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원전이슈_ 03

●IEA의 LCOE 현황 및 전망과 VALCOE 개념 제안

1. 재생에너지 LCOE 현황 분석 2. 발전원별 LCOE 전망 3. VALCOE 개념 제안

2019.02.08

주요단신_ 17

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북미

· PSEG·Exelon社, New Jersey 州 원전 보조금 신청

· NRC, Seabrook 원전 계속운전 허가 연기

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남미

· 브라질 정부, 원전 완공 위해 민간 투자 유치 계획

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유럽

· 독일 탈석탄 정책으로 전력생산비용 20% 인상 요인 발생 예상

· 벨기에, Doel 원전 2호기 2월 4일 재가동 예정

· 프랑스 EDF社, Flamanville 원전 3호기 고온 기능 시험 예정

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아시아

· 일본 규슈전력, 겐카이원전 사용후핵연료 건식저장시설 건설

· 일본 도시바, 美 텍사스州 원전 사업 철수 절차 완료

· 도쿄전력 사장, 히가시도리원전 건설 실현 의욕 내비쳐

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편집인

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World Nuclear Power Market Insight

김우석 wskim@keei.re.kr 052-714-2074

2019.02.08

세계원전시장 인사이트Ⅰ3

IEA의 LCOE 현황 및 전망과 VALCOE 개념 제안 ¹⁾

이대연 부연구위원(dylee@keei.re.kr), 한지혜 전문원(jhhan@keei.re.kr), 김우석(wskim@keei.re.kr)

1. 재생에너지 LCOE 현황 분석

1) LCOE의 개념과 한계

n 균등화발전비용(levelised cost of electricity, 이하 LCOE)은 재생에너지를 포함한 발전 기술 비용을 평가하기 위해 일반적으로 사용되는 산정 방법임.

Ÿ LCOE는 초기자본투자비, 자본비용, 연료비, 운전유지비, 탄소가격(해당되는 경우에만)과 같은 각 발전원의 직접 비용을 프로젝트 수명 기간 동안에 한단위의 전력(unit of electricity)을 생산하기 위해 발생한 평균 비용의 추정치에 결합(그리고 적절하게 할인)함.

n LCOE는 한계를 지니고 있음.

Ÿ LCOE는 계산식에서 전력망 연계비를 포함해 계통에 대한 간접 비용을 포함하지 않으며, 수요를 충족시키고, 계통 적합성에 기여하며, 유연성을 제공하는 다양한 발전원이 제공하는 가치(value)도 고려하지 않음.

Ÿ 이로 인해 국제에너지기구(IEA)는 신규 산정 방법에 대한 사례를 검토하게 되었음.

Ÿ 그럼에도 불구하고 LCOE는 여전히 가치가 있음. 즉 LCOE는 산정이 간단하며 비교에 용이하기 때문에 모든 발전원에 대한 비용 경쟁력을 평가할 때 가장 흔히 사용되는 산정방법으로 남아있음.

2) 재생에너지 LCOE 현황

n 태양광과 풍력 발전의 글로벌 평균 LCOE는 지난 5년간 큰 폭으로 감소함(태양광 발전 약 65%, 육상 풍력 발전 약 15%).²⁾

1) 본 고는 IEA에서 발간한 ‘World Energy Outlokk 2018’에서 LCOE 및 VALCOE 관련 내용을 발췌하여 번역·정리한 것임.

2) 태양광 및 풍력 발전의 과거(historical) LCOE는 2018년 3월 국제재생에너지기구(IRENA)가 직접 제공하는 과거의(historical) 자본비용 및 설비 이용률을 바탕으로 기타 에너지원에 의해 보완되며, 지역별로 동일한 자본조달 조건(실제 가중평균자본비용(WACC)은 선진국 8%, 개도국 7%)과 결합되며, 기술별 경제적 수명을 가정함. 제시된 LCOE는 이용 가능한 보조금이나 기타 지원조치를 포함하지 않음.

n 그러나 모든 재생에너지가 이와 같이 뚜렷한 비용 감소를 경험하지는 않았음.

Ÿ 왜냐하면 일부 재생에너지 기술은 이미 성숙하였고(예를 들어, 수력 및 바이오에너지), 해양에너지 기술의 경우에는 보급에 제약이 있어 학습효과(learning-by-doing)에 대한 기회가 거의 없었기 때문이었음.

Ÿ 유럽에서 풍력이 지속적으로 개발되면서 육상 풍력에서 심해 풍력으로 프로젝트가 추진되어, 터빈 개발로 인한 직접적인 이익이 상쇄되었기 때문에 비용 감소에 한계가 있었지만, 해상풍력 발전의 평균 비용은 2012년부터 2017년까지 25% 하락하기 시작하였음.

Ÿ 그러나 지속적인 기술 향상으로 단기적으로 비용이 감소될 가능성도 있음.

<채택된 재생에너지 기술별, 지역별 균등화발전비용(2012~2017)>

주: 태양광 발전은 유틸리티 수준의 재생에너지 부분에서 비용이 가장 많이 감소되었고 주요 시장에서는 비용이 최대 70% 감소됨.

출처: World Energy Outlook 2018

n 재생에너지 기술 비용은 재생에너지원의 품질, 해당 산업의 경험, 노동 비용, 토지 가용성 및 비용, 인허가 절차와 같이 여러 요인에 따라 지역별로 달라짐.

Ÿ 태양광 발전의 경우, 중국과 인도가 비용이 가장 저렴한 국가이며, 업계 최고(best-in-class) 수준의 평균 자본 비용과 양질의 자원을 결합한 반면, 유럽연합은 상대적으로 빈약한 태양광 자원 때문에 평균 LCOE가 높음.

Ÿ 미국과 일본은 신규 프로젝트의 평균자본비용이 특히 높은 편이나, 미국은 고품질의 자원환경 덕분에 비용이 낮아짐. 미국은 풍력 자원이 뛰어나고 풍력산업이 잘 발달된 덕분에 일부 육상풍력 프로 젝트는 전 세계에서 LCOE가 가장 낮은 수준임.

Ÿ 중국, 인도, 유럽, 일본은 저품질 풍황(moderate wind condition) 때문에 평균 LCOE가 상승함.

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n 최근의 태양광 발전은 경매를 통해 최저 수준의 가격(UAE 24달러/MWh, 인도 27달러/MWh, 멕시코 20달러/MWh, 사우디아라비아 18달러/MWh)을 제시하였으나, LCOE와의 직접적인 비교는 어려움.

Ÿ LCOE는 다양한 프로젝트 수준(project-level) 비용의 평균을 제시하는 반면, 경매 가격은 특성상 업계 최고(best-in-class) 수준의 프로젝트 비용을 반영함.

Ÿ 또한 경매 가격은 종종 유리한 자금조달 조건으로 인해 이익을 볼 수 있음(이는 장기전력구매 계약(PPA) 체결 시에 적용됨). 추가 지원 조치와 보조금은 전체의 기본비용에서 경매 가격을 추가로 분리할 수 있음.³⁾

Ÿ 자금조달 비용이 낮은 업계 최고 수준의 프로젝트는 글로벌 평균 LCOE보다 최대 60% 낮은 비용을 달성할 수 있음.

<2017년 태양광 발전의 균등화발전비용>

주: 1) 자금조달 비용이 낮은 업계 최고(best-in-class) 수준의 프로젝트는 가스화력 발전소의 연료비용에 가까운 비용을 달성할 수 있음.

2) PPA:전력구매계약, CCGT=복합가스터빈. 연료비는 2017년의 세계 평균을 반영하고, 천연가스 가격은 6달러/MBtu, 기존 CCGT의 효율성은 50%, 석탄 가격은 90달러/톤, 초임계 공장의 효율성은 39%를 가정함.

출처: World Energy Outlook 2018

n 태양광 발전 비용 감소의 주요 동인은 초기투자비의 감소이며, 글로벌 평균 자본비용은 2010년 이후로 거의 70% 감소해, 2017년 평균 유틸리티급 프로젝트에서 1300달러/kW에 이름.

Ÿ 초기투자비가 가장 낮은 국가는 독일(1,090달러/kW), 인도(1,125달러/kW), 중국(1,130달러/kW)임.

Ÿ 기술 혁신 덕분에 태양 전지판의 비용이 낮아지는 동시에 성능은 향상되었고, 학습효과(learning- by-doing)를 통해 계통안정화(balance-of-system) 비용이 감소됨(IRENA, 2018).

3) 이용가능한 지원 조치는 저비용 지급 및 전력망 연결, 무상 토지 지급, 감세, 프리미엄(premium), 녹색인증제(Green Certificate, GC)를 이용한 직접적인 자금 지원을 포함함.

n 이와 동시에 보급된 태양광 패널의 효율성이 증가하고 유틸리티 규모의 프로젝트 실행 시 단축 및 양축추적식(single-and dual-axis-tracking)이 널리 채택됨에 따라 태양광 발전의 성능도 개선 되었음.

Ÿ 소규모 태양광 발전의 평균 비용(예를 들어, 주택 지붕에 설치하는 루프탑(rooftop) 프로젝트)은 2010년 이후로 40~80% 감소하였음.

Ÿ 그렇지만 이 비용은 대다수 지역에서 유틸리티규모의 프로젝트보다 20~60% 더 비싼 상태임.

n 해상풍력 프로젝트를 포함한 풍력발전 비용이 감소된 주된 이유는 성능향상임.

Ÿ 풍력 터빈 설계의 발전은 저풍속 환경과 같은 광범위한 환경에서 성능 개선을 지원해 풍력설비의 글로벌 평균 이용률을 2010년 22% 미만에서 2017년 24% 이상으로 끌어올렸음.

Ÿ 해상풍력 발전의 확대로 설비이용률이 증가하였으며, 신규 프로젝트는 높은 설비이용률을 달성해 50%에 이름.

Ÿ 육상풍력발전의 글로벌 평균자본비용은 2010년 이후로 약 20% 감소하였음.

<유럽 5대 생산국의 공사년도 별 해상풍력 발전소의 평균 부하율(load factor) 및 규모>

주: 해상풍력발전의 개발 기회는 늘어나는 자본비용을 상쇄시키는 설비이용률에 의해 변화되고 있음.

출처: World Energy Outlook 2018

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2. 발전원별 LCOE 전망

n 발전 기술 비용은 신정책시나리오(New Policies Scenario, 이하 NPS)하에서 상당한 변화를 보일 것으로 전망됨.

Ÿ 태양광 업계의 지속적인 성장에 힘입어 태양광의 비용 곡선이 계속해서 낮아질 것으로 전망됨.

Ÿ 유틸리티 규모 태양광의 전 세계 평균 균등화발전단가(LCOE)는 2030년까지 2017년 가격보다 40% 낮아져 $70/MWh 이하로 하락할 전망임.⁴⁾

Ÿ 현재와 마찬가지로, 최고 수준 태양광의 LCOE는 전 세계 태양광 LCOE의 약 절반가량이 될 전망임.

Ÿ 지역 간 발전단가 차이가 감소할 전망이나, 중국과 인도는 전 세계에서 가장 낮은 평균 발전단가를 유지할 전망이며 미국, 유럽, 일본의 발전단가는 전 세계 평균보다 높을 것으로 예상됨.

Ÿ 태양광 LCOE 하락의 주요인으로는 태양광 순공사비(overnight capital cost)의 하락이 꼽히며, 2030년에는 태양광의 LCOE가 1/3 감소, 평균 $900/kW를 기록할 것으로 전망됨.⁵⁾

Ÿ 동시에, 고효율·추적식 태양광 패널 보급 확대 및 유지보수의 개선으로 태양광의 퍼포먼스가 개선될 것으로 보임.

Ÿ 2040년까지 태양광의 평균 자본비용은 $800/kW, 평균 LCOE는 $60/MWh 이하로 하락할 전망임.

n 기술의 발전으로 육상풍력의 평균 LCOE는 무난하게 하락할 것으로 예상되나, 노동 비용 증가로 2030년까지 대부분 지역에서 5~15% 하락에 그칠 것으로 전망됨.

Ÿ 기술의 성숙도가 낮은 발전기술은 더 큰 발전단가 하락이 전망됨.

Ÿ 기술 성숙 및 터빈 크기(회전 면적) 증가로 인한 최대 발전용량 및 발전 성능 개선으로 2030년까지 해상풍력의 평균 발전단가는 30% 이상 하락할 전망임(IEA, 2018b).

Ÿ 집광형태양열 발전(Concentrating solar power, CSP) 역시 2030년까지 거의 모든 시장에서 평균 LCOE가 30% 이상 하락할 전망임.

Ÿ 풍력과 CSP의 평균 LCOE는 2017년부터 2040년 사이 10~20% 하락할 것으로 보임.

n 신규 원전의 비용은 대부분 지역에서 상대적으로 안정세를 보일 전망임.

Ÿ 중국의 경우 대부분의 원전을 6년 이내로 완공하여 전 세계 어느 국가보다 원전의 발전비용이 낮아 원전의 발전단가가 $70/MWh 이하가 될 것으로 예상됨.

4) 지역별 발전비용 추정 및 전망치는 부속서 B를 참조할 것. 모든 발전비용은 선진국의 경우 8%(실질기준, in real term), 개도국은 7%의 표준 가중 평균 자본비용(standard weighted average cost of capital)을 가정하였음.

5) 누적 태양광 도입이 2배가 될 때 마다 태양광 자본 비용에 20%의 학습률(learning rate)을 적용함.

Ÿ 유럽의 경우 비록 3세대+ 원자로의 발전비용이 2030년까지 감소할 것으로 보이지만, 건설기간 증가로 원전의 평균 발전단가는 $125/MWh가 될 전망임.

Ÿ 러시아, 동유럽, 한국, 중동 원전의 평균 LCOE는 2040년까지 $80~90/MWh를 기록, 전 세계 원전 발전비용의 중간 수준을 유지할 전망임.

n 상업 규모 탄소포집 저장 활용기술 (Carbon Capture, Utilization, and Storage, CCUS)는 그 수가 적으며 현재 비용이 높음. 향후 신규 도입될 CCUS 프로젝트의 수가 많지 않은 가운데, 시행착오를 통해 CCUS의 비용을 낮출 기회를 제공하기 위해 정부의 강화된 지원이 필요할 수 있음.

n 화석연료 발전원의 발전비용은 NPS에서 증가하는 경향을 보임. 석탄 평균 가격은 단기간에 하락한 이후, 대부분 지역에서 2040년까지 꾸준히 상승할 것으로 전망됨.

Ÿ 기존 석탄발전소는 일반적으로 가장 발전단가가 낮은 화석연료 발전원이며, (탄소세 미 도입시) 석탄 발전소의 발전단가는 갈탄 연료 발전소의 경우 최저 $10/MWh, 저효율 아임계 발전소 (subcritical plants)는 $40/MWh를 기록할 전망임.

Ÿ 신규 석탄발전소의 LCOE는 2040년까지 대부분 지역에서 $50~80/MWh 사이를 형성할 것으로 전망됨.

n 현재 천연가스의 가격은 낮지만, NPS하에서는 시간이 지남에 따라 상승할 것으로 전망됨.

Ÿ 미국의 경우 가스 가격이 가장 낮은데, 2017년 $3/MBtu를 기록한 미국의 천연가스 가격은 2030년에는

$4/MBtu로 상승(2040년에는 $5/MBtu로 상승)하여 미국 내 기존 복합가스터빈(CCGT)의 발전 단가는 $26/MWh에서 2030년에는 $32/MWh로 상승할 전망이며, 신규 CCGT의 LCOE는 2030년

$60/MWh를 기록할 전망임.

Ÿ 오늘날 전 세계 대부분 지역의 가스 가격은 미국보다 높으며, 유럽에서는 평균 가스 가격이 미국의 2배로 높으며, 중국의 경우 미국보다 10% 더 높음.

Ÿ 석유는 일반적으로 가장 가격이 높은 연료 중 하나임. 예를 들어, 석유 가격이 배럴당 $80인 경우 석유 발전소의 발전단가는 $110~170/MWh 사이로 형성됨.

Ÿ 신규 혹은 기존 화석연료 발전소 LCOE에 탄소세가 미치는 영향은 상당할 수 있으나, 결국 탄소세의 가격에 따라 여파 정도가 다를 것임.

Ÿ 예를 들어, 탄소 1톤당 20달러의 탄소세를 부과할 경우 초임계 석탄 발전소 발전비용은 평균적으로

$18/MWh 높아지며 CCGT의 평균 발전비용은 $8/MWh 높아질 전망임.

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3. VALCOE 개념 제안

1) 발전원별 전기의 가치

n 전력 발전 기술은 3가지 방법으로 다음을 제공하여 전력 공급 안정성 및 안보에 기여함.

Ÿ 에너지 – 수요를 충족하기 위한 에너지 공급

Ÿ 유연성 및 계통 서비스 – 1,2차 예비력, 주파수 추종, 동기화된 관성력(synchronous inertia)과 같은 전력의 품질을 유지하는 비 에너지 계통 서비스 제공

Ÿ 용량 – 어떤 상황에서도 수요를 충당할 수 있는 충분한 전력이 공급될 수 있게 계통 적정성 유지를 위한 서비스 제공

n 상기 세 가지의 가치(value stream)는 계통운영자, 계획자 또는 전력 공급의 안전성 및 부담도 (affordability)를 담당하는 정부 부처와 연관된 것임.

Ÿ 상기 서비스는 전력 안보를 보장하기 위해 반드시 제공되어야만 하기에, 자유화 시장은 물론 이들 서비스가 개별 상품으로 분류되지 않고 서비스에 대해 보상을 하지 않는 전면 규제 시장 모두에 중요한 개념임.⁶⁾

Ÿ 본 보고서는 발전원간 상호 비교가 가능한 선택된 지역의 발전원별 가치를 수량화하기 위해 이에 맞추어 분석을 실시하였음.

Ÿ 모든 가치는 계통별로 다르며 기존 계통의 상태 및 노후화, 전원 믹스, 연료 가격, 총 수요 상태, 수요 측면 대응 및 에너지 저장, 재생에너지의 자원의 특징 등 많은 요소에 영향을 받음.

n 에너지 가치란 공급된 전력의 시장 가치를 의미함.

Ÿ 일반적으로, 에너지의 가치는 수요가 높고 공급이 적을 때 높아지며 공급이 수요보다 높은 경우 낮아짐.

Ÿ 따라서, 전력이 필요한 시기에 전력을 공급할 수 있는 발전 기술이 상대적으로 높은 에너지 가치를 보유하게 됨.

Ÿ 각기 다른 발전원의 에너지 가치 산출을 위해, 시나리오 별 예상 설치 용량을 사용하여 특정 지역의 시간별 전력 수요와 공급 균형을 세계 에너지 모형 (World Energy Model)을 통해 시뮬레이션 하였음.

Ÿ 예를 들어, NPS 하 2030년 유럽의 경우 전력 공급의 경우 하루 동안의 전력 수요, 전력 수요를 충당하는 발전원 구성 및 그에 따른 한계 도매단가가 시간 단위로 상당히 요동침을 알 수 있었음.

6) 전력 시장 구조에 따라 투자 결정을 내릴 때는 이들 가치 흐름의 총합만을 고려하거나 시장 가치 변화로부터 이들을 막아줄 장기 계약을 토대로 투자 결정을 내릴 수 있음.

Ÿ 이들 결과를 총합하여 연간 모든 발전원 가동에 대한 단위당 평균 가격($/MWh)이 연평균 에너지 가치로 계산됨.

Ÿ 예를 들어, 2030년 유럽의 석탄과 가스 발전소의 연 평균 에너지 가치가 연 평균 도매 시장 가격 보다 크게 높았는데, 이는 석탄과 가스 발전소가 전기가 필요할 때 전력 공급이 가능하였다는 사실을 반영한 결과임.

n 전망 기간에 걸쳐 풍력과 태양광의 비율이 상승함에 따라, 모델링 결과 발전원별 에너지 가치에 주목할 만한 영향을 미친 것으로 확인되었음.

Ÿ 전력이 과잉 공급되는 시간대 –전력 공급이 수요를 초과하는-가 증가하여 도매전력가격이 낮아 지거나 0이 되는 현상을 발견함.

Ÿ 이는 과거 연구에서도 확인되었듯 연평균 도매가격에 하방 압력을 주어, 풍력과 태양광을 포함한 모든 발전원의 수익을 낮추는 결과로 이어짐.

Ÿ 또한, 시간당 도매 시장 가격이 짧은 시간 동안 큰 폭으로 변동하여 가격 변동성이 증가하였음을 확인함. 이는 신규 발전원의 시장 진입 기회가 될 수 있으며, 특히 에너지 저장 기술에 큰 기회가 될 수 있음.

<2030년 NPS에서 유럽의 특정 하루 동안의 시간당 전원믹스와 연간 에너지 가치>

주: 변동 재생에너지의 비중이 커짐에 따라, 시간당 아웃풋과 도매가격의 큰 변동 폭은 새로운 기준이 되며, 발전원별 에너지 가치에 영향을 미침 참조: CCGT = 복합가스터빈. 석탄과 가스는 주로 열 수요를 공급하여 전력 도매시장 가격 변화에 상대적으로 대응이 적은 열병합 발전소를 포함함.

n 유연성 가치는 1, 2차 예비력, 주파수 추종, 동기화된 관성력처럼 발전 계통에 필요한 비에너지 보조 서비스를 포함함.

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Ÿ 발전원별 유연성 가치는 가용한 현실의 정보를 토대로 하며 변동 재생에너지 비중 증가에 따른 계통의 유연성 수요 증가를 토대로 추산되었음.⁷⁾

Ÿ 발전원별로 유연성 가치에 포함되는 비에너지 보조 서비스를 제공할 수 있는 역량은 상이한 만큼, 발전원별 유연성 가치 역시 상이함.

Ÿ 예를 들어, 가스 터빈 발전소은 석탄 발전소보다 계통의 수요에 신속하게 대응할 수 있어 보조 서비스 시장에서 더 높은 수익을 기록할 수 있음. 배터리 시스템을 포함한 에너지 저장 기술 역시 계통의 필요에 매우 신속하고 정확하게 대응할 수 있기에 높은 유연성 값을 보이는 경향이 있음.

n 용량 가치란 계통 적정성에 안정적으로 기여할 수 있는 발전원의 역량을 반영한 값을 의미함.

Ÿ 용량 가치는 발전원의 용량 신용도와 용량 신용도 당 용량 가치 (각 지역 및 연도별)를 곱해서 계산함.⁸⁾ Ÿ 용량 신용도란 설치 용량 가운데 첨두부하 시 안정적으로 급전 가능한 용량의 비율을 의미함.

Ÿ 급전 가능 발전원의 용량 신용도는 설비 용량에서 높은 비중을 차지하는데 (대부분 85% 이상) 이는 예상치 못하게 발전소가 정지하는 경우를 제외하고는 발전소는 출력을 조절할 수 있기 때문임.

Ÿ 한편, 연간 특정 시간대에는 가동이 불가한 풍력과 태양광의 용량 크레딧은 매우 낮음. (설치 용량의 10% 미만)

n 특정 발전원이 발전한 전기의 가격은 공급 상황에 따라 다르기 때문에, 특정 발전원의 에너지 값이 유연성, 용량 가치 모두를 포괄하는 것처럼 보일 수 있음.

Ÿ 그러나 에너지 가치는 공급한 에너지의 양을 반영하고, 유연성 가치는 에너지 공급 외 추가적인 서비스를, 용량 가치는 발전 활동보다는 계획 측면과 계통 적정성 보장을 반영하기 때문에 이들은 각기 다름.

2) 원자력, 석탄, 가스 대비 재생에너지의 경쟁력

n 각기 다른 형태인 재생에너지와 화석 연료의 상대적 경쟁력을 평가하기 위해서는 발전비용 뿐 아니라 발전한 에너지의 가치 역시 고려하여야 함. 우리는 이를 위해 가치조정 균등화발전단가(VALCOE)라는 경쟁력 비교를 위한 새로운 지표를 개발함.

Ÿ 발전원별로 시뮬레이션한 에너지 가치, 유연성 가치 및 용량 가치를 추산된 LCOE와 더한 값이 VALCOE임.

7) 자유화된 시장의 계통 운영자로부터 얻은 현실의 데이터를 토대로 한 각 발전원별 기초 유연성 가치와 유연성 가치의 평균과 변동 재생에너지(모든 발전원도) 비중 간 상관관계를 설정하여 이를 전망치에 적용시킴.

8) 표준 용량 가치는 자본 회수를 포함한 총 발전 비용과 시뮬레이션한 한계 도매 단가 및 유연성 비용(flexibility payments)을 통한 수익 간 차이를 토대로 추산되었음.

Ÿ 이를 통해, VALCOE는 발전원별 비교를 위한 지표를 제공할 수 있음.⁹⁾

Ÿ 그러나, 분명히 해두어야 할 점은 VALCOE는 각 발전원과 관련된 모든 비용과 편익을 포함하지 않았으며, 전력망 연계비용(network integration cost)과 같은 추가적인 관련 요소를 포함시킴 으로서 개선될 여지가 있음.

n VALCOE 추정값을 살펴보면 여러 시장에서 태양광과 풍력이 투자 결정 경쟁력 측면에서 타 발전원을 따라잡고 있음을 알 수 있음.

Ÿ 중국과 인도의 경우 비용 하락으로 태양광은 석탄과 동등한 경쟁력을 지니게 되어 신규 발전원 가량 가장 경쟁력있는 발전원으로 부상할 전망임.

Ÿ 육상 풍력은 중국, 인도, 유럽, 미국 지역 간 비용의 편차가 매우 크지만, 모든 지역에서 신규 투자 경쟁력을 지닐 것으로 보임.

Ÿ 미국에서는 낮은 천연가스의 가격이 CCGT의 경쟁력을 높이는 효과를 가져옴.

Ÿ 이처럼 VALCOE 추산치를 살펴보면 발전원 평가에 있어 지리적 특성이 중요함을 보여줌.

<2020~2040년 사이 NPS 하에서의 각 지역별 발전원별 VALCOE 추산치>

주: 1) 비용 및 가치를 기준으로 할 경우, 풍력과 태양광은 여러 조건 하에서 여러 지역에서 가장 경쟁력 있는 신규 발전원임.

2) CCGT = 복합가스터빈. 석탄과 가스는 주로 열 수요를 공급하여 전력 도매시장 가격 변화에 상대적으로 대응이 적은 열병합 발전소를 포함함.

9) VALCOE는 계통 계획자 및 정책 입안가의 관점을 취함. 투자자는 비용과 가치 역시 고려하겠으나, 다른 요소를 고려할 수 있음. 예를 들어, 유효 비용 (effective costs)는 정부 재정 지원에 따라 낮아질 수도 있으며 기술 및 시장 리스크에 따른 금융 비용으로 인해 높아질 수 있음.

가치 예상은 시장 구조 또는 가용한 장기 계약을 토대로 함.

세계원전시장 인사이트Ⅰ13

n 앞으로 10년 동안 저탄소 발전 기술의 경쟁력은 계속된 비용 하락이 가치의 하락을 상쇄하여 대부분의 케이스에서 향상될 전망임.

Ÿ 중국에서는 태양광이 석탄을 제치고 가장 경쟁력이 높은 발전원이 될 전망이며, 탄소 배출 기준이 석탄과 가스에 상향 압박을 주는 가운데 원자력의 경쟁력도 상승할 전망임.

Ÿ 인도에서는 육상풍력과 원자력의 경쟁력이 태양광과 함께 크게 높아질 것으로 전망되는 가운데, 석탄 역시 일정 수준의 경쟁력을 유지할 전망임.

Ÿ 태양광의 경우 미국에서는 자본비용이 높고 유럽에서는 평균 이용율이 상대적으로 낮을 것으로 전망됨에도, 경쟁력이 높아질 것으로 전망됨.

Ÿ 육상풍력은 미국과 유럽에서 발전비용의 하락이 에너지 가치의 하향 압박을 상쇄하여 현 수준의 경쟁력을 유지할 전망임.

Ÿ 해상풍력은 경쟁력 측면에서 상당히 발전할 전망으로, 특히 유럽 지역에서는 평균 가격 수준까지 근접할 정도로 비용이 하락할 전망이며, 최고 수준의 해상풍력 발전원은 타 발전원과 직접 경쟁이 가능할 정도로 경쟁력이 향상될 전망임.

Ÿ 신규 가스발전소 역시 재생에너지 비중의 급격한 증가에 따른 계통 유연성 수요 증가로 유럽 지역 에서 2030년에도 경쟁력을 유지할 전망임.

n 장기적으로, 모든 지역에서 발전원별 VALCOE 차이가 감소함에 따라 전력 공급 경쟁이 매우 치열해질 전망임.

Ÿ 재생에너지 비용은 계속 하락할 전망이나, 재생에너지 발전의 가치 역시 계통 평균과 비교하였을 때 하락할 전망임.

Ÿ 그 결과, 2040년 인도의 태양광의 LCOE가 석탄보다 25% 낮으며 평균 LCOE가 전 세계에서 가장 낮아질 전망임에도, 발전원별 VALCOE를 비교해 보면 태양광의 경쟁력은 석탄보다 낮아질 것으로 보임.

Ÿ 에너지 저장 기술은 인도 및 전세계 전역에서 재생에너지의 에너지, 유연성 및 용량 가치를 높이는 방법을 제시할 것으로 보임.

Ÿ 특히, 배터리 저장 기술과 결합한 태양광은 변동 재생에너지 비중이 높아짐에 따라 더욱 높은 가치를 제공할 수 있을 것으로 보임.

Ÿ NPS하에서 인도에서는 2040년까지 에너지 저장이 제공하는 가치가 비용을 상쇄할 것으로 전망 되었으며, 유연성 가치가 높게 평가받는 유럽에서는 에너지 저장의 가치가 비용을 더욱 크게 상쇄할 것으로 예상됨.

Ÿ 독립 에너지 저장 (Stand-alone storage) 역시 비용하락 및 변동 재생에너지 비중 증가에 따른 전력 도매시장 가격의 변동성 증가에 따른 에너지와 유연성 가치의 증가로 경쟁력이 높아질 전망임.

Ÿ 한편, 화석연료의 가격이 상승하나, 시간이 흐름에 따라 급전 발전원의 에너지 및 유연성 가치가 높아짐에 따라 신규 가스 및 석탄 발전원의 VALCOE는 대부분 시나리오에서 비용만을 고려했을 때 보다 더욱 안정적으로 유지될 전망임.

Ÿ 만일 연료 가격이 낮게 유지된다면, 2040년까지 화석 연료는 저탄소 발전원과도 충분히 경쟁할 수 있을 것으로 보임.

n 전 세계적으로 시간이 지나도 변하지 않는 점이 한 가지 있다면 그것은 기존 화석연료 발전원의 경쟁력이 유지될 것이라는 전망임.

Ÿ 기존 석탄 발전소는 중국, 인도, 미국, 유럽에서 경쟁력을 유지할 것으로 전망되며, 복합가스터빈 역시 미국과 유럽에서 경쟁력을 유지할 것으로 전망됨.¹⁰⁾

Ÿ 화석연료 발전원의 계통 유연성과 적정성에 기여하는 가치는, 타 발전원과 마찬가지로, 화석연료 가격이 상승하여도 기존 화석연료 발전원의 경쟁력이 유지됨을 의미함.

Ÿ 환경 및 기후 관련 목표 달성을 위해 화석연료 발전자산의 점유율을 낮추기 위한 정부 조치가 필요할 수 있으며, 특히 발전효율이 낮은 석탄 발전소에 대한 조치가 필요할 수 있음.

세계 에너지 모형에서의 가치 조정 LCOE

n 가치조정 균등화발전단가 (VALCOE)는 발전원 기술의 경쟁력 평가를 위한 새로운 지표로서, 세계 에너지 모형(WEM) 시간별 전력 공급 모델을 토대로 <세계 에너지 전망 2018>을 위해 새롭게 개발 되었음.

Ÿ VALCOE는 비용에 대한 정보만을 포함하는 LCOE를 보완하기 위해 만들어졌으며, 발전원 별로 각기 다른 가치는 반영하지 않음. VALCOE를 통해 변동 재생에너지와 급전 가능한 화력 발전 기술(dispatchable thermal technologies) 간 비용과 가치를 모두 고려한 비교가 가능함.

10) 기존 석탄 및 가스 발전원의 계속 운전 결정 여부는 고정 및 변동운영 비용 회수 역량에 달린 만큼 초기 자본 투자회수를 위한 비용을 포함하지 아니하였음.

세계원전시장 인사이트Ⅰ15

LCOE를 넘어, 가치 조정 균등화발전단가로

<비용과 가치를 합치면 비용만을 고려하였을 때 보다 더욱 탄탄한 발전원간 경쟁력 평가 기준을 제시할 수 있음>

n VALCOE는 발전원별 균등화발전단가 평균에 에너지, 용량, 유연성 3가지 가치를 더해 얻어짐.

Ÿ 각 발전원의 LCOE에 대한 조정치 (상승 또는 하락)을 계산하기 위해 가치 요소 (value elements) 추산치를 계통의 평균과 비교하였음.

Ÿ 조정치를 모든 발전원에 적용한 후, VALCOE는 발전원별 경쟁력을 평가하는 지표가 되며, 가장 낮은 값을 지닌 발전원이 가장 높은 경쟁력을 지니게 됨.

Ÿ 가치 조정치 적용이 미치는 영향은 발전원별 가동 패턴 및 계통 특화적인 조건에 따라 상이함.

Ÿ 첨두부하 시에만 가동되는 급전 발전원의 경우 MWh당 발전비용은 높지만 MWh당 가치 역시 상대적으로 높음.

Ÿ 기저부하 발전원의 경우 가치값은 계통 평균과 가까워지는 경향을 보이며 가치 적용에 따른 변동이 적음.

Ÿ 변동 재생에너지의 경우, 가치 조정 결과는 주로 발전원과 발전이력(production profile), 즉 전력 수요 모양과 계통에 투입된 변동 재생에너지 비중 간의 조정에 의해 결정됨.

Ÿ 네트워크 통합 (network integration) 비용은 포함되지 않았으며, 시장에서 명백히 가격책정이 된 경우를 제외하고 환경적 외부성 (environmental externalities) 역시 포함되지 않음. 에너지 안보의 주요 요소 중 하나인 연료 다양성 역시 VALCOE에는 반영되지 않음.

∙ IEA, World Energy Outlook 2018, 2018

n 장기 에너지 분석 및 현실에서 적용된 여타 접근방식에서 VALCOE와 유사한 지표를 찾아볼 수 있음.

Ÿ 최적화 모형은 발전원의 비용과 가치를 암시하여 나타내지만, 보조 서비스와 관련된 비용처럼 포함된 비용의 범위로 인해 제한적일 수 있음.

Ÿ 미 에너지부가 활용하는 NEMS(National Energy Modeling System) 모델은 용량 증설 결정에 비용과 가치를 포함시킴.

Ÿ 정책에 적용된 사례는 멕시코의 전력 경매 시장을 들 수 있는데, 건설 예정 발전원의 평균 에너지 가치를 시뮬레이션 하여 입찰 가격 조정에 활용하여, 가장 비용효율적인 프로젝트를 찾는데 사용됨.

세계원전시장 인사이트Ⅰ17

■ PSEG·Exelon社, New Jersey 州 원전 보조금 신청

n New Jersey 州 공공 유틸리티 위원회 (Board of Public Utilities)는 PSEG와 Exelon社가 제출한 원전 보조금 신청 서류를 1월 22일 공개함.

Ÿ Hope Creek은 PSEG社, Salem 원전은 PSEG(57%)·Exelon(43%) 공동 소유임 Ÿ PSEG社는 州의 재정지원을 받지 못한다면 원전을 폐쇄하겠다는 입장을 밝힘.

n PSEG社는 원전의 안전한 가동을 위해 수억 달러가 지출될 전망이나, 원전의 예상 수익이 그에 미치지 못할 것으로 예상됨에 따라, 州의 재정지원이 없다면 3년 이내로 원전을 폐쇄할 수밖에 없다는 입장을 밝힘.

Ÿ 원전업계는 Hope Creek과 Salem 원전이 폐쇄될 경우, 원전 발전량은 천연가스 발전으로 대체되어 전력사용자들의 부담이 최대 4억 달러 증가할 수 있다고 주장함.

n 한편, 州 전력요금 위원회 (Rate Counsel) 위원장 Stefanie Brand는 PSEG와 Exelon社가 원전의 예상 지출은 부풀리고 예상수입은 적게 발표하였다고 주장하며, 州는 원전 보조금 지급을 승인해서는 안 된다고 주장함.

Ÿ Stefanie Brand 위원장은 원전이 폐쇄될 경우 원전 발전량이 천연가스로 대체될 것이라는 주장은 州의 재생에너지 보급 이니셔티브를 무시하는 것이라고 주장하며,

Ÿ PSEG와 Exelon社는 원전 예상 수익을 계산할 때 Hope Creek과 Salem 원전이 PJM 전력시장과 3년간 전력공급 계약을 체결한 점을 고려하지 않았다고 지적함.

n New Jersey 주지사 Phil Murphy는 2018년 5월 원전 지원을 위한 ZEC 법안에 서명하였으며, 2050년 까지 탄소를 배출하지 않는 청정에너지로의 100% 전환 목표를 발표함.

Ÿ PSEG社는 자사의 모든 원전이 폐쇄될 경우 州 탄소배출량은 75%증가할 것이라고 주장함.

n 州 공공 유틸리티 위원회는 보조금 지원 여부를 오는 4월 19일 결정할 예정임.

NJ Spotlight. 2018.10.5, 2018.12.20, 2019.2.1, Powermag. 2019.1.24.

북 미

■ NRC, Seabrook 원전 계속운전 허가 연기

n 미 원자력규제위원회 (NRC)는 당초 1월 말에 발표할 예정이었던 Seabrook 원전의 계속운전 승인을 연기하기로 결정함.

Ÿ Massachusetts 州 상원의원 Edward J. Markey와 Elizabeth Warren은 NRC 위원장에게 보낸 공개 서한을 통해 2019년 여름에 Seabrook 원전 계속운전에 대한 공청회가 예정되어 있음에도 계속운전을 1월에 승인할 경우 지역주민의 의견을 충분히 반영할 수 없다고 지적함.

Ÿ 또한, 비영리단체인 C-10 Research and Education Foundation (C-10)은 2009년부터 Seabrook 원전에서 발견된 알칼리실리카반응(ASR)*에 따른 안전성 문제를 지적하며 NRC는 공청회가 열릴 때 까지 계속운전 승인을 연기하여 지역사회의 원전 안전에 대한 우려를 경청하고 이를 반영할 것을 요구함.

※ Alkali-Silica Reaction (ASR): 콘크리트 중에 존재하는 특정한 성분이 수분과 반영하여 콘크리트 구조물의 팽창 또는 균열을 발생시켜 심한 경우에는 구조물의 붕괴를 일으킴. (출처: 알기 쉽게 배우는 New 콘크리트 제9장 – 콘크리트의 균열원인 및 대책)

n C-10은 Seabrook 원전은 미국에서 유일하게 ASR이 일어난 원전이며, 안전상의 문제가 발견된 만큼 NRC는 지역사회의 의견을 적극 수렴해야 한다고 주장함.

Ÿ ASR은 콘크리트가 수분에 노출되었을 때 악화되는 만큼, 지역 주민들은 습지대에 위치한 Seabrook 원전이 주기적으로 수분에 노출되어 있는 점을 특히 우려하고 있음.

Ÿ 州 의회는 2013년 Seabrook 원전 계속운전 허가 이전에 ASR 문제 해결이 선행되어야 한다는 입장을 표명한 바 있음.

n 다만, NRC는 2018년 9월에 발표한 Seabrook 원전 안전 평가 보고서를 통해 Seabrook 원전이 NRC의 안전요건을 충족한다고 발표함.

Ÿ Seabrook 원전의 가동연한은 2030년에 만료됨.

The Daily News. 2019.1.19, Mass Live. 2019.1.23, 미 상원의원 Edward Markey 홈페이지.

(검색일:2019.2.1)

세계원전시장 인사이트 Ⅰ19

■ 브라질 정부, 원전 완공 위해 민간 투자 유치 계획

n 브라질 광업에너지부 Bento Albuquerque 장관은 민간 투자 유치를 통해 Angra 3호기를 2026년까지 완공하겠다는 계획을 1월 23일 발표함.

Ÿ Bento Albuquerque 장관은 브라질 정부가 민간 기업의 원전 건설 지분참여를 허용하는 방안을 모색 중이라고 밝힘.

Ÿ Angra 3호기 건설에 대한 민간 기업의 지분 소유는 49%로 제한될 전망임.

n Angra 3호기 건설은 2015년 이후로 중단되었으며, 2009년부터 2015년까지 Angra 원전 운영사인 Electrobas Thermonuclear社의 임원이 건설사로부터 뇌물을 받아 미 증권거래위원회 (SEC)로부터 해외부패방지법 (FCPA) 위반으로 기소됨.

Ÿ Electrobas Thermonuclear社는 SEC로부터 시정조치명령(cease-and-desist order) 및 250만 달러의 과징금을 부과 받음.

Ÿ 2009년, Electrobas Thermonuclear社의 전임 사장은 원전 건설 과정에 압력을 행사하여 불필요한 계약을 승인, 건설비용을 부풀려 일부 건설사에게 부정한 혜택을 제공하는 대가로 410만 달러의 뇌물을 수수했으며 재판결과 43년형을 선고받음.

※ 브라질 국영기업 Electrobas Termonuclear社가 미국 SEC로부터 해외부패방지법 위반으로 기소된 이유는 외국 기업이라 하더라도 미국주식예탁증서(American Depositary Receipt, ADR)이 발행된 외국회사는 미국 증권거래 법상의 issuer로 분류되기 때문임.

- 외국기업이라고 하더라도 ADR이 유통되는 기업의 경우 issuer에 해당하여 FCPA상 반부패 규정과 회계 규정을 모두 적용받게 됨. Electrobas Thermonuclear社는 2002년부터 뉴욕증권거래소에 ADR을 발행해 옴.

- 이번 사안과 유사한 예시로, 노르웨이에 본사를 두고 있는 석유회사인 Statoil ASA는 이란의 석유 개발 사업을 위해 이란 공무원에게 뇌물을 제공함. 해당 사건은 미국에서 발생하지 않았으나, 미국 뉴욕증권거래소에 Statoil ASA의 ADR이 상장되어 있다는 이유로 미국 연방 검찰의 수사를 받아 징벌금을 납부함. (출처: 미국 Foreign Corrupt Practices Act에 관한 연구, 오택림, 법조 2012년 6월호)

n 브라질 정부는 브라질 국가에너지정책위원회(CNPE)가 MWh당 전력 기준가격(reference rate)을 약 미화 126달러로 인상한 이후 5개 기업이 Angra 3호기 투자에 관심을 보였다고 밝힘.

남 미

n 한편, 브라질 원전개발협회 회장 Celso Cunha는 Angra 3호기를 완공하지 않고 해체할 경우 약 미화 32억 달러가 지출되고, 완공을 위해서는 약 미화 41억 달러가 지출되는 만큼, Angra 3호기를 완공 해야 한다고 주장함.

USA SEC. 2018.12.26, Covington. 2019.1.16, Brazil Monitor. 2019.1.22, Reuters. 2019.1.24

세계원전시장 인사이트 Ⅰ21

유 럽

■ 독일 탈석탄 정책으로 전력생산비용 20% 인상 요인 발생 예상

n 2019년 1월 26일 독일 정부 산하 탈석탄위원회(coal exit commission)는 최종보고서를 통해 늦어도 2038년까지 석탄화력 발전소를 폐쇄하고, 탈석탄 결정으로 영향을 받는 지역에 20년에 걸쳐 400억 유로(대략 51조원)의 보상금을 지급할 것을 권고함.

※ 독일은 2011년 후쿠시마 사고로 2022년까지 단계적으로 원전을 폐쇄한다는 정책 결정이후 석탄에 의존해왔으나, 이로 인해 온실가스 감축 목표 달성하는데 부진한 실적을 내놓았음.

- 정부, 시민 단체, 기업 및 노조 대표들로 구성된 탈석탄위원회는 2018년 6월부터 온실가스 배출 감축, 전기 요금 및 공급 안정성, 석탄 산업 지역의 경제 발전 등을 논의하여 최종 보고서를 발표하였음.

Ÿ 탈석탄위원회는 43GW의 석탄 설비용량을 2022년까지 약 30GW, 2030년까지 약 17GW로 줄일 것을 제안함.

- 탈원자력 및 탈석탄 정책 이행으로 인한 전력 부족분은 풍력 및 태양광 등의 재생에너지로 대체될 것이며, 재생에너지는 향후 10년 내로 독일 발전량의 65%를 차지할 것으로 예상됨.

Ÿ 同 위원회는 마지막 발전소를 늦어도 2038년에 폐쇄할 예정이나, 조건이 허락하는 경우 2035년으로 폐쇄 일정을 앞당기는 방안을 배제하지 않고 있음.

- 갈탄화력 발전소는 2022년까지, 나머지 발전소는 2030년까지 폐쇄될 예정임.

Ÿ 또한 同 위원회는 신규 석탄화력 발전소의 건설 금지를 권고하며, 이미 건설되었지만 아직 가동되지 않은 발전소의 경우, 이를 가동하지 않기로 상호 합의가 이루어져야 한다고 덧붙임.

n 환경단체는 석탄발전의 전면 중단이 2038년보다 앞서 이루어지지 않은 점에 실망감을 표명했으나, 탈석탄위원회의 권고사항을 환영하였음.

- 그린피스는 석탄화력 발전소의 최종 폐쇄일정으로 2030년을 요구했지만, 독일의 환경 단체들은 2035년을 지지하였음.

n 그러나 독일의 탈석탄 로드맵은 언론 매체 및 에너지 전문가, 발전사로부터 비판을 받고 있음.

Ÿ 미국의 경제전문 일간지인 Wall Street Journal은 독일의 탈석탄 추진 정책이 세계에서 가장 어리석은 정책이라고 비판함.

- 현재 석탄은 독일 발전량의 40%를 기록해 북유럽에서 가장 높은 비중을 차지하고 있으나, 환경에 유해한 석탄 발전으로 인해 지난 10년간 독일의 ‘친환경’ 정책이 실패했다고 지적함.

- 메르켈 총리가 옹호하고 있는 에너지전환(energiewende)은 전력공급이 불안정한 재생에너지에 막대한 보조금을 제공해 전력회사가 청정한 천연가스 발전소에 투자할 동인이 사라졌다고 언급함.

Ÿ 독일 경제연구소(Ifo Institute for Economic Research)는 석탄화력 발전소 폐쇄로 인한 전력 부족분은 폴란드, 체코의 석탄 및 원자력 발전소부터 수입된 전력으로 공급될 것이라고 지적함.

- 또한 발전소 운영자에 대한 보상과 전력 가격에 미치는 영향을 완화하는 조치로 인해 탈석탄화 비용이 추가로 증가할 것이라고 덧붙임.

Ÿ 독일에서 다수의 석탄화력 발전소를 운영하고 있는 RWE社는 석탄발전을 중단하는 2038년 일정이 이르다고 지적하며, 석탄화력 발전소 폐쇄는 일자리와 전력 공급 안전성에 부정적인 영향을 미칠 것이라고 경고함.

- 현재 약 20,000명의 근로자가 석탄 산업에 직접적으로 종사하고 있음.

n 또한 석탄화력 발전소의 영구 퇴출은 불가피하게 전기요금 인상을 초래할 것이라는 분석이 전문가에 의해 제기됨.

Ÿ 독일 경제 연구소인 RWI(Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung) 소속 에너지 전문가인 Manuel Frondel는 석탄화력 발전소의 폐기로 인해 독일의 전력생산비용이 20%

상승할 수 있다고 분석함.

Ÿ 또 다른 독일 경제 싱크탱크인 IW(Institut der deutschen Wirtschaft) 소속 Thilo Schaefer 박사는 중기적으로 독일이 갈탄 발전소를 폐쇄하면 가장 저렴한 발전 방식을 제거하게 될 것이라고 덧붙임.

n 탈석탄위원회는 200억 유로의 송전망 이용요금(network charge)을 전력 소비자에게 전가시키지 않도록 권고하고 있지만, 이에 대한 실행 방안과 EU의 참여 여부는 불확실한 상태임.

Ÿ RWI 소속 전문가인 Frondel에 따르면, 송전망 이용요금을 소비자에게 전가시키지 않을 경우, 전기세 (electricity tax)가 약 3분의 1정도(kWh당 2센트에서 대략 1.3센트로)로 줄어들 수 있지만, 전력 소비자에게 비용을 전가시키지 않는 방안은 명확하지 않다고 언급함.

Ÿ 독일 기민당(CDU) 경제협의회는 전력 공급의 안전성과 요금의 저렴함이 유지되어야하며 전력망 확대가 가속되어야한다고 밝힘.

n 한편, Peter Altmaier 독일 경제·에너지부 장관은 정부가 석탄에서 재생에너지로 전환에 따른 전기 요금의 상승을 막을 수 있는 모든 조치를 취할 것이라고 언급함.

Financial Times 2019.1.27, Reuters 2019.1.28, The local.de, Wall Street Journal 2019.1.29,

Guardian 2019.1.30, Clean Energy Wire 2019.2.1

세계원전시장 인사이트 Ⅰ23

■ 벨기에, Doel 원전 2호기 2월 4일 재가동 예정

n 2019년 1월 25일 벨기에 원전운영사인 Engie Electrabel社는 연방원자력통제기구(Federal Agency for Nuclear Control, FANC)로부터 433MW급 Doel 원전 2호기의 재가동 승인을 받은 후 同 원자로를 2월 4일에 가동할 예정이라고 밝힘.

Ÿ 同 원자로는 냉각계통 배관 문제로 2018년 4월 이후로 가동이 정지되어 있음.

- 2018년 4월 Doel 1호기의 냉각계통 배관에서 열화(degradation)가 감지되었으며, 2호기에서도 유사한 문제가 발견되었음. FANC는 Engie Electrabel社에 Doel 2호기에 대한 예방 작업, 조사, 분석을 요청하였음.

※ Doel 1,2호기(각 433MW급 가압수형 원자로)는 각각 1975년 2월, 12월에 상업운전을 개시하였음.

Ÿ Engie Electrabel社는 FANC의 모든 요청 사항을 완료하였으며, 현재 Doel 2호기의 재가동에 앞서 마지막 점검을 실시하고 있다고 언급함.

- Doel 1, 2호기의 배관을 분석한 결과, 금속 피로(metal fatigue)로 인해 열화(degradation)가 발생한 것으로 확인함.

Ÿ Doel 원전 1호기는 현재 수리 작업이 진행되고 있으며 3월 15일에 재가동될 예정임.

Ÿ FANC는 2018년 11월 말 Doel 2호기의 냉각계통 배관이 교체되고 同 원자로의 결함에 대한 의문이 해결된 후 재가동을 승인했다고 언급함.

- FANC는 향후 Engie Electrabel社가 반드시 후속 검사를 실시하고 이를 모니터해야한다고 지적함.

Ÿ Engie Electrabel社는 1970년대 중반 이후에 상업운전을 개시한 Doel 1,2호기의 계속 운전 프로 그램에 7억 유로를 투자하고 있음.

n Engie Electrabel社는 재가동한 Doel 2호기와 현재 가동 중인 4기 원자로(Tihange 1,3호기, Doel 3,4호기)를 통해 올 겨울에 4,400MW급의 무탄소 전력을 생산할 계획임.

Ÿ 벨기에는 노후 원자로의 계획정지 기간이 연장됨에 따라 전력 수요가 급증하는 겨울철 정전사태에 직면 한 바 있음.

- 벨기에는 2018년 9월 Engie Electrabel社가 콘크리트 열화 문제로 Tihange 2,3호기의 계획정지 기간을 각각 7개월 연장하여, 전력 공급에서 2,000MW 규모의 부족분이 발생하였음.

<벨기에 원전 현황>

원전 노형 용량(MW) 상업 운전 가동 중단(예정)

Doel 1호기 PWR 433 1974 2025

Doel 2호기 PWR 433 1975 2025

Doel 3호기 PWR 1,006 1982 2022

Doel 4호기 PWR 1,047 1985 2025

Tihange 1호기 PWR 962 1975 2025

Tihange 2호기 PWR 1,008 1982 2023

Tihange 3호기 PWR 1,054 1985 2025

출처: World Nuclear Association

Reuters 2019.1.26, World Nuclear News 2019.1.28

■ 프랑스 EDF社, Flamanville 원전 3호기 고온 기능 시험 예정

n 2019년 1월 21일 프랑스 국영전력기업인 EDF社는 Flamanville 원전 3호기에 대한 고온기능시험 (Hot functional testing)을 2019년 2월에 시행할 예정이라고 밝힘.

※ 고온기능시험은 초기 연료장전 전에 1차 냉각재계통 및 보조계통의 운전기능을 확인하고 2차 계통의 성능을 점검하는 종합시험으로 건설 마감 단계의 필수 절차임.

- 2018년 1월 EDF社는 Flamanville 원전 3호기의 저온기능시험을 완료했으며, 7월에 고온기능시험, 12월 말까지 연료장전, 2019년 말까지 최대 출력 도달을 계획한 바 있음.

- 그러나 2018년 3월 21일 EDF社는 원자로 시운전 요건인 종합 검사를 실시하는 과정에서 Flamanville EPR의 2차 계통에서 품질편차를 감지하고, 150개 용접부를 대상으로 추가 점검을 실시하기로 결정하였음.

- 2018년 7월 EDF社는 150개의 용접부 가운데 148개를 검사한 결과, 33개에서 품질편차를 확인해 이를 수리할 계획이라고 밝혔음. 또한 추가 20개의 용접부는 EPR 설계 단계에서 명시된 ‘고 품질 (high quality)’ 요건에 미달되어 품질 편차가 없음에도 재작업을 시행할 계획이라고 언급하였음.

Ÿ EDF社는 Flamanville 원전 3호기의 2차계통 용접부에 대한 수리 작업을 지속하고 있으며, 연료 장전을 올해 말까지 시행할 것으로 예상한다고 밝힘.

n Flamanville 원전 3호기 건설은 당초 계획보다 10년이 넘게 지연되었고, 건설비용도 105억 유로에서 109억 유로로 상향조정되었음.

세계원전시장 인사이트 Ⅰ25

- Flamanville 원전 3호기는 2007년 12월 착공에 들어가 2012년 준공, 당초 2013년 상업운전 개시를 목표로 하였으나, 후쿠시마 사고 이후 새로운 안전규제 도입 및 특정 부품 공급 문제, 원자로압력 용기 자재인 강철의 결함 등으로 공사가 지연되어왔음.

※ 동일한 타입인 핀란드의 Olkiluoto 원전 3호기(EPR)는 고온기능시험을 완료하고 연료장전을 준비 중에 있으며, 영국의 Hinkley Point C 원전은 2기의 EPR 원자로를 건설 중에 있음.

Nuclear Engineering International 2019.1.22

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■ 일본 규슈전력, 겐카이원전 사용후핵연료 건식저장시설 건설

n 1월 22일, 규슈전력은 겐카이원전 부지 내 사용후핵연료 건식저장시설 건설을 발표함. 규슈전력은 약 290억 엔을 투입해 2027년도 운용을 목표로 하며, 同日 원자력규제위원회에 건식저장시설 건설 허가를 신청함.

Ÿ 건식저장시설은 공기로 사용후핵연료를 냉각해 물과 전원이 불필요하므로 습식보관보다 안전성이 높고 유지관리가 용이함.

n 규슈전력이 계획한 건식 시설은 전용 용기와 건물로 구성됨.

Ÿ 용기는 지름 약 2.6m, 높이 5.2m로 연료 투입 상태 시 용량은 약 120t임. 건물은 약 50×60m, 높이 30m로 용기 40개(사용후핵연료 최대 960개)를 수용할 수 있음.

Ÿ 2018년 겐카이원전 3, 4호기가 재가동하여 사용후핵연료를 보관하는 연료풀의 여유가 부족해 원전 가동 지속 시 5~7년 내 포화상태가 될 전망임.

n 한편, 규슈전력은 약 70억 엔을 투입하여 겐카이 3호기 연료풀에서 연료 간 간격을 좁혀 사용후 핵연료 저장 능력을 강화하는 조밀화 작업도 실시할 예정임. 조밀화 작업 후 사용후핵연료 수용 능력은 현 1,050개에서 1,672개로 강화됨.

일본경제신문 2019.1.24, 일간공업신문 2019.1.23

■ 일본 도시바, 美 텍사스州 원전 사업 철수 절차 완료

n 1월 7일, 도시바는 2018년 5월 표명한 미국 텍사스州 South Texas Project 원전 건설 철수 절차가 완료되었다고 발표함.

Ÿ 도시바가 출자한 사업회사 Nuclear Innovation North America LLC社가 2018년 12월 31일 해산을 신청, 같은 날 접수·승인되었다고 밝힘.

※ 도시바는 미국 종합발전사업회사인 Nuclear Innovation North America LLC社 출자를 통해 텍사스州 South Texas Project 원전사업에 참여함.

일간공업신문 2019.1.8

세계원전시장 인사이트 Ⅰ27

■ 도쿄전력 사장, 히가시도리원전 건설 실현 의욕 내비쳐

n 1월 18일, 도쿄전력 홀딩스(이하, 도쿄전력) 사장은 건설 중단한 히가시도리원자력발전소에 대해 “원자력 사업은 한 회사가 감당할 수 없다. 재편 통합, 원전업체의 협력이 중요하다. 다수의 업체에 협력을 요청하여 사업을 성사시키겠다.”라고 하며 히가시도리원전 건설 실현에 대한 의욕을 내비침.

Ÿ 도쿄전력 사장은 同日 기자 회견에서 2018년 여름부터 원자력 사업 제휴를 위해 협의에 들어간 주부전력, 히타치, 도시바 이외의 다른 업체에도 협력을 요청할 생각이라고 밝힘.

Ÿ 도쿄전력은 2018년 하반기 히가시도리원전에 대한 지질조사를 시작할 것이라 발표했으며, 지질 조사를 토대로 他社와 히가시도리원전 공동 사업화에 대한 구체적 제안을 할 계획임.

※ 도쿄전력은 2011년 1월 히가시도리원전 1호기 건설에 착공했지만 같은 해 3월 동일본대지진으로 건설작업을 중단함. 2011년 기준 공사 종합 진척률은 9.7%임.

일본경제신문 2019.1.19