우리나라에서 에너지정책은 다양한 에너지 관련 계획들을 통해 구체화된다. 그런데 최근 비전으로서의 성격이 강한 상위계획에서 설정되는 부문별 목표가 지속적으로 상향 조정됨에 따라 상위계획과의 정합성을 유지해야 할 필요가 있는 (실행계획으로서의) 하위계획 수립에서 왜곡이 발생하고 있다. 이와 더불어 개별 하위계획 자체도 미래의 불확실성에 대응하여 계획의 유연성을 확보하는 측면에서 한계를 보이고 있다. 이러한 문제들은 잠재적으로 막대한 사회적 비용을 초래할 위험을 내포하고 있다. 이에 본 논문은 우리나라 에너지 계획의 수립 집행과 관련한 개선방안의 논의에 실증적인 근거를 제시하기 위해 실행계획 가운데 가장 중요하게 인식되고 있는 전력수급기본계획을 주된 분석대상으로 삼아, 전력수급기본계획 자체의 문제, 전력수급기본계획과 상위계획 간 정합성을 유지하는 과정에서 발생할 수 있는 문제를 논리적으로 설명하고, 현실적인 상황을 가정하여 그러한 문제들이 초래할 수 있는 사회적 비용의 규모를 추정하였다. 분석 결과, 전력수급기본계획 수립 시 최대전력이 실적치보다 7%(15%) 적게 추정되는 경우 2020년 기준으로 연간 발전비용이 약 2,860억원(1조 2,160억원) 증가하며, 이러한 사회적 비용은 상위계획인 국가에너지기본계획에서 설정한 미래 전력수요 목표치에 맞추어 전력수급기본계획이 수립 집행되는 경우에도 유사하게 발생함을 보였다. 또한 상위계획인 온실가스 감축 마스터플랜에서 전력부문에 부과하는 감축목표량이 과도하게 설정되어 탄소배출비용이 0일 경우의 적정 전원구성에서 발생하는 온실가스 배출량의 5%를 추가 감축해야 하는 경우에도 연간 발전비용은 2020년 기준으로 약 9,150억원 증가한다. 반면, 우리나라의 경우 전원별 경제성에 큰 차이가 존재하는 특성으로 인해 전력수급기본계획 수립 시 미래 $CO_2$ 가격의 불확실성이 초래하는 잠재적인 사회적 비용의 크기는 매우 작은 수준으로 분석되었다.
우리나라에서 에너지정책은 다양한 에너지 관련 계획들을 통해 구체화된다. 그런데 최근 비전으로서의 성격이 강한 상위계획에서 설정되는 부문별 목표가 지속적으로 상향 조정됨에 따라 상위계획과의 정합성을 유지해야 할 필요가 있는 (실행계획으로서의) 하위계획 수립에서 왜곡이 발생하고 있다. 이와 더불어 개별 하위계획 자체도 미래의 불확실성에 대응하여 계획의 유연성을 확보하는 측면에서 한계를 보이고 있다. 이러한 문제들은 잠재적으로 막대한 사회적 비용을 초래할 위험을 내포하고 있다. 이에 본 논문은 우리나라 에너지 계획의 수립 집행과 관련한 개선방안의 논의에 실증적인 근거를 제시하기 위해 실행계획 가운데 가장 중요하게 인식되고 있는 전력수급기본계획을 주된 분석대상으로 삼아, 전력수급기본계획 자체의 문제, 전력수급기본계획과 상위계획 간 정합성을 유지하는 과정에서 발생할 수 있는 문제를 논리적으로 설명하고, 현실적인 상황을 가정하여 그러한 문제들이 초래할 수 있는 사회적 비용의 규모를 추정하였다. 분석 결과, 전력수급기본계획 수립 시 최대전력이 실적치보다 7%(15%) 적게 추정되는 경우 2020년 기준으로 연간 발전비용이 약 2,860억원(1조 2,160억원) 증가하며, 이러한 사회적 비용은 상위계획인 국가에너지기본계획에서 설정한 미래 전력수요 목표치에 맞추어 전력수급기본계획이 수립 집행되는 경우에도 유사하게 발생함을 보였다. 또한 상위계획인 온실가스 감축 마스터플랜에서 전력부문에 부과하는 감축목표량이 과도하게 설정되어 탄소배출비용이 0일 경우의 적정 전원구성에서 발생하는 온실가스 배출량의 5%를 추가 감축해야 하는 경우에도 연간 발전비용은 2020년 기준으로 약 9,150억원 증가한다. 반면, 우리나라의 경우 전원별 경제성에 큰 차이가 존재하는 특성으로 인해 전력수급기본계획 수립 시 미래 $CO_2$ 가격의 불확실성이 초래하는 잠재적인 사회적 비용의 크기는 매우 작은 수준으로 분석되었다.
In Korea, energy policies are actualized through various energy-related plans. Recently, however, as high-ranking plans, which are very vision-oriented, continually set higher sector-by-sector goals, subordinate action plans, which require consistency, encounter distortions in their establishment pr...
In Korea, energy policies are actualized through various energy-related plans. Recently, however, as high-ranking plans, which are very vision-oriented, continually set higher sector-by-sector goals, subordinate action plans, which require consistency, encounter distortions in their establishment process. Also, each subordinate action plan reveals limitations in terms of securing flexibility of the plan in responding to uncertainties of the future. These problems pose potential risks such as causing huge social costs. In this regard, with an aim to provide empirical evidence for discussions on improving the procedure for developing and executing Korea's energy plans, this study mainly analyzes the Basic Plan on Electricity Demand and Supply-one of the most important subordinate action plans-in order to explain the problems of the Basic Plan in a logical manner, and potential problems that could occur in the process of sustaining consistency between the Basic Plan and its higher-ranking plans. Further, this paper estimates the scale of social costs caused by those problems assuming realistic conditions. According to the result, in the case of where maximum electric power is estimated to be 7% (15%) less than the actual amount in the Basic Plan on Electricity Demand and Supply, the annual generation cost will rise by 286 billion won and (1.2 trillion won) in 2020. Such social costs are found to occur even when establishing and executing the Basic plan according to the target goal set by its higher-ranking plan, the National Energy Master Plan. In addition, when another higher-ranking GHG reduction master plan requires the electricity sector to reduce emissions by additional 5% in the GHG emissions from the right mix in electricity generation with 'zero' cost of carbon emission, the annual generation cost will rise by approximately 915 billion won in 2020. On the other hand, the analysis finds that since economic feasibility of electric powers in Korea varies significantly depending on their type, Korea is expected to face very small potential social costs caused by uncertainties over the future price of carbon dioxide in the process of establishing the Basic Plan.
In Korea, energy policies are actualized through various energy-related plans. Recently, however, as high-ranking plans, which are very vision-oriented, continually set higher sector-by-sector goals, subordinate action plans, which require consistency, encounter distortions in their establishment process. Also, each subordinate action plan reveals limitations in terms of securing flexibility of the plan in responding to uncertainties of the future. These problems pose potential risks such as causing huge social costs. In this regard, with an aim to provide empirical evidence for discussions on improving the procedure for developing and executing Korea's energy plans, this study mainly analyzes the Basic Plan on Electricity Demand and Supply-one of the most important subordinate action plans-in order to explain the problems of the Basic Plan in a logical manner, and potential problems that could occur in the process of sustaining consistency between the Basic Plan and its higher-ranking plans. Further, this paper estimates the scale of social costs caused by those problems assuming realistic conditions. According to the result, in the case of where maximum electric power is estimated to be 7% (15%) less than the actual amount in the Basic Plan on Electricity Demand and Supply, the annual generation cost will rise by 286 billion won and (1.2 trillion won) in 2020. Such social costs are found to occur even when establishing and executing the Basic plan according to the target goal set by its higher-ranking plan, the National Energy Master Plan. In addition, when another higher-ranking GHG reduction master plan requires the electricity sector to reduce emissions by additional 5% in the GHG emissions from the right mix in electricity generation with 'zero' cost of carbon emission, the annual generation cost will rise by approximately 915 billion won in 2020. On the other hand, the analysis finds that since economic feasibility of electric powers in Korea varies significantly depending on their type, Korea is expected to face very small potential social costs caused by uncertainties over the future price of carbon dioxide in the process of establishing the Basic Plan.
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문제 정의
6 이에 본 논문은 우리나라에서 수립되는 실행계획 가운데 가장 중요하게 인식되고 있는 전력수급기본계획을 주된 분석대상으로 삼아, 전력수급기본계획 자체의 문제, 전력수급기본계획과 상위계획 간 정합성을 유지하는 과정에서 발생할 수 있는 문제를 논리적으로 설명하고, 현실적인 상황을 가정하여 그러한 문제들이 초래할 수 있는 사회적 비용의 규모를 추정함으로써, 향후 에너지 계획의 수립⋅집행과 관련한 개선방안의 논의에 실증적인 근거를 제시하고자 한다.
23 마지막으로 온실가스 목표 배출량은 마스터플랜의 목표수요를 적용하여 산정하고, 목표 배출량을 만족하는 전원구성 시나리오를 기준 설비계획으로 설정하되, 목표 배출량을 만족하는 전원믹스 시나리오가 없는 경우에는 석탄 CCS 기술을 최소 수준까지 투입하여 목표를 만족시키는 시나리오를 선정한다. 다만, 제5차 전력수급기본계획의 최종 발전설비계획 규모는 전력수급의 안정성을 최우선적으로 고려하여, 공급신뢰도 기준 조정 및 불확실 요인을 감안한 연도별 최소 설비예비율 설정을 통해 한국전력거래소의 자체 전력수요에서 도출되는 설비규모와 동일한 설비규모를 확보하기로 하였다.
전력수요의 측면에서 상위계획과 전력수급기본계획 간정합성을 추구하는 가운데 발생할 수 있는 사회적 비용은 이미 앞에서 분석하였다. 따라서 본 항에서는 온실가스 배출량에 초점을 맞추어 상위계획에서 온실가스 배출 감축목표량이 과다하게 설정되는 경우에 발생할 수 있는 사회적 비용을 산정하고자 한다.
적정 설비규모와 전원구성을 도출함에 있어, 위와 같이 전원별 연료비를 변경시키는 방식으로 탄소배출비용을 반영하는 경우에는 미래 탄소배출비용의 불확실성으로 인해 사후적으로 적정 전원구성이 변화하여 연간 발전비용(배출비용 포함)이 상승할 수 있다. 본 논문에서는 미래 탄소배출비용의 불확실성에 따른 연간 발전비용(배출비용 포함)의 변화분을 산정하기 위해 다음의 세 가지 시나리오를 설정하였다.
본 논문은 잘못 수립된 에너지 계획으로 인해 초래될 수 있는 사회적 비용을 예시하고 향후 개선과제 논의에 대한 실증적인 근거를 제시하기 위한 목적으로, 전력수급기본계획을 분석대상으로 설정하여 전력수급기본계획 자체의 문제, 전력수급기본계획과 상위계획 간 정합성 문제가 초래할 수 있는 사회적 비용의 잠재적인 규모를 실증적으로 추정하였다. 분석 결과는 전력수급기본계획의 수립과정에서 미래 전력수요 예측에 커다란 오차가 존재하거나 상위계획과의 정합성을 유지하려는 과정에서 전력수급기본계획이 왜곡되는 경우에는 막대한 규모의 사회적 비용이 발생할 수 있음을 보여준다.
사후적으로 발생하는 전력수요의 예측 오차는 최적 전원구성으로부터의 이탈을 초래하며, 이는 전력공급비용의 증가를 의미한다. 아래에서는 전력수요의 예측 오차로 인한 사회적 비용으로서 전력공급비용의 증가분을 추정하고자 한다. 분석의 전제는 다음과 같다.
가설 설정
⑦ 부하율은 2009년 실적 부하율 74.1%를 적용하였으며, 예비율은 15%를 가정하였다.15
제안 방법
19 상위계획으로는 에너지기본계획과 온실가스 감축 마스터플랜을 상정하였으며, 미래의 전력수요 전망과 발전부문에 대한 온실가스 배출 감축목표량 설정을 상위계획과의 정합성 요소로 분석하였다.
온실가스 기준 배출량은 제4차 전력수급기본계획 대비 증가하는 전력수요에 대응하여, 원자력발전설비는 물리적인 제약을 감안하여 신규투입이 없다고 하고, 석탄 및 LNG복합발전설비를 제4차 전력수급기본계획상의 상대적인 비중으로 추가 확충하는 경우의 온실가스 배출량으로 산정한다.23 마지막으로 온실가스 목표 배출량은 마스터플랜의 목표수요를 적용하여 산정하고, 목표 배출량을 만족하는 전원구성 시나리오를 기준 설비계획으로 설정하되, 목표 배출량을 만족하는 전원믹스 시나리오가 없는 경우에는 석탄 CCS 기술을 최소 수준까지 투입하여 목표를 만족시키는 시나리오를 선정한다. 다만, 제5차 전력수급기본계획의 최종 발전설비계획 규모는 전력수급의 안정성을 최우선적으로 고려하여, 공급신뢰도 기준 조정 및 불확실 요인을 감안한 연도별 최소 설비예비율 설정을 통해 한국전력거래소의 자체 전력수요에서 도출되는 설비규모와 동일한 설비규모를 확보하기로 하였다.
④ 원자력, 석탄, LNG복합의 전원별 고정비, 연료비 등 경제성 자료는 제4차 전력수급기본계획상의 수치를 적용하였다.
두 계획 모두 에너지 수요와 관련해서는 BAU 전망, 에너지 수요 전망, 온실가스 감축목표를 포함하고, 에너지 공급과 관련해서는 발전원별 비중, 신재생⋅석유의 목표치 등을 제시한다.
현재 한국전력거래소에서 사용하는 전산모형에서는 온실가스 배출에 대해 총량제약을 가하는 것이 불가능하다. 따라서 본 논문에서는 온실가스 배출량의 5% 추가 감축에 따른 연간 발전비용의 증가분을 구하기 위해 탄소배출비용을 변화시키면서 그에 따른 적정 전원구성과 온실가스 배출량을 구하여 탄소배출비용이 0일 경우와 비교하여 온실가스 배출량이 5% 감축되는 탄소배출비용과 그에 해당하는 전원구성, 연간 발전비용을 구하는 방식을 취하였다.
본 장에서는 상위계획과의 정합성을 유지하려는 과정에서 전력수급기본계획의 수립이 왜곡될 수 있음을 설명하고, 모의실험을 통해 왜곡에 따른 사회적 비용의 잠재적인 규모를 추정한다.19 상위계획으로는 에너지기본계획과 온실가스 감축 마스터플랜을 상정하였으며, 미래의 전력수요 전망과 발전부문에 대한 온실가스 배출 감축목표량 설정을 상위계획과의 정합성 요소로 분석하였다.
본 장에서는 전력수급기본계획 자체의 문제로서, 전력수급기본계획이 미래의 불확실성에 대응하여 탄력적으로 수립⋅집행되지 못할 경우에 사회적 비용이 발생함을 논리적으로 설명하고, 현실적인 상황을 가정하여 모의실험을 통해 사회적 비용의 규모를 추정하였다.
이에 따른 사회적 비용의 규모를 예시하기 위해, 본 논문에서는 온실가스 감축 마스터플랜에서 전력부문에 부과하는 감축목표량이 과다하여, 탄소배출비용이 0일 경우의 적정 전원구성에서 발생하는 온실가스 배출량의 5%를 석탄화력발전과 LNG복합발전 간 연료전환을 통해 추가 감축해야 하는 경우를 상정하여 연간 발전비용의 증가분을 산출하였다. 현재 한국전력거래소에서 사용하는 전산모형에서는 온실가스 배출에 대해 총량제약을 가하는 것이 불가능하다.
온실가스 감축 마스터플랜과 제5차 전력수급기본계획 간 정합성 요소는 전력수요와 온실가스 배출량으로 구성되며, 각 구성요소별로 정합성을 확보하기 위해 노력하는 과정에서 사회적 비용이 초래될 수 있다. 전력수요의 측면에서 상위계획과 전력수급기본계획 간정합성을 추구하는 가운데 발생할 수 있는 사회적 비용은 이미 앞에서 분석하였다. 따라서 본 항에서는 온실가스 배출량에 초점을 맞추어 상위계획에서 온실가스 배출 감축목표량이 과다하게 설정되는 경우에 발생할 수 있는 사회적 비용을 산정하고자 한다.
대상 데이터
본 장에서는 전력수급기본계획 자체의 문제로서, 전력수급기본계획이 미래의 불확실성에 대응하여 탄력적으로 수립⋅집행되지 못할 경우에 사회적 비용이 발생함을 논리적으로 설명하고, 현실적인 상황을 가정하여 모의실험을 통해 사회적 비용의 규모를 추정하였다. 미래의 불확실 요인으로는 미래의 전력수요와 온실가스 가격을 분석대상으로 설정하였다.
이론/모형
① 분석방법으로는 심사곡선(Screening Curve)11과 부하지속곡선(Load Duration Curve)12을 이용하여 최적 전원구성을 산출하는 심사곡선법13을 이용하였다.
성능/효과
가정⋅난방용 천연가스에 대한 교차보조로 인해 발전용 천연가스의 가격이 원가보다 높게 책정되고 있다는 점과,24 효율 향상의 측면에서 LNG복합발전이 석탄화력발전에 비해 기술발전의 속도가 매우 빠르다는 점,25 그리고 향후 탄소배출에 따른 비용이 부과될 것이라는 점 등을 감안하면 미래에 석탄화력발전과 LNG복합발전 간 경제성 격차가 감소할 가능성은 충분히 존재한다.
[Figure 3]은 시나리오별로 이용률에 따른 전원별 발전원가를 나타내고 있다. 그림으로부터 LNG복합발전이 경제성을 가지는 이용률 분기점이 탄소배출비용을 반영하지 않았을 경우에는 약 9%이며, 32,000원/CO2톤과 50,000원/CO2톤으로 탄소배출비용이 증가함에 따라 13%, 16%로 증가함을 알 수 있다.
본 논문은 잘못 수립된 에너지 계획으로 인해 초래될 수 있는 사회적 비용을 예시하고 향후 개선과제 논의에 대한 실증적인 근거를 제시하기 위한 목적으로, 전력수급기본계획을 분석대상으로 설정하여 전력수급기본계획 자체의 문제, 전력수급기본계획과 상위계획 간 정합성 문제가 초래할 수 있는 사회적 비용의 잠재적인 규모를 실증적으로 추정하였다. 분석 결과는 전력수급기본계획의 수립과정에서 미래 전력수요 예측에 커다란 오차가 존재하거나 상위계획과의 정합성을 유지하려는 과정에서 전력수급기본계획이 왜곡되는 경우에는 막대한 규모의 사회적 비용이 발생할 수 있음을 보여준다. 반면, 우리나라의 경우 전원별 경제성에 큰 차이가 존재한다는 특성으로 인해 미래 CO2 가격의 불확실성이 초래할 수 있는 잠재적인 사회적 비용의 크기는 매우 작은 수준으로 분석되었다.
이상의 전제하에 장기 전력수요 예측의 오차율 실적(7.3%)과 제3차 및 제4차 전력수급기본계획의 2020년 예측 차이(약 13%)를 감안하여, 7%와 15% 과소 예측의 두 가지 시나리오를 설정하여 전력공급비용 증가분을 추정하였다.
제Ⅱ장에서와 동일한 방법론으로 탄소배출비용을 달리하면서 그에 따른 적정 전원구성과 온실가스 배출량을 구한 결과,28 탄소배출비용이 약 100,000원/CO2톤일 경우에29 8,928MW의 석탄화력발전설비가 LNG복합발전설비로 대체되면서 온실가스 배출량이 탄소배출비용이 0일 경우에 비해 5% 추가 감축되는 것으로 나타났다. 이때 연간 발전비용은, [Table 14]에서 보이는 바와 같이, 약 9,150억원(4.
후속연구
그러나 향후 가정⋅난방용 천연가스에 대한 발전용 천연가스의 교차보조 해소 여부는 상당히 불확실하며, 교차보조가 해소된다고 하더라도 교차보조의 규모가 미미하여 LNG복합발전의 상대적인 경제성에 유의미한 영향을 미치지는 못할 것으로 예상된다.
전력수급기본계획을 수립한 이후 향후 전력수요가 기준수요대로 실현될 것으로 전망되어 불확실 대응설비를 적기에 인⋅허가하고 적기에 준공할 경우에는 결과적으로 기준수요에서의 적정 전원구성과 동일한 전원구성을 달성하게 되어 사회적 비용은 발생하지 않는다.
질의응답
핵심어
질문
논문에서 추출한 답변
제1차 국가에너지기본계획에서 미래 전력수요를 어떻게 나누었나?
2008년에 수립된 제1차 국가에너지기본계획에서는 미래 전력수요를 ‘기준수요’와 ‘목표수요’로 나누어 전망하였다. 기준수요는 BAU를 가정한 에너지 수요 전망으로서, 전력산업기반기금을 통한 수요관리사업도 기존 제도의 효과로 간주한다는 점에서 전력수급기본계획의 수요관리 후 수요와 유사한 개념이다.
수요 예측값과 실적값 사이에 오차가 발생하는 경우에 어떻게 대응하는가?
전력수급기본계획에서는 예측된 수요관리 후 수요에 기초하여 발전설비계획이 수립되는데, 수요 예측값과 실적값 사이에 오차가 발생하는 경우에는 그 성격상 건설기간이 짧은 LNG복합발전설비를 통해 오차에 대응하는 것이 일반적이다. 따라서 오차가 크게 발생하면, 적정 전원구성에서 벗어나 LNG복합발전으로 사후적으로 편의(bias)가 발생하여 전력공급비용이 상승하게 된다.
우리나라에서 에너지정책은 어떻게 수립되는가?
우리나라에서 에너지정책은 다양한 에너지 관련 계획들을 통해 표출된다. 과거에는 다양한 계획들이 에너지원별로 분산되어 수립되다가 최근에는 에너지기본법, 저탄소녹색성장기본법 등의 제정으로 기본법 체계로 전환함으로써 에너지 관련 계획들을 통합적⋅계층적으로 수립하려는 노력을 보이고 있다. 현재 우리나라에서 저탄소녹색성장기본법 체제하에서 수립되는 다양한 에너지 관련 계획들의 구조 및 지위는 [Figure 1]과 같이 나타낼 수 있다.
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