에너지환경경제학Class 5: Domestic Energy

Market(1)

아주대학교 경제학과 , 에너지시스템학과 , 금융공학협동과정교수 김수덕 (suduk@ajou.ac.kr)

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Energy Balance (TOE)

ENERGY BALANCE (UNIT:1000TOE)=========================== ======== ======== ======== ======== ======== ======== ========== ========== =================================== ======== ========================== ======== ===============================================================================================================================================================================

COAL PETROLEUM L N G HYDRO NUCLEAR THERMAL FI REWOOD TOTALANTHRACI TE BI TUMI NUS ENERGY-OI L LPG NON-ENERGY CI TY-GAS ELECTRI C ENERGY

DOMEST-C I MPORT-C COKI NG-C STEAM-C GASOLI NE KEROSENE DI ESEL B - A B - B B - C J A - 1 J P - 4 AVI - G PROPANE BUTANE NAPHTHA SOLVENT ASPHALT LUBRI CANTSPARA-WAX PET-COKE OTHER THOU. TOE THOU. TOE- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -DOMESTI C PRODUCTI ON 1, 274 1, 274 1, 274 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 518 0 1, 297 36, 695 0 0 3, 961 43, 745I MPORTS 48, 498 2, 740 0 2, 740 45, 758 11, 204 34, 554 150, 798 95, 479 9, 752 6, 038 34, 061 612 111 33, 108 11, 797 0 0 8, 940 4, 137 4, 803 46, 380 38, 113 556 3, 156 2, 117 15 242 2, 181 29, 044 0 0 0 0 0 0 228, 340(PETROLEUM PRODUCTS) 0 0 0 0 0 0 0 129, 130 94, 506 9, 741 5, 988 33, 782 612 111 32, 475 11, 797 0 0 3, 925 989 2, 936 30, 698 22, 432 556 3, 156 2, 117 15 242 2, 181 0 0 0 0 0 0 0 129, 130(PETROLEUM I MPORTS) 0 0 0 0 0 0 0 21, 669 973 10 50 280 0 0 633 0 0 0 5, 015 3, 147 1, 868 15, 681 15, 681 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21, 669EXPORTS 0 0 0 0 0 0 0 -37, 886 -31, 461 -1, 915 -616 -12, 563 0 0 -8, 824 -7, 543 0 0 -74 -29 -45 -6, 351 -3, 281 0 -1, 460 -1, 401 0 -49 -161 0 0 0 0 0 0 0 -37, 886I NTL' BUNKERS 0 0 0 0 0 0 0 -8, 555 -8, 555 0 0 -805 -49 0 -6, 707 -995 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -8, 555STOCK CHANGE(+/ - ) 696 696 622 74 0 0 0 1, 316 1, 074 12 224 224 6 1 375 233 0 0 122 74 48 120 128 -9 -31 34 0 -3 1 134 0 0 0 0 0 0 2, 147FORMER STOCK 4, 103 4, 103 3, 700 403 0 0 0 7, 119 4, 667 427 615 1, 309 46 4 1, 802 464 0 0 637 376 261 1, 816 1, 597 27 68 107 2 6 8 1, 381 0 0 0 0 0 0 12, 604ENDI NG STOCK -3, 407 -3, 407 -3, 078 -329 0 0 0 -5, 803 -3, 593 -415 -391 -1, 085 -40 -3 -1, 428 -231 0 0 -515 -302 -213 -1, 696 -1, 469 -36 -99 -73 -2 -9 -7 -1, 247 0 0 0 0 0 0 -10, 457STATI STI CAL DI FFERENCE4, 320 58 59 -2 4, 262 2, 531 1, 731 -4, 147 -3, 121 11 -198 -71 -217 165 -2, 785 -26 0 0 496 -329 825 -1, 523 -207 24 1 -8 0 -37 -1, 296 659 0 0 0 0 0 0 831- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -PRI MARY CONSUMPTI ON 54, 788 4, 768 1, 956 2, 812 50, 020 13, 735 36, 285 101, 526 53, 416 7, 859 5, 448 20, 847 353 277 15, 166 3, 466 0 0 9, 484 3, 853 5, 631 38, 626 34, 754 571 1, 667 742 15 153 724 30, 355 0 1, 297 36, 695 0 0 3, 961 228, 622TRANSFORMATI ON -32, 477 -895 -895 0 -31, 582 0 -31, 582 -4, 808 -4, 672 0 -111 -20 0 0 -4, 541 0 0 0 -136 -132 -4 0 0 0 0 0 0 0 0 -30, 355 17, 811 -1, 297 -36, 695 28, 588 1, 530 -65 -57, 768ELECTRI C GENERATI ON -32, 477 -895 -895 0 -31, 582 0 -31, 582 -4, 290 -4, 289 0 -94 -19 0 0 -4, 176 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -10, 866 -272 -1, 297 -36, 695 31, 336 841 -65 -53, 784DI STRI CT HEATI NG 0 0 0 0 0 0 0 -382 -382 0 -17 0 0 0 -366 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -890 -77 0 0 0 667 0 -682GAS MANUFACTURI NG 0 0 0 0 0 0 0 -136 -1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -135 -131 -4 0 0 0 0 0 0 0 0 -18, 300 18, 532 0 0 0 0 0 96OWN USE AND LOSS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -298 -373 0 0 -2, 748 22 0 -3, 397- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -FI NAL CONSUMPTI ON 22, 311 3, 874 1, 062 2, 812 18, 438 13, 735 4, 703 96, 718 48, 744 7, 859 5, 338 20, 827 353 277 10, 625 3, 466 0 0 9, 348 3, 721 5, 627 38, 626 34, 754 571 1, 667 742 15 153 724 0 17, 811 0 0 28, 588 1, 530 3, 896 170, 854I NDUSTRY 21, 237 2, 800 18 2, 781 18, 438 13, 735 4, 703 50, 905 10, 479 272 758 2, 806 199 184 6, 259 2 0 0 2, 084 1, 226 858 38, 342 34, 754 571 1, 667 742 15 125 468 0 4, 656 0 0 14, 346 0 3, 222 94, 366 Agri . Fi shery 0 0 0 0 0 0 0 2, 755 2, 749 196 416 1, 898 73 70 96 0 0 0 7 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 27 0 0 603 0 0 3, 385 Mi ni ng 0 0 0 0 0 0 0 68 60 0 3 28 13 1 15 0 0 0 8 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 113 0 0 181 Manufacturi ng 21, 237 2, 799 18 2, 782 18, 438 13, 735 4, 703 45, 767 7, 062 62 301 496 79 98 6, 024 2 0 0 2, 030 1, 172 858 36, 675 34, 754 571 0 742 15 125 468 0 4, 628 0 0 13, 630 0 3, 222 88, 484 Food. Tobaco 33 0 0 0 33 0 33 686 625 1 19 19 6 11 570 0 0 0 23 23 0 37 0 0 0 0 0 0 37 0 262 0 0 643 0 0 1, 624 Texti l e. Apparel 104 0 0 0 104 0 104 998 992 1 26 17 4 17 928 0 0 0 5 4 1 2 0 0 0 0 0 0 2 0 398 0 0 1, 120 0 0 2, 619 Wood & wood pro. 0 0 0 0 0 0 0 50 49 0 3 8 1 1 37 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9 0 0 129 0 0 187 Pul p & Publ i cati ons 0 0 0 0 0 0 0 975 967 0 12 8 17 7 923 0 0 0 8 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 75 0 0 833 0 0 1, 883 Petro. Chemi cal 119 0 0 0 119 0 119 38, 997 1, 774 8 36 146 5 13 1, 566 0 0 0 1, 495 891 604 35, 727 34, 754 571 0 1 13 0 389 0 450 0 0 2, 923 0 0 42, 490 Non-Metal l i c 3, 176 3 3 0 3, 173 0 3, 173 1, 017 834 0 12 69 6 15 732 0 0 0 67 67 0 115 0 0 0 0 0 115 0 0 356 0 0 845 0 0 5, 394 I ron & Steel 14, 463 728 14 714 13, 735 13, 735 0 603 539 0 4 4 2 1 528 0 0 0 64 42 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 972 0 0 2, 419 0 0 18, 457 Non- ferrous 0 0 0 0 0 0 0 130 110 0 7 5 2 5 92 0 0 0 20 19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 130 Fabri cated Metal 0 0 0 0 0 0 0 667 596 44 45 107 26 16 356 2 0 0 70 65 5 2 0 0 0 0 0 0 2 0 948 0 0 4, 535 0 0 6, 150 Other Manufacturi ng3, 343 2, 068 0 2, 068 1, 275 0 1, 275 741 453 6 133 107 11 13 182 0 0 0 277 51 226 11 0 0 0 0 0 9 2 0 1, 157 0 0 184 0 3, 222 8, 646 Other Energy 0 0 0 0 0 0 0 903 123 1 4 6 1 0 111 0 0 0 0 0 0 780 0 0 0 741 2 0 37 0 0 0 0 0 0 0 903 Constructi on 0 0 0 0 0 0 0 2, 315 608 13 38 386 33 15 123 0 0 0 40 40 0 1, 667 0 0 1, 667 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2, 315TRANSPORTATI ON 0 0 0 0 0 0 0 34, 982 30, 278 7, 512 12 16, 301 130 36 3, 476 2, 810 0 0 4, 704 2 4, 703 0 0 0 0 0 0 0 0 0 339 0 0 224 0 13 35, 559 Rai l 0 0 0 0 0 0 0 281 281 0 0 280 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 224 0 0 505 Land 0 0 0 0 0 0 0 27, 791 23, 087 7, 512 10 15, 537 5 0 22 0 0 0 4, 704 1 4, 703 0 0 0 0 0 0 0 0 0 339 0 0 0 0 13 28, 144 Water 0 0 0 0 0 0 0 4, 092 4, 091 0 1 478 124 36 3, 453 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4, 092 Ai r 0 0 0 0 0 0 0 2, 819 2, 819 0 1 6 0 0 0 2, 810 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2, 819RESI DENTI AL 1, 074 1, 074 1, 044 31 0 0 0 6, 124 4, 929 4 3, 178 1, 073 6 12 657 0 0 0 1, 189 1, 108 81 7 0 0 0 0 0 0 7 0 9, 524 0 0 4, 375 1, 358 89 22, 544COMMERCI AL 0 0 0 0 0 0 0 3, 313 1, 686 6 1, 299 125 14 38 202 2 0 0 1, 350 1, 364 -14 277 0 0 0 0 0 28 249 0 2, 979 0 0 7, 858 133 34 14, 317PUBLI C & OTHER 0 0 0 0 0 0 0 1, 393 1, 372 66 91 521 4 7 32 651 0 0 21 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 313 0 0 1, 785 39 538 4, 068=========================== ======== ======== ======== ======== ======== ======== ========== ========== =================================== ======== ========================== ======== ===============================================================================================================================================================================

Primary Energy

Conversion Sector

Final Energy

Petroleum Products (Energy)

Petroleum Products (Non-Energy)

CoalElect.City-Gas

33

저탄소 녹색성장과 에너지산업분야의 중요성

< 에너지 연소에 따른 부문별 배출 추이 >

< 온실가스 배출 /흡수 부문별 추이 >

참고문헌 , 기후변화협약에 의거한 제 3 차 대한민국 국가보고서 작성연구 ( 임재규 , p. 79)

1 차에너지소비실적

최종에너지소비실적

최종에너지수요전망

출처 : 제 1 차 국가에너지 기본계획 2008~2030 (2008. 8.27)

2009 년 잠정 에너지밸런스표

에너지산업분야

88

에너지공급측면의 체계

( 원별 , 분야별 )

에너지수요측면의 체계

( 용도별 , 원별 )

에너지전환부문

( 열 , 전기 , 도시가스 )

거시경제적부문

( 해외 , 국내경제 )

분산형전원

▣ 청정에너지인 신재생에너지는 녹색성장의 새로운 축

▣ CHP 등의 집단에너지사업은 효율적 에너지보급 시스템으로 인식

▣ 에너지원은 기후변화대응을 위한 적극적 정책방향으로 제시되고 있는 현실

▣ 분산형전원의 국내 에너지산업 내에서 차지하는 위치와 국제 경쟁력 평가필요

▣ 청정에너지인 신재생에너지는 녹색성장의 새로운 축

▣ CHP 등의 집단에너지사업은 효율적 에너지보급 시스템으로 인식

▣ 에너지원은 기후변화대응을 위한 적극적 정책방향으로 제시되고 있는 현실

▣ 분산형전원의 국내 에너지산업 내에서 차지하는 위치와 국제 경쟁력 평가필요

99

녹색기술 스마트그리드

전력분야의 연구풍력전원이 피크타임과 발전설비구성에 미치는 영향 : 제 3 차 신재생에너지 기술개발 및 이용 보급기본계획 기준 ( 이준호 공동 ), 한국환경경제학회지 제18 권 , 제 8 호 , pp.867-879, 2009Wind Power Generation: Its Impact on Peak Time and Future Power Mix (Jinho Lee, Suduk Kim), presented at Energy Science in the Age of Global Warming - toward CO2 zero-emission Energy System, Kyoto University Global COE program, August 22, 2009Energy Efficiency of Combined Heat and Power System (Eunju Min, Suduk Kim) presented at Energy Science in the Age of Global Warming - toward CO2 zero-emission Energy System, Kyoto University Global COE program, August 22, 2009An Analysis of the Impact of Wind Power Generation on SMP in KOREA (Seunghyun Ryu, Sinyoung Um, Suduk Kim) presented at Energy Science in the Age of Global Warming - toward CO2 zero-emission Energy System, Kyoto University Global COE program, August 22, 2009THE ROLE OF NUCLEAR POWER IN ENERGY SECURITY AND CLIMATE CHANGE IN VIETNAM presented at Energy Science in the Age of Global Warming - toward CO2 zero-emission Energy System, Kyoto University Global COE program, August 22, 2009집단에너지사업의 에너지효율성 분석 ( 민은주 공동 ), 자원환경경제연구 , submitted.풍력전원이 피크타임과 발전설비구성에 미치는 영향분석 : 제 3 차 신재생에너지 기술개발 및 이용 보급기본계획 기준 ( 이진호 공동 ), 한국환경과학회지 , 2009.8, forthcoming풍력발전이 SMP 에 미치는 영향 ( 류승현 , 엄신영 공동 ), 한국신재생학회 학술대회 , 제주신라호텔 , 2009.6.26에너지가격 측면에서 살펴 본 산업용도시가스와 전력수요 , 한국지구시스템공학회지 , Vol.46, No.3, pp.1-8, 2009.6마이크로 전력계통에서 연료전지 발전시스템의 전기 /열 최적운영 기법 연구 ( 박종배 , 이주원 , 김창섭 공동 ), 전기학회논문지 , 제 58 권 , 제 6 호 , 2009 년 6 월 , pp. 1093-1099.가격체계를 이용한 전력과 가스의 수요관리와 기후변화대응 , Journal of Energy & Climate Change, 2009, 4 (1), pp.38-48CHP 를 이용한 지역난방의 효율성 분석 ( 민은주 공동 ), 한국기후변화학회 춘계학술대회 , 서울교육문화회관 , 2009.5.28Prospect of Vietnam's New and Renewable Energy (with Do Dinhlong), 한국기후변화학회 춘계학술대회 , 서울교육문화회관 , 2008.5.28 통합수 요관리 중장기 추진방향 연구 ( 건국대 공동연구 ), 최종보고서 , 에너지관리공단 , 2009.4.30에너지난방방식의 경제적 타당성 검토연구 ( 과제수행책임 ), 최종보고서 , 한국경제연구원 , 2009.2.15신재생전원설비의 시간대별 특성 및 발전설비구성에 미치는 영향 ( 과제책임 ), 최종보고서 , 한국동서발전주식회사 , 2009.1도시가스 수요의 용도별 가격탄력성 분석 ( 최종보고서 , 문춘걸 공저 ), 삼일회계법인 , Nov. 2008도매전력시장의 가격결정과정에 대한 실증분석 : 용량가격 및 정산단가를 중심으로 ( 손양훈 공저 ), 에너지경제연구 , 제 7 권 제 2 호 , pp.27-52, Dec., 2008신재생 전원설비의 시간대별 특성 및 발전설비구성에 미치는 영향 연구 , 동서발전 기술정보 제 26 호 , 13-28, 2008Analysis of Economic Feasibility of Integrated Gasification Combined Cycle(IGCC) as a Next Generation Power Supply in Korea, Journal of Economic Research Vol.13, No.1, 149-174, 2008

-. 공정한 경쟁환경 조성을 위한 전력시장 규제 방안 연구 ( 과제책임 ), 산업자원부 , 최종보고서 , I-2007-0-009-01, 2008.6-. 하절기 최대 전력수요 저감 프로그램의 효과 ( 김영산 , 이우진공동 ), 자원환경경제학연구 , forthcoming, 2008-. 신재생에너지보급과 발전사업 ( 김유진 , 손양훈 공동 ), 기후변화학회지 , 제 1 권 1 호 , pp.42-51, 2006-. 신․재생에너지 전원이 피크타임 전력 공급에 미치는 영향 ( 김영산 공동 ), 자원환경경제연구 , 제 15 권 제 2 호 , pp.269-296, 2006.3-. 경제여건의 변화와 부하율 수준을 고려한 경영전략방안 연구 (연구책임 ), 한국전력공사 수요관리실 , 최종보고서 , 2005.12-. 전력산업 환경변화 관점에서 살펴 본 가스산업의 경쟁도입 현황분석 , KPX 자문보고서 , 2004.10-. " 전력 파생상품 도입이 현물시장성과에 미치는 영향에 대한 연구 ", (김영산 공저 ), 2004.6, 산업조직연구 제 12 집 제 2 호 , pp 1-31-. 전력선물 및 선도시장 도입방안 연구 , 전력거래소 , 2003.12-. 동북아 전력계통 연계를 위한 기반구축 연구 (1) ( 별책 -4 : 시장성 분야 ), 한국전기연구원 , 2003.12-. 전력수요 장단기 연계방안 연구 , ( 정태용 외 ) 1995.10, 한국전력공사발주 용역보고서 , KEI 95-SR-18, 과제책임연구

국내외 전력시장 현황과 구조개편

1313

1.1 국내 전력산업 및 구조개편 현황1999. 1: 산자부 ,[ 전력산업 구조개편 기본계획 ] 확정

1999.12 : 전기사업법 등 관련법령 개정실패

2000.12 : 관련법령 국회 통과

2001.4 : 발전경쟁 실시

2002.6 : 산자부 , 배전부문 분할일정 조정 -> 1 년 3 개월 연기

참여정부 출범이후 전력산업 구조개편 정책방향에 혼선

1414

1.2 국내 전력산업 현황

< 표 > 발전원별 발전실적 ( 단위 : 백만 kWh)

원 별 2005

2006

구성비 (%) 구성비 (%)

수 력 5,189 1.4 5,219 1.4

무 연 탄 5,790 1.6 5,709 1.5

유 연 탄 129,102 35.4 134,637 35.3

석 유 15,529 4.3 14,984 3.9

L N G 58,243 16.0 68,396 17.9

원 자 력 146,779 40.2 148,749 39.0

기 타 7) 4,007 1.1 3,487 0.9

계 364,639 100.0 381,181 100.0

1515

1.2 국내 전력산업 현황

< 표 > 발전원별 발전소 현황 , 설비규모 및 구성비 ( 기준 : 2006. 12)

구 분 발전소( 개소 )

발전기( 기 )

설비용량( 천 kW)

구성비(%)

수 력

일 반 16 44 1,529 2.3

양 수 6 14 3,900 6.0

소수력 39 104 56 0.1

소 계 61 162 5,485 8.4

석 탄무연탄 4 6 1,125 1.7

유연탄 7 34 17,340 26.5

소 계 11 40 18,465 28.2

석 유중 유 8 23 4,469 6.8

경 유 39 144 321 0.5

소 계 47 167 4,790 7.3

L  N  G 17 130 17,436 26.6

원 자 력 4 20 17,716 27.0

기 타 11) 53 189 1,622 2.5

합 계 193 708 65,514 100.0

1616

1.2 국내 전력산업 현황< 표 > 발전회사별 발전설비 및 발전량 현황

( 기준 : 2006. 12 월말 , 단위 : kW, 백만 kWh- 괄호안 )

구 분 수 력 석 탄 석 유 가 스 원자력 기타 계

남 동600,400

(364)5,165,000(37,747)

528,600(1,384)

900,000(4,113)

- 100(2)

7,194,100(43,610)

중 부1,001,400

(389)3,400,000(25,332)

255,000(1,320)

3,841,039(12,206)

- 3,000(2)

8,500,439(39,249)

서 부1,200,000

(397)3,000,000(23,850)

1,400,000(4,866)

2,280,000(9,334)

- 120(-)

7,880,120(38,447)

남 부400,000

(120)3,000,000(24,152)

645,000(1,253)

3,600,000(23,036)

- 6,000(18)

7,651,000(48,579)

동 서700,400

(491)3,900,000(29,265)

1,800,000(6,021)

2,100,000(6,743)

- 1,000(-)

8,501,400(42,520)

한수원

534,580(1,153)

- - - 17,715,683(148,749)

- 18,250,263(149,902)

한 전1,400

(1)- 161,690

(140)- - - 163,090

(141)

자회사및한전계

4,438,180(2,915)

18,465,000(140,346)

4,790,290(14,984)

12,721,039(55,432)

17,715,683(148,749)

10,220(22)

58,140,412(362,447)

한국수자원공사1,014,874

(2,163)- - - - - 1,014,874

(2,163)

포스코파워- - - 1,800,000

(2,394)- - 1,800,000

(2,394)

GS 파워- - - 900,000

(2,580)- - 900,000

(2,580)

GSEPS- - - 500,750

(2,955)- - 500,750

(2,955)

기 타 31,804(141)

- - 1,514,700(5,035)

- 1,611,702(-)

3,158,206(8,641)

기타사 계1,046,678(2,754) 

- - 4,715,450(12,964) 

- 1,611,702(-) 

7,373,830(18,733)

총 계

5,484,858(5,669)

18,465,000(140,346)

4,790,290(18,449)

17,436,489(68,395)

17,715,683(148,749)

1,621,922(22)

65,514,242(381,181)

* 상용자가 발전설비 제외분임 . ( ) 는 점유율 (%) 임 . 기타 : 집단에너지 , 매립가스 등

발전원별 발전단가 추이 화석연료의 가격은 원자력을 제외하면 2008 년 초 기준으로 많게는 2 배 이상 증가 난방을 포함하는 기존의 에너지소비패턴이 화석연료를 직접 소비하 는 대신 전력사용으로 대체할 수 있는 여지를 주었음 -> 발전단가가 높은 LNG 가 발전용으로 사용

전원설비와 가격결정

2001 년 ~ 2007 년 발전원별 발전량

미래전원설비건설계획 및 폐지계획

신재생에너지설비현황

도소매요금의 괴리

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.7

1.9

2.1

2.3

LNG

유류

유연탄

원자력

열량단가의 추이와 분석결과 (2002 년 4 월 기준 )

2222

월간 최대전력수요 및 평균전력수요의 변화 추이 1990 년대 중반까지 : 평균 전력 사용량이나 최대 전력 사용량

모두 하절기에 집중되어 있었음 . 그러나 특히 2000 년대에 들어서 동계 전력 수요의 비중이

크게 증대하여 2002 년부터는 월간 사용량에 있어서 동계가 하계를 추월하였음 . 다만 연간 최대 사용량은 아직까지는 하계에 발생하고 있음 . 효과를 상쇄 시키고 있음을 시사

전력시장 동향 90 년대 부터 02 년까지 에너지 수요는 연평균 6.9% 증가

하지만 전력수요는 연평균 9.4% 증가 수급동향에서 03 년 이후 설비예비율 지속적으로 하락 물가상승을 감안시 전기요금의 가격은 지속적으로 하락했음 .

전력시장 동향 90 년대 부터 02 년까지 에너지 수요는 연평균 6.9% 증가

하지만 전력수요는 연평균 9.4% 증가 수급동향에서 03 년 이후 설비예비율 지속적으로 하락 물가상승을 감안시 전기요금의 가격은 지속적으로 하락했음 .

지식경제부 보도자료

지식경제부 2010.01.12 15:18

전력요금

2727

2828

용량요금 제도개선의 영향분석 :발전원별 용량가격 결정요인에 대한 실증분석

2929

연구 목적용량요금 제도개선으로 제시된 구체적인 세부추진 내용을 살펴봄

용량가격의 결정방법이 발전회사들의 수지에 어떤 영향을 주었을 것인가를 살펴보는 것을 주목적

기저발전기의 거래소 자료 등을 근거로 제도변화가 가져다 준 용량요금 변화의 원인을 분석

3030

1. 용량요금의 산출 방식 용량요금 : 용량가격이라고 하는 경우 , 가격이 시장기능에 의해 결정되는 것이라는 것을 감안한다면 , 용량가격이라는 용어를 사용하기 보다는 용량요금이라고 하는 것이 합당해 보임

용량지불금 (capacity payment) 의 기준이 되는 기준 용량요금은 건설투자비의 연간 환산 금액과 연간 고정운전유지비를 합한 연간고정비를 시간당 가격으로 산출하는 방식

기준 용량지불금 = 연간고정비 /( 정격용량연간입찰가능시간 )

기준 용량요금 = 기준 용량지불금 /설비용량규모 (kW) 입찰가능시간 = 8760 시간 × (1- 발전기 정비율 )(1- 고장 정지율 )

고정비 - 건설 투자비 수명기간 동안의 연금액으로 환산한 금액에 년간 고정적으로 소요되는 운전유지비를 합한 값

연금액으로 환산한 건설 투자비 - 건설 투자비에 자본회수계수 (CRF, capital recovery factor) 를 곱한 것 . 이를 간단히 설명하면 매년 지불하는 일정한 금액 또는 연금의 크기의 현재가치가 건설투자비의 현재가치가 재무적으로 동일하게 되도록 함 .

kw

3131

용량요금의 산출 방식 검토다양한 비용 중 어느 것을 고정비로 인정할 것인가 ?

자본회수계수의 산정 시 설비의 수명 , 미래의 할인율의 크기와 구조는 ?

발전기 정비와 고장이 일어날 확률은 얼마 ?

입찰가능시간은 단순 신고된 용량과 같고 , 기준이 되는 용량요금의 산정대상은 Simple Cycle Gas Turbine (G/T) 의 고정비 계산임 .

이를 감안해 보면 , G/T 의 고정비를 다른 발전원에 지급하는 경우 다른 발전원 고정비 회수의 적정 , 과소 , 과다 여부 확인이 불가능하다는 문제

3232

발전회사의 수입 (1/2)발전회사들은 회계상의 수입 , 즉 용량요금과 변동비가격을 통해 기저발전과 일반발전에 의존

한국전력 수입 = 용도별 소매전력 판매량 , 용도별 판매가격 , 고정되었다고 가정

발전회사 총 수입 = 기저발전소와 일반발전소의 도매 발전 판매수입의 합 용량요금을 별도로 구분한다면 총 발전회사 수입

n

jjj PT

용도개 ,2,1 nj

i

iPipipi

iBibiB tCFtCF )()( ,,,,,,

:jT:jP

3333

발전회사의 수입 (2/2)기저발전기와 일반발전기의 연간전력생산량은 용도별 소매전력 판매량

결과적으로

의 관계성립이 필요 ( 일정 비율의 Markup 수입을 소매 , 발전부문에 허용하여도 마찬가지의 결과 ).

화석연료 가격의 상승 변동비 증가 폭 > 소매전력판매증가율

이 경우 , 총수입에서 시장기능에 의해 결정되는 한계변동비 ( 지불금 ) 를 제외한 나머지금액 , 즉 기준용량요금을 조정했을 가능성

j

ji

iPi

iB Ttt ,,

n

jjjiPiP

iiPiB

iiBiB PTtCFtCF )()( ,,,,,,

, , , , , ,( )n

B i P i j j B i B i B i P ii i j

F F T P C t C t

3434

발전자회사의 전력판매량과 정산단가 및 영업이익

3535

발전회사별 발전량 현황 및 특성

정산단가가 지속적으로 하락하고 있는 한수원의 경우 원자력 발전 비중이 99.9%로 다른 비교대상이 없음

남동발전의 석탄비중은 타회사 (65%) 에 비해 86.6% 로 높고 여타비중이 13.4%

정산단가가 증가추세에 있는 발전자회사의 석탄발전 비중이 49.7~68.8%, 그 외 발전의 비중이 31.2~50.3% 로 큰 차이

3636

2. 가설 설정 및 분석 내용

화력발전의 연료단가는 지속적으로 상승하는 반면 , 전력 소매판매금액의 증가 폭이 제한적인 상황 하에서

이해 당사자들의 수지에는 변화를 크게 미치지 않으면서도 전력공급을 유지하고자 하는 미세 조정과정이 있었을 것이라는 가설을 세워볼 수 있음 .

기저 , 첨두설비에 대해 각각 위 가설이 용량요금을 통해 어떻게 평가될 수 있는지 실증분석시도

< 연구방법 >

다른 조건이 일정할 때 발전연료가격의 변화와 정산단가의 관련성 분석

거래소의 비용조정위원회의 회의 개최와 정산단가에 미치는 영향 실증분석

3737

3. 용량요금의 변화요인 분석2001 년 4 월 ~2007 년 12 월까지의 데이터사용

CBP 시장 운영상 나타나는 수지불균형의 문제로 인해 독립적으로 용량요금 (CP) 이 결정되지 못하고 연료가격과 여러 가지 정산단가 등에 의해 영향을 받았을 것으로 판단 , 요인분석을 시도

계절적 요인에 의한 seasonal pattern 을 월별 더미변수로 통제 입찰량에 대한 발전량 비율 (Gen/Bid), 기타정산단가 (OtherP), SMP, BLMP

그리고 각 원별 연료의 열량단가를 각각 LNG, Hvy Oil(Heavy Oil), Coal, Nuclear 의 설명변수로 사용하여 분석을 시도

피설명변수로 사용된 용량요금은 전체발전소 대상 각 월의 평균 용량요금을 사용

3838

회귀분석에 사용된 식

3939

CP 결정요인에 대한 회귀분석결과

기저한계비용이나 LNG 열량단가가 상승하면 용량요금이 하락 기저한계비용상승 + CP 하락 ->

기저발전의 수지변화 없음 LNG 열량단가 상승과 CP 하락 ->

일반발전기 SMP 상승이 기저발전기의 수지악화

우라늄이나 석탄 등 기저발전용 연료가격이 상승하면 용량가격이 상승

용량요금은 원래 설명대로라면 상기의 요인들에 의해 영향을 받지 않아야 함 .

따라서 주어진 자료는 용량요금의 결정이 실제로 주어진 연료가격의 상황변화 등에 의해 자의적인 미세조정이 없었다고 볼 수 없다고 판단할 수 있는 통계적 근거

4040

원자력발전 정산단가의 변화요인 분석

이를 근거로 실제 원자력발전의 경우 해당 전원에 적용된 정산단가는 어떤 요인에 의해 영향을 분석하는 것으로 수지불균형에 대한 분석을 대신할 수 있음 . 왜냐하면 발전량이 주어지면 관련 발전소의 수지균형 또는 정산금액에 대해 정보를 제공하기 때문

정산단가 :

4141

기저발전기의 용량요금 조정실적을 반영한 회귀분석결과

4242

연료가격 변화에 따른 중유발전의 정산단가 변화

                                                                                                       

그림연료가격변화에따른중유발전의정산단가변화

4343

연료가격 변화에 따른 LNG 발전의 정산단가 변화

4444

연료가격 변화에 따른 첨두발전의 정산단가 변화

                                                                                                       

그림연료가격변화에따른첨두발전의정산단가변화

4545

연료가격 변화에 따른 석탄발전의 정산단가 변화

                                                                                                       

그림연료가격변화에따른석탄발전의정산단가변화

4646

연료가격 변화에 따른 원자력발전의 정산단가 변화

4747

연료가격 변화에 따른 기저발전의 정산단가 변화

                                                                                                      

그림연료가격변화에따른기저발전의정산단가변화

4848

4. 정산단가에 대한 분석결과 1/3계절더미 : 원자력과 유연탄의 경우 여름철 계절더미가 유의하게 나타나는데 , 원자력은 7, 8 월 , 유연탄은 6, 7 월이 통계적으로 유의자기 연료가격과 정산단가와의 관계 : 기저발전기 전체는 석탄가격에 , 일반발전기는 LNG 와 중유가격에 양의 관계를 보이지만 정작 중유만을 보았을 경우는 오히려 중유가격의 변화는 정산단가에 통계적 유의성을 보이지 않는 반면 LNG 가격에 통계적으로 유의한 영향을 받는 것으로 나타남 . 단 , 원전과 유연탄의 경우는 유의하지 않은 것으로 나타남 .타 연료가격 : 원자력의 경우 , 석탄이나 중유가격상승은 그 정산단가를 높이고 있고 , 유연탄의 경우는 관련하여 타 연료에 의한 인과관계가 통계적으로 유의한 수준에서 나타나고 있지 않음 .

이 결과는 남동발전의 경우 , LNG 가격의 상승이 심화되고 있는 기간에도 다른 발전자회사의 경우와 달리 정산단가 ( 전기판매단가 ) 의 변화가 별로 나타나지 않는 이유를 설명하고 있음 .

남동발전은 발전자회사 중 유일하게 석탄발전의 비중이 타 발전자회사 평균인 65% 대를 훌쩍 넘어서는 86.6% 를 보이고 있고 유연탄의 경우 타 연료에 의한 인과관계가 통계적으로 유의한 수준에서 나타나고 있지 않다는 점에서 그 설명력을 가짐 . LNG 발전의 경우는 여타 연료가격의 변화에는 영향을 받지 않는 것으로 나타남 .

입찰대비 발전량비율 : 용량요금의 결정요인분석 때와는 달리 원전의 경우는 유의성이 없는 것으로 나타나는 반면 , 원전을 제외한 발전기들의 경우 입찰대비 발전량을 적게 할수록 자신의 정산단가가 올라가는 것으로 나타남

4949

정산단가에 대한 분석결과 2/3원래의 가설평가 : 원자력의 경우 , 자기 정산단가 결정이 타연료와에 의해 영향을 받고 경쟁관계가 있을 것이라는 가설 ( 용량요금의 결정요인 분석 결과에서의 예시참조 )

하지만 더미 변수로 표시된 비용평가위원회의 회의시점과 정산단가에 미치는 영향부분을 확인할 필요

2004 년 이후 기간 중 화석연료가격이 전반적으로 크게 상승하고 있다는 전제함 전체 비용평가위원회의 더미변수 값은 2004 년 9월 24 일의 비용평가위원회에

해당하는 더미 변수에 대한 t 값이 -1.943 으로 94.2% 의 유의수준을 갖는 것을 제외하면 모든 더미변수가 음의 값으로 유의하다는 점 .

이는 화석연료의 전반적인 상승과정에서 일어난 비용평가위원회의 결정이 최소한 원자력의 정산단가를 2004 년 이후 2006 년까지의 전 기간 평균하락 폭에 추가하여 지속적으로 하락시켜왔음을 보여줌 .

유연탄 역시 이 기간중 정산단가의 평균적인 하락이 있었다고 판단 (DR01)됨 . DR08, DR09, DR10 에 해당하는 2006 년 4, 8, 10 차 비용조정위원회의

결의는 유연탄발전소의 용량요금을 추가로 낮추는 결과를 초래하였다고 판단됨 .

중유발전의 경우 DR05, DR08, DR10 (각각 2005 년 7 차 , 2006 년 4, 10 차 ) 회의결과 정산단가가 상승한 것으로 나타났다 .

LNG 발전의 경우는 비용조정위원회의 결정이 유의한 영향을 미치지 않은 것으로 나타남 .

5050

정산단가에 대한 분석결과 3/3이러한 결과는 이미 원유가격의 폭등으로 대변되는 고유가시대에 원자력의 정산단가가 지속적으로 하락하는 상황하에서 일어났다는 점을 고려할 필요가 있음 .

즉 , 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서

변동비의 조정이 기술적으로 쉽지 않았을 것이라는 점을 감안하면 고정비에 대한 보수로서의 용량요금을 조정하여 왔다는 것을 의미 또 LNG 열량단가에 대해서 통계적인 유의성이 없다는 점은 이미 이러한 요인이 예상되는 시점에서 실행된 비용조정위원회의 결정을 통해 이러한 경쟁연료의 영향이 이들 비용조정위원회의 결정을 반영하는 더미변수에 모두 포함되어 버렸을 것이라는 점을 보여줌 .

특히 발전용 LNG 의 경우 수요독점의 특성이 여전히 존재하고 게다가 정책적으로 전력수급의 안정성 확보라는 차원에서 원가상승의 요인이 제대로 반영되지 않았을 것이라는 점을 감안한다면 여전히 상기의 분석은 본 연구의 초기에 제시한 의문과 상치되는 결과가 아닐 수 있음 .

결과적으로 , 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서 고정비에 대한 보수로서의 용량요금을 조정함으로써 전력공급을 유지하여 왔음을 시사

5151

부록 : 기저발전기 용량요금 조정 실적

1. 2004 년 이전 : 21.49 원 /kWh2. 2004.1.1 - 2006.12.31 : 20.49 원 /kWh - 발전기 용량요금 ( 용량요금 보정계수 포함 ) 조정 현황

ㅇ ‘ 04 년 제 10 차 비용평가위원회 (‘04. 9.24) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.46( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 05 년 제 1 차 비용평가위원회 (‘05. 1.25) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.30( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 05 년 제 4차 비용평가위원회 (‘05. 4.26) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.88( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 05 년 제 7 차 비용평가위원회 (‘05. 7.25) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 1.03( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 05 년 제 11 차 비용평가위원회 (‘05.11.28) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.50( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 06 년 제 1 차 비용평가위원회 (‘06. 1.24) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.15( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 06 년 제 4차 비용평가위원회 (‘06. 4.26) - 기준용량요금 보정계수 조정 : αn 〓 - 0.25( 원 /kWh), αc 〓 α 〓 0 ㅇ ‘ 06 년 제 8 차 비용평가위원회 (‘06. 8.29) - 기준용량요금 보정계수 조정 :αn 〓 -2.84( 원 /kWh), αc〓 -7.27, α〓 0 ㅇ ‘ 06 년 제 10 차 비용평가위원회 (‘06.10.30) - 기준용량요금 보정계수 조정 :αn 〓 -2.84( 원 /kWh), αc〓 -3.60, α〓 0

모형설정을 통한 현행 CBP시장의

문제점 확인 및 개선 방안연구

5353

1. CBP 시장의 개요 CBP 시장의 배경 발전 분할 후 배전 분할이 되어 양방향 입찰 제도를 도입하기 이전에 , 한전의

수요 독점력을 방지하고 , 도매시장에서 급격한 가격변동을 피하기 위한 과도기적인 제도로 도입되었음 .

그러나 배전분할이 중단된 이후 , 예정보다 장기간 운용되고 있으며 , 다음 단계로의 이행에 대한 일정도 불확실한 상황임 .

CBP 시장 운용 도중 , 여러 번 계통한계가격의 결정 방식이 달라짐 . 처음에는 기저설비에 대해서 기저한계가격 (BLMP), 그 외의 설비에 대해서는 계통한계가격 (SMP) 을 적용함 .

현재에는 모든 발전설비에 동일한 SMP 를 적용함 . 그러나 기저설비에 대해서는 가격상한을 적용하고 있음 .

5454

SMP 의 결정과 기저설비 가격상한

< 그림> 에서 보다시피 , SMP 는 한계발전기에 대해서 변동비를 보상해줌 . 그러나 고정비를 보전해 주지 못함 . 이를 보전하는 수단이 용량요금 (CP)임 .

CBP 시장 초기에는 CP 도 기저설비와 기타 설비에 대해서 다르게 적용하였음 . 현재에는 동일하게 적용하고 있음 . 현재의 CP 지급 방식은 한계발전기의 고정비에 해당하는 액수를 지급하는 방식임 .

5555

2. CBP 시장의 잠재적 문제점 현재 우리나라 전력 도매시장에서 운영되고 있는 CBP 시장의 잠재적 문제점을 경제적 모형을 통해서 분석함 .

본 절에서 분석하고자 하는 CBP 시장의 잠재적 문제점은 크게 다음과 같이 4 가지임 .

1. 변동비의 과장 보고 유인 2. 용량철회 (withholding) 의 유인 3. 비용 절감 노력의 부족 4. 수지균형과 최적 전원구성의 달성 가능성

5656

분석의 편의를 위해서 기저부하와 첨두부하발전 , 두 종류의 발전 설비만 존재한다고 가정함 .

고정비용 : ( 기저부하 ) > (첨두부하 ).

변동비용 : ( 기저부하 ) < (첨두부하 ).

최적 전원구성을 위한 가정 :

모형의 설정

5757

스크리닝 커브 (screening curve)

1 년 동안 발전설비가 가동되는 비율인 용량인자 (capacity factor, cf) 를 가로축에 놓고 두 설비의 비용을 세로축에 표시한 그림 .

QmcFCmcTC ii

Q

i 0

iii mccfFmcCap

Q

Cap

FC

Cap

TC

imc 를 발전형태의 한계비용이라고 한다면

i

5858

각 시간대의 SMP 는 그 시간대에 가동하는 가장 비싼 발전설비의 변동비로 결정됨 .  그러므로 가능하다면 , 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고함으로써 SMP를 높일 수 있고 , 그로 인해서 더 큰 이익을 얻을 수 있음 . 기저설비용량 =

전체 설비용량 = 첨두설비용량 = 기저설비에 적용되는 가격상한 ,

.

가 . 변동비의 과장 보고 유인

5959

< 그림> 에서 보다시피 발전회사 입장에서는 가능하면 언제든지 변동비를 과장해서 보고할 유인을 가짐 . 현재의 CBP 시장에서는 변동비를 객관적으로 평가하기 위하여 비용평가위원회를 두고 매달 변동비를 평가하고 있음 .

비용평가위원회는 전기위원회 , 전력거래소 , 회원사 및 외부 전문가 6-9인으로 구성됨 . 실제로 발전회사들이 변동비를 과장해서 보고함으로써 추가적인 이윤을 얻을 수 있는지의 여부는 비용평가위원회의 제출된 비용에 대한 정확한 평가능력에 의존함 . 이 평가능력이 뛰어나면 , 과장해서 보고하고자 하는 유인은 있지만 발각될 가능성이 매우 높으므로 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고하는 일이 많지는 않을 것임 .

6060

현재의 CBP 시장에서 각 발전회사들이 가격입찰을 하지 못하고 , 다만 가용용량만을 입찰함 . 가용용량을 전략적으로 철회 (withhold) 하지 못하면 시장지배력을 행사할 수 없음 . 그러나 발전회사들은 전략적으로 가용용량을 철회함으로써 SMP 를 높일 수 있는 유인을 가짐 . 

나 . 용량철회 (withholding) 의 유인

6161

 < 그림> 에서 보다시피 용량철회에 대한 유인은 존재함 . 발전의 경우 예기치 않은 고장이나 예정된 정비 스케줄에 따라서 실제 가용용량보다 적게 입찰해야 하는 경우가 발생함 . 이 같이 불가피한 경우와 의도적인 용량철회를 통한 시장지배력 행사를 구별할 수 있을 경우 , 발전회사들이 전략적으로 용량철회를 하는 것을 방지할 수 있음 .   변동비의 과장 보고 유인과 마찬가지로 , 발전회사들의 용량철회 유인의 억제는 전기위원회가 어느 정도로 정확하게 불가피하게 가용용량보다 작게 입찰하는 것인지 혹은 전략적으로 용량철회를 하는 것인지를 구별해 낼 수 있는 능력에 크게 의존함 .

6262

기저설비의 와 의 비교

이로부터 임을 알 수 있음 . • 기저설비의 경우 . • 수요가 기저설비용량 내에 있을 경우 , SMP 는 c(e) 로 결정되어 , 변동비용은 커버되지만 이 경우에도 비용절감을 위한 지출에 대한 보상이 없다 . • 수요가 기저설비용량을 초과하는 경우 , 가격상한의 제약을 받게 되며 발전회사는 첨두설비와 달리 기저설비의 경우 , 발전회사도 양의 비용절감을 위한 지출을 선택하는 것을 보여줄 수 있지만 여전히 최적의 수준보다는 낮은 수준을 선택한다 . 그 이유는 수요가 기저설비의 용량을 초과하는 경우에 한해서 비용절감은 발전회사의 이윤을 증가시키는 반면에 최적의 비용절감을 위한 지출 수준은 기저설비만 가동되는 경우의 비용절감도 고려하므로 두 수준의 차이가 발생한다 . 따라서 기저설비의 경우에도 비용절감을 위한 최적의 수준이 달성되지는 못한다 .

6363

최적의 전원구성이란 고정비와 변동비가 다른 발전설비들이 있는 경우 , 주어진 부하 패턴을 가장 최소의 비용으로 달성하도록 발전설비를 구성하는 것을 의미함 . 최적의 전원구성은 스크리닝 커브와 부하지속곡선을 이용해서 결정할 수 있음 .

라 . 수지균형과 최적 전원구성

6464

진입과 퇴출이 자유로울 경우 , CBP 시장의 장기균형 : 진입과 퇴출이 자유로울 경우 , 양의 경제적 이윤이 존재하면 진입이 발생하여

발전설비가 증가하고 따라서 이윤이 감소함 . 반면에 음의 경제적 이윤이 발생하면 퇴출이 발생하여 발전설비가 감소하고 이윤은 증가함 . 그러므로 장기균형에서는 어떤 발전설비든 간에 이윤이 0 이 되어야 함 .

첨두설비 CBP 시장에서 첨두설비는 고정비를 회수할 수 없음 . 그러므로 용량가격은 첨두설비의 고정비로 결정됨 ; . 이면 모든 용량에서 첨두부하의 이윤은 0 임 . 따라서 기저설비의 용량이 결정되면 , 최대부하에서 기저설비용량을 뺀 것이 첨두부하용량으로 결정됨 .

기저설비 : 부하지속곡선에서 기저설비용량이 일 경우의 용량인자로 , 수요가

을 초과하는 확률임 . 기저설비의 이윤 : ------(8)

첨두 , 기저 두 종류의 발전설비가 있는 경우

6565

(8) 식에서 보듯이 이 되는 의 크기는 정책변수인 의 크기에 의존함 . 가 클수록 은 증가함 . 최적 전원구성이 달성되려면

이어야 함 . 이론적으로는 에 를 대입해서 이를 에 대한 식으로 보고 , 에 대해서 풀면 가 되도록 하는 를 얻을 수 있음 :

---(9) 그러므로 가격상한을 적절하게 결정하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적

전원구성이 달성됨 .

가격상한은 단기적으로는 기저설비의 수지에 직접적인 영향을 미치기 때문에 , 발전원들 간의 수지균형의 조절에도 이용될 수 있음 . 예를 들어서 현 상황에서 기저발전기들이 막대한 이윤을 얻고 있는 경우 , 장기적으로 기저발전설비의 진입을 유도하여 기저설비가 늘어나게 되고 , 그 결과 이윤이 점차 감소함 . 그러나 만약 현재 기저발전기들이 누리는 초과이윤이 너무 높아 발전사들 사이에 심각한 수지불균형을 유발하고 있다면 , 가격상한을 낮추어서 현재의 초과이윤을 조절할 수 있음 . 초과이윤이 양이면 진입은 계속 발생하며 , 최적 기저 설비량을 달성하기 위한 가격상한은 미래에 다시 조절할 수 있음 .

6666

이처럼 가격상한을 동태적으로 적절히 조절하면 , 두 종류의 설비를 상정한 경우 , 단기적인 수지균형과 장기적인 최적 전원구성을 동시에 달성할 수 있음 .

즉 , 장기균형에서 최적의 전원구성이 달성되는 결과는 발전설비가 기저설비와 첨두설비 , 두 가지만 존재한다는 가정에 크게 의존함 . 일반적으로 발전설비가 3 종류 이상일 경우 단일 가격상한을 통해서 최적 전원구성이 달성된다고 말할 수 없음 .

6767

세종류의 발전설비가 있는 경우

6868

CBP 시장의 장기균형가격상한은 첫 번째 , 두 번째 발전설비에 적용된다고 가정함 :

6969

진입과 퇴출이 자유로울 경우 , 각 발전설비의 이윤은 0 이 되어야 함 . 따라서 임 . 두 종류의 기저설비의 용량이 결정되면 , 최대부하에서 두 기저설비용량의 합을 뺀 것이 첨두부하용량으로 결정됨 .

각 기저부하의 용량 결정

두 번째 기저설비의 이윤 : 첫 번째 기저설비의 이윤 :

7070

장기균형에서는 그리고 이 되도록 과 가 결정됨 . (10) 식과 (11) 식에서 보듯이 모두 의 크기에 의존함 . 그러므로 의 크기에 따라서 장기균형에서의 의 크기가 달라짐 .

장기균형에서 최적 전원구성이 달성되려면 ` 가 성립하여야 함 :

-----(12)

일반적으로 위의 두 식을 동시에 충족하는 값은 존재하지 않음 : 매우 당연한 결과임 .

장기균형에서 달성하고자 하는 것은 두 가지임 : 그러나 사용할 수 있는 정책수단은 하나임 . 일반적으로 한 개의

정책수단으로 두 개의 정책목표를 달성할 수 없음 . 그러므로 3 종류 이상의 발전설비가 있을 경우 , CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성되리라고 기대하기는 어려움

7171

가격상한을 각 발전설비별로 따로 적용하면 수지균형이나 최적전원구성 등 원하는 정책목표를 달성하는 것이 가능함 .

첫 번째 기저설비에는 , 두 번째 기저설비에는 를 적용 : 과 를 가정함 .

7272

각 기저설비의 이윤 : (10‘)

(11‘)

이 경우 (12) 식은 다음과 같이 됨 :

(12‘)

두 개의 정책목표에 두 개의 정책수단을 가지게 되므로 , 일반적으로 (12‘)의 두 개 식을 동시에 만족하는 과 를 찾을 수 있음 . 그러므로 각각의 발전설비에 대해서 가격상한을 달리 적용하면 이론적으로 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨 .

7373

각 발전설비별로 각기 다른 가격상한을 적용할 경우 , 장기균형에서 최적 전원구성이 달성될 수 있다는 결과는 조심스럽게 해석되어야 함 .

먼저 이 같은 결과는 부하패턴이 주어질 경우 , 즉 부하지속곡선이 주어질 경우 , 각 발전설비별로 가격상한을 별도로 적용하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨을 보여줌 . 그러나 부하패턴이 바뀌면 , 즉 부하지속곡선이 이동하면 최적 전원구성이 달라짐 . 따라서 부하패턴에 심각한 변화가 있는 경우 장기균형에서 최적 전원구성을 달성하려면 , 각 발전설비에 적용되는 가격상한도 변화시켜야 함 .

7474

잦은 가격상한의 변화는 전력산업의 진입에 불확실성을 증대시킴 . 발전설비를 짓고자 하는 기업의 경우 장래에 자신의 발전설비에 적용되는 가격상한이 어떻게 바뀔지를 예측하기 어려움 . 불확실성이 증가하면 , 진입하려는 유인은 감소함 .

둘째로 각 발전설비별로 가격상한을 별도로 적용한다면 과연 그것이 ‘시장’인가라는 보다 본질적인 문제에 봉착함 . 원래 CBP 시장은 입찰시장으로 이행해 가는 일시적인 과도기적인 제도로 고안되었음 .

그러나 그간 여러 가지 이유로 해서 구조개편이 지연되면서 , CBP 시장이 예상보다 오래 적용되게 되었고 , 구조개편도 어떻게 진행될 지에 대한 불확실성이 증대하였음 . 따라서 구조개편의 불확실성하에서 CBP 시장이 얼마나 지속될지 모르는 상황에서 CBP 시장 내에서의 여러 가지 시도가 이루어지고 있음 . 여러 시도가 이루어질수록 보다 본질적으로 구조개편을 왜 시작했으며 또한 CBP 시장이 과연 ‘시장’인가에 대한 본질적인 문제가 다시 제기됨 .

7575

4. CBP 제도의 개선 방향이상에서 논의한 CBP 의 문제점을 완전 해결하기는 어려움 .

변동비의 과장보고 유인과 비용절감 노력 부족 문제는 자신이 보고한 변동비가 시장가격을 결정할 가능성이 조금이라도 있으면 항상 존재함 .

용량철회 (withholding) 의 유인은 개별 사업자가 균형가격을 대폭 조작할 수 있는 능력이 있는 상황에서는 항상 존재 .

수지균형과 최적 전원구성의 달성하려면 많은 수의 정책수단 변수가 필요함 .

그러나 가능한 정책수단들은 적절히 사용하여 최선의 효과를 거둘 수 있음 .

7676

Pay-as-Bid 입찰방식※ CBP 에서는 변동비와 CP 를 모두 차등적으로 지급 .

장점 용량철회 등 한계가격을 조작하려는 유인을 최소화 . 수지균형 달성

단점 비용과장 보고의 유인이 크고 , 비용절감 유인이 없음 . CBP 에서는 발전원마다 다른 가격을 지불하여 원가를 보전하게 되므로 규제의

성격이 강함

7777

전원별 가격 상한제장점 전술한 모형의 분석처럼 수지균형과 최적 전원구성 달성 가능 . 비용 절감의 유인이 비교적 크다 ( 기저 발전기 ).

단점 발전원 별로 수많은 가격상한을 두는 것은 비시장적임 가격상한의 영향을 받지 않는 발전기들에 대해서는 여전히 용량철회의

유인이 존재

7878

Soft Price Cap한계가격이 가격상한 이하에서 형성될 때에는 단일가격 입찰 방식으로 모든 입찰자에게 한계가격 적용 . 그러나 한계가격이 가격상한 ( 그림에서 price cap2) 이상에서 형성되면 , 가격상한 이하로 입찰한 발전기에 대해서는 상한가격을 지급하고 그 이상을 입찰하여 급전되는 발전기에 대해서는 입찰가격대로 가격을 지급하는 방식이다 . ( 이때 Pay-as-Bid 대상 발전기는 CP 역시 고정비를 보전할 수 있도록 차등 지급한다 .)Pay-as-Bid 제도와 전원별 가격상한제를 혼합 (hybrid) 하여 두 제도의 장점을 각각 살릴 수 있음 . 현재의 기저에 대한 Hard Cap 에 가스발전기를 대상으로 한 Soft Cap을 추가 .

7979

기저발전기에 대한 price cap 과 가스발전기에 대한 price cap 를 활용하여 기저발전기와 가스발전기의 수지균형과 최적설비량을 조절할 수 있다 .

용량철회의 유인이 없다 .

Price cap 이하의 발전기들은 비교적 강한 비용절감 유인을 갖는다 .

변동비가 soft price cap 보다 높은 발전기에 대하여 일일이 price cap 을 따로 지정하지 않아도 생산자 잉여를 제로로 유지할 수 있기 때문에 이들이 많은 초과이윤을 내고 과도하게 시장에 진입하는 것은 방지할 수 있다 . 만약 이들에게 지급되는 용량요금이 정확히 고정비용을 상쇄한다면 , 이들의 초과이윤은 항상 제로가 되기 때문에 더 이상의 진입이 발생하지 않고 , 이들의 설비량은 현 수준에서 유지된다 .

Soft cap 이상의 발전기들은 비용을 절감한 유인을 전혀 갖지 못한다 .

변동비가 soft cap 에 근접하거나 더 높은 발전기들이 비용을 과대 보고하려는 유인을 갖는다 .

장점

8080

Soft Cap 의 수준의 결정최적전원구성에 포함되는 발전기들만을 대상으로 전원별 가격상한들을 정한다 . ( 모형에서 설정한 방법 )

가격상한의 종류가 너무 많아지지 않도록 전원별 분류를 조정한다 . (예 , 원자력 - 석탄 - 가스 )

이때 가장 높은 가격상한에 soft cap 을 적용한다 .

최적 전원구성상 가장 변동비가 높은 발전기의 고정비를 기준으로 용량요금을 책정한다 . 이렇게 하면 , 이 발전기는 초과이윤이 제로가 된다 .

8181

반면 변동비가 높고 비효율적이라서 최적 전원구성에 포함되지 않았지만 현재에 존재하고 있는 발전기에 대해서는 , soft cap 방식은 이들의 변동비를 보상해 주므로 시장참여를 보장해 준다 .

한 가지 문제는 이들은 고정비가 용량요금 기준 발전기에 비하여 더 낮을 가능성이 높은데 , 이들에게 같은 용량요금을 지급하면 이들이 초과이윤을 낼 수 있고 따라서 진입에 대한 유인이 생긴다는 점이다 . 이를 방지하려면 soft cap 이상의 에너지가격을 받는 발전기에 대하여 용량요금 역시 실제 비용에 근거하여 차별적으로 책정해야 한다 .

그러나 장기적으로 이들 발전기들은 퇴출 대상이 된다 .

이렇게 보면 , soft cap 이상의 가격 수준에 대해서는 원가보전 규제가격(cost-of-service) 이 적용된다고 볼 수 있다 .

8282

SMP 와 실제변동비 적용비율 조정을 통한 규제

에너지 가격을 SMP 와 실제변동비의 가중평균으로 정산하는 방식 실제변동비에 가중치를 많이 줄수록 발전사의 이윤 감소 전원별로 이 가중치를 정책변수로 이용하면 , 용량요금에 차등을 두지 않아도 수지를 조절할 수있음SMP 와 변동비의 차이 중에서 일정 비율만을 지급하는 것과 동일에너지 가격 ( 단위당 )

= (1 - ai) SMP + ai 변동비 (0< ai <1)

= 변동비 + (1 - ai ) ( SMP - 변동비 )

8383

장단점

SMP 결정방식과 변동비 결정방식의 하이브리드 형식으로 두 방식의 장단점 역시 모두 가지고 있음 변동비에 주어지는 가중치에 따라서 각 장단점의 비중도 같이

변함SMP 의 비중이 제로가 아닌 이상 , 각 발전기의 정산가격은 SMP 의 영향을 받음 SMP 가 1 원 상승할 때마다 . 정산단가는 ( 1 -  ai ) 만큼

상승한다 . 설비용량 단위당 (SMP - 변동비 ) * ( 1 -  ai ) 의 잉여가

발생하므로 , 발전소 건설의 유인으로 작용

ai 는 사후적 정산 목적으로 조정되지 말고 사전에 결정되어 시장참여자들에게 공평하게 적용되어야 함 .

CBP 제도와 그 개선방안에 관련된 법적 쟁점의 검토

8585

CBP 제도의 문제점 및 개선방향 CBP 제도의 문제점 : CBP 제도는 기본적으로 전력수요의 변화에 대응하여 각 발전기의 운전비 용이 싼 것부터 급전하도록 보장하기 위한 제도적 장치이지만 다음과 같 은 문제가 발생할 수 있다는 한계를 안고 있음 .

변동비의 과장 보고와 용량철회의 유인 발전사업자들의 원가절감 노력을 자극할 요소가 부족 발전사업자 별로 수지의 불균형이 발생하고 최적 전원구성의 달성이 곤란할 위험 특히 최근 연료비 급등으로 기저와 일반 발전기 사이에 이익률 차이가

확대되어 그 불균형을 시정할 방안의 마련이 시급하다고 지적되고 있음

CBP 제도의 개선방향 가 . Pay-as-Bid 입찰방식 나 . 복수가격상한제도 다 . Soft Price Cap(軟性價格上限 ) 제도

라 . SMP 적용비율 조정을 통한 수지 개선

8686

CBP 및 이를 변형한 제도의 헌법 합치 여부 문제의 소재

헌법은 시장경제체제를 채택하고 있어 상품이나 용역의 가격은 시장에서 수요자간 그리고 공급자간의 경쟁에 따라 결정되는 것이 원칙

CBP 및 이를 변형한 제도들은 이러한 시장경제체제의 기본원칙에 따르지 않는 것이 분명하므로 헌법이 인정하는 예외적 허용의 범위 안에 포함되는 것인지 확인

할 필요가 있음 .

검토의견 헌법재판소는 경제규제입법에 대해 수단의 적정성 , 침해의 최소성 및

법익의 균형성 등 비례의 원칙에 의한 헌법 합치성 여부를 검증했을 때 ’명백히 비합리적‘이라고 인정되지 않는 한 위헌으로 단정할 수 없다고 판시

전력시장의 도매가격이 수요 ․ 공급의 균형에 의해 결정되기를 기대할 수는 도저히 없는 우리나라 전력산업의 구조와 CBP 및 이를 변형한 제도들의 내용을 함께 검토해 보면 전기사업법 및 전력시장운영규칙에 의해 (전기사업자들이 자율적으로 가격을 책정하여 거래한다는 ) 경제적 자유를 제한하는 것이 헌법 위반이라고 볼 수는 없음

8787

독립적 발전사업자에게 CBP 제도의 변형을 강요할 수 있는지 여부 문제의 소재

민간이 소유하는 독립발전사업자 특히 가스발전기를 보유하는 사업자에게는 CBP 제도의 수정이 수익의 감소를 의미하므로 이러한 사업자가 CBP 제도의 수정을 반대할 가능성이 높으므로 이러한 독립발전사업자에게도 그 의사를 묻지 않고 CBP 제도의 수정에 따른 불이익을 강요할 수 있을지 문제됨

도매전력가격을 결정하는 방식을 CBP 제도에서 이에 수정을 가한 다른 방식으로 변경하는 것은 가스발전기를 보유하는 사업자에게 불이익을 주는 일방적인 제도의 변경이므로 일견 좌초비용의 문제와 유사한 사태의 전개로 볼 여지가 있음

검토의견 CBP 제도를 변형한 방식을 가스발전기 보유 사업자들에게 적용함으로써 이

사업자들이 입게 되는 불이익과 좌초비용의 문제를 동일시할 수는 없다고 보아야 함

좌초비용은 합리적인 수준의 보수를 얻는다는 보장이 중단됨으로써 발생하는 것이지만 CBP 제도를 수정한다고 하더라도 가스발전기 보유 사업자들에 대한 유사한 내용의 보장이 중단되는 것이 아님

정부나 전력거래소가 어떤 이익이 실현될 것이라고 명시적이거나 묵시적인 약속으로 보장한 사실이 없는 한 가스발전기를 보유한 사업자들이 과거에 얻었던 이익은 CBP 제도의 적용으로 인해 발생했던 반사적 이익에 불과

8888

전력시장운영규칙의 법적 구속력 및 실효성 문제의 소재

현행 CBP 제도는 전력시장운영규칙에 근거하여 시행되고 있으며 CBP 에 수정을 가한다면 이것 역시 전력시장운영규칙을 개정해야 만 시행에 필요한 최소한의 근거가 마련될 것임

여기에서 우선 전력거래소 회원들이 전력시장운영규칙을 반드시 지켜야 하는지 다시 말해서 운영규칙에 법적 구속력이 있는지 여부를 따져볼 필요가 있음

검토의견 우리나라 전기사업법은 전력거래소의 법적 성격을 회원조직으로서의

비영리특수법인으로 규정함 ( 동법 제 35 조 ). 또한 전기사업법은 전력거래소에게 전력시장운영규칙의 작성을 강제하고 있고 이규칙은 전력거래방법에 관한 사항을 포함해야 한다고 규정하고 있음 ( 동법 제 43조 ).

따라서 전력거래소가 제정하는 전력시장운영규칙은 증권거래소의 업무규정처럼 商事自治法規에 해당하며 전기사업법 기타 법규의 강행규정에 반하지 않는 한 전력의 거래에 관해 그 회원에게 법적 구속력을 갖는다고 보아야 함 .

8989

전력거래소 외에서의 전력거래가 금지되는 사업자의 범위 전기사업법 제 31 조는 발전사업자는 전력시장에서 전력거래를 하도록

강제하고 있지만

전기사업법 제 2 조 제 3 호에 의하면 발전사업은 ‘전기를 생산하여 이를 전력시장을 통하여 전기판매사업자에게 공급함을 주된 목적으로 하는 사업’으로 정의하고 있어 전력시장 외에서 전력을 거래하는 사업자는 발전사업자가 아니고 따라서 전력거래소가 개설하는 전력시장 바깥에서 전력거래를 하는 것이 허용된다고 볼 여지가 있음

따라서 발전사업의 정의조항을 개정하여 ‘발전사업이라 함은 전기를 생산하여 이를 전기판매사업자에게 공급함을 주된 목적으로 하는 사업’이라고 규정하는 것이 바람직할 것임

9090

전력시장운영규칙의 전기사업법 제 33 조 위반 여부 문제의 소재

전기사업법은 제 33 조 ( 전력의 거래가격 ) 에서 “전력시장에서 이루어지는 전력의 거래가격이하 ‘전력거래가격’이라 한다 ) 은 시간대별로 전력의 수요와 공급에 따라 결정되는 가격으로 한다”고 규정

그러나 현행 CBP 제도나 그 변형에 해당하는 제도들을 보면 모두 수요와 공급에 따라 가격이 결정되지는 않으므로 일견 전기사업법 제 33 조와 합치되지 않는 것으로 보임

만약 현행 CBP 제도나 그 변형인 연성가격상한제도 등의 근거가 되는 전력시장운영규칙이 상위의 근거법규인 전기사업법 제 33 조 위반이고 이 법 제 33 조가 강행규정이라면 이 운영규칙의 관련조항은 효력이 없고 전력거래소 회원들에게도 법적 구속력이 없다고 보아야 할 것임 .

9191

검토의견 전기사업법 제 33 조는 전력시장의 공급측면과 수요측면 모두 경쟁이

도입되어 양방향 입찰이 실시되는 것을 전제로 제정된 조항임

그러나 수요부문을 한전이 독점하고 있는 현실 세계의 전력시장에서는 수요와 공급의 균형에 의해 가격이 성립함으로써 자원의 최적분배가 이뤄지길 기대할 수 없는데 전기사업법 제 33 조가 불가능한 것을 요구하는 것임 .

따라서 쌍방향 입찰이 실시되기 전의 과도기에는 어떤 논리를 활용하든 전기사업법 제 33 조를 확대 해석하여 , CBP 제도나 연성가격상한 기타 이를 변형한 제도에 의해 가격을 결정하는 것이 전기사업법 제 33 조에 합치된다고 해석하는 것이 불가피함

다만 CBP 제도나 그 변형인 제도들은 전력거래가격의 결정에 관해

규정하는 전기사업법 제 33 조와 충돌한다고 볼 수 있는 여지가 있다는 문제를 해결하기 위해 전기사업법 제 33 조에 “다만 전력거래소는 전력시장의 안정적 운영을 위하여 전력시장운영규칙에 의해 전력거래가격의 결정에 발전비용을 반영하고 전력거래가격의 상한 또는 하한을 정할 수 있다”는 내용의 단서를 신설하는 것을 제안함

9292

공정거래법 위반 여부 CBP 제도나 그 변종인 제도들은 전기사업자 상호간의 가격경쟁을

제한한다는 성격 때문에 부당한 공동행위 또는 사업자단체의 금지행위로 위법 카르텔 ( 담합 ) 에 해당하여 공정거래법 위반이라는 판단을 받을 소지가 없지 않음

그러나 결론적으로 말해서 ‘사업자 또는 사업자단체가 다른 법률 또는 그 법률에 의한 명령에 따라 행하는 정당한 행위’로서 공정거래법의 적용이 제외된다 ( 동법 제 58 조 ) 는 판단이 내려질 것임

또한 전력거래소가 전력시장운영규칙을 개정하여 CBP 제도를 수정하는 경우 전기위원회의 심의를 거쳐 지식경제부장관의 승인을 얻어야 하는데 CBP 제도의 수정이 경쟁제한사항에 해당하는 경우에는 지식경제부장관이 공정거래법 제 63 조에 따라 공정거래위원회와 협의 및 통보를 해야 함

9393

전력 , 가스 , 집단에너지분야의 수요관리 실태

최대수요 억제Peak Clipping최대수요 억제Peak Clipping

최대부하 이전Load Shifting최대부하 이전Load Shifting

기저부하 증대Valley Filling기저부하 증대Valley Filling

기본요금연동제기본요금연동제여름철 휴가 ,보수기간

조정제여름철 휴가 ,보수기간

조정제

자율절전제도자율절전제도

직접부하제어직접부하제어

비상절전제도비상절전제도

원격제어 에어컨 보급원격제어 에어컨 보급

최대전력 관리장치 보급최대전력 관리장치 보급

시간대별 차등 요금제도시간대별 차등 요금제도

계절별 차등 요금제도계절별 차등 요금제도

축냉식 냉방설비 보급축냉식 냉방설비 보급

심야전력 ( 갑 ) 요금제도

심야전력 ( 갑 ) 요금제도

축열식 기기 보급축열식 기기 보급

축열식 기기 보급축열식 기기 보급

가스분야수요관리

열분야수요관리

전력분야수요관리

심야전력제도의 현황 ’06.12.31 기준 보급호수가 전체고객의 4.7% 에 해당하는

830 천호이며 , 계약전력은 21,334MW, 판매량 349TWh로서 각각 전체의 9.6%, 5.3% 를 점유하고 있으나 판매수입은 6,214억원으로 2.3%

설치현황 및 용도별 구분

심야전기의 문제점 (1) 현행 계시별요금제의 원가괴리에 따른 문제의 증폭

도매시장 가격상승 동절기 경부하시간대 요금이 공급원가에 비해 크게 낮은 편 .

산업용 전력소비의 약 절반이 심야시간대에 집중

계통운영상의 문제점 동절기 심야시간대의 계통부하가

기저발전설비용량을 초과하는 상황 . 수도권 지역의 송전망 혼잡비용 발생 . 심야시간대 전력 부하급증으로 인하여 당초 목적대로

양수발전소를 활용할 수 없는 상황 .

심야전기의 문제점 (2) 전력 도매시장가격 상승과 설비투자 의사결정의 왜곡

심야전력수요는 크게 상승할 경우 동절기 도매시장가격의 상승과 함께 기저설비 부족이라는 시장신호를 만들어 냄 .

출처 : 전력거래연구소

심야전기의 문제점 (3) 과도한 요금손실 ( 교차보조 ) 로 인한 소비자간 형평성

저하 적정요금에 비해 낮은 심야전력요금에 의한 여타 소비자에

대한교차보조 금액은 년간 약 4,700억원에 달함 .

LNG 수급여건의 악화와 경제적 손실 유발 심야전력 수요의 증가는 동계 심야시간대 전력 부하를 늘리게 되고

그 결과 LNG 발전기의 가동량이 늘게 됨 . 도시가스가 보급되지 않는 지역에서 심야전력 난방으로의 쏠림

현상이 나타나고 있는데 동절기 이상한파가 겹칠 경우 LNG 수급대란 발생우려가 높아짐 .

심야전기의 문제점 (4)

한전과 발전자회사간의 수지불균형 분석 계절적 요인에 의한 seasonal pattern 을 통제하기

위한 더미변수와 입찰량에 대한 발전량 비율 , 4가지 원별 연료 열량단가를 설명변수로 사용

비용평가위원회의 회의 연혁을 바탕으로 2004년부터 2006 년 말까지의 더미와 각 회의가 개최된 월부터 다음 회의개최월 이전까지의 9개 더미변수 , 그리고 2007 년 이후의 제도변화를 반영할 수 있는 더미를 포함 총 11 개의 더미변수를 사용하여 비용평가위원회의 의사결정과정이 원자력발전의 정산단가에 미치는 영향을 체계적으로 분석

심야전력제도 개선에 관한 논의 심야전력제도의 유지로 인해 7-9 조의 비용이 예상되므 로 , 심야전력 가격을 단계적으로 인상한 후 조만간 제도 자체를 폐지하자는 의견 제도 폐지시의 예상되는 부작용과 ( 소비자 , 관련업

자 ) 의 반발에 대비하여 보상하는 방안에 대해 논의

그러나 심야전력은 SMP 가 낮은 심야의 전력수요를 진작시키기 위해서 도입되었고 , 잘 운영하면 본연의 기능을 수행할 수 있음 현재에는 심야전력의 효율이 SMP 와 무관하게 낮게

책정되어 있어 과다한 수요가 발생하는 상황에 적절한 대안이 무엇인지를 고민하고 적절한 해법을 찾아야 함 .

Hourly Heat Load Curve ForecastDependent Variable : Hourly Heat Load data gathered from 306 different points of machine rooms – Conversion to Typical Household Heat Demand needs special consideration.Explanatory Variables

∘  Temperature(C0): -34.7 ～ 35.9 ∘  Humidity(%): 0 ～ 93 ∘  12 Months x 24 Hour Pattern∘  Weekdays with its coincidence of other holidays

Holidays are categorized differently Holiday during weekdays, New Years day, Thanks giving

Holidays, etc.

∘  Heating Space

102102

Hourly Load Curve Forecast: ModelThe Multi-level Model or the Hierarchical Model

' ', 1, , 1, , 1 ,

2, 2

i t i t i i t i t

i i i

y z x

X

 [the first level]: the level-1 fixed parameters: the level-1 explanatory variables associated with fixed parameters: the level-1 random parameters (random variation over the households is more important): the level-1 explanatory variables associated with random parameters: the level-1 random error terms

[the second level]: the level-2 fixed parameters: the level-2 explanatory variables: the (subject-specific) level-2 random error terms

22,iX

i

1

1, ,i tx

i1, ,i tz

,i t

<Assumptions for the Model>

Source: C.G.Moon(2006)

103103

15 분 단위 전력수요 (KDN 자료 ) 분석시간대별 전력수요용도별 구분지역별 온도 ( 기상청 76 개지점의 해당시점 온도와 습도 )요일구분 , 공휴일 사업체의 특성 ( 건물의 면적 , 매출액 , 고용인원 등 ) 은 관련자료의

미흡으로 고려하지 못함 )

관련용도의 시간대별 가격을 적용하지 못함 일반용전력

갑 - 계절별 , 을 - 계절별 , 경 , 중 , 최대부하의 시간별 가격구분

산업용전력 갑 - 계절별 , 을 - 계절별 , 시간대별 - 심야 , 주간 , 저녁 , 병 - 계절별 , 시간대별 - 경 , 중 , 최대부하의 시간별 가격구분

104104

한전 계약종별 구분 및 KDN 자료의 형태

105105

용도구분 , 지역구분을 통한 수요분석

• 용도 (22 개 ) x 지역 (76 개 지점 ) x 규모 (Real Line) -> 무한대의 조합• 소위 TLP (Typical Load Profile) 은 의미가 없음• 여기에 실제 사업체의 조업실태 등 구체적인 추가 정보가 포함될 경우 , 다양한 용도에 분석의 결과를 사용할 수 있다 .

(예 1) 소비자 A 가 같은 전력량 , 같은 요금을 내면서도 피크부하에 영향을 덜 미칠 수 있는 요금제를 선택할 수 있도록 Rate Design 을 제시 (예 2) 적은 비용을 들여 휴가보수 , 자율절전 , 하계부하관리 등의 계획을 수립가능

106106

기존의 단기 전력수요 , 천연가스 예측 모형 개관

오차수정모형 (error correction model)• 시간변동계수를 갖는 공적분• 단기 동태적 (short-run dynamics) 인 관계• 기온반응함수를 통한 온도지수

x 축 : 온도 , y 축 : 도시사스 사용실적 z 축 : 양변량 커널분포 (bivariate kernel density distribution)-> 온도축에 대해 marginalize

107107

실제 전력수요예측 모형

에너지의 수요를 결정하는 요인 소득 자기재화의 가격 대체 보완관계에 있는 다른 재화의 가격 온도 기타 필요한 변수들이 포함되어야 함 .

하지만 상기의 모형은 여타에너지와의 대체 보완관계에 대한 고려가 전혀되어 있지 않음 .

108108

산업용도시가스 가격탄력성 분석결과( 예 )

모형 : panel data model estimation with cross-section fixed-effects and partial adjustment scheme (2008.10)

- 자기가격탄력치단기 : -0.116 ( 유의함 ) => 비탄력적장기 : -0.527 ( 유의함 ) => 비탄력적

- 전기가격탄력치단기 : 0.309 ( 유의함 ) => 도시가스 수요와

대체관계장기 : 1.402 ( 유의함 ) => 도시가스 수요와

대체관계

- BC 유 가격탄력치단기 : 0.052 ( 유의함 ) => 도시가스 수요와

대체관계장기 : 0.234 ( 유의함 ) => 도시가스 수요와

대체관계

109109

Hourly Heat Load Curve ForecastDependent Variable : Hourly Heat Load data gathered from 306 different points of machine rooms – Conversion to Typical Household Heat Demand needs special consideration.Explanatory Variables

∘  Temperature(C0): -34.7 ～ 35.9 ∘  Humidity(%): 0 ～ 93 ∘  12 Months x 24 Hour Pattern∘  Weekdays with its coincidence of other holidays

Holidays are categorized differently Holiday during weekdays, New Years day, Thanks giving

Holidays, etc.

∘  Heating Space

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Hourly Load Curve Forecast: ModelThe Multi-level Model or the Hierarchical Model

' ', 1, , 1, , 1 ,

2, 2

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X

 [the first level]: the level-1 fixed parameters: the level-1 explanatory variables associated with fixed parameters: the level-1 random parameters (random variation over the households is more important): the level-1 explanatory variables associated with random parameters: the level-1 random error terms

[the second level]: the level-2 fixed parameters: the level-2 explanatory variables: the (subject-specific) level-2 random error terms

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<Assumptions for the Model>

Source: C.G.Moon(2006)

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15 분 단위 전력수요 (KDN 자료 ) 분석시간대별 전력수요용도별 구분지역별 온도 ( 기상청 76 개지점의 해당시점 온도와 습도 )요일구분 , 공휴일 사업체의 특성 ( 건물의 면적 , 매출액 , 고용인원 등 ) 은 관련자료의

미흡으로 고려하지 못함 )

관련용도의 시간대별 가격을 적용하지 못함 일반용전력

갑 - 계절별 , 을 - 계절별 , 경 , 중 , 최대부하의 시간별 가격구분

산업용전력 갑 - 계절별 , 을 - 계절별 , 시간대별 - 심야 , 주간 , 저녁 , 병 - 계절별 , 시간대별 - 경 , 중 , 최대부하의 시간별 가격구분

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한전 계약종별 구분 및 KDN 자료의 형태

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용도구분 , 지역구분을 통한 수요분석

• 용도 (22 개 ) x 지역 (76 개 지점 ) x 규모 (Real Line) -> 무한대의 조합• 소위 TLP (Typical Load Profile) 은 의미가 없음• 여기에 실제 사업체의 조업실태 등 구체적인 추가 정보가 포함될 경우 , 다양한 용도에 분석의 결과를 사용할 수 있다 .

(예 1) 소비자 A 가 같은 전력량 , 같은 요금을 내면서도 피크부하에 영향을 덜 미칠 수 있는 요금제를 선택할 수 있도록 Rate Design 을 제시 (예 2) 적은 비용을 들여 휴가보수 , 자율절전 , 하계부하관리 등의 계획을 수립가능

114114

기타 관련 이슈들전력산업구조개편발전용 원료구매와 한전자회사 통합문제스마트그리드와 산업구조개편도소매요금의 괴리와 RTP신재생전원의 특성과 전력시장분산형전원시장에서의 전력생산과 판매원전수출과 성장동력산업화고준위폐기장의 필요성과 과제Etc.

석유분야의 연구-. The Security of the Oil Market in Three Northeast Asian Countries (with I.W.Ahn), to be presented at Energy Security and Climate Change: Issues, Strategies, and Options, ESCC 2008, Regional Energy Resources Center ant AIT (Aian Institute of Technology in Thailand, 6-8 August 2008-. 동북아 3 국의 석유수급의미의 재검토 : 원유 , 석유제품 생산과 수출입 , 그리고 정제시설을 중심으로 ( 안일환 외 공동 ), 자원환경경제연구 , forthcoming, 2008.6-. 수송용 바이오에탄올 도입의 경제성평가 및 CDM 사업 타당성 분석 ( 민은주 공동 ), 에너지경제연구 , forthcoming, 2008 -. 에너지의 안정적 확보방안에 관한 연구 ( 이승훈 외 ), 전력산업연구회 , 산업자원부 , 2006.12-. 전략석유비축의 효율적 활용방안 연구 , 에너지경제연구원 /한국석유공사 , 2003. 1, 공동연구 -. 석유선물시장을 활용한 비축유의 효율적 구입 및 관리 방안 , 에너지경제연구원 , 2002. 12, 공동연구 -. 비축유 관리모형개발 및 시뮬레이션 분석 , 한국석유공사 연구보고서 , 2002.12-. 헤징계약 도입에 따른 국내전력시장의 영향분석 , (윤원철 , 손양훈공저 ) 2002. 산업조직연구 , 제 10 집 제 4 호 , pp.47-66-. 국제 원유가하락의 국민경제적분석 (1993, 12), 에너지경제연구원

가스분야의 연구-. LNG 도매시장의 경쟁도입방안 검토 , ( 연구책임 ), POSCO, 최종보고서 , 2005.3-. Forecasting Gas consumption in the Korean Industrial sector, Sponsored by Shell, Korea, 2008.4-. 차량용 LNG 연료 시장성 평가용역 , ( 경제성평가분야 연구책임 ), 한국가스공사 , 최종보고서 , 2004.12-. 미설명 도시가스의 분석 : 경인지역을 중심으로 , 에너지공학 , 2003. 11, 12 권 4 호 , pp 328-338-. 도시가스 판매량오차원인 분석결과에 따른 제도개선 ( 공동 ), 산업자원부 , KRISS/IR--2003-045, 2003.3 -. 도시가스 계량기술 및 판매시템 분석 ( 공동 ), 산업자원부 , KRISS/IR--2003-044, 2003.3 -. 적정 LNG 저장시설 산정모형 수립 및 시나리오 분석 , ( 정용헌 ) 1997, 에너지경제연구원 연구보고서 KEI97-13-. LNG Demand for Power Generation and Optimal LNG Storage, Journal of Economic Research, 1996, pp 381--398-. 장기천연가스 수요전망 , ( 문영석 외 ) 1995.8, 한국가스공사발주 용역보고서 , 공동연구-. 가스데이타 체계정립에 관한 연구 , (1993, 12), 에너지경제연구원

집단에너지분야의 연구-. 기상자료와 냉난방 실측자료를 이용한 열부하 추정과 예측 : 다계층모형의 활용 ( 문춘걸 공동 ), 자원환경경제학연구 , 16 권 4 호 , pp.803-833, 2007-. CES/ 소형열병합 사업타당성 분석모델 구축 프로젝트 , GS-Caltex, 2006.12 - 2007.8-. 'Modelling for Economic Evaluation of DHC/CHP - New Perspective and Opportunities' will be presented at Int'l Seminar on DHC/CHP (DHC/CHP toward the Future), AT Center, Nov.15-17, 2006-. 한국지역난방공사 전력시장 진입 최적방안연구 ," (윤원철 외 ) 2002.4, 에너지경제연구원 연구보고서 -. 열요금제도 효과분석 , ( 심상렬 외 ) 2001, 3, 에너지경제연구원 연구보고서

지역에너지분야의 연구-. 지역에너지사업 로드맵 작성을 위한 연구 , ( 위탁연구책임 ), 에너지경제연구원 , 최종보고서 , 2006.2-. 부산지역 에너지수급계획 , (1994.12), 통신개발연구원 , KISDI 94-03 과제책임연구-. 제주도 지역에너지 계획 수립 연구 , 에너지경제연구원 1994 KEI 94-SR-23 -. 경상남도 지역에너지계획 수립연구 , (1994.11), 경상남도 , KEI 94-SR-21 공동연구-. 대전직할시 지역에너지 계획 수립 연구 , 에너지경제연구원 1994 KEI94-SR-22

신 · 재생에너지분야의 연구-. Analysis of Economic Feasibility of Integrated Gasification Combined Cycle(IGCC) as a Next Generation Power Supply in Korea, Journal of Economic Research, forthcoming, 2008.6-. 국내 신․재생전원 보급지원제도의 평가 및 개선방향 ( 김유진 공동 ), 한국경제연구 , 제 20 권 , 107-133, 2008.3-. 풍력발전의 첨두부하시의 발전가능량에 대한 확률 분석 ( 하정우 , 박종배 공동 ), 응용경제 제 9 권 제 3 호 , pp.39-59, 2007 년-. Development of Renewable Energy and Its Future role as One of Distributed Power Source in Korea : Sustainable Economic Growth under Energy and Environment Constraints, Presented the material as an invited guest at Sanghai Forum, May 24-28, 2007-. 기후변화협약과 신재생에너지정책변화 ( 주제발표 ), 지속가능발전을 위한 원자력의 역할 , 산업자원부후원 , 코엑스 인터콘티넨탈호텔 , 2006. 10.31-. 신재생에너지 기술개발 및 보급정책 평가 , 국무조정실 , 2006. 9-. 도서지역 신재생복합 전력시스템보급 타당성 분석 - 3 개 도서지역 분석결과 ( 장하나 공동 ), 자원환경경제연구 , 제 15 권 제 4 호 , pp.763-782, 2006-. 신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 ( 과제책임 ), 산업자원부 , 최종보고서 , 2006. 5.-. 신재생에너지보급과 발전사업 ( 김유진 , 손양훈 공동 ), 한국에너지기후변화학회 , 추계학술발표회 , 제주대학교 국제교류회관 , 12.15-16, 2005-. 도서지역 전화사업과 신재생복합 전력시스템 보급의 경제성분석 , 장하나 공동 , 산업조직연구 , 제 13 집 , 제 4 호 , pp.79-104, 2005,12-. 외국의 신재생에너지보급지원제도의 검토를 통한 신․재생에너지 발전차액지원제도 개선방향 , 김유진 ( 발표자 ) 공동 , 17 차 신재생에너지Workshop, 서울대학교 , 2005.11.11-. 신재생 전원설비의 전력수급계획 적용방안 ( 연구책임 ), 2005.8. 산업자원부 , 최종보고서 -. RPS(Renewable Portfolio Standards) 도입의 경제적 효과 , ( 문춘걸 공동 ), 자원환경경제연구 , Vol.14, No.3, pp.751-773, 2005-. 신재생 에너지의 경제성 평가 , 에너지 포커스 , 제 2 권 제 4 호 , 2005.7-. 대관령 풍력단지의 풍력발전량 및 경제성분석 , ( 하정우 공동 ), 에너지공학 , 제 14 권 2 호 pp.82-97, 2005-. 신․재생에너지 의무비율할당제 (Renewable Portfolio Standards) 국내도입시 고려사항에 관한 연구 , ( 최기련 , 장한수 공동 ), 에너지공학 , 제 14 권 2 호 , pp.123-132, 2005-. 신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 ( 과제수행책임 ), 2005. 5. 산업자원부 , 1 차년도 보고서-. 신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 : GAUSS & Visual C++ Code Book, ( 과제수행책임 ), 2005. 5. 산업자원부 , 1 차 년도 보고서-. " 신재생에너지 보급확대를 위한 필요조건 ", 기고 , 신재생에너 지저널 ( 한국에너지정보센터 ), 2005. 3-. 신재생에너지 의무비율 할당제 (RPS) 도입을 위한 경제적 파급효과분석 , ( 연구책임 ), 에너지관리공단 , 최종보고서 , 2004.12-. 대관령 풍력단지의 풍력발전량 및 경제성 분석 , ( 하정우 , 공동 ), 제 16 회 신재생에너지 Workshop, 산업자원부후원 , 자원 /보급정책부문 발표 , 2004.11.4

에너지 절약 , 효율개선 , 에너지수요전망분야의 연구-. 국내 ESCO 사업의 수익성분석 , 단독 , 응용경제연구 , 제 7 권 제 3 호 , pp.5-24, 2005,12-. 에너지효율제고를 위한 금융 메커니즘 개발회의 , 그 현장에 다녀오다 ( 기고문 ), 실사구시 , 제 2 권 제 2/3 호 ( 통권 4 호 ), 2005 년 6 월 , pp.28-29-. "ESCO Business in Korean Energy market : The Current Issues and Possible Solutions" at the Workshop on ESCOs and Equity Financing, Developing Financial Intermediation Mechanisms For Energy Efficiency Projects in Brazil, China and India, UNF/UNEP/World Bank, April 13th, 14th and 15th 2005, Beijing, China, Summary Report at UNEP.-. 96 년 에너지수요 전망 , 에너지경제연구원 1996 KEI 96-SR-01 -. 1996 Korea Energy Outlook, KEEI 1996 KEI 96-SR-02 -. 1995 Korean energy outlook, (Moon, Young Seok) 1995, Korea Energy Economics Institute, KEI 95-SR-03-. 95 년 에너지 수요 전망 , 에너지경제연구원 1994 KEI 95-SR-01 -. 長期 에너지 需要 2030, 에너지경제연구원 1994 KEI 94-SR-28 -. 94 년 에너지 수요 전망 조정 , 에너지경제연구원 1994 KEI 94-SR-13 -. 94 년 에너지수요 전망 , (1994, 2), 공동연구 , 정책연구자료 , 에너지경제연구원 KEI 94-M-03 -. 1994 Korean Energy Outlook (1993, 11), 공동연구 , 특별연구보고서 , 에너지경제연구원 KEI 93-SR-12, 공동연구-. 93 년 상반기에너지동향과 하반기전망 (1993, 9), 에너지경제연구원 , 공동연구

수리 계량적 모형분야의 연구-. Excel 과 VBA 를 활용한 금융모형 기법 , 역저 , 교보문고 , 2004.3.10-. Testing the Purchasing Power Parity Theory Using the Doubly Truncated ARMA-GARCH Model and MCMC Algorithms, (with Tsurumi, and Chen), Journal of Economic Research, Vol.8, No.2, Nov. 2003, pp. 111-138 -. 실물옵션 (real options) 을 활용한 발전소 건설 타당성 분석 , 자원환경경제연구 , 2003.6, 제 12 권 , 제 2 호 , pp.217-244 -. Finite Sample Performance of the MLE in GARCH(1,1) :When the Parameter on the Lagged Squared Residuals Is Close to Zero, Winter 1998, the Journal of Economic Theory and Econometrics, Vol.4, No.2, PP 1-22-. On the Adjustment of Conditional Time Varying Hedge Ratio Obtained by GARCH(1,1), (with Won-Cheol Yun), 1998.12, 선물연구 , 제 6 호 , PP 133-152. -. 지역별 주택분포와 주거형태의 변화에 관한 고찰 , (1994, 9), 자원경제학회지 , V.4, Number 1, pp.125-154-. KEEI 모형 : v. 1.0, 소프트웨어 사용 안내서 , (1994, 7), 에너지경제연구원-. KEEI 장기 천연가스 ( 가정용 ) 수요예측 소프트웨어 사용 안내서 , (1994, 3), 한국가스공사 , 에너지경제연구원-. 천연가스 수요예측 모델 및 프로그램개발 연구 (1993.3), 한국가스공사 용역 연구보고서 , 가정용 수요부문 , KEI 94-SR-03-. Disturbing Finite Sample Performance of the MLE in GARCH(1,1) When the Parameter on the Lagged Squared Residuals Is Close to Zero, (1993, 4), 서울대학교 경제연구소 세미나 발표-. An Application to Multi-Country Stock Market Data: A Multivariate GARCH Approach to Modeling the Coherence in Multiple Stock Prices” (1992), 계량경제학보 , 제 3 권 , pp.133-150