에너지 포커스 2016 가을호

2DS의 경우 건물에너지 효율향상 정책으로 건물 최종에너지 수요가 2013년을 조금 넘는 수준으로 제한된다.(5% 증가) 난방과 냉방 수요는 6DS 대비 40% 감소하고 조명과 기기 에너지소비는 35% 감소한다. 취사 에너지수요는 15% 감소하고 급탕과 기타 설비는 25% 감소한다. 2050년 건물부문의 석탄과 석유의 사용은 2013년 대비 75% 감소한다. 천연가스 소비는 15% 감소하는데 2050년 6DS 수준과 비교하면 40% 감소한다. 전력수요는 6DS와 비교해 2050년 33% 감소하는데 창호, 문, 지붕, 벽 등 건물 외피의 효율 정책의 결과이다. 태양열 사용 특히 급탕의 경우에는 2DS에서 2013년 대비 850% 증가하는 것으로 나타났고 바이오매스의 경우 개발도상국에서 전기에 대한 접근성과 소득 증대로 인해 줄어드는 것으로 나타났다. 중국은 2012년 이후 설치된 발전설비량이 가장 큰 국가로 2014년에 1,245GW로 세계 용량의 21%를 차지해 미국(20%) 보다 더 큰 수치를 나타냈다. 중국과 미국은 발전소의 수명구조가 다른데, 중국의 경우 전체의 70%, 865GW가 지난 수십년 이내에 건설된 것이고 미국은 절반정도인 580GW가 30년 이상 된 것이다. 급격한 경제성장과 전력수요 증가로 인해 아시아와 중동에서도 지난 10년간 발전설비가 증가하고 있다. 세계 신규 설비 증가량을 보면 중국이 40% 이상을 차지하고 있는데 주로 석탄발전소이고 EU와 미국은 10% 정도를 차지하고 있는데 주로 가스화력이나 재생 플랜트로 구성되어 있다. 발전부문의 탈탄소화를 위한 전략은 발전소의 노후화 정도에 따라 국가별로 다르게 나타난다. 미국이나 EU와 같은 국가들은 수요 성장이 제한적이고 설비가 노후화되어 점진적으로 다양한 재생에너지원으로 이동하고 있다. 그러나 아시아나 중동 등 개도국에서는 전력에 대한 수요 증가에 대응하면서 인프라 확대에 따른 기술적 문제, 파이낸싱, 숙련된 인력의 확보와 같은 문제들을 해결하는 것이 필요하다. 신규로 화석연료 기반의 발전플랜트가 보급되는 경우라면 기존 인프라에 대한 고착(lock-in) 효과 없이 저탄소 기술이 보급되는 기회가 될 수 있다. 다양한 재생에너지원으로부터 발전량이 증가할수록 전력시스템의 유동성에 대한 요구도 증가할 전망이다. 2DS의 경우 가스화력설비의 부하시간이 2013년 3,300시간에서 2040년 1,250시간으로 절반 이상이 되고 세계 저장용량도 양수발전을 중심으로 2050년까지 560GW로 세 배 이상 증가될 전망이다. 가스발전소는 다양한 에너지원간 균형을 맞추는 역할을 하고 저장기술은 초과 공급량을 수요가 높은 시간에 활용할 수 있게 한다. 수요반응(demand response, DR)은 전력수요를 잉여(surplus) 전력 공급시간으로 이동시키는 기술로써 이미 산업 및 건물부문에서 수요반응을 통한 유동성 확보의 기회가 제공되고 있는데 이는 스마트미터와 같은 전력서비스의 스마트한 컨트롤 및 운영을 전제로 한다. 2DS에서는 2050년 5억대 가량의 전기차에 대한 스마트충전이 가능해지면서 관련 연간 전력수요를 450TWh 정도로 예상하고 있다. 국내 발전시장은 일간 예측수요에 기반을 두고 운영된다. 전력거래소는 거래 전일 운영발전계획을 수립하여 공지하고 거래 당일 급전자동화시스템(EMS)을 통해 수집된 5분 단위 데이터를 기반으로 급전지시를 내린다. 5분 단위 급전지시의 주요 대상은 첨두부하용인 LNG 발전소인데 천연가스의 특성상 발전요청에 즉각적으로 대응하기 위해서는 충분한 공급기반(저장 및 배관 등) 시설과 물량을 확보하고 있어야 한다. 이는 천연가스의 경우 물리성상 전력에 비해 이동속도가 빠르지 못하고 우리나라의 경우 천연가스 전량이 LNG 형태로 보급되기 때문에, 필요량을 미리 예측하여 저장시설에 보관해 두어야하며 실시간 수급변동에 따라 때때로 배관내 재고를 활용해야 하는 경우도 발생한다. 다시 말해 가스시설 운영자 입장에서는 분단 위의 급전지시에 대응하기 위한 수단을 고려해 두어야 한다. 먼저 예측수요량이 실제 수요량보다 적은 경우에는 더 큰 비용부담이 발생하게 된다. 근본적으로 천연가스의 물리적 특성상 액화 및 운송·저장에는 상당한 비용이 발생하며, 잉여 물량 발생시 TOP(Take or Pay)로 인한 손실은 예측할 수 없을 만큼 커질 수 있다. 더욱이 천연가스 직수입 발전사의 경우 자체 배관시설 및 저장시설을 확보해야 하며, 이러한 시설투자는 중장기적인 설비 가동률 등을 감안하여 결정하게 되는데 과도한 수요 예측으로 인한 인프라 확충은 직수입사에게 이중고로 작용할 수 있다. 반면 예측수요량보다 실제 수요량이 큰 경우 현재와 같이 시장 내 공급여력 확대로 인한 현물가격의 하락은 기존 장기계약 대비 저가 현물 충당을 통한 수익 확보의 기회로 인식될 수 있으나 단기 도입계약 및 현물 계약의 경우 도입 조건이 불안정하여 안정적 수급 측면에서 현물비중의 증가는 바람직하지 못하다. 현물 구입 시에도 변동성에 대비한 카고 단위의 소량 구매 또는 회사간 공동구매 방식은 제한적일 수밖에 없으며 좋은 가격조건을 찾기도 어려울 수 있다. 송전요금제도는 도매시장에서 송전혼잡과 송전손실을 반영하여 모선별 전력가격 차이로 비용을 회수하는 지역별 한계가격제도와 송전망이용 정도에 따라 차등적으로 이용요금을 부과하는 송전망이용요금 차등제가 대표적이다. 국내 전력시장은 도매시장에서 송전손실과 송전혼잡이 반영되어 운영되고 있지만 소매요금으로는 연결되지 않고 있다. 전력판매자는 한전이 유일하고 유일전력판매사업자인 한전은 송·배전 사업도 함께 운영하고 있으며 송전손실, 송전혼잡 등 송전망 이용에 따라 발생하는 모든 비용을 사실상 모든 소비자에게 사용량에 비례하여 균등하게 배분하고 있는 상황이다. 또한 국내 전력거래는 강제적으로 도매시장을 통해서만 이루어질 수 있지만 유일판매사업자에 의해 전력 구매가 이루어지고 주요발전사업자인 발전공기업도 유일판매사업자의 자회사인 국내 전력산업의 현실을 비춰볼 때 사실상 도매시장을 통하지 않고 발전사업자와 판매사업자 간의 쌍무계약과 매우 흡사한 형태로 간주할 수 있을 것이다. 현재 우리나라 송전요금은 지역별로 차등화된 요금 체계를 가지고 있다. 송전요금은 기본요금과 사용요금으로 구성되어 있으며 각각에 대해 다시 수요고객과 발전고객을 대상으로 구분하여 총 4가지 형태로 설계되어 있다. 기본요금은 최대부하(kW) 및 계약전력(kW)을 기준으로 부과되고 있어 설비용량에 대한 비용회수를 목적으로 하고 있으며, 사용요금은 거래전력량(kWh) 및 사용전력량(kWh)을 기준으로 산정되어 송전망 사용에 대한 요금 부과를 목적으로 하고 있다. 또한 사용 요금의 경우 수요고객은 지역별(수도권, 비수도권, 제주권)로 3개의 단가를, 발전고객은 지역별(수도권북부, 수도권남부, 비수도권, 제주권)로 4개의 단가를 적용하도록 하여 지역별로 차등된 요금제를 적용하도록 하고 있다. 특히 송전이용요금을 통한 지역별 차등요금 부과는 발전사업자의 신규발전설비 건설 입지선정과 관련된 의사결정에 필요한 가격신호를 제공하는 역할을 하게 된다. 하지만 실제 우리나라는 송전요금을 지역별로 차등해서 부과하지 않고 있는데, 이는 발전소 건설이 용이한 지역에 발전소를 건설하도록 하여 송전설비 건설의 필요성이 더욱 높아지는 원인이 될 수 있다.