< 국회 상임위 보고자료 (6.8일) >

제7차 전력수급기본계획 (안)

2015. 6

◈ 본 7차 전력수급기본계획(안)은 향후 공청회 등 의견수렴 등을 거쳐 6월말 전력정책심의회를 통해 최종 확정될 예정입니다.

목  차

1. 전력수급기본계획 개요	1

2. 전력수급 현황	1

3. 제6차 전력수급기본계획에 대한 평가	3

4. 제7차 전력수급기본계획의 기본방향	4

5. 중장기 수요전망	6

6. 발전설비계획	10

7. 분산형 전원 확대방안	14

8. 송변전 설비계획	16

<참고> 수요관리전 수요전망

1. 전력수급기본계획 개요

□ (수립 근거) 산업통상자원부장관은 전력수급 안정을 위하여 전력수급기본계획을 수립하여 공고 (전기사업법 제25조)

ㅇ 계획은 2년 단위로 수립․시행하며, 부처협의, 상임위 보고, 공청회를 거쳐 전력정책심의회 심의 (전기사업법 제25조 및 영 제15조)

□ (계획기간) 2015년 ~ 2029년 (15년 장기계획)

※ ‘14.6∼’15.5월간 수요계획실무소위원회 5차례, 설비계획실무소위원회 6차례를 개최하여 7차 전력수급기본계획(안) 마련

2. 전력수급 현황

가. 전력 수요 및 공급

□ (전력 수요) ’14년말 기준 국내 총 전력소비량은 477,592GWh로, 지난 10년간(’05～’14년) 연평균 4.1% 증가

ㅇ ’14년 최대 전력 수요는 80,154MW로, 지난 10년간 연평균 4.4% 증가

【 연도별 하계․동계 최대전력 추이 】

□ (설비규모) ‘14년말 기준 우리나라 발전설비 규모는 총 93,216MW로, ’05년 62,258MW 대비 50% 증가

ㅇ 설비용량은 LNG, 석탄, 원자력 순이며, 발전량은 석탄, 원자력, LNG 순

* 발전설비 비중(‘14년, %) : (원자력)22.2, (석탄)28.2, (LNG)28.7, (석유)4.1, (기타)16.8

* 발전량 비중(‘14년, %)  : (원자력)30.0, (석탄)39.3, (LNG)20.4, (석유)1.4, (기타)8.9

나. 최근 전력 수요 추이

□ 전력소비 증가율은 ‘11.9월 순환단전 이후 과거에 비해 낮게 나타나고 있으나, 이는 강도 높은 수요관리, 요금 적정화, 기온효과 등의 영향이 큼

* 전력소비증가율(%) : (‘11)4.8 → (‘12)2.5 → (‘13)1.8 → (‘14)0.6

【 연도별 전력소비량 추이 】

ㅇ ‘12~’13년의 경우 강도 높은 전력수요관리 추진과 전국민의 에너지절약 적극 참여에 따라 전력수요 절감

* ‘13년 하계 강제절전 등으로 최대전력 6,070MW 저감

* 수요관리를 위해 ’12년 3,869억원, ‘13년 1,203억원의 재정투입

ㅇ ‘12~’13년간 전기요금 적정화에 따른 소비절감

* 전기요금 상승률 : (‘12년) 10.9%, (’13년) 7.3%, (‘14년) 4.7%

(동 기간 소비자물가 상승률 : ‘12년 2.2%, ’13년 1.3%, ‘14년 1.3%)

ㅇ 특히, ‘14년의 경우 온화한 날씨에 따른 냉․난방수요 감소가 크게 반영

* ’13년 평균기온: (동계)-2.9℃ (하계)26.6℃ → ’14년 평균기온: (동계)0.3℃ (하계)25.7℃ (14년 한파, 열대야 일수도 3～5일에 불과)

* ‘14년 상업, 가정용 전력소비 전년대비 각각 △2.5%, △2.4% 감소

□ 다만, ‘14년 최대전력수요는 기온변동성 등의 확대로 상대적으로 크게 증가

* '14년 전년대비 전력수요량은 0.6% 증가(474,848GWh→477,592GWh)했으나, 최대전력은 3.7% 증가(77,295MW→80,154MW)

3. 제6차 전력수급기본계획에 대한 평가

□ (발전설비 측면) ’11.9월 순환단전 이후 수급안정에 대한 요구 속에 발전설비 확충계획*을 통해 전력수급 미래 안정기반을 구축

* 6차 계획시 석탄화력(10,740MW), LNG발전(5,200MW) 등 총 15,940MW의 설비계획 반영

ㅇ 다만, 환경규제, 송전선로 민원 등으로 건설지연 가능성은 여전히 잠재

□ (수요전망 측면) 최대전력수요는 전망치와 거의 오차가 없었으나,

* ‘14년 동계 최대수요('14년 80,154MW)는 6차 계획 예측치(80,969MW)와 비슷한 수준

ㅇ 전력소비실적은 전기요금인상, 기온효과, 경제성장률 감소* 등의 영향 등으로 전망치보다 하향

* GDP증가율 : (‘13)전망치 3.0% → 실제 2.8%, (’14)전망치 4.3% → 실제 3.1%

□ (예비율 편차) 최종 목표연도(‘27년)의 설비예비율을 22%로 계획 후, 사업자 설비의향을 그대로 반영한 결과 연도별 예비율 편차가 심함*

* ‘20년 설비예비율이 30%를 초과하고, 원전 4기 반영유보로 ’27년 예비율은 17.7%에 그침

ㅇ 또한, 예비율 22%이외에 공급 불확실성 대응설비를 3,900MW 추가 반영한 것에 대한 적정성 문제도 제기

□ (온실가스 대응) 건설기간이 상대적으로 짧은 LNG와 석탄 등 화력중심으로 설비를 확충한 결과, 온실가스 감축 측면에서는 다소 부정적 영향

* 원별 온실가스 배출계수(tCO2/GWh) : (석탄)947.8 (LNG복합)390.4

ㅇ POST 2020에 대응한 온실가스 감축을 위해 저탄소 전원의 확충이 긴요

□ (제도적 측면) 수급계획에서 사업자를 직접 선정함으로써 정책계획의 성격이 퇴색되고 사업자 선정 과정에서의 과열 논란 발생

ㅇ 사업자 선정 후에 M&A를 통해 사업허가권이 양도되는 문제가 발생하여 대주주 적격심사가 필요하다는 의견 제기

4. 제7차 전력수급기본계획의 기본방향

가. 안정적인 전력수급을 최우선 과제로 추진

□ 전력수급계획에 있어 최우선 과제는 안정적인 전력수급

* ‘11.9월 순환단전 등 극심한 전력수급 위기는 제3차 수급계획(’06)에서의 수요과소예측이 단초가 되었다는 전문가 견해도 있음

□ 기온 변동성 확대*, 설비건설 차질 등 만일의 수급불안 가능성에 대비하여 안정적 전력수급이 가능할 수 있도록 설비 확충 추진

* 최대전력 수요는 평균기온이 아니라, 최고․최저기온에 따라 결정되므로, 한파․폭염 등 이상기후 발생 가능성 고려 필요

나. 수요전망의 정밀성과 객관성 확보

□ 수요전망시 경제성장률과 전기요금 등 최신의 예측전제를 활용하여 예측의 정밀성 제고

* 계획기간 연평균 GDP 성장률 : (6차) 3.48% → (7차) 3.06%

* 전기요금전망에 있어 최근 원가변동요인을 충실히 반영

□ 주관적 판단은 최대한 배제하고 과학적 모형을 통한 예측과 전문가 중심의 수요소위 결정에 따른 객관적인 수요전망 실시

ㅇ 선진국(14개국)의 전력수요 변화추세 반영, 기온 변동성 고려 등 모형을 대폭 개선(6차는 일본의 과거 수요패턴을 따라가는 단일국 추종 모형)

* 7차 계획의 ‘29년 목표수요는 656.9TWh로 2차 에기본 656.8TWh에 부합

다. 에너지 신산업을 적극 활용한 전력 수요관리

□ 수요자원 거래시장(네가와트)을 활용한 시장형 수요관리의 확대

* ‘29년 수요자원 총 3,500MW(전력수요의 3% 수준)으로 확대추진

□ 수요관리에 있어 ESS, EMS 등 ICT 기반의 에너지 신산업을 적극 활용하고, 이를 통해 에너지신산업 비즈니스 모델 창출지원

* ‘29년 기준 전력소비량 14.3% 저감계획 (2차 에기본 12.5%보다 적극적 수요관리)

라. Post 2020 온실가스 감축을 위한 저탄소 전원믹스 강화

□ (석탄화력 비중축소) 기 계획된 석탄화력 중 연료, 송전설비 문제로 허가받지 못한 설비 4기 철회

* 영흥 7, 8호기(1,740MW), 동부하슬라 1, 2호기(2,000MW) 반영 제외

□ (장기가동설비 연료전환) 준공후 40년이 경과한 장기가동 화력 설비를 기존용량 범위내에서 대체시, 환경성이 개선되는 경우에 한하여 허용함으로써, 온실가스 배출 확대를 방지

□ (신규원전 반영) 6차 계획의 유보물량(4기, 6,000MW) 및 제2차 에너지기본계획의 원전비중 목표(35년, 29%)를 고려한 원전반영 필요

□ (신재생에너지) 2차 에너지기본계획, 4차 신재생에너지기본계획의 신재생 설비용량, 발전량 목표를 감안하여 믹스 구성

⇨ 7차 계획(안)은 6차 대비, 원전․LNG 비중이 다소 상승하고 석탄 비중 감소

마. 분산형 전원 확산기반 구축 및 발전사업 이행력 강화

□ 분산형 전원 활성화를 위한 시장 인센티브 마련, 수도권 자가설비 확대 등으로 신규 송전선로 및 대규모 발전단지 건설 최소화

⇨ ’29년 분산형 전원 발전량 비중 12.5% 목표

□ 발전사업 이행력 강화를 위해, 미착공 발전사업에 대한 허가취소 근거 마련*, 대주주 변경시 정부인가, 건설의향평가제 폐지** 등 제도 개선

* 종전에는 산업부장관이 지정한 기간이내에 전기설비의 설치를 완료하지 못하거나 사업을 시작하지 못하는 경우에 대한 사업취소 규정만 존재 (착공요건 부재)

** 연도별 수급불일치 문제 개선을 위해 건설의향평가제를 폐지하고, 연도별․전원별 신규물량에 맞추어 허가단계에서 사업자 선정

5. 중장기 수요전망

1		모형 및 주요전제

□ (예측모형) 거시모형(패널)을 기준으로 하여 예측하되 예측 정확도 및 합리성 확보를 위한 모형 개선*

* 6차 계획 : 선도추급모형 → 7차 계획 : 주요 선진국 소비패턴 패널모형

* 최대전력 예측모형을 하계와 동계 최대전력 예측모형으로 각각 예측

□ (주요전제) 경제성장, 전기요금, 인구증가율, 기상전망 등을 반영

ㅇ (경제성장 전망) KDI 경제성장률 전망(’15.1) 반영

- 6차 계획 대비 연평균 증가율 0.42%p 감소

【 GDP 성장률 전망(KDI) (단위 : %) 】

구 분	2014	2015	2020	2027	2029	연평균
6차	4.3	4.5	3.5	2.7	2.4	3.48
7차	3.1	3.5	3.3	2.5	2.3	3.06

ㅇ (전기요금) 최근 전기요금 적정화 기조 및 원가변동요인*을 반영

* 최근 구입전력비(‘14년 이후 발전 연료비) 실적 및 6차계획 기준 신재생 발전량 등 반영

ㅇ (인구증가율) 통계청 장래인구추계(‘11.12) 반영, ’30년까지 인구 지속 증가

* 통계청 인구추계 발표가 5년 단위로 이루어져 6차 계획과 동일한 입력전제 활용

【 인구전망(통계청) (단위 : 천명, %) 】

구 분	2011	2015	2020	2027	2029
7차계획	49,779	50,617	51,435	52,094	52,154

ㅇ (기온) : 기상청의 한반도 장기 기후변화 시나리오 반영

- 온실가스 저감정책이 어느 정도 실현되는 경우를 가정한 시나리오 적용

* 6차 계획에서는 기상청의 한반도 기후변화 시나리오 중 현재 추세대로 지구온난화가 진행되는 경우에 해당되는 시나리오 적용

2		목표수요 전망

□ (전력소비량) ‘29년 기준 656,883GWh, 15년간(‘15년～’29년) 연평균 2.2% 증가 전망 (6차 계획 ‘13년～‘27년 연평균 증가율 2.5%)

* 2차 에너지기본계획은 ‘29년 기준 656,770GWh로서 양 계획은 정합성 확보

□ (최대전력) ‘29년 기준 111,929MW, 15년간(‘15년～’29년) 연평균 2.2% 증가 전망 (6차 계획 ‘13년～’27년 연평균 증가율 2.3%)

* 수요자원시장 등 에너지신산업 연계 부하관리, 에너지효율향상 등을 통해 ‘29년 기준 전력소비량 14.3%, 최대전력 12% 저감계획 반영

* 7차 계획의 ’27년 목표 최대전력(109,284MW)은 6차 계획(110,886MW)대비 1.4% 감소 전망

【 목표수요 전력소비량 및 최대전력 예측결과 】

연도	6차 계획		7차 계획
	최대전력 (MW)	전력소비량 (GWh)	최대전력 (MW)	전력소비량 (GWh)
‘15	82,677	516,156	82,478	489,595
‘16	84,576	532,694	84,612	509,754
‘17	88,218	548,241	88,206	532,622
‘18	91,509	564,256	91,795	555,280
‘19	93,683	578,623	94,840	574,506
‘20	95,316	590,565	97,261	588,352
‘21	97,510	597,064	99,792	600,063
‘22	99,363	602,049	101,849	609,822
‘23	100,807	605,724	103,694	617,956
‘24	102,839	611,734	105,200	625,095
‘25	105,056	624,950	106,644	631,653
‘26	108,037	640,133	107,974	637,953
‘27	110,886 (100)	655,305 (100)	109,284 (98.6)	644,021 (98.3)
‘28			110,605	650,159
‘29			111,929	656,883
계획 기간평균*	2.3	2.5	2.2	2.2

* 연평균 증가율

3		수요관리계획 (최대전력 12%↓, 전력소비량 14.3%↓)

가. 기본방향

□ 과거 재정지원중심의 수요관리에서 ICT기반 에너지신산업을 활용한 시장친화적 수요관리시스템으로 전환하고, 에너지 신산업 육성과 병행

ㅇ ｢제2차 에너지기본계획('14.1)｣을 통해 에너지정책 방향을 기존의 공급 중심에서 수요관리 중심으로 기 전환

ㅇ ‘13년부터 활성화되기 시작한 ESS, EMS, 네가와트 등 ICT기반 에너지 신산업을 전력수요관리에 적극 활용하고 수요관리 목표 설정과도 연계

나. ICT, 에너지신산업과 연계한 수요관리

□ (부하관리) 부하관리 체계를 ‘전력수급 위기 대응형’에서 ‘상시 수요관리’ 체계로 전환하고, 성과기반의 보급사업 확대

ㅇ ｢수요자원 거래시장*(네가와트)｣을 활용하여 시장중심 부하관리 시행

* 수요감축 단가가 발전단가보다 낮을 경우, 발전대신 수요감축을 시행하여 전력공급비용을 낮추고 수요관리사업자는 수익을 창출하는 시장

* ’29년 350만kW(기준수요 약 3% 수준) 이상 확보

ㅇ 부하관리기기 보급사업은 지속 추진하되, 기기별 성과평가와 보급추세를 반영하여 선별적 지원확대

□ (스마트기기 확산) ICT와 결합한 에너지 신기술 개발 및 상용화 지원을 통해 전력시장을 에너지신산업의 플랫폼으로 육성

* 에너지신산업 주요모델 : ESS 통합서비스, 에너지자립섬, 전기자동차, 발전소 온배수열 활용, 태양광 대여, 제로에너지 빌딩, 친환경에너지타운 등

ㅇ 일정규모 이상의 공공건물 및 공장에 대한 에너지관리시스템(BEMS, FEMS) 설치 인센티브 제공 및 필요시 의무화 추진

ㅇ 충전요금 할인특례 도입, 비상전원 활용근거(전기설비기준 개정) 마련 등을 통해 에너지저장시스템(ESS)의 보급 확대

□ (전기요금 적정화) 전기요금제도 개선을 통해 소비자에게 합리적 가격신호를 제공하고 에너지 新시장 창출 지원

ㅇ 전기요금을 전기의 생산․수송․공급 과정에서 발생하는 다양한 사회적 비용*과 국제연료가격 변동 등을 감안하여 적정수준으로 관리

* 원전사후처리비용, 송전망 주변지역보상, 온실가스 감축비용 등을 합리적으로 반영

ㅇ 스마트 계량기 보급 확대 상황을 감안한 시간대별 차등요금을 확대하고, 전기소비자별 전력사용패턴을 고려한 다양한 선택형 요금제 개발

□ (효율향상) 고효율 절전제품 보급촉진을 위해 신규기기 추가 발굴을 적극 지원하고, 관리품목 상시 전환

- LED조명 및 고효율기기(인버터, 전동기, 히트펌프 보일러)의 보조율 확대

* 현행 보조율 : 인버터 15%, LED 11%, 전동기 14%, 냉동기 20% 수준

- 에너지효율 1등급 비중을 20% 수준으로 유지하고, 효율기준을 지속적으로 강화하여 저효율 제품의 시장퇴출 유도

□ (절전의식 확산) 국민과 소통하고 공감대를 형성하는 에너지 절약 추진

ㅇ ICT를 활용한 수요관리를 통해서 엘리베이터 가동정지, 냉난방 온도제한 등 강제적 절전규제 최소화로 국민 삶의 질 향상

【 최대전력 수요관리 목표량 (단위 : MW) 】

연도	효율향상	스마트기기 확산, 부하관리 등	계
2015	271	501	772
2018	1,206	1,553	2,759
2022	2,644	4,140	6,784
2025	3,761	6,710	10,471
2029	5,257	10,043	15,300

※ 향후 수요관리 실적에 대한 면밀한 평가를 통해 8차 전력수급기본계획에서는「보다 합리적인 수요관리 목표」를 설정할 예정

6. 발전설비계획

1		적정설비규모 및 신규 필요설비

□ (적정설비규모) ‘29년 기준 목표수요 111,929MW에 적정설비예비율 22%를 고려한 총 필요 발전설비는 136,553MW

【 적정 설비예비율 산정 근거 】

ㅇ 발전기 고장 등에 대비한 최소예비율 15% 이상 확보를 목표로, 수요·공급 불확실성(7%)*을 감안하여 ‘29년 22%의 목표 설정

* 6차 계획에서는 예비율 외에 공급불확실성 물량을 추가 반영했으나, 7차 계획에서는 수요 및 공급 불확실성을 모두 포함하여 7% 수준으로 산정

구 분		고려 내용	예비율	산정 근거
목표 예비율 22%	최소 예비율	고장정지, 예방정비, 원전 안전대책 강화 등	15%	LOLE 0.3일/년 (WASP모형 시뮬레이션)
	수요·공급 불확실성	예측오차, 수요관리, 공급지연 불확실성	7%	과거 계획의 연차별 예비율 오차율 평균

□ (확정설비규모) 총 확정설비 규모는 133,684MW

【 확정설비 산출시 고려사항 】

ㅇ 기확정설비 : 기설설비 및 건설예정설비 등 발전사업허가 취득설비

* 동부하슬라 #1,2호기, 영흥 #7,8호기 등 석탄화력 4기(총 3,740MW) 제외

* 기 확정설비 중 신고리 #7,8 물량을 활용하여, 천지(영덕) #1,2 건설 (‘26, ’27년 준공)

ㅇ 폐지계획 설비 : 사업자가 제출한 폐지계획(6,173MW) 반영

* 고리1호기의 계속운전 여부는 안전성과 경제성, 국가전력수급에 미치는 영향 등을 종합 고려하고, 6.10일(수) 원자력발전전문위원회, 6.12일(금) 에너지위원회 논의 등 각계 의견을 수렴하여 6월18일 이전에 최종 결정

ㅇ 정책성 전원 : 신재생에너지, 집단에너지 설비 반영

* 신재생에너지 : 4차 신재생에너지기본계획의 목표 기준으로 실효용량 반영

* 집단에너지 : 사업허가를 취득한 설비계획 기준 실효용량 반영

* 원전 : 제2차 에너지기본계획 원전비중 정책목표 29%(‘35년) 감안

□ (신규설비규모) 적정설비규모 136,553MW에서 확정설비 133,684MW를 제외하면, 추가적으로 필요한 신규소요는 2,869MW

2		신규 물량에 대한 전원 구성

□ 계획수립 전산모형(WASP)에 국제적 기준에 부합하는 전원별 경제적·사회적 비용을 반영하여, 신규물량에 대한 전원구성을 도출

⇨ 전원구성 결과, ‘28년, ‘29년에 원전 총 3,000MW 도출 (각 1,500MW, 2기)

* 한수원은「대진(삼척) 1․2호기 또는 천지(영덕) 3․4호기」로 건설의향을 제출할 예정이며, 이에 대한 최종입지는 2018년경 발전사업 허가단계에서 확정

【 전원구성 전제 】

ㅇ (연료비) 최근 가격동향이 반영된 연료가격 실적치 적용

* (원자력, 석탄) 최근 14개월 평균가격 적용, (LNG) ‘15.5월 가격 적용

ㅇ (환경비용) 오염물질(SOx, NOx, 분진) 환경비용 및 온실가스 감축을 위한 배출권 구입비용 반영

* 온실가스 배출비용 : 25,000원/tCO2e (IEA 국내배출권 가격 전망치)

ㅇ (송전비용)「송·배전용 전기설비 이용규정」등의 요금단가 적용

ㅇ (정책비용) 송전선·발전소 주변지역 지원금과 원전 사후처리비용,사고위험비용 등을 추정하여 반영

* 원전 사고위험 대응비용 : 일본 비용 등 검증위 자료(‘11)를 참고하여 산정

ㅇ (건설공기) 원전 10년, 석탄은 7∼8년, 복합은 6년의 건설공기 적용

3		발전설비 투자비 전망

□ (신규 설비) 금번 계획에 신규로 반영된 3,000MW(원전 2기) 건설에 총 7조원 소요 전망

□ (확정설비 포함) 신규 및 건설 중인 확정 설비를 포함하는 경우 46,487MW(47기 : 원전 13기, 석탄 20기, LNG 14기) 건설에 총 60조원 소요 전망

4		연도별 전원수급 전망 및 전원 구성(안)

□ (전원수급 전망) 사업자 의향을 반영한 최종 전원 구성시, 계획 기간내 안정적인 전력수급유지가 가능할 전망

* 연도별 설비예비율은 적정수준 유지가 가능할 것으로 예상되나, 수급여건 변화에 따른 수급영향 분석, 발전설비 건설 사후관리 등 지속적인 수급점검과 대응체계 마련이 필요

【 연도별 전력수급 전망 (단위 : ㎿, %) 】

연 도	최대전력(MW)	설비용량(MW)	설비 예비율(%)
2015	82,478	92,438	12.1%
2016	84,612	102,722	21.4%
2017	88,206	111,954	26.9%
2018	91,795	115,211	25.5%
2019	94,840	117,870	24.3%
2020	97,261	120,396	23.8%
2021	99,792	127,089	27.4%
2022	101,849	130,679	28.3%
2023	103,694	130,477	25.8%
2024	105,200	129,306	22.9%
2025	106,644	129,879	21.8%
2026	107,974	131,588	21.9%
2027	109,284	133,289	22.0%
2028	110,605	134,981	22.0%
2029	111,929	136,684	22.1%

* 신재생에너지 및 집단에너지의 경우 피크기여도 기준으로 반영

* 고리 1호기는 계속운전을 전제하여 반영한 것임

□ (전원구성 전망) 최종년도(‘29년) 정격용량 기준으로 석탄(26.7%), 원전(23.7%), LNG(20.5%), 신재생(20.0%) 순

ㅇ 한편, 피크기여도 반영 기준으로는 석탄(32.2%), 원전(28.5%), LNG (24.7%) 순일 것으로 예상

ㅇ 6차 전력수급기본계획보다는 원전, LNG 등 친환경 전원의 비중이 증가하고, 석탄 발전설비의 비중은 감소할 전망

【 전원 구성비 전망 (피크기여도 기준) 】

구분	원전	석탄	LNG	신재생	집단	석유․양수
6차 (27년)	27.4%	34.7%	24.3%	4.5%	4.6%	4.5%
7차 (29년)	28.5%	32.2%	24.7%	4.6%	5.8%	4.2%

* 전원구성비는 연말 설비용량 기준

□ (신재생에너지) 2차 에너지기본계획, 4차 신재생에너지기본계획의 신재생 설비용량, 발전량 목표를 전원 구성시 반영

ㅇ 7차 전력수급기본계획의 계획기간 동안 설비용량 기준으로는 약 5배, 발전량 기준으로는 약 4배가 증가할 전망

* ‘29년 기준 신재생에너지 설비용량은 LNG복합발전의 설비용량 수준

【 신재생 발전량과 설비용량의 규모 및 비중 】

구분	‘14년		‘29년
	규모	비중	규모	비중
발전량	19,337GWh	3.7%	83,090GWh	11.7%
설비용량	6,241MW	6.7%	32,890MW	20.0%
피크기여도 감안시	1,846MW	2.1%	6,323MW	4.6%

* 신재생설비는 부하에 따른 출력 조절이 불가능하므로 피크기여도를 반영한 실효용량 기준으로 설비계획에 반영

7. 분산형 전원 확대방안

1		적용기준 및 범위

□ 분산형전원 적용기준

ㅇ (정의) 송전선로 건설을 최소화할 수 있는 있는 ①소규모 발전설비와 ②적정규모의 수요지 발전설비를 분산형으로 정의

* 해외(IEA, CIGRE 등)의 경우 금번 수급계획에 적용한 분산형 정의와 유사하게 ①발전기 설치위치, ②설비규모, ③접속망의 종류, ④급전가능성에 따라 분산형을 정의

ㅇ (세부 기준) 송배전용전기설비이용규정의 “발전소 계통연계기준”을 준용하여 분산형전원의 설비규모 한계 설정

【 분산형 전원 세부 적용기준 】

구분	분산형전원 적용기준			기준설정 사유	송전건설영향
	전압	회선	한계용량
소규모 발전설비	22.9kV (배전)	2회선	40MW 이하	송전건설이 불필요하므로 접속가능용량 범위내 최대한 상향 적용	송전망 불필요
수요지 발전설비	154kV (송전)	2회선	500MW 이하	송전건설 최소화를 위해 154kV로 용량한계 설정	송전망 최소화

* 수요지는 ①산업단지, ②열공급이 가능한 수준의 도심지, ③기타 자가용발전이 가능한 지역을 의미

2		보급목표 및 전망

◈ 분산형전원 보급목표 : ‘29년 총발전량의 12.5%

* 2차 에너지기본계획 목표인 15%(‘35년)의 ’29년 환산치 12.4%와 유사한 수준

□ (신재생) 4차 신재생계획의 목표치를 기준으로 반영,

⇨ ‘29년 전체 신재생에너지 설비 중 분산형 비중은 약 70% 수준

□ (집단에너지) 4차 집단에너지계획의 사업허가 현황 반영

⇨ ‘29년 전체 집단에너지 설비 중 분산형 비중은 약 69% 수준

【 중장기 분산형 전원 보급전망 (발전량 기준, GWh) 】

구분		‘13년(실적)	15년	‘20년	‘25년	‘29년
분산형 발전량 (GWh)	신재생	4,428	14,820	24,423	33,296	39,748(5.3%)
	집단	16,871	19,816	29,325	29,426	29,426(4.0%)
	자가용	20,021	21,732	22,792	23,431	23,941(3.2%)
	합계	41,320	56,368	76,540	86,153	93,115
분산형 비중		7.6%	10.1%	11.4%	12.0%	12.5%

* (  )는 총 발전량 대비 분산형 종류별 비중임

3		분산형 전원 확대방안

□ (수요지 인근 입지에 대한 시장 인센티브 강화) 지역 간 가치의 차이를 시장가격에 반영하여 분산형 전원의 수요지 인근 입지 유도

ㅇ 수요지 인근 전원에 대해 더 높은 시장정산금이 지급될 수 있도록 송전손실계수(TLF) 적용을 강화

ㅇ 도심지·산업단지 등 수요지 인근에 위치한 분산형 전원에 대해 용량요금(CP) 등을 우대하는 방안 검토

□ (분산형 전원별 보급확산) 신재생에너지 보급 확산, 자가용 발전설비 설치확대 및 구역전기사업의 경쟁력 강화 등을 지원

ㅇ 신재생 소규모 사업자에 대한 저압연계기준 확대 실시

* ‘15.4월부터 현재 100kW 미만인 저압연계기준을 500kW까지 확대

- 태양광 대여(렌탈)사업의 보급대상을 단독주택 외에 공동주택으로 대상을 확대하고, 설치용량도 3~9kW로 다양화

ㅇ 자가용 발전설비 확대를 위해 수도권 자가발전 확대방안 등 검토

8. 송변전 설비계획

◈ 제6차 장기송변전설비계획(‘13.8월)에서 계획된 설비를 지속 반영하되, 그간의 여건변화 등이 고려된 일부 변경사항은 사업자가 세부 송변전설비계획를 수립하여 전기위원회 심의를 거쳐 시행

ㅇ 본 계획에서 신규로 반영된 발전설비의 경우 입지가 확정되는 발전사업 허가 단계에 송변전 설비계획에 반영

□ 송변전설비의 적기 확충으로 안정적인 전력공급을 뒷받침

ㅇ 안정적인 전력공급에 차질이 발생하지 않도록 필요 설비에 대한 최적 확충 계획 수립

ㅇ 유연송전시스템, 용량증대 전선 등 신기술 적용을 통해 기존설비 이용률 향상으로 신규설비 건설 수요를 가급적 최소화

□ 전력계통 신뢰도 향상

ㅇ 전압안정도 향상 등 송변전설비의 성능 및 특성 개선을 통한 계통 신뢰도 향상 추진

ㅇ 특히, 강화된 신뢰도 기준(12.12월)을 바탕으로 안정적인 전력계통 운영이 가능하도록 적정 설비 구축

* 765kV 2회선 고장 상정 및 이에 따른 확충기준 적용

송변전설비 건설 관련 사회적 수용성 제고

ㅇ 송변전설비 주변지역에 대한 합리적인 수준의 보상 및 지원제도 운영해 주민 수용성 제고

*「송변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률」에 따른 재산적 보상・주택매수 및 주변지역 지원사업 실시(전국 약50만 세대 대상)

ㅇ 주민 참여 입지선정위원회 운영 등을 통해 입지선정의 투명성 제고

* “제3자 주도 입지선정위원회” 시범사업(154kV 남청원분기 송전선로 ‘14.10월) 확대

ㅇ 전자파 유해성 관련 논란이 없고 철탑 규모가 상대적으로 작아 사회적 수용성이 우수한 초고압직류송전(HVDC) 방식 확대 검토

* HVDC 송전은 장거리 대용량 전력수송이 가능하고, 송전효율 향상

ㅇ 인구밀집지역 경과선로에 대해서는 지중화 등 수용성을 높일 수 있는 방안을 적극적으로 검토

ㅇ 갈등이 예상되는 송변전설비 이슈에 대해서는 갈등관리위원회 등 전문가 의견수렴을 통한 선제적 관리방안 검토

□ 발전소 건설시 계통제약 여건을 적극 고려

ㅇ 발전소 허가 단계에서 건설계획과 송전 설비계획을 패키지화하여 검토한 후에 발전소 건설계획을 최종 확정

* 7차 전력수급기본계획부터 건설의향평가제를 폐지, 허가단계에서 사업자 선정

ㅇ 화력발전 등 신규물량 건설의향을 제출하고자 하는 사업자에게 송전선로 건설을 최소화 할 수 있는 지역으로 발전소 건설 유도

참고		수요관리전 수요전망

□ (전력소비량) ‘29년 기준 766,109GWh

□ (최대전력) ‘29년 기준 127,229MW

【 전력소비량 및 최대전력 예측결과 】

구분	전력소비량(GWh)	최대전력(MW)
		하계	동계
2015	498,000	80,671	83,250
2016	520,900	84,985	85,959
2017	546,810	89,352	90,214
2018	573,240	93,764	94,554
2019	596,950	97,731	98,446
2020	617,769	101,223	101,863
2021	637,040	104,865	105,452
2022	654,998	108,073	108,633
2023	671,936	111,108	111,658
2024	688,429	113,837	114,386
2025	704,934	116,547	117,115
2026	720,633	119,114	119,711
2027	735,990	121,605	122,250
2028	751,135	124,017	124,754
2029	766,109	126,338	127,229