[논문]탄소비용이 CBP전력시장에 미치는 영향

김욱; 박종배; 이주원

doi:10.5370/kiee.2010.59.4.700

탄소비용이 CBP전력시장에 미치는 영향
Impact of Carbon Costs on Wholesale Electricity Market 원문보기

전기학회논문지 = The Transactions of the Korean Institute of Electrical Engineers, v.59 no.4, 2010년, pp.700 - 706

김욱 (한국남부발전 발전처) , 박종배 (건국대학 전기공학과) , 이주원 (건국대학 전기공학과)

Abstract ▼ AI-Helper

Carbon costs, either in the form of a carbon tax or through permit prices in an emissions trading scheme, would ultimately be reflected in higher electricity prices. This price "pass-through" is very critical to the effective design of new policies to curb the amount of carbon emissions. This paper sets out in a structured way the factors that determine price pass-through and how carbon costs would impact on the electricity market and the existing coal-fired power plants. It is shown that pass-through can vary drastically if the underlying dispatch potential of generators varies significantly across alternative emissions reduction scenarios. It can also vary depending on the availability of competing cleaner forms of generation. Pass-through as a measure of business performance is therefore hard to generalize across different circumstances and should be interpreted carefully.

주제어

AI 본문요약
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문제 정의

본 논문에서는 현행 전력시장 규칙과 연료비의 상대적인 차이가 유지된 상태에서 우리나라에 배출권 거래 또는 탄소세 제도가 도입되었을 때, 전가율의 정확한 분석을 위하여 어떠한 요소들이 고려되어야 하는지를 논의하고 발전부문에 발생하는 탄소비용이 도매전력요금에 어느 정도 전가가 되는지에 대한 분석을 하고자 한다. 이를 위하여 우선 제2장에서는 간단한 사례분석을 통하여 전가율 계산 결과와 전가율에 영향을 미치는 요소들에 대해서 설명하고, 제3장에서는 전가율을 계산하기 위한 경제급전 모델에 대하여 설명하며, 제4장에서는 이러한 모델을 적용하였을 때의 우리나라의 2013년과 2020년의 시뮬레이션 및 전가율의 계산 결과를 제시한다.

가설 설정

9kg이며 단기한계비용(연료비)이 kWh당 10원인 석탄화력 발전소이다. 또한 모든 발전소는 단기한계비용을 기준으로 입찰을 하되, 탄소비용이 단계한계비용에 반영되어 탄소비용이 증가할수록 입찰가격이 증가하여 결과적으로 발전량이 감소하게 되는 상황을 가정하였다. 위와 같은 사례에 대하여 해당발전소의 변동비이익과 탄소비용의 전가율의 계산 결과를 표 2에 나타낸다.
탄소비용의 전가를 이해하기 위하여 표 1과 같은 간단한 사례를 가정한다. 표 1에서 사용된 발전소는 kWh당 탄소배출량이 0.

제안 방법

이 밖에도 계통 전체의 안정도를 위한 제약조건 등이 포함되어 있으나, 본 논문의 논의 범위를 벗어나므로 이에 대한 설명은 생략하도록 한다. 계통한계가격은 각 시간별로 식(9)의 Demand_R,t를 한 단위 완화시킴으로써 구할 수 있는 잠재가격(Shadow Price)을 통하여 계산하는 방법을 사용하였으며, 현행 전력시장규칙과의 일치를 위하여 전력시장운영규칙 제2.4.2조의 한계가격결정 방식[10]과 동일한 방법으로 무부하비용과 기동비용을 고려하였다. 또한, 식(2)의 각 항들과 각 발전기별 수익을 계산할 때에도 현행 전력시장규칙과 동일하게 송전손실계수를 적용하여 계산하였다.
본 논문에서는 현행 전력시장 규칙과 연료비 구조가 그대로 유지된 상태에서 배출권 거래가 시행되었을 경우, 발전회사들의 배출권 구입비용이 전력시장에 어떠한 영향을 미치는지에 대하여 전가율(Pass-Through)의 개념을 통하여 분석을 시도하였다. 결과적으로 우리나라는 석탄과 LNG의 연료비의 극단적인 차이로 인하여 배출권 구입비용이 발전원가 또는 입찰가격에 반영되더라도 현실적으로 CO2 배출량의 감축에 미치는 영향은 거의 없음을 알 수 있었다.
위와 같은 경제급전 모델을 이용하여 계통한계가격과 각 발전기별 수익을 계산하였으며, 이러한 경제급전 모델을 포함하는 전체적인 전가율 계산 알고리즘을 그림 1에 나타낸다.

대상 데이터

시뮬레이션에 사용된 연료비는 ‘06～’08년 3년간의 평균 연료비와 환율은 1,200[원/$]를 적용하였으며, 수요예측, 발전소 건설/폐지 계획 및 수도권/비수도권/제주 지역간 송전용량의 제약조건은 제4차 전력수급기본계획[12] 안을 사용하였다.
탄소비용의 전가를 이해하기 위하여 표 1과 같은 간단한 사례를 가정한다. 표 1에서 사용된 발전소는 kWh당 탄소배출량이 0.9kg이며 단기한계비용(연료비)이 kWh당 10원인 석탄화력 발전소이다. 또한 모든 발전소는 단기한계비용을 기준으로 입찰을 하되, 탄소비용이 단계한계비용에 반영되어 탄소비용이 증가할수록 입찰가격이 증가하여 결과적으로 발전량이 감소하게 되는 상황을 가정하였다.

성능/효과

1) 발전량의 변화 : 탄소비용이 변동비에 반영될 경우 그 정도에 따라 전력시장에서의 급전순위와 발전량이 변하게 되는데, 만약 상대적으로 탄소비용이 높아 급전순위가 크게 높아지면 발전량의 감소로 인한 수익의 감소폭이 시장가격의 상승으로 인한 수익의 증가폭보다 커져서 결과적으로 수익이 감소하게 된다. 다만, 현재의 전력시장에 적용되고 있는 연료가격의 구조를 살펴보면 기저부하용 연료(원자력, 석탄)의 가격과 중간부하 내지는 첨두부하용 연료(중유, LNG)의 가격 차이가 매우 커서 탄소비용의 반영으로 인하여 기저발전기와 첨부발전기의 급전순위가 뒤바뀌는 일은 거의 발생하지 않을 것으로 추정된다.
2) 정산가격의 변화 : 탄소비용이 변동비에 반영될 경우 전체적으로 평균시장가격이 상승하게 되므로 탄소비용의 증가로 인한 손실이 어느 정도 상쇄가 된다. 평균시장가격의 상승 수준은 어떤 발전기가 시장가격을 결정하는 한계발전기가 되느냐에 따라 많은 차이가 난다.
3) 탄소배출계수(Emission Intensity) : 탄소배출계수는 발전소가 사용하고 있는 연료 자체의 탄소함유량과 발전소의 효율과 관계가 있다. 즉, 연료의 탄소함유량이 높을수록 그리고 발전소의 효율이 낮을 수록 탄소배출 계수는 높아진다.
본 논문에서는 현행 전력시장 규칙과 연료비 구조가 그대로 유지된 상태에서 배출권 거래가 시행되었을 경우, 발전회사들의 배출권 구입비용이 전력시장에 어떠한 영향을 미치는지에 대하여 전가율(Pass-Through)의 개념을 통하여 분석을 시도하였다. 결과적으로 우리나라는 석탄과 LNG의 연료비의 극단적인 차이로 인하여 배출권 구입비용이 발전원가 또는 입찰가격에 반영되더라도 현실적으로 CO2 배출량의 감축에 미치는 영향은 거의 없음을 알 수 있었다. 반면에 석탄 발전기들의 전가율은 0.
전체적인 배출량에는 크게 변화가 없지만, 배출권 가격의 변동에 따라 발전원간 수익구조는 크게 변하고 있는 것을 알 수 있다. 배출권 비용이 발생하지 않는 원자력이나 상대적으로 배출량이 적은 LNG 복합의 경우는 배출권 비용의 증가보다 시장한계가격의 증가폭이 커서 배출권 비용을 포함할 경우 오히려 이익이 크게 증가하나, 상대적으로 배출권 비용이 높은 석탄화력은 수익이 크게 감소하고 있음을 알 수 있다. 석탄화력과 LNG복합의 전가율은 각각 0.
셋째, 미래의 전원구성의 비율은 원자력, LNG, 신재생 등으로 전환이 필요하다. 이는 CCS 등과 같이 CO2 저감 옵션이 포함되지 않은 석탄발전기의 경우는 상당히 제한적으로 시장진입을 검토할 필요성이 있다는 것을 의미한다.
시뮬레이션 결과 중 가장 주목할만한 사항은 그림 2에서볼 수 있는 바와 같이 배출권의 가격이 75[$/CO2톤]까지 상승하더라도 전체적인 배출량의 감소폭은 약 0.3% 수준으로 거의 변화가 없다는 점이다. 이는 그림 3에 나타낸 바와 같이 LNG와 석탄화력의 극단적인 가격차이로 인하여 배출권 비용이 발전원가에 반영되더라도 전원별 급전순위에는 큰 변화가 없기 때문이다.
2조 3항의 「계통한계가격 보정계수」는 적용하지 않았음을 밝혀둔다. 전체적인 배출량에는 크게 변화가 없지만, 배출권 가격의 변동에 따라 발전원간 수익구조는 크게 변하고 있는 것을 알 수 있다. 배출권 비용이 발생하지 않는 원자력이나 상대적으로 배출량이 적은 LNG 복합의 경우는 배출권 비용의 증가보다 시장한계가격의 증가폭이 커서 배출권 비용을 포함할 경우 오히려 이익이 크게 증가하나, 상대적으로 배출권 비용이 높은 석탄화력은 수익이 크게 감소하고 있음을 알 수 있다.
3) 탄소배출계수(Emission Intensity) : 탄소배출계수는 발전소가 사용하고 있는 연료 자체의 탄소함유량과 발전소의 효율과 관계가 있다. 즉, 연료의 탄소함유량이 높을수록 그리고 발전소의 효율이 낮을 수록 탄소배출 계수는 높아진다. 이러한 탄소배출계수가 상대적으로 낮으면 단위 전력량을 생산하는데 배출되는 탄소량이 감소하고 따라서 탄소비용이 감소하게 되며, 이는 곧 탄소세 또는 탄소배출권 가격이 상승할수록 전력시장에서 상대적으로 급전순위가 개선되어 급전기회 및 발전량이 늘어날 가능성이 높아진다.
첫째, 배출권 구입비용으로 인해 상승되는 도매전력요금이 소비자요금에 반영되도록 소비자요금 제도가 개선되어야 한다. 표 5와 표 6에 나타낸 바와 같이 배출권 구입비용으로 인해 시장한계가격이 상승하게 되는데, 이러한 시장한계 가격의 상승이 소비자요금에 반영될 수 있도록 시장이 설계되면 소비자들의 합리적인 전기사용을 유인하여 전기사용량 및 탄소배출량의 감소로 이어질 수 있을 것이다.
즉, 배출권 구입으로 인한 비용이 발전원가에 반영됨에 따라 시장에서의 급전기회가 줄어들어 시장가격이 높아질 때 급전이 되는 빈도가 높아진다는 것이다. 표 2에서 탄소세나 탄소배출권의 가격이 60,000[원/CO₂톤]으로 증가한 경우를 살펴보면, 해당발전소의 탄소비용은 kWh당 54원이 증가하였지만 시장으로부터 회수되는 정산단가는 kWh당 70원이 증가하여 전가율이 약 1.3배가 된다. 이러한 척도를 기준으로 판단할 경우 해당 발전소는 이익이 큰 폭으로 증가하는 것으로 생각할 수 있으나, 실제로는 판매량의 감소로 인하여 오히려 실제 이익은 크게 감소하였음을 알 수 있다.

후속연구

둘째, 현재 발전량 LNG에만 부과되고 있는 특소세 및 수입부과금에 대한 세제개편을 검토할 필요가 있다. 이 경우 석탄화력과 LNG 복합화력의 발전단가의 차이가 크게 감소하여 보다 낮은 배출권 가격에서도 급전순위가 변경될 수 있어, 석탄화력 발전소들이 탄소배출량을 감축시키기 위한 유인효과로 작용할 것으로 판단된다.

질의응답

핵심어	질문	논문에서 추출한 답변
	배출권 거래나 탄소세와 같은 제도를 시행하는 궁극적인 목적은 무엇인가?	배출권 거래나 탄소세와 같은 제도를 시행하는 궁극적인 목적은 탄소배출에 대한 비용을 반영함으로써 실질적으로 탄소배출량을 감축하고자 하는 것이다. 그러나, 본문에서 설명한 바와 같이 우리나라 전력시장의 연료비 구조나 전원믹스의 상황으로는 이러한 제도의 단순한 시행만으로는 실질적인 전력부문의 CO2감축효과는 제한적일 수 밖에 없을 것으로 판단된다.
	배출권 거래 시장의 입장에서 우리나라의 전원구조가 갖는 두 가지 특이 사항은 무엇인가?	첫 번째는 원자력 발전소가 차지하고 있는 비중이 상당히 높은 편인데, 설비용량 기준으로는 '08년을 기준으로 전체 용량의 약 24.4%이며, 발전량은 전체의 약 35.6%를 차지하고 있다[11]. 탄소배출이 없는 원자력발전소의 높은 비중으로 인해 단위 발전량당 평균 탄소배출량(약 0.44 CO2톤/MWh)이 타 국가에 비하여 상당히 낮은 편이다. 두 번째는 현재 적용되고 있는 CBP 전력시장에서는 변동 비만으로 급전순위를 결정하고 있기 때문에 전통적으로 원 자력, 유연탄, 무연탄, 중유 및 LNG 순서로 급전되고 있다.

참고문헌 (13)

J. Kanter, "Polluters' Windfall: Carbon into Gold", Newspaper Article in International Herald Tribune, Dec. 11th, 2008
J. Sijm, K. Neuhoff and Y. Chen, "CO2 Cost Pass-Through and Windfall Profits in the Power Sector", Climate Policy, Vol. 6, 2006, pp.49-72

상세보기
J. Sijm, Y. Chen, M. Donkelaar, J.S. Hers and M.J.J. Scheepers, "CO2 Price Dynamics: a Follow-up Analysis of the Implications of EU Emissions Trading for the Price of Electricity", Energy Research Centre of the Netherlands, 2006
J. Reinaud, "CO2 Allowance & Electricity Price Interaction: Impact on Industry's Electricity Purchasing Strategies in Europe", IEA Information Paper, 2007
J. Sijm, "Options to Address EU-ETS Induced Increases in Power Prices and Windfall Profits", IEEE PES General Meeting Conference, 2007
K. Neuhoff, K. Keats and M. Sato, "Allocation, Incentives and Distortions: the Impact of EU-ETS Emissions Allowance Allocations to the Electric Sector", 2006
H. Fell, "EU-ETS and Nordic Electricity: A CVAR Analysis", Resources for the Future, 2008
2008년 연간 전력시장운영실적보고서, 전력거래소, 2009년 1월
European Union Emissions Trading Scheme, 영국 DEFRA(Department for Environment, Food and Rural Affairs) 홈페이지
전력시장운영규칙 2008.10.31 개정판, 한국전력거래소, 2009년 1월
전력통계속보 제363호, 한국전력공사, 2009년 1월
제4차 전력수급기본계획, 지식경제부, 2008년 12월
Energy Technology Perspectives 2008, International Energy Agency, 2008

저자의 다른 논문 :

표제어: PCR

동의어: Packet Collision Rate

용어 설명 출처 목록 (6)

용어 설명: PCR은 세균 특이성이 있는 primer를 이용하여 적은 수의 세균이 있을지라도 쉽게 검출할 수 있는 유용한 방법이며, 이를 이용하여 구강 내 치면세균막이나 타액에서 직접 세균을 검출할 수 있게 되었다[8].

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