전력수급기본계획의 사전평가

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. 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. 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. 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. 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. 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.