독일 전력산업동향 I. 전력산업구조 3 Ⅱ. 전력수급 19 Ⅲ. 전기요금 25 Ⅳ. 경쟁도입현황및시장구조 33 Ⅴ. 전력산업에너지전환전략 44 Ⅵ. 주요현안및시사점 58

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1 한국전력거래소 2017년 해외 전력산업 동향 WORLD POWER MARKET TREND Biennial Report 작성자 : 계통운영처 차장 송태용( ) 독 일 동 자료에 수록된 각종 통계자료, 조사결과 등은 내부 업무목적에 따라 작성된 것으로 수집된 자료의 범위, 작성 시기, 작성기준 등에 따라 그 결과가 달라질 수 있으므로 참고용으로만 활용하시기 바랍니다. 우리 소는 동 자료 내용의 정확성, 타당성 등에 대하여 보장하지 않으며 동 자료의 내용을 임의로 인용하거나 상업적으로 활용함으로써 발생하는 문제들에 대하여 우리 소에 법적 책임이 없음을 알려드립니다.

2 독일 전력산업동향 I. 전력산업구조 3 Ⅱ. 전력수급 19 Ⅲ. 전기요금 25 Ⅳ. 경쟁도입현황및시장구조 33 Ⅴ. 전력산업에너지전환전략 44 Ⅵ. 주요현안및시사점 58

3 Ⅰ Ⅱ 전력산업구조 1.1 전력산업구조 현재독일의전력산업계에는 900 여개정도의전력회사들이있다. 이들은크게다음의두가지형태로구분된다. 우선대규모전력회사로서 E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW 의 4 대기업이있으며, 그외 900 여개에달하 는소규모전력회사들이존재한다. 소규모전력회사들은각행정구역내의배 전사업및소매사업을운영하고있으며, 대규모전력회사는발전, 배전및판 매부문에참여하고있다. 특히 EnBW 는 3 차에너지패키지법안에의해 ITO 모델로서송전망을소유하고있다. 표 2 독일전력회사현황 출처 : Report on the German Power System(2015, Agora Energiewende) 민간소유대규모전력회사들은관할지역의고압송전망과발전기대부분을자체소유하고있었으며, 송전 계통운영자 (TSO) 및지배적인발전사업자로서기능하고있었다. 자유화조치 (1998년) 이전부터존재하던광역전력회 - 3 -

4 사들은합병과정을거쳐 4개회사로통합되었다. 독일은발전, 송전, 배전, 판매에걸쳐구조개편을진행해왔다. 2005년에너지산업법안에의거송전분야가 2007년에는배전분야가법적으로분할되었다. 표 3 독일에너지회사의소유구조 4대송전회사를보면 Tennet과 50Hertz는소유구조가분할되어계통운영이발전, 배전, 판매와분리되었다. Amprion과 TransnetBW는 ITO 모델형태를추구하고있다. 수직구조를유지하면서계통운영독립성을보장하기위한추가적인규제조건이부가되고있다. 배전회사는 900여개운영자가배전운영을담당하고있으며 75% 정도가 3만개미만의수요자를공급하고있다. 공급에너지의 45% 정도를 4대전력회사가담당하고있다. 표 4 송배전운영자개수 - 4 -

5 그림 2 지역별전력회사현황 송전망운영회사는관할지역에서 Balancing Market을운영하고있는데, 이와같이분할된시장들을통합한전국단위의단일시장형성에대한논의는꾸준히진행되고있다. 발전분야는 2013년 4대회사가설비용량의 56% 를소유하고있으며주로석탄, 원자력, 가스발전설비로구성되어있다. 1.2 거래제도 도매시장, 밸런싱시장및소매시장대부분의전력거래는장외 (OTC) 에서주로쌍무계약형태로이루어지고있으며, 일부물량은도매시장전력거래소인 EEX에서거래되고있다. 독일에전력거래소가설치된것은전력자유화가개시된 1998년으로부터 2년이경과한 2000년에이르러서이다. 2000년 6월에 LPX가그리고 2000년 8월에 EEX가각기다른시장을기반으로설립및운영되었으나, 양자모두충분한거래량 - 5 -

6 확보에실패하는바람에 2002년부터둘사이의합병이진행되었다. 현재는 EEX를통해전력거래시장이운영되고있다. 현재 TSO 역할을수행하는기업은 RWE, E.On, EnBW, Vattenfall 등 4 개이며, 이들은자신의관할지역에서밸런싱시장인 RPM을운영중이다. RWE 는 2001년 2월, E.On은 2001년 12월, EnBW는 2002년 8월, Vattenfall은 2002 년 9월에밸런싱시장을각각개설하였다. 독일은도매시장으로 1) 선물거래시장, 2) 하루전시장, 3) 현물시장으로구성되어있다. 도매물량중일부는다음 3개의거래소에서이루어지고있다. 라이프치히의 EEX(European Energy Exchange) 와파리에있는 EPEX SPOT 그리고비엔나의 EXAA(Energy Exchange Austria) 이다. 소매시장의경우 1998년이래전기공급자를소비자가선택할수있었다. 그러나표준계약, 전환비용등에대한표준이마련되지않아공급자를변경하는소비자가초기에는많지않았다. 규제절차가마련된이후전기공급자를바꾸는소비자가점차늘어났다. 2012년약 20% 의소비자가전기공급자를바꿨으며점차그비중이높아지고있다. 1.3 전력산업규제감독 자유화이전의시장규제 1998년의자유화조치이전에는, 정부차원에서전력의안정적공급과합리적인전력요금형성, 기술발전촉진등의정치적목표를위해전력산업에대한국가적규제체제를수립했다. 그리고그근간을이루고있는것은바로 1935년의에너지법이었다. 이법과함께확립된것이바로영역별독점체제인데, 이를합법화하고효과적으로전력산업을통제하려는목적으로당시의에너지법은제정되었다. 1920년대에장거리송전기술및저가대량발전기술의발전은, 대형발전회사들이소규모전력회사들을인수하는직접적인계기가되었다. 같은지역내에서각각의지자체들이설립한기업들사이의경쟁이과열되기시작 - 6 -

7 했으며, 이러한사태들은 1908년에정치적인협상을통해이해당사자에게배타적인지역을할당하는화해가성립되었다. 이에따라각지에서경계할당에근거한영역별독점현상이두드러지더니, 독일전력산업구조의주된형태로자리잡았다. 또한, 1935년의에너지법은에너지감독부 (Energy Supervision of the Federal States) 에게주택용소비자의전력가격, 투자제어및에너지공급인허가등의감독권한을갖도록하였다. 연방정부산하규제기구들은에너지공급회사들의합병에관한감독권역시가지고있었다 경쟁도입의명암 (1998년의에너지법 ) 에너지법 (EnWG) 개정을통한 1998년자유화조치의기본목적은, 수직통합적인전력회사들의송배전부문에서발전 판매를분리해내어경쟁을도입하는것이었다. 1998년의에너지법은국가규제를줄이고보다시장친화적인조율기능을강화하였다. 이에따라 영역별독점 및 투자통제 가폐지되었으며, 발전및판매부문의분리를위한첫단계로서회계분리를요구하였다. 그리고제3자접속개방 (TPA : Third Party Access) 방식으로협상적 TPA가도입되기도하였다. 하지만독일의규제기관들의활동은단순히경쟁저해요인들을표면적으로규제하는데그쳤을뿐이다. 신규진입자들은현실적으로엄연히존재하던진입장벽에맞서서장기간에걸친법적분쟁을거쳐야했다. 2003년에개정된에너지법은시장지배력남용의피해를호소하는회사에게입증책임을부과하였으나, 신규진입자가기득권세력의시장지배력남용을입증한다는것은사실상어려운일이었다. 이러한상황에서독일연방정부의경제부 (Ministry of Economics) 의감시보고서및독점위원회의보고서는, 1998년의자유화조치이후에도경쟁도입이여전히제한적이며일부대형회사들에의한시장집중화현상이지속되고있음을보여주었다

8 1.3.3 규제기관시장경쟁촉진및규제강화를주된목적으로했던 2005년의에너지법은, 송배전부문의규제와소매 판매부문의규제양자를명확하게구분하는결과를가져왔다. 전자의규제와관련, 연방정부차원의새로운규제기관인 Bundesnetzagentur(BNetzA) 가연방정부경제부 (Ministry of Economics) 의감독을받도록규정되어있고, 후자의규제를맡고있는주차원의경제부서들또한독일연방정부경제부의관리감독대상이다. BNetzA의규제범위에는망접속요금에대한사전적규제와망사업진입허용그리고기존의원가기반규제에인센티브기반규제를추가하는내용등이포함된다. 현재독일정부는에너지정책을다음두정부기관에서담당하고있다. Federal Ministry of Economic Affairs and Energy(BMWi) 와 Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation, Building and Nuclear Safety(BMUB) 로서 2014년이후에는 BMWi가원자력안전과환경보호를제외하고전력분야를규제하고있다. 연방차원에서전력분야는 Federal Network Agency(BNetzA) 와 Federal Cartel Office(BKartA) 의규제를받고있다. 연방에너지산업법에의해이두기관은 BMWi에서감독을받고있다. BNetzA는전기, 가스시장의개발, 경쟁, 구조개편을관리감독하고있다. 비차별적인네트워크접속, 송배전망이용료, 반경쟁감시등의업무를담당하고있다. 일반적인규정은연방차원에서담당하고실제법집행및법적절차는연방과주규제기관에서나누어수행하고있다. BKartA는독일내주요시장참여자의지나친행위를규제하여시장경쟁을보장하는역무를담당한다. 연방과주정부의독점규제기구는에너지시장의자유화를수행하는역무를나누어수행하고있다

9 1.3.4 유럽에너지정책반영독일은전력및가스시장에대한유럽지령 (European Directive) 을국가법안으로만들었다. 그결과전력시장자유화를도입하였다. 경쟁은제한적이나꾸준히증가하고있다. 또한 European Climate and Renewable Directive 역시국가법안으로도입하였다. 다만, European Energy Efficiency Directive의도입은지연되고있다. 2. 전력설비 2.1 설비용량및전원구성 전원구성 그림 년도발전설비용량 (12.31 기준 ) ( 단위 : GW) 출처 : BNetzA Monitoring Report (2016) 표 5 발전가능용량및전원구성추이 (12.31 기준 ) ( 단위 : GW) - 9 -

10 출처 : BNetzA Monitoring Report (2016) 2015년도기준전체발전가능설비용량은 204.6GW이다. 전원구성을살펴보면, 화력 ( 천연가스, 석탄, 석유 ) 82.2GW(40.2%), 원자력 10.8GW(5.3%), 신재생발전이 97.9GW(47.8%) 비율을점유하고있다. 최근들어신재생발전이전원구성중에서가장큰비중을차지하고있으며이는태양광발전과풍력발전이각각 40.9GW, 49.6GW 설비용량을갖추며폭발적인증가추세를보이고있다 (2016년기준 ). 이는 FiT(Feed in Tariff) 로구현된독일정부의강력한정책때문이다. 그리고원자력발전의설비용량이일정수준을계속유지하다가 2012년에이르러전년대비 59% 수준으로크게감소하였다. 2022년까지전체원전을폐기하는정책에따라지속적으로점유율하락이예상된다. 그림 4 연도별독일전력설비구성 출처 :

11 2.1.2 송배전망구성독일의주요송전망은 2015년말기준으로총회선 1,816,857km 의송배전망을운영하고있다. 전압계급으로초고압 (380/220kV, 125kV 이상 ) 35,970km, 고압 (72.5~125kV) 96,658km, 중압 (1~72.5kV) 511,164km, 저압 (1kV 이하 ) 1,173,065km 선로로구성되어있다. 초고압선로는다른국가와의동기운전을통해국경을초월한발전설비의경제적운용을가능하게하며, 이러한송전계통의협조적인운영을위하여 ENTSO-E 1) 가설립되어운영되고있다. 그림 5 독일의송전망 1) 09 년 7 월 1 일부터, ENTSO-E(European Network of Transmission System Operators for Electricity) 에서구 UCTE 의업무를수행함

12 2.2 발전량및판매현황 발전현황 발전현황 2015년 기준 독일의 총 발전량은 594.7TWh이며 2014년 583.6TWh에서 1.9% 증가한 양이다. 신재생 발전이 30.5% 로서 가장 큰점유율을보이고있으며다음으로갈탄 142.5TWh(24.0%), 무연탄 106.1TWh(17.8%), 원자력 85.1TWh(14.3%), 천연가스 48.7TWh (8.2%) 순이다. 그림 6 독일 2015 년발전 화력발전화력발전의발전연료로가장많이사용되는것은석탄이다. 국제에너지기구 (IEA) 에의하면, 석탄을연료로하는화력발전량 (248.6TWh) 이독일전체발전량의 42% 를차지 (2015년기준 ) 하였다. 교토의정서하에서이산화탄소배출량감축의무가부과되는등, 석탄을연료로사용하는발전기에관한환경문제가지속적으로제기되고있는상황이다

13 그렇지만석탄자원의잠재량이아직도풍부하기때문에, 앞으로도계속해서석탄은화력발전의발전연료로서제몫을다할전망이다. 최근에는천연가스발전기가급격히증가하는양상이나타나고있으며, 특히신재생에너지의비율또한급증하고있다. 1985년이후로발전에서천연가스발전이차지하는규모는 5.4% 에서 8.2% 정도 (2015년) 로약간증가하는추세이다. 신재생발전의증가로천연가스발전점유가약간증가하는데그쳤다. 또한신재생에너지가전체발전량에서차지하는비중도 2000년의 1.7% 에서 2015년의 30.5% 수준으로급성장중이며향후에너지전환정책에의해더욱증가할것으로보인다. 표 6 발전량추이 ( 단위 : TWh)

14 원자력발전독일은과거미국, 프랑스, 일본, 러시아의뒤를잇는세계 5위에해당하는원자력발전대국이었다. 그렇지만 NO 원전 정책선언에따라개정된원자력법이시행되면서지속적으로원자력발전기를폐쇄해왔으며, 그결과 2014년기준독일에는 9개의원자력발전기 ( 총설비용량 12,068MW) 만이운전중인상태이다. 현재는한국, 중국, 캐나다및우크라이나에도밀리면서원자력발전량기준세계 9위에해당한다. 표 7 국가별원전발전현황 (2014 년 )

15 독일의녹색당 (the Green Party) 은독일내의모든원자력발전소를폐지하라는압력을행사하여왔다. 1998년녹색당이연정에참여했을때이계획은현실화되어, 2001년 6월에는독일내의모든원자력발전소를폐지 ( 기한은 2022년 ) 하는법안이통과되었다. 2010년에너지구상 2010을발표하면서탈원전정책을견지하나, 온실가스감축목표달성과신재생에너지비중확대를위해원전사용기한을연장하기로결정하였다. 그러나 2011년후쿠시마원전사고이후메르켈정부는원전폐기계획을조기에시행하는것으로결정하여 17개원전중 8개를전면폐기하였고 2022년까지독일내모든원전을폐기하는것을선언하였다. 2017년 8월현재 8기 10,799MW가운전중에있다

16 신재생에너지독일정부의강력한정책드라이브로인해신재생에너지발전의비중확대가꾸준히추진되고있으며, 그결과전력분야에서는풍력발전과태양광발전의성장세가두드러지고있다. 독일의에너지전환정책 (Energiewende 와 Energy Concept) 에따르면, 신재생에너지원에의한발전량을 2025년까지 40~45% 로증가시키도록되어있다. 2014년신재생발전량이 157.4TWh로서전력생산량의 25.8% 를차지하였다. 2016년도기준풍력발전량은 78,600GWh였으며, 바이오매스발전량이 47,560GWh로서신재생발전량중에서최대치를기록하였다, 그리고태양광발전량은 38,100GWh, 수력발전량은 20,660GWh로서, 신재생발전량중에각각 42.5%, 25.7%, 20.6%, 11.2% 를차지하고있다. 향후신재생발전량이늘어날수록전력소비에서신재생이차지하는비중이증대될것이다. 2014년 5 월 11일신재생이소비전력의 80% 를담당하였다 판매현황 2012년기준, 독일의연간전력소비량은 525.8TWh 정도이다. 그중산업용이전체의 43% 인 226.2TWh, 상업용및공공사용이 29% 인 150.5TWh, 가정용이 26% 인 137.0TWh, 기타부문 ( 운송용및농업용 ) 이 2% 에해당하는나머지 12.1TWh를차지하였다. 그리고 1인당연간전력소비량은 6.50MWh로서 IEA에속하는다른국가들의평균수치보다약간낮은편이다. 독일의 2014년총 (gross) 전력소비량은 576.3TWh로서 2013년에비해 3.8%, 2008년대비 6.5% 감소를보였다. 이는에너지전환정책중 2020년까지전력소비를 2008년대비 10% 를절감하려는목표에따른결과이다. 그결과에너지생산성이높아지고있다

17 그림 8 부문별전력소비량추이 그림 9 OECD 국가별 1 인당전력소비량 (2011 년기준 ) ( 단위 : MWh) 출처 : Energy of OECD Countries 2013 (IEA, 2013) / ( 1973년과 2012년의부문별연간최종전력소비량변화를살펴보면, 산업용이차지하는비중이크게감소 (14.0% point) 했다. 반면에상업용 공공사용부문의비중이두드러지게증가 (17.8% point) 하였으며, 이것이산업용의비중이감소하는현상의주된요인이다. 상업용 공공사용부문의발전량은지속

18 적인증가세를보이고있으며, 2012 년에는가정용부문의발전량을넘어서는 수치를기록하였다. 그림 10 부문별최종전력소비량변화 독일의대규모산업용고객은전력수요의절반을차지하고있다. 많은 수의주거용고객은 27% 를차지하고중간규모의작은산업용및상업용고 객이 25% 정도를차지하고있다. 그림 11 사용규모별전력소비

19 Ⅱ 전력수급 1. 전력수급실적 전망 1.1 전력수급현황에너지소비를연료별최종소비량기준으로살펴보면, 2012년기준석유부문 (91.738MToe) 이전체최종소비량 (220.98MToe) 중에서가장높은점유율 (41.5%) 을나타내고있다. 그뒤를이어천연가스 (52.38MToe), 전력부문 (45.22MToe) 순으로높은점유율을차지하고있는데, 이두부문은 1970년대이후에점진적으로비중을조금씩높여가고있는상태이다. 상대적으로석유부문은전통적인 1위자리를굳건하게유지해오고는있지만, 분명한점유율하락추세 (1973년에는 55.1%, 2012년에는 41.5%) 가나타나는중이다. 그림 12 연료별최종소비량추이

20 2012년기준전력부문은 45.22MToe의최종소비량및 20.5% 의점유율을나타냈다. 최근 10년동안의추이에주목해보면, 꾸준히 41~45MToe의최종소비량을기록하면서점유율역시 18~21% 수준을일정하게유지하고있는상태이다. 석유부문의최종소비량의절대치나점유율이뚜렷이하락하고있는반면에, 전력부문은천연가스자원과함께앞으로도일정한공헌도를유지할것으로전망되기때문에그중요성이분명하다하겠다. 표 8 부문별최종소비량추이 (1973 년 ~2012 년 ) ( 단위 : Mtoe) 2012 년기준, 독일의전체전력생산량은 629.8TWh 이며총전력소비량은

21 539.5TWh였다. 이는공급량 ( 생산량 ) 이수요량 ( 소비량 ) 보다 90.3TWh만큼많은수준의초과공급상태였음을의미하는것인데, 2012년의전력순수출량 ( 수출량-수입량 ) 이 20.5TWh 정도였던것과도어느정도의미가통하는대목이라할수있다. 독일은 2000년대에들어선이후는물론이고 1970~1990년대에도줄곧전력의초과공급상태를유지해왔다. 1.2 독일계통수요독일은난방과조명부하때문에겨울철최대수요가발생한다. 2014년 12월 3일 81,738MW, 2015년 11월 24일 79,893MW, 2016년 12월 7일 81,945MW의최대전력이기록되었다. 최소부하는여름철에발생하며 2016년의경우 7월 3일 36,670MW를기록하였다. 1.3 독일계통발전계획독일은 2016년까지 6,558MW의화력발전이건설될예정이나 2018년 11,251MW 설비가폐지될계획이있다. 독일은남쪽과북쪽간송전선로병목현상이발생하고있다. 특히남쪽지방의경우설비적정성에문제가발생할수있다. 이는 2011년 5개의원자력발전기의폐쇄와 3,869MW 발전력폐지와관련있다. 독일남부지역은 2018년까지약 5,717MW 발전력부족이예상되고있다. 1.4 전력수출입현황독일은전력상품과관련한수출입거래일체를유럽내 OECD 국가들과행하고있다. 2012년기준, 외국과연계선설비용량은총 21.3GW이다. 연전체전력수출량은 66,810GWh 수준이며, 이는수입량인 46,268GWh보다 20,542GWh가많은양이다. 수출량과수입량을비교해보면, 지속적으로전력순수출국 (12.3~20.5TWh 정도 ) 의위치를유지하고있음을알수있다

22 표 9 독일의국가별전력수출량및수입량추이 (1973 년 ~2012 년 )

23 표 10 독일의국가별전력 [ 수출량 - 수입량 ] GWh (2004 년 ~2014 년 ) 독일의전력상품수출입은인접국가중에서오스트리아, 네덜란드, 스위스, 프랑스및폴란드와의거래가큰비중을차지하고있다. 독일의최대전력수출국은네덜란드와오스트리아이며체코로부터는전력을수입하고있다. 프랑스는장부상전력을수출하고있으나물리적으로프랑스에서독일을거쳐스위스로조류가흐르고있다. 이러한비계획조류를제어하기위해위상변압기를설치하여조류를제어하고있다

24 그림 13 독일의전력수출입추이 (2008 년 ~2015 년 ) [ 단위 : TWh]

25 Ⅲ 전기요금 1. 소매요금 자유화조치직후처음 2년간, 소비자전기요금은급격하게하락하였다. 그렇지만그이후에는다시오르기시작하여꾸준한상승세를유지하고있다. [ 그림 14] 는 1998년의자유화조치이후에도새로운판매업자로이동하지않고과거의사업자에남아있는주택용소비자들의전기요금추이를보여주는것이다. 자유화조치이후에나타난경쟁적사업자의존재로인해, 처음에는이들소비자들의전기요금이낮아졌지만이후다시상승하는현상이나타난것이다. [ 그림 14] 는주택용전기요금추이만보여주고있으며, 산업용전력소비자들이내는전기요금추이도이와비슷한양상을보이고있다. 그림 14 독일과유럽의주택용전력소비자평균전기요금추이 2014 년기준으로독일의주택용전기요금의원가를분석해보면, 전체요금 (29.13 유로센트 /kwh) 중에서정부세금및신재생부과금이

26 대략 44% 정도 (12.94 유로센트 /kwh) 를차지하고있음을알수있다. 2014년독일주택용요금은지속적으로상승하여 EU에서 2번째로높다. 그이유는세금증가, 신재생부과금증가, 에너지구매비용상승때문이다. 특히신재생부과금의경우 2010년 8.8% 에서 2013년 17% 로증가하였다. 이는대규모산업용사업자에게서면제된신재생부과금이소규모소비자에게전가되었기때문이다. 그림 15 주택용전기요금구성요소분석 (2012 년 4 월 ) 그림 16 산업용전기요금구성요소분석 산업용전기요금을보면, 신재생부과금등비면제대상요금과면제요 금이 17 센트에서 9.5 센트로 44% 감소하는것을확인할수있다. 부과금면제

27 시산업용요금은다른유럽국가에비해저렴하나비면제시타유럽국가에비해비싼요금을내게된다. 독일의소비자전기요금은경쟁도입의영향으로경쟁도입직후 2 년간급락했으나, 이후정부부과금의급격한증가로인해상승세로돌아섰었다. 독일은재생에너지사업자지원을위해발전차액지원 (FIT) 제도의운영비용을부과금 (surcharge) 형태로최종전력소비자들의전기요금에부과해충당해오고있다. 정부부과금증가를배제하고순수하게독일의전력산업경쟁도입으로인한요금인하효과를따진다면, 초기 2년간은요금하락효과가분명히나타났다는해석이가능하다. 독일의높은재생에너지보조금으로인해가구당 (3인기준 ) 연간 40유로정도의전기요금을추가부담하게될것이라는예측이나오고있으며, 재생에너지개발의확대를위한정부의정책적지원이확대됨에따라 2013년 kwh당 5.3유로센트이던부과금은 2014년이후에꾸준히상승하였다. 부과금가운데는지방정부가부과하는면허세 (concession fee) 와연방정부가부과하는부가세 (VAT) 가중요한부분을차지하고있다. 그리고열병합발전 (CHP) 및신재생에너지 (RES) 지원을위한부과금도일부포함되어있다. 그림 17 EU 국가들의가정용전기요금에대한세금비율 (2009 년 )

28 한편, 독일의주택용전기요금수준을 EU 국가들사이에서비교하면상당히높은편으로서, 덴마크, 네덜란드, 이탈리아에이어 4위수준이다. 1998년과 2006년을비교했을때전기요금이하락한국가들도상당히많지만, 독일은오히려전기요금이올랐음을알수있다. 그림 18 유럽각국의주택용전기요금비교 그리고산업용전력가격도이탈리아, 아일랜드, 벨기에에이어유럽에

29 서 4위수준을보이고있다. 이러한사실은독일의일반국민들로하여금, 주변국가의보다저렴한전기가독일에공급될수있도록, 향후유럽단일전력시장형성을통한경쟁강화를더욱강하게추진하도록정부를압박하는요인으로작용할것으로보인다. 그림 19 유럽각국의산업용전기요금비교

30 2. 도매요금 최근의소비자전기요금상승은도매시장의가격추이와도밀접한관계가있다. 독일에서의전력의대부분은장외에서거래가이루어지고있다. 그렇지만라이프찌히 (Leipzig) 에있는유럽에너지거래소 (EEX) 에서형성되는현물가격정보는, 독일의전력상품계약가격결정과정에좋은기준이되고있다. < 그림 20> 에서확인가능하듯이, 유럽중서부지역의전력상품현물시장에서는가격수렵현상이두드러지게나타나고있다. 그림 20 유럽중서부지역현물시장의전력요금수렴현상 출처 : monitoringbericht 2012, Federal Network Agency 2013 전력산업자유화조치이후도매가격은거의단기한계비용수준으로떨어졌고, 그로인해총비용을회수하기어려운수준이었다. 그후 35 Euro/MWh 이상으로상승하는추세를보였고이러한가격수준은총비용회수가가능한수준이라고볼수있었다. 그러나 2010년이후도매전력시장가격은꾸준히하락하고있다. 이는신재생발전기와같이증분단가가싼발전기점유율이높아진것과불경기및효율향상에의해부하가늘어나지않은것과같은복합요인에의해발생하였다

31 그림 21 선물시장도매전력가격추이 그림 22 독일및일부 IEA 국가들의전기요금추세 (1980~2011 년 ) 출처 : monitoringbericht 2012, Federal Network Agency 2013 한편, 2013년이전력도매가격은전년대비약 20% 정도나급락했으나, 독일가정용전기요금은여전히유럽국가들중 2번째로높은수준이다. 또한 FIT 지원금은 20년간고정요율이보장되기때문에, 최근과같이전력도매가격이하락했을경우에정부가재생에너지사업자들에게지급해야하는보조금은더욱증가하게되며그부담은결국소비자의몫임에유의할필요가있다

32 국경간전력거래가풍부하면경쟁강화에도움이되겠지만, 유럽에서나타나는국경간전력거래는현재제한된수준이다. 앞서보았듯이독일이순수출국이기는하지만, 이는단지주변국들의전기가격이독일의전기가격보다높기때문이라고할수있다. 게다가국경간전력거래용량은전체설비용량대비소량에불과한실정이다. 대규모사업자들의영향력이강화로인해활발한경쟁이시장에가져오는긍정적인효과는감소했다는평가가가능하다. 3. 망요금 독일에서망이용요금은최종소비자에게부과된다. 전력공급자는계통접속시 1회만접속비용이부과된다. 산업용소비자에게망비용은계통최대부하시소비자의부하비율로부과하는 kw 당부과금과 kwh 사용량에따라부과하는부과금으로구성되어있다. 소규모인주택용과상업용은고정부과금에더해에너지사용량에따른망이용료가부과된다. 망요금은직접적인그리드이용요금과시스템운영을위해제공된서비스이용요금 ( 송전계통 : 병목현상해소, 배전계통 : 배전수급조정 ) 으로구성된다. 독일은지역에따라배전망이용요금에편차가큰편이다. 이는분산전원의증가로망확장비용, 분산전원에면제된망이용금의소비자전가때문이다. 다른국가들또는최종소비자요금과비교할때, 저압송전망요금은분명높은편이지만 2002년이후에는안정적인수준을유지해왔다. 그리고고압송전망요금은 10% 정도상승했으며큰폭의증가는아니라고볼수있다. 따라서망요금의증가가독일의전기요금상승을가져온결정적인원인이라고보기는어려운것또한사실이다

33 Ⅳ 경쟁도입현황및시장구조 1. 경쟁도입추진배경 1.1 경쟁도입개관독일의전력산업자유화를알리는신호탄은 1998년에개정된에너지법 (Energy Act) 발효였으며, 2005년의에너지법개정으로보다탄력을받게되었다. 여기서말하는자유화 (liberalization) 라는것은흔히이야기하는민영화 (privatization) 와는다른개념이다. 민영화가공공서비스분야에민간소유의지분이존재하는것을의미한다면, 자유화는소유권과는무관하게전력회사들의경쟁을촉진하기위한시장개방을뜻하는것이다. 즉, 자유화는경쟁도입을위한시장개방이라고할수있으며, 엄밀한의미에서전력회사들의소유권과는상관없는개념이다. 이러한관점에서볼때, 1998년의에너지법개정은독일의전력산업에경쟁요소를도입한의미있는시장개방조치라고할수있다. 1998년의에너지법발효이전에독일의전력산업계에는, 공공소유나민간소유, 또는공공및민간소유가혼합된형태의전력회사들이다수존재하였다. 전력산업은자연독점산업으로간주되었고경쟁요소는허용되지않았다. 이러한상황에서 EU Directive 96/92/EC에따라제정된 1998년의에너지법은, 전력회사들이송배전망에자유롭게접속하도록허용하는동시에전력산업의모든부문과모든지역에서완전한시장개방을천명하였다. 그렇지만실질적으로는이법의제정이후에도현재에이르기까지완전한형태의경쟁은출연하지못했고, 오히려대규모전력회사들사이의인수합병이활발해지면서시장집중도가더욱강화되기도하였다. 진정한의미의경쟁도입이계속지연되는상황에서 EU Directive

34 2003/54/EC가발표되자, 독일은 2005년에에너지법을다시개정하였다. 이전에는협상적 TPA가실행되었지만, 2005년의에너지법은규제적 TPA를정립하고제3자의송전망접속권을보다강화하였다. 그리고발전및판매부문에서송전부문을분리하는작업을담당하는별도의규제기관을설립을추진하였다. 1.2 경쟁도입추진동기와목적독일의에너지산업규제는주로연방법인에너지법 ( 혹은에너지산업법 : EnWG) 에기초하고있다. 1998년 4월 29일발효된에너지법 (Energy Act) 은독일에너지산업에근본적인변화를가져왔다. 전력산업및가스산업의일반구조를규정한새로운에너지법은, 유럽공동시장내에서독일의전력과가스가격을경쟁적인수준으로낮추기위해, 전력산업과가스산업의자유화및규제완화를추진하고자하였다. 1998년에공표된에너지법의목적은, 공공이익을위하여안정적이고가격이합리적이며친환경적인에너지공급을달성하는것이었다. 독일전력산업자유화는유럽연합의 EU Directive 1996/92/EC를따르기위한조치라고할수있다. 독일은전통적으로수직통합사업자들의영역별독점이강했으며, 이는정치권과의끈끈한유대관계가배경이되어오랫동안고착되어온것이었다. 독일연방정부의입장에서도, 유럽연합의단일전력시장의탄생또는특정한형태로유럽지역의전력산업자유경쟁의시행시점에, 자국의주요전력회사가경쟁우위를점하기를원하기때문에대규모전력회사들의시장집중도강화현상을묵인한측면이있을것이다. 실제로자유화조치이후 2000년과 2001년사이에기존광역전력회사들의합병을통해탄생한 E.On과 RWE가, 유럽시장에서판매량기준 2위와 3위의전력회사로발돋움한사례는이러한독일정부의전략을잘설명해준다고하겠다

35 2. 경쟁도입추진과정 2.1 경쟁도입추진과정 1998년의에너지법에대한반응으로서, 1998년 5월에독일연방산업협회 (BDI), 에너지 전력산업협회 (VIK) 그리고독일에너지생산자협회 (VDEW) 는공동으로, 제3자접속에대한협회들간의협정 ( 일명협회협정 ) 을공표하였다. 또한 1999년과 2001년에는각각 2차및 3차협회협정공표가이어졌다. 협회협정은 BDI, VIK, VDEW를계약대상자로삼고있으며, 협회미가입사업자들은영향을받지않는다. 그리고협회협정과는별개로제3자접속에대한기준들도마련되었다. 1998년 10월의 Grid Code는, 발전소에서생산된전력의송전망병입및송전규제를다루고있다. 1999년 5월의 Distribution Code는, 배전망으로의접속및전력이송에대한기준을규정하고있다. 한편 1999 년 5월에는 Metering Code를통한계량기준설정또한진행되었다. 1998년의에너지법은신재생에너지의사용을장려하는성격도가지고있었는데, 제정목적이공급신뢰성, 공정한가격설정및환경보호였기때문이다. 2000년 3월의신재생에너지법과 2000년 5월의열병합발전법으로인해, 독일의신재생에너지발전은더욱탄력을받았다. 2000년 8월에개설된독일프랑크푸르트의전력거래소는, 2002년에이루어진라이프찌히전력거래소와의합병을통해유럽에너지거래소 (EEX : European Energy Exchange) 로발전하였으며, 독일지역전력거래를담당하게되었다. 그후 EEX는 Nordpool, Powernext 등과함께유럽의주요거래소중의하나로서자리매김하게되었다. 한편, 2000년과 2001년에는대규모광역전력회사들사이의합병이발생하였다. RWE와 VEW가 RWE로합병되었고, VIAG와 VEBA는가 E.On으로합병되었다. 그리고 2002년에는전력회사인 E.On과가스회사인 Ruhrgas 사이의합병이성사되었다

36 그림 23 유럽각지역의주요전력거래소 출처 : 해외전력산업동향 (KPX, 2015) 년의에너지법내용 망요금에대한사전적 (ex-ante) 규제 EU의 E-Directive 2003의 23(2) 조는, 망요금계산에사용되는방법론을시행하기전에, 이방법론을사전에확정하거나사후에승인하도록규정하고있다. 독일은망요금에대해사후적통제를선호해왔지만, 오랫동안의논의끝에망요금에대한사전적규제를시행하기로결정을내렸다 원가기반및인센티브기반의규제새로운에너지법은기존의원가기반의규제대신에인센티브기반의규제를시행할수있는선택권을부여하였다. 이러한선택은규제기관의몫이라기보다는정부의몫이라고할수있다. 인센티브기반의규

37 제는, 규제받는회사로하여금효율성을향상시키고자하는인센티브 ( 동기부여 ) 를제공하는방식의규제이다. 인센티브기반의규제방식의대표적인예로는 price cap이나 revenue cap을들수있다. 독일의 2005년도에너지법은인센티브기반의규제를명시적으로언급하고있지만, 이러한규제의정확한의미와기존의원가기반규제와의차이점에대해서는언급하지않아서해석상의모호함을남기고있다 전력산업규제기관설치 EU의 E-Directive 2003은전력산업종사자들의이해관계에서완전히독립된규제기관을설치하도록요구하고있다. 새로운에너지법에서규정하고있는규제기관인 BNetzA에는전력, 가스, 통신, 우편, 철도등의분야가포함되게된다. 전력산업의규제기관은다양하게존재해왔다. 연방규제기관인 BNetzA는 100,000명이상의소비자를가진망운영자및 100,000명이하여도한주이상의범위에서영업하는망소유자들을관할한다. 각주의규제기관들은더작은규모의망운영자들을관할한다. 하지만주당국에서원한다면규제의역할을 BNetzA에넘길수도있다. 배전망운영자 (DSO) 들에대한해당지방정부의규제는, 지방정부에대한로비가강하다는점을고려할때연방차원의규제보다약하다고볼수있다 기능분할 2005년의에너지법은 TSO와 100,000 고객이상을보유한 DSO의법적분리 (Legal Unbundling) 를요구하고있다. 1998년의에너지법의경우에는단순한회계분리요구에그치는명백한한계를보였는데, 이를넘어선것이기에 2005년의에너지법은분명의미가있는조치였다. 법적분리는여러우여곡절을거쳐현재는실질적시행단계에접어들었다는평가가가능한상태에이르렀다

38 독일의전력산업경쟁도입에대한과거의주요한사건들을연대기 순으로정리하면다음과같다. 표 11 독일전력산업의자유화과정에나타난주요사건

39 3. 경쟁도입추진결과 3.1 완전한시장개방처음으로논할수있는추진결과는완전한시장개방이다. 발전부문에있어서이러한결과는놀라운것이아니지만, 1998년당시만해도최종소비자에대해서조차 100% 시장개방이가능할지여부는불투명하였다. 2005년초까지단지 9개의유럽연합회원국만이완전한소매시장개방을달성한상태였다. 독일에서의완전한소매경쟁은기술적으로는잘작동하는것으로보였지만, 독일내소규모상업적전력소비자들과주택용전력소비자들에대한경쟁은더디게나타났다. 그림 24 비주거용소비자의공급자전환 출처 : BNetzA Monitoring Report (2016) 시장개방초기에는독일의공급자들가운데상당수가공급자를바꾸고자하는소비자들에게추가적인요금을징수하였는데, 이러한초기관행은카르텔국의금지결정에따라결국폐지되었다. 완전한시장개방조치에도시행에도불구하고독일의많은시장참여자들은, 현실적으로는효과적인경쟁실현이어려운상태라는주장을계속하고있다

40 2002년의유럽각국의전력시장참여자들이겪는어려움을조사한 EC 의발표에의하면, 독일에서제시된불만사항은, 기능분할수준의미흡함, 불충분한규제및불만처리지연, 국경간송전문제그리고망접속요금수준에대한토로등의순서로나타났다. 최근들어주거용소비자의공급자전환이증가하는등경쟁정도가강화되고있다. 그림 25 주거용소비자의공급자전환 출처 : BNetzA Monitoring Report (2016) 시장집중도심화독일에서는 1998년의에너지법시행이후, 수직통합적사업자들사이의합병으로인해시장집중도가오히려높아지고, 기능분할에대한규제는실행력이약해지는결과가나타났다. 법적, 제도적인측면의독일의시장개방달성도는완전하다는평가가가능하지만, 실질적으로는수직통합적대규모사업자들에대한규제효과는약화되고대규모사업자들간의인수합병으로인해경쟁도입효과는감소하였다고볼수있다. 여전히수직통합적인대규모사업자가전력시장의파이대부분

41 을차지하고기득권을사수하는현상으로인해, 망요금에대한규제 강화는기타부문의가격상승을초래하는결과로이어지곤하였다. 그림 26 유럽전력회사순위 (2010 년판매량기준 ) [ 단위 : billion KWh] 2002년에는대형전력회사인 E.On와역시대형가스회사인 Ruhrgas의합병에따라거대한에너지회사가탄생하였다. 이렇듯활발한인수합병이이뤄지면서, E.On과 RWE는판매량기준으로유럽에서각각 2위와 3위의전력회사자리에올라서기도하였다 전력시장신규진입의어려움 1998년에독일의전력산업이자유화되면서다수의외국기업들이관심을표명하였지만, 이러한초기관심은이내사그라지고말았다. 이는물론 Enron이나 Dynegy같은대규모에너지기업들이폐업하게된당시의시대상황과무관하지는않다. 그렇지만보다근본적인원인은, 독일의전력시장에존재하는유 무형의진입장벽들로인해새롭게시장에진입하려는이들의시장참여가쉽지않은상황이라는점이었다. 구체적으로살펴보면다음의요인들을들수있다. 첫째, 발전소건설부지신규확보가어려웠다. 둘째, 도매전기가격이매력적일정

42 도로높은수준으로형성되지못한상황이었다. 셋째, 시장자유화이후초기몇년동안망요금에대한협약이제3자에게불리하게형성되었다. 넷째, 제3자에대한차별적제도가계속해서유지되어왔다. 다섯째, 가스복합발전기의경우전기-가스합병인 E.On-Ruhrgas 합병으로인해경쟁적시장형성이저해되었다. 여섯째, 가스세의존재로인해가스발전기의신규진입장벽이형성되었다. 결국가스세는에너지세제에대한새로운 EU Directive로인해 2005년에이르러폐지되었다. 3.2 공급안정성 송배전망부문의분리독일의대규모광역사업자들은현재송전망운영에대한법적분리를단행한상태이다. 대부분의 IEA 국가들은독립적인 TSO 설립을추진하면서기능분할을요구하였으며, 일부국가들은법적분리까지요구하였다. 기능분할의미흡현상은부문간교차보조와차별의문제로이어질우려가있으며, 독일의경우 1998년의에너지법에서는회계분리를규정하였고, 2005년의에너지법에서는법적분리를요구하였다. 3.3 협상적 TPA의문제점노출유럽연합내에서는독일은예외적으로 TPA( 제3자접속개방 ) 에대해서규제적 TPA(regulated TPA) 가아니라협상적 TPA(negotiated TPA) 를선택하였다. 협상적 TPA는전력망분야가독점적인특성을보임에도불구하고특정한규제및특정한규제기관을두지않는것을말한다. 독일정부는전력사업자로하여금카르텔국에의해통제되는자율적협상을통해서망접속과접속요금문제를해결하도록하였다. 망접속은협회협정 (association agreement) 을통해서총체적으로조정되어야하였다. 초기에는조정사항들이망접속요금에제대로반영되

43 지않았지만, 이를보완하는회계원칙들이협회협정에추가되었다. 망접속요금은기본적으로카르텔국이통제하여왔다. 통제기능강화를위해 1998년의경쟁법은핵심설비원칙을강화하였다. 해당조항은강력한규제수단으로작용하여, 비차별적망접속이공정하고합리적인요금수준으로허용되었다. 그렇지만망접속에대한전반적인규제는엄격하지않으며접속요금은여전히높게형성되어있었다. 이와관련카르텔국은다음의문제점들에직면해있었다. 첫째, 카르텔국은시장지배력의남용에대한의심이확증된후에야조사할수있었으므로늘사후적조사만가능했다. 둘째, 지역의전력망사업자들은국가나지역정부의정치적지원을좋아하였다. 셋째, 경쟁법은차별적행동에만적합한법이기때문에높은수준의접속요금문제는다루기힘든한계가있었다. 마지막으로, 협회협정에따른회계방법이법적인정당성을가지고있어서실제로카르텔국의지위를약화시켰다

44 Ⅴ 전력산업에너지전환전략 1. 신재생에너지관련추진현황 1.1 추진현황 2013년기준, 독일의 1차에너지총공급량 (TPES : Total Primary Energy Supply) 에서신재생에너지가 11.8% 를차지하고있다. 독일의풍력공급능력은 31,300MW로서이는 IEA 국가들중가장많은양이다. 그리고독일의바이오매스공급능력은미국과캐나다다음으로세계 3위수준이다. 그림 27 신재생에너지공급비율 ( 전체대비 ) (1973 년 ~2011 년 ) 2000년대들어서독일의신재생에너지발전설비용량은확연한증가추세를보이고있다. 특히풍력발전은최근 10년사이에설비용량이대폭증가하고있으며, 2013년기준 31,300MW의설비용량은전체신재생설비용량의 42% 에달하는규모이다. 1990년대에는미미했던태양광발전도 2008년대에들어가히폭발적인설비확장추세를보이고있다. 2012년의태양광설비용량 (32,640MW) 은수력발전 (5,610MW) 대비거의 6배에육박하는수치이며, 또한불과 3년사이 (2009년에는 9,800MW) 에 3배이상설비확충이이뤄진점도주목할필요가있다

45 그림 28 연도별신재생법으로지원된원별설비용량 출처 : BNetzA Monitoring Report (2016) 그림 29 IEA 국가들의신재생에너지공급비율 (2011 년 ) 출처 : Energy Policies of IEA Countries_Germany (IEA, 2013) TPES 기준신재생에너지점유비율은 1.5%(1990 년 ) 에서 11.8% (2013 년추정치 ) 로크게증가하는추세이다 년과 2013 년의

46 TPES는 351Mtoe에서 312Mtoe로소폭감소했음을감안한다면, 신재생에너지가전통적인화력발전을대체하고있음을분명히알수있다. 비록천연가스를연료원으로하는화력발전의 TPES는 15.6%(1990 년 ) 에서 23.4%(2013년추정치 ) 로증가하였지만, 같은기간전체화력발전의 TPES는 87% 에서 81% 수준으로오히려소폭감소하였다. 그리고 TPES 기준으로신재생에너지내부구성비율변화를살펴보면수력발전의비중감소가두드러짐을알수있다. 수력발전의발전가능용량은 8.18GW(1990 년 ) 에서 11.26GW(2012 년 ) 으로분명히증가하였지만, 신재생에너지의 TPES는 6.3Mtoe에서 37.1Mtoe 수준으로훨씬더크게증가하였기때문이다. 신재생에너지의 TPES 중바이오연료및폐기물부문이계속해서 70% 대의높은점유율을유지하고있으며, 풍력자원부문이가장큰폭의비중확대를나타내고있다. 그림 30 신재생에너지의점유비율 ( 전기에너지및 TPES 기준 ) 출처 : Renewables Information (IEA, 2011) 독일의신재생에너지사용비중은전부문에걸쳐서 2000 년대들어 뚜렷한증가세를보이고있는데, 2013 년의경우에는전체전력소비중 에신재생에너지부분이차지하는비율이 25.6% 에달하며최고기록

47 을경신하였다. 이수치는 EU 국가들과비교할때, 노르웨이나오스트리아또는스웨덴등과같이 50% 를초과하는최고수준의점유율은아니지만중간순위정도는되는수치이다. 특히 1990년에고작 3.4% 정도였던신재생에너지비율이 20여년만에 7배정도성장한점과매년지속적으로뚜렷한상승세를여전히보이고있음에주목할필요가있다. 그림 31 EU 국가들발전량중신재생부문의비율 ( 단위 : %) 출처 : 육상및해상풍력은매년높은성장률을기록하면서전체설비의 21.8% 를담당하고있는것으로나타났다. 그리고태양광은전체설비에서 19.2% 를점유하고있다. 독일경제에너지부에따르면태양광이더이상생산비용이많이드는 ' 럭셔리에너지원 ' 이아니며여타에너지원의생산비용과비슷하다는설명이힘을얻고있다. 이러한상황과맞물려신재생에너지공급원이풍력, 태양광, 수력그리고바이오매스등이고루혼합되어있는것이독일전력수급의발전양상이다

48 그림 32 신재생발전공급실적과목표 출처 : Report on the German Power System(2015, Agora Energiewende) 2011년후쿠시마재난이후독일은가능한빨리핵발전소를폐지하기로하고, 석탄의비중을늘리되신재생에너지원에초점을맞추기로했다. 독일의신재생에너지비중은 2010년의 16.4% 에서 2014년의 27.8.% 로견고한성장세를보이고있으며, 2008년 ~2012년온실가스배출량은 1990년대비 23.6% 나감소하여교토의정서에따른 21% 감축의무를초과달성하였다. 독일이산업화분야의선진국가로서신재생에너지로부터전력의 28% 를얻는것은매우놀라운결과이며, 이는다른국가들에게좋은모델로서작용할수있을것이다. 1.2 추진정책및장기목표 독일은 2000년원자력폐지를결정하고신재생법안인 EEG를통해발전차액지원제도 (FiT) 를도입하였다. EEG(Renewable Energy Sources Act, 신재생에너지원법 ) 에따라, 20년까지온실가스배출을 90년기준 40% 로감축한다는목표를세웠다. 2005년, 재생에너지발

49 전비중을 2020년까지 30% 로확대한다는목표를세운후, 독일은 2010년에너지전환으로불리는 에너지구상 2010 을발표하였다. 이를통해 2022년까지탈원전과기후변화대응및지속적인에너지정책으로서신재생에너지의보급을주요정책으로삼고있다. 표 12 에너지전환정책목표 출처 : Report on the German Power System(2015, Agora Energiewende) 전력부문에서신재생에너지를보급하기위한독일의주된전략은, 2000 년에제정되고 2004년에개정된 EEG라고할수있다. EEG는 1990년에제정된신재생에너지법을대체하는것이며, 다른주요정책으로는재정적으로설비투자동기를주기위한지원프로그램을들수있다. 독일에는신재생에너지산업분야가실질적으로형성되었으며 20만명의이상의인력이고용되어있는데, 특히태양광분야에 3만5천명이상이종사하고있다. 전력회사는전기소매가격의 65% 에서 85% 에달하는금액을신재생에너지생산자에게지급하여야하며, 이는 1990년겨울에제정된접속지원법에근거를둔것이다. 접속지원법은신재생에너지원의계통병입에대하여보상하기위한것이다. 이법은추후 EEG로대체되었으며, EEG는

50 신재생에너지원과위치, 설비용량및기술에따라차별된보조금제도를적용함으로서전기생산자의이윤을보장한다. EEG에따라, 신재생에너지설비는망접속과송전및배전의우선권을보장받게되며망운영자는신재생에너지원으로부터생산된전기를의무구매하여야한다. 전력망에연계된풍력발전중상당량이특정지역의송전망혼잡을유발하고있으나, 이로인해안정된계통운영이상시위협받지는않는다. 그렇지만송전망이풍력발전기들을적절히운영하지못할경우, 독일내부또는인접국과의국경부근지역에서위험한송전결과가초래된다. 접속지원법에의거, 2005년 44TWh의전력에 40억유로가지급되었으며, 이는 kwh당 10 유로-센트정도이다. 1.3 대량도입에따른문제점 EEG에따라, 계통운영자는신재생에너지에서생산된전력을우선구매및송전하여야한다. 풍력설비용량은계통연계량이지속적으로증가하고있으며, 이로인해계통의안정성에큰위협이되지는않지만계통운영에는어느정도영향을주게되었다. 풍력에너지는간헐적인특성을지니므로, 풍력발전의출력증 감발에대한예측정보가거의없으므로계통전압관리와운영을더욱어렵게한다. 신재생에너지점유율이높아짐에따라 2016년 1월독일에서수급운영의어려움이나타나기도하였다. 2. 기후변화에대한대응 2.1 배출동향 2010년에독일은국가별 CO 2 배출량순위에서 6위를차지하고있는데이는 EU 국가들중에서는가장높은순위이다. 상위일곱국가들중에서 1990년대비 2010년의 CO 2 배출량이감소한곳은러시아와독일두나라뿐

51 이다. 최근 20여년동안독일은, 1인당 CO 2 배출량은물론이고국가전체의 CO 2 배출량측면에서도점진적으로꾸준한감소추세를유지하고있다. 표 13 주요국의 1 인당이산화탄소배출량증가율 출처 : CO2 Emissions from Fuel Combustion : Highlights (IEA, 2010) 독일은 1993년 UN의기후변화협약과 2002년교토의정서에비준하였으며, 2004년까지총온실가스 (6개온실가스모두포함 ) 배출을 12.2% 까지감소시켰다. 1971년대비 2008년의 1인당 CO 2 배출량이확실히감소한 (22%) 이례적인경우에해당한다. 그리고 40여년동안지속적으로완만한 CO 2 배출량감소추세를유지하고있다. 최근독일은 CO 2 배출량이정체되고있다. 이는원전폐지및석탄화력발전증가때문이다. 향후추가원전폐지계획에따라배출량정체가지속될수있을것으로예상하고있다

52 그림 33 연료별이산화탄소배출량 (1971 년 ~2012 년 ) 출처 : CO2 Emissions from Fuel Combustion 2014 그림 34 부문별이산화탄소배출량 (1971 년 ~2012 년 ) 출처 : CO2 Emissions from Fuel Combustion 2014 독일은온실가스배출량감소목표달성을위해현금보조금을크게 올리는기조를유지중이다. 에너지효율화조치를취한기업에대한현 금보조금예산을연간 20 억유로에서 34 억유로수준으로증액할것이

53 라는발표가 2014년말에있었다. 이러한추가보조금집행으로인해독일의이산화탄소배출량은오는 2020년까지당초예측을상회하여 6200~7800만추가감축이이루어질것으로전망된다. 또한 2015년 7월에독일정부는온실가스감축목표달성을위해 5개의대형석탄화력발전소를폐쇄하기로결정하였다. 2015년 6 월에개최된 G7 정상회담을통해, 독일은 2020년까지온실가스배출량을 1990년대비 40% 감축한다는목표를세운바있다. 이러한목표달성을위해발전량 2,700MW 규모에해당하는석탄화력발전소몇곳을단계적으로폐쇄하기로정부방침을정한것이다. 그리고폐쇄대상에포함되는석탄화력발전소는 2020년까지전력량이부족할때를대비한비상가동용으로만사용하기로하였다. 환경보호단체들은독일의이번결정을환영하지만독일경제의부담은훨씬커질수밖에없다는지적도설득력을얻고있다. 독일은이미원자력발전비중의단계적축소에따라태양광이나풍력, 바이오매스같은신 재생에너지이용비중이확대되면서, 유럽에서가장비싼수준의전기료를부담하고있기때문이다. 이번결정으로독일경제와신 재생에너지산업발전및온실가스감축목표달성이어떤방향으로전개될지, 그리고우리에게던져주는메시지는무엇인지계속해서주목해야할것이다. 2.2 추진정책기후변화관련정책은 BMU( 한국의환경부 ) 관할이며, 2005년무렵독일의 2개정당 ( 기민당, 사민당 ) 간에대합의가성사되었으며, 이에따라사민당이 BMU를통제하고있다. 정부는 CO 2 배출감소를위해정부부서를초월한워킹그룹을 1990년에이미설립하였으며, 이워킹그룹에서첫번째 국가기후보호프로그램 을 2000년에제정하였으며 2005년에는이를개정하였다

54 국가기후보호프로그램 에서제창하였던주요내용은다음과같다. 2020년까지 1990년과비교하여에너지생산성을 2배로향상시킨다. 에너지저-소비빌딩을확대보급하고, 발전소의현대화를추진한다. 지역-분산된발전소의확장및고효율발전 (CHP) 을추진한다. 온실가스배출권할당제도를더투명하고덜관료적으로구성한다. 발전부문의신재생에너지비중을 2010년까지전체의 12.5%, 2020년까지전체의 20% 이상수준으로확대한다. 독일은교토의정서를충실히수행하기위하여 2000년 9월 18일 국가기후보호프로그램 을제정하였으며, 7개분야에걸쳐서총 64 가지전략들을다루었다. 2005년에개정된프로그램은, EU의배출권거래제에포함되지않는분야 ( 가정및운송부문 ) 에서온실가스배출량감축하기위한전략도추가로포함하였다. 표 14 주요국가의온실가스감축목표 ( 괄호는잠재감축목표 )

55 표 15 기후변화관련, 주요국의대응사례 출처 : Climate Scoreboard Climate Interactive 2.3 배출권거래독일의배출량감소총량의대부분은 EU의배출권거래제 (EU-ETS) 에근거한것이며, EU-ETS는 2005년도에착수되었다. EU-ETS에따라, 유럽각국은배출량을그들의에너지및산업설비에할당하여야하며이와관련해서는 EU의승인이필요하다. 배출량을초과한기업은유럽의배출권시장을통해배출권을구매하고, 배출량보다적게배출한기업은여유분만큼의해당배출량을시장에판매가능하다. 독일에서는소위무역분야, 즉산업설비와대규모발전소부문이총 CO 2 배출량의 55% 를차지한다. 국가배출량할당플랜 ( 이하 NAP)Ⅰ 에서는산업설비에대해대규모의할당량을배분하였으며, 특히석탄발전부문에대한과대분배

56 표 16 NAP 변동내용 출처 : Review, (IEA, 2007) 문제가뜨거운감자가되기도하였다. 제조업설비에대해서는 2000년부터 2005년까지의실제배출량대비 98% 를할당하였으며, 발전소부문에는 85% 를할당하였다. 또한두분야의소규모설비에대해서는 100% 까지도할당하였다. 독일은 2007년온실가스총배출량관련 21.3% 감축에성공함으로써 (1990 년대비 ) 21% 감축목표를성공적으로달성하였다. 이러한성공요인가운데핵심적인요인중하나는배출권거래제도의성공적인도입및운용이었다. 첫째, 독일은 EU-ETS하에서배출권제도를도입하면서관련법령을제정하고, 할당에관한명확한기준을마련하였다. 독일의배출권할당방식의특징은다음과같다. 첫째, 시범단계 (2005년-2007 년 ) 에서는무상으로배출권을배분하였으나, 2단계 (2008년 2012년) 에서는무상배분을없애고경매방식을채택함으로써시장중심의배출권제도를확립하였다. 우리도이러한점을참고하여가능한한정부의개입을줄이고시장기구자체를통한정책추진이바람직할것으로판단된다. 둘째, 독일은배출권거래제도를효율적으로관리하기위하여독일배출권거래감독원 (DEHSt) 을설립하여시행착오를줄였는데, 향후

57 우리나라에도배출권거래전담행정조직이필요할것으로보인다. 셋째, 독일은배출권거래의활성화를위해 2002년라이프치히전력거래소와프랑크푸르트전력거래소를합병하여유럽에너지거래소 (EEX : European Energy Exchange) 를설립하여탄소배출권 EUA를거래하도록하였는데, 이로인해특히선물거래가폭발적으로증가하는양상을보이고있다. 우리나라에서도 EEX와같이배출권거래가국내에서활발하게이루어질수있도록배출권을전담하는거래소를설립할필요가있으며, 향후설립될배출권거래소는선물시장의기능과역할을강화하는방향으로기구의운영방향이잡혀야할것이다. 3. 독일탈원전결정 3.1 추진현황 1970~80년대석유파동과체르노빌원전사고를계기로원전폐지에관한논의가시작되었다 월슈레더연방정부는당시 19기원전발전량을제한하고신규원전건설중단을결정하였다. 2010년에너지구상 2010을통해메르켈정부는온실가스감축목표달성, 안정적에너지공급을위해탈원전정책을견지하되원전사용기한을연장하기로결정하였다. 그러나후쿠시마원전사고발생이후 (2011년) 17개원전중 8개를전면폐기하고 2022년까지독일내모든원전을폐기하는것으로선언하였다. 3.2 탈원전가능조건독일이탈원전이가능했던이유는크게 3가지로들수있다. 첫째, 공격적인신재생확대정책으로수급문제를해결하였다. 둘째, 이웃나라와 20GW 연계설비를통해전력을공급받을수있었다. 셋째, 신재생확대및탈원전에따른전력비용상승을사회가수용한점이다

58 Ⅵ 주요현안및시사점 1. 주요현안 1.1 국가주요현안 성공적인에너지전환 (Energiewende) 달성독일정부는 2010년부터에너지전환정책을추진하고있다. 이에따라신재생발전을공격적으로확대하고있으며, 후쿠시마사태이후탈원전정책도흔들림없이추진하고있다. 2050년까지온실가스를 90 년대비 80~95% 감축하고신재생발전량을 80% 로설정하는등유럽에서친환경에너지정책을선도하고있다. 이에대해일부에서는달성하기어려운목표설정이라는비판이나오고있다 신재생확대에따른안정적인전력계통운영신재생확대에따라 2016년특정일에거의대부분의수요를신재생으로공급하는선도적인계통운영을보여주었다. 그러나 2017년 1 월 24일피크시즌, 바람이불지않는구름낀날씨로인해풍력과태양광발전출력저하로모든예비력을사용하게된수급불안이발생하였다. 이에따라 19년까지폐지하기로했던석탄화력발전기를재가동해야한다는의견이대두되고있다 발전기폐지에따른지역적수급불안해소독일남북간송전선로병목현상과남부지역발전기폐지로인해독일남부지역에 2018년기준약 5,717MW 전력수급불안이대두되었다. 1.2 기관별주요현안 대형전력회사의시장지배력강화

59 현재독일전력시장의시장집중도는자유화조치이전보다더높아져있다. 발전부문에서대규모광역전력회사들의숫자가 8개에서 4개로줄어든반면, 발전량점유율은 80% 에서 90% 이상으로증가했다. 그중에서도 RWE와 E.On은총발전량의 60% 이상을차지하고있다. 송전부문역시광역전력회사들의절대적인영향력아래남아있다. 최종소비자에대한판매부문역시시장집중도가강화되었다. 1995년에는 5개의광역전력회사들과지역배전회사들의시장점유율이대략반반이었지만, 2004년에는 4개의광역전력회사들의점유율이 73% 로상승했다. 이러한시장지배력강화현상은독일내전력산업의경쟁을약화시키고, 대규모전력회사들이이를바탕으로소비자전기요금에도영향력을행사하고자하는유인을가질수있다. 2. 시사점 2.1 실질적인경쟁기반확충이중요독일의전력산업은 1998년시작된자유화와경쟁도입으로인해급격한변화를겪어왔다. 가장대표적인것으로는완전한시장개방, 시장기반의각종제도등장, 전력회사규제기관탄생및협상적 TPA에서규제적 TPA로의전환과같은변화라고할수있다. 즉, 법적 제도적으로독일은완전한시장개방을통한경쟁도입을달성했다고볼수있으나, 독일에는자유화이전부터존재하던영역별독점의전통에맞서자유화에저항하는전력회사들의강력한로비에직면해온나머지, 자발적으로자유화를추진했다기보다는완전한자유화와경쟁도입을추진하는유럽연합의지침 (EU Directive) 에떠밀려불가피하게자국내경쟁도입을추진한측면이강하다고볼수있다. 자유화조치이후유럽의전력산업은각국가별로전략적으로하나의대형전력회사를육성하려고하였으며, 이러한상황에서특정국가를주요거점으로하되여러국가에걸쳐시장점유율을높여가는대규모전력회사들의경

60 쟁양상으로변모해가고있다. 독일은이러한추세에맞춰유럽단일전력시장개설에대비하여유럽전체에서경쟁력을가진전력회사를육성하고자하는의도로대형전력회사들의합병을묵인한결과, 독일내에서대규모전력회사들의시장집중도는더욱강화되었다고볼수있다. 제3자망접속개방의경우를보더라도, 독일은다른대부분의 EU 국가들과는달리규제적 TPA가아니라협상적 TPA를도입하였다가 EU Directive에떠밀려어쩔수없이규제적 TPA를도입하기로했다. 그리고망접속요금도사전적규제가아니라사후적규제를실시하며, 사업자들사이의자율적망요금설정을허용해오다가뒤늦게사전적규제를실시하기로하는등, 대규모전력회사들의입장을의식한정책을시행해왔다. 다시말해, 독일은법적 제도적으로는경쟁을위한토대가충분히마련되었다고말할수있으나, 실질적인경쟁도입의기반마련이미흡하다고볼수있다. 이를통해볼때경쟁의효과를거두기위해서는, 형식적인경쟁도입보다는실질적인경쟁기반마련이더욱중요함을알수있다. 현재시점에서볼때, 독일이자체적으로대규모전력회사들의시장집중도를획기적으로약화시키는조치를취할수있는가능성은희박해보인다. 2.2 지속적인에너지전환정책추진 독일의경우약간의정책변화가있기는했으나에너지전환이라 는사회적합의를도출한후일관된정책을추진하였다. 그결과높은 신재생 발전에도 불구하고 안정적으로 계통을 운영하고 있으며 또한 탈원전정책도지속적으로추진하고있다. 에너지전환을막시작한 우리나라에서도 독일의 사례를 잘 검토하여 사회적 합의를 도출해야 할것이다

61 2.3 신재생확대에따른안정적계통운영추진필요독일의경우 9개나라와전력계통이연계되어있다. 이덕분에높은신재생발전점유에도불구하고안정적으로전력계통을유지할수있었다. 다만기상여건이좋지않은특정일에수급불안정이발생할뻔하였다. 또한발전기폐지및계통제약으로인해지역적인수급불안이발생할가능성도확인하였다. 우리나라도가급적빠른시일에일본, 중국, 러시아등과계통을연계한다면계통을안정적으로운영할수있을것이다. 더불어국내에서추진중인에너지전환정책을원만하게달성할수있을것이다

62 < 참고문헌 > 1. 전력거래소, 해외전력산업동향, IEA, Electricity Information, IEA, Energy Balances of OECD Countries, IEA, Renewables Information, IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, IEA, Energy Policies of IEA Countries_Germany, E.ON, Annual Report", EEX, Annual Report and Accounts, Federal Environment Agency, E.ON, RWE, Vattenfall, Enbw, 독일에너지 수소경제협회, IAEA PRIS Database, CERINA, 기후변화홍보포털, United Nations - Framework Convention on Climate Change, Climate Interactive, BNetzA Monitoring Report (2016) 21. Report on the German Power System (2015, Agora Energiewende) 22. 독일에너지전환정책목표와조기탈원전결정가능조건 ( 에너지경제연구원, 세계에너지시장인사이트제17028호, )