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현안분석
인도의 전력접근성 확대 목표와 신재생에너지 전원 활용 정책
제 18- 7호2018. 2. 26
주요단신• 중국, 석탄 수급 불안정성 문제 완화
• 일본, 저준위 방사성폐기물 처분장 미확보로 폐로 계획 차질 우려
• 러시아, 감산활동 종료 관련 출구전략에 대한 의견 제시
• 미 EIA, 미국 ’22년경 에너지 순수출국으로 전환 전망
• 프랑스 EDF社, ’17년 프랑스와 영국에서의 원자력 발전량 감소
• IEA, 순조로운 원유감산 이행에도 불구 원유재고 감소세 둔화 전망
제18-7호2018.2.26
현안분석
p.3 인도의 전력접근성 확대 목표와 신재생에너지 전원 활용 정책
주요단신
중국 p.23 • 중국, 석탄 수급 불안정성 문제 완화
• 중국 4개 중앙부처, 고품질 석탄 생산능력 확대를 위한 통지 발표
• 중국, ’18년 풍력발전설비 증설 둔화세 지속될 전망
일본 p.27 • 일본, 저준위 방사성폐기물 처분장 미확보로 폐로 계획 차질 우려
• 경제산업성, ’18년 태양광 FIT 매입가격 인하 계획 및 입찰제도 개선안 발표
• 일본 기업, 전력시장자유화 계기로 지역 단위 재생에너지 사업 추진
러시아 중앙아시아
p.32 • 러시아, 감산활동 종료 관련 출구전략에 대한 의견 제시
• 러시아-사우디, ‘북극 LNG 2’ 프로젝트 및 원전 건설 부문 협력방안 논의
• 러 북극항로 이용 증대로 동북아 국가의 말라카 해협 수송의존도 감소 예상
미주 p.37 • 미 EIA, 미국 ’22년경 에너지 순수출국으로 전환 전망
• 미 내무부, 대규모 해상 석유･가스 광구 분양계획 발표
• 미 에너지부, 석탄산업 혁신기술 개발을 위한 대규모 시범 프로젝트 지원
유럽 p.41 • 프랑스 EDF社, ’17년 프랑스와 영국에서의 원자력 발전량 감소
• 영국 National Grid社, 전기자동차 급속충전소 100개 설치 검토
중동 아프리카
p.43 • IEA, 순조로운 원유감산 이행에도 불구 원유재고 감소세 둔화 전망
• 두바이, 향후 5년간 $220억 규모의 발전설비 건설 프로젝트 추진
국제 에너지 가격 및 세계 원유 수급 지표
• 국제 원유 가격 추이
구 분2018년
2/16 2/19 2/20 2/21 2/22
Brent
($/bbl)64.84 65.67 65.25 65.42 66.39
WTI
($/bbl)61.68 - 61.90 61.68 62.77
Dubai
($/bbl)- 61.77 62.05 61.30 61.60
주 : Brent, WTI 선물(1개월) 가격, Dubai 현물 가격 기준; 싱가포르 Lunar New Year(2/16), 미국 President's Day(2/19)
자료 : KESIS
• 천연가스, 석탄, 우라늄 가격 추이
구 분2018년
2/16 2/19 2/20 2/21 2/22
천연가스
($/MMBtu)2.56 - 2.62 2.66 2.63
석탄
($/000Metric ton)82.55 - 86.05 86.05 87.20
우라늄
($/lb)21.75 - 21.75 21.75 22.00
주 : 선물(1개월) 가격 기준; 싱가포르 Lunar New Year(2/16), 미국 President's Day(2/19)
1) 가 스 : Henry Hub Natural Gas Futures 기준
2) 석 탄 : Coal (API2) CIF ARA (ARGUS-McCloskey) Futures 기준
3) 우라늄 : UxC Uranium U3O8 Futures 기준
자료 : NYMEX
• 세계 원유 수급 현황(백만b/d)
구 분
2017년 증 감
10월 11월 12월 전월대비 전년동기대비
세계 석유수요 99.1 98.4 100.1 1.7 1.8
OECD 47.2 47.1 48.6 1.5 0.4
비OECD 51.8 51.3 51.5 0.2 1.4
세계 석유공급 98.6 99.4 98.9 -0.5 0.3
OPEC 39.1 39.4 38.9 -0.5 -1.4
비OPEC 59.5 60.1 60.0 -0.1 1.8
세계 재고증감 -0.4 1.0 -1.2 -2.2 -
주 : ‘세계 재고증감’은 ‘세계 석유공급 – 세계 석유수요’로 계산한 값이며, 반올림 오차로 인해 합계가 일치하지 않을 수 있음.
자료 : Energy Intelligence, Oil Market Intelligence 2018년 1월호, p.2
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 3
인도의 전력접근성 확대 목표와 신재생에너지
전원 활용 정책
해외정보분석실 양의석 선임연구위원([email protected]), 김유리([email protected])
김아름 전문연구원([email protected]), 지역협력연구실 김비아 전문연구원([email protected])
▶ 인도는 2003년 이후 급속한 산업화와 도시화의 결과, 급속한 에너지수요 증가와 소비구조 변화를 경험하여 왔음.
▶ 인도의 에너지수급(2015년 1차에너지공급)은 화석연료에 의존(석탄 44.5%, 석유 24.2%, 가스 5.1%)하고 있는
한편, 바이오･폐기물의 분담률이 23.1%에 달하여 농업국가의 전통적 에너지수급 특성을 동시에 보유하고 있음.
▶ 인도의 전력공급 능력은 지속적으로 증대되어 왔으나, 여전히 전국적인 전력부족 현상에 직면하고 있으며,
가구(households, 2017.5월 기준) 전력화율은 74.47% 수준으로 추정되고 있음.
▶ 인도는 증가하는 전력수요에 대응하기 위하여 전력공급 역량확충을 추진하는 한편, 석탄화력 설비 비중을
59.1%(2017.3.31)에서 2022년 47.5%까지 감축하는 전원구조 개편을 추진하고 있음.
▶ 인도 정부는 2022년까지 175GW(태양광 100GW, 풍력 60GW, 바이오 10GW, 소수력 5GW)의
신재생에너지전원 개발목표를 제시하고 있으며, 이를 위해 ▲재생에너지 조달의무제도, ▲신재생에너지
인증서 제도, ▲재정정책(세제 감면 및 금융지원) 등을 추진하고 있음.
▶ 한편, 인도 정부는 신재생에너지 분산형 전원의 발전설비 비용하락 및 효율성 증대로 인해 안정적이고
비용효율적인 에너지 서비스가 가능하다고 판단하고, 농촌 및 격리지역의 전력접근성 제고를 위해
신재생에너지원을 활용한 지역별 독립형(Micro･Mini Grid) 전원 계통을 확대하는 방안을 시도하고 있음.
1. 인도 에너지 및 전력수급 현황
인도는 2003년 이후 급속한 산업화와 도시화를 통해 높은 경제성장을 기록하였
고, 이의 결과로 급속한 에너지수요 증가와 소비구조 변화를 경험하여 왔음.1)
‒ GDP 성장률은 2014년 7.5%, 2015년 8.0%, 2016년 7.1%를 기록한 바 있으며,
2017년 GDP 성장률은 6.7%에 달할 것으로 추정되고 있음.2)
에너지소비 수준(1차에너지 공급기준)은 2015년 851.1Mtoe를 기록하여 세계국
가 중 3위의 소비대국 위치(1위 중국: 2,973.3Mtoe, 2위 미국: 2,188.3Mtoe)를
점하고 있음.3)
‒ 인도의 에너지수급은 화석연료에 크게 의존(석탄 44.5%, 석유 24.2%, 가스 5.1%)
하고 있으며, 특히 석탄 의존도는 2005년 35.7%에서 매년 증가되어 왔으며,
2015년에 44.5%(2014년 대비 1.2%p 감소)에 달하였음.
‒ 한편, 바이오･폐기물의 에너지 분담률이 2015년 1차에너지 공급 중 23.1%에
달하여 농업국가의 전통적 에너지수급 특성을 동시에 보유하고 있음.
1) EIA(2016.6.14), Country Analysis Brief: India; IMF 데이터 재인용
2) IMF(2017.10), World Economic Outlook, p.246
3) IEA(2017), Key world energy statistics
“인도는 경제성장 결과로 급속한 에너지수요 증가와 소비구조 변화를 경험”
4 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
‒ 인도는 경제성장 및 생활수준(Living Standards) 향상, 에너지소비 패턴 변화로
지속적인 에너지수요 증가에 직면하고 있으며, 1차에너지 수요는 2016~2040년
기간 중 연평균 3.2% 증가하여, 2040년 1,003.2Mtoe(2016년 대비 111.8% 증
가) 수준에 달하며 세계 에너지수요 증가를 견인할 것으로 전망되고 있음.4)
･ 도시화에 따른 에너지공급 구조 개편 및 대기오염 심화에 따른 연료 전환
등으로 전력 수요 증가는 지속될 것으로 전망되고 있음.
･ 수송 부문의 연료수요 증가, 취사용 연료 전환 및 통신장비 사용 증가로 인한
전력 소비 증가 등이 주목되고 있음.
2005 2010 2012 2013 2014 2015△%
(’05~’15)
1차에너지소비(Mtoe) 516.2 693.2 758.4 776.4 826.2 851.1 5.1
･ 석탄
%
35.7 40.3 42.6 43.9 45.7 44.5 7.5
･ 석유 24.1 23.3 23.4 22.6 22.5 24.2 5.2
･ 가스 6.2 7.8 6.5 5.7 5.2 5.1 3.1
･ 원자력 0.9 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 8.0
･ 수력 1.8 1.5 1.4 1.6 1.5 1.4 2.5
･ 태양/풍력/기타 0.1 0.4 0.5 0.5 0.5 0.6 20.3
･ 바이오/폐기물 31.2 25.7 24.6 24.5 23.4 23.1 2.0
합계 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 -
자료 : OECD iLibrary, IEA World Energy Statistics and Balances(www.oecd-ilibrary.org)
< 1차 에너지 공급구조 변화(2005~2015년) >
(단위 : Mtoe, %)
▣ 인도의 전력수급 현황
인도의 전력공급 능력은 지속적으로 증대되어 왔으나, 2018년 1월 기준, 여전히
전국적인 전력부족 현상에 직면하고 있음.5)
‒ 전력 피크수요는 158,520MW(2018.1월 기준)에 달하고 있으나, 설비공급 능력은
156,720MW(피크공급 기준)에 불과하여 평균 1.1%의 공급능력 부족에 직면하
고 있음.
인도의 전력공급 권역은 북부, 동부, 북동부, 남부, 서부 총 5개 권역으로 분할
되어 있으며, 각 권역별 전력망은 부분적으로 연계･운영되고 있음.6)
‒ 권역별 전력 공급 및 수요 구조는 해당지역의 발전연료 공급 및 설비 구축 특성
에 따라 상이한 구조를 보이고 있음.
･ 서부･남부 지역은 금융･회계･IT･BT 산업 등이 발전한 지역으로 안정적인 전
력공급이 이루어지고 있는 반면, 북부･동부 지역은 산업 발달이 다소 지체되
4) IEA(2017.11.14), World Energy Outlook 2017
5) Central Electricity Authority(2018.1), Executive Summary for the Month of Jan 2018
6) 인사이트 제17-17호(2017.5.22일자) p.8 참조
“2016~2040년 동안 인도의 에너지수요는 연평균 3.2% 증가하여, 세계 에너지수요 증가를 견인할 전망”
“전력공급 능력이 지속적으로 증대되어 왔음에도, 여전히 전력부족 현상에 직면”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 5
어 전력공급 상황이 他지역에 비하여 원활하지 못한 상황임.
권역 州
북부(7)Haryana, Himachal Pradesh, Jammu&Kashmir, Punjab, Rajasthan,
Uttar Pradesh, Uttarakhand
동부(5) Bihar, Jharkhand, Orissa, West Bengal, Sikkim
서부(5) Chhattisgarh, Gujarat, Madhya Pradesh, Maharashtra, Goa
북동부(7)Arunachal Pradesh, Assam, Manipur, Meghalaya, Mizoram,
Nagaland, Tripura
남부(5) Andhra Pradesh, Karnataka, Kerala, Tamil Nadu, Telangana
자료 : 인사이트 제17-17호(2017.5.22일자) p.9 참조
< 전력공급 권역 구분 >
자료 : 인사이트 제17-17호(2017.5.22일자) p.9 참조
< 인도 전력공급 권역 구조 >
“인도의 5개 전력공급 권역(북부, 동부, 북동부, 남부, 서부)은 각각 부분적으로 연계･운영되고 있음”
6 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
발전량(GWh) 설비용량(MW)
수요 공급 차이(%)* 피크수요 피크공급 차이(%)*
인도 전체 100,208 99,631 -0.6 158,520 156,720 -1.1
북부 28,996 28,483 -1.8 46,987 45,631 -2.9
서부 32,158 32,156 0 50,491 50,099 -0.8
남부 27,642 27,614 -0.1 43,180 43,115 -0.1
동부 10,115 10,103 -0.1 18,597 18,597 0
북동부 1,296 1,275 -1.6 2,339 2,317 -0.9
주 : *음(-) 값은 전력부족을 의미
자료 : Central Electricity Authority(2018.1)
< 권역별 전력 수급 현황(2018.1월) >
▣ 전력화율 현황
인도의 가구(household) 전력화율은 74.47%(2017.5월 기준) 수준이며, 약 4,580
만 가구가 전력망에 연계되어 있지 못하고 있는 것으로 추정되고 있음.7)
‒ 특히, 인도 북부지역은 산간지방으로 전력망 연계에 어려움이 있기 때문에
Uttar Pradesh州, Bihar州, Jharkhand州, Nagaland州의 경우 가구의 50%가 전
력을 공급받지 못하고 있음.
자료 : BNEF(2017.6.8); 인사이트 제17-23호(2017.7.10일자)에서 재인용
< 인도 가구 전력화율(2017.5월 기준) >
(단위 : %)
7) BNEF(2017.6.8), Power Outages in India, p.14; 인사이트 제17-23호(2017.7.10일자)에서 재인용
“인도의 가구 전력화율은 74.47%(2017.5월), 마을 전력화율은 99.79%(2017.11월)로 집계되고 있음”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 7
인도의 전력화율을 마을(villages) 단위로 산정할 시, 전력화율은 99.79%(2017년
11월 30일 기준) 수준에 도달한 것으로 추정되고 있음.8)
‒ 정부는 인도 총 마을 수 597,464개 중 전력공급 마을을 596,230개로 추정함.
‒ 정부의 전력화 마을(Villages electrified) 판단기준은 다음의 요건을 모두 충족
한 경우로 보고 있음.
･ 기본적인 전력공급 인프라(배전용 변전소, 배전망 등) 보유
･ 공공시설(학교, 마을회관, 보건소, 진료소, 주민센터 등)에 전력공급이 가능
･ 마을 내 총 가구(household) 중 최소 10% 가구에 전력공급
･ 지역의회(Gram Panchayat; village council)의 전력화 인증을 받은 마을
2015년 세계에너지전망(World Energy Outlook 2015, IEA)은 인도 내 전력접근성
을 보유하지 못하고 있는 인구수를 2억2,700만 명에 달하는 것으로 추정한 바 있음.
8) Central Electricity Authority(2018.1), Executive Summary for the Month of Jan 2018, p.15
8 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
2. 인도의 전력화율 제고 목표
▣ 전원믹스 현황
(전원설비 구조) 인도의 전원구조는 화력발전 중심으로 구성되어 있으며, 수력
의존도는 최근 급속하게 감축되고 있음.9)
‒ 석탄화력 설비비중은 1992년 64.8%에서 2007년 53.7%로 낮아진 뒤 다시 증가
하여 2018년 1월 현재 58.0%를 기록하고 있음.
‒ 재생에너지 보급･확대 정책으로 신재생에너지 전원설비 비중(수력 제외)은
1997년 1% 수준에서 2018년 1월 기준 18.8%(발전량 비중: 5% 미만)까지 증대
하였음.
‒ 현재 가동 중인 원전 설비용량은 총 6,780MW에 달하고 있으며, 원전 설비비중
은 2007년 2.9%에서 2018년 1월 기준 2.0%를 기록하고 있음.
6차*
(’87.3)
7차*
(’92.3)
8차*
(’97.3)
9차*
(’02.3)
10차*
(’07.3)
11차*
(’12.3)2018.1월
설비용량(MW) 42,585 63,636 85,795 105,046 132,329 199,877 334,400
화 력
%
63.5 68.7 71.1 70.9 65.0 65.8 65.7
⋅석탄 61.8 64.8 63.1 59.1 53.7 56.0 58.0
⋅가스 1.3 3.7 7.6 10.6 10.3 9.2 7.5
⋅경유 0.4 0.3 0.3 1.1 0.9 0.6 0.3
원자력 2.6 2.5 2.6 2.6 2.9 2.4 2.0
수 력 34.0 28.8 25.2 25.0 26.2 19.5 13.4
신재생에너지 0.0 0.0 1.1 1.6 5.9 12.3 18.8
주 : *5개년 국가전력계획 기간 말
자료 : Central Electricity Authority(2018.1), p.40 바탕으로 재구성
< 인도 에너지원별 발전설비 구성(6차 계획기간~2018.1월) >
(단위 : MW, %)
(권역별 전원구조) 권역별 발전설비 구성은 발전연료 공급 여건에 따라 달리하
고 있으나, 화력발전 설비비중이 남부와 북동부 지역을 제외하고는 60%를 능가
하고 있음.
‒ 수력발전 설비 비중은 북부(21.1%) 및 북동부(34.3%) 지역이 他지역에 비해
비교적 높은 반면, 북동부 지역은 가스화력 설비비중은 44.3%에 이르고 있음.
9) Central Electricity Authority(2018.1), Executive Summary for the Month of Jan 2018, p.40
“인도 전원구조는 화력발전 중심으로 구성되어 있으며, 수력 의존도는 최근 급속하게 감축되는 추세”
“화력발전 설비비중이 남부와 북동부 지역을 제외하고는 60%를 능가”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 9
북부 서부 남부 동부 북동부 도서 전국
설비용량(MW) 91,935 109,195 96,294 33,001 3,916 59 334,400
화력
%
63.4 73.8 53.6 81.9 58.5 68.3 65.7
석탄 57.1 63.7 46.1 81.6 13.3 0.0 58.0
가스 6.3 10.1 6.7 0.3 44.3 0.0 7.5
석유 0.0 0.0 0.8 0.0 0.9 68.3 0.3
원자력 1.8 1.7 3.4 0.0 0.0 0.0 2.0
수력 21.1 6.8 12.3 15.0 34.3 0.0 13.4
신재생에너지 13.7 17.7 30.7 3.1 7.2 31.7 18.8
자료 : Central Electricity Authority(2018.1), p.19 바탕으로 재구성
< 인도 에너지원별･권역별 발전설비 구성 현황(2018.1월) >
(단위 : MW, %)
(발전량 구성) 인도의 2016년 기준 발전량은 1,463.4TWh에 달하고 있으며, 화
력발전 비중이 83.8%에 달하여 높은 화력발전 의존도를 보여주고 있음.
‒ 특히, 석탄화력 의존도는 지속적으로 증가하고 있는 추세이며, 2012년 71%를
초과한 이후 2016년 기준 74.7%를 기록하였음.
‒ 수력발전량 비중은 9.5% 수준으로 설비비중(13.4%)에 미치지 못하고 있는 반면,
원자력 발전량 비중은 2.6%로 설비비중(2.0%)을 크게 능가하였음.
‒ 신재생에너지 중 풍력 발전량은 2015년 이후 3% 수준의 발전량 비중을 보이고
있음.10)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
발전량(TWh) 979.4 1,074.5 1,123.0 1,191.0 1,293.7 1,383.0 1,463.4
화 력
%
82.7 81.3 83.1 81.7 82.9 83.8 83.8
⋅석탄 67.2 66.8 71.6 72.5 74.5 75.3 74.7
⋅가스 11.6 10.6 7.6 5.2 4.6 4.9 5.1
⋅석유 2.5 2.2 2.0 2.0 1.8 1.7 2.1
수 력 12.6 13.4 11.1 12.4 11.1 10.0 9.5
원자력 2.7 3.0 2.9 2.9 2.8 2.7 2.6
풍 력 2.0 2.3 2.7 2.8 2.9 3.1 3.4
주 : 석유 화력 발전량 자료는 이용불가(not available); 반올림 오차 및 일부 전원 자료
의 이용불가로 인해 발전량 구성의 합은 100%가 아닐 수 있음.
자료 : Enerdata(2017.12월), India Energy Report 바탕으로 재구성
< 인도 에너지원별 발전량 구성(2010~2016년) >
10) 인도의 신재생에너지 설비비중은 2015년 15.9%에 달하고 있으나, 신재생에너지원의 총 발전량 자
료가 발표되지 않고 있는 이유로 Enerdata가 제시하는 풍력발전량만을 분석대상으로 하고 있음을
유의해야함.
“인도의 발전량(2016년)은 1,463.4TWh에 달하고 있으며, 그중 화력발전 비중이 83.8%를 기록”
10 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
▣ 전력화율 제고 목표11)
인도는 국가에너지계획 초안(Draft National Energy Plan, 2018~2040, 이하
‘NEP’)에서 2022년까지 전력화 100% 달성을 목표로 제시하고 있음.12)
‒ 정부는 2018년까지 모든 마을(census villages)에 전력 공급, 2022년까지 전 국민
전력공급(24x7*) 목표를 설정하였음.13)
※ “전력공급(*24x7)”은 상시 전력공급(24 hours a day, 7 days a week)을 의미함.
‒ Modi 정부는 2018년 5월까지 모든 가구 대상으로 전력화율 100%, 2019년까지
24시간 전력공급 목표를 설정한 바 있으나,14) NEP는 달성목표 기간을 3년 연
장하여 2022년으로 설정하고 있음.
‒ NEP는 국가 통계에는 잡히지 않는 매우 작은 단위의 마을(hamlet)에도 전력
공급이 필요하며, 정부가 인프라 구축뿐만 아니라, 공급의 지속성 보장에도
노력해야 한다고 강조함.15)
인도 정부는 NEP에서 전력화 목표 달성을 위한 정책과제와 당면 정책애로 요인
을 다음과 같이 명시하고 있음.16)
‒ (정책과제) ▲전력 인프라 확충, ▲가구(household)와의 연결, ▲고품질 전력 공
급, ▲저렴한 전력 가격 유지, ▲청정하고 지속가능한 전력 공급
‒ (정책애로 요인) ▲재원(capex) 조달 어려움, ▲농촌지역(잠재적) 소비자들의 무
관심, ▲전력가격 지불능력 부족, ▲농촌 전력화사업은 상업적 활동이 아니라
국민복지(welfare) 차원에서 접근 필요, ▲태양광(분산전원) 백업전원(ESS)의
고비용, ▲州별 가용자원과 경제성장 패턴이 상이성 등
▣ 전원개발 확충 및 구조 개편 계획
인도는 증가하는 전력수요에 대응하기 위하여 전력공급 역량확충을 추진하는17)
한편, 석탄화력 설비 비중을 59.1%(2017.3.31)에서 2022년 47.5%까지 감축하는
전원구조 개편을 추진하고 있음.
‒ 인도의 전력수요(피크수요 기준)는 2021~2022년 기간 중 235,317MW에 달하고,
2026~2027년 기간 중에는 317,674MW에 이를 전망임.
※ 2017년 2월 기준, 인도의 피크전력 공급능력은 149,130MW임.
11) 인사이트 제17-23호(2017.7.10일자) 참조
12) NITI Aayog(2017.6.27), Draft National Energy Plan, p.1
13) ibid.14) IHS(2017.2.7), Ten questions for India’s energy sector in 2017
15) NITI Aayog(2017.6.27), Draft National Energy Plan, p.17
16) ibid.17) Central Electricity Authority(2016.12), Draft 13th National Electricity Plan(Generation)
“인도는 국가에너지계획 초안(NEP)에서 2022년까지 전력화 100% 달성을 목표로 제시”
“인도는 전력공급 역량확충을 추진하고, 석탄화력 설비 비중을 감축하는 전원구조 개편을 추진”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 11
‒ 정부는 2022년까지 총 137,796MW를 신규 발전설비를 증설하여 누적 발전설
비 규모를 523,389MW 수준으로 확대할 계획임.
기간전력수요량
(GWh)
피크수요
(MW)
풍력･태양광 제외
전력수요량
(GWh)
재생에너지 제외
피크수요
(MW)
’21~22 1,611 235,317 1,337 224,997
’26~27 2,132 317,674 1,701 300,404
주 : 수요관리(DSM)를 통한 전력 수요 감축 포함
자료 : Central Electricity Authority(2016.12), Draft 13th National Electricity
Plan(Generation)
< 인도 전력 수요 전망(~2027년) >
발전설비 확충은 재생에너지 전원설비 중심으로 증설(115,326MW, 83.7%)할 예
정이며, 화력발전 설비 증설(4,340MW, 3.1%)은 최소화하여 화석에너지 의존도
감축을 추진하고자 함.
‒ 화력설비 비중을 2017년 66.8%에서 2022년 53.2%(석탄화력 설비 비중: 59.1%
에서 47.5%)로 감축 추진하고, 재생에너지 비중은 2017년 17.8%에서 33.4%로
증대 추진하고자 함.
･ Dharmendra Pradhan 석유·천연가스부 장관은 2030년까지 총 발전용량 규모
37GW에 달하는 노후 석탄화력 발전소를 폐쇄하여 온실가스 배출량의 1/3을
감축하겠다는 구상을 발표하였음.18)
재생에너지원설비용량**
(2017.3.31)
목표 설비용량
(~2022.3.31)
신규증설 계획
(2017~2022)
발전설비용량(MW) 335,568 523,389 137,796
화력
%
66.8 53.2 3.1
⋅석탄 59.1 47.5*** 0.0
⋅가스 7.6 5.7 3.1
수력* 13.3 11.4 11.1
원자력 2.2 1.9 2.0
재생에너지 17.8 33.4 83.7
⋅태양에너지 5.6 19.1 59.0
⋅풍력 9.2 11.5 21.1
⋅바이오매스 1.6 1.9 3.3
⋅소수력 1.3 1.0 0.4
주 : 기본시나리오(Base Scenario) 기준;
*수입 수력전력(5,100MW) 제외;
**2016년 말 기준 2017년 3월말까지 건설 예정인 설비용량 포함;
***건설 중인 석탄화력발전 프로젝트 50,025MW 포함
자료 : Central Electricity Authority(2016.12), Draft 13th National Electricity
Plan(Generation) 재구성
< 인도의 발전설비 증설 계획(2017~2022년) >
(단위 : MW, %)
18) 인사이트 제16-17호(2016.5.13일자) 참조
“발전설비 확충은 재생에너지 전원설비 중심으로 증설 추진”
12 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
3. 전력화율 제고를 위한 신재생에너지 정책
▣ 신재생에너지 전원 확충 여건
(공급여건) 인도의 신재생에너지 공급여건은 정부 지원제도에 힘입어 지속적으로
개선되어 왔으며, 특히 국제시장에서의 태양광모듈 가격 하락으로 2017년 태양
광 및 풍력 발전의 경쟁력은 크게 호전되었음.
‒ 인도의 태양광발전 부품가격 및 EPC(설계, 조달, 건설) 등 태양광설비 설치 관
련 비용이 하락함에 따라, 옥외태양광 건설비용이 세계 평균 수준보다 39~50%
정도 낮아지면서 공급여건이 개선되어 왔음.
･ 가정용 및 상업용 옥외태양광 설비의 세계 평균 건설비용은 각각 kW당
1,638달러, 1,379달러 수준이나, 인도의 건설비용은 각각 kW당 1,000달러,
692달러 수준으로 현격하게 낮은 것으로 평가되었음(BNEF, 2017.11.28).
‒ 상업용 건물의 옥외태양광 발전설비의 자본회수기간은 평균 5~7년이며, 발전부
품 비용이 하락하면서 향후 상업･산업용 건물의 태양광발전설비 자본회수기간
은 더욱 단축될 것으로 전망됨.
(입찰제도 도입효과) 정부가 신재생에너지 발전설비 경쟁입찰 제도를 도입한 이
후 태양광발전 입찰 단가는 2.44루피/kWh(2017.5월), 풍력발전 단가는 2.43루피
/kWh(2017.12월)에 도달하였음.
※ 인도 국영발전기업 NTPC社의 석탄화력 평균 발전단가는 kWh당 3.20루피로
신재생에너지 발전단가 보다 높게 책정되어 있음.
자료 : Livemint(2018.2.15)
< 인도 태양광 및 풍력 발전단가 하락 추이 >
(단위 : 루피/kWh)
‒ 인도 내 태양광모듈 및 풍력발전 터빈의 가격이 지난 5년래 각각 80%, 20%씩
하락한 것이 발전단가 하락의 주요 원인으로 분석되고 있음.19)
19) Livemint(2017.10.6), “India’s wind power tariff falls to a record low of RS2.64 per
u n i t ” ,
http://www.livemint.com/Industry/sMC62YoWv4LybaPZnKivMM/Indias-wind-power-tariff-f
“인도의 신재생에너지 공급여건은 정부 지원제도 및 태양광설비 설치 관련 비용 하락 등으로 개선되어 왔음”
“경쟁입찰 제도 도입 이후 태양광 및 풍력발전 입찰 단가는 각각 2.44루피/kWh, 2.43루피/kWH에 도달”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 13
▣ 인도의 신재생에너지전원 확충 목표와 신재생에너지 정책체계
(목표) 인도는 2022년까지 175GW(태양광 100GW, 풍력 60GW, 바이오 10GW,
소수력 5GW)의 신재생에너지전원 개발목표를 제시하고 있음.20)
‒ 특히, 태양광 전원은 2017년 18,763MW에서 2022년 100,000MW로 4배 이상
확대하고, 동기간 풍력전원 설비능력은 30,763MW에서 60,000MW로 94% 확
대할 계획임.
(정책 체계) 인도는 신재생에너지 보급･확충을 위한 정책체계로 재생에너지 조달
의무제도, 신재생에너지 인증서제도, 재정정책(세제 감면 및 금융지원) 등을 추
진하고 있음.
‒ (재생에너지 조달의무제도(Renewable Purchase Obligation, RPO)) 인도는 전력
법(Electricity Act, 2003)에 근거하여 RPO제도를 도입･운영하고 있으며, 재생
에너지원별 의무공급 비중을 별도로 설정하고 있음.
･ 2006년 국가요금정책(National Tariff Policy 2006)을 통해 각 州의 전력규제위
원회(SERC)가 RPO를 수립하여 신재생에너지발전 전력을 의무구매토록 함.
･ 인도 송배전 기업은 총 전력수요의 2.75% 이상(2017년 3월 31일 기준)을 태
양광전원 생산전력으로 조달해야하는 의무를 부여받고 있음.21)
･ 재생에너지원별 RPO 비중은 주별 신재생에너지 공급여건에 따라 각각 상이
하게 설정하고 있음.
‒ 정부는 태양광전원 개발을 촉진하고자 2016년 1월 국가요금정책을 개정하여 태
양광 RPO 비중을 2022년 3월까지 8%로 확대하기로 결정하였음.22)
･ 정부는 2011년 1월 국가요금정책을 개정하여 태양광 RPO 비중을 2012년 최
저 0.25%에서 2022년 3월까지 3%로 확대하겠다고 결정한바 있으나, RPO 비
중을 재차 상향 조정하였음.23)
(신재생에너지인증서(Renewable Energy Certificate, REC))24) 정부는 RPO제도를
상호 보완하기 위해서 신재생에너지인증서(REC) 제도를 도입(2011.3월), 운영하
고 있으며 인도 중앙전력규제위원회(Central Electricity Regulatory Commission,
CERC)로 하여금 관장하도록 하고 있음.25)
alls-to-a-record-low-of-Rs264-pe.html
20) Central Electricity Authority(2016.12), 13th Draft National Electricity Plan
21) Enerdata(2016.11), Country Energy Report : India
22) PV Tech(2016.1.21), India green-lights boost to ‘single most important’ solar policy
23) 인도 신재생에너지부 홈페이지, http://mnre.gov.in/solar-rpo
24) Renewable Energy Certificate Registry of India 홈페이지,
https://www.recregistryindia.nic.in/index.php/general/publics/AboutREC(검색일 : 2018.2.20)
25) GireeshShrimali(2013.10), Renewable energy certificate markets in India—A review,
Renewable and Sustainable Energy Reviews,
“인도는 2022년까지 175GW 규모의 신재생에너지 전원설비 확충을 목표로 설정”
a
14 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
‒ CERC(Central Electricity Regulatory Commission)는 전력거래소(Power
Exchanges)를 통해서만 REC 거래를 허용하고 있으며, REC 가격의 상･하한 수
준을 시장여건을 고려하여 결정하고 있음.26)
▣ 인도의 신재생에너지 보급･확대를 위한 재정정책
(조세 정책) 인도는 소득세법에 근거하여 신재생에너지 발전사업자에게 다양한
조세 감면혜택을 부여하고 있으며, 해외자본 유치도 도모하고 있음.
‒ (조세감면 정책) 정부는 2017년 3월 31일 이전에 상업가동을 개시한 신재생에
너지 발전설비에 대해서는 10년의 면세기간을 설정하고 있으나, 이후 설치된 설
비는 이를 적용받지 못하고 있음.27)
‒ (가속상각) 소득세법 하에 신재생에너지 기업들에 가속상각 혜택을 부여하고 있음
(2016 회계연도 예산안).
･ 2017년 3월 21일 이전 상업가동 시 80%, 이후 40%의 가속상각이 인정되며,
소득세법 32조(1)(ⅱA)에 따라 20%의 추가 감가상각이 인정됨(Energetica
India, 2016.9~10월호).
‒ (FDI 유치) 정부는 인도 내에 신재생에너지 발전사업 및 배전 프로젝트에 대해
외국인 직접투자 지분 비율을 100%까지 허용하고 있음.
(재정지원) 정부는 신재생에너지 전원설비 확충을 위해 2019 회계연도까지 중앙
정부의 재정지원(Central Financial Assistance, CFA) 규모를 60억 루피에서 500억
루피로 대폭 확대하였음(2015.12.30).
‒ (태양광발전 지원) 정부의 신재생에너지 전원설비 지원 대상은 전력망연계 옥외
태양광발전 및 소규모 태양광발전단지 전원설비 등을 포함하고 있음.
･ 재정지원(CFA) 규모는 발전설비 벤치마크 가격 혹은 입찰가격(둘 중 낮은
것 선택)의 30~70%까지 지원하는 수준임.
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032113004115
26) National Load Despatch Centre 발표자료, Renewable Energy Certificate Mechanism,
http://www.carbon-mechanisms.de/fileadmin/media/dokumente/sonstige_downloads/India_W
orkshop _June-2017/3_Garg_REC_Mechanism.pdf
27) Mercom India(2017.2.2), 2017-18 Budget a Disappointment for the Indian Renewable
Energy Sector, mercomindia.com/2017-18-budget-disappointment-indian-renewable-energy-sector/
“인도 정부는 신재생에너지 보급･확대를 위한 재정정책으로 세제감면, 금융지원 등을 추진･시행 중에 있음”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 15
구분 지원대상 지원규모
가정용 모든 가정용 건물 벤치마크 가격의 최대 30%
특별구역*으로 선정된 지역
에 소재한 경우 벤치마크
가격의 최대 70%
공공기관용학교, 보건시설(의과대학 및 병
원), 대학, 교육기관 등
사회적건물용시민회관, 복지시설, 노인요양원,
고아원, 공공 서비스용 건물 등
정부청사용
대상 아님 -정부기관용
상업･산업용
주 : *특별구역은 북동부 7개 주(Arunachal Pradesh, Assam, Manipur, Meghalaya,
Mizoram, Nagaland, Tripura) 및 Sikkim, Uttarakhand, Himachal Pradesh,
Jammu & Kashmir, Lakshadweep, Andaman & Nicobar Islands를 의미함.
자료 : 신재생에너지부(2016.3.4)
< 인도 CFA 제도 중 옥외태양광 발전설비 지원대상 및 규모 >
※ 인도는 재정지원(CFA)을 통해 총 2,047MW 규모의 옥외 태양광 발전설비에
재원을 지원하였음(신재생에너지부, 2017.12월 현재 기준).
(발전량기반 지원제도, Generation Based Incentives; GBI) 정부는 GBI 제도를
마련하여(2009년), 풍력발전 해외투자 유치를 도모하고 있음. 동 제도는 풍력발
전 기업들에 대해서 생산전력 단위당 비용을 지원하는 제도임.28)
･ 지원규모는 최소 4년, 최대 10년 동안 발전량 1kWh당 0.5루피를 지원하며
MW당 최대 1천만 루피로 지원 규모를 제한하고 있음.
(기금 조성) 정부와 3개 국영기업은 최대 20억 달러의 주식형 펀드(청정에너지
펀드, Clean Energy Equity Fund; CEEF)를 조성하여 신재생에너지 전원개발
재원조달을 도모하고 있음.29)
‒ 인도는 CEEF 첫 단계로 2017 회계연도(2018.3월 마감) 중 사용할 10억 달러를
우선 조성함.
･ 재무부 국가투자인프라펀드(National Investment and Infrastructure Fund)에서 6
억 달러, 국영기업 NTPC, 농촌전력공사(Rural Electrification Corporation), 신재
생에너지개발기관(Indian Renewable Energy Development Agency)에서 4억 달
러를 출자함.
(신규 지원제도) 인도 정부는 옥외태양광발전설비 증설을 가속화하기 위하여 신
규 지원제도(Sustainable Rooftop Implementation for Solar Transfiguration of
India, SRISTI) 도입을 추진하고 있음.
‒ ‘SRISTI’은 당초 CFA 재정지원제도의 한계를 극복하기 위해 신재생에너지부
가 제안한 것으로, 보조금을 지원받는 절차의 복잡성을 개선한 것임.
28) 신재생에너지부 홈페이지,
http://mnre.gov.in/file-manager/UserFiles/Presentation-on-RE-Policy-and-Wind-Energy.pdf
29) 인사이트 제16-41호(2016.11.14일자) p.67 참조
“정부는 발전량기반 지원제도를 시행하고, 기금을 조성하는 한편, 신규 지원제도의 도입을 추진”
16 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
･ ‘SRISTI’제도가 도입될 경우, 가정용 전력수용가들은 옥외태양광발전설비 설
치 시 최대 5kW까지 보조금이 지원되며 kW당 60,000루피(925달러)를 벤치마
크가격으로 책정할 시 kW당 최대 18,000루피(277달러)를 지원받게 됨.
･ 상업･산업용 빌딩, 정부·공공기관 청사, 사회적 건물의 옥외태양광발전설비
는 kW당 55,000루피(848달러)를 벤치마크가격으로 책정할 시 kW당 최대
5,500루피(84달러)를 지원받게 됨.
‒ ‘SRISTI’ 제도 운영을 위해서는 총 2,345억 루피(36억 5천만 달러)의 재원이
필요할 것으로 추정되고 있으며, 신재생에너지부는 재원마련을 추진하고 있음
(신재생에너지부, 2017.12.18).30)
･ ‘SRISTI’재원 규모는 가정용 옥외태양광발전설비의 보조금은 5GW 확충 달성
시 900억 루피(13억 8,800만 달러), 기타부문에서 35GW 확충 시 최대 1,445
억 루피(22억 3천만 달러)의 재정소요 추정에 근거하고 있음.
(Rent-a-Roof 정책) 신재생에너지부는 주거용 건물의 옥상공간을 임차하여 태양
광발전 설비를 설치하는 ‘Rent-a-Roof’ 정책 프로그램 추진계획을 발표하였음
(Livemint, 2017.11.16).
‒ 정부는 옥상태양광 발전설비 규모(1.7GW, 2017년 8월 현재)를 40GW까지 확
충하기 위해 Rent-a-Roof 정책 도입을 추진하고 있음.
※ 인도 신재생에너지 연구기관 Bridge to India는 2022년까지 증설 목표의
50%를 달성하는 것도 사실상 어려워 보인다고 분석한 바 있음.
▣ 인도의 신재생에너지 발전설비 입찰 계획
인도는 총 100GW 규모의 신재생에너지 발전설비 입찰을 계획하고 있으며,
2022년까지 200GW 규모의 신재생에너지 발전설비가 상업가동할 수 있도록 추
진할 계획임(신재생에너지부 Anand Kumar 차관, 2017.11.24).
‒ 정부는 2020년 3월까지 입찰을 완료하며, 2022년까지 낙찰 받은 모든 신재생에
너지 발전설비가 가동될 수 있도록 할 계획임.
신재생에너지 전원별 입찰규모는 태양광(77GW) 및 풍력(23GW)으로 구성되어
있으며, 연차별로 입찰을 추진할 계획임.
‒ 2017~2018 회계연도(2018.3월 말 종료)
･ 태양광: 2017.12월(3GW), 2018.1월(3GW), 2018.2월(5GW), 2018.3월(6GW)
30) The Hindu Business Line(2017.12.21), “Green power: Govt proposes ₹23,450-crore roof
top solar scheme”,
https://www.thehindubusinessline.com/news/green-power-govt-proposes-23450crore-roof-
top -solar-scheme/article9998955.ece
“인도 정부는 옥외태양광발전설비 증설을 가속화하기 위해 SRISTI 및 Rent-a-Roof 정책을 추진 중에 있음”
“인도 정부는 총 100GW 규모의 신재생에너지(태양광 77GW, 풍력 23GW) 발전설비 입찰을 계획 중에 있음”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 17
･ 풍력: 3~4GW 규모의 입찰 예정
‒ 2018~2019 및 2019~2020 회계연도
･ 태양광: 30GW 각각 입찰 예정
･ 풍력: 10GW 각각 규모의 입찰 예정임.
▣ 전력화율 제고를 위한 독립형 전력망 개발전략
인도는 전력망 확충을 통해 농촌 및 격리지역에 전력접근성 제고를 추진하여 왔
으나, 비용 효율성의 제약으로 난관에 봉착하여 왔음.
‒ 이에 정부는 신재생에너지전원을 활용한 지역별 독립형(Micro･Mini Grid) 전원
계통을 확대하는 방안으로 전력화율 제고를 시도하고 있음.
･ 인도는 독립형 전력망(Micro･Mini Grid)을 분산형 공공배전망(Public Distribution
Network, PDN)을 통해 전력 소비자에게 전력을 공급하는 재생에너지전원 기반
의 전력공급 시스템으로 정의하고 있음.31)
※ 일반적으로 Micro･Mini Grid는 기존의 대규모 중앙집중 전력시스템과 달리
특정 지역에서 자체적인 전력 생산･공급을 가능토록 하는 분산형 전력시스템
으로 연계계통으로부터의 연결 및 독립이 가능한 전력망을 의미하나, 세부 정
의는 국가별로 상이함.
･ 인도는 발전설비 규모에 따라 10kW 이상의 재생에너지원 설비에 대해서는
미니그리드(MiniGrid), 10kW 미만의 재생에너지 설비규모에 대해서는 마이크
로 그리드(MicroGrid)로 구분함.
‒ 인도 정부는 신재생에너지 분산형 전원의 발전설비 비용하락 및 효율성 증대로
인해 안정적이고 비용효율적인 에너지 서비스가 가능하다고 판단하고 있으며,
향후 중앙 전력망과의 연계가 가능할 것으로 판단하고 있음.
인도 신재생에너지부는 2021년까지 독립형 계통(평균 50kW 규모)을 1만개 이상
을 확충하여, 이를 통한 전력공급 능력을 500MW 이상 확보하겠다는 계획을 발
표하였음(2016.6.1).
‒ 독립형 계통은 태양광, 바이오매스, 수력, 풍력 등 신재생에너지를 기반으로 전
력을 공급하는 프로젝트로, 농촌 및 격리지역에서의 조명 사용 등 최소한의 전
력수요를 충당하는 것을 목표로 하고 있음.
‒ 정부는 분산형 전원 개발 지원대상을 가정용(조명, 휴대전화, TV, 선풍기 등 가
전제품 사용), 농업용(관개설비), 상업용(상점, 송신탑, 배터리 충전 등), 생산용
(농산물 생산, 주물, 공장용 등), 공공기관용(학교, 병원, 공공시설물 등), 정부청
사용(Panchayat 사무실(행정기관건물)), 가로등용 등 7개로 구분하고 있음.
31) 인도 신재생에너지부(2016.6), Draft National Policy on RE based Mini/Micro grids.
“인도 정부는 신재생에너지전원을 활용한 지역별 독립형 전원계통을 확대하는 방안으로 농촌 및 격리지역에 전력접근성 제고를 시도”
“인도 신재생에너지부는 2021년까지 독립형 계통 1만개 이상 확충(전력공급 능력 500MW 이상 확보) 계획을 발표”
18 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
･ ‘농촌 및 격리지역 전력서비스 제공자(Rural Energy Service Provider, RESP)’
로 개인, 민간단체, 지방정부, NGO, 미니그리드 설비 관련기업 등을 선정하
여 Micro·Mini Grid를 설치･소유･운영하도록 허용하였음.
태양광 발전설비 설비 구성 가용 전력규모
Solar Power Pack
Model Ⅰ
(DC Fan 포함)
200W 모듈
리튬인산철 전지
(약 1kwh)
20w DC팬
LED 조명(각 최대 7w) 5개, 12V
DC TV(최대 25w), 휴대전화 충
전설비를 하루 5~6시간 사용가능
Solar Power Pack
Model Ⅱ
(DC Fan 미포함)
200W 모듈
리튬인산철 전지
(약 1kwh)
LED 조명(각 최대 7w) 6개, 12V
DC TV(최대 25w), 휴대전화 충
전설비를 하루 5~6시간 사용가능
가로등용 발전설비
40W 모듈
리튬인산철 전지
(약 200wh)
高조도에서 최소 16럭스(lux)
低조도에서 최소 8럭스(lux)
자료 : 인도농촌전력공사(Rural Electrification Corporation Limited)
< 인도 DDG 프로그램의 분산형발전설비 지원모델 >
한편, 인도는 분산형 전원개발과 관련된 제도 정비 및 운영을 지방정부에 일임
함으로써 국가 차원의 종합적인 정책을 마련하지 못하고 있는 상태임.32)
‒ 이의 결과로 분산형 전원 개발과 관련된 규제제도를 마련한 지방정부는 Uttar
Pradesh州 및 Bihar州가 유일함.
정부는 2014년 11월 20일부터 농촌지역 전력보급을 위해 Deendayal Upadhyaya
Gram Jyoti Yojana(DDUGJY) 프로젝트를 시행하여 왔음.33)
‒ DDUGJY 프로젝트는 ▲농촌지역 내 농업용 및 비농업용 피더(feeder, 전력공
급 장치)를 구분하고, ▲농촌지역 변전소 및 배전인프라 구축, ▲농촌지역 전력
화 달성 등을 목표로 하고 있음.
‒ DDUGJY 프로젝트는 분산발전(Decentralized Distributed Generation, DDG)을
토대로 하고 있음.
･ DDG은 전력망연계의 타당성이 입증되지 않았거나 비용 효율성이 부족한 산
간벽지 대상으로 하고 있으며, 정부는 전력을 공급받지 못하는 전국 5,239개
마을 중 2,944개 마을에서 추진 중임(BNEF, 2017.6월).
･ 정부는 마을 내 가구당 전력화비용이 10만 루피 이상 소요되거나, 마을 내
가구 수가 15개 미만인 경우 분산형 전원(standalone system)을 설치하여 전력
공급을 추진하고 있음.
32) 미니그리드 및 마이크로그리드 부문에 대한 투자심리를 위축시키고 있다는 비판을 제기함(인도
Centre for Science and Environment 에너지 전문가 Aruna Kumarankandath).
33) 인사이트 제17-23호(2017.7.10일자) 참조
“정부는 농촌지역 전력보급을 위해 DDUGJY 프로젝트를 시행하여 왔음”
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 19
‒ 인도 지속가능에너지개발기구(SREDA)는 주정부 및 자원에너지부와 협의하여
사업대상이 되는 마을을 선정하고 있으며, 정부가 DDG에 대한 소요비용 90%
를 보조금 형태로 지급하고 있음.
▣ 분산형 전원개발 외국 자본 참여
분산형 발전설비부문에 대한 정부의 명확한 정책이 부재한 상황임에도 불구하고
대규모 국내외 자본이 유입되고 있음.
‒ 인도 Husk Power Systems社는 Shell Technology Ventures社(Shell의 자회사),
Engie社, 스웨덴 Swedfund International社로부터 총 2천만 달러(인도 내 미니
그리드 부문 중 최대 규모)의 투자를 유치하여(2018.1.15), 향후 4년 동안 약
300개의 미니그리드(약 15MW 규모)를 설치할 계획임.
‒ 미니그리드 기업 OMC Power社는 2017년 일본 미쓰이社로부터 약 9백만 달
러의 투자를 유치하여 인도 내 에너지 사정이 가장 열악한 Uttar Pradesh 州 및
Bihar 州에 전력공급사업을 하고 있음.
“분산형 전원개발에 대한 인도정부의 명확한 정책 부재에도, 국내외 자본 참여가 이루어지고 있음”
20 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
참고문헌
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______________, ｢세계 에너지시장 인사이트｣, 제16-41호, 2016.11.14
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unit”, Oct 6 2017
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(검색일 : 2018.2.20)
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Mechanism, http://www.carbon-mechanisms.de/fileadmin/media/dokumente
/sonstige_downloads/India_Workshop _June-2017/3_Garg_REC_Mechanism.pdf
Renewable Energy Certificate Registry of India 홈페이지, https://www.
recregistryindia.nic.in/index.php/general/publics/AboutREC(검색일 : 2018.2.20)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 23
중국
▣ 중국, 석탄 수급 불안정성 문제 완화
중국 국가발전개혁위원회(NDRC)는 2018년 2월 들어 날씨가 풀리고 및 춘절(春節) 기간 동안
산업부분에서의 석탄소비 감소 등으로 인해 석탄재고 부족 현상이 완화되면서 석탄수급이 안
정적인 추세를 보이고 있다고 밝힘(2018.2.11).
※ 중국의 5대 발전기업 중 4개 기업은 ‘심각한 석탄공급 불안정 상황에 대한 긴급보고서’를
통해, 동절기에 전력 사용량이 급격하게 증가하고 있는 가운데 석탄 공급부족 현상이 발생
하면서 발전용 석탄재고가 대폭 감소함에 따라 석탄수급이 불안정한 상황이 발생했다고 밝
힌 바 있음(인사이트 제 18-5호(2.5일자) p.27 참조).
‒ 지난 2월 1~8일 동안 중국 내 일일 평균 석탄 공급량은 632만 톤으로 1월 하순 대비 7% 증가
하였고, 일일 평균 석탄 소비량은 615만 톤으로 1월 하순 대비 5% 감소하였으며, 재고지속일
수가 15일에 달하면서 석탄재고는 증가 추세를 보이고 있음.
‒ NDRC 멍웨이(孟瑋) 대변인은 2018년 들어 혹한 등으로 인해 전력 사용량과 발전량이 빠르
게 증가하면서 석탄 수요도 급증하여 일일 평균 소비량이 626만 톤에 달했으며, 1월 말 피크
조절용 발전소의 석탄 재고량은 전년동기 대비 11.4% 감소했다고 밝힘.
‒ NDRC는 석탄수급 안정화를 위해 석탄 중점 생산지 및 기업에 춘절 및 전국 양회(兩會, 2018
년 3월 개최) 기간 동안 석탄 생산 및 공급 증대를 위한 조치를 마련할 것을 요구하였으며, 선
화그룹, 퉁메이그룹, 중메이그룹 등 대형 석탄기업은 춘절 기간 동안 휴일 축소를 통해 석탄공
급을 늘릴 계획이라고 밝힘.
･ 선화그룹, 통메이그룹 등은 춘절 기간 동안 탄광을 계속 가동하고 이타이그룹은 춘절 휴일
을 1~2일로 축소할 계획이며, 중메이그룹은 양회 개최 이전까지 현물가격을 인상하지 않을
계획이라고 밝힘.
한편, 중국의 주요 산업부문(건축자재, 전력, 철강, 화학공업 등)의 석탄 소비량이 증가하면서
2017년에는 석탄 총 소비량도 전년 대비 8% 증가하였고, 평균 석탄가격은 적색구간(경고 수
준)인 톤당 600위안(약 95달러)을 기록함.
‒ 중국 정부의 석탄의존도 감축 정책으로 인해 석탄 소비량이 감소하는 추세를 보이면서, 2016년
에는 석탄 소비량이 전년 대비 4.7% 감소하였으나(1차 에너지 중 석탄 비중은 62.0%), 2017년
1~3분기에는 3년 만에 증가세를 보임.
(國家統計局, 2017.2.28; 界面新聞, 2018.2.12)
24 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
▣ 중국 4개 중앙부처, 고품질 석탄 생산능력 확대를 위한 통지 발표
중국 국가발전개혁위원회(NDRC) 등 4개 중앙부처는 ‘석탄 생산능력 대체 정책 강화를 통한 고
품질 석탄 생산능력 확대 및 낙후 생산능력 퇴출 촉진 관련 통지(關於進一步完善煤炭產能
置換政策加快優質產能釋放 促進落後產能有序退出的通知, 이하 ‘통지’)’를 통해 낙후된
탄광의 생산능력을 감축하고 고품질 석탄의 생산능력을 확대할 계획이라고 밝힘(2018.2.9).
※ 생산능력 대체(產能置換)란 낙후 생산설비를 퇴출시키고 산업구조를 최적화하는 것으로 동
량 대체와 감량 대체로 구분됨. 생산능력 동량 대체는 신규 생산설비 건설 시 신설 생산능
력과 동일한 양의 낙후･과잉 생산설비를 퇴출시켜야 하며, 생산능력 감량 대체는 신규 생산
설비 건설 시 신설 생산능력보다 많은 양의 낙후･과잉 생산설비를 퇴출시켜야 함.
‒ 중국 정부가 석탄의존도 감축정책을 적극 추진하고 있는 반면 석탄 수요는 증가하고 있어, 석
탄부문에서의 생산능력 대체 정책을 강력하게 추진하여 노후 생산설비를 퇴출시키고 효율성이
높은 생산설비로 대체할 계획임.
‒ ‘통지’에 따르면 자연보호구, 풍경명승구, 식수자원 보호구에 위치한 탄광, 재해가 심각한 탄광
과 장기간 생산이 중단된 탄광은 빠른 시일 내에 퇴출시키고, 1급 안전생산 기준에 부합하는
탄광, 생산시스템이 최적화된 탄광, 석탄-전력을 통합 운영하는 탄광, 석탄 소비 지역과 중장기
계약을 체결한 탄광에 대해서는 생산능력을 200%까지 증설할 수 있도록 허용할 계획임.
‒ 또한 고품질 석탄을 생산하는 탄광을 신규 개발하는 경우에는 탄광이 완공되기 이전에 기존의
낙후된 탄광을 폐쇄시켜야 하며, 가동 중인 탄광의 경우에는 생산능력 증설 승인을 받은 이후
6개월 내에 낙후된 탄광을 폐쇄시켜야 함.
‒ ‘통지’에서는 정부의 승인을 받은 신규 탄광 건설 프로젝트의 경우 고효율 생산설비를 갖추도
록 독려하고 향후 관리감독도 더욱 강화할 계획이라고 밝힘.
‒ 중국 국영 투자은행인 중국국제금융은, 동 정책의 추진으로 신규 석탄 생산능력이 증대함으로
써 중장기적으로 석탄 수급이 안정되어 공급 부족 문제도 완화될 것으로 전망되나, 동 정책이
예정대로 추진되지 못할 경우를 대비할 필요가 있다고 밝힘.
･ NDRC의 승인을 받은 약 3억 8,000천만 톤의 석탄 생산설비가 2018년에 가동될 것이며 그
중 신규 설비의 생산능력은 약 2억 톤에 달할 것으로 전망함.
‒ 석탄업계 관계자는 2018년 상반기까지 탄광 가동 규모가 지속적으로 확대되면서 석탄가격이
하락세를 보여 석탄 평균가격은 전년 대비 톤당 20위안(3.17달러) 하락할 것으로 전망함.
한편, 지방정부는 지역별 양회(兩會, 인민대표대회･인민정치협상회의)에서 2018년도 석탄의존
도 감축 목표 및 관련 조치를 발표함.
※ 중국의 31개 성(省)･시･자치구는 전국 양회가 열리기 이전인 매년 1~2월 중 지방 양회를 개
최하여 경제성장률 목표치 등 주요 정책을 발표함.
※ 국무원은 2016년부터 3~5년 동안 석탄 생산능력을 5억 톤 감축하겠다는 계획을 밝힌 바
있으며 2016~2017년에는 약 4.4억 톤을 감축하였음.
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 25
‒ (산시省) 구조조정 및 자원 재배분 등을 통해 석탄 생산능력을 2,300만 톤 감축할 계획이며,
석탄의 ‘녹색･저탄소･고효율’ 개발･이용을 촉진하고 탄층 메탄가스를 적극 개발할 계획임.
‒ (허베이省) 석탄 생산능력을 1,062만 톤, 철강 생산능력을 1,000만 톤 감축할 계획이며, 난방
용 에너지를 석탄에서 전기･가스로 적극 대체함으로써 석탄 소비를 감축할 계획임.
‒ (헤이룽장省) 총 582곳의 탄광을 폐쇄시키고 기업 간 구조조정을 통해 산업구조 최적화를 추
진할 계획임.
‒ (랴오닝省) 석탄기업의 생산능력 감축 규모 확대와 낙후 생산설비 퇴출을 통해 생산능력 30만
톤 이하 규모의 탄광 25곳을 폐쇄시키고 총 361만 톤의 석탄 생산능력을 감축시킬 계획임.
‒ (베이징) 난방용 에너지를 석탄에서 청정에너지로 대체하는 프로젝트를 농촌 지역으로까지 확
대함으로써 ‘석탄 제로(無煤化)’ 목표를 달성할 계획임.
(中國證券網, 2018.2.11; 界面新聞, 2018.2.11; 中國煤炭網, 2018.2.13)
▣ 중국, ’18년 풍력발전설비 증설 둔화세 지속될 전망
중국 국가에너지국(NEA)에 따르면 2017년의 신규 풍력발전 설비용량 규모는 5년 만에 최저치
를 기록하였으며 2018년에도 풍력발전설비 증설 둔화세는 지속될 것으로 전망됨.
‒ 중국 정부는 ‘풍력발전 13.5계획(2016.11월)’을 통해 2020년까지 풍력발전 누적 계통연계 용
량을 210GW(해상풍력 5GW), 연간 발전량을 420TWh까지 확대함으로써 전체 발전량 중 비
중을 6%까지 확대하는 것을 목표로 설정함.
‒ 또한 각 지역별로 풍력발전 계통연계 용량 목표치를 설정하였는데, 네이멍구가 27GW로 목표
치가 가장 높았으며, 허베이省과 신장 지역(각 18GW)이 두 번째로 높음.
지역 목표치 지역 목표치 지역 목표치 지역 목표치
베이징 0.5 네이멍구 27 간쑤 14 장쑤 6.5
톈진 1 랴오닝 8 칭하이 2 저장 3
허베이 18 지린 5 닝샤 9 안후이 3.5
산시 9 헤이룽장 6 신장 18 푸졘 3
산동 12 샨시 5.5 상하이 0.5 장시 3
허난 6 후베이 5 충칭 0.5 쓰촨 5
시장 0.2 구이저우 6 윈난 12 광둥 6
광시 3.5 하이난 0.3 후난 6 (해상풍력) 5
자료 : 风电发展“十三五”规划
< 각 지역별 풍력발전 계통연계 용량 목표치(2016~2020년) >
(단위: GW)
‒ 2017년에 신규로 계통연계된 풍력 설비용량은 15GW로 2016년 19GW, 2015년 33GW와 비
교하여 증가세가 점차 둔화되고 있으며, 중국정부가 삼북(三北, 동북･화북･서북) 지역에 대해
풍력발전 건설을 제한한 것이 주요 원인임.
26 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
※ NEA는 ‘2017년 풍력발전 투자 관리감독 조기경보 결과에 대한 통지’를 통해 적색경보가 발
령된 네이멍구, 헤이룽장, 지린, 닝샤, 간쑤, 신장 지역의 신규 풍력 프로젝트에 대한 승인을
전면중단한다고 밝힌 바 있음(인사이트 제17-7호(2017.3.6일자) p.37 참조).
･ 2017년 누적 계통연계 설비용량은 164GW로 전체 설비용량의 9.2%, 연간 발전량은 305TWh로
전체 발전량의 4.8%를 차지하여 2016년 대비 0.7%p 증가함(NEA, 2017년 풍력발전 계통연계
운영 통계 데이터).
‒ 또한 ‘풍력발전 13.5계획’에서 제시하고 있는 각 지역별 풍력발전 계통연계 목표치와 비교하면,
2017년 기준 지린, 상하이, 장쑤, 닝샤, 신장, 하이난 등 6개 지역에서 이미 2020년까지의 목표치
를 달성하였으며, 그 외 대부분의 지역도 이미 목표치에 근접하였음.
‒ 한편 2020년까지 목표치를 달성하기 위해서는 향후 3년간 신규 설비용량 41GW 증설이 필요
함에 따라 2018년에는 화북의 남부지역, 화중, 화동, 서남지역을 중심으로 풍력발전 건설 프로
젝트가 추진될 것으로 예상됨.
･ 각 지역별 목표치를 감안할 때, 화중지역은 3.6GW 규모의 증설이 가능하며 허베이, 후난,
윈난은 각각 6.1GW, 3.4GW, 3.8GW의 증설이 가능함.
‒ 화중 및 남부 지역은 저풍속･분산형 풍력발전 건설이 적극 추진될 것으로 전망됨.
중국 정부는 2020년까지 효과적으로 기풍문제를 해결하고, ‘삼북’ 지역 풍력발전설비의 최저
이용시간을 높일 계획임.
‒ 2017년 기풍전력량은 41.9TWh로 전년 대비 7.8TWh 감소하면서 기풍현상이 다소 완화되었
고, 풍력발전설비의 평균 이용시간은 1,948시간으로 전년 대비 203시간 증가함.
･ 2017년에 기풍률이 10% 이상인 지역은 간쑤(기풍률 33%, 기풍전력량 9.2TWh)，신장(기풍률
29%, 기풍전력량 13.3TWh)，지린(기풍률 21%, 기풍전력량 2.3TWh)，네이멍구(기풍률 15%,
기풍전력량 9.5TWh), 헤이룽장(기풍률 14%, 기풍전력량 1.8TWh)임.
･ 2017년 풍력발전설비의 연간 평균 이용시간이 높은 지역은 푸졘(2,756시간), 윈난(2,484시간),
쓰촨(2,353시간), 상하이(2,337시간) 순임.
(風電發展十三五規劃, 2016.11.29; 電纜網, 2018.2.11; 電纜網, 2018.2.13)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 27
일본
▣ 일본, 저준위 방사성폐기물 처분장 미확보로 폐로 계획 차질 우려
도쿄전력 후쿠시마제1원전 사고 이후, 전력회사들이 잇달아 원전 폐로를 추진하고 있어 폐로
과정에서 저준위 방사성폐기물(이하 ‘저준위 방폐물’) 발생량이 증가할 것으로 전망됨.
‒ 현재 후쿠시마제1원전 1~6호기를 포함하여 총 17기의 원자로에 대해 폐로작업이 진행 중이거
나 예정되어 있음.
･ 후쿠시마제1원전 사고 이전에 폐로가 결정된 주부전력의 하마오카원전 1,2호기, JAPC의 도
카이원전, JAEA의 고성능 연구로(Advanced Test Reactor) 후겐은 폐로작업이 진행 중임.
･ 후쿠시마제1원전 사고 이후 원자력규제위원회(이하 ‘규제위’)는 원전 가동기간을 40년으로
제한하는 新규제기준을 마련함. 이에 의거하여 JAPC의 쓰루가원전 1호기, 규슈전력의 겐카
이원전 1호기, 간사이전력의 미하마원전 1,2호기, 주고쿠전력의 시마네원전 1호기, 시코쿠전
력의 이카타원전 1호기의 폐로가 결정되었고, 2016년 12월에는 일본 정부가 JAEA의 몬쥬
(고속증식로)를 폐로하기로 결정하였음.
원전 노형 발전용량(MW) 가동 종료･폐쇄 현황
JPDR* BWR 12 1976.03.18 해체･철거 완료
후겐 ATR 165 2003.03.29 2008 폐로 개시, 2028 완료 예정
도카이 GCR 166 1998.03.31 2001 폐로 개시, 2026 완료 예정
하마오카1 BWR 540 2009.01.302009 폐로 개시, 2036 완료 예정
하카오카2 BWR 840 2009.01.30
후쿠시마제1･1 BWR 460
2012.04.1930~40년 후,
폐로 완료 예정
후쿠시마제1･2 BWR 784
후쿠시마제1･3 BWR 784
후쿠시마제1･4 BWR 784
후쿠시마제1･5 BWR 7842014.01.31 1~4호기 폐로 실증시험에 활용
후쿠시마제1･6 BWR 1,100
쓰루가1 BWR 357
2015.04.27
2039 폐로 완료예정
미하마1 PWR 340 2045 폐로 완료예정
미하마2 PWR 500 2045 폐로 완료예정
겐카이1 PWR 559 2043 폐로 완료예정
시마네1 BWR 460 2015.04.30 2045 폐로 완료예정
이카타2 PWR 566 2016.05.10 2056 폐로 완료예정
몬쥬 FBR 280 2017.12.06 2047 폐로 완료예정
주 : * JPDR(Japan Power Demonstration Reactor)은 상업용 원자로 건설에 앞서 성능 및 가동
상황을 조사하기 위해 만든 실험원자로임.
자료 : JAIF(Japan Atomic Industrial Forum, INC.)
< 일본의 폐로 추진 현황 >
28 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
이처럼 폐로 계획이 늘어남에 따라 폐로 과정에서 발생하는 고준위･저준위 방사성폐기물(이하
‘고준위･저준위 방폐물’) 처분 문제가 대두되고 있음.
‒ 고준위 방폐물의 경우, 후쿠시마제1원전 사고 이후 최종처분장 후보지 제시와 선정을 정부가
주도하기로 2015년 각의 결정되었음(인사이트 제17-27호(2018.8.7일자) pp.22~24 참조).
･ 경제산업성은 고준위 방폐물을 매립할 최종처분장 후보지를 적합도에 따라 분류한 ‘과학적
특성지도’를 발표하였음(2017.7.28).
･ 고준위 방폐물을 유리와 혼합하여 굳힌 ‘유리 고화(琉璃固化, glassification)체’를 금속용기
에 넣어 두께 70cm의 완충재를 덮은 다음 지하 300m 이상에 있는 시설에 매립하는 ‘지층
처분’ 방식을 도입하고 있음.
‒ 발전용량 1,100MW의 원전 1기를 해체할 경우 1만 톤 이상의 저준위 방폐물이 발생하고, 폐
로 과정에서 발생하는 저준위 방폐물은 오염 수준에 따라 3단계(L1~L3)로 분류되며, 지하에
매립하여 처분하는 경우 매립 깊이와 관리기간이 방폐물의 오염 수준에 따라 상이함.
※ 원전 가동에 따라 배출되는 저준위 방폐물은 아오모리縣 롯카쇼무라에 있는 JNFL(Japan
Nuclear Fuel Limited)의 ‘저준위방사성폐기물 매설 센터’에 매립할 수 있음.
･ 오염 수준이 가장 낮은 L3의 매립기간은 약 50년이며, 그 다음으로 오염수준이 높은 L2의
매립기간은 약 300~400년이며 지하 50m의 지층에 매립해야 함. 오염수준이 가장 높은 L1
의 경우, 지하 70m 이상의 지층에 매립하여 약 300~400년간 관리가 필요하며 그 이후 정
부가 10만 년 간 관리함.
‒ 그러나 폐로 과정에서 저준위 방폐물이 고준위 방폐물보다 많이 발생하며, 처분장 확보는 원전
사업자의 책임이나 현지 주민과의 협의 등의 문제로 처분장 확보가 용이하지 않은 상황임.
･ 원자로 폐로를 계획하고 있는 도쿄전력, 주부전력, 간사이전력, 주고쿠전력, 시코쿠전력, 규
슈전력, JAPC 등 원전사업자들은 폐로 시 배출되는 금속 및 콘크리트 등 저준위 방폐물
처분장을 확보하지 못하고 있음(아사히신문 조사).
･ 폐로 계획이 없는 홋카이도전력, 도호쿠전력, 호쿠리쿠전력도 저준위 방폐물 처분장을 확보
하지 못한 상황임.
‒ 내각부 원자력위원회는 ‘방폐물 처분장을 확보하지 못하면 폐로 계획에 영향을 줄 것’이라는
우려 의견을 담은 보고서를 발표한 바 있음.
･ 주부전력은 2009년 11월부터 하마오카원전 1,2호기의 폐로작업에 착수하였음. 당초 주부전
력은 저준위 방폐물이 처음으로 발생하는 2단계 작업(배관 및 배기구 등 원자로 이외의 건
물 내 설비 해체 작업)에 들어가기 이전에 처분장을 확보할 계획이었으나 확보하지 못하여
저준위 방폐물을 건물 내에 임시 보관하기로 하였음.
･ 3단계 작업(원자로 압력용기 및 제어봉 처리 작업)에 들어가면 방사능 오염 수준이 높은
저준위 방폐물이 발생할 것이나, 처분장을 확보하지 못할 경우 폐로작업에 차질이 발생할
수 있음.
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방사능 수준 방폐물 종류 처분 방법 처분장 결정 주체
고준위 방폐물･ 사용 후 핵연료
재처리로 발생하는 폐수
･ 지층처분
(유리 고화체를 지하 300m
이상의 시설에 매립)
･ 경제산업성 주도로
선정하고 문부과학성
이 기술･연구를 진행
저준위
방폐물
L1･ 사용 후 제어봉 및
원자로 내 구조물
･ 여유심도처분
(고체화 및 절단하여 지하
70m 이상의 위치에 매립)
･ 각 전력회사L2 ･ 원자로 용기
･ 피트* 처분
(지하 50m 위치에 콘크
리트로 덮어 매립)
L3 ･ 건물 콘크리트 및 금속 등
･ 트렌치처분
(지표에 가까운 곳에 구
멍을 뚫어 방폐물을 매
립한 뒤 흙으로 덮음)
주 : *피트는 concrete pit를 의미함.
자료 : 일본경제신문
< 방사성폐기물 처분 방법 >
(JAIF, 2017.10.9; 日本経済新聞, 2017.10.9; 朝日新聞, 2018.2.16)
▣ 경제산업성, ’18년 태양광 FIT 매입가격 인하 계획 및 입찰제도 개선안 발표
경제산업성 전문가회의인 ‘조달가격 산정위원회(이하 ‘산정위원회’)’에서는, 2018년 태양광발전
의 FIT 매입가격 인하 계획안을 발표하였음.
‒ 일본 정부는 현재 일본의 태양광 발전단가가 독일, 프랑스, 미국 등과 비교하여 높은 수준이라
고 평가하고 향후 인하 목표를 제시함.
･ 산업용 태양광발전의 발전비용은 2020년에 14엔/kWh, 2030년에 7엔/kWh 수준으로 인하한
다는 목표를 제시함.
･ 주택용 태양광발전의 발전비용은 2019년에 가정용 전기요금(약 24엔/kWh) 수준으로 인하하
고 2020년 이후 전력시장가격(약 11엔/kWh) 수준으로 인하한다는 목표를 제시함.
‒ 산정위원회는 정부가 제시한 목표를 달성하기 위해 산업용 태양광발전(10kW 이상 2,000kW
미만)의 FIT 매입가격을 2017년의 21엔/kWh에서 2018년에 18엔/kWh으로 인하하는 계획안
을 제시하였으며, 이는 FIT 제도 도입 당시인 2012년(40엔/kWh)의 절반 이하 수준임.
‒ 10kW 미만 태양광발전의 FIT 매입가격을 2017년의 28엔/kWh에서 2018년 26엔/kWh, 2019
년 24엔/kWh로 단계적으로 인하할 예정임.
‒ 태양광발전 FIT 가격의 지속적인 인하가 예상되므로 태양광발전사업자는 발전효율이 높은 태
양광패널의 활용 및 IT 등을 이용하여 유지･보수 관리를 효율화할 필요가 있음.
2017년에 2MW 이상의 대규모 태양광발전설비를 대상으로 실시한 입찰제로 태양광발전 보급
에 차질이 우려되어, 산정위원회는 2018년에 2회에 걸쳐 실시될 입찰제도를 개정할 계획임.
‒ 제1회 입찰 규모는 500MW이었으나 최종 낙찰된 용량은 141MW이었음. 입찰 당시 제출된 사
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업계획 29건 중 심사를 통과한 것은 23건이었으나 실제로 낙찰된 것은 9건이었음.
‒ 이처럼 발전사업자들이 입찰을 포기한 이유로는 용지 부족, 계통 접속 문제, 엄격한 입찰 조건
등으로 분석되고 있음.
･ 입찰을 위해서는 500엔/kW의 1차 보증금이 필요하며, 낙찰 이후에도 5,000엔/kW의 2차 보
증금이 필요함. 또한 낙찰 이후 3개월 이내에 접속 계약을 체결하지 않으면 보증금이 몰수
되는데, 20MW의 태양광발전설비의 경우 2차 보증금은 1억 엔에 달함.
･ 이와 같은 엄격한 보증금 몰수 조건에 대한 부담으로 사업계획 심사를 통과하였으나, 입찰
을 포기하는 사업자가 발생하였음.
‒ 이를 감안하여 산정위원회는 2차 보증금 몰수조건을 완화할 계획임.
※ 제2회 입찰 사업계획 신청 마감은 2018년 5월 31일, 심사 마감은 7월 27일, 입찰신청 기간은
8월 10~24일, 결과 발표는 9월 4일, 제3회 입찰 사업계획 신청 마감은 2018년 9월 10일임.
･ 현재 사업자가 제시한 가동개시 예정일까지 가동을 시작하지 않은 경우 2차 보증금을 몰수
하도록 되어 있으나 이 조항을 삭제할 계획임.
･ 접속계약 체결 인증 취득기한까지 취득하지 못한 경우, 낙찰 자격은 박탈되나 2차 보증금을
즉시 몰수하지 않고, 인증 취득기한 경과 후 최초로 실시하는 입찰에 참가하여 당초 낙찰
가격 이하로 입찰하는 것을 조건으로, 1회에 한하여 당해 입찰 보증금으로 충당할 수 있도록
완화할 계획임(단, 해당 입찰에 참여하지 않으면 몰수).
･ 또한 대규모 재해 및 공공사업에 따른 토지 매수 등으로 사업이 중지된 경우에도 2차 보증
금을 몰수하지 않을 것임.
‒ 또한 입찰 모집 용량은 250MW로 축소하고, 입찰 상한가격은 비공개로 할 계획임.
‒ 이번에 산정위원회가 제시한 계획안은 향후 일반의 의견을 반영하여 경제산업성 장관의 승인
을 받아 2018년 3월 말까지 정식 결정하여 2018년 4월부터 시행할 예정임.
(경제산업성, 2018.2.7; スマートジャパン, 2018.2.8; 日本経済新聞, 2018.2.8,19)
▣ 일본 기업, 전력시장자유화 계기로 지역 단위 재생에너지 사업 추진
일본 민간기업들이 2016년 4월에 시작된 전력소매시장 전면 자유화를 계기로 지역 단위의 소
규모 재생에너지전원 개발사업에 참여하고 있음.
‒ 2012년에 도입된 FIT 제도 및 전력시장자유화로 기업들의 지역 내 전력사업 참여가 용이해짐.
‒ 특히 바이오매스발전의 경우, 태양광발전 및 풍력발전과는 달리 높은 FIT 매입가격이 유지되
고 있으며, 지역 내 간벌 목재 및 음식물 쓰레기를 에너지로 전환하여 판매할 수 있고 전기 판
매 수입을 지역 경제에 환원할 수 있음.
･ 경제산업성의 자문기관인 ‘조달가격 산정위원회’는 바이오매스발전의 2018년 FIT 매입가격
을 2017년에 이어 동결하기로 하는 계획을 발표하였음(일반목재 바이오매스발전 24엔/kWh).
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 31
‒ Panasonic社, Mitsui社, AMITA社, NEC Capital Solutions社, Koyo Electric社, Sanyo Trading
社, Sumitomo Mitsui Finance and Leasing社의 7개 일본 기업은 Japan Sustainable Community
Association을 설립하여 재생에너지 발전소를 건설하고자 하는 지자체를 모집하고 있음.
･ Koyo Electric社 등은 약 20억 엔을 투자하여 2019년에 바이오매스 발전소를 고베市 북구
에 건설할 예정임.
･ 향후 참여 기업을 확대하여 현지에서 발생하는 폐목재를 바이오매스 연료로 사용하는 소형
발전소 등의 건설을 추진할 계획임.
‒ NTT DATA社는 전력시장자유화를 계기로 증가한 신전력사업자들을 대상으로 지역 내 에너
지 순환사업 관련 컨설팅 업무를 시작하였음.
･ NTT DATA社의 자회사인 NTT DATA 경제연구소는 아이치縣 오카자키市 및 가고시마縣
기모쓰키町 등 약 30개 지자체에서 신전력사업자의 회사 설립 컨설팅 업무를 시작하였음.
현지의 재생에너지 발전소에서 전력을 공급받아 현지의 공공･상업시설, 가정에 판매하는
시스템을 구축할 계획임.
‒ 한편, 유럽에서는 지역 내에서 에너지를 생산하고 소비하는 움직임이 활발히 진행되고 있음.
독일의 경우, 지역에 특화된 에너지공사가 주목을 받고 있는데, 현지에서 생산된 재생에너지
전력을 현지 기업 및 주민에 판매하여 수익은 교통망 정비 등 공공서비스에 충당하고 있음.
(日本経済新聞, 2018.2.19)
32 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
러시아･중앙아시아
▣ 러시아, 감산활동 종료 관련 출구전략에 대한 의견 제시
러시아 Aleksandr Novak 에너지부 장관은, 앞으로 세계 원유 재고량이 지난 5년 평균 재고
수준까지 낮아지게 되면 그 이후 곧바로 ‘감산활동의 순조로운 종료(smooth exit) 메커니즘’
수립을 위한 결정이 필요할 것이라고 언급함(2018.2.12).
‒ Novak 장관은 OPEC과 非OPEC 일부 산유국 간 감산합의를 도출할 때, 특정 기간 동안의 원
유 생산량 제한이 아닌, 세계 시장에서 원유 재고 과잉물량을 없애는 것을 목표로 설정한 바
있으며, 2018년 말 이전까지는 이러한 목표를 달성할 것이라고 밝힘.
‒ 특히 세계 원유 재고량이 목표치를 달성하게 되면 감산 참여국들은 감산활동으로부터의 출구
전략(exit mechanism)을 공동으로 개발하고 합의해야 할 필요가 있으며, 이러한 시나리오에
대해 모든 감산참여국이 지지하고 있다고 강조함.
･ 지난 1월 오만에서 열린 OPEC 감산 모니터링위원회에서 9개국 장관들이 이 문제에 대해
논의했다고 덧붙임.
‒ 또한, Novak 장관은 향후 감산합의 이행 기간 종료 이후, 자칫 과잉 공급으로도 이어질 수 있
는 원유 생산량의 급속한 증가를 피하기 위해 감산활동의 점진적인 종료를 통한 연착륙이 필
요하며, 이를 위해 대략 2~5개월이 소요될 것이라고 밝혔음.
‒ 이후 2월 14일 Novak 장관은, 앞으로 감산 참여국들이 감산 종료 출구전략을 논의할 때 세계
원유 시장에서의 수급 균형과 석유 재고 수준만을 고려할 것이 아니라, 석유 수요 전망, 투자
수준, 달러화 가치 변동 등을 포함한 다양한 측면을 검토해야 할 것이라고 밝히면서, 아직까지
는 감산 기간 종결 시기가 도래하지 않았다고 밝힘(Platts와의 인터뷰).
※ 사우디 Khalid al-Falih 에너지부 장관은, 감산 종료를 위한 출구전략에 대해 언급하는 것조
차 아직 이르다고 밝힘(2018.2.14).
‒ 더불어 러시아는 OPEC과 합의한 대로 감산 이행에 대한 책무를 다할 것이라고 공식 입장을
발표하였음(러시아 Dmitry Peskov 대통령 공보수석, 2018.2.13).
･ Novak 에너지부 장관은, 러시아의 모든 석유기업도 2월 초에 있었던 회의에서 러시아의 감
산 의무량(30만b/d)을 앞으로도 준수할 것을 확인하였다고 밝힘(2018.2.15).
‒ 오는 6월 22일 OPEC 정례총회에서 감산 종료와 관련한 출구전략의 윤곽이 드러날 것으로 예
상됨(1Prime, 2018.2.14).
또한, Novak 에너지부 장관은, 미국에서의 셰일오일 생산량 증가가 원유 감산활동의 결과에
위협이 되지 못하며 세계 석유시장의 수급 균형에 영향을 미칠 수 없다고 밝힘(2018.2.13).
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 33
‒ Novak 장관은 세계 원유 수요 증가로 인해 미국의 세일오일 생산 증가가 상쇄될 것이라고 설
명하고, 이는 현재 셰일오일 생산량이 증가하고 있음에도 감산 공조에 따른 산유량 감소에 힘
입어 세계 원유 재고량이 감소하고 있는 것을 통해 확인할 수 있다고 덧붙임.
‒ OECD 상업석유재고 초과물량(직전 5년 평균 대비)은 2017년 1월의 3억2,000만 배럴(IEA 자
료)에서 2018년 1월 7,400만 배럴까지 감소함(OPEC의 Mohammad Barkindo 사무총장,
2018.2.19).
‒ 전체 감산 참여국들의 2018년 1월 감산이행률은 133%를 기록하면서, 감산이행 시작 이래 최
고치를 기록하였음(OPEC의 Barkindo 사무총장, 2018.2.19).
･ 2017년 12월 감산이행률은 129%를, 2017년 연간 감산이행률은 107%를 기록한 바 있음.
(Vedomosti, 2018.2.12; Vestifinance, 2018.2.13; Kommersant; 1Prime, 2018.2.14; Oilru, 2018.2.15; Tass, 2018.2.13,19)
▣ 러시아-사우디, ‘북극 LNG 2’ 프로젝트 및 원전 건설 부문 협력방안 논의
러시아 Aleksandr Novak 에너지부 장관은, 러시아와 사우디 양국 에너지부가 에너지부문 협력
각서를 체결하였고, 특히 러시아 민간가스기업 Novatek과 사우디 국영석유기업 Saudi Aramco
가 러시아의 ‘북극 LNG 2’ 프로젝트 협력에 대한 양해각서를 체결했다고 밝힘(2018.2.15).
‒ Novatek과 Saudi Aramco의 LNG 부문 협력은, ‘북극 LNG 2’ 프로젝트에 대한 사우디의 지
분 참여를 통해 이루어질 것으로 예상되며, 오는 2018년 6월 상트페테르부르크 세계경제포럼
에서 양사가 ‘북극 LNG 2’ 프로젝트에 대한 협력협정을 체결할 것으로 기대함(Novak 장관).
･ Novak 장관은 ‘북극 LNG 2’ 프로젝트에 대한 사우디의 지분 참여율을 밝히지 않았음.
‒ 사우디 Khalid al-Falih 에너지부 장관 역시, 러시아 측이 Saudi Aramco에 ‘북극 LNG 2’ 프
로젝트에 대한 투자를 제안했다고 밝히고, 이 프로젝트가 Saudi Aramco의 가스부문 전략 사
업 중 하나가 될 수 있을 것이라고 언급함.
･ Khalid al-Falih 장관은, Novatek의 첫 번째 LNG 프로젝트인 ‘야말 LNG’의 첫 선적 기념식
(2017.12.8)에도 참가한 바 있으며, 이전부터 ‘북극 LNG 2’ 프로젝트에의 참여 가능성을 검
토하고 있다고 밝혀왔음.
‒ 2017년 10월 Saudi Aramco의 Amin Nasser CEO는, 러시아 Novatek의 2번째 LNG 프로젝트
인 ‘북극 LNG 2’ 참여에 대해 처음으로 관심을 표명한 바 있음.
･ ‘북극 LNG 2’ 프로젝트는 북극권 Gydan 반도에 연간 생산용량 1,980만 톤(660만 톤/년 트
레인 3개)의 액화설비를 건설하는 것으로, Novatek은 2018년 말까지 기본설계작업을 마치고
2019년 말까지 최종투자결정을 하여 2023년에 가동을 개시할 계획임.
‒ 러시아 분석가들은, Novatek이 외자 유치를 통해 LNG 프로젝트를 본격적으로 추진할 계획이
기 때문에 사우디가 신규 투자자로 참여하는 것을 환영하고 있다고 지적함.
또한, 러시아와 사우디는 사우디 內 원전 건설과 관련된 협력방안에 대해서도 협의하였음.
34 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
‒ 러시아 Novak 에너지부 장관은, 국영원자력기업 Rosatom이 사우디 內 2기의 원자로 건설에
대한 입찰 참가신청서를 이미 제출했다고 밝혔음(2018.2.14).
･ Rosatom의 Aleksei Kikhachev 회장은 2017년 10월 초에 사우디가 자국 內 원전 건설에 대
한 입찰 참가 신청절차를 시작했다고 언급한 바 있음.
※ 사우디는 발전부문의 석유의존도를 낮추고 산업활성화와 경제 다변화를 촉진하기 위해 원전
건설 프로젝트를 추진하고 있으며, 향후 2030년까지 총 16기의 원자로를 건설할 계획이라고
2015년에 밝힌 바 있음.
‒ 사우디와 러시아는 지난 2015년 중반에 원자력의 평화적 사용에 대한 정부간 협정을 체결한 바
있음.
‒ 사우디는 2018년 말까지 원전 건설 프로젝트에 대한 입찰을 마친 후, 2019년에 착공하여 2027
년 원전을 가동할 계획인 것으로 알려졌음.
위에서 언급한 양국 간 에너지부문 협력 활동은, 감산 공조를 바탕으로 한 양국 간 관계 회복
에 힘입어 지난 2017년 10월 사우디 Salman bin Abdulaziz 국왕의 사상 최초 러시아 방문을
기점으로, 에너지투자기금의 공동 설립 및 사우디 최초의 러시아産 LNG 수입 등에 대한 논의
가 시작되면서 구체화되었음.
‒ 러시아와 사우디는 1938년 이후 1990년대까지 단 한 번의 정상회담이 없었음에도 우호적인
관계를 유지해 왔으나, 시리아 사태 및 이란 핵개발에 대한 러시아의 비협조적 태도로 관계가
급격히 악화되었고 현재까지도 양국은 이들 현안에 대한 입장 차를 좁히지 못하고 있음.
‒ 이러한 정치적 갈등 관계에도 불구하고 사우디가 러시아와 에너지부문 협력을 강화하려고 하
는 이유는, 지속적인 러시아의 감산활동 이행을 이끌어내 감산공조 체제를 유지하려는 목적에
있는 것으로 분석되고 있음(FT, 2018.2.7; Globe and Mail, 2018.2.20).
･ FT에 따르면, 사우디의 신규 국부펀드(sovereign wealth fund)에 러시아에서의 투자를 위해 100
억 달러가 배정되어 있으며, 이 중 10억 달러는 이미 지출되었음. 또한, 양국은 10억 달러 규
모의 공동 기술기금을 조성하여 에너지 관련 연구･개발부문의 협력을 위해 사용할 계획임.
‒ 더욱이 현재 사우디는 발전부문에서 석유의존도가 높아 이를 낮추기를 원하고 있을 뿐만 아니
라, 천연가스 부족 문제에도 직면해 있어 러시아 이외의 다른 국가로부터의 LNG 수입에 대해
서도 관심이 높은 것으로 알려져 있음.
･ 사우디는 막대한 천연가스 매장량을 보유하고 있지만, 대부분이 원유를 생산할 때 유정에
서 생산되는 수반가스임. 이에 따라 원유 감산활동이 이루어지는 중에는 가스 생산을 증대
시킬 수 없는 상황임.
･ 2017년 12월 미국 Rick Perry 에너지부 장관은 사우디와 미국産 LNG 수입에 대해 논의하
고 있다고 밝혔으며, 이후 Saudi Aramco가 미국 LNG 생산기업인 Tellurian Inc.의 지분 인수
에 대한 협상을 시작했다고 보도된 바 있음.
(FT, 2018.2.7; Vedomosti, 2018.2.14; Tass, 2018.2.14,19; Neftegaz, 2018.2.14,15,19; Globe and mail, 2018.2.20)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 35
▣ 러 북극항로 이용 증대로 동북아 국가의 말라카 해협 수송의존도 감소 예상
러시아 북극권에서 생산되는 LNG의 對아･태지역 수송을 위해 최근 북극항로 개발이 탄력을
받고 있는 가운데, 원유 수송을 위한 북극항로 이용의 증가는 동북아 국가들의 말라카 해협에
대한 석유 수송의존도를 낮추는 데 기여할 것으로 평가됨(2018.2.13).
※ 유럽 방향의 경우, 이미 러시아는 북극항로를 통해 북극지역에서 생산된 원유(Novy Port유)
를 수출하고 있음. 2016년 초에 Arctic Gate Offshore Terminal이 완공되었고, 2016년 5월
同 터미널을 통한 연중 수출의 시작을 기념하는 행사가 개최된 바 있음. 기념식 이후 1년
만인 2017년 5월 기준, 이 터미널을 통한 Novy Port유 선적 물량은 거의 450만 톤을 기록
했으며, 당시 총 5척의 Arc7급 유조선을 통해 유럽으로 수송되었음.
‒ 아시아 국가들이 안고 있는 에너지 안보부문의 가장 큰 문제 중 하나는, 말라카 해협을 통한
원유 공급의 잠재적인 취약성을 들 수 있음.
※ 말라카 해협의 가장 좁은 길목은 인도네시아와 말레이시아 사이의 길이 900km, 폭 2.7km
의 해협이며, 이는 이란과 UAE 간 호르무즈 해협에 이어 원유 거래에 있어 두 번째로 취약
한 지역으로 꼽힘.
･ 중국은 전체 원유 수입량의 절반 이상을 중동으로부터 말라카 해협을 거쳐 공급받고 있음.
･ 일본의 원유 수입 중 90%가 말라카 해협을 통과하고 있으며, 한국은 원유 수입량의 80%가
량을 이 해협을 통해 수송받고 있음.
‒ 동북아 국가들은 오래전부터 말라카 해협에 대한 석유 수송의존도를 낮추기 위해 노력해왔으
며, 특히 중국은 일대일로 전략상의 해상 실크로드 건설을 통한 안전한 수송로 확보를 에너지
안보의 가장 중요한 과제로 여겨왔음.
‒ 이러한 상황 하에서, 러시아 북극항로를 통한 수송이 북극지역(러시아, 노르웨이 등) 원유의
對아시아 수송거리를 단축시켜 비용효율적인 방안이 될 것이며, 특히 말라카 해협을 우회하는
중요한 수송 노선으로 부상할 수 있을 것이라고 강조하였음(Tufts 대학의 해양학 프로그램 디
렉터 겸 북극 문제 전문가 Rockford Weitz).
･ Weitz 전문가는, 북극지역에서 생산된 원유의 상당량이 향후 북극항로를 통해 아시아 국가
들로 공급될 것이고 이러한 추세는 앞으로 10~15년에 걸쳐 점진적으로 진행될 것이며, 특
히 국제유가가 점차 상승하고 있는 현 시점에서 중국과 러시아 간의 북극지역 공동 석유
탐사･개발 프로젝트 수가 크게 증가할 것이라고 전망함.
‒ 일부 분석가들은, 북극항로를 통해 북유럽에서 중국･한국･일본 등 동북아 국가까지의 수송거
리는 수에즈 운하 및 말라카 해협을 통한 남부 해상항로에 비해 40%가 더 짧으며, 연료비도
20% 적게 들 것으로 추산하고 있음.
북극항로를 이용한 러시아 탄화수소 자원의 對동북아 시장 수출 증대를 위해, 러시아 정부와
기업들은 ice-class급(북극해 운항을 위한 내빙기능 탑재) 유조선 건조를 활발히 추진하고 있음.
‒ 러시아 정부는 오랫동안 수입에 의존해왔던 해상자원 개발･수송 관련 선박 및 설비 등의 국산
36 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
화를 우선 정책과제로 삼아, 극동지역 연해주에 ‘조선 클러스터(Zvezda)’ 조성 사업을 적극적
으로 추진하고 있음.
‒ 앞으로는 선박 및 해상 플랜트를 Zvezda 조선소에서 자체 건조할 계획이지만, 현재는 同 조선
소에 발주된 일부 선박의 건조를 한국･중국･프랑스 등의 외국기업들과 기술제휴협정을 통해
진행하고 있음.
･ 지난 2017년 9월 Zvezda 사업 컨소시엄은 러시아 국영석유기업 Rosneft가 발주한 북극 셔틀
탱커(Shuttle tankers) 건조를 위해, 한국의 삼성중공업과 합작기업 설립에 대한 기본협정을
체결한 바 있음.
･ 위 합작기업은 Zvezda 조선소에서 4.2만~12만 톤(deadweight 기준)급의 다양한 규모의 북극 셔
틀 탱커 건조에 필요한 기술적 지원을 하게 됨. 이 셔틀 탱커는 Rosneft가 북극 매장지에서
생산한 원유를 수송하는데 사용될 예정임(인사이트 제17-33호(2017.9.25일자) p.39 참조).
‒ 또한, 러시아 푸틴 대통령은 북극항로 해역에서의 탄화수소 자원 수송 권한을 러시아 국적선에
만 독점적으로 부여하는 내용의 법 개정안에 최종 서명(2017.12.30)하였는데, 이미 체결된 운
송 계약에는 소급 적용되지 않으며 1년의 유예기간을 두고 있음.
(Neftegaz, 2018.2.12; Mixednews, 2018.2.13)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 37
미주
▣ 미 EIA, 미국 ’22년경 에너지 순수출국으로 전환 전망
미 에너지정보국(EIA)이 향후 2050년까지의 미국 에너지시장을 예측한 ‘Annual Energy
Outlook 2018(이하 ‘AEO2018’)’에 따르면, 미국은 2022년경 에너지 순수입국에서 순수출국으
로 전환하게 될 것으로 전망됨(2018.2.6).
‒ 미국은 1953년 이후 계속 에너지(총량 기준) 순수입국의 위치에 있었으나, 자국 내에서 셰일･타이트(tight) 석유･가스 등 비전통 석유･가스자원의 개발 확대로 에너지 생산이 증가하는 반
면 수요는 정체되어, 2022년경 에너지 순수출국으로 전환할 것으로 전망됨.
자료 : EIA
< 미국의 에너지 수출입 추이 및 전망(2017~2050년) >
(단위 : QBtu)
･ 특히 2017년~2020년 기간 중 미국의 천연가스 생산량은 연평균 6% 이상의 증가율을 기록
하여, 2005년~2015년의 연평균 증가율(4%) 대비 2%p 높을 것으로 전망되며, 2020년 이후에
는 증가율이 둔화되어 2020~2050년의 연평균 증가율은 1% 미만이 될 것으로 예상됨.
※ 미국은 2017년에 이미 천연가스 순수출량 0.4Bcf/d를 기록하여 천연가스 순수출국으로 전환
되었으며, 2018년과 2019년의 천연가스 순수출량은 각각 2.3Bcf/d와 4.6Bcf/d에 달할 것으
로 전망됨(인사이트 제18-5호(2.5일자) p.38 참조).
‒ 또한 ‘AEO2018’ 보고서에서는, 유가 상승과 새로운 석유･가스 생산기술 개발에 따라 석유･가스 생산이 크게 증가하게 될 것으로 전망함.
･ 이로 인해 미국의 석유･가스 산업이 2040년까지 활기를 띠어 에너지 수출도 증대될 것으로
전망되지만, 2040년 이후에는 혁신적인 기술개발이 정체됨에 따라 에너지 수출도 다시 하
38 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
향세를 보일 것으로 예상함.
‒ 한편, 미국의 에너지 소비는 2022년 이후 천연가스와 태양광을 중심으로 한 재생에너지 확대
정도에 따라 좌우될 것으로 예상되며, 2022년 이후 미국의 신규 발전설비의 대부분은 천연가
스 및 재생에너지 발전설비가 될 것으로 전망함.
자료 : EIA
< 미국의 에너지 소비･생산 추이 및 전망(2017~2050년) >
(단위 : QBtu)
EIA의 Linda Capuano 국장은, 미국의 에너지 시스템은 계속해서 놀라울 정도로 진화해 옴으
로써 5년이나 10년 전에 예상했던 바와 크게 다른 결과를 보이고 있으며, 미국은 2022년경 에
너지 순수출국으로 전환하게 될 것으로 기대하고 있다고 언급함.
(EIA’s Today in Energy, 2018.2.6; The Hill, 2018.2.6)
▣ 미 내무부, 대규모 해상 석유･가스 광구 분양계획 발표
미 내무부(DOI)는 트럼프 대통령이 제시한 ‘미국 우선 해상에너지 전략(America-First Offshore
Energy Strategy)’을 실현하기 위해, 사상 최대 규모의 해상광구 분양(lease sale)을 2018년 3월
21일에 실시할 계획이라고 발표함(2018.2.15).
‒ 두 번째로 실시되는 이번 해상광구 분양은 ‘미 멕시코 만 250 광구 분양(Gulf of Mexico
Region-wide Planning Area Oil and Gas Lease Sale 250, 이하 ‘250 광구 분양’)’으로서,
2017~2022년 ‘미 외변대륙붕 석유･가스 광구 분양 프로그램(National Outer Continental Shelf
Oil and Gas Leasing Program)’에 따라, 미 해양에너지관리국(Bureau of Ocean Energy
Management, BOEM)이 주관하게 될 것으로 알려짐.
※ 첫 번째 광구 분양은 ‘미 멕시코 만 249 광구 분양’으로 2017년 8월 16일에 실시된 바 있으며,
미 해양에너지관리국(BOEM)은 2017년을 시작으로 2022년까지 총 11차례의 광구 분양을 계획
하고 있음.
‒ ‘250 광구 분양’은 텍사스, 루이지애나, 미시시피, 앨라배마와 플로리다 州의 총 7,730만 에이
커(약 31.3만km2)에 달하는 연안 해역에 위치한 해상 광구(14,474 blocks)를 대상으로 실시될
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 39
예정임.
･ 미 해양에너지관리국(BOEM)은, 미국 외변대륙붕(OCS)의 미발견 원유 매장량을 900억 배럴,
천연가스 매장량을 327Tcf로 추정함.
･ 또한 미 멕시코 만의 외변대륙붕(1억6천만 에이커(약 64.7만km2))에는 480억 배럴의 원유와
141Tcf의 천연가스가 매장되어 있는 것으로 추정함.
‒ 한편, 2006년에 제정된 ‘미 멕시코 만 에너지안보법(Gulf of Mexico Energy Security Act,
GOMESA)’에 따라, 다음의 일부 광구는 ‘250 광구 분양’ 대상에서 제외됨.
･ 미국 배타적 경제수역(U.S. Exclusive Economic Zone) 인근 또는 동 수역을 넘어서 위치한
해상광구, Flower Garden Banks National Marine Sanctuary의 경계 안에 위치한 전체 또는 일
부 해상광구는 포함되지 않음.
･ 미국은 2022년까지 미 플로리다 州 연안의 125마일 이내에서 시추활동을 금지하고 있어,
이 범위 내에 있는 해상광구도 분양 대상에서 제외됨.
‒ 미 David Bernhardt 내무부 차관은 성명서를 통해, 해양에너지 개발 프로그램은 보수가 좋은
일자리를 창출할 뿐만 아니라 경제활성화에도 기여할 것이라고 언급함.
･ 또한 미국은 해상광구 분양을 통해 2017년에 2016년 대비 약 10억 달러의 추가 수익을 확
보하였다고 밝힘.
한편, 미 내무부는 2019~2024년 ‘미 외변대륙붕 석유･가스 광구 분양 프로그램(National Outer
Continental Shelf Oil and Gas Leasing Program)’을 시행하기 위한 준비 단계로, 미국 내 해
상에서 석유･가스 시추활동이 가능한 지역을 대폭 확대시키겠다는 내용의 제안서 초안(Draft
Proposed Program, DPP)을 2018년 1월 4일 발표하였음.
※ 제안서 초안(DPP)은, 전임 오바마 행정부에서 유전 개발이 금지되어 왔던 미 외변대륙붕의
90% 이상과 연방 토지 내 석유･가스 매장지의 98% 이상을 대상으로 석유･가스 탐사 및 개발
을 허용하겠다는 내용을 골자로 하고 있음(인사이트 제18-2호(2018.1.15일자) pp.41~42 참조).
(미 에너지부, 2018.2.16; The Hill, 2018.2.16)
▣ 미 에너지부, 석탄산업 혁신기술 개발을 위한 대규모 시범 프로젝트 지원
미 에너지부(DOE)는 미국 내에서 화석연료 생산을 증대시키기 위한 트럼프 대통령의 행정명령
(Executive order, 2017.3.30)에 의거해, 석탄산업을 발전시키기 위한 혁신기술 개발 시범 프로
젝트 1단계 사업에 약 650만 달러를 지원할 계획이라고 밝힘.
‒ 미 에너지부는 ‘혁신적 석탄 기술(transformational coal technologies)’을 개발하기 위해, 지난
2017년 8월 5천만 달러 규모의 재정지원 정책인 ‘Fossil Fuel Large-Scale Pilots Funding
Opportunity(이하 FOA)’를 발표하였으며, 이번에 발표한 지원 계획은 총 3단계로 이루어진
FOA의 1단계를 수행하기 위한 것임.
･ 1단계(타당성 조사) : 프로젝트 전담팀을 구성하여 사전에 설계･건설･운영 스케줄 및 비용
40 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
에 대한 정보를 파악하고, 건설･운영 관련 비용을 확보하는 단계
･ 2단계(설계) : 프로젝트 기본설계(FEED)를 완료하고, ‘국가환경정책법(National Environmental
Policy Act)’에 의거해, 환경영향평가보고서를 마련하는 단계
･ 3단계(건설･운영) : 대규모 시범 화석연료 발전소 건설･운영 재원을 지원하는 최종 단계
‒ FOA의 1단계인 타당성 조사 대상으로 선정된 9개의 기술 개발 시범 프로젝트에 참여하는 기관
과 DOE의 재정지원 규모는 다음과 같음.
참여 기관 개발 대상 기술 지원액
1 ･ The Babcock&Wilcox Company･ 10MWe 규모의 석탄 직접처리 화학적
루핑(looping) 기술741,194
2･ The Board of Trustees of the
University of Illinois･ 연소 후 이산화탄소 포집 기술 852,820
3 ･ Echogen Power Systems (DE), Inc. ･ 초임계 이산화탄소 발전시스템 676,377
4 ･ General Electric Company (GE) ･ 실링(sealing) 기술을 이용한 석탄화력
LCOE(균등화발전비용)의 획기적 저감662,106
5･ Membrane Technology and Research,
Inc.
･ MTR Memberance 연소 후 이산화탄소
포집 프로세스957,111
6 ･ Southwest Research Institute ･ 무화염 가압 산소 연소 시스템 998,862
7 ･ University of Alaska Fairbanks
･ 합성가스(syngas)에 대한 모듈 가스화
기술 및 환경문제 해결을 위한 엔진
열병합 발전 응용 기술
15,908
8･ University of Kentucky Research Foundation’s
Center for Applied Energy Research
･ 미분탄 발전소의 UKy-CAER 열 통합
변형 이산화탄소 포집 프로세스934,554
9･ The University of North Dakota Energy
and Environmental Research Center
･ 석탄기반의 대규모 초임계 이산화탄소
발전 시스템 700,000
합계 6,538,932
자료 : 미 에너지부(DOE)
< 9개의 석탄화력 혁신기술 개발 시범 프로젝트 1단계 지원 내역 >
(단위 : 달러)
한편, DOE는 석탄화력 발전시스템 개선을 위한 단계로 석탄 연소 기술을 지속적으로 개발해
나갈 계획이며, FOA의 1단계에 선정된 9개의 기술 프로젝트는 소규모 시범 테스트를 완료하고,
이중 일부 기술은 이미 대규모 시범 테스트를 위한 개발 단계에 들어섰다고 밝힘.
‒ DOE는 석탄화력 발전시스템 운영 및 효율성 제고, 탄소배출량 감축 및 발전비용 저감을 위해
‘국립에너지기술연구소(National Energy Technology Laboratory)’와 협력하여 프로젝트에 참
여한 연구기관과 기업을 지원할 것이라고 밝힘.
(미 에너지부, 2018.2.15; The Hill, 2.15)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 41
유럽
▣ 프랑스 EDF社, ’17년 프랑스와 영국에서의 원자력 발전량 감소
프랑스 국영전력기업 EDF社는 2017년 프랑스와 영국에서 가동 중인 자사 원전의 발전량이
원전 가동중단 연장 등으로 인해 전년 대비 각각 1.3%, 1.8% 감소했다고 발표함(2018.2.16).
‒ (프랑스) ▲기술적 문제로 인한 Flamanville 1(1,330MW) 원전과 Cattenom 1(1,300MW) 원전
의 가동중단, ▲원전 유지･보수에 따른 일부 원전의 가동중단 기간 연장, ▲프랑스 원자력 안
전청(ASN)의 요구에 따른 Tricastin 1~4호기(총 3,660MW)의 가동잠정중단 등이 작용함.
※ 2018년 1월 기준 프랑스는 원자로 58기(설비용량 63.1 GW)를 운영 중이며, 총 발전량 중 원
자력은 약 75%를 차지함. 한편, EDF社는 프랑스 원전을 개･보수하여 가동수명을 10년 이상
연장하는 원전산업 현대화 프로그램(Grand Carénage)을 2014년부터 시행하고 있음.
･ 프랑스 내 EDF社 원전의 발전량은 2016년 384.0TWh에서 2017년 379.1TWh로 1.3% 감소함.
･ 원자력 발전량 감소에 따라, EDF社의 프랑스 내 이익(EBITDA)은 2016년 6,156백만 유로에
서 2017년 4,876백만 유로로 20.8% 감소함.
‒ (영국) 2016년 영국 내 EDF社의 원전 가동률이 역대 최고치를 기록했으나, 2017년 말에
Sizewell B(1,198MW) 원전 가동중단이 예상치 못하게 연장되어 발전량이 감소함.
･ 영국 내 EDF社 원전의 발전량은 2016년 65.1TWh에서 2017년 63.9TWh로 1.8% 감소함.
･ EDF社의 영국 내 이익은 2016년 1,713백만 유로에서 2017년 1,035백만 유로로 33.3% 감소
했는데, 그 원인은 ▲원자력 전력가격 하락(전년 대비 12% 하락), ▲가정부문에서의 에너지
효율 향상, ▲브렉시트 가결 이후 파운드화에 대한 유로화 가치 하락(약 608백만 유로) 등
으로 파악됨.
한편 EDF社는 ① 2018년 원자력 발전량은 2017년 379TWh에서 2018년 395TWh로 증가하
고, ② 2019년 초 Fessenheim 원전 2기(1977년 가동 개시, 920MW급 원자로 2기) 폐쇄 및
Flamanville 3 원전의 완공 연기로 인해 2019년에는 다시 발전량이 감소할 것으로 전망함.
‒ 한편 EDF社는 ▲전력가격 상승, ▲운영비 절감(2015년 대비 8억 유로 절감) 등을 통해 재정
상황이 개선될 것으로 전망하면서, 2018년의 이익을 146억~153억 유로로 추산함.
(EDF 2017 annual results; The Guardian, 2018.2.16)
▣ 영국 National Grid社, 전기자동차 급속충전소 100개 설치 검토
영국 최대 송전망 운영사인 National Grid社는 잉글랜드와 웨일스의 고속도로 및 송전망 분포를
42 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
분석하여 50개 지점을 선정하고, 전기자동차 급속충전소를 설치하는 사업을 검토 중이라고 밝힘.
※ 2018년 1월 기준으로 영국에서 신규 등록된 전기자동차는 약 135,000대 이상이며, 전기자동차는
신차 시장에서 1.9%를 차지함(Nextgreencar).
‒ National Grid社는 고속도로를 운행하는 전기자동차 운전자의 90%가 주행거리 50마일(80km)
이내에서 전기자동차 급속충전소를 찾을 수 있도록 한다는 기준 하에서 50개 지점을 선정하였
으며, 양방향으로 총 100개의 급속충전소를 설치할 계획임.
‒ 충전소의 최대 출력은 350kW로, 기존 전기자동차 충전소의 완충 소요 시간이 20~40분인데
비해 급속충전소에서는 5~12분 만에 가능하게 되어, 일반 자동차의 평균 주유 속도인 7분과
비슷해질 것임.
‒ National Grid社의 Graeme Cooper 전기자동차 프로젝트 매니저는, 同 사업을 통해 소비자들
이 전기자동차 구입을 꺼리는 가장 큰 요소인 충전소 간 거리 문제를 해결함으로써 향후 전기
자동차 보급에 있어 경쟁력을 높일 수 있을 것이라고 강조함.
･ 또한 장기적인 관점에서, 현재 전기 승용차 사용자를 포함하여 향후 개발될 전기 경량 화
물차 및 트럭이 편리하고 순조롭게 운행할 수 있도록 체계적이고 조직화된 방식으로 충전
소를 설치할 것이라고 밝힘.
‒ National Grid社는 同 사업의 투자비를 총 5~10억 유로로 예상하며, 기술 진보에 따라 비용이
낮아질 가능성이 큰 것으로 기대하고 있음.
‒ 한편 전기자동차 충전요금은 충전소를 운영하는 소유주에 따라 상이하게 산정될 것임.
(Financial Times, 2018.2.20)
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 43
중동･아프리카▣ IEA, 순조로운 원유감산 이행에도 불구 원유재고 감소세 둔화 전망
OPEC을 비롯한 감산 참여국들의 원유 감산이 순조롭게 이행되고 있으나, 미국의 셰일오일 증
산으로 인해 2018년 1월 전 세계 석유공급은 전년동월 대비 150만b/d 증가한 9,770만b/d를 기
록하면서 감산을 통한 OPEC의 유가인상 전략이 차질을 빚을 것으로 전망되고 있음(IEA 석유
시장보고서, 2018.2월).
‒ (원유 생산량) IEA는 OPEC의 2018년 1월 원유 생산량이 전월과 비슷한 수준인 3,216만b/d이
며, 감산합의에 참여한 OEPC 12개국(리비아, 나이지리아 제외)의 감산이행률은 137%를 기록
했다고 발표함.
･ 반면, 非OPEC 산유국의 2018년 1월 원유 생산량은 5,860만b/d(전년동월 대비 130만b/d 증
가)를 기록했으며, 감산 참여 非OPEC 산유국의 감산이행률은 85%를 기록함.
‒ (원유 재고 초과물량) 2017년 12월 1일 기준 원유재고량은 직전 5년 평균 원유재고량 대비
5,160만 배럴 초과하고 있는데, 이는 감산참여국들의 이행노력에 따라 전년 동월의 재고 초과
물량(2억 6,380만 배럴) 대비 80% 감소한 것이며, 2014년 11월 이후 가장 낮은 수준으로 하락
한 것임(OECD 원유재고량 통계).
･ IEA는 2017년 주요 산유국의 감산활동 순조롭게 이행되고 非OPEC 산유국들의 생산량이
완만하게 증가한 반면, 석유수요는 비교적 크게 증가함에 따라 OECD 석유재고량이 대폭
줄어든 것으로 분석함.
자료 : Bloomberg
< 전 세계 5년 평균 대비 원유 재고 초과물량 변화 추이 >
(단위 : 백만 배럴)
‒ 반면, 감산참여국들의 감산활동은 순조롭게 이행되고 있으나 유가 상승세가 멈춘 후 다시 하락
세로 돌아서면서, 2018년 초까지는 재고 감소세가 이어지다가, 미국의 원유 증산 영향으로 인
해 재고 감소세는 둔화될 전망임.
44 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
･ IEA는 미국의 원유 생산이 2017년 9~11월 3개월 동안 84.6만b/d 증가하였으며, 유가상승으
로 인해 2018년 미국의 원유생산량과 헤징 물량이 증가하는 등 미국의 원유 생산 증가세가
이어질 것으로 전망하면서, 이는 세계 원유재고량에도 영향을 미칠 것이라고 분석함.
･ IEA는 미국의 증산 추세를 감안할 때, 연내에 미국의 원유 생산량이 OPEC국 중 최대 원유
생산국인 사우디를 넘어설 것으로 예측했으며, 러시아를 넘어설 가능성도 있다고 분석함.
자료 : IEA
< 전 세계 원유 수급･재고 추이 및 전망 >
(단위 : 백만b/d)
※ 미국 에너지정보국(EIA)은 미국의 2018년 원유생산량이 전년보다 130만b/d 증가한 1,060만
b/d에 이를 것으로 예측하고 있으며, 2019년에는 1,120만b/d까지 증가할 것으로 전망하고
있음(EIA 단기에너지전망, 2018.2.6).
‒ 한편, IEA는 2018년 미국을 비롯한 非OPEC 산유국의 원유 생산이 빠르게 증가하면서 원유
공급이 수요를 능가할 가능성이 있다고 지적함.
･ IEA는 2017년 중반부터 유가가 상승하면서 석유수요 증가분은 2017년 160만b/d(추산치,
2016년 석유수요 9,627만b/d)에서 2018년 140만b/d로 줄어들 것으로 예측하고 있음.
※ IEA는 2018년 전 세계 석유수요 증가분을 당초 130만b/d로 전망했으나, 전 세계 GDP 성장
전망(IMF)을 토대로 이를 10만b/d 상향조정하여 140만b/d로 수정함.
･ 2018년 非OPEC 산유국의 원유 공급량은 전년 대비 180만b/d 증가할 것으로 전망되는데,
이는 감산합의 물량과 비슷한 수준임(Bloomberg, 2018.2.13).
한편, 국제유가(Brent유, WTI유)는 등락을 반복하며 혼조세를 보이고 있음.
‒ 석유수요 증가와 감산 효과로 2017년 하반기부터 상승세를 유지했던 유가는 2018년 1월 들어
Brent유는 배럴당 70.53달러(24일), WTI유는 66.14달러(26일)로 3년래 최고가를 기록함.
‒ 그러나 유가 상승에 따라 셰일오일 생산량이 증대하면서 유가는 최근 2년래 가장 큰 폭의 주
간 하락세를 보이며, 2월 들어 Brent유는 배럴당 62.59달러(12일), WTI유는 59.19달러(13일)
까지 급락함.
･ 한편 Suhail al-Mazroui OPEC 의장(UAE 에너지부 장관)은 러시아를 비롯한 감산참여국들의
장기적인 협력을 도모하기 위해 2018년 6월 정례회의 시 ‘장기협력협약안’ 체결을 논의할
세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26 45
계획이라고 언급한데다(Reuters, 2018.2.16), 달러화 약세로 인해 유가 하락폭이 제한되었음.
‒ 이후 국제 유가는 OPEC의 감산의지 표명(2018.2.14)과 미국의 원유재고량 발표(2018.2.14)
등의 영향으로 다시 반등세를 보이고 있음.
･ (OPEC의 감산의지 표명) 사우디 Khalid al-Falih 석유부 장관은 “감산활동 지속으로 인해 시
장불균형이 초래될 가능성이 있더라도, 감산 참여국들이 감산이행기간(~ 2018.12.31)까지 충
실히 감산노력을 지속할 것”이라고 밝힘(2018.2.14).
･ (미국의 원유재고량) 2018년 2월 9일 기준 미국의 원유재고 증가분(전주 대비)이 전문
가들의 예상(280만 배럴)을 하회(180만 배럴, 2018.2.14)하면서, 공급과잉에 대한 시장
의 우려가 다소 완화된 것으로 분석됨.
구분 2/1 2/2 2/5 2/6 2/7 2/8 2/9 2/12
Brent 69.65 68.58 67.62 66.86 65.51 64.81 62.79 62.59
WTI 65.80 65.45 64.15 63.39 61.79 61.15 59.20 59.29
구분 2/13 2/14 2/15 2/16 2/19 2/20 2/21 2/22
Brent 62.72 64.36 64.33 64.84 65.67 65.25 65.42 66.39
WTI 59.19 60.60 61.34 61.68 61.68 61.90 61.68 62.77
자료 : KESIS
< 국제 유가 추이(2018.2.1~2.22) >
(단위 : 달러/배럴)
(IEA; Bloomberg; CNBC, 2018.2.13, WSJ, 2018.2.16)
▣ 두바이, 향후 5년간 $220억 규모의 발전설비 건설 프로젝트 추진
두바이는 전원다원화 장기계획인 ‘청정에너지전략 2050(Clean Energy Strategy 2050, 2015.12
월)’하에, 향후 5년간 에너지부문에 총 220억 달러를 투자할 계획이며 이 중 대부분은 가스화
력 및 신재생에너지 분야에 사용될 예정임.
‒ 두바이의 ‘청정에너지전략 2050’은 현재 99.9%에 달하는 두바이의 가스화력 의존도를 감축하
기 위해 2050년까지 두바이 전체 전력 수요의 75%를 청정에너지(신재생에너지 및 원자력) 전
력으로 공급한다는 내용을 골자로 하고 있음.
･ 두바이는 동 전략 하에 청정에너지 비중을 2020년 7%, 2030년 32%(태양에너지 25%, 원자
력 7%, *나머지는 청정석탄 7%, 천연가스 61%), 2050년 75%까지 단계적으로 증대할 것임.
‒ 두바이 전력수자원청(Dubai Electiricty and Water Authority, DEWA)은 향후 5년간 총 220억
달러의 재원을 투입하여 가스화력 및 태양열발전설비를 증설하고, ESS 설비를 구축해 나갈 계
획이라고 밝힘(Bloomberg의 DEWA社 Saeed Mohammed Al Tayer 대표이사 인터뷰).
･ Tayer 대표이사는 DEWA社가 두바이 ‘청정에너지 전략 2050’ 상의 목표 달성을 위해 노력
하고 있으며, 2020년까지 전체 발전량 중 신재생에너지의 비중을 당초 목표인 7%를 넘어
선 8~9%까지 달성할 수 있을 것으로 기대하고 있다고 언급함.
‒ DEWA社는 독일 지멘스社 및 이집트 Elewedy Power社와 815MW 규모의 가스화력 발전설
46 세계 에너지시장 인사이트 제18-7호 2018.2.26
비(가스터빈 총 3기) 건설계약을 체결함(2018.2.6).
･ 동 프로젝트는 Al-Aweer H-station 가스화력발전소(총 11억 달러 규모)의 4단계 건설사업으
로 투자비는 3억 달러인 것으로 알려졌으며 2020년 상업가동을 개시할 예정임. 동 설비 완
공 시 동 발전소의 총 설비용량은 2,811MW(현재 설비용량 1,996MW)에 달하게 됨.
‒ DEWA社는 독일 지멘스社와 태양수소(Solar-hydrogen) 생산 및 활용 시범사업을 위한 MOU
를 체결하였음(2018.2.12).
･ 동 설비는 두바이 외곽에 위치한 1GW 규모의 태양발전단지(Mohammed bin Rashid Al
Maktoum Solar Park) 내에 설치될 예정으로, Mahammed 태양발전단지의 태양광발전설비를
통해 수소를 생산하여, 발전용으로 다시 이용하거나 수송용 및 산업용 연료로 사용하게 됨.
･ UAE 국제협력부 Reem Al Hashimy 특임장관은 동 프로젝트가 태양수소 생산에만 그치지
않고 다양한 활용 사례를 보여주게 될 것이라고 언급함.
‒ 한편 DEWA社는 사우디의 Acwa Power社와 단일 설비로는 세계 최대인 700MW 규모의 집
광형 태양열발전설비(Concentrated Solar Power, CSP) 건설계약을 체결한 바 있음(2017.9월).
･ 최종 승인된 발전단가는 7.3센트/kWh로, 상업적 규모의 CSP 발전단가로는 세계 최저 수준임.
･ 총 사업비는 약 38억 달러이며, 2020년 4분기부터 단계적으로 가동을 개시할 예정임.
한편, UAE는 청정에너지 이용 확대를 위해 2014년부터 국가 차원의 전원구성 개편 계획을 수
립하였음(인사이트 제16-25호(2016.7.8일자) pp.22~23 참조).
※ UAE는 걸프 국가 중 최초로 원자력과 태양에너지 등 청정에너지를 포함한 新에너지전략을
도입한 국가임.
‒ UAE는 ‘국가 어젠다 비전 2021(UAE National Agenda Vision 2021)’을 발표하고 2021년까
지 전원믹스 중 청정에너지 비중을 24%로 확대하겠다는 목표를 설정한 바 있음(2014.1.14).
‒ 이후, UAE는 ‘국가 어젠다 비전 2021’을 발전시킨 ‘UAE 에너지계획 2050(UAE Energy Plan
for 2050)’을 발표하여(2017.1월), 2050년 국가 에너지믹스를 청정에너지 44%, 가스 38%, 청
정석탄 12%, 원자력 6%로 구성할 계획임.
(DEWA 홈페이지 보도자료; MEED, 2018.2.6; Bloomberg, 2018.2.13)
단위 표기
Mcm: 1천m³MMcm: 1백만m³Bcm: 10억m³Tcm: 1조m³Btu: British thermal units
Mcf: 1천ft³MMcf: 1백만ft³Bcf: 10억ft³Tcf: 1조ft³MMBtu: 1백만Btu
에너지경제연구원 에너지국제협력본부 해외정보분석실
해외에너지시장동향 홈페이지
http://www.keei.re.kr/web_energy_new/main.nsf
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