가. 미래의 불확실성과 전력수요 예측의 오차

현재 전력수급기본계획은 전문기관인 한국전력거래소가 ① 15년에 걸친 중장기 전력수요와 최대전력을 예측하고 ② 수요예측에 따라 사회적 비용이 최소화되는 적정 발전 설비규모와 적정 전원구성을 전산모형을 통해 도출하여 기준 설비계획을 수립한 후에 ③ 발전사업자의 건설의향, 폐지의향 조사와 지역별⋅전원별 건설의향 평가를 기준계획에 반영하여 발전 및 계통 설비계획을 수립하는 절차로 이루어진다. 이때 수요예측의 과정은 경제성장, 산업구조 전망, 전기요금, 가구 수, 가전기기, 업종별 부가가치 등 수요예측 전제 설정 → 수요관리 전 전력수요량 및 최대수요 예측 → 부하관리, 효율 향상 등을 감안한 수요관리 목표량 설정 → 수요관리 후 전력수요량 및 최대수요 예측의 순서로 이루어진다. 수요관리 전 수요는 수요예측모형을 통해 도출되며, 실적연도까지만 수요관리를 시행하고 향후 추가적인 수요관리가 없었을 때의 수요 전망을 의미한다. 수요관리 후 수요는 수요관리 전 수요에서 전력기금을 통한 수요관리사업8의 효과를 차감한 전력수요로서, 대외적으로 발표하는 전력수급기본계획의 수요 전망이다. 최대전력은 예측된 전력수요량에 계절요인, 기상, 전력수요량에 대한 최대전력 탄력성 변화 등을 반영하여 예측된다. 2008년 제4차 전력수급기본계획을 수립하는 과정에서는 동년 8월에 수립된 제1차 국기본상의 목표수요를 반영하기 위해, 위에서 설명한 방식에 의해 도출된 수요관리 후 수요(‘기준수요’) 외에 기준수요에 전기요금체계의 합리화와 에너지이용합리 화계획상의 에너지사용 효율개선효과를 감안한 ‘목표수요’를 전망하기도 하였다.

전력수급기본계획에서는 예측된 수요관리 후 수요에 기초하여 발전설비계획이 수립되는데, 수요 예측값과 실적값 사이에 오차가 발생하는 경우에는 그 성격상 건설기간이 짧은 LNG복합발전설비를 통해 오차에 대응하는 것이 일반적이다. 따라서 오차가 크게 발생하면, 적정 전원구성에서 벗어나 LNG복합발전으로 사후적으로 편의(bias)가 발생하여 전력공급비용이 상승하게 된다.

<Table 1>은 1995년 한전이 수립하였던 제3차 장기전력수급계획부터 2008년 제4차 전력수급기본계획까지 수요관리 후 최대전력 예측값과 실적값 사이의 오차를 정리하고 있다. 제3차 장기전력수급계획을 제외한 나머지 계획들은 대부분 수요관리 후 전력수요(최대전력)를 과소 예측하였으며, 예측기간이 단기에서 중기, 장기로 길어짐에 따라 오차의 규모가 크게 확대됨을 알 수 있다. 예를 들어 제5차 장기전력수급계획의 경우 일관되게 전력수요를 과소 예측하였으며, 장기 예측에 해당하는 2007~09년간에는 실적값과의 차이가 평균 10.4%에 달하고 있다. 이와 같이 수요관리 후 최대전력의 예측값과 실적값 사이에 오차가 발생하는 이유는 무엇보다도 수요 전망 시 존재하는 미래의 불확실성에 기인하며, 그러한 가운데서도 대부분 과소 예측으로의 편의가 발생하는 주된 이유는 수요관리 후 전력수요를 예측함에 있어 수요관리량의 이중차감 문제가 존재하기 때문이다.

<Table 1>

(Peak) Demand Forecast Error of Each Demand-Supply Plan

Note: Short-term: 1~3 years, Mid-term: 4~7 years, Long-term: more than 8 years.

Source: KEPCO, The Plan on Long-Term Electricity Demand and Supply, Ministry of Knowledge Economy, The Basic Plan on Electricity Demand and Supply

앞서 언급한 바와 같이, 수요관리 전 수요는 과거의 전력수요 실적을 이용하여 추정된다. 그런데 과거의 전력수요 실적에는 수요관리 실적이 포함되어 있다. 따라서 과거의 전력수요 실적을 이용하여 수요관리 전 수요를 추정한다 함은 과거의 전력수요 실적에 포함된 수요관리 순증분이 미래에도 그대로 유지될 것이라는 점을 내포하므로, 이미 수요관리 전 수요에 수요관리효과가 반영되게 된다. 수요관리 후 수요는 이와 같이 추정된 수요관리 전 수요에서 한전이 추정한 미래 수요관리량을 차감하여 추정하게 되는데, 만약 한전이 추정한 미래 수요관리량이 수요관리 전 수요에 내포되어 있는 수요관리량과 일부라도 중복되는 경우에는 이중차감의 문제가 발생한다. 한전이 수행하는 수요관리사업은 한 번 자금을 투입하면 수요관리효과가 지속적으로 발생하는 효율제고사업과 지속적으로 자금을 투입해야만 수요관리효과가 지속되는 부하관리사업이 혼재되어 있다. 따라서 한전이 추정한 미래 수요관리량과 수요관리 전 수요에 내포되어 있는 수요관리량 사이의 중복을 피하기 위해서는 과거 수요관리량 실적치와 미래 수요관리량 예측치를 효율제고사업으로 인한 부분과 부하관리사업으로 인한 부분으로 나누어 산정해야 한다. 그러나 현재 이러한 작업은 이루어지지 않고 있으며, 이에 따라 수요관리 후 수요 추정은 이중차감의 문제에 노출될 수밖에 없고 전력수요의 구조적인 과소 추정 문제가 발생하게 된다.

이중차감의 문제에 의해 전력수요가 구조적으로 과소 추정되는 경향이 있다는 사실은 수요관리 전후의 수요예측 오차율을 비교한 <Table 2>에서 뚜렷이 나타난다. <Table 2>를 보면 제3차 장기전력수급계획과 제4차 전력수급기본계획을 제외한 대부분의 수급계획에서 수요관리 후 수요의 예측 오차율이 수요관리 전 수요의 예측 오차율에 비해 상당히 크며 장기로 갈수록 오차율의 격차가 확대됨을 알 수 있다. 이는 수요관리량의 실적치에 비해 예측치가 과다하게 책정되었다는 것을 의미한다. 이러한 수요관리량 예측치의 과다 책정은 주로 이중차감의 문제로 인해 발생한다. 이와 같이 이중차감의 문제는 수요관리량 예측치의 과다 책정을 통해 수요관리 후 전력수요가 과소하게 추정되는 구조적인 원인으로 작용한다.9

<Table 2>

Comparison of (Peak) Demand Forecast Error of Each Demand-Supply Plan Before and After Demand Side Management

Note: Short-term: 1~3 years, Mid-term: 4~7 years, Long-term: more than 8 years.

Source: KEPCO, The Plan on Long-Term Electricity Demand and Supply, Ministry of Knowledge Economy, The Basic Plan on Electricity Demand and Supply.

나. 전력수요 예측 오차와 사회적 비용

사후적으로 발생하는 전력수요의 예측 오차는 최적 전원구성으로부터의 이탈을 초래하며, 이는 전력공급비용의 증가를 의미한다. 아래에서는 전력수요의 예측 오차로 인한 사회적 비용으로서 전력공급비용의 증가분을 추정하고자 한다. 분석의 전제는 다음과 같다.10

이상의 전제하에 장기 전력수요 예측의 오차율 실적(7.3%)과 제3차 및 제4차 전력수급기본계획의 2020년 예측 차이(약 13%)를 감안하여, 7%와 15% 과소 예측의 두 가지 시나리오를 설정하여 전력공급비용 증가분을 추정하였다.

먼저 제4차 전력수급기본계획 수립 시 이용된 전원별 비용 자료는 <Table 3>과 같다. 이를 이용하여 연간 8,760시간을 대상으로 전원별 이용률에 따른 총비용(천원/kW-연)을 비교하면 LNG복합발전의 경제적 이용률 분기점은 약 10%임을 알 수 있다(Figure 2의 상단 참조). 이에 따라 LNG복합발전의 경제적 운전구간과 부하지속곡선의 교차점을 구하면,16 2020년 최대전력 예측치 81,151MW에 대한 최적 LNG복합발전설비 규모는 10,442MW로 산정되고, 석탄화력발전설비와 원자력발전설비는 각각 39,193MW와 31,516MW를 차지하게 된다.

<Table 3>

Generation Cost Structure by Fuel Type (based on the 4th Basic Plan)

Note: Fixed cost was calculated assuming that total construction costs are withdrawn equally every year.

[Figure 2]

Deviation from Optimal Generation Mix Due to Demand forecast Error(7%)

이제 2020년 최대전력 실적치가 예측치보다 7%(5,680MW) 증가한 86,831MW로 실현되는 경우를 상정하자. 이러한 예측 오차에 사후적으로 대응하기 위해서는 5,680MW의 LNG복합발전이 추가로 확충되어야 하므로 LNG복합발전설비는 16,122MW가 된다. 만약 2020년 최대전력이 사전에 86,831MW로 예측되었더라면, 최적 전원구성에서 LNG복합발전설비의 규모는 11,046MW로서 최대전력 예측치가 81,151MW일 경우보다 604MW 증가하는 데에 그치며, 5,680MW에서 604MW를 제외한 나머지 5,076MW는 석탄화력발전설비로 확충되었을 것이다.

이와 같이 7%의 전력수요 예측 오차가 발생하는 경우 사후적으로 5,076MW만큼 LNG복합발전설비가 석탄화력발전설비를 대체하게 되고, 부족한 석탄화력발전설비를 대신하여 LNG복합발전설비가 경제적 운전구간을 벗어나 발전을 하게 됨에 따라 전력공급비용이 증가하게 된다. <Table 4>는 7%의 전력수요 예측 오차에 따른 적정 전원구성과 전원별 최적 발전량으로부터의 이탈, 그리고 이에 따른 연간 전력공급비용의 변화를 정리하고 있다. 7%의 전력수요 예측 오차가 발생하여 이를 LNG복합발전설비로 대응하는 경우 8,657GWh의 발전량이 석탄화력발전에서 LNG복합발전으로 대체되고 이에 따라 연간 발전비용은 약 2,855억원(1.22%) 증가한다.17

<Table 4>

Increase of Annual Generation Cost Due to Demand Forecast Error(7%)

Note: In the annual generation cost, the fixed cost of each energy resource was calculated by multiplying the annual cost of each energy resource of <Table 3> by the amount of capacity. The variable cost was calculated by multiplying the variable cost of each energy resource of <Table 3> by the amount of power generation.

2020년 최대전력 실적치가 예측치보다 15% 증가하는 경우도 위와 동일한 방식으로 연간 발전비용의 증가분을 산정할 수 있다. 15%의 전력수요 예측 오차가 발생하는 경우 사후적으로 10,742MW가 석탄화력발전설비에서 LNG복합발전설비로 대체되고 29,230GWh의 발전량이 석탄화력발전에서 LNG복합발전으로 대체된다. 이에 따라 연간 발전비용은 약 1조 2,160억원(4.82%) 증가하는 것으로 산정되었다.

<Table 5>

Increase of Annual Generation Cost Due to Demand Forecast Error(15%)

Note: In the annual generation cost, the fixed cost of each energy resource was calculated by multiplying the annual cost of each energy resource of <Table 3> by the amount of capacity. The variable cost was calculated by multiplying the variable cost of each energy resource of <Table 3> by the amount of power generation.

가. 정합성 확보 노력

2008년에 수립된 제1차 국가에너지기본계획에서는 미래 전력수요를 ‘기준수요’와 ‘목표수요’로 나누어 전망하였다. 기준수요는 BAU를 가정한 에너지 수요 전망으로서, 전력산업기반기금을 통한 수요관리사업도 기존 제도의 효과로 간주한다는 점에서 전력수급기본계획의 수요관리 후 수요와 유사한 개념이다. 반면, 목표수요는 2030년까지 에너지 원단위 목표 등 정책목표⋅비전을 달성할 것을 가정하여 전망한 전력수요이다.

2008년 제4차 전력수급기본계획을 확정⋅공고하기 이전 전력수급기본계획(안)의 수요관리 후 수요 전망은 국기본 기준수요와 2020년 기준 0.2%의 편차가 존재하며, 국기본 목표수요와는 8.5%의 편차가 존재하였다(Table 10 참조).

<Table 10>

Power Demand Forecast of the 4th Basic Plan on Electricity Demand and Supply and National Energy Basic Plan

Source : Korea Power Exchange (2008), The 4th Basic Plan of Electricity Demand and Supply(draft); National Energy Council(2008), The 1st National Energy Basic Plan.

상위계획인 국기본과 전력수급기본계획 간의 정합성을 유지하기 위해 국기본 목표안과의 전력소비량 편차를 모두 조정하는 경우, 전력소비량 1% 하락 시 최대전력이 약 100만kW 하락함을 감안하면, 최대전력은 약 850만kW 감소한다. 그런데 하향 조정된 최대전력에 맞춰 발전 설비계획을 다시 수립하는 경우에는 전력수급에 차질이 발생할 수 있다. 반면, 전력수급기본계획(안)의 발전설비계획을 유지하는 경우에는, 국기본의 목표수요가 실현되는 경우에 설비예비율이 현행보다 크게 상승하게 되므로 과잉설비라는 비판이 제기될 수 있다.

최종적으로 제4차 전력수급기본계획에서 국기본과의 수요 편차를 조정한 방식은 다음과 같다. 발전 및 계통 설비계획에서는 공급신뢰도 기준하의 비용 최소화 기준에 의해 도출되는 적정 설비용량 외에 과거 LNG 발전소 건설 취소 및 준공 지연 등으로 인한 준공이행률을 감안하여 추가 설비용량을 도출하고 적정 설비용량과 추가 설비용량을 더하여 필요 설비용량을 도출한다. 이때 목표수요에 의해 도출된 필요설비용량은 확정 설비로 발전설비계획에 반영하고 목표수요와 기준수요(한국전력거래소가 자체적으로 예측한 수요관리 후 수요) 적용 시 설비계획 간 용량 차이는 전력수요 변동 등에 대비하여 공급안정성 확보를 위한 불확실 대응설비로 반영하되, 불확실 대응설비에 대해서는 수급여건을 고려하여 발전사업의 허가 여부를 결정하고 준공시기를 조정한다(Figure 4 참조).

[Figure 4]

Overview of Generation Capacity Expansion Plan of the 4th Basic Plan on Electricity Demand and Supply

Note : A, B, C refer to capacity needs, adequate capacity, and reserve capacity, respectively.

Source : Ministry of Knowledge Economy(2008), The 4th Basic Plan on Electricity Demand and Supply.

나. 정합성 확보 노력에 따른 사회적 비용20

제4차 전력수급기본계획의 수립 당시 한국전력거래소는 제1차 국기본과의 정합성을 확보하면서 공급의 안정성을 담보하기 위해, 국기본의 목표수요에 의해 도출된 필요설비용량만을 확정설비로 하고 목표수요와 기준수요에 대응하는 전원별 설비용량 차이는 불확실 대응설비로 분류하였다. 불확실 대응설비는 그 성격상 건설기간이 짧은 LNG복합발전설비여야 하지만, 목표수요와 기준수요 간 차이가 클 경우에는 석탄화력발전설비도 불확실 대응설비에 포함될 가능성이 높다. 실제로 제4차 전력수급기본계획에서는 2,760MW의 LNG복합발전설비 외에 2,600MW의 석탄화력발전설비가 불확실 대응설비로 분류된 바 있다.

전력수급기본계획을 수립한 이후 향후 전력수요가 기준수요대로 실현될 것으로 전망되어 불확실 대응설비를 적기에 인⋅허가하고 적기에 준공할 경우에는 결과적으로 기준수요에서의 적정 전원구성과 동일한 전원구성을 달성하게 되어 사회적 비용은 발생하지 않는다. 그러나 불확실 대응설비로 분류된 석탄화력발전설비는 장기간의 건설기간으로 인해 의사결정이 빨리 이루어져야 하나, 향후 약 8년 후의 전력수요를 전망하여 추진 여부를 결정하는 것은 용이하지 않으며, ‘불확실 대응설비’라는 이름으로 인해 건설이 지연 또는 유보될 가능성이 높다.

따라서 불확실 대응설비 가운데 석탄화력발전설비를 적기에 추진하지 못하여 단기적으로 LNG복합발전설비로 대응하게 되면 사회적 비용이 발생한다. 이때 사회적 비용의 규모는 한국전력거래소의 전력수요 예측에 오차가 발생하는 경우에 초래되는 사회적 비용 산정과 동일한 분석방법을 적용하여 산정할 수 있다. 예를 들어 기준수요와 목표수요 간 최대전력 차이를 7%로 가정하고 향후 전력수요가 기준수요대로 실현될 경우 2020년에 발생하는 잠재적인 사회적 비용은 <Table 4>와 동일하게 산정된다. 이때 전체 불확실 대응설비규모는 <Table 4>의 추가 설비용량 5,680MW이며, 이 가운데 석탄화력발전설비용량은 5,076MW(전원구성 ②의 석탄용량-전원구성 ①의 석탄용량)이며, LNG복합발전설비용량은 604MW(전원구성 ②의 LNG용량-전원구성 ①의 LNG용량)이다. 따라서 석탄화력발전설비용량 5,076MW를 적기에 추진하지 못하고 단기적으로 LNG복합발전설비로 대응하는 경우 2020년에 약 2,860억원의 사회적 비용이 발생하는 것으로 산정된다. 기준수요와 목표수요 간 최대전력 차이를 15%로 가정하는 경우에는 <Table 5>의 산정방법에 따라 약 1조 2,160억원의 사회적 비용을 산출할 수 있다.21

가. 정합성 확보 노력

2010년 에너지부문의 계획 수립 일정에 따르면, 온실가스 감축 마스터플랜이 9월로 가장 빠르고 제2차 에너지기본계획과 제5차 전력수급기본계획은 12월로 예정되어 있었다.22 온실가스 감축 마스터플랜과 제2차 국기본은 주요 내용을 공유한다. 두 계획 모두 에너지 수요와 관련해서는 BAU 전망, 에너지 수요 전망, 온실가스 감축목표를 포함하고, 에너지 공급과 관련해서는 발전원별 비중, 신재생⋅석유의 목표치 등을 제시한다. 이에 따라 온실가스 감축 마스터플랜과 제5차 전력수급기본계획 간에는 <Table 11>에 정리된 정합성 요소들이 존재한다.

<Table 11>

Consistency Factor

전력수급기본계획 실무를 담당하는 한국전력거래소는 정합성 확보방안을 마련하기 위한 정책목표 간 우선순위를 ① 전력수급 안정성, ② 감축목표 달성, ③ 기저전원 확충으로 설정하였다. 이러한 우선순위에 따라 한국전력거래소가 마련한 정합성 확보방안은 다음과 같다.

우선 전력수요와 관련해서는 마스터플랜의 기준수요량과 목표수요량을 그대로 채택하여 발표하되, 기준 설비계획 수립을 위한 전력수요는 마스터플랜의 기준수요와 목표수요 가운데 한국전력거래소의 자체 전력수요 예측과 가장 가까운 것을 채택한다. 온실가스 기준 배출량은 제4차 전력수급기본계획 대비 증가하는 전력수요에 대응하여, 원자력발전설비는 물리적인 제약을 감안하여 신규투입이 없다고 하고, 석탄 및 LNG복합발전설비를 제4차 전력수급기본계획상의 상대적인 비중으로 추가 확충하는 경우의 온실가스 배출량으로 산정한다.23 마지막으로 온실가스 목표 배출량은 마스터플랜의 목표수요를 적용하여 산정하고, 목표 배출량을 만족하는 전원구성 시나리오를 기준 설비계획으로 설정하되, 목표 배출량을 만족하는 전원믹스 시나리오가 없는 경우에는 석탄 CCS기술을 최소 수준까지 투입하여 목표를 만족시키는 시나리오를 선정한다. 다만, 제5차 전력수급기본계획의 최종 발전설비계획 규모는 전력수급의 안정성을 최우선적으로 고려하여, 공급신뢰도 기준 조정 및 불확실 요인을 감안한 연도별 최소 설비예비율 설정을 통해 한국전력거래소의 자체 전력수요에서 도출되는 설비규모와 동일한 설비규모를 확보하기로 하였다.

나. 정합성 확보 노력에 따른 사회적 비용

온실가스 감축 마스터플랜과 제5차 전력수급기본계획 간 정합성 요소는 전력수요와 온실가스 배출량으로 구성되며, 각 구성요소별로 정합성을 확보하기 위해 노력하는 과정에서 사회적 비용이 초래될 수 있다. 전력수요의 측면에서 상위계획과 전력수급기본계획 간 정합성을 추구하는 가운데 발생할 수 있는 사회적 비용은 이미 앞에서 분석하였다. 따라서 본 항에서는 온실가스 배출량에 초점을 맞추어 상위계획에서 온실가스 배출 감축목표량이 과다하게 설정되는 경우에 발생할 수 있는 사회적 비용을 산정하고자 한다.

온실가스 배출 감축목표량은 목표수요가 전제된 상태에서 전원별 발전량 및 발전 비중을 정하는 문제이다. 따라서 2020년까지 추가 건설될 원자력발전설비용량이 확정적이라는 점과 신재생에너지 기술개발 및 이용⋅보급 기본계획과 RPS 제도를 통해 신재생에너지의 발전량 및 발전 비중이 정해진다는 점을 감안하면, 조정이 가능한 영역은 석탄화력발전과 LNG복합발전의 상대적인 발전량이다.

<Table 12>는 2008년 기준 우리나라의 발전원별 이산화탄소 배출계수를 정리하고 있다. LNG복합발전의 이산화탄소 배출계수는 0.4037 CO₂톤/MWh로서, 석탄화력발전의 주종인 유연탄발전 배출계수의 42%에 불과하다. 반면, 2009년 기준 LNG복합발전의 연료비 원가는 1kWh당 112.72원으로 석탄화력발전의 연료비 원가(44.55원/kWh)에 비해 3배 가까이 높아 경제성에서 열등하다(Table 13 참조).

<Table 12>

GHG Emission Factor of Each Energy Resource (as of 2008)

Source : The Korean Federation of Science and Technology Societies(2010), <Table 4>.

<Table 13>

Change of Fuel Cost of Each Energy Resource

Source : Electric Power Statistics Information System (EPSIS), http://epsis.kpx.or.kr/

가정⋅난방용 천연가스에 대한 교차보조로 인해 발전용 천연가스의 가격이 원가보다 높게 책정되고 있다는 점과,24 효율 향상의 측면에서 LNG복합발전이 석탄화력발전에 비해 기술발전의 속도가 매우 빠르다는 점,25 그리고 향후 탄소배출에 따른 비용이 부과될 것이라는 점 등을 감안하면 미래에 석탄화력발전과 LNG복합발전 간 경제성 격차가 감소할 가능성은 충분히 존재한다. 그러나 향후 가정⋅난방용 천연가스에 대한 발전용 천연가스의 교차보조 해소 여부는 상당히 불확실하며, 교차보조가 해소된다고 하더라도 교차보조의 규모가 미미하여 LNG복합발전의 상대적인 경제성에 유의미한 영향을 미치지는 못할 것으로 예상된다.26 효율 향상과 관련해서도 2009년 평균 열효율이 47.9%였던 국내 LNG복합발전을 모두 최신 기종으로 전환한다고 하더라도 LNG복합발전의 연료비 원가는 112.7원/kWh에서 98원대로 13% 절감되는 데에 그친다.27 앞서 <Table 8>의 결과가 시사하는 바와 같이, 석탄화력발전과 LNG복합발전의 상대적인 연료비 격차가 현저히 감소하지 않은 상태에서는 탄소배출비용의 부과만으로 석탄과 LNG 간 연료전환을 기대하기는 어렵다. 이와 같이 천연가스시장에서의 교차보조 해소, LNG복합발전의 효율 향상, 탄소배출비용의 부과 등을 감안하더라도 석탄화력발전과 LNG복합발전의 경제성에는 커다란 격차가 존재하므로, 경제적 측면에서 석탄화력발전과 LNG복합발전 간 연료전환을 통한 온실가스 감축 잠재량은 미미한 수준으로 판단할 수 있다.

따라서 온실가스 감축 마스터플랜에서 전력부문에 부과하는 온실가스 배출 감축목표량이 수요관리를 통한 감축 옵션과 원자력 및 신재생에너지 발전의 확충계획을 초과하여 설정되는 경우, 전력수급기본계획이 상위계획과의 정합성을 유지하기 위해서는 석탄화력발전과 LNG복합발전 간에 경제적으로 타당하지 않은 연료전환을 고려할 수밖에 없다.

이에 따른 사회적 비용의 규모를 예시하기 위해, 본 논문에서는 온실가스 감축 마스터플랜에서 전력부문에 부과하는 감축목표량이 과다하여, 탄소배출비용이 0일 경우의 적정 전원구성에서 발생하는 온실가스 배출량의 5%를 석탄화력발전과 LNG복합발전 간 연료전환을 통해 추가 감축해야 하는 경우를 상정하여 연간 발전비용의 증가분을 산출하였다. 현재 한국전력거래소에서 사용하는 전산모형에서는 온실가스 배출에 대해 총량 제약을 가하는 것이 불가능하다. 따라서 본 논문에서는 온실가스 배출량의 5% 추가 감축에 따른 연간 발전비용의 증가분을 구하기 위해 탄소배출비용을 변화시키면서 그에 따른 적정 전원구성과 온실가스 배출량을 구하여 탄소배출비용이 0일 경우와 비교하여 온실가스 배출량이 5% 감축되는 탄소배출비용과 그에 해당하는 전원구성, 연간 발전비용을 구하는 방식을 취하였다.

제Ⅱ장에서와 동일한 방법론으로 탄소배출비용을 달리하면서 그에 따른 적정 전원구성과 온실가스 배출량을 구한 결과,28 탄소배출비용이 약 100,000원/CO₂톤일 경우에29 8,928MW의 석탄화력발전설비가 LNG복합발전설비로 대체되면서 온실가스 배출량이 탄소배출비용이 0일 경우에 비해 5% 추가 감축되는 것으로 나타났다. 이때 연간 발전비용은, <Table 14>에서 보이는 바와 같이, 약 9,150억원(4.09%) 증가한다. 이는 제4차 전력수급기본계획에서와 같이 32,000원/CO₂톤의 탄소배출비용을 적용하는 경우와 비교하여도 약 9,062억원(4.04%) 증가한 것이다. 이와 같이 상위계획에서 전력부문에 과도하게 온실가스배출 감축목표량을 설정하는 경우에는 하위계획인 전력수급기본계획에서 경제적으로 합리화될 수 없는 연료전환을 초래하여 막대한 규모의 사회적 비용이 발생하게 된다.

<Table 14>

Adequate Facility Capacity, Generation Cost and CO₂ Emission Amount When 100,000 KRW/CO₂ ton is Applied