전력수급기본계획의 사전평가

사업평가현안분석 제56호
전력수급기본계획의 사전평가
총 괄Ｉ	조영철 사업평가국장
기획 ․ 조정Ｉ	최미희 산업사업평가과장
작 성Ｉ	허가형 산업사업평가과 사업평가관
지 원Ｉ	이가현 산업사업평가과 자료분석지원요원
｢사업평가현안분석｣ 은 국회가 관심 있게 다룰 재정 현안이나 정책 이슈에 대해 객관성 있는 분석정보를 적시성 있게 제공함으로써, 국회의 예산 및 법안 심사와 의제 설정을 실효성 있게 지원하기 위한 것입니다. 문 의 : 사업평가국 산업사업평가과 | 02) 788－3781 | peb2@nabo.go.kr 이 책은 국회예산정책처 홈페이지(www.nabo.go.kr)를 통하여 보실 수 있습니다.

전력수급기본계획의 사전평가

허 가 형

2015. 2

이 보고서는 ｢국회법｣ 제22조의2 및 ｢국회예산정책처법｣ 제3조에 따라 국회의원의 의정활동을 지원하기 위하여, 국회예산정책처 ｢보고서발간심의위원회｣의 심의(2015.02.02.)를 거쳐 발간되었습니다.

발간사

안정적인 전력수급은 경제활동의 기초 요소이며, 산업 뿐 아니라 국가경제에 미치는 파급효과가 큽니다. 이에 정부는 2년마다 전력수급기본계획을 수립하고 발전설비와 발전원의 규모를 정하고 있습니다. 발전설비규모를 정하는 전력수급기본계획이 중요한 것은 중장기 전력정책의 방향을 제시하기 때문입니다. 발전설비는 도입되면 최소 20년에서 최대 100년을 이용할 수 있습니다. 온실가스배출량과 천연가스 및 석탄수입물량에 영향을 주고, 신재생에너지와 분산형 전원의 비중이 결정됩니다. 송전망을 건설해야하며, 향후 15년간의 발전설비에 대한 연구개발도 진행됩니다.

이와 같은 전력수급기본계획의 중요성으로 인하여 2013년 7월 국회는 ｢전기사업법｣을 개정하여 산업통상자원부장관이 전력수급기본계획을 수립하거나 변경할 경우 관계 중앙행정기관의 장과 협의한 후 이를 국회 소관 상임위원회에 보고하도록 하였습니다. 전력정책은 발전설비가 확정된 이후에는 바꾸기가 어렵다는 점에서 전력수급기본계획을 확정하기 전에 사전적으로 검토하는 것은 정책의 수용성을 높이는데 기여할 것입니다.

금년 상반기 발표 예정인 제7차 전력수급기본계획은 ｢전기사업법｣이 개정된 이후 전력수급정책을 담은 첫 번째 계획인 만큼, 본 고는 국회의 사전검토회의를 지원하기 위하여 전력수급기본계획에 대한 사전평가를 수행하였습니다. 전력수급의 안정성과 전력수요의 변동성, 전원구성의 적정성을 기준으로 평가한 결과, 전력수급은 발전설비의 준공지연이나 송전설비의 지연, 노후 원자력 발전소의 수명만료를 고려하더라도 안정적일 것으로 나타났습니다. 그러나 전력수요는 과거보다 낮아질 것으로 전망되어 일부 발전기의 이용률이 낮아질 수 있습니다. 또한 사회적 비용을 고려한 발전원별 발전비용 산정과 장기적 관점에서 분산형 발전원의 활성화도 필요하므로 정부는 다양한 불확실성에 대비할 수 있는 전력정책방향을 제시할 필요가 있습니다.

전력수급정책의 사전평가를 위해 작성된 본 보고서가 효율적인 에너지 정책과 전력수급에 관심을 가진 국회의원님의 의정활동을 지원할 수 있기를 바랍니다.

2015년 2월

국회예산정책처장 국 경 복

요  약

요 약 ∙

∙ 요 약

Ⅰ. 서  론

산업통상자원부는 2029년까지의 발전설비량을 확정하는 제7차 전력수급기본계획(이하 “7차 전력계획”)을 준비 중에 있음.

전력수급기본계획은 에너지기본계획의 실행계획으로 ｢전기사업법｣에 근거하여 향후 15년간 발전원의 종류와 발전설비의 공급시기를 결정함.

안정적인 전력수급은 경제활동의 기초 요소이며, 적정한 발전설비와 송배전 설비의 투자시점을 계획하는 것이 전력수급기본계획의 주요 과제임.

본 고는 제7차 전력수급기본계획의 수립시 국회에서 검토할 필요가 있는 주요 쟁점을 살펴 봄.

Ⅱ. 전력수급기본계획의 주요내용과 검토방향

제6차 전력수급기본계획(이하 “6차 전력계획”)은 안정적인 전력수급을 위한 발전설비 확보에 중점을 둠.

2027년 기준 석탄화력 1,050만kW, 가스화력 480만kW, 신재생에너지 456만kW, 집단에너지 371만kW로 발전설비로 구성됨.

신규 발전설비는 석탄 12기, LNG 6기(불확정설비 각 2기 포함)를 확정함.

6차 전력계획이 확정한 발전설비 투자비가 2022년까지 15조 6,381억원이며, 과거 전력계획의 확정분을 포함한 총 발전설비 투자비는 70조원 상당임.

7차 전력계획은 수립절차에서 과거 계획과 차별화될 예정임.

국회는 5개의 법률개정안을 통합하여 1개의 산업통상자원위원회 대안으로 ｢전기사업법｣을 개정함. (2013년 7월)

｢전기사업법｣ 제25조는 전력수급기본계획의 수립 혹은 변경시 국회 소관 상임위원회에 보고할 것을 명시함.

관련 기관의 의견 수렴절차와 상위법과의 정합성이 강화됨.

7차 전력계획의 수립을 위해 검토가 필요한 쟁점은 다음과 같음.

전력수급기본계획은 전력수요 추정에 근거하여 목표수요를 설정하고, 설비예비율을 추가하여 발전설비량을 정함.

본 고는 7차 전력계획에서 검토할 내용을 발전설비규모에 따른 전력수급 안정성과 전력수요의 변동성, 발전원 구성을 중심으로 제안함.

제7차 전력수급기본계획의 검토방향

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

Ⅲ. 전력수급정책의 쟁점

1. 전력수급 안정성

2025년까지 전력수급은 안정적일 것으로 예상됨.

6차 전력수급기본계획의 설비예비율과 과거 실적치의 비교

주: 공급예비율은 발전설비의 예방정비 및 고장률에 따라 달라질 수 있으므로 실적치만 있음.

자료: 제6차 전력수급기본계획을 근거로 국회예산정책처에서 작성

6차 전력계획의 17개 발전설비 15,730MW의 준공이 지연될 예정이나 전력수급은 안정적일 것으로 예상됨.

∙ 요 약

2021년 전후로 발전설비 준공이 집중되면 설비예비율이 높아져 발전설비의 기회비용 손실이 발생할 수 있음.

6차 전력계획은 설비예비율을 22%로 설정하였으나, 계획기간 15년의 구간별 적정 설비예비율의 달성시점에 대한 재검토가 필요함.

설계수명이 완료되는 월성1호기와 고리1호기를 폐로하여도 전력수급은 안정적일 것으로 전망됨.

∙ 요 약

제7차 전력수급기본계획 기간동안 설계수명이 만료되는 원전은 12기임.

월성1호기와 고리1호기의 가동중단 시에도 설비예비율은 2025년까지 20%를 상회하여, 동 설비의 계속운전 여부가 수급 안정성에 미치는 영향은 크지 않음.

2. 송전설비계획의 적정성

발전설비의 계통연계 지연 가능성을 검토할 필요가 있음.

신강원권 765kV는 2기의 원전과 4기의 석탄화력에서 생산되는 전력을 송전할 계획으로 2019년 말 완공예정임. 그러나 신고리-북경남구간의 건설기간이 지연된 사례에 비추어 신강원권 송전선의 건설지연도 검토할 필요가 있음.

신강원권 765kV 송전선로의 준공이 2년 지연된다고 가정할 경우에도 전력수급은 안정적일 것으로 예상됨.

설비예비율은 2015년부터 18%를 상회하며 2020년 이후 발전설비 준공의 쏠림현상은 다소 완화됨.

계통연계 가능성이 낮은 설비는 전력수급기본계획에서 제외하는 것을 검토할 필요가 있음.

감사원은 계통연계 가능성을 재검토하여 제7차 전력수급기본계획을 수립할 때 해당 설비를 제외하는 방안을 마련할 필요가 있다고 지적함.

6차 전력계획에 반영된 설비 중 계통연계 가능성이 낮은 설비는 동부 하슬라 #1,2호기와 신고리 #7,8호기임.

계통연계 가능성이 낮은 설비에 대한 감사원의 조치사항

<조치할 사항> 산업통상자원부장관은 앞으로 전력수급기본계획을 수립할 때 계통연계(송전선로) 건설 실현 가능성이 낮은 발전사업자를 선정하는 일이 없도록 하고, ++1, 2호기의 계통연계 가능성을 재검토하여 제7차 전력수급기본계획을 수립할 때 위 발전설비를 제외하는 방안을 마련하시기 바랍니다. (통보)

자료: 감사원, ｢전력수급기본계획 관련 발전사업자 선정 실태｣, 2014.11.

분산형 전원 확대를 위한 송변전 설비 확충이 필요함.

정부는 2035년까지 발전량의 15%를 분산형 전원으로 공급할 계획이므로 이에 상응하는 송변전 설비의 확충이 필요함.

2014년에는 소규모 태양광 발전사업자의 증가로 변전소 용량 및 송전선로가 부족하여 태양광 설치가 불가능한 지역이 발생함.

3. 전력수요의 변동성

6차 전력계획의 전력수요 전망 대비 실적치가 낮아짐.

2013-2014년의 최대전력 추정치 대비 실적치가 낮아짐.

발전설비 규모는 최대전력을 기준으로 설정하므로 최대전력이 낮아지면 필요 발전설비량이 줄어들 수 있음.

제6차 전력수급기본계획의 최대전력 전망치와 실적의 비교

(단위: 만kW, %)

	2013 하 계		2013/2014 동 계		2014 하 계		2013/2014 동 계
	계 획	실 적	계 획	실 적	계 획	실 적	계 획	실 적
설 비 용 량	8,172	7,873	8,561	8,717	8,700	9,016	9,419	9,322
최 대 전 력	7,835	7,402	7,971	7,730	8,033	7,605	8,097	8,015
(차 이)		△433		△241		△428		△82
설 비 예비율	4.3	6.0	7.4	8.1	7.7	10.3	16.3	16.3

자료: 제6차 전력수급기본계획과 전력통계정보시스템을 근거로 국회예산정책처에서 정리함.

GDP 증가율 대비 전력소비 증가율이 크게 하락함.

2012년까지 총 전력소비의 GDP 탄성치는 대부분 기간동안 1보다 높았으나, 2013년과 2014년에는 크게 하락함.

2014년의 총 전력소비는 전년대비 0.6% 증가에 그침.

자료: 한국은행(GDP)와 전력통계속보(전기사용량)을 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

GDP 증가율과 전기사용량 증가율

전력수요예측을 위한 주요 경제변수가 전력수요 감소를 예상함.

6차 전력계획은 2020년까지 4%대의 GDP 성장률을 가정했으나, 최근 주요 경제기관은 경제성장률이 4%를 하회할 것으로 예상하고 있음.

GDP 증가율이 낮으면 전력수요가 감소하는 경향이 있음.

전력수요 예측 모형의 실질 GDP 성장률 전망

(단위:  %)

	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
6차계획(2013.2.)	2.2	3.0	4.3	4.5	4.5	4.3	4.1
국회예산정책처(2014.10.)1)			3.6	3.8	3.9	3.7	3.7
한국은행(2015.1.)			3.5	3.4	3.7
실 적	2.3	3.0	3.0

주: 1) 국회예산청책처는 최근 경제여건 변화로 2014년, 2015년 GDP 성장률을 각각 3.3%, 3.5%로 하향 전망함.(국회예산정책처,｢NABO 경젱동향&이슈｣,통권 제32호, 2014.12, p.4.)

자료: 국회예산정책처,｢2015년 중기 경제전망｣, 2014.10, 한국은행, ｢경제전망｣, 2014.10, 2015.1.

6차 전력계획은 2027년까지 물가상승률보다 낮은 전기요금 상승을 가정하였으나, 전기요금 상승률이 계획보다 높아질 가능성이 있음.

전기요금 상승률이 높으면 전력수요가 감소하는 경향이 있음.

전력수급기본계획의 전기요금 가정치와 실적치의 비교

자료: 전력거래소(가정치) 및 한전(실적치)

4. 사회적 비용을 고려한 전기요금 산정 필요

향후 전기요금에는 송전비용과 원자력 발전의 안전규제비용, 발전용 유연탄에 대한 과세 및 온실가스 감축비용이 반영되어야 함.

｢송변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣에 따라 2015년부터 송전선로 주변지역 보상 및 지원비용이 연간 3,000억원 이상 소요될 전망임.

원자력 발전소의 안전설비 강화를 위하여 정부는 후쿠시마 후속 설비투자로 2015년 이후 7,987억원을 투자할 예정임.

유연탄에 대한 개별소비세 부과로 석탄화력은 연간 약 1조 2천억원의 비용이 소요되며, 배출권거래를 통한 온실가스 감축비용이 2020년까지 5,000억원 이상 소요될 수 있음.

지역자원시설세 인상에 따른 원자력 및 화력발전의 연간 추가비용이 약 1,263억원임.

우리나라의 전기요금은 OECD 주요국가와 비교시 낮은 수준임.

34개 OECD 국가 중 우리나라의 산업용 전기요금은 4번째로, 가정용 전기요금은 3번째로 저렴함.

가정용 전기요금은 구매력 평가지수로 환산시 6번째로 저렴함.

OECD 주요 국가의 전기요금 비교 (2014년)

(단위: USD/MWh)

		한 국	미 국	프랑스	독 일	일 본
산업용	구매가 기 준	103 (100)	69 (67)	130 (126.2)	189 (183.5)	183 (177.7)
	순 위	4위	2위	15위	25위	26위
가정용	구매가 기 준	123 (100)	127 (103)	213 (173)	409 (331)	241 (196)
	순 위	3위	4위	12위	27위	18위
	구매력 평가지수	161 (100)	121 (75.2)	173.2 (107)	374 (232)	230 (143)
	순 위	6위	2위	12위	30위	13위

주: 1. 국제순위는 우리나라의 순위이며 OECD 34개국의 전기요금을 오름차순으로 정렬한 결과임.

2. 우리나라의 전기요금은 한국전력공사의 자료를 이용하여 부가세와 전력산업기반기금 부담금을 고려하여 산정함.

자료: IEA(2014)b와 한국전력공사의 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 정리함.

5. 발전원 구성의 적정성

기저발전원과 가스화력발전의 비중을 조정할 필요가 있음.

6차 전력계획은 원자력과 석탄화력으로 연간 전력수요를 충당할 수 있을만큼 기저발전원의 비중이 높음.

전력수요는 시간대별 변동이 발생하므로 기동시간이 짧은 가스화력발전을 일정 비중 이상 배치하는 것이 효율적임.

기저발전원인 원자력과 석탄화력발전은 일정하게 높은 이용률을 유지하는 것이 경제적이기 때문에 전력수요에 유연하게 대처하기 어려움.

6차 전력수급기본계획 상 기저발전량과 전력소비량(추정치)의 비교

주: 원자력 발전의 이용률은 85%, 석탄화력의 이용률은 90%를 적용하며 신재생에너지 발전량은 피크기여도를 고려한 설비용량으로 산정함.

자료: 제6차 전력수급기본계획을 근거로 국회예산처에서 작성함.

신재생에너지의 보급 지원이 필요함.

최근 태양광 발전의 설치비 하락으로 민간 소규모 태양광발전 사업자가 크게 증가하고 있으므로 정부는 재정지원보다 제도개선을 통한 신재생에너지 보급시장 규모를 확대할 필요가 있음.

태양광 발전은 여름철 전력 피크 기여도가 높으므로, 태양광 비중이 높아질 경우 기저부하 발전기의 필요설비량이 줄어들 수 있음.

일본은 여름철 전력 피크시 태양광 발전의 비중을 37%로 계획함.

태양광 설치비와 판매전력량(2008-2014)

주: 1. 태양광 설치비는 주택용을 기준으로 하며, 2013~2014년 설치비는 시공업체 조사 결과임.
2. 태양광 판매전력량은 한전과 직접계약(PPA)한 소규모 발전사업자의 발전량으로 판매용이 아닌     자가용 태양광 발전량은 포함하지 않음.

자료: 에너지관리공단(2008-2012), 신재생에너지 시공업체(2013-2014), 전력통계연도(PPA 태양광 발전량)를 이용하여 정리함.

신재생에너지는 발전원가가 지속 감소하고 있으므로, 중장기 전원구성 전망시에는 발전원가의 변동을 고려할 필요가 있음.

｢제4차 신재생에너지기본계획｣은 2017년에는 풍력 발전비용이, 2022년에는 태양광 발전비용이 가스화력 발전비용보다 낮아질 것으로 전망함.

2035년에는 육상풍력과 태양광이 석탄화력 발전비용보다 낮아질 전망임.

신재생에너지원별 발전단가 시나리오 (2013-2035)

자료: 산업통상자원부, ｢제4차 신재생에너지기본계획｣, 2014. 9.

6. 정부계획간 정합성

상위계획과의 정합성을 검토할 필요가 있음.

에너지관련 법정계획에서 상위 계획인 ｢녹색성장국가전략｣에서는 효과적 온실가스 감축과 지속가능한 에너지체계 구축을 목표로 함.

석탄화력은 우리나라 온실가스 배출량의 30%를 차지하고 있으나 6차 전력계획은 석탄화력 설비용량을 85% 늘리는 것으로 계획함. 이는 온실가스 감축로드맵이 설정한 2020년 기준전망치 대비 30%의 온실가스 감축을 보다 어렵게 만드는 요인이 될 수 있음.

｢제2차 에너지기본계획｣은 현에너지 정책의 문제점을 개선할 방향으로 수요관리 중심의 정책전환과 분산형발전시스템의 구축, 환경과 안전의 조화, 에너지안보의 강화, 국민과 함께하는 에너지정책 등을 제시함.

전력수급기본계획은 타 에너지계획에 직접적인 영향을 줄 수 있으므로 종합적인 검토가 필요함.

전력수급기본계획상 가스화력발전의 비중에 따라 천연가스 장기수급계획이 영향을 받으며, 석탄화력 발전설비가 증가하므로 그에 따라 발전용 석탄의 물량 확보도 필요함.

상호보완관계인 ｢신재생에너지 기본계획｣과 ｢원자력연구개발계획｣과의 관계도 고려해야함.

IV. 제7차 전력수급기본계획을 위한 과제

7차 전력계획의 수립에 앞서 다양한 쟁점을 이용하여 전력수급의 안정성을 검토한 결과, 6차 전력계획에서 계획한 전력수급은 안정적인 것으로 나타남.

일부 발전설비와 765kV 송전선로의 준공지연, 고리1호기와 월성1호기의 폐로 등을 검토한 결과 전력공급 안정성에는 어려움이 없는 것으로 나타남.

시나리오 1: 월성1호기와 고리1호기를 각각 2015년과 2017년에 폐로함.

시나리오 2: 신규 765kV 송전선로의 준공을 2년 지연함.

시나리오 3: 시나리오 1 + 시나리오 2

7차 전력계획의 쟁점별 설비예비율

(단위: %)

연 도	6차계획 (기 준)	설비지연 (현 황)	노후원전폐로 (시나리오1)	계통연계 2년 지연 (시나리오2)	원전폐로 +계통지연 (시나리오3)
2014	16.3	11.6	11.6	11.6	11.6
2015	21.2	18.3	17.5	18.3	17.5
2016	26.2	23.4	22.5	23.4	22.5
2017	28.6	26.2	24.8	26.2	24.8
2018	24.8	22.6	21.2	22.6	21.2
2019	28.1	24.1	22.7	24.1	22.7
2020	30.5	27.4	26.1	26.4	25.1
2021	30.5	31.4	30.1	25.9	24.6
2022	29.4	30.3	29.0	25.5	24.2
2023	27.6	28.5	27.2	27.1	25.8
2024	25.1	26.0	24.7	24.5	23.3
2025	22.9	23.7	22.5	20.9	19.7
2026	20.1	20.9	19.7	19.5	18.3
2027	17.7	18.5	17.4	18.5	17.4

주: 1. 설비지연은 2014년 말 기준 지연되는 설비현황에 따라 불확실 대응설비 중 통영복합#1, 동부하슬라#1･2는 설비예비율 산정에서 제외하고, 신평택3단계복합은 반영함.

2. 시나리오1은 월성1호기와 고리1호기의 설계수명을 연장하지 않는 경우를 가정함.

3. 시나리오2는 신강원권 765kV에 연계되는 동양파워#1,2, G프로젝트#1,2, 신울진#3,4이 2023년부터 차례로 준공되며, 신고리#7,8호기의 준공이 2년 지연되는 경우를 가정함.

4. 시나리오3은 시나리오1과 시나리오2의 상황을 모두 적용함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

불확실성을 고려한 정책 필요

계획의 목표는 당장 바꾸는게 아니라 앞으로의 방향을 제시하기 위한 것이므로 현재의 경제상황을 고려하되 향후 산업구조와 발전원별 가격 변화 등을 고려한 전력정책 방향을 제시할 필요가 있음.

민감도 분석을 이용하여 수요예측의 범위를 설정하고 그에 따른 전력 공급 여건을 반영할 필요가 있음.

최대전력수요의 변동 가능성을 고려하여 기저부하와 피크부하 발전기의 적정 비중을 유지할 필요가 있음.

전력수급이 안정적인 상황이므로 7차 전력계획은 전력정책에 영향을 줄 수 있는 다양한 쟁점을 검토할 수 있음.

설계수명이 완료된 월성1호기와 고리1호기는 전력수급에 미치는 영향이 크지 않으므로 설계수명 연장은 발전기의 안정성에 집중하여 심사할 수 있음.

전력수요는 GDP 전망과 전기요금에 의존하는데, 6차 전력계획 당시보다 GDP 전망치가 낮아졌으므로 전력수요 전망의 조정을 검토할 필요가 있음.

고압송전선로의 건설시 지역주민의 수용도를 높일 수 있도록 사전 설명회와 주변지역지원사업을 수행할 필요가 있음.

발전단지의 대형화를 지양하고 소비지에 발전설비를 건설함으로써 송전망 건설을 줄일 수 있는 발전소 입지 전략이 필요함.

전기 생산에서 발생하는 사회적 비용을 고려한 발전원 구성이 필요함.

에너지세제, 온실가스비용, 사회적 갈등비용, 신뢰성 구축 비용, 안전비용 등을 발전비용과 전원구성시에 고려하는 것이 필요함.

안정적이고 효율적이며 환경친화적인 에너지 수급을 위해서는 제7차 전력계획 수립에 있어 에너지 소비자의 준비도 필요함.

현재의 전력정책은 한정된 국토 내에서 원자력 발전소와 방사성폐기물 처분시설, 고압 송전선로를 계속 건설하며 낮은 전기요금을 유지함.

가스화력이나 신재생에너지 설비와 같은 분산형 발전원을 선택하고 전기요금 인상을 감당하는 전력정책 중 어느 정책을 에너지 소비자가 선택할 것인지와 관련한 사회적 수용도를 높이는 방안을 검토하는 것이 바람직함.

차  례

차 례 ∙

∙ 차 례

Ⅰ. 서  론 / 1

Ⅱ. 전력수급기본계획의 주요 내용과 검토방향 / 5

1. 제6차 전력수급기본계획의 의의 및 한계	5

2. 제7차 전력수급기본계획의 의의 및 검토방향	6

가. 공론화 및 의견수렴조치 강화	6

나. 제7차 전력수급기본계획의 검토방향	8

Ⅲ. 전력수급정책의 쟁점 / 11

1. 전력수급의 안정성	11

가. 제6차 전력수급기본계획 상 전력수급 안정성	11

나. 발전설비의 준공 지연 현황	13

다. 발전설비의 준공 지연에 따른 설비예비율 전망	14

라. 설계수명 만료예정 원전 현황	15

마. 월성1호기와 고리1호기 폐쇄에 따른 설비예비율 전망	17

바. OECD 주요국의 설비예비율 현황	18

2. 송전설비계획의 적정성	23

가. 제6차 전력계획 상 발전설비의 계통연계 지연 가능성	23

나. 765kV 송전선로 지연시 설비예비율 전망	30

다. 송전망의 계통 안정성	31

라. 분산형 전원과 송전망	36

3. 전력수요의 변동성	38

가. 전력수요 예측 모형	38

나. 제6차 전력수급기본계획의 수요전망과 실적치 비교	39

다. 제7차 전력수급기본계획의 전력수요 전망시 고려사항	40

라. 전력수요 감소시 설비예비율 전망	44

4. 사회적 비용을 고려한 전기요금	45

가. 전기요금의 국제 비교	45

나. 송전비용	49

다. 원자력 발전의 안전설비 투자비용	52

라. 화력발전의 개별소비세 및 온실가스 감축비용	54

5. 발전원 구성의 적정성	57

가. 기저발전원과 가스화력발전의 비중 조정	57

나. 분산형 신재생에너지의 보급 지원	61

6. 정부계획간 정합성	65

가. 상위계획과의 정합성	65

나. 부문별 계획과의 연관성	71

IV. 제7차 전력수급기본계획을 위한 과제 / 75

[부  록] 제6차 전력수급기본계획의 주요 내용 / 83

가. 전력수요 전망	83

나. 신규 발전설비 계획 및 투자비 규모	85

참고문헌 / 87

표 차례

[표 1] 제6차 전력수급기본계획 설비예비율 산정 근거	11

[표 2] 제6차 전력수급기본계획의 발전설비 변경 현황	13

[표 3] 발전설비 준공일정 변경에 따른 설비예비율 전망	14

[표 4] 제7차 전력수급기본계획 기간 동안 설계수명이 만료되는 원전	15

[표 5] 중･저준위방사성폐기물의 장기발생량 추정	16

[표 6] 노후원전 폐쇄에 따른 설비예비율	17

[표 7] OECD 주요국의 설비예비율 (2010년말, 자가용 제외)	18

[표 8] OECD 주요국가의 발전원별 설비용량 및 비중	21

[표 9] 제6차 전력수급기본계획의 신규 발전설비	24

[표 10] 건설 중인 765kV 송전선로와 연계 발전설비	26

[표 11] 신강원권 765kV 송전선로의 건설기간 및 공사비	27

[표 12] 한국전력의 송배전 부문 투자비 전망	28

[표 13] 계통연계 가능성이 낮은 설비에 대한 감사원의 조치사항	29

[표 14] 765kV 송전선로 준공 지연(2년)에 따른 설비예비율 전망	30

[표 15] 수도권 송전망의 고장전류 전망	34

[표 16] 제6차 전력수급기본계획의 최대전력 전망치와 실적의 비교	39

[표 17] 전력수요 예측 모형의 실질 GDP 증가율 전망	41

[표 18] 부문별 전기요금 가정 및 실적	43

[표 19] 전력수요 감소시 설비예비율 전망	44

[표 20] 산업용 전기요금(2014년)	47

[표 21] 가정용 전기요금(2014년)	47

[표 22] 송전선로 주변지역에 대한 보상비용 추정액	51

[표 23] 송전선로 주변지역 지원사업비	51

[표 24] 안전설비 보강비용	53

[표 25] 후쿠시마 후속 설비투자 규모	53

[표 26] 발전용 연료 과세 현황	54

[표 27] 지역자원시설세 인상의 비용추계	56

[표 28] 하계 최대전력기간 동안 가스발전의 비중	60

[표 29] 재래식 발전원의 발전단가의 변화(2002-2014)	63

[표 30] 현 에너지 정책의 문제점 및 중점과제	69

[표 31] 국가 온실가스 감축로드맵	70

[표 32] 1차 에너지 대비 신재생에너지 보급 목표	74

[표 33] 전력수급정책의 쟁점별 설비예비율	76

그림 차례

[그림 1] 적정 발전설비규모 산정과정	9

[그림 2] 제7차 전력수급기본계획의 검토방향	10

[그림 3] 제6차 전력수급기본계획의 설비예비율과 과거 실적치의 비교	12

[그림 4] 영국의 발전설비 전망(2012-2017)	20

[그림 5] 대용량 송전선로 연계 계획	25

[그림 6] 송변전설비 투자비 및 비중	28

[그림 7] 지역별 전기소비량 및 발전설비량의 비중(2013년)	31

[그림 8] 발전설비의 분포	32

[그림 9] 수도권 고장전류 대책	35

[그림 10] 태양광 설치 불가 지역	37

[그림 11] GDP와 전기소비량 증가율	40

[그림 12] 전력수급기본계획의 전기요금 가정치와 실적치의 비교	42

[그림 13] OECD 국가의 산업용 전기요금(2014)	46

[그림 14] OECD 국가의 가정용 전기요금(2014)	46

[그림 15] 가정용 전기요금의 국제비교 (2005-2014)	48

[그림 16] 산업용 전기요금의 국제비교 (2005-2014)	49

[그림 17] 송변전선로 주변지역 지원범위	52

[그림 18] 유연탄 과세 영향	55

[그림 19] 제6차 전력수급기본계획 상 기저발전량과 (목표)전력소비량의 비교	58

[그림 20] 공급예비율과 LNG 발전의 비중	58

[그림 21] 2003년의 전력 예비율과 LNG 발전 비중	59

[그림 22] 신재생에너지원별 발전단가 시나리오 (2013-2035)	62

[그림 23] 재래식 발전원의 발전단가 변화(2002-2012)	62

[그림 24] 태양광 설치비와 발전량 비교	64

[그림 25] 에너지관련 법정계획	66

[그림 26] 제2차 저탄소 녹색성장 국가전략 5개년계획의 정책방향 및 중점과제	67

[그림 27] 에너지부문별 계획	71

[그림 28] 천연가스수급 계약물량의 변화	72

[그림 29] 천연가스소비 및 수요 추정치	72

[그림 30] 발전용 유연탄 소비량 및 수요전망	73

Ⅰ. 서  론

I. 서 론 ∙

∙ I. 서 론

도로와 철도, 항만, 송배전망, 발전설비 등은 경제활동의 기반을 형성하는 기초적인 시설이라는 의미에서 사회기반시설이라고 칭한다. 그런데 전력은 순간이라도 공급과 수요가 일치하지 않으면, 갑작스런 정전사태가 발생할 수 있다. 정전의 규모는 국지적인 지역 전력망으로 제한될 수도 있지만, 대정전이 발생하여 광범위한 지역의 교통망과 수도, 통신과 같은 다른 부문 기반시설의 가동도 중단시킬 수 있을 만큼 파급력이 클 수도 있다. 이러한 이유로 정부는 안정적인 전력공급과 장기수급전망, 수요관리, 해외자원 확보, 새로운 에너지 기술의 개발, 신재생에너지의 보급 등 다양한 분야의 에너지 계획에 기반을 두고 전력수급정책을 수행하고 있다.

에너지 관련 계획 중 전력수급을 다루는 법정계획은 ｢전기사업법｣ 제25조 및 시행령 15조에 따른 “전력수급기본계획”이다. 전력수급기본계획은 전력수급의 기본방향과 장기전망, 전력설비건설계획, 전력수요관리 등에 관한 사항을 포함하여 2년 마다 15년을 계획기간으로 수립･시행된다. 동 계획은 안정적 전력수급을 목적으로, 현재의 전력수급현황을 분석하고 수요 예측모형을 통해 전력수요를 예측하며, 목표수요를 기반으로 발전설비계획과 송배전 설비계획을 세운다. 필요한 신규 발전설비 규모가 정해지면 정부는 목표수요를 기반으로 적정 설비규모를 도출하고 신규 필요물량에 대해 사업자의 건설의향을 조사하고 평가를 거쳐 발전설비의 연도별 도입 계획을 수립한다.

산업통상자원부는 2013년 2월에 2013년부터 2027년까지를 계획기간으로 하는 제6차 전력수급기본계획(이하 “6차 전력계획”)을 발표하였고, 2029년까지의 발전설비량을 결정하는 제7차 전력수급기본계획(이하 “7차 전력계획”)을 준비 중에 있다. 발전설비규모를 정하는 전력수급기본계획이 중요한 것은 중장기 전력정책의 방향을 제시하기 때문이다. 발전설비는 일단 도입되면 최소 20년에서 최대 60년을 초과하는 기간을 이용할 수 있으므로, 발전설비규모가 확정되면 타 에너지계획도 영향을 받는다. 예컨대 화력발전을 유지하기 위한 천연가스 수입과 해외 석탄 수입 물량을 결정하게 되고, 온실가스 감축 로드맵에서 발전부문의 온실가스 배출량 추정의 기초자료가 된다. 에너지 기술개발계획에서는 전력수급기본계획에서 계획한 발전설비에 대하여 우선적으로 연구개발비를 지원한다. 따라서 전력수급기본계획에 반영된 정부의 정책을 이해하고 정책방향에 대해 검토할 필요가 있다.

전력수급기본계획이 갖는 정책적 중요성을 고려하여, 국회예산정책처는 ｢제6차 전력수급기본계획의 문제점과 개선과제｣ 현안분석보고서를 발간한 바 있다. 동 보고서는 6차 전력계획이 상위계획과 일치하지 않으며 송배전 설비계획이 누락되었고, 연간 설비예비율의 편차가 과다하여 일부 구간에서 발전 설비 과투자로 인한 기회비용 손실 가능성을 제기하였다. 또한 물가상승률보다 낮은 전기요금 전망으로 인한 전력수요의 과다추정 가능성이 있으므로 신규발전소의 준공시기를 조정하고 발전원가에 근거한 전기요금 개편 및 비용부담방안의 논의가 필요함을 제안한 바 있다.

국회예산정책처, ｢제6차 전력수급기본계획의 문제점과 개선과제｣, 사업평가현안분석 제46호, 2013.4.

그런데 6차 전력계획이 발표된 이후 전력수요와 전력공급에 영향을 주는 사회경제적 요인에서 변화가 있었다. 발전시설용량을 결정하는 최대전력 수요량은 계획보다 낮았고 연간 총 전력소비량도 계획보다 낮았다. 전력수요에 영향을 주는 전기요금은 계획보다 다소 높았으며 경제성장률은 전망보다 낮아져 전력수요가 예상보다 작아졌기 때문이다. 그런데 앞으로도 전력수요와 발전설비 공급에 영향을 줄 수 있는 요소가 있다. 원자력 발전의 방사성폐기물 관리비용이 2013년부터 증가하여 원전의 발전비용이 상승했고, 송전선로 주변지역에 대한 재산적 손실에 대한 보상과 지원을 위한 법적 근거가 마련되어 송전비용이 상승할 전망이다. 발전용 석탄에 대한 개별소비세 부과로 전기요금의 추가적인 인상요인이 발생하였다. 정부는 후쿠시마 사고 후속조치로 원자력 발전에 대한 안전설비의 설치에 총 1조 1000억원을 지출할 계획이며, 2015년부터는 배출권거래제가 도입되어 발전부문의 온실가스 배출규제로 인한 추가적인 비용상승 요인도 있다. 또한 신규 발전부지 예정지에 대한 주민 수용도가 낮아 신규 발전설비의 인허가가 지연되고 있다.

｢송･변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣

더군다나 2013년 7월 30일에 국회 산업통상자원위원회 대안으로 ｢전기사업법｣ 개정안이 통과됨에 따라 정부는 전력수급기본계획의 수립 및 변경시 관계 중앙행정기관장과 협의하고, 공청회를 거치며, 국회 소관 상임위원회에 보고 해야 한다. 따라서 7차 전력계획의 확정에 앞서 전력정책의 여건 변화와 실행 가능성, 중장기 개선과제를 검토할 필요성이 제기되었다.

이러한 점을 고려하여 본 고는 II장에서 6차 전력계획의 주요 내용과 의의, 7차 전력계획의 수립절차 변경내용을 확인하였다. III장에서는 7차 전력계획에서 검토할 필요가 있는 주요 과제를 중심으로 정부계획간 정합성, 전력수급 안정성, 송전설비계획 및 발전설비계획의 적정성, 전력 수요예측의 변동성, 발전비용의 중기전망, 발전원 구성의 적정성을 중심으로 확인하였다. IV장에서는 7차 전력계획의 확정에 앞서 쟁점별 사안을 계획에 고려하는 것이 필요함을 제안하였다.

Ⅱ. 전력수급기본계획의 주요 내용과 검토방향

∙ Ⅱ. 전력수급기본계획의 주요 내용과 검토방향

1. 제6차 전력수급기본계획의 의의 및 한계

1. 제6차 전력수급기본계획의 의의 및 한계 ∙

전력수급기본계획은 향후 15년간 필요한 발전설비를 계획한다. 동 계획에서는 전력수요 전망에 따라 신규 발전설비 규모와 노후 발전소의 폐로와 관련한 중장기 계획을 구체화하여 연중 안정적으로 전력을 공급한다는 목표를 두고 있다. 또한 동계획은 발전원별 경제성 및 장단점과 국내 전력수요 형태를 고려하여 발전원의 구성비를 정하고 있다. 2013년 2월 확정된 6차 전력계획은 안정적인 전력수급을 위한 발전설비 확보에 중점을 두었다. 2027년 기준 석탄화력 1,050만kW, 가스화력480만kW, 신재생에너지 456만kW, 집단에너지 371만kW로 발전설비를 구성하고 이를 위해 12기의 석탄화력과 6기의 가스화력 발전설비를 정하였다. 6차 전력계획이 확정한 발전설비 투자비가 2022년까지 15조 6,388억원이며, 과거 전력계획의 확정분을 포함한 총 발전설비 투자비는 70조원 상당이다.

신규발전설비에 불확정설비는 석탄화력 2기, LNG화력 2기를 포함함.

6차 전력계획의 주요 내용은 본 보고서의 [부록] 제6차 전력수급기본계획의 주요 내용 참고.

6차 전력계획은 전력수급의 안정성을 확보했다는 의의와 함께 그로 인한 한계도 갖고 있으므로 이를 검토할 필요가 있다. 첫째, 동 계획은 발전설비 확대를 통한 안정적인 전력공급을 계획하였다. 6차 전력계획은 2015년 이후 설비예비율을 20% 이상으로 유지하도록 계획함으로써 전력수급의 안정성을 확보한 것이다. 하지만 설비예비율 22%를 초과하는 구간이 다수이고 2020년 전후의 경우 설비예비율이 30%에 달하여 발전설비의 과다 공급 가능성이 제기되었다.

설비예비율은 연간 최대부하를 초과하여 보유하는 설비율을 의미함.
설비예비율(%) = (설비용량 ‑ 최대전력)/최대전력 × 100

두 번째는 신규 발전부지 확보에 있다. 5차 전력계획은 주요 기저발전원이 기존 발전부지에 후속호기를 건설하는 것인 반면, 6차 전력계획에서는 신규 입지가 다수 선정되었다. 동 계획에서는 신규 입지를 통해 전력 1,580만kW를 공급하는 것으로 계획하고 있다. 12기의 석탄화력 발전설비 5개 단지 중 3개 단지가 신규 입지이다. LNG발전도 6기 중 3기가 신규입지이다. 따라서 기존의 발전단지와 분리된 새로운 발전단지의 건설 가능성을 확인하였다. 하지만, 신규 발전부지는 신규 송전선로를 필요로 함에도 이에 대한 고려가 부족하였다. 신규 발전소의 준공일정은 송전선로 계통연계 일정에 의존적이므로, 향후 송전선로 확보에 충분한 시간과 지역소통이 필요한데 이에 대한 고려가 미흡하였다.

세 번째는 전력수급기본계획을 전력정책심의회에서 확정하기 전에 공청회를 개최하고, 신규 원자력 발전의 도입을 ｢제2차 에너지기본계획｣확정시까지 유보하는 등 전력계획에 대한 사회적 수용성을 고려하였다. 하지만 관계부처인 환경부로부터 6차 전력계획은 사전협의 없이 진행되었으며, 국가 온실가스 감축목표와 상충되며, 전원믹스 악화, 기저발전 증가량 과도 등의 문제를 지적 받았다.

환경부는 환경부의 입장을 ｢제6차 전력수급기본계획의 전력정책심의회 상정 관련 환경부 입장 통보｣로 공문으로 남김. 2013.2.21.일자

2. 제7차 전력수급기본계획의 의의 및 검토방향

2. 제7차 전력수급기본계획의 의의 및 검토방향 ∙

가. 공론화 및 의견수렴조치 강화

7차 전력계획은 6차 전력계획이 갖는 이와 같은 의의와 한계에 기초하여 검토할 필요가 있다. 7차 전력계획은 수립절차에서 6차 전력계획과 차이가 있다. 2013년 7월 30일에 의결된 ｢전기사업법｣개정에 따라 7차 전력계획은 수립절차에서 과거의 전력수급기본계획과 비교시 관련 기관의 의견수렴절차와 국회 보고의무, 상위법과의 정합성이 강화되었기 때문이다.

과거 전력수급기본계획의 수립절차는 관계 중앙행정기관 협의와 공청회 개최 이후 전력정책심의회 심의를 거쳐 확정하는 방식으로, 개정전 ｢전기사업법｣은 전력수급기본계획의 목적과 주요 내용, 전력수급기본계획을 작성하는 필요한 자료 확보방안만을 명시하였다. 그런데 국회는 전력수급기본계획이 에너지 및 기후변화정책에서 갖는 중요성을 고려하여 2013년 7월 30일 ｢전기사업법｣개정을 통해 전력수급기본계획의 수립절차를 변경하였다. 산업통상자원부장관이 전력수급기본계획을 수립하거나 변경할 경우 관계 중앙행정기관의 장과 협의한 후 공청회를 거치도록 하고, 이를 국회 소관 상임위원회에 보고하도록 한다. 더불어 발전사업을 하려는 자에게 기초조사를 실시하도록 함으로써 절차적 안정성을 꾀하는 한편, 전력수급기본계획의 내용이 ｢저탄소 녹색성장 기본법｣에 따른 온실가스 감축 국가목표에 부합하도록 노력할 것을 제안한 것이다.

동 개정문은 5개의 법률개정안을 통합하여 1개의 산업통상자원위원회대안으로 통합발의된 결과이다. 전력수급기본계획의 수립절차와 관련하여 기 제출된 5개 법률개정안은 2012년 7월 30일 강창일의원 등 15인이 발의한 ｢전기사업법 일부개정법률안｣과 2012년 8월 1일 안효대의원 등 10인이 발의한 안, 2013년 2월 6일 김제남의원 등 13인이 발의한 안, 2013년 2월 21일 박완주의원 등 17인이 발의한 안, 2013년 3월 5일 김제남의원 등 10인이 발의한 안이 있었다. 제315회 국회(임시회) 제1차 법률안소위원회(2013. 4. 16.)에서 심사한 결과, 위 5건의 법률안을 본회의에 부의하지 아니하는 대신 1개의 위원회대안으로 통합하기로 하고, 이를 제315회 국회(임시회) 제5차 산업통상자원위원회(2013. 4. 23.)에 보고･의결함으로써 위원회대안을 제안하게 된 것이다.

국회 산업통상자원위원회, ｢전기사업법｣일부개정법률안(대안), 의안번호 5571, 2013. 6. 24.

전력수급기본계획의 수립과 관련한 ｢전기사업법｣의 개정 내용은 관계 중앙행정기관의 장과 협의하고 공청회를 거쳐 의견을 수렴하고 국회 소관 상임위에 보고하는 공론화 과정을 동법 25조 ②항과 ④항, ⑤항에 명시하였다. 또한 상위계획인 ｢녹색성장 기본법｣제42조와의 정합성을 ⑦항에 명시하였다. 또한 25조의 2를 신설하여 발전사업을 하려는 자는 해당 지역에 미치는 영향을 포함한 기초조사와 지역주민 및 관계 전문가 등에 대한 의견을 청취하도록 함으로써 신규 발전소의 지역 수용성에 대한 중요성을 강조하였다. 즉 7차 전력계획은 개정된 ｢전기사업법｣ 제25조 및 제25조의 2에 따라 과거에 비해 공론화 및 의견수렴 절차를 적용할 것이다. 이에 국회는 정부에서 보고하는 ｢제7차 전력수급기본계획(안)｣에 대하여 종합적으로 검토할 필요가 있다.

｢전기사업법｣ 제25조 ② 산업통상자원부장관은 기본계획을 수립하거나 변경하고자 하는 때에는 관계 중앙행정기관의 장과 협의하고 공청회를 거쳐 의견을 수렴한 후 제47조의 2에 따른 전력정책심의회의 심의를 거쳐 이를 확정한다. 다만, 산업통상자원부장관이 책임질 수 없는 사유로 공청회가 정상적으로 진행되지 못하는 등 대통령령으로 정하는 사유가 있는 경우에는 공청회를 개최하지 아니할 수 있으며 이 경우 대통령령으로 정하는 바에 따라 공청회에 준하는 방법으로 의견을 들어야 한다. ④ 산업통상자원부장관은 제2항에 따라 기본계획이 확정된 때에는 지체 없이 이를 공고하고, 관계 중앙행정기관의 장에게 통보하여야 한다 ⑤ 산업통상자원부장관은 기본계획을 수립하거나 변경하는 경우 국회 소관 상임위원회에 보고하여야 한다.

｢전기사업법｣제25조 ⑦산업통상자원부장관은 기본계획이 ｢저탄소 녹색성장 기본법｣ 제42조에 따른 온실가스 감축 목표에 부합하도록 노력하여야 한다.
｢녹색성장 기본법｣ 제42조(기후변화대응 및 에너지의 목표관리) ① 정부는 범지구적인 온실가스 감축에 적극 대응하고 저탄소 녹색성장을 효율적･체계적으로 추진하기 위하여 다음 각 호의 사항에 대한 중장기 및 단계별 목표를 설정하고 그 달성을 위하여 필요한 조치를 강구하여야 한다.

1. 온실가스 감축 목표

2. 에너지 절약 목표 및 에너지 이용효율 목표

3. 에너지 자립 목표

4. 신･재생에너지 보급 목표

｢전기사업법｣제25조의2(기초조사 등의 실시) ① 산업통상자원부장관은 기본계획을 수립하는 때에는 제2조 제3호에 따른 발전사업을 하려는 자에게 해당 지역에 미치는 영향을 포함한 기초조사와 지역주민･관계전문가 등에 대한 의견청취를 실시하도록 하여야 한다. ② 제1항에 따른 기초조사와 의견청취의 방법 및 절차에 필요한 사항은 대통령령으로 정한다.

신규 발전원에 대한 지역 수용성은 과거에도 반영되어 있었으나 2013년 7월 30일 개정시에는 이를 법률에 반영함으로써 수용성의 중요성을 강조함. 제6차 전력수급기본계획의 신규 발전사업자의 선정에 이용된 제6차 발전사업자평가기준에 따르면 계량지표로 지자체 및 지방의회, 주민동의 여부가 지역 수용성 평가기준으로 반영함.

나. 제7차 전력수급기본계획의 검토방향

정부는 3단계 과정을 거쳐 적정 발전설비규모를 산정한다. [그림 1]은 전력수급기본계획에서 발전설비규모를 산정하는 과정을 도식화한 것이다. 우선 GDP 전망과 인구, 산업구조, 전기요금 전망치에 근거한 경제모형을 통해 향후 15년간의 전력 수요를 예측한다. [그림 1]의 전력수요 전망 A를 도출하는 것이다. 여기에 정책적으로 수요관리를 통해 전력소비량을 하향시키는 목표수요를 정한다. 6차 전력계획는 최대전력을 12% 낮추는 수요관리 목표를 설정하였다. 따라서 목표수요 B는 전력수요 전망 A 대비 12% 낮게 설정되었다. 최종적으로 발전설비규모 C는 목표수요에 설비예비율 22%를 추가하여 한정한다. 설비예비율은 공급신뢰도 12%와 원전 안전대책 강화를 위한 예비율 3%, 목표수요 오차율 7% 감안하여 22%로 정하였다.

전력수급기본계획에서 확정하는 발전설비규모는 전력수요 추정치에 근거하지만 정부에서 설정하는 수요관리 목표치와 설비예비율 목표치에 크게 좌우된다. 전력수요를 정확히 추정하는 것이 어렵고, 발전설비의 공급은 최소 2~3년의 시간이 소요되기 때문에 정부는 적정한 설비예비율을 통해 공급의 안정성을 도모하고자 한다. 하지만 설비예비율이 지나치게 높으면 설비과투자로 인한 비효율이 발생하며 설비예비율이 낮으면 공급 안정성이 낮아질 수 있다. 따라서 전력수급기본계획에서 설정하는 적정 발전설비규모를 판단하기 위해서는 [그림 1]에서 제시하는 3단계에 대하여 단계별 검토가 필요하다.

[그림 ] 적정 발전설비규모 산정과정

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

본 고의 III장은 전력수급기본계획의 수립시 검토할 과제를 제시하고자 한다. 우선 전력수급의 안정성을 파악하기 위하여 발전설비규모에 영향을 줄 수 있는 다양한 요인을 검토하였다. 6차 전력계획 수립이후 발생한 발전설비 준공 지연현황과 설계수명이 완료되는 월성1호기와 고리1호기의 폐로, 송전설비의 지연 등을 고려한 설비예비율을 산정하여 전력수급 안정성을 검토하고, 주요 OECD 국가의 전력설비예비율을 참고로 제시하였다. 그리고 전력수요를 전망하는 A단계의 검토를 위해서 수요추정의 변동요인을 검토하였다. 6차 전력계획 이후 전력수요에 영향을 줄 수 있는 경제성장률과 전기요금의 변화를 검토하고 향후 전기요금에 영향을 줄 수 있는 발전비용 증가요인을 제시하였다. 정부가 목표하는 전력수요 B단계에서는 정부의 목표수요가 에너지부문의 상위계획과 정합하는지를 검토하였다. 그리고 발전설비규모 C단계에서는 발전원 구성이 적정한가를 검토하였다.

[그림 ] 제7차 전력수급기본계획의 검토방향

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

∙ Ⅱ.전력수급기본계획의 주요 내용과 검토방향

Ⅲ. 전력수급정책의 쟁점

∙ Ⅲ. 전력수급정책의 쟁점

1. 전력수급의 안정성

1. 전력수급의 안정성 ∙

가. 제6차 전력수급기본계획 상 전력수급 안정성

전력수급기본계획은 전력수급 안정성 확보를 1차 목표로 하므로 전력계획의 검토시 안정성은 첫 번째 검토 항목이다. 전력수급 안정성은 전력 설비예비율을 이용하여 파악할 수 있다. 설비예비율은 연중 최대전력수요와 해당 시점의 전력설비용량의 차이를 최대 수요로 나눈 것으로, 연중 가장 많은 전력을 소비하는 시점에서 추가로 확보하고 있는 설비용량을 의미한다.

6차 전력계획은 안정적 전력수급을 위해 적정 설비예비율을 22%로 설정하였다. 최소 예비율 15%와 전력수요 불확실성 예비율 7%를 합한 결과이다. 최소 예비율은 고장정지와 예방정비를 고려한 공급신뢰도를 위한 예비율 12%와 원전안전대책 강화를 위한 예비율 3%이다. 수요 불확실성 예비율은 예측오차 및 수요관리의 불확실성에 따른 예비율로, [그림 1]의 A와 B단계에 해당하는 수요 예측오차 및 수요관리의 불확실성을 대비하기 위한 예비율이다. 또한 추가적으로 1~5차 전력수급기본계획의 발전소 건설지연 및 취소율을 감안한 예비설비 390만kW를 반영하였다.

[표 ] 제6차 전력수급기본계획 설비예비율 산정 근거

고려요소		6차 전력계획		5차 전력계획
	내 용	예비율	산출 근거	예비율	산출 근거
적정 예비율	최 소 예비율	15%	공급신뢰도 기준: 12% 원전안전대책강화: 3%	11%	공급신뢰도기준: 11%
	전력수요 불확실성	7%	목표수요 오차율: 7%	7%	목표수요 오차율: 7%
	소 계	22%		18%
	전력수요 불확실성	390 만kW	1~5차계획 반영설비의 건설 지연･취소율	730 (만kW)	1~4차계획 반영설비의 건설 지연･취소율

주: 최소예비율은 고장정지 및 예방정비를 고려한 예비율을 의미하며, 전력수요 불확실성은 전력수요 예측오차 및 수요관리의 불확실성에 기인함.

자료: 산업통상자원부, 6차 전력수급기본계획 설비소위원회 회의자료

6차 계획에서 정부는 [표 1]에서 목표한 22%의 설비예비율에 근거하여 2027년 기준 총 필요 발전설비를 13,923만kW로 추정하여 신규로 2,951만kW의 건설을 확정하였다. 그런데 실제 설비용량은 대부분 22%를 초과할 뿐 아니라 특정 구간의 설비예비율이 크게 높다.

[그림 3]은 2001년부터 2014년까지의 전력 설비예비율과 공급예비율의 실적치와 6차 전력계획에서 제시하는 2027년까지의 설비예비율을 비교하였다. 제시된 바와 같이 2001년 이후 연간 최고 설비예비율은 2003년의 18.3%였다. 공급예비율도 2003년이 가장 높은 17%였다. 그런데 6차 전력계획은 2016년부터 21%로 급격히 높아져 2017년에는 28.6%이고 2020년은 30.5%, 2025년 22.9%으로 2027년까지 20% 이상을 유지하는 것으로 나타났다. 이에 따르면 정부가 정한 최소 예비율 15%를 모든 구간에서 초과하므로 전력수급은 안정적일 것으로 전망된다.

더군다나 6차 전력계획은 공급 불확실성에 따른 발전설비 390만kW를 추가로 확보하여 전력수급은 논란의 여지가 없이 안정적이다. 다만, 7차 전력계획 작성시에서는 6차 전력계획에서 반영된 발전설비가 계획대로 완공되어 전력을 안정적으로 공급할 수 있는지에 대해 검토할 필요가 있다.

[그림 ] 제6차 전력수급기본계획의 설비예비율과 과거 실적치의 비교

주: 공급예비율은 발전설비의 예방정비 및 고장률에 따라 달라질 수 있으므로 실적치만 있으며,
불확정설비는 반영하지 않음.

자료: 제6차 전력수급기본계획을 근거로 국회예산처에서 작성

나. 발전설비의 준공 지연 현황

전력수급기본계획은 발전원과 발전설비의 상업운전일을 포함한다. 그런데 준공일정이 지연되거나, 계획된 발전설비가 취소되는 사례가 있으므로 기 계획된 설비의 준공일정을 확인할 필요가 있다.[표 2]와 같이 6차 전력계획의 발전설비는 17기 15,730MW가 지연될 예정이다. 이중 13기는 운영허가 지연이나 환경영향평가 지연, 송전접속 협의 지연, 허가지연, 인허가 지연 등으로 1~2년 후 준공될 수 있다. 하지만 영흥 7･8호기와 동부 하슬라 1･2호기는 허가를 취득하지 못하였기 때문에 설비계획에 반영될 수 있을지는 현재 불확실하다. 다만 영흥 7･8호기는 발전연료 협의의 문제이므로 사업취소가 아닌 사업지연으로 분류할 수 있다.

[표 ] 제6차 전력수급기본계획의 발전설비 변경 현황

설 비 명	설비용량 (MW)	계 획 연 월	지 연 연 월	지연사유
신월성#2 (한수원)	1,000	2013.10	2015. 7	운영허가 지연
신고리#3 (한수원)	1,400	2013.12	2015. 7	운영허가 지연
신고리#4 (한수원)	1,400	2014. 9	2016. 5	운영허가 지연
당진복합#5 (GS EPS)	950	2015.12	2017. 7
여수#1 (남동)	350	2016. 2	2016. 6
동부그린#1 (동부발전당진)	550	2016. 6	2018. 8	환경영향평가 지연
대우포천복합#1(대우건설)	940	2016.10	2017. 3	환경영향평가 지연
동부그린#2 (동부발전당진)	550	2016.12	2018.12	환경영향평가 지연
여주복합#1 (SK E&S)	950	2017. 6	2018. 8	인허가 지연
신평택3단계복합 (서부)	900	2017.11	2019.11	송전선로 준공지연
영흥#7 (남동)	870	2018.12		허가 미취득(연료)
G프로젝트#1 (삼성물산)	1,000	2019. 4	2020.10	인허가 지연
영흥#8 (남동)	870	2019. 6		허가 미취득(연료)
G프로젝트#2 (삼성물산)	1,000	2019.10	2021. 4	인허가 지연
동양파워#1 (동양파워)	1,000	2019.11	2020.12	인허가 지연
동부하슬라#1 (동부하슬라파워)	(1,000)	2019.12		허가 미취득
동부하슬라#2 (동부하슬라파워)	(1,000)	2020. 6		허가 미취득
계	15,730			17기

주: 불확실 대응설비(신평택3단계복합, 동부 하슬라#1~2, 통영복합#1)는 설비예비율 산정시 제외되었으나 신평택3단계복합은 7차 전력계획에서 확정설비로 반영될 것으로 예상됨.

자료: 전력거래소 제출자료, 2014. 11.

다. 발전설비의 준공 지연에 따른 설비예비율 전망

[표 2]의 발전설비 준공지연현황을 반영할 경우 전력수급이 안정적인가를 검토할 필요가 있다. 6차 전력계획의 전력수요 전망이 유지된다는 가정 하에서 설비예비율을 재계산한 결과 [표 3]과 같이 설비예비율은 2015년부터 최소예비율 15%를 초과하여 2017년에는 26.2%까지 높아졌다가 2021년에 31.4%까지 높아진다. 발전설비 취소가 아닌 준공 지연으로 설비 도입시기가 변경되는 것이기 때문에 2021년 이후로 발전설비 준공이 집중되고, 불확정설비 중 신평택3단계 복합 발전소가 2019년말 준공으로 7차 계획에서 확정될 것이 유력하여 2020년 이후의 설비예비율이 높아진다.

따라서 일부 발전설비의 준공일정 지연으로 인한 전력공급 안정성에는 문제가 없으며 오히려 2019년과 2021년에 집중되어 있던 발전설비의 준공을 2021년 이후로 분산하는 효과가 있는 것으로 나타났다.

[표 ] 발전설비 준공일정 변경에 따른 설비예비율 전망

연 도	총 용량(MW)		최대전력(MW)		설비예비율 (%)
	하 계	연 말	하 계	동 계
2014	85,566	90,392	76,050	80,969	11.6
2015	94,957	97,827	81,577	82,677	18.3
2016	104,325	107,077	84,576	84,167	23.4
2017	111,369	111,282	88,218	86,922	26.2
2018	112,147	115,751	91,509	89,581	22.6
2019	116,251	119,564	93,683	91,424	24.1
2020	121,463	123,905	95,316	94,014	27.4
2021	128,175	129,239	97,510	96,462	31.4
2022	129,467	129,502	99,363	98,503	30.3
2023	129,502	129,539	100,807	99,781	28.5
2024	129,539	129,977	102,839	100,934	26.0
2025	129,977	130,619	105,056	102,348	23.7
2026	130,619	131,395	108,037	104,444	20.9
2027	131,395	131,753	110,886	106,463	18.5

주: 신재생에너지와 집단에너지는 피크기여도 기준이며, 불확실 대응설비 중 통영복합#1, 동부하슬라#1･2는 설비예비율 산정에서 제외하고, 신평택3단계복합은 반영함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

라. 설계수명 만료예정 원전 현황

7차 전력계획의 계획기간은 2015년부터 2029년까지이다. 전력계획은 발전설비의 준공계획 뿐 아니라 폐로계획도 반영하도록 되어있다. [표 4]에 나타난 바와 같이 7차 전력계획 기간동안 설계수명이 만료되는 원전이 12기이다. 특히 고리1호기의 설계수명은 2차 수명연장을 하더라도 2027년에는 만료된다. 7차 전력계획에서는 전력수급기본계획 수립 이후 처음으로 원자력 발전소의 폐로를 계획에 반영할 것으로 예상된다. 고리1호기 뿐 아니라 월성1호기의 폐로가능성도 검토해야한다. 월성1호기는 2008년 설계수명이 완료된 이후 수명연장을 위하여 원자력안전위원회의 심사중에 있다. 만약 동 심사에서 수명연장이 허가되지 않으면 7차 계획기간 중 폐로될 수 있다.

[표 ] 제7차 전력수급기본계획 기간 동안 설계수명이 만료되는 원전

발전소		용 량 (MW)	운영허가일	상업운전일	최초임계일	설계수명 만 료 일
고 리	#1	587	1972. 5.31	1978. 4.29	1977. 6.19	2017. 6.18
	#2	650	1983. 8.10	1983. 7.25	1983. 4. 9	2023. 4. 8
	#3	950	1984. 9.29	1985. 9.30	1984. 9.29	2024. 9.28
	#4	950	1985. 8. 7	1986. 4.29	1985. 8. 7	2025. 8. 6
한 빛 (영 광)	#1	950	1985.12.23	1986. 8.25	1985.12.23	2025.12.22
	#2	950	1986. 9.12	1987. 6.10	1986. 9.12	2026. 9.11
한 울 (울 진)	#1	950	1987.12.23	1988. 9.10	1987.12.23	2027.12.22
	#2	950	1988.12.29	1989. 9.30	1988.12.29	2028.12.28
월 성	#1	679	1978. 2.15	1983. 4.22	1982.11.21	2012.11.20
	#2	700	1996.11. 2	1997. 7. 1	1996.11. 2	2026.11. 1
	#3	700	1997.12.30	1998. 7. 1	1997.12.30	2027.12.29
	#4	700	1999. 2. 8	1999.10.1	1999. 2. 8	2029. 2. 7

자료: 한국수력원자력 제출자료를 재구성함.

또한 원전의 계속운전을 검토할 때는 방사성폐기물 처분에 대해서도 고려해야 한다. 고준위 방사성폐기물은 최종처분방식과 처분장이 결정되지 않았으므로 제외하더라도 중저준위 방사성폐기물은 원전의 계속운전과 신규 원전 준공여부에 따라 장기 폐기물 발생량이 달라질 수 있으므로 경주의 방사성폐기물 처분장(이하 “방폐장”)이 이를 수용할 수 있는가를 검토할 필요가 있다. 경주 방폐장은 총 80만 드럼을 수용할 수 있는 부지에 현재 10만 드럼을 수용할 수 있는 1단계 시설이 사용승인을 앞두고 있다. 따라서 장기 중저준위 폐기물 발생량이 경주 방사성폐기물 처분장의 시설용량에 수용가능한가를 파악할 필요가 있다.

[표 5]는 기발생 폐기물에 원전과 비원전 부문의 미래 폐기물 발생 추정치를 이용하여 장기 중･저준위 폐기물 발생량을 추정하였다. 이에 따르면 원전을 설계수명까지 운전 후 해체한다고 가정할 경우 총 80만 6,766드럼이 발생한다. 원전폐기물은 60만 2,700드럼이 발생하며, 비원전 폐기물은 7만 6,798드럼으로 추정되어 기발생량 12만 7,268드럼과 합해진 값으로 경주 방폐장은 포화된다. 한편 모든 원전이 1차례 계속운전 후 해체한다고 가정할 경우에는 88만 4,766드럼이 발생할 것으로 추정된다. 원전 폐기물이 68만 700드럼으로 증가했기 때문이다. 만약 모든 원전이 2차례 계속운전을 허가받을 경우 92만 8,766드럼이 발생할 것으로 추정된다. 이때 원전 폐기물 발생량 추정치는 72만 4,700드럼이다. 이는 중 ･ 저준위 폐기물의 발생량이 현재와 같은 추세로 발생하거나, 추가적인 원전 운영을 계획할 경우 추가적인 방폐장 건설도 고려해야함을 의미한다. 원자력 발전은 운전을 시작하는 순간 방사성폐기물의 발생량이 정해진다는 점에서 도입부터 장기적인 계획이 필요한 에너지원이다. 따라서 정부는 기존 원전의 수명연장이나 새로운 원전의 도입시 방사성폐기물의 처분 가능성을 검토할 필요가 있다.

중저준위방사성폐기물의 장기발생량 추정에 대한 자세한 내용은 국회예산정책처, “V. 방사성폐기물 기금 사업평가”,｢2015년도 성과계획서 평가｣, 2014.10을 참고함.

[표 ] 중 ･ 저준위방사성폐기물의 장기발생량 추정

	기발생량 (~2013)	미래발생량
		설계수명 이후 해체	계속운전 (1차)	계속운전 (2차)
원전 폐기물	94,772	602,700	680,700	724,700
비원전 폐기물	32,496	76,798
소 계	127,268	679,498	757,498	801,498
준저준위 폐기물 계		806,766	884,766	928,766

주: 1. 원전 폐기물 미래발생량은 제6차전력수급기본계획상 확정된 34기 원자력발전소의 운영폐기물(100드럼/년)과 해체폐기물(14,500드럼/호기)의 추정치임. 계속운전시 설비교체로 인하여 2,000드럼/호기가 발생하는 것으로 가정함.

2. 비원전 폐기물은 한국원자력연구소와 한전원자력연료, 방사성동위원소(RI)폐기물로 미래발생량은 최근 5년간 각 기관별 평균치인 893드럼/년을 적용함.

자료: 국회예산정책처에서 한국수력원자력 제출자료를 토대로 추정함.

마. 월성1호기와 고리1호기 폐쇄에 따른 설비예비율 전망

6차 전력계획에서는 설계수명이 만료된 원전의 계속운전을 계획하고 있지만 사회적 논의를 고려할 때, 해체대상 원전의 폐쇄에 따른 설비예비율 검토가 필요한 것이다. 즉, 원전의 가동 중단시 전력공급 안정성을 대비하기 위해서라도 시나리오 분석이 필요하다.

[표 6]은 발전설비의 지연현황을 반영한 [표 3]에서 고리1호기와 월성1호기가 수명연장을 하지 않고 폐로가 될 경우의 설비예비율을 검토한 결과이다. 월성1호기는 2015년 상반기, 고리1호기는 2017년 상반기에 폐로된다고 가정하였다. 검토 결과, 두 원전의 폐로와 관계없이 설비예비율은 2015년부터 최소예비율 15%를 상회하며 2020년 이후의 높은 설비예비율을 다소 완화시킬 것으로 예상되었다. 최종년도인 2027년의 설비예비율은 [표 3] 대비 1.1% 낮아진다. 이는 두 원자로의 설비용량이 각각 587MW와 679MW로 현재 건설 중인 원자력 발전소과 비교할 때 상대적으로 소규모이고, 불확정설비였던 평택3단계복합 설비가 반영되었기 때문이다. [표 6]의 결과를 통해 고리1호기와 월성1호기의 계속운전 여부와 관계없이 2027년까지의 전력수급은 안정적으로 공급될 것이라 예측할 수 있다.

[표 ] 노후원전 폐쇄에 따른 설비예비율

연 도	총 용량(MW)		최대전력(MW)		설비예비율 (%)
	하 계	연 말	하 계	동 계
2014	83,205	90,392	76,050	80,969	11.6
2015	94,278	97,827	81,577	82,677	18.3
2016	103,646	106,398	84,576	84,167	22.5
2017	110,103	110,016	88,218	86,922	24.8
2018	110,881	114,485	91,509	89,581	21.2
2019	114,985	118,298	93,683	91,424	22.7
2020	120,197	122,639	95,316	94,014	26.1
2021	126,909	127,973	97,510	96,462	30.1
2022	128,201	128,236	99,363	98,503	29.0
2023	128,236	128,273	100,807	99,781	27.2
2024	128,273	128,711	102,839	100,934	24.7
2025	128,711	129,353	105,056	102,348	22.5
2026	129,353	130,129	108,037	104,444	19.7
2027	130,129	130,487	110,886	106,463	17.4

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

바. OECD 주요국의 설비예비율 현황

정부는 6차 전력수급기본계획 작성시 OECD 주요국의 설비예비율이 대부분 25% 이상임을 제시했다. [표 7]과 같이 2010년을 기준으로 미국의 설비예비율은 31.3%, 일본은 28.3%, 독일 82.6%, 영국 40.8%, 이탈리아 77.8%, 스페인 130.7%라는 것이다.

[표 ] OECD 주요국의 설비예비율 (2010년말, 자가용 제외)

국가명	설비용량(만kW)					최대 전력	설비예비율(%)
	원 전	화 력	수 력	신재생	계
미 국	10,117	76,443	10,066	4,239	100,865	76,795	31.3
일 본	4,896	13,507	4,334	60	22,797	17,775	28.3
프랑스	6,313	2,318	2,496	594	11,721	9,671	21.2
독 일	2,047	6,879	1,098	4,566	14,590	7,990	82.6
영 국	1,087	6,642	420	423	8,572	6,087	40.8
이태리		6,880	2,135	1,018	10,033	5,643	77.8
스페인	742	5,046	1,854	2,536	10,178	4,412	130.7
호 주		4,509	954	186	5,649	4,160	35.8
한 국	1,772	5,108	543	186	7,608	7,131	6.7

자료: 산업통상자원부, 6차 전력수급기본계획 설비소위원회 회의자료(원자료: IEA, Electricity Information, 2012)

그런데 OECD 국가는 노후 발전설비와 신재생에너지 설비용량이 많기 때문에 설치된 발전설비용량(installed capacity)과 실제로 이용가능한 발전설비용량(available capacity)에 차이가 있으므로 국가간 비교시 설비예비율을 단순비교하는 것은 곤란하다. 전력시장의 안정성을 결정하기 위해서는 설비용량이 얼마인가보다는 이용가능한 설비가 얼마인가를 확인하는 것이 필요하다. 우리나라는 대부분의 발전설비가 이용가능하기 때문에 설비용량과 공급용량의 차이가 크지 않다. 연간 최대전력 발생시에는 설비예비율과 공급예비율의 차이가 2% 내외이다. 반면 노후 설비가 많거나 신재생에너지 설비가 많을 경우 설치된 발전설비는 많더라도, 전력수요가 발생한 시점에서 이용가능한 설비용량은 그에 미치지 못할 수 있다. 유럽 국가는 노후 발전설비가 많기 때문에 실제로 사용할 수 있는 용량과 설치된 용량을 구분할 필요가 있다. 따라서 국제에너지기구에서도 이용가능한 설비용량(available capacity)을 별도의 항목으로 제시하고 있다.

전체 설비용량을 이용하여 설비예비율을 구하며, 공급용량을 이용하여 공급예비율을 구함.
설비예비율은 연간 최대 전력수요를 초과하여 설치된 발전 설비율을 의미하며, 공급예비율은 연간 최대 전력수요를 초과하여 공급가능한 설비율을 의미함.

정부는 스페인의 발전 설비용량이 102GW이며 설비예비율은 130.7%이라고 제시하였다. 그러나 국제에너지기구에서는 가용한 설비용량(available capacity)을 43.53GW로 밝혔다. 이에 따르면 2012년 스페인의 공급예비율은 1.2%로 크게 낮아진다. 정부는 이탈리아도 100GW의 설비용량에 77.8%의 설비예비율을 갖추었다고 제시하였으나, 이용가능한 설비용량(available capacity)을 69.3GW라고 밝힌다. 따라서 이탈리아의 공급예비율은 28.1%이다.

IEA, Electricity Information 2014, p.IV.641.

IEA, Electricity Information 2014, p.IV434.

우리나라는 가용한 설비용량을 공급용량으로 제출하고 있으나, 스페인과 이탈리아가 국제에너지기구에 제출한 가용한 설비용량이 우리나라와 동일하게 공급가능용량을 의미하는가에 대해서는 해당 국가의 자료를 통해 추가확인할 필요가 있음. 이에 대해 산업통상자원부는 계통운영기관인 ENTSO-E(Yearly Adequacy Retrospect) 자료를 이용하여 2013년 스페인의 공급예비율은 55%이며 이탈리아의 공급예비율은 31%라고 밝힘. 하지만 스페인의 전기요금이 2011년 기준으로 산업용은 149$/MWh이고 가정용은 295$/MWh으로 높은 수준임. 전기요금이 높은 것으로 미루어볼 때 공급예비율이 높더라도 비용효율적인 설비의 비중은 높지 않을 수 있으므로, 예비율 확보를 위해서 신규 설비를 도입해야하는 우리나라에 적용할 수 있는 사례로는 적합하지 않음. 이탈리아의 전기요금은 산업용이 2014년 기준 340$/MWh이고 가정용이 316$/MWh임.

영국과 미국의 이용가능한 설비용량은 국제에너지기구(IEA) 보고서에 제시되지 않았다. 이에 본 고에서는 영국과 미국의 정부기관에서 발표한 자료를 검토하였다. 산업통상자원부는 영국의 2010년 설비예비율을 국제에너지기구(IEA)의 자료를 인용하여 40.8%로 제시하였다. 그런데 영국 정부기관인 '가스 및 전기시장처(UK OFGEM)'에서 2012년에 발간한 보고서에 따르면 2012/2013년 겨울의 전력 공급예비율은 역사적 수준에서 상대적으로 높지만, 2015/2016년 겨울에는 4.2% 수준까지 낮아지며 2016/2017년 동계에 다소 높아질 것으로 예측하여 국제에너지기구의 자료와 상당한 차이를 나타낸다. 영국의 가스 및 전기시장처(UK OFGEM)는 가스 및 전기시장을 관리하는 정부기관으로 향후 7년간의 전력공급 안정성을 평가하는 보고서를 매년 발표하여 전력공급의 안정성에 대한 정보를 제공하고 있다. 영국의 발전설비는 [그림 4]에 나타난 바와 같이 신규 발전설비가 준공되는 것보다 더 많은 노후설비가 매년 폐로되고 있다. 가스발전과 바이오매스, 풍력발전기가 신규 공급되지만, 많은 석탄화력발전이 매년 4000~6000MW까지 폐로될 예정이다. 석탄화력 뿐 아니라 가스화력발전과 유류 발전기, 원자력 발전기도 폐로된다. 따라서 신규 준공 발전기와 폐로 발전기를 합하면 매년 3000~4000MW의 발전설비용량이 줄어들고 있다.

UK OFGEM, Electricity Capacity Assessment Report, 2012, p.9-10.
https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/40203/electricity-capacity-assessment-2012.pdf
영국은 설비예비율은 capacity margin으로 공급예비율은 de-rated capacity margin으로 구분하며, 전력공급의 안정성은 공급예비율(de-rated capacity margin)로 판단함. 영국의 최대전력은 동계 난방수요로 발생함. 최근 전력수요는 점진적으로 줄어들고 있으나, 노후 발전설비의 폐쇄가 더 빠르게 진행되므로 전력 공급예비율은 더 큰 폭으로 감소하여 2015/16년 겨울의 설비예비율은 최소 2%에서 최대 8%로 예상함.

[그림 ] 영국의 발전설비 전망(2012-2017)

자료: UK OFGEM, Electricity Capacity Assemssment, 2012, p.10.

미국의 경우, 정부는 국제에너지기구 자료에 근거하여 발전설비가 1,008GW이고 설비예비율이 31.3%라고 제시하였으나 미국 에너지정보청(US EIA)에서 발표한 자료에 따르면 2013년 미국의 발전설비는 966GW이고 설비예비율은 23%였다. 미국은 연방 에너지규제 위원회(Federal Energy Regulation Commission)가 인증하는 북미전력안정성협회(North America Electric Reliability Corporation)에서 매년 전력 안정성을 발표하는데, 목표 설비예비율은 15% 수준이며 이를 초과하는 설비용량은 개별 주의 상황에 따라 차이가 있다고 밝힌다.

미국 에너지정보청. http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=9671

목표 설비예비율을 초과하는 경우에 대하여 미국 에너지정보청은 전력수요가 공급량에 미치지 못하거나, 설비투자의 지연이 있었거나, 정부 정책 등에 따른 초과공급이 원인이라고 제시함.

또한 국가간 설비예비율을 비교할때는 신재생에너지 설비의 특성을 고려해야한다. 우리나라의 신재생에너지 설비비중이 OECD 국가 중 최하위이므로 신재생에너지 설비로 인한 설비예비율은 큰 차이가 없다. 하지만 신재생에너지 설비비중이 높은 나라의 설비예비율에는 이용률을 고려한 피크부하 기준의 설비예비율을 고려해야한다.

[표 ] OECD 주요국가의 발전원별 설비용량 및 비중

(단위: GW, %)

	설비용량		원자력	화 력	신재생
	총 용량	이용가능 설 비
프랑스	121.3		63.1	23.49	33.4
			(52.0)	(19.4)	(27.6)
독 일	170.3		12.1	82.91	75.3
			(7.1)	(48.7)	(44.2)
일 본	233.3		48.2	139.8	45.3
			(20.6)	(59.9)	(19.4)
한 국	87.4	81.81	20.7	59.09	7.6
			(23.7)	(67.6)	(8.7)
영 국	86.2		10.0	64.38	11.8
			(11.5)	(74.7)	(13.7)
미 국	1031.4	966	101.9	764.09	165.5
			(9.9)	(74.1)	(16.0)
스페인	105.2	43.53	7.5	49.79	53.2
			(7.1)	(47.3)	(50.6)
이태리	120.0	69.3		72.85	47.2
				(60.7)	(39.3)

주: 미국의 이용가능설비용량은 에너지정보청(EIA)의 자료를 인용함.

자료: IEA, Electricity Information, 2014.

예를 들어 우리나라의 6차 전력계획에서는 태양광 설비 4,724MW는 피크기여도 13%를 적용하여 615MW만 반영하며, 풍력은 16,679MW의 설비용량에 대해 피크기여도 1.5%를 적용하여 249MW만 반영한다. 수력도 119MW의 설비용량에 피크기여도 23.6%를 적용하여 28MW만 반영하였다. 반면 원자력과 화력발전은 이론적으로는 100%의 이용이 가능하다. 따라서 설비예비율 산정에 있어서는 신재생에너지 설비용량을 그대로 적용할 것인지 피크기여도를 고려하여 적용하는가에 따라 설비예비율이 달라질 수 있다. [표 8]은 주요 국가의 발전원별 비중을 나타낸다. 수력, 지열, 태양광, 풍력 등의 신재생 발전설비의 비중이 프랑스는 28%이며 독일은 44%, 영국은 14%, 미국은 16%, 스페인은 51%, 이탈리아는 39%이다. 우리나라의 8.7%에 비교하면 상당히 높은 수준이다.

우리나라도 전력수급기본계획의 수립시에는 신재생에너지와 집단에너지에 대해 이용률을 고려한 피크기여도로 변환하여 설비예비율을 계산하고 있음. ｢제6차 전력수급기본계획｣, p.27.

적정 설비예비율은 국가별 전원구성 및 지리적 특성에 따라 목표치가 다를 수 있는 점에서 OECD 국가의 설비예비율은 기준점이라기 보다는 참고자료에 해당한다. 특히 주변국으로부터 전력을 공급받을 수 있는 유럽국가와 달리 계통섬인 우리나라의 상황은 차이가 있으며 전력수급의 안정성을 책임지고 있는 정부에서 전력공급의 불안정성으로 인한 비용보다 여유 설비를 확보함에 따른 안정성의 편익에 가중치를 두는 것은 타당할 수 있다.

하지만 적정 설비예비율을 15% 내외로 설정하는 사례가 많다는 점도 고려되어야 한다. 2012년 3월 한국전력공사에서 발간한 보고서에서도 공급 총 비용이 최소가 되는 수준에서 적정 설비규모를 정해야하며 이를 위한 국내 적정 설비예비율은 12%이며 설비예비력으로는 8,800MW로 제안하였다. 전력공급 불안정에 따른 사회적 비용과 전력공급비용을 고려할 때 공급 총 비용이 최소가 되는 수준이 12% 라는 것이다. 그런데 6차 전력계획의 설비예비율은 16~30%로 계획되었으며, 설비예비력은 2016년부터 2만MW를 넘어선다. 따라서 7차 전력계획 수립시에는 높은 설비예비율로 인하여 기회비용이 발생할 가능성을 검토할 필요가 있다.

미국은 주별로 설비예비율 목표치를 다르게 정하고 있는데, 대부분의 주가 목표 설비예비율을 15% 내외로 정함. www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=6510

전력연구원,｢적정 설비예비율 및 운영예비력 검토｣, ｢CEO report｣, 2012.3, p.21.

한국전력은 공급가능설비에 대해 용량요금을 지불하므로 가동하지 않는 설비를 보유하는 것은 전력공급비용을 증가시키므로, 적정 설비예비율을 낮게 산정할 유인이 있다고 볼 수도 있음.

2. 송전설비계획의 적정성

가. 제6차 전력계획 상 발전설비의 계통연계 지연 가능성

전력수급기본계획에서 확정한 발전설비의 준공일정은 여러 가지 상황에 따라 변경될 가능성이 있다. 앞서 확인한 바와 같이 4, 5차 전력계획의 준공일정 지연은 인허가 지연, 부지매입 지연, 발전사업자의 의향철회 등의 이유로 지연된 바 있다. 따라서 6차 전력계획의 실행가능성을 확인하기 위해서는 계획에서 확정한 발전설비의 준공일정 지연가능성과 주요 원인을 확인할 필요가 있다.

6차 전력계획에 반영된 신규 설비는 신규 부지에 입지한다는 특징이 있다. 가스화력 4기 중 2기가 신규 부지에 건설된다. [표 9]와 같이 석탄화력은 10기 중 6기가 신규 부지에 건설된다. 경남 고성군의 NSP#1･2호기, 강원도 강릉시의 G-프로젝트#1･2호기, 동양파워#1･2호기가 그렇다. 불확정설비인 동부 하슬라#1･2호기까지 포함하면 강원권에 6기 6,000MW의 발전설비가 건설되는 것이다.

NSP #1･2호기는 남동발전과 SK발전이 공동으로 추진함. NSP IPP 독립발전사업을 줄여서 NSP 사업이라고 함. 소재지는 고성준 하이면으로 삼천포화력발전소 인근이며, 100만㎾급 석탄발전기 2기가 2019년까지 건설될 예정임.

G-프로젝트#1･2호기는 삼성물산에서 설립한 특수목적법인(SPC) 강릉 에코파워가 추진함. 강릉 강동면 안인리 일대 75만9000㎡ 부지에 1060㎿급 석탄화력발전소 2기와 18만DWT급 항만시설을 2020년 4월 완공을 계획함.

동양파워#1･2호기는 동양시멘트(주)가 보유하고 있던 강원도 삼척시 적노동 일원 폐광부지 230만㎡(70만평)에서 2000MW 발전설비를 건설하는 사업임.

그런데 신규 발전부지는 신규 송전선로를 필요로 한다는 점에서 송전망 연계 가능성에 대한 검토가 필요하다. 기존의 송전선로를 이용할 수 있거나, 발전소가 완공되는 시점까지 새로운 송전선로가 건설되어야 한다. 이 중 발전소 완공시점까지 대용량 송전선로가 건설될 것을 전제로 신규 발전설비를 허용한 지역의 경우 송전선로의 완공시점이 중요하다. 예를 들어 신고리-북경남의 90km 구간의 경우 2001년 5월부터 시작하여 당초 2010년 말 준공예정이었다. 그런데 송전선로 경과지역의 지역주민들과의 갈등으로 계획기간을 4년을 초과하여 2014년 말에 시운전을 시작하였다.

2. 송전설비계획의 적정성 ∙

[표 ] 제6차 전력수급기본계획의 신규 발전설비

	L N G				석 탄
	설비명	완공 년도	설비 용량	신규 부지	설비명	완공 년도	설비 용량	신규 부지
확정 설비	당진복합#5	2015	950		NSP IPP#1	2018	1,000	신규
	영남복합	2016	400		NSP IPP#2	2019	1,000	신규
	대우포천복합#1	2016	940	신규	영흥#7	2018	870
	여주복합	2017	950	신규	영흥#8	2019	870
					신서천#1	2018	1,000
					신서천#2	2019	1,000
					G-프로젝트#1	2019	1,000	신규
					G-프로젝트#2	2019	1,000	신규
					동양파워#1	2019	1,000	신규
					동양파워#2	2021	1,000	신규
			3,240				9,740
불 확 실 대 응	신평택3단계 통영복합#1	2017 2017	900 920	신규	동부 하슬라 #1.2		1,000 1,000	신규

주: 가스화력의 불확실 대응설비 중 신평택3단계 사업은 7차 전력계획에서 준공일을 2019년 11월로 지연하여 반영하는 방안이 유력함.

자료: 산업통상자원부, ｢제6차 전력수급기본계획｣, 2013. 2.

발전설비는 계획대비 완공일정이 지연되어도 해당 발전용량만큼의 전력만 공급이 지연되는 반면, 송전선로는 해당 선로에 연계된 발전설비 전체의 전력수급에 차질이 생긴다. 특히 대용량 기저발전기는 대용량 송전선로에 연결되는 경우가 많다. 예를 들어 [그림 5]와 [표 10]에 제시된 바와 같이 신고리-북경남 구간의 송전선로는 신고리 3, 4, 5, 6호기의 5,600MW 발전설비에서 생산하는 전력을 송전하도록 계획되어 있다. 따라서 가장 준공시점이 빠른 신고리 3호기의 상업운전 시점은 송전선로 운영시점에 영향을 받을 수 있다. 이와 유사하게 6차 전력계획에서 반영한 강원권의 석탄화력 발전설비는 신경기-강원-신울진으로 이어지는 신규 765kV 송전선로(이하 “신강원권 765kV”)를 이용한다. 동 구간은 총 230km으로 2019년에 완공할 계획이다.

[그림 ] 대용량 송전선로 연계 계획

자료: 한국전력공사

신강원권 765kV는 6기의 발전설비와 연결된다. [표 10]과 같이 신울진 3호기와 4호기, G프로젝트 #1･2호기, 동양파워 #1･2호기의 시설용량은 총 6,800MW이다. 6차 전력계획에서는 동 설비가 2019년부터 2022년에 상업운전을 시작하는 것으로 계획되어 있다. 즉 신강원권 765kV의 준공과 일부 발전설비의 준공 일정이 근접하여 송전선로의 완공 일정이 변경될 경우 발전계획이 일부 지연될 수 있다.

[표 ] 건설 중인 765kV 송전선로와 연계 발전설비

구 간	선 로 길 이	완 공 일 정	발전설비	발 전 용 량	발전원	완 공 일 정
신고리- 북경남	90km	2014. 12	신고리3호기	1400	원자력	2015
			신고리4호기	1400	원자력	2015
			신고리5호기	1400	원자력	2019
			신고리6호기	1400	원자력	2020
신울진- 강원-신경기 (신강원권)	230km	2019. 12	신울진3호기	1400	원자력	2021
			신울진4호기	1400	원자력	2022
			G프로젝트1호기	1000	석 탄	2019 (지연2020)
			G프로젝트2호기	1000	석 탄	2019 (지연2021)
			동양파워1호기	1000	석 탄	2019 (지연2020)
			동양파워2호기	1000	석 탄	2021

자료: 한국전력, ｢장기송전망설비계획｣, 2013.

대용량 송전선로 건설에는 다양한 이해관계자가 관련되므로 건설에 상당한 시간과 비용이 소요된다. [표 10]에 나타난 바와 같이 신강원권 765kV 구간인 울진-신태백-신가평 구간은 1993년에 시작하여 2006년에 종료되었으므로 총14년이 소요되었다. 신고리-북경남 구간도 2001년 시작하여 2014년말 시운전을 시작하였으므로 약 14년이 소요되었다. 그런데 계획 중인 신울진-강원-신경기 구간의 신강원권 765kV 송전선로의 건설기간은 9년 5개월로 설정하였다.

이는 1990년대 주요 공사가 이루어진 기존 선로보다 건설기간을 줄여서 계획한 것이다. 신고리-북경남 구간의 준공이 4년여 지연된 사례를 고려하면 신강원권 765kV 송전선로의 계획 준수여부는 불확실하다. 특히 신가평-신안성과 같이 인구밀집도가 높은 지역과 백두대간 지역을 통과하는 장거리 송전선로 건설은 장기계획이 필요하다.

발전소와 비교하여 송전선로가 지나는 구간이 길고 더 많은 지자체를 통과하기 때문에 지역 주민의 수용도가 사업에 미치는 영향은 훨씬 크다. 송전선로 건설로 인한 지역사회와의 갈등은 단순히 주변지역지원사업 등의 금전적 보상을 통해 해결할 수 없는 경우도 있으며, 송전선로 주변 지역 이해당사자의 요구를 모두 만족시키면서 사업을 진행하는 것은 상당한 기간이 요구된다는 것을 고려할 필요가 있다.

[표 ] 신강원권 765kV 송전선로의 건설기간 및 공사비

(단위: km, 억원, 개월)

	사업 구간	건설 시점	건설기간	선 로 길 이	총 공사비
기선로	울 진‒신태백	1996.8~2006.12	10년 5개월	47	2,562
	신태백‒신가평	1993.1~2000. 7	8년 7개월	155	7,435
	신가평‒신안성	1995.4~2010. 3	16년 2개월	80	3,382
	신안성‒신서산	1993.1~2000.12	8년	137	5,902
	신서산‒당 진	1993.1~1999. 9	6년 9개월	39	2,201
	계	1991.3~2010. 3	49년 11개월	458	21,482
계획선로	신울진‒강 원	2010.9~2019.12	9년 4개월	138 (계획중)	7,900
	강 원‒신경기	2010.8~2019.12	9년 5개월	92 (계획중)	5,300
	신고리‒북경남	2001. 5~ 현재	13년 6개월	90 (진행중)	5,200
	계	2001. 5~2019.12	32년 5개월	320	18,400

자료: 한국전력공사 제출자료

송전설비의 중요도는 최근 증가하고 있는 송변전설비 투자비에서도 확인할 수 있다. [그림 6]과 같이 2010년 송변전설비 투자비는 2조 3,299억원이었다. 2014년에는 2조 4,924억원으로 예상되며 2016년에는 2조 9,190억원, 2019년에는 2조 8,176억원으로 증가할 전망이다. [표 12]와 같이 2014~2019년 송변전부문 투자비는 15조 8,698억원이다. 배전부문까지 합할 경우 투자비는 31조 5,710억원으로 증가한다.

[그림 ] 송변전설비 투자비 및 비중

자료: 한국전력공사 제출자료, 2014.11.

[표 ] 한국전력의 송배전 부문 투자비 전망

(단위: 억원, %)

연 도	2014	2015	2016	2017	2018	2019	계
송변전부문 투자비	24,924	24,388	29,190	28,471	23,549	28,176	158,698
	(43.9)	(42.4)	(48.1)	(48.6)	(44.3)	(48.5)
송배전부문 투자비	50,013	52,074	55,993	54,359	49,321	53,950	315,710
	(88.2)	(90.5)	(92.4)	(92.8)	(92.9)	(92.9)
한국전력 총 투자비	56,732	57,526	60,624	58,562	53,106	58,062	344,612
	(100)	(100)	(100)	(100)	(100)	(100)

자료: 한국전력공사 제출자료, 2014. 11.

정부는 6차 전력계획 작성시 지역별 ‘신규 발전설비 용량 한계치’를 산정하여 수용가능한 범위 내에서 신규 발전사업자를 선정한다는 기준을 세운 바 있다. 정부도 송전선로 연계의 중요성을 인지하고 있다는 것이다. ｢제2차 에너지기본계획｣에서도 전력수급기본계획 수립시 계통제약 여건을 최우선적으로 고려하기로 하였다. 또한 감사원(2014)은 최근 전력수급기본계획 관련 발전사업자 선정에 대한 감사보고서에서 계통연계(송전선로) 건설 실현 가능성이 낮은 발전사업자를 선정하는 일이 없도록 하고, 기 반영된 설비의 경우에도 계통연계 가능성을 재검토하여 7차 전력계획을 수립할 때 해당 발전설비를 제외하는 방안을 마련할 필요가 있다고 하였다.

산업통상자원부, ｢제2차 에너지기본계획｣, 2014, p.44.

[표 ] 계통연계 가능성이 낮은 설비에 대한 감사원의 조치사항

<조치할 사항> 산업통상자원부장관은 앞으로 전력수급기본계획을 수립할 때 계통연계(송전선로) 건설 실현 가능성이 낮은 발전사업자를 선정하는 일이 없도록 하고, ++1,2호기의 계통연계 가능성을 재검토하여 제7차 전력수급기본계획을 수립할 때 위 발전설비를 제외하는 방안을 마련하시기 바랍니다. (통보)

자료: 감사원, ｢전력수급기본계획 관련 발전사업자 선정 실태｣, 2014.11.

계통연계 건설실현 가능성이 낮은 설비는 전력수급기본계획에서 제외하는 것을 검토할 필요가 있다는 감사원(2014)의 지적사항은 신규 발전소 부지에만 발생하는 것은 아니다. 기존 부지에 추가발전소를 건설하는 경우에도 송전망이 필요하기 때문이다. 신고리7호기와 8호기의 경우 신고리 원전 부지 내에 입지할 예정이다. 하지만, 현재 시험운전 중인 신고리-북경남 구간 765kV 송전선로가 완공된다고 하더라도 신고리3, 4, 5, 6호기만의 전력을 송전할 수 있다. 신고리7･8호기과 연계되는 송전선로는 계획되지 않았다.

신고리7･8호기는 제5차 전력계획부터 확정설비로 반영되었다. 그런데 6차 전력계획이 수립되고 장기송배전망건설계획이 확정되었음에도 불구하고 연계 송전망이 계획되지 않고 있다. 한국수력원자력(주)는 삼척과 영덕에 신규 원전부지 건설을 검토하고 있으며 6차 전력계획에서 신규 원전부지인 천지원전으로 대체한다는 의향서를 제출한 바 있다. 그런데, 신규 원전부지는 신규 송전망을 필요로 한다. 1개 765kV 송전선로가 1500MW 원전의 4기의 전력을 송전할 수 있으므로 신규 원전부지에도 최소 1개의 765kV 송전선로를 건설해야한다. 즉, 신고리7･8호기가 고리지역 이나 신규 원전부지 중 어느 지역에 건설되더라도 송전선로가 건설되어야 하지만, 연계선로가 계획되지 않았다. 따라서 신고리 7･8호기가 6차 전력계획에서 계획한 2023년에 준공되는 것은 현실적으로 어려울 것으로 예상된다. 송전선로의 문제로 신고리 7･8호기의 준공이 2년 지연되는 것으로 가정하는 것이 보다 현실적이다.

나. 765kV 송전선로 지연시 설비예비율 전망

고압 송전선로의 건설기간이 늘어나는 상황을 고려할 때 신강원권 765kV 송전선로의 준공이 지연될 경우 전력수급 안정성을 검토할 필요가 있다.

[표 14]는 2019년 12월 중공예정인 신강원권 765kV의 준공일정이 2년 지연되어 연계된 신울진#3･4호기와 G프로젝트#1･2호기, 동양파워#1･2호기 총 6800MW의 송전선로 연계가 지연되어 각 설비가 2022년 이후부터 발전을 시작하고, 신고리7･8호기의 계통연계가 지연되어 2025년 하반기 준공하는 것으로 가정하였다.

그 결과, 2025년까지 설비예비율은 20%를 상회하여 송전선로 지연시에도 설비예비율은 안정적으로 유지될 것으로 나타났다.

송전선로 준공 지연시에도 전력수급은 안정적일 것으로 예상되나, 발전소가 예정대로 건설된 상태에서 송전선로 건설이 지연될 경우 제약운전 손실이 발생할 수 있음. 따라서 송전선로와 발전소의 준공일정은 상호 조율이 필요함.

[표 ] 765kV 송전선로 준공 지연(2년)에 따른 설비예비율 전망

연 도	총 용량(MW)		최대전력(MW)		설비예비율 (%)
	하 계	연 말	하 계	동 계
2014	83,205	90,392	76,050	80,969	11.6
2015	94,957	97,827	81,577	82,677	18.3
2016	104,325	107,077	84,576	84,167	23.4
2017	111,369	111,282	88,218	86,922	26.2
2018	112,147	115,751	91,509	89,581	22.6
2019	116,251	119,564	93,683	91,424	24.1
2020	120,463	121,905	95,316	94,014	26.4
2021	122,775	123,839	97,510	96,462	25.9
2022	124,667	124,702	99,363	98,503	25.5
2023	128,102	126,639	100,807	99,781	27.1
2024	128,039	126,977	102,839	100,934	24.5
2025	126,977	129,119	105,056	102,348	20.9
2026	129,119	131,395	108,037	104,444	19.5
2027	131,395	131,753	110,886	106,463	18.5

주: 신강원권765kV의 건설지연에 따라 동양파워1호기는 2022년, 2호기는 2023년 도입되며, G프로젝트1호기는 2022년 2호기는 2023년말, 신울진3호기는 2023년, 신울진4호기는 2024년, 신고리7호기는 2025년말, 8호기는 2026년말에 준공되는 것으로 가정함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

다. 송전망의 계통 안정성

신규 대용량 송전선로가 수도권에 연계되거나 수도권 송전망에 발전소가 건설되는  경우 수도권의 고장전류 문제가 악화될 수 있으므로 송전망의 계통 안정성을 보강할 필요성도 제기되고 있다. 송전선로로 인한 불확실성은 송전선로의 추가 건설만으로도 해결되지 않을 수 있다는 것이다.

[그림 7]에 따르면 2013년을 기준으로 수도권은 우리나라 총 전기 소비량의  36.1%를 차지하였고, 발전설비는 23.8%를 보유하고 있다. 반면 영남지역은 전체 전기의 30.4%를 소비하고, 발전설비는 36.9%를 보유하고 있다. 그 원인은 영남지역에 집중된 원자력 발전소 단지의 전력생산량이 많기 때문이다. 따라서 수도권은 전기 수입 지역이고 영남지역은 전기 수출지역이 되는 것이다. 이와 같은 지역별 전기 소비량과 발전설비량의 차이는 지역간 대용량 송전선로의 건설이 필요한 원인이다. 전기 생산지역과 소비지역이 근접할 경우에는 대용량 송전선로의 건설 필요성이 낮기 때문이다.

[그림 ] 지역별 전기소비량 및 발전설비량의 비중(2013년)

자료: 전력통계정보시스템

[그림 8]은 지역별 발전설비 현황과 5차 전력계획과 6차 전력계획에서 확정한 발전설비를 발전원과 설비규모를 구분한 지역 분포도이다. 원의 크기가 커질수록 대용량 발전설비이며 검정원은 원자력을 붉은 원은 화력발전을, 푸른 원은 수력발전을 의미한다. 초록 원과 노란 원은 각각 5차와 6차 전력계획에 신규 반영된 설비이다. 이에 따르면 영남권이 원전과 화력발전설비를 많이 보유하고 있으며 5차 및 6차 전력계획에서 강원권에 대용량 발전설비를 배치하고 수도권에 중형 화력발전을 다수 계획한 것으로 나타났다.

[그림 ] 발전설비의 분포

자료:  전영환, “제7차 전력수급기본계획 설비 및 송전망 계획의 세부과제와 방향”, ｢7차 전력수급기본계획의 방향과 과제｣ 이강후･이원욱 국회의원 공동주최 토론회, 2014.11.

더군다나 수도권은 우리나라 인구의 40%가 집중된 지역이므로 송전망 뿐 아니라 배전망까지 연계되므로 송전망이 복잡하게 얽히고, 그로 인한 송전망의 복잡성과 불안정성이 높아지게 한다. 신규 발전설비가 수도권의 송전망에 접속하게 되면 수도권의 타 지역 전력 수입량은 줄어들 수 있을 것이다. 하지만 수도권내 발전설비와 송전설비를 합한 전기에너지의 공급설비 밀도는 세계 최고 수준이다. 따라서 수도권내의 송전망 복잡도는 더욱 높아질 것이고 그에 따른 고장전류 증가 가능성에 대비해야한다. 수도권내 송전망의 복잡성은 특정 송배전 설비에 고장전류가 발생할 경우 이에 대한 대응조치에 어려움을 가중시킬 수 있다. 현재 전력거래소는 전력계통의 방어적 운영방안(defense plan)을 위해 고장파급방지장치(SPS)를 임시로 설치하여 운영하고 있으나, 고장파급방지장치의 개소가 증가함에 따라 고장전류의 발생시 운영의 불확실성이 높아지고 있는 상황이다.

고장파급방지장치(SPS)는 가전제품의 과다 전류공급시 이를 차단하기 위한 휴즈와 같은 설비임.

실제로 전력거래소에서 분석한 바에 따르면, 5차 전력계획으로 인하여 인천지역에 발전력이 집중되면서 해당 지역내 고장전류가 증가하였다. 단기대책인 리액터 설치 이후에도 인천과 수도권 북부 인접지역의 고장전류 문제를 장기적으로도 적정 수준 이내로 유지하는 것이 한계에 이르렀다고 분석하였다.

345kV 신파주 및 영서변전소 등 9개소의 고장용량이 차단기 성능대비 최고 123%까지 초과함.  (2013. 2월 수도권･인천지역 전력계통 안정화 T/F 4차회의 자료)

2024년이 되면 리액터 대책을 적용한 후에도 신파주S/S 등 6개소에서 고장전류가 차단기 정격성능의 100%를 초과할 것으로 예상되었다. 6차 전력계획의 신규 발전기가 추가됨에 따라 이와 같은 고장전류의 초과현상이 심화되고 초과개소가 증가할 가능성을 배제키 어렵다. 고장전류가 100%를 초과할 것으로 예상되는 곳 중에서 단기적 대책인 리액터를 설치한 이후에도 허용범위를 크게 초과할 수 있다. [표 15]에 나타난 바와 같이 신파주의 경우 5차 전력계획만으로도 리액터 설치후 초과율이 121%이며 6차 전력계획 시행시 초과율은 123%까지 높아진다.

[표 ] 수도권 송전망의 고장전류 전망

(단위: kA, %)

모선명	정 격	6차 계획+리액터		5차 계획+리액터
		2024	초과율	2024	초과율
신 파 주	50	61.3	123	60.3	121
장문CC	50	55.4	111	54.3	109
신 덕 은	50	53.5	107	52.4	105
신 김 포	50	53.5	107	53.2	106
신인천CC	40 (50)	40.7	102	40.6	102
서인천CC	40 (50)	43.1	108	43.0	108
인천 TP	40 (50)	45.7	114	45.2	113
가 정	50	47.5	95	46.5	93
영 서	40 (50)	49.1	123	47.8	120
신부평#2	50	47.4	95	49.3	99
영 등 포	40	46.8	117	42.9	107
서서울#2	50	52.8	106		98

자료: 전력거래소

따라서 단기적으로는 송전망의 안정성을 높일 수 있는 기술을 적용할 필요가 있으며, 보다 근본 대책으로는 전력수급기본계획의 수립시 송전망 설비의 수용가능성에 보다 가중치를 두고 발전설비 계획을 수립할 필요가 있다. 또한 수도권의 전력 수요는 억제하고 분산전원은 확대할 필요가 있다. 확대 방향으로는 송전망의 안정성을 높일 수 있도록 신기술설비 적용을 포함한 장기적인 송전망의 재구성에 대한 검토도 해볼 필요가 있다.

전영환(2014)은 송전망 구조를 현재의 환상망에서 수지형(radial)로 변경시 지역내 정전가능성은 증가하지만 수도권의 대규모 정전가능성은 줄어들 수 있다고 주장함. 대단위 발전단지 위주의 전원대책은 전력망의 불안정성을 높일 수 있으므로, 발전단지의 형태를 소규모 분산형으로 계획하는 것이 계통 안정성을 높일 수 있다는 것임.

[그림 ] 수도권 고장전류 대책

자료: 전영환(2014)

전력망 문제에 있어서 무엇보다 근본적인 대책은 수요 분산이다. 지금까지는 발전소를 대용량화함으로써 발전설비투자에 있어서 규모의 경제효과를 활용하였다. 대용량 발전소와 연계하는 송배전 설비는 투자비를 낮추고 상대적으로 시공이 용이했기 때문에, 발전소 건설계획이 수립되면 송배전 설비는 부수적으로 당연히 설치될 수 있었던 과거의 관행을 고려한 것이다. 그동안 전력유통용 송배전 설비보다 공급력 확충위주의 발전설비 계획이 항상 우선순위에 있었다. 하지만, 송전선로는 장거리를 통과하여야 하고 전력계통으로 연계되어 있어, 전력수급에 미치는 영향력이 크다. 주변지역에 이해관계자도 늘어나고 있을 뿐 아니라 수도권은 전력설비의 집중도가 높아 송전선로의 포화도도 점차 높아지고 있다. 따라서 향후 송전망이 전력수급의 가장 큰 제약요인으로 작용할 가능성이 크다.

송배전 설비계획이 전력수급기본계획과 별도로 수립될 경우, 이는 발전원을 확정한 후, 송배전 설비는 100% 설치될 수 있다고 보아 송배전 설비의 이행계획을 강제하는 방식이다. 그러나 송배전망 주변지역의 이해관계자 증가와 수도권의 전력설비 집중에 따른 송전선로의 포화를 고려할 때 7차 전력계획의 수립과정에서 전력수급기본계획내에 송배전 설비계획을 동시에 고려하여 기술적 사회적 수용가능성을 확인하여야 한다.

라. 분산형 전원과 송전망

정부는 ｢제2차 에너지기본계획｣을 통해 2035년까지 발전량의 15%를 분산형 전원으로 공급한다는 목표를 세웠다. 분산형 전원의 설비는 에너지기본계획의 목표 중 하나인 것이다. 분산형 전원은 별도의 송전망 없이 수요지 인근에 전력을 생산, 소비하는 전력공급 시스템을 의미한다. 분산형 전원은 세부적으로 들어가면 설비용량과 위치, 배전망 접속, 수급자원, 운전패턴, 활용목적 등에 따라 다양하게 정의될 수 있는데, 정부는 2차 에너지기본계획에 집단에너지(열병합발전)를 비롯해 상시 필요전력 일부를 자체 생산･소비하는 자가용 발전기와 신재생에너지 등 3가지를 선정하였다. 과도한 지역간 연계수송량은 대규모 정전 가능성을 야기할 수 있다. 수도권 유통전력의 유입지점 편중이 심화되고 있으며, 고장전류 저감 목적의 계통분리 개소 증가에 따른 신뢰도 역시 하락한다. 수도권 고장전류 문제 등을 감안할 때 발전설비를 늘려 설비예비율을 확보하는 것만으로 전력공급이 안정적이지 못할 수도 있다. 따라서 분산형 전원공급의 중요도는 높아진다.

그런데 최근 분산형 전원 중 태양광 발전설비의 설치단가가 낮아지면서 민간 소규모 발전사업자가 증가하고 있지만 변전소의 설비용량이 이를 충당하지 못하는 사례가 발생하고 있다. 변전소당 연계가능한 분산형 설비용량의 제한으로 신재생에너지의 설치한도를 초과하기 때문이다. 한국전력의 시도별 계통연계 현황에 따르면 소규모 신재생에너지 발전사업자와 계통연계가 불가능한 변전소는 전국 14개에 이른다. 전남이 9곳으로 가장 많고 강원 2곳, 전북/경북 각 1곳 등이다. 발전소 최대 송전 용량이 20MW이하인 경우 22.9kV 전압으로 변전소에 계통연계시 1개 변전소당 신재생에너지 연계용량을 40MW까지로 제한하면서 용량이 포화된 변전소가 나타난 것이다.

[그림 10]은 태양광 설치 불가지역을 나타낸다. 즉, 이미 설치된 태양광 시설이 많아 선로가 부족하여 더 이상 설치할 수 없는 지역을 의미한다. 이와 같이 변전소의 용량제한으로 신규 태양광 발전 진입의 어려움이 발생하고 일부 지역은 이미 용량이 포화상태에 이르러 신규 발전사업자의 진입이 불가능한 상태였다. 이에 한국전력은 변전소당 계통연계용량을 75MW로 확대하는 개정안을 마련해 이번에 전기위원회 심의를 통과하였다. 그런데 2015년 1월 기준으로 강원도 도계 변전소는 여유용량이 없으며, 광주전남지역에서도 영암, 보성지역은 여유용량이 전혀 없다. 대구경북지역에는 영덕의 여유용량이 없는 등, 일부 지역은 여전히 어려움이 예상된다. 따라서 소규모 신재생에너지 발전사업자의 진입을 고려한 송변전 설비 확충이 필요하다.

전력거래소의 지역별 분산형 전원 계통연계 현황자료에 따르면 강원도 도계지역은 변전소 용량이 30000kW이나 현재 연계용량이 38,218kW로 여유용량이 -8,218kW임. 광주전남지역본부의 영암지역은 변전소 용량이 45000kW이나 현재 연계용량이 62,072kW로 여유용량이 -17,072kW임. 보성지역도 여유용량이 -2,193kW임. 경북 영덕지역의 여유용량도 -1,189kW로 추가적인 분산형 전원 연계가 어려운 상황임.

[그림 ] 태양광 설치 불가 지역

주: 한국전력 정보 및 태양광 사업자의 제보로 구성되었으며 현장상황에 따라 다를 수 있음.

자료: 해줌 햇빛지도, 2015.1, www.haezoom.com/hotspot/

3. 전력수요의 변동성

3. 전력수요의 변동성 ∙

가. 전력수요 예측 모형

앞서 [그림 1]에 나타난 바와 같이 적정 발전설비규모를 산정하는데 출발점은 전력수요예측이다. 즉, 전력수요 예측이 발전설비 규모를 정하는 기준점이 된다. 그런데 7차 전력계획에서는 6차 전력계획에서 예측한 전력 수요에 대한 재검토가 요구된다. 6차 전력계획 작성 당시의 경제 상황과 6차 전력계획 이후의 경제 상황이 변함에 따라 주요 경제 변수가 바뀌었기 때문이다.

6차 전력계획은 거시경제지표인 경제성장률과 전력수요의 관계를 거시모형으로 추정하였다. 경제성장률과 전기요금이 주요 변수로 작용하고 용도별 전력소비량과 최대전력 수요예측에 선도추급 가정을 이용한 거시경제 모형을 이용하였다. 선도추급과정은 선도국의 시간변동계수를 이용하여 우리나라의 미래 탄력성 추이의 예측치로 사용하였다. 따라서 전력수요 추정에 가장 큰 영향을 주는 요소는 우리나라의 실질 GDP 증가율과 전력가격으로 볼 수 있다. 전력수요는 GDP와 양의 상관관계를 가지므로 GDP가 증가하면 전력수요가 증가하는 것으로 추정한다. 전기요금은 전력수요와 약한 음의 상관관계를 가져 전기요금이 낮아질수록 전력수요가 증가하는 것으로 추정된다. 따라서 GDP 성장률은 높고 전력가격은 낮게 추정할수록 전력수요가 증가하고, GDP 성장률은 낮고 전기요금은 높게 추정할수록 전력수요는 낮게 추정될 수 있다. 그런데 6차 전력계획 발표 이후 전기요금은 당시 추정치보다 다소 높았으며, 중기 GDP 성장률은 다소 낮을 것으로 전망된다. 전기요금과 GDP 성장률이 모두 전력수요가 낮아지는 방향으로 수정된 것이다.

장기 전력수요 예측은 다음과 같은 모형을 기본식으로 추정함.
[eqn: log(PS_t ) = sum from{i=1} to{4} delta_i D_"it" +beta_t log(GDP_t ) + gammalog(PRC_t ) + epsilon_t]
: PS는 분기별 주용도별 전력판매량. GDP는 계절조정된 분기별 실질 국내총생산, [eqn: PRC]는 용   도별 전력가격을 물가지수로 나누어서 구한 실질 전력가격, [eqn: D_"it"]는 계절더미 변수, [eqn: beta_t]는 시간   변동계수임.

나. 제6차 전력수급기본계획의 수요전망과 실적치 비교

6차 전력계획은 2013년부터 2027년까지의 전력수요를 추정하였다. 경제변수의 변화가 전력수요에 미치는 영향을 확인하기 위하여 6차 전력계획이 수립된 이후 2년간의 전력수요 예측과 실적치를 비교하였다. 2013년 하계와 동계, 2014년 하계의 최대전력 계획치와 실적치를 비교한 결과 일부 차이가 나타났다. [표 16]과 같이 2013년 하계는 최대전력이 7,835만kW이므로 공급예비율이 4.3%일 것으로 예상하였으다. 그런데 최대전력이 7,402만kW로 계획대비 6%인 433만kW가 낮았다. 2013년 동계의 최대전력은 7,730만kW로 계획대비 2.8%인 241만kW가 낮았다. 2014년 하계에도 계획대비 5.3%인 428만kW가 낮았다. 따라서 전력 예비율은 계획치 7.7%보다 높은 10.3%였다. 2014년 동계는 계획대비 1.1%가 낮았다.

주목할 것은 2013년과 2014년의 연중 최대전력 실적치가 계획치보다 1.1~2.8%가 낮았다는 것이다. 발전설비용량은 최대전력을 기준으로 설정되므로 최대전력이 낮아지면 필요한 발전설비량도 작아지고 설비예비율은 높아질 수 있다.

[표 ] 제6차 전력수급기본계획의 최대전력 전망치와 실적의 비교

(단위: 만kW, %)

	2013 하 계		2013 / 2014 동 계		2014 하 계		2014 / 2015 동 계
	계 획	실 적	계 획	실 적	계 획	실 적	계 획	실 적
설비용량	8,172	7,873	8,561	8,717	8,700	9,016	9,419	9,322
최대전력	7,835	7,402	7,971	7,730	8,033	7,605	8,097	8,015
(차 이)		△433		△241		△428		△82
설 비 예비율	4.3	6.0	7.4	8.1	7.7	10.3	16.3	16.3

자료: 제6차 전력수급기본계획과 전력통계정보시스템을 근거로 국회예산정책처에서 정리함.

최근 2년간 최대전력이 계획 대비 낮은 것은 복합적인 원인에 따른다. 전력수요 전망에서 가장 큰 영향력을 갖는 변수는 경제성장률과 전기요금, 그리고 기온이다. 우선 평년에 비해 한파기간이 짧았고, 2014년 여름에는 2차 장마로 인한 저온현상으로 기상여건이 양호하였다. 하지만 정책변수가 아닌 기상여건 외에도 전기요금과 경제성장률도 6차 전력계획의 수요 전망 당시와 차이가 있다. 2020년까지의 경제성장률이 하향 조정되고 발전비용 증가 요인이 있기 때문이다.

다. 제7차 전력수급기본계획의 전력수요 전망시 고려사항

전력수요가 줄어들면 단기적으로는 동일한 발전설비로 보다 안정적인 전력공급이 가능하고, 장기적으로 필요한 발전설비 규모가 줄어들 수 있다. 따라서 향후 전력수요를 전망하는 것은 전력수급기본계획의 작성에 핵심적인 부분이다. 특히 경제성장에 따른 전력소비량 증가방향과 증가율에 대한 검토가 필요하다.

국내 전력소비량을 파악할 수 있는 한전의 전력판매량은 외환위기 당시를 제외하고 항상 증가했으며 2000년 이후에도 GDP 성장률보다 전력판매량 증가율이 높았다. [그림 11]에 나타난 바와 같이 2003년에는 GDP가 2.9% 증가했으나 연간 전력판매량은 5.4%가 늘었다. 2009년에는 GDP가 0.7% 증가했지만 전력판매량은 2.4% 증가했으며 2012년에는 GDP는 2.3%가 증가했지만 전력판매량은 2.5%가 늘었다. 그런데 최근 2년간은 전력판매량 증가율이 GDP 증가율에 미치지 못하였다. 2013년에는 GDP 증가율이 3%였으나 전력판매량 증가율이 1.8% 였으며, 2014년에는 GDP가 3.3% 증가했으나 전력판매량은 0.6% 증가에 그쳤다.

자료: 한국은행(GDP)와 전력통계속보(전기사용량)을 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

[그림 ] GDP와 전기소비량 증가율

최근 2년의 전기소비량 증가율 감소가 기후요인 등으로 인한 일시적인 것인지, 전기요금 상승이나, 전자제품의 효율향상, 산업구조 변화 등에 따른 구조적인 원인인가에 대한 검토가 필요하다.

더군다나 금융위기 이후 장기간의 저성장 기조가 지속됨에 따라, 우리나라도 잠재성장률 하락 등 저성장 국면에 진입했다는 우려도 배제할 수 없다. 전력수요 전망에 영향을 주는 경제성장율 전망치와 전기요금, 산업 구조 등이 변할 경우 최대전력과 총 전력수요가 바뀔 수 있다는 점에서 7차 전력계획은 전력수요 전망시 전력소비구조의 변화와 거시경제변수를 종합적으로 반영할 필요가 있다.

우리나라의 잠재성장률은 2000년대 초반 5%대에서 최근 3% 중반 수준으로 하락한 것으로 추정함. 2020년대에는 노동력 공급 둔화, 고령화, 설비투자 부진 등으로 2%대로 하락할 전망됨. 정부는 향후 우리나라 잠재성장률이 2021~2030년 2.9%로 하락하고 2031~2040년 1.9%까지 하락할 것으로 전망함.

2013년 2월에 발표된 6차 전력계획은 GDP 전망을 2014년에는 4.3%이며 2020년전까지 4%를 웃도는 것으로 예상하였다. 그런데 2014년 1월에 발표한 ｢제2차 에너지기본계획｣은 연평균 2.8%(2011~2035년)의 경제성장률을 전제하여 중장기 전망치가 크게 낮아졌다. [표 17]은 6차 전력계획에서 사용한 GDP 전망치와 최근 발표된 국회예산정책처와 한국은행에서 발표한 GDP 전망을 비교하였다. 6차 전력계획은 2014년의 GDP 성장률을 4.3%로 예상하였다. 하지만 실적치는 3.3%였다. 2015년의 경제성장률은 더 많은 차이가 있다. 국회예산정책처는 3.5%(2014년 12월 경제전망 수정치 기준), 한국은행은 3.4%로 전망하였고, 2018년까지 경제성장률이 4%에 미치지 못할 것으로 예상하였다. 한국개발연구원(KDI)도 2015년의 경제성장률을 3.5%까지 하향조정한 바 있다. 이는 6차 전력계획의 GDP 전망인 4.5%와 1.0%의 차이가 있다.

[표 ] 전력수요 예측 모형의 실질 GDP 증가율 전망

(단위:  %)

	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
6차 전력계획 (2013.2)	2.2	3.0	4.3	4.5	4.5	4.3	4.1
국회예산정책처 (2014.10)1)			3.6	3.8	3.9	3.7	3.7
한국은행 (2014.10)			3.5	3.4	3.7
실 적	2.3	3.0	3.3

주: 1) 국회예산청책처는 최근 경제여건 변화로 2014년, 2015년 GDP 성장률을 각각 3.3%, 3.5%로 하향 전망함.(국회예산정책처,｢NABO 경젱동향&이슈｣,통권 제32호, 2014.12, p.4.)

자료: 국회예산정책처,｢2015년 중기 경제전망｣, 2014.10, 한국은행, ｢경제전망｣, 2014.10, 2015.1.

전기요금도 전력수요 전망에 영향을 준다. 전기요금은 전력수요에 반대방향으로 영향을 주기 때문에 전기요금 인상은 전력수요 감소로 연결된다. [그림 12]와 [표 18]은 6차 전력계획에 사용된 전기요금 계획치와 실적치를 비교한 값이다. 6차 전력계획의 2013년 전기요금은 104.9원/kWh로 계획하였으나 실제는 106.3원/kwh이었다. 2014년에는 107.4원/kWh로 계획하였으나 111.5원/kWh였다. 계획대비 3.8%가 상승한 것이다. 부문별 전기요금의 증감은 2013년의 경우, 가정용 전기요금은 계획대비 9.5%가, 산업용은 5.4%가 상승했으며, 2014년에는 가정용 전기요금은 계획대비 4.7%, 산업용 전기요금은 9.9%가 높았다. 2014년의 일반용 전기요금은 6차 전력계획에서 2026년에 계획한 요금이며 산업용 요금은 2027년에 계획한 요금이다.

6차 전력계획의 수요전망에 사용된 전기요금 증가율은 물가상승률의 1/3 수준으로 실질적으로 전기요금이 낮아지는 것으로 설계되었다. 이와 같이 낮은 전기요금에 기초하여 전력수요를 추정하면 에너지원간 전환수요로 인하여 전력수요가 과다 추정된다. 더군다나 정부는 ｢제2차 에너지기본계획｣에서 저가격 정책기조에서 벗어나 합리적인 전력소비를 유도하기 위하여 전기요금에 사회적 비용을 단계적으로 반영하겠다고 발표한 바 있다. 전력수요 전망에 가장 큰 영향을 주는 경제성장율과 전기요금이 모두 6차 전력계획에서 적용한 값보다 전력수요를 낮추는 방향으로 변경되었다. 따라서 7차 전력계획에서는 경제성장율 하락과 전기요금 인상에 따른 영향을 고려하여 전력수요를 전망하는 것이 필요하다.

산업통상자원부, ｢제2차 에너지기본계획｣, 2014.1, p.52.

[그림 ] 전력수급기본계획의 전기요금 가정치와 실적치의 비교

자료: 전력거래소(가정치) 및 한전(실적치)

[표 ] 부문별 전기요금 가정 및 실적

(단위: 원/kWh)

	주택용		일반용		산업용		종 합
	계획치	실적치	계획치	실적치	계획치	실적치	계획치	실적치
2013	116	127	115	122	95	101	105	106
2014	121	126	116	130	97	107	107	112
2015	125		117		98		108
2017	131		120		99		110
2019	137		122		100		112
2021	144		124		102		115
2023	152		126		103		117
2025	159		129		105		119
2027	167		131		106		121

주: 2014년은 1~9월까지의 자료를 이용하여 구함.

자료: 전력거래소(가정치) 및 한국전력거래소(실적치)

저성장 기조가 장기화하여 경제성장률의 차이가 누적되거나, 전기요금 전망의 차이로 전력 수요가 당초 전망과 달리 하락할 가능성도 존재한다. 이러한 거시 경제의 불확실성과 함께 전력수요의 구조적 변화 가능성으로 인하여 7차 전력계획의 수립을 위하여 전력수요를 전망하고 발전설비 규모를 확정해야하는 정부의 어려움은 과거보다 클 것이다.

과거 6차 전력계획에서 정부는 전력수요 예측오차 및 수요관리의 불확실성을 고려하여 ‘목표수요 오차율’에 해당하는 설비예비율 7%를 고려하였다. 이는 수요전망보다 실제 수요가 크게 높아질 가능성을 고려하여 공급안정성을 확보하기 위함이었다. 하지만, 전력수요가 감소할 가능성에 대비하기 위해서는 다양한 시나리오에 따른 불확실성을 고려할 필요가 있다. 그에 대한 대안으로 전력수급기본계획의 계획기간인 15년을 구간을 구분하여 관리하는 방안이 있다. 단기적으로는 수요전망의 오차율이 크지 않으므로 공급신뢰도를 확보할 수 있는 최소예비율을 목표로 하고 중장기적으로는 목표수요 오차율의 증가와 감소를 모두 감안한 목표예비율을 설정하며, 장기적으로는 향후 전력시장의 변동가능성과 발전설비의 기술개발 가능성을 감안하여 준비기간이 필요한 기저발전원을 확정한 후 설비예비율의 일부는 확정하지 않고 남겨두는 방안을 검토할 수 있을 것이다.

라. 전력수요 감소시 설비예비율 전망

설비예비율은 연중 최대전력 수요에 영향을 받는다. 따라서 최대전력이 줄어들면 설비예비율은 높아지게 된다. 6차 전력계획 이후 2014년 1월에 발표된 ｢제2차 에너지기본계획｣에서는 전력수요가 다소 낮아질 것으로 예상한 바 있다. 국가에너지통계 종합정보시스템을 운영하는 에너지경제연구원에서도 전력소비 추세변화의 구조적 가능성을 고려한 전력수요관리 분석이 필요하다고 밝힌바 있다. 2011년 이후 전력수요증가 추세가 완만해지고 있고, 전기요금 상승, 수출구조 변화, 주5일제 근무 정착으로 전력수요 추세 감소가 지속될 가능성이 있다는 것이다.

에너지경제연구원, ｢에너지수요전망｣, 2014. 9.

따라서 [표 14]의 송전선로 준공 지연현황에 2015년부터 최대전력이 1% 감소하는 경우를 가정하여 설비예비율을 전망하였다. 그 결과 최대전력이 1% 감소하면 2023년에는 설비예비율이 28.4%까지 높아지는 것으로 나타났다. 따라서 전력수요가 감소할수록 발전설비의 여유도는 높아지므로, 전력공급의 안정성은 발전설비 확보 뿐 아니라 전력수요 감소를 통해서도 가능하다.

[표 ] 전력수요 감소시 설비예비율 전망

연 도	총 용량(MW)		최대전력(MW)		설비예비율(%)
	하 계	연 말	수 요 1%감소	수 요 3%감소	수 요 1%감소	수 요 3%감소
2015	94,957	97,827	81,850	80,197	19.5	22.0
2016	104,325	107,077	83,730	82,039	24.6	27.2
2017	111,369	111,282	87,336	85,571	27.5	30.1
2018	112,147	115,751	90,594	88,764	23.8	26.3
2019	116,251	119,564	92,746	90,873	25.3	27.9
2020	120,463	121,905	94,363	92,457	27.7	30.3
2021	122,775	123,839	96,535	94,585	27.2	29.8
2022	124,667	124,702	98,369	96,382	26.7	29.3
2023	128,102	126,639	99,799	97,783	28.4	31.0
2024	128,039	126,977	101,811	99,754	25.8	28.4
2025	126,977	129,119	104,005	101,904	22.1	24.6
2026	129,119	131,395	106,957	104,796	20.7	23.2
2027	131,395	131,753	109,777	107,559	19.7	22.2

주: 제6차 전력수급기본계획을 기준으로 설비용량은 설비지연과 송전선로 준공지연(2년)을 고려하고, 최대전력은 2015년부터 1%와 3% 감소하는 것으로 가정함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

4. 사회적 비용을 고려한 전기요금

4. 사회적 비용을 고려한 전기요금 ∙

가. 전기요금의 국제 비교

｢제2차 에너지기본계획｣에서는 우리나라의 전력생산과정에서 유발되는 환경･사회적 비용이 전기요금 원가에 충분히 반영되지 않아 전기소비에 왜곡이 발생하는 문제점을 지적하였다. 전기의 생산･수송･공급과정에서 발생하는 다양한 사회적 비용을 현실화하여 반영해야한다는 것이다. 이를 위해 원전의 안전관련 시설투자강화와 사고대응 경비를 합리적으로 재산정하고, 송전선로 주변지역 보상을 현실화하여 사회적 수용성을 제고하고, 신재생에너지보급확대와 온실가스감축목표 달성을 위한 비용을 단계적으로 전기요금에 반영해야한다고 밝혔다.

산업통상자원부, ｢제2차 에너지기본계획｣, 2014 p.46. 6대 중점과제 중 에너지가격의 문제점으로 제시된 내용을 정리함.

이와 같이 사회적 비용을 반영한 전기요금을 검토하기위해 우리나라의 전기요금 수준을 OECD 국가와 비교하였다. 우리나라의 전기요금 수준은 OECD 국가와 비교시 낮은 편이다. 2014년 2/4분기를 기준으로 산업용 전기요금은 OECD 국가 중 4번째로 저렴하며, 우리나라보다 저렴한 국가는 산유국인 노르웨이, 미국, 스웨덴 순이다. 노르웨이와 미국은 석유와 가스를 생산하며, 스웨덴은 풍부한 수자원으로 수력발전 비중이 높다. 가정용 전기요금은 OECD 국가 중 3번째로 저렴하다. 가정용 전기요금이 우리나라보다 낮은 국가는 멕시코와 노르웨이이다. 주요 수출산업의 경쟁국가인 일본과 독일, 프랑스의 산업용 전기요금을 우리나라와 비교하였다. 우리나라의 산업용 전기요금을 기준으로 미국은 우리나라보다 약 30%가 저렴하지만, 프랑스는 32%가 높다. 독일은 77%가 높으며 일본은 83%가 높은 것으로 나타났다. OECD 평균은 우리나라보다 31% 높았다.

우리나라의 가정용 전기요금을 주요 수출산업 경쟁국가와 비교한 결과 가장 낮은 것으로 나타났다. 미국은 우리나라 보다 15%가 높으며 프랑스는 84%, 일본은 130%, 독일은 268%가 더 높게 나타났다.

[그림 ] OECD 국가의 산업용 전기요금(2014)

자료: IEA(2014)b를 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

[그림 ] OECD 국가의 가정용 전기요금(2014)

자료: IEA(2014)b를 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

주요 국가의 전기요금에서 특징적인 것은 우리나라의 산업용 전기요금이 미국을 제외한 주요 경쟁국가 대비 가장 낮은 수준이며, 가정용 전기요금과 산업용 전기요금의 차이가 작다는 것이다. 우리나라는 산업용 전기요금이 103USD/MWh이고 가정용이 123USD/MWh로 차이는 20% 미만이다. 하지만 미국은 69USD/MWh와 127USD/MWh로 84%의 차이를 나타낸다. 원자력 발전의 비중이 70% 이상인 프랑스도 산업용은 130USD/MWh인데 가정용은 213USD/MWh로 차이가 있었다.

가정용 전기요금에 구매력 평가지수를 반영할 경우 우리나라의 전기요금 순위는 OECD 국가 중 6번째로 순위가 다소 올라가지만 34개 국가 중 여전히 낮은 순위에 해당한다. 다만 미국은 구매력 평가지수를 반영할 경우 노르웨이에 다음으로 낮은 전기요금을 부담하는 것으로 나타났다.

[표 ] 산업용 전기요금(2014년)

(단위: USD/MWh)

	한 국	미 국	프랑스	독 일	일 본
구매가 기 준	103 (100)	69 (67)	130 (126.2)	189 (183.5)	183 (177.7)
순 위	4위	2위	15위	25위	26위

주: 1. 국제순위는 우리나라의 순위이며 OECD 34개국의 전기요금을 오름차순으로 정렬한 결과임.

2. 전기요금의 단위인 USD/MWh는 1시간동안 1MW의 전력을 소비하는 경우의 요금을 미국달

러로 표시한 것임.

3. IEA(2014)b은 우리나라의 산업용 전기요금은 제시하지 않으므로 한국전력의 자료를 이용하여 부가세와 전력산업기반기금부담금을 포함하여 재계산함.

4. 전기요금은 세금을 포함한 소비자부담가격(end user price)이나, 미국은 세전요금임.

자료: IEA(2014)b와 한국전력공사의 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 정리함.

[표 ] 가정용 전기요금(2014년)

(단위: USD/MWh)

	한 국	미 국	프랑스	독 일	일 본
구매가 기 준	123 (100)	127 (103)	213 (173)	409 (331)	241 (196)
순 위	3위	4위	12위	27위	18위
구매력 평가지수 반 영	161 (100)	121 (75.2)	173.2 (107)	374 (232)	230 (143)
순 위	6위	2위	12위	30위	13위

주: 1. 국제순위는 우리나라의 순위이며 OECD 34개국의 전기요금을 오름차순으로 정렬한 결과임.

2.  IEA(2014)b에 제시된 우리나라의 가정용 전기요금은 심야전력요금을 포함하여 다소 낮게 제 시됨. 따라서 한국전력공사의 자료를 이용하여 가정용 전기요금에 부가세와 전력산업기반기 금부담금을 포함하구 재계산함.

4. 전기요금은 세금을 포함한 소비자부담가격(end user price)이나, 미국은 세전요금임.

자료: IEA(2014)b와 한국전력공사의 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 정리함.

또한 [그림 15]에 나타난 바와 같이 우리나라와 주요 OECD 국가의 가정용 전기요금 격차가 커지고 있다. 우리나라의 가정용 전기요금은 2005년 1MWh당 120$에서 2014년에 123$로 3%가 증가했다. 그런데 프랑스는 142$에서 213$으로 50% 증가했으며 독일은 212$에서 409$으로 92%, 일본은 189$에서 241$으로 28%, 영국은 150$에서 261$으로 73% 증가했다. 미국은 94$에서 127$으로 34%가 증가하였다. 주요 OECD 국가의 가정용 전기요금이 지속 상승한데 비해 우리나라의 가정용 전기요금은 크게 증가하지 않은 것으로 나타났다.

2005년의 환률은 1USD 당 955원이었으나 2014년에는 1051원이므로 환률효과에 의해 USD로 환산된 우리나라 전기요금 상승률은 국내의 체감효과보다 낮음.

[그림 ] 가정용 전기요금의 국제비교 (2005-2014)

자료: IEA(2014b)와 한국전력공사의 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 정리함.

산업용 전기요금은 유럽 국가에서 크게 증가했다. 우리나라의 산업용 전기요금은 1MWh당 2005년 65$에서 2014년 103$로 57%가 올랐다. 2008년까지는 산업용 전기요금도 가정용과 유사하게 일정한 수준을 유지했으나 2009년부터는 산업용 전기요금의 증가율이 가정용 전기요금 증가율보다 높았다. 일본은 123$에서 183$로 49% 상승했다. 영국은 87$에서 160$으로 84% 증가했으며, 독일은 84$에서 189$으로 125% 상승, 프랑스는 50$에서 130$으로 161% 상승했다. 미국은 산업용 전기요금이 가장 변하지 않았다.

[그림 ] 산업용 전기요금의 국제비교 (2005-2014)

자료: IEA(2014)b와 한국전력공사의 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 정리함.

이와 같이 우리나라의 전기요금은 산업용과 가정용 전기요금이 모두 OECD 국가 중 낮은 수준에 속한다. 그러나 현재의 전기요금은 전력의 생산･운반･공급 과정에서 발생하는 사회적 비용을 전기요금에 충분히 반영하지 못하고 있다. 대형 기저발전소가 유발하는 초고압 송전선로와 이로 인한 사회적 갈등비용을 전기요금에 반영하고, 원자력 발전의 안전관련 시설 투자 강화와 사고대응 비용도 보다 합리적인 수준에서 재산정할 필요가 있다. 발전연료를 청정연료로 전환하기기 위한 국가 온실가스 감축목표 달성을 위한 비용과 에너지 자립과 에너지 기술확보를 위한 신재생에너지 보급확대에 따른 비용도 단계적으로 전기요금에 반영되어야 한다.

전력 생산 과정에서 발생하는 사회적 비용은 ｢제2차 에너지기본계획｣ p.47에서 향후 추진방향으로 제시하는 내용을 정리함.

나. 송전비용

단기적으로 전기요금에 반영될 비용은 송전선로 주변지역에 대한 보상 및 지원사업비이다. 신규 입지에 대용량 발전소가 다수 계획됨에 따라 대용량 송전선로가 건설되어야 하는 상황에서 송전선로의 연계 가능성과 지역별 수용도를 고려하지 않고 추진하게 될 경우 밀양송전선로 건설사업을 둘러싼 갈등상황이 재연되고, 궁극적으로 전력수급 불안정으로 이어질 우려가 있다. 이러한 갈등을 막기 위해서는 송전선로 경과지에 대한 경제적 보상과 송전비용에 대한 인식이 중요하다.

2013년 12월 30일 국회는 ｢송변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣을 통과시켰다. 동 법의 시행령이 2014년 7월 확정됨에 따라 한국전력(주)는 송전선로 주변지역에 대한 보상으로 송전선로 주변 토지에 대한 재산적 보상과 주택매수를 2015년부터 집행할 예정이다.

송전선로 주변 토지에 대한 재산적 보상은 선로에 따라 다름. 765kV는 좌우 각 33m(345kV는 13m)에 대하여 보상폭과 보상률(0.18)에 평균지가를 곱하고 간접비를 이용하여 보상액을 구함.평균지가(백만원/㎢): (765kV) 24,026, (345kV) 80,850, (154kV) 92,656

송전선로 주변 180m 이내(345kV는 60m이내)의 주택으로 매수 주택수는 대상 주택의 약 40%로 산정하여 보상액을 추정함. 매수단가 : (765kV) 3.0억/1주택, (345kV) 5.8억원/1주택, (154kV) 6.5억원/1주택. 추정주택수는 약 40%임.

송전선로 주변지역에 대한 금전적 보상액은 [표 22]와 같이 765kV 신설 선로에 재산적 보상액 967억원과 주택매수비용 348억원을 합하여 1,315억원으로 예상된다. 345kV 신설 선로와 기설 선로의 보상에는 4,428억원이 소요될 것으로 예상된다. 따라서 ｢송･변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣에서 정한 765kV와 345kV의 주변지역에 대한 보상비용은 5,743억원으로 추정된다. 그런데 보수적인 추정을 위하여 154kV 송전선로 주변지역에 대해서도 보상하게 되면 주택매수비용의 증가로 2,668억원이 추가될 수 있다. 이 경우 송전선로 주변지역에 대한 보상비용 추정액은 약 8,411억원이 될 수도 있다.

주택매수비용은 매수대상주택 중 얼마나 많은 주택에 대한 매수청구가 있느냐에 따라 달라짐. 매수청구주택 비중이 낮아지면 청구액도 이보다 낮아짐.

｢송･변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣은 154kV 송전선로 주변지역에 대한 보상은 규정하지 않음. 하지만 포괄적인 검토를 위해 제시함. 154kV 송전선로 주변의 주택매수비용이 높은 이유는 대용량 송전선로보다 도심과 근접한 곳에 위치하여 지가가 높고 주택 밀집도가 높기 때문임.

또한 [표 23]과 같이 2015~2019년 송전선로 주변지역 지원사업비는 2019년까지 6,792억원이 예상된다. 2015년에는 1,242억원이며 2014년 하반기 미지급분을 반영하여 총 1,779억원이 지출될 예정이다. 2016년에는 1,358억원이, 2017년에는 1,379억원, 2019년에는 1,427억원이 지출될 계획이다.

[표 ] 송전선로 주변지역에 대한 보상비용 추정액

(단위: km, 억원)

	신 설			기 설			총 액
	선 로 길 이	재산적 보 상	주 택 매 수	선 로 길 이	재산적 보 상	주 택 매 수
765kV	316.6	967	348	-	-	-	1,315
345kV	681.6	2,156	1,578	126.7	401	293	4,428
계	998.2	3,123	1,926	126.7	401	293	5,743

주: 1. 보상산식: 선로길이× 2×보상폭× 보상률(0.18)×평균지가 + 간접비
2. 매수가액 산식: 추정주택수×단가×가중치(洞숫자, 보상폭)
3. 기설은 법 공포시 공사완료 후 2년이 경과되지 않은 선로에 적용함.

자료: 한국전력공사 제출자료, 2014.11.

[표 ] 송전선로 주변지역 지원사업비

(단위: 억원)

		2015	2016	2017	2018	2019	계
송전	765kV(1,000m)	300	366	366	368	370	1,770
	345kV(700m)	794	842	855	857	884	4,232
변 전 소		148	150	158	161	173	790
계		1,242 (1779)	1,358	1,379	1,386	1,427	6,792

주: 1. 지원금액 산식: 설비량 × 지원금단가
2. 지원금단가: 송전선로(765kV) 36,000(원/c-m), (345kV) 9,100(원/c-m) 변전소 119,600(원/MVA)

3. 15년 지원금액: 1,779억=1,242억(한전지원)+18억원(고객소유설비 지원)+517억(‘14년도 미지급 분(‘14.7.29~ ‘14.12.31)

자료: 한국전력공사 제출자료, 2014.11.

즉, 765kV와 345kV의 대용량 송변전선로의  주변지역에 대한 재산적 보상 및 지원 사업비로 2019년까지 총 1조 5,203억원이 지원될 예정으로 연간 약 3,000억원을 지출하는 것이다. ｢송변전설비 주변지역의 보상 및 지원에 관한 법률｣ 제10조는 지원사업에 소요되는 비용을 사업자가 부담하도록 하고 사업자의 재정상 어려움이 있을 경우 전력산업기반기금으로 부담하도록 정하고 있다. 따라서 사업자인 한국전력(주)가 지원사업비를 부담하게 되며 동 비용은 전기요금의 원가에 반영될 것이다.

[그림 ] 송변전선로 주변지역 지원범위

다. 원자력 발전의 안전설비 투자비용

원자력 발전의 안전비용도 고려되어야 한다. 한국수력원자력(주)는 후쿠시마 사고 이후 원전의 안전설비 보강비용을 지출할 예정이다. 후쿠시마 후속대책 46개 개선사항에 대하여 장기가동원전의 주요 설비 교체 등 안전설비가 보강될 예정이기 때문이다. 우리나라뿐만 아니라 대부분의 나라가 안전설비 보강계획을 세우고 있다.

한수원은 2015년까지 46건의 개선대책을 완료할 예정임. 연도별로 2011년 5건, 2012년 20건, 2013년 1건이 완료되었으며, 2014년과 2015년에 각각 10건과 11건이 예정되어 있음.

[표 24]와 같이 미국은 102기 원전에 대하여 27조원을 안전설비에 투자하며 프랑스도 2018년까지 14조 4천억원을 투자할 예정이다. 한수원이 계획한 안전설비 보강비용은 호기당 3,260억원으로 미국과 프랑스에 비해 호기당 투자비는 더 많으며 신형 원전 건설비의 10%에 상당하는 금액이다. 현재 계획발전단가에 적용된 운전유지비는 과거의 추세에 기초하고 있으나 정부가 매년 1조원 이상을 설비보강에 투자하면 안전설비 보강비용은 유의미한 운전유지비의 증가로 이어질 수 있다.

[표 ] 안전설비 보강비용

	대상호기	안전설비 보강비용	호기당 비 용	투자기간	비용내역
한 국	30기	7조 5천억원 (1조1천억원)	3,260억원 (480억원)	2013~2018 (2012~2016)	후쿠시마 후속대책 56개 개선사항 및 장기가동원전 주요설비 교체 등 안전설비 보강
미 국	102기	27조원 (4조2천억원)	2,650억원 (400억원)	2013~2018	FLEX설비 등 후쿠시마 후속대책. 기타 NRC 기준에 따른 안전설비 보강 FLEX(Flexible Mitigation Capabilities): 이동형 발전차량과 같이 설계기준 초과 사고를 완화할수 있는 다양하고 유연한 대응 방안으로 국내 후쿠시마 후속대책에도 포함되어 있음.
프랑스	58기	14조 4천억원	2,500억원	~2018	후쿠시마 후속대책비용을 포함한 안전설비 보강
일 본	50기	17조 5천억원	3,500억원	불명확	일본 규제위원회 신안전기준에 따른 안전설비 보강

주: 1. ( )는 후쿠시마 후속 안전개선대책(2011년 5월 발표)에 따른 투자비임.

2. FLEX(Flexible Mitigation Capabilities): 이동형 발전차량과 같이 설계기준 초과 사고를 완화할 수 있는 다양하고 유연한 대응 방안으로 국내 후쿠시마 후속대책에도 포함되어 있음.

자료: 한국수력원자력 제출자료, 2013.

특히 후쿠시마 후속 안전개선대책의 일환으로 추가 설비투자가 필요한 규모는 [표 25]와 같이 2014년에는 1,504억원이며 2015년 이후는 7,987억원이다. 동 비용은 기존의 설비투자비와 별도로 후쿠시마 사고 관련 안전규제 강화로 인해 예정된 비용이므로 6차 전력계획에서 산정한 원자력 발전의 발전원가에 반영되지 않았다. 따라서 7차 전력계획에서는 원자력 발전의 발전비용에 이와 같은 안전설비투자비용이  반영될 것이다.

[표 ] 후쿠시마 후속 설비투자 규모

(단위: 억원, %)

	2011	2012	2013	2014	2015~
예 산	84	858	841	1,504	7,987
실 적	83	803	731	357	-
집행률	98.8	93.8	86.9	33.9	-

주: 2013년 8월 기준. 2014~2015년에 장기 용역 및 대규모 투자설비 공사가 예정됨.

자료: 한국수력원자력 제출자료, 2014.12.

라. 화력발전의 개별소비세 및 온실가스 감축비용

세 번째로 추가될 발전비용은 화력발전의 비용증가이다. 2015년부터 화력발전은 세 가지 비용증가 요인이 있다. 발전용 유연탄에 대한 개별소비세 부과로 인한 석탄화력 발전단가 인상이다. 정부는 주요 발전용 연료 중 LNG는 관세와 개별소비세, 석유수입부과금을 부과하였다. 하지만 원자력 발전연료와 발전용 석탄에는 세금을 부과하지 않아 발전연료간 과세 형평성의 문제가 지적되어 왔다. 이에 정부는 [표 26]에 제시된 바와 같이 원자력 발전은 비과세를 유지하지만 발전용 유연탄은 2014년 7월 1일부터 17~19원/kg의 개별소비세를 부과하고 LNG의 개별소비세를 18원/kg 낮추었다.

｢개별소비세법｣ 1조 ②항 및 동 법 시행령 2조의 2 및 31조의 3

[표 ] 발전용 연료 과세 현황

연료원	세 목	세 율		관련근거
		2014.7.1.이전	2014.7.1.이후
원자력	관 세	0%	0%	관세법
석 탄	개별소비세	0%	18원/kg	개별소비세법
L N G	관 세	도입대금(CIF)×3%		관세법 제71조
	개별소비세	60원/kg	42원/kg	개별소비세법
	석유수입 부과금	24,242원/톤		석유및대체연료사업법 시행령 제24조

자료: 기획재정부

석탄화력은 2013년 발전량의 약 40%를 차지하며 7,876만톤의 유연탄을 연료로 이용하였다. 향후 유연탄 발전소의 이용률이 예년과 유사하게 90% 수준이라고 가정할 때 2014년 7월부터 시행되는 유연탄 과세로 인한 전력구입 비용은 상당히 증가할 수 있다. [그림 18]과 같이 한국전력(주)는 유연탄 과세와 LNG 세율인하를 동시에 적용할 경우 구입전력비용이 2015년 1조 1,905억원이 상승하고 2020년에는 2조 2,401억원까지 증가하여 전기요금이 1.92%에서 3.62%까지 증가할 수 있다고 밝혔다.

지상호･김신아, “유연탄과세 영향분석 및 대응방안”, ｢CEO-report 제14-6호｣, 한국전력, 2014.3.

정부도 개별소비세 과세로 2% 가량의 전기요금 인상 요인이 있으나 2014년에는 원･달러 환율 하락으로 비용상승요인을 흡수할 수 있어 요금 인상을 유보하겠다고 밝힌 바 있다. 유연탄 과세로 인한 2014년의 비용증가분은 5,537억원이었다. 하지만 2020년에는 2조 2,401억원으로 비용부담이 크게 증가할 수 있다는 점에서 이는 향후 전기요금 인상 압력으로 작용할 가능성이 있다.

[그림 ] 유연탄 과세 영향

자료: 지상호･신민아, “유연탄과세 영향분석 및 대응방안”, ｢CEO-report｣ 제14-6호, 한국전력 , 2014.3. p.4.

화력발전의 두 번째 비용증가 요인은 온실가스 감축비용이다. 발전부문 온실가스 감축로드맵에 따라 발전사업자는 2015년부터 온실가스 감축 의무를 갖는다. 이를 배출권거래를 통해 온실가스 감축을 이행하는 경우 가장 낙관적인 시나리오에서 2015년 1,093억원이 소요되며 2020년에는 5,497억원의 비용이 추가로 발생할 것으로 예상되고 있다. 온실가스 감축비용은 어떤 수단을 통해 이행하느냐에 따라 비용의 차이가 발생할 수 있다. 하지만 화력발전을 이용하는 발전사업자가 부담하는 비용인만큼, 7차 전력계획에서는 화력발전의 발전비용 산정시 이를 비용으로 고려할 필요가 있다.

에너지관리공단, ｢발전부문 온실가스 감축로드맵 수립｣, 2014.

2014년 12월 국회에서 통과된 ｢지방세법｣ 개정안에 따라 지역자원시설세도 기저발전원의 발전비용을 높이는 요인이다. 지역자원시설세는 발전사업자 중 시간당 1만kW 이상 화력발전과 원자력 발전에 과세되는데, 원자력은 0.5원/kWh에서 1.0원/kWh로, 화력발전은 0.15원/kWh에서 0.3원/kWh로 높아졌다. 2014년 원자력과 화력발전의 발전량은 총 477,269GWh였다. 2015년의 발전량이 전년과 유사하다면 지역자원시설세 인상으로 인한 추가 비용은 1,263억원이 될 것이다.

｢지방세법｣ 제141조 지역자원시설세는 지하･해저자원, 관광자원, 수자원, 특수지형 등 지역자원의 보호 및 개발, 지역의 소방사무, 특수한 재난예방 등 안전관리사업 및 환경보호･개선사업, 그 밖에 지역균형개발사업에 필요한 재원을 확보하거나 소방시설, 오물처리시설, 수리시설 및 그 밖의 공공시설에 필요한 비용을 충당하기 위하여 부과할 수 있음.

[표 ] 지역자원시설세 인상의 비용추계

(단위: GWh, 원/kWh, 억원)

발전원	가스화력	석탄화력	유류화력	원자력 발전	계
발전량	1,094	2,032	82	1,564	4,773
지역자원시설세 인상세율	0.15	0.15	0.15	0.5
지역자원시설세 인상액	164	305	12	782	1,263

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

검토한 바와 같이 전기요금은 송전비용과 원자력 발전의 사회적 비용, 유연탄 과세, 온실가스 감축 등으로 지속적인 발전비용 상승요인이 있다. 안정적이고 효율적이고 환경친화적인 에너지 수급을 위해서는 발전원별 특성을 반영한 발전비용을 산정하고 이를 공개하는 것이 우선적인 과제이다.

전력수급기본계획의 목적은 전력수급의 안정이므로 정부는 현재 상황에서 예측할 수 있는 미래 상황에 대한 전망을 제안할 필요가 있다. 발전원별 발전비용은 현재의 발전단가가 아닌 향후 도입될 발전원별 발전비용전망을 제공하여 신호기의 역할을 하는 주요변수이다. 현재 전력당국은 경제급전원칙에 따라 발전비용이 낮은 발전기를 우선적으로 가동하고 있으므로 발전비용은 발전원 구성에 중요한 영향을 미치게 된다. 따라서 7차 전력계획에서는 발전원이 야기할 수 있는 다양한 사회적 비용을 가능한 내부화하고 해당 발전원을 이용함에 따른 발전비용을 비교함으로써 보다 사회적 수용성이 높은 전력수급기본계획을 수립할 수 있을 것이다.

5. 발전원 구성의 적정성

5. 발전원 구성의 적정성 ∙

가. 기저발전원과 가스화력발전의 비중 조정

전력수급기본계획은 총 발전설비량 뿐 아니라 발전원별 설비비중도 포함한다. 발전원의 구성은 경제성과 기동성, 연료수급의 안정성 등을 종합적으로 고려하여 결정하게 된다. 예를 들어 원자력 발전은 연료비가 낮고 많은 전기를 안정적으로 공급할 수 있다는 장점이 있지만, 건설비가 높고 발전과정에서 발생하는 방사성폐기물과 원전 해체폐기물의 처리비용, 높은 안전관리비용이 발생한다. 석탄화력발전은 연료비가 상대적으로 낮고 안정적으로 전기를 공급할 수 있지만 기후변화를 야기할 수 있는 온실가스와 대기오염물질을 배출하는 단점이 있다. 가스화력발전은 기동시간이 짧고 상대적으로 대기오염물질 배출이 적지만, 연료비가 높은 단점이 있다. 신재생에너지는 연료비가 낮고 에너지 자립이 가능하며 친환경적이고 분산형 전원으로 전력수요지에 근접하다는 장점이 있다. 반면 입지제약이 있고 발전효율이 낮으며 적기 발전이 불가능하다는 단점이 있다. 이와 같이 하나의 발전원이 모든 전력수요를 감당할 수 없으며 산업용과 가정용, 상업용 등 부문별 전력소비 형태를 고려할 때 경제성과 안전성, 운영효율성을 종합적으로 고려한 전원믹스가 필요하다.

발전기의 기동시간은 발전기가 돌기 시작하여 안정적으로 전력을 생산하는데 소요되는 시간을 의미함.

경제성만을 고려하면 직접비용만을 고려한 발전비용이 가장 낮은 원자력 발전과 석탄화력으로 모든 전력수요를 충당하는 것이 좋다. 원자력과 석탄화력발전은 일정하게 높은 이용률을 유지하는 경우에 경제적이기 때문에 연중 높은 이용률을 유지하는 것이 좋다. 그러나 원자력과 화력발전원은 전력수요에 유연하게 대처하기 어렵다. 신재생에너지는 기저발전원은 아니지만 발전량을 조정하기 어렵다는 점에서 전력수요에 대응할 수 있는 발전원이라 보기 어렵다. 그런데 6차 전력계획에서는 원전 및 석탄화력의 설비비중이 전력수요와 유사한 수준이다. [그림 19]는 6차 전력계획이 추정하는 목표 전력소비량과 원전 및 석탄화력, 신재생 발전설비의 최대 전력생산량을 비교하였다. 발전소의 고장이나 정비없이 모든 기저발전원이 정상 가동한다면 이론적으로 2019년 이후 원전과 석탄화력, 신재생 설비만으로 전력수요가 모두 충당될 수 있을 것이다.

[그림 ] 제6차 전력수급기본계획 상 기저발전량과 (목표)전력소비량의 비교

주: 원자력 발전의 이용률은 85%, 석탄화력의 이용률은 90%를 적용하며 신재생에너지 발전량은 피크기여도를 고려한 설비용량으로 산정함. 목표전력소비량은 6차 전력계획(p.54)를 이용함.

자료: 제6차 전력수급기본계획을 근거로 국회예산처에서 작성함.

하지만 실제 전력시장에서는 원자력과 석탄화력으로 모든 전력수요를 충당할 수는 없다. 시시각각 변하는 전력부하에 대응하는 부하조절용 발전설비가 필요하기 때문이다. 전력수요에 탄력적으로 대응하는데 가장 효과적인 설비는 가스화력발전이다. 따라서 설비예비율이 크게 높아도 전력수요에 대한 기동시간이 짧은 가스화력은 일정 비중으로 필요하게 된다. 실제로도 설비예비율이 30%를 초과하는 경우에도 일부 가스 발전소는 가동하였다. [그림 20]은 2001년 이후의 공급예비율의 변화에 따른 LNG 발전의 비중을 나타낸다. 전력 공급예비율은 2003년에 17.1%를 기록한 이후 지속 낮아졌고 2012년에는 5.2%로 최저를 기록했다.

[그림 ] 공급예비율과 LNG 발전의 비중

자료: 전력통계속보를 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

2012년의 LNG 발전 비중은 24.7%로 LNG 발전의 이용률이 가장 높은 해였다. 그런데 동시에 검토할 부분은 공급예비율이 17.1%로 높았던 2003년에도 LNG 발전 비중이 12.1% 였다는 것이다. 공급예비율이 높더라도 LNG 발전은 일정 비중으로 가동된다. 부하조절용 발전기가 필요하기 때문이다.

전력의 예비율은 연중 최대전력수요를 기준으로 하므로 여름이나 겨울의 전력수요 집중기가 아닌 경우에는 예비율이 보다 높아진다. [그림 21]에서는 설비예비율이 높아질 경우 LNG 발전의 비중을 검토하기 위하여 공급예비율이 근래 가장 높았던 2003년의 월별 전력수급 자료를 검토하였다. 그 결과 전력수요가 낮은 봄과 가을에는 설비예비율이 37%, 공급예비율이 25%까지 높아졌다. 즉, 연간 설비예비율은 연간 최대전력수요를 기준으로 하기 때문에 평시의 예비율은 이보다 높다. 2003년 4월에는 설비예비율이 35%이고, 공급예비율이 23%으로 높았지만 LNG발전은 총 발전량의 14.5%를 공급했다. 7월에는 공급예비율이 30%로 높았지만 LNG발전으로 총 발전량의 9%를 충당했으며, 10월에는 공급예비율이 25%이었으나 7.7%를 충당했다. 즉, 전력 예비율이 높아지면 부하조정용 발전의 비중이 줄어들긴 하지만, 여전히 부하조정을 위한 LNG 발전이 필요하다.

2003년의 공급예비율 저점은 16%를 기록한 5월임. 하지만 예비율은 연중 최대전력수요가 발생한 달을 기준으로 하므로 8월의 예비율을 이용함. 실제로 5월은 공급예비율이 16%이긴 하지만 설비예비율은 37%를 기록하여 예방정비 등의 이유로 가동중지 중인 발전설비가 많았기 때문으로 파악할 수 있음.

[그림 ] 2003년의 전력 예비율과 LNG 발전 비중

자료: 전력통계속보를 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

이론적으로는 직접비용만을 고려하여 발전단가가 낮은 원자력 발전과 화력발전설비가 연중 최대전력을 생산할 만큼 충분하면 LNG 발전기는 가동하지 않아야 한다. 하지만 실제로는 순간순간 달라지는 전력수요에 대응하기 위하여 부하조정용 LNG 발전기를 가동해야한다는 의미이다.

결국 발전설비가 충분히 공급되어 공급예비율이 충분히 높아도 발전원가가 낮은 발전기만으로 전력수요를 충당할 수는 없으므로 부하조정을 위하여 발전원별 특성을 고려한 전원믹스가 필요해진다. 설비예비율을 크게 높이더라도 연료비가 싼 기저발전기만으로 모든 전력수요를 충당하는 방식으로 발전원을 한정하고 있는 것은 한계가 있다. 기저발전원이 담당할 수 있는 적정 발전비중이 있으며, 부하조절용 발전기의 적정 비중이 있다. 따라서 수요 변동에 대응할 수 있는 가스발전의 이용률을 적정 비중으로 유지할 필요가 있다. 다만 부하조정용 발전량의 크기는 상황에 따라 차이가 있을 수 있다.

[표 27]은 설비예비율이 20%를 초과하고 공급예비율이 높았던 일부 기간의 가스발전 비중을 나타낸다. 2014년에는 설비예비율이 20%를 초과하여도 공급예비율이 10%대인 경우에는 가스발전의 비중이 20%로 상당 비중을 차지하였다. 2003년 6월과 7월에는 설비예비율이 30%를 초과하고 공급예비율이 20%를 초과했지만 가스발전은 총 전력수요 중 각각 12.2%와 8.6%의 전력을 공급하였다. 보다 최근의 사례를 이용하면, 2014년 하계 최대전력은 7월 25일 오후 3시로 공급예비력은 11%였다. 그런데 동일 밤의 공급예비력은 40~50%였다.

공급예비율이 6%로 낮았던 2013년 7월과 8월의 가스발전 비중이 24%였으므로, 가스발전의 비중이 20%인 것은 높은 수준으로 볼 수 있음.

[표 ] 하계 최대전력기간 동안 가스발전의 비중

	2003년					2014년
	6월	7월	8월	9월	10월	6월	7월	8월
설비예비율	32.3	30.3	18.3	25	32	26	16.6	27.5
공급예비율	23	30	17	17	25	10.1	10.6	16.3
가스발전의 비 중	12.2	8.6	9.7	9.1	7.7	20.2	21.3	17.9

자료: 전력거래소 자료를 이용하여 국회예산정책처에서 작성함.

이렇게 공급예비력에 여유가 있는 심야시간에도 LNG 발전기는 가동하였다. 심야시간대 LNG 발전량의 비중은 13~15% 수준이었다. 즉, 예비력이 충분히 높아지면 총 전력수요에서 부하조정용 발전기와 발전시간을 조정할 수 없는 신재생에너지 발전량을 제외한 남은 전력수요를 이용하여 원자력과 석탄 발전기를 가동한다. 전력 예비율이 크게 높아질 경우 가스화력의 이용률만 낮아지는 것이 아니라 석탄화력발전의 이용률도 낮아지는 것이다.

전기요금을 낮추기 위해서는 발전비용이 낮은 기저발전 설비를 충분히 확보할 필요가 있다는 견해도 있다. 전기요금이 경제발전과 가계에 미치는 영향을 고려할 때 가능한 낮은 전기요금을 유지할 필요가 있다는 것은 원칙적으로 옳다. 하지만, 기저발전원의 가동으로 전기요금을 낮추는 것도 일정 수준까지만 적용된다. 일정 수준 이상의 전력 예비율은 발전설비의 기회비용 상실을 야기하여 경제성이 낮아지는 것이다. 더군다나 현재 전력시장은 발전을 하지 않아도 가동대기 중에 있는 발전기에는 전력 예비율을 확보하기 위하여 용량요금을 지불하고 있다. 만약 발전하지 않고 대기하는 발전기가 증가하게 되면 발전사 뿐 아니라 전체 전기소비자에게도 비용이 발생한다.

따라서 전력수급계획의 작성시에는 기저발전기와 부하변동용 발전기를 구분하여 경제성과 환경성에 따른 최적의 구성비를 제시하는 것을 검토할 필요가 있다.

나. 분산형 신재생에너지의 보급 지원

발전원가의 발표에 있어서 추가적으로 고려할 사항은 신재생에너지 발전원의 발전단가가 지속 하락하고 있다는 점이다. 산업통상자원부에서 2014년 9월에 발표한 ｢제4차 신재생에너지보급계획｣에 따르면 신재생에너지의 발전단가는 2013년에 육상풍력이 이미 가스발전보다 저렴해졌다. 2017년에는 해상풍력과 태양광이 가스발전과 유사한 수준이 되며 2022년에는 태양광과 해상풍력도 가스발전보다 낮은 발전단가를 갖게 될 것으로 예상하고 있다. 신재생에너지의 발전단가가 기존 발전원과 경쟁력을 갖추는 그리드패리티(grid parity)가 7차 전력계획의 계획기간 내에 발생하는 것이다.

[그림 ] 신재생에너지원별 발전단가 시나리오 (2013-2035)

자료: 산업통상자원부, ｢제4차 신재생에너지기본계획｣, 2014. 9.

반면 기존 발전원의 발전단가는 지속 상승하고 있다. 1차 전력계획이 수립된 2002년에는 원자력의 발전단가를 36.3원/kWh였다. 석탄화력은 원자력보다 저렴한 30.7원/kWh이고, 가스화력은 65.9원/kWh였다. 그런데 10년 후 6차 전력계획에서는 1kWh당 원자력은 46.9원, 석탄화력은 64,6원, 가스화력은 125.2원으로 높아졌다.

[그림 ] 재래식 발전원의 발전단가 변화(2002-2012)

자료: 전력거래소 제출자료, 2014.

[표 ] 재래식 발전원의 발전단가의 변화(2002-2014)

	원자력(1000MW)	석탄화력(800MW)	가스(500MW)
1차 전력계획(2002)	36.3	30.7	65.9
2차 전력계획(2004)	35.3	29.0	58.8
3차 전력계획(2006)	37.3	36.9	71.0
4차 전력계획(2008)	37.4	38.2	90.6
5차 전력계획(2010)	41.4	61.3	114.3
6차 전력계획(2012)	46.9	64.6	125.2
정산단가(2014)	55.0	63.4	155.8

주: 1. 원자력 발전은 23기 중 17기의 설비용량이 950~1000MW이므로 1000MW 발전기의 발전단가를 기준으로 함.

2. 석탄화력은 47기 중 38기의 설비용량이 500~560MW이므로 500MW 발전기의 발전단가를 기준으로 함.

3. 발전단가는 전력수급기본계획 작성시 산정된 수치로 경상가임.

자료: 전력거래소 제출자료

여기에 2014년의 정산단가를 적용하면 더 차이가 난다. 2014년 원자력 발전 전체의 정산단가는 55원/kWh였고 석탄화력은 63.4원/kWh였다. 즉 기존 발전원의 발전비용은 조금씩 높아지는데 반해, 신재생에너지의 발전비용은 낮아지고 있으므로 7차 전력계획에서는 기존 발전원 뿐 아니라 신재생에너지에 대한 발전원별 발전단가를 산정하여 의미있는 발전원으로 검토할 필요가 있다.

지금까지 신재생에너지의 보급에 있어 우선적인 장애물은 낮은 경제성이었다. 발전단가가 기존 발전원에 비하여 높기 때문에 정부의 재정지원 없이는 민간부문에서 보급이 불가능하다는 것이었다. 따라서 신재생에너지의 보급규모는 정부의 재정지원규모에 따라 늘어나거나 줄어들었다. 그런데 발전단가가 화력발전보다 낮아지는 경우 신재생에너지의 보급속도는 재정지원 없이 제도적 뒷받침과 기반시설에 대한 지원으로 가능할 수도 있다. 정부의 정책의지에 따라 신재생에너지의 보급속도는 달라지는 것이다.

태양광 설비용량의 급격한 증가는 태양광 설치비의 하락에 기인한다. [그림 24]와 같이 주택용 1kW의 태양광 패널을 설치하는데 2008년에는 930만원이 소요되었다. 그런데 2010년에는 565만원으로 감소하였으며 2014년에는 270만원으로 감소하였다. 2008년 이후 6년 동안 설치비가 1/3로 줄어들었다는 것이다. 특히 2014년의 설치비 하락폭이 높았고 그에 따라 신규 설치용량이 크게 증가한 것으로 추정할 수 있다. 설치용량이 증가함에 따라 태양광 발전량도 크게 증가했다. 2010년의 태양광 발전량은 198,636GWh였으나 2013년에는 2.5배인 555,644GWh를 발전하였고, 2014년에는 5배에 가까운 930,191GWh를 발전하였다.

[그림 ] 태양광 설치비와 발전량 비교

주: 1. 태양광 설치비는 주택용을 기준으로 하며, 2013~2014년 설치비는 시공업체 조사 결과임.
2. 태양광 판매전력량은 한전과 직접계약(PPA)한 소규모 발전사업자의 발전량으로 판매용이 아닌     자가용 태양광 발전량은 포함하지 않음.

자료: 에너지관리공단(2008-2012), 신재생에너지 시공업체(2013-2014), 전력통계연도(PPA 태양광 발전량)를 이용하여 정리함.

태양광의 장점은 여름철 전력 피크 기여도가 높다는 점이다. 2009년 이후 우리나라의 연중 전력 피크는 동계 난방수요로 발생하는데 2016년 이후에는 지구 온난화로 인한 하계 냉방수요에 영향을 받을 것으로 예상된다. 여름철 전력 피크는 태양이 뜨거운 한낮에 발생하는데, 태양이 있는 동안은 태양광이 발전할 수 있는 시간대이다. 따라서 태양광 설비로 인하여 기저부하 발전기의 필요 설비량이 줄어들 수 있다.

국제에너지기구(IEA)는 재생에너지가 견고한 성장세를 보이고 있으며 세계 발전부문에서 재생에너지 발전 비중이 2040년에 1/3까지 증가할 것으로 전망하였다. 재생에너지는 2013년에 1,200억 달러에 달하는 세계적인 보조금에 힘입어 빠르게 비중을 넓혀가고 있다. 빠른 설비비용 감소와 계속되는 정부지원으로 재생에너지는 2030년까지 총 발전 증가량의 거의 절반 수준을 차지할 것으로 예상된다. 발전량에서 재생에너지 발전이 차지하는 비중은 OECD 회원국에서 가장 많이 증가해서 37%에 이르며, 이는 OECD 회원국의 전력공급 순증가량과 동일하다. 전세계적으로 풍력발전이 재생에너지 발전 증가의 가장 커다란 부분(34%)을 차지하고 그 뒤를 수력발전(30%)과 태양광발전(18%)이 차지할 것이다. 태양광 발전은 일본의 여름철 전력 피크 시에 37%를 차지할 것으로 예상된다. 이미 하와이 등의 지역에서 피크 시간대에 보조금 없이도 태양에너지 발전은 경쟁력이 있으며, 적합한 기후조건 하에서는 이미 석유 및 아시아 LNG발전보다 비용이 낮다고 추산하는 사례도 있다. 이와 같은 추산은 현재 기술수준에 기반한 것으로 향후 기술개발속도에 따라 비용은 더욱 낮아질 가능성이 있다.

IEA, World Eneryg Outlook 2014, 2014.

에너지경제연구원, “신재생에너지 기술 발전 전망”, ｢세계에너지시장 인사이트｣ 제15-4호, p.22, 2015.1.30.

정부는 2014년 1월 발표한 ｢제2차 에너지기본계획｣과 9월 발표한 ｢녹색성장 5개년 계획｣에서 수요관리 중심의 에너지 정책으로 전환하면서 분산형 발전시스템을 구축하겠다는 방향을 제시한 바 있다. 국가 온실가스 감축로드맵에 따라 2020년까지 30%의 온실가스를 감축하기 위해서는 보다 적극적인 신재생에너지 보급 지원을 검토할 필요가 있다.

6. 정부계획간 정합성

6. 정부계획간 정합성 ∙

가. 상위계획과의 정합성

전력수급기본계획에서 검토할 주요 사항은 정부계획간 정합성이다. 법정계획은 정부의 정책방향을 제시하여 민간부문에 신호를 주게 되는데, 계획에 따라 제시하는 정책방향에 차이가 있다면 정부의 정책목표와 정책 실현의지에 대한 민간의 신뢰도가 낮아지기 때문이다. 에너지 정책과 관련한 법정 계획을 정리하면 [그림 25]와 같다. ｢녹색성장 국가전략｣이 가장 상위에 있으며, ｢에너지기본계획｣과 ｢기후변화대응기본계획｣, ｢지속가능발전기본계획｣, ｢온실가스감축마스터플랜｣이 동등한 법적 지위를 갖는다. ｢전력수급기본계획｣은 ｢에너지기본계획｣의 실행계획으로 상위 계획이 제시하는 정책목표를 달성하기 위한 계획이다.

[그림 ] 에너지관련 법정계획

자료: 이수일･김창섭, “에너지 안정수급을 위한 에너지 정책”, ｢KDI 현안분석｣, 2012, p.220.을 수정함.

에너지 분야의 최상위 계획인 “녹색성장 국가전략”은 ｢저탄소 녹색성장 기본법｣에 근거한다. ｢저탄소 녹색성장 기본법｣ 제8조는 저탄소 녹색성장에 관하여는 다른 법률에 우선하여 이 법을 적용하도록 하고 있으며, 저탄소 녹색성장과 관련되는 다른 법률을 제정하거나 개정하는 경우에는 이 법의 목적과 기본원칙에 맞도록 규정하고 있다. 따라서 7차 전력계획은 이를 준수할 필요가 있다.

｢저탄소 녹색성장 기본법｣제8조(다른 법률과의 관계) ① 저탄소 녹색성장에 관하여는 다른 법률에 우선하여 이 법을 적용한다. ② 저탄소 녹색성장과 관련되는 다른 법률을 제정하거나 개정하는 경우에는 이 법의 목적과 기본원칙에 맞도록 하여야 한다. ③ 국가와 지방자치단체가 다른 법령에 따라 수립하는 행정계획과 정책은 제3조에 따른 저탄소 녹색성장 추진의 기본원칙 및 제9조에 따른 저탄소 녹색성장 국가전략과 조화를 이루도록 하여야 한다.

｢제2차 녹색성장 국가전략 5개년 계획｣(이하 “녹색성장계획”)은 2014년 6월에 발표되었다. 녹색성장계획이 제시하는 비전은 ‘경제와 환경의 조화로운 발전을 통한 국민행복 실천’이다.

[그림 ] 제2차 저탄소 녹색성장 국가전략 5개년계획의 정책방향 및 중점과제

자료: 대한민국 정부, ｢제2차 저탄소 녹색성장 국가전략 5개년계획｣, 2014.6.

전력수급부문에서 고려해야 할 정책방향과 중점과제는 ‘효과적 온실가스 감축’과 ‘지속가능한 에너지체계 구축’이다. 특히 에너지체계와 관련하여 녹색성장계획은 에너지 수요관리의 강화와 신재생에너지 보급 확대, 분산형 발전시스템 구축, 에너지 시설의 안전성 확보를 중점과제로 제시하였다. 온실가스 감축정책에서는 온실가스 감축로드맵을 이행하고 장기 국가 감축목표를 수립하며 배출권거래제 정착 및 탄소시장 활성화와 탄소흡수원 확충을 목표로 하였다.

온실가스 감축은 국제적 의제로 2013년 바르샤바 총회에서는 모든 당사국이 2020년 이후의 감축공약을 자체적으로 결정하여 2015년까지 제출하도록 요청함. 또한 IPCC는 2014년 4월에 발간한 제5차 보고서에서 2050년까지 전세계 온실가스 감축량을 2010년 대비 40~70% 감축할 것을 권고한 바 있음. 우리나라는 2011년 기준 연료연소 기준에 의한 CO2 배출량 세계 7위(OECD 4위)를 기록하였으며 1인당 배출량은 11.8톤으로 독일(9.1톤), 일본(9.3톤), 영국(7.1톤) 등 주요 선진국보다 월등히 많음. 따라서 우리나라는 2009년 코펜하겐 총회에서 2020년 예상배출량(BaU) 대비 30% 감축공약을 제시한 바 있음.

｢저탄소 녹색성장기본법｣ 제41조에 따라 작성되는 ｢에너지기본계획｣도 ｢전력수급기본계획｣의 상위 계획이다. 2014년 1월 발표된 ｢제2차 에너지기본계획｣은 현 에너지 정책의 3대 문제점을 지적하였다. 우선 전력 등 특정 에너지원의 편중현상이 심화되고 외부효과(external effect)가 충분히 고려되지 않은 경제성 중심의 전원믹스정책으로 자원의 비효율적 배분이 발생했다는 것이다. 낮은 전기요금이 신재생에너지와 스마트그리드 등 새로운 시장창출에 큰 장애요인으로 작용하고 있으며, 외부성에 대한 재평가가 필요하다고 하였다. 두 번째로 양적성장과 공급중심의 정책을 추진하여 초대형 공급설비를 중앙집중식으로 지속 확충하였고, 원자력 발전의 성장과정에서 효율성을 최우선시하면서 부작용이 발생하였다는 것이다. 마지막으로 성과위주의 도전적인 정책목표 설정이 전력수급과 해외자원개발, 신재생에너지 보급분야에서 문제점을 드러냈다고 밝혔다.

따라서 이와 같은 현 에너지 정책의 문제점을 개선하기 위하여 ｢제2차 에너지기본계획｣은 [표 30]에 제시된 바와 같은 6대 중점과제를 제안하였다. 첫째, 수요관리 중심의 에너지 정책전환이다. 두 번째, 분산형 발전시스템의 구축이다. 세 번째, 환경과 안전의 조화를 모색하는 것이다. 네 번째, 에너지 안보의 강화와 안정적 공급이다. 다섯 번째, 에너지원별 안정적 공급체계를 구축하는 것이다. 여섯 번째, 국민과 함께하는 에너지 정책의 추진이다. ｢에너지기본계획｣은 ｢저탄소 녹색성장 기본법｣에 근거하여 에너지 분야에 기본 정책방향을 제안하는 법정계획이므로 7차 전력계획은 6차 전력계획이 에너지기본계획과 차이가 있는 부분을 반영할 필요가 있다. 예를 들어 6차 전력계획에서는 목표전력수요를 2027년까지 연 2.2%가 증가하는 것으로 계획하였으나, 제2차 에너지기본계획은 연평균 1.79%가 증가하는 것으로 설정하였다.

[표 ] 현 에너지 정책의 문제점 및 중점과제

현 정책의 문제점			제2차 에너지기본계획의 방향
자원의 비효율적 배분	에너지다소비구조 고착화 및 전력 편중 현상	⇒	수요관리 중심의 에너지 정책전환
	경제성 중심의 믹스정책		분산형 발전시스템의 구축
양적성장과 공급중심의 정책	초대형 공급설비를 중앙집중식으로 지속 확충		환경･안전과의 조화를 모색
	원전의 안전성 투자 및 안전규제 시스템 마련 소흘		에너지 안보의 강화와 안정적 공급
성과위주의 정책목표 설정	수요관리목표		원별 안정적 공급체계 구축
	해외자원개발의 양적성장		국민과 함께하는 에너지 정책 추진
	신재생에너지 보급목표 달성방안 마련필요

자료: 산업통상자원부, ｢제2차 에너지기본계획｣, 2014.1.

국가 온실가스 감축로드맵은 2020년의 기준전망치(BaU) 대비 30%를 감축하는 것으로 설정하였다. 그에 따라 국무조정실과 산업통상자원부, 환경부, 국토부 등은 국가 감축목표 이행계획을 수립할 예정이다. ｢제2차 녹색성장 5개년계획｣에서 제시하고 있는 국가 온실가스 감축로드맵에 따르면 2014년 배출량은 694백만톤CO2e이며, 2020년에는 776백만톤CO2e이 될 것으로 전망된다. 감축률은 2014년 5.1%에서 시작하여 2020년에는 30%로 높아지므로 2020년의 목표 배출량은 543백만톤CO2e이다.

기준전망치(BaU: Business as Usual): 현재 상황이 그대로 유지된다고 가정할 때 미래에 발생할 것으로 예상되는 전망치를 의미함.

[표 ] 국가 온실가스 감축로드맵

(단위: 백만톤CO2e, %)

	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
배출 전망치	694.5	709.0	720.8	733.7	747.1	761.4	776.1
목표 배출량	659.1	637.8	621.8	614.3	604.4	585.4	543.0
국가 감축률	5.1	10.0	10.0	16.2	19.1	23.1	30.0

자료: 녹색성장위원회, ｢제2차 녹색성장 5개년계획｣, p.33.

그런데 발전부문이 국가 온실가스 배출에서 40%를 차지하고 있으며, 이 중 석탄화력발전에서 발생하는 온실가스가 80% 내외로 대부분을 차지한다. 6차 전력계획이 석탄화력 설비용량을 2013년 대비 2021년에 85%로 늘리는 것으로 계획하였기 때문이다. 보수적인 기술도입을 가정할 경우 2020년까지 발전부문의 온실가스 감축효과는 전망치 대비 3%를 줄이는데 불과하며 소요비용은 4,860억원으로 추정된다. 즉, 온실가스 감축에 추가적인 비용을 들이더라도 석탄화력 발전설비를 가동하는 한 온실가스 감축목표치를 달성하는 것은 용이하지 않을 것으로 예상된다.

에너지관리공단 제출자료, 2014.11.

온실가스 감축에 우선순위를 둘 경우 석탄화력을 가스발전으로 대체하면 달성가능하나 이에 따른 공급비용은 증가함.

녹색성장계획의 온실가스 감축량이 상당히 도전적인 목표치이고 전력수급기본계획은 현실적인 조건에 기초하여야 한다는 점에서 계획의 어려움이 있을 것이다. 하지만  상위계획과 실행계획의 부정합 수준이 높아지면 향후 정부정책에 신뢰성이 낮아진다. 일반적으로 상위 기본계획은 중장기적인 정책방향을 제시하며 실행계획은 담당 부처와 소속기관이 현실적인 측면을 고려하여 확정되는 사례가 많다. 향후에는 이와 같은 상위계획과 이행계획의 부정합이 최소화되도록 상위계획은 실행가능성과 책임성에 근거하여 목표를 설정해야하며, 하위실행계획에서는 상위계획과의 정합성을 고려한 세부적인 이행방안을 제시하는 것이 필요하다.

현재 환경부를 중심으로 진행 중인 Post-2020과 주요 가정치(GDP, 산업 구조 및 업종전망)를 공유할 필요가 있음.

나. 부문별 계획과의 연관성

에너지의 부문별 실행계획은 수요측면과 공급측면으로 구분된다. 수요측면은 수요관리를 담당하는 ｢에너지이용합리화기본계획｣과 에너지효율을 담당하는 ｢에너지자원기술개발기본계획｣이 있다. 반면 공급측면은 에너지원별 중장기 공급계획으로 나뉜다. 에너지원은 전력, 천연가스, 석탄, 석유, 신재생에너지의 공급을 위한 계획과 해외자원 및 해저광물자원개발을 위한 계획으로 총 7개 부문별 계획으로 구성된다.

이 중 전력수급기본계획은 에너지원 공급측면의 부문별 실행계획 중 하나이지만, 타부문 공급계획에 직접적인 구속력을 갖는 계획이 될 수 있다. 전력수급기본계획이 발전원별 발전설비용량을 확정하기 때문이다. 따라서 [그림 27]과 같이 전력수급기본계획은 타에너지원의 부문별 계획에도 영향을 미친다.

[그림 ] 에너지부문별 계획

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

발전연료 확보가 중요한 가스발전과 석탄발전은 각각 ｢천연가스장기수급계획｣과 ｢석탄산업장기계획｣에서 전력수급기본계획을 반영한다. 예를 들어, 전력 설비예비율이 낮아 가스화력발전 이용률이 크게 높아진 2010년 이후 천연가스의 단기 및 스팟(SPOT)도입 물량이 늘어났으며, ｢제11차 천연가스장기계획｣은 6차 전력계획에 따라 높은 전력 예비율을 설정한 2020년 전후의 경우 발전용 천연가스 수요를 대폭 줄이는 것으로 계획하였다. [그림 28]은 천연가스 수급계약의 물량 변화를 나타낸다. 2003년까지는 대부분의 가스를 장기계약과 일부 단기계약으로 충당하였다. 그런데 2009년 이후 스팟물량이 늘어났으며 2011-2012년에는 단기와 스팟물량의 비중이 높았다.

천연가스도입은 스팟/단기/중기/장기 계약을 통해 도입하는데 스팟(SPOT)물량은 즉각적으로 필요한 물량을 도입하는 것으로 일반적으로 계약물량보다 가격이 높음. 과거 스팟구매 물량은 2003년 204만3000톤에서 2012년 353만7000톤, 2013년 498만8000톤으로 증가하였음. 이는 발전용 천연가스 물량이 장기수급계획의 계획치보다 크게 높았기 때문임.

[그림 ] 천연가스수급 계약물량의 변화 자료: 한국가스공사 제출자료	[그림 ] 천연가스소비 및 수요 추정치 자료: 국회예산정책처에서 작성함.

국내 대부분의 천연가스를 도입하는 가스공사는 장기계약 물량 산정시 전력수급기본계획에 근거를 두고 천연가스를 구입한다. 6차 전력계획이 원자력 발전과 석탄화력의 비중을 확대함으로써 가스화력의 이용률이 크게 낮아질 것을 고려하여 발전용 가스수요를 낮춰 예상한 것이다. 그런데 만약 해당 시점에서 대용량 발전기와 연계된 송전선로의 계통연계가 늦어지면 가스발전의 이용률이 높아질 수 있으면 그에 따른 가스 수급은 단기계약이나 스팟물량을 이용하는 것이 불가피할 것이다. 즉, 전력수급기본계획은 해외 천연가스 계약에도 영향을 주는 만큼 관련 기관과의 충분한 협의가 필요하다.

석탄산업장기계획도 가스계획과 동일한 이유로 전력계획의 영향을 받는다. 6차 전력계획에서 석탄 기저발전의 비중이 높아질 것으로 예상되어 발전용 석탄 확보가 중요한 고려대상이 되었다. 2013년 기준 석탄발전설비는 24,536MW로 201,160GWh의 전력을 생산했고 8천만톤의 석탄을 소비하였다. 그런데 6차 전력계획은 석탄화력 설비용량을 2021년까지 현재보다 85%가 늘어난 45,396MW를 설치할 것을 계획하고 있다. 석탄발전의 이용률을 보수적으로 85%로 가정할 경우 338,019GWh를 발전하게 된다. 그로 인해 필요한 발전용 유연탄은 [그림 30]에 제시된 바와 같이 2012년 8만 602톤에서 2027년 1억 3,521만톤으로 늘어난다.

｢석탄산업장기계획｣은 유연탄 및 무연탄 수급 전망을 차기 석탄산업장기계획(2016-2020)에 반영할 필요가 있음.

[그림 ] 발전용 유연탄 소비량 및 수요전망

주: 2013년까지는 실적 자료이며, 2014년부터는 6차 전력수급기본계획상 석탄화력발전소의 연도별 설비량을 고려한 발전용 유연탄 수요전망치임. 석탄화력발전소의 이용률은 85%로 가정함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

따라서 해외 석탄수급계약시 석탄화력 발전 증가분을 고려해야한다. ｢석탄산업장기계획｣이 있으나 이는 국내 무연탄 산업을 대상으로 하며 해외자원개발로 연결되지 않는다. 따라서 ｢장기천연가스수급계획｣이 발전용 가스의 장기물량을 계획하고 있는 것과 같이 석탄도 중장기 해외 자원확보 방안을 검토할 필요가 있다.

다만 유연탄은 개별사업자가 자체 수급전망에 기초하여 개별적으로 유연탄을 조달하기 때문에 중앙집중적인 유연탄 확보계획을 수립하는 것은 현재의 발전시장 구조에 바람직하지 않을 수 있음. 정부는 개별 사업자가 석탄화력발전의 가동율에 따라 필요한 유연탄 물량을 추정할 수 있도록 필요한 전력시장 정보를 제공하는 역할이 필요함.

발전연료를 해외에서 도입해야 하는 화력발전은 중장기 물량을 확보하는 것이 주요 분야인 반면, 국내기술수준이 중요한 원자력 발전과 신재생에너지는 연구개발계획에서 전력수급기본계획을 반영한다. 전력수급기본계획에서 기존 원전의 수명연장 혹은 원전해체를 고려할 경우 ｢원자력연구개발계획｣에서 이를 반영할 필요가 있다. 수명연장이 필요할 경우 기존 원전의 계속운전 안전성이나 설비교체와 관련한 연구개발이 필요하며 원전해체를 계획할 경우, 해체기술에 대한 연구개발이 필요하기 때문이다. 또한 전력수급기본계획에서 추정한 연간 발전량에 근거하여 원자력연구개발기금 운용계획안이 작성되어 원자력분야 연구개발규모가 결정되기도 한다.

｢신재생에너지기본계획｣는 전력계획과 상호보완의 관계를 갖는다. 우리나라의 신재생에너지 보급량은 [표 32]와 같이 2035년 1차 에너지의 11%를 목표로 한다. 그에 따라 2020년까지 5.0~5.2%를 달성하며 2025년까지 7.5~7.7%를 달성하는 것으로 되어 있다. 따라서 전력수급기본계획은 공급부문의 실행계획이면서 공급부문 에너지원별 계획과 밀접한 연관성을 갖는다는 점을 인식해야 한다.

[표 ] 1차 에너지 대비 신재생에너지 보급 목표

(단위:  %)

	2014	2018	2020	2025	2035
제2차 녹색성장 기본계획(2014. 6)		4.7	5.2	7.5	11
제4차 신재생에너지 기본계획(2014. 9)	3.6		5.0	7.7	11
전력 중 신재생에너지 (태양광, 풍력, 수력)의 비중	17.2			32.6	28.5

주: 2018년 목표는 ｢녹색성장 5개년 기본계획｣ p.85.의 핵심성과지표

자료: ｢제2차 녹색성장 5개년 기본계획｣ 및 ｢제4차 신재생에너지기본계획｣

IV. 제7차 전력수급기본계획을 위한 과제

∙ Ⅳ. 제7차 전력수급기본계획을 위한 과제

Ⅳ. 제7차 전력수급기본계획을 위한 과제 ∙

전력은 경제활동을 가능하게 하는 기본적인 사회기반시설로 정부는 안정적이고 효율적이며 환경친화적인 전력수급구조를 마련해야한다. 이를 위해 산업통상자원부는 매 2년마다 전력수급의 기본방향과 장기전망, 전력설비건설계획, 수요관리 등을 포함한 ｢전력수급기본계획｣을 작성하고 있다.

2013년 2월 발표된 6차 전력계획은 안정적인 발전설비용량을 확보하고 신규 발전부지를 발굴하였다는 의의를 갖는다. 하지만 일부 구간의 설비예비율이 30%에 달하여 발전설비의 과다 공급 가능성이 제기되었고, 신규 발전부지에 연계된 송전선로의 건설로 인한 입지 갈등이 예상되었다. 원자력 발전의 비중은 ｢제2차 에너지기본계획｣기간까지 유보하여 수용성을 고려하였다. 하지만 온실가스 감축목표를 고려하지 않아 상위 계획과의 정합성이 부족하다는 한계가 있었다.

6차 전력계획이 확정된 이후 이와 같은 한계를 개선하기 위하여 국회는 ｢전기사업법｣을 개정하여 공론화 및 의견수렴절차를 강화하고 국회 소관 상임위에 보고하도록 하여 정책방향에 대한 충분한 검토를 거치도록 하였다. 이에 본 고는 국회 상임위의 검토에 앞서 ｢제7차 전력수급기본계획｣에서 검토할 필요가 있는 다양한 쟁점을 제시하고 중장기적인 전력정책의 과제를 제안하고자 한다.

전력수급기본계획의 목적은 안정적인 전력공급이다. 2013년 초 설정한 6차 전력계획은 안정적인 전력수급을 위하여 적정 설비예비율을 22%로 설정하였고 2020년 전후로 최대 30%까지 설비예비율이 높아질 것으로 계획하였다. 그런데 6차 전력계획 이후 발전설비의 준공에 영향을 줄 수 있는 쟁점을 반영할 필요가 있다. 이를 위해 6차 전력계획에서 수립한 전력설비용량과 최대전력수요를 기준으로 발전설비 계획의 변동현황을 반영한 후 관련 쟁점을 시나리오로 구성하였다. 분석결과, 2027년까지의 전력수급은 안정적일 것으로 전망된다. 2014년말 기준으로 일부 발전기가 인허가 지연이나 환경영향평가 지연으로 늦춰졌고, 송전망 건설지연이나 월성1호기와 고리1호기의 폐로 가능성이 있으나, 설비예비율에는 큰 영향을 주지 않을 것으로 예상된다. 오히려 2020년 전후에 집중되어 있던 발전설비 준공이 2020년 이후로 늦춰지면서 설비예비율의 편차가 작아지는 효과가 있다.

시나리오 1은 설비지연 현황에 기초하여 설계수명이 만료된 월성1호기와 고리1호기의 폐로를 가정하였다. 설비예비율은 2016년 이후 20%를 초과하여 전력공급은 안정적일 것으로 예상된다. 시나리오2는 설비지연현황에서 신규 765kV 송전선로의 준공이 2년 늦춰짐에 따라 연계되는 발전설비의 준공도 2년씩 순연되는 경우이다. 시나리오2의 설비예비율도 2016년 이후 20%를 초과하여 전력공급은 안정적일 것으로 예상된다. 시나리오 3은 노후원전 폐로와 계통지연을 동시에 고려할 경우이다. 설비예비율은 2016년부터 2025년까지 20~25%의 설비예비율을 유지하여 안정적인 것으로 나타났다.

[표 ] 전력수급정책의 쟁점별 설비예비율

(단위: %)

연 도	6차계획 (기 준)	설비지연 (현 황)	노후원전폐로 (시나리오1)	계통연계 2년 지연 (시나리오2)	원전폐로 +계통지연 (시나리오3)
2014	16.3	11.6	11.6	11.6	11.6
2015	21.2	18.3	17.5	18.3	17.5
2016	26.2	23.4	22.5	23.4	22.5
2017	28.6	26.2	24.8	26.2	24.8
2018	24.8	22.6	21.2	22.6	21.2
2019	28.1	24.1	22.7	24.1	22.7
2020	30.5	27.4	26.1	26.4	25.1
2021	30.5	31.4	30.1	25.9	24.6
2022	29.4	30.3	29.0	25.5	24.2
2023	27.6	28.5	27.2	27.1	25.8
2024	25.1	26.0	24.7	24.5	23.3
2025	22.9	23.7	22.5	20.9	19.7
2026	20.1	20.9	19.7	19.5	18.3
2027	17.7	18.5	17.4	18.5	17.4

주: 1. 설비지연은 2014년 말 기준 지연되는 설비현황에 따라 불확실 대응설비 중 통영복합#1, 동부하슬라#1･2는 설비예비율 산정에서 제외하고, 신평택3단계복합은 반영함.

2. 시나리오1은 월성1호기와 고리1호기의 설계수명을 연장하지 않는 경우를 가정함.

3. 시나리오2는 신강원권 765kV에 연계되는 동양파워#1,2, G프로젝트#1,2, 신울진#3,4이 2023 년부터 차례로 준공되며, 신고리#7,8호기의 준공이 2년 지연되는 경우를 가정함.

4. 시나리오3은 시나리오1과 시나리오2의 상황을 모두 적용함.

자료: 국회예산정책처에서 작성함.

즉, 전력수급 안정성의 위험요소인 송전선로의 계통연계 지연, 월성1호기와 고리1호기의 폐로의 경우를 가정하여도 전력수급은 안정적인 것으로 나타났다. 더군다나 GDP 성장률이 낮아지고 전기요금이 높아지면서 6차 전력계획에서 추정한 전력수요가 감소할 가능성이 제기되고 있다. 실제로 2014년의 발전량은 전년대비 0.1% 증가에 그쳤다. 이와 같이 최대전력과 발전량이 줄어들 경우 설비예비율은 더 높아져 전력수급은 보다 안정적이 될 것이다.

전력수급이 안정적인 현 시점은 중장기 전력정책에 영향을 줄 수 있는 다양한 쟁점을 원칙적으로 검토할 수 있는 최적의 시간이다. 따라서 올해 확정할 7차 전력계획에서는 다음의 과제를 검토할 필요가 있다.

첫 번째 쟁점은 설계수명이 완료되는 원전의 해체 가능성이다. 7차 전력계획의 계획기간인 2015~2029년 중 설계수명 만료가 예정된 원전이 12기이다. 특히 고리1호기는 2차 수명연장이 승인되더라도 계획기간 내에 수명이 만료될 예정이므로 7차 전력계획은 원전의 해체 가능성을 고려하는 첫 번째 전력수급기본계획이 될 것이다. 고리와 월성1호기의 설계수명을 연장하지 않더라도 전력수급 안정성에는 어려움이 없는 만큼, 두 원전의 계속운전 여부는 기술적 안정성에 집중하여 심사할 수 있다.

두 번째 쟁점은 송전망 계획이다. 현재 신울진-강원-경기의 신강원권 765kV 송전선로를 공사 중이며, 신규 발전부지와 연계되는 송배전망을 갖추어야한다. 송전망을 갖추지 않으면 발전기의 상업운전 가능일은 송전망 완공일정에 따라 달라질 수 있다. 신규 송전선로의 계통연계가 지연된다고 가정하더라도 전력수급 안정성에는 어려움이 없는 것으로 예상된다. 따라서 고압송전선로의 건설시 지역 주민의 수용도를 높일 수 있도록 시간을 갖고 사전 설명회와 주변지역지원사업을 수행할 필요가 있다. 또한 발전설비의 신규 입지 선정시 송전선로 연계 가능성에 대한 적극적인 검토가 필요하다. 감사원은 최근 전력수급기본계획 관련 발전사업자 선정에 대한 감사보고서에서 계통연계(송전선로) 건설 실현 가능성이 낮은 발전사업자를 선정하는 일이 없도록 하고, 기 반영된 설비의 경우에도 계통연계 가능성을 재검토하여 7차 전력계획을 수립할 때 해당 발전설비를 제외하는 방안을 마련할 필요가 있다고 하였다. 이에 따르면 불확정설비로 반영된 강원권 동부 하슬라 #1･2호기 2000MW는 7차 전력계획에서 제외하는 방안을 검토할 필요가 있다. 뿐만 아니라, 계통연계가 확정되지 않은 신고리 7･8호기도 송전선로 연계방안을 검토하고, 그에 따라 준공시기를 조정할 필요가 있다.

세 번째로 전력수요 전망에 대한 면밀한 검토가 필요하다. 전력수요를 추정하는 경제모형은 GDP와 전기요금을 주요 변수로 이용한다. 전력수요는 GDP와는 양의 상관관계로 GDP가 증가하면 전력수요가 증가하는 것으로 추정한다. 전기요금은 전력수요와 음의 상관관계를 가져 전기요금이 낮아질수록 전력수요가 증가하는 것으로 추정된다. 그런데 전기요금은 당시 추정치보다 다소 높았으며 중기 GDP 성장률은 4%에 미치지 못할 것으로 전망되어 전력수요가 예상보다 줄어들 가능성이 있다. 2013년과 2014년의 최대전력수요가 줄어들었으며 판매전력량 증가율도 낮아졌다. 이와 같은 변화가 중장기 전력수요에 미치는 영향이 일시적인 것인지 구조적인 요인이 될 것인가에 대한 검토가 필요하다. 전력수요가 줄어들면 필요한 발전설비량이 변경된다. 즉 수요전망은 정해진 가정에 따른 추정치라는 점에서 변경가능성을 고려할 필요가 있다.

네 번째 쟁점은 전기 생산에서 발생하는 사회적 비용을 전기요금에 어떻게 반영할 것인가에 대한 검토가 필요하다. 우리나라는 OECD 국가 중 전기요금이 낮은 수준이다. 그런데 현재의 전기요금은 송전선로 주변지역에 대한 지원비용이나 온실가스 감축비용 등을 포함하지 않고 있다. 신규 원전부지에 대한 입지 비용이나 후쿠시마사고 대응 안전설비 보강비용도 반영되지 않았다. 발전용 유연탄에 대한 개별소비세가 부과되었으며, 배출권거래제를 통해 발전사업자는 배출량 감축비용이 연간 1천원 상당 예상되고 있다. 이러한 비용은 전기요금의 원가상승 요인이 되며 전기요금은 6차 전력계획의 예상치보다 증가할 수도 있다. 따라서 정부는 전기요금에 대한 보다 객관적인 전망치를 제시할 필요가 있다.

다섯번째 쟁점은 분산형 에너지의 보급 활성화가 필요하다. 지금까지 신재생에너지의 보급에 있어 장애물은 낮은 경제성이었다. 발전단가가 기존 발전원에 비하여 높기 때문에 정부의 재정지원 없이는 민간부문에서 보급이 불가능하다는 것이었다. 그런데 태양광의 경우 발전단가가 최근 6년 동안 1/3로 감소하면서, 재정지원을 받지 않은 민간 소규모 분산형 사업자의 시장 참여가 급격히 증가하고 있다. 지난해 발표된 ｢제4차 신재생에너지기본계획｣에서도 신재생에너지의 설치비는 감소하는 것으로 전망하였다. 반면 화력발전과 원자력 발전의 발전비용은 매년 상승 중으로 7차 전력계획 기간내에 신재생에너지의 발전비용이 더 낮아질 수 있다. 이런 상황에서는 해당 지역에 송배전 설비를 구축하고 소규모 발전사업자를 지원하는 등의 관련 제도를 정비하여 분산형 에너지원의 보급이 활성화할 필요가 있다.

여섯번째 검토 항목은 상위계획과의 정합성이다. 정부는 2020년까지 온실가스 배출량을 전망치의 30%까지 감축하겠다는 목표를 세우고 있다. 그런데 발전부문이 국가 온실가스 배출에서 40%를 차지하고 있으며 이 중 석탄화력발전으로부터의 온실가스가 80% 내외로 대부분을 차지한다. 6차 전력계획이 석탄화력 설비용량을 2013년 대비 2021년에 85%가 늘어나는 것으로 계획한 때문이다. 보수적인 기술도입을 가정할 경우 2020년까지 발전부문의 온실가스 감축효과는 전망치 대비 3%를 줄이는데 불과하며 소요비용은 4,860억원으로 추정된다. 즉, 추가적인 비용을 들이더라도 석탄화력 발전설비를 확대하는 한 온실가스 감축목표치를 달성하는 것은 용이하지 않을 것으로 예상된다.

마지막으로 전력수급기본계획에서 목표하고 있는 설비예비율의 목표와 달성시점에 대한 검토가 필요하다. 제6차 전력수급기본계획은 목표 예비율을 22%로 설정하였다. 공급안정성을 위한 최소 예비율 15%와 수요전망의 오차로 7%를 추가한 것이다. 그런데 전력수급기본계획의 계획기간인 15년 중 수요전망 오차는 후반기에 집중적으로 발생한다. 2014년에 예상한 2016년의 수요가 7%까지 차이가 나는 사례는 드물기 때문이다. 따라서 15년의 계획기간 중 전반기 5년의 목표 예비율은 최소 예비율 15%를 기준으로 공급안정성을 담보할 수 있도록 하고, 중반기에는 수요 오차와 설비준공 지연 등을 감안하여 목표 예비율을 22%로 설정할 수 있다. 반면 후반기 5년의 경우에는 10년 후의 발전설비 투자결정이 즉각적으로 이루어지지 않으며, 발전설비기술의 발전 가능성이나 연료비의 변동 가능성을 감안할 때, 목표 예비율 중 기저발전원에 대해서만 계획하는 방안을 검토할 필요가 있다. 따라서 기저발전원과 피크부하조정용 발전기의 비중을 구분하고, 발전원별 발전비용을 예상할 필요가 있다.

정부계획의 목표는 신호를 주는 것이다. 당장 바꾸는게 아니라 앞으로의 방향을 제시하는 것이 목표라는 점에서, 정책환경을 불확실성을 하나로 묶어서 발표하기 보다는 복수의 시나리오와 비용의 범위를 제시할 필요가 있다. 시나리오별 민감도 분석을 이용하여 수요예측의 범위를 설정하고 그에 따른 전력 공급 여건을 반영하는 것이다. 또한 최대전력수요의 변동 가능성을 고려하여 기저부하와 피크부하 발전기의 적정 비중을 유지할 필요가 있다. 이를 위해서 정부는 발전원의 기초 자료인 발전원별 발전단가를 공개해야한다. 발전의 사회적 비용을 고려한 (가칭)발전비용 산정위원회를 구성하고 향후 도입될 발전원별 발전비용전망을 제공하여 신호기의 역할을 해야 한다.

7차 전력계획은 전력수요를 재산정하는 단기 과제에서부터 장기적인 온실가스 감축과 전기요금 인상, 원자력 발전소의 해체로 인한 전력수급 안정성과 같은 장기 과제, 송전망 건설 및 신규 원전부지의 확보와 같은 사회적 입지갈등을 해결해야 하는 과제를 모두 포함하고 있다. 이러한 쟁점을 해결하는데 서두르지 않고, 충분히 시간을 두고 검토하고 관계 기관의 의견을 반영하려는 정부의 태도는 타당하다고 판단된다. 정부는 7차 전력계획을 통해 복수의 정책목표를 달성해야하므로 과거 어느 전력계획보다 어려운 상황일 것이다. 지금처럼 전력정책 환경에 다양한 불확실성이 있는 상황에서는 정부의 정책의지 뿐 아니라 전기 사용자의 인식변화도 필요하다. 정부는 정책방향을 제시하기도 하지만, 최대한 많은 국민에게 보편적인 편익을 제공하기위해 국민의 눈높이에 따른 정책을 발표하기 때문이다.

전기를 편리하게 사용하기 위하여 한정된 국토 내에서 원자력 발전소와 방사성폐기물 처분시설, 고압 송전선로를 계속 건설하는 대신 낮은 전기요금을 내는 것을 선택할 수도 있다. 혹은 가스화력이나 신재생에너지 설비와 같은 분산형 발전원을 선택하고 전기요금의 인상을 감당할 필요도 있다. 안전하고 환경친화적이며, 주민수용성이 높은 에너지를 사용하기 위해서는 비용이 발생한다. 비용을 부담하지 않고 전기를 안정적으로 사용하기 위해서는 사회적 갈등과 위험을 부담해야한다.

현재와 같이 일부 지역에 집중된 원자력 발전단지에서 발전한 대용량의 전기를 고압 송전선로를 통해 수도권에서 소비하는 방식은 단기적으로 저렴한 전기요금의 편익을 누릴 수는 있다. 하지만 추가적인 원전 건설을 위해서는 신규 원전 부지와 신규 대용량 송전선로의 건설이 필요한 상황이다. 쌓여가는 고준위 방사성폐기물 처분장이 필요하며 34기를 초과하는 원전을 건설할 경우 중저준위 폐기물 처분장도 추가로 필요하다. 안전하고 편리한 전기를 저렴하게 사용하기 위해서는 비용이 발생한다는 점을 인식할 필요가 있다. 전기 사용을 억제하고 효율적으로 이용하는 수요관리, 분산형 신재생에너지 활용에 대한 적극적인 검토, 합리적인 전기요금 인상요인에 대한 수용 등이 필요하다.

에너지 관련 법률의 최상위 법인 ｢에너지법｣제1조는 에너지정책에서 국가의 책무와 에너지공급자 및 사용자의 책무를 규정하고 있다. 국가는 안정적이고 효율적이며 환경친화적인 에너지 수급을 위한 계획을 세우고, 에너지공급자와 사용자는 국가시책에 협력하며 안정성, 효율성 및 환경친화성을 극대화하도록 노력해야한다는 것이다. 전력정책에 있어서 전력의 안정적 공급과 효율적인 이용은 정부에게만 책임이 있는 것이 아니다. 정부의 정책은 우리나라의 지속가능한 경제성장과 안정적인 국민경제활동이 영위되도록 하는데 있지만, 이를 위해서는 전기 사용자도 그에 합당한 비용을 지불하고 정부의 정책방향에 적극 참여할 필요가 있다.

｢에너지법｣ 제1조(목적) 이 법은 안정적이고 효율적이며 환경친화적인 에너지 수급(需給) 구조를 실현하기 위한 에너지정책 및 에너지 관련 계획의 수립･시행에 관한 기본적인 사항을 정함으로써 국민경제의 지속가능한 발전과 국민의 복리(福利) 향상에 이바지하는 것을 목적으로 한다. 제4조(국가 등의 책무)
① 국가는 이 법의 목적을 실현하기 위한 종합적인 시책을 수립･시행하여야 한다.
② 지방자치단체는 이 법의 목적, 국가의 에너지정책 및 시책과 지역적 특성을 고려한 지역에너지시책을 수립･시행하여야 한다. 이 경우 지역에너지시책의 수립･시행에 필요한 사항은 해당 지방자치단체의 조례로 정할 수 있다.
③ 에너지공급자와 에너지사용자는 국가와 지방자치단체의 에너지시책에 적극 참여하고 협력하여야 하며, 에너지의 생산･전환･수송･저장･이용 등의 안전성, 효율성 및 환경친화성을 극대화하도록 노력하여야 한다.
④ 모든 국민은 일상생활에서 국가와 지방자치단체의 에너지시책에 적극 참여하고 협력하여야 하며, 에너지를 합리적이고 환경친화적으로 사용하도록 노력하여야 한다.
⑤ 국가, 지방자치단체 및 에너지공급자는 빈곤층 등 모든 국민에게 에너지가 보편적으로 공급되도록 기여하여야 한다.

[부  록] 제6차 전력수급기본계획의 주요 내용

∙ 부 록

부 록 ∙

가. 전력수요 전망

전력수급기본계획은 향후 15년간의 전력수요 전망에 기초하여 향후 필요한 발전설비계획을 수립하는 것이다. 따라서 전력수요 전망이 전력수급기본계획의 시작점이다. 경제모형을 이용하여 기준 수요를 정한 다음에 수요관리 정책목표를 반영하여 목표수요를 정한다.

6차 전력계획의 전력수요는 1970년 이후의 분기별 자료를 이용한 거시모형과 미시모형을 통해 도출하였다. 전력수요추정을 위한 기초 자료는 한국개발연구원(KDI)의 경제성장률 전망과 산업연구원(KIET)의 산업구조 전망, 통계청의 장래인구추계, 한국전력공사의 전기요금 전망, 기상청의 기온전망을 이용하였다. 제5차 전력수급기본계획(이하 “5차 전력계획”)과 비교할 때, 6차 전력계획의 경제성장률은 소폭 감소하며 산업구조는 제조업 비중이 증가하고 서비스업 비중은 감소하는 전망치이다. 인구전망은 5차 전력계획 대비 2024년 기준 5.5%가 증가한 값이며, 전기요금은 2014년까지 요금을 현실화하며 그 이후에는 물가상승률의 1/3 수준으로 유지하는 것으로 가정된 바 있다.

6차 전력계획의 2027년 기준 전력수요는 771,007GWh이고 15년간 연평균 3.4%가 증가할 것이라고 전망하고 있다. 이는 2010년부터 2024년까지를 예측한 5차 전력계획의 전력수요 전망의 연평균 증가율 3.1%보다 다소 높은 전망치이다.

최대전력은 2010년 이후 동계 난방수요로 발생하고 있으나 한반도의 평균기온 상승으로 인하여 2016년 이후 최대전력의 수요는 하계 수요가 될것으로 전망함.

정부는 최종적인 전력소비량을 수요전망 모형의 추정치에 수요관리를 통한 목표수요를 설정하여 산정한다. 6차 전력계획은 수요관리를 통해 최대전력은 12%, 전력소비량은 15%를 전력수요추정모형의 결과치보다 낮추는 것으로 설정하고 있다. 이에 6차 전력계획에서는 기준수요가 2027년까지 연평균 3.4% 증가할 것으로 예측되지만, 목표수요는 연평균 2.2%로 낮추는 것으로 계획하고 있다. 최대전력은 2027년 기준으로 110,886MW로 연평균 2.4%가 증가할 전망이다. 이러한 전망치는 제5차 전력수급기본계획(이하 “5차 전력계획”) 추정치에 비해 전력소비량은 10.9%가 최대전력은 8.2% 높게 추정된 것이다. 이러한 목표수요를 기반으로 정부는 적정 설비규모를 도출하고 신규 필요물량에 대해 사업자의 건설의향을 조사하고 평가를 거쳐 발전계획을 수립한 바 있다.

2013년 우리나라의 전력소비량은 474,858GWh임. 2027년의 (목표)전력소비량 655,305GWh는 2013년 대비 38%가 증가하는 수준임. 2027년의 (추정)기준 전력소비량은 771,007GWh이나 수요관리를 통해 목표 전력수요를 655,305GWh로 설정함.

제6차 전력수급기본계획의 전력수요 예측결과: 기준수요와 목표수요

연 도	기준수요		목표수요
	최대전력 (MW)	전력소비량 (GWh)	수요관리량 (MW)	최대전력 (MW)	전력소비량 (GWh)
2013	80,374	485,428	662	79,712	482,527
2014	82,309	505,315	1,340	80,969	499,116
2015	84,658	526,356	1,981	82,677	516,156
2016	86,919	547,794	2,343	84,576	532,694
2017	91,031	569,141	2,813	88,218	548,241
2018	94,694	590,257	3,185	91,509	564,256
2019	98,621	610,823	4,938	93,683	578,623
2020	102,205	630,964	6,889	95,316	590,565
2021	105,852	651,845	8,342	97,510	597,064
2022	109,476	672,544	10,113	99,363	602,049
2023	113,065	693,056	12,258	100,807	605,724
2024	116,602	713,310	13,763	102,839	611,734
2025	120,078	733,060	15,022	105,056	624,950
2026	123,450	752,364	15,413	108,037	640,133
2027	126,740	771,007	15,854	110,886	655,305
2013 ~2027*	3.0	3.4		2.4	2.2

*: 연평균 증가율

자료: 산업통상자원부, ｢제6차 전력수급기본계획｣, 23쪽.

나. 신규 발전설비 계획 및 투자비 규모

6차 전력계획은 2027년까지 전력소비량이 연평균 2.2%씩 증가하고 최대전력은 2.4%씩 증가할 것으로 전망하였다. 이와 같은 목표수요에 근거하여 정부는 2,407만kW의 신규 발전설비를 확정하였다.

동 계획에서 확정된 신규 발전설비는 석탄화력 1,074만kW, LNG가스화력 506만kW, 신재생에너지 456만kW, 집단에너지 371만kW으로 구성되어 있다. 원자력 발전의 비중은 사회적 수용도 저하 논란으로 유보하였고, 전기설비 시설계획 중 송배전 설비계획은 6차 전력계획에 포함하지 않고 6차 전력계획이 발표된 후 동년 상반기 중 확정하였다.

제6차 전력수급기본계획의 신규설비 계획

발전원		석 탄	L N G	신재생	집 단	계
발전설비 소요량		1,050	480	456	371	2,357
신규확정 시설용량		1,074	506	456	371	2,407
	불확실 대응설비	(200)	(182)
발전 기수 (불확실 대응설비)		12기 (2기)	6기 (2기)

주: 원전은 사업자의 건설의향이 600만kW(4기)있었으나 판단을 유보함. 불확실 대응설비는 건설 지연 및 취소에 대응하기 위한 설비물량임.

자료: 산업통상자원부, ｢제6차 전력수급기본계획｣, 2013.

신규 발전설비의 확정으로 2027년도 전원구성은 석탄(28.7%), 원전(22.7%), 신재생(20.2%), LNG(20.1%) 순으로 예측된다. 이와 같은 발전설비를 확보하기 위한 발전설비 투자비 전망은 다음과 같다. 6차 전력계획 확정설비의 투자비는 총 15조 6,381억원으로 추정된다. 이와 같은 투자비는 석탄화력 투자비 12조 4,666억원과 LNG가스 발전 3조 1,715억원만을 고려한 것이다. 신재생에너지와 집단에너지 설비를 고려하면 6차 전력계획이 확정한 발전설비 투자규모가 최소한 15조 6,381억원을 상회할 것임을 의미한다.

제6차 전력수급기본계획의 발전설비 투자비 전망

	2013〜2017	2018〜2022	합 계
원자력	0	0	0
석 탄	82,321	42,345	124,666
L N G	31,715	0	31,715
합 계	114,036	42,345	156,381

주: 1. 2012년초 불변가, 신재생 및 집단에너지 투자비 제외
2. 불확실 대응설비는 제외

자료: 산업통상자원부, ｢제6차 전력수급기본계획｣, 2013.

정부는 2017년까지의 투자비가 48조 7,890억원이며 2022년까지 19조 5,060억원, 2027년까지 1조 5,965억원이 될 것으로 예상하였다. 따라서 2027년까지 발전설비 투자액은 70조원 상당이다.

총 발전설비 투자비 전망

	2013〜2017	2018〜2022	2023〜2027	합 계
원자력	110,736	152,715	15,965	279,416
석 탄	241,907	42,345	-	284,252
L N G	135,247	-	-	135,247
합 계	487,890	195,060	15,965	698,915

주: 1. 2012년초 불변가, 신재생 및 집단에너지 투자비 제외
2. 불확실 대응설비는 제외

자료: 산업통상자원부, ｢제6차 전력수급기본계획｣, 2013.

참고문헌

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국회법률지식정보시스템

전력통계정보시스템

한국은행 경제통계시스템

사업평가현안분석 제56호

전력수급기본계획의 사전평가

발간일	2015년 2월 9일
발행인	국경복 국회예산정책처장
편 집	사업평가국 산업사업평가과
발행처	국회예산정책처 서울특별시 영등포구 의사당대로 1 (tel 02 ･ 2070 ･ 3114)
인쇄처	경성문화사 (tel 02 ･ 786 ･ 2999)
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ISBN 978-89-6073-798-3 93350 Ⓒ 국회예산정책처, 2015