기본연구보고서 13-27 · 성을 보다 심층적으로 비교분석하였다. 특히 2012년...

기본연구보고서 13-27

원자력발전의 경제적·사회적 비용을

고려한 적정 전원믹스 연구

노 동 석

참여연구진

연구책임자 : 선임연구위원 노동석

연구참여자 : 부 연 구 위 원 조성진

부 연 구 위 원 박찬국

전 문 연 구 원 김종익

위 촉 연 구 원 남재현

요약 i

<요 약>

1. 연구필요성 및 목적

후쿠시마 원전 사고 이후 원전 르네상스에 급제동이 걸렸고, 세계

각국은 원전의 안전성을 강화함과 동시에 자국의 에너지환경에 맞는

원전정책 방향을 재점검하고 있다.

2013년 2월 출범한 신정부는 40대 국정과제 중 원자력에 대한 에너

지정책에 있어 “안정적인 전력공급, CO2 감축 등을 위해 불가피한 원

전은 안전을 최우선으로 운영, 관리하고, 2013년 중 적정규모를 재설

정”할 것이라고 발표하였다.

본 연구는 현재 논란이 되고 있는 원자력발전의 경제성을 보다 현

실적으로 검토하고, 일본을 중심으로 추가적 논의의 필요성이 제기되

고 있는 원자력발전의 사회적 비용을 고려하여 장기 전원구성안의 변

화를 살펴보는 3년간의 연구과제의 1차 연도 과제이다. 이를 통해

2013년도 수립 예정인 제2차 에너지기본계획의 기초적인 자료를 제공

한다.

2. 내용 요약

본 연구는 9.15 순환정전 이후의 전력수급여건, 제6차 전력수급기본

계획, 제2차 에너지기본계획 초안을 검토하여 국내의 장기 전원구성

전개방향과 기초자료를 수집하여 평가하고 있으며, 일본 후쿠시마 원

전사고 이후 주요국의 장기 전원구성 정책을 검토하였다.

ii

전원구성을 설정함에 있어 전원별 경제성은 주요 의사결정 기준이

된다. 본 연구에서는 국가별 전원정책 수립방향과 그 결과를 정리하고

IEA가 수행한 균등화발전원가 분석의 전제와 결과를 살펴봄으로써

전원별 경제성을 국가별로 비교하였다. 그리고 IEA가 적용한 균등화

발전원가 분석기법을 적용하여 국내 원자력, 석탄, 가스 발전의 경제

성을 보다 심층적으로 비교분석하였다. 특히 2012년 말에 재산정된

원전 사후처리비를 이용하여 발전소 이용률에 따라 전원별 경제성이

어떻게 달라지는지를 집중적으로 살펴보았다. 원전 사후처리비 조정

결과를 반영하였을 때, 원자력발전원가는 kWh당 1.5~2.0원이 상승하

여, 석탄, 가스 등의 전원과 비교할 때 여전히 경쟁력을 유지하는 것

으로 분석되었다.

나아가 1차 연도의 과제수행역무로서 최적 전원구성을 설정하는 모

형과 그 전원구성이 전력시장에 미치는 영향을 분석하는 모형을 각각

소개하였다. 전원구성 모형으로는 세계적으로 가장 활발히 활용되고

있는 IAEA의 WASP 모형을 소개하였으며, 전원구성의 전력시장 영

향분석 모형으로는 국내에서 개발된 M-Core 모형을 소개하였다. 그리

고 궁극적으로 검토해야 할 원자력발전의 사회적 비용을 이해하는 차

원에서 전력산업의 사회적비용에 대한 문헌검토를 진행하였다. 후쿠

시마 원전사고 이후 세계에서 최초로 원자력발전의 사고위험비용, 안

전대책비용, 정책비용 등을 고려한 일본의 사례와 주로 발전소의 오염

물질 배출에 따른 사회적 비용을 고려한 유럽의 사례를 제시하였다.

또한 2013년 말 수립예정인 제2차 에너지기본계획의 WG에 참여하

여 에기본의 원활한 수립과 원전비중 결정에 본 연구의 중간결과를

참고자료로 제공하였다.

요약 iii

3. 연구결과 및 정책제언

금년도 연구는 전원구성 정책과 관련한 주요국 동향을 제시함으로

써 각국의 전력수급 상황을 이해하고 전원구성 정책 결정을 합리화하

는 데 기여하였다. 또한, 원전의 사후처리비를 반영한 전원별 경제성

을 비교함으로써 2012년 말 새롭게 설정된 원전 사후처리비가 전원별

경제성에 미치는 영향을 파악하였다. 그리고 전원구성 최적화와 파급

영향 분석을 위한 전산모형에 대한 체계적인 검토를 수행함으로써 본

연구의 궁극적인 목표 수행의 이론적 기반을 보다 정교하게 만들었다.

원전의 사회적비용 연구는 초기단계에 머무르고 있으나 원전사고

사례들의 비용과 확률, 이론적 중대사고 발생확률, 일본의 사고대응비

용 검토 사례 등을 활용하여 원전비용을 평가한 결과 석탄, 가스 등

타전원과의 경쟁력이 유지되는 것으로 나타났다. 이 결과는 제2차 에

너지기본계획의 민관합동 WG에 제공되었으며 에기본 전원믹스 권고

안 결정에 활용되었다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

After the Fukushima nuclear disaster, which put a break on the

nuclear renaissance, each country has sought to enhance the safety of

its nuclear power plants and has reviewed nuclear energy policies for

its own energy environment.

The current Korean government policy on nuclear energy was

inaugurated in February 2013. Included in its forty national projects,

it declared that safety would be a top priority in operating and

managing nuclear power plants in order to achieve a stable electricity

supply and to cut carbon dioxide emissions.

This study aims to scrutinize the economics of nuclear power,

which have been controversial in recent times, examine the changes

of long term power plant mix plans, taking into account the social

costs focusing on the case of Japan, and ultimately, to provide the

fundamental data needed for further plant mix planning.

2. Findings

The economics of power sources is one of the most significant criteria

for determining a power plant mix. This study investigates the economics

of Korean power generation from nuclear, coal, and gas, using a leveled

ii

cost of electricity generation analysis technique. Specifically, it compares

the economics of each power source according to the availability factor

of the power plants, taking into account decommissioning costs for

nuclear power plants re-estimated in late 2012. The results show that

nuclear power generation cost increases by 1.5-2 won/kWh reflecting

the adjustments of decommissioning costs for nuclear power plants,

which is still competitive compared to other sources.

In addition, this study introduces two models: WASP (Wien

Automatic System Planning) and M-Core. The former is for setting an

optimal power plant mix, which is devised by IAEA (International

Atomic Energy Agency) and widely used throughout the world, and the

latter is for analyzing effects of the plant mix on electricity markets,

invented by Korean consulting company, Master’s Space. This study

also shows the cases of Japan and Europe. Japan is the world's first

country to deal with the costs of accident risks, safety measures, and

policies related to nuclear power generation. Meanwhile, Europe mainly

concerns itself with the social costs incurred by pollutant emissions from

power plants.

3. Research Results and Policy Implications

This study examines trends of policies in major countries, which

allows an understanding of the current state of electricity supply and

demand, as well as to provide a rationale behind the domestic policy

on the power plant mix. Also, it compares the economics of each

Abstract iii

power generation source, reflecting the decommissioning costs for

nuclear power plants re-estimated in 2012, and investigates the

impact of the decommissioning costs on the economy. Moreover, it

establishes a sophisticated theoretical foundation for achieving the

final goal of this study by examining the models for optimizing

power plant mix and analyzing its effects.

차례 i

제목 차례

제1장 서 론 ················································································· 1

제2장 국내 장기 전원구성 전망 ··················································· 3

1. 국내 전력수급 여건 ········································································· 3

가. 전력수급 현황 ············································································· 3

나. 전력수급 여건 ············································································· 4

2. 제6차 전력수급기본계획 개요 ························································ 5

가. 전력수요 ······················································································ 5

나. 신재생발전 ··················································································· 9

다. 집단에너지 ················································································· 11

라. 전력수요관리 ············································································· 13

마. 발전설비 건설계획 ···································································· 17

3. 제2차 에너지기본계획 ··································································· 21

가. 에너지기본계획 개요 ································································ 21

나. 에너지기본계획에 대한 정책제안(2013.10) ···························· 22

다. 적정 원전비중 도출을 위한 논의 과정 ·································· 23

제3장 주요국 장기 전원구성 전망 ············································· 27

1. 미국 전원구성 전망 ······································································· 27

가. 전망모형: The National Energy Modeling System(NEMS) · 27

나. 장기 전력수요 전망 ·································································· 28

ii

다. 시나리오별 분석결과 ································································ 41

2. 영국 전원구성 전망 ······································································· 49

가. 전망모형 ···················································································· 49

나. 전력수요 전망 ··········································································· 50

3. 프랑스 전원구성 전망 ···································································· 61

가. 전망모형 및 분석 시나리오 ····················································· 62

나. 장기 전력수요 전망 ·································································· 66

4. 일본 전원구성 전망 ······································································· 78

가. 일본의 혁신적 에너지·환경전략 ·············································· 78

나. 기본문제위원회의 선택안별 전원구성 ···································· 79

다. 선택안별 파급효과 분석 ·························································· 81

라. 국민의견 수렴 결과 ·································································· 84

제4장 균등화비용 분석에 의한 전원별 경제성 ·························· 87

1. 균등화비용 분석 방법 ···································································· 89

가. 고정비 ························································································ 89

나. 변동비 ························································································ 91

다. 국내 적용방법 ··········································································· 92

라. 균등화 발전비용의 한계 ·························································· 94

마. 균등화 발전비용을 활용한 전원구성비 분석(SCM) ·············· 94

2. 발전비용의 주요 구성요소 ·························································· 97

가. 건설비 ························································································ 97

나. 운전유지비 ············································································· 101

다. 연료비 ···················································································· 103

라. 안전성 강화비용 ····································································· 104

차례 iii

3. IEA의 균등화발전비용 계산 ····················································· 107

가. 주요전제 ·················································································· 107

나. 발전원별 입력 자료 ································································ 110

다. 발전원별, 국가별 균등화발전원가 ········································· 114

4. 전원별 균등화 비용 평가 ···························································· 121

가. 원전 사후처리비 재산정 이전 ··············································· 121

나. 원전 사후처리비 재산정 이후 ··············································· 122

제5장 에너지·전력수급 시나리오별 전원구성 모형 ··············· 129

1. 전원계획모형 ················································································ 129

2. WASP 모형 ·················································································· 132

가. 화력발전기의 취급 ·································································· 135

나. 수력발전기의 취급 ·································································· 136

다. 양수발전기의 취급 ·································································· 136

라. 기존 발전기의 철거 및 신설 ················································· 136

3. 동적계획법 ·················································································· 145

4. 제2차 에너지기본계획 원전비중을 고려한 전원구성안 ············ 155

가. 모형 입력 자료 ······································································· 155

나. 모형 운용 전제 ······································································· 158

다. 모형 운용 결과 ······································································· 160

제6장 전원구성이 전력시장에 미치는 영향 분석을 위한 전산모형·· 163

1. 전력시장모의(Simulation) 전산모형 M-Core ····························· 163

2. M-Core 입력자료(DB)와 기능 ·················································· 169

iv

제7장 전력산업의 사회적 비용 ················································ 175

1. 사회적 비용의 개념 ····································································· 175

가. 시장실패와 외부효과 ······························································ 175

나. 사회적 비용의 정의 ································································ 176

다. 전력산업의 사회적 비용 ························································ 176

2. 전력산업 사회적 비용 추정 연구사례 ········································ 179

가. 일본 비용검증위원회 보고 ····················································· 179

나. 독일 발전원별 외부비용(External Costs) 추정 ···················· 185

다. 프랑스 발전원별 외부비용(External Costs) 추정 ················ 186

라. 영국 발전원별 외부비용(External Costs) 추정 ···················· 186

마. EU국가의 외부비용을 포함한 총 발전비용 추정 ················ 187

바. 유럽의 오염물질별 배출량 및 피해액 ·································· 189

3. 원전 사고위험대응 비용 시산 ··················································· 191

가. 상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용 추정 ··· 191

나. 손해기대치 접근법 적용시의 추정 결과 ····························· 193

다. 사고위험대응비용 계산 방식의 평가 ···································· 196

제8장 결 론 ············································································· 199

참 고 문 헌 ············································································· 201

차례 v

표 차례

<표 2-1> 전력수급 현황 ········································································ 3

<표 2-2> 연도별 GDP 전망 ································································· 6

<표 2-3> 산업구조전망 ·········································································· 6

<표 2-4> 기준안의 전력소비량 및 최대전력 ······································ 7

<표 2-5> 목표안의 전력소비량 및 최대전력 ······································ 8

<표 2-6> 연도별 RPS 의무 비율 ························································· 9

<표 2-7> 신재생에너지 발전량 비중 ················································· 10

<표 2-8> 신재생에너지 발전설비 비중 ·············································· 10

<표 2-9> 2027년 신규 신재생에너지 실효용량 ································ 11

<표 2-10> 집단에너지설비 건설 전망(2013~2027년) ······················· 12

<표 2-11> 목표수요 최대전력 및 전력소비량 ································ 15

<표 2-12> 최대전력 수요관리 목표량 ··············································· 16

<표 2-13> 6차 계획 적정 설비예비율 산정 근거 ···························· 17

<표 2-14> 최종 년도(2027) 기준 신규설비 소요량 ························· 18

<표 2-15> 건설의향 종합 ···································································· 19

<표 2-16> 건설의향 평가기준 ···························································· 19

<표 2-17> 연도별 전원구성비 전망 ··················································· 20

<표 2-18> 민관워킹그룹이 제시한 5대 중점과제와 정책목표 ········ 22

<표 3-1> 원별 발전량 전망: 기준안 ·················································· 31

<표 3-2> 원별 발전설비 추가 및 폐지 용량 : 기준안 ···················· 36

<표 3-3> 원별 발전설비용량 전망(2010~2040년) : 기준안 ············ 37

<표 3-4> 신재생에너지 원별 설비용량 ·············································· 39

vi

<표 3-5> 원전정책 시나리오 ···························································· 42

<표 3-6> 기준안 대비 시나리오별 설비용량 ···································· 43

<표 3-7> 화석연료 가격 시나리오 ····················································· 44

<표 3-8> 시나리오 별 연료가격 ························································· 45

<표 3-9> 영국 수요전망 분석 주요 시나리오 ·································· 51

<표 3-10> 영국 탄소가격 전망 ························································ 51

<표 3-11> GDP index ······································································· 51

<표 3-12> 영국 원별 발전설비 전망: 녹색성장 시나리오 ··············· 54

<표 3-13> 영국 원별 발전량 전망: 녹색성장 시나리오 ·················· 55

<표 3-14> 영국 원별 발전설비 전망: 저속성장 시나리오 ··············· 58

<표 3-15> 영국 원별 발전량 전망: 저속성장 시나리오 ·················· 60

<표 3-16> 시나리오 주요 전제 ·························································· 63

<표 3-17> 시나리오에 따른 프랑스 전력수요 전망 ························· 67

<표 3-18> 시나리오 별 2030년 프랑스 원별 발전량 전망 ············· 70

<표 3-19> 2030년 시나리오 별 프랑스의 전력설비 ························ 77

<표 3-20> 선택안별 2030년 전원구성 기본방향 ···························· 79

<표 3-21> 선택안 별 2030년 전원구성 ············································· 80

<표 3-22> 분석기관별 활용 모델 ······················································· 82

<표 3-23> 선택안별 전기요금 및 GDP 전망결과(2010년 대비) ···· 83

<표 4-1> 전원별 정산가격(2012년) ···················································· 87

<표 4-2> 균등화비용 계산 체계 ························································· 92

<표 4-3> 전원별 특성비교 ······························································ 95

<표 4-4> 건설비 항목 ······································································· 97

<표 4-5> 원전 건설비 평가 사례 ······················································· 98

<표 4-6> 해외 주요국가의 원전 건설비 ············································ 99

차례 vii

<표 4-7> 운전유지비 구성요소 ······················································· 102

<표 4-8> 국가별 안전설비 보강비용 비교 ······································ 105

<표 4-9> 원자력 안전강화 관련 추가비용(2010년 기준가격) ······· 106

<표 4-10> 원자력 발전 ····································································· 115

<표 4-11> 석탄 발전 ········································································· 116

<표 4-12> 천연가스 화력발전 ·························································· 118

<표 4-13> 신재생에너지 발전 ·························································· 119

<표 4-14> 이용률별 발전원가(사후처리비 조정 전) ······················ 122

<표 4-15> 원전 사후처리비(2009년도) ·········································· 126

<표 4-16> 이용률별 발전원가(사후처리비 조정 후) ······················ 127

<표 5-1> 후보발전기 조합의 예 ······················································· 138

<표 5-2> WASP 모형의 모듈 ·························································· 144

<표 5-3> WASP 모형의 주요 입력변수 ·········································· 145

<표 5-4> 연도별 폐지계획 ································································ 156

<표 5-5> 전력수요 전제 ···································································· 158

<표 5-6> 온실가스 배출계수 ···························································· 160

<표 5-7> 발전설비 용량과 비중 ······················································· 161

<표 5-8> 발전량과 비중 ···································································· 161

<표 5-9> 온실가스 배출량 ································································ 162

<표 6-1> 라그랑지 함수(Lagrangian Function) ······························· 167

<표 6-2> SMP 예측에 필요한 입력 자료 ······································· 170

<표 6-3> 발전량 예측에 필요한 입력 자료 ···································· 171

<표 7-1> 전력산업의 사회적 비용 ··················································· 177

<표 7-2> 기타 신재생에너지 발전 비용 ·········································· 184

<표 7-3> 영국 발전원별 외부비용 ··················································· 187

viii

<표 7-4> 1994년 유럽 17개국의 오염물질 배출량 및 피해액 추정 ·· 190

<표 7-5> 과거 중대 원전 사고 피해비용 정리 ······························ 192

<표 7-6> 상호부조 반영의 손해배상제도에서의 이용률별

사고위험비용 시산 ···························································· 193

<표 7-7> 이용률 90% 가정 시, 사고발생빈도별 원전사고 피해 비용 ·· 195



차례 ix

그림 차례

[그림 3-1] National Energy Modeling System(NEMS) 모듈 구성 ·· 28

[그림 3-2] 미국 전력수요 증가율(1950-2040년, %) ························· 29

[그림 3-3] 신규발전설비 균등화비용, 보조금 제외

(2011년, cents/kWh) ························································· 33

[그림 3-4] 원별 발전설비 추가용량(1985~2040년, GW) ················· 34

[그림 3-5] 신재생에너지 원별 발전량 ··············································· 40

[그림 3-6] 원전정책 시나리오별 가스발전량 ···································· 43

[그림 3-7] 2025년 및 2040년 원별 설비용량 ··································· 47

[그림 3-8] 원별 전력발전량, 2011년 → 2025년 및 2040년 ········· 48

[그림 3-9] 영국 총전력수요 ······························································ 52

[그림 3-10] 영국 원별 발전량 전망: 녹색성장 시나리오 ················ 56

[그림 3-11] 영국 원별 발전량 전망: 저속성장 시나리오 ················ 61

[그림 3-12] 시나리오별 주요 전제 ····················································· 66

[그림 3-13] 원전 가동에 관한 전제의 변동 ······································ 72

[그림 3-14] 선택안별 2030년 전원구성 ············································· 81

[그림 3-15] 토론회 전후 원전시나리오 지지율 변화 ····················· 84

[그림 4-1] SCM에 의한 전원구성 분석 예 ······································· 96

[그림 5-1] 부하지속곡선과 실시간부하곡선의 예 ··························· 134

[그림 5-2] 전도된 부하지속곡선과 푸리에 급수의 주기 ················ 134

[그림 5-3] 상태의 구성과 가능 경로 ··············································· 141

[그림 5-4] 최적성 원리의 설명 ························································ 148

x

[그림 5-5] WASP에서의 state 정보 ················································· 149

[그림 5-6] 제한 조건하에서 최적화 과정 ········································ 154

[그림 6-1] M-Core의 구조 ································································ 164

[그림 6-2] M-Core 장기엔진 SUDP 개념 및 알고리즘 ················· 165

[그림 6-3] LR(Lagrangian Relaxation) 알고리즘 순서도 ··············· 168

[그림 6-4] M-Core의 SMP 추정 프로세스 ······································ 169

[그림 6-5] 예측을 위한 입력자료 중요도 ······································ 172

[그림 7-1] 조세를 활용한 외부효과 내재화 ···································· 178

[그림 7-2] 원자력발전 비용(2004년 추산과 비교) ························· 182

[그림 7-3] 석탄, LNG, 석유화력 발전 비용 ··································· 182

[그림 7-4] 현재(2005∼2010년) 원자력 및 화력발전 총비용* ······ 188

제1장 서론 1

제1장 서 론

정부는 전기사업법을 통하여 매 2년을 주기로 전력수급기본계획을

수립하여 전력수급에 대비하고 있다. 2010년 발표된 제5차 전력수급

기본계획에서는 장기적인 전력수급 안정을 위하여 2024년까지 건설

중인 원전을 제외하고 신규로 6기의 원전을 건설하기로 하였다. 그러

나 2011년 3월 11일 리히터 9.0 규모의 강진으로 후쿠시마 제1원전의

가동이 중지되고 원자로 과열로 인한 방사능 누출사고가 발생하였다.

급증하는 전력소비를 충당하기 위해 많은 국가들이 원전건설을 적극

적으로 모색하는 시점에서 발생한 이 사고는 원전 르네상스에 급제동

을 거는 결과를 가져왔다. 최고 수준의 안전성을 갖춘 것으로 알려지

던 일본에서의 원전사고와 방사능 유출 사례는 세계 각국으로 하여금

원전의 안전성과 위기 대응체계 점검과 자국의 에너지환경에 알맞은

원전정책 방향을 재점검하는 계기를 가져왔다.

2013년 2월 출범한 신정부는 40대 국정과제 중 원자력에 대한 에너

지정책에 있어 “안정적인 전력공급, CO2 감축 등을 위해 불가피한 원

전은 안전을 최우선으로 운영, 관리하고, 2013년 중 적정규모를 재설

정”할 것이라고 발표하였다. 정부는 2013년 초 발표한 제6차 전력수

급기본계획에서 원자력발전의 신규건설과 기존원전의 계속운전 여부

에 대해 결정을 유보하였고, 2013년 말에 수립될 제2차 에너지기본계

획에서 이의 반영여부를 판단할 예정이다.

본 연구는 현재 논란이 되고 있는 원자력발전의 경제성을 보다 현실적

으로 검토하고, 일본을 중심으로 추가적 논의의 필요성이 제기되고 있는

2

원자력발전의 사회적 비용을 고려하여 장기 전원구성안의 변화를 살펴본

다. 이를 통해 향후 전원계획에 기초적인 자료를 제공한다.

본 연구는 총 3개 연도(2013~2015년) 과제로서 1차 연도에는 적정

전원믹스 관련 활용 가능한 모형을 구축하고 관련 기초자료를 조사

및 수집한다. 2차 연도에는 원자력발전의 사회적 비용에 대해 집중 검

토하고, 3차 연도에는 1, 2차 연도에 축적된 지식정보를 토대로 원자

력발전의 경제적, 사회적 비용을 종합적으로 고려한 적정 전원구성안

을 도출하고자 한다.

이번 보고서에서는 우선 제6차 전력수급기본계획과 2013년 말에 수

립될 제2차 에너지기본계획을 통해 국내의 장기 전원구성을 전망하고,

해외 주요국의 전력수급 환경과 전원구성 정책을 살펴본다. 나아가

2012년 말에 개정된 원자력발전의 사후처리비를 반영하여 전원별 경

제성을 재검토한다. 그리고 전원구성 최적화 모형과 전원구성의 전력

시장 파급영향 분석모형을 살펴보고, 전력산업의 사회적 비용에 대한

해외 논의 현황을 함께 짚어보기로 한다.

제2장 국내 장기 전원구성 전망 3

제2장 국내 장기 전원구성 전망

1. 국내 전력수급 여건

가. 전력수급 현황

전력소비는 사용의 편리성, 청결성과 전기요금의 상대가격 안정으

로 다른 에너지에 비해 빠른 성장세를 보이고 있다. 인구 1인당 연간

전력소비량은 1980년 859kWh에서 2012년 9,331kWh으로 약 10.8배

가 증가했다. 전력수요 증가에 따라 공급설비는 1980년 9,391MW에

서 2012년 85,706MW으로 약 9.1배가 증가했다.

구 분 1980 1990 2000 2005 2010 2012

최대수요(MW) 5,457 17,252 41,007 54,631 71,308 75,987

발전설비용량(MW) 9,391 21,021 48,451 62,258 79,983 85,706

설비예비율(%) 72.1 21.8 16.8 13.0 12.2 12.8

1인당 전력소비량(kWh/인) 859 2,206 5,067 6,883 8,883 9,331

명목전기요금(원/kWh) 50.9 52.9 74.7 74.5 86.12 99.10

자료: 한국전력(2013).

<표 2-1> 전력수급 현황

특히, 2005년 이후 예측보다 높은 전력수요가 발생하여 전력수급여

건이 매우 악화되는 결과를 가져왔다. 2011년도 전력 설비예비율이

4.8%까지 하락한 것이 그 좋은 예이다.1) 수급불안 발생의 원인은 전

4

력수요예측 오차, 수요관리목표 과다 반영 및 에너지원간 상대적 가격

차에 따른 전환수요 발생, 원전발전차질 등이 복합적으로 영향을 미친

결과로 해석된다(지식경제부, 2010).

전기요금의 경우 1990년 이후 2012년까지 22년간 87%만이 상승하

는데 그치고 있으나 동기간 중 소비자물가는 139%, 국제유가는 456%

가 상승했다.

나. 전력수급 여건

전력수급 여건의 불확실성은 지속적으로 증가하고 있다. 전력수요

예측의 전제조건인 GDP 등의 변동성이 점차 커져 수요예측의 정확도

를 낮추고 있고, 전력수요 관리량의 부족 내지 목표량의 과다 반영이

지적되고 있는 상황에서, 원가반영이 어려운 전기요금 결정과정으로

타에너지 가격과 상대가격 격차가 벌어지고 있다. 이 결과로서 난방용

전력수요가 급등하고 있다. 이러한 요인 외에 발전소 신규건설 필요규

모는 대폭 확대되고 있으나 유연탄, 원자력 등 기저전원의 경우 지역

주민의 반대로 부지선정에 어려움을 겪고 있으며, 건설 중인 발전소들

도 민원 증가로 발전소의 건설공기가 지연되는 등의 애로를 겪고 있

다. 또한 전력을 생산지에서 소비지까지 운반하는 송전선로 증설도 쉽

지 않은 상황이다.

이러한 수급의 어려움뿐만 아니라 다른 제약요인도 고려해야 하는

상황이다. 정부가 정한 국가 중기 온실가스 감축목표는 2020년 BAU

대비 온실가스 30% 감축으로 설정되었다. 전환부문의 2020년 온실

가스 감축목표는 187백만 톤으로 알려지고 있으나 전력부문의 2010

1) 2012년에는 최저 전력 설비예비율이 7.1%로 다소 증가하였다.


년 온실가스 배출량은 230백만 톤으로 이미 2020년의 목표치를 크게

상회하고 있는 실정이다. 온실가스 배출 억제를 위해서는 원자력, 신

재생발전의 확대, 전력소비절감 외에 다른 대안이 있을 수 없다. 그러

나 원자력의 경우 2020년까지 신규원전의 건설에 의한 비중 확대는

국민적 지지를 얻는다고 해도 건설공기를 고려할 때 불가능하다. 신재

생은 2012년 RPS를 시행하고 있으나 의무할당 목표 달성이 쉽지 않

을 전망이다. 따라서 온실가스 배출목표 달성을 위해서는 원자력과 신

재생을 계획대로 추진하고 전기소비절약을 최대한 실시하여야 한다.

이렇게 하는 경우에도 온실가스 목표량에 도달하지 못할 경우라면 발

전소의 급전순위를 변경(가스발전소를 석탄발전소 보다 먼저 가동)하

는 것이 불가피한데, 가스발전소의 이용률 제고에 의한 온실가스 감축

비용은 대단히 높다.2)

2. 제6차 전력수급기본계획 개요3)

가. 전력수요

1) 전력수요 전망 전제

전력수요는 국민소득이나 국가경제상황 또는 기온 변화에 따라 수

시로 변동한다. 반면에 전력공급 설비 건설은 매우 경직되어 있다. 발

전설비의 건설은 많은 재원이 소요될 뿐만 아니라 장기의 공사기간이

필요하다. 또한 투자재원의 규모가 큰 만큼 위험이 따를 수밖에 없고,

건설기간이 길기 때문에 추진 과정상의 불확실성이 매우 크다. 공급이

2) 2012년 에너지경제연구원의 분석결과에서는 석탄발전을 가스발전으로 대체하는 수

단을 적용한 온실가스 배출저감비용은 CO2톤당 13만원에 달하는 것으로 나타났다. 3) 지식경제부, 제6차 전력수급기본계획, 2013.2 참조

6

지극히 경직적일 수밖에 없는 구조라고 할 수 있다. 따라서 장기적인

전력수요의 변화를 정밀하게 예측하고 이에 근거하여 전력설비 건설

을 계획해야 한다. 위험을 관리하고 다양한 여건의 변화에 대비할 수

있는 전원계획을 가지는 일은 전력산업에 있어서 매우 중요한 의미를

갖는 것이다(노동석, 2012).

전력수요예측 전제로서 국민소득은 KDI의 전망치를 이용했다. 2027

년까지 GDP는 연평균 3.5%의 성장이 전망되었다.

구 분 2012 2013 2015 2020 2024 2027 연평균(’12∼’27)

중가율(%) 2.2 3.0 4.5 3.5 3.1 2.7 3.5

자료: 지식경제부(2013.2).

<표 2-2> 연도별 GDP 전망

산업구조는 서비스 비중은 증가하고 제조업 비중은 약간 감소하는

것으로 전망되었다. 산업구조전망은 산업연구원의 예측치를 사용했다.

구분 2011 2024 2027

농림어업 2.6 1.7 1.5

광 공 업 0.2 0.1 0.2

제 조 업 28.8 27.8 27.6

서 비 스 58.8 60.0 60.3

자료: 지식경제부(2013.2)

<표 2-3> 산업구조전망


2) 전력수요 전망 결과

전력수요는 기준안과 목표안 두 개의 안으로 예측되며 기준안은 통

상 BAU, 즉 기존의 에너지정책이 지속되는 경우 예상되는 전력수요

를 의미한다. 목표안은 기준안에 비해 기존에 시행하지 않던 수요관리

방안이 반영될 경우의 예상 효과를 기준안 전력수요에서 차감한 것이

다. 설비계획 수립에는 목표안 전력수요 예측결과가 활용된다.

기준안 전력수요는 전력소비량 기준 2013년∼2027년 기간에 연평

균 3.4%가 증가할 것으로 예측되었다. 2027년의 전력수요 예측결과

는 2013년 485,428GWh에 비해 약 1.59배 확대된 771,007GWh이다.

최대전력은 2013년 80,374MW에서 2027년에 126,740MW로 1.58배

증가하여 2013~2027년 기간 중 연평균 3.5%가 증가할 전망이다. 최

대전력 증가율을 하계와 동계로 구분하면 연평균 하계 3.4%, 동계

3.0% 수준으로 증가한다.

구분 전력소비량(GWh)최대전력(MW)

하계 동계

2013 485,428 78,998 80,374

2020 630,964 102,205 100,809

2024 713,310 116,602 114,442

2027 771,007 126,740 121,684

’13~’27* 3.4 3.4 3.0

* 연평균 증가율자료: 지식경제부(2013.2)

<표 2-4> 기준안의 전력소비량 및 최대전력

8

목표수요는 목표의 달성을 위해 효율향상 기기의 보급 확대, 전기

요금체계 합리화 등 대책을 수립·추진하는 것을 전제로 한다.

목표안 전력수요 예측결과에서 전력소비량은 2013년 482,527GWh

에서 2027년 655,305GWh로 1.36배 증가하여, 연평균 2.2% 증가한다.

최대전력은 2013년 79,712MW에서 2027년 110,886MW로 1.39배 증

가하여 연평균 2.4%의 증가율을 보일 전망이다. 전력소비량은 2013년

대비 2027년에 1.59배 증가할 전망이었으나 수요관리를 통해 1.36배

증가에 그치고, 최대전력은 1.58배 증가할 전망이었으나 1.39배 증가

에 머무를 전망이다.

연도 수요관리량(MW) 최대전력(MW) 전력소비량(GWh)

’13 662 79,712 482,527

’20 6,889 95,316 590,565

’24 13,763 102,839 611,734

’27 15,854 110,886 655,305

’13∼’27 2.4 2.2


<표 2-5> 목표안의 전력소비량 및 최대전력

2012. 12월의 최대전력은 약 76,000MW를 기록했다. 이 최대전력

은 제5차 전력수급계획 목표안 수요예측의 2013년 최대전력에 근접한

다. 또한 5차 계획 기준안 수요예측의 최대전력과 같다. 2012년 최대

전력 실적은 이상한파의 영향과 공급력 부족에 의한 강력한 수요관리

의 시행, 전반적인 경기침체로 인한 전력수요 증가세 감소가 반영된

것이라는 점은 다시 생각해 볼 필요가 있다. 공급력에 여유가 있어 대


수용가의 절전이 없었거나 경기침체가 없었다면 최대전력은 이보다

높게 발생했을 것이다.

나. 신재생발전

현행 전력수급계획수립절차에서 사업자가 제출한 신재생 발전 건설

의향은 다른 전원과 달리 사전 평가를 시행하지 않고 100% 우선 반

영한다. 여기에는 현재 건설 중인 신재생발전소, 발전설비 건설의향서

제출설비, 중앙정부․지자체 사업 허가 발전설비가 포함된다. 신재생

발전은 2012년부터 RPS(Renewable Portfolio Standard, 신재생에너지

의무 할당제)가 시행되고 있으므로 사업자가 제출한 발전물량이 RPS

목표량에 미달하는 경우 의무할당 비율에 맞도록 연도별 신재생발전

용량이 임의 배정되기도 한다.

임의 배정 방법은 5년 이내의 단기계획 중심인 사업자 건설의향에

RPS 제도에 따른 건설 전망을 우선 반영하고, 부족량은 RPS 비율에

맞도록 신재생원별 가중치 및 특성, 개발동향 등을 고려하여 건설용량

을 추정하는 방식이다. 수력, LFG, 폐기물은 실적 및 추이를, 해양에

너지, 육상풍력(단기), 연료전지(단기), IGCC, RDF는 개발계획을 반

영하며, 태양에너지는 정책목표, 해상풍력은 부존량 평가방식에 따른

다. 중장기적인 육상풍력과 연료전지는 개발추이 전망에 의한다.

연도 ’12 ’13 ’14 ’15 ’16 ’17 ’18 ’19 ’20 ’21 ’22

의무비율(%) 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0

<표 2-6> 연도별 RPS 의무 비율

자료 : 지식경제부(2013.2)

10

제6차 전력수급기본계획에서 2027년까지 목표로 하고 있는 신재생

에너지 발전량 비중은 12%, 발전설비 비중은 20%이다. 1차 국기본

(2008년)의 2027년의 신재생 발전량 비중은 7% 수준이었으나 금번

수급계획에서는 12%로 확대되었다.

년도 2015 2020 2025 2027

6차 수급계획 24,664 (4.4%) 54,062 (8.3%) 76,885 (11.2%) 89,655 (12.5%)

1차 국기본 13,716 (3.1%) 25,562 (5.4%) 40,569 - 47,433 (7.0%)


<표 2-7> 신재생에너지 발전량 비중(단위: GWh, %)

2027년 기준 신재생에너지 발전설비는 32,105MW으로 발전설비 비

중이 11.4%에서 20% 수준(20.3%)으로 확대된다.

년도 ’15 ’20 ’25 ’27

6차 수급계획 9,277 (8.6) 20,067 (13.9) 29,179 (18.9) 32,015 (20.3)

1차 국기본 4,210 - 7,110 - 9,880 - 11,290 (11.4)


<표 2-8> 신재생에너지 발전설비 비중

(정격용량 기준: MW, %)

신재생설비는 발전의 임의성으로 정격용량을 설비계획에 반영할 경

우 수급에 지장이 발생할 가능성이 존재한다. 따라서 신재생 발전용량

은 정격용량 전체가 전력수급계획에 반영될 수 없다. 다른 화력과 달

리 신재생전원은 피크발생 시기에 발전 가용용량이 확률적으로 나타

나기 때문이다. 대표적인 전원이 풍력과 태양에너지인데 최대전력 발


생시점에 바람이 불지 않거나 흐린 경우가 이에 해당할 것이다. 따라

서 평균개념의 피크기여도 적용이 불가피하며, 예를 들어 풍력의 피크

기여도가 20%라면 10MW의 설비계획 반영을 위해서 50MW의 풍력

발전소를 건설해야 한다. 따라서 신재생발전은 과거의 경험치를 이용

하여 피크기여분을 반영한 실효용량이 설비계획에 반영될 필요가 있

다. 6차 계획에서는 정격용량 기준 27,929MW, 실효용량으로는

4,560MW가 반영되었다.

구분 수력 태양광 풍력 조력바이오폐기물

연료전지

부생가스

IGCC 소계

정격용량 119 4,640 15,189 2,764 1,726 1,693 300 1,500 27,929

피크기여도(%) 23.6 13.0 1.5 2.1 8.7 100 100 100 -

실효용량 28 603 228 58 150 1,693 300 1,500 4,560


<표 2-9> 2027년 신규 신재생에너지 실효용량

(단위: MW)

다. 집단에너지

집단에너지 설비는 전기와 열을 동시에 생산하여 공급하는 설비로

서, 전기수요가 많을 경우 전기추종운전을 하거나 발전이 필요치 않은

시기에도 열수요가 있으면 열추종운전을 하는 특성을 가진다. 열과 전

기가 동시에 필요한 경우라면 80% 이상의 에너지효율을 낼 수 있다.

통상 집단에너지설비는 발전설비의 허가절차를 거치지 않고 정부가

지정한 집단에너지 공급지역을 대상으로 집단에너지법에 따라 공급권

12

과 설비에 대한 인허가를 받으므로 전력수급기본계획의 심의 대상으

로 분류되지 않는다.

준공시기

발전소명용 량(MW) 사 업 자 위 치 비 고

’13.01 여수집단에너지 48.4 현대에너지 전남 여수

’13.01 원주열병합 63.0 참빛원주도시가스공업 강원 원주

’13.01 평택소사벌지구 16.0 평택크린에너지 경기 평택

’13.05 대구테크노폴리스 127.1 STX에너지 경북 대구

’13.06 김천산업단지 59.0 코오롱, SKE&S 경북 김천

’13.07 군장에너지열병합 56.4 군장열병합발전 전북 군산 신규

’13.09 남양주별내 194.1 별내에너지 경기 남양

’13.11 세종열병합(1단계) 515.0 한난, 중부 충남 연기

’13.12 양주열병합 555.1 대륜발전 경기 양주

’14.06 강동열병합 288.0 대한도시가스 서울 강동

’14.06 대구혁신도시 400.0 대구도시가스, 남부 대구 동구

’14.10 위례신도시 228.0 SKE&S,한난 서울 송파

’14.11 시흥열병합 38.0 GS파워 경기 시흥

’14.12 경남,진주혁신 12.0 무림파워텍 경남 진주

’14.12 아산국가산단포승지구 75.0 유호산업개발 경기 평택 신규

’14.12 마곡도시개발구역 49.2 SH공사 서울 강서 신규

’15.01 화성동탄(2)지구 325.0 한난 경기 화성 신규

’15.05 안성뉴타운 45.8 평택크린에너지 경기 안성

’15.08 오산열병합 408.4 대성산업 경기 오산

’15.12 영종EP발전소 22.1 영종EP 인천 중구

’15.12 대산열병합 50.7 대산열병합발전 충남 서산 신규

’15.12 대전열병합증설 25.0 대전열병합 대전 대덕 신규

’16.12 석문산업단지 39.0 SKE&S, 동서, 서해도시가스 충남 당진

’16.12 충남도청이전신도시 75.5 롯데건설 충남 예산 신규

’16.12 춘천집단에너지 202.0 포스코파워 강원 춘천 신규

’19.10 화성향남열병합(2지구) 228.6 삼천리(휴세스) 경기 화성

’19.11 세종열병합(2단계) 515.0 한난, 중부, 남부 충남 연기

합 계 4,661.4자료: 지식경제부(2013.2)

<표 2-10> 집단에너지설비 건설 전망(2013~2027년)


따라서 계획에 의한 집단에너지 설비는 전력수급기본계획에 우선

반영하게 된다. 제6차 전력수급계획에서는 사업허가를 취득한 집단에

너지 건설계획을 조사하여 반영하였으며, 설비용량은 2018년까지 27

개 사업 4,661MW이다.

집단에너지 발전설비 역시 신재생설비와 동일하게 전력수급계획에

서는 피크기여도를 적용하여 실효용량을 반영하게 된다.

라. 전력수요관리

전력수요관리는 단기적인 전력수급 안정을 위해 대단히 중요하다.

2011. 9월의 순환단전 이후 향후 수년간 전력수급이 매우 불안정하기

때문이다. 예상되는 설비예비율은 2014∼2015년까지 10% 이내이다.

또한 기후변화 영향은 최근 하계의 이상고온, 동계의 이상 한파 현상

을 유발하고 있다. 전력수요의 급등을 고려해야 할 필요성이 높아지고

있다.

단기적으로 부족한 전력공급 용량을 확대할 전원은 거의 없다. 기존

에 운영 중인 자가발전설비 내지 구역전기사업자의 발전설비의 활용

외에 신규 발전소의 건설에 의한 공급설비 확충은 불가능하다. 건설공

기가 가장 짧은 가스발전소의 경우도 3∼4년이 소요되며 그나마도 지

역의 민원으로 건설이 쉽지 않다. 따라서 수급안정을 위해 강조되어야

하는 대안은 전력수요관리이다.

수요관리는 효율향상 사업을 통한 소비절감과 부하관리로 구분된다.

이중 효율향상에 의한 에너지절약 역시 단기간에 효과를 기대하기 어

려운 대안이다. 전력수급 안정을 위해 남아있는 유일한 대안이 부하관

리를 강화하는 것이다. 따라서 당분간의 전력수급은 매우 타이트한 가

14

운데 대규모 수용가를 중심으로 하는 부하관리가 수급안정에 중요한

역할을 할 것이다. 물론 수급안정을 이루고 난 이후의 부하관리사업의

필요성, 중요성은 감소하게 될 것이다.

정부는 9.15 순환단전 이후 EERS(Energy Efficiency Resource

Standards, 에너지공급자 효율향상 의무화제도)의 도입을 적극 검토하

고 있다. EERS는 정부가 에너지 효율향상 목표를 정하고 에너지 판매

사업자들은 이 목표를 의무적으로 달성하는 제도이다. 국가 전체적으로

는 한해 사용하는 에너지총량과 증가량을 제한하는 기능이 포함된다.

목표수치와 의무성을 부여한다는 점에서 그동안 전력시장의 수요관리

제도로서 운영하던 주간예고제나 수요관리시장 보다 강력한 수단이다.

그러나 EERS의 시행은 현재의 수요관리투자에 비해 막대한 비용을 수

반한다. 따라서 수요관리정책과 공급확대정책의 효율성, 실효성 등에

대한 면밀한 검토가 선행되어야 한다. 예를 들면 정책추진의 사후 측정

과 검증이 보장되어야 하는 것이다. 그렇지 않을 경우 실효성 없는 정

책에 예산을 낭비하는 결과가 초래될 가능성도 있게 된다.

장기적으로 스마트그리드의 도입에 의한 부하관리 여건변화도 수요

관리정책에서 빼 놓지 말고 고려해야 할 사항이다. 스마트그리드의 도

입은 부하율의 제고를 기대할 수 있는 수단이다. 그러나 연평균 부하

율이 70% 후반을 기록하고 있는 현황을 고려할 때 이 수단 역시 스마

트그리드 구축에 따른 비용과 도입 후의 효과에 대한 검토도 아울러

시행되어야 할 것이다. 장기적으로는 전력소비용도가 현재의 산업용

위주에서 가정․상업부문으로 이동할 것이고, 그렇다면 부하율은 점

차 하락할 것으로 예측하는 것이 타당할 것이다.

제6차 전력수급기본계획에서 수요관리목표량은 최대수요의 약 12%


로 반영되었다. 수급계획에 반영된 수요관리량은 2013년의 662MW에

서 2027년에는 15,854MW로 확대된다. 5차 계획과 비교하면 단기적

으로는 보다 현실적인 수요관리량을 감안하고 있고, 2027년으로 갈수

록 5차 대비 높은 수준의 수요관리량을 설정하고 있다.

연도

5차 계획 6차 계획

수요관리량(MW)

최대전력(MW)

전력소비량(GWh)　

수요관리량(MW)

최대전력(MW)

전력소비량(GWh)

’13 3,577 76,207 471,996 662 79,712 482,527

’14 5,343 78,017 485,051 1,340 80,969 499,116

’15 6,745 80,009 496,590 1,981 82,677 516,156

’16 7,641 81,988 506,482 2,343 84,576 532,694

’17 8,368 83,913 515,591 2,813 88,218 548,241

’18 9,265 85,810 523,867 3,185 91,509 564,256

’19 9,798 87,607 531,261 4,938 93,683 578,623

’20 10,428 89,225 535,779 6,889 95,316 590,565

’21 10,927 90,713 540,078 8,342 97,510 597,064

’22 11,533 92,111 544,153 10,113 99,363 602,049

’23 12,016 93,598 547,997 12,258 100,807 605,724

’24 12,399 95,038(100.0)

551,606(100.0) 13,763 102,839

(108.2)611,734(110.9)

’25 　 15,022 105,056 624,950

’26 　 15,413 108,037 640,133

’27 　 15,854 110,886 655,305

13-24* 2.0 1.4 2.3 2.2

13-27* 2.4 2.2

* 연평균 증가율자료: 지식경제부(2013.2)

<표 2-11> 목표수요 최대전력 및 전력소비량

16

부하관리 목표량에는 부하관리기기, 효율향상, 스마트그리드 등의

피크억제량이 반영된 것이다. 6차 계획에 따르면 부하관리 기기별 최

대전력 저감 성과평가를 바탕으로 부하관리기기 보급 사업을 내실화

할 예정이다. 그리고 IT기반 효율향상 시스템화 추진, 빌트인 및 스마

트 전자․전기제품의 효율관리를 강화하고, 고효율제품 보급기반 확

대 등을 통해 효율을 제고한다는 계획이다. 또한 스마트그리드 조기

확산을 위해 스마트계량기를 조기에 보급하고 전력저장시스템(ESS)

및 지능형 수요관리를 확대하며, 원가기반 요금체계를 통해 에너지원

간 대체소비 왜곡을 방지하고, 가격 기능에 의한 합리적 소비를 유도

할 방침이다.

구분 2013 2016 2020 2023 2027

부하관리기기 90 187 957 2,094 2,484

효율향상 371 1,072 2,240 3,901 5,722

수요관리요금제+스마트그리드

190 1,084 3,692 6,263 7,648

합 계 651 2,343(1,692)

6,889(6,238)

12,258(11,607)

15,854(15,203)

* 피크억제량(순증누계) : 5차(12,399㎿) → 6차(15,584㎿) 1. 효율향상 : 전력산업기반기금에 의한 수요관리사업 및 에너지이용합리화계획에

의한 전기소비 절감 효과 2. 피크억제량 : 프로그램별 누계기준, ( )는 ’13년 대비 순증누계 기준자료: 지식경제부(2013.2)

<표 2-12> 최대전력 수요관리 목표량

(단위: MW)


마. 발전설비 건설계획

발전소 건설계획에서 예비율 수준의 결정은 신규건설이 필요한 발

전용량 규모를 결정하는 중요한 요소이다. 기준계획 수립 시 운용되는

WASP 프로그램의 신뢰도 지수는 LOLP이지만 예비율을 이용하는 방

법도 동시에 적용이 가능하다. 6차 전력수급계획의 기준 설비예비율

은 노후화 등으로 인한 발전기 고장정지, 예방정비 등을 고려하여 최

소예비율 15%를 목표로 하고 있다. 특히, 원전 안전성 강화를 위해

예방정비 기간연장 등 원전 이용률을 하향조정함에 따라 예비설비 추

가 확보가 필요한 것으로 판단하였으며, 수요예측의 불확실성에 따른

예비율을 별도로 7% 고려하였다. 따라서 기준 설비예비율은 22%로

설정되었다. 이외에도 민원 등에 의한 발전소 건설 지연에 대비한 건

설 불확실성 대응설비로서 390만kW를 별도로 반영하고 있다.

구 분 고려 내용 예비율 산정 근거

목표예비율

최소예비율

고장정지, 예방정비,원전 안전대책 강화 등

15% LOLE 0.3일/년(WASP 시뮬레이션)

수요불확실성

예측오차 및수요관리 불확실성

7% 1~4차 계획의 연차별목표수요 오차율 평균

소 계 22%

공급 불확실성 건설 지연․취소 390만kW 1~4차 계획의 발전소건설 지연․취소율


<표 2-13> 6차 계획 적정 설비예비율 산정 근거

이 경우 ʼ27년의 목표수요 1억1,089만kW에 22% 예비율 및 건설 불

확실성을 고려한 총 필요 발전설비는 1억3,910만kW가 되고 5차 전력

18

수급계획까지 반영된 확정설비 1억953만kW를 제외하면 신규 필요설

비 용량은 2,957만kW, 약 30GW가 된다.

또 다른 정책성 전원인 원전의 경우 6차 전력수급계획에서는 제2차

에너지기본계획 확정시까지 신규반영을 유보하였다. 건설의향 조사에

서 원전은 제1차 국가에너지기본계획의 원전비중을 고려하여 2025∼

2027년 기간 중 1500MW급 총 4기 6GW가 제출되었다. 신규원전계

획의 유보는 후쿠시마 원전사고 이후의 국민 수용성을 감안한 것이다.

동시에 원전의 계속운전 문제도 철저한 안전성 확인을 전제로 경제

성․수용성 등을 종합적으로 고려하여 추후에 결정키로 하였다. 이러

한 결과로서 원자력을 제외한 기준 계획의 2027년까지 신규설비 소요

량은 2,357만kW로 결정되었으며 신재생과 집단에너지를 제외한 화력

발전 신규용량으로서 1,050만kW, LNG 480만kW가 도출되었다.

석탄(100만kW급)

LNG(80만kW급)

신재생에너지

집단에너지

계

1,050(10.5기)

480(6기) 456 371 2,357

* 석탄 및 LNG 소요량은 불확실성 대응설비(석탄 150만kW, LNG 240만kW)를 포함한 규모원전 600만kW(4기)는 판단 유보신재생에너지 및 집단에너지는 피크기간의 기여용량(피크기여도 적용) 기준


<표 2-14> 최종 년도(2027) 기준 신규설비 소요량

(단위: 만kW)

한편 사업자들이 제출한 발전소 건설의향 규모는 공기업 6개사(21

기, 2,014만kW), 민간 23개사(63기, 5,727만kW) 등 총 29개사 84기

(7,741만kW)가 제출되어 용량기준으로 약 2.6:1의 높은 경쟁률을 보

였다.


구 분원 전 석탄 LNG복합 소 계

회사 대수 용량 회사 대수 용량 회사 대수 용량 회사 대수 용량

공기업 1 6 900 4 9 774 4 6 340 6 21 2,014

민간 1 2 280 15 40 3,710 11 21 1,737 23 63 5,727

총계 2 8 1,180 19 49 4,484 15 27 2,077 29 84 7,741


<표 2-15> 건설의향 종합

(단위: 사, 호기, MW)

평가지표 배점

비용지표 설비비용접속+송전

15건설+연료

이행성지표

지역희망정도

지자체 지방의회(지자체제출) 10

주민동의서(지자체제출) 15

사업추진여건부지확보 10

연료 및 용수확보 5

계통여건송변전 입지적정성

25송변전 건설용이성

환경여건환경영향평가 8

온실가스 감축노력 6

건설지연정도 감점

민간투자촉진 6

건설의향 특이사항평가 위원회 결정


<표 2-16> 건설의향 평가기준

20

사업자가 제출한 건설의향은 비용지표와 이행성지표로 구성된 건설

의향 평가기준에 의해 평가되고 전력수급기본계획에 반영된다. 평가

위원회는 평가위원 풀에서 선정된 평가위원들로 구성된다.

제6차 전력수급계획에서 특이점은 이행성 지표의 배점을 보다 강화

한 것이며 특히 건설지연의 주원인으로 파악된 지자체 내지 지역주민

의 동의 부분에 배점을 높였다는 점이다. 즉 계획반영 후 지역의 반대

에 의해 건설지연이 발생할 수 있는 소지를 완화하기 위해 사전 동의

를 요구한 것이며 이 지역희망정도의 배점이 25점으로 결정되었다.

이와 같은 과정을 통해 2027년까지 화력설비 1,580만kW(18기)가

신규 반영되었다. 석탄 12기 1,074만kW와 LNG 6기 506만kW이며,

민간 각 4개회사, 공기업 각 2개 회사가 선정되었다. 발전설비의 건설

시점은 사업자의 건설의향이 2020년까지 집중되어 있으며, 이 결과

중간연도의 예비율이 증가하는 현상이 나타난다.

구 분 연도 원자력 석탄 LNG 신재생 집단 기타 계

피크기여도기준

20122,072 2,453 2,012 128 236 948 7,848

26.4 31.2 25.6 1.6 3.0 12.1 100

20203,012 4,439 3,359 326 607 844 12,588

23.9 35.3 26.7 2.6 4.8 6.7 100

20273,592 4,539 3,179 584 607 584 13,085

27.4 34.7 24.3 4.5 4.6 4.5 100

자료: 지식경제부(2013.2).

<표 2-17> 연도별 전원구성비 전망

(단위: 만kW, %)


2027년의 설비구성은 피크기여도 반영 기준으로 석탄(34.6%), 원전

(27.7%), LNG(24.1%) 순이다. 2012년 대비 비중이 증가하는 전원은

석탄과 신재생발전이며 LNG는 약간 감소하는 것으로 계획되었다.

원전의 측면에서 제6차 전력수급계획의 시사점은 신규, 계속운전

모두 결정이 유보되었다는 것이며 원전의 장래가 여전히 유동적이라

는 점이다.

3. 제2차 에너지기본계획

가. 에너지기본계획 개요

에너지기본계획은 저탄소녹색성장기본법 제41조, 에너지법 제10조

제1항에 근거하여, 20년을 계획기간으로 5년마다 수립 시행한다.

2008년 1차 기본계획(2008~2030년)이 수립된 바 있으며, 2차 계획

(2013~2035년)은 2013년 말에 결정될 예정이다.

에너지기본계획은 에너지위원회, 녹색성장위원회, 국무회의의 3단계

심의를 거치며, 공급측에서 전력, 가스, 신재생 에너지, 집단 에너지

등의 기본계획, 수요측에서 에너지 이용합리화, 기술개발, 기후변화

대응 등의 기본계획을 설정한다. 즉, 에너지 부문의 모든 분야를 총망

라하며 거시적인 관점에서 조정하는 종합계획이라고 할 수 있다.

2013년 10월 “에너지 기본계획 민관 워킹그룹”은 정부에 에너지기본

계획에 대한 권고안을 제출하였다. 이 권고안을 토대로 정부안을 발표

되고 2013년 12월까지 최종안이 확정될 예정이다.

22

나. 에너지기본계획에 대한 정책제안(2013.10)

시민사회․산업계․학계 60여명이 참여한 민관 워킹그룹은 약 5개

월간의 숙의를 거치고 에너지정책 기본방향에 관한 권고안을 발표하

였다.

이 정책제안에는 ① 수요관리 중심의 정책전환, ② 분산형 발전시스

템 구축, ③ 환경․안전 등 지속가능성 제고, ④ 에너지 안보 강화, ⑤

국민과 함께 하는 정책추진 등의 5대 중점과제가 포함되어 있다. 민관

워킹그룹은 이 과제를 제2차 에너지 기본계획과 새정부 에너지 정책

철학의 기본방향으로 반영해 줄 것을 정부에 공식적으로 건의하였다.

5대 중점과제 주요 정책목표

수요관리 중심의 정책전환 ’35년 전력수요의 15% 이상을 감축

분산형 발전시스템 구축 ’35년 발전량 15% 이상을 분산형으로 공급

환경․안전 등 지속가능성 제고

화력 발전소 최신 온실가스 감축기술 의무화 ⇒ ’35년 온실가스 20%이상 감축

에너지 안보 강화 ’35년 자원개발률 40%, 신재생에너지 11%

국민과 함께 하는 정책추진 ’15년부터 에너지바우처 제도 도입

<표 2-18> 민관워킹그룹이 제시한 5대 중점과제와 정책목표

자료: 민관합동워킹그룹(2013.10).

쟁점사항이었던 2035년의 원전비중은 이해관계자별로 입장이 매우

상이하여 합의도출이 쉽지 않았으나, 원전비중 관련 사회적 갈등을 최

소화하자는 공감대를 기반으로 22~29%라는 범위에서 합의안을 도출

하였다. 이는 원전이 가진 높은 경제성과 온실가스 감축효과를 강조하

여 41%까지 비중을 확대하였던 1차 계획(2008)보다 하향 조정된 수


치로, 1차 계획 이후 변화된 전력수요, 국민 수용성, 송전계통 여건 등

을 종합적으로 고려하여 결정한 결과이다.

다. 적정 원전비중 도출을 위한 논의 과정

제2차 에너지기본계획에서는 후쿠시마 원전사고 이후 달라진 원자

력 산업 여건 및 환경을 반영하기 위해 적정 원전비중을 도출함에 있

어 별도의 원전분과를 결성하여 원전의 경제성, 수용성, 안전성을 총

체적으로 점검하고 논의하였다. 이는 경제성만을 중시하던 제1차 국

가에너지기본계획(2008)의 전원비중 결정과정과는 혁신적으로 변화된

것으로, 후쿠시마 원전사고 이후 낮아진 원전의 국민적 수용성 결과를

반영한 것으로 판단된다.

본 연구의 연구책임자는 원전분과 회의의 간사 역할을 담당하였으

며, 연구진 전반적으로 원전분과의 운영을 지원하였다. 원전분과는 경

제성 분과, 수용성 분과, 안전성 분과로 세분화되었다. 원전분과의 논

의 과정을 개괄적으로 정리하면 다음과 같다.4)

우선 경제성 분과에서는 발전비용 평가를 위해 균등화발전비용이

적용하였다. 발전비용의 주요 구성요소로 건설비, 운전유지비, 연료비

등의 직접비용 외에 사고위험대응비용과 같은 사회적 비용도 포함하

여 원전의 경제성을 판단하였다. 본 연구의 중간 연구결과는 경제성

분과에 제공되었으며 이를 기반으로 최종적인 원전비중 권고안 결정

에 활용되었다.

원전 사고위험대응비용은 중대사고 발생 시 부담해야 하는 배상비

4) 이후의 내용은 “제 2차 에너지기본계획 수립을 위한 원전분과 보고서”의 내용을 재

인용하였다.

24

용, 오염제거비용, 추가적 폐로비용 등과 같이 미래에 발생할 가능성

이 있는 비용으로 정의된다. 장래위험대응비용 추정에는 ‘손해기대치

접근법5)’과 ‘상호부조법6)’의 두 가지 주요 방법론이 있는데, 본 분과

에서는 손해기대치 접근법을 적용하여 사고위험대응비용을 시산하였

다.7) 중대 원전사고 손해비용 추정 값은 현대경제연구원(2012.11) 보

고서의 ‘과거 중대 원전사고 피해 현황’을 참고하였다. 사고발생빈도

는 IAEA, 세계원전운영, 일본원전운영 등을 활용하였다.

사고위험대응비용 외에 정책비용, 안전성 강화비용을 추가로 고려

하였다. 정책비용 중에서 국내 원전발전비용에 포함되지 않는 비용은

주로 전력산업기반기금에 의해 지불되는 발전소주변지역지원금, R&D

비용 등이다. 2012년을 기준으로 동 비용은 2,622억 원 수준으로 단

위당 발전비용은 1.7원/kWh이다. 하지만 원전 정책경비는 비용항목이

다양하고 각 항목별로 외부비용을 정량화하기 어려움이 있어 원전분

과 검토에서는 정책비용 항목과 단위당 비용을 단순화하여 추정하였

다. 안전성 강화비용은 후쿠시마 원전사고 이후 원전 안전시설 강화에

투자된 비용이며, 국내 원전의 경우 1.1조원의 안전성 강화비용을 반

영하였다. 안전성 강화비용에 대해서는 충분하다와 미흡하다의 주장

이 대립하였는데 계속적인 논의가 필요함에 동의하였다.

5) 사고에 대한 발생빈도의 전제 여부, 사고피해비용 규모 전제 및 이용 전제에 따라

비용이 달라진다.6) 상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용 접근법으로 원전운영기간이 반영

되는 적립기간의 설정에 따라 도출되는 비용이 상이해진다. 7) 일본의 비용등검증위원회에서는 원전 중대사고가 이미 발생하였고, 이로 인해 발생

하는 비용이 원전업계가 분담해야 한다는 이유에서 상호부조법에 의해 계산된 비용

을 발전비용에 포함하였다. 비용등검증위원회가 반영한 원전 사고위험대응비용은

kWh당 0.5엔이었다. 그러나 우리나라는 대상 원전기수가 일본에 비해 적어 발전량

당 비용이 대폭 증가한다. 반면 원전 발전량이 많을수록 단위당 비용이 감소하는 모

순이 발생하여 본 원전분과에서는 손해기대치 접근법을 적용하였다.


수용성 분과에서는 우리나라 국민의 원전 인식을 분석하기 위해 그

동안 여론조사를 수행한 기관의 원전 필요성, 안전성, 비중에 관한 자

료를 검토하였다. 검토 결과 원전 필요성에 대해서는 후쿠시마 사고에

도 불구하고 국민 다수가 공감하고 있는 것으로 나타났다. 원전 안전

성은 후쿠시마 사고 이전에는 안전성에 대한 우려가 크게 높지 않았

으나 사고 이후 우려가 증가되었다. 원전 비중 확대 또는 축소에 대한

의견은 조사기관에 따라 상이하다. 이와 같은 논의 결과 제3차 에너지

기본계획 수립 관련 정책 자료로 활용하기 위해 개선된 형태의 여론

조사 또는 공론조사(숙의형 여론조사)와 같은 주기적인 원전 수용성

조사가 시행되어야 할 것을 제안하였다.

안전성 분과에서는 국내 원전의 기술적 안전도, 안전관리체계 및 국

내 안전규제 수준의 현황을 확인하고 안전도 향상을 위한 건의사항을

제시하였다. 주요 건의사항으로 첫째, 가동 중 원전의 안전대책에 사

용 후 핵연료 및 폐로에 대한 사항에 관하여 운영허가사항의 포함을

제안하였다. 둘째, 안전관리대책 및 검사절차서는 잘 갖추어져 있으나

각각의 품질활동에서 나타난 문제점에 대한 원인과 대책을 수립하여

시행되어야 함을 제안하였다. 셋째, 안전관련 부품의 체계적인 품질보

증활동 일환으로 품질관리체계 구축 및 안전규제 기능의 보완 및 강

화를 제안하였다. 넷째, 중대사고를 전제로 한 지침서 교육 및 실제훈

련이 보완되어야 하며, 성과지표로서 안전을 최우선으로 두어야 할 것

을 제안하였다.

제3장 주요국 장기 전원구성 전망 27

제3장 주요국 장기 전원구성 전망

1. 미국 전원구성 전망8)

가. 전망모형: The National Energy Modeling System(NEMS)

Annual Energy Outlook 2013(EIA, 2013)에서 에너지수요전망을 위

해 사용한 모형인 The National Energy Modeling System(NEMS)는

EIA 자체적으로 개발된 모형으로 보고서 작성뿐 아니라 미국 의회,

백악관 등 각종 정부부처와 비정부기관, 각종 연구소 및 대학 등의 요

구에 의해 활용되고 있다. 시장중심의 접근방법에 의해 개발된 NEMS

는 2040년까지 전망이 가능하며, 각 모듈들은 국내 에너지시장의 에

너지공급 부문, 전환부문, 최종에너지 소비부문과 국제 및 거시경제

모듈 역시 포함하고 있다. 모형을 구성하고 있는 공급부문, 전환부문,

최종에너지부문 등 총 10개의 모듈들은 각 부문별로 적합한 방법론을

활용하여 구성되었으며, 에너지가격이나 에너지소비량 등의 수치를

통해 상호 연계되어 있다. 또한 경제활동, 국내 생산, 국제 석유공급량

등의 정보를 모형에 반영하고 있다.

특히 전력시장에 대한 모듈(Electricity Market Module)은 크게 설비

계획, 급전순서(Dispatching), 비용 및 가격에 대한 3개 모듈로 구성되

어 있다. 설비계획에 대한 모듈에서는 기존 설비, 환경규제, 신규설비

건설비, 연료가격에 대한 전망, 전력수요 전망, 기타 금융적인 요인들

을 고려하여 미래의 설비에 대한 적정믹스를 결정한다. 급전순서 모듈

8) DOE/EIA, AEO 2013의 일부를 요약 정리하였다.

28

에서는 기존의 발전설비와 운영유지비용, 연료가격, 전력수요, 환경규

제 등을 고려하여 전력수요를 충족시킬 수 있으면서 비용을 최소화

할 수 있는 방법을 결정한다. 또한 송전방식과 전력가격도 이 모듈에

서 결정한다. 마지막으로 비용 및 가격모듈에서는 자본비용, 연료비용,

거시경제변수, 환경규제, 전력부하곡선 등을 사용하여 각 원별 발전설

비들의 발전비용을 추정한다.

[그림 3-2] National Energy Modeling System(NEMS) 모듈 구성

자료: EIA(2013).

나. 장기 전력수요 전망

미국의 전력수요량은 1950년 이후 증가세가 점차 완화되고 있는 추

세이다. 기준안에 따르면 총 전력수요량(소매판매+소내소비)은 2011

년 3조8,410억kWh에서 2040년 4조9,300억kWh으로 연평균 0.9% 증

가하고, 소매전력판매량(Retail electricity sales)은 2011년 3조7,250억

kWh에서 2040년에는 4조6,080kWh로 증가할 것으로 전망되었다. 이

때 부문별 전력소비는 가정, 상업, 산업부문 순으로 2011년 대비 각각

24%, 27%, 17% 증가한다. 그리고 수송부문의 경우 전력사용량이 타


부문에 비해 작지만, 전기차의 보급증가로 인해 전력사용량이 2011년

60억kWh에서 2040년 190억kWh으로 세배 이상 증가한다. 이와 같은

전력수요 전망은 경제성장률, 전력가격, 에너지효율향상 등에 대한 가

정에 따라 다양하게 변화한다.

[그림 3-3] 미국 전력수요 증가율(1950-2040년, %)

자료: EIA(2013), p.71.

1) 발전원별 발전량 전망

기준안에 따르면 2011년 미국의 순전력생산량은 3조9,790억kWh이

며, 이후 연평균 0.7% 증가하여 2040년에는 4조8,900억kWh의 전력

을 생산할 것으로 전망되었다.

전망기간 동안 석탄화력 발전은 비중이 점차 감소할 것으로 예측되

지만 여전히 가장 큰 비중을 차지한다. 석탄화력 발전 비중은 2011년

30

42%에서 2025년 38%, 2040년에는 35%까지 감소하게 되는데, 2011

년 가동 중인 석탄화력 발전설비 중 약 48.6GW가 2040년까지 폐지

되는 반면, 신규 도입되는 석탄화력 발전설비는 약 7.6GW에 불과하

기 때문이다. 2040년의 석탄화력 설비용량은 273.2GW로 2011년에

비해 39.7GW가 감소하고, 발전량은 2011년부터 2040년까지 연평균

0.2% 증가하는 것으로 전망되었다. 이는 석탄발전 이용률이 기준년도

인 2011년에 비해 상승할 것이기 때문이다. 2002~2008년 70%를 넘

었던 석탄발전 이용률은 천연가스 가격 하락으로 지속적으로 감소한

결과 2012년 57%까지 하락하였다. 하지만 기준안에서는 최근 천연가

스가격 인상을 반영하여 석탄화력 이용률을 과거수준인 2025년 74%,

2040년 78%로 전망하였다.

반면 가스발전 비중은 2011년 24%에서 2025년 27%, 2040년 30%

까지 증가하여 2011년 이후 2040년까지 연평균 1.6%씩 증가하는 것

으로 전망되었다. 상대적으로 저렴한 가스가격으로 인해 가스발전은

신규설비의 도입 시 상대적으로 석탄발전에 비해 경쟁력을 갖추게 된

것이 비중증가의 결정적인 요인이다.

그리고 신재생에너지의 발전 비중은 2011년 13%에서 2040년 16%

까지 증가함에 따라 신재생에너지를 통한 발전량은 연평균 1.7%씩 빠

르게 증가할 전망이다. 동시에 신재생에너지 발전에서 많은 비중을 차

지했던 수력발전의 비중이 점차 축소되며, 비수력발전의 비중은 2011

년 38%에서 2040년 65%까지 증가할 전망이다.

한편 원자력발전은 천연가스와 신재생발전의 비중이 증가함에 따라

발전비중이 점차 감소할 것으로 전망된다. 원자력 발전 비중은 2011

년 19%에서 2040년 17%로 소폭 감소하지만, 전체적인 발전량이 증


가하기 때문에 동 기간 동안 원자력에 의한 발전량은 연평균 0.5% 증

가할 전망이다.

구분 2010 2011 2020 2025 2030 2035 2040 연평균증가율

석탄

(비중)

1,847 1,730 1,656 1,727 1,766 1,807 1,8290.20%

(44.9) (42.3) (37.7) (37.6) (37.0) (36.3) (35.1)

석유

(비중)

37 28 17 18 18 18 18-1.50%

(0.9) (0.7) (0.4) (0.4) (0.4) (0.4) (0.3)

가스

(비중)

970 1,000 1,184 1,252 1,379 1,519 1,5821.60%

(23.6) (24.4) (27.0) (27.3) (28.9) (30.5) (30.4)

원자력

(비중)

807 790 885 912 908 875 9030.50%

(19.6) (19.3) (20.2) (19.9) (19.0) (17.6) (17.3)

신재생

(비중)

429 524 627 661 685 740 8581.70%

(10.4) (12.8) (14.3) (14.4) (14.3) (14.9) (16.5)

기타

(비중)

19 20 20 20 20 21 210.10%

(0.5) (0.5) (0.5) (0.4) (0.4) (0.4) (0.4)

총전력생산 4,110 4,093 4,389 4,591 4,777 4,979 5,212 0.80%

순전력생산 3,994 3,979 4,208 4,386 4,540 4,698 4,890 0.70%

자료: EIA(2013), p.138.

<표 3-1> 원별 발전량 전망: 기준안

(단위: 십억kWh)

2) 발전원별 설비용량 전망

신규 발전설비의 도입은 자본비용, 운영비용, 송전비용 등에 크게

좌우된다. 가스 발전의 경우 운전(연료)비용이 대부분을 차지하는 반

면, 석탄ㆍ원자력ㆍ풍력발전의 경우 자본집약적인 시설이기 때문에 자

32

본비용의 영향을 크게 받는다. 자본비용은 건설비용, 이자율, 자본회수

기간 등에 영향을 받으며 연료비용은 운전효율, 연료가격, 송전비용

등에 의해 달라진다. 또한 새로운 발전설비는 환경규제를 충족해야 하

고, 전력부하를 고려해야 한다. 그리고 규제 불확실성 역시 발전설비

도입에 영향을 미친다. 온실가스 감축에 대한 대책이 없는 석탄발전

설비는 부지선정 및 허가에 많은 비용을 부담할 수 있는 반면 원자력

과 신재생에너지 설비들은 온실가스를 배출하지 않기 때문에 규제의

불확실성에 따른 비용에 직접적으로 영향을 받지 않는다.

또한 자본비용은 기술개발자가 경험을 쌓음으로써 시간이 지남에

따라 감소할 수 있다. 기준안에 따르면 신기술에 대한 자본비용은 초

반에는 상승하지만 신기술 습득에 대한 낙관론이 반영되어 감소한다.

감소속도는 더 많은 설비들이 도입될수록 점차 하락한다. 효율개선으

로 인한 이득으로 변동비가 감소하기 때문에 운영효율도 시간이 흐를

수록 개선된다고 가정한다. 따라서 증가하는 건설비용은 원자력, 석탄,

신재생에너지와 같은 자본집약적 설비들에 큰 영향을 미치고, 세제혜

택, 에너지 프로그램, 화석연료가격 상승 등의 요인들은 신재생에너지

와 원자력설비의 경쟁력을 증대시킨다. 최근 미국 연방 및 주에서 실

행하는 환경규제들 역시 화석연료, 특히 석탄의 사용에 영향을 미친

다. 온실가스 배출에 대한 미래의 불확실성과 다른 환경 프로그램들

역시 석탄화력 발전의 경쟁력을 저해하고 있다. 이밖에 전력수요 증가

와 연료가격에 대한 전망도 설비계획에 영향을 미친다.

이러한 점들을 고려하여 전망한 결과 원별 균등화비용(levelized

costs)의 경우, 2020년 석탄, 원자력, 풍력, 가스발전 순으로 전력생산

단가가 높으며, 2040년에는 풍력발전이 가스발전보다 더 경제적인 발

전원이 될 것으로 전망하였다.


[그림 3-4] 신규발전설비 균등화비용, 보조금 제외(2011년, cents/kWh)

자료: EIA(2013), p.73.

역사적으로 전력발전 설비에 대한 투자는 일시적인 과열양상

(boom-and-bust)과 침체를 반복하는 주기를 나타낸다. 즉 발전설비

증설이 정체된 후에 미래전력수요, 연료가격, 산업구조의 변경 등과

같은 기대의 변화를 반영하여 급속하게 설비가 증설된다.

지난 2000년 이후 빠르게 증설되어 오던 미국의 전력발전 설비는

2012년 이후부터 그 성장세가 주춤하겠지만, 2023년 이후부터 다시

설비증가가 빠르게 이루어질 전망이다. 지난 2000년대 초반에 발생한

건설 붐으로 인해 2000년부터 2005년까지 연평균 35GW의 신규 발전

설비가 도입되었고, 이후 2006년부터 2011년까지는 증가량이 다소 감

소하였지만 연평균 18GW의 발전설비가 추가되었다. 2012년과 2013

34

년에도 연평균 22GW의 설비가 도입되었는데 이중 51%가 신재생설

비로 충당되었으며 이는 세재혜택과 신재생에너지 도입기준을 충족시

키기 위한 측면이 강하다.

[그림 3-5] 원별 발전설비 추가용량(1985~2040년, GW)

자료: EIA(2013), p72.

지난 십여 년 간 빠르게 증가하던 발전설비는 2013년부터 2023년

까지 연간 9GW 미만의 신규설비가 도입되며 설비증설이 정체될 것

으로 전망된다. 발전설비의 조기건설과 경기불황 이후에 전력수요의

완만한 증가로 인해 동 기간 동안 기존의 설비만으로도 전력수요를

감당할 수 있는 수준이기 때문이다. 2025년부터 2040년까지는 연평균


14GW의 발전설비가 도입될 전망인데, 건설비용 및 온실가스 배출 등

의 문제로 인해 추가설비의 68%에 달하는 설비는 가스화력 발전으로

채워질 전망이다.

기준안에 따르면 2012년부터 2040년까지 약 8,830억kWh에 이르는

전력수요가 증가하고, 290GW9)에 이르는 신규설비의 도입을 가정하

고 있다. 2040년까지 추가되는 설비 중 약 65%가 가스발전 설비이며,

신재생에너지 약 26%와 석탄 및 원자력 설비가 각각 약 3%씩을 차지

한다.

기준안의 경우 전망기간 동안 103GW에 달하는 기존설비의 수명도

래(retire)와 290GW의 신규 발전설비가 도입될 전망이다. 석탄발전의

경우 2011년부터 2040년까지 48.8GW의 석탄 화력설비가 폐지될 예

정인 반면, 2012년부터 2040년까지 추가되는 석탄 화력설비는 7.6GW

에 불과하다. 원자력 발전설비는 2040년까지 11GW가 신규 도입되는

반면 7.1GW의 원전설비가 폐지된다. 폐지되는 7.1GW를 제외하고 다

른 원전들은 계속운전 승인을 통해 2040년까지 가동을 계속하며, 이

중 60년 가동 후 20년(총 80년) 계속운전을 하는 설비도 있다. 그리고

기존설비의 개선에 의한 용량 증가(uprate)를 통해 원전용량이 8GW

확대됨으로써 총 11.9GW의 용량이 순증가 한다. 한편 신재생에너지

설비용량은 크게 증가하여 2040년까지 총 75.7GW가 신규 도입되고,

퇴역하는 설비는 1.2GW에 불과하여 전망기간 동안 무려 74.5GW의

발전설비가 순증가하는 것으로 전망되었다. 이 외 나머지 추가설비들

은 190GW에 달하는 가스 발전설비로 채워질 전망이다.

9) 열병합 발전설비 제외시 289GW 도입

36

구분 2010 2011 2020 2025 2030 2035 2040

설비 추가(계획)

석탄 0 0 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1

가스 0 0 16.5 16.5 16.5 16.5 16.5

원자력 0 0 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5

신재생에너지 0 0 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1

분산전원 0 0 0 0 0 0 0

합계 0 0 46.3 46.3 46.3 46.3 46.3

설비 추가(계획 외)

석탄 0 0 0.3 0.3 0.3 0.4 1.5

가스 0 0 18.5 45.4 91.5 132.1 173.6

원자력 0 0 0 0 0 0.8 5.5

양수 0 0 0 0 0 0 0

연료전지 0 0 0 0 0 0 0

신재생에너지 0 0 3.7 6.4 10.5 25.2 57.6

분산전원 0 0 0.9 1.9 3.1 4.1 5.1

합계 0 0 23.4 54.1 105.4 162.4 243.3

누적 설비용량 추가분 0 0 69.7 100.4 151.7 208.7 289.5

설비 폐지(retire)

석탄 0 0 47.9 48.8 48.8 48.8 48.8

가스 0 0 23 31.5 40.9 43.4 46.3

원자력 0 0 0.6 0.6 1.1 6.1 7.1

신재생에너지 0 0 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2

합계 0 0 72.7 82.1 92 99.6 103.4

자료: EIA(2013), p.140.

<표 3-2> 원별 발전설비 추가 및 폐지 용량 : 기준안

(단위: GW)


원별 설비들의 준공 및 폐지 전망을 반영한 향후 2040년까지의 원

별 설비용량을 살펴보면 다음 표와 같다. 2010년 1,004GW의 발전설

비는 전망기간 동안 200GW이상 순증가하여 2040년에는 1,212GW로

확대될 전망이다. 이중 석탄발전 설비는 기존 설비의 수명도래에 따른

설비폐지에 비해 신규 준공설비가 작아 2011년에 비해 약 39GW가

순 감소할 것이다. 반면 가스 발전설비와 신재생에너지의 보급은 빠르

게 증가하며 각각 149GW, 81GW 증가할 것이다.

구분 2010 2011 2020 2025 2030 2035 2040증감(2040-2011)

Power Only

석탄 308 309.5 268.7 267.9 267.9 267.9 269 -39

가스 411.9 417.5 429.5 448 484.6 522.6 561.3 149.4

원자력 101.2 101.1 110.6 114.1 113.6 109.3 113.1 11.9

양수 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 22.3 0

신재생 125.3 132.3 152.9 155.6 159.7 174.3 206.8 81.5

분산전원 0 0 0.9 1.9 3.1 4.1 5.1 5.1

합계 968.7 982.8 985 1,009.8 1,051.2 1,100.7 1,177.7 209

Combined Heat and Power

석탄 4.9 4.9 4.3 4.2 4.2 4.2 4.2 -0.7

가스 29.6 29.6 29.6 29.6 29.6 29.6 29.6 0

신재생 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0

합계 35.3 35.3 34.6 34.6 34.6 34.6 34.6 -0.7

총 전력설비 1,004.1 1,018.1 1,019.6 1,044.4 1,085.8 1,135.3 1,212.3 208.2

자료: EIA(2013), p.140.

<표 3-3> 원별 발전설비용량 전망(2010~2040년) : 기준안

(단위: GW)

38

3) 신재생에너지 원별 발전량 전망

기준안에 따르면 발전부문의 2040년 신재생에너지 발전설비는

207.6GW이며, 최종에너지 소비부문에서의 신재생에너지 설비용량

37.5GW를 추가할 경우 245.2GW로 늘어난다. 전망기간 동안 수력발

전의 용량변화는 미미한 수준이며, 추가 도입된 신재생에너지 발전설

비는 거의 비수력 부문에 국한된다. 비수력 신재생에너지 발전설비는

2011년부터 2040년까지 두 배 가까이 증가할 것으로 예상된다.

풍력의 경우 2011년 수력에 이어 두 번째로 설비용량이 많고 증가

율이 태양광 설비만큼 높지는 않지만 2040년까지 신재생에너지 중 가

장 많은 48.8GW가 증설될 전망이다. 그리고 태양(열)광 발전설비는

2011년부터 2040년까지 48.3GW의 설비증가를 보일 것으로 전망된

다. 이처럼 태양(열)광과 풍력 발전설비는 2040년까지 신재생에너지

설비증가를 주도하고 있으며, 세제혜택과 기타 인센티브를 통해 향후

십여 년 동안 급격한 성장을 보일 것이다. 한편 지열과 바이오매스 발

전의 경우 태양광과 풍력만큼은 아니지만 전망기간 동안 각각 5GW

와 7GW의 설비가 추가될 것이고, 2011년에 비해 바이오매스는 2배,

지열은 3배 이상의 성장을 보일 것으로 예상된다.

신재생에너지 설비는 RPS, RFS(Renewable Fuel Standard: 신재생

연료혼합의무화) 및 세금공제 등에 의해서 도입 유인이 발생하고 있

어, 단기적으로 2016년까지 각종 공제혜택의 요건을 충족하기 위해

신재생설비가 빠르게 증가할 것이다. 2016년 이후 미미한 전력수요

증가와 낮은 가스가격, 불경기, 신재생증설정책의 종료 등의 요인으로

인해 2030년까지 신재생설비 증설은 최소한의 수준에 국한될 것으로

전망된다. 하지만 신규 전력설비에 대한 필요성과 신재생설비의 가격


경쟁력 증가에 따라 비수력 신재생에너지 설비가 2030년부터 2040년

사이에 다시 증가할 것으로 전망된다.

구분　 2010 2011 2020 2025 2030 2035 2040 증감연평균증가율

수력 78.2 78.2 78.7 79.3 27.4 80.0 80.6 2.5 4.0%

지열 2.4 2.4 3.6 4.3 5.7 6.6 7.5 5.1 4.0%

폐기물 3.6 3.8 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 0.3 0.1%

바이오매스 7.0 7.3 9.7 10.5 11.2 12.3 13.9 6.9 2.2%

태양열 0.5 0.5 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4

48.3 8.7%광 2.2 4.0 21.0 22.9 25.7 33.4 49.6

풍력 39.6 45.9 59.7 60.5 62.4 70.4 88.4 48.8 2.3%

합계 133.3 142.1 177.9 182.7 189.7 207.9 245.2 111.8 1.9%

자료: EIA(2013), p.151.

<표 3-4> 신재생에너지 원별 설비용량

(단위: GW)

기준안에 따르면 신재생에너지 발전량은 전망기간 동안 연평균

1.7% 증가하여 2011년 5,240억kWh에서 2040년 8,580억kWh로 증가

하며, 증가량의 대부분은 풍력, 태양광, 바이오매스가 차지할 전망이

다. 특히 풍력 발전량은 2011년 94.8억kWh에서 2040년 2,541억kWh

로 연평균 2.6% 증가하는데, 이는 신재생 발전량 증가 중 가장 큰 부

분을 차지한다. 그리고 태양광 발전은 920억kWh 증가하며, 연평균

9.8%의 증가율을 기록할 전망이다. 바이오매스는 950억kWh 증가하

며, 연평균 4.5%의 증가율을 기록한다. 바이오매스는 2011년 이후 발

전량이 십여 년 동안 급속하게 증가하여 2025년에는 1,103억 kWh에

달하며, 전망기간 동안 신재생에너지 중 수력과 풍력에 이어 발전량이

40

세 번째의 비중을 차지하게 된다. 이러한 빠른 증가는 주 단위의 보급

촉진 정책과 남동부 지역에서 석탄대비 가격경쟁력이 향상됨에 따라

발전부문에서 바이오매스 혼소(co-firing)비율이 높아질 것으로 전망되

기 때문이다.

한편 2011년 수력 발전량은 3,250억kWh이며, 설비 추가량은 미미

하지만 전망기간 동안 신재생에너지 발전량 중 가장 많은 비중을 차

지한다. 풍력발전 설비용량이 2040년에 수력발전 설비용량을 능가하

지만 수력발전에 비해 풍력발전의 설비이용률이 낮아 수력 발전량이

풍력에 비해 많다.

[그림 3-6] 신재생에너지 원별 발전량

(단위: 십억kWh)

자료: EIA(2013), p.75.


다. 시나리오별 분석결과

1) 원전정책 관련 시나리오

기준안에 따르면 원자력 발전설비는 2011년 101.1GW에서 2025년

114.1GW로 정점을 기록한 뒤 설비의 퇴역으로 인해 2036년 108.5GW

까지 감소한다. 이후 전망기간의 후반기에 원자력 설비의 추가 도입으

로 2040년 113.1GW까지 증가할 전망이다. 지난 2011년 총 발전량의

약 19%인 7,900억kWh의 전력이 101GW의 원자력 설비에 의해 생산

되었다. 2040년 원자력 발전량은 9,030억kWh로 2011년에 비해

14.3% 증가하지만, 가스와 신재생에너지 발전 비중이 증가함에 따라

전원믹스에서 차지하는 비중은 17%로 감소할 전망이다.

기준안에서는 가스발전의 비용이 현재 수준보다 상승하는 것으로 되

어있고, 미래 온실가스 관련 규제의 불확실성으로 인해 원자력발전이 유

지되는 것으로 전망하고 있다. 원자력 발전설비의 증가는 기존설비의 용

량증대(uprate)와 신규건설에 의해 이루어지는데, 기존설비의 개량으로

8GW, 신규 설비도입을 통해 11GW10)가 확보될 전망이다. 그리고 전망

기간 동안 2019년 Oyster Creek의 0.6GW와 6.5GW의 추가적인 수명종료

가 감안되었다. 이외의 다른 원자력설비들은 계속운전 승인을 통해 2040

년까지 가동을 계속하며, 이중 60년 가동 후 20년을 추가하여 계속운전을

하는 경우도 있다. 이로써 총 11.9GW의 원전설비용량이 순증가 한다.

반면 Low Nuclear 시나리오에서는 설비개량을 통한 설비용량 증대

가 1.3GW에 불과하고, 수명이 도래한 원전은 계속운전을 하지 않는

것으로 가정하였다.

10) 신규 설비 중 5.5GW는 알려진대로 Watts Bar 2호기, Summer 2, 3호기, Vogtle 3, 4호기에 의해 증가된다.

42

시나리오 세부내용

기준안실질 GDP 연평균 2.5% 증가(2011~2040)2040년 원유가 163달러(2011달러 기준) 등원전기술 개선을 통한 용량증가: 기준안(8GW)과 동일

Low Nuclear원전수명 60년 제한(45GW 수명도래)원전기술 개선을 통한 용량증가: 1.3GW(EIA 발표수준)건설예정 원전: 기준안과 동일

High Nuclear

모든 원전, 수명 60년 이상(설비해체 발표된 원전은 제외)원전기술 개선을 통한 용량증가: 기준안(8GW)과 동일건설 중, NRC 허가 또는 안전 및 라이센싱위원회의 청문회가 계획된 신규원전 포함

자료: EIA(2013), p.215.

<표 3-5> 원전정책 시나리오

다음의 표는 원전정책에 따라 기준안에 비해 원별 설비가 어떻게

변화하는지를 나타내었다. 석탄과 신재생에너지의 경우 원전정책에

의해 설비변동이 크지 않지만, 원자력과 가스설비의 경우 상대적으로

변동폭이 큰 것으로 나타났다. 이는 원자력정책에 의해 원전설비가 축

소될 경우 가스가 원전의 역할을 담당할 것으로 볼 수 있다. 반대로

원전설비가 증대될 경우 가스설비의 역할이 그만큼 감소할 수 있음을

알 수 있다.

그리고 원전 시나리오별 가스발전량을 나타낸 [그림 3-6]에서 알 수

있듯이 원자력확대 시나리오의 경우 기준안에서의 가스발전량을 소폭

감소시키지만, 원자력축소 시나리오의 경우 가스발전량이 큰 폭으로

상승하므로 원자력이 축소될 경우 가스발전이 원자력을 상당 부분 대

체할 것임을 알 수 있다. 결국 환경 등의 문제로 인해 석탄 발전비중

이 하락하는 상황에서 신재생에너지를 제외한 나머지 전력생산은 원

자력과 가스발전 비중의 조절을 통해 전력 수요량을 충족시킬 것임을

알 수 있다.


구분 20112030 2040

Low Nuclear 기준안

High Nuclear

Low Nuclear 기준안

High Nuclear

석탄 314.4 273.7 272.1 272.3 278.7 273.3 273.4

원자력 101.1 102.8 113.6 121.9 62.6 113.1 127.2

가스 447.1 515.2 514.1 508.6 617.6 590.9 584.2

신재생 133.1 160.9 160.5 160.2 211.3 207.6 202.9

자료: EIA(2013), p.192.

<표 3-6> 기준안 대비 시나리오별 설비용량

(단위: GW)

[그림 3-7] 원전정책 시나리오별 가스발전량

(단위: 10억kWh/년)

자료: EIA(2013), p.47.

44

2) 화석연료 가격 시나리오

시나리오 분석을 위해 다음과 같은 4가지 시나리오를 상정하여 기

준안 대비 발전설비와 발전량의 변화를 비교하였다. 시나리오는 석탄

이나 가스, 석유와 같은 화석연료의 가격에 영향을 미치는 요인들에

대한 가정을 달리하여 설정하였는데, 이는 환경규제나 전력수요와 마

찬가지로 화석연료의 가격이 발전비중을 결정하는 중요한 요소이기

때문이다.

구분 세부내용

기준안실질 GDP 연평균 2.5% 증가(2011~2040)2040년 원유가 163달러(2011달러 기준) 등

Low Oil and Gas Resource(High Gas Price)

기준안 대비 셰일가스, 타이트가스, 타이트오일 등의 회수가능매장량(Estimated ultimate recovery) 50% 감소

High Oil and Gas Resource(Low Gas Price)

기준안 대비 셰일가스, 타이트가스, 타이트오일 등의 회수가능매장량 100% 증가

Low Coal Cost 기준안 대비 석탄채광 생산성 2.5% 향상, 기준안 대비 채광관련비용(장비가격, 임금, 수송비용 등) 절감

High Coal Cost 기준안 대비 석탄채광 생산성 2.5% 저하, 기준안 대비 채광관련비용(장비가격, 임금, 수송비용 등) 증가

<표 3-7> 화석연료 가격 시나리오

자료: EIA(2013), pp.214~215.

전술하였듯이 2040년의 석탄 화력발전의 설비용량이 2011년에 비

해 작지만, 발전량이 더 많은 이유는 2011년에 비해 석탄 화력발전의

이용률이 증가할 것으로 가정하였기 때문이다. 최근 가스가격의 하락

으로 가스 발전소의 이용률이 높아진 결과 2012년 가스 발전 이용률

은 대략 57%로 석탄 화력발전과 비슷한 수준을 기록한 바 있다. 하지

만 기준안에서는 최근 천연가스 가격 인상을 반영하여 석탄화력 이용


률을 과거 실적 이용률인 2025년 74%, 2040년 78%로 높아질 것으로

예상하였고, high Oil and Gas Resource 시나리오에서는 2040년 69%,

Low Oil and Gas Resource 시나리오에서는 81%로 설정하였다.

구분 2011

2020 2040Low Oil and Gas Resource

기준안High Oiland Gas Resource

Low Oil and Gas Resource

기준안High Oiland Gas Resource

가스가격(헨리허브) 3.98 5.37 4.13 2.72 10.36 7.83 4.32

구분 20112020 2040

Low Coal Cost 기준안

High Coal Cost

Low Coal Cost 기준안

High Coal Cost

average mine mouth price 2.04 2.04 2.45 3.02 1.70 3.08 6.20

자료: EIA(2013), p.195. & p.206.

<표 3-8> 시나리오 별 연료가격

(단위: 2011$/mmBtu)

High Oil and Gas Resource 시나리오의 경우 천연가스 가격이 기

준안보다 낮아 가스복합발전은 석탄 화력과의 경쟁에서 유리해지기

때문에 새로운 가스 발전설비가 대량 도입되면서 가스 발전설비와

발전비중이 크게 늘어날 것으로 전망된다. 이 경우 가스발전 이용률

은 중기적으로 평균이용률이 70%까지 상승하고 장기적으로는 63%

수준을 유지할 것으로 전망된다. 반면 Low Oil and Gas Resource

case에서는 천연가스의 가격이 기준안보다 높아 2040년 가스발전의

비중이 37%로 기준안에 비해 낮고, 가스발전의 이용률은 중기적으

로 45%, 2040년 36% 수준으로 하락한다. 이 경우 가스발전은 원자

력과 신재생에너지로 대체될 것이다.

46

이와 같은 분석은 석탄가격에 따른 시나리오에서도 비슷한 양상을

보일 것이다. 즉, 석탄가격이 낮을 경우 기준안에 비해 석탄 발전비

중이 높아지며 반대로 석탄가격이 높은 경우에는 석탄 발전비중이

기준안에 비해 발전량에서 차지하는 비중이 높게 나타난다.

석탄과 가스 발전비중은 시나리오별로 다른 양상을 보이지만, 석

탄의 경우 2025년 30~43%, 2040년 28~40%를, 가스의 경우 2025년

22~36%, 2040년 18~42%의 발전비중을 점유할 것으로 전망되었다.

특히 다른 세 개의 시나리오에서는 기준안과 마찬가지로 석탄 화력

발전비중이 2040년까지 가장 높은 수준을 유지하지만, High Oil and

Gas Resource case의 경우에는 가스발전이 석탄 발전비중을 능가하

면서 2040년에는 42%의 발전비중을 점유할 것이다.


[그림 3-8] 2025년 및 2040년 원별 설비용량

(단위: GW)

자료: EIA(2013), p.41.

48

[그림 3-9] 원별 전력발전량, 2011년 → 2025년 및 2040년

(단위: 10억kWh)

자료: EIA(2013), p.42.


2. 영국 전원구성 전망11)

영국 정부와 유럽연합은 영국 정부의 『재생에너지전략(Renewable

Energy Strategy)』을 바탕으로 2020년까지 전체 에너지의 15%를 재

생에너지로 충당하려는 목표를 가지고 있다. 『재생에너지전략』에서

는 발전, 열 생산, 수송에서 사용하는 에너지의 각 30%, 12%, 10%를

재생에너지로 충당할 것을 제안하고 있다(National Grid, 2011). 한편,

기후변화위원회(Committee on Climate Change, CCC)가 편성하는 정

부의 4개 탄소 예산안에서는 1990년 대비 2020년까지 37%, 2030년

까지 60%의 온실가스 배출 감축12)13)을 촉구하고 있다(National Grid,

2011).

가. 전망모형14)

UK Future Energy Scenarios 2011에서의 분석 범주는 ①주거, ②서

비스15), ③산업, ④운송 부문이며, 분석방식으로는 상향식(bottom-up)

접근법이 활용되었다. 예를 들어 주거부문의 최종에너지 수요는 우선

가구수준의 난방, 온수 공급, 취사, 가전기기 사용 등을 고려한 후 각

범주별로 연료 유형에 따른 시장점유율을 반영하고, 최종 용도별 에너

지수요 및 가전제품 효율을 고려하여 연료수요가 산출되었다. 영국에

11) 본 장은 주로 National Grid(2013)을 요약 정리하였음.12) Climate Change Act 200813) CCC 예산안에서는 해당 기간 전체의 총 배출량을 목표로 설정하였는데, 이는 본 보

고서에서 37%, 60% 감축에 해당함.14) 전망모형에 대한 자세한 설명이 2013년, 2012년 판에는 제시되지 않아 2011년 판을

참고하였음.15) 영국에너지통계요약판(Digest of UK Energy Statistics) 기준, 행정 및 상업 서비스

범주와 동일

50

너지통계요약판에서는 수년 동안 각 부문별 총 연료수요를 제시하지

않았다. 따라서 연료는 수요 단열 개선, 경제적 여건변화, 가전제품 효

율 개선, 히트펌프 사용 증가 등에 따른 시장점유율 변화를 고려하여

최종에너지 수요를 추정한 후 이후 전 부문에서 각 연료 유형별 수요

를 종합하고, 수송과 분배 시 발생한 손실분을 조정하여 전망되었다.

연간 전력수요는 최근 동향에 대한 분석을 통해 최대수요로 변환하였

다. 이후 최대수요를 충족시키기 위한 발전설비 용량과 연료유형에 따

른 발전량이 산출되었으며, 최종적으로 연료 유형별 온실가스 배출 및

재생에너지 비중을 산출하였다(National Grid, 2011).

나. 전력수요 전망

1) 분석 시나리오

National Grid는 2개의 서로 다른 시나리오를 바탕으로 분석을 수행

하였다. 녹색성장 시나리오에서는 2020년 재생에너지 목표 및 2020

년, 2030년, 2050년 온실가스 감축 목표가 모두 충족되는 미래를 제

시한다. 반면 저속성장 시나리오는 신재생에너지와 온실가스 감축목

표를 달성하지 못하는 상황을 상정한다. 그밖에 경제회복, 에너지효율

향상, 발전부문 CCS 등에 대한 상반된 견해를 각각의 시나리오에 반

영하였다.


저속성장 시나리오

2020년 재생에너지 목표(총에너지의 15%) 미달성1990년 대비 2020년(37%), 2030년(60%), 2050년(80%)의 온실가스 배출 감축목표 미달성

경제 저성장

에너지효율향상 수준 낮음

발전부문 CCS 도입 없음

녹색성장 시나리오

2020년 재생에너지 목표(총에너지의 15%) 달성1990년 대비 2020년, 2030년, 2050년(80%)의 온실가스 배출 감축목표 달성

경제 완만한 성장

에너지효율향상 수준 높음

발전부문 CCS 2020년대 도입

자료: National Grid(2013).주: 화석연료가격은 동일하나 탄소가격전망은 상이하게 적용되었음.

<표 3-9> 영국 수요전망 분석 주요 시나리오

　구분 2012 2015 2020 2025 2030 2035

녹색성장 시나리오 5.9 23.2 37.4 68.3 106.6 152.0

저속성장 시나리오 5.9 23.2 25.9 33.5 28.4 28.4

자료: National Grid(2013).

<표 3-10> 영국 탄소가격 전망

(단위: £/tonne)

　구분 2012 2015 2020 2025 2030 2035

녹색성장 시나리오 100.0 104.3 116.7 132.6 150.1 169.9

저속성장 시나리오 100.0 99.1 101.7 110.5 120.7 131.7


<표 3-11> GDP index

(단위: 2012=100)

52

다음 [그림 3-9]는 양 시나리오 간 영국의 전력수요를 비교한 것이

다. 전망기간 동안 녹색성장 시나리오에서의 전력수요가 저속성장 시

나리오에 비해 많은 것으로 나타났다. 녹색성장 시나리오에서는 초반

경기회복으로 전력수요가 증가하나, 에너지효율향상의 영향으로 감소

추세에 접어든다. 그 후 2030년을 전후로 산업부문의 수요증가와 인

구증가 등에 의해 전력수요는 증가한다. 반면 저속성장 시나리오에서

는 경제상황에 대한 가정에 따라 전력수요가 지속적인 감소추세를 보

인다.

[그림 3-10] 영국 총전력수요

자료: National Grid(2013), p65.

2) 녹색성장 시나리오의 원별 발전설비 및 발전량 전망

녹색성장 시나리오에서 2012년 대비 2030년 발전설비 비중은 원자

력과 화력발전의 비중이 감소하는 반면, 풍력발전이 견인하는 신재생


에너지의 발전설비 비중은 2012년 16.7%에서 2030년 54.4%로 크게

증가할 것으로 전망되었다. 신재생에너지 중 풍력 발전설비는 빠르게

보급되어 2020년에 26GW(해상풍력 12GW)에 이르는 발전설비를 가

동하며, 2020년 이후에도 해상 풍력발전의 성장세가 지속되어 2030년

에 57GW(해상풍력 36GW)에 도달할 전망이다. 2012년 9.7%에 불과

하던 풍력 발전설비의 비중은 2030년 35.6%까지 증가할 것으로 전망

되었다. 풍력을 제외한 기타 신재생에너지 발전설비도 2012년

6,492MW에서 2030년 31,093MW로 빠르게 보급이 확산된다. 발전비

중은 동 기간 동안 7%에서 16.7%로 증가한다.

반면 화력 발전설비의 비중은 급격하게 감소할 것이다. 특히 2012

년 25.1%로 가스에 이어 두 번째로 높은 설비비중을 점유한 석탄화

력은 전망기간 동안 급속히 감소하여 2030년 설비용량이 1,987MW

로서 설비비중은 1.3%까지 감소할 것이다. 가스화력 설비(CHP 포

함)는 2012년 33,991MW에서 2030년 40,030MW로 설비용량은 증가

하지만 전체 발전설비에서 차지하는 비중은 36.8%에서 26.1%로 감

소하게 된다.

그리고 원전설비의 계속운전(평균7년)을 가정한 녹색성장 시나리오

에서 원전설비는 기존 원전의 수명도래로 2020년 8,908MW까지 설비

용량이 감소하다가 2021년 이후 신규 설비 도입이 시작되면서 2028

년에는 전망기간 중 가장 많은 12,710MW의 설비가 가동하게 된다.

하지만 설비용량의 증가에도 불구하고 2012년 10.3%의 설비비중은

2030년에는 8.3%로 하락할 것으로 예상된다.

54

구분　 2012 2015 2020 2025 2030 2035

원자력9,470 8,980 8,980 12,121 12,710 11,892

(10.3%) (9.7%) (8.0%) (8.9%) (8.3%) (7.2%)

석탄23,223 18,178 15,599 3,903 1,987 1,987(25.1%) (19.6%) (14.0%) (2.9%) (1.3%) (1.2%)

가스 / CHP33,991 34,930 35,214 40,695 40,030 35,965(36.8%) (37.7%) (31.5%) (29.8%) (26.1%) (21.6%)

CCS0 0 0 304 4,588 12,304

(0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.2%) (3.0%) (7.4%)

해상풍력3,414 5,181 12,125 28,592 35,956 37,456(3.7%) (5.6%) (10.9%) (20.9%) (23.4%) (22.5%)

육상풍력5,559 7,532 14,224 18,448 20,985 21,804(6.0%) (8.1%) (12.7%) (13.5%) (13.7%) (13.1%)

기타신재생 (조력/수력/바이오

매스/태양광)

6,492 9,793 15,570 20,813 25,579 31,093

(7.0%) (10.6%) (13.9%) (15.2%) (16.7%) (18.7%)

Inter connector4,200 4,200 6,200 7,600 7,600 9,600(4.5%) (4.5%) (5.6%) (5.6%) (4.9%) (5.8%)

기타(석유/양수)6,040 3,735 3,735 4,138 4,138 4,138(6.5%) (4.0%) (3.3%) (3.0%) (2.7%) (2.5%)

합계 92,389 92,529 111,646 136,613 153,573 166,239자료: National Grid(2013).주: ( )은 비중을 나타냄.

<표 3-12> 영국 원별 발전설비 전망: 녹색성장 시나리오

(단위: MW)

다음 <표 3-13>은 녹색성장 시나리오에서의 원별 발전량 전망을 나

타낸다. 전망에 따르면 총 발전량은 2012년에 358TWh에서 2030년에

382TWh으로 증가한다. 전망기간 동안 풍력 발전량이 급격하게 증가

하는데, 2012년 18TWh에 불과하던 발전량은 2030년 158TWh까지

증가하여 전체 발전량의 41.3%를 차지하면서 영국의 주요 발전원으


로 부상할 것으로 전망되었다. 이 외에도 바이오매스, 태양광 등 신재

생에너지 발전이 빠르게 증가하여 풍력을 포함할 경우 2030년 신재생

에너지 발전비중은 57.6%에 이를 것으로 예상되었다.

구분 11/12 14/15 19/20 24/25 29/30 34/35

풍력18 30 61 118 158 167

(4.9%) (8.3%) (17.6%) (33.0%) (41.3%) (41.7%)

바이오매스13 22 36 39 34 37

(3.6%) (6.1%) (10.6%) (11.0%) (9.0%) (9.3%)

수력/양수/조력

9 8 8 9 11 12(2.5%) (2.1%) (2.3%) (2.4%) (2.8%) (3.1%)

태양광0 2 4 8 11 14

(0.0%) (0.5%) (1.3%) (2.1%) (2.8%) (3.5%)

수입(Imports)

10 22 31 16 6 6(2.8%) (6.3%) (8.9%) (4.5%) (1.5%) (1.5%)

가스130 108 94 90 65 31

(36.3%) (30.5%) (27.3%) (25.2%) (17.1%) (7.7%)

석유/기타5 5 5 5 5 5

(1.3%) (1.4%) (1.5%) (1.4%) (1.3%) (1.3%)

원자력63 59 58 70 84 81

(17.5%) (16.6%) (16.7%) (19.7%) (22.0%) (20.4%)

석탄111 100 48 2 1 1

(31.1%) (28.2%) (13.8%) (0.5%) (0.2%) (0.2%)

CCS석탄- - - - 1 20

(0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.4%) (5.1%)

CCS가스- - - - 5 25

(0.0%) (0.0%) (0.0%) (0.0%) (1.4%) (6.2%)합계 358 355 345 356 382 399

자료: National Grid(2013).주: ( )은 비중을 나타냄.

<표 3-13> 영국 원별 발전량 전망: 녹색성장 시나리오

(단위: TWh)

56

반면 2011~12년 가장 높은 발전비중을 점유하는 가스와 석탄의 발

전비중은 급격하게 감소하며, 석탄화력의 경우 2030년 발전비중이

0.6%까지 감소하여 주요 발전원으로서의 위상을 상실할 것으로 예상

된다. 한편 석탄과 가스 CCS는 2020년 중반 시범 도입된 후 2030년

초 상업화되어 2030년 각각 20TWh와 25TWh에 이르는 전력을 생산

할 전망이다. 마지막으로 원자력발전의 발전량과 발전비중은 소폭 증

가하는 추세를 보일 것으로 전망되었다.

[그림 3-11] 영국 원별 발전량 전망: 녹색성장 시나리오

자료: National Grid(2013), p.85.

[그림 3-10]은 <표 3-13>에서 제시한 원별 발전량을 그림으로 나타

낸 것이다. 2011~12년 가장 높은 발전비중을 점유하는 가스와 석탄의

발전비중은 빠르게 감소하는 반면, 원자력과 신재생에너지 발전비중

은 증가하는 것으로 나타났다. 특히 풍력에 의한 발전량이 급속하게


증가하며, 신재생에너지를 통한 발전량 증대를 견인하는 것으로 나타

났다. 그리고 전력 1kWh 생산 시 발생하는 온실가스는 원자력과 신

재생에너지 발전비중이 증가함에 따라 2010년 현재 약 450gCO2/kWh

에서, 2020년에는 197gCO2/kWh, 2030년에는 51gCO2/kWh로 낮아질

전망이다.

3) 저속성장 시나리오의 원별 발전설비 및 발전량 전망

저속성장 시나리오에서는 가스 화력발전에 대한 의존도가 비교적

높고, 대형 석탄발전소에는 경제성을 확보하지 못한 온실가스 포집 및

저장 기술(Carbon Capture and Storage, CCS)의 도입을 상정하지 않

았다. 따라서 2025년까지 기존 석탄 발전소 대다수는 수명도래 등으

로 인해 가동을 중단하여 2026년부터 석탄발전은 완전히 퇴출된다.

그리고 저속성장 시나리오에서 기존 가스화력 발전소는 녹색성장 시

나리오보다 장기간 가동되며, 2015년에서 2023년까지 발전용량 유지

를 위해 상당수의 신규 가스화력 발전소가 건설된다. 그 결과 2030년

가스화력 발전비중은 약 42%로 영국의 지배적인 발전원의 지위를 유

지할 전망이다. 또한 원전은 평균 10년간 계속운전이 허가될 것으로

가정하였지만, 녹색성장 시나리오보다 신규 원전의 추가가 더디게 진

행되며, 2025년에 최초로 신규 원전이 가동을 개시한다.16)

다음 <표 3-14>는 저속성장 시나리오의 영국 원별 발전설비 전망을

나타낸다. 저속성장 시나리오에서 풍력발전 설비비중은 2020년에

17.6GW(해상풍력 7.8GW), 2030년에 34.4GW(해상풍력 20.8GW)에

도달하여 녹색성장 시나리오에 비해 낮은 수준이며, 설비비중은 2030

16) 녹색성장 시나리오의 경우 2021년 신규원전 도입

58

년 가스 발전설비에 이어 두 번째로 높은 29.2%의 비중을 차지할 것

으로 전망된다. 그리고 기타 신재생 설비 역시 빠른 속도로 증가하여

전체 신재생에너지 설비 비중은 2012년 16.7%에서 2030년 41.6%까

지 증가한다.

구분 2012 2015 2020 2025 2030 2035

원자력9,470 8,980 8,980 9,991 9,251 10,292

(10.3%) (10.0%) (9.3%) (9.2%) (8.0%) (8.5%)

석탄23,223 18,178 13,652 1,987 0 0

(25.2%) (20.2%) (14.2%) (1.8%) (0.0%) (0.0%)

가스 / CHP33,952 34,776 36,674 46,576 48,518 47,962

(36.8%) (38.6%) (38.1%) (42.8%) (41.9%) (39.8%)

해상풍력3,414 5,181 7,536 15,930 20,832 21,332

(3.7%) (5.7%) (7.8%) (14.6%) (18.0%) (17.7%)

육상풍력5,559 7,247 10,138 12,649 13,590 13,876

(6.0%) (8.0%) (10.5%) (11.6%) (11.7%) (11.5%)

기타 신재생 (조력/수력/바이오

매스/태양광)

6,452 7,820 10,379 11,975 12,903 14,849

(7.0%) (8.7%) (10.8%) (11.0%) (11.1%) (12.3%)

Inter connector4,200 4,200 5,200 6,200 7,200 8,600

(4.5%) (4.7%) (5.4%) (5.7%) (6.2%) (7.1%)

기타

(석유/양수)

6,040 3,735 3,661 3,526 3,492 3,492

(6.5%) (4.1%) (3.8%) (3.2%) (3.0%) (2.9%)

합계 92,310 90,118 96,220 108,835 115,787 120,403


<표 3-14> 영국 원별 발전설비 전망: 저속성장 시나리오

(단위: MW)


다음 <표 3-15>는 저속성장 시나리오에서의 원별 발전량 전망을 나

타낸다. 전망에 따르면 총 발전량은 2012년에 358TWh에서 2030년에

324TWh으로 감소하였다.

전망기간 동안 풍력 발전량은 급격하게 증가하는데, 2012년 18TWh

에 불과하던 발전량이 2030년 96TWh까지 증가하여 전체 발전량의

27.9%를 차지하며 가스발전에 이어 두 번째로 높은 발전비중을 차지

할 것으로 전망되었다. 하지만 저속성장 시나리오에서의 풍력 발전비

중 증가는 녹색성장 시나리오(41.3%)에 비해 다소 뒤떨어진다. 이 밖

에 바이오매스, 태양광 등 신재생에너지 발전이 빠르게 증가하여 풍력

을 포함할 경우 2030년 신재생에너지 발전비중은 39.9%에 이를 것으

로 예상된다.

신재생에너지 발전비중은 증가하는 반면, 2012년 가장 높은 발전비

중을 점유하는 가스와 석탄의 발전비중은 감소한다. 특히 석탄화력의

경우 녹색성장 시나리오에서와 같이 2030년 발전비중이 0.2%까지 감

소하여 주요 발전원으로서의 위상을 상실할 것으로 예상된다. 그리고

가스화력은 발전량과 발전비중이 2012년에 비해 감소하지만 2030년

에 여전히 32%의 발전비중을 차지할 것으로 전망된다.

마지막으로 원자력발전의 발전량과 발전비중은 설비용량이 변화함

에 따라 약간 변동하지만 전망기간 동안 타 에너지원에 비해 일정한

수준을 유지할 것으로 전망되었다.

60

구분 11/12 14/15 19/20 24/25 29/30 34/35

풍력18 29 42 68 91 96

(4.9%) (8.4%) (12.8%) (20.5%) (27.9%) (29.5%)

Imports10 21 25 18 26 26

(2.8%) (6.1%) (7.6%) (5.3%) (7.8%) (7.9%)

바이오매스13 20 30 29 26 26

(3.6%) (5.7%) (9.0%) (8.6%) (7.8%) (8.1%)

수력/양수/조력9 9 9 9 10 10

(2.5%) (2.5%) (2.7%) (2.8%) (2.9%) (3.1%)

태양광0 1 2 3 4 5

(0.0%) 0.4%) (0.7%) (1.0%) (1.3%) (1.6%)

가스130 105 82 126 105 84

(36.3%) (30.2%) (24.6%) (37.8%) (32.0%) (26.0%)

석유/기타5 5 5 5 5 5

(1.3%) (1.4%) (1.5%) (1.5%) (1.5%) (1.5%)

원자력63 59 58 56 61 72

(17.5%) (16.9%) (17.4%) (16.8%) (18.6%) (22.2%)

석탄111 99 79 19 1 1

(31.1%) (28.4%) (23.7%) (5.8%) (0.2%) (0.2%)

합계 358 349 331 333 328 324


<표 3-15> 영국 원별 발전량 전망: 저속성장 시나리오

(단위: TWh)

[그림 3-11]은 <표 3-15>에서 제시한 저속성장 시나리오의 원별

발전량을 나타낸다. 2011~12년 가장 높은 발전비중을 점유하는 가스

와 석탄의 발전비중은 감소하는 반면, 원자력과 신재생에너지 발전비

중은 증가하는 것으로 나타났다. 특히 풍력에 의한 발전량이 급속하게


증가하며, 신재생에너지를 통한 발전량 증대를 견인하는 것으로 나타

났다. 그리고 전력 1kWh 생산 시 발생하는 온실가스는 원자력과 신

재생에너지 발전비중이 증가함에 따라 녹색성장 시나리오보다 감소율

이 작기는 하지만 2010년의 약 450gCO2/kWh에서, 2020년에는

250gCO2/kWh, 2030년에는 110gCO2/kWh로 낮아질 전망이다.

[그림 3-12] 영국 원별 발전량 전망: 저속성장 시나리오

자료: National Grid(2013), p.85.

3. 프랑스 전원구성 전망17)

RTE(Réseau de transport d’électricité)는 프랑스의 전력수급에 관한

적정발전량보고서(Generation Adequacy Report)를 다년간 주기적으로

발간해 왔다. 적정발전량보고서는 프랑스 에너지부 및 공공 단체에서

17) GENERATION ADEQUACY REPORT on the electricity supply-demand balance in France 2012년판의 일부를 요약정리 하였다.

62

수년에 걸친 발전부문 투자 프로그램을 기획하는데 활용되고 있다.

적정발전량보고서에서 제시하는 장기전망은 프랑스 및 여타 유럽

지역의 에너지정책으로 인한 향후 전력시스템(에너지밸런스 및 필요

공급량) 운영 결과를 파악하려는 목적을 가지고 있다. 이러한 장기 전

망은 다양한 시나리오들에 따른 분석결과를 제공하고 있다.

적정발전량보고서 2012년판에서 사용되는 시나리오들은 경제성장,

인구, 원자력 설비 등 외부 자료와 계량 자료, 부문별 설문 등 내부 자

료를 통해 설정된 가설을 기반으로 한다.

가. 전망모형 및 분석 시나리오

1) 전망모형

전력수요 전망은 대상기간 동안의 에너지수요 전망을 통해 이루어

진다. 에너지 및 전력 수요전망에는 과거 수년간에 대한 실적분석

(retrospective analysis)이 포함된다. 이를 통해 모형의 기준년도 이전

에 축적된 자료에 대한 조정이 이루어지며, 다양한 요인으로 발생할

수 있는 변동성 등을 고려하여 미래 시나리오의 현실성을 확보한다.

에너지수요 전망을 위한 상향식 통합모델(stacking model)은 가정부

문, 상업부문, 산업부문, 전환부문, 수송 및 농업 부문으로 구성되었다.

그리고 각 부문별 모형은 특성에 맞게 세분화되어 있으며 최종적인

에너지수요 전망치는 각 부문이 통합되어 산출된다. 전력수요 전망 역

시 통합모델(stacking model)을 바탕으로 산출된다. RTE는 세부 부문

에 대한 연간 에너지수요를 바탕으로 해당 연도의 세부 부문 부하곡

선을 추정하였고, 이렇게 산출된 개별 수요 전망치는 전 부문에 대한

부하곡선 산출을 위해 통합된다.


2) 분석 시나리오

장기전망의 목표는 프랑스 에너지믹스에 영향을 미칠 수 있는 주요

요인들의 잠재적 효과를 분석하는 것이다. 여기서 말하는 주요 요인에

는 에너지 효율, 재생에너지 보급 확대 및 원전과 관련한 변동사항 등

이 포함된다. 단기 전망의 경우 대부분 이미 결정된 사항을 바탕으로

한 수요 공급 구조의 추정이 가능한 반면, 장기 전망에서는 다양한 전

제들을 종합하여 가능성 있는 시나리오를 구축해야 한다. 적정발전량

보고서 2012년판에서는 다양한 시나리오 구축에 외부 요인(경제 성장,

인구 통계, 원자력 용량 등) 및 내부 추정자료(집계 자료, 부문별 연구

등)가 활용되었다. 4개의 시나리오에서 적용된 주요 전제는 다음 표와

같다.

주요 전제 Median High Demand New Mix Low Growth

경제 성장 (출처: CSA) 중간 높음 중간 낮음

인구 통계 (출처: INSEE) 중간 높음 중간 낮음

에너지 효율 중간 낮음 높음 중간

원자력 중간 높음 낮음 중간

RES 중간 중간 높음 낮음

인터커넥션 중간 높음 높음 중간

자료: RTE(2012), p.116.

<표 3-16> 시나리오 주요 전제

① Median 시나리오

프랑스의 경제상황은 세계 경기가 호전되면서 2000년대 초반 수준

의 경제 성장률을 회복할 것으로 전망되지만 장기간 경제위기로 인해

64

위축된 산업 생산량은 회복되지 못할 전망이다. 반면 인구성장은 지속

됨에 따라 경제회복에 기여할 것이다. 그리고 프랑스 에너지 정책은

현재의 동향을 유지할 전망이다. 재생에너지 지원정책이 추진되기는

하지만, 프랑스에서의 재생에너지 성장은 현재 독일, 스페인, 이탈리

아 등 여타 유럽 국가들보다 낮은 수준에 머무를 것이다.

한편 원자력 발전의 설비용량은 감소할 것으로 추정되는데, 이는 프

랑스 과학기술선택평가위원회(French Parliamentary Office for the

Evaluation of Scientific and Technological Options)에서 간행된 프랑

스 원자력 산업의 미래(The Future of the Nuclear industry in France)

보고서에서 제시한 중간 수준과 동일하다(RTE, 2012).

② High Demand 시나리오

High Demand 시나리오는 경제위기 이후 경제성장과 전력수요의

반등에 따른 주요 산업 시장의 안정성 확보와 경제여건 회복을 전제

한다. 인구증가 역시 경제회복에 기여할 것이다. 그리고 상당한 수준

의 전력수요 증가로 인해 기존 원전의 폐쇄는 추진되지 않는다. 또한

수명이 도래한 원전을 대체할 다수의 원전 건설과 전력 수출입 설비

의 확충이 예상되고, 재생에너지의 경우 성장세는 빠르지는 않지만 중

요한 위치를 점유할 것이다.

③ New Mix 시나리오

New Mix 시나리오는 전반적인 에너지수요관리에 대한 노력과 급

속한 프랑스 에너지환경 변화가 특징이다. New Mix 시나리오에서 나

타나는 경제 상황은 Median 시나리오에서 제시된 것과 동일할 것으로


가정하고, 새로운 전력 사용처(특히 히트펌프와 전기 자동차)에 대한

장려, 재생에너지의 빠른 성장, 원전비중 축소18)를 위해 상당한 노력

이 이루어진다. 따라서 경제 환경과 전력믹스의 현저한 변화로 인해

인터커넥션 설비의 확충이 필요하게 된다.

④ Low Growth 시나리오

2008년과 2011년 경제위기 이후, 경기회복 수준은 기대에 미치지

못할 것으로 추정된다. 장기적인 유럽위기와 함께 신용상태 약화, 세

계 경제성장 둔화로 인한 수출시장 감소, 기업 경쟁력 상실 등은 경제

위기 이전 수준으로의 회복에 걸림돌이 될 것이고, 에너지비용 절감을

위해 철저한 수요관리가 유지될 것이다. 그리고 재정난과 지원계획 축

소 등으로 인해 재생에너지 보급 확대에 부정적인 영향을 미칠 것이

다. 재생에너지 개발은 더디게 진행되며, 자본집약적인 부문(해상 풍

력, 조력)의 개발 가능성은 거의 희박하다. 이러한 상황에서는 원자력

발전이 유리하므로, 투자비용 절감을 위해 전체 원전의 80% 가량이

가동기한을 최대한 연장하게 된다.

18) 가동 수명 종료 시기에 도달한 일부 원전의 폐로

66

<Meadian 시나리오> <High Demand 시나리오>

<New Mix 시나리오> <Low Growth 시나리오>

[그림 3-13] 시나리오별 주요 전제

자료: RTE(2012).

나. 장기 전력수요 전망

1) 시나리오별 전력수요 전망

전력수요 증가는 GDP 및 인구변화의 영향을 받는데, 시나리오 별 전

력수요 전망은 다음의 <표 3-17>와 같이 요약된다. 2011년 프랑스 전력

수요 잠정치는 485TWh이며, 2030년의 전력수요량은 High Demand,

Median, New Mix, Low Growth 시나리오 순으로 예상된다. 이중 Low

Growth 시나리오만 기준 연도에 비해 전력수요량이 감소하고, 나머지

시나리오의 경우 기준 연도보다 전력수요량이 증가할 것으로 전망되었다.


Median 시나리오의 프랑스 전력수요는 2011년에서 2030년까지 연

평균 0.6%(연평균 2.9TWh 증가)의 증가율을 보일 전망이다. High

Demand 시나리오는 전망기간 동안 전력수요가 연평균 1% 증가하고,

New Mix 시나리오에서는 에너지효율 개선 조치의 효과로 2011년부

터 2030년 사이의 연평균 전력수요 증가율이 0.3%(연평균 1.7TWh

증가)에 수준에 머물 전망이다. Low Growth 시나리오 경제성장 둔화

에 대한 가정에 따라 전력수요가 하락하는 것으로 나타났다. 이 경우

전력수요는 연평균 0.2%(0.9TWh 상당) 감소하여 2030년 전력수요량

은 2011년 수준보다 다소 하락할 전망이다.

시나리오시나리오변 전력수요(TWh) 연평균 증가율(%)

(2011년-2030년)2011년 2030년High Demand

485*

590 1.0Median 540 0.6

New Mix 516 0.3Low Growth 468 -0.2

* 잠정치자료: RTE(2012), p.142.

<표 3-17> 시나리오에 따른 프랑스 전력수요 전망

2) 원별 발전량 전망

향후 프랑스 전력믹스에 대한 불확실성을 감안하여 4개 시나리오별

각각의 전력발전량을 전망하고 있다. 각 시나리오에서 공통적으로 나타

나는 몇 가지 수급 균형의 일부 변화에 주목할 필요가 있다. 먼저 재생에

너지 발전의 성장은 상당한 수준으로 지속되며, 재생에너지 비중은 기준

연도보다 2~3배가량 증가한다. 둘째 원자력 발전은 시나리오와 상관없

이 우선시 된다. 원자력 발전량은 New Mix 시나리오에서는 48.7%,

68

High Demand 시나리오에서는 68.6%에 달하는 비중을 차지한다.


Median 시나리오에서 2030년 원자력 설비는 2012년에 비해 7.1

GW감소하지만 375.2TWh의 전력을 생산하여 63.7%의 발전비중을

기록하면서 가장 높은 발전비중을 유지할 것으로 전망된다. 그리고

2017년 도입이 예정된 CCGT 발전소(6.9GW)에서 24.2TWh의 전력을

생산하고, 3곳의 석탄화력 발전소(1.7GW)가 9.1TWh의 전력을 생산

할 것으로 예상되며 2030년 화력발전 비중은 기준 연도에 비해 미미

한 수준이지만 소폭 증가할 것으로 예상된다.

한편 경제적 제약으로 인해 최근 일부 유럽 국가들에서 나타나는

수준의 급격한 재생에너지 발전 확대는 어려울 것이다. 하지만 기술개

발에 대한 노력은 계속될 것으로 전망됨에 따라 수력, 풍력, 태양광,

조력 등 모든 재생에너지 발전량은 상당량 증가할 것이다. 특히 2011

년 대비 2030년 전력수요 증가량인 63TWh는 신재생에너지에 의해

충당될 수 있는 수준이다.


High Demand 시나리오는 Median 시나리오보다 경제상황이나 인구

수준 등을 높게 상정함으로써 상당한 수준의 전력수요 증가를 예상하

고 있다. 따라서 빠른 전력수요 증가에 대응하기 위해 정부는 원전을

상당부분 유지시킬 전망이며, 신규원전 건설을 통해 수명이 도래된 원

전을 대체할 것이다. 그 결과 4개의 시나리오 중 유일하게 2030년 원

전 발전량이 2011년에 비해 증가하였다. 그리고 Median 시나리오에서

와 비슷한 수준의 재생에너지와 화력 발전이 활용될 것이다.



New Mix 시나리오에서는 에너지믹스의 변화를 위해 효율개선과

재생에너지에 대한 집중적인 개발을 위한 막대한 투자를 실시함에 따

라 2030년 원전 발전비중이 축소되고, 신재생에너지 발전량이 증가할

것으로 예상된다. 모든 재생에너지원의 개발이 증가하여, 풍력, 태양

광, 조력 등의 재생에너지 발전량과 발전비중이 4개 시나리오 중 가장

높은 수준을 달성할 것으로 예상된다. 석탄화력의 경우 감소추세를 보

이지만 가스화력의 발전량이 증가함에 따라 일정 수준의 화력발전이

유지될 것으로 전망되는데, 이는 원전발전 비중이 타 시나리오에 비해

큰 폭으로 감소하기 때문으로 보인다. 반면 원전비중 축소 노력으로

인해 2030년 원자력 발전량은 2011년 477.1TWh에서 약 150TWh정

도 감소한 271.5TWh로 전체 발전량의 48.7% 수준으로 전망된다.

한편 New Mix 시나리오에서는 Median 시나리오와 비슷한 수준의

경제상황과 인구수준을 가정했음에도 불구하고, 에너지 효율 개선 조

치의 효과로 인해 2030년 전력수요가 기준안에 비해 약 24TWh정도

낮게 전망되었다.


Low Growth 시나리오에서는 경제성장 둔화 가정에 따라 4개 시나

리오 중 2030년 전력수요량이 가장 작은 468.4TWh으로 나타났다. 이

수치는 2011년 477.1TWh 보다도 감소한 수준이다. 2030년 원전 발전

량은 Median 시나리오와 거의 비슷한 375TWh 수준일 것으로 전망되

는데, 이는 전체 발전량의 68.6%에 해당하며 2011년 원전 발전비중인

77.8%보다는 감소하였지만, 타 시나리오에 비해 가장 높은 원전 발전

비중을 차지할 것으로 예상된다.

70

구분 2011년 Median High Demand New Mix Low

Growth국내 수요 477.1 540.3 589.5 516.4 468.4

양수 6.8 7 7 9.1 7수출 57.6 42.1 52.4 31.8 70.6

수요 총계 541.5 589.4 648.9 557.3 546

원자력421.1 375.2 432.9 271.5 374.6

(77.8%) (63.7%) (66.7%) (48.7%) (68.6%)

석탄13 9.1 9.4 9.8 8.1

(2.4%) (1.5%) (1.4%) (1.8%) (1.5%)

CCGT16.9 24.2 26.3 41.1 18.9

(3.1%) (4.1%) (4.1%) (7.4%) (3.5%)

최대부하 발전 (석유, OCGT) 및 부하차단

0.7 4.3 3.7 4.7 1.4(0.1%) (0.7%) (0.6%) (0.8%) (0.3%)

비(非)RES 분산전원19.8 7.2 7.2 7.2 7.2

(3.7%) (1.2%) (1.1%) (1.3%) (1.3%)

RES 분산전원5.6 15.5 15.5 30.1 14.4

(1.0%) (2.6%) (2.4%) (5.4%) (2.6%)

수력(양수포함)50 69.4 69.4 73.9 69.4

(9.2%) (11.8%) (10.7%) (13.3%) (12.7%)

풍력12.1 58.2 58.2 77.5 38.8

(2.2%) (9.9%) (9.0%) (13.9%) (7.1%)

태양광2.4 22 22 32.9 13.2

(0.4%) (3.7%) (3.4%) (5.9%) (2.4%)

조력0 4.3 4.3 8.6 0

(0.0%) (0.7%) (0.7%) (1.5%) (0.0%)

공급 총계541.5 589.4 648.9 557.3 546

(100%) (100%) (100%) (100%) (100%)온실가스 배출량 (MtCO2) 26.7 23.8 24.3 30.8 18.6자료: RTE(2012).주: ( )는 비중을 나타냄.

<표 3-18> 시나리오 별 2030년 프랑스 원별 발전량 전망

(단위: TWh)


반면 Low Growth 시나리오에서 재생에너지는 재정위기로 인해 타

시나리오의 수준을 밑돌 것으로 예상된다. 특히 해상풍력, 조력 등 자

본집약적인 부문의 개발은 투자비용 문제로 인해 개발이 어려워 질

것으로 예상됨에 따라 전체 신재생 발전량은 타 시나리오에 비해 작

을 것으로 전망되었다. 이러한 현상은 화력발전에도 동일하게 적용되

어 타 시나리오에 비해 발전량과 발전비중이 작을 것으로 예상된다.

3) 발전원별 설비용량 전망

프랑스의 기존 원전수명은 프랑스 전력공급의 장기적 동향에 영향

을 미치는 주요한 요인이라 할 수 있다. 원전이 프랑스 에너지 시스템

에 미치는 영향은 비교적 단기간에 건설된 원전 수를 통해 짐작할 수

있다. 프랑스에서는 1977년과 1999년 사이 총 61.6GW 규모의 원자

로 58기가 신규 건설되었다. 즉, 평균 3기의 원자로와 3GW의 용량이

매년 추가된 것이다. 그런데 모든 원전에 대해 동일한 수명을 가정한

다면, 이 58기의 원자로가 가동 중지되는 시기는 대부분 비슷할 것이

며, 이에 따라 프랑스 전체 원전의 규모 역시 같은 시기에 감소하게

될 것이다.

만약 원전 가동 기한을 40년으로 제한하게 되면, 현재 가동 중인 원

자로 58기 중 51기(전체 용량의 85%)가 2030년에 운전을 중지하게

된다. 동시에 신규 원전 건설에 대한 불확실성 역시 존재하는데, 여기

에는 에너지 정책과 산업적·기술적·경제적·재정적 상황이 주요 요인으

로 작용한다. 따라서 향후 장기 시나리오에는 이러한 요인으로 인한

불확실성이 고려된다.

72

[그림 3-13] 원전 가동에 관한 전제의 변동

자료: RTE(2012), p.105.

재생에너지의 증가 역시 장기적인 전력믹스에서 주요한 요인이다.

에너지 정책은 다양한 기술적·재정적·산업적·사회적 변수와 더불어 풍

력, 태양광, 바이오매스, 해양에너지 등 다양한 재생에너지 기술 동향

에 현저한 영향을 미칠 것이다. 실제로 신재생에너지 발전은 에너지

정책과 FIT와 같은 지원 대책에 의존하고 있다. 여타 변수 또한 경제

및 전력 시장 상황에 따라, 2030년까지 에너지 동향에 중요한 영향을

미칠 것이다.

현재 풍력 발전량은 수력 발전을 제외하고 프랑스의 재생에너지 발

전의 대부분을 차지한다. 따라서 풍력 발전의 성장은 재생에너지 개발

에 매우 중요하다고 할 수 있는데, 에너지 정책에 관한 여러 규제와

법률은 풍력 발전 프로젝트의 계획 달성에 있어 매우 중요한 영향을

미친다. 특히, 생산된 전력에 대한 FIT 수준, 풍력 발전소의 위치와 관


련된 규제, 풍력 발전소의 환경적 제약 모두 프로젝트의 개발과 완성

에 중요한 구성 요소이다. 풍력 발전 프로젝트의 수익성과 그에 따른

프로젝트의 실행에 영향을 주는 또 하나의 요인은 예측 기간 동안에

나타나는 전기요금 추세이다. 가령, 전기 요금이 큰 폭으로 상승한다

면, 일부 프로젝트는 특별한 FIT 기준가격이 없이도 수익성이 있을

수 있다. 지역 주민의 발전소 수용 가능 여부 또한 프로젝트의 개발과

완성에 있어 큰 역할을 한다.

현재 해상 풍력 발전은 육상 풍력 발전보다 훨씬 더 불확실성이 크

다. 그 이유는 프로젝트 규모가 클 뿐만 아니라, 프로젝트를 진행하는

데에 내륙에서보다 2-3배의 비용이 더 소요되기 때문이다. 이를 통해

생산자, 투자자와 관련된 위험성 및 소비자들에게 미치는 중요한 재정

적 영향을 짐작할 수 있다. 또한 국책 사업의 개발은 다른 많은 국가

들과 마찬가지로 건설을 위해 필요한 산업 생산 능력의 개발과도 매

우 밀접한 관련이 있다. 발전소 단지의 규모 역시 현재까지 확정되지

않았다. 이러한 여러 가지 불확실성에 대처하기 위해, 장기 시나리오

는 다양한 추정을 바탕으로 하고 있다.

태양광은 재생에너지 설비의 상당 부분을 차지한다. 풍력 발전 만큼

태양광 발전에서도 법률과 규제가 미치는 영향력은 크다. 프랑스에서

태양광 산업은 규제 및 FIT와 관련해 상당히 많은 변화를 겪었으며,

이로 인해 많은 프로젝트가 착수되지 못했다. 따라서 법률과 규제가

향후 태양광 발전소의 앞날에 미치는 영향은 크다고 할 수 있다.

태양광 패널의 비용 절감이 인센티브 메커니즘을 조정하기 위해 요

구되는 행정절차에 소요되는 시간보다 더 빠르다면, 짧은 기간에도 큰

성장을 이끌어 낼 수 있다는 것이 프랑스, 스페인, 체코, 이탈리아와

74

같은 일부 국가의 사례에서 나타났다. 반면에 이는 태양광 발전소의

미래에 대한 매우 높은 불확실성을 나타내는 것이기도 하다.

다른 기술적인 변수 역시 태양광 발전에 영향을 미치는데, 여기에는

패널 효율성, 모니터링 시스템, 표면 최적화 등과 같은 기술이 해당된

다. 그러나 태양광 발전 분야의 미래를 만들어 갈 가장 중요한 요인들

중 하나는 태양광 패널 가격의 추세이다. 따라서 태양광 발전에 영향

을 주는 가장 중요한 요인이 패널 가격이라는 점을 감안한다면, 예상

가능한 태양광 발전의 장기 시나리오는 풍력 발전의 시나리오보다 다

양하지 않을 것이라 추정할 수 있다.


원자력 설비는 2012년에 비해 7.1 GW가 감소한 56GW로 전망되지

만 여전히 발전설비 중 가장 많은 비중을 차지하고 있다. 2017년 가동

하는 재래식 집중형 화력 발전소 중 CCGT 발전소(6.9GW)와 3곳의

석탄 화력 발전소(1.7GW)는 2030년까지 가동을 지속할 것으로 예상

된다.

경제적 제약으로 인해 최근 일부 국가들에서 나타나는 수준의 재생

에너지 발전 확대는 어려울 것이나, 기술 개발에 대한 노력은 계속될

전망이다. 풍력발전은 2030년까지 지속적으로 성장하여 2020년에는

1.5GW의 해상풍력 등 총 16GW에 이르는 풍력발전 설비가 도입될

것이다. 프랑스는 2020년 일부 유럽 국가들과 연계된 19GW의 육상

풍력과 6GW의 해상풍력을 확보하려는 목표를 설정하였지만 2020년

까지 목표달성은 어려울 것으로 보인다. 2030년 풍력발전용량은 해상

풍력 5.5GW를 포함하여 총 30GW에 달하여 원자력에 이어 두 번째


로 높은 17.8%의 설비비중을 점유할 것이다. 그리고 2020년 태양광발

전 설비용량은 목표치인 5.4GW를 초과한 8GW에 도달하고, 2030년

에는 설비용량이 20GW에 이를 전망이다. 이는 2012년 초 독일 및 이

탈리아의 태양광 설비용량에 비교하면 낮아 보이지만, 사실상 매우 높

은 수준에 해당한다.(RTE, 2012) 조력발전 설비는 2030년에 1.5GW

에 도달할 전망이다.


빠른 수요증가에 대응하기 위해 정부는 원전을 상당부분 유지시킬

전망이다. 신규 원전 건설을 통해 현재 가동되고 있는 원전의 수명도

래에 따른 용량감소를 상쇄할 것이다. 2030년 원전 설비용량은 65GW

에 도달할 전망으로 이는 상당한 원전 건설 프로젝트가 동시에 진행

될 것임을 의미한다. 4개의 시나리오 중 2030년 원전의 설비비중이

가장 높다. 그리고 Median 시나리오에서와 마찬가지로 재생에너지 발

전은 상당한 성장을 지속할 전망이며, 6.9GW의 CCGT와 1.7GW의

석탄 화력이 활용될 것이다.


New Mix 시나리오에서는 2030년 원전 설비용량의 축소와 신재생

에너지의 빠른 증가가 특징이다. 모든 재생에너지에 대한 집중적인 개

발을 위한 막대한 투자가 이루어짐에 따라 풍력 부문에서는 대규모

프로젝트가 추진되며, 이에 따라 설비용량이 증가한다. 12GW의 해상

풍력을 포함하여 2030년 전체 풍력발전은 40GW의 설비용량을 확보

하게 되며, 꾸준한 성장이 유지될 전망이다. 태양광 부문은 긍정적인

76

규제체계에 힘입어 상당한 성장률을 보일 전망이다. 광전지 패널의 비

용은 현저히 낮아질 것이며, 이러한 환경에서 태양광 발전의 성장은

가속화되어 2030년에는 설비 용량이 30GW에 도달할 것이다. 새로운

조력발전 사업 역시 상당한 개발 지원혜택을 받으면서 2030년 3GW

의 설비용량을 확보할 전망이다.

반면 원자력 설비는 2012년 63GW에서 2030년 40GW로 크게 감소

하여 전체 발전설비에서 차지하는 비중도 4개의 시나리오 중 가장 낮

은 22% 수준이다. 화력발전의 구성은 Median 시나리오에서 제시된 것

과 유사한 CCGT 6.9GW, 석탄화력 발전 1.7GW 수준일 것이다. 하지

만 에너지 수요를 충족하기 위해 2030년까지 신규 CCGT 발전소 또는

이와 동등한 수준의 발전소 2GW가 추가 도입될 것으로 추정된다.


경제 상황의 어려움으로 인해 신규 건설을 위한 투자는 감소하며,

기존 발전소들이 활용될 전망이다. 원전은 보수공사를 통해 가능한 한

오래 가동되며 이는 비용면에서 신규 원자로를 건설하는 것보다 효율

적이기 때문이다. 2030년 원전 설비용량은 Median 시나리오와 동일한

56GW 수준일 것으로 전망된다.

재생에너지는 재정지원 계획의 축소 결정과 투자자들의 재정난, 경

제 및 재정 위기로 인해 타 시나리오의 수준을 밑돌 것으로 예상된다.

특히 초기 단계에 돌입한 산업용 전력 생산(해상 풍력, 조력) 등 자본

집약적인 부문의 개발은 투자비용 문제로 인해 사실상 중단 상태에

이를 것이다. 여타 기술의 개발도 천천히 이루어질 전망이다. 화력발

전은 Median 시나리오에서와 동일한 CCGT 6.9GW, 석탄 화력 발전

1.7GW 수준으로 예상된다.


구분 2012.1.1 Median High Demand New Mix Low

Growth

원자력63.1

(49.4%)56

(34.1%)65

(37.8%)40

(22.5%)56

(41.8%)

석탄6.9

(5.4%)1.7

(1.0%)1.7

(1.0%)1.7

(1.0%)1.7

(1.3%)

CCGT 4.5(3.5%)

6.9(4.2%)

6.9(4.0%)

8.9(5.0%)

6.9(5.2%)

최대부하 발전 (석유, OCGT) 및 부하차단

10.2(8.0%)

16(9.7%)

14.5(8.2%)

15(8.4%)

5(3.7%)

비 RES 분산전원7.4

(5.8%)4.5

(2.7%)4.5

(2.6%)4.5

(2.5%)4.5

(3.4%)

RES 분산전원1.3

(1.0%)2.6

(1.6%)2.6

(1.5%)6.3

(3.5%)2.6

(1.9%)

수력(양수포함) 25.2(19.7%)

25.2(15.3%)

25.2(14.7%)

28.2(15.9%)

25.2(18.8%)

풍력6.7

(5.2%)30

(18.2%)30

(17.5%)40

(22.5%)20

(14.9%)

태양광2.4

(1.8%)20

(12.2%)20

(11.6%)30

(16.9%)12

(9.0%)

조력0

(0.0%)1.5

(0.9%)1.5

(0.9%)3

(1.7%)0

(0.0%)

합계 127.7 164.4 171.9 177.6 133.9

자료: RTE(2012).주: ( )는 비중을 나타냄.

<표 3-19> 2030년 시나리오 별 프랑스의 전력설비

(단위: GW)

78

4. 일본 전원구성 전망

가. 일본의 혁신적 에너지·환경전략19)

후쿠시마 원전사고 이후 일본은 높은 원전의존성과 취약한 에너지

안보 상황에 따른 자국의 에너지시스템 한계를 재인식하고 있다. 실제

로 2011년 여름 37년 만에 동일본 관내에 전력 제한령이 발동되었고,

서일본 관내에서 목표수치를 제시한 자발적 절전 요청이 나오는 등

동일본 대지진 이후 발생하고 있는 전력 공급 부족 사태는 일본의 경

제 활동이나 국민 생활에 큰 지장을 초래하고 있다.

이로 인해 일본은 2030년까지 원자력 발전비중을 약 50%까지 확대

하려는 기존의 에너지기본계획20)을 재검토하기 위한 논의를 시작하였

다. 일본은 2011년 6월 개최된 신성장전략실현회의 에서 에너지 공

급안정성과 사회적 공감대를 확보하기 위한 전원구성을 논의하기 위

해 에너지·환경회의 를 구성하였다. 한편으로 2011년 11월에는 비

용등검증위원회 를 조직하여 원자력, 석탄, 석유, 신재생에너지 등 전

원별 발전비용을 산정하였다.

이후 경제산업성 산하 종합자원에너지조사회 기본문제위원회 는

비용등검증위원회 가 산정한 전원별 발전비용을 바탕으로 다양한 전

원구성 선택안을 검토하고, 각 선택안별 전기요금 인상영향을 전망하

였다. 그리고 이를 바탕으로 최적의 전원구성에 대해 검토하고 이에

대한 국민적 합의를 도출하기 위한 논의를 시작했다. 그 결과 2012년

19) 조상민(2012)의 일부내용을 활용한다.20) 일본은 2010년 6월 4월 중장기 에너지기본계획을 발표하였는데, 동 계획에 따르면

일본은 2030년까지 자주에너지 비율을 약 70%로 상향하고 이를 위해 원전비중을

확대하기로 한다.


6월 최종적으로 3개의 전원구성 선택안과 각 선택안별 전기요금 인상

영향이 발표되었다(조상민, 2012).

나. 기본문제위원회의 선택안별 전원구성

종합자원에너지조사회 기본문제위원회 는 2012년 6월 19일 2030

년 전원구성 결정을 위해 참고안을 포함하여 총 4개의 선택안을 제시

하였다. 제시된 선택안들은 신재생에너지를 대폭 확대하고, 전국의 전

력계통을 일원화하여 운영하며, 예비력 확대, 고효율발전기술 채택,

에너지공급 안정성 확보 등을 기본전제로 포함하고 있다. 그리고 선택

안 설정의 주요 변수는 원자력발전의 적정비중 설정 및 안정성 확보

와 신재생에너지의 보급 확대 등이다.

선택안 주요내용

1 ∙기존 원전정지, 신증설 중지 등 원전에서 최대한 신속하게 탈피(2030년)∙신재생에너지 증가에 따른 불확실성과 비용부담이 과제

2 ∙원전은 최소한(15%)으로 운영 및 의존도 감소, 2050 탈원전 목표∙신재생이용 확대 및 기술개발 매진, 원전 안정성대책 등이 현안

3∙중장기적으로 일정비율(20∼25%) 원자력발전 유지(안전기준 등 재정립 전제)

∙원자력발전과 신재생에너지의 균형을 이룬 전원구성

참고∙원자력발전비중 ’30년까지 35%로 ’10년 실적에 비해 점진적 확대(각종 기준 및 안전한 규제체계 확립 전제)

∙입지, 계통제약, 비용을 반영한 신재생에너지 도입

자료: 지식경제부(2013.2).

<표 3-20> 선택안별 2030년 전원구성 기본방향

80

종합자원에너지조사회 기본문제위원회 는 2030년 일본의 발전량

을 약 1조kWh로 전망했다. 이 수치는 2010년 실적 대비 10%, 에기본

계획(’10.6)상의 2030년 전망치 대비 20% 감소한 수준이다. 선택안들

은 현행계획에 비해 2030년 원자력발전 비중이 감소하며, 재생가능에

너지를 중심으로 전원구성이 재편될 것을 상정하였다. 원자력발전 비

중의 감소분은 재생가능에너지뿐 아니라 상당부문 화력발전과 열병합

발전으로 대체될 것으로 예상했다.

그리고 기본문제위원회는 선택안별 재생가능에너지 발전비중 증감

은 풍력발전에 의해 조절하는 것으로 전제하였다. 기타 신재생에너지

원의 발전비중은 선택안과 상관없이 일정한 수준을 유지하고 있으나,

풍력은 선택안에 따라 발전비중이 증감하는 것으로 전망하였다.

선택안 원자력재생가능에너지

화력 열병합* CO2 배출소계 풍력 태양광 지열 수력 바이오

선택안1 0 35 12 6 4 11 3 50 15 -16

선택안2 15 30 7 6 3 11 3 40 15 -20

선택안3 20∼25 25∼30 7∼3 6 3 11 3 35 15 -23

참고 35 25 3 6 3 11 3 25 15 -28

현행 계획(에기본, ’10년) 45 20 2 5 1 10 3 27 8 -31

10년 실적 26 11 0.4 0.3 0.2 8 1 60 3 6

* 열병합에는 가정용 연료전지 포함.주 : CO2 배출은 90년 대비 감소율임.자료 : 경제산업성 종합자원에너지조사회 기본문제위원회(2012), p.38.

<표 3-21> 선택안 별 2030년 전원구성

(단위: %)


이처럼 모든 선택안에서 재생가능에너지 비중이 확대될 것으로 가

정했지만, 화력발전비중의 증가로 인해 현행계획에 비해 온실가스 감

축률은 낮을 것으로 전망하였다.

[그림 3-14] 선택안별 2030년 전원구성

자료: 경제산업성 종합자원에너지조사회 기본문제위원회(2012), p.38.

다. 선택안별 파급효과 분석

1) 분석모형

종합자원에너지조사회 기본문제위원회 는 비용등검증위원회 에서

제시한 전원별 발전비용을 참고하여 각 선택안별 전기요금 및 GDP에

대한 영향을 추정하였다. 파급효과 분석은 오사카대학, 국립환경연구

소, 게이오대학, 지구환경산업기술연구기구 등 4개 기관에 의뢰하였는

데, 각 기관은 상이한 분석모델21)을 보유, 적용함으로써 분석결과의

82

신뢰성을 제고하고자 하였다. 이때 伴모델, AIM 모델은 비용등검증

위원회 의 발전 비용에 대한 데이터를 반영하지 못해, 각 모델에서 설

정한 값을 이용하였고, KEO, DEARS모델은 비용등검증위원회의 발

전 비용에 대한 데이터를 이용하여 분석을 실시했다.

구분

伴모델 AIM 모델 KEO 모델 DEARS 모델

오사카대학 토모(伴)교수　

국립환경연구소게이오대학 노무라준

(野村准)교수

지구환경산업기술연구기구

모델 일반균형모형: 원자력발전이나 재생가능에너지의 비중에 맞게 경제가 도달할 균형상태의 모습설정

성립 JCER모델* 개선

에너지 효율개선과 그 때 발생하는 추가비용에 대체기술을 더한 bottom-up형의 AIM기술 모델과 정합

일본경제의 체계적인 장기산업생산성 DB를 활용하여 게이오대 연구소가 행한 일본경제의 실증분석과 정합시킨 모델

국제 산업관련표를 다룬 다지역∙다부문 일반균형모델인 GTAP모델 및 그 DB를 토대로 작성한 모델 과정

동적 최적화 확장

주: JCER모델은 일본경제연구센터에서 활용하는 모델로 IT의 온난화 대책분석용 일반균형모델인 EPPA모델을 참고로 하여 구축되었음.자료: 경제산업성 종합자원에너지조사회 기본문제위원회(2012).

<표 3-22> 분석기관별 활용 모델

2) 분석모형별 파급효과 분석결과

비용등검증위원회 의 자료를 이용한 분석결과(KEO, DEARS)가

그렇지 않은 경우(伴, AIM)에 비해 상대적으로 전력요금의 상승율이

높게 나타났다. 선택안①의 경우 2030년 탈원전 시 2010년 대비 2030

21) 오사카대학(伴), 국립환경연구소(AIM), 게이오대학(KEO), 지구환경산업기술연구기

구(DEARS)


년 전력요금은 KEO·DEARS모델 약 99.9~103.5%, 伴·AIM모델 약

41.9~87.7% 상승할 전망이다. 선택안②의 경우 2010년 대비 2030년

전력요금은 KEO·DEARS모델 약 71.7~72.0%, 伴·AIM모델 약

33.9~69.7% 상승할 것으로 예상된다. 마지막으로 선택안③은 2030년

원전비중이 20~25% 유지될 경우 2010년 대비 2030년 전력요금은

KEO·DEARS모델 약 54.4~64.2%, 伴·AIM모델 약 32.9~72.9% 상승

하는 것으로 나타났다.

구분 전력요금(명목) 증가율 실질GDP 성장율변화(%p)선택안 모델 전력요금(명목) 월간 증가액(￥) 실질GDP 변화액(￥)

선택안1

KEO, DEARS

99.9~103.52%[￥19,700~20,000］

약∆5.0~∆2.0%p[약∆31~∆12조￥]

伴, AIM 41.9~87.7%[￥14,000~18,500］

약∆2.0~∆1.0%p［약∆12~∆6조￥］

선택안2

KEO, DEARS

71.7~72.0%[￥16,900］

약∆4.1~∆1.5%p[약∆25~∆9조￥]

伴, AIM 33.9~69.7%[￥13,200~16,700］

약∆1.8~∆0.8%p［약∆11~∆5조￥］

선택안3

KEO, DEARS

54.4~64.2%[￥15,200~16,200］

약∆3.6~∆1.2%p[약∆22~∆7조￥]

伴, AIM 32.9~72.9%[￥13,100~17,000］

약∆1.8~∆0.7%p［약∆11~∆5조￥］

참고

KEO, DEARS

39.28~40.439%[￥13,700~13,800］

약∆2.5~∆0.9%p[약∆15~∆6조￥]

伴, AIM 29.8~62.2%[￥12,800~16,000］

약∆1.4~∆0.7%p［약∆9~∆4조￥］

주1 : 전력요금 증가율(액)은 2010년도 가구당 전기요금 약 9,900엔/월, 약 118,800엔/년) 대비 수치임.

주2 : 전기요금 증가액, 실질GDP 변화액은 모델별 결과치를 토대로 사무국에서 계산한 수치

자료: 경제산업성 종합자원에너지조사회 기본문제위원회(2012).

<표 3-23> 선택안별 전기요금 및 GDP 전망결과(2010년 대비)

84

각 기관의 평가결과에서 전기요금 수준은 원자력발전의 비중이 낮

을수록 높아질 것으로 추정되었다.

라. 국민의견 수렴 결과

일본 국가전략실 산하 에너지환경회의 는 新에너지기본계획에 반

영하고자 도출된 3개의 전원구성 선택안에 대해 국민의견을 수렴하였

다. 이를 위해 정보제공 데이터베이스 개설22)과 의견청취회 개최23),

여론 수집24) 등 다양한 경로를 통해 국민들에 객관적인 정보를 제공

하고, 총체적인 의견을 수렴하기 위해 노력하였다.

[그림 3-15] 토론회 전후 원전시나리오 지지율 변화

자료: 日本経済新聞(2012.8.22.).

우선 의견청취회 개최 결과 선택안①의 지지율이 압도적인 68%, 선

택안③ 16%, 선택안② 11%, 기타 5% 순으로 선호하는 것으로 나타

났다. 토론형 여론조사(2012.8.4∼5)에서는 선택안①의 지지율이

22) 2012.7.7「이야기 하자 “에너지와 환경의 미래”(話そう＂エネルギーと環境のみらい＂」사이트 오픈(www.sentakushi.go.jp).

23) 2012.7.14∼8.4 전국 11개 도시

24) 2012.7.2∼8.12 홈페이지, 우편, Fax 등


46.7%로 집계되며 절반에 가까운 선호를 보였다. 특히 선택안①의 경우

토론회 전에는 32.6%의 지지율을 기록했으나, 토론회 후에는 46.7%

로 지지율이 상승하였다. 반면, 일정 수준의 원전을 유지하는 선택안

②와 선택안③의 지지율은 28.4%를 기록하였는데, 토론 전후 큰 변화

가 없는 것으로 나타났다.

이러한 여론을 감안하여 ‘2030년대 원전 제로’ 실현을 명기한 혁

신적 에너지·환경전략 을 에너지·환경회의(2012.9.14.)에서 결정하였지

만, 각의(9.19)에서는 이 전략을 참고문서로 다루기로 하여 에너지정

책 방향을 재검토할 여지를 남기게 되었다. 이후 일본은 원자력규제위

원회를 발족한 후 新규제기준을 설정하고 발표하였다(2013.6). 신규제

기준은 원전의 안전설계기준을 초과하는 사고 발생 시를 전제하고 마

련된 조치로서 지진, 해일 등의 자연재해 대처 설비 등이 포함되어 있

다. 新규제기준은 법적 구속력을 지니며, 원전운영의 안정성을 최대한

확보하여 가동중지중인 원전의 재가동에 대한 국민적 수용성을 제고

하기 위한 조치로 해석되고 있다. 그 후 일본 내 다수의 원자력발전소

가 재가동 안전심사를 신청했으며 현장실사가 이루어지고 있는 상황

이다.

국내 전력수급계획과 외국의 에너지믹스 분석의 모형과 결과비교를

통하여 몇 개의 시사점이 도출된다.

첫째, 에너지수급전망 작업을 위해 각국의 연구자들은 나라별 현황

에 알맞고 연구자가 적합하다고 선택한 독자적 개발 모형 또는 국제

적으로 공인된 상용화된 모형을 활용하고 있다. 즉, 국가별로 독자적

인 예측 및 전망 모형을 구축하고 적용하며, 한 국가내에서도 연구자

에 따라 다양한 모형을 사용하고 있다는 것이다.

86

조사사례 중 가장 포괄적인 전망을 수행하는‘DOE NEMS 모형’은

10개 부문별로 적합한 방법론을 선정하여 적용하고 있다.

일본은 최근의 사례에서 4개의 기관에 의뢰하여 원전비중과 원전비

중 변화에 의한 파급효과를 분석하였고, 각 기관에서는 각기 고유의

모형을 적용하였다.

국내에서는 에너지기본계획 수립에 있어서는 DOE/EIA의 NEMS 모형

을 변형한 Bottom-up 방식을 적용하는 에너지경제연구원의 ‘KEEI-EGMS’

모형을 적용하고 있다. 이 모형은 수요부문별(산업업종, 가정, 상업 등),

용도별(동력용, 가전기기용, 조명용 등)로 전력수요를 전망한다. 한편,

전력수급기본계획의 수립 시에는 전력수요전망과 설비계획에 각각 별도

의 모형이 적용된다.

둘째, 각국의 전원믹스 전망은 미래의 상황을 예측하고 이를 시나

리오화하여 각 시나리오별로 주요 결과를 도출하는 방식을 적용하고

있다. 시나리오의 설정은 경제전망, 에너지가격, 환경제약 등이 주요

변수가 된다. 우리나라의 경우 에기본이나 전력수급계획 수립 시 기준

안과 목표안에 대한 시나리오를 분석하고 있으나 전원믹스 결정시에

는 목표안에 대해서만 수립하고 있다.

셋째, 원전에 대한 각국의 전망 결과에서 미국, 영국, 프랑스 등은

일정 수준의 원전비중 유지를 전제하고 있다. 일본의 경우는 원전제로

시나리오를 포함하고 국민들의 선택과정을 거쳐 원전제로안을 선택하

였으나 최종적으로 원전제로안은 채택되지 못하였고 동 전망결과는

참고자료로 활용되었다.

제4장 균등화비용 분석에 의한 전원별 경제성 87

제4장 균등화비용 분석에 의한 전원별 경제성

전력시장 정산가격(market price), 발전소비용(plant cost), 시스템비

용(system cost) 등이 발전비용 또는 발전원가의 개념으로 혼용되고

있다.

전력시장 정산가격은 비용이 아니며 이윤이 포함된 가격으로 해석

되어야 하지만, 국내 전력시장의 정산시스템의 특성으로 발전비용으

로 많이 사용되고 있다. 전력시장에서 전원별 정산가격은 SMP(계통

한계가격)와 CP(용량요금), Uplift(계통운영 보조서비스 정산금)로 구

성되며, SMP에 전원별 조정계수를 적용함으로써 가격을 조정하고 있

다. 이 정산가격은 대체로 발전비용에 근접한다. 참고로 2012년도 전

원별 정산가격은 다음과 같다.

구분 원자력 석탄 가스 수력 양수 계

원/kWh 39.5 66.5 168.1 180.9 213.9 90.2

<표 4-1> 전원별 정산가격(2012년)

발전소비용은 개별발전기의 발전비용을 말하며 실적발전원가와 균

등화발전비용으로 구분된다. 실적발전원가는 회계적 개념의 발전원가

로서 동일한 발전원이라 하더라도 각 발전소마다 다르다. 예를 들면

감가상각이 끝난 발전기와 감가상각 중인 발전소의 원가는 큰 차이가

발생하게 된다. 따라서 실적발전원가는 경제성 평가의 기준이 되기에

적합하지 않다.

88

균등화발전비용은 전력시스템 비용의 평가측면에서 한계가 있으나

전원의 발전비용 평가에 가장 널리 사용하는 방식이다. IEA, MIT, 일

본 비용등검증위원회도 동 방법을 적용하여 발전비용을 평가하였다.

균등화발전비용은 연도별로 불규칙하게 발생하는 발전비용과 발전량

을 화폐의 시간적 가치를 고려하여 연도별로 균등하게 하고, 산출된

총비용과 발전량을 이용하여 발전비용을 산출하는 방식이다. 균등화

발전비용의 계산은 연도별 이용률의 변동여부, 변동·고정 O&M비용의

구분 여부에 따라서 다소 복잡한 체계를 가질 수 있다. 국내에서는 다

음의 방식으로 전원별 균등화비용을 계산한다.

발전비용 = 고정비 + 변동비

= 건설비x고정비율/(설비용량x시간x이용률x(1-소내전력률))

+연료비(원자력연구개발기금 포함)

×이용율×소내소비율건설단가원×고정비율

발열량× 소내소비율열소비율×연료비단가

* 고정비율: 자본회수계수+법인세율+운전유지비율

자본회수계수(CRF: Capital Recovery Factor)는 '연금계수'라고도 부르며

초기비용 P를 수명기간 n년 동안 할인율 r을 적용한 시간가치를 고려하

여 매 기간 균등하게 회수한다고 가정하는 경우 회수해야 하는 비용인

연금 A의 초기비용 P에 대한 비율. 즉, CRF=r·(1+r)n/{(1+r)n-1}

시스템비용은 전력시스템에서 전원이 신설, 폐지되는 경우의 전체

적인 비용변화를 파악하는 것으로서 시스템확장계획(전력수급계획)

수립 시 발전설비규모와 전원선택을 위해 계산된다. 기존의 전원구성,


계통부하의 변동, 신규설비에 대한 경제적, 기술적 특성을 반영하는

것이 가능하다. 많은 변수와 제약요인을 동시에 고려해야 하므로 잘

알려진 WASP, EGEAS 등 전산 프로그램의 운용을 통해서 시스템비

용의 계산이 가능하다.

본 검토에서는 균등화발전비용 방식에 의해 원전의 발전비용을 평

가하고 있다.

1. 균등화비용 분석 방법25)

가. 고정비

발전소의 연간 총발전량이 연도별로 다른 것은 발전소의 고장정지, 보

수, 계획정지, 급전정지, 전력계통 수요 등의 요소들이 시간에 따라 변화

하기 때문이다. 어떤 발전소에 대한 t년도의 총발전량 Et는 다음과 같이

발전소의 용량 P(kW)와 연평균이용률 CFt의 함수로 표시된다.

Et = 8760 x P x CFt

이 식에서 8,760은 연간시간수이다. 발전소의 연평균이용률은 발전

소 고장정지 등 각종 요인들의 영향이 반영되어 결과적으로 나타나는

값으로서 위의 식에서 역으로 계산될 수 있다. 발전소의 미래 이용률

은 알 수가 없으므로 미래의 발전량 계산에 적용하는 이용률은 과거

의 값으로부터 유추하여 사용하게 된다. 발전소 수명기간에 대한 균등

화 발전량은 다음 식으로 나타낼 수 있다. 다음 식에서 발전소 수명기

25) 노동석(2012).

90

간 동안의 연간 균등화발전량은 모든 연도의 발전량에 대한 현재가치

의 합에 자본회수계수(CRF)를 곱한 것이다.26)

× ×⋅

위 식은 균등화 용량계수 를 이용할 경우 다음과 같이 표현된다.

× ×

⋅

발전소의 고정비는 해당 발전소에 대한 투자비, 고정연료비, 고정운

전유지비 등으로 구성된다. 투자비에 대한 연간비용은 「초기투자비×

용량×고정비율」로 계산되고, 고정연료비는 원자력 핵주기나 석탄의

저장 등에 대한 투자비로부터 발생한다, 고정운전유지비는 발전소 인

건비 및 수선유지비 등이 이에 해당한다. 균등화 고정비는 이러한 각

각의 요소에 대한 균등화 비용의 합으로 이루어진다.

: 균등화고정비

26) 자본회수계수(Capital Recovery Factor: CRF)는 연금계수라고도 부르며 초기비용 P를 수명기간 n(년)동안 시간가치(할인율 r)를 고려하여 매 기간 균등하게 회수할 때, 회수해야 하는 비용인 연금 A의 초기비용 P에 대한 비율을 의미한다.

⋅


: 균등화 투자비 고정부담금

: 균등화 고정연료비

: 균등화 고정운전유지비

나. 변동비

발전소의 변동비에는 연료비 및 변동운전유지비가 있다. 이 가운데

변동비의 대부분은 연료비가 차지하는데, 발전기 연료비 함수는 발전

소에서 사용하는 연료비단가, 발전소 열소비율, 발전량 등의 함수이다.

VFt = H x ft x Et

VFt : 발전소의 t년도의 변동연료비

H : 발전소 열소비율(kcal/kWh)

ft : t년도의 연료비 단가

Et : t년도의 연간발전량

발전소의 연간 변동비에 대한 균등화 비용은 변동비의 요소인 변동

연료비 및 변동운전유지비에 대한 각각의 균등화 비용을 합하면 된다.

92

균등화비용의 종류

불변가격 기준 균등화비용 계산방식

연도별 이용률 변동 연도별 이용률 불변

균등화 건설비 ×

× ′ × Ø×

× ′ × Ø

균등화 고정비

연료비 ××

×′××

×′

O&M비 ×

×′× ×

×′×

균등화 변동비

연료비 ×

′ ××′

× ×′ ××

O&M비

′×′

× ′ ×

I'0 : 초기건설비($/KW) CFt : t년도의 이용률

Φ : 균등화고정비율 VO'0: 초기연도의 변동O&M비용(mills/kWh) : 균등화 이용률 ′ : 균등화 고정연료비($)f'0 : 초기연도의 연료가격($/Kcal) FO'0 : 초기연도의 고정O&M비($/KW) : 균등화지수 = CRF'[K(1-KN)/(1-K)]H : 열효율(J/kWh)자료 : 한국전력공사, 『발전원가 정산기법 해설』, 1990

<표 4-2> 균등화비용 계산 체계

다. 국내 적용방법

한전 및 발전자회사에서는 균등화발전비용 계산 시 계산의 편리를

위해서 연료비를 제외한 모든 비용을 고정비로 간주한다. 고정비는 고


정비 중에서 건설비가 차지하는 비중이 가장 크다는 점을 이용하여

건설단가에 일정비율(고정비율)을 곱하는 방식에 의해 계산한다.27)

균등화발전원가 = 고정비원가(할인율 및 이용률의 함수) + 변동비

원가(연료비 및 열효율의 함수)

×이용율×소내소비율건설단가원×고정비율

발열량× 소내소비율열소비율×연료비단가

이 방식의 특징은 고정비의 계산에 있어서 고정비 구성요소인 균등

화 투자비, 균등화 고정연료비, 균등화 고정운전유지비의 구분 계산

및 합산과정을 생략하고 건설비에 일정비율(고정비율)을 곱하여 고정

비를 구하는 것이다. 즉, 균등화투자비에 감가상각과 자본비용만이 포

함되는 고정비율의 개념을 확장하여 사용하고 있다. 따라서 고정비율

에는 감가상각 및 자본비용 이외에 운전유지비, 세금, 보험료, 원자력

발전소의 철거비가 포함된다.

이러한 계산방식의 적용으로 이 방법은 비용 및 이용률이 매년 동

일하게 발생할 것이라는 가정을 포함하며 따라서 매 연도별 달리 발

생할 것으로 예상되는 비용, 발전량의 차이 등에 의한 균등화 비용변

화는 구분해 낼 수 없다. 따라서 계산결과의 신뢰도를 높이기 위해서

는 비용, 발전량의 차등 발생을 사전에 예상하여 균등화하는 것이 필

요하다.

발전원가 계산 시에는 송전단이 통상의 기준이고 이를 적용하고 있다.

27) 구조개편 이전 한전에서 적용하던 방법으로서 한전의 발전부분이 분리된 이후에도

발전자회사에서 여전히 사용되는 방법이다.

94

라. 균등화 발전비용의 한계

균등화 발전비용에 의한 경제성 평가에서는 대상발전소 하나만을

고려한 발전소 이용률 추정치를 사용한다. 그러나 발전수요의 형태가

달라지거나 신규발전설비가 추가되면 다른 기존 발전소의 이용률이

변하게 되기 때문에 균등화비용에 의한 경제성 비교는 한계가 있다.

균등화발전비용 비교는 고려 중인 발전원 사이의 경제성비교에 널리

사용되는 방법이지만 기존설비에 의해 전력계통이 구성되어 있는 상

황에서 신규발전소의 계통 병입에 의한 비용(system cost)을 분석하는

데에는 적용이 불가능하다. 이러한 계통비용 분석에는 전산모형을 이

용한 시뮬레이션 기법을 사용하는 것이 일반적이다. 그러므로 이 방법

은 개별 전원 간 경제성 비교의 우열을 비교하는 데에는 사용할 수 있

으나 전원개발계획 수립에 이용하는 데는 한계가 있다.

마. 균등화 발전비용을 활용한 전원구성비 분석(SCM)

전원별 특성 자료에 기초하여 대용량의 후속기 건설이 계획되고 있

는 원자력, 유연탄, LNG복합발전(LNG)의 경제성과 적정구성비를 균

등화 발전원가 및 SCM 분석기법을 활용하여 예시하였다.

발전원에 따라 운전비는 비쌀지라도 건설비가 싸고 부하추종성이

좋은 것이 있고(중유, 가스발전), 건설비는 비싸지만 운전비가 싼(원자

력, 유연탄) 전원이 있다. 전자는 첨두부하설비로, 후자는 기저부하설

비로 적합하다.

계산된 균등화 비용을 부하지속곡선(LDC: Load Duration Curve)에

대응하여 개략적인 전원구성을 파악해 보는 것이 SCM(Screening Curve

Mrthod) 분석의 기본 개념이다.


구분 원자력 유연탄 LNG

건설비 운전비

부하 추종성계획추진 유연성연료확보 안정성공해물질 배출

높음적음낮음낮음유리양호

중간중간중간중간유리높음

적음높음높음 높음불리양호

<표 4-3> 전원별 특성비교

자료: 노동석(2012).

그림에서 전원별 연간 발전비용선을 도시한 것이 그림의 아랫부분

이다. 시간이 ‘0’일 때 Y축과 만나는 점이 각 전원의 연간 고정비이며

직선의 기울기는 운전비(원/kWh)를 나타낸다. 절편이 낮은 순서대로

가스(FA), 석탄(FB), 원자력(FC)의 발전비용선이 된다.

각 전원의 연간 총발전비용은 설비의 이용시간에 따라 그 값이 변

하게 된다. 3개의 직선은 서로 교차하게 되는데 첫 번째 교차점은

LNG와 유연탄의 비용곡선이 만나는 점이며 이 교차점에서 각각의 연

간 총발전비용이 동일하다는 것을 의미한다.

발전소의 이용시간 또는 이용률별 경제성은 [0, x]의 범위에서는

LNG가 경제적이며 [x, y]의 범위에서는 석탄의 발전원가가 가장 낮고

Y 이상에서는 원자력이 가장 유리하다. 이와 같이 발전원별로 경제적

인 이용률 범위가 결정되므로 그 사이의 부하를 가장 경제적인 발전

설비로 구성할 수 있는 것이다. 그림의 중간부분은 부하지속곡선을 도

시한 것이며 이를 전원별 경제적인 이용률 범위에 따라 원자력, 유연

탄, LNG가 각각 기저부하, 중간부하, 첨두부하를 담당하는 경우 비용

이 최소화될 수 있다. 전체적인 비용곡선은 그림의 윗부분에 도시하고

있다. 이러한 일련의 분석과정을 SCM이라 한다.

96

다음 그림의 A, B, C는 각각 가스발전, 석탄발전, 원자력발전을 의

미한다.

[그림 4-2] SCM에 의한 전원구성 분석 예

자료: 노동석(2012).


2. 발전비용의 주요 구성요소

가. 건설비

원자력발전소의 건설은 막대한 비용이 투입될 뿐만 아니라 상당한

시간이 소요되기 때문에 원전의 발전원가에서 건설비가 차지하는 비

중이 상당하다. 최근의 발전소 건설비 관련 자료를 보면 원전의 발전

원가에서 건설비의 비중은 50% 내외로서 국내의 전력플랜트 중 가장

높은 수준이다. 따라서 원전의 발전비용을 평가함에 있어 건설비의 중

요성은 매우 크다.

건설비 항목 비 고

총건설비

순건설비

직접비

기자재비

NSSS Nuclear Steam Supply Systems(원자로설비)

T/G Turbine Generator(터빈발전기)

BOP Balance of Plant(보조기기)

시공비주설비공사

부대설비공사

간접비

설계기술용역비

외자조작비

사업주비

용지비

예비비

건설 중 이자

<표 4-4> 건설비 항목

98

발전소의 건설비는 건설을 완료하여 상업운전을 하는 데까지 소요

되는 모든 자본적 지출을 의미한다. 원전의 건설비는 국내의 경우 총

건설비와 순건설비로 구분하는데 건설비는 일반적으로 총건설비를 지

칭한다. 순건설비는 총건설비에서 건설 중 이자를 제외한 나머지를 뜻

하는 것으로서 Overnight Cost로 통용되고 있다. 국내 원전의 건설비

는 일반적으로 다음과 같은 항목으로 구분한다.

구분A 발전소(1400x2)

B 발전소(1400x2)

순공사비

직접비

기자재비

원자로설비 1,649.7 1,435.7

터빈발전기 360.8 369.8

보조기기 1,292.8 1,354.4

시공비주설비시공 1,149.1 1,072.0

부대공사비 253.4 143.9

직접비계 4,705.9 4,375.7

간접비

설계기술용역비 426.2 525.3

사업주제경비 212.0 197.3

외자조작비 14.3 25.9

용지비 23.9 9.7

예비비 252.0 210.7

간접비계 928.4 968.9

순공사비계 5,634.2 5,344.6

건설이자 1,012.2 870.8

총공사비 6,646.4 6,215.5

건설단가(천원/kW) 2,373.7 2,219.8

<표 4-5> 원전 건설비 평가 사례

(단위: 10억 원)


원전의 건설비를 객관적으로 평가하기 위해서는 최근의 건설비 자

료가 요구된다. 다음은 1,400MW급 원전의 건설비 평가 사례이다. 각

2개 호기의 동시발주를 전제로 총공사비는 6.6조원 내지 6.2조원이 소

요되는 것으로 평가되었다. kW당 건설비는 2.2백만 원 내지 2.4백만

원이 소요될 것으로 평가되었으며, 이 비용 수준은 제6차 전력수급기

본계획의 1,400MW급 원전의 건설비용 2,365천원/kW와 대등하다.

국 가 Technology Capacity(MWe)

OvernightCost

(USD/kW)

Total Investment Cost

(USD/kW)

Belgium EPR 1,600 5,383 6,185

China

CPR1000 1,000 1,763 1,946

CPR1000 1,000 1,748 1,931

AP1000 1,250 2,302 2,542

France EPR 1,630 3,860 4,483

Germany PWR 1,600 4,102 4,599

Hungary PWR 1,120 5,198 5,632

Japan ABWR 1,330 3,009 3,430

Netherlands PWR 1,650 5,105 5,709

Slovak Republic VVER 954 4,261 4,874

SwitzerlandPWR 1,600 5,863 6,988

PWR 1,530 4,043 4,758

United States Adv. Gen3+ 1,350 3,382 3,814

Russia VVER 1,070 2,933 3,238

자료: IEA/NEA(2010).

<표 4-6> 해외 주요국가의 원전 건설비

100

다른 나라들의 원전 건설비 평가 결과는 우리나라와 크게 다르다. 국

내의 경우 공기업인 한수원(주)이 전담하여 원전을 건설/운영하고 있고

하나의 종합설계사가 설계용역을 담당하고 있어 건설비자료에 대한 접

근이 비교적 용이하고 자료의 신뢰성이 높다. 하지만 미국, 유럽 등 해

외의 경우 민간기업에서 원전을 건설/운영하는 경우가 많아 신뢰성 있

는 건설비 자료에 대한 접근이 매우 어렵다. 대신 해외 원전의 건설비

자료는 공신력 있는 국제기관에서 발표하는 보고서를 인용하는 것이

일반적이다. 여기에서는 공신력이 있고 다양한 국가의 원전 건설비 자

료를 제공하고 있는 「Projected Costs of Generating Electricity 2010,

OECD」의 내용을 인용한다.

국내원전의 건설단가 2,590∼2,365천원/kW(단위기 용량 1,000MW

와 1,400MW)는 IEA/NEA(2010)가 적용한 대미환율(1,102.5원/USD)

로 환산하면 2,349∼2,145USD/kW이다. 이는 해외 주요국가의 건설

단가에 비하여 상당히 낮은 수준이다. IEA/NEA(2010)가 제시한 해외

원전의 건설단가는 국내보다 적게는 1.4배에서 많게는 3배에 이르고

있다.

한수원의 자료28)에 따르면 이에 대한 원인으로 반복건설에 의한 학

습효과, 기존부지 인근에 건설하면서 기존 전력 인프라의 활용으로 인

한 경제적 이득과 국내 건설업의 노무비 및 제조업의 인건비가 낮은

것에서도 상당한 이유를 찾고 있다.

원전 건설 및 운영에 있어서 안정적인 국내 환경 역시 원전 건설비

가 해외에 비하여 낮은 요인으로 지목된다. 안정적인 전력판매와 적은

자본조달비용은 원전 건설에 대한 리스크를 대폭 완화하는 요인이다.

28) 경제성분과에서는 원전비용과 관련한 질문지를 작성하고 한수원으로부터 답변자료

를 받아 보고서를 작성하는데 참고하였다.


이 밖에도 노형 및 신기술 개발 시 설계조직의 전문화와 효율적인 설

계통합으로 기인하는 연구개발비용의 절감 효과가 있는 것으로 나타났

으며, 사업 일정, 예산, 그리고 품질보증에 대한 정부의 직간접적 관리,

상대적으로 안정된 집중형 투자 형태, 그리고 산업체간 긴밀한 협력으

로 인한 제작, 유지, 보수비용의 절감 효과가 있는 것으로 추정된다. 또

한 한국의 전력산업 특성상 정부 규제 하에 운영되며 자금조달이 쉬워

이자비용을 줄일 수 있다는 것도 건설비를 낮추는 효과가 있다.

위와 같은 요인에 의해 국내에 건설되는 발전소는 기술적 우위 및

경제적 장점이 있을 수 있다. 이러한 경향은 석탄화력발전 및 복합화

력발전과 같은 대용량 전력플랜트의 건설에서도 비슷한 경향을 찾아볼

수 있다. IEA/NEA(2010)에 따르면 해외의 미분탄연소(PCC: Pulverized

Coal Combustion) 타입의 석탄화력발전소 건설단가는 국내에 비해 최

대 2.8배에 이르는 것으로 나타났는데 이는 원자력발전의 경우와 비

슷하다. 마찬가지로 복합화력발전소의 경우도 해외의 가장 높은 건설

단가는 국내의 2.8배에 달하는 것으로 나타나 국내의 전력플랜트 건

설비가 전체적으로 낮은 수준임을 알 수 있다.

그러나 원전에 있어서 건설기간 단축과 부품 국산화의 추진으로 인

해 안전성을 저해하는 불량부품 납품과 시험성적서 조작 사건의 발생

은 사회적인 문제가 되고 있다. 따라서 낮은 건설비가 안전성에 미치

는 영향은 추가적인 연구의 필요가 있다.

나. 운전유지비

운전유지비는 발전소를 운영하는데 소요되는 비용 중 연료비를 제

외한 모든 비용을 말한다. 여기에는 인건비를 비롯하여 소모품 및 장

102

비, 외부지원 서비스, 감속재 및 냉각재 보충분, 원전사고 보험 등에

소요되는 모든 직․간접 비용이 포함된다. 관심의 대상인 원전사후처

리비 역시 운전유지비에 포함된다. 일반적으로 운전유지비는 정비기

간을 감안한 정상운전 상태에서의 발전량을 기초로 하여 산정하며, 고

정비적 요소와 변동비적 요소로 나눠진다.

운전유지비

인건비 급여 및 임금, 제수당, 퇴직급여, 잡급 등

수선유지비 설비경상보수비, 수선유지재료비, 용역비 등

경비광고선전비, 교육훈련비, 지역협력사업비, 보험료, 세금과공과금, 개발비 등

일반관리비 판매 및 관리비 등

방사성폐기물 관리비용

원전해체, 중저준위폐기물, 사용후핵연료처분비

<표 4-7> 운전유지비 구성요소

운전유지비를 구성하는 비용요소는 인건비, 수선유지비, 경비, 일반

관리비, 사후처리비 등 5가지로 분류할 수 있다.

인건비에는 급여 및 임금, 제수당, 퇴직급여, 잡급 등이 해당되며,

수선유지비에는 설비정비에 필요한 경상보수비, 수선유지재료비, 용역

비 등이 포함된다. 또한 발전소 운영에 필요한 광고·선전 및 교육훈련,

세금, 보험료, 지역협력사업비, 연구개발비용 등은 모두 경비에 해당

하며, 판매 및 관리비는 일반관리비로 분류한다. 원자력의 경우, 원전

해체 충당금과 사용후핵연료 및 폐기물 관리 비용과 같은 사후처리비

는 경비에 포함시키지 않고 별도 항목으로 관리한다.


한편, 회계상의 실적발전원가를 분석하는 경우와는 달리, 객관적인

경제성 평가를 위한 계획발전원가를 산정할 때는 법인세를 운전유지

비에서 분리하여 고정비에 따로 반영하는 것이 일반적이다.

또한 원자력연구개발기금은 발전량에 따라 정해진 금액을 납부하도

록 되어 있어 변동비의 특성을 띠고 있으므로, 고정비에 포함하지 않

고 변동비로 반영하기도 한다.

다. 연료비

원자력발전에 사용되는 핵연료는 그 제조 및 처리과정이 여러 개의

독립된 공정으로 이루어지는데 이 일련의 공정으로 이루어진 전체 과

정을 핵연료주기라고 한다. 원전의 연료비는 핵연료주기비(또는 핵연

료비)라고 부른다. 핵연료주기비는 비용 발생시점에 따라 선행 핵연료

주기비와 후행 핵연료주기비로 나눌 수 있다(한국원자력연구원 홈페

이지).

핵연료가 원자로에 장전되기까지 거치는 과정, 즉 정광, 변환, 농축,

성형가공 등에서 발생되는 비용을 선행 핵연료주기비라 하고 핵연료

가 원자로에서 연소된 후 인출되어 처리되는 과정, 즉 사용후핵연료

수송, 재처리, 처분 등에서 발생되는 비용을 후행 핵연료주기비라 한

다(한국원자력연구원 홈페이지).

후행 핵연료주기비는 사용후핵연료의 처리 방법에 따라 달라질 수

있는데 이러한 처리 방법에는 직접처분과 재처리가 있다. 사용후핵연

료 직접처분은 원자로에서 인출된 사용후핵연료를 부지내의 수조에서

저장하다가 중간저장시설을 경유한 후 캡슐화하여 심지층처분장에 영

구히 저장하는 방법이다. 사용후핵연료의 재처리는 원자로에서 인출

104

된 사용후핵연료를 부지내의 수조에서 저장한 후 중간저장시설을 거

쳐 재처리를 수행함으로써 재사용 가능한 플루토늄과 우라늄을 회수

하여 또 다른 핵연료를 만드는 데에 사용하는 리사이클링 방법을 말

한다(한국원자력연구원 홈페이지).

국내에서는 사용후핵연료의 관리방법에 대한 정책이 정립되지 않고

있으며 따라서 핵연료비에는 선행핵주기비만 반영되고 있다. 이후의

비용은 방사성폐기물관리비용으로 처리한다.

2012년도 비용평가위원회의 연료비 평가결과는 kWh당 3.98원이다.

핵주기별 비용의 비중은 우라늄 가격에 따라 다소의 변동이 있으나

대체로 정광 30%, 변환 5%, 농축 46%, 성형가공 19% 등으로 구성

된다.

라. 안전성 강화비용

후쿠시마 사고 이후 한수원은 건설원전 안전성 증진방안 33건을 반

영하였다. 이처럼 후쿠시마 이후 안전시설을 강화하면서 추가적인 비

용이 발생하였다. 한수원은 현재 건설 원전 3개 프로젝트(신고리 1,2,

신월성 1,2, 신고리 3,4호기)의 후쿠시마 후속조치로 예상되는 비용은

약 880억 원으로 프로젝트 당 평균 300억 내외이며, 이는 신규원전

총공사비 대비 0.4% 수준으로 전망하고 있다.

다음은 한수원에서 작성한 국가별 안전설비 보강비용에 관한 비교

표이다.


국가 기수안전설비 보강 비용

(후쿠시마 후속대책 비용)

호기당비용

투자기간 비용내역

한국 23 7조 5천억 원(1조 1천억 원)

3,260억 원(480억 원)

ʼ13 ~ ʼ18(ʼ11 ~ ʼ15)

- 후쿠시마 후속대책 56개 개선사항

- 기타 장기가동원전 주요설비 교체 등 안전설비 보강

미국 102 27조 원(4조2천억 원)29)

2,650억 원(400억 원) ʼ13 ~ ʼ18

- FLEX30) 설비 등 후쿠시마 후속대책

- 기타 NRC 기준에 따른 안전설비 보강

프랑스 58 14조4천억 원 2,500억 원 ~ ʼ18- 후쿠시마 후속대책 비용을 포함한 안전설비 보강

일본 50 17조5천억 원31) 3,500억 원 불명확- 일본 규제위원회 신안전기준에 따른 안전설비 보강

유럽 132 14조3천억~35조9천억 원32)

430억 원~2,860억 원

불명확- 스트레스 테스트 점검 결과에 따른 안전설비 보강

자료: 한수원.

<표 4-8> 국가별 안전설비 보강비용 비교

29) Nucleonics Week, 2013. 6, “Post-Fukushima modifications could cost US nuclear operators $3.6 billion”, Vol. 54 No 23, Platt사의 설문조사 결과를 토대로 인용

30) FLEX(Flexible Mitigation Capabilities) : 이동형 발전차량과 같이 설계기준 초과 사

고를 완화할 수 있는 다양하고 유연한 대응 방안으로 국내 후쿠시마 후속대책에도

포함되어 있음.31) Nucleonics Week, 2013. 4, “Japanese safety backfits may cost below $316 million

per unit: engineer” , Vol. 54 No 12, Platt사 보고서에서 Hitachi-Ge Nuclear Energy사 수석엔지니어 전망 인용

32) European Commission, 2012, The comprehensive risk and safety assessments (“stress test”) of nuclear power plants in the European Union and related activities

106

한수원은 2015년까지 후쿠시마 후속대책 개선사항을 반영하고, 장

기가동원전 주요설비 교체 등 안전설비 보강에 1.1조 원을 투입 중이

다. 이를 원자력 시설용량(20,716MW)으로 나누면 1MW당 5천3백만

원을 투자하는 것이고 이는 장기가동 원전의 주요설비 교체비용을 포

함하고 있다.

국가 단위비용(달러) 단위비용(원화) 비고(참고문헌)

프랑스 210천$/MW 243백만 원/MW 프랑스 공공기관 회계감사기관(CDC: Cour des Comptes) 2012년 보고서

일본 184천$/MW 213백만 원/MW 일본 총리실 산하 에너지환경회의 (エネルギー・環境会議) 2012년 보고서

주: 2010년 환율을 고려해 개별 국가의 화폐를 미국 달러와 한국 원화로 변환한 값 (2010년 1달러= 1,156원).

자료: 국회예산정책처, 2013, 해외 원자력발전 및 방사성폐기물처리 관련 규제의 사례연구

<표 4-9> 원자력 안전강화 관련 추가비용(2010년 기준가격)

후쿠시마 사고 이후 프랑스는 MW당 243백만 원, 일본은 213백만

원을 안전시설 강화비용에 투자하고 있는 것으로 나타났다. 프랑스 공

공기관 회계감사기관 보고서와 일본 에너지환경회의 보고서를 토대로

비교했을 때 한국의 후쿠시마 사고 후 안전대책 비용은 상대적으로

적은 것으로 나타났다. 한수원에서도 원전의 안전성 강화를 위해 해외

사례 등을 조사해 필요시 추가 반영항목을 도출할 예정이라고 밝히고

있다. 따라서 원전 안전성 논의에서 앞으로 추가되는 안전 강화비용이

해외 사례와 비교해 충분한지 여부에 대한 논의는 지속되어야 할 것

으로 보인다.


3. IEA의 균등화발전비용 계산

가. 주요전제

다음은 2010년에 발표된 IEA의 “Projected Cost of Generating

Electricity”의 내용을 정리한 것이다.

모든 대상전원의 경제성은 할인율이 5%와 10%에 대해 분석한다.

발전연료의 가격과 발열량은 IEA 에너지 통계와 OECD 국가 평균을

적용하였으며, 석탄의 발열량은 각 국가의 추정에 따른다.

· 무연탄(OECD 회원국): $90/ton

· 갈탄: 가격과 열함량은 각 국가의 추정치

· 천연가스(유럽 OECD 회원국): $10.3/MMBtu

· 천연가스(아시아 OECD 회원국): $11.7/MMBtu

예외적으로 무연탄이나 천연 가스가 대량으로 생산되는 국가의 경

우, 세계 시장의 가격과 국내 시장의 가격이 다르게 나타날 수 있다.

이러한 국가들 중 대표적인 국가로는 호주, 멕시코, 미국 등이 있다.

· 호 주: 무연탄($26.65/ton), 천연가스($8.00/ton)

· 멕시코: 무연탄($87.50/ton), 천연가스($7.87/ton)

· 미 국: 무연탄($47.60/ton), 천연가스($7.78/ton)

비 OECD 국가의 연료 가격은 다음과 같이 추정되었다.

108

· 브라질: 무연탄($33.09/ton), 천연가스($8.13/ton)

· 중 국: 무연탄($86.34/ton), 천연가스($4.78/ton)

· 러시아: 무연탄($78.00/ton), 천연가스($6.30/ton)

· 남아공: 무연탄($14.63/ton)

각 국가의 핵연료 주기비에 대한 데이터를 $/MWh의 형태로 재정

의한다.

· Front-end fuel cycle(선행핵주기): $7/MWh

· Back-end fuel cycle(후행핵주기): $2.33/MWh

이산화탄소의 비용은 모든 OECD 국가들에 대해 공통적으로 적용

한다.

· OECD 국가: $30/ton CO2

· 비 OECD 국가: 탄소가격 없음

발전소의 수명은 파력, 조력 발전소 20년, 풍력, 태양열 발전소 25

년, 가스화력 발전소 30년, 석탄 화력 발전소 40년, 원자력 발전소 60

년, 수력 발전소 80년이다.33)

33) 참고로 설비수명은 설계수명, 회계수명, 경제수명 등 세 가지로 분류할 수 있다. 설계수명은 기기제작 시 보장하는 기계적 수명을 말하며, 회계수명은 회계장부상 처리

하는 기간을 말한다. 경제수명은 발전설비를 경제적으로 운영 가능한 기간을 말한

다. 일반적으로 설비수명은 경제수명을 적용해야 하나, 경제수명을 임의로 규정하기

어려우므로 설계수명을 기준으로 한다.


발전소 수명이 다하게 되면 모든 기술에 대해 10년의 기간에 걸쳐

해체 비용이 발생하며, 이와 더불어 고철이나 탄소배출권 등으로부터

발생되는 양(+)의 잔존가치가 함께 발생한다.

그러나 잔존가치에 대한 데이터를 기록한 국가는 없으며, 이러한 경

우 이미 제출된 바 있는 국가적 기준에 따르며 해체비용의 경우, 이러

한 비용에 대한 데이터가 제출된 바 없는 국가는 다음의 기준을 따른다.

· 원자력: 건설비용의 15%

· 타전원: 건설비용의 5%

고정 운전유지비(fixed O&M cost)는 매년 할당된다.

예비비는 예측할 수 없는 기술이나 규제의 어려움으로부터 발생하

게 되며, 건설비용에 포함된다. 일반적으로 다음의 사항들이 적용된다.

· 핵에너지(프랑스, 일본, 한국, 미국 제외), 탄소포집·저장(CCS), 해

상풍력: 투자비의 15%

· 기타 다른 기술: 투자비의 ５％

구 분 제6차 전력수급기본계획(2013년)

원자력 40(60)년

계획 적용 수명을 적용하되 실제 수명은 사업자가 자율적으로 발전소 수명 판단

기 력(석탄, 석유)

30년

LNG복합 30년

내 연 25년

수력/양수 55년

<우리나라 발전원별 기준수명>

110

규모에 따른 발전소의 경제성은 고려하지 않는다.

건설기간의 비용배분은 국가별 자료에 따르며, 건설기간에 대해 국

가별 자료가 없을 경우 다음의 가정을 따른다.

· 수력을 제외한 재생에너지: 1년

· 가스 화력발전소: 2년

· 석탄 화력발전소: 4년

· 원자력발전소: 7년

표준 이용률은 모든 발전 기술(가스화력, 석탄화력, 원자력)이 기저

부하(baseload)에서 가동된다는 가정 아래 85%를 적용하며, 신재생

에너지의 경우 국가별로 특정한 이용률을 사용한다.

나. 발전원별 입력 자료

1) 원자력발전

12개의 OECD 회원국가, 3개의 비회원국가 및 3개의 산업 조직의

보고에서 기록된 20개의 경수로(17개 가압경수로, 2개 비등경수로, 1

개 개량형 경수로)를 대상으로 한다.

보고된 원자로 용량은 슬로바키아 954MW에서 네덜란드 1,650MW

까지의 범위이다.

새로운 원자력 발전소의 순건설비용(overnight cost)은 각 국가의 구

체적인 재정상황, 기술수준, 규제조건 등에 따라 매우 다양하며, 비용

의 범위는 최저 한국 $1,556/kW, 최고 스위스 $5,863/kW까지로서 표

준오차 $1,338/kW, 중앙값 $4,102/kW, 평균 $4,055/kW이다.


선행핵주기비의 일반적인 가정은 발전량 1MWh당 $7이며, 후행 핵

연료주기비는 직접처분(once-through fuel cycle) 및 재처리(closed fuel

cycle) 과정에 대해 모두 MWh당 $2.33을 적용한다.

평균 이용률은 일반적으로 85%를 적용한다. 단, 대용량 원자로

(600MW 이상)일 경우에는 평균 2%의 이용률을 더한다.

해체 비용은 해당국가에서 구체적으로 정해놓은 것이 없다면 순건

설비용의 15%를 적용한다.

2) 석탄화력발전

석탄화력발전소에 대한 데이터는 OECD 40개국 중 48개의 발전소

에 대한 정보이며, 저효율의 저임계(subcritical) 발전소 1개와 나머지

고효율 방식의 초임계(Supercritical, SC), 초초임계(Ultra Supercritical,

USC)로 이루어진다.

이 중 OECD국가의 SC와 USC 발전소 22개를 표본으로 한다. 열효

율은 호주의 갈탄 SC 발전소의 37%에서 독일, 네덜란드의 무연탄 발

전소 46%에 이른다.

OECD 국가 중 석탄발전소 순건설비용은 한국 $807/kW에서 일본

$2,719/kW의 범위이다(표준편차 $540/kW, 중앙값 $2,086/kW, 평균

값 $1,946/kW).

갈탄을 사용하는 OECD 국가의 경우, 순건설비용은 호주의 $1,802/kW

로부터 체코의 $3,485/kW의 범위이다(표준편차 532$/kW, 중앙값 $

2,383/kW, 평균값 $2,308/kW).

모든 석탄화력 발전소는 탄소포집(carbon capture)장치를 갖추고 있

으나, 비용정보나 그 효율에 대해서는 아직 불확실하다. 탄소포집장치

가 설치되어 있는 SC 발전소, USC 발전소는 그러한 시설이 없는 발

112

전소보다 30~39%의 범위, 평균적으로 온실가스 배출이 7%정도 낮은

것으로 나타난다.

OECD 국가 중 온실가스 감축범위를 준수하는 8개의 화력발전소의

순건설비용은 $3,223/kW에서 $5,811/kW에 이르며 표준편차는

$812/kW, 중앙값 $3,851/kW, 평균값 $4,036/kW이다.

3) 천연가스발전

최근 OECD 국가 중 80% 정도가 가스 연소 방식의 화력발전 방식

을 선호하고 있으며, 그 중 저자본, 고효율, 운영의 유연성, 온실가스

저배출 등의 특징을 가진 CCGT(combined cycle gas turbine) 기술은

OECD 국가뿐만 아니라 비OECD 국가에서도 매력적인 방식으로 채

택되고 있다.

14개국의 24개 천연가스 화력발전소를 표본으로 하였으며, 그 중

탄소포집(CC)시설이 갖춰져 있는 발전소는 2개이다.

CCGT 발전소의 순건설비용은 OECD 국가들에서도 매우 다양하게

나타나며, 그 중 탄소포집 기술이 없는 CCGT 발전소의 순건설비용은

최저 $635/MW(한국)에서 최고 $1,747/MW(호주)까지이다.

천연가스 화력발전에서 탄소포집장치의 역할은 석탄 화력발전보다

미미하지만 장기적으로 탈탄소(decarbonize) 발전을 위해 중요한 부분

이다.

CCGT 발전은 평균적으로 57%의 열효율을 가지며, 탄소포집장치가

설치된 2개 발전소의 경우 열효율은 각각 54%, 40%로 나타난다.

최근 미국 및 캐나다 등지에서 비전통가스(unconventional gas)인

셰일가스 개발과 관련된 프로젝트가 증가하고 있지만, 이러한 가스자


원을 이용한 발전에 있어서 균등화발전비용 결정은 여전히 불확실한

상태로 남아있다.

4) 신재생에너지

육상풍력의 순건설비용은 최소 $1,821/kW(프랑스)에서 최고 $3,716/kW

(스위스)이며, 이용률은 20~41%, 비용은 설비용량이 증가할수록 감소한

다. 이는 학습효과로 설명될 수 있다. 육상풍력에 대한 학습효과가 7%이

면, 투자비용은 2020년에 약 $1,400/kW까지 감소될 것으로 기대한다.

8개의 해상풍력 프로젝트에 기록된 순건설비용의 범위는 $2,540/kW

에서 $5,540/kW까지이며, 이용률은 34~43%이다. 9%의 학습효과가 주

어지면 2020년까지 $2,500~3,000/kW 까지 투자비용을 감소할 수 있을

것으로 예상된다.

태양광(solar PV)의 설비용량은 2kW(지붕에 설치)에서 20MW(넓은

지역에 설치)에 이르고, 이용률은 9.7%(네덜란드)에서 24.9%(프랑스)까

지이다. 순건설비용은 태양광 발전단지 건설에 대하여 최소 $3,067/kW

(캐나다)에서 최고 $7,381/kW(체코)에 이른다. 태양광 발전의 기술진보

율을 18%라고 가정한다면, 투자비용을 70%까지 감소시킬 수 있으며,

현재 $4,000-6,000/kW에서 2030년까지 최대 $1,200-1,800/kW으로 감소

시킬 수 있으리라 예상된다.

수력의 이용률은 29~80%이며, 건설비용은 $757/kW에서 최대 $19,330/kW

에 이른다.

지열(geothermal)의 3개 프로젝트를 종합하여 볼 때, 건설비용은 미

국에서 50MW의 프로젝트에 대해 $1,752/kW의 비용이 들었으며, 체

코에서는 5MW의 프로젝트에 대해 $12,887/kW의 비용이 소요된다.

114

다. 발전원별, 국가별 균등화발전원가

원자력 발전소의 경우 발전비용이 가장 높게 나타나는 나라는

OECD국가의 경우 스위스, 헝가리, 체코 등의 순으로 나타나고 비

OECD국가에서는 브라질이 비교적 높게 나타나고 있다. 할인율 10%

일 때 PWR의 발전비용이 높게 나타난다.

석탄 화력발전소는 체코, 슬로바키아, 독일, 일본 등에서 발전비용

이 높게 나타나며, 체코는 Br FBCw/BioM & CC(S) 기술 적용 시,

$152.27/MWh로 가장 높게 나타났다.

천연가스 발전소는 독일, 일본, 미국, 스위스 등의 순으로 발전비용

이 높았으며, 독일은 가스터빈 방식의 기술일 때, 할인율 10%에서

$122.61/MWh로 나타났다.

신재생에너지 발전소의 경우 네덜란드, 이탈리아, 체코, 독일 등 주

로 태양열 PV 발전 방식에서 발전비용이 높게 나타나며, 가장 높은

나라는 네덜란드의 $934.63/MWh이다.

수력은 할인율을 5%로 설정하였을 때 발전비용이 최소 $11.49 /MWh

(중국), 최대 $231.63/MWh(체코)로 나타나고, 할인율을 10%로 설정하

였을 때는 최소 $23.28/MWh(중국), 최대 $459.32/MWh(체코)이다.

국가별 전원별 균등화비용 평가결과는 동일 타입의 전원이라 할지

라도 국가별로 큰 편차를 보이고 있다는 것이다. 특히, 원자력의 경우

건설비 등 고정비의 비중이 막대하여 할인율에 따라 비용의 증감이

크게 나타나고 있다. 일부 국가에서는 할인율 전제가 5%에서 10%로

변경될 경우 원전 발전비용이 거의 2배로 상승하기도 한다. 석탄, 가

스발전에서는 이러한 현상이 발생하지 않는다. 이는 건설비의 비중이

원자력에 비해 낮기 때문이다.


국가 기술

순용량건설비용

투자비용 해체비용 fuel cycle비용

O&M비용

LGC

MWe $/kW 5% 10% 5% 10% 5% 10%

$/kW $/MWh $/MWh

벨기에 EPR-1600 1600 5383 6185 7117 0.23 0.02 9.33 7.20 61.06 109.14

체코 PWR 1150 5858 6392 6971 0.22 0.02 9.33 14.74 69.74 115.06

프랑스 EPR 1630 3860 4483 5219 0.05 0.005 9.33 16.00 56.42 92.38

독일 PWR 1600 4102 4599 5022 0.00 0.00 9.33 8.80 49.97 82.64

헝가리 PWR 1120 5198 5632 6113 1.77 2.18 8.77 29.79/29.84 81.65 121.62

일본 ABWR 1330 3009 3430 3940 0.13 0.01 9.33 16.50 49.71 76.46

한국OPR-1000 954 1876 2098 2340 0.09 0.01 7.90 10.42 32.93 48.38

APR-1400 1343 1556 1751 1964 0.07 0.01 7.90 8.95 29.05 42.09

네덜란드 PWR 1650 5105 5709 6383 0.20 0.02 9.33 13.71 62.76 105.06

슬로바키아VVER 440

/V213954 4261 4874 5580 0.16 0.02 9.22 19.35/16.89 62.59 97.92

스위스PWR 1600 5863 6988 8334 0.29 0.03 9.33 19.84 78.24 136.50

PWR 1530 3681 4327 5098 0.16 0.01 9.33 15.40 54.85 90.23

미국Advanced Gen Ⅲ+

1350 3382 3814 4296 0.13 0.01 9.33 12.87 48.73 77.39

비 OECD 국가

브라질 PWR 1405 3798 4703 5813 0.84 0.84 11.64 15.54 65.29 105.29

중국

CPR-1000 1000 1763 1946 2145 0.08 0.01 9.33 7.10 29.99 44.00

CPR-1000 1000 1748 1931 2128 0.08 0.01 9.33 7.04 29.82 43.72

AP-1000 1250 2302 2542 2802 0.10 0.01 9.33 9.28 36.31 54.61

러시아 VVER-1150 1070 2933 3238 3574 0.00 0.00 4.00 16.74/16.94 43.49 68.15

Industry contribution

EPRI APWR, ABWR 1400 2970 3319 3714 0.12 0.01 9.33 15.80 48.23 72.87

Eure-lectric EPR-1600 1600 4724 5575 6592 0.19 0.02 9.33 11.80 59.93 105.84

자료: IEA(2010).

<표 4-10> 원자력 발전

116

국가 기술

순용량효율성건설비용

투자비용 해체비용Fuel cycle비용

탄소비용

O&M비용

LGC

MWe % $/kW5% 10% 5% 10% 5% 10%

$/kW $/MWh $/MWh

벨기에

Black SC 750 45 2539 2761 3000 0.10 0.02 28.80 23.59 8.73 82.32 100.43

Black SC 1100 45 2534 2756 2994 00.1 0.02 28.80 23.59 8.39 81.94 100.01

Brown PCC 600 43 3485 3989 4561 0.14 0.03 18.39 25.11 8.53 84.54 114.12

Brown FBC 300 42 3485 3995 4572 0.14 0.03 18.83 25.71 8.86 85.94 115.64

Brown IGCC 400 45 4671 5360 6146 0.18 0.04 17.57 23.40 10.35 93.53 133.24

체코

Brown FBCw/Biomass 300 42 3690 4225 4830 0.15 0.03 27.11 23.13 9.15 93.71 125.01

Brown PCCw/CC(S) 510 38 5812 6565 7417 0.22 0.05 20.81 1.41 13.43 88.69 136.12

Brown FBCw/CC(S) 255 37 6076 6872 7768 0.23 0.05 21.37 1.44 14.69 92.89 142.57

Brown IGCCw/CC(S) 360 43 6268 7148 8148 0.23 0.05 18.52 1.17 12.26 88.29 140.64

Br FBCwBioM &

CC(S)255 37 6076 6872 7768 0.23 0.05 30.78 1.44 14.98 102.59 152.27

독일

Black PCC 800 46 1904 2131 2381 0.08 0.02 28.17 22.07 12.67 79.26 94.10

Black PCCw/CC(S) 740 38 3223 3566 3946 0.12 0.03 34.56 3.25 20.11 85.28 109.61

Brown PCC 1050 45 2197 2459 2747 0.09 0.02 11.27 26.12 14.04 70.29 87.41

Brown PCCw/CC(S) 970 37 3516 3890 4304 0.13 0.03 13.70 3.81 20.70 68.06 94.60

일본 Black 800 41 2719 2935 3166 0.11 0.02 31.61 23.88 10.06 88.08 107.03

한국Black PCC 767 41 895 978 1065 0.04 0.01 31.53 24.04 4.25 68.41 74.25

Black PCC 961 42 87 881 960 0.03 0.01 30.78 23.50 3.84 65.86 71.12

멕시코 Black PCC 1312 40 1961 2316 2722 0.08 0.02 26.71 23.40 6.51 74.39 92.27

네덜란드Black USC

PCC 780 46 2171 2389 2756 0.09 0.02 28.75 22.23 3.97 73.29 91.06

슬로바키아Brown SC

FBC 300 40 2762 3092 3462 0.11 0.02 60.16 27.27 8.86 120.01 141.64

미국

Black PCC 600 39 2108 2310 2526 0.08 0.02 19.60 26.40 8.76 72.49 87.85

Black IGCC 550 39 2433 2666 2916 0.10 0.02 19.63 26.40 8.37 74.87 92.61

Black IGCCw/CC(S) 380 32 3569 3905 4263 0.14 0.03 24.15 2.61 11.31 68.04 93.92

<표 4-11> 석탄 발전


국가 기술

순용량 효율성건설비용

투자비용 해체비용 Fuel cycle비용

탄소비용

O&M비용

LGC

MWe % $/kW5% 10% 5% 10% 5% 10%

$/kW $/MWh $/MWh

비 OECD 국가

브라질 Brown PCC 446 30 1300 1400 1504 0.00 0.00 15.39 0.00 37.89/43.93 63.98 79.02

중국

Black USC PCC 932 46 656 689 723 0.03 0.01 23.06 0.00 1.64 29.99 34.17

Black SC 1119 46 602 632 663 0.03 0.01 23.06 0.00 1.51 29.42 33.26

Black SC 559 46 672 705 740 0.03 0.01 23.06 0.00 1.68 30.16 34.43

러시아

Black USC PCC 627 47 2362 2496 2637 0.00 0.00 20.41 0.00 10.96 50.44 65.91

Black USC PCCw/CC(S) 541 37 4864 5123 5396 0.00 0.00 26.10 0.00 21.58 86.82 118.34

Black SC PCC 314 42 2198 2323 2454 0.00 0.00 22.83 0.00 10.20 50.77 65.15

남아공 Black SC PCC 794 39 2104 2584 3172 0.00 0.00 7.59 0.00 4.87 32.19 53.99


EPRI Black SC PCC 750 41 2086 2332 2599 0.08 0.02 18.04 25.89 9.70 71.52 87.68

ESAA

Black SC AC 690 39 2006 2151 2305 0.06 0.01 9.75 25.17 4.78 56.20 69.90

Black SC WC 697 41 1958 2100 2250 0.06 0.01 9.25 23.88 4.74 53.97 67.34

Black USC AC 555 41 2173 2331 2498 0.06 0.01 9.25 23.88 5.69 56.69 71.54

Black USC WC 561 43 2114 2267 2429 0.06 0.01 8.80 22.71 5.64 54.53 68.97

Black USC AC 90% CC(S) 434 31 3919 4203 4504 0.10 0.02 12.38 3.19 11.10 58.87 85.66

Black USC WC 90% CC(S) 439 33 3775 4049 4338 0.10 0.02 11.61 3.00 10.98 56.62 82.42

Black IGCCw/85% CC(S) 523 37 4194 4508 4839 0.08 0.02 10.31 3.99 11.94 60.76 89.62

Brown SC AC 686 31 2206 2366 2535 0.07 0.02 8.49 32.16 5.36 64.15 79.22

Brown SC WC 694 33 2153 2310 2475 0.07 0.02 8.10 30.69 5.31 61.81 76.52

Brown USC AC 552 33 2374 2546 2728 0.08 0.02 7.98 30.23 6.41 64.15 80.36

Brown USC WC 558 35 2321 2539 2773 0.08 0.02 7.51 28.43 6.35 61.76 78.63

Brown UUSC AC 90% CC(S) 416 25 4087 4383 4696 0.12 0.03 10.63 4.03 13.93 62.19 90.11

Brown USC WC 90% CC(S) 421 27 3900 4184 4482 0.12 0.03 9.81 3.71 13.79 59.39 86.03

Eurelectric

Black Coal 760 45 1952 2205 2489 0.08 0.02 28.80 23.59 5.11 74.43 90.11

Brown Coal 760 43 2102 2375 2680 0.09 0.02 13.63 25.37 5.51 62.73 79.61

Black USCw/90%CC(S) 760 39 3464 3897 4380 0.14 0.03 33.23 2.72 8.66 74.51 102.00

자료: IEA(2010).

118

국가 기술

순용량 효율성건설비용

투자비용 해체비용 Fuel 비용

탄소비용

O&M비용

LGC

MWe % $/kW5% 10% 5% 10% 5% 10%

$/kW $/MWh $/MWh $/MWh

벨기에

Single Shaft CCGT 850 58 1249 1366 1493 0.09 0.03 61.12 10.54 6.33 89.71 98.29

CCGT 400 55 1099 1209 1328 0.08 0.03 63.89 11.02 6.56 91.86 99.54

CCGT 420 57 1069 1130 1193 0.08 0.03 61.65 10.63 4.06 86.05 92.57

CCGT 420 57 1245 1316 1390 0.09 0.03 61.65 10.63 5.71 89.31 96.90

체코

CCGT 430 57 1573 1793 2043 0.12 0.04 61.65 10.23 3.73 91.92 104.48

CCGTw/CC(S) 387 54 2611 2925 3276 0.118 0.06 65.08 0.54 6.22 98.21 117.90

독일CCGT 800 60 1025 1147 1282 0.08 0.02 58.57 10.08 6.73 85.23 92.81

Gas turbine 150 38 520 582 650 0.04 0.01 92.48 15.92 5.38 118.77 122.61

이탈리아 CCGT 800 55 769 818 872 0.06 0.02 63.89 11.25 4.67 86.85 91.44

일본 CCGT 1600 55 1549 1863 2234 0.12 0.04 72.58 11.02 5.55 105.14 119.53

한국 LNG CCGT 495 57 643 678 713 0.05 0.02 69.79 10.42 4.79 90.82 94.70

멕시코 LNG CCGT 692 57 635 669 704 0.05 0.02 69.54 10.38 4.12 89.80 93.63

네덜란드 CCGT 446 49 982 1105 1240 0.07 0.02 58.03 12.21 4.53/4.74 84.26 91.85

스위스 CCGT 870 59 1025 1076 1127 0.05 0.02 59.56 10.27 1.32 80.40 86.48

미국

CCGT 395 58 1622 1776 1942 0.13 0.04 60.59 10.35 7.83 94.04 105.19

CCGT 400 54 969 1039 1113 0.07 0.02 49.27 14.74 3.61 76.56 82.76

AGT 230 40 649 668 687 0.05 0.02 66.52 14.74 4.48 91.48 95.08

CCGTw/CC(S) 400 40 1928 2065 2207 0.13 0.04 67.01 1.47 5.69 91.90 104.19

비 OECD 국가

브라질 CCGT 210 48 1419 1636 1880 0.00 0.00 57.79 0.00 5.40 83.85 94.84

중국CCGT 1358 58 538 565 593 0.04 0.01 28.14 0.00 2.81 35.81 39.01

CCGT 1358 58 583 612 642 0.05 0.01 28.14 0.00 3.04 36.44 39.91

러시아 CCGT 392 55 1237 1296 1357 0.00 0.00 39.14 0.00 7.55 57.75 65.13


EPRI CCGT 798 48 727 795 835 0.04 0.01 55.78 12.73 3.39 78.72 83.25

ESAA

CCGT AC 480 56 1678 1749 1821 0.11 0.04 41.25 9.98 3.64 69.89 79.64

CCGT WC 490 58 1594 1661 1730 0.00 0.00 39.68 9.60 6.58 67.03 76.36

CCGT AC 297 43 742 761 779 0.00 0.00 52.87 12.80 7.67 79.82 83.91

Eurelectric CCGT 388 58 1201 1292 1387 0.09 0.03 60.59 10.45 3.93 86.08 93.84

자료: IEA(2010).

<표 4-12> 천연가스 화력발전


국가 기술순용량이용률

건설비용

투자비용 해체비용Fuel cycle비용

O&M비용

LGC

MWe % $/kW 5% 10% 5% 10% 5% 10%$/kW $/MWh $/MWh $/MWh

오스트리아 Small hydro 2 59 4254 4605 4767 0.00 0.34 0.00 4.25 48.62 92.58

벨기에onshore wind 6 29 2615 2679 2742 0.81 0.31 0.00 20.54 95.65 136.23

2 26 2461 2522 2581 0.84 0.33 0.00 26.03 104.43 146.78offshore

wind 3.6 37 6083 6233 6380 1.32 0.51 0.00 54.09 188.21 260.80

캐나다

onshore wind 99 30 2745 2813 2879 03.77 0.30 0.00 24.53/23.85 99.42 139.23

offshorewind 400 37 4498 4715 4937 1.02 0.39 0.00 35.50/

34.55 137.26 194.93

Solar PV(park) 10 13 3374 3457 3538 2.18 0.84 0.00 14.98/14.49 227.37 341.72

Solar PV(산업용) 1 13 4358 4465 4571 2.81 1.09 0.00 13.69/

13.29 288.02 435.96

Solar PV(상업용) 0.1 13 6335 6492 6645 4.09 1.58 0.00 11.16/

10.83 409.96 625.29

Solar PV(주거용) 0.005 13 7310 7490 7667 4.72 1.82 0.00 10.14/

9.84 470.30 718.83

체코

onshore wind 15 25 3280 3502 3731 1.15 0.45 0.00 21.92 145.85 219.18Large hydro 10 60 19330 21302 26448 0.13 0.01 0.00 6.39 231.63 459.32

Small hydro 5 60 11598 12918 14374 0.08 0.00 0.00 6.97 156.05 299.11

Solar PV 1 20 7381 7958 8558 3.25 1.25 0.00 29.95 392.88 611.26Geothermal 5 70 12887 14176 15590 1.27 0.55 0.00 19.02 164.78 269.93

프랑스

onshore wind 3 23 1934 1977 2019 0.00 0.00 0.00 20.59 90.20 121.57offshore

wind 300 43 4893 4982 5070 0.00 0.00 0.00 32.35 143.69 194.74

Solar PV 0.5 11 3267 3340 3411 1.53 0.59 0.00 80.97 286.62 388.14Biogas 0.002 11 3779 3864 3947 0.40 0.18 0.00 41.18 79.67 95.47

독일


wind 300 43 4893 4982 5070 0.91 0.35 0.00 46.26 137.94 186.76

Solar PV(open space) 0.5 11 3267 3340 3411 2.71 1.05 0.00 52.85 304.59 439.77

Solar PV(Roof) 0.002 11 3779 3864 3947 3.14 1.21 0.00 61.05 352.31 508.81

이탈리아onshore wind 50 22 2637 2766 3349 1.02 0.39 0.00 42.78 145.50 229.97

Solar PV 6 16 6592 6917 7247 3.67 1.42 0.00 53.94 410.36 615.98

일본Large hydro 19 45 8394 9237 10141 0.08 0.00 0.00 36.11 152.88 281.51

네덜란드


wind 5 41 5727 5996 6268 1.13 0.44 0.00 10.63 128.72 196.53

Solar PV(산업용) 0.03 10 5153 5280 5404 4.67 1.80 0.00 5.16 469.93 704.78

Solar PV(주거용) 0.0035 10 6752 6919 7082 6.12 2.36 0.00 57.13 626.87 934.63

Solid BioM& BioG 11 85 7431 7614 7793 1.11 0.51 74.82 4.49 160.50 197.04

Solid Biomass 20 85 5153 5280 5404 0.77 0.35 69.06 4.52 129.88 155.21

스웨덴Large hydro 70 40 3414 3848 4334 0.04 0.00 0.00 15.17 74.09 139.69

Wave 1000 35 3186 3592 4045 1.16 0.53 0.00 75.86 168.75 224.15

<표 4-13> 신재생에너지 발전

120

국가 기술

순용량

이용률

건설비용 투자비용 해체비용 Fuel

cycle비용

O&M비용

LGC

MWe % $/kW 5% 10% 5% 10% 5% 10%$/kW $/MWh $/MWh $/MWh

비 OECD 국가

스위스onshore wind 6 23 3716 38085 3898 1.48 0.57 0.00 30.55 162.90 234.32

Small hydro 0.3 50 4001 4498 5052 0.67 0.03 0.00 59.73 111.53 169.79

미국


wind 300 43 3953 4169 4394 0.75 0.29 0.00 23.63 101.02 146.44Solar PV 5 24 6182 6365 6545 0.11 0.04 0.00 5.71 215.45 332.78

Solar thermal 100 24 5141 5518 5913 1.85 0.71 0.00 27.59 211.18 323.71Solid

Biomass 80 87 3830 4185 4564 0.14 0.03 6.73 15.66 53.77 80.82Biogas 30 90 2604 2795 2995 0.18 0.06 0.00 24.84 47.53 63.32

Geothermal 50 87 1752 1892 2041 0.15 0.06 0.00 18.21 32.48 46.76

브라질

Large hydro

800 55 1356 1471 1595 0.00 0.00 0.00 2.31/2.42 18.70 34.30

300 55 1199 1361 1538 0.00 0.00 0.00 2.31/2.42 17.41 33.13

15 55 2408 2529 2651 0.00 0.00 0.00 5.20/5.80 38.53 61.46

Biomass(Woodchip) 10 85 2732 3077 3456 0.00 0.00 19.13 26.25.

31.49 77.73 102.60

중국

onshore wind200 27 1223 1253 1283 -1.26 -0.48 0.00 15.51 50.95 72.0150 27 1541 1579 1616 -1.58 -0.61 0.00 19.54 64.18 90.70335 22 1627 1667 1707 -2.05 -0.79 0.00 25.33 83.19 117.5530 20 1583 1622 1660 -2.19 -0.85 0.00 27.11 89.02 125.80

Large hydro

18134 53 1583 1792 2027 0.014 0.005 0.00 9.85 29.09 51.56277 34 757 857 969 0.010 0.000 0.00 2.54 16.87 33.574783 57 896 1014 1147 0.007 0.0003 0.00 1.37 11.49 23.28

Solar PV20 21 2878 2949 3019 -3.80 -1.47 0.00 15.65 122.86 186.5410 18 3742 3834 3924 -5.76 -2.22 0.00 23.73 186.33 282.9210 21 2921 2993 3064 -3.85 -1.49 0.00 15.88 124.70 189.3410 18 3598 3686 3773 -5.54 -2.14 0.00 22.82 179.16 272.04

러시아 onshore wind 100 32 1901 1939 1977 0.00 0.00 0.00 15.43 63.39 89.60Industry contribution

EPRIonshore wind 100 33 1845 1975 2108 0.49 0.19 0.00 13.35 61.87 91.31

Solar thermal 80 34 4347 4653 4967 1.11 0.43 0.00 26.86 136.16 202.45

ESAA

onshore wind 149 30 2349 2452 2557 0.86 0.33 0.00 11.41 76.89 113.95Geothermal 500 85 3901 4445 4820 0.06 0.01 0.00 5.47 39.48 68.60

Wave 50 56 6354 7079 7867 1.44 0.66 0.00 27.87 171.91 241.87Tidal 304 30 261 2823 3207 1.10 0.51 0.00 185.02/

187.50 286.53 347.90

Eurele-ctric

Windonshore 100 21 1952 2000 2047 0.86 0.33 0.00 34.91 112.71 154.71offshore

wind(close) 100 37 3464 3550 3633 0.81 0.31 0.00 43.30 120.93 162.89offshorewind(far) 100 43 4409 4518 4624 0.87 0.34 0.00 53.97 137.17 182.13

Large hydro(river) 1000 80 3603 4174 4834 0.02 0.00 0.00 5.02 34.74 70.89

Large hydro(far) 1000 29 2703 3130 3625 0.04 0.002 0.00 10.55 72.95 148.88Solar PV 1 23 6006 6154 6299 2.37 0.92 0.00 29.30 244.73 361.03

Solarthermal 1 32 5255 5385 5512 1.48 0.57 0.00 36.62 171.27 243.96

자료: IEA(2010).


할인율 5%에서 발전비용은 아시아 일부국가를 제외하고는 일반적

으로 원자력, 석탄, 가스의 순으로 낮게 나타난다. 그러나 할인율이

10%로 높아지면 몇몇 국가에서는 발전원의 경제성이 역전되는 현상

이 발생하기도 한다. 다만 각 국가의 에너지(전원) 구성 결정에 있어

서 발전비용이 결정적 변수가 될 수는 없다.

4. 전원별 균등화 비용 평가

가. 원전 사후처리비 재산정 이전

<표 4-14>은 균등화 발전원가 산정기법을 이용하여 계산한 전원별,

이용률별 발전비용이다. 입력 경제․기술변수는 제6차 전력계획의 입

력 자료를 이용한 것이다.

<표 4-14>에서 음영 처리된 칼럼은 좌측의 이용률대에서 가장 발전

원가가 낮은 전원이다. 이용률 40%대 까지는 유연탄 1000MW의 발

전비용이 가장 낮고 이용률 50% 이상에서는 원자력 1500MW의 발전

비용이 가장 낮다. LNG 발전의 경우 연료비 단가가 104.2원/kWh에

달하여 이용률 20%대에서 유연탄보다, 이용률 30%대에서 원자력보

다 발전비용이 높아진다. 이는 전원구성 측면에서 적정수준 이상의 가

스발전을 보유할 경우 신규 원자력 내지 유연탄발전소를 건설하여 기

존 가스발전을 대체하는 것이 오히려 경제적인 대안이 됨을 의미한다.

원자력 1500MW는 비교대상 전원 중 원자력 1400MW에 비해서도

발전비용이 낮게 평가되어 원전 규모의 경제가 여전히 존재하며, 가장

유력한 후보전원임을 알 수 있다.

균등화 발전원가 분석기법은 입력전제의 변화에 따른 전원의 경제

122

성 변화를 쉽게 파악할 수 있다는 장점으로 활용범위가 넓다. 즉, 연

료비의 변동성 또는 환경정책의 변화에 의한 추가비용의 부담, 건설비

용의 증감 등에 대해 다양한 시나리오를 형성하고 그 결과를 즉시 파

악할 수 있다.

이용률(%) N1000 N1400 N1500 C500 C800 C1000 L800

10 394.87 349.17 344.19 236.77 227.54 216.67 227.06

20 199.24 176.42 173.94 140.25 135.94 128.48 165.64

30 134.03 118.84 117.19 108.08 105.41 99.08 145.16

40 101.42 90.05 88.81 92.00 90.15 84.38 134.92

50 81.86 72.77 71.79 82.34 80.99 75.56 128.78

60 68.81 61.26 60.44 75.91 74.88 69.68 124.69

70 59.50 53.03 52.33 71.31 70.52 65.48 121.76

80 52.51 46.86 46.25 67.87 67.25 62.33 119.57

90 47.08 42.06 41.52 65.19 64.71 59.88 117.86

100 42.73 38.22 37.74 63.04 62.67 57.92 116.50

<표 4-14> 이용률별 발전원가(사후처리비 조정 전)

(단위: 원/kWh)

나. 원전 사후처리비 재산정 이후

원전 사후처리비는 사용후핵연료 처분비용, 중·저준위 방폐물 관리

비용, 원전 해체비용을 포함한다. 이 비용은 방사성폐기물관리법 제19

조에 의해 ‘비용산정위원회’를 구성하여 매 2년 마다 재산정된다. 지

난 2008년과 2010년에도 동 위원회를 구성하여 원전 사후처리비에

대한 적정성을 검토한 바 있다. 2012년에는 9월부터 한수원, 한국동


위원소협회 등의 이해관계자와 금융, 재무, 회계전문가로 위원회를 구

성하고 검토 작업을 시작하여 동년 12월말 최종 확정하였다.

2012년의 동 위원회에서는 최근의 원전운영 현황, 경제 금융환경

변화 및 기술발전 등의 환경변화를 고려하여 원전사후처리비용을 대

폭 현실화했다. 비용의 재산정은 비용추정을 위해 해외사례를 참조하

고 분석한 연구용역 등을 바탕으로 가상의 관리계획을 산출한 것이며

향후 사용후핵연료 공론화, 중장기 원전해체전략 수립 등 후속 정책

수립 시 지속적으로 관련 비용을 재산정하는 것으로 결정했다34). 비

용항목별 자세한 내용은 다음과 같다.

1) 사용후핵연료 관리부담금

사용후핵연료는 고준위 방사성폐기물로서 처분에 많은 비용이 소요

될 것으로 추정된다. 각국은 고준위 방사성폐기물 처분에 고심하고 있

으며, 전 세계적으로 영구처분장을 가진 국가는 아직 없는 실정이다.

국내에서는 사용후핵연료에 대하여 중간저장 후 재처리를 통한 원전

연료로서 재활용 방법과 영구처분방식 중 선택안을 놓고 정책이 결정

되지 않은 상황이다. 2013년부터 사용후핵연료 처분방안을 가지고 공

론화가 진행되고 있다.

현재는 각 원자력발전소의 사용후핵연료 발생량에 대하여 원전사업

자인 한수원이 원전에서 사용후핵연료를 인출할 때 방폐기금으로 사

용후핵연료 관리부담금을 납부하고 있다. 부담금의 부과방식은 중간

저장시설 및 최종 처분시설 등 총 사업비 추정 후 다발당 부과하는 방

식이다.

34) 지식경제부, 방사성폐기물관리비용산정 최종보고서, 2012.12

124

기존 부담금의 규모는 제1차 전력수급기본계획(원전 28기, 발생량 3

만4천 톤)에 따라 사용후핵연료 관리사업비를 28조원(ʼ12년 환산치)으

로 산정하였으나, 물가상승률, 중간저장용기의 금속 사용 추세, 제5차

전력수급기본계획(원전 34기, 발생량 4만 7천 톤)의 원전 운영계획 및

비용추정을 위한 연구용역35)* 결과를 바탕으로 사용후핵연료 관리사

업비를 53조원으로 대폭 확대하였다. 따라서 2013년부터 사용후핵연

료 관리부담금은 다음과 같이 적용된다.

경수로 : 다발당 2.93억원 → 3.19억원

중수로 : 다발당 414만원 → 1,320만원

2) 중 저준위 방폐물 관리비용

방폐물발생자인 한수원 등이 경주 방폐장으로 방폐물 반입 시, 관리

비용을 납부하고 있다. 관리비용의 부과방식은 경주 방폐장 건설비(1

단계: 1조 5,228억 원), 운영비 및 이자비용 등을 반영하여 드럼당(200

리터 기준) 부과한다.

개정안은 경주에 건설 중인 중 저준위 방폐장(ʼ14.6월 준공예정)의

건설비용 재원에 대한 이자비용을 추가로 반영하여, 다음과 같이 인상

했다.

드럼당 관리비용 : 736만원 → 1,193만원

35) 한국전력기술(‘12.3월~9월): 사용후핵연료의 재처리는 고려하지 않았으며, 중간저장

시설 사업비는 미국 전력연구원(EPRI)의 비용산출보고서를 참조하고, 최종 처분시

설 사업비는 핀란드 POSIVA社의 비용자료를 참조하였다.


3) 원전해체비용

국내 원전과 유사한 해외사례36)를 참조하여 호기당 3,989억 원

(2012년 환산치)을 원전사업자인 한수원이 매년 충당금으로 자체 적

립중이다. 2012년 11월까지 5조 5,911억 원이 적립되었다.

개정안에서는 그 동안의 물가상승률과 해체 시 발생하는(호기당

18,850드럼) 중저준위 폐기물 관리비용 상승분을 반영하고, 새로이

15%의 예비비 항목37)을 신설하여 세계 평균비용38)에 근접하도록 대

폭 상향 조정했다.

호기당 폐로비용 : 3,989억 원 → 6,546억 원

이 같은 사후처리비 조정으로 원자력 판매단가 41.87원/kWh의

13.23%를 차지하는 원전사후처리비용 5.54원/kWh은 9.67원/kWh로

약 4.13원, 74% 인상될 것으로 예상된다. 그러나 이러한 원전사후처

리비용 상승에도 불구하고 석탄, 가스 등 다른 전원에 비해서도 경제

성이 유지될 것으로 예상된다.

사후처리비 조정으로 1400MW급 원자력 균등화 발전비용의 변화를

살펴보자. 다음은 kWh당 배분된 2009년도 사후처리비 현황이다.

2012년 말 이전까지 중저준위처분의 조정이 있었지만 사후처리비 비

중이 유지되는 것으로 가정한다. 철거비의 비중은 33.9%, 사용후연료

처분비 62.2%로 사후처리비의 대부분을 차지한다. 2012년 원전사후

36) 국내 주력원전과 규모와 노형이 유사한 스웨덴 원전(920MWe 경수로)의 해체비용

평가자료를 반영하되, 즉시해체 대신 10년의 해체 준비기간을 가정하였다. 37) OECD/NEA(2010) : 프랑스 벨기에(15%), 미국(25%), 스웨덴(6%) 등38) 프랑스 감사원(’12.1월, 억원) : 미국(7,800), 프랑스(4,856), 일본(9,590), 스웨덴(2,414) 등

126

처리비 5.54원/kWh는 분해되고, 2012년 말의 재조정 이후 이용률

90%를 전제한 사후처리비는 다음과 같이 상승하게 된다.

폐로비용 : 1.88원/kWh → 3.08원/kWh

고준위폐기물 처분비용 : 3.45원/kWh → 3.75원/kWh

중저준위폐기물 처분비용 : 0.22원/kWh → 0.35원/kWh

구분 철거비 사용후연료 처분비 중저준위 처분비 합계

원/kWh 1.74 3.18 0.2 5.12

비중(%) 33.9 62.2 3.9 100

<표 4-15> 원전 사후처리비(2009년도)

조정된 사후처리비 합계는 1.64원/kWh, 30%가 증가한 7.18원/kWh

가 된다. 연간으로는 181.4억 원, 월간으로 15.1억, kW·월 단위로는

1.08천원으로 계산된다.

사후처리비 조정 결과를 반영한 균등화 발전원가는 다음과 같으며

원자력발전원가는 kWh당 1.5∼2.0원이 상승하여 석탄, 가스 등의 전

원과 비교할 때 여전히 경쟁력을 유지하는 것으로 분석되었다.

원전의 경쟁력에 더 큰 영향을 미치는 요인은 안전성의 강조와 정

기보수 기간의 장기화에 따른 이용률 저하에 있다. 원전의 정비기간이

장기화되고 원전의 이용률이 80% 수준으로 감소하게 되면 원전 발전

비용은 kWh당 약 5원 정도가 상승하게 된다. 만일 석탄발전소의 이

용률은 90% 이상으로 유지되는 가운데 원전 이용률이 감소하게 되고,

석탄가격이 하락하게 되면 발전단가의 격차는 더욱 축소하게 되어 기

저전원으로서 원자력과 석탄의 경쟁은 치열해질 것으로 판단된다.


이용률(%) N1000 N1400 N1500 C500 C800 C1000 L800

10 410.38 364.59 359.61 236.77 227.54 216.67 227.06

20 206.99 184.13 181.65 140.25 135.94 128.48 165.64

30 139.20 123.98 122.33 108.08 105.41 99.08 145.16

40 105.30 93.90 92.67 92.00 90.15 84.38 134.92

50 84.96 75.86 74.87 82.34 80.99 75.56 128.78

60 71.40 63.83 63.01 75.91 74.88 69.68 124.69

70 61.71 55.23 54.54 71.31 70.52 65.48 121.76

80 54.45 48.79 48.18 67.87 67.25 62.33 119.57

90 48.80 43.78 43.24 65.19 64.71 59.88 117.86

100 44.28 39.77 39.28 63.04 62.67 57.92 116.50

<표 4-16> 이용률별 발전원가(사후처리비 조정 후)

(단위: 원/kWh)

제5장 에너지·전력수급 시나리오별 전원구성 모형 129

제5장 에너지·전력수급 시나리오별 전원구성 모형39)

1. 전원계획모형

최적화 문제로서의 발전설비확장계획 문제는 미래의 각 연도에 발

생할 수 있는 수요를, 일정 신뢰도기준 하에서 계획기간 동안의 매년

도 투자비 및 운전비의 현가의 합을 최소로 하는 연도별, 발전형식별

투입용량을 결정하는 문제이다. 이것은 미래의 어느 주어진 연도의 발

전기 구성을 결정하는 정태적인 문제가 아니라 계획기간 전체를 대상

으로 하여 정해진 목적함수를 최소화하는 동태적인 문제임을 의미한

다. 이 문제의 목적함수 또는 가장 좋은 대안을 결정하는 판단 기준은

계획기간 동안의 연도별 투자비 및 운전비용의 현가의 합이고, 제약조

건은 연도별 건설 가능한 후보발전기의 범위 및 신뢰도 기준이며, 결

정해야 할 것은 발전형식 별 투입용량 및 그 시기이다. 따라서 최소비

용 원칙의 최적전원구성 문제는 다음과 같은 동태적 최적화문제로 정

식화된다.

목적함수:

⋯

⋯

제약조건 : ≦

≦

≦

39) 본 장에서 기술하고 있는 WASP 모형에 관한 내용은 [노동석, “중장기 원자력 전망

및 경쟁력 향상 연구”, 한국수력원자력, 2011, pp.176-207.]의 내용을 재인용하고 있다.

130

≧

여기서, : 후보발전기의 번호

: 총발전형식의 수

: 연도

: 계획기간

: n년도 i 형식의 발전기

: n년도 i 형식의 발전기 건설비의 현가(원/kW)

: n년도 i 형식의 발전기의 투입용량(kW)

: n년도 의 총발전설비로서 운전한 계통의 운전비용

현가

: 잔존가치

: n년도 발전설비용량의 하한

: n년도 발전설비용량의 상한

: n년도 공급신뢰도 또는 LOLP 기준(시간/년)

위의 식은 발전설비확장계획의 최소비용 대안을 선택하기 위한 수

리계획(mathematical programming) 모델이다. 이 문제는 선형계획법,

비선형계획법, 동적계획법, 정수계획법 등의 여러 가지 방법에 의하여

해(solution)를 구할 수 있으며, 동적계획법을 이용하는 WASP 모형이

전 세계적으로 가장 많이 활용되고 있다. 동적계획법은 발전기의 고장

정지(forced outage)를 취급하는 확률적 시뮬레이션을 이용하기에 편

리한 수리모형이다.


목적함수는 연도별 건설비와 운전비의 현가를 구하는 항과 잔존가

치를 빼는 항으로 구성되어 있다. G n(X1n ⋯,XM

n )항은 후보발전기와

기존 발전기를 이용하여 그 연도의 수요를 만족시키기 위한 운전비용

을 계산하기 위한 함수로서 확률적 시뮬레이션(Probabilistic Simulation)

기법을 이용하여 각 발전기의 고장정지 및 연간 수요의 변동을 고려

한 연간 총운전비의 수학적 기대치를 구하는 것이다. 여기에서 말하는

운전비용은 가능한 운전비용 가운데 최소치를 뜻한다. 이것은 미래의

전력계통을 모의할 때 발전기의 변동비가 낮은 순서(merit order)에 따

라 발전기를 가동하는 것을 가정한 것이다. 잔존가치란 건설될 발전기

의 가능한 운전기간이 계획대상기간을 벗어날 때에 그 부분의 금액을

목적함수에서 제외시키기 위해 설정한 것이다.

제약조건 가운데 첫 번째 식은 발전설비용량의 상한과 하한을 지정

하는 것으로서 후보발전기의 탐색 범위를 줄여서 실현 가능한 범위만

을 대상으로 하기 위한 것이다. 두 번째 식은, 주어진 발전설비가 연

도 n에 있어서 수요를 만족시키면서 공급신뢰도를 유지할 수 있는가

를 판정하기 위한 것으로서 이 조건식을 만족시키지 못하는 후보발전

기의 조합을 제외시키기 위한 것이다. 여기에서 신뢰도 제약조건이 없

다면 설비의 추가 건설은 없으며 초기의 설비로서 수요를 만족시키고

공급지장 비용은 커지게 될 것이다. 따라서 공급신뢰도 제약 조건은

발전기의 건설을 요구하는 중요한 제약조건이다. 다음의 제약조건은

발전기의 증설 과정을 나타내는 식(Evolution Equation or State

Equation)이다. 이 조건식에서 Un은 투입할 후보발전기의 용량을 뜻

하는 것으로서 항상 영(0)보다 크거나 같다. 이와 같은 제약조건을 만

족시키면서 목적함수를 최소화하는 Un을 구하면, 이것이 연도별, 발

132

전형식 별 건설계획이 되며 비용최소화 발전설비확장계획을 찾아낸

것이 된다.

2. WASP 모형40)

WASP(Wien Automatic System Planning Package)는 1974년 미국의

TVA(Tennessee Valley Authority)의 R. Taber Jenkins와 ORNL(Oak

Ridge National Laboratory)의 D. S. Joy에 의해 개발된 발전설비확장

계획수립용 전산모형이다. 그 후 IAEA(International Atomic Energy

Agency)에서 이를 수정․개발하여 WASP-Ⅱ로 발표하였고, 현재는

WASP-Ⅳ 버전이 운용 중이다.

WASP 모형은 주어진 경제적, 기술적 제약조건 아래에서 최적 발전

설비확장계획을 도출하는 모형이며, 최적화 부분에서는 R. Bellman의

동적계획법(Dynamic Programming)을 이용하고, 운전비 계산 부문에

서는 푸리에(Fourier) 급수를 이용한 Baleriaux의 확률적 시뮬레이션

(Probabilistic Simulation) 방식을 이용하고 있다.

WASP의 기능 및 고려 사항은 다음과 같다. 첫째, 수력, 양수발전기

는 각각 1개의 발전기로 취급하며, 이들을 포함해서 화력, 수력, 원자

력 등의 20개의 신규 후보발전기 형태를 고려할 수 있다. 이 20개의

후보 조합에는 신규 후보 발전기가 포함된다.

둘째 화력, 수력, 원자력 등의 20개의 신규 후보발전기형태가 있을

수 있고, 수력 및 양수 발전기는 1개의 발전기로 합쳐서 취급한다. 수

력, 양수 발전기의 경우는 각각 20개의 프로젝트를 고려할 수 있다.

셋째, 계획의 대상 기간은 30년이고 후보발전기조합(Configuration)

40) IAEA: WASP-IV User’s manual, 2006


의 개수는 1년에 500개까지, 전 계획대상기간 동안 3,000개로 제한된

다. 수력 출수 조건(hydrolological condition)은 다섯 가지로 구분될

수 있으며 1년을 12기간까지 분할할 수 있다.

넷째, WASP-IV는 공해배출물질의 배출량을 계산할 수 있다.

WASP 모형은 상호 관련된 여섯 개의 모듈로 구성되어 있고, 각 모

듈의 상호 구성은 사용자가 프로그램 수행 결과를 즉시 알 수 있도록

되어 있다. 이 여섯 개의 모듈 가운데 처음 세 모듈의 번호는 임의로

주어진 것이며, 그들은 순서와 관계없이 독립적으로 실행될 수 있다.

그러나 모듈 4, 5, 6은 모듈 1, 2, 3이 실행된 후 순서에 따라서 실행

되어야 한다. 일곱 번째 모듈 REPROBAT는 앞의 여섯 개 모듈의 요

약보고서를 작성한다.

LOADSY 모듈은 대상기간 동안의 최대수요, 발전량 및 부하지속곡

선의 형태를 정의하는 프로그램이다. 1년을 4분기 또는 12개월로 나

누어서 각 기간별로 부하지속곡선을 5차 다항식 형태로 입력시키거나,

전도된 부하지속곡선의 분기 별 x-y좌표로서 데이터를 입력받는다.

부하지속곡선(LDC: Load Duration Curve)은 대상 연도의 부하가

어떤 지정된 값과 같거나 그 값을 초과하게 되는 시간수로 표현된다.

X축은 영(0)부터 8760시간(1년)을, Y축은 영부터 각 대상 연도의 최

대부하까지를 나타내는데, X값이 영일 때 Y축의 값은 당해 연도의 최

대부하를 나타내며, X값이 1(8760)일 때, Y값은 당해 연도의 최소부

하를 의미한다. 정의에 의하여 이 함수는 단조감소함수(Monotonous

Decreasing Function)가 된다.

134

[그림 5-2] 부하지속곡선과 실시간부하곡선의 예

자료: IAEA(2006).

LOADSY 모형은 다음과 같은 곡선을 푸리에 급수로 표현하고, 왼

쪽 부분의 전도된 부하지속곡선을 등가부하지속곡선으로 사용한다.

[그림 5-3] 전도된 부하지속곡선과 푸리에 급수의 주기

자료: IAEA(2006).


기존설비모형(Fixed System Module)은 계획기간 초기의 기존 발전

기에 관한 정보, 계획기간 동안 건설계획이 확정되거나 건설 중인 발

전기에 관한 정보(건설 및 철거 시기)를 입력시키는 프로그램이다. 이

모듈에서는 각 발전기를 발전형식별로 분류하고, 용량(MW), 대수, 연

료비, 열소비율(Heat Rate), 고장정지율(Forced Outage Rate), 보수기

간 등을 입력한다.

계획기간은 몇 개의 단계로 나누어지며 각 단계는 1년에 해당된다.

사용자는 다시 하나의 단계를 편의상 12기간까지 구분할 수 있다. 여

기에서의 구분을 기간(period)이라 하며 이것은 운전비계산을 위한 가

장 기본적인 단위이다. 또 기간의 수는 부하의 형태, 수력발전기 특성,

각 발전기의 보수 계획이 고려될 수 있도록 선택되어야 한다. 대상기

간의 초기에 존재하는 발전기는 이 프로그램에서 입력되며 최대 200

개의 발전기를 대상으로 할 수 있다. 취급 가능한 발전기의 형식은 원

자력발전, 화력발전, 가스터빈, 수력발전, 양수발전 등이다.

가. 화력발전기의 취급

화력발전기는 사용되는 연료별로 나누어진다. 확률적 운전비 계산

모듈(MERSIM)에서 순동예비력을 고려한 운전을 모의하기 위하여 화

력발전기의 용량을 기저부분(Base Block)과 부하추종부분(Load Following

Block)으로 구분하여 고려한다.

일반적으로 기저부하용 발전기 및 중간부하 담당용 발전기는 두 개

의 부분으로 표시되며, 첨두부하용 발전기는 1개로 표시된다. 각 부분

별로 열소비율이 결정되어야 하는데 BHRT는 기저부하에 해당되는

열소비율이며, CRMHRT는 부하추종부분에서의 평균증분 열소비율

136

(Average Incremental Heat Rate)이다.

또 입력 자료로서 MAINCL(maintenance class)은 보수 계획의 적용

을 위하여 MERSIM에서 사용되는 발전기의 용량으로 WASP에서는 최

대 7개의 보수 등급(maintenance class)의 사용을 권장하고 있다. 비슷

한 용량의 발전기들은 같은 보수 등급으로 취급하는 것이 이상적이다.

나. 수력발전기의 취급

수력발전기는 분기별로 발전량의 제약이 있어 각 발전기별로 시뮬

레이션 하는 것이 이론상 어려우므로 모든 수력발전기를 1개의 가상

적인 발전기로 묶어서 취급한다. 만약 1개 이상의 수력발전기가 존재

하면 이들은 통합되어 1개의 수력발전기로 취급된다.

다. 양수발전기의 취급

WASP는 1개의 양수발전기만을 취급한다. 계획 연도 초기에 여러

개의 양수발전기가 있다면, 이들을 합하여 하나의 양수발전기로 정의

하여야 한다.

라. 기존 발전기의 철거 및 신설

이미 확정된 신규 발전기의 신설 및 기존 발전기의 철거에 관한 자

료는 FIXSYS에 입력된다. 화력발전기에 대해서는 사용자가 철거 또

는 신설될 발전기 대수, 해당 연도 등만을 명시해 주면 된다. 발전기

의 신설 및 철거는 매 연도 초기에 발생하는 것으로 가정한다.

VARSYS(Variable System) 모형은 발전설비확장계획의 후보 발전


기에 대한 입력 자료를 작성하는 프로그램이다. 후보 발전기의 입력

자료는 FIXSYS의 입력 자료와 같다. 각종 후보발전기(후보 종류는

20개가 최대)에 관한 자료는 비록 각종 후보의 자료가 FIXSYS에 입

력된 자료와 같더라도 모두 입력되어야 한다. 만약 수력발전기 및 양

수발전기와 같은 후보발전기가 추가되면, 이들은 기존 합성발전기와

합쳐져서 하나의 발전기로 취급된다.

수력발전기 및 양수발전기는 다른 발전형식보다 에너지 및 출력에

제약을 받으므로 각 발전기 별로 용량의 계절별 지수 및 발전량의 계

절별 지수를 명시해 주어야 한다. 만약 수력발전기 및 양수발전기가

후보발전기로서 이용된다면 각 후보발전기의 전체 개수는 20개이다.

수력프로젝트 및 양수 프로젝트의 투입 시기는 최적화 프로그램에 의

하여 결정될 수 있는데 정해진 순서 내에서 계획에 고려되어야 한다.

최소비용에 의한 발전설비확장계획을 찾기 위하여 이들 프로젝트의

건설 순위는 변동될 수 없다. 다만 특정 연도에 계획된 수력프로젝트

는 그 경제성 비교에서 열등하면 특정 연도 이후의 연도로 연기될 수

는 있으나 앞당겨질 수는 없다.

VARSYS에서 정의된 후보발전기는 최적화 프로그램에 의하여 일

단 채택되면 계획기간 중에는 폐지될 수가 없다. 일반적으로 발전기의

수명은 30년 이상이고, 계획기간은 10~20년이므로, 이러한 제약은 발

전기의 수명에 문제되지 않는다. 계획기간의 종료 연도에서 발전기의

수명이 남아 있으면 이 부분에 대한 투자비는 잔존가치로 회수되는

것으로 한다.

이상의 LOADSY, FIXSYS, VARSYS는 서로 독립적이므로 실행순

서에 상관이 없다.

138

CONGEN(Expansion Configuration Generator Program) 모듈은 대

상기간 중 연도별, 후보발전기별로 존재 대수를 나타내는 후보발전기

조합을 작성하여, MERSIM의 입력 자료로 사용하는 자료를 작성하는

하는 프로그램이다.

MERSIM은 기존 발전설비와 expansion state에서 주어진 후보발전

기를 합하여 운전비용 및 신뢰도를 계산한다. WASP의 사용자는 후보

발전기 조합(configuration 또는 expansion state)의 개수를 연도별로

조절하여 동적계획법을 이용하여야 한다.

용량(MW) 용량 별 가능한 조합

BB + 100B + 200B + 300B + 400B + 500B + 600B + 700B + 800B + 900B + 1000B + 1100B + 1200B + 1300B + 1400B + 1500B + 1600B + 1700B + 1800B + 1900B + 2000

BB + PB + 2PB + 3PB + 4PB + 5PB + 6PB + 7PB + 8PB + 9PB + 10PB + 11PB + 12PB + 13PB + 14PB + 15PB + 16PB + 17PB + 18PB + 19PB + 20P

B + CB + C + PB + C + 2PB + C + 3PB + C + 4PB + C + 5PB + C + 6PB + C + 7PB + C + 8PB + C + 9PB + C + 10PB + C + 11PB + C + 12PB + C + 13PB + C + 14PB + C + 15P

B+2CB+2C+PB+2C+2PB+2C+3PB+2C+4PB+2C+5PB+2C+6PB+2C+7PB+2C+8PB+2C+9PB+2C+10P

B+NB+N+PB+N+2PB+N+3PB+N+4PB+N+5PB+N+6PB+N+7PB+N+8PB+N+9PB+N+10P

B+3CB+3V+PB+3V+2PB+3V+3PB+3V+4PB+3V+5P

B+C+NB+C+N+PB+C+N+2PB+C+N+3PB+C+N+4PB+C+N+5P B+4C B+2C+N B+2N

<표 5-1> 후보발전기 조합의 예

자료: 노동석(2011).


후보발전기 조합(configuration)의 예를 들면 다음과 같다. FIXSYS

에서 만들어진 기존 발전설비 용량을 B(MW)라 하고, VARSYS에 정

의된 후보발전기로서 1000MW 원자력(N), 500MW 석탄화력(C),

100MW 가스터빈(P)이 있다고 하자. 다음 표에는 B(MW)와 (B +

2000)MW 사이의 74개의 가능한 조합이 열거되어 있다. 만약 더 많

은 예비력 또는 더 많은 후보발전기가 고려된다면 가능한 조합의 수

는 그에 상응하여 증가할 것이다.

만약 위 표에서 가능한 시설용량 범위를 B+500과 B+1500으로 정

하면 가능한 상태의 수는 74에서 36으로 줄어든다. 또한 사용자는 한

연도에 있어서 어떤 종류의 후보발전기의 존재 대수를 제한하여

configuration의 수를 줄일 수 있다. 이것은 “tunnel"이라는 입력 자료

를 지정함으로써 가능하다.

일반적으로 필요한 부하를 만족시키는 데 있어 발전계통의 신뢰도

(LOLP)는 각 발전기의 용량 및 고장정지율의 함수이다. 각 발전기의

크기 및 고장정지율을 감안한 계통신뢰도의 평가는 추후에 행하여지

나 미리 연도별 후보발전기 조합의 숫자를 제한하기 위하여 CONGEN

프로그램에서 사용자가 최소 및 최대 예비율을 지정하도록 하고 있다.

CONGEN 프로그램 사용자는 예비율이 가장 낮은 기간(critical

period, 예: 최대부하가 발생하는 period)의 예비율 상한에 제한을 주

어야 한다. 이것은 어떤 연도의 가능한 건설계획을 위한 후보발전기

조합을 결정하는데 있어서의 제약조건이 된다. 이 제약조건에서 벗어

나는 조합들은 CONGEN 프로그램에서 제외된다. 최적화 프로그램

(DYNPRO)의 결과는 CONGEN의 자료를 조정하고 반복 시뮬레이션

과정을 통해 최적해를 구할 수 있도록 한다.

140

또한, 사용자가 첨두부하용 발전기 네 대 이하, 석탄화력 두 대 이

하, 원자력 한 대 이하로 존재 대수를 유지하는 것이 바람직하다고 생

각하면 이에 대한 제약조건을 줄 수 있으며, 이 경우에 CONGEN 프

로그램에서는 이 범위를 벗어나는 조합은 제외한다. 사용자는 또한 후

보발전기 별 발전기의 존재 대수를 지정할 수 있다. 만약 사용자가 석

탄화력을 꼭 건설하여야 한다면, 석탄화력이 들어 있지 않은 후보발전

기조합은 불가능한 조합으로 만들어 제외할 수 있다.

요약하면, CONGEN 프로그램은 최적화 프로그램에서 대상으로 삼

아야 할 후보발전기 조합들에 대하여 사용자로 하여금 제약을 가할

수 있도록 하고 있다. 이러한 제약을 가함으로써 확률적 시뮬레이션에

의한 계산량을 줄이고 발전설비확장계획에 있어서 타당하지 않는 상

태(state)를 제외할 수 있도록 하고 있다.

WASP 최적해는 검토대상 설비조합 가운데 존재해야 하므로 결국

하한치와 상한치 사이의 존재 대수가 WASP 최적경로를 포함하도록

입력하여야 한다. 만약, 작성된 후보발전기조합 가운데 WASP 최적경

로가 포함되지 않았을 때 WASP에서는 마지막 실행모듈인 DYNPRO

결과에서 tunnel 값을 상향 또는 하향 조정하라는 메시지를 생성한다.

이 메시지에 따라 WASP 운용자는 입력 자료를 수정하여 메시지가

더 이상 발생되지 않을 때까지 반복하여 수정 실행하여야 한다.

MERSIM(Merge and Simulate Module)의 주요 기능은 CONGEN에

서 만들어진 연도별 후보발전기조합에 대하여 운전비 및 공급신뢰도

(LOLP : Loss of Load Probability)를 계산하는 프로그램이다.

운전비계산에 앞서서, 각 기간(period) 별로 발전기 예방정비용량을

구하기 위해서는 보수계획이 사전에 마련되어야 한다. 발전기 예방정


비계획은 비용 계산에 영향을 미치므로 무시할 수 없다. 그리고

MERSIM에서는 이전의 WASP 모듈(LOADSY, FIXSYS, VARSYS,

CONGEN)에서 작성된 파일들을 읽어 확률적 시뮬레이션을 하기 위

한 자료를 작성한다.

확률적 시뮬레이션이란 부하지속곡선을 이용하여 발전기별 발전량

및 이에 따른 연료소요량 및 연료비를 계산하는 것인데, 이 때 각 발전

기의 확률적 고장정지를 고려하여 계산한다. 그리고 그 결과로서

LOLP가 산출 되는데, 이 값을 이용하여 각 후보조합이 기준신뢰도

(After Maintenance LOLP)를 만족할 수 있는지의 여부를 판정할 수 있

게 하여 주며 LOLP를 만족하지 못하는 후보발전기조합은 DYNPRO

최적화 모형에서 제외된다.

[그림 5-4] 상태의 구성과 가능 경로

자료: 노동석(2011).

142

최적화 프로그램(DYNPRO: Dynamic Programming Optimization

Program)의 목적은 최적 발전설비확장계획을 찾아내는 것이다. 최적

계획이란 계획대상기간 동안에 걸쳐, 각 연도별로 요구되는 공급신뢰

도(LOLP)를 만족하며, 연도별 투자비와 운전비의 현가의 합이 최소가

되는 계획을 뜻한다. 이러한 최적 건설계획을 찾는 데에는 R. Bellman

의 최적성의 원리에 의한 동적계획법이 이용된다. 동적계획법의 최적

화 과정을 다음과 같은 세 개의 단계(stage)로 구성한 간단한 예로써 설

명한다.

그림에서 단계는 연도를 의미하며 각 단계에서 고려 가능한 state

수는 다수가 존재할 수 있다.

위 그림에서 마지막 단계(stage 3)의 각 state에 이르는 최적 경로를

알아보자. 단계 3의 각 state에 이르는 비용은 단계 2까지의 비용에 단

계 2에서 단계 3에 이르는 경로비용을 합하면 된다. 즉,

여기에서 t는 stage t를, t-1은 stage t-1을 의미하며, k는 stage t에서

의 특정 state를, j는 stage t-1에서의 특정 state를 의미한다. 그리고

Xk(t)는 stage t에서의 state k의 총비용을, Xj(t-1)은 stage t-1에서의

state j의 총비용을 각각 의미하며, Di(t)는 stage t-1에서 stage t에 이

르는 경로 i의 비용을 나타낸다.

마지막 단계인 t가 3인 경우를 보자. X k(3 )은 단계 3의 state k에

이르는 총비용이고, X j (2 )는 단계 2의 state j까지의 비용이며,

D i (3 )는 단계 2에서 단계 3에 이르는 경로 i의 비용이다. 만약, 단


계 2의 각 state에 이르는 최적경로 및 비용을 알고 있다면, 최종 목

표인 단계 3에 이르는 최적경로 및 비용은 X k(3 ) 가운데 비용이

최소인 state를 선정하고, 경로를 역으로 추적하면 된다.

한편, 단계 2의 각 state에 이르는 최적경로 및 비용은 단계 1의 각

state의 비용 및 경로비용을 알고 있다면, 위 식으로부터 최소비용의

state와 이에 따른 최적 경로를 바로 알 수 있다. 이와 같은 방식으로

마지막 단계에서 최초의 단계까지 추적해 나가면 초기조건 및 각 경로

비용만으로 최종 단계까지의 최적경로와 비용을 결정해 나갈 수 있다.

발전설비확장계획에 있어서 각 경로를 추적하는데 고려되는 비용은

새로운 state까지 도착하는데 필요한 후보발전기의 발전기 건설비 및

발전계통운전비의 현가 합계이다. 발전기 건설비를 제외한 각 비용 등

에 대한 정보는 DYNPRO 이전의 모든 모듈에서 계산하여 제공하여 준

다. 즉, 초기상태(initial state)는 FIXSYS 프로그램에서 정의되고, 초기

상태 이후의 state 및 각 의사결정의 제약조건은 CONGEN 모듈에서 정

의되며, 각 state에 해당하는 운영비는 MERSIM 모듈에서 계산된다.

DYNPRO를 통하여 얻어진 제약하의 최적해는 최적경로가 CONGEN

의 경계선(tunnel boundary)에 있는가를 알아보아야 한다. 만약 경계

선에 있을 경우에는 CONGEN 프로그램에서의 제약조건을 수정하거

나 존재 대수를 변경하여야 한다. CONGEN의 입력을 수정하게 되면

다시 DYNPRO를 통하여 최적화 과정을 반복하여 찾게 되는데, 이러

한 과정을 반복하여(DYNPRO에서 산출한 최적 경로가 CONGEN에

서 설정한 경계선 상에서 벗어날 때까지 이러한 과정을 반복) 최적해

를 찾게 된다. 다음 표는 지금까지 설명한 WASP 각 모듈의 기능에

대하여 간단히 요약한 것이다.

144

구 분 내 용

모듈1: LOADSY(Load System Description)

· 대상기간 동안의 발전시스템에 대한 분기별 최대

부하와 부하지속곡선의 정보를 처리

· 각 기간의 부하 특성을 5차 다항식으로 표시된 부

하지속곡선에 의해 처리

모듈2: FIXSYS(Fixed System Description)

· 기존 발전시스템과 이미 확정된 건설계획이나, 진행

중인 건설계획 또는 폐지계획에 대한 정보를 처리

모듈3: VARSYS (Variable System Description)

· 후보발전기로 고려될 발전기들에 대한 정보를 처리

모듈4: CONGEN(Configuration Generator)

· Fixed 시스템과 함께 부하를 만족시키면서 제약조건에

맞는 매년 가능한 신규 후보발전기 조합을 구성

모듈5: MERSIM(Merge and Simulate)

· CONGEN에서 주어진 모든 후보안의 계통신뢰도와

운영비 계산 (확률적 시뮬레이션 이용) · 이 모듈은 발전기 투입 순서를 계산하고 전에 계

산된 모든 후보안의 결과를 보관

모듈6: DYNPRO (Dynamic Program-ming

Optimization)

· 주어진 건설비와 경제변수, 신뢰도기준에 따라 계

산된 운영비 등을 기초로 해서 최적 발전기 건설

계획을 결정

모듈7: REPROBAT (Report Writer Code)

· 최소비용의 계획과 최적 혹은 최적에 가까운 발전

설비확장계획에 대하여 부분적 혹은 총괄적으로

요약된 보고서 형태로 작성

자료: IAEA(2006).

<표 5-2> WASP 모형의 모듈


변 수 단 위 비 고

수요예측(최대수요, 전력사용량)

MW GWh

∙ 연도별 각 분기의 부하지속곡선 형태, 최대수요, 전력사용량

할인율 % ∙ 발전설비확장계획 대안 간의 현가를 비교하기 위한 수치

공급신뢰도기준

(LOLP)Hour/년

∙ 연간 긴급대책을 취해야 할 시간의 기대치∙ 정책적으로 결정해야 할 사항으로 적정예비력의 결정에 이용됨

건설비 $/kW ∙ 준공시점의 금액

연료비 ￠/106kcal ∙ 핵연료주기비, B.C.유, 유연탄, LNG 등의 가격(수송비, 보험료, 제세금 포함)

운전유지비$/kW-월,$/MWh ∙ 고정운전유지비와 변동운전유지비로 구분함

열소비율(Heat Rate) kcal/kWh ∙ 1 kWh를 생산하는데 소요되는 열량

고장정지율(FOR) %

∙ 미래 어떤 기간 동안에 고장으로 정지해 있을 확률∙ 발전량, LOLP계산, 운전비, 적정예비력 규모에도 영향을 미침

보수일수 일∙ 발전기의 성능 유지를 위한 계획보수기간 ∙ 발전량, LOLP계산에 영향을 미침, 따라서 운전비, 적정예비력의 규모에 영향을 미침

자료: IAEA(2006).

<표 5-3> WASP 모형의 주요 입력변수

3. 동적계획법

WASP에 있어서는 대상기간을 stage별로 분할하되 각각의 stage는

1 년으로 정의하고, stage는 후보발전기의 조합을 나타내는 state들로

146

구성된다. 한 stage의 state에서 다음 stage의 state로 넘어갈 때의 state

의 차이는 어떤 후보발전기를 건설할 것인가를 결정하며, 이러한 판단

은 계획에 포함된 모든 후보발전기에 대하여 행한다. 벡터(vector)

D(t)가 stage(t-1)와 stage t 사이의 의사결정을 나타낸다고 하자. 후보

발전기를 추가하려는 결정은 계통의 발전기들의 조합을 변경시킨다.

X(t)가 stage t 에 있어서 계통의 state를 나타낸다고 하자. stage t 에

있어서 상태변수의 값 X(t)는 stage(t-1)의 상태변수 X(t-1)와

stage(t-1) 및 stage t 사이의 의사결정 D(t)로 결정된다. 즉,

위의 식을 축차모형(recursive model)을 이용하여 표시하면, 다음과

같이 된다.

여기에서 X(0)는 계통 구성의 초기상태, 즉 계획 첫 번째 연도의 발

전설비용량을 나타낸다. 이 식에 의하면 stage t 에 있어서 계통의

state는 FIXSYS에 정의된 계통 구성의 초기상태와 stage t 이전의 모

든 state에서 결정된 의사결정을 합한 것과 같다는 것을 의미한다. 계

획기간에 대한 연도별 의사결정의 조합이 하나의 발전설비확장계획안

이 된다. 하나의 발전설비확장계획은 다른 계획안과 연도별 투자비와

운전비가 서로 다르므로 연도별로 cashflow가 다른 경우에 좋고 나쁨

을 평가하기 위해서는 할인율로 현가를 해 비교하는 것이 화폐의 시


간적 가치를 고려하는 가정 보편적 방법이다.

어떤 stage t의 특정한 state에 대한 목적함수는 stage t 이전에 만들

어진 의사결정들의 함수이다. 그러므로 목적함수는 다음 식과 같이 표

시된다.

L(X) = ∑t

j= 1[C j+O j ]

여기서,

L(X): stage t에서 stage X 에 도달하기 위한 목적함수의 값

Cj: stage(j-1)와 stage j 사이의 의사결정으로 발생되는 발전기의

건설비의 현재가치 (잔존가치 제외)

Oj: stage j에 있어서의 운전비용의 현재가치

state X(0)에서 state X(t)에 도달할 수 있는 가능한 의사결정은 여러

개가 있다. 그러므로 stage t에 있어서 state X(t)에 도달하기 위한 목

적함수의 값을 최소화시키는 어떤 특정한 경로를 찾는 것이 필요하다.

Larson(State Increment Dynamic Programming)이 제시한 예를

들어 최적성 원리를 설명하면 다음과 같다. 점 A와 점 C 사이의 실선

이 최적경로라고 하자. 또 점 B를 최적궤도상에 있는 점이라고 하자.

점 A와 점 B 사이의 실선 부분도 역시 A와 B 사이의 최적경로이어

야 한다. 만약 그렇지 않다면 실선보다 비용이 덜 드는 다른 경로가

점 A와 점 B 사이에 존재할 것이다. 점선부분이 다른 path라고 하여

보면, 이 점선은 처음의 가정을 위반한다. 왜냐하면 A부터 C까지의

최소경비경로는 A-B-C 의 실선이 아니라 A와 B 사이의 점선과 B와

C 사이의 실선으로 이어지기 때문이다.

148

[그림 5-5] 최적성 원리의 설명

자료: 노동석(2011).

A와 C 사이의 최적경로를 구하기 위하여 우리는 최적화원리를 이

용하여 각 stage의 모든 state에 대해서 최적경로를 찾아가면 된다. 구

하고자 하는 state까지의 최적궤도상에 놓여 있는 앞부분 stage의 state

들을 연결하여야 한다. stage j의 어떤 state의 최적경로를 찾기 위해서

는 stage(j-1)의 모든 state에 대한 최적경로와 이들 각각의 목적함수

및 여기에서 stage j의 구하고자 하는 state까지 이르는데 필요한 비용

을 알면 된다.

이와 같은 원리를 순차적으로 적용하면 우리는 어떠한 stage의 state

에 대해서도 최적경로를 구할 수 있다. 대상기간 전체의 최적은 대상

완료 연도의 최소의 목적함수 값을 갖는 state에서 출발하여 초기상태

에 이르기까지 역으로 거슬러 올라가면 최적경로가 정해진다.

이 방법을 WASP 모형에 의한 간단한 예를 들어 적용하면 다음 그

림과 같다.


[그림 5-6] WASP에서의 state 정보

자료: IAEA(2006).

WASP의 최적화 모듈인 DYNPRO 이전의 모든 모듈은 최적화 작

업에 필요한 모든 정보를 제공하여 주는 것이라 말할 수 있다. 초기상

태는 FIXSYS 프로그램에서 정의된다. 초기상태 이후의 state 및 각

의사결정의 제한조건은 CONGEN에서 정의된다. 또한 각 state에 해

당하는 운전비는 MERSIM 모듈에서 계산된다.

목적함수는 건설비와 운전비의 합으로 정의되었다. 모든 비용은 현

재가치이며 계획 연도가 경과함에 따라 물가상승률이 적용될 수도 있

다. 현가환산율과 물가상승률은 다음 식과 같이 1개의 복합률(composite

ratio)로 표시된다.

150

여기에서

: 계획 연도 j, 후보발전기 k에 대한 현가환산 및 물가상승의

복합률

: k번째 후보에 대한 물가상승률(escalation factor)

: k번째 후보에 대한 현가환산율(discount rate)

n : 현가환산 기준 연도부터의 연도의 수

p : 물가상승률 계산 기준 연도부터의 연도의 수

각 후보발전기에 대한 준공 및 투자비는 연도 초에 발생한다고 가

정하고 있다. 후보발전기의 형식별로 다른 할인율이 적용될 수도 있

다. 외자 부분에 대한 영향력을 감안하여 환율에 가중치를 적용하여

계산할 수도 있다. 그러므로 (j-1) 번째와 j 번째 연도 사이의 의사결

정에 대한 투자비는 다음 식과 같이 정의된다.

・・・・・・

여기서

: 년도 j의 투자비 지출의 현재가치

K : 후보발전기의 index

: 후보발전기 k를 j년도에 건설하는 데 필요한 내자 복합률


: 후보발전기 k를 j년도에 건설하는 데 필요한 외자 복합률

IL k : 기준 연도에서 후보발전기 k의 내자분 건설단가($/kW)

: 기준 연도에서 후보발전기 k의 외자분 건설단가($/kW)

: 년도 j의 외자 지불에 대한 가중치

: 후보발전기 k의 용량 MW

: 년도 j 초기에 운전을 시작하는 후보발전기 k의 수

계획기간 중에 신설되는 발전기들은 계획기간이 끝난 후에도 계속

이용 가능하므로 어떤 발전기가 준공되면 잔존가치가 계산된다. 이것

은 다음 식과 같이 계산된다.

: 년도 j에서 건설되는 모든 발전기의 목적함수(objective function)

에 기여하는 잔존가치(salvage value)

n : 기준년도에서 계획 연도 말까지의 연수

: j연도에서 운전을 시작하는 후보발전기 k의 모든 발전기의

잔존가치(salvage value)

: 할인율(discount rate)

잔존가치는 다음과 같은 선형감가상각방법(linear depreciation)

152

′

: 후보발전기의 경제적 수명(년)

: 계획대상기간에 포함된 기간(년)

을 이용하거나 또는 다음과 같은 감채기금 감가상각(sinking fund

depreciation)법에 의할 수도 있다.

′

여기에서 : 투자비 지출의 할인율

특정 연도의 총비용은 각 연료별 발전비용을 합하여 계산된다. 연료

종류별로 상이한 물가상승률을 적용할 수 있으며 연료비를 국내외 분

으로 각각 구분할 수도 있다. 모든 운전비는 해당 연도의 중간 시점에

서 지불되는 것으로 한다. 운전비를 현가로 환산하기 위하여 물가상승

률과 할인율을 고려하여 다음과 같은 하나의 복합률(Qi,j)을 작성할

수 있다.


연료 종류 의 물가상승률 연료 종류 의 할인율

연료가격은 연도의 중간에는 변화하지 않고 연도별로 일정률로 변

화한다고 가정한다. 그러므로 년도 j 의 운전비 Qj는 다음과 같다.

・・・

여기에서

: 국내 연료비에 적용되는 복합률

: 연료 종류 l 의 국내분 연료비

: 연료 종류 l 로 운전되는 발전기의 연료비를 제외한

운전비

: 국외 연료비에 적용되는 복합률

: j년도에서의 외자에 대한 가중치

: 연료 종류 l 의 외자분 연료비

따라서 state X(t)에 대응되는 총 목적함수는 다음과 같이 산출된다.

최적 발전설비확장계획의 목적함수는 마지막 stage에서 산출된 최소

의 L(x)이다. 사용자는 이렇게 하여 나온 해답(제약 하의 최적해)을

154

검토하고 다음 수행을 위하여 CONGEN의 제약조건을 수정하게 된다.

이와 같은 해를 검토 수정하여 수행을 몇 번 더 하면 최적해에 도달

하게 된다.


10

9

발 8 X = 최적해(optimal solution)

전기 7대수 6 상한조건

5 X(upper limit)

4 X

하한조건

3 X X X (lower

limit)

2

X

X

1 X X

0 1 2 3 4 5 6 7 8 년도

[그림 5-7] 제한 조건하에서 최적화 과정

자료: IAEA(2006).

발전설비확장계획을 위한 주요 입력변수로는 전력수요 예측치, 건

설단가, 연료비, 할인율, 물가상승률 등의 경제변수와 발전기의 용량,

고장정지율, 예방정비일수, 운전유지비, 발전기 열소비율 등 기술적

변수 및 신뢰도기준(LOLP) 등이 있다. 이러한 입력 자료는 최적화 과

156

정에 영향을 주는 변수들로서 이들의 변화에 따라 모형으로부터 도출

되는 연도별 발전기구성이 크게 달라진다. 따라서 합리적인 계획안의

도출을 위해서는 그 모형이 요구하는 입력 자료에 대한 정확한 해석

과 더불어 입력 자료에 대한 민감도 분석(Sensitivity Analysis)이 필요

하다. 예를 들어 후보발전기 별 건설단가는 직접적인 투자비를 의미하

는데, WASP에서는 계획 초기 연도의 불변가격으로 표시된 연도별 투

자비를 실질할인율(real discount rate)을 이용하여 준공시점의 금액으

로 환산한 후 그 합계액을 총건설비로 평가한다. 이 방법은 동적계획

법을 이용하기 위한 것이다.

4. 제2차 에너지기본계획 원전비중을 고려한 전원구성안

가. 모형 입력 자료

1) 발전소 폐지계획

2024년까지 울산, 인천 화력 등 30기, 총 8,123MW의 폐지 계획을

반영하였다. 구체적으로는 다음 <표 5-4>에서 확인할 수 있다. 가장

많은 용량의 발전설비가 폐지되는 해는 2014년이다. 울산화력 1,2,3호

기, 영남화력 1,2호기와 인천화력 1,2호기, 포스코파워 1호기가 폐지

되면서 1,950MW의 용량이 줄어들게 된다. 연료별로는 유류와 LNG

를 이용하는 발전설비의 폐지가 두드러지게 나타나고 있다.


구분 유연탄 무연탄 유류 LNG 합계(MW)

2014 - -

울산#1~3(600)

영남#1,2(400)

인천#1,2(500)

포스크파워#1(450)

1,950

2015 - - - 포스크파워#2(450) 450

2016 - - - 서울#4,5(388) 388

2017 - 서천#1,2(400) - - 400

2018 - - 제주GT(55)

평택복합(480) 535

2019 - - - - -

2020 - - - - -

2021 - - - - -

2022 울산#4~6(1,200) 1,200

2023 서인천복합#1~8(1,800) 1,800

2024 평택#1~4(1,400) 1,400

합계 8,123

자료: 지식경제부, 2013.2.

<표 5-4> 연도별 폐지계획

2) 발전소 건설비

본 연구에서 고려하는 후보발전소들은 LNG 복합 400, 800MW, 석탄

500, 800, 1000MW, 원자력 1400, 1500MW 등 모두 7개이다. 건설비는

158

순공사비(overnight cost)와 건설이자(IDC, interest during construction)

로 구성되어 있다. 본 연구에서 입력한 발전소 건설비는 6차 전력수급계

획 자료이다. LNG복합의 발전소 건설비가 5차 계획 대비 약 30%로 크

게 증가하였는데, 신규 후보전원으로 선정된 LNG복합 400MW,

800MW가 신기술 적용으로 기존 후보전원보다 건설비가 대폭 증가하였

기 때문이다.

3) 전원별 연료비

연료비는 발전소의 보일러 직전까지에 소요된 모든 비용을 포함한

다. 원자력의 경우 선행핵주기 과정에서 발생한 비용을, 화력발전의

경우는 연료 도입비용과 조세 및 부과금 등의 비용이 포함된다. 6차

전력수급계획에서 이용된 연료비는 국제 에너지가격의 변동이 반영되

어 5차 계획에 비해 원전 경수로의 경우 15.8%, 유연탄의 경우 3.4%

증가하였다.

4) 기타 입력자료

기타 입력 자료는 발전소의 열소비율, 사고율, 보수일수 등 주로 발

전소의 기술적 특성자료들이다. 열소비율은 1kWh의 전기를 생산하기

위해 발전소별로 투입되어야 하는 열량을 말한다. 열소비율은 발전효

율을 표현하는 다른 형태이다. 열소비율을 포함하여 사고율, 보수일수

등은 전력거래소의 최근 자료에 준거하였다.


나. 모형 운용 전제

1) 전력수요 전제

본 연구의 모형 운용 전제인 기준수요와 목표수요를 살펴보면 다음

과 같다. 먼저 기준수요는 현 수급여건이 지속될 경우 예상되는 전력

수요를 의미하며, 목표수요는 수요관리 강화, 에너지사용 효율 개선,

전기요금 체계 합리화 등 추가 대책을 통해 전력수요를 하향시킨 수요

이다. <표 5-5>에서 보다시피 2010~2035년간 기준수요에는 전력소비

량이 연간 2.56%의 성장률을 보이고, 최대전력이 2.77%의 성장률을

나타내고 있다. 그러나 수요관리를 통해 목표수요에서는 전력소비량이

연간 1.91% 성장하고, 최대전력은 연간 2.12% 성장하는 데 그친다.

기준수요(A)

구 분 2010 2020 2030 2035 평균증가율(%)(2010-2035)

전력소비량(GWh) 434,160 610,438 762,213 816,454 2.56

최대전력(MW) 71,308 98,866 130,083 141,229 2.77

수요관리(B)

구 분 2010 2020 2030 2035 -

소비절감량(GWh) - 48,285 97,783 120,019 -

최대전력(MW) - 4,978 16,688 20,761 -

목표수요(A-B)

구 분 2010 2020 2030 2035 평균증가율(%)

전력소비량(GWh) 434,160 562,153 664,430 696,435 1.91

최대전력(MW) 71,308 93,888 113,395 120,468 2.12

자료: 제2차 에너지기본계획 논의자료(2013.11).

<표 5-5> 전력수요 전제

160

2) 전원별 전제

전반적으로 2013년부터 2027년까지 신재생에너지를 제외한 전원은

제6차 전력수급기본계획의 내용을 반영하였다.

정부는 2013년 12월 11일 제2차 에너지기본계획 공청회에서 온실

가스 감축, 산업경쟁력, 에너지안보 등을 종합적으로 검토하여 2035년

의 원전비중을 총발전설비 용량의 29%, 신재생에너지 비중은 총에너

지에서 11%를 제시하였다. 본 연구에서는 이 비중안을 원전과 신재생

비중으로 설정하여 전원구성을 검토한다. 그리고 원전 계속운전 기간

을 평균 10년으로 설정하였다. 계속운전 10년 1회 시 2035년까지 폐

쇄되어야 할 원전 설비용량은 4,766MW이다. 신재생에너지의 피크기

여도는 제6차 전력수급계획의 피크기여도를 적용하였다.

가스발전은 수도권 전력수급을 고려하여 2028~2035년간 2,400MW

를 추가 건설하는 것으로 설정하였다. 석탄발전은 전원계획 모형 운용

을 통해 최적화한다.

석유, 양수, 집단에너지설비는 제6차 전력수급계획과 동일하게 적용

하였고, 2028~2035년간은 전원계획 모형으로 최적화한다.

전원구성에 있어서 일부 전원에 대해 사전반영이 불가피한 이유는

다음과 같다. WASP-Ⅳ에서도 아직은 신재생 설비에 대한 시뮬레이션

이 불가능하다는 기술적 한계점이 있다. 따라서 신재생발전은 부하곡

선을 수정하는 등의 모형운용 이전의 작업을 필요로 한다. 이러한 사

전작업에는 신재생 목표발전량과 신재생발전의 피크기여도 등이 활용

되었다. 원전의 경우 타전원에 비해 막대한 건설비 소요, 긴 건설공기,

부지확보의 어려움 등으로 인해 발전소 건설 제약이 가장 심한 전원

이다. WASP을 통해 신규 원전 기수를 도출한다면 원전의 낮은 발전

단가로 인해 현실적으로 건설할 수 있는 기수보다 과다 계산될 가능


성이 높다. 가스발전은 원전과 반대로 높은 발전단가로 인해 최적해에

서 제외될 가능성이 높다. 경제성 기준으로만 본다면 최소비용의 전원

구성이 바람직하겠지만, 인구가 밀집되어 있는 수도권의 경우 석탄발

전소 건설이 용이치 않기 때문에 온실가스 배출이 적은 가스발전의

도입이 요구된다. 이에 가스발전은 WASP 최적해와 별도로 신규 용량

을 반영한 것이다.

3) 온실가스 배출계수 및 공급신뢰도 기준

온실가스 배출계수는 온실가스 감축 마스터플랜 배출계수를 적용한

다. 화석연료 중에서는 무연탄의 배출계수가 가장 높고, LNG의 배출

계수가 가장 낮다.

유연탄 무연탄 석유 LNG

3,900.55 4,050.99 3,217.22 2,339.23

<표 5-6> 온실가스 배출계수

(단위: CO₂톤/천toe)

마지막으로 설비규모에 있어 공급신뢰도 기준(LOLP)는 0.3일/년,

설비예비율은 22%를 만족하는 비용최소화 계획을 도출한다.

다. 모형 운용 결과

전체 발전설비 용량은 2010년 76,078MW에서 2035년 147,259MW

로 약 93.6%가 확대된다. 2035년 기준 예비율은 22.2% 수준이 된다.

전원별 비중으로 본다면 석탄과 가스발전은 2020년 이후 다소 감소한

반면, 원전과 신재생 용량 비중이 지속 증가한다.

162

구분 원자력 석탄 가스 신재생* 기타 계

2010 17,716(23.3)

24,205(31.8)

22,405(29.5)

1,749(2.3)

10,003(7.3) 76,078

2020 29,529(23.2)

44,395(34.8)

39,615(31.1)

5,407(4.2)

8,486(6.7) 127,432

2030 40,650(28.7)

48,395(34.2)

39,415(27.8)

7,254(5.1)

5,886(4.2) 141,600

2035 43,150(29.3)

50,195(34.1)

40,215(27.3)

7,813(5.3)

5,886(4.0) 147,259

* 신재생 전원은 피크기여 용량 적용

<표 5-7> 발전설비 용량과 비중

(단위: MW,%)

발전량에서는 2010년 474,661GWh에서 2035년 759,337GWh로 약

60%가 증가한다. 전원별 비중 차원에서는 신재생발전의 비중 증가가

두드러지고, 원전 비중 역시 석탄, 가스발전이나 기타 전원에 비해 크

게 증가한다. 석탄발전량은 2010년 42%에서 2035년 33%로 줄어들

고, 가스발전은 2010년 22.1%에서 2035년 9.0%로 감소된다. 신재생

과 원전 발전량이 석탄과 가스발전량을 대체해간다.

구분 원자력 석탄 가스 신재생 기타 계

2010 148,596(31.3)

199,131(42.0)

105,110(22.1)

4,478(0.9)

17,346(3.7) 474,661

2020 224,495(36.5)

232,738(37.8)

91,274(14.8)

57,688(9.4)

9,264(1.5) 615,459

2030 307,495(42.3)

246,884(34.0)

75,300(10.4)

92,248(12.7)

4,239(0.6) 726,166

2035 325,759(42.9)

250,217(33.0)

67,984(9.0)

111,625(14.7)

3,714(0.5) 759,337

<표 5-8> 발전량과 비중

(단위: GWh, %)


온실가스 배출량은 2010년 213백만 톤에서 2020년 228백만 톤으로

약 7% 증가하며, 2035년에도 온실가스 배출량은 2020년 수준과 크게

다르지 않다. 2035년 온실가스 배출량이 2020년과 차이가 나타나지

않는 것은 전력수요가 증가함에도 불구하고 원전과 신재생 발전량이

증가하는 전력수요를 충족해가기 때문이다.

연도 2010 2020 2030 2035

CO2 배출량(백만톤) 213 228 227 227

<표 5-9> 온실가스 배출량

(단위: 백만 톤 CO2)

제6장 전원구성이 전력시장에 미치는 영향 분석을 위한 전산모형 165

제6장 전원구성이 전력시장에 미치는 영향 분석을 위한 전산모형

1. 전력시장모의(Simulation) 전산모형 M-Core41)

M-Core는 국내에서 개발된 최초의 전력시장 시뮬레이터이다. 1년

이상의 장기 및 1일 이상의 단기 전력시장 모의를 수행할 수 있다. 국

내 전력시장 시스템을 최대한 반영하여 설계되었기 때문에 가격결정

발전계획과 운영발전계획 모두 수행이 가능하다. 전력시장 시뮬레이

터는 시간대별, 월별, 연도별 전력시장가격(SMP, System Marginal

Price), 발전기별 발전량, 발전기별 정산과 그 외 다양한 정보를 전력

시장 모의를 통해 도출할 수 있다. 또한 수요반응(DR, Demand

Response)이나 분산전원(DG, Distributed Generation)에 대한 모의기

능을 수행할 수 있다. 더불어 이산화탄소(CO2)비용이 발전비용에 반

영되어, CO2발생량도 산출할 수 있어 향후 신재생에너지와 환경문제

를 검토할 수 있는 기초 분석 자료도 제공 가능하다.

M-Core는 장기와 단기에 모두에 대해 모의가 가능한데, 단기모의 엔진

에는 MIP(Mixed Integer Programming)기법이 적용되었고, 장기엔진에

는 SUDP(Single Unit Dynamic Programming)기법이 적용되었다42).

41) 장인의 공간(2011), M-core 사용자 설명서 v1.3 / 장인의 공간(2011), 발전계획과 전

력시장 모의기법 발표자료 / 김형태 외(2012. 10. 19), SUDP 알고리즘을 이용한

SMP 예측에 관한 연구, 2012년도 대한전기학회 전력기술부문회 추계학술대회 논문

집의 내용을 바탕으로 정리하였다.42) 현재 전력거래소 및 한국전력공사(주)가 MIX기법을 적용한 단기모의를 수행하고

있으며, 에너지경제연구원은 중·장기 전력시장 영향분석을 위해 장기엔진을 주로 활

용하고 있다.

166

본 연구는 1년 혹은 그 이상의 중·장기에 대한 전력시장 모의를 필

요로 하므로 장기엔진에 초점을 맞추고자 한다. SUDP 알고리즘은

LR(Lagrangian Relaxation)기법과 DP(Dynamic Programming)기법을

혼합한 방법론이다. LR기법은 개별 발전기 모델링에 적용하여 주어진

제약조건 하에서 목적함수, 즉 비용을 최소화하는 해를 찾고, 비용을

최소화 하는 시간대별 발전기의 기동과 정지의 최적화를 DP기법을

이용하여 수행하게 된다(김형태 외, 2012. 10. 19). SUDP기법을 활용

하면 발전기들의 기술적 특성을 고려하여 신속한 최적화 수행이 가능

할 뿐만 아니라 송전제약의 고려 및 수력·양수 등의 최적화도 수행이

가능하다. 또한 월간 단위의 에너지 제약(여러 개의 LNG복합발전기

를 묶어서 월간 연료사용량을 제약)도 수행 가능하다. 다음의 <그림

6-1>과 <그림 6-2>는 각각 M-Core의 구조와 장기엔진인 SUDP에 대

한 개략적인 내용을 보여주고 있다.

[그림 6-1] M-Core의 구조

자료: 장인의 공간 내부자료(2011. 10. 19), M-Core 전산모형 설명 발표자료



[그림 6-2] M-Core 장기엔진 SUDP 개념 및 알고리즘

SUDP 알고리즘은 5단계로 구성되어 있다. 1단계에서는 기동된 발

전 설비용량과 전력수요를 비교하여 임시 전력시장가격을 설정하게

되는데, 임시 시장가격은 만약 전력수요가 기동된 발전기들의 설비용

량보다 크다면 한계발전기 단가를 1,000으로 설정한다. 그 다음 2단계

에서는 앞서 구한 임시 시장가격을 이용하여 발전기들의 우선순위 별

로 SUDP를 수행하게 된다. 이 때 기동된 설비용량이 전력수요를 넘

어서면 1단계에서 임의로 설정한 시장가격을 변경시켜 준다. 3단계에

서는 공급예비력 및 송전제약을 고려하여 적정 설비가 기동될 때까지

SUDP를 수행하게 되는데, 만약 적정한 설비가 기동되지 않는 경우

추가 설비가 진입할 수 있도록 신호를 수정하고 SUDP를 재수행하게

168

된다. 4단계에서는 연료제약이 적정 범위 내에서 적절히 처리 되었는

지 확인하는 과정을 거치게 되는데, 만약 적정 범위를 벗어난 경우 발

전기들의 기동을 조절하고 SUDP를 재수행하게 된다. 마지막 단계인

5단계에서는 켜진 발전기 중에서 Off가 가능한 발전기들을 찾아서 보

다 효율적인 기동정지가 되도록 재조정하게 된다.

M-Core 장기엔진인 SUDP 알고리즘에 대한 설명은 김형태 외

(2012. 10. 19)의 논문에서 상세하게 기술하고 있어 본 연구에서는 이

내용을 인용하여 SUDP 알고리즘에 대해 간략히 서술하기로 한다.

“LR기법은 대규모 전력계통에 대한 발전기 기동정지계획 모의에

주로 이용되고 있는데, 여러 제약 조건을 만족하면서 발전비용을 최소

화하는 방법이다. 제약 조건으로는 시스템 제약과 발전기 제약으로 구

분할 수 있다. 시스템 제약 조건에는 부하 제약 조건, 설비용량 제약

조건이 있으며, 발전기 제약조건에는 출력 제약과 최소운전 및 최소정

지 시간 조건이 있다. LR기법은 시스템 제약 조건을 이완시켜, 전체

발전 비용 최소화라는 문제를 개별 발전기의 발전 비용 최소화 문제

로 분리하여 해를 구한다.

LR 알고리즘은 다음의 수식 (1)과 같이 표현할 수 있고, 라그랑지 승

수(lagrangian multipliers) , 에 대한 라그랑지 듀얼함수를 이용하여

LR 알고리즘을 통해 발전 비용을 최소화 한다(김형태 외, 2012. 10.

19).”


⇒ 위 식을 재정리하면

주: 는 부하제약 조건의, 는 용량제약 조건의 라그랑지 승수를 나타냄.자료: 김형태 외(2012), pp.424-425.

<표 6-1> 라그랑지 함수(Lagrangian Function)

170

[그림 6-3] LR(Lagrangian Relaxation) 알고리즘 순서도

자료: 김형태 외(2012. 10. 19), SUDP 알고리즘을 이용한 SMP 예측에 관한 연구, 2012년대한전기학회 추계학술대회 논문집, pp424-425

다음으로 SUDP 알고리즘의 DP(동적계획법)기법에 대해 간략히 기

술한다. “DP기법은 최적의 원칙(Optimal Substructure)을 조건으로 하

는데 어떤 문제를 해결하는데 있어 반드시 문제의 최적해가 그 부분

문제들의 최적해를 포함해야 한다. DP법은 전체 결과의 합을 최적화

하는 것이 아니라 단계별 최적화를 시도하는 것으로 일종의 백트랙킹

(back tracking)을 수행하는 것이다. 즉 백트랙킹을 통해 1단계 의사결

정 과정을 최적화하는 전체 최적화 과정이라고 말할 수 있다(김형태

외, 2012).”


2. M-Core 입력자료(DB)와 기능

M-Core는 계통한계가격과 발전량을 예측할 수 있다. SMP 추정은

가격결정발전계획 모델링을 통해 수행하게 되는데 이때 필요한 입력

자료로는 발전기별 비용과 특성 자료, 전력수요 등의 자료가 필요하

다. 이와 같은 입력 자료를 전산모형으로 구축하면 M-Core는 SUDP

알고리즘에 따라 수력과 양수발전을 최적화 시키면서 기간별(시간대

별) 수요를 만족시키는 한계발전기를 결정하게 된다. 이때 결정되는

한계발전기의 연료비(변동비)가 그 시점에서의 시장가격이 되는 것이

다. 발전량, 연료사용량, 발전비용 및 이용률 등을 추정하기 위해서

M-Core는 운영발전계획 모델링을 수행한다. 운영발전계획을 수행하

기 위해서는 앞서 언급한 기초입력 자료 외에 추가적인 입력 자료가

필요하다. 다음의 <그림 6-4>는 M-Core의 SMP 예측 프로세스를 간

략히 보여주고 있다.

[그림 6-4] M-Core의 SMP 추정 프로세스


172

M-Core를 활용하여 SMP 및 발전량 예측 모의를 수행할 때 요구되

는 입력 자료는 다음과 같다. 먼저 SMP 예측에는 발전기 특성정보,

발전기 진입정보, 예방정비 정보, 발전원별 연료가격, 전력수요, 가용

설비용량, 수력·양수 패턴 자료 등이 필요하다. 각 입력 자료에 대한

설명은 아래 <표 6-2>에서 기술하고 있다.

입력 자료 자료 설명

발전기 특성정보

전력거래소 분기별 자료

발전기 진입정보

전력수급계획

예방정비 정보최대 1만 MW 이상 예방정비가 수행됨기저설비의 예방정비가 SMP에 영향

연료가격 연료가격 예측의 오차가 SMP에 반영

전력수요수요예측의 오차가 2-3% 까지 발생SMP 예측에 2-3% 정도의 오차를 발생시킴

가용용량

기저설비에 대한 정보는 대부분 구할 수 있으며, 피크설비에 대한 정보가 불확실온도에 영향 받음(특히 LNG복합발전)SMP 예측에 1% 정도의 오차를 발생시킴

수력/양수수력/양수의 발전량은 각각 전체 발전량의 1% 수준SMP 예측에 0.1% 정도의 오차를 발생시킴

<표 6-2> SMP 예측에 필요한 입력 자료

SMP 예측과 달리 발전량 예측 모의는 운영발전계획 모델링을 통해

이루어지는데, 이때 추가적으로 필요한 입력 자료로는 지역별 전력수

요(특히 서울, 경기, 인천 등 수도권 전력수요 비율)와 송전제약, 기타


제약 정보가 필요하다. 이와 같은 입력 자료를 통해 실제 전력거래소

가 전력시장을 운영하는 방식과 유사한 환경에서 모의를 수행하게 된

다. 아래의 <표 6-3>은 발전량 예측에 추가로 요구되는 입력 자료를

기술한 것이다.

지역별 전력수요 경인지역의 전력수요

송전 제약량 북상선로의 조류제약

기타열제약(자기제약), 연료제약(광양복합 및 국내탄 발전기)전압제약

<표 6-3> 발전량 예측에 필요한 입력 자료

SMP 및 발전량 예측에 필요한 데이터는 정확히 알 수 있는 데이터

와 예측을 통해 획득하는 데이터로 분류할 수 있다. 그러나 미래 예측

과 관련된 대부분의 데이터는 실적자료를 근거로 예측해야 하는 경우

가 많다. 예측 중요도에 따라 발전기 진입정보, 예방정비 정보, 전원별

연료가격 정보, 전력수요 등의 자료는 매우 중요한 입력 자료로 볼 수

있고, 지역별 전력수요, 송전 제약량, 열제약 정보 등이 다음으로 중요

하며, 가용용량 및 수력·양수 패턴, 그리고 발전기 특성정보 순으로 중

요도가 낮아진다(그림 6-5).

M-Core는 정확한 예측 추정치를 도출하는 도구라기보다는 의사결

정에 필요한 정보를 도출하는 수단으로 활용되어야 한다. 예를 들면

기저설비의 진입 등으로 인한 시장가격 하락 추세를 살펴본다거나, 시

장제도 변화의 전력가격 영향에 대한 전반적인 추이를 살펴보는 것

등이 그것이다.

174


[그림 6-5] 예측을 위한 입력자료 중요도

장기 모의 엔진인 SUDP 알고리즘을 이용한 M-Core 전산모형은 다

양한 형태로 활용이 가능하다. 첫째 M-Core는 연료사용량 및 발전량

을 예측할 수 있다. 월간 발전량을 예측하여 전원별 연료 사용량을 추

정할 수 있고, 이용률, 소내소비, 발전비용 등을 산정할 수 있다. 또한

정산조정계수 기능을 이용하면 발전기별 정산금을 도출할 수 있다. 둘

째, M-Core는 시장가격과 수익을 예측할 수 있다. 먼저 시장가격을

예측하고 예측된 가격을 적용하여 향후 전력사업자들 혹은 개별 발전

기별로 수익을 추정할 수 있다. 이러한 가격 및 수익 예측 기능은 전

기사업자가 미래 설비투자 의사결정 시 최우선적으로 필요한 수익성

분석 내지 사업의 타당성 분석을 수행하는데 유용하게 활용될 수 있

다. 셋째, M-Core는 전력시장 환경변화에 따른 전력시장 영향 효과를

분석할 수 있다. 예를 들면 에너지가격체계 변화에 따른 전력가격 및

전원별 이용률 변화를 추정할 수 있고, 이 경우 전력요금 영향에 대해


서도 분석 수행이 가능하다. 마지막으로 M-Core는 수요입찰 및 수요

반응 등 수요측 자원 시장참여 방안의 설계 및 영향 평가 분석에 활용

될 수 있다. 현재 우리나라는 스마트그리드(Smart Grid)가 실증단계에

머무르고 있지만 향후 SG 도입 시 활성화가 예상되는 수요측 자원의

전력시장 영향 분석에 유용한 수단 중 하나로 활용이 가능할 것이다.

제7장 전력산업의 사회적 비용 177

제7장 전력산업의 사회적 비용

1. 사회적 비용의 개념

가. 시장실패와 외부효과43)

이론적으로 시장경제 하에서는 가격기구에 의하여 자원이 효율적으

로 배분된다. 그러나 현실경제에서는 후생경제학이 전제로 삼고 있는

몇 가지 가정을 만족시키지 못해 가격기구를 통한 자원의 배분이 파

레토 최적(Pareto Optimum)을 달성하지 못하는 경우가 일반적이다.

이처럼 시장이 최적의 자원배분을 달성하지 못하는 상황을 보통 시

장실패라 부르는데, 시장실패의 주요인으로는 외부효과, 독과점, 공공

재, 불완전정보 등을 들 수 있다.

외부효과(externalities)란 어떤 경제주체의 생산 또는 소비활동이 다

른 경제주체의 생산 또는 소비에 영향을 주지만 이렇게 발생한 편익

이나 비용에 대한 보상이 이루어지지 않은 현상을 의미한다.

외부효과는 다시 편익을 주는 긍정적 외부효과(Positive Externality)

와 비용이나 손실을 초래하는 부정적 외부효과(Negative Externality)로

구분되며, 긍정적 외부효과는 외부경제(External Economy)라고도 하고,

부정적 외부효과는 외부비경제(External Diseconomy)라고도 한다.

외부비경제가 존재하여 가격기구를 통하여 파레토 최적을 달성할

수 없는 경우 이를 해결할 수 있는 방법 중 하나는 사회적 비용을 추

정하여 조세를 부과하는 것이다.

43) 한국전력공사 전원계획처(1997), ‘전력산업의 사회적 비용에 관한 연구’보고서 인용

178

조세를 부과하여 사적 한계비용과 사회적 한계비용이 일치하도록

만든다면 다시 효율적 배분을 달성할 수 있다.

나. 사회적 비용의 정의

사회적 비용의 개념은 다음과 같이 네 가지 관점에서 구분될 수 있

다(한국전력공사, 1997).

- 정의Ⅰ : 개체적 관점에서 보는 비용으로 생산자, 소비자, 정부와

같은 개별 경제주체의 관점에서 비용을 파악

- 정의Ⅱ : 개별 주체를 포함한 국가사회나 체제의 전반적 관점에서

비용을 파악하는 것으로 사회를 하나의 단위로 보았을 때의 비용

을 의미

- 정의Ⅲ : 협의의 경제적 비용으로 피해범위를 생산과정에서 발생

되는 외부성이라는 차원에서 파악

- 정의Ⅳ : 광의의 경제적 비용으로 피해범위를 인간의 행복과 자유

가치에 미치는 종합적인 관점에서 파악

다. 전력산업의 사회적 비용

앞서 언급한 네 가지 정의를 전력산업과 연관시켜 전력산업의 사회

적 비용을 정의한다면 다음의 표와 같이 정리할 수 있다.


정의Ⅰ

∙ 가장 협의의 전통적인 사회적 비용의 정의∙ “시장을 통하여 가격화되지 않는 외부비용의 합” 또는 “생산 활동의 결과로 제삼자가 부담해야 하는 손실 혹은 사회전체로 전가되는 비용”

∙ 전력산업의 경우 대표적 외부성인 환경비용, 위험부담비용과 기술 파급효과 등 사적비용으로는 계산되지 않는 부분들의 합

정의Ⅱ

∙ 생산자가 발생시키는 외부피해에 국한되어 있지만 소비자의 소비 행태가 타 소비자, 생산자 혹은 사회전체에 끼치는 피해도 고려하는 개념

∙ 전력산업에게 발생되는 외부성을 내부화하기 위해서 정부와 같은 제 삼자가 지불하는 정부비용, 전력소비의 계측비용

정의Ⅲ

∙ “사회적 기회비용”의 개념을 가지는 정의. 즉, 사회의 모든 자원을 효율적으로 사용하지 못함으로써 초래되는 모든 비효율을 비용화한 개념

∙ 전력산업이 공기업형태로 운영됨에 따른 기업의 내부적 비효율에 기인한 비용이나 유리한 정부규제를 유도하기 위한 지출

정의Ⅳ

∙ 시장실패에서 비롯되는 사회적 비효율뿐만 아니라 국가체제가 인간에게 미치는 모든 부정적인 측면들(고용불안에서 비롯되는 소외와 갈등, 도덕성의 피폐, 사회적 관계의 파괴, 정신적 고통 등)과 자연 환경의 파괴까지 포함하는 개념

∙ 발전소의 유치로 인한 주변지역의 주민과 다른 지역 주민들 간의 사회적 갈등이나 부유층의 과다소비로 인한 환경오염의 피해를 입는 비부유층과의 계층 간 갈등 등을 포함함.

자료: 한국전력공사 전원계획처(1997).

<표 7-1> 전력산업의 사회적 비용

전력산업의 사회적 비용은 앞서 정의한 네 가지 개념 중 어느 개념

을 사용할 것인가에 따라 차이가 발생한다. 일반적으로 사회적 비용을

추정하는 이유는 이러한 비용이 가격에 반영되지 않을 경우 바람직한

수준 이상의 생산이나 소비를 유도하고 결국에는 사회후생의 감소를

초래하기 때문이다.

외부불경제가 존재할 경우 전력의 사회적 비용을 추정하여 조세 등

의 방법을 통해 가격에 내재화함으로써 사회후생을 증가시킬 수 있다.

외부성의 원인 제공자에게 조세를 부과함으로써 파생되는 사회적

180

비용을 내부화 할 수 있는데 이를 피구세(Pigouvian Tax)라 칭한다.

“경제학적 측면에서 정부의 역할은 외부효과의 원인이 되는 경제주

체들에게 그들의 행위가 초래하는 사회적비용을 부담하게 하는 것이

최선이며, 시장기능을 적절히 사용하면 오히려 시장실패를 치유하는

최선의 처방이 될 수 있다. 따라서 교정적 조세는 경제적 효율을 향상

시키는 동시에 정부의 조세수입도 증가시킨다(정성호 외, 2011).”44)

[그림 7-1] 조세를 활용한 외부효과 내재화

자료: 원본은 하연섭(2008), pp104~10545), 정성호 외(2011), pp266 재인용

44) 정성호 외(2011), 사회적 한계비용을 고려한 화력발전과세 확대에 관한 연구, 지방행

정연구 제25권 제4호, pp259~284 / 원자료는 Mankiw. N. G(2009), Principles of Economics, Harvard University.

45) 하연섭(2008), 재정학의 이해, 다산출판사(서울)


부정적 외부효과를 교정하기 위해 생산자(발전사업자)에게 조세를

부과한다. 즉 최적 수준에서 발생하는 외부효과의 양에 해당하는 만큼

조세를 부과하는 것이다(정성호 외, 2011, pp. 265).

위 그림에서 보는 것과 같이 조세가 부과되면 한계비용은 더 이상

MPC가 아니라 MPC+T가 된다. 따라서 최적의 생산수준은 MB=MPC

가 되는 점이 아니라 MB=MPC+T가 된다. 사회전체적인 시각에서 볼

때 Q*이 가장 효율적으로 자원이 배분되는 발전량이 된다(정성호 외,

2011, pp. 265).

조세납부액은 면적 abde이고, 생산량이 감소함에 따라 이웃주민들의

후생감소분의 합계는 aedbc가 되며, 이웃주민들의 후생은 abfc(=Q*ghQ1)

만큼 증가한다. 따라서 조세 부과의 경우 사회전체적인 후생은 bfc만큼

증가하게 된다(정성호 외, 2011, pp. 265).

2. 전력산업 사회적 비용 추정 연구사례

가. 일본 비용검증위원회 보고 :

日国家戦略室, “コスト等検証委員会報告書”(2011.12.13)1) 목적

일본은 후쿠시마 원전사고를 계기로 원자력 발전과 관련된 직접 비

용 이외에 사고위험 비용 등 지금까지 고려되지 못한 비용을 반영하

여 원자력발전비용을 철저히 검증하고자 하였다. 또한 원전 의존도 감

소 시나리오 검토과정에서 현재는 아직 주요 전원이 아닌 신재생에너

지 및 열병합발전 등을 포함한 다른 전원의 장래 가능성을 검증하고

자 하였다.

182

비용 검증의 고려 방향으로는 CO2 대책비용, 사고위험 대응비용,

정책비용 등 사회적 비용을 추가하는 것이다. CO2 대책비용(화석연료

관련 전원)은 발전연료 사용으로 배출되는 CO2 대책에 필요한 비용이

고, 사고리스크 대응비용(원자력)은 장래 발생할 수도 있는 사고대응

비용이다. 정책경비(소규모 전원 제외)는 발전사업자가 발전을 위해

부담하는 비용은 아니지만, 세금으로 충당되는 정책경비 중 전원별로

발전에 필요한 사회적 경비이다.

2) 추산방법

2010년, 2020년, 2030년에 각각 새롭게 가동을 시작하는 모델플랜

트를 대상으로 이 모델플랜트가 가동 연수 동안 매년 발생하는 자본

비, 가동유지비, 연료비, 사회적 비용(CO2 대책비용, 사고리스크 대응

비용, 정책경비)을 산정한다. 이를 해당 가동 연수 기간 중에 예상되

는 총발전량으로 나눔으로써 발전원가(단위: 엔/㎾h)를 산정한다.

자본비+가동유지비+연료비+사회적 비용(CO2 대책비용, 사고리스크 대응비용, 정책경비)발전전력량(㎾h)

- 자본비용: 감가상각비, 고정자산세, 수리(水利)사용료, 설비 폐기비용 등의 합계

- 가동유지비: 인건비, 보수유지비, 제반비용, 업무 분담비 합계

- 연료비: 단위수량 당 연료가격에 필요연료량을 곱한 값(원자력은 핵연료사이클비용으로서 별도로 추산함)

- CO2 대책비용(화석연료 관련 전원): 발전연료 사용으로 배출되는 CO2 대책에 필요한 비용

- 사고리스크 대응비용(원자력): 장래 발생할 수도 있는 사고대응 비용

- 정책경비(소규모 전원 제외): 발전사업자가 발전을 위해 부담하는 비용은 아니지만, 세금으로 충당되는 정책경비 중 전원별로 발전에 필요한 사회적 경비

< 계산식 >


모델플랜트는 장래에 건설될 발전소들이며 균등화비용계산 결과는

신규전원의 건설물량과 전원비중 결정의 기초자료로서 활용된다.

3) 전원별 비용 추산결과

① 원자력

원자력발전비용은 할인율 3%, 설비이용률 70%, 가동 연수 40년을

전제로 1㎾h당 8.9엔 이상이다. 2004년도에는 5.9엔으로 추산되었다.

사회적 비용 등으로 인해 3엔/㎾h 이상(약 50%이상)이 상승하였다.

주요 추산결과는 아래와 같다.

∙사고비용 1조엔 증가 시 0.1엔의 비용이 상승

∙자본비: 2.5엔/㎾h (2004년도 추산대비 +0.2엔/㎾h)

∙가동유지비: 3.1엔/㎾h (2004년도 추산대비 +1.0엔/㎾h)

∙핵연료사이클비용: 1.4엔/㎾h (2004년도 추산대비 ▲0.1엔/㎾h)

∙추가안전대책: 0.2엔/㎾h

∙정책경비: 1.1엔/㎾h

∙사고리스크대응비용: 0.5엔/㎾h 이상

184

[그림 7-2] 원자력발전 비용(2004년 추산과 비교)

자료 : 일본 비용검증위원회.

② 석탄, LNG, 석유

석탄화력은 연료비 인상과 더불어 이번 추산부터 추가된 CO2 대책

비용이 전체의 20~30%를 차지한다. 2004년도 추산 대비 2010년 모델

플랜트는 약 3엔 상승한 9.5~9.7엔/㎾h(할인율 3%, 이용률 80%, 가동

연수 40년 전제)이다.

[그림 7-3] 석탄, LNG, 석유화력 발전 비용

자료 : 일본 비용검증위원회* 그림의 좌측부터 석탄발전, LNG 발전, 석유발전 순임.


LNG화력은 CO2 대책비용 포함 2010년 모델플랜트 10.7~11.1엔/㎾

h(할인율 3%, 이용률 80%, 가동 연수 40년 전제)이고, 석유화력은

CO2 대책비용과 연료비 상승으로 2004년도 추산 대비 2010년 모델플

랜트는 약 19엔 상승한 36.0~37.6엔/㎾h(이용률 10, 30% 전제, 할인율

3%, 가동 연수 40년)이다.

③ 풍력

육상풍력은 입지조건이 적합한 장소라면 2010년 모델플랜트의 발전

비용은 약 10엔/㎾h이다. 2030년 모델플랜트는 약 9엔/㎾h로 원자력,

석탄, LNG와 비슷한 수준으로 추산된다(할인율 3%, 설비이용률 20%,

가동 연수 20년).

해상풍력은 자본비용이 육상풍력의 1.5∼2배로 예상된다. 2020년

모델플랜트가 9.4∼23.1엔/㎾h, 2030년 모델플랜트가 8.6∼23.1엔/㎾h

으로 추산된다(할인율 3%, 설비이용률 20%, 가동 연수 20년).

④ 태양광

2010년 모델플랜트 발전비용은 30엔/㎾h 이상(할인율 3%, 설비이용

률 12%, 가동 연수 20년)으로 다른 전원대비 높은 수준이다. 그러나

2030년에는 양산효과 등으로 인해 대폭적인 가격하락이 기대되어 현

재 비용의 1/2∼1/3 정도로 하락할 가능성이 있다. 이는 석유화력보다

낮은 수준이 되며, 차세대 태양전지 등 혁신적인 기술이 실현된다면

더욱 낮아질 수 있다.

186

연도육상풍력

해상풍력

대규모태양광

주택용태양광

지열 수력가스

열병합

2010년 9.9~17.3 9.4~23.1 30.1~45.8 33.4~38.38.3~10.4 10.5

19.7~20.1(열가치 공제 전)2030년 8.8~17.3. 8.6~23.1 12.1~26.4 9.9~20.0

추산전제조건

할인율: 3%설비이용률

:20%가동 연수:

20년

할인율: 3%설비이용률:

20%가동 연수:

20년


:12%가동 연수:

20년


:12%가동 연수:

20년


:80%가동 연수:

40년


:60%가동 연수:

40년


:70%가동 연수:

40년주: 태양광의 경우 2030년 모델은 가동 연수 35년임.

<표 7-2> 기타 신재생에너지 발전 비용

(단위 : 엔/kWh)

4) 내용요약 및 유의점

‘비용등검증위원회’는 이번 추산결과를 발표하면서 아래와 같은 결

론 및 유의점을 제시하고 있다.

현시점에서는 후쿠시마 원전사고의 사고비용이 확정되지 않은 점과

신재생에너지의 기술혁신 및 양산효과에 가정을 두고 있다는 점 등

장래 전망이 유동적이다. 원자력발전은 사고리스크를 고려하면 상당

한 사회적 비용이 존재한다. 원자력비용은 현시점에서 최대한의 정보

를 근거로 추산하였으나, 사고비용 등 향후 정보가 갱신되면 수치를

재검토할 것이다.

석탄 및 LNG는 CO2 대책비용 및 연료비 상승을 고려하면 비용이

높아지나, 사회적비용을 고려한 원자력과 비교하면 기저전원으로서

경쟁적 지위를 유지한다.

풍력 및 지열은 입지제약 및 계통안정 등의 과제가 남아 있으나, 이

런 과제를 해결함으로써 원자력, 석탄과 비슷한 비용수준이 될 것으로


전망된다.

태양광은 계통안정화 등의 과제가 있으나, 세계시장 확대에 따른 양

산효과로 인해 비용감소가 예상되어, 석유화력보다 비용면에서 우위

이며 피크 기간 중 수급개선을 위한 전원으로 기대된다.

나. 독일 발전원별 외부비용(External Costs) 추정46)

EU의 ExternE Methodology를 사용하여 발전원별 외부비용을 추정

하였으며 외부비용은 생애주기를 고려하여 계산하였다. 독일의 경우

현재 가동 중인 발전원별 비교 시, 석탄의 외부비용은(3∼6유로센트)

원자력의 외부비용(0.2유로센트) 대비 약15∼30배 더 높다. 원자력의

경우 풍력발전의 외부비용(0.05유로센트)보다는 높으나 태양광의 외부

비용(0.6유로센트)보다는 낮다.

신규 발전원별 비교 시, 석탄의 외부비용은 2.2∼2.8유로센트, 천연

가스 0.9유로센트 등으로 기존발전기에 비해 외부비용이 적으나 여전

히 원자력에 비해 외부비용이 크다(원전의 외부비용은 기존 원전과

동일하게 가정함).

46) CASES(Cost Assessment of Sustainable Energy Systems, 2008), Development of a set of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in EU countries: Part Ⅰ. Review of Literature on National Estimates of Private And External Costs of Electricity Generation in European Countries / European Commission(2003), External Costs: Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport / 김윤경, 조성진(2013. 6), 추가안전대책비용, 사고위험

대응비용의 외부비용을 반영한 원전비용 추정 연구, 자원·환경경제연구 제22권 제2호, pp374~376 재인용

188

다. 프랑스 발전원별 외부비용(External Costs) 추정47)

발전원별 외부비용은 EU의 ExternE 방법을 통하여 계산하였다. 신

규 및 기존설비 모두를 포함할 때 석탄의 외부비용은 3.34∼10유로센

트/kWh, 천연가스 0.83∼4유로센트/kWh, 석유 4.45∼11유로센트/kWh,

원자력 0.3유로센트/kWh, 바이오매스 0.54∼1유로센트/kWh, 수력 1

유로센트/kWh 등으로 추정된다. 위 결과에 근거하면 원자력의 외부비

용은 타 발전원에 비해 상당히 낮으며 특히, 석탄발전의 경우 원자력

대비 약 11∼33배 높은 외부비용이 발생한다.

라. 영국 발전원별 외부비용(External Costs) 추정48)

영국도 EC가 수행한 ExternE 프로젝트의 결과를 적용하였다. 추정

결과 외부비용 관점에서 볼 때 풍력을 제외한 타 전원에 비해 원자력

의 경제성이 뛰어나다. 전원별 외부비용은 원자력 0.25유로센트/kWh,

석탄/갈탄 4∼7유로센트/kWh, 천연가스 1∼2유로센트/kWh, 바이오매

스 1유로센트/kWh, 풍력 0.15유로센트/kWh이다.

47) CASES(2008), Development of a set of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in EU countries: Part I. Review of Literature on National Estimates of Private And External Costs of Electricity Generation in European Countries / Part II. Full cost: Levelised European estimates results and assesment / 김윤경, 조성진(2013. 6) 재인용

48) CASES(2008), Development of a set of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in EU countries: Part I. Review of Literature on National Estimates of Private And External Costs of Electricity Generation in European Countries / Part II. Full cost: Levelised European estimates results and assesment / 김윤경, 조성진(2013. 6) 재인용


유로센트/kWh

석탄 석유 가스 원자력 바이오매스 풍력

4 to 7 3 to 5 1 to 2 0.25 1 0.15

자료: 원본 EC(2003) / CASES(2008), Part Ⅰ, p.59. 재인용

<표 7-3> 영국 발전원별 외부비용

(단위 : 유로/MWh)

마. EU국가의 외부비용을 포함한 총 발전비용 추정49)

현재시점(2005∼2010)에서 가장 비싼 발전원은 태양광발전으로 약

36.80∼45.63유로센트/kWh이고 가장 저렴한 발전원은 바이오매스를

이용한 열병합발전(CHP)으로 1.79유로센트/kWh이다. 외부비용을 포

함한 원자력의 총 발전비용은 3.32유로센트/kWh로 바이오매스를 활

용한 열병합을 제외하면 가장 저렴한 발전원임을 알 수 있다. 물론 원

자력의 외부비용 계산 시 사고리스크비용, 안전대책 비용, 정책경비

등을 포함하지 않았기 때문에 원자력발전의 총 발전비용은 과소평가

되었을 가능성이 크다.

석탄화력의 경우 총 발전비용은 4.07유로센트/kWh, 천연가스 CHP

5.39유로센트/kWh, 천연가스 복합발전 6.2유로센트/kWh, 해상풍력

6.21∼6.46유로센트/kWh, 수력 7.9∼7.98유로센트/kWh, 태양광 36.8

∼45.63유로센트/kWh 등으로 추정되어 전통적인 발전원 대비 재생에

너지원의 경제성은 아직 낮은 편이다.

49) CASES(2008), Development of a set of full cost estimates of the use of different energy sources and its comparative assessment in EU countries: Part II. Full cost: Levelised European estimates results and assesment / 김윤경, 조성진(2013. 6) 재인용

190

16사적비용

외부비용

14

12

10

8

6

4

2

0

원자력발전 경유가스터빈 유연탄 IGCC 갈탄 IGCC 천연가스,가스터빈

중유발전 유연탄발전 갈탄발전 가스복합발전

자료: CASES(2008), Part II, p.16. * 총비용: 사적비용 + 외부비용

[그림 7-4] 현재(2005∼2010년) 원자력 및 화력발전 총비용*

(단위 : 유로센트/kWh)


바. 유럽의 오염물질별 배출량 및 피해액50)

유럽의 대표적인 연구는 Barker and Rosendahl (2000)이 수행한 연

구로서 이들 연구는 CGE(Computable General Equilibrium)류의 거시

적 계량모형인 E3ME와 European Commission에서 개발한 ExternE

의 환경영향 평가를 이용하여 유럽의 1994년 17개국을 대상으로

SO2(아황산가스), NOx(질소산화물), PM(Particulate Matter: 초미세먼

지)의 피해액을 계산하였다.

이러한 계산은 ExternE 평가기법의 보수성 때문에 추정 가능한 수

치 중 최소값으로 결과를 제시하고 있다. 피해액과 각국의 오염물질

배출량과는 상관성이 있는 것으로 나타나 오염물질별 배출량이 주어

지면 피해액을 추정할 수 있다.

추정결과 전체 피해액 중 약 50%정도가 NOx에 의한 것으로 나타

났고, SO2에 의한 피해비용이 약 35%, PM에 의한 피해비용이 가장

낮은 15%로 보고되었다. 이렇게 추정된 결과는 각종 오염물질 저감정

책 시나리오를 적용하여 민감도 분석 시 활용될 수 있다.

50) Barker, Terry and Knut Einar Rosendahl (2000), Ancillary Benefits of GHG Mitigation in Europe: SO2, NOx and PM10 reductions from policies to meet Kyoto targets using the E3ME model and EXTERNE valuations', Ancillary Benefits and Costs of Greenhouse Gas Mitigation, Proceedings of an IPCC Co-Sponsored Workshop, March, OECD, Paris., http://www.oecd.org/dataoecd/32/41/2053990.pdf

192

국가

SO2 NOx PM10총피해액(10억달러)배출량

(1000톤)피해액

(10억달러)배출량(1000톤)

피해액(10억달러)

배출량(1000톤)

피해액(10억달러)

Austria 55 0.35612 183 2.58187 39 0.53418 3.9

Belgium 276 2.58187 345 3.5612 27 0.53418 7.5

Denmark 157 0.44515 272 1.15739 14 0.08903 1.9

Finland 111 0.08903 282 0.53418 72 0.08903 0.9

France 1013 8.45785 1831 23.1478 211 4.18441 40.2

Germany 2998 26.97609 2042 22.16847 755 12.10808 68.8

Greece 556 1.15739 358 0.97933 0 0 2.4

Ireland 177 0.53418 116 0.44515 105 0.35612 1.5

Italy 1436 8.54688 1791 12.19711 501 3.5612 27.3

Luxemburg 13 0.08903 22 0.26709 0 0 0.4

Norway 34 0.08903 212 0.80127 24 0.08903 4.7

Portugal 273 0.8903 379 1.7806 0 0 1.1

Spain 2061 8.99203 1206 7.1224 33 0.17806 3.0

Sweden 74 0.17806 329 0.8903 48 0.08903 18.3

Switzland 31 0.26709 140 1.7806 19 0.26709 1.2

Netherlands 146 0.80127 493 2.84896 38 0.44515 2.6

U.K 2697 14.68995 2289 14.95704 426 4.54053 38.5

총계 12,111 84.5 12,290 109.4 2,312 30.4 224.3

자료: Barker, Terry and Knut Einar Roseendahl(2000), p.18.

<표 7-4> 1994년 유럽 17개국의 오염물질 배출량 및 피해액 추정


3. 원전 사고위험대응 비용 시산

원전 중대사고 발생 시 피해비용을 추정하기 위해서는 특정 발전소

를 대상으로 사고 시나리오분석, 대기확산모델 개발, 피폭선량 및 인

체영향 평가 등에 대한 심층 기술검토를 통하여 신중하게 접근할 필

요성이 있다.

또한 동일 규모의 사고가 발생하더라도 원전 노형이 상이하여 설계

특성, 기술수준, 운영 및 사고대처 능력에 따라서 사고위험대응비용은

크게 다르게 될 것이다. 그럼에도 불구하고 본장에서 사고위험대응비

용을 다루고 있는 것은 개략적인 분석결과이지만 원전의 외부비용을

반영하여 원전 발전비용을 평가해보고 이를 전원믹스 결정에 참고할

수 있도록 자료를 제공함에 그 목적이 있다.

원전의 외부비용에 대한 연구는 추후의 과제가 될 것이다.

가. 상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용 추정

추정을 위해 필요한 자료는 중대 원전 사고 시 손해비용과 연간발

전량이다. 지불기간은 40년으로 전제한다.

중대 원전 사고 손해비용 추정 값은 현대경제연구원(2012. 11) 보고서

상의 ‘과거 중대 원전 사고 피해 현황’을 적용51)하였다. 현대경제연구원

보고서에 따르면 세계 3대 원전사고의 원전 1기당 평균 피해비용을 58

조원으로 추정하고 있다. 이 계산식은 세 사건의 손해비용 추정치를 총

6회(혹은 6기)로 나눈 값이다. 여기에서 6회 혹은 6기는 TMI 2호기, 체

르노빌 4호기, 후쿠시마 원전 1 ~ 4호기이다. 동 보고서에서 제시한 수

치는 환율의 변동에 따라 상이할 수 있는데 보고서에서는 2011년 원/엔

51) 현대경제연구원 장우석 연구위원, (2012. 11. 1), “원전 드러나지 않은 비용”

194

환율을 적용하였다. 2013년 상반기의 현저한 엔화 절하를 감안한다면

위 값은 축소되어야 한다는 점을 유의할 필요가 있다. 2011년 3월 발생

한 후쿠시마 원전 사고 피해비용은 2011년 말에 보고에 따르면 약 5.8조

엔(한화로 81조원)으로 추정되었다. 그러나 이 비용은 향후 지속적으로

증가할 것으로 전망되었다. 우리나라 원전노형과 가장 유사한 미국의

TMI의 사고 피해비용은 약 2조원으로 추정하였다. 다음의 표는 과거

중대 원전사고 피해비용을 정리한 것이다.

구분미국 러시아 일본

TMI 체르노빌 후쿠시마

사고발생년도 1979년 1986년 2011년

사고원전 수 1기 1기 4기

원전 타입(로형)

PWR(Pressurized Water

Reactor)

RBMK(High Power

Channel-type Reactor)

BWR(Boiling water reactors)

Net Capacity(총설비용량)

880MW(959MW)

925MW(1,000MW)

1호기: 439(460MW)2호기: 760(784MW)3호기: 760(784MW)4호기: 760(784MW)

사고당시 원전수명

4개월 8년 30∼40년

사고등급 5등급 7등급 7등급

피해복구비용(2011년

기준 비용)

10억달러(약 2조원)

2,350억달러(약 265조원)

최소 5.8조엔(최소 81조원)

자료: 현대경제연구원(2012. 11), “원전 드러나지 않은 비용” 인용미국정부, IAEA, 일본 에너지환경회의에서 발표한 피해 복구비용 추정치와 발표 당시의 연평균 환율, 해당 기간의 물가상승률을 적용하여 2011년 원화 기준으로 환산 (한국은행, 2011년 연평균 원/엔 환율은 1,391.0원으로 전년(1,320.2) 대비 약 70.8원 상승(5.1% 절하)

<표 7-5> 과거 중대 원전 사고 피해비용 정리


연간발전량은 국내 원전설비 규모와 이용률별(60 ~ 90%) 연간발전

량을 구하였다. 2011년 말(기준년도 통일) 원전 설비용량은 18,716MW

이므로 이용률 60, 70, 80, 90%에서 연간 총발전량은 각각 984,

1,148, 1,312, 1,476억kWh가 된다.

위의 전제들을 적용하여 ‘상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고

위험비용 접근법’에 의해 사고위험 대응비용을 추정하면 다음과 같은

결과를 도출할 수 있다.

이용률(%)손해비용(조원) 90 8052) 70 60

TMI Case(2조원) 0.34 0.38 0.44 0.51

후쿠시마 Case(81조원) 13.72 15.43 17.64 20.58

세계 평균 Case(58조원) 9.82 11.05 12.63 14.74

<표 7-6> 상호부조 반영의 손해배상제도에서의 이용률별 사고위험비용 시산

(단위: 원/kWh)

나. 손해기대치 접근법 적용시의 추정 결과

‘손해기대치 접근법’을 이용한 사고위험 대응비용 추정은 손해비용

과 사고발생빈도 그리고 모델플랜트의 연간발전량에 대한 전제가 필

요하다. 손해비용은 ‘상호부조에 의한 접근법’과 동일하게, 사고발생

52) 아시아 경제(2013. 1. 19), 지식경제부는 대통령직인수위원회에 원전 안전성 강화를

위해 원전 예방정비 기간을 60일로 연장하는 의견을 제시하였는데, 이 경우 원전 이

용률을 80% 수준까지 하락할 것으로 전망됨.

196

빈도는 일본 원자력위원회53) 및 미 NRC ‘확률론적 안전성평가(PSA)’

의 중대사고 발생빈도(LERF)54) 기준 자료를 활용한다. 중대사고 발생

확률은 다음과 같이 요약된다.

A) 1.0×10-5/년간 : 국제원자력기관(IAEA) 및 미국 NRC가 설정하

고 있는 기 설치된 원자로의 중대사고 발생빈도 10만로년에 1번

의 사고발생확률임.

B) 3.5×10-4/년간 : 세계의 원자력발전소의 운전실적에 기초하는 것

임. 14,353로년에 5번의 사고발생이 측정되었음. 일본에서는 57

년에 1번, 세계에서는 10년에 1번 중대사고(severe accident)가

발생하는 것에 상응함.

C) 2.0×10-3/년간 : 일본의 원자력발전소의 운전실적에 기초하는 것

임. 1,494로년에 3번의 사고발생이 측정됨. 일본에서는 10년에

한 번, 세계에서는 거의 1년에 1번으로 중대사고(severe accident)

가 발생하는 것에 상응

D) 1.0×10-4/년간: 미 NRC ‘확률론적 안전성평가(PSA)’의 노심손

상빈도(CDF)55) 기준에 의거한 기준

일본 ‘원자력위원회’ 및 ‘비용등검증위원회’는 다양한 원전 사고발

생빈도를 적용하여 사고위험대책비용을 산정하였으나 사고발생빈도

C)의 경우 너무 비관적이고 비현실적이라는 견해가 존재하였다. 독일

막스플랑크연구소가 발표한 연구 자료에 의하면(2012. 5)56), 세계의

53) 일본 원자력위원회 사무국(2011. 11. 10), “원자력발전소의 사고리스크 비용의 시산”인용

54) LERF: Large Early Release Frequency55) CDF: Core Damage Frequency


원전에서 체르노빌이나 후쿠시마 원전사고와 같은 중대 원전사고가

발생할 확률은 10∼20년 만에 한 번임을 감안할 때 사고발생빈도 C)

를 적용한 사고위험대응비용은 국제적으로 공통인식을 얻기 힘든 수

치일 수 있다.

마지막으로, 모델플랜트의 연간 발전량은 국내 대표 원전인 OPR1000

(설비용량 1,000MW)을 기준으로 한다. 모델플랜트의 연간발전량은

이용률 60, 70, 80, 90%를 적용하여 계산한다.

앞서 소개한 추정 전제를 적용하여 각 이용률별로 사고위험 대응비

용을 도출하면 다음과 같다.

· 원전 이용률 90%

모델플랜트의 연간 발전량은 78.84억kWh이다.

구 분 TMI 피해비용 후쿠시마 피해비용 평균 피해비용

기준사고발생빈도

(확률) 사고위험대응비용

IAEA 기준57) 0.00001 0.0025 0.1027 0.0736

세계원전운영기준 0.00035 0.0888 3.5959 2.5748

일본원전운영기준 0.002 0.5074 20.5479 14.7133

NRC 기준 0.0001 0.0254 1.0274 0.7357

<표 7-7> 이용률 90% 가정 시, 사고발생빈도별 원전사고 피해 비용

(단위: 원/kWh)

56) Jos Lelieveld, Daniel Kunkel, and Mark G. Lawrence(2012. 5), Global risk of radioactive fallout after major nuclear reactor accidents, Atmospheric Chemistry and Physics 12(9). pp. 4245-4258 인용

57) 이 기준은 미국 NRC의 대량조기방출빈도(LERF) 기준에 의거한 기준과 동일함.

198






IAEA 기준 0.00001 0.0029 0.1156 0.0828 세계원전운영기준 0.00035 0.0999 4.0454 2.8967 일본원전운영기준 0.002 0.5708 23.1164 16.5525

NRC 기준 0.0001 0.0285 1.1558 0.8276


(단위: 원/kWh)






IAEA 기준 0.00001 0.0033 0.1321 0.0946 세계원전운영기준 0.00035 0.1142 4.6233 3.3105 일본원전운영기준 0.002 0.6523 26.4188 18.9172

NRC 기준 0.0001 0.0326 1.3209 0.9459


(단위: 원/kWh)

다. 사고위험대응비용 계산 방식의 평가

현실적으로 후쿠시마 원전사고와 같은 중대한 원전 사고가 발생할

확률에 대한 일반화가 불가능하고, 피해 규모 역시 원전 입지 및 국가


적 특성에 따라 상이하기 때문에 이 연구에서 추정한 결과가 일반적

으로 허용되는 보편성을 지니기보다는 외부비용을 고려한 전원믹스

정책 및 에너지믹스 정책 수립 시 참고자료로 활용하는 것이 바람직

하다. 결과적으로 이 연구 결과는 다양한 원전발생확률과 과거 원전사

고 피해규모를 토대로 사고위험대응비용의 범위를 제시하는데 그 의

의가 있다고 할 수 있다.

본 검토에서 제시하고 있는 두 개의 사고위험대응비용 추정 방법

중 상호부조 반영 손해배상제도 추정 방식은 대상 원전사업자를 1국

가로 한정함으로써 원전기수가 많은 국가의 단위 kWh당 사고비용이

낮아지는 논리적 모순이 발생하여 국내에 적용하기에는 무리가 있다

고 판단한다. 따라서 본 보고서에서는 상호부조 반영 사고위험대응비

용 방식은 채택하지 않는다.

원전 발전비용에 있어서 사고위험에 대응하는 비용이 원자력손해배

상보험료이다. 원전사업자는 원전사고에 대비하여 또는 법적 규제로

보험에 가입하고 보험료를 지불한다. 따라서 원전비용 추정 시 보험료

또는 사고위험대응비용 중 하나가 반영됨이 타당하다. 원전 보험금 및

보험료에 대한 논의는 다음 연도에 논의키로 한다.

제8장 결 론 201

제8장 결 론

본 연구는 9.15 순환정전 이후의 전력수급여건, 제6차 전력수급기본

계획, 제2차 에너지기본계획 초안을 검토하여 국내의 장기 전원구성

전개방향을 살펴보았으며, 일본 후쿠시마 원전사고 이후 주요국(미국,

영국, 프랑스, 일본)의 장기 전원구성 정책도 함께 검토하였다.

전원구성을 설정함에 있어 전원별 경제성은 주요 의사결정 기준이 된

다. 본 연구에서는 우선 IEA가 수행한 균등화발전원가 분석의 전제와

결과를 살펴봄으로써 전원별 경제성을 국가별로 비교하였다. 그리고

IEA가 적용한 균등화발전원가 분석기법을 적용하여 국내 원자력, 석탄,

가스 발전의 경제성을 보다 심층적으로 비교분석하였다. 특히 2012년

말에 재산정된 원전 사후처리비를 이용하여 발전소 이용률에 따라 전원

별 경제성이 어떻게 달라지는지를 집중적으로 살펴보았다. 이 원전 사후

처리비에는 사용후핵연료 처분비용, 중·저준위 방폐물 관리비용, 원전

해체비용이 포함된다. 원전 사후처리비 조정 결과를 반영하였을 때, 원

자력발전원가는 kWh당 1.5~2.0원이 상승하여, 석탄, 가스 등의 전원과

비교할 때 여전히 경쟁력을 유지하는 것으로 분석되었다.

나아가 최적 전원구성을 설정하는 모형과 그 전원구성이 전력시장

에 미치는 영향을 분석하는 모형을 각각 소개하였다. 전원구성 모형으

로는 세계적으로 가장 활발히 활용되고 있는 IAEA의 WASP 모형을

소개하였으며, 전원구성의 전력시장 영향분석 모형으로는 국내에서

개발한 M-Core 모형을 소개하였다. 각 모형의 특징과 구동 원리를 제

시하였으며, 주요 입력변수를 살펴보았다. 다만, 본 연구는 원자력발

202

전의 경제적, 사회적 비용을 고려한 적정 전원구성을 살펴보는 3개 연

도(2013~2015년) 과제의 1차 연도(2013년) 연구로서, 장기 최적 전원

구성을 전망하고 그 파급효과를 보기보다는 국내외 전원구성 정책, 전

원별 경제성 비교, 전원구성과 파급영향을 분석하는 전산모형을 집중

적으로 살펴보는 것에 초점을 맞췄다.

그리고 궁극적으로 검토해야 할 원자력발전의 사회적 비용을 이해

하는 차원에서 전력산업의 사회적비용에 대한 문헌검토를 진행하였

다. 후쿠시마 원전사고 이후 세계에서 최초로 원자력발전의 사고위험

비용, 안전대책비용, 정책비용 등을 고려한 일본의 사례와 주로 발전

소의 오염물질 배출에 따른 사회적 비용을 고려한 유럽의 사례를 검

토하였다.

2차 연도(2014년)에는 원자력발전의 사회적 비용을 집중적으로 검

토할 계획이며, 3차 연도(2015년)에는 원자력발전의 경제적, 사회적

비용을 종합적으로 고려하여 최적 전원구성과 그 파급영향을 제시하

고자 한다.

금년도 연구는 전원구성 정책과 관련한 주요국 동향을 살펴봄으로

써 각국의 전력수급 상황을 이해하고 전원구성 정책 결정의 합리화에

기여하였다. 또한, 원전의 사후처리비를 반영한 전원별 경제성을 비교

함으로써 2012년 말 새롭게 설정된 원전 사후처리비가 전원별 경제성

에 미치는 영향을 파악할 수 있었다. 그리고 전원구성 최적화와 파급

영향 분석을 위한 전산모형에 대한 체계적인 검토를 수행함으로써 본

연구의 궁극적인 목표 수행의 이론적 기반을 보다 확고하게 하였다.

본 연구의 중간결과는 제2차 에너지기본계획의 민관합동 워킹그룹

에 제공되어 워킹그룹운영의 원활화와 원전비중 권고안 결정 과정과

국가 에너지정책 방향 수립에 기여하였다.

참고문헌 203

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http://www.nationalgrid.com/uk/Gas/OperationalInfo/TBE/Future+Ener

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노 동 석

現 에너지경제연구원 선임연구위원

<주요저서 및 논문>

중장기 원자력 전망 및 경쟁력 향상 연구, 에너지경제연구원, 2011

발전용 유연탄 구매방식에 관한 연구, 에너지경제연구원, 2010

댐 관리 및 주민지원사업의 합리적 제도개선방안 연구, 에너지경제연

구원, 2010

후회비용 분석과 전력수급계획 연구, 에너지경제연구 제9권 제1호,

2010.3

수시연구보고서-2013-27

원자력발전의 경제적·사회적비용을 고려한 적정 전원믹스

2013년 12월 30일 인쇄

2013년 12월 31일 발행

저 자 노 동 석

발행인 손 양 훈

발행처 에너지경제연구원

- 경기도 의왕시 내손순환로 132 전화: (031)420-2114(代) 팩시밀리: (031)422-4958

등 록 1992년 12월 7일 제7호인 쇄 알래스카(02)2277-5553

ⓒ에너지경제연구원 2013 ISBN 978-89-5504-456-0 93320

* 파본은 교환해 드립니다. 값 7,000원

기본연구보고서 13-27 · 성을 보다 심층적으로 비교분석하였다. 특히 2012년...

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