통합수요관리 중장기 추진방향 연구

(최종보고서)

2009. 4. 30

제 출 문

에너지관리공단 이사장 귀하

본 보고서를 “통합수요관리 중장기 추진방향 연구”과제의 최종보고

서로 제출합니다.

2009. 4. 30

주관사업기관명 ： 건국대학교 산학협력단

수 행 책 임 자 ： 교 수 신 중 린(건국대)

책 임 연 구 원 ： 교 수 박 종 배(건국대)

책 임 연 구 원 ： 교 수 김 수 덕(아주대)

책 임 연 구 원 ： 교 수 김 영 산(한양대)

연 구 원 ： 박사과정 이 우 남(건국대)

연 구 원 ： 박사과정 민 은 주(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 송 길 선(건국대)

연 구 원 ： 석사과정 이 진 호(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 어 성 윤(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 구 자 열(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 류 승 현(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 엄 신 영(아주대)

연 구 원 ： 석사과정 심 홍 석(아주대)

자 문 위 원 ： 교 수 채 명 석(군장대)

공동사업기관명 ： 경원대학교 산학협력단

수 행 책 임 자 ： 교 수 김 진 호(경원대)

연 구 원 ： 박 사 한 태 경(IIT)

- i -

목 차

* 요 약 문

제 1 장 서 론 ················································································· 1

제 1 절 사업의 개요 및 필요성 ······································································ 3

제 2 절 주요 추진내용 ····················································································· 11

제 2 장 에너지원별 이용현황 및 향후전망 ······························· 13

제 1 절 통합수요관리를 위한 전력, 도시가스의 계시별 수요추정 ····· 15

1. 전력수요분석 ·························································································· 15

2. 도시가스 수요분석 ················································································ 23

제 2 절 도시가스와 전력의 가격효과 시뮬레이션 결과 ························ 30

1. 가정용 도시가스와 전력의 수요변화 ················································ 30

2. 상업용 도시가스와 전력의 수요변화 ················································ 37

3. 산업용 도시가스와 전력의 수요변화 ················································ 44

4. 용도별 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량변화

점검결과 ··································································································· 50

제 3 장 국내․외 에너지수요관리 제도 ··································· 53

제 1 절 개요 ··········································································································55

1. 국내 수요관리 ··························································································55

- ii -

2. 해외수요관리 ····························································································57

제 2 절 에너지원별 수요관리 현황 및 평가모형 ·······································59

1. 전력수요관리 ····························································································59

2. 가스 ․ 열 수요관리 ··············································································67

3. 수요관리 평가시스템 ············································································ 76

제 3 절 해외 수요관리 현황 및 시사점 ······················································ 88

1. 개요 ·········································································································· 88

2. 부하관리 ·································································································· 89

3. 효율향상 ·································································································· 92

4. 해외수요관리 평가모형 ········································································ 96

제 4 장 통합수요관리 개념정립 및 개선방향 ······················· 111

제 1 절 통합수요관리의 개념 ······································································ 113

1. 통합수요관리의 개념 정립의 필요성 ················································113

2. 에너지흐름도 분석 ················································································114

3. 광의의 정의 ····························································································114

4. 중의의 정의 ····························································································115

5. 협의의 정의 ····························································································117

제 2 절 통합수요관리 정책수립 기본방향 ··············································· 120

1. 통합의 개념 및 범주 ············································································120

2. 추진체계의 통합화/차별화 추구 ·······················································122

3. 수요관리 효과산출 단위의 통합 및 지원금 수준의 설정 ············124

4. 통합화 평가모형 개발의 필요성 ························································124

5. 수요관리 추진방법론의 통합화 ··························································126

- iii -

제 3 절 통합수요관리의 구현 전제조건 ······················································128

1. 통합수요관리 비전의 구체화 ······························································128

2. 관련제도의 정비 및 통합화 ································································129

3. 정책지원 및 평가관리 시스템의 통합화 ··········································132

제 4 절 수요관리 대상사업자의 확대방안 및 추진방식 개선 ··············136

1. 통합수요관리 추진체계 개념 ······························································136

2. 사업영역별 통합수요관리 대상 사업자 상세구분 ··························137

3. 통합수요관리의 단계적 접근법 ··························································137

4. 통합수요관리를 위한 단계별 수요관리 사업정책 및

추진방식의 개선 ···················································································139

제 5 절 통합수요관리 추진 로드맵 ······························································142

1. 통합수요관리 추진방향 ········································································142

2. 통합수요관리를 위한 단계별 추진내용 ············································143

3. 통합수요관리 추진 로드맵 ··································································144

제 5 장 통합수요관리 추진 효과분석 ····································· 145

제 1 절 개요 ······································································································ 147

제 2 절 통합수요관리 평가방법론 ······························································ 148

1. 일반 평가기법 ························································································148

2. 본 연구의 적용기법 ··············································································149

제 3 절 냉방부문 통합수요관리 효과분석 ··············································· 150

1. 보급현황 및 소비실태 ··········································································150

- iv -

2. 분석방법 및 절차 ··················································································154

3. 시나리오 분석 ························································································161

4. 냉방부문 통합수요관리 효과 ······························································174

제 4 절 난방부문 통합수요관리 효과분석 ··············································· 176

1. 난방전력수요 현황 ················································································176

2. 분석방법 및 절차 ··················································································177

3. 시나리오 분석 ························································································179

4. 난방부문 통합수요관리 효과 ······························································189

제 5 절 심야전력부문의 통합수요관리 효과 ··········································· 192

1. 분석목적 ································································································ 192

2. 연료수입손실액 전망 ·········································································· 193

3. 유가전망별 연료수입낭비액 추정 ···················································· 196

제 6 장 결 론 ············································································· 197

* 참고문헌 ·····································································································203

* 부 록 ···········································································································205

- v -

<표 차 례>

<표 1-1> 수요관리의 진화단계 ································································································4

<표 2-1> 가정부문 전력수요 추정결과 ················································································16

<표 2-2> 가정부문 전력수요 추정결과 ················································································17

<표 2-3> 상업부문 전력수요 추정결과 ················································································19

<표 2-4> 상업부문 전력수요 추정결과 ················································································20

<표 2-5> 산업부문 전력수요 추정결과 ················································································21

<표 2-6> 산업부문 전력수요 추정결과 ················································································22

<표 2-7> 가정부문 도시가스수요 추정결과 ········································································24

<표 2-8> 상업부문 도시가스 수요 추정결과 ······································································26

<표 2-9> 상업부문 도시가스 수요 추정결과 ······································································26

<표 2-10> 산업부문 도시가스 수요 추정 결과 ··································································28

<표 2-11> 산업부문 도시가스 수요 추정결과 ····································································29

<표 3-1> 에너지원별 수요관리제도 ······················································································56

<표 3-2> 수요관리사업 예산현황 ··························································································56

<표 3-3> 미국 에너지절감 잠재량 연구결과 종합 ····························································57

<표 3-4> 전력수요관리사업 주관기관 현황 (2008년도말 기준) ·····································64

<표 3-5> 효율향상 및 부하관리 시행 비율(전력기금 지원기준) ···································65

<표 3-6> 전력수요관리 추진체계 문제점 분석 ··································································66

<표 3-7> 한국가스공사의 수요관리 투자비현황 ································································72

<표 3-8> 한국지역난방공사의 수요관리 투자비현황 ························································72

<표 3-9> 캘리포니아주의 전력수요관리 기능별 분류(구조개편이전) ···························78

<표 3-10> 캘리포니아주의 전력수요관리 기능별 분류(현재) ·········································79

<표 3-11> 국내 전력수요관리 평가시스템 개발단계 ························································80

<표 3-12> 수요관리 DB제공 통계 ························································································80

<표 3-13> 평가추이 현황 ········································································································82

<표 3-14> 국내 가스·열 수요관리 평가시스템 개발단계 ················································84

<표 3-15> 부하관리 및 수요반응 프로그램의 특징 비교 ················································90

<표 3-16> NEMS 모듈별 입출력자료 ················································································102

<표 3-17> NEMS 모듈별 입출력자료 (계속) ···································································103

- vi -

<표 3-18> NEMS 모듈별 입출력자료 (계속) ···································································104

<표 5-1> 캘리포니아 표준테스트 ························································································148

<표 5-2> 냉방전력수요 현황 ································································································150

<표 5-3> 천연가스 수요전망 (단위: 천톤) ········································································151

<표 5-4> 천연가스 수요전망 ······························································································151

<표 5-5> 냉․난방기기별 보급현황 (‘03) ··········································································151

<표 5-6> 공급방식별 냉방수요(‘07년말 기준) ··································································153

<표 5-7> 공급방식별 지원정책 ····························································································153

<표 5-8> 냉방수요에 대한 에너지원간 상호보완성 ························································155

<표 5-9> 냉방방식별 COP 비교 ·························································································155

<표 5-10> 냉방기술별 COP 및 수명 비교 ·······································································156

<표 5-11> 연도별 발전용 LNG 및 중유 가격의 조사 ···················································159

<표 5-12> 전력부문 연료별 이산화탄소 배출량 추이 ····················································160

<표 5-13> 냉방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오 ··············································161

<표 5-14> 30RT급 냉방서비스 공급을 위한 1차 에너지 소비량 ·································162

<표 5-15> 300RT급 냉방서비스 공급을 위한 1차 에너지 소비량 ·······························162

<표 5-16> 30RT급 냉방서비스 시나리오별 연료비용 ·····················································163

<표 5-17> 30RT급 냉방서비스(기준안) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal) ·················164

<표 5-18> 30RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal) ···················164

<표 5-19> 30RT급 냉방서비스(대안2) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal) ···················164

<표 5-20> 30RT급 냉방서비스(대안3) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal) ···················165

<표 5-21> 300RT급 냉방서비스 시나리오별 연료비용 ···················································165

<표 5-22> 300RT급 냉방서비스(기준안) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal) ·············166

<표 5-23> 300RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal) ···············166

<표 5-24> 300RT급 냉방서비스(대안2) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal) ···············167

<표 5-25> 300RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal) ···············167

<표 5-26> 냉방서비스 가격시나리오별 연료비용 비교 ··················································168

<표 5-27> 냉방방식별 1차에너지소비량 및 CO2 배출량 비교 ····································169

<표 5-28> 단위냉방서비스(RT당)를 위한 환경비용 ························································169

<표 5-29> 규모별 냉방방식별 연간 CO2 배출량 비교 ··················································169

<표 5-30> 30RT급 냉방시스템의 초기투자비용 ·······························································170

- vii -

<표 5-31> 30RT급 냉방시스템의 고정 운전유지초기투자비용 ·····································170

<표 5-32> 30RT급 냉방시스템의 연료비용 ·······································································171

<표 5-33> 30RT급 냉방시스템의 경제성 ···········································································171

<표 5-34> 300RT급 냉방시스템의 초기투자비용 ·····························································172

<표 5-35> 300RT급 냉방시스템의 고정 운전유지초기투자비용 ···································172

<표 5-36> 300RT급 냉방시스템의 연료비용 ·····································································173

<표 5-37> 300RT급 냉방시스템의 경제성 ·········································································173

<표 5-38> 300RT급 냉방시스템의 연료비용 ·····································································174

<표 5-39> 냉방방식 전환을 통한 경제적 편익 ································································175

<표 5-40> 난방부하 변화추이 ······························································································176

<표 5-41> 난방수요에 대한 에너지원간 상호보완성 ······················································178

<표 5-42> 난방방식별 COP 또는 이용효율 비교 ···························································178

<표 5-43> 난방기술별 COP 또는 이용효율 ·····································································179

<표 5-44> 난방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오 ··············································179

<표 5-45> 난방방식별 1차에너지 소비량 ··········································································180

<표 5-46> 에너지가격 시나리오별 연료비용 ····································································181

<표 5-47> 난방서비스(기준안) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal) ·································182

<표 5-48> 난방서비스(대안1) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal) ···································183

<표 5-49> 난방서비스(대안2) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal) ···································184

<표 5-50> 난방서비스(대안3) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal) ···································185

<표 5-51> 난방서비스 가격시나리오별 연료비용 비교 ··················································186

<표 5-52> 난방방식별 1차에너지소비량 및 CO2 배출량 비교 ····································188

<표 5-53> 단위난방서비스(㎡당)를 위한 환경비용 ·························································188

<표 5-54> 난방방식별 연간 CO2 배출량 비교 ································································189

<표 5-55> 중규모 난방시스템의 연료비용 ········································································189

<표 5-56> 난방방식 전환(전열기 전기난방→GHP가스난방)의 경제적 편익 ············191

<표 5-57> 연도별 심야전력 증가율 ····················································································192

<표 5-58> 2008년 심야전력 발전량 및 발전원별 비율 ··················································193

<표 5-59> 기관별 유가전망 ··································································································194

<표 5-60>시나리오별 도입가격 ····························································································195

<표 5-61> 유가시나리오별 계산결과 ··················································································196

- viii -

- ix -

[그림차례]

[그림 1-1] 국기본과 전력수급계획과의 차이 ········································································4

[그림 1-2] 에너지 Framework 및 가치사슬 완성(2008.9.30, 에기평) ······························9

[그림 2-1] 가정부문 전력수요추정 결과 그래프 ································································17

[그림 2-2] 상업부문 전력수요 추정 결과 그래프 ······························································19

[그림 2-3] 산업부문 전력수요 추정 결과 그래프 ······························································22

[그림 2-4] 가정부문 도시가스 추정 결과 그래프 ······························································24

[그림 2-5] 상업부문 도시가스 수요 추정 결과 그래프 ····················································27

[그림 2-6] 산업 부문 도시가스 수요 추정 결과 그래프 ··················································29

[그림 2-7] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름) ······30

[그림 2-8] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울) ······31

[그림 2-9] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름) ······31

[그림 2-10] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울) ···· 32

[그림 2-11] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름) ···· 32

[그림 2-12] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울) ···· 33

[그림 2-13] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름) ···· 33

[그림 2-14] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울) ···· 34

[그림 2-15] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(여름) ·························································································34

[그림 2-16] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(겨울) ·························································································35

[그림 2-17] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(여름) ·························································································35

[그림 2-18] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(겨울) ·························································································36

[그림 2-19] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름) ···· 37

[그림 2-20] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름) ···· 37

[그림 2-21] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울) ···· 38

[그림 2-22] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울) ···· 38

- x -

[그림 2-23] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름) ···· 39

[그림 2-24] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름) ···· 39

[그림 2-25] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울) ···· 40

[그림 2-26] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울) ···· 40

[그림 2-27] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(여름) ·························································································41

[그림 2-28] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(여름) ·························································································41

[그림 2-29] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(겨울) ·························································································42

[그림 2-30] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(겨울) ·························································································42

[그림 2-31] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름) ···· 44

[그림 2-32] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울) ···· 44

[그림 2-33] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울) ···· 45

[그림 2-34] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름) ···· 45

[그림 2-35] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름) ···· 46

[그림 2-36] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름) ···· 46

[그림 2-37] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울) ···· 47

[그림 2-38] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울) ···· 47

[그림 2-39] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(여름) ·························································································48

[그림 2-40] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(여름) ·························································································48

[그림 2-41] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름),

전력요금변화(겨울) ·························································································49

[그림 2-42] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울),

전력요금변화(겨울) ·························································································49

[그림 3-1] 전력수요관리 사업 추진체계 ··············································································63

[그림 3-2] 에너지공급자 수요관리 투자사업 업무 절차 ··················································71

[그림 3-3] 캘리포니아 수요관리 절차 ··················································································78

- xi -

[그림 3-4] 비용효과분석모형의 기본구성 ············································································81

[그림 3-5] 전산화모형 개념도 ································································································86

[그림 3-6] NEMS 개념도 ········································································································98

[그림 3-7] 전력시장모듈 개념도 ··························································································100

[그림 3-8] Visual DOE의 정보흐름도 ················································································109

[그림 4-1] 통합수요관리의 광의의 정의 ············································································115

[그림 4-2] 통합수요관리의 중의의 정의 ············································································116

[그림 4-3] 에너지관련 법령체제 ··························································································122

[그림 4-4] 수요관리의 추진 단계 ························································································127

[그림 4-5] 저탄소 녹색성장의 범주 ····················································································129

[그림 4-6] 통합수요관리 개념도 ··························································································136

[그림 4-7] 통합수요관리의 단계적 확대방안 ····································································139

[그림 4-8] 단계별 수요관리 사업정책 및 추진방식의 개선방안 ··································141

[그림 4-9] 통합수요관리 추진로드맵 ··················································································144

[그림 5-1] 에너지서비스 공급 흐름도 ················································································149

[그림 5-2] 냉방 에너지 흐름도 ····························································································154

[그림 5-3] 전력시스템의 연도별 한계발전기 추이변화 ··················································157

[그림 5-4] 난방 에너지 흐름도 ····························································································177

- xii -

요 약 문

- i -

요 약 문

I. 과 제 명

□ 통합수요관리 중장기 추진방향 연구

II. 수행기간

□ 2008. 7. ~ 2009. 4. (10개월)

II. 연구개발 개요 및 필요성

□ 전통적으로 수요관리(DSM, Demand Side Management)란 최소의 비용으로 소비

자의 에너지 서비스 욕구를 충족시키기 위하여 소비자의 전기사용 패턴을 합리적

인 방향으로 유도하기 위한 제반활동임

□ 현재 기후변화협약 등이 가시화되고 지구온난화가스의 감축이 시대적인 화두가

됨에 따라 CO2의 관점에서 수요관리(특히 효율향상)는 더욱 초점을 받게 되었음

□ 그러나, 현행 국내 에너지 수요관리사업은 전력, 가스, 열 등 에너지원별로 독립적

이며 배타적인 방식으로 추진됨에 따라, 국가적 관점의 에너지 통합적 정책추진

및 제도시행 등에 있어서 매우 취약한 문제를 드러내고 있음

□ 현행 에너지 각 분야별 수요관리 프로그램의 현황들을 살펴보면, 중복적으로 겹치

는 부문이 많을 것을 알 수 있는데, 이는 본질적으로 전력, 가스, 열에 대한 소비

에너지의 결합성 때문에 발생되는 문제임

□ 따라서, 현행 국내 에너지 수요관리 업무분장의 비효율성을 해소하고, 에너지 수

요관리 사업을 전문적으로 이끌 중심축을 설정하여, 에너지 수요관리 전문기관

중심의 통합적 에너지 수요관리 사업의 강력한 추진이 필요하며 이를 위해 에너

지믹스(전기․가스․열)를 고려한 국내 통합수요관리의 중장기 추진방향을 수립

- ii -

해야 하며, 효율적인 추진체계를 확립하여 국내 수요관리사업의 시너지효과를 제

고해야 함

III. 연구내용 및 범위

□ 국가 에너지이용합리화를 위한 에너지원별 이용현황 분석

○ 에너지원별 소비추이 및 에너지원별 소비체계 작성

○ 계시별 에너지 수요패턴 분석 및 향후전망

○ 에너지원별 계시별 상호대체 활용가능성, 추진방안 및 효과분석

□ 국내․외 에너지수요관리 제도 및 개선방안

○ 국내․외 수요관리 프로그램 현황, 제도 및 실적 분석

○ 에너지원별 수요관리 추진체계, 제도분석 및 개선방안 도출

□ 통합수요관리 개념정립 및 개선방향

○ 통합수요관리 개념정립

○ 통합수요관리 정책수립 기본방향 및 제도개선 방향제시

○ 통합수요관리 로드맵구축 및 단계별 추진방안 설정

○ 효율적 통합수요관리 추진체계 및 관련주체별 역할 제시

○ 관계법령 제․개정 등 제도정비안 필요 조치사항 도출

□ 통합수요관리 추진 효과분석

○ 통합수요관리의 효과 산출을 위한 방법 제시

○ 통합수요관리 추진에 따른 프로그램의 효과 산출

IV. 연구수행 결과 요약

1. 에너지원별 이용현황 및 향후 전망 도출

□ 통합수요관리를 위한 전력, 도시가스의 계시별 수요추정

○ 도시가스와 전력분야에 한하여 각 에너지원의 가격변화가 수요에 어떤 영향을 갖

- iii -

는지를 계시별 요금변화에 대한 몇 가지 시나리오를 통해 분석하였음

□ 도시가스와 전력의 가격효과 시뮬레이션 결과

○ 각각의 에너지원 가격변화가 2006년부터 본 장에서는 전력과 가스의 용도별

수요변화가 진행되는 경우 상정하여 2007년에 한해 시뮬레이션의 결과를 제시

함

2. 국내․외 에너지수요관리 제도현황분석

□ 국내 에너지수요관리는 ①산업, 건물, 가정 등 수요자가 주체가 되는 (부문별) 수

요관리와 ②전기․가스․熱 등 공급자가 주체가 되는 에너지 공급자 수요관리로

분류

○ (부문별) 수요관리는 주로 에너지이용합리화추진계획의 일환으로 추진되고 있

는 에너지효율시책이라 할 수 있음

○ 에너지공급자 수요관리는 전기․가스 등 에너지源별로 수행되고, 자금은 에너

지원별로 전력산업기반기금 및 에너지공급자 자체 자금으로 조성되어 추진 중

임

- 공급자에게 가장 큰 편익이 발생하는 부하관리에 치중되어 있으며, 궁극적으

로 에너지원의 합리적인 조정이 필요한 영역임

□ 에너지공급자의 원별 특수성 및 상호보완성을 종합적인 시각에서 다룰 수 있는

수요관리, 즉 “통합수요관리”의 정착이 요구됨

□ 해외 선진국의 수요관리 추진현황 및 추진체계를 살펴보면, 효율향상 기준을 고려

한 절감잠재량 분석을 통해, 통합자원계획(IRP), 자원의 적절성 및 평가, 다양한

자원 포트폴리오 구성 등의 방법을 통해 소비자들의 니즈를 충족시키는데 주력하

고 있음

□ 미국, 유럽 등 선진국의 경우 크게 부하관리와 효율향상 2개 부문으로 구분되어

운영되고 있음

○ 부하관리는 전기요금 가격에 따라 에너지 소비를 조절토록 하는 시장기반형

제도(Demand Response)를 운영 중에 있음

- iv -

○ 효율향상은 온실가스 저감을 위한 가장 현실적인 대안으로 간주하고 있으며,

중장기적인 목표를 설정하여 다양한 시책을 구현하여 온실가스 저감에 주안점

을 두고 있음

□ 선진국에서는 에너지공급자에게 에너지절감 의무목표량을 부과하여 그 목표량을

달성토록 하는 강력한 효율향상 의무화제도를 추진 중에 있음

○ 주로 전력 및 가스공급자를 대상으로 하고 있으며, 에너지판매량의 약 1%를

목표로 부여하고 있음

○ 미국의 경우 Energy Efficiency Resources Standard로, 유럽의 경우 이탈리아

등을 중심으로 White Certificates로 명명되어 그 운영 메커니즘에 있어 다소

차이점이 있으나, 에너지공급자에게 효율향상을 의무 부과한다는 점에서 공통

점이 있음

3. 국내외 수요관리 평가시스템 분석

□ 국내 전력수요관리 평가 국내 평가시스템 운용현황

○ 전력산업기반기금이 도입되면서 수요관리 평가시스템 도입이 야기되면서 제 3

단계에 걸친 시스템 구축사업이 추진됨

□ 수요관리 평가 국내 개선방향(M&V 구축)

○ 평가를 위한 체제와 기본절차가 필요

- 평가를 위한 ‘독립적 기구(Independent panel)' 필요

- 평가대상 사업, 평가주기, 평가기준, 제출데이터, 제출양식 등

○ 프로그램 특성을 고려한 지표 및 방법선택

- 초기단계 : 기술적 지표를 중심으로 적용

- M&V시스템 구축단계 : 계기 측정방법 병행

- 계기측정방법은 프로토콜 개발

○ M&V 기준, 절차, 시스템(전산모형) 및 지표의 산정개발필요

- 개별프로그램의 부분은 프로토콜이 완성되면 시스템에 추가

- M&V의 핵심은 수요관리 성과를 실제로 측정하여 투명하고 객관적으로 검

증하는 것임

- v -

□ 국내 가스․열 수요관리 평가시스템 개발 진행 현황

○ 그간 에너지공급자 수요관리 투자사업은 수요관리에 대한 투자사업비 확대에

주안점을 두었는데, 최근 동사업에 대한 객관적인 평가시스템의 도입이 야기

됨

○ 따라서 3개년 계획에 따라 각종 지표의 개발 및 전산모형 개발을 통해 에너지

공급자 수요관리 투자사업의 평가체계를 구축하였음

□ 미국의 경우 국가적인 에너지를 통합적으로 관리한다는 차원에서 1차에너지, 전환

에너지, 수요를 총망라한 에너지모형시스템(NEMS)을 ‘93년도 미 에너지성(DOE:

Department of Energy) 산하 에너지정보국(EIA: Energy Information

Administration)에서 개발․운용중에 있음

□ 또한, 최근 들어 DSM 프로그램의 비용효과분석에 필요한 소요데이터가 방대해지

고 분석의 범위가 여러 가지 형태로 확장됨에 따라 계산소요 및 사용자의 편의를

위한 전산모델인 DSManager를 개발 및 활용 중에 있음

○ DSManager는 EPRI의 주도하에 EPS에서 개발한 DSM 평가전용 전산모델로

현재 미국내에서 가장 광범위하게 활용되고 있음

□ 또한 Lawrence Berkely 연구소에서 개발된 DOE 2.1E를 계산엔진으로 사용하여

입·출력기능을 향상시킨 Visual DOE는 미국의 로스알라모스 과학연구소(Los

Alamos Scientific Laboratory)와 로렌스 버클리 연구소(Lawrence Berckley

Laboratory)가 미국 에너지성(Department of Energy)의 의뢰로 공동개발한 건물

에너지 해석 프로그램임

4. 통합수요관리 개념 정립 및 개선방향 제시

□ 광의의 정의

○ 사회적 효용이 극대화되는 수요관리(효율)의 우선순위의 설정 및 정책방향 제

시가 필요하여 부문별, 에너지원별 최종소비에 있어서 최적의 에너지사용을

도모하는 것이 통합수요관리의 개념이라 할 수 있음

- vi -

□ 중의의 정의

○ 정부는 각 부문별, 에너지원별로 에너지잠재량을 분석하고 국가적 에너지절감

을 위해 제반 정책수단을 도입하여 이를 극대화할 수 있는 방안을 강구하여야

함. 이를 중의의 통합수요관리라 할 수 있음

□ 협의의 정의

○ 한정된 재원 및 정책수단으로 사회적 효용이 극대화되는 에너지원별 내부의

정책 우선순위 설정

○ 부하관리와 효율향상 사이의 정책 우선순위

○ 에너지원별 효율프로그램 사이의 정책우선순위 결정

○ 수혜자간의 정책 우선순위 결정 (예: 가정부문의 지원제도 전무)

○ 에너지원간 교차부문의 정책우선순위의 결정

- 발전 : 전기발전, 가스열병합, 집단에너지 등

- 난방 : 전기난방, 가스난방, 지역난방, 유류난방 등

- 냉방 : 빙축열, 가스냉방, 지역냉방 등

- 현재의 가격구조 왜곡의 방지수단으로 수요관리 활용(예: 소형열병합)

○ 현재의 수요관리제도는 협의의 통합수요관리도 미흡한 측면이 있음

- 에너지원별 지원제도에서 차등없이 상호 경쟁가능한 조정능력 확보 필요한

바, 필요한 경우 특정 원에 대한 지원을 통해 원별 왜곡을 최소화할 수 있는

정책이 필요함

5. 통합수요관리 정책수립 기본 방향

□ 통합수요관리 관련 법체계 사이의 통합화/차별화 추구

□ 추진체계의 통합화/차별화 추구

□ 수요관리 효과산출 단위의 통합 및 지원금 수준의 설정

□ 통합화 평가모형 개발의 필요

□ 장기적으로 기후와 효율향상의 통합방안 검토필요

□ 수요관리 추진방법론의 통합화

□ 에너지원별에 대한 통합화를 위한 정책 및 규제기관은 정부내 전담부서에서 일관

- vii -

성 있게 추진토록 정비

□ 에너지공급자와 수요관리전문기관의 역할 분담을 명확화하여 상생효과를 달성토

록 추진

□ 전력산업기반기금과 에너지공급자에 의한 투자사업비의 집행용도를 명확히 하고

원별 왜곡을 방지하기 위한 집행(사업)의 통합화 도모

□ 에너지원별로 단위 에너지량(전력 : MWh, MW, 열 : cal 등)을 사용하되, 전체적

인 합계에 있어서는 toe 개념으로 통합하여 수요관리 효과산출 단위를 통합하여

동일한 기준에서 파악 가능하도록 함

□ 사회적비용(외부비용포함), TOE, CO2절감 등에 기반을 둔 지원금 수준의 통합화

필요

□ 통합수요관리 평가시스템 및 방법론 개발 필요

□ 통합수요관리 평가 방법론은 기존의 캘리포니아 테스트의 확장 필요(사회적비용

테스트의 중요성 대두)

□ 이해관계자 비용/편익분석의 고도화

□ 장기적으로 기후변화대책과 효율향상의 통합방안 검토필요

□ 전통적 추진방법론 및 절차(단계적 접근법)는 시간지연, 기존 프로그램이 신규프

로그램 진입장벽(Barrier), 무임승차자(Free Rider), 기술개발의 지연 등의 제약요

인을 내포하고 있음

○ 따라서 효율향상의 경우 시장전환 및 합리적 규제로의 진화를 통해 혁신적인

구도 설정이 요구됨

□ 이를 위해서 EERS가 유력한 수단으로 활용가능

6 통합수요관리 비전의 구체화

□ 통합수요관리 발전방향을 위해서는 ‘저탄소 녹색성장’의 가장 기본적인 대안으로

인식하여야 하고, 그 비전을 구체화하여야 하는데, 이에 대하여 고려해야 할 요소

는 다음과 같음

○ 에너지안보와의 연계

○ 녹색성장과의 연계

○ 기후변화대응과의 융합

○ 지속가능한 발전을 위한 절감목표의 결정

- viii -

○ 재원 및 기술개발의 최적 구현

7. 관련제도의 정비 및 통합화

□ 관련법령의 단계적 통합

○ (1단계) 에너지이용합리화법 강화 (에너지공급자 수요관리 투자사업)

○ (2단계) 대상사업자의 확대(민간기업으로 점진적 확대)

○ (3단계) 효율의무제도의 도입 및 통합

□ 통합수요관리의 목표

○ (1단계) 전기, 가스, 열의 합리적 추진(발전, 난방, 냉방에너지 통합화 기반조성)

○ (2단계) 에너지원간 및 부문간 통합추구(추진체계의 통합화)

○ (3단계) 에너지원간 및 부문간 통합달성(재원의 통합화)

□ 에너지공급자 중심에서 국가전체적인 효율을 추구하는 전담기관 중심으로 전환

8. 정책지원 및 평가관리 시스템의 통합화

□ 공급측 DB와 수요측 DB의 통합

○ (공급측 DB) 에너지경제연구원 중심으로 구축

○ (수요측 DB) 에너지관리공단 중심으로 구축

○ 양측간 정보공유 시스템 구축하여 국가적 차원에서 활용도를 높임

- 국가에너지기본계획 및 에너지이용합리화기본계획 수립시 양측간의 DB정보

를 연계하여 공급계획과 수요계획의 일치토록 함

□ 에너지원별 평가시스템의 단계적 통합

○ (1단계) 협의의 통합수요관리 시스템 구축

○ (2단계) 중의의 통합수요관리 시스템 구축

○ (3단계) 광의의 통합수요관리 시스템 구축

9. 수요관리 대상사업자의 확대방안 및 추진방식 개선

□ 통합수요관리 대상사업자의 구분

○ 소유형태별 구분 : 공기업, 민간기업

○ 사업형태별 구분 : 도매사업자, 소매사업자

○ 사업영역별 구분 : 전기사업, 가스사업, 열사업, 전기/열사업, 석유사업 등

- ix -

□ 사업영역별 통합수요관리 대상 사업자 상세구분

○ (전기사업) 발전부문 분할 이후 민간기업인 구역전기사업자 참여

○ (열사업) 집단에너지사업법에 의한 지역난방공사 이외 민간기업 참여

○ (가스사업) 1개 도매사업자 및 30여개 소매사업자

○ (석유사업) 4대 민간기업 위주 참여

10. 통합수요관리의 단계적 접근법

[그림 IV-1] 통합수요관리의 단계적 확대방안

- x -

11. 통합수요관리를 위한 단계별 수요관리 사업정책 및 추진방식의 개선

[그림 IV-2] 단계별 수요관리 사업정책 및 추진방식의 개선방안

12. 통합수요관리 추진 로드맵

□ 기본방향

○ 통합수요관리 법·제도 개선

○ 민간부문 대상자 확대

○ 수요관리 재원의 통합화

○ 통합수요관리 시스템 구축

○ 수요관리 추진 주체의 다변화

○ 통합수요관리 기획·평가기능 강화

□ 추진방향

○ 녹색성장기본법이나 에너지기본법에 통합수요관리 추진의 근거 마련

○ 수요관리 투자사업에 민간부문 대상자 확대

○ 각종 수요관리 기금 및 재원의 통합화

- xi -

○ 통합수요관리를 위한 평가시스템 구축

○ 수요관리 산업발전을 위한 추진 주체의 다변화

○ 통합수요관리 전담기관 지정 및 기획·평가 기능 강화

13. 통합수요관리 추진 효과분석

□ 본 연구에서는 ‘냉방’, ‘난방’, ‘(심야)전력’ 부문의 진정한 에너지공급비용을 공급

방식별 그리고 에너지가격별(본원적 연료가격, 현행 적용 가격) 분석을 시행함으

로써 ‘공급방식의 합리적인 선택’을 유도하고 ‘공급방식전환의 사회적 효용’을

정량적으로 평가, 또한 현행 에너지 가격정책이 에너지서비스 공급방식의 합리적

선택에 어떠한 영향을 미치고 있는지 정성적으로 평가

□ 에너지서비스(냉방, 난방, 전력)를 공급하기 위한 다양한 공급방안에 대한 공급비

용을 1차에너지 기준으로 산정하여 연료가격을 적용함으로써 가격구조왜곡에 따

른 영향이 반영되지 않은 진정한 에너지공급비용을 도출

□ 에너지서비스 공급비용이 낮은 공급방안으로의 상호 전환을 통한 에너지이용합리

- xii -

화 실현으로 발생하는 사회적 효용(캘리포니아 표준테스트 중 TRC, Social Cost

Test)을 전환대안별 및 전환규모별로 분석하여 통합수요관리 정책입안효과를 정

량적으로 시산

○ 공급방안 전환효과로서의 회피비용(Avoided Cost)은 설비회피비용, 에너지회

피비용, 그리고 환경(CO2)회피비용을 고려

○ 또한, 연료가격수준에 따라 정책 효과의 편차가 큼으로, 유가변동 시나리오를

가정하여 이에 따른 정책효과를 분석

[그림 IV-3] 에너지서비스 공급 흐름도

□ 냉방부문 통합수요관리 효과분석

○ 시나리오 구성

- 공급방식별 동일 냉방 서비스를 공급하기 위한 1차에너지소요량을 시산하고,

1차에너지에 적용할 연료가격 시나리오를 3개 구성함으로써 에너지가격왜곡

의 영향을 분석

대안

1차에너지 가격보조

최종에너지 가격보조

의미전력부문

가스부문

전기요금

가스요금

기준안 X X X X 본원적 에너지가격

대안1 X X 있음 X 전기요금 교차보조 시행

대안2 발전용 - X 냉방용 연료부문 교차보조 시행

대안3 발전용 - 있음 냉방용 현행 에너지가격 구조

※가스부문의 최종소비자 교차보조 없음 따라서 최종에너지의 가스요금의 (냉방용)은 1차에너지의 가격임.

<표 IV-1> 냉방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오

○ 냉방방식별 종합분석

- xiii -

- 30RT급 중규모 냉방수요에 대한 냉방방식별 비교(냉방부하:90.72Gcal)

대분류 소분류 시스템에어컨 GHP

초기

투자비

(지원금포함)

총 초기투자비 46,760 60,001

(CRF) 13.781% 16.295%

연간 부담액 6,444 9,777

유지

관리비

고정 수선비 등 소계 1,170 2,033

연료

비용

기준안 4,433 5,216

대안1 3,693 5,105

대안2 3,870 3,405

대안3 3,693 3,379

환경비용(15€기준) 기준안 407 413

연료대안별

총비용

총비용 /RT 총비용 /RT

기준안 12,454 416 17,439 582

대안1 11,714 391 17,328 578

대안2 11,891 397 15,628 521

대안3 11,714 391 15,602 520

<표 IV-2> 30RT급 냉방시스템의 경제성(천원)

- 300RT급 대용량 냉방수요에 대한 냉방방식별 비교(냉방부하:599.73Gcal)

대분류 소분류 빙축열 시스템 흡수식 냉온수기초기

투자비

(지원금포함)

총 초기투자비 312,424 216,949

(CRF) 8.932% 10.499%

연간 부담액 27,906 22,777

유지

관리비

고정 수선비 등 소계 28,398 26,291

연료

비용

기준안 31,723 35,473

대안1 16,944 34,577

대안2 26,555 23,379

대안3 16,944 23,164

환경비용(15€기준) 기준안 3,345 2,732

연료대안별총비용

총비용 /RT 총비용 /RT

기준안 91,372 304 87,273 291

대안1 76,593 255 86,377 288

대안2 86,204 287 75,179 250

대안3 76,593 255 74,964 250

<표 IV-3> 300RT급 냉방시스템의 경제성(천원)

○ 국내 전기냉방수요(14,680MW, '07년 기준)의 20%를 가스냉방으로 전환할 경우

1차에너지의 소비량은 크게 증가하지 않으면서 연간 3,141억원의 발전설비건설

회피가 가능

- xiv -

대분류 전기냉방 → 가스냉방으로 전환

전환규모(전기냉방수요×%)

10% 15% 20% 25%

전환냉방수요(MW)

1,468 2,202 2,936 3,670

발전설비 건설회피비용(억원)

1,571 2,356 3,141 3,926

※ 전기냉방수요('07년기준) 14,680[MW], 발전설비 건설회피비용 : 106,986[원/kW-년]

<표 IV-4> 냉방방식 전환을 통한 경제적 편익

□ 난방부문 통합수요관리 효과

○ 시나리오 구성

대안1차에너지 가격보조 최종에너지

가격보조 의미전기 가스 유류 전기 가스 유류

기준안 X X X X X X 본원적 에너지가격

대안1 X X X 있음 X X 전기요금 교차보조 시행

대안2 발전용 - - X 난방용 - 연료부문 교차보조 시행

대안3 발전용 - - 있음 난방용 - 현행 에너지가격 구조

※난방용은 업무난방용 공급가격임, 또한 가스부문의 최종소비자 교차보조 없음

<표 IV-5> 난방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오

○ 난방방식별 주요 분석결과

- 1차에너지소비량 측면에서 EHP, 흡수식냉온수기, GHP, 가스보일러, 유류보일

러, 기타전기난방 순으로 기술별 우수성이 식별, 전열기 전기난방이 1차에너

지 사용량 측면에서 가장 취약한 난방기술임

대 분 류 단 위 EHP 전열기 GHP가스보일러 흡수식 콘덴싱

1차에너지소비량Gcal/㎡.년 0.136 0.447 0.164 0.201 0.153 0.201

상대비교 83.2% 273.3% 100% 123.1% 93.8% 123.1%

CO2배출량tCO2/㎡.년 0.0347 0.1141 0.0386 0.0474 0.0360 0.0590

상대비교 89.9% 295.6% 100% 122.8% 93.3% 152.8%

연료비용

기준안 천원/㎡.년 7.51 24.67 8.31 10.20 7.75 20.05

대안1 천원/㎡.년 6.26 20.55 8.12 10.02 7.66 19.87

대안2 천원/㎡.년 6.56 21.54 8.58 10.58 8.09 19.91

대안3 천원/㎡.년 6.26 20.55 8.53 10.53 8.07 19.87

<표 IV-6> 중규모 난방시스템의 연료비용(천원/년)

- xv -

- 총 난방전력수요의 20%를 GHP가스난방으로 전환할 경우, 전력설비건설회피

비용이 3,028억원, 1차에너지회피비용 3,780억원, CO2저감에 따른 환경회피비

용 406억원이 발생하여 총 7,214억원의 경제적 효과가 발생

- 전열기 등의 복사전기난방방식을 GHP가스난방방식으로 전환할 경우, 1% 전

환시마다 국가적 차원에서 360.7억원의 경제적 효과가 발생

구분 전환규모별 전환효과

방식전환전환규모 % 10% 15% 20% 25%

전환수요 MW 1,415 2,122 2,830 3,538

발전설비 건설회피비용 억원 1,514 2,271 3,028 3,785

1차에너지

전기난방(복사) Gcal 6,008,693 9,013,039 12,017,385 15,021,731

가스난방(GHP) Gcal 2,198,942 3,298,413 4,397,884 5,497,355

절감량 Gcal 3,809,751 5,714,626 7,619,501 9,524,377

절감효과 억원 1,890 2,835 3,780 4,725

CO2

저감

전기난방(복사) tCO2 1,561,380 2,342,070 3,122,760 3,903,451

가스난방(GHP) tCO2 519,539 779,308 1,039,077 1,298,847

저감량 tCO2 1,041,842 1,562,762 2,083,683 2,604,604

저감효과 억원 203.16 304.74 406.32 507.90

총 전환효과 억원 3,607 5,410 7,214 9,017

※ 전기난방총수요는 전력거래소 추산 '07년 기준 14,150[MW]

※ 발전설비의 건설회피비용 106,986[원/kW-년]

※ 전기난방(복사, 전열기등)의 1차에너지소비량 기준 (난방시간 2천시간, 2312,139Gcal)

※ LNG가격(50,203원/Gcal), 중유단가(48,889원/Gcal), CO2비용(15유로, 1,300원/유로)

<표 IV-7> 난방방식 전환(전열기 전기난방→GHP가스난방)의 경제적 편익

□ 심야전력부문의 통합수요관리 효과

○ 본 분석은 KPX의 추정비율에서 심야전기난방과 무관하게 이루어지는 발전제

약 물량을 모두 유연탄에 의한 심야전기 발전으로 처리함

○ 연간 21,088 GWh에 의한 심야전기난방과 동일한 열량을 등유난방(콘덴싱)으로

하였을 경우에 수입연료비용의 차이를 계산함

- xvi -

구 분 발전량(GWh) 비율 분석대상(GWh) 비율

LNG 14,762 70.0 14,762 70.0

중유 2,235 10.6 2,235 10.6

유연탄 1,097 5.24,091 　 19.4

기타 2,994 14.2

합계　 21,088 100.0 21,088 100.0

※ 자료 : 전력거래소 홈페이지(http://www.kpx.or.kr)

<표 IV-8> 2008년 심야전력 발전량 및 발전원별 비율

○ 연료수입손실액 전망

- 연료수입낭비액은 유가에 따라 연간 5.64억불(원화 6,200억원)에서 최대 8.55억

불(원화 1조)까지 발생할 수 있음

○ 설령 세계경기침체로 향후 5년간 유가가 50불에서 횡보한다고 하더라도 심야

전기난방으로 인해 매년 5.64억불, 5년간 총 30억불(한화 약 3조)의 낭비가 발

생함

○ 전문기관 전망의 5개년 평균치인 70불을 상정할 경우, 연간 6.81억불(원화

7,486억원), 5년간 총 35억불(한화 3조 7,500억원)의 낭비가 발생함

○ 이산화탄소의 추가배출은 매년 593만톤으로 5년간 총 3,000만톤에 달할 것으로

전망됨

○ 이상은 연료수입낭비와 이산화탄소 추가배출만 전망한 것으로 비싼 심야전기

보일러로 인한 설비투자손실까지 합하면 국민경제적 손실은 더욱 증가함

- 1 -

제 1 장 서 론

- 2 -

- 3 -

제 1 장 서 론

제 1 절 사업의 개요 및 필요성

□ 전통적으로 수요관리(DSM, Demand Side Management)란 최소의 비용으로

소비자의 에너지 서비스 욕구를 충족시키기 위하여 소비자의 전기사용 패턴

을 합리적인 방향으로 유도하기 위한 제반활동임

○ 이는 전력공급설비 확충에 중점을 두어 온 종전의 공급측관리 (SSM,

Supply Side Management)에 대응되는 개념으로서 효율향상(EE, Energy

Efficiency) 및 부하관리(LM, Load Management) 등을 포괄하는 개념임

□ 원래 수요관리(DSM) 개념은 1970년대 미국에서 전력부문을 중심으로 시작

하여 점차 각국으로 확산되었으며 그간 이론적 경제성과 높은 잠재적 기여

도에도 불구하고 종전 전력회사의 공급 측 위주의 전력수급계획 추진에 따

라 별 관심을 받지 못하다가,

○ 전원입지의 확보난 가중, 신규건설에 따른 막대한 투자 재원의 조달문제,

환경규제의 강화 등으로 공급설비의 적기확보가 어려워짐에 따라서 1990

년대 최소비용계획(Least Cost Planning)의 일환으로 공급측 대안과 수요

측 대안의 최적조합을 찾는 통합자원계획(Integrated Resource Planning)

개념으로 확산되었음

□ 이후 기후변화협약 등이 가시화되고 지구온난화가스의 감축이 시대적인 화

두가 됨에 따라 CO2의 관점에서 수요관리(특히 효율향상)는 더욱 초점을

받게 되었음

○ 한편, 수요관리는 과거 부하관리를 중점으로 추진되었으며, 1990년대 이

후 부하관리와 효율향상이 동시에 고려되다가 최근에 부하관리는 사업자

의 사업으로 전환되고 있으며 효율향상은 공적인 기능으로 고려되어 적

극 추진되고 있음

○ 수요관리의 범주도 지속적으로 확대되었는데, 이는 2차에너지의 전력으

- 4 -

로부터 출발하여, 열, 천연가스 등으로 진화하였으며, 최종소비의 측면에

서도 산업, 상업 및 가정 등의 단말기로부터 건물, 수송부문 등으로 지속

적으로 진화하고 있음

○ 현재 수요관리는 효율을 중심으로 통합수요관리의 개념으로 급격하게 진

화하고 있어 이를 위해 혁신적인 제도 및 메커니즘이 필요함

단 계도 입

(1970s, 1980s)

성 장(1990s)

성 숙(2000s)

참 조

부문(2차) 전력 전력/가스 전력/가스/열 2차 부문통합화

의사결정기준 수요비용통합자원(IRP)

(공급비용/수요비용)

사회적비용(CO2 비용)

비용의 통합화

수요관리비중 부하관리 부하관리>효율향상 효율향상부하관리(사업자)

효율향상(공공재)

수요관리수단 가격 가격/기기 가격/기기/시스템 융합형으로 진화

수요관리방향 보조금 보조금 시장전환 및 의무화 시장전환 의무화 진화

<표 1-1> 수요관리의 진화단계

□ 최근 수립한 국가에너지기본계획의 경우 전력부문에 있어서 국가에너지기본

계획과 하위계획간의 괴리가 발생하여 국기본의 목표수요 대비 2020년에 약

8.5% 차이를 보이고 있음

○ 따라서 보다 과감하고 혁신적인 ‘효율향상 체제구축’을 통해 국기본의 목

표를 달성할 필요가 있으며, 보다 포괄적(통합적)접근, 추진체계 및 제도,

법령구축 필요

[그림 1-1] 국기본과 전력수급계획과의 차이

- 5 -

□ 이상적 에너지정책 우선순위

○ 효율 > 부하관리 > 신재생 > 고효율 및 저탄소 공급자원(CHP, CCT,

CCGT, Nuclear) > 전통적 공급자원

○ 모든 에너지정책은 국가의 기술개발 및 성장동력과 연계되어야 함

○ 비용편익효과(사회적 비용관점), CO2 편익효과 측면에서 자원의 우선순

위 결정이 필요함

□ 현재 우리나라의 에너지정책 우선순위

○ 원자력, 신재생 > 부하관리 > 효율 > 고효율 및 저탄소 공급자원(CHP,

CCT, CCGT) > 전통적 공급자원

○ 국가에너지기본계획의 논의에서 효율이 가장 중요한데도 불구하고 사회

적 관심 집중도가 낮음

○ 이는 ‘저탄소 녹색성장’에서 볼 수 있듯이 효율향상이 성장동력이 아니라

는 관점에서부터 출발된 것으로 연유됨

□ 현재 효율향상 인식에 대한 원인분석

○ 우리나라의 전통적 공급정책은 공급을 우선으로 하는 공급 안정성을 강

조한데서 기인하고 있음

- 공급 > 수요

○ 에너지공급사(전기, 가스, 열, 석유 등)와 에너지수요관리 전문기관 사이

의 불균형

- 에너지공급사 > 수요관리전문기관

○ 개별 에너지원별 정책이 통합적 에너지정책보다 우선 (정부기관, 에너지

공급사, 법체계, 자금, 추진체계 등)

- 개별 정책 > 통합 정책

○ 에너지수요관리 전문기관 내부의 이원화 등

- CO2 감축과 효율향상은 동일개념임에도 불구하고 효율향상과 기후변

화 대응업무를 다른 업무로 인식하는 경우가 있음에 따라 업무 환류가

다소간 이루어지지 않아 상호 시너지 효과 제고 필요

○ 상기 원인의 극복(시스템 구축을 통한 극복)을 통해서만 ‘효율향상’의

- 6 -

Initiative 확보가 가능하며, 국기본의 효율향상 목표 달성 가능할 것으로

판단됨

□ 따라서 ‘효율향상’을 기후변화협약에 대한 물리적인 첫 번째 대응수단이라는

인식 전환이 필요함

○ 최근 미국 등을 중심으로 효율향상이 에너지안보 및 에너지독립의 근원

이라는 인식 발생

- USA Energy Independence and Security Act (2007. 12)

○ 또한 효율향상이 그린산업의 성장동력이라는 인식

- 기기차원 : LED, AMI, HP, 저장장치, 고효율전동기 등

- 시스템차원 : HEMS, BEMS, Green IT (Google, MS) 등과 같이 융합형

으로 진화

○ 1차 연료가격(석유, 천연가스, 석탄, 우라늄 등)의 상승, CO2가치의 상승,

에너지 민족주의화 등의 대응수단으로 가치화되고 있음을 주목해야 함

□ 에너지 수요관리를 통해, 국가적인 에너지원 수입을 감소시키고 온실가스

감축 등과 같은 국제적 환경문제에 효과적으로 대처할 수 있음

○ 특히, 현재와 같은 초고유가 시대에 효과적으로 대처하기 위해서는 비용

효과적이며 실효성있는 에너지 수요관리 사업의 강력한 추진이 필수적이

며, 이와 동시에 온실가스 감축을 위한 기후변화협약에 따라 온실가스발

생 주범인 에너지 소비를 의무적으로 줄여야 함

□ 그러나, 현행 국내 에너지 수요관리사업은 전력, 가스, 열 등 에너지원별로

독립적이며 배타적인 방식으로 추진됨에 따라, 국가적 관점의 에너지 통합

적 정책추진 및 제도시행 등에 있어서 매우 취약한 문제를 드러내고 있음

○ 즉, 전력 및 가스 최대수요예측과 에너지 수요전망 시, 대상기간 및 방법

론 등이 상이하여 에너지원에 대한 종합적인 고찰이 불가능함

○ 또한, 에너지원별 개별적인 측정지표를 사용하여, 에너지 수요관리의 효

과 및 목표량 부여를 함으로써, 에너지 통합개념의 수요관리 측정지표가

미비한 상태임

- 7 -

□ 이에 따라, 에너지 수요관리사업이 에너지원 전반에 대해 통합적으로 추진

되지 않고 전력부문 및 가스․열부문으로 이원화되어 있어 국가적으로 종합

적인 Energy-mix형 수요관리 추진이 불가능한 상태임

○ 또한, 수요관리 중심의 에너지 정책이 일정 수준으로 발전하기 위하여

한시적인 법률적 규제의 확대 및 신규 제정이 필요하며, 무엇보다 우선

적으로 정책적인 뒷받침이 필요한 사항은 가격에 따른 국민의 에너지 수

요의 의존도를 어떻게 조정하느냐에 달려 있음

○ 즉, 국민에게 가장 가깝게 와 닿는 것은 바로 에너지 가격으로, 가격이

오르면 수요가 줄어들 것이고 가격이 내리면 자연스럽게 수요가 늘어날

것이나 현시점에서 아직까지 에너지 통합수요관리 측면에서 가격을 중점

으로 연구한 결과가 많지 않으며, 이러한 측면에서 가격정책에 따른 에

너지 수요관리를 심도있게 연구할 필요가 있음

□ 이와 함께, 현행 국내 수요관리 추진체계에서는, 수요관리사업과 관련된 정

책수단들이 분산 추진됨으로써, 정부의 수요관리 정책목표를 효과적으로 달

성하기에 한계가 있는 실정임

○ 즉, 수요관리사업의 대표적 프로그램인 효율향상사업의 정책목표는 고효

율기기의 진입장벽을 해소하여, 동 기기의 자생적 보급이 가능한 시장

환경을 구축하는 것임

○ 이를 위해, 고효율인증, 효율등급, 장려금, 융자지원, 세제, 홍보 등의 정

책수단이 있으나, 현재 통합된 수요관리사업의 기획/평가 기능의 부재로

인해, 정책수단 간 유기적 역할과 연결효과에 대한 명확한 개념이 정립

되어 있지 않으며, 개별 정책수단 효과의 극대화만을 목적으로 하여 추

진 중에 있음

○ 이에 따라, 고효율기기 보급을 위해, 한전과 가스공사 등은 장려금(리베

이트) 지원 정책만을 추진하고 있으며, 에관공은 장려금지원과 기타 정

책수단들이 명확한 정립 없이 혼재되어 사용되고 있음

□ 현행 에너지 각 분야별 수요관리 프로그램의 현황들을 살펴보면, 중복적으

- 8 -

로 겹치는 부문이 많을 것을 알 수 있는데, 이는 본질적으로 전력, 가스, 열

에 대한 소비에너지의 결합성 때문에 발생되는 문제임

○ 따라서, 에너지 소비의 이러한 근원적 문제점을 효과적으로 해결하기 위

해서는, 에너지 분야별로 수요관리 프로그램을 독립적으로 운영하는 시

스템보다는 에너지 통합형 수요관리의 개념으로서 통합된 프로그램을 계

획하여 운영해야 하며, 이를 통해 국가적으로 가장 비용효과적인 수요관

리 정책을 추진해야 함

□ 전력부문의 경우, 2001년 전기사업법 개정으로 인해, 정부가 전력수요관리사

업의 주체로 관리 및 감독기능을 수행하고, 한전과 에너지관리공단이 실행

주관사업자로 지정되어 사업을 주관하며, 전력산업기반조성센터에 수요관리

기획 및 평가 기능이 부여되어 있으나, 동 기관이 실행주관기관인 한전으로

부터의 독립성이 미확보되었으며, 수요관리 기획 및 평가를 위한 조직 및

전문성 미흡으로 사업의 객관성 및 효율적 추진에 한계가 있음

○ 이는 단지 전력부문에만 국한하여 처리하여야 할 문제는 아니며, 가스부

문과 열부문 등 에너지원별 통합적 관점에서 재조명해야할 문제로서, 현

행 원별 수요관리체계를 통합한 에너지믹스형 통합 수요관리 추진을 위

해서는, 이를 효과적으로 추진하기 위한 추진체계의 재정립이 필요한 시

점으로 판단됨

○ 이를 위해, 미국 등 해외 선진국의 수요관리 추진체계를 참고하여 국내

실정에 적합한 효과적인 추진체계의 재정비가 필요하며, 이를 통해, 에너

지산업의 구조와 무관하게 정부사업으로 기금을 재원으로 추진하는 공익

적 수요관리와 민간 시장형태의 수요관리를 구분하고, 공익적 수요관리

를 위한 통합적 추진체계를 단계적으로 도입해야 함

□ 에너지 가격과 이산화탄소 배출 저감, 에너지 절약 등을 통하여 수요측의

에너지 사용 효율화를 이룩하려는 정부의 의지를 엿볼 수 있음

○ 즉, 통합수요관리를 통하여 불필요한 개별적 관리를 줄이고 상호간의 적

절한 에너지 가격변동 대응 등을 통해 에너지 절약과 에너지사용 효율화

를 녹색성장의 한 축에서 이룩하기 위한 정부의 지원이 예상됨

- 9 -

○ 따라서 최근 부각되는 저탄소 녹색성장의 국가적 목표 달성을 위해 가장

근간이 될 수 있는 수요관리의 통합화를 위한 연구는 필수적임

[그림 1-2] 에너지 Framework 및 가치사슬 완성(2008.9.30, 에기평)

□ 결론적으로, 현행 국내 에너지 수요관리 업무분장의 비효율성을 해소하고,

에너지 수요관리 사업을 전문적으로 이끌 중심축을 설정하여, 에너지 수요

관리 전문기관 중심의 통합적 에너지 수요관리 사업의 강력한 추진이 필요

하며 이를 위해 에너지믹스(전기․가스․열)를 고려한 국내 통합수요관리의

중장기 추진방향을 수립해야 하며, 효율적인 추진체계를 확립하여 국내 수

요관리사업의 시너지효과를 제고해야 함

○ 국내에 적용 가능한 효율적인 통합수요관리의 추진을 위해서는, 우선 에

너지별 소비추이 분석 및 에너지원별 소비체계를 작성해야 하며, 에너지

수요패턴 분석 및 전망을 통해, 에너지원별 상호대체 활용가능성을 검토

하고 이를 위한 추진방안 및 효과를 분석할 필요가 있음

○ 또한, 에너지원별 통합수요관리의 개념을 정립해야 하며, 통합수요관리를

위한 정책 수립의 기본방향 및 제도개선의 전반적인 방향 제시가 필요

○ 이와 함께, 국내에 적용 가능한 통합수요관리의 효과를 산출하기 위한

방법론을 도출해야 하며, 통합수요관리 추진에 따른 프로그램의 구체적

인 효과를 산출하는 방안 도출이 필요

○ 제도적인 측면에서는, 국내에 적용 가능한 에너지믹스를 고려한 통합수

- 10 -

요관리의 단계별 추진방안 및 세부적인 조치사항 등에 대한 검토가 필요

한데, 여기에는 통합수요관리를 위한 중장기 로드맵 및 단계별 추진방안

에 대한 연구가 필요하고, 통합수요관리를 효율적으로 추진하기 위한 전

반적인 추진체계 및 관련주체별 역할에 대한 재검토가 필요하며, 이를

제도적으로 지원하는 관계법령 등을 포함하는 제도개선에 대한 검토가

요구됨

- 11 -

제 2 절 주요 추진내용

□ 본 연구에서는 그동안 에너지원별로 독립적이며 배타적인 방식으로 추진된

에너지수요관리사업에 대한 제고를 통해 현행 국내 에너지수요관리의 비효

율성을 해소하고 에너지믹스를 고려한 국내 통합수요관리의 중장기 추진방

향을 수립하고자 함

□ 다음의 2장에서는 국가 에너지 이용합리화를 위한 에너지원별 이용현황을

분석하고 향후 전망을 도출하였음

○ 에너지원별 이용현황분석을 위하여 전력, 도시가스분야에서 각 에너지원

의 가격변화가 수요에 어떠한 영향을 갖는지를 계시별 요금변화에 대한

시나리오를 통해 분석하였음

○ 열 분야의 경우 효율분석과 패널모형을 이용한 용도별 도시가스의 가격

탄력성을 분석하였음

□ 3장에서는 국내․외 수요관리 제도에 대하여 분석하고 시사점 및 향후 개선

방향에 대하여 언급하였음

○ 이를 위해 국내 수요관리의 법령, 제도, 시행주체 및 관련 재원에 대한

추진체계를 개괄하고 해외 선진국의 수요관리 제도현황에 대하여 분석

및 시사점을 도출하였음

○ 또한 에너지원별 국내․외 수요관리 평가시스템의 구축현황을 살펴보고

이를 통해 향후 국내 평가시스템의 개선방향을 제시하였음

□ 4장에서는 통합수요관리의 개념을 정립하고 향후 통합수요관리를 위한 개선

방향을 제시하였음

○ 통합수요관리의 개념정립을 위하여 먼저 에너지흐름도 분석을 통해 1차

에너지의 투입, 전환에너지 및 부문별 수요까지의 에너지사용비중을 살

펴보고 통합수요관리라는 문제를 광의, 중의, 협의 각 3단계로 고찰해보

았음

○ 또한 통합수요관리 정책수립의 기본방향을 제시하기 위하여 통합의 개념

- 12 -

및 범주를 정의하고 통합수요관리의 합리적인 추진체계 및 방식에 대하

여 구체적인 추진 로드맵을 제시하였음

□ 5장에서는 통합수요관리 관점에서 정책입안 효과를 정량적으로 시산․평가

하였음

○ 이를 위해 냉방, 난방, 전력에 대한 에너지수요에 대응한 1차에너지 이용

의 합리성과 적정성을 사회적 비용에 근거하여 평가하고 바람직한 방향

의 통합수요관리를 통해 득할 수 있는 사회적 효용을 정량적으로 시산하

였음

○ 또한 통합수요관리의 정책효과는 에너지이용 형태별 사회적 비용을 산정

하고 에너지원간의 상호보완성을 활용한 원별 대체효과를 통해 정량적으

로 시산하였음

□ 마지막으로 6장에서는 본 연구를 통해 도출된 연구결과와 향후 통합수요관

리의 추진방향에 대하여 기술하였음

- 13 -

제 2 장

에너지원별 이용현황 및 향후 전망

- 14 -

- 15 -

제 2 장 에너지원별 이용현황 및 향후 전망

제 1 절 통합수요관리를 위한 전력, 도시가스의 계시별 수요추정

□ <부록1>에서는 에너지원별 이용현황을 게제하였고 <부록2>의 선행연구를

통해 열분야의 효율분석과 패널모형을 이용한 용도별 도시가스의 가격탄력

성분석결과를 확인하였음

○ 도시가스의 모형결과를 통해 각 에너지원이 자기가격에 대해서 뿐만 아

니라 타에너지원의 가격변화에 대해서도 영향을 받는다는 것을 실증적으

로 검증해 본 바 있음. 본 장에서는 도시가스와 전력분야에 한하여 각

에너지원의 가격변화가 수요에 어떤 영향을 갖는지를 계시별 요금변화에

대한 몇 가지 시나리오를 통해 분석하였음

□ 편의상 앞서의 도시가스 모형이 패널모형을 통한 상세분석이며, 다른 연구

의 결과를 인용한 것이어서 별도로 ARDL 모형을 통해 전력분야, 가스분야

에 동일한 모형구성을 시도한 뒤 시뮬레이션을 진행하고자 함

1. 전력수요분석

가. 가정(Residential) 부문 전력수요

① 추정모형

ker

여기서, ln 가정부문 전력소비

상수항 변수

년도더미변수 ln 가정부문전력실질가격

ln 전산업실질생산지수

ln 가정부문도시가스실질가격

ker ln 가정부문등유실질가격

잔차항

- 16 -

② 추정결과

- 종속변수 : ln(가정부문 전력소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(가정부문 전력실질가격), ln(전산업생산지수), ln(도시가스실질

가격), ln(등유실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 가정용 전력수요는 자기가격에 대해 시차를 두고 영향을 받고 있으며 장기

에 있어서 통계적으로도 매우 유의하게 나타나고 있음. 생산지수에 대해서

도 마찬가지이며 장기에 있어서 유의한 결과를 나타내고 있음

□ 도시가스의 가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있으나 단

기, 장기에서 그 통계적 유의성이 확인되지 않고 있다. 가정용 등유의 가격

에 대해서는 통계적으로 유의하지 못한 것으로 나타남

<표 2-1> 가정부문 전력수요 추정결과

- 17 -

<표 2-2> 가정부문 전력수요 추정결과

[그림 2-1] 가정부문 전력수요추정 결과 그래프

- 18 -

나. 상업(Commerce) 부문 전력수요

① 추정모형

여기서, ln 상업부문 전력소비

상수항 변수

년도더미변수 ln 상업부문전력실질가격

ln 전산업실질생산지수

ln 상업부문도시가스실질가격

ln 상업부문경유실질가격

잔차항

② 추정결과

- 종속변수 : ln(상업부문 전력소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(상업부문 실질전력가격), ln(서비스업(출판업포함)생산지수),

ln(도시가스 실질가격), ln(경유 실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 상업용 전력수요는 자기가격에 대해 단기에 있어서 단위탄력적으로 영향을

받고 있으며 통계적으로도 매우 유의하게 나타나고 있음. 생산지수에 대해

서도 통계적으로 의미있는 결과가 나타남

○ 도시가스의 가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있고, 장,

단기에서는 통계적으로 유의하게 나타남

○ 상업용 전력수요가 경유의 가격에 대해서는 통계적으로 유의하지 못한

것으로 나타남

- 19 -

<표 2-3> 상업부문 전력수요 추정결과

[그림 2-2] 상업부문 전력수요 추정 결과 그래프

- 20 -

<표 2-4> 상업부문 전력수요 추정결과

다. 산업(Industrial)부문 전력 수요

① 추정모형

여기서, ln 산업부문 전력소비

상수항 변수

년도더미변수 ln 산업부문전력실질가격

ln 전산업실질생산지수

ln 산업부문도시가스실질가격

ln 산업부문유실질가격

잔차항

② 추정결과

- 종속변수 : ln(산업부문 전력소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(산업부문 전력실질가격), ln(제조업생산지수), ln(산업부문 도

시가스실질가격), ln(산업부문 B-C유 실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 산업용 전력수요는 자기가격에 대해 장, 단기에 있어서 통계적으로 유의한

영향을 받고 있는 것으로 나타남. 생산지수에 대해서도 통계적으로 의미있는

결과가 나타남

○ 도시가스의 가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있고, 장

- 21 -

단기 모두에서는 통계적으로 유의하게 나타남

○ 산업용 전력수요가 B-C유의 가격에 대해서는 통계적으로 유의하지 못한

것으로 나타남

<표 2-5> 산업부문 전력수요 추정결과

- 22 -

<표 2-6> 산업부문 전력수요 추정결과

[그림 2-3] 산업부문 전력수요 추정 결과 그래프

- 23 -

2. 도시가스 수요분석

가. 가정(Residential)부문 도시가스 수요

① 추정모형

ker

여기서, ln 가정부문 도시가스소비수용가수

상수항 변수

년도더미변수 ln 가정부문도시가스실질가격

ln 전가정실질생산지수

ln 가정부문도시가스실질가격

ln 가정부문유실질가격

잔차항

② 추정결과

- 종속변수 : ln(수용가단위 가정부문 도시가스소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(가정부문 도시;가스실질가격), ln(전산업생산지수), ln(가정부

문 전력실질가격), ln(등유실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 가정용 도시가스수요는 자기가격에 대해 장단기에 있어서 통계적으로도 매

우 유의하게 나타나고 있음. 생산지수에 대해서는 부호는 확인되나 통계적

유의성이 나타나지 않고 있음

○ 전력가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있으나 단기, 장

기에서 그 통계적 유의성이 확인되지 않고 있으며, 가정용등유가격, 수용

가수에 대해서도 통계적으로 유의하지 못한 것으로 나타남

- 24 -

<표 2-7> 가정부문 도시가스수요 추정결과

[그림 2-4] 가정부문 도시가스 추정 결과 그래프

- 25 -

나. 상업(Commerce) 부문 도시가스 수요

① 추정모형

ker

여기서, ln 상업부문 도시가스소비수용가수

상수항 변수

년도더미변수 ln 상업부문도시가스실질가격

ln 실질생산지수

ln 상업부문도시가스실질가격

ln 상업부문경유실질가격

잔차항

② 추정결과

- 종속변수 : ln(수용가단위당 상업부문 도시가스소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(상업부문 실질도시가스가격), ln(서비스업(출판업포함)생산지

수), ln(도시가스 실질가격), ln(경유 실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 상업용 도시가스수요는 자기가격에 대해 장단기에 있어서 탄력적으로 영향

을 받고 있으며 통계적으로도 매우 유의하게 나타나고 있음. 생산지수에 대

해서도 장단기에서 통계적으로 의미있는 결과가 나타남

○ 전력가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있지만, 장, 단기

에서는 통계적으로 유의하게 나타나지 않고 있음

○ 상업용 도시가스수요가 경유의 가격에 대해서는 통계적으로 유의하지 못

한 것으로 나타남

- 26 -

<표 2-8> 상업부문 도시가스 수요 추정결과

<표 2-9> 상업부문 도시가스 수요 추정결과

- 27 -

[그림 2-5] 상업부문 도시가스 수요 추정 결과 그래프

다. 산업(Industrial) 부문 도시가스수요

① 추정모형

여기서, ln 산업업부문 도시가스소비수용가수

상수항 변수

년도더미변수 ln 산업업부문도시가스실질가격

ln 전산업업실질생산지수

ln 산업업부문도시가스실질가격

ln 산업업부문 유실질가격

잔차항

② 추정결과

- 종속변수 : ln(수용가단위당 산업부문 도시가스소비)

- 설명변수 : 상수항, ln(산업부문 도시가스실질가격), ln(제조업생산지수), ln(산업부

문 전력실질가격), ln(산업부문 B-C유 실질가격)

주) ( )내 수치는 t-value

□ 산업용 도시가스수요는 자기가격에 대해 단기에 있어서 통계적으로 유의한

영향을 받고 있는 것으로 나타나고 있음. 장기에서는 90%신뢰구간에서 유의

- 28 -

함 생산지수에 대해서도 통계적으로 의미있는 결과가 나타났음

○ 전력의 가격변화에 대해서도 기대와 같은 부호가 확인되고 있고, 장 단

기 모두에서는 통계적으로 유의하게 나타남

○ 산업용 B-C유의 가격에 대해서는 패널모형의 결과와는 달리 통계적으로

유의하지 못한 것으로 나타남

<표 2-10> 산업부문 도시가스 수요 추정 결과

- 29 -

<표 2-11> 산업부문 도시가스 수요 추정결과

[그림 2-6] 산업 부문 도시가스 수요 추정 결과 그래프

- 30 -

제 2 절 도시가스와 전력의 가격효과 시뮬레이션 결과

□ 각각의 에너지원 가격변화가 2006년부터 본 장에서는 전력과 가스의 용도별

수요변화가 진행되는 경우 상정하여 2007년에 한해 시뮬레이션의 결과를 제

시하기로 함

1. 가정용 도시가스와 전력의 수요변화

가. 가정용 도시가스수요변화 (2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-7] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 31 -

[그림 2-8] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-9] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 32 -

[그림 2-10] 가정용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

나. 가정용 전력수요변화 (2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-11] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 33 -

[그림 2-12] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-13] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 34 -

[그림 2-14] 가정용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

다. 가정용 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량 변화

[그림 2-15] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 35 -

[그림 2-16] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

[그림 2-17] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 36 -

[그림 2-18] 가정용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

□ 지출측면에서는 전력가격보다 가스가격을 내리는 것이 효과적으로 보임. 에

너지소비의 측면에서는 전력가격을 낮추면서 가스가격을 올리는 쪽이 에너

지소비를 줄이는 방안으로 보임

□ 수요관리를 위해 지출을 크게 변화하지 않으면서도 에너지소비를 줄이는 방

안으로, 가정용의 경우, 가스가격을 올리면서 전력요금을 적절히 인하하면

총지출에는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일 수 있

을 것으로 보임

- 37 -

2. 상업용 도시가스와 전력의 수요변화

가. 상업용 도시가스수요변화(2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-19] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-20] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 38 -

[그림 2-21] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-22] 상업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 39 -

나. 상업용 전력수요변화 (2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-23] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-24] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 40 -

[그림 2-25] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-26] 상업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 41 -

다. 상업용 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량 변화

[그림 2-27] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

[그림 2-28] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 42 -

[그림 2-29] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

[그림 2-30] 상업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 43 -

□ 가정용에서와 마찬가지로 지출측면에서는 전력가격보다 가스가격을 내리는

것이 효과적으로 보임. 에너지소비의 측면에서는 전력가격에 큰 변동없이

가스가격을 올리는 쪽이 에너지소비를 줄이는 방안으로 보임

□ 수요관리를 위해 지출을 크게 변화하지 않으면서도 에너지소비를 줄이는 방

안으로는, 상업용의 경우, 가스가격과 전력요금을 적절히 인상하면 총지출에

는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일 수 있을 것으

로 보임

- 44 -

3. 산업용 도시가스와 전력의 수요변화

가. 산업용 도시가스수요변화 (2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-31] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-32] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 45 -

[그림 2-33] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-34] 산업용 가스수요의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 46 -

나. 산업용 전력수요변화 (2007년 기준 시뮬레이션)

[그림 2-35] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-36] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(여름)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 47 -

[그림 2-37] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(여름), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

[그림 2-38] 산업용 전력수요의 변화 - 전력요금변화(겨울), 가스요금변화(겨울)

(가로축 전력요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%, 세로축 가스요금 -20%, -10%, 0%, 10%, 20%,)

- 48 -

다. 산업용 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량 변화

[그림 2-39] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

[그림 2-40] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(여름)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 49 -

[그림 2-41] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(여름), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

[그림 2-42] 산업용 가스+전력에너지 지출과 소비량의 변화 - 가스요금변화(겨울), 전력요금변화(겨울)

(가스요금 -30%부터 +30%, 전력요금 -30%부터 +30%)

- 50 -

□ 가정용과 상업용에서와는 달리 지출측면에서는 전력과 가스가격을 동시에 내

리는 것이 효과적으로 보임. 가스가격과 전력가격의 변화를 동시에 반대로

진행시키는 경우, 지출에 큰 차이가 없게 만들 수 있을 것으로 보인다. 에너

지소비의 측면에서는 전력가격을 낮추면서 가스가격을 올리는 쪽이 에너지소

비를 줄이는 방안으로 보임

□ 수요관리를 위해 지출을 크게 변화하지 않으면서도 에너지소비를 줄이는 방

안으로는, 산업용의 경우, 전력요금을 인하하는 반면 가스가격을 적절히 인상

하면 총지출에는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일

수 있을 것으로 보임

4. 용도별 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량변화 점검 결과

□ 위에서 우리는 용도별 도시가스와 전력에 대한 지출규모와 에너지사용량 변

화를 점검하여 보았음

○ 지출규모를 확인하는 것은 가격의 인상 또는 인하가 가스와 전력소비에

대한 최종적인 지출규모에 영향을 줄 것으로 소비자는 이 전체규모에 민

감할 것이라는 전제하에서 확인한 것임

○ 전력과 가스의 소비량을 합한 에너지사용량 측면에서 살펴본 것은 통합수

요관리가 결국 계시별 부하를 평준화할 뿐 아니라 전체 에너지사용량도

가능하면 같은 지출 수준하에서 줄이는 방안을 찾는 것이 합당할 것임

□ 가정용과 상업용의 경우, 지출측면에서는 전력가격보다 가스가격을 내리는

것이 효과적으로 보였다. 산업용의 경우에서는 전력과 가스가격을 동시에

내리는 것이 지출측면에서 부담을 줄이는 효과적인 방안으로 확인하였다.

□ 수요관리를 위해 지출을 크게 변화하지 않으면서도 에너지소비를 줄이는 방

안으로,

○ 가정용의 경우, 가스가격을 올리면서 전력요금을 적절히 인하하면 총지

출에는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일 수 있

- 51 -

을 것으로 보임

○ 상업용의 경우에서는 가스가격과 전력요금을 적절히 인상하면 총지출에

는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일 수 있을 것

으로 보임

○ 산업용의 경우, 전력요금을 인하하는 반면 가스가격을 적절히 인상하면

총지출에는 변화가 없으면서도 에너지소비(전력과 가스의 합)을 줄일 수

있을 것으로 보임

□ 본 연구의 결과는 모형에서 확인되는 각 용도별 수요의 구조에 매우 민감하

게 반응하게 되며, 장단기 자기가격탄력성과 교차탄력성의 크기에 크게 의

존함. 즉, 실증분석의 결과가 자료에 대해 얼마나 안정적인가 하는 것이 본

연구의 결과에 대한 신뢰도를 결정하게 될 것임

□ 한 가지 주요한 점은 결과는 주어진 가격수준의 합당함 여부에는 관계없이

지출을 유지하면서 에너지소비를 줄이는 방향성에 대해 판단의 근거를 주고

있음. 즉, 전력요금은 과거 7년동안 명목가격으로 평균적으로 5%내외의 조

정만이 있었다는 점을 감안할 때, 물가수준의 변화를 하회하였다는 것은 쉽

게 이해할 수 있음

□ 본 연구의 결과는 현재의 요금수준이 합당한 수준으로 조정된 이후 지출수

준을 감안, 통합적인 수요관리를 위해 에너지소비를 줄이기 위한 전력과 가

스의 상대적인 가격정책 방향에 대해 시사한다고 하겠음

- 52 -

- 53 -

제 3 장

국내․외 에너지수요관리 제도

- 54 -

- 55 -

제 3 장 국내․외 에너지수요관리 제도

제 1 절 개 요

1. 국내 수요관리

□ 에너지수요관리는 ①산업, 건물, 가정 등 수요자가 주체가 되는 (부문별) 수

요관리와 ②전기․가스․熱 등 공급자가 주체가 되는 에너지 공급자 수요관

리로 분류

○ (부문별) 수요관리는 주로 에너지이용합리화추진계획의 일환으로 추진되

고 있는 에너지효율시책이라 할 수 있음

- 산업, 건물, 수송 등에 대한 분야에 있어서 국가 전체적인 관점에서 에

너지원에 구분없이 석유톤 절감을 그 목표로 하고 있음

○ 에너지공급자 수요관리는 전기․가스 등 에너지源별로 수행되고, 자금은

에너지원별로 전력산업기반기금 및 에너지공급자 자체 자금으로 조성되

어 추진 중임

- 공급자에게 가장 큰 편익이 발생하는 부하관리에 치중되어 있으며, 궁

극적으로 에너지원의 합리적인 조정이 필요한 영역임

□ 에너지공급자의 원별 특수성 및 상호보완성을 종합적인 시각에서 다룰 수

있는 수요관리, 즉 “통합수요관리”의 정착이 요구됨

○ 현재 국가전체 차원의 계절․시간별 에너지源간 포트폴리오 설계 및 이

의 달성을 위한 구체적 전략 수립 체제의 미흡

- 향후 전력․가스․열의 부하 및 수요패턴을 고려한 통합 수요관리 목

표 설정 및 관리 필요 (에너지원별 최적 보급량 산출)

□ 에너지원별 수요관리 사업의 조성 및 예산현황

○ 현재 에너지수요관리사업은 4개 기관에서 사업을 수행 중에 있으며, 예

산은 원별로 전력기금 및 에너지공급자 자체비용(요금에 반영)으로 조성

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구 분 전 력 가 스 열

수요관리제도전기사업법

(전력수요관리)

에너지이용합리화법(에너지공급자 수요관리)

(정부)관련부서 전력산업과 에너지관리팀 에너지관리팀

사업시행자 한전, 에관공 가스공사 지역난방공사

사업자금 전력산업기반기금 자체자금 자체자금

'08 예산 1,815억원 923억원 78억원

<표 3-1> 에너지원별 수요관리제도

□ 에너지이용합리화법 제9조(에너지공급자의 수요관리투자계획)에 의거 ‘96년

부터 에너지공급자 수요관리 투자사업을 시행하고 있음

○ 한전, 가스공사, 지역난방공사가 대상사업자이며, 공단은 “수요관리전문

기관”으로 공급자 수요관리사업의 평가를 담당하는 총괄관리기관임

- 한전은 민영화를 전제로 '02년 수요관리투자계획 수립대상에서 제외되

어 있으나, ‘08년 재지정되어 ’09년부터 추진하고 있음

□ 이와 별도로 전기사업법 제47조 및 제49조에 의해 조성된 전력산업기반기금

에 의하여 별도의 전력수요관리사업이 추진 중에 있음

○ 전력산업 구조개편 및 민영화에 따른 전기사업법 개정(‘00. 12. 23)으로

전력산업기반기금을 이용하여 수요관리사업을 추진하고 있음

- 대부분의 사업을 한전에서 추진하고 있으며, 효율향상기기 지원사업 및

융자사업 등 일부를 에관공에서 추진

- 이의 전담기관은 전력산업기반기금을 총괄 관리하는 전력기반조성사업

센터에서 담당하고 있어, 에법에 의한 에너지관리공단과 전기사업법에

의한 센터와 업무적 상충이 불가피함

구 분 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08

가스수요관리 528 731 732 778 825 881 923

지역난방수요관리 30 51 51 58 62 66 78

전력수요관리 1,178 1,105 952 1,384 1,673 1,821 1,815

합 계 1,736 1,887 1,735 2,220 2,560 2,768 2,816

주) ‘02년부터 전력수요관리는 전력산업기반기금 활용

<표 3-2> 수요관리사업 예산현황

- 57 -

2. 해외 수요관리

□ 해외 선진국의 수요관리 추진현황 및 추진체계를 살펴보면, 효율향상 기준

을 고려한 절감잠재량 분석을 통해, 통합자원계획(IRP), 자원의 적절성 및

평가, 다양한 자원 포트폴리오 구성 등의 방법을 통해 소비자들의 니즈를

충족시키는데 주력하고 있음

○ 전력수요의 급격한 증가, 천연가스 가격의 급격한 상승, 전력생산이 환경

에 미치는 영향에 대한 우려, 가정이나 기업들에게 전력 요금 절감액을

제공해줄 수 있다는 가능성 등으로 인해 에너지 효율향상에 대한 관심이

커지고 있음

□ 합리적인 에너지 수요관리 정책을 구현하기 위해서는 그 선결과제로 에너지

절감 잠재량에 대한 연구가 필수적임

○ 미국의 경우 2000년도 기준 수요관리 대상기간 20년으로 상정할 경우 획

득 가능한 에너지절감 가능 잠재량은 전기 24%, 가스 8%로 추정

연 료 지 역 연 도 대상기간잠재량(%)

기술적 경제적 획득가능

전 기

캘리포니아 2003 10 18% 13% 10%

매사추셋 2001 5 24%

뉴욕 2003 20 36% 27%

오레곤 2003 10 31%

퍼짓 2003 20 35% 19% 11%

사우스웨스트 2002 17 33%

버몬트 2003 10 31%

미국전체 2000 20 24%

평 균 33% 21.5% 24%

가 스

캘리포니아 2003 10 21% 10%

오레곤 2003 10 47% 35%

퍼짓 2003 20 40% 13% 9%

유타 2004 10 41% 22%

미국전체 2000 20 8%

평 균 41% 22% 9%

<표 3-3> 미국 에너지절감 잠재량 연구결과 종합

- 58 -

□ 미국, 유럽 등 선진국의 경우 크게 부하관리와 효율향상 2개 부문으로 구분

되어 운영되고 있음

○ 부하관리는 전기요금 가격에 따라 에너지 소비를 조절토록 하는 시장기

반형 제도(Demand Response)를 운영 중에 있음

○ 효율향상은 온실가스 저감을 위한 가장 현실적인 대안으로 간주하고 있

으며, 중장기적인 목표를 설정하여 다양한 시책을 구현하여 온실가스 저

감에 주안점을 두고 있음

□ 미국에서는 에너지 효율향상을 위한 주요 기준은 다음과 같음

○ 에너지 효율향상 프로그램 : 전력회사(또는 제3의 기관)가 관리하며, 전력

요금 납부자들이 요금을 통해 자금을 지불하고, 기술지원, 정보제공 및

금전적 인센티브를 통해 각 소비자의 거주지에 에너지절약 장치를 설치

○ 에너지 효율기준 : 가전제품 또는 기타 기기 등을 대상으로 주 또는 연

방정부에서 정함

○ 건축지침 : 신축건물 또는 주요설비 개조시에 적용될 수 있도록 에너지

효율이 높은 디자인을 규정

□ 선진국에서는 에너지공급자에게 에너지절감 의무목표량을 부과하여 그 목표

량을 달성토록 하는 강력한 효율향상 의무화제도를 추진 중에 있음

○ 주로 전력 및 가스공급자를 대상으로 하고 있으며, 에너지판매량의 약

1%를 목표로 부여하고 있음

○ 미국의 경우 Energy Efficiency Resources Standard로, 유럽의 경우 이탈

리아 등을 중심으로 White Certificates로 명명되어 그 운영 메커니즘에

있어 다소 차이점이 있으나, 에너지공급자에게 효율향상을 의무 부과한

다는 점에서 공통점이 있음

□ 일본의 경우 2002년 지구온난화대책 추진법을 공표하여 에너지 효율화를 통

한 수요관리를 적극적으로 추진하고 있음

○ 해외에서 온실가스 저감실적을 구매하는 방법보다는 자국내에서 유효한

보조금 지원사업을 적극적으로 추진 중임(열병합발전, GHP 보조금 등)

- 59 -

제 2 절 에너지원별 수요관리 현황 및 평가모형

1. 전력수요관리

가. 수요관리 법령 및 제도

□ 전력산업 구조개편 및 민영화에 따른 전기사업법 개정(‘00년 12월)으로, 동

법 제47조(전력산업기반조성계획의 수립·시행), 제48조(기금의 설치) 및 제49

조(기금의 사용)에 의거하여 전력산업기반기금을 설치하여 전력산업의 지속

적 발전과 전력수급의 안정을 위하여 전력산업의 기반조성을 위한 계획(전

력산업기반조성계획)이 수립·시행되고 있으며, 동 전력산업기반조성계획에

전력수요관리사업이 포함되어 추진되고 있음

제47조 (전력산업기반조성계획의 수립·시행) ①지식경제부장관은 전력산업의

지속적인 발전과 전력수급의 안정을 위하여 전력산업의 기반조성을 위한 계

획(이하 "전력산업기반조성계획"이라 한다)을 수립·시행하여야 한다. <개정

2008.2.29>

②전력산업기반조성계획에는 다음 각호의 사항이 포함되어야 한다. <개정

2005.5.26>

1. 전력산업발전의 기본방향에 관한 사항

2. 제49조 각호에 규정된 사업에 관한 사항

3. 전력산업전문인력의 양성에 관한 사항

4. 전력분야의 연구기관 및 단체의 육성·지원에 관한 사항

5. 「석탄산업법」 제3조의 규정에 의한 석탄산업 장기계획상 발전용 공급

량의 사용에 관한 사항

6. 기타 전력산업의 기반조성을 위하여 필요한 사항

③전력산업기반조성계획의 수립·시행에 관하여 필요한 사항은 대통령령으로

정한다.

제48조 (기금의 설치) 정부는 전력산업의 지속적인 발전과 전력산업의 기반조

성에 필요한 재원을 확보하기 위하여 전력산업기반기금(이하 "기금"이라 한

다)을 설치한다.

□ 에너지이용합리화법에 의한 에너지공급자 수요관리투자사업은 에너지공급자

의 자체 재원을 통해 추진되는 반면, 전기사업법에 의한 전력수요관리사업

은 전력산업기반기금이라는 별도의 공적기금을 통해 추진되는 공익사업임

- 60 -

제49조 (기금의 사용) 기금은 다음 각호의 사업을 위하여 사용한다. <개정

2002.1.26, 2004.12.31, 2005.5.26>

1. 「신에너지 및 재생에너지 개발·이용·보급 촉진법」 제2조제1호의 규정에

의한 신·재생에너지를 이용하여 전기를 생산하는 사업자에 대한 지원사업

2. 전력수요 관리사업

3. 전원개발의 촉진사업

4. 도서·벽지의 주민 등에 대한 전력공급 지원사업

5. 전력산업관련 연구개발사업

6. 전력산업과 관련된 국내의 석탄산업, 액화천연가스산업 및 집단에너지사

업에 대한 지원사업

7. 전기안전의 조사·연구·홍보에 관한 지원사업

7의2. 일반용전기설비의 점검사업

8. 「발전소주변지역 지원에 관한 법률」에 의한 주변지역에 대한 지원사업

9. 기타 대통령령이 정하는 전력산업과 관련한 중요사업

□ 전력산업기반조성사업의 일환으로 추진되고 있는 전력수요관리사업은 전력

산업기반조성사업 운영규정 제4조(기반조성사업의 구분)에 따라 전력수급안

정 및 효율향상을 위해 추진되고 있음

제4조(기반조성사업의 구분)① 법 제49조에 의한 전력산업기반기금(이하 “기금”

이라 한다)지원대상사업은 다음 각호의 기반조성사업을 말한다.

1. 전력수급안정 및 효율향상을 위한 전력수요관리사업

가. 최대전력 수요억제를 위한 부하관리 기기 설치, 직접부하제어 등을

지원하는 전력부하관리사업

나. 고효율 전기이용기기의 사용을 촉진하여 에너지의 합리적 이용 및 자

원의 절감을 도모하는 전력효율향상 사업

다. 전력수요관리사업에 대한 홍보사업 및 수요관리 성과측정 등을 위한

평가사업

라. 최대전력 수요억제, 자율절전 등 참여하는 수용가를 지원하는 부하관

리요금지원사업

2.~9. (생략)

□ 전력산업기반조성사업 운영규정 제12조(전담기관의 지정)에 의거하여, 현재

전력산업기반조성사업의 전담기관은 한국전력공사 전력기반조성사업센터로

지정되어 있음

- 61 -

○ 전담기관은 1)평가위원회의 구성․운영, 2)기반조성사업계획서의 검토 및

조정, 3)기반조성사업의 협약체결 대행 및 기술료 징수, 4)기반조성사업

비의 지원․정산 및 환수, 5)기반조성사업의 수요조사 및 발굴, 6)기반조

성사업의 수행결과 평가 및 활용촉진, 7)기반기금의 운용 및 관리, 8)기

타 기반조성사업 및 기금관리에 필요한 사항의 업무를 수행함

○ 전담기관은 업무를 효율적으로 추진하기 위하여 별도규정을 제정하여 운

영할 수 있으며, 별도규정의 제정 및 개정은 장관의 승인을 받아야 함

○ 장관은 사업별 특성에 따라 필요하다고 판단될 때에는 전담기관을 별도

로 지정할 수 있음

제12조(전담기관의 지정 등)①제3조 제1항 제1호 및 제4호의 규정에 의한 전

담기관은 한국전력공사 전력기반조성사업센터로 한다

②전담기관은 다음 각호의 업무를 수행한다.

1. 평가위원회의 구성․운영

2. 기반조성사업계획서의 검토 및 조정

3. 기반조성사업의 협약체결 대행 및 기술료 징수

4. 기반조성사업비의 지원․정산 및 환수

5. 기반조성사업의 수요조사 및 발굴

6. 기반조성사업의 수행결과 평가 및 활용촉진

7. 기반기금의 운용 및 관리

8. 기타 기반조성사업 및 기금관리에 필요한 사항

③전담기관은 제2항의 규정에 의한 업무를 효율적으로 추진하기 위하여 별

도의 규정을 제정하여 운영할 수 있으며, 별도 규정의 제정 및 개정은 장관

의 승인을 받아야 한다.

④장관은 사업별 특성에 따라 필요하다고 판단될 때에는 전담기관을 별도

로 지정할 수 있다.

□ 전력산업기반조성사업 운영규정에 의해, 전력산업기반조성사업의 원활한 추

진을 위하여 총괄관리기관을 지정하여 운영할 수 있으며, 현재 지정된 총괄

관리기관은 다음과 같음

- 62 -

전력분야 신․재생에너지 기술개발 및 보급지원사업을 전담하는 기관

정부의 원전기술발전방안(Nu-Tech 2015)에 따른 연구개발사업을 전담하는

기관

전력기술기초분야의 기술개발사업을 전담하는 기관

전기안전조사․연구사업을 전담하는 기관

수 전력IT분야의 기술개발사업을 전담하는 기관

전력산업관련 연구개발사업의 기획ㆍ선정 및 전력산업 인력양성사업을 전

담하는 기관

□ 현재, 각 총괄관리기관이 전담기관으로부터 위임받아 수행하는 업무에는 사

업별 특성에 따라 총괄관리기관별로 차이가 있음

○ 기관의 경우, 총괄사업에 대한 기획․선정․평가․관리업무를 수행

○ ~ 수기관은 총괄사업에 대한 과제기획 및 선정된 과제에 대한 평가․

관리업무 수행

○ 기관의 경우, 전력산업관련 연구개발사업의 기획ㆍ선정업무와 인력양

성사업 기획ㆍ선정ㆍ평가ㆍ관리업무 수행

□ 총괄관리기관은 주관기관과 개별사업의 협약을 체결한 후 전담기관에 사업

비지급을 요청하며, 전담기관은 예산범위 내에서 사업비를 지급함

○ 총괄관리기관의 운영에 관한 세부적인 사항은 전담기관장이 장관의 승인

을 받아 따로 정할 수 있음

□ 또한, 전력산업기반조성사업 중 전력수요관리사업을 효율적으로 관리하기

위하여 전력수요관리사업 관리지침을 제정하여 필요한 세부사항을 정함

○ 전력수요관리사업 관리지침 제5조(전담기관)에 의거, 전력수요관리 전담

기관은 전력산업기반조성사업 운영규정 제12조 제2항의 기능을 수행하

며, 기획․평가 전담기관의 장은 전력기반조성사업센터장으로 함

○ 전담기관의 장은 수요관리사업의 사업계획․실적평가를 위하여 평가위원

회를 구성․운영할 수 있으며, 전력산업기반조성사업 운영규정 제40조에

의거, 전담기관의 장은 수요관리사업의 효율적인 수행을 위하여 주관기

관․사업참여자․전문가 등으로 구성된 사업협력팀을 운영할 수 있음

- 63 -

□ 전력수요관리사업 관리지침 제 10조(추진체계)에 근거한 현행 전력수요관리

사업의 추진체계는 다음과 같음

지식경제부 전력정책심의회

전담기관(전력기반조성사업센터)

협약체결 주관기관

사업비 지급 사후관리

사업 수행 사업협력팀

중간․최종평가(평가위원회)

수요관리사업 성과분석(평가시스템)

[그림 3-1] 전력수요관리 사업 추진체계

나. 전력수요관리사업 현황

□ 현재, 국내 전력수요관리사업은 한국전력과 에너지관리공단의 경쟁체제 도

입으로 실적 향상 등의 긍적적 효과가 존재하였으나, 과당경쟁, 이중관리의

비효율성, 대국민 서비스 혼란 등의 부작용으로 추진체계 개선에 대한 요구

가 비등하고 있음

□ 또한, 기금으로 수행되는 전력수요관리사업의 객관성 확보가 부족하고, 기관

별 전문성을 고려하지 않은 업무분장으로 인해, 단순 예산배분형 사업추진

체계를 나타내고 있음

○ 전력수요관리사업은 한국전력과 에너지관리공단이 일부는 단독으로, 다

른 품목에 대하여는 공동사업으로 추진하고 있음

- 정부방침에 따라 ‘02년부터 공단에서 추진했던 직접부하제어사업을 ’08

년 5월 전력거래소로 이관하면서 지원금입찰제사업으로 전환

- 64 -

구 분 부하관리 효율향상 기타

한전휴가보수, 자율절전, 축냉,

원격제어에어컨, 최대전력관리변압기 -

전력거래소지원금입찰제

(‘08년 5월 공단에서 이관)- -

에관공 -전동기, 펌프, LED시범사업,

전기소비진단수요관리융자

공동 수행 - 조명기기(복지사업), 인버터 수요관리홍보

<표 3-4> 전력수요관리사업 주관기관 현황 (2008년도말 기준)

□ 이와 더불어, 현행 전력수요관리사업 추진체계에서는, 수요관리 관련 정책수

단들이 분산되어 추진됨으로써, 정부의 수요관리 정책목표를 효과적으로 달

성하기에 한계가 있는 구조임

○ 즉, 수요관리사업 특히, 효율향상사업의 정책목표는 고효율기기의 시장진

입장벽을 해소하여, 해당 기기의 자생적 보급이 가능한 시장환경을 구축

하는 것으로, 이를 위해서는, 고효율인증, 효율등급, 장려금(Rebate), 융자

지원, 세제, 홍보 등의 정책수단들이 있으나,

○ 현행 국내 전력수요관리사업 추진체계에서는, 수요관리사업에 대한 통합

적 기획/평가기능 부재로 인해, 정책수단간 역할 및 연결효과에 대한 명

확한 개념정립 없이, 개별 정책수단의 효과극대화만을 추진하고 있음

- 고효율기기 보급을 위해, 한국전력은 장려금(리베이트)지원 정책만을

추진하고 있으며, 에너지관리공단은 장려금지원이외의 타 정책수단들

을 집행하고 있으나, 정책수단 사이의 명확하고 통합적인 개념의 정립

없이 다수의 정책수단들을 혼재하여 사용하고 있음

□ 최근 4년간(‘05~’08) 전력산업기반기금에 의한 효율향상사업의 실적(리베이

트에 의한 효율향상만 고려)을 살펴보면, 부하관리와 비교할 때 효율향상의

비중이 매우 낮은 것을 알 수 있는데,

○ 국내 부하관리사업은 최대전력수요(kW)의 약 5% 수준으로 시행되고 있

으나, 효율향상사업은 총전력판매량(kWh)의 약 0.2% 수준으로 시행되고

- 65 -

있어, 해외 수요관리 현황과 비교할 때, 효율향상의 확대가 필요함

- 해외의 경우, 부하관리(수요반응)는 최대전력수요의 4~5% 수준, 효율향

상은 전력판매량의 1% 수준임

구분 효율향상

실적(MWh)

총판매량(GWh)

총판매량대비효율향상비율(%)

부하관리실적

(MW)

최대수요(MW)

최대수요대비부하관리비율

(%)

2005 798,715 332,413 0.24 2,869 54,631 5.25

2006 909,275 348,719 0.26 2,682 58,994 4.55

2007 720,931 368,605 0.20 3,134 62,285 5.03

2008 734,135 385,070 0.19 2,690 62,794 4.28

<표 3-5> 효율향상 및 부하관리 시행 비율(전력기금 지원기준)

□ 이러한 문제는, 현재까지 정부의 수요관리 정책이 최대전력수요억제를 위한

부하관리사업에 치중한 것에 일차적인 원인이 있는 것으로 판단되나, 이와

함께, 다음과 같은 현행 전력수요관리 추진체계의 문제로부터 기인한다고

볼 수 있음

○ 첫째, 현재 전력수요관리사업의 기획 및 평가는 전력회사인 한국전력의

조직하에 있는 전력기반조성사업센터에서 그 업무를 맡아 수행하고 있으

나, 동 기관의 수요관리 기획평가에 대한 전문성 부재로 인해 효과적인

수요관리사업의 기획 및 평가에 한계가 있으며, 이와 동시에 기획/평가

기관인 기반센터가 수요관리사업 주관기관인 한국전력으로부터 인사권

등 독립성을 확보하지 못하고 있음으로 인해, 국가적인 관점의 수요관리

사업 수행에 한계가 있는 실정임

○ 둘째, 국내 수요관리 전문기관인 에너지관리공단은 효율향상사업의 주관

기관으로 지정되어 있으나, 수요관리사업에 대한 기획 및 평가기능을 가

지고 있지 않고 있으며, 이에 따라, 에너지절약이나 에너지효율향상을 위

한 통합적이고 체계적인 수요관리 추진전략을 실행하지 못하고 있음

○ 셋째, 전력회사인 한국전력이 효율향상사업의 주관기관으로 되어 있지만,

효율향상사업의 시행은 전력판매를 통한 매출증대라는 전력회사 본래의

이익과 상충되기 때문에, 적극적인 효율향상 추진에 한계를 가질 수밖에

없음. 즉, 한국전력은 효율향상사업에 따른 판매량 및 매출액 감소로 인

- 66 -

하여 효율향상사업의 적극적 추진에 대한 인센티브가 없는 상황임

□ 따라서, 현행 전력수요관리 추진체계를 기관별 전문성을 극대화하는 방향으

로 개선하고, 에너지믹스형 통합수요관리사업에 적합한 추진체계로 전환하

며, 주관기관과 평가기관의 분리를 통해, 전력수요관리사업의 실효성을 증대

시킬 필요가 있음

○ 이를 통해, 수요관리사업 내 부하관리 및 효율향상의 사업추진 비율문제

등을 개선하고, 수요관리사업의 중장기 추진방향을 명확하게 설정할 필

요가 있음

구분 문제점 개선방향

1수요관리 주관기관(한국전력)과 기획/평가기관(기반센터)의 독립성 미확보로 인한 수요관리사업의 객관성, 효율성 미흡

독립적인 수요관리 기획/평가기관 설치운영 및 선진체계도입을 염두한 추진체계 개편

2수요관리 정책수단의 개별적 집행 및 에너지원별 수요관리의 독립적 추진으로 통합적 수요관리 불가능

에너지믹스형 통합수요관리 전문기관 육성 및 수요관리 정책의 통합적 시행에 용이한 추진체계 개편

3기관별 전문성과 특성을 고려하지 않은 단순 예산배분형 추진구조

기관별(수요관리전문기관, 에너지공급자 등)전문성을 고려하여 수요관리의 실효성 강화를 위한 기능별 역할분담 체계로의 개편

<표 3-6> 전력수요관리 추진체계 문제점 분석

□ 4차 전력수급기본계획에서도 효율향상 부문의 비중을 장기적으로 확대

(57.6%, 2022년)하기로 하였으나, 효율향상사업 확대의 지표로써 제시된 피

크억제량(kW)은 효율향상의 본래 목적과는 동떨어진 지표로써, 효율향상사

업을 하계수급안정 측면에서만 평가한 것으로, 이를 통해 효율향상사업의

장기적 확대가 효과적으로 담보되기 어렵다고 판단됨

○ 따라서 고효율기기 보급을 통한 에너지소비절약이라는 효율향상사업의

본래 목적에 부합하고, 특히, 향후 기후변화협약에 대응하기 위한 적절

한 수요관리사업 지표의 개발이 필요하고, 동 지표에 의한 효율향상사업

의 장기적 확대정책 수립 필요함

- 67 -

□ 이와 함께, 현재 선진국에서 도입되어 운영되고 있는, 수요관리사업의 융합

정책추진과 시장기능 접목으로의 체제전환을 위한 시장전환(Market

Transformation)을 단계적으로 도입할 필요가 있으며,

○ 수요관리를 위한 선진 추진체계인 EERS 등을 향후 점진적으로 도입할

수 있도록, 현행 전력수요관리 추진체계 개편에 이를 염두해 두어야 함

2. 가스․열 수요관리

가. 수요관리 제도 및 법령

□ 현행 국내 수요관리는 에너지이용합리화법 제9조(에너지공급자의 수요관리

투자계획)에 의거하여, 대통령령으로 정하는 에너지공급자가 해당 에너지의

생산·전환·수송·저장 및 이용상의 효율향상, 수요의 절감 및 온실가스배출

의 감축 등을 도모하기 위한 연차별 수요관리투자계획을 수립·시행하여야

하며, 그 계획과 시행 결과를 지식경제부장관에게 제출하여야 함

제9조 (에너지공급자의 수요관리투자계획) ① 에너지공급자 중 대통령령으로

정하는 에너지공급자는 해당 에너지의 생산·전환·수송·저장 및 이용상의 효율

향상, 수요의 절감 및 온실가스배출의 감축 등을 도모하기 위한 연차별 수요관

리투자계획을 수립·시행하여야 하며, 그 계획과 시행 결과를 지식경제부장관에

게 제출하여야 한다. 연차별 수요관리투자계획을 변경하는 경우에도 또한 같

다. <개정 2008.2.29>

② 지식경제부장관은 에너지수급상황의 변화, 에너지가격의 변동, 그 밖에

대통령령으로 정하는 사유가 생긴 경우에는 제1항에 따른 수요관리투자계획을

수정·보완하여 시행하게 할 수 있다. <개정 2008.2.29>

③ 제1항에 따른 에너지공급자는 연차별 수요관리투자사업비 중 일부를 대

통령령으로 정하는 수요관리전문기관에 출연할 수 있다.

④ 지식경제부장관은 제1항에 따른 에너지공급자의 수요관리투자를 촉진하

기 위하여 수요관리투자로 인하여 에너지공급자에게 발생되는 비용과 손실을

최소화하는 방안을 수립·시행할 수 있다. <개정 2008.2.29>

□ 에너지이용합리화법 시행령 제16조(에너지공급자의 수요관리투자계획)에서

는 한국전력공사, 한국가스공사, 한국지역난방공사 등을 대통령령이 정하는

에너지공급자로 지정하였으며, 한국전력공사는 전력산업 구조개편에 의한

- 68 -

민영화를 전제로 ‘02년부터 지정이 해제되었으나, ’08년 8월 26일자 에법 시

행령 전면개정시 재지정되었음

○ 에너지공급자는 연차별 수요관리투자계획을 당해연도 2월전까지, 시행결

과를 다음연도 2월말까지 제출해야 하는데, 에너지공급자가 제출해야 하

는 수요관리투자계획의 주요 내용에는 1)장․단기 에너지수요 전망, 2)에

너지절감량 및 부하관리 효과 추정 내용, 3)수요관리 개선 목표 설정 및

달성방법, 4)제 4조에서 규정한 투자사업 구분별 추진 계획, 5)전년도 시

행결과 평가 지적사항에 대한 조치결과 및 개선방안, 6)기타 수요관리 사

업 촉진을 위하여 필요하다고 인정하는 사항 등임

제16조(에너지공급자의 수요관리투자계획) ① 법 제9조제1항 전단에서 "대통

령령으로 정하는 에너지공급자"란 다음 각 호에 해당하는 자를 말한다.

1. 「한국전력공사법」에 따른 한국전력공사

2. 「한국가스공사법」에 따른 한국가스공사

3. 「집단에너지사업법」에 따른 한국지역난방공사

4. 그 밖에 대량의 에너지를 공급하는 자로서 에너지 수요관리투자를 촉진

하기 위하여 지식경제부장관이 특히 필요하다고 인정하여 지정하는 자

② 제1항에 따른 에너지공급자는 법 제9조제1항에 따른 연차별 수요관리투

자계획(이하 "투자계획"이라 한다)을 해당 연도 개시 2개월 전까지, 그 시행 결

과를 다음 연도 2월 말일까지 지식경제부장관에게 제출하여야 하며, 제출된 투

자계획을 변경하는 경우에는 그 변경한 날부터 15일 이내에 지식경제부장관에

게 그 변경된 사항을 제출하여야 한다.

③ 투자계획에는 다음 각 호의 사항이 포함되어야 한다.

1. 장·단기 에너지 수요 전망

2. 에너지절약 잠재량의 추정 내용

3. 수요관리의 목표 및 그 달성 방법

4. 그 밖에 수요관리의 촉진을 위하여 필요하다고 인정하는 사항

④ 투자계획 및 그 시행 결과의 구체적인 기재 사항, 작성 방법, 그 밖에 필

요한 사항은 지식경제부장관이 정하여 고시한다.

□ 에너지이용합리화법 시행령 제17조(투자계획의 수정·보완 사유)에 따르면,

다음의 사유에 따라 투자계획의 수정사항이 발생하면 지식경제부 장관은

에너지공급자에게 투자계획의 수정을 요구할 수 있으며, 에너지공급자는

그 요구를 받은 날로부터 30일 이내 지식경제부 장관에게 투자계획을 수정

- 69 -

또는 보완 결과를 제출하여야 함

○ 에너지 수급안정을 위한 조치에 따라 투자계획의 변경이 필요한 경우

○ 에너지자원의 효율적 이용을 도모하기 위하여 에너지공급자 상호간 에너

지의 교환, 분배 등 공급의 조정이 필요한 경우

○ 투자계획의 내용이 불성실하게 작성된 경우

□ 시행령 제17조 1항 2조에서는 에너지자원의 효율적 이용을 위해 에너지공

급자 상호간 에너지의 교환, 분배 등 공급의 조정이 필요한 경우는 수요부

문의 쓰임의 최적화를 위한 개념으로 판단되는데, 현재 이 부분에 대하여

공급과 수요의 구체적인 실행방안이 정립되어 있지 못한 상황임

○ 또한 이러한 법적 의미가 에너지원간의 적정 믹스를 의미하는 통합수요

관리의 관점으로 해석한다면 이 조항은 에너지이용합리화법이나 더 나아

가 에너지기본법에 적시되어야 할 사항으로 판단됨

○ 결론적으로 투자계획의 수정·보완 사유 이전에 통합수요관리의 선언적인

개념의 도입이 필요하고, 시행령 등 하위 법 및 규정에서는 이러한 의미

를 구체적으로 언급하여야 할 것임

제17조(투자계획의 수정·보완 사유) ① 법 제9조제2항에서 "그 밖에 대통령령

으로 정하는 사유"란 다음 각 호에 해당하는 경우를 말한다.

1. 법 제7조제1항 및 제2항에 따른 에너지 수급안정을 위한 조치에 따라 투

자계획의 변경이 필요한 경우

2. 에너지자원의 효율적 이용을 도모하기 위하여 에너지공급자 상호간 에너

지의 교환, 분배 등 공급의 조정이 필요한 경우

3. 투자계획에 제16조제3항의 내용이 포함되어 있지 않거나 투자계획이 제

16조제4항에 따라 작성되지 않은 경우

② 에너지공급자는 법 제9조제2항에 따라 투자계획의 수정 또는 보완을 요

구받은 경우에는 특별한 사유가 없으면 그 요구를 받은 날부터 30일 이내에

지식경제부장관에게 투자계획의 수정 또는 보완 결과를 제출하여야 한다.

□ 에너지이용합리화법 시행령 제18조에 의해, 전문적인 수요관리 추진을 위

해 에너지관리공단이 수요관리전문기관으로 지정됨

- 70 -

제18조(수요관리전문기관) 법 제9조제3항에서 "대통령령으로 정하는 수요관리

전문기관"이란 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 기관을 말한다.

1. 법 제45조에 따라 설립된 에너지관리공단

2. 그 밖에 수요관리사업의 수행능력이 있다고 인정되는 기관으로서 지식경

제부령으로 정하는 기관

□ 수요관리 투자사업의 촉진을 위하여 지식경제부 장관은 관계 행정기관의

장에게 협조 요청을 할 수 있음

○ 에너지요금의 합리적인 조정이나 수요관리 투자 여건의 개선을 위해 각

종 보전대책 수립 등에 관하여 관련 행정기관 장에게 요청할 수 있는

바, 이에 대하여 구체적인 방향 및 정책 수립이 필요할 것으로 판단됨

제19조(수요관리투자의 촉진 등) 지식경제부장관은 법 제9조에 따른 수요관리

투자로 인하여 에너지공급자에게 발생되는 비용 및 손실을 최소화하기 위한 방

안의 수립·시행을 위하여 필요하면 관계 행정기관의 장에게 관련 조치를 하여

줄 것을 요청할 수 있다.

□ 에너지공급자의 수요관리투자사업은 1)효율향상사업(에너지절약 및 이용효

율향상 도모사업), 2)부하관리사업(최대부하억제 및 기저부하조성 등 부하

분산․평준화사업), 3)기반조성사업(수요관리 전문기관 출연, 홍보 및 교육,

연구개발 등 수요관리기반조성 사업) 등으로 구분됨

- 71 -

사업계획 제출○ 에너지공급자가 수요관리 사업계획 제출

- 매년 10월말까지 지식경제부장관에게 제출

⇓

사업계획 검토․평가○ 관리기관은 사업계획을 검토하고 심의위원회를

활용하여 평가 후 지식경제부장관에게 보고

⇓

사업계획 확정․통보○ 지식경제부장관은 사업계획을 확정하여 에너지

공급자에게 통보

⇓

사업 시행 ○ 에너지공급자는 사업계획에 따라 사업시행

⇓

사업 시행결과 제출○ 에너지공급자는 투자사업 시행결과보고서를 지

식경제부장관에게 제출- 매년 2월말까지 결과보고서 제출

⇓

시행결과 검토․평가○ 관리기관은 시행결과를 검토하고, 심의위원회를

활용하여 평가 후 지식경제부장관에게 보고

⇓

평가결과 통보○ 지식경제부장관은 시행결과 평가결과를 에너지

공급자에게 통보

[그림 3-2] 에너지공급자 수요관리 투자사업 업무 절차

나. 수요관리 추진 현황

□ 가스부문에서의 수요관리 투자현황[을 보면, '07년도에 효율향상 3.9억(0.4%),

부하관리 692억(78.2%), 기반조성 22억(2.5%), 그리고 연구개발 167억원

(18.9%)이 투자되어 총 885억원이 수요관리 투자사업에 투입되었음

○ 일부 사업의 사업분류체계의 변경을 차치하고서도 최근 5년간 평균적으

로 부하관리와 연구개발에 총 예산의 93.1%가 투입되었음을 알 수 있음

○ 한국가스공사는 천연가스 도매사업자로 최종 소비자에게 효율향상 기술

을 직접적으로 적용하기 어렵다는 구조적 한계는 감안할 필요가 있음

- 72 -

구분효율향상 부하관리 기반조성 연구개발 합 계

연도

2003 1,176 48,042 4,873 3,075 57,166

2004 1,598 59,599 7,238 1,971 70,406

2005 1,894 66,835 5,045 7,699 81,473

2006 273 85,438 2,698 13,428 101,837

2007 390 69,209 2,220 16,716 88,535

증가율 -24.1 9.6 -17.8 52.7 11.6

※ 한국가스공사, 2008년도 에너지공급자 수요관리 투자사업계획서, 2008.5

※ '06년이후 산업용장려금지급이 효율향상에서 부하관리로 이동

<표 3-7> 한국가스공사의 수요관리 투자비현황 (단위: 백만원, %)

□ 열부문에서의 수요관리 투자현황을 보면, '07년도에 효율향상 0.3억(0.5%),

부하관리 19.6억(30.1%), 기반조성 30.1억(46.2%), 그리고 연구개발 15.2억원

(23.3%)이 투자되어 총 65.2억원이 수요관리 투자사업에 투입되었음

○ '07년에 들어 효율향상과 부하관리부문의 투자가 이루어졌으나 과거에는

기반조성과 연구개발에 투자가 집중되었음

구분효율향상 부하관리 기반조성 연구개발 합 계

연도

2003 3,817 891 4,708

2004 3,950 867 4,817

2005 4,405 432 4,837

2006 362 3,982 1,377 5,721

2007 30 1,959 3,011 1,516 6,516

증가율 - - △7.29 △6.40 7.60

※ 한국지역난방공사, 2008년도 에너지공급자 수요관리 투자사업계획서, 2008.5

<표 3-8> 한국지역난방공사의 수요관리 투자비현황 (단위: 백만원, %)

□ 현행 에너지공급자 수요관리 투자사업은 정부가 에너지공급자로 하여금 자

체 계획을 수립토록 의무화(VA; Voluntary Agreement, 자발적협약형태)하

고 그 계획을 정부차원에서 검토하여 수정 및 변경을 요청한 이후 최종계획

을 확정하여 추진(NA; Negotiated Agreement형태)하는 방식이므로 “정부협

- 73 -

약제도(NA)”로 인식하는 것이 타당함

○ 이러한 정부협약방식의 특성을 잘 활용할 경우 국가적 관점에서 효율적

인 수요관리투자를 유인할 수 있고, 합리적인 에너지이용의 기반을 구축

할 수 있어 본 제도가 정책적으로 유효한 제도로 자리매김 할 수 있음

□ 에너지공급기업의 구조적인 한계

○ 에너지공급에 따른 매출확대를 통한 이윤극대화에 기업/조직의 목적을

둔 에너지공급자는 에너지공급설비의 이용효용을 높이는 부하관리부문에

대한 관심이 높을 것이며, 효율향상과 같이 직접적으로 매출감소를 야기

하는 부문에 대해서는 관심과 투자가 적을 수밖에 없는 구조적인 한계를

안고 있어 특정 사업으로 편향된 투자가 발생할 개연성이 있으며 그러한

현상이 사업시행실적을 통해서도 나타나고 있음

○ 이러한 현상은 전술한 제도를 인식하는 방식에 따라 다른 시각에서 바라

볼 수 있음

- 먼저, 수요관리 투자사업을 정부협약방식의 제도로 인지되는 경우에 편

향된 투자가 지속되고 있다면 그것은 분명 정부의 조정기능이 작동하

지 않고 있다는 것을 반증하는 것임

- 둘째, 수요관리 투자사업이 자발적 협약제도로 인지되고 있다면 이러한

구조적 한계는 수용되어야 함

- 다만, 자발적협약 형태로서 공익적 재원이 투여된 사업의 실적은 본 투

자사업의 실적에서 제외시키는 것이 타당함

- 이러한 사안은 '08년부터 한국전력공사(공익재원에 의한 수요관리사업

추진)가 투자사업의 대상으로 재지정됨에 따라 기존 대상기관과의 형

평성 차원에서도 반드시 검토되어야할 사안임

□ 통합수요관리차원의 계획기능

○ 에너지원별 수요관리의 중요성은 인정되지만 에너원별 수급 및 가격이

타 에너지원과 상호영향을 미치고 구조에서 개별적인 계획/관리는 통합

적인 차원에서 바람직한 방향은 아니며, 또한 에너지원에 따라 교차보조

등과 같은 다양한 정책수단에 의해서 에너지가격 자체가 왜곡된 상황이

- 74 -

므로 진정한 의미에서 에너지원간의 비교우위를 논할 수 없는 상황임

- 따라서, 유한한 재원을 투여하여 가장 비용효과적인 대안을 수립하기

위해서는 전기, 가스, 열을 통합적인 관점에서 종합적으로 분석하고 수

요관리 대안을 수립할 필요가 있음

○ 현행 제도하에서는 대상 사업자가 수립한 계획에 대해서 관리기관인 에

너지관리공단이 심의위원회를 구성하여 대상별로 검토 및 평가가 이루어

지므로 에너지원별 검토 위주로 진행되고 있다고 볼 수 있어 진정한 의

미의 통합수요관리 계획기능이 작동되고 있다고 보기 어려움

- 결국 에너지공급자 수요관리 투자사업을 통해서 국가차원의 에너지이

용효율화를 실현하기 위해서는 통합수요관리차원에서의 검토 및 분석

기능이 반드시 부여되어야 할 것이며, 이는 정부의 책무로 관리기관이

세부적인 체계를 수립하여 운영해야 함

○ 또한, 에너지 공급설비의 이용효용을 극대화하기 위해서 계절별 그리고 시

간대별 요금을 차등 적용하는 계시별 요금제도가 시행되고 있는데, 이는

엄밀히 따져보면 에너지원간의 연료전환 가능성을 배제하고 자체의 수급

을 조정할 목적으로 운용되고 있다고 볼 수 있음

- 따라서 국가적 차원에서의 에너지원간 계시별 포트폴리오를 전략적으로

운용할 필요가 있으나, 그 기능 자체가 개별 사업자의 몫은 아니고 정부

의 책무라고 판단되며, 그 기반을 본 제도에서 마련할 필요가 있음

○ 사업의 대상자가 기반조성사업으로 출연사업을 하고 있으므로 이를 활용

하여 관리기관이 국가적 관점의 통합수요관리라는 정책목표를 두고 출연

사업을 기획․운용할 필요가 있음

□ 시행결과에 대한 정책반영

○ 투자계획과 시행결과에 대한 평가는 이루어지고 있으나 시행결과에 있어서

계획 대비 실적이 저조한 부분 즉 미이행분에 대한 정책반영 메커니즘이

부족한 실정임

○ 본 사업이 VA 또는 NA 등과 같은 협약 형태의 사업이므로 미이행분에 대

한 제재조치를 취할 수 없다면 미이행분이 발생하지 않도록 지속적이고 정

기적인 관리감독 기능이 보완되어야 할 것으로 판단됨

- 75 -

○ 현행 시행결과에 대한 보고를 포함하여 반기 내지는 분기별 시행결과를 제

출토록하고 이를 관리기관이 검토하여 미진한 사업에 대해서는 당사자와

협업을 통해 대책을 강구하여 사업을 추진함으로써 계획에 부합된 결과를

담보하는 관련 체계 개편이 필요함

□ 투자계획 및 시행결과의 평가기능

○ 에너지공급자 수요관리 투자계획 및 시행결과에 대한 검토 및 평가업무는

관리기관이 심의위원회를 구성하여 시행토록 하고 있음

- 최근 개정된 수요관리 투자사업 운영규정에서는 자문위원회를 심의위원회

로 격상하여 향후 에너지공급자 수요관리 투자사업의 평가에 대한 정부의

관심을 보이고 있어 바람직한 방향으로 판단됨

○ 관리기관은 정부의 위임을 받아 본 사업이 소기의 정책목표를 달성할 수 있

도록 노력할 책무가 있으나, 현행 체제내에서는 그러한 임무를 수행할 근거

가 부족한 것으로 판단됨

- 즉, 관리기관은 통합수요관리관점에서 제출된 투자계획 및 시행결과를 검

토하고 그 결과가 논의과정을 거쳐 정책결정에 반영되도록 해야함

- 이를 위해서는 관리기관은 종합적인 검토의견을 심의위원회에 제출하고

심의위원회는 이를 반영한 정책의사결정을 수행해야 함

□ 평가기준의 객관성 확보

○ 참여정부 출범이래로 정부정책의 성과평가에 대한 패러다임이 과정중심에서

결과중심 또는 효과중심으로 바뀌고 있는 바, 본 사업의 평가에 있어서도

최종 정책목표에 부합되는 성과지표를 개발하여 정량적인 평가가 이루어질

수 있도록 시스템을 구축해야 할 것임

- 현재 출연사업으로 진행 중인 평가시스템구축사업에 합리적인 성과지표를

포함시키고 성과지표의 객관성을 확보하는 데 주안점을 두어 시스템을 구

축해야함

○ 아울러 기반조성사업이 효율향상 및 부하관리사업에 어떠한 영향을 주는가

에 대한 분석단계가 필요함

- 이는 기반조성사업을 통해 실제 에너지절감이나 부하이전에 대한 확실한

- 76 -

효과가 나타나는 사업을 어떻게 정책적으로 흡수․활용하느냐가 수요관리

투자사업의 성패가 달려 있다고 볼 수 있기 때문임

- 기반조성사업은 정책적 활용수준을 명확히 정의하면 객관적 평가도 가능

할 것으로 판단되어, 추후 이 부분에 대한 논의가 필요함

□ 국가이익과 시장기능 활성화를 위한 투자사업의 전환

○ 수요관리사업은 국가적 차원에서 합리적인 에너지이용을 담보할 수 있으며,

이를 위해 정부와 에너지공급자 그리고 소비자가 공동의 노력이 절실하며, 기

술경제성이 낮아 자생적으로 시장형성이 어려운 효율향상기술의 시장 확대를

위해서 다양한 정책수단을 시의적절하게 투입하고 시장기능을 활성화시켜 민

간전문기업의 참여를 유치할 수 있는 시장 수요창출이 필요하며, 이런 측면에

서 에너지공급사 수요관리 투자사업이 일조할 수 있을 것으로 판단됨

○ 또한, 민간전문기업을 활용한 투자사업의 계획수립 또는 민간전문기업의 기

투자분에 대한 권리 획득을 통한 투자사업 시행 등 민간전문기업과의 상생

관계를 확보하는 방안과 민간의 참여를 확대하여 비용효과적인 사업추진이

될 수 있는 방안에 대해서도 적극적인 검토가 추후에 이루어져야 할 것임

3. 수요관리 평가시스템

가. 전력수요관리 평가시스템

□ 수요관리 평가의 필요성

○ 수요관리 프로그램의 운영과 그 성과를 체계적으로 측정하여, 에너지 및

부하절감량과 수요관리 프로그램의 경제성을 평가하여, 수요관리 프로그

램의 향후 개선방안을 제공할 필요가 있음

- 사전 평가 : 신규사업 도입 타당성 및 프로그램 설계

- 사후 평가 : M&V를 통한 프로그램의 실제 효과 산정 등

○ 수요관리를 평가할 수 있는 객관적인 매커니즘 제공

- 평가주체 및 대상 : 정부 및 규제기관, 관리자, 사업시행자, 평가자 등

- 평가내용 : 사업실적(kW, kWh) 및 경제성(순편익, B/C)

- 77 -

□ 수요관리 평가시스템 도입 배경

○ 객관적인 평가방법 및 절차 필요성에 따라, 사업평가를 위한 체계적인

방법, 절차 및 기준 부재로 합리적인 사업선정 및 투자결정이 곤란함에

따라, 수요관리 사업성과의 객관성과 신뢰성 제고를 통해 투자, 수급계획

등 정책의 실효성을 확보

○ 수요관리 평가를 위한 인프라 필요

- 데이터 및 지표관리 DB 구축, 평가 알고리즘 및 지표 개발

- 평가 프로토콜 정립, 통합 전산시스템 구축 등

□ 수요관리 평가 국외(미국) 동향

○ 사업별, 프로그램별로 평가시스템 및 절차가 확립되어 있으며, 사업수행

단계에 따른 기능과 역할을 명확하게 설정되어 있음

- 사업시행 : 전력회사 주관 하에 세부시행은 외부기관에 위탁

- 관리기능 : 정부 또는 전력회사

- 평가기능 : 독립적 패널 및 전문기관 지원

○ 감독, 기획, 관리, 시행, 평가로 기능 분리

- 기획/관리와 평가기능의 분리를 통해 사업성과에 대한 평가

- 일부에서는 시행자(전력회사)가 관리기능 대행

- 관리 및 평가는 규제기관 독립기구, 전문위탁기관 등에서 수행

- 시행기능은 실질적으로 ESCO 또는 전문기관에서 수행

○ 캘리포니아주의 경우 정부, 관리기구, 평가기구, 시행기관간의 명확한 역

할 분담 및 연계 프로세스가 정립되어 있음

- CPUC(California Public Utilities Commission) : 정책목표 설정 및 규

제 등 감독기관 총괄

- CEC(California Energy Commission) : 주요 에너지정책 및 계획수립

- ED(Energy Division), PAG(Program Adivisory Group) : 수요관리사업

의 기획 및 평가업무

- CALMAC(California Measurement Advisory Council) : 프로그램 성과

계량

- 전력회사 (Implementers) : 실행주관

- 78 -

[그림 3-3] 캘리포니아 수요관리 절차

○ 구조개편 이전의 캘리포니아 주에서는 DSM 계획수립 및 평가를 전력회

사가 수행하였으며 평가를 위한 프로토콜을 개발하여 도입하였음

구 분 CPUC CEC 전력회사 외부조달

시장/기술조사 ●

수요예측 ● ◯

자원평가 ●

프로그램설계 ●

사전평가 ●

사업시행 ●

사후평가 ◯ ● ◯

(●: 주도 ◯: 일부참여)

<표 3-9> 캘리포니아주의 전력수요관리 기능별 분류(구조개편이전)

○ 현재에는 전력회사의 역할이 감소되고 정부기능이 강화되었으며 프로그

램의 객관성 확보를 위해 전문기관 등을 통한 외부조달이 확대되었음

- 79 -

CPUC CEC 전력회사 외부조달

시장/기술조사 ● ◯

수요예측 ● ◯

자원평가 ◯ ◯

프로그램설계 ● ◯ ◯

사전평가 ●

사업시행 ● ●

사후평가 ● ◯ ●

(●: 주도 ◯: 일부참여)

<표 3-10> 캘리포니아주의 전력수요관리 기능별 분류(현재)

□ 수요관리 평가 국내 동향 개요

○ 평가방법

- 정형화된 평가기준은 없으며, 보급량 기준의 사업비 집행실적 위주

- 사업시행자가 제출하는 지표나 정성적 판단에 의존

○ 평가지표

- 기기보급사업 : 설치용량

- 요금지원사업 : 요금지원금 집행실적(피크삭감 추정치 제시)

- 홍보, 융자사업 : 사업비 집행실적

○ 평가체제

- 여타 기금사업에서의 연차평가방식 준용

- 평가절차의 확립을 추진중

□ 수요관리 평가 국내 평가시스템 운용현황

○ 전력산업기반기금이 도입되면서 수요관리 평가시스템 도입이 야기되면서

제 3단계에 걸친 시스템 구축사업이 추진됨

- 80 -

1단계(‘02~’05) 2단계(‘06~’07) 3단계(‘07~’08)

· 수요관리 평가기반 구축

· 수요관리 DB 구축

· 수요관리 평가 S/W 구축

· 전산시스템 구축

· 평가프로토콜 개발

· 사업평가(2006년도)

· S/W 기능개선 및 확장

· 시스템 유지보수

· DB 업그레이드(2006년)

· 사업평가(2007년도)

· S/W기능개선 및 확장

· 시스템 유지보수

· DB업그레이드((2007년)

· 정책지원

<표 3-11> 국내 전력수요관리 평가시스템 개발단계

○ 수요관리 DB개발

- 수요관리 평가기반을 구축하기 위하여 경제사회관련 및 전력통계등을

활용하여 수요관리 7개 부문, 500여개의 테이블로 구성된 수요관리 DB

를 구축하였음

분 야 주 요 내 용

경제사회지표 국내총생산, 가계최종소비지출, 추계인구, 가구, 지역별기후 등

전력수급지표 발.송.변.배전 설비, 발전전력량, 최대전력, 평균전력, 전력수요전망 등

부하지표 주거용/업무용/산업용의 연도별/계절별/요일별 상대계수와 부하구성비

기술지표 기술적 특성에 따른 기기별 소비전력 및 수명, 기기보급률 등

요금지표 전기요금표, 전력거래소 정산단가, 판매단가 등

조사지표 가전기기, 조명, 전동기, 냉방 등 기기들의 표본조사를 통한 전력사용실태

진단지표 기관과 업체의 전기수요관리실태, 전력사용량, 부하율 등

<표 3-12> 수요관리 DB제공 통계

○ 자원평가모형 개발

- 자원평가는 기준수요예측과 잠재량 산정으로 구성되며 DSM 자원평가

는 전체자원계획 과정에서 자원 가용성과 에너지 효율향상 가치를 특

정화하는 주요 수단으로서 주요 기능으로는 용도별 분석기능, 세부시장

단위 분석기능, 평가용 DB와의 연계, 보급확산모형의 적용, 편익지표

산정, 분석결과에 대한 결과보고서 출력을 제공함

- 81 -

○ 비용효과분석모형 개발

- 비용효과분석 모형은 다양한 수급자료 등의 조사수집을 통해 DB화하

여 기초입력자료를 구성하고 기술특성지표, 시장확산지표, 프로그램 관

련비용 및 편익지표등을 토대로 성과를 계량하고 비용효과를 분석함

- 주요 분석결과로는 테스트별 순편익, B/C 및 성과계량 그리고 테스트

별 연도별 비용 및 편익지표 등에 대한 레포트를 출력함

[그림 3-4] 비용효과분석모형의 기본구성

□ 수요관리 평가 국내 현안

○ 평가기준 불명확

- 보급량 기준 : 기기보급 규모, 참여/약정용량, 목표부하 등

- 정량적 평가지표 부재로 인한 정량적 성과(부하감축, 에너지절감) 산정

이 제도적으로 확립되어 있지 않음

- 수요관리 평가기준의 미정립 적용지표, 산정기준 등

○ 평가의 객관성, 공정성 확보 의문

- 수요관리사업특성을 반영하는 평가절차 부재

- 평가목표의 불명확 : 사업성과, 경제성, 전력 및 에너지정책측면보다는

- 82 -

시행상의 평가

- 시행자가 임의로 제출하는 자체평가서에 의존하는 서면평가로 사업의

실질적인 성과확인이나 객관적인 평가자료에 의한 비교척도 부재

구 분 과 거 최 근

평가 툴 특별한 모형이 없음 수요관리 평가시스템

경제성평가캘리포니아 테스트(UC테스트 기준)

캘리포니아 테스트(TRC테스트 기준)

프로그램 평가 전체평가 위주 세부기술평가 위주

보급실적 평가 전체 보급실적 적용 기술별, 용도별 보급실적 적용

보급형태 구분없음 신규/교체를 구분하여 평가

관리비용 제외 홍보비, 인건비 포함

지표 및 적용기준 과거 조사지표 사용수용가 구분없음

최근지표 또는 측정지표 사용수용가 구분 적용

<표 3-13> 평가추이 현황

□ 수요관리 평가 국내 평가시스템 주요이슈

○ 평가기능의 전문성 제고

- 평가사업 전담기구 육성

- 평가업무의 상시화 : 수요관리사업의 정책지원기능과 연계

- 평가 전문인력 육성 및 교육

○ 수요관리용 전산시스템간의 연계성 확보

- 수요관리 참여자 테이터와 연계

- 시행자 관리시스템과 연계

○ 평가시스템의 활용성 제고

- 기능 및 편의성 제고 : 분석기능/통계기능 강화

- 수요관리사업과의 연계성 강화 : 시행자 지표입력 등 제도화

- 정책활용도 제고 : 투자분석/사업평가/성과지표 제공 등

□ 수요관리 평가 국내 평가체제 주요이슈

- 83 -

○ 구조개편 이전의 시행체제 지속

- 사업시행자가 기획, 시행, 평가에 주도적 역할

- 사업성과에 대한 평가기능의 미비로 시행자가 임의로 작성, 제출하는

예산집행 및 보고실적 위주의 자체평가로 같음

○ 시행체제 미비로 기관의 역할 불분명

- 전담기관과 사업시행자의 불분명한 역할수행

. 사업규모, 투자분석, 신규사업발굴, 프로그램설계, 경제성평가, 성과

평가 및 검증 등 수요관리 핵심적 기능의 주체가 불분명

- 사업기획 및 결과에 대한 주체간의 책임과 역할 불분명

- 평가기능의 미비로 실질적 사업평가 한계

□ 수요관리 평가 국내 개선방향(M&V 구축)

○ 평가를 위한 체제와 기본절차가 필요

- 평가를 위한 ‘독립적 기구(Independent panel)' 필요

- 평가대상 사업, 평가주기, 평가기준, 제출데이터, 제출양식 등

○ 프로그램 특성을 고려한 지표 및 방법선택

- 초기단계 : 기술적 지표를 중심으로 적용

- M&V시스템 구축단계 : 계기 측정방법 병행

- 계기측정방법은 프로토콜 개발

○ M&V 기준, 절차, 시스템(전산모형) 및 지표의 산정개발필요

- 개별프로그램의 부분은 프로토콜이 완성되면 시스템에 추가

- M&V의 핵심은 수요관리 성과를 실제로 측정하여 투명하고 객관적으

로 검증하는 것임

나. 가스․열 수요관리 평가시스템

□ 평가시스템 개발 진행 현황

○ 그간 에너지공급자 수요관리 투자사업은 수요관리에 대한 투자사업비 확

대에 주안점을 두었는데, 최근 동사업에 대한 객관적인 평가시스템의 도

입이 야기됨

○ 따라서 3개년 계획에 따라 각종 지표의 개발 및 전산모형 개발을 통해

- 84 -

에너지공급자 수요관리 투자사업의 평가체계를 구축하였음

1단계(‘06) 2단계(’07) 3단계(’08)

· 투자사업 유형분류 기준정립

· 계획 및 실적평가를 위한 표

준절차서 개발 및 고시 적용

· 계획 및 실적평가를 위한 표

준절차서 개발 및 고시 적용

· 투자사업 성과검증(M&V) 개

념 정립

· 경제성평가 개념정립 및 회피

비용 산정방법 개발

· 신규투자사업 발굴 및 선정평

가모형 개발

· 투자사업별 성과검증(M&V)

방법 개발

· 신규 비용효과 분석방법 개발

· DB시스템 및 Test Bed Type

평가용 전산모형 개발

· 비계량사업 평가모형 개발

· 수요관리 투자사업 총괄평가

방법론 개발

· 신규사업 및 모의시험을 위한

M&V, 비용효과분석방법 개발

· 현장데이터 수집 및 분석, 가공

· 평가홈페이지 및 전산시스템

개발

· 평가 전산시스템 구현 테스트

및 수정, 보완

· 평가시스템 매뉴얼 개발 및

교육

<표 3-14> 국내 가스·열 수요관리 평가시스템 개발단계

□ 총괄평가 방법론 개발

○ 필요성

- 계량평가(효율향상, 부하관리)의 경우 M&V 또는 B/C분석 등으로 정량

평가가 가능하나, 비계량 사업부분(기반조성, 연구개발)에 대한 평가모

형 개발 필요성 제기

- 그러나 기반조성분야는 사업성격상 정량적 평가지표설정에 한계 존재

함에 따라 전체 수요관리 투자사업에 공통적으로 적용 가능한 총괄 평

가모형 개발 필요성 제기

○ 목적

- 기반조성분야 사업들을 합리적으로 평가할 수 있도록 해당분야에 특화

된 정성 평가모형 개발

- 평가기준이 서로 상이한 4개 분야 사업들의 평가결과를 표준화하여 동

일한 기준으로 통합하여 평가할 수 있는 총괄 평가모형 개발

- 85 -

□ 총괄평가의 개념

○ 평가의 종류: 실적중심의 계량평가, 비계량평가, 종합평가

○ 평가별 개념

- 계량평가(목표대비 실적) : 에너지 절감량에 대한 정량적 평가

- 비계량평가(전문가 평가) : 기반조성 분야에 대한 사업수행 결과의 정

성적 평가

- 종합평가 : 계량평가 및 비계량평가의 표준치 결과가 합산된 종합평가

○ 평가별 결과치 산출형태

- 계량평가 : 목표대비 실적을 백분율로 결과도출

- 비계량평가 : 요인별 중요도 가중치 적용 평가결과를 백분율로 두출

- 종합평가 : 계량평가 결과 + 비계량평가 결과

□ 총괄평가 모형개발을 위한 보정환산 가중치

○ 계량평가는 실제적인 에너지사업인 효율향상과 부하관리사업으로써

AHP기법을 적용하여 효율향상은 0.5, 부하관리는 0.3을 각각 적용함

○ 비계량평가는 주로 기반조성사업의 평가에 적용되는데, 전체 사업에서

0.2의 가중치를 두어 평가

□ 투자사업 M&V 흐름도 및 비용효과분석 흐름도의 개발

○ 수요관리 투자사업의 M&V는 크게 효율향상과 부하관리에 대해 에너지

사용테이터 및 에너지절감데이터 등을 활용하여 비교분석을 할 수 있도

록 절차를 구성하여 효과를 분석할 수 있도록 함

○ 비용효과분석의 단계는 먼저 효율향상과 부하관리 프로그램의 결정, 다

음으로는 DB에 축적되어 있는 데이터를 활용하여 비용편익요소를 산정

하는 절차로 구성되어 있음

○ 아울러 신규사업 및 모의실험을 위한 평가모형 개발을 통해 앞서 안급한

절차를 준용하여 신규 프로그램을 사전 평가할 수 있도록 구성됨

- 이때, 효율향상은 고효율기기사용, 건물 적용 확대 모델을 사용하고, 부

하관리의 경우 기기보급 및 가스확대 보급 모델을 사용함

- 86 -

□ M&V 데이터 축적을 위한 현장데이터 수집 및 가공 분석

○ 조사대상

- 열병합발전분야 : 19개 아파트단지(기존14개 + 보완 5개)

- 가스식 냉동기 분야 : 흡수식 냉동기 15개소, GHP 38개소

○ 열병합발전분야

- 베이스라인에 대한 실제값을 근거로 100kW 단위로 집계 및 분석

- 부족한 부분에 대해서는 Regression 방법을 통해 추정값 적용

○ 가스식 냉동기 분야

- 설치용량단위로 집계하되 부족부분에 대해서는 기존의 이론적 데이터

적용

□ 전산시스템 Flow

○ 개발된 로직을 전산화하여 사용자의 편의를 도모하는데 주안점을 두었으

며, 그 절차 및 구성은 아래와 같음

[그림 3-5] 전산화모형 개념도

□ 향후 에너지공급자 수요관리 투자사업에 지속적인 발전을 위해서는 평가시

- 87 -

스템의 기능개선을 통해 객관적인 평가절차를 구축하여야 함

○ 평가시스템 고도화

- 상세하고 최신의 데이터 확보 및 적용방안 마련

- 분석모형의 정밀화

- 인터페이스 개선 등의 이용환경 최적화

○ 시범운영과정을 통한 시스템 개선

- 적용과정에서의 문제점 파악 및 보완

- 평가과정에서의 현장의견수렴 및 반영

○ 시스템 관리 및 최적운영방안 수립

- 향후 지속적 운영을 위한 관리 방안 마련

- 최종 관리자 및 공급사 관리자 권한 및 범위 설정

- 88 -

제 3 절 해외 수요관리 현황 및 시사점

1. 개요

□ 부하관리는 전력산업구조개편에 따라 시장기능으로 전환되었으며, 효율향상

은 정부기능으로 존치되어 국가 목표관리 영역으로 인식됨

○ 부하관리는 에너지공급자의 편익극대화 차원에서 접근되고 있어, 판매사

업자인 경우 낮은 구매비용을 확보코자 적극 활용하는 등 에너지사업자

의 관점에서 추진되는 사업임

- 여기에서 중요한 점은 관련재원도 자체비용으로 충당하고 있어 국내의

경우 전력산업기반기금에 의해 활용되는 것과는 상반되는 것을 보이고

있음

- 특히 전력의 경우 수요응답(DR, Demand Response)으로 진화하고 있

으며 편익의 주체는 소비자 및 전력회사(판매회사)이므로 공적기금에

의한 지원을 최소한으로 제한하고 있음

○ 효율향상의 경우 국가적 관점에서 공적자원의 개념이 적용되는 분야로서

최근 기후변화대응을 위한 가장 강력한 수단으로 간주하여 전세계적으로

이에 대한 투자와 관심이 매우 높은 분야임

- 또한 효율기기는 물론 신축건물 등에 대한 최저효율제를 도입하여 기

기 시장의 고효율화 전환을 통해 보다 근본적인 효율적 기반을 조성하

고 있음

- 추가적으로 에너지공급자를 대상으로 자사가 판매하는 에너지를 효율

향상을 통해 절감하도록 규정하는 효율향상 의무화제도(EERS)를 도입

하는 등 과거와 달리 효율향상에 대하여 보다 강력한 제도를 추진하는

것이 전세계적인 추세임

- 특히 에너지공급자 효율향상 의무화제도는 에너지공급자에게 수익감소

를 야기하는 제도임에도 불구하고 에너지공급자에게 사회적인 책임을

부과한다는 점이 에너지공급을 우선시하는 우리나라 정책과 그 추진사

상이 다른 점을 내포하고 있음

- 89 -

2. 부하관리

□ 선진국을 중심으로 기존의 부하관리 프로그램이 수요반응(DR, Demand

Response) 프로그램으로 전환되고 있으며, 이러한 현상은 전력산업의 시장

구조와 무관하게 진행되고 있음

○ 경쟁적 전력시장이 도입된 미국(PJM, 뉴욕, 뉴잉글랜드, 캘리포니아 등)

과 호주 NEM 시장 등에서는, 보조서비스(AS) 시장, 에너지시장, 그리고

용량시장에서 인센티브 및 요금기반 수요반응 프로그램 운영

○ 독점시장인 미 조지아 주에서는, 조지아 전력회사에 의해 시간별 차등요

금제(피크요금제, 실시간요금제 등)가 다양한 옵션의 형태로 수행되고 있

으며, 수요반응의 가장 성공적인 사례로 인정

- 현재, 국내 전력산업의 미래 구조에는 불확실성이 있으나, 시장구조와

무관하게 인센티브 및 요금에 의한 소비자의 수요반응 확대는 전 세계

적인 추세이며, 수요관리의 선진화 모델로 인식되고 있음

- 다만, 각 나라의 전력산업 구조에 따라, 수요반응의 도입 형태와 진행

속도 등이 상이할 뿐임

□ 수요반응이란 전력시장 가격급등 시 또는 계통의 신뢰도 급락 시에 요금제

(Time-varying Prices) 또는 인센티브(Incentives)를 통해, 소비자의 평상시

전력 소비패턴을 변경하는 것으로, 일반적으로 전력소비를 줄이거나, 소비

시간대를 변경하거나, 분산전원(저장장치, 전원)을 운전하여 전력회사로부터

공급되는 전력소비를 감소시킴

○ 수요반응은 전력시장 가격급등 시 또는 계통의 신뢰도 급락 시 이에 대

처하기 위한 것이며, 소비자 보상방법은 요금제 또는 인센티브 제도에

의한 요금절감임

○ 수요반응 시행기관은 이러한 경제적(요금/인센티브) 또는 신뢰도(인센티

브) 시그널을 소비자에게 제공하고, 소비자는 이러한 시그널에 반응하여

소비패턴을 변경함

- 90 -

□ 과거 부하관리가 공급측 위주의 단방향 수요관리라면, 수요반응은 소비자의

선택과 편익을 고려한 수요측 위주의 양방향 수요관리 프로그램이라고 할

수 있음

○ 수요반응 제도를 통해, 피크시간대에 전력사용을 줄임으로써 전기의 생

산과 수송에 필요한 설비를 줄일 수 있으며, 높은 시장가격에 반응하여

수요를 낮춤으로 전력생산비용과 현물시장가격을 낮출 수 있음

○ 또한, 계통의 신뢰도 저하문제 발생 시, 수요반응을 통해 계통운용기관은

계통운용의 안정성을 증가시킬 수 있으며, 설비의 고장정지 확률 및 대

규모 정전을 예방하여, 계통 신뢰도를 향상시킬 수 있음

□ 수요반응 프로그램이 기존의 부하관리 프로그램과 차별되는 가장 큰 특징으

로, 실시간(Real-time), 양방향(Two-way), 그리고 상시(Economy) 수요관리로

규정할 수 있음

○ 현행 국내 부하관리사업은 광의의 인센티브기반 수요반응 프로그램으로

볼 수 있으나, 수요반응제도로서의 특성을 제대로 갖추기 위해 제도, 운

영방식, 인프라, 소비자참여, 보상방안 등을 개선해야 함

구분부하관리

(Load Management)

수요반응(Demand Response)

비고

운영체제 오프라인 실시간(온라인) 신속,정확한 수요관리

소비자참여(통신)

미흡(단방향 통신)

활발한 참여(양방향 통신)

소비자의 활발한 수요반응 참여

활용시기 비상시(Emergency) 상시(Economy)경제성에 의한 상시

수요관리

소비자보상 인센티브 인센티브/입찰/요금 소비자편익 고려

계량장치 Conventional Meter Advanced MeterAMI 인프라기반

수요관리

요금제 고정요금(TOU) 가변요금(CPP, RTP)혁신적 요금제기반

수요관리

<표 3-15> 부하관리 및 수요반응 프로그램의 특징 비교

- 91 -

□ 국내에도, 요금제기반 수요반응 프로그램의 도입이 필요하나, 이는 전기요금

개편문제와 연결되어 있으므로, 단기적으로 요금제기반 수요반응 프로그램

의 도입이 쉽지는 않을 것으로 전망됨

○ 따라서, 요금제기반 수요반응 프로그램을 도입하기 이전, 전기요금의 변

경 없이, 이러한 제도의 도입효과를 유사하게 얻을 수 있는 요금제연동

수요반응 시범사업(Pilot Program) 수행을 제안하고자 함

○ 즉, 현재 산업용 및 일반용 수용가 대상 TOU 요금제에 대한 변경 없이,

고객에게 자신의 전력소비 패턴에 가장 적합한 변동요금제 형태의 요금

제(피크요금제 또는 실시간 요금제)를 옵션의 형태로 선택

- 고객은 선택한 요금제에 반응하여 전기요금 단가가 높은 시간에는 전

기소비를 줄이고, 단가가 낮은 시간에 전기소비를 늘리도록 유도

□ 이러한 선택 요금제는 연중 최대수요 기간에 운영되며, 고객과의 계약을 통

해 시행방법, 시행횟수, 시행기간, 정산방법 등을 결정하게 됨

○ 고객은 이러한 요금제연동 수요반응 프로그램에 참여하여, 자신의 전기

소비를 전기요금 단가가 높은 시간에서 낮은 시간으로 이동함으로써, 기

존의 TOU 요금제보다 전기요금이 인하되는 것을 확인

- 부하이전에 용이한 탄력적인 부하를 확보하고 있는 고객은 이러한 요

금제연동 프로그램으로 전기요금이 인하되는 효과를 얻으므로, 동 프

로그램에 참여할 인센티브를 가지게 되며, 동시에 향후 잠재적인 소비

자를 유인할 수 있는 강력한 수단이 될 것으로 판단됨

□ 요금제연동 수요반응 제도에 참여하는 고객은 자신의 수요반응을 통해 전기

요금이 인하되는 경제적 효과 뿐 아니라, 해외의 경우, 동 제도에 가입하는

것만으로도 전력회사로부터 인센티브를 제공받음

○ 국내에서도, 본 제도의 원활한 도입을 위해, 시행 초기에 가입 인센티브

의 제공을 검토해 볼 수 있음

○ 동시에, 고객이 선택한 요금제에 의해 계산된 전기요금을 납부하는 것이

원칙이지만, 본 제도는 정식 요금제가 아니라 수요관리제도로 고려되는

것이므로, 차별화된 요금제 산정이 필요

- 92 -

□ 즉, 시범사업 시행 초기에는 고객이 선택한 요금제에 의해 요금이 계산되기

보다는, 고객의 요금제연동 수요반응 프로그램 참여정도를 산정하여(예, 가

상요금), 이 값을 기초로 인센티브를 차등지급할 것을 제안

○ 향후, 시범사업이 안정적으로 정착되는 단계에서는, 고객이 선택한 수요

반응 요금제에 따라 정확하게 요금을 산정하는 방식으로 단계적으로 전

환할 필요가 있음

3. 효율향상

□ 해외의 경우 앞서 언급한 바와 같이 효율향상에 대한 다양한 제도 정책을 구

현하고 있으나, 최근 선진국을 중심으로 진행되고 있는 에너지효율향상의무

화(EERS: Energy Efficiency Resource Standard)를 중심으로 기술하고자 함

○ 미국 일부주, 프랑스, 영국, 이탈리아에서는 2000년대에 들어 수요관리

강화를 위해 에너지공급자에게 에너지 절감목표를 부여하여 소비자의 에

너지이용 효율향상을 지원하는 EERS 제도를 시행하고 있으며 이들 제도

시행으로 에너지절약에 대한 인식이 증대되고 있음

○ EERS는 전력, 천연가스 및 열을 보다 효율적으로 생산․전달․이용하기

위한 단순하면서도 시장경제에 기반한 메커니즘임

□ EERS는 에너지공급업체들에게 전력, 가스, 열의 에너지절감 목표를 정해주

는데 이는 시장경제에 기반한 거래시스템을 통해 목표를 달성할 수 있도록

유연성을 제공함

○ 절감목표는 대부분 에너지판매량의 일정비율로 지정되며 평균적으로 연

간 판매량의 1%수준으로 지정됨

○ 에너지공급자는 자체적으로 프로그램을 운영할 수도 있고 ESCO등 제3의

기관들과 공동으로 프로그램을 운영할 수 있음

○ 모든 EERS 정책에는 최종사용자를 대상으로 하는 에너지절약 개선책들

이 포함되어 있는데, 에너지공급업체 또는 기타 프로그램 운영업체들이

이를 지원하기도 하며 때로는 배전시스템 효율 개선, 열병합발전(CHP)

시스템, 기타 고효율 분산형 전원 시스템이 EERS에 포함되기도 함

- 93 -

○ 소요재원은 공익기금 또는 요금에 포함되며 목표 미달성시 부족량 당 일

정액의 페널티가 부과됨

□ EERS의 주요 시행사례

○ 미국 - 텍사스주

- EERS를 처음으로 시행한 주로서 텍사스주의 전력구조개편법에 의해,

전력 공급업체들은 최종사용 에너지 효율향상 프로그램을 통해 전력수

요 증가량의 일부를 상쇄시킬 것을 의무화함

- 텍사스주 공익사업위원회(Public Utility Commision of Texas, PUCT)에

의해 제정된 규칙하에서 2002년 예상수요 증가량의 5%를 절감하는 것

을 목표로 한 시범프로그램이 2001년에 시행되었고 2003년부터는 예상

수요증가량의 10%로 절감목표량을 상향시킴

- 법․규칙에 의해 표준공급가격(Standard Offer)과 시장전환모델(Market

Transformation)의 두가지 주요부문으로 프로그램이 구분되었음

- 표준공급가격(Standard Offer) 프로그램: 소비자들에 의해 선택된 민간

에너지 효율향상서비스 공급자에 의해 제공되면 이에 적용을 받는 에

너지 공급자는 단위당 에너지 및 부하 절감량에 대하여 서비스 공급자

에게 정해진 금액을 지불함

- 시장전환(Market Transformation) 프로그램: 효율적인 신기술 주택 및

에어콘과 같은 것들의 효율측정에 대한 시장들 내의 장애요인들과 장

기적 변화를 극복하기 위한 프로그램

- 에너지 절감목표는 피크 kW로 설정, 이전 5년치의 평균부하증가량을

근거 데이터로 하여 결정되며 이전에 PUCT가 승인한 절감량 추정치와

국제 성과 측정 및 검증 프로토콜(IPMVP, International Performance

Measurement & Verification Protocol)에 의해 절감량이 산정됨

- 현재 시행되고 있는 프로그램

① 상업 및 산업 표준공급가격

② 주택 및 소규모 상업표준공급가격

③ 에너지스타 주택 시장전환모델

④ 주택용 에너지스타 창문 시장전환모델

- 94 -

⑤ 부하관리 표준공급가격

⑥ 달성하는데 어려움이 많은 고객 표준공급가격

⑦ 에어컨 판매자 시장전환모델

⑧ 에어컨 설치 정보 및 교육훈련 시장전환모델

○ 미국 - 네바다주

- 2005년부터 2013년까지 매년 단계적으로 절감 목표량을 최초 6%에서

3%씩 증가시켜 최종적으로 2015년 이후 20%절감을 목표로 함

- 2005년 NPUC(Nevada Public Utility Commission)는 포트폴리오의 재

정립을 통해 RPS(Renewable Portfolio Standard)와 EERS를 통합운영함

○ 미국 - 캘리포니아주

- 2001년 전력위기사태 이후 EERS를 통해 에너지 공급자들이 공급측과

수요측 자원들을 모두 포함하는 에너지 수요들을 만족시키도록 의무화

- CEC와 CPUC가 공동으로 제정한 에너지실행계획(Energy Action Plan)

에 의해 2004~2013년까지의 10개년의 절감목표량이 10%로 설정되었으

며 이는 2013년 예상전력소비량의 약10%로 피크수요의 12%에 해당됨

- 이러한 목표 확정후 CPUC는 공적절차를 통해 에너지공급업체(IOU:

investor owned utility)에 전력 및 천연가스 감량목표를 부여함

- 목표설정 및 프로그램 승인절차의 일부로 CPUC는 IOU에게 감량목표

달성실적에 비례하여 페널티 및 보상책을 마련함

- 목표달성시 IOU는 그들이 시행하는 효율향상프로그램으로 인해 발생

한 순이익의 일부를 지급받음

- 이때 절감목표량에 대하여 CPUC의 용역을 받은 독립컨설턴트가 업데

이트중인 CPUC의 측정 및 검증 프로토콜을 이용하여 평가 수행예정

- EERS의 시행에 따른 재원의 절반이상은 개별 공급설비건설을 위한 조

달예산에서 충당하며 나머지는 kWh당 부과되는 소액의 부담금인 공익

기금(Public Goods Charge)에서 지원함

- EERS의 시행에 따른 예상 판매량과 실제 판매량간의 차이를 조정하기

위해 전기요금을 매년 조정(Decoupling 제도: 판매량이 예상보다 적을

- 95 -

경우 요금인상, 반대의 경우 요금인하 → 에너지공급자의 고정비용 회

수를 가능케 함)

○ 영국

- 2001년 미국의 EERS와 동일한 개념인 에너지효율공약(EEC: Energy

Efficiency Commitment)을 제정하여 전력 및 가스 공급업체들에게 주

택용 에너지효율향상 목표를 달성하도록 의무화함

- 전력 및 가스 공급자들은 매분기별 절감결과를 가스전력시장 관리청

(OFGEM: Office of Gas and Electric Markets)이 제시한 표준 서식을

이용하여 보고하며 OFGEM은 정기적으로 공급자들의 진행과정을 진단

하며 용역회사를 통해 샘플 주택조사를 실시하여 시행효과를 확인함

- 첫 번째 시행기간(2002~2005년)에 620억 kWh(또는 이에 상응하는 천연

가스, 석유, 석탄)를 절감목표로 추진하였으며 추진결과 870억 kWh을

절감하여 당초 목표를 40%가량 초과달성함

- 절감량 달성에 소요된 비용은 미국의 kWh당 1.5센트 보다 적은 kWh

당 약 0.7센트가 소요됨

- 2005~2008년(EEC2) 절감목표 : 1300억kWh

• 실제적으로는 1870억 kWh 절감(EEC1 초과달성분 이월량 포함)

- 2008~2011년: 기존 EEC에서 CERT(Carbon Emission Reduction Target)로

전환(목표량은 154백만 tCO2로 kWh환산시 EEC2 목표량의 약2배 수준)

- 대상사업자 : British Gas, EDF Energy, npower, Opus Energy, PowerGen,

Scottish and Southern Energy, Scottish Power, Telecom Plus

○ 이탈리아

- 2001년 이탈리아 산업부에서 가스 및 전기 공급자들이 에너지절약 목

표량을 달성하는 것을 의무화함

- 전기가스규제국(AEEG: Authority for Electricity and Gas)의 담당 하에

2005년 1월에 시작됨

- 고객이 10만명 이상인 전기 및 가스 공급자들은 2005~2009년의 기간

동안 점차적으로 상승하는 절감량을 달성해야함

- 96 -

- 목표절감량에 미달하는 공급자들은 미이행에 대한 페널티를 지불하며

이후 년도동안에 부족분을 채워야 함

- 공급자들은 자체적으로 프로그램을 운영할 수도 있고 그 외 다른 기관

들과 공동으로 프로그램을 운영할 수도 있으며 다른 기관으로부터 크

레딧을 구매할 수도 있음

- 시장에서 거래되는 증서의 평균가격은 kWh당 약2.2유로센트(미화 2.6

달러)에 거래됨

○ 프랑스

- 2005년 7월 에너지법을 개정하여 전기, 천연가스, 가정용 연료(수송용은

제외), 냉․난방 공급자를 대상으로 2006~2008년의 3년간 프랑스 에너

지사용량의 1%를 절감하도록 목표 절감량을 부여함

- 이 때 소규모 공급자들(연간 에너지판매량이 400 GWh 이하)은 적용대

상에서 제외

- 공급자들은 에너지효율향상 프로그램을 직접 수행할 수도 있고, 고객들

이 효율향상을 위한 활동을 하도록 돕거나 필요 절감량 만큼 백색증서

(White Certificate)를 구매할 수도 있음

- 프랑스의 규제기관은 백색증서 판매가격 및 증서판매자 리스트를 발행

하여 백색증서 거래시장을 활성화할 계획에 있음

- 의무 목표절감량에 미달시 부족 kWh당 2유로센트의 페널티 부과

4. 해외수요관리 평가모형

가. NEMS(National Energy Modeling System)

□ 미국의 경우 국가적인 에너지를 통합적으로 관리한다는 차원에서 1차에너

지, 전환에너지, 수요를 총망라한 에너지모형시스템(NEMS)을 ‘93년도 미 에

너지성(DOE: Department of Energy) 산하 에너지정보국(EIA: Energy

Information Administration)에서 개발․운용중에 있음

○ NEMS는 거시 경제와 재정요소, 세계 에너지 시장, 자원이용가능성 및

- 97 -

비용, 행태적이고 기술적인 선택 기준, 에너지 기술의 비용과 수행 특성,

인구통계 등의 전제들을 만족하는 중장기 에너지의 생산, 수입, 전환, 소

비, 가격에 대한 전망을 산출함

○ NEMS는 연감 모델이기 때문에 새로운 에너지 프로그램들과 정책들에게

변화의 영향을 제공할 수도 있음

○ NEMS 모형은 각각 독립적이면서 상호관련성이 있는 모듈형식으로 되어

있어 구분하기가 쉽고 이에 대한 해석이 용이함

○ 또한, 각 모듈들은 여러 개의 서브모듈들로 구성되어 있어 각 서브모듈

에서 계산된 변수 값이 통합모듈로 취합되어 이를 통해 다른 모듈들과

상호작용을 함

□ 분석가능 영역

○ 미국 경제와 에너지 시스템에 관한 에너지 세금 정책의 영향들

○ 탄소세, 탄소배출 제한 혹은 인증 거래시스템과 같은 탄소 저감 정책에

대한 반응에서의 에너지 가격, 에너지 소비, 발전에 미치는 영향

○ 개발도상국에서 타국의 생산과 수요의 변화 수준의 결과로 인한 세계 석

유 시장의 정세 변화에 대한 에너지 시스템과 경제 시스템의 반응

○ 소비와 생산 패턴과 배출에 대한 새로운 기술의 영향

○ 에너지 소비에 있어서 의무적 효율향상 장비 및 건물 외관 표준 혹은 신

재생 에너지의 세금공제 같은 특수한 정책의 효과

○ 연료 사용 제약의 영향(예를 들면, 배출권 및 에너지의 공급과 가격에서

산화되고 재처리된 가솔린의 필수적인 사용이나 의 대체연료 운송수단의

사용규정)

○ 탐사와 생산 기술의 발전에 따른 원유와 천연가스의 생산/가격에 대한 영향

○ 생산성 증가에 따른 석탄의 가격에 대한 영향

□ NEMS의 구현요소

○ 에너지시장 상호작용들에 대한 구현

○ 에너지의 공급/전환/수요의 상호작용

○ 국내 에너지시스템/경제 상호작용

- 98 -

○ 국내/세계 에너지시장 상호작용

○ 시간에 따른 경제적 의사결정

○ 기술 및 시간에 따른 기술향상 구현

□ NEMS의 구성요소

○ NEMS는 4개의 공급모듈(석유 및 가스, 천연가스 수송 및 배급, 석탄, 신

재생 연료), 2개의 전환 모듈(전력 및 석유정제), 4개의 end-use 수요모듈

(주택, 상업, 수송, 산업), 1개의 에너지/경제 상호작용 시뮬레이션 모듈,

1개의 세계 석유시장(국제에너지상황) 시뮬레이션 모듈, 그리고 모든 모

듈들 간의 전체 시장균형을 도출하는 메커니즘을 제공하는 통합모듈

(Integrating Module)로 구성되어 있음

[그림 3-6] NEMS 개념도

○ 통합모듈(Integrating Module)

- NEMS의 통합모듈은 모든 NEMS 모듈을 통해 전체적인 시장 균형점을

도출하기 위하여 반복되는 전체 NEMS 솔루션 프로세스를 제어함

- 주요기능

- 99 -

• NEMS 전역 데이터 구조 관리

• 반복수렴 알고리즘 내에서 전체 또는 사용자가 선택한 모듈을 실행

• 수렴 체크 및 수렴결과로 산출된 변수 리포팅

• 수렴을 가속화하기 위한 반복간의 선택된 변수들의 Convergence

Relaxation 수행

- 통합모듈은 또한 에너지사용으로부터의 탄소배출을 계산하고, 탄소배출

한계 또는 에너지가격에 대한 배출비용부과를 위한 배출정책관련 서브

모듈을 포함하고 있음

○ 거시경제활동 모듈(Macroeconomic Activity Module)

- 거시경제 활동 모듈(MAM)은 NEMS와 NEMS의 공급, 수요, 전환모듈

에 의한 경제요인변수들의 예측을 제공하는 거시경제 지표들을 제공함

○ 국제 에너지 모듈(International Energy Module)

- 세계전체 석유수요와 공급을 일치시키는 연간 평균 국제유가(원유수입

정제사 획득비용)를 계산

- 5개의 원유등급에 대한 수입원유공급곡선을 제공

- 12개 유형의 석유정제품에 대한 수입정제품 공급곡선을 제공

- 메틸 t-부틸 에테르(MTBE)와 메탄올에 대한 산소 제 공급곡선을 제공

○ 주택 및 상업부문 수요모듈(Residential and Commercial Demand

Module)

- 주택부문 수요모듈(RDM)은 공급된 에너지의 가격, 가용한 설비목록,

신재생에너지원의 가용성, 그리고 주택착공현황에 기초하여 주거형태

및 최종사용에 의한 주택부문의 에너지소비량을 추정함

- 상업부문 수요모듈(CDM)은 공급된 에너지의 가격, 신재생에너지원의

가용성, 그리고 이자율 및 건출면적을 나타내는 거시경제변수를 기초

로 하여 건물유형 및 비건물에너지사용, 그리고 최종사용 분류에 의한

상업부문의 에너지소비량을 추정함

○ 산업부문 수요모듈(Industrial Demand Module)

- 100 -

- 산업부문 수요모듈은 공급된 에너지가격 및 고용에 대한 거시경제 변

수와 각 산업의 출하량의 가치에 종속되는 열 및 전력, 공급원료, 그리

고 21개 산업별 원료소재에 대한 에너지소비를 예측함

○ 수송부문 수요모듈(Transportation Demand Module)

- 수송부문 수요모듈은 에너지연료의 공급가격과 개인소득, GDP, 인구,

이자율, 산업출하량을 나타내는 거시경제변수에 종속적인 수송형태, 차

량연식, 크기에 따른 석유제품, 전력, 메탄올, 에탄올, 압축천연가스

(CNG), 수소의 산업부문에서의 연료소비를 예측함

○ 전력시장 모듈(Electricity Market Module)

- 전력시장모듈(EMM)은 석탄, 석유제품, 천연가스 공급가격, 신재생 연료를

통한 중앙발전비용, 자본비용과 국내투자에 대한 거시경제변수들, 그리고

전력부하형태 및 수요에 영향을 받는 발전, 송전, 전력요금을 구현함

[그림 3-7] 전력시장모듈 개념도

- 101 -

- 서브모듈은 전원계획, 급전, 파이낸스 및 가격, 부하 및 수요관리로 구

성되어 있음

- 전력부하 및 수요관리 서브모듈은 부하곡선을 산출하기위해 전력수요

를 분석함

- 전원계획 서브모듈은 신규 발전소건설, 전력거래수준, 환경문제에 따른

집진설비의 추가를 예측함

- 급전 서브모듈은 선택된 지역들에서의 잉여용량을 급전이 필요한 다른

지역들로 가용한 발전유닛에 대한 급전계획을 수립

- 파이낸스 및 가격 서브모듈은 각각의 운용에 필요한 총수입과 평균 및

한계비용에 기초한 전기가격을 산출

○ 신재생연료모듈(Renewable Fuels Module)

- 신재생연료모듈은 기존의 수력발전, 바이오메스(우드, 에너지작물, 바이

오매스 혼합소각), 지열, 매립지가스, 태양열, 태양광(PV), 풍력에너지를

포함하는 중앙통제실, 계통연계 발전기술에 대한 신재생자원공급 및 기

술투입정보를 구현하는 서브모듈이 포함되어 있음

- RFM은 신재생에너지 개발에 대한 지역의 기회를 구현하는 신재생자원

공급 추정치를 담고있음

○ 석유 및 가스 공급모듈(Oil and Gas Supply Module)

- 석유 및 가스 공급모듈은 탄층(coal bed)과 사암(sandstone) 및 혈암

(shale)의 저투과성 형질로부터 천연가스를 회수하는 것을 포함하는 기

존 또는 새로운 기법을 통해 육상, 해상, 알라스카와 같은 다양한 공급

원 사이의 상호관계를 찾아내는 통합된 프레임워크에서 국내 원유 및

천연가스공급을 구현함

○ 천연가스 수송 및 공급모듈(Natural Gas Transmission and Distribution

Module)

- 천연가스 최종수요와 국내천연가스 및 국제시장에서 거래된 천연가스

의 가용성에 의해 영향을 받는 수송, 배급, 천연가스요금을 구현함

- 102 -

○ 석유시장모듈(Petroleum Market Module)

- 석유제품 수요, 수입석유의 가용성 및 가격, 원유, 천연가스 액화, 에탄올

및 바이오디젤과 같은 알코올 및 바이오연료의 영향을 받는 석유제품 가

격, 원유 및 석유제품 수입, 국내 정유공장가동을 계획함

○ 석탄시장 모듈(Coal Market Module)

- 열량 및 황 함유량으로 구분된 석탄의 최종수요의 영향을 받는 채광,

수송, 그리고 석탄가격을 모의하며 미국의 석탄생산은 CMM을 통해 지

역, 채광유형, 석탄등급, 황 함유량에 따른 40개의 공급곡선으로 구현됨

모듈 결과출력 NEMS로 부터의 입력 외부(사용자)입력

석유·

가스공급

•원유생산•국내 및 캐나다산 천연가스 공급곡선•석유 및 가스를 통한 열병합발전량•비축량 및 비축량 추가•시추수준•유용성 가스생산량

•국내 및 캐나다산 천연가스 공급 및 가스전가격•원유수요•국제유가•전력가격•GDP

•물가상승률

•자원수준•초기 발견비율 및 비용•생산 프로파일•세금

천연가스

수송

및

공급

•천연가스 최종단 가격 및 전력부문 가격•국내 및 캐나다산 천연가스전 가격•국내 천연가스 생산량•캐나다산 천연가스 수입 및 생산량•리스 및 플랜트 연료소비량•파이프라인 연료 사용량•파이프라인 및 공급요금•지역간 천연가스 유통량•비축설비 및 파이프라인 용량 확장•추가 가스생산량•LNG 순수입량 및 멕시코,

캐나다산 천연가스 순수입량

•천연가스 수요•국내 천연가스 공급곡선•거시경제 변수•유용성 천연가스 생산량

•기존 소비패턴

•기존 유통량 패턴

•요금 설계 상세사항

•기업 재무데이터

•파이프라인, 비축설비용량

및 활용데이터

•기존 최종단 가격

•주 및 연방 세금 파라미터

•파이프라인 및 비축설비

확장 비용데이터

•추가 가스 생산량

•국내 LNG 터미널 및

건설비용

<표 3-16> NEMS 모듈별 입출력자료

- 103 -

모듈 결과출력 NEMS로 부터의 입력 외부(사용자)입력

석유시장

•석유제품 가격•원유 수입 및 수출량•원유 수요•석유제품 수입 및 수출량•정제 및 연료사용량•에탄올 수요 및 가격•열병합발전(CHP)

•천연가스 플랜트 액화생산량•처리 이익(processing gain)

•용량 추가•자본지출•수익

•부문별 석유제품 수요

•국내원유생산량

•국제유가

•국제 원유공급곡선

•국제 석유제품 공급곡선

•국제 산소제 공급곡선

•천역가스 가격

•젼력가격

•석탄가격

•천연가스 생산

•거시경제변수

•바이오매스 공급곡선

•설비운영 파라미터

•설비용량

•운전비용

•자본비용

•수송 및 공급비용

•연방 및 주 세금

•농업 공급원료량 및 비용

•CHP 운전파라미터

•CHP 용량

석탄시장

•석탄 생산 및 공급량•마인마우스 석탄가격•최종단 석탄가격•석탄수출량•수송요금•생산지, 목적지, 최종사용 부문별 석탄품질•국제석탄 유통량

•석탄수요•이자율•가격지표 및 조정계수•디젤 연료가격•전력가격

•기준연도 생산량, 가격 석탄품질 파라미터•계약량•노동생산성•인건비 및 비용증감•국내 운송비용•국제 운송비용•국제 공급곡선•미국 석탄수입 수요량

신재생연료

•에너지 생산용량•자본비용•운영비용•용량계수•가용용량•바이오매스 연료비용•바이오매스 공급곡선

•구축된 에너지 생산용량•GDP

•인구•이자율•전력회피비용•할인율•용량추가•바이오매스 소비량

•지역특정적 지열자원 품질 데이터•지역특정적 풍력자원 품질 데이터•플랜트 이용률 (용량계수)

•기술 비용 및 성능 파라미터•매립지가스 용량

전력시장

•전력가격 및 가격요소•전원추가량•필요자본•배출량•신재생 발전용량•회피비용

•전력판매량•연료가격•CHP 공급 및 연료 소비량•계통 판매량•신재생 기술특성,

허용용량, 비용•신재생 용량계수•GDP

•이자율

•재무데이터•세금 전제•자본비용•O&M 비용•운전 파라미터•배출요금•신기술•기존 설비•송전제약•수력용량 및 용량계수

<표 3-17> NEMS 모듈별 입출력자료 (계속)

- 104 -

모듈 결과출력 NEMS로 부터의 입력 외부(사용자)입력

주택

•서비스 및 연료유형별 에너지수요•주택 및 가전기기의 보유 변화•기기효율

•에너지 생산가격•주택착공•인구

•주택 현황•주택 철거율•기기보유 및 평균수명 현황•새로운 기기유형, 효율,

비용•주택 개선지표•단위 에너지소비•면적

상업

•서비스 및 연료유형별 에너지수요•면적 및 기기의 변화•CHP 발전 및 용량

•에너지제품 가격•이자율•면적 증가

•기존 상업용면적•건축면적 내구연한•기기보유량 및 수명•새로운 기기유형, 효율,

비용•에너지사용 집약도

산업

•서비스 및 연료유형별 에너지수요•전력망으로의 전력판매량•CHP 발전 및 용량

•에너지제품 가격•산업에 의한 경제생산•정제연료 소비량•리스 및 플랜트 연료소비량•정제연료 소비량과 발전 및 발전용량

•에너지 집약산업내의 생산단계•기술 가능성 곡선•단위 에너지소비•설비폐지율

수송

•수송방식별 연료수요•사이즈별 차량유형의 판매량, 보유량, 특성•기술유형별 연료효율•기술유형별 대체연료차량의 판매량 및 보유량•경량 상업용 차량특성

•에너지 생산가격•GDP

•가처분개인소득•산업 산출량•차량 판매량•국제 거래•천연가스 파이프라인 소비량

•현재 및 향후 인구•연식 및 연료효율, 차량 내구수명율별 차량현황•차량신기술 특성•연료 가용성•상업 가용성•차량 안전 및 배출규제•차량연비 하락율

국제에너지활동

•국제유가•원유 수입공급곡선•정제품 수입공급곡선•산화제 수입공급곡선•지역별 국제 기존 및 새로운 액화연료 공급•지역별 국제 액화연료수요

•국내 원유, 천연가스 플랜트 액화, 석탄,

에탄올, 기타액화연료 생산•국내 정제처리이득•국내 공급량•GDP 가격 조정계수

•OPEC 생산 추이•국외 액화연료 공급 및 수요•국외 경제 파라미터•원유, 정제품, 산소제에 대한 기준 수입공급곡선

거시경제활동

•GDP

•주택착공, 상업면적 증대,

차량판매량, 인구와 같은 기타 경제활동 측정지표•가격지수 및 조정계수•산업생산률•이자율

•석유, 천연가스, 석탄,

전력가격•원유, 천연가스, 석탄 생산량•전력 및 천연가스 산업 산출량•정제 산출량•연료별 최종에너지 소비

•경제성장 케이스별 거시경제 변수

<표 3-18> NEMS 모듈별 입출력자료 (계속)

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나. DSManager

□ 최근 들어 DSM 프로그램의 비용효과분석에 필요한 소요데이터가 방대해지

고 분석의 범위가 여러 가지 형태로 확장됨에 따라 계산소요 및 사용자의

편의를 위한 전산모델을 개발 및 활용 중에 있음

○ DSManager는 EPRI의 주도하에 EPS에서 개발한 DSM 평가전용 전산모

델로 현재 미국내에서 가장 광범위하게 활용되고 있음

□ DSManager의 특징

○ 전력회사 및 수용가의 DSM프로그램의 시행에 따른 경제성 분석

○ 프로그램 및 계획의 효과를 예측

○ 총 참여자 및 무임승차자(Free-Rider)계산

○ 다른 전원계획모델(EGEAS, MIDAS 등)과 연계활용이 가능

○ 미국내 전력회사 및 규제기관에서 광범위하게 활용

□ 주요기능 및 구성

○ 주요기능

- B/C, 순현가, 연간자금흐름 및 균등화 계산 등 비용효과분석 수행

- 다년도에 걸친 개별 프로그램 및 통합프로그램의 영향분석

- 민감도분석을 통해 DSM 프로그램의 불확실성 검토 가능

- 전력회사 선택 기능: 단일 전력회사, 복합 전력회사

○ 비용분석 방법

- 한계분석방법(Marginal analysis approach) 사용

- 전력회사의 절감비용을 나타내는 방법으로 대표적 일형(26일형, 48일형

등 4가지 옵션)에 따라 시간대별 한계비용에 의해 산정

- 한계비용과 수용가 부하의 상세변화를 사용하여 전력회사의 변동비용

변화분을 계산

- DSM 프로그램이 수용가의 에너지사용 및 비용에 미치는 영향을 계산

하고, DSManager의 입력자료를 사용하여 전력회사의 변화를 추정

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- DSManager는 간략화된 한계분석방법을 사용하므로 비용상의 변화가 큰

DSM 프로그램에 대해서는 상세한 전력회사 모델의 결과와 비교필요

○ 데이터 Import/Export

- DSManager는 다른 분석도구와의 데이터 상호교환이 가능

- 데이터 Import 기능은 전력회사 부하 및 한계비용 등의 데이터와 기술

부하 형태 데이터를 받음

- 데이터 Exportrlsmd은 DSM 프로그램관련 부하변화데이터와 같은 모델

출력결과를 LMSTM, DSMLink(EGEAS), MIDAS 등 다른 분석도구로

전달하는 기능을 수행함

○ 민감도 분석

- 민감도 분석 수행시 사용자가 정의한 CI(Confidence Intervals)를 이용

하며, 이러한 CI는 프로그램에 포함된 불확실성의 정량화에 활용

- 사용자는 70%와 99% 두가지 신뢰구간을 상한 및 하한 승수를 사용하

여 정의

- DSManager는 또한 각 변수에 대한 B/C의 범위를 계산하기 위해 70%

CI를 사용하며, 범위의 규모는 특정변수가 DSM 프로그램의 B/C에 미

치는 영향에 대응

○ DSManager의 일반적인 분석수행 절차

- 1단계: 전력회사 DSM 프로그램에 대한 목적 결정

- 2단계: 후보 프로그램의 검토

- 3단계: DSM 프로그램에 대한 1차적 분석

- 4단계: 3단계에 대한 민감도 분석

- 5단계: 데이터 개선

- 6단계: DSM 프로그램의 최종분석

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다. Visual DOE

□ Visual DOE는 Lawrence Berkely 연구소에서 개발된 DOE 2.1E를 계산엔진

으로 사용하여 입·출력기능을 향상시킨 것으로, 미국의 로스알라모스 과학

연구소(Los Alamos Scientific Laboratory)와 로렌스 버클리 연구소

(Lawrence Berckley Laboratory)가 미국 에너지성(Department of Energy)의

의뢰로 공동개발한 건물에너지 해석 프로그램임

○ 이 프로그램은 미국 공기조화 냉동 공학회(ASHRAE)가 제공한 전달함수

법(transfer function method)에 의한 수학적 모델과 시간별 기후 자료,

건물과 HVAC시스템 및 열원기기에 대한 입력자료를 이용함

○ 건물의 에너지 성능을 시간별로 연간에 걸쳐 해석함으로써 건물의 부하

계산, HVAC 시스템 및 열원기기에 대한 시뮬레이션, 건물의 라이프 사

이클 비용분석, 태양열 시스템의 분석 등 광범위하게 사용되고 있으며,

미국에서 사용하고 있는 건물에너지 성능 평가 기준(Building Energy

Performance Standards)의 검증용 프로그램으로 활용되고 있음

□ 주요기능 및 구성

○ DOE 프로그램은 크게 나누어 하나의 선행처리기(BDL processor)와 기후

데이터, 라이브러리, 그리고 4개의 단계별 시뮬레이션 프로그램으로 구성

되어 있음

○ 여기서 4개의 단계별 시뮬레이션 프로그램은 부하(LOADS), 시스템

(SYSTEMS), 플랜트(PLANT), 경제성(ECONOMICS)프로그램 모듈로 구성

되어 있으며, 각 프로그램의 출력은 다음 프로그램의 입력자료가 되도록

구성되어 있음

○ BDL processor

- BDL(Building Description Language) processor는 사용자가 제공한 입

력자료를 컴퓨터가 인식할 수 있는 형태로 전환, 검색하고, 필요한 라

이브러리를 호출함으로써 시뮬레이션에 필요한 기초작업을 수행함

- 108 -

- 또한 구조체의 열전달흐름에 대한 응답계수를 계산하고, 공간의 열적반

응에 대한 가중계수를 계산함

○ 기후 데이터(Weather Data)

- 기후 데이터는 외기 건구온도, 습구온도, 대기압력, 풍속, 풍향, 구름량

에 대한 매시간 값으로 구성되어있으며 어떤 경우에는 태양 복사량의

값이 포함되기도 함

○ Library

- 벽 재료, 층별 벽 구성과 창문 등의 건물 입력 요소인 라이브러리로

DOE가 작동됨

○ LOADS프로그램

- 매시간의 기상데이터와 라이브러리 데이터, 사용자가 지정한 입력값을

이용하여 시간당 냉/난방 부하와 기타 결과값을 계산하며 LOADS 프

로그램의 계산결과는 사용자에 의한 입력값과 이에 따른 기본 설정값

에 의해 결정됨

○ SYSTEMS 프로그램

- LOADS 프로그램이 건물의 에너지 수요를 계산하면, SYSTEMS 프로그

램은 외기 수요, 기기의 운전 스케줄, 제어 방법, 그리고 냉난방 기기가

필요치 않을 때의 일시적인 건물의 열적 반응을 고려하면서HVAC의

분배 시스템의 작동을 시뮬레이션 하고 이 결과는 다시 PLANT 프로

그램의 입력 데이터로 사용됨

○ PLANT 프로그램

- SYSTEMS 프로그램에서 계산된 시스템 부하와 사용자 입력에 의한 열

원기기의 종류, 열원기기의 용량 및 대수 등을 이용하여 열원기기에서

사용되는 시간별 에너지량을 계산함

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○ ECONOMICS 프로그램

- 건물 각 부분의 Life Cycle Cost를 계산하고, 각 설계안의 경제성 비교

를 위한 투자의 효용가치를 계산함

[그림 3-8] Visual DOE의 정보흐름도

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제 4 장

통합수요관리 개념 정립 및 개선방향

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제 4 장 통합수요관리 개념 정립 및 개선방향

제 1 절 통합수요관리의 개념

1. 통합수요관리의 개념 정립의 필요성

□ 제한된 에너지공급 문제를 수요측에서 다루기는 실상 매우 어려운 문제이

고, 그 틈에서 여러 에너지원은 자기의 에너지원을 소비자에게 최대로 공급

코자하는 경영수지의 문제와 결부되기 때문에 수요관리는 항상 에너지공급

에 의존적이고, 독립적으로 그 문제를 해결할 수 없는 구조임

○ 소비자가 냉방방식, 난방방식, 발전방식 등을 채택함에 있어, 소비자는

여러 에너지공급원에서 가장 먼저 접하게 되는 것은 에너지가격 신호와

기기가격에 따라 에너지 공급원을 선택하게 됨

□ 에너지요금은 국내 경제지수와 민감한 사안임에 따라 정부에서도 이를 쉽사

리 조정하지 못하고 있고, 또 소비자는 에너지 문제를 에너지원이 가지고

있는 실제적이고 물리적인 의미(1차에너지의 발열량 등)를 간과하고 있음

○ 이에 소비자는 에너지가격, 기기설치가격, 이용 편리성 등의 요인에 따라

에너지를 선택하는 경향이 있어 수요관리의 정책구사는 공급보다도 훨씬

복잡한 문제로 인식되고 있는 것임

□ 따라서 그간 통합수요관리에 대한 논의는 여러 차례 있었으나, 쉽사리 정의

하기는 용이치 않았으며, 통합수요관리의 관점을 어디에 두느냐에 따라 왜

곡 요인이 많음에 따라, 이 또한 어려운 문제이기도 함

○ 그럼에도 불구하고 본 연구에서는 여러 관점에 따라 통합수요관리의 개

념을 정의하고, 그 의미가 가지는 물리적인 의미를 해석하기 위해 다음

장에서 사례연구를 통해 그 효과를 제시하고자 함

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2. 에너지흐름도 분석

□ [그림4-1]의 에너지흐름도는 ‘07년말 기준의 우리나라의 에너지수급 및 수요

를 나타내는 것으로서 1차 에너지의 투입, 전환에너지 및 부문별 수요까지

에너지사용비중을 보여주고 있음

○ 1차 에너지는 대부분 해외에서 의존하여 국제 에너지시장에서 수입하고

있고, 이 중 전환에너지인 전력부문으로 투입되는 에너지원과 바로 소비

처에 투입되는 에너지원으로 구분될 수 있음

□ 1차 에너지원에서는 석유가 가장 많은 비중을 차지하고 있어, 전환 및 최종

에너지 수요측에서 석유의존도를 저감하는 것이 국가적으로 반드시 필요하

다는 것은 직감적으로 해석할 수 있음

○ 또한 가장 많은 에너지를 사용하고 있는 부문은 산업계로 이에 대한 에

너지절감 시책의 투입이 요구되나, 그간 산업부문은 다양한 육성 지원대

책에 따라 이미 에너지절감 기술이 상당수준 보급되었음에 따라, 그간

보급기술 및 향후 잠재량 도출에 대한 부분도 통합수요관리 정책 수립

및 구현에 반드시 필요한 사안이 될 수 있음

□ 이러한 여러 경로를 통해서 에너지소비자는 다양한 에너지를 사용함에 있

어, 한정된 재원을 가장 효과적으로 사용하기 위한 정책수단의 필요성이 부

각되고 있음에 따라 통합수요관리라는 문제를 광의, 중의, 협의 각 3단계로

고찰해보고자 함

3. 광의의 정의

□ 따라서 사회적 효용이 극대화되는 수요관리(효율)의 우선순위의 설정 및 정

책방향 제시가 필요하여 부문별, 에너지원별 최종소비에 있어서 최적의 에

너지사용을 도모하는 것이 통합수요관리의 개념이라 할 수 있음

○ 예를 들면 건물 내 일반 조명설비를 고효율 조명설비를 교체하였다고 가

정하면, 고효율 조명은 전력에너지를 절감함. 이는 원자력, 화력발전기

등 여러 전력공급원 중에 하나 또는 그 조합으로 대치될 수 있음

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□ 이러한 에너지 절감량은 1차 에너지인 원자력, 석탄, 석유 등 1차 에너지의

수입의존도를 저감시킨다는 의미임에 따라, 에너지소비처에서의 수요관리는

궁극적으로 1차 에너지와 직결될 수 있기 때문에 수요관리 정책 구현은 에

너지수급과 연계한 제도 설계가 필요함

○ 따라서 각 에너지원에 대한 효율적 수요관리를 통해서 국가에너지 정책

에 감안하여야 함을 의미함

[그림 4-1] 통합수요관리의 광의의 정의

4. 중의의 정의

□ 에너지소비자의 구분은 크게 산업, 가정·상업, 수송 및 기타로 구분할 수 있

는데, 이러한 에너지소비자는 전력, 가스, 열, 석유 둥의 다양한 에너지를 접

하게 됨

○ 여기에서 에너지소비자가 다양한 에너지를 사용함에 있어서 에너지 그

자체가 가지고 있는 속성보다는 에너지가격에 의존적인 특징을 가지고

있음

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○ 예를 들면 에너지원간의 경쟁(발전, 냉방, 난방 등)에 있어서 국가적 에너

지사용의 효율적 특성을 고려하기 보다는 에너지가격에 민감하고, 사용

의 편리성을 추구하는 특성을 가지고 있음에 따라, 국가적 에너지 이용

의 효율화를 위해서는 정부의 합리적인 조정이 필요함

□ 현재 여건상 합리적인 에너지원들의 조정을 위해 에너지가격을 조정할 수

없는 상황이라면, 에너지원의 최적 믹스를 위하여 정부는 보조정책을 취할

수 있음

○ 소비자가 에너지가격 신호 이외에 가장 민감하게 반응하는 요소이므로

정부는 특정 에너지원에 대하여 사용설비에 대하여 보조금 제도를 도입

함에 따라 그 사용을 합리적으로 조정할 수 있음

□ 아래 그림은 부문별, 에너지원별 가장 대표적인 기술을 도시하였는데, 각 항

목에는 대표 에너지기술을 나타내었음

○ 정부는 각 부문별, 에너지원별로 에너지잠재량을 분석하고 국가적 에너

지절감을 위해 제반 정책수단을 도입하여 이를 극대화할 수 있는 방안을

강구하여야 함. 이를 중의의 통합수요관리라 할 수 있음

[그림 4-2] 통합수요관리의 중의의 정의

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5. 협의의 정의

□ 한정된 재원 및 정책수단으로 사회적 효용이 극대화되는 에너지원별 내부의

정책 우선순위 설정이 요구됨

○ 부하관리와 효율향상 사이의 정책 우선순위

- 부하관리는 그간 전통적으로 에너지공급 설비의 안정적 확보 및 운영

을 위해 에너지공급자가 가장 우선순위에 두고 있는 영역임. 또한 그

특성상 대부분의 프로그램이 소멸성을 가지고 있음

- 효율향상은 국가에너지 저감을 위한 대의를 위해 에너지공급 영역에서

는 에너지판매량 수입감소를 우려하여 투자나 관심이 소홀한 영역으로

수요측에서 에너지비용 절감의 수단으로 인식되어 추진되어 오고 있음.

에너지절감 기술의 적용은 기기의 수명이 도달되는 순간까지 그 효과

는 영속됨을 알 수 있음

- 따라서 부하관리와 효율향상은 추진 주체에 따라 이해관계가 상반되는

양상으로 전개되었으며, 이에 대한 논점은 대규모 에너지공급자와 에너

지절감이라는 대의명분 사이에서 갈등되고 있는 문제임

- 최근 기후변화문제의 핵심인 온실가스 저감이라는 사안으로 접근할 경

우 공급측에서는 원자력 및 신재생에너지원의 확대보급, 수요측에서는

효율향상 기술의 구현이 핵심사안임 (이 때, 원자력의 폐기물 비용과

신재생의 초기투자비용은 또 다른 투자비용 발생함)

○ 에너지원별 효율프로그램 사이의 정책우선순위 결정

- 효율프로그램에 있어서 소비자가 가장 쉽게 반응하는 제도는 설치보조

지원제도로 이 제도의 운영에 있어서 가장 중요한 사안은 지원금 제도

의 도입시기 및 종료시점의 결정, 적정 지원금 수준의 결정임

- 에너지소비자 및 효율기기 생산자에게 효율기기의 시장전환을 견인하

기 위해 기기시장 및 잠재력을 고려하여 지원금 제도를 운영 필요

- 최근 전력부문에서 조명기기, 인버터 기기의 지원금 인하 조치 및 전동

기의 최저효율제 도입 등은 시장전환의 한 예를 보여 주고 있음

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- 따라서 효율기기 내에서도 최근 기술 또는 시장견인을 위해 초기에 강

도 높은 지원금 지급, 보조금 수준의 저감 정책은 동일 기기일지라도

다른 지원가격 체제를 갖춤으로써 왜곡을 방지하여야 함

- 효율 프로그램에 있어서 또 다른 검토사항의 하나는 에너지원별에 있

어서 지원제도의 차등으로 볼 수 있는데, 전력수요관리에 있어서는 전

력산업기반기금을 활용하여 고효율기기에 대한 지원제도를 추진하고

있는 반면, 가스·열 부문의 경우 자체사업비 내에서 지원제도를 운영하

고 있음에 따라 그 지원규모 및 수준에서 전력에 비하여 취약한 구조

를 가지고 있음

- 이러한 정책우선순위의 결정에 따라 제한된 예산 틀내에서 가장 비용

효과적인 기기 보급 로드맵을 수립하는 것이 우선적으로 필요할 것으

로 판단됨

- 현재 기기보급의 판단수준은 전력수요관리 평가시스템을 활용하여 비

용효과분석 기준만을 활용하고 있는데, 향후 고효율기기의 기술력, 시

장보급력, 보급 잠재력 등을 종합적으로 감안한 효율정책의 구사가 절

대적으로 요구됨

○ 수혜자간의 정책 우선순위 결정

- 에너지부문별 소비자 그룹에서 현재 제도상 가장 많은 수혜 대상이 에

너지 다소비자로 주로 산업체, 건물이 그 대상로, 이는 에너지절감 잠

재량이 많은 곳에서 실제적인 에너지절감을 많이 이끌어 내어야 하는

것이 가장 기본적인 사안이기도 함

- 에너지수요 측면에서 가장 시책효과의 도달이 어려운 영역이 가정 및

수송분야로 판단됨

- 가정의 경우 에너지소비효율제도 등에 생산된 등급제품 사용 또는 매

체 등을 통한 소비절약 홍보에 노출되는 수준으로 해외의 경우 전계층

에 대한 다양한 프로그램 개발 및 적용이 이루어지는 것을 감안한다면

가정부문에 대한 지원이 취약

- 수송부문은 최근 하이브리드 등 에너지원의 다변화를 꾀하고 있으나,

그 점유율은 미약한 바, 아직까지는 주로 화석연료(석유류)를 사용하는

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것이 그 대세로 우리나라 석유의존도 저감의 가장 핵심대상 중의 하나

로 판단됨. 수송에너지 절감은 여러 정부부처에서 다양한 시책을 구현

하고 있어 이에 대한 구심점이 없는 것도 하나의 중요한 장애요인으로

판단됨

□ 에너지원간 교차부문의 정책우선순위의 결정

○ 발전 : 전기발전, 가스열병합, 집단에너지 등

○ 난방 : 전기난방, 가스난방, 지역난방, 유류난방 등

○ 냉방 : 빙축열, 가스냉방, 지역냉방 등

- 다양한 에너지소비 발전원 및 소비원에 있어서 통합수요관리에 있어서

소비자는 에너지가격 및 이용 편리성 등에 따라 특정 에너지원을 채택

하게 되는데, 이러한 에너지원의 선정에 있어서 왜곡없이 국가적 관점

에서 가장 최적이 되는 수단을 활용할 수 있는 방안 강구 필요

○ 현재의 가격구조 왜곡의 방지수단으로 수요관리 활용

- 최근 전기요금에 대비 가스요금 상승 요인에 따라 소비자는 직접적인

전기에너지 사용을 선호하고 있음. 열병합설비 운영에 있어서 열-전기

모두를 생산하고 있지만, 가격 왜곡에 따라 보급장애가 이루어짐에 따

라 가격구조 왜곡을 보전해 주기 위한 특정설비 지원책이 필요함

□ 현재의 수요관리제도는 협의의 통합수요관리도 미흡한 측면이 있음

○ 에너지원별 지원제도에서 차등없이 상호 경쟁가능한 조정능력 확보 필요

한 바, 필요한 경우 특정 원에 대한 지원을 통해 원별 왜곡을 최소화할

수 있는 정책이 필요함

- 현재 수요관리 추진에 있어서 부하관리와 효율향상 사이의 정책간 부

조화, 효율향상 기기 내에서도 지원순위의 왜곡 등 근본적인 통합수요

관리의 추진이 이루어지지 않고 있은 실정임

- 고효율기기 보급에 관한 다양한 정책조건을 고려한 보급 시나리오의

설정 등을 통해 기기별 차등없는 지원대책 수립이 필요

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제 2 절 통합수요관리 정책수립 기본 방향

1. 통합의 개념 및 범주

□ 통합수요관리 관련 법체계 사이의 통합화/차별화 추구

○ 에너지기본법 또는 상위법에 에너지원별에 대한 통합수요관리의 사상을

언급하여 국가적 차원의 수요관리 필요성 언급 필요

- 에너지기본법이 국가에너지를 총망라하고, 공급과 수요체계를 효과적으

로 운영한다는 체계성을 담보하지 못한 상황에서 최근 신정부의 정책

및 국내·외 정세를 감안한 녹색성장기본법이 발효될 예정임

- 에너지분야 뿐만 아니라 기후변화 또는 환경분야까지 감안한 소위 환

경 및 에너지를 총망라한 기본법이 될 가능성이 높음

○ 통합적 수요관리는 앞서 언급한 광의의 의미로 해석할 경우 에너지공급

체계부터 협의의 의미인 효율제도까지 그 범위가 매우 넓기 때문에 통합

수요관리에 대하여 철학적 사상을 녹색성장기본법 또는 최소한 에너지기

본법에 추가되어야 할 것으로 판단됨

- 통합수요관리는 녹색성장의 가장 비용효과적이고, 필수적인 추진사안으

로 재정의하여 공급부문에 대응가능한 수준까지 법체계를 강화하여야

할 것으로 판단됨

○ 에너지수요부문의 근간이 되는 에너지이용합리화법에는 에너지공급자 수

요관리 투자사업의 효과적인 추진을 위한 세부적인 내용을 포함

- 국내 에너지공급을 투자재원 및 핵심기술 등의 이유로 에너지산업 육

성지원측면이라는 특수성을 감안하여 에너지공급 부문은 정부부서의

배치는 공급일변도로 구성되어 있음

- 수요측은 아래 그림에서 나타난 바와 같이 에너지이용합리화법이 유일

무이하게 국내 에너지 수요 및 이용 합리화를 담당하고 있음

- 주로 에너지관리공단의 존립 및 정부위탁업무 등에 대해서만 규정되어

있어, 통합수요관리 추진을 위한 법적 체계가 다소 취약한 구조에 있어

서 이에 대한 개선이 요구됨

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○ 에너지원별 수요관리의 통합화를 위해서는 현재 에법 9조에 명시되어 있

는 에너지공급자 수요관리 투자사업 제도를 강화하여 에너지 정보통계의

관리, 에너지공급자가 추진하고 있는 수요관리사업의 효과적인 관리체계

구축 등에 대한 법 또는 하위규정의 개정이 필요할 것으로 판단됨

- 통합수요관리를 위해 필요한 재원을 일원화하여 효과적인 집행을 위해

서는 정부 전담부서의 지정 등 법체계 이외에 제도개선과 같은 별도의

절차가 필요할 것임

- 또한 통합수요관리의 하나의 구체적 실행방법인 EERS와 같은 해외제

도의 국내 도입 등을 감안하여야 할 것임. 아울러 강력한 통합수요관

리를 위해 필요한 경우 해외사례와 같이 특별법을 제정하여 EERS와

같은 제도를 도입할 수 있음

○ 전기사업법에 있는 전력수요관리사업의 정의는 존치하되 세부 추진사항

은 에너지이용합리화법에 포함하여 추진

- 수요관리 추진에 있어서 항상 논쟁이 발생하고 있는 부분은 전력수요관리

로 전기사업법 내 전력산업기반기금 집행에 있어서 한전의 전력기반조성

사업센터에 그 관리·감독기능을 위임하여 추진하는 형식으로 되어 있음

- 국익을 위한 전력수요관리, 특히 국가에너지 절감을 위한 효율향상의

기획·설계에 그 한계를 내포하고 있음

- 따라서 전기사업법 하위에 언급되어 있는 전력수요관리는 정의하되, 구

체적인 실행방안은 제도개선을 통해 수요부문으로 통합하여 추진하는

방안이 요구됨

□ 상위 ‘국가에너지기본계획(에너지기본법)’에서는 개념적으로 통합화 되어있

으나, 하부구조는 개별 추진체계의 형태임

○ 특히, 수요관리(효율향상 및 부하관리)가 에너지원별 미통합 형태이므로

각 법령간에 수요관리 통합화를 위한 기본개념 및 실행기능을 탑재할 수

있는 법과 제도의 정비 필요

- 에너지기본법에 따라 국가에너지기본계획이 수립되고 있으나, 공급과

수요의 조화부문이 취약한 구조를 보이고 있어, 수요부문과 공급부문

- 122 -

이 상호 소통이 될 수 있는 정보의 일원화 및 관계기관의 협조 등이

명시되어야 할 것임

[그림 4-3] 에너지관련 법령체제

2. 추진체계의 통합화/차별화 추구

□ 에너지원별에 대한 통합화를 위한 정책 및 규제기관은 정부내 전담부서에

서 일관성 있게 추진토록 정비

○ 법 및 제도의 구현을 위해 정부내 에너지공급부서와 에너지수요부서와의

협업이 요구되며, 가장 필수 선결사항은 통합수요관리를 위해 수요전담

부서에 기획, 집행, 관리기능이 요구됨

○ (전력) 전력산업과의 수요관리 업무를 주무부서인 에너지관리과로 이양하

여 효율제도와의 연계선상에서 추진될 수 있도록 함으로써 부서간 갈등

요소를 방지 필요

○ (가스) 수요관리를 위한 도·소매사업자의 업무 구분이 현재까지 명확하지

않은 상황이고, 개연성있는 가스기금 도입을 통해 수요관리 확대를 위해

부서간 상호협조 필요

- 123 -

□ 에너지공급자와 수요관리전문기관의 역할 분담을 명확화하여 상생효과를

달성토록 추진

○ 에법 상 에너지관리공단은 수요관리전문기관으로 에너지공급자 수요관리

를 관리하는 기관임에 불구하고, 공급자의 수요관리 기획 및 관리기능에

제약이 있으므로, 관리기관의 기능을 강화하여 에너지공급자 수요관리

투자사업 활성화 도모

- 이를 위해 운영규정 개정 등을 통해 세밀한 운영체계를 갖추는 것이

요구됨

○ 에너지공급자는 관리기관과 협의하여 사업계획을 수립하고, 이를 체계적

으로 도달할 수 있는 기능을 수행하는 것이 바람직함

- 이 때, 정부는 수요관리 추진에 있어서 경영평가 항목에 추가하는 등

별도의 조치를 통해 에너지공급자가 이를 원활히 추진할 수 있는 기반

을 마련해주는 것이 필요

□ 전력산업기반기금과 에너지공급자에 의한 투자사업비의 집행용도를 명확히

하고 원별 왜곡을 방지하기 위한 집행(사업)의 통합화 도모

○ 에너지공급자 수요관리 투자사업에 있어서 전력은 전력산업기반기금을

활용할 계획이고, 가스·열은 자체사업비를 투입함에 따른 자금의 불균형

관계가 형성됨

○ 전력산업기반기금은 더 이상 한전의 자금이 아닌 국민의 세금이고, 이는

정부의 업무를 위탁하여 공익적으로 추진하여야 함

- 한전의 경우 편익이 발생한다면 추가적으로 자금을 투입하여 에너지공

급자 수요관리 투자사업을 추진하여야 하고, 또한 에너지수요관리 전문

기관에 출연하여 통합수요관리 달성에 이바지하여야 함

- 또한 한전은 에너지공급자 중의 가장 큰 규모를 가지고 있으며, 상징적

인 회사이므로 에너지공급자 수요관리 투자사업에 모범을 보여야 할

기업으로 판단됨

- 124 -

3. 수요관리 효과산출 단위의 통합 및 지원금 수준의 설정

□ 기존의 방식은 각 에너지공급자별로 추진하는 사업의 편익에 기초하여 개

별로 지원하는 방식임

○ 에너지원별로 단위 에너지량(전력 : MWh, MW, 열 : cal 등)을 사용하되,

전체적인 합계에 있어서는 toe 개념으로 통합하여 수요관리 효과산출 단

위를 통합하여 동일한 기준에서 파악 가능하도록 함

□ 사회적비용(외부비용포함), TOE, CO2절감 등에 기반을 둔 지원금 수준의

통합화 필요

○ 현재 수요관리 지원금 수준의 결정은 에너지원 내의 자원비교를 통해 적

정 지원금을 산출하고 있으나, 통합 수요관리 관점에서는 모든 에너지원

에 대하여 동일한 잣대에서 지원금 수준의 결정이 필요함

○ 즉, 이는 수요관리 평가시스템 통합화라는 논리와 직결될 수 있는데, 현

재 전력수요관리 평가시스템과 가스·열 평가시스템이 분리되어 있는데

이를 통합하여 모든 비용/편익분석을 실시하여야 함

4. 통합화 평가모형 개발의 필요성

□ 통합수요관리 평가시스템 및 방법론 개발 필요

○ 현재 개발된 전력수요관리 평가시스템과 가스·열 수요관리 평가시스템의

통합화를 위해 선행단계로 각종 비용과 편익에 대한 분석이 필요할 것임

(설계자의 의도 및 기초 입력자료에 따라 경제성 분석 결과에 다소간 차

이가 발생할 수 있음)

○ 회피비용, 에너지비용, 프로그램 비용 등 제반요인에 대한 사전 분석 및

추후 공론화를 통한 객관적인 입력 지표에 대한 설정이 필요

○ 아울러 에너지원에 대한 상호비교 및 에너지원 내부의 평가를 객관화 및

경제성 분석이 가능한 평가 방법론 개발을 통해 통합수요관리의 기본 인

프라 확보가 무엇보다도 필요 실정임

- 125 -

□ 통합수요관리 평가 방법론은 기존의 캘리포니아 테스트의 확장 필요(사회

적비용 테스트의 중요성 대두)

○ 기존 캘리포니아 테스트는 에너지 주체별 이해관계자에 대한 경제성 분석

방법으로 최근 에너지문제는 사회적 문제로 귀결되는 점을 감안한다면 기

본 방법론에 사회적 비용 테스트를 강화한 방법론을 개발할 필요가 있음

□ 이해관계자 비용/편익분석의 고도화

○ 전력수요관리 평가시스템은 주로 전력산업기반기금에 의해 추진되는 전

력수요관리에 국한하여 그 효과를 산출하고 있음

- 전력산업기반기금은 전기요금에 부가하여 징수되는 성격으로 국민세금

으로 규정할 수 있는데, 전력수요관리 평가에 있어서 전력회사 테스트

(UC test)에 있어서 비용항목(지원금)에 전력산업기반기금에 의한 비용

을 산입하고 있는 오류를 범하고 있음

○ 에너지공급자 수요관리 투자사업과 같이 에너지공급자가 자체 비용으로

수요관리 프로그램을 운영하여 지원금을 지급하는 경우, 비용으로 산입

할 수 있으나, 전력산업기반기금을 활용할 경우 비용에 해당되지 않으므

로 전력회사에게는 무한에 가까운 경제성을 보일 수 있음

- 한전이 에너지공급자 수요관리 투자사업을 한전 자체자금으로 할 수

있다는 논리는 현재 전력수요관리 평가시스템의 결과로 충분히 보이고

있다는 데에서 찾을 수 있음

- 따라서 통합수요관리 평가시스템을 구축하는 경우 원별에 대한 차등없

이 그 재원성격에 대한 재정의를 통해 통합적으로 수요관리 효과를 정

량적으로 평가할 수 있는 기반을 마련하여야 할 것임

□ 장기적으로 기후변화대책과 효율향상의 통합방안 검토필요

○ 효율향상의 효과는 온실가스 저감효과로 귀결됨에 따라, 기후변화 시책

등과 연계한 산출방식을 준용하여 통합할 필요가 있음

- 유럽의 경우 효율향상 실적을 실적인증을 통해 거래가능한 시스템으로

의 자원관리를 하고 있음 (백색인증 ; White Certificates)

- 126 -

- 이는 곧 온실가스 저감효과와 직결됨에 따라 수요측에서의 에너지절감

을 기후변화대응 프로그램과 연계하여 공급 및 수요자원의 효과적 분

배의 문제까지 검토할 수 있음

5. 수요관리 추진방법론의 통합화

□ 전통적 추진방법론 및 절차(단계적 접근법)는 시간지연, 기존 프로그램이

신규프로그램 진입장벽(Barrier), 무임승차자(Free Rider), 기술개발의 지연

등의 제약요인을 내포하고 있음

□ 따라서 효율향상의 경우 시장전환 및 합리적 규제로의 진화를 통해 혁신적

인 구도 설정이 요구됨

○ 최근 고효율기기의 시장전환은 크게 2가지 사례로 찾아볼 수 있는데,

40W 형광등용 안정기의 사용금지, 전동기의 최저효율제가 대표적인 경

우임

○ 이미 40W 형광등용 안정기의 생산·판매 금지 조치가 이루어졌음에도 불

구하고, 지원금 지급이 관행적으로 이루어져 다소간 무임승차자가 발생

하기도 한 폐단은 있었음

○ 이 경우 지원금 지급에 대한 전담기능과 효율기준을 담당하는 전담기능

간의 원활한 업무 협조가 이루어지지 않았다는 사례를 보이고 있어, 합

리적인 시장전환을 이루기 위해서는 효율기준과 보조금사업의 기획·운영

관리의 주체가 일원화되어야 함을 전적으로 보여주고 있는 중요한 사례

로 판단됨

□ 이를 위해서 EERS가 유력한 수단으로 활용가능

○ 에너지공급자(판매자)에게 자사 판매구역내의 소비자로 하여금 에너지절

감을 유도할 수 있도록 하는 EERS 시행시 에너지절감기술의 인정에 관

한 부분에 있어서는 운영기관이 이를 정확하게 정의한다면 앞선 사례와

같은 경우 발생하지 않을 것으로 판단됨

- 127 -

○ 에너지공급자는 에너지 소비자와는 접점에 있을지라도 실질적인 에너지

절감기술에 대해서는 취약할 수 밖에 없는 현실을 감안하다면 EERS 운

영기관의 역할이 중요하다고 할 수 있음

○ 에너지공급자에게 효율기준의 적용, 에너지절감기술 적용 여부에 대한

정확한 신호를 주어 원활한 시장전환이 이루어질 수 있는 기반이 필요

할 것임

[그림 4-4] 수요관리의 추진 단계

- 128 -

제 3 절 통합수요관리의 구현 전제조건

1. 통합수요관리 비전의 구체화

□ 통합수요관리 발전방향을 위해서는 ‘저탄소 녹색성장’의 가장 기본적인 대안

으로 인식하여야 하고, 그 비전을 구체화하여야 하는데, 이에 대하여 고려해

야 할 요소는 다음과 같음

○ 에너지안보와의 연계

- 에너지효율향상을 통한 에너지절감은 에너지 해외의존도 저감을 위한

가장 기본적인 활동임. 따라서 수요측의 에너지절감은 석유의존도는

물론 공급설비 회피에 이르는 탁월한 수단임

○ 녹색성장과의 연계

- 에너지 효율향상은 원자력 정책, 신재생 보급 정책보다도 가장 비용효

과적인 방안으로 저탄소 녹색성장의 추진동력의 하나로 연계되어야 할

사안임

○ 기후변화대응과의 융합

- 최종 에너지절감은 해당 에너지 공급을 줄여 가장 효과적인 온실가스

저감 수단으로 기후변화대응 정책과 융합하여야 함

○ 지속가능한 발전을 위한 절감목표의 결정

- 전기, 가스, 열, 석유 등 에너지원에 대하여 수요관리 통합화를 통한 중

장기적인 에너지 절감 달성은 물론 건전한 에너지산업발전의 기본사항

으로 인식

○ 재원 및 기술개발의 최적 구현

- 에너지원에 차등없는 연구개발 및 보급지원정책을 통해 국가에너지 최

적믹스 달성을 위한 도구로 설정

- 129 -

[그림 4-5] 저탄소 녹색성장의 범주

2. 관련제도의 정비 및 통합화

□ 통합 수요관리를 추진은 제도 및 법으로부터 시작되는 것을 감안한다면 우

선 관련 제도를 정비 또는 통합화하여야 함. 이에 앞서 언급한 수요관리 체

계의 문제점을 재정리하면 다음과 같음

○ 관련법령의 다원화

- 에너지원별 통합수요관리의 추진을 위해서는 현재 이원화되어 있는 에

너지이용합리화법에 의한 에너지공급자 수요관리제도와 전기사업법에

의한 전력수요관리제도의 통합화가 요구됨

○ 관련부처간 및 부처내 분리 및 갈등

- 통합수요관리를 추진하기 위해 담당부처인 지식경제부의 내부적으로

전담부서가 마련되어야 하고, 에너지가격 등 에너지공급자의 규제적인

측면을 감안한다면 정책 및 예산당국과의 긴밀한 협조가 필요

○ 전기, 가스, 열에너지 공급자는 자기의 에너지원의 판매위주의 제도를 독

립적으로 추진하고 있고, 이 또한 분산 관리되고 있음

- 즉, 발전, 난방, 냉방에너지 공급이 독립적으로 추진되고 있음에 따라

이를 통합 및 조정할 수 있는 기능이 필요

○ 각 에너지공급자는 수요평준화를 위한 부하관리 중심의 수요관리 추진하

고 있어, 효율향상과 부하관리 불균형이 일어나고 있으며, 효율향상 프로

- 130 -

그램 내부에서도 피크억제가 우선시 되는 프로그램에 가중치를 두는 경

향이 있음

- 즉, 공공성(효율향상)과 사익성(부하관리) 사이의 불균형이 발생하여 에

너지공급자는 부하관리에 중점을 두려는 경향이 있음

- 2009년 한전의 에너지공급자 수요관리 투자사업으로 편입됨에 따라, 수

요관리 전담기관의 리더쉽 필요

- 전력부문에 있어서 효율향상의 비중을 높이고, 신규 프로그램의 적극적

개발을 통해 고효율기기의 시장전환을 유도함

○ 수요관리 평가시스템이 각기 자기 에너지원의 기준을 채택하여 운영되기

때문에 에너지원을 통합할 수 있는 평가 기준이 없음

- 에너지원별 수요측 절감량을 1차에너지 투입 감소에 이르는 객관적이

고 통일된 지표의 설정이 필요

- 수요관리 영향평가의 개선(사회적 비용 추가 등)을 통한 수요관리 자원

의 재해석 필요

○ 현재도 문제가 많지만, 향후 효율향상의 범위가 광역화되기 때문에 더욱

많은 갈등 발생전망 (예 : 그린IT, 수송 등)

- 조속한 통합체계(적어도 전담기관 차원)의 구축 필요

□ 현재 수요관리 체계 개선방안

○ 관련법령의 단계적 통합

- (1단계) 에너지이용합리화법 강화 (에너지공급자 수요관리 투자사업)

• 녹색성장기본법 혹은 에너지기본법에 통합수요관리 추진 선언

• 에너지원별 수요관리를 다루고 있는 현행 법인 에법 9조 에너지수

요관리 투자사업의 강화 및 관리기관의 기능 확대

- (2단계) 대상사업자의 확대(민간기업으로 점진적 확대)

• 가스의 경우 소매사업자인 도시가스사업자, 석유의 경우 민간사업

- 131 -

자까지 영역을 확대함으로써 전체 에너지원에 대한 수요관리 기반

확보

• 해외의 경우 에너지공급자는 민간기업으로 최근 EERS와 같은 제도

를 통해 민간기업에 까지 효율향상에 대하여 의무화제도를 추진하

고 있는 상황을 감안한다면, 국내 수요관리의 중요성을 감안한다면

민간기업까지 그 대상을 확대하는 것이 필요할 것임

- (3단계) 효율의무제도의 도입 및 통합

• 수요관리 대상자에게 궁극적으로 의무적으로 부과함으로써 강도 높

은 에너지절감 달성

• 앞선 (1단계)와 (2단계)를 통해 통합수요관리 기반을 형성하고, 이후

에너지공급자에게 효율향상 의무화제도를 도입 추진

• 해외 EERS의 경우 전기, 가스 에너지공급자에 국한하여 추진하고

있으나, 국내 수요관리 투자사업의 활성화를 위해서는 민간 석유사

업자에게 수요관리사업 추진할 수 있는 기반 마련을 통해 석유의존

도 감소 정책을 구현하여야 함 (이 때, 석유사업자 수요관리 추진을

위한 세부적인 프로그램 개발이 선행되어야 함)

○ 통합수요관리의 목표

- (1단계) 전기, 가스, 열의 합리적 추진(발전, 난방, 냉방에너지 통합화

기반조성)

• 발전, 난방, 냉방에너지 공급 및 사용을 위해 소비자는 다양한 에너

지원을 선택하고 있음

• 이 때, 에너지공급자와 소비자간을 조절하여 합리적인 수요관리가

될 수 있는 기반 마련

- (2단계) 에너지원간 및 부문간 통합추구(추진체계의 통합화)

• 에너지원간 및 부문간 에너지사용 분석이 가능한 체계를 구축하고,

이를 통해 각 요소별 에너지절감 기술의 투입 잠재량을 도출하여

에너지 수요관리의 통합 기반 마련

- 132 -

• 아울러 이러한 수요관리 추진을 원활하게 하기 위해서는 정부 내

부서의 일원화 추진 (전담기능 부여)

• 또한 이를 실행하기 위해 필요한 제반 인프라 구성 및 운영은 수요

관리 전문기관을 통해 추진될 수 있는 추진기능의 단일화 및 통합

화가 절대적으로 요구됨

- (3단계) 에너지원간 및 부문간 통합달성(재원의 통합화)

• 전력수요관리는 전력산업기반기금에 의해 추진되고 있으며, 가스·열

부문의 경우 에너지공급자인 한국가스공사, 한국지역난방공사 자체

자금에 의해 추진되고 있음

• 앞서 (2단계)에서 전담기구가 형성된다면 그 기구에 의해서 기금 및

자체자금 투입에 대하여 가이드라인을 제시하여 효과적으로 수요관

리가 이루어질 수 있도록 함

• 또한 에너지수요관리 자금을 통합화하여 관리하여 수요관리 자원의

효과적 투입을 위한 포트폴리오 설정이 가능하여야 함

○ 에너지공급자 중심에서 국가전체적인 효율을 추구하는 전담기관 중심으

로 전환

- 국가적으로 수요관리 자원이 최적 믹스 투입될 수 있도록 수요관리 전

담기관의 기능을 강화

- 에너지공급자 위주의 수요관리 프로그램에서 에너지수요자 위주의 수

요관리 프로그램으로 전환

3. 정책지원 및 평가관리 시스템의 통합화

□ 현재의 상황

○ 공급측 DB와 수요측 DB의 미통합

- (공급측 DB) 에너지경제연구원 및 전력거래소, 각 에너지공급자

• 1차에너지 등 국가에너지 통계에 대해서는 에너지경제연구원에서

보유하고 있음

- 133 -

• 각 한국전력공사의 경우 전력공급 판매량, 가스공사는 가스도매 판

매량 등의 정보를 보유하고 있음

• 전력거래소의 경우 발전회사 공급량 정보 보유

- (수요측 DB) 에너지관리공단, 각 에너지공급자

• 에너지관리공단은 에너지실태조사 등을 통해 수요측 부문별 / 원별

에너지정보 보유

• 도시가스사업자는 자사 공급구역내 도시가스 판매 정보 보유

• 기타 구역전기사업자 등은 별도 정보 보유

○ 에너지원별 평가시스템의 분리

- (전력) 전기연구원에서 개발하여 전력기반조성사업센터에서 운용하고

있으며, 주로 보급 프로그램의 경제성 분석위주 활용

• ‘02년 전력산업기반기금에 의한 수요관리가 시행되면서 객관적인

평가체제 도입 필요성 제기에 따라 전기연구원에서 개발 착수한 이

래, 그간 기능개선을 통해 경제성 분석 툴로 활용하고 있음

• 통합수요관리 관점 및 기금 활용에 따른 이해당사자 관점의 기능

개선이 필요할 것으로 판단됨 (전력산업기반기금은 전력회사에서

그 비용을 충당하는 것이 아니라, 전기요금에 부과하여 소비자가

부담하는 비용이므로 전력회사테스트의 비용항목에서 지원금은 제

외해야 함. 이 경우 전력회사테스트 결과는 무한에 가까운 매우 우

수한 결과로 바뀔 수 있음)

- (가스/열) 에너지기술연구원 개발하여 공단에서 운용하고 있으며, 프로

그램의 경제성 분석위주 활용

• ‘06년 에너지공급자 수요관리 투자사업의 효과 타당성 검증을 위해

에너지기술연구원에서 개발 착수함

• 경제성 평가를 위해서 가치테스트 방법론을 통해 에너지공급자 관

점의 편익분석을 도모하고 있음 (수요관리 관계 이해 주체별 경제

성 분석이 필요하고, 향후 사회적 비용 등을 감안한 경제성 분석기

법의 도입이 필요함)

- 134 -

○ 에너지원간 및 에너지공급정보와의 연계시스템 미구축

- 전력, 가스, 열, 석유사용에 대한 에너지 원간의 데이터 연계 및 에너지

공급과 수요측과의 상관관계에 대한 연계가 취약한 실정임

• 이에 에너지원별, 에너지부문별 통합하여 수요관리 시책 개발 및

효과분석을 위한 체계 수립이 필요

□ 향후 개선방향

○ 공급측 DB와 수요측 DB의 통합

- (공급측 DB) 에너지경제연구원 중심으로 구축

• 에너지공급자, 전력거래소 등이 보유하고 있는 공급측 DB를 에너지

경제연구원 중심으로 통합하여 국가에너지기본계획 수립 등에 활용

할 수 있는 체계 마련

- (수요측 DB) 에너지관리공단 중심으로 구축

• 각기 에너지공급자가 보유한 데이터를 에너지공급자 수요관리 투자

사업과 연계하여 에너지관리공단을 중심으로 구축하여 전체 에너지

에 대한 수요관리 기획·평가가 가능한 체제로의 전환 필요

• 에너지관리공단은 에너지이용합리화기본계획 수립의 주무기관으로

축적된 수요관리 DB를 활용하여 원별, 부문별 수요관리의 대책 수

립 및 결과 분석 가능

- 양측간 정보공유 시스템 구축하여 국가적 차원에서 활용도를 높임

• 국가에너지기본계획 및 에너지이용합리화기본계획 수립시 양측간의

DB정보를 연계하여 공급계획과 수요계획의 일치토록 함

○ 에너지원별 평가시스템의 단계적 통합

- (1단계) 협의의 통합수요관리 시스템 구축

• 기존의 에너지원별 평가시스템 고도화(사회적 편익, 정책우선순위

결정지원 등)

• 기존의 평가시스템의 운영기관은 전력은 전력기반조성사업센터에

서, 가스·열은 에너지관리공단에서 각각 운영하고 있음

• 이를 사회적 비용을 감안 효과분석 기능을 부가하고, 이를 통해 정

- 135 -

책우선순위를 결정가능토록 다양한 분석기능을 추가토록 함

- (2단계) 중의의 통합수요관리 시스템 구축

• 에너지원별 평가시스템의 통합화(전력, 가스, 열을 포함한 정책우선

순위 도출)

• 현재 분리된 수요관리 평가시스템을 통합화하고, 이를 통해 수요관

리 효과를 동일한 기준에서 평가될 수 있는 시스템의 도입이 필요

• 이는 에너지공급자 수요관리 투자사업에 ‘08년 8월 한전이 재지정

됨에 따라 그 추진여부는 가능할 것으로 판단됨

- (3단계) 광의의 통합수요관리 시스템 구축

: 공급 및 수요의 통합화(에너지 공급정책 지원, 에너지효율 정책지원,

에너지이용합리화 시책의 지원)

• 궁극적으로는 공급측 정보와 연계되어 에너지공급 정책개발 수립시

에너지 수요관리 정보가 충분히 감안될 수 있도록 함

• 또한 에너지공급 정보에 대하여 수요관리의 정책우선 순위의 결정

이 가능한 기능을 추가토록 함

• 부문별 수요관리 대책인 에너지이용합리화 시책 수립시 지원 가능

한 시스템으로의 확장이 필요

- 136 -

제 4 절 수요관리 대상사업자의 확대방안 및 추진방식 개선

1. 통합수요관리 추진체계 개념

□ 통합수요관리 대상사업자의 구분

○ 소유형태별 구분 : 공기업, 민간기업

- 공기업 : 기존 에너지공급자 수요관리 투자사업 대상인 한국전력공사,

한국가스공사, 한국지역난방공사

- 민간기업 : 도시가스사업자, 구역전기사업자, 석유사업자 등

○ 사업형태별 구분 : 도매사업자, 소매사업자

- 도매사업자 : 가스부문의 한국가스공사 등

- 소매사업자 : 가스부문의 도시가스사업자 등

○ 사업영역별 구분 : 전기사업, 가스사업, 열사업, 전기/열사업, 석유사업 등

- 전기사업자 : 한국전력공사

- 가스사업자 : 한국가스공사, 도시가스사업자

- 열사업 : 한국지역난방공사, 집단에너지사업자

- 전기/열사업 : 구역전기사업자

- 석유사업자 : SK. GS 등

[그림 4-6] 통합수요관리 개념도

- 137 -

2. 사업영역별 통합수요관리 대상 사업자 상세구분

□ (전기사업) 발전부문 분할 이후 민간기업인 구역전기사업자 참여

○ 발전사업 : 공기업(6개 발전자회사), 민간기업(POSCO, K-power 등)

○ 판매사업 : 공기업(한전)

○ 기타 : 구역전기사업(민간, 열+전기)

□ (열사업) 집단에너지사업법에 의한 지역난방공사 이외 민간기업 참여

○ 지역난방공사(열+전기), 민간기업(GS Power, 열+전기)

○ 기타 : 집단에너지사업(민간)

□ (가스사업) 1개 도매사업자 및 30여개 소매사업자

○ 도매가스사업자 : 한국가스공사(공기업)

○ 소매가스사업자 : 도시가스사업자(민간)

□ (석유사업) 4대 민간기업 위주 참여

○ 도매사업자 : 민간기업(SK, GS 등)

3. 통합수요관리의 단계적 접근법

□ 현행 : 한전, 가스공사, 지역난방공사

○ 한전은 전력산업기반기금을 활용한 전력수요관리 추진

○ 가스공사, 지역난방공사는 자체 자금을 이용한 에너지공급자 수요관리

추진 중

□ 제1단계 : 한전(기금), 가스공사(부하관리, 효율향상 분리), 지역난방공사(부하

관리, 효율향상 분리)

○ 수요관리 대상 사업자

- 전기 : 한전

- 가스 : 가스공사

- 138 -

- 열 : 지역난방공사

○ 재원 : 해당 사업자의 재원이나 기존 기금 활용

* 에너지공급자 수요관리 투자사업의 분리 추진

○ 가스공사 및 지역난방공사에 대한 진단(효율향상 가능 수준 도출)

- 에너지공급설비 그 자체에 대한 효율개선 가능량 진단

- 진단 이후 공급설비 고효율화 개선 추진

○ NA제도의 도입검토

- 궁극적으로 NA제도 도입 타당성 검토 이후 반영

○ 추진체계(기획, 평가, 사업시행 등)의 재구성 : 전력, 가스, 열

- 수요관리 기획·평가 및 사업시행의 분리

□ 제2단계 : 수요관리 대상 사업자의 확대 및 기금신설

○ 수요관리 대상 사업자

- 전기 : 구역전기사업자

- 열 : 민간 열사업자 및 집단에너지사업자

- 가스 : 도시가스 사업자

○ 재원 : 해당 사업자의 재원이나 신규기금 신설

○ 통합적 추진체계의 확립 및 ‘통합수요관리법’ 신설 필요

- 정책수립 : 지식경제부

- 기획 및 평가 : 수요관리 전문기관

- 사업시행 : 해당사업자, 위탁기관(수요관리전문기관, 제3자 등)

○ 수요관리 지역 : 해당사업자의 에너지서비스 대상 소비자

□ 제3단계 : 수요관리 대상 사업자의 전면적 확대 및 의무제 도입

○ 수요관리 대상 사업자

- 전기 : 모든 사업자(발전부문 향후 검토필요)

- 열 : 모든 사업자

- 가스 : 모든 사업자

- 정유 : 도매사업자

○ 재원 : 해당사업자의 재원이나 신규기금 신설

- 139 -

○ 일정규모의 사업자에 대하여 한정(재무구조)

○ 일정수준의 사업자에 대한 효율향상 의무제 도입

[그림 4-7] 통합수요관리의 단계적 확대방안

4. 통합수요관리를 위한 단계별 수요관리 사업정책 및 추진방식의 개선

□ 현행 : 에너지공급자 위주의 수요관리 추진방식

○ 정책평가 : 정부, 공단

○ 사업시행

- 전기 : 한전, 공단

- 가스 : 가스공사

- 열 : 지역난방공사

- 석유 : 없음

- 140 -

* ESCO는 별도 시장에서 작동

○ 제도수단 : 독립적 추진

○ 공급자별 개별 추진 및 수요관리전문기관 기능 미흡

□ 1단계 (‘10년)

○ 정책평가 : 정부, 공단

○ 사업시행

- 전기 : 한전

- 가스 : 가스공사

- 열 : 지역난방공사

- 석유 : 없음

* ESCO는 별도 시장에서 작동

○ 제도수단 : 공급자 수요관리 투자사업 관리기능 강화 및 EERS 입법추진

○ 중점사항 : 수요관리 전문기관의 기능 강화(통합수요관리 추진)

□ 2단계 (‘11년)

○ 정책평가 : 정부, 공단

○ 사업시행

- 전기 : ESCO

- 가스 : ESCO

- 열 : 집단에너지사업자, ESCO

- 석유 : SK, GS 등

○ 제도수단 : 공급자 수요관리 투자사업 관리기능 강화 및 EERS 시범사업

○ 중점사항 : 수요관리사업에 시장기능(ESCO) 접목

□ 3단계 (‘12년)

○ 정책평가 : 정부, 공단

○ 사업시행

- 전기 : ESCO

- 가스 : ESCO

- 141 -

- 열 : ESCO

- 석유 : ESCO

○ 제도수단 : 공급자 수요관리 투자사업 관리기능 강화 및 EERS 시범사업

○ 중점사항 : EERS 도입 및 수요관리 체제 정비 완료

[그림 4-8] 단계별 수요관리 사업정책 및 추진방식의 개선방안

- 142 -

제 5 절 통합수요관리 추진 로드맵

1. 통합수요관리 추진방향

□ 기본방향

○ 통합수요관리 법·제도 개선

○ 민간부문 대상자 확대

○ 수요관리 재원의 통합화

○ 통합수요관리 시스템 구축

○ 수요관리 추진 주체의 다변화

○ 통합수요관리 기획·평가기능 강화

□ 추진방향

○ 녹색성장기본법이나 에너지기본법에 통합수요관리 추진의 근거 마련

- 세부적인 통합수요관리 추진사항은 에너지이용합리화법을 강화하여

에너지공급자 수요관리 투자사업 활성화 도모

○ 수요관리 투자사업에 민간부문 대상자 확대

- 에너지소비자 접점에 위치한 민간기업까지 대상 확대(도시가스사업자 등)

- 이를 통해 향후 EERS 추진을 위한 기반 마련

○ 각종 수요관리 기금 및 재원의 통합화

- 전력산업기반기금 및 에너지공급자 투자사업의 재원을 통합화

- 필요한 경우 가스산업기금 조성하여 가스·열 수요관리 활성화

○ 통합수요관리를 위한 평가시스템 구축

- 현재 이원화되어 있는 수요관리 평가시스템 일원화 및 통합화

- 에너지공급 정보와 연계될 수 있는 방안 강구

○ 수요관리 산업발전을 위한 추진 주체의 다변화

- 에너지수요관리의 전반적인 산업발전을 위해 민간기능 적극 활용

(ESCO, 진단전문기업, 에너지컨설팅회사 등)

○ 통합수요관리 전담기관 지정 및 기획·평가 기능 강화

- 기존 수요관리 전문기관의 적극 활용

- 기획·평가와 실행기관의 분리를 통한 주체의 명확화

- 143 -

2. 통합수요관리를 위한 단계별 추진내용

□ 1단계 (‘10년)

○ (목표) 발전, 난방, 냉방에너지 통합화 기반조성

○ (법) 에너지공급자 수요관리 투자사업 강화

○ (대상) 기존 수요관리 투자사업 대상자 관리 강화

○ (수단) EERS 입법 추진

○ (재원) 기존 기금 및 투자사업비에서 부하관리와 효율향상 분리

○ (시스템) 기존 에너지원별 평가시스템 고도화

○ (중점사항) 수요관리 전문기관 기능 강화

□ 2단계 (‘11년)

○ (목표) 수요관리 추진체계의 통합화

○ (법) 에너지공급자 수요관리 투자사업 대상자 확대

○ (대상) 민간사업자 추가(집단에너지사업자, 도시가스사업자 등)

○ (수단) EERS 세부시행방안 수립

○ (재원) 신규 기금의 신설

○ (시스템) 에너지원별 통합수요관리시스템 개발 착수

○ (중점사항) 수요관리사업에 시장기능 접목

□ 3단계 (‘12년)

○ (목표) 수요관리 재원의 통합화

○ (법) 에너지공급자 수요관리 투자사업의 의무화 전환

○ (대상) 민간사업자 추가(석유사업자 등)

○ (수단) EERS 시범사업

○ (재원) 민간분담금 및 기금의 통합화

○ (시스템) 통합수요관리 평가시스템 개발

○ (중점사항) 통합수요관리 체제 완비

□ 4단계 (‘13년∼)

○ 통합수요관리 중점 추진

- 144 -

[그림 4-9] 통합수요관리 추진로드맵

3. 통합수요관리 추진 로드맵

□ 각 단계별로 7개 항목에 대하여 필요 조치사항 등을 언급함

- 145 -

제 5 장

통합수요관리 추진 효과분석

- 146 -

- 147 -

제 5 장 통합수요관리 추진 효과분석

제 1 절 개 요

□ 본 장에서는 통합수요관리(Integrated Demand Management) 정책입안 효과

를 정량적으로 시산․평가함, 사회적 효용 차원에서 에너지서비스(냉방, 난

방, 전력)실현을 위한 1차에너지이용의 합리성과 적정성을 사회적 비용에 근

거하여 평가하고, 통합수요관리를 통한 이용합리화 효과를 정량적으로 시산

○ 본 연구에서는 통합수요관리 정책 시행효과를 사회적 효용측면에서 정량

적으로 평가하는 것을 목적으로 하는 바, 관련 분석 지표(시스템, 가격,

비용, 편익 등)는 가능한 일반 지표와 단순 가정을 사용하였으며, 포괄적

인 통합수요관리 정책 효과를 평가하는 수준에서는 활용한 단순 가정에

큰 무리가 없을 것으로 판단됨

○ 본 연구에서는 냉방, 난방, 전력(심야) 서비스를 이용함에 있어서 소비자

가 선택할 수 있는 다양한 공급방식 간의 사회적 효용을 개별적으로 평

가하고, 에너지이용합리화 차원에서 공급방식을 전환함으로써 얻을 수

있는 사회적 효용을 시산함으로써 통합수요관리 정책효과를 평가함

○ 무엇보다 국내 에너지가격이 다양한 정책적 이유로 가격왜곡현상이 존재

하고 있어, 과연 에너지가 합리적으로 이용되고 있는지? 그리고 합리적

인 에너지이용을 위해 에너지서비스별 어떠한 의사결정이 필요한지? 에

대한 대안을 제시할 필요가 있으며, 이를 위해서는 우선 진정한 에너지

공급비용을 파악하는 것이 중요

□ 본 연구에서는 ‘냉방’, ‘난방’, ‘(심야)전력’ 부문의 진정한 에너지공급비용을

공급방식별 그리고 에너지가격별(본원적 연료가격, 현행 적용 가격) 분석을

시행함으로써 ‘공급방식의 합리적인 선택’을 유도하고 ‘공급방식전환의 사

회적 효용’을 정량적으로 평가, 또한 현행 에너지 가격정책이 에너지서비스

공급방식의 합리적 선택에 어떠한 영향을 미치고 있는지 정성적으로 평가

- 148 -

제 2 절 통합수요관리 평가방법론

1. 일반 평가기법

□ 수요관리사업의 평가기법으로는 1980년대 미국에서 개발된 “캘리포니아 표

준테스트(California Standard Practice Test)"가 광범위하게 사용되고 있으며

심사곡선(screening curve)법이나 가치평가(value test)기법 등이 일부 활용,

수요관리사업의 평가기법은 평가 목적, 평가 대상, 평가 절차, 평가 관점, 그

리고 데이터의 가용성 등 여러 제반여건을 감안하여 선택적으로 활용

○ 캘리포니아 표준테스트는 미국을 중심으로 수요관리 평가에 일반적으로

활용, 평가 관점에 따른 4개 테스트(PAC, RIM, TRC, P)로 구성

- 시행자비용테스트(PAC; Program Administration Cost Test)

- 수용가영향도테스트(RIM; Ratepayer Impact Measure)

- 총자원테스트(TRC; Total Resource Cost)

- 참여자테스트(P; Participant test)

Test 의미 편익 비용 비고

PAC시행자 관점 평가

()회피비용( )

관리비용( )

인센티브( )*

기기비용( )

≥

: 시행자 비용 없음

RIM비참여자 관점 평가

()회피비용( )

관리비용( )

인센티브( )

기기비용( )

요금감소( )

≥

: 비참여자 요금인상요인 없음

TRC참여자/비참여자 종합평가()

회피비용( )

관리비용( )

기기비용( )

기기비용( )

P참여자 관점 평가

( )

인센티브( )

요금감소( )기기비용( )

≥

: 참여유인

※시행자가 지급하는 경우만 유효, 공익기금 등을 통해 지급하는 경우는 인센티브를 비용요소에서 배제

<표 5-1> 캘리포니아 표준테스트

○ 캘리포니아 표준테스트의 총자원테스트(TRC)에 환경에 대한 사회적 비용

또는 정부의 세액공제 등 외부효과를 포함한 테스트로 Social Cost

Test(사회적비용테스트) 방법도 활용

○ TRC는 전체 수용가관점에서 최저비용의 에너지서비스를 제공하는지

를 평가, TRC가 非陰으로 높으면 총에너지 공급비용의 감소를 의미

- 149 -

2. 본 연구의 적용기법

□ 에너지서비스(냉방, 난방, 전력)를 공급하기 위한 공급비용을 1차에너지 기준

으로 에너지소요량을 산정하고, 해당 연료가격을 적용하여 공급방식별 공급

비용을 도출(가격구조에 의한 가격왜곡현상 분석)

○ 동일한 에너지서비스에 대한 공급방안별 공급비용을 ‘변환’, ‘수송’, ‘이용’

과정의 효율 및 손실을 반영하여 1차에너지 요구량에 기초하여 산정

○ 산정된 1차에너지 요구량에 연료가격대안(도입가격, 공급가격, 적용요금)

을 적용하여 단위 에너지 서비스요구에 대한 공급비용을 산정

[그림 5-1] 에너지서비스 공급 흐름도

○ 또한, 공급방안별 이산화탄소 배출량을 산정함으로써 CO2배출비용을 감

안한 종합적인 에너지서비스 공급비용을 산정

□ 에너지서비스 공급비용이 낮은 공급방안으로의 상호 전환을 통한 에너지이

용합리화를 실현함으로써 전환대안별 및 전환규모별 사회적 효용(캘리포니

아 표준테스트 중 TRC, Social Cost Test)을 분석하여 통합수요관리 정책

입안효과를 정량적으로 시산

○ 공급방안 전환효과로서의 회피비용(Avoided Cost)은 설비회피비용, 에너

지회피비용, 그리고 환경(CO2)회피비용을 고려

○ 또한, 연료가격수준에 따라 정책 효과의 편차가 크게 나타나므로 유가변

동 시나리오를 가정하여 이에 따른 정책효과를 분석

- 150 -

제 3 절 냉방부문 통합수요관리 효과분석

1. 보급현황 및 소비실태

가. 냉방전력수요 현황

□ 국내 전력수요의 최대 증가요인으로는 이상고온에 따른 냉방수요 증가로

분석, 최근 3개년(‘05~’07)간 이상고온(고온지속 및 열대야 일수 증가)으로

냉방전력이 크게 증가, ‘04년 이후 냉방전력수요는 최대전력수요의 약 20%

를 상회하는 수준

연도 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

최대전력 (MW) 45,773 47,385 51,264 54,631 58,994 62,285 62,794

냉방전력 (MW) 8,910 9,003 10,250 11,560 12,911 14,313 13,144

증가율 (%) 3.6 1.0 13.9 12.8 11.7 10.8 -8.2

최대전력대비비중(%)

19.5 19.0 20.0 21.2 21.9 23.0 20.9

※ 지식경제부, “제4차 전력수급기본계획”, 2008.12

<표 5-2> 냉방전력수요 현황

□ 전력수요는 ‘08년 62,794MW에서 ‘22년 81,805MW로 증가, 설비예비율은 ’11

년까지 6~10% 수준에서 ‘12년 이후는 12~24% 수준으로, 단기수급측면의 대

응이 필요, 냉방전력수요가 총 전력수요의 20% 수준을 유지한다면 ‘22년의

냉방전력수요는 16,361MW에 이를 것으로 전망

나. 천연가스 수요

□ 천연가스 수요는 ‘07년 26,524천톤에서 ’22년 33,397천톤으로 연평균 1.5% 증

가할 것으로 전망, 이중 도시가스 수요는 ‘07년 14,449천톤에서 ’22년 25,734

천톤으로 연평균 3.9% 증가, 산업용은 산업체 연료전환, LNG 화물차 보급

등으로 증가하나 가정용은 보급률 포화 등으로 인해 증가율이 둔화, 발전용

수요는 ‘07년 12,075천톤에서 ’22년 7,663천톤으로 연평균 3.0% 감소, ‘12년

이후 석탄, 원전 및 신재생에너지 비중 확대로 발전용 LNG 수요 크게 감소

- 151 -

연도도시가스용 발전용

합계가정용 일반용 산업용 소계 발전용 열병합 자가용 소계

2007(실적) 7,153 2,813 4,483 14,449 9,234 2,219 623 12,075 26,524

2008(잠정) 7,480 2,930 4,942 15,352 9,012 2,529 554 12,095 27,447

2012 8,354 3,589 6,226 18,169 10,873 3,524 627 15,025 33,194

2015 8,917 4,093 7,233 20,243 7,251 3,549 627 11,428 31,671

2020 9,950 5,067 9,171 24,188 3,563 3,555 627 7,745 31,933

2022 10,319 5,461 9,953 25,734 3,487 3,549 627 7,663 33,397

연평균증가율 2.5% 4.5% 5.5% 3.9% -6.3% 3.2% 0.05% -3.0% 1.5%

<표 5-3> 천연가스 수요전망 (단위: 천톤)

□ ‘08년부터 연차적으로 650만㎘시설용량을 증설하여 ’15년까지 총 1,166만㎘

저장용량을 확보, ‘17년부터 동해가스전을 저장시설로 전환하여 약370만㎘의

추가 저장용량 확보, 연간 수요량 대비 저장비율을 ‘07년 9.2%에서 ’22년

20% 수준으로 제고하여 공급안정성 확보

구 분 ‘07실적 `08～`10 `11～`12 `13～`15 `16～`20 `21～`22

LNG 탱크 건설 2.8(51.6)

19.6(71.2)

17.4(88.6)

28.0(116.6)

-(116.6)

-(116.6)

동해 가스전 - - - -37.0

(37.0)-

(37.0)

건설 계 2.8(51.6)

19.6(71.2)

17.4(88.6)

28.0(116.6)

37(153.6)

-(153.6)

<표 5-4> 천연가스 수요전망 (단위: 10만㎘) ※ ( ) : 누계

다. 냉방기기 보급현황

□ 냉방의 경우 전기와 가스를 이용한 설비가 보급되고 있으며, 보급비중은 전

기식과 가스식이 용량기준으로 93.5 : 6.5%이며, 대수기준으로는 전기식은

99.7%, 가스식은 0.3% 수준

방식 종류 용량(천RT) 비중

전기식에어컨류(창문형, 룸형, 시스템형) 17,555

93.5%냉동기류(터보, 스크류, 빙축열 등) 14,293

가스식흡수식 1,653

6.5%GHP 579

※출처 : 냉동공조공업협회, 전력거래소, 가스공사 자료종합

<표 5-5> 냉․난방기기별 보급현황 (‘03)

- 152 -

라. 지역냉방 현황

□ 지역냉방은 대규모 열생산시설에서 생산된 온수 또는 냉수를 수송관을 통해

일정구역에 일괄 공급해 냉방하는 방식으로 공급수의 온도에 따라 온수이용

형과 냉수직공급형으로 분류

○ 온수이용형은 수송관을 통해 공급된 온수가 건물에 설치된 흡수식냉동기

또는 제습냉방기를 거치면서 냉수 또는 냉기를 만들어 내는 방식

○ 냉수직공급형은 집단에너지시설 자체에서 열병합발전, 심야전력을 이용

한 빙축열 등으로 냉수를 생산해 각 건물에 공급하는 방식

□ 지역냉방은 전기 대체 냉방으로 하절기 최대전력수요 감소, LNG 수요패턴

에 기여, 하절기 열병합 발전소 이용효율 증대 편익, 냉매의 환경개선 효과

○ 다만, 현행 지역냉난방사업이 시스템 구성과 전기, 가스, 열의 분리공급,

불합리한 토지이용계획과 대규모의 시설구성과 시설의 원거리입지, 단조

로운 기능을 수행하는 시설 구성의 문제점으로 지적, 복잡한 냉방시설의

설치에 따른 시설비 상승, 유지관리의 애로, 투자비 증가, 냉방 선호도

차이 등으로 인해 공급자와 건설사 모두 선호하지 못하고 있는 실정

□ 2007년말 기준으로 지역냉방은 전국 455개소에 270여개 건물에 중온수 및

냉수를 공급중이며, 전체의 59%를 한국지역난방공사가 공급, ‘08.10월 현재

시설용량은 약 103천RT로 타 냉방방식에 비해 미미한 실정

마. 공급방식별 냉방수요 비중

□ 공급방식별 비중(‘07년말 기준)을 보면, 전기냉방이 88%(1,468만kW), 가스냉

방이 8.5%(313만RT), 빙축열 2.8%(71만kW), 그리고 지역냉방이 0.7%(23만

RT)를 차지, 전기냉방(에어컨, 터보냉동) 및 빙축열 등 전기에 의한 수요가

전체 냉방부하의 약 91%를 담당

○ 냉방부하는 피크억제량으로 환산할 경우 총 1,666만kW 규모에 해당

○ 국내 전기냉방부하는 가정용이 25%, 상업용은 66%, 산업용이 9%로 상업

용이 대부분을 차지, 상업용은 가스흡수식 냉방기와 냉방수요를 분담, 가

정용은 대부분 전기냉방에 의존

- 153 -

공급방식 보급량 냉방부하(만kw) 점유율(%) 비고(전력설비화)

전기냉방 1,468만kw 1,468 88.1 설비용량(kW)

가스냉방 313만RT 141* 8.5 0.45 kW/RT

빙 축 열 71만kw 46* 2.8 설비용량×64.8%

지역냉방 23만RT 11* 0.7 0.478 kW/RT

합 계 1,539만kw(전기+빙축)

1,666 100 -

출처 : 한국지역난방공사, 지역냉방의 국가적 효용성, ‘08.9, * : 피크억제량

<표 5-6> 공급방식별 냉방수요(‘07년말 기준)

바. 공급방식별 정책지원

□ 지역냉방은 정책적 요금할인 및 보조금 지원제도 미비로 여타 냉방방식에

비해 경제성 측면에서 불리한 조건

지원제도 가스 냉방 축냉식 냉방 지역

냉방

요금제도

․ 가스냉방요금 : 413.66원/㎥

- 주택난방용 가스요금의 약 50%수준

․심야요금 : 37.90원/kW

- 일반용 전기요금의 약 1/4 수준* 심야전력요금 : 밤11시～아침9시

-

설치지원금

․냉방용량 5RT이하 : 250만원/대․냉방용량 5～30RT : 50만원/대․냉방용량 30RT초과 : 1만원/RT

․감소전력기준 : 상한액 없음- 200kW : 48만원/kW

- 201～400kW : 42만원/kW

- 400kW 초과 : 35만원/kW

-

설계장려금

․설계용량기준 : 1만원/RT

(최대 1,000만원 한도)

․ 축냉설비 설치고객에게 지급한지원금의 5%

- 단, 20kW미만의 소형축냉설비는 제외

-

<표 5-7> 공급방식별 지원정책

- 154 -

2. 분석방법 및 절차

가. 분석방법

□ 냉방에너지 서비스를 공급하기 위한 1차에너지 공급량을 에너지변환 효율

과 손실을 감안하여 산정하고, 이에 에너지가격(도입가격, 공급가격, 적용요

금 시나리오)을 적용하여 공급비용을 분석

[그림 5-2] 냉방 에너지 흐름도

□ 냉방공급방식은 전기냉방, 가스냉방, 지역냉방을 중심으로 평가하며 적용 기

술별로 세분화하여 총 5개 기술별 냉방서비스 공급비용을 분석

○ 전기냉방은 '시스템 에어컨' 및 '빙축열' 방식, 가스냉방은 '흡수식' 및

'GHP', 지역냉방은 '흡수식'을 분석대상 기술로 선정

□ 동일한 냉방서비스를 공급하기 위한 공급방식별 공급비용을 규모별 (중규모

30RT, 대규모 300RT)로 산정하고, 규모별 냉방방식의 전환을 통해 에너지이

용합리화(통합수요관리)를 실현함으로써 발행하는 사회적 효용을 산정

□ 냉방방식간의 상호대체 효과를 에너지원별 수요공급 특성을 기초로 대체 편

- 155 -

익을 파악(전력 : 하고동저, 가스 : 동고하저, 지역냉방 : 동고하저(연료측면))

구 분 가 스 전 력 지역냉방

수급특성 冬高夏底 夏高冬低2) 冬高夏底3)

냉방수요

계절별 수요격차(TDR1))완화

공급예비율 및부하율 악화

열 생산시설이용효율 제고

저장설비비용 절감 설비이용효율성저하 미활용에너지활용

공급비용하락 공급비용상승 공급비용하락

<부하창출> <부하삭감> <부하창출>

상호보완성 가스냉방수요전기냉방수요☜ (대체) ☞

냉방열수요

(가스냉방수요)

대체효과

╚ (대체) ╝ ╚ (대체) ╝

설비건설회피1차에너지 소비절감

CO2 배출저감에너지공급비용하락

설비건설회피1차에너지 소비절감

CO2 배출저감에너지공급비용하락

1) TDR(Turn Down Ratio) : 동․하계 수요격차, 2.86(’01)→2.63(’03)→2.66(’04)→3.02(’05)

2) 최근 서비스부문을 중심으로 난방용 전기제품 사용이 급증함에 따라 冬季 최대전력이 夏季 최대전력에 육박하는 Dual Peak 현상이 뚜렷해지고 있음

3) 지역냉난방시설의 열수요 패턴

<표 5-8> 냉방수요에 대한 에너지원간 상호보완성

나. 분석 전제

1) 기술 지표

○ 냉방방식별 에너지전환과정을 통합한 종합 COP를 고려

구 분1차

에너지전환

최종이용

COP

공급단 이용단 종합

전기냉방 LNG/중유 전력 냉풍 41.01%* 3.0～4.5 1.23～1.85

가스냉방 LNG - 냉풍 - 1.0 1.00

지역냉방 LNG 온수 냉수 80.8% 0.84 0.68

※ 송전단 발전효율(LNG : 45.47%, 중유 : 35.16%, 소내소비감안), 공급비중(LNG:75%, 중유:25%)

을 감안한 평균 공급단 효율(41.01%)

※ 송전손실(4.39%), COP는 참고값(기기별상이)

<표 5-9> 냉방방식별 COP 비교

- 156 -

○ 냉방기술별 상세 기술의 개별 COP와 기술수명 고려

구 분 기술 세부COP

수명공급단 이용단 종합

전기시스템 30RT급

43.47%2.79 1.21 10년

빙축열 300RT급 2.79 1.21 20년

가스흡수식 300RT급 - 1.0 1.00 15년

GHP 30RT급 - 1.0 1.00 8년

지역 흡수식 80.8% 0.84 0.68 20년

<표 5-10> 냉방기술별 COP 및 수명 비교

2) 회피비용의 산정 기준 및 평가

(1) 개요

□ 통합수요관리의 관점에서 각 대안들의 사회적비용을 비교하기 위해서는 회

피비용의 산정 및 반영이 필요하며, 이러한 회피비용은 일부 대안에서는 편

익(즉, 음수의 비용)으로 반영되며 일부의 경우는 반영되지 않음

○ 가스냉방 등과 같이 전력의 대체재를 사용할 경우, 전력산업에 편익을

줄 수 있으므로 전력산업의 회피비용이 해당 대안의 편익으로 반영되어

야 함. 하지만 시스템 에어컨 등과 같이 전력산업에 직접적인 영향을 주

는 에너지 소비 대안의 경우는 전력산업의 회피비용이 적용되지 않음

○ 심야전력을 이용한 전기난방은 가스의 대체재이므로 가스산업에 일부 편

익을 가져올 수 있음(예: 저장탱크 건설 및 파이프라인 건설의 지연). 하

지만 가스산업의 회피비용에 대한 자료의 획득 어려움과 전력산업과 같

이 깊이 있는 데이터 제공 등이 이루어지지 않으며, 그 편익이 전력산업

과 같이 명확하지 않으므로 본 연구에서는 고려하지 않음

□ 전력부문의 회피비용 성분의 구성

○ 회피설비비용 : 기본적으로 발전설비 회피비용과 송변전·배전설비 회피비

용으로 구성되지만 특정 에너지 공급대안이 송배전망의 지연에 영향을

미치는 부분은 그 정량적 평가가 큰 의미가 없을 수 있으므로 발전설비

회피비용만을 고려함

- 157 -

- 회피설비비용을 결정하기 위한 한계발전기는 ‘LNG 복합설비’로 설정

함. 투자측면에서 ‘LNG 복합설비’가 한계발전설비로 투자가 되고 있음

○ 회피에너지비용 : 특정 에너지 소비 대안의 경우, 전력산업의 회피에너지

비용을 발생할 수 있음. 만약, 전력시스템의 한계연료를 LNG라고 가정

할 경우, 에너지 생성 방식별로 송배전손실만이 해당됨

- 전기에어컨과 흡수식 냉방의 경우 공히 LNG 연료를 사용할 경우 흡수

식의 경우 전기에어컨 대비 송배전손실만큼 적게 LNG 연료를 사용함

- 전력시스템의 경우, LNG 연료가 상당히 많은 부분을 한계발전기로 운

전되고 있음(아래의 자료 참조). 2007년의 경우, 연중 71%의 시간대에

서 LNG가 한계발전기로 운전하였으며, 중유발전기는 19% 수준, 석탄

발전기는 4%, 국내탄발전기는 6% 수준이었으므로 LNG를 한계발전기

로 설정하는 데에 논리적인 무리는 없음

[그림 5-3] 전력시스템의 연도별 한계발전기 추이변화

(2) 발전설비 회피비용의 결정

□ 발전설비 회피비용을 결정하기 위한 한계발전기는 LNG 복합화력을 기준으

로 하며, 이에 대한 입력자료는 2008년 12월에 수립된 제4차 전력수급기본

계획에서 사용된 수준을 기준으로 함

□ 발전설비 회피비용에서 적용되는 항목은 LNG 복합화력의 건설비, 고정운전

유지비를 포함함. 또한, 해당 설비의 수명연수는 30년, 할인율은 7.5%를 기

- 158 -

준으로 하며(즉, 고정비회수비율은 연간 8.467%), 건설중이자는 표준 발전기

의 건설공기를 고려함

□ 발전설비회피비용 산정 입력자료 및 산정 결과

○ LNG 복합화력 500MW급 건설비 단가 : 741,000[원/kW]

○ 고정비회수비용(CRF) 수준의 결정 (수명 : 30년, 할인율 : 7.5%) : 8.467%

○ LNG 복합화력 500MW급 고정운전유지비, 비율 : 3,160[원/kW-월], 5.117%

○ LNG 복합화력 500MW급 소내소비율 : 1.1%

○ LNG 복합화력 500MW급 회피비용 (소내소비 고려) : 106,986[원/kW-년]

(3) 회피에너지비용 산정을 위한 주요 입력자료1)

□ 송배전손실 기준

○ 2000년∼2007년 연도별 송배전 손실률의 평균값 적용

- 2000년(4.71%), 2001년(4.50%), 2002년(4.48%), 2003년(4.43%),

- 2004년(4.46%), 2005년(4.51%), 2006년(4.02%), 2007년(3.99%)

○ 적용 수준 : 4.39%

□ 발전 효율 기준

○ LNG 복합화력 발전기

- LNG 복합화력의 효율은 기존설비와 신규설비 사이의 차이가 매우 큼.

- 본 연구에서는 최근의 기술개발 등을 반영하기 위하여 LNG 복합화력

효율을 2007년 설비의 평균치를 적용함

- 적용지표 : 45.47% (소내소비가 감안된 송전단 기준 값임)

○ 중유기력 발전기

- 중유기력의 효율은 기존 설비의 값을 이용(신규 설비가 없기 때문)

- 본 연구에서는 2007년 설비의 평균치를 적용함. 해당 발전설비는 영남

화력#1,2, 울산화력 #1,2,3,4,5,6, 여수화력#1,2, 평택화력 #1,2,3,4, 남제

주 #3,4, 제주화력 #1,2,3을 대상으로 함

- 적용지표 : 35.16% (소내소비가 감안된 송전단 기준 값임)

1) 한국전력공사, 한국전력통계, 2008.5.

- 159 -

□ 연료단가 기준

○ 발전용 LNG 가격 조사 (2006년∼2008년)

- 발전용 LNG 가격은 도시가스의 LNG 가격과 차이가 있으며 보조 정

책이 적용되고 있음

- 2006년의 평균 유가는 두바이유를 기준으로 61$/bbl, 2007년 68$/bbl,

2008년 94$/bbl 수준이었음. 본 연구에서는 2007년을 기준으로 함

- 또한, 발전용 LNG 가격은 월별로 차이가 있지만, 본 연구에서는 연평

균 수준을 적용함. 즉, 44.630[천원/Gcal]가 본 연구의 기준이 됨

○ 발전용 중유가격 조사 (2006년∼2008년)

- 발전용 중유가격은 BC유(고유황, 저유황 포함)를 기본적으로 고려함.

- 2006년의 평균 유가는 두바이유를 기준으로 61$/bbl, 2007년 68$/bbl,

2008년 94$/bbl 수준이었음. 본 연구에서는 2007년을 기준으로 함

- 또한, 발전용 중유가격은 월별 및 설비별로 차이가 있지만, 본 연구에

서는 2007년의 연평균 수준*을 적용, 즉, 38.553[천원/Gcal]가 본 연구

의 기준이 됨

* 대상설비는 영남화력#1,2, 울산화력 #1,2,3,4,5,6, 여수화력#1,2, 평택화력 #1,2,3,4, 남제

주 #3,4, 제주화력 #1,2,3 등 19기 발전기의 평균값

발전용 LNG 발전용 중유

년도2006년 2007년 2008년 2006년 2007년 2008년

월1월 44.214 47.434 48.998 36.898 32.518 51.359

2월 43.059 45.547 54.242 35.861 32.480 52.201

3월 42.831 47.227 53.551 37.344 32.596 53.128

4월 42.247 43.550 55.469 38.344 35.161 53.005

5월 43.361 42.813 55.098 38.966 35.551 56.717

6월 39.199 42.618 62.073 39.893 38.322 60.575

7월 42.025 40.970 65.317 39.865 38.755 66.395

8월 43.581 41.837 66.862 39.402 40.252 70.727

9월 45.618 43.496 71.093 39.935 42.521 83.695

10월 47.697 44.371 73.598 38.872 43.253 80.375

11월 49.307 47.333 83.311 35.983 44.137 80.141

12월 49.177 48.341 88.299 34.192 47.086 76.488

년평균 44.360 44.630 64.830 37.963 38.553 65.401

<표 5-11> 연도별 발전용 LNG 및 중유 가격의 조사 (천원/Gcal)

- 160 -

(4) CO2 발생량 및 비용의 결정

□ 제4차 전력수급기본계획에서 적용된 수준을 기준 값으로 함.

○ 2009년 4월 현재 10€/톤과 국기본의 20€/톤의 평균인 15€/톤(환율은

1,300원/€) 적용

○ 전력을 생산하는 데 발생하는 이산화탄소는 연도별 전력생산을 위한 연

료구성비를 감안, ‘07년도의 기준값인 0.463[tCO2/MWh]를 적용

[단위: 소비량(천toe), 발전량(GWh), 배출량(천t)]

전원구분 2007 2006 2005 2004 2003 2002

유연탄

소비량 32,848 29,492 28,302 26,840 25,229 24,699

발전량 149,623 134,637 129,102 122,760 114,971 112,991

배출량 131,885 118,409 113,633 107,763 101,296 99,165

무연탄

소비량 1,087 1,069 1,092 1,131 1,331 1,261

발전량 6,062 5,709 5,790 5,787 6,960 6,675

배출량 4,386 4,313 4,405 4,560 5,367 5,084

중유

소비량 3,888 3,596 3,901 4,037 4,335 4,501

발전량 15,703 14,307 15,529 16,084 16,664 17,493

배출량 12,475 11,537 12,515 12,951 13,909 14,440

경유

소비량 107 139 105 125 577 250

발전량 578 677 575 407 370 353

배출량 328 427 322 384 1,771 768

LNG

소비량 14,114 12,316 11,122 10,697 7,802 7,792

발전량 78,433 68,396 58,243 56,185 42,049 40,108

배출량 32,966 28,767 25,976 24,985 18,222 18,199

원자력소비량 30,731 37,187 36,695 32,679 32,418 29,776

발전량 142,937 148,749 146,779 130,715 129,672 119,103

소계

소비량(천toe) 82,776 83,800 81,216 75,508 71,692 68,278

발전량(GWh)

393,336 372,475 356,018 331,938 310,686 296,722

배출량(천t)

182,039 163,453 156,851 150,643 140,565 137,656

원단위(t/MWh) 0.463 0.439 0.441 0.454 0.452 0.464

(tC/MWh) 0.126 0.120 0.120 0.124 0.123 0.127

※연료별 탄소배출계수(tC/toe) : 유연탄(1.059), 무연탄(1.1), 중유(0.875), 경유(0.837), LNG(0.637), 원자력(0)

※TCO2/TC분자량비율 (44/12)적용, 석유환산계수(원자력, '06년까지(2500kcal/kWh), '07년(2150kcal/kWh)

※1 TOE=10Gcal, 본 통계에서 집단에너지, 대체에너지, 상용자가발전은 제외함.

<표 5-12> 전력부문 연료별 이산화탄소 배출량 추이

- 161 -

3. 시나리오 분석

가. 시나리오 구성

○ 공급방식별 동일 냉방 서비스를 공급하기 위한 1차에너지 소요량을 산정

하고, 해당 연료에 적용되는 가격시나리오에 따른 공급방식별 공급비용

을 분석

○ 전기냉방과 가스냉방의 경우, 사용하는 연료에 대한 개별적인 가격보조

정책이 시행되고 있음과 동시에 최종에너지에 있어서도 용도별 또는 업

종별 교차보조가 시행되고 있어 개별 냉방방식별 근원적인 에너지공급비

용을 비교 분석할 수 없는 상황이므로 본 연구에서는 4가지 에너지가격

시나리오를 구성하여 냉방공급 방식별 공급비용을 분석

대안

1차에너지 가격보조

최종에너지 가격보조

의미전력부문

가스부문

전기요금

가스요금

기준안 X X X X 본원적 에너지가격

대안1 X X 있음 X 전기요금 교차보조 시행

대안2 발전용 - X 냉방용 연료부문 교차보조 시행

대안3 발전용 - 있음 냉방용 현행 에너지가격 구조

※가스부문의 최종소비자 교차보조 없음 따라서 최종에너지의 가스요금의 (냉방용)은 1차에너지의 가격임.

<표 5-13> 냉방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오

- 기준안은 본원적인 에너지가격을 상정한 것으로 모든 에너지원에 가격

보조정책이 시행되지 않는 상황을 상정, 대안1은 연료가격은 보조가격이

반영되지 않고 최종 전기에너지를 소비하는 단계에서의 교차보조만을

고려, 대안2는 발전용과 냉방용의 연료부문 가격보조정책이 시행되는 상

황을 모의, 대안3은 발전용과 냉방용의 연료부문 가격보조정책과 전기요

금의 교차보조가 존재하는 상황을 상정

- 기준안은 에너지가격의 왜곡이 전혀 없는 상태에서의 냉방방식별 공급

비용을 그리고 대안3은 현행 에너지가격구조의 왜곡상황에서의 공급비

용을 시산함으로써 기준안과 대안3의 비교를 통해 냉방에너지서비스 공

급에 대한 본원적인 공급비용과 현행 가격체계하에서의 공급비용을 비

교 분석함

- 162 -

나. 1차에너지 소비량 산정

(1) 30RT급 중규모 냉방수요(냉방부하 : 90.72Gcal/년)

○ 중규모 냉방수요에 대한 냉방방식은 ‘시스템에어컨’과 ‘GHP' 방식이 경

쟁관계에 있으며, 동일한 냉방수요에 대해 시스템에어컨의 종합COP가

1.13으로 GHP에 비해 높아 시스템에어컨의 1차에너지 요구량(80.28Gcal)

에 비해 GHP의 1차에너지요구량(90.72Gcal)이 높음, 또한, GHP 설비구

동용 전력 11.98Gcal을 감안할 경우 GHP는 102.70Gcal의 1차에너지가

요구되어 전기냉방방식이 GHP에 비해 유리

방식종합COP

소요전력

(kWh)

1차에너지 소비량(Gcal/년)

LNG 중유 소계 비교

전기시스템

에어컨1.13 37,809 56.10 24.18 80.28 100%

가스 GHP 1.00- 90.72 - 90.72 113%

(5,640) (8.37) (3.61) (11.98)

※ 전기방식의 종합 COP = 전기냉방설비COP(2.79) x 전력변환효율(LNG:45.47%, 중유: 35.16%) x (1- 송

배전손실(4.39%)), 전력공급비중(LNG:75%, 중유:25%)

※ ( - )는 GHP설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%),

<표 5-14> 30RT급 냉방서비스 공급을 위한 1차 에너지 소비량

(2) 300RT급 대용량 냉방수요(냉방부하 : 599.73Gcal/년)

○ 대규모 냉방수요에 대한 냉방방식은 ‘빙축열’과 ‘흡수식냉온수기' 방식이

경쟁관계에 있음

방식종합COP

소요전력 (kWh) 1차에너지 소비량(Gcal)

심야 주간 LNG 중유 소계

전기 빙축열 1.03 124,975 124,975 185.42 399.65 585.07

가스흡수식

냉온수기1.00

- 599.73 599.73

(45,752) (67.88) (29.26) (97.14)

※ ( - )는 흡수식냉온수기를 운전하기 위해 소요되는 전력을 생산하기 위한 1차 에너지임

※ 전력공급비중은 심야(LNG : 0%, 중유 : 100%), 주간(LNG :75%, 중유 : 25%) 적용, 기타 조건

은 30RT급 중규모 냉방수요 조건과 동일.

<표 5-15> 300RT급 냉방서비스 공급을 위한 1차 에너지 소비량

○ 동일한 냉방수요에 대해 빙축열은 585.07Gcal의 1차에너지(LNG와 중유

- 163 -

에 의한 전력생산 연료)를 소비, 가스 흡수식냉온수기는 599.73Gcal에

추가로 전력설비구동용 전력으로 97.14Gcal가 소요되어 최종 696.87Gcal

가 소요됨

다. 연료비용 분석

(1) 30RT급 중규모

○ 연료가격 시나리오별 연료비용 입력지표

연료가격 대안

1차에너지 가격(원/Gcal)

최종에너지가격

발전용 냉방용 전기요금(원/kWh)

가스요금(원/N㎥)LNG1) 중유2) LNG3)

기준안 50,203 48,899 50,203 112.604) 529.64

대안1 50,203 48,899 50,203 97.685) 529.64

대안2 44,630 38,553 31,173 98.376) 328.88

대안3 44,630 38,553 31,173 97.685) 328.88

※ 모든 에너지가격지표는 2007년 가격(유가 : 68$/bbl)을 기준으로 함

1) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

발전용 LNG공급가격은 ’07년 평균가격임

2) 중유가격은 B-C유 소비자가격(‘07년, 484.1원/리터)적용, (에너지통계연보 2008년), 발열량

(9,900kcal/리터)

발전용 중유공급가격은 ‘07년 평균가격(국내 19개 발전소 평균값)

3) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

냉방용 LNG 공급가격은 328.88원/N㎥, 발열량(10,550kcal/N㎥) 적용

4) 전기요금단가는 112.60원/kWh (냉방전력 발전원가(101.11원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

냉방전력 발전원가원

전력생산량

냉방수요

×송배전손실

×발전효율

×연료단가천원×공급비중

∀ 중유송배전손실발전효율 중유

송전비용 원송전요금원년전기냉방수요량년 원

여기서송전요금기본요금단가×전기냉방용량평균사용요금단가×전기냉방수요량 원년

전기냉방용량전기냉방수요량년연간냉방시간년

평균사용요금단가수도권과비수도권의평균값원적용 기본요금단가 원년

5) 한국전력통계(2007년 실적) 기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용

6) 전기요금단가는 98.37원/kWh (냉방전력 발전원가(86.88원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

<표 5-16> 30RT급 냉방서비스 시나리오별 연료비용

○ 연료가격 시나리오에 따른 냉방방식별 연료비용

- 기준안(본원적 에너지가격체계)의 냉방서비스 공급비용은 가스냉방이 연

간 522[만원/30RT], 전기냉방이 약 443[만원/30RT]이 소요되어, 전기냉

방의 연료비용이 RT당 약 26천원 저렴

- 164 -

냉방방식냉방수요

(Gcal)

1차에너지소요량

연료가격(천원/Gcal) 연료비용

LNG(Gcal)

중유(Gcal) LNG 중유 천원/30RT 천원/RT

전기냉방(시스템에어컨)

90.72

56.10 24.18 50.203 48.899 4,433 147.77

가스냉방(GHP)

90.72 - 50.203 -5,216 173.86

(8.37) (3.61) 50.203 48.899

※ ( - )는 GHP 설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%)

<표 5-17> 30RT급 냉방서비스(기준안) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal)

- 대안 1(전기요금 교차보조 시행)의 냉방서비스 공급비용은 최종에너지가

교차보조가격(일반용 전기요금, 97.68원/kWh)이 적용되어, 전기냉방은

연간 369[만원/30RT], 가스냉방은 연간 510[만원/30RT]이 소요, 전기냉

방의 연료비용이 가스냉방에 비해 RT당 약 47천원 저렴

냉방방식냉방수요

(Gcal)

1차에너지소요량

최종에너지가격(천원/Gcal)

연료비용

LNG(Gcal)

전기1)

(원/kWh)LNG

(원/Gcal)천원/30RT 천원/RT

전기냉방(시스템에어컨)

32.52=37,809kWh

- 97.68 - 3,693 123.11

가스냉방(GHP)

90.7290.72

(5,640kWh)97.68 50.203 5,105 170.18

※ 전기냉방수요(Gcal)=냉방수요(90.72Gcal)/전기냉방설비COP(2.79)

전기냉방수요(kWh)=전기냉방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용2) GHP의 전력소비량은 5,640kWh임

<표 5-18> 30RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal)

- 대안 2(연료부문 교차보조 시행)의 냉방서비스 공급비용은 가스냉방용

연료보조가격정책에 의해 가스냉방은 연간 340[만원/30RT]이 소요되는

반면, 전기냉방의 공급비용은 연간 387[만원/30RT]이 소요됨으로써, 가

스냉방이 냉방용 연료요금정책으로 RT당 약 16천원 저렴

냉방방식냉방수요

(Gcal)

1차에너지소요량

연료가격(천원/Gcal)

연료비용

LNG(Gcal)

중유(Gcal)

LNG 중유 천원/30RT 천원/RT

전기냉방(시스템에어컨)

90.72

56.10 24.18 44,630 38,553 3,870 129.01

가스냉방(GHP)

90.72 - 31,173 -3,405 113.51

(8.37) (3.61) 44,630 38,553※ ( - )는 GHP 설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%)

<표 5-19> 30RT급 냉방서비스(대안2) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal)

- 165 -

- 대안 3(현행 에너지가격체계)은 현행 에너지가격구조의 왜곡에서의 공급

비용으로 전기냉방의 연간 공급비용은 369[만원/30RT]이고, 가스냉방은

338[만원/30RT]이 소요되어 가스냉방이 RT당 약 11천원 저렴

냉방방식냉방수요

(Gcal)

1차에너지소요량

최종에너지가격(천원/Gcal)

연료비용

LNG(Gcal)

전기1)

(원/kWh)LNG

(원/Gcal)천원/30RT 천원/RT

전기냉방(시스템에어컨)

32.52=37,809kWh

- 97.68 - 3,693 123.11

가스냉방(GHP)

90.7290.72

(5,640kWh)97.68 31,173 3,379 112.63

※ 전기냉방수요(Gcal)=냉방수요(90.72Gcal)/전기냉방설비COP(2.79)

※ 전기냉방수요(kWh)=전기냉방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용2) GHP의 전력소비량은 5,640kWh임

<표 5-20> 30RT급 냉방서비스(대안3) 연료비용(냉방수요 : 90.72Gcal)

(2) 300RT급 대용량

○ 연료가격 시나리오별 연료비용 입력지표

연료가격 대안

1차에너지 가격 (원/Gcal) 최종에너지가격

발전용 냉방용 전기요금(원/kWh)

가스요금(원/N㎥)LNG1) 중유2) LNG3)

기준안 50,203 48,899 50,203 121.854) 529.64

대안1 50,203 48,899 50,203심야5) 주간5)

529.6497.68 37.9

대안2 44,630 38,553 31,173 102.086) 328.88

대안3 44,630 38,553 31,173심야 주간

328.8897.68 37.9

※ 모든 에너지가격지표는 2007년 가격(유가 : 68$/bbl)을 기준으로 함1) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

발전용 LNG공급가격은 ’07년 평균가격임2) 중유가격은 B-C유 소비자가격(‘07년, 484.1원/리터)적용, (에너지통계연보 2008년), 발열량

(9,900kcal/리터)

발전용 중유공급가격은 ‘07년 평균가격(국내 19개 발전소 평균값)

3) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

냉방용 LNG 공급가격은 328.88원/N㎥, 발열량(10,550kcal/N㎥) 적용4) 전기요금단가는 121.85원/kWh (냉방전력 발전원가(110.36원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

냉방전력 발전원가 원

전력생산량

냉방수요

×송배전손실

×발전효율

×연료단가 천원×공급비중

∀ 중유∀심야 주간 송배전손실발전효율 중유

송전비용 원송전요금원년전기냉방수요량년 원

여기서송전요금기본요금단가×전기냉방용량평균사용요금단가×전기냉방수요량 원년

전기냉방용량전기냉방수요량년연간냉방시간년

평균사용요금단가수도권과비수도권의평균값원적용 기본요금단가 원년

5) 한국전력통계(2007년), 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh와 심야전기요금 37.9원/kWh 적용6) 전기요금단가는 102.08원/kWh (냉방전력 발전원가(90.59원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

<표 5-21> 300RT급 냉방서비스 시나리오별 연료비용

- 166 -

○ 연료가격 시나리오에 따른 냉방방식별 연료비용

- 기준안(본원적 에너지가격체계)의 냉방서비스 공급비용은 가스냉방이 연

간 약 3,547[만원/300RT], 전기냉방이 약 3,172[만원/300RT]이 소요되어,

전기냉방의 연료비용이 RT당 약 13천원 저렴

냉방방식

1차에너지소요량

연료가격(원/Gcal) 연료비용

LNG(Gcal)

중유(Gcal) LNG 중유 천원/

300RT 천원/RT

전기냉방(빙축열)

심야 주간 심야 주간50,203 48,899 31,723 105.74

- 185.42 319.72 79.93

가스냉방(흡수식냉온수기)

599.73 - 50,203 -

35,473 118.24(67.88) (29.26) 50,203 48,899

※ ( - )는 주간 흡수식 냉온수기 설비운용을 위한 전력으로 전력공급비중은 심야(중유 100%), 주간(LNG 75%, 중유 25%) 적용

<표 5-22> 300RT급 냉방서비스(기준안) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal)

- 대안 1(전기요금 교차보조 시행)의 냉방서비스 공급비용은 최종에너지가

교차보조가격(심야: 심야 전기요금, 37.9원/kWh; 주간: 일반용 전기요금,

97.68원/kWh)이 적용되어, 전기냉방은 연간 약 1,694[만원/300RT], 가스

냉방은 연간 약 3,458[만원/300RT]이 소요, 전기냉방의 연료비용이 가스

냉방에 비해 RT당 약 59천원 저렴

냉방방식

1차에너지소요량 최종에너지가격 연료비용

LNG(Gcal)

전기1)(원/kWh)

LNG(원/Gcal)

천원/300RT

천원/RT

전기냉방(빙축열)

-심야 주간

- 16,944 56.4837.9 97.68

가스냉방(흡수식

냉온수기)

599.73(45,752kWh)

97.68 50,203 34,577 115.26

※ 전기냉방수요(Gcal)=냉방수요(599.73Gcal)/전기냉방설비COP(2.79)=214.96(Gcal)

※ 전기냉방수요(kWh)=전기냉방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)=249,950(kWh)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh, 심야 전기요금단가 37.9원/kWh 적용

2) 흡수식 냉온수기의 전력소비량은 45,752kWh임

<표 5-23> 300RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal)

- 대안 2(연료부문 교차보조 시행)의 냉방서비스 공급비용은 가스냉방용

연료보조가격정책에 의해 가스냉방은 연간 약 2,338[만원/300RT]이 소요

- 167 -

되는 반면, 전기냉방의 공급비용은 연간 약 2,656[만원/300RT]이 소요됨

으로써, 가스냉방이 냉방용 연료요금정책으로 RT당 약 11천원 저렴

냉방방식

1차에너지소요량

연료가격(원/Gcal)

연료비용

LNG(Gcal)

중유(Gcal)

LNG 중유 천원/300RT

천원/RT

전기냉방(빙축열)

심야 주간 심야 주간44,630 38,553 26,555 88.52

- 185.42 319.72 79.93

가스냉방(흡수식

냉온수기)

599.73 - 31,173 -

23,379 77.93(67.88) (29.26) 44,630 38,553

※ ( - )는 주간 흡수식 냉온수기 설비운용을 위한 전력으로 전력공급비중은 심야(중유 100%), 주간(LNG 75%, 중유 25%) 적용

<표 5-24> 300RT급 냉방서비스(대안2) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal)

- 대안 3(현행 에너지가격체계)은 현행 에너지가격구조의 왜곡에서의 공급

비용으로 전기냉방의 연간 공급비용은 약 1,694[만원/300RT]이고, 가스

냉방은 약 2,316[만원/300RT]이 소요됨. 이는 가스냉방의 냉방용 연료요

금정책이 적용됨에도 불구하고 낮은 심야전기요금정책으로 인하여 전기

냉방이 RT당 약 21천원 저렴한 것으로 나타남

냉방방식

1차에너지소요량 최종에너지가격 연료비용

LNG(Gcal)

전기1)

(원/kWh)LNG

(원/Gcal)천원/300RT 천원/RT

전기냉방(빙축열) -

심야 주간- 16,944 56.48

37.9 97.68

가스냉방(흡수식

냉온수기)

599.73(45,752kWh)

2) 97.68 31,173 23,164 77.21

※ 전기냉방수요(Gcal)=냉방수요(599.73Gcal)/전기냉방설비COP(2.79)=214.96(Gcal)

※ 전기냉방수요(kWh)=전기냉방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)=249,950(kWh)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh, 심야 전기요금단가 37.9원/kWh 적용

2) 흡수식 냉온수기의 전력소비량은 45,752kWh임

<표 5-25> 300RT급 냉방서비스(대안1) 연료비용(냉방수요 : 599.73Gcal)

(3) 연료비용 비교분석

○ 1차에너지에 대한 연료가격 보조정책 유무에 따른 냉방방식별 그리고 규

모별 연료비용의 비교우위를 살펴보면,

- 30RT급 냉방수요에 대한 시스템에어컨과 GHP의 연료비용을 보면, 기준

- 168 -

안과 대안1에서는 시스템에어컨의 연료비용이 낮게 나타났으며, 대안2와

대안3 즉 1차에너지에 연료가격 보조와 요금보조정책을 시행할 경우는

GHP의 연료비용이 시스템에어컨용에 비해 낮아짐으로써 GHP의 경제

성이 개선되는 효과가 발생

시나리오

연료비용(천원/RT.년)

30RT급 300RT급

시스템에어컨 GHP

S.A- GHP

빙축열시스템

흡수식냉온수기

빙축-

흡수식

기준안 147.77 173.86 -26.09 105.74 118.24 -12.5

대안1 123.11 170.18 -47.07 56.48 115.26 -58.78

대안2 129.01 113.51 15.5 88.52 77.93 10.59

대안3 123.11 112.63 10.48 56.48 77.21 -20.73

기준안-대안3 24.66 61.23 49.26 41.03

<표 5-26> 냉방서비스 가격시나리오별 연료비용 비교

- 300RT급 냉방수요에 대한 빙축열시스템과 흡수식냉온수기의 연료비용을

비교해보면, 심야전력요금을 적용한 모든 사례에서 빙축열시스템의 연료

비용이 흡수식냉온수기에 비해 낮게 나타남으로써 심야전력요금에 의한

영향이 두드러짐, 심야전력요금을 적용하지 않고 냉방용 가스요금만을

적용할 경우에는 흡수식냉온수의 연료비용이 낮게 나타남

○ 전술한 바와 같이 전기냉방 방식에서의 심야전력요금의 영향이 가스냉방

에서의 냉방용 연료요금의 영향을 상회하여 나타남으로써, 1차에너지 소

비량 관점에서는 냉방방식간의 차이가 크지 않으나 최종에너지의 요금의

영향이 냉방방식간의 경제성 차이를 형성하고 있으며, 특히 심야전력요

금에 의한 영향이 가장 큰 것으로 평가

라. 환경비용 분석

(1) 냉방방식별 CO2 배출량

○ 냉방방식별 1차에너지소비량을 보면, 연간 단위용량당 빙축열시스템이

1.95, 흡수식냉온수기가 2.0, 시스템에어컨이 2.68, GHP가 3.02 순으로 나

타났으나, CO2배출량을 보면, 흡수식냉온수기가 0.47(tCO2/RT.년), 빙축

- 169 -

열시스템 0.57, 시스템에어컨 0.70, GHP 0.71로 나타남

구분시스템에어컨

GHP빙축열시스템

흡수식냉온수기

1차에너지소비량(Gcal/RT.년)

2.68 3.02 1.95 2.00

CO2 배출량(tCO2/RT.년)

0.70 0.71 0.57 0.47

<표 5-27> 냉방방식별 1차에너지소비량 및 CO2 배출량 비교

- 환경비용측면(CO2배출)에서 흡수식냉온수기가 가장 우수한 것으로 평가

되었으며, 시스템에어컨과 GHP는 거의 유사한 수준

- CO2배출비용이 10~20€(환율:1300원/€)인 경우에 환경비용(CO2배출)의

관점에서는 흡수식냉온수기가 가장 우수한 것으로 평가되었으며, 시스템

에어컨과 GHP는 거의 유사한 수준

구 분환경비용(천원/RT.년)

10€(13,000원)

15€(19,500원)

20€(26,000원)

시스템에어컨 9.04 13.56 18.08

GHP 9.18 13.77 18.36

빙축열시스템 7.43 11.15 14.87

흡수식냉온수기 6.07 9.11 12.14

<표 5-28> 단위냉방서비스(RT당)를 위한 환경비용

시나리오30RT급 300RT급

시스템에어컨 GHP

빙축열시스템

흡수식냉온수기

1차에너지소비량(Gcal)

LNG 56.10 90.72 185.42 599.73

중유 24.18 - 399.65 -

소계 80.28 90.72 585.07 599.73

CO2 배출량(tCO2)

LNG 13.10 21.19 43.31 140.08

중유 7.76 - 128.22 -

소계 20.86 21.19 171.53 140.08

<표 5-29> 규모별 냉방방식별 연간 CO2 배출량 비교

- 170 -

마. 투자비 분석

(1) 30RT급 중규모 냉방방식별 투자비

○ 투자비는 초기투자비와 운전유지비용으로 구분, 운전유지비용은 고정비

와 변동비로 구분

○ (초기투자비) 초기투자비의 연간부담액을 보면, 시스템에어컨이 156만원

/RT, GHP가 207만원/RT로 GHP가 약 33% 높은 수준이나 가스냉방부

문의 설치지원금(200만원/30RT)을 고려할 경우 GHP의 연간부담액은

200만원/RT로 낮아져 시스템에어컨에 비해 약 28% 높은 수준임2).

대분류 소분류 시스템에어컨 GHP비고

(GHP-EHP)

초기

투자비

(원)

실외기 22,000,000 36,500,000

실내기 8,712,000 12,640,000

기타 장비 320,000 2,535,000

수전설비 6,528,000 926,400

설치공사비 8,800,000 9,200,000

건축비 400,000 200,000

지원금 0 -2,000,000

소계지원금有 46,760,000 60,001,400

지원금無 46,760,000 62,001,400(CRF) 13.781% 16.295%

연간 부담액

지원금有 6,443,996 9,777,228 3,333,233

지원금無 6,443,996 10,103,128 3,659,133

※ 연간부담액 초기투자비×

× 할인율 수명

※ 할인율은 실질이자율 6.3% 적용(‘91~’00년, 평균이자율 11.7%, 물가상승 5.1%)

시스템에어컨 : 수명(10년), CRF(13.781%), GHP : 수명(8년), CRF(16.295%)

<표 5-30> 30RT급 냉방시스템의 초기투자비용(원)

○ (고정O&M) 고정O&M은 기계실, 보험료, 수선비로 구성되어, 시스템에어

컨이 39[천원/RT.년], GHP는 68[천원/RT.년]으로 수선비측면에서 시스템

에어컨에 비해 GHP가 보다 많은 비용이 소요

대분류 소분류 시스템에어컨 GHP비고

(GHP-EHP)

유지

관리비(고정)

기계실 사용료 155,648 67,660

863보험료 79,492 105,402

수선비 935,200 1,860,042

소계 1,170,340 2,033,104

<표 5-31> 30RT급 냉방시스템의 고정 운전유지초기투자비용(원/년)

2) 에너지관리공단, "가스냉방 보급확대를 위한 중장기 Road map 수립", 2005.05

- 171 -

○ (변동O&M) 변동O&M은 에너지가격 대안별 연료비용 적용

대분류 소분류 시스템에어컨 GHP비고

(GHP-EHP)

연료비용

기준안 4,433 5,216 783

대안1 3,693 5,105 1,412

대안2 3,870 3,405 -465

대안3 3,693 3,379 -314

<표 5-32> 30RT급 냉방시스템의 연료비용(천원/년)

○ (종합) 30RT급 냉방시스템의 연료가격 대안별 경제성을 살펴보면, 가격

왜곡이 없는 상태에서 시스템에어컨이 1,245만원/년이 소요되고 GHP가

1,744만원/년이 소요되어 GHP가 연간 약 499만원 높음

대분류 소분류 시스템에어컨 GHP

초기

투자비

(지원금포함)

총 초기투자비 46,760 60,001

(CRF) 13.781% 16.295%

연간 부담액 6,444 9,777

유지

관리비

고정 수선비 등 소계 1,170 2,033

연료

비용

기준안 4,433 5,216

대안1 3,693 5,105

대안2 3,870 3,405

대안3 3,693 3,379

환경비용(15€기준)

기준안 407 413

연료대안별

총비용

총비용 /RT 총비용 /RT

기준안 12,454 416 17,439 582

대안1 11,714 391 17,328 578

대안2 11,891 397 15,628 521

대안3 11,714 391 15,602 520

<표 5-33> 30RT급 냉방시스템의 경제성(천원)

- 현행 가격구조에서는 시스템에어컨이 1,172만원, GHP가 1,560만원이 소

요되어 GHP가 연간 약 389만원 높음

- 초기투자비 상승분을 원료가격보조를 통해서 일부 보전하고 있으나, 시

스템에어컨 대비 GHP의 초기투자비 상승분이 상당히 높은 수준(연간부

담액 초과분 333만원)인 관계로 경제성을 크게 개선하지는 못함

- 172 -

(2) 300RT급 중규모 냉방방식별 투자비

○ 투자비는 초기투자비와 운전유지비용으로 구분, 운전유지비용은 고정비

와 변동비로 구분

○ (초기투자비) 초기투자비의 연간부담액을 보면, 지원정책을 고려할 경우

빙축열시스템이 104만원/RT, 흡수식냉온수기가 72.3만원/RT이며, 지원정

책이 없는 상황이라면 빙축열시스템은 132만원/RT, 흡수식냉온수기가

76.5만원/RT 수준으로 흡수식냉온수기가 초기투자비측면에서 유리3)

대분류 소분류 빙축열 시스템 흡수식 냉온수기

비고(흡수-빙축)

초기

투자비

(원)

열원+공조 248,968,000 138,144,000

실내기 48,000,000 48,000,000

수전설비 34,294,737 8,742,316

설치공사비 53,000,000 25,000,000

건축비 11,567,920 9,732,480

지원금 -83,406,320 -12,670,080

소계지원금有 312,424,336 216,948,716

지원금無 395,830,656 229,618,796(CRF) 8.932% 10.499%

연간 부담액

지원금有 27,905,742 22,777,446 -5,128,296

지원금無 35,355,594 24,107,677 -11,247,917

※ 연간부담액 초기투자비×

× 할인율 수명

※ 할인율은 실질이자율 6.3% 적용(‘91~’00년, 평균이자율 11.7%, 물가상승 5.1%)

※ 빙축열시스템(수명 20년, CRF 8.932%), 흡수식냉온수기(수명 15년, CRF 10.499%)

<표 5-34> 300RT급 냉방시스템의 초기투자비용

○ (고정O&M) 고정O&M은 공간사용료, 인건비, 보험료, 수선비로 구성되

어, 빙축열시스템이 94.6[천원/RT.년], 흡수식냉온수기는 87.6[천원/RT.년]

으로 고정O&M측면에서도 흡수식냉온수기가 빙축열시스템에 비해 우위

대분류 소분류 빙축열 시스템 흡수식 냉온수기 비고

유지

관리비(고정)

공간사용료 1,485,356 674,474

인건비 24,000,000 24,000,000

보험료 423,246 234,845

수선비 2,489,680 1,381,440

소계 28,398,282 26,290,759

<표 5-35> 300RT급 냉방시스템의 고정 운전유지초기투자비용(원/년)

3) 에너지관리공단, "가스냉방 보급확대를 위한 중장기 Road map 수립", 2005.05

- 173 -

○ (변동O&M) 빙축열시스템은 심야전력을 통해 냉방열원을 확보하고 주간

시간대에 냉방열원을 공급하는 방식으로 사용연료가 야간시간대에 중유,

주간시간대에 LNG 및 중유를 사용, 흡수식냉온수기와 사용연료에서 차

이 발생

대분류 소분류 빙축열 시스템 흡수식 냉온수기

비고(흡수식-빙축열)

연료비용

기준안 31,723 35,473 3,750

대안1 16,944 34,577 17,633

대안2 26,555 23,379 -3,176

대안3 16,944 23,164 6,220

<표 5-36> 300RT급 냉방시스템의 연료비용(천원/년)

○ (종합) 300RT급 냉방시스템의 연료가격 대안별 경제성을 살펴보면, 가격

왜곡이 없는 상태의 기준안에 대해서는 빙축열시스템이 연간 9,137만원

이 소요되고 흡수식냉온수기가 연간 8,727만원이 소요되어 빙축열시스템

이 약 410만원 높음

대분류 소분류 빙축열 시스템 흡수식 냉온수기초기

투자비

(지원금포함)

총 초기투자비 312,424 216,949

(CRF) 8.932% 10.499%

연간 부담액 27,906 22,777

유지

관리비

고정 수선비 등 소계 28,398 26,291

연료

비용

기준안 31,723 35,473

대안1 16,944 34,577

대안2 26,555 23,379

대안3 16,944 23,164

환경비용(15€기준)

기준안 3,345 2,732

연료대안별총비용

총비용 /RT 총비용 /RT

기준안 91,372 304 87,273 291

대안1 76,593 255 86,377 288

대안2 86,204 287 75,179 250

대안3 76,593 255 74,964 250

<표 5-37> 300RT급 냉방시스템의 경제성(천원)

- 현행 가격구조에서는 빙축열시스템이 연간 7,659만원이고, 흡수식냉온수

기가 7,496만원이 소요되어 빙축열시스템이 약 163만원 높음

- 전기요금 교차보조만을 시행하는 경우(대안2)를 제외하고 모든 대안에서

흡수식냉온수기가 빙축열시스템에 비해 경제성이 높게 나타나고 있으며,

- 174 -

현행 가격구조에서 냉방방식간의 경제성 격차가 완화되는 양상을 보임

(요금구조로 인해 연간 비용의 차이가 410만원에서 163원으로 완화)

4. 냉방부문 통합수요관리 효과

가. 냉방방식별 주요 분석 결과

○ 1차에너지소비량 측면에서는 빙축열시스템, 흡수식냉온수기, 시스템에어

컨, 그리고 GHP 순으로 기술별 우수성이 식별

○ CO2배출량 측면에서는 흡수식냉온수기, 빙축열시스템, 시스템에어컨, 그

리고 GHP 순으로 저감효과가 우수함

○ 기술별 시스템 비용측면에서는 흡수식냉온수기, 빙축열시스템, 시스템에

어컨, GHP 순으로 평가되어 흡수식냉온수기가 가장 유리한 방식

대분류 단위 시스템에어컨 GHP

빙축열시스템

흡수식 냉온수기

1차에너지소비량 Gcal/RT.년 2.68 3.02 1.95 2.00

CO2배출량 tCO2/RT.년 0.70 0.71 0.57 0.47

시스템비용 천원/RT.년 391 520 255 250

연료비용

기준안 천원/RT.년 147.77 173.86 105.74 118.24

대안1 천원/RT.년 123.11 170.18 56.48 115.26

대안2 천원/RT.년 129.01 113.51 88.52 77.93

대안3 천원/RT.년 123.11 112.63 56.48 77.21

<표 5-38> 300RT급 냉방시스템의 연료비용(천원/년)

○ 빙축열시스템은 연료비용 특히 심야전기요금에 의해서 경제성이 확보되

고 있으며, 흡수식냉온수기에 비해 시스템비용 측면에서 유리하지 않은

것으로 평가

○ 중규모에서는 시스템에어컨과 GHP가 그리고 대규모에서는 빙축열시스

템과 흡수식냉온수기가 서로 경쟁관계를 형성하고 있으며,

- GHP는 시스템에어컨에 비해 1차에너지소비량, CO2배출량, 시스템비용

측면에서 불리하나, 현행 최종에너지 요금구조하에서는 연료비용측면에

- 175 -

서 유리한 것으로 평가('07년 가격수준)

- 대규모에서는 흡수식냉온수기가 CO2배출량 및 시스템가격 측면에서 빙

축열시스템에 비해 우위에 있으나, 빙축열시스템은 심야전기요금을 통

해 연료비용 저감을 통해 경제성을 확보, 낮은 심야전기요금의 적용에

도 불구하고 흡수식냉온수기가 대규모 냉방방식에서는 경제적 우위를

점하는 것으로 평가

나. 냉방방식의 전환 효과

○ 본 연구에서는 냉방방식간의 1차에너지소비량, CO2배출량, 연료가격에

따른 연료비용, 그리고 연간 시스템비용 등을 분석적인 방법으로 검토

○ 전기냉방(시스템에어컨, 빙축열시스템)과 가스냉방(GHP, 흡수식냉온수기)

의 1차에너지 소비량 및 CO2 발생량은 큰 차이를 보이지 않음으로써 냉

방방식의 전환을 통한 에너지소비절감 및 환경편익은 크지 않을 것으로

기대되나 전기냉방에 의한 하계 전력설비 기여도를 감안한다면 냉방방식

의 전환에 따른 발전설비회피비용은 클 것으로 기대

○ 국내 전기냉방수요(14,680MW, '07년 기준)의 20%를 가스냉방으로 전환

할 경우 1차에너지의 소비량은 크게 증가하지 않으면서 연간 3,141억원

의 발전설비건설회피가 가능

대분류 전기냉방 → 가스냉방으로 전환

전환규모(전기냉방수요×%)

10% 15% 20% 25%

전환냉방수요(MW)

1,468 2,202 2,936 3,670

발전설비 건설회피비용(억원)

1,571 2,356 3,141 3,926

※ 전기냉방수요('07년기준) 14,680[MW], 발전설비 건설회피비용 : 106,986[원/kW-년]

<표 5-39> 냉방방식 전환을 통한 경제적 편익

- 또한, 빙축열시스템을 가스냉방으로 전환할 경우는 연간 492억원의 발전

설비 건설회피 편익이 기대, 다만, 본 연구에서는 가스냉방 수요창출에

따른 부가 편익은 정밀한 자료 취득의 어려움으로 고려하지 않음

- 176 -

제 4 절 난방부문 통합수요관리 효과분석

1. 난방전력수요 현황

□ ‘07년 이후 국내 난방부하 비중이 동계최대수요의 약 22%를 상회, 난방용

에너지원인 등유 및 가스 등의 가격이(열량단가) 유가급등으로 전기에 비해

상대적으로 높아지면서 전기난방수요가 급증, 난방용 등유 사용량은 꾸준히

감소하고 있는 반면 주택용 및 상업용 전력사용량은 지속적 증가

구분 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

난방부하(만kW) 725 825 903 1,013 1,097 1,341 1,415

전년대비 증가량(만kW) 68 100 78 110 84 244 74

동계피크(만kW) 4,506 4,637 4,999 5,445 5,551 6,095 6,265

난방부하비중(%) 16.1 17.8 18.1 18.6 19.8 22.0 22.6

※ 한국전력거래소, 동계 최대전력 발생일 기준 난방부하, 기온반응함수 및 피크일 기온분포를 이용한 난방부하 추정

<표 5-40> 난방부하 변화추이

○ 또한, 동계의 첨두부하시간대가 과거 19시 근처에서 최근은 주간 시간대

로 이전되고 있음

□ 전력수요는 ‘08년 62,794MW에서 ‘22년 81,805MW로 증가, 설비예비율은 ’11

년까지 6~10% 수준에서 ‘12년 이후는 12~24% 수준으로, 단기수급측면의 대

응이 필요, 난방전력수요가 총 전력수요의 22% 수준을 유지한다면 ‘22년의

난방전력수요는 약 18,000MW에 이를 것으로 전망

- 177 -

2. 분석방법 및 절차

가. 분석방법

□ 난방에너지 서비스를 공급하기 위한 1차에너지 공급량을 에너지변환 효율

과 손실을 감안하여 산정하고, 이에 에너지가격(도입가격, 공급가격, 적용요

금 시나리오)을 적용하여 공급비용을 분석

[그림 5-4] 난방 에너지 흐름도

□ 난방공급방식은 전기난방, 가스난방, 유류난방을 중심으로 평가하며 적용 기

술별로 세분화하여 총 6개 기술별 난방서비스 공급비용을 분석

○ 전기난방은 'EHP' 및 '전열기', 가스난방은 'GHP', ‘가스보일러’ 및 '흡

수식', 그리고 유류난방은 '콘덴싱 보일러'를 분석대상 기술로 선정

□ 동일한 난방서비스를 공급하기 위한 공급방식별 중규모(4층건물, 300㎡/층,

전체 1,200㎡(364평))를 대상으로 공급비용을 산정하고, 난방방식의 전환을

통해 통합수요관리를 실현할 경우 발생하는 사회적 효용을 산정

- 178 -

□ 난방방식간의 상호대체 효과를 에너지원별 수요공급 특성을 기초로 대체 편

익을 파악(전력 : 하고동저, 가스 : 동고하저, 유류난방 : 동고하저(연료측면))

구 분 가 스 전 력 유류난방

수급특성 冬高夏底 夏高冬低1) 冬高夏底

상호보완성 가스난방수요전기난방수요☜ (대체) ☞

유류난방수요

대체효과╚ (대체) ╝ ╚ (대체) ╝

설비건설회피, 1차에너지 소비절감CO2 배출저감, 에너지공급비용하락

1) 최근 서비스부문을 중심으로 난방용 전기제품 사용이 급증함에 따라 冬季 최대전력이 夏季 최대전력에 육박하는 Dual Peak 현상이 뚜렷해지고 있음

<표 5-41> 난방수요에 대한 에너지원간 상호보완성

○ 최근 전력수요는 하계 및 동계에 첨부부하가 실현되는 Dual Peak 현상

이 뚜렷해지고 있는 상황에서 전기난방수요가 증가함에 따라 한계발전

설비의 추가증설로 높은 사회적비용을 유발할 수 있음, 따라서, 고유가

로 인한 전기난방수요의 급증 현상을 난방방식간의 상호대체특성을 활

용하여 에너지이용의 합리화를 도모할 필요가 있음

나. 분석 전제

1) 기술 지표

○ 난방방식별 에너지전환과정을 통합한 종합 COP를 고려

구 분1차

에너지전환

최종이용

COP 또는 이용효율(%)

공급단 이용단 종합

전기난방 LNG/중유 전력복사,

대류41.01%

*3.12

or

95%

1.26

or

38%

가스난방 LNG -

복사,

대류,

관류

-

1.2

or

95%

1.2

or

95%

유류난방 LNG 온수

복사,

대류,

관류

- 95% 95%

※ 송전단 발전효율(LNG : 45.47%, 중유 : 35.16%, 소내소비감안), 공급비중(LNG : 75%, 중유 :

25%)을 감안한 공급단 평균효율(41.01%), 송전손실(4.39%), COP는 참고값(기기별상이)

<표 5-42> 난방방식별 COP 또는 이용효율 비교

- 179 -

○ 세부 난방기술별 종합이용효율

구 분 기술COP or 이용효율(%)

공급단 이용단 종합

전기난방EHP

41.01%3.12 1.26

전열기 95% 38%

가스난방

GHP - 1.2 1.2

가스보일러 - 95% 95%

흡수식 - 1.2 1.2

유류난방 등유콘덴싱보일러 - 95% 95%

<표 5-43> 난방기술별 COP 또는 이용효율

3. 시나리오 분석

가. 시나리오 구성

○ 공급방식별 동일 난방 서비스를 공급하기 위한 1차에너지 소요량을 산정

하고, 해당 연료에 적용되는 가격시나리오에 따른 공급방식별 공급비용

을 분석

○ 전기난방의 경우에는 1차에너지가격의 왜곡이 존재하고 있으며, 최종에

너지에 있어서도 용도별 또는 업종별 교차보조가 시행되고 있어 타 난방

방식과의 직접적인 비교는 어려운 상황임, 또한 가스난방의 경우에도 난

방용 요금이 적용되고 있으므로, 이러한 에너지가격구조의 왜곡현상의

영향을 분석하기 위해 본 연구에서는 4가지 에너지가격 시나리오를 통

해 난방방식별 공급비용을 분석

대안1차에너지 가격보조 최종에너지

가격보조의미

전기 가스 유류 전기 가스 유류

기준안 X X X X X X 본원적 에너지가격

대안1 X X X 있음 X X 전기요금 교차보조 시행

대안2 발전용 - - X 난방용 - 연료부문 교차보조 시행

대안3 발전용 - - 있음 난방용 - 현행 에너지가격 구조

※난방용은 업무난방용 공급가격임, 또한 가스부문의 최종소비자 교차보조 없음

<표 5-44> 난방서비스분석을 위한 에너지가격 시나리오

- 180 -

- 기준안은 본원적인 에너지가격을 상정한 것으로 모든 에너지원에 에너

지의 가격왜곡이 없는 상태를 상정, 대안1은 최종 전기에너지를 소비하

는 단계에서의 교차보조만을 고려, 대안2는 발전용과 난방용 연료에 있

어서 가격왜곡 상태를 모의(유류난방은 소비자가격 적용), 대안3은 1차

에너지가격의 왜곡현상과 최종에너지 요금상의 왜곡 상황을 상정

- 기준안은 에너지가격의 왜곡이 전혀 없는 상태에서의 난방방식별 공급

비용을 그리고 대안3은 현행 에너지가격구조의 왜곡상황에서의 공급비

용을 시산함으로써 기준안과 대안3의 비교를 통해 난방에너지서비스 공

급에 대한 본원적인 공급비용과 현행 가격체계에서의 공급비용을 분석

나. 1차에너지 소비량 산정

○ 난방부하에 따른 1차에너지소비량

- 동일 난방수요(4층 건물(300㎡/층), 1,200㎡(364평), 수요 206.3Gcal/년)에

대해 각 기술방식의 종합COP에 의해 1차에너지 요구량이 163.24~536.12

[Gcal/년]로 차이를 보이며 이중 전기방식인 EHP의 1차에너지 요구량이

163.24[Gcal/년]로 설비구동용 전력이 감안된 가스방식의 GHP(196.2

[Gcal/년])에 비해 유리

방식종합COP

소요전력

(kWh)

1차에너지 소비량(Gcal/년)

LNG 중유 소계 비교

전기EHP 1.26 76,885 114.07 49.17 163.24 100%

전열기 38% 252,506 374.63 161.49 536.12 328%

가스

GHP 1.20- 171.91 - 171.91 105%

(11,440) (16.97) (7.32) (24.29)

가스

보일러95%

- 217.16 - 217.16 133%

(11,440) (16.97) (7.32) (24.29)

흡수식 1.20- 171.91 - 171.91 105%

(5,720) (8.49) (3.66) (12.15)

유류콘덴싱

보일러95%

- 217.16 - 217.16 133%

(11,440) (16.97) (7.32) (24.29)※ 전기방식의 종합 COP = 전기난방설비COP x 전력변환효율(LNG:45.47%, 중유: 35.16%) x (1- 송배전손

실(4.39%)), 전력공급비중(LNG:75%, 중유:25%)

※ ( - )는 해당 설비를 구동하기 위한 소비전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%),

<표 5-45> 난방방식별 1차에너지 소비량

- 181 -

다. 연료비용 분석

(1) 시나리오별 연료비용 분석

○ (입력지표) 에너지가격은 2007년 가격(유가 68$/bbl)을 기준

- LNG공급가격은 한국가스공사의 ‘07년 평균 원료비(44,568원/Gcal)와 공급

비용(5,635원/Gcal)의 합

- 발전용LNG가격은 ’07년 실적 평균

- 난방용LNG 가격은 업무난방용(559.84원/N㎥) 기준

- 중유가격은 B-C유 소비자가격(‘07년, 484.1원/ℓ)적용

- 등유가격은 보일러등유 소비자가격(‘07년,936.5원/ℓ)적용

연료가격 대안

1차에너지 가격(원/Gcal)

최종에너지가격

발전용 난방용 전기요금(원/kWh)

가스요금(원/N㎥)

등유가격(원/ℓ)

LNG1) 중유2) LNG3) 등유4)

기준안 50,203 48,899 50,203 104,637 112.605) 529.64 936.5

대안1 50,203 48,899 50,203 104,637 97.686) 529.64 936.5

대안2 44,630 38,553 53,066 104,637 98.377) 559.84 936.5

대안3 44,630 38,553 53,066 104,637 97.686) 559.84 936.5

※ 모든 에너지가격지표는 2007년 가격(유가 : 68$/bbl)을 기준으로 함

1) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

발전용 LNG공급가격은 ’07년 평균가격임

2) 중유가격은 B-C유 소비자가격(‘07년, 484.1원/ℓ)적용, (에너지통계연보 2008년), 발열량(9,900kcal/ℓ)

발전용 중유공급가격은 ‘07년 평균가격(국내 19개 발전소 평균값)

3) 한국가스공사의 LNG공급가격(‘07년 평균, 원료비(44,568원/Gcal)와 공급비용(5,635원/Gcal)의 합),

난방용 LNG 공급가격은 업무난방용 559.84원/N㎥, 발열량(10,550kcal/N㎥) 적용

4) 등유가격은 보일러등유 소비자가격(‘07년,936.5원/ℓ)적용, (에너지통계연보 2008년), 발열량(8,950kcal/ℓ)

5) 전기요금단가는 112.60원/kWh (난방전력 발전원가(101.11원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

난방전력 발전원가원

전력생산량

난방수요

×송배전손실

×발전효율

×연료단가천원×공급비중

∀ 중유송배전손실발전효율 중유

송전비용 원송전요금원년전기난방수요량년 원

여기서송전요금기본요금단가×전기난방용량평균사용요금단가×전기난방수요량 원년

전기난방용량전기난방수요량년연간난방시간년

평균사용요금단가수도권과비수도권의평균값원적용 기본요금단가 원년

6) 한국전력통계(2007년 실적) 기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용

7) 전기요금단가는 98.37원/kWh (난방전력 발전원가(86.88원/kWh)과 송전비용(11.49원/kWh)의 합)

<표 5-46> 에너지가격 시나리오별 연료비용

- 182 -

○ 난방방식별 연료비용 분석

- 기준안(본원적 에너지가격체계)의 난방서비스 공급비용을 보면, EHP 전기난방(902만원), 흡수식냉온수기 가스난방(930만

원), GHP(997만원), 가스보일러(1,243만원), 유류보일러(2,406만원), 전열기(2,961만원)으로 나타남

- EHP, GHP, 흡수식 등 열교환을 통한 난방방식이 우수한 반면, 전열기를 이용한 방식은 GHP의 2.96배 비용이 수반

난방방식 기기난방수요

(Gcal)

1차에너지수요합(Gcal)

1차에너지(Gcal) 연료가격 연료비용

LNG 중유LNG 중유 등유

천원/

1200㎡

천원/

㎡비율(%) Gcal 비율(%) Gcal

전기난방

EHP 206.30

152.09 100% 152.093 - -

50.203 48.899 -

8,519 7.10

196.69 - - 100% 196.692 10,501 8.75

163.24 75% 114.070 25% 49.173 9,015 7.51

전열기 206.30

499.51 100% 499.507 - - 27,978 23.32

645.98 - - 100% 645.978 34,489 28.74

536.12 75% 374.630 25% 161.494 29,606 24.67

가스난방

GHP 206.30171.91 100% 171.914 - - 50.203 - -

9,972 8.31(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 50.203 48.899 -

가스보일러

206.30217.16 100% 217.155 - - 50.203 - -

12,243 10.20(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 50.203 48.899 -

흡수식 206.30171.91 100% 171.914 - - 50.203 - -

9,301 7.75(12.14) 75% 8.486 25% 3.658 50.203 48.899 -

유류난방 콘덴싱 206.30217.16 100% 217.155 - - - - 104.637

24,064 20.05(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 50.203 48.899 -

<표 5-47> 난방서비스(기준안) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal)

- 183 -

- 대안 1(전기요금 교차보조 시행)의 난방서비스 공급비용을 보면, 최종에너지가 교차보조가격(일반용 전기요금 97.68원

/kWh)이 적용되어, EHP 전기난방의 경우 연간 751만원, 흡수식 가스난방의 경우 연간 약 919만원이 소요, EHP 전기난방

의 연료비용이 흡수식 가스난방 보다 저렴한 것으로 나타남

- 전기요금의 교차보조를 통해 전기요금이 본원적인 전기가격을 하회함으로써 EHP의 연료비용의 하락을 유도함과 동시에

전열기에 의한 난방연료비용이 유류난방을 위한 연료비용에 근접하게 됨으로써, 2.47배의 1차에너지를 사용함에도 불구하

고 연료비용측면에서 경쟁하는 현상이 발생

난방방식 기기난방수요

(Gcal)

1차에너지소요량 최종에너지가격 연료비용

LNG(Gcal) 등유(Gcal) 전기(원/kWh)

LNG(원/Gcal)

등유(원/Gcal)

천원/

1200㎡

천원/

㎡

전기난방EHP

66.12

=76,885kWh- -

97.68 - -

7,510 6.26

전열기217.16

=252,506kWh- - 24,666 20.55

가스난방

GHP171.91 171.91 - 50.203 -

9,748 8.12(11,440kWh) - - 97.68 - -

가스보일러

217.16 217.16 - 50.203 -12,019 10.02

(11,440kWh) - - 97.68 - -

흡수식171.91 171.91 - 50.203 -

9,189 7.66(5,720kWh) - - 97.68 - -

유류난방 콘덴싱217.16 - 217.155 - 104.637

23,847 19.87(11,440kWh) - - 97.68 - -

※ 난방수요(Gcal)=난방수요(206.3Gcal)/난방설비COP 또는 이용효율, 전기난방수요(kWh)=전기난방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용, 2) ( - )는 설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%)

<표 5-48> 난방서비스(대안1) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal)

- 184 -

- 대안 2(연료부문 교차보조 시행)의 난방서비스 공급비용은 발전용 연료가격의 경우 교차보조가 이루어지고 있는 반면,

난방용(업무난방) LNG에 대해서는 가스공사의 공급가격보다 높은 가격에 공급되고 있기 때문에 흡수식 가스난방의 경

우 연간 971만원이 소요되는 반면, EHP 전기난방은 연간 787만원이 소요됨으로써, 냉방의 연료 교차보조정책의 결과와

는 다르게 EHP 전기난방이 흡수식 가스난방에 비해 우세한 것으로 나타남

난방방식 기기난방수요

(Gcal)

수요1)

(Gcal)

1차에너지(Gcal) 연료가격(원/Gcal) 연료비용

LNG 중유LNG 중유 등유

천원/

1200㎡

천원/

㎡비율(%) Gcal 비율(%) Gcal

전기난방

EHP 206.30

152.09 100% 152.093 - -

44.630 38.550 -

7,671 6.39

196.69 - - 100% 196.692 8,466 7.05

163.24 75% 114.070 25% 49.173 7,870 6.56

전열기 206.30

499.51 100% 499.507 - - 25,194 21.00

645.98 - - 100% 645.978 27,804 23.17

536.12 75% 374.630 25% 161.494 25,847 21.54

가스난방

GHP 206.30171.91 100% 171.914 - - 53.066 - -

10,294 8.58(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 44.630 38.550 -

가스보일러

206.30217.16 100% 217.155 - - 53.066 - -

12,695 10.58(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 44.630 38.550 -

흡수식 206.30171.91 100% 171.914 - - 53.066 - -

9,708 8.09(12.14) 75% 8.486 25% 3.658 44.630 38.550 -

유류난방 콘덴싱 206.30217.16 - - - - - - 104.637

23,893 19.91(24.29) 75% 16.973 25% 7.317 44.630 38.550 -

※ ( - )는 설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%)

1) 수요(Gcal)=난방수요(206.3Gcal)/난방설비COP 또는 이용효율

<표 5-49> 난방서비스(대안2) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal)

- 185 -

- 대안 3(현행 에너지가격체계)은 현행 에너지가격의 왜곡구조에서 공급비용으로 EHP 전기난방의 연간 공급비용은 751만

원, GHP난방은 1,024만원, 흡수식 가스난방은 968만원으로 GHP에 비해 저렴한 것으로 시산

- 대안 3에서는 심야전기요금에 의한 효과는 반영하지 않았기 때문에, 난방연료로서의 심야전기를 고려할 경우는 전기를

이용방식에서 연료비용이 분석결과보다 낮게 평가될 수 있음, 심야전기에 의한 영향분석은 다음 절에서 집중적으로 조명

난방방식 기기난방수요

(Gcal)

1차에너지소요량 최종에너지가격 연료비용

LNG(Gcal) 등유(Gcal)전기

(원/kWh)

LNG(원/Gcal)

등유(원/Gcal)

천원/

1200㎡

천원/

㎡

전기난방

EHP66.12

=76,885kWh- -

97.68 - -

7,510 6.26

전열기217.16

=252,506kWh- - 24,666 20.55

가스난방

GHP171.91 171.91 - 53.066 -

10,240 8.53(11,440kWh) - - 97.68 - -

가스보일러

217.16 217.16 - 53.066 -12,641 10.53

(11,440kWh) - - 97.68 - -

흡수식171.91 171.91 - 53.066 -

9,682 8.07(5,720kWh) - - 97.68 - -

유류난방 콘덴싱217.16 - 217.155 - 104.637

23,840 19.87(11,440kWh) - - 97.68 - -

※ 난방수요(Gcal)=난방수요(206.3Gcal)/난방설비COP 또는 이용효율, 전기난방수요(kWh)=전기난방수요(Gcal)x860(kWh/kcal)

1) 한국전력통계(2007년 실적)기초, 일반용 평균전기요금단가 97.68원/kWh 적용, 2) ( - )는 설비운용을 위한 전력임. 전력공급비중 동일(LNG:75%, 중유:25%)

<표 5-50> 난방서비스(대안3) 연료비용(난방수요 : 206.3 Gcal)

- 186 -

(2) 연료비용 비교

○ 1차에너지에 대한 연료가격 보조정책 유무에 따른 난방방식별 연료비용

의 비교우위를 살펴보면,

- 난방방식별 연료비용을 보면, 전기난방에서는 EHP, 가스난방에서는 흡

수식이 우위를 점유하고 있으며, 전열기 등을 이용한 전기난방이 가장

많은 연료비용을 유발하고 유류난방이 이보다는 낮은 수준을 유지

시나리오

연료비용(천원/㎡.년)

전기난방 가스난방 유류난방 EHP-

흡수식EHP 전열기외 GHP 가스

보일러 흡수식 콘덴싱

기준안 7.51 24.67 8.31 10.20 7.75 20.05 -0.24

대안1 6.26 20.55 8.12 10.02 7.66 19.87 -1.4

대안2 6.56 21.54 8.58 10.58 8.09 19.91 -1.53

대안3 6.26 20.55 8.53 10.53 8.07 19.87 -1.81

기준안-대안3 1.25 4.12 -0.22 -0.33 -0.32 0.18 -

<표 5-51> 난방서비스 가격시나리오별 연료비용 비교

- 난방에너지서비스를 공급하기 위해서 전기난방의 경우는 연료비용이 교

차보조에 의한 가격수준이 낮아지는 반면, 가스난방의 경우는 연료비용

이 본래의 원료원가를 상회하는 수준의 가격정책이 시행되고 있어 전술

한 [기준안-대안3]에서 가스난방이 음의 값이 도출

- 전기난방의 경우에는 EHP의 난방연료비용이 가장 낮았으며, 전열기 등

을 이용한 난방은 EHP에 비해 무려 3.29배 높은 연료비용을 유발함에

따라 에너지이용합리화 차원에서 전열기 등에 의한 전기난방을 타 난방

방식으로의 전환을 모색할 필요가 있음

- 가스난방의 경우는 흡수식냉온수기와 GHP를 이용한 난방방식이 우수한

것으로 평가되었으며, 가스보일러에 의한 난방방식은 GHP의 1.23배 높

은 연료비용을 유발

- 유류난방의 경우에는 가스방식이나 EHP를 이용한 전기방식에 비해서는

- 187 -

높은 연료비용을 유발하나 전열기 등을 이용한 난방방식보다는 유리한

것으로 평가

○ 난방에너지서비스를 공급하기 위한 연료비용측면에서 경제적인 방법은

EHP 전기난방, 흡수식냉온수기에 의한 가스난방, GHP가스난방, 가스보

일러, 유류보일러, 전열기 전기난방 순으로 나타남

- 특히 전열기 전기난방의 경우에는 전기에너지를 생산하는 과정에 필수

적으로 수반되는 에너지손실을 감안할 경우 동일한 효율을 갖는 난방설

비를 활용한다 할지라도 보다 많은 1차에너지가 요구되어 가장 비 합리

적인 난방기술로 평가

- 합리적 에너지이용을 담보하기 위해 경제적 우위가 낮은 기술을 타 기

술로 대체하기 위해서는 다양한 제반여건이 고려되어야 하겠지만, 우선

적으로 전열기 등의 전기난방을 유류난방으로 그리고 가스난방으로 전

환하는 것이 필요

- 현행 에너지가격 정책으로 전열기 등의 전기난방과 유류난방이 경쟁 관

계가 형성되어 있기 때문에 소비자는 경제적관점에서 필연적으로 전기

난방을 채택하게 되고, 이는 국가적으로 막대한 사회적비용을 유발하게

되므로 이러한 가격구조의 왜곡현상을 바로잡아 전열기 등의 전기난방

을 타 난방방식으로 전환을 도모할 가격 및 지원정책이 필요

라. 환경비용 분석

(1) 난방방식별 CO2 배출량

○ 난방방식별 1차에너지 소비량을 보면, EHP (0.136Gcal/㎡.년), 흡수식 냉

온수기(0.1534Gcal/㎡.년), GHP(0.2012Gcal/㎡.년), 가스보일러 및 유류보

일러(0.2012Gcal/㎡.년), 전열기(0.4468Gcal/㎡.년)의 순으로 나타남

○ CO2배출량을 보면, EHP 0.0347(tCO2/㎡.년), 흡수식 냉온수기 0.0364(tCO2/

㎡.년), GHP가 0.0386(tCO2/㎡.년), 가스보일러가 0.0474(tCO2/㎡.년), 유

류보일러가 0.0590(tCO2/㎡.년), 그리고 전열기의 전기난방은 0.1141(tCO2/

㎡.년)으로 시산

- 188 -

구 분전기난방 가스난방 유류난방

EHP 전열기 GHP가스

보일러흡수식

등유콘덴싱

1차에너지소비량(Gcal/㎡.년)

0.136 0.4468 0.1635 0.2012 0.1534 0.2012

83.2% 273.3% 100% 123.1% 93.8% 123.1%

CO2 배출량(tCO2/㎡.년)

0.0347 0.1141 0.0386 0.0474 0.036 0.059

89.9% 295.6% 100% 122.8% 93.3% 152.8%

※ 비율은 GHP가스난방을 기준으로 타 난방방식의 비중을 의무

<표 5-52> 난방방식별 1차에너지소비량 및 CO2 배출량 비교

- CO2배출량 관점에서 GHP 가스난방을 기준(100%)으로 EHP는 89.9%,

흡수식냉온수는 93.3% 수준의 CO2를 배출하나, 가스보일러는 122.8%,

등유보일러는 152.8% 수준의 CO2를 배출하게 됨으로써 CO2배출량 측

면에서는 EHP전기난방이 가장 유리, 반면 전열기 전기난방은 GHP

(100%)에 비해 295.6% 수준의 CO2를 배출하게 됨으로써 CO2관점에서

가장 불리한 난방방식

○ 환경비용을 보면, CO2배출비용이 10~20€(환율:1300원/€)인 경우에 환

경비용(CO2배출)의 관점에서도 EHP가 가장 우수한 것으로 평가, EHP나

GHP에 비해 유류난방이 약 2배의 환경비용을 유발하며, 다시 전열기 전

기난방이 유류의 약 2배 환경비용을 야기함으로써, EHP나 GHP에 비해

전열기를 이용한 난방방식은 약 4배의 환경비용을 유발

구 분환경비용(천원/㎡.년)

10€(13,000원)

15€(19,500원)

20€(26,000원)

EHP 0.452 0.677 0.903

전열기 1.483 2.225 2.967

GHP 0.502 0.753 1.004

가스보일러 0.617 0.925 1.233

흡수식냉온수기 0.469 0.703 0.937

등유콘덴싱 0.768 1.151 1.535

<표 5-53> 단위난방서비스(㎡당)를 위한 환경비용

- 189 -

시나리오 EHP 전열기 GHP가스보일러

흡수식냉온수기

등유콘덴싱

1차에너지소비량(Gcal)

LNG 122.4300 402.0900 190.1275 235.3775 181.0150 18.2175

중유 40.8100 134.0300 6.0725 6.0725 3.0350 6.0725

등유 - - - - - 217.1600

소계 163.2400 536.1200 196.2000 241.4500 184.0500 241.4500

CO2

배출량(tCO2)

LNG 28.5956 93.9148 44.4074 54.9763 42.2791 4.2550

중유 13.0932 43.0013 1.9483 1.9483 0.9737 1.9483

등유 - - - - - 64.6558

소계 41.6888 136.9161 46.3557 56.9246 43.2528 70.8590

<표 5-54> 난방방식별 연간 CO2 배출량 비교

4. 난방부문 통합수요관리 효과

가. 난방방식별 주요 분석 결과

○ 1차에너지소비량 측면에서 EHP, 흡수식냉온수기, GHP, 가스보일러, 유

류보일러, 기타전기난방 순으로 기술별 우수성이 식별, 전열기 전기난방

이 1차에너지 사용량 측면에서 가장 취약한 난방기술임

대 분 류 단 위 EHP 전열기 GHP가스보일러 흡수식 콘덴싱

1차에너지소비량Gcal/㎡.년 0.136 0.447 0.164 0.201 0.153 0.201

상대비교 83.2% 273.3% 100% 123.1% 93.8% 123.1%

CO2배출량tCO2/㎡.년 0.0347 0.1141 0.0386 0.0474 0.0360 0.0590

상대비교 89.9% 295.6% 100% 122.8% 93.3% 152.8%

연료비용

기준안 천원/㎡.년 7.51 24.67 8.31 10.20 7.75 20.05

대안1 천원/㎡.년 6.26 20.55 8.12 10.02 7.66 19.87

대안2 천원/㎡.년 6.56 21.54 8.58 10.58 8.09 19.91

대안3 천원/㎡.년 6.26 20.55 8.53 10.53 8.07 19.87

<표 5-55> 중규모 난방시스템의 연료비용(천원/년)

- 190 -

○ CO2측면에서는 1차에너지소비량의 기술우선순위와 동일한 우선순위를

가지나 배출량의 격차는 다소 있음, GHP(100%)에 비해 EHP는 89.9%, 흡

수식냉온수기는 93.3% 수준에서 CO2가 배출됨으로써 CO2측면에서는

EHP나 흡수식냉온수기가 유리, 가스보일러는 122.8%, 유류보일러는

152.8%로 다소 경쟁력이 떨어지며, 전열기 전기난방은 GHP(100%)에 비해

295.6%의 CO2를 배출하는 것을 나타남으로써 CO2배출측면에서도 전열기

전기난방이 매우 취약한 난방기술로 판명

○ 전기난방은 1차에너지소비량 및 CO2배출량 측면에서 전열기등의 기타 전

기난방방식이 EHP난방방식에 비해 동일 난방서비스를 공급하기 위해

3.29배의 1차에너지를 소비하며 동일비중으로 CO2를 추가배출하므로, 전

열기등의 전기난방방식의 확대는 국가적 차원의 에너지이용합리화를 저해

○ 가스난방에 있어서는 GHP와 흡수식냉온수기가 유사한 수준의 에너지를

이용하고 있으며 가스보일러에 비해서는 우수한 난방방식으로 평가

○ 유류난방의 경우에는 1차에너지소비량 및 CO2배출량 측면에서 전열기등

의 전기난방방식에 비해서 약 45%의 에너지 절감과 동시에 45%의 CO2

배출저감을 달성할 수 있음

나. 난방방식의 전환 효과

○ 본 연구에서는 난방방식간의 1차에너지소비량, CO2배출량, 연료가격에

따른 연료비용, 그리고 연간 시스템비용 등을 분석적인 방법으로 검토

○ EHP 전기난방과 GHP 및 흡수식냉온수기 가스난방은 1차에너지 소비량

및 CO2 발생량 측면에서 그 차이가 크지 않음으로써 난방방식의 전환을

통한 에너지소비절감 및 환경편익 제도효과는 크지 않음, 다만, 전력부문

에서 동계에도 첨두부하가 발생되는 Dual Peak현상이 두드러지고 있는

상황에서 난방용 전력수요의 확대는 발전설비 추가증설에 대한 요구로

큰 사회적 비용이 유발될 수 있음

○ 또한, 전열기 등 복사난방방식의 에너지이용 비효율성이 매우 큼을 정량

적인 평가를 통해서 확인된 바, 지속적으로 전열기 등의 복사난방방식의

- 191 -

수요를 줄일 필요가 있으며, 기술채택을 위하 제반여건을 감안하여 단계

적으로 복사난방방식에서 유류난방방식으로 유류반방방식에서 가스난방

방식으로, 가스난방방식에서 EHP 전기난방방식으로의 전환을 도모할 필

요가 있음, 다만, 현행 가스난방기술의 COP(1.2)가 기술개발을 통해 제고

(1.4)된다면 EHP 전기난방방식에 비해 우위를 점할 수 있을 것으로 평가

○ 한국전력거래소에서 추산한 전기난방수요는 ‘08년 기준으로 약 14.15GW

에 달하며, 동계 최대전력(62.65GW)의 약 22.6%에 달하는 높은 수준, 이

중 정확히 복사전기난방방식의 규모를 추산할 수는 없으나, 전체 전기난

방수요의 약 20% 규모를 복사전기난방방식으로 상정하여 효과분석

구분 전환규모별 전환효과

방식전환전환규모 % 10% 15% 20% 25%

전환수요 MW 1,415 2,122 2,830 3,538

발전설비 건설회피비용 억원 1,514 2,271 3,028 3,785

1차에너지

전기난방(복사) Gcal 6,008,693 9,013,039 12,017,385 15,021,731

가스난방(GHP) Gcal 2,198,942 3,298,413 4,397,884 5,497,355

절감량 Gcal 3,809,751 5,714,626 7,619,501 9,524,377

절감효과 억원 1,890 2,835 3,780 4,725

CO2

저감

전기난방(복사) tCO2 1,561,380 2,342,070 3,122,760 3,903,451

가스난방(GHP) tCO2 519,539 779,308 1,039,077 1,298,847

저감량 tCO2 1,041,842 1,562,762 2,083,683 2,604,604

저감효과 억원 203.16 304.74 406.32 507.90

총 전환효과 억원 3,607 5,410 7,214 9,017

※ 전기난방총수요는 전력거래소 추산 '07년 기준 14,150[MW]

※ 발전설비의 건설회피비용 106,986[원/kW-년]

※ 전기난방(복사, 전열기등)의 1차에너지소비량 기준 (난방시간 2천시간, 2312,139Gcal)

※ LNG가격(50,203원/Gcal), 중유단가(48,889원/Gcal), CO2비용(15유로, 1,300원/유로)

<표 5-56> 난방방식 전환(전열기 전기난방→GHP가스난방)의 경제적 편익

- 총 난방전력수요의 20%를 GHP가스난방으로 전환할 경우, 전력설비건설

회피비용이 3,028억원, 1차에너지회피비용 3,780억원, CO2저감에 따른

환경회피비용 406억원이 발생하여 총 7,214억원의 경제적 효과가 발생

- 전열기 등의 복사전기난방방식을 GHP가스난방방식으로 전환할 경우,

1% 전환시마다 국가적 차원에서 360.7억원의 경제적 효과가 발생

- 192 -

제 5 절 심야전력부문의 통합수요관리 효과

1. 분석목적

□ 과거 심야전력문제에 대해 정부가 심야전기요금의 일부 인상, 등유세제의

인하 그리고 심야전력설비의 제한 등을 통해 노력하였고, 이로 인해 심야전

기설비의 급격한 증가세가 다소 억제된 사항임. 아래의 자료는 심야전력의

증가율을 보여주는 것임

 구 분 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

설비용량

(MW)9,840 13,974 16,056 17,193 18,154 19,846 21,967 23,175 24,212

증가율(%) 102.3 42.0 14.9 7.1 5.6 9.3 10.7 5.5 4.5

※ 자료 : 전력거래소 홈페이지(http://www.kpx.or.kr)

<표 5-57> 연도별 심야전력 증가율

□ 현재 정부의 대책은 심야전기요금 인상만 일부 단행하고 세제와 요금간의

통합조정과 기존 설비의 전환프로그램 등의 정책이 미비한 관계로 심야전력

설비로 인한 수입연료손실, 이산화탄소 추가배출, 난방비 형평성 문제는 여

전히 해결되지 않고 있음

○ 심야전기문제는 단순히 전기요금의 문제가 아니라 난방비 형평성문제와

기존수용가의 고정비회수문제가 결합된 문제임

○ 정부가 심야전기 요금만 인상하는 것은 심야전기로 인한 수입낭비액이나

이산화탄소 추가배출에 대한 근본적인 해결책은 아님

□ 이 분석 자료는 더 이상의 설비증가가 없이 현재 보급된 기존 심야설비가

그대로 유지될 경우에 발생할 연료수입손실을 전망하고 정부의 보다 근본적

인 대책을 촉구하는 개선방안을 제기하고자 함

○ 실제 작년의 경우(유가 98.7달러/배럴, LNG 도입가격 743달러/톤 기준)

실제 연료수입낭비액 8.6억 달러, 이산화탄소 600만톤(등유 콘덴싱 기준)

의 추가배출이 발생하였음 이는 설비고정비 손실을 제외하고 수입연료낭

비액과 이산화탄소 배출비용만 따지더라도 1조원을 훨씬 넘는 액수임

○ 올해의 경우 유가하락으로 수입낭비액은 축소될 가능성이 있으나 유가 상승시에

다시 엄청난 수입연료 낭비가 발생하기 때문에 사전에 근본적인 대책이 필요함

- 193 -

2. 연료수입손실액 전망

가. 분석방법

□ 심야전기의 발전원별 수치를 2008년 기준으로 하고, 분석기간은 기저설비가

보강되기 시작하는 2013년까지로 설정

○ 그 이유는 2013년 기저설비가 보강되기 전까지는 2008년의 발전원 비율

에서 크게 변화될 가능성이 적기 때문임

○ 2013년 이후에는 기저설비의 보강으로 발전원별 비중에서 유연탄이 증가

하고 LNG와 중유의 비중이 줄어들 가능성이 있음. 이 경우 양자간의 연

료수입손실액 차이는 줄어드나, 2010년대 중반이후 보강된 기저발전에

의한 심야전기 공급은 여유설비에 의한 발전이 아니라 2000년대 초반의

급격히 증가한 심야전기난방(즉 부하지속곡선의 변화)에 의해 촉발된 것

이기 때문에 발전설비의 고정비를 감안해서 계산해야 함

○ 이는 곧 기저설비의 증강에 의한 연료수입액의 감소가 있다하더라도 그

자체가 국민경제적 손실이 감소하는 것이 아님을 의미함

나. 투입자료 및 수치

□ 2008년도 심야전기의 발전량과 발전원별 비율은 아래와 같음

○ 본 분석은 KPX의 추정비율에서 심야전기난방과 무관하게 이루어지는 발

전제약 물량을 모두 유연탄에 의한 심야전기 발전으로 처리함

○ 연간 21,088 GWh에 의한 심야전기난방과 동일한 열량을 등유난방(콘덴

싱)으로 하였을 경우에 수입연료비용의 차이를 계산함

구 분 발전량(GWh) 비율 분석대상(GWh) 비율

LNG 14,762 70.0 14,762 70.0

중유 2,235 10.6 2,235 10.6

유연탄 1,097 5.24,091 　 19.4

기타 2,994 14.2

합계　 21,088 100.0 21,088 100.0

※ 자료 : 전력거래소 홈페이지(http://www.kpx.or.kr)

<표 5-58> 2008년 심야전력 발전량 및 발전원별 비율

- 194 -

□ 발열량 계산에 사용된 수치는 다음과 같음

○ 심야전기보일러 : 유효발열량 817kcal/kWh(열효율 95%)

○ 등유보일러(콘덴싱) : 유효발열량 8052kcal/리터(열효율 95%)

○ 소내전력손실율(2007년) : LNG(2.01%), 중유(5.6%), 유연탄(4.75%)

○ 송배전손실율(2008년) : 4.01%

○ 등유의 원유환산비율(발열량 기준) : 1.05리터

□ 유가 전망 자료

○ 심야전기발전에 소요된 발전연료 수입액과 이를 등유난방으로 대체할 경

우 원유수입액 간의 차이는 거의 유가에 의해 좌우됨

○ 세계경기침체를 감안한 석유관련 전문기관의 최근 전망에 따르면 2009년

에서 2010년에는 50-60달러 내외 2011년 이후에는 점진적인 경기회복과

유전신규투자부진으로 인한 공급여건 악화로 2013년까지 대략 70-90달러

로 상승할 것으로 전망

연 도 CERA PIRA UBS EIA

2009 53 51 51 52

2010 59 75 58 63

2011 70 90 71 na

2012 77 90 76 na

2013 78 93 76 na

※ 각 유가는 WTI/Brent기준으로 2009년 4월초 전망수치임

<표 5-59> 기관별 유가전망

○ 국내유가는 두바이기준이나 두바이 유가가 WTI/Brent와 연동하여 움직이

고 최근 미국 및 유럽보다 아시아지역의 경기활성화로 인한 WTI와 두바

이유간의 격차축소를 감안한다면 두바이 기준 50달러를 하한으로 잡고 최

고치인 90달러를 상한으로 하여 국내 도입유가를 50달러에서 90달러로 잡

아 5가지 시나리오를 구성하고 작년도의 최고치인 98.7달러를 감안하여

최악의 시나리오인 100달러를 시나리오를 추가함(총 6가지 시나리오임)

□ 국내 도입유가에 따른 LNG와 석탄가격의 전망

○ 국내 LNG는 대부분 중장기계약에 의해 도입되고 그 가운데 상당부분이

- 195 -

JCC의 3개월 평균 혹은 3개월전 가격에 의해 결정됨. 정확한 전망을 위

해서는 JCC와 국내 도입유가간의 관계 그리고 JCC 전망에 따른 국내

LNG 중장기 도입계약의 구체적인 내역과 계약조건에 기초하여 전망하

면 정확하나 자료접근이 어려움

○ 대안으로 본 분석은 JCC 대신 국내도입유가의 3개월 평균가격과 당월의

LNG 도입평균가격간의 회귀분석을 통해 국내도입유가와 LNG 수입가격

간의 방정식을 도출하고 이에 기초하여 유가시나리오별 LNG 도입가격

을 전망하였음

○ 이 경우에도 LNG 중장기계약이 일정기간마다 바뀌기 때문에 자료의 수

가 적어지더라도 현재 중장기 도입계약이 시작된 2007년 1월 이후 자료

만 이용하여 간단한 회귀분석을 함4).

회귀방정식 : Y = 126.44 + 5.76 X

회귀분석 통계량다중 상관계수 0.9520826

결정계수 0.9064612

조정된 결정계수 0.902007

표준 오차 43.592576

관측수 23(outlier 1개)

　 계수 표준 오차 t 통계량 P-값Y 절편 126.44188 34.72313 3.641431 0.001526

X 1 5.7567875 0.403545 14.26555 2.82E-12

○ 유연탄가격은 유가 50달러대인 현재 유연탄 계약가격이 70달러/톤 내외

이고 2008년 평균유가 100달러에서 유연탄 평균현물가격이 149.9/톤이었

던 점을 감안하여 유가에 단순 비례하는 것으로 가정( Y = 1.4X )

유가 시나리오(배럴) 50$ 60$ 70$ 80$ 90$ 100$

LNG 도입가격(톤) 414 472 530 587 645 702

원유 도입가격(킬로리터) 314 377 440 503 566 629

유연탄 도입가격(톤) 70 84 98 112 126 140

※ LNG도입가격 : Y = 126.44 + 5.76 X (X는 유가), 유연탄가격 : Y = 1.4 X (X는 유가)

<표 5-60>시나리오별 도입가격 (단위: $)

4) 참고 : 직전 3개월 평균유가기준(JCC)이 많기는 하나 그렇지 않은 계약도 존재하며, 모든 물량이 연중균등조건으로 도입되

지 않기 때문에 월별자료를 이용한 추정치에 다소 오차가 존재함(정확한 전망치는 한국가스공사의 도입계약조건에 기초해야 함).

- 196 -

3. 유가전망별 연료수입낭비액 추정

□ 유가시나리오별 계산결과는 다음과 같음

유가 수준 50$ 60$ 70$ 80$ 90$ 100$

연료수입손실(억달러) 5.64 6.22 6.81 7.39 7.97 8.55

CO2추가배출(만톤) 593 593 593 593 593 593

연료수입손실(억원) 6,204 6,845 7,486 8,128 8,769 9,410

이산화탄소비용(억원) 1,156 1,156 1,156 1,156 1,156 1,156

합계(억원) 7,360 8,001 8,642 9,284 9,925 10,566

※ 환율은 향후 하락을 가정하여 1,100원 /달러, 이산화탄소 가격은 2009년 4월 현재 10유로

/톤과 국기본의 20유로/톤의 평균인 15유로(환율은 1,300/유로) 적용.

<표 5-61> 유가시나리오별 계산결과

□ 연료수입낭비액은 유가에 따라 연간 5.64억달러(원화 6,200억원)에서 최대

8.55억달러(원화 1조)까지 발생할 수 있음

○ 설령 세계경기침체로 향후 5년간 유가가 50달러에서 횡보한다고 하더라

도 심야전기난방으로 인해 매년 5.64억달러, 5년간 총 30억달러(한화 약

3조)의 낭비가 발생함

※ 참고 : 5년간 50달러가 지속될 가능성은 낮음. 현재 유가는 서부텍사스유(WTI) 기준

50달러 초반에서 횡보하고 있는 반면, 개발비용은 지난해에 비해 15~20% 하락하는 데

그칠 전망임. 이로 인해 CERA는 석유수출국기구(OPEC)와 비(非)OPEC의 주요 프로젝트

30여개가 연기되고 있어 투자부진으로 인해 향후 5년간 760만 배럴의 공급차질이 빚어

질 것으로 전망하고 그 시작을 2011년으로 보고 있음. 새로 프로젝트를 진행할 수 있는

한계유가를 브라질·나이지리아·멕시코만 심해 프로젝트의 경우 배럴당 60달러 이상, 캐나

다 오일샌드는 60~80달러 이상임

○ 전술한 전문기관 전망의 5개년 평균치인 70달러를 상정할 경우, 연간

6.81억달러(원화 7,486억원), 5년간 총 35억달러(한화 3조 7,500억원)의 낭

비가 발생함

□ 이산화탄소의 추가배출은 매년 593만톤으로 5년간 총 3,000만톤에 달할 것

으로 전망됨

□ 이상은 연료수입낭비와 이산화탄소 추가배출만 전망한 것으로 비싼 심야전

기보일러로 인한 설비투자손실까지 합하면 국민경제적 손실은 더욱 증가함

- 197 -

제 6 장

결 론

- 198 -

- 199 -

제 6 장 결 론

□ 우리나라의 전통적 에너지정책은 공급을 우선으로 하는 공급안정성을 강조

해온 결과 에너지공급사와 에너지수요관리 전문기관 사이의 불균형이 존재

하여 개별에너지원별 정책이 통합적 에너지정책보다 우선되어 왔음

○ 이의 극복을 위해 수요관리가 공급에 우선되어야하는 필연성을 인식하여

야 하며 효율향상을 기후변화대응의 물리적인 첫 번째 대응수단이라는

인식전환이 필요함

○ 따라서 본 연구에서는 에너지원별 이용현황 및 향후 전망, 국내․외 에

너지수요관리 사례의 분석, 통합수요관리 개념의 정립 및 추진방안 제시,

마지막으로 통합수요관리의 추진효과에 대한 사례분석을 통해 통합수요

관리의 추진 타당성에 대하여 검토함

□ 제2장에서는 통합수요관리를 위한 전력, 도시가스 사용에 있어서 계시별 수

요의 추정하여 향후 통합수요관리 효과 산출의 기초자료로 활용함

○ 가정용과 상업용의 경우, 지출측면에서는 전력가격보다 가스가격을 내리

는 것이 효과적으로 보였으며, 산업용의 경우에서는 전력과 가스가격을

동시에 내리는 것이 지출측면에서 부담을 줄이는 효과적인 방안으로 확

인하였음

○ 전력요금은 과거 7년동안 명목가격으로 평균적으로 5%내외의 조정만이

있었다는 점을 감안할 때, 물가수준의 변화를 하회하였다는 것은 쉽게

이해할 수 있음

○ 현재의 요금수준이 합당한 수준으로 조정된 이후 지출수준을 감안, 통합

적인 수요관리를 위해 에너지소비를 줄이기 위한 전력과 가스의 상대적

인 가격정책 방향에 대해 시사한다고 하겠음

□ 제3장에서는 국내․외 에너지수요관리 제도를 통찰하였으며, 국내․외 에너

지수요관리 제도 현황, 에너지원별 수요관리 추진현황 및 평가모형 조사 분

- 200 -

석, 해외 수요관리 현황 및 시사점을 도출하였음

○ 선진국을 중심으로 기존의 부하관리 프로그램이 수요반응(DR, Demand

Response) 프로그램으로 전환되고 있으며, 이러한 현상은 전력산업의 시

장구조와 무관하게 진행되고 있음

- 요금제기반 수요반응 프로그램을 도입하기 이전, 전기요금의 변경 없

이, 이러한 제도의 도입효과를 유사하게 얻을 수 있는 요금제연동 수

요반응 시범사업(Pilot Program) 수행을 제안하였음

○ 효율향상에 대한 다양한 제도 정책을 구현하고 있으나, 최근 선진국을 중

심으로 진행되고 있는 에너지효율향상의무화(EERS: Energy Efficiency

Resource Standard)를 중심으로 기술하였음

- EERS는 에너지공급업체들에게 전력, 가스, 열의 에너지절감 목표를 정

해주는데 이는 시장경제에 기반한 거래시스템을 통해 목표를 달성할

수 있도록 유연성을 제공함에 따라 국내 도입시 이에 대한 면밀한 제

도검도 분석이 요구됨

○ 미국의 경우 국가적인 에너지를 통합적으로 관리한다는 차원에서 1차에

너지, 전환에너지, 수요를 총망라한 에너지모형시스템(NEMS)을 ‘93년도

미 에너지성(DOE: Department of Energy) 산하 에너지정보국(EIA:

Energy Information Administration)에서 개발․운용중에 있음

- 이에 국내 수요관리 평가시스템 조차 분리되어 있는 현실을 감안한다

면 선진 사례 분석을 통해 국내에 통합적인 에너지 수요관리 분석모델

및 평가시스템의 도입이 필요할 것으로 판단됨

□ 제4장에서는 통합수요관리의 개념 정립, 통합수요관리 정책수립 기본방향의

제시, 통합수요관리의 구현 전제 조건 및 중장기 발전방향을 제시하였음

○ 에너지소비자는 다양한 에너지를 사용함에 있어, 한정된 재원을 가장 효

과적으로 사용하기 위한 정책수단의 필요성이 부각되고 있음에 따라 통

합수요관리라는 문제를 광의, 중의, 협의 각 3단계로 고찰해보았음

- 에너지공급부문에 까지 영향을 미치는 광의의 정의로부터, 부하관리와

효율향상의 정책 우선순위 결정, 에너지원별 효율향상 프로그램 사이

의 정책우선순위 결정, 에너지원간 교차부문의 정책 우선순위의 결정

- 201 -

에 이르기까지의 협의의 정의를 정리 제시함

○ 통합적 수요관리는 앞서 언급한 광의의 의미로 해석할 경우 에너지공급

체계부터 협의의 의미인 효율제도까지 그 범위가 매우 넓기 때문에 통합

수요관리에 대하여 철학적 사상을 녹색성장기본법 또는 최소한 에너지기

본법에 추가되어야 할 것으로 판단됨

- 통합수요관리는 녹색성장의 가장 비용효과적이고, 필수적인 추진사안으

로 재정의하여 공급부문에 대응가능한 수준까지 법체계를 강화하여야

할 것으로 판단됨

○ 통합수요관리 발전방향을 위해서는 ‘저탄소 녹색성장’의 가장 기본적인

대안으로 인식하여야 하고, 그 비전을 구체화하여야 함

- 통합수요관리의 정착을 위해 ①에너지안보와의 연계, ②녹색성장과의

연계, ③기후변화대응과의 융합, ④지속가능한 발전을 위한 절감목표의

결정, ⑤재원 및 기술개발의 최적 구현 등의 문제와 결부하여야 함

- 또한 관련제도의 정비 및 통합화가 필요하고, 정책지원 및 평가관리 시

스템의 통합화를 이루어내야 함을 제안하였음

○ 통합수요관리의 확장을 위해 추진대상, 단계별 추진방향에 대하여 제시

하여 중장기적으로 선행 및 개선사항을 포함하였음

- 통합수요관리의 추진 로드맵에서는 ①통합수요관리 법·제도 개선, ②민

간부문 대상자 확대, ③수요관리 재원의 통합화, ④통합수요관리 시스

템 구축, ⑤수요관리 추진 주체의 다변화, ⑥통합수요관리 기획·평가기

능 강화에 대하여 일정별로 제시하였음

□ 제5장에서는 통합수요관리(Integrated Demand Management) 정책입안 효과

를 정량적으로 시산․평가함, 사회적 효용 차원에서 에너지서비스(냉방, 난

방, 전력)실현을 위한 1차에너지이용의 합리성과 적정성을 사회적 비용에 근

거하여 평가하고, 통합수요관리를 통한 이용합리화 효과를 정량적으로 시산

해 보았음

○ 냉방부문의 통합수요관리 효과는 전기냉방(시스템에어컨, 빙축열시스템)

과 가스냉방(GHP, 흡수식냉온수기)의 1차에너지 소비량 및 CO2 발생량

은 큰 차이를 보이지 않음으로써 냉방방식의 전환을 통한 에너지소비절

- 202 -

감 및 환경편익은 크지 않을 것으로 기대되나 전기냉방에 의한 하계 전

력설비 기여도를 감안한다면 냉방방식의 전환에 따른 발전설비회피비용

은 클 것으로 기대되며, 국내 전기냉방수요(14,680MW, '07년 기준)의

20%를 가스냉방으로 전환할 경우 1차에너지의 소비량은 크게 증가하지

않으면서 연간 3,141억원의 발전설비건설회피가 가능할 것으로 추산됨

○ 난방부문의 경우 전열기 등 복사난방방식의 에너지이용 비효율성이 매우

큼을 정량적인 평가를 통해서 확인된 바, 지속적으로 전열기 등의 복사

난방방식의 수요를 줄일 필요가 있으며, 총 난방전력수요의 20%를 GHP

가스난방으로 전환할 경우, 전력설비건설회피비용이 3,028억원, 1차에너

지회피비용 3,780억원, CO2저감에 따른 환경회피비용 406억원이 발생하

여 총 7,214억원의 경제적 효과가 발생 할 것으로 추산됨

○ 또한 심야전력의 경우 연료수입낭비액이 유가에 따라 연간 5.64억달러(원

화 6,200억원)에서 최대 8.55억달러(원화 1조)까지 발생할 수 있음에 따라

정부의 근본적인 대책이 필요함

□ 국가적으로 에너지수급에 대한 문제를 해결하여야 할 주요 수단으로 통합수

요관리를 다시 한번 인식하는 것이 중요하며, 이를 위해 정부, 에너지공급자

및 에너지소비자간의 사회적 합의에 의해 강도 높은 추진이 요구됨

○ 이를 위해 상위법에 통합수요관리의 사상을 언급하고, 각 실행방안을 구

체적으로 추진하여 국가적을 반드시 필요한 ‘통합수요관리’를 이루어 내

야 할 것으로 판단됨

- 203 -

참고문헌

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[26] 한국가스공사 홈페이지, http://www.kogas.or.kr

[27] 에너지관리공단 홈페이지, http://www.kemco.or.kr

[28] 전력산업기반조성사업센터 홈페이지, http://etep.kepri.re.kr

[29] 전력통계정보시스템(EPSIS) , http://www.kpx.or.kr/epsis

[30] 국가에너지통계종합정보시스템, http://www.kesis.net/index.jsp

[31] 국가통계포털, http://www.kosis.kr/

- 205 -

부 록

- 206 -

- 207 -

<부록 1> 전력, 가스, 열 에너지의 이용현황

1. 전력산업의 생산설비현황

□ 우선 전력생산의 측면에서 살펴보면 <표 1>을 통해, 총 발전량의 35.4%를

원자력이 담당하고 있으며 석탄(38.6%), 내연 및 복합(19.1%), 유류 및 가스

(3.9%), 수력, 기타발전원이 3.8%의 순으로 나타나고 있는 것을 알 수 있음

<표 부록1-1> 발전원별 발전실적 (단위: 백만kWh)

원 별 2006 구성비(%) 2007 구성비(%)

수 력 5,219 1.4 5,042 1.3

석 탄 140,346 36.8 155,684 38.6

유류 및 가스 14,984 4.0 17,757 4.4

내연 및 복합 68,396 17.9 77,007 19.1

원 자 력 148,749 39.0 142,937 35.4

기 타 3,487 0.9 4,684 1.2

계 381,181 100.0 403,124 100.0

자료 : 한국전력통계(2007)

기타 : 집단에너지, 매립가스, 풍력, 태양광 등

<표 부록1-2> 발전원별 발전설비 (단위: MWh)

원 별 2006 구성비(%) 2007 구성비(%)

수 력 5,484 8.4 5,492 8.2

석 탄 18,465 28.2 20,465 30.6

유류 및 가스 4,790 7.3 4,518 6.8

내연 및 복합 17,436 26.6 16,814 25.2

원 자 력 17,715 27.0 17,715 26.5

기 타 1,621 2.5 1,755 2.6

계 65,511 100.0 403,124 100.0

자료 : 한국전력통계(2007)

기타 : 집단에너지, 매립가스, 풍력, 태양광 등

□ 하지만 <표 2>를 보면, 발전량 35.4%, 38.6%을 담당하는 원자력과 석탄의

설비 비중이 전체에서 각각 26.5%, 30.6%로 비슷한 규모인데 반해 발전량은

19.1%를 담당하지만 설비 비중은 25.2%로비중의 측면에서는 원자력과 비슷

한 비중을 가지고 있는 내연 및 복합 발전의 경우, 평균적인이용률이 원자

력이나 석탄에 비해 떨어지는 첨두부하용 발전원임을 확인할 수 있음

- 208 -

□ 1999년 10월 한국전력이 6개 발전자회사로 분할된 이후 아래 표와 같이

2007년 말 현재의 생산구조를 갖고 있음.

○ 한전과 6개 발전자회사가 갖는 설비용량이 민간발전회사와 기타를 포함

하는 전체의 88.3%에 해당하며, 발전량의 측면에서는 94.3%를 차지함을

알 수 있음

○ 민간발전회사와 기타형태의 발전은 대부분 첨두부하용이거나 신재생과

같은 기저부하를 대체하지 못하는 분산형전원의 형태들이라는 것을 쉽게

알 수 있음

(기준 : 2007. 12월말, 단위: kW, 백만kWh-괄호안 )

구 분 수 력 석 탄유류

및 가스내연

및 복합원자력 기타 계

점유율(%)

남 동603,345

(231)5,165,000(39,353)

528,600(1,654)

900,000(3,791)

-1,350

(3)7,198,315(45,033)

10.5(11.2)

중 부1,001,400

(365)3,400,000(26,488)

1,697,500(2,756)

2,398,539(12,036)

-3,000

(2)8,500,439(41,648)

12.5(10.3)

서 부1,200,000

(528)4,000,000(30,750)

1,400,000(5,514)

2,280,000(11,934)

-2120(-)

8,882,120(48,728)

13.0(12.1)

남 부400,000

(80)3,000,000(24,808)

600,000(2,324)

3,745,000(25,110)

-21,000

(18)7,766,000(52,343)

11.4(13.0)

동 서700,400

(237)4,900,000(34,284)

1,800,000(5,481)

2,100,000(8,016)

-1,000

(1)9,501,400(48,020)

13.9(11.9)

한수원534,580(1,333)

- - -17,715,683(142,937)

1,250(1)

18,251,513(144,271)

26.7(35.8)

한 전700(3)

7,400(13)

6,030(10)

153,840(130)

- -168,870

(156)0.2

(0.04)

자회사 및한전계

4,440,445(2,779)

20,465,000(155,684)

6,032,130(17,739)

11,591,709(61,043)

17,715,683(142,937)

29,720(22)

60,268,657(380,201)

88.3(94.3)

한국수자원공사

1,000,600(2,106)

- - - - -1,000,600

(2,106)

포스코파워

- - -1,800,000

(3,879)- -

1,800,000(3,879)

GS파워 - - -900,000(3,209)

- -900,000(3,209)

GSEPS - - -500,750(2,810)

- -500,750(2,810)

기 타 51,042(156)

- -2,021,700

(6,065)-

1,725,439(4,695)

3,798,181(10,916)

기타사 계1,051,642

(2,263)- -

5,222,450(15,964)

-1,725,439

(4,695)7,999,531(22,923)

11.7(5.7)

총 계5,492,087

(5,042)20,465,000(155,684)

6,032,130(17,739)

16,814,159(77,007)

17,715,683(142,937)

1,755,159(4,717)

68,268,188(403,124)

100(100)

* 상용자가 발전설비 제외분임. ( )는 발전량임. 기타 : 집단에너지, 신재생에너지 등출처: 한국전력통계 2007 (한국전력공사 2008.5)을 재편집

<표 부록1-3> 발전회사별 발전설비 및 발전량 현황

- 209 -

2. 천연가스산업의 현황

가. 천연가스 수요실적

□ 1987년 천연가스 공급개시 이후 20년간 천연가스 수요는 연평균(1987～2007

년) 15.4%의 높은 증가세를 보여 1987년 162만 톤에서 2006년에는 2,546만

톤으로 16배 가까이 성장하였으며, LNG 수요를 기준으로 할 때 일본에 이

어 세계 2위를 차지함

□ 또한 1차 에너지 소비 중 차지하는 비중은 1987년 3.1%에서 2007년 14.2%로

증가하였음. 우리나라의 1차 에너지 소비 중 천연가스의 비중(2006년 기준)

은 일본(14.6%)과는 비슷하지만 세계 전체(23.7%)에 비해서는 낮은 수준이

며, OECD 30개국 중에서도 낮은 편에 속함.5)

□ 용도별 수요 추이를 보면, 도입 초기에는 발전용이 많았으나 90년대 들어

도시가스 보급이 크게 확대되면서 도시가스용 소비가 높은 증가세를 보여

1997년 이후에는 도시가스용의 소비량이 발전용 소비를 능가하게 되었고,

2000년에는 도시가스용의 소비 비중이 67%로 최고 수준을 기록하였음.

○ 그러나 2000년대 들어 발전용 수요가 크게 늘어남에 따라 도시가스용의 비중이

점차 낮아져 2007년 기준으로 도시가스용의 비중은 56.8%를 점하고 있음

□ 용도별 도시가스용 천연가스 수요는 공급초기에 천연가스 보급확대를 위하

여 천연가스가격 최소화 정책과 연료 선진화를 위한 천연가스 공급권역 확

대, 국민소득 향상에 따른 고급에너지 선호경향에 의한 수요가수 증가, 지방

자치단체의 천연가스 보급확대 시책, 지속적인 청정연료 의무사용 대상 확

대 등에 의해 연평균 30.1%(1987～2007년)의 증가세를 보임

5) 2006년 기준으로 OECD 국가 전체의 1차 에너지 소비 중 천연가스의 비중은 23.2%이다.

- 210 -

연 도 합계발전용 도시가스용 1차에너지중

비중물량 구성비 물량 구성비1987 1,612 1,537 (95.3%) 75 (4.7%) 3.1%

1990 2,317 1,741 (75.2%) 576 (24.8%) 3.2%

1995 6,979 3,562 (51.0%) 3,417 (49.0%) 6.1%

2000 14,217 4,688 (33.0%) 9,528 (67.0%) 9.8%

2001 15,587 5,288 (33.9%) 10,300 (66.1%) 10.5%

2002 17,703 6,509 (36.8%) 11,194 (63.2%) 11.1%

2003 18,446 6,468 (35.1%) 11,978 (64.9%) 11.2%

2004 21,322 8,819 (41.4%) 12,504 (58.6%) 12.9%

2005 22,854 8,821 (38.6%) 14,033 (61.4%) 13.3%

2006 23,500 9,543 (40.6%) 13,957 (59.4%) 13.7%

2007 25,460 11,011 (43.2%) 14,449 (56.8%) 14.2%

연평균증가율

87~07 14.8% 10.3% ▽52.1%p 30.1% ▲52.1%p ▲10.6%p

00~07 8.7% 13.0% ▲10.3%p 6.1% ▽10.3%p ▲3.9%p*합계에는 자체소비량 제외

<표 부록1-4> 천연가스 수요 추이

□ 발전용 천연가스 수요는 수도권 지역 발전소에 대한 청정연료 사용 의무화,

신도시 지역난방 공급을 위한 열병합발전소의 건설, 지속적인 경제 성장에

따른 전력수요 증가 및 수도권지역의 천연가스 발전소 신ㆍ증설 등으로 연

평균(1987～2007년) 10.3%의 증가세를 보임

나. 천연가스 도입 계약 현황

□ 한국가스공사는 인도네시아, 말레이시아, 카타르, 오만, 브루나이, 예멘, 러시

아, 호주 등 8개국과 총 12개의 중․장기 LNG 도입계약을 체결하고 있으

며, 총 도입계약물량은 2,478만톤(MLNG Ⅲ 옵션 물량 포함)에 이르고 있음

○ 국별로는 카타르와의 계약량이 702만톤으로 총 도입계약량의 28.3%를 점하

고 있고, 그 다음은 말레이시아(600만톤, 24.2%), 오만(406만톤, 16.2%) 순

□ 2006년까지 최대 공급국이었던 인도네시아는 2007년 ArunⅢ 계약이 종료됨

에 따라 도입 계약량이 300만톤으로 줄어 네 번째로 순위가 하락하였음

○ 지역별로는 카타르, 오만, 예멘 등 중동지역으로부터의 계약량이 1,308만

톤으로 총 도입 계약량의 52.8%를 점하고 있고, 동남아지역(호주 포함)으

로부터의 계약량이 1,020만 톤으로 41.28%를 점하고 있음

- 211 -

구분 국가 계약명 계약물량(연간) 계약기간 계약조건

장 기

인도네시아KOREA Ⅱ 2,000 94.07~14.06 FOB

BADAK Ⅴ 1,000 98.01~17.12 FOB

말레이시아MLNG Ⅱ 2,000 95.06~15.03 FOB

MLNG Ⅲ 2,000 08.01~28.03 Ex-Ship

카 타 르RAS LAFFAN 4,920 99.08~24.12 FOB

RasGas Ⅲ 2,100 07.01~26.12 Ex-Ship

오     만 OLNG 4,060 00.02~24.12 FOB

브루나이 BLNG 700 97.10~13.03 Ex-Ship

예멘 YLNG 2,000 08.12~28.12 FOB

러시아 사할린 1,500 08.04~28.03 FOB

중 기말레이시아 MLNG Ⅲ 2,0001) 03.04~10.03 FOB

호      주 NWS 500 03.04~16.03 Ex-Ship

합계(중․장기) 8개국 12개 계약 24,780

단기

카타르 RasGas 총 3,840 04.10~07.11 Ex-Ship

말레이시아MLNG Ⅲ 총 2,820 04.10~08.04 Ex-Ship

MLNG Ⅱ 총 1,200 05.11~08.04 Ex-Ship

* 옵션 물량 50만톤 포함

<표 부록1-5> LNG 도입계약 현황(2008년 1월 현재)

□ 2007년 2,156만톤에 달했던 중․장기 계약물량은 2005년 체결된 3개 장기계

약(MLLG Ⅲ, YLNG, Sakhalin Ⅱ) 물량이 본격적으로 도입되는 2009년에

2,478만 톤으로 증가하고, 2013～2017년 사이에 4개 장기도입계약(BLNG,

KoreaⅡ, MLNGⅡ, BadakⅤ, 총 570만톤)이 종료됨에 따라 점차 줄어들어

2018년 이후에는 1,658만 톤에 이를 것임

다. 천연가스 수급 관리

□ 도시가스용 수요패턴은 동고하저형이며 기온에 민감하게 반응하는 특성을

가지고 있다. 가장 낮게 소비한 월의 물량과 가장 높게 소비한 월의 물량간

비율을 표시하는 TDR(Top Down Ratio)은 ’02년 3.5에서 '05년 4.4, ’06년

- 212 -

3.6으로 일본('04년 1.5)에 비해 2배 이상으로 크고, 총수요도 증가하고 있으

므로 계절간 물량 격차는 더욱 더 확대되는 추세임

□ 그리고 발전용 수요는 과거 연중 균등한 소비패턴에서 ’01.4월 발전부문에의

경쟁도입이후 경제급전 및 송전제약 등의 복잡한 계통 운영의 특성에 따라

불규칙한 수요의 특성을 가짐

□ 도입측면에서는 전 세계 LNG 소비국의 수요패턴이 동고하저형이 주를 이

루고 있어, ’03년 동절기 위주의 도입으로 신규계약을 체결했음에도 여전히

동절기 수요가 증가하는 우리나라로서는 동절기 물량 도입이 쉽지 않다는

점과 생산지로부터 장거리 수송이 많아 도입일정조정이 간단치 않다는 어려

움이 있음

3. 열에너지(집단에너지사업)의 현황분석

□ 최근 몇 년간 지역냉난방 사업과 CES사업은 한국지역난방공사, 대한주택공

사 등 공기업, 도시가스사, 기존 집단에너지회사, 건설 및 엔지니어링사 등

참여하고자 하는 기업들이 늘어나면서 경쟁이 치열해지고 있음

□ 1999년에 집단에너지 시장이 개방된 이후 정부에서도 집단에너지 공급에 있

어 시장원리에 따라 자율적 경쟁 확대 및 활성화 기반을 강화하도록 정책

방향을 수립하고 있어서 향후 집단에너지 사업의 참여자들과 사업구역은 더

욱 확대될 전망임

□ 특히 집단에너지 사업자들에게 요구되는 CHP 설비규모가 전체소요규모의

약 70%에 해당된다는 점에서 여름철 전력수요 피크시 집단에너지사업자의

추가적인 수전요구가 발생하고 있으며, 겨울을 제외한 기타계절에 남는 전

력을 역송하는 현상이 발생되고 있는 것이 사실이며 이는 한전 독자적인 수

요관리 방안 마련만으로는 효과적인 수요관리를 수행하기 어려움을 보여줌

- 213 -

가. 국내보급 현황

□ 2007년 12월말 기준 집단에너지사업은 지역난방부문의 11개사업자가 26개

지역에서, 산업단지부문의 19개 사업자가 20개 사업장에서 가동중

□ 사업허가를 득하고 열공급시설을 건설 추진 중인 집단에너지사업은 지역난

방부문은 부산정관에너지(주)를 포함 20개 사업자가 31개 지역에서, 산업단

지부문은 8개 사업자가 9개 사업장에서 추진 중에 있음

○ 이 중 구역형집단에너지는 30개 집단에너지 사업자가 총 34개 사업장에

서 사업 운영 및 추진 중에 있으며, 지역난방 부문(22개 사업자) 및 산업

단지 부문(8개 사업자)의 총 30개 사업자임

<표 부록1-6> 집단 에너지사업 도입현황 [최종사업허가기준]

구 분 도입여부 사업자수사업장수(지역수)

공급규모

열(G㎈/h) 전기(㎿)

지역난방

가동중 11 26 12,696 2,631

추진중 20(23) 31 7,307 2,781

소 계 31 57 20,003 5,412

산업단지

가동중 19 20 9,196 2,038

추진중 8(9) 9 3,097 871

(휴지/해지) (1/1) (1/1) (127/637) (20/507)

소 계 27 29 12,293 2,909

합 계 58 86 32,296 8,321

주) 1. 상기 공급규모는 최종 사업허가 기준임2. 지역난방부문의 공급규모중 전기는 한국지역난방공사에서 수열받고 있는 한전발전설비 [2,255㎿

(분당화력 940㎿, 일산화력 927㎿, 당인리화력388㎿)-사업허가기준]을 제외한 순수 사업자 설비임(안양,

부천의 복합화력발전설비는 GS파워(주)의 설비이므로 지역난방부문의 공급규모에 포함됨)

3. ( )는 가동중과 추진중인 사업장의 중복된 사업자 포함한 것, 제외할 경우 58개 사업자임4. 집단에너지사업자 중 공동컨소시엄을 구성해 사업허가를 득한 사업자는 별도 사업자로 간주함5. 구역형집단에너지를 운영 및 추진중인 사업장은 지역난방 부문(26개소) 및 산업단지 부문(8개소)의 총

34개 사업장임6. 지역난방부문에 구역형집단에너지사업(CES : 구역전기)포함됨

- 214 -

No 지역 사업자열공급대상

(천세대)

최대열부하(G㎈/h)

공급규모 초기열공급일

초기전력공급일열(G㎈/h)

전기(㎿)

1 강서 서울특별시 111.2 441 530.5 21 ‘85.11 ‘88.1

2 남서울(중앙) 한국지역난방공사 56.9 441 437 (388) ‘87.11 -

3 분당 “ 105.5 736 1,209 (940) ‘91.9 -

4 강남 “ 113 596 548 - ‘91.10 -

5 안양 GS파워(주) 139.9 623 765 480 ‘91.11 -

6 고양 한국지역난방공사 170.2 1,018 963 (927) ‘92.8 -

7 부천 GS파워(주) 145.2 704 818 450 ‘92.11 -

8 용인 한국지역난방공사 174.7 928 727 - ‘94.12 -

9 노원 서울특별시 102.6 385 426 37 ‘94.12 ‘97.1

10 대구 한국지역난방공사 106.9 418 432 43.5 ‘95.4 ‘97.3

11 수원 “ 112.6 499 594 43.2 ‘95.10 ‘97.12

12 해운대 부산광역시 36.8 238 240 - ‘96.5 -

13 송파(일원) 한국지역난방공사 70.5 335.6 352.3 14.4 ‘97.2 (‘07.10)

14 청주 “ 69.8 291 326 61.4 ‘97.6 -

15 안산 안산도시개발(주) 57.3 249 385 62.6 ‘99.10 -

16 광주상무 한국CES(주) (34개건물) 42 54.5 - ‘99.11 -

17 양산물금 한국지역난방공사 46.3 320 298 15 ‘99.11 -

18 김해 “ 31.1 140 145 - ‘00.7 -

19 인천국제공항 인천공항에너지(주) 51.2 558 580 127 ‘00.10 ‘00.10

20 마포상암 한국지역난방공사 28.3 250 284.9 15 ‘01.7 ‘09.11

21 포항 (주)포스코 5.2 48 - - ‘01.10 -

22 인천송도 인천종합에너지(주) 76.5 781.4 755 205 ‘03.11 -

23 인천논현 대한주택공사 60.8 305.3 361 24 `03.11 -

24 화성동탄 한국지역난방공사 57.3 372 739 512 ‘03.11 -

25 파주교하․운정지구 한국지역난방공사 55.8 693 705 515 ‘05.11 -

26 사당 케너텍 3.6 13 21 2 ‘06.1 ‘06.1

계 1,989.2 11,395.3 12,696.2 2,631.1(2,255)

- -

주) 1. 공급규모의 ( )속은 한국지역난방공사에서 수열받는 한국전력공사의 발전설비임 2. 포항지역은 (주)포스코의 폐열을 활용하므로 별도의 열원시설이 없음3. 인천국제공항지구의 경우 특별범에 의거하여, 인천공항내 전기 직판중에 있음4. 한국지역난방공사(김해지사)의 경우 열병합발전설비 설치계획 보류됨(‘00.12.02)

5. 케너텍(주)의 경우 열과 전기를 직접 공급하는 구역형(CES) 집단에너지 사업자임6. 한국지역난방공사는 가락한라아파트, 상암2지구 및 가재울뉴타운(3,4구역)에 구역전기 사업하가를 득함

<표 부록1-7> 열공급중인 지역난방사업현황

□ 2007년 12월말 기준 지역난방은 한국지역난방공사, 서울특별시(SH공사), 부산

광역시, GS파워(주), 안산도시개발(주), 한국CES(주), 인천공항에너지(주), 포스

코(주), 대한주택공사, 케너텍(주) 등 11개 사업자가 26개 지역에서 열공급 중

- 215 -

No 지역 사업자열공급대상

(천세대)

최대열부하

(G㎈/h)

공급규모 초기열공급일

초기전력공급일

비고열

(G㎈/h)전기(㎿)

1 부산정관 부산정관에너지(주) 28 182.9 220.2 100.3 2008.12 2008.12 CES

2 대전서남부 대한주택공사 21.2 261 312 47.4 2010 - -

3 아산배방 대한주택공사 7.8 171 273 102.8 2008 2008 CES

4 용인서천 한국지역난방공사 3.8 26.4 - - 2010.6 - -

5 판교․도촌 한국지역난방공사 32.3 280 324 146 2008.9 - -

6 은평뉴타운 한국지역난방공사 13.7 101 108 - 2008.3 - -

7 대구죽곡1․2지구 대구도시가스(주) 7.9 36.4 49.4 15 2008.1 2008.1 CES

8 인천청라․가정․양촌․장기 청라에너지(주) 87.1 922.6 1,207.7 (1,800) 2008 - -

9 강일1․2지구․고덕 대한도시가스(주) 26.3 137.1 200.2 33.4 2011 2011 CES

10 양주고읍 경기CES(주) 8.3 76.5 105.1 25.4 2008.12 2008.12 CES

11 천안청수 중부도시가스(주) 5 43.4 54.4 21.1 2009.11 2009.11 CES

12 광명역세권․소하/신촌 삼천리(주) 13.5 164.1 177 48.1 2008.12 2008.12 CES

13 고양관광 서울도시가스 50.8 115 142.6 49.6 2008 2008 CES

14 광주수완․하남2․3/첨단2 수완에너지(주) 38.7 218 224 109 2008.10 2008.10 CES

15 수원호매실 휴세스(주) 15.7 134.6 188 70.1 2010.1 2010.1 CES

16 동남권유통단지 한국지역난방공사 - 70.1 72 32 2008.9 2008.9 CES

17 대전학하․노은3․덕명 충남도시가스(주) 10.6 83 104.5 29.5 2010.12 2010.12 CES

18 아산탕정 삼성에버랜드(주) 3.8 24.7 45.8 7.3 2009.1 2009.1 CES

19 의정부민락(주)한진중공업

(한진도시가스(주),(주)포스코건설)

14 92.5 139.9 44.7 2009.11 2009.11 CES

20 수원광교 한국지역난방공사 22 323 349 141 2009.12 2009.12 -

21 화성향남1․2 휴세스(주) 24.8 165.7 207.1 60.6 2012.1 2012.1 CES

계 435.3 3,629 4,503.9937.3

(1,800) - - -

주) 1. 부산정관, 아산배방, 대구죽곡, 강일, 양주고읍, 천안청수, 광명역세권, 고양관광문화단지, 광주수완, 수원호매실, 당남권 유통단지, 대전학하, 아산탕정, 의정부민락2지구, 화성향남2지구 (총 15개 지구)는 열과 전기를 직접 공급하는 사업허가(CES)를 득하여 열 및 전지직판 예정임

2. ‘07.5월 기준으로 남양주 별내지구(경남기업), 서울우면2지구(유성TNS), 서울신정3지구(SH공사), 인천운북 복합레저단지(삼부토건 외 2개업체 컨소시엄)가 추가적으로 사업허가를 득함

3. 오산세교지구는 대성산업(주)코젠사업부가 사업변경허가를 득하였으므로 산업단지 집단에너지사업에 오산운암지구와 함께 포함됨

4. 청라지구의 ( )는 한전발전용량임

<표 부록1-8> 추진충인 지역난방 사업현황

나. 집단에너지 공급실적

□ 2007년도 집단에너지사업은 지역난방부문의 11개 사업자(26개 지역)와 산업

단지부문의 19개 사업자 (20개 사업장)가 가동중이며, 지역난방은 1,590천호

의 공동주택 (총 주택수 13,793천호 대비 11.5%) 및 3,135개의 빌딩, 산업체

는 656개 업체의 집단에너지가 공급되고 있음

- 216 -

구 분사업자수(가동중)

사업장수(지역수)

열 판매 현황전기직판현황

업체수공장수난방주택수

(천호)

난방빌딩수

냉방빌딩수

지역난방 11 26 - 1,552 3,122 457 3

산업단지 19 20 656 38 13 1 166

계 30 46 656 1,590 3,135 458 169주) 지역난방의 사업자의 경우 한국지역난방공사(일원 가락한라아파트), 인천공항에너지(인천공항지역) 및 케너

텍(사당 극동아파트)가 해당 사업지구내에 전기를 직접 판매(구역전기)하고 있음

<표 부록1-9> 2007 집단에너지사업자의 에너지 공급현황

□ 지역난방은 26개 지역(11개 사업자)의 1,552천호와 산업단지 인근의 공동주

택 38천호에 지역난방이 공급되고 있으며, 서울시, 부산시 등 지자체 공급실

적은 255천호, 한국지역난방공사의 공급실적은 944천호로 공공기관의 공급

실적이 전체 지역난방 공급호수의 76.8%에 해당함

다. 집단에너지 운영실적

□ 2007년 말 기준 가동중인 집단에너지 설비를 대상으로 지역난방 : 11개 사업

자, 26개 사업장, 산업단지 : 19개 사업자, 20개 사업장을 검토대상으로 하였음

구분 사업장수열병합 발전시설 열전용보일러

발전보일러(t/h)

발전기(MW) 증기보일러(t/h)

온수보일러(G/h)

지역난방 26 3,519 1,847 4,965 2,774

산업단지 20 11,368 1,641.2 2,198t/h

계 46 14,887 3,488.2 -

<표 부록1-10> 2007년 말 가동중인 집단에너지 설비

□ 2007. 1. 1 ~ 2007. 12. 31 사업기간 동안 생산량이며, 기준은 설비에 의한

열, 전력 생산실적이다. 지역난방사업자의 열생산량에는 자사설비의 생산량

과 타사의 설비(한전발전소 및 소각설비)로부터 수열량이 포함하였음. 전기

를 열로 환산시 1kWh = 860kcal로 계산됨

- 217 -

구분 1차에너지소비량(천toe)

LNG소비량(천toe)

유연탄소비량(천toe)

발전설비용량(MW) 발전량(GWh)

국내전체 234,307 33,281 54,067 73,061 426,647

집단에너지사업부문 7,046 1,526 1,503 3,488 18,856

집단에너지가 차지하는 비율 3.0% 4.6% 2.8% 4.8% 4.4%

* 자료 : 1) “2007년 4/4분기 에너지통계” - 에너지관리공단 ‘08.5

2) “한전전력통계” - 한국전력공사 ‘08.5

(집단에너지사업 LNG소비량은 한전수열보상량(200,434toe) 포함/ 발전량은 수전량 포함시)

<표 부록1-11> 국내 에너지소비통계

□ 에너지 생산량은 자가공정용 사용량을 포함하여 판매를 목적으로 집단에너

지설비에서 생산된 에너지량과 외부로부터 공급받은 에너지량(수열 및 수전

량)을 합산한 량임

□ 2007년도 연간 에너지(열·전기) 생산량은 총 79,880천Gcal로서 지역난방부문

과 산업단지부문이 각각 28.8%와 71.2%를 차지하여 산업단지부문의 에너지

생산량이 더 많음. 열과 전력 생산량을 비교하면 열생산량이 79.7%, 전력생

산량이 20.3%로서 열생산량이 많은 것으로 나타남

○ 집단에너지사업 부문의 전력생산량은 18,856GWh(자체 CHP발전량 기준

11,914GWh)로써 2007년도 국내 총발전량 426,647GWh(상용자가발전량

포함)의 4,4%를 차지한다(한전 수전량 제외 시 국내 총발전량의 2.8%를

차지함)

구분 열생산량(천Gcal)

전력생산량(천MWh)

계(천Gcal)

구성비(%)

지역난방 18,481(9,462) 5,219(421) 22,969 28.8

산업단지 45,183(1,741) 13,637(6,521) 56,911 71.2

계 63,664(11,202) 18,856(6,942) 79,880 100

구성비(%) 79.7 20.3 100 -

주) ( )는 총 생산량 중 수열 및 수전량임

<표 부록1-12> 2007년 집단에너지사업자의 에너지생산량

□ 지역난방부문의 2007년 연간 열생산량은 18,481천Gcal(수열량 9,472천Gcal

- 218 -

포함)이며, 열병합발전설비에 의한 생산전력은 4,798천MWh임

구분 구성비(%)

한국지역난방공사 66.8

서울특별시 9.9

부산광역시 1.4

안산도시개발(주) 2.7

한국CES(주) 0.2

GS파워(주) 15.1

인천공항에너지(주) 1.5

(주)포스코 0.7

대한주택공사 0.4

인천종합에너지(주) 0.9

(주)케너텍 0.1

계 100

<표 부록1-13> 2007년 지역난방부문 사업자별 열생산량 구성

□ 설비별 열생산비율은 한전발전소로부터의 수열량이 지역난방사업 전체 열생

산량의 37.9%이며, 한국지역난방공사의 열생산량 중 55.3%에 해당함. 한국

CES(주)의 경우는 열병합발전설비가 없으며 소각로에서의 수열량이 97%를

차지하여 기저부하용으로 활용되며, (주)포스코는 공정폐열을 100% 활용하

고 있음

- 219 -

No 구분

열생산량(천Gcal) 전력 합계

CHP보조열원

자사수열

외부수열

계 (천MWh) (천Gcal)한전수열(공정폐열)

소각수열

1 한국지역난방공사 1,220 3,206 - 6,828 1,097 12,351 1,069(211)

13,720

2 서울특별시 675 906 249 - - 1,830269(7) 2,061

3 부산광역시 - 201 112 - - 313 5(5)

317

4 안산도시개발(주) 192 31 - - 272 49592(5) 574

5 한국CES(주) - 1 - - 28 29 - 29

6 GS파워(주) 1,837 353 - (171) 424 2,7853,213

(4) 5,548

7 인천공항에너지(주) 278 - - - - 278 540(165)

742

8 (주)포스코 - - 133 - - 133 - 133

9 인천종합에너지(주) - 95 - - - 75 1(1)

76

10 대한주택공사 7 10 - - 148 16513(9) 176

11 케너텍 4 23 - - - 27 17(14)

42

계 4,213 4,806 494 6,999 1,969 18,4815,219(421) 22,969

주) 1. 전력의 ()는 총 전력생산량 중 수전량임2. 자사수열은 서울특별시와 부산광역시의 경우 자사소유의 소각로 수열량을 말하고 (주) 포스코는 공정용 폐열(폐열을 활용한 중온수 생산)을 말함

3. GS파워(부천사업장)은 인근 지역공장의 공정폐열(171천Gca/y)을 일부 활용함4. 에너지 생산량에는 2007년 한국지역난방공사(상암지사)냉수생산량(25,014Gcal/y)를 미포함

<표 부록1-14> 2007년 지역난방사업자 설비별 열생산량 구성

□ 에너지 판매량은 집단에너지사업자의 자가소유 생산공정에 사용한 에너지량

을 제외하고 외부에 판매한 에너지량임

○ 집단에너지사업의 2007년도 연간 에너지(열·전기)판매량은 62,432천Gcal

로서 지역난방부문과 산업단지부문이 각각 31.8%와 68.2% 차지하며, 또

한 열과 전력 판매량을 비교하면 열판매량은 76.1% 전력판매량은 23.9%

로서 열판매량이 많은 것으로 나타났음

- 220 -

구분 열판매량(천Gcal)

전력판매량(천MWh)

계(천Gcal) 구성비(%) 매출액(억원)

지역난방사업자 15,764(6,673) 4,727(189) 19,829 31.8 15,376

산업단지사업자 31,722(1,740) 12,652(6,388) 42,603 68.2 13,708

계 47,486(8,413) 17,379(6,521) 62,432 100 29,084

구성비(%) 76.1 23.9 100 - -

주) ()는 총 판매량 중 수열 및 수전량임

<표 부록1-15> 2007년 집단에너지 판매량

□ 지역난방부문의 2007년 연간 열판매량은 15,764천Gcal(수열량 6,673천Gcal

포함)이며, 민간 판매전력량은 4,727천MWh이다. 사업자별 열판매비율은 한

국지역난방공사가 63.9%로 가장 높으며, 서울특별시는 10.9%, 부산광역시는

1.9%, GS파워(주)가 16.8%, 안산도시개발이 2.9% 정도임

구분 구성비(%)

한국지역난방공사 63.9

서울특별시 10.9

부산광역시 1.9

안산도시개발(주) 2.9

한국CES(주) 0.2

GS파워(주) 16.8

인천공항에너지(주) 1.3

(주)포스코 0.7

대한주택공사 0.4

인천종합에너지(주) 0.9

(주)케너텍 0.1

계 100

<표 부록1-16> 2007년 지역난방 사업자별 열판매량 구성비

□ 용도별 열판매 비율은 주택용이 전체의 88.35%로 대부분을 차지하고, 업무

용이 9.0%, 공용이 2.7%

- 221 -

No 구분

열생산량(천Gcal) 전력판매량(천MW) 합계

CHP보조열원

자사수열

외부수열

계 CHP 수전 계 (천Gcal)

1한국지역난방공사

1,140 3,670 - 5,262 10,072 738 - 738 10,707

2 서울특별시 636 844 233 - 1,713 217 6 223 1,905

3 부산광역시 - 187 112 - 299 - - - 299

4안산도시개발(주)

180 29 - 256 465 76 - 76 530

5 한국CES(주) - 1 - 24 25 - - - 25

6 GS파워(주) 1,761 329 - 555 2,745 3,142 5 3,147 5,351

7인천공항에너지(주)

209 - - - 209 358 165 523 659

8 (주)포스코 - - 102 - 102 - - - 102

9인천종합에너지(주)

- 70 - - 70 - - - 70

10 대한주택공사 6 9 - 129 144 4 - 4 147

11 케너텍 3 17 - - 20 3 13 16 34

계 3,935 5,156 447 6,226 15,764 4,538 189 4,727 19,829

주) 1. 자사수열은 서울특별시와 부산광역시의 경우 자사소유의 소각로 수열량이고, 포스코의 경우 공정용 폐열임2. 외부수열은 한전수열량과 소각로 수열량임

<표 부록1-17> 2007년 지역난방사업자 설비별 판매량 구성

□ 지역난방사업자의 집단에너지 열․전력판매량(소내소비 및 자가공정용)추이

는 아래 표와 같음

구분 99 00 01 02 03 04 05 06 07

열판매량<천Gcal/y>

10,328 11,669 12,179 13,163 15,227 14,490 16,517 15,486 15,764

전력판매량<천MWh/y>

556

(478)

1,451

(1,248)

3,364

(2,893)

4,259

(3,663)

4,339

(3,732)

4,070

(3,500)

4,098

(3,524)

3,740

(3,216)

4,727

(4,065)

계<천Gcal/y>

10,806 12,917 15,072 16,826 18,959 17,990 20,041 18,702 19,829

주) 전력판매량 중 ()내는 천Gcal/y임

< 표 부록1-18> 지역난방 사업자 열·전력판매량 추이

□ 연료사용량은 집단에너지설비에서 직접 사용된 연료사용량과 외부로부터 수

- 222 -

열량을 연료로 환산한 량을 합산한 량임

□ 집단에너지사업의 2007년도 총 연료사용량은 7,046천toe로서 2007년 국내 1

차 에너지소비량 234,307천toe의 3.0%를 차지함

□ 집단에너지사업자의 연료사용량 중 지역난방부문에 27.9%, 산업단지부문에

72.1%가 사용되었으며, 연료원별로는 부생연료, 유류, 가스, 유연탄 순이었음

□ 연료원별로는 LNG 사용량은 1,526천toe(한전연료보상량 198,565toe 포함)로

서 2007년 국내 전체 LNG소비량 33,281천toe의 4.6%, 유연탄 사용량은 1,503

천toe로서 2007년 국내 전체 유연탄 소비량 54,067천toe의 2.8%에 해당함

<표 부록1-19> 2007년 에너지원별 연료사용량 (단위 : toe)

연료원 지역난방사업자 산업단지사업자 계 구성비(%)

유연탄 유연탄 - 1,502,579 1,502,579 21.6

가스LNG 1,517,991 7,706 1,525,697 21.7

LFG 33,442 - 33,442 0.5

유류

LSWR 267,867 166,992 616,859 6.2

B-C 132,000 1,227,564 1,359,564 19.3

경유 100 402 502 0.0

보일러

등유13,233 2,052 15,285 0.2

부생가스·연료 - 2,173,776 2,173,776 30.9

합계 1,964,633 5,081,071 7,045,704 100

구성비(%) 27.9 72.1 100 -

주) 지역난방부문의 LNG사용량에는 한국지역난방공사의 한전연료보상량인 198,565toe (152,742ton)가 포함됨

□ 지역난방부문 연간 연료사용량은 1,964,633toe이며, 한국지역난방공사의 연료

사용량은 지역난방부문 전체 연료사용량 중에 41.4%를 차지하고, GS파워

(주)의 연료사용량은 지역난방부문 전체 연료사용량 중에 39.1%임

- 223 -

No. 사업자 LNG(ton) B-C(kl) LSWR(kl) 등유(kl)경유(kl)

LFG

(toe)계(toe)

1 한국지역난방공사329,677

(428,580)

133,333

(132,000)

208,305

(206,222)

14,786

(13,233)

-

-

33,442

(33,442)813,477

2 서울특별시160,393

(208,511)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-208,511

3 부산광역시18,558

(24,125)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-24,125

4 안산도시개발(주)-

-

-

-

35,505

(35,150)

- 23

(21)

-35,171

5 한국CES(주)70

(91)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-91

6 GS파워(주)571,065

(742,385)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-768,959

7 인천공항에너지(주)76,204

(99,065)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-99,065

8 (주)포스코-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

--

9 인천종합에너지(주)7,381

(9,595)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-9,595

10 대한주택공사1,735

(2,256)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-2,256

11 케너텍2,602

(3,383)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-3,383

합계1,167,685

(1,517,991)

133,333

(132,000)

270,573

(267,867)

14,786

(13,233)

110

(100)

33,442

(33,442)1,964,633

주) 1. ()안의 값은 toe로 환산한 값임2. 한국지역난방공사 LNG사용량에는 한전수열보상량(198,565toe)이 포함

<표 부록1-20> 2007년 지역난방사업자별 연료사용량

□ 지역난방부문 연간 연료사용량은 LNG가 77.3%로 가장 많고 LSWR, B-C유,

등유 순임

구분 LNG B-C LSWR 등유기타

(LFG포함)계

구성비(%) 77.3 6.7 13.6 0.7 1.7 100

주) 기타연료는 LFG와 경유임

<표 부록1-21> 2007년 지역난방부문 연간 연료사용량 구성비

□ 한국지역난방공사의 경우 한전 수열보상량이 차지하는 부분은 전체 연료사

용량(한국지역난방공사)의 24.4%를 차지하였음

- 224 -

No. 사업자 열병합설비 열전용보일러 한전수열보상량 계

1 한국지역난방공사 34.1 47.2 18.8 100.1

2 서울특별시 49.4 50.6 - 100

3 부산광역시 - 100 - 100

4 안산도시개발(주) 90.2 9.8 - 100

5 한국CES(주) - 100 - 100

6 GS파워(주) 95.2 4.8 - 100

7 인천공항에너지(주) 99.8 0.2 - 100

8 (주)포스코 - - - -

9 인천종합에너지(주) - 100 - 100

10 대한주택공사 47.8 52.2 - 100

11 케너텍 22.1 77.9 - 100

합계 55.9 33.1 11.0 100

<표 부록1-22> 2007년 지역난방사업자 설비별 연료사용량 구성비 (단위 : %)

□ 설비 이용율

발전기 ×연간가동일수×발전기설비용량연간전력생산량

×

보조보일러 ×연간가동일수×보일러정격용량 or연간열생산량 or

×

□ 2007년 가동중인 집단에너지설비의 정격용량은 발전보일러 14,887/h, 발전기

3,488MW이며, 평균 발전기 이용률은 산업단지부문이 49.5%로서 지역난방부

문의 29.7%보다 높은 것으로 나타났음

구분

열병합발전설비 열전용보일러 설비이용율

발전보일러(t/h)

발전기(MW)

증기보일러(t/h)

온수보일러(G/h)

발전기열전용보일러

지역난방 3,519 1,847 4,957 2,774 29.7 10.1

산업단지 11,368 1,641.2 2,198 49.5 17.5

계 14,887 3,488.2 -

<표 부록1-23> 2007년 설비이용율

- 225 -

<부록 2> 가스부문 수요분석과 열에너지 효율성 분석 선행연구

1. 계시별 자료를 이용한 도시가스의 가격탄력성 분석결과

<표 부록2-1> 취사용+주택난방용: panel data model

estimation with cross-section fixed-effects and partial

adjustment scheme

□ 자기가격탄력치

단기: -0.417 (유의함) => 비탄력적

장기: -0.974 (유의함) => 단위 탄력적

□ 전기가격탄력치

단기: -0.032 (유의성 없음) => 도시가스 수요와 대체성 없음

장기: -0.076 (유의성 없음) => 도시가스 수요와 대체성 없음

- 226 -

<표 부록2-2> 냉방용(5월∼9월): panel data model

estimation with cross-section fixed-effects.

- 자기가격탄력치: -0.236 (유의성 없음) => 완전비탄력적

- 전기가격탄력치: -0.310 (유의성 없음) => 도시가스와 대체관계가 없다.

- 227 -

<표 부록2-3> 산업용: panel data model estimation

with cross-section fixed-effects and partial adjustment

scheme (경북은 전기 가격자료의 문제로 인하여 분석에서 제외)

단기: -0.116 (유의함) => 비탄력적

장기: -0.527 (유의함) => 비탄력적

- 전기가격탄력치

단기: 0.309 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계

장기: 1.402 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계

- BC유 가격탄력치

단기: 0.052 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계

장기: 0.234 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계

- 228 -

<표 부록2-4> 열병합용: panel data model estimation

with cross-section fixed-effects and partial adjustment

scheme

- 자기가격탄력치

단기: 0.407 (유의성 없음)

장기: 1.897 (유의성 없음)

- 전기가격탄력치

단기: 0.250 (유의성 없음)

장기: 1.167 (유의성 없음)

- 229 -

2. 열에너지(집단에너지사업)부문 효율성 분석

가. 서울지역 집단에너지사업자별 CHP 효율(실적기준)

□ 실적을 근거로 각 년도별 CHP 효율을 분석 정리한 결과는 아래와 같음

<표 부록2-5> 서울지역 집단에너지사업자별 열, 전기 생산 및 판매량 (2005, TOE 기준)

<표 부록2-6> 서울지역 집단에너지사업자별 CHP 효율 (2005)

<표 부록2-7> 서울지역 집단에너지사업자별 열, 전기 생산 및 판매량 (2006, TOE 기준)

- 230 -

<표 부록2-8> 서울지역 집단에너지사업자별 CHP 효율 (2006)

<표 부록2-9> 서울지역 집단에너지사업자별 열, 전기 생산 및 판매량 (2007, TOE 기준)

<표 부록2-10> 서울지역 집단에너지사업자별 CHP 효율 (2007)

□ 주어진 상기의 자료에서 열손실율, 송전손실율은 다음과 같은 방법으로 산

정하였다. 열손실율은 자가소비에 따른 손실율과 배관 손실을 포함한 것이

고, 송전손실율에는 자가소비가 포함된 것으로 이해할 수 있음

열손실율(%) = 100 x (열생산량 - 열판매량) / 열생산량

송전손실율(%) = 100 x (전력생산량 - 전력판매량) /전력생산량

- 231 -

□ 상기의 열손실율은 송배관손실과 자가소비가 포함된 결과로 판단되고, 이

열손실율에는 송배관손실만을 반영하였을 뿐 단지내 손실은 포함되지 않은

값이므로 따라서 최종공급 효율을 산정할 때에는 단지내 손실율 11.46%를

반영하였음

□ 열 손실율 산정시, 지사간 상호 열수급이 일어나는 것을 감안한다면 각 사

업자가 갖는 지사별 손실율 산정은 무의미하다고 판단되어 지사별이 아닌

사업자별 손실율을 산정하였음. 이는 한난지사간의 열거래 결과로 열손실율

의 값이 음의 값을 보이는 것에서도 잘 알 수 있으며, 손실율은 사업자별

전지사의 평균이 관심의 대상임

다. 분석자료 검토결과

□ 서울지역 평균 CHP 종합효율은 2005-2007년의 기간에서 각각 58.6, 57.4,

56.6으로 나타남

□ GS 파워의 경우, CHP 종합효율은 2005-2007년의 기간에서 각각 60.5, 59.3,

58.2으로 나타남

□ 송전손실율의 경우, SH공사는 타사업자에 비해 매우 높게 나타나고 있는데,

소내에서 소비하는 전력량이 많다는 것을 추정할 수 있다. SH공사의 CHP

효율이 71.6 - 72%로 매우 높게 나타나고 있으나 타 사업자에 비해 월등히

높게 나타나는 이유에 추가연구가 필요한 사항임

라. 한국지역난방공사의 실적 추가검토

□ 검토의 대상이 되는 자료는 에너지관리공단에서 발간하는 2007, 2008년 집

단에너지사업 관련 자료집(2006, 2007년 데이터)으로 전국 주요 집단에너지

사업자의 에너지원별 투입에너지, CHP와 HOB, 그리고 외부수열 등을 통한

생산 및 소비에 관한 것임

- 232 -

<표 부록2-11> 주요 집단에너지 사업자 투입에너지(2006)

<표 부록2-12> 주요 집단에너지사업자 열, 전기생산량 (2006)

<표 부록2-13> 주요 집단에너지사업자 열, 전기판매량 (2006)

- 233 -

<표 부록2-14> 주요집단에너지 사업자 투입에너지(2007)

<표 부록2-15> 주요 집단에너지사업자 열, 전기생산량 (2007)

<표 부록2-16> 주요 집단에너지사업자 열, 전기판매량 (2007)

마. 전국 단위 실적 자료를 이용한 효율분석

□ 상기의 자료에서 확인할 수 있듯이, 투입에너지가 CHP, HOB용으로 별도

구분이 되어 있지 않다는 점이 문제임. 하지만 앞에서 서울 경인지역의 분

석을 통해 확인되는 점은 2006년 한난지사자료 중 고양(일산)의 효율자료의

- 234 -

오류를 감안한다면 HOB의 효율이 대략 84-85% 수준임을 확인할 수 있음.

따라서 투입에너지 중 HOB용 투입에너지는 2005-2007년간의 서울지역

HOB 효율평균을 86%라고 가정하고, HOB를 이용한 열생산량을 기준으로

역산하여 이를 위해 투입된 에너지를 환산하였음

□ 효율분석의 결과는 2006년과 2007년에 대해 집단에너지사업관련 자료집이

보고하고 있는 LNG ton으로 표시되는 수열보상량을 TOE로 환산하여 연료

사용량에 포함한 경우와 이를 연료사용량에 포함하지 않은 경우(수열보상량

불포함)를 함께 정리하였음

<표 부록2-17> 주요 집단에너지사업자 실적요약 (2006, 단위:TOE)

<표 부록2-18> 주요 집단에너지사업자 효율분석 (2006, 연료사용량에 수열보상량 포함)

- 235 -

<표 부록2-19> 주요 집단에너지사업자 효율분석 (2006, 연료사용량에 수열보상량 불포함)

** 한전 수열보상량 200,434TOE

<표 부록2-20> 주요 집단에너지사업자 실적요약 (2007 단위:TOE)

<표 부록2-21> 주요 집단에너지사업자 효율분석 (2007, 연료사용량에 수열보상량 포함)

- 236 -

<표 부록2-22> 주요 집단에너지사업자 효율분석 (2007, 연료사용량에 수열보상량 불포함)

** 한전 수열보상량 198,565TOE

□ 앞서 언급했듯이 실적자료를 이용한 결과를 통해 열공급 비중이 많은 서울

특별시(SH공사), 안산도시개발(주) 등의 종합효율이 높게 나오는 것은 감안

한 추가검토가 필요하다는 것을 알 수 있으나, 본 연구에서는 구체적으로

다루지는 않았음

□ 한국지역난방공사의 2006년 실적의 경우, 수열보상량을 따로 고려하지 않는

경우, 열효율은 19.1%, 전기효율은 10.5%로 CHP 최종공급효율은 39.6%에

불과한 것으로 나타났음. 그러나 LNG사용량에는 한전수열보상량을 단순히

전체투입에너지에서 삭감하여 재산정하는 경우 CHP의 종합효율은 62.4%에

달하는 것으로 나타남

□ 같은 방법으로 한국지역난방공사의 2007년 실적을 분석해 보면, 수열보상량

을 연료사용량에 포함한 경우, 열과 전기의 효율은 각각 22.6%, 14.4%로

종합효율 37.0%로 나타남. 하지만 집단에너지사업관련 자료집이 보고하고

있는 2007년의 한난전국지사의 수열보상량 합계(198,565toe)를 감안하여 연

료사용량에 포함하지 않고, 다시 환산해 보면 결과적으로 나타나는 효율은

열효율 41.4 전기효율 26.4%로 CHP 종합효율은 67.8%가 됨

□ 분석결과는 종합효율이 적게는 29.6%에서 많게는 67.8%까지 바뀌고 있음을

보여주고 있는데 결국 이 변화는 수열보상량의 감안 여부에 달려있는 것으

- 237 -

로 확인되었음. 따라서 수열보상량을 어떻게 감안하는 것이 합당한지에 대

한 추가적인 분석이 필요함을 알 수 있음. 따라서 본 연구에서는 우선 수열

보상량이 갖는 의미를 주어진 조건하에서 추가적으로 분석해 봄으로써 추후

관련 연구가 갖추어야 할 자료 확보문제 등을 논의하고자 함

□ 우선 수열보상량이 과연 적절하게 이루어졌는가를 확인할 수 있는 자료가 부

족하나마 확인 가능한 범위 내에서 제시되고 있는 것은 한국지역난방의 서

울지역 각 지사별 자료에 나타나있음. 전국단위의 경우, 한난 비수열지사와

함께 포함되어 있어 이를 개별적으로 구분할 방법이 없다는 점에서 특히 서

울지역의 지사를 통한 비교가 타 지역에 대해 추가적인 연구의 여지가 있음

바. 수열보상량, 열생산원과 각 열생산원별 판매량 및 열효율

□ 아래는 2006, 2007년 서울지역의 지사별 수열보상량, 그리고 외부수열 중 소

각열을 제외한 한전수열량을 서로 비교한 것임

<표 부록2-23> 2006년 수열보상량과 수열량

<표 부록2-24> 2007년 수열보상량과 수열량

□ 수열보상비율은 수열보상비율(%) = (수열보상량(TOE) / 한전수열(TOE)) x

- 238 -

100 으로 산정하였음. 이 수열보상비율이 100%라면 이는 수열된 양을 열량

단위로 환산하여 100% 보전해 준다는 의미이며, 서울지역 평균 HOB의 열

효율이 86%라고 가정하는 경우, 이 비율은 116.3% = (1/0.86) x 1006) 정도

는 최소한 되어야 합당한 수열보상이 이루어졌다고 판단가능

□ 하지만 2006년과 2007년의 한난 서울지사 평균 수열보상비율은 각각 32.79%

와 33.14%로 나타나고 있어 한전수열에너지에 비해 수열보상량이 여전히 턱

없이 부족하다는 것을 확인할 수 있음. 따라서 수열된 열량만큼 합당한 수

열보상을 하지 않은 것은 직접적으로는 한국전력에 이 부담을 지웠다는 점

이며, 결국 한전으로부터의 교차보조문제가 여기서 부분적으로 확인되었음

□ 앞서 CHP 종합효율 분석시 수열보상량 감안여부에 따라 종합효율이 적게는

32.7%에서 많게는 76.5%까지 바뀌고 있음을 확인한 바 있는데, 결국 이 변

화를 가져다주는 수열보상량을 어떻게 효율계산에 영향을 미치는가를 따져

보기 위해 우선 용도별 열생산과 판매량을 비교해 보기로 하였음

□ 아래는 에너지관리공단에서 발간한 집단에너지사업 관련자료집의 2006년과

2007년 데이터를 통해 살펴본 결과임

<표 부록2-25> 한국지역난방 열생산대비 판매비율(2006)

<표 부록2-26> 한국지역난방 열생산대비 판매비율(2007)

6) 즉 116.3 단위의 에너지가 투입되어야 이의 86%에 해당하는 열 100단위가 생산된다는 의미임.

- 239 -

□ 그런데 CHP의 종합효율 측면에서 이 열효율을 계산하기 위해서는 CHP 투

입에너지, 열생산량과 열판매량에 관한 자료가 필요하며, 일견 이들 자료가

단순히 수열보상량을 전국단위에서 감안해 줌으로써 해결되는 것으로 착각

할 수 있으나 이들 열생산, 열판매량의 경우, 외부수열을 통한 열판매량과

무관하지 않음을 상기의 표가 보여주고 있음

□ 우선, 간단히 상기의 표에서 확인할 수 있는 점을 정리해 보면 다음과 같음

○ 2007년 HOB 열생산 판매량의 경우, 생산된 에너지보다 114.47%에 달하

는 에너지를 판매하였다고 보고되어 있음

○ 2006, 2007년 모두 CHP의 경우는 생산대비 열의 판매비율이 각각 94.91,

93.44%로 90%를 훨씬 상회하는 값을 보고하고 있으나 이는 불가능한 생

산대비 판매비율임. 왜냐하면 한난의 보고서에서도 이미 배관내 손실과

단지내 손실을 합하여 15%의 손실이 생산과 판매과정에서 발생한다고

보고하고 있기 때문임

○ 마찬가지로 HOB의 경우에도 생산량 대비 열 판매량의 비율이 90%를 상

회함을 알 수 있음

□ CHP, HOB 그리고 외부수열량은 그 생산과 공급원이 명확하여 용도별 구분

이 가능할 수 있으나 최종소비자가 열을 소비할 경우, 그 소비된 열이 어디

에서 생산된 것인지를 구분하는 것은 전력시장에서와 마찬가지로 네트워크

산업의 특성상 매우 쉽지 않은 문제임을 알 수 있음

□ 그러나 한난의 경우, 집단에너지사업 관련자료집을 통해 열판매량을 그 생

산원에 따라 구분하여 보고하고 있음에 주목하여 CHP 종합효율산정이 갖

는 문제점을 확인하여 보면 다음과 같음

○ CHP의 종합효율의 산정은 다음과 같은 관계를 통해 확인할 수 있음

종합열효율 열판매용투입에너지 ×

총열판매량 열판매열판매한전수열판매소각수열판매열판매 총열판매량 열판매한전수열판매소각수열판매

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□ 여기서 알 수 있듯이, CHP 종합열효율의 크기는 CHP 판매열의 량, CHP용

투입에너지의 량 등이 영향을 미치고, 또 CHP 열판매량은 HOB 열판매량,

한전수열량 중 열판매량 또는 소각수열 중 어떤 다른 용도의 열판매량 크기

와 회계상으로는 무관하지 않다는 점을 주목할 필요가 있음

□ 열판매량의 경우, HOB열판매량이 생산량보다 많은 경우가 있고(2007년), CHP

의 생산대비 열판매 비율이 최소 93.44%을 넘어서고 있다는 것은 배관내손실

과 단지내 손실을 포함 최대 7%를 넘지 않는다는 결과는 관련된 분야에 대한

상세자료를 근거로 추가적인 실증자료의 검토가 필요함을 알 수 있음

주 의

1. 본 보고서는 에너지관리공단에서 수행한 보고서이다.

2. 본 보고서의 내용을 대외적으로 발표할 때에는 반드시 에너지

관리공단에서 시행한 사업 수행결과임을 밝혀야 한다.