제 6 차전력수급기본계획의문제점및개선과제
사업평가현안분석제 46 호 제 6 차전력수급기본계획의문제점및개선과제 총괄 I 조영철사업평가국장 기획 조정 I 최미희산업사업평가과장 작성 I 허가형산업사업평가과사업평가관 지원 I 남유성산업사업평가과행정실무원 사업평가현안분석 은국회가관심있게다룰재정현안이나정책이슈에대해객관성있는분석정보를적시성있게제공함으로써, 국회의예산및법안심사와의제설정을실효성있게지원하기위한것입니다. 문의 : 사업평가국산업사업평가과 02) 788-3781 peb2@nabo.go.kr 이책은국회예산정책처홈페이지 (www.nabo.go.kr) 를통하여보실수있습니다.
제 6 차전력수급기본계획의 문제점및개선과제 허가형 2013. 4
이보고서는 국회법 제 22 조의 2 및 국회예산정책처법 제 3 조에따라 국회의원의의정활동을지원하기위하여작성되었습니다.
발간사 지난 2월말에확정된제6차전력수급기본계획에서는중장기전력수요전망에근거하여약 16억원의발전설비투자를계획하였습니다. 전력은국가총에너지소비의 20% 를차지하지만가정 상업부문에너지소비의 44% 를차지합니다. 또한발전소와송전선로의입지가지역에주는영향이크기때문에어떤설비가언제어디에도입될것인가에대한국민의관심은매우큽니다. 이에본보고서에서는제6차전력수급기본계획의체계와수요전망, 발전설비계획에대하여평가하였습니다. 평가결과, 제6차전력수급기본계획은상위계획에서목표한전력소비전망과온실가스감축량목표를충족하지못하고있는것으로나타났으며, 전기사업법 에서정한송배전설비계획을포함하지않아법적요건이미비하고, 관련기관과협의가부족한점등에비추어볼때, 절차적합리성이부족합니다. 또한동계획은발전설비의시설계획과준공시점을고려할때기회비용손실을고려하지못한것으로나타났습니다. 석탄화력과원자력발전의확대로 2016년부터 2026년까지 10년동안은정부에서정한설비예비율 22% 를초과하여, 연중최대전력을소비하는시기에도최대 30% 의설비가가동하지않을것으로예상됩니다. 그결과상당수 LNG발전설비의가동율이낮아질것으로예상됩니다. 또한동계획은신규발전소의건설에따른신규송전망계획및그로인한사회적갈등비용에대한고려도부족했습니다. 송배전망건설비는연간약 4조원규모로지난 5년간 22조원이상투자되었습니다. 발전설비투자비보다송배전시설투자비가커지고사회적갈등이우려되는상황에비추어볼때, 향후전력수급계획은발전설비보다송전망설비의설치가능성에대한검토를보다중시해야할것이라고봅니다. 2013년은제2차에너지기본계획을수립함으로써중장기에너지정책의방향을제시하는중요한해입니다. 이에본보고서가효율적인에너지정책과전력수급에관심을가진국회의원님의의정활동을지원할수있기를바랍니다. 2013 년 4 월 국회예산정책처장국경복
요약 Ⅰ. 서론 지난 2 월 25 일, 산업통상자원부는 2027 년까지의전력수급계획을담은제 6 차전력수급기본계획 ( 이하 6 차계획 ) 을확정함. 안정적인전력수급은경제활동의기초요소이므로, 적정전력수급규모와적정전력설비투자시점을계획하는것이전력수급기본계획의주요과제임. 전력은국가총에너지소비의 20% 를차지하며, 가정 상업부문의소비에서는 44% 를차지하여일상생활에서느끼는중요도가타에너지에비해높음. 6 차계획에서는 2027 년까지의발전설비규모를정하고있으므로, 본고 에서는이와관련한문제점을검토하고개선과제를제안하고자함. Ⅱ. 전력수급기본계획의개요 전력수급기본계획에서는 전기사업법 에근거하여 15년간전력수급의기본방향과장기전망, 발전및송배전설비계획, 전력수요관리, 적정예비율, 전원믹스등에관한사항을 2년단위로수립함. 6차계획에서는 2027년까지전력소비량이연평균 2.2% 증가하고최대전력은연평균 2.4% 가증가할것으로전망하고있음. 2024년의전력소비량은 5차계획대비 111% 증가한 611,734GWh이고최대전력은 8.2% 증가한 102,839MW임. 요약 v
동계획에서는전력설비예비율을 22% 로설정하고 2,357만kW의신규설비투자를확정함. 정부는석탄화력발전으로 1,050만kW를충당하고, LNG발전으로 480만kW, 신재생에너지로 456만kW의발전설비를충당할계획임. Ⅲ. 제6차전력수급기본계획체계의문제점 제6차전력수급기본계획은에너지부문상위계획과일치하지않음. 에너지기본계획 (2008~2030) 에서는 2030년까지전력수요가연평균 2.2% 증가할것이라는예측하에전력공급규모를설정한바있음. - 6차계획은 2006년부터 2027년까지연평균 3.0% 증가를전망하여 2025 년기준으로 6차계획의전력수요전망은에너지기본계획의수요전망보다 12.3% 높음. 에너지 기본계획 전력수급 기본계획 에너지기본계획과전력수급기본계획의전력수요전망 2006 2010 2015 2020 2025 2030 연평균 증가율 총에너지 173.6 190.2 208.1 225.4 241.0 245.1 1.4 전력 30.0 34.8 39.7 43.9 47.9 50.3 2.2 5 차계획 6 차계획 36.5 (0.8) 42.7 (7.6) 44.4 (11.8) 46.4 (5.6) 50.8 (15.7) 주 : ( ) 는에너지기본계획대비전력수급기본계획의전력수요전망자료 : 산업통상자원부, 제 5 차, 제 6 차전력수급기본계획, 2010, 2013. 47.5 53.8 (12.3) ( 단위 : 백만 TOE, %) 2.5 56.4 3.0 녹색성장기본계획에서는 2020년까지온실가스배출을자연증가분 (BAU) 대비 30% 감축한다는목표를두고있으나, 6차계획대로 10기의화력발전설비를투자하는경우온실가스배출량이증가할것으로예상됨. - 2010년기준발전부문의온실가스배출량은 1990년대비 643% 증가했으며, 이는국가총배출량의 34% 를차지함. vi 요약
6차계획에서는송배전설비계획을두고있지아니함. 6차계획은송배전설비계획을유보함으로써 전기사업법 이규정한전력수급기본계획의법적요건을지키지않음. - 전기사업법 제25조에서는전력수급기본계획에발전설비뿐아니라송배전설비계획을포함하도록규정하고있음. 최근송배전설비의투자비가커지고공사기간이길어질뿐아니라수도권전력집중도로인하여설비안정성이낮아지는등불확실성이높아지고있어송배전설비계획이점차중시되고있음. - 최근 5년동안송배전설비투자비는 22조 5,167억원으로 6차계획에서확정한발전설비투자비 15조 6,381억원보다크며, 지역주민과의갈등으로설비의준공기간이길어지고있음. - 5차계획에서확정한대용량송전선로도적기준공이어려울것으로예상되어, 6차계획에서확정한발전설비가동에필요한송배전설비의적기준공은보다불확실함. 송배전설비의신규투자비 (2008~2012) ( 단위 : 억원 ) 2008 2009 2010 2011 2012 계 송변전설비 17,193 22,471 23,299 24,647 21,272 108,882 배전설비 24,140 24,653 21,626 23,564 22,302 116,285 합계 41,333 47,124 44,925 48,211 43,574 225,167 자료 : 한국전력공사 제5차전력수급기본계획의평가및평가결과의환류가부족함. 2010년이후전력수급위기가있으며그원인은원가를밑도는전력요금과소득수준에따른전기수요증가에기인한것으로밝혔으나, 전기요금을오히려물가상승률보다낮은수준으로유지하는것으로가정하고있음. 정부는제5차전력수급기본계획 ( 이하 5차계획 ) 의수정및불확실대응설비반영을통해 676만kW를확충하였음에도불구하고, 전력수급불안이지속될것으로예측하고있음. 요약 vii
Ⅳ. 발전설비계획의문제점 연간설비예비율의편차가과다함. 6차계획에서적정예비율은 22% 로설정되었으나설비예비율은 2020년에는 30.5% 까지높아지고 2025년이후 22% 아래로낮아짐. - 2018년이후석탄화력발전 774만kW가 3년동안집중적으로공급되어 2025년까지예비율이 22% 를윗도는것으로나타남. 적정예비율목표를 22% 로설정하였으면계획기간동안신규발전설비를특정년도에집중시키지말고분산시켜목표예비율을고르게유지할필요가있음. - 6차계획은수요예측오차및수요관리의불확실성을감안하여설비예비율을 5차보다높은수준으로설정함. 6 차전력수급기본계획의설비예비율과과거실적치의비교 자료 : 제 6 차전력수급기본계획을근거로국회예산처에서작성 viii 요약
발전설비과투자우려가있음. 정부는발전설비투자가단기적으로급하지않음에도불구하고준공시기에대한고려없이신규설비를확정하여향후발전설비과투자가우려됨. 6차계획의설비예비율을재검토한결과발전설비의도입시기조정이보다효율적이라봄. - 신규설비를전혀반영하지않을경우 (SC1) 2014년의설비예비율은 16.3% 이고 2023년까지 15% 이상을유지함. - LNG복합발전설비만을 2018년에도입할경우 (SC2) 2022년까지설비예비율 20% 이상을유지함. - 발전설비를 2018년부터순차적으로준공할경우 (SC3) 2025년까지설비예비율은 20% 전후로보다안정적임. 발전설비도입시기별설비예비율예측치 ( 단위 : 만 kw, %) 6차계획 SC1 SC2 SC3 연도신규 설비설비신규설비예비신규설비예비설비용량예비율설비용량율설비용량율 2013 8,561 7.4 8,561 7.4 8,561 7.4 2014 9,419 16.3 9,419 16.3 9,419 16.3 2015 10,018 21.2 10,018 21.2 10,018 21.2 2016 135 10,542 24.6 10,542 24.6 10,542 24.6 2017 189 11,018 24.9 11,018 24.9 11,018 24.9 2018 87 11,009 20.3 135 11,144 21.8 135 11,144 21.8 2019 487 11,101 18.5 189 11,225 19.8 189 11,225 19.8 2020 200 11,345 19.0 11,569 21.4 11,569 21.4 2021 11,630 19.3 11,854 21.6 11,854 21.6 2022 100 11,659 17.3 11,983 20.6 87 12,070 21.5 2023 11,662 15.7 11,986 18.9 200 12,273 21.7 2024 11,666 13.4 11,990 16.6 100 12,377 20.4 2025 11,710 11.5 12,034 14.5 200 12,621 20.1 2026 11,774 9.0 12,098 12.0 100 12,785 18.3 2027 11,852 6.9 12,176 9.8 100 12,963 16.9 주 : SC1 은신규설비도입이없는경우, SC2 는 6 차계획상 LNG 발전만 2 년후도입, SC3 은 6 차계획상신규도입설비를도입하되시점을분산조정하는것으로가정후설비예비율을계산함. 자료 : 제 6 차전력수급기본계획을근거로국회예산처에서작성 요약 ix
유휴발전설비로인한기회비용손실을유발함. 6차계획확정시예상되는발전설비투자는약 16조원상당이나, 고압송전망에대한추가투자비를고려하면총투자액은이보다높을것으로추정됨. 확정설비가모두적기준공된다고가정하면 2019년이후발전단가가높은 LNG발전기의대부분은유휴설비로가동되지않을가능성이높음. - 2019년부터 2025년까지 7년동안설비예비율이 LNG설비비중을초과하고있어발전단가가석탄화력및원자력보다높은 LNG 발전설비의가동률은크게낮아질것으로추정됨. LNG 설비비중과설비예비율의비교 자료 : 전력통계정보시스템 (EPSIS) <http://www.kpx.or.kr/epsis/> 설비효율개선효과를반영하지못함. 향후기술발달에따라새로운설비가도입되고환경규제가강화될수도있으므로기술개발속도에맞춘설비투자가필요함. - 온실가스감축규제, 대기오염규제, 신재생에너지의무시행등의환경규제대응설비를개발중에있으며, 전력수요부문에서도가스냉방등에신규설비가도입될수있음. 석탄화력과 LNG화력모두준공년도를기점으로그후점차발전효율이증가하는추세를보이고있음. x 요약
준공년도별화력발전소의발전효율 자료 : 전력거래소의자료를근거로국회예산처에서작성 물가상승률에근거를둔전기요금전망으로전기수요를부추김. 6차계획은전기요금을발전원가가아닌물가상승률에기반을두고전망함. - 2013~2030년동안소비자물가는 43% 증가하는데, 전기요금은 19% 증가에그쳐전기요금은실질적으로낮아진다고전망함. 용도별요금제의차이를보면산업용전기는 13%, 주택용전기는 55% 증가하여그차이가커질것으로전망하고있음. 이때주택용전기요금의상승률은소비자물가상승률보다높은수준임. 전기요금을발전원가가아닌물가상승률을기준으로전망함에따라, 국제유가상승시유가보다저렴한전기수요를부추길우려가있음. - 2000년이후총에너지소비량은 36% 증가하였는데석유류는 9% 증가한반면, 가스는 67%, 전기는 90% 나증가함. 국제에너지가격과발전원가의변화를바탕으로발전설비계획에대한복수의시나리오를작성하여전기요금의변화가능성을전기수요예측에반영할필요가있음. 요약 xi
연도 제 6 차전력수급기본계획상전기요금추정치 전기요금 ( 원 /kwh) 주택용일반용산업용종합 소비자 물가지수 (2010=100) 2013 116.00 114.81 95.45 104.89 110.87 2030 180.02 134.85 108.03 124.49 158.30 상승률 (2013~2030) 55% 17% 13% 19% 43% 자료 : 전력거래소 <www.kpx.or.kr> 수요관리강화를위한추가적인노력이필요함 기준수요가증가했으므로전력수요를줄이기위한수요관리강화가필요함에도수요관리에정책적우선순위를두지않음 - 2018년수요관리비중이 5차계획 8.3% 에비해 6차계획은 4.6% 로낮아졌으며, 2024년수요관리비중도 5차계획 18.5% 에비해 6차계획은 16.6% 로낮아짐. 수요관리전후의전력소비량 ( 단위 : GWh, %) 제5차전력수급기본계획제6차전력수급기본계획 기준수요 목표수요 수요관리 비중 기준수요 목표수요 수요관리 비중 2015 520,842 496,590 4.7 526,356 516,156 1.9 2018 567,175 523,867 7.6 590,257 564,256 4.4 2021 612,289 540,078 11.8 651,845 597,064 8.4 2024 653,541 551,606 15.6 713,310 611,734 14.2 2027 771,007 655,305 15.0 주 : 기준수요는수요관리전전력소비량, 목표수요는수요관리후전력소비량을의미함. 자료 : 제 6 차전력수급기본계획을근거로국회예산처에서작성 xii 요약
Ⅴ. 제6차전력수급기본계획의개선과제 신규발전소의준공시기를조정할필요 발전소는평균 30년이상운영되므로적정설비예비력을근거로설비투자의규모와시점을정해야할것임. - 수요증가추이를제대로고려하지못한대규모설비투자는유휴설비발생과같은비효율을초래할수있음. 6차계획의신규설비를계획보다 2~3년늦춰순차적으로도입하는방안을검토할필요가있음 - 신규발전부지의송전망계획의기술적지역적수용도에따라준공시기를조정하는방안이있음 전기요금의정상화필요성및인상계획을홍보할필요 발전에소요되는모든비용을발전원가에반영하고, 이에근거한전기요금체계의개편을통하여에너지소비의효율성을높일필요가있음. - 송배전망의건설과운영에소요되는비용도발전원가에반영해야함. 전기소비자가전기요금상승을예측할수있도록전기요금인상계획은가능한빨리공지할필요가있으며, 발전원가에기초한중장기적인전기요금전망을홍보할필요가있음. 에너지정책및전력부문홍보사업예산으로과거 2년간 100억원이집행되었고 2013년에도 27억원이집행될예정임. - 에너지정책홍보사업예산이 11억원이며, 수요관리사업이 12억원, 전력시장조성홍보사업이 4억원집행될예정이나, 전기요금홍보와관련한홍보예산은배정된바없음. 전기사업법 개정안이필요 기존의전기설비시설계획에발전설비계획뿐아니라송배전설비계획을보다명시적으로포함시키는것이필요함. 전력수급계획에대한전회차의평가와평가결과를신규계획에반영하는것이바람직함. 요약 xiii
전기사업법개정의견 현행제25조 ( 전력수급기본계획의수립 ) 1 ( 생략 ) 2 기본계획에는다음각호의사항이포함되어야한다. 1.~ 2. ( 생략 ) 3. 전기설비시설계획에관한사항 4.~5. ( 생략 ) < 신설 > 개정의견제25조 ( 전력수급기본계획의수립 ) 1 ( 현행과같음 ) 2 기본계획에는다음각호의사항이포함되어야한다. 1.~2. ( 현행과같음 ) 3. 발전설비계획및송배전설비계획등을포함한전기설비시설계획 4.~5. ( 현행과같음 ) 6. 전회차의평가및평가결과의환류 xiv 요약
제 6 차전력수급기본계획에대한평가결과요약 평가단계평가항목 관련계획간 정합성 상위계획의목표에부합하는가 평가결과요약 - 상위계획인에너지기본계획의전력소비량및온실가스배출량목표와일치 하지않음 사업 계획 법적요건 준수 전기사업법 에서규정한전력수급기본계획의법적요건을준수하였는가 - 25 조 2 항 3 호에서정한전기시설설비계획중송배전망설비계획을누락하 여전력수급기본계획의법적요건을충족하지않음 절차적 합리성 관련계획및기관과연계되는목표를상호협의 조정하였는가 - 발전설비규모및송전망설비의입지와관련하여관련부처와협의가부족함 경제적인설비예비율을목표하였는가 - 적정설비예비율을 22% 로목표하였으나특정구간에서 30% 에가까운예비 율로연간예비율의등락이큼 사업집행사업성과 경제성이행성성과목표의달성성과목표의환류 효율적인전력투자시점을고려하였는가 - 발전설비도입시기를계획보다 2~3년늦춰순차적으로도입하는것이보다경제적인투자로나타남적정전원구성비를고려하였는가 - 주요기저발전원인원자력발전의비중을 2차에너지기본계획에서검토할예정임신규발전설비도입시지역별송전망용량과향후확충계획을검토하였는가 - 신규발전소의건설에따른신규송전망계획및그로인한사회적갈등비용에대한고려가부족함 5차전력수급계획의확정설비가적기에준공되도록관리하고있는가 - 5차계획의확정설비및송배전망계획에대한언급이없음 5차전력수급기본계획의목표를달성하였는가 - 전력소비량은전망치를초과하였으며, 송전망건설계획과신재생에너지보급목표, 수요관리는미달성하여 5차계획의목표달성이부족함 5차전력수급기본계획의평가결과를제6차전력수급계획에반영하였는가 - 5차전력수급기본계획의평가결과를환류하고있지않음. 계획이상의전력수요증가는전기요금에기인하나제6차전력수급계획에서도전기요금을물가안정의수단으로고려함 요약 xv
차례 Ⅰ. 서론 / 1 Ⅱ. 제 6 차전력수급기본계획의주요내용 / 5 1. 제 6 차전력수급기본계획의전력수요전망 5 2. 제 6 차전력수급기본계획의설비계획 6 Ⅲ. 제6차전력수급기본계획체계의문제점 / 9 1. 상위계획과의불일치 9 2. 송배전설비계획의누락 15 3. 제5차전력수급기본계획평가및평가결과의환류부족 23 Ⅳ. 발전설비계획의문제점 / 29 1. 연간설비예비율의편차과다 29 2. 발전설비과투자우려 32 가. 단기전력수급상황 32 나. 중장기전력수급상황 34 3. 발전설비과투자로인한기회비용손실우려 38 가. 유휴설비로인한기회비용손실우려 38 나. 설비효율개선효과미반영 41 다. 전기의과수요유발가능 43 4. 전력수요의과다추정및전기요금전망미비 45 가. 전력수요의과다추정가능성 45 나. 물가상승률에근거한전력가격추정의문제점 48 5. 수요관리미흡 56 차례 xvii
Ⅴ. 전력수급기본계획의개선과제 / 59 1. 개선과제 59 가. 신규발전소준공시기조정필요 59 나. 발전원가에근거한전기요금개편및비용부담방안의논의필요 60 다. 발전원가에근거한전기요금체계의홍보필요 61 라. 법률개선과제 63 2. 평가결과요약 64 부록 / 67 참고문헌 / 76 xviii 차례
표차례 [ 표 1] 목표수요최대전력예측결과 6 [ 표 2] 제6차전력수급기본계획의적정예비율산정근거 7 [ 표 3] 2027년기준신규설비소요량 8 [ 표 4] 에너지분야계획과근거법 10 [ 표 5] 에너지기본계획과전력수급기본계획의전력수요전망 12 [ 표 6] 우리나라의에너지사용및온실가스배출현황 14 [ 표 7] 송배전설비의신규투자비 (2008~2012) 16 [ 표 8] 765kV 송전선로의건설기간및공사비 18 [ 표 9] 밀양송전철탑사업지연시문제점 20 [ 표 10] 수도권송전망의고장전류전망 22 [ 표 11] 전력수급기본계획별최대전력수요예측및실적 24 [ 표 12] 전력수급현황에대한제6차전력수급기본계획의시사점 25 [ 표 13] 제5차전력수급기본계획의수정내역 27 [ 표 14] 제6차전력수급기본계획의설비예비율 31 [ 표 15] 5차수정계획에반영된설비변동내역 33 [ 표 16] 제5차전력수급기본계획 ( 수정계획 ) 의단기설비예비율 34 [ 표 17] 제6차전력수급기본계획의연도별신규건설의향및설비예비율 35 [ 표 18] 발전설비도입시기에따른설비예비율 37 [ 표 19] 신규설비투자비전망 38 [ 표 20] 2012년발전원별발전단가와거래량비중 39 [ 표 21] 심야전력요금변화 44 [ 표 22] 심야전력원가및손익 45 [ 표 23] 전력수요예측모형의 GDP 전망 46 [ 표 24] 제6차전력수급계획상전기요금추정치 47 [ 표 25] 한국전력공사금융부채, 이자비용, 부채비율 49 [ 표 26] 한국전력공사의원가회수율 49 [ 표 27] 한국전력공사손익, 총자산순이익률현황 50 [ 표 28] 전기요금인상에대한산업통상자원부보도자료 50 차례 xix
[ 표 29] 전기요금인상보도자료 51 [ 표 30] 부문별전력판매비중 53 [ 표 31] 전기요금과유가전망 54 [ 표 32] 수요관리전후의전력소비량 56 [ 표 33] 주요국가의설비예비율, 전기요금, 1인당전기소비량비교 57 [ 표 34] 에너지정책홍보사업세부내역 62 [ 표 35] 전기사업법개정의견 63 [ 표 36] 제6차전력수급기본계획에대한평가항목및평가결과요약 66 xx 차례
그림차례 [ 그림 1] 에너지관련계획의지위 11 [ 그림 2] 대용량송전선로연계계획 17 [ 그림 3] 연간전력예비율 30 [ 그림 4] 제6차전력수급기본계획의설비예비율과과거실적치의비교 31 [ 그림 5] 설비예비율과 LNG발전의발전비중 (2001~2012) 40 [ 그림 6] 설비예비율과 LNG발전의설비비중의비교 (2012~2027) 41 [ 그림 7] 준공년도별화력발전소의발전효율 42 차례 xxi
Ⅰ. 서론 지난 2 월 25 일산업통상자원부는 2027 년까지의전력수급계획을담은제 6 차전력수 급기본계획 ( 이하 6 차계획 ) 을확정하였다. 전력수급기본계획은 전기사업법 제 25 조 1) 에근거하여 15 년간전력수급의기본방향과장기전망, 전력설비건설계획, 전력 수요관리목표, 적정예비율, 전원믹스, 신재생에너지비중, 발전소건설계획등에관 한사항을 2 년단위로수립하는전력부문기본계획이다. 또한동계획은 녹색성장 기본법 에근거한 에너지기본계획 의목표를이행하기위한실행계획이기도하다. 전력수급기본계획은여러에너지원중하나의수급계획이지만타에너지에비하여 대규모설비계획이수반된다는점에서타부문의계획에미치는효과가크다. 전력 수급기본계획에서추정하는전력수요와설비예비율목표치에따라설비계획과수 요관리계획, 발전원의구성비를설정한다. 전력수급기본계획의신규설비의규모와 위치를토대로지역별발전설비의규모가결정되고그에따라송전선로의규모도 설정된다. 또한온실가스감축계획도수정되어야하는데이는발전원의규모와구성 비에따라대기중으로배출되는온실가스와대기오염물질의농도가달라지기때문 이다. 2011 년순환정전사태와 2012 년의전력수급위기를겪으면서안정적인전력수 급및예비력관리의중요성이과거어느때보다부각됨에따라제 6 차전력수급기 본계획 ( 이하 6 차계획 ) 에서는공급력확대를중요과제로삼았다. 제 5 차전력수급 기본계획 ( 이하 5 차계획 ) 까지는적정설비예비율을 18% 로설정하였으나제 6 차 전력수급계획에서는이를 22% 로상향조정하였다. 정부는발전연료의 97% 를수입 에의존하고있으며인접국가와의계통연결이되지않는지리적여건, 원자력발전 1) 제 25 조 ( 전력수급기본계획의수립 ) 1 산업통상자원부장관은전력수급의안정을위하여전력수급기본계획 ( 이하 기본계획 이라한다 ) 을수립하고공고하여야한다. 기본계획을변경하는경우에도또한같다. 2 기본계획에는다음각호의사항이포함되어야한다. 1. 전력수급의기본방향에관한사항 2. 전력수급의장기전망에관한사항 3. 전기설비시설계획에관한사항 4. 전력수요의관리에관한사항 5. 그밖에전력수급에관하여필요하다고인정하는사항 I. 서론 1
의안전성강화를위한예방정비기간확보등을이유로보다안정적인예비력확보가필요하다는입장이다. 전력은경제활동및일상생활에필수적인에너지원이므로충분한발전원을확보하는것이무엇보다도중요하다. 하지만발전설비도입에따른사회경제적영향이크다는점에서적정규모와적정시점을설정하는것또한주요과제이다. 투자규모의측면에서볼때, 제6차전력수급계획에따르면신규 10기의석탄화력발전소와 4기의 LNG 발전소에약 16조원이투자될예정이다. 5차계획에서확정되어건설중인설비를포함할경우, 모두 57기의발전소가건설됨으로써총 70조원을발전설비에투자하게된다. 또한발전소를건설할경우반드시송전선로가건설되어야한다는점에서송전선로건설비용이추가되며, 그에따른주변지역지원사업비및보상비도포함하게되므로총투자비는더늘어날전망이다. 더불어전력수급계획의수정과함께관련에너지계획도병행해서수정될필요가있다. 전력은국가총에너지소비의 20% 를차지하지만가정상업부문에너지소비에서는 44% 를, 공공부문에너지소비에서는 52% 를차지한다. 이로인해일상생활에서느끼는중요도는다른에너지보다도높기에전기요금수준이나전력수급불안에대한여론의관심은매우크다. 전력수급기본계획에대한관심또한다른에너지원에비해클수밖에없다. 2013년은에너지정책의주요방향을제시하는기본계획을개정하는해다. 2월에확정된제6차전력수급기본계획뿐아니라에너지정책의전반을결정하는 제2 차 ( 국가 ) 에너지기본계획 2) 이확정될예정이며, 에너지정책을국가성장축의하나로제시하는 제2차녹색성장국가전략및 5개년계획 ( 이하 녹색성장계획 ) 이연말에연내확정될예정이다. 이러한상위계획을결정하는데있어전력부문실행계획의기본방향과주요전제가미치는영향은크다. 따라서본고는제6차전력수급기본계획의기본방향과전력수요예측모형의주요전제, 발전설비계획을중심으로문제점을파악하여, 향후개선과제를제시하고자한다. Ⅱ장은 6차계획의주요내용과시사점을정리하였고, Ⅲ장은 6차계획이상위계획과 전기사업법 제25조에서정한전력수급기본계획의법적요건을준수하 2) ( 국가 ) 에너지기본계획 은 1 차계획당시에는 에너지기본법 에따른 국가에너지기본계획 이정식명칭이었으나 저탄소녹색성장기본법 이입안되면서기본법의지위가녹색성장법으로이관되고에너지기본법으로명칭변경됨. 2 I. 서론
였는가를검토하였다. Ⅳ 장은발전설비계획의문제점을중심으로평가하였고, Ⅴ 장 은평가결과를요약하고정책적개선과제와법률개선과제를제시하였다. I. 서론 3
Ⅱ. 제 6 차전력수급기본계획의주요내용 1. 제 6 차전력수급기본계획의전력수요전망 6차계획은 1970년이후의분기별자료를이용한거시모형과미시모형을통해전력의기준수요를추정하였다. 기초자료는한국개발연구원 (KDI) 의경제성장률전망과산업연구원 (KIET) 의산업구조전망, 통계청의장래인구추계, 한국전력공사의전기요금전망, 기상청의기온전망을이용하였다. 제5차전력수급기본계획 ( 이하 5차계획 ) 과비교할때, 경제성장률은소폭감소하며산업구조는제조업비중이증가하고서비스업비중은감소하는전망치이다. 인구는 5차계획대비 2024년기준 5.5% 가증가하며전기요금은 2014년까지요금을현실화하며그이후에는물가상승률의 1/3 수준으로유지하는것으로설정되었다. 6차계획은전력소비량예측결과 2027년기준전력소비량은 771,007GWh이고 15년간연평균 3.4% 가증가할것이라고전망하고있다. 이는 2010년부터 2024 년까지를예측한 5차계획의연평균증가율 3.1% 보다다소높은전망치이다. 최대전력은현재동계난방수요로발생하고있으나계획기간중한반도의평균기온상승으로인하여 2016년이후최대전력의수요는은하계냉방수요로변경하여전망하고있다. 6차계획은수요관리를통한목표수요를수요예측모형을통해추정한기준수요보다최대전력은 12%, 전력소비량은 15% 낮추는것으로설정하고있다. 따라서목표수요전망은 2027년기준전력소비량이 655,305GWh로 15년간연평균 2.2% 가증가할전망이다. 최대전력은 2027년기준으로 110,886MW로연평균 2.4% 가증가할전망으로 5차계획의연평균증가율 2.2% 에비하면 0.2% 가높아졌다. 따라서 2024년기준으로최대전력은 5차계획대비 8.2% 가증가한 102,839MW로전망하고있는것이다. 1. 제 6 차전력수급기본계획의전력수요전망 5
연도 수요관리량 (MW) 제 5 차전력수급기본계획 최대전력 (MW) 전력소비량 (GWh) 수요관리량 (MW) 제 6 차전력수급기본계획 최대전력 (MW) 전력소비량 (GWh) 2013 3,577 76,207 471,996 662 79,712 482,527 2014 5,343 78,017 485,051 1,340 80,969 499,116 2015 6,745 80,009 496,590 1,981 82,677 516,156 2016 7,641 81,988 506,482 2,343 84,576 532,694 2017 8,368 83,913 515,591 2,813 88,218 548,241 2018 9,265 85,810 523,867 3,185 91,509 564,256 2019 9,798 87,607 531,261 4,938 93,683 578,623 2020 10,428 89,225 535,779 6,889 95,316 590,565 2021 10,927 90,713 540,078 8,342 97,510 597,064 2022 11,533 92,111 544,153 10,113 99,363 602,049 2023 12,016 93,598 547,997 12,258 100,807 605,724 2024 12,399 [ 표 1] 목표수요최대전력예측결과 95,038 (100.0) 551,606 (100.0) 13,763 102,839 (108.2) 611,734 (110.9) 2025 15,022 105,056 624,950 2026 15,413 108,037 640,133 2027 15,854 110,886 655,305 2013 ~2024 2.0 1.4 2.3 2.2 2013 ~2027 2.4 2.2 * 연평균증가율자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 23 쪽. 2. 제 6 차전력수급기본계획의설비계획 전력수급기본계획의주요내용은현재의전력수급현황을분석하고수요예측모형을통해전력수요를예측하며, 목표수요전망에따른발전설비계획과송배전설비계획을세우는것이다. 따라서목표수요를기반으로적정설비규모를도출하고신규필요물량에대해사업자의건설의향을조사하고평가를거쳐발전계획을수립하게된다. 6차계획은안정적전력수급확보에가중치를두고설비예비율을 22% 로설정하고있다. 고장정지와예방정비, 원전안전대책강화등을감안한최소예비율로 6 II. 제 6 차전력수급기본계획의주요내용
15% 를설정하였으며예측오차및수요관리의불확실성에따른수요불확실성에따 른예비율을 7% 추가하여 22% 의설비예비율을설정하였다. 또한 1~4 차전력수급 기본계획의발전소건설지연및취소율을감안한예비설비 390 만 kw 를반영하였다. [ 표 2] 제 6 차전력수급기본계획의적정예비율산정근거 고려내용예비율산정근거 최소예비율 고장정지, 예방정비, 원전안전대책강화등 15% LOLE 0.3일 / 년 (WASP 시뮬레이션 ) 목표 예비율 수요불확실성 예측오차및수요관리불확실성 7% 1~4차계획의연차별목표수요오차율평균 소계 22% 공급불확실성건설지연, 취소 390 만 kw 1~4 차계획의발전소 건설지연, 취소율 자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 2013. 따라서 2027년기준목표수요 11,089만kW에 22% 의예비율및건설불확실성을고려한총필요발전설비는 13,981만kW 이고, 5차계획까지확정된설비를제외하면신규필요설비용량은 2,957만kW이다. 6차계획이추정한전력설비예비율은 2017년에는 28.6% 이고 2020년은 30.5%, 2025년 22.9% 으로 2027년까지 20% 이상을유지하는것으로나타났다. 발전원의구성은전원별경제적사회적비용을반영하고표준건설공기를적용하여설정되는데, 6차계획은 2027년을기준으로석탄화력 1,050만kW와 LNG복합화력 480만kW, 신재생에너지가 456만kW, 집단에너지가 371만kW를도입하여총 2,357만kW의신규설비를확정하였다. 이는유보된원전과신재생, 집단에너지를제외하고불확실대응설비 390만kW를추가반영한용량이다. 원자력발전의비중은사회적수용도저하논란으로제2차에너지기본계획확정시까지유보하는것으로되어있다. 그러나 5차계획에반영되어 2024년까지건설예정인한수원의원전 11 기는확정반영하였다. 2027년까지 4기추가여부는향후결정할예정이다. 전기설비시설계획중송배전설비계획은 6차계획에포함하지않고연내수립하여확정하는것으로남겨두었다. 2. 제 6 차전력수급기본계획의설비계획 7
석탄 [ 표 3] 2027년기준신규설비소요량신재생집단 LNG 에너지에너지 ( 단위 : 만 kw) 계 1,050 480 456 371 2,357 * 석탄및 LNG 소요량은불확실성대응설비 ( 석탄 150 만 kw, LNG 240 만 kw) 를포함한규모 * 원전 600 만 kw(4 기 ) 는판단을유보하고화력설비로대체하지않음. 자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 2013. 8 II. 제 6 차전력수급기본계획의주요내용
Ⅲ. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점 1. 상위계획과의불일치 전력수급기본계획은기본적으로에너지부문관련계획과의연계를필요로한다. 전력이국가총에너지원의일부로다른에너지원또는관련규제와상호대체및경 합관계에있기때문이다. 특히나정부의적극적의지에기반한녹색성장외교가성 공적이라는평가를받고있기때문에더욱그러하다. MB 정부는저탄소녹색성장을 국정목표로삼아도전적인장기온실가스감축목표를녹색성장전략으로국내외에 발표한바있다. 그런데녹색성장을위한장기목표가실질적으로이행되기위해서 는실행계획인전력수급기본계획과공조해야한다는점에서제 6 차전력수급계획과 에너지부문상위계획의정합성은평가해볼필요가있다. 에너지는경제활동의기본요소이며우리나라는에너지의 97% 를수입에의존 하고있기에에너지정책은경제활동과사회전반에광범위한영향을미친다. 이에 다양한법률과계획을통해에너지수급을조절하고있다. 에너지원별로 6 개의법 3) 과기능별로 12 개의법 4), 에너지정책을포함하는 3 개의기본법 5) 이있다. 이러한 법률에근거하여석유, 가스, 석탄, 신재생에너지등에너지원의확보를위한중장 기수급계획과자원개발계획을두고있는데, 전력수급계획은최종에너지부문의수 요예측및수요관리를위한기본계획에해당한다. 또한기후변화협약에대응하기 위한기후변화대응기본계획과온실가스감축계획이있다. 이렇듯다양한계획을통 합하고에너지부문을종합적으로관리하기위한상위계획인에너지기본계획이있 다. 참여정부와 MB 정부의국정운영방향에따른지속가능한발전과녹색성장을실 현하기위한지속가능발전기본계획과녹색성장기본계획도있다. 3) 석유및석유대체연료사업법, 석탄산업법, 전기사업법, 도시가스사업법, 신에너지및재생에너지기술개발및이용 보급촉진법, 광업법 4) 에너지이용합리화법, 고압가스안전관리법, 송유관안전관리법, 집단에너지사업법, 액화석유가스의안전및사업관리법, 전력산업구조개편촉진에관한법률, 광산피해의방지및복구에관한법률, 전기공사업법, 전력기술관리법, 광산보안법, 해외자원개발사업법, 해저광물자원개발법 5) 저탄소녹색성장기본법, 에너지법, 지속가능발전법 1. 상위계획과의불일치 9
[ 표 4] 에너지분야계획과근거법 계획근거법승인주체계획기간수립기간 녹색성장국가전략및 기본계획 저탄소녹색성장기본법제9조 22 년매 5 년 에너지기본계획 저탄소녹색성장기본법제41조 에너지위원회 / 녹색위 / 국무회의 20 년매 5 년 지속가능발전기본계획 기후변화대응기본계획 전력수급기본계획 저탄소녹색성장기본법제50조저탄소녹색성장기본법제40조전기사업법제25조 녹색위 / 국무회의 20 년매 5 년 녹색위 / 국무회의 20 년매 5 년 전력정책심의회 15 년매 2 년 지역에너지계획에너지법제 7 조시 도지사 5 년 이상 매 5 년 에너지이용합리화 기본계획 에너지이용 합리화법 4 조 산업통상자원부 장관 매 5 년 에너지기술개발계획에너지법제 11 조국과위매 5 년 장기천연가스수급계획신재생에너지기술개발및이용보급에관한계획석탄산업장기계획원자력진흥종합계획 도시가스사업법제18조신에너지및재생에너지개발 이용 보급촉진법석탄산업법제3조원자력진흥법제9조 산업통상자원부장관신재생에너지정책심의회산업통상자원부장관원자력위원회 10년이상 10년이상 매 2 년 매 5 년 집단에너지공급기본계획 집단에너지사업법제3조 산업통상자원부장관 매 5 년 에너지정책의최상위법은 저탄소녹색성장기본법 이다. 저탄소와녹색산업을성장동력으로발전시키기위한국가발전비전을제시하는기본법으로녹색기술과녹색산업, 수자원관리, 교통계획등을포괄하면서에너지이용과수요관리방향도제시하고있다. 또한제40조 ( 기후변화대응기본계획 ) 와제41조 ( 에너지기본계획의수립 ) 를통해기후변화대책과에너지대책을포괄한에너지정책방향을제시하고있다. 즉, 녹색성장기본계획은국가성장방향에맞춘에너지정책의목표를제시한다. 10 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
에너지기본계획은에너지정책관련최상위국가전략으로에너지관련모든분야를대상으로하며, 다른에너지관련계획과체계적으로연계하고거시적인관점에서조정하는기본계획으로서의성격을지닌다. 실행계획으로서의성격을지니는하위계획들로는수요측면에서에너지이용합리화기본계획과에너지자원기술개발기본계획이있다. 공급측면에서는전력수급기본계획, 장기천연가스수급계획, 신재생에너지기술개발및이용 보급기본계획, 석탄산업장기계획, 석유비축계획, 해외자원개발기본계획, 해저광물자원개발기본계획등이있다. 6) 즉, 녹색성장국가전략에서국가성장목표를제시하고에너지부문의큰틀을에너지기본계획에서수립하면하위계획은실행계획으로부문별이행방안을설정하는하향식구조를갖는다. [ 그림 1] 에너지관련계획의지위 자료 : 이수일, 김창섭 (2010) 220 쪽을수정 상위계획은국정운영방향을담아도전적인정책목표를설정하고, 하위계획인실행계획에서는현실적인이행가능성을우선적으로고려하게되면두계획간에부조화의가능성이있다. 2013년 2월말확정된제6차전력수급기본계획은안정적인전력수급확보에가중치를두면서상위계획과의부정합문제가나타났다. 6) 이수일, 김창섭 (2010), 220 쪽. 1. 상위계획과의불일치 11
제1차에너지기본계획은 2008년수립되어 2030년까지의종합적인에너지정책방향을제시한다. 기본방향은 저탄소, 녹색성장 을구현하고녹색기술과청정에너지로신성장동력및일자리의창출이다. 이를위하여국가에너지효율을 47% 향상시켜 2030년 BaU 7) 대비총수요량을 12.4% 감축할것을제시하여, 2006년부터 2030년까지총에너지수요의연평균증가율은 1.4% 로전망하였다. 전력수요는총에너지수요증가율보다높은연평균 2.2% 로전망하였다. 8) 2006년 3천만TOE 9) 에서 2020년의전력수요는 4,390만TOE이고 2025년은 4,790만TOE, 2030년 5,030만 TOE로전망하였다. 에너지 기본계획 전력수급 기본계획 [ 표 5] 에너지기본계획과전력수급기본계획의전력수요전망 2006 2010 2015 2020 2025 2030 연평균 증가율 총에너지 173.6 190.2 208.1 225.4 241.0 245.1 1.4 전력 30.0 34.8 39.7 43.9 47.9 50.3 2.2 5 차계획 6 차계획 36.5 (0.8) 42.7 (7.6) 44.4 (11.8) 46.4 (5.6) 50.8 (15.7) 47.5 53.8 (12.3) ( 단위 : 백만 TOE, %) 2.5 56.4 3.0 주 1: 전력수급기본계획의목표수요전력소비량을에너지기본계획에근거하여 TOE 로환산함. 주 2: 연평균증가율은에너지기본계획은 2006~2030 이며 5 차계획은 2006~2024, 6 차계획은 2006~2027 임. 자료 : 산업통상자원부, 제 5 차, 제 6 차전력수급기본계획, 2010, 2013. 그런데 2010 년수립된제 5 차전력수급기본계획에서는 2024 년까지의전력수요 를전망하면서, 2020 년기준으로에너지기본계획보다 5.6% 가높은 4,640 만 TOE 의 7) BaU: Business as Usual. 현재와동일한상황으로지속된다고가정했을때의미래추정치 8) 에너지기본계획 [ 표 2-10] 최종에너지원별수요전망에따르면, 2006~2030 년전력부문연평균증가율은 2.2% 로전망됨. 2010~2020 은 2.4%, 2020~2030 은 1.4% 임. 9) TOE: Ton of Oil Equivalent. 석유환산톤. 지구상에존재하는모든에너지원의발열량에기초해서이를석유의발열량으로환산한것. 각종에너지의단위를비교하기위한가상단위라고볼수있음. 1TOE 는 1,000 만 kcal 에해당하는데, 석유의단위는배럴, 무연탄의단위는 t( 톤 ), 가스의단위는갤런등으로각에너지원의단위가다르므로이를합계할때는통일된단위가필요하며이를위해 TOE 의개념이사용됨. 예를들어석유 4 억배럴, 유연탄 3,000 만 t, 가스 5 만갤런등을소비한다고할때이를석유환산톤으로표시하면 1 억 5,000 만 TOE 12 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
전력수요를예상하였다. 2006년부터 2024년까지의연평균증가율은 2.5% 였다. 2013 년초에확정된 6차계획은에너지기본계획과부정합의정도가더커져서 2025년전력수요는 5,380만TOE이다. 이는에너지기본계획상전력수요보다 12.3% 높은수준이며, 2006년부터 2027년까지의연평균증가율은 3.0% 이다. 5차계획과 6차계획의전력수요전망이에너지기본계획의전망과차이가나는것은전력공급부문을계획하는데있어서상위계획의목표를고려하지않았음에기인한다. 만약실행계획인 6차계획이상위계획의목표를최대한이행하는것을목표로이행방안을설계하고자했다면, 보다의욕적인전력수요감소방안을제시했어야한다. 하지만 6차계획은전력수요증가에맞추어전력설비를확대하는계획을수립하였다. 늘어나는전력소비에맞추어수급안정성만을고려하고상위계획과의정합성은고려하지않았기때문이다. 반면상위계획에서가정한경제여건의변화로목표를이행하는것이비현실적이라면, 그에합당한이유와불가피성을구체적으로설명할필요가있다. 계획과현실간의간극은존재할수있고, 전력수요는국제에너지시장동향과경제여건에따라변동성이크다는점에서상위계획의목표이행이어려울수도있다. 실행계획이상위계획의방향과어긋날경우실질적인정책집행은실행계획에근거하게되고상위계획은정치적수사에만이용되어기본계획이실효성이낮은유명무실한계획을위한계획으로남을수도있다. 이에실행계획과상위계획의목표가상충될경우, 그에상응한타당한근거를제시해야할것이다. 전력소비량의증가뿐아니라온실가스배출량전망에서도 6차계획은상위계획의목표와차이가있다. 2009년 7월발표된 녹색성장국가전략및 5개년계획 ( 이하 녹색성장계획 ) 은 2020년까지온실가스배출목표를자연증가분 (BAU) 대비 30% 를감축하는온실가스중기감축목표를설정하였다. 2020년의배출량전망치가 8억 1300만tCO 2 e( 이산화탄소환산톤 ) 임을고려하면, 이감축목표는 2020년온실가스배출량을 5억 6900만tCO 2 e 10) 로줄이는것을의미한다. 이와같은감축목표는 2005년의배출량보다도 4% 적은것이다. 이는 2005년온실가스배출량에서약 10) tco 2 e: 여섯가지온실가스를이산화탄소로환산한단위. 온실효과를일으키는원인물질인온실기체가운데기후변화협약의직접적인감축대상이되는 6 가지는이산화탄소 (CO 2 ) 메탄 (CH 4 ) 아산화질소 (N 2 O) 수소화플루오린화탄소 (HFC) 플루오린화탄소 (PFC) 플루오린화황 (SF 6 ) 임. 이가운데배출량에따른영향력면에서온실효과를일으키는기여도가약 55% 로가장큰이산화탄소중의탄소 (C) 를기준으로환산한톤 (T) 1. 상위계획과의불일치 13
4% 를감축하는것으로개도국중최대감축수준에해당한다. 정부는전기차및연료전지차를도입하여수송용유류사용량을줄이고새로운온실가스감축기술을도입하여점오염원을통제함으로써온실가스를감축하겠다고하였다. 2009년코펜하겐기후변화회의를앞두고, 자발적감축목표를발표한녹색성장계획은국제사회로부터큰주목을받았으며한국에기후변화대응선도국이라는이미지를안겨주었다. 그런데국제사회에공표한바와다르게우리나라의온실가스배출량증가율은가파르게상승하고있다. 온실가스종합정보센터가발표한온실가스배출량에따르면, 2010년국가온실가스총배출량은 6억 6,900만톤으로전년대비 9.8% 증가했다. 11) 이러한온실가스배출증가는 2010년 GDP 증가율 6.3% 보다높은수준이며경제성장에따른자연증가분을초과하는것이다. 총배출량의 85.3% 가에너지부문에서발생하고있으며에너지부문의 44.5% 가발전부문의온실가스배출량이다. [ 표 6] 우리나라의에너지사용및온실가스배출현황 1990 1995 2000 2005 2010 1 차에너지 사용량 국가전체 발전부문 93,192 (100) 26,009 (100) 150,437 (161) 43,272 (166) 192,887 (207) 61,083 (234) 229,333 (246) 82,681 (317) 263,805 (283) 93,557 (360) 비중 (%) 28.0 28.8 31.7 36.2 35.4 온실가스 배출량 국가전체 발전부문 298.1 (100) 35.8 (100) 453.2 (152) 77.0 (221) 531.0 (178) 108.0 (310) 594.4 (199) 125.9 (362) 668.8 (224) 230.1 (643) 비중 (%) 12.0 17.0 20.3 21.2 34.4 자료 : 국가에너지통계종합정보시스템 (KESIS) <http://www.kesis.net/>, 온실가스종합정보센터 (GIR) <http://www.gir.go.kr/main.jsp> 11) 온실가스종합정보센터보도자료, 폭염 한파, 철강생산증가등으로 2010 년국가온실가스배출량 9.8%(60 백만톤 ) 증가, 2013.2.28. 14 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
발전부문의온실가스배출량은절대배출량에서 1990년의 3,580만톤에서 2010년 2억 3,010만톤으로 643% 증가했다. 12) 그결과온실가스배출량의국제순위가 2008년세계 10위에서 2010년에는세계 7위로올라설전망이다. 2010년기준, 발전부문의온실가스배출량이전체의 34% 가량을차지하는상황에서는발전부문의배출량이증가할경우온실가스감축목표의달성가능성은낮아질것이다. 13) 그럼에도불구하고 6차계획에서는 2027년까지 4기의 LNG 발전과 10기의석탄화력발전을건설하여 1,580만kW를화력발전으로확충하는전력설비계획을확정하였다. 14) 녹색성장계획의온실가스감축량이상당히도전적인목표치이고전력수급기본계획은현실적인조건에기초하여야한다는점에서계획의어려움이있을것이다. 하지만상위계획과실행계획의부정합수준이높아지면향후정부정책에신뢰성이낮아진다. 일반적으로상위기본계획은중장기적인정책방향을제시하며실행계획은담당부처와소속기관이현실적인측면을고려하여확정되는사례가많다. 향후에는이와같은상위계획과이행계획의부정합이최소화되도록상위계획은실행가능성과책임성에근거하여목표를설정해야하며, 하위실행계획에서는상위계획과의정합성을고려한세부적인이행방안을제시하는것이필요하다. 2. 송배전설비계획의누락 전기사업법 25 조 2 항은전력수급기본계획이포함해야할내용을규정하고있다. 15) 12) 기후변화협약에따른주요선진국의감축의무량을설정한교토의정서에서는 1990 년대비평균 5.2% 의온실가스감축을목표한바있음. 우리나라는교토의정서의온실가스감축의무대상국에는포함되지않고있으나 2020 년부터자발적감축의무를받겠다고공표하였고 2005 년을기준년도를삼음. 13) 이에대해정부는온실가스감축목표의달성가능여부는설비계획만으로는판단할수없고향후목표관리제를차질없이시행하는한편, 화력발전효율향상및 CCS 와 IGCC 등감축기술의개발과보급을최대한노력하여온실가스배출을줄여나갈예정이라고밝힘. 14) 동설비는확정설비로석탄 2 기 (200 만 kw) 와 LNG 2 기 (182 만 kw) 의총 382 만 kw 의불확실대응설비는반영하지않음. 15) 제 25 조 ( 전력수급기본계획의수립 ) 2 기본계획에는다음각호의사항이포함되어야한다. 1. 전력수급의기본방향에관한사항, 2. 전력수급의장기전망에관한사항, 3. 전기설비시설계획에관한사항, 4. 전력수요의관리에관한사항, 5. 그밖에전력수급에관하여필요하다고인정하는사항 2. 송배전설비계획의누락 15
그런데 6차계획은 전기사업법 25조 2항 3호에서규정한 전기설비시설계획 중송배전설비시설계획을포함하지않아 전기사업법 에서정한법적요건을갖추지못하고있다. 지금까지전력수급기본계획에는송배전설비계획이늘반영되어왔다. 그런데 6차계획에는송배전설비에있어 송배전설비계획추진방향 만을공고하고있다. 송배전설비계획수립이지연된이유는송배전설비계획수립과정에서부터불확실성이커졌고, 대형발전소가신규입지에선정되었으며, 송배전설비로인하여전력의안정적수급에불확실성이높아질수있기때문이다. 하지만이와같은불확실성이있다면더욱송배전설비계획이충분히고려되었어야한다. 송배전설비의중요성이커졌다는것을본고에서는세가지요소에근거하여판단하였다. 우선, 송배전설비단가가매년높아지고있다. 두번째는송배전설비입지에대한지역주민과의갈등이심화되어설비의준공기간이길어지고있다. 세번째는수도권의전력공급담당송전계통의복잡도가높아져송배전설비의안정성이낮아지고있다. 최근 5년간송배전설비투자규모는발전소건설투자에비견될만큼커졌다. 발전설비투자규모는 6차계획기간동안인 2013년부터 2021년까지 8년동안총 15 조 6,381억원의투자가예상된다. 그런데 6차계획에서확정한 14기의발전소건설비용보다과거 5년간의송배전설비투자비규모가더컸다. 2008~2012년의최근 5년동안송변전설비의비용은 10조 8,882억원이었고, 배전설비비용은 11조 6,285 억원이었다. 송변전및배전부문의신규투자비는총 22조 5,167억원으로연간 4조이상을신규송배전설비에투자하였다. [ 표 7] 송배전설비의신규투자비 (2008~2012) ( 단위 : 억원 ) 2008 2009 2010 2011 2012 계 송변전설비 17,193 22,471 23,299 24,647 21,272 108,882 배전설비 24,140 24,653 21,626 23,564 22,302 116,285 합계 41,333 47,124 44,925 48,211 43,574 225,167 자료 : 한국전력공사 16 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
신규투자비규모를 2006년부터합계하면투자비규모는더커져서송변전설비에 14조가투자되었으며배전설비에 16조가투자되어지난 8년간총 30조원이투자되었다. 이는향후 8년간발전설비에투자될투자비보다크다. 송배전설비의투자비규모가커지고있는것은송전선로인접토지의보상비용이늘어난때문이기도하다. 그동안발전소주변지역은 발전소주변지역지원사업 을통하여전력산업기반기금으로지원하였으나송전선로인접지역에대한지원근거가없어한국전력공사내규에근거하여보상하였다. 하지만송전선로인접토지의건강상위해및경제적이해관계로인하여지역의수용성이낮아지고있어송전선로건설비용과건설기간이점차길어지고있다. [ 그림 2] 대용량송전선로연계계획 자료 : 한국전력공사 2. 송배전설비계획의누락 17
특히, 발전소의대형화추세로인해 6차계획의신규발전소는대형화되고있어서대용량송전선로가필요하다. 송전선로중가장대용량인 765kV 기선로는 458km 연장으로울진 신태백 신가평 신안성 신서산구간에서운영중이다. 계획중인 765kV 선로는 2001년부터건설중인신고리 북경남의 90km 구간과, 5차계획에따라신울진 강원 신경기구간의 228km 연장이추가될예정이다. 이는 6차계획의신규발전설비에필요한송전선로가반영되지않은용량이다. [ 표 8] 765kV 송전선로의건설기간및공사비 ( 단위 : km, 억원, 개월 ) 선로당선로총사업구간건설시점건설기간건설길이공사비기간울진 신태백 1996.8~2006.12 10년 5개월 47 2,562 2.7 기 선 로 신태백 신가평 1993.1~2000. 7 8년 7개월 155 7,435 0.7 신가평 신안성 1995.4~2010. 3 16년 2개월 80 3,382 2.4 신안성 신서산 1993.1~2000.12 8년 137 5,902 0.7 신서산 당진 1993.1~1999. 9 6년 9개월 39 2,201 2.1 계 1991.3~2010.3 49 년 11 개월 458 21,482 1.3 신울진 강원 2010.9~2019.12 9 년 4 개월 138 ( 계획중 ) 7,900 0.8 계획선로 강원 신경기 2010.8~2019.12 9 년 5 개월 신고리 북경남 2001.5~ 현재 12 년 8 개월 92 ( 계획중 ) 90 ( 진행중 ) 5,300 1.2 5,200 1.7 자료 : 한국전력공사 계 2001.5~2019.12 31 년 5 개월 320 18,400 1.2 계획된송전선로의적기준공가능성을확인하기위하여기선로의건설기간과비교해본결과건설구간의지형조건이나쁠수록선로당건설기간과건설비가높았다. 백두대간을가로지르는울진 신태백구간의선로 1km당평균건설기간은 2.7 개월으로 47km 구간을건설하는데 10년 5개월이소요되었고건설비는 2,562억원이었다. 두번째로공사기간이긴구간은신가평 산안성구간으로선로 1km당평균 18 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
건설기간이 2.4개월로 1995년 4월부터공사를시작하여 2010년 3월에완료되었다. 총공사비는 3,382억원이었고선로1km 당공사비는 43억원이었다. 기선로의전체선로길이는 458km로 1990년대에건설을시작하였으며건설기간은선로당평균 1.3개월이었다. 총공사비는 2조 1,482억원으로선로 1km당평균 47억원이소요되었다. 한편계획선로는총 320km 구간에 1km당 1.2개월의건설기간과 57억원의공사비를예상하고있다. 계획중인 765kV 건설구간은 5차계획에서확정한송전망계획에근거한다. 765kV의계획선로구간은신울진원자력발전소의준공에맞추어동해안에서수도권으로신울진에서강원을거쳐신경기로이어지는선로이다. 그런데선로 1km의평균건설기간을 1.2개월로설정하여 1990년대주요공사가이루어진기선로보다건설기간을줄여서계획하였다. 문제는계획된건설기간의준수여부가불확실하다는것이다. 765kV 계획선로중가장먼저시작한신고리 북경남구간은 2001년 5 월부터시작하여당초 2010년말준공예정이던계획기간을넘어현재까지완공되지않고있다. 동구간의 1km당평균건설기간은현재 1.7개월이지만향후더늘어날가능성이크다. 신고리원자력발전과연계하기위하여길이 90.5km의 765kV 송전선로를건설하려는 765kV 신고리 북경남송전선로 사업은당초준공목표가 2010년 12월이었으나 2013년 3월현재공정률은 73% 이며밀양시 4개면은 2012년 9월이후공사중지된상황이다. 여러차례의중재와협의과정이있었으나인명사고발생으로인해현재도갈등해결이쉽지않은상황이다. 밀양송전선로는 2013년 9월로예정된신고리원자력발전 3호기의전력을송전하기위해건설중이다. 그러나남아있는기간동안원활한합의가이루어진다해도최소공사기간이 8개월소요되므로신고리 3호기의정상준공은쉽지않을것으로예상된다. 16) 현재상황에서신고리원전 3호기의정상가동여부는발전소건설및운영이아닌송전선로의건설여부에달려있다고할수있다. 16) 산업통상자원부는 2013 년 4 월 8 일국회업무보고에서밀양지역의송전철탑건설지연으로신고리원자력발전소 3 호기의정상운전이불가능하다는견해를공식적으로밝힘. 2. 송배전설비계획의누락 19
[ 표 9] 밀양송전철탑사업지연시문제점 - 신고리원자력발전소 3호기상업운전 (ʼ13.9월예정 ) 발전전력을수송할수있는송전선로부족 - 임시수단으로기설 345kV 송전선로를이용 ( 송전용량초과 ) 하여발전전력을수송해야함으로전력수급이불안정초래 - 동송전선로고장시발전소일부가동중지 전력수급불안가중 - 신고리 3호기운전을위한공사기간이최소 8개월소요될예정이나이미공사기간이부족함. 그런데 5차전력수급기본계획에따라 2010년부터건설이시작된신울진 강원구간과강원 신경기구간은선로 1km당건설기간을평균 0.8개월과 1.2개월로설정하고있다. 신울진 신경기구간의 765kV 계획선로는신울진원자력발전 3호기와 4 호기의전력운송을위한것으로신울진원전이가동할것으로예상되는 2021년상반기까지는계통연계가완성되어야한다. 하지만신고리 북경남구간의건설기간을고려하면신울진 신경기구간 765kV 송전망의적기준공은불확실성이상당히높을것으로추정된다. 송전선로는특성상전체구간중한개구간이라도정상개통되지않을경우전체구간을사용할수없다. 발전소와비교하여송전선로가지나는구간이길고더많은지자체를통과하기때문에지역주민의수용도가사업에미치는영향은훨씬크다. 문제는송전선로건설로인한지역사회와갈등은단순히주변지역지원사업등의금전적보상을통해해결할수없는경우도있으며, 송전선로가지나가는다양한지역의다양한이해당사자의요구를모두만족시키면서사업을진행하는것은상당한기간이요구되는일이다. 향후이와같은갈등이더욱심각해질수있음을예상해야한다. 5차계획에서확정된송전선로의적기준공이불확실한상황에서 6차계획으로확정된동해안의대규모화력발전소를전력계통에안정적으로연계할송전선로의추가확보가필요하기때문이다. 기존송전선로는 5차계획의발전력수송을예상할경우포화상태에도달한다. 따라서 765kV 기선로와계획선로외에백두대간을통과하는대용량송전선로를추가적으로건설해야한다. 신규입지에대용량발전소가다수계획됨에따라대용량송전선로가건설되어야하는상황에서송전선로의연계가능성과지역별수용도를고려하지않고추 20 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
진하게될경우밀양송전선로건설사업을둘러싼현재의갈등상황이재연되고, 궁극적으로전력수급불안정으로이어질우려가있다. 더군다나송전선로로인한불확실성은송전선로의추가건설만으로도해결되지않을수있다. [ 그림 2] 에서확인할수있는바와같이수도권전력공급을담당하는송전계통의복잡도가상당히높다. 송전망의복잡성은특정송배전설비에고장전류가발생할경우이에대한대응조치에어려움을가중할수있다. 현재전력거래소는전력계통의방어적운영방안 (defense plan) 을위해고장파급방지장치 (SPS) 17) 를임시로설치하여운영하고있으나, 고장파급방지장치의개소가증가함에따라고장전류의발생시운영의불확실성이높아지고있는상황이다. 실제로전력거래소에서분석한바에따르면, 5차계획으로인하여인천지역에발전력이집중되면서해당지역내고장전류가증가하였다. 18) 단기대책인리액터설치이후에도인천과수도권북부인접지역의고장전류문제를장기적으로도적정수준이내로유지하는것이한계에이르렀다고분석하였다. 2024년이되면리액터대책을적용한후에도신파주 S/S 등 6개소에서고장전류가차단기정격성능의 100% 를초과할것으로예상되었다. 이는 6차계획의신규발전기가추가됨에따라이와같은고장전류의초과현상이심화되고초과개소가증가할것으로추정된다. 고장전류가 100% 를초과할것으로예상되는곳중에서단기적대책인리액터를설치한이후에도허용범위를크게초과할수있다. 신파주의경우 5차계획만으로도리액터설치후초과율이 121% 이며 6차계획시행시초과율은 123% 까지높아진다. 따라서단기적으로는송전망의안정성을높일수있는기술을적용할필요가있으며, 보다근본대책으로는전력수급기본계획의수립시송전망설비의수용가능성에보다가중치를두고발전설비계획을수립할필요가있다. 17) 고장파급방지장치 (SPS) 는가전제품의과다전류공급시이를차단하기위한휴즈와같은설비임. 18) 345kV 신파주및영서변전소등 9 개소의고장용량이차단기성능대비최고 123% 까지초과함. (2013.2 월수도권 인천지역전력계통안정화 T/F 4 차회의자료 ) 2. 송배전설비계획의누락 21
모선명 정격 6 차계획 + 리액터 5 차계획 + 리액터 2024 년초과율 2024 년초과율 신파주 50 61.3 123 60.3 121 장문 CC 50 55.4 111 54.3 109 신덕은 50 53.5 107 52.4 105 신김포 50 53.5 107 53.2 106 신인천 CC 서인천 CC 인천 TP 40 (50) 40 (50) 40 (50) 40.7 102 40.6 102 43.1 108 43.0 108 45.7 114 45.2 113 가정 50 47.5 95 46.5 93 영 서 [ 표 10] 수도권송전망의고장전류전망 40 (50) ( 단위 : ka, %) 49.1 123 47.8 120 신부평 #2 50 47.4 95 49.3 99 영등포 40 46.8 117 42.9 107 서서울 #2 50 52.8 106 98 자료 : 전력거래소 송전망설비계획은주민수용도를고려한건설가능성과충분한건설기간을설정해야하며, 수도권송전망집중에따른불안정성을해소해야하는복잡한문제를갖는다. 투자비를산정할때도발전소의건설비뿐만아니라그와연계된송배전설비의규모를함께고려해야보다정확한규모의전력설비투자규모를산정할수있다. 발전소건설을위한환경영향평가를시행할때도개별발전소뿐아니라송배전설비대상지역이포함되어야하며, 주민수용성을반영하여재평가할필요가있다. 지금까지는발전소를대용량화함으로써발전설비투자에있어서규모의경제효과를활용하였다. 이는대용량발전소와연계하기위한송배전설비규모와투자비를줄이고상대적으로시공이용이했기때문에, 발전소건설계획이수립되면송배전설비는부수적으로당연히설치되었던과거의관행을따른것으로추정된다. 따라서전력유통용송배전설비보다공급력확충위주의발전설비계획이항상우선순위에있었다. 하지만, 송전선로는장거리를통과하여야하고전력계통으로연계되어있어, 전력수급에미치는영향력이크고주변지역에이해관계자도많을뿐아니라 22 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
수도권은전력설비의집중도가높아송전선로의포화도가높은상황이향후더큰제약요인으로나타날가능성이크다. 송배전설비계획이전력수급기본계획과별도로수립될경우, 이는발전원을확정한후, 송배전설비를 100% 설치하는방식으로세부적인이행계획을강제하는것에불과하다. 전력수급계획의수립과정에서송배전설비계획을동시에고려하여기술적사회적수용가능성을확인하여야한다. 3. 제 5 차전력수급기본계획평가및평가결과의환류부족 향후 15년동안의장기계획으로수립되는전력수급기본계획은 2년마다갱신되는연동계획 (Rolling plan) 이다. 연동계획은경제 사회적상황변화에따라이미수립한계획을조정또는수정하고계획기간을 1차연도부터다시출발하는계획으로이미수립된일정기간의계획이라고하여도매년새롭게다시수립되므로계획을시행해나가면서상황변화에대처할수있는특징을가지고있다. 전력수급기본계획도 2년마다사회경제적상황변화를반영하여향후 15년의장기계획을수립한다. 그런데 6 차계획은 5차계획의이행실적점검및평가결과를구체적으로설명하지않아연동계획의장점을살리지못하였다. 전년도계획을평가하는궁극적인목적은집행정책에대해체계적으로평가하는것뿐만아니라그평가결과에대한정보가사업집행조직에환류 (feedback) 되도록하는것이다. 정부업무평가기본법 에따르면 정부업무평가 라함은국정운영의능률성 효과성및책임성을확보하기위하여정부가행하는정책 사무 업무등을평가하는것이다. 정부업무평가를통하여정책의문제점을진단하고, 향후사업추진과정에있어서효율성과효과성을높이는것이다. 또한평가결과의환류는당초의도했던목적이얼마나효과적으로실행되었는지확인하도록함으로써의사결정자에게정책의종결, 계속실시, 확대실시, 축소실시, 수정, 무조치등의정책결정에필요한정보를제공해준다. 정부는 6차계획을수립함에있어전력소비량이크게증가하였고, 예측수요보다실적수요가크게상회하면서수급불안이발생한측면을강조하고있다. 2012년도하계피크전력을기준으로 3차계획은 6,712만kW를계획하였고 4차는 7,296만 3. 제 5 차전력수급기본계획평가및평가결과의환류부족 23
kw 를, 5 차는 7,441 만 kw 를계획하였으나실적은 7,599 만 kw 로실제전력수요는항 상계획치를웃돌았다. 년도 [ 표 11] 전력수급기본계획별최대전력수요예측및실적 계획 3 차 4 차 5 차 ( 단위 : 만 kw) 실적 2006 5,899 5,899 2007 5,968 6,229 2008 6,138 6,279 6,279 2009 6,299 6,723 6,680 2010 6,461 6,946 6,989 7,131 2011 6,594 7,132 7,262 7,314 2012 6,712 7,296 7,441 7,599 주 : 실적치는연간최대전력기준으로 2009 년부터는최대전력이동계피크에나타남. 자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 2013, 9 쪽. 6차계획은이와같은높은전력수요의주요인으로전력다소비산업구조와낮은전기요금을지적하였다. 국가경제의주력산업인전력다소비업종이전력소비를지속적으로증가시키는가운데, 전기제품의편리성이상업및주택용전력수요를증가시키고, 상대적으로낮은전기요금은전기화현상을가속화하고있다는것이다. 이에정부는이러한문제점을인식하고대응방안으로서우선적으로전기요금의현실화및요금체계개편을통한수요감축노력이지속되어야한다는점을명확히하였다. 또한 6차계획은국내전력수급상황에관한두번째시사점으로국내전력소비규모에비해전력설비가충분치않아전력수급불안이발생하였으므로충분한예비설비보유가필요함을밝히고있다. 24 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
[ 표 12] 전력수급현황에대한제 6 차전력수급기본계획의시사점 높은전력수요는전력다소비산업구조, 상대적으로낮은전기요금등에기인 전력소비가큰주력산업이국가경제를견인하면서경제성장에따라전력소비가지속적으로증가 소득수준향상및전기제품의편리성으로인해냉난방등상업및주택용전력수요증가 상대적으로낮은전기요금수준으로인해전기화현상가속 국내산업구조상단시간에전력수요를크게낮추기는어려우나전기요금현실화 요금체계개편등을통한수요감축노력지속필요 국내전력소비규모에비해전력설비가충분치않아전력수급불안발생 합리적수요예측을바탕으로국가경제규모에걸맞은충분한예비설비 보유필요 자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 2013, 13 쪽. 제6차전력수급계획의이와같은평가는두가지문제를갖는다. 첫째, 평가결과가환류되지않았다. 6차계획은높은전력수요에대한원인이전력다소비산업구조와낮은전기요금에기인한다고평가하여전력수급불안의원인을정확히지적하고있다. 또한그로인한대응으로전기요금현실화와요금체계개편도에너지정책전문가회의에서수차례지적된바이다. 하지만전기요금수준에대한논의는평가결과로제시할뿐 6차계획에반영하지않았다. [ 표 12] 에서밝힌바와같이전력수급위기의문제가전력다소비산업구조와낮은전기요금때문이라면이는전력설비확대를통해공급을확보한다고하여도더많은전기수요로인하여전력수급위기는언제든재발할수있다. 그럼에도전기요금을과거추세에따른낮은수준으로유지한다는것을전제하는것은전력수급상황에대한평가결과를 6차계획에환류하지않았거나비중있게반영하지않았음을의미한다. 둘째, 전력설비가충분하지않아전력수급불안이발생한것은 2013년까지의상황으로 2014년이후에는전력수급불안요인이개선될것이라는점을반영하지않고있다. 전력수급을나타내는전력설비예비율은 2007년한자리수로낮아졌고, 순환정전사태가있었던 2011년에는설비예비율이 6% 였으며, 2012년에는 5% 까지낮았다. 2012년 11월과 12월에는 39회의전력수급경보를발령하였고이중 6차례는 3. 제 5 차전력수급기본계획평가및평가결과의환류부족 25
관심 단계까지낮아졌다. 에너지다소비업종을중심으로전력부하관리사업과에너지사용량규제, 피크부하요금제등이실시되고정전을대비한민방위훈련이실시되기도하는등전력수급위기감이높았다. 하지만, 이와같은전력수급불안요인은 5차계획에서확정한발전설비가준공됨에따라 2014년이후해소될전망이다. 또한정부는 2010년전력수요가급격히증가함에따라 2011년 12월 29일전력정책심의회를개최하여 5차계획의발전설비계획을수정공고하였다. 제5차전력수급기본계획의수정 ( 산업통상자원부공고제2011-630호) 은 2013년까지폐지예정이던 3개사업자 9개발전기의폐지시기를조정하고, 추가로복합가스발전 3기 270만kW를긴급설비로투입하였다. 또한 5차계획에반영되었던불확실대응설비 684만kW를승인하며총 676만kW의설비용량을확보하였다. 5차계획의수정으로확보한 676만kW는상당한규모의발전설비이다. 6차계획에서신규확정한화력발전설비가 1,530만kW의 44% 에해당한다. 즉, 2013년까지는전력수급불안이있었지만 5차계획의수정및 5차계획의불확실대응설비확정으로 2014년이후설비예비율은 20% 에가까워지므로최근 2~3년동안의전력수급상황은개선될전망이다. 그럼에도단기적인전력수급상황이개선될것이라는전망을밝히지않고전력수급불안요인만제시하였다. 전력수급기본계획이산업구조와전기요금의전반을계획할수는없지만상위계획과연계하여정책방향에영향을끼칠수있다. 이에전력수급안정을최우선목표로하는전력부문만의소극적인계획에서벗어나, 중장기적인방향성을제시해주는신호기역할에관한적극적인내용추가를검토해볼필요가있다. 26 III. 제 6 차전력수급기본계획체계의문제점
[ 표 13] 제 5 차전력수급기본계획의수정내역 ( 단위 : 만 kw, MW) 용량 ( 만 kw) 내역비고 긴급설비추가반영 270 신울산복합 (872MW), 신평택복합 (947MW), 율촌복합 #2 (885MW) 5차계획수정공고 (2011.12. 29.) 5차계획불확실대응설비확정반영 684 동두천복합 #1,2 (1716MW), 서울복합 #1,2 (800MW), 여수 #1(350MW), 태안 #9,10 (2100MW), 포스코복합 #7~9 (1146MW), 포천복합 #2 (725MW) 5 차계획 신보령 #1,2 (2000MW) 실증연구설비 200 차세대석탄화력 (USC 급 ) 신기술실증연구과 확정반영 제에따라 5 차계획에반영된설비 ( 중부발전 ) 당진 #9,10 (2000MW 2040MW) 5차계획대비용량변경 46 당진복합 #3 (500MW 373MW) 동부그린 #1,2 (1000MW 1100MW) 안산복합 (750MW 834MW) 북평 (= 동해민자 )#1,2 (1000MW 1190MW) 6차계획 (2013. 2.25) 장문복합 #1,2 (1600MW 1800MW) 포천복합 #1 (750MW 725MW) 5 차계획대비폐지설비증가 -578 서인천복합 #1~8 (-1800MW), 서천 #1,2 (-400MW), 울산 #4~6 (-1200MW), 인천 #1 (-500MW), 평택화력 #1~4 (-1400MW), 평택복합 (-480MW) 5 차계획대비 폐지 철회 조정 54 호남 #1,2 (500MW), 남제주내연 #1~4 (40MW) 계 676 주 : 신재생에너지 집단에너지 도서지역설비의수정내역은제외자료 : 전력거래소 3. 제 5 차전력수급기본계획평가및평가결과의환류부족 27
Ⅳ. 발전설비계획의문제점 1. 연간설비예비율의편차과다 전력수급기본계획의궁극적인목적은전력수급에무리가없으면서도가장경제적인설비예비율 19) 을유지시키는데있다. 즉, 적절한규모의설비를적절한시점에투자하여적정예비력을유지해야한다. 그런데설비예비율수준에대한적정성은가중치를어느쪽에두느냐에따라수치가달라질수있다. 미래수요의증가에대비하여설비예비율을높게유지하면사용하지않을설비에막대한투자를초래한다. 반대로수요증가에비해투자가부족하면예비율하락에따른수급불안및강제정전확률증가로인해손실이커지게된다. 확보하고있는발전설비의규모가커지면공급중단확률은낮아지지만발전설비의건설과유지에따른비용이증가한다. 따라서 6차계획의발전설비투자규모에대해검토할필요가있다. 적정예비율수준에관한학계의논의도일관된것은아니다. 그러나대부분 15% 를기준으로하고있다. 남일총 (2012) 은국가별로전력시장운영방식과환경이다르기때문에적정예비력은모두다를수있지만, 대부분의선진국에서는연중최대전력을충족하는수준의설비규모에 15% 내외의예비율을기준으로한다고주장하였다. 노준우외 4명 (2008) 은적정예비율을 12~15% 로보았다. 20) 이론적인설계치가아닌실적치는오히려 15% 보다낮은수준이다. 과거 20년동안우리나라의설비예비율의실적치는 10% 내외였다. 1990년대중반한자리수설비예비율이후 1990년대후반부터 2000년대중반까지는설비예비율이 12~17% 수준이었고, 2007년이후는또다시한자리수로낮아졌다. 설비예비율이 15% 를초과한해는 1998년, 1999년, 2003년에불과하다. 이중 1998년과 1999년은외환위 19) 설비예비율은전력의추가공급여력을나타내는지표로총공급가능한전력량에서최대전력수요를제한값을최대전력수요로나누어서산출함. 통상전력예비율 10% 이상혹은전력예비력 500 만 kw 이상을안정된전력공급을판단하는기준으로삼고, 그아래로내려가면비상상황으로간주하여전력수급위기경보를준비함. 전력예비율 = ( 총공급전력량 - 전력수요 )/ 전력수요 100 20) 공급예비력기준임. 1. 연간설비예비율의편차과다 29
기로인하여마이너스 GDP 가발생했던시점임을감안하면실질적으로설비예비 율이 15% 를초과했던해는한해에불과하다. [ 그림 3] 연간전력예비율 자료 : 전력통계정보시스템 (EPSIS) <http://www.kpx.or.kr/epsis> 그런데 6차계획은설비예비율을 22% 로설정하고있다. 예비율은발전소의고장정지, 예방정비, 원전안전대책강화등을고려하여설정되는데, 6차계획에서는예측오차및수요관리의불확실성을고려하기위하여 7% 의추가수요를처음으로반영하였다. 따라서기존의 15% 예비율에 7% 의오차율을반영하여목표설비예비율이 22% 로상향조정되었다. 이는전력공급부족으로인한문제가전력설비초과공급으로인한문제보다심각하다는정책적판단에근거한다고볼수있다. 하지만적정설비예비율을 22% 로합의한다고해도, 6차계획의계획기간동안설비예비율이특정년도에 30.5% 까지높아져연간설비용량의차이가크다는문제가있다. 5차계획에서확정된원전이준공되는 2019년부터 2021년동안에는예비율이 30.5% 까지올라간다. 2017년에는 28.6%, 2021년에는 30.5%, 2023년에는 27.6% 의예비율을가정하고있다. 즉 6차계획기간중 2016년부터 2025년까지 10 년동안설비예비율은목표치인 22% 를초과한다. 30 IⅤ. 발전설비계획의문제점
[ 표 14] 제 6 차전력수급기본계획의설비예비율 ( 단위 : %) 연도 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 예비율 7.4 21.2 28.6 28.1 30.5 27.6 22.9 17.7 자료 : 제 6 차전력수급기본계획 [ 그림 4] 는설비예비율의실적치와 6차계획의설비예비율을비교한그림이다. 1993년이후경제성장률이 5% 를초과하던과거 20년동안에도우리나라의전력설비예비율은 20% 를초과하지않았다. 2027년까지연평균경제성장률을 3.5% 로예상할경우, 전력수요의증가도과거보다완만할것으로추정할수있음에도과거실적치보다 10% 이상높은설비예비율을설정한것은발전설비의과투자와기회비용손실을초래할가능성이있다. [ 그림 4] 제 6 차전력수급기본계획의설비예비율과과거실적치의비교 자료 : 제 6 차전력수급기본계획을근거로국회예산처에서작성 이러한높은설비예비율산정은 2011 년순환정전사태이후동하계의전력집 중기동안낮은전력예비율과전력수급위기가반복되며사회적인주요관심사로 1. 연간설비예비율의편차과다 31
부각됐기때문일수있다. 발전설비의확보에더많은가중치를두고 22% 의설비예비율을설정하는것은정책적판단이라고도할수있지만, 특정연도의설비예비율이높아질경우발전부문설비투자의기회비용을야기하고전력과소비를야기할수있는만큼보다충분한검토가필요하다고본다. 2. 발전설비과투자우려가. 단기전력수급상황 2016년이미 6차계획의목표설비예비율을초과한상황에서 6차계획의높은설비예비율이신규설비에근거한것인지, 그리고신규설비를 2020년까지시급히도입할필요가있었는가를파악해볼필요가있다. 따라서전력수급상황을 2016년까지의단기와 2027년까지의중장기로구분하여평가해보았다. 6차계획은최근전력수급이불안하다고설명하였다. 하지만앞서 III장에서지적한바와같이 6차계획에서신규설비를도입하지않을경우의전력수급상황에대해서는언급하지않고있다. 이에단기적인전력수급상황을우선검토하였다. 6차계획은 2013년부터 2027년까지를계획기간으로하지만, 화력발전소의건설기간이 3~8년소요되기때문에 6차계획에의해확정된신규설비는 2016년부터준공된다. 따라서 6차계획이라고하더라도 2015년까지의설비변동내역은 6차계획이아닌 5차수정계획에서확정된내용이다. 따라서 5차수정계획으로확보된전력설비를확인하고 6차계획에서신규설비를도입하지않을경우설비예비율의영향을확인할필요가있다. [ 표 15] 는 2016년까지 5차계획과 5차수정계획의설비변동내역을제시하고있는데, 2013년에만 5차수정계획이 34만kW로작을뿐 21) 2013년이후에는 5차계획에서초기에확정한설비보다설비용량이늘어나최종적으로 2016년에는 658만kW 가늘어나는것으로설계되어있다. 21) 2013 년에 5 차계획보다설비용량이 103 만 kw 줄어드는이유는 240 만 kw 의원전이건설지연으로준공이 2014 년으로연기되었기때문임. 대신긴급설비복합 LNG 발전 3 기가준공되어 180 만 kw 가확보됨. 32 IⅤ. 발전설비계획의문제점
[ 표 15] 5차수정계획에반영된설비변동내역 ( 단위 : 만kW) 설비용량 : 연말기준 년도 5차 5차 5차계획수립이후변동된설비내역계획수정계획차이 + 180만kW : 긴급설비 LNG복합 3기 (GT) 2013 8,594 8,560-34 - 128만kW : 준공지연및용량변경 + 49만kW : 폐지연기및폐지철회계 : 102만kW 2014 9,087 9,419 332 + 270만kW : 긴급설비 LNG복합 3기 (GT+ST) + 321만kW : 불확실대응설비확정반영 - 217만kW : 준공지연및용량변경 - 50만kW : 6차계획신규폐지의향 + 48만kW : 폐지연기및폐지철회계 : 372만kW 2015 9,628 9,922 294 + 270만kW : 긴급설비 LNG복합 3기 + 359만kW : 불확실대응설비확정반영 - 285만kW : 준공지연및용량변경 - 50만kW : 6차계획신규폐지의향 + 48만kW : 폐지연기및폐지철회계 : 343만kW 2016 9,884 10,542 658 + 270만kW : 긴급설비 LNG복합 3기 + 684만kW : 불확실대응설비확정반영 + 1,00만kW : 차세대석탄화력실증설비 - 94만kW : 준공지연및용량변경 - 50만kW : 6차계획신규폐지의향 + 9만kW : 폐지연기및폐지철회계 : 920만kW 자료 : 전력거래소 즉, 긴급설비복합LNG 발전가스터빈 3기와 2015년준공되는긴급설비복합 LNG발전 3기와 5차계획의불확실대응설비와석탄화력국내신기술실증을위하한실증연구설비가추가된다. 따라서 2016년까지 5차계획보다 658만kW가증가하였다. 이러한 5차계획의수정계획과 6차계획에서산정한최대전력 ( 피크기준 ) 에근거한설비예비율은 2014년 16.3%, 2016년 24.6% 다. 즉단기적으로는 5차수정계획의설비용량만으로도전력수급은안정적인상황이다. 2. 발전설비과투자우려 33
[ 표 16] 제 5 차전력수급기본계획 ( 수정계획 ) 의단기설비예비율 ( 단위 : 만 kwh, %) 년도 5 차수정계획 설비용량 ( 피크기준 ) 최대전력 ( 피크기준 ) 설비예비율 (%) 2013 8,172 7,971 7.4 2014 8,700 8,097 16.3 2015 10,018 8,268 21.2 2016 11,067 8,458 24.6 자료 : 전력거래소자료를기초로국회예산정책처에서계산 나. 중장기전력수급상황제6차전력수급계획에서확정한 10기의석탄화력발전과 4기의 LNG 발전설비는 2016년준공되어 2021년이면대부분완공되는것으로계획되어있다. LNG복합화력은건설기간이짧아 2016년과 2017년에도입된다. 당진복합 5호기와영남복합 135만kW의설비가 2016년에준공되고, 2017년에는대우포천복합 1호기와여주복합의 189만kW 설비가추가된다. 반면건설에 7~8년이소요되는석탄화력발전은 2019년과 2020년에집중적으로완공되는것으로계획되어있다. 석탄화력발전은현재부지가확보되어있는영흥 7호기와 8호기각각 87만kW가 2018년과 2019년에준공된이후민간발전사에서 NSP, 신서천, G 프로젝트, 동양파워등이 2020년까지발전소를추가완공할예정이다. 따라서 2018년이후석탄화력발전 774만kW가 3년동안집중적으로공급되는것이다. 6차계획의목표설비예비율이 22% 임을감안하더라도 2020년전후의 30% 의예비율은상당히높은수준이다. 설비예비율은최대전력수요를기준으로하는데심야시간대나평시전력수요의예비율은이보다높기때문이다. 따라서중장기적관점에서 6차계획의신규발전설비의준공시점이효율적인가를검토할필요가있다. 34 IⅤ. 발전설비계획의문제점
[ 표 17] 제 6 차전력수급기본계획의연도별신규건설의향및설비예비율 ( 단위 : 만 kw, %) 연도 신규건설의향 ( 화력 ) LNG 석탄계 총설비 설비 예비율 2013 8,560 7.4 2014 9,419 16.3 2015 10,018 21.2 2016 당진복합 #5 (95) 영남복합 (40) 135 10,677 26.2 2017 대우포천복합 #1 (94) 여주복합 (95) 189 11,333 28.6 2018 영흥 #7 (87) 87 11,662 24.8 2019 NSP IPP#1 (100) 영흥 #8 (87) 신서천 #1 (50) 신서천 #2 (50) 487 12,440 28.1 NSP IPP#2 (100) G-프로젝트 #1 (100) 2020 G-프로젝트 #2 (100) 동양파워 #1 (100) 200 12,587 30.5 2021 12,834 30.5 2022 동양파워 #2 (100) 100 12,860 29.4 2023 12,864 27.6 2024 12,908 25.1 2025 12,972 22.9 (12,950) (23.3%) 2026 13,049 20.1 (13,165) (21.9%) 2027 13,085 17.7 (13,542) (22.1%) 합계 324 874 1,198 자료 : 산업통상자원부, 제6차전력수급기본계획, 2013. 2. 발전설비과투자우려 35
[ 표 18] 은 6차계획의수요예측결과를모두수용한다고가정하고대규모신규발전을도입하지않거나도입시기를조정할경우설비예비율을검토한자료이다. SC1은 6차계획상의화력발전설비를도입하지않는다고가정할경우의설비예비율이다. 전력설비용량은 5차수정계획에서확정된용량을기초로하기위해 6 차계획의전력설비용량에서신규도입설비량을제하고설정하였다. 최대전력수요는 6차계획의수요추정치를활용하였다. 추정결과 2017년까지는 6차계획의목표예비율인 22% 를충족하는것으로나타났다. 2018년이후는 20% 아래로낮아지나 2021년까지는 5차계획의목표예비율인 18% 를유지하는것으로나타났다. 설계예비율이 15% 이하로낮아지는것은 2024년이후다. 즉, 5차계획까지확정된설비가적기준공될경우향후 10년간은전력수급에큰무리가없을것으로예상된다. 다만 2026년부터는한자리수예비율로낮아지는만큼 2020년이후에는새로운설비를도입할필요가있다. SC2는 6차전력수급계획신규발전설비중논란이적은 LNG 발전만도입하되도입시기를 2년늦춘 2018년으로정하였다. 추정결과설비예비율은 2021년까지 21% 이상을유지할수있다. LNG 발전의건설기간이 2~3년임을감안하면 LNG 발전설비의도입계획은 7차계획을수립하는 2014년이나 8차계획을수립하는 2016년에확정하여도설비예비율유지에무리가없는것으로나타났다. SC3은목표예비율 22% 를설정한 6차계획의설계를최대한충족하기위하여 6차계획에서예정된설비를모두도입하되도입시기를 2년늦추어 2018년이후로설정하고특정년도에집중되지않도록매년일정하게도입하도록하였다. 추정결과 2020년이후에도안정적인설비예비율을유지할수있을것으로예측할수있다. 하지만 SC3의경우최초설비가 2018년에준공된다고가정하면 6차계획에서동설비를확정하지않고 2014년말수립될 7차계획에서확정하는대안이가능하다는점에서발전사업자건설의향서에따른신규설비의준공시점은적정시점보다앞서는것으로나타났다. 36 IⅤ. 발전설비계획의문제점
연도 6차계획신규설비용량 [ 표 18] 발전설비도입시기에따른설비예비율 ( 단위 : 만kW, %) SC1 SC2 SC3 신규신규설비설비설비설비용량예비율용량예비율설비설비용량용량용량 예비율 2013 8,561 7.4 8,561 7.4 8,561 7.4 2014 9,419 16.3 9,419 16.3 9,419 16.3 2015 10,018 21.2 10,018 21.2 10,018 21.2 2016 135 10,542 24.6 10,542 24.6 10,542 24.6 2017 189 11,018 24.9 11,018 24.9 11,018 24.9 2018 87 11,009 20.3 135 11,144 21.8 135 11,144 21.8 2019 487 11,101 18.5 189 11,225 19.8 189 11,225 19.8 2020 200 11,345 19.0 11,569 21.4 11,569 21.4 2021 11,630 19.3 11,854 21.6 11,854 21.6 2022 100 11,659 17.3 11,983 20.6 87 12,070 21.5 2023 11,662 15.7 11,986 18.9 200 12,273 21.7 2024 11,666 13.4 11,990 16.6 100 12,377 20.4 2025 11,710 11.5 12,034 14.5 200 12,621 20.1 2026 11,774 9.0 12,098 12.0 100 12,785 18.3 2027 11,852 6.9 12,176 9.8 100 12,963 16.9 주 : SC1 은신규설비도입이없는경우, SC2 는 6 차계획상 LNG 발전만 2 년후도입, SC3 은 6 차계획상신규도입설비를도입하되시점을분산조정자료 : 전력수급기본계획의설비계획에기초하여국회예산정책처가추정함. 발전설비는국가적인기간산업이고, 전력수급불안으로야기하는경제활동의불 확실성이크다는점에서적정한발전설비예비용량을확보할필요가있다. 하지만 전력수급계획은확보해야할설비의규모와설비의종류뿐아니라, 설비의운영시 2. 발전설비과투자우려 37
작시점도결정해야한다. 적절한규모의설비를투자하여적정한예비력을유지하는것이한정된재원을효율적으로이용하는방법이라는점에서 6차계획의발전설비투자규모와시점은조정할필요가있는만큼현재와같이사업자건설의향상의준공시점을그대로반영하는방식에대한재검토가필요하다. 3. 발전설비과투자로인한기회비용손실우려가. 유휴설비로인한기회비용손실우려 6차계획확정시예상되는발전설비투자는약 16조원상당이다. 100만kW급석탄화력발전소는건설에약 1조 4,000억원이소요되고, 800만kW급 LNG복합화력발전소의건설에약 9,500억원이소요된다. 따라서 10기의석탄화력과 4기의복합화력을확정한 6차계획은발전소건설비만약 16조원이투자될것으로예상하였다. 하지만 6차계획에대규모석탄화력발전건설이확정되면서석탄화력발전소에서발전된전력을대규모소비처로송전하기위한대용량송전선로와송전철탑등의송배전설비를건설하는데소요될투자액을감안하면 6차계획이확정한실제투자액은이보다높아진다. [ 표 19] 신규설비투자비전망 ( 단위 : 억원 ) 2013~2017 2018~2027 합계 원자력 0 0 0 석탄 82,321 42,345 124,666 LNG 31,715 0 31,715 합계 114,036 42,345 156,381 자료 : 산업통상자원부, 제6차전력수급기본계획, 2013. 그런데수요증가에비해과도한설비투자를하게되면결국사용하지않을 설비에막대한돈을투자하는결과를낳는다. 적절한규모의설비에투자하여적정 38 IⅤ. 발전설비계획의문제점
예비력을유지하더라도설비의종류를잘못선택하면오랜기간동안높은운영비용을지불해야하는비효율을초래한다. 22) 6차계획기간중높은설비예비율이예상되는기간에는이와같은기회비용손실이발생할가능성이있어본장에서는기회비용의규모를단순하게추정해보았다. 발전원별발전단가가다르므로전력거래소는발전단가가낮은발전기부터가동한다. 발전원별발전단가는원자력, 석탄화력, LNG발전순이다. 2012년기준원자력은 39.52원 /kwh 이며, 유연탄은 66.25원, 무연탄은 103.79원, LNG는 168.1원이었다. 따라서발전단가가가장낮은원자력발전기와유연탄발전기가기저발전원으로최대한가동하고, 추가전력수요가있을경우발전단가가높은 LNG 발전기가가동하게된다. 2012년원별발전비중은판매량기준으로원자력이 30.4%, 석탄화력이 40.8% 로기저발전이 71.2% 였고, LNG발전이 22.3% 를차지했다. [ 표 20] 2012 년발전원별발전단가와거래량비중 ( 단위 : 원 /kwh, %) 원자력유연탄무연탄석유 LNG 합계 발전단가 39.5 66.2 103.8 253.0 168.1 90.2 발전비중 30.4 39.1 1.7 3.1 22.3 96.6 자료 : 전력통계정보시스템 (EPSIS) LNG발전의비중은설비예비율과밀접한관계가있다. [ 그림 5] 에서전력설비예비율이 14% 였던 2002년의 LNG발전의비중은 11% 였다. 예비율이 10.5% 로낮아지기시작한 2006년에는 LNG발전의비중이 16% 로증가했고이후예비율은지속감소하면서 LNG발전의비중은반비례하여지속증가하였다. 2012년총전력판매량중 LNG 발전기로부터생산된전기의비중이 22.3% 였다. 발전단가가높은 LNG발전의비중이확대됨에따라한국전력공사의적자가확대되고전기요금의상승요인이되었다. 이에 6차계획은기저발전인석탄화력의비중을늘림으로써피크부하발전기를심야시간까지가동하는비효율성을줄이고자한것이다. 하지만 5차계획에따라 2017년부터 2024년까지 7년동안 140만kW급 22) 남일총, 2012, 52 쪽. 3. 발전설비과투자로인한기회비용손실우려 39
의원자력발전이매년한기씩준공되어기저발전의비중이높아진다. 따라서기존 LNG 발전설비의대부분이유휴설비로남게되어발생하는비효율성을고려하지못 하고있다. [ 그림 5] 설비예비율과 LNG 발전의발전비중 (2001~2012) 자료 : 전력통계정보시스템 (EPSIS) <http://www.kpx.or.kr/epsis/> 을근거로국회예산처에서작성 2019년의설비예비율은 28.1% 이고, LNG의설비용량비중은 24% 다. 2020년에는설비예비율이 30.5% 이고 LNG의설비용량은 23.3% 로차이는더벌어진다. 설비예비율은여름냉방수요나겨울난방수요로인한전력피크를기준으로계산하므로, 예비율이 LNG발전의설비용량보다높다는것은한여름전력소비량이최대를기록하더라도 LNG 발전을가동하지않고기저발전기로최대전력수요를충당할수있음을의미한다. 즉기저발전기가정비중이거나정책적고려에따라기저발전의가동률을인위적으로낮추지않는이상대부분의 LNG 발전소는일년내내개점휴업상태의유휴설비가된다. 이러한기간이 2019년부터 2025년까지만 7년동안이다. 40 IⅤ. 발전설비계획의문제점
[ 그림 6] 설비예비율과 LNG 발전의설비비중의비교 (2012~2027) 자료 : 전력통계정보시스템 (EPSIS) <http://www.kpx.or.kr/epsis/> 을근거로국회예산처에서작성 LNG발전소의대부분이연중유휴설비로남아있을경우그로인한기회비용을대략계산하면연간 1조원상당이다. 설계수명평균 30년의 100만kW급 LNG복합화력을건설하는데소요되는비용이약 1조원이며, 2019년의국내 LNG 발전소의총용량이 3,359만kW이므로약 30조원상당의발전설비투자에해당하는데이를 30 년의설계수명으로나누어계산하였다. 예비설비를갖는것이일정한기회비용을부담할수밖에없긴하지만, 앞에서보았듯이 6차계획의특정구간에서나타나는설비과투자로인한기회비용손실은상당하다. 민간발전사의발전설비투자는개별기업의독립적인투자결정에의해결정되지만, 발전설비에투자되고그설비를가동하지않으면해당자원으로보다높은생산성과투자수익을창출할수있는기회를상실하는셈이다. 따라서정부는건설의향을공고할당시연간설비예비율의등락에따른투자위험요인을충분히설명하거나, 연도별전원구성의범위를제시해야할것이다. 나. 설비효율개선효과미반영 특정연도에발전설비가집중될경우의문제점은설비효율개선효과를반영하지 못한다는것이다. [ 그림 7] 은준공년도별화력발전소의발전효율을비교한자료이다. 3. 발전설비과투자로인한기회비용손실우려 41
우리나라의석탄화력은 500MW급이 34기로가장많고 LNG복합화력은 450MW급이 20기로가장많다. 따라서두발전기의발전효율을준공년도에따라비교하였다. 1984년준공한석탄화력보령1 호기의발전효율은 36.4% 였다. 하지만 2008년준공한보령8 호기는 40.2% 이고 2009년준공한하동8 호기의발전효율은 40.1% 이다. 1993년준공한부천복합가스발전의발전효율은 43% 였으나, 2012년준공한인천복합3호기가스발전의효율은 49.5% 이다. 즉석탄과가스화력의발전효율이조금씩높아지고있다. [ 그림 7] 준공년도별화력발전소의발전효율 자료 : 전력거래소의자료를근거로예산정책처에서작성 발전효율외에도화력발전소의환경설비도개선될수있다. 석탄화력발전에대한사회적수용도가낮은것은온실가스와대기오염물질때문이다. 그런데온실가스를포집하는 CCS 기술 23) 이 2020년실용화를목표로개발중이며, 2017년부터실증단계에도입한다. CCS 기술이아니더라도 LNG복합의발전효율이높아지거나 23) CCS(Carbon capture & storage): 화석연료에서발생하는이산화탄소 (CO 2 ) 를대기로배출하기전에추출한후압력을가해액체상태로만들어저장하는기술. 저장소로운반된 CO 2 는해양저장 ᆞ 광물탄산화 ᆞ 지중저장의 3 가지방식으로처분됨. 이중에서해양저장은 CO 2 를바다밑에가라앉혀처분하는방식인데해양생태계에부정적인영향을미치기때문에현재국제협약에따라금지되어있음. 국내에서는교육과학기술부주도로실증기술을연구중에있으나최종처분방식의문제로단기적으로적용하기에는비용상의문제가있음. 42 IⅤ. 발전설비계획의문제점
신재생에너지의발전단가가낮춰져서분산형전력수요가증가할수도있다. 전력수요부문에서가스냉방등주력수요가바뀔수도있다. 따라서발전설비가일정구간에집중되는것은기술개발에따른설비효율개선효과를반영하지못함으로비효율성을인지해야할것이다. 다. 전기의과수요유발가능 6차계획은다년간의자료와모형을통하여중장기전력수요를추정하였다. 하지만충분한전력공급이있으면당초수요예측모형의예측치를상회하는전기수요가창출될가능성이있다. 전기는타에너지원과경합관계에있고모든에너지수요를대체할수있으며이용편리성이가장높은에너지원이기때문에, 정책적판단에따른전기가격과에너지세제를통해전기수요를늘이거나줄일수있기때문이다. 과거예비율이높고기저발전의비중이높았던 1980년대중반에심야시간전력에여유가있어심야전력제도를도입한바있다. 6차계획에따르면피크기여도기준으로 2020년석탄화력과원전의비중이 52.7% 가되고 2025년에는 62.7% 가된다. 이는심야시간의전력수요가 62% 아래로낮아질경우 24시간가동하는기저부하발전기가멈추어야함을의미한다. 2020년이후유사한상황이되면정부는심야전력과같은일상에너지의전기화를유도하는수요진작책을검토할가능성이있다. 심야전력이일단재도입될경우전력소비가크게증가하여수요예측치를초과한수요가발생하고에너지원의전기화가가속화될가능성이있다. 따라서심야전력으로인한문제점을간단히검토하였다. 심야전력은전력수요가적은심야시간대 (23:00~09:00) 에냉 난방기기용으로만사용가능한전기로서, 원자력 석탄발전소의이용률을높이기위하여 1985년에도입되었다. 원자력과석탄화력발전소는특성상 24시간운전을유지하는것이발전효율을높일수있어심야시간전력수요가낮아지는시기에도지속적으로발전을하게된다. 전력수요에따라발전기의가동여부를탄력적으로조정할수있는첨두부하발전기와비교할때기저부하발전의비중이높아질수록전력소비가계절별시간별차이에따라경제성이달라지는것이다. 심야전력은도입당시심야전기사용을위한축전기등을무상으로설치하거나보조해주고전기요금도낮은수준으로유지하였다. 24) 공급예비력이 10% 를넘어가 3. 발전설비과투자로인한기회비용손실우려 43
던 1998년에는단일요금으로 kwh당 23.2원을적용하였다. 2000년전기요금이 74.65원이었으므로심야전력의요금은정상가의 1/3 수준에불과하였고, 그결과 2000년에는심야전력신규보급이 5,000MW 이상증가하였다. 결국 2006년 10월주택용외신규공급이중단되고신규공급용량도 20kW로축소된바있다. [ 표 21] 심야전력요금변화 ʼ85. 11.10 ʼ98. 1.1 ʼ02.6.1 ʼ04.6.1 ʼ05.12.28 ʼ06.7.1 ʼ07.1.15 ʼ08.1.1 요금요금겨울기타겨울기타겨울기타겨울기타겨울기타겨울기타 원 / kwh 41.98 23.2 29.8 26.9 32.6 28.4 34.9 29.4 36.8 29.9 42.9 33.1 52.1 37.9 인상 률 31.2% 8% 5.9% 4.7% 9.7% 17.5% 전기 요금 61.28 74 73.88 74.58 74.46 76.43 77.85 79 자료 : 한국전력공사 심야전력요금이정상요금에비해크게낮았기에심야전력을가정용난방수요로활용하는사례가많았으며외환위기로난방등유가격이급증하면서등유난방에서전기난방으로전환된사례가많았다. 2000년이후심야전력수요가급증하였는데적정수요를 80% 까지초과할정도였다. 하지만문제점을인지한이후단계적으로폐지하기까지상당한시간과행정력이동원되었다. 결국심야전력소비증가를억제하기위한정책을사용했음에도불구하고 2006년과 2007년의원가대비판매단가가낮음으로인해손해가 8,755억원에이르렀다. 24) 설치공사비는 30kW 기준으로 2000 년까지면제하였으며이후단계적으로현실화하여 2003 년보조제도가없어짐. 44 IⅤ. 발전설비계획의문제점
[ 표 22] 심야전력원가및손익 ( 단위 : 원 /kwh, 원 /kwh, 억원 ) 2006 2007 원가 60.34 59.02 판매단가 34.60 38.93 손익 -4,844-3,911 자료 : 한국전력공사 심야전력제도의운영이설비예비율에연동하여시행여부가확정적인것은아니나기저발전의확대로심야시간발전단가가크게낮아질경우심야전력의확대개연성이있다. 따라서전원구성에서최대전력뿐아니라시간대별전기수요를추정하여기저발전인유연탄과부하발전인 LNG 복합발전의구성비를고려해야할것이다. 4. 전력수요의과다추정및전기요금전망미비가. 전력수요의과다추정가능성전력수급기본계획은신규전력설비필요량을파악하기위해수요예측모형으로전력수요량을추정한다. 6차계획은기존의미시모형과함께거시모형을도입하였다. 총전력소비량의추정에거시모형을이용하였고부문별전력소비량과최대전력을추정하는데미시모형을사용하였다. 전력소비량은분기별자료를사용하여전체전력판매량과전력수요간의공적분관계를바탕으로국내총생산 (GDP) 에대한시간변동계수를이용한공적분모형으로예측한것이다. 전력수요추정을위한거시모형은 GDP와실질전력가격을설명변수로하고선도추급과정을이용하여선도국의시간변동계수를이용하여우리나라의미래탄력성추이의예측치로사용하였다. 25) 따라서전력수요추정에가장큰영향을주는 25) 장기전력수요예측은다음과같은모형을기본식으로추정함. log log log : PS는분기별주용도별전력판매량. GDP는계절조정된분기별실질국내총생산, 는용도별전력가격을물가지수로나누어서구한실질전력가격, 는계절더미변수, 는시간변 4. 전력수요의과다추정및전기요금전망미비 45
요소는우리나라의 GDP 증가율과전력가격으로볼수있다. 즉전력수요가 GDP 와는양의상관관계로 GDP가증가하면전력수요가증가하는것으로추정된다. 반면전력가격은물가상승률보다낮았으므로전력수요와약한음의상관관계를가져전력가격이낮아질수록전력수요가증가하는것으로추정된다. 따라서 GDP 성장률은높고전력가격은낮게추정할수록전력수요가증가하고, GDP 성장률은낮고전력가격은높게추정할수록전력수요는낮게추정될수있다. 6차계획에사용된 GDP 자료는 2012년발표된 KDI 경제성장률전망을반영하여 2027년까지연평균 3.5% 증가율을가정하고 2012년과 2013년의경제성장률을각각 2.2% 와 3% 로설정하였다. 이는모형분석당시에는보수적인경제성장률전망치였다. 하지만한국은행은 2012년경제성장률이예상을하회한 2% 로발표하였으며, 2013년의전망치도하향수정하여 2.6% 로전망하고 2014년은 3.8% 성장할것으로예상하였다. 26) 경제상황의변화에따라불가피하게조정되긴하였으나이로인해 6차계획의전력수요전망치의초기구간은과다추정의가능성이있다. [ 표 23] 전력수요예측모형의 GDP 전망 ( 단위 : %) 연도 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 GDP 성장률 2.2 3 4.3 4.5 4.5 4.3 4.1 3.8 자료 : 산업통상자원부, 제 6 차전력수급기본계획, 2013. 전기요금에도전력수요과다추정의가능성이있다. 전기는최종에너지원으로발전원료인일차에너지원의가격변화와발전원의구성에따라발전단가가정해지며그에따라요금변화를추정할수있다. 그런데전력수요예측모형의전기요금은발전원가가아닌물가상승률에근거를두고있다. 6차계획의전력수요를예측하기위한수요예측모형에서는전기요금을물가상승률보다낮은수준으로설정하였다 27). [ 표 24] 는 6차계획수요예측모형에서사용한전기요금과소비자물가지수자 동계수임. 26) 한국은행보도자료, 2013.4.11. 27) 6 차계획에서는 2014 년까지전기요금을원가수준으로현실화하고이후에는과거 15 년간의전기요금인상률수준을적용한다고발표함. 46 IⅤ. 발전설비계획의문제점
료이다. 2013년전기요금은 104.89원 /kwh이며, 2030년에는 124.49원 /kwh으로 18 년후명목가격으로 19.5원이증가한다고가정하였다. 소비자물자지수는 2013년에 110.87이며, 2030년에는 158.3이다. 동기간상승률을보면전기는 19% 증가, 소비자물가는 43% 증가한다. 따라서전기요금은실질적으로매년낮아지는것으로반영되었다. 연도 [ 표 24] 제 6 차전력수급계획상전기요금추정치 전기요금 ( 원 /kwh) 주택용일반용산업용종합 ( 단위 : 원 /kwh, %) 소비자물가지수 (2010=100) 2013 116.00 114.81 95.45 104.89 110.87 2014 120.56 116.34 96.86 107.40 114.20 2015 125.30 117.42 97.78 108.40 117.62 2016 127.72 118.50 98.44 109.40 119.97 2017 130.89 119.60 99.09 110.41 122.37 2018 134.14 120.71 99.75 111.44 124.82 2019 137.47 121.83 100.42 112.47 127.32 2020 140.88 122.96 101.09 113.51 129.86 2021 144.38 124.10 101.76 114.57 132.46 2022 147.96 125.25 102.44 115.63 135.11 2023 151.63 126.41 103.12 116.70 137.81 2024 155.40 127.59 103.81 117.78 140.57 2025 159.25 128.77 104.50 118.88 143.38 2026 163.21 129.96 105.20 119.98 146.25 2027 167.26 131.17 105.90 121.09 149.17 2028 171.41 132.38 106.61 122.21 152.16 2029 175.66 133.61 107.32 123.35 155.20 2030 180.02 134.85 108.03 124.49 158.30 상승률 (2013~2030) 55 17 13 19 43 주 1: 제 6 차수급계획수립관련장기수요예측에사용된자료임. 주 2: 소비자물가지수는 2010 년을 100 으로함. 자료 : 전력거래소 4. 전력수요의과다추정및전기요금전망미비 47
소비자물가상승률보다전기요금상승률이낮아지면전기수요는증가하게된다. 실제로 2000년이후 2012년까지소비자물가는 45% 상승하였으나, 전기는 3% 상승하여실질적인전기요금은낮아졌다. 가스와석유의가격은각각 207% 와 250% 가상승하였다. 그결과 2000년이후총에너지소비량은 36% 증가하였으나석유소비량은 9% 증가에그쳤으며, 가스소비량은 67% 증가했다. 반면전기소비량은 90% 가증가했다. 재화의가격이낮아지면해당재화의수요가증가하는것은가장일반적인경제원리이다. 전기요금을이와같이낮게설계할경우전기수요는증가할수밖에없다. 즉, 6차계획의전력수요추정은수요예측이후의경기침체로인한 GDP 성장률하락과낮은전기요금설정으로인하여과다추정의가능성을갖는다. 그런데 GDP 성장률은경기변동성에따른것으로이후경기확장기에 GDP 성장률이높아질가능성을고려하면, 전력수요를보다현실성있게추정하기위해서는전기요금추정치가적정한수준인가를판단할필요가있다. 나. 물가상승률에근거한전력가격추정의문제점발전원가가하락함에따라실질전기요금이낮아지게되는것은국민경제에필요한정책방향이다. 하지만 2013년현재의전기요금은적정요금이라고판단하기곤란하다. 우선, 현재의전기요금은적정투자보수율을반영한총괄원가 28) 가적용되지못하고있으며, 2009년이후에는연료비와운전비로구성되는적정원가 29) 도제대로반영하지못하고있다. 국회예산정책처 (2012) 에따르면, 전기의판매를총괄하고있는한국전력공사는정부의요금규제로인해원재료비상승분과시설투자에소요되는자금의조달이어려워졌다. 이에한국전력공사의금융부채는 2011년말 30조원으로 2006년 13.8조원대비무려 16.2조원이나증가하였다. 2006년에 47.9% 이던부채비율이이후지속적으로증가하여 2011에는 113.3% 까지확대되었다. 금융부채가 28) 총괄원가는매기소요되는적정원가에투자된자산에대한적정투자보수를가산한금액임. 총괄원가 = 적정원가 + 적정투자보수 29) 적정원가는영업비용을기준으로영업외수익 비용을가감하여산정되며, 적정투자보수는관련유 무형자산가액을기본으로하는요금기저에적정투자보수율 ( 자기자본비용과타인자본비용을가중평균한자본비용 ) 을곱하여산정함. 적정원가 = 영업비용합계 - 지급이자 + 관련법인세비용 - 영업외수익적정투자보수 = 요금기저 적정투자보수율 ( 타인자본보수율과자기자본보수율가중평균치 ) 48 IⅤ. 발전설비계획의문제점
급증함에따라이자비용도큰폭으로증가하였는데, 2006 년에는 6,189 억원이던이 자비용이 2011 년에는 1 조 5,987 억원까지확대되었다. 최근 6 년사이에이자비용만 1 조원가까이증가한셈이다. [ 표 25] 한국전력공사금융부채, 이자비용, 부채비율 ( 단위 : 억원, %) 2006(a) 2007 2008 2009 2010 2011(b) 증감액 (b-a) 금융부채 137,946 146,190 190,092 219,926 263,608 300,012 162,066 이자비용 6,189 6,745 8,941 11,512 14,823 15,987 9,798 부채비율 47.9 49.1 63.3 70.3 91.9 113.3 자료 : 국회예산정책처, 2011회계연도공공기관결산평가, 2012, 95쪽. 한국전력공사의원가회수율을보면 2001년부터 2007년동안에는 100.7~93.7% 수준으로전기요금이총괄원가를어느정도반영하고있었다. 그러나 2008년부터한국전력의원가회수율은크게하락하여 2008년 77.7%, 2011년 87.4% 이다. 소요되는각종비용이전력판매액보다더많아서한국전력공사에서전기를더많이팔수록손해가발생하는구조가되어버린것이다. [ 표 26] 한국전력공사의원가회수율 ( 단위 : %) 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 97.4 99.4 100.7 99.7 98.0 95.0 93.7 77.7 91.5 90.2 87.4 자료 : 국회예산정책처, 2011회계연도공공기관결산평가, 2012, 96쪽. 결국원가회수율이 77.7% 에불과했던 2008년한국전력공사의당기순이익은 2 조 9,525억원의적자가발생했고 2011년에는적자가 3조 5,141억원으로늘어났다. 그로인하여 2011년기준한국전력의총금융부채는 30조원에이른다. 이와같은채무는향후적정원가를초과하여일정부분의투자보수비를요금에포함시켜야단계적으로줄여나갈수있다. 그럼에도 6차계획은 2014년에발전원가를전기요금에반영한이후에는실질요금이내려간다고전제하고있어한국전력공사의부채감소에는상당한기간이걸릴것으로예상된다. 4. 전력수요의과다추정및전기요금전망미비 49