전력산업 구조개편이 발전연료 선택에 미치는 영향 연구

국문 초록 (Abstract)

1. 연구필요성 및 목적
1980년대 초반까지 주종을 이루었던 석유발전은 2차례에 걸친 석유파동 이후 추진된 에너지원의 다양화 및 탈석유 전원정책에 따라 원자력 및 LNG의 도입, 석탄발전으로 꾸준히 대체되었다. 그 결과 1980년대 중반 이후에는 원자력, 석탄, LNG 등이 주종 발전원으로서 자리를 잡게 되었다.
그러나 1990년대 말부터 추진되고 있는 전력산업 구조개편은 현재의 발전원 구도를 변화시킬 가능성이 있다. 발전사간의 경쟁격화는 발전원 선택에서 발전비용 수준을 가장 우선적으로 고려하게 할 것이기 때문이다. 특히 화력발전사의 발전원가중 연료비용이 점하는 비중이 70%에 육박한다는 점에서 더욱 그렇다. 즉 과거에는 국가적 차원에서 전력공급의 안정성 및 공공성을 우선적으로 고려하였으나, 발전사가 분리ㆍ독립되어 민영화될 경우 수익성이 가장 우선적으로 고려될 것이다. 다소 지연되고 있으나 현재 진행중인 배전부문의 구조개편이 어떠한 형태를 취하는가에 따라 달라지겠지만, 장기적으로는 완전경쟁에 가까운 양방향 도매시장(TWBP)이 정착되게 될 것이며, 이 경우 발전부문의 치열한 경쟁은 불가피하다.
본 연구는 전력산업 구조개편이 발전연료 선택에 미칠 영향을 종합적으로 분석하고, 발전연료의 편중화 가능성 및 그 정도를 전망하여 봄으로써 전력산업 구조개편에 따른 연료공급 관련 문제발생의 가능성을 최소화하도록 하는데 그 목적이 있다. 즉 경쟁 전력가격(MCP, Market Clearing Price)의 중요 결정요인이며 불확실성이 매우 높은 발전연료 가격을 시나리오 설정에 반영하여, 연료가격의 변화가 연료선택에 어떠한 영향을 미치는가를 검토하였다.
2. 내용 요약
영국의 경우 전력산업 구조개편을 단행한 1990년도 이후 발전사 수가 급격히 증가하고, 천연가스의 기여율도 크게 높아지는 현상을 보이고 있다. 이러한 발전사의 증가는 기존 발전사의 분할ㆍ독립에 의한 것도 있지만, 대부분은 천연가스를 이용한 CCGT 발전사들이다. 이에따라 천연가스의 발전기여율이 1990년 1% 미만에서 2000년 34%에 육박, 석탄 다음으로 높아졌다. 물론 이러한 천연가스 발전의 증가는 천연가스 가격이 비교적 저렴하고, 또한 그 변화추이가 석탄가격과 맥을 같이 하는데 크게 기인하고 있다.
반면 미국의 경우는 구조개편 전후에 이렇다할 변화가 나타나고 있지 않다. 물론 이는 미국의 구조개편 역사가 영국에 비해 상대적으로 짧다는 점에도 기인하지만, 또 한편으로는 미국의 전력산업 구조가 영국과는 달리 과거부터 민영의 형태를 대부분 취하고 있었다는 점에 기인하는 것으로 보인다. 즉 영국의 경우는 공공기관의 형태를 취하고 있었지만, 미국의 경우는 수직통합된 독점체제이긴 하였지만 사기업의 형태를 취하고 있었다. 따라서 영국의 경우는 구조개편 이전에 국내석탄 보호 등 국가적 차원에서 발전원을 선택하는 행태를 보였지만, 미국의 경우는 구조개편을 전후하여 발전원 선택행태에 큰 변화가 없었다고 해야 할 것이다.
향후의 발전연료 선택동향을 살펴보기 위하여, 먼저 원자력, 유연탄, LNG복합 발전소를 대상으로 하여 CBP(Cost Based Pool) 및 TWBP시장에서의 전원별 수익성을 분석하였으며, 이를 토대로 WASP모형을 이용하여 발전사업자의 적정 전원구성 측면을 분석하였다.
먼저 구분정산제를 시행하고 있는 CBP시장에서 실적 정산단가 및 균등화 발전원가를 기준으로 한 전원별 수익성은, 구분정산제에도 불구하고 유연탄, 원자력, LNG복합의 순으로 나타났다. 이와같은 현상은 TWBP시장에서도 동일할 것으로 예상된다. TWBP시장에서 전기공급자의 입찰가에 고정비가 어떤 형태로 배분되어 입찰될 것이냐에 따라 두 가지의 MCP가 추정되었다. 추정된 MCP 전제하에서 유연탄과 원자력의 수익성은 대폭 확대되는 반면, LNG복합은 약간의 손실이 발생할 것으로 예측되었다.
발전원간의 수익성에 큰 편차가 발생하는 것은 부하수준 내지 부하변화에 대응하는 전원구성의 왜곡이 주요원인 중 하나이다. 유연탄, 원자력의 수익성이 상대적으로 매우 높다는 것은 이 두전원의 설비비중이 발생 부하형태에 비해 낮다는 것이며, 반대로 LNG복합의 비중은 부하형태에 비해 높다는 것이다.
WASP모형은 전원별ㆍ회사별 수익성을 모의하는 프로그램은 아니지만 모형의 운용 결과를 해석해 볼 때, 경쟁이 가속화되면 왜곡된 전원구성하에서 발생될 수 있는 전원별 초과이윤이 줄어드는 방향으로 전원구성이 조정될 것이며, 이는 결국 발전회사들이 전원 구성을 변화시켜 비용최소화를 도모할 것임을 보여주고 있다. 즉 발전경쟁의 격화가 우리나라 전체의 발전비용 최소화를 가능하게 할 것이므로, WASP를 이용하여 경쟁시장에서의 연료선택 경향을 파악하는 것이 다소의 한계점에도 불구하고 유효한 것으로 평가된다.
시뮬레이션은 2050년까지를 대상으로 하였으며, 시나리오로는 ①무제 약(costmin), ②유연탄가격(coalprice, 석탄 $60/톤 가정), ③원자력 고정(fixnuke, 신울진1 및 2까지만 건설 가정), ④탄소세 부과(CO₂(24), 탄소세 $24/t-CO₂ 부과 가정), ⑤탄소세 부과 및 원자력 고정(CO₂(24)&fixnuke), ⑥LNG 가격(gasprice, LNG가격 30% 하락) 등 6가지를 설정하였다.
시뮬레이션 결과는 대체로 다음과 같이 요약될 수 있다.
먼저, 석탄 및 원자력의 점유율은 시나리오에 따라 매우 큰 차이를 보이고 있다. 즉 costmin, fixnuke, gasprice 등의 시나리오에서는 석탄의 점유율이 지속적으로 증가하여 2030년에 60-70%에 달하게 되며, 그 이후에도 꾸준히 증가한다. 반면 원자력은 2015년 20-30% 수준에서 2050년에는 10% 이하로 떨어질 전망이다.
한편 coalprice 및 CO₂(24) 시나리오에서는 석탄의 점유율이 꾸준히 감소하다가 2030년에 10%(CO₂(24)의 경우) 및 24%(coalprice의 경우) 수준에서 안정될 전망이다. 반면 원자력은 60%(2025년, coalprice의 경우) 및 73%(2030년, CO₂(24)의 경우)를 최고점으로 하여 약간씩 하향하는 추세를 보이고 있다.
LNG의 점유율은 당초 예상과는 달리 시나리오에 따라 별반 차이가 없다. 어느 경우에나 LNG의 점유율이 하락하여 2030년에는 10% 수준에 불과할 전망이다. 그러나 그 이후 점차 증가하여 2050년에 15-20% 수준을 보일 것으로 전망된다. 단 CO₂(24)의 경우는 2040년까지 여타 시나리오에서와 마찬가지로 움직이다가 그 이후 감소하여 2050년에는 12% 수준에 머물 전망이다. 이는 탄소세가 석탄이나 석유에 비해서는 낮지만 LNG에 대해서도 부과되는데 따른 LNG의 경제성 저하 때문이다. 또 한가지 지적할 점은 LNG의 경우 가격이 30%정도 인하된다고 해도 발전에서의 상대적인 경제성은 석탄이나 원자력에 비해 크게 뒤지고 있다는 점이다. 이는 gasprice의 경우에도 LNG발전설비 증가가 나타나지 않는다는 데서 알 수 있다.
발전량 비중(2050년 기준)은 모든 case에서 원자력과 유연탄을 합한 기저부하 내지 중간부하 전원의 비중이 93-95%를 유지하고, LNG 복합 발전은 costmin에서와 같이 5% 내외에 머물게 된다. 따라서 Case별 차이는 결국 원자력발전과 유연탄발전의 비중이 서로 달라질 뿐이다.
3. 연구결과 및 정책제언
시뮬레이션 결과를 종합해볼 때, 부하율이 65%로 감소하는 경우에도 원자력과 유연탄을 합한 중간부하 내지 기저부하 설비의 용량이 전체의 75% 정도 유지되는 것이 전체 시스템 비용를 최소화하고 있다. 2003년 현재의 부하율이 77%이므로 이 부하율을 기준한다면 최적의 원자력 및 유연탄 비중은 65% 보다 높은 수준이어야 전체 비용을 절감할 수 있을 것이다.
한편, 원자력사업은 전력산업 구조개편 이후에도 공기업형태로 유지되고 있기 때문에 원전건설에 대한 의사결정은 정부 또는 사회적 합의에 의해 결정될 것이다. 따라서 전기사업자(공기업 및 민간기업)의

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

1. Research Purpose
Until the early 1980s, oil was the main fuel for power generation in Korea. But, two oil shocks drove Korea to minimize oil use and to diversify power generation fuels with nuclear, liquified natural gas (LNG) and coal. As a result, the latter three have been the main fuels for power generation since the second half of the 1980s.
But it is highly probable that power industry restructuring will affect the fuel mix of electricity generation. Restructuring will induce fierce competition between power generation companies. Therefore, each company will make best efforts to minimize its fuel cost. These efforts may be exhausting due to the high share of fuel cost (up to 70%) in total generation costs.
The purpose of this study is to analyse the possibility of fuel mix change in the power generation sector and that of heavy dependency on anyone fuel after restructuring. We also took into consideration the problems of fuel supply expected after electricity market reform.
2. Summary
In the case of the United Kingdom (UK), the number of generation companies increased from 6 in 1989, the year before the restructuring, to 35 in 2002. This resulted mainly from the new entry of generation companies adopting combined cycle gas turbines (CCGTs). The gas share in power generation increased sharply during the 1990s; from less than 1% in 1990 to around 34% in 2000. This rise of gas share was encouraged by low gas prices as well as the coupling of gas price with coal price.
In the United State (US), on the other hand, it is difficult to observe any changes of fuel mix after the deregulation of power industries. It comes from the facts that the period of deregulation in the US was much shorter than that in the UK and that US power industry structure has been mostly private unlike the case of UK. The generation companies in the UK were owned by the governments before the restructuring, but they were privatized after the restructuring. Therefore, prior to power industry restructuring, coal was the first choice for the protection of the domestic coal industries in the UK, but it is not so after the restructuring. In the case of the US, most of the power companies are always private even though they cannot maintain vertical integration after the deregulation. As a result, there was no change of fuel choice behavior before and after the deregulation of power industries.
The profitability of each fuel was analysed under the CBP (Cost Based Pool) and TWBP (Two Way Bidding Pool) markets in order to see the trends of fuel mix in the future. In the CBP market the most profitable fuel is coal, followed by nuclear and LNG. Under the TWBP market the order of profitability does not change, while the profitability gaps between fuels are enlarged.
The trend of the fuel mix was estimated with WASP (Wein Automatic System Planning Package) model in spite of its limitations. The simulation period is from 2004 to 2050. The following six scenarios were proposed:
1) costmin : no restriction scenario,
2) coalprice : high coal price scenario ($60/ton),
3) fixnuke : scenario for no more nuclear plant construction except Woolgin 1 & 2,
4) CO₂(24) : carbon taxation scenario ($24/t-CO₂),
5) CO₂(24)&fixnuke : CO₂(24) + fixnuke scenario, and
6) gasprice : scenario for gas price down by 30%.
The results of simulation show that the share of coal reaches 60-70% in 2030, and continues to increase steadily after 2030 under the costmin, fixnuke and gasprice scenarios. But the share of nuclear is decreasing from 20-30% in 2015 to below 10% in 2050.
On the other hand, the share of coal is steadily decreasing to 24% in 2030 under the coalprice scenario, and is stable after 2030, while the nuclear share is increasing to 60% of peak in 2025, then decreasing thereafter. Under the CO₂(24) scenario, the share of coal is steadily decreasing to 10% in 2030, and is stable thereafter, while that o

목차 (Table of Contents)

• Ⅰ. 서론
• Ⅱ. 연료별 발전 추이 및 현황
• Ⅲ. 전략산업 구조개편의 추진현황
• Ⅳ. 주요 외국의 사례
• Ⅴ. 발전연료 선택의 변화 가능성
• Ⅵ. 모형설정 및 시나리오 분석
• Ⅶ. 결론
• 참고문헌 및 자료
• 〈부록〉발전설비 및 발전량 구성전망
• 요약
• ABSTRACT