KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE www.keei.re.kr
조 성 진 박 찬 국
원자력발전의 경제적・
사회적 비용을 고려한 적정 전원믹스 연구 (3차년도)
기본 연구 보고서
15-24
KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE www.keei.re.kr
조 성 진 박 찬 국
원자력발전의 경제적・
사회적 비용을 고려한 적정 전원믹스 연구 (3차년도)
기본 연구 보고서
15-24
참여연구진
연구책임자 : 연 구 위 원 조성진 부연구위원 박찬국
연구참여자 : 선임연구위원 노동석 연 구 위 원 최봉석 위촉연구원 김양수
외 부 참 여 : 고려대학교 박호정
이화여자대학교 김윤경
<요 약>
1. 연구 필요성 및 목적
국내 전원별 경제성에 관한 논의에서는 원자력발전(원전)이 가장 경 쟁력 있는 전원으로 인식되고 있다. 그러나 후쿠시마 원전사고 이후 원자력사고 대응비용, 원전의 숨은 비용 등에 대한 논의가 활발해지면 서 원전의 경제성을 보다 깊숙이 들여다봐야 한다는 목소리가 강해졌 다. 이에 제2차 에너지기본계획(2014.1)에서는 원전사고 대응비용까지 고려한 경제성을 검토하고, 에너지안보, 수용성 등을 종합적으로 고려 하여 2035년 설비용량 기준 29% 비중을 도출하였다. 그리고 제7차 전력수급기본계획(2015.7)에서는 원전뿐만 아니라 화석연료 전원에도 외부비용을 포함하여 종합적으로 전원 간 경제성을 비교 검토하였다.
그러나 여전히 원전의 비용에 대해 논란이 많으며, 전력 부문의 외부 비용 산정에 관하여 충분한 공감대가 형성되어 있지 않다고 볼 수 있다.
본 연구는 전력 부문의 외부비용을 가능한 한 중립적이면서 과학적 으로 접근하여 국내 현실에 적합한 비용을 도출함으로써 국내의 전력 부문 외부비용에 관한 사회적 공감대를 형성하고 향후 국가 계획 수 립의 효율성을 높이기 위해 시작된 연구이다. 후쿠시마 사태 이후 논 쟁화되고 있는 원전의 발전비용에 대한 경제성을 사회적 비용까지 포 함하여 재평가하고 타 전원과의 비교를 통해 우리의 장기 최적 전원 구성을 도출하고자 하였다
2. 연구내용 및 주요 분석결과
제7차 전력수급계획에서는 원자력발전의 외부비용을 송전비용, 정 책비용 그리고 사고위험 대응 비용으로 구분하여 도출하고 있다. 송전 비용과 정책비용은 관련 실적과 향후 발생할 비용 전망을 종합적으로 고려하여 단위당 비용을 산출하고 있으며, 사고위험대응비용은 일본
‘비용 등 검증위원회(2011년)’에서 도출한 단위 전력량(kWh)당 비용 을 국내 환율로 변환한 값을 동일 적용하고 있다.
그러나 2011년에 추정된 일본 후쿠시마 원전사고의 사고위험대응비용 추정치는 최근까지 집계된 사고 피해 비용 규모를 제대로 반영하지 못하고 있으며, 비용 산정을 위해 적용한 분석 방식 역시 부적절하다.
이에 본 연구에서는 일본 정부가 발전비용 검증 워킹그룹을 통해 수행한 후쿠시마 원전사고의 사고위험 대응 비용 추정사례(2015년 6 월)를 참고하여, 국내 원자력발전의 사고위험대응비용을 추정하기로 한다. 다만 국내 원전의 송전비용과 정책비용은 제7차 전력수급계획 에서 산정한 추정치를 준용하였다.
국내 원전 사고위험대응비용 추정 방법은 모델플랜트법을 적용하며, 사고에 대한 피해비용은 일본의 피해비용 규모인 86조 원을 적용하였 다. 모델플랜트의 설비용량은 현재 국내 원전에 가장 큰 비중을 차지 하는 원자로 용량인 1,000MW을 적용하였다.
일본 원전사고 피해비용 규모의 국내 적용 시, 단위면적당 인구밀도 와 GDP 수준 등을 조정하여 적용할 필요가 있다. 특히 일본 원전사고 피해비용 항목 중 배상비용은 총 피해비용의 약 50%를 차지하고 있 어, 최소한 이 세부항목에 대한 인구밀도 및 GDP 수준의 보정이 필요 하다. 일본 피해비용 규모(86조원)를 국내의 인구밀도 비율로 비례하
게 산정한 피해비용 규모는 약 127조 원이며, 1인당 명목 GDP까지 포함하여 보정한 피해비용규모는 약 85조 원이다. 만일 일본 원전사 고 피해비용 세부항목 중 배상비용(총 피해비용의 46.72%)만을 국내 인구밀도 비율로 보정하여 재추정한 피해비용규모는 105조 원 수준이 며, 1인당 명목 GDP까지 포함하여 보정한 피해비용은 86조 원으로 일본 피해비용 규모와 동일하다.
본 연구 분석에서는 원전사고 피해비용 규모를 일본과 동일한 수준 인 86조 원을 적용하기로 하는데, 그 이유는 GDP와 인구밀도를 보정 하여 재추정한 피해비용 규모와 보정 전 피해비용 규모가 큰 차이가 없기 때문이다. 물론, 보다 정밀한 피해비용 보정을 위해서는 국내 원 전 주변의 거주인구와 재산가치 등 배상규모 파악을 위한 종합적인 연구가 필요하다.
본 연구에서는 이용률 85%에서 추정한 사고위험 대응 비용 중에 가장 공감대가 큰 ‘세계원전 운영기준’ 사고확률을 적용하여 도출한 추정치와 매우 보수적인 확률인 ‘일본원전 운영기준’을 적용하여 도출 한 추정치, 그리고 가장 낮은 IAEA의 확률론적 발생빈도(LERF)를 적 용하여 도출한 추정치를 이용하여 원전 외부비용의 전원구성과 전력 시장 영향 분석에 적용하였다.
제7차 전력수급계획에서 추정한 원전 송전비용과 정책비용에 사고 위험 대응 비용을 합하는 방식으로 국내 원자력발전의 외부비용을 도 출하였다. 추정 결과, 원전의 외부비용은 최소 5.13원/kWh에서 최대 28.02원/kWh로 추정되었다.
본 연구에서는 메타회귀분석을 통해 도출한 SO2, NOx, PM, 및 CO2 추정식을 이용하여 국내 화석연료 발전의 환경오염 배출 물질 외
부비용을 추정하였다. 국내 대기오염 배출물질의 톤당 지불의사액 추 정은 국내 1인당 GDP와 인구밀도도 함께 고려하여 도출하였다. 추정 결과에 따르면 CO2를 제외한 석탄(유연탄), LNG, 석유발전의 외부비 용은 각각 13.87원/kWh, 6.33원/kWh, 23.77원/kWh로 석유발전의 대 기오염배출 비용이 가장 크게 나타났다. 만일 CO2까지 포함하는 경우 의 외부비용은 각각 32.10원/kWh, 14.19원/kWh, 38.62원/kWh로 여전 히 석유발전의 외부비용이 가장 크게 나타나고, LNG복합발전은 낮게 추정되었다.
분석 시나리오는 아래 표와 같다. 시나리오 1부터 3까지는 제7차 전력수급계획에서 전제하고 있는 발전원별 외부비용을 적용한 것으 로, 시나리오 1은 원전 사고위험 대응 비용을 5.72원/kWh로 전제한 것이고, 화력발전원의 경우 이산화탄소를 제외한 환경오염물질의 외 부비용만을 고려한 시나리오이다. 물론 송전비용 및 정책비용은 모두 반영한 것이다. 시나리오 2는 CO2 가격을 톤당 10,000원으로 적용할 경우의 외부비용을 시나리오 1에 추가로 반영한 것이고, 시나리오 3 은 CO2 가격을 톤당 25,000원 적용하여 추정한 외부비용을 시나리오 1에 반영한 것이다. 시나리오 4부터 7까지는 본 연구의 저자가 추정 한 원자력발전과 화석연료 발전기의 대기오염물질 및 CO2 외부비용 을 반영하여 구성한 시나리오들이다. 전술한 바와 같이 원자력발전의 사고위험대응비용은 4.04원/kWh와 23.01원/kWh의 두 가지를 전제하 고, 화석연료 발전기는 CO2를 반영한 경우와 그렇지 않은 경우로 구 분하여 시나리오를 구성한 것이다. 시나리오 8과 9는 매우 극단적인 경우로서, 시나리오 8은 원전에만 최대치의 외부비용을 반영한 것이 고, 시나리오 9는 원전은 최대치의 외부비용을, 화석연료 발전에는 최
소치의 외부비용을 반영한 것이다.
전원별 외부비용의 전원구성과 전력시장영향 비교∙분석은 외부비용 을 반영하지 않은 제7차 전력수급계획을 기준 시나리오로 구성하여 분석을 수행하였다. 즉 기준 시나리오는 직접비용만을 포함한 제7차 전력수급계획이 된다.
구분 시나리오 원자력 석탄
(유연탄)
석탄
(무연탄) LNG 석유
제7차 수급계획
전제
시나리오 1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 시나리오 2 10.73 21.45 24.47 8.93 24.09 시나리오 3 10.73 32.83 41.89 13.84 33.36
저자 추정 전제
시나리오 4 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 시나리오 5 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 시나리오 6 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 시나리오 7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96
시나리오 8 28.11 0 0 0 0
시나리오 9 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91
<전원별 외부비용 시나리오 구성>
(단위: 원/kWh)
분석결과 시나리오 1부터 7까지는 2035년 기준 같은 결과를 보였 다. 즉 상기와 같이 외부비용을 반영한다고 할지라도 전원믹스에 별다 른 영향을 미치지 못했다. 그러나 원전에만 외부비용을 반영한 시나리 오 8과 원전은 최대치의 외부비용을 반영하고 화석연료 발전에는 최 소치의 외부비용을 반영한 시나리오 9는 원전 대신 석탄이 증가하는 양상을 보였다. 그리고 원전과 석탄발전 간의 외부비용이 14원/kWh 이상 차이가 있을 때 전원구성에서 두 전원 간 경제성이 뒤바뀌는 것 으로 나타났다.
원전
외부비용 원자력 석탄 LNG 신재생1) 기타2) 계
시나리오 1~7
45,829 45,018 33,767 7,966 14,859
147,439 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1)
시나리오 8~9
38,329 52,388 33,767 7,966 14,859
147,309 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1)
<2035년 적정 발전설비 용량과 비중>
(단위: MW, %)
주 1) 신재생 전원은 피크기여 용량 적용 2) 기타에는 집단, 석유, 양수가 포함
전기요금 영향 측면에서는 석탄발전과 원전의 전원구성이 역전되는 외부비용을 반영하면, 정산단가는 2029년에 기준 시나리오 대비 약 6.12%(시나리오 8), 15.84%(시나리오 9) 상승하였다.
3. 결론 및 시사점
원전 외부비용을 전력생산비용에 반영하게 되면 판매사업자의 구매 단가는 상승하게 되고, 이는 소비자 전기요금 인상으로 귀결된다. 다 만, 정치·사회적으로 수용 가능한 인상 수준에 대해서는 현재까지 포 괄적 연구가 부재하기 때문에, 이에 대한 연구가 추가로 필요하다고 판단된다. 원전 외부비용 반영 여부는 외부효과의 내재화를 통한 자원 의 효율적 배분의 경제 논리도 중요하지만, 전기요금 인상에 따른 부 담은 결국 소비자의 몫이므로, 정치·사회적 논리도 배제하지는 못한 다. 이러한 상황을 종합적으로 고려해 볼 때, 신재생에너지를 포함한 모든 전원의 외부비용 추정 및 반영 여부를 위한 ‘범사회적 논의기구’
구성이 필요하다고 본다.
이 연구에서 추정하고 있는 원전 및 화석연료 외부비용은 해외 추
정사례를 환율 및 물가상승률 등을 조정하여 회계적으로 국내에 적용 하고 있는 기존 문헌연구보다는 방법론적으로 과학적이고 체계적인 접근을 하고 있다고 판단되나, 한계점도 여전히 존재하고 있다.
원전 외부비용 추정에서 중대원전 사고 발생의 피해규모가 국내 실 정을 제대로 반영하지 못하고 있다는 점이 있다. 원전 사고 피해규모 는 원자로 설비용량, 입지위치, 노형의 차이 등 다양한 요인에 의해 결정된다. 또한, 사고 발생 시점에서의 기후 상황(풍향과 풍속 등)과 사고 발생 시 원자력 규제기관의 초기대응에 따라서도 피해규모는 상 당한 차이가 난다. 본 연구에서는 이러한 다양한 요인들을 고려하지 않고, 과거 사고발생 사례의 피해비용을 국내 GDP와 인구밀도만을 고려하여 개략적으로 추정하고 있다는 한계가 존재한다. 그러나 국내 실정에 맞는 객관적이고 합리적인 원전사고 피해규모 추정 연구는 관 련 분야 전문가들의 협동연구와 분석을 위한 기초정보 공유 없이는 사실상 불가능한 작업이다. 이러한 점 역시 위에서 언급한 ‘범사회적 논의기구’ 구성이 필요한 또 다른 이유가 된다.
원전 외부비용 추정의 또 다른 한계점은 ‘중대 원전사고 발생확률’
에 대한 충분한 논의 및 합의점이 없다는 점이다. 원자력발전 설비는 설계단계에서 확률론적 통계 방법을 통해 규제기관이 설정하고 있는 원전사고 발생확률 기준을 만족시켜야 한다. 즉 원전은 기술적인 측면 에서는 중대 원전사고가 발생할 확률이 거의 없다고 볼 수 있다. 그러 나 TMI, 체르노빌, 후쿠시마 등 심각한 원전사고가 실제로 발생하였 고, 이는 확률론적 방법을 통해 도출한 원전사고 발생 확률과는 정면 으로 배치되고 있다. 따라서 ‘중대 원전사고 발생확률’ 추정을 위한 종합적인 연구가 수반될 필요가 있다. 중대 원전사고 발생 확률은 원
자로 노형, 원자로 수명, 규제체계의 투명성 등 기술적·제도적 요소에 따라 달라질 수 있으므로, ‘사회적 논의기구’에서 해당 분야의 전문가 도 다수 포함할 필요가 있다.
원전 외부비용 추정결과 외에 메타회귀분석을 이용하여 도출한 화 석연료 발전원의 외부비용 추정에서도 개선과제가 있다. 온실가스와 대기오염물질의 외부비용의 선행연구들은 문헌마다 분석 방법론, 대 상 지역, 오염물질의 특성 등 다양한 요인에 의해 그 결과가 매우 다 르게 나타난다. 아울러 지불의사액 도출을 위해 작성된 질문 내용도 연구마다 상이하기 때문에, 메타분석을 이용한 추정결과는 위와 같은 다양성을 표준화하기 어렵다. 따라서 향후 관련 문헌의 방대한 데이터 구축작업 및 메타분석을 위한 표본수 확대를 위한 노력이 필요하다.
이러한 연구의 개선과제에도 불구하고, 이 연구에서는 원자력발전 을 포함한 전원별 외부비용을 객관적 근거자료와 실증 분석방법을 통 해 도출하고, 최근 발표된 7차 전력수급계획을 반영하여, 외부비용의 전원구성과 전력시장 영향을 종합적으로 검토하고 있어 그 정책적 의 미가 크다고 본다. 또한, 본고에서는 전원구성이 역전되는 원전 외부 비용을 도출하고, 이를 반영할 경우의 전원구성 및 전력시장 영향도 동시에 분석함으로써, 외부비용의 전력생산비용 증가와 전기요금 인 상 영향도 고려하고 있다는 점에서 그 결과의 의의가 더 크다고 사료 된다.
ABSTRACT
1. Research Purpose and Summary
Nuclear power generation is considered as the most cost-effective source among other forms of electricity generation in the discussion of the economic feasibility of each power source in Korea. However, in the wake of Japan's Fukushima accident, as the discussion on accident risk action costs and hidden costs of nuclear power plant has become active recently, a strong voice was raised for a thorough investigation into the economics of nuclear power plant. Accordingly, the Korean government’s 2nd National Basic Plan for Energy (2014.1) presented that the ratio of nuclear power generation capacity to 29% by 2035 after reviewing the economic feasibility of nuclear power plants including accident risk action costs and reflecting energy security and public acceptability. In addition, the 7th electricity power supply and demand plan(2015.7) compared and reviewed the economic feasibility by power generation source, while including the external costs for nuclear energy as well as fossil fuel energy. However, the cost of nuclear power plants has been controversial and public acceptance for the estimation of external costs for nuclear power plants has not been achieved.
This study aims to establish social consensus and improve efficiency in the national energy planning by estimating external
costs in power sector suitable for Korea based on the neutral and scientific approach. Also, this study intends to draw up optimal power generation mix by reassessing the economic feasibility of the generation costs of nuclear power plants, a controversial subject since Fukushima disaster, with reflection of social costs and comparative analysis by source.
2. Results
According to the 7th electricity power supply and demand plan, the external costs of nuclear power generation were estimated in classification into 3 categories; transmission cost, policy cost, accident risk action cost. Transmission cost and policy cost were estimated by comprehensively reflecting relating results and prospect of costs to be incurred in the future and accident risk action costs were estimated in converting currency of yen into Korean currency based on domestic exchange rate by the Cost Estimation and Review Committee(2011) of Japan to domestic exchange rate.
However, the estimate of nuclear accident risk action costs in 2011 fails to reflect the accumulated the scale of damage in Fukushima disaster and the estimation method for calculating costs is inappropriate.
Thus, this study estimates domestic accident risk action costs, referring to the estimation case of Fukushima nuclear accident risk action(June, 2015) by the power generation cost verification working
group commissioned by the Japanese government. It should be noted that transmission costs and policy costs of domestic nuclear power plants were estimated by applying the estimation drawn by the 7th electricity power supply and demand plan.
As a methodology to estimate domestic accident risk action costs and a basis of damage costs, the model-plant method and 86 trillion won, the same scale as the Japanese case, were applied, respectively.
In model-plant method, the capacity of 1,000 MW which is the biggest portion of domestic nuclear power plants is applied.
It is necessary to adapt the population density per unit area and the level of GDP in applying the scale of damage cost of the Japanese case into domestic situation. In particular, compensation cost accounts for around 50% out of items of total damage cost, thus it is necessary to revise population density per unit area and the level of GDP included in the item. The estimated damage scale in proportion to the ratio of domestic population density is about 127 trillion won and the revised damage scale including domestic per capita GDP is about 85 trillion won. The scale of damage cost re-estimated by revising compensation cost(46.72% of total damage costs) among the specific items of accident damage costs reflected domestic population density ratio is about 105 trillion won, and the damage cost revised including domestic per capita GDP is 86 trillion won, which is the same amount as that of Japan.
In this study, 86 trillion won, which is the same scale as the Japanese case, was applied as the damage costs by nuclear accidents.
Because there is little difference between re-estimated damage costs coordinating GDP and population density and the originally estimated damage costs. Of course, for more precise revision, it is necessary to conduct a comprehensive research to figure out scale of damage including population in the vicinity of nuclear plants and property values.
To analyze power generation mix of external costs of nuclear power and effects of external costs on power market, the following 3 estimated values were used in this study; the estimated value drawn by probability of nuclear accidents of ‘standards for operating world nuclear power plants’, which is of the highest consensus out of accident risk action costs estimated at 85% of usage rate; the estimated value applied by ‘standards for operating Japanese nuclear power plants’ in conservative probability; and the estimated value applied by IAEA Large Early Release Frequency(LERF) with the lowest probability.
The external costs of domestic nuclear power plants were drawn by adding accident risk action costs to transmission costs and policy costs estimated in the 7th electricity power supply and demand plan.
The results show that the estimated external costs of nuclear energy were ranged from minimum KW5.13/kWh to maximum KW28.02/kWh.
In this study, the external costs of air-pollutant emissions in the fossil-fuel generation were estimated by means of the estimation equations of SO2, NOx, PM, and CO2 drawn by meta-regression analysis. The estimation of willingness to pay per ton for air pollutants
was conducted given GDP per capita and population density.
According to the estimation results, the external costs of thermal coal, LNG and fuel oil were KW13.87/kWh, KW6.33/kWh, and KW23.77/kWh respectively, cost of oil-fired generation was highest out of three energy sources.
Assuming that CO2 is included, the result shows that the external cost of oil generation was still highest while the cost of LNG combined cycle was lowest, with the external costs of thermal coal(KW32.10/kWh), LNG(KW14.19/kWh), and oil(KW38.62/kWh).
The results of scenario analysis are as follows. Under the scenarios 1-3, the external costs by power generation source premised in the 7th electricity power supply and demand plan were applied. The scenario 1 is premised on accident risk action cost of KW5.72/kWh, and in case of thermal power generation, the external costs of air pollutants except CO2 were reflected. Of course, both transmission and policy costs were reflected in the scenario. In the scenario 2, the external costs reflecting CO2 price assumption of 10,000won per ton were added to the scenario 1. The scenario 3 is the result of adding the external costs at the CO2 price of 25,000 won per ton to the scenario 1. Under the scenarios 4 to 7, the external costs of air pollutants and CO2 generated from nuclear power and fossil-fuel generation, estimated by the author of this study, were applied. As described above, the accident risk action costs in nuclear generation were premised on the two costs of KW4.04/kWh and KW23.01/kWh.
The scenarios in fossil-fuel generation were divided into two cases
depending on whether to include CO2 or not. The scenario 8 and 9 are extreme cases; the maximized external costs were reflected only in nuclear energy in the scenario 8; and in the scenario 9, the maximized external costs were reflected in nuclear while the minimized external costs were applied in the fossil-fuel generation.
The power generation mix of the external costs by power source and comparison and analysis of the effects on the power market were conducted based on the 7th supply and demand plan as the standard scenario, including direct costs alone(without external costs).
Section Scenario Nuclear Coal (soft)
Coal
(anthracite) LNG Oil the 7th
electric power supply (whole)
Scenario 1 10.73 13.86 12.85 5.66 17.91 Scenario 2 10.73 21.45 24.47 8.93 24.09 Scenario 3 10.73 32.83 41.89 13.84 33.36
Researche rs’
estimation in this
study (whole)
Scenario 4 9.05 18.30 17.29 9.61 27.11 Scenario 5 28.11 18.30 17.29 9.61 27.11 Scenario 6 9.05 36.53 45.21 17.47 41.96 Scenario 7 28.11 36.53 45.21 17.47 41.96
Scenario 8 28.11 0 0 0 0
Scenario 9 28.11 13.86 12.85 5.66 17.91
<Scenarios for external costs by power source>
(Unit: Won/kWh)
As a result of analysis, the same result as the standard in 2035 was found from the scenario 1 to 7. Despite reflection of external
costs as above-mentioned, which had little impact on electricity generation mix. However, ratio of coal instead of nuclear was increased in the scenario 8 and 9. When there is difference more than KW14/kWh between external costs of nuclear and coal-fired generation, economic feasibility of the two energy sources was reversed in electricity generation mix.
External
costs for npp nuclear coal LNG renewable
energy1) ETC2) Total Scenario
1~7
45,829 45,018 33,767 7,966 14,859
147,439 (31.1) (30.5) (22.9) (5.4) (10.1)
Scenario 8~9
38,329 52,388 33,767 7,966 14,859
147,309 (26.0) (35.6) (22.9) (5.4) (10.1)
< Optimal generating capacity and share in 2035 >
(Unit: MW, %)
Note 1) peak load contribution applied
2) including integrated energy, pumping-up, oil.
As to the effects on electric rates, in case the external costs reversing ratio of coal and nuclear in power generation mix is reflected, the unit price increased in 2029 by 6.12% (scenario 8) and 15.84% (scenario 9) respectively compared to the standard scenarios.
3. Policy Suggestions
If the external costs of nuclear energy are reflected in power generation costs, unit cost for purchase of electricity supplier
increases, resulting in increases in electricity charges for consumer.
Exceptionally, there is no comprehensive research on the level of increase acceptable in social and political perspectives, thus it is considered that additional researches are needed. As to whether the external costs of nuclear energy are reflected or not, the economic logic of efficient allocation of resources through the internalization of external effects is important, but social and political logics are not excluded because finally consumers will bear the burden of increased electricity rates. Considering the overall situations, it is necessary to organize a 'cross-social consultation group' in order to discuss the estimation and reflection of external costs in all power generation sources including renewable energy.
The external costs of nuclear power plants and fossil-fuel energy estimated in this study are assessed based on more scientific and systematic methodology compared to those of the previous literatures
fiscally using foreign estimation cases with coordinated exchange and inflation rate for domestic ones, but there are still limitations.
In estimating the external costs of nuclear power plants, scale of damage in the event of major nuclear accidents cannot appropriately reflect domestic conditions. The estimated scale of damage is determined by various factors including capacities of reactors, location of plants, different types of reactors. Also, climate conditions(wind direction and wind speed) at the time of accidents, nuclear regulators' early response to the accidents have significant
impacts on the scale of damage. This study has a limitation in that only GDP and population density were considered and the various factors are neglected in estimating damage costs of the past accident cases. However, it would be virtually impossible to conduct a study of the scale of damage in nuclear accidents with objective and rational approaches applicable to domestic situation, without collaborative research and sharing of basic information for analysis among experts in related areas. This is another reason that above- mentioned 'cross-social consultation group' should be established.
Another limitation in estimating the external costs of nuclear energy is that there is no discussion and consensus on 'probability of major nuclear accidents'. From the design phase, nuclear power facilities must meet standards for probability of nuclear accidents set by regulators through probabilistic statistics. That is, probability of major nuclear accidents in terms of technical aspect is almost zero.
However, serious accidents such as TMI, Chernobvl, and Fukushima accidents happened, which is directly opposed to the probability of nuclear accidents drawn from the probabilistic methodology.
Therefore, a comprehensive research to estimate 'probability of major nuclear accidents' should be accompanied. As the probability can be different depending on technical and institutional factors, including types of nuclear reactors, lifespan of reactors, and transparency of regulatory systems, it is necessary for the experts mentioned in the 'cross-social consultation group' to be involved in the research.
In addition to the estimation results of the external costs of nuclear energy, there is still improvement requirement in estimating external costs of fossil-fuel energy sources drawn through meta-regression analysis. The results in the previous researches on the external costs of greenhouse gas and air pollutants are significantly different by various factors such as analysis methodology, target region, and nature of air pollutants. Also, the research questions designed to draw the level of willingness to pay are varied by research, thus it is difficult to standardize the variety through the estimation results using meta analysis. As a consequence, it is necessary to make efforts to build large scale of data on related literatures and expand the number of sample for meta analysis.
Although this study still needs improvement, it has meaningful policy implications in that the external costs by power generation source are drawn by means of objective materials and empirical methodology, and the effects of the external costs on electricity generation mix and power market are reviewed based on the recently published 7th power supply and demand plan. Also, this study reflected the effects of the external costs on increased power generation costs and electricity rates while drawing the external costs reversing electricity generation mix and analyzing the generation mix and the effects on power market with these outcomes applied. In this respect, the results of this study are considered to have more significant implications.
제목 차례
제1장 서론 ···1
제2장 국내외 전력부문 외부비용 추정사례 ···5 제1절 본 과제의 1차, 2차 연도 연구결과 요약 ··· 5 1. 1차 연도 연구결과 ··· 5 2. 2차 연도 연구결과 ··· 6 제2절 국내외 원자력발전 외부비용 추정사례 ··· 8 1. 국내 원자력발전 외부비용 ··· 8 2. 국외 원자력발전 외부비용 추정사례 ··· 14 3. 일본 원자력발전 외부비용 추정사례(2011년, 2015년) ··· 28
제3장 연구의 분석모형 개요 ···41 제1절 전원믹스 분석모형 ··· 41 1. 분석모형: WASP-Ⅵ ··· 41 2. 입력자료 ··· 51 제2절 전력시장 파급효과 분석모형 ··· 52 1. 분석모형: M-Core ··· 52 2. 항목별 입력자료 개요 ··· 62
제4장 분석방법 및 결과 ···73 제1절 제7차 전력수급계획의 전원별 발전비용 추정 ··· 73
1. 전원별 직접비용: 제7차 전력수급계획 기준 ··· 73 2. 전원별 외부비용 추정결과: 제7차 전력수급계획 전제 적용 · 77 3. 전원별 사회적 비용 추정결과: 7차 전력수급계획 기준 ··· 83 제2절 국내 원자력발전과 화력발전 외부비용 자체 추정 ··· 86 1. 원자력발전 외부비용 추정 ··· 86 2. 국내 화력발전 외부비용 추정 ··· 95 제3절 전원별 외부비용의 전원구성 영향 분석 ··· 123 1. 시나리오 설정 ··· 123 2. 시나리오별 전원믹스 영향 ··· 124 제4절 전원별 외부비용의 전력시장 영향 분석 ··· 135 1. 입력자료: 제7차 전력수급기본계획 ··· 135 2. 시나리오별 정산단가 영향 ··· 144 3. 시나리오별 발전비용 영향 ··· 151 4. 원전 외부비용의 전원구성 변화 시 전력시장 영향 ··· 155
제5장 결 론 ···161
참고문헌 ···167
부 록 ···183
표 차례
<표 2-1> 국내 원자력발전의 비용 구성 ··· 11
<표 2-2> 외부비용을 고려한 원전의 발전비용 ··· 12
<표 2-3> 선행연구의 외부비용 추정결과 ··· 13
<표 2-4> 국회예산정책처의 원전 사고위험비용 추정 선행 연구 정리 · 13
<표 2-5> 원전 건설 구분에 따른 건설비용, 연료비용, 운전비용 추정 결과··· 17
<표 2-6> 균등화발전비용(LCOE) 추정 결과 ··· 18
<표 2-7> 프랑스 원자력 사고 비용의 전반적 추정치 ··· 22
<표 2-8> 독일 원자력 사고의 특정 외부비용 및 절대비용 ··· 23
<표 2-9> NEA 계통망단계에서의 외부비용 추정결과 ··· 24
<표 2-10> 각국의 발전형식별 시스템비용 추정 결과 ··· 27
<표 2-11> 정책경비 항목과 발전비용 포함 내역 ··· 31
<표 2-12> 전원별 정책경비 ··· 33
<표 2-13> 2014년 모델플랜트 시산결과표(엔/kWh) ··· 38
<표 2-14> 2014년 모델플랜트 시산 결과 개요 및 감도분석 개요 · 40
<표 3-1> 후보발전기조합의 예 ··· 47
<표 3-2> WASP 모형의 주요 입력변수 ··· 51
<표 3-3> M-Core의 가격결정발전계획과 운영발전계획 엔진 ··· 53
<표 3-4> M-Core 발전기별 자원특성정보 설명 ··· 64
<표 3-5> 2008, 2011년 M-Core 분석결과 및 실적 비교 ··· 70
<표 4-1> 전원별 균등화발전비용 추정 전제: 7차 수급계획 기준 ··· 74
<표 4-2> 원전 운전유지비 항목별 단가 ··· 74
<표 4-3> 전원별 발전비용 추정 결과: 7차 수급계획 기준 ··· 74
<표 4-4> 방사성폐기물관리비 재산정 결과(2015년 5월 기준) ··· 76
<표 4-5> 재산정된 사후처리비를 반영한 원전 총운전유지비
항목별 단가··· 77
<표 4-6> 전원별 발전비용 추정 결과 : 2015년 재산정된
사후처리비 반영··· 77
<표 4-7> 환경오염 배출물질 환경비용 ··· 78
<표 4-8> 단위당 환경비용 추정결과 ··· 78
<표 4-9> 2020년 배출권 가격전망 ··· 79
<표 4-10> 전원별 단위당 탄소배출가격 추정 결과 ··· 80
<표 4-11> 전원별 환경오염 및 탄소배출 비용 합계 ··· 81
<표 4-12> 일본과 한국의 원자력발전 사고위험대응비용 추정 ··· 82
<표 4-13> 전원별 송전비용 및 정책비용 추정 결과 ··· 83
<표 4-14> 제7차 전력수급계획의 전원별 외부비용 합계 ··· 84
<표 4-15> 제7차 전력수급계획의 전원별 사회적 비용 ··· 86
<표 4-16> 일본 사고위험대응비용 추정비교(2011년, 2015년) ··· 89
<표 4-17> 일본 후쿠시마 원전사고 피해비용 규모(2015년 기준) ·· 89
<표 4-18> 국내 원자력발전 사고위험대응비용 추정 전제 ··· 91
<표 4-19> 주요국 인구밀도 및 1인당 GDP(2013년 기준) ··· 92
<표 4-20> 국내 원전 사고위험대응비용 추정결과 ··· 94
<표 4-21> 원자력발전의 외부비용 추정 결과 ··· 95
<표 4-22> 크로아티아의 외부비용 추정 결과 ··· 102
<표 4-23> 오염물질 저감에 따른 편익 ··· 104
<표 4-24> CO2 비용 메타 데이터 및 주요국 지표 ··· 111
<표 4-25> 대기오염물질 배출계수 ··· 114
<표 4-26> 유연탄, LNG 톤당 지불의사액 ··· 114
<표 4-27> SO2, NOx, PM 메타회귀 추정 결과 ··· 115
<표 4-28> CO2 1인당 지불의사액 메타회귀 추정 결과 ··· 116
<표 4-29> CO2의 톤당 지불의사액 메타회귀 추정 결과 ··· 118
<표 4-30> 국내 톤당 대기오염물질 외부비용 추정 결과 ··· 120
<표 4-31> 화력발전원별 외부비용 추정 결과 ··· 121
<표 4-32> 전원별 외부비용 추정 결과 종합 ··· 122
<표 4-33> 전원별 외부비용 시나리오 구성 ··· 124
<표 4-34> 주요 전원별 외부비용 반영 연료비(원/Gcal) ··· 125
<표 4-35> 목표수요와 최대전력 ··· 126
<표 4-36> 연차별 확정설비 및 신규 의향설비 ··· 127
<표 4-37> 발전설비 용량과 비중(MW,%) ··· 130
<표 4-38> 2035년 발전설비 용량과 비중(원전만 외부비용 반영, MW,%) ··· 131
<표 4-39> 시나리오 5,7의 화석연료 발전 외부비용(원/kWh) ··· 131
<표 4-40> 2035년 발전설비 용량과 비중(전체 외부비용 반영, MW,%) ··· 132
<표 4-41> 시나리오 1,5,7의 전원별 외부비용(원/kWh) 재조합 ···· 133
<표 4-42> 제7차 전력수급계획의 전력소비량과 수도권 수요 비율 ·· 137
<표 4-43> 제7차 전력수급계획 전원별 기준 열량단가 ··· 139
<표 4-44> 신규 발전기와 기존 발전기의 매칭표 ··· 140
<표 4-45> 용량가격(CP) 정보(2015년 적용 기준) ··· 142
<표 4-46> 발전원별 정산조정계수 적용치 ··· 142
<표 4-47> 연도별 송전제약: 제7차 전력수급계획 ··· 144
<표 4-48> 시나리오별 정산단가 추정 결과 ··· 149
<표 4-49> 기준시나리오 대비 정산단가 증가율 변화 ··· 150
<표 4-50> 시나리오별 발전비용 추정 결과 ··· 153
<표 4-51> 기준시나리오 대비 발전비용 증가율 변화 ··· 154
<표 4-52> 추가 시나리오 구성 ··· 156
<표 4-53> 시나리오 8, 9의 정산단가 및 발전연료비용 추정결과 ·· 158
<표 4-54> 기준시나리오 대비 정산단가 및 발전연료비용 증가율 ·· 159
그림 차례
[그림 2-1] 독일 IER의 발전형식별 외부비용 추정 결과
(원전 사고 비용 불포함) ··· 19 [그림 2-2] 2011년 비용 등 검증위원회의 사고위험 대응비용 산출식 · 34 [그림 2-3] 발전비용검증 워킹그룹의 손해비용 산정방법 ··· 35 [그림 2-4] 2015년 발전비용검증 워킹그룹의 사고위험 대응비용
산출식··· 36 [그림 2-5] WEO 신정책시나리오 ··· 37 [그림 2-6] 2014년 모델플랜트 시산결과도(엔/kWh) ··· 39 [그림 3-1] 부하지속곡선과 실시간부하곡선의 예 ··· 43 [그림 3-2] 전도된 부하지속곡선과 Fourier 급수의 주기 ··· 44 [그림 3-3] WASP 모형의 구성 ··· 50 [그림 3-4] SUDP state 전개 과정 ··· 58 [그림 3-5] M-Core와 타 프로그램 성능 비교(2009년 실적기준) ···· 71 [그림 4-1] 의 사후적 확률 분포··· 116 [그림 4-2] 의 사후적 확률 분포··· 117 [그림 4-3] 의 사후적 확률 분포··· 117
제1장 서 론
국내 전원별 경제성에 관한 논의에서는 원자력발전(원전)이 가장 경 쟁력 있는 전원으로 인식되고 있다. 그러나 후쿠시마 원전사고 이후 원자력사고 대응비용, 원전의 숨은 비용 등에 대한 논의가 활발해지면 서 원전의 경제성을 보다 깊숙이 들여다봐야 한다는 목소리가 강해졌 다. 이에 제2차 에너지기본계획(2014.1)에서는 원전사고 대응비용까지 고려한 경제성을 검토하고, 에너지안보, 수용성 등을 종합적으로 고려 하여 2035년 설비용량 기준 29% 비중을 도출하였다. 그리고 제7차 전력수급기본계획(2015.7)에서는 원전뿐만 아니라 화석연료 전원에도 외부비용을 포함하여 종합적으로 전원 간 경제성을 비교 검토하였다.
그러나 여전히 원전의 비용에 대해 논란이 많으며, 전력 부문의 외부 비용 산정에 관하여 충분한 공감대가 형성되어 있지 않다고 볼 수 있다.
본 연구는 전력 부문의 외부비용을 가능한 한 중립적이면서 과학적 으로 접근하여 국내 현실에 적합한 비용을 도출함으로써 국내의 전력 부문 외부비용에 관한 사회적 공감대를 형성하고 향후 국가 계획 수 립의 효율성을 높이기 위해 시작된 연구이다. 후쿠시마 사태 이후 논 쟁화되고 있는 원전의 발전비용에 대한 경제성을 사회적 비용까지 포 함하여 재평가하고 타 전원과의 비교를 통해 우리의 장기 최적 전원 구성에 대한 새로운 분석을 시도한다.
2013년부터 1차 연도 연구를 시작하였는데, 1차 연도에는 적정 전 원믹스 관련 활용 가능한 모형을 구축하고 관련 기초자료를 조사하였 다. 이 과정에서 주요국의 전원구성 정책, 원전 사후처리비 개정안을
반영한 전원별 경제성 비교 등을 병행하였다. 2014년 2차 연도에서는 사고위험, 온실가스 배출 등과 같은 외부비용을 고려하여 전원별 비중 변화에 대한 지불 의사를 추정하였다. 1차 연도와의 차이점은 원자력 뿐만 아니라, 석탄, 가스 발전의 외부비용까지 종합적으로 고려하였고, 설문조사를 통해 국민들이 인식하고 있는 원전의 위험도와 화석연료 발전의 대기오염도에 대해 부여하는 상대적 가치 차이를 실증 검토하 였다는 점이다. 3차 연도인 2015년에는 본 연구의 최종 목적을 달성 하기 위해 1차, 2차에서 축적된 정보와 지식을 바탕으로 전원별 사회 적 비용을 반영할 경우 최적의 전원구성안이 어떻게 변화하고 그 파 급효과가 어떠할지를 제시한다.
본 연구는 향후 있을 제8차 전력수급기본계획, 제3차 에너지기본계 획에서 전원구성안 도출을 논할 때 기초적 지식정보 자료로 활용될 수 있을 것이다. 물론 전원구성을 논함에 있어 경제성만이 고려 대상 은 아니다. 전원구성은 예측된 미래의 전력수요를 공급신뢰도 등 제약 조건을 충족하면서 최적의 설비 증설계획을 수립하는 것인데, 공급대 안별 경제성, 환경성, 수용성, 에너지 안보 등에 대한 선택의 문제로서 현실적 가능성과 위험을 고려하여 결정하게 된다. 본 연구에서는 전원 구성안 도출 시 주요 고려요소인 경제성 지표에 대해 사회적 비용을 종합적으로 반영한 세부 정보를 제공함으로써 바람직한 정책 결정에 기여하고자 한다.
본 연구의 구성은 다음과 같다. 제2장에서는 국내외 전력 부문 외부 비용 추정 사례를 소개한다. 먼저 본 연구의 1차, 2차 연도의 연구결 과를 개괄적으로 보여주며, 국내외의 전원별 외부비용 연구를 풍부하 게 종합적으로 소개하고자 한다. 제3장에서는 전원구성과 그 파급효
과를 분석하는 툴로서 WASP IV 모형과 M-Core 모형을 소개한다. 제 4장에서는 상기 모형의 기초입력 자료를 제공하며 시나리오 설정의 주요 기반이 되는 제7차 전력수급기본계획을 상세하게 짚어본다. 나 아가 본 연구진이 직접 국내 원전과 화력발전의 외부비용을 추정한 결과를 보여준다. 그리고 최종적으로 그 외부비용을 반영하였을 경우 전원구성에 미치는 영향을 분석한다. 나아가 부록에서는 보고서의 간 결한 구조를 위해 본문에서 포함하지 못한 내용들 중 유의미한 내용 들을 별도로 정리하였다.
제2장 국내외 전력부문 외부비용 추정사례
제1절 본 과제의 1차, 2차 연도 연구결과 요약
1. 1차 연도 연구결과
1차 연도 연구는 9.15 순환정전 이후의 전력수급여건, 제6차 전력수 급기본계획, 제2차 에너지기본계획 초안을 검토함으로써 국내 장기 전원구성 전개방향과 기초자료를 수집하고 평가하였다. 또한 일본 후 쿠시마 원전사고 이후 주요국의 장기 전원구성 정책을 검토하였다.
전원구성 설정 시 전원별 경제성은 의사결정의 주요 기준이 된다. 1 차 연도에는 여러 국가의 전원정책 수립 방향 및 결과를 정리하였고, IEA의 균등화발전비용 분석 전제와 결과를 검토함으로써 국가별로 전원별 경제성을 비교하였다. 그리고 균등화발전비용 분석 방법을 활 용하여 국내의 원자력, 석탄, 가스 발전 경제성을 보다 심도 있게 비 교 분석하였다. 특히 2012년 말에 재산정된 원전 사후처리비를 활용 하여 이용률에 따라 전원별 경제성이 어떻게 차이가 발생하는지를 세 부적으로 검토하였다. 2012년 말 재산정된 원전 사후처리비 조정 결 과를 반영하면, 원자력발전원가는 1.5~2.0원/kWh이 상승하지만, 석탄, 가스 등의 전원과 비교해서 여전히 경제성을 유지하는 것으로 나타났다.
그리고 최적 전원구성을 설정하는 모형과 그 전원구성이 전력시장 에 미치는 영향을 분석하는 모형을 각각 검토하였다. 전원구성 모형으 로는 세계적으로 가장 활발히 활용되고 있는 IAEA의 WASP 모형을 살펴보았으며, 전원구성에 따른 전력시장 영향을 분석하는 모형으로
는 국내에서 개발된 M-Core 모형을 검토하였다. 나아가 원자력발전의 사회적 비용을 이해하는 차원에서 전력산업을 대상으로 한 사회적 비 용 관련 문헌을 검토하였다. 후쿠시마 원전사고 이후 세계에서 처음으 로 원자력발전의 사고위험비용, 안전대책비용, 정책비용 등을 함께 고 려한 일본의 사례와 발전소의 오염물질 배출에 따른 사회적 비용을 중점적으로 살펴본 유럽의 사례를 검토하였다.
1차 연도 연구는 주요국의 전원구성 정책과 해당 국가의 전력수급 상황을 살펴봄으로써, 국내 전원구성 정책 결정 합리화에 기여하였다.
또한, 2012년 재산정된 원전 사후처리비를 반영하여 전원별 경제성을 비교 검토함으로써 새롭게 설정된 원전 사후처리비가 전원별 경제성 에 미치는 영향을 분석하였다. 나아가 전원구성 최적화와 전력시장 파 급영향 분석 모형에 대해 체계적으로 검토함으로써, 본 연구의 궁극적 인 목표 달성을 위한 이론적 기반을 다졌다.
2. 2차 연도 연구결과
2차 연도에서는 진술선호기법 중 선택실험법(Choice Experiment)을 통해 온실가스, 사고위험 등과 같은 사회적 비용을 고려하여 전원별 비중변화에 따른 지불의사를 추정하였다. 서울에 거주하는 500명 이 외에 부산 거주자 200명과 원전 인근지역인 울진, 경주, 기장 거주자 200명을 합한 총 900명의 대상자에 대해 설문을 시행하였다. 그 설문 결과는 조건부로짓모형과 혼합로짓모형으로 분석하였고, 추정된 효용 함수에 기초하여 각 특성별 지불의사나 대안 간 지불의사 차이를 분 석하였다.
이 조사가 사용한 설문지는 원자력, 석탄, 가스, 석유, 수력 및 대체
에너지 발전원 간 장단점을 중대사고 위험, 온실가스 배출량, 발전단 가, 공급 안정성 4가지 기준에 의해 간단하게 제시하였다. 2012년 우 리나라 전체 발전설비에서 각 발전원이 차지하는 비중과 가정용 전기 요금 정보를 제시하였다. 사회적 비용의 발생 요인인 사고 위험과 온 실가스 배출에 관한 정보는 일반 응답자가 이해하기 어려운 전문적이 며 구체적인 수치보다는, 이미 객관적으로 널리 인지된 정보를 알기 쉽게 서술하였다.
응답자가 선택할 수 있는 각 안은 원자력 비중, 가스와 석탄의 상대 비율, 전기요금이라는 세 가지 특성을 가지고 있다. 이 세 가지 특성 외의 다른 특성들, 예를 들면 재생에너지원 비중이나 석유발전소 비중 등은 2012년 기준 수준을 유지하는 것으로 가정하였다.
설문조사의 각 안을 구성하는 세 가지 특성은 기저발전에 해당하는 원자력이나 석탄 비중이 높아지면 전력 생산비용이 낮아지기 때문에 전기요금이 낮아질 것이고, 따라서 서로 완전 독립은 아니다. 그러나 전체 발전에서 원자력이 차지하는 비중과 화력발전 내에서 가스와 석 탄의 비율은 서로 독립적으로 선택될 수 있으며, 전기요금의 경우도 원전비중과 가스와 석탄의 상대비율 구성에 따라 다르게 나타날 수 있다.
분석 결과에 의하면 원자력 발전의 비중이 1% 줄어들고 가스발전 이 1% 늘어나는 것에 대한 지불의사는 조건부로짓모형과 혼합로짓모 형에서 각각 kWh당 1.289원과 1.039원으로 도출되었다. 석탄발전소 의 비중이 1% 줄어들고 가스발전이 1% 늘어나는 것에 대한 지불의 사는 각각 0.418원/kWh와 0.420원/kWh로서 기준 전기요금의 0.20%
에 해당되는 금액이 도출되었으며, 모형선택에 따른 차이가 거의 없는
것으로 나타났다. 따라서 원전의 비중 1% 축소에 대한 지불의사가 석 탄발전소의 비중 1% 축소에 대한 지불의사보다 2.5배 혹은 3.1배 높 은 것으로 나타났다.
이 연구는 석유, 수력 및 신재생 비중은 현재 수준을 유지하게 하 고, 원자력과 석탄의 비중을 변경하되, 그 변경으로 인한 차이는 가스 발전이 대응하도록 실험을 설계하였다. 유사한 기존 연구들을 살펴볼 때, 본 연구 결과는 실험설계 차이나 국가별 여건 차이 등을 고려하면 원전 비중감소에 대한 지불의사가 국내외 선행연구들이 제시한 범위 안에 포함되는 것으로 보인다. 본 연구는 국민들이 원자력발전에 대해 갖고 있는 위험도와 석탄발전의 대기오염도에 대해 부여하는 상대적 비용 차이를 제시하는 성과도 얻었다.
제2절 국내외 원자력발전 외부비용 추정사례
1. 국내 원자력발전 외부비용
원자력발전의 외부비용에 대한 논란은 일본 후쿠시마 원전 사고 이후 정치권과 시민단체를 중심으로 이슈화되고 있다. 최근에는 발전원 중 유일하게 비과세인 원자력발전에 환경세적 기능과 외부비용 교정기능 의 필요성을 제기하면서 개별소비세 부과로 그 논의가 전이되고 있다.
국내에서 원자력발전의 사고위험비용 및 사회갈등유발비용 등 외부 비용에 대해 종합적이며 포괄적으로 분석한 사례는 없으나, 부분적, 개략적으로 분석한 사례는 소수이나마 보고되고 있다. 먼저 현정부 출 범 이후 국회 기획재정위원회의 박원석 의원은 탄소세와 핵연료세를
결합한 ‘기후정의세’를 대표 입법 발의하였다(2013. 5)1). 본 발의안의 핵심내용은 원자력발전에서 생산되는 전력에 kWh당 7.5원의 외부비 용을 부과하여 내재화하자는 것이다.
김승래(2013. 9)는 유연탄 과세와 더불어 kWh당 7원의 원전 사고 위험과 17원의 전력 제반 사회적 갈등비용의 원전 외부비용을 과세를 통해 내재화시켜야 한다고 주장하고 있다. 그의 연구에서는 이러한 원 전 외부비용을 포함하는 시나리오를 설정하여 향후 에너지세제의 개 편가능성에 대하여 정책분석을 수행하였다.2) 이 연구에서는 유류, 유 연탄, 원전 및 전력을 포함하는 에너지세제의 통합적 개편 방안에 대 한 검토 및 파급효과를 CGE 경제모형을 이용하여 분석하고 있다. 특 히 에너지부문의 탄소세 부과, 유류의 대기환경오염비용 과세뿐만 아 니라, 발전용 유연탄 과세, 원전 사고위험(7원/kWh) 및 전력의 송배전 등 제반 사회갈등비용(17원/kWh)을 포함한 과세의 경제적 파급효과 를 검토하고 있다.
국회예산정책처(2014. 3)는 국내 원자력발전의 사회적 비용에 대한 쟁점 사항을 분석한 보고서를 발간하였다.3) 동 보고서는 원자력발전의 직접비용인 발전원가뿐만 아니라 다양한 외부 비용도 유발한다는 점을 인식할 필요가 있다고 서술하고 있다. 우리나라의 원전 발전비용 중 직접비용은 43.02~48.8원/kWh으로, OECD 국가 중 가장 저렴하다.
우리나라 신형 원전의 건설비(231만원/kW)는 미국(640만원/kW)과 프
1) 박원석 의원 외(2013. 5), ‘탄소세 도입을 위한 정책 방향 설계: 기후정의세 신설 을 중심으로’에서 해외 주요국의 탄소세 및 원전 연료 과세 현황 분석을 통해 탄소세와 원전 연료세가 결합된 ‘기후정의세’ 도입을 주장하고 기후 정의세의 설 계 및 세율과 세입에 대한 분석을 수행.
2) 김승래(2013. 9), ‘에너지세제 현황과 개편방향’, ‘에너지가격체계 진단과 개선’ , 경제인문사회연구회 정책현안 종합연구 시리즈, pp.63-98.
3) 본 내용은 ‘원자력 발전비용의 쟁점과 과제’, 국회예산정책처(2014. 3)에서 발췌함.
랑스(560만원/kW)의 절반 수준으로, 정부는 우리나라 원자력 건설비 가 낮은 이유를 합리적으로 설명할 수 있는 자료를 제시할 필요가 있 다고 동 보고서는 주장한다. 아울러 이 보고서에서는 원전 중대사고 발생에 대한 우려, 사용후핵연료의 처분장과 입지, 고압 송전선로의 이용, 규제수준, 미래세대의 국토이용 제한 같은 사회적 갈등을 유발 할 수 있는 비용의 상당 부분이 발전비용에 포함되지 않았기 때문에, 외부비용을 반영한 원전 발전비용 산정이 필요하다고 주장하고 있다.
동 연구에서 추정한 원전의 총 사고비는 58조 원~343조 원(0.08~59.8 원/kWh)으로 이러한 원전의 사고위험비용 등 사회적 비용을 내부화 하기 위하여 조세 및 부담금 제도 도입과 각종 안전규제 강화 도입의 필요성을 주장하고 있다. 아울러 이러한 원전비용 재산정을 위해 국회 산업통상자원위원회에서 비용산정위원회를 구성하는 것을 적극 검토 할 필요가 있다고 제안하였다. 다음의 <표 2-1>은 국회예산정책처가 추정한 원전 발전비용 구성을 보여주고 있다.
세부항목 내역
직접 비용 발전원가 43.02~48.8원/kWh
사회적 비용
사고위험비용 - 총사고비 58조~343조원 (0.08~59.8원/kWh)
안전규제비용
- 안전규제 강화에 따른 건설비 및 운전유지비 증가 (신규 원자력발전소 안전설계 수준에 따라 달라짐) - 후쿠시마 사고대응비용 9,194억원 (2014~2015년)
입지갈등비용
- 중저준위 방폐장 입지갈등비용(~2013) 9,395억원 - 고준위 방사성폐기물 처분장 입지갈등비용 - 고압 송전선로 경과지의 입지선정시 갈등
- 신규 원전 1기당 송전선로 건설 관련 비용 4,037억원 (신규 원전부지에 230km 구간 765kV 설치 가정) 정책비용 - 2013년 재정사업비 5,169억원(3.9원/kWh) 미래세대비용 - 고준위 방사성폐기물 처분장의 국토손실비용
<표 2-1> 국내 원자력발전의 비용 구성
자료 : 국회예산정책처(2014. 3)
2014년 초 수립된 제2차 에너지기본계획(이하 에기본)에서는 외부 비용을 포함한 원자력발전의 발전비용을 제시하고 있다. 에기본에서 는 원전 이용률을 80%로 가정할 경우, 설비용량 1,000MW의 원전 사 고위험대응비용과 정책비용 등 외부비용을 최소 1.80원/kWh, 최대 5.75원/kWh로 산정하고 있다(<표 2-2> 참고).
6차 전력수급계획상의 원전 발전비용(단위: 원/kWh)
이용률(%) 1,000MW 원전 1,400MW 원전
60 68.81 61.26
70 59.50 53.03
80 52.51 46.86
90 47.08 42.06
개정된 사후처리비용 반영시 원전 발전비용(단위: 원/kWh)
이용률(%) 원자력 100만kW 원자력 140만kW
60 70.43 (+1.62) 62.69 (+1.43) 70 60.88 (+1.38) 54.26 (+1.23) 80 53.72 (+1.21) 47.93 (+1.07) 90 48.15 (+1.08) 43.02 (+0.95) 사고위험 대응비용 추정값 및 정책비용을 포함한 원전 발전비용
이용률(%) 원자력 100만kW 원자력 140만kW
60 72.23 - 76.18 64.49 – 68.44 70 62.68 - 66.63 56.06 – 60.01 80 55.52 - 59.47 49.73 – 53.68 90 49.95 - 53.90 44.82 – 48.77
<표 2-2> 외부비용을 고려한 원전의 발전비용
자료 : 제2차 에너지기본계획(2014.1), page 40~41.
한편 석광훈(2013)은 후쿠시마 사례의 국내 손해배상보상료를 적용 하면 막대한 자금이 필요하나, 이러한 막대한 자금을 기금으로 한꺼번 에 조성 및 관리할 경우 위험 미발생 시 국가적 효율비용이 커질 수 있음을 지적하고 있다. 저자는 그의 분석에서 후쿠시마 원전사고와 같은 피해가 발생할 경우 이에 대한 외부비용은 18.1원/kWh이라고 추정하 고 있다. 원전사고위험 외부비용에 대한 석광훈의 분석결과는 박원석 의원(2013)이 주장한 7.5/kWh의 사고위험비용 및 김승래(2013)의 사고 위험비용 추정결과인 7원/kWh 수준보다 11원/kWh 더 높은 수준이다.
이상의 국내 원전 외부비용에 대한 분석결과는 다음의 <표 2-3>,
<표 2-4>에 정리하고 있다. 이들 연구의 추정결과를 종합하면, 사회적 갈등비용을 제외한 사고위험비용과 정책비용만을 외부비용으로 가정했
을 때, 원전의 외부비용은 최소 1.80원/kWh(에기본)에서 최대 63.7원 /kWh(국회예산정책처 보고서의 에기본 워킹그룹 참고자료, 사고위험비 용+정책비용)으로 나타나고 있다. 즉 분석방법 및 적용 전제에 따라 원 전 외부비용 추정결과의 차이도 상당한 차이가 발생함을 알 수 있다.
연구 외부비용 추정결과
박원석 위원실 7.5원/kWh
김승래 사고위험비용: 7원/kWh, 제반사회갈등비용: 17원/kWh 국회예산정책처 사고위험비용: 0.08 ~ 59.8원/kWh + 정책비용: 3.9원/kWh
에기본 사고위험비용+정책비용: 1.80 ~ 5.75원/kWh
석광훈 사고위험비용: 18.1원/kWh
<표 2-3> 선행연구의 외부비용 추정결과
사고위험 비용 (원/kWh)
연간추가비용 (억원)
2013년 기준 사고위험비용 0.03 -
에기본 워킹그룹
권고안
상호부조법 11.05 15,294
IAEA기준 (0.00001) 0.08 69
세계원전 운영기준
(0.00035) 2.90 3,983
일본원전 운영기준
(0.002) 16.55 22,927
에기본 워킹그룹 참고자료
상호부조
(행정구역기준) 23.7 32,850
상호부조
(GIS기준) 59.8 82,951
환경정책 평가연구원
일반적 위험회피
(CVM) 3.8~6.3 5,489~9,042 주변지역 위험회피
(CVM) 52.1~94.9 4,936~8,936
<표 2-4> 국회예산정책처의 원전 사고위험비용 추정 선행 연구 정리
자료: 에너지기본계획 민관워킹 그룹(2013), 이창훈 외(2013)의 원자료와 국회예산정책처 허가형(2014. 3) 재인용.
2. 국외 원자력발전 외부비용 추정사례
해외 원자력발전 외부비용에 대한 주요 분석사례들은 William D.
D’haeseleer(2013.11)4)의 연구에서 종합적으로 조사·분석·정리하고 있 다. 따라서 본 연구에서는 이 보고서의 내용을 중심으로 원자력발전의 외부비용 구성항목과 추정결과에 대해 간략히 소개하도록 한다. 이 연 구에서는 원자력발전의 직접비용뿐만 아니라, 외부비용까지 고려한 방대한 선행연구사례 조사분석을 통해 원자력발전의 발전비용을 제시 함으로써 정책담당자와 원전사업자의 원전정책 및 프로젝트 의사결정 을 위한 유용한 지침서를 제공하고 있다.
원자력발전의 발전비용은 자본비용(Capital Costs), 운전비용(O&M), 연료비용(Front-End and Back-End Fuel Costs) 등의 직접비용과 일상 적 원전운영에서 발생하는 비용, 중대 원전사고에서 발생하는 비용 등 의 외부비용으로 구분되며 이들 비용을 합하여 사회적 비용이라 지칭 한다. 또 다른 외부비용으로는 시스템비용(System costs)이 존재하는 데, 최근 이 비용도 발전비용으로 포함시켜야 한다는 의견도 있다.
D’haeseleer 보고서의 주요 내용은 다음과 같이 요약할 수 있다. 유 럽연합(EU)의 사례로 볼 때 신규 원자력발전의 건설은 매우 자본 집 약적(capital intensive)이며, 발전비용도 저렴하지 않다. 그러나 유럽지 역에서 신규 원자력발전이 반복적으로 건설됨에 따라 Learning Effect (학습효과), Serial Effect(계열효과/순차효과), Fleet Effect(함대효과), 규모의 경제(Economies of Scale) 등의 요인으로 비용 효과적인 원전 건설의 가능성도 존재한다. 유럽의 경우 과거 신규원전건설 비용은 지
4) William D. D’haeseleer, 2013.11, Synthesis on thee Economics of Nuclear Energy, Study for European Commission, DG Energy Final Report.
속적으로 상승하는 추이를 보여 원자력발전플랜트 건설은 학습효과에 따른 비용 절감이 발생하지 않는 특유의 특징을 갖고 있다고 여겨졌 으나, 원전 건설 표준화(standardization), 엄격한 건설일정 관리, 원전 공급체인의 활발한 경쟁 등을 통해 비용상승(cost escalation)을 억제 하고, 학습효과에 따른 비용절감을 이룰 수 있다. 원자력발전의 장기 운영(Long Term Operation, LTO) 혹은 계속운전은 기술적 안전성이 전제된다는 가정하에서 불확실성이 매우 높은 신규원전 건설 지연의 가교로서 비용 효과적인 수단 중 하나이다. 원자력발전의 후행핵연료 비용은 상대적으로 낮은 수준이며, 선행핵연료 주기를 포함한 전체 연 료비용도 타 화석연료 발전과 비교해 보면 낮은 수준이다. 원자력발전의 외부비용은 사고위험 비용을 포함한다 하더라도, 화석연료 발전의 외 부비용을 포함한 비용과 비교 시 그 수준은 작다. 아울러, 원자력발전의 또 다른 외부비용인 계통비용 역시 중앙급전이 가능한 다른 화석연료 발전기보다 낮은 수준이며, 비중앙 발전기이면서도 간헐성 특징인 신 재생에너지의 계통비용보다는 훨씬 그 수준이 낮다(OECD/NEA(2012 a)).5) 이 연구의 분석결과를 종합하면, 만일 발전형식별 직접비용 및 외부비용을 모두 포함하는 경우에도 원자력발전의 발전비용은 다른 발전형식보다 경제적 우위를 점한다는 것이다.
전술한 바와 같이 D’haeseleer(2013. 11)의 보고서에서는 유럽연합 의 신규 원자력발전 건설 사례 및 문헌연구를 바탕으로 원자력발전의 총건설비용, 연료비용, 그리고 운전비용 등의 직접비용과 원전 사고 및 시스템 비용 등 외부비용을 종합적으로 제시하고 있다. 아울러 원 자력발전외 다른 전원의 외부비용도 제시함으로써 원자력발전과의 발
5) OCEC/NEA(2012a), Nuclear Energy and Renewables-System Effects in Low- Carbon Electricity Systems.
전비용을 비교하고 있다.
원자력의 발전비용을 항목별로 세분화하여 살펴보면, 신규 원자력 발전의 건설비용(일반적으로 Overnight Construction Cost, OCC라 칭 함)은 최초 건설 노형 여부에 따라, 그리고 원전 부지에 1기만을 건설 하는지 아니면 2기 이상의 원전을 연속적으로 건설하는냐에 따라 건 설비용이 차이가 발생한다. 동 연구에서는 이러한 사항들을 종합적으 로 검토하여 각각의 건설에 대한 건설비 단가(€2012/kW)를 제시하고 있다(<표 2-5> 참고). 유럽의 경우 원전 건설비 단가는 첫 번째로 건 설될 때보다 다수의 경험이 축적될수록 단가는 낮아지며, 원전 부지내에 1기만을 건설하는 경우보다 2기 이상을 연속적으로 건설하는 경우의 단가가 더 낮다. 신규 원전의 연료비용은 기준안의 경우 6 €2012/MWh 이며 하한의 경우 0.75 €2012/MWh 낮은 5.25 €2012/MWh, 상한은 0.75 €2012/MWh 높은 6.75 €2012/MWh로 나타난다. 운전비용 (Operation & Maintenance, O&M)은 기준안이 10 €2012/MWh 수준 이며, 하한은 3.5 €2012/MWh 낮은 6.5 €2012/MWh이며 상한은 3.5
€2012/MWh 높은 13.5 €2012/MWh 이다.
