차국기본 13,716 (3.1%) 25,562 (5.4%) 40,569-47,433 (7.0%) 자료 : 지식경제부 (2013.2) 2027 년기준신재생에너지발전설비는 32,105MW 으로발전설비비 중이 11.4% 에서 20% 수준 (20.3%) 으로확대된다. < 표 2-8> 신재생에너지발전설비비중 ( 정격용량기준 : MW, %) 년도 차수급계획 9,277 (8.6) 20,067 (13.9) 29,179 (18.9) 32,015 (20.3) 1차국기본 4,210-7,110-9,880-11,290 (11.4) 자료 : 지식경제부 (2013.2) 신재생설비는발전의임의성으로정격용량을설비계획에반영할경우수급에지장이발생할가능성이존재한다. 따라서신재생발전용량은정격용량전체가전력수급계획에반영될수없다. 다른화력과달리신재생전원은피크발생시기에발전가용용량이확률적으로나타나기때문이다. 대표적인전원이풍력과태양에너지인데최대전력발 10

34 생시점에바람이불지않거나흐린경우가이에해당할것이다. 따라서평균개념의피크기여도적용이불가피하며, 예를들어풍력의피크기여도가 20% 라면 10MW의설비계획반영을위해서 50MW의풍력발전소를건설해야한다. 따라서신재생발전은과거의경험치를이용하여피크기여분을반영한실효용량이설비계획에반영될필요가있다. 6차계획에서는정격용량기준 27,929MW, 실효용량으로는 4,560MW가반영되었다. < 표 2-9> 2027 년신규신재생에너지실효용량 ( 단위 : MW) 구분수력태양광풍력조력바이오폐기물 연료전지 부생가스 IGCC 소계 정격용량 119 4,640 15,189 2,764 1,726 1, ,500 27,929 피크기여도 (%) 실효용량 , ,500 4,560 자료 : 지식경제부 (2013.2) 다. 집단에너지집단에너지설비는전기와열을동시에생산하여공급하는설비로서, 전기수요가많을경우전기추종운전을하거나발전이필요치않은시기에도열수요가있으면열추종운전을하는특성을가진다. 열과전기가동시에필요한경우라면 80% 이상의에너지효율을낼수있다. 통상집단에너지설비는발전설비의허가절차를거치지않고정부가지정한집단에너지공급지역을대상으로집단에너지법에따라공급권 제 2 장국내장기전원구성전망 11

35 과설비에대한인허가를받으므로전력수급기본계획의심의대상으 로분류되지않는다. 준공시기 < 표 2-10> 집단에너지설비건설전망 (2013~2027 년 ) 발전소명 용량 (MW) 사업자위치비고 여수집단에너지 48.4 현대에너지 전남여수 원주열병합 63.0 참빛원주도시가스공업 강원원주 평택소사벌지구 16.0 평택크린에너지 경기평택 대구테크노폴리스 STX에너지 경북대구 김천산업단지 59.0 코오롱, SKE&S 경북김천 군장에너지열병합 56.4 군장열병합발전 전북군산 신규 남양주별내 별내에너지 경기남양 세종열병합 (1단계) 한난, 중부 충남연기 양주열병합 대륜발전 경기양주 강동열병합 대한도시가스 서울강동 대구혁신도시 대구도시가스, 남부 대구동구 위례신도시 SKE&S, 한난 서울송파 시흥열병합 38.0 GS파워 경기시흥 경남, 진주혁신 12.0 무림파워텍 경남진주 아산국가산단포승지구 75.0 유호산업개발 경기평택 신규 마곡도시개발구역 49.2 SH공사 서울강서 신규 화성동탄 (2) 지구 한난 경기화성 신규 안성뉴타운 45.8 평택크린에너지 경기안성 오산열병합 대성산업 경기오산 영종EP발전소 22.1 영종EP 인천중구 대산열병합 50.7 대산열병합발전 충남서산 신규 대전열병합증설 25.0 대전열병합 대전대덕 신규 석문산업단지 39.0 SKE&S, 동서, 서해도시가스 충남당진 충남도청이전신도시 75.5 롯데건설 충남예산 신규 춘천집단에너지 포스코파워 강원춘천 신규 화성향남열병합 (2지구) 삼천리 ( 휴세스 ) 경기화성 세종열병합 (2단계) 한난, 중부, 남부 충남연기 합계 4,661.4 자료 : 지식경제부 (2013.2) 12

36 따라서계획에의한집단에너지설비는전력수급기본계획에우선반영하게된다. 제6차전력수급계획에서는사업허가를취득한집단에너지건설계획을조사하여반영하였으며, 설비용량은 2018년까지 27 개사업 4,661MW이다. 집단에너지발전설비역시신재생설비와동일하게전력수급계획에서는피크기여도를적용하여실효용량을반영하게된다. 라. 전력수요관리전력수요관리는단기적인전력수급안정을위해대단히중요하다 월의순환단전이후향후수년간전력수급이매우불안정하기때문이다. 예상되는설비예비율은 년까지 10% 이내이다. 또한기후변화영향은최근하계의이상고온, 동계의이상한파현상을유발하고있다. 전력수요의급등을고려해야할필요성이높아지고있다. 단기적으로부족한전력공급용량을확대할전원은거의없다. 기존에운영중인자가발전설비내지구역전기사업자의발전설비의활용외에신규발전소의건설에의한공급설비확충은불가능하다. 건설공기가가장짧은가스발전소의경우도 3 4년이소요되며그나마도지역의민원으로건설이쉽지않다. 따라서수급안정을위해강조되어야하는대안은전력수요관리이다. 수요관리는효율향상사업을통한소비절감과부하관리로구분된다. 이중효율향상에의한에너지절약역시단기간에효과를기대하기어려운대안이다. 전력수급안정을위해남아있는유일한대안이부하관리를강화하는것이다. 따라서당분간의전력수급은매우타이트한가 제 2 장국내장기전원구성전망 13

37 운데대규모수용가를중심으로하는부하관리가수급안정에중요한역할을할것이다. 물론수급안정을이루고난이후의부하관리사업의필요성, 중요성은감소하게될것이다. 정부는 9.15 순환단전이후 EERS(Energy Efficiency Resource Standards, 에너지공급자효율향상의무화제도 ) 의도입을적극검토하고있다. EERS는정부가에너지효율향상목표를정하고에너지판매사업자들은이목표를의무적으로달성하는제도이다. 국가전체적으로는한해사용하는에너지총량과증가량을제한하는기능이포함된다. 목표수치와의무성을부여한다는점에서그동안전력시장의수요관리제도로서운영하던주간예고제나수요관리시장보다강력한수단이다. 그러나 EERS의시행은현재의수요관리투자에비해막대한비용을수반한다. 따라서수요관리정책과공급확대정책의효율성, 실효성등에대한면밀한검토가선행되어야한다. 예를들면정책추진의사후측정과검증이보장되어야하는것이다. 그렇지않을경우실효성없는정책에예산을낭비하는결과가초래될가능성도있게된다. 장기적으로스마트그리드의도입에의한부하관리여건변화도수요관리정책에서빼놓지말고고려해야할사항이다. 스마트그리드의도입은부하율의제고를기대할수있는수단이다. 그러나연평균부하율이 70% 후반을기록하고있는현황을고려할때이수단역시스마트그리드구축에따른비용과도입후의효과에대한검토도아울러시행되어야할것이다. 장기적으로는전력소비용도가현재의산업용위주에서가정 상업부문으로이동할것이고, 그렇다면부하율은점차하락할것으로예측하는것이타당할것이다. 제6차전력수급기본계획에서수요관리목표량은최대수요의약 12% 14

38 로반영되었다. 수급계획에반영된수요관리량은 2013년의 662MW에서 2027년에는 15,854MW로확대된다. 5차계획과비교하면단기적으로는보다현실적인수요관리량을감안하고있고, 2027년으로갈수록 5차대비높은수준의수요관리량을설정하고있다. 연도 수요관리량 (MW) 5 차계획 6 차계획 최대전력 (MW) 전력소비량 (GWh) 수요관리량 (MW) 최대전력 (MW) 전력소비량 (GWh) 13 3,577 76, , , , ,343 78, ,051 1,340 80, , ,745 80, ,590 1,981 82, , ,641 81, ,482 2,343 84, , ,368 83, ,591 2,813 88, , ,265 85, ,867 3,185 91, , ,798 87, ,261 4,938 93, , ,428 89, ,779 6,889 95, , ,927 90, ,078 8,342 97, , ,533 92, ,153 10,113 99, , ,016 93, ,997 12, , , ,399 95,038 (100.0) 551,606 (100.0) 13, ,839 (108.2) 611,734 (110.9) 25 15, , , , , , , , , * * * 연평균증가율자료 : 지식경제부 (2013.2) < 표 2-11> 목표수요최대전력및전력소비량 제 2 장국내장기전원구성전망 15

39 부하관리목표량에는부하관리기기, 효율향상, 스마트그리드등의피크억제량이반영된것이다. 6차계획에따르면부하관리기기별최대전력저감성과평가를바탕으로부하관리기기보급사업을내실화할예정이다. 그리고 IT기반효율향상시스템화추진, 빌트인및스마트전자 전기제품의효율관리를강화하고, 고효율제품보급기반확대등을통해효율을제고한다는계획이다. 또한스마트그리드조기확산을위해스마트계량기를조기에보급하고전력저장시스템 (ESS) 및지능형수요관리를확대하며, 원가기반요금체계를통해에너지원간대체소비왜곡을방지하고, 가격기능에의한합리적소비를유도할방침이다. 구분 부하관리기기 ,094 2,484 효율향상 371 1,072 2,240 3,901 5,722 수요관리요금제 + 스마트그리드 합계 651 < 표 2-12> 최대전력수요관리목표량 190 1,084 3,692 6,263 7,648 2,343 (1,692) 6,889 (6,238) 12,258 (11,607) ( 단위 : MW) 15,854 (15,203) * 피크억제량 ( 순증누계 ) : 5 차 (12,399 ) 6 차 (15,584 ) 1. 효율향상 : 전력산업기반기금에의한수요관리사업및에너지이용합리화계획에의한전기소비절감효과 2. 피크억제량 : 프로그램별누계기준, ( ) 는 13 년대비순증누계기준자료 : 지식경제부 (2013.2) 16

40 마. 발전설비건설계획발전소건설계획에서예비율수준의결정은신규건설이필요한발전용량규모를결정하는중요한요소이다. 기준계획수립시운용되는 WASP 프로그램의신뢰도지수는 LOLP이지만예비율을이용하는방법도동시에적용이가능하다. 6차전력수급계획의기준설비예비율은노후화등으로인한발전기고장정지, 예방정비등을고려하여최소예비율 15% 를목표로하고있다. 특히, 원전안전성강화를위해예방정비기간연장등원전이용률을하향조정함에따라예비설비추가확보가필요한것으로판단하였으며, 수요예측의불확실성에따른예비율을별도로 7% 고려하였다. 따라서기준설비예비율은 22% 로설정되었다. 이외에도민원등에의한발전소건설지연에대비한건설불확실성대응설비로서 390만kW를별도로반영하고있다. < 표 2-13> 6 차계획적정설비예비율산정근거 구분고려내용예비율산정근거 목표예비율 최소예비율 수요불확실성 고장정지, 예방정비, 원전안전대책강화등 예측오차및수요관리불확실성 15% 7% 소계 22% 공급불확실성건설지연 취소 390 만 kw 자료 : 지식경제부 (2013.2) LOLE 0.3 일 / 년 (WASP 시뮬레이션 ) 1~4 차계획의연차별목표수요오차율평균 1~4 차계획의발전소건설지연 취소율 이경우 ʼ27 년의목표수요 1 억 1,089 만 kw 에 22% 예비율및건설불 확실성을고려한총필요발전설비는 1 억 3,910 만 kw 가되고 5 차전력 제 2 장국내장기전원구성전망 17

41 수급계획까지반영된확정설비 1억953만kW를제외하면신규필요설비용량은 2,957만kW, 약 30GW가된다. 또다른정책성전원인원전의경우 6차전력수급계획에서는제2차에너지기본계획확정시까지신규반영을유보하였다. 건설의향조사에서원전은제1차국가에너지기본계획의원전비중을고려하여 년기간중 1500MW급총 4기 6GW가제출되었다. 신규원전계획의유보는후쿠시마원전사고이후의국민수용성을감안한것이다. 동시에원전의계속운전문제도철저한안전성확인을전제로경제성 수용성등을종합적으로고려하여추후에결정키로하였다. 이러한결과로서원자력을제외한기준계획의 2027년까지신규설비소요량은 2,357만kW로결정되었으며신재생과집단에너지를제외한화력발전신규용량으로서 1,050만kW, LNG 480만kW가도출되었다. 석탄 (100 만 kw 급 ) 1,050 (10.5 기 ) < 표 2-14> 최종년도 (2027) 기준신규설비소요량 LNG (80 만 kw 급 ) 480 (6 기 ) 신재생에너지 집단에너지 ( 단위 : 만 kw) 계 ,357 * 석탄및 LNG 소요량은불확실성대응설비 ( 석탄 150 만 kw, LNG 240 만 kw) 를포함한규모원전 600 만 kw(4 기 ) 는판단유보신재생에너지및집단에너지는피크기간의기여용량 ( 피크기여도적용 ) 기준자료 : 지식경제부 (2013.2) 한편사업자들이제출한발전소건설의향규모는공기업 6개사 (21 기, 2,014만kW), 민간 23개사 (63기, 5,727만kW) 등총 29개사 84기 (7,741만kW) 가제출되어용량기준으로약 2.6:1의높은경쟁률을보였다. 18

42 < 표 2-15> 건설의향종합 ( 단위 : 사, 호기, MW) 구분 원전석탄 LNG 복합소계 회사대수용량회사대수용량회사대수용량회사대수용량 공기업 ,014 민간 , , ,727 총계 2 8 1, , , ,741 자료 : 지식경제부 (2013.2) 비용지표 이행성지표 설비비용 지역희망정도 사업추진여건 계통여건 환경여건 자료 : 지식경제부 (2013.2) < 표 2-16> 건설의향평가기준 평가지표 접속 + 송전 건설 + 연료 지자체지방의회 ( 지자체제출 ) 주민동의서 ( 지자체제출 ) 배점 부지확보 10 연료및용수확보 5 송변전입지적정성 송변전건설용이성 25 환경영향평가 8 온실가스감축노력 6 건설지연정도감점 민간투자촉진 6 건설의향특이사항평가 위원회결정 제 2 장국내장기전원구성전망 19

43 사업자가제출한건설의향은비용지표와이행성지표로구성된건설의향평가기준에의해평가되고전력수급기본계획에반영된다. 평가위원회는평가위원풀에서선정된평가위원들로구성된다. 제6차전력수급계획에서특이점은이행성지표의배점을보다강화한것이며특히건설지연의주원인으로파악된지자체내지지역주민의동의부분에배점을높였다는점이다. 즉계획반영후지역의반대에의해건설지연이발생할수있는소지를완화하기위해사전동의를요구한것이며이지역희망정도의배점이 25점으로결정되었다. 이와같은과정을통해 2027년까지화력설비 1,580만kW(18기 ) 가신규반영되었다. 석탄 12기 1,074만kW와 LNG 6기 506만kW이며, 민간각 4개회사, 공기업각 2개회사가선정되었다. 발전설비의건설시점은사업자의건설의향이 2020년까지집중되어있으며, 이결과중간연도의예비율이증가하는현상이나타난다. < 표 2-17> 연도별전원구성비전망 ( 단위 : 만 kw, %) 구분연도원자력석탄 LNG 신재생집단기타계 피크기여도기준 ,072 2,453 2, , ,012 4,439 3, , ,592 4,539 3, , 자료 : 지식경제부 (2013.2). 20

44 2027년의설비구성은피크기여도반영기준으로석탄 (34.6%), 원전 (27.7%), LNG(24.1%) 순이다. 2012년대비비중이증가하는전원은석탄과신재생발전이며 LNG는약간감소하는것으로계획되었다. 원전의측면에서제6차전력수급계획의시사점은신규, 계속운전모두결정이유보되었다는것이며원전의장래가여전히유동적이라는점이다. 3. 제 2 차에너지기본계획 가. 에너지기본계획개요에너지기본계획은저탄소녹색성장기본법제41조, 에너지법제10조제1항에근거하여, 20년을계획기간으로 5년마다수립시행한다. 2008년 1차기본계획 (2008~2030년) 이수립된바있으며, 2차계획 (2013~2035년) 은 2013년말에결정될예정이다. 에너지기본계획은에너지위원회, 녹색성장위원회, 국무회의의 3단계심의를거치며, 공급측에서전력, 가스, 신재생에너지, 집단에너지등의기본계획, 수요측에서에너지이용합리화, 기술개발, 기후변화대응등의기본계획을설정한다. 즉, 에너지부문의모든분야를총망라하며거시적인관점에서조정하는종합계획이라고할수있다. 2013년 10월 에너지기본계획민관워킹그룹 은정부에에너지기본계획에대한권고안을제출하였다. 이권고안을토대로정부안을발표되고 2013년 12월까지최종안이확정될예정이다. 제 2 장국내장기전원구성전망 21

45 나. 에너지기본계획에대한정책제안 ( ) 시민사회 산업계 학계 60여명이참여한민관워킹그룹은약 5개월간의숙의를거치고에너지정책기본방향에관한권고안을발표하였다. 이정책제안에는 수요관리중심의정책전환, 분산형발전시스템구축, 환경 안전등지속가능성제고, 에너지안보강화, 국민과함께하는정책추진등의 5대중점과제가포함되어있다. 민관워킹그룹은이과제를제2차에너지기본계획과새정부에너지정책철학의기본방향으로반영해줄것을정부에공식적으로건의하였다. < 표 2-18> 민관워킹그룹이제시한 5 대중점과제와정책목표 5 대중점과제주요정책목표 수요관리중심의정책전환 분산형발전시스템구축 환경 안전등지속가능성제고 35 년전력수요의 15% 이상을감축 35 년발전량 15% 이상을분산형으로공급 화력발전소최신온실가스감축기술의무화 35 년온실가스 20% 이상감축 에너지안보강화 35 년자원개발률 40%, 신재생에너지 11% 국민과함께하는정책추진 자료 : 민관합동워킹그룹 ( ). 15 년부터에너지바우처제도도입 쟁점사항이었던 2035년의원전비중은이해관계자별로입장이매우상이하여합의도출이쉽지않았으나, 원전비중관련사회적갈등을최소화하자는공감대를기반으로 22~29% 라는범위에서합의안을도출하였다. 이는원전이가진높은경제성과온실가스감축효과를강조하여 41% 까지비중을확대하였던 1차계획 (2008) 보다하향조정된수 22

46 치로, 1 차계획이후변화된전력수요, 국민수용성, 송전계통여건등 을종합적으로고려하여결정한결과이다. 다. 적정원전비중도출을위한논의과정제2차에너지기본계획에서는후쿠시마원전사고이후달라진원자력산업여건및환경을반영하기위해적정원전비중을도출함에있어별도의원전분과를결성하여원전의경제성, 수용성, 안전성을총체적으로점검하고논의하였다. 이는경제성만을중시하던제1차국가에너지기본계획 (2008) 의전원비중결정과정과는혁신적으로변화된것으로, 후쿠시마원전사고이후낮아진원전의국민적수용성결과를반영한것으로판단된다. 본연구의연구책임자는원전분과회의의간사역할을담당하였으며, 연구진전반적으로원전분과의운영을지원하였다. 원전분과는경제성분과, 수용성분과, 안전성분과로세분화되었다. 원전분과의논의과정을개괄적으로정리하면다음과같다. 4) 우선경제성분과에서는발전비용평가를위해균등화발전비용이적용하였다. 발전비용의주요구성요소로건설비, 운전유지비, 연료비등의직접비용외에사고위험대응비용과같은사회적비용도포함하여원전의경제성을판단하였다. 본연구의중간연구결과는경제성분과에제공되었으며이를기반으로최종적인원전비중권고안결정에활용되었다. 원전사고위험대응비용은중대사고발생시부담해야하는배상비 4) 이후의내용은 제 2 차에너지기본계획수립을위한원전분과보고서 의내용을재인용하였다. 제 2 장국내장기전원구성전망 23

47 용, 오염제거비용, 추가적폐로비용등과같이미래에발생할가능성 이있는비용으로정의된다. 장래위험대응비용추정에는 손해기대치 접근법 5) 과 상호부조법 6) 의두가지주요방법론이있는데, 본분과 에서는손해기대치접근법을적용하여사고위험대응비용을시산하였 다. 7) 중대원전사고손해비용추정값은현대경제연구원 ( ) 보 고서의 과거중대원전사고피해현황 을참고하였다. 사고발생빈도 는 IAEA, 세계원전운영, 일본원전운영등을활용하였다. 사고위험대응비용외에정책비용, 안전성강화비용을추가로고려 하였다. 정책비용중에서국내원전발전비용에포함되지않는비용은 주로전력산업기반기금에의해지불되는발전소주변지역지원금, R&D 비용등이다 년을기준으로동비용은 2,622 억원수준으로단 위당발전비용은 1.7 원 /kwh 이다. 하지만원전정책경비는비용항목이 다양하고각항목별로외부비용을정량화하기어려움이있어원전분 과검토에서는정책비용항목과단위당비용을단순화하여추정하였 다. 안전성강화비용은후쿠시마원전사고이후원전안전시설강화에 투자된비용이며, 국내원전의경우 1.1 조원의안전성강화비용을반 영하였다. 안전성강화비용에대해서는충분하다와미흡하다의주장 이대립하였는데계속적인논의가필요함에동의하였다. 5) 사고에대한발생빈도의전제여부, 사고피해비용규모전제및이용전제에따라비용이달라진다. 6) 상호부조를고려한손해배상제도의사고위험비용접근법으로원전운영기간이반영되는적립기간의설정에따라도출되는비용이상이해진다. 7) 일본의비용등검증위원회에서는원전중대사고가이미발생하였고, 이로인해발생하는비용이원전업계가분담해야한다는이유에서상호부조법에의해계산된비용을발전비용에포함하였다. 비용등검증위원회가반영한원전사고위험대응비용은 kwh 당 0.5 엔이었다. 그러나우리나라는대상원전기수가일본에비해적어발전량당비용이대폭증가한다. 반면원전발전량이많을수록단위당비용이감소하는모순이발생하여본원전분과에서는손해기대치접근법을적용하였다. 24

48 수용성분과에서는우리나라국민의원전인식을분석하기위해그동안여론조사를수행한기관의원전필요성, 안전성, 비중에관한자료를검토하였다. 검토결과원전필요성에대해서는후쿠시마사고에도불구하고국민다수가공감하고있는것으로나타났다. 원전안전성은후쿠시마사고이전에는안전성에대한우려가크게높지않았으나사고이후우려가증가되었다. 원전비중확대또는축소에대한의견은조사기관에따라상이하다. 이와같은논의결과제3차에너지기본계획수립관련정책자료로활용하기위해개선된형태의여론조사또는공론조사 ( 숙의형여론조사 ) 와같은주기적인원전수용성조사가시행되어야할것을제안하였다. 안전성분과에서는국내원전의기술적안전도, 안전관리체계및국내안전규제수준의현황을확인하고안전도향상을위한건의사항을제시하였다. 주요건의사항으로첫째, 가동중원전의안전대책에사용후핵연료및폐로에대한사항에관하여운영허가사항의포함을제안하였다. 둘째, 안전관리대책및검사절차서는잘갖추어져있으나각각의품질활동에서나타난문제점에대한원인과대책을수립하여시행되어야함을제안하였다. 셋째, 안전관련부품의체계적인품질보증활동일환으로품질관리체계구축및안전규제기능의보완및강화를제안하였다. 넷째, 중대사고를전제로한지침서교육및실제훈련이보완되어야하며, 성과지표로서안전을최우선으로두어야할것을제안하였다. 제 2 장국내장기전원구성전망 25

49

50 제 3 장주요국장기전원구성전망 1. 미국전원구성전망 8) 가. 전망모형 : The National Energy Modeling System(NEMS) Annual Energy Outlook 2013(EIA, 2013) 에서에너지수요전망을위해사용한모형인 The National Energy Modeling System(NEMS) 는 EIA 자체적으로개발된모형으로보고서작성뿐아니라미국의회, 백악관등각종정부부처와비정부기관, 각종연구소및대학등의요구에의해활용되고있다. 시장중심의접근방법에의해개발된 NEMS 는 2040년까지전망이가능하며, 각모듈들은국내에너지시장의에너지공급부문, 전환부문, 최종에너지소비부문과국제및거시경제모듈역시포함하고있다. 모형을구성하고있는공급부문, 전환부문, 최종에너지부문등총 10개의모듈들은각부문별로적합한방법론을활용하여구성되었으며, 에너지가격이나에너지소비량등의수치를통해상호연계되어있다. 또한경제활동, 국내생산, 국제석유공급량등의정보를모형에반영하고있다. 특히전력시장에대한모듈 (Electricity Market Module) 은크게설비계획, 급전순서 (Dispatching), 비용및가격에대한 3개모듈로구성되어있다. 설비계획에대한모듈에서는기존설비, 환경규제, 신규설비건설비, 연료가격에대한전망, 전력수요전망, 기타금융적인요인들을고려하여미래의설비에대한적정믹스를결정한다. 급전순서모듈 8) DOE/EIA, AEO 2013 의일부를요약정리하였다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 27

51 에서는기존의발전설비와운영유지비용, 연료가격, 전력수요, 환경규제등을고려하여전력수요를충족시킬수있으면서비용을최소화할수있는방법을결정한다. 또한송전방식과전력가격도이모듈에서결정한다. 마지막으로비용및가격모듈에서는자본비용, 연료비용, 거시경제변수, 환경규제, 전력부하곡선등을사용하여각원별발전설비들의발전비용을추정한다. [ 그림 3-2] National Energy Modeling System(NEMS) 모듈구성 자료 : EIA(2013). 나. 장기전력수요전망미국의전력수요량은 1950년이후증가세가점차완화되고있는추세이다. 기준안에따르면총전력수요량 ( 소매판매 + 소내소비 ) 은 2011 년 3조8,410억kWh에서 2040년 4조9,300억kWh으로연평균 0.9% 증가하고, 소매전력판매량 (Retail electricity sales) 은 2011년 3조7,250억 kwh에서 2040년에는 4조6,080kWh로증가할것으로전망되었다. 이때부문별전력소비는가정, 상업, 산업부문순으로 2011년대비각각 24%, 27%, 17% 증가한다. 그리고수송부문의경우전력사용량이타 28

52 부문에비해작지만, 전기차의보급증가로인해전력사용량이 2011년 60억kWh에서 2040년 190억kWh으로세배이상증가한다. 이와같은전력수요전망은경제성장률, 전력가격, 에너지효율향상등에대한가정에따라다양하게변화한다. [ 그림 3-3] 미국전력수요증가율 ( 년, %) 자료 : EIA(2013), p.71. 1) 발전원별발전량전망기준안에따르면 2011년미국의순전력생산량은 3조9,790억kWh이며, 이후연평균 0.7% 증가하여 2040년에는 4조8,900억kWh의전력을생산할것으로전망되었다. 전망기간동안석탄화력발전은비중이점차감소할것으로예측되지만여전히가장큰비중을차지한다. 석탄화력발전비중은 2011년 제 3 장주요국장기전원구성전망 29

53 42% 에서 2025년 38%, 2040년에는 35% 까지감소하게되는데, 2011 년가동중인석탄화력발전설비중약 48.6GW가 2040년까지폐지되는반면, 신규도입되는석탄화력발전설비는약 7.6GW에불과하기때문이다. 2040년의석탄화력설비용량은 273.2GW로 2011년에비해 39.7GW가감소하고, 발전량은 2011년부터 2040년까지연평균 0.2% 증가하는것으로전망되었다. 이는석탄발전이용률이기준년도인 2011년에비해상승할것이기때문이다. 2002~2008년 70% 를넘었던석탄발전이용률은천연가스가격하락으로지속적으로감소한결과 2012년 57% 까지하락하였다. 하지만기준안에서는최근천연가스가격인상을반영하여석탄화력이용률을과거수준인 2025년 74%, 2040년 78% 로전망하였다. 반면가스발전비중은 2011년 24% 에서 2025년 27%, 2040년 30% 까지증가하여 2011년이후 2040년까지연평균 1.6% 씩증가하는것으로전망되었다. 상대적으로저렴한가스가격으로인해가스발전은신규설비의도입시상대적으로석탄발전에비해경쟁력을갖추게된것이비중증가의결정적인요인이다. 그리고신재생에너지의발전비중은 2011년 13% 에서 2040년 16% 까지증가함에따라신재생에너지를통한발전량은연평균 1.7% 씩빠르게증가할전망이다. 동시에신재생에너지발전에서많은비중을차지했던수력발전의비중이점차축소되며, 비수력발전의비중은 2011 년 38% 에서 2040년 65% 까지증가할전망이다. 한편원자력발전은천연가스와신재생발전의비중이증가함에따라발전비중이점차감소할것으로전망된다. 원자력발전비중은 2011 년 19% 에서 2040년 17% 로소폭감소하지만, 전체적인발전량이증 30

54 가하기때문에동기간동안원자력에의한발전량은연평균 0.5% 증 가할전망이다. 구분 석탄 ( 비중 ) < 표 3-1> 원별발전량전망 : 기준안 1,847 1,730 1,656 1,727 1,766 1,807 1,829 (44.9) (42.3) (37.7) (37.6) (37.0) (36.3) (35.1) ( 단위 : 십억 kwh) 연평균증가율 0.20% 석유 ( 비중 ) 가스 ( 비중 ) 원자력 ( 비중 ) 신재생 ( 비중 ) 기타 ( 비중 ) (0.9) (0.7) (0.4) (0.4) (0.4) (0.4) (0.3) 970 1,000 1,184 1,252 1,379 1,519 1,582 (23.6) (24.4) (27.0) (27.3) (28.9) (30.5) (30.4) (19.6) (19.3) (20.2) (19.9) (19.0) (17.6) (17.3) (10.4) (12.8) (14.3) (14.4) (14.3) (14.9) (16.5) (0.5) (0.5) (0.5) (0.4) (0.4) (0.4) (0.4) -1.50% 1.60% 0.50% 1.70% 0.10% 총전력생산 4,110 4,093 4,389 4,591 4,777 4,979 5, % 순전력생산 3,994 3,979 4,208 4,386 4,540 4,698 4, % 자료 : EIA(2013), p ) 발전원별설비용량전망신규발전설비의도입은자본비용, 운영비용, 송전비용등에크게좌우된다. 가스발전의경우운전 ( 연료 ) 비용이대부분을차지하는반면, 석탄 원자력 풍력발전의경우자본집약적인시설이기때문에자 제 3 장주요국장기전원구성전망 31

55 본비용의영향을크게받는다. 자본비용은건설비용, 이자율, 자본회수기간등에영향을받으며연료비용은운전효율, 연료가격, 송전비용등에의해달라진다. 또한새로운발전설비는환경규제를충족해야하고, 전력부하를고려해야한다. 그리고규제불확실성역시발전설비도입에영향을미친다. 온실가스감축에대한대책이없는석탄발전설비는부지선정및허가에많은비용을부담할수있는반면원자력과신재생에너지설비들은온실가스를배출하지않기때문에규제의불확실성에따른비용에직접적으로영향을받지않는다. 또한자본비용은기술개발자가경험을쌓음으로써시간이지남에따라감소할수있다. 기준안에따르면신기술에대한자본비용은초반에는상승하지만신기술습득에대한낙관론이반영되어감소한다. 감소속도는더많은설비들이도입될수록점차하락한다. 효율개선으로인한이득으로변동비가감소하기때문에운영효율도시간이흐를수록개선된다고가정한다. 따라서증가하는건설비용은원자력, 석탄, 신재생에너지와같은자본집약적설비들에큰영향을미치고, 세제혜택, 에너지프로그램, 화석연료가격상승등의요인들은신재생에너지와원자력설비의경쟁력을증대시킨다. 최근미국연방및주에서실행하는환경규제들역시화석연료, 특히석탄의사용에영향을미친다. 온실가스배출에대한미래의불확실성과다른환경프로그램들역시석탄화력발전의경쟁력을저해하고있다. 이밖에전력수요증가와연료가격에대한전망도설비계획에영향을미친다. 이러한점들을고려하여전망한결과원별균등화비용 (levelized costs) 의경우, 2020년석탄, 원자력, 풍력, 가스발전순으로전력생산단가가높으며, 2040년에는풍력발전이가스발전보다더경제적인발전원이될것으로전망하였다. 32

56 [ 그림 3-4] 신규발전설비균등화비용, 보조금제외 (2011 년, cents/kwh) 자료 : EIA(2013), p.73. 역사적으로전력발전설비에대한투자는일시적인과열양상 (boom-and-bust) 과침체를반복하는주기를나타낸다. 즉발전설비증설이정체된후에미래전력수요, 연료가격, 산업구조의변경등과같은기대의변화를반영하여급속하게설비가증설된다. 지난 2000년이후빠르게증설되어오던미국의전력발전설비는 2012년이후부터그성장세가주춤하겠지만, 2023년이후부터다시설비증가가빠르게이루어질전망이다. 지난 2000년대초반에발생한건설붐으로인해 2000년부터 2005년까지연평균 35GW의신규발전설비가도입되었고, 이후 2006년부터 2011년까지는증가량이다소감소하였지만연평균 18GW의발전설비가추가되었다. 2012년과 2013 제 3 장주요국장기전원구성전망 33

57 년에도연평균 22GW 의설비가도입되었는데이중 51% 가신재생설 비로충당되었으며이는세재혜택과신재생에너지도입기준을충족시 키기위한측면이강하다. [ 그림 3-5] 원별발전설비추가용량 (1985~2040 년, GW) 자료 : EIA(2013), p72. 지난십여년간빠르게증가하던발전설비는 2013년부터 2023년까지연간 9GW 미만의신규설비가도입되며설비증설이정체될것으로전망된다. 발전설비의조기건설과경기불황이후에전력수요의완만한증가로인해동기간동안기존의설비만으로도전력수요를감당할수있는수준이기때문이다. 2025년부터 2040년까지는연평균 34

58 14GW의발전설비가도입될전망인데, 건설비용및온실가스배출등의문제로인해추가설비의 68% 에달하는설비는가스화력발전으로채워질전망이다. 기준안에따르면 2012년부터 2040년까지약 8,830억kWh에이르는전력수요가증가하고, 290GW 9) 에이르는신규설비의도입을가정하고있다. 2040년까지추가되는설비중약 65% 가가스발전설비이며, 신재생에너지약 26% 와석탄및원자력설비가각각약 3% 씩을차지한다. 기준안의경우전망기간동안 103GW에달하는기존설비의수명도래 (retire) 와 290GW의신규발전설비가도입될전망이다. 석탄발전의경우 2011년부터 2040년까지 48.8GW의석탄화력설비가폐지될예정인반면, 2012년부터 2040년까지추가되는석탄화력설비는 7.6GW 에불과하다. 원자력발전설비는 2040년까지 11GW가신규도입되는반면 7.1GW의원전설비가폐지된다. 폐지되는 7.1GW를제외하고다른원전들은계속운전승인을통해 2040년까지가동을계속하며, 이중 60년가동후 20년 ( 총 80년 ) 계속운전을하는설비도있다. 그리고기존설비의개선에의한용량증가 (uprate) 를통해원전용량이 8GW 확대됨으로써총 11.9GW의용량이순증가한다. 한편신재생에너지설비용량은크게증가하여 2040년까지총 75.7GW가신규도입되고, 퇴역하는설비는 1.2GW에불과하여전망기간동안무려 74.5GW의발전설비가순증가하는것으로전망되었다. 이외나머지추가설비들은 190GW에달하는가스발전설비로채워질전망이다. 9) 열병합발전설비제외시 289GW 도입 제 3 장주요국장기전원구성전망 35

59 < 표 3-2> 원별발전설비추가및폐지용량 : 기준안 ( 단위 : GW) 구분 설비추가 ( 계획 ) 석탄 가스 원자력 신재생에너지 분산전원 합계 설비추가 ( 계획외 ) 석탄 가스 원자력 양수 연료전지 신재생에너지 분산전원 합계 누적설비용량추가분 설비폐지 (retire) 석탄 가스 원자력 신재생에너지 합계 자료 : EIA(2013), p

60 원별설비들의준공및폐지전망을반영한향후 2040년까지의원별설비용량을살펴보면다음표와같다. 2010년 1,004GW의발전설비는전망기간동안 200GW이상순증가하여 2040년에는 1,212GW로확대될전망이다. 이중석탄발전설비는기존설비의수명도래에따른설비폐지에비해신규준공설비가작아 2011년에비해약 39GW가순감소할것이다. 반면가스발전설비와신재생에너지의보급은빠르게증가하며각각 149GW, 81GW 증가할것이다. < 표 3-3> 원별발전설비용량전망 (2010~2040 년 ) : 기준안 구분 Power Only 증감 ( ) 석탄 가스 원자력 양수 신재생 분산전원 합계 , , , , Combined Heat and Power 석탄 가스 신재생 합계 총전력설비 1, , , , , , , 자료 : EIA(2013), p.140. ( 단위 : GW) 제 3 장주요국장기전원구성전망 37

61 3) 신재생에너지원별발전량전망기준안에따르면발전부문의 2040년신재생에너지발전설비는 207.6GW이며, 최종에너지소비부문에서의신재생에너지설비용량 37.5GW를추가할경우 245.2GW로늘어난다. 전망기간동안수력발전의용량변화는미미한수준이며, 추가도입된신재생에너지발전설비는거의비수력부문에국한된다. 비수력신재생에너지발전설비는 2011년부터 2040년까지두배가까이증가할것으로예상된다. 풍력의경우 2011년수력에이어두번째로설비용량이많고증가율이태양광설비만큼높지는않지만 2040년까지신재생에너지중가장많은 48.8GW가증설될전망이다. 그리고태양 ( 열 ) 광발전설비는 2011년부터 2040년까지 48.3GW의설비증가를보일것으로전망된다. 이처럼태양 ( 열 ) 광과풍력발전설비는 2040년까지신재생에너지설비증가를주도하고있으며, 세제혜택과기타인센티브를통해향후십여년동안급격한성장을보일것이다. 한편지열과바이오매스발전의경우태양광과풍력만큼은아니지만전망기간동안각각 5GW 와 7GW의설비가추가될것이고, 2011년에비해바이오매스는 2배, 지열은 3배이상의성장을보일것으로예상된다. 신재생에너지설비는 RPS, RFS(Renewable Fuel Standard: 신재생연료혼합의무화 ) 및세금공제등에의해서도입유인이발생하고있어, 단기적으로 2016년까지각종공제혜택의요건을충족하기위해신재생설비가빠르게증가할것이다. 2016년이후미미한전력수요증가와낮은가스가격, 불경기, 신재생증설정책의종료등의요인으로인해 2030년까지신재생설비증설은최소한의수준에국한될것으로전망된다. 하지만신규전력설비에대한필요성과신재생설비의가격 38

62 경쟁력증가에따라비수력신재생에너지설비가 2030 년부터 2040 년 사이에다시증가할것으로전망된다. < 표 3-4> 신재생에너지원별설비용량 ( 단위 : GW) 구분 증감연평균증가율 수력 % 지열 % 폐기물 % 바이오매스 % 태양열 % 광 풍력 % 합계 % 자료 : EIA(2013), p.151. 기준안에따르면신재생에너지발전량은전망기간동안연평균 1.7% 증가하여 2011년 5,240억kWh에서 2040년 8,580억kWh로증가하며, 증가량의대부분은풍력, 태양광, 바이오매스가차지할전망이다. 특히풍력발전량은 2011년 94.8억kWh에서 2040년 2,541억kWh 로연평균 2.6% 증가하는데, 이는신재생발전량증가중가장큰부분을차지한다. 그리고태양광발전은 920억kWh 증가하며, 연평균 9.8% 의증가율을기록할전망이다. 바이오매스는 950억kWh 증가하며, 연평균 4.5% 의증가율을기록한다. 바이오매스는 2011년이후발전량이십여년동안급속하게증가하여 2025년에는 1,103억 kwh에달하며, 전망기간동안신재생에너지중수력과풍력에이어발전량이 제 3 장주요국장기전원구성전망 39

63 세번째의비중을차지하게된다. 이러한빠른증가는주단위의보급촉진정책과남동부지역에서석탄대비가격경쟁력이향상됨에따라발전부문에서바이오매스혼소 (co-firing) 비율이높아질것으로전망되기때문이다. 한편 2011년수력발전량은 3,250억kWh이며, 설비추가량은미미하지만전망기간동안신재생에너지발전량중가장많은비중을차지한다. 풍력발전설비용량이 2040년에수력발전설비용량을능가하지만수력발전에비해풍력발전의설비이용률이낮아수력발전량이풍력에비해많다. [ 그림 3-6] 신재생에너지원별발전량 ( 단위 : 십억 kwh) 자료 : EIA(2013), p

64 다. 시나리오별분석결과 1) 원전정책관련시나리오기준안에따르면원자력발전설비는 2011년 101.1GW에서 2025년 114.1GW로정점을기록한뒤설비의퇴역으로인해 2036년 108.5GW 까지감소한다. 이후전망기간의후반기에원자력설비의추가도입으로 2040년 113.1GW까지증가할전망이다. 지난 2011년총발전량의약 19% 인 7,900억kWh의전력이 101GW의원자력설비에의해생산되었다. 2040년원자력발전량은 9,030억kWh로 2011년에비해 14.3% 증가하지만, 가스와신재생에너지발전비중이증가함에따라전원믹스에서차지하는비중은 17% 로감소할전망이다. 기준안에서는가스발전의비용이현재수준보다상승하는것으로되어있고, 미래온실가스관련규제의불확실성으로인해원자력발전이유지되는것으로전망하고있다. 원자력발전설비의증가는기존설비의용량증대 (uprate) 와신규건설에의해이루어지는데, 기존설비의개량으로 8GW, 신규설비도입을통해 11GW 10) 가확보될전망이다. 그리고전망기간동안 2019년 Oyster Creek의 0.6GW와 6.5GW의추가적인수명종료가감안되었다. 이외의다른원자력설비들은계속운전승인을통해 2040 년까지가동을계속하며, 이중 60년가동후 20년을추가하여계속운전을하는경우도있다. 이로써총 11.9GW의원전설비용량이순증가한다. 반면 Low Nuclear 시나리오에서는설비개량을통한설비용량증대가 1.3GW에불과하고, 수명이도래한원전은계속운전을하지않는것으로가정하였다. 10) 신규설비중 5.5GW 는알려진대로 Watts Bar 2 호기, Summer 2, 3 호기, Vogtle 3, 4 호기에의해증가된다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 41

65 시나리오 기준안 Low Nuclear High Nuclear 자료 : EIA(2013), p.215. < 표 3-5> 원전정책시나리오 세부내용 실질 GDP 연평균 2.5% 증가 (2011~2040) 2040 년원유가 163 달러 (2011 달러기준 ) 등원전기술개선을통한용량증가 : 기준안 (8GW) 과동일 원전수명 60 년제한 (45GW 수명도래 ) 원전기술개선을통한용량증가 : 1.3GW(EIA 발표수준 ) 건설예정원전 : 기준안과동일 모든원전, 수명 60 년이상 ( 설비해체발표된원전은제외 ) 원전기술개선을통한용량증가 : 기준안 (8GW) 과동일건설중, NRC 허가또는안전및라이센싱위원회의청문회가계획된신규원전포함 다음의표는원전정책에따라기준안에비해원별설비가어떻게변화하는지를나타내었다. 석탄과신재생에너지의경우원전정책에의해설비변동이크지않지만, 원자력과가스설비의경우상대적으로변동폭이큰것으로나타났다. 이는원자력정책에의해원전설비가축소될경우가스가원전의역할을담당할것으로볼수있다. 반대로원전설비가증대될경우가스설비의역할이그만큼감소할수있음을알수있다. 그리고원전시나리오별가스발전량을나타낸 [ 그림 3-6] 에서알수있듯이원자력확대시나리오의경우기준안에서의가스발전량을소폭감소시키지만, 원자력축소시나리오의경우가스발전량이큰폭으로상승하므로원자력이축소될경우가스발전이원자력을상당부분대체할것임을알수있다. 결국환경등의문제로인해석탄발전비중이하락하는상황에서신재생에너지를제외한나머지전력생산은원자력과가스발전비중의조절을통해전력수요량을충족시킬것임을알수있다. 42

66 구분 2011 Low Nuclear 기준안 High Nuclear Low Nuclear 기준안 High Nuclear 석탄 원자력 가스 신재생 자료 : EIA(2013), p.192. < 표 3-6> 기준안대비시나리오별설비용량 ( 단위 : GW) [ 그림 3-7] 원전정책시나리오별가스발전량 ( 단위 : 10 억 kwh/ 년 ) 자료 : EIA(2013), p.47. 제 3 장주요국장기전원구성전망 43

67 2) 화석연료가격시나리오시나리오분석을위해다음과같은 4가지시나리오를상정하여기준안대비발전설비와발전량의변화를비교하였다. 시나리오는석탄이나가스, 석유와같은화석연료의가격에영향을미치는요인들에대한가정을달리하여설정하였는데, 이는환경규제나전력수요와마찬가지로화석연료의가격이발전비중을결정하는중요한요소이기때문이다. 구분 기준안 Low Oil and Gas Resource (High Gas Price) High Oil and Gas Resource (Low Gas Price) Low Coal Cost High Coal Cost 자료 : EIA(2013), pp.214~215. < 표 3-7> 화석연료가격시나리오 세부내용 실질 GDP 연평균 2.5% 증가 (2011~2040) 2040 년원유가 163 달러 (2011 달러기준 ) 등 기준안대비셰일가스, 타이트가스, 타이트오일등의회수가능매장량 (Estimated ultimate recovery) 50% 감소 기준안대비셰일가스, 타이트가스, 타이트오일등의회수가능매장량 100% 증가 기준안대비석탄채광생산성 2.5% 향상, 기준안대비채광관련비용 ( 장비가격, 임금, 수송비용등 ) 절감 기준안대비석탄채광생산성 2.5% 저하, 기준안대비채광관련비용 ( 장비가격, 임금, 수송비용등 ) 증가 전술하였듯이 2040년의석탄화력발전의설비용량이 2011년에비해작지만, 발전량이더많은이유는 2011년에비해석탄화력발전의이용률이증가할것으로가정하였기때문이다. 최근가스가격의하락으로가스발전소의이용률이높아진결과 2012년가스발전이용률은대략 57% 로석탄화력발전과비슷한수준을기록한바있다. 하지만기준안에서는최근천연가스가격인상을반영하여석탄화력이용 44

68 률을과거실적이용률인 2025 년 74%, 2040 년 78% 로높아질것으로 예상하였고, high Oil and Gas Resource 시나리오에서는 2040 년 69%, Low Oil and Gas Resource 시나리오에서는 81% 로설정하였다. 구분 2011 가스가격 ( 헨리허브 ) 구분 2011 average mine mouth price Low Oil and Gas Resource 기준안 High Oil and Gas Resource Low Oil and Gas Resource 기준안 High Oil and Gas Resource Low Coal Cost 자료 : EIA(2013), p.195. & p.206. < 표 3-8> 시나리오별연료가격 기준안 High Coal Cost Low Coal Cost ( 단위 : 2011$/mmBtu) 기준안 High Coal Cost High Oil and Gas Resource 시나리오의경우천연가스가격이기준안보다낮아가스복합발전은석탄화력과의경쟁에서유리해지기때문에새로운가스발전설비가대량도입되면서가스발전설비와발전비중이크게늘어날것으로전망된다. 이경우가스발전이용률은중기적으로평균이용률이 70% 까지상승하고장기적으로는 63% 수준을유지할것으로전망된다. 반면 Low Oil and Gas Resource case에서는천연가스의가격이기준안보다높아 2040년가스발전의비중이 37% 로기준안에비해낮고, 가스발전의이용률은중기적으로 45%, 2040년 36% 수준으로하락한다. 이경우가스발전은원자력과신재생에너지로대체될것이다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 45

69 이와같은분석은석탄가격에따른시나리오에서도비슷한양상을보일것이다. 즉, 석탄가격이낮을경우기준안에비해석탄발전비중이높아지며반대로석탄가격이높은경우에는석탄발전비중이기준안에비해발전량에서차지하는비중이높게나타난다. 석탄과가스발전비중은시나리오별로다른양상을보이지만, 석탄의경우 2025년 30~43%, 2040년 28~40% 를, 가스의경우 2025년 22~36%, 2040년 18~42% 의발전비중을점유할것으로전망되었다. 특히다른세개의시나리오에서는기준안과마찬가지로석탄화력발전비중이 2040년까지가장높은수준을유지하지만, High Oil and Gas Resource case의경우에는가스발전이석탄발전비중을능가하면서 2040년에는 42% 의발전비중을점유할것이다. 46

70 [ 그림 3-8] 2025 년및 2040 년원별설비용량 ( 단위 : GW) 자료 : EIA(2013), p.41. 제 3 장주요국장기전원구성전망 47

71 [ 그림 3-9] 원별전력발전량, 2011 년 2025 년및 2040 년 ( 단위 : 10 억 kwh) 자료 : EIA(2013), p

72 2. 영국전원구성전망 11) 영국정부와유럽연합은영국정부의 재생에너지전략 (Renewable Energy Strategy) 을바탕으로 2020년까지전체에너지의 15% 를재생에너지로충당하려는목표를가지고있다. 재생에너지전략 에서는발전, 열생산, 수송에서사용하는에너지의각 30%, 12%, 10% 를재생에너지로충당할것을제안하고있다 (National Grid, 2011). 한편, 기후변화위원회 (Committee on Climate Change, CCC) 가편성하는정부의 4개탄소예산안에서는 1990년대비 2020년까지 37%, 2030년까지 60% 의온실가스배출감축 12)13) 을촉구하고있다 (National Grid, 2011). 가. 전망모형 14) UK Future Energy Scenarios 2011에서의분석범주는 주거, 서비스 15), 산업, 운송부문이며, 분석방식으로는상향식 (bottom-up) 접근법이활용되었다. 예를들어주거부문의최종에너지수요는우선가구수준의난방, 온수공급, 취사, 가전기기사용등을고려한후각범주별로연료유형에따른시장점유율을반영하고, 최종용도별에너지수요및가전제품효율을고려하여연료수요가산출되었다. 영국에 11) 본장은주로 National Grid(2013) 을요약정리하였음. 12) Climate Change Act ) CCC 예산안에서는해당기간전체의총배출량을목표로설정하였는데, 이는본보고서에서 37%, 60% 감축에해당함. 14) 전망모형에대한자세한설명이 2013 년, 2012 년판에는제시되지않아 2011 년판을참고하였음. 15) 영국에너지통계요약판 (Digest of UK Energy Statistics) 기준, 행정및상업서비스범주와동일 제 3 장주요국장기전원구성전망 49

73 너지통계요약판에서는수년동안각부문별총연료수요를제시하지않았다. 따라서연료는수요단열개선, 경제적여건변화, 가전제품효율개선, 히트펌프사용증가등에따른시장점유율변화를고려하여최종에너지수요를추정한후이후전부문에서각연료유형별수요를종합하고, 수송과분배시발생한손실분을조정하여전망되었다. 연간전력수요는최근동향에대한분석을통해최대수요로변환하였다. 이후최대수요를충족시키기위한발전설비용량과연료유형에따른발전량이산출되었으며, 최종적으로연료유형별온실가스배출및재생에너지비중을산출하였다 (National Grid, 2011). 나. 전력수요전망 1) 분석시나리오 National Grid는 2개의서로다른시나리오를바탕으로분석을수행하였다. 녹색성장시나리오에서는 2020년재생에너지목표및 2020 년, 2030년, 2050년온실가스감축목표가모두충족되는미래를제시한다. 반면저속성장시나리오는신재생에너지와온실가스감축목표를달성하지못하는상황을상정한다. 그밖에경제회복, 에너지효율향상, 발전부문 CCS 등에대한상반된견해를각각의시나리오에반영하였다. 50

74 저속성장시나리오 녹색성장시나리오 < 표 3-9> 영국수요전망분석주요시나리오 2020 년재생에너지목표 ( 총에너지의 15%) 미달성 1990 년대비 2020 년 (37%), 2030 년 (60%), 2050 년 (80%) 의온실가스배출감축목표미달성 경제저성장 에너지효율향상수준낮음 발전부문 CCS 도입없음 2020 년재생에너지목표 ( 총에너지의 15%) 달성 1990 년대비 2020 년, 2030 년, 2050 년 (80%) 의온실가스배출감축목표달성 경제완만한성장 에너지효율향상수준높음 발전부문 CCS 2020 년대도입 자료 : National Grid(2013). 주 : 화석연료가격은동일하나탄소가격전망은상이하게적용되었음. < 표 3-10> 영국탄소가격전망 ( 단위 : /tonne) 구분 녹색성장시나리오 저속성장시나리오 자료 : National Grid(2013). < 표 3-11> GDP index ( 단위 : 2012=100) 구분 녹색성장시나리오 저속성장시나리오 자료 : National Grid(2013). 제 3 장주요국장기전원구성전망 51

75 다음 [ 그림 3-9] 는양시나리오간영국의전력수요를비교한것이다. 전망기간동안녹색성장시나리오에서의전력수요가저속성장시나리오에비해많은것으로나타났다. 녹색성장시나리오에서는초반경기회복으로전력수요가증가하나, 에너지효율향상의영향으로감소추세에접어든다. 그후 2030년을전후로산업부문의수요증가와인구증가등에의해전력수요는증가한다. 반면저속성장시나리오에서는경제상황에대한가정에따라전력수요가지속적인감소추세를보인다. [ 그림 3-10] 영국총전력수요 자료 : National Grid(2013), p65. 2) 녹색성장시나리오의원별발전설비및발전량전망 녹색성장시나리오에서 2012 년대비 2030 년발전설비비중은원자 력과화력발전의비중이감소하는반면, 풍력발전이견인하는신재생 52

76 에너지의발전설비비중은 2012년 16.7% 에서 2030년 54.4% 로크게증가할것으로전망되었다. 신재생에너지중풍력발전설비는빠르게보급되어 2020년에 26GW( 해상풍력 12GW) 에이르는발전설비를가동하며, 2020년이후에도해상풍력발전의성장세가지속되어 2030년에 57GW( 해상풍력 36GW) 에도달할전망이다. 2012년 9.7% 에불과하던풍력발전설비의비중은 2030년 35.6% 까지증가할것으로전망되었다. 풍력을제외한기타신재생에너지발전설비도 2012년 6,492MW에서 2030년 31,093MW로빠르게보급이확산된다. 발전비중은동기간동안 7% 에서 16.7% 로증가한다. 반면화력발전설비의비중은급격하게감소할것이다. 특히 2012 년 25.1% 로가스에이어두번째로높은설비비중을점유한석탄화력은전망기간동안급속히감소하여 2030년설비용량이 1,987MW 로서설비비중은 1.3% 까지감소할것이다. 가스화력설비 (CHP 포함 ) 는 2012년 33,991MW에서 2030년 40,030MW로설비용량은증가하지만전체발전설비에서차지하는비중은 36.8% 에서 26.1% 로감소하게된다. 그리고원전설비의계속운전 ( 평균7년 ) 을가정한녹색성장시나리오에서원전설비는기존원전의수명도래로 2020년 8,908MW까지설비용량이감소하다가 2021년이후신규설비도입이시작되면서 2028 년에는전망기간중가장많은 12,710MW의설비가가동하게된다. 하지만설비용량의증가에도불구하고 2012년 10.3% 의설비비중은 2030년에는 8.3% 로하락할것으로예상된다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 53

77 구분 원자력 석탄 가스 / CHP CCS 해상풍력 육상풍력 기타신재생 ( 조력 / 수력 / 바이오매스 / 태양광 ) Inter connector 기타 ( 석유 / 양수 ) < 표 3-12> 영국원별발전설비전망 : 녹색성장시나리오 9,470 8,980 8,980 12,121 12,710 11,892 (10.3%) (9.7%) (8.0%) (8.9%) (8.3%) (7.2%) 23,223 18,178 15,599 3,903 1,987 1,987 (25.1%) (19.6%) (14.0%) (2.9%) (1.3%) (1.2%) 33,991 34,930 35,214 40,695 40,030 35,965 (36.8%) (37.7%) (31.5%) (29.8%) (26.1%) (21.6%) ,588 12,304 (0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.2%) (3.0%) (7.4%) 3,414 5,181 12,125 28,592 35,956 37,456 (3.7%) (5.6%) (10.9%) (20.9%) (23.4%) (22.5%) 5,559 7,532 14,224 18,448 20,985 21,804 (6.0%) (8.1%) (12.7%) (13.5%) (13.7%) (13.1%) 6,492 9,793 15,570 20,813 25,579 31,093 (7.0%) (10.6%) (13.9%) (15.2%) (16.7%) (18.7%) 4,200 4,200 6,200 7,600 7,600 9,600 (4.5%) (4.5%) (5.6%) (5.6%) (4.9%) (5.8%) 6,040 3,735 3,735 4,138 4,138 4,138 (6.5%) (4.0%) (3.3%) (3.0%) (2.7%) (2.5%) 합계 92,389 92, , , , ,239 자료 : National Grid(2013). 주 : ( ) 은비중을나타냄. ( 단위 : MW) 다음 < 표 3-13> 은녹색성장시나리오에서의원별발전량전망을나타낸다. 전망에따르면총발전량은 2012년에 358TWh에서 2030년에 382TWh으로증가한다. 전망기간동안풍력발전량이급격하게증가하는데, 2012년 18TWh에불과하던발전량은 2030년 158TWh까지증가하여전체발전량의 41.3% 를차지하면서영국의주요발전원으 54

78 로부상할것으로전망되었다. 이외에도바이오매스, 태양광등신재 생에너지발전이빠르게증가하여풍력을포함할경우 2030 년신재생 에너지발전비중은 57.6% 에이를것으로예상되었다. 구분 11/12 14/15 19/20 24/25 29/30 34/35 풍력 바이오매스 수력 / 양수 / 조력 태양광 수입 (Imports) 가스 석유 / 기타 원자력 석탄 CCS 석탄 CCS 가스 (4.9%) (8.3%) (17.6%) (33.0%) (41.3%) (41.7%) (3.6%) (6.1%) (10.6%) (11.0%) (9.0%) (9.3%) (2.5%) (2.1%) (2.3%) (2.4%) (2.8%) (3.1%) (0.0%) (0.5%) (1.3%) (2.1%) (2.8%) (3.5%) (2.8%) (6.3%) (8.9%) (4.5%) (1.5%) (1.5%) (36.3%) (30.5%) (27.3%) (25.2%) (17.1%) (7.7%) (1.3%) (1.4%) (1.5%) (1.4%) (1.3%) (1.3%) (17.5%) (16.6%) (16.7%) (19.7%) (22.0%) (20.4%) (31.1%) (28.2%) (13.8%) (0.5%) (0.2%) (0.2%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.4%) (5.1%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (1.4%) (6.2%) 합계 자료 : National Grid(2013). 주 : ( ) 은비중을나타냄. < 표 3-13> 영국원별발전량전망 : 녹색성장시나리오 ( 단위 : TWh) 제 3 장주요국장기전원구성전망 55

79 반면 2011~12년가장높은발전비중을점유하는가스와석탄의발전비중은급격하게감소하며, 석탄화력의경우 2030년발전비중이 0.6% 까지감소하여주요발전원으로서의위상을상실할것으로예상된다. 한편석탄과가스 CCS는 2020년중반시범도입된후 2030년초상업화되어 2030년각각 20TWh와 25TWh에이르는전력을생산할전망이다. 마지막으로원자력발전의발전량과발전비중은소폭증가하는추세를보일것으로전망되었다. [ 그림 3-11] 영국원별발전량전망 : 녹색성장시나리오 자료 : National Grid(2013), p.85. [ 그림 3-10] 은 < 표 3-13> 에서제시한원별발전량을그림으로나타낸것이다. 2011~12년가장높은발전비중을점유하는가스와석탄의발전비중은빠르게감소하는반면, 원자력과신재생에너지발전비중은증가하는것으로나타났다. 특히풍력에의한발전량이급속하게 56

80 증가하며, 신재생에너지를통한발전량증대를견인하는것으로나타났다. 그리고전력 1kWh 생산시발생하는온실가스는원자력과신재생에너지발전비중이증가함에따라 2010년현재약 450gCO2/kWh 에서, 2020년에는 197gCO2/kWh, 2030년에는 51gCO2/kWh로낮아질전망이다. 3) 저속성장시나리오의원별발전설비및발전량전망저속성장시나리오에서는가스화력발전에대한의존도가비교적높고, 대형석탄발전소에는경제성을확보하지못한온실가스포집및저장기술 (Carbon Capture and Storage, CCS) 의도입을상정하지않았다. 따라서 2025년까지기존석탄발전소대다수는수명도래등으로인해가동을중단하여 2026년부터석탄발전은완전히퇴출된다. 그리고저속성장시나리오에서기존가스화력발전소는녹색성장시나리오보다장기간가동되며, 2015년에서 2023년까지발전용량유지를위해상당수의신규가스화력발전소가건설된다. 그결과 2030년가스화력발전비중은약 42% 로영국의지배적인발전원의지위를유지할전망이다. 또한원전은평균 10년간계속운전이허가될것으로가정하였지만, 녹색성장시나리오보다신규원전의추가가더디게진행되며, 2025년에최초로신규원전이가동을개시한다. 16) 다음 < 표 3-14> 는저속성장시나리오의영국원별발전설비전망을나타낸다. 저속성장시나리오에서풍력발전설비비중은 2020년에 17.6GW( 해상풍력 7.8GW), 2030년에 34.4GW( 해상풍력 20.8GW) 에도달하여녹색성장시나리오에비해낮은수준이며, 설비비중은 ) 녹색성장시나리오의경우 2021 년신규원전도입 제 3 장주요국장기전원구성전망 57

81 년가스발전설비에이어두번째로높은 29.2% 의비중을차지할것으로전망된다. 그리고기타신재생설비역시빠른속도로증가하여전체신재생에너지설비비중은 2012년 16.7% 에서 2030년 41.6% 까지증가한다. < 표 3-14> 영국원별발전설비전망 : 저속성장시나리오 ( 단위 : MW) 구분 원자력 석탄 가스 / CHP 해상풍력 육상풍력 기타신재생 ( 조력 / 수력 / 바이오매스 / 태양광 ) Inter connector 기타 ( 석유 / 양수 ) 9,470 8,980 8,980 9,991 9,251 10,292 (10.3%) (10.0%) (9.3%) (9.2%) (8.0%) (8.5%) 23,223 18,178 13,652 1, (25.2%) (20.2%) (14.2%) (1.8%) (0.0%) (0.0%) 33,952 34,776 36,674 46,576 48,518 47,962 (36.8%) (38.6%) (38.1%) (42.8%) (41.9%) (39.8%) 3,414 5,181 7,536 15,930 20,832 21,332 (3.7%) (5.7%) (7.8%) (14.6%) (18.0%) (17.7%) 5,559 7,247 10,138 12,649 13,590 13,876 (6.0%) (8.0%) (10.5%) (11.6%) (11.7%) (11.5%) 6,452 7,820 10,379 11,975 12,903 14,849 (7.0%) (8.7%) (10.8%) (11.0%) (11.1%) (12.3%) 4,200 4,200 5,200 6,200 7,200 8,600 (4.5%) (4.7%) (5.4%) (5.7%) (6.2%) (7.1%) 6,040 3,735 3,661 3,526 3,492 3,492 (6.5%) (4.1%) (3.8%) (3.2%) (3.0%) (2.9%) 합계 92,310 90,118 96, , , ,403 자료 : National Grid(2013). 58

82 다음 < 표 3-15> 는저속성장시나리오에서의원별발전량전망을나타낸다. 전망에따르면총발전량은 2012년에 358TWh에서 2030년에 324TWh으로감소하였다. 전망기간동안풍력발전량은급격하게증가하는데, 2012년 18TWh 에불과하던발전량이 2030년 96TWh까지증가하여전체발전량의 27.9% 를차지하며가스발전에이어두번째로높은발전비중을차지할것으로전망되었다. 하지만저속성장시나리오에서의풍력발전비중증가는녹색성장시나리오 (41.3%) 에비해다소뒤떨어진다. 이밖에바이오매스, 태양광등신재생에너지발전이빠르게증가하여풍력을포함할경우 2030년신재생에너지발전비중은 39.9% 에이를것으로예상된다. 신재생에너지발전비중은증가하는반면, 2012년가장높은발전비중을점유하는가스와석탄의발전비중은감소한다. 특히석탄화력의경우녹색성장시나리오에서와같이 2030년발전비중이 0.2% 까지감소하여주요발전원으로서의위상을상실할것으로예상된다. 그리고가스화력은발전량과발전비중이 2012년에비해감소하지만 2030년에여전히 32% 의발전비중을차지할것으로전망된다. 마지막으로원자력발전의발전량과발전비중은설비용량이변화함에따라약간변동하지만전망기간동안타에너지원에비해일정한수준을유지할것으로전망되었다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 59

83 < 표 3-15> 영국원별발전량전망 : 저속성장시나리오 ( 단위 : TWh) 구분 11/12 14/15 19/20 24/25 29/30 34/35 풍력 (4.9%) (8.4%) (12.8%) (20.5%) (27.9%) (29.5%) Imports (2.8%) (6.1%) (7.6%) (5.3%) (7.8%) (7.9%) 바이오매스 (3.6%) (5.7%) (9.0%) (8.6%) (7.8%) (8.1%) 수력 / 양수 / 조력 (2.5%) (2.5%) (2.7%) (2.8%) (2.9%) (3.1%) 태양광 (0.0%) 0.4%) (0.7%) (1.0%) (1.3%) (1.6%) 가스 (36.3%) (30.2%) (24.6%) (37.8%) (32.0%) (26.0%) 석유 / 기타 (1.3%) (1.4%) (1.5%) (1.5%) (1.5%) (1.5%) 원자력 (17.5%) (16.9%) (17.4%) (16.8%) (18.6%) (22.2%) 석탄 (31.1%) (28.4%) (23.7%) (5.8%) (0.2%) (0.2%) 합계 자료 : National Grid(2013). [ 그림 3-11] 은 < 표 3-15> 에서제시한저속성장시나리오의원별발전량을나타낸다. 2011~12년가장높은발전비중을점유하는가스와석탄의발전비중은감소하는반면, 원자력과신재생에너지발전비중은증가하는것으로나타났다. 특히풍력에의한발전량이급속하게 60

84 증가하며, 신재생에너지를통한발전량증대를견인하는것으로나타났다. 그리고전력 1kWh 생산시발생하는온실가스는원자력과신재생에너지발전비중이증가함에따라녹색성장시나리오보다감소율이작기는하지만 2010년의약 450gCO2/kWh에서, 2020년에는 250gCO2/kWh, 2030년에는 110gCO2/kWh로낮아질전망이다. [ 그림 3-12] 영국원별발전량전망 : 저속성장시나리오 자료 : National Grid(2013), p 프랑스전원구성전망 17) RTE(Réseau de transport d électricité) 는프랑스의전력수급에관한 적정발전량보고서 (Generation Adequacy Report) 를다년간주기적으로 발간해왔다. 적정발전량보고서는프랑스에너지부및공공단체에서 17) GENERATION ADEQUACY REPORT on the electricity supply-demand balance in France 2012 년판의일부를요약정리하였다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 61

85 수년에걸친발전부문투자프로그램을기획하는데활용되고있다. 적정발전량보고서에서제시하는장기전망은프랑스및여타유럽지역의에너지정책으로인한향후전력시스템 ( 에너지밸런스및필요공급량 ) 운영결과를파악하려는목적을가지고있다. 이러한장기전망은다양한시나리오들에따른분석결과를제공하고있다. 적정발전량보고서 2012년판에서사용되는시나리오들은경제성장, 인구, 원자력설비등외부자료와계량자료, 부문별설문등내부자료를통해설정된가설을기반으로한다. 가. 전망모형및분석시나리오 1) 전망모형전력수요전망은대상기간동안의에너지수요전망을통해이루어진다. 에너지및전력수요전망에는과거수년간에대한실적분석 (retrospective analysis) 이포함된다. 이를통해모형의기준년도이전에축적된자료에대한조정이이루어지며, 다양한요인으로발생할수있는변동성등을고려하여미래시나리오의현실성을확보한다. 에너지수요전망을위한상향식통합모델 (stacking model) 은가정부문, 상업부문, 산업부문, 전환부문, 수송및농업부문으로구성되었다. 그리고각부문별모형은특성에맞게세분화되어있으며최종적인에너지수요전망치는각부문이통합되어산출된다. 전력수요전망역시통합모델 (stacking model) 을바탕으로산출된다. RTE는세부부문에대한연간에너지수요를바탕으로해당연도의세부부문부하곡선을추정하였고, 이렇게산출된개별수요전망치는전부문에대한부하곡선산출을위해통합된다. 62

86 2) 분석시나리오장기전망의목표는프랑스에너지믹스에영향을미칠수있는주요요인들의잠재적효과를분석하는것이다. 여기서말하는주요요인에는에너지효율, 재생에너지보급확대및원전과관련한변동사항등이포함된다. 단기전망의경우대부분이미결정된사항을바탕으로한수요공급구조의추정이가능한반면, 장기전망에서는다양한전제들을종합하여가능성있는시나리오를구축해야한다. 적정발전량보고서 2012년판에서는다양한시나리오구축에외부요인 ( 경제성장, 인구통계, 원자력용량등 ) 및내부추정자료 ( 집계자료, 부문별연구등 ) 가활용되었다. 4개의시나리오에서적용된주요전제는다음표와같다. < 표 3-16> 시나리오주요전제 주요전제 Median High Demand New Mix Low Growth 경제성장 ( 출처 : CSA) 중간 높음 중간 낮음 인구통계 ( 출처 : INSEE) 중간 높음 중간 낮음 에너지효율 중간 낮음 높음 중간 원자력 중간 높음 낮음 중간 RES 중간 중간 높음 낮음 인터커넥션 중간 높음 높음 중간 자료 : RTE(2012), p.116. Median 시나리오 프랑스의경제상황은세계경기가호전되면서 2000 년대초반수준 의경제성장률을회복할것으로전망되지만장기간경제위기로인해 제 3 장주요국장기전원구성전망 63

87 위축된산업생산량은회복되지못할전망이다. 반면인구성장은지속됨에따라경제회복에기여할것이다. 그리고프랑스에너지정책은현재의동향을유지할전망이다. 재생에너지지원정책이추진되기는하지만, 프랑스에서의재생에너지성장은현재독일, 스페인, 이탈리아등여타유럽국가들보다낮은수준에머무를것이다. 한편원자력발전의설비용량은감소할것으로추정되는데, 이는프랑스과학기술선택평가위원회 (French Parliamentary Office for the Evaluation of Scientific and Technological Options) 에서간행된프랑스원자력산업의미래 (The Future of the Nuclear industry in France) 보고서에서제시한중간수준과동일하다 (RTE, 2012). High Demand 시나리오 High Demand 시나리오는경제위기이후경제성장과전력수요의반등에따른주요산업시장의안정성확보와경제여건회복을전제한다. 인구증가역시경제회복에기여할것이다. 그리고상당한수준의전력수요증가로인해기존원전의폐쇄는추진되지않는다. 또한수명이도래한원전을대체할다수의원전건설과전력수출입설비의확충이예상되고, 재생에너지의경우성장세는빠르지는않지만중요한위치를점유할것이다. New Mix 시나리오 New Mix 시나리오는전반적인에너지수요관리에대한노력과급속한프랑스에너지환경변화가특징이다. New Mix 시나리오에서나타나는경제상황은 Median 시나리오에서제시된것과동일할것으로 64

88 가정하고, 새로운전력사용처 ( 특히히트펌프와전기자동차 ) 에대한장려, 재생에너지의빠른성장, 원전비중축소 18) 를위해상당한노력이이루어진다. 따라서경제환경과전력믹스의현저한변화로인해인터커넥션설비의확충이필요하게된다. Low Growth 시나리오 2008년과 2011년경제위기이후, 경기회복수준은기대에미치지못할것으로추정된다. 장기적인유럽위기와함께신용상태약화, 세계경제성장둔화로인한수출시장감소, 기업경쟁력상실등은경제위기이전수준으로의회복에걸림돌이될것이고, 에너지비용절감을위해철저한수요관리가유지될것이다. 그리고재정난과지원계획축소등으로인해재생에너지보급확대에부정적인영향을미칠것이다. 재생에너지개발은더디게진행되며, 자본집약적인부문 ( 해상풍력, 조력 ) 의개발가능성은거의희박하다. 이러한상황에서는원자력발전이유리하므로, 투자비용절감을위해전체원전의 80% 가량이가동기한을최대한연장하게된다. 18) 가동수명종료시기에도달한일부원전의폐로 제 3 장주요국장기전원구성전망 65

89 [ 그림 3-13] 시나리오별주요전제 <Meadian 시나리오 > <High Demand 시나리오 > <New Mix 시나리오 > <Low Growth 시나리오 > 자료 : RTE(2012). 나. 장기전력수요전망 1) 시나리오별전력수요전망전력수요증가는 GDP 및인구변화의영향을받는데, 시나리오별전력수요전망은다음의 < 표 3-17> 와같이요약된다. 2011년프랑스전력수요잠정치는 485TWh이며, 2030년의전력수요량은 High Demand, Median, New Mix, Low Growth 시나리오순으로예상된다. 이중 Low Growth 시나리오만기준연도에비해전력수요량이감소하고, 나머지시나리오의경우기준연도보다전력수요량이증가할것으로전망되었다. 66

90 Median 시나리오의프랑스전력수요는 2011년에서 2030년까지연평균 0.6%( 연평균 2.9TWh 증가 ) 의증가율을보일전망이다. High Demand 시나리오는전망기간동안전력수요가연평균 1% 증가하고, New Mix 시나리오에서는에너지효율개선조치의효과로 2011년부터 2030년사이의연평균전력수요증가율이 0.3%( 연평균 1.7TWh 증가 ) 에수준에머물전망이다. Low Growth 시나리오경제성장둔화에대한가정에따라전력수요가하락하는것으로나타났다. 이경우전력수요는연평균 0.2%(0.9TWh 상당 ) 감소하여 2030년전력수요량은 2011년수준보다다소하락할전망이다. 시나리오 High Demand 시나리오변전력수요 (TWh) 연평균증가율 (%) (2011 년 년 ) 2011 년 2030 년 Median * New Mix Low Growth * 잠정치자료 : RTE(2012), p.142. < 표 3-17> 시나리오에따른프랑스전력수요전망 2) 원별발전량전망향후프랑스전력믹스에대한불확실성을감안하여 4개시나리오별각각의전력발전량을전망하고있다. 각시나리오에서공통적으로나타나는몇가지수급균형의일부변화에주목할필요가있다. 먼저재생에너지발전의성장은상당한수준으로지속되며, 재생에너지비중은기준연도보다 2~3배가량증가한다. 둘째원자력발전은시나리오와상관없이우선시된다. 원자력발전량은 New Mix 시나리오에서는 48.7%, 제 3 장주요국장기전원구성전망 67

91 High Demand 시나리오에서는 68.6% 에달하는비중을차지한다. Median 시나리오 Median 시나리오에서 2030년원자력설비는 2012년에비해 7.1 GW감소하지만 375.2TWh의전력을생산하여 63.7% 의발전비중을기록하면서가장높은발전비중을유지할것으로전망된다. 그리고 2017년도입이예정된 CCGT 발전소 (6.9GW) 에서 24.2TWh의전력을생산하고, 3곳의석탄화력발전소 (1.7GW) 가 9.1TWh의전력을생산할것으로예상되며 2030년화력발전비중은기준연도에비해미미한수준이지만소폭증가할것으로예상된다. 한편경제적제약으로인해최근일부유럽국가들에서나타나는수준의급격한재생에너지발전확대는어려울것이다. 하지만기술개발에대한노력은계속될것으로전망됨에따라수력, 풍력, 태양광, 조력등모든재생에너지발전량은상당량증가할것이다. 특히 2011 년대비 2030년전력수요증가량인 63TWh는신재생에너지에의해충당될수있는수준이다. High Demand 시나리오 High Demand 시나리오는 Median 시나리오보다경제상황이나인구수준등을높게상정함으로써상당한수준의전력수요증가를예상하고있다. 따라서빠른전력수요증가에대응하기위해정부는원전을상당부분유지시킬전망이며, 신규원전건설을통해수명이도래된원전을대체할것이다. 그결과 4개의시나리오중유일하게 2030년원전발전량이 2011년에비해증가하였다. 그리고 Median 시나리오에서와비슷한수준의재생에너지와화력발전이활용될것이다. 68

92 New Mix 시나리오 New Mix 시나리오에서는에너지믹스의변화를위해효율개선과재생에너지에대한집중적인개발을위한막대한투자를실시함에따라 2030년원전발전비중이축소되고, 신재생에너지발전량이증가할것으로예상된다. 모든재생에너지원의개발이증가하여, 풍력, 태양광, 조력등의재생에너지발전량과발전비중이 4개시나리오중가장높은수준을달성할것으로예상된다. 석탄화력의경우감소추세를보이지만가스화력의발전량이증가함에따라일정수준의화력발전이유지될것으로전망되는데, 이는원전발전비중이타시나리오에비해큰폭으로감소하기때문으로보인다. 반면원전비중축소노력으로인해 2030년원자력발전량은 2011년 477.1TWh에서약 150TWh정도감소한 271.5TWh로전체발전량의 48.7% 수준으로전망된다. 한편 New Mix 시나리오에서는 Median 시나리오와비슷한수준의경제상황과인구수준을가정했음에도불구하고, 에너지효율개선조치의효과로인해 2030년전력수요가기준안에비해약 24TWh정도낮게전망되었다. Low Growth 시나리오 Low Growth 시나리오에서는경제성장둔화가정에따라 4개시나리오중 2030년전력수요량이가장작은 468.4TWh으로나타났다. 이수치는 2011년 477.1TWh 보다도감소한수준이다. 2030년원전발전량은 Median 시나리오와거의비슷한 375TWh 수준일것으로전망되는데, 이는전체발전량의 68.6% 에해당하며 2011년원전발전비중인 77.8% 보다는감소하였지만, 타시나리오에비해가장높은원전발전비중을차지할것으로예상된다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 69

93 < 표 3-18> 시나리오별 2030 년프랑스원별발전량전망 구분 2011 년 Median High Demand New Mix Low Growth 국내수요 양수 수출 수요총계 원자력 석탄 CCGT 최대부하발전 ( 석유, OCGT) 및부하차단 비 ( 非 )RES 분산전원 RES 분산전원 수력 ( 양수포함 ) 풍력 태양광 조력 공급총계 (77.8%) (63.7%) (66.7%) (48.7%) (68.6%) (2.4%) (1.5%) (1.4%) (1.8%) (1.5%) (3.1%) (4.1%) (4.1%) (7.4%) (3.5%) (0.1%) (0.7%) (0.6%) (0.8%) (0.3%) (3.7%) (1.2%) (1.1%) (1.3%) (1.3%) (1.0%) (2.6%) (2.4%) (5.4%) (2.6%) (9.2%) (11.8%) (10.7%) (13.3%) (12.7%) (2.2%) (9.9%) (9.0%) (13.9%) (7.1%) (0.4%) (3.7%) (3.4%) (5.9%) (2.4%) (0.0%) (0.7%) (0.7%) (1.5%) (0.0%) (100%) (100%) (100%) (100%) (100%) 온실가스배출량 (MtCO2) 자료 : RTE(2012). 주 : ( ) 는비중을나타냄. ( 단위 : TWh) 70

94 반면 Low Growth 시나리오에서재생에너지는재정위기로인해타시나리오의수준을밑돌것으로예상된다. 특히해상풍력, 조력등자본집약적인부문의개발은투자비용문제로인해개발이어려워질것으로예상됨에따라전체신재생발전량은타시나리오에비해작을것으로전망되었다. 이러한현상은화력발전에도동일하게적용되어타시나리오에비해발전량과발전비중이작을것으로예상된다. 3) 발전원별설비용량전망프랑스의기존원전수명은프랑스전력공급의장기적동향에영향을미치는주요한요인이라할수있다. 원전이프랑스에너지시스템에미치는영향은비교적단기간에건설된원전수를통해짐작할수있다. 프랑스에서는 1977년과 1999년사이총 61.6GW 규모의원자로 58기가신규건설되었다. 즉, 평균 3기의원자로와 3GW의용량이매년추가된것이다. 그런데모든원전에대해동일한수명을가정한다면, 이 58기의원자로가가동중지되는시기는대부분비슷할것이며, 이에따라프랑스전체원전의규모역시같은시기에감소하게될것이다. 만약원전가동기한을 40년으로제한하게되면, 현재가동중인원자로 58기중 51기 ( 전체용량의 85%) 가 2030년에운전을중지하게된다. 동시에신규원전건설에대한불확실성역시존재하는데, 여기에는에너지정책과산업적 기술적 경제적 재정적상황이주요요인으로작용한다. 따라서향후장기시나리오에는이러한요인으로인한불확실성이고려된다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 71

95 [ 그림 3-13] 원전가동에관한전제의변동 자료 : RTE(2012), p.105. 재생에너지의증가역시장기적인전력믹스에서주요한요인이다. 에너지정책은다양한기술적 재정적 산업적 사회적변수와더불어풍력, 태양광, 바이오매스, 해양에너지등다양한재생에너지기술동향에현저한영향을미칠것이다. 실제로신재생에너지발전은에너지정책과 FIT와같은지원대책에의존하고있다. 여타변수또한경제및전력시장상황에따라, 2030년까지에너지동향에중요한영향을미칠것이다. 현재풍력발전량은수력발전을제외하고프랑스의재생에너지발전의대부분을차지한다. 따라서풍력발전의성장은재생에너지개발에매우중요하다고할수있는데, 에너지정책에관한여러규제와법률은풍력발전프로젝트의계획달성에있어매우중요한영향을미친다. 특히, 생산된전력에대한 FIT 수준, 풍력발전소의위치와관 72

96 련된규제, 풍력발전소의환경적제약모두프로젝트의개발과완성에중요한구성요소이다. 풍력발전프로젝트의수익성과그에따른프로젝트의실행에영향을주는또하나의요인은예측기간동안에나타나는전기요금추세이다. 가령, 전기요금이큰폭으로상승한다면, 일부프로젝트는특별한 FIT 기준가격이없이도수익성이있을수있다. 지역주민의발전소수용가능여부또한프로젝트의개발과완성에있어큰역할을한다. 현재해상풍력발전은육상풍력발전보다훨씬더불확실성이크다. 그이유는프로젝트규모가클뿐만아니라, 프로젝트를진행하는데에내륙에서보다 2-3배의비용이더소요되기때문이다. 이를통해생산자, 투자자와관련된위험성및소비자들에게미치는중요한재정적영향을짐작할수있다. 또한국책사업의개발은다른많은국가들과마찬가지로건설을위해필요한산업생산능력의개발과도매우밀접한관련이있다. 발전소단지의규모역시현재까지확정되지않았다. 이러한여러가지불확실성에대처하기위해, 장기시나리오는다양한추정을바탕으로하고있다. 태양광은재생에너지설비의상당부분을차지한다. 풍력발전만큼태양광발전에서도법률과규제가미치는영향력은크다. 프랑스에서태양광산업은규제및 FIT와관련해상당히많은변화를겪었으며, 이로인해많은프로젝트가착수되지못했다. 따라서법률과규제가향후태양광발전소의앞날에미치는영향은크다고할수있다. 태양광패널의비용절감이인센티브메커니즘을조정하기위해요구되는행정절차에소요되는시간보다더빠르다면, 짧은기간에도큰성장을이끌어낼수있다는것이프랑스, 스페인, 체코, 이탈리아와 제 3 장주요국장기전원구성전망 73

97 같은일부국가의사례에서나타났다. 반면에이는태양광발전소의미래에대한매우높은불확실성을나타내는것이기도하다. 다른기술적인변수역시태양광발전에영향을미치는데, 여기에는패널효율성, 모니터링시스템, 표면최적화등과같은기술이해당된다. 그러나태양광발전분야의미래를만들어갈가장중요한요인들중하나는태양광패널가격의추세이다. 따라서태양광발전에영향을주는가장중요한요인이패널가격이라는점을감안한다면, 예상가능한태양광발전의장기시나리오는풍력발전의시나리오보다다양하지않을것이라추정할수있다. Median 시나리오원자력설비는 2012년에비해 7.1 GW가감소한 56GW로전망되지만여전히발전설비중가장많은비중을차지하고있다. 2017년가동하는재래식집중형화력발전소중 CCGT 발전소 (6.9GW) 와 3곳의석탄화력발전소 (1.7GW) 는 2030년까지가동을지속할것으로예상된다. 경제적제약으로인해최근일부국가들에서나타나는수준의재생에너지발전확대는어려울것이나, 기술개발에대한노력은계속될전망이다. 풍력발전은 2030년까지지속적으로성장하여 2020년에는 1.5GW의해상풍력등총 16GW에이르는풍력발전설비가도입될것이다. 프랑스는 2020년일부유럽국가들과연계된 19GW의육상풍력과 6GW의해상풍력을확보하려는목표를설정하였지만 2020년까지목표달성은어려울것으로보인다. 2030년풍력발전용량은해상풍력 5.5GW를포함하여총 30GW에달하여원자력에이어두번째 74

98 로높은 17.8% 의설비비중을점유할것이다. 그리고 2020년태양광발전설비용량은목표치인 5.4GW를초과한 8GW에도달하고, 2030년에는설비용량이 20GW에이를전망이다. 이는 2012년초독일및이탈리아의태양광설비용량에비교하면낮아보이지만, 사실상매우높은수준에해당한다.(RTE, 2012) 조력발전설비는 2030년에 1.5GW 에도달할전망이다. High Demand 시나리오빠른수요증가에대응하기위해정부는원전을상당부분유지시킬전망이다. 신규원전건설을통해현재가동되고있는원전의수명도래에따른용량감소를상쇄할것이다. 2030년원전설비용량은 65GW 에도달할전망으로이는상당한원전건설프로젝트가동시에진행될것임을의미한다. 4개의시나리오중 2030년원전의설비비중이가장높다. 그리고 Median 시나리오에서와마찬가지로재생에너지발전은상당한성장을지속할전망이며, 6.9GW의 CCGT와 1.7GW의석탄화력이활용될것이다. New Mix 시나리오 New Mix 시나리오에서는 2030년원전설비용량의축소와신재생에너지의빠른증가가특징이다. 모든재생에너지에대한집중적인개발을위한막대한투자가이루어짐에따라풍력부문에서는대규모프로젝트가추진되며, 이에따라설비용량이증가한다. 12GW의해상풍력을포함하여 2030년전체풍력발전은 40GW의설비용량을확보하게되며, 꾸준한성장이유지될전망이다. 태양광부문은긍정적인 제 3 장주요국장기전원구성전망 75

99 규제체계에힘입어상당한성장률을보일전망이다. 광전지패널의비용은현저히낮아질것이며, 이러한환경에서태양광발전의성장은가속화되어 2030년에는설비용량이 30GW에도달할것이다. 새로운조력발전사업역시상당한개발지원혜택을받으면서 2030년 3GW 의설비용량을확보할전망이다. 반면원자력설비는 2012년 63GW에서 2030년 40GW로크게감소하여전체발전설비에서차지하는비중도 4개의시나리오중가장낮은 22% 수준이다. 화력발전의구성은 Median 시나리오에서제시된것과유사한 CCGT 6.9GW, 석탄화력발전 1.7GW 수준일것이다. 하지만에너지수요를충족하기위해 2030년까지신규 CCGT 발전소또는이와동등한수준의발전소 2GW가추가도입될것으로추정된다. Low Growth 시나리오경제상황의어려움으로인해신규건설을위한투자는감소하며, 기존발전소들이활용될전망이다. 원전은보수공사를통해가능한한오래가동되며이는비용면에서신규원자로를건설하는것보다효율적이기때문이다. 2030년원전설비용량은 Median 시나리오와동일한 56GW 수준일것으로전망된다. 재생에너지는재정지원계획의축소결정과투자자들의재정난, 경제및재정위기로인해타시나리오의수준을밑돌것으로예상된다. 특히초기단계에돌입한산업용전력생산 ( 해상풍력, 조력 ) 등자본집약적인부문의개발은투자비용문제로인해사실상중단상태에이를것이다. 여타기술의개발도천천히이루어질전망이다. 화력발전은 Median 시나리오에서와동일한 CCGT 6.9GW, 석탄화력발전 1.7GW 수준으로예상된다. 76

100 < 표 3-19> 2030 년시나리오별프랑스의전력설비 ( 단위 : GW) 구분 Median High Demand New Mix Low Growth 원자력 63.1 (49.4%) 56 (34.1%) 65 (37.8%) 40 (22.5%) 56 (41.8%) 석탄 6.9 (5.4%) 1.7 (1.0%) 1.7 (1.0%) 1.7 (1.0%) 1.7 (1.3%) CCGT 4.5 (3.5%) 6.9 (4.2%) 6.9 (4.0%) 8.9 (5.0%) 6.9 (5.2%) 최대부하발전 ( 석유, OCGT) 및부하차단 10.2 (8.0%) 16 (9.7%) 14.5 (8.2%) 15 (8.4%) 5 (3.7%) 비 RES 분산전원 7.4 (5.8%) 4.5 (2.7%) 4.5 (2.6%) 4.5 (2.5%) 4.5 (3.4%) RES 분산전원 1.3 (1.0%) 2.6 (1.6%) 2.6 (1.5%) 6.3 (3.5%) 2.6 (1.9%) 수력 ( 양수포함 ) 25.2 (19.7%) 25.2 (15.3%) 25.2 (14.7%) 28.2 (15.9%) 25.2 (18.8%) 풍력 6.7 (5.2%) 30 (18.2%) 30 (17.5%) 40 (22.5%) 20 (14.9%) 태양광 2.4 (1.8%) 20 (12.2%) 20 (11.6%) 30 (16.9%) 12 (9.0%) 조력 0 (0.0%) 1.5 (0.9%) 1.5 (0.9%) 3 (1.7%) 0 (0.0%) 합계 자료 : RTE(2012). 주 : ( ) 는비중을나타냄. 제 3 장주요국장기전원구성전망 77

101 4. 일본전원구성전망 가. 일본의혁신적에너지 환경전략 19) 후쿠시마원전사고이후일본은높은원전의존성과취약한에너지안보상황에따른자국의에너지시스템한계를재인식하고있다. 실제로 2011년여름 37년만에동일본관내에전력제한령이발동되었고, 서일본관내에서목표수치를제시한자발적절전요청이나오는등동일본대지진이후발생하고있는전력공급부족사태는일본의경제활동이나국민생활에큰지장을초래하고있다. 이로인해일본은 2030년까지원자력발전비중을약 50% 까지확대하려는기존의에너지기본계획 20) 을재검토하기위한논의를시작하였다. 일본은 2011년 6월개최된신성장전략실현회의에서에너지공급안정성과사회적공감대를확보하기위한전원구성을논의하기위해에너지 환경회의를구성하였다. 한편으로 2011년 11월에는비용등검증위원회를조직하여원자력, 석탄, 석유, 신재생에너지등전원별발전비용을산정하였다. 이후경제산업성산하종합자원에너지조사회기본문제위원회는비용등검증위원회가산정한전원별발전비용을바탕으로다양한전원구성선택안을검토하고, 각선택안별전기요금인상영향을전망하였다. 그리고이를바탕으로최적의전원구성에대해검토하고이에대한국민적합의를도출하기위한논의를시작했다. 그결과 2012년 19) 조상민 (2012) 의일부내용을활용한다. 20) 일본은 2010 년 6 월 4 월중장기에너지기본계획을발표하였는데, 동계획에따르면일본은 2030 년까지자주에너지비율을약 70% 로상향하고이를위해원전비중을확대하기로한다. 78

102 6 월최종적으로 3 개의전원구성선택안과각선택안별전기요금인상 영향이발표되었다 ( 조상민, 2012). 나. 기본문제위원회의선택안별전원구성종합자원에너지조사회기본문제위원회는 2012년 6월 19일 2030 년전원구성결정을위해참고안을포함하여총 4개의선택안을제시하였다. 제시된선택안들은신재생에너지를대폭확대하고, 전국의전력계통을일원화하여운영하며, 예비력확대, 고효율발전기술채택, 에너지공급안정성확보등을기본전제로포함하고있다. 그리고선택안설정의주요변수는원자력발전의적정비중설정및안정성확보와신재생에너지의보급확대등이다. < 표 3-20> 선택안별 2030 년전원구성기본방향 선택안 참고 주요내용 기존원전정지, 신증설중지등원전에서최대한신속하게탈피 (2030 년 ) 신재생에너지증가에따른불확실성과비용부담이과제 원전은최소한 (15%) 으로운영및의존도감소, 2050 탈원전목표 신재생이용확대및기술개발매진, 원전안정성대책등이현안 중장기적으로일정비율 (20 25%) 원자력발전유지 ( 안전기준등재정립전제 ) 원자력발전과신재생에너지의균형을이룬전원구성 원자력발전비중 30 년까지 35% 로 10 년실적에비해점진적확대 ( 각종기준및안전한규제체계확립전제 ) 입지, 계통제약, 비용을반영한신재생에너지도입 자료 : 지식경제부 (2013.2). 제 3 장주요국장기전원구성전망 79

103 종합자원에너지조사회기본문제위원회는 2030년일본의발전량을약 1조kWh로전망했다. 이수치는 2010년실적대비 10%, 에기본계획 ( 10.6) 상의 2030년전망치대비 20% 감소한수준이다. 선택안들은현행계획에비해 2030년원자력발전비중이감소하며, 재생가능에너지를중심으로전원구성이재편될것을상정하였다. 원자력발전비중의감소분은재생가능에너지뿐아니라상당부문화력발전과열병합발전으로대체될것으로예상했다. 그리고기본문제위원회는선택안별재생가능에너지발전비중증감은풍력발전에의해조절하는것으로전제하였다. 기타신재생에너지원의발전비중은선택안과상관없이일정한수준을유지하고있으나, 풍력은선택안에따라발전비중이증감하는것으로전망하였다. < 표 3-21> 선택안별 2030 년전원구성 ( 단위 : %) 선택안 원자력 재생가능에너지 소계풍력태양광지열수력바이오 화력열병합 * CO 2 배출 선택안 선택안 선택안 참고 현행계획 ( 에기본, 10 년 ) 년실적 * 열병합에는가정용연료전지포함. 주 : CO2 배출은 90 년대비감소율임. 자료 : 경제산업성종합자원에너지조사회기본문제위원회 (2012), p

104 이처럼모든선택안에서재생가능에너지비중이확대될것으로가 정했지만, 화력발전비중의증가로인해현행계획에비해온실가스감 축률은낮을것으로전망하였다. [ 그림 3-14] 선택안별 2030 년전원구성 자료 : 경제산업성종합자원에너지조사회기본문제위원회 (2012), p.38. 다. 선택안별파급효과분석 1) 분석모형종합자원에너지조사회기본문제위원회는비용등검증위원회에서제시한전원별발전비용을참고하여각선택안별전기요금및 GDP에대한영향을추정하였다. 파급효과분석은오사카대학, 국립환경연구소, 게이오대학, 지구환경산업기술연구기구등 4개기관에의뢰하였는데, 각기관은상이한분석모델 21) 을보유, 적용함으로써분석결과의 제 3 장주요국장기전원구성전망 81

105 신뢰성을제고하고자하였다. 이때 모델, AIM 모델은비용등검증위원회의발전비용에대한데이터를반영하지못해, 각모델에서설정한값을이용하였고, KEO, DEARS모델은비용등검증위원회의발전비용에대한데이터를이용하여분석을실시했다. < 표 3-22> 분석기관별활용모델 모델 AIM 모델 KEO 모델 DEARS 모델 구분 게이오대학오사카대학토모 ( ) 교수 국립환경연구소노무라준 ( ) 교수 지구환경산업기술연구기구 모델 일반균형모형 : 원자력발전이나재생가능에너지의비중에맞게경제가도달할균형상태의모습설정 성립 과정 JCER 모델 * 개선 동적최적화확장 에너지효율개선과그때발생하는추가비용에대체기술을더한 bottom-up 형의 AIM 기술모델과정합 일본경제의체계적인장기산업생산성 DB를활용하여게 이오대연구소가행한일본경제의실증분석과정합시킨모델 국제산업관련표를다룬다지역 다부문일반균형모델인 GTAP 모델및그 DB 를토대로작성한모델 주 : JCER 모델은일본경제연구센터에서활용하는모델로 IT 의온난화대책분석용일반균형모델인 EPPA 모델을참고로하여구축되었음. 자료 : 경제산업성종합자원에너지조사회기본문제위원회 (2012). 2) 분석모형별파급효과분석결과비용등검증위원회의자료를이용한분석결과 (KEO, DEARS) 가그렇지않은경우 (, AIM) 에비해상대적으로전력요금의상승율이높게나타났다. 선택안 의경우 2030년탈원전시 2010년대비 ) 오사카대학 ( ), 국립환경연구소 (AIM), 게이오대학 (KEO), 지구환경산업기술연구기구 (DEARS) 82

106 년전력요금은 KEO DEARS모델약 99.9~103.5%, AIM모델약 41.9~87.7% 상승할전망이다. 선택안 의경우 2010년대비 2030년전력요금은 KEO DEARS모델약 71.7~72.0%, AIM모델약 33.9~69.7% 상승할것으로예상된다. 마지막으로선택안 은 2030년원전비중이 20~25% 유지될경우 2010년대비 2030년전력요금은 KEO DEARS모델약 54.4~64.2%, AIM모델약 32.9~72.9% 상승하는것으로나타났다. 구분전력요금 ( 명목 ) 증가율실질 GDP 성장율변화 (%p) 선택안모델전력요금 ( 명목 ) 월간증가액 ( ) 실질 GDP 변화액 ( ) 선택안 1 선택안 2 선택안 3 참고 < 표 3-23> 선택안별전기요금및 GDP 전망결과 (2010 년대비 ) KEO, DEARS 伴, AIM KEO, DEARS 伴, AIM KEO, DEARS 伴, AIM KEO, DEARS 伴, AIM 99.9~103.52% [ 19,700~20,000] 41.9~87.7% [ 14,000~18,500] 71.7~72.0% [ 16,900] 33.9~69.7% [ 13,200~16,700] 54.4~64.2% [ 15,200~16,200] 32.9~72.9% [ 13,100~17,000] 39.28~40.439% [ 13,700~13,800] 29.8~62.2% [ 12,800~16,000] 약 5.0~ 2.0%p [ 약 31~ 12 조 ] 약 2.0~ 1.0%p [ 약 12~ 6 조 ] 약 4.1~ 1.5%p [ 약 25~ 9 조 ] 약 1.8~ 0.8%p [ 약 11~ 5 조 ] 약 3.6~ 1.2%p [ 약 22~ 7 조 ] 약 1.8~ 0.7%p [ 약 11~ 5 조 ] 약 2.5~ 0.9%p [ 약 15~ 6 조 ] 약 1.4~ 0.7%p [ 약 9~ 4 조 ] 주 1 : 전력요금증가율 ( 액 ) 은 2010 년도가구당전기요금약 9,900 엔 / 월, 약 118,800 엔 / 년 ) 대비수치임. 주 2 : 전기요금증가액, 실질 GDP 변화액은모델별결과치를토대로사무국에서계산한수치자료 : 경제산업성종합자원에너지조사회기본문제위원회 (2012). 제 3 장주요국장기전원구성전망 83

107 각기관의평가결과에서전기요금수준은원자력발전의비중이낮 을수록높아질것으로추정되었다. 라. 국민의견수렴결과일본국가전략실산하에너지환경회의는 에너지기본계획에반영하고자도출된 3개의전원구성선택안에대해국민의견을수렴하였다. 이를위해정보제공데이터베이스개설 22) 과의견청취회개최 23), 여론수집 24) 등다양한경로를통해국민들에객관적인정보를제공하고, 총체적인의견을수렴하기위해노력하였다. [ 그림 3-15] 토론회전후원전시나리오지지율변화 자료 : ( ). 우선의견청취회개최결과선택안 의지지율이압도적인 68%, 선 택안 16%, 선택안 11%, 기타 5% 순으로선호하는것으로나타 났다. 토론형여론조사 ( ) 에서는선택안 의지지율이 22) 이야기하자 에너지와환경의미래 ( 사이트오픈 ( 23) 전국 11 개도시 24) 홈페이지, 우편, Fax 등 84

108 46.7% 로집계되며절반에가까운선호를보였다. 특히선택안 의경우토론회전에는 32.6% 의지지율을기록했으나, 토론회후에는 46.7% 로지지율이상승하였다. 반면, 일정수준의원전을유지하는선택안 와선택안 의지지율은 28.4% 를기록하였는데, 토론전후큰변화가없는것으로나타났다. 이러한여론을감안하여 2030년대원전제로 실현을명기한혁신적에너지 환경전략을에너지 환경회의 ( ) 에서결정하였지만, 각의 (9.19) 에서는이전략을참고문서로다루기로하여에너지정책방향을재검토할여지를남기게되었다. 이후일본은원자력규제위원회를발족한후 규제기준을설정하고발표하였다 (2013.6). 신규제기준은원전의안전설계기준을초과하는사고발생시를전제하고마련된조치로서지진, 해일등의자연재해대처설비등이포함되어있다. 규제기준은법적구속력을지니며, 원전운영의안정성을최대한확보하여가동중지중인원전의재가동에대한국민적수용성을제고하기위한조치로해석되고있다. 그후일본내다수의원자력발전소가재가동안전심사를신청했으며현장실사가이루어지고있는상황이다. 국내전력수급계획과외국의에너지믹스분석의모형과결과비교를통하여몇개의시사점이도출된다. 첫째, 에너지수급전망작업을위해각국의연구자들은나라별현황에알맞고연구자가적합하다고선택한독자적개발모형또는국제적으로공인된상용화된모형을활용하고있다. 즉, 국가별로독자적인예측및전망모형을구축하고적용하며, 한국가내에서도연구자에따라다양한모형을사용하고있다는것이다. 제 3 장주요국장기전원구성전망 85

109 조사사례중가장포괄적인전망을수행하는 DOE NEMS 모형 은 10개부문별로적합한방법론을선정하여적용하고있다. 일본은최근의사례에서 4개의기관에의뢰하여원전비중과원전비중변화에의한파급효과를분석하였고, 각기관에서는각기고유의모형을적용하였다. 국내에서는에너지기본계획수립에있어서는 DOE/EIA의 NEMS 모형을변형한 Bottom-up 방식을적용하는에너지경제연구원의 KEEI-EGMS 모형을적용하고있다. 이모형은수요부문별 ( 산업업종, 가정, 상업등 ), 용도별 ( 동력용, 가전기기용, 조명용등 ) 로전력수요를전망한다. 한편, 전력수급기본계획의수립시에는전력수요전망과설비계획에각각별도의모형이적용된다. 둘째, 각국의전원믹스전망은미래의상황을예측하고이를시나리오화하여각시나리오별로주요결과를도출하는방식을적용하고있다. 시나리오의설정은경제전망, 에너지가격, 환경제약등이주요변수가된다. 우리나라의경우에기본이나전력수급계획수립시기준안과목표안에대한시나리오를분석하고있으나전원믹스결정시에는목표안에대해서만수립하고있다. 셋째, 원전에대한각국의전망결과에서미국, 영국, 프랑스등은일정수준의원전비중유지를전제하고있다. 일본의경우는원전제로시나리오를포함하고국민들의선택과정을거쳐원전제로안을선택하였으나최종적으로원전제로안은채택되지못하였고동전망결과는참고자료로활용되었다. 86

110 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 전력시장정산가격 (market price), 발전소비용 (plant cost), 시스템비용 (system cost) 등이발전비용또는발전원가의개념으로혼용되고있다. 전력시장정산가격은비용이아니며이윤이포함된가격으로해석되어야하지만, 국내전력시장의정산시스템의특성으로발전비용으로많이사용되고있다. 전력시장에서전원별정산가격은 SMP( 계통한계가격 ) 와 CP( 용량요금 ), Uplift( 계통운영보조서비스정산금 ) 로구성되며, SMP에전원별조정계수를적용함으로써가격을조정하고있다. 이정산가격은대체로발전비용에근접한다. 참고로 2012년도전원별정산가격은다음과같다. < 표 4-1> 전원별정산가격 (2012 년 ) 구분원자력석탄가스수력양수계 원 /kwh 발전소비용은개별발전기의발전비용을말하며실적발전원가와균등화발전비용으로구분된다. 실적발전원가는회계적개념의발전원가로서동일한발전원이라하더라도각발전소마다다르다. 예를들면감가상각이끝난발전기와감가상각중인발전소의원가는큰차이가발생하게된다. 따라서실적발전원가는경제성평가의기준이되기에적합하지않다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 87

111 균등화발전비용은전력시스템비용의평가측면에서한계가있으나전원의발전비용평가에가장널리사용하는방식이다. IEA, MIT, 일본비용등검증위원회도동방법을적용하여발전비용을평가하였다. 균등화발전비용은연도별로불규칙하게발생하는발전비용과발전량을화폐의시간적가치를고려하여연도별로균등하게하고, 산출된총비용과발전량을이용하여발전비용을산출하는방식이다. 균등화발전비용의계산은연도별이용률의변동여부, 변동 고정 O&M비용의구분여부에따라서다소복잡한체계를가질수있다. 국내에서는다음의방식으로전원별균등화비용을계산한다. 발전비용 고정비 변동비 건설비 고정비율 설비용량 시간 이용률 소내전력률 연료비 원자력연구개발기금포함 건설단가 원 고정비율 열소비율 연료비단가 이용율 소내소비율 발열량 소내소비율 * 고정비율 : 자본회수계수 + 법인세율 + 운전유지비율 자본회수계수 (CRF: Capital Recovery Factor) 는 ' 연금계수 ' 라고도부르며초기비용 P를수명기간 n년동안할인율 r을적용한시간가치를고려하여매기간균등하게회수한다고가정하는경우회수해야하는비용인연금 A의초기비용 P에대한비율. 즉, CRF=r (1+r)n/{(1+r)n-1} 시스템비용은전력시스템에서전원이신설, 폐지되는경우의전체 적인비용변화를파악하는것으로서시스템확장계획 ( 전력수급계획 ) 수립시발전설비규모와전원선택을위해계산된다. 기존의전원구성, 88

112 계통부하의변동, 신규설비에대한경제적, 기술적특성을반영하는것이가능하다. 많은변수와제약요인을동시에고려해야하므로잘알려진 WASP, EGEAS 등전산프로그램의운용을통해서시스템비용의계산이가능하다. 본검토에서는균등화발전비용방식에의해원전의발전비용을평가하고있다. 1. 균등화비용분석방법 25) 가. 고정비발전소의연간총발전량이연도별로다른것은발전소의고장정지, 보수, 계획정지, 급전정지, 전력계통수요등의요소들이시간에따라변화하기때문이다. 어떤발전소에대한 t년도의총발전량 Et는다음과같이발전소의용량 P(kW) 와연평균이용률 CFt의함수로표시된다. Et = 8760 x P x CFt 이식에서 8,760은연간시간수이다. 발전소의연평균이용률은발전소고장정지등각종요인들의영향이반영되어결과적으로나타나는값으로서위의식에서역으로계산될수있다. 발전소의미래이용률은알수가없으므로미래의발전량계산에적용하는이용률은과거의값으로부터유추하여사용하게된다. 발전소수명기간에대한균등화발전량은다음식으로나타낼수있다. 다음식에서발전소수명기 25) 노동석 (2012). 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 89

113 간동안의연간균등화발전량은모든연도의발전량에대한현재가치 의합에자본회수계수 (CRF) 를곱한것이다. 26) 위식은균등화용량계수 를이용할경우다음과같이표현된다. 발전소의고정비는해당발전소에대한투자비, 고정연료비, 고정운전유지비등으로구성된다. 투자비에대한연간비용은 초기투자비 용량 고정비율 로계산되고, 고정연료비는원자력핵주기나석탄의저장등에대한투자비로부터발생한다, 고정운전유지비는발전소인건비및수선유지비등이이에해당한다. 균등화고정비는이러한각각의요소에대한균등화비용의합으로이루어진다. : 균등화고정비 26) 자본회수계수 (Capital Recovery Factor: CRF) 는연금계수라고도부르며초기비용 P 를수명기간 n( 년 ) 동안시간가치 ( 할인율 r) 를고려하여매기간균등하게회수할때, 회수해야하는비용인연금 A 의초기비용 P 에대한비율을의미한다. 90

114 : 균등화투자비고정부담금 : 균등화고정연료비 : 균등화고정운전유지비 나. 변동비발전소의변동비에는연료비및변동운전유지비가있다. 이가운데변동비의대부분은연료비가차지하는데, 발전기연료비함수는발전소에서사용하는연료비단가, 발전소열소비율, 발전량등의함수이다. VFt = H x ft x Et VFt : 발전소의 t년도의변동연료비 H : 발전소열소비율 (kcal/kwh) ft : t년도의연료비단가 Et : t년도의연간발전량 발전소의연간변동비에대한균등화비용은변동비의요소인변동 연료비및변동운전유지비에대한각각의균등화비용을합하면된다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 91

115 < 표 4-2> 균등화비용계산체계 균등화비용의종류 불변가격기준균등화비용계산방식 연도별이용률변동 연도별이용률불변 균등화건설비 균등화고정비 연료비 Ø Ø O&M 비 균등화변동비 연료비 O&M 비 I'0 : 초기건설비 ($/KW) CFt : t년도의이용률 Φ : 균등화고정비율 VO'0: 초기연도의변동O&M비용 (mills/kwh) : 균등화이용률 : 균등화고정연료비 ($) f'0 : 초기연도의연료가격 ($/Kcal) FO'0 : 초기연도의고정O&M비 ($/KW) : 균등화지수 = CRF'[K(1-KN)/(1-K)] H : 열효율 (J/kWh) 자료 : 한국전력공사, 발전원가정산기법해설, 1990 다. 국내적용방법 한전및발전자회사에서는균등화발전비용계산시계산의편리를 위해서연료비를제외한모든비용을고정비로간주한다. 고정비는고 92

116 정비중에서건설비가차지하는비중이가장크다는점을이용하여 건설단가에일정비율 ( 고정비율 ) 을곱하는방식에의해계산한다. 27) 균등화발전원가 = 고정비원가 ( 할인율및이용률의함수 ) + 변동비 원가 ( 연료비및열효율의함수 ) 건설단가 원 고정비율 열소비율 연료비단가 이용율 소내소비율 발열량 소내소비율 이방식의특징은고정비의계산에있어서고정비구성요소인균등화투자비, 균등화고정연료비, 균등화고정운전유지비의구분계산및합산과정을생략하고건설비에일정비율 ( 고정비율 ) 을곱하여고정비를구하는것이다. 즉, 균등화투자비에감가상각과자본비용만이포함되는고정비율의개념을확장하여사용하고있다. 따라서고정비율에는감가상각및자본비용이외에운전유지비, 세금, 보험료, 원자력발전소의철거비가포함된다. 이러한계산방식의적용으로이방법은비용및이용률이매년동일하게발생할것이라는가정을포함하며따라서매연도별달리발생할것으로예상되는비용, 발전량의차이등에의한균등화비용변화는구분해낼수없다. 따라서계산결과의신뢰도를높이기위해서는비용, 발전량의차등발생을사전에예상하여균등화하는것이필요하다. 발전원가계산시에는송전단이통상의기준이고이를적용하고있다. 27) 구조개편이전한전에서적용하던방법으로서한전의발전부분이분리된이후에도발전자회사에서여전히사용되는방법이다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 93

117 라. 균등화발전비용의한계균등화발전비용에의한경제성평가에서는대상발전소하나만을고려한발전소이용률추정치를사용한다. 그러나발전수요의형태가달라지거나신규발전설비가추가되면다른기존발전소의이용률이변하게되기때문에균등화비용에의한경제성비교는한계가있다. 균등화발전비용비교는고려중인발전원사이의경제성비교에널리사용되는방법이지만기존설비에의해전력계통이구성되어있는상황에서신규발전소의계통병입에의한비용 (system cost) 을분석하는데에는적용이불가능하다. 이러한계통비용분석에는전산모형을이용한시뮬레이션기법을사용하는것이일반적이다. 그러므로이방법은개별전원간경제성비교의우열을비교하는데에는사용할수있으나전원개발계획수립에이용하는데는한계가있다. 마. 균등화발전비용을활용한전원구성비분석 (SCM) 전원별특성자료에기초하여대용량의후속기건설이계획되고있는원자력, 유연탄, LNG복합발전 (LNG) 의경제성과적정구성비를균등화발전원가및 SCM 분석기법을활용하여예시하였다. 발전원에따라운전비는비쌀지라도건설비가싸고부하추종성이좋은것이있고 ( 중유, 가스발전 ), 건설비는비싸지만운전비가싼 ( 원자력, 유연탄 ) 전원이있다. 전자는첨두부하설비로, 후자는기저부하설비로적합하다. 계산된균등화비용을부하지속곡선 (LDC: Load Duration Curve) 에대응하여개략적인전원구성을파악해보는것이 SCM(Screening Curve Mrthod) 분석의기본개념이다. 94

118 < 표 4-3> 전원별특성비교 구분원자력유연탄 LNG 건설비운전비부하추종성계획추진유연성연료확보안정성공해물질배출 높음적음낮음낮음유리양호 중간중간중간중간유리높음 적음높음높음높음불리양호 자료 : 노동석 (2012). 그림에서전원별연간발전비용선을도시한것이그림의아랫부분이다. 시간이 0 일때 Y축과만나는점이각전원의연간고정비이며직선의기울기는운전비 ( 원 /kwh) 를나타낸다. 절편이낮은순서대로가스 (FA), 석탄 (FB), 원자력 (FC) 의발전비용선이된다. 각전원의연간총발전비용은설비의이용시간에따라그값이변하게된다. 3개의직선은서로교차하게되는데첫번째교차점은 LNG와유연탄의비용곡선이만나는점이며이교차점에서각각의연간총발전비용이동일하다는것을의미한다. 발전소의이용시간또는이용률별경제성은 [0, x] 의범위에서는 LNG가경제적이며 [x, y] 의범위에서는석탄의발전원가가가장낮고 Y 이상에서는원자력이가장유리하다. 이와같이발전원별로경제적인이용률범위가결정되므로그사이의부하를가장경제적인발전설비로구성할수있는것이다. 그림의중간부분은부하지속곡선을도시한것이며이를전원별경제적인이용률범위에따라원자력, 유연탄, LNG가각각기저부하, 중간부하, 첨두부하를담당하는경우비용이최소화될수있다. 전체적인비용곡선은그림의윗부분에도시하고있다. 이러한일련의분석과정을 SCM이라한다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 95

119 다음그림의 A, B, C 는각각가스발전, 석탄발전, 원자력발전을의 미한다. [ 그림 4-2] SCM 에의한전원구성분석예 자료 : 노동석 (2012). 96

120 2. 발전비용의주요구성요소 가. 건설비원자력발전소의건설은막대한비용이투입될뿐만아니라상당한시간이소요되기때문에원전의발전원가에서건설비가차지하는비중이상당하다. 최근의발전소건설비관련자료를보면원전의발전원가에서건설비의비중은 50% 내외로서국내의전력플랜트중가장높은수준이다. 따라서원전의발전비용을평가함에있어건설비의중요성은매우크다. < 표 4-4> 건설비항목 건설비항목 비고 직접비 기자재비 NSSS Nuclear Steam Supply Systems( 원자로설비 ) T/G Turbine Generator( 터빈발전기 ) BOP Balance of Plant( 보조기기 ) 총건설비 순건설비 주설비공사시공비부대설비공사설계기술용역비외자조작비 간접비 사업주비 건설중이자 용지비 예비비 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 97

121 발전소의건설비는건설을완료하여상업운전을하는데까지소요되는모든자본적지출을의미한다. 원전의건설비는국내의경우총건설비와순건설비로구분하는데건설비는일반적으로총건설비를지칭한다. 순건설비는총건설비에서건설중이자를제외한나머지를뜻하는것으로서 Overnight Cost로통용되고있다. 국내원전의건설비는일반적으로다음과같은항목으로구분한다. < 표 4-5> 원전건설비평가사례 ( 단위 : 10 억원 ) 구분 A 발전소 (1400x2) B 발전소 (1400x2) 직접비 기자재비 시공비 원자로설비 1, ,435.7 터빈발전기 보조기기 1, ,354.4 주설비시공 1, ,072.0 부대공사비 순공사비 간접비 직접비계 4, ,375.7 설계기술용역비 사업주제경비 외자조작비 용지비 예비비 간접비계 순공사비계 5, ,344.6 건설이자 1, 총공사비 6, ,215.5 건설단가 ( 천원 /kw) 2, ,

122 원전의건설비를객관적으로평가하기위해서는최근의건설비자료가요구된다. 다음은 1,400MW급원전의건설비평가사례이다. 각 2개호기의동시발주를전제로총공사비는 6.6조원내지 6.2조원이소요되는것으로평가되었다. kw당건설비는 2.2백만원내지 2.4백만원이소요될것으로평가되었으며, 이비용수준은제6차전력수급기본계획의 1,400MW급원전의건설비용 2,365천원 /kw와대등하다. 국가 Technology Capacity (MWe) Overnight Cost (USD/kW) Total Investment Cost (USD/kW) Belgium EPR 1,600 5,383 6,185 China CPR1000 1,000 1,763 1,946 CPR1000 1,000 1,748 1,931 AP1000 1,250 2,302 2,542 France EPR 1,630 3,860 4,483 Germany PWR 1,600 4,102 4,599 Hungary PWR 1,120 5,198 5,632 Japan ABWR 1,330 3,009 3,430 Netherlands PWR 1,650 5,105 5,709 Slovak Republic VVER 954 4,261 4,874 Switzerland PWR 1,600 5,863 6,988 PWR 1,530 4,043 4,758 United States Adv. Gen3+ 1,350 3,382 3,814 Russia VVER 1,070 2,933 3,238 자료 : IEA/NEA(2010). < 표 4-6> 해외주요국가의원전건설비 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 99

123 다른나라들의원전건설비평가결과는우리나라와크게다르다. 국 내의경우공기업인한수원 ( 주 ) 이전담하여원전을건설 / 운영하고있고 하나의종합설계사가설계용역을담당하고있어건설비자료에대한접 근이비교적용이하고자료의신뢰성이높다. 하지만미국, 유럽등해 외의경우민간기업에서원전을건설 / 운영하는경우가많아신뢰성있 는건설비자료에대한접근이매우어렵다. 대신해외원전의건설비 자료는공신력있는국제기관에서발표하는보고서를인용하는것이 일반적이다. 여기에서는공신력이있고다양한국가의원전건설비자 료를제공하고있는 Projected Costs of Generating Electricity 2010, OECD 의내용을인용한다. 국내원전의건설단가 2,590 2,365 천원 /kw( 단위기용량 1,000MW 와 1,400MW) 는 IEA/NEA(2010) 가적용한대미환율 (1,102.5 원 /USD) 로환산하면 2,349 2,145USD/kW 이다. 이는해외주요국가의건설 단가에비하여상당히낮은수준이다. IEA/NEA(2010) 가제시한해외 원전의건설단가는국내보다적게는 1.4 배에서많게는 3 배에이르고 있다. 한수원의자료 28) 에따르면이에대한원인으로반복건설에의한학 습효과, 기존부지인근에건설하면서기존전력인프라의활용으로인 한경제적이득과국내건설업의노무비및제조업의인건비가낮은 것에서도상당한이유를찾고있다. 원전건설및운영에있어서안정적인국내환경역시원전건설비 가해외에비하여낮은요인으로지목된다. 안정적인전력판매와적은 자본조달비용은원전건설에대한리스크를대폭완화하는요인이다. 28) 경제성분과에서는원전비용과관련한질문지를작성하고한수원으로부터답변자료를받아보고서를작성하는데참고하였다. 100

124 이밖에도노형및신기술개발시설계조직의전문화와효율적인설계통합으로기인하는연구개발비용의절감효과가있는것으로나타났으며, 사업일정, 예산, 그리고품질보증에대한정부의직간접적관리, 상대적으로안정된집중형투자형태, 그리고산업체간긴밀한협력으로인한제작, 유지, 보수비용의절감효과가있는것으로추정된다. 또한한국의전력산업특성상정부규제하에운영되며자금조달이쉬워이자비용을줄일수있다는것도건설비를낮추는효과가있다. 위와같은요인에의해국내에건설되는발전소는기술적우위및경제적장점이있을수있다. 이러한경향은석탄화력발전및복합화력발전과같은대용량전력플랜트의건설에서도비슷한경향을찾아볼수있다. IEA/NEA(2010) 에따르면해외의미분탄연소 (PCC: Pulverized Coal Combustion) 타입의석탄화력발전소건설단가는국내에비해최대 2.8배에이르는것으로나타났는데이는원자력발전의경우와비슷하다. 마찬가지로복합화력발전소의경우도해외의가장높은건설단가는국내의 2.8배에달하는것으로나타나국내의전력플랜트건설비가전체적으로낮은수준임을알수있다. 그러나원전에있어서건설기간단축과부품국산화의추진으로인해안전성을저해하는불량부품납품과시험성적서조작사건의발생은사회적인문제가되고있다. 따라서낮은건설비가안전성에미치는영향은추가적인연구의필요가있다. 나. 운전유지비 운전유지비는발전소를운영하는데소요되는비용중연료비를제 외한모든비용을말한다. 여기에는인건비를비롯하여소모품및장 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 101

125 비, 외부지원서비스, 감속재및냉각재보충분, 원전사고보험등에소요되는모든직 간접비용이포함된다. 관심의대상인원전사후처리비역시운전유지비에포함된다. 일반적으로운전유지비는정비기간을감안한정상운전상태에서의발전량을기초로하여산정하며, 고정비적요소와변동비적요소로나눠진다. < 표 4-7> 운전유지비구성요소 운전유지비 인건비 수선유지비 경비 일반관리비 방사성폐기물관리비용 급여및임금, 제수당, 퇴직급여, 잡급등 설비경상보수비, 수선유지재료비, 용역비등 광고선전비, 교육훈련비, 지역협력사업비, 보험료, 세금과공과금, 개발비등 판매및관리비등 원전해체, 중저준위폐기물, 사용후핵연료처분비 운전유지비를구성하는비용요소는인건비, 수선유지비, 경비, 일반관리비, 사후처리비등 5가지로분류할수있다. 인건비에는급여및임금, 제수당, 퇴직급여, 잡급등이해당되며, 수선유지비에는설비정비에필요한경상보수비, 수선유지재료비, 용역비등이포함된다. 또한발전소운영에필요한광고 선전및교육훈련, 세금, 보험료, 지역협력사업비, 연구개발비용등은모두경비에해당하며, 판매및관리비는일반관리비로분류한다. 원자력의경우, 원전해체충당금과사용후핵연료및폐기물관리비용과같은사후처리비는경비에포함시키지않고별도항목으로관리한다. 102

126 한편, 회계상의실적발전원가를분석하는경우와는달리, 객관적인경제성평가를위한계획발전원가를산정할때는법인세를운전유지비에서분리하여고정비에따로반영하는것이일반적이다. 또한원자력연구개발기금은발전량에따라정해진금액을납부하도록되어있어변동비의특성을띠고있으므로, 고정비에포함하지않고변동비로반영하기도한다. 다. 연료비원자력발전에사용되는핵연료는그제조및처리과정이여러개의독립된공정으로이루어지는데이일련의공정으로이루어진전체과정을핵연료주기라고한다. 원전의연료비는핵연료주기비 ( 또는핵연료비 ) 라고부른다. 핵연료주기비는비용발생시점에따라선행핵연료주기비와후행핵연료주기비로나눌수있다 ( 한국원자력연구원홈페이지 ). 핵연료가원자로에장전되기까지거치는과정, 즉정광, 변환, 농축, 성형가공등에서발생되는비용을선행핵연료주기비라하고핵연료가원자로에서연소된후인출되어처리되는과정, 즉사용후핵연료수송, 재처리, 처분등에서발생되는비용을후행핵연료주기비라한다 ( 한국원자력연구원홈페이지 ). 후행핵연료주기비는사용후핵연료의처리방법에따라달라질수있는데이러한처리방법에는직접처분과재처리가있다. 사용후핵연료직접처분은원자로에서인출된사용후핵연료를부지내의수조에서저장하다가중간저장시설을경유한후캡슐화하여심지층처분장에영구히저장하는방법이다. 사용후핵연료의재처리는원자로에서인출 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 103

127 된사용후핵연료를부지내의수조에서저장한후중간저장시설을거쳐재처리를수행함으로써재사용가능한플루토늄과우라늄을회수하여또다른핵연료를만드는데에사용하는리사이클링방법을말한다 ( 한국원자력연구원홈페이지 ). 국내에서는사용후핵연료의관리방법에대한정책이정립되지않고있으며따라서핵연료비에는선행핵주기비만반영되고있다. 이후의비용은방사성폐기물관리비용으로처리한다. 2012년도비용평가위원회의연료비평가결과는 kwh당 3.98원이다. 핵주기별비용의비중은우라늄가격에따라다소의변동이있으나대체로정광 30%, 변환 5%, 농축 46%, 성형가공 19% 등으로구성된다. 라. 안전성강화비용후쿠시마사고이후한수원은건설원전안전성증진방안 33건을반영하였다. 이처럼후쿠시마이후안전시설을강화하면서추가적인비용이발생하였다. 한수원은현재건설원전 3개프로젝트 ( 신고리 1,2, 신월성 1,2, 신고리 3,4호기 ) 의후쿠시마후속조치로예상되는비용은약 880억원으로프로젝트당평균 300억내외이며, 이는신규원전총공사비대비 0.4% 수준으로전망하고있다. 다음은한수원에서작성한국가별안전설비보강비용에관한비교표이다. 104

128 국가 기수 한국 23 미국 102 안전설비보강비용 ( 후쿠시마후속대책비용 ) 7 조 5 천억원 (1 조 1 천억원 ) 호기당비용 3,260 억원 (480 억원 ) 27조원 2,650억원 (4조2천억원 ) 29) (400억원 ) 투자기간 ʼ13 ~ ʼ18 (ʼ11 ~ ʼ15) ʼ13 ~ ʼ18 프랑스 조 4 천억원 2,500 억원 ~ ʼ18 일본 조 5 천억원 31) 3,500 억원불명확 유럽 132 자료 : 한수원. < 표 4-8> 국가별안전설비보강비용비교 비용내역 - 후쿠시마후속대책 56 개개선사항 - 기타장기가동원전주요설비교체등안전설비보강 - FLEX 30) 설비등후쿠시마후속대책 - 기타 NRC 기준에따른안전설비보강 - 후쿠시마후속대책비용을포함한안전설비보강 - 일본규제위원회신안전기준에따른안전설비보강 - 스트레스테스트 14조3천억 ~ 430억원 ~ 35조9천억원 32) 2,860억원불명확점검결과에따른안전설비보강 29) Nucleonics Week, , Post-Fukushima modifications could cost US nuclear operators $3.6 billion, Vol. 54 No 23, Platt 사의설문조사결과를토대로인용 30) FLEX(Flexible Mitigation Capabilities) : 이동형발전차량과같이설계기준초과사고를완화할수있는다양하고유연한대응방안으로국내후쿠시마후속대책에도포함되어있음. 31) Nucleonics Week, , Japanese safety backfits may cost below $316 million per unit: engineer, Vol. 54 No 12, Platt 사보고서에서 Hitachi-Ge Nuclear Energy 사수석엔지니어전망인용 32) European Commission, 2012, The comprehensive risk and safety assessments ( stress test ) of nuclear power plants in the European Union and related activities 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 105

129 한수원은 2015년까지후쿠시마후속대책개선사항을반영하고, 장기가동원전주요설비교체등안전설비보강에 1.1조원을투입중이다. 이를원자력시설용량 (20,716MW) 으로나누면 1MW당 5천3백만원을투자하는것이고이는장기가동원전의주요설비교체비용을포함하고있다. < 표 4-9> 원자력안전강화관련추가비용 (2010 년기준가격 ) 국가단위비용 ( 달러 ) 단위비용 ( 원화 ) 비고 ( 참고문헌 ) 프랑스 210 천 $/MW 243 백만원 /MW 일본 184 천 $/MW 213 백만원 /MW 프랑스공공기관회계감사기관 (CDC: Cour des Comptes) 2012 년보고서 일본총리실산하에너지환경회의 ( エネルギー 環境会議 ) 2012 년보고서 주 : 2010 년환율을고려해개별국가의화폐를미국달러와한국원화로변환한값 (2010 년 1 달러 = 1,156 원 ). 자료 : 국회예산정책처, 2013, 해외원자력발전및방사성폐기물처리관련규제의사례연구 후쿠시마사고이후프랑스는 MW당 243백만원, 일본은 213백만원을안전시설강화비용에투자하고있는것으로나타났다. 프랑스공공기관회계감사기관보고서와일본에너지환경회의보고서를토대로비교했을때한국의후쿠시마사고후안전대책비용은상대적으로적은것으로나타났다. 한수원에서도원전의안전성강화를위해해외사례등을조사해필요시추가반영항목을도출할예정이라고밝히고있다. 따라서원전안전성논의에서앞으로추가되는안전강화비용이해외사례와비교해충분한지여부에대한논의는지속되어야할것으로보인다. 106

130 3. IEA 의균등화발전비용계산 가. 주요전제다음은 2010년에발표된 IEA의 Projected Cost of Generating Electricity 의내용을정리한것이다. 모든대상전원의경제성은할인율이 5% 와 10% 에대해분석한다. 발전연료의가격과발열량은 IEA 에너지통계와 OECD 국가평균을적용하였으며, 석탄의발열량은각국가의추정에따른다. 무연탄 (OECD 회원국 ): $90/ton 갈탄 : 가격과열함량은각국가의추정치 천연가스 ( 유럽 OECD 회원국 ): $10.3/MMBtu 천연가스 ( 아시아 OECD 회원국 ): $11.7/MMBtu 예외적으로무연탄이나천연가스가대량으로생산되는국가의경 우, 세계시장의가격과국내시장의가격이다르게나타날수있다. 이러한국가들중대표적인국가로는호주, 멕시코, 미국등이있다. 호주 : 무연탄 ($26.65/ton), 천연가스 ($8.00/ton) 멕시코 : 무연탄 ($87.50/ton), 천연가스 ($7.87/ton) 미국 : 무연탄 ($47.60/ton), 천연가스 ($7.78/ton) 비 OECD 국가의연료가격은다음과같이추정되었다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 107

131 브라질 : 무연탄 ($33.09/ton), 천연가스 ($8.13/ton) 중국 : 무연탄 ($86.34/ton), 천연가스 ($4.78/ton) 러시아 : 무연탄 ($78.00/ton), 천연가스 ($6.30/ton) 남아공 : 무연탄 ($14.63/ton) 각국가의핵연료주기비에대한데이터를 $/MWh 의형태로재정 의한다. Front-end fuel cycle( 선행핵주기 ): $7/MWh Back-end fuel cycle( 후행핵주기 ): $2.33/MWh 이산화탄소의비용은모든 OECD 국가들에대해공통적으로적용 한다. OECD 국가 : $30/ton CO2 비 OECD 국가 : 탄소가격없음 발전소의수명은파력, 조력발전소 20 년, 풍력, 태양열발전소 25 년, 가스화력발전소 30 년, 석탄화력발전소 40 년, 원자력발전소 60 년, 수력발전소 80 년이다. 33) 33) 참고로설비수명은설계수명, 회계수명, 경제수명등세가지로분류할수있다. 설계수명은기기제작시보장하는기계적수명을말하며, 회계수명은회계장부상처리하는기간을말한다. 경제수명은발전설비를경제적으로운영가능한기간을말한다. 일반적으로설비수명은경제수명을적용해야하나, 경제수명을임의로규정하기어려우므로설계수명을기준으로한다. 108

132 발전소수명이다하게되면모든기술에대해 10년의기간에걸쳐해체비용이발생하며, 이와더불어고철이나탄소배출권등으로부터발생되는양 (+) 의잔존가치가함께발생한다. 그러나잔존가치에대한데이터를기록한국가는없으며, 이러한경우이미제출된바있는국가적기준에따르며해체비용의경우, 이러한비용에대한데이터가제출된바없는국가는다음의기준을따른다. 원자력 : 건설비용의 15% 타전원 : 건설비용의 5% 고정운전유지비 (fixed O&M cost) 는매년할당된다. 예비비는예측할수없는기술이나규제의어려움으로부터발생하 게되며, 건설비용에포함된다. 일반적으로다음의사항들이적용된다. 핵에너지 ( 프랑스, 일본, 한국, 미국제외 ), 탄소포집 저장 (CCS), 해 상풍력 : 투자비의 15% 기타다른기술 : 투자비의 원자력 기력 ( 석탄, 석유 ) LNG 복합 내연 수력 / 양수 구분제 6 차전력수급기본계획 (2013 년 ) 40(60) 년 30 년 30 년 25 년 55 년 < 우리나라발전원별기준수명 > 계획적용수명을적용하되실제수명은사업자가자율적으로발전소수명판단 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 109

133 규모에따른발전소의경제성은고려하지않는다. 건설기간의비용배분은국가별자료에따르며, 건설기간에대해국 가별자료가없을경우다음의가정을따른다. 수력을제외한재생에너지 : 1년 가스화력발전소 : 2년 석탄화력발전소 : 4년 원자력발전소 : 7년 표준이용률은모든발전기술 ( 가스화력, 석탄화력, 원자력 ) 이기저 부하 (baseload) 에서가동된다는가정아래 85% 를적용하며, 신재생 에너지의경우국가별로특정한이용률을사용한다. 나. 발전원별입력자료 1) 원자력발전 12개의 OECD 회원국가, 3개의비회원국가및 3개의산업조직의보고에서기록된 20개의경수로 (17개가압경수로, 2개비등경수로, 1 개개량형경수로 ) 를대상으로한다. 보고된원자로용량은슬로바키아 954MW에서네덜란드 1,650MW 까지의범위이다. 새로운원자력발전소의순건설비용 (overnight cost) 은각국가의구체적인재정상황, 기술수준, 규제조건등에따라매우다양하며, 비용의범위는최저한국 $1,556/kW, 최고스위스 $5,863/kW까지로서표준오차 $1,338/kW, 중앙값 $4,102/kW, 평균 $4,055/kW이다. 110

134 선행핵주기비의일반적인가정은발전량 1MWh당 $7이며, 후행핵연료주기비는직접처분 (once-through fuel cycle) 및재처리 (closed fuel cycle) 과정에대해모두 MWh당 $2.33을적용한다. 평균이용률은일반적으로 85% 를적용한다. 단, 대용량원자로 (600MW 이상 ) 일경우에는평균 2% 의이용률을더한다. 해체비용은해당국가에서구체적으로정해놓은것이없다면순건설비용의 15% 를적용한다. 2) 석탄화력발전석탄화력발전소에대한데이터는 OECD 40개국중 48개의발전소에대한정보이며, 저효율의저임계 (subcritical) 발전소 1개와나머지고효율방식의초임계 (Supercritical, SC), 초초임계 (Ultra Supercritical, USC) 로이루어진다. 이중 OECD국가의 SC와 USC 발전소 22개를표본으로한다. 열효율은호주의갈탄 SC 발전소의 37% 에서독일, 네덜란드의무연탄발전소 46% 에이른다. OECD 국가중석탄발전소순건설비용은한국 $807/kW에서일본 $2,719/kW의범위이다 ( 표준편차 $540/kW, 중앙값 $2,086/kW, 평균값 $1,946/kW). 갈탄을사용하는 OECD 국가의경우, 순건설비용은호주의 $1,802/kW 로부터체코의 $3,485/kW의범위이다 ( 표준편차 532$/kW, 중앙값 $ 2,383/kW, 평균값 $2,308/kW). 모든석탄화력발전소는탄소포집 (carbon capture) 장치를갖추고있으나, 비용정보나그효율에대해서는아직불확실하다. 탄소포집장치가설치되어있는 SC 발전소, USC 발전소는그러한시설이없는발 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 111

135 전소보다 30~39% 의범위, 평균적으로온실가스배출이 7% 정도낮은것으로나타난다. OECD 국가중온실가스감축범위를준수하는 8개의화력발전소의순건설비용은 $3,223/kW에서 $5,811/kW에이르며표준편차는 $812/kW, 중앙값 $3,851/kW, 평균값 $4,036/kW이다. 3) 천연가스발전최근 OECD 국가중 80% 정도가가스연소방식의화력발전방식을선호하고있으며, 그중저자본, 고효율, 운영의유연성, 온실가스저배출등의특징을가진 CCGT(combined cycle gas turbine) 기술은 OECD 국가뿐만아니라비OECD 국가에서도매력적인방식으로채택되고있다. 14개국의 24개천연가스화력발전소를표본으로하였으며, 그중탄소포집 (CC) 시설이갖춰져있는발전소는 2개이다. CCGT 발전소의순건설비용은 OECD 국가들에서도매우다양하게나타나며, 그중탄소포집기술이없는 CCGT 발전소의순건설비용은최저 $635/MW( 한국 ) 에서최고 $1,747/MW( 호주 ) 까지이다. 천연가스화력발전에서탄소포집장치의역할은석탄화력발전보다미미하지만장기적으로탈탄소 (decarbonize) 발전을위해중요한부분이다. CCGT 발전은평균적으로 57% 의열효율을가지며, 탄소포집장치가설치된 2개발전소의경우열효율은각각 54%, 40% 로나타난다. 최근미국및캐나다등지에서비전통가스 (unconventional gas) 인셰일가스개발과관련된프로젝트가증가하고있지만, 이러한가스자 112

136 원을이용한발전에있어서균등화발전비용결정은여전히불확실한 상태로남아있다. 4) 신재생에너지육상풍력의순건설비용은최소 $1,821/kW( 프랑스 ) 에서최고 $3,716/kW ( 스위스 ) 이며, 이용률은 20~41%, 비용은설비용량이증가할수록감소한다. 이는학습효과로설명될수있다. 육상풍력에대한학습효과가 7% 이면, 투자비용은 2020년에약 $1,400/kW까지감소될것으로기대한다. 8개의해상풍력프로젝트에기록된순건설비용의범위는 $2,540/kW 에서 $5,540/kW 까지이며, 이용률은 34~43% 이다. 9% 의학습효과가주어지면 2020년까지 $2,500~3,000/kW 까지투자비용을감소할수있을것으로예상된다. 태양광 (solar PV) 의설비용량은 2kW( 지붕에설치 ) 에서 20MW( 넓은지역에설치 ) 에이르고, 이용률은 9.7%( 네덜란드 ) 에서 24.9%( 프랑스 ) 까지이다. 순건설비용은태양광발전단지건설에대하여최소 $3,067/kW ( 캐나다 ) 에서최고 $7,381/kW( 체코 ) 에이른다. 태양광발전의기술진보율을 18% 라고가정한다면, 투자비용을 70% 까지감소시킬수있으며, 현재 $4,000-6,000/kW 에서 2030년까지최대 $1,200-1,800/kW 으로감소시킬수있으리라예상된다. 수력의이용률은 29~80% 이며, 건설비용은 $757/kW 에서최대 $19,330/kW 에이른다. 지열 (geothermal) 의 3개프로젝트를종합하여볼때, 건설비용은미국에서 50MW의프로젝트에대해 $1,752/kW의비용이들었으며, 체코에서는 5MW의프로젝트에대해 $12,887/kW의비용이소요된다. 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 113

137 다. 발전원별, 국가별균등화발전원가원자력발전소의경우발전비용이가장높게나타나는나라는 OECD국가의경우스위스, 헝가리, 체코등의순으로나타나고비 OECD국가에서는브라질이비교적높게나타나고있다. 할인율 10% 일때 PWR의발전비용이높게나타난다. 석탄화력발전소는체코, 슬로바키아, 독일, 일본등에서발전비용이높게나타나며, 체코는 Br FBCw/BioM & CC(S) 기술적용시, $152.27/MWh로가장높게나타났다. 천연가스발전소는독일, 일본, 미국, 스위스등의순으로발전비용이높았으며, 독일은가스터빈방식의기술일때, 할인율 10% 에서 $122.61/MWh로나타났다. 신재생에너지발전소의경우네덜란드, 이탈리아, 체코, 독일등주로태양열 PV 발전방식에서발전비용이높게나타나며, 가장높은나라는네덜란드의 $934.63/MWh이다. 수력은할인율을 5% 로설정하였을때발전비용이최소 $11.49 /MWh ( 중국 ), 최대 $231.63/MWh( 체코 ) 로나타나고, 할인율을 10% 로설정하였을때는최소 $23.28/MWh( 중국 ), 최대 $459.32/MWh( 체코 ) 이다. 국가별전원별균등화비용평가결과는동일타입의전원이라할지라도국가별로큰편차를보이고있다는것이다. 특히, 원자력의경우건설비등고정비의비중이막대하여할인율에따라비용의증감이크게나타나고있다. 일부국가에서는할인율전제가 5% 에서 10% 로변경될경우원전발전비용이거의 2배로상승하기도한다. 석탄, 가스발전에서는이러한현상이발생하지않는다. 이는건설비의비중이원자력에비해낮기때문이다. 114

138 < 표 4-10> 원자력발전 국가 기술 순용량 MWe 건설비용 $/kw 투자비용해체비용 LGC fuel O&M cycle 5% 10% 5% 10% 비용 5% 10% 비용 $/kw $/MWh $/MWh 벨기에 EPR 체코 PWR 프랑스 EPR 독일 PWR 헝가리 PWR / 일본 ABWR 한국 OPR APR 네덜란드 PWR 슬로바키아 VVER 440 /V / 스위스 PWR PWR 미국 Advanced Gen Ⅲ 비 OECD 국가 브라질 PWR CPR 중국 CPR AP 러시아 VVER / Industry contribution EPRI APWR, ABWR Eure-lectric EPR 자료 : IEA(2010). 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 115

139 < 표 4-11> 석탄발전 국가 기술 순용량효율성건설비용투자비용해체비용 LGC Fuel 탄소 O&M cycle 5% 10% 5% 10% 비용비용 5% 10% MWe % $/kw 비용 $/kw $/MWh $/MWh Black SC Black SC 벨기에 Brown PCC Brown FBC Brown IGCC 체코 Brown FBCw/Biomass Brown PCCw/CC(S) Brown FBCw/CC(S) Brown IGCCw/CC(S) Br FBCw BioM & CC(S) Black PCC 독일 Black PCCw/CC(S) Brown PCC Brown PCCw/CC(S) 일본 Black 한국 Black PCC Black PCC 멕시코 Black PCC 네덜란드 슬로바키아 Black USC PCC Brown SC FBC Black PCC 미국 Black IGCC Black IGCCw/CC(S)

140 국가 기술 순용량효율성건설비용투자비용해체비용 LGC Fuel 탄소 O&M cycle 5% 10% 5% 10% 비용비용 5% 10% MWe % $/kw 비용 $/kw $/MWh $/MWh 비 OECD 국가 브라질 Brown PCC 중국 러시아 37.89/ Black USC PCC Black SC Black SC Black USC PCC Black USC PCCw/CC(S) Black SC PCC 남아공 Black SC PCC Industry contribution EPRI Black SC PCC ESAA Eurelectric 자료 : IEA(2010). Black SC AC Black SC WC Black USC AC Black USC WC Black USC AC 90% CC(S) Black USC WC 90% CC(S) Black IGCCw/85% CC(S) Brown SC AC Brown SC WC Brown USC AC Brown USC WC Brown UUSC AC 90% CC(S) Brown USC WC 90% CC(S) Black Coal Brown Coal Black USCw/90% CC(S) 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 117

141 국가 벨기에 체코 독일 기술 Single Shaft CCGT 순용량효율성건설비용 MWe % $/kw 투자비용해체비용 Fuel 탄소 O&M LGC 비용비용비용 5% 10% 5% 10% 5% 10% $/kw $/MWh $/MWh $/MWh CCGT CCGT CCGT CCGT CCGTw/ CC(S) CCGT Gas turbine 이탈리아 CCGT 일본 CCGT 한국 LNG CCGT 멕시코 LNG CCGT 네덜란드 CCGT / 스위스 CCGT 미국 CCGT CCGT AGT CCGTw/ CC(S) 비 OECD 국가 브라질 CCGT 중국 CCGT CCGT 러시아 CCGT Industry contribution EPRI CCGT ESAA CCGT AC CCGT WC CCGT AC Eurelectric CCGT 자료 : IEA(2010). < 표 4-12> 천연가스화력발전 118

142 < 표 4-13> 신재생에너지발전 국가 기술 순용량이용률건설투자비용해체비용 Fuel O&M LGC 비용 cycle 비용 5% 10% 5% 10% 비용 5% 10% MWe % $/kw $/kw $/MWh $/MWh $/MWh 오스트리아 Small hydro 벨기에 onshore wind offshore wind onshore wind / offshore 35.50/ wind 캐나다 14.98/ Solar PV(park) Solar 13.69/ PV( 산업용 ) Solar 11.16/ PV( 상업용 ) Solar 10.14/ PV( 주거용 ) onshore wind Large hydro 체코 Small hydro Solar PV Geothermal onshore wind offshore 프랑스 wind Solar PV Biogas onshore wind 독일 offshore wind Solar PV (open space) Solar PV(Roof) 이탈리아 onshore wind Solar PV 일본 Large hydro onshore wind offshore wind Solar PV ( 산업용 ) 네덜란드 Solar PV ( 주거용 ) Solid BioM & BioG Solid Biomass Large 스웨덴 hydro Wave 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 119

143 국가 기술 순용이용건설투자비용해체비용 Fuel 량률비용 O&M LGC cycle 비용 5% 10% 5% 10% 비용 5% 10% MWe % $/kw $/kw $/MWh $/MWh $/MWh 비 OECD 국가 onshore wind 스위스 Small hydro onshore wind offshore wind Solar PV 미국 Solar thermal Solid Biomass Biogas Geothermal / 브라질 Large 2.31/ hydro / Biomass (Woodchip) onshore wind 중국 Large hydro Solar PV 러시아 onshore wind Industry contribution onshore wind EPRI Solar thermal onshore wind Geothermal ESAA Wave Tidal / Wind onshore offshore wind(close) offshore wind(far) Eurelectric Large hydro(river) Large hydro(far) Solar PV Solar thermal 자료 : IEA(2010). 120

144 할인율 5% 에서발전비용은아시아일부국가를제외하고는일반적으로원자력, 석탄, 가스의순으로낮게나타난다. 그러나할인율이 10% 로높아지면몇몇국가에서는발전원의경제성이역전되는현상이발생하기도한다. 다만각국가의에너지 ( 전원 ) 구성결정에있어서발전비용이결정적변수가될수는없다. 4. 전원별균등화비용평가 가. 원전사후처리비재산정이전 < 표 4-14> 은균등화발전원가산정기법을이용하여계산한전원별, 이용률별발전비용이다. 입력경제 기술변수는제6차전력계획의입력자료를이용한것이다. < 표 4-14> 에서음영처리된칼럼은좌측의이용률대에서가장발전원가가낮은전원이다. 이용률 40% 대까지는유연탄 1000MW의발전비용이가장낮고이용률 50% 이상에서는원자력 1500MW의발전비용이가장낮다. LNG 발전의경우연료비단가가 104.2원 /kwh에달하여이용률 20% 대에서유연탄보다, 이용률 30% 대에서원자력보다발전비용이높아진다. 이는전원구성측면에서적정수준이상의가스발전을보유할경우신규원자력내지유연탄발전소를건설하여기존가스발전을대체하는것이오히려경제적인대안이됨을의미한다. 원자력 1500MW는비교대상전원중원자력 1400MW에비해서도발전비용이낮게평가되어원전규모의경제가여전히존재하며, 가장유력한후보전원임을알수있다. 균등화발전원가분석기법은입력전제의변화에따른전원의경제 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 121

145 성변화를쉽게파악할수있다는장점으로활용범위가넓다. 즉, 연료비의변동성또는환경정책의변화에의한추가비용의부담, 건설비용의증감등에대해다양한시나리오를형성하고그결과를즉시파악할수있다. < 표 4-14> 이용률별발전원가 ( 사후처리비조정전 ) ( 단위 : 원 /kwh) 이용률 (%) N1000 N1400 N1500 C500 C800 C1000 L 나. 원전사후처리비재산정이후원전사후처리비는사용후핵연료처분비용, 중 저준위방폐물관리비용, 원전해체비용을포함한다. 이비용은방사성폐기물관리법제19 조에의해 비용산정위원회 를구성하여매 2년마다재산정된다. 지난 2008년과 2010년에도동위원회를구성하여원전사후처리비에대한적정성을검토한바있다. 2012년에는 9월부터한수원, 한국동 122

146 위원소협회등의이해관계자와금융, 재무, 회계전문가로위원회를구성하고검토작업을시작하여동년 12월말최종확정하였다. 2012년의동위원회에서는최근의원전운영현황, 경제금융환경변화및기술발전등의환경변화를고려하여원전사후처리비용을대폭현실화했다. 비용의재산정은비용추정을위해해외사례를참조하고분석한연구용역등을바탕으로가상의관리계획을산출한것이며향후사용후핵연료공론화, 중장기원전해체전략수립등후속정책수립시지속적으로관련비용을재산정하는것으로결정했다 34). 비용항목별자세한내용은다음과같다. 1) 사용후핵연료관리부담금사용후핵연료는고준위방사성폐기물로서처분에많은비용이소요될것으로추정된다. 각국은고준위방사성폐기물처분에고심하고있으며, 전세계적으로영구처분장을가진국가는아직없는실정이다. 국내에서는사용후핵연료에대하여중간저장후재처리를통한원전연료로서재활용방법과영구처분방식중선택안을놓고정책이결정되지않은상황이다. 2013년부터사용후핵연료처분방안을가지고공론화가진행되고있다. 현재는각원자력발전소의사용후핵연료발생량에대하여원전사업자인한수원이원전에서사용후핵연료를인출할때방폐기금으로사용후핵연료관리부담금을납부하고있다. 부담금의부과방식은중간저장시설및최종처분시설등총사업비추정후다발당부과하는방식이다. 34) 지식경제부, 방사성폐기물관리비용산정최종보고서, 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 123

147 기존부담금의규모는제1차전력수급기본계획 ( 원전 28기, 발생량 3 만4천톤 ) 에따라사용후핵연료관리사업비를 28조원 (ʼ12년환산치 ) 으로산정하였으나, 물가상승률, 중간저장용기의금속사용추세, 제5차전력수급기본계획 ( 원전 34기, 발생량 4만 7천톤 ) 의원전운영계획및비용추정을위한연구용역 35) * 결과를바탕으로사용후핵연료관리사업비를 53조원으로대폭확대하였다. 따라서 2013년부터사용후핵연료관리부담금은다음과같이적용된다. 경수로 : 다발당 2.93 억원 3.19 억원 중수로 : 다발당 414 만원 1,320 만원 2) 중저준위방폐물관리비용방폐물발생자인한수원등이경주방폐장으로방폐물반입시, 관리비용을납부하고있다. 관리비용의부과방식은경주방폐장건설비 (1 단계 : 1조 5,228억원 ), 운영비및이자비용등을반영하여드럼당 (200 리터기준 ) 부과한다. 개정안은경주에건설중인중저준위방폐장 (ʼ14.6월준공예정 ) 의건설비용재원에대한이자비용을추가로반영하여, 다음과같이인상했다. 드럼당관리비용 : 736 만원 1,193 만원 35) 한국전력기술 ( 12.3 월 ~9 월 ): 사용후핵연료의재처리는고려하지않았으며, 중간저장시설사업비는미국전력연구원 (EPRI) 의비용산출보고서를참조하고, 최종처분시설사업비는핀란드 POSIVA 의비용자료를참조하였다. 124

148 3) 원전해체비용국내원전과유사한해외사례 36) 를참조하여호기당 3,989억원 (2012년환산치 ) 을원전사업자인한수원이매년충당금으로자체적립중이다. 2012년 11월까지 5조 5,911억원이적립되었다. 개정안에서는그동안의물가상승률과해체시발생하는 ( 호기당 18,850드럼 ) 중저준위폐기물관리비용상승분을반영하고, 새로이 15% 의예비비항목 37) 을신설하여세계평균비용 38) 에근접하도록대폭상향조정했다. 호기당폐로비용 : 3,989 억원 6,546 억원 이같은사후처리비조정으로원자력판매단가 41.87원 /kwh의 13.23% 를차지하는원전사후처리비용 5.54원 /kwh은 9.67원 /kwh로약 4.13원, 74% 인상될것으로예상된다. 그러나이러한원전사후처리비용상승에도불구하고석탄, 가스등다른전원에비해서도경제성이유지될것으로예상된다. 사후처리비조정으로 1400MW급원자력균등화발전비용의변화를살펴보자. 다음은 kwh당배분된 2009년도사후처리비현황이다. 2012년말이전까지중저준위처분의조정이있었지만사후처리비비중이유지되는것으로가정한다. 철거비의비중은 33.9%, 사용후연료처분비 62.2% 로사후처리비의대부분을차지한다. 2012년원전사후 36) 국내주력원전과규모와노형이유사한스웨덴원전 (920MWe 경수로 ) 의해체비용평가자료를반영하되, 즉시해체대신 10 년의해체준비기간을가정하였다. 37) OECD/NEA(2010) : 프랑스벨기에 (15%), 미국 (25%), 스웨덴 (6%) 등 38) 프랑스감사원 ( 12.1 월, 억원 ) : 미국 (7,800), 프랑스 (4,856), 일본 (9,590), 스웨덴 (2,414) 등 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 125

149 처리비 5.54 원 /kwh 는분해되고, 2012 년말의재조정이후이용률 90% 를전제한사후처리비는다음과같이상승하게된다. 폐로비용 : 1.88 원 /kwh 3.08 원 /kwh 고준위폐기물처분비용 : 3.45 원 /kwh 3.75 원 /kwh 중저준위폐기물처분비용 : 0.22 원 /kwh 0.35 원 /kwh < 표 4-15> 원전사후처리비 (2009년도 ) 구분 철거비 사용후연료처분비 중저준위처분비 합계 원 /kwh 비중 (%) 조정된사후처리비합계는 1.64원 /kwh, 30% 가증가한 7.18원 /kwh 가된다. 연간으로는 181.4억원, 월간으로 15.1억, kw 월단위로는 1.08천원으로계산된다. 사후처리비조정결과를반영한균등화발전원가는다음과같으며원자력발전원가는 kwh당 원이상승하여석탄, 가스등의전원과비교할때여전히경쟁력을유지하는것으로분석되었다. 원전의경쟁력에더큰영향을미치는요인은안전성의강조와정기보수기간의장기화에따른이용률저하에있다. 원전의정비기간이장기화되고원전의이용률이 80% 수준으로감소하게되면원전발전비용은 kwh당약 5원정도가상승하게된다. 만일석탄발전소의이용률은 90% 이상으로유지되는가운데원전이용률이감소하게되고, 석탄가격이하락하게되면발전단가의격차는더욱축소하게되어기저전원으로서원자력과석탄의경쟁은치열해질것으로판단된다. 126

150 < 표 4-16> 이용률별발전원가 ( 사후처리비조정후 ) ( 단위 : 원 /kwh) 이용률 (%) N1000 N1400 N1500 C500 C800 C1000 L 제 4 장균등화비용분석에의한전원별경제성 127

151

152 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 39) 1. 전원계획모형 최적화문제로서의발전설비확장계획문제는미래의각연도에발생할수있는수요를, 일정신뢰도기준하에서계획기간동안의매년도투자비및운전비의현가의합을최소로하는연도별, 발전형식별투입용량을결정하는문제이다. 이것은미래의어느주어진연도의발전기구성을결정하는정태적인문제가아니라계획기간전체를대상으로하여정해진목적함수를최소화하는동태적인문제임을의미한다. 이문제의목적함수또는가장좋은대안을결정하는판단기준은계획기간동안의연도별투자비및운전비용의현가의합이고, 제약조건은연도별건설가능한후보발전기의범위및신뢰도기준이며, 결정해야할것은발전형식별투입용량및그시기이다. 따라서최소비용원칙의최적전원구성문제는다음과같은동태적최적화문제로정식화된다. 목적함수 : 제약조건 : 39) 본장에서기술하고있는 WASP 모형에관한내용은 [ 노동석, 중장기원자력전망및경쟁력향상연구, 한국수력원자력, 2011, pp ] 의내용을재인용하고있다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 129

153 여기서, : 후보발전기의번호 : 총발전형식의수 : 연도 : 계획기간 : n년도 i 형식의발전기 : n년도 i 형식의발전기건설비의현가 ( 원 /kw) : n년도 i 형식의발전기의투입용량 (kw) : n년도 의총발전설비로서운전한계통의운전비용현가 : 잔존가치 : n년도발전설비용량의하한 : n년도발전설비용량의상한 : n년도공급신뢰도또는 LOLP 기준 ( 시간 / 년 ) 위의식은발전설비확장계획의최소비용대안을선택하기위한수리계획 (mathematical programming) 모델이다. 이문제는선형계획법, 비선형계획법, 동적계획법, 정수계획법등의여러가지방법에의하여해 (solution) 를구할수있으며, 동적계획법을이용하는 WASP 모형이전세계적으로가장많이활용되고있다. 동적계획법은발전기의고장정지 (forced outage) 를취급하는확률적시뮬레이션을이용하기에편리한수리모형이다. 130

154 목적함수는연도별건설비와운전비의현가를구하는항과잔존가 치를빼는항으로구성되어있다. 항은후보발전기와 기존발전기를이용하여그연도의수요를만족시키기위한운전비용 을계산하기위한함수로서확률적시뮬레이션 (Probabilistic Simulation) 기법을이용하여각발전기의고장정지및연간수요의변동을고려 한연간총운전비의수학적기대치를구하는것이다. 여기에서말하는 운전비용은가능한운전비용가운데최소치를뜻한다. 이것은미래의 전력계통을모의할때발전기의변동비가낮은순서 (merit order) 에따 라발전기를가동하는것을가정한것이다. 잔존가치란건설될발전기 의가능한운전기간이계획대상기간을벗어날때에그부분의금액을 목적함수에서제외시키기위해설정한것이다. 제약조건가운데첫번째식은발전설비용량의상한과하한을지정 하는것으로서후보발전기의탐색범위를줄여서실현가능한범위만 을대상으로하기위한것이다. 두번째식은, 주어진발전설비가연 도 n 에있어서수요를만족시키면서공급신뢰도를유지할수있는가 를판정하기위한것으로서이조건식을만족시키지못하는후보발전 기의조합을제외시키기위한것이다. 여기에서신뢰도제약조건이없 다면설비의추가건설은없으며초기의설비로서수요를만족시키고 공급지장비용은커지게될것이다. 따라서공급신뢰도제약조건은 발전기의건설을요구하는중요한제약조건이다. 다음의제약조건은 발전기의증설과정을나타내는식 (Evolution Equation or State Equation) 이다. 이조건식에서 은투입할후보발전기의용량을뜻 하는것으로서항상영 (0) 보다크거나같다. 이와같은제약조건을만 족시키면서목적함수를최소화하는 을구하면, 이것이연도별, 발 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 131

155 전형식별건설계획이되며비용최소화발전설비확장계획을찾아낸 것이된다. 2. WASP 모형 40) WASP(Wien Automatic System Planning Package) 는 1974년미국의 TVA(Tennessee Valley Authority) 의 R. Taber Jenkins와 ORNL(Oak Ridge National Laboratory) 의 D. S. Joy에의해개발된발전설비확장계획수립용전산모형이다. 그후 IAEA(International Atomic Energy Agency) 에서이를수정 개발하여 WASP- 로발표하였고, 현재는 WASP- 버전이운용중이다. WASP 모형은주어진경제적, 기술적제약조건아래에서최적발전설비확장계획을도출하는모형이며, 최적화부분에서는 R. Bellman의동적계획법 (Dynamic Programming) 을이용하고, 운전비계산부문에서는푸리에 (Fourier) 급수를이용한 Baleriaux의확률적시뮬레이션 (Probabilistic Simulation) 방식을이용하고있다. WASP의기능및고려사항은다음과같다. 첫째, 수력, 양수발전기는각각 1개의발전기로취급하며, 이들을포함해서화력, 수력, 원자력등의 20개의신규후보발전기형태를고려할수있다. 이 20개의후보조합에는신규후보발전기가포함된다. 둘째화력, 수력, 원자력등의 20개의신규후보발전기형태가있을수있고, 수력및양수발전기는 1개의발전기로합쳐서취급한다. 수력, 양수발전기의경우는각각 20개의프로젝트를고려할수있다. 셋째, 계획의대상기간은 30년이고후보발전기조합 (Configuration) 40) IAEA: WASP-IV User s manual,

156 의개수는 1년에 500개까지, 전계획대상기간동안 3,000개로제한된다. 수력출수조건 (hydrolological condition) 은다섯가지로구분될수있으며 1년을 12기간까지분할할수있다. 넷째, WASP-IV는공해배출물질의배출량을계산할수있다. WASP 모형은상호관련된여섯개의모듈로구성되어있고, 각모듈의상호구성은사용자가프로그램수행결과를즉시알수있도록되어있다. 이여섯개의모듈가운데처음세모듈의번호는임의로주어진것이며, 그들은순서와관계없이독립적으로실행될수있다. 그러나모듈 4, 5, 6은모듈 1, 2, 3이실행된후순서에따라서실행되어야한다. 일곱번째모듈 REPROBAT는앞의여섯개모듈의요약보고서를작성한다. LOADSY 모듈은대상기간동안의최대수요, 발전량및부하지속곡선의형태를정의하는프로그램이다. 1년을 4분기또는 12개월로나누어서각기간별로부하지속곡선을 5차다항식형태로입력시키거나, 전도된부하지속곡선의분기별 x-y좌표로서데이터를입력받는다. 부하지속곡선 (LDC: Load Duration Curve) 은대상연도의부하가어떤지정된값과같거나그값을초과하게되는시간수로표현된다. X축은영 (0) 부터 8760시간 (1년) 을, Y축은영부터각대상연도의최대부하까지를나타내는데, X값이영일때 Y축의값은당해연도의최대부하를나타내며, X값이 1(8760) 일때, Y값은당해연도의최소부하를의미한다. 정의에의하여이함수는단조감소함수 (Monotonous Decreasing Function) 가된다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 133

157 [ 그림 5-2] 부하지속곡선과실시간부하곡선의예 자료 : IAEA(2006). LOADSY 모형은다음과같은곡선을푸리에급수로표현하고, 왼 쪽부분의전도된부하지속곡선을등가부하지속곡선으로사용한다. [ 그림 5-3] 전도된부하지속곡선과푸리에급수의주기 자료 : IAEA(2006). 134

158 기존설비모형 (Fixed System Module) 은계획기간초기의기존발전기에관한정보, 계획기간동안건설계획이확정되거나건설중인발전기에관한정보 ( 건설및철거시기 ) 를입력시키는프로그램이다. 이모듈에서는각발전기를발전형식별로분류하고, 용량 (MW), 대수, 연료비, 열소비율 (Heat Rate), 고장정지율 (Forced Outage Rate), 보수기간등을입력한다. 계획기간은몇개의단계로나누어지며각단계는 1년에해당된다. 사용자는다시하나의단계를편의상 12기간까지구분할수있다. 여기에서의구분을기간 (period) 이라하며이것은운전비계산을위한가장기본적인단위이다. 또기간의수는부하의형태, 수력발전기특성, 각발전기의보수계획이고려될수있도록선택되어야한다. 대상기간의초기에존재하는발전기는이프로그램에서입력되며최대 200 개의발전기를대상으로할수있다. 취급가능한발전기의형식은원자력발전, 화력발전, 가스터빈, 수력발전, 양수발전등이다. 가. 화력발전기의취급화력발전기는사용되는연료별로나누어진다. 확률적운전비계산모듈 (MERSIM) 에서순동예비력을고려한운전을모의하기위하여화력발전기의용량을기저부분 (Base Block) 과부하추종부분 (Load Following Block) 으로구분하여고려한다. 일반적으로기저부하용발전기및중간부하담당용발전기는두개의부분으로표시되며, 첨두부하용발전기는 1개로표시된다. 각부분별로열소비율이결정되어야하는데 BHRT는기저부하에해당되는열소비율이며, CRMHRT는부하추종부분에서의평균증분열소비율 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 135

159 (Average Incremental Heat Rate) 이다. 또입력자료로서 MAINCL(maintenance class) 은보수계획의적용을위하여 MERSIM에서사용되는발전기의용량으로 WASP에서는최대 7개의보수등급 (maintenance class) 의사용을권장하고있다. 비슷한용량의발전기들은같은보수등급으로취급하는것이이상적이다. 나. 수력발전기의취급수력발전기는분기별로발전량의제약이있어각발전기별로시뮬레이션하는것이이론상어려우므로모든수력발전기를 1개의가상적인발전기로묶어서취급한다. 만약 1개이상의수력발전기가존재하면이들은통합되어 1개의수력발전기로취급된다. 다. 양수발전기의취급 WASP는 1개의양수발전기만을취급한다. 계획연도초기에여러개의양수발전기가있다면, 이들을합하여하나의양수발전기로정의하여야한다. 라. 기존발전기의철거및신설이미확정된신규발전기의신설및기존발전기의철거에관한자료는 FIXSYS에입력된다. 화력발전기에대해서는사용자가철거또는신설될발전기대수, 해당연도등만을명시해주면된다. 발전기의신설및철거는매연도초기에발생하는것으로가정한다. VARSYS(Variable System) 모형은발전설비확장계획의후보발전 136

160 기에대한입력자료를작성하는프로그램이다. 후보발전기의입력자료는 FIXSYS의입력자료와같다. 각종후보발전기 ( 후보종류는 20개가최대 ) 에관한자료는비록각종후보의자료가 FIXSYS에입력된자료와같더라도모두입력되어야한다. 만약수력발전기및양수발전기와같은후보발전기가추가되면, 이들은기존합성발전기와합쳐져서하나의발전기로취급된다. 수력발전기및양수발전기는다른발전형식보다에너지및출력에제약을받으므로각발전기별로용량의계절별지수및발전량의계절별지수를명시해주어야한다. 만약수력발전기및양수발전기가후보발전기로서이용된다면각후보발전기의전체개수는 20개이다. 수력프로젝트및양수프로젝트의투입시기는최적화프로그램에의하여결정될수있는데정해진순서내에서계획에고려되어야한다. 최소비용에의한발전설비확장계획을찾기위하여이들프로젝트의건설순위는변동될수없다. 다만특정연도에계획된수력프로젝트는그경제성비교에서열등하면특정연도이후의연도로연기될수는있으나앞당겨질수는없다. VARSYS에서정의된후보발전기는최적화프로그램에의하여일단채택되면계획기간중에는폐지될수가없다. 일반적으로발전기의수명은 30년이상이고, 계획기간은 10~20년이므로, 이러한제약은발전기의수명에문제되지않는다. 계획기간의종료연도에서발전기의수명이남아있으면이부분에대한투자비는잔존가치로회수되는것으로한다. 이상의 LOADSY, FIXSYS, VARSYS는서로독립적이므로실행순서에상관이없다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 137

161 CONGEN(Expansion Configuration Generator Program) 모듈은대상기간중연도별, 후보발전기별로존재대수를나타내는후보발전기조합을작성하여, MERSIM의입력자료로사용하는자료를작성하는하는프로그램이다. MERSIM은기존발전설비와 expansion state에서주어진후보발전기를합하여운전비용및신뢰도를계산한다. WASP의사용자는후보발전기조합 (configuration 또는 expansion state) 의개수를연도별로조절하여동적계획법을이용하여야한다. < 표 5-1> 후보발전기조합의예 용량 (MW) 용량별가능한조합 B B B B B B B B B B B B B B B B B B B B B B B + P B + 2P B + 3P B + 4P B + 5P B + 6P B + 7P B + 8P B + 9P B + 10P B + 11P B + 12P B + 13P B + 14P B + 15P B + 16P B + 17P B + 18P B + 19P B + 20P B + C B + C + P B + C + 2P B + C + 3P B + C + 4P B + C + 5P B + C + 6P B + C + 7P B + C + 8P B + C + 9P B + C + 10P B + C + 11P B + C + 12P B + C + 13P B + C + 14P B + C + 15P B+2C B+2C+P B+2C+2P B+2C+3P B+2C+4P B+2C+5P B+2C+6P B+2C+7P B+2C+8P B+2C+9P B+2C+10P B+N B+N+P B+N+2P B+N+3P B+N+4P B+N+5P B+N+6P B+N+7P B+N+8P B+N+9P B+N+10P B+3C B+3V+P B+3V+2P B+3V+3P B+3V+4P B+3V+5P B+C+N B+C+N+P B+C+N+2P B+C+N+3P B+C+N+4P B+C+N+5P B+4C B+2C+N B+2N 자료 : 노동석 (2011). 138

162 후보발전기조합 (configuration) 의예를들면다음과같다. FIXSYS 에서만들어진기존발전설비용량을 B(MW) 라하고, VARSYS에정의된후보발전기로서 1000MW 원자력 (N), 500MW 석탄화력 (C), 100MW 가스터빈 (P) 이있다고하자. 다음표에는 B(MW) 와 (B )MW 사이의 74개의가능한조합이열거되어있다. 만약더많은예비력또는더많은후보발전기가고려된다면가능한조합의수는그에상응하여증가할것이다. 만약위표에서가능한시설용량범위를 B+500과 B+1500으로정하면가능한상태의수는 74에서 36으로줄어든다. 또한사용자는한연도에있어서어떤종류의후보발전기의존재대수를제한하여 configuration의수를줄일수있다. 이것은 tunnel" 이라는입력자료를지정함으로써가능하다. 일반적으로필요한부하를만족시키는데있어발전계통의신뢰도 (LOLP) 는각발전기의용량및고장정지율의함수이다. 각발전기의크기및고장정지율을감안한계통신뢰도의평가는추후에행하여지나미리연도별후보발전기조합의숫자를제한하기위하여 CONGEN 프로그램에서사용자가최소및최대예비율을지정하도록하고있다. CONGEN 프로그램사용자는예비율이가장낮은기간 (critical period, 예 : 최대부하가발생하는 period) 의예비율상한에제한을주어야한다. 이것은어떤연도의가능한건설계획을위한후보발전기조합을결정하는데있어서의제약조건이된다. 이제약조건에서벗어나는조합들은 CONGEN 프로그램에서제외된다. 최적화프로그램 (DYNPRO) 의결과는 CONGEN의자료를조정하고반복시뮬레이션과정을통해최적해를구할수있도록한다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 139

163 또한, 사용자가첨두부하용발전기네대이하, 석탄화력두대이하, 원자력한대이하로존재대수를유지하는것이바람직하다고생각하면이에대한제약조건을줄수있으며, 이경우에 CONGEN 프로그램에서는이범위를벗어나는조합은제외한다. 사용자는또한후보발전기별발전기의존재대수를지정할수있다. 만약사용자가석탄화력을꼭건설하여야한다면, 석탄화력이들어있지않은후보발전기조합은불가능한조합으로만들어제외할수있다. 요약하면, CONGEN 프로그램은최적화프로그램에서대상으로삼아야할후보발전기조합들에대하여사용자로하여금제약을가할수있도록하고있다. 이러한제약을가함으로써확률적시뮬레이션에의한계산량을줄이고발전설비확장계획에있어서타당하지않는상태 (state) 를제외할수있도록하고있다. WASP 최적해는검토대상설비조합가운데존재해야하므로결국하한치와상한치사이의존재대수가 WASP 최적경로를포함하도록입력하여야한다. 만약, 작성된후보발전기조합가운데 WASP 최적경로가포함되지않았을때 WASP에서는마지막실행모듈인 DYNPRO 결과에서 tunnel 값을상향또는하향조정하라는메시지를생성한다. 이메시지에따라 WASP 운용자는입력자료를수정하여메시지가더이상발생되지않을때까지반복하여수정실행하여야한다. MERSIM(Merge and Simulate Module) 의주요기능은 CONGEN에서만들어진연도별후보발전기조합에대하여운전비및공급신뢰도 (LOLP : Loss of Load Probability) 를계산하는프로그램이다. 운전비계산에앞서서, 각기간 (period) 별로발전기예방정비용량을구하기위해서는보수계획이사전에마련되어야한다. 발전기예방정 140

164 비계획은비용계산에영향을미치므로무시할수없다. 그리고 MERSIM에서는이전의 WASP 모듈 (LOADSY, FIXSYS, VARSYS, CONGEN) 에서작성된파일들을읽어확률적시뮬레이션을하기위한자료를작성한다. 확률적시뮬레이션이란부하지속곡선을이용하여발전기별발전량및이에따른연료소요량및연료비를계산하는것인데, 이때각발전기의확률적고장정지를고려하여계산한다. 그리고그결과로서 LOLP가산출되는데, 이값을이용하여각후보조합이기준신뢰도 (After Maintenance LOLP) 를만족할수있는지의여부를판정할수있게하여주며 LOLP를만족하지못하는후보발전기조합은 DYNPRO 최적화모형에서제외된다. [ 그림 5-4] 상태의구성과가능경로 자료 : 노동석 (2011). 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 141

165 최적화프로그램 (DYNPRO: Dynamic Programming Optimization Program) 의목적은최적발전설비확장계획을찾아내는것이다. 최적계획이란계획대상기간동안에걸쳐, 각연도별로요구되는공급신뢰도 (LOLP) 를만족하며, 연도별투자비와운전비의현가의합이최소가되는계획을뜻한다. 이러한최적건설계획을찾는데에는 R. Bellman 의최적성의원리에의한동적계획법이이용된다. 동적계획법의최적화과정을다음과같은세개의단계 (stage) 로구성한간단한예로써설명한다. 그림에서단계는연도를의미하며각단계에서고려가능한 state 수는다수가존재할수있다. 위그림에서마지막단계 (stage 3) 의각 state에이르는최적경로를알아보자. 단계 3의각 state에이르는비용은단계 2까지의비용에단계 2에서단계 3에이르는경로비용을합하면된다. 즉, 여기에서 t는 stage t를, t-1은 stage t-1을의미하며, k는 stage t에서의특정 state를, j는 stage t-1에서의특정 state를의미한다. 그리고 Xk(t) 는 stage t에서의 state k의총비용을, Xj(t-1) 은 stage t-1에서의 state j의총비용을각각의미하며, Di(t) 는 stage t-1에서 stage t에이르는경로 i의비용을나타낸다. 마지막단계인 가 3인경우를보자. 은단계 3의 state k에이르는총비용이고, 는단계 2의 state j까지의비용이며, 는단계 2에서단계 3에이르는경로 의비용이다. 만약, 단 142

166 계 2의각 state에이르는최적경로및비용을알고있다면, 최종목표인단계 3에이르는최적경로및비용은 가운데비용이최소인 state를선정하고, 경로를역으로추적하면된다. 한편, 단계 2의각 state에이르는최적경로및비용은단계 1의각 state의비용및경로비용을알고있다면, 위식으로부터최소비용의 state와이에따른최적경로를바로알수있다. 이와같은방식으로마지막단계에서최초의단계까지추적해나가면초기조건및각경로비용만으로최종단계까지의최적경로와비용을결정해나갈수있다. 발전설비확장계획에있어서각경로를추적하는데고려되는비용은새로운 state까지도착하는데필요한후보발전기의발전기건설비및발전계통운전비의현가합계이다. 발전기건설비를제외한각비용등에대한정보는 DYNPRO 이전의모든모듈에서계산하여제공하여준다. 즉, 초기상태 (initial state) 는 FIXSYS 프로그램에서정의되고, 초기상태이후의 state 및각의사결정의제약조건은 CONGEN 모듈에서정의되며, 각 state에해당하는운영비는 MERSIM 모듈에서계산된다. DYNPRO를통하여얻어진제약하의최적해는최적경로가 CONGEN 의경계선 (tunnel boundary) 에있는가를알아보아야한다. 만약경계선에있을경우에는 CONGEN 프로그램에서의제약조건을수정하거나존재대수를변경하여야한다. CONGEN의입력을수정하게되면다시 DYNPRO를통하여최적화과정을반복하여찾게되는데, 이러한과정을반복하여 (DYNPRO에서산출한최적경로가 CONGEN에서설정한경계선상에서벗어날때까지이러한과정을반복 ) 최적해를찾게된다. 다음표는지금까지설명한 WASP 각모듈의기능에대하여간단히요약한것이다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 143

167 < 표 5-2> WASP 모형의모듈 구분내용 모듈1: LOADSY (Load System Description) 모듈2: FIXSYS (Fixed System Description) 모듈3: VARSYS (Variable System Description) 모듈4: CONGEN (Configuration Generator) 모듈5: MERSIM (Merge and Simulate) 모듈6: DYNPRO (Dynamic Program-ming Optimization) 모듈7: REPROBAT (Report Writer Code) 대상기간동안의발전시스템에대한분기별최대부하와부하지속곡선의정보를처리 각기간의부하특성을 5차다항식으로표시된부하지속곡선에의해처리 기존발전시스템과이미확정된건설계획이나, 진행중인건설계획또는폐지계획에대한정보를처리 후보발전기로고려될발전기들에대한정보를처리 Fixed 시스템과함께부하를만족시키면서제약조건에맞는매년가능한신규후보발전기조합을구성 CONGEN 에서주어진모든후보안의계통신뢰도와운영비계산 ( 확률적시뮬레이션이용 ) 이모듈은발전기투입순서를계산하고전에계산된모든후보안의결과를보관 주어진건설비와경제변수, 신뢰도기준에따라계산된운영비등을기초로해서최적발전기건설계획을결정 최소비용의계획과최적혹은최적에가까운발전설비확장계획에대하여부분적혹은총괄적으로요약된보고서형태로작성 자료 : IAEA(2006). 144

168 < 표 5-3> WASP 모형의주요입력변수 변수단위비고 수요예측 ( 최대수요, 전력사용량 ) MW GWh 연도별각분기의부하지속곡선형태, 최대수요, 전력사용량 할인율 % 발전설비확장계획대안간의현가를비교하기위한수치 공급신뢰도기준 (LOLP) Hour/ 년 연간긴급대책을취해야할시간의기대치 정책적으로결정해야할사항으로적정예비력의결정에이용됨 건설비 $/kw 준공시점의금액 연료비 /106kcal 핵연료주기비, B.C. 유, 유연탄, LNG 등의가격 ( 수송비, 보험료, 제세금포함 ) 운전유지비 $/kw- 월, $/MWh 고정운전유지비와변동운전유지비로구분함 열소비율 (Heat Rate) 고장정지율 (FOR) 보수일수 kcal/kwh % 일 1 kwh 를생산하는데소요되는열량 미래어떤기간동안에고장으로정지해있을확률 발전량, LOLP 계산, 운전비, 적정예비력규모에도영향을미침 발전기의성능유지를위한계획보수기간 발전량, LOLP 계산에영향을미침, 따라서운전비, 적정예비력의규모에영향을미침 자료 : IAEA(2006). 3. 동적계획법 WASP 에있어서는대상기간을 stage 별로분할하되각각의 stage 는 1 년으로정의하고, stage 는후보발전기의조합을나타내는 state 들로 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 145

169 구성된다. 한 stage의 state에서다음 stage의 state로넘어갈때의 state 의차이는어떤후보발전기를건설할것인가를결정하며, 이러한판단은계획에포함된모든후보발전기에대하여행한다. 벡터 (vector) D(t) 가 stage(t-1) 와 stage t 사이의의사결정을나타낸다고하자. 후보발전기를추가하려는결정은계통의발전기들의조합을변경시킨다. X(t) 가 stage t 에있어서계통의 state를나타낸다고하자. stage t 에있어서상태변수의값 X(t) 는 stage(t-1) 의상태변수 X(t-1) 와 stage(t-1) 및 stage t 사이의의사결정 D(t) 로결정된다. 즉, 위의식을축차모형 (recursive model) 을이용하여표시하면, 다음과 같이된다. 여기에서 X(0) 는계통구성의초기상태, 즉계획첫번째연도의발전설비용량을나타낸다. 이식에의하면 stage t 에있어서계통의 state는 FIXSYS에정의된계통구성의초기상태와 stage t 이전의모든 state에서결정된의사결정을합한것과같다는것을의미한다. 계획기간에대한연도별의사결정의조합이하나의발전설비확장계획안이된다. 하나의발전설비확장계획은다른계획안과연도별투자비와운전비가서로다르므로연도별로 cashflow가다른경우에좋고나쁨을평가하기위해서는할인율로현가를해비교하는것이화폐의시 146

170 간적가치를고려하는가정보편적방법이다. 어떤 stage t의특정한 state에대한목적함수는 stage t 이전에만들어진의사결정들의함수이다. 그러므로목적함수는다음식과같이표시된다. 여기서, L(X): stage t에서 stage X 에도달하기위한목적함수의값 Cj: stage(j-1) 와 stage j 사이의의사결정으로발생되는발전기의건설비의현재가치 ( 잔존가치제외 ) Oj: stage j에있어서의운전비용의현재가치 state X(0) 에서 state X(t) 에도달할수있는가능한의사결정은여러개가있다. 그러므로 stage t에있어서 state X(t) 에도달하기위한목적함수의값을최소화시키는어떤특정한경로를찾는것이필요하다. Larson(State Increment Dynamic Programming) 이제시한예를들어최적성원리를설명하면다음과같다. 점 A와점 C 사이의실선이최적경로라고하자. 또점 B를최적궤도상에있는점이라고하자. 점 A와점 B 사이의실선부분도역시 A와 B 사이의최적경로이어야한다. 만약그렇지않다면실선보다비용이덜드는다른경로가점 A와점 B 사이에존재할것이다. 점선부분이다른 path라고하여보면, 이점선은처음의가정을위반한다. 왜냐하면 A부터 C까지의최소경비경로는 A-B-C 의실선이아니라 A와 B 사이의점선과 B와 C 사이의실선으로이어지기때문이다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 147

171 [ 그림 5-5] 최적성원리의설명 자료 : 노동석 (2011). A와 C 사이의최적경로를구하기위하여우리는최적화원리를이용하여각 stage의모든 state에대해서최적경로를찾아가면된다. 구하고자하는 state까지의최적궤도상에놓여있는앞부분 stage의 state 들을연결하여야한다. stage j의어떤 state의최적경로를찾기위해서는 stage(j-1) 의모든 state에대한최적경로와이들각각의목적함수및여기에서 stage j의구하고자하는 state까지이르는데필요한비용을알면된다. 이와같은원리를순차적으로적용하면우리는어떠한 stage의 state 에대해서도최적경로를구할수있다. 대상기간전체의최적은대상완료연도의최소의목적함수값을갖는 state에서출발하여초기상태에이르기까지역으로거슬러올라가면최적경로가정해진다. 이방법을 WASP 모형에의한간단한예를들어적용하면다음그림과같다. 148

172 [ 그림 5-6] WASP 에서의 state 정보 자료 : IAEA(2006). WASP의최적화모듈인 DYNPRO 이전의모든모듈은최적화작업에필요한모든정보를제공하여주는것이라말할수있다. 초기상태는 FIXSYS 프로그램에서정의된다. 초기상태이후의 state 및각의사결정의제한조건은 CONGEN에서정의된다. 또한각 state에해당하는운전비는 MERSIM 모듈에서계산된다. 목적함수는건설비와운전비의합으로정의되었다. 모든비용은현재가치이며계획연도가경과함에따라물가상승률이적용될수도있다. 현가환산율과물가상승률은다음식과같이 1개의복합률 (composite ratio) 로표시된다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 149

173 여기에서 : 계획연도 j, 후보발전기 k 에대한현가환산및물가상승의 복합률 : k 번째후보에대한물가상승률 (escalation factor) : k 번째후보에대한현가환산율 (discount rate) n : 현가환산기준연도부터의연도의수 p : 물가상승률계산기준연도부터의연도의수 각후보발전기에대한준공및투자비는연도초에발생한다고가정하고있다. 후보발전기의형식별로다른할인율이적용될수도있다. 외자부분에대한영향력을감안하여환율에가중치를적용하여계산할수도있다. 그러므로 (j-1) 번째와 j 번째연도사이의의사결정에대한투자비는다음식과같이정의된다. 여기서 K : 년도 j 의투자비지출의현재가치 : 후보발전기의 index : 후보발전기 k 를 j 년도에건설하는데필요한내자복합률 150

174 : 후보발전기 k 를 j 년도에건설하는데필요한외자복합률 : 기준연도에서후보발전기 k 의내자분건설단가 ($/kw) : 기준연도에서후보발전기 k 의외자분건설단가 ($/kw) : 년도 j 의외자지불에대한가중치 : 후보발전기 k 의용량 MW : 년도 j 초기에운전을시작하는후보발전기 k 의수 계획기간중에신설되는발전기들은계획기간이끝난후에도계속 이용가능하므로어떤발전기가준공되면잔존가치가계산된다. 이것 은다음식과같이계산된다. n : 년도 j에서건설되는모든발전기의목적함수 (objective function) 에기여하는잔존가치 (salvage value) : 기준년도에서계획연도말까지의연수 : j연도에서운전을시작하는후보발전기 k의모든발전기의잔존가치 (salvage value) : 할인율 (discount rate) 잔존가치는다음과같은선형감가상각방법 (linear depreciation) 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 151

175 : 후보발전기의경제적수명 ( 년 ) : 계획대상기간에포함된기간 ( 년 ) 을이용하거나또는다음과같은감채기금감가상각 (sinking fund depreciation) 법에의할수도있다. 여기에서 : 투자비지출의할인율 특정연도의총비용은각연료별발전비용을합하여계산된다. 연료종류별로상이한물가상승률을적용할수있으며연료비를국내외분으로각각구분할수도있다. 모든운전비는해당연도의중간시점에서지불되는것으로한다. 운전비를현가로환산하기위하여물가상승률과할인율을고려하여다음과같은하나의복합률 (Qi,j) 을작성할수있다. 152

176 연료종류 의물가상승률 연료종류 의할인율 연료가격은연도의중간에는변화하지않고연도별로일정률로변 화한다고가정한다. 그러므로년도 j 의운전비 Qj 는다음과같다. 여기에서 : 국내연료비에적용되는복합률 : 연료종류 의국내분연료비 : 연료종류 로운전되는발전기의연료비를제외한운전비 : 국외연료비에적용되는복합률 : j년도에서의외자에대한가중치 : 연료종류 의외자분연료비 따라서 state X(t) 에대응되는총목적함수는다음과같이산출된다. 최적발전설비확장계획의목적함수는마지막 stage 에서산출된최소 의 L(x) 이다. 사용자는이렇게하여나온해답 ( 제약하의최적해 ) 을 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 153

177 검토하고다음수행을위하여 CONGEN 의제약조건을수정하게된다. 이와같은해를검토수정하여수행을몇번더하면최적해에도달 하게된다. 154

178 [ 그림 5-7] 제한조건하에서최적화과정 10 9 발 8 전기 7 대수 X X X = 최적해 (optimal solution) X X 상한조건 (upper limit) 하한조건 X X X (lower limit) 1 X X 년도 자료 : IAEA(2006). 발전설비확장계획을위한주요입력변수로는전력수요예측치, 건설단가, 연료비, 할인율, 물가상승률등의경제변수와발전기의용량, 고장정지율, 예방정비일수, 운전유지비, 발전기열소비율등기술적변수및신뢰도기준 (LOLP) 등이있다. 이러한입력자료는최적화과 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 155

179 정에영향을주는변수들로서이들의변화에따라모형으로부터도출되는연도별발전기구성이크게달라진다. 따라서합리적인계획안의도출을위해서는그모형이요구하는입력자료에대한정확한해석과더불어입력자료에대한민감도분석 (Sensitivity Analysis) 이필요하다. 예를들어후보발전기별건설단가는직접적인투자비를의미하는데, WASP에서는계획초기연도의불변가격으로표시된연도별투자비를실질할인율 (real discount rate) 을이용하여준공시점의금액으로환산한후그합계액을총건설비로평가한다. 이방법은동적계획법을이용하기위한것이다. 4. 제 2 차에너지기본계획원전비중을고려한전원구성안 가. 모형입력자료 1) 발전소폐지계획 2024년까지울산, 인천화력등 30기, 총 8,123MW의폐지계획을반영하였다. 구체적으로는다음 < 표 5-4> 에서확인할수있다. 가장많은용량의발전설비가폐지되는해는 2014년이다. 울산화력 1,2,3호기, 영남화력 1,2호기와인천화력 1,2호기, 포스코파워 1호기가폐지되면서 1,950MW의용량이줄어들게된다. 연료별로는유류와 LNG 를이용하는발전설비의폐지가두드러지게나타나고있다. 156

180 구분유연탄무연탄유류 LNG 합계 (MW) 울산 #1~3 (600) 영남 #1,2 (400) 서천 #1,2 (400) < 표 5-4> 연도별폐지계획 인천 #1,2 (500) 포스크파워 #1 (450) 포스크파워 #2 (450) 서울 #4,5 (388) 1, 제주 GT (55) 평택복합 (480) 자료 : 지식경제부, 울산 #4~6 (1,200) 평택 #1~4 (1,400) 서인천복합 #1~8 (1,800) 1,200 1,800 1,400 합계 8,123 2) 발전소건설비 본연구에서고려하는후보발전소들은 LNG 복합 400, 800MW, 석탄 500, 800, 1000MW, 원자력 1400, 1500MW 등모두 7 개이다. 건설비는 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 157

181 순공사비 (overnight cost) 와건설이자 (IDC, interest during construction) 로구성되어있다. 본연구에서입력한발전소건설비는 6차전력수급계획자료이다. LNG복합의발전소건설비가 5차계획대비약 30% 로크게증가하였는데, 신규후보전원으로선정된 LNG복합 400MW, 800MW가신기술적용으로기존후보전원보다건설비가대폭증가하였기때문이다. 3) 전원별연료비연료비는발전소의보일러직전까지에소요된모든비용을포함한다. 원자력의경우선행핵주기과정에서발생한비용을, 화력발전의경우는연료도입비용과조세및부과금등의비용이포함된다. 6차전력수급계획에서이용된연료비는국제에너지가격의변동이반영되어 5차계획에비해원전경수로의경우 15.8%, 유연탄의경우 3.4% 증가하였다. 4) 기타입력자료기타입력자료는발전소의열소비율, 사고율, 보수일수등주로발전소의기술적특성자료들이다. 열소비율은 1kWh의전기를생산하기위해발전소별로투입되어야하는열량을말한다. 열소비율은발전효율을표현하는다른형태이다. 열소비율을포함하여사고율, 보수일수등은전력거래소의최근자료에준거하였다. 158

182 나. 모형운용전제 1) 전력수요전제본연구의모형운용전제인기준수요와목표수요를살펴보면다음과같다. 먼저기준수요는현수급여건이지속될경우예상되는전력수요를의미하며, 목표수요는수요관리강화, 에너지사용효율개선, 전기요금체계합리화등추가대책을통해전력수요를하향시킨수요이다. < 표 5-5> 에서보다시피 2010~2035년간기준수요에는전력소비량이연간 2.56% 의성장률을보이고, 최대전력이 2.77% 의성장률을나타내고있다. 그러나수요관리를통해목표수요에서는전력소비량이연간 1.91% 성장하고, 최대전력은연간 2.12% 성장하는데그친다. < 표 5-5> 전력수요전제 기준수요 (A) 구분 평균증가율 (%) ( ) 전력소비량 (GWh) 434, , , , 최대전력 (MW) 71,308 98, , , 수요관리 (B) 구분 소비절감량 (GWh) - 48,285 97, ,019 - 최대전력 (MW) - 4,978 16,688 20,761 - 목표수요 (A-B) 구분 평균증가율 (%) 전력소비량 (GWh) 434, , , , 최대전력 (MW) 71,308 93, , , 자료 : 제2차에너지기본계획논의자료 ( ). 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 159

183 2) 전원별전제전반적으로 2013년부터 2027년까지신재생에너지를제외한전원은제6차전력수급기본계획의내용을반영하였다. 정부는 2013년 12월 11일제2차에너지기본계획공청회에서온실가스감축, 산업경쟁력, 에너지안보등을종합적으로검토하여 2035년의원전비중을총발전설비용량의 29%, 신재생에너지비중은총에너지에서 11% 를제시하였다. 본연구에서는이비중안을원전과신재생비중으로설정하여전원구성을검토한다. 그리고원전계속운전기간을평균 10년으로설정하였다. 계속운전 10년 1회시 2035년까지폐쇄되어야할원전설비용량은 4,766MW이다. 신재생에너지의피크기여도는제6차전력수급계획의피크기여도를적용하였다. 가스발전은수도권전력수급을고려하여 2028~2035년간 2,400MW 를추가건설하는것으로설정하였다. 석탄발전은전원계획모형운용을통해최적화한다. 석유, 양수, 집단에너지설비는제6차전력수급계획과동일하게적용하였고, 2028~2035년간은전원계획모형으로최적화한다. 전원구성에있어서일부전원에대해사전반영이불가피한이유는다음과같다. WASP- 에서도아직은신재생설비에대한시뮬레이션이불가능하다는기술적한계점이있다. 따라서신재생발전은부하곡선을수정하는등의모형운용이전의작업을필요로한다. 이러한사전작업에는신재생목표발전량과신재생발전의피크기여도등이활용되었다. 원전의경우타전원에비해막대한건설비소요, 긴건설공기, 부지확보의어려움등으로인해발전소건설제약이가장심한전원이다. WASP을통해신규원전기수를도출한다면원전의낮은발전단가로인해현실적으로건설할수있는기수보다과다계산될가능 160

184 성이높다. 가스발전은원전과반대로높은발전단가로인해최적해에서제외될가능성이높다. 경제성기준으로만본다면최소비용의전원구성이바람직하겠지만, 인구가밀집되어있는수도권의경우석탄발전소건설이용이치않기때문에온실가스배출이적은가스발전의도입이요구된다. 이에가스발전은 WASP 최적해와별도로신규용량을반영한것이다. 3) 온실가스배출계수및공급신뢰도기준온실가스배출계수는온실가스감축마스터플랜배출계수를적용한다. 화석연료중에서는무연탄의배출계수가가장높고, LNG의배출계수가가장낮다. < 표 5-6> 온실가스배출계수 ( 단위 : CO 톤 / 천toe) 유연탄 무연탄 석유 LNG 3, , , , 마지막으로설비규모에있어공급신뢰도기준 (LOLP) 는 0.3 일 / 년, 설비예비율은 22% 를만족하는비용최소화계획을도출한다. 다. 모형운용결과전체발전설비용량은 2010년 76,078MW에서 2035년 147,259MW 로약 93.6% 가확대된다. 2035년기준예비율은 22.2% 수준이된다. 전원별비중으로본다면석탄과가스발전은 2020년이후다소감소한반면, 원전과신재생용량비중이지속증가한다. 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 161

185 구분원자력석탄가스신재생 * 기타계 ,716 (23.3) 29,529 (23.2) 40,650 (28.7) 43,150 (29.3) 24,205 (31.8) 44,395 (34.8) 48,395 (34.2) 50,195 (34.1) * 신재생전원은피크기여용량적용 < 표 5-7> 발전설비용량과비중 22,405 (29.5) 39,615 (31.1) 39,415 (27.8) 40,215 (27.3) 1,749 (2.3) 5,407 (4.2) 7,254 (5.1) 7,813 (5.3) 10,003 (7.3) 8,486 (6.7) 5,886 (4.2) 5,886 (4.0) ( 단위 : MW,%) 76, , , ,259 발전량에서는 2010 년 474,661GWh 에서 2035 년 759,337GWh 로약 60% 가증가한다. 전원별비중차원에서는신재생발전의비중증가가 두드러지고, 원전비중역시석탄, 가스발전이나기타전원에비해크 게증가한다. 석탄발전량은 2010 년 42% 에서 2035 년 33% 로줄어들 고, 가스발전은 2010 년 22.1% 에서 2035 년 9.0% 로감소된다. 신재생 과원전발전량이석탄과가스발전량을대체해간다. 구분원자력석탄가스신재생기타계 ,596 (31.3) 224,495 (36.5) 307,495 (42.3) 325,759 (42.9) < 표 5-8> 발전량과비중 199,131 (42.0) 232,738 (37.8) 246,884 (34.0) 250,217 (33.0) 105,110 (22.1) 91,274 (14.8) 75,300 (10.4) 67,984 (9.0) 4,478 (0.9) 57,688 (9.4) 92,248 (12.7) 111,625 (14.7) 17,346 (3.7) 9,264 (1.5) 4,239 (0.6) 3,714 (0.5) ( 단위 : GWh, %) 474, , , ,

186 온실가스배출량은 2010년 213백만톤에서 2020년 228백만톤으로약 7% 증가하며, 2035년에도온실가스배출량은 2020년수준과크게다르지않다. 2035년온실가스배출량이 2020년과차이가나타나지않는것은전력수요가증가함에도불구하고원전과신재생발전량이증가하는전력수요를충족해가기때문이다. 연도 CO 2 배출량 ( 백만톤 ) < 표 5-9> 온실가스배출량 ( 단위 : 백만톤 CO 2) 제 5 장에너지 전력수급시나리오별전원구성모형 163

187

188 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 1. 전력시장모의 (Simulation) 전산모형 M-Core 41) M-Core 는국내에서개발된최초의전력시장시뮬레이터이다. 1 년 이상의장기및 1 일이상의단기전력시장모의를수행할수있다. 국 내전력시장시스템을최대한반영하여설계되었기때문에가격결정 발전계획과운영발전계획모두수행이가능하다. 전력시장시뮬레이 터는시간대별, 월별, 연도별전력시장가격 (SMP, System Marginal Price), 발전기별발전량, 발전기별정산과그외다양한정보를전력 시장모의를통해도출할수있다. 또한수요반응 (DR, Demand Response) 이나분산전원 (DG, Distributed Generation) 에대한모의기 능을수행할수있다. 더불어이산화탄소 (CO2) 비용이발전비용에반 영되어, CO2 발생량도산출할수있어향후신재생에너지와환경문제 를검토할수있는기초분석자료도제공가능하다. M-Core 는장기와단기에모두에대해모의가가능한데, 단기모의엔진 에는 MIP(Mixed Integer Programming) 기법이적용되었고, 장기엔진에 는 SUDP(Single Unit Dynamic Programming) 기법이적용되었다 42). 41) 장인의공간 (2011), M-core 사용자설명서 v1.3 / 장인의공간 (2011), 발전계획과전력시장모의기법발표자료 / 김형태외 ( ), SUDP 알고리즘을이용한 SMP 예측에관한연구, 2012 년도대한전기학회전력기술부문회추계학술대회논문집의내용을바탕으로정리하였다. 42) 현재전력거래소및한국전력공사 ( 주 ) 가 MIX 기법을적용한단기모의를수행하고있으며, 에너지경제연구원은중 장기전력시장영향분석을위해장기엔진을주로활용하고있다. 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 165

189 본연구는 1년혹은그이상의중 장기에대한전력시장모의를필요로하므로장기엔진에초점을맞추고자한다. SUDP 알고리즘은 LR(Lagrangian Relaxation) 기법과 DP(Dynamic Programming) 기법을혼합한방법론이다. LR기법은개별발전기모델링에적용하여주어진제약조건하에서목적함수, 즉비용을최소화하는해를찾고, 비용을최소화하는시간대별발전기의기동과정지의최적화를 DP기법을이용하여수행하게된다 ( 김형태외, ). SUDP기법을활용하면발전기들의기술적특성을고려하여신속한최적화수행이가능할뿐만아니라송전제약의고려및수력 양수등의최적화도수행이가능하다. 또한월간단위의에너지제약 ( 여러개의 LNG복합발전기를묶어서월간연료사용량을제약 ) 도수행가능하다. 다음의 < 그림 6-1> 과 < 그림 6-2> 는각각 M-Core의구조와장기엔진인 SUDP에대한개략적인내용을보여주고있다. [ 그림 6-1] M-Core 의구조 자료 : 장인의공간내부자료 ( ), M-Core 전산모형설명발표자료 166

190 [ 그림 6-2] M-Core 장기엔진 SUDP 개념및알고리즘 자료 : 장인의공간내부자료 ( ), M-Core 전산모형설명발표자료 SUDP 알고리즘은 5단계로구성되어있다. 1단계에서는기동된발전설비용량과전력수요를비교하여임시전력시장가격을설정하게되는데, 임시시장가격은만약전력수요가기동된발전기들의설비용량보다크다면한계발전기단가를 1,000으로설정한다. 그다음 2단계에서는앞서구한임시시장가격을이용하여발전기들의우선순위별로 SUDP를수행하게된다. 이때기동된설비용량이전력수요를넘어서면 1단계에서임의로설정한시장가격을변경시켜준다. 3단계에서는공급예비력및송전제약을고려하여적정설비가기동될때까지 SUDP를수행하게되는데, 만약적정한설비가기동되지않는경우추가설비가진입할수있도록신호를수정하고 SUDP를재수행하게 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 167

191 된다. 4단계에서는연료제약이적정범위내에서적절히처리되었는지확인하는과정을거치게되는데, 만약적정범위를벗어난경우발전기들의기동을조절하고 SUDP를재수행하게된다. 마지막단계인 5단계에서는켜진발전기중에서 Off가가능한발전기들을찾아서보다효율적인기동정지가되도록재조정하게된다. M-Core 장기엔진인 SUDP 알고리즘에대한설명은김형태외 ( ) 의논문에서상세하게기술하고있어본연구에서는이내용을인용하여 SUDP 알고리즘에대해간략히서술하기로한다. LR기법은대규모전력계통에대한발전기기동정지계획모의에주로이용되고있는데, 여러제약조건을만족하면서발전비용을최소화하는방법이다. 제약조건으로는시스템제약과발전기제약으로구분할수있다. 시스템제약조건에는부하제약조건, 설비용량제약조건이있으며, 발전기제약조건에는출력제약과최소운전및최소정지시간조건이있다. LR기법은시스템제약조건을이완시켜, 전체발전비용최소화라는문제를개별발전기의발전비용최소화문제로분리하여해를구한다. LR 알고리즘은다음의수식 (1) 과같이표현할수있고, 라그랑지승수 (lagrangian multipliers), 에대한라그랑지듀얼함수를이용하여 LR 알고리즘을통해발전비용을최소화한다 ( 김형태외, ). 168

192 < 표 6-1> 라그랑지함수 (Lagrangian Function) 위식을재정리하면 주 : 는부하제약조건의, 는용량제약조건의라그랑지승수를나타냄. 자료 : 김형태외 (2012), pp 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 169

193 [ 그림 6-3] LR(Lagrangian Relaxation) 알고리즘순서도 자료 : 김형태외 ( ), SUDP 알고리즘을이용한 SMP 예측에관한연구, 2012 년대한전기학회추계학술대회논문집, pp 다음으로 SUDP 알고리즘의 DP( 동적계획법 ) 기법에대해간략히기술한다. DP기법은최적의원칙 (Optimal Substructure) 을조건으로하는데어떤문제를해결하는데있어반드시문제의최적해가그부분문제들의최적해를포함해야한다. DP법은전체결과의합을최적화하는것이아니라단계별최적화를시도하는것으로일종의백트랙킹 (back tracking) 을수행하는것이다. 즉백트랙킹을통해 1단계의사결정과정을최적화하는전체최적화과정이라고말할수있다 ( 김형태외, 2012). 170

194 2. M-Core 입력자료 (DB) 와기능 M-Core는계통한계가격과발전량을예측할수있다. SMP 추정은가격결정발전계획모델링을통해수행하게되는데이때필요한입력자료로는발전기별비용과특성자료, 전력수요등의자료가필요하다. 이와같은입력자료를전산모형으로구축하면 M-Core는 SUDP 알고리즘에따라수력과양수발전을최적화시키면서기간별 ( 시간대별 ) 수요를만족시키는한계발전기를결정하게된다. 이때결정되는한계발전기의연료비 ( 변동비 ) 가그시점에서의시장가격이되는것이다. 발전량, 연료사용량, 발전비용및이용률등을추정하기위해서 M-Core는운영발전계획모델링을수행한다. 운영발전계획을수행하기위해서는앞서언급한기초입력자료외에추가적인입력자료가필요하다. 다음의 < 그림 6-4> 는 M-Core의 SMP 예측프로세스를간략히보여주고있다. [ 그림 6-4] M-Core 의 SMP 추정프로세스 자료 : 장인의공간내부자료 ( ), M-Core 전산모형설명발표자료 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 171

195 M-Core를활용하여 SMP 및발전량예측모의를수행할때요구되는입력자료는다음과같다. 먼저 SMP 예측에는발전기특성정보, 발전기진입정보, 예방정비정보, 발전원별연료가격, 전력수요, 가용설비용량, 수력 양수패턴자료등이필요하다. 각입력자료에대한설명은아래 < 표 6-2> 에서기술하고있다. < 표 6-2> SMP 예측에필요한입력자료 입력자료자료설명 발전기특성정보 발전기진입정보 예방정비정보 연료가격 전력수요 가용용량 수력 / 양수 전력거래소분기별자료 전력수급계획 최대 1만 MW 이상예방정비가수행됨기저설비의예방정비가 SMP에영향 연료가격예측의오차가 SMP 에반영 수요예측의오차가 2-3% 까지발생 SMP 예측에 2-3% 정도의오차를발생시킴 기저설비에대한정보는대부분구할수있으며, 피크설비에대한정보가불확실온도에영향받음 ( 특히 LNG 복합발전 ) SMP 예측에 1% 정도의오차를발생시킴 수력 / 양수의발전량은각각전체발전량의 1% 수준 SMP 예측에 0.1% 정도의오차를발생시킴 SMP 예측과달리발전량예측모의는운영발전계획모델링을통해 이루어지는데, 이때추가적으로필요한입력자료로는지역별전력수 요 ( 특히서울, 경기, 인천등수도권전력수요비율 ) 와송전제약, 기타 172

196 제약정보가필요하다. 이와같은입력자료를통해실제전력거래소가전력시장을운영하는방식과유사한환경에서모의를수행하게된다. 아래의 < 표 6-3> 은발전량예측에추가로요구되는입력자료를기술한것이다. < 표 6-3> 발전량예측에필요한입력자료 지역별전력수요 송전제약량 기타 경인지역의전력수요 북상선로의조류제약 열제약 ( 자기제약 ), 연료제약 ( 광양복합및국내탄발전기 ) 전압제약 SMP 및발전량예측에필요한데이터는정확히알수있는데이터와예측을통해획득하는데이터로분류할수있다. 그러나미래예측과관련된대부분의데이터는실적자료를근거로예측해야하는경우가많다. 예측중요도에따라발전기진입정보, 예방정비정보, 전원별연료가격정보, 전력수요등의자료는매우중요한입력자료로볼수있고, 지역별전력수요, 송전제약량, 열제약정보등이다음으로중요하며, 가용용량및수력 양수패턴, 그리고발전기특성정보순으로중요도가낮아진다 ( 그림 6-5). M-Core는정확한예측추정치를도출하는도구라기보다는의사결정에필요한정보를도출하는수단으로활용되어야한다. 예를들면기저설비의진입등으로인한시장가격하락추세를살펴본다거나, 시장제도변화의전력가격영향에대한전반적인추이를살펴보는것등이그것이다. 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 173

197 [ 그림 6-5] 예측을위한입력자료중요도 자료 : 장인의공간내부자료 ( ), M-Core 전산모형설명발표자료 장기모의엔진인 SUDP 알고리즘을이용한 M-Core 전산모형은다양한형태로활용이가능하다. 첫째 M-Core는연료사용량및발전량을예측할수있다. 월간발전량을예측하여전원별연료사용량을추정할수있고, 이용률, 소내소비, 발전비용등을산정할수있다. 또한정산조정계수기능을이용하면발전기별정산금을도출할수있다. 둘째, M-Core는시장가격과수익을예측할수있다. 먼저시장가격을예측하고예측된가격을적용하여향후전력사업자들혹은개별발전기별로수익을추정할수있다. 이러한가격및수익예측기능은전기사업자가미래설비투자의사결정시최우선적으로필요한수익성분석내지사업의타당성분석을수행하는데유용하게활용될수있다. 셋째, M-Core는전력시장환경변화에따른전력시장영향효과를분석할수있다. 예를들면에너지가격체계변화에따른전력가격및전원별이용률변화를추정할수있고, 이경우전력요금영향에대해 174

198 서도분석수행이가능하다. 마지막으로 M-Core는수요입찰및수요반응등수요측자원시장참여방안의설계및영향평가분석에활용될수있다. 현재우리나라는스마트그리드 (Smart Grid) 가실증단계에머무르고있지만향후 SG 도입시활성화가예상되는수요측자원의전력시장영향분석에유용한수단중하나로활용이가능할것이다. 제 6 장전원구성이전력시장에미치는영향분석을위한전산모형 175

199

200 제 7 장전력산업의사회적비용 1. 사회적비용의개념 가. 시장실패와외부효과 43) 이론적으로시장경제하에서는가격기구에의하여자원이효율적으로배분된다. 그러나현실경제에서는후생경제학이전제로삼고있는몇가지가정을만족시키지못해가격기구를통한자원의배분이파레토최적 (Pareto Optimum) 을달성하지못하는경우가일반적이다. 이처럼시장이최적의자원배분을달성하지못하는상황을보통시장실패라부르는데, 시장실패의주요인으로는외부효과, 독과점, 공공재, 불완전정보등을들수있다. 외부효과 (externalities) 란어떤경제주체의생산또는소비활동이다른경제주체의생산또는소비에영향을주지만이렇게발생한편익이나비용에대한보상이이루어지지않은현상을의미한다. 외부효과는다시편익을주는긍정적외부효과 (Positive Externality) 와비용이나손실을초래하는부정적외부효과 (Negative Externality) 로구분되며, 긍정적외부효과는외부경제 (External Economy) 라고도하고, 부정적외부효과는외부비경제 (External Diseconomy) 라고도한다. 외부비경제가존재하여가격기구를통하여파레토최적을달성할수없는경우이를해결할수있는방법중하나는사회적비용을추정하여조세를부과하는것이다. 43) 한국전력공사전원계획처 (1997), 전력산업의사회적비용에관한연구 보고서인용 제 7 장전력산업의사회적비용 177

201 조세를부과하여사적한계비용과사회적한계비용이일치하도록 만든다면다시효율적배분을달성할수있다. 나. 사회적비용의정의 사회적비용의개념은다음과같이네가지관점에서구분될수있 다 ( 한국전력공사, 1997). - 정의 : 개체적관점에서보는비용으로생산자, 소비자, 정부와같은개별경제주체의관점에서비용을파악 - 정의 : 개별주체를포함한국가사회나체제의전반적관점에서비용을파악하는것으로사회를하나의단위로보았을때의비용을의미 - 정의 : 협의의경제적비용으로피해범위를생산과정에서발생되는외부성이라는차원에서파악 - 정의 : 광의의경제적비용으로피해범위를인간의행복과자유가치에미치는종합적인관점에서파악 다. 전력산업의사회적비용 앞서언급한네가지정의를전력산업과연관시켜전력산업의사회 적비용을정의한다면다음의표와같이정리할수있다. 178

202 < 표 7-1> 전력산업의사회적비용 정의 정의 정의 정의 가장협의의전통적인사회적비용의정의 시장을통하여가격화되지않는외부비용의합 또는 생산활동의결과로제삼자가부담해야하는손실혹은사회전체로전가되는비용 전력산업의경우대표적외부성인환경비용, 위험부담비용과기술파급효과등사적비용으로는계산되지않는부분들의합 생산자가발생시키는외부피해에국한되어있지만소비자의소비행태가타소비자, 생산자혹은사회전체에끼치는피해도고려하는개념 전력산업에게발생되는외부성을내부화하기위해서정부와같은제삼자가지불하는정부비용, 전력소비의계측비용 사회적기회비용 의개념을가지는정의. 즉, 사회의모든자원을효율적으로사용하지못함으로써초래되는모든비효율을비용화한개념 전력산업이공기업형태로운영됨에따른기업의내부적비효율에기인한비용이나유리한정부규제를유도하기위한지출 시장실패에서비롯되는사회적비효율뿐만아니라국가체제가인간에게미치는모든부정적인측면들 ( 고용불안에서비롯되는소외와갈등, 도덕성의피폐, 사회적관계의파괴, 정신적고통등 ) 과자연환경의파괴까지포함하는개념 발전소의유치로인한주변지역의주민과다른지역주민들간의사회적갈등이나부유층의과다소비로인한환경오염의피해를입는비부유층과의계층간갈등등을포함함. 자료 : 한국전력공사전원계획처 (1997). 전력산업의사회적비용은앞서정의한네가지개념중어느개념을사용할것인가에따라차이가발생한다. 일반적으로사회적비용을추정하는이유는이러한비용이가격에반영되지않을경우바람직한수준이상의생산이나소비를유도하고결국에는사회후생의감소를초래하기때문이다. 외부불경제가존재할경우전력의사회적비용을추정하여조세등의방법을통해가격에내재화함으로써사회후생을증가시킬수있다. 외부성의원인제공자에게조세를부과함으로써파생되는사회적 제 7 장전력산업의사회적비용 179

203 비용을내부화할수있는데이를피구세 (Pigouvian Tax) 라칭한다. 경제학적측면에서정부의역할은외부효과의원인이되는경제주체들에게그들의행위가초래하는사회적비용을부담하게하는것이최선이며, 시장기능을적절히사용하면오히려시장실패를치유하는최선의처방이될수있다. 따라서교정적조세는경제적효율을향상시키는동시에정부의조세수입도증가시킨다 ( 정성호외, 2011). 44) [ 그림 7-1] 조세를활용한외부효과내재화 자료 : 원본은하연섭 (2008), pp104~105 45), 정성호외 (2011), pp266 재인용 44) 정성호외 (2011), 사회적한계비용을고려한화력발전과세확대에관한연구, 지방행정연구제 25 권제 4 호, pp259~284 / 원자료는 Mankiw. N. G(2009), Principles of Economics, Harvard University. 45) 하연섭 (2008), 재정학의이해, 다산출판사 ( 서울 ) 180

204 부정적외부효과를교정하기위해생산자 ( 발전사업자 ) 에게조세를부과한다. 즉최적수준에서발생하는외부효과의양에해당하는만큼조세를부과하는것이다 ( 정성호외, 2011, pp. 265). 위그림에서보는것과같이조세가부과되면한계비용은더이상 MPC가아니라 MPC+T가된다. 따라서최적의생산수준은 MB=MPC 가되는점이아니라 MB=MPC+T가된다. 사회전체적인시각에서볼때 Q* 이가장효율적으로자원이배분되는발전량이된다 ( 정성호외, 2011, pp. 265). 조세납부액은면적 abde이고, 생산량이감소함에따라이웃주민들의후생감소분의합계는 aedbc가되며, 이웃주민들의후생은 abfc(=q*ghq1) 만큼증가한다. 따라서조세부과의경우사회전체적인후생은 bfc만큼증가하게된다 ( 정성호외, 2011, pp. 265). 2. 전력산업사회적비용추정연구사례 가. 일본비용검증위원회보고 : 日国家戦略室, コスト等検証委員会報告書 ( ) 1) 목적일본은후쿠시마원전사고를계기로원자력발전과관련된직접비용이외에사고위험비용등지금까지고려되지못한비용을반영하여원자력발전비용을철저히검증하고자하였다. 또한원전의존도감소시나리오검토과정에서현재는아직주요전원이아닌신재생에너지및열병합발전등을포함한다른전원의장래가능성을검증하고자하였다. 제 7 장전력산업의사회적비용 181

205 비용검증의고려방향으로는 CO2 대책비용, 사고위험대응비용, 정책비용등사회적비용을추가하는것이다. CO2 대책비용 ( 화석연료관련전원 ) 은발전연료사용으로배출되는 CO2 대책에필요한비용이고, 사고리스크대응비용 ( 원자력 ) 은장래발생할수도있는사고대응비용이다. 정책경비 ( 소규모전원제외 ) 는발전사업자가발전을위해부담하는비용은아니지만, 세금으로충당되는정책경비중전원별로발전에필요한사회적경비이다. 2) 추산방법 2010년, 2020년, 2030년에각각새롭게가동을시작하는모델플랜트를대상으로이모델플랜트가가동연수동안매년발생하는자본비, 가동유지비, 연료비, 사회적비용 (CO2 대책비용, 사고리스크대응비용, 정책경비 ) 을산정한다. 이를해당가동연수기간중에예상되는총발전량으로나눔으로써발전원가 ( 단위 : 엔 / h) 를산정한다. < 계산식 > 자본비 + 가동유지비 + 연료비 + 사회적비용 (CO 2 대책비용, 사고리스크대응비용, 정책경비 ) 발전전력량 ( kw h) - 자본비용 : 감가상각비, 고정자산세, 수리 ( 水利 ) 사용료, 설비폐기비용등의합계 - 가동유지비 : 인건비, 보수유지비, 제반비용, 업무분담비합계 - 연료비 : 단위수량당연료가격에필요연료량을곱한값 ( 원자력은핵연료사이클비용으로서별도로추산함 ) - CO2 대책비용 ( 화석연료관련전원 ): 발전연료사용으로배출되는 CO2 대책에필요한비용 - 사고리스크대응비용 ( 원자력 ): 장래발생할수도있는사고대응비용 - 정책경비 ( 소규모전원제외 ): 발전사업자가발전을위해부담하는비용은아니지만, 세금으로충당되는정책경비중전원별로발전에필요한사회적경비 182

206 모델플랜트는장래에건설될발전소들이며균등화비용계산결과는 신규전원의건설물량과전원비중결정의기초자료로서활용된다. 3) 전원별비용추산결과 원자력원자력발전비용은할인율 3%, 설비이용률 70%, 가동연수 40년을전제로 1 h당 8.9엔이상이다. 2004년도에는 5.9엔으로추산되었다. 사회적비용등으로인해 3엔 / h 이상 ( 약 50% 이상 ) 이상승하였다. 주요추산결과는아래와같다. 사고비용 1조엔증가시 0.1엔의비용이상승 자본비 : 2.5엔 / h (2004년도추산대비 +0.2엔 / h) 가동유지비 : 3.1엔 / h (2004년도추산대비 +1.0엔 / h) 핵연료사이클비용 : 1.4엔 / h (2004년도추산대비 0.1엔 / h) 추가안전대책 : 0.2엔 / h 정책경비 : 1.1엔 / h 사고리스크대응비용 : 0.5엔 / h 이상 제 7 장전력산업의사회적비용 183

207 [ 그림 7-2] 원자력발전비용 (2004 년추산과비교 ) 자료 : 일본비용검증위원회. 석탄, LNG, 석유석탄화력은연료비인상과더불어이번추산부터추가된 CO2 대책비용이전체의 20~30% 를차지한다. 2004년도추산대비 2010년모델플랜트는약 3엔상승한 9.5~9.7엔 / h( 할인율 3%, 이용률 80%, 가동연수 40년전제 ) 이다. [ 그림 7-3] 석탄, LNG, 석유화력발전비용 자료 : 일본비용검증위원회 * 그림의좌측부터석탄발전, LNG 발전, 석유발전순임. 184