국내 에너지시장구조를 고려한 온실가스 배출권거래제 설계방안

DC Field Value Language
dc.contributor.author 신상철 -
dc.date.accessioned 2017-07-05T01:35:36Z -
dc.date.available 2017-07-05T01:35:36Z -
dc.date.issued 20101231 -
dc.identifier A 환1185 녹색2010-10 -
dc.identifier.uri http://repository.kei.re.kr/handle/2017.oak/19507 -
dc.identifier.uri http://library.kei.re.kr/dmme/img/001/003/001/녹색2010-10 (신상철).pdf -
dc.description.abstract An Assessment of the Feasibility of the Emission Trading System for the Electric Power Sector in Korea The growing recognition of global warming within the general public has driven policy makers in the world to hasten their actions aimed at greenhouse gas reductions. Along with the carbon tax, the cap-and-trade scheme is one of two most often discussed market-based options geared toward lowering emissions. Though the carbon tax is supported by many for its simplicity and impartiality, the cap-and-trade scheme is widely used in the world as the main tool for the reduction of greenhouse gases for the certainty it provides for reducing the GHGs. A good majority of economists favor the use of auctions over the free allocation of emissions allowances. One reason is that an auction satisfies the principle of simplicity and transparency. It is administratively simple and precludes regulated parties from seeking a more generous future allocation. The second and equally forceful reason is that it makes available funds that can be used to achieve related goals. Depending on how these revenues are used, they can help reduce the cost of a policy significantly, and the harm to industry in the aggregate represents no more than 30 percent of the value of emissions allowances. Special attention is often focused on the electricity sector because it holds the potential for the largest emissions reductions in the first decades of the climate policy. The harm to that sector in the aggregate is equal to only 6 percent of total allowance value. However, this statistic masks the fact that many firms are winners, and compensating them is problematic because the delivery of compensation will be imprecise. Depending on the approach used and the compensation target, the opportunity cost of delivering compensation may be several times the amount of deserved compensation because much of it will accrue within undeserving firms. Meanwhile, the harm to consumers of the electricity sector is eight times greater than that to producers. The best way to deliver compensation to consumers would be through broad-based approaches that preserve and enhance the efficiency advantages of an auction. Some leading possibilities would be revenue recycling to achieve broad-based reductions in preexisting taxes, investments in energy efficiency and research, and direct rebates of revenue to individuals. Many economists and academics, as well as a handful of Mr. Larson’s colleagues on both sides of the aisle and perhaps a few White House officials, only if secretly, agree that the carbon tax is a simpler and more effective means of tackling global warming than the complex cap-and-trade scheme embraced by the Obama administration and most Democratic leaders in Congress. Given that the primary goal of the abatement policy is to cut GHG emissions, the carbon tax makes sense economically and environmentally because it taxes the externality (carbon) directly. -
dc.description.tableofcontents <br> 제1장 서론 <br> 1. 연구 목적 및 배경 <br> 2. 한국의 에너지소비 및 온실가스(CO2) 배출 현황 <br> 가. 한국의 온실가스(CO2) 배출 현황 추이 <br> 나. 한국의 부문별 온실가스(CO2) 배출 현황 <br> 다. 한국의 에너지 연소부문에서의 온실가스(CO2) 배출 현황 <br> 라. 한국의 화석연료 발전부문 발전량 및 배출량 현황 <br> <br> 제2장 선행연구 <br> <br> 제3장 발전연료시장 및 전력시장 구조 분석 <br> 1. 발전연료별 시장 분석 <br> 가. 석유 <br> 나. 석탄(유연탄 및 무연탄) <br> 다. 천연가스 <br> 2. 전력시장 분석 <br> 가. 시장구조 <br> 나. 가격 및 교차보조와 세제구조 <br> <br> 제4장 해외의 발전부문 관련 배출권거래제 운용사례 <br> 1. EU-ETS 배출권상한거래제(cap-and-trade emission trading system) <br> 가. 발전부문 관련 EU-ETS 개요 <br> 나. EU-ETS 도입과 발전부문의 횡재이윤 <br> 2. 미국 RGGI(Regional Greenhouse Gas Initiative) <br> 가. RGGI의 개요 <br> 나. RGGI의 달성 목표 <br> 다. RGGI 작동원리 <br> 라. 경매(Auction)방식에 의한 배출권 할당 <br> 마. RGGI의 의의 <br> 3. 호주 New South Wales 주의 GGAS <br> 가. GGAS(Greenhouse Gas Reduction Scheme) 개요 <br> 나. 벤치마크 참여자(benchmark participants) <br> 다. ACPs(Abatement Certificate Providers) <br> 라. 벌과금 <br> <br> 제5장 배출권거래제에 따른 탄소비용의 전력요금 전가문제 <br> 1. 배출권거래제 도입에 따른 전력요금의 변동 - 이론적 고찰 <br> 가. 전력요금의 변동요인 중 배출권가격(C)에 영향을 미치는 요인 <br> 나. 전력요금의 변동요인 중 전가율(Pass-Through Rate, PTR) 측면 <br> 2. EU-ETS가 유럽 전력요금의 변동에 미친 영향 - 실증적 고찰 <br> 가. EU-ETS 초기의 전력요금 급상승은 발전연료가격 상승이 주요인 <br> 나. 전력시장의 자유화 수준이 탄소비용의 전력가격 전가에 미치는 영향 <br> 3. 배출권거래제도의 수용성 제고를 위한 정책수단들 <br> 가. 횡재이윤 문제 <br> 나. 배출권가격의 안정 <br> 다. 전력가격의 급등 억제 <br> 라. 전력시장의 경쟁 촉진 <br> 4. 주요 내용 요약 <br> <br> <br> 제6장 발전부문 배출권거래제도 도입 시 고려사항 및 파급효과 <br> 1. 우리나라의 전력시장 구조와 배출권할당방식 <br> 가. 배출권총량제한(cap-and-trade)방식 <br> 나. 발전부문에 대한 유상경매(auction)방식 도입여건 분석 <br> 2. 발전부문 배출권거래제 도입 시 고려사항 - 제도·구조적 측면 <br> 가. 전력수요상의 불확실성 문제 <br> 나. 전력공급상의 불확실성 문제 <br> 다. 전력산업구조상의 특징: 소유구조, 시장구조 <br> 라. 전원구성상의 특징: 인프라 마진 문제 <br> 3. 발전부문 배출권거래제 도입 시 고려사항 - 가격파급효과 <br> 가. 해외 배출권시장에서의 배출권가격 <br> 나. 발전부문 이산화탄소 배출비용 추정 - 전력 1단위당 이산화탄소 배출비용 추정 <br> 4. 발전부문의 탄소비용 부과에 따른 소득계층별 파급효과 <br> 가. 소득기준 10분위 방식에 따른 소득계층별 탄소세 부담효과 분석 <br> 나. 탄소비용 부과의 소득구간별 귀착효과 <br> 5. 탄소비용 발생에 따른 발전원가 영향 검토 <br> 가. 발전원가 영향 검토를 위한 기초 데이터 <br> 나. 탄소비용 가격 변화에 따른 발전기술 간 급전순위 변동 가능성 <br> 다. 이용률의 변화에 따른 발전원가 변동 가능성 <br> 6. 발전부문 배출권거래제 도입 관련 국내 제조업 전력사용 현황 <br> 가. 제조업 내 업종별 전력 투입금액 비중 <br> 나. 개별 업종 내 전력 투입금액 비중 <br> 다. ‘업종별 전력 투입금액 ’ 및 ‘개별 업종 내 전력 투입금액’ 비중이 동시에 높은 업종 <br> 라. 소결 <br> <br> 제7장 요약 및 결론 <br> 참고 문헌 <br> 업종 내 에너지원별 투입금액 비중 <br> Abstract -
dc.format.extent 142 p. -
dc.language 한국어 -
dc.publisher 한국환경정책·평가연구원 -
dc.title 국내 에너지시장구조를 고려한 온실가스 배출권거래제 설계방안 -
dc.title.alternative 발전부문 참여방안을 중심으로 -
dc.type 녹색성장연구 -
dc.title.original An assessment of the feasibility of the emission trading system for the electric power sector in korea -
dc.title.partname 녹색성장연구보고서 -
dc.title.partnumber 2010-10 -
dc.description.keyword 환경경제 -
dc.description.bibliographicalintroduction 배출권거래제도는 총량단위의 온실가스 감축목표를 설정하고 배출권을 배출권거래제 참여대상자에게 할당하며, 배출권의 거래를 통하여 배출량 감축의무를 달성할 수 있도록 하는 제도이다. 이 같은 배출권거래제도의 도입은 시장원리에 기반한 온실가스 감축 추진 기반을 마련한다는 의미에 더하여, 저렴한 비용으로 온실가스를 감축하기 위한 노력을 유도하고 우리나라의 탄소시장 기반을 조성함으로써 국제적 흐름에 동참할 수 있는 계기가 될 수 있을 것으로 전망되고 있다. 이러한 시대적 상황을 반영하여 이 연구에서는 기후변화 대응정책의 일환으로써 배출권거래제도를 활용하여 온실가스 저감을 추진하는 상황을 가정하고, 발전부문에 대한 배출권거래제도의 도입과 관련한 제반 여건 및 그 파급효과에 대하여 고찰하였다. 단, 이 연구에서는 저탄소 녹색성장기본법 제 46조에 근거하여??????총량제한 배출권거래제도(cap-and-trade system)??????를 중심으로 관련 사항을 살펴보았음을 밝힌다. 먼저 제2장에서는 배출권제도와 관련된 주요 선행연구들을 간략히 요약·제시하였다. 그리고 제3장에서는 배출권거래제로 인한 발전부문의 영향을 본격적으로 살펴보기 전에, 전력산업은 기본적으로 에너지원의 일종으로서 석유, 석탄, 천연가스 등 여타 에너지원과 밀접한 영향을 갖고 진행된다는 점을 고려하여 우리나라의 에너지시장구조를 석유·석탄·천연가스 및 전력부문으로 구분하여 살펴보고, 각 에너지시장별 현황을 제시하였다. 현행 에너지시장 분석을 통한 시사점은 다음과 같다. 첫째, 발전용 LNG와 여타 에너지원 사이의 세제 형평성 문제를 지적할 수 있다. 즉, 발전원별 경쟁이 도입되고 있는 상황에서, 같은 발전용 연료인 유연탄에 대해서는 거의 세금이 부과되지 않고 중유에는 아주 미미한 세금이 부과되는 것에 비하여 발전용 LNG에는 비교적 높은 개별소비세가 부과되고 있다. 이는 발전원 간 공정경쟁이라는 면에서 바람직하지 않을 수 있으며 이산화탄소의 배출량에 역행하는 과세형태가 될 수 있다. 둘째, 전력시장과 관련하여 가격 특히 교차보조의 측면에서 다음과 같은 문제점에 주목할 필요가 있다. 즉 전력가격이 정부의 투자보수율에 의한 총괄원가주의에 의해 책정되고 있기는 하나 최근 발전 연료비 상승에도 불구하고 물가안정과 서민대책 등을 이유로 전기요금을 억제함으로써 전기요금이 적정투자보수율을 포함한 적정원가에 미달하고 있다는 점이다. 이는 사실상 화석연료에 의한 전기사용에 보조금을 지급하는 효과를 유발하여 온실가스 감축에 역행하는 효과를 초래한다. 셋째, 전기요금이 총괄원가에 미달할 뿐만 아니라 그 내부에서도 그 동안 정부의 정책상 목적으로 인해 용도별 교차보조가 발생하고 있어 용도별 원가회수율은 용도 간에 더욱 큰 격차를 보이고 있다. 특히 문제가 되는 것은 산업용 경부하요금과 주택용 심야전기요금 그리고 농사용 요금이다. 산업용 경부하요금은 일반 소비자가 전기 다소비업체를 보조한다는 점에서 형평성에도 위배되며, 주택용 심야전기와 농사용 전기요금은 1차 에너지에서 2차 에너지인 전기로의 전환 수요를 촉발함으로써 이산화탄소를 추가적으로 더 배출하는 부작용을 유발하고 있다. 제4장에서는 해외의 주요 배출권거래 시스템(유럽 EU_ETS, 미국 RGGI)을 대상으로 발전부문과 관련된 내용을 살펴보았다. 제4장 제1절에서는 현재 우리나라의 저탄소 녹색성장 기본법 제 46조에 언급되어 있는‘총량제한 배출권거래제’와 흡사한 형태의 배출권거래제를 운용하고 있는 EU-ETS 사례를 통하여 횡재이윤의 개념 및 발생 원인을 제시하였다. EU-ETS는 ‘총량제한 배출권거래제’를 실시하면서 배출권할당에 관해서는 무상할당(grandfathering)방식을 취하고 있다. 총량제한 배출권거래제 상태에서 배출권이 무상할당될 경우에는 무상할당된 배출권의 시장거래가격이 발전사업자에게는 기회비용으로 적용되기 때문에 발전사업자는 이 같은 기회비용을 전력가격에 전가시키고자 하는 유인이 발생하고, 결과적으로 전력가격 상승을 초래함으로써 소비자 후생이 악화될 수 있다. 이 과정에서 발전사업자는 무상할당을 통하여 아무런 비용지출 없이 배출권을 할당받음에도 불구하고 횡재이윤을 확보하게 될 가능성이 있다. 이 같은 배출권의 무상할당을 통하여 발생하는 횡재이윤은 전력소비자로부터 전력생산자로의 후생 이전이며 이 같은 횡재이윤은 전력가격의 상승을 통하여 발생한다. 이 같은 발전사업자의 횡재이윤 획득 문제를 해소하는 방법으로 배출권을 경매 방식으로 할당함으로써 정부의 경매수입 확보를 통하여 에너지소비절감 프로그램의 확충이나 에너지절약 기술 등을 개발에 투자함으로써 배출권거래제로 인한 혜택을 궁극적으로 최종 소비자에게 되돌려 줄 필요가 있다. 제4장 2절에서는 발전부문을 대상으로 ‘총량제한 배출권거래제’를 실시하되 배출권의 할당과 관련하여 기본적으로 100% 경매 방식을 적용하고 있는 미국 RGGI(Regional Greenhouse Gas Initiative) 사례를 소개하였다. 현재 미국 RGGI에는 총 10개 주가 참여하고 있는데, 이들은 배출권을 경매방식을 통하여 할당하는 것이 무상할당방식을 채택하는 것보다 소비자 측면에서 우월하다고 주장한다. RGGI 참여 10개 주에 따르면 발전사업자들이 CO2 배출권을 무료로 할당받든지 혹은 경매를 통해 비용을 지불하고 구입하든지 상관없이 발전사업자들은 할당 관련 비용을 소비자에게 전가할 것이라고 주장한다. 이들은 경매를 통하여 배출권을 할당할 경우 배출권 수입이 확보될 것이므로, 이를 에너지효율성 향상 프로그램 등을 통하여 소비자에게 환원하는 것이 오히려 소비자 편익을 증가시킬 것이라고 주장한다. RGGI는 배출권을 경매로 할당하기 때문에 EU ETS에서 경험되었던 횡재이윤과 같은 문제가 발생하는 것을 방지할 수 있을 것으로 기대하고 있다. 한편 경매를 통한 탄소비용으로 인하여 발생할 수 있는 전력가격 상승과 관련하여 RGGI는 최종 소비자 전력가격 상승은 미미할 것으로 전망하고 있다. CO₂배출권과 관련된 탄소비용은 미국 가정부문 평균전력비용의 0.4~1%에 해당하며, 이는 가정부문 전력소비자에게 월 평균 73센트 수준의 전력요금 상승을 유발하는 것으로 RGGI는 밝히고 있다. 제5장에서는 제4장에서 논의된 내용들을 바탕으로 ‘총량제한 배출권거래제’ 아래서 무상할당 방식이 채택될 경우를 상정하고, 배출권거래제 도입에 따른 횡재이윤 및 탄소비용의 전력가격으로의 전가율(pass-through rate, PTR) 문제 등을 경제학 이론적 측면에서 그리고 유럽 전력시장에서의 실증사례 측면에서 분석하였다. 제5장 1절에서는 배출권거래제 도입에 따른 전력요금 변동을 이론적 측면에서 고찰하였다. 주요 내용은 다음과 같다. ① 배출권 할당에 관한 업데이팅이 있을 경우에는 배출권의 기회비용이 완전무상분배의 경우보다 작아지게 되고, 다른 조건이 동일하다면 배출권가격의 전력요금에로의 전가비율은 감소하고 전기요금 상승도 제한될 수 있다. 반면 배출권할당량을 기간에 따라 새로이 책정할 경우, 배출권거래제 본래의 목적인 배출량 감소 목표의 달성은 어려울 수 있다. ② 배출권할당을 조건부 무상분배방식으로 할 경우에는 완전무상분배의 경우와 달리 발전사업자의 설비 폐지 및 퇴출이라는 의사결정에 영향을 주게 된다. 이는 이산화탄소 배출이 많은 석탄과 같은 발전설비를 퇴출시킬 때 과거에 무상으로 받은 배출권을 반납하는 비용을 고려하기 때문이다. 따라서 이러한 조건부 무상분배는 노후설비의 지속적인 보유 혹은 가동을 유인하는 효과를 발휘하며, 만일 이 설비가 발전단가가 낮은 유연탄설비이면서 계통한계가격을 결정하는 발전기일 경우 전력가격을 하락시키는 요인으로 작용할 수 있다. ③ 신규사업자에 대한 무상분배가 존재할 경우, 이는 신규설비에 대한 보조금으로 작용하여 신규사업자가 변동비에 반영한 배출권 기회비용에 따른 전력가격 상승에 대한 상쇄요인으로 작용한다. 즉 설비보조금을 통한 고정비의 상쇄를 통해 장기한계비용을 배출권의 기회비용만큼 상승시키지 않게 되는 것이다. 그러나 이는 전력소비자의 부담이나 후생의 측면에서는 긍정적이나, 배출권거래제도가 이산화탄소의 가격 전가를 통해 온실가스 감축을 유도한다는 제도의 원래 취지에는 부정적으로 작용한다. ④ 배출권의 분배방식도 중요하지만 전력시장의 구조가 어떻게 형성되어 있는가도 배출권비용의 전력가격으로의 전가율에 영향을 준다. 일반적으로 이를 결정하는 요인으로 3가지를 들 수 있는데, 전력시장의 사업자 수(시장집중도, market concentration), 전력수요곡선의 형태, 전력공급곡선의 형태에 의해 좌우된다. 이론상 동일한 만큼의 배출권 기회비용에 대하 여 전력가격의 상승은 독점일 경우가 경쟁시장일 경우보다 더 높게 나타난다. 또 수요곡선의 형태 측면에서 여타 다른 조건이 동일하다면 수요가 비탄력적일수록 전력가격으로의 전가율이 높은 것으로 나타난다. ⑤ 전력시장에서 정부의 개입이나 규제 역시 전기가격이나 PTR에 영향을 주게 된다. 배출권비용이 발전비용에 부가되더라도 정부가 가격규제를 통해 전력가격을 통제하게 되면 배출권비용의 일부만 전기가격으로 반영되며, 극단적으로 정부가 여러 가지 이유로 전력가격을 완벽히 통제하면 배출권비용은 전기가격에 전혀 반영되지 않게 된다. 제5장 2절에서는 앞 절에서 논의되었던 사항들을 바탕으로 배출권거래제 도입에 따른 전력요금 변동을 EU-ETS 도입 초기의 상황을 중심으로 유럽 전력시장 상황 변동을 실증적으로 분석한 자료를 파악하고 시사점을 제시하였다. EU-ETS 도입 초기 일부 유럽국가에서는 급격한 전력요금 상승을 경험하였다. 그러나 실제 전력가격과 탄소배출권가격, 그리고 발전연료 가격 변동을 중심으로 살펴본 결과 탄소배출권관련 비용의 전력요금 전가보다는 이 시기에 급격히 상승한 발전연료가격(천연가스 및 석탄)이 EU-ETS 도입 초기의 전력가격 급상승의 주요인인 것으로 나타났다. 특히 2007년 하절기 이후 탄소배출권가격은 거의 영(zero) 수준이었으나 급격한 천연가스 및 석탄가격 상승이 전력가격 상승과 궤를 같이 하는 상황은 이 같은 주장을 뒷받침하고 있다. 또 전력시장의 규제 정도와 전력가격의 상승 여부를 유럽의 실제 사례를 중심으로 살펴본 결과 영국, 네덜란드 및 노르딕 국가 등과 같이 전력시장 자유화가 매우 높은 수준을 나타내는 나라에서는 탄소비용의 가격전가율이 높게 나타난 반면, 전력산업 자유화가 상대적으로 더디고 불완전하게 진행된 프랑스, 스페인, 이탈리아 등에서는 전력요금 상승이 상대적으로 낮게 나타났음을 보여 주는 연구사례를 소개하였다. 유럽 국가들의 이 같은 사례는 현재 전력가격이 정부에 의하여 규제받고 있는 우리나라에서는 무상할당방식에 의하여 총량제한 배출권거래제(cap-and-trade)가 실시되더라도 탄소비용의 전력가격으로의 전가는 매우 낮은 수준이거나 미미한 수준에 머물 수 있으며, 무상할당으로 인하여 발생할 수 있는 횡재이윤 문제도 미미한 수준에 머물거나 거의 없을 수 있음을 나타내는 시사점을 제공하는 것으로 풀이된다. 제6장에서는 우리나라의 전력시장 구조를 살펴보고 배출권 할당방식별 각각의 장·단점을 제시하였다. 제6장 1절에서는 아래에서는 우리나라에 EU-ETS나 미국 RGGI 등에서 주로 활용하고 있는 총량제한거래방식을 도입하는 경우를 상정하고 배출권거래제의 참여대상을 (a) 발전부문(직접배출)을 포함하고 전기소비자(간접배출)를 제외하는 경우 (b) 발전부문(직접배출)을 제외하고 전기소비자(간접배출)를 포함시키는 경우의 두 가지로 나누어 각각의 장단점을 살펴보았다. 먼저 (a) 발전부문(직접배출)을 포함하고 전기소비자(간접배출)를 제외하는 경우에는 ① 발전사업자의 온실가스 감축 노력 증가를 유인 가능 ② 비발전부문의 감축부담 경감 가능 ③ 전체 발전량에 대한 온실가스 감축 통제를 통하여 효율적인 감축목표 달성 가능 ④ 현실적으로 제도 시행이 용이하다는 장점이 있다. 반면에 발전회사들이 과도한 탄소비용 부담을 갖지 않도록 조절할 필요가 있으며, 발전회사의 배출비용을 가격에 전가할 수 있는 요금체계로 전환하는 정책적 부담이 발생할 여지가 있다는 지적이 있다. 그리고 (b) 발전부문(직접배출)을 제외하고 전기소비자(간접배출)를 포함시키는 경우에는 ① 최종소비자에게 총량규제를 부여하면 요금체계 개편에 따른 정책 부담을 회피할 수 있으며 ② 최종소비자를 통한 간접배출을 규제할 경우 에너지 절약을 유도할 수 있다는 장점을 가진다. 반면에 이 경우와 관련된 단점으로는 ① 발전부문이 배출권거래대상에서 제외될 경우 국가 온실가스 감축목표 달성에 차질이 발생할 우려 ② 비발전부문의 온실가스 감축 부담 증가와 산업경쟁력 저하 우려 ③ 배출권거래제 제외 에너지소비자에 대한 온실가스 감축조치가 추가로 필요하다는 점 등을 제시할 수 있다. 제6장 1절에서는 또, EU-ETS 등의 사례를 살펴볼 때, 장기적으로 배출권거래제에 경매방식의 할당이 도입될 가능성이 있으며 이 경우 발전부문에 대한 경매가 타 부문에 선행하여 도입될 가능성이 있어 발전부문에 대한 유상경매방식 도입여건에 대하여 간략히 언급하였다. 먼저, 발전부문에 경매방식의 도입이 타 부문에 비하여 상대적으로 수월한 이유로는 ① 발전부문은 아직 대외적으로 개방되어 있지 않아 외국과의 직접적인 경쟁이 없으므로 발전부문 자체의 직접적인 대외경쟁력을 고려하지 않아도 된다는 점 ② 발전부문은 참여자들이 대부분 대규모 온실가스 배출자들이기 때문에 배출량 감축에 공헌할 수 있는 여지가 크다는 점 ③ 발전사업자들은 대규모이며 숫자가 한정되어 있기 때문에 제도도입이 용이할 뿐만 아니라 전력단일품목을 생산하며 화석에너지의 사용량이 쉽게 파악될 수 있다는 점 ④ 발전부문은 어느 정도 시장독점적 특성을 갖고 있으므로 필요 시(가령 규제 완화 등을 통하여) 탄소비용의 소비자에게로의 전가가 가능하다는 점 등을 들 수 있다. 제6장 2절에서는 발전부문 배출권거래제 도입 시 고려사항으로 ① 전력수요상의 불확실성 문제, ② 전력공급상의 불확실성 문제 ③ 전력산업구상의 소유구조 및 시장구조 개편 필요성 ④ 전원 구성상 인프라 마진 문제의 해결 등을 고려해야 함을 지적하였다. 제6장 3절에서는 발전부문 배출권거래제 도입 시 고려사항으로서 가격파급효과에 대하여 살펴 보았다. 발전부문의 배출권거래제 도입에 따른 탄소비용은 EU-ETS 배출권거래가격, 호주의 NSW주 배출권거래가격 그리고 미국 RGGI 배출권거래가격을 기준으로 설정하였다. 또 가격파급효과 분석을 위하여 Sijm et al.(2005) 등이 유럽 몇몇 국가들을 대상으로 분석한 탄소비용의 전력가격으로의 전가율을 반영하였다. EU-ETS 배출권가격을 기준으로 전력 1단위(kWh)당 이산화탄소 배출비용에 따른 가격파급효과는 4.16원/kWh-10.39원/kWh 수준인 것으로 나타났다. 또, 제6장 4절에서는 발전부문의 탄소비용 발생에 따른 소득계층별 전력부문의 소비지출액 변동효과를 파악함으로써 탄소비용 발생에 따른 소득 역진적 측면을 살펴보았다. 구체적으로 이 연구에서는 통계청에서 제공되는 2007년 가계동향조사 자료를 활용하여 전체 가계를 소득별 기준에 따라 10개 그룹으로 분류한 다음 에너지 관련 재화의 구성비 및 소비지출액을 분석하였다. 탄소비용이 소비자 요금으로 100% 전가되는 경우를 가정한 결과, 100만원 미만의 소득을 갖는 가계의 경우 전력부문 사용에 대해 매달 2,797원의 추가부담이 발생하여 소득의 0.57%에 해당하는 것으로 나타났다. 그러나 900만 원 이상의 소득을 얻는 가계들의 경우에는 매달 6,927원의 추가부담액이 발생하게 되지만 소득대비 비율은 0.06%에 불과한 것으로 나타났다. 이는 소득이 높은 가계일수록 탄소비용 발생에 따른 전력 소비지출액의 절대액수는 더 많아지지만 소득 대비 추가지출액 비중은 저소득층에 비하여 낮음을 의미한다. 6장 5절에서는 이산화탄소 가격 변화가 발전원가에 미치는 영향을 검토하였다. 먼저 탄소비용 변화에 따른 발전기술 간 급전순위 변동 가능성을 살펴본 결과 이산화탄소 가격이 약 120,000원/톤까지 상승해야 LNG 화력과 석탄 화력간의 발전원가 역전이 일어나는 것으로 나타났다. 이같은 결과는, 배출권 가격이 120,000원/톤 이상으로 오를 것으로 예상하기는 어렵다고 보면, 배출권거래제에 따라 이산화탄소 가격이 발전원가에 반영된다 하더라도 LNG와 석탄 화력 두 전원 간의 급전순위가 역전될 가능성이 거의 없음을 나타낸다. 이산화탄소 비용 발생이 전원 구성이나 급전순위에 아무런 영향을 미치지 못할 수 있다는 이 같은 결과는 배출권거래제를 통해 전력부문에서 이산화탄소 배출 저감이 일어날 수 있는 유일한 경로는 전력가격 상승에 따른 소비자의 전력사용 절감이 될 것임을 나타내는 것으로 풀이된다. 한편 본 연구에서는 이용률의 변화에 따른 발전원가 변동 가능성도 아울러 살펴보았다. 이산화탄소 가격이 30,000원/톤 및 그 2배인 경우를 설정하고 분석한 결과, 이산화탄소 가격이 30,000원/톤인 경우 모든 이용률에서 석탄 화력의 발전원가가 LNG 화력의 발전원가에 비해 낮으며, 이산화탄소 가격이 60,000원/톤인 경우 이용률 15% 이하에서는 LNG 화력이 석탄 화력에 비해 발전원가가 낮음을 알 수 있었다. 이러한 결과는 이산화탄소 가격이 30,000원/톤 수준에서는 이용률이 낮은 시간, 즉 피크 시간대에만 운전되는 피크용 발전기의 경우 기술적 요건만 만족할 수 있다면 석탄 화력 발전기가 건설되어야 한다는 것을 의미한다. 또 이산화탄소 가격이 60,000원/톤 수준이 되어야만 이용률이 15% 이하인 피크용 발전기로 LNG 화력이 선택될 수 있다는 것을 의미한다. 제6장 6절에서는 한국은행 산업연관표 자료를 바탕으로 각 업종별로 에너지투입액에서 전력이 차지하는 비중을 살펴보았다. 제조업 전체의 전력 투입금액에서 개별 업종(기본부문 기준)이 차지하는 비중을 살펴보기 위하여 제조업 내 전력 투입금액 상위 5% 업종들을 산업연관표상의 기본부문 차원에서 분류한 결과 14개 업종이 구분되었다. 이들 14개 업종은 전체 에너지투입액 중에서 전력부문 지출액의 절대액이 높은 업종들을 나타내며, 배출권거래제로 인하여 전력가격에 탄소비용이 포함될 경우 지출액의 절대금액 차원에서 영향을 많이 받게 될 업종을 나타낸다. 이들 업종들은 탄소비용에 따른 전력비용 지출의 절대적 금액은 크지 않을 수 있으나, 급격한 전력가격 상승이 업종의 산업경쟁력 차원에서 큰 영향을 미칠 가능성이 있다. -
dc.contributor.authoralternativename Shin -
dc.contributor.authoralternativename Sang-cheol -
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Reports(보고서) Green Growth(녹색성장연구)
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