원자력발전과 신재생에너지발전에 대하여 과학적, 객관적 검토없이 다양한 정책과 주장이 제기되고 있다. 본 연구에서는 국가별 에너지정책을 조사 분석하고 총 34개의 가능한 전원구성 시나리오를 도출하였다. 이들 시나리오가 우리나라 전력정책에 도입될 경우를 가정하여 전력단가를 계산하였다. 전력단가 계산방법은 현재 우리나라 전력시장에서 사용하는 한계가격결정 방법을 사용하였고 발전원별로 표준건설비 및 운영비를 적용함으로써 계산을 단순화하였다. 계산결과 송배전 비용과 사업자의 이윤을 제외한 현행 전원 구성에 대한 전력단가는 평균 22.18원/kWh이고 전원구성비에 따라 19.74에서 164.07원/kWh까지 분포하였다. 원자력발전비율이 증가할수록 전력단가는 낮아졌고 신재생에너지 발전비율이 증가할수록 전력단가는 높아졌다. 주목할 만한 것은 신재생에너지 발전비율이 20%를 넘어서게 되면 값싼 기저발전을 활용할 수 없게 되어 전력수요가 적은 시간대에 전력단가가 오히려 상승하였다.
원자력발전과 신재생에너지발전에 대하여 과학적, 객관적 검토없이 다양한 정책과 주장이 제기되고 있다. 본 연구에서는 국가별 에너지정책을 조사 분석하고 총 34개의 가능한 전원구성 시나리오를 도출하였다. 이들 시나리오가 우리나라 전력정책에 도입될 경우를 가정하여 전력단가를 계산하였다. 전력단가 계산방법은 현재 우리나라 전력시장에서 사용하는 한계가격결정 방법을 사용하였고 발전원별로 표준건설비 및 운영비를 적용함으로써 계산을 단순화하였다. 계산결과 송배전 비용과 사업자의 이윤을 제외한 현행 전원 구성에 대한 전력단가는 평균 22.18원/kWh이고 전원구성비에 따라 19.74에서 164.07원/kWh까지 분포하였다. 원자력발전비율이 증가할수록 전력단가는 낮아졌고 신재생에너지 발전비율이 증가할수록 전력단가는 높아졌다. 주목할 만한 것은 신재생에너지 발전비율이 20%를 넘어서게 되면 값싼 기저발전을 활용할 수 없게 되어 전력수요가 적은 시간대에 전력단가가 오히려 상승하였다.
Various pros and cons are raised as to the nuclear and renewable power portions. In order to generate scientific, objective, and comparative data, this study reviewed energy policies of some countries and derived 34 possible energy mix scenarios depending on the nuclear portion, the renewable portio...
Various pros and cons are raised as to the nuclear and renewable power portions. In order to generate scientific, objective, and comparative data, this study reviewed energy policies of some countries and derived 34 possible energy mix scenarios depending on the nuclear portion, the renewable portion and the make-up power sources. For each scenario, the unit electricity cost was calculated using the BLMP (Base Load Marginal Price) and SMP (System Marginal Price) methodology, which is currently adopted in Korean electricity market. The unit electricity cost for the current energy mix was 22.18 Won/kWh and those fir other scenarios spreaded from 19.74 to 164.07 Won/kWh excluding the transmission costs and profits of the electric utility companies. Generally, the increased nuclear power portion leads reduction in the unit electricity cost while the trend is reversed in the renewable power portion. Notable observation is that when the renewable power portion exceeds 20%, as the scenario cannot enjoy the benefit of cheap base load, the unit electricity cost at low demand time zone is increased.
Various pros and cons are raised as to the nuclear and renewable power portions. In order to generate scientific, objective, and comparative data, this study reviewed energy policies of some countries and derived 34 possible energy mix scenarios depending on the nuclear portion, the renewable portion and the make-up power sources. For each scenario, the unit electricity cost was calculated using the BLMP (Base Load Marginal Price) and SMP (System Marginal Price) methodology, which is currently adopted in Korean electricity market. The unit electricity cost for the current energy mix was 22.18 Won/kWh and those fir other scenarios spreaded from 19.74 to 164.07 Won/kWh excluding the transmission costs and profits of the electric utility companies. Generally, the increased nuclear power portion leads reduction in the unit electricity cost while the trend is reversed in the renewable power portion. Notable observation is that when the renewable power portion exceeds 20%, as the scenario cannot enjoy the benefit of cheap base load, the unit electricity cost at low demand time zone is increased.
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문제 정의
본 연구에서는 각국의 원자력 및 신재생에너지 관련 정책을 검토하여 총 34가지 가능한 전원구성 시나리오를 도출하였다. 2003년도 우리나라 전력수요를 기준으로 하고 현재의 우리나라 전력시장의 전력단가 계산방법론에 표준발전소의 건설비 및 운영비 개념을 적용하여 각각의 시나리오에 대하여 평균전력수요일의 시간대별 전력단가를 계산하였다.
본 연구에서는 우리나라와 독일 등에서 제시하고 있는 원자력과 신재생에너지 정책을 토대로 가능한 전원구성 (Energy Mix) 시나리오를 설정하고 현재 우리나라 전력시장에서 사용하는 전력단가 계산방법과 자료를 활용하여 각각의 시나리오에 대한 전력단가를 계산하였다. 이를 통하여 원자력 및 신재생에너지 정책이 전력 단가에 미치는 영향을 정량적으로 평가함으로써 판단의 근거를 마련하고자 하였다.
계산하였다. 이를 통하여 원자력 및 신재생에너지 정책이 전력 단가에 미치는 영향을 정량적으로 평가함으로써 판단의 근거를 마련하고자 하였다.
가설 설정
3. Large hydro power excluded.
B. 용량가격은 시나리오에 따른 건설비만을 계산한다. 즉 인건비, 수선유지비, 관리비, 공통비, 등 운전자본에 대한 보수금액은 산정하지 않는다.
C. 건설비는 표준 발전기의 표준 건설비를 기준으로 계산한다.
D. 자본회수계수의 할인율은 공공사업시 적용하는 7% 로 가정하였다.
H. 신재생에너지 발전기는 풍력발전기로 하고 22% 가동률 191을 가정한다.
즉, SR"=GR”이다. 또한 한계가격 결정이 한 시간 단위로 이루어지기 때문에 한계가격 결정에 참여하는 모든 발전기는 한 시간 이상 발전하는 것으로 가정한다. 이를 토대로 가격결정발전계획에 포함된 발전기 중 변동비 최고의 가격으로 결정되는 계통한계가격 (SMP) 만을 계산한다면 다음과 같이 간단히 표현할 .
발전원별로 용량과 가격 이상이 하므로 표준발전비와 표준건설비를 기준으로 계산하였다. 원자력발전소의 수명은 독일의 경우와 같이 32 년으로 보수적인 가정을 하였다. 신재생에너지는 신재생에너지 가운데 전력단가가 가장 저렴한 풍력발전으로 하였고 22%의 가동률을 가정하였다明 일반적으로 우리나라에서 풍력발전은 첨두부하가 나타나는 하절기에 가동률이 7〜8%로 낮고 비수기인 동절기에 가동률이 높다.
제안 방법
따라 표준발전기에 대한 용량 배분을 통하여 파악한다. 따라서 건설비는 총 건설비용에 대해 가 동년 수(수명) 동안 할인율을 기초로 연간등가액으로 환산한 다음 단위 kW-h당 자본투자 회수금액으로 계산하였다.
원자력의 발전비율은 독일, 우리나라, 프랑스의 정책에 따라 0%폐쇄), 40%(현행), 47%, 75% 로 구분하였고, 신재생에너지 발전비율은 우리나라와 독일의 신재생에너지 정책에 따라 0%(현행), 5%, 20%, 50%로 구분하였다. 따라서 원자력과 신재생에너지별로세 분화된 발전비율을 배합하고 나머지 발전비율은 현행으로 유지하되 시나리오 구성에 따른 초과 또는 부족되는 발전량을 석탄, 석유, LNG 발전비율에서 각각 차감하거나 증대하는 부속 시나리오를 구성하였다. 총 34개의 시나리오가 도출되었으며 Table 4에 정리하였다.
이를 통하여 2030년까지 풍력발전용량을 3만 6천~4 만 2천 MW로 증대할 것을 기대하고 있다. 또한, 재생 가능 에너지법 (EEG : Emeuerbare Energie Gesetz)'을 제정하여 태양광을 이용한 발전을 통해 현재 1억 kWh의 전기생산량을 2이0년까지 10배로 확충할 것을 계획하였다. 이렇게 신재생에너지 발전량을 확대하여 2020년까지 전체 전력의 20%를 신재생에너지로 생산하고 2050 년까지 전체 전력의 50%를 신재생에너지로 생산한다는 정책을 수립하였다回.
발전원별 구성비 시나리오는 여러 나라의 에너지 정책에서 제시하는 원자력과 신재생에너지 발전비율을 조합하여 구성하였다. 원자력의 발전비율은 독일, 우리나라, 프랑스의 정책에 따라 0%폐쇄), 40%(현행), 47%, 75% 로 구분하였고, 신재생에너지 발전비율은 우리나라와 독일의 신재생에너지 정책에 따라 0%(현행), 5%, 20%, 50%로 구분하였다.
발전원별 시설현황과 전력수요는 2003년도 우리나라 현황을 기준으로 적용하였다. 발전원별로 용량과 가격 이상이 하므로 표준발전비와 표준건설비를 기준으로 계산하였다.
기준으로 적용하였다. 발전원별로 용량과 가격 이상이 하므로 표준발전비와 표준건설비를 기준으로 계산하였다. 원자력발전소의 수명은 독일의 경우와 같이 32 년으로 보수적인 가정을 하였다.
산출된다. 본 연구에서는 2003년도 전력수요량을 시간대별로 평균하여 평균전력수요일의 하루 24시간에 대한 전력수요량에서 전력단가를 계산하였다. 단, 건설수요는 2003년도 전력수요량 가운데 최대 전력수요일을 기준으로 건설수요를 파악흐].
구성하였다. 원자력의 발전비율은 독일, 우리나라, 프랑스의 정책에 따라 0%폐쇄), 40%(현행), 47%, 75% 로 구분하였고, 신재생에너지 발전비율은 우리나라와 독일의 신재생에너지 정책에 따라 0%(현행), 5%, 20%, 50%로 구분하였다. 따라서 원자력과 신재생에너지별로세 분화된 발전비율을 배합하고 나머지 발전비율은 현행으로 유지하되 시나리오 구성에 따른 초과 또는 부족되는 발전량을 석탄, 석유, LNG 발전비율에서 각각 차감하거나 증대하는 부속 시나리오를 구성하였다.
상승하였다. 특히 주목할 것은 신재생에너지의 발전 비율이 20% 이상이 되는 경우, 값싼 기저부하를 이용할 수 없게 되므로 전력수요가 낮은 시간대에도 전력 단가가 상승하는 역전현상을 관측하였다.
한계가격 계산을 위해서 Table 5에서 제시하는 바와 같이 여러가지 전력원에 대하여 표준발전기를 정의하여 사용하였다. 여기서 표준발전기란 각 발전원별로 대표되는 발전기 이다.
대상 데이터
신재생에너지의 발전원가와 건설원가는 비교적 경제성을 확보하고 있는 풍력발전의 자료를 사용하였다. 그러나 이보다 전력단가가 약 7배 높은 태양광으로 발전하였다면 신재생에너지원의 도입은 전력단가에 더욱 악영향을 미쳤을 것으로 사료된다.
성능/효과
계산결과 우리나라의 현행 발전원구성 시나리오의 전력 단가는 22.18원/kWh로 계산되었다. 이는 송.
본 연구를 통하여 기후변화협약에 따르는 탄소세 부과에 대해 무관한 발전원인 원자력발전은 저렴한 전력 단가를 유지하는데 필수적인 발전원임을 알 수 있었다. 신재생에너지원은 아직까지 충분한 경제성을 확보하고 있지 않기 때문에 발전비율을 무리하게 증가시킬 경우 현실적으로 전력단가에 악영향을 끼치는 것으로 나타났다.
있었다. 신재생에너지원은 아직까지 충분한 경제성을 확보하고 있지 않기 때문에 발전비율을 무리하게 증가시킬 경우 현실적으로 전력단가에 악영향을 끼치는 것으로 나타났다. 따라서 신재생에너지원에 대해서는 건설을 독려하기보다는 연구개발을 통하여 경제성을 향상시킬 필요성이 있는 것으로 판단된다.
후속연구
그러나 이보다 전력단가가 약 7배 높은 태양광으로 발전하였다면 신재생에너지원의 도입은 전력단가에 더욱 악영향을 미쳤을 것으로 사료된다. 뿐만 아니라 전기수요가 가장 높은 하절기에 풍력발전의 가동률이 7-8% 수준임을 감안하면 22%의 평균가동률을 가정한 것도 추후 연구에서는 보완되어야 할 것으로 사료된다.
이에 따라 2001년 6월 14일에는 독일 정부와 에너지사업자 간에 원자력의 상업적 이용중단과 폐기물처리에 관한 합의문을 작성하였고 이렇게 수립된 원전폐쇄정책은 원자력발전소의 가동기한을 32년으로 제한하고, 사용후핵연료의 재처리를 위한 해외 운송은 2005년 7월까지 허용하고 있다用 이러한 원전폐쇄정책에 따라, 슈타데 (Stade) 원전이 2003년 11월에 폐로되었고, 2005년 5월 오브 리크 하임 (Obrigheim) 원전운전이 중단되었다. 향후 20년을 전후하여 독일의 원전 19기가 모두 폐쇄될 것으로 전망되고 있다.
참고문헌 (10)
'제2차 전력수급기본계획', 산업자원부, 2004
임성진. '원전개발에서 폐쇄에 이르기까지 독일 원자력정책의 변천과정', 전주대학교, 2001
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