원자력발전의 경제적· 사회적 비용을 고려한 적정 전원믹스 연구 (3차년도)

www.keei.re.kr 15-24 KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

참여연구진 연구책임자 : 연구위원조성진 부연구위원박찬국 연구참여자 : 선임연구위원노동석 연구위원최봉석 위촉연구원김양수 외부참여 : 고려대학교박호정 이화여자대학교김윤경

< 요약 > 1. 연구필요성및목적 국내전원별경제성에관한논의에서는원자력발전 ( 원전 ) 이가장경쟁력있는전원으로인식되고있다. 그러나후쿠시마원전사고이후원자력사고대응비용, 원전의숨은비용등에대한논의가활발해지면서원전의경제성을보다깊숙이들여다봐야한다는목소리가강해졌다. 이에제2차에너지기본계획 (2014.1) 에서는원전사고대응비용까지고려한경제성을검토하고, 에너지안보, 수용성등을종합적으로고려하여 2035년설비용량기준 29% 비중을도출하였다. 그리고제7차전력수급기본계획 (2015.7) 에서는원전뿐만아니라화석연료전원에도외부비용을포함하여종합적으로전원간경제성을비교검토하였다. 그러나여전히원전의비용에대해논란이많으며, 전력부문의외부비용산정에관하여충분한공감대가형성되어있지않다고볼수있다. 본연구는전력부문의외부비용을가능한한중립적이면서과학적으로접근하여국내현실에적합한비용을도출함으로써국내의전력부문외부비용에관한사회적공감대를형성하고향후국가계획수립의효율성을높이기위해시작된연구이다. 후쿠시마사태이후논쟁화되고있는원전의발전비용에대한경제성을사회적비용까지포함하여재평가하고타전원과의비교를통해우리의장기최적전원구성을도출하고자하였다 요약 i

2. 연구내용및주요분석결과 제7차전력수급계획에서는원자력발전의외부비용을송전비용, 정책비용그리고사고위험대응비용으로구분하여도출하고있다. 송전비용과정책비용은관련실적과향후발생할비용전망을종합적으로고려하여단위당비용을산출하고있으며, 사고위험대응비용은일본 비용등검증위원회 (2011년) 에서도출한단위전력량 (kwh) 당비용을국내환율로변환한값을동일적용하고있다. 그러나 2011년에추정된일본후쿠시마원전사고의사고위험대응비용추정치는최근까지집계된사고피해비용규모를제대로반영하지못하고있으며, 비용산정을위해적용한분석방식역시부적절하다. 이에본연구에서는일본정부가발전비용검증워킹그룹을통해수행한후쿠시마원전사고의사고위험대응비용추정사례 (2015년 6 월 ) 를참고하여, 국내원자력발전의사고위험대응비용을추정하기로한다. 다만국내원전의송전비용과정책비용은제7차전력수급계획에서산정한추정치를준용하였다. 국내원전사고위험대응비용추정방법은모델플랜트법을적용하며, 사고에대한피해비용은일본의피해비용규모인 86조원을적용하였다. 모델플랜트의설비용량은현재국내원전에가장큰비중을차지하는원자로용량인 1,000MW을적용하였다. 일본원전사고피해비용규모의국내적용시, 단위면적당인구밀도와 GDP 수준등을조정하여적용할필요가있다. 특히일본원전사고피해비용항목중배상비용은총피해비용의약 50% 를차지하고있어, 최소한이세부항목에대한인구밀도및 GDP 수준의보정이필요하다. 일본피해비용규모 (86조원) 를국내의인구밀도비율로비례하 ii

게산정한피해비용규모는약 127조원이며, 1인당명목 GDP까지포함하여보정한피해비용규모는약 85조원이다. 만일일본원전사고피해비용세부항목중배상비용 ( 총피해비용의 46.72%) 만을국내인구밀도비율로보정하여재추정한피해비용규모는 105조원수준이며, 1인당명목 GDP까지포함하여보정한피해비용은 86조원으로일본피해비용규모와동일하다. 본연구분석에서는원전사고피해비용규모를일본과동일한수준인 86조원을적용하기로하는데, 그이유는 GDP와인구밀도를보정하여재추정한피해비용규모와보정전피해비용규모가큰차이가없기때문이다. 물론, 보다정밀한피해비용보정을위해서는국내원전주변의거주인구와재산가치등배상규모파악을위한종합적인연구가필요하다. 본연구에서는이용률 85% 에서추정한사고위험대응비용중에가장공감대가큰 세계원전운영기준 사고확률을적용하여도출한추정치와매우보수적인확률인 일본원전운영기준 을적용하여도출한추정치, 그리고가장낮은 IAEA의확률론적발생빈도 (LERF) 를적용하여도출한추정치를이용하여원전외부비용의전원구성과전력시장영향분석에적용하였다. 제7차전력수급계획에서추정한원전송전비용과정책비용에사고위험대응비용을합하는방식으로국내원자력발전의외부비용을도출하였다. 추정결과, 원전의외부비용은최소 5.13원 /kwh에서최대 28.02원 /kwh로추정되었다. 본연구에서는메타회귀분석을통해도출한 SO 2, NOx, PM, 및 CO 2 추정식을이용하여국내화석연료발전의환경오염배출물질외 요약 iii

부비용을추정하였다. 국내대기오염배출물질의톤당지불의사액추정은국내 1인당 GDP와인구밀도도함께고려하여도출하였다. 추정결과에따르면 CO 2 를제외한석탄 ( 유연탄 ), LNG, 석유발전의외부비용은각각 13.87원 /kwh, 6.33원 /kwh, 23.77원 /kwh로석유발전의대기오염배출비용이가장크게나타났다. 만일 CO 2 까지포함하는경우의외부비용은각각 32.10원 /kwh, 14.19원 /kwh, 38.62원 /kwh로여전히석유발전의외부비용이가장크게나타나고, LNG복합발전은낮게추정되었다. 분석시나리오는아래표와같다. 시나리오 1부터 3까지는제7차전력수급계획에서전제하고있는발전원별외부비용을적용한것으로, 시나리오 1은원전사고위험대응비용을 5.72원 /kwh로전제한것이고, 화력발전원의경우이산화탄소를제외한환경오염물질의외부비용만을고려한시나리오이다. 물론송전비용및정책비용은모두반영한것이다. 시나리오 2는 CO 2 가격을톤당 10,000원으로적용할경우의외부비용을시나리오 1에추가로반영한것이고, 시나리오 3 은 CO 2 가격을톤당 25,000원적용하여추정한외부비용을시나리오 1에반영한것이다. 시나리오 4부터 7까지는본연구의저자가추정한원자력발전과화석연료발전기의대기오염물질및 CO 2 외부비용을반영하여구성한시나리오들이다. 전술한바와같이원자력발전의사고위험대응비용은 4.04원 /kwh와 23.01원 /kwh의두가지를전제하고, 화석연료발전기는 CO 2 를반영한경우와그렇지않은경우로구분하여시나리오를구성한것이다. 시나리오 8과 9는매우극단적인경우로서, 시나리오 8은원전에만최대치의외부비용을반영한것이고, 시나리오 9는원전은최대치의외부비용을, 화석연료발전에는최 iv

소치의외부비용을반영한것이다. 전원별외부비용의전원구성과전력시장영향비교 분석은외부비용을반영하지않은제7차전력수급계획을기준시나리오로구성하여분석을수행하였다. 즉기준시나리오는직접비용만을포함한제7차전력수급계획이된다. 구분시나리오원자력 제 7 차수급계획전제 저자추정전제 < 전원별외부비용시나리오구성 > 석탄 ( 유연탄 ) 석탄 ( 무연탄 ) LNG ( 단위 : 원 /kwh) 석유 시나리오 1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 시나리오 2 10.73 21.45 24.47 8.93 24.09 시나리오 3 10.73 32.83 41.89 13.84 33.36 시나리오 4 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 시나리오 5 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 시나리오 6 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 시나리오 7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96 시나리오 8 28.11 0 0 0 0 시나리오 9 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91 분석결과시나리오 1부터 7까지는 2035년기준같은결과를보였다. 즉상기와같이외부비용을반영한다고할지라도전원믹스에별다른영향을미치지못했다. 그러나원전에만외부비용을반영한시나리오 8과원전은최대치의외부비용을반영하고화석연료발전에는최소치의외부비용을반영한시나리오 9는원전대신석탄이증가하는양상을보였다. 그리고원전과석탄발전간의외부비용이 14원 /kwh 이상차이가있을때전원구성에서두전원간경제성이뒤바뀌는것으로나타났다. 요약 v

원전외부비용원자력석탄 LNG 신재생 1) 기타 2) 계시나리오 45,829 45,018 33,767 7,966 14,859 147,439 1~7 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1) 시나리오 8~9 <2035 년적정발전설비용량과비중 > 38,329 52,388 33,767 7,966 14,859 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1) 주 1) 신재생전원은피크기여용량적용 2) 기타에는집단, 석유, 양수가포함 ( 단위 : MW, %) 147,309 전기요금영향측면에서는석탄발전과원전의전원구성이역전되는 외부비용을반영하면, 정산단가는 2029 년에기준시나리오대비약 6.12%( 시나리오 8), 15.84%( 시나리오 9) 상승하였다. 3. 결론및시사점 원전외부비용을전력생산비용에반영하게되면판매사업자의구매단가는상승하게되고, 이는소비자전기요금인상으로귀결된다. 다만, 정치 사회적으로수용가능한인상수준에대해서는현재까지포괄적연구가부재하기때문에, 이에대한연구가추가로필요하다고판단된다. 원전외부비용반영여부는외부효과의내재화를통한자원의효율적배분의경제논리도중요하지만, 전기요금인상에따른부담은결국소비자의몫이므로, 정치 사회적논리도배제하지는못한다. 이러한상황을종합적으로고려해볼때, 신재생에너지를포함한모든전원의외부비용추정및반영여부를위한 범사회적논의기구 구성이필요하다고본다. 이연구에서추정하고있는원전및화석연료외부비용은해외추 vi

정사례를환율및물가상승률등을조정하여회계적으로국내에적용하고있는기존문헌연구보다는방법론적으로과학적이고체계적인접근을하고있다고판단되나, 한계점도여전히존재하고있다. 원전외부비용추정에서중대원전사고발생의피해규모가국내실정을제대로반영하지못하고있다는점이있다. 원전사고피해규모는원자로설비용량, 입지위치, 노형의차이등다양한요인에의해결정된다. 또한, 사고발생시점에서의기후상황 ( 풍향과풍속등 ) 과사고발생시원자력규제기관의초기대응에따라서도피해규모는상당한차이가난다. 본연구에서는이러한다양한요인들을고려하지않고, 과거사고발생사례의피해비용을국내 GDP와인구밀도만을고려하여개략적으로추정하고있다는한계가존재한다. 그러나국내실정에맞는객관적이고합리적인원전사고피해규모추정연구는관련분야전문가들의협동연구와분석을위한기초정보공유없이는사실상불가능한작업이다. 이러한점역시위에서언급한 범사회적논의기구 구성이필요한또다른이유가된다. 원전외부비용추정의또다른한계점은 중대원전사고발생확률 에대한충분한논의및합의점이없다는점이다. 원자력발전설비는설계단계에서확률론적통계방법을통해규제기관이설정하고있는원전사고발생확률기준을만족시켜야한다. 즉원전은기술적인측면에서는중대원전사고가발생할확률이거의없다고볼수있다. 그러나 TMI, 체르노빌, 후쿠시마등심각한원전사고가실제로발생하였고, 이는확률론적방법을통해도출한원전사고발생확률과는정면으로배치되고있다. 따라서 중대원전사고발생확률 추정을위한종합적인연구가수반될필요가있다. 중대원전사고발생확률은원 요약 vii

자로노형, 원자로수명, 규제체계의투명성등기술적 제도적요소에따라달라질수있으므로, 사회적논의기구 에서해당분야의전문가도다수포함할필요가있다. 원전외부비용추정결과외에메타회귀분석을이용하여도출한화석연료발전원의외부비용추정에서도개선과제가있다. 온실가스와대기오염물질의외부비용의선행연구들은문헌마다분석방법론, 대상지역, 오염물질의특성등다양한요인에의해그결과가매우다르게나타난다. 아울러지불의사액도출을위해작성된질문내용도연구마다상이하기때문에, 메타분석을이용한추정결과는위와같은다양성을표준화하기어렵다. 따라서향후관련문헌의방대한데이터구축작업및메타분석을위한표본수확대를위한노력이필요하다. 이러한연구의개선과제에도불구하고, 이연구에서는원자력발전을포함한전원별외부비용을객관적근거자료와실증분석방법을통해도출하고, 최근발표된 7차전력수급계획을반영하여, 외부비용의전원구성과전력시장영향을종합적으로검토하고있어그정책적의미가크다고본다. 또한, 본고에서는전원구성이역전되는원전외부비용을도출하고, 이를반영할경우의전원구성및전력시장영향도동시에분석함으로써, 외부비용의전력생산비용증가와전기요금인상영향도고려하고있다는점에서그결과의의의가더크다고사료된다. viii

ABSTRACT 1. Research Purpose and Summary Nuclear power generation is considered as the most cost-effective source among other forms of electricity generation in the discussion of the economic feasibility of each power source in Korea. However, in the wake of Japan's Fukushima accident, as the discussion on accident risk action costs and hidden costs of nuclear power plant has become active recently, a strong voice was raised for a thorough investigation into the economics of nuclear power plant. Accordingly, the Korean government s 2nd National Basic Plan for Energy (2014.1) presented that the ratio of nuclear power generation capacity to 29% by 2035 after reviewing the economic feasibility of nuclear power plants including accident risk action costs and reflecting energy security and public acceptability. In addition, the 7th electricity power supply and demand plan(2015.7) compared and reviewed the economic feasibility by power generation source, while including the external costs for nuclear energy as well as fossil fuel energy. However, the cost of nuclear power plants has been controversial and public acceptance for the estimation of external costs for nuclear power plants has not been achieved. This study aims to establish social consensus and improve efficiency in the national energy planning by estimating external Abstract i

costs in power sector suitable for Korea based on the neutral and scientific approach. Also, this study intends to draw up optimal power generation mix by reassessing the economic feasibility of the generation costs of nuclear power plants, a controversial subject since Fukushima disaster, with reflection of social costs and comparative analysis by source. 2. Results According to the 7th electricity power supply and demand plan, the external costs of nuclear power generation were estimated in classification into 3 categories; transmission cost, policy cost, accident risk action cost. Transmission cost and policy cost were estimated by comprehensively reflecting relating results and prospect of costs to be incurred in the future and accident risk action costs were estimated in converting currency of yen into Korean currency based on domestic exchange rate by the Cost Estimation and Review Committee(2011) of Japan to domestic exchange rate. However, the estimate of nuclear accident risk action costs in 2011 fails to reflect the accumulated the scale of damage in Fukushima disaster and the estimation method for calculating costs is inappropriate. Thus, this study estimates domestic accident risk action costs, referring to the estimation case of Fukushima nuclear accident risk action(june, 2015) by the power generation cost verification working ii

group commissioned by the Japanese government. It should be noted that transmission costs and policy costs of domestic nuclear power plants were estimated by applying the estimation drawn by the 7th electricity power supply and demand plan. As a methodology to estimate domestic accident risk action costs and a basis of damage costs, the model-plant method and 86 trillion won, the same scale as the Japanese case, were applied, respectively. In model-plant method, the capacity of 1,000 MW which is the biggest portion of domestic nuclear power plants is applied. It is necessary to adapt the population density per unit area and the level of GDP in applying the scale of damage cost of the Japanese case into domestic situation. In particular, compensation cost accounts for around 50% out of items of total damage cost, thus it is necessary to revise population density per unit area and the level of GDP included in the item. The estimated damage scale in proportion to the ratio of domestic population density is about 127 trillion won and the revised damage scale including domestic per capita GDP is about 85 trillion won. The scale of damage cost re-estimated by revising compensation cost(46.72% of total damage costs) among the specific items of accident damage costs reflected domestic population density ratio is about 105 trillion won, and the damage cost revised including domestic per capita GDP is 86 trillion won, which is the same amount as that of Japan. In this study, 86 trillion won, which is the same scale as the Japanese case, was applied as the damage costs by nuclear accidents. Abstract iii

Because there is little difference between re-estimated damage costs coordinating GDP and population density and the originally estimated damage costs. Of course, for more precise revision, it is necessary to conduct a comprehensive research to figure out scale of damage including population in the vicinity of nuclear plants and property values. To analyze power generation mix of external costs of nuclear power and effects of external costs on power market, the following 3 estimated values were used in this study; the estimated value drawn by probability of nuclear accidents of standards for operating world nuclear power plants, which is of the highest consensus out of accident risk action costs estimated at 85% of usage rate; the estimated value applied by standards for operating Japanese nuclear power plants in conservative probability; and the estimated value applied by IAEA Large Early Release Frequency(LERF) with the lowest probability. The external costs of domestic nuclear power plants were drawn by adding accident risk action costs to transmission costs and policy costs estimated in the 7th electricity power supply and demand plan. The results show that the estimated external costs of nuclear energy were ranged from minimum KW5.13/kWh to maximum KW28.02/kWh. In this study, the external costs of air-pollutant emissions in the fossil-fuel generation were estimated by means of the estimation equations of SO 2, NOx, PM, and CO 2 drawn by meta-regression analysis. The estimation of willingness to pay per ton for air pollutants iv

was conducted given GDP per capita and population density. According to the estimation results, the external costs of thermal coal, LNG and fuel oil were KW13.87/kWh, KW6.33/kWh, and KW23.77/kWh respectively, cost of oil-fired generation was highest out of three energy sources. Assuming that CO 2 is included, the result shows that the external cost of oil generation was still highest while the cost of LNG combined cycle was lowest, with the external costs of thermal coal(kw32.10/kwh), LNG(KW14.19/kWh), and oil(kw38.62/kwh). The results of scenario analysis are as follows. Under the scenarios 1-3, the external costs by power generation source premised in the 7th electricity power supply and demand plan were applied. The scenario 1 is premised on accident risk action cost of KW5.72/kWh, and in case of thermal power generation, the external costs of air pollutants except CO 2 were reflected. Of course, both transmission and policy costs were reflected in the scenario. In the scenario 2, the external costs reflecting CO 2 price assumption of 10,000won per ton were added to the scenario 1. The scenario 3 is the result of adding the external costs at the CO 2 price of 25,000 won per ton to the scenario 1. Under the scenarios 4 to 7, the external costs of air pollutants and CO 2 generated from nuclear power and fossil-fuel generation, estimated by the author of this study, were applied. As described above, the accident risk action costs in nuclear generation were premised on the two costs of KW4.04/kWh and KW23.01/kWh. The scenarios in fossil-fuel generation were divided into two cases Abstract v

depending on whether to include CO 2 or not. The scenario 8 and 9 are extreme cases; the maximized external costs were reflected only in nuclear energy in the scenario 8; and in the scenario 9, the maximized external costs were reflected in nuclear while the minimized external costs were applied in the fossil-fuel generation. The power generation mix of the external costs by power source and comparison and analysis of the effects on the power market were conducted based on the 7th supply and demand plan as the standard scenario, including direct costs alone(without external costs). Section Scenario Nuclear the 7th electric power supply (whole) Researche rs estimation in this study (whole) <Scenarios for external costs by power source> Coal (soft) Coal (anthracite) LNG (Unit: Won/kWh) Scenario 1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 Scenario 2 10.73 21.45 24.47 8.93 24.09 Scenario 3 10.73 32.83 41.89 13.84 33.36 Scenario 4 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 Scenario 5 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 Scenario 6 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 Scenario 7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96 Scenario 8 28.11 0 0 0 0 Scenario 9 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91 Oil As a result of analysis, the same result as the standard in 2035 was found from the scenario 1 to 7. Despite reflection of external vi

costs as above-mentioned, which had little impact on electricity generation mix. However, ratio of coal instead of nuclear was increased in the scenario 8 and 9. When there is difference more than KW14/kWh between external costs of nuclear and coal-fired generation, economic feasibility of the two energy sources was reversed in electricity generation mix. < Optimal generating capacity and share in 2035 > (Unit: MW, %) External costs for npp nuclear coal LNG renewable energy 1) ETC 2) Total Scenario 1~7 Scenario 8~9 45,829 45,018 33,767 7,966 14,859 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1) 38,329 52,388 33,767 7,966 14,859 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1) 147,439 147,309 Note 1) peak load contribution applied 2) including integrated energy, pumping-up, oil. As to the effects on electric rates, in case the external costs reversing ratio of coal and nuclear in power generation mix is reflected, the unit price increased in 2029 by 6.12% (scenario 8) and 15.84% (scenario 9) respectively compared to the standard scenarios. 3. Policy Suggestions If the external costs of nuclear energy are reflected in power generation costs, unit cost for purchase of electricity supplier Abstract vii

increases, resulting in increases in electricity charges for consumer. Exceptionally, there is no comprehensive research on the level of increase acceptable in social and political perspectives, thus it is considered that additional researches are needed. As to whether the external costs of nuclear energy are reflected or not, the economic logic of efficient allocation of resources through the internalization of external effects is important, but social and political logics are not excluded because finally consumers will bear the burden of increased electricity rates. Considering the overall situations, it is necessary to organize a 'cross-social consultation group' in order to discuss the estimation and reflection of external costs in all power generation sources including renewable energy. The external costs of nuclear power plants and fossil-fuel energy estimated in this study are assessed based on more scientific and systematic methodology compared to those of the previous literatures fiscally using foreign estimation cases with coordinated exchange and inflation rate for domestic ones, but there are still limitations. In estimating the external costs of nuclear power plants, scale of damage in the event of major nuclear accidents cannot appropriately reflect domestic conditions. The estimated scale of damage is determined by various factors including capacities of reactors, location of plants, different types of reactors. Also, climate conditions(wind direction and wind speed) at the time of accidents, nuclear regulators' early response to the accidents have significant viii

impacts on the scale of damage. This study has a limitation in that only GDP and population density were considered and the various factors are neglected in estimating damage costs of the past accident cases. However, it would be virtually impossible to conduct a study of the scale of damage in nuclear accidents with objective and rational approaches applicable to domestic situation, without collaborative research and sharing of basic information for analysis among experts in related areas. This is another reason that abovementioned 'cross-social consultation group' should be established. Another limitation in estimating the external costs of nuclear energy is that there is no discussion and consensus on 'probability of major nuclear accidents'. From the design phase, nuclear power facilities must meet standards for probability of nuclear accidents set by regulators through probabilistic statistics. That is, probability of major nuclear accidents in terms of technical aspect is almost zero. However, serious accidents such as TMI, Chernobvl, and Fukushima accidents happened, which is directly opposed to the probability of nuclear accidents drawn from the probabilistic methodology. Therefore, a comprehensive research to estimate 'probability of major nuclear accidents' should be accompanied. As the probability can be different depending on technical and institutional factors, including types of nuclear reactors, lifespan of reactors, and transparency of regulatory systems, it is necessary for the experts mentioned in the 'cross-social consultation group' to be involved in the research. Abstract ix

In addition to the estimation results of the external costs of nuclear energy, there is still improvement requirement in estimating external costs of fossil-fuel energy sources drawn through meta-regression analysis. The results in the previous researches on the external costs of greenhouse gas and air pollutants are significantly different by various factors such as analysis methodology, target region, and nature of air pollutants. Also, the research questions designed to draw the level of willingness to pay are varied by research, thus it is difficult to standardize the variety through the estimation results using meta analysis. As a consequence, it is necessary to make efforts to build large scale of data on related literatures and expand the number of sample for meta analysis. Although this study still needs improvement, it has meaningful policy implications in that the external costs by power generation source are drawn by means of objective materials and empirical methodology, and the effects of the external costs on electricity generation mix and power market are reviewed based on the recently published 7th power supply and demand plan. Also, this study reflected the effects of the external costs on increased power generation costs and electricity rates while drawing the external costs reversing electricity generation mix and analyzing the generation mix and the effects on power market with these outcomes applied. In this respect, the results of this study are considered to have more significant implications. x

제목차례 제 1 장서론 1 제2장국내외전력부문외부비용추정사례 5 제1절본과제의 1차, 2차연도연구결과요약 5 1. 1차연도연구결과 5 2. 2차연도연구결과 6 제2절국내외원자력발전외부비용추정사례 8 1. 국내원자력발전외부비용 8 2. 국외원자력발전외부비용추정사례 14 3. 일본원자력발전외부비용추정사례 (2011년, 2015년 ) 28 제3장연구의분석모형개요 41 제1절전원믹스분석모형 41 1. 분석모형 : WASP-Ⅵ 41 2. 입력자료 51 제2절전력시장파급효과분석모형 52 1. 분석모형 : M-Core 52 2. 항목별입력자료개요 62 제 4 장분석방법및결과 73 제 1 절제 7 차전력수급계획의전원별발전비용추정 73 차례 i

1. 전원별직접비용 : 제7차전력수급계획기준 73 2. 전원별외부비용추정결과 : 제7차전력수급계획전제적용 77 3. 전원별사회적비용추정결과 : 7차전력수급계획기준 83 제2절국내원자력발전과화력발전외부비용자체추정 86 1. 원자력발전외부비용추정 86 2. 국내화력발전외부비용추정 95 제3절전원별외부비용의전원구성영향분석 123 1. 시나리오설정 123 2. 시나리오별전원믹스영향 124 제4절전원별외부비용의전력시장영향분석 135 1. 입력자료 : 제7차전력수급기본계획 135 2. 시나리오별정산단가영향 144 3. 시나리오별발전비용영향 151 4. 원전외부비용의전원구성변화시전력시장영향 155 제 5 장결론 161 참고문헌 167 부록 183 ii

표차례 < 표 2-1> 국내원자력발전의비용구성 11 < 표 2-2> 외부비용을고려한원전의발전비용 12 < 표 2-3> 선행연구의외부비용추정결과 13 < 표 2-4> 국회예산정책처의원전사고위험비용추정선행연구정리 13 < 표 2-5> 원전건설구분에따른건설비용, 연료비용, 운전비용추정결과 17 < 표 2-6> 균등화발전비용 (LCOE) 추정결과 18 < 표 2-7> 프랑스원자력사고비용의전반적추정치 22 < 표 2-8> 독일원자력사고의특정외부비용및절대비용 23 < 표 2-9> NEA 계통망단계에서의외부비용추정결과 24 < 표 2-10> 각국의발전형식별시스템비용추정결과 27 < 표 2-11> 정책경비항목과발전비용포함내역 31 < 표 2-12> 전원별정책경비 33 < 표 2-13> 2014년모델플랜트시산결과표 ( 엔 /kwh) 38 < 표 2-14> 2014년모델플랜트시산결과개요및감도분석개요 40 < 표 3-1> 후보발전기조합의예 47 < 표 3-2> WASP 모형의주요입력변수 51 < 표 3-3> M-Core의가격결정발전계획과운영발전계획엔진 53 < 표 3-4> M-Core 발전기별자원특성정보설명 64 < 표 3-5> 2008, 2011년 M-Core 분석결과및실적비교 70 < 표 4-1> 전원별균등화발전비용추정전제 : 7차수급계획기준 74 차례 iii

< 표 4-2> 원전운전유지비항목별단가 74 < 표 4-3> 전원별발전비용추정결과 : 7차수급계획기준 74 < 표 4-4> 방사성폐기물관리비재산정결과 (2015년 5월기준 ) 76 < 표 4-5> 재산정된사후처리비를반영한원전총운전유지비항목별단가 77 < 표 4-6> 전원별발전비용추정결과 : 2015년재산정된사후처리비반영 77 < 표 4-7> 환경오염배출물질환경비용 78 < 표 4-8> 단위당환경비용추정결과 78 < 표 4-9> 2020년배출권가격전망 79 < 표 4-10> 전원별단위당탄소배출가격추정결과 80 < 표 4-11> 전원별환경오염및탄소배출비용합계 81 < 표 4-12> 일본과한국의원자력발전사고위험대응비용추정 82 < 표 4-13> 전원별송전비용및정책비용추정결과 83 < 표 4-14> 제7차전력수급계획의전원별외부비용합계 84 < 표 4-15> 제7차전력수급계획의전원별사회적비용 86 < 표 4-16> 일본사고위험대응비용추정비교 (2011년, 2015년 ) 89 < 표 4-17> 일본후쿠시마원전사고피해비용규모 (2015년기준 ) 89 < 표 4-18> 국내원자력발전사고위험대응비용추정전제 91 < 표 4-19> 주요국인구밀도및 1인당 GDP(2013년기준 ) 92 < 표 4-20> 국내원전사고위험대응비용추정결과 94 < 표 4-21> 원자력발전의외부비용추정결과 95 < 표 4-22> 크로아티아의외부비용추정결과 102 < 표 4-23> 오염물질저감에따른편익 104 iv

< 표 4-24> CO2 비용메타데이터및주요국지표 111 < 표 4-25> 대기오염물질배출계수 114 < 표 4-26> 유연탄, LNG 톤당지불의사액 114 < 표 4-27> SO2, NOx, PM 메타회귀추정결과 115 < 표 4-28> CO2 1인당지불의사액메타회귀추정결과 116 < 표 4-29> CO2의톤당지불의사액메타회귀추정결과 118 < 표 4-30> 국내톤당대기오염물질외부비용추정결과 120 < 표 4-31> 화력발전원별외부비용추정결과 121 < 표 4-32> 전원별외부비용추정결과종합 122 < 표 4-33> 전원별외부비용시나리오구성 124 < 표 4-34> 주요전원별외부비용반영연료비 ( 원 /Gcal) 125 < 표 4-35> 목표수요와최대전력 126 < 표 4-36> 연차별확정설비및신규의향설비 127 < 표 4-37> 발전설비용량과비중 (MW,%) 130 < 표 4-38> 2035년발전설비용량과비중 ( 원전만외부비용반영, MW,%) 131 < 표 4-39> 시나리오 5,7의화석연료발전외부비용 ( 원 /kwh) 131 < 표 4-40> 2035년발전설비용량과비중 ( 전체외부비용반영, MW,%) 132 < 표 4-41> 시나리오 1,5,7의전원별외부비용 ( 원 /kwh) 재조합 133 < 표 4-42> 제7차전력수급계획의전력소비량과수도권수요비율 137 < 표 4-43> 제7차전력수급계획전원별기준열량단가 139 < 표 4-44> 신규발전기와기존발전기의매칭표 140 < 표 4-45> 용량가격 (CP) 정보 (2015년적용기준 ) 142 차례 v

< 표 4-46> 발전원별정산조정계수적용치 142 < 표 4-47> 연도별송전제약 : 제7차전력수급계획 144 < 표 4-48> 시나리오별정산단가추정결과 149 < 표 4-49> 기준시나리오대비정산단가증가율변화 150 < 표 4-50> 시나리오별발전비용추정결과 153 < 표 4-51> 기준시나리오대비발전비용증가율변화 154 < 표 4-52> 추가시나리오구성 156 < 표 4-53> 시나리오 8, 9의정산단가및발전연료비용추정결과 158 < 표 4-54> 기준시나리오대비정산단가및발전연료비용증가율 159 vi

그림차례 [ 그림 2-1] 독일 IER의발전형식별외부비용추정결과 ( 원전사고비용불포함 ) 19 [ 그림 2-2] 2011년비용등검증위원회의사고위험대응비용산출식 34 [ 그림 2-3] 발전비용검증워킹그룹의손해비용산정방법 35 [ 그림 2-4] 2015년발전비용검증워킹그룹의사고위험대응비용산출식 36 [ 그림 2-5] WEO 신정책시나리오 37 [ 그림 2-6] 2014년모델플랜트시산결과도 ( 엔 /kwh) 39 [ 그림 3-1] 부하지속곡선과실시간부하곡선의예 43 [ 그림 3-2] 전도된부하지속곡선과 Fourier 급수의주기 44 [ 그림 3-3] WASP 모형의구성 50 [ 그림 3-4] SUDP state 전개과정 58 [ 그림 3-5] M-Core와타프로그램성능비교 (2009년실적기준 ) 71 [ 그림 4-1] 의사후적확률분포 116 [ 그림 4-2] 의사후적확률분포 117 [ 그림 4-3] 의사후적확률분포 117 차례 vii

제 1 장서론 국내전원별경제성에관한논의에서는원자력발전 ( 원전 ) 이가장경쟁력있는전원으로인식되고있다. 그러나후쿠시마원전사고이후원자력사고대응비용, 원전의숨은비용등에대한논의가활발해지면서원전의경제성을보다깊숙이들여다봐야한다는목소리가강해졌다. 이에제2차에너지기본계획 (2014.1) 에서는원전사고대응비용까지고려한경제성을검토하고, 에너지안보, 수용성등을종합적으로고려하여 2035년설비용량기준 29% 비중을도출하였다. 그리고제7차전력수급기본계획 (2015.7) 에서는원전뿐만아니라화석연료전원에도외부비용을포함하여종합적으로전원간경제성을비교검토하였다. 그러나여전히원전의비용에대해논란이많으며, 전력부문의외부비용산정에관하여충분한공감대가형성되어있지않다고볼수있다. 본연구는전력부문의외부비용을가능한한중립적이면서과학적으로접근하여국내현실에적합한비용을도출함으로써국내의전력부문외부비용에관한사회적공감대를형성하고향후국가계획수립의효율성을높이기위해시작된연구이다. 후쿠시마사태이후논쟁화되고있는원전의발전비용에대한경제성을사회적비용까지포함하여재평가하고타전원과의비교를통해우리의장기최적전원구성에대한새로운분석을시도한다. 2013년부터 1차연도연구를시작하였는데, 1차연도에는적정전원믹스관련활용가능한모형을구축하고관련기초자료를조사하였다. 이과정에서주요국의전원구성정책, 원전사후처리비개정안을 제 1 장서론 1

반영한전원별경제성비교등을병행하였다. 2014년 2차연도에서는사고위험, 온실가스배출등과같은외부비용을고려하여전원별비중변화에대한지불의사를추정하였다. 1차연도와의차이점은원자력뿐만아니라, 석탄, 가스발전의외부비용까지종합적으로고려하였고, 설문조사를통해국민들이인식하고있는원전의위험도와화석연료발전의대기오염도에대해부여하는상대적가치차이를실증검토하였다는점이다. 3차연도인 2015년에는본연구의최종목적을달성하기위해 1차, 2차에서축적된정보와지식을바탕으로전원별사회적비용을반영할경우최적의전원구성안이어떻게변화하고그파급효과가어떠할지를제시한다. 본연구는향후있을제8차전력수급기본계획, 제3차에너지기본계획에서전원구성안도출을논할때기초적지식정보자료로활용될수있을것이다. 물론전원구성을논함에있어경제성만이고려대상은아니다. 전원구성은예측된미래의전력수요를공급신뢰도등제약조건을충족하면서최적의설비증설계획을수립하는것인데, 공급대안별경제성, 환경성, 수용성, 에너지안보등에대한선택의문제로서현실적가능성과위험을고려하여결정하게된다. 본연구에서는전원구성안도출시주요고려요소인경제성지표에대해사회적비용을종합적으로반영한세부정보를제공함으로써바람직한정책결정에기여하고자한다. 본연구의구성은다음과같다. 제2장에서는국내외전력부문외부비용추정사례를소개한다. 먼저본연구의 1차, 2차연도의연구결과를개괄적으로보여주며, 국내외의전원별외부비용연구를풍부하게종합적으로소개하고자한다. 제3장에서는전원구성과그파급효 2

과를분석하는툴로서 WASP IV 모형과 M-Core 모형을소개한다. 제 4장에서는상기모형의기초입력자료를제공하며시나리오설정의주요기반이되는제7차전력수급기본계획을상세하게짚어본다. 나아가본연구진이직접국내원전과화력발전의외부비용을추정한결과를보여준다. 그리고최종적으로그외부비용을반영하였을경우전원구성에미치는영향을분석한다. 나아가부록에서는보고서의간결한구조를위해본문에서포함하지못한내용들중유의미한내용들을별도로정리하였다. 제 1 장서론 3

제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 제 1 절본과제의 1 차, 2 차연도연구결과요약 1. 1 차연도연구결과 1차연도연구는 9.15 순환정전이후의전력수급여건, 제6차전력수급기본계획, 제2차에너지기본계획초안을검토함으로써국내장기전원구성전개방향과기초자료를수집하고평가하였다. 또한일본후쿠시마원전사고이후주요국의장기전원구성정책을검토하였다. 전원구성설정시전원별경제성은의사결정의주요기준이된다. 1 차연도에는여러국가의전원정책수립방향및결과를정리하였고, IEA의균등화발전비용분석전제와결과를검토함으로써국가별로전원별경제성을비교하였다. 그리고균등화발전비용분석방법을활용하여국내의원자력, 석탄, 가스발전경제성을보다심도있게비교분석하였다. 특히 2012년말에재산정된원전사후처리비를활용하여이용률에따라전원별경제성이어떻게차이가발생하는지를세부적으로검토하였다. 2012년말재산정된원전사후처리비조정결과를반영하면, 원자력발전원가는 1.5~2.0원 /kwh이상승하지만, 석탄, 가스등의전원과비교해서여전히경제성을유지하는것으로나타났다. 그리고최적전원구성을설정하는모형과그전원구성이전력시장에미치는영향을분석하는모형을각각검토하였다. 전원구성모형으로는세계적으로가장활발히활용되고있는 IAEA의 WASP 모형을살펴보았으며, 전원구성에따른전력시장영향을분석하는모형으로 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 5

는국내에서개발된 M-Core 모형을검토하였다. 나아가원자력발전의사회적비용을이해하는차원에서전력산업을대상으로한사회적비용관련문헌을검토하였다. 후쿠시마원전사고이후세계에서처음으로원자력발전의사고위험비용, 안전대책비용, 정책비용등을함께고려한일본의사례와발전소의오염물질배출에따른사회적비용을중점적으로살펴본유럽의사례를검토하였다. 1차연도연구는주요국의전원구성정책과해당국가의전력수급상황을살펴봄으로써, 국내전원구성정책결정합리화에기여하였다. 또한, 2012년재산정된원전사후처리비를반영하여전원별경제성을비교검토함으로써새롭게설정된원전사후처리비가전원별경제성에미치는영향을분석하였다. 나아가전원구성최적화와전력시장파급영향분석모형에대해체계적으로검토함으로써, 본연구의궁극적인목표달성을위한이론적기반을다졌다. 2. 2 차연도연구결과 2차연도에서는진술선호기법중선택실험법 (Choice Experiment) 을통해온실가스, 사고위험등과같은사회적비용을고려하여전원별비중변화에따른지불의사를추정하였다. 서울에거주하는 500명이외에부산거주자 200명과원전인근지역인울진, 경주, 기장거주자 200명을합한총 900명의대상자에대해설문을시행하였다. 그설문결과는조건부로짓모형과혼합로짓모형으로분석하였고, 추정된효용함수에기초하여각특성별지불의사나대안간지불의사차이를분석하였다. 이조사가사용한설문지는원자력, 석탄, 가스, 석유, 수력및대체 6

에너지발전원간장단점을중대사고위험, 온실가스배출량, 발전단가, 공급안정성 4가지기준에의해간단하게제시하였다. 2012년우리나라전체발전설비에서각발전원이차지하는비중과가정용전기요금정보를제시하였다. 사회적비용의발생요인인사고위험과온실가스배출에관한정보는일반응답자가이해하기어려운전문적이며구체적인수치보다는, 이미객관적으로널리인지된정보를알기쉽게서술하였다. 응답자가선택할수있는각안은원자력비중, 가스와석탄의상대비율, 전기요금이라는세가지특성을가지고있다. 이세가지특성외의다른특성들, 예를들면재생에너지원비중이나석유발전소비중등은 2012년기준수준을유지하는것으로가정하였다. 설문조사의각안을구성하는세가지특성은기저발전에해당하는원자력이나석탄비중이높아지면전력생산비용이낮아지기때문에전기요금이낮아질것이고, 따라서서로완전독립은아니다. 그러나전체발전에서원자력이차지하는비중과화력발전내에서가스와석탄의비율은서로독립적으로선택될수있으며, 전기요금의경우도원전비중과가스와석탄의상대비율구성에따라다르게나타날수있다. 분석결과에의하면원자력발전의비중이 1% 줄어들고가스발전이 1% 늘어나는것에대한지불의사는조건부로짓모형과혼합로짓모형에서각각 kwh당 1.289원과 1.039원으로도출되었다. 석탄발전소의비중이 1% 줄어들고가스발전이 1% 늘어나는것에대한지불의사는각각 0.418원 /kwh와 0.420원 /kwh로서기준전기요금의 0.20% 에해당되는금액이도출되었으며, 모형선택에따른차이가거의없는 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 7

것으로나타났다. 따라서원전의비중 1% 축소에대한지불의사가석탄발전소의비중 1% 축소에대한지불의사보다 2.5배혹은 3.1배높은것으로나타났다. 이연구는석유, 수력및신재생비중은현재수준을유지하게하고, 원자력과석탄의비중을변경하되, 그변경으로인한차이는가스발전이대응하도록실험을설계하였다. 유사한기존연구들을살펴볼때, 본연구결과는실험설계차이나국가별여건차이등을고려하면원전비중감소에대한지불의사가국내외선행연구들이제시한범위안에포함되는것으로보인다. 본연구는국민들이원자력발전에대해갖고있는위험도와석탄발전의대기오염도에대해부여하는상대적비용차이를제시하는성과도얻었다. 제 2 절국내외원자력발전외부비용추정사례 1. 국내원자력발전외부비용 원자력발전의외부비용에대한논란은일본후쿠시마원전사고이후정치권과시민단체를중심으로이슈화되고있다. 최근에는발전원중유일하게비과세인원자력발전에환경세적기능과외부비용교정기능의필요성을제기하면서개별소비세부과로그논의가전이되고있다. 국내에서원자력발전의사고위험비용및사회갈등유발비용등외부비용에대해종합적이며포괄적으로분석한사례는없으나, 부분적, 개략적으로분석한사례는소수이나마보고되고있다. 먼저현정부출범이후국회기획재정위원회의박원석의원은탄소세와핵연료세를 8

결합한 기후정의세 를대표입법발의하였다 (2013. 5) 1). 본발의안의핵심내용은원자력발전에서생산되는전력에 kwh당 7.5원의외부비용을부과하여내재화하자는것이다. 김승래 (2013. 9) 는유연탄과세와더불어 kwh당 7원의원전사고위험과 17원의전력제반사회적갈등비용의원전외부비용을과세를통해내재화시켜야한다고주장하고있다. 그의연구에서는이러한원전외부비용을포함하는시나리오를설정하여향후에너지세제의개편가능성에대하여정책분석을수행하였다. 2) 이연구에서는유류, 유연탄, 원전및전력을포함하는에너지세제의통합적개편방안에대한검토및파급효과를 CGE 경제모형을이용하여분석하고있다. 특히에너지부문의탄소세부과, 유류의대기환경오염비용과세뿐만아니라, 발전용유연탄과세, 원전사고위험 (7원/kWh) 및전력의송배전등제반사회갈등비용 (17원/kWh) 을포함한과세의경제적파급효과를검토하고있다. 국회예산정책처 (2014. 3) 는국내원자력발전의사회적비용에대한쟁점사항을분석한보고서를발간하였다. 3) 동보고서는원자력발전의직접비용인발전원가뿐만아니라다양한외부비용도유발한다는점을인식할필요가있다고서술하고있다. 우리나라의원전발전비용중직접비용은 43.02~48.8원 /kwh으로, OECD 국가중가장저렴하다. 우리나라신형원전의건설비 (231만원/kW) 는미국 (640만원/kW) 과프 1) 박원석의원외 (2013. 5), 탄소세도입을위한정책방향설계 : 기후정의세신설을중심으로 에서해외주요국의탄소세및원전연료과세현황분석을통해탄소세와원전연료세가결합된 기후정의세 도입을주장하고기후정의세의설계및세율과세입에대한분석을수행. 2) 김승래 (2013. 9), 에너지세제현황과개편방향, 에너지가격체계진단과개선, 경제인문사회연구회정책현안종합연구시리즈, pp.63-98. 3) 본내용은 원자력발전비용의쟁점과과제, 국회예산정책처 (2014. 3) 에서발췌함. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 9

랑스 (560만원/kW) 의절반수준으로, 정부는우리나라원자력건설비가낮은이유를합리적으로설명할수있는자료를제시할필요가있다고동보고서는주장한다. 아울러이보고서에서는원전중대사고발생에대한우려, 사용후핵연료의처분장과입지, 고압송전선로의이용, 규제수준, 미래세대의국토이용제한같은사회적갈등을유발할수있는비용의상당부분이발전비용에포함되지않았기때문에, 외부비용을반영한원전발전비용산정이필요하다고주장하고있다. 동연구에서추정한원전의총사고비는 58조원 ~343조원 (0.08~59.8 원 /kwh) 으로이러한원전의사고위험비용등사회적비용을내부화하기위하여조세및부담금제도도입과각종안전규제강화도입의필요성을주장하고있다. 아울러이러한원전비용재산정을위해국회산업통상자원위원회에서비용산정위원회를구성하는것을적극검토할필요가있다고제안하였다. 다음의 < 표 2-1> 은국회예산정책처가추정한원전발전비용구성을보여주고있다. 10

< 표 2-1> 국내원자력발전의비용구성 세부항목 내역 직접비용발전원가 43.02~48.8 원 /kwh 사회적비용 사고위험비용안전규제비용입지갈등비용정책비용미래세대비용 - 총사고비 58 조 ~343 조원 (0.08~59.8 원 /kwh) - 안전규제강화에따른건설비및운전유지비증가 ( 신규원자력발전소안전설계수준에따라달라짐 ) - 후쿠시마사고대응비용 9,194 억원 (2014~2015 년 ) - 중저준위방폐장입지갈등비용 (~2013) 9,395 억원 - 고준위방사성폐기물처분장입지갈등비용 - 고압송전선로경과지의입지선정시갈등 - 신규원전 1 기당송전선로건설관련비용 4,037 억원 ( 신규원전부지에 230km 구간 765kV 설치가정 ) - 2013 년재정사업비 5,169 억원 (3.9 원 /kwh) - 고준위방사성폐기물처분장의국토손실비용 자료 : 국회예산정책처 (2014. 3) 2014년초수립된제2차에너지기본계획 ( 이하에기본 ) 에서는외부비용을포함한원자력발전의발전비용을제시하고있다. 에기본에서는원전이용률을 80% 로가정할경우, 설비용량 1,000MW의원전사고위험대응비용과정책비용등외부비용을최소 1.80원 /kwh, 최대 5.75원 /kwh로산정하고있다 (< 표 2-2> 참고 ). 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 11

< 표 2-2> 외부비용을고려한원전의발전비용 6차전력수급계획상의원전발전비용 ( 단위 : 원 /kwh) 이용률 (%) 1,000MW 원전 1,400MW 원전 60 68.81 61.26 70 59.50 53.03 80 52.51 46.86 90 47.08 42.06 개정된사후처리비용반영시원전발전비용 ( 단위 : 원 /kwh) 이용률 (%) 원자력 100만kW 원자력 140만kW 60 70.43 (+1.62) 62.69 (+1.43) 70 60.88 (+1.38) 54.26 (+1.23) 80 53.72 (+1.21) 47.93 (+1.07) 90 48.15 (+1.08) 43.02 (+0.95) 사고위험대응비용추정값및정책비용을포함한원전발전비용 이용률 (%) 원자력 100만kW 원자력 140만kW 60 72.23-76.18 64.49 68.44 70 62.68-66.63 56.06 60.01 80 55.52-59.47 49.73 53.68 90 49.95-53.90 44.82 48.77 자료 : 제2차에너지기본계획 (2014.1), page 40~41. 한편석광훈 (2013) 은후쿠시마사례의국내손해배상보상료를적용하면막대한자금이필요하나, 이러한막대한자금을기금으로한꺼번에조성및관리할경우위험미발생시국가적효율비용이커질수있음을지적하고있다. 저자는그의분석에서후쿠시마원전사고와같은피해가발생할경우이에대한외부비용은 18.1원 /kwh이라고추정하고있다. 원전사고위험외부비용에대한석광훈의분석결과는박원석의원 (2013) 이주장한 7.5/kWh의사고위험비용및김승래 (2013) 의사고위험비용추정결과인 7원 /kwh 수준보다 11원 /kwh 더높은수준이다. 이상의국내원전외부비용에대한분석결과는다음의 < 표 2-3>, < 표 2-4> 에정리하고있다. 이들연구의추정결과를종합하면, 사회적갈등비용을제외한사고위험비용과정책비용만을외부비용으로가정했 12

을때, 원전의외부비용은최소 1.80원 /kwh( 에기본 ) 에서최대 63.7원 /kwh( 국회예산정책처보고서의에기본워킹그룹참고자료, 사고위험비용 + 정책비용 ) 으로나타나고있다. 즉분석방법및적용전제에따라원전외부비용추정결과의차이도상당한차이가발생함을알수있다. < 표 2-3> 선행연구의외부비용추정결과 연구박원석위원실김승래국회예산정책처에기본석광훈 외부비용추정결과 7.5원 /kwh 사고위험비용 : 7원 /kwh, 제반사회갈등비용 : 17원 /kwh 사고위험비용 : 0.08 ~ 59.8원 /kwh + 정책비용 : 3.9원 /kwh 사고위험비용 + 정책비용 : 1.80 ~ 5.75원 /kwh 사고위험비용 : 18.1원 /kwh < 표 2-4> 국회예산정책처의원전사고위험비용추정선행연구정리 에기본워킹그룹권고안 에기본워킹그룹참고자료 환경정책평가연구원 사고위험비용 ( 원 /kwh) 연간추가비용 ( 억원 ) 2013 년기준사고위험비용 0.03 - 상호부조법 11.05 15,294 IAEA기준 (0.00001) 0.08 69 세계원전운영기준 (0.00035) 2.90 3,983 일본원전운영기준 (0.002) 16.55 22,927 상호부조 ( 행정구역기준 ) 23.7 32,850 상호부조 (GIS기준) 59.8 82,951 일반적위험회피 (CVM) 3.8~6.3 5,489~9,042 주변지역위험회피 (CVM) 52.1~94.9 4,936~8,936 자료 : 에너지기본계획민관워킹그룹 (2013), 이창훈외 (2013) 의원자료와국회예산정책처허가형 (2014. 3) 재인용. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 13

2. 국외원자력발전외부비용추정사례 해외원자력발전외부비용에대한주요분석사례들은 William D. D haeseleer(2013.11) 4) 의연구에서종합적으로조사 분석 정리하고있다. 따라서본연구에서는이보고서의내용을중심으로원자력발전의외부비용구성항목과추정결과에대해간략히소개하도록한다. 이연구에서는원자력발전의직접비용뿐만아니라, 외부비용까지고려한방대한선행연구사례조사분석을통해원자력발전의발전비용을제시함으로써정책담당자와원전사업자의원전정책및프로젝트의사결정을위한유용한지침서를제공하고있다. 원자력발전의발전비용은자본비용 (Capital Costs), 운전비용 (O&M), 연료비용 (Front-End and Back-End Fuel Costs) 등의직접비용과일상적원전운영에서발생하는비용, 중대원전사고에서발생하는비용등의외부비용으로구분되며이들비용을합하여사회적비용이라지칭한다. 또다른외부비용으로는시스템비용 (System costs) 이존재하는데, 최근이비용도발전비용으로포함시켜야한다는의견도있다. D haeseleer 보고서의주요내용은다음과같이요약할수있다. 유럽연합 (EU) 의사례로볼때신규원자력발전의건설은매우자본집약적 (capital intensive) 이며, 발전비용도저렴하지않다. 그러나유럽지역에서신규원자력발전이반복적으로건설됨에따라 Learning Effect ( 학습효과 ), Serial Effect( 계열효과 / 순차효과 ), Fleet Effect( 함대효과 ), 규모의경제 (Economies of Scale) 등의요인으로비용효과적인원전건설의가능성도존재한다. 유럽의경우과거신규원전건설비용은지 4) William D. D haeseleer, 2013.11, Synthesis on thee Economics of Nuclear Energy, Study for European Commission, DG Energy Final Report. 14

속적으로상승하는추이를보여원자력발전플랜트건설은학습효과에따른비용절감이발생하지않는특유의특징을갖고있다고여겨졌으나, 원전건설표준화 (standardization), 엄격한건설일정관리, 원전공급체인의활발한경쟁등을통해비용상승 (cost escalation) 을억제하고, 학습효과에따른비용절감을이룰수있다. 원자력발전의장기운영 (Long Term Operation, LTO) 혹은계속운전은기술적안전성이전제된다는가정하에서불확실성이매우높은신규원전건설지연의가교로서비용효과적인수단중하나이다. 원자력발전의후행핵연료비용은상대적으로낮은수준이며, 선행핵연료주기를포함한전체연료비용도타화석연료발전과비교해보면낮은수준이다. 원자력발전의외부비용은사고위험비용을포함한다하더라도, 화석연료발전의외부비용을포함한비용과비교시그수준은작다. 아울러, 원자력발전의또다른외부비용인계통비용역시중앙급전이가능한다른화석연료발전기보다낮은수준이며, 비중앙발전기이면서도간헐성특징인신재생에너지의계통비용보다는훨씬그수준이낮다 (OECD/NEA(2012 a)). 5) 이연구의분석결과를종합하면, 만일발전형식별직접비용및외부비용을모두포함하는경우에도원자력발전의발전비용은다른발전형식보다경제적우위를점한다는것이다. 전술한바와같이 D haeseleer(2013. 11) 의보고서에서는유럽연합의신규원자력발전건설사례및문헌연구를바탕으로원자력발전의총건설비용, 연료비용, 그리고운전비용등의직접비용과원전사고및시스템비용등외부비용을종합적으로제시하고있다. 아울러원자력발전외다른전원의외부비용도제시함으로써원자력발전과의발 5) OCEC/NEA(2012a), Nuclear Energy and Renewables-System Effects in Low- Carbon Electricity Systems. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 15

전비용을비교하고있다. 원자력의발전비용을항목별로세분화하여살펴보면, 신규원자력발전의건설비용 ( 일반적으로 Overnight Construction Cost, OCC라칭함 ) 은최초건설노형여부에따라, 그리고원전부지에 1기만을건설하는지아니면 2기이상의원전을연속적으로건설하는냐에따라건설비용이차이가발생한다. 동연구에서는이러한사항들을종합적으로검토하여각각의건설에대한건설비단가 ( 2012/kW) 를제시하고있다 (< 표 2-5> 참고 ). 유럽의경우원전건설비단가는첫번째로건설될때보다다수의경험이축적될수록단가는낮아지며, 원전부지내에 1기만을건설하는경우보다 2기이상을연속적으로건설하는경우의단가가더낮다. 신규원전의연료비용은기준안의경우 6 2012/MWh 이며하한의경우 0.75 2012/MWh 낮은 5.25 2012/MWh, 상한은 0.75 2012/MWh 높은 6.75 2012/MWh로나타난다. 운전비용 (Operation & Maintenance, O&M) 은기준안이 10 2012/MWh 수준이며, 하한은 3.5 2012/MWh 낮은 6.5 2012/MWh이며상한은 3.5 2012/MWh 높은 13.5 2012/MWh 이다. 16

< 표 2-5> 원전건설구분에따른건설비용, 연료비용, 운전비용추정결과 원전건설구분 건설비용 (Overnight Construction Cost, OCC) 건설비단가 ( 하한 : 기준안대비 -10%) 건설비단가 ( 기준안 ) 건설비단가 ( 상한 : 기준안대비 +15%) Nth-Of-A-Kind 3,060 2012/kW 3,400 2012/kW 3,910 2012/kW First-Of-A-Kind (Twin-Unit) 3,128 2012/kW 3,910 2012/kW 5,083 2012/kW First-Of-A-Kind (Single-Unit) 3,400 2012/kW 4,250 2012/kW 5,525 2012/kW 연료비용 (Fuel-cycle costs) 연료비용불확실성범위 5.25 2012/MWh ~ 6 2012/MWh ~ 6.75 2012/MWh 운전비용 (Operation & Maintenance, O&M) 운전비용불확실성범위 6.5 2012/MWh ~ 10 2012/MWh ~ 13.5 2012/MWh 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 5~8. 위의직접비용항목을적용하여추정한균등화발전비용법 (LCOE) 은다음의 < 표 2-6> 에정리하고있다. 추정결과에따르면 Nth-Of-A-Kind 원전의기준안의균등화발전비용은할인율 5% 에서 43 2012/MWh, 할인율 10% 에서 75 2012/MWh로추정되었으며, First-Of-A-Kind Twin-Unit의경우할인율 5% 에서 48 2012/MWh, 할인율 10% 에서 84 2012/MWh로 Nth-Of-A-Kind 원전대비각각 5 2012/MWh, 9 2012/MWh 더높게추정된다. First-Of-A-Kind Single-Unit의균등화발전비용은할인율 5% 에서 50 2012/MWh, 할인율 10% 에서 89 2012/MWh로나타나 Nth-Of-A-Kind 원전의균등화발전비용보다각각 7 2012/MWh, 14 2012/MWh 더높게추정된다. 물론연료비용과운 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 17

전비용의불확실성을반영하면추정된균등화발전비용의범위는연료 비용의불확실성비용 (±)3.5 2012/MWh 과운전비용의불확실성범 위 (±)0.75 2012/MWh 를포함하므로약 (±)4 2012/MWh 가된다. 원전건설구분 Nth-Of-A-Kind First-Of-A-Kind (Twin-Unit) First-Of-A-Kind (Single-Unit) < 표 2-6> 균등화발전비용 (LCOE) 추정결과 ( 단위 : 2012/MWh) 비용범위 균등화발전비용 (LCOE), 단위 : 2012/MWh 할인율 5% 할인율 10% 하한 41 69 기준안 43 75 상한 48 84 하한 41 70 기준안 48 84 상한 57 104 하한 43 75 기준안 50 89 상한 61 111 주 : 원자력발전이용률은 85% 로전제함. 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 5~8. 동연구에서는원자력발전의외부비용항목중일상적인원전운영에따라발생하는외부비용과중대원전사고발생에따른외부비용을기존연구사례비교분석을통해구분하여제시하고있다. 일상적인원전운영에서발생하는외부비용에는방사성폐기물처분비용, 원전해체비용및일상적인원전운영중발생하는방사성물질의방출에따른인체및환경피해비용이포함된다. 원전사고가아닌일상적인운영에서발생하는외부비용추정치는 1~4 2012/MWh의범위이며, 이는다른발전원의외부비용과비교할때매우낮은비용수준이다. 독일 IER(2013. 2) 의연구결과에따르면일상적인원전운영에따라발 18

생하는외부비용은 3~3.5 2010/MWh로보고되고있으며, 이비용은다른화석연료발전형식과비교해보면매우낮은수준이다 ([ 그림 2-1]). 참고로 IER에서추정한석탄발전의환경오염및인체에미치는외부비용은 40 2010/MWh, 가스발전은 20 2010/MWh, 태양광 (PV) 10 2010/MWh, 풍력발전은 2 2010/MWh로서, 풍력발전을제외한발전형식의외부비용이원자력발전보다높게추정되었다. [ 그림 2-1] 독일 IER 의발전형식별외부비용추정결과 ( 원전사고비용불포함 ) ( 단위 : 2010/MWh) 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 135 / 원문 : IER(2013. 2) 6). 동보고서에는중대원전사고발생확률과피해비용규모를가정하 여외부비용을추정한기존문헌연구를바탕으로원전사고발생에대 6) P. Preiss, S. Wissel, U. Fahl, R. Friedrich, A. Voss(2013. 2), Die Risiken der Kernenergie in Deutschland im Vergleich mit Risiken anderer Stromerzeugungstechnologien, IER, http://www.ier.uni-stuttgart.de/publikationen/arbeitsberichte/arbeitsbericht_11.pdf. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 19

한외부비용을평균 1 2012/MWh로제시하고있으며, Rabl(2013) 이그의연구에서제안한방법을적용하여외부비용하한값을평균값의 1/3수준으로산정하였으며, 상한값은평균값의 3배로하여추정하였다. 따라서원전사고에따른외부비용최소값은 0.3 2012/MWh이며, 최대값은 3 2012/MWh로제시하고있다. 이보고서에서인용한주요문헌은 Rabl(2013), IRSN(2007) 과 IRSN(2012), IER(2013. 2), 그리고 Lévêque(2013a, b) 의연구이다. 7) Rabl(2013) 은중대원전사고발생시원자로상실비용, 전력손실비용, 암유발비용, 농작물피해비용, 피난민비용및사고주변정화비용등의원전사고에대한외부비용을정량적으로추정하였다. 저자의연구에따르면원전사고로발생하는외부비용은 2013년도가치로환산할경우최저 165 billion 2010, 최고 1,390 billion 2010으로추정하고있고, 중간값은체르노빌원전사고의피해비용을참고하여 7) IRSN(2007), Examen de la méthode d analyse coût-bébéfice pour la sûreté, Rapport DSR N 157, 5 juillet 2007 (only available in French). Available at: http://www.irsn.fr/fr/expertise/rapports_gp/documents/reacteurs/irsn_rapport-ir SN-DSR-157_GP-05072007.pdf / IRSN(2012), Ludivine Pascucci-Cahen & Momal Patrick, Massive radiological releases profoundly differ from controlled releases, EUROSAFE Conference, 2012. Available at: http://www.eurosafe-forum.org/userfiles/file/eurosafe2012/seminar%202/abstracts/0 2_06_Massive%20releases%20vs%20controlled%20releases_Momal_final.pdf / Lévêque, F.(2013a), Estimating the cost of nuclear power: benchmarks and uncertainties, Working Paper 13-ME-01, Interdisciplinary Institute for Innovation /CERNA, MINES ParisTech, May 2013, Available at: http://www.cerna.ensmp.fr/images/stories/cerna_working_papers/i3wp_13-me-01. pdf / Lévêque, F.(2013b), The risk of a major nuclear accident: calculation and perception of probabilities, Working Paper 13-ME-02, Interdisciplinary Institute for Innovation /CERNA, MINES ParisTech, July 2013, Available at: http://hal.archives-ouvertes.fr/docs/00/84/13/96/pdf/i3wp_13-me-02_2.pdf / Ari Rabl & V. A. Rabl(2013), External costs of nuclear: Greater or less than the alternatives?, Energy Policy Vol 57 (2013) 575-584. 20

360 billiion 2010로추정하였다. 원전사고발생확률은체르노빌원전사고 (1986년) 발생년도와일본후쿠시마원전사고 (2011년) 발생년도의차이인 25년을원전사고발생주기로전제하여도출하였다. 이러한사고발생확률과피해비용을이용하여도출한원전사고의외부비용은중간값의경우 3.8 2010/MWh이며, 최저값 0.8 2010/MWh, 최고값은 22.9 2010/MWh이다. 프랑스원전규제기관인 ASN의기술지원기관인 IRSN 프랑스에서중대원전사고가발생할경우의피해비용을추정하고있다. 이연구에서는원전사고를두분류로구분하고있는데, 첫째는심각한원전사고 (Severe accident) 이고, 다른하나는중대원전사고 (Major accident) 이다. 심각한원전사고의경우추정된피해비용은 120 billiion 2010이며, 중대원전사고의피해비용은 430 billiion 2010이다. 이연구에서원전사고발생확률은국제원자력기구 (IAEA) 의기준인방사성물질의대량조기방출빈도 (large early release frequency) 를적용하고있는데, 현재가장많이운영중인 3세대원전의대량조기방출빈도는 10-5/reactor year이며, 보다보수적인빈도는 10-4/reactor year이다. 미래 3세대이상의원전노형에적용되는대량조기방출빈도는 10-6/reactor year로보고되고있다 (Hirschberg, 2012). 전자의대량조기방출빈도를적용한경우, 원전사고의외부비용은 0.12 /MWh~0.43 /MWh으로추정되며, 후자의경우에는이보다훨씬높은수준인 1.2 /MWh~4.3 /MWh로추정되었다. Hirschberg(2012) 8) 에따르면현재운영중인원전의노심손상빈도 8) Hirschberg, S., et al.(2012. 10), Bewertung actueller und zukünftiger Kernenergietechnologien Ertweiterte Zusammenfassung des Berichts, Current and Future Nuclear Technologies, PSI Report, Only available in German. Available at: http://gabe.web.psi.ch/pdfs/energy_strategy_2050/hirschberg-current_and_future_ Nuclear_Technologies.pdf. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 21

(Core Damage Frequency, CDF) 는 10-4/reactor-year이며, 미래원전노형의노심손상빈도는이보다작은 10-5/reactor-year로보고하고있다. 만일대량조기방출빈도를 10-5/reactor year로전제하고, 원전연간발전량을 10TWh로가정하면, 원전사고로발생하는외부비용의범위는앞서제시한 0.12 /MWh~0.43 /MWh가되고, 대량조기방출빈도를 10-4/reactor year로전제할경우외부비용범위는 1.2 /MWh~4.3 /MWh로추정된다. < 표 2-7> 프랑스원자력사고비용의전반적추정치 심각한사고 중대사고 10억유로 % 10억유로 % 현지비용 6 5 8 2 외부방사능비용 9 8 53 13 오염지역 11 10 110 26 전력생산관련비용 44 37 90 21 이미지비용 47 40 166 39 합계 ( 반올림 ) 120 100 430 100 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 152 / 원문 : IRSN(2012). IER(2013. 2) 의연구에서는일상적인원전운영에서발생하는외부비용뿐만아니라, 독일에서심각한원전사고가발생할경우의외부비용도추정하고있다. 이연구에서는원전사고발생시피해비용규모를 11 billion 2010 ~ 14,000 billion 2010로설정하고있으며, 사고발생빈도는매우중대한원전사고만을한정하고있어 10-7/reactor year로전제하고있다. 이전제치를적용하여추정한사고발생의외부비용은원전사고등급에따라최소 0.13 2010/MWh에서최대 0.15 2010/MWh로도출되었고, 등급별외부비용을더한총합은 0.23 2010/MWh로도출되었다 (< 표 2-8> 참고 ). 22

사고범주 < 표 2-8> 독일원자력사고의특정외부비용및절대비용 건강피해 ( 사망 ) [ /MWh] 건강피해 ( 질병 ) [ /MWh] 재배치 [ /MWh] 경제적성능 [ /MWh] 시설 [ /MWh] 합계 [ /MWh] 절대피해규모 [10 억 ] 1 4.1E-05 9.2E-04 9.1E-02 6.1E-02 1.1E-04 1.5E-01 14.100 2 1.5E-05 4.3E-04 4.6E-02 3.0E-02 1.1E-04 7.7E-02 7.075 3 2.9E-07 9.2E-06 3.4E-04 2.3E-04 1.1E-05 5.9E-04 545 4 8.2E-08 1.7E-06 6.8E-05 4.5E-05 1.1E-05 1.3E-04 115 5 1.3E-06 2.2E-05 7.3E-04 4.8E-04 1.1E-03 2.4E-03 22 6 6.2E-08 9.9E-06 1.1E-06 7.0E-07 1.1E-03 1.2E-03 11 합계 5.8E-05 1.5E-03 1.4E-01 9.2E-02 2.5E-03 2.3E-01 - 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 153 / 원문 : IER(2013. 2). Lévêque(2013a, b) 는원전사고피해비용을 430 billion, 연간발전량을 10TWh로전제하고사고발생빈도는과거다양한원전사고중노심손상사고만을중대원전사고로설정하여도출한사고확률을적용하였다. 이렇게도출된사고발생빈도는 2 10-5/ reactor year이다. 이러한전제를적용하여도출한원전사고의외부비용은 0.86 /MWh 으로소수점첫째자리에서반올림해서약 1 /MWh으로보고하고있다. Lévêque는 Rabl(2013) 의보고서에서언급한외부비용불확실성의범위설정법칙을적용하여외부비용최저값을 1 /MWh의 1/3수준인 0.3 /MWh로제시하고있으며, 최대값은 1 /MWh의 3배수준인 3 /MWh로제시하고있다. D haeseleer(2013. 11) 의원자력발전비용에대한종합적인연구에서는또다른외부비용항목인시스템비용 (system costs) 에대해서도언급하고있다. 시스템비용은계통망단계에서의비용 (grid-level system costs) 과총계통비용으로구분된다. 계통망단계에서의비용은계통의계획정비나고장정지에도항시전기를공급할수있는전력시스템의 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 23

능력을의미하는적정성 (Adequacy) 으로, 예를들면백업장치 (back-up), 전력수요와공급을실시간일치시키는안정화비용 (balancing costs), 송전망접속비용, 송전망계통보강및확장비용등이해당된다. 총계통비용은계통망단계에서발생하는비용은물론신재생에너지등간헐성전원이기존중앙급전발전기를대체함에따라발생하는공급비용절감혹은비용인상을모두포함한다. NEA(2012a) 9) 의연구에따르면계통망단계에서의외부비용은원자력발전이 2~3 $2011/MWh, 석탄발전이 1 $2011/MWh, 가스발전 0.5 $2011/MWh, 육상풍력발전 20~30 $2011/MWh, 해상풍력이 30~40 $2011/MWh, 그리고태양광 (PV) 이 35~55 $2011/MWh으로추정되고있어, 신재생에너지의외부비용이전통적인발전원보다그비용수준이훨씬높다고할수있다. < 표 2-9> NEA 계통망단계에서의외부비용추정결과 발전형식원자력발전석탄발전가스발전육상풍력해상풍력태양광 계통비용 (grid-level system costs) 2~3 $ 2011/MWh 1 $ 2011/MWh 0.5 $ 2011/MWh 20~30 $ 2011/MWh 30~40 $ 2011/MWh 35~55 $ 2011/MWh 자료 : William D. D haeseleer (2013. 11), pp. 7. 일본 IEEJ 의村上朋子 (2012.12) 10) 는계통비용에대해연구한 NEA 9) NEA(2012a), System Effects in Low-Carbon Electricity Systems, Report N 7056, NEA/OECD, Paris, Available at: http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2012/7056-system-effects.pdf. 10) 村上朋子 (2012. 12), 国際機関が電力のシステムコスト概念を提唱, 原子力グループ, IEEJ. 24

(2012a) 의보고서를일목요연하게요약 정리하고있어본연구에서는 IEEJ의자료를인용하여계통비용에대해부연설명하기로한다. NEA는전원별발전비용추정시계통접속및계통안정화비용까지포함한시스템전체의비용을도출하고상호비교해야한다는연구결과를 2012년에발표하였다. 특히, 출력이불안정한신재생전원의대량도입에따라필요해진송배전설비의확장 강화및접속비용, 수급균형유지를위한비용등지금까지외부비용으로취급된것도내부화하여, 각전원의경제성을보다현실적으로평가하려는시도를보이고있다. 시스템비용은발전과동반하여발생되는건설비, 운전유지비, 연료비등직접비용과계통망 ( 그리드 ) 운영까지포함한비용및계통접속비, 계통안정화와관련된비용등의계통레벨의비용그리고직접비용과계통레벨을포함하고, 이에더하여환경에의악영향이나에너지안정공급저해요인등의외부비용을모두고려한총시스템비용등으로정의하고있다. 다만환경에악영향이나안정적에너지공급에대한정량적분석에는정보가충분하지않기때문에 NEA의보고서에서는계통레벨의비용까지만을연구범위에포함하여전원별특성을토대로비교 분석하고있다. NEA의연구에서는계통비용을백업비용, 밸런싱비용, 계통접속비용, 계통보강 확대비용의 4요소로분류하고, 원자력 석탄 가스 육상풍력 해상풍력 태양광 6개전원에대해각각핀란드, 프랑스, 독일, 한국, 영국, 미국 6개국의실적데이터를제공받아시스템비용을추정하고있다. 추정결과는다음과같이요약된다. 조사대상이모든국가에서대체로계통비용이싼순서는가스 석탄 원자력 육상풍력 해상풍력 태양광순으로나타나고있다. 11) 원자력의시스템비용은대부분계통접속비용이고, 그외로계통안정화비용이약간발생한다. 석탄과가 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 25

스에서는대부분계통접속비용뿐이며, 특히가스는스스로가출력조정기능을가지고있기때문에백업비용은제로이다. 신재생전원에서는백업비용이계통접속비용과같거나그이상소요되고있다. 특히최근육상풍력이대량도입된독일에서는계통보강및확장비용이높게나타난다. 석탄 가스및원자력에서는전원점유율이 10% 와 30% 에서계통비용이거의변하지않는것에반해, 육상풍력에서는 10% 와 30% 에서큰차이를보이고있다. 특히독일과미국에서는 2배가까운차이를보이고있다. 이러한결론으로부터 NEA는다음과같은권고를하고있다. 첫째는계통비용까지포함한전력전체시스템비용을명확화하고전원별로내부화하여발전사업자가부담하는방안을고려해야한다. 둘째, 계통비용및시스템비용을전체적으로최적화하기위한규제를정비하고, 계통에유입되는전력을일정하게유지하는시간대를설정하여계통안정화의인센티브를꾀할필요가있다. 셋째, 저탄소및부하추종이가능한전원으로서의원자력의가치를정량적으로재인식할필요가있다. 특히프랑스나독일의경우원전의부하추종운전실적이풍부하여풍력발전의출력변동에원자력을부하추종하여계통균형을조정하는것이상대적으로경제적이라고이보고서에서는제시하고있다. 마지막으로향후의저탄소전력기술개발에있어서는출력안정화및부하추종성, 입지에제약이적은전원등의유연성을고려하여축전시스템이나수요측조정등의기술을다각도로개발할필요가있다. 다음의 < 표 2-10> 은 NEA가 6개국을대상으로추정한시스템비용결과를보여주고있다. 11) 예를들면, 한국과미국에서는태양광보다해상풍력비용이높게나타나는등약간의예외도있음. 26

< 표 2-10> 각국의발전형식별시스템비용추정결과 ( 단위 : USD/MWh) 자료 : 村上朋子 (2012. 12), pp 3. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 27

3. 일본원자력발전외부비용추정사례 (2011 년, 2015 년 ) 여기에서는일본후쿠시마원전사고이후일본에서시행한전원별외부비용분석사례를제시한다. 총 2차례에걸쳐외부비용분석이이루어졌다. 첫째, 사고해당연도인 2011년에비용등검증위원회가구성되어원자력뿐만아니라모든전원의외부비용을추정하였다. 그리고 2015년에외부비용재산정이이루어졌다. 2011년에산정한외부비용에대해서는본연구의 1차연도보고서 (pp.179-185) 에서요약정리하고있는관계로 2015년도연구결과를중심으로 2011년내용을간략하게비교해가기로한다. 12) 가. 발전비용검증워킹그룹구성과추산방법 1) 발전비용검증워킹그룹구성과비용검증방침일본경제산업성은 2014년 12월 26일에너지믹스검토를위해자원에너지청종합자원에너지조사회아래에 장기에너지수급전망소위원회 (2015년 1월 30일첫회의개최 ) 를설치하고, 장기에너지수급전망소위원회 아래에는 발전비용검증워킹그룹 (2015년 2월 18일첫회의개최 ) 을구성하였다. 발전비용검증워킹그룹 은지난 2015년 5월 26일장기에너지수급전망소위원회에 발전비용등의검증에관한보고 를제출하였고, 장기에너지수급전망소위원회 는이자료를기반으로 2015년 6월 1 일장기에너지수급전망안 ( 원자력 20~25%, 재생에너지 22~24% 등 ) 12) 보다상세한내용을원한다면, 장기에너지수급전망소위원회에대한발전비용등검증에관한보고 ( 長期エネルギー需給見通し小委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告 ) (2015.5) 를살펴보기를바란다. 28

을결정하고공개하였다. 궁극적으로안정적이면서사회의부담이적은에너지공급을실현하는수급구조를실현해야한다는취지에서, 발전비용검증워킹그룹은 3E+S(Energy Security, Economy, Environment + Safety) 에근거한미래에너지수급구조를검토하는관점에서발전자가부담하는비용뿐아니라특정전원에의한전력공급을유지하기위해사회전체에서부담하는비용까지해당전원의발전비용으로정리하였다. 또, 현재전원구성에서미래공급구조로전환해가는데필요한비용도사회가부담하는비용으로생각하였다. 단, 미래전원을확보하기위한비용으로특정전원의공급활동에직접귀속되지않는것은미래전력공급구조에서의선택지를확보하기위한비용으로정리하였고, 구체적인형태로검토하는에너지수급구조의미래상과직접관련되지않으므로검증대상비용에는포함하지않았다. 2) 추산방법에너지수급구조의미래상검토에참고가되는검증을해야하므로각전원의발전비용은 2011년비용등검증위원회와동일하게미래의전망을제시할수있는모델플랜트를기반으로추산하였다. 단, 현재의전력공급구조에서미래의전력공급구조로전환해가는데필요한비용은현재의자산구조와의관계에근거해추산하였다. 산정방식은모델플랜트방식에기반을두고있다. 13) 모델플랜트방 13) 발전비용검증워킹그룹은샘플플랜트자료를 2014 년실질치를수정한후, 어느한시점에서의신설플랜트 (2014 년과 2030 년 ) 에대해할인율 3% 를적용해, 건설에서폐기까지라이프사이클전체에서현재가치로환산한비용을가동기간의발전량으로나누어해당플랜트의발전비용을산출하였다. 본부록에서는 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 29

식은 2011년비용등검증위원회에서도채택한바있으며, OECD, EIA( 미국에너지통계국 ) 등세계에서도널리사용하는방식이다. 다만, OECD의발전비용추산에는사회적비용중 CO2 비용만을반영한반면, 일본발전비용워킹그룹은정책경비와사고위험대응비용까지반영하였다. 그리고발전과관련한비용이긴하나, 개별전원고유의비용으로정리하기가곤란한계통안정화비용은특정전원의비용으로반영하지않았다. 나. 주요사회적비용에대한고려와발전비용 1) 정책경비 2011년비용등검증위원회에서는발전량이 500억kWh 이하의전원에는정책경비를계산하지않기로되어있어, 재생에너지대부분의발전비용에정책경비가반영되지않았다. 그러나이번워킹그룹에서는, 고정가격매입제도로재생에너지도입이전개되고있다는점에근거해, 고정가격매입제도에서정책적으로매입가격에포함되어있는 IRR( 매입가격우대를받은이윤 ) 을포함해현재의발전형식을전제로아래와같이 4가지로정책경비를정리하였고, 이중 1과 2를발전비용으로인식하였다. 1 국내의발전활동을유지하는데필요한비용 2 국내의발전활동을유지하는데필요할개연성이높은비용 3 국내의발전활동을유지하는데필요할개연성이낮은비용 2014 년모델플랜트의시산결과를제시한다. 보다상세한내용은 장기에너지수급전망소위원회에대한발전비용등검증에관한보고 (2015.5.26.) 를참조하기바란다. 30

4 국내의발전활동과직접관계없는비용또는주로에너지안보를 목적으로하는비용, 더블카운트가되는비용 발전비용포함 발전비용미포함 1 2 3 4 입지 입지교부금 - - - 방재 모두 - - - 홍보 ( 주변지역 ) 모두 - - - 홍보 ( 전국 ) - < 표 2-11> 정책경비항목과발전비용포함내역 특정전원의홍보 에너지전반에관한홍보 - 인재육성안전 규제인재육성일반 - 타국발전에도움되는것 평가 조사 국제기관갹출금 발전기술개발 장래발전기술개발 안전 규제방사성폐기물처분보장조치 국내안전규제책정등에이바지하는것 안전성향상등에이바지하는것 - 평가 조사일반 안전성향상을등을국제적으로논의하는것고효율화 저비용화에도움되는것원자력에관한비용중핵연료주기나안전에관한비용 - - - - - - 기타현재발전형식과연속성이낮은연구개발 도입지원 - - - 모두 자원개발 - - - 모두 비축 - - - 모두 CCS - - - 모두 IRR 고정가격매입제도 에서매입가격의우대이유 모두 - - - - 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 31

예산관련정책경비를계산함에있어서는 2014년도예산을사용하고있으므로, 기본적으로는가장최근의발전전력량실적치 (2013년도 ) 를사용하기로하였다. 단, 각전원에는각각사정이있으며, 예산관련정책경비를적정하게산출하기위해일부전원에대해이하의전제를채택하였다. 재생에너지: 기존도입량에매입제도개시부터 2015년 1월말까지의설비인정량을더한총설비용량에서각전원의설비이용률을이용해발전전력량산출. 단, 지열은제 4회장기에너지수급전망소위원회에서발표한현재계획중인것을더한총 143만 kw로산출한발전전력량채택. 풍력 ( 육상 ) 도제9회신에너지소위원회에서발표한환경영향평가중또는끝난안건을기존도입량에더한총 769만kW에서산출한발전전력량채택 원자력: 현시점에서는모든기 ( 基 ) 가정지중이라이미폐로하기로판단한원자로를제외한 43기가설비이용률 70%, 80% 로가동했을경우의발전전력량추계 열병합: 경제산업성의전력조사통계 ( 부지당 1,000kW 이상에대해발전전력량조사 ) 에서추계 연료전지 : 2020년시점의가정용연료전지도입목표 이러한전제하에서산출한정책경비는아래 < 표 2-12> 와같다. 육상풍력과지열이 6엔 /kwh로가장높은수준이며, 소수력 (100만엔/kW), 태양광 ( 메가 ), 소수력 (80만엔/kW) 순으로정책경비가높다. 원자력은 1.3엔 /kwh 수준으로재생에너지에비해서는낮은수준이며, 석탄, 32

LNG, 석유는 kwh 당각각 0.04 엔, 0.02 엔, 0.01 엔으로하위범주에 해당하였다. < 표 2-12> 전원별정책경비 전원 정책경비 ( 엔 /kwh) 원자력 1.3 석탄 0.04 LNG 0.02 풍력 ( 육상 ) 6.0 지열 6.0 일반수력 0.2 소수력 (80만엔/kW) 2.8 소수력 (100만엔/kW) 3.5 바이오매스 ( 전소 ) 1.6 바이오매스 ( 혼소 ) 0.4 석유 0.01 태양광 ( 메가 ) 3.3 태양광 ( 주택 ) 2.1 가스열병합 0.03 석유열병합 0.03 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 2) 사고위험대응비용사고위험대응비용은원자력발전에국한하여고려하고있다. 2011 년비용등검증위원회에서는손해액을사업자간에서상호부담하는생각 ( 공제방식 ) 하에모델플랜트가가동하는 40년간부담할금액을사고위험대응비용으로계산하였다. 손해비용은늘어날가능성이있으 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 33

므로하한을제시하였다. 계산식은아래와같다. 결과적으로발전전 력량 (kwh) 당비용은 0.5 엔 ~/kwh 로추산되었으며, 손해비용이 1 조엔 늘어나면약 0.06 엔 /kwh 이상승하는결과를보였다. [ 그림 2-2] 2011 년비용등검증위원회의사고위험대응비용산출식 A) 손해비용 : 후쿠시마제 1 원전사고의폐로비용및배상비용의전망등을기반으로약 7.9 조엔으로산출. 이것을하한으로해, 모델플랜트출력등에서수정해 약 5.8 조엔이상 으로산정 B) 지불기간 : 일본국내원전사업자가모델플랜트를가동하는 40 년간으로산정 C) 연간발전전력량 : 사고전 2010 년도의 50 기 ( 후쿠시마 1 ~ 4 호기제외 ) 의연간발전전력량 2,722 억 kwh) 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 2015년발전비용검증워킹그룹은손해비용을최신전망에기반을두어재산정하였고, 그결과사고폐로비용은 1.8조엔, 배상비용은 5.7조엔, 제염 중간저장비용은 3.6조엔, 그외비용이 1.1조엔으로총 12.2조엔을산정하였다. 그리고이를 2011년비용등검증위원회와동일한방법으로출력규모, 지역성, 인구비로수정하여 9.1조엔으로최종수정하였다. 단, 방사성물질확산방지대책등과같은추가적안전대책을시행함에따라손해비용이감소할가능성이있으나, 이러한효과는반영하지않았다. 34

[ 그림 2-3] 발전비용검증워킹그룹의손해비용산정방법 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 공제방식은 2011년비용등검증위원회의방식과유사하다. 다만, 사고발생산정기준을다르게적용하고있다. 2011년에는 50기 X 40 년 에 1회, 즉 2,000로 년 에 1회사고가발생할때대응하는것을상정하여미리적립을하는것으로하였다. 이 2,000로 년 을공제방식에서산정근거 ( 로 년 ) 로생각하였다. 2015년에는추가적안전대책에따라사고발생빈도가감소하므로각국규제기관과국제기구에서의안전목표나, 안전대책시행후의위험평가개선폭 (5,200로 년에 1회 12,100로 년에 1회 : 약 2.4분의 1로저하 ) 을종합적으로 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 35

감안하여, 충분히보수적으로어림잡아 2011년비용등검증위원회의 2,000로 년 의반분인 4,000로 년 으로설정하였다. 아래는 2015년발전비용검증워킹그룹의사고비용산출식을보여주고있다. 산정기준인 4,000로 년에모델플랜트의연간발전전력량인 73.6억 kwh( 이용률 70%) 를곱해주었다. 그결과사고위험대응비용은 0.3엔 ~/kwh로나타났다. [ 그림 2-4] 2015 년발전비용검증워킹그룹의사고위험대응비용산출식 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 3) CO 2 대책비용연료가격상승트렌드의표준경우를 World Energy Outlook 2014 (WEO 2014) 신정책시나리오로삼았다. 이에 WEO 2014 EU 신정책시나리오가격및그트렌드연장 ( 대수회귀 ) 을이용하였다. 참고로 2013년및 2014년유럽및미국의대표적인배출량거래시장의평균치 (2013년가격 : 6$/t-CO2, 2014년가격 : 8$/t-CO2) 가 WEO 시나리오와같았다. CCS의경우일본에서저류등의비용이불명확해, 기술개발과적지조사등의결과에따라한층더검토할필요가있는관계로, 향후과제로넘기고이번추산에서는비용인식대상외로하였다. 36

[ 그림 2-5] WEO 신정책시나리오 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 4) 종합적발전비용발전비용검증워킹그룹은 2014년모델플랜트를대상으로한발전비용시산결과를아래 < 표 2-13> 과 [ 그림 2-6] 와같이제시하였다. 경제성측면에서경쟁력이있는전원은원자력, 일반수력, 석탄, LNG, 바이오매스 ( 혼소 ) 순이다. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 37

< 표 2-13> 2014 년모델플랜트시산결과표 ( 엔 /kwh) 자본비 추가안전대책 운전유지비 연료비 CO2 대책비 사고위험대응비 정책경비 합계 원자력 3.1~ 0.6 3.3 1.5 0.3 1.3 10.1~ 석탄 2.1 1.7 5.5 3.0 0.04 12.3 LNG 1.0 0.6 10.8 1.3 0.02 13.7 풍력 ( 육상 ) 12.1 3.4 6.0 21.5 지열 5.8 5.1 6.0 16.9 일반수력 8.5 2.3 0.2 11.0 소수력 (80 만엔 /kw) 소수력 (100 만엔 /kw) 바이오매스 ( 전소 ) 바이오매스 ( 혼소 ) 7.6 12.8 2.8 23.2 9.5 14.1 3.5 27.1 3.0 4.2 21.0 1.6 29.8 2.1 1.7 5.5 2.9 0.4 12.6 석유 3.8~ 11.4 2.6~ 7.7 21.7 2.5 0.01 30.6~ 43.4 태양광 ( 메가 ) 17.9 3.0 3.3 24.2 태양광 ( 주택 ) 23.9 3.4 2.1 29.4 가스열병합 1) 1.1 1.7 석유열병합 2) 2.2 2.3 9.3~ 10.5 19.7~ 20.8 1.6 0.03 2.5 0.03 주 1) 가스열병합은열가치공제로연료비가 6.3~7.0 엔 /kwh 감소하였음. 2) 석유열병합은열가치공제로연료비가 7.7~9.3 엔 /kwh 감소하였음. 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 13.8~ 15.0 24.0~ 27.9 38

[ 그림 2-6] 2014 년모델플랜트시산결과도 ( 엔 /kwh) 자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) < 표 2-14> 에서는 2011년비용등검증위원회결과와 2015년발전비용검증워킹그룹의결과를비교하고있다. 태양광을제외하고는전반적으로비용이인상되었다. 특히재생에너지의인상폭이두드러지게나타나는데, 정책비용포함이큰영향을미쳤다. 태양광의경우정책비용은인상요인이었지만, 기술혁신에따른자본비와운전유지비의감소폭이상대적으로커서전체발전비용이 2011년대비낮은수준에서추산되었다. 제 2 장국내외전력부문외부비용추정사례 39

< 표 2-14> 2014 년모델플랜트시산결과개요및감도분석개요 전원 원자력 석탄화력 LNG 화력 풍력일반지열 ( 육상 ) 수력 소수력 80만엔 /k W 소수력 100만엔 / kw 바이오매스 ( 전소 ) 바이오매스석유화력태양광태양광 ( 메가 ) ( 주택 ) ( 혼소 ) 가스열병합 석유열병합 설비이용률 70% 가동 40년년수 70% 40 년 70% 40 년 20% 20 년 83% 40 년 45% 40 년 60% 40 년 60% 40 년 87% 40 년 70% 40 년 30% 10% 40 년 14% 20 년 12% 20 년 70% 30 년 40% 30 년 발전비용 ( 엔 /kwh) 10.1~ (8.8~) 12.3 (12.2) 13.7 (13.7) 21.6 (15.6) 16.9 (10.9) 11.0 (10.8) 23.3 (20.4) 27.1 (23.6) 29.7 (28.1) 12.6 (12.2) 30.6~43.4 (30.6~43.3) 24.2 (21.0) 29.4 (27.3) 13.8~15.0 24.0~27.9 (13.8~15.0) (24.0~27.8) 2011 비용등검증위원회 8.9~ (7.8~) 9.5 (9.5) 10.7 (10.7) 9.9~ 17.3 9.2~ 11.6 10.6 (10.5) 19.1~ 22.0 19.1~ 22.0 17.4~ 32.2 9.5~ 9.8 22.1~36.1 30.1~ (22.1~36.1) 45.8 33.4~3 8.3 10.6 (10.6) 17.1 (17.1) 주 : ( ) 안은정책비용을제외한발전비용자료 : 발전비용검증워킹그룹 (2015) 40

제 3 장연구의분석모형개요 제 1 절전원믹스분석모형 14) 1. 분석모형 : WASP-Ⅵ WASP(Wien Automatic System Planning) 모형은 1974년미국의 TVA 전력회사의 R. Taber Jenkins와 ORNL(Oak Ridge National Laboratory) 의 D. S. Joy에의해개발된발전설비확장계획수립용전산모형이다 (Jenkins and Joy, 1974). 그후, 국제원자력기구 (IAEA) 가이것을수정하여 WASP-Ⅱ로발표하였고, 현재세계각국의여러전력회사가활용하고있는데, 우리나라는 1977년에 IAEA를통하여도입하여장기전력수급계획수립에활용하고있으며, 온실가스배출량제약등의환경및에너지제약조건을취급하는 WASP-IV 모형이개발되었다. WASP 모형은신뢰도의제약조건아래에서최적발전설비확장계획을도출하는모형이며, 최적화부분에서는 R. Bellman의동적계획법을이용하고, 운전비계산에있어서는 Baleriaux의확률적시뮬레이션을이용하고있다 (Blariaux, 1972). WASP의기능및고려사항은다음과같다. 계획의대상기간은 30년이고후보발전기조합의개수는 1년에최대 500개이고, 전계획기간에 5,000개로제한된다. 수 14) WASP 모형에대한자료는김영창 (2014:6-26) 의내용을축약적으로인용정리하고있다. WASP 모형에대한상세한내용은 IAEA, 2006, Wien Automatic System Planning(WASP) Package: A Computer Code for Power Generating System Expansion Planning-Version WASP-IV with User Interface User s Manual 을참조하기바란다. 제 3 장연구의분석모형개요 41

력출수조건은 5 가지로구분될수있으며 1 년을 12 개의시뮬레이션 대상기간까지분할할수있다. 가. WASP 모형의구성 WASP 모형은 6개의프로그램으로구성되어있고, 각프로그램의구성은사용자가프로그램수행결과를알고입력을다시수정할수있도록되어있다. 이절에서는각각의모형에대하여기능을설명한다. 1) 부하프로그램 (LOADSY: Load System Program) 이프로그램은계획기간의최대수요, 발전량및부하지속곡선의형태를정의하는프로그램이다. 1년을 4분기또는 12개월로나누어서각기간별로부하지속곡선을 5차다항식형태또는 x-y 좌표로입력한다. 계획기간은몇개의단계 ( 동적계획법의하나의 stage를뜻함. 주로 1 년을뜻함 ) 로나누어지며각 stage는 1년에해당된다. 사용자는다시하나의 stage를계산의편의상 12개의기간또는분기로나눌수있다. 이것은운전비계산을위한계산시간의단위이다. 또기간수는부하의형태, 수력발전기특성, 각발전기의예방정비계획이적절하게고려될수있도록선택되어야한다. 부하지속곡선은대상연도의부하가어떤지정된값과같거나그값을초과하게되는시간수로표현된다. 이곡선은어느기간에발생한시간대별수요의발생시각을무시하고크기순서로배열한것을뜻한다. 42

[ 그림 3-1] 부하지속곡선과실시간부하곡선의예 자료 : 김영창 (2014) 5차다항식또는 x-y 좌표로표시된부하지속곡선은 LOADSY 모형에서 MERSIM의시뮬레이션실행을위하여 y-x 좌표로변환된다. 부하의확률적출현과발전기의확률적고장정지용량을합성곱하거나발전량의기대치를계산하기위한적분과정에는부하지속곡선을 [ 그림 3-1] 과같은형태로하는것보다전도시켜서사용하는것이편리하기때문이다. 전도된부하지속곡선이 Fourier 급수로표현될경우, 급수의한주기 (cycle) 에대하여 [ 그림 3-2] 와같은형태로 y-x 좌표로만든다음에 Fourier 급수로변환한다. 아래그림에서 Fourier 급수의왼쪽부분은발전기의합성곱을시작하기이전상태의부하지속곡선의모양을그대로유지하고있는상태이며이렇게생성된 Fourier 급수의왼쪽부분을이용하여 MERSIM 프로그램에서발전기의부하와발전기의확률적고장정지용량의합성곱을하거나역합성곱을하는것에이용된다. 제 3 장연구의분석모형개요 43

[ 그림 3-2] 전도된부하지속곡선과 Fourier 급수의주기 자료 : 김영창 (2014) 이모형은계획기간초기의기존발전기에관한정보, 계획기간의건설계획이확정되어있거나또는건설중인발전기에관한자료를입력시키는프로그램이다. 이프로그램에서는각발전기를유형별로분류하고, 용량 (MW), 대수, 연료비, 열소비율, 고장정지율, 예방정비소요일수등을입력한다. 계획기간의초기에존재하는발전기는이프로그램에서입력되며최대 100개의발전기를대상으로할수있다. 취급가능한발전기의유형은원자력발전, 화력발전, 가스터빈, 수력발전, 양수발전등이다. 화력발전기는사용하는연료별로나누어진다. 확률적운전비계산프로그램 (MERSIM) 에서순동예비력을고려한운전의효과를고려하기위하여화력발전기의용량을기저블록과부하추종블록으로구분하여고려할수있다. 이자료는운전비계산을할때에순동예비력을고려하여발전기의급전순위를조정하고비용의변화를반영하는데에이용된다. 각각의블록별로열소비율이주어진다. 기저부하열소비율은기저부하로운전할때에적용되며, 평균증분열소비율은부하추 44

종블록에서사용되는열소비율이다. 수력발전기는운전비계산대상기간별로저수지용량으로인한발전량의제약이있어각발전기별로시뮬레이션하는것이이론상어려우므로 1개의가상발전기로묶어서취급한다. WASP는 1개의에너지저장발전기 ( 양수발전기 ) 를고려할수있다. 계획년도초기에여러개의양수발전기가있다면, 이들을합하여하나의양수발전기로정의한다. 이미건설이확정된발전기의계획및수명기간이다한발전기의철거에관한자료는 FIXSYS에입력된다. 2) 후보발전기모형 (VARSYS : Variable System Program) 이모형은발전설비확장계획의후보가되는발전기에대한입력자료를작성하는프로그램이다. 후보발전기의입력자료는 FIXSYS 프로그램의입력자료와같다. 각종후보발전기에관한자료는비록각종후보의자료가 FIXSYS에입력된자료와같더라도모두기록되어야한다. 만약수력발전기및양수발전기와같은후보발전기가추가되면, 이들은기존합성발전기와합쳐져서하나의발전기로취급된다. 수력발전기및양수발전기는다른발전유형보다발전량및출력에제약을받으므로각발전기별로용량의계절별지수및발전량의계절별지수를명시해주어야한다. 후보발전기의개수는최대 20이다. 양수프로젝트의투입시기는최적화프로그램에의하여결정될수있는데미리정해진순서내에서계획에고려되어야한다. 계획기간의종료년도에서후보발전기의수명이남아있는부분에대한건설비는잔존가치로서회수되는것으로하므로준공시점의건설비에서잔존가치를뺀것이후보발전기의운전시작년도의건설비가된다. 제 3 장연구의분석모형개요 45

3) 후보발전기조합모형 (CONGEN : Expansion Configuration Generator Program) 이프로그램은계획기간중에연도별, 후보발전기별로존재대수를나타내는후보발전기조합을작성하여, 운전비계산모형에사용하도록하는프로그램이다. 후보발전기조합은동적계획법에서하나의 state에해당한다. 운전비계산모형에서는기존발전설비와후보발전기조합에서주어진후보발전기를합하여총운전비및신뢰도를계산한다. 예로서, 후보발전기조합을작성하여보면다음과같다. FIXSYS에서만들어진기존발전설비용량을 B(MW) 라하고, VARSYS에정의된후보발전기로서 1000MW 원자력 (N), 500MW 석탄화력 (C), 100MW 가스터빈 (P) 이있다고하자. < 표 3-1> 에는 B(MW) 와 (B + 2000)MW 사이의 74개의가능한후보발전기조합이열거되어있다. 만약더많은예비력또는더많은후보발전기가고려된다면가능한후보발전기조합의수는대단히많아질것이다. 46

< 표 3-1> 후보발전기조합의예 용량 (MW) 용량별가능한후보발전기조합 B B+ 100 B+ 200 B+ 300 B+ 400 B+ 500 B+ 600 B+ 700 B+ 800 B+ 900 B+ 1000 B+ 1100 B+ 1200 B+ 1300 B+ 1400 B+ 1500 B+ 1600 B+ 1700 B+ 1800 B+ 1900 B+ 2000 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 자료 : 김영창 (2014) 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 만약 < 표 3-1> 에서가능한시설용량범위를 B+500과 B+1500으로정하면가능한후보발전기조합의개수는 74에서 36으로줄어든다. 또한사용자는한연도의어떤종류의후보발전기의존재대수를제한하여 configuration의수를줄일수있다. 수요를만족시키는데있어서발전계통의신뢰도는각발전기의용량및고장정지율의함수이다. 이것을고려한신뢰도는 MERSIM에서계산되지만, 미리연도별후보발전기조합의개수를제한하기위하여 CONGEN은사용자가최소및최대예비율을지정하도록하고있다. CONGEN의사용자는예비율이가장낮은기간의예비율상한에제한을주어야한다. 이것은어떤연도의가능한건설계획을위한후보발전기조합을결정하는데있어서의제약조건이된다. 이제약조건에 제 3 장연구의분석모형개요 47

서벗어나는후보발전기조합들은 CONGEN 프로그램에서제외된다. 최적화프로그램 (DYNPRO) 의결과는 CONGEN의입력을조정하여다음의최적화를할수있도록한다. 또한, 사용자가첨두부하용발전기 4대이하, 석탄화력 2대이하, 원자력 1대이하로어떤연도의후보발전기의존재대수를유지하는것이바람직하다고생각하면이에대한제약조건을줄수있으며, 이경우에 CONGEN 프로그램에서는이범위를벗어나는후보발전기조합은제외한다. 요약하면, CONGEN 프로그램은최적화프로그램에서최적경로를찾아내는데필요한후보발전기조합들에대하여사용자로하여금제약을가할수있도록하고있다. 이러한제약을가함으로써후보발전기조합의수가작아지며계산시간이많이소요되는확률적시뮬레이션에소요되는시간을절약한다. 4) 운전비및신뢰도평가모형프로그램 (MERSIM : Merge and Simulate Module) MERSIM의주요기능은 CONGEN에서만들어진연도별후보발전기조합에대하여운전비및공급신뢰도를계산하는프로그램이다. 운전비계산에앞서, 연도의각운전비계산기간별로발전기예방정비용량에해당하는출력을감소하기위해서는예방정비계획이운전비및신뢰도평가앞단계에서결정되어야한다. 발전기예방정비계획은비용계산및신뢰도계산에영향을미치므로무시할수없다. 그리고 MERSIM에서는이전의 WASP 프로그램 (LOADSY, FIXSYS, VARSYS, CONGEN) 에서작성된파일들을읽어확률적시뮬레이션을하기위한자료를준비한다. 48

5) 최적화프로그램 (DYNPRO: Dynamic Program Optimization Program) 최적화프로그램의목적은최적발전설비확장계획을찾아내는것이다. 최적경로를찾기위하여연도의 state마다여기에도달하기위한운전비와투자비의현가를계산하고최적경로를동적계획법에의하여찾아낸다. DYNPRO 프로그램의출력을검토한다음에 CONGEN의입력자료를수정하여새로생성된후보발전기조합을포함한운전비계산을하고 DYNPRO를다시실행하여최적경로를찾는다. MERSIM에서도출된 LOLP는 DYNPRO 프로그램에서최적경로를찾아갈때신뢰도제약을만족하지못하는 state를제외시키는데에이용된다. DYNPRO 프로그램을실행하면최적경로를검토하여다음의최적화를위한 CONGEN의수정방향을알려준다. DYNPRO의결과에서하한값을상향또는하향조정하라는메시지를출력한다. 이메시지에따라운용자는 CONGEN의최소존재대수를수정하여메시지가더이상발생되지않을때까지반복하여수정실행하여야한다. 그런데, 위의과정은반복이요구되는작업으로서 WASP 운용시간의대부분을차지한다. 따라서 WASP를효율적으로운용하기위해서는후보발전기조합의생성범위가어느영역에서시작되도록할것인지를 WASP 운용자의경험적판단에따라설비예비력의범위를적절히조정하여야한다. [ 그림 3-3] 은 WASP모형의구조를도시한것이다. 다시한번설명하자면 LOADSY, FIXSYS, VARSYS는 CONGEN, MERSIM, DYNPRO를실행하기위한예비작업이라고볼수있으며 DYNPRO 실행후의출력물을검토하여최적화를더이상진행할것인가종료 제 3 장연구의분석모형개요 49

할것인가를판단한다. REPROBAT 프로그램은요약보고서를작성하 는프로그램이며, 이출력물을 EXCEL 프로그램을이용하여사용자가 보기편하게만들수있다. [ 그림 3-3] WASP 모형의구성 자료 : 김영창 (2014) 50

2. 입력자료 프로그램의운영을위해서는전력수요예측과정부에의해결정되는할인율과공급신뢰도, 실제운용결과로확인할수있는건설비, 연료비와운전유지비등의경제성평가용자료, 그리고열소비율, 고장정지율, 예방보수일수등의기술특성자료등이필요하다. 아래 < 표 3-2> 에실제로주요입력변수로사용되는데이터의개요를제시하였다. 변수단위비고 수요예측 ( 최대수요, 전력사용량 ) MW GWh 할인율 % 공급신뢰도기준 (LOLP) Hour/ 년 건설비 $/kw 준공시점의금액 연료비 운전유지비 열소비율 (Heat Rate) 고장정지율 (FOR) 보수일수 자료 : 김영창 (2014) < 표 3-2> WASP 모형의주요입력변수 /106kcal $/kw- 월, $/MWh kcal/kwh % 일 연도별각분기의부하지속곡선형태, 최대수요, 전력사용량 발전설비확장계획대안간의현가를비교하기위한수치 연간긴급대책을취해야할시간의기대치 정책적으로결정해야할사항으로적정예비력의결정에이용됨 핵연료주기비, B.C. 유, 유연탄, LNG 등의가격 ( 수송비, 보험료, 제세금포함 ) 고정운전유지비와변동운전유지비로구분함 1 kwh 를생산하는데소요되는열량 어떤기간동안에고장으로정지해있을확률 발전량, LOLP 계산, 운전비, 적정예비력규모에도영향을미침 발전기의성능유지를위한계획보수기간 발전량, LOLP 계산에영향을미침, 따라서운전비, 적정예비력의규모에영향을미침 제 3 장연구의분석모형개요 51

제 2 절전력시장파급효과분석모형 1. 분석모형 : M-Core 본연구에서는원자력발전의외부비용을포함한전원믹스변화와더불어전력시장영향을분석하고있다. 우리나라전력시스템을현실적으로반영하여원자력발전및다른발전원의외부비용이전력시장가격에미치는영향을분석하기위해이러한분석에특화된전력시스템모형인 M-Core를활용하기로한다. 이모형에대한설명은노동석 (2013. 12) 의연구보고서에서자세하게다루고있으므로본연구에서는자세한내용은생략하고 M-Core 모형에대한개략적인내용을소개하기로한다 ( 부록 1 참고 ). 15) 전력계통시스템모의를위한전산모형을설명하기전에먼저우리나라전력시장제도와전력시스템을이해할필요가있다. 이에본절에서는이러한전력시장과계통시스템의특징과이러한특징을어떻게최적화모형에반영했는지를연계하여설명하고자한다. 우리나라의전력거래제도는변동비반영 (Cost Based Pool, CBP) 에기초한강제풀 (Mandatory Pool) 시장의형태로운영중에있다. CBP 제도는가격의결정과실제발전량이서로다른이중적인구조로전력시장의가격 (System Marginal Cost, SMP) 외에발전량도각각예측이필요하다. 외국의경우전력시장가격과발전량을동시에결정하는거래제도를운영하는점과상당한차이가존재한다. CBP제도를운영중인우리나라의경우전력가격 ( 도매전력시장가격 ) 은최소의비용으 15) 노동석 (2013. 12), 원자력발전의경제적 사회적비용을고려한적정전원믹스연구, 에너지경제연구원기본연구보고서 13-27, pp. 165~175. 52

로전력을공급할때기동된발전기중가장비싼발전기의연료단가 ( 원 /kwh) 를한계가격으로설정하며, 이렇게결정된한계가격을 SMP 라한다. CBP제도하에서발전계획은 SMP를결정하는가격결정발전계획과실제계통운영을하는운영발전계획으로구분된다. 전력시스템전산모형인 M-Core는이러한 CBP제도의특징을반영하기위해가격결정및운영발전계획모두수행이가능한엔진을제공한다. 또한, 가격결정및운영발전계획엔진에는관련제약처리가가능하도록다양한옵션기능을제공하고있다. 다음의 < 표 3-3> 은 M-Core 엔진의가격결정발전계회과운영발전계획엔진에대한목적함수와제약조건들을보여주고있다. 특징 입력자료 목적함수 제약조건 < 표 3-3> M-Core 의가격결정발전계획과운영발전계획엔진 가격결정발전계획 - 전력시장가격 (SMP) 결정을위한가상의계획 - 시간별계통부하 - 발전기특성및수력 양수제약 - 송전손실계수 - 부하수급조건 - 발전기특성 ( 최소운전 / 정지시간 ) - 발전기용량 - 수력과양수제약 - 제주송전제약 발전비용최소화 운영발전계획 - 실제운영을위한계획 - 시간별지역별부하 - 발전기특성및력 양수제약 - 송전손실계수 - 송전제약, 자기제약과예비력조건 - 부하수급조건 - 발전기특성 ( 최소운전 / 정지시간 ) - 발전기용량 - 수력과양수제약 - 송전제약 - 예비력제약 - 자기제약 ( 열제약, 연료제약 ) 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 / 장인의공간 (2011), M-Core 사용자설명서 v1.3. 제 3 장연구의분석모형개요 53

CBP시장에서한계비용인 SMP는한계발전기의연료비용에의해결정된다. 발전기들의연료비용은발전기입출력곡선 (Input-Output Curve, I/O Curve) 으로표현되는데, 일반적으로이차함수 ( ) 의형태이다. CBP 시장에서는발전기들의한계비용 ( ) 이평균비용 ( ) 보다낮아, 한계비용으로시장가격이결정될경우발전비용자체회수가불가능하다. 따라서 CBP 시장가격은실제로평균비용과유사한형태를갖는다. 가령한계발전기의발전비용함수를 라고가정하면, 한계가격을적용할경우의수익은 이고평균가격적용수익은 가되어실제 의적자가발생한다. 따라서발전기의한계비용으로시장가격이결정될경우그발전기는발전비용회수가어렵다. 결과적으로시장가격의결정은추가적인항목이들어가기때문에 CBP 시장가격은평균비용과유사하게운영되고있다 ( 식 (1) 참고 ). max (1) 발전기비용함수는송전손실계수 (Transmission loss factor, TLF) 를반영하여야보다정확해진다. 발전기의송전손실계수는한계손실계수로서임의모선의단위부하공급에필요한기준모선의발전량을의미한다 ( 전력시장운영규칙, 2015) 16). 송전손실계수는송전손실완화계수 16) 전력거래소, 2015. 1, 전력시장운영규칙, 2014. 12. 31 개정. 산정식은 TLF = 1/(1MW 의부하를생산하는데필요한발전량 ) 54

(Impact Mitigation Factor, IMF) 를적용하여 2007년이후로 10% 씩점진적으로확대적용하고있다. 일반적으로수도권발전기의 TLF는 1보다크며, 비수도권의 TLF는 1보다작다. TLF를고려한발전기의발전비용함수는다음의식 (2) 와같이되고, TLF를반영한한계가격, 즉 SMP는식 (3) 과같이표현된다. 전력시스템전산모형인 M-Core의엔진에는 TLF를반영하고있어, 보다정확한발전비용함수를반영할수있다. (2) max (3) 위의내용을요약하면 CBP제도에서의 SMP는발전기의순수한한계비용이라기보다는평균비용에가까운개념이고, SMP는최적화를통해발전기출력이결정된이후평균비용이가장높은한계발전기의 TLF를조정한발전비용함수를통해결정된다. 전력시장에서 SMP와발전량을전망하는것은효율적인연료스케줄링, 발전기예방정비기간결정, 열제약발전의사결정, 발전설비투자결정, 시장제도변화대응등을통해이익극대화의사결정을하는데필수적이다. 연료스케줄링과 SMP의관계를보면 2009년이후난방수요의급증으로하계보다는동계피크가발생하고 SMP 역시동계 제 3 장연구의분석모형개요 55

가하계보다더높게나타난다. 이는결국하계보다는동계의전력발전량이더높을것이고, 연료사용량역시동계가더많아, 연료스케줄링도이러한부하패턴변화에맞추어야한다. 발전기예방정비는상대적으로피크시간대 (10시 ~21시 ) 의 SMP가높은기간보다는낮은달에시행해야손실을최소화할수있다. 열제약발전기는대부분시장가격과무부하비용을차감한증분비용중작은값을정산받기때문에, 가능하면시장가격이높은시간을예측하여열제약을걸어야수익이높아진다. 또한, 열제약을하지않더라도송전제약으로인해열제약량을충분히발전할수있다면열제약을하지않는것이수익을극대화하는방법이다. 그러므로운영발전계획의발전량에대한정보는필수적이다. 그외전력시장제도변화는 SMP와발전량에영향을미칠수있는데예를들면정부승인차액계약 (Vesting contract) 제도등새로운시장제도가도입되었을때이는 SMP와발전량에영향을미칠수있다. 본연구에서활용하는전력시스템전산모형인 M-Core는이와같은사항들을현실적으로반영하여최적화모형엔진을구축하고있어, 보다현실적이고정확한 SMP와발전량예측에유용하다고판단된다. 본연구에서는 M-Core 장기엔진을이용하여원전및타전원의외부비용의전력시장영향을분석한다. M-Core 장기알고리즘은 SUDP (Single Unit Dynamic Programming) 라는화력발전기처리알고리즘이주를이루고있다. 전체알고리즘의순서는다음과같이이루어진다. 1 비중앙발전기처리, 2 구입전력처리, 3 시운전발전기처리, 4 수력및양수발전기패턴처리 ( 옵션을패턴으로설정한경우 ), 5 화력발전기출력배분, 6 경제양수처리 ( 양수옵션을경제양수로설정한경우 ) 의순서로알고리즘이수행된다. 56

1~4 번항목은대부분수요에서발전량을차감하는간단한선처리알고리즘이며, 화력발전기출력배분알고리즘이중요하다고볼수있다. 화력발전기는발전기의평균비용을기준으로 SUDP 알고리즘을이용하여출력을배분한다. SUDP란 Single Unit Dynamic programming 의약자로발전기를단가가싼순서대로 1대씩투입하며 DP를수행하는알고리즘이다. 그자세한내용은다음과같다. 먼저공급가능용량의 90% 에서의발전기평균비용을이용하여평균비용이싼순서대로발전기우선순위를결정한다. 다음으로모든발전기의모든시간대를 ON/OFF 중 OFF로초기화한다. 하한제약과고정제약에걸린발전기는해당시간의 UC(Unit Commitment, 발전기기동정지계획 ) 상태를 ON으로고정한다. 다음으로비수도권, 수도권, 제주지역으로구분하여각각다음데이터를초기화한다. i) 해당지역의켜진발전기들의공급가능용량합 ii) 해당지역의실질수요 iii) 전체지역의켜진발전기들의공급가능용량합 iv) 전체지역의총실질수요 다음으로모든시간대의각지역 LMP(Locational Marginal Price, 지역한계가격 ) 를높은값으로설정한다. 우선순위가높은 ( 발전기평균비용이낮은 ) 발전기부터 1대씩다음의알고리즘을수행한다. 먼저해당발전기의 DP State( 동적계획법상태 ) 를설정한다. DP의상태 (state) 는최소운전시간과최소정지시간을고려하여설정된다 ([ 그 제 3 장연구의분석모형개요 57

림 3-4] 참조 ). 정 (+) 으로표시된상태 (state) 는발전기가켜진시간을의미한다. 즉, +1의상태는 1시간켜진상태를의미한다. [ 그림 3-4] 처럼최소운전시간이 3시간인발전기의경우 +1~+3까지의상태를유지한다. 3시간이상켜진발전기의상태는모두 +3의상태로표시한다. 부 (-) 로표시된상태는정지된시간을의미하며 [ 그림 3-4] 의경우최소정지시간이 5시간인발전기를도식화한것이다. t - 1시간에 +1의상태는 t 시간에 +2의상태로밖에갈수없다. 즉, 최소운전시간이 3 시간인발전기이므로이전시간에 1시간째기동된상태라면반드시현재시간은 2시간째기동된상태가되어야한다. 만약 3시간째기동된상태까지도달하였다면다음상태는계속켜지거나 (+3 상태유지 ) 아니면다시꺼질수있는상태 (-1 상태 ) 로이동할수있다. [ 그림 3-4] SUDP state 전개과정 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 58

다음으로모든시간에대해 DP를수행한다. DP는첫시간부터마지막시간까지 Forward search를수행하며각상태의값은해당시간의발전기가얻을수있는수익이되며이전상태에서현상태로이동시생길수있는기동비용이포함된다. 즉, OFF인상태에서 ON인상태로이동시상태의값은 이전상태까지의수익 + 현상태의수익 - 기동비용 발전비용 이된다. 발전기의수익은 LMP에발전기출력을곱한값이므로초기 LMP 를설정할때매우높은값으로유지되는경우 ( 수요를아직못맞춘경우등 ) 발전기의수익이높아지는효과가있어수익극대화를위해발전기는자연스럽게 ON으로설정된다. DP를마지막시간까지모두수행하고이익이극대화되는경로를결정하면모든시간에대한해당발전기의 ON/OFF가결정된다. 이러한 DP 수행이끝나면모든시간에대해다음변수를재설정한다. i) 해당지역의켜진발전기들의공급가능용량합 ii) 해당지역의실질수요 iii) 전체지역의켜진발전기들의공급가능용량합 iv) 전체지역의총실질수요 v) 북상조류선로조류량 vi) HVDC 선로조류량 위의주어진정보를이용하여다음과같이 LMP 를재설정한다. 수 도권지역은비수도권지역으로부터북상조류선로를통해전력이들 어온다고가정한다. 만일 수도권지역수요 > 북상조류선로조류량 제 3 장연구의분석모형개요 59

+ 수도권지역켜진발전기들의공급가능용량합 인경우 LMP를최대한큰값으로유지하고, 그렇지않은경우는 LMP를매우낮은값으로설정한다 (M-Core의경우약 35원 /kwh). 비수도권지역은수도권과제주지역으로전력이빠져나간다고가정한다. 만일 비수도권지역수요 + 북상조류선로조류량 + 제주 HVDC 선로조류량 > 비수도권지역켜진발전기들의공급가능용량합 + 북상조류선로제약량 + 제주 HVDC 선로제약량 인경우는 LMP를매우큰값으로유지하고그반대의경우에는 LMP를낮게설정한다. 제주지역은비수도권지역과동일하게설정한다. 알고리즘의다음순서는모든지역의수요를만족하는지확인하는것이다. 모든지역의수요를현재켜진발전기로만족할수있으면다음발전기로넘어가지않고종료한다. 만약하나의지역이라도수요를만족하지못하면다음우선순위의발전기를대상으로해당발전기의 DP를수행한다 ( [ 그림 3-4] 의과정을수행 ). 처음으로되돌아오는경로 (Loop 혹은 Cycle) 를빠져나가면모든지역을대상으로 ED(Economic Dispatch, 경제급전 ) 를 1회수행한다. ED를수행하면모든발전기의출력이결정된다. 다음으로 M-Core에서의특수발전기처리방식에대해간략히설명하고자한다. SUDP 알고리즘은비용함수가있는화력발전기에대해서만적용된다. 비용함수가없는수력발전, 양수발전, 비중앙발전기및구입전력등은아래와같이처리한다. 가. 비중앙발전기, 구입전력및시운전발전기 위 3 가지자원은패턴으로처리하여수요에서패턴값만큼차감하며 60

이패턴값은사용자입력으로받는다. 비중앙발전기출력 = ( 신재생발전기설비용량 신재생발전기이용률 (%) / 100.0) 구입전력출력 = 패턴값 시운전발전기출력 = 시운전발전량 해당지역의수요에서각자원의출력을차감 나. 수력발전기의처리수력발전기의처리는분석옵션에서설정하는값에따라패턴, 월별물량배분의 2가지로처리한다. i) 수력패턴 : 수력발전기의출력을패턴으로처리한다. 수력발전기출력 = 수력발전기의패턴값 해당지역의수요에서수력발전기출력차감 ii) 월별물량배분 : 수력발전기가 1일간낼수있는출력을수요가가장높은시간부터배분한다. 다. 양수발전기의처리양수발전기의처리는분석옵션에서설정하는값에따라패턴및월별물량배분, 그리고경제양수의 3가지로처리한다. i) 양수패턴 : 양수발전기의출력을패턴으로처리한다. 양수발전기출력 = 양수발전기의패턴값 해당지역의수요에서양수발전기출력차감 ii) 월별물량배분양수발전기가 1일간낼수있는출력을수요가가장높은시간 제 3 장연구의분석모형개요 61

부터배분한다. 양수발전은발전과양수 (pumping) 모두가능하므로 1일발전량과 1일양수량을모두입력받는다. 1일발전량은수요가높은시간부터차례대로배분하며 1일양수량은수요가낮은시간부터차례대로배분한다. iii) 경제양수경제양수는양수발전기의효율을이용하여양수와발전을수행한다. 양수와발전을수행할때기준이되는것은 SUDP를수행한후나오는 LMP이다. 경제양수모드로엔진을실행하면다음과같은알고리즘을반복한다. 1 양수발전기를효율순서대로우선순위를부여한다. 효율이높은양수발전기가우선순위가높다. 2 우선순위가높은양수발전기순서대로다음항목을반복한다. 3 화력발전기들을 SUDP로출력을배분한다. 4 이때나온 LMP를보고해당양수발전기의양수 / 발전을배분한다. 효율을보고 LMP가낮은시간에발전을, 높은시간에양수를하고해당발전량과양수량을수요에반영하고양수발전기의출력을고정한다. 5 다음양수발전기를투입하여 3부터반복한다. 2. 항목별입력자료개요 가. 기준정보 전력시스템전산모형 M-Core 를활용하여높은정확도의모의를수 행하기위해서는전력계통과시장제도와관련된다양한실적자료와 62

전망자료가필요하다. 본절에서는 M-Core에입력기능과각기능에필요한입력자료를설명한다. 기준정보에는발전회사 / 발전소정보, 자원정보, 연료정보, CO2정보등의입력자료가필요하다. 발전회사 / 발전소는전력시장에참여하는발전사업자와개별발전사업자가운영하는개별발전소의정보를입력한다. 자원정보는자원의종류에따라원자력 / 기력 / 집단에너지 / 내연 / 복합 / 수력 / 양수 / 신재생 / 급전가능 /DR급전불가능/DR급전가능/DG급전불가능 /DG배터리등으로구분하여자료를입력한다. 특히자원정보에서중요한점은발전기의진입일 ( 상업운전일 ) 과폐지일 ( 설계수명종료 ) 에대한정확한정보가필요하다는점이다. 진입일과폐지일에대한정보가부정확하면, 당연히발전량에영향을미치고이는결과적으로전력시장가격및다른추정결과에도영향을미칠수있다. 연료정보는발전기별사용하는연료에대한정보를입력하는데, M-Core의경우국내탄, 유연탄, 중수로, 경수로, 유류, LNG, 없음의 7가지종류로입력가능하며연료별사용량을산출할경우이연료형식을기준으로산출한다. CO2 정보에는 CO2의기본정보를입력하는리스트로 CO2 코드및 CO2명정보가입력된다. 나. 발전정보 M-Core 발전정보에는자원특성정보, 순동비, 원자력기동정지, TLF ( 송전손실계수 ), 연료월별정보, CO2정보, 예방정비계획, 증감발전력, 수력 양수월별물량, 수력 양수 신재생패턴, 신재생이용률, 제약정보 ( 열제약, 연료제약등 ), 정산정보 (CP 및정산보정계수 ), 계통정보 ( 전력총수요, 수도권수요, 제주수요, 송전제약등 ) 등의정보가필요하다. 17) 제 3 장연구의분석모형개요 63

발전기별자원특성정보는전력시장에서한계가격인 SMP 를산출하 기위해발전계획의최적화에필요한개별발전기의주요정보가입 력된다. 발전기별주요정보는다음의 < 표 3-4> 에정리하고있다. 항목명 설비용량 (MW) 송전단최대용량 (MW) 송전단최소용량 (MW) 비용 2 차 (Gcal/MW2) 비용 1 차 (Gcal/MW) 설명 발전기의최대출력이다. 최적화에서는이값을이용하지않고시간별가용용량을이용하며설비용량은이용률을산출할경우에만사용된다. 발전기의최대출력이다. 발전기의최소출력이다. 기동된발전기는최소이값이상을발전하게된다. 발전기의비용함수는 2 차식으로표현되며 2 차식의계수이다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. 1 차식의계수이다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. 비용상수 (Gcal) 상수에해당된다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. MODE1 비용 2 차 (Gcal/MW) MODE1 비용 1 차 (Gcal/MW) MODE1 비용상수 (Gcal) HOT < 표 3-4> M-Core 발전기별자원특성정보설명 열병합발전기의경우모드 1 의비용함수는모드 3 과다르다. 모드 1 로운전하는경우에적용하는비용함수의 2 차식의계수이다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. 모드 1 비용함수의 1 차식의계수이다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. 모드 1 비용함수의상수에해당한다. 수요자원은입력하지않아도무방하다. 발전기의 hot 상태의기동비용이다. CBP의경우 hot 상태의기동비용만을이용하므로이값만입력하면모의가가능하다. WARM 발전기의 warm 상태의기동비용이다. 17) 단기전력시스템모의를위해서는예비력정보및 AS( 보조서비스 ) 정보와같은추가적인정보가필요하나, 본연구에서는단기가아닌중 장기만을연구대상기간으로고려하고있어, 이에대한설명은생략함. 64

항목명 설명 COLD 발전기의 cold 상태의기동비용이다. 소내 1 차 소내상수 주연료 혼소율 발전기의소내소비를계산할때이용한다. 최적화는모두송전단기준으로이루어지며결과에서발전량을구하기위해사용된다. 발전기의소내소비를계산할때이용한다. 최적화는모두송전단기준으로이루어지며결과에서발전량을구하기위해사용된다. 연료형식및월별열량단가정보의기준이되는연료정보이다. 주연료로지정된연료형식이해당자원의연료형식으로설정된다. 연료 2, 연료 3, 연료 4 등은연료가격및연료량산출에적용된다. 해당연료의포함비율을의미한다. 혼소율 1~4 까지의합은반드시 100 이되어야한다. RUP 출력을올릴때적용하는 Ramp-rate 이다. RDN 출력을내릴때적용하는 Ramp-rate 이다. 최소운전시간발전기가한번기동되면 on 상태를유지해야하는최소시간이다. 최소정지시간발전기가한번정지되면 off 상태를유지해야하는최소시간이다. 순동비 이값은가격결정발전계획에서는이용되지않고운영발전계획에서만이용된다. 발전기의가용용량에이값을곱한값이실제낼수있는최대출력으로인식된다. 0.95 를적용하시는것이일반적이다. R-UP 출력을올릴때적용하는 Ramp-rate 이다. R-DN 출력을내릴때적용하는 ramp-rate 이다. STURUP 기동시의 ramp-rate 이다. STDRDN Off 시키는경우의 ramp-rate 이다. HWT WCT Hot 상태에서 warm 상태로진행하는데걸리는시간이다. 현재 CBP 에서는적용하지않고있으므로데이터를입력하지않아도무방하다. Warm 상태에서 cold 상태로진행하는데걸리는시간이다. 현재 CBP 에서는적용하지않고있으므로데이터를입력하지않아도무방하다. 제 3 장연구의분석모형개요 65

항목명 예비력타입 설명 Fast, peak, non-peak 로구분된다. 기동된발전기는 GF/AGC/ 운전중대기예비력 / 대체예비력을제공할수있다. Fast 에해당하는발전기는 off 상태에서정지중대기예비력과대체예비력을제공할수있다. Peak 에해당하는발전기는 off 상태에서대체예비력을제공할수있다. Non-peak: 원자력, 석탄, 국내탄, 중유발전기등이해당된다. Peak: 복합발전기가해당된다. Fast: GT 발전기와양수, 수력등이해당된다. CO 2 명 CO 2 월별비용의기준이되는 CO 2 정보이다. CO 2 배출량비율 CO 2 배출량비율이다. CO 2 배출량 = 발전량 *CO 2 배출량비율로구해진다. 순동비는발전기의최대출력을강제적으로낮추어예비력을확보하는데이용된다. 일반적으로 CBP에서는석탄발전기와피크발전기에대해 0.95를적용하고있다. 순동비는가격결정발전계획에는반영되지않고운영발전계획에만적용된다. 원자력기동정지는원자력의기동시또는정지시출력의변화를나타낸다. 정지한원자력발전기가최대출력에도달하는데는며칠의기간이소요된다. 송전손실계수는계절별로평일 토요일 휴일로구분하여입력할수있다. TLF는최적화시발전기의비용함수와 SMP 및정산에활용되므로가능한정확한자료를입력하여야한다. 연료월별정보는연료명, 시작년, 시작월, 열량단가, 발열량정보가포함된다. CBP의발전비용함수는열량단가를사용한다. 발열량은연료량을산출할경우사용된다. CO2월별정보는 CO2의월별정보를등록 수정할수있다. CO2 단 66

가를월별로입력할수있으며해당 CO2를사용하는자원의비용에더해져최적화가수행된다. 예방정비계획의정보는다음과같다. 발전기들은해마다예방정비를받게되며이기간은발전기가가동중단된상태가된다. M-Core 에서는연간정비계획을입력할수있으며, 모의기간중정비계획에포함되는발전기는자동으로 Off로처리된다. 복합발전기의경우 ST 가정비중이면전체복합발전기가 off 상태로처리된다. 스팀터빈 (ST) 이 Off이면가스터빈 (GT) 만남게되며 GT의발전비용은상당히비싼편이이어서대부분 off인최적화결과가나오기때문이다. 증감발전력은발전기들의여러가지사유로인해최대출력이변화하는것을의미하는데, M-Core는이러한최대출력이변하는내용을증감발전력화면에서입력하여반영할수있다. 일반적으로증감발이라는표현을발전기의 Ramp-rate에적용하기도하지만여기서증감발전력은최대출력의변화를의미하고있음을주의해야한다. 증감발전력은다음과같은항목으로구성된다. ⑴ 수위저하 : 수력발전기의수위가저하하여용량이감소하는경우에이용된다. ⑵복합감소 : 복합발전기가하계고온으로용량이감소하는경우에이용된다. ⑶복합증가 : 복합발전기가동계저온으로용량이증가하는경우에이용된다. ⑷열공급 : 열공급제약으로용량이변하는경우에이용된다. ⑸상향운전 : 성능의상향으로용량이증가하는경우에이용된다. ⑹성능저하 : 성능저하로용량이감소하는경우에이용된다. 수력 양수월별물량은매일마다월별물량을해당월의일수로나눈물량만큼수력발전기의출력이배분된다. M-Core에서는수력 양수발전기에대해월별로발전량 ( 물량 ) 을입력할수있는데, 이정보를장 제 3 장연구의분석모형개요 67

기엔진에서월별로수요를평활하는데이용한다. M-Core에서는수력, 양수, 신재생에너지패턴정보를입력할수있다. 수력발전기는패턴을이용하는방법과최적화를수행하는방법중사용자가선택할수있다. 수력발전기의패턴은발전기별로주간패턴을입력할수있다. 수력발전기는패턴을이용할경우패턴과동일하게발전한다. 양수발전기는댐하부의물을펌핑하여상부저수지로올려수력발전기와같이발전을한다. 양수발전기는펌핑하는동력을낙하하는물의위치에너지로변환하는형태라고할수있으며양수발전기의효율은낙하에너지 펌핑동력으로정의된다. 신재생발전설비는용량과월별이용률이입력된다. M-Core 프로그램은이정보를이용하여용량에이용률을곱한값을균일하게발전하는형태로처리한다. 발전기제약정보는하한제약, 고정제약, 열제약, 연료제약등의정보를입력하는데, 하한제약은지정한발전량이상으로결정되고, 고정제약은고정한발전량으로결정되어처리된다. 열제약은 CBP시장에서열제약발전기들이시간별로입찰하게되어있다. 열제약량이있는발전기들은해당시간에열제약량이상의출력을배분하게최적화된다. 국내탄발전기들은연료제약을받는다. 이러한국내탄발전기는월별로사용연료량이입력되는데, 월별로배분된물량을매시간별로동일하게배분한다. 그러므로매시간별로배분되는양이발전기의최소출력이하에해당할수있다. M-Core는배분된양이최소출력이하의값이될때에도그값을도출한다. M-Core에서는위의제약정보외에도그룹에너지제약및호기별물량제약등의기능을제공하는데, 그룹에너지제약은국내탄제약과달리발전기별연료제약량이아니라그룹에너지제약이걸리는발전기들의총제약발전량데이터를 68

입력하게되고, 호기별물량제약은개별발전기의이용률을입력하도록처리된다. 여기에서는주어진이용률을맞출수있는범위내에서가장최적으로발전하도록최적화를수행한다. 정산정보에는용량가격 (P) 과정산보정계수정보를입력하게된다. CP( 용량가격 ) 는기준용량가격, 시간대별용량가격계수 (TCF), 지역별용량가격계수 (RCF) 를입력할수있다. 용량가격은 1년에한번결정되므로결정된값을입력하면된다. 정산보정계수는지역난방과민간발전사업자의경우에는적용받지않지만, 한전에서분리된 6개발전자회사는적용을받는다. 그러므로타회사의정산을정확히해보고싶을경우에는정산보정계수를입력해야한다. 계통정보는우리나라전체의총수요, 서울및경인지역의수도권수요, 제주수요를시간대별로입력하여야한다. 이중수도권수요는수요물량 (MW) 형태가아닌전체전력수요의비율 (%) 로입력된다. 또다른계통정보로는송전제약이있다. 송전제약은북상조류와제주 HVDC의용량이표시된다. 송전제약정보는월별로, 각시간대별로입력할수있다. 북상조류는매일별로 24시간값을입력할수있게구성되어있으며제주 HVDC 용량은값이거의변하지않으므로기간을산정하여값을입력할수있다. 이상과같은입력자료를이용하여 M-Core는발전계획에대한분석모의를수행하게되고, 도출된분석결과데이터를제공한다. 제공되는결과에는발전원별 ( 원자력, 기력, 집단에너지, 내연, 복합, 신재생, 수력, 양수 ) 연도별, 월별, 일별, 시간별발전량, 송전량, 발전비용, 연료량, 이용률등이다. 또한, 개별발전소및개별발전기의연도별, 월별, 일별, 시간별발전량, 송전량, 이용률, 소내소비, 연료량, 발전비용, 제 3 장연구의분석모형개요 69

CO2발생량, CO2비용등의결과를제공한다. 아울러시간별, 일별, 월별, 연도별 SMP, MP, 정산단가등의가격결과와발전기별급전우선순위및발전기별 SMP 결정횟수에대한정보도제공한다. 마지막으로 M-Core에서는발전소별, 발전기별정산결과를제공한다. 다시말해개별발전기별로전력생산비용과수익을추정할수있어발전사업자의발전소건설및운영에대한의사결정에유용한분석결과를제공한다. 다. M-Core 성능분석 M-Core의전력시스템모의정확도에대한성능을 2008년과 2011년의실제 SMP와 M-Core 모의결과와비교한결과에따르면월별비교에서는실적과상당한오차가발생하기도하나, 연단위로비교하였을때의오차는거의없는것으로나타나고있다 (< 표 3-5> 참고 ). 이러한분석결과정확성에대한성능은타프로그램과의비교에서도우수한것으로평가되고있다 ([ 그림 3-5] 참고 ). < 표 3-5> 2008, 2011년 M-Core 분석결과및실적비교 2008 년도실적 vs. M-Core 결과비교 월 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 평균 실적 105.21 104.79 109.57 110.40 107.41 105.15 117.14 103.66 126.64 143.51 166.96 166.96 121.71 M-Core 103.38 102.96 107.80 105.26 107.70 111.38 132.23 100.91 117.63 127.56 159.65 182.47 121.58 2011 년도실적 vs. M-Core 결과비교 월 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 평균 실적 130.42 120.74 122.53 116.33 116.29 117.23 114.90 112.53 128.27 121.86 138.48 144.47 123.68 M-Core 127.86 118.89 120.95 116.75 117.07 117.77 112.72 107.13 127.02 121.81 136.24 142.31 122.21 자료 : 장인의공간제공자료 (2013. 11. 18). 70

[ 그림 3-5] M-Core 와타프로그램성능비교 (2009 년실적기준 ) [ 그림 ] SMP 비교 [ 그림 ] 이용률비교 자료 : 장인의공간제공자료 (2013. 11. 18). 제 3 장연구의분석모형개요 71

제 4 장분석방법및결과 제 1 절제 7 차전력수급계획의전원별발전비용추정 1. 전원별직접비용 : 제 7 차전력수급계획기준 제7차수급계획에서는환율 1,120원 /$, 실질할인율 5.5%, 국내및미국생산자물가지수그리고 2014년초불변가격등을전제로후보발전원기별발전비용을추정하고있다. 다음의 < 표 4-1> 은 7차수급계획의전원별발전비용추정전제 ( 건설비, 운전유지비, 수명기간, 연료비단가, 소내소비율등 ) 를보여주고있다. 원자력운전유지비에는원전 R&D비용 (0.79천원/kW 월 ) 이포함되고있다. 7차수급계획에서는원전사후처리비용 ( 해체비용, 중 저준위폐기물처분비용, 고준위폐기물처분비용 ) 을 1,000MW의경우 4.62천원 /kw 월, 1400MW의경우 3.90천원 /kw 월, 1500MW의경우 3.77천원 /kw 월로산정하고있다. < 표 4-2> 는원자력발전의운전유지비를순운전유지비, 사후처리비및 R&D비용구분별로정리하고있다. < 표 4-3> 은위의발전원별발전비용전제를적용하여추정한이용률별균등화발전비용을보여주고있다. 이비용은환경오염및온실가스배출등화력발전에대한외부비용및원전사고위험대응비용등원전에대한외부비용을반영하지않은사적비용 (private costs) 을의미한다. 제 4 장분석방법및결과 73

< 표 4-1> 전원별균등화발전비용추정전제 : 7 차수급계획기준 원자력 1000 원자력 1400 원자력 1500 석탄 1000 LNG 900 건설비 ( 천원 /kw) 2587 2378 2367 1449 904 수명기간 ( 년 ) 40 40 40 30 30 할인율 (%) 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 운전유지비 ( 천원 /kw. 월 ) 13.19 11.27 10.91 3.23 2.78 연료비 ( 원 / 백만kcal) 1933 1933 1933 18780 56870 열소비율 (kcal/kwh) 2314 2365 2375 1978 1540 소내소비율 (%) 4.8 4.8 4.8 4.9 2.6 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5). 연구목적에한정하는조건으로한국전력거래소로부터제공받음. < 표 4-2> 원전운전유지비항목별단가 ( 단위 : 천원 /kw 월 ) 원자력설비용량 1000MW 1400MW 1500MW R&D 비용 0.79 0.79 0.79 사후처리비 4.62 3.90 3.77 순운전유지비 7.78 6.58 6.35 합계 13.19 11.27 10.91 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5) 이용률 (%) < 표 4-3> 전원별발전비용추정결과 : 7 차수급계획기준 원자력 1000 원자력 1400 원자력 1500 석탄 1000 ( 단위 : 원 /kwh) 가스 900 60 64.43 57.85 56.96 65.16 108.30 70 55.89 50.27 49.51 61.43 105.67 80 49.49 44.59 43.92 58.64 103.70 90 44.52 40.17 39.58 56.46 102.17 74

< 표 4-3> 의전원별균등화발전비용추정결과에따르면, 이용률 80% 에서원전의발전비용은설비용량에따라 43.92~49.49원 /kwh로추정되었고, 석탄은 1,000MW일경우 58.64원 /kwh, LNG복합은 900MW일경우 103.70원 /kwh로추정되고있다. 사적비용만을고려하였을때원전은석탄보다약 10원 /kwh 내외저렴하며, LNG복합발전보다약 3배정도저렴한것으로추정되어여전히화력발전보다경제성이있는것으로판단된다. 다만전술한바와같이, 이비용은외부비용을반영하지않은것으로외부비용을모두포함한전원별사회적비용 (social costs) 비교는후술하기로한다. < 표 4-3> 의원전발전비용추정결과는 2012년말재산정된방사성폐기물관리비용을반영한사후처리비용을포함하여도출한추정치로추론되는데, 이는 2015년방사성폐기물관리비용산정위원회가방사성폐기물관리법제14조, 제15조, 제17조에의거 (2년마다비용산정을검토 ) 하여재산정된사후처리비를반영하지는못하고있다. 따라서본연구에서는 2015년산정된방사성폐기물관리비용을반영하여사후처리비를재산정하고, 이를반영하여후보원전의발전비용을재도출하였다. 다음의 < 표 4-4> 는기존방사성폐기물관리비용과 2015년재산정된사후처리비용을정리하고있다. 18) 18) 2015 년 5 월에재산정된방사성폐기물관리비용에서는물가상승률 2.30%, 명목할인율 4.36% 를적용하여, 실질할인율은 2.01%(2014 년 9 월기준 ) 임. 제 4 장분석방법및결과 75

< 표 4-4> 방사성폐기물관리비재산정결과 (2015 년 5 월기준 ) 사후처리비항목 12 년말 14 년말 방사성폐기물관리비용 (200L 드럼당 ) 사용후핵연료관리부담금 ( 다발당 ) 해체충담금 ( 호기당 ) 중 저준위 1,193만원 1,219만원 경수로 320백만원 동일 중수로 13백만원 동일 6,033억원 6,437억원 자료 : 방사성폐기물관리비용산정위원회 (2015. 5) 2015년재산정된사후처리비를반영하여재추정한설비용량 1000, 1400, 1500MW 원전의단위당 ( 천원 /kw 월 ) 사후처리비는다음의 < 표 4-5> 에정리하고있으며, 동비용을반영한설비용량별총운전유지비재추정결과도함께정리하고있다. 19) 2015년에재산정된방사성폐기물관리비용을적용하여추정한설비용량별사후처리비단가는제7차수급계획보다약 0.1천원 /kw 월높은것으로추정된다. 이전제치를적용하여재추정한설비용량별원전균등화발전비용은 < 표 4-3> 의추정치보다는약간높은수준을보일것이다 (< 표 4-6> 참고 ). 19) 2012 년말산정된방사성폐기물관리비용을적용한제 7 차수급계획의원전해체비용은연간 103 억원, 경수로의사용후핵연료처리비용은연간 147 억원이며, 중저준위방사성폐기물처리비용은연간 24 억원임. 76

< 표 4-5> 재산정된사후처리비를반영한원전총운전유지비항목별단가 ( 단위 : 천원 /kw 월 ) 원자력설비용량 1000MW 1400MW 1500MW R&D 비용 0.79 0.79 0.79 사후처리비 * 4.74 4.00 3.87 순운전유지비 7.78 6.58 6.35 합계 13.31 11.37 11.01 * : 사후처리비용은제 7 차수급계획의사후처리비용추정치에 2015 년재산정된방사성폐기물처리비용의증가분을반영하여추정함 < 표 4-6> 전원별발전비용추정결과 : 2015 년재산정된사후처리비반영 ( 단위 : 원 /kwh) 이용률 (%) N1000 N1400 N1500 C1000 L900 60 64.69 58.09 57.18 65.16 108.30 70 56.12 50.48 49.70 61.43 105.67 80 49.69 44.77 44.09 58.64 103.70 90 44.69 40.33 39.72 56.46 102.17 2. 전원별외부비용추정결과 : 제 7 차전력수급계획전제적용 7차수급계획에서는환경오염물질에대한전원별환경비용과온실가스비용을산정하고있다. 먼저환경비용은오염물질 (SOx, NOx, 분진 ) 배출량실적을기준으로발전기별환경비용산정후전원별로평균하여추정하고있다. SOx, NOx, 분진의환경비용은 EU 추정치 ( 발전소주변인구가 10만명인도시소재기준 ) 를기준값으로적용하고있다. 배출량실적은발전소별오염물질배출량자료의 3개년 (2011~ 2013년 ) 실적평균을적용하고, 오염물질배출량평균실적에톤당환경비용을곱하는방식으로발전소별환경비용을산정하고있다. 제 4 장분석방법및결과 77

< 표 4-7> 환경오염배출물질환경비용 구분 유로 / 톤 천원 / 톤 SOx NOx 분진 SOx NOx 분진 유럽 10 만도시평균 11,200 4,200 47,000 16,430 6,161 68,949 주 : 국내석탄발전소소재지의평균인구는 93,005 명. 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5) 위의발전소별환경비용과발전소별발전실적을이용하여전원별단위당평균환경비용을추정할수있다. 추정결과는다음의 < 표 4-8> 에정리하고있다. 추정결과에따르면, 환경오염물질배출비용은유류발전이 14.57원 /kwh로가장높고, 석탄 9.43원 /kwh, LNG 2.38 원 /kwh 순이다. 주목할점은석탄발전의환경비용이 LNG발전대비약 4배더높음에도불구하고, 현행 (2014년 7월이후 ) 환경세성격으로부과되고있는석탄발전의개별소비세는평균 18원 /kg으로 LNG발전 42원 /kg 대비약절반에도미치지못한다는점이다. 환경세가환경오염으로인한외부비용을내재화하는교정세의목적이라면석탄발전에부과되는개별소비세세율은훨씬높게부과되어야한다. < 표 4-8> 단위당환경비용추정결과 ( 단위 : 원 /kwh) 전원 석탄 LNG 유류 SOx 5.21-7.56 NOx 3.06 2.38 6.07 분진 1.16-0.94 합계 9.43 2.38 14.57 주 : 오염물질의환경비용은기존설비와신규설비모두동일값적용. 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5) 78

7차수급계획에서는환경비용외에온실가스비용의국내적용방안도검토하고있다. 국내에서는단위당온실가스배출가격에대한전망자료가부재하기때문에, 7차수급계획에서는 IEA 국내시장적용자료와 EU-ETS의사례를참고하여가장높은전망가격수준을적용하고있다. 전력거래소에따르면제7차전력수급계획적용온실가스비용은 World Energy Outlook(IEA 2012) 20) 기준시나리오상의 2020년배출권가격적용치인 25,000원 /tco2을설비계획에적용하고있다. 국내배출권할당계획 (2015년 ~2017년 ) 기간에시장안정화조치로적용하고있는기준가격인 10,000원 //tco2은한시적인장치이므로제7 차수급계획의설비계획적용에서는참고자료로만활용하고있다. < 표 4-9> 2020 년배출권가격전망 구분 2020 년전망원화환산전망기관비고 EUA 전망 11~16 유로 /tco 2 16000~23,500 원 / tco 2 Point carbon 등 1 유로 =1,466 원 국내배출권가격전망 23 달러 /tco 2 (17 유로 /tco 2) 25,000 원 / tco 2 IEA 1 달러 =1,108 원 주 : EUA 전망은 2014년기준환율, 국내배출권전망은 2011년평균환율적용자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5) 2020년배출권가격 25,000원 /tco 2 을적용하여석탄및 LNG발전의설비용량규모별단위당이산화탄소가격 ( 원 /kwh) 을추정하면다음의 < 표 4-10> 와같다. 전원별발열량계수 ( 고위및저위, kcal/kg), 탄소배출계수는 국가온실가스통계산정 보고 검증지침 ( 안 ) (2014년개정, 20) IEA(2012. 11. 12), World Energy Outlook 2012 자료참고. 제 4 장분석방법및결과 79

2014. 2) 21) 을적용하였고, 열소비율 (kcal/kwh) 은제7차수급계획을반영하였다. 분석결과에따르면, 석탄발전의이산화탄소비용은 18.97원 /kwh이며, LNG복합의경우약 8.18원 /kwh으로나타났다. 유류의경우는 15.45원 /kwh로추정된다. 온실가스배출가격에서도석탄발전이 LNG 복합발전보다온실가스배출비용이두배이상높은것을알수있다. < 표 4-10> 전원별단위당탄소배출가격추정결과 전원석탄 LNG 유류 ( 단위 : 원 /kwh) 10,000/tCO 2 적용시탄소배출가격 25,000/tCO 2 적용시탄소배출가격 7.59 3.27 6.18 18.97 8.18 15.45 앞서추정한석탄발전과 LNG 복합발전, 그리고유류발전의환경오염비용과탄소배출비용을종합하여합산한결과는다음의 < 표 4-11> 에정리하고있다. 석탄발전의경우외부비용은 28.4원 /kwh이고, LNG복합은 10.6원 /kwh, 유류발전은 30.0원 /kwh로추정된다. 이결과에따르면석탄발전의외부비용이 LNG복합대비약 2.7배높게나타나고있다. 21) 환경부온실가스종합정보센터, 2014. 2, 국가온실가스통계산정 보고 검증지침 ( 안 )( 2014 년개정 ). 80

< 표 4-11> 전원별환경오염및탄소배출비용합계 전원석탄 LNG 유류 ( 단위 : 원 /kwh) 환경오염비용 9.43 2.38 14.57 탄소배출가격 (25,000/tCO 2 적용 ) 18.97 8.18 15.45 합계 28.4 10.56 30.02 제7차전력수급계획에서는원자력발전의외부비용중사고위험대응비용에대해서도고려하고있다. 일본원자력위원회의정의에따르면사고위험대응비용은원전의중대사고가발생할경우부담해야하는배상비용, 오염제거비용, 추가적폐로비용등과같이미래에발생할가능성이있는비용일체를칭한다. 제7차전력수급계획에서는일본비용등검증위원회 (2011년) 22) 와제2차에너지기본계획 (2014년) 23) 의원전사고위험대응비용산정결과를참고하여상한값에해당하는일본산정결과를준용하고있다. 일본비용등검증위원회에서산정한원전사고위험대응비용은 0.5엔 /kwh으로국내환율 (11.44원/ 엔 ) 24) 로환산하면 5.72원 /kwh가되며, 제7차전력수급계획에서는이추정치를원전외부비용으로포함하였다. 22) 일본비용등검증위원회 (2011. 12. 19), 비용검증위원회보고서, 에너지환경회의. 23) 산업통상자원부 (2014. 1), 제 2 차에너지기본계획. 24) 엔화환율은 2014 년정부예산편성기준을적용함. 제 4 장분석방법및결과 81

< 표 4-12> 일본과한국의원자력발전사고위험대응비용추정 연도수행기관추정결과비고 2011 년 일본비용등검증위원회 0.5 엔 (5.72 원 /kwh) 상호부조에의한접근법적용 ( 환율 11.44 원 / 엔 ) 2014 년 산업통상자원부 (2 차에너지기본계획 ) 1.8~5.75 원 /kwh 손해기대치접근법적용 ( 정책비용포함 ) 제7차전력수급계획에서는화력발전기의환경비용과온실가스배출비용그리고원자력발전의사고위험대응비용등과같은외부비용이외에도, 송전비용과정책비용을또다른외부비용항목으로고려하고있다. 송전요금은송전선로를건설하고발전소를접속하여운전하는데필요한비용을의미한다. 송전비용은송전이용요금과송전접속요금으로구성되는데, 송전이용요금은다시사용요금과기본요금으로구성되며, 송전접속요금은송전설비건설비와운전유지비로구성된다. 송전이용요금은발전기별송전이용요금을 송 배전용전기설비이용규정 의 송전이용요금표 에의거하여산정하고, 이를가중평균하여전원별로산정한다. 송전접속요금은 송 배전용전기설비이용규정 과제6차전력수급계획반영설비의 접속설비이용계약 에의거하여전원별표준접속설비를선정하고, 이에따른접속설비건설비와운전유지비를산정한다. 제7차전력수급계획에서추정한전원별단위당송전비용은다음의 < 표 4-13> 에정리하고있다. 결과에따르면원자력발전의송전비용은 4.25원 /kwh로가장높고, LNG복합발전의경우 2.95원 /kwh로낮은수준인데, 이는원자력발전과석탄발전대부분이전력수요지역에서원거리에위치하고, 대규모전력을수요지역으로운송해야하기때문이다. 82

전원별정책비용은 송 변전설비주변지역보상및지원에관한법률 ( 이하송주법 ) 과 발전소주변지역지원에관한법률 ( 이하발주법 ) 에의해지급해야하는발전소주변지역지원금을의미한다. 제7차전력수급계획에서는위의두법률의시행령의지원금부과기준과 2015 년도한국전력의예산배정내역을토대로전원별정책비용을추정하고있는데, 이결과는 < 표 4-13> 에정리되어있다. 산정결과에따르면원자력발전의정책비용은 0.76원 /kwh, 석탄발전 0.65원 /kwh로상대적으로수요지인근에위치한 LNG복합발전이나유류발전보다정책비용이높게나타난다. < 표 4-13> 전원별송전비용및정책비용추정결과 ( 단위 : 원 /kwh) 비용항목 원자력발전 석탄발전 LNG복합발전 유류 송전비용 4.25 3.78 2.95 2.95 정책비용 0.76 0.65 0.33 0.39 3. 전원별사회적비용추정결과 : 7 차전력수급계획기준 앞서추정한발전원별 ( 본연구에서는원전, 석탄및 LNG복합발전중심으로분석을수행 ) 외부비용의합계는다음의 < 표 4-14> 와같이정리할수있다. 전원별외부비용의합을이산화탄소비용을포함하는경우 (< 표 4-14> 의 2와 3) 와포함하지않는경우 (< 표 4-14> 의 1) 로구분하여살펴보면, 이산화탄소비용을포함하지않는경우원자력발전의외부비용은 10.73원 /kwh, 석탄발전 13.86원 /kwh, LNG복합발전 5.66원 제 4 장분석방법및결과 83

/kwh로석탄발전의외부비용이가장높게추정되나, 원자력발전의외부비용과의차이는 3.13원 /kwh로큰차이를보이지않는다. 그러나 LNG복합과의외부비용차이는 8.20원 /kwh로석탄발전의외부비용이약 2.5배더높다. 이산화탄소비용을 10,000원 /tco2을적용하여포함하는경우에는원자력발전의외부비용과석탄발전의외부비용격차는벌어지게된다. 이는원자력발전의경우 CO2배출이없기때문이다. 만일이산화탄소비용을 25,000원 /tco2로적용하는경우석탄발전과원자력발전의외부비용격차는 22.10원 /kwh로더벌어지게되며, 석탄발전과 LNG발전의외부비용격차역시 18.99원 /kwh로더커진다. 비용항목 원자력 석탄 ( 유연탄 ) 25) LNG 석유 환경비용 0.00 9.43 2.38 14.57 송전비용 4.25 3.78 2.95 2.95 정책비용 0.76 0.65 0.33 0.39 사고위험대응비용 5.72 0.00 0.00 0.00 1 소계 10.73 13.86 5.66 17.91 이산화탄소비용 (10,000/tCO 2 적용 ) 이산화탄소비용 (25,000/tCO 2 적용 ) 2 합계 : CO 2 비용포함 (10,000/ 톤 ) 3 합계 : CO 2 비용포함 (25,000/ 톤 ) < 표 4-14> 제 7 차전력수급계획의전원별외부비용합계 ( 단위 : 원 /kwh) 0.00 7.59 3.27 6.18 0.00 18.97 8.18 15.45 10.73 21.45 8.93 24.09 10.73 32.83 13.84 33.36 25) 제 7 차전력수급계획상의국내탄 ( 무연탄 ) 발전기의환경비용은 9.43 원 /kwh, 송전비용은 2.95 원 /kwh, 정책비용은 0.47 원 /kwh 로이들비용의합은 12.85 원 /kwh 84

< 표 4-6> 의전원별직접비용과 < 표 4-14> 의외부비용을더하면제 7차전력수급계획에서전제하고있는전원별사회적비용을추론할수있다. 이러한전원별사회적발전비용은다음의 < 표 4-15> 에정리하고있다. < 표 4-15> 에서는설비용량 1,400MW 원자력발전, 1,000MW 석탄발전, 그리고 900MW의 LNG복합발전에대한직접비용을이용률 80, 90% 의경우에한정하여보여주고있다. 외부비용의경우이산화탄소비용을포함하는경우와그렇지않은경우를구분하여정리하고있다. < 표 4-15> 에따르면사회적비용을포함하는경우에도원자력발전과석탄발전그리고 LNG복합발전의발전비용순위는바뀌지않음을확인할수있다. 원자력발전의경우사고위험대응비용, 정책비용, 송전비용등의외부비용을포함하여도석탄발전보다이용률과사회적비용구분에따라 14원 /kwh~35원/kwh 더낮다. 외부비용을포함한 LNG복합발전의발전비용은석탄발전보다 60원 /kwh~71원/kwh 더높을것으로나타나, 전원구성계획에서발전순위가바뀌지는않는다. 임. 톤당 10,000 원의 CO 2 비용부과에대한외부비용은 11.62 원 /kwh 이며톤당 25,000 원의 CO 2 비용부과의외부비용은약 29.04 원 /kwh 로추정됨. 제 4 장분석방법및결과 85

< 표 4-15> 제 7 차전력수급계획의전원별사회적비용 비용구분이용률 (%) 원자력발전 직접비용 석탄발전 ( 유연탄 ) LNG 복합발전 80 45.78 56.56 135.20 90 41.32 54.20 133.66 외부비용 1 10.73 13.86 5.66 외부비용 2 10.73 21.45 8.93 외부비용 3 10.73 32.83 13.84 사회적비용 1 사회적비용 2 사회적비용 3 ( 단위 : 원 /kwh) 80 56.51 70.42 140.86 90 52.05 68.06 139.32 80 56.51 78.01 144.13 90 52.05 75.65 142.59 80 56.51 89.39 149.04 90 52.05 87.03 147.50 제 2 절국내원자력발전과화력발전외부비용자체추정 1. 원자력발전외부비용추정 가. 추정전제전술한바와같이제7차전력수급계획에서는원자력발전의외부비용을송전비용, 정책비용그리고사고위험대응비용으로구분하여도출하고있다. 송전비용과정책비용은관련실적과향후발생할비용전망을종합적으로고려하여단위당비용을산출하고있으며, 사고위험대응비용은일본 비용등검증위원회 (2011년) 에서도출한단위전 86

력량 (kwh) 당비용을국내환율로변환한값을동일적용하고있다. 그러나 2011년에추정된일본후쿠시마원전사고의사고위험대응비용추정치는최근까지집계된사고피해비용규모를제대로반영하지못하고있으며, 비용산정을위해적용한분석방식역시부적절하다. 이에본연구에서는일본정부가발전비용검증워킹그룹을통해수행한후쿠시마원전사고의사고위험대응비용추정사례 (2015년 6 월 ) 를참고하여, 국내원자력발전의사고위험대응비용을추정하기로한다. 다만국내원전의송전비용과정책비용은제7차전력수급계획에서산정한추정치를준용한다. 일본경제산업성산하자원에너지청은 2015년 6월에 발전비용검증워킹그룹 을통해장기에너지수급전망에참고가되는전원별발전비용을추정하여보고하고있다. 발전비용검증워킹그룹 은 2011년 비용등검증위원회 의보고서를참고로하여, 원자력발전의직접비용뿐만아니라, 사고위험대응비용을포함한외부비용도추정하고있다. 그러나 2011년과 2015년원자력발전발전비용추정에서는몇가지다른점이존재한다 (< 표 4-16> 참고 ). 첫째는추산된사고피해비용규모가다르다. 2011년도의피해규모의경우원전사고발생연도에집계한수치이므로당연히최근시점의피해규모보다는낮다. 2011년에 5.8조엔으로집계된피해비용규모는 2015년에 9.1조엔으로증가하였다 (< 표 4-17> 참고 ). 둘째는사고위험대응비용추정방식의변화이다. 2011년당시에는피해비용을원전사업자가상호부조의형태로지불해야한다는의견이지배적이어서, 상호부조법에기초한산정법을이용하여사고위험대응비용을추정하였다. 그러나 2015년산정에서는 OECD, EIA( 미에너지통계국 ) 등세계에서도널리사용하는 제 4 장분석방법및결과 87

모델플랜트방식 ( 균등화발전비용법 ) 을이용하고있다. 마지막으로원전사고위험대응비용추정을위한사고발생빈도전제가달라졌다. 2011년의경우후쿠시마다이치원전사고와같은심각한원전사고가발생할확률을 1회 /2,000로 년으로가정했으나, 2015년의경우는추가적안전대책에따라사고발생빈도가낮아지므로각국규제기관과국제기관의안전목표기준, 안전대책실시후의위험평가개선폭 (5,200로 년에 1회 12,100로 년에 1회 : 약 2.4분의 1로저하 ) 을종합적으로고려하여 2011년 비용등검증위원회 의 2,000로 년 의반분인 4,000로 년 으로전제하고있다. 그외의모델플랜트의이용률은 70% 로전제하고있으며, 원전설계수명은 40년으로가정하고있는데, 이전제는 2011년과동일하다. 위와같은전제와추정방법을통해도출한일본원자력발전의사고위험대응비용은 0.3엔 /kwh(2.82원/kwh, 환율 940원 /100엔적용 ) 이다. 88

< 표 4-16> 일본사고위험대응비용추정비교 (2011 년, 2015 년 ) 구분 추정방법 비용등평가위원회추정 (2011 년 ) 상호부조법 발전비용검증워킹그룹 (2015 년 ) 모델플랜트방식 ( 균등화발전비용법 ) 추정식 피해비용집계액 5.8조엔 9.1조엔 사고발생확률 1회 /2,000로 년 1회 /4,000로 년 사고위험대응비용추정결과 0.5엔 /kwh 0.3엔 /kwh 자료 : 일본에너지환경회의비용등검증위원회 (2011. 12. 19), 비용검증위원회보고서 / 일본경제산업성자원에너지청발전비용검증워킹그룹 (,2015.05.26.), 장기에너지수급전망소위원회에대한발전비용등의검증에관한보고. < 표 4-17> 일본후쿠시마원전사고피해비용규모 (2015 년기준 ) 구분 보정전피해비용규모 ( 조엔 ) 보정후피해비용규모 ( 조엔 ) 비중 (%) 사고폐로비용 1.8 1.3 14.75 배상비용 * 5.7 4.3 46.72 제염 중간저장비용 3.6 2.7 29.51 기타비용 1.1 0.8 9.02 총계 12.2 9.1 100 *: 후쿠시마원전반경 30km 이내의인구는약 17 만 2 천명거주로추정. 주 1: 손해배상비용중일과성의비용에관해서는출력과는관계없이계상하고매년의비용에관해서모델플랜트와후쿠시마 1 호기부터 3 호기까지의출력의비로보정. 주 2: 손해배상에는생명 신체적손해, 정부에의한운항위험구역및비행금지구역의설정에관한손해등정부지시에의한손해, 지방공동단체등의재산적손해도포함. 제 4 장분석방법및결과 89

이연구에서는일본 발전비용검증워킹그룹 이수행한원전사고위험대응비용사례를참고하여, 국내원자력발전의사고위험대응비용을추정한다. 이는제7차전력수급계획과제2차에너지기본계획에서도일본사례를벤치마킹하여국내원자력발전의사고위험대응비용을추정하고있으므로이들국가에너지계획과의정합성도고려한것이다. 국내원전사고위험대응비용추정방법은모델플랜트법을적용하며, 사고에대한피해비용은일본의피해비용규모인 86조원을적용한다. 다만일본과우리나라의경우 GDP 수준이나단위면적당인구밀도가달라이에대한보정이필요하다고판단되며, 이내용은후술하기로한다. 모델플랜트의연간발전량은국내원전의이용률실적과유사한수준인 80, 85, 90% 로구분하고, 모델플랜트의설비용량은현재국내원전에가장큰비중을차지하는원자로용량인 1,000MW을적용한다. 후쿠시마원전사고와같은심각한원전사고가발생할확률은국제원자력기구 (IAEA) 의 조기대규모방출사고에대한안전기준 (LERF, Large Early Release Frequency) 및 노심손상빈도 (CDF, Core Damage Frequency) 안전기준등확률론적빈도에기초한발생확률과과거사고발생실적에근거한발생확률, 그리고일본 발전비용검증워킹그룹 에서적용한확률등총 5개의확률을적용한다. 다음의 < 표 4-18> 은국내원전의사고위험대응비용추정을위한전제들을정리한것이다. 90

< 표 4-18> 국내원자력발전사고위험대응비용추정전제 추정방법상호부조법모델플랜트방법 피해비용전제 26) 일본피해비용동일적용 : 9.1 조엔 ( 약 86 조원, 환율 940 원 /100 엔 ) TMI 원전사고 : 약 2 조원 / 체르노빌사고 : 체르노빌은 265 조원 (2011 년환율기준 ) 연간발전량 2014 년원전총설비용량기준 (20,716MW) 이용률 80, 85, 90% 이용률 80, 85, 90% / 1,000MW 원전발전량 원전사업자지불기간 40 년 40 년 ( 설계수명 ) 사고발생빈도전제 확률론적빈도 A) 1.0 X 10-5 : 국제원자력기관 (IAEA) 가설정하고있는기설치된원자로의조기대규모방출사고에대한안전기준이며, 세계에서는 230 년에한번만 severe accident 가발생하는확률 B) 1 10-4 : 국제원자력기관 (IAEA) 가설정하고있는노심손상빈도 ( 자료 : INSAG-12(IAEA) 27) ) 과거실적에근거한사고발생빈도 A) 3.5 X 10-4 : 세계의원자력발전소의운전실적에기초하는것임. 14,353 로 년에 5 번의사고발생이측정되었음. 일본에서는 57 년에 1 번, 세계에서는 10 년에 1 번 severe accident 가발생하는것에상응 B) 2.0 X 10-3 : 일본의원자력발전소의운전실적에기초하는것임. 1,494 로 년에 3 번의사고발생이측정됨. 일본에서는 10 년에한번, 세계에서는거의 1 년에 1 번으로 severe accident 가발생하는것에상응하는것으로매우보수적인전제임 ( 일본의원자로는 50 기, 전세계원자로 430 기전제 ) C) 1 X 10-4 : 일본 발전비용검증워킹그룹 이적용한사고발생빈도전제임 26) 일본원전사고피해비용규모의국내적용시원전입지특성및인구밀도등을고려하지않음 27) IAEA(1999. 10), Basic Safety Principles for Nuclear Power Plants 75-INSAG-3 Rev.1, INSAG-12 (http://www-pub.iaea.org/mtcd/publications/pdf/p082_scr.pdf). 제 4 장분석방법및결과 91

일본원전사고피해비용규모의국내적용시, 단위면적당인구밀도와 GDP 수준등을조정하여적용할필요가있다. 특히일본원전사고피해비용항목중배상비용은총피해비용의약 50% 를차지하고있어, 최소한이세부항목에대한인구밀도및 GDP 수준의보정이필요하다고생각된다 (< 표 4-18> 참고 ). 일본피해비용규모 (86조원) 를국내의인구밀도비율로비례하게산정한피해비용규모는약 127조원이며, 1인당명목 GDP까지포함하여보정한피해비용규모는약 85조원이다. 일본원전사고피해비용세부항목중배상비용 ( 총피해비용의 46.72%) 만을국내인구밀도비율로보정하여재추정한피해비용규모는 105조원수준이며, 1인당명목 GDP까지포함하여보정한피해비용은 86조원으로일본피해비용규모와동일하다. 28) 지역 / 국가 < 표 4-19> 주요국인구밀도및 1 인당 GDP(2013 년기준 ) 인구밀도 ( 명 /km 2 ) 1 인당 GDP (US$, Current) 중대원전사고경험 European Union 119.68 34,300 Japan 349.29 38,634 후쿠시마원전사고 United States 34.56 52,980 TMI 원전사고 France 120.42 42,631 원전사고없음 Ukraine 78.52 4,030 체르노빌원전사고 Korea, Rep. 515.87 25,998 원전사고없음 자료 : WorldBank(2015. 8. 7), World Development Indicators, http://data.worldbank.org/indicator. 28) 본연구에서는일본과국내의원전주변지역인구밀도를적용하지않고, 국가전체의인구밀도를적용하고있음. 만일후쿠시마원전주변의인구 ( 약 16 만명 ) 와국내원전 ( 고리원전의경우 300 만명이상으로추정 ) 주변의인구밀도비율을적용한다면, 피해비용규모는대폭증가하게됨. 92

본연구분석에서는원전사고피해비용규모를일본과동일한수준인 86조원을적용하기로하는데, 그이유는 GDP와인구밀도를보정하여재추정한피해비용규모와보정전피해비용규모가큰차이가없기때문이다. 물론, 보다정밀한피해비용보정을위해서는국내원전주변의거주인구와재산가치등배상규모파악을위한종합적인연구가필요하다. 이러한연구는일본 발전비용검증워킹그룹 과같이사회각계의관련전문가로구성된 사회적협의기구 구성을통해수행하는것이결과의신뢰성과대국민설득에유효하다고사료된다. 따라서본연구에서는국가단위의인구밀도와 GDP 수준만을보정하여도출된원전사고피해비용규모를분석에적용한다. 나. 추정결과다음의 < 표 4-20> 은위의전제를적용하여도출한국내원전의이용률별사고위험대응비용이다. 사고위험대응비용은적용하는사고발생확률에따라그격차가크다. 만일국제원자력기구의확률론적안전기준확률을적용한다면, 피해비용규모가매우크더라도단위당사고위험대응비용은낮을것이며, 반대로실제사고실적에근거하여산정한사고발생확률을적용한사고위험대응비용은높게나타난다. 중대원전사고발생확률중국제적으로다수의전문가가공감하고있는확률은 3.5 10-4 로세계원자력발전역사에서심각한원전사고를 TMI, 체르노빌, 그리고후쿠시마제1원전사고로만한정한것이다. 29) 이사고발생확률은전세계에서 7년에 1회, 일본에서는 57년에 29) 후쿠시마제 1 원전중심각한피해가있는 3 기의원전을각각 1 건의사고로간주하여, 전세계심각한원전사고를총 5 건으로전제. 제 4 장분석방법및결과 93

1회심각한원전사고발생확률을의미하는것으로, 일부학계와시민단체가주장하는확률과비교해서절대낮은수준은아니라고본다. 일본 발전비용검증워킹그룹 이전제한사고확률 (1 10-4 ) 역시이러한사고실적과확률론적사고발생확률을종합적으로고려한것으로 세계원전운영기준 사고발생확률보다는낮은수준이나, 다른확률과비교할때그격차는크지않다. 본연구에서는이용률 85% 30) 에서추정한사고위험대응비용중에가장공감대가큰 세계원전운영기준 사고확률을적용하여도출한추정치와매우보수적인확률인 일본원전운영기준 을적용하여도출한추정치, 그리고가장낮은 IAEA의확률론적발생빈도 (LERF) 를적용하여도출한추정치를이용하여원전외부비용의전원구성과전력시장영향분석에적용하기로한다. 사고발생빈도기준 IAEA 기준 (LERF) IAEA 기준 (CDF) 세계원전운영기준일본원전운영기준일본발전비용검증워킹그룹전제 < 표 4-20> 국내원전사고위험대응비용추정결과 ( 단위 /kwh) 이용률 (%) 별사고위험대응비용추정결과구분 ( 원 /kwh) 사고발생빈도 80% 85% 90% 0.00001 0.1227 0.1155 0.1091 0.0001 1.2272 1.1550 1.0908 0.00035 4.2951 4.0424 3.8179 0.002 24.5434 23.0997 21.8163 0.00025 3.0679 2.8875 2.7270 30) 이용률 85% 는제 7 차전력수급계획의원전예방정비기간확대 (64 일 / 년 ) 를고려한것임. 94

제7차전력수급계획에서추정한원전송전비용과정책비용 (< 표 4-14>) 에위 < 표 4-20> 의사고위험대응비용을합하는방식으로국내원자력발전의외부비용을도출하였는데이는 < 표 4-21> 과같다. 원전의외부비용은최소 5.13원 /kwh에서최대 28.02원 /kwh로추정되었다. < 표 4-21> 원자력발전의외부비용추정결과 ( 단위 : 원 /kwh) IAEA 기준 (LERF) 적용외부비용 1 세계원전운영기준 적용외부비용 2 일본원전운영기준 적용외부비용 3 송전비용 4.25 4.25 4.25 정책비용 0.76 0.76 0.76 사고위험대응비용 0.12 4.04 23.01 외부비용합계 5.13 9.05 28.02 2. 국내화력발전외부비용추정 앞서 1항에서는일본의원자력발전사고위험대응비용분석사례를참고하여국내원자력발전의사고위험대응비용을추정하였다. 이번항에서는원자력발전외에국내전력생산의상당한부분 31) 을담당하고있는화력발전의외부비용을추정하도록한다. 화력발전의외부비용항목은이산화탄소 (CO2) 배출과 SOX, NOx, 미세먼지 (PM) 등대기환경오염물질배출에대한비용이다. 본연구에서는화력발전의외부비용을직접적으로추정하는대신에, 기존의국내외연구결과를종합적으로검토 분석함으로써연구자나 31) 2014 년기준국내유연탄발전량은 195,259GWh, LNG 복합발전 111,712 로전체발전량의약 60% 를담당하고있음 ( 한국전력거래소 EPSIS(2015. 8. 7), https://epsis.kpx.or.kr. 제 4 장분석방법및결과 95

연구방법론에따른추정결과의편의성 (bias) 을줄이도록하였다. 이를위해기본적으로메타분석 (meta-analysis) 방법론을채용하였다. 강현 (2015) 32) 의논문에따르면메타분석은 두가지이상의개별연구들의추정치를종합하여요약추정치 (pooled estimate) 를합성하는통계적방법을말한다 고기술하고있다. 즉체계적문헌조사에서제시된추정결과의종합적인요약추정치를정량적으로도출하여효과를평가하는통계적방법이다. 메타분석은편익이전 (benefit transfer) 방식을적용한다. 편익이전방법은일반적으로가치의이전 (value transfer) 과함수의이전 (function transfer) 으로구분할수있는데, 본연구에서는가치의이전을이용하여분석을수행한다. 이는분석대상이되는에너지원, 분석사용방법론등여러가지측면에서이질적인연구를메타분석하기때문에, 함수의이전이불가능할것으로여겨지기때문이다. 메타분석을통해구축한화석연료원별외부비용을국내적용가능한수치로환산하기위해, 기준이되는변수로는인구밀도를최우선적으로고려하며, 기타다른주요변수 (1인당 GDP) 에대해서는민감도분석을통해우리나라에적합한외부비용의규모를추정한다. 본연구에서는국내외관련문헌조사를통해구축한데이터를이용하여메타회귀분석모형 (MRM, Meta-Regression Model) 으로정책적으로주요한변수에대해외부비용한계효과를파악하고있다. 외부비용추정은시장에서관찰되지않는환경재의가치를추정해야한다는특성상대부분 CVM(Contingent Valuation Method) 이나선택실험법 (CE, Choice Experiments) 과같은비시장재가치평가기법에 32) 강현 (2015), 메타분석에서통계학적고려사항들, Hanyang Medical Reviews, 35, pp 23-32, http://dx.doi.org/10.7599/hmr.2015.35.1.23. 96

의존하고있다. 비시장재가치평가기법은환경비용을정량적으로평가할수있다는점에서분명장점이많으나, 연구마다상당한범위내에서추정결과가다르게보고되기때문에, 정책시사점을도출하기가힘들다는단점이존재한다. 비시장재가치평가에서전형적인이슈인범위의문제 (scope problem) 역시다양한연구에서일관된결론을추출하기어렵게만드는한요소이다. 환경비용을추정하는비시장재가치평가기법외의방법론으로는한계저감비용추정과같은모델링이있겠으나, 이역시연구결과마다많으면 10배이상다른추정결과가보고되고있다. 메타분석은이처럼상이한연구결과의해석상한계를부분적으로해소할뿐만아니라, 기존의연구를종합적으로검토한다는차원에서도나름대로유의미한연구라고판단된다. 가. 국내외메타분석연구문헌메타분석방법을이용하여비시장재가치를추정한국내연구로는안소은 (2007), 안소은 노백호 (2007), 박호정 (2012) 등이있다. 안소은 (2007) 은국내에서수행된휴양가치추정의선행연구를대상으로메타회귀분석함수이전을적용하였다. 총 86편의휴양가치추정연구자료를수집하여비교가능한연구에서 204개의가치추정치를활용하여회귀분석을수행하였다. 안소은 노백호 (2007) 는우리나라습지의환경적가치를메타회귀로분석하고있는데, 총 83개의관측자료를분석에활용하였다. 이연구에서는메타회귀분석의유용성을확인하였으며, 또한보다신뢰도있는메타분석을위하여관련된 DB 구축을정책과제로제시하고있다. 박호정 (2012) 에서는온실가스감축의경제적파급효과를분석한국내의 CGE모형을대상으로메타분석을수행 제 4 장분석방법및결과 97

하였다. 총 81개의관측치를이용하여온실가스감축규모, 배출권거래제와탄소세의정책적혼합유무, 국제연계등의주요인자에대한한계효과를추정하였다. 화석연료발전기를대상으로자연환경의가치평가를분석한해외메타분석연구는그리많지않다. 메타분석을이용하여화석연료발전기의사회적비용을추정한대표적인해외문헌으로는 Tol(2009), Mishra(2009), Viscusi et al.(1994), Clubb(2012) 등이있다. Tol(2009) 은탄소의사회적비용을메타분석으로추정하였다. 1995년기준으로탄소의톤당사회적비용이 13달러에서 100달러이상의넓은범위에서추정되었다. Mishra(2009) 는발전용석탄의환경비용을분석하였는데, 석탄의잠재적환경비용가치를반영하기위하여 MARKAL 모형을추가로활용하였다. Viscusi et al.(1994) 는미국내에너지사용과연관하여비온실가스외부성의환경비용을편익이전기법으로분석하였다. Clubb(2012) 는발전과관련한외부비용을평가하기위하여편익이전기법을적용하였는데, ELCOE(Extended Levelized Cost of Electricity) 개념을개발하였다. 본연구는 CO 2 와 SO 2, NOx, PM 오염물질의외부비용을평가하기위해서위에서언급한다양한방법론을모두검토하지않으며, 대신가능한유사한방법론내에서추정된결과를비교하기로한다. 이는동일방법론을적용한추정치역시상당한편차가발생하고있기때문이다. 이연구에서는기본적으로비시장재의가치평가기법을중심으로오염물질의감소를위한지불의사액 (WTP: Willingness to Pay) 을조사하도록한다. 다양한연구에서추출한 WTP로추정결과를하나의 98

수치로정리하는것에는다양한가정이필요하며, 때로는해석상의오류위험이존재한다. 이는각분석마다사용한대상물질의단위, 인구및지리통계학적차이, 소득분포, WTP의추정조사방법론과질문지유형등다양한이유때문이다. 또한연구에따라지불금액이일회적, 또는다년간지불되는경우등다양한환경이설정되기때문에, WTP 의메타분석을위한데이터재처리시주의가요구된다. 따라서 WTP 의메타분석추정결과는하나의 WTP 값을제시하기보다적절한범위를같이제시할필요가있다. 예를들면 Johnson and Nemet(2010) 은기후변화에관한 WTP 주요연구결과를요약및정리하였는데, 기후안정 (climate stabilization) 을위해 WTP를 27개의연구결과에서추출하여중앙값을분석한결과, 연간가구당 135달러이며, 최소 22달러, 최대 437달러인것으로나타났다 ( 모두 2008년달러가치기준 ). 메타분석에서국가별인구밀도고려는쉽지않은과제이다. 원칙적으로메타분석에서는비슷한인구밀도를가진지역을대상으로한문헌을이용할필요가있겠지만, 이렇게할경우연구표본이충분치않다는단점이존재한다. 결과적으로본연구에서는인구밀도자체를편익이전에서설명변수로활용하여분석하도록한다. Delta Waterfowl Foundation(2013) 은캐나다농지의생태계와주거환경 (habitat) 가치를평가하기위한편익이전연구로서순일차생산량 (net primary productivity) 과인구밀도, 생태희소성의세변수가이전된편익가치에미치는영향을분석하였다. 다른메타분석이나편익이전연구와마찬가지로, 동연구역시대상오염물질외부비용의정확한추정치로보기보다는보수적인관점에서의근사치로이해하는것이타당하다고생각된다. 제 4 장분석방법및결과 99

나. SO 2, NOx, PM 연구문헌오염물질의사회적외부비용은다양한방법으로추정될수있는데, 크게보아비시장재가치평가, 잠재가격평가, 약물반응평가의세가지방식으로분류될수있다. 비시장재가치평가는다시현시선호법 (revealed preference method) 과진술선호법 (stated preference method) 으로구분되는데, 전자의현시선호법은여행비용법 (travel cost method) 과헤도닉기법 (hedonic price method) 을포함하며, 후자의진술선호법에는대표적으로가상가치평가법 (CVM: contingent valuation method) 이있다. 잠재가격평가법 (shadow price method) 은오염물질한단위배출에따르는기회비용관점에서평가하는방식인데, 산출물이나수입의거리함수 (distance function) 를이용하여추정하는것이일반적이다. 일례로 Nordhaus(2011) 는 탄소의사회적비용 개념을정의할때, 산출물, 배출량과기후변화의기준선을근거로추가적인탄소한단위배출이발생하는잠재가격으로보고있다. 마지막으로약물반응함수를이용한오염물질의외부비용추정방식은, 오염물질이야기할수있는인체위협요인을정량화하는것이다. 상당수연구가한종류의오염물질에국한하지않고두개이상의오염물질을대상으로분석되었기에, 문헌연구를오염물질별로최대한구분하되동일연구논문에서분석한대상은같이언급한다. 예를들어, SO 2 와 NOx를분석한대부분의연구에서는이들물질을같이분석하고있다. 메타분석을위해수집한 SO 2, NOx, PM 관련국내외연구문헌에는 H. Scott Matthews(1999), Pascale Scapecchi(2008), S. Molnar, N. Devrecin, T. Kovacevic, M. Molnar(2008), David Pearce(2001), B. 100

Machol and S. Rizk(2013), Terry Barker and Knut Einar Rosendahl(2000), S. N. M. Menikpura, Shabbir H. Gheewala, Sebastien Bonnet(2012), Kayo Murakami, Takanori Ida, Makoto Tanaka, Lee Friedman(2014), Donald R. McCubbin and Mark A. Delucchi(1999), EPA(2012), Dallas Burtraw, Alan Krupnick, Karen Palmer, Anthony Paul, Michael Toman, Cary Bloyd(2001), Samuel Grausz(2011. 10), Michael Greenstone and Adam Looney(2011), 경기개발연구원 (2003), 조용성 손양훈 (2004. 6), 환경정책평가연구원 (2001. 7) 을포함하고있다. 이들연구에서는관련선행연구에서도정리하고있어, 각연구에포함된사례들도메타분석의자료로이용하였다. 이와같은 SO 2, NOx, PM 메타분석자료는 < 부록 2> 에정리하기로하고, 본연구에서는이들관련문헌연구중대표적인사례를소개하고자한다. H. Scott Matthews(1999) 는 Life Cycle Assessment(LCA), Leontief Input-Output Model, Input-Output Table(IO) 분석기법을이용하여 1992년기준미국의외부비용을추정하고있다. 이연구에서는 1992 IO와 EPA의오염물질별배출량을이용하였고, 추정결과 100,000 달러의전력 (1992년전원구성을이용할때 ) 을생산할때의대기오염으로부터발생하는환경피해의중앙값은 34,000달러로추정되었다. Pascale Scapecchi(2008) 는캐나다의대기오염질병에대한비용을추정하고있다. 추정결과에따르면캐나다의대기오염물질로인한질병비용은총 6,430달러로추정되었다. S. Molnar, N. Devrecin, T. Kovacevic, M. Molnar(2008) 는유럽전체의효과를다룬분석을이용하여크로아티아의화석연료발전유형 제 4 장분석방법및결과 101

별건강피해를화폐가치로계산하였다. 추정결과크로아티아에서석탄발전의외부비용은 1.51~3.22 USD/kWh이며, LNG복합의경우 0.18~0.54 USD/kWh로추정되었다. 대상지역을유럽으로확장할경우외부비용은각각 39.51~46.77 USD/kWh, 6.91~8.16 USD/kWh로대폭증가한다. < 표 4-22> 크로아티아의외부비용추정결과 석탄화력설비 가스화력설비 대상 : 크로아티아만 ( 인구 4.8 백만 ) US$/kWh US$/kWh 미세먼지 0.29~0.33 0 SO 2 0.59~0.93 0 NOx 0.63~1.96 0.18~0.54 계 1.51~3.22 0.18~0.54 대상 : 유럽 ( 인구 540 백만 ) US$/kWh US$/kWh 미세먼지 1.99~2.95 0 SO 2 13.93~15.72 0 NOx 23.59~28.10 6.91~8.16 계 39.51~46.77 6.91~8.16 주 : 계는대류권에의한건강피해이며, 오존 ( 전구물질 : NOx) 은제외함. 자료 : Molnar et al.(2008) David Pearce(2001) 는이산화탄소저감을포함한기후변화정책의부수적편익을추정하고있다. 부수적편익으로는탄소와연합하여생산되는다른오염물질 (NO, SO, 미세먼지 ) 저감, 교통소음, 도로사고, 커뮤니티의단절 ( 심각한교통혼잡에의한이웃상실등 ) 등과같은다른해를주는영향들의감소, 고용수준증가가능성, 기술변화자극가능성등이다. 추정결과는 < 부록 2> 에정리하고있어본문에서는생략한다. 102

경기개발연구원 (2003) 은경기도지역대기오염의사회적비용추정및적정수준달성에대한방안을제시하고있다. 이연구에서는기준안에비해서높은수준인 2003년도오염도로인해발생한추가적인건강상의피해를화폐가치로환산하고있다. 여기에서기준안은환경부의대기오염측정자료중에서가장낮은수준의오염도이다. 대기오염에따른수도권의피해규모는건강피해만을고려한것이므로과소평가되었을가능성이크다. 사회적비용은오염물질별 (PM, SO 2, NOx) 대기오염의사회적한계비용에대기오염물질배출량을곱하는식으로산출하였다. 이연구의대기오염물질별사회적한계비용추정결과와동연구에서참고한기존연구사례의추정치들은 < 부록 2> 에정리되어있다. 조용성 손양훈 (2004. 6) 은 SO 2, NO 2, TSP( 부유먼지 ), CO 등대기오염물질개선이인체건강에미치는사회적편익을추정하고있다. 동연구에서는 1998년보건복지부의국민건강 영향조사중건강면접조사자료 39,060개의표본에표본의연령, 사회 경제적특성 ( 소득등 ) 관련자료, 1998년도표본의거주지역의 NO 2, TSP, SO 2, CO 등대기오염물질농도자료를추가하여분석을수행하고있다. 분석방법은프로빗모형을사용하여대기오염물질의농도변화에따른호흡기계질병발생자수의변화를추정하였다. 제 4 장분석방법및결과 103

< 표 4-23> 오염물질저감에따른편익 ( 단위 : 백만원 ) 단위배출량저감에따른편익 ( 천원 / 톤 ) 단위농도저감에따른펀익 SO 2 188.4 968.7 억원 /ppb NO 2 102.4 368.3 억원 /ppb CO 105.6 6.8 억원 /ppb TSP 458.6 183.4 억원 /μg 자료 : 조용성 손양훈 2004. B. Machol and S. Rizk(2013) 는미국에서화석연료를사용한전력으로부터의배출을피하는것과관련된인체건강개선의경제적가치를추정하였다. 추정결과에따르면캘리포니아의경우이러한가치는 $0.005~$0.013/kWh, 메릴랜드는 $0.41~$1.01/kWh였다. 대기오염으로부터만들어지는건강효과의경제적가치를고려하면평균적으로미국소비자들의전력에대한 WTP는 $0.24~$0.45/kWh이다. 이값은화석연료연소를피하도록하는에너지효율투자, 배출제로인신재생에너지원과같은대체안과비교한경우이다. 동연구에따르면미국에서화석연료전력으로부터의건강영향에대한경제적가치는매해 361.7~886.5 십억달러이며, GDP의 2.5~6.0% 에해당한다고보고하고있다. Terry Barker and Knut Einar Rosendahl(2000) 은서유럽 19개지역을대상으로하여 SO 2, NOx, PM10의오염물질저감에의한편익을분석하였다. 분석방법으로는유럽을대상으로한대규모계량모델인 E3ME( 대규모 19개지역에너지-환경-경제모델 ) 을사용하였다. 이는온실가스저감정책들의부수적편익에대한영향을추정하기위하여 top-down 형태로서동연구에서개발한모형이다. 이연구에서는고 104

용자에대한감세에사용되는세금 / 배출권수입을이용한경제학적방법들을이용하여교토의정서상의목표를달성한다고가정하였다. 피해액은 Extern-E 연구로부터도출하였다. 피해에는사람, 동물에대한건강과후생, 자재, 건물, 기타자본, 농작물에대한물리적영향이있으며, 그리고사망, 이병, 신체적효과에대한가치도포함하였다. S. N. M. Menikpura, Shabbir H. Gheewala, Sebastien Bonnet (2012) 은스리랑카폐기물처리의사회경제적그리고환경적영향을정량적으로도출하고, 이추정치를스웨덴의경우와비교 분석하고있다. 즉스리랑카폐기물의인체에미치는직 간접적영향에대한 WTP를추정하고있는데, 이때스웨덴의 WTP와두국가의 1인당 GDP(PPP) 비율을곱하는방식으로자국의 WTP를도출하고있다. Kayo Murakami, Takanori Ida, Makoto Tanaka, Lee Friedman (2014) 는미국 4개주 (CA, MI, NY, TX) 의 4,202세대와일본의 4,000 세대의설문조사자료와 random parameter logit(rpl) 분석방법을이용하여일본과미국의전원구성및온실가스배출저감에대한 WTP 를추정하고있다. 온실가스 1% 저감시키는것에대한미국소비자들의 WTP는 $0.31/ 월이며, 일본의소비자들의 WTP는 $0.26/ 월로추정되었다. 또한, 신재생에너지 1% 증가시키는것에대한미국소비자들의 WTP는 $0.71/ 월이며, 일본의소비자들의 WTP는 $0.31/ 월로나타났다. Donald R. McCubbin and Mark A. Delucchi(1999) 는자동차사용과관련된배출변화와건강비용의변화사이의관계를모형화하여분석하고있다. 분석은 자동차사용과관련된배출량을추정 대기오염에노출에따른변화를추정 대기오염에대한노출의변화를 제 4 장분석방법및결과 105

인체에대한건강효과에서의변화와연계 인체에대한건강효과의변화를경제적후생의변화와연계 의단계로수행하였다. 동연구의추정결과는 < 부록 2> 를참고하기바란다. Dallas Burtraw, Alan Krupnick, Karen Palmer, Anthony Paul, Michael Toman, Cary Bloyd(2001) 는전력시장균형모델 (Haiku) 을인체건강에대한변화를가치화할수있는통합평가체계와연결하여사용하고있다. 전력시장균형모델 (Haiku) 은 2000~2010년의발전과소비를시뮬레이션한다. Haiku는지역전력시장의시장균형과 NO 2 배출조절기술선택에대한완전히연계된알고리즘을갖는지역간전력거래를모형화한것이다. Haiku는전력수요, 전력가격, 전력공급의구성, NERC ( 북미전력계통신뢰도감독기관 ) 지역간의전력거래행동, Nox, SO 2, CO 2 와같이발전에서발생하는주요오염물질의배출을시뮬레이션한다. Samuel Grausz(2011. 10) 의연구는석탄화력발전소의사회적비용에대한선행연구사례를 2010년가격기준으로정리하고있다. 동연구에따르면외부비용을반영한석탄화력발전은다른발전원보다높은발전비용을보이게되는데, 가령 4,000MW의석탄화력발전을동급의원자력, 천연가스, 풍력, 바이오매스발전소대신에건설하는의사결정은석탄발전소의낮은건설비와운영비를고려하더라도 319~ 1,414백만달러의사회적비용을추가로필요로한다고보고하고있다. 추가되는비용을항목별로살펴보면 370백만달러는광업에서의건강비용, 940백만달러는대기오염비용, 108~320백만달러는기후변화비용이다. Michael Greenstone and Adam Looney(2011) 의연구는미국브루 106

킹스연구소 (Brookings Institution) 의해밀턴프로젝트의일환으로수행되었다. Hamilton Project는미국의기회, 번영, 성장의방향을찾고자하는것으로, 미국의에너지정책을재구성하기위하여 4개의원칙을제공하고있다. 첫째, 에너지원별로전체비용이가격으로설정되어야하고, 둘째, 에너지혁신에서기초연구, 개발, 시험이필수적이어서정부의민간부문투자재원조달에지원해야한다는것이다. 셋째, 환경규제는가능한효율적으로디자인되어적용되어야하며마지막으로지구적관점의문제로서기후변화는지구적으로다루어야한다는것이다. 다. 위해성평가자료조사 1) SOx( 황산화물 ) 의건강비용연구문헌조사 SOx( 황산화물 ) 의경우, 배출저감기술및배출저감정책에대한연구는활발히진행되었으나, 황산화물자체에대한사회적비용및위해성평가에대한직접적인연구는거의존재하지않는것으로확인되었다. 따라서이연구에서는황산화물질의영향에대해서간단히소개하고, 대기오염물질에관한종합적인연구중황산화물의사회적비용및위해성에대해서간접적으로라도언급하고있는연구문헌들을소개하고자한다. 황산화물이란원래황과그산화물을의미하는단어이며, 대표적인황산화물은이산화황 (SO 2 ) 과삼산화황 (SO 3 ) 의형태로존재한다. 이산화황은대기중에에어로졸을형성하여가시성을감소시키며, 건물및시설의표면을부식시키기도한다. 또한, 인체및동물의호흡기에도 제 4 장분석방법및결과 107

급성적영향을미치며, 특히식물의잎에큰영향을미치는데, 그원인은잎의기공을통해서이산화황이유입되어세포구조를파괴하기때문으로알려져있다. 삼산화황은인체의호흡기에유입되어큰피해를주며, 직접적인접촉이이루어지는눈및코에는세균감염을일으키고위장장애역시유발한다. 본연구의메타분석에활용할연구문헌중 SOx( 황산화물 ) 의건강비용을추정한대표적인연구로는신동천 (2010), 공성용 (2013) 등이있다. 이들연구의방법론과추정결과는 < 부록 2> 에정리하고있다. 신동천 (2010) 의연구는교통환경오염원의위해성평가연구에관한데이터베이스구축및향후로드맵구축을위해진행된것으로, 미세먼지및질소산화물에대해서만위해성평가가이루어졌다. 위해성평가는 1단계의 위험성평가, 2단계의 노출평가, 3단계의 용량-반응평가 그리고 4단계의 위해도결정 의순서로진행된다. 동연구에서는대기오염물질의피해비용산정을위해 EU 및 KAIST의기존분석자료를재정리하여분석에적용하고있다. 그러나이연구에서는미세먼지및 NOx에대한위해성평가만을다루고있다는한계점이존재한다. 공성용 (2013) 은정부주도로추진된통합환경관리체계의도입을위한환경기술적용에있어서, EU BAT(Best Available Techniques, 최상가용기법기준서 ) 와국내환경기술수준의차이를비교 분석하였다. 또한, 동연구에서는황산화물의배출감소를위해필요한탈황설비의설치와관련된내용도기술하고있다. 비교 분석을위한비용자료는강광규 (2010) 의연구에서기술된국내사업장에서의탈황설비설치에따른비용을준용하고있다. 이연구의한계로는국내환경기술수준 108

을 EU BAT 수준으로조정할경우, 정확한분석을위해필수적인환 경기술적용비용자료가부재하다는점을들고있다. 2) NOx( 질산화물 ) 의건강비용연구문헌조사 NOx( 질산화물 ) 의건강비용을추정한문헌으로는유무상 (2007), 권오상외 (2003), 김영덕 조경엽 (2003) 등이대표적이다. 유무상 (2007) 은제품시스템의전과정에서의환경적인측면을평가하는 LCA(Life Cycle Assesment, 전과정평가 ) 접근법과효과분석에서용량반응평가법을이용하여각오염원 ( 미세먼지, 질소산화물, 황산화물, HCHO) 별 Damage Factor를계산하였다. 계산결과질소산화물이가장작은값을보였다. 본연구에서는다양한오염원별로개별방법론을통해위해성평가및영향평가를상세히다룸으로써기존전과정평가법해석상의문제점을일부완화하였다. 권오상외 (2003) 는경기도내지역별로이산화질소를포함한오염의피해량과사회적비용분석을위해, 조건부가치평가법 (CVM) 과 Benefit Transfer 방법론사용하였다. 오염물질배출량의공간적분포를비모수적방법인커널확률밀도함수로추정하였다. 사회적편익을추정하기위해서는피해함수 (damage function) 를이용한시장적방법, 그리고특성임금모형, 회피행위모형, 질병비용모형및특성가격모형을포함하는현시선호방법론을이용하였다. 또한, 가상가치평가법, 가상순위결정법의진술선호방법론을사용하여분석을수행하였다. 동연구에따르면질소산화물의경우는최대배출농도와평균배출농도두가지에의해환경피해가결정된다. 그러므로두가지결정요소에대한두가지정책도구 ( 최대배출농도규제, 평균배출농도규제 ) 가필요할것 제 4 장분석방법및결과 109

으로보인다고기술하였다. 또한, 질소산화물은배출계수및배출량에불확실성이존재한다고주장하고있다. 김영덕 조경엽 (2003) 은오염물질중질소산화물에대해서만연산가능일반균형모형 (Computational General Equilibrium) 을사용하여가계, 산업, 정부각주체가후생과이윤적정화를통해각정책수단에대하여어떻게변화하는지추적하고, 정책수단별사회적손실과경제적효과를분석하였다. 분석결과에따르면, 430ppm인경유의품질이 50ppm으로개선되는시나리오에서, 강제적규제하에서의 GDP는 2007년 BAU 대비약 9.4% 감소하고, 세수입이없는배출권거래제하에서의 GDP는 9.1% 감소한다. 세수입이있는배출권거래제하에서의 GDP는 6.6% 감소하여강제적규제보다 GDP 감소가 2.8% 가낮다. 경유황함량이 15ppm일경우에는강제적규제와배출권거래제의 GDP 감소율차이가약 3.3% 로명확해진다. 결과적으로시장메커니즘을통한오염물질의환경목표달성을위해바람직하다고주장하고있다. 라. CO 2 관련연구문헌메타분석을위해수집한 CO 2 연구문헌들은다음의 < 표 4-24> 에정리하고있다. 본연구에서메타분석을위해수집한 CO 2 외부비용추정연구문헌들은 Carlsson et al.(2012), Duan(2009), Kochten et al.(2013), Tsang and Burge (2011), Daziano and Achtnicht (2013), Solino(2009), Aldy et al. (2012), Goto and Ariu (2010), Guo et al. (2014), Wiser(2007) 등이며각연구문헌에대해코드명을부여하고있다. 110

< 표 4-24> CO2 비용메타데이터및주요국지표 논문코드 CO2_01_Carlsson CO2_02_Duan 대상물질 해당연도 국가비용단위기준 WTP 1 인당 GDP 인구밀도 ( 명 / km2 ) 1 인당 GHG 배출 ( 연간 ) 톤당가격 CO2 2009 스웨덴 21.7 달러 30% 감축 276.42 57297 20.6 5.5 86.37 35.94 달러 60% 감축 457.81 57297 20.6 54.24 달러 85% 감축 690.92 57297 20.6 미국 17.27 219.99 52839 34.2 17 20.39 27.95 상동 356.03 52839 34.2 36.43 464.05 52839 34.2 중국 4.99 달러 63.56 15000 144 6.7 15.52 8.32 달러 상동 105.98 15000 144 11.18 달러 142.41 15000 144 CO2 2011 중국 201.86 위안 /yearly 30.89 6569 144 6.7 5.24 푸단 (Fujian) 214.54 32.83 6569 144 베이징 347 53.10 6569 144 상하이 169.18 25.89 6569 144 산동 186.39 28.52 6569 144 CO2_03_Kotchen CO2_04_Tsang CO2 2010/2011 미국 79 달러 배출권 82.21 52839 34.2 17 5.16 85 탄소세 88.45 52839 34.2 89 직접규제 92.61 52839 34.2 CO2 2007 영국 2.2575 파운드 CO2 톤당감축 45.60 39049 255.6 7.1 6.42 CO2_05_Daziano CO2 2009 독일 ( 서부 ) 162.5 유로 197.27 43952 225 8.9 17.98 독일 ( 동부 ) 101.1 유로 122.73 Nomura and Akai (2004) 2000 일본 17 달러 ( 월 ) 236.84 39321 337.1 9.3 25.46 Whitehead and Cherry (2007) 2002 미국 4.24 달러 ( 월 ) 57.91 52839 34.2 17 3.41 Hite et al. (2008) 2005 미국 6.48 달러 ( 월 ) 85.90 52839 34.2 17 5.05 Yoo et al. (2009) 2006 한국 1.8-2.2 달러 ( 월 ) 28.99 23,838 501.1 11.8 2.46 Koundouri et al. (2009) 2007 그리스 11.5 달러 ( 월 ) 149.43 22083 82 7.6 19.66 Zografakis et al. (2009) 2008 그리스 7.1 달러 ( 월 ) 91.34 22083 82 7.6 12.02 Zhang and Wu(2012) 2010 중국 1.15-1.51 달러 ( 월 ) 16.39 6569 144 6.7 2.45 Guo et al. (2014) 2010 중국 2.7-3.3 달러 ( 월 ) 37.84 6569 144 6.7 5.65 Pallab et al. (2011) 2010 미국 5.77-15.04 달러 ( 월 ) 126.12 52839 34.2 17 7.42 제 4 장분석방법및결과 111

마. WTP(Willingness-To-Pay) 메타분석오염물질의사회적비용에관한관심과연구가증가함에따라이에대한메타분석연구역시최근활발히수행되고있다. 그러나지불의사액의기준이되는조건이무엇인지밝히지않은채, 단순하게 WTP를수평비교하는것은무의미하다. 따라서다양한연구에서가능한표준화할수있는요소를추출하여이를중심으로지불의사액에미치는효과를분석할필요가있어보인다. 본보고서에는 SO 2, NOx 그리고 PM에대한메타회귀분석을통하여 1인당 GDP와인구밀도와의관계를파악하고자한다. 아울러, CO 2 의경우에는메타분석에서자주발견되는소표본문제 (small-sample problem) 를극복할수있는메타회귀분석방법론에대해서도검토한다. CO 2 관련문헌마다지불의사액이많으면수십배이상차이가나며, 또한, 지불의사액추정의배경이되는문항속성이상이하기때문에, 단순선형회귀방식보다는일반화된모형이필요하다. 단순한형태의메타회귀분석은 OLS(Ordinary Least Squares) 을적용하도록하며, CO 2 는베이지언회귀분석을활용하도록한다. 연구마다지불의사액이큰차이를보이기때문에, 오차항의정규분포가정을완화한일반오차공분산행렬 (general error covariance matrix) 을가진회귀분석모형으로추정하기로한다. 일반오차공분산행렬의선형회귀모형은다음의수식 (4-1) 과같다. 식 (4-1) 오차항 은정규분포로서평균, 공분산행렬 을가진다 112

( ). 의성질을가진행렬 가존재하므로, 이 행렬을식 (4-1) 의양변에곱하여아래의식 (4-2) 로변환한다. 식 (4-2) 여기에서,,, 정규분포의성질을이용하여로그함수를도출하면다음의식 (4-3) 과 같이표현할수있다. 식 (4-3) 베이지언확률의 prior 는표기의일반화를위해 의 prior 를 로 표기하였을때에다음의관계를구하게된다. 식 (4-4) 여기에서, and 다음으로 posterior 는 prior 에 likelihood 를곱한형태로구하게된다. exp exp 식 (4-5) 제 4 장분석방법및결과 113

본연구에서는위모형을이용하여메타회귀분석을시행하도록하며, 종속변수로는오염물질의톤당지불의사액, 설명변수로는 1인당 GDP 와인구밀도를활용하도록한다. 33) 메타분석에사용된 SO 2 의톤당지불의사액의평균값은 5,459달러, NOx는 6,031달러, 그리고 PM은 6,852달러로나타났다. 배출시설의대기오염물질발생량산정방법에서적용하고있는연료별대기오염물질배출계수를적용하여, 유연탄과 LNG 1톤이용에따르는대기오염물질에대한지불의사액을추정한다. < 표 4-25> 대기오염물질배출계수 SO 2 NOx PM 유연탄 (g/kg) 19.0 7.50 5.0 LNG (g/ m3 ) 0.01 6.04 0.03 자료 : http://data.worldbank.org/indicator/en.atm.co 2E.PC(2015. 08. 07) LNG 의환산계수인 LNG 1kg=1.238m3 를이용하여유연탄과 LNG 1 톤사용에따른 SO 2, NOx, PM 에대한지불의사액을정리하면다음 의 < 표 4-26> 과같다. < 표 4-26> 유연탄, LNG 톤당지불의사액 ( 단위 : 달러 /ton) SO 2 NOx PM 유연탄 WTP( 달러 /ton) 103.72 45.23 34.26 LNG WTP( 달러 /ton) 0.07 45.10 0.25 33) 인구밀도데이터, 1 인당 GDP 와 1 인당 CO 2 배출량은세계은행자료를이용 (http://data.worldbank.org/indicator / http://data.worldbank.org/indicator/en.atm.co 2E.PC), 사이트최종접속일 : 2015. 8. 7. 114

다음 < 표 4-27> 은 SO 2, NOx 그리고미세먼지 (PM) 에대한메타회귀분석결과 (OLS 추정결과 ) 를정리한것이다. 결과에따르면인구밀도 1인증가시 SO 2 의톤당지불의사액은 8.24달러, NOx는 3.45달러증가하는것으로나타났으며, PM은 23.87달러로비교적높은증가폭을보인다. < 표 4-27> 의추정식을이용하여국내 SO 2, NOx 그리고미세먼지 (PM) 에대한톤당지불의사액을도출하고, 이를이용하여전력생산단위당 SO 2, NOx, 미세먼지 (PM) 각각의외부비용 ( 원 /kwh) 을도출할수있다. 이에대한추정결과는후술하기로한다. < 표 4-27> SO 2, NOx, PM 메타회귀추정결과 ( 단위 : 달러 ) SO 2 NOx PM 계수 t-stat 계수 t-stat 계수 t-stat ( 상수 ) (1인당 GDP) ( 인구밀도 ) 7706.6787 2.1084* 10248.9162 2.1664* 9926.6295 2.4247* 0.0768 1.0638 0.1007 1.2722 0.1606 1.8532* 8.2422 1.9786* 3.4471 1.9205* 23.8696 2.0768* 주 : *: 95% 의신뢰구간에서유효함. 다음으로베이지언회귀분석법을이용하여추정한 CO 2 의 1인당지불의사액메타회귀추정결과를살펴보자. 베이지언추정을위한초기값을 OLS 추정치를적용하여도출한 CO 2 1인당지불의사액메타회귀분석결과는 < 표 4-28> 과같다. 제 4 장분석방법및결과 115

< 표 4-28> CO 2 1 인당지불의사액메타회귀추정결과 ( 단위 : 달러 ) 계수 OLS 베이지언추정계수표준오차 ( 상수 ) 21.8270 19.9820 4.9810 (1인당 GDP) 0.0035 0.0031 0.0075 ( 인구밀도 ) -0.0445 0.1000 0.0020 다음의 [ 그림 4-1]~[ 그림 4-3] 은추정계수,, 의사후적추정 치분포를보여주고있다. [ 그림 4-1] 의사후적확률분포 116

[ 그림 4-2] 의사후적확률분포 [ 그림 4-3] 의사후적확률분포 제 4 장분석방법및결과 117

다음 CO 2 의톤당지불의사액을메타회귀분석으로추정한결과를보면, OLS와베이지언추정치가큰차이를보이지않는것을알수있다. 인구밀도지표에서 1명증가시, 약 0.02 달러지불의사액이증가하여, SO 2, NOx 보다는현저히작은규모로증가하는것을알수있다. 이는 SO 2, NOx, PM과같은국지적오염물질에비해 CO 2 는글로벌오염물질로서, 인구밀도에대한응답자의지불의사액반응도가낮기때문인것으로추론된다. < 표 4-29> CO 2 의톤당지불의사액메타회귀추정결과 ( 단위 : 달러 ) 계수 OLS 베이지언추정계수표준오차 ( 상수 ) 5.7214 5.9945 0.0062 ( 일인당 GDP) 0.0003 0.0002 0.0001 ( 인구밀도 ) 0.0152 0.0199 0.0002 지금까지기술한 CO 2, SO 2, NOx, 미세먼지 (PM) 등의대기오염물질의외부비용추정결과는다음과같이요약할수있다. 대기오염물질의지불의사액에미치는인구밀도변수의영향을파악하기위해메타회귀모형으로분석한결과, km2당인구밀도가 1인증가시 SO 2 의톤당지불의사액은 8.24달러, NOx는 3.45달러증가하는것으로나타났으며, PM은 23.87달러로비교적높은증가폭을보이는것으로나타났다. 반면, CO 2 의경우에는인구밀도가 1인증가시약 0.02 달러증가하는것에그쳐, SO 2, NOx보다는현저히작은규모로증가하는것으로나타났는데, 이는 SO 2, NOx, PM과같은국지적오염물질에비해 118

CO 2 는글로벌오염물질로서, 인구밀도에대한응답자의지불의사액반응도가낮기때문인것으로추론되었다. 대기오염물질의외부비용연구는사용하는분석방법론, 대상국가와지역, 오염물질의속성등다양한요인에영향을받으면서지불의사액이나회피비용추정결과가상당한정도로다르게나타나기때문에, 비록메타분석일지라도해석시보수적인접근이필요하다. 문항이직접적으로대기오염물질배출을줄이는것에대한질문일수도있으며, 신재생과같은대체에너지확보를위한지불의사액을묻는질문일수도있어, 응답자가인식하는오염물질의강도와규모가연구문헌마다다르게나타날수있다. 결국, 어떠한메타분석이라할지라도이와같은종류의다양성을표준화하기에는부족할수있으므로, 향후지속적으로관련문헌의데이터를확보하고메타분석을위한표본수를증대시킬필요가있다. 바. 국내화력발전 ( 석탄및 LNG 복합발전 ) 외부비용추정본연구에서는메타회귀분석을통해도출한 SO 2, NOx, PM, 그리고 CO 2 추정식 (< 표 4-27> 과 < 표 4-29>) 을이용하여국내환경오염배출물질의외부비용을추정한다. 전술한바와같이국내대기오염배출물질의톤당지불의사액추정은국내 1인당 GDP와인구밀도도함께고려하여도출한다. 다음의 < 표 4-30> 은각대기오염물질의메타회귀추정식을이용하여톤당 WTP를계산한후제7차전력수급계획에서전제하고있는환율을곱하여국내대기오염물질의외부비용을추정한것이다. 참고로국내인구밀도 ( 명 /km 2 ) 는 515.87이며, 1인당 GDP는명목기준 $25,998 제 4 장분석방법및결과 119

이며, 환율은 1,120원 /$ 이다. 34) 추정결과에따르면 SO 2 의지불의사액 ( 혹은외부비용 ) 은톤당 15,629,856원, NOx는톤당 16,402,591원, PM은 29,585,381원, 그리고 CO 2 는 24,035원으로추정되었다. 이러한추정결과를제7차전력수급계획의 SO 2, NOx, PM, CO 2 전제와비교해보면, CO 2 와 SO 2 는유사한값을보이고있으나, NOx는메타회귀의추정값이제7차전력수급계획전제치보다크게나타나고있고, PM은제7차전력수급계획의전제치가메타회귀추정치보다훨씬높게나타나고있다. < 표 4-30> 국내톤당대기오염물질외부비용추정결과 ( 단위 : $/ 톤, 원 / 톤 ) SO 2 NOx PM CO 2 외부비용 ($/ 톤 ) 13,955 14,645 26,416 21.46 외부비용 ( 원 / 톤 ) 15,629,856 16,402,591 29,585,381 24,035 7차전력수급계획전제치 16,430,000 6,161,000 68,949,000 25,000 < 표 4-30> 의톤당대기오염물질의지불의사액을화력발전원별 ( 석탄, LNG, 석유발전 ) 의대기오염물질평균배출실적과평균발전량을이용하여도출한단위당외부비용 ( 원 /kwh) 은다음의 < 표 4-31> 에정리하고있다. 추정결과에따르면 CO 2 를제외한석탄 ( 유연탄 ), LNG, 석유발전의외부비용은각각 13.87원 /kwh, 6.33원 /kwh, 23.77원 /kwh 로석유발전의대기오염배출비용이가장크게나타난다. 만일 CO 2 까지포함하는경우의외부비용은각각 32.10원 /kwh, 14.19원 /kwh, 38.62원 /kwh로여전히석유발전의외부비용이가장크게나타나고, 34) 1 인당 GDP 와인구밀도는 2013 년기준이며, 자료는세계은행임. 120

LNG복합발전은낮게추정된다. 국내탄발전의경우대기오염물질과온실가스배출에대한외부비용총합이다른발전원보다더크게나타나고있으나, 국내의경우국내탄발전은정책성전원으로연료제약대상이고, 또한발전량비중역시낮은수준이므로이들외부비용의전원구성과전력시장영향은제한적일것으로판단된다. 35) < 표 4-31> 화력발전원별외부비용추정결과 ( 단위 : 원 /kwh) 대기오염물질 석탄 ( 유연탄 ) 국내탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 SO 2 5.05 5.05 0.00 7.20 NOx 8.31 8.31 6.33 16.17 PM 0.51 0.51 0.00 0.40 소계 1 13.87 13.87 6.33 23.77 CO 2 18.23 27.92 7.86 14.85 CO 2 포함총계 2 32.10 41.79 14.19 38.62 메타회귀분석을통해도출한환경비용 (< 표 4-31>) 과 < 표 4-14> 의화력발전원별송전비용및정책비용을합하면화력발전원별총외부비용을도출할수있다. 더하여 < 표 4-21> 의원자력발전외부비용추정결과를종합하면국내대표적인발전원의외부비용을도출할수있다 (< 표 4-32>). 원자력발전의사고위험대응비용의경우 0.12원 /kwh, 4.04원 /kwh, 23.10원 /kwh의총세가지경우를고려하고, 화력발전원 35) 2014 년발전량실적기준으로국내탄발전의전제발전량에서차지하는비중은약 1.6% 에그치고있음. 국내연료제약을받는국내탄발전기는영동 1, 2 호기 / 서천 1, 2 호기 / 동해 1, 2 호기임. 제 4 장분석방법및결과 121

의경우 CO 2 를포함하는경우와포함하지않는두가지경우를고려 하면총 6 가지의외부비용시나리오를구성할수있다. 36) < 표 4-32> 전원별외부비용추정결과종합 ( 단위 : 원 /kwh) 비용항목 원자력 석탄 ( 유연탄 ) 국내탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 환경비용 0.00 13.87 13.87 6.33 23.77 송전비용 4.25 3.78 2.95 2.95 2.95 정책비용 0.76 0.65 0.47 0.33 0.39 사고위험대응비용 1 소계 : CO 2 비용불포함 2 소계 : CO 2 비용불포함 3 소계 : CO 2 비용불포함이산화탄소비용 (24,035원/tCO 2 적용 ) 4 합계 : 1+ CO 2 비용포함 5 합계 : 2+CO 2 비용포함 6 합계 : 3+CO 2 비용포함 1 : 0.12 2 : 4.04 3 : 23.10 0.00 0.00 0.00 0.00 5.13 18.30 17.29 9.61 27.11 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 0.00 18.23 27.92 7.86 14.85 5.13 36.53 45.21 17.47 41.96 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96 36) CO 2 에대한외부비용포함여부를구분하여시나리오를구성한것은국내의경우현재배출권거래제를시행하고있어, CO 2 외부비용은이미내재화된것으로볼수도있기때문임. 122

제 3 절전원별외부비용의전원구성영향분석 1. 시나리오설정 본연구에서는제4장의 1절에서기술한제7차전력수급계획상의전원별외부비용추정결과 (< 표 4-14> 의 1 ~ 3) 와제4장 2절에서추정한전원별외부비용 (< 표 4-32> 의 2, 3, 5, 6) 결과를종합하여총 7개의시나리오를구성할수있고, 이는다음의 < 표 4-33> 에정리하고있다. < 표 4-32> 의전원별외부비용시나리오중 1과 4를제외한이유는원전사고위험대응비용이최소가되는추정치가거의영 (0) 에가까워분석의의미가없을뿐만아니라, 현실적인측면에서도영에가까운원전사고위험대응비용은현시점에서수용되기어렵다고판단했기때문이다. 시나리오 1부터 3까지는제7차전력수급계획에서전제하고있는발전원별외부비용을적용한것으로, 시나리오 1은원전사고위험대응비용을 5.72원 /kwh로전제한것이고, 화력발전원의경우이산화탄소를제외한환경오염물질의외부비용만을고려한시나리오이다. 물론송전비용및정책비용은모두반영한것이다. 시나리오 2는 CO 2 가격을톤당 10,000원적용할경우의외부비용을시나리오 1에추가로반영한것이고, 시나리오 3은 CO 2 가격을톤당 25,000원적용하여추정한외부비용을시나리오 1에반영한것이다. 시나리오 4부터 7까지는본연구의저자가추정한원자력발전과화석연료발전기의대기오염물질및 CO 2 외부비용을반영하여구성한시나리오들이다. 전술한바와같이원자력발전의사고위험대응비용은 4.04원 /kwh와 23.01원 /kwh의두가지를전제하고, 화석연료발전기는 CO 2 반영한경우와 제 4 장분석방법및결과 123

그렇지않은경우로구분하여시나리오를구성한것이다. 전원별외부비용의전원구성과전력시장영향비교 분석은외부비용을반영하지않은제7차전력수급계획을기준시나리오로구성하여분석을수행한다. 즉기준시나리오는직접비용만을포함한제7차전력수급계획이된다. < 표 4-33> 전원별외부비용시나리오구성 ( 단위 : 원 /kwh) 구분시나리오원자력 석탄 ( 유연탄 ) 석탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 제 7 차수급계획전제 시나리오 1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 시나리오 2 10.73 21.45 24.47 8.93 24.09 시나리오 3 10.73 32.83 41.89 13.84 33.36 시나리오 4 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 저자추정전제 시나리오 5 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 시나리오 6 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 시나리오 7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96 2. 시나리오별전원믹스영향 가. WASP 입력자료및주요전제시나리오별전원믹스영향을살펴보기위해 WASP-IV를이용하였다. WASP은앞서소개한바와같이전원믹스분석프로그램중전세계에서가장널리오랫동안사용되고있는프로그램으로서그신뢰성을입증하고있다. 37) 124

WASP 운용에필요한입력자료는건설비, 운전유지비, 연료비와같은경제성자료와, 계획예방정비일수, 고장정지율, 열소비율등과같은기술성자료가활용된다. 이러한입력자료들은 < 표 4-1> 에서정리한수치를적용하였다. 그러나이입력자료들은모두직접비용에해당한다. < 표 4-33> 에서제시한시나리오별외부비용까지포함하기위해서는외부비용을 WASP에적용할수있는변환작업이필요하다. 현재외부비용의단위는원 /kwh으로되어있다. 이는변동비성격으로연료비로환산하여 WASP에적용가능하다. 다만, WASP에서연료비는열량단가 ( 원 /Gcal) 로입력되기때문에발전소별열소비율과소내소비율을고려하여외부비용을열량단가로환산하여적용하였다. 주요전원별외부비용을연료비에반영한수치는아래 < 표 4-34> 와같다. < 표 4-34> 주요전원별외부비용반영연료비 ( 원 /Gcal) 시나리오 원자력 석탄 ( 유연탄 ) LNG 외부비용반영전 193 1,878 5,687 1 623 2,544 6,045 2 623 2,909 6,252 3 623 3,456 6,562 4 556 2,758 6,295 5 1,316 2,758 6,295 6 556 3,634 6,792 7 1,316 3,634 6,792 37) WASP 을비롯한전원계획수립모형과관련하여서보다상세한내용은부록을살펴보기바란다. 제 4 장분석방법및결과 125

전원믹스분석대상기간은 2015~2035년까지설정하였다. WASP을운용하기위해서는외생변수로수요전망자료 (MW, GWh) 도입력하여야한다. 수요전망치역시가장최신자료에해당하는제7차전력수급기본계획의자료를우선적으로적용하였다. 다만, 제7차전력수급기본계획의최종연도가 2029년이기때문에, 나머지 6년은 2014년 1월발표한제2차에너지기본계획 (~2035년) 수요전망치의연도별증가율을적용하여별도산정하였다. < 표 4-35> 목표수요와최대전력 구분 2015 2020 2025 2030 2035 목표수요 (TWh) 489.6 588.4 631.7 664.2 695.0 최대전력 (MW) 82,478 97,261 106,644 113,548 120,425 신재생에너지설비역시 2029년까지는제7차전력수급기본계획에서피크기여도를고려한용량과발전량자료를적용하였으며, 이후에는제2차에너지기본계획의연도별증가율을적용하여재산정하였다. 다만, WASP-IV에서는아직신재생에너지설비에대한시뮬레이션이불가능하다는한계가있다. 이에신재생설비용량 ( 피크기여분 ) 과발전량을각각최대전력과전체발전량에서차감하고다시부하곡선을추정하였다. 그리고기존발전소건설및폐지계획이 FIXSYS에들어가야하는데, 발전소건설및폐지계획또한제7차전력수급기본계획의자료를이용하였다. 126

< 표 4-36> 연차별확정설비및신규의향설비 년도 기계획설비 신규의향 폐지설비 확정반영 반영제외 설비 반영 ( 단위 : MW) 신재생집단 2015 신월성 #2 (7 월, 1000) 당진 #9 (12 월, 1020) 포스코복합 #9 (1 월, 376) 동두천복합 #1(3 월, 858) 동두천복합 #2(1 월, 858) 포스코복합 #2 (1 월, -450) 서울 #4 (12 월, -138) 2016 2017 신고리 #3 (4 월, 1400) 당진 #10 (6 월, 1020) 삼척그린 #1 (6 월, 1022) 삼척그린 #2 (10 월, 1022) 북평 #1 (2 월, 595) 북평 #2 (6 월, 595) 태안 #9 (6 월, 1050) 태안 #10 (12 월, 1050) 신보령 #1 (6 월, 1000) 여수 #1 (8 월, 350) 신고리 #4 (2 월, 1400) 신한울 #1 (4 월, 1400) 신보령 #2 (6 월, 1000) 대우포천 #1 (2 월, 960) 장문복합 #1 (3 월, 900) 장문복합 #2 (7 월, 900) GS 당진복합 #4 (7 월, 950) 영남복합 (10 월, 470) 서울복합 #1 (12 월, 400) 서울복합 #2 (12 월, 400) 서울 #5 (12 월, -250) 고리 #1 (6 월, -587) 평택복합 (12 월, -480) 신재생 26,649 집단 4,276 2018 2019 신한울 #2 (4 월, 1400) 통영복합 #1 (12 월, 920) 제주신규 (6 월, 200) 신서천 #1 (9 월, 1000) 강릉안인 #1* (12 월, 1040) 신평택복합 #1 (11 월, 951) 서천 #1~2 (9 월, -400) 제주 GT#3 (1 월, -55) 제 4 장분석방법및결과 127

년도 2020 기계획설비 신규의향 폐지설비 확정반영 반영제외 설비 반영 강릉안인 #2* (6 월, 1040) 고성하이 #1 (10 월, 1040) 여주복합 (6 월, 1000) 신재생집단 2021 2022 신고리 #5 (3 월, 1400) 고성하이 #2 (4 월, 1040) 삼척화력 #1 (6 월, 1050) 삼척화력 #2 (12 월, 1050) 당진에코 #1 (11 월, 580) 신고리 #6 (3 월, 1400) 신한울 #3 (12 월, 1400) 당진에코 #2 (3 월, 580) 동부하슬라 #1 (6 월, 1000) 동부하슬라 #2 (12 월, 1000) 울산 #4~6 (12 월, -1200) 2023 신한울 #4 (12월, 1400) 2024 2025 2026 천지 #1 (12월, 1500) 2027 천지 #2 (12월, 1500) 영흥 #7 (1 월, 870) 영흥 #8 (6 월, 870) 서인천복합 #1~8 (12 월, -1800) 평택 #1~4 (12 월, -1400) 2028 신규원전 #1 (12 월, 1500) 2029 신규원전 #2 (12 월, 1500) 합계 43,487 (45 기 ) 3,740 (4 기 ) 3,000 (2 기 ) - 6,760 (23 기 ) 30,925 * 계의 ( ) 는폐지용량포함 * 기확정설비인신고리 #7~8 은사업자가의향을 천지 #1,2 로제출 * 신규원전은사업자가의향을 대진 #1,2 또는천지 #3,4 로제출 ( 인허가단계에서입지확정 ) 자료 : 제 7 차전력수급기본계획 128

마지막으로설비규모에있어공급신뢰도기준 (LOLP) 는 0.3 일 / 년, 설비예비율은 22% 38) 수준으로설정하였다. 나. 분석결과앞서설정한 7개시나리오모두에서아래 < 표 4-37> 과동일한전원구성이도출되었다. 즉, 모든시나리오에서같은전원구성안을제시한것이다. 이는전원별외부비용을여러각도로반영하였을때에도직접비용만을고려했을때와비교하여전원구성에별다른영향을미치지못한다는것을의미한다. 본분석에서 2029년까지는제7차전력수급기본계획에서제시한전원구성을그대로따른다고보았다. 2030년부터 2035년까지는모든전원을경쟁상태로설정하고모형에따라가장경제적인구성안을찾도록설정하였다. 그결과 2035년기준원전이 31.1% 로가장많은비중을차지하는양상을보였다. 석탄도 2030년대비 1,000MW가증가하였으나원전만큼높은증가율을보이지는못하였다. 39) 38) 제 7 차전력수급계획에서상정한예비율과같은수치를적용하였다. 39) 석탄이 2030 년대비 2035 년에 1,000MW 를늘릴수있었던것은모형에서예비율 22% 를맞추려고하는과정에서원전 1,500MW 보다는석탄 1,000MW 를건설하는것이보다경제적으로판단하였기때문이다. 만약예비율상한을보다높게설정하였다면, 석탄대신원전을건설하라고결과를보여줬을것이다. 제 4 장분석방법및결과 129

< 표 4-37> 발전설비용량과비중 (MW,%) 원자력석탄 LNG 신재생 1) 기타 2) 계 2015 2020 2025 2030 2035 21,716 27,294 28,246 2,167 13,015 (23.5) (29.5) (30.6) (2.3) (14.1) 26,729 39,225 35,567 4,105 16,959 (21.8) (32.0) (29.0) (3.3) (13.8) 32,329 44,018 33,767 5,518 14,859 (24.8) (33.7) (25.9) (4.2) (11.4) 39,829 44,018 33,767 6,583 14,859 (28.6) (31.7) (24.3) (4.7) (10.7) 45,829 45,018 33,767 7,966 14,859 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1) 92,438 122,585 130,491 139,056 147,439 주 1) 신재생전원은피크기여용량적용 2) 기타에는집단, 석유, 양수가포함 이결과는외부비용을고려함에있어원전뿐만아니라석탄, 가스, 석유등타전원을종합적으로고려할때, 원전이여전히경제적이라는것을의미한다. 만약원전만외부비용을고려하고, 다른전원에대해서는외부비용을고려하지않을경우, 2035년으로갈수록원전대신석탄을건설하라는결과를 WASP 모형은제시할수있다. 본고에서는앞서제시한외부비용시나리오외에별도로원전만외부비용을고려할경우어느정도수준의외부비용이반영될때원전대비석탄의경쟁력이높아지는지를확인하였다. 아래 < 표 4-38> 은원전만외부비용을반영하고타전원에는외부비용을반영하지않는다고전제한뒤, 원전에어느정도외부비용을반영하면석탄과의경쟁력이뒤바뀌는지를분석하는결과를보여주고있다. 분석결과원전외부비용을 13원 /kwh 추가하고타전원에는외부비용을반영하지않았을경우앞서제시한결과와아무런차이를 130

보이지않는다. 그러나 14원 /kwh으로외부비용을인상하면석탄의경제성이상대적으로높아져원전대신석탄을건설하도록요구한다. < 표 4-38> 에서 2035년결과를보여주고있는데, 13원 /kwh의외부비용이원전에반영될때에는원전의비중이 31.1%, 석탄의비중이 30.5% 로 < 표 4-38> 결과와동일한반면, 14원 /kwh의외부비용이원전에반영되면원전비중이 26% 로줄어들고, 석탄비중은 35.6% 로증가한다. < 표 4-38> 2035 년발전설비용량과비중 ( 원전만외부비용반영, MW,%) 원전외부비용원자력석탄 LNG 신재생 1) 기타 2) 계 45,829 45,018 33,767 7,966 14,859 13원 /kwh 147,439 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1) 14 원 /kwh 38,329 52,388 33,767 7,966 14,859 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1) 주 1) 신재생전원은피크기여용량적용 2) 기타에는집단, 석유, 양수가포함 147,309 만약다른전원들도외부비용을반영한다고전제하였을때에는원전의외부비용이어느정도올라가야석탄의경제성이원전대비좋아지는지역시검토하였다. 타전원의외부비용은시나리오 5와시나리오 7에서제시한바와같이다른시나리오대비화석연료발전외부비용이가장높았을때를전제하였다. < 표 4-39> 시나리오 5,7 의화석연료발전외부비용 ( 원 /kwh) 시나리오 석탄 ( 유연탄 ) 석탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 시나리오 5,7 36.53 45.21 17.47 41.96 제 4 장분석방법및결과 131

앞서석탄의비용을고정시켜놓을경우, 원전비용이 kwh당약 14 원이상발생하면원전대비석탄의경제성이좋아지는것을확인하였다. < 표 4-38> 의결과와일관성있게 < 표 4-40> 에서는석탄 ( 유연탄 ) 의외부비용이 36.53원 /kwh이라고볼때, 원전의외부비용은석탄의외부비용에 14원 /kwh 정도추가된약 50원 /kwh일경우석탄의경제성이원전보다좋아지는결과를보이고있다. 그러나원전외부비용을 49원 /kwh으로설정하였을때에는원전과석탄의경제성순위는바뀌지않았다. 원전외부비용원자력석탄 LNG 신재생 1) 기타 2) 계 45,829 45,018 33,767 7,966 14,859 49원 /kwh 147,439 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1) 50 원 /kwh < 표 4-40> 2035 년발전설비용량과비중 ( 전체외부비용반영, MW,%) 38,329 52,388 33,767 7,966 14,859 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1) 주 1) 신재생전원은피크기여용량적용 2) 기타에는집단, 석유, 양수가포함 147,309 원전의외부비용이가장높은시나리오인 시나리오 5 또는 시나리오 7 의경우원전외부비용은 28.11원 /kwh이다. 만약이외부비용을원전에만적용하고타전원에적용하지않는다면, 석탄대비원전의경제성은약화되고신규전원구성경쟁에서석탄에밀리게된다. 그러나원전뿐만아니라석탄을비롯한다른전원에도외부비용을적용할경우원전은여전히현재의경쟁력을유지하게된다. 다같이외부비용을반영한다면원전의외부비용이석탄보다는 14원 /kwh 정도높아야경제성순위가바뀌게된다. 만약석탄의외부비용을 36.53원 /kwh이라고 132

봤을때에는원전의외부비용이이보다 14원 /kwh 정도높은 50원 /kwh 수준이되어야원전과석탄의경제성이바뀐다는의미이다. 그렇다면원전과석탄의경제성우위가외부비용을종합적으로반영할경우과연바뀔수있는지에대한현실적검토가필요하다. 본연구에서설정한 7개의시나리오하에서는원전의경제성이여전히가장높은상황이다. 그러나시나리오를재조합하여인위적으로원전의외부비용을가장높게설정하고, 화석연료의외부비용을가장낮게설정하면원전대비석탄의경쟁력이높아지게된다. 즉, 제7차전력수급기본계획에서전제하고있는화석연료발전외부비용중가장낮은수준인시나리오 1과본연구의연구진이설정한원전외부비용중가장높은시나리오인시나리오 5 또는 7을결합한다면원전의경제성은석탄대비열위에놓이게된다. < 표 4-41> 에서는시나리오 1과시나리오 5 또는 7을함께결합하여만든새로운외부비용조합을보여주고있다. 이표에서원전외부비용은 28.11원 /kwh으로유연탄발전대비 14원 /kwh 정도더높은상황이다. 따라서 WASP 운용결과 2030~2035년간신규발전소진입시원전대신석탄이진입하게된다. < 표 4-41> 시나리오 1,5,7의전원별외부비용 ( 원 /kwh) 재조합 원전외부비용 원자력 석탄 ( 유연탄 ) 석탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 시나리오1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 채택 시나리오5,7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96 채택 신규조합 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91 제 4 장분석방법및결과 133

이러한신규조합은다른기관이각자전망한연구결과물에서원전에가장적대적이고, 화석연료에가장우호적인수치를취합하여만든또다른결과에해당한다. 원전을찬성하는측에서는신규조합의인위성과각전원외부비용의현실타당성에의문을제기할수있고, 원전을반대하는측에서는국내의원전외부비용이실질적으로 28.11 원 /kwh보다더크게나와야하며, 그결과자연스럽게화석연료발전대비경제성이떨어진다고강조할수있다. 이러한논란에대한갈등을줄여가기위해서는관련연구의꾸준한진행뿐만아니라전원별외부비용에대한사회적합의점을이끌어가기위한노력이병행되어야할것이다. 원전외부비용의경우특히원전사고피해비용과사고확률에대한논란이크다. 본연구에서는원전사고피해비용을후쿠시마원전사고비용과우리나라의 GDP 및국가전체인구밀도를고려하여일본과동일한수준인 86조원을적용하였다. 그러나여기에서국가전체인구밀도가아니라원전주변지역인구밀도를적용해야한다는주장이있을수있으며, 다른한편에서는국내원전노형은일본과달라사고비용이일본과같이방대하게발생하지않을것이라는주장이있다. 40) 전자의주장은원전사고비용을증대시키는쪽으로영향을미치며, 후자는원전사고비용을낮추는쪽으로영향을미친다. 또한, 중대원전사고확률도중요한문제인데, IAEA 기준과같은기술적사고확률을적용할지, 실제사고발생빈도에기반을둔확률을적용할지에대해서도합의가필요하다. 더나아가실제사고발생빈도에기반을둘때에도세계원전운영을기준으로 40) 일본원전사고노형은 BWR( 비등경수로형 ) 이며, 국내원전은 PWR( 가압경수로형 ) 에해당한다. PWR 에해당한중대원전사고사례는 TMI 원전사고인데, TMI 원전사고비용은약 2 조원으로추정되고있다. 134

할지, 일본원전운영을기준으로할지에대해서도보다심도깊은논 의가필요하다. 제 4 절전원별외부비용의전력시장영향분석 본절에서는 < 표 4-33> 에서구성한시나리오별발전원의외부비용은 < 표 4-34> 와같이각발전원의연료비에반영하여 41) 전력계통모의프로그램인 M-Core를통해각시나리오별정산단가 ( 판매사업자인한국전력의전력구매단가 ), 발전원별발전비용등을추정한다. 추정된시나리오별결과를기준시나리오와비교함으로써전원별외부비용이전력시장에미치는영향이어떠한지살펴보기로한다. 1. 입력자료 : 제 7 차전력수급기본계획 본연구에서는올해수립된제7차전력수급계획의전망자료및입력전제들을반영한우리나라전력시스템을구축하여전력시스템전산모형인 M-Core를통해원자력을포함한전원별외부비용이전력시장에미치는영향을분석하고자한다. 분석에적용될기초입력자료는다음과같다. 먼저제7차전력수급계획에신규로반영된발전기목록을입력자료에포함해야한다. 신규발전기입력자료구축과정에서주의해야할점은제6차전력수급계획에기반영된발전기들중많은수가건설계 41) 시나리오별각발전원의외부비용은연료비에반영되며, 이는결국열량단가가외부비용만큼인상된다는것을의미한다. 제 4 장분석방법및결과 135

획이변경되었다는점이다. 신규발전기의진입시기정보와아울러중요한사항이기존발전기의폐지시기이다. 제7차전력수급계획에서는설비용량 1,500MW 원전 2기가신규설비로반영되어 2027년과 2028년에시장에진입할것으로전망하고있으며, 총 6,760MW의노후설비가 2029년까지단계적으로폐지될것으로계획하고있다. 연도별발전설비건설계획은제7차전력수급계획에서제시하고있는일정표를준용하여모형의입력자료에반영한다 ( 제7차전력수급기본계획 (2015~2029), 2015.7, pp 68~76 참고 ). 다음으로제6차및제7차전력수급계획에반영되어향후건설될발전기의비용함수 ( 입출력특성식, I/O Curve) 는기존발전기중유사한발전기를참조발전기로정하여이를반영하기로한다. 다만직관적으로신규발전기의효율은기존발전기보다는높아야함으로신규발전기의효율은참조발전기보다조금더높게설정하여산정한다. 전원별참조발전기는원자력발전의경우신고리 2호기및신월성 1, 2호기이며, 800MW 석탄발전의경우영흥 3호기, 1000MW의경우삼척 1, 2호기이다. LNG복합발전의참조발전기는 450MW의경우당진복합 3호기및안동복합이며, 900MW의경우율촌복합 2호기이다. 제7 차전력수급계획에서신규설비로반영된유류및양수, 그리고대수력발전기는없으므로이에대한참조발전기는불필요하다. 전력수요정보는제7차전력수급계획에서전망하고있는연도별목표전력수요량을바탕으로과거 3년 (2012년 ~2014년 ) 의시간대별수요패턴을참고하여 2015년부터 2029년까지의시간대별전력수요를생성한다. 이렇게생성된시간대별전력수요를모형의입력자료로활용한다. 136

2015년부터 2029년까지의수도권수요비율은제7차전력수급계획의전국권과수도권의최대전력수요비율을계산하여적용하고있다 (< 표 4-42>). 전국권최대전력수요대비수도권최대수요비율은 2015년의 38.32%( 동계최대전력수요기준 ) 에서 2029년의 34.08% 로하락할것으로전망하고있다. 연도 < 표 4-42> 제 7 차전력수급계획의전력소비량과수도권수요비율 전력소비량전망 (GWh) 전국권최대전력수요 (MW) 수도권최대전력수요 (MW) 수도권수요비율 (%) 2014( 실적 ) 477,592 80,154 29,843 37.23 2015 489,595 82,478 31,602 38.32 2016 509,754 84,612 32,421 38.32 2017 532,622 88,206 33,337 37.79 2018 555,280 91,795 34,233 37.29 2019 574,506 94,840 34,966 36.87 2020 588,352 97,261 35,512 36.51 2021 600,063 99,792 35,975 36.05 2022 609,822 101,849 36,354 35.69 2023 617,956 103,694 36,671 35.36 2024 625,095 105,200 36,949 35.12 2025 631,653 106,644 37,206 34.89 2026 637,953 107,974 37,436 34.67 2027 644,021 109,284 37,665 34.47 2028 650,159 110,605 37,902 34.27 2029 656,883 111,929 38,141 34.08 자료 : 산업통상자원부 (2015. 7), 제 7 차전력수급기본계획 (2015~2029), pp 53~55 발전기예방정비계획은제 7 차수급계획에서적용된입력자료를적 용하기로한다. 참고로제 7 차전력수급계획에서는발전기예방정비 제 4 장분석방법및결과 137

계획을 {( 실적치 + 표준공기 + 제6차수급계획치 ) 3} 으로도출하였고, 신규설비는기존유사설비의예방정비기간을참고하여산정하였다. 위와같이산정한연도별정비계획일수는 M-Core의예비력평활화기법을적용한정비계획자동생성기능을이용하여발전기별상세정비계획일정을수립할수있다. 제7차전력수급계획에서는원자력발전기의예방정비기간을기준안인 31일과상한안인 64일을전제하고있으며, 석탄발전의경우 31일, LNG복합발전은 27일을전제하고있다. 예방정비기간과더불어제7차수급계획에서는전원별고장정지율 42) 에대한전제도설정하고있는데, 원자력은 5.3% 이고, 석탄발전은 4.7%, 그리고 LNG복합은 5.8% 로전제하고있다. 제7차전력수급계획의전원별열량단가는과거전원별열량단가실적평균을기준열량단가로설정하고있다 (< 표 4-43>). 본연구에서는최근국제유가의유례없는하락등변동성이확대되고있는상황에서, 미래전원별연료가격전망자체가매우어렵다고판단하여, 제7차전력수급계획의기준열량단가를모든연도에동일하게적용하여분석을수행한다. 원자력, 석탄및유류의기준열량단가는최근가격을반영하기위해 2014년 1월부터 2015년 2월까지의 14개월평균가격을적용하고있고, LNG 열량단가는국제유가와약 5개월간의시차가존재하는것으로고려하여 2015년 5월단가를적용하고있다. 42) 고장정지율 (FOR)= [ 고장정지시간 ( 운전시간 + 고장정지시간 )] 의식으로계산 138

< 표 4-43> 제 7 차전력수급계획전원별기준열량단가 ( 단위 : 천원 /Gcal) 연도경수로중수로유연탄국내탄 LNG 중유 ( 유류 ) 경유등유 2014 ( 실적 ) 7차기준열량단가 1.94 1.94 16.36 20.58 78.66 83.83 - - 1.93 1.97 18.78 22.45 56.87 79.24 154.73 118.73-2014 년열량단가는실적치임 ( 자료 : 전력거래소 EPSIS(2015. 8. 7). 중유는유류의실적치를적용하였고, 경유와등유는실적자료가존재하지않아생략. - 7 차기준열량단가는 2014 년 7 월개정된개별소비세법을반영하여유연탄에평균 18 원 /kg 의세율과 LNG 에 42 원 /kg 의세율을포함한것임. 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5), 이자료는연구목적에한정하는조건으로한국전력거래소에서제공. 수력발전과양수발전의입찰실적자료는 K-Water( 수자원공사 ) 와한국수력원자력의수력발전과양수발전기별 2014년실적자료를적용하고, 제7차전력수급계획의전망기간인 2029년까지 2014년실적을동일적용하여분석을수행한다. 신재생에너지의발전량은제7차전력수급계획의연도별전망치를적용하고, 기타비중앙발전기 ( 집단에너지 ) 의경우과거 5년간의실적이용률을이용하여출력을계산하고, 이를 M-Core의입력자료로활용한다. LNG복합발전기의경우온도별로공급능력이달라지는데 M-Core 에서는이런특성을월별출력상향및하향값을의미하는증감발전력의데이터를통해반영한다. 제6차전력수급계획에이미반영된신규복합발전기의경우이미진입한비슷한용량의복합발전기를기준으로삼아용량의차이만큼보완하여데이터를생성하였다. 제 4 장분석방법및결과 139

DRn = (DRr * CAPr) / CAPn 여기서, DRn : 신규복합발전기의증감발전력량, DRr : 기준복합 발전기의증감발전력량, CAPr : 기준복합발전기의설비용량, CAPn : 신규복합발전기의설비용량 다음의 < 표 4-44> 는제 6 차전력수급계획에기반영된신규복합발전 기와이와매칭이되는유사복합발전기를정리하고있다. < 표 4-44> 신규발전기와기존발전기의매칭표 신규복합포스코복합CC#8 동두천복합CC#1 동두천복합CC#2 포스코복합CC#9 장문복합CC#1 장문복합CC#2 당진복합5CC#1 영남복합CC#1 서울복합CC#1 서울복합CC#2 대우포천복합CC#1 여주복합CC#1 신평택복합3CC#1 통영복합CC#1 기준복합일산복합2CC 오성복합1CC 오성복합1CC 일산복합2CC 영월복합1CC 영월복합1CC 영월복합1CC 일산복합2CC 일산복합2CC 일산복합2CC 영월복합1CC 영월복합1CC 영월복합1CC 영월복합1CC 140

송전손실계수 (Transmission Loss Factor, TLF) 는한국전력거래소비용평가위원회의 2015년적용발전기별정적손실계수 산정치 43) 를반영한다. 신규발전설비의경우에유사발전기설비를참고하여 TLF를추정하여반영한다. Ramp rate, 최소운전시간 (Minimum Up Time, MUT), 최소정지시간 (Minimum Down Time, MDT), 기동비용, 열소비율, 한계손실계수, 최소출력값등과같은개별발전기의특성자료는한국전력거래소의비용평가위원회 (2015) 44) 의자료를적용한다. 우리나라의경우는연도에따라서시간대별용량가격계수와지역별용량가격계수가다르다. 이에분석에서는기준용량가격 (CP), 지역별용량가격계수 (RCF), 시간대별용량가격계수 (TCF) 에대해서전력거래소비용평가위원의 2015년적용용량가격계수산정값을적용하고, 이값은불변이라고가정한다. 2015년에적용할기준용량가격, RCF는 < 표 4-45> 과같다. TCF는비용평가세부운영규정개정 (2014년 10월 ) 을통해기존산정기준인거래일을피크기간 / 일반기간, 거래시간대는경부하 / 중간부하 / 최대부하시간대로구분하지않는대신, 거래일을평일 / 공휴일구분및각월별로계수를차등산정하고있다. 본연구의분석에서는변경된 TCF 산정기준을적용하여 2015년도 TCF를산정하고, 분석대상의모든연도에이값을동일적용한다. 43) 한국전력거래소비용평가위원회 (2015), 비용평가위원회의결자료, 한국전력거래소. 44) 한국전력거래소비용평가위원회 (2015), 비용평가위원회의결자료, 한국전력거래소. 제 4 장분석방법및결과 141

1. 발전기별기준용량가격 ( 07 년. 1 월이후적용 ) 구분 < 표 4-45> 용량가격 (CP) 정보 (2015 년적용기준 ) 발전기기준용량가격 ( 원 /kwh) 송전접속단가 ( 원 /kwh) 수전전력기본요금단가 ( 원 /kwh) 기준용량가격합계 ( 원 /kwh) 발전기 ( 제주제외 ) 7.17 0.18 0.11 7.46 제주발전기 22.05 - - 22.05 국내탄발전기 24.43 0.18 0.11 24.72 2. 지역별용량가격계수 (RCF), 적용시점 : 2015. 1. 1( 전력거래일기준 ) 구분 수도권 비수도권 제주 지역별 CP 계수 0.9356 0.9356 1.0 자료 : 한국전력거래소비용평가위원회의결자료 (2015) 발전원별정산조정계수는 2015년 정산조정계수제도개선 사항을반영하여개정한비용평가세부운영규칙의전원별정산조정계수를적용하는데, 이는 2015년하반기부터적용하고있다. 개선된제도에따르면원자력, 국내탄, 그리고일반발전기의정산조정계수는전원별로차등적용하나, 유연탄발전의경우발전자회사별로차등적용할수있다. < 표 3-9> 는위와같은개선사항을반영하여분석에서이용한발전원별정산조정계수이다. 45) < 표 4-46> 발전원별정산조정계수적용치 원자력일반발전기유연탄국내탄경수로중수로 (LNG복합, 중유포함 ) 0.6368 0.6368 0.5401 1.0000 1.0000 자료 : 한국전력거래소비용평가위원회의결자료 (2015) 45) 석탄발전기의정산조정계수는발전 5 사의정산조정계수평균치인 0.5401 을동일적용함. 142

열공급제약은지역난방을공급하는열병합발전소에서난방용열을공급하기위해서발전기가가동되는경우에생산되는전력을경제급전원칙과무관하게운영발전계획에반영되는점을고려하는것이다. 열공급제약입력자료는한국전력거래소의발전기별실적, 시간대별패턴등을고려하여추정한전망치이다. 신규열병합발전은유사발전기를참조하여열제약패턴을생성하고이를입력자료로서적용하였다. 송전제약데이터는제7차전력수급계획에발표된연도별융통전력량과제주 HVDC 제약량을반영하여입력한다. 참고로다음 < 표 4-47> 은제7차수급계획의연도별융통전력과 HVDC 제약량을정리한것이다. 본연구에서는우리나라전력시장제도와시스템을최대한현실적으로반영한일련의입력자료들과제7차전력수급계획에서제시된수요및전력설비전망을이용하여원자력발전외부비용이전력시장에미치는영향을다양한시나리오비교분석을통해정량적으로분석한다. 제 4 장분석방법및결과 143

< 표 4-47> 연도별송전제약 : 제 7 차전력수급계획 연도융통전력 (MW) 제주 HVDC(MW) 2015 14,642 400 2016 15,254 400 2017 16,834 400 2018 17,107 600 2019 17,815 600 2020 20,187 600 2021 20,734 600 2022 20,693 600 2023 20,728 600 2024 20,763 600 2025 20,797 600 2026 20,832 600 2027 20,867 600 2028 20,021 600 2029 19,669 600 자료 : 전력거래소내부자료 (2015. 5). 이자료는연구목적에한정하는조건으로한국전력거래소에서제공. 2. 시나리오별정산단가영향 < 표 4-48> 은외부비용시나리오별정산단가추정결과를정리한것이고, < 표 4-49> 은기준시나리오대비다른시나리오들의정산단가증가율을정리한것이다. 정산단가는전력판매자인한국전력이도매시장에서전력을구매하는평균단가 ( 구매단가 ) 를의미하므로, 정산단가가높다는것은소비자에게판매하는가격도높아진다는것을의미한다. 다시말해송 배전비용및신재생에너지정산비용, 송주법 및 발주법 에서파생되는일련의비용등여타조건이불변이라고가정 144

할때정산단가가인상되면결국소매전기요금도인상된다는것이다. 위와같은가정을유지할때, < 표 4-48> 의결과는외부비용시나리오에따른전기요금인상률변화를보여줄수있다. < 표 4-48> 에따르면, 모든시나리오의정산단가는중 장기적으로하락하는추이를보인다. 이는신규기저발전설비의확충으로설비예비율이높아짐에따라, 전력공급비용도감소하기때문이다. 물론신재생에너지발전량에지원하는보조금규모에따라정산단가는이연구에서추정한결과보다커질가능성이존재한다. 그러나현시점에서중 장기신재생에너지지원금규모는예단하기힘든측면이있다. 이는시장의수요와공급을통해결정되는신재생공급인증서 (REC) 가격전망이현실적으로어렵기때문이다. 기준시나리오에의하면정산단가는 2015년 84.71원 /kwh에서 2029 년 69.19원 /kwh로 15.52원 /kwh 하락한다. 이는신규설비및송전망건설이 7차전력수급계획대로진행되고, 전망된수요의오차역시발생하지않으며, 수요관리및분산형전원목표량이순조롭게달성된다는전제에서예측된결과로, 만일이와같은전제가불확실하다면, 정산단가는과소예측될가능성이크다. 정산단가가장기적으로하락한다는것은한국전력이전력구입비용역시하락한다는것으로, 결과적으로송 배전 판매비용등의다른비용항목들이동일하다는전제하에서전력판매단가도하락할것이다. 문제는우리나라의경우도매전력시장가격과소매전력시장간의연계가원활치않아서, 판매단가하락이즉시소매전력시장가격하락으로이어지지않는다는점이다. 향후전기요금체계가원가를적기에반영하는연료비연동제로이행될경우, 정산단가의하락은전기요금인하로이어질것이다. 제 4 장분석방법및결과 145

원전및화석연료에대한외부비용은정산단가의상승을초래한다. 원전외부비용은불변하고, 화석연료외부비용은 CO 2 비용포함여부로구분하였던시나리오 1, 2, 3의정산단가변화를보면, 외부비용이커질수록정산단가도증가한다. CO 2 비용을제외한시나리오, 톤당 10,000원의 CO 2 비용을반영한시나리오, 톤당 25,000원의 CO 2 비용을반영한시나리오의정산단가는 2015년에각각 91.96원 /kwh, 96.01 원 /kwh, 102.32원 /kwh로추정되며, 2029년의이들시나리오의정산단가는각각 77.54원 /kwh, 83.40원 /kwh, 89.04원 /kwh로나타났다. 기준시나리오의 2015년정산단가는 84.71원 /kwh이고, 시나리오 1 의 2029년정산단가는 77.54원 /kwh이므로, 이연구의추정결과만을고려했을때, 원자력과화석연료에시나리오 1의외부비용을반영하더라도, 정산단가는 2015년보다낮으므로외부비용으로인한전기요금인상영향은제한적일수있다. 그러나시나리오 2와 3의경우 2029년정산단가가각각 83.40원 /kwh, 89.04원 /kwh로 2015년보다비슷하거나높아, 이들시나리오에적용된외부비용은전기요금인상을수반할수있다. 기준시나리오대비시나리오 1, 2, 3의정산단가증가율은외부비용이커질수록높아진다. 2015년의경우기준시나리오대비시나리오 1, 2, 3의정산단가증가율은각각 8.56%, 13.34%, 20.79% 이고, 2029년은각각 12.07%, 20.53%, 28.69% 로추정되었다. 시나리오 4와 5의정산단가추정결과는원전외부비용변화에따른정산단가변화를보여주고있다. 전술한바와같이, 원전외부비용변화의 SMP에영향은거의없다. 그러나정산단가에는영향을미치게된다. 2015년시나리오 4와 5의정산단가는각각 95.95원 /kwh, 146

98.14원 /kwh로, 원전외부비용이 9.05원 /kwh에서 28.02원 /kwh로증가할때, 정산단가는 2.19원 /kwh 인상된다. 외부비용변화와정산단가변화의비선형적증가현상은우리나라전력시장이독특한제도인정산조정계수에기인한다. 정산조정계수는연료가격상승으로도매시장가격이상승하는경우에도소비자전기요금이정부규제로인상되지않아발생하는한국전력의적자를축소하기위한비정상적제도이다. 이제도를통해한국전력은발전자회사로부터의전력구매비용을낮추고있다. 정산조정계수는전력거래소가비용평가위원회를통해당해연도의한국전력과발전자회사의예상영업이익추정치를이용하여발전사와판매사간의적정투자보수율격차를일정한수준으로조정하는방식으로도출한다. 결국, 해당연도에수급불안정요인이나혹은급격한연료비용변동이발생하게되면, 연초에설정한정산조정계수는재산정절차를밟는다. 요약하면, 미래한국전력과발전자회사의영업이익전망자체가현실적으로어려운상황에서, 각연도의정산조정계수추정은불가능하다. 따라서이연구에서는 2015년에적용된정산조정계수를다른기간에도동일적용하고있다. 이러한이유로외부비용변화와정산단가변화간의비선형적인증가현상이발생한다. 시나리오 6과시나리오 7의정산단가비교에서도원전외부비용이증가하면, 정산단가도인상된다. 인상폭은 2015년 2.19원 /kwh, 2029년 2.86원 /kwh 수준이다. 기준시나리오대비정산단가증가율은시나리오에따라차이가발생하는데, 시나리오 1의경우 10% 내외의증가율을보이나, 시나리오 2와시나리오 4 그리고시나리오 5에서는 10%~20% 의증가율을, 시나리오 6과시나리오 7의경우증가율은 30% 이상으로대폭확대된 제 4 장분석방법및결과 147

다. 결론적으로시나리오 1을제외한나머지외부비용시나리오들의경우전기요금대폭인상이불가피해보이며, 시나리오 1의경우전기요금에대한영향은제한적이라고판단된다. 다만, 한국전력발전자회사에적용되는정산조정계수전제에따라정산단가증가율도변동하기때문에, 시나리오 1의경우에도전력수급여건에따라전기요금인상에영향을미칠가능성은존재한다. 148

< 표 4-48> 시나리오별정산단가추정결과 ( 단위 : 원 /kwh) 연도기준시나리오 7 차전력수급계획이전원별외부비용시나리오 자체추정한전원별외부비용적용시나리오 시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3 시나리오 4 시나리오 5 시나리오 6 시나리오 7 2015 84.71 91.96 96.01 102.32 95.95 98.14 105.81 108.00 2016 81.74 88.84 93.23 100.61 92.81 95.07 104.08 106.34 2017 78.36 85.41 90.11 98.69 89.35 91.71 101.52 103.88 2018 78.23 85.43 90.10 98.55 89.31 91.69 101.20 103.59 2019 78.85 85.95 90.48 98.63 89.87 92.22 101.93 104.27 2020 79.43 86.48 91.01 99.35 90.42 92.72 102.12 104.42 2021 79.02 85.98 90.62 98.64 89.94 92.28 101.64 103.98 2022 75.26 81.36 87.09 94.53 85.43 87.84 96.85 99.26 2023 75.81 80.64 86.55 93.80 84.74 87.21 96.29 98.76 2024 74.42 79.39 85.41 92.34 83.52 86.07 94.77 97.31 2025 74.91 79.81 85.57 93.11 83.86 86.38 95.43 97.94 2026 75.01 80.58 86.45 93.69 84.61 87.11 95.75 98.25 2027 74.47 79.37 85.32 92.47 83.40 85.99 94.59 97.17 2028 69.66 77.28 83.59 90.08 81.25 84.04 92.56 95.35 2029 69.19 77.54 83.40 89.04 81.30 84.16 91.30 94.16 제 4 장분석방법및결과 149

< 표 4-49> 기준시나리오대비정산단가증가율변화 ( 단위 : %) 연도 7 차전력수급계획이전원별외부비용시나리오 자체추정한전원별외부비용적용시나리오 시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3 시나리오 4 시나리오 5 시나리오 6 시나리오 7 2015 8.56 13.34 20.79 13.27 15.85 24.91 27.50 2016 8.68 14.05 23.08 13.54 16.30 27.32 30.09 2017 8.99 14.98 25.94 14.02 17.03 29.55 32.56 2018 9.20 15.17 25.97 14.17 17.21 29.37 32.41 2019 9.01 14.76 25.09 13.99 16.96 29.27 32.24 2020 8.88 14.59 25.08 13.85 16.74 28.57 31.46 2021 8.81 14.69 24.84 13.83 16.78 28.63 31.59 2022 8.11 15.72 25.61 13.51 16.72 28.68 31.88 2023 6.37 14.17 23.74 11.79 15.04 27.03 30.28 2024 6.68 14.75 24.07 12.22 15.64 27.33 30.75 2025 6.54 14.22 24.29 11.95 15.31 27.39 30.74 2026 7.42 15.24 24.90 12.80 16.12 27.64 30.97 2027 6.58 14.56 24.17 12.00 15.47 27.01 30.49 2028 10.94 20.00 29.31 16.63 20.64 32.87 36.88 2029 12.07 20.53 28.69 17.50 21.64 31.95 36.09 150

3. 시나리오별발전비용영향 < 표 4-50> 은외부비용시나리오별총발전비용 ( 총연료비용 46) ) 추정결과를정리한것이고, < 표 4-51> 은기준시나리오대비다른시나리오들의비용증가율을정리한것이다. 기준시나리오의발전비용추이를보면 2015년약 21.4조원에서 2029년 18.0조원으로감소하는추이를보인다. 7차전력수급계획 (2015년 ~2029년 ) 의전력소비량은연간 2.1% 의증가율로전망되므로, 발전량도증가하게된다. 발전량증가에도불구하고발전비용이감소하는이유는연료비용이제로 (0) 인신재생에너지발전량이대폭증가하기때문이다. 외부비용이가격에내재화되면발전비용역시증가하게된다. 증가폭은각발전원에부과되는외부비용수준에따라달라진다. 기준시나리오대비시나리오 1의발전비용증가율은 2015년 25.75% 에서 2029 년 40.22% 로중 장기로갈수록증가한다. 이는중 장기적으로외부비용이상대적으로낮은 LNG복합설비의발전량은줄어드는대신, 외부비용이높은석탄발전이전원구성에서차지하는비중이높아지기때문이다. 이러한현상은나머지시나리오에서도유사하게발생하고있다. 전원별외부비용이가장높게부과된시나리오 7의발전비용은기준시나리오대비 2015년에 70.75%, 2020년 86.07%, 2025년 98.82%, 그리고 2029년에 107.41% 로대폭증가한다. 기준시나리오의 2015년발전비용 ( 약 21.4조원 ) 과시나리오 1~ 시나리오 7의 2029년발전비용 ( 시나리오 1~7 각각 25.2조원, 27.5조원, 30.9조원, 26.2조원, 31.8조원, 31.7조원, 37.3조원 ) 을비교해보 46) 석탄, LNG, 우라늄등전력생산에투입된전원별연료비용만을의미함. 제 4 장분석방법및결과 151

면, 외부비용을포함하는모든시나리오의발전비용이기준시나리오의 2015년발전비용보다높게나타난다. 발전비용이증가한다는것은전력총공급비용이증가하는것이므로최종적으로전기요금인상에영향을준다. 다만실제인상되는전기요금수준은발전비용증가율과동일수준으로비례하지않고, 정산조정계수등시장정산제도의조정과정을통해정산단가 ( 구매단가 ) 가결정될것이다. 결정된정산단가는송 배전 판매수수료와사업자의적정투자보수와합산되어판매사업자의판매단가를결정하게된다. 원칙적으로소비자전기요금수준은판매단가를반영하여결정되어야하나, 우리나라의경우전기요금책정은총괄원가원칙보다는정치논리및정책적판단에따라결정되는경향이매우강하여, 현실적으로판매단가인상이소비자전기요금인상으로즉시반영되지는않는다. 152

< 표 4-50> 시나리오별발전비용추정결과 ( 단위 : 억원 ) 연도기준시나리오 7 차전력수급계획이전원별외부비용시나리오 자체추정한전원별외부비용적용시나리오 시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3 시나리오 4 시나리오 5 시나리오 6 시나리오 7 2015 214,081 269,199 290,914 323,421 282,351 314,263 333,633 365,545 2016 202,916 262,121 285,175 319,689 275,253 309,579 329,893 364,219 2017 193,825 257,207 281,448 317,741 270,255 307,684 327,863 365,293 2018 197,789 262,521 286,853 323,283 275,561 314,993 333,367 372,799 2019 205,393 271,112 295,743 332,617 284,509 324,621 342,999 383,111 2020 209,972 276,783 302,000 339,753 290,573 330,820 350,455 390,702 2021 207,699 275,643 300,948 338,834 289,250 330,986 349,368 391,104 2022 196,042 266,296 292,018 330,513 279,499 323,298 340,704 384,503 2023 194,596 265,531 291,147 329,487 278,491 323,813 339,459 384,780 2024 191,447 262,695 287,812 325,389 275,130 322,530 334,893 382,293 2025 194,267 265,916 291,306 329,305 278,580 325,822 339,001 386,242 2026 195,968 267,953 293,517 331,781 280,737 328,095 341,571 388,929 2027 191,211 263,547 288,593 326,074 275,733 325,283 335,339 384,889 2028 181,529 253,754 277,329 312,609 264,565 318,393 320,676 374,504 2029 179,725 252,007 274,958 309,307 262,287 318,162 316,897 372,771 제 4 장분석방법및결과 153

< 표 4-51> 기준시나리오대비발전비용증가율변화 ( 단위 : %) 연도 7 차전력수급계획이전원별외부비용시나리오 자체추정한전원별외부비용적용시나리오 시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3 시나리오 4 시나리오 5 시나리오 6 시나리오 7 2015 25.75 35.89 51.07 31.89 46.80 55.84 70.75 2016 29.18 40.54 57.55 35.65 52.56 62.58 79.49 2017 32.70 45.21 63.93 39.43 58.74 69.15 88.47 2018 32.73 45.03 63.45 39.32 59.26 68.55 88.48 2019 32.00 43.99 61.94 38.52 58.05 67.00 86.53 2020 31.82 43.83 61.81 38.39 57.55 66.91 86.07 2021 32.71 44.90 63.14 39.26 59.36 68.21 88.30 2022 35.84 48.96 68.59 42.57 64.91 73.79 96.13 2023 36.45 49.62 69.32 43.11 66.40 74.44 97.73 2024 37.22 50.33 69.96 43.71 68.47 74.93 99.69 2025 36.88 49.95 69.51 43.40 67.72 74.50 98.82 2026 36.73 49.78 69.30 43.26 67.42 74.30 98.47 2027 37.83 50.93 70.53 44.20 70.12 75.38 101.29 2028 39.79 52.77 72.21 45.74 75.40 76.65 106.31 2029 40.22 52.99 72.10 45.94 77.03 76.32 107.41 154

4. 원전외부비용의전원구성변화시전력시장영향 본연구에서는 7차전력수급계획과자체추정한전원별외부비용시나리오를중심으로전원구성변화와공급비용 ( 발전비용 ) 변화를살펴보고있다. 결과에서나타난것처럼, 전원별로외부비용이반영되어도발전단가의우선순위가바뀌지않기때문에, 전원구성변화에는영향이없다. 그러나이러한결론자체도그의미가있지만, 그보다더중요한분석은원전외부비용이반영되었을경우, 전원구성에영향을미치는경우라생각된다. 이에본고에서는추정된전원별외부비용을조합하는방식으로다음의 2가지시나리오를추가로분석하였다. 첫번째시나리오는원전외부비용을시나리오 7의추정값 (28.11원/kWh) 으로적용하고, 나머지전원에는외부비용을포함하지않는상황을고려해본다. 이러한시나리오의경우원전과석탄발전의전원구성은바뀌게되며, 이로인한전력시장영향 ( 정산단가와발전연료비용 ) 도바뀌게된다. 두번째시나리오는원전외부비용은추정치중최대치인 28.11원 /kwh를적용하고, 나머지전원의외부비용은시나리오 1에적용한외부비용을반영한것이다. 이는본고의제4장 3절 2항의 < 표 4-5> 의전원별외부비용 신규조합 구성을반영한것이다. 다음의 < 표 4-52> 는이들추가시나리오 ( 각각시나리오 8, 시나리오 9) 에적용된전원별외부비용을정리한것이다. 제 4 장분석방법및결과 155

< 표 4-52> 추가시나리오구성 ( 단위 : 원 /kwh) 시나리오 전원별외부비용전제원자력석탄 ( 유연탄 ) 석탄 ( 무연탄 ) LNG 석유 시나리오 8 28.11 0 0 0 0 시나리오 9 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91 위추가시나리오들과기준시나리오의정산단가를비교함으로써, 원전외부비용이전원구성을변화할때의전기요금변화를개략적으로살펴볼수있고, 더하여기준시나리오대비발전연료비용이얼마나추가로발생하는지에대해서도분석할수있다. 다음의 < 표 4-53> 는시나리오 8과시나리오 9의정산단가와발전연료비용을정리한것이고, < 표 4-54> 은기준시나리오대비시나리오 8과 9의정산단가와발전연료비용증가율을정리한것이다. < 표 4-53> 과 < 표 4-54> 에따르면, 시나리오 8의경우정산단가는기준시나리오대비 2015년에 3.82% 더높고, 2029년에는 6.12% 까지인상된다. 시나리오 9의경우정산단가는 2015년에 10.92% 증가하나, 2029년에는증가율이 15.84% 로확대된다. 동일정산조정계수를모든년도에적용하여추정한이정산단가가전력판매사업자의해당년도구입단가를정확히반영할수없으므로, 시나리오 8과시나리오 9의전원별외부비용반영에따른소비자전기요금인상률이어느정도수준인지에대한전망은어려운측면이있다. 다만, 최근기저설비 ( 원전및석탄발전 ) 확충으로설비예비율수준이높아지고, 이에따라기저설비의정산조정계수도높아지는추이를감안할때 47), 시나리오 8 47) 2014 년 7 월의정산조정계수는일반발전기 0.8538, 무연탄발전 0.3300, 유연탄발 156

과 9에서추정된정산단가변화율은원전및타에너지원에외부비용이반영되었을경우, 판매사업자의도매시장에서의전력구입비용이최소위의추정치만큼인상된다는것으로간주할수있다. 시나리오 8과 9의발전연료비용은기준시나리오대비 2015년에각각 22.01%, 39.32% 인상되며, 2029년에는인상률이각각 45.91%, 68.51% 로두배이상확대되고있다. 이상과같이전력부문에외부비용을반영하는것은필연적으로판매사업자의전력구입비용상승을초래하고, 결국최종소비자가이러한비용을부담하게된다. 이는전력수용가가어느정도수준의전기요금인상률까지용인하느냐에따라원전을포함한전원별외부비용반영수준이결정됨을의미한다. 외부비용의과도한반영으로전기요금이대폭인상되면, 국민수용성은악화되어, 정치적 정책적부담이가중되므로, 외부비용내재화실현은난관에봉착할수밖에없다. 따라서향후전원별외부비용산정을위한종합적인연구에서는외부비용자체의객관적인추정과검증도매우중요한사안이나, 아울러내재화과정에서필수적인국민수용성제고방안도함께논의될필요가있다. 전 0.1666, 경수로 0.3135 로적용되었으나, 2015 년동월의정산조정계수는각각 1.0000, 무연탄발전 0.4860, 유연탄발전 0.5234, 경수로 0.6368 로대폭상승함 ( 자료 : 한국전력거래소정기보고서, 2015. 8, 2015 년 7 월전력시장운영실적보고, 한국전력거래소 ). 제 4 장분석방법및결과 157

연도 < 표 4-53> 시나리오 8, 9 의정산단가및발전연료비용추정결과 기준시나리오 정산단가 ( 원 /kwh) 발전연료비용 ( 억원 ) 시나리오 8 시나리오 9 기준시나리오 ( 단위 : 원 /kwh, 억원 ) 시나리오 8 시나리오 9 2015 84.71 87.94 93.96 214,081 261,205 298,247 2016 81.74 85.08 90.90 202,916 253,604 293,365 2017 78.36 81.84 87.55 193,825 249,097 291,277 2018 78.23 81.75 87.60 197,789 256,019 298,413 2019 78.85 82.31 88.09 205,393 264,626 307,622 2020 79.43 82.82 88.57 209,972 269,404 313,417 2021 79.02 82.47 88.10 207,699 269,332 313,632 2022 75.26 78.82 83.56 196,042 260,719 306,162 2023 75.81 79.44 82.88 194,596 261,520 306,782 2024 74.42 78.19 81.71 191,447 261,441 305,838 2025 74.91 78.63 82.10 194,267 264,027 308,914 2026 75.01 78.70 82.85 195,968 265,901 311,057 2027 74.47 78.29 81.72 191,211 264,380 308,646 2028 69.66 73.79 79.82 181,529 261,021 302,749 2029 69.19 73.42 80.15 179,725 262,231 302,863 158

연도 < 표 4-54> 기준시나리오대비정산단가및발전연료비용증가율 기준시나리오대비정산단가변화율 기준시나리오대비발전연료비용변화율 시나리오 8 시나리오 9 시나리오 8 시나리오 9 2015 3.82 10.92 22.01 39.32 2016 4.08 11.20 24.98 44.57 2017 4.44 11.72 28.52 50.28 2018 4.50 11.97 29.44 50.87 2019 4.39 11.72 28.84 49.77 2020 4.27 11.51 28.30 49.27 2021 4.37 11.50 29.67 51.00 2022 4.73 11.03 32.99 56.17 2023 4.80 9.33 34.39 57.65 2024 5.05 9.79 36.56 59.75 2025 4.96 9.60 35.91 59.02 2026 4.91 10.45 35.69 58.73 2027 5.13 9.74 38.27 61.42 2028 5.92 14.58 43.79 66.78 2029 6.12 15.84 45.91 68.51 ( 단위 : %) 제 4 장분석방법및결과 159

제 5 장결론 본연구는 7차전력수급계획에서제시한전원별외부비용전제와자체연구를통해도출한전원별외부비용을이용하여총 7가지외부비용시나리오를구성하고, 시나리오에따른전원구성변화영향과전력시장영향을관련분석방법을이용하여추정하였다. 또한, 위시나리오들외에외부비용반영이전원구성에영향을미치는추가시나리오를구성하여, 이들시나리오의전원구성과전력시장영향도살펴보고있다. 7차전력수급계획과자체연구를통해도출된전원별외부비용을이용하여구성한시나리오 1~ 시나리오 7은전원구성변화에극히제한적인영향을미치는것으로분석되었다. 이는국내전원간의발전단가격차가매우큰편이기때문에, 설령외부비용을반영하는경우에도전원간발전단가역전현상이발생하지않기때문이다. 그러나전원별외부비용이반영되면전력시장에서정산단가와발전연료비용은비선형적으로증가하게된다. 반면원전외부비용반영이전원구성에영향을미치는시나리오 8 과시나리오 9의경우에는석탄발전과원자력발전간의발전단가역전현상이발생하게되고, 이는전원구성에영향을미치게된다. 다만이러한역전현상이발생하게되는원전외부비용추정치가사회적으로수용가능한지에대한의문은존재한다. 정산조정계수제도, 신재생에너지의무할당제 (RPS), 탄소배출권의 제 5 장결론 161

무할당제도등전기요금인상요인에대한불확실성이존재하는상황에서, 중 장기전기요금을정확히예측하는것은거의불가능하나, 이러한불확실성조건들이일정하다고가정하고, 정산단가의변화를전기요금변화로간주하면, 원전외부비용반영의전원구성변화에대한전기요금상승분을개략적으로도출할수있다. 만일석탄발전과원전의전원구성이역전되는외부비용을반영하면, 정산단가는 2029년에기준시나리오대비약 6.12%( 시나리오 8), 15.84%( 시나리오 9) 상승하게된다. 여기에서중요한점은이러한전기요금상승을과연전기소비자들이수용할수있는가의문제이다. 다시말해, 추정된원전외부비용수준이실제소비자들이수용가능한전기요금인상수준과부합하는가의문제이다. 원전외부비용을전력생산비용에반영하게되면판매사업자의구매단가는상승하게되고, 이는소비자전기요금인상으로귀결된다. 다만, 정치 사회적으로수용가능한인상수준에대해서는현재까지포괄적연구가부재하기때문에, 이에대한연구가추가로필요하다고판단된다. 원전외부비용반영여부는외부효과의내재화를통한자원의효율적배분의경제논리도중요하지만, 전기요금인상에따른부담은결국소비자의몫이므로, 정치 사회적논리도배제하지는못한다. 이러한상황을종합적으로고려해볼때, 신재생에너지를포함한모든전원의외부비용추정및반영여부를위한 범사회적논의기구 구성이필요하다고판단된다. 이연구에서추정하고있는원전및화석연료외부비용은해외추정사례를환율및물가상승률등을조정하여회계적으로국내에적용하고있는기존문헌연구보다는방법론적으로과학적이고체계적인 162

접근을하고있다고판단되나, 한계점도여전히존재하고있다. 원전외부비용추정치의한계로는중대원전사고발생의피해규모가국내실정을제대로반영하지못하고있다는점이다. 원전사고피해규모는원자로설비용량, 입지위치, 노형의차이등다양한요인에의해결정된다. 또한, 사고발생시점에서의기후상황 ( 풍향과풍속등 ) 과사고발생시원자력규제기관의초기대응에따라서도피해규모는상당한차이가난다. 본연구에서는이러한다양한요인들을고려하지않고, 과거사고발생사례의피해비용을국내 GDP와인구밀도만을고려하여개략적으로추정하고있다는한계가존재한다. 그러나국내실정에맞는객관적이고합리적인원전사고피해규모추정연구는관련분야전문가들의협동연구와분석을위한기초정보공유없이는사실상불가능한작업이다. 이러한점역시위에서언급한 범사회적논의기구 구성이필요한또다른이유가된다. 원전외부비용추정의또다른한계점은 중대원전사고발생확률 에대한충분한논의및합의점이없다는점이다. 원자력발전설비는설계단계에서확률론적통계방법을통해규제기관이설정하고있는원전사고발생확률기준을만족시켜야한다. 즉원전은기술적인측면에서는중대원전사고가발생할확률이거의없다고볼수있다. 그러나 TMI, 체르노빌, 후쿠시마등심각한원전사고가실제로발생하였고, 이는확률론적방법을통해도출한원전사고발생확률과는정면으로배치되고있다. 따라서 중대원전사고발생확률 추정을위한종합적인연구가수반될필요가있다. 중대원전사고발생확률은원자로노형, 원자로수명, 규제체계의투명성등기술적 제도적요소에따라달라질수있으므로, 사회적논의기구 에서는해당분야의전문 제 5 장결론 163

가도다수포함할필요가있다. 최근원전규제기관인원자력안전위원회에서는 방사선비상계획구역확대재설정심사결과보고 에서기존단일구역으로지정된 방사선비상계획구역 을원전반경 8~10km에서최대 30km로재설정할계획이다. 48) 반경 5km 이내는 예방적보호조치구역 으로방사선사고발생시사전주민대피등예방적으로주민보호조치를실시하고, 반경 20~30km의 긴급보호조치계획구역 은사고발생시방사능영향평가또는환경감시결과를바탕으로주민보호조치를단행할수있다. 방사선비상계회구역 이확대 재설정됨에따라, 향후중대원전사고발생에대한피해규모산정연구에서는비상계획구역구분에따라피해규모를추정할필요가있다. 비상계획구간이확대됨에따라, 이범위에포함되는인구및배상대상도증가하게되어피해규모는원전입지에따라큰차이를보일수있다. 따라서이러한원전규제기준및제도와관련된사항들도 범사회적논의기구 에서심도있게다루어져야할것이다. 원전외부비용추정결과외에메타회귀분석을이용하여도출한화석연료발전원의외부비용추정결과도한계점이존재한다. 온실가스와대기오염물질의외부비용에관한선행연구들은문헌마다분석방법론, 대상지역, 오염물질의특성등다양한요인에의해그결과가매우다르게나타난다. 아울러지불의사액도출을위해작성된질문내용도연구마다상이하기때문에, 메타분석을이용한추정결과는위와같은다양성을표준화하기어렵다. 따라서향후관련문헌의방대 48) 원자력안전위원회보도자료, 2015. 5. 14, 방사선비상계획구역확대재설정심사결과보고 - 방사선비상계획구역최대 30km 로확대 세분화, 대규모사고에대비한비상대응체계구축, 원자력안전위원회. 164

한데이터구축작업및메타분석을위한표본수확대를위한노력이필요하다. 이러한연구의한계점에도불구하고, 이연구에서는원자력발전을포함한전원별외부비용을객관적근거자료와실증분석방법을통해도출하고, 최근발표된 7차전력수급계획을반영하여, 외부비용의전원구성과전력시장영향을종합적으로검토하고있어그정책적의미가크다고판단된다. 또한, 본고에서는전원구성이역전되는원전외부비용을도출하고, 이를반영할경우의전원구성및전력시장영향도동시에분석함으로써, 외부비용의전력생산비용증가와전기요금인상영향도고려하고있다는점에서그결과의의의가더크다고사료된다. 향후추가연구에서는전력수급에영향을미치는다양한불확실성을고려한전원별외부비용의전원구성및전력시장영향연구도진행될필요가있다. 전력공급측면의불확실성으로는발전설비및송전설비건설지연, 원전계속운전정책변화, 신재생에너지및분산형전원목표미달성등이존재하며, 수요측면에서는전력수요전망의불확실성과수요관리목표량미달성등이상존한다. 아울러전력시장제도및온실가스저감정책등정책및제도변화에대한불확실성도존재한다. 이와같은다양한불확실성을종합적으로고려하여전원별외부비용이반영되는상황에서의전원구성및전력시장영향에대한체계적인후속연구가필요하다고판단된다. 원전을포함한전원별외부비용추정연구는향후 국가에너지기본계획 및 전력수급기본계획 수립시가장기초가되는전원별발전비용산정의핵심이라할수있다. 외부비용을반영하지않은전원구성계획은외부효과로인한사회적후생손실을내재화할수없고, 이는 제 5 장결론 165

결국사회적균형생산량보다더많은생산을초래하여자원의비효율적배분을초래할것이다. 아울러, 전원별외부비용산정연구는에너지세제정책수립및개정과정의유용한자료로그활용도가크다고예상되며, 외부비용의전원구성및전력시장영향, 특히전기요금인상효과는에너지정책시행의파급효과를사전적으로점검할수있다는점에서정책적기여도가크다고생각된다. 결론적으로정책당국은전원별외부비용을종합적으로분석하고논의할수있는 범사회적논의기구 구성을적극검토해야한다. 일본의 비용등검증위원회 혹은유럽연합 (EU) 의 ExternE(External Costs of Energy) Project 49) 등을벤치마킹하여전원별발전비용연구를지속적으로수행할수있는기구설립및체계적인지원과운영시스템을마련할필요가있다. 전원별외부비용은결국전력소비자로전가되므로, 범사회적논의기구 는단순히전원별발전비용산정역할을넘어, 외부비용내재화실현의필요조건인사회적수용성제고역할도병행되어야한다. 현시점에서전력부문의외부비용내재화논의는선택이아닌필수사항으로언제가누군가는수행해야할과제이다. 정부의정책의지와적극적인지원이그어느때보다필요한시점이라고판단된다. 49) ExternE 는유럽연합 (EU) 이 90 년대초부터 2005 년까지유럽국가의에너지외부비용과환경비용추정을위해예산을투입한프로젝트임 (http://www.externe.info/ externe_d7, 2015. 9. 14). 166

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부록 Ⅰ. 전력시스템모의프로그램 M-Core 설명 M-Core의최적화엔진은연간발전계획모의를위하여빠르고신속한모의가가능하도록우선순위, LR(Lagrangian Relaxation) 법, SUDP(Single Unit Dynamic Programming) 에기초한알고리즘이적용되었다 ([ 그림 1] 참고 ). [ 그림 1] M-Core 최적화엔진알고리즘 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 / 장인의공간 (2011), M-Core 사용자설명서 v1.3. SUDP(Single Unit Dynamic Programming) 알고리즘은라그랑지완화법 (Lagrangian Relaxation, LR) 과동적계획법 (Dynamic Programming, DP) 을혼합한형태이다. 발전기개별모델링을통해 LR법을적용하여비용을최소화하도록하고, 비용을최소화하는시간별발전기의기동과정지의최적화를 DP법을통하여수행한다. 부록 183

완화 (Relaxation) 란최적화문제에복잡한제약조건이있는경우문제를용의하게해결하기위하여복잡한제약조건을완화한다는의미이다. 일반적으로라그랑지완화법은라그랑지승수 (Lagrange multiplier) 라는계수 (Coefficient) 를사용하여원래문제의목적함수에제약조건을추가함수로서시행된다. 예를들어아래와같이식 (1) 을목적함수로하며식 (2) 와 (3) 을각각제약부등식 (Inequality constraint), 제약등식 (Equality constraint) 으로하는문제가있다고하자. Minimize f(x) (1) Subject to g(x) 0 (2) h(x)=0 (3) 위문제의제약조건들을라그랑지승수 λ 와 μ 를사용하여식 (4) 과 같이원래문제의목적함수에각각의제약조건을가중합 (Weighted sum) 함으로써완화 (relaxation) 한다. Lagrangian :L(x,λ,μ)=f(x) +λg(x) + μh(x) (4) 이라그랑지함수 L은원래문제의제약조건을만족한다는가정하에 (g(x) 0, h(x)=0) λ, μ 가 0보다크거나같다면원래문제의목적함수 f(x) 보다항상작은함수가된다. 따라서식 (5) 와같이 L의최소값은원래문제즉 f(x) 의최소값보다는작게된다. 즉라그랑지함수의최소값은원래문제의최소값의하한 (Lower bound) 를제공하며특별한조건을만족할때라그랑지함수의최소값과원래문제의최소값이일치하게된다. 184

Minimize L(x,λ,μ) (5) 이와같은 LR 방법은대규모전력계통에대한발전기기동정지계획에널리활용되고있다. 기동정지계획에서의목적함수는식 (6) 과같이발전기기동비용 (startupcosti) 과개별발전기발전비용 (F i ) 의합을최소화하는것이고, 이목적함수를최소로할때의 U i 가해당시간의발전기기동및정지계획이된다. 이때제약조건은시스템제약조건 ( 다수의발전기의출력이동시에고려되어야하는 coupled constraint) 인수급균형문제가식 (7) 에표현되어있으며개별발전기제약조건 (decoupled constraint) 인각발전기출력제약이식 (12) 와같이표현된다. 이외에발전기제약조건으로발전기 Min up/down time ( 최소가동 / 정지 ), Ramp rate( 증감발률 ) 등이추가될수있다. minimize (6) subject to (7) 여기서 F i : i번째발전기의발전비용 P t i : i번째발전기의 t 시간의발전량 Startupcost i,t : i번째발전기의 t 시간의기동비용 U t i : i번째발전기의 t 시간의기동 / 정지표시기 ( 기동시 :1, 정지시 :0) P t load : t 시간의계통부하 P min i : i번째발전기의최소출력 부록 185

P i max : i 번째발전기의최대출력 T: 전체모의시간 N: 전체발전기대수 이문제를 LR 방법을사용하여결합제약 (Coupled constraint) 인식 (7) 만을고려하여라그랑지승수 (Lagrange multiplier) λ 를사용하여라 그랑지함수로바꾸면식 (8) 과같이된다. (8) 식 (8) 에서상수항 (constant) 을제거하면식 (9) 가된다. (9) 식 (9) 를개별발전기의발전비용최소화문제로디커플링 (Decoupling) 하면식 (10) 과같이된다. (10) 즉 LR 방법을통하여전체발전비용의최소화라는원래문제를개별 발전기의발전비용최소화문제로디커플링하여해를구할수있다. 186

동적계획법이라고도불리는 DP법은최적의원칙 (Optimality principle) 을조건으로하는데이는어떤문제를해결하는데있어반드시문제의최적해가그부분문제들의최적해를포함해야한다는것이다. 다음의 [ 그림 2] 에서는동적계획법 (DP) 을설명하기위한간단한예시를들고있다. [ 그림 2] 동적계획법 (Dynamic programming) 예시 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 DP법은 (R1+R2+R3+R4+R5) 의전체결과의합을일괄적으로최적화하는것이아니라단계별최적화를시도한다. 먼저 5단계에서의최적화는 5단계이전의의사결정을고려하지않고, 5단계에서고려될수있는환경을가정하여 R5를최적화하는것이고, 4단계에서의최적화는 4단계이전의의사결정은고려하지않고, 4단계에서고려될수있는환경을가정하여 (R4+R5) 를최적화하는것으로정의할수있다. 이런식으로백트랙킹 (Back tracking) 을수행해나가면결국 1단계의사결정과정을최적화하게되고, 이는결과적으로전제최적화가된다. DP를각각의개별발전기에대하여적용 (Single Unit Dynamic 부록 187

Programming) 하여발전기최소발전기기동 / 정지시간 (Min up/down time) 처리과정을보이면 [ 그림 3] 과같다. 다음의예에서해당발전기의 Min up time은 3시간, Min down time은 5시간으로가정하였다. 따라서각시간에서해당발전기가취할수있는상태는총 8가지상태이며 3은발전기가 3시간째켜져있는상태를, -5는발전기가 5시간째꺼져있는상태를가리킨다. [ 그림 3] 동적계획법 (Dynamic programming) 적용 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 만약발전기가 t=1 시간에켜졌다면최소기동시간 (Min up time) 은 3이기때문에 t=2 ~ t=4까지해당발전기의상태는굵은실선 (bold line) 을따라변할수밖에없다. 이후 t=4의해당발전기는최소기동시간 (min up time) 조건을충족했기때문에발전기가계속켜져있거나발전기가꺼지는상태모두취할수있다. 이와같은방법으로매시간에대하여해당발전기가취할수있는상태의경로를표시한후백트 188

랙킹 (Back tracking) 을수행해가면서비용이가장최소가되는경로를한단계씩찾아서각시간에서비용이최소가되는발전기기동정지값이나오게된다. 이때비용은발전기가기동하고있을때발전기발전비용 (C) 이계산되면발전기가꺼져있다가켜질때는 Startupcost(S) 가계산된다. 전력시스템전산모형 M-Core의최적화알고리즘구조는다음과같은 5단계로설명할수있다 ([ 그림 4] 참고 ). 첫째, 발전기의예방정비, 열제약등초기정보를처리하고모의기간동안시간별로초기값 (Shadow price) 을설정한다. 둘째, 발전기별로비용최소화를위한 SUDP를수행한다. 셋째, 예비력및송전제약을고려하여적정설비가기동될때까지 SUDP를수행한다. 적정한설비가기동되지않는경우설비들이더많이켜지도록신호를수정하고 SUDP를재수행한다. 넷째, 연료제약이적정범위내에서처리되었는지확인하고적정범위를벗어난경우발전기기동을적절히조정하고 SUDP를재수행한다. 마지막으로, 켜진발전기중에서 Off가가능한발전기들을찾아서보다효율적인기동정지가되도록재조정한다. 부록 189

[ 그림 4] M-Core 최적화알고리즘구조 [1 단계 : 최적화초기값설정 ] [2 단계 : SUDP 수행 ] [3 단계 : 적정기동수행 ] 190

[4 단계 : 연료제약처리 ] [5 단계 : 기동정지재조정 ] 자료 : 장인의공간 (2011. 10. 19), 발전계획과전력시장모의기법, 장인의공간내부자료 부록 191

Ⅱ. SO2, NOx, PM 메타분석문헌자료 논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_01 Mattews NO2 1992 미국전력 3400 USD 재화기준특정외부비용의중앙값 미국알루미늄 1300 미국철강 910 미국석유정제 미국빌딩건설 미국자동차 1000 300 270 미국비행기 140 미국컴퓨터 130 SO2 1992 미국전력 12100 USD 미국알루미늄 5600 미국철강 2100 미국석유정제 1400 LCA, IO 재화 100,000 달러생산시의대기오염에대한외부피해 192

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 미국빌딩건설 미국자동차 미국비행기 미국컴퓨터 360 580 340 330 PM10 1992 미국전력 560 USD 미국알루미늄 510 SO2_01 Zuckerman 미국철강 440 미국석유정제 미국빌딩건설 미국자동차 미국비행기미국컴퓨터 270 1100 100 60 50 SO2 1992 미국 4600 USD/ SO2 Ton 체인가중 GDP 디플레이터로 1992 년달러로환산함. SO2_01 Mattew 의선행연구 부록 193

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_01 CEC/US SO2 1992 미국 3600 SO2_01 EPA SO2 1992 미국 2350 SO2_01 EPRI SO2 1992 미국 2080 SO2_01 Nevada PSC SO2_01 Elkins et al. SO2_01 California SO2 1992 미국 1800 SO2 1992 미국 1760 SO2 1992 미국 1300 SO2_01 Rowe SO2 1992 미국 940 USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton 체인가중 GDP 디플레이터로 1993 년달러로환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1994 년달러로환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1995 년달러로 환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1996 년달러로 환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1997 년달러로 환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1998 년달러로 환산함. 체인가중 GDP 디플레이터로 1999 년달러로환산함. SO2_02 Mattew 의선행연구 SO2_03 Mattew 의선행연구 SO2_04 Mattew 의선행연구 SO2_05 Mattew 의선행연구 SO2_06 Mattew 의선행연구 SO2_07 Mattew 의선행연구 SO2_08 Mattew 의선행연구 194

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_01 Repetto SO2 1992 미국 850 SO2_01 Cifuentes SO2_02 Scapecchi SO2 1992 미국 780 시간상실 2005 캐나다 308 대기오염건강관리캐나다 417 SO2_02 EPA 2004 SO2_02 EC 2004 SO2_02 Markandya et al. 2004 통증고통캐나다 442 조기사망캐나다 52164 VSL 2004 미국 5.5 대기오염에의한사망감소 2004 VOLY 2004 VSL 2004 VSL 2004 EC ( 프, 영, 이 ) EC ( 프, 영, 이 ) EC ( 프, 영, 이 ) EC ( 프, 영, 이 ) USD/ SO2 Ton USD/ SO2 Ton 백만 USD 백만 USD 백만 USD 백만 USD 백만 USD 1086 USD 99116 USD 2173495 USD 2363689 USD 체인가중 GDP 디플레이터로 2000 년달러로환산함. 대기오염질병에대한비용 5/1000 의사망효과감소시의편익 5/1000 의사망효과감소시의편익 NewExt, WTP EC(2004) 방법, 40 세이상성인대상 SO2_09 Mattew 의선행연구 SO2_10 Mattew 의선행연구 SO2_02 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 부록 195

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_02 Strand and Taraldset 1991 SO2_02 Transek 1993 SO2_02 Saelensminde and Hammer 1994 SO2_02 Halvorsen 1996 SO2_02 Carlsson and Johansson-Stenm an 2000 SO2_02 Dziegielewska and Mendelsohn 2005 VSL 2004 캐나다 906997 USD VSL 2004 미국 1496270 USD 대기오염 1991 스웨덴 196~402 교통관련대기오염건강피해 교통관련대기오염자연피해 교통관련대기오염건물피해 1993 스웨덴 190 스웨덴 162 스웨덴 83 대기오염 1994 스웨덴 500~1011 USD 년, 가구 USD 년, 명 USD 년, 명 USD 년, 명 USD 년, 가구 교통관련대기오염 1996 스웨덴 136 USD 년, 명 대기오염 2000 스웨덴 217 대기질개선 - 사망 USD 년, 명 2005 폴랜드 29 USD 대기질의 50% 개선 Open-end ed CV Experime ntal ranking Experime ntal ranking Experime ntal ranking Experime ntal choice Open-end ed CV Open-end ed CV SO2_03 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 SO2_03 Scapecchi 선행연구 대기질 25% 개선시나리오 WTP SO2_03 Scapecchi 선행연구 196

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 대기질개선 - 기관지염대기질개선 - 천식대기질개선 - 경미한건강영향 대기질개선 - 시계 대기질개선 - 자재피해 대기질개선 - 역사물피해 대기질개선 - 에코시스템 대기질개선 - 사망 대기질개선 - 기관지염 폴랜드 9 USD 폴랜드 9 USD 폴랜드 4 USD 폴랜드 4 USD 폴랜드 0 USD 폴랜드 4 USD 폴랜드 7 USD 2005 폴랜드 41 USD 폴랜드 10 USD 대기질 50% 개선시나리오 WTP SO2_03 Scapecchi 선행연구 부록 197

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_ 02Alberini and Krupnick 2000 대기질개선 - 천식 대기질개선 - 경미한건강영향 대기질개선 - 시계대기질개선 - 자재피해 대기질개선 - 역사물피해 대기질개선 - 에코시스템 폴랜드 9 USD 폴랜드 4 USD 폴랜드 4 USD 폴랜드 2 USD 폴랜드 3 USD 폴랜드 10 USD PM10 집중도 100 2005 타이완 1038187 USD 대기질개선 WTP PM10 집중도 130 PM10 집중도 350 1234551 USD 2374087 USD SO2_03 Scapecchi 선행연구 198

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_03 S. Molnar, Devrecin, Kovacevic, M. Molnar 2008 백만미세먼지석탄화력 2008 크로아티아 0.29~0.33 USD/ kwh SO2 석탄화력 NO2 석탄화력 미세먼지가스화력 SO2 가스화력 NO2 가스화력 미세먼지석탄화력 SO2 석탄화력 NO2 석탄화력 미세먼지가스화력 SO2 가스화력 NO2 가스화력 0.59~0.93 0.63~1.96 0 0 0.18~0.54 유럽 1.99~2.95 13.93~15.72 23.59~28.10 0 0 6.91~8.16 백만 USD/ kwh 발전소의외부비용 ( 건강피해 ) 크로아티아인구 4.8 백만 유럽인구 540 백만 부록 199

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_04 Ayres and Walter 1991 SO2_04 Boyd et al., 1995 SO2_04 Burtraw and Toman 1998 SO2_04 Burtraw et al. 1999 SO2_04 Dowlatabadi et al., 1993 SO2_04 Goulder 1993, Scheraga and leary 1993 탄소저감에의한부수적편익 1 차편익과복합된부수적편익 기준오염물질 (NO, SO, 미세먼지 ) 탄소저감에의한부수적편익 1991 미국 165 미국 3.67 1995 미국 40 미국 < 10 SO2, NOx 1999 미국 9 SO2, NOx, PM SO2, NOx, PM, Pb, CO, VOCs 1993 미국 3 1993 미국 33 USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton 미국선행연구들조사 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 200

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_04 Rowe et al., 1995 SO2, NOx, PM 1995 미국 24 USD/C Ton SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Viscusi et al., 1994 SO2_04 Barker 1993 SO2_04 Pearce 1992 SO2_04 _Ayres and Walter 1991 SO2_04 Alfsen 1992 SO2_04 RIVM et al., 2000 SO2_04 Pearce 1996 기준오염물질 (NO, SO, 미세먼지 ) SO2, NOx, PM SO2, NOx, PM 탄소 1 톤배출에대한한계온난화피해 1994 미국 88 1993 영국 44~201 1992 영국 195 1991 독일 312 1992 노르웨이 102~146 2000 EU 53~79 1996 영국 45 USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton USD/C Ton CGE SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_04 Pearch 선행연구 SO2_08 Machol and Rizk 2013 화석연료발전의배출저감에의한건강 2013 캘리포니아 0.005~0.013 USD/ kwh 부록 201

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 개선의경제적가치 석탄에대한건강효과의경제적가치 석유에대한건강효과의경제적 가치 쳔연가스에대한건강효과의경제적가치 대기오염에의한건강효과의가치반영후의전력에대한 WTP 매릴랜드 0.41~1.01 미국전체 0.14~0.35 미국 0.19~0.45 미국 0.08~0.19 미국 0.01~0.02 미국 0.24~0.45 USD/ kwh USD/ kwh USD/ kwh USD/ kwh USD/ kwh USD/ kwh 화석연료전력의건강영향에대한경제적가치는매해 361.7~886.5 십억달러, GDP 의 2.5~6.0% 임 202

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_09_Sáez and Linares 1999 SO2 저감에의한편익 1995 오스트리아 9000 Euro/ 톤 E3ME( 대규모 19 개지역에너지 - 환경 - 경제모델 ) SO2_09 Barker and Rosendahl 2000 선행연구 NOx 저감에의한편익 벨기에 11388-12141 덴마크 2990-426 핀랜드 1027-1486 프랑스 7500-15300 독일 1800-13688 그리스 1978-7832 아일랜드 2800-5300 이탈리아 5700-12000 네델란드 6205-7581 노르웨이 NA 포르투칼 4960-5424 스페인 4219-9583 스웨덴 2357-2810 영국 6027-10025 1995 오스트리아 16800 Euro/ 톤 벨기에 11536-12296 덴마크 3280-4728 부록 203

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 미세먼지저감에의한펀익 핀랜드 582-1388 프랑스 10800-18000 독일 10945-15100 그리스 1240-7798 아일랜드 2750-3000 이탈리아 4600-13567 네델란드 5480-6085 노르웨이 NA 포르투칼 5975-6562 스페인 4651-12056 스웨덴 1957-2340 영국 5736-9612 1995 오스트리아 16800 Euro/ 톤 벨기에 24536-24537 덴마크 3390-6666 핀랜드 1340-2611 프랑스 6100-57000 독일 19500-23415 그리스 2014-8278 아일랜드 2800-5415 이탈리아 5700-20700 네델란드 15006-16830 노르웨이 NA 204

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_09 Barker and Rosendahl 2000 SO2 의피해비용 1994 NOx 의피해비용 1994 포르투칼 5565-6955 스페인 4418-20250 스웨덴 2732-3840 영국 8000-22917 십억 1990 유로오스트리아 0.4 Euro/ 1000 톤 벨기에 2.9 덴마크 0.5 핀랜드 0.1 프랑스 9.5 독일 30.3 그리스 1.3 아일랜드 0.6 이탈리아 9.6 룩셈부르그 0.1 네델란드 0.9 노르웨이 0.1 포르투칼 1 스페인 10.1 스웨덴 0.2 스위스 0.3 영국 16.5 1990 유로오스트리아 2.9 십억 Eur o/1000 톤 E3ME baseline simulation 을 부록 205

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 미세먼지의피해비용 1994 벨기에 4 덴마크 1.3 핀랜드 0.6 프랑스 26 독일 24.9 그리스 1.1 아일랜드 0.5 이탈리아 13.7 룩셈부르그 0.3 네델란드 3.2 노르웨이 0.9 포르투칼 2 스페인 8 스웨덴 1 스위스 2 영국 16.8 십억 Eur 1990 유로오스트리아 0.6 o/1000 톤 벨기에 0.6 덴마크 0.1 핀랜드 0.1 프랑스 4.7 독일 13.6 그리스 - 206

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2 의피해비용 2008~2012 아일랜드 0.4 이탈리아 4 룩셈부르그 - 네델란드 0.5 노르웨이 0.1 포르투칼 - 스페인 0.2 스웨덴 0.1 스위스 0.3 영국 5.1 십억 Eur 1990 유로오스트리아 0.3 o/1000 톤 벨기에 1 덴마크 0.2 핀랜드 0.1 프랑스 3.9 독일 6.1 그리스 1.3 아일랜드 0.1 이탈리아 3.2 룩셈부르그 0 네델란드 0.3 포르투칼 0.6 스페인 2.9 부록 207

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 NOx 의피해비용 2008~2012 미세먼지의피해비용 2008~2012 스웨덴 0.1 영국 4.4 십억 1990 유로오스트리아 1.6 Euro/ 1000 톤 벨기에 2 덴마크 0.6 핀랜드 0.4 프랑스 12.3 독일 13.1 그리스 1.1 아일랜드 0.2 이탈리아 7.6 룩셈부르그 0.1 네델란드 1.7 포르투칼 1.4 스페인 5.4 스웨덴 0.4 영국 9 십억 Eur 1990 유로오스트리아 0.6 o/1000 톤 벨기에 0.8 덴마크 0.2 핀랜드 0.1 프랑스 2.7 208

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_10 Menikpura, Gheewala, Bonnet 2012 SO2_11 Murakami, Ida, Tanaka, Friedman 2014 NOx 연도표기없음 독일 13.2 그리스 - 아일랜드 0.4 이탈리아 4 룩셈부르그 - 네델란드 0.5 포르투칼 - 스페인 0.2 스웨덴 0.2 영국 3.9 스웨덴 2.13 Euro/kg SOx 3.27 Euro/kg NOx 스리랑카 41 SLR/kg SOx 63 GHG 배출 1% 감소에대한 WTP 2012 캘리포니아 0.25, 0.35 USD/ 월, 최소값, 최대값 1 EUR = 168 SLR WTP, PPP GDP 설문조사, 미국 4 개주 (CA, MI, NY, TX) 의 4202 세대와일본의 4000 세대 부록 209

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_12 McCubbin and Delucchi 1999 신재생에너지 1% 증가에대한 WTP NO2 에의한건강피해비용 PM10 에의한건강피해비용 자동차의대기오염비용 PM10 자동차의대기오염비용 NO2 자동차의대기오염비용 PM10 미시건 0.19, 0.32 뉴욕 0.23, 0.39 텍사스 0.27, 0.34 일본 0.16, 0.32 미국 0.71 일본 0.31 1991 미국 1.3, 6.1 미국 52.1, 652.1 미국전국 16727, 266391 미국전국 1038, 5483 도시 15954, 253126 백만 USD, 저, 고 자동차사용시의배출과건강비용의관계 210

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_13 EPA 2012 SO2_14 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 2001 자동차의대기오염비용 NO2 자동차의대기오염비용 PM10 자동차의대기오염비용 NO2 PM25 2010 미국 NOx 저감에의한건강편익 도시 955, 5072 LA CMSA 4203, 51869 LA CMSA 137, 713 230000~ 880000 1997 미국 7~10 USD/ 저감톤 USD/ 탄소저감톤 Black carbon 부수적편익 EPA 의 VSL 은 5.9 백만 USD(1997) 이지만, 본연구는 3.8 백만 USD(1997) 을사용함. Los Angeles CMSA 는 Consolidated Metropolitan Statistical Areas 이며, Los Angeles, Riverside, Orange, San Bernadino, Ventura county PM2.5 에대한직접규제의편익은 NOx,SOx 같은것의저감으로부터얻는편익추정치보다 7~300 배더큼. 상세한전력시장균형모델 (Ha iku) 과건강에대한변화가치화를연결함. 부록 211

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 $25 탄소세의부수적편익 12~14 USD 탄소세 $0, $25, $75 정책실험의결과에의한배출변화는대기이동과환경적영향에대한통합평가모델인 Tracking and Analysis Framework(TAF) 와연결됨. SO2_14McCubbi n et al.(abt/pechan) 1999 탄소저감톤당평균부수적편익, SOX, NOx 1997 미국 8~69 USD SO2_14 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 Holmes et al./premiere 1995 탄소저감톤당평균부수적편익, NOx 1997 미국 3 USD SO2_15 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 Dowlatabadi et al./premiere 1993 탄소저감톤당평균부수적편익, NOx 1997 미국 3 USD SO2_16 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 EXMOD 탄소저감톤당평균부수적편익, P<. SO2, NOx 1997 미국 24 USD SO2_17 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 212

논문코드대상물질연도국가비용단위기준변수들방법론기타 SO2_14 Coal/PREMIERE SO2_14 Coal/PREMIERE /RIA 탄소저감톤당평균부수적편익, NOx 탄소저감톤당평균부수적편익, Nox 는제외 1997 미국 5 USD 1997 미국 24 USD SO2_18 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_19 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 Goulder 1995/Scheraga and Leary 1993 탄소저감톤당평균부수적편익, 모든주요오염물질의총배출 1997 미국 34 USD SO2_20 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 Boyd et al. 1995 탄소저감톤당평균부수적편익, 모든주요오염물질의총배출 1997 미국 41 USD SO2_21 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 SO2_14 Viscusi et al. 1992 탄소저감톤당평균부수적편익, 모든주요오염물질의총배출 1997 미국 90 USD SO2_22 Burtraw, Krupnick,Palmer, Paul, Toman, Bloyd 선행연구 부록 213

1 D haeseler 2013.. D haeseler(2013),,... D haeseler(2013). 50).. CEU(2003:5). NEA(2003:11) 50) http://bruegel.org/events/the-economics-of-nuclearenergy/.

은 외부비용, 즉어떤재화나서비스의소비자보다는사회전체가지게되는비용은시장메커니즘이적절한가격신호를통해효율적으로작동하는것을방해하기때문에전세계의경제, 사회및환경의최적화에해를미치게된다. 따라서에너지시스템이갖는외부비용을식별하고정량화하는일은지속가능한발전을전망함에있어핵심적인사안이된다 고언급하였다. Laes(2006:175) 는외부효과란... 계약당사자가아닌다른사람들에게인도되는서비스또는손해 " 라고주장하였다. 제 1 절외부비용평가에있어서의과제 외부비용을평가하기위해서는유해한물질이나활동에의해야기된손실을추정하기위한 공통분모 를도출하는것외에는특별한대안은없다. 여러가능한잣대가운데금전적평가는문제를상당히단순화시킨다. 외부비용평가를하는취지는대중들이나정책수립자들에게비용이가장큰응용방법이나활동은무엇이고비용이가장작은것들은무엇인지에대한정보를제공하여상호비교분석을가능하게하고, 전반적인영향의크기를이해할수있도록하는것이다. 손해나생명또는재산권의손실에비용을매기는일은매우미묘한데장기적인효과를평가해야하는경우에는더욱그렇다. 외부비용을평가하기위해서는다음의두가지사항이특히세심한주의를필요로한다. - 인간생명의가치는무엇인가? - 장기적인고려를위해서는어떠한할인율이사용되어야하는가? 세번째로주의할요소는위험이라는개념인데, 다음장에서구체적 부록 215

으로논하기로한다. 위험은모든종류의활동에적용된다. 따라서모든활동또는환경은부정적결과를낳을일정한확률을갖고있는데, 통상사고라는맥락에서가장큰관심을받는다. 여기서는다른두측면 ( 인명및할인율 ) 만을논의한다. 1. 인간생명의가치 인간생명가치 에대한초기작업은 Viscusi(1998) 에서인용되고있다. Viscusi(1998) 은 1998년까지합리적인것으로고려된인간생명가치가약 3~7백만달러수준이었던것으로요약하고있다. ExternE 방법론의가장최근판 (ExternE, 2005) 51) 은인명손실및기대수명손실의화폐적평가문제를다음과같이다루고있다. 사망에따른비용은흔히 통계적생명가치 (Value of statistical life: VSL) 라불리는예방된사망사고의가치 (Value of a Prevented Fatality: VPF) 로평가되는데, VSL은경제전문가가아닌이들에게는흔히적대적인반응을불러일으키는용어이다. 사실, VPF는 불특정개인의조기사망위험을피하기위하여 지불할용의가있는금액 (Willingnessto-pay: WTP) 의약칭에불과하다. 비록우리는생명의가치는무한대이므로위험에빠진한개인을구하기위해서는모든수단이강구되어야된다고느끼지만, WTP( 지불능력포함 ) 는한정되어있다. 유럽및북미지역에서정책결정을위해권고되는가치는대략 1-5백만 51) ExternE 는유럽연합집행위원회 (European Commission) 와미국에너지부 (DOE) 에의해 1990 년에시작된주요프로젝트중하나이다. 이프로젝트의최초발간물들은 1995 년에출간되었다. 그후유럽연합은 1998 년에추가적인보고서를발간한후 ExternE 방법론과그결과들을개선하기위한포괄적인프로젝트들을계속해서추진하였다. 관련자료는다음사이트에서찾을수있다. http://www.externe.info/externe_d7/sites/default/files/methup05a.pdf 216

유로범위에있다. 앞단계의 ExternE에서는유럽에서수행되어온 VPF 연구의평균인약 3백만유로정도의가치가사용되었다. 최근 ExternE(2004) 는새로운 CV(Contingent Valuation) 52) 연구를수행하여이가치를 1백만유로수준으로낮추었다. 그러나 [ExternE, 2005] 는다음과같은점을분명히하고있다. VPF는사고사와관련이있는반면, 대기오염에따른사망에는적절치않다. 후자는주로심폐기능의저하와관련된것으로, 조기사망자일인당기대수명감소는사고의경우보다훨씬짧다. 따라서사망자수는전체대기오염사망률의의미있는지표가되지못한다. 오히려진정으로의미있는지표인기대수명손실을사용하여야한다. 기대수명손실을평가하기위해서는수명 1년의가치 (Value of a life year: VOLY) 가필요하다. 프랑스, 이태리, 영국에서의결과를기초로 ExternE는현재 50,000 유로상당의 VOLY를사용하고있다. OECD의최근보고서 OECD(2012) 는 OECD 국가성인평균 VSL 값으로1.5-4.5백만달러 (2005년가격기준 )( 기준치 3백만달러 ) 를제시하고있다. EU 27개국에대해서는 1.8-5.4백만달러 ( 기준치 3.6백만달러 ) 를제시하고있다. 통계적수명 1년의가치 VOLY에대해서 OECD(2012) 는 40,000 유로 (EU 27개국기준 ) 를언급하고있다. CE(2008b) 에서의계산에따르면, 2000년가격기준으로표시된값 40,000유로는 2007년가격기준으로는 46,560유로에해당된다. IER(2013) 역시 Desaigues et al. 에의한연구결과를언급하면서, 재계산된 VOLY 값이 60,000유로 (2010 년가격기준 ) 인것으로결론내고있다. 52) CV 는 조건부평가 (Contingent Valuation)" 를뜻하는데, 비시장비용을계산하기위한방법의하나이다. 부록 217

사망 (mortality) 의화폐적값만이의미있는것이아니라흔히병적상태 (morbidity) 로언급되는건강상의손해도고려해야할중요한요소이다. 53) ExternE(2005) 의해당연구에서사용된대기오염의결과로나타나는질병들에대한다양한중앙값들을요약하고있다. 한예로, 심각하지않은제한적인활동일인경우의 38유로 (2000년기준 ) 에서부터만성기관지염인경우의건당 190,000유로까지다양한값을갖는다. IER(2013) 에서는제한적인활동일의경우는 57유로 (2010년기준 ), 만성기관지염의경우는건당 300,000유로에달하는값을사용하고있다. IER(2013) 은세계보건기구 (WHO) 에서사용되는표를가지고사망및질병에관한이들모든값들이어떻게통합되는지를명시적인방법으로보여주고있다. 여기서기본개념은 DALY라불리는데, 이는 장애조정수명 (Disability-Adjusted Life Year) 54) 을나타내는복합적인측정개념이다. DALY는수명연한의손실과관련이있다는점에주의하자. 독자들은이러한모든수치에조심을하여야한다. 다른많은경우에서와같이, 상당한불확실성과통계적변이가존재하기때문에중요한것은크기의순서라는것이다. 흔히화폐가치의기준년도가명시되지만그렇지않은경우도많다. 또한달러로표시되는지아니면유 53) 위키피디아는질병 / 질병률 (morbidity: 아프다, 건강치않다는뜻의라틴어 morbidus 에서기원 ) 을어떤원인에의해발생된질병, 장애또는빈약한건강상태로정의한다. http://en.wikipedia.org/wiki/disease 용어, 개념 항목참조. 54) 세부사항 http://www.who.int/healthinfo/global_burden_disease/metrics_daly/en/ 참조. 어떤질병이나건강조건의장애조정수명은인구의조기사망에따른수명손실연한 (YLL) 과건강한사람이장애때문에상실하는연한 (YLD) 의합으로계산된다." 또는 [IER, 2013] 참조. 세계보건기구 (WHO) 는 YLL 을사용하나 [ExternE, 2005] 과 [IER, 2013] 은 YLL 과같은개념을표현하기위해 YOLL 을사용한다. 결국이는다른사람들이여전히 기대수명손실 이라는의미로부르는 LLE 와동등한개념을나타낸다. 218

로로표시되는지도주의를기울여야한다. 그리고이러한값들을계산하는데사용되는특별한방법론에따라지역간에차이가있을수있고, 어느정도는해당지역이나국가의경제상황에따라서도다르게나타날수있다. 사실이그렇다하더라도본보고서의저자는도덕률로서인명의가치는지역을불문하고모든인류가비슷하다는윤리적입장을견지할것이다. 2. 장기할인율 정책평가와관련한장기할인율에관한이슈는 Lévêque(2013a) 와 Laes(2006) 의관점을통해보여지는바와같이보다장기의할인율은점차감소하여대략 0-1% 정도의작은값으로수렴할것이라는점을받아들이는경향이있다. 그러나음의할인율은과학적인연구문헌에서많은지지를받지못하는것으로보인다. ExternE 프로젝트의갱신된방법론 (ExternE, 2005) 에서도할인율문제 (pp.29-32) 를다루고있다. ExternE(2005) 에서는여러가지사항들을고려한후다음과같이언급하고있다. 사회적기회비용에사회적시간선호율추정치를결합하면 ExternE 프로젝트에서사용될일정범위의권장할인율이나온다. 즉, 저율 : 0%, 중간 : 3%, 고율 : 6%. 그리고 하락하는할인율의이론적해석 에대해서는다음과같이언급하고있다. 미래기간에할인율이점차하락할것이라는점이논란의여지가없는것은아니다. 예를들면, 생산성증가율이둔화될것이라고우리가가정할이유가없다. 이러한이슈들에대한추가적인연구노력이필요한시기가되었다. 한편, 위수치를고려하여할인율을다음과같이조정할수도있다. 향후약 25년동안은대략 3-4% 의 부록 219

저-정상 (low-normal)" 연간실질이자율을이용하고, 향후약 25년부터 75년까지의기간동안은약 2% 의기한내순간이자율이용하며, 향후약 300년이상의기간동안은대략 0% 의기한내순간이자율을이용하라는것이다. 장기적이슈는공공할인율분야에머물러있고, 위에서언급된시한은가동중인전형적인산업프로젝트에적용하기에는너무짧아보인다. 제 2 절전력생산에기인한외부비용분석사례 전력생산의외부비용추정을위한 ExternE 방법론은 NEA 보고서에잘정리되어있다 (NEA, 2003:17-18). 55) 1. 연료사이클체인에서의모든단계 ( 또는처리단계 ) 서술 2. 각단계와관련된물질 / 에너지흐름및환경적부담 ( 예 : 배기가스및폐기물 ) 에대한정보제공 3. 부담으로부터연유하는환경영향평가 4. 영향비용추정을위한메커니즘제공 단계 1 및단계 2 는통상관련된공정에대한라이프사이클분석기법 으로처리되는반면, 단계 3,4 는소위 영향경로분석 (impact-pathway 55) 우리는양의외부효과또는외부편익도있다는점도고려해야한다. 원자력의경우는세가지점을언급할수있다. 1) 공급의안전성 (1 차연료기준 ), 2) 고정적인발전비용, 이런경우변동성없이적절하게보장하는고정가격, 3) 전반적인전력시스템의안전성을위한관성의보증 / 필요하다면손쉬운무효전력제어를허용할가능성이다. 본보고서에서는양의외부효과가명시적으로논의하지않는다. 종종 CO 2 배출량이없다는점이원자력발전의양의외부효과로여겨진다. 여기에서는화석연료발전에의한 CO 2 배출을이러한발전소에서의음의외부효과로생각하기때문에중복계산을피하기위해서이러한관점을채택하지않았다. 220

analysis: IPA) 이라는방법을사용하여분석된다. 일례로 IER(2013) 은독일원자력에너지의위험에대한광범위한분석을시도하였다. 여기서도 2005년갱신된 ExternE 방법론이사용되었다. 보고서는일반대중과원자력시설내에근무하는직원의두주체측면에서의환경및건강피해를고려하고있다. 앞서설명한바와같은 WHO 매트릭스, 즉 DALY=YOLL+YLD을사용하여, 즉사망과질병모두가고려된후화폐적가치가계산된다. 계산결과정상가동시독일원자력의외부비용이약 3-3.5 유로 /MWh(2010년가격기준 ) 으로나타났다. 56) D haeseleer(2013) 에서는다른여러연구결과를종합하여원자력발전전력의외부비용을 1-4 유로 /MWh(2012년가격기준 ) 수준으로제시하고있다. 56) D haeseleer(2013) 에서는여러연구결과를종합하여원자력발전전력의외부비용을 1-4 유로 /MWh(2012 년가격기준 ) 수준으로제시하고있다. 추가연구결과에대해서는 D haeseleer(2013) 을참조하기바란다. 부록 221

제 2 장원자력사고및손해배상청구비용 제 1 절위험의개념 1. 객관적위험및확률적안전평가 원칙적으로, 안전관련문헌에서정의되는위험의개념은매우단순하 다. 위험은특정활동으로인해어떤유해한결과가발생할확률이다. 57) 위험 = P ( 확률 ) C ( 유해한결과 ) 이식은흔히 합리적위험, 객관적위험, 과학적위험 또는 기술적위험 등으로불리기도한다. 이러한기술적위험을산정하는 원리는기술적안전관련문헌에잘나와있는데, 흔히 확률적안전 평가 (PSA)" 또는 확률적위험분석 / 평가 (PRA) 라는이름으로되어 있다. 58) 간단하게말하자면, 어떤바람직하지않은사건 ( 사고 ) 에이르 는과정을여러다른경로로분해한후, 그사건이일어날확률 ( 공식 적으로는고장빈도또는고장률이라함 ) 을배정한다. 이러한일은소 위사건판단도 (event trees) 및고장수목 (fault trees) 의결합을통해이 루어지는데, 불대수 (Boolean algebra) 와확률이론을사용하여최종적인 확률을구한다. 포괄적인확률적안전평가 (PSA) 연구는확률의산정이 라는범위를뛰어넘어결과까지를산정한다. 완벽한 PSA 를수행하기 위해서는 PSA 레벨 1, 2, 3 로불리는세개의단계를거쳐야한다. 57) 종종, 빈도 (F) 가확률대신에사용된다. 기술적으로말하면, 특별히정규화측면에서차이가있으나실제로양개념이모두사용될수있다 (Kröger(2011) 제 1 강참조 ). 58) 원자력발전소에적용되는이러한개념들에대한기초적인정보는 Lamarsh, (2001)( 제 11 장 ), Bodansky(2004)( 제 14 장및 15 장 ) 에서찾아볼수있다. 222

[ 그림 1] PSA 레벨 1, 2, 3 의정의 1. PSA 레벨1에서는노심손상에이르게할수도있는일련의사건들을식별하기위하여발전소의설계및운영을분석하고, 노심손상빈도를추정된다. PSA 레벨1은노심손상을예방할것으로예상되거나가동중인안전관련시스템및절차의장단점에대한통찰력을부여한다. 2. PSA 레벨2에서는레벨1에서식별된노심손상에이르는사건들의시간대별진행상황을평가하는데, 여기에는원자로핵연료에서의심각한손상으로부터발생된현상들에대한양적평가가포함된다. PSA 레벨2는핵연료에서나오는방사성물질의방출이환경에노출되는방식들을식별한다. 또한방사성물질의환경노출빈도, 크기및기타관련특성들을추정한다. 이러한분석은사고예방및완화수단, 방사성물질의환경노출을막는물리적장벽 ( 예 : 격납건물 ) 등의상대적중요성에대한추가적인통찰력을부여한다. 3. PAS 레벨3에서는방사성물질의환경노출결과로토지나식료품의오염과같은공중보건적효과및기타사회적결과가추정된다. 자료 : IAEA(2010:3) 이러한서로다른 PSA 레벨에서분명하게알수있는바와같이 노심손상빈도 (CDF) 와 대규모초기누출빈도 (LERF) 를구별하는것이중요하다. CDF와 LERF 정의는보통미국원자력규제위원회 (US NRC) 에의한정의를사용하는것이일반적이다. 부록 223

[ 그림 2] CDF 및 LERF 에대한정의 노심손상빈도 (CDF) 는노심의노출및온도상승으로장기적인산화와심각한연료손상이예상되고, 만약누출될경우발전소주변의공중보건에영향을미칠정도로노심의상당부분을포괄하는사고들이발생하는빈도의합으로정의된다. 대규모초기누출빈도 (LERF) 는격납용기로부터부유핵분열생성물의누출이, 단지외부의응급대응및보호활동을효과적으로추진하기도전에, 급속하고도완전하게일어나는 ( 그래서초기건강에영향을미칠잠재력을갖는 ) 사고들의빈도의합으로정의된다. ( 이러한사고들에는일반적으로격납용기틈새, 건물우회및격납건물격리실패가발생한직후의초기방제실패와관련된세정되지않은누출사고등이포함된다. 자료 : NRC(2009:7) 현재가압경수로인경우는 LERF/CDF 비율이 1% 에서 10% 사이 ( 최대 10%) 로추정되고있다. 다음의 [ 그림 3] 은현재스위스원자력발전소및 EPR의수치들인데, 유럽발전소의일반적인특징을이해할수있다. 열거된목표들은 IAEA의목표이다. 59) CDF는현재발전소의경우원자로-년당 < 10-4, 미래발전소는 < 10-5 을목표로하고있다. LERF는현재발전소의경우 < 10-5, 미래발전소는 < 10-6 을목표로하고있다. 스위스발전소들은현재이목표치 ( 일부는더높음 ) 를만족시키고있다. EPR은훨씬더잘충족할것으로기대된다. 59) IAEA, 국제원자력안전자문그룹 (International Nuclear Safety Advisory Group), 1999(#27 p 11); http://www-pub.iaea.org/mtcd/publications/pdf/p082_scr.pdf 참조. 224

[ 그림 3] 현재및미래 NPPS에서의 CDF 및 LERF 목표 ( 현재스위스원전및 EPR을대상으로실측한결과 ) 자료 : Hirschberg(2011); (2012) 60) 2. 위험지각 (Risk Perception) 합리적또는객관적위험을논의함에있어인간의위험지각과평가가과학자들이말하는합리적위험과다르다는것을인정해야한다. 태어나서죽을때까지모든인간은위험에직면하고, 이러한위험에대한지각과평가에기초하여하루하루결정을내리고있다는점은명백하다. Lévêque(2013b) 는경제적인맥락에서고객의행동을이해하고설명하는데는이러한지각이중요하다는점을강조한다. 그러나그는확 60) 스위스발전소명의약자는 Hirschberg (2011); (2012) 조. 부록 225

률이론적고려를바탕으로객관적위험이분명한의미를지닌다는점과발생확률에결과를곱해원자력사고의합리적위험을평가하는일도필요하다고주장한다. 이보고서의저자에따르면, 위험지각과평가는사실우리들행동에영향을미치는중요한요소이나, 사람들은과연어느지점에서우리들스스로를상대로보호받을필요가있는지를과감히물어야한다는것이다. 다르게말하면, 당국이단순히위험의지각또는 직관적느낌 만이아니라 합리적위험 에기초한기준을정하는것이필요하게될때가언제일까? 위험의지각과심지어는매우드물게발생하지만큰결과를낳는사고들에대한위험기피심리를고려하기위해상기의 합리적위험 공식을조정하는일에대한제안이다양하게제기되어왔다. 예를들면, 20 정도의 위험기피 지수를최초에계산된합리적위험에곱하여사용하기도했다. 또다른방안으로는결과 C가어떤임계치보다클때는언제나 1.2-2.0 정도의제곱수를적용하여결과 C를높이는방식의 가중 위험을제시하는방법이있다. 제 2 절원자력사고비용 (Cost of Nuclear Accidents) 원자력사고비용을산정하는일은그렇게단순하지않다. 첫번째이유는직접적인재산손실을계산해야될뿐만아니라국가 이미지 와같은무형의비용도나타날수있어결과의평가가쉽지않기때문이다. 따라서사고비용은경계조건및계산시고려되는가정에따라달라진다. 이러한출발점들이잘기록되어있으면, 문제가투명해지고, 해석이가능해진다. 사고의전반적인비용은예상되는사고의 크기 나 심각성 에의 226

존하기때문에소규모사고에서대형사고에이르기까지다르게나타난다. 대규모사고는더큰비용을유발시킬것이나발생빈도는더낮을것이다. 따라서어떤사고든지단지비용을인용하는일은매우불안전한정보이고, 합리적비용개념에입각하여확률또는예상되는발생빈도를사고결과 ( 즉비용 ) 에곱한다는확고한논리가있다는점을인정하는것이중요하다. 1. 원자력사고로인한외부비용산정결과조망 가. [NEA, 2003] 전력생산에따른외부비용 [NEA, 2003] 에수록된프랑스에대한결과는 ExternE(1995) 의결과이다. 원자로-1년당 10-5 의노심용융빈도 (0.19의대규모방지실패의조건부확률 ) 61) 와용융후노심의약 1% 가누출되는사고의결과는 0.0046 유로 /MWh( 할인율 0% 시 ) 상당의직접비용을낳는다 (1995년 ExternE 연구에서는보험에의해내부화되는부분을차감하지않음 ). [NEA, 2003] 에서설명된바와같이, 사고의직접비용이외에도 거시경제적분석에기초하여추정되는배율이 1.25 수준이되는간접적인비용효과가발생한다. 또한, 약 20에달하는배율계수가위험기피현상을반영하기위하여적용될수있다. 이모든것을종합하면, 원자력사고에따른외부비용은대략 0.12 유로 /MWh 수준이된다. 61) 괄호안부분은 [NEA, 2003] 에있지않으나, 본보고서필자에의해 [ExternE, 1995] p 204 에서직접인용됨. 부록 227

나. [IRSN, 2007] 및 [IRSN, 2012] 프랑스원자력사고비용평가프랑스의원자력규제기관인 ASN의기술부서인 IRSN은프랑스에서의원자력사고비용을산정하여 2007년에그결과를보고하였다 [IRSN, 2007]. [IRSN, 2012] 에설명되어있는바와같이, 이결과는 2012년의 Eurosafe 총회에서보다광범위하게알려졌다. 두종류의사고시나리오가검토되었다. 소위심각한 (severe) 사고와중대 (major) 사고가그것이다. 검토결과두가지형태의사고총비용은 120-430 십억유로범위로추정되었다. 설정된사고에대한이들 IRSN 자료는스스로를절대적인비용계산에한정시키면서, 사고확률을고려치않았다. 기존의원자로에서는 LERF가 10-5 /Ry이고, 미래형원자로에서는 LERF가 10-6 /Ry 임을명심하자. 연간 8,000시간을운전하는 1,250 MW급원자로의연간전력생산량은약 10 TWh 이다. 따라서 LERF 가 10-5 인경우비용범위는 0.12-0.43 유로 /MWh로주어질것이다. LERF가 10-6 인차세대형원자로의경우는 예상되는 평균비용이 0.012-0.043 유로 /MWh 수준이될것이다. 비관적인견해를 LERF 가 10-4 수준인현행발전원자로에적용하는경우, 결과는 1.2-4.3 유로 /MWh 사이가될것이다. 이렇게간단한연습에서도알수있는바와같이, LERF의실제값은이런형태의계산에서는결정적인중요성을갖는다. 다. [IER, 2013] 독일원자력사고의예상외부비용경미한사고에서재난에가까운사고에이르기까지 6개범위의사고들이검토되었다. 절대비용추정치의범위는 110억유로 (2010년가격기준 ) 에서 14조유로에걸쳐있다. 그러나대부분의중대사고시 228

나리오에서의발생확률은원자로-년 (Ry) 당 10-7 정도에불과하다. 62) 따라서검토되는원자로타입에서발생하는심각한사고대부분에서예상되는특정한외부사고비용은약 0.15 유로 /MWh 정도이다. 연구결과를종합해보면, 특정사고비용은 0.13 10-3 유로 /MWh에서이미언급한 0.15 유로 /MWh에걸쳐있다. 그리고전체적인특정비용은약 0.23 유로 /MWh(2010년가격기준 ) 로추정된다. 라. Lévêque(2013a), (2013b) 이미발생한사고를고려하고적절한확률이론을사용하여사고확률을 계산한 Lévêque(2013a), (2013b) 의최근연구를검토해보고자한다. 1) 개략적인추정치 (Simple Back of the Envelope Estimate) 엄격한확률적 / 통계적계산을시작하기에앞서 Lévêque(2013a), (2013b) 은사고의특정외부비용의상한을개략적계산을통해직관적으로추측하였다. 그는 1,000억유로로알려진후쿠시마사고비용에대한추정치에서출발하였는데, 그는후쿠시마사고비용이대략 1/10 정도로저평가되었다고가정하여사고비용을 1조유로로추정하고있다. 다음단계로, 그는 EPR을위해 AREVA에의해인용된 Ry( 원자 62) [IER, 2013] 의저자들은후쿠시마사고때문에 PSA 를통해얻어진확률들에대해의문을제기할필요는없다고진술하고있는데, 그이유는후쿠시마사고는명백히 설계오류 또는 안전설계상의오류 이지상주위험 (residual risk) 또는잔여위험이아니기때문이라는것이다. Kröger(2011) 은상주위험을, 의식적으로받아들여진위험, 잘못판단된위험및인정되지않은위험으로부터발생된, 계획된모든안정조치가취해진후에도남는위험으로정의하고있다. 부록 229

로-년 ) 당 10-7 수준인 LERF을채택하였는데, ( 매우예민한매개변수인 LERF의 ) 보다비관적인값으로그가가정한수치는 10-5 이다. 연간약 10TWh의전력을생산하는원자로의경우, 이는약 1 유로 /MWh를규모를의미한다. 2) 베이지안확률 / 통계적처리중대사고의위험을다루기위하여 Lévêque(2013a), (2013b) 은 PSA 에의해얻어진이론적결과와실제로발생한사고빈도를적절히결합한방법론을개진하고있다. 이를위해그는자신이 베이지안매직 (Bayesian magic) 이라명명한방식을채택한다. 사실, 과거의사고를이러한접근법에서의실험에해당하는것으로고려하기위해, 통계학에서의베이지안법칙을이용하여그는결합기대확률을구하였다. 이방법론은 사전 (prior), 사후 (posterior) 및 우도 (likelihood) 함수로지정된확률밀도함수들을사용하고, 사후함수를위한베타함수와우도함수를위한이항분포를선택하는등의다소복잡한수학에의존하고있다. 63) 다음단계에서그는다음과같은매개변수를도출된공식에적용하고있다. 14,000 Ry( 원자로-년 ) 에걸친 11개의 노심손상사고 64) 관찰된사고빈도 : 7.8 10-4 /Ry 이론적노심손상확률 : 6.5 10-5 /Ry 65) 63) 베이지안접근법에대한보다자세한정보는 Bolstad(2007) 참조. 64) Cochran(2011) 에따름. 65) NUREG 1560(1997) 에따른중간값추정치. 230

계산결과는 3.2 10/Ry 수준의결합유효사고확률과같다. 그러나매개변수모두가잘선택되어진것은아니다. 투입매개변수에대한몇가지개선이필요하다. 심각한원자력사고에는 ( 예를들면실제노심용융과같은 ) 노심손상이있어야하고, 또한격납시설에심각한균열이있어야한다. 다른말로하면, CDF를위해서는 11개대신 5개의심각한 노심용융 (meltdown) 과같은관찰된사고빈도가사용되었어야한다. 따라서아마도보다합리적인입력자료가대안이될수있다. 14,000 Ry( 원자로 - 년 ) 에걸친 5 개의주요 노심손상사고 66) 관찰된사고빈도 : 3.6 10-4 /Ry 이론적노심손상확률 : 6.5 10-5 /Ry 이러한매개변수에따른, CDF만에기초한결과는 1.7 10-4/Ry 일것이다. 그러나중요한것은 LERF이기때문에, LERF=0.1 CDF을아는상황에서 실용적인 추정치를산정해보면, 우리는예상되는빈도결과를 1/10 낮추어 1.7 10-5 /Ry를얻는다. 이와같이적용된 실용적인 계산이완전엄격한것은아니라는사실을고려할때, LERF는후에 LERF/CDF 값으로곱하기보다는베이지안공식에넣어야할것이고, 또한매개변수들이 PWR, BWR, RBMK 각각에대해값이다르다는점을인정하면, 반올림한이값은 2 10-5 /Ry 정도가된다. 원자력사고의특정외부비용에이르기위해서우리는 < 표 1> 에제 66) PWR, RBMK, BWR 각각에대해매개변수가분명하게다르기때문에여전히일반적이긴하지만, 소위 5 대 노심용융 사고는 TMI, 체르노빌, 후쿠시마 1, 2, 3 호기사고를말한다. 부록 231

시된 IRSN(2012) 의상한추정치, 즉 4,300 억유로를고려한다. 연간 전력생산량이 10TWh 인원자로의경우는특정비용이 ~0.86 유로 /MWh( 반올림하면 1 유로 /MWh) 수준이될것이다. 2. 원자력사고에의한외부비용산정결과요약 다양한원자력사고의특정외부비용을검토하여상당한차이를확인하였음에도불구하고우리는합리적인크기의값을가려낼수있을것같다. 또한 Rabl(2013) 에서언급되는단순 규칙 을적용하여승수의하한값으로 1/3, 상한값으로 3을불확실성의범위로삼는다. 요약하면, 원자력사고의외부비용크기는 0.3... 1... 3 유로 /MWh이다. 원자력사고의 ( 유로단위로표현된 ) 절대적비용추정치와예상되는특정비용 ( 즉, 발생확률과 MWh당으로정규화된비용을고려한비용 ) 에대해최종적으로언급하자면, 상기한기존연구성과에대한검토가보여주는바와같이, 이주제에대한추가적인연구가매우필요하다. 제 3 절원자력사고의법적책임 (Liability for Nuclear Accidents) 현행법제도하에서는많은나라들에서원자력발전소운영자는원자력사고에대해제한적인법적책임만을진다. 그러나사고와관련한외부비용이완전히내부화되지는않을것이기때문에, 일부사람들은이를원자력산업에대한보이지않는보조금 (hidden subsidy) 정책으로간주하고있다. 따라서이러한숨은보조금문제를검토하고완전한내부화가의미가있는지, 있다면어떻게해야하는지를숙고해보는일은유용할 232

것이다. 일반적인관점에서보면, 전력생산기술에의해야기되는외부비용이내부화되지말아야만하는뚜렷한이유는없다. 따라서모든발전기술들이자신들의모든외부효과 ( 온실가스배출, 국지적대기오염, 사고, 시스템-통합비용등 ) 를내부화할것으로기대하면, 원자력에대해서만그렇게기대하지않을이유가없을것이다. 이는물론원칙의문제이나외부효과의정량화가결코쉬운문제가아니라는점이주요도전과제이다. 1. 사고시의원자력운영의법적책임에대한현행규칙 원자력사고시의법적책임과관련한구속력있는규칙에대한국제적현황은매우다양할뿐만아니라애매모호하기도하다. 소위파리, 브뤼셀, 비엔나 협약, 이들협약들간의보충협약, 일부 OECD 회원국들간의협약, 기타 UN 산하의 IAEA를통한협약들이있고, 이들중일부는비중이끝난상태이지만, 일부는아직도비준되어있지않은상태로남아있다. 어느정도는관련되어있으면서또어느정도는이러한국제협약과독립적으로각국의관계당국은자신들스스로의법적책임관련규칙을결정하여왔다. 이러한법적책임체제에대해우리는다음의 4가지사항을분명히하고자한다. - 엄격한법적책임 (strict liability)" 이란원자력운영자가자신의행동과무관하게사고후에손실을보상할책임을지는것을말한다. 여기서는피해자가운영자의실수나부주의를입증할필요가없다. 일원화된법적책임 (channeled liability)" 은원전운영자가사고시에전적으로책임을진다는것을의미한다. 이러한채널링 부록 233

의공식적인이점은건설업자, 자재공급업자또는하청업자들을상대로한복수의법적절차를피해서피해자들이소송을더쉽게할수있게한다는데있다. 그러나경제적인관점에서이러한규칙은논란의소지가많은데, 채널링이사고에책임이있을수있는다른사람들을법적책임에서배제시키기때문에더욱그러하다. (Faure(2009) 인용 ) - 일부국가에서는법적책임에제한이없다. 그러나원전운영자의법적책임은사실상자신의대체대조표가치에의해제약되기때문에뭔가이상하다. 만약요구액이기업의총가치를상회하는경우는명백하게파산이뒤따른다. - 국영기업 ( 또는국가가다수지분을보유하는기업 ) 의법적책임을어떻게고려하여야할지도아주분명하지는않다. ( 거의 ) 완전한국가소유인기업의경우는회계원칙상에차이가있다고주장할수는있지만결국에는원전운영자의재무적이득의수혜자는국가이고, 필요한경우손실이나책임을져야하는것도국가이다. - 미국은 Price-Anderson 법에서보는바와같이매우흥미로운체제를가지고있다. 몇가지수정을거친현재의상황은다음과같다. 보상체계는이중으로되어있다. 첫번째측면에서는원전운영자가상업적인시장으로부터 373 백만달러수준까지보험을확보하여야한다. 그러나이에덧붙여, 두번째측면에서는미국에서허가된모든원전은사고발생시에활용될수있는기금에기여를하도록되어있다. 2013년 9월현재, 이기금은총 126억달러의자금을보유하고있다. 이보고서작성시점에서의가용자금은거의 130억달러이다. 67) 234

2. 법적책임상한과관련한원자력보조금문제의평가 법적책임의상한설정에따른소위숨겨진보조금의존재라는개념을 Faure(2009) 가어떻게다뤘는지를보는것도흥미로울것이다. 우리는그들의처리방식에따라결과를재생산해보았다. 산정대상은프랑스로하였는데, 가장최근의파리및브뤼셀국제협약의법적책임상한의증가가적용된다고가정한결과를제시한다 ( 소위 2004 의정서 ). 이는원전운영자는 7억유로를법적책임의한도로하고국가는 5억유로를한도로한다는것을의미한다. 이러한값들은소위숨겨진보조금을평가할때통합된다. 네가지사고시나리오가검토되었는데, 그비용은다음과같이다르다. 즉, Ci = 10, 40, 70, 100 십억유로. 다음은세가지 CDF 확률이조사되었다. 즉, pj = 10-4, 10-5, 10-6 /Ry. 마지막으로, 방사능의격납용기밖유출에있어조건부 LERF/CDF 인수로 0.19(ExternE, 1995) 가사용되었다. 68) 한편, Rk는전체보험료에서차지하는위험기피프리미엄 (5% 또는 10%) 의비중을나타낸다. 계산결과는 < 표 1> 에제시되어있다. 67) http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/fact-sheets/funds-fs.pdf 참조, http://www.world-nuclear-news.org/np-us_nuclear_liability_premiums_adjusted- 1507134.htm 참조. 68) 그림 8.10 의표기법은혼란스럽다. p i 는 CDF 이나조건부 LERF/CDF 인수 0.19 는 p 2 로도표현된다 ( 따라서부호는두가지의미를갖는다 ). 논문에서저자들은대문자 (P i, P 2) 를사용하고있다. 더나은표기법은 p i = 10-4, 10-5, 10-6 및 P 1 = 0.81, P 2 = 0.19 이다. 부록 235

Cost of major accidents < 표 1> 소위프랑스원자력보조금수치 p1 =10-4 ; p2 = 0.19 ( 단위 : 백만유로 /Ry, 수치들은 2004 의정서감안 ) p2 =10-5 ; p2 = 0.19 p3 =10-6 ; p2 = 0.19 R1=5% R2=10% R1=5% R2=10% R1=5% R2=10% C1= 10,000 0.320 0.310 0.080 0.079 0.020 0.019 C2= 40,000 1.230 1.220 0.315 0.310 0.250 0.230 C3= 70,000 2.040 1.900 0.540 0.530 0.360 0.350 C4= 100,000 2.800 2.700 0.730 0.670 0.540 0.510 자료 : Faure(2009) CDF 중앙값 p 2 = 10-5 로피해액이 1,000억유로에달하는최악의사고시나리오에집중해보면, Ry 당 ~ 0.7 백만유로의보조금이도출된다. 전체원자력발전소 ( 가동중원자로 59기 ) 에대해, Faure(2009) 에따라, 사고빈도의전범위를고려하면 (2004년의정서체제에따라 ) 2004년이후전체보조금범위는 1.1 백만유로 / 년 ( 상단오른쪽코너, 0.0195 59) 에서 162 백만유로 / 년 ( 하단왼쪽코너, 2.75 59) 에이르는것으로추정된다. 전형적인프랑스원자로의연간생산량을 7TWh로가정하면, 최대치는 162/(59 7) 유로 /MWh 또는 0.4 유로 /MWh에이른다. 추가적으로 Faure(2009) 는프랑스평균발전비용이 30 유로 /MWh로주어진상태에서 1% 보다약간많은 0.4 유로 /MWh 는명백히존재하나, 아주사소하게만비용에영향을미칠것이다. 그럼에도불구하고, 논문의취지에따르면, 그들은외부효과가적절히내부화된다는생각을지지한다. 이러한계산의크기는유로 /MWh로표현된원자력사고의특정비용을계산할때우리가결론내린점과긴밀히연결되어있다. 236

3. 소위숨겨진원자력보조금을회피하기위한가능한접근법 원자력사고의외부비용을내부화하기위한가능한방안을제시하여소위숨겨진보조금을피하는것이합리적인것처럼보인다. 이러한방안의실제적인추진은외부비용계산의결과와불확실성에달라지지만, 어떤대표적인수치로수렴하는것이가능해야한다. 가능한사고방식중하나는외부비용으로오늘날받아들여지는수치에기반을둔법적책임체제를구축하는것일것이다. 출발점으로서의기본수치 1유로 /MWh는상당히타당하게보인다. 부록 237

제 3 장계통비용 제 1 절들어가며 전력계통통합비용의산정은쉬운일이아니다. 전력계통이기본 적으로규제를받는수직통합기업내에서운영되던과거에는결국에 는모든비용이수용가에게전가되었으므로모든비용을정확하게배 분하는것이반드시필요한것이아니었기때문에이주제가중요한 문제는아니었다. 그러나분리 분할되어서로다른시장참여자로나 누어진자유화된시장에서는보다명확한비용상황이크게필요하게 되었다. 또한과거에는기본적으로가장빈번하게급전가능한발전기 는계통내에있었으나최근에는단속적으로공급되어 ( 제한적으로만 통제가가능한 ) 69) 신재생에너지원 (RES) 이급증하여왔고, EU 에서는 향후에더욱더큰규모로증가될것으로예상되고있다. 이는일상적 으로계통의균형을맞추고통제하는일이크게늘어나고, 미래송전 능력 ( 및가능한전력저장능력 ) 에대한투자도크게증가해야함을의 미한다. 소비자수준에서의최종에너지대비신재생에너지비중측면 에서의 RES 목표설정 (2020 년까지 20%) 의결과로 EU 에서의신재생 에너지발전비중은약 34% 가될것으로전망된다. 이는또한, 풍력 및태양광발전의제한적인가동시간으로인해, 전력수요가낮은시기 에는설비능력이상당수준남게되는것을의미한다. 미래로갈수록, 이러한초과설비이슈는더욱더큰문제가될것이다. 급전순위에따 라한계발전기가도매가격을결정하는자유화된전력시장상황에서 69) 우리의정의에서 단속적 이라는표현은두가지측면을갖는다. 첫째는변동성 ( 비록완전히예측가능한경우라도 ) 이고둘째는불완전한예측력에따른불확실성이그것이다. 238

는한계비용이거의제로에가까운 RES 발전의대규모확대는 ( 특히전력수요가부족한시기에 ) 도매시장가격의하락세를부추기고심지어는마이너스가격을야기할가능성이높다. 설비과잉상황에서도 RES가발전우선순위를가지면서계속해서재정적지원을받는다면상황은더어려워질것이다. 반면, 심야시간및바람이부족한한파시기에는태양광이나풍력발전설비가가동을못하여전력공급부족을야기할수있다. 만약 현명한 해법을찾아시행한다면 ( 예 : 전력망확장, 전력망접속, 계통운영자에의한강제운전또는정지 ), 2030년이후에는상황이관리될수있을것이다. 그러나기술적으로받아들여질만한경우에도전반적인계통비용은상당규모로상승할것이다. 신재생에너지원의계통통합문제와원자력의역할을전면적으로다룬가장최근의연구는 NEA/OECD에의한 원자력및신재생에너지 -저탄소전력시스템에서의시스템효과 (NEA(2012a) 일것이다. 본장에서의논의는거의전적으로이보고서에의존하고있다. 제 2 절원자력발전소의부하추종 비용문제를다루기에앞서, 먼저오해할수있는기술적문제하나, 즉원자력발전소가부하추종에참여할가능성을명확히할필요가있다. 비록대부분의원전들은비용적인이유때문에보통은기저부하용으로가동되고, 그렇게되도록설계되지만, 원전의부하추종이기술적으로불가능한것은아니다. 프랑스원전들은항상부하추종에참여하여왔고, 최근에는 단속적인 신재생에너지의대거등장으로독일원전들도부하추종을시작하였다. 70) 다음의표는여러발전기술을갖는급전가능발전기들의기술적가능성을보여주고있다. 부록 239

< 표 2> 급전가능발전기들의상대적부하추종능력비교 기동시간 30 초최대충전율 최대증감발율 (%/ 분 ) 개방사이클가스터빈 (OCGT) 10-20 분 20~30% 20%/ 분 복합사이클가스터빈 (CCGT) 30-60 분 10-20% 5-10%/ 분 석탄발전소 1-10 시간 5-10% 1-5%/ 분 원자력발전소 2시간 2일 ~ 5% 1-5%/ 분 자료 : NEA(2012a) 절대치를기준을하면, 원전의증감발률은 < 표 > 에나타나는것보다더크다. 사실, 400MW급 CCGT와비교하여, 1000MW 또는 1600MW급원전의증감발율은비슷하다. 400MW의 10%/ 분은 40MW/ 분인반면, 1000MW 또는 1600MW의 5%/ 분은 50MW/ 분또는 80MW/ 분이다. 원전의부하추종과관련한가장곤란한문제는경제적문제이다. 회계적인관점에서보면, 기존의감가상각된발전소측면에서는 문제 가없으나기회비용의측면에서생각하면사정이달라진다. 확실히신규원전에서의부하추종은부하율의감소를결과하고이는원전의균등화발전비용에부정적인영향을미친다. 제 3 절계통통합의비용요소도해 전력생산기술들의전반적인계통통합비용은여러가지수준에 서다음과같이정리될수있다. 70) 독일원전들은원래탄력적인부하에부합되도록설계되어있다 (NEA, 2012a:69). 240

전력망관련비용 전력망접속 - 현재의전력망지역밖에있는발전소를기존전력망에연결. 이는연안풍력단지의특별관심사항임. 전력망강화 - 전압및부하용량측면에서기존전력망개선 전력망확장 - 현행전력망지역내의발전소로기존전력망확장 수급조정 (Balancing supply and demand) 단기조정 - 풍력및태양력발전의단속성 71) 에크게영향을받는중에서도일정수준의전력공급을보장하기위한탄력적인발전예비력의적정공급 ; 백업발전기술의출력증감발비용 장기적정성 - 언제나전력수요를충족시킬수있는충분한백업능력의공급. 이문제는계통내에보급된신재생 (RES) 발전기술의소위용량가치 (capacity credit) 와관련되어있음. 적정성분석이이루어지는시간을특정하는것이중요함. 차이를특정하기위하여보고서 NEA(2012a) 는백업능력이이미계통내에존재하는단기간에초점을맞추는소위 사후분석 (ex post analysis)' 을구별함. 흔히 사전분석 (ex ante analysis)' 이라칭하는보다장기의시나리오에서는새로운백업능력에대한투자비용이고려되어야함. 71) 제 9 장첫번째각주에서의 단속성 에대한정의참조. 부록 241

제 4 절계통통합비용 / 정량적결과 [NEA, 2012a] 은 6개 OECD 국가 ( 이가운데 4개는유럽국가 ) 에대한계통비용분석을시도하였다. 72) 6개국은핀란드, 프랑스, 독일, 한국, 영국, 미국이다. 가스, 석탄, 원자력등세가지급전가능발전기술과단속적인세가지신재생에너지원 ( 태양광, 육상풍력및해상풍력 ) 이고려되었다. 전력망수준의계통비용비선형성을고려하기위하여, 두가지형태 (10%, 30%) 의보급률 ( 해당국가에서생산되는 MWh 연간전력량기준 ) 이고려되었다. 연구는다음의 4단계로이루어진전력계통통합비용에대한정량적분석으로이루어져있다. 1. 발전소수준의균등화발전비용만 ( 할인율 : 7%, 탄소가격 : 30 달러 /CO 2 톤 ) 2. 국가별 / 발전기술별 전력망수준의계통비용 3. 신재생에너지보급률함수로서의계통전반의 전력공급총비용 (Total cost of electricity supply). 4. 금전적외부효과 ( 탈최적화전원구성 ) 이 4단계분석의결과를간략하게살펴본다. 1. 발전소수준의균등화발전비용 (LCOE) 7% 의할인율을선택하고있고. 순투자비 (overnight investment cost) 가치가 NEA/IEA(2010) 대비일부업데이트되었다. CO 2 가격은톤당 30달러로가정되었다. 균등화비용산정결과는 < 표 3> 에나타나있다. 72) [NEA, 2012a] 섹션 4.2 참조. 242

< 표 3> 발전기술별 / 국가별발전소수준균등화비용 원자력석탄가스 발전소차원비용 (US 달러 /MWh) 육상풍력 해상풍력 태양광 핀란드 73.8 71.6 88.1 111.0 158.4 488.3 프랑스 72.2 85.7 87.3 110.8 143.2 413.4 독일 67.8 85.7 83.3 119.5 158.4 249.3 한국 42.3 69.4 92.3 111.0 174.2 222.3 영국 86.0 94.3 105.7 113.4 137.4 363.7 미국 63.6 75.5 74.3 93.2 114.2 214.9 자료 : NEA(2012a) 2. 전력망수준의기술별계통비용 아래 < 표 4>, < 표 5> 에서유럽 2개국 ( 독일, 영국 ) 에서의 전력망수준의계통비용 산정결과를제시하고있다. 이자료를읽을때는보급률 10% 와 30% 를제대로해석하는것이중요하다. 이미언급한바와같이이는연간발전량 (TWh) 으로표시된보급수준이다. 그러나역시중요한점은각각의기술들에대해해당국의발전량구성을기준으로한보급수준이가정되어있다는점이다. 따라서예를들면, 태양광 10% 및 30% 는태양광발전이 10%, 30% 씩보급된다는것으로, 여기서다른신재생에너지원은무시되고, 현재 ( 대략 2010-2011년 ) 와같은급전가능발전소의발전량구성이가정된다. 마찬가지로가스 10% 는오직 10% 의가스보급률이있음을의미한다. 부록 243

발전기술원자력석탄가스 육상풍력 해상풍력 태양광 보급수준 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 백업비용 ( 적정성 ) < 표 4> 전력망수준의계통비용 ( 독일 ) ( 단위 : US 달러 /MWh(2011 년가격기준 ) 0.00 0.00 0.04 0.04 0.00 0.00 7.96 8.84 7.96 8.84 19.22 19.71 수급조정비용 0.52 0.35 0.00 0.00 0.00 0.00 3.30 6.41 3.30 6.41 3.30 6.41 전력망접속 1.90 1.90 0.93 0.93 0.54 0.54 6.37 6.37 15.71 15.71 9.44 9.44 전력망강화및확장전력망수준총계통비용 자료 : NEA(2012a) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.73 22.23 0.92 11.89 3.69 47.40 2.42 2.25 0.97 0.97 0.54 0.54 19.36 43.85 27.90 42.85 35.64 82.95 발전기술원자력석탄가스 육상풍력 해상풍력 태양광 보급수준 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 10% 30% 백업비용 ( 적정성 ) < 표 5> 전력망수준의계통비용 ( 영국 ) 단위 : US 달러 /MWh(2011 년가격기준 ) 0.00 0.00 0.06 0.06 0.00 0.00 4.05 6.92 4.05 6.92 23.08 26.82 수급조정비용 0.88 0.53 0.00 0.00 0.00 0.00 7.63 14.15 7.63 14.15 7.63 14.15 전력망접속 2.23 2.23 1.27 1.27 0.56 0.56 3.96.396 19.81 19.81 15.55 15.55 전력망강화및확장전력망-수준총계통비용 자료 : NEA(2012a) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.95 5.20 2.57 4.52 8.62 15.18 3.10 2.76 1.34 1.34 0.56 0.56 18.60 30.23 34.05 45.39 57.89 71.71 244

확실히, 각국의배경적인전원구성은계통비용산정에영향을미치는데특히단기수급조정비용이그러하다. 간헐적인신재생발전의수급조정비용은대부분의경우에수급조정을보장하는급전가능발전기술의발전구성을고려하는각국사례연구로부터인용된것이다. 가스와석탄발전에는어떠한수급조정비용도배당되지않았다. 원자력의경우는더큰규모의원자로에기인한추가적인순동예비력필요량으로수급조정비용이산정된다. NEA(2012a) 에서제시되는결과로부터조사된유럽국가들의 73) 비용크기를대략다음과같이추정하였다. 전력망-수준계통비용 ( 각발전기술에서의보급률 10% 및 30% 에대해 ) 원자력 ~2-3 달러 /MWh(2011년가격기준 ) 석탄 ~1 달러 /MWh 가스 ~0.5 달러 /MWh 내륙풍력 ~20-30 달러 /MWh 연안풍력 ~30-40 달러 /MWh 태양광 ~35-55 달러 /MWh 3. 재생발전보급수준에따른전력공급의총비용 다음단계의분석에서는신재생발전 (RES) 의여러가지보급수준에따른총계통비용이산정된다. 발전소수준에서의비용 및 전력망수준에서의계통비용 에덧붙여, 재래식발전소로부터의전력생산이동에따른가변및고정비용의절감또는증가를고려하기위해다음단계가추가된다. 74) 분석은두가지경우를비교하는것으로이루어 73) 핀란드, 프랑스를포함하는 [NEA, 2012a] 에서고려된 EU 4 개국모두. 부록 245

지는데, 하나는 ( 기준계통 이라불리는 ) 신재생에너지원이없는경우이고, 다른하나는일정부분간헐적인신재생에너지원이존재하는경우이다. 기준 계통은검토되는국가의발전구성에서차지하는각자의비중에기초한가스 (CCGT), 석탄, 원자력과같은급전가능한재래식발전기술의혼합체이다. 새로운 전력계통은개별발전기술각각의 10% 와 30% 가단속적인신재생에너지원으로구성되고, 나머지부하는급전가능발전기술에의해다루어진다. 따라서일단은급전가능발전기술의구성은 기준 케이스에서와같은것으로받아들여진다. 75)76) 10% 및 30% 케이스에대한분석결과는 [ 그림 4] 에나타나있다. [ 그림 4] 개별적 RES 보급률의함수로서의전력공급평균비용 연평균달러 /MWh 자료 : NEA(2012a) 74) 전통적인급전가능발전소의계통수준에서의고려되지않은편익에는연료절감및이용감소에따른기타가변비용절감과함께, 실제로이동되었을급전가능발전기로부터의자본및기타고정비용절감이포함된다 (NEA, 2012a:129). 75) NEA(2012a) 의부록 4.D 에는 RES 도입에따른발전믹스의변화에대한정량적추정치가제시되어있다. 76) 예를들면, 태양광 10% 인경우는연생산량 (TWh) 기준으로태양광이 10% 보급된다는뜻이나, 모든풍력은제로로정해짐을의미한다. 마찬가지로해상풍력 30% 의경우는육상풍력과태양광이제로이다. 246

4. 전원구성의탈최적화와금전적외부효과 위에서설명된바와같이, 급전순위변화의영향을평가할때는두 가지시간척도가고려되어야한다. 가. 단기 (Short-term) 단기에서는설비용량이변하지않는다고가정된다. 즉, 투자가문제가되지않는다. 급전순위는기존의발전소를대상으로정해진다. 앞서설명한바와같이 RES 발전차액제도는급전가능발전소에대해 압박효과 ( 더낮은부하율과더낮은도매시장가격 ) 를낳는다. 이는결국기존급전가능발전기들의수익악화로이어질것이다. 풍력보급률이 30% 경우인 [ 그림 5] 에서급전가능발전기들이상실하는부하는두개의부하지속곡선간의차이 ( 연간부하 와 잔존부하 의차이 ) 로표현된다. 각각의색깔은사실 OCGT가제일처음축출되고, 그다음은 CCGT, 다음은석탄, 그리고마지막으로는원자력이축출됨을나타낸다. 부록 247

[ 그림 5] 풍력이 30% 보급된후의기존발전소들의부하상실 자료 : NEA(2012a) < 표 6> 은각발전기술의상실된부하와수익감소정도를나타낸다. 신재생에너지보급률각각에대해, 단기수익감소가가장큰발전기술 은 OCGT 이고가장적은발전기술은원자력이다. < 표 6> RES 보급시나리오별급전가능발전의부하및수익률감소 (RES 미보급시대비 ) 부하감소율 수익감소율 보급수준 10% 30% 발전기술 풍력 태양광 풍력 태양광 가스터빈 (OCGT) -54% -40% -87% -51% 가스터빈 (CCGT) -34% -26% -71% -43% 석탄 -27% -28% -62% -44% 원자력 -4% -5% -20% -23% 가스터빈 (OCGT) -54% -40% -87% -51% 가스터빈 (CCGT) -42% -31% -79% -46% 석탄 -35% -30% -69% -45% 원자력 -24% -23% -55% -39% 전력가격변동률 -14% -13% -33% -23% 248

2. 장기 (Long-term) 장기적으로는잔존부하곡선에따라투자패턴이조정되기때문에 효과가다르게된다. [ 그림 6] 은네가지경우전부에대한결과를설 비용량을기준으로보여주고있다. [ 그림 6] RES 보급시나리오별최적발전용량구성 자료 : NEA(2012a) 마지막으로 CO 2 가격수준이원자력투자에장기적으로어떤영향을미치는지를살펴보았다. [ 그림 7] 은풍력보급률이 10% 와 30% 일때의기준케이스대비적정원자력용량을나타낸다. 이그림에서보는바와같이, 적정원자력투자규모가어떠한경우에도기준케이스보다낮으나, CO 2 가격이더높을때는그차이가줄어든다는것이다. 부록 249

[ 그림 7] 풍력보급시나리오별 /CO 2 가격별적정원자력용량 자료 : NEA(2012a) 한편, 기준케이스와비교하여, CO 2 가격이 30 달러 / 톤인경우이섹 션에서고려된네가지케이스각각의 CO 2 배출량이얼마나되는지를 알아보는것도유익할것이다. 다음의 < 표 7> 가그결과를보여준다. < 표 7> CO 2 가격 30 달러 / 톤일경우의장단기 CO 2 배출량 기준케이스 (CO 2 백만톤 ) 보급률 10% 보급률 30% 풍력태양광풍력태양광 단기 -31.3% -29% -66% -44% 59.3 장기 2% 4% 26% 125% 단기에는 RES 가화석연료연소를대부분대체하기때문에 RES 의 보급은 CO 2 배출량을감소시키는데큰효과를낸다. 그러나장기적으 250