전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선 방안(최종보고서)	전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선 방안 (최종보고서) 2014. 06. 전력거래소 전력계획처
전력거래소

제 출 문

한국전력거래소 이사장 귀하

본 연구보고서를『전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선 방안 』과제의 최종보고서로 제출합니다.

2014년 6월

연구기관: 아주대학교 에너지 시스템학부

연구책임자:    아주대학교 신정식

참여연구원: 산업기술대학교 박사과정 안일환

요  약

연구개요

◦용역과제명: 전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선 방안

◦용역기간: 2013년 6월 17일 – 2014년 6월 16일

◦수행기관: 아주대학교 에너지시스템 학부

2. 연구의 목표 및 추진 체계

◦전력수급기본계획의 성격재정립 및 제도개선을 방안 모색

- 기술적 측면

·발전과 송전계획 간의 정합성 확보

·원전, 신재생에너지, 온실가스 배출, 수요관리 등과 관련된 미래 불확실성 대응방향 제시

- 산업ㆍ경제적 측면

·확고한 시장경제 원칙에 근거하는 전력산업 효율성 제고

·민간부문참여 활성화를 통해 전력산업의 경쟁력 제고

- 정책적 측면

·향후 안정적 전력수급유지와 전력산업의 발전을 선도하는 중장기 계획으로서의 전력수급 기본계획의 역할 재정립

·적정 전원 믹스를 중심으로 2차 에너지기본계획과의 정합성 유지

·미래 불확실성 관리방안 모색을 통해 전력수급 안정성(security) 확보

□ 추진전략 및 체계

◦전력수급계획 성격 재정립 및 제도개선을 위해 위에서 지적된 제 문제들을 정부 에너지계획의 하나로서 정체성에 관한 문제, 공적 송전망 문제, 정책자원 문제, 미래불확실성 대응 및 실효성 확보 문제의 4대분야로 구분하고 분야별로 9개 이슈를 선정

◦수급계획의 이슈 및 핵심과제에 대한 대외의 다양한 의견을 폭넓게 수렴하기 위해 관련분야 전문가로 구성된 포럼을 4회 개최하고 최종 보고회를 세미나 형태로 개최

3. 주요 내용

□ 전력수급계획 목표, 범위 및 성격 재정립에 관한 논의

◦전력수급계획 개선방향

- 구조개편 이후 그동안 6차례에 걸쳐 전력수급기본계획이 시행되는 과정에서 수요예측 등 수급전망에 대한 변동성 확대, 신규발전소 건설의 불확실성 등으로 인해 발전 및 송전설비의 적정 확보에 대한 어려움이 지속되고 있음. 또한 수급계획의 수립과정에서 수급계획이 수행하여야할 기능과 역할에 대한 논의와 개선의 필요성도 커지고 있음. 특히 전력설비에 대한 적정성을 확보하기 위해 여러 가지 제도적 수단들이 추가됨에 따라 수급계획이 기본계획을 벗어나 지나치게 기술적 행정적인 의사결정과 이해관계에 개입되어 본래에 기능에서 벋어날 우려가 제기되고 있음.

- 수급계획의 기능과 역할이 애매한 상황임. 수급계획이 기본계획인지 시행계획인지, 아니면 두 가지가 혼재되어 있는지 확실하지 않음

- 내용과 효력 측면에서 수급계획이 전력수급 정보를 제공하는 것인지, 전력설비에 대한 인허가인지, 관점이 상당히 다를 수 있는 내용들이 포함되어 있어 일관성이 없음.

- 수급계획의 범위 측면에서 수급계획에 담을 내용이 수급전망인지 아니면 상세한 설비건설 계획인지 불분명

- 수급계획은 전력산업과 국가경제에 미치는 파급효과 상당히 크기 때문에 전력수급의 가이드라인을 제시하고 관련 투자정보를 잘 제공할 필요가 있으며, 이것이 수급계획의 담아야 하는 본래의 내용임.

- 여건변화

·설비공급의 경우 규제에서 시장으로, 사업주체는 정부/한전에서 발전사업자 중심으로, 발전설비는 표준전원 선정방식에서 발전기술과 규모가 다양화 되고 있음

·수요측면에서 과거에는 전력시장과 무관했지만, 지금은 CBP 전력시장의 가격에 크게 반응하고 있음. 그래서 수익성 높은 전원으로 투자가 집중되고 있음. 수요관리는 정부의 시행력이 과거보다 약해졌는데 불구하고 목표는 커지고 있음

·투자 여건도 변동되고 있음. 발전사업자의 투자 리스크는 완화되고 민간발전사업자의 투자리스크는 증가하고 있음. 공기업의 과다설비 가능성에 대한 규제가 필요함.

- 현재의 수요예측 오차가 매우 큼. 4차 계획의 2022년 예측치는 6차 계획의 22년 예측치와 20GW의 오차가 발생하는 등 2년마다 계획을 세우는데 엄청난 오차가 발생하고 있는 것은 문제임.

- 수요관리 목표는 계속 증대되고 있으나 근거는 없음. 단지 정부의 의지로 반영하고 있는데, 이것이 계획의 불확실성의 주요요인이 되고 있음. 수요관리 목표를 제대로 산정하지 않으면 같은 문제가 반복될 수 있음.

- 기능 및 내용측면에서 수급계획의 전력수급전망 및 자원분석기능이 미흡함. 장기적이고 다양한 시나리오 분석이 부족하고 설비계획에만 초점이 맞춰지고 있음.

- 수급계획과 상위계획의 정합성문제가 지적됨.

- 사업자의 발전사업 추진의향을 평가 후에 선별 반영하는 것은 상당한 문제가 되고 있음. 경쟁이 과열되고, 이행성은 전형 보장되지 않는 상황임. 발전사업자는 수급계획을 사업진입을 위한 사업권리 확보로 보고 있음.

- 계획수립의 절차에서 자문위원회 역할이 제한적이고 형식적임.

- 전력수급계획의 역할이 다시 재정립되어야 함. 현재의 상세계획에서 기본계획 방식으로 바꿔야 됨. 발전소 선정 및 상세 시행계획은 불필요함. 중장기 수요전망, 적정적원 구성, 전력계통운영, 환경 등 수급에 중요한 정책방향을 설정하는 것이 수급계획의 주된 내용이 되어야 함. 그리고 아웃룩 형태로 중요한 정책방향과 수급전망에 관한 정보를 적기에 효과적으로 제공해주는 것이 수급계획의 주요기능임.

- 산업 및 투자정보를 제공하는 기능을 더욱 확대해야 함. 발전설비 투자동향, 건설추진 현황 및 변화 등을 더 빠른 주기로 KPX가 시장에 계속 제공할 필요가 있음.

- 장기적으로 수급계획의 성격이 규제기능에서 시장기능으로 전환 필요

◦전력수급기본계획에 대한 법적·제도적 고찰

- 산업통상자원부장관은 전력수급의 안정을 위하여 매 2년마다 전력수급의 기본방향 및 전력수급의 장기전망 등 일정한 사항에 대하여 전력수급기본계획을 수립하고 있으며, 이는 정부가 일정한 사항에 대한 정책방향을 제시하는 목표계획이며 사업자는 이를 바탕으로 사업을 추진하는 실행계획의 성격을 지님. 특히, 2000년 전력산업구조개편에 따라 전기사업법을 전부개정하면서 종래 장기전력수급계획에 갈음하여 전력수급기본계획을 수립토록 하였는바, 이를 통해 사업자가 자율적으로 수립한 사업계획 바탕으로 시장 기능에 의한 전력수급의 안정이 도모되도록 하고 있음. 이와 같이 현행 전기사업법상 전력수급기본계획은 사업자의 임의적 의향을 토대로 하는 것으로서 그 법적인 성격은 어디까지나 비구속적 행정계획에 해당한다고 할 수 있음.

- 전력수급기본계획과 전기사업허가는 무관한 것으로서 그 목적 및 요건  내지 기준을 달리하는 것임에도 불구하고 현실적으로는 전력수급기본계획에 반영된 것이 전기사업 허가와 유사한 지위로 받아들여지고 있을 뿐만 아니라, 사업자의 반발 및 갈등의 유발 등 부작용이 야기되고 있음. 이는 전기사업법이 규정하는 전력수급기본계획의 성격과 불일치하는 것이라고 할 것이므로 향후 전력수급기본계획을 수립함에 있어서 발전설비 시설계획 등의 경우에는 특별한 사정이 없는 한 사업자들이 제출한 계획을 원칙적으로 반영하고 이를 통해 자율적인 투자결정이 이루어지도록 하여야 할 것이며, 이와 별개로 수급계획의 이행성 확보를 위한 제도의 마련이 요구됨.

- 현 수급계획은 정보제공 기능을 넘어 발전소 건설사업자까지 결정하는 사전허가 내지는 인허가와 같은 의미를 지니는 성격으로 변질됨.

- 지난 6차 전력수급계획과 같은 경우 수급계획에 대한 관심이 과열이라 불러도 무방할 정도로 높아져서 큰 진통을 겪었고 그 결과 전기사업법이 개정되었음. 그러나 개정 전기사업법은 절차적 안정성, 투명성 제고를 목적으로 지나치게 절차적 규제를 강화하여 수급계획의 행보를 어렵게 만들 우려가 있음.

- 전력수급기본계획은 전력산업구조개편 이후 민간의 자율과 시장기능의 활성화를 위해 정부가 사업자들에게 정보를 제공하여 적절한 설비투자가 이루어지도록 하는 것이었음.  현재는 사업자를 선정하다보니 수급계획의 취지가 변질되었고 절차의 투명성과 안정성에 관해 법에서 지나치다 싶을 정도로 규제하고 있음.

- 개정 전기사업법과 연관해서 수급계획에 대한 근본적인 검토가 있어야 하며 전기사업법에서 불필요한 것으로 판단되는 부분은 재개정할 필요가 있음.

◦전력수급계획의 시장친화적 제도개선 방안

- 우리 전력수급계획은 정부의 정책목표와 특정 발전설비 건설을 중심으로 운영되어 현실예측력이 크게 떨어짐. 또한 전기요금에 대한 과도한 규제와 높은 수요관리 목표로 인해 과소예측이 일상화되어 있음. 전원구성 측면에서는 가스발전소가 잔여수요 충족용으로 제시되어 계획 때마다 발전량이 줄어드는 것으로 예측되나 송전설비 투자, 수도권의 부하문제 등 여러 요인으로 실제로는 꾸준히 증가하고 있음. 전력수급계획의 문제점은 시장의 힘과 가격 시그널을 무시하고 정부의 명령과 통제에 의한 자원배분을 시도하였기 때문에 나타나는 구조적인 현상임.

- 전력수급계획을 시장친화적으로 개선하기 위해서는 정책적 목표와 발전설비 건설승인이라는 실용적 목표를 지양해야 함. 또한 전기요금에 대한 인위적인 규제를 없애기 위해 독립규제기관을 통하여 적정 전기요금을 유지하도록 하여야 함. 발전용  LNG 가격을 낮추는 등 연료가 교차보조를 없애서 에너지원간 상대가격의 차이로 인한 왜곡이 나타나지 않도록 해야 하며 전기요금의 지역 간 시그널을 회복함으로써 송전설비에 대한 적정 투자가 발생하도록 유도해야 함.

- 수요변동에 따른 설비용량의 유연성이 부족함. 과소공급과 과잉공급의 주기적 반복이 일어남. 유연성 부족원인은, 설비계획이 원전과 석탄화력과 같은 대용량 발전설소 건설 위주로 진행되고, LNG 발전소는 단기적 전력수요의 변화분을 흡수하는 잔여수요 충족용으로만 건설되기 때문임.

- 전력수급계획의 책임성을 높여야함. 계획의 실명화가 필요하며, 계획과정을 투명하게 공개해야함.

- 네트워크 개방이 필요함. 현재는 독점적 판매사업자인 한전에게 판매하는 조건으로 네트워크 개방. 한전의 네트워크를 개방해서 누구나 전기를 만들어서 공급이 가능케 하고 누구나 송전망 사용요금을 내고 사용할 수 있는 여건을 마련해야함. 소비자가 발전사업자로부터 직접 살수도 있어야함.

□ 공적 송전망 분야 제도개선

◦전력공급의 안정화를 위한 전원 및 전력망의 운영 방안

- 우리나라 전력산업은 1970년대부터 고도의 경제성장을 견인해 온 기간산업으로 우리 경제와 함께 발전해 왔음. 2000년대 들어서 다른 에너지 가격에 비해 상대적으로 가격 상승이 더딘 전력에너지의 수요가 급증하여 현재 우리나라는 설비 밀도면에서 세계 최고의 전기 에너지 소비국이 되어 있음.

- 우선 발전설비밀도를 비교해 보면, 미국 텍사스의 ERCOT를 기준으로 했을 때, 일본이 3.36배 우리나라가 4.92 배이며, 송전설비밀도의 경우 일본이 2.15배 우리가 2.51배에 이르고 있음. 더욱이 우리나라 전체 수요의 40% 이상이 수도권에서 소비되고 있기 때문에, 송전망은 수도권에 전력을 수송하기 위해 집중적으로 건설되어있음. 지역적으로 편향된 전력소비패턴은 인천지역에 집중된 발전설비와 맞물려서 수도권 고장전류가 차단설비용량보다 커지는 문제를 야기하였음. 현재 고장전류를 줄이기 위해 송전망을 취약하게 구성하여 운전하고 있으며, 송전망 사고가 발생하는 경우 지역적 정전을 피하기 어려운 상황에 있음.

- 우리 전력시스템의 또 다른 특징은 발전소가 대형발전단지 위주로 건설이 되어 있다는 것임. 보통의 발전소에서 인출선로에 사고가 발생하면 0.1초 이내에 사고선로를 차단하여 계통에서 분리시킴으로써 전체 시스템을 안정화 시킬 수 있음. 만일 선로차단에 실패하더라도 탈락되는 발전량이 적기 때문에 전체 시스템의 안정성에는 별 문제가 없음. 그러나 대형발전단지의 경우는 상황이 다름. 대형발전단지 인출선로에 고장이 발생하는 경우에는 사고선로를 0.1초 이내에 차단하더라도, 전체 발전기가 탈락하는 문제가 발생하기 때문에 우리나라에서는 고장파급방지장치(SPS)를 거의 모든 대형발전단지에 적용하고 있는 실정임. 만일, 이 때 사고선로를 차단하는데 실패하거나 통신 등의 문제로 고장파급방지장치가 제대로 작동하지 않는 경우에는 발전단지 전체가 탈락하고 그 영향으로 전체 시스템이 붕괴하여 광역정전으로 이어질 가능성이 매우 높음. 대형발전단지 위주의 발전소 건설은 그 만큼 사고 뿐 아니라, 천재지변, 테러에도 취약할 수밖에 없음.

고장파급방지장치(Special Protection System, SPS) : 발전단지 인출선 사고 발생 시, 전체 발전기의 탈락을 방지하기 위해 일부의 발전기를 미리 탈락시켜서 나머지 발전기를 안정화 시키는 장치이다.

- 현재 우리나라 전력공급시스템은 수도권 중심의 전력소비, 대형발전단지 위주의 전력공급으로 요약할 수 있음. 우리나라 전력공급 시스템은 이미 포화의 수준에 있음. 수도권에 전력을 공급하기 위한 송전망 건설은 사회적 수용성 문제로 어려우며, 수도권 안에 발전소를 더 지으면 고장전류문제가 더욱 심각해짐. 이를 해결하기 위해 한전에서는 HVDC 건설 계획을 세우는 등 기술적 해결책을 모색하고 있지만, 송전망 건설이라는 한계를 넘을 수 없음. 근본적인 해결책은 수요를 분산해서 수도권의 수요증가를 방지하고, 발전단지도 분산화시켜서 근본적으로 안정적이고 지속가능한 전력공급시스템으로 변화시키는 것임.

◦분산형 전원의 활성화 방안

- 분산형 전원이란 광의의 개념으로 지역간 연계 송전망 혹은 지역내 송전망의 건설 최소화와 동시에 송전혼잡이 최소화되는 전력자원을 의미하며, 협의의 개념으로는 소비자 구내 혹은 배전망내에 보급되는 발전자원으로서 중앙전력공급을 최소화하는 전력자원을 뜻함.

- 우리나라의 발전설비 투자는 전통적으로 대규모 발전단지의 개발과 건설에 기반을 두어 왔음. 하지만 이는 규모의 경제에 기반을 두어 표면적으로 경제성을 가지지만 전력계통의 불안정성 증대, 대규모 송전망의 확충 필요에 따른 사회적 갈등 증가, 고장전류 증가에 따른 전력망의 기술적 문제 봉착 등과 같은 부작용을 불러 일으켜 왔음. 이 결과 기술적인 측면에서는 전력망의 물리적 위기, 사회적인 측면에서는 갈등 비용의 증가와 연계되었음. 더욱이 대규모 송전망의 건설(765kV 혹은 HVDC 건설)이 가능하다고 하여도 이제는 전력계통의 기술적인 문제로 인하여 대규모 전원개발이 한계에 이르렀음.

- 그러나 기술적인 문제는 내재적 복잡성으로 인하여 사회적 이슈가 되지 못하고, 분산자원의 활성화는 상대적인 고비용으로 인하여 관심을 받지 못하고 있음. 그 결과 수도권을 중심으로 하는 대규모 정전의 위험은 점점 가속화되고 있음. 따라서, 수도권의 부하 분산, 수도권 전력망의 재구성(고장전류 감소를 위한 수지식 계통 운영 혹은 수도권 계통의 분리), 전국적으로 대단지 전원개발의 제한 등의 조치가 향후 필요하며 이러한 전력시스템을 구축하기 위해서는 분산전원 활성화 정책이 필요함.

- 국내 분산형전원은 수급계획, 정책, 시장 등 모든 측면에서 적극 고려되지 않고 있으며, 전기요금의 비현실화, 분산형전원 지원제도 미비 등으로 인해 분산형전원이 확대되기 어려운 상황임.

- 덴마크의 경우는 지난 30년간 지역공동체 단위의 분산형전원이 지속적으로 증가하였으며, 일본의 경우도 전력요금의 지속적인 증가로 인해 자가발전이 지속적으로 증가하여 23% 수준으로 확대되었음.

- 국내 전력시장은 분산자원 혹은 수도권 발전설비에 대해 편익을 제공하지 않고 있으므로, 지역별 요금 차등제도 및 송전요금제도 도입 등의 근본적인 보완이 필요함

- 전력시장을 통한 분산형전원 시스템 구축이 힘들 경우에는 정책적으로 한전 및 발전사업자에게 의무확보량을 부여하는 할당제를 도입하여 분산형 전원을 확대하는 방안을 고려할 수 있음

- 2차 에기본에서 발표한 분산형전원 15% 확대를 위해서는 정부의 정책적 지원 및 시장제도의 개선이 필요함.

□ 정책자원 분야 제도개선

◦제2차 에너지기본계획(에기본)과 원전비중

- 제2차 에기본은 정부 주도로 계획안을 작성하고 공청회 등을 통한 사후적 의견수렴 절차를 거쳤던 제1차 국기본과 달리, 계획입안 단계에서부터 사전적 의견수렴을 위해 민관 워킹그룹을 구성하여 계획마련을 추진했다는 점에서 의의가 있음. 이는 계획수립의 절차적 투명성과 결과의 합리성 제고를 위한 노력의 일환으로 평가됨.

- 제2차 에기본의 수립여건으로서 대외적으로 고유가의 지속, 비전통에너지원의 개발 확대, 후쿠시마 원전사고와 원전정책의 변화, Post-2020 新기후체제 협상, 신재생에너지 산업의 구조조정 등과 대내적으로는 전력수급여건 악화, 원전안전에 대한 요구 강화, 온실가스 감축여건 변화 등이 최근의 에너지정책 수립 환경으로 인식되었음.

- 제1차 국기본에서는 경제적인 에너지공급, 탈석유 사회로의 전환, 기후변   화 대응력 제고 등의 정책목표를 달성하기 위하여 ‘30년까지 원전을 41%   까지 확대키로 하였으나 이후 후쿠시마 원전사고 등 원전 관련 국내외 여   건변화로 원전비중을 새로이 설정해야 한다는 공감대가 있었으며, 동시에    안정적 전력공급, 기후변화 대응 등을 종합 고려하여 보다 현실적인 에너지   믹스를 구성한 것으로 판단됨.

- 에기본 워킹그룹에서는 제1차 국기본의 원전 설비비중 목표 41%에 비해  대폭 축소된  22~29%의 범위에서 원전 설비비중을 정할 것을 정부에 권고하였음.

- 2035년의 BAU 전력수요는 816TWh로 연평균 2.5%가 증가할 것으로 예측되었음. 제1차 국기본에 비해 2030년 전력수요는 약 30%가 높아졌음. 목표 전력수요는 2035년 BAU 전력수요의 15%가 감축된 696TWh로 예측되었음(연평균 1.8% 증가). 제1차 국기본에 비해서 2030년 목표수요는 약 36%가 높아졌음. 수요예측치가 상향 조정된 결과 비중으로 목표가 설정되는 수요관리, 신재생발전 등의 목표량도 크게 증가하게 되었으며 이는 향후 정부 정책추진의 큰 부담이 될 것임. 즉 2035년 전력수요관리 목표 비율 15%는 설비 감축량으로 대체할 경우 25∼26GW에 해당하는 막대한 물량임.

- 선택가능한 미래 전력공급 주요대안은 신재생을 제외하면 원전, 석탄, 가스 발전으로 한정됨. 원전은 에너지안보, 경제성, 온실가스 측면에서, 석탄은 경제성 측면에서, 가스는 부하응동력, 수용성 측면에서 강점을 가짐. 그러나 모든 특성에서 종합적으로 우월한 전원은 없음.

- 전력수급과 관련된 불확실성에 대응하기 위해 충분한 설비예비율이 확보되어야 하며, 전력계통의 안정화와 발전단지-다소비지역간 불균형 해소를 위한 분산형 전원을 활성화하고, 전원믹스는 에너지원별 특성과 에너지 안보, 환경성, 경제성 등의 요인을 고려하여 특정 에너지원에 편중되지 않도록 결정되어야 함. 이러한 배경에서 제2차 에기본의 ‘35년 원전비중 목표는 제1차 국기본에 비해 대폭 축소된 29%로 결정되었음. 온실가스 배출의 경우 원전비중 22%는 29%에 비해 발전부문 온실가스를 11.5∼26.2% 더 배출하는 것으로 분석되었음.

- 2035년 원전용량은 43GW 수준으로 전망되는데 2023년까지 건설 중 또는 계획 확정 원전기수 11기를 가동 중 원전과 합한 34기의 원전용량이 약 36GW이므로 앞으로 건설될 단위기 용량 1.5GW 원전 기준 신규원전 건설기수는 5기 수준이 될 것임. 그러나 2035년까지 최초 운영허가 기간이 만료되는 원전이 14기, 약 12GW에 달하므로 계속운전에 대한 의사결정 여부에 따라 신규원전 기수는 변동의 여지가 있음.

- 신재생은 보급잠재량의 한계와 낮은 전력피크 기여도 등으로 화력발전은 전기요금 인상, 온실가스 배출증가, 에너지 자립구조 악화 등의 문제점으로 원전의 대안으로는 한계가 있음. 현재의 발전비용을 기준으로 원전 1.5GW급 1기를 가스발전으로 대체할 경우 약 2%의 전기요금 인상요인이 발생함.

- 미래의 원전가동과 관련하여 원전운영의 안전성 제고, 사용후핵연료의 처리, 중・저준위폐기물 처분시설의 적기 확보, 원전해체 등 사후관리, 핵주기 관련정책 등 원전 관련 다양한 문제는 추후의 과제로 남음.

◦신재생에너지 보급 전망 및 정책 수단을 위한 제언

- 최근 세계적으로 기후변화에 대한 관심이 크게 고조되고, 석유·가스·석탄 등 화석연료는 가격이 지속적으로 상승하는 반면, 신재생에너지는 기술이 진화되고, 규모의 경제를 달성함에 따라 지속적으로 가격이 하락하고 있어 신재생에너지에 대한 투자가 많이 이루어지고 있음. 우리나라는 2012년 기준으로 신재생에너지 8,851천TOE가 보급되어 목표대비 96%를 달성하였지만, 보급비중(총에너지 소비량 대비 신재생에너지 보급량) 관점에서 살펴보면 한국은 OECD 34개국 중 마지막 순위인 34위를 기록하고 있음. 국내 신재생에너지 보급은 2035년까지 총에너지 대비 11% 달성이 목표이며, 발전부문에서는 신재생에너지 발전량이 101,600GWh, 비중은 13.4% 달성이 목표임. 목표 달성을 위해서는 무엇보다도 기술개발, 보급정책, 산업정책, 인프라가 선순환 구조를 이루어야 함. 지금까지 노력을 기울인 신재생 기술 R&D가 국내 시장 보급으로 활용되어야 하며, 국내 신재생에너지 산업 육성과 수출로 이어져야 함. 신재생에너지 인프라는 R&D, 보급, 산업 육성이 원활한 선순환 구조가 이루어지도록 지원하는 역할을 해 주어야 함.

- 4차 신재생기본계획 정책 목표 달성을 위해 정부에서는 여러 가지 지원책들을 수행하려 준비하고 있음. 첫째는 RPS 제도 개선방안인데, ‘16년 이후 태양광-비태양광 시장의 통합, REC 가중치의 합리적 개선, RPS 이용비용 부담 명확화 등의 내용을 담고 있음.

- 둘째는 RPS 제도와 유사한 신규 의무화 제도의 도입인데, 신재생에너지 열생산 의무화제도(RHO), 신재생에너지연료 혼합의무제(RFS) 등이 포함될 예정임.

- 셋째는 보급 및 융자지원 사업 개선인데, 민간 주도의 신재생설비 대여사업 확대, 지역 커뮤니티 개념의 융·복합형 보급사업의 확대, 주민참여형 보급사업 확대를 통한 사회적 수용성 제고를 목표로 하고 있음

□ 미래불확실성 대응 및 실효성 확보 문제

◦발전설비투자제도의 개선

- Resource Adequacy를 자원적정성이라고 하는데 수급안정성을 의미함. 자원 적정성은 사회적 최적 수준을 달성하는데 충분한 자원으로 이해되는데, 비용최소화 전원구성, 송전/발전 설비의 효율적 배치 등도 자원적정성에 포함됨. 최근 공급예비율의 하락, 일반발전기 비율이 증가, 2000년대 중반 이후 에너지가격의 상승으로 인한 정산단가 급상승은 결국 우리나라가 비용최소화 관점에서 자원적정성 달성에 실패한 것을 의미함.

- 우리나라에서는 전력수급기본계획을 통해 발전설비투자가 계획․집행되고 있음. 그러나 미래 불확실 요인들에 대한 의사결정이 소수 계획수립주체에 집중되면서 사후적으로 전원구성이 왜곡될 개연성이 큼. 또한 계획된 발전설비투자를 강제/유도할 수 있는 실효성 있는 기제가 없어 이미 계획된 발전설비투자마저 상당수 이행되지 않고 있음. 미래 불확실 요인들에 효율적으로 대응하기 위해서는 원자력발전⋅신재생에너지의 정책자원과 석탄발전⋅LNG발전의 시장자원을 구분하고, 시장자원에 대해서는 진입규제를 완화하여 투자가 미래 불확실성에 대한 판단에 따라 사업자가 자율적으로 추진하도록 하는 것이 효율적임. 다음으로 발전설비투자의 이행력 확보를 위하여 현행 수급계획 또는 허가체계 내에 규제적 요소를 강화하는 것은 바람직하지 않으며, 현행 용량요금제도를 용량확보의무제도로 전환하여 사업자 간 계약방식을 통해 설비투자의 불확실성을 최소화하는 것이 합리적임.

- 발전설비 투자가 수급계획에 종속됨에 따라 투자가 경직화되고 허가제도는 실질적인 기능을 발휘하지 못하고 있음.

- 미래의 불확실성이 큼에도 불구하고 소수의 계획주체가 불확실성을 판단하는 계획수립 구조는 정부 개입을 용이하게 만들고 있는데, 이런 것이 자원적정성을 훼손시키는 측면이 있음.

- 용량시장 형태는 선도시장 및 집중화된 시장형태가 바람직.  집중화된 용량시장이 발전사업자의 시장지배력 완화, 표준화에 의한 거래비용 절감, 판매경쟁의 활성화 유도 측면에서 장점이 있음. 다만 현행 판매독점 상황에서는 독점 구매자인 판매사업자의 시장지배력을 제한하기 위해 집중화된 용량시장을 SO가 운영하도록 해서 견제할 필요 있음.

- 전원별 불확실성의 차별화가 필요함. 원전(폐기물처리, 사고위험 등)과 신재생(보급정책 등)은 정책적 영향을 많이 받기 때문에 정책요인으로 구분할 수 있음. 석탄과 가스는 연료가격이나 셰일가스 같이 정부의 정책에 좌우되기 보다는 시장이나 대외적인 영향을 받기 때문에 시장요인으로 구분되는데, 이러한 시장요인의 불확실성을 계획으로 정하는 것(석탄과 LNG의 비중 결정)은 상당한 위험을 내포함.

◦전력수급기본계획의 수요관리 이행력 강화 방안

- 제6차 수급계획까지 전력수급계획에 반영된 전력수요관리 목표량에 대한 효율적인 성과계량 및 이행감시 체계 미비로 현재 수요관리사업에 대한 불확실성이 상존하고 있으며, 이로 인해 전력수급계획의 불확실성 증가요인을 제공하고 있음. 따라서 향후 7차 전력수급계획부터는 기존의 방식을 탈피하여 전력수요관리사업의 이행력을 근본적으로 제고할 수 있는 강력한 방안이 필요함. 이를 위해 장기적으로는 전력수요관리 규제체계를 재설계해야 하고 단기적으로는 재원과 기술이 확보된 수요자원에 대한 정확한 평가체계와 효율적인 추진체계를 도입해야 하며 수요관리 목표량 산정과 수급계획 반영방식의 개선이 필요함.

- 수요관리에 대한 잠재량 파악, 목표량 산정, 사후평가 관리도 제대로 되지 않고 있음. 수요자원을 공급자원과 비교할 수 있는 계량화된 데이터가 부족한 상황에서 막연하게 싸다고 반영하는 것이 불확실성을 키우고 있음

- 6차 수요관리 목표량 산정의 경우 문제점으로서 다른 요소를 배제하고 수요관리만의 잠재량 및 목표를 정한 것이 아니라 기존 정부정책 및 제도와의 정합성을 유지해야 한다는 제약과 정책적 조정이 반영되었으며 과거 데이터에서 중요한 사실을 추출해야 하는데, 데이터가 정확하지 않았기 때문에 목표량 산정에 한계가 있었음.

- DR의 비용 및 기술기준 등의 표준화와 수요관리 감시체계 및 이행평가에 대한 개선이 필요함. 현행 수요관리 사업이 법개정을 통해 재정비되면 한전이 요금기반 소매DR을 수행하고 기존의 DR은 거래소의 도매DR로 통합될 것이므로 기관별 역할을 재정립해야 함.

4. 정책제안

□ 전력수급기본계획의 정체성 및 제도개선에 대한 제안

◦근본적으로 수급계획의 성격을 outlook 형태로 전환해야 하고, 일정수준을

통과하면 전력산업을 수행할 수 있도록 하여, 정부가 아닌 시장에서 ‘사

업자 탈락/사업지연’등의 문제를 해결할 수 있도록 해야 함. 즉, 시장에

서 필요한 사업자를 시장 직접 선정하도록 하는 방식으로 전환되어야 함.

◦수요예측 시나리오도 기준/목표수요 뿐만 아니라, 정책, 기후 등을 고려한 시나리오 기준으로 예측되어야 함. 수요관리 및 신재생전원의 경우 많은 불확실성을 내포하고 있으나, 시나리오 기준의 수요예측을 시행할 경우 이러한 문제점들을 고려할 수 있을 것임.

◦사업자 선정 등 세부적인 설비계획이 포함된 상세계획에서 수급전망 중심의 기본계획으로 성격을 재정립해야 하며, 법적인 측면에서도 진입규제 등 인허가적 성격을 띠는 것은 부적절하므로 정보제공적이며 유도적인 비구속적인 행정계획으로 성격재정립 필요

◦에너지기본계획, 온실가스 감축목표, 전력수급기본계획 간의 정합성 확보가 필요하며, 에너지기본계획과 전력수급계획이 기능과 역할분담을 명확히 해야 함.

◦수급계획은 미래 시나리오별 전원믹스, 온실가스 등 큰 틀의 정책방향 중심으로 수립하되, 설비계획의 경우 원전·신재생·송전망 등 정책자원에 한해 목표를 제시하고, 장기 전력수급 정책방향의 예측이 가능하도록 사업자 건설의향의 경우 투자동향 및 건설현황 등 필수적인 정보가 제공되어야함. 이를  통해 투자 결정에 필요한 심도 있는 시장정보를 제공함으로써 수급계획이 시장자율과 경쟁환경을 조성하는 기능을 수행하도록 해야 함.

◦책임소재가 불분명한 정부가 주도하는 수급계획을 시장에서 발전사업자들의 자율적인 판단을 통해 장기적인 전력수급계획이 수립될 수 있는 체계의 전환이 요구됨.

◦발전사업의 진입규제는 해소되어야 하며, 적정 예비율을 사전에 제시함으

로써 사업자가 스스로 반응할 수 있도록 해야 함.

◦시장친화적 수급제도 확립에 필요한 요소

- 전기요금을 규제하는 독립규제기관 필요

- 전력수요 예측의 정확성 제고 필요

- 자연적인 원별 에너지 사용추세에 근거한 발전원 구성 필요

- LNG요금 교차보조 문제 해결을 통해 발전용 LNG가격 인하 필요하며, 발전용 LNG 직도입 허용 필요

- 원전, 신재생에너지, 수요관리 등 정책자원의 무리한 정책목표 반영 지 양

- 수급계획을 진입규제 기능에서 전망/예측 기능으로 전환필요

- 지역별 요금 차별화를 통해 지역 간 분산화 추진

◦향후 수급계획의 역할을 현재의 상세계획에서 기본방식으로 전환하고,  Outlook형태로 주요 정책방향과 기본정보를 제공하는 가이드라인 역할 수행 필요.

□ 수급계획의 법/제도적 성격

◦수급계획과 관련된 요건 및 절차를 보다 간소화할 필요가 있음.

◦현재 전기사업법은 발전사업 위주로 구성되어 있어 송전선로 건설에 대한 절차는 언급되어 있지 않은 상태이므로 이에 대한 개선이 필요함.

◦현행과 같이 정부가 모든 것을 결정하는 형태의 계획을 지양하고 사업자의 자율적인 판단과 시장의 흐름에 순응하는 계획이 되어야 하며, 정부는 송전망 투자 및 발전소 건설여건 조성 등 사업 추진에 대한 정책적 지원을 강화해야 함.

◦한전과 같은 시장지배력을 가진 기업을 감시하는 독립적인 전력산업 규제기구는 필수적인 조직임. 당초 이런 목적으로 설립된 전기위원회가 한전의 시장지배력을 규제할 수 있는 조직으로서 부활하기 어려울 경우 시장중심의 전력산업발전은 포기할 수밖에 없음. 자본주의적 시장체제 구축이 정치적으로 불가능할 경우 차라리 전력산업 자체를 사회주의체제하의 공기업처럼 정부가 모든 책임을 지겠다고 밝히는 것이 오히려 솔직한 자세임. 단, 자본주의하의 시장경제가 경쟁과 혁신을 통해 가져올 전력부문의 고용창출 및 해외시장 진출 등 창조적 과실을 포기하는 기회비용은 천문학적인 수치로 예상됨.

□ 국제에너지기구(IEA)의 ‘에너지기술전망 (Energy Technology Perspectives) 2014’

◦전력 보급의 확대가 전 세계 에너지 시스템의 변화를 이끌 것이라고 전망

◦“시스템 사고(systems thinking)”프레임워크를 통한 부문 간 통합의 최적화가 왜 필요한지도 심각히 고려되어야할 사안으로 제시함.

◦시사점: 구체적 실천과는 전혀 관련이 없이 20년 후의 국가에너지 비전을 5년마다 제시하는 현재의 에너지기본계획이나 2년마다 중단기적인 여건에 의해 결정되는 장기전력수급계획은 폐기하고 적어도 30-40년의 정책시계를 가지고 에너지부문의 패러다임 변화까지 고려하는 실천적인 전력계획 및 정책방안수립 체제를 도입할 수 있도록 전력수급기본계획의 법적·제도적 개선이 필요함.

□ 공적 송전망 문제

◦현재까지 전력수급기본계획에 부수적으로 송전망 계획이 따라왔는데 송전

망 계획의 지연 사례나 건설상황은 발표되거나 공개되지 않는 상황임. 6차

수급계획부터 발전설비 건설 상황을 공개하는데 송전망계획도 공개해야함.

◦송전망 계획을 한전이 작성하다보니 객관성에 의문이 있는 상황이며, 한전은 송전망 건설 시 분쟁이 발생하면 송전망이용규칙에 의해 면책이 되나 발전사업자가 접속설비를 건설할 시에는 그렇지 않음. 불합리한 송전망이용규칙의 개선이 필요함.

◦7차 수급계획에서는 송전맵이 중요시 되어 발전설비 건설이 따라가는 구조가 되었음. 그러나 이제까지의 사례로 보면 한전의 투자가 안 된 상황인데 현 상태로 건설할 수 있는 장소는 몇몇 소규모 장소가 될 것이고 사업환경이 열악해질 것임. 발전설비와 송전맵을 함께 고려하는 최적해를 구하는 방안이 요구됨.

- 송전망 계획과 발전설비 계획을 통합하여 검토할 경우 계획영역과 시장영역의 종합적 분석이 필요함. 정부의 규제보다는 시장에서의 인센티브와 패널티 제도가 추천됨.

◦송전맵 뿐만 아니라 가스공사의 가스망맵도 고려해야할 시점이라고 생각함. 전력수급계획 시 참고사항으로 반영할 필요가 있음.

◦수도권의 발전기 증대로 고장전류 증대 문제가 발생하고 있으며, 이에 대한 근본적인 해결책은 수도권의 수요증가를 막는 것임.

◦현재 국내는 대형 발전단지 인출선로 고장 시 대응방안으로 SPS를 적용하고 있으나, 오작동 될 경우 광역정전 가능성 높음. 대형발전단지 위주의 전원계획을 지양하고 전원의 분산화 필요.

◦신재생에너지 전원의 대규모화 및 출력변동성에 대비하여 이를 보완할 수 있는 설비의 수급계획 반영이 필요

□ 분산시스템으로 공급체계 전환

◦향후 대규모 발전단지 개발은 입지부족, 송전선 건설의 어려움, 사회적 수용성, 사고 시 고장파급 문제 등으로 더욱 어려워질 전망. 이러한 한계상황을 감안할 때, 안정적 전력공급을 위해 이제는 공급력과 수요의 분산화 정책이 요구됨.

◦신규 발전설비에 대해서는 대단지 설비는 제한할 필요성이 있으며 기존 설비의 대체 또한 제한해야함. 또한 대규모 정전위험지수를 개발할 필요가 있음.

◦분산형전원 지원제도

- 현재 국내에서는 전기요금의 비현실화, 분산형전원 지원제도 미비 등으로 인해 분산형전원이 확대되기 어려운 실정이므로 지역별 요금 차등제도 및 송전요금제도 도입 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 근본을 구축해야 함.

- 소규모 단지 기반의 발전설비를 유인하기 위해 송전비용을 징수하고 대규모 정전발생 가능 확률을 발전단지별로 계산하여 수익성 혹은 비용과 연계할 필요성 존재.

- 대규모 산업용 소비자의 자가발전 비중확대와 수요중심지역의 분산전원 투자를 위한 제반 규제완화, 제반 정책 지원 등이 필요

- 그전까지는 전기사업자에게 의무확보량을 부여하는 할당제 및 지원제도 등을 도입하여 분산형전원이 자립할 수 있는 토대를 배양해야 함.

◦정부의 역할

- 향후 수급계획 수립 시에는 발전과 송전을 동시 고려하여 수급계획의 실효성을 높여야 하며, 지원제도 도입 및 연료가격의 다변화 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 토대 구축이 필요함.

□ 원전정책

◦원전정책은 과학적 근거에 따른 경제성과 사회적 수용성을 고려해서 결정되어야 함.

◦사회적 수용성 제고의 시작은 원전정책의 투명성 제고임. 원전의 경제성과 관련된 산정근거의 공개 및 객관성이 보장되는 검증이 필수적 절차임.

◦원전에 대한 공론화 조사 등 여론조사를 주기적으로 해서 정책에 반영할 필요가 있음.

◦미래의 원전가동과 관련하여 원전운영의 안전성 제고, 사용후 핵연료의 처리, 중·저준위폐기물 처분시설의 적기 확보, 원전해체 등 사후관리, 핵주기 관련 정책 등 원전 관련 다양한 문제가 추후의 과제로 남음.

□ 신재생에너지 정책

◦현재 신재생에너지 비중의 낮은 수준이지만 ‘35년 14%까지 확대된다고 생각할 경우 이에 대한 백업설비 보유 등의 방안을 고려해야 함. 또한 신재생에너지 전원 중 중앙급전 가능설비에 대해서는 별도 고려를 통해 수급계획에 반영되도록 해야 함.

◦신재생 보급목표에서 풍력 및 태양광의 비중이 증가하고 폐기물이 감소한 것은 진일보한 결과이나, 태양광과 풍력에 대한 편중이 상당히 높은 편임. 신재생 목표는 원별 특성, 잠재량, 실현가능성을 고려해서 설정되어야 함. 신재생 보급 확대를 위해서는 시장과 정부의 역할분담이 필요함.

□ 자원적정성 확보 차원에서의 불확실성 대응

◦자원 적정성을 확보하기 위해서는 발전사업의 진입규제를 완화 내지 폐지하는 방안을 추천함.

◦7차 계획에서 검토 중인 발전사업자의 건설 불이행시 허가취소 및 인허가 요건강화는 규제에 순응하는 사업자에게만 유리하게 작용할 부작용이 우려됨.

◦수급계획의 이행력 확보를 위한 제도개선 대안으로는 현행 수급계획 또는 허가체계 내에서 규제적 요소를 강화하는 방안과 사업자 간 계약방식을 활용하는 방안이 존재

◦하지만, 규제요소 강화방안은 공정계획 수립의 왜곡, 과다한 행정비용, 예외 인정에 따른 재량권 남발과 로비에 취약해질 위험이 상존하며 장기 정책목표인 전력시장 자유화와도 배치되는 등 상당한 문제점 내포

◦따라서, 발전설비 투자의 이행력 확보를 위해서는 용량확보의무제도의 도입을 통해 불확실성을 최소화하는 것이 합리적임.

◦발전투자의 불확실성 완화방안으로서의 용량시장 도입

- 발전사업의 진입규제를 완화하여 자원적정성 왜곡(공급부족, 비용증가 등)을 해소하고 설비투자 유인 및 건설이행력을 제고하기 위해 용량의무제도를 도입하여 발전사업자와 판매사업자의 장기계약을 유도

- 시장에서 수급 밸런스와 투자 유인이 되면 좋으나, 그렇지 못할 경우 계획과 시장의 괴리로 결국 공급불안이 발생하게 됨. 이행력 관점에서 선진국에서는 선도 용량시장을 도입해서 대응하고 있음.

◦발전설비 진입규제 완화 관련해서 정부의 역할은 향후 발전사업자가 직면할 수 있는 불확실 요인을 최소화하는데 노력을 기울여야함. 우선 송전망 문제 해결이 필요하며, 발전사업자에게 명확한 송전 시그널을 주어야 함. 또한 시장제도의 불확실성도 해결해야 하는데 정확한 정보제공이 필요함.

◦용량시장은 장기적 방안으로 추진해야 함. 현 상황에서 한전에 용량시장에 대한 부분을 맡긴다면 제대로 작동하지 않을 것임. 판매시장 개방, 양방향 가격 입찰 등 시장과 연동되어 고려되어야 할 것임. 단기방안으로서 현 상태에서는 용량요금 개선, 도매시장 기능개선 추진이 선행 요건으로 지적됨.

◦용량의무제도에 대해서 발전사업자가 아닌 판매사업자에게 책임을 부과해야 한다는 의견도 제시되고 있음.

◦실질적으로 전력수급의 안정성(자원 적정성)과 베스팅 컨트랙트/무부하비용제외 등의 방안은 서로 상충되는 개념임. 시장을 반 발전사업자 방식으로 전환한다면, 향후 발전설비 부족이 우려됨. 시장구조 개선 시에도 단기적이 아닌 장기적인 관점에서 문제해결 필요

◦용량요금은 고정비회수를 목적으로 도입한 것이지 예비력 확보를 위한 것이 아님. 따라서 자원적정성 차원에서 안정적인 예비력 확보를 위해서는 수급계획 제도 및 허가요건을 강화하거나, 용량확보의무제도를 도입하는 것이 필요함. 또한 이를 효율적으로 유지하기 위해서는 판매경쟁이 시행되어야 한다고 생각함.

□ 수요관리 개선방안

◦수요관리 분야는 전반적으로 인프라가 부족하고 열악해서 변화가 필요함.

◦용량제도 및 용량시장의 도입이 여러 측면에서 필요하며 수요자원에 대한 표준화, 추진체계에 대한 재정립이 필요함

◦수요관리를 원자력/신재생 등의 정책자원으로 인식하고 이에 대한 체계적인 정책수립 필요

◦기술적 검증 미비 수단 및 재원확보 불확실 수요관리 자원에 대해서는 수급계획 반영 제외 등의 방안 고려 필요

◦목표수요 산정방식에 의한 수요관리의 수급계획 반영방식의 개선 필요

◦수요관리 기준/절차/방법론의 개선, 수요관리 수단의 비용/기술기준의 표준화, 수요관리 감시체계 및 이행평가 개선 등 전반적인 추진체계 재정비가 요구됨.

◦수급계획 측면에서 수요자원을 공급자원과 동일하게 등가발전기로 처리하는 수요관리의 후차감방식이 수요관리량의 불명확성을 줄일 수 있음. 아울러 시장의 정상화로 수요관리가 제대로 작동하도록 해야 되는데, 도매 DR보다는 소매 DR을 우선적으로 활성화해야 하며, 소매시장 개방을 통해 수요관리 활성화를 유도할 필요가 있음.

◦장기적으로는 효율향상에서는 EERS(Energy Efficiency Resource Standard)를 도입하는 방안이 획기적인 방법이 될 것임 (신뢰성 있는 값을 가져갈 수 있음). 장기적으로는 이런 부분들에 초점을 맞춰야 하며 가장 중요한 것부터 우선순위를 정해서 단계별로 개선해나가는 방안이 추천됨.

◦수요관리 수단의 하나인 ESS는 불확실성이 크기 때문에 보수적으로 반영해야 함.

□ 수급계획 전력수요관리 재원확보 및 성과계량 명확화

◦기술적으로 검증되지 않거나 재원확보가 불확실한 수요관리 자원에 대해수급계획의 반영을 제외하거나 일부만 반영하는 방식에 대한 검토가 필요함.

- 정부가 수급계획에서 수립해야 할 수요관리 목표량 수치와 실제 전력수급계획에 반영하는 수치와는 구별이 필요함. 즉, 전력수요관리 목표량 산정과 전력수급계획 반영을 분리하는 것에 대한 검토가 필요함.

◦7차 수요관리 개선방안-목표량 산정기준, 절차, 방법론 개발

- 자원 분류, 산정절차, 표준화 등에 대한 연구가 거의 되어 있지 않아서 앞으로 많은 투자가 있어야 할 것임.

- 현행 수요관리 제도(기술)에 의한 미래효과는 이미 수요예측에 반영되어 있으므로 신기술 등에 대해서만 수요예측에서 차감하는 방식을 적용할 필요가 있음.

- 현재 전혀 제 기능을 하지 못하고 있는 국내 에너지 수요관리사업의 평가 및 검증(M&V) 사업의 역할 도입은 수요관리이행력 확보를 위한 가장 기본적인 동시에 가장 시급히 구비되어야할 필수적 사안으로 지적됨.

5. 활용방안 및 기대효과

◦포럼 토의결과를 바탕으로 전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선방안 마련 및 정책건의

- 7차 전력수급기본계획 수립 시 본 연구에서 도출된 개선방안 적용

본 연구의 진행에 따른 중간 결과물 중 단기적 수용이 가능한 제안들은 7차 계획수립에 기 반영되고 있는 것도 있으나 정부주도의 계획수립 체제 변경과 같은 제도개선 방안은 현실적으로 7차 수급계획이 현재 정부주도로 진행되고 있는 실정을 고려할 때 장기적 개선방안으로 제안

◦정책포럼에 발표된 내용을 별도의 이슈페이퍼 형태로 출간

목  차

Ⅰ. 서 론	1

Ⅱ. 에너지 자원 분야의 국내외 여건변화와 정책방향	7

1. 해외 에너지 여건 동향 및 전망	7

2. 국내 에너지 정책현황 및 제2차 에너지기본계획	18

Ⅲ. 7차 전력수급계획 성격 재정립 및 제도개선 방안	29

1. 전력수급계획 목표, 범위 및 성격 재정립에 관한 논의	29

가. 현황 및 문제점	29

나. 개선방안	37

2. 전력수급기본계획에 대한 법적·제도적 고찰	43

가. 현황 및 문제점	43

나. 개선 방안	54

3. 시장체제에 적합한 전력수급기본계획 체계	60

가. 현황 및 문제점	60

나. 개선 방안	65

4. 전력공급의 안정화를 위한 전원 및 전력망의 운영 방안	73

가. 현황 및 문제점	73

나. 개선방안	82

5. 분산형 전원의 활성화 방안	86

가. 현황 및 문제점	86

나. 개선방안 : 분산형 전력시스템의 활성화 방안	93

6. 제2차 에너지기본계획과 원전비중	96

가. 현황 및 문제점	96

나. 원전비중의 시사점과 향후 과제	116

7. 신재생에너지 보급 전망 및 정책 수단을 위한 제언	117

가. 현황 및 문제점	117

나. 개선방안	124

8. 발전설비투자제도의 개선	129

가. 현황 및 문제점	129

나. 개선방안	137

9. 전력수급기본계획의 수요관리 이행력 강화 방안	145

가. 현황 및 문제점	145

나. 개선방안: 전력수요관리 이행력 강화 방안	159

Ⅳ. 결론 및 정책 제언	165

1. 전력수급기본계획의 정체성 및 제도개선에 대한 제안	165

2. 공적 송전망 문제 관련 개선 방안	169

3. 정책자원 문제에 대한 정책제언	171

4. 미래불확실성 대응 및 실효성 확보를 위한 제언	173

참고문헌	179

부록	183

표 목차

<표 Ⅱ-1> 전력수요 전망	26

<표 Ⅱ-2> 실가스 배출계수	27

<표 Ⅱ-3> 전원별 특성 요약	27

<표 Ⅲ-1> 수급계획의 기능 변화	31

<표 Ⅲ-2> 장기전력수급계획과 전력수급기본계획의 비교	46

<표 Ⅲ-3> 2035년 수요전망 BAU	103

<표 Ⅲ-4> 최종에너지 수요전망 BAU	104

<표 Ⅲ-5> 전력수요 전망, TWh	104

<표 Ⅲ-6> 국민소득이 1인당 $2만∼$3만 기간 중의 전력수요 탄성치	105

<표 Ⅲ-7> 2차 석유파동 전후의 전기요금	106

<표 Ⅲ-8> 6차 전력수급기본계획상의 원전의 발전비용	107

<표 Ⅲ-9> 개정된 사후처리 비용 반영시	107

<표 Ⅲ-10> 사후처리 비용+사고위험 대응비용 추정값+정책비용 등	107

<표 Ⅲ-11> <온실가스 배출계수>	108

<표 Ⅲ-12> 전원별 특성 요약	108

<표 Ⅲ-13> 국가별 안전설비 보강비용 비교	110

<표 Ⅲ-14> 사고위험대책비용 산출방법론	113

Ⅰ. 서 론

Ⅰ. 서 론

□ 전력수급계획 관련 국내외 현황

◦국외현황

- 전력시장 자유화에 따라 과거 중앙집중적 수급계획이 계통운영자의 수급전망으로 대체되는 추세

- 일본은 정부가 각 전력회사의 수급계획을 취합 “전력공급계획”을 공표

- 프랑스는 계통운영자의 중장기 수급전망을 바탕으로 정부가 설비계획인 PPI(영문 : Multi-year Investment Program)를 공고하는 이원적 제도를 운영

- 전력시장을 통한 투자 부족에 대비한 보완적 제도를 운영하고 있으며, 수급불안 시 비상절차를 법·규칙에 명시

- 미국은 용량확보의무제도(용량시장), 프랑스는 필요시 정부의 신규 설비건설에 대한 입찰을 시행할 수 있고 판매사업자에 용량확보의무를 부과하는 법안을 새로 마련, 호주는 필요시 계통운영자가 예비력 계약을 체결

- 영국은 원전, 신재생, CCS 등 1년내 인허가 결정토록 하는 Fast Track 제도를 도입

- 비상시 전력소비 제한 및 부하 차단에 대한 제도는 국가마다 다양하며, 법, 고시, 신뢰도 기준, 시장운영규칙 등으로 규정

◦국내현황

- 산업통상자원부장관은 전력수급의 안정을 위하여 매 2년마다 전력수급의 기본방향 및 전력수급의 장기전망 등 일정한 사항에 대하여 전력수급기본계획을 수립․시행. 이는 정부가 일정한 사항에 대한 정책방향을 제시하는 목표계획이며 사업자는 이를 바탕으로 사업을 추진하는 실행계획의 성격을 지님.

- 6차 전력수급계획 수립과정에서 제기된 주요 이슈

·원전수용성 논란: 후쿠시마 이후 안전성 및 폐기물 포화 문제 대두

·송전망 제약 논란: 투자적정성, 발전과 정합성, 건설민원 등

·온실가스 대응논란: 감축목표 이행수단 (수요관리/용량믹스/발전믹스)

·신재생 목표 논란: 이행 불확실, 잠재량/경제성 정보 미흡

·수요관리 적정성 논란: 목표량 적정성, 잠재량/경제성 정보 등

·수급 불확실성 논란: 적정 설비예비율, 수요오차율, 건설 이행성 등

·건설의향 평가과열 논란: 진출입 완화로 전환 필요. 시장체제와의 정합성

·시장기반수급제도 논란: 설비과잉/과소시 대응 시장제도(전력공급의무 등)

- 6차 계획수립 이후에도 국회, 언론 및 환경단체 등에서 전력수급기본계획의 적정성에 대한 논란 지속

·온실가스감축목표의 수정 가능성 : 석탄발전 포함 전력산업 자체의 규모 증대로 현 온실가스 감축목표 달성은 불가능. 계획수립의 신축성 확보 필요성 주장

·수요예측 : 과대예측(낮은 전기요금, GDP 상향 등), 수요관리 강화 필요

·설비계획 : 높은 설비예비율로 발전설비 과투자(송전비용, 정책비용, 기회손실 유발) 가능성우려. 송전설비의 지역별 수용문제 지속. 수명완료 발전설비 계속 운전 반영 문제 등

·민간발전사업 : 전력산업의 적정진화과정으로서 민간발전확대를 막는 진입규제 철폐. 민간발전에 대한 건설지연 제재 여부. 민간발전에 대한 정산조정 계수 적용의 타당성. 중장기적 이용률 감소로 인한 민간발전수익성 악화 문제 등

·지역 민원 확대 : 계획수립절차 상 이해관계자 의견수렴 및 소통 개선 노력 부족. 환경문제 주민반발 대응 부족 등

□ 현 전력수급계획의 문제점

◦전력수급기본계획의 수립목표와 반영수준이 불명확

- 외부에서 지적되는 다양한 문제제기를 해소하기 위해서는 수급계획 수립목표를 재설정하고 목표 간 우선순위, 비중, 적용방법 등에 대한 재검토 필요

- 전력수급기본계획과 타 에너지계획과의 관계설정이 불명확하고 상호간에 영향을 미치는 사항에 대한 결정주체가 불분명하여 정부 에너지계획 간의 정합성 문제 발생

- 원전/신재생계획과 타 계획의 정합성 문제, 발전/송전계획의 정합성 문제 등

- 시장체제 이후 수급계획의 법적, 제도적 성격에 대한 다양한 해석이 존재하고 이로 인해 수급계획에 대한 과도한 요구가 증대

- 수급계획 수립과정에서 사업자의 발전사업 추진의향을 평가 후 선별․반영함에 따라 경쟁과열 및 이행성 확보 문제 노출

- 타 계획에서 해결할 사항, 전력시장에서 해결할 사항 등 수급계획 영역 밖의 이슈가 수급계획으로 집중되는 현상 발생

□ 연구의 목표

◦전력수급기본계획의 성격재정립 및 제도개선을 방안 모색

- 기술적 측면

·발전과 송전계획 간의 정합성 확보

·원전, 신재생에너지, 온실가스 배출, 수요관리 등과 관련된 미래 불확실성 대응방향 제시

- 산업ㆍ경제적 측면

·확고한 시장경제 원칙에 근거하는 전력산업 효율성 제고

·민간부문참여 활성화를 통해 전력산업의 경쟁력 제고

- 정책적 측면

·향후 안정적 전력수급유지와 전력산업의 발전을 선도하는 중장기 계획으로서의 전력수급 기본계획의 역할 재정립

·적정 전원 믹스를 중심으로 2차 에너지기본계획과의 정합성 유지

·미래 불확실성 관리방안 모색을 통해 전력수급 안정성(security) 확보

□ 추진전략 및 체계

◦전력수급계획 성격 재정립 및 제도개선을 위해 위에서 지적된 제 문제들을 정부 에너지계획의 하나로서 정체성에 관한 문제, 공적 송전망 문제, 정책자원 문제, 미래불확실성 대응 및 실효성 확보 문제의 4대분야로 구분하고 분야별로 9개 이슈를 선정

- 주요 주제 선정 시 세부 고려 사안

·제기된 이슈의 수급계획 업무범위 해당여부 및 대외 지적사항의 적정  성 검토

·대외이슈를 바탕으로 수급계획 제도개선을 위한 핵심과제 도출

·수급계획에 대한 법적, 제도적 성격 재정립

·수급계획과 타 계획의 정합성, 발전/송전계획의 정합성

·수급계획의 업무 Scope 및 체계/절차의 개선 (본 계획/각 년도계획    운영구조 포함)

·경쟁시장 환경에 적합한 건설의향평가 체계 개선

·원전/신재생에너지/온실가스감축량 등 정책자원의 수급계획 반영방안

·핵심과제별 해결방안 종합 및 수급계획 제도개선 관련 정책제안

·해외 수급계획 현황 조사

·연료변동성 논란 : 셰일가스 영향, 석탄가격 하락 등 미래여건

·건설의향 평가 과열 논란 : 진출입 완화로 전환 필요성, 시장체제와 정합성

·시장기반 수급제도 논란 : 설비 과잉/과소 시 대응

·시장경제원칙에 근거한 수급계획수립 체계의 확립으로 전력산업    참여자들에게 전력수급계획의 투명성·예측가능성 제고

·계획수립 여건 변화 대응: 지구온난화, 화석에너지 고갈, 비전통     에너지자원의 대두 등 적정에너지믹스 관련 여건변화에 대응하는   지속적인 기술변화 및 혁신 여건 조성

◦수급계획의 이슈 및 핵심과제에 대한 대외의 다양한 의견을 폭넓게 수렴하기 위해 관련분야 전문가로 구성된 포럼을 4회 개최하고 최종 보고회를 세미나 형태로 개최

- 1차 정책포럼: 계획의 목표·성격·법·제도적 이슈 및 개선방안 (2013년 8월13일)

1. 수급계획 목표 및 성격

2. 법·제도적 성격 및 체계와 절차

3. 시장체제에 적합한 수급계획 체계

·상기 3개 주제를 전기연구원의 이창호 박사, 법무법인 영진의 이광민 변호사, 숭실대학교의 조성봉 교수가 발표하고, 전기위원회의 오태규 위원장, 한양대학교의 윤원철 교수, 민간발전협회의 박원주 시무국장, 전력거래소의 정도영 처장이 지정토론자로 참여

- 2차 정책포럼: 송전망의 정책선도 기능확보 (2013년 10월 18일)

4. 발전/송전 계획의 정합성

5. 분산 전원 개발 방안

·상기 2개 주제를 홍익대학교의 전영환 교수와 건국대학교의 박종배 교수가 발표하고, 가천대학교의 김창섭 교수, 에너지 시민연대의 석광훈 위원, 한국전력공사의 김상준 부장, 전력거래소의 김태훈 팀장이 지정토론자로 참여

- 3차 정책포럼: 정책자원 반영 이슈 (2013년 12월 13일)

6. 원전 계획

7. 신재생에너지 계획

·상기 2개 주제를 에너지경제연구원의 노동석 박사와 이철용 박사가 발표하고, 환경정책평가연구원 한화진 박사, 녹색에너지전략연구소의 이상훈 소장, 전기연구원의 조기선 박사, 한국수력원자력의 이병국 처장, 전력거래소의 양성배 팀장이 지정토론자로 참여

- 4차 정책포럼: 미래불확실성 대응 및 실효성 확보 (2014년 2월 28일)

8. 건설이행 불확실 대응방안

9. 수요관리 이행력 관리방안 및 감시체계 구축

·상기 2개 주제를 한국개발연구원의 이수일 박사와 가천대학교의 김진호 교수가 발표하고, 한밭대학교의 조영탁교수, 건국대학교의 노재형교수, 에너지경제연구원의 이유수박사, 전기연구원의 박종진박사가 지정토론자로 참여

- 최종 세미나 : 종합 보고 및 토론 (2014년 4월 29일)

·세미나 1부에서는 4 번의 정책포럼에서 발표된 9개 이슈를 주제발표자들이 요약보고하고 2부에서 종합토론. 건국대학교의 노재형교수, 전기연구원의 조기선 박사, 한양대학교의 윤원철 교수, 에너지경제연구원의 이유수박사가 지정토론자로 참여

□ 활용방안 및 기대효과

◦포럼 토의결과를 바탕으로 전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선 방안 마련 및 정책건의

- 7차 전력수급기본계획 수립 시 본 연구에서 도출된 개선방안 적용

본 연구의 진행에 따른 중간 결과물 중 단기적 수용이 가능한 제안들은 7차 계획수립에 기 반영되고 있는 것도 있으나 정부주도의 계획수립 체제 변경과 같은 제도개선 방안은 현실적으로 7차 수급계획이 현재 정부주도로 진행되고 있는 실정을 고려할 때 장기적 개선방안으로 구분해서 제안

◦정책포럼에 발표된 내용을 별도의 이슈페이퍼 형태로 출간

Ⅱ. 에너지 자원 분야의 국내외 여건변화와 정책방향

Ⅱ. 에너지 자원 분야의 국내외 여건변화와 정책방향

1. 해외 에너지 여건 동향 및 전망

□ (석유) 유가는 100달러/배럴(Brent) 수준을 유지중이며, 북미지역 공급 확대와 중국경제성장률 둔화에도 불구하고 세계 전체의 석유수요는 지속적 상승할 것으로 전망함.

◦(수요) 고유가가 지속되고 가스로의 전환 장려에도 불구, 세계 석유 수요는 증가 중

- 세계 석유 수요는 2011년 최저점 기록 이후 2012년 1.1mb/d를 초과, 2013년 1.2mb/d 이상 상승, 올해 1.3mb/d를 초과할 것으로 전망

- 중국은 낮은 성장으로 수요량이 낮은 상태이지만, OECD국가의 수요는 2월에 전년대비 1.3% 상승했으며 미국에서 특히 증가

◦(공급) 非OPEC국가들의 공급증가율이 높아지고, OPEC 국가들의 생산량이 작년에 비해 약 1mb/d 하락했음에도 불구하고 OPEC 의존도는 높으며 생산량 증대 필요

- 非OPEC 국가의 공급 증가율은 높아 2014년 평균 1.5mb/d로 전망되며 미국의 타이트오일 생산이 중요한 역할

□ (가스) 우크라이나사태로 인해 유럽 국가들의 가스 수입에 차질이 생길 것으로 예상되며, 가격이 높아질 것으로 우려

◦우크라이나를 통한 러시아에서 EU 국가들로의 가스 수출은 타격을 받을 것으로 전망되며, 아시아측으로 가스수출 또한 영향을 받아 가스 가격이 높아질 것으로 예측

◦유럽에서의 셰일가스는 당장 현실화되기는 어려울 것으로 기대대며, 지속적으로 개발하기 위해서는 정책적 노력이 필요

◦장기적으로 가스 가격이 상승하는 것을 방지하기 위해 풍력, 태양광 에너지 등의 신재생에너지로의 에너지원 전환을 통해 에너지 안보를 확보할 필요

◦(폴란드) EU에서 에너지 안보를 위해 수입원 다각화, 에너지효율, 협상역량 강화가필요하며 에너지연합(Energy Union) 구축을 통한 유럽의 에너지안보 역량 강화를 제안

□ (신재생에너지) 신재생발전부문의 긍정적인 성장률(’13~’20년 45%로 예상) 전망으로 투자 활성화 기대, 난방 부문의 신재생 에너지 사용 제고를 위한 정책적 제언

◦(투자) 생산비 하락은 태양광 발전을 강화시키는 동시에 신재생발전의 예상 증가율은 중장기적 기간 동안 강력한 투자수요 창출을 야기할 것으로 전망

- 미국과 EU의 정책불확실성과 브라질의 어려운 경제상황으로 세계 수송용 바이오 연료생산은 불투명한 전망

◦(난방 부문) 신재생 에너지 사용률을 높이기 위해 경제적 비경제적 장벽 극복할 필요

- 에너지 안보를 위해 설계된 포트폴리오 내에 난방용 신재생 에너지 사용을 포함시키는 방안

- 100여개 국가들의 신재생 전력 권장 정책 중 40개의 국가만이 신재생 난방 보급 지원정책을 보유

◦(에너지안보) 에너지 믹스에서 신재생 에너지 비율은 증가하고 있으며, 발전·수송·난방 부문의 신재생비율을 높임으로써 장기적 에너지 안보를 확보하기 위한 노력 필요

□ IEA 에너지 기술 전망 2014(Energy Technology Perspectives 2014: ETP 2014)

◦향후 40년간 에너지 정책과 기술 발전이 에너지 부문의 변화를 위한 수단을 제공하기보다는 변화를 주도하는 동력이 되고 있음을 보여주고 있음. 에너지 기술 개발, 시장 그리고 여러 에너지 관련 이슈들은 전세계 에너지 시스템에 영향을 미치는만큼 그 중요성이 커지고 있음. 이들은 에너지 안보, 비용 그리고 환경적인 영향을 다루는데 주요한 요인이 되고 있을 뿐만 아니라 증가하는 에너지 수요를 시급히 충족하기 위한 에너지 정책의 역할이 중요하며 에너지 공급 및 최종수요 부문을 획기적으로 바꾸려면 근본적인 조치가 필요함.

◦ETP 2014 에서는 미래 에너지 시스템에서 전력의 중요성이 더욱 커질 것이라는 전제 하에 발전, 배전 그리고 최종 소비자의 전력 소비 충족을 위한 지속가능한 방안을 모색

- 2050년 에너지 미래에 대한 세 가지 시나리오를 분석

·6°C 시나리오(6DS): 세계가 재앙에 가까운 결말로 치닫는 시나리오

·4°C 시나리오(4DS): 탄소 배출을 줄이고 에너지 효율을 증대하려는 각국의 노력이 반영된 시나리오

·2°C 시나리오(2DS): 온실가스 및 이산화탄소(CO2) 배출이 감소하는 지속가능한 에너지 시스템으로의 전환 시나리오

◦청정 에너지 성과 추적(Tracking Clean Energy Progress)에서는 에너지 현황 및 최근 동향을 다루며 주요 저탄소 에너지 기술들의 발전 여부에 대해 검토. 한 마디로 ETP 2014에서는 장기 에너지 정책 목표의 토대 구축을 위해 중단기적으로 꼭 필요하면서도 달성 가능한 조치에는 어떤 것들이 있는지를 폭넓게 살펴보며, 이 과정에서 에너지 부문 주체, 정책 입안자, 업계가 어떤 역할을 해야 할지 분명히 제시

◦전세계 에너지 동향을 보면 에너지 수요와 경제성장과의 관계가 탈동조화 (decoupling)되고 있으며 이와 동시에 병목현상과 불확실성이 나타나고 있음.

◦ETP 2014의 2DS 시나리오는 전세계 인구 및 경제 성장이 에너지 수요, 특히 석유 수요와도 탈동조화 현상이 일어나고 있음을 보여줌. 6DS 시나리오에 따르면, 최근 추세가 2050년까지 지속된다고 보고, 전세계 에너지 수요가 2011년 수준에 비해 70%, 탄소배출은 60% 이상 증가할 것으로 전망. 반면 2DS 시나리오에서는 인구 및 GDP 증가율이 동일하다고 가정할 경우 여러 혁신적인 방안의 도입으로 인해 에너지 효율이 크게 향상됨에 따라 에너지 수요가 25% 정도 증가함에도 탄소배출은 50% 이상 감소할 전망. 또한 6DS에서는 석유가 여전히 가장 중요한 1차 에너지원으로 수요가 45% 증가하는 반면, 2DS 시나리오에서는 도입된 정책 및 기술의 영향으로 석유 수요가 30% 감소한다는 점이 6DS와 2DS 간의 가장 큰 차이점임.

◦태양에너지, 수력에너지, 그리고 육상 풍력에너지 분야는 현재 순항 중이지만, 다른 청정 에너지 개발은 복잡한 양상을 보임. 청정 에너지 기술에 대한 긍정적인 투자 전망에는 반드시 확실한 정책이 뒷받침되어야 함. 육상 풍력 및 태양광(PV) 발전 단가는 2013년에 지속적으로 하락. 다만 과거 몇 년 동안에 비해서는 그 하락 속도가 둔화되었음. 육상 풍력 및 태양광의 가격 경쟁력은 일부 국가에서 개선되었으며 이는 혁신적인 시장 구조 설계에 일부 기인하고 있음. 한편 태양열발전소(concentrating solar power plant, CSP)는 유연한 시장 구조를 갖추고 있음에도 불구하고, 비용 하락이 둔화되면서 보급 역시 둔화되는 모습을 보이고 있음. 전세계 원자력 발전설비용량은 현재 정체 상태에 있음. 이는 신규 원자로 증설이 있을지라도 OECD 국가 내에서 노화되거나 수익성이 없는 원전의 사용이 중단되었기 때문임. 더욱이 2050년 2DS 시나리오 목표치에서 2025년 전세계 원전의 설비용량은 필요 용량보다 5~24% 낮게 전망되고 있어 원전에 대한 불확실성도 커짐을 보여주고 있음.

◦개도국들은 저탄소 에너지 기술 보급의 목표를 상향 조정하고 관련 기술 보급에서 선두주자로 나서고 있음. 개도국들의 성과는 유럽 및 미국의 신재생 에너지원 성장세 둔화 및 변동을 상쇄하고도 남을 수준임. 특히 아시아 지역은 2013년 전세계에 신규 설치된 태양광 발전용량 중 절반 이상을 차지했음. 중국은 도시의 대기질을 개선하기 위해 운송 부문의 청정 에너지 사용을 강력한 조치를 통하여 권장하고 있으며, 그 일환으로 전기 2륜차가 1억 5천만 대 가량 보급되었고 전기 버스의 보급률 또한 매우 높아졌음. 전세계적으로는 하이브리드 전기차 및 전기차(EV) 판매가 2013년 새로운 기록을 세웠으나 2DS 시나리오의 목표를 달성하기에는 여전히 부족한 수준임.

◦석탄 사용이 계속 증가함에 따라 최근 신재생 에너지원 보급을 통한 탄소 배출 저감 성과가 상쇄되고 있음. 이는 석탄 발전소의 효율성을 개선하고 탄소 포집 및 저장(CCS)을 확대해야 할 필요성을 강조하고 있음. 2010년 이래 석탄 발전량 증가는 다른 모든 화석 연료들을 합친 것보다도 높았으며, 이러한 추세는 20년 동안 계속되고 있음. 지난 10년 동안 신규 건설된 석탄 발전설비용량 중 60%는 준임계(subcritical) 발전소로 상업화가 가능한 석탄 발전기술 중에서도 효율성이 가장 떨어지는 발전소임. 반면 CCS는 높은 비용 및 정치적, 재정적 지원 부재로 발전속도가 느리며 향후 전망이 불투명함. 그러나 기후 관련 목적 달성을 위하여 장기적으로 비용 경쟁력을 갖춘 기술 보급이 필요하며 따라서 조만간에 CCS 관련 연구, 개발, 시연이 이루어져야 할 것임.

◦2DS 시나리오에서는 2050년까지 화석 연료 사용이 2050년까지 감소될 것이지만 1차 에너지 공급원으로서의 화석 연료 비중은 여전히 40%를 상회하여, 화석 연료가 산업, 운송, 발전 부문에서 차지하는 중요성을 강조. 개별 산업들의 공정과정에서 신재생 에너지원 활용은 해당 최종 제품의 특성과 다양한 제약에 따라 크게 좌우됨. 각 에너지원별, 공정별 탄소배출 포집을 위해서는 CCS를 사용할 필요가 있음. 운송 부문의 경우, 연료의 에너지 밀도가 높게 나타나는 특징이 있음. 전통 화석 연료를 제외하면 바이오연료와 수소만이 육로, 항공, 해상 운송 등 전력망이 연결되지 않은 장거리 운송에 적절함(배터리와 충전 관련 사항들은 도시 지역 전기차(electric mobility)를 지원하는 시스템에 더욱 적합). 2DS 시나리오에서, 2050년까지 탈탄소화된(decarbonised) 전력믹스에서 화석 연료는 전체 발전 비중의 20%(2011년에는 70%)를 차지하고 있으며 대부분 CCS와 결합되어 있음.

◦2DS 시나리오에서 에너지 효율성은 크게 개선되어 전세계 탄소 배출 저감에 가장 크게 기여하지만 장기 목표 달성을 위해서는 연관 기술 발전의 수반이 전제되어야 함. 2050년까지 6DS와 2DS 간의 탄소 배출 누적감축 기여율은 에너지 효율이 38%, 신재생 에너지원이 30%, 그리고 CCS가 14% 정도 나타나고 있으며, 연료 전환 및 원자력 에너지가 시나리오별 차이를 줄이는 것으로 나타남. 한편 2DS 시나리오에서는 최종수요는 전 부문에서 효율성이 크게 증대. 운송 부문의 경우, 전체 차량의 연비가 2050년까지 두 배 이상 개선되어, 같은 기간 도로 주행이 두 배 가량 늘어남에도 불구하고 운송 부문의 에너지 사용량은 크게 변하지 않음. 산업 부문에서는 에너지 사용량이 25% 감소하는데 이는 사용 가능한 기술 중 가장 우수한 기술들이 채택되고, 일부 재활용 자재 이용과 관련된 에너지 집약도가 낮은 공정(less-energy intensive process)이 더욱 널리 보급되기 때문임. 전세계에서 건물이 차지하는 면적(floor area)이 70% 이상 증가하게 되지만 건물의 에너지 수요는 11% 증가에 그침. 에너지 효율증대로 인해 건물의 안락함이 줄어드는 일은 없으며, 가계나 기업이 가전제품 및 전자기기 구매도 감소시킬 필요가 없음.

◦전력 보급의 확대가 전세계 에너지 시스템의 변화를 주도

- 전세계적으로 전력 수요의 증가는 다른 모든 최종 에너지소비를 추월하고 있음. 이로 인해 에너지 공급과 최종수요 모두가 크게 변화할 것으로 전망. 1970년대 이후 총에너지 수요 중 전력의 비중은 9%에서 17%를 상회하는 수준까지 증가. 세계적인 추세는 세 가지 시나리오 모두에서 전력의 비중이 25%까지 증가하는 반면, 2050년까지 전력 수요는 2DS에서 80%, 6DS에서는 130% 증가할 것으로 전망되고 있음. 그러나 수요증가율은 지역마다 다르게 나타남. OECD 국가의 경우, 수요가 평균 16% 증가하며 총전력 수요는 거의 변화를 보이지 않는 반면 비OECD 국가의 전력 수요는 300%의 증가율을 보이며 급등할 전망임. ETP 2014에서는 신재생 에너지 발전의 보급과 운송 및 건물 부문에서의 전기보급 확대를 통하여 전력공급 및 최종수요에서의 전기화(electrification)를 극대화할 수 있는 가능성도 검토하고 있음.

- 전기화 확대는 중립적이지 않음. 즉, 화석 연료에 대한 의존이 줄어들고 있지 않는 최근의 추세를 완전히 뒤집어야 탈탄소화가 가능. 2DS 목표 달성을 위해서는 전력 단위당 CO2 배출량이 2050년까지 90% 감소해야 함. 1990~2011년 기간 동안 전력 관련 총 배출(electricity emission)은 75% 증가하였음. 이는 수요가 증가한 반면, GDP당 배출량(emission intensity)에는 거의 변화가 없기 때문임. 이러한 추세가 지속되면 전력 부문의 탄소 배출이 위험한 수준에 도달할 수 있음. 발전 부문에서 수입 화석 연료를 계속 사용하면 국가 에너지 안보가 위협받을 수 있으며 불안정한 연료 공급 상황에 노출됨에 따라 결과적으로는 국가 경쟁력에 영향을 미치게 됨. 2DS 시나리오에 의하면 전력 수요의 증가를 완화하기 위해서는 최종수요 부문에서의 전력 사용 효율성을 높이고, GDP당 배출량을 획기적으로 감축시키고, 연료 수입의 감소가 필요할 것으로 전망

◦전력 보급을 확대하기 위해서는 에너지 수급에 큰 변화가 요구되며, 이해관계자들의 공조 확대가 필요

- 신재생 에너지 기술 보급이 늘면서 이전과는 매우 다른 에너지 공급의 미래가 형성되기 시작했음. 2011년 전세계 전력 믹스 중 화석 에너지원이 1차 에너지의 2/3를 차지했으며 최근의 수요 증가 역시 화석 에너지원에서 비롯되고 있음. 하지만 지난 몇 년 간, 풍력 및 태양광은 두 자릿수의 성장세를 지속하면서, 2011년 전세계적으로 신재생 에너지원 비중이 20%를 차지하는 데 기여하였음. 또한 2DS 시나리오에서 2050년 신재생 에너지원 비중을 65%까지 높이는 것도 가능하다는 점을 시사. 2DS-높은 비중의 신재생 에너지원 시나리오(2DS-High Renewables Scenario: 2DS hi-Ren)에서는 2040년 태양에너지가 주요 발전원이 될 것이며, 2050년에는 전세계 발전량의 26%를 차지하게 될 것으로 전망

- 2DS 중기 시나리오에서는 다양한 신재생 에너지원과 천연가스가 가진 유연성이 상호작용을 통해 기저부하를 담당하고, 균형 잡힌 전력 생산을 가능하게 할 것으로 예상. 천연가스 발전은 신재생 에너지원의 통합을 확대하고 석탄 발전을 대체함으로써 청정에너지 시스템 전환에 도움이 되고 있음. 특정 시스템 내에서 가스 발전이 얼마나 큰 역할을 하게 되느냐는 해당 지역의 자원 부존량 및 발전 믹스에 좌우됨. 천연가스 발전을 보다 유연하게 가동하게 되면 내연발전, 개방-사이클(Open-cycle) 가스터빈, 가스터빈 복합화력 등 여러 발전 기술 간의 경쟁을 유발할 수 있으며 연료 전지의 사용 역시 가능할 수 있음. 신재생 에너지 발전을 적극적으로 보급하고자 하는 지역의 경우, 부분부하 효율성, 램프비율(ramp ratio), 가동중단 비율, 기동 횟수 등의 개념들이 전부하(full-load) 효율성보다 더욱 큰 의미를 지님. 한편 석탄과 천연가스간의 경쟁은 기술발전보다는 CO2 배출 및 연료 가격의 경제성에 크게 좌우됨. 석탄과 CO2 가격이 낮을 경우, 석탄 발전소는 감소하지 않고 유연한 가동이 충분히 가능하며, 수익성이 지속될 것임.

- CCS의 보급이 천연가스가 청정 에너지기술로 이어지는 유일한 교두보로서 간주되어야 함. 2DS 시나리오에서는 2025년 이후, 가스 발전소의 탄소 배출이 전세계 전력 믹스의 평균 탄소 집약도보다 훨씬 높게 나타날 전망으로 인해 천연가스는 저탄소 연료로서의 위상을 잃게 됨. 2DS의 목표 달성을 위해서는 기저부하를 담당하는 가스 발전소에 CCS 기술이 적용되어야 한다는 점을 인식하고 ETP 2014에서는 CCS 기술을 석탄 발전소 및 가스 발전소에 각각 적용할 경우 발생하는 비용과 편익을 비교하였음. 전체적으로 CO2 1톤(tCO2)배출당 발전 비용은 천연가스가 석탄보다 높았으나, 저배출 전력 생산 비용을 비교할 경우, 석탄보다 가스 발전이 낮은 수준을 보였음. 즉 탄소 가격이 USD 100/tCO2인 경우(천연가스 및 석탄 가격도 합리적인 수준일 때), CCS 기술을 갖춘 CCGT의 균등화발전비용(Levellised Cost Of Electricity: LCOE)이 CCS 기술을 적용하지 않은 경우보다 더 낮게 나타났으며, CCS 기술을 갖춘 초임계압 미분탄(pulverized coal) 발전비용보다도 더 적은 비용으로 추정되고 있음.

- 발전 부문의 탈탄소화를 통해 추가 투자없이도 최종 전력 수요자의 탄소 배출 감축이 가능함. 탈탄소화된 전기 사용 비중이 높아지고 있지만 이러한 이점을 아직 충분히 활용되지 못하고 있음. 이는 2DS상의 탄소 배출 관련 목표 달성에도 마찬가지이므로 전력 보급과 최종수요자의 전력 사용에 대한 다양한 이니셔티브를 통합하는 종합적 접근방식이 필요함. 발전 설비용량을 확충하고 발전 부문의 가치 사슬별 투자비용을 줄이기 위해서는 전력 소비 효율성 개선과 수요측면의 관리가 반드시 이루어져야 함.

- 히트펌프(heat pump)를 통한 전력 공급은 건물 에너지 효율성 증대와 천연가스 수요를 상당량 대체할 수 있음. 냉난방 및 냉온수 공급에 히트펌프를 사용하면 천연가스 사용을 전기로 대체할 수 있음. 2DS 건물 전기화 (2DS Electrified Buildings, 2DS-EB) 시나리오에서는 특히 유럽연합(EU) 및 중국을 대상으로 난방 및 급탕용 히트펌프의 보급 정도를 2DS보다도 확대하는 것을 고려.

- EU에서의 가스 비중은 2011년 34%였는데, 2DS 시나리오에서는 2050년까지 25%까지(2DS-EB 시나리오에서는 25% 이하) 낮아짐. 2011년 중국의 경우, 건물에서 사용되는 에너지 중 천연가스의 비중은 6% 정도였으나 2DS 시나리오에서 중국의 대규모 경제 성장과 도시화가 예상됨에 따라 건물 내 에너지 소비량이 2050년에는 24% 증가할 것으로 예상됨. 난방 및 급탕 수요도 급증함에 따라 이에 필요한 천연 가스 사용 비중이 거의 20%에 육박할 것임. 그러나 2DS-EB 시나리오에서는 히트펌프가 널리 보급되어 이러한 천연가스 수요의 증가율이 거의 나타나지 않으며, 건물용 전력 수요 변화 역시 줄어듬. 이로 인해 2DS 시나리오에서 EU에서는 천연가스 수요가 4% 정도 하락하고, 중국에서도 수요가 4% 정도 증가하는 것에 그칠 것으로 전망

- 연비 개선, 연료 전환, 자동차 신기술 등과 더불어 운송 부문의 전기 보급으로 인해 2DS 시나리오에서 운송부문의 석유 소비는 현저히 줄어들며, 전체 전력 수요 증가가 크지 않을 시나리오도 가능할 것으로 전망. 2DS 시나리오에서는 개인용 및 대중교통 운송 부문의 전기 사용이 빠르게 진행되며, 철도 화물 운송에서의 전기 사용 역시 증대될 것임. 2DS 시나리오의 ‘운송부문 전기화(2DS- Electrified Transport(ET))’ 버전은 이를 위해 2050년까지 대형 수송 차량에 전기 공급을 위해 필요한 인프라를 구축하고, 비슷한 수준의 운송 활동에 필요한 석유 수요를 현재보다 5% 감축하는 방안을 제시하고 있음. 운송 부문은 석유 의존도가 상당히 높기 때문에 전기 보급이 점진적으로 진행된다면 상당한 양의 석유를 절감할 수 있음. 즉, 2DS 시나리오에서 2050년 운송 부문의 총에너지 수요 중 전력의 비중은 고작 11%에 불과하지만 이로 인해 50% 정도의 운송 효율성 개선 효과가 나타남. 다만 전력 보급이 공격적으로 확대되더라도 운송 부문의 전력 수요는 15%를 하회하는 수준을 유지할 것임.

◦“시스템 사고(systems thinking)” 프레임워크를 통해 부문 간 통합을 최적화

- 발전, 송전 및 배전(T&D), 그리고 소비 단계별 어떠한 기술을 어떻게 사용하는지가 통합된 전력 시스템의 비용 효율성을 개선하는 데 핵심적인 역할을 할 것임. 에너지 공동체는 장기간에 걸쳐 발전, T&D, 소비 부문에서의 기술과 정책을 통합하여 보다 깨끗한 에너지를 사용하고 시스템을 탄력적으로 구축해야 할 필요성이 있음을 인지해왔음. 따라서 적절한 비용을 들여 효율적이고 안정적이며 유연한 운영이 가능하게끔 시스템을 구축해야 할 필요가 있음. 전력 시스템 투자를 최적화하고 풍력과 태양에너지가 주요 발전원인 미래 시스템을 달성하기 위해서는 ’시스템적 사고’ 개념이 특히 중요. 시스템적 사고는 모든 이해관계자들이 기존 인프라를 최적의 방식으로 이용하고 통합을 위한 연구, 개발, 시연, 보급을 수행하도록 하기 위해 필요.

- 통합된 저탄소 전력 시스템 내에서 전력 저장은 다양한 역할을 담당할 수 있음. 그러나 ETP 2014는 에너지 저장이 그 자체만으로는 혁신적인 변화를 일으킬 원동력이 될 수는 없을 것으로 봄. 특정 전력 시스템 내에서의 전력 저장 시스템의 역할은 해당 시스템의 개발 정도에 좌우됨. 양수발전(Pumped hydro storage)은 현재 구현된 에너지 저장 방식 중 99%를 차지하며 앞으로도 다양한 형태로 적용할 수 있을 것임. 비록 아직 어느 하나도 양수발전에 상응하는 용량규모로 사용되고 있지 못하지만 그 중요성은 커지고 있음. 전력 시스템에서 다양한 신재생 에너지원의 비중이 증가함에 따라 전력 저장 기술을 통해 전력 시스템에 유연성이 보다 강화될 수 있을 것임. 하지만 신재생 에너지 발전과 관련해서 저장 기술은 내부전력망 강화, 전력망연계(interconnection), 수요통합, 유연한 발전(flexible generation) 등의 다른 요인과 경쟁 관계에 놓이게 될 것임. 현재 시장구조상, 저장 기술의 보급을 막는 가장 큰 장애물은 높은 비용임. 중단기적으로는 전력 저장을 위한 주파수 조정, 부하추종(load following), 망외(off-grid) 사용 등이 가장 매력적인 구현 방식(most attractive deployment opportunities)으로 비용을 절감할 수 있을 것이나 대부분의 경우 보다 경제적인 해결책이 최대한 적용된 이후에야 본격적인 저장 기술이 구현될 수 있을 것임.

- e-mobility에 대한 전력 수요가 증가함에 따라 이를 태양광 발전 기술과 연결시키는 것이 두 기술 모두를 널리 보급하는데 도움이 될 수 있으며 태양광발전과 저장기술의 결합은 새로운 가능성을 제시함. 전기차 및 가전제품의 전력 수요 증가를 효율적으로 관리하기 위해서는 기존 인프라와 기술을 활용하고 신기술 보급을 최적화하고 통합 전력 시스템 운영이 필요. 전기차 충전을 제대로 관리하지 않으면 피크 수요가 더욱 증가하는 위험이 있음. 그러나 낮 시간과 비피크 시간대에서 충전을 하게 되면 순 부하 곡선이 평탄하게 유도되고 PV 통합(PV integration)을 용이하게 할 수 있음. 전기가 보급된 지역에서는 부하 관리, 전력망 연계, 유연한 발전 시스템 활용, 전력 저장 시스템을 활용하여 PV의 비중 확대가 가능하며, 이러한 방안들은 비용과 효율성을 두고 경쟁구도에 놓이게 될 것임. 소규모 전력 저장기술과 결합된 태양광 패널은 망외 사용에 적합하며 오지에 전력을 공급하는 것도 가능함.

◦정책, 금융, 그리고 시장이 세계 에너지 시스템의 적극적인 변화를 지원해야 함.

- ETP 2014에서는 2050년까지 2DS 시나리오에 따라 에너지 시스템을 탈탄소화하려면 미화 기준 44조 달러가 추가로 투자되어야 함. 이 투자로 인한 연료 절감 효과는 115조 달러 이상이며, 이는 비용을 상쇄하는 것을 넘어 71조 달러의 순 절감 효과로 이어질 것임. 10%의 할인율을 적용하더라도, 5조 달러 이상이 순 절감됨. 통합된 에너지 시스템의 잠재력을 발휘하고 이러한 절감 효과를 실현하기 위해서는 에너지 시스템과 시장 모두를 적극적으로 변모시킬 정책 공조가 필요함. ETP 2014에서는 투자자들이 리스크와 수익을 어떻게 측정할지를 검토하였음. 결과적으로 ETP 2014는 균등화발전비용(LCOE)과 투자자가 의존하는 순현재가치와는 연관이 없음을 보여주고 있음. 경쟁 시장이라는 틀 안에서 저탄소 발전소(신재생 에너지원, 원자력, CCS)에 투자하려면 리스크를 충분히 보상할 만큼의 수익이 보장되어야 함. 이러한 리스크는 일정 수준으로 유지되던 발전수입에 변동성이 존재하고, 탄소나 천연가스, 석탄의 가격 예측이 불가능하다는 점을 포함하고 있음.

- 현 규제와 시장 구조 변화는 에너지 시장에 새로이 진입하고 있는 청정 기술들의 발전 잠재력과 도입 경쟁력에 도움이 되기도 하는 반면, 방해가 될 수도 있음. 세계적으로 저탄소 관련 지원 투자는 발전차액지원제도(Feed-in tariff), 생산량 기반 보조금, 할당 시스템 등에 의존하고 있음. 정부는 이러한 메커니즘들이 적절하게 유지되고 있는지, 아니면 새로운 방식으로 대체될 필요가 있는지 평가가 필요함. 이러한 지원 메커니즘을 통한 규제 환경이 시장 기반 접근방식으로 전환이 이루어지면 투자자들이 리스크에 노출되는 상황이 상당히 증가하게 됨. 즉 기술 분야 투자자들이 불확실한 탄소 시장 및 도매 전력 가격이라는 리스크에 직면하게 될 가능성이 증대 될 것이며, 이를 해결하기 위해 다양한 규제가 새로이 추가될 필요가 있음. 일부 경우, 혁신적인 비즈니스 모델이 효과적인 수단이 되기도 하며 이로 인해 새로운 기술이 틈새시장으로 진입이 가능할 수 있음. 전기차의 경우, 세계 자동차 판매에서 시장점유율이 1% 미만임에도 불구하고 최근 전세계적으로 보급되고 있는 자동차공동소유(car-sharing)프로그램에서 10% 이상의 비중을 차지하고 있는데 이는 자동차공동소유 비즈니스 모델이 개인별 전기차 구매를 주저하게 하는 선불금 및 주행 거리 등에 대한 걱정을 덜어주기 때문임.

- 탄소 가격이 책정되지 않을 경우, 경쟁 시장 내에서의 저탄소 투자를 촉진하기 위하여 이를 대체할 만한 다른 정책적 수단이 필요하게 될 것임. 정부가 저탄소 투자를 촉진하기 위한 정책적 수단으로 탄소가격을 높게 책정할 가능성이 매우 높음. 하지만 이러한 가격책정에 필요한 탄소 시장이 존재하지 않는 경우, 기술 보급 혁신, 정책 실행, 투자 확대를 통하여 성과를 이끌어 낼 수 있음. ETP 2014에서는 저탄소 집약도에 중점을 두거나 운송 부문의 석유 수입 의존도가 높은 국가들의 경우, 폭넓은 전기차 보급을 통해 상당한 편익을 누릴 수 있다는 점을 보여주고 있음. 또한 LETMIX(Low-Carbon Electric Transportation Maximisation Index)는 오늘날 전세계 국가 중 27% 이상이 전기차 이용만으로 상당한 양의 CO2 저감 효과를 보고 있음을 보여주고 있음. 물론 이는 운송기술 솔루션이 특정 전기차 모드에 특화되어 있고 충분한 인프라 구축 필요를 전제로 하고 있음.

- ETP 2014는 기술이 성숙 단계에 들어서게 되면 정책, 규제, 시장이 새롭고 혁신적인 방안을 제공함으로써 기술 지원 메커니즘을 보완한다는 사실을 보여주고 있음. 스마트 그리드 기술은 전력 시장의 진화와 전력 시스템의 기술적, 효율적 운영을 위한 새로운 방안을 제공해 주고 있음. 스마트그리드를 통해 분산형 발전 확산과 수요반응(DR)이 가능해지고 있음. 도시 지역 운송 부문의 전기화는 효율적 토지사용, 걷기/자전거 타기, 이동망(networked mobility), 저탄소 전력 시스템 구축 등을 통합하는 종합계획의 일환에 중요한 역할을 담당하게 될 수 있을 것임. 그리고 이러한 통합 에너지 시스템 구축 과정에서 적용 가능한 기술의 범위가 측정 가능해지고 각 국가와 지역이 에너지 시스템 설계와 계획, 운영을 위하여 사용 가능한 솔루션의 범위가 점차 확대되고 있다는 점이 드러나게 될 것임. 글로벌 에너지 시스템 전환을 위한 시장, 규제, 그리고 정책의 변화에 이러한 기술이 중요한 역할을 담당하게 될 것임.

2. 국내 에너지 정책현황 및 제2차 에너지기본계획

□ 국내 에너지정책 현황

◦우리나라 에너지수급여건의 특징

- 에너지 소비량은 세계 10위이나, 부존자원은 매우 부족하여 에너지 수입의존도가 97%에 달하는 에너지 빈국

- 석유․가스․석탄의 소비량은 각각 세계 9위․18위․7위를 차지하나, 수입량으로 보면 각각 세계 4위․6위․3위에 해당

- OECD 국가들은 에너지 소비량이 감소 또는 정체기에 있는 반면 우리나라는 아직 지속 증가중이어서 대규모 에너지인프라 투자 필요성 상존

·2000∼2010년 에너지소비 연평균증가율: 한국(2.85%), OECD 평균    (0.21%)

- ’11년 우리나라 에너지 수입액은 1,725억$로 총 수입액의 1/3에 달하며, 이 중 석유․LNG․석탄의 수입액이 99% 이상을 차지

◦우리나라는 국토면적이 협소하고, 자연적 조건면에서 신재생에너지 잠재량

이 낮은 국가이며, 인접국과 에너지공급망(전력망, 석유가스 Pipeline)이 연

계되어 있지 않음.

- 이러한 여건을 고려하여 제1차 국가에너지기본계획(‘08년)에서 신재생, 원전의 비중을 지속 확대하고 자주개발률을 강화하는 것을 최우선 과제로 선정

□ 에너지정책 당면과제

◦에너지부문 여건변화를 감안한 합리적 에너지믹스 전략 도출

- 일본 원전사고, 셰일가스 공급 증대 등 변화된 여건을 반영한 최적 에너지믹스 도출 필요

- 각종 계획상의 에너지수요전망, 에너지믹스 등에 대한 정합성을 제고하고, 장기에너지정책 비전에 대한 통일된 메시지 전달

◦에너지수급의 안정성 및 안전성 제고

- ’11년 9.15 순환 정전사태, 원전 가동정지 등 전력수급 불안을 근본적으로 해결할 수 있는 중장기 대책 강구

- 원전의 안전성 확보를 통해 에너지정책의 기본방향에 대한 사회적 수용성 제고

- 변화된 여건을 반영하여 우리 실정에 맞는 신재생에너지 보급 목표 재설정 및 실효성 있는 정책 추진

- 적극적 수요관리를 위해 에너지가격의 시장기능 강화, 에너지절약  인센티브 강화 등을 통해 에너지저소비형 구조로의 전환 유도

□ 주요부문별 에너지정책 추진현황

◦전력수급 안정성

- (목표) 공급설비 확충 및 수요관리를 통해 적정 예비율 유지

- (평가) 예비율 하락 원인은 낮은 전기요금에 따른 전력 수요급증과 설비확    충 지연이 원인

◦수요관리와 에너지효율개선

- (목표) ’07년 대비 국가에너지 효율을 ’12년까지 11.3%, ‘30년까지 45% 개선(제4차 이용합리화계획)

- (평가) ’11년 에너지원단위는 0.255로 기준년도인 ’07년 0.247보다 오히려 악화

- 국제 금융위기의 발생으로 인한 국내 GDP 성장률 하락과 총에너지 소비 증가로 에너지원단위는 기준연도보다 상승

- 전력다소비형 제철설비 증설, 조립금속업 등 에너지 다소비산업의 생산 호조가 에너지 소비 증가에 기여

◦원자력 정책목표와 성과

- (목표) 1차 국가에너지기본계획에서는 안정적인 전력공급 기반 구축과 에너지 안보, 경제성, 온실가스 배출 저감을 위해 원전비중 확대 목표 설정

·전원구성에서 원전 설비비중을 26%(’06년)에서 최소부하수준인 41%(’30년)로, 발전량 비중을 39%에서 51%로 확대

- (평가) 전망보다 높은 전력수요 증가로 원전 발전비중은 목표에 미달, 또 후쿠시마 원전사고 이후 대국민 수용성 악화로 계속운전 및 신규건설의 불확실성 증대

·’12년 원전 설비비중 예상치는 28.0% 이었으나, 실적은 23.6%에 그침

· 고리 1호기(’17년까지 계속운전 기승인), 월성 1호기(현재 계속운전 심사 중)를 포함하여 ’35년까지 총 13기 원전(총설비용량 10,716MW)의 운영허가기간이 종료되나 계속운전에 대한 정책방향 미결정

·제6차 전력수급계획(2013.2)에서는 사업자가 신청한 ‘25~’27년 기간 중 6천MW(1500MW급 4기)의 신규원전 건설이 미확정되어 전력수급 불확실성 증대

◦신재생에너지 보급확대

- (목표) 신재생에너지 보급 확대로 환경친화적 에너지 시스템 구현 및 에너지안보 강화, ’30년까지 신재생에너지 보급률을 11%로 확대

·’11년까지 발전차액지원제도(FIT)를 통해 보급을 확대해 오고 있으며, ’12년부터 신재생에너지 공급의무화제도(RPS) 시행으로 보급률 가속화 추진

- (평가) 신재생에너지 보급은 꾸준한 증가추세를 시현하고 있으나, 목표 달성도는 미흡한 상황

◦에너지가격체계 개선

- (목표) 합리적인 에너지 가격개편으로 에너지원별 원가 반영 가격구조의 확립 및  세제 개편

·석유제품가격을 제외한 에너지원에 대한 가격규제가 지속되고 있으며 공급원가 반영이 미흡하나, 전력요금의 경우 단계적으로 원가회수율이 개선되고 있음.

- (평가) 복잡한 에너지관련 세제와 공급원가를 완전히 반영하지 못하는 전기요금으로 에너지원별 상대가격체계의 왜곡 발생

·연료비 상승 시기에 물가 등을 고려하여 에너지요금 인상 억제하여 에너지절약유인을 약화시키고 다소비구조를 고착화

·에너지가격의 소득 역진적 구조 상존. 유가 급등으로 저소득층이 많이 사용하는 석유의 가격이 상대적으로 높은 수준을 유지

·유종별로 최대 11개의 조세 또는 부과금이 부과되고 있으며, 에너지원  별 조세부담의 합리성 부족으로 에너지 상대가격 및 소비구조 왜곡 초래

◦온실가스감축

- (목표) ’20년 배출전망 대비 온실가스 30% 감축 목표를 수립(‘09.11)하고, 중장기 부문별‧업종별 온실가스 감축목표 설정(’11.7)

·‘12년부터 온실가스‧에너지 목표관리제를 시행하여 다배출․다소비 업체 관리 등 목표이행을 위한 기반 마련

- (평가) 에너지 다소비산업구조와 높은 화석연료 비중으로 인해 세계적으로 높은 수준의 온실가스 배출량과 증가율 지속

·현재의 에너지 소비패턴이 지속된다면 기존 감축목표 달성에 차질 예상

□  제2차 에너지기본계획

산업부, 제2차 에너지기본계획(2013), 참조

◦20년을 계획기간으로 5년마다 수립·시행하는 에너지 기본계획을 2014년 1월에 확정하였으며, 수요관리, 분산형전원, 환경과 안전고려, 에너지안보역량제고, 국민수용성제고를 5개 핵심추진사항으로 선정

1) 에너지기본계획 개요

◦에너지기본계획(이하 에기본)은 에너지 관련 모든 분야를 대상으로 하며, 다른 에너지 관련 계획과 체계적으로 연계하고 거시적인 관점에서 조정하는 에너지분야 최상위 계획임. 에기본은 에너지정책을 효율적, 체계적으로 운용하기 위한 기본 철학과 비전방향을 제시하며 이를 달성하기 위한 주요목표들을 함께 제시

- 에기본 수립은 저탄소녹색성장기본법 41조(이하 녹색성장기본법), 에너지법 제10조 1항을 법적근거로 하며 장래 20년간을 계획기간으로 매5년을 주기로 수립된다. 금번 에기본은 ‘08년 발표된 제1차 국가에너기기본계획 이후 두 번째이다.

에기본은 차수에 대한 일부 논란이 있다. 에너지법, 저탄소녹색성장기본법 제정 이전 2차례의 국가에너지기본계획이 수립된 바 있기 때문이다. 현재의 에기본 차수는 저탄소녹색성장기본법 제정이후의 차수이다.

- 에기본에 포함되어야 하는 주요내용은 ① 국내외 에너지 수요와 공급의 추이 및 전망, ② 에너지의 안정적 확보, 도입․공급 및 관리를 위한 대책, ③ 에너지 수요목표, 에너지원 구성, 절약 및 에너지 이용효율 향상, ④ 신재생에너지 등 환경친화적 에너지의 공급․사용을 위한 대책, ⑤ 에너지 안전관리를 위한 대책, ⑥ 기술개발, 전문인력 양성, 국제협력, 자원개발, 에너지 복지 등이며 녹색성장기본법 제41조 3항에 규정하고 있음.

- 에기본 정부안이 도출되면 에너지위원회 → 녹색성장위원회 → 국무회의의 3단계 심의 후 확정된다. 에너지위원회에 상정되기 전 이해관계자와 전문가, 관련부처, 대국민공청회를 개최하여 정부안에 대한 설명 및 의견수렴 절차를 가짐.

- 에기본과 관련된 정부 계획은 공급측 기본계획으로서 전력수급기본계획, 장기천연가스수급계획, 신재생에너지기본계획, 집단에너지기본계획 등과 수요관리 등 저탄소 기본계획으로서 에너지이용합리화기본계획, 에너지기술개발기본계획과 기후변화대응계획 등이 있음.

- 에기본이 구체적인 목표를 제시하기 보다는 정책의 비전을 담는 계획이고, 수립주기가 장기이므로 정책여건의 수시 변화에 능동적 대처는 어려움. 또한 에기본이 위에 나열된 하부계획을 지나치게 구속할 경우 오히려 개별 에너지정책의 왜곡을 가져올 수 있음. 따라서 하부계획들은 에기본의 철학과 기본원칙을 준수하는 범위에서 개별계획 수립당시의 여건변화와 계획별 특성을 고려하여 자율적으로 수립하게 됨. 그러나 개별계획 간에 그리고 에기본과 개별계획간에 정책의 정합성은 최대한 유지되어야 함.

2) 제1차 국가에너지기본계획의 평가

- 1차 국기본은“저탄소 녹색성장”을 핵심적인 정책목표로 원전과 신재생을 최대한 확대하고, 수요를 억제하여 원단위를 획기적으로 개선하는 한편, 녹색 기술개발로 신성장동력을 창출하는 것을 주요 내용으로 하고 있음. 1차 계획은 에너지 산업의 지속가능성을 모색하고, 녹색 기술을 통한 국가 신성장동력 창출이라는 새로운 패러다임하에 수립되었다고 볼 수 있음.

- 1차 국기본의 원활한 이행을 위해 녹색성장기본법의 제정, 녹색성장위원회 설치, 2020년까지 온실가스 배출을 BAU 대비 30% 감축하는 국가 온실가스 감축목표 설정 등 녹색성장을 위한 제도들이 추진되었음.

- 그러나 경제성장과 산업활동을 뒷받침하기 위한 “값싸고 안정적인 에너지의 공급”이라는 그동안의 에너지정책은 그대로 유지됨으로써 2012년 기준으로 최종에너지는 1차계획 전망치보다 3.3%가 증가했음. 특히 낮은 전기요금으로 전기에 수요가 집중되는 에너지 소비의 전기화 현상이 심화되었고, 전력수급의 균형이 무너지면서 2011년에는 순환정전이 발생하였음.

- 원활한 전력수급을 위해 발전설비는 지속적으로 확충하고 있으나 이는 온실가스 배출량 증가와 송전망 포화, 지역주민 수용성 저하 등의 문제를 초래하게 되었음.

- 1차 국기본에서는 원전의 최대한 확대(2030년 원전설비비중 41%), 신재생은 의무할당제(RPS), 그린홈 100만호 보급사업 등을 통해 2030는 신재생에너지 비중을 11%로 확대하는 것을 목표로 하였음. 원전의 경우 온실가스 감축과 경제성을 강조한 설비비중이 설정됨으로써 달성가능성이나 국민적 수용성, 전력계통여건, 안전성에 대한 종합적 고려가 미흡했다는 지적을 받았으며 결과적으로 2012년의 원전 설비비중은 당초 목표 28%에 비해 3%p.가 미달한 25%에 머무르게 되었음. 원전 설비비중의 미달 이유는 전력수요가 예상보다 빠르게 증가했고, 예정된 신규원전 준공이 지체되었기 때문임. 신재생발전 보급 촉진을 위한 RPS의 제도는 시행 2년이 경과되었으나 계획과 같이 추진되지 못하는 부진을 면치 못하고 있음. 신재생발전의 경우 지리적, 기술적 여건과 환경규제 등이 보급촉진의 장애요인으로 부각되고 있음.

- 에너지수요관리 측면에서 1차 국기본은 2030년까지 에너지원단위를 46% 개선하는 목표를 설정하였음. GDP 천불당 에너지소비량은 1차 국기본 계획수립 기준연도인 2006년의 0.347에서 2030년에는 0.185로 개선됨을 목표로 했으나 2012년까지 지난 5년간 우리나라 총에너지소비는 1차 국기본의 수요 전망치에 빠르게 증가하였음. 전망치에 비해 빠른 에너지소비는 산업부문이 주도함. 2012년 1차 국기본의 예상 산업용 에너지소비비중은 56.1%이었으나 61.4%로 5%p. 이상의 예상오차가 발생하였음.

- 에너지원별로는 전력의 예측오차가 가장 크게 발생하였음. 1차 국기본의 2030년 전력수요감축 목표치는 BAU 대비 12.4%로 설정되었으나 2012년의 전력수요는 예상 보다 9% 이상 증가했으며 그 결과 최종에너지 중 전력비중은 2007년 17.5%에 2012년 19.3%로 증가했음. 전력수요의 상대적 큰 폭 증가는 상대적으로 낮은 전기요금이 주된 이유로 다른 에너지원에서 전기로 전환된 전력소비가 급증했기 때문임. 전기요금이 상대적으로 낮아진 이유는 전기요금은 억제되어 인상율이 최소화되었지만 자유화되어 있는 석유제품 가격은 고유가의 영향으로 가격이 크게 상승되었기 때문임.

3) 제2차 에기본의 전력분야 주요내용

- 에기본 보고서에서는 자원의 비효율적 배분, 양적성장과 공급중심의 정책추진, 성과위주의 정책목표 설정 등을 현재의 에너지정책의 문제점으로 지적하고 다음의 6대 중점과제를 설정하고 있음.

① 수요관리 중심의 에너지정책 전환

② 분산형 발전시스템 구축

③ 환경보호, 안전강화, 기술 등 지속가능성 제고

④ 에너지섬 탈피를 위한 에너지 안보 강화

⑤ 원별 안정적 공급체계 구축

⑥ 국민과 함께하는 에너지 정책추진

- 제2차 에기본은 계획수립 최종단계에서 공청회, 토론회 등의 의견을 청취했던 제1차 국기본과 달리 계획수립단계에서부터 의견수렴을 중시. 워킹그룹은 산업계・시민단체・학계 등 60여명의 전문가로 총괄, 수요, 전력, 원전, 신재생분과 등 5개 그룹으로 구성되었다. 각 워킹그룹은 계획수립 과정에서 분과별로 각 10회 이상의 회의를 거쳐 주요 의제에 관해 논의하고 정부에 제출하는 권고안을 도출하였음.

- 워킹그룹에서는 “제2차 에너지기본계획 7대 중점과제”를 도출하고, 5개 워킹그룹이 작성한 분과별 보고서를 바탕으로 기본계획을 수립. 7대 중점과제는 다음과 같음.

① 에너지 가격체계 개편 : 전기–非전기間 소비왜곡 해소

② 지속가능 전원믹스 : 경제성, 수용성, 환경, 계통여건 등을 종합 고려

③ 전원시스템 분산화 : 분산형 전원 활성화, 합리적 송전망 운영

④ 수요관리 강화 : 가격, 기술, 정책 등을 활용한 전향적 수요관리

⑤ 환경정책과의 조화모색 : 부문별 온실가스 감축노력 강화

⑥ 에너지산업의 투명성․수용성 제고 : 산업생태계 개선, 적극적 갈등관리

⑦ 신성장 동력 창출 : 신재생, 스마트그리드 등 신산업 활성화

- 원전워킹그룹의 경우 경제성과 저탄소 전원 중시를 강조했던 제1차 국기본의 기조와 달리 후쿠시마 원전사고 이후 경제성외에 안전성과 수용성을 원전비중 결정의 주요요인으로 규정하고 경제성, 안전성, 수용성 등 3개 소분과를 구분하여 전문적으로 세부사항을 논의하였음.

- 최종적으로 워킹그룹이 합의한 원전의 설비비중은 22∼29%이었으며 정부에 원전비중 권고안으로 제시하였음다. 신재생에너지는 원별보급 잠재량 분석결과를 반영하여 1차 국기본과 대등한 수준인 11%를 권고하였음.

- 이후 워킹그룹 권고안은 정부계획에 반영되고 국회 산업위 공청회(‘13.11.7), 산업계 토론회(‘13.10∼11월), 관계부처 협의, 대국민공청회(‘13.12.11), 국무회의(‘14.1.14)를 통해 의견수렴 및 토론 후 확정되었음.

(1) 에너지/전력수요 전망

- 에너지수요 전망기간은 2035년이며 주요 전제로서 GDP는 연평균 2.80% 증가하여 2,101조원에 달할 것으로 전망했고 국제유가는 두바이유 기준으로 $139.8/bbl을 적용하였음. 산업구조는 에너지 다소비업종의 성장이 둔화되고 일반기계, 자동차, 반도체 등 조립금속업이 경제성장을 주도할 것으로 전망되었음.

KDI, KIET, 통계청, DOE/EIA 등 기관의 전망치가 활용되었다.

- BAU 총에너지 수요는 전망기간 중 연평균 1.3%, 최종에너지는 연평균 0.9% 증가가 예상되었음. 에너지 원단위는 ’11년 0.255(toe/백만원)에서 매년 1.4%씩 개선, ’35년 0.180 수준으로 하락하여 에너지원단위가 30% 개선되는 것으로 전망되었음. 2035년의 BAU 전력수요는 816TWh로 연평균 2.47%가 증가할 것으로 예측되었음. 제1차 국기본에 비해 2030년 전력수요는 약 30%가 높아졌음. 수요전망이 증가된 이유는 최근의 전력소비 실적이 크게 증가했기 때문임. 2012년 전력소비 실적 465TWh는 제1차 국기본의 2012년 전망치 428TWh에 비해 약 9%가 높은 실적치를 보였음.

- 수요증가의 주요인은 산업용 전력수요와 난방용 등 전환수요가 급증했기 때문임. 산업용의 증가는 2008년 발생한 금융위기 극복 과정에서 국제경쟁력을 갖춘 1차 철강, 석유･화학, 조립금속업의 설비투자와 생산활동이 증가했으며 타에너지원에서 전기로 소비가 이전되는 전환수요는 낮은 전기요금이 주원인으로 지적됨.

- 목표 전력수요는 2035년 전력수요의 15%를 감축하여 696TWh로 예측. 전력수요의 감축은 전력요금의 정상화와 수요관리 정책강화 등의 정책이 반영된 것임. 제1차 국기본의 전력수요관리는 非가격정책만을 반영했었으나 제2차 에기본에 반영된 수요관리방안은 근본적 전력수요 관리를 위한 에너지 상대가격 개선, 전원별 사회적비용의 내부비용화 추진 등을 포함하고 있음. 수요관리후 전력수요 즉 목표 전력수요의 GDP 탄성치는 BAU 전력수요 탄성치 0.9에서 0.6으로 낮아지게 됨.

<표 Ⅱ-> 전력수요 전망

(단위 : TWh)

전력수요	2010	2020	2030	2035	증가율(%)
BAU	434	610	762	816	2.5
목표수요	434	564	665	696	1.8

(2) 전원구성 여건과 전원특성

- 전력수급계획 공급측면의 발전설비를 어떻게 구성할 것인가를 모색하는  전원계획은 예측된 미래의 전력수요를 공급신뢰도 기준 등 제약조건을 충족하면서 최적의 설비 증설계획을 수립하는 것임. 계획수립자가 고려해야 하는 주요제약으로는 공급신뢰도 외에 환경, 입지, 발전소 폐지계획, 재무, 발전소 기술적 특성 등이 고려됨.

- 제약요인에 대한 고려 하에 공급측자원의 조합을 구성하고 조합된 공급대안 조합별 경제성, 환경성, 수용성 등에 대한 분석을 시행한 후 현실적 가능성과 위험을 고려하여 어떤 공급대안을 선택할 것인가를 결정. 우리나라는 부존 에너지자원이 거의 없고, 정치・지리적이유에서 이웃 국가들과의 전력의 수출입이 불가능함. 국내 에너지자급율은 4% 미만이고, 전력계통망은 고립되어 있음. 이러한 상황은 에너지안보의 중요성을 강조하게 함. 특히 특정전원에 편중하여 전원구성을 할 경우 에너지안보의 불안과 막대한 비용발생을 피할 수 없으며 전원구성이 왜곡되는 경우 적정화되기 까지 장기간이 소요된다는 것이 인식될 필요가 있음.

- 에너지수급 여건에서 기술한 바와 같이 배럴당 100불선의 고유가가 지속적으로 유지되고 있으며 장기적으로도 화석연료 가격은 하락하지 않을 전망임. 높은 화석연료 가격은 경제전반에 큰 부담으로 작용. 2012년의 에너지수입액은 1,442억 달러로 추정되며 총수입에서 차지하는 비중이 무려 30%에 달함.

- 우리나라에서 평가된 전원별 발전비용은 kWh당 원자력 42∼47원, 석탄 62∼65원, 가스 118∼125원임. 온실가스 배출 측면에서 본다면 원전, 신재생은 가동중 배출량 ‘0’이고 석탄발전은 0.8kg-CO2/kWh, 가스는 석탄의 약 44%인 0.36kg-CO2/kWh을 배출. 온실가스 배출제약이 강화되는 경우 원전과 신재생발전의 확대가 필요할 것임.

<표 Ⅱ-> 실가스 배출계수

(단위:kg-CO2/kWh)

석 탄	LNG	석 유	원 전	신재생 (IGCC, 연료전지 제외)
0.8230	0.3625	0.7018	0	0

- 대용량 저장수단이 미개발상태인 전력은 수요와 공급이 정확하게 일치해야 함. 따라서 수시로 변화하는 전력수요에 공급력을 일치시켜 계통운영의 안정성을 유지하기 위해서는 출력조절이 원활한 발전기의 보유가 필수적으로 요구됨. 원전과 석탄발전은 출력조절 능력이 상대적으로 낮은 반면 가스발전은 부하추종력이 높은 기술적 특성을 가지고 있음. 따라서 원전과 석탄은 기저부하 전원으로 LNG는 피크전원으로 적합하고 안정적 계통운영을 위해서는 각 전원의 적정한 비중이 요구됨.

- 부하율이 70% 후반대로서 세계최고 수준인 우리나라의 경우 부하와 설비구성 측면만을 고려한다면 현재의 전원구성은 기저전원의 구성비가 낮은 것으로 평가됨. 기저전원의 구성비가 부하에 맞추어 높은 상태라면 전력공급비용을 지금보다 낮출 수 있었을 것임.

- 한편 신재생발전은 필요할 때에 필요한 만큼의 발전을 하기 어려운 특성을 가지고 있음. 이러한 전원을 급전불가전원(non- dispatchable)이라 하고 발전이 불가한 경우를 대비하여 출력을 빠르게 높일 수 있는 백업전원이 필요하게 됨. 백업전원으로서는 위에서 나열된 전원 중 가스발전이 담당하게 될 것인데 신재생의 발전비중이 높아질수록 가스발전의 비중도 따라서 높아져야 계통운영에 무리가 없어지며 백업전원 만큼의 예비력이 추가적으로 필요함.

- 전원별 특성을 종합할 때 에너지안보, 경제성, 환경성, 국민 수용성 등 모든 측면에서 우월한 전원은 없음.

<표 Ⅱ-> 전원별 특성 요약

	에너지 안보	경제성	온실가스	계통 여건	수용성
우위	원전, 신재생	원전, 석탄	원전, 신재생	신재생, LNG	신재생, LNG
열위	석탄, 가스	신재생,가스	석탄	신재생, 원전, 석탄	원전, 석탄

- 신재생발전은 입지규제, 경제성 등을 고려한 자원잠재량에 근거하여 합리적 보급목표가 산정될 필요가 있음. 제2차 에기본은 제1차 국기본과 달리 태양광, 풍력 등 자연 재생에너지 중심의 구조로 전환되어 양적성장에서 질적 성장으로 전환되었음. 신재생의 목표발전량 비중은 2035년까지 15% 수준이며, 목표달성을 위해 ‘35년까지 23년간 약 8배 규모로 확대되어야 함.

- 다양한 신재생발전 전원별 발전량의 구성은 2014년 발표되는 제4차 신재생에너지기본계획과 제7차 전력수급기본계획에서 구체적으로 제시될 것임.

- 에기본 워킹그룹은 제1차 국기본 이후 전력수요, 송전계통 여건, 국민수용성 등의 변화를 감안하여 22~29%의 범위에서 원전 설비비중을 정할 것을 정부에  권고하였음. 정부는 에너지 안보강화, 전기요금 안정을 통한 경제활성화, 온실가스 감축 등 현실적 여건을 고려하면 원전비중은 적정수준으로 유지할 필요가 있으며 이러한 배경에서 원전비중을 29%로 결정하였음.

- 온실가스 배출의 경우 원전비중 22%는 29%에 비해 발전부문 온실가스를 11.5∼26.2% 더 배출하는 것으로 분석되었음.

- 목표수요 기준 2035년의 국내 총 발전설비 용량규모는 147GW로 평가되었음. 이는 계통수요와 부하율, 공급신뢰도 기준(예비율 22%)를 고려한 결과임. 2035년 원전용량은 43GW 수준으로 전망되었음. ‘23년까지 건설 중, 계획 확정 원전기수 11기를 합한 원전 34기의 원전용량이 약 36GW이므로 앞으로 건설될 단위기 용량 1.5GW 원전 기준 신규원전 건설기수는 5기 수준임. 그러나 2035년까지 최초 운영허가 기간이 만료되는 원전이 14기, 약 12GW에 달하므로 계속운전에 대한 의사결정 여부에 따라 신규원전 기수는 변동의 여지가 있음.

- 원전을 다른 전원으로 대체할 수 있는 가능성에 대해 점검한 결과 신재생은 보급잠재량의 한계와 낮은 전력피크 기여도 등으로 원전의 100% 대안이 되기는 어려운 상황이며, 원전을 화석연료로 대체할 경우에는 전기요금 인상, 온실가스 배출증가, 에너지 자립구조 악화 등의 문제점 발생. 현재의 발전비용을 전제로 추정할 경우 원전 1.5GW급 1기를 가스발전으로 대체할 경우 약 2%의 전기요금 인상요인 발생

Ⅲ. 7차 전력수급계획 성격 재정립 및 제도개선 방안

본 장은 본 과제의 본론에 해당하는 9개의 주제에 대해 정책포럼에서의 발표 및 토론 내용을 근거로 해서 정리한 내용임을 밝힌다. 9개의 주제발표내용은 이슈페이퍼 형태로 별도로 출간된다. 바쁜 일정에도 불구하고 주제발표와 토론에 참여하여 옥고 집필과 고견을 전해 주신 전문가 여러분들에게 감사를 드린다.

Ⅲ. 7차 전력수급계획 성격 재정립 및 제도개선 방안

1. 전력수급계획 목표, 범위 및 성격 재정립에 관한 논의

가. 현황 및 문제점

□ 수급계획 변화추이

◦수급계획 변화 과정은 구조개편 이전과 이후로 구분됨. 구조개편 이전은 한전이 수립하는 국가계획이었음. 구조개편 이후에 수급계획 체제로 변화되면서 과거의 장기수급계획과 차별화(정책전원 고려, 건설의향 평가 등)되는 내용이 포함됨.

◦2001년에 수급계획으로 내용이 바뀌면서 상당히 큰 전환점을 맞이했는데도 불구하고 수급계획의 기능과 역할이 애매한 상황임. 현 계획이 기본  계획인지 시행계획인지, 아니면 두 가지가 혼재되어 있는지 확실하지 않음.

◦2004년 배전분할 중단 이후 예전의 장기수급계획 방식으로 회귀하면서 정부가 수급계획을 좌지우지 하는 상황임. 한전독점체제에서 경쟁체제로의 여건변화를 수급계획이 제대로 반영하고 있는지 의문시 되고 있음.

◦전력수급계획의 기능변화

- 전력산업 구조개편 이전의 전력수급계획은 ‘장기전력수급계획’이란 이름으로 유일한 독점 공기업 형태의 전력회사였던 한국전력공사의 장기투자계획 성격을 가지고 있었음. 구조개편 이후 도매경쟁 도입을 전제로 전력수급안정 및 경쟁 활성화를 위한 수급전망 정보를 제공하는 방향으로 역할이 변경된 ‘전력수급기본계획’을 수립하고 있으며, 현재 제6차 전력수급기본계획까지 수립하였으며 2014년에는 제7차 계획을 수립하고 있음.

◦배전분할 중단 후 수급계획의 성격 변화

- 2004년 배전분할의 추진이 중단되고 발전자회사의 민영화가 지연되면서 전력수급계획의 성격이 모호해진 상황이 전개되고 있음. 당초 예상했던 도매경쟁시장 여건이 형성되지 않은 상태이고, 여전히 대부분의 발전사업자가 공기업인 상황에서 현 전력수급계획은 일정부분 과거의 ‘장기전력수급계획’ 성격을 유지하고 있는 상태로 볼 수 있음. 1차와 2차 전력수급기본계획은 가이드라인 성격을 띠고 있으며, 3차부터는 과거의 ‘장기전력수급계획’으로 회귀 경향을 보이고 있음. 특히, 제5차 계획 이후부터는 발전사업자의 건설의향이 설비소요에 비해 과다해 짐에 따라 건설의향을 평가하여 선발하는 기능이 추가되었음. 이로 인해 수급계획이 목적하는 수요예측, 전원믹스, 수급정책과 같은 본래의 기능보다는 사업자들이 발전사업의 권리를 미리 확보하는 형태로 변질됨에 따라 여러 측면에서 부작용이 지적되고 있음.

·내용과 효력 측면에서 수급계획이 전력수급 정보를 제공하는 것인지 아니면, 전력설비에 대한 인허가인지 관점에 따라 상당히 다를 수 있는 내용들이 포함되어 있어 일관성이 없어 보임.

·수급계획의 범위 측면에서 수급계획에 담을 내용이 수급전망인지 아니면 상세한 설비건설 계획인지가 불투명함.

◦설비공급의 경우 규제에서 시장으로, 사업주체는 정부/한전에서 발전사업

자 중심으로, 발전설비는 표준전원 선정방식에서 발전기술과 규모가 다양

화 되고 있음.

◦발전사업자들은 CBP 전력시장의 가격에 민감하게 반응하고 있음. 수익성

높은 전원으로 투자가 집중되고 있음. 수요관리는 정부의 시행력이 과거보

다 약해졌는데도 불구하고 목표치는 커지고 있음.

◦투자 여건도 변동되고 있음. 발전사업자의 투자 리스크 차원에서 보면 공기업에 비해 민간발전사업자들의 리스크가 상대적으로 증가하고 있음.

◦현재 전력산업은 ‘11년의 후쿠시마 사태, ’12년의 9·15 순환정전, ‘13년의 밀양 송전탑 사업 등 대·내외적으로 급변하는 시기를 맞고 있음.

<표 Ⅲ-> 수급계획의 기능 변화

구분	장기전력수급계획	전력수급기본계획
발표 시기	·1990~2000년	·2001~현재
수립 주기	·2년	·2년
계획 대상	·한국전력 (단일전기사업자)	·공공 및 민간발전사업자 -한전 발전자회사 -공사 -민간 IPP
계획 특징	·한전 중심의 설비계획 -독점체제로 공익성과 안정성 중심	·사업자 중심의 설비계획 -경쟁업체, 수익성 중시 ·사업자 건설의향 전망 종합 -사업자 건설의향서 조사 -의향서 분석 및 수급전망 분석 -기준발전설비계획 분석
계획 이행	·정부규제(공공사업의 계획) -정부의 수급정책 -단일사업자의 규제 -계획이행 보장(정부추진)	·가이드라인 성격 -강제성 없으나 정부정책 활용의 기초

◦국민이 필요로 하는 만큼 전력을 공급하는 것이 정부의 책무임. 따라서 ①

국민이 사용하는 전력이 얼마인가를 전망하고, ② 전망된 만큼의 전력을

공급하도록 하는 것이 정부의 역할임. 이러한 관점에서 전력수급기본계획

은 ‘전망’의 기능만을 수행하고 있다고 할 수 있음.

- 현재 전력설비 건설시 많은 장애가 있으며, 적어도 필요하다고 생각한 설비에 대해서는 건설되도록 도와주는 것이 정부의 역할이지만 현 시점에서는 이러한 기능과 역할이 약함.

·국토부의 국토개발계획은 세제개편 및 인프라 구축 등의 지원을 해주고 있지만 현재 전력수급계획 상에서 정부의 역할은 제한적임.

□ 에너지기본계획 등 관련 국가에너지계획과의 정합성 검토 필요

정합성개념: 예측의 입력전제가 동일한 경우 예측치 차이가 수용 가능한 수준이어야 함.

◦에너지기본계획, 에너지이용합리화계획, 신재생에너지계획, 장기가스계획 등 타 에너지계획과의 정합성 확보 필요.

- 미국, 유럽, 일본 등의 국가에서는 수요전망(outlook)의 정보만을 제공하며, 전력수요를 에너지수요와 통합하여 전망하고 있음.

- 국내에서도 중장기 수급전망, 수요관리, 전원믹스 등 국가에너지정책에 필수적인 지표들은 에너지기본계획과의 정합성 유지가 필요. 전력수요예측, 원자력발전, 신재생에너지발전, 분산전원, 전력수요관리에 대한 전망 및 목표, 석탄, 석유 및 가스 등 발전부문의 에너지수요에 대한 전망치가 에너지계획 간에 연계되어야 함.

- 수급계획에 필수적인 전기요금, 이산화탄소 등의 문제는 한 부처가 아닌 범부처 차원의 정책 조정이 필요함.

□ 전원별 수급계획의 설비용량 비교

◦원자력발전은 한전이 50%이상의 지분을 가지고 있는 독점발전사업자(한수원)가 주도하여 계획대로 건설되고 있으나, 5차 및 6차 계획에서 초기 계획대비 1~2년 완공이 지연되고 있음.

◦석탄화력발전은 지금까지 한전이 50%이상 지분을 갖는 발전사업자가 건설을 추진하고 있어서 계획대로 건설이 진행되고 있음. 2015년 이후 공기업 신규설비가 급격히 증가하며, 민간발전사업자의 석탄발전이 추가됨. 특히 신규석탄발전 설비가 동해안 지역에 밀집되어 있어 건설 및 송전 문제에 의한 전력공급의 불확실성이 높아지고 있음.

◦LNG복합발전은 민간발전사업자가 주도적으로 참여하고 있는 발전사업 분야이며, 초기계획 대비 설비완공이 지연되고 있음.

□ 발전설비부문 정책이슈

◦공급능력 확보에서 적정 규모 및 적정 전원믹스를 목표

- 경제성, 바람직한 수요패턴, 공급 안정성, 사회적 수용성 및 시장친화 을 추구하는 정책 목표 설정이 중요

◦독립계획에서 관련계획과의 통합모형으로 전환 필요

- 전력계획만 별도로 하는 것은 한계가 있음. 에너지, 환경, 연료확보 및 에너지 자급율 제고 문제들과 함께 에너지자원 시스템 차원에서 연계하여 풀어나가야 함.

◦전원구성에서는 현재 기저전원이 부족한 상황임. 지난 10여년을 비교해보

면 이용률은 올라가고 기저전원은 떨어지고 LNG의 SMP 결정률은 90%를

넘어서는 등 큰 변화가 있었음.

- 그러나 향후 2015년부터는 예비율의 대폭적인 상승으로 SMP가 급격히 하락할 것으로 전망되어 현재의 전력시장 제도가 그대로 유지될 경우, 중장기적으로 대부분의 LNG 복합 발전기들은 고정비를 회수할 수 없는 적자 경영이 예상됨.

◦현재의 산업여건을 반영한 공급적정성 기준이 필요하며, 공기업의 과다설

비 가능성에 대한 규제가 필요함.

◦건설이행 실적의 경우 LNG는 계획취소나 준공지연이 많지만, 석탄은 계획

취소나 준공지연이 적은 편인데, 그것은 사업주체가 다르기 때문임. 사업

주체가 석탄은 발전자회사이고 LNG는 주로 민가발전사업자임. 에너지속성

측면에서도 석탄발전의 불확실성이 작은 편임.

□ 수요예측의 정확성 문제

◦현재의 수요예측 오차가 매우 큼. 4차 계획의 2022년 예측치는 6차 계획의 예측치와 무려 20GW의 오차가 발생하는 등 2년 간격으로 수립되는 계획 간의 수요예측 괴리가 과다하게 크다는 지적이 있음.

◦수요예측은 Forecasting보다는 Outlook 개념으로 접근해야 함.

- 경제학의 관점에서 예측이라는 말은 지금 현재 가용한 정보를 가지고 가장 그럴듯한 추측을 하는 것임. 수요예측 시행 시에는 수없이 많은 변수가 존재함. 수요예측 시행 바로 다음날부터 변수들이 모두 변화하게 되는 것이므로 정확한 수요예측이라는 것이 불가능함.

- Outlook은 ‘전망하다’라는 의미를 갖고 있음. Forecasting의 경우 정확성의 의미를 내포하고 있지만 outlook의 개념은 정확성을 필요로 하지 않음. 즉, outlook은 전망기관마다 다를 수 있음.

- 정확한 예측은 불가능하며, 수요전망치가 주어졌을 때 시장참여자가 이를 활용하여 사업기회를 포착하고 판단하게 함으로써 시장참여자에 의해 수급조절기능이 달성되도록 자율성을 보장하는 것이 궁극적으로 불확실성에 대응하는 방법임.

□ 수요관리부문 정책이슈

◦수요관리 자원을 합리적으로 반영할 수 있어야 하며, 단순하게 정책목표를

반영하는 것은 여러 문제 초래. 면밀한 계량분석을 통해 실제로 실천가능

한 양을 반영해야 됨.

·수요관리는 목표는 계속 올라가고 있는데 근거는 없음. 단지 정부의 의지를 반영하고 있는데, 이것이 계획의 가장 큰 함정이 되고 있음. 수요관리 목표를 제대로 산정하지 않으면 전력수요의 과소예측 문제가 반복될 수 있음.

◦수급계획에서 송전계획의 중요성 확대

- 송전선 확장 등 발전소 건설의 선행조건이 충족되어야 함에도 현재의 수급계획에서는 송전계획이 부재한 실정이므로 발전계획과 송전망계획 간의 동시 최적화 등 개념정립 필요

·선진국에서는 정부주도의 전력수급계획보다는 전력망회사가 수립하는 송전망계획에 발전소 건설계획을 포함하는 것이 일반적인 형태임. 따라서 송전망 계획과 연계한 발전소 계획의 수립을 동시에 고려하는 전원계획 수립절차의 개선이 필요

- 송전망을 통한 지역간 수급 불균형 문제

·수도권 지역의 전력수요 점유율이 40% 이상(‘12년 약 3,000만kW)으로, 수요가 수도권에 과도하게 집중. 특히 발전원은 서해, 동해, 남해 등의 해안가에 주로 몰려 있어 장거리 송전에 따른 위험부담이 발생할 수밖에 없는 구조임.

·현재 수도권 등 일부지역의 발전능력 부족은, 원거리에 구축된 대단위 발전원에서의 대규모 송전으로 충당하고 있음. 이에 따라 부하에서 원거리에 위치한 신규설비가 대용량 발전소 형태로 특정 지역에 집중 건설될 경우 현재의 송전망 구성으로는 전력계통 신뢰도 확보가 현실적으로 어려우며, 사고발생 시 대규모 용량 설비가 동시 정지할 위험성을 내포

- 6차 수급계획에 대해 우려되는 부분은 수급계획은 이미 확정되었지만, 아직 송배전 계획은 미정이라는 점임. 송배전 계획은 발전설비를 위한 기본 인프라 계획이므로 수급계획과의 정합성 확보가 필요. 특정 사업의 경우 6차계획에 반영되었다 하더라도 송배전 건설이 안 될 경우 문제가 발생할 수 있음.

·실질적으로 정부는 발전사업자를 선발만 했으며, 송전선 건설을 위한 정책준비는 없었음. 차질없는 발전소 건설을 위해서는 해당 지자체 지원과 송전선 건설 시 대체부지 제공 등에 대한 정부의 지원이 필요

◦전력수급기본계획의 개념과 기능 불명확

- 정부주도의 전력수급계획 수립에 따른 자원배분의 효율성 보장 문제

·전원 구성을 위한 시나리오별 수요전망, 전원구성 정책방향, 전원설비 동향 등 기본적인 정보제공 기능이 미흡한 상황이며 발전사업자의 투자의사결정에 필요한 발전소 건설의향 등 주요 정보의 주기적 제공 기능이 아직 미흡한 수준임. 특히 전원구성은 정부가 책임소재가 불분명한 전력수급기본계획을 주도함으로써 발전부문 자원의 비효율적 배분 가능성이 우려되고 있는 실정임.

- 발전사업 진입을 위한 사업권리 확보 단계로 인식되는 부작용 초래

- 공급계획의 불확실성 확대와 공기업 위주의 발전산업 투자여건

·표준전원 설계를 바탕으로 건설되던 발전설비의 설비용량이 다양화 되었으며, 분산형, 신재생 등 공급전원이 다양화되고 있음.

·CBP시장의 고착화와 공기업 위주의 발전산업구조가 지속되고 있음.

·기존 발전사업자에게 유리한 투자 조건이 지속되는 반면 시장상황 전망이 어려운 민간발전사업자의 경우 사업의 불확실성이 증대되고 있음.

- 계획대로의 이행이 불확실한 설비의 전력수급계획 반영 문제

·현재의 전력수급계획은 공기업발전사업자의 계획과 민간발전사업자의 계획이 공존

·계획에 반영된 설비 중 건설이행 보장력이 높은 설비와 건설이행 불확실성이 높은 설비가 혼재

·신재생발전, 수요관리 및 ESS, 열병합발전 등 정부가 지원하는 정책자원의 비중 확대

·공급자원 위주의 정책에서 대규모 발전설비 입지확보와 송전망 경과지 확보의 어려움, 원전문제 등을 해결할 수 있는 수급정책으로 수요관리와 분산전원의 확대를 추진하게 됨.

·분산전원의 확대정책은 중장기 보급실적에 따라 전력수급상황과 전력시장 가격에 영향을 주게 됨.

□ 건설의향 평가의 문제점

◦민주적인 절차, 수용성의 문제로 인해 사업 평가 시 주민의 동의를 받아야 한다는 절차가 추가됨. 현재는 ‘지자체를 통한 주민 동의 획득’ 및 ‘시의회 승인’ 2가지를 동시에 충족해야 건설의향 평가 시 결정적인 도움이 됨.

◦외형적으로 보면 수용성 제고 및 지자체 주민에게 도움이 된다는 측면에서 도움이 될 것 같지만 큰 부작용이 되고 있음. 추진과정에서 지역주민의 민원 발생시키는 계기가 되고 있고, 금전적인 요구 등의 문제가 발생함. 사전에 문제가 될 수 있고 비용을 발생시키는 현 평가제도에 대한 재고가 필요

- 정부로서는 사전에 주민 수용성을 제고 했다는 책임회피성 정치적 수단

으로서의 기능은 확보

- 그러나 사전에 주민동의서 받는 것은 사전 비용을 높이는 결과만 초래

□ 시장구조 변화에 따른 불확실성 증대

◦6차 계획에서는 많은 민간 사업자가 진입하였으나 한전의 적자를 이유로 정부가 Vesting Contract, 상한가격제 등 시장구조에 인위적으로 개입하고 있어 민간사업자의 투자불확실성이 커지고 있음.

□ 기타 문제점

◦기능 및 내용측면에서 수급계획의 전력수급전망 및 자원분석기능이 미흡함. 에너지시스템 차원에서의 접근이 미흡하며 전력설비계획에만 초점이 맞춰지고 있음.

◦계획수립의 절차에서 자문위원회 역할이 제한적이고 형식적임.  위원회가 실질적으로 계획기능을 할 수 있는 여건조성이 필요함.

- 차기 계획 수립 시에는 전문가들의 지속적인 업무 수행 등을 통해 수급계획의 전문성을 확보할 수 있도록 해야 함.

- 참여하는 위원 개개인의 입장에서도 충분한 시간을 투입해서 검토하고 결과를 책임질 수 있는 여건 조성이 바람직하지만 단기간 안에는 기대할 수 없는 실정임.

- 근본적으로 정부 계획에 대해 부정적 시각을 갖는 NGO 측 위원의 문제 제기가 있을 경우 제안의 합리성보다 정치적 수용성을 목적으로 계획의 본질과 관계없는 사안들에 대해 불필요하게 많은 자원이 소모되고 있음.

나. 개선방안

□ 전력수급계획의 성격이 재정립되어야 함.

◦현재의 상세계획에서 기본계획방식으로 바꿔야 됨.

- 발전소 선정 및 상세시행계획은 불필요함.

·중장기 수요전망, 적정적원 구성, 전력계통운영, 환경 등 수급에 중요한 정책방향을 설정하는 것이 수급계획의 주된 내용이 되어야 함. 그리고 제3의 전문기관을 활용해서 Outlook 형태의 중요한 정책방향과 수급전망에 관한 정보를 제공해주는 것이 수급계획의 중요한 기능이 되어야함.

- 규제기능에서 시장기능으로 바뀌게 되면 책임소재가 불분명한 정부가 모든 권한을 갖고 계획을 수립할 의무가 없어짐.

◦1, 2차 계획은 기본 틀을 가이드라인 제시하는 성격이었는데, 그 이후 사업권 허가 성격으로 변질되면서 불확실성이 오히려 증폭되고 있음.

- 계획의 성격은, 수요전망, 송전망계획, 원전/신재생계획 등 정책자원계획만 정부가 제시하고, 나머지는 시장참여자 판단 하에 진입하도록 유도해야 하나, 현 계획은 정부가 모든 것을 결정하는 것이 문제

·Cut-off만 통과하면 사업자 자율로 진입하도록 하는 것이 필요

◦이전에 공기업으로 한전이 장기계획을 세울 때는 최소비용으로 최적화 계

획을 수립하였으나 시장체제하에서의 민간소비자 및 투자자의 입장에서

본다면 전력수급은 시장에서 결정되는 것이 최선의 방안임.

◦마치 이상적인 최적전원이 존재한다는 식으로 정부가 정하는 것은 불가능

하고 불합리함. 민간투자자와 외국 투자자가 참여하는 시장에서 소비자의

입장에서는 부담될 것이 없음. 사업자가 망할 경우에도 이는 주주의 손해

로 끝남.

◦이전에 독점적으로 한전이 계획을 수립할 경우에는 비용이 과다하게 반

영되어 전기요금에 전가될 수 있으므로 문제가 될 수 있었음. 시장체제하

에서는 오히려 공급안정성에 문제가 될 만큼 필요 예비력이 부족할 경우

에 대비해서 정부가 나서서 유인책을 세워야 함.

□ 발전사업의 이행력 확보 논쟁

◦에 대해서 좀 더 구속력이 있고 강제성이 필요하다는 관점도 있지만, 구속력을 강화하기 보다는 자연스럽게 시장에서 결정하도록 하는 것이 바람직

◦6차 수급계획이 끝난 상황이지만 일부 민간사업자에 대해서 아직도 많은 비판이 있는 것이 사실임.

- 사업권을 따내었지만 파이낸싱 문제로 어려움을 겪는 회사들이 있음.

◦하지만, 민간사업자 혹은 공기업의 경우도 사업성이 없을 경우는 당연히 사업이 연기되게 됨. 특히 이러한 사업성은 전기요금과 결부되어 있고 전기요금은 정부의 규제와 관련되어 있음.

◦실제로는 강력한 인허가 규제와 정책의 투명성 결여 때문에 전력사업을 수행하기가 어려운 실정임.

◦사업의향이 너무 많이 들어와서 과잉설비 건설이 초래할 예비력 과다 가능성 문제는 정부가 우려할 사항은 아니지만 대량의 저장이 어려운 전력수급의 특성 고려 시 과다 예비력문제가 초래할 사회적 비용을 최소화하기 위해 정부는 수급계획제도를 통해 가능한 정확한 전력수급정보를 시장 참여자들에게 공급할 필요가 있음.

◦반대로 사업의향을 제출해서 수급계획에 반영된 사업자가 공기지연 내지 사업을 취소할 경우 계획보다 낮아진 예비력 과소 문제가 발생함.

- 이 경우 구속력(이행력) 강화보다는 시장참여자의 자율성 제고를 통한 조절기능 확보가 바람직하다는 시장친화적 의견과 수급불안정 문제 극복을 위한 현 수급제도의 보완을 주장하는 의견이 대두되고 있음. 이 문제는 다음 장의 수급계획의 법적·제도적 개선방안에서 더 자세히 다루고 있음.

◦수급계획은 전력산업과 국가경제에 미치는 파급효과 상당히 크기 때문에 전력수급의 가이드라인을 제시하고 관련 투자정보를 잘 제공할 필요가 있으며, 이것이 수급계획에 담아야 할 본래의 내용임.

◦공급자 중심에서 수용가 자원을 고려하는 방향으로 정책전환이 필요함. 자

가발전, 열병합발전, 분산자원, 수요관리자원 정책이 발전설비 공급정책과

같은 비중으로 고려되어야 함.

◦결론적으로 전력수급기본계획의 개편과 기능 재정립을 통해 미래지향적,

탈규제적 전력수급 여건을 조성하는 것이 필요

□ 전력수급계획의 수립방향

◦단기 방향

- 최적의 수급계획 시나리오를 시장정보로 제공하는 것이 필요하며, 변화된 시장체제에 맞는 정보생성을 위하여 개별 사업자의 설비투자계획 및 폐지계획을 상시 수집하여 수급을 분석하는 것이 필요

·이러한 분석은 완전경쟁시장체제에서 운영된 시장정보가 아니므로 일부 왜곡될 수 있으나, 주기적이고 지속적으로 시장의 변동 상황을 반영함으로서 새로운 수급계획 형식의 정착이 가능

·지금까지의 확정적 형태의 정보제공에서 탈피하여 계획수립 시에 정한 가정들이 변할 경우 기존 수급계획에서의 변화를 분석할 수 있도록 전력수급여건변화에 관한 보다 다양한 기본 자료의 지속적 제공이 필수적으로 요구됨.

◦장기 방향

- 수급안정화를 위한 기본계획의 방향은 어느 정도 정확한 시장정보를 제공하는 가에 달려 있음.

·불충분한 시장정보는 수급상황에 대한 오판이나 담합과 같은 부정적인 시장왜곡으로 발전할 가능성이 존재. 가능한 객관적인 정보를 충분히 제공함으로서 불공정행위나 시장왜곡을 방지할 수 있을 것임.

·가장 중요한 시장정보는 전력시장가격과 소비자의 가격 반응에 대한 정보임.  전기가격이 시장수급상황을 반영하여 신축적으로 결정될 수 있어야 시장참여자의 시장신호에 대한 대응력 제고가 가능함.

□ 전력수급계획의 기능 재정립

◦수급계획의 수립 제도 자체를 변경하여, 정부는 수급계획을 통해서 수요전망, 계통건설, 수요관리 목표 등 정책자원을 확보하는 수준에서 끝내야 함. 또한, 의향서를 제출한 사업자에 대해서는 최소 요건을 갖추었는지에 대해 평가를 시행하는 것으로 끝내야 함.

- 현재의 상세계획에서 개별발전소 선정 등 상세 시행계획은 제외하는 기본계획 방식으로 전환하고, 제3의 전문기관을 활용하여 Outlook 형태로 주요 정책방향과 기본 정보를 제공하는 가이드라인 역할을 맡는 것이 바람직함.

◦향후 발전사업자의 자율적인 참여에 의해 수급이 이루어지도록 시장기능의 활성화가 필요

- 신규설비 인허가시에는 공정한 인허가를 위한 개별적 평가방안 마련이 필요하며, 전문위원회의 구성 또한 검토할 필요가 있음. 인허가 평가 시에는 전력계통운영의 적정성, 연료수급에 따른 연료별 적정비율, 사업 준비기간의 적정성, 송전계통 영향 등에 대한 분석결과를 개별적으로 세밀하게 검토해야 함.

- 수급계획은 확정된 인허가 및 이에 따른 발전설비 건설추진 현황과 관련된 정보를 제공하는 기능을 수행하는 방향으로 역할을 재정립

□ 친환경 분산형 공급체계로의 전환

◦원전, 화석연료 중심의 대규모 발전소와 대규모 원격송전으로 구성되는 기존 전력공급 패러다임을 친환경전원 및 분산전원이 적정수준을 담당하는 지속가능한 형태로 전환할 필요성이 있음.

□ 전력수요예측 및 수요관리

◦전력수요예측력 제고

- 에너지원 간 수요변동, 전력수요의 구조적 변화, 에너지 가격효과의 체계적인 반영과 현실적인 수요관리량을 반영하는 중장기 전력수요예측의 정확성 제고가 요구됨.

- 수요예측을 정확하게 해야 한다는 것이 바로 기존의 공급위주의 계획에서 나온 경직된 사고임. 이제는 수요예측을 outlook의 개념으로 해석하고 앞으로 수요예측치를 어떻게 활용해야 할 것인가에 중점을 두어야함.

·과도한 수요관리 목표를 반영하여 지나치게 낮은 목표수요를 정하고 수요를 강제로 낮추는 방식에서 벗어나 장기적으로 요금합리화 및 요금체계 다양화를 통한 소비자의 자율적 절전 유도로 전환할 필요성이 있음.

·국가 에너지모형 구축을 통한 통합 에너지-전력 통합예측시스템 및 종합적 에너지 수요관리체계 구축 필요

□ 건설의향평가제도의 개선

◦수급계획의 성격이 바뀐다면 사업자에게 상당한 재량권을 주고 앞으로 전

망에 대한 가이드라인을 제공하는 방식으로 바뀌어야 함.

◦구속력(이행력) 강화보다는 시장 참여자의 자율성 제고를 통한 조절기능 확보

◦건설의향 평가 시 수용성 제고를 위한 지자체 및 주민동의서 요구 사안은

사전비용 증대라는 부작용이 더 크므로 7차계획에서는 재검토 필요

□ 적정 공급예비율 산정

◦수급계획에서 예비율 고려 시, 우리나라의 경우 계통이 외부와 단절되어 있는 상황 고려 필요

- 우리나라와 상황이 비슷한 일본 및 호주의 경우, 예비율을 20~30%내외로 설정하고 있음.

- 우리나라의 적정 예비율에는 단절계통 운영에 따른 수급위험이 적정예비율에 반영되어야 하며, 이러한 적정예비율이 시장가격결정 메커니즘에서 보상되어야 함.

◦불확실성 설비가 미치는 예비력 변화 고려

- 불확실성 설비의 2년 지연이 중기 예비력 변화에 평균 5~7%의 영향을 주는 것으로 산정됨. 불확실성 설비를 반영한 설비계획수립이 필요

·건설지연 시에도 적정 설비예비력을 구성할 수 있는 전원 확보 필요

·정부에서는 분산전원 및 신재생에너지 전원의 확대정책을 추진하고 있음. 분산전원 및 신재생에너지 전원은 보급정책의 실현가능성 여부 관련 불확실성이 전체 전력수급에 미치는 영향이 반드시 고려되어야 함.

□ 민간발전사업자의 사업 참여 유도

◦민간의 효과적 발전사업 진입을 위해서는 수급계획 수립에 대한 공론의 장을 열어, 전력수요, 연료믹스, 송전계획, 원자력 정책, 신재생에너지 보급계획, 온실가스 감축계획, 분산형 전원 지원정책 등에 대하여 전문가 의견 및 여론을 청취하고 정부 정책에 대해 충분히 검토할 기회가 제공되어야 함.

·전력수요 예측, 발전설비의 투자 동향, 건설추진 현황, 한전의 송전망 계획 등 전원개발 정보의 상시 내지 정기적 공개를 통하여 시장참여자의 투자결정판단에 필요한 시장정보를 제공해야 하며 공론화를 거친 후 모든 수급계획 관련 정보를 반영한 건설의향서를 제출하도록 절차를 개선하는 것이 요구됨.

◦수급계획이 시장구조 변경(Vesting Contract 도입 등) 및 외부환경 변화(배출권 거래제 도입 등) 등의 정보를 제공하여 전력사업 참여자에게 정책의 투명성을 제고 시켜야 실질적인 도움을 줄 수 있음.

- 정부는 한전의 적자문제 해소를 위해 차액계약제(Vesting Contract) 등을 도입하려 하고 있으며 이로 인해 민간사업자들의 투자 유인이 감소되고 있음.

·민간발전사업자는 대부분 LNG 사업자이고 2015년 이후에는 기저발전의 증가로 인해 사업의 수익성이 현저히 감소될 것으로 전망되고 있음.

□ 기후변화협약과 연계된 전력수급계획 수립

◦지구온난화 대응을 위해 에너지절약 및 저탄소형 에너지 보급 확대 등 자발적인 온실가스 배출 감축시책 추진 필요

- 전원구성면에서 신재생에너지 전원의 비중을 확대하고, 석탄, 석유 등 화석연료 전원의 비중을 축소하는 것이 중요.

- 청정석탄기술(CCT) 및 해양에너지 등, 미래 환경기술에 대한 전망 및 실증사업을 통해 검증된 신기술 전원을 적극적으로 반영

□ 전력수급계획의 구성 및 내용 개편

◦수요예측, 설비구성 등 정책방향과 전망 중심

- 수급관련 정보를 시장에 제공하는 선진국의 사례와 같이 수급전망에 대한 상세하고 다양한 형태의 분석 정보를 제공

◦수요예측 기능의 강화

◦발전사업자의 계획은 정부가 강제로 조정할 수 없는 정보이므로 실행가능성에 대한 분석이 필수적임. 실행가능성 단계별로 공급자원의 진행 상태를 평가하여 공개하고 이들 자원의 이행에 대한 전망 시나리오의 분석이 필요

2. 전력수급기본계획에 대한 법적·제도적 고찰

가. 현황 및 문제점

□ 전력수급기본계획의 의의 및 내용

◦전력수급기본계획이란 산업통상자원부장관이 전기사업법 제25조에 따라 전력수급의 안정을 위하여 매 2년마다 전력수급의 기본방향 및 전력수급의 장기전망 등 일정한 사항에 대하여 수립하는 계획을 말하며, 정부가 전력수요전망, 수요관리목표, 적정예비율, 전원믹스, 신재생비중, 발전소 건설계획 등 정책방향을 제시하는 목표계획이며 사업자에게는 기본계획상 수급전망 및 설비계획을 바탕으로 사업을 추진하는 실행계획의 성격을 지님.

2013. 2. 22. 제6차 전력수급기본계획이 확정․발표되었다.

◦전력기본수급계획의 법적 성격

- 전력수급기본계획은 미래전망을 제공하여 사업자들의 자율적 투자에 의해 수급안정을 도모한다는 점에서, 법적으로 비구속적 행정계획임

·전력수급계획은 전력수급의 안정을 위해서 2년마다 전력수급의 기본방향과 장기전망 등에 대해서 수립하는 계획으로 그 이상도 그 이하도 아님.

- 수급계획은 1990년에 전기사업법을 개정하면서 법적근거가 마련되었는데 당시 수급계획은 이른바 구속적 계획이었는데 수급계획 자체가 구속력을 가지는 규정은 없었지만 전기사업자로 하여금 시설계획을 정부에 보고토록 하고 정부가 시설계획을 보고 장기전력수급계획과 부합하지 않을 때는 변경을 명하고, 과잉투자나 중복 발생 시 정부가 개입할 수 있는 수단이 있었음.

- 2000년도 전력산업구조개편에 따라 전기사업법이 대폭 개정되면서 시장경쟁 체제도입으로 종래와 같이 한전이 모든 부분을 독점하고 정부에 의해서 전력수급이 유지되는 것이 아니라 시장이 형성되었고 이에 따라 개별 사업자들이 미래에 대한 전망을 할 수 없기 때문에 정부가 미래에 대한 전망을 제공하고 정부가 개입은 할 수 없지만 사업자들의 적절한 투자를 유도하기 위한 의도로서 수급계획이 마련되었음.

·전력산업구조개편에 따른 장기전력수급계획체제의 유지가 곤란하게 되었다는 점과 다양한 전기사업자의 자율적 사업계획 바탕으로 시장 기능에 의하여 중장기 전력수급 안정을 도모할 필요가 있다는 점을 고려한 결과임.

□ 법·제도적 측면에서의 현 전력수급계획의 문제점

◦전력수급기본계획은 법적 성격상 유도적이고 정보제공적인 비구속적 행정계획으로서, 미래 수요가 얼마이고, 누가 건설하려고 한다는 정보를 제공하는 수준에서 수립되는 것이 법적 성격에 부합. 현 수급계획은 누가 지으라는 것까지 결정을 하다 보니까, 어떻게 보면 이것이 수급계획 변질의 가장 큰 원인을 제공했다고 판단됨.

◦사업자가 선정되더라도 사업자의 건설 이행에 관한 제도적인 장치가 없어 사업자들은 우선 계획에 반영시키는 것을 목적으로 하고 그 이후에 대해서는 책임을 지지 않는 것이 작금의 현실임.

◦수급계획은 사업자가 의향 조사에 응하지 않더라도 불이익이 없으며 수급계획에 반영이 되었다고 반드시 지켜야하느냐 하면 그렇지 않다는 점에서 임의적임.

◦전기사업자는 자기 시설계획을 신고하도록 되어 있는데 정부가 전기설비시설계획을 수급계획에 맞추도록 하고 또한 수급계획에 부합하지 않을 때는 변경을 하도록 과거로 회귀할 것이냐 하는 것도 한계가 있음. 신고 의무를 부여 받은 사람은 전기사업자인데 수급계획 반영 상태에서 허가를 받지 않은 사람은 전기사업자가 아니기 때문에 이를 강제할 수 있는 수단이 존재하지 않음. 따라서 우선 당장 사업권을 따는 방향으로 하는 것에 대해서는 견제할 수단이 거의 없음.

◦전력산업촉진법에서 수급계획에 반영된 설비에 따른 사업자는 실시계획 승인을 받으면 제반 인허가가 한꺼번에 다 의제되는 특례가 있는데 이걸 가지고 수급계획의 증표로 낼 수도 있지만, 인허가 절차를 모두 받겠다는 사업자를 방지할 법적인 수단도 없음.

◦수급계획은 전력산업구조개편의 산물인데 지나치게 이상한 방향으로 의미를 지니게 되었고 그에 따라서 그 이후에 이루어지는 발전사업허가나 전원개발실시계획에도 맞지 않는 각종 절차들이 민주적 정당성의 확보라는 이름 아래 수급계획에 잘못 반영되고 있는 상황임.

◦이렇게 된 데는 정부쪽의 책임도 있는데 수급계획이 당초 방향과는 달리 사전 허가 형태가 되어 사업권에 기업의 생존을 거는 사업자들이 나오게 되었고 그 과정에서 주민들의 동의를 요하게 하는 등 문제가 커졌음.

◦앞으로 시행령이나 하부규정이 어떻게 만들어질지 모르겠지만 2년마다전력수급계획이 그 모든 절차를 거치면서 만들어지기는 힘든 상황이 되었음.

◦현 수급계획은 정보제공 기능을 넘어 발전소 건설사업자까지 결정하는 사전허가 내지는 인허가와 같은 의미를 지니는 성격으로 변질됨.

◦지난 6차 전력수급계획과 같은 경우 수급계획에 대한 관심이 과열이라 불러도 무방할 정도로 높아져서 큰 진통을 겪었고 그 결과 전기사업법이 개정되었음.

◦계획의 이행을 규제할 법적 근거는 없으므로, 자율적이어야 함. 다만, 허가 이후에는 규제의 법적 근거를 가지고 있음.

□ 전력수급기본계획의 수립절차

◦종래 전력수급기본계획은 이를 수립하기 위하여 수급분과위원회, 설비계획소위원회 및 수요계획소위원회 등을 개최하고, 사업자들로부터 건설의향을 접수하여 평가기준을 공개하며 이를 바탕으로 전력수요 예측 및 설비계획을 수립하는 한편 건설의향 및 비용 등에 대한 평가를 실시하고, 수급분과위원회 및 공청회와 최종적으로 전력정책심의회의 심의를 거쳐 공고를 하는 절차가 이루어 졌음.

<표 Ⅲ-> 장기전력수급계획과 전력수급기본계획의 비교

항 목		장기전력수급계획	전력수급기본계획
내 용		전력수급에 관한 기본방향, 전력설비계획, 전기설비계획, 대체에너지를 이용한 전기의공급, 수요관리, 전력기술개발, 환경관리, 발전용연료의수급, 소요재원의 조달, 기타 전력 수급에 관하여 필요한 사항	전력수급의 기본방향, 전력수급의 장기전망, 전기설비 시설계획, 전력수요의 관리, 기타 전력수급에 관하여 필요한 사항
수립주기		2년이나 특별한 경우 기간 이전이라도 변경	(좌동)
계획기간		10년	(좌동)
자료제출기관		전기사업자 및 자가용전기설비의 소유자 또는 점유자	전기사업자, 한국전력거래소, 에너지관리공단, 정부출연연구기관, 기타 산업자원부장관이 정하는 기관 또는 단체
심의기관	명 칭	장기전력수급계획심의위원회	전력산업발전심의위원회
	위원자격	-재경부, 행자부, 과기부, 산자부, 환경부, 건교부2,3급 공무원중 1인 -일반전기사업자 및 발전사업자 대표 각1인 -전기사용자 대표 2인 -학식,경험이 풍부한 자 중15인	-재경부, 행자부, 산자부, 환경부, 건교부, 과기부 2,3급 공무원 중 각1인 -발전, 송전, 배전사업자 대표 각1인 -전기사용자 대표2인 -학식, 경험이 풍부한 자 중 5인
관계 중앙행정 기관의 의무		계획의 원활한 추진을 위한 시책을 강구	(규정없음)

□ 전력수급기본계획의 효과 및 법적 성격

◦현행 전기사업법상 전력수급기본계획은 어디까지나 사업자의 임의적 의향을 토대로 하며 전기사업자로 하여금 의무적으로 전기설비 시설계획 등을 신고하도록 하는 것과 구별되어 이를 강제할 수 있는 제도적 수단은 존재하지 아니할 뿐만 아니라 전기사업허가 등의 요건에 있어서도 특별한 법적 효과를 부여하지 아니하고 있음.

- 다만, 전원개발촉진법에서 전원개발사업자로 하여금 전원개발사업 실시계획을 수립하여 산업통상자원부장관의 승인을 받도록 하고, 이 경우 일정한 인허가 등을 의제하고 있으나 그 법적인 성격은 어디까지나 비구속적 행정계획에 해당한다고 할 수 있음.

◦행정계획의 의의

- 일반적으로 행정계획이란 행정주체가 장래 일정기간 내에 도달하고자 하는 목표를 설정하고, 그를 위하여 필요한 수단들을 조정하고 통합하는 작용(Planing), 또는 그 결과로 설정된 활동기준(Plan)을 의미함. 특히, 과거의 계획작용이 위험을 저지하거나 예방하기 위한 소극적인 반작용에 그쳤다면 현대국가는 경제문제·자원문제·도시문제·환경문제 등 각종의 문제해결을 위해 계획이라는 행위형식을 광범위하게 채택하고 제반 요소를 조정함으로써 이른바 ‘계획의 시대’라고 불리고 있음.

◦행정계획의 종류와 사법적 구제

- 행정계획은 계획의 ‘범위’에 따라 전체계획과 부분계획으로, 그 ‘기간’에 따라 장기계획, 중기계획 및 단기계획으로 분류하기도 하나, 현실적으로 주요한 의미를 가지는 것은 ‘법적 구속력’의 유무에 따라 대외적인 구속력을 가지는 구속적 행정계획과 행정기관의 구상 또는 행정의 지침에 불과하고 대외적으로 법적 구속력을 갖지 않는 비구속적 행정계획의 구분이라고 할 수 있음.

- 행정계획과 법률유보의 관계와 관련하여 행정계획이 반드시 법률에 근거를 가져야 하는 것은 아니지만 이를 통해 국민에 대한 권리침해적인 효과를 결부하기 위해서는 즉, 구속적 계획의 경우에는 법률의 근거가 필요하다는 점에 있어서는 이견이 없으며, 행정계획의 법적 성질과 관련하여서도 우리 대법원은 고시된 행정계획의 결정은 특정 개인의 권리 내지 법률상의 이익을 개별적이고 구체적으로 규제하는 효과를 가지는 행정청의 처분이고, 이는 행정소송의 대상이 되는 것이라고 판시한 바 있음.

◦행정계획과 재량통제

- 일반적으로 ‘계획재량’이란 행정계획의 수립과정에서 행정주체가 가지게 되는 재량권 내지 계획상의 형성의 자유를 의미하는바, 계획재량이 인정되는 경우에도 행정주체는 행정계획에 관련되는 자들의 이익을 공익과 사익 사이에서는 물론이고 공익 상호간과 사익 상호간에도 정당하게 비교 형량하여야 하는 한계가 있으며, 따라서 행정주체가 행정계획을 입안·결정함에 있어서 이익형량을 전혀 행하지 아니하거나 이익형량의 고려의 대상에 마땅히 포함시켜야 할 사항을 누락한 경우 또는 이익형량을 하였으나 정당성·객관성이 결여된 경우에는 그 행정계획결정은 재량권을 일탈·남용한 것으로서 위법하게 됨.

·이와 관련하여 행정주체는 구체적인 행정계획을 입안·결정함에 있어서 비교적 광범위한 형성의 자유를 가지는 한편, 행정주체가 가지는 이와 같은 형성의 자유는 무제한적인 것이 아니라 그 행정계획에 관련되는 자들의 이익을 공익과 사익 사이에서는 물론이고 공익 상호간과 사익 상호간에도 정당하게 비교 교량하여야 한다는 제한이 있음.

·‘행정주체가 행정계획을 입안·결정함에 있어서 이익형량을 전혀 행하지 아니하거나 이익형량의 고려 대상에 마땅히 포함시켜야 할 사항을 누락한 경우 또는 이익형량을 하였으나 정당성·객관성이 결여된 경우에는 그 행정계획결정은 재량권을 일탈·남용한 것으로서 위법하게 된다.’라고 판시한 바 있으며, 비구속적 행정계획의 경우에는 다음에서 보는 바와 같은 절차적 규제가 보다 중요한 의미를 가지게 됨.

◦행정계획에 대한 절차적 규제

- 행정계획 수립과정에 대한 주민참가 등 행정계획에 대한 절차적 규제의 필요성은 의사결정과정의 공개성 및 합의의 형성이라는 민주국가적 요청과 실효적인 권익보호라는 법치국가적 요청에서 유래하는 것으로서 비용증대와 행정절차의 지연이라고 하는 단점도 존재하지만 사후적 권리구제의 한계를 보완하고 행정의 투명성 및 예측가능성을 제고하며, 정보제공 및 설득적 기능 등을 수행하는 장점을 가지고 있는바, 이를 위하여 일반적으로 ①심의회설치, ②관계 행정기관간의 협의, ③관계 지방자치단체의 의견청취, ④주민참가(공청회, 관계인의 의견진술), ⑤계획의 공표(공고·고시·열람 등) 등의 수단을 도입하고 있음.

□ 개정 전기사업법과 전력수급기본계획

◦개정의 이유 및 주요내용

- 2013. 7. 30 법률 제11968호로 전기사업법의 일부가 개정되어 2014. 1. 31. 시행되었음.

·동법은 개정의 이유 중 하나로서 산업통상자원부장관이 전력수급기본계획을 수립하거나 변경할 경우 관계 중앙행정기관의 장과 협의한 후 공청회를 거치도록 하고, 이를 국회 소관 상임위원회에 보고하도록 하며, 발전사업을 하려는 자에게 기초조사를 실시하도록 함으로써 절차적 안정성을 꾀하는 것을 들고 있음.

·개정법의 내용을 구체적으로 살펴보면 ①전력수급기본계획을 수립하거나 변경할 때에는 관계 중앙행정기관의 장과 협의하고 공청회를 거쳐 의견을 수렴한 후 전력정책심의회의 심의를 거쳐 확정하도록 하고, ②전력수급기본계획을 수립하거나 변경하는 경우 국회 소관 상임위원회에 보고하도록 하며, ③산업통상자원부장관으로 하여금 전력수급기본계획이「저탄소 녹색성장 기본법」에 따른 온실가스 감축 국가목표에 부합되게 노력하도록 하고, ④산업통상자원부장관은 전력수급기본계획을 수립하는 경우 발전사업자에게 기초조사 등을 실시하도록 하는 것 등이 있음.

·이번 전기사업법 개정에서 공청회에 대한 규정이 신설되었지만 법적 근거는 없었으나 민주적인 절차라는 의사결정과정 차원의 의의를 위해 1차 수급계획 때부터 공청회를 개최해왔음.

□ 전력수급기본계획의 수립 및 변경

◦관계 행정기관의 장과의 협의 및 공청회

- 개정 전기사업법의 경우에도 산업통상자원부장관으로 하여금 전력수급의 안정을 위하여 ①전력수급의 기본방향에 관한 사항, ②전력수급의 장기전망에 관한 사항, ③전기설비 시설계획에 관한 사항, ④전력수요의 관리에 관한 사항, ⑤그 밖에 전력수급에 관하여 필요하다고 인정하는 사항 등을 포함하는 전력수급기본계획을 수립하도록 함.

·이와 같은 계획을 수립하거나 변경하는 경우에는 관계 중앙행정기관의 장과 협의하고 공청회를 거쳐 의견을 수렴한 후 전력정책심의회의 심의를 거쳐 이를 확정하도록 하고 있으며, 개정법은 예외적으로 기본계획 중 대통령령으로 정하는 경미한 사항을 변경하는 경우에는 이와 같은 절차를 생략할 수 있도록 규정하고 있음.

종래 공청회는 명문의 규정이 없이 임의로 실시된 것임에 반하여 개정 전기사업법은 이를 명문화하고 필수적 절차로 규정하였음.

- ‘공청회’란 행정청이 공개적인 토론을 통하여 어떠한 행정작용에 대하여 당사자등, 전문지식과 경험을 가진 사람, 그 밖의 일반인으로부터 의견을 널리 수렴하는 절차를 말하는 것으로서, 법령에서 특별히 규정하지 아니할 경우 구체적인 절차는 행정절차법 제38조 이하에서 정하는 바를 따름.

·산업통상자원부장관이 책임질 수 없는 사유로 공청회가 정상적으로 진행되지 못하는 등 대통령령으로 정하는 사유가 있는 경우에는 공청회를 개최하지 아니할 수 있으며 이 경우 대통령령으로 정하는 바에 따라 공청회에 준하는 방법으로 의견을 들을 수 있음.

◦기초조사 및 의견청취

- 한편, 개정법은 산업통상자원부장관이 기본계획을 수립하는 때에는 제2조제3호에 따른 발전사업을 하려는 자에게 해당 지역에 미치는 영향을 포함한 기초조사와 지역주민·관계전문가 등에 대한 의견청취를 실시하도록 규정하면서 구체적인 기초조사와 의견청취의 방법 및 절차에 필요한 사항은 대통령령으로 정하도록 하고 있음.

·이와 관련하여 동법 시행령 제16조의2는 전력수급기본계획에 따라 신규로 발전사업을 하려는 자가 실시하는 기초조사에 포함되어야 할 사항을 발전설비가 환경 및 주변 지역에 미치는 영향과 발전사업에 따른 지역경제 활성화 방안 등으로 정하고, 전력수급기본계획에 따라 발전사업을 하려는 자는 해당 발전사업의 개요와 기초조사의 결과 등을 지역신문 등에 게재하여 지역주민과 관계전문가 등의 의견을 듣도록 하고 있음.

- 위와 같은 기초조사 및 의견청취의 의무를 지는 자는 발전사업을 하려는 자에 한정되므로, 송전사업자나 배전사업자 등은 명문상 기초조사의 주체에서 제외됨.

·사업자의 부담을 최대한 완화하기 위해서는 기왕의 객관적 자료를 활용할 수 있도록 하고 지자체의 홈페이지 활용 등 합리적 의견청취 방안의 마련이 필요함.

·참고로 도시개발법은 도시개발사업의 시행자나 시행자가 되려는 자는 도시개발구역을 지정하거나 도시개발구역의 지정을 요청 또는 제안하려고 할 때에는 도시개발구역으로 지정될 구역의 토지, 건축물, 공작물, 주거 및 생활실태, 주택수요, 그 밖에 필요한 사항에 관하여 조사하거나 측량할 수 있도록 하면서, 이 경우 관계 행정기관, 지방자치단체, 공공기관, 정부출연기관, 그 밖의 관계 기관의 장에게 필요한 자료의 제출을 요청할 수 있도록 규정하고 있을 뿐만 아니라, 이 경우 자료 제출을 요청받은 기관의 장은 특별한 사유가 없으면 요청에 따르도록 하고 있음.

◦관계 행정기관의 장에 대한 통보 및 상임위원회 보고

- 개정 전기사업법은 산업통상자원부장관은 기본계획이 확정된 때에는 지체 없이 이를 공고하여야 할 뿐만 아니라 관계 중앙행정기관의 장에게 통보하도록 하고 있으며, 기본계획을 수립하거나 변경하는 경우 국회 소관 상임위원회에 보고하여야 한다고 규정하고 있음.

·이는 전력수급기본계획이 국가 전력수급의 기본 방향을 결정하는 주요 정책으로 볼 수 있다는 점과 국가재정운용계획, 저탄소 녹색성장 국가전략, 건축정책, 항만재개발기본계획 등 정부가 법률에 의해 수립하여야 하는 주요 정책의 경우 개별 법률에서 소관 상임위원회에 보고하도록 규정하고 있다는 점 등을 고려한 것이라고 해석되지만, 전력수급기본계획의 경우 공고가 이루어지는 점과 동 계획의 취지 및 성격과 주기 등을 고려한다면 그 필요성에 대하여는 논란의 여지가 있음.

「저탄소 녹색성장 기본법」제9조(저탄소 녹색성장 국가전략) ① 정부는 국가의 저탄소 녹색성장을 위한 정책목표·추진전략·중점추진과제 등을 포함하는 저탄소 녹색성장 국가전략(이하 "녹색성장국가전략"이라 한다)을 수립·시행하여야 한다.

제62조(국회 보고) ① 정부는 제9조제1항에 따른 녹색성장 국가전략을 수립하였을 때에는 지체없이 국회에 보고하여야 한다.

② 중앙행정기관의 장은 중앙추진계획을 수립하였을 때에는 지체없이 소관 상임위원회(또는 관련 특별위원회)에 보고하여야 하며, 그 이행결과를 다음 해 2월 말일까지 소관 상임위원회(또는 관련 특별위원회)에 보고하여야 한다.

◦온실가스감축목표 부합 및 자료제출요구

- 그 밖에도 개정 전기사업법은 산업통상자원부장관으로 하여금 기본계획이 「저탄소 녹색성장 기본법」제42조에 따른 온실가스 감축 목표에 부합하도록 노력하여야 한다고 규정하고 있으며, 기본계획의 수립을 위하여 필요한 경우에는 전기사업자, 한국전력거래소, 그 밖에 대통령령으로 정하는 관계 기관 및 단체에 관련 자료의 제출을 요구할 수 있도록 하고 있음.

·이는 제6차 기본계획에서 석탄 화력발전의 비중이 증가함에 따라 온실가스 배출이 증가될 것이 우려되고 있어 화석연료에 대한 의존도를 낮출 필요가 있다는 지적이 있다는 점을 고려하여 온실가스 감축 국가목표에 부합하는 기본계획을 수립하게 함으로써 환경을 고려한 기본계획이 수립될 수 있도록 하려는 취지로 해석되지만, 전력수급기본계획은 수급의 안정을 근본적 목표로 하는 것이라는 점과 온실가스의 감축은 개별 발전소의 가동률 및 설비효율 개선과 온실가스 감축기술의 개발을 통해 가능한 문제라는 점 등을 감안한다면 정부의 과다한 규제로 판단됨.

·자료제출과 관련하여서는 다른 국가기관 및 지방자치단체 등으로 확대하는 방안을 검토할 필요가 있을 뿐만 아니라, 정당한 사유 없는 자료제출의 거부를 금지하고 위반에 대한 제재규정을 마련할 필요가 있음.

□ 개정 전기사업법에 대한 검토

◦위와 같이 개정 전기사업법이 전력수급기본계획에 대한 절차적 통제를 강화한 것은 전력은 국민생활에 없어서는 안 될 필수적 재화이므로 전력수급기본계획은 국가전력정책의 근간이 되는 중요한 계획이라는 점과, 특히 전력산업은 발전소 및 송․변전시설 등 많은 설비가 필요한 사업이기 때문에 해당 지역주민들에게는 삶에 직접적인 영향을 주게 된다는 점 등을 고려하여, 민주적인 의사수렴을 통하여 지역주민과 전력소비자, 전력업계 등 이해관계자들의 의사가 반영될 수 있도록 함으로써 절차적 투명성을 제고하려는 정책적 의도의 결과로 해석됨.

- 그러나 개정 전기사업법은 절차적 안정성, 투명성 제고를 목적으로 지나치게 절차적 규제를 강화하여 수급계획의 행보를 어렵게 만들 우려가 있음.

·행정계획에 대해서 절차적 규제는 필요하다는 점은 인정하고 투명성이나 그런 것들을 강제하는 것들이 많이 확대되면 나중에 계획을 실행하는 과정에서 조정 및 합의도달에 도움을 줄 수도 있지만, 비용이 증대될 수 있고 절차의 지연은 피할 수 없음.

·통상 얘기되는 것이 심의회 설치, 관계기관과의 협의, 지자체 의견 청취 또는 공청회 의견 진술, 계획을 공고하고 열람하는 절차인데 이번 전기사업법에는 이 모든 것이 다 들어 있음.

- 전력수급계획이 국가에너지기본계획, 녹색성장기본법에 부합해야 하는 것은 당연하지만 환경요소가 지나치게 강조 될 경우 수급계획의 행보를 어렵게 만들 우려가 있음.

- 전력수급기본계획의 경우에는 그 성격상 비구속적 행정계획에 해당하는 것으로서 어디까지나 사업자의 자율적 의사를 바탕으로 하는 장래에 대한 예측임을 감안한다면 단순한 건설의향 제출의 단계에서 기초조사 및 의견수렴 등 전기사업허가에도 없는 절차를 요구하는 것은 전력산업에 대한 민간의 참여를 위축시키고 불필요한 갈등을 유발함으로써 수급계획 수립의 목적을 저해할 우려가 있다는 점에서 재고될 필요가 있음.

- 개정 전기사업법에 따라 발전사업자는 기초조사와 의견청취를 해야 하는데 아직 확정적인 사업허가를 받은 것도 아니고 이런 사업을 해보고자 하는 의향을 가지고 있을 뿐인데 사업계획서보다 더 많은 내용이 담기게 될 수도 있음.

·기초조사를 어느 범위 내에서 어떻게 할 것인지 그리고 관계 전문가들의 의견은 어떤 방식으로 청취할 것인지를 결정하는 문제가 있는데 수급계획의 성격이 유도적이고 정보제공적인 기능에 불과하다는 것을 감안한다면 이것이 마치 사전허가 내지는 내허가의 행정상의 확약과 같은 의미를 가지는 것은 결코 바람직하지 않음.

- 한편, 행정계획의 수립에 대한 주민참가는 결정과정의 공개성 및 합의의 형성이라는 민주적 요청과, 실효적인 권리보호라는 법치국가적 요청에서 비록된 것이지만, ①이해관계가 있는 주민이 계획과정에 직접적으로 참가하는 것은 소영역(micro), 즉 지역적으로 한정된 범위 내에서의 계획입안이나 실시단계에서 그 실현이 가능하고, 대영역(macro)에는 주민의 직접참가가 적절하지 아니하며, 따라서 예컨대 국토개발계획에 대한 주민참가는 지역이 한정된 국토계획 특히 도시계획 또는 특정부문계획에서 그 적용영역을 발견하게 된다는 점과, ② 직접적인 주민참가는 주민의 문제에 대한 관심과 참가능력을 전제로 하는 것으로서 현실적으로는 주민참가가 일부의 이익을 대변할 뿐 공익의 옹호자로서의 민주적 기능을 다하지 못할 수도 있다는 점을 감안한다면 신중한 도입 및 운영이 요구되는 사안임.

·사실 공청회는 법에도 없는 것인데 굳이 공청회를 포함시켜서 문제를 확대 시켰을 가능성이 있음. 전력에 대한 계획은 고도의 전문성과 정책적 판단의 영역인데 과연 단기간에 지역주민들의 이해와 동의하에 만들어 질 수 있는 계획 인지에 대해 부정적인 의견들도 있음.

□ 전력수급기본계획과 전략환경영향평가

◦"전략환경영향평가"란 환경에 영향을 미치는 상위계획을 수립할 때에 환경보전계획과의 부합 여부 확인 및 대안의 설정·분석 등을 통하여 환경적 측면에서 해당 계획의 적정성 및 입지의 타당성 등을 검토하여 국토의 지속가능한 발전을 도모하는 것을 지칭하며, 환경영향평가법 제16조에 규정하고 있음.

·전략환경평가는 종래 환경영향평가법제9조 및 환경영향평가법 시행령[별표 2]에 따라 ① 유통산업발전법 제5조에 따른 유통산업발전기본계획 ② 도로법 제22조제1항에 따른 도로정비 기본계획 ③ 철도건설법 제4조에 따른 국가철도망구축계획 ④ 폐기물관리법 제9조에 따른 폐기물 처리 기본계획 등의 정책계획을 대상으로 실시되고 있으나, 환경영향평가법 제9조제1항제3호가 “에너지 개발에 관한 계획”을 규정할 뿐 시행령에 구체적인 대상계획이 규정되지 않고 있어, ‘전력수급기본계획’은 전략환경평가의 대상에 포함되지 않고 있었음.

◦이와 관련하여 전력수급기본계획을 전략환경영향평가의 대상으로 하고자 하는 주장이 있으나 ① 이와 같은 전력수급기본계획은 그 일부인 전기설비 시설계획의 경우에도 어디까지나 사업자의 건설의향을 기초로 마련된 임의적 계획으로서 사업자에게 어떠한 구속력을 갖지 않는 점, ② 발전소 등의 구체적 입지 및 그 적정성에 대한 전략환경영향평가는 현행 환경영향평가법에 따라 「전원개발촉진법」 제11조에 따른 전원개발사업예정구역의 지정 단계에서 이미 충분이 이루어지고 있으므로 전력수급기본계획에 대한 전략환경영향평가는 그 실익이 없다는 점, ③ 전력수급기본계획은 에너지 안보 등을 고려한 에너지 포트폴리오의 설정 등 종합적인 요소를 감안하여 수립되는 것으로서 그 내용에 있어서도 행정주체인 산업통상자원부장관이 국토의 전 지역 또는 일부 지역을 대상으로 수립한 개발 또는 보전 계획으로 볼 수는 없다는 점 ④ 현행 전력수급기본계획의 경우에도 기본계획(안)에 대한 공청회 등을 통하여 의견수렴과 전력정책심의회의 심의 등을 거치고 있으며, 이와 같은 과정에서 환경적 요소 역시 충분히 고려될 수 있다는 점 등을 감안할 경우 전략수급기본계획을 전략환경영향평가의 대상계획으로 포함시키는 것은 적절하지 않은 조치임.

나. 개선 방안

□ 수급계획의 법적 성격 명확화

◦문제의 소재

- 전술한 바와 같이 전기사업법상 전력수급기본계획은 사업자 내지 사업에 참여하려는 자의 임의적 의향을 토대로 하는 것으로서 수급계획에 반영된  경우에도 실제로 전기사업을 하고자 하는 경우에는 전기사업법 제7조에 따라서 산업자원부장관으로부터 전기사업허가를 받아야 함.

·전기사업허가의 자격요건 내지 선결문제로서 당해 설비가 전력수급기본계획에 반영될 것을 요구하거나 이를 사업허가의 요건으로 하지 않으므로 설사 전력수급기본계획에 반영되지 않은 경우에도 얼마든지 전기사업허가를 받는 것은 가능함.

- 다만, 전원개발촉진법은 전원개발사업을 ①전원설비를 설치·개량하는 사업 또는 ②설치 중이거나 설치된 전원설비의 토지 등을 취득하거나 사용권원을 확보하는 사업으로 정의하면서, 전원개발사업은 「전기사업법」 제7조에 따라 허가를 받은 발전사업자·송전사업자 및 「방사성폐기물 관리법」 제10조에 따른 방사성폐기물 관리사업자 즉, 전원개발사업자가 시행한다고 규정하고 있음.

·특히, 동법은 "전원개발사업 실시계획"을 정부의 전력수급기본계획에 따른 전원개발사업의 실시에 관한 세부계획이라고 정의하면서, 전원개발사업자는 이 같은 실시계획을 수립하여 산업통상자원부장관의 승인을 받아야 한다고 규정하고 있으며, 전원개발사업자가 실시계획의 승인 또는 변경승인을 받았을 때에는 동법 제6조 제1항 각호가 규정하는 허가 등을 받은 것으로 의제하고 있음.

동법은 전원개발사업자가 실시계획의 승인 또는 변경승인을 받으려는 경우에는 승인 또는 변경승인을 신청하기 전에 원칙적으로 사업시행계획의 열람 및 설명회를 통하여 대상사업의 시행으로 영향을 받게 되는 지역의 주민 및 관계 전문가 등의 의견을 들어야 하고, 청취한 주민 등의 의견이 타당하다고 인정할 때에는 이를 실시계획에 반영하도록 규정하고 있음.

·이와 같이 자신의 설비가 전력수급기본계획에 반영된 발전사업자의 경우에만 실시계획을 작성, 승인받음으로써 위와 같은 의제를 받을 수 있는 것처럼 규정하고 있는바, 전력수급기본계획의 성격 및 전원개발촉진법의 입법목적을 감안하면 이와 같이 한정하는 것이 정책적으로 타당한 것인지 여부는 의문시 되며, 무엇보다도 실시계획의 승인은 법적으로 강제되는 것이 아니므로 전원개발사업자가 이를 게을리 하는 경우에도 제재할 수도 없음.

전력수급기본계획에 반영되지 아니한 사업자의 경우에는 전원개발사업 실시계획을 수립할 수 없고 따라서 그 승인에 따른 인허가의 의제 등도 받을 수 없도록 할 것인지 여부는 전원개발촉진법의 목적 및 전력수급기본계획의 법적 성격 등에 비추어 신중하게 검토되어야 할 사안임.

- 이처럼 전력수급기본계획은 전원개발사업실시계획과 연관성을 가지고 있을 뿐 적어도 전기사업허가와는 관련이 없는 것으로서 수급계획에 반영된 것을 두고 전기사업에 대한 사전허가 내지 확약으로 볼 수 없으며, 따라서 이후 산업통상자원부장관이 전기사업허가를 하지 아니하는 경우에도 신뢰보호의 원칙 위반 등의 문제는 발생하지 아니한다고 할 것임에도 불구하고, 현실적으로는 전력수급기본계획에 반영된 것이 전기사업 허가와 유사한 지위로 받아들여지는 기이한 상황이 발생하고 있음.

◦개선방안

- 이러한 문제점은 전력산업기본계획에 따른 전기사업법의 개정으로 전력수급기본계획의 법적 성격이 비구속적 행정계획으로 변경되었으며, 전기설비의 시설계획과 관련하여 사업자들의 의향을 충분히 반영할 필요가 있음에도 불구하고, 사전에 계통여건 등을 감안하여 지역별 설비상한을 설정하고 여러 가지 기준을 통하여 건설의향을 선별한 것에서 비롯된 것이라고 할 것이며, 이에 따라 탈락한 사업자들의 반발을 불러일으키고 수급계획이 전기사업허가와 유사한 지위로 인정되는 등의 상황이 발생한 것임.

- 따라서 전력수급기본계획을 수립함에 있어서 전기설비 시설계획 특히 발전설비 시설계획은 현실성 내지 구체성이 결여된 경우 등 특별한 사정이 없는 한 사업자들이 제출한 계획을 원칙적으로 반영하도록 하여야 할 것이며, 이를 바탕으로 사업자들 스스로 구체적인 투자의 시기 및 내용 등을 결정할 수 있어야 할 것임.

·물론, 사업자의 설비계획 내지 의향은 단순한 희망 내지 의사를 넘어서는 구체적이고 객관적인 것일 필요가 있으며, 이를 판단하기 위한 기준의 마련은 필요하다고 할 것임. 특히, 정당한 사유 없이 이행실적이 미흡한 사업자의 경우에는 전력수급기본계획에서 배제시키는 등의 제도를 통하여 부작용을 최소화할 수 있을 것이고, 설비계획의 이행가능성 등을 판단함에 있어서 폐지 후 건설예정인 대체설비는 수급계획에서 우선적으로 반영하는 방안을 검토할 수 있으며, 민간과 공기업 상호간의 형평성 유지 및 역차별의 방지 역시 고려될 필요가 있음.

□ 수급계획의 이행력 확보 방안

◦문제의 소재

- 전력수급기본계획의 수립목적은 전력수급의 안정에 있으며, 이를 위해서는 동 계획에 반영된 전기설비시설계획의 적기 이행이 중요함. 이는 전력수급기본계획이 비구속적 행정계획으로서 순화될 필요성이 있다는 것과는 별개의 문제로서, 현행 전기사업법에는 관련 제도가 마련되어 있지 아니하므로 이에 대한 개선방안의 마련이 필요함.

◦관련 규정

- 전기사업법 제9조는 전기사업허가를 받은 자에게 전기설비의 설치 및 사업의 개시의무를 부여하고 있으며, 이에 따라 산업통상자원부장관은 전기사업을 허가할 때 필요하다고 인정하면 전기사업별 또는 전기설비별로 구분하여 준비기간을 지정할 수 있도록 하고, 전기사업자는 산업통상자원부장관이 지정한 준비기간에 사업에 필요한 전기설비를 설치하고 사업을 시작하여야 한다고 규정

·동법 제12조 제1항 제2호는 준비기간에 전기설비의 설치 및 사업을 시작하지 아니한 경우에는 산업통상자원부장관이 그 사업허가를 취소하도록 규정하고 있을 뿐만 아니라, 제8조에서는 이와 같이 전기사업의 허가가 취소된 후 2년이 지나지 아니한 자를 전기사업허가의 결격사유의 하나로서 규정하고 있음.

이와 관련하여 현행 ‘발전사업 세부허가기준, 전기요금 산정기준, 전력량계 허용오차 및 전력계통 운영업무에 관한 고시(2014년 5월 21일, 산업통상자원부 고시 제2014 - 82호)’는 “사업준비기간”을 산업통상자원부장관(시․도지사를 포함한다)의 허가를 받은 날부터 사업개시신고하기 전날까지로 정의하면서, 산업통상자원부장관은 연료원별 적정비율 유지를 위하여 ㉠원자력 발전연료․수력 : 10년, ㉡석탄․석유 : 8년(단 중유를 제외한 기타 석유는 4년), ㉢천연가스(복합) : 6년, ㉣천연가스(기력) : 7년, ㉤신재생에너지 및 기타 연료 : 사용연료를 고려하여 10년의 범위 내에서 별도로 지정하는(신재생에너지중 태양광은 3년, 풍력은 4년) 기간 내에서 발전연료별 사업의 준비기간을 지정할 수 있으며 다만, 정당한 사유가 있다고 인정되는 경우에는 준비기간을 연장할 수 있다고 하고, 산업통상자원부장관은 제1항의 준비기간을 지정함에 있어 10년의 범위 내에서 설비용량 및 사업자가 제시하는 발전용전기설비의 설치일정을 고려하여 조정할 수 있다고 규정하고 있음.

- 이처럼 전력수급기본계획에 반영된 발전설비 등에 대하여 실제로 전기사업허가가 이루어진 경우에는 위와 같은 준비기간 제도를 통하여 그 이행성의 확보가 가능하다고 할 것이지만, 전력수급기본계획 자체에 대하여는 특별한 이행성 확보수단이 마련되어 있지 않고 있음.

·이행성은 건설의향의 평가요소로서 고려되고 있는 상황임. 예컨대 부지여건에 대한 평가기준의 경우에도 그 확보수준, 확보가능성, 활용가능성, 부지적정성을 고려하여 평가하고, 활용가능성의 경우에도 이 역시 이행가능성을 고려하여 평가하고 있으므로, 이와 관련하여 전기사업 허가 이전에 그 이행성을 확보할 수 있는 방안의 마련이 요구되고 있음.

◦이행력 확보방안

- 전력수급기본계획의 이행력 확보를 위해서는 우리 헌법이 규정하는 법치주의 원칙 내지 법치행정의 원리에 비추어 볼 때 당연히 법령 또는 계약 등을 통해 이에 대한 근거를 마련할 필요가 있음.

·이와 같은 경우에도 이른바 헌법 제37조 제2항의 비례의 원칙 내지 과잉금지의 원칙을 준수하여야 하고, 그 밖에 평등의 원칙이나 명확성의 원칙 등에 따라야 할 것임.

·구체적인 이행력 확보의 수단과 관련하여 행정형벌이나 행정질서벌의 도입을 고려해 볼 수 있으나, 비구속적 행정계획임을 감안하면 적절한 것으로 볼 수는 없으며, 과징금의 경우에도 과징금이 본래 행정법규의 위반이나 행정법상의 의무위반으로 인하여 경제적 이익을 얻게 되는 경우에 그 경제적 이익을 박탈하기 위하여 행정청이 부과하는 경제적 제재임을 감안한다면 전력수급기본계획 불이행에 대한 제재수단이 될 수는 없다고 판단됨.

- 한편, 현재 전력수급기본계획의 수립주기는 2년인 반면에 ‘건설의향제출

- 수급계획 반영 - 사업허가 - 사업개시’까지의 과정은 이보다 오랜 시간이 소요되는 것이 일반적이라는 것을 감안하면 해당 전기사업설비계획의 이행가능성 여부는 매 수급계획수립의 과정에서 주기적으로 재검토되는 것이 합리적이고 수급계획수립의 목적에 부합되므로, 전기사업법을 개정하여 수급계획에 반영된 전기설비의 경우에는 추진상황을 주기적으로 보고토록 하고 정당한 이유 없는 지연의 경우에는 계획변경을 통하여 제외시키거나 다음 계획 수립 시 이를 감점요소로 반영하는 방안도입을 고려할 수 있음.

- 행정지도란 행정기관이 그 소관 사무의 범위에서 일정한  행정목적을 실현하기 위하여 특정인에게 일정한 행위를 하거나 하지 아니하도록 지도, 권고, 조언 등을 하는 행정작용을 말하는바, 전력수급기본계획의 이행성 확보를 위하여 이를 적극 활용할 필요가 있으며, 부당결부금지의 원칙이란 행정주체가 행정작용을 함에 있어서 상대방에게 이와 실질적인 관련이 없는 의무를 부과하거나 그 이행을 강제하여서는 아니 된다는 원칙을 말하는데, 수급계획의 이행성 확보를 위하여 수익적 행위를 제한하거나 불이익을 가할 경우에는 이와 같은 원칙이 위반되지 아니하도록 충분히 고려되어야 할 것임.

□ 기타 법·제도적 개선방안

◦전력수급기본계획의 수립 주기와 관련하여 현행 전기사업법 시행령 제15조 제1항은 2년 단위로 수립하도록 되어 있음.

- 강화된 수립절차 및 현실적 제약요소를 감안하면 그 주기의 적정성 여부에 대한 재고가 필요

◦전력수급의 안정에 있어서 송배전설비의 확충 및 적기준공이 중요하다는 점을 고려할 때 해당 설비계획에 대한 규범적 기준이 마련되어야 함.

◦그 밖에도 전력수급기본계획에 대한 국민적 관심이 높은 상황에서 계획수립의 효율성과 투명성이 조화될 수 있도록 하여야 할 것이며, 분산형전원의 활성화 등 정책적 목표와 전력기술 및 사업환경의 변화가 적절히 반영될 수 있도록 하는 한편, 충분한 정보제공을 통하여 전력산업에 대한 바람직한 규모의 투자가 유도될 수 있어야 할 것임.

지난 1월 수립된 2차 에너지기본계획을 보면 2035년 발전량의 15% 이상을 분산형 전원을 통해 공급키로 하고, 구체적인 세부방안은 7차 전력수급계획에서 결정하는 것으로 되어 있음.

◦전력수급기본계획의 쟁송법적 문제로서, 정부가 자초한바가 크다고 보지만, 탈락한 업체들이 소송을 제기할 가능성이 있다는 주장이 있는데 행정소송법은 처분에 대해서만 가능하고 처분이라는 것은 구속력을 가지고 있어야 하고 권리나 법적이익의 직접적인 변동이 있어야 하는데 전력수급계획은 처분의 대상이 될 수 없다고 판단됨.

·확실성이 부족하다는 이유로 수급계획에 반영이 안 되었다고 할 때 사업자들이 원고 적격을 가지는 것도 어렵다고 보여 지며 해당 지역 주민들이 소송을 제기하는 것도 어렵다고 봄.

·행정계획은 계획재량이 있기 때문에 법원이 개입하는 것은 한계가 있고 사정판결 같은 제도들도 있으므로 수급계획을 법적으로 이슈화하는 것에 대해 정부가 계속 끌려갈 이유는 없음.

◦전략환경영향평가 관련해서 수급계획은 유도적인 계획이므로 전략영향평

가를 한다는 것 자체가 부적절함.

·사업허가를 받고나서 전원개발 실시계획 승인 시 전략환경영향평가를 받도록 되어 있음.

□ 결론적으로, 전력수급기본계획의 근본적인 목적은 전력산업구조개편으로 인해 민간의 자율과 시장기능의 활성화를 통해 실천될 수 있도록 정부가 사업자들에게 정보를 제공하여 적절한 설비투자가 이루어지도록 하는 것임.

- 현재는 수급계획에서 사업자를 선정하다보니 수급계획의 취지가 변질되었고 절차의 투명성과 안정성에 관해 법에서 지나치다 싶을 정도로 규제하고 있음.

- 개정된 전기사업법과 연관해서 수급계획에 대한 근본적인 검토가 있어야 하며 만약 개정전기사업법에서 불필요한 규제가 발견될 경우 재개정할 필요가 있다고 판단됨.

3. 시장체제에 적합한 전력수급기본계획 체계

가. 현황 및 문제점

□ 전력수급기본계획의 목적은 전력수급을 정확하게 예측하고 이에 근거하여 전력설비를 건설함으로써 전력수급을 원활하게 하고 소비자가 전력을 값싸고 안정적으로 사용할 수 있고 사업자는 안정적으로 사업을 영위할 수 있도록 돕는데 있음.

◦그러나 우리나라 전력수급기본계획은 이러한 핵심 목표보다는 관료적인 행정적 목표가 주가 되고 있어 본래의 목적을 충족시키지 못하고 있음.

□ 현 수급계획의 문제점

◦수요예측 부정확하여 설비의 과잉 과소가 반복되면서 수급조절기능 취약한 상태

◦대용량 발전소 중심 건설로 인해, 계획의 유연성이 부족하고 발전연료의 연속성과 자연스런 흐름에 왜곡을 초래

- 장기 LNG 발전량 연속성을 도외시한 기저설비 중심계획

- 현실적 가능성이 난망한 신재생에너지의 정책의지를 과도하게 반영하여 현실성 결여

□ 건설 및 공급자 중심의 전력수급기본계획

◦전력수급기본계획의 주된 실용적·행정적 목적은 발전설비 건설승인임. 전력수급기본계획이 2년마다 한 번씩 수립되기 때문에 차기 전력수급기본계획이 수립되기 전까지 착공되어야 하는 발전설비의 건설을 승인하는 것이 발전사업자, 한전, 전력거래소 및 정부가 급하게 결정하여야 하는 사안임. 물론 2년 이후의 발전설비 건설도 신중하게 검토되지만 이는 차차기 전력수급기본계획에서 다시 살펴볼 기회가 있음. 일단 전력수급기본계획에 발전설비 건설이 계획되어 있으면 이를 기초로 건설승인이 나고 다른 모든 절차가 시작될 수 있음.

- 그런데 전력수급기본계획의 바로 이런 실질적인 목적으로 인하여 이 계획의 현실성이 심각하게 떨어지기도 함. 그 이유는 단기간에 건설되어야 할 발전설비건설 물량에 가장 큰 관심을 쏟기 때문에 전반적인 전력수요의 추세, 전기요금과 전력수요의 관계, 전력수요 패턴의 구조적 변화 등에 대한 현실적 예측력의 중요성은 부차적인 문제가 되기 때문임.

◦전력수급기본계획의 현실 예측력

- 1차-5차 전력수급기본계획 기간 동안(2002-2010) 최대전력수요의 실적치와 예측치 비교를 비교해 볼 때 본 계획의 현실 예측력은 현저하게 낮은 것으로 나타남.

·동 기간 동안 최대전력수요는 수급계획이 진행되면서 예측치가 상향조정되어 왔으며 실적에 비해서 최대수요를 과소예측 하였음.

- 전력수급계획은 그 수급조절기능이 매우 취약하다고 평가됨.

·전력공급예비율의 변천을 보면 1966-1967년에는 전력공급예비율이 1%에 지나지 않았지만, 1972-1973년에는 50%, 다시 1975-1976년에는 5%, 그리고 1986-1987년에는 55%, 1994년에는 3%로 과소공급과 과잉공급이 주기적으로 반복되어 나타나고 있음.

·외환 및 금융위기 이후에 최대전력수요가 급감하였음에도 불구하고 설비용량의 증가세는 전혀 영향을 받지 않은 사례에서 발견 되듯이 주목할 점은 수요의 급감세가 있고 2-3년이 지난 후에도 설비용량 건설의 둔화세가 나타나지 않았다는 점임. 이는 바로 전력수급기본계획이 설비를 건설하기 위한 공급자 중심의 계획이어서 수급조절과 유연성이 근본적으로 제약되어 있다는 것을 보여주고 있음.

◦전력수급기본계획의 유연성 부족 원인

- 수요변동에 따른 설비용량의 유연성이 부족함. 과소공급과 과잉공급의 주기적 반복이 일어남.

- 전력수급기본계획에서 공급 측의 유연성이 확보되지 않고 있는 이유는 전력수급계획이 대용량 발전설비 중심으로 입안되고 있기 때문임.

·우리나라 발전연료는 크게 3가지로 석탄, LNG, 원전이며 과거로부터 꾸준히 증가하는 추세함. 향후에도 3가지원이 주축을 이룰 것으로 예상됨.

·전력수급기본계획이 2년마다 수립되어 확정되므로 이미 착공된 발전설비를 제외하고는 다음 계획에서 수급상황에 따라 설비 건설계획의 변경이 가능함. 그 결과 원자력, 석탄화력 발전소와 같이 건설기간이 오래 걸리는 발전설비는 준공 시점의 수요와는 무관하게 착공되어 건설되기 마련이지만 LNG 발전소 등 단기간에 건설이 가능한 발전설비는 수급상황에 따라 건설이 취소·지연되거나 반대로 급속하게 건설이 요구되는 경우가 나타나게 됨.

·결국 전력수급계획의 실용적인 목적은 원자력발전소나 석탄발전소 등 대용량 발전소를 안정적으로 건설하기 위한 인허가 근거를 제공하기 위함인 데 그 여파로  LNG 발전소 등은 대용량 발전설비가 충족시킬 수 없는 단기적인 전력수요의 변화분을 흡수하는 일종의 잔여수요(residual demand) 충족용이라고 할 수 있음.

- 외국자료인 IEA 2010년 자료의 발전량구성 그림은 매우 안정적이며 이는 에너지 산업의 본질적인 이슈임. 에너지 원간 변화는 급격하게 일어나지 않음.

◦이는 우리나라 발전산업의 근본적인 문제점을 제대로 반영하지 못했기 때문임. 송전문제, 안정도문제, 대용량 발전소 문제 등이 그러한 문제점이며 현재 산업부도 인식하고 있으며 해결책으로 분산전원을 제시하고 있음.

◦전력수급기본계획의 비현실적 전원구성 사례

- 전력수급기본계획이 대용량 발전설비에 대한 건설계획을 중심으로 운용되기 때문에 잔여수요의 역할을 하는 LNG 발전설비의 건설과 그 발전량은 소수의 대용량 설비의 계획에 의하여 심하게 영향을 받게 됨.

·특히 제2차 전력수급기본계획과 제5차 전력수급기본계획에서 LNG 발전량 예측치가 정체되거나 줄어드는 현상도 나타나서 전력수급기본계획 전원구성의 현실성을 현저히 떨어뜨리고 있음.

·제2차 전력수급기본계획은 같은 해에 발표된 제7차 장기천연가스수급계획과 연계되어 수립되었는데 제7차 장기천연가스수급계획에서는 2007년 이후 6-7년간 우리나라의 총 천연가스 수요는 사실상 정체현상을 보이는 것으로 당시에 전망되었음. 이처럼 정체된 천연가스 수요가 나타나는 이유는 제2차 전력수급기본계획에서 LNG 발전량의 감소로 발전용 천연가스 수요가 감소하기 때문임. 그런데 LNG 발전량이 감소하는 가장 중요한 이유는 석탄발전소와 원자력발전설비가 이 시기를 전후하여 준공되기 때문이었음. 즉, 2004년에 준공된 울진 5호기, 2005년에 준공 예정이었던 울진 6호기 그리고 2010년부터 2013년 사이에 준공될 것으로 예정된 신고리 1·2·3·4호기 및 신월성 1·2호기를 감안하여 미리 LNG 발전의 역할을 최소로 전망하였기 때문임. 그러나 제7차 장기천연가스수급계획에서 나타난 천연가스 소비량 전망치와 실적치의 차이에서 알 수 있듯이 발전용 LNG는 제7차 장기천연가스수급계획의 예측치와는 달리 2010년까지 증가세를 유지하고 있음.

- 제5차 전력수급기본계획 사례

·2010년 12월에 발표된 제5차 전력수급기본계획은 지금까지 나타난 전력수급기본계획 중 가장 파격적인 발전원별 발전량 전망을 보여주고 있음. 무엇보다도 2015년부터 LNG 발전설비의 발전량이 급격히 줄어들어 2024년에는 2010년 발전량의 58.8% 수준으로 감소하는 것으로 예측하고 있음. 또한 석탄발전소의 발전량도 2017년을 정점으로 줄어들어 2010년의 발전량 수준에도 못 미치고 2024년에는 최대치인 2016년 발전량의 78.5% 수준까지 감소함. 이와 함께 신재생에너지의 발전량은 2024년에 2010년 수준의 9.2배에 달해 전체 발전량의 8.9%를 차지하는 것으로 전망하고 있음. 이 같은 제5차 전력수급기본계획의 전망은 자연스러운 에너지원별 예측과 크게 벗어나는 형태임.

·5차 계획의 발전량 전망이 자연스럽지 못한 데에는 몇 가지 이유가 있음. 우선 이러한 발전량 전망은 지금까지 우리나라의 발전원별 발전량의 성장패턴 또는 추세와는 크게 다름. 우리나라 발전원별 발전량의 실적을 보면 석탄, 원자력 그리고 LNG 발전설비가 최근까지 꾸준한 성장세를 보이고 있음. 특히 석탄발전소 발전량의 성장세는 가장 두드러진다고 볼 수 있는데 이같은 석탄발전소의 발전량이 제5차 전력수급기본계획이 제시하는 전망에서처럼 2017년 이후 줄어들고 2024년에는 2010년의 발전량보다도 줄어든다는 것은 쉽게 상상하기 어려움. LNG 발전소의 발전량에서도  2008년 금융위기 이후 단기적인 감소는 있었으나 장기적인 추세를 보면 LNG발전소의 발전량은 꾸준히 증가해오고 있고 그 추세는 쉽게 바뀌지 않을 것으로 판단되기 때문임.

·줄어들 것으로 전망되었던 LNG 발전량이 예상 밖으로 증가한 이유는 전력수요가 크게 증가하였기 때문임. LNG 발전설비는 단기간에 건설이 가능하기 때문에 전력수요에 탄력적으로 대응할 수 있음. 이 외에도 원자력 및 석탄과 같은 대용량 발전설비는  공급 상 경직적인 요인이 많다는 점도 고려되어야 함. 특히 원자력 등의 대용량 발전설비는 대부분 남부 해안가에 건설하므로 주 수요처인 수도권으로 송전하기 위해서는 추거적인 송전설비가 건설되어야 한다는 점이 제약요인으로 작용함. 이 같은 계통운영 상의 제약이 나타날 때에는 수도권에 발전설비를 건설함으로써 송전선 혼잡(congestion) 문제를 해결해야 하는데 현실적으로 수도권에서 건설이 가능한 발전설비는 가스발전소라는 점이 LNG 발전설비가 수요에 기민하게 대응할 수 있는 또 다른 요인이 되고 있음.

·또 다른 지적사안응 비혀실적인 신재생 에너지 목표임. 5차계획 기준으로 2024년까지 발전량이 9배이상 증가하는데 이는 사실상 불가능한 수치임. 2002년에 크게 증가한 것처럼 보이는 것은 통계를 바꾸었기 때문임. MB정부의 과도한 정책적 의지에 의해서 신재생발전량이 과다하게 반영됨. 20년 후에 대한 정책적의지에 의존하고 있는 사항을 현재 계획에 반영하고 있다는 것이 문제임. 녹색성장전략의 문제점은 현 정부에서는 못할 계획이면서 차기 정부에 짐을 지워지는 것임.

·신재생에너지 발전량 전망은 특히 제5차 전력수급기본계획의 현실성에 대한 신뢰를 크게 저하시키고 있음. 사실상 2009년까지 신재생에너지 발전량은 거의 정체상태에 있었음. 2003년에 일순간 신재생에너지 발전량이 어느 수준으로 급속하게 늘어난 것은 실제로 신재생에너지 발전량이 증가하였기 때문이 아니라 그 이전에는 신재생에너지 통계에 포함시키지 않았던 10MW급 이상의 수력발전설비를 2003년부터 신재생에너지 통계에 포함시켜 분류하였기 때문임. 이처럼 사실상 과거 십년동안 거의 정체 상태에 있 던 신재생에너지 발전량이 다음 십년 안에 6.8배 증가하고 2024년까지 9.2배 증가하기는 쉽지 않을 것으로 예상됨. 제5차 전력수급기본계획에 나타난 신재생에너지 설비 계획도 정부의 구체적인 의지와 계획을 통하여 나타난 것이 아니어서 실제로 이 같은 설비계획이 구체화될 수 있을지 많은 의구심을 들게 하고 있음. 즉, 제5차 전력수급기본계획에서는 신재생에너지 발전설비는 건설의향 평가 및 등급분류의 단계를 거치지 않고 사업자의 건설의향을 100% 반영한 것임을 밝히고 있음. 또한 정부가 2012년부터 도입하는 신재생에너지 의무 할당제 (RPS:Renewable Portfolio Standard) 제도는 2012년에 2.0%로 시작하지만 2020년에는 10.0%로까지 높일 계획임. 이와 같이 제5차 전력수급기본계획에 반영된 신재생에너지 발전량 전망은 지나치게 높은 목표를 제시하고 있다는 점에서 현실성이 크게 떨어짐. 이 같은 문제점은 4차와 5차 계획의 신재생에너지 설비계획과 비교해도 잘 드러남.  4차 계획에서는 계획기간(2008년∼2022년) 동안 6,456.3MW의 신재생에너지 발전설비의 건설을 계획하였으나 5차 계획에서는 계획기간2010년∼2024년) 동안 19,157.4MW의 설비용량을 계획하여 2년 만에 무려 3배만큼 계획용량이 증가하였음. 2년 후의 계획에서 지난 계획보다 3배 가깝게 신재생에너지 발전설비를 증설한다는 것은 그 계획의 현실성을 크게 떨어뜨리는 것이라고 판단됨.

·제5차 전력수급기본계획에 나타난 발전원별 발전량 전망의 현실성이 크게 떨어지는 이유는 5차 계획의 계획수립 기본방향의 특성에서도 잘 나타나 있음. 5차 계획에서는 정책적 기능을 강화하고 친환경 전원구성을 이룩한다는 계획수립의 기본방향을 제시하고 있음. 친환경 전원구성을 위해 원자력 건설의향을 우선 반영하고 RPS 목표 등을 추정하여 반영한 것임. 기후변화에 대비한 친환경설비의 강화를 위해 신재생에너지 발전설비에 대한 목표를 비현실적으로 높게 책정한 배경에는 이 같은 계획수립의 기본방향이 크게 작용한 것으로 판단됨. 이러한 계획수립의 기본방향이 실증적이고 자연스러운 에너지소비의 흐름보다는 정부가 책임지고 집행하기 어려운 향후 20여년 뒤의 장기적 정책의지에 의존하고 있어서 현실성과 신뢰성을 크게 떨어뜨리고 있음. 이에 따라 신재생에너지의 비현실적인 증가는 원자력과 함께 석탄 및 가스발전설비의 비중확대로 재편되는 것이 바람직하다고 판단됨.

- 제6차 전력수급기본계획 사례

·동일한 현상이 제6차 전력수급기본계획에서도 반복되고 있음. 우리나라 제6차 전력수급기본계획에 기초한 3대 주요 전원인 LNG, 원자력, 석탄의 상대적 비중은 전혀 안정적이지 않음. 그 중에서도 특히 LNG의 비중은 급격히 줄어들고 있으며 석탄도 상대적으로 줄어들고 있음. 이와 같은 현상은 앞에서도 제기하였듯이 원전건설을 전제로 하고 다른 전원을 이에 맞춤으로써 나타난 비현실적인 계획으로 추정됨.

나. 개선 방안

□ 수급계획의 근거를 법과 분리시키는 방안을 추천함.

◦수급계획이 90년에 법에 반영된 이유는 원자력 설비의 건설을 위해서 법에 반영한 것임.

◦현 수급계획은 경쟁도입이후 패러다임에서는 적절한 방식이 아님. 과거에

는 총괄원가 방식으로 원가를 보상해주었음. 그러나 전력시장 도입 후에는

사업자에게 모든 책임이 있음. 이것이 가장 중요한 전력시장의 정신임.

◦그러나 이와 같은 근본적인 패러다임 변화를 정부는 인정하지 않고 설비

계획 자체를 아직도 정부의 가장 실질적인 규제수단으로 활용하고 있음.

·법적 의미가 없는 일 개 계획으로 발전설비 진입허가권을 조정하고 있다는 사실이 가장 큰 문제임.

·법적 근거가 없는 계획은 법과 분명히 차별화해서 하나의 계획으로서 별도로 수립하는 것이 바람직함.

□ 전력수급계획이 부정확한 또 다른 이유는 다른 시스템과 정합성이 없기 때문임.

◦정부가 요금을 강력히 규제하다보니 비합리적으로 낮은 전기요금 때문에

수요 예측치의 오차가 발생. 독립 규제기관에서 규제해야하는데 행정부에

서 규제하다보니 문제가 발생하며 제도적 수정이 필요함.

□ 우리나라는 전반적으로 정부의 역할이 시장기능을 압도하는 계획공화국임. 2006년 기준으로 257개 법률에 537개 계획이 존재함. 그러나 대부분의 계획들이 제대로 추진되지 못하며 실적과 오차가 많이 발생함.

◦예측이 부정확한 것을 알면서 계속 국가 계획을 수립하는 공통적인 사유를 찾아보면 ‘건설승인’ 이라는 행위가 주요인으로 파악됨.

◦수급계획에 여러 가지 내용들이 포함되어 있지만 정부는 단기간(2년안)에 건설 될 설비가 가장 중요한 관심대상임. 계획의 현실 예측력에는 크게 관심이 없으며, 미래이슈에 대한 책임감도 부족함.

◦전력수급기본계획의 가장 큰 문제점은 현실 설명력이 크게 떨어진다는 것임. 이는 수급기본계획이 정확한 예측이나 전망보다는 정부 에너지정책의 목표를 제시하고 공기업의 대용량발전설비의 착공을 위한 실용적 목적을 강조하였기 때문인 것으로 판단됨.

·정부는 특히 전력수급기본계획을 통해 전력수요관리의 목표를 정하며, 녹색위원회와 산업자원부에서 결정된 기후변화협약 대응정책을 신재생에너지 및 원자력 발전물량의 확충을 통해 제5차 전력수급기본계획에 구현하고자 하였음. 5차 계획에서 계획수립 기본방향으로 제시한 ‘정책적 기능 강화’와 ‘친환경 전원구성’도 이런 점을 잘 말해주고 있음.

·그러나 전력수급기본계획에서 가장 필요한 점은 현실 설명력과 예측의 정확성이어야 함. 비현실적인 목표와 전망이 전력수급기본계획을 통해 제시될 때 이를 통해 가장 큰 문제와 어려움을 겪게 되는 것은 전력 소비자와 공급자라고 할 수 있음.

·계획물량이 현실적인 수요 수준과 다를 때 급하게 설비를 건설하여야 하며 또한 원하는 전원구성이 제대로 이루어지지 않을 때 이를 대체할 수 있는 전원을 급하게 찾아내야 하기 때문임. 이 과정에서 생각지도 않은 거래비용이 들어가기도 하며 장기적으로 미리 대비하였더라면 회피할 수 있었던 비용이 발생할 수도 있음.

◦현실 설명력과 예측의 정확성 제고를 위한 개선방안

- 전력수급계획에서 가장 필요한 것은 현실 설명력과 예측 정확성 향상임. 비현실적인 목표와 전망으로 가장 큰 어려움을 겪게 되는 것은 전력소비자와 공급자임.

- 계획용량이 현실과 다를 때 이를 보정하기 위하여 엄청난 거래비용이 들어감.

·그 결과 예비율은 지속적으로 낮아지고 부하율은 상승하게 되는 결과를 초래하게 되고 예비율이 낮아지면 전력공급의 수급 불안정성 문제 뿐만 아니라 SMP까지 상승하게 되어 효율이 낮은 발전소까지 전력을 생산해야 함.

◦전력수요의 정확성을 높이는 것이 가장 시급함.

·수요 예측의 부정확한 사유로는 수요관리 목표를 과도하게 크게 잡는 관행에 있음. 노동석(2010)은 전력수급기본계획은 전력수요를 지속적으로 과소예측하는 문제점을 보이고 있으며, 수요가 지속적으로 과소 예측된 이유로 노동석(2010)은 수요관리 목표를 지나치게 크게 잡았다는 점을 들고 있음.

·이와 함께 지적되어야 할 것은 우리나라 전력수요 예측이 전기요금 수준과 전기요금 구조의 문제를 정확히 반영하고 있지 않다는 사실임. 일례로 2004년 이래로 지속된 고유가에도 불구하고 전기요금의 인상이 제한적이어서 상대적으로 에너지가격 중 전기요금의 가격이 낮아지자 전력수요가 크게 증가하게 된 것임. 우리 정부의 공공요금에 대한 규제와 전기요금 인상에 대한 부정적 태도는 전력수요를 지속적으로 상승하게 만드는 중요한 요인으로 작용하게 있음. 전기요금의 영향을 반영할 수 있어야 전력수요 예측의 정확성 제고가 가능함.

◦전원믹스 구성 시 중요하게 생각해야 할 것은 발전원간의 조화와 자연적 흐름을 중시해야함.

·에너지원은 상대가격이 크게 변하지 않는 특성이 있음. 대체관계에 있는 에너지원이어서 한 연료에 대한 가격충격은 다른 에너지원으로 이어짐. 일반적으로 전력에 사용되는 1차 에너지의 사용추세는 급격히 변하지 않는 특성을   가짐. 발전용 에너지 연료는 서로 대체관계에 있는 에너지원이어서 하나에 대한 가   격충격은 다른 에너지원으로 이어지기 때문에 우선 가격적인 측면에서 상대가격이   크게 변하지 않는 특성이 있음. 보다 직접적인 원인으로 석탄, 가스 등의 에너지는   그 계약가격이 원유가에 연동되어 움직이므로 자연스럽게 가격이 동일한 방향으로   움직이게 되어 그 결과 에너지 상대가격의 변화는 급격하게 나타나지 않게 됨.

·우리는 Bottom-up 방식으로 우선 원자력을 결정하고 석탄을 반영하고 그다음에 LNG를 정의함.

·Top-down 방식으로 큰 그림을 그리고 세부항목을 정하는 것이 중요함. 왜냐하면, 정부가 쉽게 통제하고 조절할 수 없는 변수들이 많이 존재. 설비보상, 합의 보상, 송전선로 문제 등이 그러한 변수들임.

·에너지 산업은 본질적으로 상당히 보수적이고 안정적인 산업임으로 한꺼번에 쉽게 바꿀 수 있는 것이 아님. 정부의 계획과 목표를 정책적 의지라는 이름으로 무리하게 계획에 반영하는 것을 지양해야 함.

·다음으로 1차 에너지를 사용하게 되는 전력설비 자체를 단기간에 쉽게 바꿀 수 없다는 점을 들 수 있음. 전력설비는 일반적으로 20년 이상의 수명을 가지므로 많은 경우 1차 에너지에 대해 장기계약을 맺음. 그 결과 상황의 변화에 따라 발전설비에 사용되는 연료를 쉽게 바꾸기 어려우며 또한 발전설비와 관련되는 다른 보완적 공급여건을 바꾸는 것도 간단한 일이 아님. 일례로 정책적으로 원전에 대한 공격적인 건설계획을 수행하는 경우에도 지역주민들과 입지에 따른 합의 또는 보상의 문제가 제대로 선행되지 않을 경우에는 원전의 적기건설은 쉽지 않을 수 있으며 기술적인 문제로 송전선로 건설 제약을 들 수 있음. 원전의 건설은 수도권으로의 송전선로의 건설을 전제로 하는데 송전선로의 건설이나 관련된 계통계획 또는 운영상의 문제가 선결되지 않을 경우 추진이 지연될 수밖에 없음. 발전원으로서 1차 에너지원의 장기적 사용추세에는 이러한 제약들이 종합적으로 반영되어 있음. 이와 같은 이유로 발전원으로서 1차 에너지원의 장기적인 사용추세를 겸허하게 받아들이고 이 추세가 허용하는 범위 안에서 관련 에너지원의 발전설비의 건설계획을 추진하는 것이 바람직함. 앞에서 사례를 든 전력수급기본계획에서 LNG 및 석탄 발전량의 축소 및 신재생에너지와 원자력 발전량의 급증은 개별적인 에너지원의 자연적인 사용추세를 크게 거스르고 있음. 정부가 세부적으로 인지하고 통제하고 조절할 수 없는 수많은 변수들이 이러한 추세에 자연스럽게 녹아들어 반영되어 있다는 점을 생각한다면 이를 벗어나는 정부의 계획과 추진은 적지 않은 도전을 받을 수밖에 없음.

·세 번째로 정부의 계획과 목표를 정책적 의지라는 이름으로 무리하게 계획에 반영하는 것을 지양하여야 함. 정부계획은 본질적으로 정부의 정책적 의지와 목표와 무관할 수 없으나 문제는 이러한 정책적 의지와 목표를 제시하는 정도가 너무 강해서 사실상 이룩하기 어렵거나 또는 많은 부작용을 수반할 수밖에 없는 경우가 나타난다는 점임. 일례로 제5차 전력수급기본계획에 제시된 신재생에너지 발전의 목표는 무모하리만큼 높아서 지나치게 현실성이 없을 뿐 아니라 정부가 현실성보다는 선언적인 의미의 목표를 제시하기 위한 것이라는 인상이 깊음. 특히 기후변화협약과 관련하여 정부가 제시한 장기적인 정책목표는 대부분 현 정부에서 이를 수행하기보다는 현 정부 이후의 정부에게 그 책임이 돌아가게 되어 있어 과도한 목표를 제시할 모럴해저드를 태생적으로 갖고 있음.

·네 번째로 전력수급계획의 책임성 제고가 필요함. 정부와 공공기관 그리고 에너지관련 기업과 임직원들의 경우 순환인사원칙에 따른 임기제약으로 본인이 참여한 계획에 대한 책임소재가 불분명함.

·많은 경우 모든 당사자들이 다음 계획이 나오기 이전의 2년 사이에 벌어지는 발전설비의 건설과 공급에 실질적이고 실용적인 관심을 두며 그 이후의 중장기계획에 대해서는 현실성을 크게 감안하지 않게 된다는 것을 의미함. 그러나 바로 이러한 점으로 인하여 전력수급계획의 현실성이 떨어지고 이에 따른 사회적 비용이 여러 면에서 크게 나타나는 점이 지적되고 있음. 이런 점을 고려할 때 전력수급계획의 현실성을 높이는 중요한 조건은 그 책임성을 높이는 일임. 책임성을 높이는 방안 중의 하나는 전력수급계획의 입안에 참여한 전문가와 담당기관 그리고 정부 공무원의 이름과 부서를 명기하여 계획을 실명화하는 방안이 고려될 수 있음.

조성봉(2006), 노동석(2010)

◦다른 제도적 개선 방안

- 전기 소매요금 규제방식의 개선

·현재와 같이 정부가 전기 소매요금을 원칙을 지키지 않고 정치적인 상황에 따라 강력하게 규제한다면 전력수요의 정확성은 기대하기 어려움. 전력수급기본계획에서 전력수요 전망은 주로 GDP 전망과 경제의 구조적인 변화에 기초하여 이루어지고 있음. 이는 암묵적으로 전기요금이 다른 에너지가격과 비교하여 안정적인 수준을 유지한다는 것을 전제로 하고 물가가 상승할 때 이에 맞추어 적정수준으로 전기요금도 인상된다는 것을 전제하는 것이나 현재의 전기 소매요금 규제방식은 이와 같은 전제를 충족시키지 못하고 있음.

·전기 소매요금의 규제가 적정수준으로 이루어져서 물가와 다른 에너지가격과의 상대적 안전성을 유지하기 위해서는 현재와 같은 정부의 전기요금 규제대신에 선진국처럼 전기요금의 결정이 독립적 규제기관에 의해 결정되어야 함.

- 연료간 교차보조의 해소

·전원믹스의 구성에 왜곡을 주는 또 다른 주요 원인은 발전원으로 사용되는 연료가격의 왜곡임. 우리나라 에너지산업에서 나타나는 연료간 교차보조는 전력수급계획에서 적정 전원믹스가 나타나지 않도록 방해하는 가장 큰 시장 교란요인이며 정부가 한전이라는 가장 큰 공기업을 중심으로 에너지산업을 관장해 왔기 때문임.

·소비자간 교차보조를 해결하기 위해선 전압별 요금제도 도입이 필요함.

·비싼 도시가스요금을 싼 발전가스요금이 교차보조하고 있으므로 발전용 가스요금을 합리화 하여 분산형 가스 발전소 건설의 경쟁성 확보가 필요함.

·또한 지역간 차등요금이 필요함. 이제는 지역별 차등 요금이 필요하며 수도권 지역 등 수요가 많고 송전선이 필요한 곳에는 비싼 요금을 내야함.

·전력부문을 통한 연료부문의 지원은 LNG, 무연탄, 열, 수자원, 원자력, 신재생에너지 등에 대해서 나타나고 있음. LNG에 대한 지원은 정부가 도시가스 요금을 싸게 유지하기 위해 전력부문에서 발전용 LNG를 비싸게 구입하기 때문임.

·무연탄에 대해서는 국내 석탄산업에 대한 지원을 위해 전력부문에서 고가인 국내 무연탄을 일정 수준 소비해 주고 있음.

·열에 대한 지원은 지역난방사업에 대해 강제로 가동하는 열병합발전설비에 대한 손실 보전을 위해 전력산업기반기금에서 지원

·수자원에 대해서는 수자원공사가 보유하고 있는 다목적댐의 수력설비에서 발전되는 전력에 대해 전력시장에서 한전의 발전자회사에 대해 적용하는 보정계수를 적용하지 않고 시장가격으로 구입하는 방식으로 지원하고 있음.

·원자력에 대해서는 원자력법 시행령에 의하여 규정된 방식에 의하여 원자로를 운전하여 생산된 전년도 전력량에 일정률을 곱한 금액만큼 원자력 연구개발사업에 대하여 지원하고 있음.

·신재생에너지에 대해서는 전력시장에서 신재생에너지를 이용한 발전설비에서 생산된 전력을 비싼 가격으로 구입하고 이에 따른 손실을 전력산업기반기금에서 보전 받는 방법으로 지원하고 있음.

- 어느 나라나 에너지원간 교차보조는 다양한 형식으로 여러 에너지원에 대하여 나타나고 있음.

·그러나 그 금액이나 비중 그리고 전력산업에 미치는 중요성에 있어서 우리나라의 LNG부문에 대한 연료가격의 왜곡은 상대적으로 과다한 수준임. 우리나라의 무연탄, 원자력, 수자원, 신재생에너지, 열 부문 등에 대한 지원은 금액상으로 또한 관련된 발전량의 비중을 보아서도 그리 큰 규모는 아니님. 그러나 발전용 LNG에 대한 높은 가격의 비중은 전체 LNG 발전량에 대해 적용되어야 하는 것이기 때문에 엄청난 규모라고 평가되며 그만큼 우리나라 전력산업에 대한 왜곡과 전원구성에 미치는 영향이 크다고 할 수 있음.

·우리나라의 발전용 LNG 가격을 우리와 거의 유사한 일본과 비교해 봄으로써 그 왜곡수준을 가늠해 볼 수 있음.

·일본의 발전용 LNG 가격에 대한 자료는 구하기가 쉽지 않으나 본 고에서는  IEA가 펴낸 Energy Prices & Taxes에 나와 있는 1997년 자료를 사용하여 일본의 발전용 LNG 가격과 도시가스 가격의 비율을 추정. 일본의 1997년 발전용 LNG 가격은 107 kilocalories GCV에 대하여 25,616엔이며 도시가스는 동일한 단위에 대해 155,829엔이므로 발전용 LNG와 도시가스 가격의 차이는 약 6.1배 정도에 달하고 있음. 반면 우리나라의 발전용 LNG와 도시가스 가격의 격차는 동일한 IEA의 2010년 자료에 의하면 우리나라 발전용 LNG와 도시가스의 가격비율은 0.9 ∼ 1.6으로서 일본의 6배와는 현격한 차이가 남. 즉, 우리나라의 경우 발전용 LNG 가격은 지나치게 높으며 이는 도시가스 가격을 보조해 주기 위함이라 볼 수 있음.

IEA(2004), Energy Prices & Taxes, 1st Quarter 2004.

IEA(2010), Energy Prices & Taxes, 4th Quarter 2010.

·이처럼 우리나라 발전용 LNG의 상대적 가격이 높고 도시가스 가격이 낮은 이유는 우리나라가 1980년말부터 천연가스를 도입하면서 급속히 도시가스 네트워크를 확산시킬 필요가 있었기 때문임. LNG는 20-30년 기간의 take-or-payment 유형의 장기계약이 주도적인 도입 형태임. LNG 도입 초기에는 수도권의 제한적인 지역에만 도시가스망이 형성되어 있었음. 게다가 우리나라는 동고하저(冬高夏低)의 계절적 특성 때문에 LNG의 여름철 수요가 작고 겨울철 수요는 크므로 이를 완충하기 위하여 큰 규모의 저장탱크가 필요했음. 그러나 저장탱크의 건설에는 엄청난 비용이 소요되기 때문에 저장탱크를 많이 지을 수는 없었고 사실상 한전의 가스발전소가 수급간의 간격을 메워주는 기능을 담당하는 swing consumer로서 저장탱크의 역할을 하였음. 따라서 LNG의 안정적 수요기반을 확충하기 위해서는 무엇보다도 도시가스 수요를 급속히 증가시킬 필요가 있었으며 이를 위해 정부에서는 도시가스 요금을 매우 낮게 책정하였고 도입비용을 맞추기 위해서 발전용 LNG 가격은 상대적으로 높게 받았던 것임. 이 같은 가격정책은 도시가스망이 거의 포화될 정도로 전국으로 보급된 지금과 같은 상황 하에서는 더 이상 정당화하기 어려움.

·더욱이 이 같은 전력부문의 도시가스 부문에 대한 교차보조는 가스발전의 비용이 지나치게 비싼 것이라는 신호를 주게 되어 적절한 전원구성을 왜곡시키게 되며 그 결과 대용량 기저발전소 중심으로 전력수급계획을 구성하게 되고 전력수급계획의 유연성을 떨어지게 하는 부작용을 초래하고 있음.

·현재 수준에서도 전기요금을 올리는 것을 정부가 규제하여 상당한 전기요금 인상요인이 있는데 정부가 물가상승 억제를 위하여 원가수준을 보전하는 정도로 전기요금을 당장 정상화하기는 어려울 것으로 전망됨. 여기에 일본 원전사태의 영향으로  원전의 지연 및 취소효과까지 감안한다면 장기적으로 전기요금 인상요인은 상당히 커질 수밖에 없을 것임.

·결국 전력산업을 정상화시키기 위해서는 전기요금 수준을 가파르게 인상시킬 수밖에 없는 상황인데 이를 어느 정도 완화시킬 수 있는 가능성은 발전용 LNG 가격의 인하임. 즉, SMP 수준에 상당한 영향을 미치는 한계발전소가 대부분 발전용 LNG 가격에 의하여 결정되기 때문에 SMP를 인하시키기 위해서는 발전용 LNG 가격을 인하하는 것이 관건이라고 할 수 있음. 2010년 12월 현재 가스발전소가 전체 전력거래금액에서 차지하는 점유율 41.2% 수준을 적용할 경우 대략적으로 발전용 LNG 가격이 10% 정도 인하된다면 전체 전력거래금액은 4.12% 정도 하락하여 전기요금은 약 4%의 인하효과를 가질 것으로 추산됨.

□ 현재 수급계획은 대용량 발전설비단지 건설을 위한 계획임.

◦이로 인해 문제점들이 발생하고 있으며 대표적으로 밀양송전선 문제 발생.

대용량 설비위주의 계획을 수립하다 보니 적정 이상의 송전망 건설을 초

래함. 6차계획에서도 삼척에 발전소를 많이 반영한 상태이며, 이로 인해

추가 765kV 송전선로 건설이 필요한데 2018년 동계올림픽으로 인해 쉽지

않을 것으로 전망됨.

- 부하 분산을 위해서는 전력수급기본계획에서부터 수정이 필요함.

□ 끝으로, 네트워크 개방이 필요함. 현재는 독점적 판매사업자인 한전에게 판매하는 조건으로 네트워크 개방.

◦한전의 네트워크를 개방해서 누구나 전기를 만들어서 공급이 가능하게 하고 누구나 송전망 사용요금을 내고 사용할 수 있는 여건을 마련해야함.

◦소비자가 발전사업자에 직접 살수도 있어야하며 한전이 관여할 사항이 아님.

4. 전력공급의 안정화를 위한 전원 및 전력망의 운영 방안

가. 현황 및 문제점

□ 우리나라 전력망의 변천사

◦우리나라 전력 계통의 송전망 구성은 1960년대 초반 까지 북으로는 화천, 남으로는 부산, 보성강, 목포에 이르기까지 방사형을 이루고 있었으며 주요 간선은 154kV, 66kV 그리고 22kV로 구성되어 있었음. 그 이후 1975년 경 까지는 주로 154kV의 송전선을 이용하여 주요 도시들을 연결하고 66kV 및 22kV 등의 저전압 송전선로들은 도시 내부나 산간 지방의 송전을 담당하는 형태였음. 70년대 산업화 과정을 거치면서 전력망은 더욱 복잡해져서 1970년대 후반부터는 154kV 보다 용량이 크고 전력 손실이 적은 345kV의 초고압 송전선들이 국내 전력 계통에 도입되었음. 이러한 345kV 송전선로들은 주로 남해안에 위치한 대규모 발전기로부터 부산 및 서울과 같은 대규모 부하에 전력을 공급하기 위하여 남-북 선로의 형태를 띠고 있음. 또한 인구가 급속히 증가한 수도권에 전력 공급을 위하여 서울 및 경기도 일대에 발전기들이 많이 늘어났음. 마찬가지로 강원도 동해안 및 전남과 경남을 잇는 남해안에도 다수의 발전소들이 건설되면서 서울, 부산 등의 대규모 부하로의 송전선로가 증가하였음.

◦이후 협소한 국토면적의 제한으로 인한 다량의 송전선로 건설이 어려워지면서 22kV 및 66kV와 같은 저압 송전선로들은 점차 사라지면서 1990년대 중반이후 154kV, 345 kV 위주의 고압 송전망 위주로 발전하였음. 이후 도시 인구의 급격한 증가와 밀집 현상으로 인하여 2000년대에 들어서는 국내 최초로 당진 등 서해안에서 발전되는 전력과 울진에서 발전되는 전력을 수도권에 공급하기 위하여 765kV 송전선로가 준공되었으며, 현재는 신고리-북경남을 잇는 765 kV 송전선 공사를 진행 중임.

□ 우리나라의 계통 현황 및 문제점

◦우리나라의 전력망의 특징 중 하나는 부하가 수도권에 집중되어 있다는 것임. 수도권에서 소비되는 전력량은 우리나라에서 소비되는 전체 전력량의 40% 이상으로, 수도권 이외의 지역에서 수도권으로 전력을 공급하기 위한 형태로 송전망이 구성되어 있음.

·대부분의 대형발전단지는 냉각수와 연료 확보 측면에서 유리한 해안 지역에 집중되어있음. 원자력 발전소들의 경우 영광, 고리, 월성, 울진 지역에 대규모 단지로 조성되어있음. 보령, 태안, 당진 지역에 조성된 대규모 화력 발전 단지들에서 발전되는 전력들은 대부분 수도권으로 몰리면서 한정된 송전선로에 비하여 과도한 전력조류가 집중되는 문제가 발생하게 됨. 발전단지의 집중 문제는 과도안정도, 고장전류 측면에서 많은 기술적 문제를 야기시키며, 이러한 조류 집중에 의한 문제의 해결책으로 현재 울진-신태백-신가평-신안성-신서산-당진을 연결하는 765kV의 초고압 송전선로가 건설되어 있으나, 앞으로는 사회적 수용성 문제로 인하여 초고압 송전선로의 추가 건설은 쉽지 않을 것임.

◦지금까지 우리나라의 전력 수급 문제는 전력수급기본계획을 바탕으로 장기적인 관점에서 증가하는 수요를 공급하기 위하여 필요한 발전원의 종류 및 용량 등을 먼저 계획하고, 이에 따른 송전망을 건설하는 절차로 이루어져 왔음. 이러한 절차에서는 송전망 여건을 충분히 고려할 수 없기 때문에,  6차수급계획에서는 송전망 여건을 점수화하여 송전망 여건을 고려한 발전계획이 이루어질 수 있도록 하였으나, 이러한 절차만으로 전원과 송전망의 최적계획을 도출하기 쉽지 않기 때문에, 우리나라 전력계통의 장기적인 비전을 위하여 전력수급계획 수립 시에는 수급에 따른 전원의 확충뿐만 아니라 안정적인 송전망 건설 계획에 대해서도 충분히 고려할 수 있는 새로운 계통계획 기구, 조직, 절차가 필요함.

◦국내 전력계통 현황

- 영광, 고리, 월성, 울진 등 원자력 중심으로 한 발전단지의 대형화로 인해 대용량 송전선로 건설 및 발전단지 안정도 문제가 존재하며, 대형 발전단지의 경우 발전기 탈락시 주파수 안정도, 과도안정도 문제가 발생함.

◦국내 전력시스템의 취약점

- 고장전류 및 과부하 해소를 위해 모선분리 운영 중이며, 고장전류 해소를 위한 모선분리 개소가 102개(86%)에 달하는 등 해외에서도 해결하지 못한 문제점을 보유하고 있음. 특히 수도권의 고장전류 문제가 심각함.

※ 일본은 500KV 계통은 기간계통으로 환상망, 275KV 계통은 수지형으로 구성되어 있어 사고에 대한 파급효과가 높지 않으나, 국내의 경우 765KV 계통은 장거리 수송, 345KV·154KV 계통은 환상망으로 운영되어 사고에 취약함.

※ 환상망 2회선의 전력망 구성은 자체 단락 임피던스를 낮추게 되어 사고시 고장전류가 급속히 커지는 상황을 발생시키므로, 이러한 문제를 해결하기 위해 고장전류 해소를 위한 모선 분리 운영 중임.

※ 수도권내에 발전소 건설시도 임피던스 감소로 고장전류가 더욱 커지는 문제 발생 ⇒ 수요분산이 필요한 상황임.

□ 주요 국가별 설비밀도

◦전력을 발전하고 송전하는 양이 증가할수록 기술적인 어려움이 커지기 때문에 설비밀도는 우리의 전력시스템의 현황을 설명하기에 적절한 지표가 될 수 있음. 설비밀도에 대한 절대적인 한계에 대해서는 아직 기술적으로 아직 명확하게 규명이 되어 있지 않지만, 설비밀도를 해외와 비교함으로써 우리나라의 전기에너지 사용량에 대한 상대 정보를 알 수 있음. 설비밀도는 발전밀도와 송전선로밀도로 나눌 수 있으며 각각 발전설비와 송전설비가 차지하는 비중을 수치화 한 것임. 먼저 발전밀도를 살펴보면 미국의 ERCOT을 1이라 했을 때 일본은 3.36, 우리나라는 4.92에 해당하는 높은 밀도를 갖는 것으로 나타났음. 송전선로밀도 역시 미국의 ERCOT을 1이라 했을 때 일본이 2.15이고 우리나라는 2.51로 비교적 높게 나타났음. 발전밀도와 송전선로밀도 모두 우리나라는 미국이나 일본에 비해서 높기 때문에 우리의 송전망 건설 여건이 더욱 어렵다고 할 수 있음.

◦현재 우리나라의 계통 상황처럼 설비밀도가 높고 특히 전력 수요가 수도권에 집중되는 특징을 가지게 되면 앞서 설명했듯이 선로 고장에 따른 고장전류가 상대적으로 커지게 됨. 이미 우리나라는 수도권에서 고장전류가 차단기 용량을 초과하는 문제가 대두되었음. 현재 한전에서는 수도권 고장전류 문제를 해결하기 위하여 모선을 분리하여 운전하는 방법을 채택하고 있으며, 그 결과 고장전류 저감을 위한 모선분리 개소 102개(86%)와 과부하 해소를 위한 모선분리 개소 17개(14%)에 이르고 있음.

□ 동경전력과 우리나라 전력 계통의 비교

◦일본의 동경 지역은 부하밀집도 측면에서 매우 높은 지역이나, 계통구성에서 우리와 다르기 때문에 고장전류 측면에서 우리보다 유리함.

·일본 동경지역의 전력 공급을 담당하고 있는 동경전력의 경우,  500 kV 환상망으로 기간망을 구성하고 있으며, 275kV 송전선로는 동경시를 중심으로 방사형태로 구성되어있어 시 전체에 전력을 공급하도록 하고 있음. 방사형 송전망 구성은 환상망에 비해서 지역적인 정전의 확률은 높지만 고장전류, 고장파급에 의한 광역정전 확률 측면에서 환상망보다 훨씬 유리함.

◦우리나라 전력계통의 경우 수도권의 기간망이 345kV로 구성되어 있어서, 일본에 비해 기간망의 전압이 낮고, 기본적으로 2회선 환상망으로 구성이 되어 있어서 국지적 정전 가능성은 낮지만, 고장전류에 취약한 구조를 가지고 있음.

□ 전력 수급 안정성을 유지하기 위한 발전량과 부하량의 관계

◦동기발전기와 주파수

- 발전기는 여자전류를 흘려서 자력선을 가지는 회전자를 외부에서 힘을 가해 회전시켜 고정자에 전압을 유기함으로써 전력을 생산함. 발전기의 회전자가 2극(한 개의 N극, 한 개의 S극)인 경우에는 1초에 60회전 하도록 제어함으로써 주파수를 60 HZ로 유지시킴. 전력시스템 운영에서 주파수를 일정하게 유지하는 것은 소비자가 사용하는 기기의 수명과 기기가 생산하는 제품의 질을 유지하는데 필요하며, 전력거래소에서는 주파수유지기준을 마련하여 주파수를 일정 범위 이내에서 유지하도록 제어하고 있음. 주파수는 발전하는 전력과 소비하는 전력이 같을 때 일정하게 유지됨. 예를 들어,  발전기가 40,000Mw를 발전하고 부하가 40,000 Mw를 소비하고 있다면 주파수는 일정하게 유지됨. 만약 1000 Mw 발전기가 1대 고장으로 탈락하게 되면 발전기의 회전속도가 급격하게 감소하게 되고 따라서 주파수도 급격하게 하락함. 이 때, 발전기는 조속기(Governor)라고 하는 발전기 속도를 일정하게 유지하는 제어기가 동작함.  화력발전기의 경우 조속기는 스팀 밸브를 열어 터빈에 들어가는 스팀의 양을 늘려서 발전기 회전수가 감소하는 것을 정지시키고 기준 회전수를 유지하도록 제어함. 우리나라의 경우, 발전기 탈락에 의한 주파수 하락을 방지하는데 약 10초의 시간이 걸림. 이와 같이 매 순간 발전기의 발전량과 부하의 소비량을 일정하게 유지시킬 수 있어야 주파수를 일정하게 유지할 수 있기 때문에, 발전기가 가지는 조속기는 주파수 안정도를 유지하는데 가장 중요한 제어장치임. 그러나 우리나라 원자력 발전기의 경우 조속기에 의한 주파수 제어 기능이 없고, 풍력이나 태양광 등 신재생에너지원의 경우는 자연환경에 따라 발전하는 전력이 일정하지 않은 특성을 가지고 있음.

- 원자력 발전기만으로는 전력을 안정적으로 공급할 수 없으며, 풍력이나 태양광 발전기만으로도 전력을 안정적으로 공급할 수 없음. 전력을 안정하게 공급하기 위해서는 주파수 제어 기능이 있는 석탄화력, 가스터빈, 수력 발전기의 역할이 매우 중요함. 에너지 기본 계획에서 원자력 비율을 늘리고 풍력 발전의 비율을 늘리기 위해서는 상대적으로 감소하는 화력, 수력 발전기 등 주파수제어 설비의 영향을 충분히 고려하여야 하며, 이러한 기술적 제약을 우선적으로 고려하지 않으면 추후 계통 운영에 심각한 문제가 발생할 수 있음.

◦단상 동기 발전기

- 단상 발전기는 회전자가 1바퀴를 회전하면 고정자에는 정현파 전압이 1 사이클 유기됨. 우리나라의 계통 주파수가 60 Hz라 함은 발전기에서 1초에 60번의 정현파가 유기된다는 뜻임. 이와 같이 회전자의 회전수에 의해 유기되는 전압의 주파수가 결정되기 때문에 발전기에서는 회전수를 일정하게 제어함으로써 주파수를 제어하게 됨.

·만약, 고정자의 N극 S극 조합이 2개, 즉 4극기로 이루어진 회전자라면 기계적으로 한바퀴 회전하여도 고정자에 유기되는 전압은 2 사이클의 정현파 전압이 유기되며 이 경우 1초에 30회 회전하면 고정자에 60 사이클의 정현파가 유기됨.

◦3상 동기발전기

- 고정자에 3개의 권선을 각각 공간적으로 120도의 위상차로 위치시키면 고정자가 1회전함에 따라 각각의 권선에 전기적으로 120도의 위상차를 가지는 전압이 유기됨. 이런 경우 발전기를  3상 동기발전기라 하는데, 전세계적으로 실제 사용하는 발전기는 모두 3상 동기발전기임. 3상을 쓰는 이유는 단상을 쓰는 경우보다 같은 전력을 보내는데, 손실이 적기 때문임.

◦발전기 탈락 시 운전 중 발전기의 출력 응답 특성

- 전력계통에 발전기가 탈락하는 사고가 발생하는 경우 계통에 연계된 발전기는 제어기의 설정에 따라 주파수를 제어하는 역할을 하게 됨. 사고로 발전기가 탈락할 경우 각 발전기는 속도가 급격히 하락하게 되고 따라서 주파수도 급격하게 하락함. 조속기는 급격하게 하락하는 발전기 회전자의 속도를 검출하여 밸브를 제어하여 밸브를 열게 되고 터빈에 입력되는 스팀의 양이 증가하여 주파수 하락을 방지하며, 59.72Hz에서 더 이상의 주파수 하락이 일어나지 않게 되어있음. 그러나 조속기가 동작하더라도 60 Hz로의 주파수 회복은 일어나지 않고 일정 주파수 편차를 가지고 정상상태를 유지하게 됨. AGC는 이 때 발생하는 정상상태 오차를 허용하지 않고 60 Hz로의 주파수 회복을 위한 제어기 역할을 담당하게 됨. AGC는 EMS에서 구현되는 기능으로 조속기의 주파수 제어 기능과 함께 주파수 유지를 위한 제어 역할을 담당함으로써 주파수 안정도를 유지하는 중요한 역할을 함.

- 발전력의 부족이나 부하의 증가에 의한 주파수 변화는 순간적으로 나타나기 때문에 조속기에 의한 주파수 제어는 전력계통을 안정적으로 유지하기 위해 발전기 단에서 발전기 출력을 제어하는 매우 중요한 역할을 담당하고 있음.

·발전기 탈락으로 발전력이 부족하여 주파수가 급격히 감소할 경우에도 원자력 발전기는 조속기 제어를 하고 있지 않기 때문에 순간적으로 주파수, 즉 발전기 회전속도가 급격히 하락하여도 원자력 발전기는 출력 변동없이 정출력 운전을 하고 있음. 따라서 원자력 발전기는 주파수 안정도에 전혀 기여를 하지 않기 때문에 주파수 안정도에 영향을 미치지 않는 범위 내에서 용량을 도입하여야 하며, 출력 변동성이 큰 풍력이나 태양광 등 신재생 에너지원도 같은 문제를 야기 시키기 때문에 원자력 용량과 신재생에너지원 용량을 설정할 때 기술적으로 용량 한계를 명확히 분석하여 대처하여야 함. 석탄화력발전기는 가스 복합 발전기와 마찬가지로 조속기가 주파수 제어를 하기 때문에 전체적으로 비슷한 출력 특성을 보임.

□ 수도권 고장전류 문제

◦고장전류란 전력계통에 고장이 발생할 시 송전선로에 흐르는 전류를 의미하며, 고장 전류는 정상상태 전류에 비해서 매우 많은 전류가 흐르기 때문에 빠른 시간 안에 고장을 감지하여 차단함으로써 설비를 보호하여야 함. 그러나, 고장전류가 고장을 차단하는 차단기의 정격전류보다 커지게 되면, 차단기가 고장전류에 의해 파손되기 때문에 고장전류가 차단기 설비보다는 작아야함.

- 우리나라의 경우, 수도권 고장전류가 차단기 정격용량보다 커지는 문제가 이미 발생하여 앞으로의 안정적인 송전망 운영에 큰 장애가 되고 있음. 고장전류가 커지는 이유는 크게 다음 3가지로 요약할 수 있음. 우선 수도권에 부하가 집중되어서 기본적으로 전력의 공급 밀도가 매우 높다는 것을 들 수 있음. 둘째로는, 2회선 환상망으로 구성된 송전망의 구조를 들 수 있음. 2회선 구성은 1회선 구성보다 등가임피던스가 줄기 때문에 전류가 많이 흐르게 되고, 또한 방사성 구조보다 환상망 구조의 등가임피던스가 작아지기 때문임. 셋째로, 수도권 서부에 집중된 발전설비의 영향을 들 수 있음. 발전기가 가까이 존재하면 등가임피던스가 작아지기 때문임. 실제로 수도권에서 고장전류 문제가 집중된 지역이 수도권 서부지역임이 이를 잘 설명하고 있음.

- 수도권으로의 전력 집중 및 환상망 구조로 인하여 고장전류가 발생하면 2회선 환상망의 구조를 유지하는 경우 고장전류의 과다로 인하여 차단기의 차단 용량을 초과하는 고장전류가 발생하게 됨. 따라서 이러한 현상을 해소하기 위하여 현재 영흥 및 인천 단지에서의 송전망의 경우 모선을 분리하여 운전 중임. 하지만 이러한 모선 분리의 영향으로 1회선 고장에도 발전기가 탈락하는 경우가 발생하여 계통의 신뢰도가 낮아지게 됨.

·고장전류 전망(345kV) 모선분리를 하지 않는 경우 2027년 계통의 경우 고장전류가 매우 커져서 현재 개발된 가장 큰 차단기 용량 63 kA를 초과하게됨. 따라서 고장전류 저감을 위한 근본적인 대책을 미리 세우지 않으면, 계통 운영에 많은 제약이 뒤따를 것으로 예상됨. 고장전류 문제는 기본적으로 우리나라 같이 좁은 국토에 많은 전기에너지를 쓰기 때문에 발생하는 문제이기 때문에 다른 선진국보다 우리가 먼저 겪는 문제이며, 따라서 이에 대한 해결책을 스스로 찾아야 하는 어려움이 있음.

□ 대형 발전 단지의 안정도 문제 - SPS

◦과도안정도

- 과도안정도 문제는 발전기가 집중된 지역에서 선로사고 등이 발생하여, 사고가 제거되어도 발전기가 동기(synchronism)를 상실하고 탈락하는 현상을 지칭. 물론 과도안정도 문제는 같은 발전기 조합이라고 하더라도 송전망의 구성 상황, 부하의 정도에 따라 다르게 나타남. 과도불안정 현상은 주로 대형발전단지 부근에서 송전선 사고가 발생했을 때 나타남.

·먼저 과도안정한 경우이다. 발전기 2기가 각각 1000MW 씩 발전하고 있으며 총 2000MW의 발전력이 최대 송전용량이 2000MW인 송전선로 2회선을 통하여 부하에 공급되고 있다고 하자. 이 때 2회선 중 1개의 회선에 고장이 발생하면 0.1초 이내에 고장이 발생한 선로를 차단하게 됨. 이 때 고장이 지속되는 0.1 초 동안 발전기에서 발전한 출력이 모두 계통으로 전달되지 않고 남으며 이때 남은 전력으로 인해 발전기가 가속하게 됨. 0.1초 고장 선로를 차단하면 고장이 나지 않은 1개의 선로로 발전기 출력 2000MW가 부하에 전달할 수 있으며, 이 때 발전기는 다시 원래의 속도로 되돌아오고 안정적으로 운영이 됨. 대체적으로 발전기 2기 정도의 단지에서 인출선 고장으로 발전기가 가속하여 탈락하는 과도불안정 현상은 나타나지 않음.

- 과도불안정한 경우는 다음과 같음. 각각 1000 MW를 발전하는 발전기 8대가 최대 용량이 8000MW인 송전선로 2회선을 통하여 부하에 전기를 공급하고 있을 경우 1개의 선로에 고장이 발생하면 0.1초 이내에 고장을 제거함. 그러나 고장이 지속되는 0.1초 동안 발전기의 출력이 모두 송전선을 통하여 계통으로 전송되지 않고 남게 되며, 이 남는 전력에 의해서 발전기가 가속하게 됨. 0.1 초 이후에 사고가 제거되고 사고가 나지 않은 나머지 1개의 선로에 8000 MW를 송전할 수 있지만, 사고 지속시간 동안 과도하게 가속된 8대의 발전기는 사고를 제거한 이후에도 안정하게 속도를 유지하지 못하고 계속 가속하는 현상이 발생하게 됨. 이 때 발전기를 보호하기 위해서 발전기 8대를 계통에서 탈락시키게 되는데 이러한 현상을 과도안정도 문제에서 과도 불안정하다고 지칭함. 대체적으로 한 사이트에 많은 발전기가 운전되는 대형발전단지의 인출선에서 고장이 발생하는 경우 과도불안정 현상이 나타남. 즉, 대형 발전단지에서 인출선 선로 사고가 발생하면, 사고 선로를 0.1초 이내에 차단한다고 하여도 단지 내 발전기 모두가 탈락하는 현상이 발생하며 이 경우에는 대형 정전을 피할 수 없음.

◦우리나 라의 과도안정도와 SPS 현황

- 원자력 발전소 등 대형발전설비가 고장 등의 원인으로 출력을 내지 못할 경우 주파수의 낙폭이 커져서 전체 주파수를 제어할 수 있는 능력자체가 줄어들게 되며, 이러한 상황에서 풍력 등 간헐적인 출력 특성을 가지고 있는 신재생에너지 설비를 증가시킬 경우 전반적인 전기품질이 낮아지는 개연성이 높아짐.

- 한빛원자력발전소의 사례를 통해 우리나라 과도안정도 문제와 SPS 현황을 설명하면 다음과 같음. 한빛발전단지는 인출선 선로 고장 시 해당 모선에 연결된 단지 내 모든 발전기들이 탈락하는 과도안정도 문제를 가지고 있음. 따라서 전체 발전기가 탈락하는 것을 방지하기 위해 SPS를 적용하고 있음. · SPS는 컴퓨터 시뮬레이션을 통하여 인출선 인근의 송전선로 고장 발생 시 모선에 연결된 모든 발전기들이 탈락하는 것을 방지할 수 있도록 발전기의 대수를 미리 계산하여 사고 발생 이후 발전기의 동작 여부를 설정하는 시스템임. 인출선 사고가 발생하면 사고선로의 차단과 함께, 모선에 연결된 일부 발전기를 동시에 탈락시킴으로써, 나머지 발전기들의 탈락을 방지하는 개념임.

- 그러나 선로를 차단하는 계전기가 동작하지 않거나, SPS의 오/부동작이 발생하는 경우 전체 발전기들에 불안정성을 초래할 수 있고 발전기가 탈락할 가능성이 높아지기 때문에 광역정전으로 파급될 우려가 있음. 그러므로 단위 발전소의 발전기 대수가 적으면, SPS가 필요하지 않으며 계전기가 동작하지 않는 경우에도, 적은 수의 발전기가 탈락하기 때문에 광역정전으로 파급되지는 않음. 때문에 발전단지를 소형화하거나 분산화하여 운영하는 것이 대형발전단지의 탈락으로 인한 전체정전의 가능성을 줄이는 방법임.

- 결론적으로 SPS는 대형발전단지 인출선 사고 시 전체 발전기가 탈락하는 것을 방지하기 위한 특별한 시스템임. 따라서 사고 선로를 제거하는데 실패하거나 SPS의 오/부 동작시에는 전체 시스템이 붕괴할 가능성이 있기 때문에 우리 계통의 안정적인 운전을 위해서는 대형발전단지 위주의 전원 건설은 하루빨리 지양하여야 함.

나. 개선방안

□ 고장전류 대책

◦고장전류를 해소하기 위한 기술적 대처 방안으로 한류리액터를 설치하는 방법, 차단기 용량을 지속적으로 증대시키는 방법, BTB HVDC 선로를 건설하는 방법 등이 있음. 하지만 한류리액터를 송전선로에 설치하는 것은 임시방편적인 해소 방안 일 뿐 다른 안정도 문제 등을 야기 시키기 때문에 궁극적인 해결책은 아님. 차단기의 용량을 증가시키는 방법은 현재 기술적으로 63 kA 이상의 차단기가 개발되지 않았다는 문제점이 있음. 즉 차단기 용량 증대는 기술적으로 한계가 있기 때문에 궁극적인 해결책이 될 수 없음.

- BTB HVDC의 도입도 하나의 대안으로 들 수 있음.

·BTB(Back to Back) HVDC는 HVDC 송전선없이 AC 망과 AC 망 사이를 DC로 연결하는 방법임. 이 방법은 DC 선로에 흐르는 전류의 최대값이 컨버터의 용량이 되기 때문에 고장 전류를 제한할 수 있다는 장점이 있음. 그러나 이 방법은 컨버터의 가격이 매우 비싸고, 고장 전류를 제한하는 목적으로 HVDC를 적용한 사례가 전 세계적으로 예가 없으며, 계통 상황에 따라서 컨버터의 조류를 제어해야 하는 등 기술적으로 해결해야 할 문제가 적지 않음.

- 위에서 소개한 기술적인 방법은 근본적인 해결책이 되지 못하거나 아니면 경제적으로 매우 고가의 설비를 필요로 하면서 고도의 운영기술이 필요하기 때문에 적지않은 위험 부담이 있음. 따라서 보다 근본적인 해결책을 망의 구성에서 찾을 필요가 있음. 그 중 한 가지 대책으로 수도권의 대대적인 송전망 변경작업을 통한 송전망 전체의 구조 변경이 있음. 현재의 환상망 형태의 송전망 구조를 방사형으로 변경하거나, 부분적인 환상망과 방사형을 조합하는 형태를 채택하는 방법으로 고장전류를 저감시키는 방법임.

- 보다 근본적인 대책으로는 수도권의 수요 집중을 방지하고, 장기적으로 수도권 수요를 분산시킴으로써 수도권의 전력수요를 저감시키 방안임. 고장전류의 가장 근본적인 이유는 수도권에 집중된 전력 부하에 기인한 것이기 때문에 지역별 요금제 등을 통한 산업용 수요를 지방으로 분산시키는 정책의 도입이 필요함.

□ 대형 발전 단지의 안정도 문제 대책

◦이러한 문제를 방지하기 위해 우리나라에서는 SPS(Special Protection System)를 설치하여 운전하고 있음. SPS는 8대의 발전기가 모두 탈락하기 전에, 일부 발전기를 먼저 탈락시킴으로써 나머지 발전기를 안정하게 유지하는 방법임. 이 때, 몇 대를 미리 탈락시켜야 안정한지는 계통 상황에 따라 달라지며, 컴퓨터 시뮬레이션을 통해 탈락시키는 발전기 대수를 미리 결정하고 실계통에 적용하게 됨. SPS는 과도안정도 문제 뿐 아니라 선로 과부하 문제 등을 해결하기 위해서도 적용하고 있음.

◦수도권 부하차단 – SPS

- SPS에 의한 안정화 대책은 대형발전단지의 과도안정도 문제 뿐 아니라, 수도권의 전압안정도 문제를 해결하기 위해서도 도입하고 있음. 수도권에서의 SPS 동작을 통한 부하 차단으로 전압 불안정에 의한 광역정전을 대비하고 있음.

◦SPS 종합

- 제5차, 제6차 수급계획에서는 발전소 입지난 등의 영향으로 발전 단지가 더욱 더 대형화되는 추세에 있음. 발전단지의 대형화는 발전소 입지난 해소를 위한 좋은 방법이긴 하지만, 대용량의 전력을 수송하기 위한 초고압 송전선로 건설에 따른 사회적 수용성 문제가 최근에 사회적 이슈로 제기되었음. 그러나 대형발전단지의 건설은 초고압 송전선로를 건설한다고 하여도 과도안정도 문제로 인한 SPS가 필요하게 되며, 계전기나 차단기, SPS의 오/부동작에 의한 광역정전의 가능성이 더욱 높아지게 됨.

·이러한 대용량 발전단지와 초고압 송전선은 특히 자연재해나 테러에도 매우 취약하여 일부 송전탑의 붕괴에도 광역정전으로 이어질 가능성이 매우 높음.

- SPS의 또 다른 위험성은 컴퓨터 시뮬레이션을 통하여 안정화 대책을 세운다는 점임. 비선형 특성을 가지는 전력 시스템에서 시뮬레이션으로 거의 모든 경우에 안정한 대책을 마련하는 것이 이론적으로 불가능하며, 컴퓨터 시뮬레이션을 위한 모델링 과정에 많은 오차가 포함되기 때문임. 실제로 선진국에서는 대형 정전이 발생한 경우 이를 컴퓨터 시뮬레이션으로 재현하는 것이 매우 어렵다고 보고되고 있음.

·현재 우리나라 전력계통에는 총 42개소의 SPS가 설치되어 있음. SPS의 개수가 증가할수록 계통의 신뢰도는 하락하기 때문에 앞으로 SPS를 줄이는 방향으로 근본적인 방향 전환을 해야 함. 이를 위해서는 장기적으로 송전망의 안정성을 도모하기 위해서는 전원 분산화를 통해 대규모 발전단지와 SPS 설치를 방지하고 수요를 분산화하여 고장전류를 저감시킬 필요가 있음. SPS와 같이 기술에 의존하는 안정화 대책은 리스크가 동반되기 때문에 언젠가는 광역정전과 같은 위험을 초래할 수 있음. 이에 대처하기 위해서는, 계전기 및 SPS와 같은 안정화 장치의 오동작 및 부동작 등이 발생하더라도 고장 파급이 발생하지 않는 소규모 발전단지 및 수요의 분산이 필요함. 전력망을 계획하고 건설하는 데는 많은 시간과 천문학적인 비용이 따름. 우리나라 전력망에 대한 장기적 비전을 전제로 하는 정책의 필요성이 절실한 시점임.

◦수도권 부하억제를 위해 지역별 전력요금제를 도입하여 수요분산을 유도

하는 등의 정책 대안이 필요함.

- 현재와 같이 정책 자체가 계속 안정성 위주로 진행되어 인천지역과 같이 리엑터 설치, 차단기 용량을 올리는 작업을 계속 할 경우, 전국적으로 문제가 될 수 있고 이에 따른 비용발생은 앞으로 문제가 될 것임. 신뢰도 기준을 조금 완화한다면 경제성이 올라가는 효과를 얻을 수 있을 것임.

□ 결론

◦계속되는 전력 수요의 증가를 감당하기 위하여 우리나라의 전력망은 점점 포화되어 가고 있으며 이에 따라 전력 불안정성 역시 증가하고 있음. 전력 불안정성에 특히 많은 영향을 미치는 요소로는 대단위 발전단지 위주의 전원 구성 및 수도권 전력 집중으로 인한 고장전류 문제를 들 수 있음.

- 먼저 대단위 발전단지 위주의 전원 구성으로 인한 문제를 살펴보면 대규모 발전단지에서 발전되는 전력을 송전하기 위하여 초고압 송전선 건설이 필요하나 사회적 수용성 문제로 많은 애로가 있음. 만일 초고압 송전선로를 건설한다고 하여도, 대형발전단지 인출선 사고 발생 시 선로 차단과 함께 대규모 발전기의 탈락을 통한 정전 발생 방지를 위하여 고장파급방지장치(SPS)가 필요함. 이런 경우에는 계전기의 부동작에 의한 선로차단 실패나 SPS 오/부동작 발생으로 인한 광역정전의 위험성이 상존함. 이러한 계전기 부동작이나 SPS의 오/부동작 상황에서도 광역정전이 발생할 위험을 최소화시키기 위한 근본적인 대처 방안으로는 전원을 분산시켜서 오/부동작의 영향을 최소화 시키는 것임.

- 수도권의 고장전류가 큰 이유로는 수요가 수도권에 집중되어 있고, 환상망 2회선 형태의 전력망 구조, 그리고 인천과 영흥 등 수도권 지역에 발전기들이 집중된 점을 들 수 있음. 이를 해결하기 위한 근본적인 대책은 수요를 분산화 시키고 수도권 전력망 구조를 기본적으로 방사형이나 환상망과 방사형의 조합 형태로 구조를 변화시키는 것임. 즉, 전력망의 구조 변화와 함께 장기적으로 수요 분산 정책이 필요함.

- 우리나라 전력망은 미국, 일본, 싱가포르보다 훨씬 높은 전력설비 밀도를 가지고 있으며 이는 에너지 다소비 산업 구조에 기인함. 장기적으로 지속가능한 에너지 공급시스템을 구축하기 위해서는 전력망의 안정성에 초점을 맞춘 전원 및 설비계획이 필요함. 에너지 정책의 패러다임 변화가 필요한 시점임.

◦고장전류 문제의 해법은 수요 분산화 밖에 없으며 신뢰도 기준 완화는 내

부적으로 논의가 되고 있음. Radial 계통으로 갔을 경우에는 신뢰도기준

완화가 필요함.

- 대형발전설비 탈락 시 광역정전으로 파급되지 않도록 발전단지의 소형화 및 분산화가 필요하며, 이러한 여건을 고려하여 수급계획을 수립하여 계획의 실효성을 높여야 함.

5. 분산형 전원의 활성화 방안

가. 현황 및 문제점

□ 분산시스템으로 전환필요

◦향후 대규모 발전단지 개발은 입지부족, 송전선 건설의 어려움, 사회적 수

용성, 사고시 고장파급 문제 등으로 더욱 어려워질 전망. 이러한 한계상황

을 감안할 때, 안정적 전력공급을 위해 이제는 공급력과 수요의 분산화 정

책이 요구되는 상황임.

□ 분산형전원의 정의

◦분산이라는 것은 수요측을 분산하는 방안과 공급측을 분산하는 2가지 방

안이 있으며, 공급측 분산에 대해 논의하고자 함.

◦분산형 전원이란 광의의 개념으로 지역간 연계 송전망 혹은 지역내 송전

망의 건설 최소화와 동시에 송전혼잡이 최소화되는 전력자원을 의미하며,

협의의 개념으로는 소비자 구내 혹은 배전망내에 보급되는 발전자원으로서

중앙전력공급을 최소화하는 전력자원을 뜻함.

□ 국내 전력시스템 현황

◦국내는 현재 화력을 기반으로 한 서해안 중부지역, 수도권 부하를 담당하

기 위한 인천지역, 원자력을 기반으로 한 고리지역 등 4개의 대규모 발전

단지 형태와 생산된 전력을 수요지로 수송하기 위한 대규모 송전시스템으

로 구성되어 있음.

·서해안중부단지, 인천단지, 울진강원단지, 고리단지 등으로 구성되어 있는 우리나라의 대규모 발전단지는 수준은 약 3,962만kW 수준에 이르고 있으며 이는 전체 설비의 약 47%에 이르고 있음. 제6차 전력수급기본계획에 따르면 이들 수준은 7,022만kW로 증가하게 됨. 즉, 현재보다 미래에 발전단지는 더욱 대단지화 된다는 것을 의미

◦현재 자가발전 등 분산형전원은 경제성 및 정책적 지원 부족으로 인해

비중이 점진적으로 축소되고 있는 상황임.

·우리나라 전력계통은 발전설비, 송배전설비 등이 지속적으로 성장하여 왔음. 2013년말 현재 발전설비는 91,037MW 수준으로 2000년의 53,685MW보다 약 1.7배의 성장 수준을 보이고 있다. 한편, 송전설비는 2013년말을 기준으로 32,248[c-km] 수준으로 2000년 26,582[c-km] 대비 약 1.2배 성장을 보이고 있음.

·우리나라 전력시스템은 전통적으로 대규모 발전설비단지(생산단지), 대규모 송변전설비(수송설비) 및 대규모 소비단지 등의 특징을 가지고 있음. 또한 발전단지와 수도권 등의 소비단지는 원격으로 떨어져 있어 765kV/345kV 등과 같이 대규모 송전망으로 연계되어 있음. 이러한 전통적인 전력공급시스템은 규모의 경제라는 장점을 가지고 있으나 동시에 상당히 많은 전력시스템 대내외적 문제를 야기 시키고 있음.

- 전력시스템의 신뢰도 및 안정도가 나빠짐. 특히 대규모 발전단지 생산 전력의 수송을 위한 기간 송전망 등의 탈락이 발생할 경우, 전력시스템 전체의 안정적 운영에 매우 큰 악영향을 미칠 수 있음.

- 대규모 송전망 구축은 필연적으로 사회적 갈등을 피할 수 없음. 이러한 사회적 갈등 비용을 포함할 경우, 실제의 전력시스템 구축비용은 높아지게 됨.

◦우리나라와 같은 중앙집중형 전력시스템은 전력계통의 내부 기술적인 문제, 물리적 및 사이버 테러 등으로 문제가 발생할 경우, 안보, 경제, 사회적인 파장이 너무 커지게 되므로 일종의 보험의 차원에서도 분산형 시스템의 구축이 필요함. 이는 대도시 집단거주시설의 형태가 보편적인 우리나라에서는 분산형 시스템의 구축 필요성이 더욱 높아지게 됨. 하지만 최근의 전력수급계획을 보면 분산자원의 구축과는 더욱 멀어지는 추세를 보이고 있다는 점이 문제로 지적됨.

·이러한 이유는 첫째, 저렴한 전기요금으로 인하여 과거 활성화되었던 상용자가발전이 지속적으로 감소하게 되었음. 둘째, 분산자원에 대한 정책적인 지원도 없고 시장에서의 고려도 현재로서는 전무함. 이러한 추세를 보이는 사례로서 구역전기사업자의 수익성 악화와 관련 사업의 철수 등을 들 수 있음. 즉, 현재로서는 전기요금의 왜곡과 정책적 미지원으로 인하여 역으로 중앙공급시스템을 적극적으로 지원하고 있는 실정임. 우리나라와 일본의 자가발전의 비중을 2001년 이후 비교한 자료를 보면 우리나라는 저렴한 전기요금(특히, 산업용)으로 인하여 그 비중이 지속적으로 하락하는 반면 전기요금의 정상화를 추진한 일본은 그 비중이 20%를 상회하고 있음. 이러한 자가발전 용량 증가 등으로 인하여 일본은 원전제로의 상황에서도 대규모 정전이 발생하지 않았으며 이는 우리에게 시사하는 바가 매우 큼.

□ 분산형 전력시스템의 정의와 수준

◦분산형 에너지시스템은 과거부터 선진국을 중심으로 지속적으로 연구되어 왔지만 그 정의는 적용 분야에 따라서 매우 다양하게 표현되고 있음. 우선 위키디피아에서는 분산전원을 다음과 같이 정의하고 있음. 분산전원은 소용량 전원으로 정의하고 있으며(10MW 이하), 그 종류에 열병합, 태양광, 풍력, V2G를 포함하고 있음.

◦‘Distributed energy resource (DER) systems are small-scale power generation technologies (typically in the range of 1 kW to 10,000 kW) used to provide an alternative to or an enhancement of the traditional electric power system. The usual problem with distributed generators are their high initial capital costs.’

◦미국 DOE의 분산전원의 정의는 다음과 같으며 이는 소비자단에 설치되는 전원으로 전력회사의 송배전설비 투자를 지연하거나 취소할 수 있는 자원을 지칭함.

◦‘Distributed generation - small, modular electricity generators sited close to the customer load that can enable utilities to defer or eliminate costly investments in transmission and distribution (T&D) system upgrades, and provide customers with better quality, more reliable energy supplies and a cleaner environment.’

·한편, 한국전력의 배전계통 연계 기준에서는 다음과 같이 분산전원을 정의하고 있음.

- 대규모 집중형 전원과는 달리 소규모로 전력소비지역 부근에 분산하여 배치가 가능한 전원으로서, 다음 각 목의 하나에 해당하는 발전설비

- 가. 전기사업법 제2조 제4호의 규정에 의한 발전사업자 또는 전기사업법 제2조 제12호의 규정에 의한 구역전기사업자의 발전설비로서 전기사업법 제43조 규정에 의한 전력시장운영규칙 제1.1.2조 제1호에서 정한 중앙급전발전기가 아닌 발전설비 또는 전력시장운영규칙을 적용받지 않는 발전설비

- 나. 전기사업법 제2조 제19호의 규정에 의한 자가용전기설비에 해당하는 발전설비 또는 전기사업법 시행규칙 제3조 제1항 제2호의 규정에 의해 일반용전기설비에 해당하는 저압 10kW이하 발전기

◦제2차 에너지기본계획에서는 보다 광범위하게 분산형 전력시스템을 정의하고 있으며, 이는 기본적으로 DOE의 정의에서 볼 수 있는 바와 같이 갈등이 극대화되는 대규모 송전망의 보강을 최소화할 수 있는 시스템으로 정의하고 있음. 이는 공급 측의 분산전원은 그 영역이 매우 넓다는 것을 의미하며 최소한 다음의 내용을 포함하고 있음.

- 기존의 대규모 단지에 기반한 신규 전원개발은 제한한다.

- 대규모 신규부하는 수도권보다는 발전설비의 인근으로 유인한다.

- 산업용 등과 같은 대규모 부하는 최대한 자가발전(상용자가발전)에 기반을 둔 전력공급을 권장한다.

- 수도권에의 신규발전설비 투자는 최대한 억제하되 필요하다면 집단에너지 혹은 소규모 분산전원(신재생 포함)에 국한한다.

◦앞에서 언급한 바와 같이 분산형 에너지시스템은 분산전원보다는 광범위한 개념으로서 지역별(광범위, 소범위)로 수요와 공급 균형을 이루는 것을 말하며, 소범위의 경우 마이크로그리드 등의 형태를 띠고 있음. 즉, 분산에너지시스템은 수요와 공급의 측면에서 동시에 고려하여야 함을 의미하고, 이는 대규모 송전망 등의 필요성을 최소화하게 됨.

- 우리나라의 경우, 신재생에너지는 RPS 시스템을 통하여 별도의 보급 대책이 수립되어 있으므로 이를 제외한 분산전원(공급측 자원)은 1) 대규모 산업용 소비자내에 설치되는 (상용) 자가발전, 2) 건물이나 아파트 등에 공급되는 소규모 분산전원(마이크로 가스터빈 등), 3) 154kV 선로에 연계되는 1,000MW 이하의 집단에너지나 복합화력 등이 이에 해당할 수 있음. 물론 수도권의 고장전류 문제는 집단에너지나 복합화력 등의 투자에 의하여 근본적으로 그 문제가 해결되지는 않지만(즉, 근본적인 해결책은 부하이전이지만 이는 현실적으로 불가능하므로 송전망의 분리나 토플로지의 변화를 가져와야 함), 수도권의 대단지화보다는 리스크가 상당히 줄어들게 됨.

- 2012년말을 기준으로 집단에너지, 신재생에너지, 상용자가의 비중을 살펴보면 용량기준으로는 약 11%, 발전량 기준으로는 약 9% 수준으로 나타남. 제2차 에너지기본계획에서는 이러한 분산 자원의 보급 수준을 2035년에 15%를 목표로 하고 있으므로 지속적인 보급 확대가 필요하게 됨. 또한, 무엇보다도 우리나라에서 분산전원의 정의를 별도로 설정하고 이를 기반으로 통계화 작업이 필요함.

출처: 전력거래소, 분산형전원 추진방향 및 과제 검토 (2014). 엄밀한 의미에서 집단에너지 가운데 수도권에 분포되어 있는 발전기와 154kV 이하에 연계되어 있는 발전설비(복합, 기력) 등도 이에 포함될 수 있을 것임.

□ 분산전원의 필요성은 사회적으로 매우 높아진 반면에 현실은 정반대임. 이는 매우 다양한 곳에서 그 원인을 찾을 수 있으며 아래와 같이 요약됨.

- 전기요금과 열요금 등이 현실화되지 않음으로 자가발전과 분산전원을 전혀 유인하지 못하고 있음.

- 대규모 송전망 구축에서 소요되는 갈등비용 등이 내재화되어 있지 않음. 이러한 사회적 비용이 보조금 등의 형태로 대규모 전원에게 간접적으로 지원하고 있음. 또한, 송전과 관련된 보상비용이 현실화되지 않음으로서 상대적으로 분산형 전원의 필요성이 낮게 평가되고 있음.

- 송전혼잡과 관련하여 도매전력시장에서 가격신호가 반대로 제공되고 있음. 따라서 부하중심지역에의 발전설비 공급을 유인을 저해하는 여건임.

송전혼잡지역(예: 수도권)에 전력을 공급하는 발전기가 SEP 이상의 제약발전(CON)을 할 경우, 자기비용만을 보상하고 있음. 이러할 경우, 연료비 회수만 보장되므로 발전기 가동에 따른 제반 간접적 비용(설비 노후화, 예방정비비용의 증가 등)의 회수나 편익의 제공은 없음. 반면에 비수도권 등에 위치하는 발전기가 제약비발전(COFF) 할 경우에는 역으로 기회비용만큼 보상을 하고 있으므로 송전혼잡과 관련해서는 우리나라 도매시장은 지역적 신호가 역으로 제공되고 있음.

- 기타 분산전원의 보급 등에 따라 나타나는 전력계통 신뢰도의 증가 등은 비용화되지 않으므로 실질적 효과만큼 보상받지 못하고 있음.

◦현재 신재생에너지는 별도의 촉진 방안과 보상구조를 통하여 지속적으로 보급되고 있으므로 여기에서는 신재생을 제외한 분산전원의 보급 확대 방안에 대해서만 논의하기로 함. 또한, 일부 신재생에너지는 송전계통에 연계되고 수요지와 원격지에 위치하고 있으므로 실질적으로는 분산전원이라고 분류하기 힘든 발전기들도 많이 있지만 여기에서는 그 논의를 제한하기로 함.

□ 국내·외 분산형전원 현황

◦별도의 보조금이 지급되고 있는 신재생 및 수요관리 자원과는 달리 분산형전원의 경우 지원제도가 매우 제한적임.

◦국내 분산형전원은 수급계획, 정책, 시장 등 모든 측면에서 적극 고려되지 않고 있으며, 전기요금의 비현실화, 분산형전원 지원제도 미비 등으로 인해 분산형전원이 확대되기 어려운 상황임.

◦덴마크의 경우는 지난 30년간 지역공동체 단위의 분산형전원이 지속적으로 증가하였으며, 일본의 경우도 전력요금의 지속적인 증가로 인해 자가발전이 지속적으로 증가하여 23% 수준으로 확대되었음

□ 가장 대표적인 분산전원인 소형열병합 CES는 여러 가지 원인으로 인하여 시장에서 축소되거나 사업권이 반납되고 있음. 이는 정책적 지원이 없을 뿐만 아니라 전기와 열시장의 왜곡이 낳은 결과임. 2004년 7월에 도입된 구역전기사업자는 32개 구역에서 26 사업자가 허가를 받았지만 현재에는 14개 구역에서 11개 사업자만이 사업을 추진하고 있음. 즉, 18개소에서 사업권을 반납하거나 발전사업자로 전환하였음. 이들 사업자의 대부분은 적자를 면하지 못하고 있으며 일부 사업자의 경우는 100억원 이상의 당기순손실을 발생시키고 있음. 따라서 가장 대표적인 분산전윈인 소형열병합 형태의 구역전기사업자가 고사되는 현실에서 분산전원의 보급 촉진을 유인한다는 것은 효과적인 측면에서 매우 제한적임.

◦CBP 도매시장 자체가 가지는 한계성이 매우 크기 때문에 우리나라에서 도매시장을 통하여 분산전원이 확산되기는 불가능한 여건임.

- CBP는 전술한 바와 같이 실질적 가격상한이 매우 낮을 뿐만 아니라 미국의 LMP 등과 달리 지역적 신호를 제공하고 있지 못하기 때문에 지역적으로 송전혼잡을 해소하는 분산전원의 도입은 불가능함. 전술한 바와 같이 우리나라 CBP 시장은 송전혼잡에 대한 신호를 역방향으로 제공하고 있음. CBP 시장에서 TLF를 통한 지역적 신호를 제공하고 있지만 이는 분산자원이 도입될 만한 인센티브를 제공하지 못하고 대규모 발전시스템을 부하중심지역에 유인할 정도임.

- 또한 용량요금의 지역적 차등제도는 융통전력을 포함하고 있기 때문에 수도권의 용량이 오히려 넘치는 현상을 가져오고 있음. 수도권의 발전용량이 융통설비로 인하여 더욱 많아지는 결과를 가져오고 있으므로 현실적으로 작동이 불가능함. 제주와 육지사이의 지역별 가격제만이 유일하게 제주지역에의 분산자원(주로 신재생) 유인에 대한 신호를 제공하고 있음. 따라서 분산자원의 유인을 위해서는 송전혼잡에 대한 바른 가격신호를 제공하는 모선별 가격체계 혹은 지역별 가격체계를 도입할 필요성이 있음. 그러나 이는 전통적인 수도권, 비수도권, 제주 등의 구분으로 오히려 지역내 신호의 왜곡을 가져오기 때문에 보다 합리적인 지역의 결정이 필요함. 기타 송전요금의 경우도 발전부문은 면제되고 있기 때문에 발전부문에 대한 도입이 필요한 시점임.

□ 전원분산화의 필요성

◦에너지 패러다임의 변화

- 한국은 압축경제성장에 따른 전력인프라 구축을 빠른 시기에 잘 수행해 왔으며, 이로 인해 발전설비의 대단지화 및 대용량 송전선로를 건설해왔음.

- 하지만, NIMBY 현상 등 사회적인 수용성 문제 발생, ‘집중’으로 인한 Risk 분산 등을 위해 ‘분산’이 현재 화두로 떠오르고 있음.

◦초기 수급계획 수립시 전원입지 확보의 어려움으로 인해 현재 대규모 발

전단지가 생겨나게 되었으며 결과적으로 대용량 송전선로가 필요하게 되

었음. 현재는 이외에도 사회적 수용성, 고장전류 등 수급계획 수립 시 고

려해야 사항이 증가하고 있음.

◦현재의 여건을 고려할 경우 송전선로 건설을 최소화하는 것이 수급계획의

실효성을 높이는 것이며, 이를 위해서는 전원의 분산화가 필수적 사안임.

◦수도권 경제 집중화에 따른 부하집중(40% 이상)이 심각한 상황

◦대용량 발전설비가 소수로 존재하는 것 보다 소규모 발전설비가 다

수 존재하는 것이 전력공급의 안정성 측면에서 유리함.

◦2차 에너지기본계획에서 발표한 분산형전원 15% 확대를 위해서는 정부의 정책적 지원 및 시장제도의 개선이 필요함.

□ 전원분산화의 문제점

◦현재 전력수급기본계획에서 해결해야 하는 송전선로 건설 어려움을 해결하기 위해서는 전원의 분산화가 필요하며, 이에 대한 선결조건으로는 전기요금 상승에 대해 국민적 합의가 필요

◦전원분산화를 하더라도 해당 지역 내의 고장전류 문제는 계속 남아 있으며, 해당 지역 간의 융통선로 건설 등의 문제가 발생하므로 이에 대한 대책이 필요함.

나. 개선방안 : 분산형 전력시스템의 활성화 방안

□ 패러다임 변화 대응방안

◦전원분산화를 통해 ‘대용량 발전단지’, 송전망 건설‘ 등의 불확실성을 해소해야 하는 시점에 도달함.

◦발전설비 입지확보의 어려움, 송전설비 건설의 어려움을 고려할 경우, 향후 수급계획 수립 시에는 발전계획과 송전계획을 package化 하여 동시에 계획을 수립하여야 함.

- 2015년 부터는 발전부지 선정에 필수적 정보인 송전선로 융통한계, 계통여유 용량을 매월 공식적으로 한전이 발표할 예정임.

□ 분산전원 활성화를 위해서 현재로서 고려할 수 있는 가장 유력한 방안은 정책적 지원임. 현재로서는 규모의 경제와 연료가격(주로 천연가스)이 비싸므로 별도의 보조 없이는 보급 확대가 불가능함. 세계에서 분산전원(소형열병합 중심)이 가장 잘 보급되어 있는 덴마크의 경우, 지역별 소형열병합의 비용회수를 법적으로 보장하고 있음. 이러한 강력한 정책 지원이 분산전원의 보급 극대화를 가져온 것임.

◦열병합 설비를 중심으로 분산전원을 집중적으로 지원한 바 있거나 지원하고 있는 곳은 유럽연합임. 가장 많이 사용한 바 있는 정책은 열병합 연료(주로 천연가스)에 대한 세제 지원이며, 과거에는 발전차액지원도 덴마크와 네덜란드 등에서 실시한 바 있음. 기타 바이오 연료에 대하여 발전 프리미엄(시장가격에 추가하여 주는 정산금)과 배출권 할당지원이나 투자 보조금을 지원하는 정책을 펼친 바 있음.

□ 선진국에서 과거 분산 열병합 등에 대한 이러한 정책적 지원은 분산 자원이 가지는 편익에 대하여 명확하게 이해하고 있었기 때문임. 대규모 송전시스템 구축이 발생시키는 직간접 비용이 워낙 크기 때문에 분산전원에 대한 정책적 지원이 자연스럽게 이루진 것임.

◦그러나 우리나라 현실을 살펴보면, 정반대의 상황이 도소매시장 등에 상존하고 있음. 일례로 2013년에 도입한 CBP 시장의 가격상한제도(서인천복합 가스터빈 연료비 수준)의 실시에 따라 소규모 열병합과 분산 전원 등의 도매시장 진입이 원초적으로 불가능해 졌음. 즉, 서인천복합 가스터빈보다 비싼 분산전원은 우리나라에서 도입하지 않겠다는 정부의 의지가 시장에서의 생존을 부정하는 선언으로 발표되었음. 이러한 정부의 이율배반적인 정책으로 인하여 분산전원의 시장 도입은 점점 요원해 지고 있음. 일례로 텍사스 전력시장은 예비율이 낮아지고 발전사업자의 수익성이 악화됨에 따라 전력시장 상한가격으로 전격적으로 9,000$/MWh로 상향 조정한 바 있어 우리에게 시사하는 바가 큼.

□  분산전원에 대한 보급 촉진은 기본적으로 정책적 지원에 대한 이해에서부터 시작됨. 만약 정책당국과 소비자가 이러한 정책적 지원에 대하여 사회적 합의를 하지 못할 경우에는 현실적으로 분산전원의 보급 촉진은 이루어지지 어려움.

◦기본적으로 현재 우리나라의 전력시스템이 가지고 있는 한계성과 위험성을 인지하고 새로운 전력시스템 구축에 대한 이해에서부터 시작되어야함. 현재의 대규모 전력공급시스템보다 분산전원과 신재생 및 수요관리 자원으로의 전환을 통하여 지속가능성은 높아지고 표면적 비용은 높아지게 됨. 이러한 비용의 차이를 별도의 지원없이 분산 전력시스템을 구축하는 것을 현실적으로 불가능함.

□ 분산형전원 지원제도

◦현재 국내에서는 전기요금의 비현실화, 분산형전원 지원제도 미비 등으로 인해 분산형전원이 확대되기 어려운 실정이므로 지역별 요금 차등제도 및 송전요금제도 도입 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 근본을 구축해야 하며 그전까지는 전기사업자에게 의무확보량을 부여하는 할당제 및 지원제도 등을 도입하여 분산형전원이 자립할 수 있는 토대를 배양해야 함.

□ 향후 수급계획 수립 시에는 발전과 송전을 동시 고려하여 수급계획의 실효성을 높여야 할 것이며, 지원제도 도입 및 연료가격의 다변화 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 토대를 구축해야 함.

◦송전자원 계획은 발전자원을 포함하는 기능과 절차상의 변화가 필요하며, 이를 위해 한전의 송전계획에 대한 객관화된 기준과 제삼자의 검증 절차가 필요함.

◦열병합발전, 신재생에너지와 같은 분산전원이 증가함에 따라 기존의 발전소 역할에 영향을 주게 되며, 예비력 변화에 따라 기존의 발전사업자 계획 및 건설추진에 영향을 미치게 됨.

- 열병합발전소의 경우 제어가 가능한 부분과 불가능한 부분에 대한 평가와, 향후 보급전망 등을 종합하여 시나리오별로 수급에 반영해야 하며 신재생에너지 분야에 대해서도 예비력에 반영할 수 있는 부분을 평가하여 해당 부분에 대해서는 반영하는 것이 필요함.

□ 국내 전력시장은 분산자원 혹은 수도권 발전설비에 대해 편익을 제공하지 않고 있으므로, 지역별 요금 차등제도 및 송전요금제도 도입 등의 근본적인 보완이 필요함.

◦분산전원의 보급 촉진을 위해서는 전기요금의 현실화, 송전망 이용료 등을 이용한 지역적 차등, 자가발전의 유인을 위하여 정부의 규제완화, 도매시장 개선 등이 이루어 져야 함. 이러한 정책은 별도의 보조라기보다는 분산전원 보급이 잘 되어 있는 국가에서는 기본적으로 시현되고 있는 시장제도이기 때문에 큰 문제는 없을 것으로 판단됨.

□ 전력시장을 통한 분산형전원 시스템 구축이 힘들 경우에는 정책적으로 한전 및 발전사업자에게 의무확보량을 부여하는 할당제를 도입하여 분산형전원을 확대하는 방안을 고려할 수 있음.

◦현재 미국은 30개주에서 시행중인 RPS 프로그램 중 17개 주에서 분산형전원도 일정 수준이상으로 확대하도록 되어 있으며, 덴마크의 경우는 분산형전원에 대한 비용회수 보장이 법적으로 보장되어 있는 상황임.

□ 분산형 전원에 대한 정책적인 지원

◦대부분의 분산형 전원은 가스를 기반으로 하는 경우가 많으므로, 연료가격의 다변화 및 가스산업 구조의 유연화를 통해 분산형전원이 자생할 수 있는 토대를 구축해주어야 함.

◦가스터빈 기술의 국산화를 지속적으로 추진하여 장기적으로 국내 발전설비산업이 국제경쟁력을 확보할 수 있도록 성장해 나가야 함.

◦수도권에 분산형 전원을 건설한다고 가정할 경우 수도권의 반발도 고려해야 하며, 수도권 외곽에 발전소를 건설시 계통연계, 연료 공급, 고장전류 문제 등을 해결할 방안을 제시해야 하고 전원 분산 못지않게 부하 분산도 고려해야 함.

6. 제2차 에너지기본계획과 원전비중

가. 현황 및 문제점

□ 에너지기본계획 개요

◦법적근거와 계획수립주기

- 에너지기본계획(이하 에기본)은 에너지 관련 모든 분야를 대상으로 하며, 다른 에너지 관련 계획과 체계적으로 연계하고 거시적인 관점에서 조정하는 에너지분야 최상위계획임. 에기본은 에너지정책을 효율적, 체계적으로 운용하기 위한 기본 철학과 비전방향을 제시하며 이를 달성하기 위한 주요목표들을 함께 제시함.

- 에기본 수립은 저탄소녹색성장기본법 41조(이하 녹색성장기본법), 에너지법 제10조 1항을 법적근거로 하며 장래 20년간을 계획기간으로 매5년을 주기로 수립됨. 금번 에기본은 ‘08년 발표된 제1차 국가에너기기본계획(이하 국기본) 이후 두 번째임.

에기본은 차수에 대한 일부 논란이 있다. 에너지법, 저탄소녹색성장기본법 제정 이전 2차례의 국가에너지기본계획이 수립된 바 있기 때문이다. 현재의 에기본 차수는 저탄소녹색성장기본법 제정이후의 차수이다.

◦주요내용과 수립절차

- 에기본에 포함되어야 하는 주요내용은 ① 국내외 에너지 수요와 공급의 추이 및 전망, ② 에너지의 안정적 확보, 도입․공급 및 관리를 위한 대책, ③ 에너지 수요목표, 에너지원 구성, 절약 및 에너지 이용효율 향상, ④ 신재생에너지 등 환경친화적 에너지의 공급․사용을 위한 대책, ⑤ 에너지 안전관리를 위한 대책, ⑥ 기술개발, 전문인력 양성, 국제협력, 자원개발, 에너지 복지 등이며 녹색성장기본법 제41조 3항에 규정하고 있음.

·에기본 정부안이 도출되면 에너지위원회 → 녹색성장위원회 → 국무회의의 3단계 심의 후 확정됨. 에너지위원회에 상정되기 전 이해관계자와 전문가, 관련부처, 대국민공청회를 개최하여 정부안에 대한 설명 및 의견수렴 절차를 가짐.

◦에기본의 관련계획

- 에기본과 관련된 정부 계획은 공급측 기본계획으로서 전력수급기본계획, 장기천연가스수급계획, 신재생에너지기본계획, 집단에너지기본계획 등과 수요관리 등 저탄소 기본계획으로서 에너지이용합리화기본계획, 에너지기술개발기본계획과 기후변화대응계획 등이 있음.

- 에기본은 구체적인 목표를 제시하기 보다는 정책의 비전을 담는 계획이고, 수립주기가 장기이므로 정책여건의 수시 변화에 능동적 대처는 어려움. 또한 에기본이 위에 나열된 하부계획을 지나치게 구속할 경우 오히려 개별 에너지정책의 왜곡을 가져올 수 있음. 따라서 하부계획들은 에기본의 철학과 기본원칙을 준수하는 범위에서 개별계획 수립당시의 여건변화와 계획별 특성을 고려하여 자율적으로 수립하게 됨. 그러므로 개별계획간에 그리고 에기본과 개별계획간에 정책의 정합성은 최대한 유지되어야 함.

□ 제1차 국가에너지기본계획의 평가

◦1차 국기본은“저탄소 녹색성장”을 핵심적인 정책목표로 원전과 신재생을 최대한 확대하고, 수요를 억제하여 원단위를 획기적으로 개선하는 한편, 녹색 기술개발로 신성장동력을 창출하는 것을 주요 내용으로 하고 있음. 1차 계획은 에너지 산업의 지속가능성을 모색하고, 녹색 기술을 통한 국가 신성장동력 창출이라는 새로운 패러다임 하에 수립된 것을 특징으로 함.

- 1차 국기본의 원활한 이행을 위해 녹색성장기본법의 제정, 녹색성장위원회 설치, 2020년까지 온실가스 배출을 BAU 대비 30% 감축하는 국가 온실가스 감축목표 설정 등 녹색성장을 위한 제도들이 추진되었음.

- 그러나 경제성장과 산업활동을 뒷받침하기 위한 “값싸고 안정적인 에너지의 공급”이라는 그동안의 에너지정책은 그대로 유지됨으로써 2012년 기준으로 최종에너지는 1차계획 전망치보다 3.3%가 증가했음. 특히 낮은 전기요금으로 전기에 수요가 집중되는 에너지 소비의 전기화 현상이 심화되었고, 전력수급의 균형이 무너지면서 2011년에는 순환정전이 발생하였음.

- 원활한 전력수급을 위해 발전설비는 지속적으로 확충하고 있으나 이는 온실가스 배출량 증가와 송전망 포화, 지역주민 수용성 문제를 초래하게 되었음.

- 1차 국기본에서는 원전의 최대한 확대(2030년 원전설비비중 41%), 신재생은 의무할당제(RPS), 그린홈 100만호 보급사업 등을 통해 2030는 신재생에너지 비중을 11%로 확대하는 것을 목표로 하였음. 원전의 경우 온실가스 감축과 경제성을 강조한 설비비중이 설정됨으로써 달성가능성이나 국민적 수용성, 전력계통여건, 안전성에 대한 종합적 고려가 미흡했다는 지적을 받았으며 결과적으로 2012년의 원전 설비비중은 당초 목표 28%에 비해 3%p.가 미달한 25%에 머무르게 되었음. 원전 설비비중의 미달 이유는 전력수요가 예상보다 빠르게 증가했고, 예정된 신규원전 준공이 지체되었기 때문임.

- 신재생발전 보급 촉진을 위한 RPS의 제도는 시행 2년이 경과되었으나 계획과 같이 추진되지 못하는 부진을 면치 못하고 있음. 신재생발전의 경우 지리적, 기술적 여건과 환경규제 등이 보급촉진의 장애요인으로 부각되고 있음.

- 에너지수요관리 측면에서 1차 국기본은 2030년까지 에너지원단위를 46% 개선하는 목표를 설정하였음. GDP 천불당 에너지소비량은 1차 국기본 계획수립 기준연도인 2006년의 0.347에서 2030년에는 0.185로 개선됨을 목표로 했으나 2012년까지 지난 5년간 우리나라 총에너지소비는 산업부문이 주도하면서 1차 국기본의 수요 전망치보다 빠르게 증가하고 있음. 2012년 1차 국기본의 예상 산업용 에너지소비비중은 56.1%이었으나 61.4%로 5%p. 이상의 예상오차가 발생하였음.

- 에너지원별로는 전력의 예측오차가 가장 크게 발생하였음. 1차 국기본의 2030년 전력수요감축 목표치는 BAU 대비 12.4%로 설정되었음. 그러나 2012년의 전력수요는 예상 보다 9% 이상 증가했으며 그 결과 최종에너지 중 전력비중은 2007년 17.5%에 2012년 19.3%로 증가했음.

·전력수요의 상대적 큰 폭 증가는 상대적으로 낮은 전기요금이 주된 이유로 다른 에너지원에서 전기로 전환된 전력소비가 급증했기 때문임. 전기요금이 상대적으로 낮아진 이유는 전기요금은 억제되어 인상율이 최소화되었지만 자유화되어 있는 석유제품 가격은 고유가의 영향으로 가격이 크게 상승되었기 때문임.

□ 제2차 에기본 추진여건

◦대외여건

- 고유가의 지속

·국제유가(두바이유)는 2008년 평균 $94.3/b 이후 이어진 금융위기 발생으로 일시적으로 하락하였으나 2012년 $124/b로 사상 최고치를 기록하였음. 신고유가는 향후 지속될 것으로 전망되고 있으며 IEA(WEO 2012)는 2035년 유가를 $140/b로, EIA는 $145/b로 예상한 바 있음.

·과거 국제유가의 급등락은 주로 중동 등 공급측면의 불안정이 원인이었으며 유가불안 요인이 사라지면 유가는 상황발생 이전 수준으로 회귀하는 양상을 보였으나 최근 신고유가의 원인은 신흥 개도국의 석유수요 증가와 한계 생산비용의 증가 등이 주요인으로서 이러한 요인은 일시적이 아닌 장기적으로 고유가가 지속되는 이유가 되고 있음.

- 비전통 에너지원의 개발 확대

·셰일가스, 타이트오일 등 비전통 에너지원 개발이 에너지시장의 급격한 변화를 초래할 것으로 예상됨. 비전통가스는 2035년까지 가스 생산량 증가의 48%를 차지할 것이며, 미국은 셰일가스의 활발한 개발로 에너지수입국(현재 20% 수입)에서 2020년 이후 에너지 자립국가로 전환될 것으로 예상됨.

·국제 천연가스시장의 주도권도 전통가스 수출주도국인 중동국과 러시아에서 미국, 중국, 유럽 등 셰일가스 보유국으로 이동될 것으로 예상됨. 또한 가스와 대체재 성격의 석탄, 석유 등의 시장에도 영향을 미칠 가능성 이 높음. 실제 EU는 석탄가격 하락의 영향으로 2013년도 발전용 석탄소비량이 증가한 것으로 나타나고 있음.

- 후쿠시마 사고와 원전정책 변화

·후쿠시마 원전 사고(2011.3.11) 이후 독일, 스위스 등 일부국가들은 가동원전의 폐쇄 입장을 발표하였다. 특히 독일은 신에너지시스템으로의 전환을 추진 중에 있으며 재생에너지 발전비중을 2030년까지 전력의 50%, 2050년까지 80%를 목표하고 있음.

·원전 사고후 일본은 원전비중 관련 세가지 시나리오안에 대한 국민의견을 수렴하고 2030년 원전 제로안을 각료회의에 상정하였으나, 참고안으로 채택되었을 뿐 정권교체 이후 사실상 철회되었음. 원전사고 이후 처음으로 수립된 에너지기본계획(2014.4월)에서는 “안전성 확보를 대전제로 에너지수급 구조의 안정성에 기여할 중요한 베이스로드 전원임”을 명시하고 강화된 안전기준에 맞추어 재가동 심사 중이며 2014년말까지 17기의 재가동이 전망되고 있음.

·최근 중국은 안전기준 강화 조치 이후 후쿠시마 원전사고 이전으로 원전정책이 회귀되었는데 가동중 21기(18GW), 28기(31GW)가 건설 중에 있음.

·영국이 20년만에 신규원전 건설을 결정했고, 미국은 셰일가스 개발에 따른 가스가격 하락에도 불구하고 2013년 4기의 신규원전을 착공하였음.

·많은 국가들은 공통적으로 안전성 강화 등 보완대책과 함께 원전에 대한 기존 정책을 지속하거나 입장에 큰 변화를 보이지 않고 있음.

◦Post-2020 新기후체제 협상

·2020년까지의 교토의정서 체제는 선진국은 온실가스 감축의무를 부담하고 개도국은 자발적인 감축 노력의 형태였으나 2020년 이후의 신기후체제는 모든 당사국들이 참여하는(applicable to all) 단일 기후체제로 전환될 것임. 선진국-개도국이 모두 참여하는 신기후체제를 형성하기 위한 더반플랫폼 협상(ADP)을 2015년 말까지 마무리할 것으로 예상

·최근의 당사국 총회(COP19)에서는 ’15년까지 진행될 Post-2020 新기후체제협상의 구체적인 작업계획이 수립된 바 있으며 2020년 이후 감축공약(contributions)을 각국이 2015년까지 제출하도록 총회가 요청(invite)하는 문안을 채택하는 등의 일정에 합의

·선진국과 개도국간의 입장대립 지속, 세계 경제전망의 불투명 등으로 협상동력이 약화된 것이 사실이지만, 신기후변화체제가 확립될 경우 우리나라에 대한 압력이 가중될 것은 확실함.

◦신재생에너지 산업의 구조조정

·세계적인 경제위축과 태양광, 풍력 부품 공급과잉 등으로 신재생 에너지 산업의 구조조정이 빠르게 진행되고 있음. ‘11∼‘13년 기간중 상당수의 태양광 업체가 감소했음.

·유럽의 경우 25개(2,400MW)가, 미국은 15개(1,200MW), 한국과 중국은 200개(3,200MW)의 태양광 업체가 감소했음.

·반면 기술발전 가속화로 발전단가는 지속적으로 하락하는 추세이다. 2010년에서 2012년 사이에 풍력은 $200/MWh에서 $100/MWh로, 태양광은 $315/MWh에서 $166/MWh로 공히 약 1/2 수준으로 하락했음.

·경기침체와 과열경쟁으로 재생에너지 산업은 구조조정을 겪고 있으나 기술개발과 각국의 재생에너지 보급 촉진 정책 추진으로 상당폭의 성장이 예상되고 있음.

□ 대내여건

◦전력수급 여건 악화

·2008∼2012년 기간중 전력수요는 연평균 4.8%가 증가하여 에너지소비 증가세를 주도

·특히 산업부문 수요와 냉난방용 전력수요가 급증하였음. 산업용 전력수요는 동기간 중 연평균 6.4%가 증가했음. 또한 전기의 상대가격 하락으로 난방용 수요가 전력 피크의 25%를 점유하는 기형적 에너지소비행태가 지속되고 있다.

·2011년 9.15 순환정전 이후 전력수급 여건이 급격히 악화되었으며 산업체 수요관리, 절약문화 확산, 非중앙 발전기 가동 등을 통해 수급위기에 대처하고 있는 실정이나 이러한 전력수급 불안현상은 2015년 이후 해소될 수 있을 것으로 전망됨.

◦원전안전에 대한 요구 강화

·후쿠시마 사고 이후 원자력 안전위원회를 신설, 출범시키는 등 원전에 대한 안전기준이 강화되었으나 원전 납품비리문제 발생 등 원전안전에 대한 국민적 우려가 증대된 상태임.

·제6차 전력수급기본계획에서는 신규원전 건설 결정이 유보되었으며, 원전 안전제도와 문화전반에 대한 쇄신요구가 높아지고 있는 상황임.

◦송전여건 악화

·송전망 계획은 발전소 건설계획 확정된 후 수립되어 온 것이 그 동안의관행이었음. 그러나 전력소비가 밀집된 수도권 지역과 대규모 발전단지 지역간 송전선로 건설의 차질과 초고압 송전선로 건설에 대한 지역주민의 수용성 문제로 전력수송의 문제가 발생하고 있으며, 아울러 수도권 지역의 송전망은 이미 계통의 안전성을 위협하는 수준으로 과포화되었다는 지적이 있음.

·송전망의 신규 건설을 최소화하면서 신재생, 열병합, 자가발전 등 분산형 전원이 강조되고 있음.

◦온실가스 감축여건 변화

·우리나라는 2009년 국가 온실가스 감축목표를 설정하고 1차 국기본 이후 온실가스 배출 감축을 위한 정책적 노력을 지속적으로 강화시켜 왔음.

·온실가스 감축목표 달성을 위한 배출권 거래제가 2015년 도입될 예정임. 그러나 온실가스 감축관련 정책여건은 이전보다 악화되고 있음.

·신재생 에너지 보급의 한계와 석탄 발전소의 발전량 증가, 철강, 석유화학 등 에너지다소비 업체의 생산 증가 등 온실가스 배출량실적은 목표량을 훨씬 초과하고 있음.

□ 제2차 에기본 주요내용

◦기본방향

·에기본 보고서에서는 자원의 비효율적 배분, 양적성장과 공급중심의 정책추진, 성과위주의 정책목표 설정 등을 현재의 에너지정책의 문제점으로 지적하고 다음의 6대 중점과제를 설정

① 수요관리 중심의 에너지정책 전환

② 분산형 발전시스템 구축

③ 환경보호, 안전강화, 기술 등 지속가능성 제고

④ 에너지섬 탈피를 위한 에너지 안보 강화

⑤ 원별 안정적 공급체계 구축

⑥ 국민과 함께하는 에너지 정책추진

◦민관 워킹그룹 구성과 운영

- 금번 에기본은 업계, 학계, 시민단체 등 다수의 이해관계자가 참여하여 5개 working group에서 50여 차례의 회를 통해 합의안을 도출하였음. 수십 차례의 회의를 통해 특히 원전 비중 22~29%의 합의안을 도출했다는 점에 기존의 정부 중심의 일방적 계획 수립절차에 비해 국민과의 소통차원에서 개선해나가는 방향을 제시햇다는 점에서 의의가 있음.

·제2차 에기본은 계획수립 최종단계에서 공청회, 토론회 등의 의견을 청취했던 제1차 국기본과 달리 계획수립단계에서부터 의견수렴을 중시. 워킹그룹은 산업계・시민단체・학계 등 60여명의 전문가로 총괄, 수요, 전력, 원전, 신재생분과 등 5개 그룹으로 구성되었다. 각 워킹그룹은 계획수립 과정에서 분과별로 각 10회 이상의 회의를 거쳐 주요 의제에 관해 논의하고 정부에 제출하는 권고안을 도출하였음.

◦가격체계 개편, 분산전원 확대, 온실가스 감축 등 2차 에기본의 주요 내용

이 전력부문과 관련되어 있어 앞으로 전력수급계획이 더욱 중요해질 것임.

◦원전워킹그룹의 경우 경제성과 저탄소 전원 중시를 강조했던 제1차 국기

본의 기조와 달리 후쿠시마 원전사고 이후 경제성외에 안전성과 수용성을

원전비중 결정의 주요요인으로 규정하고 경제성, 안전성, 수용성 등 3개

소분과를 구분하여 전문적으로 세부사항을 논의하였음.

- 최종적으로 워킹그룹이 합의한 원전의 설비비중은 22∼29%이었으며 정부에 원전비중 권고안으로 제시하였음.

◦신재생비중은 원별 보급잠재량 분석결과를 반영하여 1차 국기본과 대등한 수준인 11%를 권고하였음.

<표 Ⅲ-> 2035년 수요전망 BAU

구 분	2011	2025	2030	2035	연평균 증가율(%)
총에너지수요 (백만TOE)	275.7	354.1	369.9	377.9	1.32
최종에너지 (백만TOE)	205.9	248.7	254.3	254.1	0.88
에너지원단위 (TOE/백만원)	0.255	0.211	0.195	0.180	△1.44

<표 Ⅲ-> 최종에너지 수요전망 BAU

(단위: 백만toe)

구 분	2011	2025	2030	2035	연평균 증가율(%)
석 탄	33.5	37.4	38.8	38.6	0.58
	(16.3)	(15.0)	(15.3)	(15.2)
석 유	102.0	109.1	105.1	99.3	-0.11
	(49.5)	(43.9)	(41.3)	(39.1)
도시가스	23.7	32.5	34.4	35.3	1.68
	(11.5)	(13.1)	(13.5)	(13.9)
전 력	39.1	59.7	65.6	70.2	2.47
	(19.0)	(24.0)	(25.8)	(27.6)
열에너지	1.7	2.9	3.1	3.3	2.82
	(0.8)	(1.2)	(1.2)	(1.3)
신 재 생	5.8	7.1	7.4	7.4	1.01
(非전력)	(2.8)	(2.9)	(2.9)	(2.9)
계	205.9	248.7	254.3	254.1	0.88
	(100.0)	(100.0)	(100.0)	(100.0)

* (  )안은 원별 수요점유율(%)

◦2035년의 BAU 전력수요는 816TWh로 연평균 2.47%가 증가할 것으로 예측되었음. 제1차 국기본에 비해 2030년 전력수요는 약 30%가 높아졌음. 수요전망이 증가된 이유는 최근의 전력소비 실적이 크게 증가했기 때문임.

- 2012년 전력소비 실적 465TWh는 제1차 국기본의 2012년 전망치 428TWh에 비해 약 9%가 높은 실적치를 보였음.

- 목표 전력수요는 2035년 전력수요의 15%를 감축하여 696TWh로 예측되었음. 전력수요의 감축은 전력요금의 정상화와 수요관리 정책강화 등의 정책이 반영된 것임. 제1차 국기본의 전력수요관리는 非가격정책만을 반영했었으나  제2차 에기본에 반영된 수요관리방안은 근본적 전력수요 관리를 위한 에너지 상대가격 개선, 전원별 사회적비용의 내부비용화 추진 등을 포함하고 있음. 수요관리후 전력수요 즉 목표 전력수요의 GDP 탄성치는 BAU 전력수요 탄성치 0.9에서 0.6으로 낮아짐. 전력수요관리 15%는 설비감축량으로 대체할 경우 25∼26GW에 해당하는 막대한 물량임.

<표 Ⅲ-> 전력수요 전망, TWh

전력수요	2010	2020	2030	2035	증가율(%)
BAU	434	610	762	816	2.5
목표수요	434	564	665	696	1.8

◦수요예측 결과에 대해서는 과다예측 또는 과소예측의 논란이 대립되고 있음.

- 목표수요의 결과는 향후 23년간 전력수요가 현재의 1.5배 수준으로 증가하는 것임. 전력수요 예측결과의 적정성 여부를 판단할 참고자료로서 국민소득에 대한 전력수요 증가율 탄성치를 주요국과 비교해 볼 수 있음. 우리나라의 1인당 국민소득은 현재 2만불 초반이고 2035년까지는 3만불대 후반으로 증가함.

·현재 1인당 국민소득이 약 4만불 수준에 있는 주요국의 경우 국민소득이 1인당 3만불 이하에서는 전력소비의 GDP 탄성치가 1이상으로 유지됨을 보여 왔음. 이러한 관점에서라면 우리나라의 전력소비도 상당기간 빠르게 증가할 가능성이 있음.

<표 Ⅲ-> 국민소득이 1인당 $2만∼$3만 기간 중의 전력수요 탄성치

	미 국	일 본	독 일	프랑스
GDP(%)	2.1	3.0	2.3	1.7
전력수요(%)	4.7	3.7	2.0	3.6
탄성치	2.2	1.2	0.9	2.1

·반면에 국내 1인당 전력소비가 일본, 영국을 추월했고 장기적으로 미국에 근접한다는 수요예측 결과는 지나치게 높은 산업용 비중과 낮은 전기요금이 지속될 것이라는 것을 전제한 과다예측의 가능성이 있다는 주장도 여전히 존재함.

□ 전원구성 여건과 전원특성

◦전력수급계획 공급측면의 발전설비를 어떻게 구성할 것인가를 모색하는 것이 전원계획임.

- 전원계획은 예측된 미래의 전력수요를 공급신뢰도 기준 등 제약조건을 충족하면서 최적의 설비 증설계획을 수립하는 것임.

·계획수립자가 고려해야 하는 주요제약은 공급신뢰도 외에 환경, 입지, 발전소 폐지계획, 재무, 발전소 기술적 특성 등 다양함.

·제약요인에 대한 고려 하에 공급측자원의 조합을 구성하고 조합된 공급대안 조합별 경제성, 환경성, 수용성 등에 대한 분석을 시행한 후 현실적 가능성과 위험을 고려하여 어떤 공급대안을 선택할 것인가를 결정함.

◦우리나라는 부존 에너지자원이 거의 없고, 정치・지리적이유에서 이웃 국가들과의 전력의 수출입이 불가한 상황임.

·국내 에너지자급율은 4% 미만이고, 전력계통망은 고립되어 있음. 이러한 상황은 에너지안보의 중요성을 강조하게 함. 특히 특정전원에 편중하여 전원구성을 할 경우 에너지안보의 불안 고조, 막대한 비용발생을 피할 수 없으며 전원구성이 왜곡되는 경우 적정화되기 까지 장기간이 소요된다는 것이 인식될 필요가 있음.

·그 사례로서 제2차 오일쇼크가 발생한 1979∼1982년의 상황을 약술. 1979년 이란혁명과 석유수출 중단으로 배럴당 10달러 선이었던 유가는 현물시장기준으로 40불까지 급등. 당시 우리나라의 전원구성에서 석유발전의 설비비중이 71%에 달하던 상황에서는 유가급등의 여파가 전기가격에 그대로 반영될 수밖에 없었음. 연도별 원유 도입단가는 1978년 배럴당 12불에서 1982년 33불 수준으로 약 3배에 못 미치게 상승했으나 전기요금은 kWh당 22원에서 70원으로 불과 3년 사이에 3배 이상으로 폭등하였음. 1970년대에 매년 10% 가까운 경제성장을 시현하던 우리나라의 경제는 1980년 마이너스 성장을 기록하게 됨. 또한 석유발전의 설비비중은 1982년까지도 여전히 70% 수준에서 감소시킬 수 없었음. 석유 대체전원으로서 원자력과 석탄발전이 건설 중이었지만 이 발전소들의 건설공기가 장기인 탓에 빠르게 건설될 수 없기 때문이었음.

<표 Ⅲ-> 2차 석유파동 전후의 전기요금

연 도	석유발전 설비비중(%)	원유 도입단가($/Bbl)	전기요금(원/kWh)
1978	71.0	12.27	22.38
1982	69.7	32.81	69.87

◦우리나라에서 평가된 전원별 발전비용은 kWh당 원자력 42∼47원, 석탄 62∼65원, 가스 118∼125원임.

- 다음은 원전 워킹그룹의 원전의 발전비용 평가 결과임.

<표 Ⅲ-> 6차 전력수급기본계획상의 원전의 발전비용

이용률(%)	원자력 100만kW	원자력 140만kW
60	68.81	61.26
70	59.50	53.03
80	52.51	46.86
90	47.08	42.06

<표 Ⅲ-> 개정된 사후처리 비용 반영시

이용률(%)	원자력 100만kW	원자력 140만kW
60	70.43 (+1.62)	62.69 (+1.43)
70	60.88 (+1.38)	54.26 (+1.23)
80	53.72 (+1.21)	47.93 (+1.07)
90	48.15 (+1.08)	43.02 (+0.95)

<표 Ⅲ-> 사후처리 비용+사고위험 대응비용 추정값+정책비용 등

이용률(%)	원자력 100만kW	원자력 140만kW
60	72.23 - 76.18	64.49 – 68.44
70	62.68 - 66.63	56.06 – 60.01
80	55.52 - 59.47	49.73 – 53.68
90	49.95 - 53.90	44.82 – 48.77

주1. 전력시장 정산단가 원전 39.1, 석탄 58.8, 가스 160.8(13년, 원/kWh)

주2. 원전발전비용에 개정된 사후처리비(‘12.12월), 후쿠시마 이후 기존원전 안전설비

보강비용(1.1조원), 배상책임보험료 포함

주3. 폐로비용, 중․저준위 및 고준위폐기물처리비용 등 사후처리비는 개정 이후 세계평균 수준 이상이며, 2년 주기로 평가함.

주4. 사고위험대응비용은 사회적비용으로서 일본을 포함한 어느 나라에서도 원전의 발전비용에 반영하고 있지 않음

- 이상의 결과에서 타전원 대비 원전의 경제성은 유지되는 것으로 평가되었음. 특히 일부이지만 원전에는 외부비용(사고대책비 등)이 반영되고 있으나 석탄, 가스 등 화력에 반영되지 않고 있는 온실가스 감축비용 등이 고려될 경우 원전의 상대적 경제성은 보다 강화될 수 있을 것으로 예상됨.

·온실가스 배출 측면에서 본다면 원전, 신재생은 가동중 배출량 ‘0’이고 석탄발전은 0.8kg-CO2/kWh, 가스는 석탄의 약 44%인 0.36kg-CO2/kWh을 배출함. 온실가스 배출제약이 강화되는 경우 원전과 신재생발전의 확대가 필요할 것임.

<표 Ⅲ-> <온실가스 배출계수>

(단위 : kg-CO2/kWh)

석 탄	LNG	석 유	원 전	신재생 (IGCC, 연료전지 제외)
0.8230	0.3625	0.7018	0	0

<표 Ⅲ-> 전원별 특성 요약

	에너지 안보	경제성	온실가스	계통 여건	수용성
우위	원전, 신재생	원전, 석탄	원전, 신재생	신재생, LNG	신재생, LNG
열위	석탄, 가스	신재생, 가스	석탄	신재생, 원전, 석탄	원전, 석탄

- 전원구성

·정부는 에너지 안보강화, 전기요금 안정을 통한 경제활성화, 온실가스 감축 등 현실적 여건을 고려하면 원전비중은 적정수준으로 유지할 필요가 있으며 이러한 배경에서 원전비중을 29%로 결정하였음.

·온실가스 배출의 경우 원전비중 22%는 29%에 비해 발전부문 온실가스를 11.5∼26.2% 더 배출하는 것으로 분석되었음.

□ 원전의 경제성

◦전원믹스 결정에 있어서 전원별 경제성은 원전의 수용성, 안전성과 함께 중요한 요소임.

- 발전비용 평가방법은 균등화발전비용이 주로 적용됨. 균등화발전비용 방법은 IEA, MIT, 일본 비용등검증위원회에서 발전비용 평가 시 적용하는 등 발전비용 평가에 가장 널리 적용되는 방식임.

·균등화발전비용은 연도별로 불규칙하게 발생하는 발전비용과 발전량을 화폐의 시간적 가치를 고려하여 연도별로 균등하게 하고, 산출된 총비용과 발전량을 이용하여 발전비용을 산출하는 방식임. 균등화발전비용의 계산은 연도별 이용률의 변동여부, 변동·고정 O&M비용의 구분 여부에 따라서 다소 복잡한 체계를 가질 수 있음. 국내에서는 다음의 방식으로 전원별 균등화비용을 계산함.

발전비용 = 고정비 + 변동비

= 건설비x고정비율/(설비용량x시간x이용률x(1-소내전력률))

+연료비(원자력연구개발기금 포함)

[eqn: = {건설단가(원/kw) TIMES 고정비율(%)} over {8,760 TIMES 이용율 TIMES (1-소내소비율)} + {열소비율(kcal/kwh) TIMES 연료비단가} over {발열량(kcal/kg) TIMES (1-소내소비율)}]

* 고정비율: 자본회수계수+법인세율+운전유지비율

* 자본회수계수(CRF: Capital Recovery Factor)는 '연금계수'라고도 부르며 초기 비용 P를 수명기간 n년 동안 할인율 r을 적용한 시간가치를 고려하여 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}

◦발전비용의 주요 구성요소로서 건설비, 운전유지비, 연료비 등의 직접비용 외에 사고위험대응비용과 같은 사회적비용을 포함하여 원전의 경제성을 판단하였음. 이점은 기존의 발전비용 평가에 의한 경제성 분석 방식과 크게 변화한 것이며 진일보한 것으로 평가됨.

- 안전성 강화비용을 포함한 원전의 건설비는 총발전비용 중 차지하는 비중이 50% 이상이라는 점에서 발전비용 평가에 있어서 매우 중요함. 국내원전의 건설단가 2,590∼2,365천원/kW(단위기 용량 1,000MW와 1,400MW)는 IEA/NEA(2010)가 적용한 대미환율(1,102.5원/USD)로 환산하면 2,349∼2,145USD/kW임. 이는 해외 주요국가의 건설단가에 비하여 상당히 낮은 수준임. IEA/NEA(2010)가 제시한 해외 원전의 건설단가는 국내보다 적게는 1.4배에서 많게는 3배에 이르고 있음.

·국내 원전 건설단가가 해외 주요 국가에 비하여 상당히 낮은 수준임을 알 수 있었으며, 이것은 원전 반복건설에 의한 학습효과, 기존 전력 인프라 활용, 낮은 건설업 노무비 및 제조업 인건비에서 상당한 이유를 찾을 수 있음.

·운전유지비는 발전소를 운영하는데 소요되는 비용 중에서 연료비를 제외한 모든 비용을 포함하며, 인건비·수선유지비·경비·일반관리비·방사성폐기물관리비용 등으로 분류됨. 논란이 많은 방사성폐기물관리비용는 2012년말의 재산정 결과를 반영하였으며 추후 비용 변동 가능성이 있음.

·핵연료주기비로 불리는 연료비는 비용 발생시점에 따라 선행 핵연료주기비와 후행 핵연료주기비로 구성됨. 국내에서는 사용후핵연료 관리방법에 대한 정책이 정립되지 않아 후행 핵연료주기비는 사용후핵연료를 중간저장하는 것을 가정하여 방사성폐기물관리비용에 반영함.

·안전성강화비용은 후쿠시마 원전사고 이후 원전 안전시설 강화에 투입된 추가 비용이며, 국내 원전의 경우 1.1조원의 안전성 강화비용을 반영하였음. 안전성 강화비용의 반영 정도에 대해서는 충분하다와 미흡하다의 두 가지의 주장이 있었고 이에 대해서는 계속적인 논의가 필요함.

<표 Ⅲ-> 국가별 안전설비 보강비용 비교

국가	기수	안전설비 보강 비용 (후쿠시마 후속대책 비용)	호기당 비용	투자기간	비용내역
한국	23	7조 5천억원 (1조 1천억원)	3,260억원 (480억원)	ʼ13 ~ ʼ18 (ʼ11 ~ ʼ15)	- 후쿠시마 후속대책 56개 개선사항 - 기타 장기가동원전 주요설비 교체 등 안전설비 보강
미국	102	27조원 (4조2천억원) Nucleonics Week, 2013. 6, “Post-Fukushima modifications could cost US nuclear operators $3.6 billion”, Vol. 54 No 23, Platt사의 설문조사 결과를 토대로 인용	2,650억원 (400억원)	ʼ13 ~ ʼ18	- FLEX 설비 등 후쿠시마 후속대책 FLEX(Flexible Mitigation Capabilities) : 이동형 발전차량과 같이 설계기준 초과 사고를 완화할 수 있는 다양하고 유연한 대응 방안으로 국내 후쿠시마 후속대책에도 포함되어 있음. - 기타 NRC 기준에 따른 안전설비 보강
프랑스	58	14조4천억원	2,500억원	~ ʼ18	- 후쿠시마 후속대책 비용을 포함한 안전설비 보강
일본	50	17조5천억원 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	3,500억원	불명확	- 일본 규제위원회 신안전기준에 따른 안전설비 보강
유럽	132	14조3천억~ 35조9천억원 European Commission, 2012, The comprehensive risk and safety assessments(“stress test”) of nuclear power plants in the European Union and related activities	430억원~ 2,860억원	불명확	- 스트레스 테스트 점검 결과에 따른 안전설비 보강

자료: 한수원

·방사성폐기물관리비용의 개정전, 그리고 직접비용만을 반영한 원전발전비용의 대체적 구성은 다음과 같음. 원전 발전비용은 건설비 50%, 운전유지비 40%, 연료비 10% 수준이며, 운전유지비 40%는 수선유지비, 인건비, 방사성폐기물관리비가 10% 내외로 상대적으로 높은 비중을 차지하고 있음. 경비 및 일반관리비, 원자력연구개발기금, 주변지역지원금 등은 각각 2∼5%의 비중을 점함.

·원전 사후처리비는 현행 방사성폐기물관리법 시행령 및 관련 지경부 고시(제2011-197호)를 기준으로 평가한다면 5원/kWh∼7원/kWh 수준으로 분석되었으며, 새로 개정예정인 사후처리비 기준을 적용하게 되면 약 1.1원/kWh 정도 상승하여 6.1원/kWh∼8.1원/kWh 수준으로 예측할 수 있음.

* 할인율 및 물가상승률(명목할인율: 4.49%, 실질할인율: 1.52%, 물가상승률: 2.93%)

·2004년 산정된 할인율 및 물가상승률을 방폐물관리사업 특성 및 현재의 금융상황 등을 반영할 수 있도록 20년만기 국고채 과거3년 평균을 적용하며, 물가상승률은 소비자물가상승률을 적용했음.

* 중·저준위방사성폐기물관리비용(736.3만원/드럼 → 1,193만원/드럼)

·방폐장 건설이 2014년 6월경 완료되므로 정확한 건설비는 준공 이후 반영하며, 2009년 이후 지속적으로 발생한 금융비용을 현실화하여 관리비용을 인상했음.

* 사용후핵연료관리부담금(경수로 : 319,814천원/다발, 중수로 : 13,202천원/다발)

·기존에 충당금체계에 맞춰진 부담금 산식을 기금체계에 맞추어 사용후핵연료관리부담금의 수입과 지출이 일치하도록 개정하며, 원전 건설계획 등을 반영하여 사용후핵연료관리사업비를 재산정을 통해 부담금 단가를 재산출했음.

*  원전해체충당금(3,251억원/호기 → 6,033억원/호기)

·원전철거폐기물처분비용에 중·저준위방폐물관리비용 인상금액을 반영하여 처분비용을 현실화하였으며, 호기당 원전해체충당금 중 해체폐기물처분비용을 제외한 금액에 2012년말 기준으로 현행 물가상승률 2.3% 반영하여 인상하였음. 또한 해체폐기물처분비용을 제외한 금액에 15%를 예비비로 반영했음.

우리나라는 폐로 경험이 없기 때문에 비용이 상승할 가능성에 대한 검토가 필요함.

◦원전 사후처리비의 개정 내역은 다음과 같이 요약될 수 있음.

- 방사성폐기물관리비용에는 중·저준위방사성폐기물관리비용, 사용후핵연료관리부담금 및 원전 해체충담금이 포함됨.

·방사성폐기물관리비용은 방사성폐기물 관리법 기준에 따라 산정됨. 2012년 정부는 방사성폐기물관리비용 재산정의 적정성을 검토하기 위해 원자력, 재무, 회계 전문가 및 이해관계자들이 참여하는 비용산정위원회를 구성하여 동비용을 재산정하였음. 적용된 경제지표는 명목할인율 4.49%, 물가상승률 2.93%, 실질할인율 1.52%임.

·방사성폐기물 관리는 수집 및 분류, 처리, 운반, 저장, 처분의 단계로 구분되며, 최종 단계인 처분(disposal)은 방사성폐기물이 인간에게 유해를 끼치지 않을 때까지 인간의 생활권으로부터 영구히 격리시키는 것임. 중·저준위방사성폐기물 처분시설(이하 중·저준위 방폐장)은 2005년 11월 2일 주민투표를 통해 경주지역이 최종 부지로 선정되었으며, 2014년 6월까지 동굴방식의 1단계 처분시설 준공을 목표로 하고 있음.

한국원자력환경공단은 천층처분방식의 2단계 공사를 2016년 12월 준공 예정하고 있음.

·재산정된 방사성폐기물관리비용 수준은 다른 국가들에 비해 중저준위폐기물관리비용 및 사용후핵연료관리부담금은 높게, 원전해체충담금은 평균대비 낮게 산정된 것으로 비교되었음.

·중·저준위방사성폐기물관리비용은 방폐장 건설이 2014년 6월경 완료되므로 정확한 건설비는 준공 이후 반영하며, 2009년 이후 지속적으로 발생한 금융비용을 현실화하여 736.3만원/200ℓ드럼(ʼ03년 기준)에서 1,193만원/200ℓ드럼(ʼ11년말 기준)으로 62.0% 증가되었음.

·사용후핵연료관리부담금은 기존의 충당금 체계에 맞춰진 부담금 산식을 기금체계에 맞추어 사용후핵연료관리부담금의 수입과 지출이 일치하도록 개정하였으며, 원전 건설계획 등을 반영하고 사용후핵연료관리사업비를 재산정하여 부담금 단가를 재산출하였음. 그 결과 경수로는 4.1억원/다발(ʼ03년 기준)에서 5.4억원/다발(ʼ11년 기준) 31.7% 증가, 중수로는 579만원/다발(ʼ03년 기준)에서 1,311만원/다발(ʼ11년 기준)로 126.4% 증가되었음.

·원전해체충당금은 원전철거폐기물 처분비용에 중·저준위방폐물관리비용 인상금액을 반영하여 처분비용을 현실화 하였으며, 호기당 원전해체충당금 중 해체폐기물 처분비용을 제외한 금액은 2012년말 기준으로 현행 물가상승률 2.3% 반영하여 인상하였음. 또한 해체폐기물 처분비용을 제외한 금액에 15%를 예비비로 반영하였지만 우리나라는 폐로 경험이 없기 때문에 비용이 상승할 가능성을 가정하여 3,251억원/호기당(ʼ03년 기준)에서 6,033/호기당(ʼ11년 기준)으로 86.6%가 증가된 금액으로 조정하였음. 이렇게 개정될 경우 2012년의 단가를 기준으로 원전 사후처리비의 단가비중은 24.3%로 증가하게 됨.

·이상의 조정에도 불구하고 사용후핵연료 처분방식이 아직 결정되지 않아 결정되는 처분방식에 따라 비용이 변동될 가능성이 있고, 수용성 문제가 처분비용에 영향을 줄 것으로 평가됨.

◦후쿠시마 원전 사고 이후 일본 정부가 구성한 ‘비용등검증위원회’에서는 원전비용으로서 사고리스크 대응비용(혹은 장래위험대응비용)을 포함하고 있음. 원전 사고리스크 대응비용은 우리에게 있어서는 중대사고 발생 시 부담해야 하는 배상비용, 오염제거비용, 추가적 폐로비용 등과 같이 미래에 발생할 가능성이 있는 비용으로 정의됨. 장래위험대응비용 추정 방법은 ‘손해기대치 접근법’과 ‘상호부조법’의 2가지의 방법론이 적용되었음.

<표 Ⅲ-> 사고위험대책비용 산출방법론

손해기대치접근법	상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용
손해기대값 = 손해산정액 X 발생빈도 / 총발전량	손해기대값 = 손해산정액 X (1 / 적립기간) / 총 발전량
· 사고위험의 기본은 기대값임. · 사고발생빈도 도출 근거 ① 일본이 최소한 달성해야 하는 IAEA 안전목표에 기초하는 것 ② 세계 및 일본의 원자력발전소 운전경험에 기초하는 것	· ‘원자력손해의 보완적 보증에 관한 조약(CSC: The Convention on Supplementary Compensation for Nuclear Damage)’ 등의 국제적 동향에 근거함. · 일정수준의 합리성을 갖춤.
· 리스크프리미엄을 적절하게 설정할 수 없음. · 사고위험대응비용으로 사용하기 어려움.	· 본래의 “보험”과 차이를 갖지만, 일종의 유사보험임. “보험”은 스스로 위험을 부담하지 않는 제 3자가 그 위험을 인수하는 것이며, 시산에서 사용한 상호부조는 위험을 부담하는 사업자들이 그 위험을 인수한다는 점에서 다른 것임. · 손해액은 현시점에서 얻을 수 있는 최대한의 정보를 참고로 함. · 일본에서 원자력사업자가 연대하여 책임지는 것을 상정함. 손해액을 사업자간에 상호로 부담함. · 사고위험대응비용은 모델 플랜트의 가동기간(40년)의 비용부담임.
자료: 原子力委員会, “原子力発電所の事故リスクコストの試算”, 原子力発電核燃料サイクル技術等検討小委員会資料集2, 2011년 11월 10일

- ‘손해기대치 접근법’은 사고에 대한 발생빈도의 전제 여부, 사고피해비용 규모 전제 및 이용률 전제에 따라 비용이 달라짐. 두 번째 방법은 ‘상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용 접근법’으로 원전운영기간이 반영되는 적립기간의 설정에 따라서 도출되는 비용이 상이하게 됨. 일본의 비용검증위원회에서는 원전 중대사고가 이미 발생하였고 이로 인해 발생하는 비용이 원전업계가 분담해야 한다는 이유에서 상호부조법에 의해 계산된 비용을 발전비용에 포함하였음. 동 위원회 보고서에 반영된 원전 사고위험대응비용은 kWh당 0.5엔이었음.

·두 개의 사고위험대응비용 추정 방법 중 상호부조 반영 손해배상제도 추정 방식을 국내에 적용하는 것은 대상 원전기수가 일본에 비해 적어 발전량 당 비용이 대폭 증가하게 됨. 반면 원전 발전량이 많을 수 록 단위당 비용이 감소하는 모순적 상황이 발생함. 따라서 본 검토에서는 상호부조 반영 사고위험 대응비용 방식은 채택하지 않았으며 손해기대치 접근법에 의한 사고위험대응비용을 시산하였음. ·중대 원전 사고 손해비용 추정 값은 현대경제연구원(2012.11) 보고서의 ‘과거 중대 원전 사고 피해 현황’을 참고하였음. 사고발생빈도는 IAEA, 세계원전운영, 일본원전운영, NRC에서 제공하는 4가지 기준 자료를 활용함. 모델플랜트의 연간 발전량은 APR1400을 기준으로 이용률인 60, 70, 80, 90%을 적용하였음.

- 현실적으로 후쿠시마 원전사고와 같은 중대한 원전 사고가 발생할 확률에 대한 일반화가 불가능하고, 피해 규모 역시 원전 입지 및 국가적 특성에 따라 상이하기 때문에 이 연구에서 추정한 결과가 일반적으로 허용되는 보편성을 지니기보다는 외부비용을 고려한 전원믹스 정책 및 에너지믹스정책 수립 시 참고자료로 활용하는 것이 바람직함. 이러한 연구 결과는 원전 사고위험 대응비용의 범위를 제시하는데 그 의의가 있다고 할 수 있다.

국내 원전에서 후쿠시마와 같은 사고발생시 직접 손해비용에 추가될 경제적 사회적 비용이 막대하기 때문에 한국의 특수성(원전 인근지역 높은 인구밀도, 산업단지 존재 등)이 반영되어야 하고, 상호부조방식에 의해 손해비용을 추정해야 한다는 의견이 제시되어 그 결과를 참고자료로서 제시하였으며, 이에 대한 토론과 논의는 지속적으로 진행되어야 할 것임.

- 원전 사고위험비용에 대비되는 개념이 원전 보험임. 원전사업자는 원전사고에 대비하여 또는 법적 규제에 따라 보험에 가입하고 보험료를 지불함. 국내에서는 비엔나 협약에 따라 원자력손해배상책임보험에 사업자 배상책임한도를 SDR 3억으로 규정하고 500억원까지는 배상책임보험 혹은 보상계약을 통해 재정적 보완장치를 확보하도록 규정하고 있음. 보험계약자는 원자력발전소를 5개부지(울진, 월성, 고리, 신고리, 영광)로 구분하여 담보하고 있으며 보상한도액은 1년에 2회 사고까지 각각 500억원씩 담보가 가능한 ‘사고당 500억원 / 연간 1,000억원’임. 그러나 세계적으로 민간보험사들은 원전사고위험을 보험통계상 사고확률의 예측이 불가(non-actuarial)하고, 실제 사고시 손해규모는 사실상 무한대인 보험불가체(uninsurability)로 평가함. 때문에 실제 대형원전사고가 발생했을 경우 기존의 보험계약들은 무의미해지며, 결국 손해의 대부분을 국가가 부담하게 됨.

- 일본 비용등검증위원회에서는 11가지 항목을 제시하여 원전 정책비용을 산정하였음. 정책비용 계산 시 비용의 중복계산은 피해야 하는데, 일본의 경우에서도 정책경비 중 모델 발전소의 비용으로 자본비에 포함된 ‘도입지원’ 관련비용은 대상에서 제외하였음. 국내 원전발전비용에 포함되지 않고 있는 원전 관련비용은 주로 ‘전력산업기반기금’에 의해 지불되는 발전소주변지역지원금, R&D 비용 등임. 2012년을 기준으로 동비용은 약 2,622억원 수준으로 단위당 발전비용은 1.7원/kWh(원전 발전비용의 4.4%)이다. 하지만 원전 정책경비의 경우 포함되는 비용 항목이 다양하고 각 항목별로 외부비용을 정량화에 어려움이 있으므로 본 검토에서는 원전 정책비용 항목과 단위당 비용을 단순화하여 추정하고 있음. 향후 추가적인 논의 및 검토가 필요함.

- 이상의 논의를 기초로 평가된 원전 발전비용은 다음과 같음.

·제6차 전력수급기본계획의 입력자료를 평가의 기초자료로 이용하고 균등화발전비용 평가법을 적용하였음. 이용률 80%의 1,400MW급 원전을 기준으로 사후처리 개정 전 발전비용은 46.86원/kWh, 사후처리비 개정 후(ʼ12년말 개정) 발전비용은 47.93원/kWh, 여기에 손해기대치 접근법에 의한 원전 사고위험대응비용과 정책비용을 포함한 발전비용은 49.73∼53.68원/kWh으로 추정되었음.

·제6차 전력수급기본계획의 입력자료와 균등화발전비용 평가법을 적용하되 원전 사후처리비 개정안을 반영하고 손해기대치 접근법에 의한 원전 사고위험 대응비용 추정값과 추가적인 정책비용을 반영하여 평가한 1,400MW급 원전, 이용률 80%의 발전비용은 49.73∼53.68원/kWh으로 추산되었음.

·원전 발전비용 평가결과 이용률 80%에서 원전의 경제성은 유지되는 것으로 평가되었음. 만일 원전에 사고위험대응비용이 반영된 것과 같이 석탄, 가스 등 다른 전원의 경우에도 외부비용(온실가스배출비용, 사고위험비용 등)을 반영할 경우 원전의 경제성은 보다 제고될 수 있음.

나. 원전비중의 시사점과 향후 과제

□ 시사점

◦제2차 에기본은 정부 주도로 계획안을 먼저 작성하고 공청회 등을 통한 사후적 의견수렴 절차를 거쳤던 1차 계획과 달리, 계획입안 단계에서부터 사전적 의견수렴을 위해 민관 워킹그룹을 구성하여 계획마련을 추진했다는 점에서 의의가 있음. 이는 계획수립의 절차적 투명성과 결과의 합리성 제고를 위한 노력의 일환으로 평가됨.

◦1차 에너지기본계획에서는 경제적인 에너지공급, 탈석유 사회로의 전환, 기후변화 대응력 제고 등의 정책적 목표를 달성하기 위하여 ‘30년까지 원전을 41%까지 확대키로 하였으나 1차 계획 이후 후쿠시마 원전사고 등 원전 관련 국내외 여건변화가 발생했기 때문에 원전비중을 새로이 설정해야 한다는 공감대가 있었으며 이러한 취지에서 안정적 전력공급, 기후변화 대응 등을 종합 고려하여 보다 현실적인 에너지믹스를 구성했다고 평가됨.

◦전력수급과 관련된 불확실성에 대응하기 위해 충분한 설비예비율이 확보되어야 하며, 전력계통의 안정화와 발전단지-다소비지역간 불균형 해소를 위한 분산형 전원을 활성화하고, 전원믹스는 에너지원별 특성과 에너지 안보, 환경성, 경제성 등의 요인을 고려하여 특정 에너지원에 편중되지 않도록 결정되어야 함. 이러한 배경에서 제2차 에기본의 ‘35년 원전비중 목표는 제1차 국기본에 비해서는 대폭 축소된 29%로 결정되었음.

·2035년 원전용량은 43GW 수준으로 전망되는데 2023년까지 건설 중, 계획 확정 원전기수 11기를 합한 원전 34기의 원전용량이 약 36GW이므로, 앞으로 건설될 단위기 용량 1.5GW 원전 기준 신규원전 건설기수는 5기 수준이 될 것임. 그러나 2035년까지 최초 운영허가 기간이 만료되는 원전이 14기, 약 12GW에 달하므로 계속운전에 대한 의사결정 여부에 따라 신규원전 기수는 변동의 여지가 있음.

◦미래의 원전가동과 관련하여 원전운영의 안전성 제고, 사용후핵연료의 처리 문제, 중・저준위폐기물 처분시설의 적기 확보, 원전해체 등 사후관리, 핵주기 관련정책 등 원전 관련 다양한 문제는 추후의 과제로 남음.

□ 향후 과제

◦원전 경제성을 검토하면서 앞으로 개선되어야 할 사항들을 다음과 같음.

- 원자력발전의 경제성 추정에는 사후처리비용, 사고위험대응비용 등 개별 항목을 어느 정도로 반영하는가에 따라 경제성 평가 결과가 달라지기 때문에 정확한 비용 산정에 어려움이 있음.

- 또한 원전 경제성을 검토하는 데 필요한 충분한 자료 확보가 어려운 상황임. 우리나라도 일본의 비용검증위원회와 유사한 기구를 구성하고 발전비용을 평가하는 제도적 장치가 필요함. 이렇게 함으로써 객관적이고 투명한 발전단가 데이터를 기반으로 한 국민적 논의가 가능해질 것임.

7. 신재생에너지 보급 전망 및 정책 수단을 위한 제언

가. 현황 및 문제점

□ 세계 신재생에너지 동향

◦신재생에너지는 비용이 높고, 에너지 공급이 불안정하다고 알려져 있음에도 불구하고 전 세계 국가들은 신재생에너지를 육성하기 위해 많은 노력을 기울이고 있음. 이에 대한 이유는 크게 3가지로 요약할 수 있음.

- 첫째, 기후변화에 대한 관심이 크게 고조되고 있다는 것임. 세계 기후는 점점 따듯한 일수와 차가운 일수가 점차 증가하고 있음. 즉 세계기후에 대한 확률분포의 꼬리가 점점 두꺼워지고 있는 것임. 사람들은 일본 쓰나미 같은 자연재해를 경험하면서 기후변화의 위험성을 어느 정도 믿게 되었고, IPCC(Intergovernmental Panel on climate change, 기후변화에 관한 정부간협의체)의 과학자들은 인간이 지구 온난화의 주범임을 95% 확신한다는 내용을 발표했음. 그들은 2050년까지 온실가스를 70% 줄이지 않으면 막대한 희생을 치를 것이라고 경고하며, 이를 위해 신재생에너지로 발 빠르게 전환해야 함을 강조하고 있음. 한국은 온실가스 배출량이 세계 7위이며 GDP 대비 온실가스 배출량은 OECD 국가 중 1위로 신재생에너지를 지속적으로 개발할 필요가 있음.

- 둘째, 석유, 가스, 석탄 등 화석연료는 매장량이 한정되어 있어 가격이 지속적으로 상승할 가능성이 높음. 더욱이 탄소세 및 배출권거래제가 도입이 되면 화석연료의 비용상승이 더욱 빨라지게 될 것임. 석탄화력 발전은 탄소세를 고려할 경우 2030년까지 $120/MWh로 증가할 전망임. 특히, 우리나라는 에너지 수요의 96%를 해외에서 수입하고 있는 실정이며, 국내 수입액 중 35%인 1,837억불을 에너지 수입이 차지하고 있음. 이는 주요 수출품인 반도체, 자동차, 조선 수출액을 초과하는 수치임. 따라서 화석연료 가격이 상승하게 되면, 우리나라 경제에 위협이 될 수밖에 없으므로 에너지 안보 차원에서라도 신재생에너지를 육성해야 함.

- 셋째, 신재생에너지는 기술이 진화되고, 규모의 경제를 달성함에 따라 지속적으로 가격이 하락하고 있어 발전가능성과 잠재력이 높음. 신재생에너지 중 하나인 풍력 발전은 지역마다 다르지만 현재 $80/MWh∼$115/MWh 수준에서 2030년 까지 $50/MWh∼$70/MWh 수준으로 떨어질 전망임. 화석연료 가격이 지속적으로 상승하는 패턴과는 다른 양상임을 알 수 있음. 독일의 경우 태양광 발전단가가 소매 전력 판매 가격 이하로 이미 떨어진 상태임. 신재생에너지 가격이 화석연료 가격과 유사한 수준이 되는 시점인 그리드 패리티(Grid Parity)가 도달되면 민간에서 자발적으로 신재생에너지가 보급 확산될 것으로 기대하고 있음.

- 위와 같은 이유로 신재생에너지는 지속적으로 성장할 것으로 보임. 2012년 기준으로 전체 발전설비 대비 신재생에너지 발전 설비가 차지하는 비중은 27% 수준이지만, 2030년에는 50%까지 증가할 것으로 전망됨(BNEF, 2013). 2012년 현재 세계 발전설비 신규 투자의 60%가 신재생에너지 발전설비 프로젝트에 집중되어 있으며, 2030년에는 신규 발전설비 투자의 73%가 신재생에너지 부문에서 발생할 것으로 전망됨(BNEF, 2013).

□ 국내 신재생에너지 전망

◦신재생에너지 주요 전망 결과를 살펴보면, 향후에는 폐기물, 바이오의 비중이 감소하는 반면에 동 감소분을 태양광과 풍력이 대체하는 양상이 나타남. 2012년 폐기물 68%, 바이오 15%, 수력 9%, 태양광 2.7% 비중 순이 2035년이 되면 폐기물 29%, 풍력 18%, 바이오 18%, 태양광 14%가 될 전망임.

신재생에너지 원별, 연도별 보급전망 수치는 정부의 요구로 비공개임을 밝힌다.

- 발전부문에서는 2035년 신재생에너지 발전량은 101,600GWh에 이를 것으로 전망되며, 전체 전력 발전량 대비 신재생에너지 비중은 2035년 13.4% 달성이 목표임.

·2014년∼2035년간 연평균 증가율은 5.8%에 이를 것으로 전망되며, 태양광(23%), 풍력(30%)이 전체 신재생에너지 발전량의 50% 이상을 차지할 것으로 전망됨.

·2035년 신재생에너지 발전설비용량은 39GW 달성이 목표이며, 2014년∼2035년간 연평균 증가율은 8.1%에 이를 것으로 전망됨. 태양광(45%)이 17.5GW로 전체 신재생에너지 발전설비의 거의 반을 차지할 것임. 한국은 수자원 및 바이오매스가 부족하여 수력 및 바이오발전과 같은 대규모 신재생에너지 발전보다는 태양광과 같은 소규모 분산전원 형태가 더욱 적합하기 때문임. 주요국 태양광 전망과 비교해 보면, 미국이 2010년 2GW에서  2035년 88GW로, 중국이 2010년 1GW에서 2035년 157GW로, 일본이 2010년 4GW에서 2035년 59GW로 증가할 전망임. 각국의 전망치는 매년 증가하는 추세로 태양광 시장이 기대치보다 더욱 빠르게 성장하고 있음.

·각국의 경제규모 및 에너지 사용량을 고려할 때 한국의 태양광 17.5GW 설치는 의욕적인 목표로 판단됨.

·산업연관분석 결과, 국내 신재생에너지 확산으로 2013년부터 2035년까지 100조원의 부가가치, 150만 명의 고용창출, 90조원의 수출유발 효과가 나타날 것으로 기대됨.

□ 국내 신재생에너지 평가

◦한국은 최근 5년간(2018-2012) FIT와 RPS와 같은 강력한 보급정책으로 1차에너지 증가율 4.6%보다 2배 높은 신재생보급증가율 9.1%을 달성했음. IEA도 최근 한국의 국가보고서(’12.11)에서 에너지 수입의존도가 96%인 점을 감안할 때 신재생에너지 확대 노력을 높이 평가하였음.

- 2012년 기준으로 신재생에너지 8,851천TOE가 보급되어 목표대비 96%를 달성하였음. 2008-2011년 동안은 목표 달성률 90% 내외 수준을 보이다가 2012년 RPS 도입으로 가시적인 성과가 나타난 것으로 분석됨. 1차 에너지대비 신재생에너지 보급비중은 3.18%로 목표(3.54%)대비 0.6%p 격차를 보이고 있음. 공급비중 측면에서 목표대비 실적격차가 지속적으로 확대되고 있는 것으로 나타나고 있는데, 이는 총에너지 소비량이 목표대비 상승폭이 커지고 있기 때문으로 분석됨. 특히 2007년 이후 전기요금이 원가에 못 미치는 현상이 발생하면서 전기 사용량이 증가하였고, 총에너지 소비량도 이와 더불어 증가하였기 때문임.

·신재생에너지 원별로는 태양광의 목표 달성률이 109% 수준이고, 나머지 는 모두 목표에 미달하였음. 수력과 폐기물이 각각 약 96%로 높은 수준을 보이고 있지만, 이는 이들 에너지원이 폐기물이 포화 상태에 도달했기 때문으로 분석됨. 풍력(51.4%), 해양(7.3%), 바이오(78.1%) 등 대규모 보급분야가 목표에 미달하여, 충분한 검토 후에 목표 수정 또는 보급 추진을 선택해야 할 것으로 보임.

·OECE 국별 신재생에너지 보급량을 비교해 보면 한국은 2012년 기준으로 34개국 중 27위를 기록하고 있음. 다만 신재생에너지 보급 증가율 관점에서 살펴보면 한국은 11위로 미국, 프랑스 등 주요 선진국보다 보급 속도가 빠른 것을 확인할 수 있음. 이는 한국의 신재생에너지의 본격적인 보급 시기가 2000년대 후반으로 1990년대 이전부터 보급을 시작한 선진국과의 차이 때문으로 분석됨. 보급비중(총에너지 소비량 대비 신재생에너지 보급량) 측면에서 살펴보면 한국은 34개국 중 마지막 순위인 34위를 기록하고 있음. 주로 면적이 넓고, 수력자원이 풍부하며, 바이오매스가 풍부한 아이슬란드, 노르웨이, 뉴질랜드 등의 국가가 높은 순위를 기록하고 있는 것으로 나타남. 한국은 국토면적이 좁고, 산림 지형이 많으며, 수자원도 풍부한 편이 아니라서 신재생에너지 여건이 좋은 편이 아님. 하지만 한국(0.7%)과 비슷한 여건을 가진 일본(4.2%)이나 영국(4.5%)에 비해서도 보급비중이 매우 낮은 것을 확인할 수 있음.

◦신재생에너지 원별로 장애요인을 살펴보면, 한국의 풍력의 경우 풍황이 좋은 지역이 백두대간(육상), 서남해(해상) 등에 국한되나, 환경․입지규제 등으로 설치가 용이하지 않은 상황임.

- 현재 환경 규제로 추진이 지연되고 있는 14개소 육상풍력 프로젝트 425MW만 하더라도 2011년까지 설치된 풍력설비 용량인 409MW을 초과함. 대형 발전설비 설치가 가능한 조력의 경우도 갯벌파괴 우려, 어업권 문제 등으로 추진이 곤란한 상황임. 시화조력 이후 가로림만 등 4개 조력사업 추진중(총 2,514MW)이나, 생태계 피해, 어족자원 감소, 홍수통제기능 상실 등 반대 논리로 사업추진에 어려움을 겪고 있음. 4개 사업이 추진될 경우 연간 1,183.7천TOE 공급과 보급률 약 0.45% 상승이 가능함. 신재생발전의 60%이상을 차지하는 수력발전도 환경훼손 우려로 대규모 댐 건설은 포화 상태이며 발전량도 2003년 4,902GWh, 2007년 3,632GWh, 2010년 3,685GWh로 감소 추세임. 바이오 디젤 등 수송용 연료는 해외수입 의존도가 높고 국내 원료 수급이 어려운 상황임. 폐기물은 폐기물관리법령에 따른 엄격한 규제로 활용이 쉽지 않음. 팜껍질(PKS) 등 환경피해 우려가 적은 임지잔재도 폐기물로 분류되어 발전용 연료 등 활용에 폐기물처리시설 설치․허가 등 행정적․재정적 부담이 발생함. 하지만 한국은 이러한 어려움에도 불구하고 에너지 수입 의존도가 높은 상황에서 신재생에너지 보급을 보다 적극적으로 늘릴 필요가 있음.

◦신재생에너지 보급은 산업과 연계되어 있을 때 보다 큰 의미를 가질 수 있음.

- 극단적인 경우로 국내 신재생에너지 보급 촉진을 위해 신재생에너지 기술 및 원료 전량을 수입에 의존한다면 신재생에너지의 의미가 퇴색되어짐. 과거 국내산업의 성숙도를 고려치 않은 신재생에너지 보급사업을 추진한 것은 사실임.

·태양광의 경우 FIT 정책으로 용량이 2007년 신규 45MW에서 2010년 신규 127MW로 대폭 성장했지만 보급사업 추진 시 국내산업발전 연계를 간과하여 외산제품 사용비율이 증가하였음.

·풍력의 경우도 국내 제조업 기반이 구축되지 않은 시점에 FIT 지원을 시작하여 가장 풍황이 좋은 지역은 외국산 제품이 점유하고 있는 실정임.  2012년말 기준 누적설치량(493MW)의 1/3이상인 162MW가 외국산임.

◦한편 원가에 못 미치는 전기요금은 전기 사용량을 증가를 초래하고 있으며, 화석연료 소비를 지속적으로 증가시키고 있음.

- 전력소비의 전년대비 증가율은 2008년 4.5%, 2009년 2.9%, 2010년 9.3%, 2011년 4.5%로 지속적으로 증가하고 있는 추세임.

·하지만 태양광, 연료전지 등 신재생에너지의 발전단가는 높아 전기 요금이 높은 타국보다 경제성이 낮은 실정임.

·독일, 이태리, 스페인의 전기요금은 한국에 비해 2∼3배 높은 수준이므로일반 소비자가 태양광 등 신재생 설비를 설치할 충분한 유인이 생김. 여기서 한 가지 주목할 점은 한국의 태양광 판매요금이 타국에 비해 높다는 것인데, 태양광 판매요금의 현실화도 짚고 넘어가야 할 이슈임.

o 신재생에너지 보급 저해에 재정지원 한계도 중요한 문제로 지적됨.

- 제3차 기본계획의 보급목표 달성을 위해 5년간(2008-2012) 총 6.8조원의 예산이 필요했으나 확보율은 약 65%(4.46조원)에 불과하였음. 법정지원사업인 발전차액지원예산을 제외한 연구개발, 융자지원, 보급보조 사업의 예산지원액이 계획보다 계속 미달되고 확보율도 하향 추세 중에 있어 정부 측의 보다 적극적인 노력이 필요함.

◦신재생에너지 수요자와의 공감대 형성 취약 등 수용성 저하도 해결해야 할 숙제임.

- 우리나라는 93%의 국민이 재생에너지의 필요성을 인정하나 신재생에너지에 대한 지불의사액은 월평균 1,500원 수준에 불과함. 미국 8,000원, 이탈리아 6,000원, 일본 18,000원 등에 비하면 초라한 수치라고 할 수 있음. 이는 신재생에너지 보급·기술개발 위주의 사업진행으로 국민 수용성 강화를 위한 홍보노력이 부족했기 때문임.

·실제로 2012년 에너지관리공단 홍보예산(42억원) 중 신재생에너지 홍보에 약 2억원만이 사용되었음. 원자력 홍보의 경우 원자력문화재단을 통해 85억원이 집행된 것과 비교하면 신재생에너지 홍보예산이 많이 부족한 상황임.

◦정부부처 간의 엇박자 및 복잡한 인허가 절차도 신재생에너지 보급의 에로사항으로 지적됨.

- 신재생 개발당국은 신재생에너지 촉진을 위해 적극적으로 추진하고 있지만, 규제당국은 CO2 해결 등 차원에서 신재생에너지 비중확대에 찬성하면서도 실제 개발단계에서는 사업허가 등을 반려하여 사업이 진행되지 못하고 있음. 따라서 신재생 관련부처(환경부, 기상청, 산림청 등)도 신재생에너지 주관부처인 산업부의 계획 수립 등에 참여하여 범부처 종합계획을 수립할 필요가 있음. 또한 정부부처를 여러 군데 찾아가야하는 기업의 불편을 해소를 위한 독립된 정부 간 상설협의체 구성 등이 미흡한 실정임.

- 중앙정부와 지방정부의 일관되지 않은 정책 추진도 문제점으로 지적되고 있음.

·중앙에서는 2012년부터 RPS제도를 도입했으면서도 서울시는 FIT 시행, 제주도는 풍력 등 신재생이용 부담금 신설을 추진하는 등 따로따로 움직이는 정책이 소비자를 혼란시키고 있음. 중앙정부에서 세운 신재생에너지 정책을 지방정부가 잘 이행할 수 있도록 시도별 공급가능 잠재량, 특화된 에너지 원 분석 등 명확한 가이드라인을 제공할 필요가 있음.

◦신재생에너지 보급을 위해 사용되는 예산의 효율성도 제고할 필요가 있음.

- 보급예산의 50% 이상을 설치용이성 등의 이유로 태양광에 집중 투자하였으나, 비용 대비 효과성은 낮게 나오고 있음. 즉, 태양광의 지원액 대비 에너지 생산량은 1.54TOE/백만원으로 신재생에너지원 평균 3.42TOE/백만원 대비 44.9% 수준에 불과한 것으로 분석됨.

- 또한 양적 확대를 위한 보조금 중심의 지원정책으로 정부 재정부담은 지속적으로 증가하고 있어 보급정책의 다양화가 필요함.

·예컨대, 태양열, 지열 등 보조금 지원만 있는 열분야에 대한 의무화 도입도 검토되어야 함. 한편, 보급시장이 설치전문기업 중심으로 운영되어 정보비대칭, 소비자 신뢰저하 등 문제가 발생하고 있음. 8,600여개 신고 전문기업 중 실적 전무, 폐업신고 누락 등의 기업이 다수로, 역량이 부족한 전문기업, 브로커 등이 시장질서를 교란하고 있는 실정임. 이는 신재생에너지 부실시공, 우수기업 사기 저하, 민원 발생으로 이어지고 있음.

◦우리나라는 2012년부터 RPS 제도를 시행해오고 있으며, 이는 기존 FIT를 대체함으로써 재정부담을 경감시키고, 발전원가 하락을 유도하며, 신규설비 증설 등 보급확대와 시장창출 효과에 큰 기여를 하였음.

- RPS 시행으로 태양광은 단위당 지원 단가를 50% 이상 낮추는데 기여했으며 비태양광은 7% 저감되었음.

- RPS 시행 단 1년 동안 설치한 신재생 설비는 842MW로 FIT 시행 10년(2002-2011) 동안 설치한 신재생에너지  설비용량 1,028MW의 약 80%를 차지하는 성과를 보여주었음.

- RPS는 의무이행비용 보전방안 마련 등으로 시행초기 비교적 안정적으로 연착륙하였으나, 몇몇 문제점이 발견됨.

·RPS 목표가 과도하여 발전사들에게 많은 부담으로 작용하였고, 실제로 이행률도 65%로 저조하였음. 또한 비싼 발전원가로 경쟁력이 약한 태양광 분야 보호를 위해 별도의무량을 부과하였으나 태양광만 오히려 초과달성하였고, 당초 취지와 달리 칸막이로 작용하여 제도의 유연성을 저해하고 있음. 2015년에 시행될 예정인 배출권거래제와의 정합성 문제도 시급히 해결해야 할 문제임.

◦법, 제도 등 인프라 측면에서 정합성 부족도 해결해야 할 문제로 남아있음.

- 예컨대, 폐기물, 부생가스 등 국제적으로 인정되지 않는 에너지원을 제외할 경우 우리나라의 신재생에너지 보급률은 2.75%에서 0.8%로 급격히 하락함.

- 대규모 해상풍력발전소 건설, ESS와 신재생융합 등 새로운 보급모델에 대비한 제도도 미비함.

·대규모 해상풍력(서남해 2.5GW 등)의 경우 소규모 발전소 건설과 다른 별도의 발전소 건설 및 인허가 절차 등 검토가 필요함. 따라서 해상풍력 개발권, 사용료 납부, 인허가 촉진 절차, 현 사업 추진방식(에너지관리공단과 에너지기술평가원의 해상풍력 추진단 이원화)등에 대한 검토가 요망됨.

- ESS, Smart Grid, 배출권거래제 등 새로운 에너지환경 변화를 수용할 수 있는 보급체계가 필요함.

- 규제개선을 위해 업계의 애로를 논의하는 상시적인 협의체를 운영할 필요가 있음.

·태양광의 경우 국공유지 임대료 경감 문제, 풍력은 입지규제 문제, 연료전지는 연료전지 전용요금제 신설, 바이오는 혼소발전 정산, 조력은 가로림만 환경영향평가 등이 해결해야 할 현안들임.

나. 개선방안

□ 제2차 에너지기본계획에서 발표한 신재생에너지 보급률 11% 목표를 달성하기 위해서는 무엇보다도 기술개발, 보급정책, 산업정책, 인프라가 선순환 구조를 이루어야 함.

◦에너지 공급을 위한 보급위주의 정책은 현재의 해외 수입 의존도를 줄이는데 큰 기여를 못할 것임. 지금까지 노력을 기울인 신재생 기술 R&D가 국내 시장 보급으로 활용되어야 하며, 국내 신재생에너지 산업 육성과 수출로 이어져야 함. 신재생에너지 R&D, 보급, 산업 육성의 원활한 선순환 구조가 이루어지도록 지원하는 인프라가 필요함.

◦기술개발(R&D)

- 지금까지는 기술개발을 위한 기술개발이 많아 사업화 성공률이 떨어지고, 국내 기술·산업 수준을 고려하지 않은 보급 정책으로 국산품 비중이 미약하였음.

·개발된 기술을 사업화하기 위한 기술사업화 프로그램 부재도 기술 적기사업화 지연의 주요 원인임. 신재생에너지분야에 기술사업화를 위한 사업화연계기술 개발사업(R&BD)사업은 부재하며, 단순히 일부 자금 융자만 소폭으로 지원되고 있음.

·이러한 문제를 해결하기 위해서 기초기술과 응용기술을 명확히 구분하여 차별적으로 R&D를 지원해야 함. 우선 기초기술 부문은 10년 이내 산업화를 목표로 핵심 원천기술을 확보하기 위해 대학 및 출연연 중심으로 개발하고 응용단계 부터는 민간기업이 주관해야 함. 예컨대 1단계로 초기 4년간 대학·출연연을 중심으로 원천기술을 개발하고, 2단계로 3년간 민간기업을 중심으로 응용기술을 개발하며, 3단계로 3년간 민간기업이 상용화를 위한 개발에 착수하는 방식을 고려할 수 있음.

- 응용기술 분야는 민간기업을 중심으로 보급사업과 연계한 실증형 R&D를 추진하여 기술사업화 성공률을 제고해야 함.

·향후 5년에서 10년 사이 신재생에너지의 그리드패리티 달성이 예상되므로, 2020년까지 저비용 기술을 위한 R&D 투자에 집중할 필요가 있음. 기존 기술개발사업은 고성능 달성을 목표로 추진 중이나, 시장에서는 발전단가의 최소화를 가장 중요한 핵심요소로 간주하고 있음. 예컨대 실리콘 태양전지의 Ag Paste를 대체하는 신소재는 효율이 1% 하락하는 대신 원가가 6% 저감되어 시장에서 경쟁력이 높아 질 수 있음.

·또한 신재생에너지 기술사업화 프로그램을 신설하여, 기개발기술의 시장 진입을 지원해야 함. 특히 R&D 사업, 보급사업, 금융지원사업을 개편하여 기술사업화 자금 지원을 기존보다 훨씬 확대할 필요가 있음.

◦보급 확대

- 우리나라는 국토면적이 충분치 않으며, 산지가 많아 신재생에너지 보급에 장애요인으로 작용하고 있음. 하지만 우리나라는 건물이 많아 건물의 유휴부지를 소규모 태양광 발전으로 활용할 경우 전력수급에 의미있는 기여를 할 수 있음.

·아파트 옥상, 학교(초·중·고·대학) 옥상, 산업단지, 주차장, 상가건물 옥상 등 활용하고 있지 못하는 많은 곳에 태양광을 설치함으로써 에너지 공급을 통해 건물주 및 소비자에게도 이득을 가져올 수 있음.

·연료비 부담이 큰 화석연료(디젤발전기)에 의존하고 있는 독립계통 도서지역에서는 신재생에너지의 경제성이 충분하므로 비즈니스 기회가 있음. 우리나라의 독립계통 도서지역은 총 127개 지역의 31,840호에서 101,016kW의 전기를 소비하고 있는데, 이들 지역에 대해 신재생에너지를 우선순위로 보급해야 함.

- 2012년부터 시행해 온 RPS 제도를 개선할 필요가 있음.

·우선 RPS 제도가 목표관리제·배출권거래제와 같은 타제도와 연계되도록 설정되어야 함. 현재 목표관리제에서 신재생 설비설치를 통해 감축 시 실적을 1.1배로 추가 인정하고 있지만, 2015년 배출권거래제를 시행할 경우 신재생에너지 사용을 독려하기 위해서 추가 인정을 1.5배 수준으로 높일 필요가 있음.

·RPS 제도 설계 시, 태양광은 경제성이 낮아 보급이 저조할 것이 우려되어 초기 4년간 별도시장을 확보해 주었으나, 오히려 투자 제약요인으로 작용하였음. 2016년 이후 태양광-비태양광시장이 통합하여 현행 가중치 체계(태양광/비태양광 구분)를 일원화하되, 경제성을 고려하여 적정한 태양광 가중치 수준을 재검토해야 함.

·RPS 이행으로 특정 에너지원에 편중되지 않도록 원별 실적 상한 도입을 검토해야 함.

·현재 전기요금 총괄원가에 포함된 RPS 이행비용을 독일 및 일본처럼 별도항목으로 분리하여 이행비용의 안정적 보전을 추진해야 함. 이를 위해 신재생법에 의무이행비용 보전근거를 마련하고, 전기요금 고시개정을 통해 전기요금內 별도항목으로 신설함으로써 소비자들에게 투명하게 고지할 필요가 있음.

- 현재 RPS 중심의 전력부문 신재생에너지 제도를 열부문 및 수송부문으로 확대하여 신재생에너지 열생산 의무화제도(RHO), 신재생에너지연료 혼합의무제도(RFS), 대규모 수용가 대상 신재생에너지 의무화(RPS II) 도입을 통해 신규 시장을 창출해야 함.

·RHO는 신축 건축물을 대상으로, RFS는 석유정제사업자 및 석유수출입업자를 대상으로 함. 전기·열·수송 신재생에너지 공급실적에 인증서를 발급하여 제도간 인증서 거래를 통해 의무를 이행할 수 있도록 지원체계를 마련할 필요가 있음. RHO에서 신축건출물의 규정된 의무비율 이상 설치하는 경우 신재생에너지 공급인정서를 발급하여 RPS 이행실적으로 활용할 수 있음.

- 주민참여형 보급사업(주민발전소) 확대를 통해 사회적 수용성을 제고하고 보급을 촉진시킬 수 있음.

·신재생에너지 선도국인 독일은 재생에너지 발전설비의 52%를 일반 주민이 소유하고 있으며, 덴마크의 경우 40MW 규모의 미델그룬덴 풍력단지에 8,500명의 투자자가 지분의 50%를 보유하고 있음.

·우리나라도 신재생에너지 사업의 사회적 수용성 제고를 위해 민원 발생 우려가 높은 지역에 주민 참여형 발전소 건설시 REC 가중치 및 시설자금 융자를 우선 지원하는 등 인센티브를 제공하여, 이익공유 메커니즘(Benefit Sharing Mechanism) 유형의 사업을 발굴할 필요가 있음.

·기존의 초기 투자 시 보조금 지원 방식에서 에너지 생산량에 비례하여 사후 인센티브를 지원하는 제도로 전환해야 하고, 민간 주도의 신재생 설비가 보급되도록 유도해야 함. 독일의 경우 신재생에너지 생산량에 비례하여 인센티브를 지원함으로써 소비자가 신재생 설비를 꾸준히 관리하도록 유도하고 있음. 한편 국내 누진제 적용을 받는 부유층들은 정부지원 없이도 자체적으로 태양광의 경제성이 충분히 나오므로 대여사업 등을 통해 보급 확대할 수 있는 여건이 됨.

◦산업 육성

- 산업 부문에서는 금융 및 조세지원을 통한 산업경쟁력 확보가 가장 중요함. 신재생에너지 산업은 초기 시장으로 경제성이 부족하고, 정부에 대한 의존도가 높음. 더욱이 시장이 크지 않은 상황에서 세계적으로 기업들이 공격적으로 투자하고 있어 경쟁이 치열함. 이러한 상황에서 국내 신재생에너지 산업이 경쟁력을 갖기 위해서는 기업이 가장 절실히 필요로 하는 프로젝트 파인낸스 지원의 용이성과 조세지원을 통한 비용절감이 중요함.

- 정부가 Seed Money를 제공하여, 금융/투자기관과 공동으로 투자펀드 및 신디케이트론을 조성하고 운용하는 것이 한 방법이 될 수 있음. 또한 신재생에너지 상생보증펀드를 활용하여 해외 전략시장 진출, 기술 확보를 위한 해외 기업 인수 등을 지원하는 신재생에너지 M&A 펀드를 조성할 필요가 있음.

- 기존 단품 수출지원 중심에서 벗어나 프로젝트 발굴부터 설치까지 국내 기업의 시장진입 촉진을 위한 해외 프로젝트 지원을 확대해야 함.

·KOTRA, 해외건설협회, 수출입은행, KOICA 해외지사를 통해 프로젝트 정보를 제공하고, 프로젝트 진행을 위한 해당 나라의 법·제도에 관한 지식을 공유할 필요가 있음.

·전략적인 해외진출을 위해 화력발전소 수주 시 신재생 프로젝트도 참여하여 신재생 수출과 자원 개발권 확보 연계 등의 패기지형 수출도 유용한 방법이 될 수 있음. 신재생에너지제도 도입을 추진 중인 개도국을 대상으로 자원조사부터 법령, 제도설계, 인프라(표준․인증) 구축사업까지 우리나라가 참여하여 향후 신재생에너지 진출을 위한 발판을 마련할 수도 있을 것임.

- 신재생에너지 산업표준의 국제화를 위해 국제표준을 신규 도입하고, 해외 진출 시 국내 인증을 활용할 수 있도록 설비 시험인증에 대한 국가 간 상호인정을 추진해야 함.

◦인프라 구축

- 인프라 부문에서는 우선적으로 신재생 정책을 범 정부차원에서 일관성 있게 추진할 수 있는 통합형 거버넌스 체계가 구축되어야 함. 기존체계의 조직간 역할 재정립과 상시협의체를 구축에 우선하되, 필요시 별도의 독립된 신재생에너지정책 추진 전담기구를 설치하여 정책집행의 적극성과 선진화를 도모해야 함.

- 보급통계를 국제기준에 맞도록 체제를 개편해야 한다. 현재 우리나라 신재생에너지 통계에는 국제적으로 인정하지 않은 부생가스, 폐플라스틱, 시멘튼 킬른 등이 포함되어 있어 많은 혼동이 초래되고 있음. 국제기준과의 정합성 확보를 위해 신에너지와 재생에너지를 분리하고 IEA 기준 보급률과 비교평가할 수 있는 체제를 구축해야 함.

- 신재생에너지 홍보협의체를 구성하여 신재생에너지에 대한 국민의 수용성을 제고시켜야 함.

·예를 들어 정부, 발전사 등이 ｢신재생에너지 홍보협의체｣를 구성하여 신재생에너지 도입․활용 성과의 홍보를 공동으로 추진할 수 있을 것임.

- 신재생 전문인력을 양성하여 연구직, 경영직, 생산직, 기술직 인력을 보강해야 함.

·신재생에너지 산업 활성화로 인해 신재생에너지 분야 전문인력에 대한 수요가 급증했지만 공급이 원활하지 못하고 있음. 현재 몇몇 대학에서 진행 중인 기업맞춤형 트랙에 대한 지원을 확대하고 추가적으로, 신재생에너지 특성화 고등학교 및 전문대학도 설립해야 함.

- 신재생에너지 설비 인증기준을 강화하여 품목별로 정해진 일정 기준의 효율을 충족하지 못할 경우 인증대상에서 제외해야 함. 에너지소비효율등급제도와 같이 신재생 설비에 대한 효율 인증 등급 표시를 통하여 소비자의 고효율설비 선택을 유도할 수 있음.

- 신재생에너지 보급을 저해하는 불필요한 관련 규제를 개선하여 신재생에너지를 투자를 촉진시켜야 함. 신재생 발전설비에 대한 환경영향평가를 개선하여 환경피해 외에도 온실가스 감축수준, 대체설비 건설시 환경영향 등을 종합적으로 평가할 수 있는 기준을 도입해야 함.

·예컨대, 신재생에너지 발전소 건설 불가 시, 환경영향이 큰 화력․원자력 건설(대규모 송·변전설비 포함)이 확대될 경우 환경 악화 등과 같은 악순환을 유발할 수 있음.

·별도 개발행위허가를 요하지 않는 설비(옥상 태양광 등)로서 환경적 영향이 미미한 경우는 환경영향평가 대상에서 제외할 필요가 있음. 이를 위해 정부(국무조정실, 산업통상자원부, 국토부, 해수부, 환경부)와 유관기관(에너지관리공단, 한전) 등으로 구성된‘민관 합동 규제개선 상설협의체’를 설립하여 신재생 보급을 가로막는 규제 장벽의 해소 방안을 모색할 수 있을 것임.

8. 발전설비투자제도의 개선

가. 현황 및 문제점

□ 문제제기

◦자원적정성 개념

- 전력부문에서 자원적정성(Resource Adequacy)이란 용어는 수급안정성을 의미함. 자원 적정성은 사회적 최적 수준을 달성하는데 충분한 자원으로 이해되며, 비용최소화 전원구성, 송전/발전 설비의 효율적 배치 등도 자원 적정성에 포함됨.

- 전력계통에 존재하는 자원은 공급 측 자원과 수요 측 자원으로 대별되며, 공급 측 자원으로는 발전설비와 송전설비, 수요 측 자원으로는 수요반응과 에너지이용효율 향상 등이 있음. 공급 측면에서 자원 적정성 문제를 바라본다면, 사회적으로 필요한 발전설비용량, 송전망의 안정적 구축뿐만 아니라 발전비용을 최소화하기 위한 적정한 발전원의 구성, 발전설비의 효율적인 운영, 발전설비와 송전망의 효율적인 배치도 그 구성요소에 포함됨.

◦최근 공급예비율의 하락, 일반발전기 비율의 증가, 2000년대 중반 이후

에너지가격의 상승으로 인한 정산단가 급상승은 결국 우리나라가 비용최

소화 관점에서 자원적정성 달성에 실패한 것을 의미함.

- 2001년부터 2012년까지 우리나라의 발전설비용량은 연평균 4.7%로 증가한 반면, 최대 전력은 더 빠른 속도인 연평균 5.3%로 증가하였음. 이에 따라 공급예비율은 2003년 이후 지속적으로 하락하여 최근에는 5%대를 기록하고 있음. 공급예비율이 감소하면 피크수요에 대응하는 고비용의 일반발전기의 가동률이 증가할 수밖에 없음. 일반발전기의 발전량 비중은 금융위기가 발생하였던 2008년과 2009년을 제외하면 2001년 이래 꾸준히 증가하여 2012년 현재 31.6%를 기록하고 있음. 이러한 일반발전기의 발전량 비중 증가는 2000년대 들어 지속적으로 증가해 온 발전연료비와 더불어 한국전력공사의 도매시장 정산단가의 급속한 상승을 초래하였음. 2001년 47.9원/kWh였던 도매시장 정산단가가 2012년 90.2원/kWh로 급증하였음.

□ 현 자원적정성 확보제도의 실패 원인

◦비용최소화 관점에서 최근 전력수급계획은 자원적정성 달성에 실패했다고

평가됨.

- 수급계획 수요예측은 반복적으로 과소하게 예측되었고 그에 따라 발전설비 공급도 과소하게 되었음.

- 미래의 불확실성이 큼에도 불구하고 소수의 계획주체가 불확실성을 판단하는 계획수립 구조는 정부 개입을 용이하게 만들고 있는데, 이런 것이 자원적정성을 훼손시키는 측면이 있음.

◦정책자원(원자력과 신재생에너지)과 시장자원(석탄과 천연가스)의 차별적

대응 미비

- 해외에너지 의존도가 과다한 에너지 수급구조로 인해 우리나라에서는 에너지안보가 에너지부문의 주된 정책목표로 설정되어 왔음. 그런데 총에너지소비량에서 발전연료소비량이 차지하는 비중을 보면 1990년대 이후 지속적으로 상승하여 2009년과 2010년에는 거의 절반에 가까운 49.2%와 48.0%를 기록하였음. 따라서 전력산업에서 발전원이 어떻게 구성되고 어떠한 방식을 통해 그러한 전원구성에 도달하게 되는가의 문제는 에너지안보와 관련된 정책을 설정함에 있어 핵심적인 이슈가 되고 있음.

- 전원별 불확실성의 차별화

·전원별 경제성 등에 영향을 미치는 불확실 요인이 전원별로 차별화됨. 원전(폐기물처리, 사고위험 등)과 신재생(보급정책 등)은 정책적 영향을 많이 받기 때문에 정책자원으로 구분할 수 있음.

·석탄과 가스는 연료가격이나 셰일가스 같이 정부의 정책에 좌우되기 보다는 시장이나 대외적인 영향을 받기 때문에 시장요인으로 구분되는데, 이러한 시장요인의 불확실성을 계획으로 정하는 것(석탄과 LNG의 비중 결정)은 상당한 위험을 내포함.

- 정책적 요인에 따른 불확실성이 큰 정책자원은 설비계획 수립 시 우선 반영하고 대외적 영향에 의한 불확실성이 큰 시장자원은 진입규제를 완화해야 함. 발전사업의 불확실성을 최소화하기 위한 정부의 정책적 지원이 요구됨.

- 우리나라의 에너지안보 문제를 더욱 복잡하게 만드는 기후변화대응과 관련해서도, 우리나라의 CO2 배출량은 1990년의 2.5억 톤에서 2011년 6.1억 톤으로 20년 사이 144%가 증가하여 2010년 이후 세계 7위 CO2 배출국의 지위를 유지하고 있음. 1인당 CO2 배출량도 동기간에 110%가 증가하였는데, 이는 세계에서 중국, 인도네시아에 이어 세 번째로 빠른 수치임. 우리나라의 온실가스 배출량에서 에너지부문이 차지하는 비중은 2010년 기준으로 85.3%이며, 특히 전환부문이 차지하는 비중은 1990년의 12.8%에서 꾸준히 증가하여 2010년에는 38.0%에 달하고 있음. IEA/NEA(2010)의 자료에 따르면, 우리나라의 경우 원자력의 탄소비용은 0인 반면, 석탄발전의 탄소비용은 23.50 USD/MWh이고 LNG발전의 탄소비용은 10.38 USD/MWh임. 따라서 전력산업에서 발전원이 어떻게 구성되고 그러한 전원구성에의 도달방식은 기후변화대응과 관련한 정책을 수립함에 있어서도 핵심적인 고려사항임.

- 이와 같이 우리나라에서 발전원의 구성 및 그러한 전원구성에의 도달방식은 에너지안보 및 기후변화대응에 지대한 영향을 미침. 그런데 전원별 경제성과 환경성에 영향을 미치는 미래 불확실 요인들은 그 성격이 전원별로 매우 차별적임.

·현재 우리나라에서 원자력발전은 경제성․환경성 측면에서 타 전원에 비해 상당히 우월한 지위에 있다고 할 수 있음. 원자력발전의 발전단가는 29.05 USD/MWh로서 석탄발전, LNG발전에서 탄소비용을 제외하더라도 석탄발전의 69%, LNG발전의 37%에 불과함. 탄소배출량에서도 원자력발전은 kWh당 10g의 탄소를 배출하여 991g, 549g의 석탄발전, LNG발전과 비교가 되지 않음. 그러나 원자력발전의 우월한 경제성은 향후 원전 관련 제반 정책경비, 사고위험 대응비용, 노후 원전 폐지비용, 폐기물 처리비용 등을 적정하게 반영하는 경우에는 상당히 약화될 수 있음. 이러한 비용항목들은 상당한 불확실성을 내포하고 있으며, 그러한 불확실성이 어떻게 현실화되는가는 대부분 정부정책의 구체적 내용 및 추진절차에 의해 영향을 받게 됨. 환경성 측면에서 원자력발전의 상대적 우월성 또한 향후 CCS의 상용화 가능성에 영향을 받게 됨. CCS가 상용화될 경우 CCS가 적용된 석탄발전은 경제성, 환경성 측면에서 원자력발전의 대안이 될 수 있으며, 향후 세일가스의 확대로 인해 국제 LNG가격이 대폭 하락하는 경우에는 CCS가 적용된 LNG발전도 원자력발전의 대안으로 고려될 수 있음. 우리나라의 경우 탄소포집기술은 세계적인 수준에 도달한 것으로 알려지고 있으며, 포집된 탄소를 저장할 대규모 저장공간을 확보할 수 있을지 여부가 CCS 상용화의 관건이 될 전망임. 따라서 향후 발전원에서 원자력발전이 차지하는 비중은 원전에 대한 국민의 수용성, 폐기물 처리시설의 확보 시기, CCS의 상용화 가능성 등을 고려하여 정책적으로 결정될 수밖에 없음.

·신재생에너지는 개념적으로는 에너지안보, 기후변화대응의 관점에서 가장 우월한 전원이라고 할 수 있음. 그러나 민간의 노력만으로 신재생에너지가 경제성을 확보하여 경쟁적인 발전원으로 기능하기에는 기술개발 전망 등 신재생에너지의 성장경로를 둘러싼 불확실성이 너무 큼. 이에 따라 우리나라를 포함하여 대부분의 국가에서는 신재생에너지의 기술개발, 시장 창출, 보급․확대를 위해 다양한 보조금, 규제정책을 시행하고 있으며, 향후 이러한 정부 주도의 신재생에너지 확대․보급이 불가피할 경우 신재생에너지의 성장경로는 정부정책에 의해 주된 영향을 받는다고 할 수 있음.

·정부 주도의 정책자원이라는 성격이 강한 원자력발전과 신재생에너지와 달리, 석탄발전과 LNG발전의 상대적 우월성은 국제원유가격의 변동성, 셰일가스 전망, CCS의 상용화 가능성 및 시기, 배출권 가격 전망 등 주로 일국의 정부가 온전히 통제할 수 없는 시장요인들에 의해 지대한 영향을 받음. 예를 들어, 우리나라는 발전연료로 투입되는 유연탄과 LNG의 거의 전량을 수입에 의존하고 있으며, 석탄발전과 LNG발전의 발전단가에서 연료비가 차지하는 비중도 높음. 2000년대 중반 이해 유연탄가격과 LNG가격은 상당한 변동성을 보이고 있는데, IEA(2011)는 향후 국제원유가격이 전반적으로 상승하는 가운데 기후변화대응에 대한 국제공조의 진전 여부에 따라 상당한 변동성을 보일 것으로 전망하였음. 국제원유가격의 변동성이 커지면, 원유가격에 연동되는 LNG가격, LNG와 대체관계에 있는 유연탄가격의 변동성도 커지게 됨. 또 다른 예로 셰일가스의 개발은 수요대체를 통해 LNG가격과 유연탄가격에 영향을 미치게 되는데, 현재로서는 향후 셰일가스의 개발이 국제에너지시장에 어느 정도의 영향을 미칠지 가늠하기가 어려운 실정임.

◦발전설비투자 관련 제도 현황 및 문제점

- 발전설비 투자가 수급계획에 종속됨에 따라 투자가 경직화되고 허가제도는 실질적인 기능을 발휘하지 못하고 있음.

- 우리나라에서 발전설비에 대한 투자는 기본적으로 전력수급기본계획을 통해 발전설비투자가 계획되고, 전력시장을 통해 투자비를 회수하는 구조를 띠고 있음.

- 발전설비계획이 수립되는 구체적인 과정을 보면, 수요관리 목표량이 반영된 장기 전력수요 예측치로부터 최적화 전산모형을 통해 미래 발전설비투자에 대한 기준계획을 작성한 후 사업자의 건설의향을 평가하여 선별적으로 반영하는 방식으로 발전설비계획이 수립됨.

·사업자의 건설의향 평가와 관련하여, 2013년 초 수립된 제6차 수급계획을 예로 들면 발전사업자 건설의향 평가기준은 접속, 송전, 건설, 연료 등의 비용지표와 이행성지표로 대별되며, 이행성지표는 다시 지역희망정도, 부지, 연료 및 용수확보 등 사업추진여건, 계통여건, 환경여건, 건설지연정도, 민간투자촉진으로 구분됨.

·전기사업법 제7조(사업의 허가)는 산업통상자원부장관이 전기위원회의 심의를 거쳐 전기사업을 허가토록 하고 있으며, 동조 제5항에 재무능력, 기술능력, 사업계획의 적정성 등 허가기준을 제시하고 있음. 이와 같이 수급계획과 별도로 전기사업법에 (발전사업을 포함한) 전기사업에 대한 허가체계가 마련되어 있는 것이 사실이기는 하지만, 법령에 따른 허가는 형식적이며 현실에서 수급계획에 반영된 설비는 허가를 받은 것으로 인식되는 경향이 강함.

◦우리나라에서 전력시장은 에너지시장과 보조서비스시장으로 구분되며, 발전사업자는 에너지시장에서 전력 생산에 따른 전력량정산금을 수취하고 보조서비스시장에서는 보조서비스정산금을 수취함.

- 우리나라의 에너지시장은 변동비에 기초한 강제풀(Cost-Based Pool: CBP)로 운영되기 때문에 에너지시장을 통해 발전설비에 대한 투자비를 전액 회수한다는 것은 원천적으로 불가능함. 이에 따라 우리나라에서는 발전설비에 대한 투자비 보전을 목적으로 에너지시장과 별개로 용량요금제도를 운영하여 발전사업자에게 용량요금을 지급하고 있음. 용량요금은 공급가능 발전설비용량에 대해 지급되는데, 구체적으로 용량요금의 산정은 [계절별․시간대별․지역별 용량가격계수 × 기준용량가격 × 공급가능 발전설비용량]의 방식으로 이루어짐.

발전비용은 발전량에 따라 변하는 변동비와 그렇지 않은 고정비로 구분되는데, 발전설비에 대한 투자비는 발전기의 내구연한 동안 균등하게 회수된다는 가정 하에 연금화하여 고정비에 포함된다.

시간대별 용량가격계수는 2003년에 도입되었으며, 지역별 용량가격계수와 계절별 용량가격계수는 2007년에 도입되었다.

- 그러나 위와 같은 방식으로 수급계획을 통해 발전설비투자가 계획․집행되는 방식은 현실에서 다양한 문제들을 유발하고 있음. 이러한 문제들은 크게 다음의 네 가지로 정리할 수 있음.

·먼저 장래 전기요금에 대한 낙관적 전망, 수요관리량을 이중으로 차감하는 예측모형상의 오류 등으로 인해 제1차~제4차 수급계획은 지속적으로 전력수요를 과소하게 추정하여 발전설비투자가 과소하게 계획되는 결과를 초래하였음(문제 ①). 특히 사업자의 건설의향을 가능한 한 모두 계획에 반영하던 기존 방식에서 벗어나, 미래 전력수요 전망에 맞춰 사업자의 건설의향을 평가하여 선별적으로 반영하는 방식으로 변경된 2006년 제3차 수급계획부터는 과소한 전력수요 예측이 과소한 발전설비투자계획으로 직결되는 구조를 띠고 있음. 제1차~제4차 수급계획상의 연도별 최대전력 예측치와 실적치 간의 간극을 보면, 예측시점에서 멀어질수록 예측오차가 확대되고 있음. 2006년에 수립된 제3차 수급계획에서는 2020년의 최대전력을 71,809MW로 예상하였는데, 5년도 지나지 않은 2011년에 73,137MW를 기록하였음. 이러한 장기 전력수요 과소추정 문제를 의식하여 제5차 수급계획에서는 2020년의 전력소비량, 최대전략을 제4차 수급계획과 비교하여 각각 21.0%, 22.8% 높게 추정하기도 하였으나, 예측모형에서 가정된 전력소비량과 최대전력의 GDP 탄성치가 0.79에 불과하여 제5차 수급계획 또한 과소추정의 문제로부터 자유롭지 못할 가능성이 높은 것으로 판단됨. 참고로 1991년~2010년 사이 실제 전력수요량과 최대전력의 GDP 탄성치의 평균은 각각 1.49와 1.38에 달하였음.

·둘째, 그 동안 발전설비계획이 송전망투자계획에 선행하여 수립되는 구조가 지속됨에 따라 계통의 불안정성이 심화되었음(문제 ②). 송전망접속 여건에 대한 충분한 고려 없이 발전설비투자가 계획되면서 발전설비는 입지 확보가 용이한 (당진, 태안, 보령의) 충남 서해안 지역과 울진, 고리, 인천의 4개 지역에 집중되었음. 위 네 지역이 전체 발전설비용량에서 차지하는 비중은 2010년 현재 48%에 달하며, 제5차 수급계획에 따르면 2024년에는 62%까지 확대될 전망임. 발전설비가 지역적으로 밀집되면 사후에 이들 발전설비를 계통에 연결하기 위한 송전선로도 지역적으로 밀집될 수밖에 없는데, 현재 우리나라의 송전망은 전류가 어떻게 흐르는지도 파악하기가 매우 어려운 구조를 띠고 있음. 또한 송전망이 지역적으로 밀집되면 고장전류의 문제에 취약해짐. 대규모 발전단지에 연결된 송전선로에 고장이 발생하면 단지 내의 모든 발전기가 정지될 수 있는데, 현재는 이러한 문제에 대응하여 전국에 50개 이상의 SPS(Special Protection System)를 구축하여 운영하고 있는 실정임. 하절기 기준으로 SPS 가동건수는 2006년 26건에서 해마다 증가하여 2012년에는 56번이나 가동되었는데, 이러한 증가 추이는 우리나라 전력계통의 불안정성이 날로 심화되고 있음을 의미함.

·현재 우리나라에서 발전설비투자는 심사곡선법과 기간 간 최적화를 통해 연도별로 적정한 전원구성을 도출하고 이로부터 전원별로 필요한 신규 설비용량을 산정하는 방식으로 계획됨. 그런데 연도별 부하지속곡선의 도출과 관련한 불확실성은 차치하고라도, 전원별 투자비용, 발전효율, 내구연한, 연료비용, CO2 배출비용, 셰일가스의 영향, 탄소포집 및 저장(Carbon Capture and Storage: CCS)의 상용화 가능성 등 향후 전원별 경제성에 막대한 영향을 미치는 다양한 불확실성이 존재하는 상태에서 적정 전원구성을 도출하기 위해서는 이러한 불확실 요인들에 대한 가정 또는 판단이 전제되어야 함. 우리나라에서는 이러한 불확실성에 대한 가정 또는 판단이 소수의 계획수립 주체에 집중되어 있어서 적정 전원구성의 달성에 사후적으로 오류가 발생할 개연성이 높음(문제 ③). 특히 이러한 의사결정구조에서는 정부가 미래 전원구성을 도출하는 과정에 개입하는 것이 용이하기 때문에, 정부의 과도한 개입으로 인해 발전설비에 대한 효율적 투자가 저해될 가능성도 있음.

·우리나라에는 수급계획에 반영된 발전설비투자를 강제 또는 유도할 수 있는 기제가 없음(문제 ④). 발전설비 건설 이행력 확보를 위한 유도수단으로 현 시장에서 용량요금 제도가 운영되고 있으나, 적정 용량요금은 설비투자의 탄력성 측면에서 이론적, 현실적으로 가격수준 설정이 매우 곤란함. 실질적으로 현 용량요금 수준은 시장 개설이후 한 번도 재산정되지 않고 있기 때문에 투자 유도수단의 역할을 하지 못하고 있음. 허가체계상에도 발전설비 건설을 강제할 수단이 실질적으로 없는 상황임. 결국 발전설비 건설을 유도하거나 강제할 수단이 없는 상황에서 과소한 수요예측은 공급부족 문제를 야기한 것임. 먼저 현행 수급계획, 허가체계 상에는 발전설비투자의 이행을 강제할 수 있는 실효성 있는 수단이 없음. 수급계획에서는 사업평가 시 지연된 사업에 감점을 부여하고 있으나, 이미 지연되고 있는 사업에 대해 이러한 방식으로 이행력을 제고할 수 있을지는 현실적으로 의문시됨. 전기사업법에서는 사업허가를 받은 후 10년 이내로 설정된 준비기간에 사업을 시작하지 않으면 사업허가를 취소하도록 하고 있으나, 준비기간 이후에나 사업허가의 취소가 가능하기 때문에 적시의 이행력 확보 효과가 미약할 수밖에 없으며, 준비기간의 연장도 가능하기 때문에 사실상 규제가 유명무실한 상태임. 발전설비투자를 강제하는 수단이 없다면, 발전설비투자의 이행을 유도할 수 있는 제도가 있어야 할 것이나, 이러한 제도도 부재한 것이 현실임. 우리나라에서는 발전설비투자에 대한 회수를 목적으로 용량요금제도를 운영하고 있음. 용량요금제도가 예비력을 포함하여 사회적으로 필요한 발전설비투자를 유도할 수 있기 위해서는 용량가격이 발전의 기회비용을 반영하는 방식으로 산정되어야 함. 이러한 방식으로 용량요금제도를 운영한 사례는 2001년 NETA를 도입하기 이전 영국에서 찾을 수 있음. 당시 영국에서는 입찰을 기준으로 용량가격을 지불하였는데, 용량가격은 공급지장확률(Loss of Load Probability: LOLP)에 (전력 한 단위 소비에 대한 소비자의 지불의사액[Value of Lost Load: VOLL] — 계통한계가격)을 곱하는 방식으로 발전의 기회비용을 반영하여 하루 전 시장에서 매 30분 단위로 산정되었음. 그러나 매 30분 단위로 용량가격이 달라질 수 있다는 사실은 LOLP의 산정이 발전사업자에 의한 인위적인 왜곡에 취약할 수 있음을 의미함. 실제 이러한 문제점은 영국이 용량요금제도를 포기하고 NETA로 전환하게 되는 중요한 계기가 된 것으로 평가되고 있음. 영국의 사례와 달리 우리나라의 용량요금제도에서 기준용량가격은 이론상 발전의 기회비용을 반영하기보다는 발전설비투자비의 회수를 목적으로 산정되고 있음. 이렇게 산정되는 용량요금은 전체 발전설비용량이 주어졌을 때 적정한 발전원 구성을 유도하는 데에는 기여할 수 있으나, 예비력을 포함하여 사회적으로 필요한 발전설비투자를 유도하는 기능과는 관련이 없음. 사실 우리나라의 용량요금제도는 용량요금을 산정하는 기준이 되는 기준용량가격 자체가 2001년 산정된 이후 건설비단가, 고정운전유지비, 수명기간, 할인율 등 용량가격을 구성하는 요소들이 크게 변화하여 왔음에도 불구하고 아무런 재산정 과정 없이 현재에도 그대로 적용되고 있어, 적정 전원구성의 유도와 관련해서도 기능을 못하는 것이 현실임. 이와 같이 발전설비투자를 강제하거나 유도할 수 있는 실효성 있는 규제가 부재함에 따라, 우리나라에서는 장기 전력수요에 대한 과소추정으로 인해 과소하게 계획된 발전설비투자마저 제대로 이행되지 않고 다수의 투자계획이 6개월 이상 지연 또는 취소되어 왔음. 1차~5차 수급계획에서 2002년~2013년 중 건설 예정이었던 35.6GW의 발전설비 가운데 41.8%에 해당하는 14.9GW의 설비 건설이 6개월 이상 지연되거나 사업이 철회되었음. 이러한 투자 미이행 문제는 민간발전사 측에서 특히 심각하였는데, 계획된 기수 대비 76.9%, 용량 대비 83.2%의 설비 건설이 6개월 이상 지연되거나 사업이 철회되었음을 알 수 있음. 민간발전사에서 투자 미이행 문제가 심각한 것은 투자 미이행에 따른 아무런 실질적인 벌칙이 없는 상태에서 일단 수급계획에 사업계획을 반영한 뒤 향후 불확실성이 실현되는 바에 따라 투자를 실제 집행할지 여부를 결정하는 관행에서 비롯된 것으로 풀이됨.

나. 개선방안

□ 문제 ①로 지적된 장기 전력수요의 과소추정 문제는 2011년 9.15 순환정전을 계기로 사회적으로 크게 공론화된 바 있음.

- 2013년에 수립된 제6차 수급계획에서는 2013년~2027년에 걸쳐 전력소비량과 최대전력이 각각 연평균 3.4%와 3.5%로 증가할 것으로 전망하였음.

·2024년 수요관리 전 전력소비량과 최대전력을 기준으로 제5차 수급계획과 제6차 수급계획을 비교하면, 제6차 수급계획에서는 제5차 수급계획에 비해 각각 9.2%, 8.5% 증가한 수치를 제시하였음. 이러한 장기 전력수요 전망은 그간의 전력수요 과소추정 문제에 대해 적극적으로 대응한 결과로 해석됨.

·그러나 제1차~제5차 수급계획과는 반대로 제6차 수급계획에 대해서는 GDP, 전기요금에 대한 비현실적인 가정으로 인해 전력수요가 과다하게 예측되었을 개연성이 높다는 지적도 존재함.

·장기 전력수요의 예측오류 문제에 대한 현실적인 대응방안은 요금․수요관리 정책의 개선과 더불어 수요예측 관련 정보의 공개를 통해 외부의 감시를 강화하는 것임. 전자와 관련해서는 전기요금 산정의 원가주의 확립과 시장에 기반한 수요관리정책의 운영이 필요하며, 후자를 위해서는 외부 전문가가 전력수요 예측작업을 그대로 재현할 수 있을 정도로 전력수요 예측작업에서 활용된 모형, 가정, 자료, 방법론 등을 그대로 외부에 공개하는 것이 바람직함.

□ 발전설비의 지역편중과 이로 인해 초래된 비효율적이고 불안정한 송전망 문제(문제 ②)에 대한 인식 또한 최근 들어 확대되고 있음.

◦이러한 문제의식을 반영하여 제6차 수급계획에서는 발전설비계획과 송변전투자계획의 통합적 수립이 시도되기도 하였음. 결과적으로는 발전설비계획만 수립되었으나, 사업자의 의향서 평가 시 기존 송전망의 수용성을 최대한 고려하고 송전용량의 제약이 예상되는 발전소 건설사업에 대해서는 향후 송전용량의 확대를 전제로 사업을 허가하기로 하는 등 발전설비계획의 수립과정에서 송전망 문제가 적극적으로 고려되었음.

- 예를 들어, 현재 인천에서 서울과 경기지역으로 연결된 송전망의 이용률은 90%를 상회하는 것으로 알려지고 있음. 2014년에 870MW급 영흥화력 5호기, 6호기가 준공되고 제6차 수급계획에 반영된 7호기, 8호기가 2018년과 2019년에 차례로 들어서면 송전망 이용률은 쉽게 100%를 넘게 됨. 마찬가지로 제6차 수급계획에 따르면 강릉, 삼척 지역에 2019년~2012년 사이 불확실대응설비까지 포함하여 6개의 1,000MW급 석탄발전기가 들어설 예정인데, 이들 발전기에서 생산된 전기를 수도권으로 보낼 송전망도 충분하지가 않음. 이러한 점을 고려하여 제6차 수급계획에서는 영흥화력 8호기와 강릉, 삼척지역의 동부하슬라 1, 2호기에 대해서는 향후 송전용량이 확대되는 것을 조건으로 사업을 허가하는 것으로 결정된 바 있음.

- 문제 ②에 대한 기본적인 대응방향은 발전설비계획과 송전망투자계획이 조율되도록 제도를 설계하는 것임.

·이를 위해서는 송전사업자 또는 계통운영자로 하여금 매년 향후 15년에 걸친 장기 송전망투자계획을 수립하도록 법률로 정하는 것이 바람직하며, 송전망투자계획은 잠재적인 발전소 입지를 고려하여 수립하되, 신규 발전설비는 그 입지의 선정에서 기존 송전망 또는 향후 건설이 예정된 송전망의 수용가능성이 일차적인 고려사항이 되도록 허가체계를 개선함으로써 송전망투자계획과 발전설비계획 간 조율체계를 확보할 수 있을 것임.

□ 문제 ①과 문제②에 대해서는 문제해결을 위한 시도들이 그 동안 있어 왔다는 점을 감안하여 위와 같이 기본적인 대응방향을 제시하는 데에서 그치고, 다음에서는 전원구성 왜곡의 개연성(문제 ③)과 발전설비투자 이행을 위한 강제수단, 유도수단 부재(문제 ④)에 집중하여 제도개선방안을 제시하고자 함.

◦발전시장에 대한 진입규제 완화

- 현재 우리나라에서는 원자력발전과 신재생에너지의 비중은 물론, 석탄발전, LNG발전의 상대적 우월성을 둘러싼 미래의 불확실한 시장요인에 대해서도 정부 또는 소수의 계획수립주체가 판단하여 석탄발전과 LNG발전의 설비규모를 정하고 있음. 이러한 방식은 석탄발전과 LNG발전의 상대적 비중과 관련하여 사후적으로 상당한 비효율을 유발할 우려가 있음. 따라서 미래 불확실 요인들에 효율적으로 대응하기 위해서는 원자력발전, 신재생에너지의 정책자원과 석탄발전, LNG발전의 시장자원을 구분하고 시장자원에 대해서는 진입규제를 완화하는 것이 필요함.

·발전시장에 대한 진입규제 완화를 위해서는 일단 전력수요 전망과 신뢰도 기준에 따라 미래 설비예비율이 계획되면 정부정책에 따라 원자력발전과 신재생에너지 등 정책자원의 비중을 수급계획에 반영한 뒤, 시장자원에 대한 투자는 미래 불확실성에 대한 판단에 따라 사업자가 자율적으로 추진하도록 하는 것이 바람직함. 정부는 석탄발전, LNG발전을 둘러싼 미래 불확실 요인들에 대해 판단하여 전원별 설비규모를 정하기보다는, 탄소저장시설의 확보방안 마련, 배출권거래제도의 안정적인 운영 등을 통해 사업자가 직면하는 불확실 요인들을 최소화하는 데에 주력하여야 함. 이와 같이 시장자원에 대한 진입규제 완화가 사업자 간, 발전원 간 경쟁을 통해 에너지안보 측면에서 긍정적인 효과를 극대화하기 위해서는 연료구매의 선택권과 관련한 발전원 간 형평을 맞출 필요가 있음. 현재 우리나라에서 유연탄은 발전사가 자체적으로 도입하는 반면, LNG의 경우에는 자가소비를 위한 일부 직도입을 제외하면 한국가스공사에 의해 독점적으로 도입되어 발전사에 동일한 가격으로 공급되고 있음.

·시장자원의 진입규제 완화를 통해 에너지안보의 긍정적 효과를 높이기 위해서는 발전사업자의 연료구매 선택권을 제공해야 함.

·한편 진입규제 완화와 보완적으로 사업자 건설의향에 대한 현행 평가제를 등급제로 전환하여 각 사업에 대해 등급을 부여하고, 등급별 설비예비율을 산정, 공개하여 수급 전망에 대한 정보를 시장에 제공하는 방안도 발전설비투자에 관한 사업자의 효율적인 의사결정을 유도한다는 측면에서 바람직함. 사업진척/추진여건에 따라 각 사업에 A(건설중사업), B(허가사업), C(이행확실사업), D(이행불확실사업)의 등급을 부여할 수 있으며, 수급계획에는 A~C 등급이 부여된 사업만을 반영함.

◦용량확보의무제도 도입

- 장기 전력수요의 과소추정과 더불어 계획된 발전설비투자의 장기간 지연과 사업 취소는 최근 발전설비부족 현상을 초래한 주된 요인으로 평가되고 있음. 앞서 언급한 바와 같이, 우리나라에는 계획된 발전설비투자를 강제하거나 유도할 수 있는 실효성 있는 수단이 부재하여 발전설비계획의 이행에 큰 어려움이 존재함.

- 발전사업의 진입규제를 완화하여 자원적정성 왜곡(공급부족, 비용증가 등)을 해소하고 설비투자 유인 및 건설이행력을 제고하기 위해 용량의무제도를 도입하여 발전사업자와 판매사업자의 장기계약을 유도해야 함.

·현재 상태에서 발전설비투자의 이행력을 확보하기 위한 제도개선 대안으로는 현행 수급계획 또는 허가체계 내에서 규제적 요소를 강화하는 방안과 사업자 간 계약방식을 하는 활용하는 방안이 있음.

·수급계획 내의 규제 강화 방안으로는 현행 수급계획을 구속적 행정계획으로 변경하여 공정이 지연되는 경우에 사업을 취소하거나 과징금을 부과하는 방안과 이행담보공탁금 제도를 도입하여 공정이 지연되는 경우 공탁금을 회수하는 방안을 고려할 수 있음. 허가체계 내의 규제 강화 방안으로는 지자체/의회 동의서의 요구를 통해 사업의 수용성을 허가기준에 포함시키는 등 허가요건을 강화하고, 준비기간을 부지매입 및 인허가, 연료확보, 송전망 접속, (주기기계약, 수전계약 등) 본 공사, 시운전 및 점검, 준공의 주 공정단위로 구분하여 주기기 계약 이전까지 주요 공정별로 1년 이상 지연이 발생하는 경우 전기위원회의 심의를 거쳐 사업허가를 취소하거나 과징금을 부과하는 방안을 고려할 수 있음.

·이러한 규제를 강화하는 방안은 법리상으로 도입이 어렵거나 행정적으로 실행하기 곤란할 수 있음. 특히 재량권 남발이나 외부 로비에 취약할 가능성이 높음. 허가체계를 강화하여 이행강제력을 확보하는 것 역시 실효성이 의문시됨.

·특히, 새로운 제도는 전력산업의 미래전망과 일치하는 방향으로 만들어져야 하는데, 이러한 규제강화는 전력산업 자유화라는 장기비전에 역행하는 것이므로 결국 규제강화는 적용하기 곤란함.

- 대안으로 용량확보 의무를 도입할 필요 있음. 현행 용량요금은 이론적, 현실적으로 발전설비 투자를 유도하거나 강제하는 것이 불가능함. 따라서 판매사업자에게 용량의무를 부과해서 자체 설비건설, 발전사업자와의 계약, 용량시장 구매 등을 통해 용량의무를 수행하도록 하는 것이 필요함. 결국 발전사업자와 용량계약을 체결하는 것이 발전투자의 이행력을 높일 수 있음.

·사업자간 계약 방식을 활용하여 발전설비투자의 이행 강제력을 확보하는 방안으로는 현행 용량요금제도를 용량확보의무제도로 전환하는 방안을 고려할 수 있음. 용량요금제도는 발전설비투자 이행을 강제하는 수단이 아니며, 앞서 설명한 바와 같이 용량요금이 발전의 기회비용을 반영하는 것이 아니라 투자비 회수를 기준으로 산정되는 경우에는 용량요금제도가 발전설비투자를 유도하는 기제로서 아무런 역할도 수행하지 못함. 반면 용량확보의무제도는 판매사업자에게 고객의 미래 전력수요를 충족하기에 충분한 용량([eqn: D])과 행정적으로 정해진 예비율([eqn: r])에 상당하는 발전용량([eqn: D(1+r)])을 확보하도록 의무를 부과하는 것으로서, 판매사업자는 직접 발전소 건설을 통해 확보하거나 발전사업자와의 쌍무계약을 통하거나 집중화된 용량시장(Centralized Capacity Market)을 통해 필요한 발전용량을 확보하게 됨. 따라서 용량확보의무제도 하에서 발전사업자의 발전설비투자 이행은 판매사업자와 발전사업자 간 계약을 통해서 강제됨. 이와 같이 용량요금제도를 용량확보의무제도로 전환하게 되면, 발전사업자는 용량요금을 받는 대신 판매사업자와의 쌍무계약 또는 용량시장을 통해 발전설비용량의 제공에 대한 보상을 수령하게 됨.

·그런데, 현행 수급계획 또는 허가체계 내의 규제 강화 방안은 상당한 문제점들을 내포하고 있음. 먼저 공정 지연이 발생할 경우에 사업허가가 취소되거나 과징금이 부과될 가능성이 존재한다면 불확실성 속에 공정계획을 수립하는 발전사업자는 공정계획을 최대한 늦추려는 유인을 지니게 됨. 또한 주 공정마다 규제기관이 서류심사 또는 현장감독 등을 통해 공정의 지연 여부를 판단하는 경우에는 과다한 행정비용이 유발됨. 수급계획 또는 허가체계 내의 규제 강화 방안이 지니는 가장 심각한 문제는 예외 인정에 따른 재량권의 남발과 규제기관이 사업자의 로비에 취약해질 위험이 상존한다는 점임. 발전사업자가 예상하거나 통제할 수 없는 이유로 인해 공정의 지연이 발생하는 경우에는 벌칙의 부과로부터 예외가 인정될 수밖에 없을 것인데, 통제 불가능한 사유로 인해 공정 지연이 발생하였는지의 여부를 판단하는 것에는 규제기관의 상당한 재량이 개입될 수밖에 없음. 이 경우 벌칙의 부과 결정과 관련하여 규제기관의 재량권 남발이 발생할 수 있으며, 공정 지연이 발생한 사업자는 규제기관에 대한 로비를 통해 통제 불가능성을 인정받으려는 노력을 하게 될 개연성이 높음. 이상의 문제들 외에도 규제 강화 방안은 전력부문의 장기적인 정책추진방향인 전력시장 자유화와도 배치되며, 현행 수급계획 내의 규제 강화 방안은 위에서 언급된 문제 외에도 구속적 행정계획으로의 변경 가능성과 관련한 법리상 어려움도 존재하는 것이 사실임.

- 용량확보의무제도는 판매사업자에게 발전사업자와의 계약을 통해 필요한 발전용량을 확보하도록 하므로, 수급계획 또는 허가체계 내의 규제 강화 방안이 지니는 문제를 유발함이 없이 발전사업자의 투자 불이행 문제를 원천적으로 해소함.

·용량시장 형태: 선도시장 및 집중화된 시장형태가 바람직함. 집중화된 용량시장이 발전사업자의 시장지배력 완화, 표준화에 의한 거래비용 절감, 판매경쟁의 활성화 유도 측면에서 장점이 있음. 다만 현행 판매독점 상황에서는 독점 구매자인 판매사업자의 시장지배력을 제한하기 위해 집중화된 용량시장을 SO가 운영하도록 해서 견제할 필요가 있음.

·용량확보의무제도 하에서는 매년 신뢰도 기준에 따른 목표 설비예비율에 따라 필요한 용량의 규모가 산정되어 판매사업자에게 확보의무가 부과되므로, 현재 전력수급기본계획에서와 같이 특정 연도에 발전설비투자가 집중되는 현상을 억제할 수 있음. 현행 전력수급기본계획에서는 사업자의 의향서를 평가하여 선별적으로 계획에 반영하고는 있으나, 일단 선별된 발전설비투자계획의 투자시점과 관련한 조정과정은 존재하지 않음. 용량확보의무제도를 지역별로 운영하면 발전설비의 효율적 입지 선정을 유도하는 것도 가능해짐.

·따라서 발전설비투자의 이행력을 확보하기 위해서는 상당한 문제점을 내포하고 있는 현행 수급계획 또는 허가체계 내에서 규제를 강화하는 방안보다는 용량확보의무제도의 도입을 통해 발전설비투자의 불확실성을 최소화하는 것이 합리적일 것임.

- 용량확보의무제도가 도입되는 경우에는 용량시장에서 시장력이 행사될 개연성을 억제하고 용량가격이 불안정할 가능성에 대응하여, 용량시장은 선도시장으로 운영되고 우하향하는 용량수요곡선을 도출하여 활용하는 것이 바람직함. 우리나라의 경우 향후 전력수요가 지속적으로 증가할 것으로 예상된다는 점을 감안하면, 선도기간을 설정할 때 일반발전기뿐만 아니라 기저발전기도 지속적으로 건설되어야 한다는 점을 감안해야 함. 따라서 석탄발전기를 기준으로 4~5년의 선도기간을 설정하는 것이 적절할 것으로 판단됨.

·용량확보의무제도와 관련해서는 집중화된 용량시장의 운영 여부도 쟁점이 될 수 있음. 집중화된 용량시장의 운영은 여느 시장과 마찬가지로 시장을 설계하는 비용과 설계에 오류가 있을 경우에 발생하는 규제위험을 내포하는 반면, 상품 표준화에 따라 거래비용이 절감되고 발전사업자가 시장력을 행사할 가능성이 억제되는 등 다양한 장점을 지니고 있음. 특히 판매경쟁이 도입된 경우에는 소비자의 사업자 전환에 따른 판매사업자 간 용량확보의무량의 이전을 용이하게 만들기 때문에 판매경쟁의 활성화를 유도하는 장점이 있음.

- 판매경쟁이 도입된 경우에는 집중화된 용량시장의 운영에 대해 이견이 있기 어려움.

·우리나라와 같이 한국전력공사가 판매를 독점하고 있는 상태에서는 판매사업자가 용량 확보를 위해 쌍무계약에만 의존하도록 할 것인지, 아니면 별도의 집중화된 용량시장을 운영할 것인지가 쟁점이 됨. 그런데 투자보수율 규제가 적용되는 판매독점사업자에게 쌍무계약을 통해 필요용량을 확보하라고 한다면 당해 사업자는 필요용량을 효율적으로 조달할 유인이 없음. 한편 집중화된 용량시장이 PJM에서 실제 운영을 통해 지속적인 개선이 이루어져 왔다는 점을 감안하면 시장설계비용과 규제위험은 크지 않을 것으로 전망됨. · 따라서 우리나라에 용량확보의무제도를 도입하는 경우에는 판매경쟁이 도입되기 이전이라도 판매사업자를 대신하여 계통운영자가 집중화된 용량시장을 운영하고 경매를 통해 필요용량을 조달하는 것이 합리적일 것임. 이 경우 한국전력공사는 경매 이전에 필요용량의 일부를 쌍무계약 등을 통해 조달하는 것이 허용될 수 있으며, 집중화된 경매시장의 용량가격은 한국전력공사가 쌍무계약을 통해 효율적으로 용량을 조달하는 것에 대해 잣대로서 기능할 수 있을 것임.

- 현행 용량요금제도는 효율적인 발전설비투자와 관련해서는 아무런 역할을 수행하지 못하지만 계절별․시간대별로 차등화된 용량요금의 지급은 발전설비의 효율적 운영에 대한 유인을 제공하여 왔음.

- 용량요금제도를 용량확보의무제도로 대체하는 경우에는 발전설비의 효율적 운영 유인을 제공하기 위한 제도의 보완이 필요함. 이는 발전기별 운영실적과 용량가격을 연계함으로써 가능함. 우리나라의 에너지시장 운영방식은 중단기적으로 현행 CBP가 지속되거나 입찰상한이 설정된 BBP(Bidding-Based Pool)로 전환할 개연성이 높음.

·만약 이후에도 CBP체제가 지속된다면, 용량시장에서 정해지는 용량가격을 발전기별 운영실적에 따라 차등적으로 지급함으로써 발전설비의 효율적 운영에 대한 유인을 제공하는 것이 가능할 것임.

·발전기별 운영실적은 전체 발전기의 운영실적 분포에 기초하여 상대적으로 평가되며, 수급여건을 반영하여 계절별, 시간대별로 운영실적 평가의 가중치를 달리할 수도 있음.

- 만약 입찰상한이 설정된 BBP체제로 전환하는 경우에는 에너지시장에서 발생하는 준지대의 규모와 관련하여 상당한 불확실성이 존재하게 되므로, 발전사업자에게 발전설비를 효율적으로 운영할 유인을 제공함과 더불어 발전사업자와 소비자 모두를 시장위험에서 보호하기 위한 방안이 모색될 필요가 있음.

·먼저 용량시장에서 용량가격이 결정되면 용량가격에서 평균적인 운영실적을 보인 발전기가 에너지시장에서 연간 벌어들인 설비용량 단위당 준지대를 차감함. 이는 발전사업자가 에너지시장과 용량시장에서 얻는 수익을 고정, 수익흐름을 안정화함으로써 발전사업자와 소비자 모두를 시장위험에서 보호하기 위한 것임. 그 다음에는 평균을 초과하는 운영실적을 보여 평균 준지대를 초과하는 준지대를 획득한 발전사업자에게는 그 초과분의 승수배에 해당하는 금액을 용량가격 지급 시 추가하고, 평균 미만의 운영실적으로 평균 준지대보다 적은 준지대를 얻은 발전사업자에게는 그 부족분의 승수배에 해당하는 금액을 용량가격 지급 시 차감함. 이는 발전사 간 제로섬 게임을 의미하며 발전사업자에게 설비의 효율적 운영에 대한 유인이 제공될 것으로 예상할 수 있음.

◦용량시장 형태

- 용량시장의 운영형태는 판매경쟁체제가 도입되지 않았기 때문에 쌍무계약 보다는 집중화된 용량시장이 발전사업자의 시장지배력 완화, 표준화에 의한 거래비용 절감, 판매경쟁의 활성화 유도 측면에서 장점이 있으며, 선도시장 형태로 운영하는 것이 바람직함.

- 다만 현행 판매독점 상황에서는 독점 구매자인 판매사업자의 시장지배력을 제한하기 위해 집중화된 용량시장을 SO가 운영하도록 해서 이를 견제할 필요가 있음. 물론 부분적으로 판매사업자의 쌍무계약도 가능할 것임.

◦전원별 불확실성의 차별화

- 전원별 경제성 등에 영향을 미치는 불확실 요인이 전원별로 차별화됨. 원전(폐기물처리, 사고위험 등)과 신재생(보급정책 등)은 정책적 영향을 많이 받기 때문에 정책요인으로 구분할 수 있음.

- 석탄과 가스는 연료가격이나 셰일가스 같이 정부의 정책에 좌우되기 보다는 시장이나 대외적인 영향을 받기 때문에 시장요인으로 구분되는데, 이러한 시장요인의 불확실성을 계획으로 정하는 것(석탄과 LNG의 비중 결정)은 상당한 위험을 내포함.

9. 전력수급기본계획의 수요관리 이행력 강화 방안

가. 현황 및 문제점

□ 전력수요관리의 개념

- 전력소비자의 전력소비패턴 변화를 유도해 최소의 비용으로 효율적이고 안정적인 전력서비스를 제공하기 위한 일련의 정책과 제도 및 기술 수단 등을 의미함. 이러한 전력수요관리는 설비 투자비용 완화, 에너지비용 절감, 전력수급 안정, 전력시장 효율성증대, 온실가스저감 등 다양한 경제적 및 정책적 관점에서 필요한 수단임.

- 현재까지 국내 전력수요관리는 크게 최대전력 절감과 전력소비량 절감이 주요 정책 목표이며, 해외에서는 이외에도 전력시장 비용최소화 및 전력계통 계통신뢰도 유지를 목적으로 전력수요관리를 수행하기도 함. 국내에서도 2013년 4월 전기사업법 개정으로 전력수요자원이 전력시장에 참여하여 전력시장의 비용을 최소화하기 위한 제도적 기반이 마련되었음. 따라서 향후 국내 전력산업에서도 발전설비와 전력수요자원이 전력시장에서 경쟁하고 협력하는 새로운 시장환경이 도래할 것으로 예상됨. 일반적으로 전력수요관리를 통한 최대전력(kW) 절감은 최대 전력시 소비자의 전력소비패턴 변화를 유도해 국가단위의 전력수급 안정을 도모하는 것이며, 전력소비량(kWh) 절감은 고효율기기 보급 및 에너지절약 등을 통해 연중 총전력소비량을 절감하는 것을 의미함. 그러나 전력소비량 절감을 위한 전력수요관리도 최대전력 시 피크수용률에 따라, 최대전력 삭감에 기여하게 됨. 전력시장 비용최소화 및 계통신뢰도 유지를 위한 전력수요관리는 전력시장에서 공급자원과의 경쟁을 통한 전력 공급비용 최소화 목적으로 수요관리를 수행하는 것을 의미하며 선진국 전력시장의 경우, 수요반응의 형태로 수요관리자원이 전력시장에 참여하는 것을 일반적으로 의미함. 계통신뢰도 유지를 위한 전력수요관리는 수요관리자원을 활용하여 주파수제어나 계통사고 등에 대응하는 것을 지칭함.

- 전력수요관리 정책 및 제도에는 최대전력(kW) 절감을 목적으로 하는 수요반응(부하관리)과, 전력소비량(kWh) 절감을 목적으로 하는 효율향상(최대전력 절감에도 일부 기여), 그리고 에너지절약 및 연료전환, 그리고 마지막으로 기반조성사업 등이 있음.

□ 전력수요관리 규제체계

◦전 세계적으로 수요관리사업은 에너지공급사(Utilities)에 대한 몇 가지 형태의 규제체계(Regulatory Framework) 개발을 통해 수요관리사업추진과정에 발생하는 손실을 제거하는(Removing Disincentive) 동시에 새로운 형태의 성과인센티브(Performance Incentive)를 제공하는 방식을 채택해 시행하고 있음. ·특히 미국과 같이 에너지를 판매하는 에너지공급사가 수요관리를 주로 추진하고 있는 상황에서, 수요관리사업 추진으로 경영이익이 감소하고 이에 따라 수요관리사업에 소극적인 행태를 보일 수밖에 없는 에너지공급사에 대해 적절한 새로운 규제체계를 만드는 것이 가장 중요함. 특히, 전력수급계획에 반영된 전력수요관리사업의 이행력을 강화하기 위해서는 근본적으로 수요관리 규제체계를 개선해야 함.

◦현재 수요관리사업 추진과 관련된 가장 핵심적인 규제체계는 비용회수 메커니즘(Cost Recovery Mechanism)임.

- 적절하게 집행된 수요관리 투자비는 비용회수 메커니즘을 통해 요금(Rider) 또는 별도기금(Surcharge)으로 회수됨. 그러나 이러한 비용회수 메커니즘은 수요관리사업으로 인해 발생하는 매출감소로 인한 수입손실(Lost Margin Revenue)의 문제를 적절하게 다루지 못하고 있으며, 특히, 공급설비 투자 시 발생하는 적정이윤에 대한 기회비용을 보상해 주지 못하는 한계가 있음. 이를 해소하기 위해, 수입손실분을 추가적으로 보상하는 메커니즘과 요금기저에 수요관리 투자 분을 포함시켜 수요관리에 대한 적정이윤을 보상하는 방식이 검토되고 있음.

- 미국을 중심으로 에너지공급사의 판매량(Sales)과 수입(Revenue)을 분리하는 디커플링(Decoupling) 제도가 운영 중인데, 이를 통해 에너지공급사의 수입안정성을 도모할 수 있는 장점이 있음. 현재 미국의 경우, 주별로 다양한 형태의 규제체계 설계를 통해 수요관리사업에 필요한 인센티브를 제공하고 있음.

◦과거 에너지공급사들에 대한 전반적인 규제체계는 에너지수요가 지속적으로 성장하고 이를 만족하기 위해 공급설비를 확대하도록 에너지공급사에게 적절한 인센티브를 제공하는 것으로, 에너지공급에 소요되는 비용 즉, 투자비(Capital Investment)와 운영비(Operating Expense)를 적절한 수준에서 보상해 주는 방식임.

- 에너지공급에 소요되는 비용을 필요수입(Revenue Requirements)은 요금기저에 투보율을 곱한 후 운영비를 더해 정부와 같은 규제기관에서 결정하는데, 요금기저(Rate Base Investment)에는 발전설비, 송변전설비 등 에너지공급을 위해 에너지공급사가 투자한 모든 장기투자 자본비(Long-lived Capital Investment)가 포함되며 신규 설비가 증설되면 요금기저는 증가함.

·운영비는 연료비나 인건비와 같은 단기 운전비용을 의미하고, 규제기관이 결정하는 투보율(Rate of Return)은 에너지공급사의 투자에 보수 비율을 의미하는데 여기에는 적정이윤과 자본비용이 포함됨.

- 에너지공급사의 필요수입(Revenue Requirement)이 정해지면, 에너지공급사들이 최종소비자들로부터 요금을 통해 필요수입을 회수할 수 있도록 에너지판매량으로 필요수입을 나누어 소비자요금단가 (Customer Rate)를 결정함. ·에너지판매량은 예상치이며, 따라서 실제 에너지공급사의 판매량에 따라 에너지공급사의 실제 수입 및 이익은 달라지게 됨. 즉, 실제 에너지판매량이 예상치보다 증가하면 에너지공급사의 실제 수입은 소비자요금단가 계산에 사용된 필요수입을 초과하게 되어 이익은 증가하는 반면, 실제 에너지판매량이 예상치보다 감소하면 에너지공급사의 실제 수입은 필요수입보다 작아 이익이 감소하게 됨. 이와 같은 기존의 규제체계에서 에너지공급사는 자사의 수입 및 이익을 증대하기 위해 다음의 두 가지 경영 인센티브를 가지게 됨. 첫째, 공급설비 신규 투자확대 등을 통해 요금기저를 증가시켜 필요수입을 증대시킴. 둘째, 소비자요금단가가 결정된 이후 실제 에너지판매량을 증가시켜 실제 수입을 증대시킴.

소위 총괄원가방식의 요금규제체계에서 이와 같은 에너지공급사의 행태로 인한 비효율성을 x-inefficiency라고 함

- 수요관리사업을 추진하여 에너지판매량을 줄이고자 하는 정부의 정책은 이러한 기존의 규제체계 아래에 있는 에너지공급사의 경영이익과는 본질적으로 상충할 수밖에 없음.

·공급설비 투자확대 및 에너지판매량 증대를 통해 수입 및 회사의 규모를 증대시키고자 하는 에너지공급사의 경영 인센티브는 수요관리를 통해 공급설비 투자를 회피하고 에너지판매량을 감소시키고자 하는 정부의 정책목표와는 정면으로 배치됨. 따라서 정부나 규제기관이 에너지공급사로 하여금 수요관리사업을 추진하기 위한 적절한 인센티브를 제공하기 위해서는 과거의 규제체계로는 한계가 있으며, 수요관리를 위한 새로운 규제체계의 개발이 필요함.

◦해외 선진국을 중심으로 재무적 문제를 적절하게 다룰 수 있는 새로운 규제체계가 개발되어 시행되고 있는데, 대표적인 것으로 수요관리사업 비용회수방안(Cost Recovery Mechanism), 스루풋 인센티브(Throughput Incentive), 그리고 성과 인센티브(Performance Incentive)가 있음.

- 수요관리사업의 이행력을 향상하기 위한 새로운 규제체계의 가장 대표적인 비용회수(Program Cost Recovery) 제도는 에너지공급사가 수요관리를 추진하기 위한 최소한의 여건을 마련해 주는 가장 기본적인 장치라 할 수 있음. 수요관리 프로그램에 지출된 비용을 회수해 주는 메커니즘이 없이는 에너지공급사가 수요관리를 추진하기 어려움. 프로그램 비용회수 방안에는 크게 세 가지가 있는데, 첫째, 수요관리 프로그램 비용을 에너지공급사의 필요수입 중 운영비로 간주하여 요금으로 회수하게 하는 방안, 둘째, 수요관리 프로그램 비용을 투자비(자산)로 간주하여 요금기저에 포함시키고 수명기간 등을 고려해 자본화하여 회수하는 방안, 셋째, 요금과는 별도의 공익기금(Public Benefit Fund) 또는 부과금(Surcharge)을 확보하여 수요관리 프로그램 비용을 회수하는 방안이 있음.

·이 가운데 첫째와 둘째 방안은 에너지요금을 통해 비용을 회수하는 방안이고, 셋째 방안은 요금과는 별도의 기금을 통해 비용을 회수하는 방안임. 별도의 기금도 결국 에너지요금에 부가적으로 부과되는 Surcharge의 형태이므로, 최종소비자 입장에서는 세 가지 방안 모두 요금으로 부과된다고 할 수 있음. 그러나 셋째 방안은 별도의 기금을 관리하는 기관이 필요하고 동 기관에서 일반적으로 수요관리사업 전반을 총괄 관리하는 역할까지 수행하게 되므로, 에너지공급사가 수요관리를 총괄 관리하는 첫째 및 둘째 방안과는 추진체계(Governance) 측면에서 상당히 다른 구조를 가지게 됨.

·미국의 사례를 살펴보면 에너지공급사들은 첫째 방안(운영비에 반영하여 회수)과 셋째 방안(별도의 부과금을 통한 회수)을 선호하고 있는 것으로 알려져 있는데, 그 이유는 이 방안들이 효율향상 프로그램 비용을 보다 빨리 그리고 정확하게 회수할 수 있기 때문인 것으로 판단됨. 자산에 대한 투자비로 간주하여 요금기저에 반영하고 이를 통해 적절한 이윤까지 보장받는 둘째 안에 에너지공급사가 소극적인 이유로는 기존의 공급설비의 경우 에너지공급사가 소유하고 있고 이를 팔거나 담보로 이용하는 등의 재무적 이익이 분명하지만 수요관리 투자설비는 대부분 소비자 소유로 귀속되는 소위 규제자산(Regulatory asset)이고 구체적으로 확인할 수 있는 자산(Tangible asset)이 아니기 때문임.

·이에 따라 미국의 많은 주에서는 운영비로 수요관리 프로그램 비용을 회수해 주고 있으며, 투자자산으로 처리하는 경우에도 자본화기간   (Capitalization Period)을 매우 짧게 인정하여(통상 3년에서 5년) 불확실성을 제거해 주고 있음. 또한 별도의 기금을 확보하여 이를 통해 수요관리 프로그램 비용을 회수하는 방안도 미국의 많은 주에서 시행되고 있으며, 이러한 기금은 비용회수 이외의 수요관리사업의 다양한 정책수단에 활용되고 있음. 그러나 이러한 비용회수 메커니즘은 에너지공급사의 수요관리사업 추진을 위한 최소한의 조건(문제 1)을 만족시켜주는 것으로, 근본적으로 문제 2와 3을 해소하지 못해 에너지공급사에게 수요관리사업에 대한 인센티브를 제공하지는 못함. 성공적인 수요관리 프로그램은 에너지공급사의 에너지판매량을 줄이게 되므로, 이에 따라 에너지공급사의 수입과 이익도 줄게 됨. 따라서 에너지공급사의 수입(Revenue)이 에너지판매량(kWh)에 따라 직접적으로 결정되는 과거의 규제체계가 지속되는 한, 에너지공급사는 판매량 증대를 통한 수입증가 인센티브에 여전히 묶일 수밖에 없으며, 판매량을 줄이는 수요관리사업에 소극적일 수밖에 없음.

·과거의 규제체계에 상존하는 문제를 해소하기 위해 해외 선진국을 중심으로 새로운 형태의 에너지공급사 규제체계가 검토되고 있는데, 여기에는 크게 스루풋 인센티브(Throughput Incentive)와 성과인센티브(Performance Incentive)가 있음. 먼저 스루풋 인센티브에는 에너지공급사의 수입(Revenue)을 판매량으로부터 분리하여 에너지판매량 증대를 통한 수입증가라는 과거의 인센티브 구조를 완화시키는 소위 디커플링제도(Decoupling)가 해외 선진국을 중심으로 널리 시행 중에 있음. 즉, 디커플링제도는 요율조정(Rate Adjustment) 메커니즘으로 에너지공급사로 하여금 실제 판매량과 무관하게 고정비 투자분을 회수할 수 있도록 해 주는 제도임. 디커플링제도는 에너지공급사의 필요수입(Revenue Requirement)과 실제수입(Actual Revenue)의 차이를 차년도 요율결정에 반영하여, 실제수입이 필요수입보다 적은 경우 요율을 올리고, 반대의 경우 요율을 내려 에너지공급사의 투자비를 회수할 수 있게 함. 운영비회수까지 포함하여 디커플링제도를 설계할 수 있으나, 투자비가 차지하는 비중이 크고 중요하기 때문에, 통상 디커플링 제도에서는 투자비만을 고려하는 것으로 알려져 있음.

◦스루풋 인센티브로 고려되고 있는 다른 제도로는 손실수입 조정 메커니즘(Lost Revenue Adjustment Mechanism, LRAM)이 있는데, 이는 수요관리에 의한 수입손실을 요율조정을 통해 보상해 주는 제도임. 수요관리에 의한 수입손실을 계산하기 위해서는 수요관리 프로그램에 의한 판매량 감소분을 산정해야 하고, 판매량 감소분이 계산되면, 여기에 단위 판매량 당 고정비(Fixed cost per unit of energy)를 곱하여 수입손실분이 산정됨. 이 비용은  최종소비자의 전기요금에 추가적인 요율조정분(Rider)을 통해 반영된다. 디커플링제도가 실제 판매량에 따라 요율이 상승하거나 하락하는 반면, 손실수입 조정 메커니즘은 수요관리에 의한 수입손실을 고려하기 때문에 항상 요율이 상승하게 됨. 현재 미국의 많은 주에서 디커플링제도가 운영 중이고, 손실수입 조정 메커니즘은 시행하는 주가 많지 않음. 일반적으로 손실수입 조정 메커니즘에 대해서는 부정적인 견해가 많은데, 그 이유는 손실수입 조정 메커니즘이 에너지공급사의 판매량 증대를 통한 수입과 이익증가 인센티브를 제거하지 못하기 때문임. 즉, 수요관리에 의한 수입손실을 보상해 주더라도, 여전히 더 많은 에너지판매량을 통해 더 높은 수입과 이익을 창출하고자 하는 과거의 규제체계를 벗어날 이유가 없음. 오히려 수요관리에 대한 수입손실 보전으로 요율만 증가하는 현상을 가져올 수 있음. 따라서 에너지공급사의 판매량과 무관하게 안정적인 수입(Revenue stabilization)을 보장하여 재무적 건전성을 유지하게 해주는 디커플링제도가 현재 미국에서 대부분 채택되어 시행되고 있음.

◦스루풋 인센티브는 에너지공급사에게 수요관리상 사업 추진을 위한 인센티브를 제공하기 보다는 역인센티브(Disincentive)를 제거하는 제도로 이해할 수 있음.기존의 공급설비에 비해 수요관리에 투자를 늘릴 인센티브라고 보기는 어려움. 따라서 수요관리사업을 위한 성과인센티브(Performance Incentive) 제도가 검토되고 있음. 이는 에너지공급사가 적극적으로 수요관리를 추진할 인센티브를 제공하는 것을 목표로 하고 있음.

·성과인센티브에는 이익공유(Shared Benefits) 제도, 성과목표(Performance Target) 제도, 그리고 투자보수율 인센티브 등이 있음. 이익공유(Shared Benefits) 제도는 성공적인 수요관리 프로그램 실행을 통해 발생하는 이익을 에너지공급사가 공유하게 하는 제도임. 예를 들어, 특정 수요관리 프로그램을 시행하여 발생한 에너지 절감의 가치(이익)과 수요관리 프로그램에 지출한 비용 간의 차이로 발생하는 이득의 일부를 에너지공급사가 공유하게 하는 제도임. 성과목표(Performance Target) 제도는 에너지 절감 목표량 또는 다른 수요관리 목표량을 달성한 에너지공급사에게 인센티브를 제공하는 제도임. 예를 들어, 에너지절감 목표량을 만족한 에너지공급사에게 수요관리 비용의 일부를 추가적으로 인센티브로 제공하거나, 비용회수의 상한선을 정한 후 자발적인 비용절감 인센티브를 제공하는 것임. 투자보수율(Rate of Return) 인센티브는 수요관리 프로그램 비용 및 에너지 절감량에 대해 투자보수율 개념의 이익을 제공하는 제도임. 기존의 공급설비에 대해 벌어들일 수 있는 투자보수율 이상으로 수요관리 투자에 대해 투자보수율을 적용하여 이득을 보장해 주는 제도임.

·2011년 기준, 미국의 총 13개의 주에서 디커플링 제도를 시행하고 있고(9개 주 도입예정), 10개의 주에서 수입손실 보상제를 도입하고 있으며(2개 주 도입예정), 21개 주에서 성과인센티브를 도입하고 있음(7개 주 도입예정).

·’07년도부터 ’11년도까지 최근 5개 연도 미국의 효율향상사업 총 예산을 보면 에너지공급사(Utilities)의 예산규모가 전체의 85%에 달해 대부분의 효율향상사업이 에너지공급사를 통해 수행되고 있음을 알 수 있음. 제 3의 독립기관에 의한 효율향상 예산규모는 약 15% 수준이나, 이는 주별로 효율향상 규제 메커니즘 등에 따라 편차가 있는 것으로 분석됨. 특히, 상위 10개 주의 2011년도 예산을 살펴보면, 상위 10개 주의 효율향상 예산이 미국 전체 예산의 약 74%에 해당하는 것을 알 수 있으며, 대부분의 주에서 효율향상 의무화 제도 등의 영향으로 2010년 대비 증가한 것을 알 수 있음. 이를 지역적으로 살펴보면 캘리포니아주가 가장 많은 15억불(약 천육백억원) 수준이며, 2010년 대비 두 배 이상 증가한 주가 6개에 달함.

□ 수급계획상 수요관리의 문제점

◦수요관리가 수급계획의 불확실성을 증가시키는 원인은 수요관리 추진체

계가 비효율적이기 때문임. 정부는 수요관리 중심의 에너지 정책으로 전

환하겠다고 하고 그에 대한 필요성도 증가하고 있지만, 현재 준비수준은

미흡하다고 볼 수 있음. 수요관리에 대한 잠재량 파악, 목표량 산정, 사후

평가 관리도 제대로 되지 않고 있음. 수요관리의 공급 쪽은 시장체제로

되어 있는데 반해 수요 쪽은 기반기금과 정부규제에 의존하게 있기 때문

에 수요관리 자원의 불확실성이 유발되고 있음.

◦수요관리 자원이 정말 비용효과적인데 비해 시장에 차지하는 비중은 매

우 미미한 지에 대한 의문이 있음. 비용효과적인데도 불구하고 투자가 되

지 않는다는 것은 뭔가 장애(행정규제, 공급측의 숨은 문제 등)요소가 있다

는 것임. 이런 의문에 대해서 수요자원을 공급자원과 비교할 수 있는 계량

화된 데이터가 부족한 상황임. 수요자원의 가치를 계량화하는 노력이 없이

막연히 경제성을 근거로 반영하는 현재 상황은 수요관리의 불확실성을 증

대시킨 이유 중의 하나임.

o 수요관리가 정책자원 형태로 이용되고 있으나 기술적인 기준이 전혀 정

립되어 있지 않음. 향후 전기사업법이 개정되어 수요자원이 전력시장에 참

여하게 되면 수급계획에서의 위치가 본질적으로 달라져야 할 것임.

◦6차 수급계획에서의 수요관리 목표량 산정의 한계

- 다른 요소를 배제하고 수요관리만의 잠재량 및 목표를 정한 것이 아니라 기존 정부정책 및 제도와의 정합성을 유지해야 한다는 제약과 정책적 조정이 반영되었음. 과거 데이터에서 중요한 사실을 추출해야 하는데, 데이터가 정확하지 않았기 때문에 목표량 산정에 한계가 있었음.

□ 수요관리 평가 및 성과계량

◦수요관리 프로그램의 운영실적을 정량적으로 계량하는 것으로, 수요관리의 효율성을 제고하고 객관성과 투명성을 확보하기 위한 일련의 업무를 의미함.

- 전력수요관리 프로그램에 대한  평가는 성과평가(Performance evaluation)와 경제성평가(Cost effectiveness)로 구분할 수 있는데, 성과평가 지표로는 최대전력 삭감량(kW)와 전력소비 절감량(kWh)이 있으며, 일반적으로 수요반응 프로그램은 최대전력 삭감량을, 효율향상 프로그램은 전력소비 절감량을 성과지표로 활용함. 수요관리 경제성평가 지표로는 편익/비용 비율(BCR, Benefit/Cost Ratio)이나 순현가(NPV, Net Present Value)가 사용되고 있으며, 일반적으로 수요관리 편익에는 회피비용이 포함되고, 비용에는 관리비용, 기기비용, 지원금, 요금감소 등이 포함됨. 전력시장 효율성 증대를 목적으로 하는 수요관리에 대한 성과지표 개발이 필요함.

◦현재 수요관리에 대한 경제성평가 지표 산정방식의 경우, 미 캘리포니아 테스트가 가장 널리 사용되고 있는 일반적인 방식으로, 우리나라도 이 방식을 채택하고 있으나, 회피비용 산정방식 등에 있어 전력시장의 도입으로 인한 편익이 새롭게 추가되는 등 회피비용 산정에 개선의 여지가 있어, 향후 국내 수요관리 사업에 대한 경제성 평가 시 선진 평가방식을 검토할 필요가 있음.

·성과평가 지표 산정방식에 따라, 수요관리사업의 성과는 다르게 나타날 수 있으므로, 이에 대한 표준화가 필요함.

·전력수급계획의 주요 이슈로서 전력수요관리 평가 및 이행력 강화방안이 현안과제로서 부각되고 있음.

□ 수요관리 프로그램의 추진체계와 재원

◦일반적으로 수요반응(부하관리)과 효율향상이 서로 다른 구조를 가지고 있음.

- 수요반응은 정부의 총괄감독 아래, 인센티브 수요반응(신뢰도/경제성 수요반응)은 전력시장/계통운영자가 총괄 운영하고, 요금제 수요반응은 판매사업자가 총괄 운영함.

- 현재 국내의 경우, 산업부의 총괄감독 하에 인센티브 수요반응은 한전과 전력거래소가 공동으로 운영하고 있음.

·요금제 수요반응의 경우 특별한 경우를 제외하면(신뢰도 수요반응형 피크요금제), 시장/계통운영자와 상관없이 판매사업자가 독립적으로 자체자금으로 운영하는 반면, 시장운영자가 관리하는 신뢰도/경제성 수요반응은 판매사업자와 서비스사업자 및 대수용가 등이 수요자원을 시장운영자(전력시장)에게 제공하고 전력시장정산을 통해 재원을 확보하는 형태로 시장운영자와 상호 협력하고 있음.

·현재 국내의 요금제 수요반응은 판매회사인 한전의 계시별요금제와 피크요금제가 운영 중에 있으며, 계통운영자인 전력거래소와는 독립적으로 소매요금을 통해 이루어지고 있음. 국내의 경우 한전과 거래소가 협조 운영하는 형태의 신뢰도 수요반응형 피크요금제도는 아직 도입되지 않고 있음.

·개정된 전기사업법에 의해 신뢰도 수요반응과 경제성 수요반응 제도가 조만간 국내 전력시장에 도입될 예정으로, 지금까지 정부의 공적재원(기반기금)에 의존하여 추진되어온 수요관리사업이 앞으로는 전력시장의 재원(용량요금과 에너지시장정산금)을 통해 운영될 것임.

- 현재 전력시장 기반 신뢰도 수요반응 및 경제성 수요반응 제도의 추진체계에는 다소 불확실성이 존재하고 있음. 즉, 전력거래소에서 운영하는 전력시장(용량요금시장과 현물에너지시장)에 참여하는 시장참여자로서 수요관리사업자가 소비자의 수요를 매집하여 시장에 입찰하는 등의 활동을 하게 되는데, 이러한 수요관리사업자로서 한전이 어떠한 역할을 할 것인지가 아직 결정되지 않았음.

·판매독점회사인 한전이 수요관리사업자로서 수요시장에 참여하는 것에 대한 찬반의견이 제시되고 있으며, 여러 가지 측면에서 한전의 수요관리사업자로서의 역할에 대한 논쟁이 시작되고 있음.

·중소 수요관리사업자를 보호하고 신규 사업모델을 개발하는 측면에서 한전의 참여가 부정적인 측면이 있는 것도 사실이지만 수요관리 사업의 이행력을 강화하고 초기 수요시장의 안정적인 운영을 위해서 한전의 참여가 불가피하다는 견해도 설득력을 얻어가고 있음.

◦효율향상의 경우, 정부의 총괄감독 아래, 효율향상 전문기관이 사업을 총괄 관리하게 되며, 에너지공급사(한전, 가스공사, 지역난방공사)들이 효율향상사업을 주관하고, 관련 서비스사업자 또는 에너지공급사 자체적으로 실행사업을 추진함.

- 수요관리 재원은 효율향상의 경우, 최종소비자요금(전기, 가스, 열)에 기금의 형태로 부과하여 확보하고 있으며, 수요반응(부하관리)의 경우, 일반적으로 에너지시장 내 자체 정산을 통해 비용을 시장가격에 반영하는 방식으로 기금과 같은 별도의 재원을 활용하지는 않음.

- 국내의 경우, 현재까지 부하관리와 효율향상 두 프로그램 모두 정부의 기반기금과 에너지공급사의 자체재원을 이용해 추진되었으며, 특히 전력수요관리사업의 경우, 모든 프로그램들이 기반기금을 주로 이용하여 시행되어 왔음. 향후 전력시장의 수요자원 참여를 통해 재원의 다변화가 예상되며, 특히 전력수요관리사업의 다양한 재원확보 노력이 시도될 것으로 예상됨.

◦과거 국내 수요관리는 전력공급설비 확충을 통한 공급위주 전력수급정책의 한계점을 극복하기 위해 추진되어 왔으며, 국내 수요관리사업은 수요반응(부하관리)에 역점을 두어 추진되어 왔는데, 이는 효과를 단기간에 볼 수 있고, 특히, 피크부하가 발생하는 하계 수급불안 문제를 해결하는데 큰 도움이 되기 때문으로 판단됨.

□ 전력수요관리 이행 평가 및 검증 현황

◦2002년 정부로 추진주체가 전환된 이후, 국내 전력수요관리사업의 실적 및 추진계획 대비 이행비율을 살펴보면 부하관리(수요반응)의 연도별 이행률은 92%에서 117% 수준으로, 계획대비 양호한 실적을 나타내고 있는 것으로 나타나고 있음.

◦그러나 국내 수요관리 최대전력 절감 실적(MW)에 대한 성과계량 방식이 표준화되어 있지 않고 주관기관별로(한전, 거래소, 에관공 등) 상이한 방식에 따라 산정함으로써, 최대전력 절감 실적에 대한 객관성이 부족하므로, 이에 대한 근본적 개선이 필요함.

- 2010년 이전에는 최대전력 절감량 산정에 필수적인 기준부하 (CBL, Customer Base Line) 방식을 사용하지 않았으며, 2010년 이후에는 기준부하를 사용하나 기관마다 상이한 방식으로 기준부하 및 최대전력 절감량을 산정하고 있음.

·2010년 전력수요관리사업 평가사업 수행결과에 의한 2010년 최대전력 절감량은 약 1,907[MW]이나, 주관기관 및 전담기관의 산정방식에 의한 최대전력 절감량은 약 3,827[MW]으로, 대략 1,920[MW] 차이가 발생하고 있음.이러한 차이는 기관별 기준부하(CBL) 산정방식에도 차이가 있으나, 소비자별로 최대전력 절감량을 평균적으로 산정한 후 계절별, 시간대별 고려를 하지 않고 이를 합산하는 방안과 모든 소비자의 최대전력 절감효과를 하나로 모델링하여 계통의 최대전력 절감에 미치는 효과를 산정하는 방식 등 상이한 절감전력 산정방식이 표준화 없이 사용되기 때문임.

·이론적 관점에서 개별 소비자에 대한 실적을 단순 또는 평균 합산하는 방식보다 하나의 시스템 부하로 모델링하여 산정하는 방식이 국가적인 수요관리사업의 최대전력 절감효과를 산정하는 기법으로 바람직하나, 수요관리에 대한 소비자 정산금 산정 및 사업실적에 대한 평가 관점에서는 소비자별 최대전력 절감효과 산정 후 합산방식이 유용하므로, 이에 대한 적절한 기준정립 및 표준화가 필요함.

□ 현행 국내 에너지수요관리의 법적 근거

◦에너지이용합리화법은 에너지의 합리적이고 효율적인 이용 증진을 그 목적으로 하여, 에너지 수요관리에 대해 규정하고 있음.

- 동 법에 근거하여 국내 주요 에너지공급사(한국전력공사, 한국가스공사, 한국지역난방공사)들은 매년 에너지공급자 수요관리 투자사업을 수립하여 정부의 관리 감독 하에 에너지공급사의 자체비용을 투자하여 수요관리사업을 추진하고 있음.

- 전력분야의 경우, 그간 전력산업기반기금을 재원으로 하여 한국전력공사가 수요관리사업을 추진하였으나, 대부분의 사업이 효율향상 보다는 부하관리에 치중되어 수행되어 오고 있음. 즉, 단기적인 성과를 우선시하는 정책기조에 따라 부하관리사업에 대부분의 예산이 배정되고 중장기적인 효과를 보이는 효율향상사업에는 지속적인 사업추진이 어려운 실정임.

·전력효율향상사업의 주관기관인 한국전력공사는 효율향상에 따른 매출감소와 이에 따른 경영적 불이익 등을 감안해 매우 소극적인 자세로 효율향상사업을 추진할 수밖에 없는 실정임.

□ 현재 에너지 공급사의 수요관리 사업은 효율향상과 부하관리 사업으로 구분되어 운영되고 있는데, 2012년도 수요관리 투자비 현황을 살펴보면 현행 국내 수요관리사업이 부하관리 사업에 치중이 되어 있다는 것을 알 수 있음.

◦전력분야의 경우, 기반기금 수요관리 예산 384,530백만원 가운데 부하관리 사업에 약 90% 예산이 집행된 반면, 효율향상 사업에는 10% 수준인 39,980백만원이 집행되었음.

◦가스와 열 분야는 이러한 현상이 더욱 심각하여, 총 수요관리 사업비 중 99% 및 97%가 가스와 열 부문 수요를 창출하는 부하관리 사업에 사용되었음.

◦세부 프로그램별로 사업비 집행비율을 살펴보면, 그나마 공적재원을 사용

하는 전력분야가 상대적으로 수요관리 사업에서 효율향상 사업의 투자비

비율이 타에너지원에 비해 높은 것을 알 수 있음.

- 이와 같이 효율향상 사업에 전반적으로 투자가 부진한 이유는 앞에서 언급한 바와 같이, 한국전력공사를 제외하고는 수요관리 사업에 자체비용을 투입하게 되므로 사업수행 및 신규사업발굴에서 사업의 경영적 타당성 확보가 중요한 요소이나, 효율향상 사업의 경우, 에너지공급사의 매출이 감소하게 되므로 해당사업을 수행하기 위한 타당성을 확보하기가 어려운 실정이기 때문임.

·또한 내부적으로 수요관리 전담부서를 설치하고 운영하는 것이 원활하지 않기 때문에 적극적인 수요관리 사업의 추진이 어려운 것이 현실임.

·해외 선진국의 경우에는 공적재원을 통해 수행하는 수요관리 사업은 효율향상 사업에만 국한하며, 부하관리 사업은 에너지공급사의 자체비용으로 수행하도록 하고 관련비용은 요금으로 회수하게 하고 있으며, 이와 동시에 효율향상 사업 수행의 경영적인 장애요인을 제거하고 적절한 인센티브를 에너지공급사에게 제공하기 위한 다양한 규제체계(Regulatory   framework)을 시행하고 있음.

◦정부는 이러한 수요관리 사업 특히, 효율향상 사업의 적극적인 장려를 위해 향후 에너지 공급자에게 에너지절감의무를 부과하고 시장거래 메커니즘을 도입하여 효율적인 방식으로 관련비용을 회수하도록 하는 수요관리 효율향상 의무화제도의 도입을 추진하고 있지만 요금인상과 기존 에너지공급사의 이견 등으로 추진이 용이하지는 않을 것으로 예상됨.

- 특히, 디커플링(Decoupling)을 포함하는 비용회수방안과 계량검증(M&V, Measurement & Verification) 이슈, 그리고 투자보수율방식의 공급자원과 동등한 인센티브 제공 등의 논의를 향후 심도 있게 진행해야 하며, 소비자의 요금인상 부담을 최소화하고 실질적인 에너지절감 효과를 도출하여 최종적으로는 소비자의 에너지비용을 절감할 수 있도록 효과적인 정책설계가 필요함.

- 2012년도 전력부문 국내 수요관리 사업에 대한 실적 및 경제성 평가결과를 살펴보면 다음과 같음. 연 평균 피크억제량 산정기준(전력수요관리 주관기관 사업시행기준)으로 계산한 2012년도 전력수요관리 사업의 기술적 피크억제량 6,265.9[MW], 에너지절감량 255,387[MWh]이고, 경제적 성과는 총 편익 1,927,511[백만원], 총 비용 481,963[백만원]으로 비용편익 비율(BCR)은 약 4.00 수준임.

□ 계량검증(M&V) 및 사후평가 업무부재

- 에너지공급자 수요관리 투자사업 운영규정으로 명시되어 있는 수요관리(효율향상) 사업 평가 및 검증지침이 엄연히 있음에도 불구하고, 에너지공급자(한전, 가스공사, 한국지역난방공사)들은 평가 및 계량검증 업무를 매우 소극적으로 시행하고 있으며, 이를 관리 감독해야하는 정부 또는 총괄관기기관도 이에 대한 엄격한 대응을 하지 못하고 있는 실정임.

·그 결과, 에너지공급사들은 매년 수 천 억원 규모의 수요관리 투자사업을 추진하고도 정작 그 시행결과를 평가하고 검증하는 사업에는 거의 예산을 집행하지 않거나 최소한으로 집행하고 있음. 이에 따라, 수요관리사업은 막대한 규모로 추진되었지만, 시행결과에 대한 신뢰할 수 있는 수준의 평가 및 검증데이터는 거의 전무한 상황임. 또한 전기사업법에 의해 추진되는 전력수요관리사업의 경우에도 2012년도 약 3,600억원을 상회하는 기금을 사용하였으나, 수요관리사업 결과에 대한 평가 및 검증 예산은 전무한 상황임.

- 수요관리사업의 평가 및 검증작업에 수요관리사업 전체 예산의 약 3~5% 수준을 사용하며 또한 제 3의 독립적인 기관을 통해 투명하고 엄격하게 수요관리사업의 평가 및 검증사업을 시행하고 있는 해외의 사례와 비교해 보면, 현재 전혀 제 기능을 하지 못하고 있는 국내 에너지 수요관리사업의 평가 및 검증(M&V) 사업의 역할 도입은 수요관리이행력 확보를 위한 가장 기본적인 동시에 가장 시급히 구비되어야할 필수적 사안으로 지적됨.

- 현행 전기사업법 및 하위 규정 등에 근거하여 추진되는 전력수요관리사업은 추진된 수요관리사업에 대해 평가(Evaluation) 및 계량검증(M&V)을 의무화하고 있지 않음.

·이에 따라, 계량검증사업은 기반기금으로 전력수요관리를 추진한 지난 10여 년 동안 추진실적이 전무함. 다만, 전력수요관리 평가사업의 경우 2011년도까지는 전력수요관리사업으로 포함되어 매년 시행되어 왔으나 2012년도부터는 평가사업이 수요관리사업에서 제외되었음. 한편 에너지이용합리화법 및 하위 시행령 등에 근거하여 추진되고 있는 에너지공급자 수요관리 투자사업에서는 에너지공급자가 시행한 수요관리사업에 대한 계량검증(M&V)을 의무화하고 있음. 이에 따라 각 에너지공급자는 수요관리 투자사업 시행 후 평가 및 검증을 타 기관에 의뢰하여 수행하고 있으나, 평가 및 검증업무에 집행하는 예산 등이 매우 미미하여 에너지공급자가 시행한 수요관리 투자사업의 평가 및 검증결과로 사용하기에는 매우 부적합한 수준임. 전력부문의 경우, 이마저도 시행하지 않고 있어, 계량검증에 대한 어떠한 결과도 없이 전력공급자의 수요관리 투자사업을 평가하고 있는 실정임.

- 실제로, 2012년 추진된 에너지공급자 수요관리 투자사업에 대해 시행된 계량검증(M&V) 결과를 종합적으로 살펴보면, 에너지공급자 수요관리 투자사업 운영규정 및 지침에 명시된 절차와 방법론을 기준으로 모니터링과 계량 및 검증이 이루어지지 않을 것을 알 수 있음. 특히, 사업 시행결과 보고서와 계량검증 보고서에서 사용한 방법론 및 수치가 달라 M&V 결과를 신뢰하기 어려움. 즉, 효율향상사업 및 기기의 전력피크 및 에너지감축 기여도 산출 방법론이 제시되지 않고 있으며 정확한 감축량 산출을 위한 모니터링 및 계량검증 관련 활동이 거의 이루어지지 않은 것을 알 수 있음. 다음으로 효율향상기기 M&V 시범적용 연구결과(2009)를 살펴보면, 그 동안 국내에서 공적재원(기반기금)으로 가장 많은 양을 보급한 고효율조명기기와 고효율전동기 샘플에 대한 실태조사(실측 및 검증) 결과, 고효율기기의 최대전력 감축효과를 산정하는데 필수적인 자료인 표준절감량, 가동시간, 피크수용률 값 등이 이론적인 수치와 상당한 차이를 나타내고 있는 것을 알 수 있음. 이는 그 간 효율향상사업이 고효율기기 보급 위주에만 치중하고 계량검증과 같은 사업평가 및 사후 관리 등에는 너무 등한시 한 결과라고 할 수 있음. 이러한 부분은 향후 효율향상사업의 신뢰성을 확보하기 위해서는 반드시 개선해야 할 것으로 판단됨.

나. 개선방안: 전력수요관리 이행력 강화 방안

□ 수요관리 기준/절차/방법론의 개선, 수요관리 수단의 비용/기술기준의 표준화, 수요관리 감시체계 및 이행평가 개선 등 전반적인 추진체계 재정비가 요구됨. 수급계획 측면에서 수요자원을 공급자원과 동일하게 등가발전기로 처리하는 수요관리의 후차감방식이 수요관리량의 불명확성을 줄일 수 있음. 수요관리 수단의 하나인 ESS는 불확실성이 크기 때문에 보수적으로 반영해야 함.

□ 국내 수요관리 규제체계 개선방향

◦수요관리 추진체계 재정비

- 수요자원(Demand Resource:DR)의 비용 및 기술기준 등의 표준화와 수요관리 감시체계 및 이행평가에 대한 개선이 필요함. 현행 수요관리 사업이 법개정을 통해 재정비되면 한전은 요금기반 소매DR을 수행하고 기존의 DR은 거래소의 도매DR로 통합되는데, 기관별 역할을 재정립해야 함.

◦향후 전력수급계획에 반영된 전력수요관리사업의 이행력을 강화하여 수급계획의 불확실성을 줄이기 위해서는 국내 수요관리사업에 대한 규제체계를 전반적으로 고쳐야 할 필요가 있음.

- 현행 국내 전력부문 규제체계는 공급설비 투자에 대한 인센티브만을 제공하고 있으며, 수요관리에 대한 어떠한 형태의 인센티브도 에너지공급사 특히, 전력회사인 한전에 제공하지 못하고 있는 실정임. 전력수요관리사업의 비용회수도 기존에는 기반기금을 통해 시행하였으나, 이에 대한 정확한 산정과 회수가 효율적으로 추진되지 못하고 있으며, 공급설비와 같은 자본화는 아예 논의조차 이루어지지 못하고 있고, 디커플링과 같은 스루풋 인센티브 도입의 필요성 등이 간간히 제시되고 있는 실정임.

- 향후 수요관리사업 의무화와 같은 강제적인 정책수단이 필요한 것은 적절하나, 이와 함께 근본적으로 전력회사가 수요관리사업에 적극적으로 임할 수 있는 인센티브 설계를 포함한 새로운 전력사업 특히, 수요관리사업 규제체계의 구비가 필요함.

◦현재 전력수급계획에 반영된 수요관리는 이행에 대한 책임 규명이 불분명한 것이 사실임.

- 전력수급계획에 반영된 수요관리사업의 수행 주체(역할)에 대한 불명확성이 상존하고 있음. 현행 전기사업법 상, 전력수요관리사업의 총괄 관리감독은 정부이고, 정부를 이를 위해 전력수요관리 전담기관으로 기반센터를 지정하여 운영하고 있으며, 전력수요관리 추진기관으로 한전, 전력거래소, 에너지관리공단, Smart Grid 사업단 등을 두고 있음.

·그러나 전력수급계획 수립과는 별도로 시행되는 연도별 전력수요관리사업은 기반기금 예산에 연동되어 있어, 전력수급계획의 수요관리 목표량이 제대로 지켜지는 지의 여부가 감시되지 않고 않으며 전력수급계획 수요관리 목표량과 기반기금에 의한 전력수요관리사업 계획량 사이의 괴리가 발생하는 등 전력수요관리의 이행력이 담보되지 못한 상황이라고 할 수 있음.

- 이를 해소하기 위해서는 전력수급계획과 연도별 전력수요관리사업의 정합성을 강화할 수 있는 제도적 장치를 마련해야 하며, 전력수요관리 평가주체(경제성 평가, 기술적 모니터링 및 검증)를 명확하게 정립하고 이에 관련된 재원을 확보해야 함. 이를 통해 전력수요관리에 대한 사전계획 및 사후 평가를 강화해야 함.

◦따라서 향후 7차 수급계획을 포함한 차기 수급계획 수립 시 전력수급계획에 반영된 전력수요관리사업의 이행력을 강화하기 위한 방안으로서 다음을 제안함.

- 첫째, 현실적으로 전력수요관리사업을 추진하는 주요 주체가 전력회사인 것을 감안하여 국내에 적합한 수요관리 규제체계를 도입해야 함. 해외 선진국에서 도입되었거나 향후 시행 예정인 규제체계 가운데, 우선 전력 판매량과 수입을 분리하여 수요관리로 인한 경영불이익을 방지하는 디커플링제도로 도입해야 함. 현재의 전력부문 규제체계에서는 전력회사가 회사의 수입을 감소시키는 수요관리사업을 추진할 이유가 없으며, 이에 따라 아무리 요란한 전력수요관리 정책구호가 발표된다고 해도 전력수요관리사업의 이행력 강화는 요원함. 따라서 전력회사의 전력판매량과 수입을 분리하여 수요관리 추진으로 인한 경영적 손해가 발생하지 않도록 정부는 디커플링과 같은 근본적인 수요관리 이행력 강화 정책을 추진해야 함. 다만, 현재 국내 전력산업의 여건 및 상황 등을 감안하여 국내 실정에 적합한 디커플링 제도를 검토해야 하며, 이를 통해 전력회사의 수요관리사업 참여를 적극적으로 활성화하면서도 이에 따른 부작용 발생을 사전에 방지할 수 있는 효과적인 제도개발이 필요함. 이와 같은 근본적인 규제체계 개선 없이 전력수요관리사업의 이행력을 강화할 수 있는 방법을 찾기란 솔직히 거의 불가능하다고 할 수 있으며, 새로운 규제체계를 기반으로 각론으로 들어가서 다양하고 혁신적인 수요관리 이행력 강화방안이 개발될 수 있을 것으로 판단됨.

□ 수급계획 전력수요관리 재원확보 및 성과계량 명확화

◦기술적으로 검증되지 않거나 재원확보가 불확실한 수요관리 자원에 대해 수급계획의 반영을 제외하거나 일부만 반영하는 방식에 대한 검토가 필요함. - 정부가 수급계획에서 수립해야 할 수요관리 목표량 수치와 실제 전력수급계획에 반영하는 수치와는 구별이 필요함. 즉, 전력수요관리 목표량 산정과 전력수급계획 반영을 분리하는 것에 대한 검토가 필요함.

·전력수요관리 잠재량 등에 기초하여 전력수요관리 목표량을 수립하되, 수요관리별 재원확보 여부와 기술적 특성 등을 고려하여 전력수급계획에는 목표량 중 적정량만을 선별적으로 반영하는 방식이라고 할 수 있음. 수요관리의 기술특성에는 급전가능성과 피크기여율 등이 고려될 수 있으며, 재원확보와 관련하여서는 재원확보가 불투명한 수요관리사업에 대해서는 수급계획 반영을 최소화하여 향후 수요관리 투자지연 또는 이행률 하락 등이 발생할 가능성을 수급계획에서 사전에 고려하는 방식임.

◦현재 국내에서 수행되고 있는 수요관리 계량검증(M&V) 기법 및 활동은 매우 열악한 수준으로 판단하며, 향후 전력수요관리사업의 이행력을 강화하기 위해서는 현재 계량검증 기법을 지속하는 것은 부적절하다고 판단됨. 이에 따라 계량검증의 정밀성 기준과 현재 국내 수요관리자원의 계량검증 수준을 동시에 고려하여, 국내 상황에 적합한 계량검증 방안을 모색해야 함. 이를 위해서는 향후 시범사업 등을 통해 수요관리자원의 계량검증 수준을 현 수준에서 단계적으로 높이는 구체적인 방안을 강구해야 하며, 시범사업 운영결과 분석 등을 바탕으로 수요관리 계량검증 전문기관과의 충분한 논의를 통해 상세하게 검토되어야 할 것으로 판단됨.

□ 목표수요 산정방식 개선 및 추진체계 개편

◦현 수급계획에서 목표수요(즉, 기준수요-수요관리) 산정방식에 의한 수요관리의 수급계획 반영방식을 개선할 필요가 있음.

- 현행 방식은 목표수요 산정으로 수요관리량을 기준수요에서 차감하나, 이후 수요관리 자원에 대한 관리 부재로 수급계획의 불확실성이 증가하고 있음. 이는 사실 수요자원을 공급설비에 비해 우선 처리하는 방식으로 볼 수 있으나, 수요관리에 대한 이행/감시체계 미비로 전력수급이 오히려 왜곡되는 결과를 가져온다고 할 수 있음.

·이를 해소하기 위해, 여러 가지 방안이 가능하나 기술과 비용기준을 만족하는 수요관리를 등가설비로 처리하여, 수급계획 수립 시, 설비계획에 반영하는 방식을 고려할 수 있음. 그 절차는 우선 기준수요를 산정하고, 다음으로 수요관리별 등가설비로 모델링한 후, 기준수요에 대해 발전기와 수요관리를 동시에 설비계획에 포함시키는 방법임. 이를 위해서는 수요관리 설비모델링에 대한 대상 및 방법론 개발이 필요하나, 7차에서는 단순화하여 고려하고, 이후 보다 상세한 연구를 통해 후속 계획에서는 정교한 설계가 가능할 것으로 판단됨. 이를 통해, 수요관리 정책자원에 대한 분명한 신호를 정부와 참여자 등에게 제공할 수 있으며, 수급계획(수요예측)의 불확실성이 감소되고, 발전설비와 수요관리의 경제적 통합 및 효율성을 증대하는 기반을 마련할 수 있을 것으로 예상됨.

·또 다른 방안으로서 기준수요에 대해, 다양한 제약조건을 고려한 최대 설비용량을 산정(예, 원전제약, 송전제약, 환경제약 등을 고려하여, 국내 최대설비용량은 90GW)하고, 기준수요 중, 최대 설비용량까지는 발전설비로 공급하고, 최대설비용량을 초과하는 기준수요에 대해서는 수요관리로 공급하는 것으로 하여, 이에 따라 수요관리 목표량을 산정하는 방식을 고려할 수 있음. 이는 수요관리의 설비 모델링이 불필요하나, 강력한 수요관리 정책 실행을 통해 전력수급계획의 공급(설비계획)과 수요관리를 완전하게 분리시키는 것으로, 최대 설비용량 산정방안의 개발이 필요함. 동 방식은 현행 수요관리 선 차감 방식에서, 후 차감 방식으로의 전환을 의미하나, 설비 및 수요관리의 이행력 강화에 기여할 수 있을 것으로 예상됨.

□ 수요관리 추진체계의 재정비 필요

◦수급계획에 반영된 수요관리 자원별 수행주체, 평가주체(사전/사후), 모니터링/검증 주체, 재원확보 등에 대한 명확화를 위해, 수급계획과 연계된 국내 수요관리 추진체계의 재정비가 필요함.

- 여기에는 수요관리 계획수립(수급계획) 단계에서 수요관리 잠재량 및 목표량 산정과 수요관리 자원에 대한 비용 및 기술기준을 정립하는 것이 필요하고, 수요관리를 시행하는 단계에서는 공적재원과 전력시장 및 요금제에 의한 수요관리로의 전환, 그리고 도매시장과 소매시장에 대한 수요관리 정책개발 등이 필요함.

- 또한 수요관리 이행 평가 및 감시 단계에서는 수요관리에 대한 평가와 모니터링 및 사후관리 등에 대한 역할 정립이 필요함. 이를 위해, 정부, 전력거래소, 한전, 에너지관리공단, 민간 등 기관별 역할을 정립해야 하며, 이를 통해 향후 수요관리에 대한 책임소재를 분명히 하고, 재원확보방안 등을 명확히 하여, 수요관리의 이행력을 강화하는데 기여할 것으로 예상됨.

·특히, 설비계획에서 발전사업자의 건설의향서를 평가하는 것처럼, 7차 수급계획에서는 수요관리사업자(한전, 민간수요관리사업자 등)에게 수요관리 의향서와 같은 수요관리 이행계획서를 제출하도록 하고 이를 평가하여 수급계획에 반영하는 것도 전력수요관리의 이행력을 강화할 수 있는 하나의 대안으로 고려될 수 있음.

□ 용량시장 개설을 통해, 수요 우선의 정부정책(수급계획, 에기본 등)에 대한 이행수단을 확보할 필요가 있음.

◦용량시장 개설을 통해, 비용효과적인 수요자원이 발전설비와 경쟁하고, 수요관리의 불확실성을 제거(수급계획 및 사업자)하는 것이 중장기적으로 필요함.

·용량시장이 개설되고 신뢰할 수 있는 수요자원들이 시장에 참여하면, 수요자원이 수급계획에 미치는 불확실성이 낮아짐. 용량시장이 도입 이전에는 용량요금을 지급받는 신뢰성DR만 수요관리 목표량에 포함시키고, 용량시장이 도입되면 시장에 참여하여 확정된 자원만 목표량에 포함시키는 것이 바람직함.

·당분간은 용량요금을 지급받는 신뢰성DR에 대한 정확한 기술기준을 정립한 후, 수요관리 목표량을 산정하고, 이에 대해서만 수급계획에 포함하는 방안에 대한 검토가 필요함.

·수요예측과의 연계방법을 개선할 필요가 있음. 특히, 현행 순증분 방식의 수요관리 목표량 수요예측 처리방식에 대한 적절성 검토가 필요하고 특히, 실적자료 미비로 인한 오류 등에 대한 처리방법이 필요함.

·부하관리와 효율향상을 분리하여 목표량을 산정하는 것이 필요한데, 특히, 효율향상의 경우, 현 제도(규제/기술표준)에 의한 효과는 수요예측에 기반영된 것으로 처리하되, 현행 기술 표준을 능가하는 신기술에 대해서만, 수요예측에서 차감하는 방식을 검토할 필요가 있음.

Ⅳ. 결론 및 정책 제언

Ⅳ. 결론 및 정책 제언

□ 본 연구는 전력수급기본계획의 성격 재정립 및 제도개선을 목적으로 현 계획의 문제점 및 개선방안을 주제로 전문가포럼 및 공개세미나를 통해 각계 관련 분야의 의견수렴과 개선방안을 도출하였음. 본 장에서는 앞에서 서술한 본론부문의 주요 결과물을 근거로 본 연구의 결론으로서 장단기 제도개선방안을 제시함. 성격재정립과 제도개선을 위한 여러 방안들을 본 연구의 연구추진체계에 맞추어 4 가지 분야로 구분하여 제시함.

◦현 정부의 정책목표가 비정상의 정상화이며, 이런 관점에서 7차 수급계획도 과거와 차별화해서 새롭게 할 필요가 있으며, 본 연구의 전문가포럼을 통해 제안된 결과물이 이러한 새로운 변화에 기여할 것으로 기대함.

1. 전력수급기본계획의 정체성 및 제도개선에 대한 제안

□ 수급계획 성격 재정립

◦전력산업은 대자본 소요 장치산업이며, 후세에 영향을 미치므로 수급계획은 단기 현안문제가 아닌 장기적인 관점에서 접근해야 함. 수급계획을 통해 다양한 정보를 사업자에게 제공하여 장기불확실성을 제거하고 사업여건을 조성해야 함.

◦근본적으로 수급계획의 성격을 outlook 형태로 전환해야 하고, 일정수준을

통과하면 전력산업을 수행할 수 있도록 하여, 정부가 아닌 시장에서 ‘사

업자 탈락/사업지연‘ 등의 문제를 해결할 수 있도록 해야 함. 즉, 시장에

서 필요한 사업자를 시장 직접 선정하도록 하는 방식으로 전환되어야 함.

◦수요예측 시나리오도 기준/목 표수요 뿐만 아니라, 정책, 기후 등을 고려

한 시나리오 기준으로 예측되어야 함. 수요관리 및 신재생전원의 경우 많은

불확실성을 내포하고 있으나, 시나리오 기준의 수요예측을 시행할 경우 이

러한 문제점들을 고려할 수 있을 것임.

◦사업자 선정 등 세부적인 설비계획이 포함된 상세계획에서 수급전망 중심의 기본계획으로 성격을 재정립해야 하며, 법적인 측면에서도 진입규제 등 인허가적 성격을 띠는 것은 부적절하므로 정보제공적이며 유도적인 비구속적인 행정계획으로 성격재정립 필요

◦계획간 정합성

- 에너지기본계획, 온실가스 감축목표, 전력수급기본계획 간의 정합성 확보가 필요하며, 에너지기본계획과 전력수급계획이 기능과 역할분담을 명확히 해야 함.

□ 수급계획 기능

◦수급계획은 미래 시나리오별 전원믹스, 온실가스 등 큰 틀의 정책방향 중심으로 수립하되, 설비계획의 경우 원전·신재생·송전망 등 정책자원에 한해 목표를 제시하고, 장기 전력수급 정책방향의 예측이 가능하도록 사업자 건설의향의 경우 투자동향 및 건설현황 등 필수적인 정보가 제공되어야함. 이를  통해 투자 결정에 필요한 심도 있는 시장정보를 제공함으로써 수급계획이 시장자율과 경쟁환경을 조성하는 기능을 수행하도록 해야 함.

□ 시장체제에 적합한 수급계획 제도

◦장기투자는 전력시장과 밀접한 관계가 있음. 외국의 경우 발전사업자들이 스스로 설비계획을 하고 투자하는 방식을 취함. 수급계획이 본질적으로 과거 한전 중심 계획에서 달라진 것이 없어 시장과 수급계획이 이원화된 느낌을 받음. 책임소재가 불분명한 정부가 주도하는 수급계획을 시장에서 발전사업자들의 자율적인 판단을 통해 장기적인 전력수급계획이 수립될 수 있는 체계의 전환이 요구됨.

◦발전사업의 진입규제는 해소되어야 하며, 적정 예비율을 사전에 제시함으

로써 사업자가 스스로 반응할 수 있도록 해야 함.

◦시장친화적 수급제도 확립에 필요한 요소

- 전기요금을 규제하는 독립규제기관 필요

- 전력수요 예측의 정확성 제고 필요

- 자연적인 원별 에너지 사용추세에 근거한 발전원 구성 필요

- LNG요금 교차보조 문제 해결을 통해 발전용 LNG가격 인하 필요하며, 발전용 LNG 직도입 허용 필요

- 원전, 신재생에너지, 수요관리 등 정책자원의 무리한 정책목표 반영 지양

- 수급계획을 진입규제 기능에서 전망/예측 기능으로 전환필요

- 지역별 요금 차별화를 통해 지역 간 분산화 추진

□ 수급계획 체계

◦향후 수급계획의 역할을 현재의 상세계획에서 기본방식으로 전환하고, 제3의 전문기관을 활용하여 Outlook형태로 주요 정책방향과 기본정보를 제공하는 가이드라인 역할 수행 필요.

◦제도개선을 위해 계획의 정의를 명확해야 하며, 계획이 아닌 outlook 중   심으로 가야하고 정부가 의사결정을 해야 할 부분과 안 할 부분을 명확히 구분해야 함.

□ 수급계획의 법/제도적 성격

◦수급계획과 관련된 요건 및 절차를 보다 간소화할 필요가 있음.

◦전기사업설비계획의 이행가능성 여부는 매 수급계획 수립의 과정에서 주기적으로 재검토되는 것이 합리적임.

◦수급계획 반영 및 사업허가가 이루어진 발전설비의 경우에도 이행가능성 여부에 따라 수급계획 제외 및 사업허가 취소 제도 마련 필요

◦현재 전기사업법은 발전사업 위주로 구성되어 있어 송전선로 건설에 대한 절차는 언급되어 있지 않은 상태이므로 이에 대한 개선이 필요함.

□ 정부의 역할

◦현행과 같이 정부가 모든 것을 결정하는 형태의 계획을 지양하고 사업자의 자율적인 판단과 시장의 흐름에 순응하는 계획이 되어야 하며, 정부는 송전망 투자 및 발전소 건설여건 조성 등 사업 추진에 대한 정책적 지원을 강화해야 함.

◦또한, 책임소재를 명확하게 할 필요가 있음. 현재 구조로는 정부가 전부 책임지는 것으로 되어 있는데 현 체제에서 공급신뢰도, 최소비용 등은 판매사업자가 책임져야 함. 또한 송전계획에 대한 책임은 전력거래소가 수행하는 것이 맞을 것으로 생각됨.

◦한전과 같은 시장지배력을 가진 기업을 감시하는 독립적인 전력산업 규제기구는 필수적인 조직임. 당초 이런 목적으로 설립된 전기위원회가 한전의 시장지배력을 규제할 수 있는 조직으로서 부활하기 어려울 경우 시장중심의 전력산업발전은 포기할 수밖에 없음. 자본주의적 시장체제 구축이 정치적으로 불가능할 경우 차라리 전력산업 자체를 사회주의체제하의 공기업처럼 정부가 모든 책임을 지겠다고 밝히는 것이 오히려 솔직한 자세임. 단, 자본주의하의 시장경제가 경쟁과 혁신을 통해 가져올 전력부문의 고용창출 및 해외시장 진출 등 창조적 과실을 포기하는 기회비용은 천문학적인 수치로 예상됨.

◦무엇보다 정책의 투명성 및 예측가능성 제고라는 기본에 충실할 것이 요구됨. 국가 에너지 정책이 올바른 방향으로 나아가는지에 대한 감시와 견제는 필요하나 과거에 집착하는 것보다 미래지향적 사고가 필요함. 발송전 설비 건설의 어려움을 일회성 사회적 갈등으로 보기보다 상시성 구조적 문제로 인식하는 자세가 필요함.

□ 국제에너지기구(IEA)의 ‘에너지기술전망 (Energy Technology Perspectives) 2014’

◦전력 보급의 확대가 전 세계 에너지 시스템의 변화를 이끌 것이라고 전망함.

◦2050년 지구온도가 6℃ 오르는 최악의 경우 세계전력수요는 130%까지 오르고 2℃ 오르는 성공적인 대응에도 80%까지 오를 것으로 전망됨.

◦“시스템 사고(systems thinking)”프레임워크를 통한 부문 간 통합의 최적화가 왜 필요한지도 심각히 고려되어야할 사안으로 제시함.

◦시사점: 구체적 실천과는 전혀 관련이 없이 20년 후의 국가에너지 비전을 5년마다 제시하는 현재의 에너지기본계획이나 2년마다 중단기적인 여건을 반영하여 정부가 주도하는 장기전력수급계획을 대체하는 방안으로서 적어도 30-40년의 정책시계를 가지고 에너지부문의 패러다임 변화까지 고려하되 정부주도에서 탈피하는 실천적인 장기전력 전망(outlook/perspective)) 체제를 도입할 수 있도록 전력수급기본계획의 법적·제도적 개선이 필요함.

2. 공적 송전망 문제 관련 개선 방안

□ 공적 송전망 문제

◦현재까지 전력수급기본계획에 부수적으로 송전망 계획이 따라왔는데 송전망 계획의 지연 사례나 건설상황은 발표되거나 공개되지 않는 상황임. 6차 수급계획부터 발전설비 건설 상황을 공개하는데 송전망계획도 공개해야 함.

- 외국에서도 발전소, 송전선 건설은 수년씩 협의를 거침. 현재 유럽도 신재생에너지로 인한 송전망 건설이 문제가 되고 있으며 일본도 발전, 송전 건설을 분리하기로 한 결론에 대한 재검토 요구가 많아지고 있음.

◦송전망 계획을 한전이 작성하다보니 객관성에 의문이 있는 상황이며, 한전은 송전망 건설 시 분쟁이 발생하면 송전망이용규칙에 의해 면책이 되나 발전사업자가 접속설비를 건설할 시에는 그렇지 않음. 불합리한 송전망이용규칙의 개선이 필요함.

◦7차 수급계획에서는 송전맵이 중요시 되어 발전설비 건설이 따라가는 구조가 되었음. 그러나 이제까지의 사례로 보면 한전의 투자가 안 된 상황인데 현 상태로 건설할 수 있는 장소는 몇몇 소규모 장소가 될 것이고 사업 환경이 열악해질 것임. 발전설비와 송전맵을 함께 고려하는 최적해를 구하는 방안이 요구됨.

송전맵 공개는 부동산 투기 등 많은 문제점이 있을 수도 있으며, 현재 한전에서도 발전과 송전을 함께 고려하는 방안을 검토 중임.

- 송전망 계획과 발전설비 계획을 통합하여 검토할 경우 계획영역과 시장영역의 종합적 분석이 필요함. 정부의 규제보다는 시장에서의 인센티브와 패널티 제도가 추천됨.

◦송전맵 뿐만 아니라 가스공사의 가스망맵도 고려해야할 시점이라고 생각함. 전력수급계획 시 참고사항으로 반영할 필요가 있음.

◦수도권의 발전기 증대로 고장전류 증대 문제가 발생하고 있으며, 이에 대한 근본적인 해결책은 수도권의 수요증가를 막는 것임.

◦현재 국내는 대형 발전단지 인출선로 고장 시 대응방안으로 SPS를 적용하고 있으나, 오작동 될 경우 광역정전 가능성 높음. 대형발전단지 위주의 전원계획을 지양하고 전원의 분산화 필요.

◦신재생에너지 전원의 대규모화 및 출력변동성에 대비하여 이를 보완할 수 있는 설비의 수급계획 반영이 필요

◦송전망 신규 건설의 새로운 해결책으로서 한전 독점이 아닌 민간사업자도 송전선 건설을 할 수 있도록 하는 패러다임의 전환이 필요하다는 주장도 있음.

□ 분산시스템으로 공급체계 전환

◦향후 대규모 발전단지 개발은 입지부족, 송전선 건설의 어려움, 사회적 수용성, 사고시 고장파급 문제 등으로 더욱 어려워질 전망. 이러한 한계상황을 감안할 때, 안정적 전력공급을 위해 이제는 공급력과 수요의 분산화 정책이 요구됨.

◦신규 발전설비에 대해서는 대단지 설비는 제한할 필요성이 있으며 기존 설비의 대체 또한 제한해야함. 또한 대규모 정전위험지수를 개발할 필요가 있음.

◦분산형전원에서 신재생에너지만 강조되는 경향이 있는데 열병합과 IGCC도 동시 고려가 필요함.

◦분산형전원 지원제도

- 현재 국내에서는 전기요금의 비현실화, 분산형전원 지원제도 미비 등으로 인해 분산형전원이 확대되기 어려운 실정이므로 지역별 요금 차등제도 및 송전요금제도 도입 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 근본을 구축해야 함.

- 소규모 단지 기반의 발전설비를 유인하기 위해 송전비용을 징수하고 대규모 정전발생 가능 확률을 발전단지별로 계산하여 수익성 혹은 비용과 연계할 필요성 존재.

- 대규모 산업용 소비자의 자가발전 비중확대와 수요중심지역의 분산전원 투자를 위한 제반 규제완화, 제반 정책 지원 등이 필요

- 그전까지는 전기사업자에게 의무확보량을 부여하는 할당제 및 지원제도 등을 도입하여 분산형전원이 자립할 수 있는 토대를 배양해야 함.

◦정부의 역할

- 향후 수급계획 수립 시에는 발전과 송전을 동시 고려하여 수급계획의 실효성을 높여야 하며, 지원제도 도입 및 연료가격의 다변화 등을 통해 분산형전원이 확대될 수 있는 토대 구축이 필요함.

3. 정책자원 문제에 대한 정책제언

□ 원전계획

◦제2차 에너지기본계획의 민관워킹그룹은 원전 설비비중 목표를 1차 국기본의 41%에 비해 대폭 축소된 22~29%로 권고하였으며 에너지안보, 탄소감축 목표, 전기요금 영향을 고려하여 충분한 논의와 사회적 합의를 통해 제2차 에너지기본계획의 원전 비중은 29%로 결정되었음.

◦‘35년 원전용량은 43GW 수준으로 전망되며 용량 1.5GW 원전 기준 신규원전 건설기수는 5기 수준으로 전망

□ 원전정책

◦원전정책은 과학적 근거에 따른 경제성과 사회적 수용성을 고려해서 결정되어야 함.

◦사회적 수용성 제고의 시작은 원전정책의 투명성 제고임. 원전의 경제성과 관련된 산정근거의 공개 및 객관성이 보장되는 검증이 필수적 절차임.

◦원전에 대한 공론화 조사 등 여론조사를 주기적으로 해서 정책에 반영할 필요가 있음.

◦미래의 원전가동과 관련하여 원전운영의 안전성 제고, 사용후 핵연료의 처리, 중·저준위폐기물 처분시설의 적기 확보, 원전해체 등 사후관리, 핵주기 관련 정책 등 원전 관련 다양한 문제가 추후의 과제로 남음.

□ 신재생에너지 정책

◦제4차 신재생에너지 기본계획의 ‘35년 전력부문의 신재생에너지 확대 목표는 14% 달성이며 ‘35년간 연평균 증가율은 6.8%에 이를 것으로 전망. 태양광(22%), 풍력(29%)이 신재생 발전량의 50% 이상을 차지할 것으로 추정

◦이는 한국은 수자원 및 바이오매스 잠재량이 부족하여 수력 및 바이오발전과 같은 대규모 신재생에너지 발전보다는 태양광과 같은 소규모 분산전원 형태가 더욱 적합하기 때문임.

◦현재 신재생에너지 비중의 낮은 수준이지만 ‘35년 14%까지 확대된다고 생각할 경우 이에 대한 백업설비 보유 등의 방안을 고려해야 함. 또한 신재생에너지 전원 중 중앙급전 가능설비에 대해서는 별도 고려를 통해 수급계획에 반영되도록 해야 함.

◦신재생 보급목표에서 풍력 및 태양광의 비중이 증가하고 폐기물이 감소한 것은 진일보한 결과이나, 태양광과 풍력에 대한 편중이 상당히 높은 편임. 신재생 목표는 원별 특성, 잠재량, 실현가능성을 고려해서 설정되어야 함. 신재생 보급 확대를 위해서는 시장과 정부의 역할분담이 필요함.

□ 온실가스감축 정책

◦에너지기본계획의 원전/신재생 비중의 확정으로 발전부문 감축목표 달성을 위해서는 석탄과 LNG의 적정 비중이 중요함. 발전부문 규제방식 (원단위규제 or 총량규제) 결정문제와 목표달성 수단 (배출권거래 or 급전순위 변경)에 대한 규제기관의 인정 여부에 대한 명확한 신호제공이 있어야 업계의 혼란이 최소할 될 것임.

4. 미래불확실성 대응 및 실효성 확보를 위한 제언

□ 자원적정성 확보 차원에서의 불확실성 대응

◦시장이 제대로 동작하면 수요/공급의 불확실성을 줄일 수 있으나, 시장이 제대로 작동하지 않기 때문에 수급계획의 불확실성이 커지고 전원믹스의 왜곡이 발생할 수 있음.

◦발전사업의 문제점은 두 가지로 볼 수 있는데, 첫째, 시장제도와 수급계획이 분리됨에 따라 진입규제와 시장규제가 분리되어 적용되고 있으며 둘째, 정부가 발전사업의 주체가 아니면서 투자의사결정을 대신함에 따라 불확실성이 증대되고 있음. 따라서 자원 적정성을 확보하기 위해서는 발전사업의 진입규제를 완화 내지 폐지하는 방안을 추천함.

◦7차 계획에서 검토 중인 발전사업자의 건설 불이행시 허가취소 및 인허가 요건강화는 규제에 순응하는 사업자에게만 유리하게 작용할 부작용이 우려됨.

◦수급계획의 이행력 확보를 위한 제도개선 대안으로는 현행 수급계획 또는 허가체계 내에서 규제적 요소를 강화하는 방안과 사업자 간 계약방식을 활용하는 방안이 존재

◦하지만, 규제요소 강화방안은 공정계획 수립의 왜곡, 과다한 행정비용, 예외 인정에 따른 재량권 남발과 로비에 취약해질 위험이 상존하며 장기 정책목표인 전력시장 자유화와도 배치되는 등 상당한 문제점 내포

◦따라서, 발전설비 투자의 이행력 확보를 위해서는 용량확보의무제도의 도입을 통해 불확실성을 최소화하는 것이 합리적임.

◦발전투자의 불확실성 완화방안으로서의 용량시장 도입

- 발전사업의 진입규제를 완화하여 자원적정성 왜곡(공급부족, 비용증가 등)을 해소하고 설비투자 유인 및 건설이행력을 제고하기 위해 용량의무제도를 도입하여 발전사업자와 판매사업자의 장기계약을 유도

- 예전부터 단일 에너지시장과 에너지+용량시장 사이의 우월성에 대한 논쟁이 있어왔으나, 최근의 외국동향은 에너지+용량시장 방향으로 가고 있음.

- 용량시장 도입 이전에 CBP를 우선 가격입찰 시장으로 전환할 것을 검토할 필요가 있음. 가격입찰 시장으로 전환하면 용량확보 문제도 어느 정도 해소가 가능하며, 특히 2016년 이후 예비율이 안정되기 때문에 가격입찰 시장으로 갈 수 있는 좋은 기회임. 단기방안으로 가격입찰 시장전환을 추진하는 동시에 중장기적으로 용량시장 개설을 준비해나가는 방안을 추천함.

- 그러나 현실적으로 우리나라에서 가격입찰시장 운영 시 가격 스파이크에 대한 국민적, 정치적 수용성이 낮을 것으로 예상되므로 CBP나 가격상한이 있는 BBP 형태로 가야한다고 생각하며, 적정 용량요금 산정이 매우 어렵기 때문에 CBP나 BBP 하에서 용량의무 도입이 필요함.

- 민원 등에 의한 발전설비 건설 불확실성이 커지고 있기 때문에 용량시장이 도입되더라도 제대로 운영되지 않을 가능성이 있으며, 이를 보완하기 위해 용량시장의 거래기간을 너무 장기간으로 늘릴 경우 외부의 공격대상이 될 가능성에 대비할 필요가 있음.

- 시장에서 수급 밸런스와 투자 유인이 되면 좋으나, 그렇지 못할 경우 계획과 시장의 괴리로 결국 공급불안이 발생하게 됨. 이행력 관점에서 선진국에서는 선도 용량시장을 도입해서 대응하고 있음.

◦발전설비 진입규제 완화 관련해서 정부의 역할은 향후 발전사업자가 직면할 수 있는 불확실 요인을 최소화하는데 노력을 기울여야함. 우선 송전 문제 해결이 필요하며, 발전사업자에게 명확한 송전 시그널을 주어야 함. 또한 시장제도의 불확실성도 해결해야 하는데 정확한 정보제공이 필요함.

◦용량시장은 장기적 방안으로 추진해야 함. 현 상황에서 한전에 용량시장에 대한 부분을 맡긴다면 제대로 작동하지 않을 것임. 판매시장 개방, 양방향 가격 입찰 등 시장과 연동되어 고려되어야 할 것임. 단기방안으로서 현 상태에서는 용량요금 개선, 도매시장 기능개선 추진이 선행 요건으로 지적됨.

◦장기적인 설비투자는 시장의 운영과 함께 계획되어야 함.

◦용량의무제도에 대해서 발전사업자가 아닌 판매사업자에게 책임을 부과해야 한다는 의견도 제시되고 있음.

◦실질적으로 전력수급의 안정성(자원 적정성)과 베스팅 컨트랙트/무부하비용제외 등의 방안은 서로 상충되는 개념임. 시장을 반 발전사업자 방식으로 전환한다면, 향후 발전설비 부족이 우려됨. 시장구조 개선 시에도 단기적이 아닌 장기적인 관점에서 문제해결 필요

◦기본적으로 베스팅컨트랙트는 보정계수를 대체하는 것임. 보정계수는 한전 및 발전자회사 간의 수익을 조정하는 것인데, 소매요금 규제가 풀리는 경우를 생각해보면 이는 판매사업자와 소비자 간의 문제가 됨. 즉, 초과이윤에 대해 발전사업자와 한전 및 소비자 간의 문제를 해결하기 위해 도입하는 것임.

◦용량요금은 고정비회수를 목적으로 도입한 것이지 예비력 확보를 위한 것이 아님. 따라서 자원적정성 차원에서 안정적인 예비력 확보를 위해서는 수급계획 제도 및 허가요건을 강화하거나, 용량확보 의무제도를 도입하는 것이 필요함. 또한 이를 효율적으로 유지하기 위해서는 판매경쟁이 시행되어야 한다고 생각함.

□ 수요관리 개선방안

◦수요관리 분야는 전반적으로 인프라가 부족하고 열악해서 변화가 필요함.

◦용량제도 및 용량시장의 도입이 여러 측면에서 필요하며 수요자원에 대한 표준화, 추진체계에 대한 재정립이 필요함

◦수요관리를 원자력/신재생 등의 정책자원으로 인식하고 이에 대한 체계적인 정책수립 필요

◦다만, 기술적 검증 미비 수단 및 재원확보 불확실 수요관리 자원에 대해서는 수급계획 반영 제외 등의 방안 고려 필요.

◦또한, 목표수요 산정방식에 의한 수요관리의 수급계획 반영방식의 개선 필요

◦수요관리 기준/절차/방법론의 개선, 수요관리 수단의 비용/기술기준의 표준화, 수요관리 감시체계 및 이행평가 개선 등 전반적인 추진체계 재정비가 요구됨.

◦수급계획 측면에서 수요자원을 공급자원과 동일하게 등가발전기로 처리하는 수요관리의 후차감방식이 수요관리량의 불명확성을 줄일 수 있음. 아울러 시장의 정상화로 수요관리가 제대로 작동하도록 해야 되는데, 도매 DR보다는 소매 DR을 우선적으로 활성화해야 하며, 소매시장 개방을 통해 수요관리 활성화를 유도할 필요가 있음.

◦장기적으로는 효율향상에서는 EERS(Energy Efficiency Resource Standard)를 도입하는 방안이 획기적인 방법이 될 것임 (신뢰성 있는 값을 가져갈 수 있음). 장기적으로는 이런 부분들에 초점을 맞춰야 하며 가장 중요한 것부터 우선순위를 정해서 단계별로 개선해나가는 방안이 추천됨.

◦수요관리 수단의 하나인 ESS는 불확실성이 크기 때문에 보수적으로 반영해야 함.

- 한전이 ESS에 대한 대규모 투자를 하려고 하는데, 경제성 평가가 제대로

되지 않고 있어 향후 전기요금 인상 요인이 될 수도 있음.

□ 수급계획 전력수요관리 재원확보 및 성과계량 명확화

◦기술적으로 검증되지 않거나 재원확보가 불확실한 수요관리 자원에 대해 수급계획의 반영을 제외하거나 일부만 반영하는 방식에 대한 검토가 필요함.

- 정부가 수급계획에서 수립해야 할 수요관리 목표량 수치와 실제 전력수급계획에 반영하는 수치와는 구별이 필요함. 즉, 전력수요관리 목표량 산정과 전력수급계획 반영을 분리하는 것에 대한 검토가 필요함.

◦7차 수요관리 개선방안-목표량 산정기준, 절차, 방법론 개발

- 자원 분류, 산정절차, 표준화 등에 대한 연구가 거의 되어 있지 않아서 앞으로 많은 투자가 있어야 할 것임.

- 현행 수요관리 제도(기술)에 의한 미래효과는 이미 수요예측에 반영되어 있으므로 신기술 등에 대해서만 수요예측에서 차감하는 방식을 적용할 필요가 있음.

- 수요관리사업의 평가 및 검증작업에 수요관리사업 전체 예산의 약 3~5% 수준을 사용하며 또한 제 3의 독립적인 기관을 통해 투명하고 엄격하게 수요관리사업의 평가 및 검증사업을 시행하고 있는 해외의 사례와 비교해 보면, 현재 전혀 제 기능을 하지 못하고 있는 국내 에너지 수요관리사업의 평가 및 검증(M&V) 사업의 역할 도입은 수요관리이행력 확보를 위한 가장 기본적인 동시에 가장 시급히 구비되어야할 필수적 사안으로 지적됨.

·또 다른 방안으로서 기준수요에 대해, 다양한 제약조건을 고려한 최대 설비용량을 산정(예, 원전제약, 송전제약, 환경제약 등을 고려하여, 국내 최대설비용량은 90GW)하고, 기준수요 중, 최대 설비용량까지는 발전설비로 공급하고, 최대설비용량을 초과하는 기준수요에 대해서는 수요관리로 공급하는 것으로 하여, 이에 따라 수요관리 목표량을 산정하는 방식을 고려할 수 있음. 이는 수요관리의 설비 모델링이 불필요하나, 강력한 수요관리 정책 실행을 통해 전력수급계획의 공급(설비계획)과 수요관리를 완전하게 분리시키는 것으로, 최대 설비용량 산정방안의 개발이 필요함. 동 방식은 현행 수요관리 선 차감 방식에서, 후 차감 방식으로의 전환을 의미하나, 설비 및 수요관리의 이행력 강화에 기여할 수 있을 것으로 예상됨.

□ 기타 불확실성 대응 방안

◦발전사업의 불확실 요인(정책자원 목표의 현실성, 송전망 개방 및 건설, 시장규칙개정 등)을 최소화하고 시장참여자의 신뢰확보를 위한 정부의 획기적인 정보제공 체계의 개선이 필요함.

◦발전소 건설 불이행시 손해가 가장 많이 발생하는 사업자는 판매사업자로 건설이행성은 판매사업자가 책임져야 하는데, 현재 판매사업자인 한전의 역할이 불분명함. 판매사업자는 용량시장 유무와 관계없이 발전사업자와 장기계약을 통하여 이행성 메커니즘을 확보해야함. 수요관리 역시 판매사업자가 수요관리 주체가 되어야 함. 그래야 수급불안에 대응하여 책임지고 수요관리를 시행할 수 있음.

◦판매회사가 수요관리를 하는 것에 대한 적절성 논란이 계속되고 있는데, 결국 선진국에서도 판매회사가 하고 있는 상황임. 다만 판매회사가 수요관리를 할 수 있는 유인이 부족한 상황이므로 EERS를 하는 것은 맞는데 그전에 규제체계를 정비해서 판매회사가 수요관리를 할 수 있는 유인(인센티브체계 등)을 주는 것이 필요함.

- 가장 좋은 방법은 수요관리 투자 분을 투자보수 산정 시에 인정해주는 것인데, 그렇게 하면 판매회사가 공급자원과 수요자원 중에서 선택적으로 집행할 수 있음. 이런 부분을 정비한 후 EERS를 추진하면 이상적일 것으로 판단됨.

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부록 : 정책포럼 개요

1. 1차 정책포럼

□ (일시 및 장소) ‘13. 8. 19(월) 16:00∼18:30, 거래소 국제교육센터 제1강의실

□ (참석자)

◦(발표자) 이창호(전기연구원), 이광민(대륙아주), 조성봉(숭실대)

◦(토론자) 신정식(중앙대, 좌장), 오태규(전기위원회), 윤원철(한양대), 박원주(민간발전협회), 정도영(전력거래소)

◦(방청객) 전력산업계 50여명

□ (주제발표 및 내용)

주제	제목	발표자
수급계획 목표/성격/체계	전력수급계획 제도 개선방향	이창호
수급계획 법/제도	전력수급기본계획의 법적/제도적 측면	이광민
시장체제에 적합한 수급계획 제도	전력수급계획-시장친화적 제도개선 방안	조성봉

2. 2차정책포럼

□ (일시 및 장소) ‘13. 10. 18(금) 16:00∼18:30, 거래소 국제교육센터 제1강의실

□ (참석자)

◦(발표자) 박종배(건국대), 전영환(홍익대)

◦(토론자) 신정식(아주대, 좌장), 김창섭(가천대), 석광훈(에너지시민연대), 김상준(한전), 정도영, 김태훈(이상 전력거래소)

◦(방청객) 전력산업계 50여명

□ (주제발표 및 내용)

제목	발표자
분산형 전원 : 현황, 문제점, 개선방안	박종배
전력공급의 안정화를 위한 전원, 전력망	전영환

3. 3차 정책포럼

□ (일시 및 장소) ‘13. 12. 13(금) 16:00∼18:30, 거래소 국제교육센터 제1강의실

□ (참석자)

◦(발표자) 노동석(에너지경제연구원), 이철용(에너지경제연구원)

◦(토론자) 신정식(아주대, 좌장), 한화진(환경정책평가연구원), 이상훈(녹색에너지전략연구소), 조기선(전기연구원), 이병국(한국수력원자력), 양성배(전력거래소)

◦(방청객) 전력산업계 30여명

□ (주제발표 및 내용)

주제	제목	발표자
원전	제2차 에기본의 원전비중과 정책	노동석
신재생	신재생에너지 보급목표 및 정책수단	이철용

4. 4차 정책포럼

□ (일시 및 장소) ‘14. 2. 28(금) 15:30∼18:00, 국제교육지원센터 제1강의실

□ (참석자)

◦(발표자) 이수일(KDI), 김진호(가천대)

◦(토론자) 신정식(아주대, 좌장), 조영탁(한밭대), 이유수(에경연), 박종진(전기연), 노재형(건국대)

◦(방청객) 전력산업계 30여명

□ (주제발표 및 내용)

주제	제목	발표자
불확실성	발전설비투자의 제도개선	이수일
수요관리	수요관리 개선방안	김진호

5. 최종 발표회 포럼

□ (목적) “수급계획 성격 재정립 및 제도개선 방안” 최종·종합 발표회

□ (일시 및 장소) 2014. 4. 29(화), 14:30∼17:30, 코엑스 402호

□ (진행방식) 이슈별 전문가 발표, 패널토의, 질의응답

□ (참석자) 좌장(신정식), 발표자(9명), 패널(4명), 방청객(100여명)

가. 주제발표

분야		주요내용	발표자
□ 계획 성격	계획 체계	□진입규제완화 → Outlook 형태로 전환 - 기본정보 제공, 투자정보 제공	이창호 (전기연)
	법/제도	□요건과 절차 간소화하되, 이행가능성 주기적 검토 후 사업취소 제도 마련 필요	이광민 (법무법인 영진)
	시장체제 수급제도	□원별 발전량 추세 유지될 수 있도록 믹스 구성 필요 (☞ 무리한 정책목표 지양)	조성봉 (숭실대)
□ 분산 시스템	송전망	□전원의 분산화/수도권 수요 억제 필요 □신재생 출력변동에 대비 보완설비 반영 필요	전영환 (홍익대)
	분산전원	□대단지내 설비 증설 제한 필요 □대규모 산업단지/소비자 자가비중 확대	박종배 (건국대)
□ 정책 설비	원전계획	□안전성, 사용후핵연료 처리, 처분시설 등 다양한 이슈 검토 필요	노동석 (에경연)
	신재생 계획	□대규모 신재생원 보다는 소규모 분산 형태의 신재생 확충이 바람직	이철용 (에경연)
□ 불확실 대응	투자 불확실성	□규제강화 방식 보다는 계약방식 도입으로 이행성 확보 필요 (☞용량의무제도 도입)	이수일 (KDI)
	수요관리 불확실성	□정책자원으로서 체계성 확보 시급 □불확실 자원은 계획에서 제외 필요	김진호 (가천대)

나. 패널토론

노재형 (건국대)	□신뢰도/환경배출/비용최소화 등 계획 전반에 여전히 정부가 개입 ☞ 신뢰도는 판매사, 환경배출/비용최소화는 발전사에 맡겨야 함
조기선 (전기연)	□Outlook형태로 전환, 시나리오 기준으로 수요예측 필요 □용량의무는 발전사가 아닌 판매사에게 부과 필요
윤원철 (한양대)	□Outlook형태로 전환, 시장개선은 발전사업자 입장 고려 신중 필요
이유수 (에경연)	□시장체제에서는 사업자 자율적 계획 필요, 용량시장 도입은 판매개방 등 구조변화가 수반될 필요

			1. 이 연구보고서는 한국전력거래소에서 시행한 연구보고서입니다. 2. 이 보고서 내용을 대외적으로 발표 하거나 활용, 인용 및 복사하고자 할 때는 한국 전력거래소의 사전 승인을 받아야 합니다.