배출권거래제가 2015년에 도입예정으로 배출권거래제법이 지난 ’12년 11월에 발효됨에 따라 우리나라도 본격적인 배출권거래제시대가 도래하였다. 우리나라 전체 온실가스 배출량의 약30%를 차지하고, 배출권거래의 약70%를 점유할 것으로 전망되는 발전부문에 영향이 미칠 것으로 예상된다. 배출권거래제를 가장 선진적으로 운영하고 있는 유럽의 경우도 발전부분의 경우는 온실가스 감축비용, 즉 배출권제약 비용을 발전원가에 반영하여 전력을 판매함에 따라 전기요금의 인상에 직접적으로 영향을 미쳤다. 그리고 발전부문에 배출권을 과다할당 또는 무상할당 부문에 대해서도 전기요금에 전가함으로써 발전사들이 횡재이윤(Windfall Profit)이 발생하였다. 우리나라 전력시장체제에서는, 일반 산업체는 배출권제약에 따른 비용을 생산원가에 반영할 수 있는데, 발전부문은 배출권제약에 따른 비용을 발전원가에 반영할 수 없는 규제적 ...
배출권거래제가 2015년에 도입예정으로 배출권거래제법이 지난 ’12년 11월에 발효됨에 따라 우리나라도 본격적인 배출권거래제시대가 도래하였다. 우리나라 전체 온실가스 배출량의 약30%를 차지하고, 배출권거래의 약70%를 점유할 것으로 전망되는 발전부문에 영향이 미칠 것으로 예상된다. 배출권거래제를 가장 선진적으로 운영하고 있는 유럽의 경우도 발전부분의 경우는 온실가스 감축비용, 즉 배출권제약 비용을 발전원가에 반영하여 전력을 판매함에 따라 전기요금의 인상에 직접적으로 영향을 미쳤다. 그리고 발전부문에 배출권을 과다할당 또는 무상할당 부문에 대해서도 전기요금에 전가함으로써 발전사들이 횡재이윤(Windfall Profit)이 발생하였다. 우리나라 전력시장체제에서는, 일반 산업체는 배출권제약에 따른 비용을 생산원가에 반영할 수 있는데, 발전부문은 배출권제약에 따른 비용을 발전원가에 반영할 수 없는 규제적 시장구조를 갖고 있다. 따라서, 발전부문의 추가 부담 비용을 정량적으로 산정함으로써 전기요금의 인상폭 정도를 사전에 예측하고, 이를 통해 전기요금 인상폭을 예상함으로써 산업경제 및 경제성장에 영향을 전망하여 사전적 대응방안을 마련하고자 한다. 제5차 전력수급기본계획에 의하면 저탄소 저원가 원자력발전소, 고탄소 저원가 유연탄발전소 설비 증가에 의한 발전원가 감소에 따라 판매원가도 낮아 질것으로 전망되나, ’15년부터 배출권거래제 도입에 따라 배출권 제약에 따른 비용이 추가될 것으로 예상된다. 또한, 배출권거래제 도입 시 배출권가격에 따라 전기요금에 미치는 영향이 달라질 수 있다. 이에 따라 우리나라 온실가스 감축목표와 배출권가격에 따른 시나리오별 배출권제약 비용을 분석하였다. 배출권가격이 10,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 0.54%에서 최대 1.62%까지 인상될 것으로 전망되며, 배출권가격이 20,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 1.07%에서 최대 3.24%까지 인상될 것으로 전망되며, 30,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 1.61%에서 최대 4.85%까지 인상될 것으로 전망되며, 40,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 2.15%에서 최대 6.47%까지 인상될 것으로 전망된다. 이에 대한 대책으로는 발전부문에 대해 무상할당 비율을 확대하여 배출권거래제로 인한 발전회사의 비용 발생을 최소화하고 발전회사의 배출권 관련 비용을 전력시장에서 적정수준 보상해 주도록 하여 전력시장구조를 부분적으로 개편하거나, 유럽의 경우처럼 발전회사가 전력시장에서 계약 또는 가격입찰을 통해 배출권거래제로 인한 비용을 발전비용에 자연스럽게 포함하여 회수할 수 있는 체제로 전력시장을 전면적으로 가격입찰시장으로 개편하는 것이 필요하다. 또한 전기요금체제를 정부의 물가관리대상 항목의 규제하는 체제에 벗어나 전력시장가격과 연동할 수 있는 체제로 개선하는 것도 무엇보다 중요하다. 이를 위해서는 한국전력공사가 독점하고 있는 판매사업자를 민간에 개방하는 전력산업구조개편을 재추진하는 것이 선행되어야 한다. 이와 함께 유럽의 배출권거래제에서 나타난 배출권제약 비용을 전력가격에 대부분을 전가하는 발전부문의 횡재이윤(Windfall Profit)을 예방하기 위한 규제 제도 마련도 함께 추진하여야 한다.
배출권거래제가 2015년에 도입예정으로 배출권거래제법이 지난 ’12년 11월에 발효됨에 따라 우리나라도 본격적인 배출권거래제시대가 도래하였다. 우리나라 전체 온실가스 배출량의 약30%를 차지하고, 배출권거래의 약70%를 점유할 것으로 전망되는 발전부문에 영향이 미칠 것으로 예상된다. 배출권거래제를 가장 선진적으로 운영하고 있는 유럽의 경우도 발전부분의 경우는 온실가스 감축비용, 즉 배출권제약 비용을 발전원가에 반영하여 전력을 판매함에 따라 전기요금의 인상에 직접적으로 영향을 미쳤다. 그리고 발전부문에 배출권을 과다할당 또는 무상할당 부문에 대해서도 전기요금에 전가함으로써 발전사들이 횡재이윤(Windfall Profit)이 발생하였다. 우리나라 전력시장체제에서는, 일반 산업체는 배출권제약에 따른 비용을 생산원가에 반영할 수 있는데, 발전부문은 배출권제약에 따른 비용을 발전원가에 반영할 수 없는 규제적 시장구조를 갖고 있다. 따라서, 발전부문의 추가 부담 비용을 정량적으로 산정함으로써 전기요금의 인상폭 정도를 사전에 예측하고, 이를 통해 전기요금 인상폭을 예상함으로써 산업경제 및 경제성장에 영향을 전망하여 사전적 대응방안을 마련하고자 한다. 제5차 전력수급기본계획에 의하면 저탄소 저원가 원자력발전소, 고탄소 저원가 유연탄발전소 설비 증가에 의한 발전원가 감소에 따라 판매원가도 낮아 질것으로 전망되나, ’15년부터 배출권거래제 도입에 따라 배출권 제약에 따른 비용이 추가될 것으로 예상된다. 또한, 배출권거래제 도입 시 배출권가격에 따라 전기요금에 미치는 영향이 달라질 수 있다. 이에 따라 우리나라 온실가스 감축목표와 배출권가격에 따른 시나리오별 배출권제약 비용을 분석하였다. 배출권가격이 10,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 0.54%에서 최대 1.62%까지 인상될 것으로 전망되며, 배출권가격이 20,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 1.07%에서 최대 3.24%까지 인상될 것으로 전망되며, 30,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 1.61%에서 최대 4.85%까지 인상될 것으로 전망되며, 40,000원/tCO2인 경우 전기요금이 최소 2.15%에서 최대 6.47%까지 인상될 것으로 전망된다. 이에 대한 대책으로는 발전부문에 대해 무상할당 비율을 확대하여 배출권거래제로 인한 발전회사의 비용 발생을 최소화하고 발전회사의 배출권 관련 비용을 전력시장에서 적정수준 보상해 주도록 하여 전력시장구조를 부분적으로 개편하거나, 유럽의 경우처럼 발전회사가 전력시장에서 계약 또는 가격입찰을 통해 배출권거래제로 인한 비용을 발전비용에 자연스럽게 포함하여 회수할 수 있는 체제로 전력시장을 전면적으로 가격입찰시장으로 개편하는 것이 필요하다. 또한 전기요금체제를 정부의 물가관리대상 항목의 규제하는 체제에 벗어나 전력시장가격과 연동할 수 있는 체제로 개선하는 것도 무엇보다 중요하다. 이를 위해서는 한국전력공사가 독점하고 있는 판매사업자를 민간에 개방하는 전력산업구조개편을 재추진하는 것이 선행되어야 한다. 이와 함께 유럽의 배출권거래제에서 나타난 배출권제약 비용을 전력가격에 대부분을 전가하는 발전부문의 횡재이윤(Windfall Profit)을 예방하기 위한 규제 제도 마련도 함께 추진하여야 한다.
Since the Emission Trading Act came into effect in November 2012, it is now apparent that the new age for emission trading system (referred to “ETS” hereafter) has arrived. Provided that the power generation industry makes up 30% of the total greenhouse gas emissions in Korea and is forecasted to ta...
Since the Emission Trading Act came into effect in November 2012, it is now apparent that the new age for emission trading system (referred to “ETS” hereafter) has arrived. Provided that the power generation industry makes up 30% of the total greenhouse gas emissions in Korea and is forecasted to take 70% of the total emission trading, it will be greatly affected by the introduction of ETS. The EU, in which the ETS is operated in the most advanced way, has reflected the greenhouse gas emission cost in the generation cost, and resulted in making a direct impact on raising the electricity bills. Moreover the EU ETS passed the incurred costs from excess or free allocations on to the electricity bills, and in effect only electric power companies earned windfall profits. Industrial players are allowed to pass the incurred cost from limited carbon emissions on to their production cost, whilst electric power companies are not under Korean electric power market system. Therefore this research intends to make a quantitative estimation on additional cost in the power industry, forecast the price increase in electricity and its potential impact on the industrial economy and economic growth, and thereby preparing for appropriate measures in advance. According to the 5th Basic Plan of Long-Term Electricity Supply and Demand is forecasted that the selling price will be lowered down, for the generation cost is decreased due to building nuclear power plants and non-coking coal plants. However, costs from limited carbon emissions will incur and add to the generation cost due to the introduction of ETS in 2015 and it is likely that the carbon credit price will effect on the electricity price. Thus, it will build scenarios based on the variable carbon emissions reduction target and carbon credit price, and conduct a cost analysis from constraining carbon emissions by scenarios. If the carbon credit price is KRW 10,000/tCO2, the electricity price will rise by 0.54% at minimum or by 1.62% at maximum. If it is 20,000/tCO2, the price will go up by 1.07% at minimum or by 3.24% at maximum, and if it is 30,000/tCO2, the price will go up by 1.61% at minimum or by 4.85% at maximum. And if it is 40,000/tCO2, the price will rise by 2.15% at minimum or by 6.47% at maximum. One measure to respond to the price hike is to restructure the market system in order to minimize the cost burden on the electric power companies incurred from constraining carbon emissions by expanding the ratio of free allocation on power generation or by compensating them in the market. It is also necessary to transform the market into price bidding market such as EU where the electric power companies reflect the cost incurred from the ETS in the generation cost through contract or price bidding. In addition, the electricity pricing system should be left off the government’s price index control list, and should change to the system which links to the market price. With the aforementioned measures, it is prerequisite to seek for privatizing the power sales sector which is monopolized by KEPCO and to prepare for regulations to prevent electric power companies from gaining windfall profits in the generation sector.
Since the Emission Trading Act came into effect in November 2012, it is now apparent that the new age for emission trading system (referred to “ETS” hereafter) has arrived. Provided that the power generation industry makes up 30% of the total greenhouse gas emissions in Korea and is forecasted to take 70% of the total emission trading, it will be greatly affected by the introduction of ETS. The EU, in which the ETS is operated in the most advanced way, has reflected the greenhouse gas emission cost in the generation cost, and resulted in making a direct impact on raising the electricity bills. Moreover the EU ETS passed the incurred costs from excess or free allocations on to the electricity bills, and in effect only electric power companies earned windfall profits. Industrial players are allowed to pass the incurred cost from limited carbon emissions on to their production cost, whilst electric power companies are not under Korean electric power market system. Therefore this research intends to make a quantitative estimation on additional cost in the power industry, forecast the price increase in electricity and its potential impact on the industrial economy and economic growth, and thereby preparing for appropriate measures in advance. According to the 5th Basic Plan of Long-Term Electricity Supply and Demand is forecasted that the selling price will be lowered down, for the generation cost is decreased due to building nuclear power plants and non-coking coal plants. However, costs from limited carbon emissions will incur and add to the generation cost due to the introduction of ETS in 2015 and it is likely that the carbon credit price will effect on the electricity price. Thus, it will build scenarios based on the variable carbon emissions reduction target and carbon credit price, and conduct a cost analysis from constraining carbon emissions by scenarios. If the carbon credit price is KRW 10,000/tCO2, the electricity price will rise by 0.54% at minimum or by 1.62% at maximum. If it is 20,000/tCO2, the price will go up by 1.07% at minimum or by 3.24% at maximum, and if it is 30,000/tCO2, the price will go up by 1.61% at minimum or by 4.85% at maximum. And if it is 40,000/tCO2, the price will rise by 2.15% at minimum or by 6.47% at maximum. One measure to respond to the price hike is to restructure the market system in order to minimize the cost burden on the electric power companies incurred from constraining carbon emissions by expanding the ratio of free allocation on power generation or by compensating them in the market. It is also necessary to transform the market into price bidding market such as EU where the electric power companies reflect the cost incurred from the ETS in the generation cost through contract or price bidding. In addition, the electricity pricing system should be left off the government’s price index control list, and should change to the system which links to the market price. With the aforementioned measures, it is prerequisite to seek for privatizing the power sales sector which is monopolized by KEPCO and to prepare for regulations to prevent electric power companies from gaining windfall profits in the generation sector.
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