기본연구보고서 05-11

신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

이 근 대부 경 진이 창 훈

참여연구진

연구책임자

에너지경제연구원 연구위원 이근대

에너지경제연구원 연구위원 부경진

한국환경정책 평가원구원 책임연구원 이창훈

요약 i

요 약

1. 연구의 필요성 및 목적

우리나라는 2011년 전체 발전량의 7%를 신․재생에너지전력으로 공급할 것을

목표로 설정하여 이를 달성하기 위한 제반 정책적 노력을 기울이고 있다. 신·재

생에너지는 환경적인 측면에서는 화석에너지에 비해 우수한 특성을 보이나 현재

의 기술수준에서는 생산비용의 높기 때문에 경제적 측면에서는 경쟁력이 떨어지

고 있다. 따라서 신·재생에너지의 공급량을 확대하기 위해서는 신․재생에너지

이용에 따른 추가생산비를 보전할 수 있어야 한다. 발전차액보전제도나 RPS와

같은 기존의 대표적인 보급 확대 정책들은 전기요금의 일괄인상을 필요로 하여

소비자들의 저항에 부딪힌다. 또한 기존의 정책들은 대부분 공급량의 확대에 초

점을 맞추고 있어 실질적인 전력소비자들의 시장참여 유인이 부족한 실정이다.

공급측면에서도 분산형 전원인 신․재생에너지의 원활한 계통연계를 위한 체계

적인 기준과 방법의 마련을 상대적으로 소홀히 하고 있다. 본 연구는 이러한 점

을 보완하고자 전력부문의 환경친화적 소비의 잠재력을 추정하고 이의 현실화를

위해 추가생산비용의 일부를 자발적으로 부담하려는 소비자들에게 높은 가격으

로 녹색전력을 판매하는 대표적 수요정책수단인 녹색가격제도(Green Pricing)의

국내도입방안을 모색하였다. 또한 공급조건 개선을 통한 계통연계측면에서 전력

망 접속기준 및 절차를 개선하여 신․재생에너지의 계통원활화를 도모하고자 하

였다.

2. 연구의 내용

우선 독일, 미국, 호주의 녹색가격 시행사례를 통해 녹색가격제도의 성공적인

ii

도입조건을 모색해 보았다. 성공적인 도입조건은 적정에너지원의 선택, 소비자신

뢰 확보, 효과적인 마케팅전략으로 생각할 수 있다. 먼저 녹색가격제도의 시행에

있어서 적정 신․재생에너지원의 선택은 프리미엄 결정에 가장 큰 영향을 미치

는 것을 알 수 있으며 각 국은 사용한 신․재생에너지원에 따라 상이한 녹색가격

을 제시하고 있었다. 다음으로 중요한 점은 소비자의 신뢰를 위해 신․재생에너

지에 대한 정보를 공개하고 중립적인 제3의 기관으로부터 신․재생에너지임을

인증받는 녹색전력인증제를 시행하는 점이다. 마지막으로 효과적인 마케팅전략

을 위해 시장세분화와 상품개발 그리고 소비자들에게 녹색전력에 대한 정보를

제공하기 위한 적극적인 홍보가 그 조건임을 알 수 있었다.

계통연계의 경우, 미국과 영국, 일본, 독일 등 비교적 신‧재생에너지발전 보급

률이 높고 이미 전력망 계통연계를 경험했던 국가를 중심으로 살펴보았다. 사례

분석에서 나타난 주요 발견사항은 기본적으로 배전접속 발전사업자는 접속에 수

반되는 제반비용을 지불하는 것이 원칙으로 되어 있으며 신‧재생에너지의 경우

에도 특별한 예외를 적용하지 않고 있다. 따라서 유럽의 경우 전력망 연계비용은

전체 설비비용(captial cost)의 약 5%에 달하는 것으로 간주하여 프로젝트 계획을

추진한다. 분산전원으로서의 신‧재생에너지 전원의 계통연계에서 가장 역사가

깊은 미국의 경우 연방정부와 주정부가 관할지역을 구분하여 송전망은 연방정부

가 배전망은 주정부가 관할하는 것으로 하고, 관할지역이 겹치는 경우는 이해당

사자가 회동하여 문제를 해결하는 방식을 취하고 있으며, 유럽의 경우 소규모 분

산전원인 열병합과 소수력, 풍력, 태양력 등 신‧재생에너지 전원의 기본 접속 원

칙으로서 배전망 사용료는 지불하지는 않으나 접속료는 지불하는 것으로 되어

있고, 접속료는 접속선로보강(deep connection) 원칙에 의거하여 부과된다. 향후

신‧재생에너지 전원의 보급을 위해 여러 가지 계통망 연계에 대한 인센티브를

배전업자에게 제공하고 있는 것도 발견되었다.

이 같은 해외사례를 바탕으로 한 녹색가격제도의 국내도입여건을 분석해 보면

현재 우리나라는 전력산업구조개편 중에 있어 전력거래의 소매경쟁단계를 목표

요약 iii

로 하고 있으나 제반사항에 대한 문제로 인해 도매단계가 일정대로 추진죄고 있

지 못한 실정이다. 또한 정부는 신․재생에너지보급을 위한 핵심 정책인 발전차

액지원제도의 운영으로 인한 재정부담의 증가를 감소시키기 위해 신․재생에너

지 발전의무비율할당제(RPS)도입하고자 하나 RPS역시 전기요금 인상을 통한 재

원조달이 불가피한 실정이다.

또한 녹색전력에 대한 소비자들의 잠재수요를 측정하기 위해 시행한 소비자지

불의사 설문조사를 통해서 몇 가지 시사점을 발견할 수 있었다. 첫째, 전기요금일

괄인상의 경우 제도 도입 찬성정도가 신․재생에너지에 대한 지식정도와 관계가

깊어 신․재생에너지에 대한 홍보가 녹색전력 판매의 관건이 될 것으로 생각할

수 있다. 둘째, 녹색가격제도의 찬성과 친환경활동은 높은 상관관계를 지녀 친환

경적인 활동을 하는 사람일수록 높은 지불액수를 나타내었다. 이 결과는 우리나

라의 환경운동단체, 에너지단체, 유기농단체와의 연대를 통한 시장의 조기정착의

필요성을 시사하고 있다.

계통연계 부문에서 우리나라의 경우도 해외사례와 같이 전력계통 연계와 관련

한 기본 원칙은 연계주체인 당사자가 부담하는 비용유발자지불원칙(cost-payer

principle)으로 되어 있다. 또한, 전력계통을 안정적으로 유지하기 위해 접속 지점

및 설비요건 등에 엄격하게 규정하고 있다. 이의 증거로서 신ㆍ재생에너지 전력

계통연계 관련 기준으로 10㎿급 이상의 설비는 송전망전압인 154㎸의 변전소에

접속되는 한편 10㎿급 이하의 설비는 배전망전압인 66㎸ 이하의 변전소 혹은 배

전선로에 접속되고 있다. 구체적 세부내역을 보면 200㎾이하의 발전설비는 저압

배전선로(22.9㎸)에 연계되어야 하며 3㎿ 이하의 발전설비는 특고압 배전선로(66

㎸)에 연계되어야 하며 3㎿ 초과 10㎿이하 발전설비는 전용선로로 연계해야 한다

는 것이다.

iv

3. 결론 및 정책제언

이러한 연구결과를 바탕으로 본 연구는 녹색가격제도의 도입 및 계통연계기준

의 정립과 관련하여 다음과 같은 정책제언을 하였다.

해외사례와 국내도입여건의 분석을 통해 녹색가격제도가 국내에서 도입․운

영되기 위해서는 녹색전력의 상품화와 상품화제도의 기반구축이 필요함을 알 수

있다. 상품화를 위해서는 우선 정보공개의 의무화를 추진하고 공개할 정보의 내

용에 녹색전력의 에너지믹스, 전기공급 발전소 및 녹색프리미엄의 사용처를 포

함하되 한국전력(주) 및 환경운동단체, 에너지운동단체, 소비자 단체 등 NGO와

공개될 정보의 범위 및 심도에 대해서 논의를 할 필요가 있다. 소매상품인 ‘녹색

전력’ 대해서만이 아니라 신·재생에너지 발전소에서 생산된 도매상품인 ‘녹색전

력’에 대해서도 공신력 있는 기관에 의한 인증을 의무화할 필요가 있다. 현행 발

전차액보전제도와 충돌하지 않기 위해서, 현행 발전차액보전제도에 의한 지원에

서 제외된 녹색전력 발전원을 직접 확보하거나, 한국전력(주)이 ‘녹색전력’의 판

매를 통해 얻은 프리미엄수익을 정부의 발전차액보전기금의 일부로 제공하여

‘녹색전력’발전소를 간접적으로 확보하는 방안을 추진해야 할 것이다. 또 현재 논

의가 중단된 RPS가 도입되는 경우에는 녹색전력프리미엄은 RPS에 의한 의무비

율이상의 신·재생에너지전력구매를 위해 사용되도록 규정하여야 한다.

신․재생에너지의 계통연계의 경우 국내 풍력 발전 등의 전력계통 연계비용은

지리적 여건, 전력설비용량에 따라 차이가 있음이 발견되었으며 전력계통 연계

비용은 적게는 총 공사비의 4% 많게는 총공사비의 20% 수준을 차지하고 있다.

따라서, 본 연구를 통해 분석된 연구결과에 근거할 경우 현 단계로선 전력계통

연계비용으로 인한 신ㆍ재생에너지의 보급 활성화의 장애 정도는 그리 높은 수

준은 아니라고 할 수 있다. 하지만, 향후 분산형전원의 활발한 보급 확산을 전망

할 경우 현재의 전력계통연계 기술기준을 완화할 필요가 있으며, 신ㆍ재생에너

지에 대해서 엄격하게 규정된 현재의 기술기준 및 비용수준이 신ㆍ재생에너지의

요약 v

보급 활성화에 미치는 영향을 분석할 필요가 있으며 부정적인 영향의 정도가 심

각할 것으로 판명되는 경우에는 이러한 기준의 완화를 도모할 필요가 있을 것으

로 여겨진다. 더 나아가서 신ㆍ재생에너지 전원의 전력망 계통연계와 관련하여

지원방향을 결정함에 있어 접속에 따른 사회적 편익의 규모와 편익의 수혜주체

를 고려하여야 할 것이며 이에 근거하여 접속비용의 지불주체를 정하여 부과함

이 적정할 것이다. 국가적인 견지에서 신ㆍ재생에너지에 대한 지원은 분산전원

편익 및 환경 편익 등을 고려하여 결정됨이 바람직하며 계통연계비용의 지원과

관련하여서는 기준가격구매제도 등의 신‧재생에너지에 대한 여타 정책적 효과를

고려하여 수립됨이 합리적일 것이다.

4. 연구의 한계

녹색가격제도의 경우 본 연구는 기초연구의 성격을 띠고 있어 한국전력(주)이

녹색가격제도를 도입하려는 경우에는 제시된 각 방안에 대한 구체화가 필요하다.

특히 신․재생에너지전력의 구체적인 생산조건을 검토하여 녹색전력의 프리미

엄을 크기를 결정하고 이에 대한 소비자 설문조사를 통해 소비자의 수용가능성

을 다시 살펴보아야 할 것이다. 계통연계의 경우 풍력을 제외한 소수력, LFG, 조

력, 태양광, 바이오 등의 여타 신ㆍ재생에너지의 계통연계비용에 관한 자료가 많

지 않은 관계로 이에 대한 연구가 이루어지지 못한 것이라고 할 수 있다. 따라서

향후 이에 대한 자료와 정보가 확보된다면, 이를 위한 추가적인 연구가 수행되어

야 할 것으로 판단된다.

abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

This study is to suggest several policy options to promote renewable-

powered electricity generation through green pricing and grid-connection. The

Korean government recently sets a goal of supplying 7% of power

consumption with renewable energies by 2011. However, existing spread

policies on renewable energy has put an emphasis on only supplying also

codes and standards for grid-connection of distributed generation have not

been prepared yet, though legal basis is necessary to settle renewable energy

as a regular source for power generation.

Except for fuel cells and biomass, most of the renewables such as wind,

temperature, solar insolation are dependent on climate conditions, which

makes it difficult to control power output compared to traditional generation

systems. For this reason, it is more effective to operate them as a

grid-connected generator rather than a stand-alone one. Considering these

factors, the Korean government is beginning to design a legal basis and

practical measures in connecting renewable-powered generation facilities to the

grid system.

2. Summary

Major findings in green pricing are as follows :

Firstly, we found out that which renewable energy is selected is the most

important to decide the premium dependent on a kind of renewable energy.

ii

Secondly, in order to obtain the consumers trust, facilities should provide

information about renewable energy to them. They are employing the

RECS(Renewable Energy Certificate System) certificated by a neutral

organization.

Finally, for effective marketing strategies, facilities need to segment the

market, develop products and advertise the green power providing RE

information for consumers

The follows are found by the survey of consumers's willingness to pay for

green electricity:

Firstly, in case of collective payment, the advertisement is the core because

the respondents' support to the 'green pricing' depends on what extent they

know about renewable energy to.

Secondly, there is strong correlation between a supporting 'green pricing'

and an environmentally-friendly attitude. Respondents accustomed to

environmentally-friendly activities present higher willingness to pay. This

explains that the concerted effort 'environmental NGOs', 'energy NGOs' and

'organic NGOs' is necessary to settle green power market.

In case of greed-connection, major findings are as follows:

Firstly, in most cases, distributed generatiors are required to pay the costs

incurred in connecting their facilities to the distribution grid system with no

exception even for renewables.

Secondly, grid-connection is in the jurisdiction of the federal government

while distribution system is in the jurisdiction of a state government or a local

autonomy. The federal government in cooperation with relevant agencies

designs a set of codes and standards for interconnection, based on which state

and local public utilities commissions or individual electric utilities design

their own codes and standards.

Thirdly, a "cost-payer principle" is applied in most countries examined,

specifying that a party of connecting its facility to the grid is required to pay

abstract iii

the costs incurred, depending on whether deep-connected or shallow-connected.

Fourthly, a number of countries offer a series of incentives to a grid or a

distribution system operator to promote renewable-powered electricity

facilities.

In the case of Korea, a cost-payer principle is currently applied in the

grid-interconnection and strict rules and specifications are practiced to protect

and maintain a stable operation of the grid system.

3. Research Results & Policy Suggestions

The examination on the cases of developed countries and the domestic

condition explains that the commercialization of green power and the

establishment of related regimes for it are required to introduce and operate

'green pricing'.

For the commercialization, the government should require the facilities to

release the information that contains energy mix, the location of power plants,

and expenditure of the premium. It is necessary to discuss about the what

extent the information should be provided to with 'Korean Electric Power

Corporation(KEPC)', 'environmental NGOs', 'energy NGOs' and 'consumer

NGOs'.

It should be obligatory that not only the retail product of 'green power' but

also the wholesale product generated in renewable energy plants are

certificated by trust-worthy authorities.

To avoid collision with the present Feed-in-Tariff, KEPC should secure green

power sources excluded from the financial support by the present

Feed-in-Tariff or indirectly obtain the green power facilities by providing

premium profit from green power sales to the fund of Feed-in-Tariff.

When RPS is introduced, green power premium should be earmarked to

purchase renewable energy power more than mandatory ratio.

In examining the Korean situation in interconnection between the grid

iv

system and renewable-powered generators such as wind farms and PV

systems, costs are contingent upon geographical conditions as well as scales of

power generation. Interconnection fees are in the range between 4% and 20%

of the total capital investment. This cost level is not discouraging in light of

the analysis in this study.

Nevertheless, the current technical standards of grid interconnection should

be lowered in order for renewable energies to be promoted as a distributed

generation option. The optimal level should be decided based on the impact

analysis of the current practices in terms of technical and cost burden on both

power generators and grid operators

Furthermore, the overall impact on a society and the beneficiaries of the

interconnection should be studied in setting the direction of supporting the

activities in connecting renewable power generating facilities to grid systems.

Such an analytical approach helps in deciding which party has to pay what

part of the cost incurred in interconnection. In addition, other government

programs such as feed-in tariff, subsidies, and financial incentives should be

reflected in working out the level and scope of supporting interconnection

costs.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ·································································································· 1

1. 연구의 배경과 목적 ············································································ 1

가. 연구의 배경 및 필요성 ································································· 1

나. 연구의 목적 ··················································································· 6

2. 연구의 범위와 방법 ············································································ 6

가. 연구의 범위 ··················································································· 6

나. 연구의 방법 ··················································································· 7

제2장 신·재생에너지의 정의와 특성 ························································ 8

1. 신·재생에너지의 정의 및 종류 ··························································· 8

2. 신·재생에너지의 환경·경제적 특성 ··················································· 10

가. 에너지원별 직접비용과 외부비용 ················································ 10

나. 신·재생에너지발전에 따른 추가비용 추정 ··································· 14

3. 신·재생에너지의 기술·경제적 특성 ··················································· 17

제3장 신·재생에너지 보급 현황 및 정책 수단 ····································· 24

1. 신·재생에너지 보급 현황 ·································································· 24

가. 1차 에너지소비와 신·재생에너지 ··············································· 24

나. 전력생산과 신·재생에너지 ··························································· 27

2. 신·재생에너지 보급촉진 정책현황 ···················································· 30

가. 신·재생에너지 기술개발정책 ······················································ 30

나. 실용화 평가정책 ·········································································· 33

ii

다. 신·재생에너지 보급정책 ····························································· 34

3. 현행 정책수단의 평가 - 녹색가격제도와 접속기준제도화 필요성 ···· 48

제4장 신·재생에너지 전력시장 해외사례 ············································· 52

1. 녹색가격제도 해외사례 ····································································· 52

가. 녹색가격제도의 의의 ··································································· 52

나. 독 일 ··························································································· 57

다. 호 주 ··························································································· 60

라. 미 국 ··························································································· 61

마. 해외사례의 시사점: 녹색가격제도 성공적 도입의 조건 ··············· 65

2. 신‧재생에너지 전력망 접속 해외사례 ·············································· 74

가. 미 국 ··························································································· 74

나. 영 국 ··························································································· 95

다. 독 일 ·························································································· 104

라. 프랑스 ························································································ 108

마. 해외사례의 시사점 ····································································· 112

제5장 신·재생에너지 전력시장 국내현황 ············································· 114

1. 녹색가격제도 도입의 국내여건 ····················································· 114

가. 전력시장의 개편 ········································································ 114

나. RPS의 도입논의 ········································································· 121

다. 신·재생에너지전력에 대한 소비자의 지불의사 ·························· 126

2. 신·재생에너지 계통연계 국내현황 ·················································· 147

가. 국내 신‧재생에너지의 계통연계 기술기준 ································· 148

나. 신‧재생에너지의 계통연계 비용분석 ········································· 167

차례 iii

제6장 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안 ······································· 176

1. 녹색가격제도의 도입 및 정착방안 ·················································· 176

가. ‘녹색전력’의 상품화 ··································································· 176

나. 상품화 제도적 기반의 구축 ······················································· 183

다. 다른 정책과의 연계방안 ···························································· 185

2. 신‧재생에너지의 전력망 접속제도 개선방안 ·································· 186

가. 신‧재생에너지 전력망 접속의 기술적 측면 ······························· 186

나. 경제적 측면에서의 문제점 ························································· 191

제7장 요약 및 결론 ················································································ 194

1. 연구의 요약 ···················································································· 194

2. 연구의 한계 및 향후 연구과제 ······················································· 197

참고 문헌 ································································································ 198

신‧재생에너지 보급현황 해외사례 ·········································· 204

신‧재생에너지전력 시장 활성화 관련 설문조사 (A형) ·········· 227

주요 민간 환경·에너지·유기농 단체 ······································· 238

iv

표 차례

신·재생에너지 보급목표 ······························································· 2

유럽연합(EU)국가간의 발전원별 외부비용과 직접비용 비교 ······ 12

태양열 발전단가 전망 ································································ 18

바이오에너지 기술 분류 ····························································· 21

신․재생에너지 원별․연도별 보급목표 ····································· 25

신․재생에너지 공급현황 ··························································· 26

총 전력생산 중 신․재생에너지 공급비중 ································· 29

연도별 투자실적 ········································································· 31

분야별 투자실적 ········································································· 32

설치계획에 대한 설비투자현황 ··················································· 35

연도별 지원현황 ········································································· 36

시범사업 지원대상 사업내용 ······················································ 37

일반보급사업 지원대상 사업내용 ··············································· 38

태양광주택보급사업 사업내용 ··················································· 39

융자지원사업 내용 ···································································· 40

운전자금 융자사업 내용 ··························································· 40

연도별 예산현황 ······································································· 42

지역에너지사업의 세부 추진내역 ············································· 43

에너지원별 기준가격 ································································ 45

발전차액 지원실적 ·································································· 45

신·재생에너지 공급목표달성을 위한 연차별 소요예산 ············· 46

미국의 녹색가격프로그램 시행 전력회사의 판매량 순위 ··········· 61

미국의 녹색가격프로그램 시행 전력회사의 프리미엄 순위 ······ 63

차례 v

신․재생에너지 인증제품과 가격프리미엄 ································· 70

Roper Green Gauge 2000 Market Segments ····························· 72

2004년 기준 미국 전력사들의 마케팅 지출비 ···························· 73

송전선 증강비용의 부담방법 ···················································· 93

영국의 전기사업의 개요 ··························································· 96

전력산업 구조개편 추진경과 ···················································· 115

발전경쟁시장과 도매경쟁시장 비교 ·········································· 119

RPS 법 제정 및 시행일정 ························································ 124

응답자 특성 ·············································································· 132

녹색가격제도에 대한 선택 추정 ··············································· 134

일괄부과제도에 대한 선택 ························································ 135

녹색가격제도하에서의 1,500원 지불의사에 대한 선택 ·············· 136

녹색가격제도에서의 지불의사에 대한 토빗추정결과 ·············· 139

녹색가격제도 동의자들의 지불의사 분포 ································· 140

일괄부과제도하에서의 지불의사에 대한 토빗추정결과 ········· 141

지불의사 선택함수 추정결과 ··················································· 143

지불의사 선택확률 ·································································· 144

신․재생에너지발전소 현황 ···················································· 149

연계 계통의 제한 변수 값 ······················································ 158

전압범위와 고장시간 ······························································· 159

계통에 허용되는 고조파 전류 ················································· 161

국내 풍력 연계비용 현황 ························································ 168

신ㆍ재생에너지발전의 계통연계에 관한 제도 분류 ················ 192

국가별 1차 에너지공급에서의 신․재생에너지 비중 ········· 205

신․재생에너지의 연평균 증가율 ······································· 206

국가별 전력발전 중 신․재생에너지 비중 ························· 208

vi

유럽연합 소속구가별 신․재생에너지 전력발전 비중 목표 ·· 209

연도별 미국의 에너지 소비-1 ············································ 210

연도별 미국의 에너지 소비-2 ············································ 211

산업별/발전원별 전력 공급량 ··········································· 214

연도별 독일의 1차 에너지 소비 ······································· 216

연도별 영국의 1차 에너지 소비 ······································· 219

신․재생에너지 공급량 ···················································· 220

신․재생에너지 발전량 ···················································· 221

일본의 연도별 1차 에너지소비 ········································ 223

차례 vii

그림 차례

[그림 2-1] 에너지원별 대기환경 및 온실가스배출 영향 ···························· 11

[그림 2-2] 에너지원별 생산비용추세 ·························································· 13

[그림 2-3] 풍력발전 전력단가 추이 ··························································· 20

[그림 3-1] 연도별 발전원 구성비 변화 ······················································ 27

[그림 3-2] 각 국가별 신․재생에너지 발전비중 ········································ 28

[그림 3-3] 신․재생에너지전력 이용확대 정책수단 ··································· 49

[그림 4-1] LA Department of Water & Power의 녹색전력 구성비 공개 ··· 66

[그림 4-2] 녹색전력과 REC 거래의 흐름 ··················································· 69

[그림 4-3] 미 연방정부의 계통연계 활동 현황 ·········································· 78

[그림 4-4] OFGEM이 제안한 DG 접속요금의 구조 ································· 102

[그림 5-1] 발전경쟁경쟁단계(제1단계) ······················································ 117

[그림 5-2] 도매경쟁경쟁단계(제2단계) ······················································ 118

[그림 5-3] 소매경쟁경쟁단계(제3단계) ······················································ 120

[그림 5-4] 지불의사 선택절차와 선택결과에 따른 국면 ··························· 142

[부록그림 1-1] IEA회원국의 2001년 전력생산 구성원 ····························· 207

[부록그림 1-2] 북미 대륙의 전력발전 구성비 비교 ·································· 213

[부록그림 1-3] 독일의 연도별 재생에너지 발전량 변화 ························· 217

[부록그림 1-4] 2003년 기준 유럽의 풍력발전시설 현황 ··························· 218

[부록그림 1-5] 연도별 신․재생에너지를 사용한 열에너지공급과 전력발전 ··· 222

[부록그림 1-6] 2002년 전력발전 구성비 ··················································· 225

[부록그림 1-7] 2003년 일본의 지열발전소 현황 ······································· 226

[부록그림 3-1] 환경운동연합 조직도 ························································ 238

[부록그림 3-2] 에너지시민연대 조직구성도 ·············································· 239

viii

[부록그림 3-3] 생활협동조합연합회 조직도 ·············································· 241

[부록그림 3-4] 한살림의 조직구성도 ························································ 242

제1장 서론 1

제1장 서론

1. 연구의 배경과 목적

가. 연구의 배경 및 필요성

1) 개 관

우리나라는 1970년대 1, 2차 석유파동을 거치면서 불거진 에너지안보 문제와

화석에너지 과다사용으로 인한 환경파괴문제에 대응책의 일환으로 신‧재생에너

지의 개발 및 이용에 관심을 가지기 시작하였고, 1987년 ‘대체에너지개발촉진법’

을 제정·공포하고 대체에너지기술개발사업을 본격적으로 시작하였다. 1997년에

는 이 법을 ‘대체에너지개발및이용촉진법’으로 개정하여 신·재생에너지 이용·권

고제, 시범보급사업, 대체에너지 이용에 대한 보조·융자 및 세제지원과 국·공유

재산 이용 등의 지원근거를 마련하고 같은 해 ‘대체에너지 기술개발·보급 기본계

획’을 수립하여 대체에너지기술개발 및 보급을 체계적으로 추진하였다. 2000년에

는 동 기본계획을 수정하여 실증연구사업과 성능평가사업 등 보급활성화를 위한

기반확충에 주력하였으며, 시장잠재력이 큰 태양광, 풍력, 연료전지분야를 3대

중점 기술개발분야로 선정, 집중 투자하여 국산 시스템 개발을 시작하였다.

2002년 12월에 수립된 ‘제2차 국가에너지 기본계획’은 신·재생에너지 개발·보

급목표로 2006년 3%, 2011년 5%로 설정하였고 이 목표를 달성하기 위한 세부추

진계획은 ‘제2차 신·재생에너지 기술개발 및 이용·보급 기본계획’(2003)에 담겨져

있다. 이 계획에는 풍력, 태양열, 바이오, 소수력, 지열, 폐기물, 해양에너지 등 기

존의 재생에너지(renewable energy)원뿐만 아니라 연료전지, 수소, 가스화, 복합

발전 등 4개 신에너지(new energy)를 새로 도입하였으며 이 11개 에너지원의 기

2 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

(단위 : 천TOE)

분 야2003년 2006년 2011년

공급량 비중(%) 공급량 비중(%) 공급량 비중(%)

태 양 열 41 0.93 102 1.45 318 2.39

바 이 오 197 4.43 495 7.07 1,050 7.87

폐 기 물 3,080 69.20 5,050 72.13 7,540 56.54

태 양 광 2.7 0.06 22 0.31 341 2.56

풍 력 13 0.29 126 1.80 1,311 9.83

소 수 력 50 1.12 111 1.59 446 3.34

연료전지 - - 0.4 0.01 147 1.10

지 열 0.8 0.02 12 0.17 161 1.21

해 양 - - 0.7 0.01 432 3.24

수 소 - - - - 1.3 0.01

가 스 화 - - - 375 2.81

소 계 3,385 76.05 5,919 84.54 12,122 90.90

수 력* 1,066 23.95 1,082 15.45 1,213 9.10

합 계 4,451 100.00 7,001 100.00 13,335 100.00

신․재생에너지

비중(%)2.3 3.0 5.0

술수준, 공급능력을 토대로 원별·연도별 목표공급량을 설정하였다. 또 신·재생에

너지를 이용한 전력생산목표도 새로 설정하여, 2003년 1.8%(대수력 포함)에서

2006년 2.4%, 2011년 7%를 목표로 하고 있다.

신·재생에너지 보급목표

주: 2003년이후 대수력도 신·재생에너지에 포함하여 비중산정

자료: 에너지관리공단. 2004. ‘Bonn 신·재생에너지 국제회의 참고자료’

‘대체에너지개발촉진법’이후 1988년에서 2002년간 신·재생에너지분야에 총

5,333억이 투자되었다. 이중 기술개발지원에 1507억, 설비보조에 768억을 투입하

였고 나머지 3058억원은 관련기업에 융자되었다. 1990~2002년 사이 신·재생에너

제1장 서론 3

지의 연간증가율은 22.5%에 달해 1차 에너지 소비증가율 7.6%를 대폭 상회하였

고 신·재생에너지가 1차 에너지소비에서 차지하는 비중은 1990년 0.4%에서 2003

년 1.5%까지 상승하였다. 하지만 신·재생에너지 보급․확대 정책은 초기에는 환

경친화적 에너지공급구조의 구축보다는 에너지원의 다양화라는 측면에서 진행

되어 가격경쟁력이 뛰어난 원자력이나 LNG의 뒷전으로 밀릴 수밖에 없었다. 우

리나라의 신·재생에너지의 비중은 선진국에 비해 낮은 편이며 그나마 폐기물에

너지가 전체 신·재생에너지 공급의 대부분(93.5%, 2002년 기준)을 차지하여 태양

열, 풍력 등 진정한 의미의 신·재생에너지의 보급은 극히 미미한 실정이다.

위에서 본 투자액의 분포에서 알 수 있듯이 기존의 신·재생에너지촉진정책은

기술개발이나 설비투자액의 융자나 보조에 그 초점을 두고 있어 신·재생에너지

분야에서 선도적인 역할을 하고 있는 유럽의 국가들이 취하고 있는 직접적인 시

장접근과는 다소 다른 양상을 보인다. 독일의 경우 전기생산비용의 차이를 보전

해주는 ‘기준가격제도(Feed-In Laws)’를 핵심으로 삼고 있고 영국의 경우는 일정

부분의 발전량을 신·재생에너지로 충당하게 하는 일종의 쿼터제도를 중심으로

신·재생에너지의 공급확대를 꾀하고 있다. 물론 우리나라의 경우도 ‘신·재생에너

지발전의무비율할당제(Renewable Portfolio Standards: RPS)라는 쿼터제도의 도

입을 검토 중에 있을 뿐만 아니라 기준가격제도는 ‘발전차액보전제도’라는 형태

로 이미 시행 중에 있다. 하지만 발전차액보전제도는 태양광, 풍력의 경우 2006년

10월까지 누적용량 각각 20MW, 250MW로 제한되어 있고 2005년 책정된 예산이

209억 원 정도로 독일의 5조원(39억 유로)의 예산과는 비교가 되지 않는다.

2) 신·재생에너지 수요촉진정책의 필요성

앞에서 언급한 예산 부족이나 미진한 신·재생에너지 보급 속도는 단순히 정책

당국의 이해나 의지부족에만 이유를 돌릴 수 없다. 어떤 정책을 사용하던 신·재

생에너지의 보급 확대를 이루기위해서는 신·재생에너지의 이용에 따른 추가생산

4 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

비를 보전할 수 있어야 한다. 기존의 정책은 발전사업자에게 보조금을 지불하는

정책이 핵심을 이루었다. 심지어 과거 한국전력과 같이 전력생산에서부터 소매

까지 한 기업이 독점하고 있는 경우에도 신·재생에너지를 통한 전력생산은 타 에

너지원으로부터 내부보조를 필요로 한다. 이는 결국 전력생산의 평균비용을 증

가시키고 신·재생에너지이용에 따른 추가비용을 소비자가 무차별적으로 부담하

게 한다. 따라서 기존의 보조금위주 정책의 한계는 일반소비자가 무차별적인 부

담, 즉 전기요금의 일괄인상을 어느 정도 수용할 수 있는가에 있다. 비록 전기요

금의 상승을 통해 환경정책측면에서 바람직한 수요관리효과가 부수적으로 발생

하지만, 급속한 가격상승은 우리나라 산업의 원가경쟁력을 약화시킨다는 점에서

정책적으로 수용되기 어려우며, 특히 우리나라의 경우처럼 산업정책과 에너지정

책이 한 부처에서 시행되는 경우에는 더욱 그러하다.

신·재생에너지의 보급·확대정책의 핵심은 전기요금인상을 통한 교차보조이지

만 가격인상에 따른 여러 가지 문제점이 걸림돌로 작용하고 있다는 점에 착안하

여 본 연구는 신·재생에너지보급에 따른 추가 비용의 일부를 특정소비자집단에

부담시켜 평균전기가격의 상승을 둔화시키면서도 신·재생에너지 보급을 활성화

하는 방안을 찾고자 한다. 이의 근거는 신·재생에너지원에 의해 생산된 전기가

무엇보다 친환경적이라는데 기인한다. 기본전제는 환경친화적인 소비자는 친환

경에너지를 더 높게 평가하여 친환경에너지에 더 높은 가격을 지불할 의사가 있

다는 것이다. 이는 녹색가격제도(Green Pricing)로 알려져 있으며 미국이나 독일

등 일부 국가에서 이미 시행중인 제도이다. 녹색가격제도의 도입과 함께 신·재생

에너지의 친환경성에 대한 사회적 공론화가 이루어질 수 있다면 이는 일반시민

들의 신·재생에너지에 대한 인지도 및 지지도를 제고하여 전기요금 일괄인상에

대한 거부감을 줄일 수 있고 신·재생에너지의 보급 확대를 위한 공급측면의 정책

들의 실현가능성을 높일 수 있을 것이다.

제1장 서론 5

3) 신‧재생에너지 발전의 공급 장애요인으로서 계통연계 문제

신‧재생에너지발전의 수요촉진책 못지않게 중요한 과제 중의 하나가 바로 계

통연계의 원활화이다. 전술한 바와 같이 우리나라는 2011년까지 발전부문에서

현재 1.3% 머물러 있는 신‧재생에너지의 공급비율을 7% 까지 끌어 올리는 목표

를 설정하고 있다. 하지만, 신‧재생에너지를 활용한 발전 전원으로서의 역할을

제대로 하기 위해선 전력계통과의 원활한 접속이 필수적인 요소이나 현재 이에

대한 구체적인 기준과 방법이 정립되지 않고 있는 실정이다. 신‧재생에너지 중

태양열과 바이오를 제외하면 대부분이 발전시스템으로서 이와 같은 신․재생에

너지 발전시스템은 주로 자연에너지에 가까운 연료를 사용함으로서 출력제어가

기존 발전시스템보다 어려우며 특성상 독립형태보다는 계통연계형태로 운전되

어야만 효율적인 활용이 가능하다. 대체에너지발전시스템은 주로 자연에너지에

가까운 연료를 사용함으로 출력제어가 기존 발전시스템 보다 어려우며, 특성상

독립형태 보다는 계통연계 형태로 운전되어야만 더욱 효율적으로 활용이 가능하

다. 또한 대부분 소용량으로 분산형태로 주로 기존의 전력계통 중에서도 배전계

통에 연계되어 운전될 확률이 많으며, 이는 곧 부하지역에 발전시스템이 위치하

고 연계됨으로써 기존의 단방향성이 아닌 양방향성 전력의 흐름을 제어해야하는

복잡한 형태로 운전될 것으로 기대된다. 계통연계 기준 및 절차의 개선에 따라

신‧재생에너지발전의 계통연계원활화를 도모할 수 있고 더 나아가서 불확실한

에너지 수요 예측시의 투자전략 수립가능, 대규모 투자(플랜트, 송전망)난의 회

피, 양산화에 의한 설비비의 저감, 에너지 시스템 선택의 유연성 제고, 연료의 다

양화에 의한 부가가치 창출, 전력, 에너지 시장 자유화에 대응, 네트워크기술과의

융합을 통한 새로운 비즈니스의 창출, 우수한 종합에너지 이용효율, 청정 신‧재

생에너지 의 전환을 통한 CO2 배출 저감 등 경제적 환경적 편익의 증대가 예상

된다.

6 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

나. 연구의 목적

본 연구는 신·재생에너지전력시장 활성화가 수요확대와 함께 공급조건의 개

선, 즉, 종합적인 접근을 통해서 비로소 효과적으로 이루어질 수 있다는 데에 착

안한다. 수요확대를 위해서는 신·재생에너지전력이라는 상품이 ‘전력’이라는 일

반적 특성과 ‘친환경적’이라는 부가적 특성을 지니고 있음을 주목하여, 전력부문

에 있어 환경친화적 소비의 잠재력을 추정하고 이를 현실화하는 소비확대방안을

제시하고 이러한 정책과 기존의 공급위주의 정책인 발전차액제도나 RPS와 구체

적 연계방안을 도출하도록 하였다. 또한, 공급조건의 개선에서는 특별히 그 동안

문제가 되었던 계통연계 문제에 초점을 맞춰 소규모 분산형 전원으로서 신‧재생

에너지의 특성을 고려하여 전력계통과의 연계기준 및 이와 관련한 기술적 경제

적 문제점들을 분석하여 신‧재생에너지의 보급 활성화를 위한 진입장벽에 대한

대책을 마련하는 것을 목적으로 하였다.

2. 연구의 범위와 방법

가. 연구의 범위

본 연구의 주된 대상은 신·재생에너지에 대한 수요촉진을 통해 신·재생에너지

의 이용을 확대하는 정책 방안과 공급조건의 개선책으로 신‧재생에너지 발전의

계통연계 원활화 방안이다. 우선 제2장에서 신·재생에너지의 개념과 그 환경적,

경제적, 기술적 특성을 알아본다. 제3장에서는 우리나라의 신·재생에너지 이용

현황과 그 보급 확대를 위해 사용되고 있는 현행 정책수단 및 그 효과를 분석한

다. 이 때 신·재생에너지에 대한 ‘수요’를 촉진하기 위한 정책이 부재하고 공급측

면에서도 전력계통망 접속기준이 미비하여 신규발전소 건설에 지장을 주고 있음

을 밝히고 수요촉진정책으로서 녹색가격제도 도입 및 계통연계기준 확립의 필요

제1장 서론 7

성을 제기한다. 제4장에서 녹색가격제도와 계통연계기준과 관련된 해외사례를

검토하고 제5장에서 우리나라 현황 및 여건을 분석한 뒤 제6장에서는 녹색가격

제도의 도입 및 계통연계기준의 확립을 위한 정책방안을 제시한다. 마지막으로

제7장에서 연구결과를 요약한 뒤 향후 연구 과제를 도출한다.

나. 연구의 방법

본 연구는 신·재생에너지 및 이를 이용한 전력생산과 관련된 문헌을 조사하고

분석함으로써 연구의 기초 자료를 수집하고 연구의 방향 및 이론적 체계를 정립

하였다. 또 우리나라 신·재생에너지와 관련된 공무원과 연구소 및 업체담당자들

을 면담하여 자료를 수집하고 정책현안에 대한 의견을 수렴하였다. 본 연구에서

이용한 실증연구방법은 설문조사에 기반한 통계분석이다. 특히 전력소비자가

신·재생에너지의 공급확대를 위해 기존의 전기요금에 추가로 지불할 수 있는 금

액을 계량경제학의 모형을 통해 분석하여 수요확대정책의 기초자료를 획득하고

인구 및 사회통계학적 분석을 통해 소비자를 유형화 하고 수요확대정책의 구체

적인 대상을 확정한다.

8 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

제2장 신·재생에너지의 정의와 특성

1. 신·재생에너지의 정의 및 종류

신·재생에너지는 화석에너지와 원자력에 대한 대체재란 의미로 과거에는 대체

에너지라는 용어가 주로 사용되었다. 그러나 대체에너지는 그 개념이 너무 막연

하여 많은 혼란을 야기해왔다. 외국도 마찬가지로 최근에 들어서야 그 개념을 확

립해가고 있는 실정이다. 일본의 경우 과거에 사용했던 대체에너지의 개념은 석

유의 대체제로 정의하여 왔으나 최근에는 1997년에 발표한 “신 에너지(new

energy) 이용 촉진에 관한 특별조치법”(이하 신 에너지)에서 정의한 신 에너지

개념으로 한정하여 사용하고 있다. 신 에너지1)란 태양열, 태양광, 물의 온도차를

이용한 에너지, 눈과 얼음의 열효율을 이용한 에너지, 바이오매스, 풍력, 폐기물

을 에너지 공급측면에서 정의하고 있고, 에너지 수요측면에서는 청정에너지 자

동차(clean energy vehicles), 천연가스, 연료전지로 한정하고 있다.

유럽은 과거 대체에너지를 신·재생에너지(NRSE: New & Renewable Source

of Energy)로 명명하였으나 최근에는 재생에너지(Renewable Energy)라는 명칭

으로 통일하여 사용하고 있다. 재생에너지2)란 바이오매스, 태양광, 태양열, 소수

력(10㎿ 이하), 파력, 풍력, 지열을 말하고 있다.

미국3)이 사용하는 대체에너지의 개념은 상당히 광의로 해석되고 있는데 주로

재생에너지(Renewable Energy), 대체수송연료(Alternative Transportation fuel),

분산원전력(Distributed Generation), 미래에너지(Future Energy) 등으로 구분하

여 사용하고 있다. 재생에너지란 바이오매스, 태양열, 태양광, 풍력, 지열, 수력,

1) NEDO.2004.NEDO Activities Promote the Introduction of New Energy

2) Europa. http://www.europa.eu.int/scadplus/leg/en/lvb/l27016b.htm

3) http://www.eren.doe.gov.

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 9

수소, 해양에너지를 말하며, 대체수송연료에는 대체연료차량에 이용하는 에너지

로서 에탄올, 바이오디젤, 메탄올, LPG, 압축천연가스(CNG), 전기자동차용 전기,

수소가 포함된다. 분산형전원은 소규모 터빈, 태양열 지붕 태양광, 열병합 발전,

연료전지, 매립지 가스를 일컬으며, 미래에너지에는 수소, 핵융합이 포함된다.

우리나라는 2004년 12월 31일 기존의 “대체에너지개발및이용·보급촉진법”을

“신에너지및재생에너지개발·이용·보급촉진법”으로 개정하여 대체에너지라는 용

어를 신·재생에너지로 공식적으로 대체하였다. 동법 제2조의 1에 따르면 신·재생

에너지는 기존의 화석연료를 변환시켜 이용하거나 햇빛․물․지열․강수․생물

유기체 등을 포함하는 재생가능한 에너지를 변환시켜 이용하는 에너지로서 다음

항목의 어느 하나에 해당하는 것을 말한다.

가. 태양에너지

나. 생물자원을 변환시켜 이용하는 바이오에너지로서 대통령령이 정하는

기준 및 범위에 해당하는 에너지

다. 풍력

라. 수력

마. 연료전지

바. 석탄을 액화․가스화한 에너지 및 중질잔사유를 가스화한 에너지로서

대통령령이 정하는 기준 및 범위에 해당하는 에너지

사. 해양에너지

아. 대통령령이 정하는 기준 및 범위에 해당하는 폐기물에너지

자. 지열에너지

차. 수소에너지

카. 그 밖에 석유․석탄․원자력 또는 천연가스가 아닌 에너지로서 대통

령령이 정하는 에너지

10 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

2. 신․재생에너지의 환경·경제적 특성

가. 에너지원별 직접비용과 외부비용

신·재생에너지의 생산비용이 기존의 화석에너지나 원자력에너지의 생산비용

에 비해 높아 시장경쟁력이 떨어진다는 것은 여러 가지 자료를 통해서 잘 나타난

다. 다음 장에서 살펴볼 신·재생에너지이용촉진을 위한 ‘기준가격제도’는 역설적

으로 신·재생에너지의 “비경쟁력”을 단적으로 보여준다. 기준가격제도는 전력시

장가격이 신·재생에너지전력의 생산비를 보전하고 적절한 이윤을 보장할 수 없

다는 전제하에 초과 생산비를 보전해주는 제도이다. 예를 들어 우리나라에서 시

행되는 ‘발전차액보전제도’에서 제시되는 기준가격과 시장가격의 차이는 이론적

으로 신·재생에너지전력의 추가생산비와 그 크기에서 동일하다.

시장경제체제하에서 신·재생에너지전력과 같은 경쟁력 없는 상품은 시장을 통

해서는 자발적으로 생산되지 않는다. 따라서 신·재생에너지 전력발전은 정부의

인위적인 개입이 필요하고 그 개입은 신·재생에너지전력생산의 긍정적인 외부효

과를 통해 정당화될 수 있다. 외부효과는 특정의 경제주체의 사회, 경제적 활동이

다른 경제주체의 활동에 미치는 영향중 시장을 통해 매개되지 않은 영향을 말한

다. 이 외부효과가 해로운 것일 때 그것의 경제적 가치를 외부비용(external cost)

라고 하고, 혜택이 될 때는 그것의 경제적 가치를 외부편익(external benefits)라

고 한다.

엄밀히 이야기하면 신·재생에너지전력생산 그 자체가 다른 경제주체에게 긍정

적인 (외부)영향을 주는 것은 아니다. 모든 인간의 경제행위와 마찬가지로, 신·재

생에너지를 이용하여 전력을 생산하는 경우도 결국은 자연생태계에 대한 부정적

인 영향을 끼친다. 단, 신·재생에너지를 이용한 발전은 기존의 화석에너지나 원

자력에너지를 이용한 발전보다 적은 외부비용을 초래한다는 점에서 신·재생에너

지전력생산을 위해 국가가 개입하는 것이 정당화된다.

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 11

전력발전에 있어서의 외부비용이란 전력생산비용에 포함되지 않은 건강과 환

경 등에 실질적으로 피해를 입힌 비용을 의미한다. 기존의 화석에너지를 사용하

여 전력을 발전할 때 다양한 오염인자가 발생되게 되며 이러한 오염인자는 건강

악화, 지구온난화, 대기질 감소, 작물생산량 감소, 산성화로 인한 건물부식 같은

부분에 영향을 미쳐 외부비용을 발생하게 만든다.

[그림 2-1] 에너지원별 대기환경 및 온실가스배출 영향

자료: European commission. 2003. "External Costs".

에너지원의 외부비용에 대한 가장 심층적인 연구는 유럽연합에 의해 이루어져

왔다. 위의 그림에 따르면 일반적으로 풍력발전은 고전적 오염인자인 SO, NO,

PM10과 온실가스 방출 면에서 볼 때 가장 친환경적인 에너지임을 알 수 있다. 하

지만 풍력은 경관방해 및 소음발생과 같은 다른 부분에서 외부비용을 고려해야

한다.

12 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

비용 국가 석탄 석유 가스 원자력바이오

매스태양광 풍력

외

부

비

용

오스트리아 - - 11-26 - 24-25 - -

벨기에 37-150 - 11-22 4-4.7 - - -

독일 30-55 51-78 11-23 4.4-7 28-29 1.4-3.3 0.5-0.6

덴마크 35-65 - 15-30 - 12-14 - 0.9-1.6

스페인 48-77 - 11-22 - 29-52 - 1.8-1.9

핀란드 20-44 - - - 8-11 - -

프랑스 69-99 84-109 24-35 2.5 6-7 - -

그리스 46-84 26-48 7-13 - 1-8 - 2.4-2.6

아일랜드 59-84 - - - - - -

이태리 - 34-56 15-27 - - - -

네덜란드 28-42 - -5-19 7.4 4-5 - -

노르웨이 42-67 - 8-19 - 2.4 - 0.5-2.5

포르투갈 42-67 - 8-21 - 14-18 - -

스웨덴 18-42 - - - 2.7-3 - -

영국 42-67 29-47 11-22 2.4-2.7 5.3-5.7 - 1.3-1.5

외부비용

평균(E)40-73 44.8-67.6 11.4-23.3 4.1-4.9 11.4-15 1.4-3.3 1.2-1.8

직접비용(D) 32-50 49-52 26-35 34-59 34-43 512-853 67-72

총비용(E+D) 72-123 93.8-119.6 37.4-58.3 38.1-63.9 45.4-58513.4-

856.368.2-73.8

이러한 에너지원별 외부효과를 유럽연합 가맹국들이 각국의 실정에 맞게 경제

적인 가치로 환산한 것이 아래 표에 있는 수치들이다. 이에 따르면 석유를 사용

하여 전력을 발생할 시 가장 높은 외부비용이 발생하게 되며, 가장 낮은 외부비

용을 가지고 있는 에너지는 태양광이 된다.

유럽연합(EU)국가간의 발전원별 외부비용과 직접비용 비교

(단위: mECU/㎾h)

자료: EC. 1999. ExternE. Externalties of Energy Vol.10.

환경부. 2004.「수요관리에 기반한 지속가능한 에너지 정책연구」

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 13

이 외부비용에 내부비용 즉 직접비용을 더하면 각 에너지원을 이용한 발전의

진정한 경제적 비용을 알 수 있다. 외부비용과 직접비용을 더한 총비용수준에서

각 에너지를 비교하면 석탄이나 석유보다 바이오매스와 풍력이 우위를 나타내게

된다. 태양광은 외부비용면에서 가장 낮은 수치를 나타내지만 높은 직접비용으

로 인해 총비용이 에너지원들 중 가장 높음을 알 수 있다. 비록 현재는 외부비용

을 포함하더라도 비용적인 측면에서 화석에너지나 원자력에너지를 이용한 발전

이 유리하지만, [그림 2-2]에서 나타나듯이 독일의 DLR연구소는 외부비용을 포

함한 총비용은 2030년 이전에 신·재생에너지원발전비용이 화석 및 원자력에너지

발전비용보다 낮아지게 되며, 순순한 직접비용도 2040년 이전에 생산비용의 역

전이 나타난다고 예측하고 있다. 즉 이러한 장기적인 비용함수의 전망에 신·재생

에너지에 대한 기술개발 및 보급․확대정책의 정당성의 궁극적인 근거를 찾을

수 있다.

[그림 2-2] 에너지원별 생산비용추세

자료: Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear

Safety. 2004b. Renewable Energies.

14 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

나. 신·재생에너지발전에 따른 추가비용 추정

이번 절에서는 신·재생에너지발전에 따른 추가비용이 총액으로는 어느 정도의

크기를 가지고 있는지 사례를 통해 계산해본다. 정부는 2011년 전체 발전량 중

7%를 신·재생에너지원을 통해 충당할 것을 계획하고 있다. 아래에서는 이 계획

목표를 달성하기 위하여 추가로 필요한 금액은 얼마이고 재원조달을 위해 전기

요금을 일괄인상할 경우 인상분의 크기를 알아보고자 한다.

우선 「제2차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획(2003~2012)」

에 따르면 2011년 예측소비량은 362,924 GWh이고 이중 7%인 25,354 GWh를 신·

재생에너지원으로 충당하게 되어 있다. 이 중 신·재생에너지별 구성비는 에 나와 있다. 우리나라에서 현재 시행되고 있는 “발전차액보전제도”는 전력

시장가격4)을 초과하는 생산비용을 지원해주고 있다. 에너지원별 생산비용은 기

준가격으로 에 제시되어 있고 이 기준가격에서 전력시장가격을 뺀 금

액이 발전차액보전분이 된다. 이제 에 나와 있는 신·재생에너지원별 목

표발전량을 에너지원별 발전차액으로 곱하면 “제2차 계획”상의 신·재생에너지

공급목표를 달성하기 위하여 필요한 총 발전차액 지원분 1조 2500억원을 얻게

된다.5)6)

이 금액을 2011년 총소비량으로 나누면 3.45원/kWh이고 이 평균가격을 2011

년 가구당 평균전력소비량7) 4,189 KWh에 곱하면 가구당 연간 추가전기요금지

4) 전력시장가격은 전력거래소의 계통한계가격을 의미한다. 자세한 것은 3장 3절 나항 “발전차

액보전제도” 참조.

5) 계산에서 사용된 계통한계가격은 2004년 평균가격인 55.75원/kWh을 사용하였다. 향후 화석

및 원자력에너지원 가격의 상승으로 계통한계가격이 상승하면 발전차액지원분도 하락한다.

6) 발전차액이 지원되지 않는 에너지원의 발전차액은 0으로 간주하여 계산한다. 즉 발전차액이

지원되지 않는 에너지원은 정부의 보조 없이도 시장경쟁력이 있다고 가정한다.

7) 우선 「제2차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획(2003~2012)」이 기반하는

「제1차 전력수급기본계획(2002-2015)」과 「제2차 전력수급기본계획(2004-2017)」상의 2011

년 수요전망치의 차이를 보정하기 위해 2차 계획 상의 분야별(가정, 상업, 산업) 가중치를

이용하여 가정용수요량 74,914 GWh를 71,228GWh로 보정한 뒤 이 수치를 통계청의 2011년

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 15

가정용 상업용 산업용

보정전2)

74,914 121,908 184,881

보정후2)

71,228 115,910 175,785

신·재생에너지발전 추가비용 추정

목적

「제1차전력수급기본계획」상의 목표인 2011년 전체발전량 중 7%를 신·재생에너지

로 달성하기 위해 필요한 추가 비용 총액 및 가구당 평균 분담액 계산

기본데이터

1. 2011년 총 발전량: 362,924 GWh1)

2. 2011년 신·재생에너지 발전량: 25,354 GWh)

3. 2011년 분야별 전력소비량 (단위: GWh)

4. 2011년 가구 수: 17,004,7013)

5. 2011년 가구당 평균 전력사용량: 4,189 kWh/년

6. 2004년 평균 SMP: 55.79원/kWh4)

가정

1. 신·재생에너지원별 비율: 「제2차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급

기본계획」상의 비율 유지

2. 발전차액이 신·재생에너지발전 추가비용에 상응하며 2011년 발전차액과

2004년 발전차액이 동일

계산

1. 총 발전차액=총 추가비용=총 추가재원 계산

출은 14,441원이고 월 전기요금인상분은 1,203원 정도가 된다.

만일 산업계의 국제경쟁력을 이유로 산업용을 제외한 상업용과 가정용 전기요

금만 인상한다면, 이 경우 가구당 월 추가부담은 2,334원이며 가정용 전기요금만

을 인상 할 경우 6,132원으로 상승한다.

추정 가구 수 17,004,701로 나누어 2011년 가구당 평균소비량을 구한다.

16 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

발전량

(GWh)

기준가격

(원/kWh)

발전차액

(기준가격

-SMP)

총발전차액

(단위:백만원)

발전량*발전차액

태양광 1365 716.4 660.61 901,732.7

풍력 5245.7 107.66 51.87 272,094.5

소수력 1785.9 73.69 17.9 31,967.6

igcc 4356 0 0 0

매립지 가스 4313.9 63.5 7.71 33,260.2

연료전지 1710.9 0 0 0

해양 1726 62.81 7.02 12,116.4

대수력 4851 0 0 0

합계 25354.4 745.11 1,251,171.4

전기요금 일괄인상을 통해 추가비용을 보전하는 경우

2-1. 평균추가재원=총 추가재원/총 발전량

=1,251,171백만원/362,924 GWh=3.45원/kWh

3-1. 가구당 부담액=평균추가재원 * 가구당사용량

=3.45원/kWh * 4,189 kWh/년

=14,441원/년 = 1,203원/월

가정용과 상업용 전기가격만 인상하는 경우

2-2. 평균추가재원=총추가재원/(가정용소비량+상업용소비량)

=1,251,171백만원/187,138 GWh=6.69원/kWh

3-2. 가구당 부담액=평균추가재원 * 가구당사용량

=6.69원/kWh * 4,189 kWh/년

=28,007원/년 = 2,334원/월

가정용 전기가격만 인상하는 경우

2-3. 평균추가재원=총추가재원/가정용소비량

=1,251,171백만원/71,228 GWh=17.57원/kWh

3-3. 가구당 부담액=평균추가재원 * 가구당사용량

=17.57원/kWh * 4,189 kWh/년

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 17

=73,583원/년 = 6,132원/월

주 1)「제2차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획」

2)「제2차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획(2003~2012)」이

기반하는 「제1차 전력수급기본계획(2002-2015)」과 「제2차 전력수급기본

계획(2004-2017)」상의 2011년 수요전망치의 차이를 보정하기 위해

「제2차 전력수급기본계획(2004-2017)」의 가정용, 상업용, 산업용 사용량에

0.9508(=1차계획상의 수요량/2차 계획상의 수요량)을 곱하여 보정함

3) 통계청 가구추계

4) 전력거래소 홈페이지

3. 신․재생에너지의 기술·경제적 특성

태양광발전과 풍력발전, 소수력발전 등은 대표적인 신‧재생에너지 발전원으로

서 에너지수용가가 보유 및 운전하는 분산형 전원이다. 최근 들어 이러한 분산형

발전원이 증가일로에 있으며 이러한 경향은 연료전지 등의 새로운 분산형 전원

의 개발이나 에너지공급업자의 규제완화에 의해 더욱 가속화될 것으로 전망된다.

다음에서는 신ㆍ재생에너지의 기술적 특성8)을 중점적으로 살펴보고자 한다.

태양열 이용기술은 태양열의 흡수ㆍ저장ㆍ열변환 등을 통하여 건물의 냉난방

및 급탕 등에 활용하는 기술로 정의된다. 태양열 이용기술은 다음과 같은 장․단

점을 가지고 있다. 우선 장점으로는 무공해 및 무제한의 청정에너지원이라는 사

실 및 기존의 화석에너지에 비해 지역적 편중이 적다는 사실 또한 다양한 적용

및 이용성이 가능하다는 사실, 그리고 저가의 유지보수비가 든다는 것이다. 반면

단점으로는 밀도가 낮고 간헐적이라는 사실과 초기설치비용이 다소 많이 든다는

사실 그리고 봄, 여름은 일사량조건이 좋으나 겨울철에는 조건이 불리하다는 사

실들이 있다.

미국에서는 태양열발전 기술을 저가화하여 2020년경에는 발전단가를 5

8) 에너지관리공단 발간(2004) 대체에너지원별 기술자료를 참조.

18 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

구분 1997 2010 2020

태양열발전보급 (㎿) 365 5,000 20,000

태양열발전단가 (￠/kWh) 17 - 5

태양열 발전단가 전망

￠/kWh로 하여 20백만㎿ 보급을 추진하고 있다.

태양광 발전은 태양광을 직접 전기에너지로 변환시키는 기술로서 햇빛을 받으

면 광전효과에 의해 전기를 발생하는 태양전지를 이용한 발전방식을 의미한다.

태양광 발전시스템은 태양전지로 구성된 모듈과 축전지 및 전력변환장치로 구성

된다. 이 발전시스템의 장점은 에너지원이 청정ㆍ무제한이라는 점과 필요한 장

소에서 필요량의 발전이 가능하다는 점, 그리고 유지보수가 용이하여 무인화 등

이 가능하다는 것과 20년 이상의 수명이 길다는 사실 등이 있다. 반면 단점으로

는 전력생산량이 지역별 일사량에 의존하는 점과 에너지밀도가 낮아 큰 설치면

적을 필요로 한다는 점과 설치장소가 한정적이어서 시스템비용이 고가라는 점

그리고 초기 투자비와 발전단가가 높다는 점을 들 수 있다.

풍력기술은 바람의 힘을 회전력으로 전환시켜 발생되는 유도전기를 전력계통

이나 수요자에게 공급하는 기술이다. 이 기술은 운전방식에 따라 기어형(geared)

과 기어리스형(gearless)으로 구분된다. 기어형은 대부분의 정속운전 유동형 발전

기기를 사용하는 풍력발전 시스템에 해당되며 유도형 발전기기의 높은 정격회전

수에 맞추기 위해 회전자의 회전속도를 증속하는 기어장치가 장착되어 있는 형

태이다. 이 유형의 장점으로는 (1)저렴한 제작비용으로 고신뢰도의 동력전달계

구성이 가능하다는 점, (2)장기간의 기술적 노하우와 경험을 바탕으로 신뢰도가

매우 높다는 점, (3)보편적 요소기술로서 어느 지역에서도 설계제작이 가능한 보

편기술이라는 점, (4)유지보수가 용이하며 부분품의 교체로서 쉽게 성능유지가

가능하다는 점, (5)계통연계가 간편하고 용이한 기술적 특성을 가지고 있다는 점

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 19

들이 있다. 반면 단점으로는 (1)증속기어의 기계적 마모나 이에 따른 유지관리상

의 문제가 야기될 수 있다는 점, (2)기계적 소음발생의 원인 및 고장 발생의 주요

원인이 될 수 있다는 점, (3)통상 전체 시스템의 운전수명인 20년보다 짧은 8~10

년 이내의 운전수명을 지님으로서 유지관리비용의 상승을 초래할 수 있다는 점,

(4)저출력 시 추가적인 보상회로에 의한 역률개선이 필요하게 된다는 점들이 있다.

기어리스형은 대부분의 가변속 운전동기형 발전기기를 사용하는 풍력발전 시

스템에 해당되며 다극형 동기발전기를 사용하여 증속기어 장치가 없이 회전자와

발전기가 직결되는 직구동(direct-drive) 형태이다. 이 유형의 장점으로는 (1)증속

기어장치 등 많은 기계부품을 제거할 수 있다는 점, (2)넛셀(nacelle) 구조가 매우

간단 단순해져 유지보수상의 간편성이 증대된다는 점, (3)증속기어의 제거로 기

계적 소음의 획기적 저감이 가능하다는 점, (4)역률제어가 가능하여 출력에 무관

하게 고역률 실현이 가능하다는 점들이 있다. 반면 단점으로는 (1)매우 크고 무겁

고 제작비용이 많이 소요되는 다극형 링발전기가 필요하다는 점, (2)중량이 큰 발

전기를 외팔보형태로 지지해야 하는 구조적 문제가 있다는 점, (3)장기적 입장에

서 인버터 등 전력기기의 신뢰도에 대한 검증이 되지 않았다는 점, (4)인버터 전

력기기의 계통병입으로 고조파 등을 발생할 가능성이 있다는 점들이 있다.

풍력발전 전력단가의 추이는 [그림 2-3]에 나타나 있다.

20 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

[그림 2-3] 풍력발전 전력단가 추이

출처 : Wind Force 12, European Wind Energy Association, GREENPEACE

연료전지란 연료의 산화에 의해서 생기는 화학에너지를 직접 전기에너지로 변

환시키는 전지를 말한다. 연료전지 기술은 다음과 같은 특징들이 있다. 첫째, 발

전효율이 40～60 % 수준이며, 열병합발전시 80% 이상 가능하다는 것이다. 둘째,

천연가스, 메탄올, 석탄가스 등 다양한 연료사용이 가능하다는 것이다. 셋째는 환

경공해의 감소로서 즉, 배기가스 중 NOx, SOx 및 분진이 거의 없으며, CO2 발생

량에 있어서도 미분탄 화력발전에 비하여 20～40% 감소하다는 것이다. 넷째, 회

전부위가 없어 소음이 없으며, 기존 화력발전과 같은 다량의 냉각수가 불필요하

다는 사실이다. 또한, 도심부근에 설치가 가능하여 송배전시의 설비 및 전력 손실

이 적다는 사실이다. 마지막으로는 부하변동에 따라 신속히 반응하며, 설치형태

에 따라서 현지 설치용, 분산배치 형, 중앙 집중 형 등의 다양한 용도에서 사용이

가능하다는 점이다.

바이오에너지는 태양에너지를 이용한 광합성 과정을 통하여 모든 식물과 미생

물이 생성되며 이를 먹고 동물체가 만들어진다. 이와 같은 자연계 순환 전 과정

에서 생성된 유기성 생물체를 통틀어 바이오매스(Biomass)라고 하며 이러한 바

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 21

대분류 중분류 생산에너지형태

액체연료

생산기술

생물학적 연료용알콜 생산기술 Ethanol (자동차연료)

생물학적 메탄 생산기술 바이오디젤 (자동차연료)

기타 열ㆍ화학적 전환기술ETBE, Methanol 등

(자동차연료, 화학연료)

가스연료

생산기술

생물학적 메탄 생산기술 Ethanol, LFG (전기, 열 에너지원 이용)

생물학적 바이오수소 생산 바이오 수소 (전기, 화학 연료)

기타 열ㆍ화학적 전환기술각종 가연성 가스

(전기, 열 에너지원 이용)

고체연료

생산기술기계적 변환기술

대체탄, 우드칩, RDF 등

(전기, 열에너지원)

전기ㆍ열

생산기술가스화복합발전, 직접소각 전기, 열, 스팀 등

바이오매스

생산기술

에너지 작물

생산ㆍ가공기술

에너지 작물,

균체생산ㆍ육종,

수집ㆍ가공기술

생ㆍ화학적 CO2

고정화기술각종 Chemical Feed Stock

바이오에너지 기술 분류

이오매스를 직접 또는 생․화학적, 물리적 변환과정을 통해 액체, 가스, 고체연료

나 전기․열에너지 형태로 이용하는 것을 바이오에너지(Bioenergy)라고 한다. 바

이오에너지의 기술 분류는 과 같다.

폐기물에너지는 사업장 또는 가정에서 발생되는 가연성 폐기물 중 에너지 함

량이 높은 폐기물을 열분해에 의한 오일화기술, 성형고체연료의 제조기술, 가스

화에 의한 가연성가스 제조기술 및 소각에 의한 열회수기술 등의 가공․처리방

법을 통해 고체연료, 액체연료, 가스연료, 폐열 등을 생산하고, 이를 산업생산활

동에 필요한 에너지로 이용될 수 있도록 한 재생에너지를 의미한다.

22 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

폐기물에너지의 특징은 다음과 같다. 첫째, 비교적 단기간 내에 상용화가 가능

하다는 것으로서 기술개발을 통한 상용화 기반의 조성과 타 대체에너지에 비해

높은 경제성과 조기보급이 가능하다는 것이다. 둘째, 폐기물의 청정처리 및 자원

으로의 재활용 효과가 지대하다는 사실이다. 즉, 폐기물 자원에 대한 적극적인

에너지자원으로의 활용이 가능하고 인류 생존권을 위협하는 폐기물 환경문제의

해소 그리고 지방자치단체 및 산업체의 폐기물 처리 문제 해소가 가능하다는 것

이다.

가스화 복합발전기술(Integrated Gasification Combined Cycle)은 석탄, 중질

잔사유 등의 저급원료를 고온, 고압 하에서 가스 화시켜 일산화탄소(CO)와 수소

(H2)가 주성분인 가스를 제조하여 정제한 후 가스터빈 및 증기터빈을 구동하는

새로운 발전기술이다. 가스화 복합발전기술(IGCC)의 특징은 다음과 같은 장․단

점을 지닌다. 우선 장점으로는 첫째, 발전효율이 높다(40～60%)는 점, 둘째, SOX

90% 이상, NOX 75% 이상, CO2 25%까지 저감 가능한 고청정 환경성을 보인다는

점, 셋째, 저급연료(석탄, 중질잔사유, 폐기물 등)를 고부가가치의 에너지 화한다

는 점이다. 반면 단점으로는 초기투자비가 높고, 시스템 비용이 고가라는 점과

가스화 공정 시스템설비의 복잡성 그리고 대형 장치산업으로 일부 대기업 중심

의 기술개발이 이루어진다는 것이다.

수소에너지의 특성으로는 수소는 무한정인 물 또는 유기물질을 원료로 하여

제조할 수 있으며, 사용 후에 다시 물로 재순환 된다. 따라서 자원 고갈의 우려가

없으므로 화석연료 자원이 빈약한 국가에 적합한 에너지원이라고 할 수 있다. 수

소는 물의 전기분해로 가장 쉽게 제조할 수 있으나 입력에너지(전기에너지)에 비

해 수소에너지가 경제성이 너무 낮아 대체전원 또는 촉매를 이용한 제조기술 연

구를 추진하고 있다. 수소는 가스나 액체로서 쉽게 수송할 수 있으며 고압가스,

액체수소, 금속수소화물 등의 다양한 형태로 저장이 용이하다는 특성을 지니고

있다. 또한 현재 수소는 기체로 저장하고 있으나 단위 부피당 수소저장밀도가 너

무 낮아 경제성과 안정성이 부족하여 액체 및 고체저장법의 연구를 추진 중에

제2장 신재생에너지의 정의와 특성 23

있다. 수소는 연료로 사용할 경우에 연소시 극소량의 NOx를 제외하고는 공해물

질이 생성되지 않아 환경오염 우려를 최소화(단위에너지 제품기준으로 석탄의

이산화탄소 배출량을 100으로 할 때 석유와 천연가스는 각각 80 및 60의 이산화

탄소를 배출하나 수소는 이산화탄소를 전혀 배출하지 않음)할 수 있다. 수소는

산업용의 기초 소재로부터 일반 연료, 수소자동차, 수소비행기, 연료전지 등 현재

의 에너지시스템에서 사용되는 거의 모든 분야에 이용이 가능하다. 수소는 물전

해시 순수(純水)사용과 전기요금, 부생가스의 고순도 제조시 장치비 등으로 가격

이 고가여서 특수분야인 고온 용접기, 반도체분야에 이용되나 화석연료에 비해

경제성이 확보되면 일반연료, 동력원 등으로 사용이 가능한 특성을 지니고 있다.

24 신·재생에너지 전력시장 활성화 방안

제3장 신·재생에너지 보급 현황 및 정책 수단

1. 신·재생에너지 보급 현황

가. 1차 에너지소비와 신·재�