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• NuScale 社, 캐나다에 SMR 사전인허가 신청서 제출

• PG&E – 시민단체, Diablo Canyon 해체비용 39억 달러에 합의

• Michigan 州 의원, 캐나다 지층처분시설 부지 선정에 반대 결의안 발표

• Holtec International, Indian Point 원전 해체비용으로 23억 달러 예상

• 벨기에, 원자력이 2019년 전력 수출 증가에 기여

• 프랑스, 2022년 말 이후 신규 EPR2 원자로 건설 여부 결정

• 프랑스, Fessenheim 원전 1, 2호기 폐쇄 확정

• EU 집행위, 유럽 그린딜 투자 계획에서 원자력 지원 배제

• 오스트리아, 중부유럽 4개국(체코, 폴란드, 헝가리, 슬로바키아) 원자력 폐기 설득 실패

• 독일 연구기관, 2030년까지 재생에너지 전력공급 목표량 65% 달성 어려워

• 일본 히로시마고법, 시코쿠전력 이카타원전 3호기 가동 중지 결정

• 일본 후쿠시마 후타바정 일부 지구, 2020년 3월 피난령 해제 결정

• 일본 가시와자키시 시장, 도쿄전력 사장에 사용후핵연료 경년누진과세 요구

• 일본 시민단체, 도카이 제2원전 재가동 찬반 투표 요구 위한 서명활동 나서

• 일본 미야기현 오사키시, 2020년도 방폐물 소각 본격 시행

• 일본 외무성, 필리핀 일본산 식품 규제 철폐 발표

• 일본 마이니치신문, 원전 재가동·유지·폐로에 약 13조 엔 들어

• 일본 이카타원전, 사용후 MOX연료 반출 작업 완료

북미 20

유럽 26

아시아 34

주요단신

01.23

2020

Biweekly 격주간

일본 기저 시장 설계와 거래 결과

1. 기저 시장 설계 배경 및 구조 2. 설문조사

3. 기저 시장 옥션 시행 및 결과 4. 과제

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World Nuclear Power Market Insight

본 「세계원전시장 인사이트」에 포함된 주요내용은 연구진 또는 집필자의 개인 견해로서 에너지경제연구원의 공식적인 의견이 아님을 밝혀 둡니다.

01.23

2020

Biweekly 격주간

조용성

박우영 parkw@keei.re.kr 052-714-2221 박찬국 green@keei.re.kr 052-714-2236 조주현 joohyun@keei.re.kr 052-714-2035 이대연 dylee@keei.re.kr 052-714-2215 장희선 heesun.jang@keei.re.kr 052-714-2280 김해지 kimhj@keei.re.kr 052-714-2090 한지혜 jhhan@keei.re.kr 052-714-2089 김우석 wskim@keei.re.kr 052-714-2074 김유정 yjkim@keei.re.kr 052-714-2294

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※ 본 간행물은 한국수력원자력(주) 정책과제의 일환으로 발행되었습니다.

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1. 기저 시장 설계 배경 및 구조

1) 설계 배경

■ 저렴하고 안정적인 전기 공급을 실현하려는 일본의 정책 목표에서 기저 전원은 중요한 역할을 함.

※ 일본의 기저 전원은 수력(유입식), 지열, 원자력, 석탄화력을 의미함. 기저 전원은 운전비용이 비교적 저렴하고 고효율 발전이 가능함. 일본은 2015년 수립한 장기에너지수급전망에서 2030년 기준 전체 공급력의 56%를 기저 전원으로 공급하겠다는 목표를 세웠음. ²⁾

이러한 기저 전원 비율은 각 대형 전력사에서 20~80% 정도를 차지함. 그 이유는 대형 전력사가 직접 사용하거나 그룹 내 발전부문과 내부 거래, J-POWER와 장기적이고 고정 적인 쌍무계약을 유지 중이기 때문임.³⁾

2017년 8월 기준 최대 출력 비율로 대형 전력사 그룹(오키나와 제외)이 80%, J-POWER가 6%, 그 외가 14%의 기저 전원을 보유했음.

【그림 1】신전력의 기저 전원 접근성 확보 필요성

자료: 電力・ガス取引監視等委員会(2019.03.28.), ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について p6

1) 본고는 일본 언론 및 에너지정보센터, CNIC(Citizens’Nuclear Information Center), 자원에너지청 BL 시장 신설 관련 자료 등을 번역 ․ 정리함.

2) 資源エネルギー庁　2018.03.26. 2030年エネルギーミックス実現へ向けた対応について p13

3) 一般社団法人エネルギー情報センター 新電力ネット運営事務局 2019.04.03. エネ庁が「ベースロード市場ガイドライン」作成 上限価格や透明 性におけるルール整備が進む

김유정 위촉연구원 (박찬국 연구위원 감수)

일본 기저 시장 설계와 거래 결과 ¹⁾

■ 지금까지 대형 전력사는 기저 전원의 운전・유지에 필요한 비용을 지불해왔으며, 기저 전원을 개발・유지해왔음. 한편, 신전력은 기저 전원을 거의 보유할 수 없는 환경에 처해 기저 수요를 중간부하 전원과 도매전력거래소에서 조달한 전기로 공급하는 비효율적인 상황이 발생함.

신전력과 대형 전력사의 기저 전원 접근 환경은 상이함. 2016년 전력 소매 전면 자유화를 계기로 신전력사가 잇따라 전력 사업에 진출했지만 기저 전원은 대형 전력사가 자사 소매 부문에만 도매로 넘겼음.⁴⁾ 기저 전원은 개발 거점 제약과 초기투자비용이 비싸 신규 개발이 쉽지 않음.

- 신전력사가 주로 전력을 조달하는 방법은 ‘①자체 발전설비 보유, ②민자발전사업자 (IPP)와 자가발전사업자로부터 전력 공급 받기, ③ 전력도매시장에서 조달’이 있음.

- 발전원을 보유한 신전력사는 대부분 석유 혹은 가스발전소를 운영하므로 전력을 저렴하게 조달하는 것이 곤란함. 경쟁력 확보를 위해서는 저렴한 전기요금 제시가 필수인데 전력 조달 비용이 비싸면 신전력사가 경쟁력을 확보하기 어려움.

【그림 2】신전력사의 전력 조달 방식

자료 : 日本経済新聞(2016.0８.31.), 高値取引あえぐ新電力 4) 毎日新聞 2019.06.15. ベースロード電源に新市場、大手電力に拠出義務化　

■ 정부 전문가위원회는 신전력의 기저 전원 접근성이 한정적이라는 것을 인정하고, 이러한 현상은 전력 소매 자유화 상황에서 전력사 간 경쟁 활성화에 장벽이 된다고 판단함. 이를 해결하고자 정부는 2019년도 7월 도매전력거래시장(Japan Electric Power Exchange, JEPX)에 기저 시장을 신설함.

【그림 3】대형 전력사와 신전력사의 공급력 구성 차이와 기저 시장

자료 : 電力 ․ ガス取引監視等委員会(2019.03.28.), ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について p5

■ 한편, 일본에서는 2020년 4월부터 신전력도 탁송요금(송배전망 이용료)⁵⁾을 통해 원전 배상・

폐로 비용을 부담함. 2016년 12월 도쿄신문은 정부의 기저 시장 신설이 신전력의 원전 배상・폐로 비용 부담 대가라고 보도함.⁶⁾

후쿠시마 원전 사고 후 일본에서는 2011년 원자력배상기구법이 제정됨. 이 법을 토대로 원자력 사업자(오키나와전력 제외 대형 전력 9개사, 일본원자력발전, 니혼겐넨)는 매년 일정 금액을 원자력배상 ․ 폐로 기구에 ‘일반 부담금’이라는 이름으로 사고배상 비용을 지불 중임(전기요금으로 회수).⁷⁾

사실 배상비용은 후쿠시마원전 사고 전부터 만일의 사고에 대비해 적립했어야 하는데 제도적 조치가 강구되지 않았고, 그 비용을 요금 원가에 가산하지도 않았음.

5) 소매전기사업자가 이용하는 송배전망 이용료임. 대형 전력사(일반 송배전 사업자)가 요금을 설정하며, 경제산업성의 인가를 받음.

6) 東京新聞 (2016.12.06.), 新電力に原発の電力　利用者「強制納得行かぬ」

7) スマートジャパン(2017.02.10.), 電気料金に上乗せする賠償費用、2020年度から標準家庭で年間252円に

후쿠시마 사고 이전에는 전기 요금에 이 비용을 넣지 않아 모든 수용가가 저렴한 전기를 사용함. 이 비용은 전력 소매 자유화 이전에 모든 수용가가 부담했어야 하는 비용인데 전력 소매 자유화 이후 대형 전력사의 수용가만 이 비용을 부담하는 것은 공평하지 않다고 정부의 전문가위원회는 판단함.

이에 2016년 12월 정부의 전문가 위원회는 수용가의 공평성을 고려하여 신전력사로 계약 이동한 수용가도 원전 사고 배상금을 부담해야 한다고 밝힘. 정부는 2020년 4월 1일부터 송배전 이용료에 사고 배상비를 포함시켜 징수하도록 2017년 9월 전기사업법 시행 규칙을 개정함.

신전력으로 이동한 수용가가 부담할 배상비용은 총 약 2,400억 엔(연간 60억 엔, 일반 가정 기준 月 약 18엔)임. 더불어 경제산업성은 2017년 10월 전기사업회계규칙 등을 개정해, 2020년 4월 이후부터 송배전 이용료로 폐로 비용을 회수할 수 있도록 조치함.

【그림 4】소매 전면자유화에 따른 원전 사고 배상비용 부담자의 변화

자료 : 資源エネルギー庁(2016.12.09.) 自由化の下での原子力事故の賠償への備えに関する負担の在り方について p15

【그림 5】2020년 4월 이후 원전 폐로비용 부담 형태

上 : 資源エネルギー庁(2016.11.11.) 財務会計WGにおける検討状況 p11 下 : 日本経済新聞(2014.11.26.) 廃炉費用を安定確保

【그림 6】원전 사고 배상 비용 등 원전 비용을 신전력이 부담하는 대신 기저 시장 신설

자료 : 上 : 東京新聞 (2016.12.06.), 新電力に原発の電力　利用者「強制納得行かぬ」

下 : 東京新聞 (2016.12.17.), 廃炉費用を国民負担に　新電力に原発の電力

■ 신전력은 전체 전력 공급 중 약 45%를 JEPX 스폿시장에서 구입함. 신전력 전체로 봤을 때 수치 이므로 각 회사별로 보면 더 큰 비율로 구입하는 업체도 있음.

2018년 6월 기준 신전력이 자체 준비하는 전력은 공급 전력 전체의 45.1%로 남은 45.5%를 JEPX의 스폿시장, 9.4%를 상시 백업(상시BU, 대형 전력사가 신전력이 부족한 발전량을 신전력에 매전(賣電, 전력판매)하는 공급형태. 향후 폐지될 전망임)을 통해 전력을 확보함.

■ 스폿시장 가격은 2018년도(2018.4.~2019.3.)의 경우 3엔/kWh~75엔/kWh(평균 9.76엔 /kWh)로 수급 상황에 따라 가격의 변동이 큼. 반면 대형 전력사는 대부분의 공급을 자사 내에서 충당해 스폿 시장 가격변동 리스크가 거의 없음.

■ 가격변동 리스크를 회피하고자 신전력은 쌍무계약을 통하여 전원 확보에 힘써왔지만 상황이 크게 개선되지 않음. 대형 전력사의 자본 출자를 받아 관계를 강화한 후 공급 계약을 확보하는 신전력사도 있음. ⁸⁾

2) 기저 시장 구조

■ 기저 시장은 JEPX에 개설되는 시장 중 하나로 2020년 4월 1일부터 2021년 3월 말까지 1년간 kWh 단위 전력을 거래함. 단일 가격 경매(single price auction)로 입찰 가격과 상관없이 약정 가격으로 거래되며 3회에 걸쳐 시행됨.

※ 1회 입찰 : 입찰 기간 – 2019년 7월 30일 ∼ 8월 9일, 거래 실시일 –８월 9일 2회 입찰 : 입찰 기간 – 2019년 9월 17일 ∼ 9월 27일, 거래 실시일 – 9월 27일 3회 입찰 : 입찰 기간 – 2019년 11월 12일 ∼ 11월 22일, 거래 실시일 – 11월 22일

전력 매도자와 매수자가 각각 입찰한 가격과 거래량의 교차점이 약정가격이 됨. 매도자가 약정 가격보다 저렴한 가격으로 전력 판매를 입찰하면 약정가격으로 매도됨. 매수자가 약정 가격보다 비싼 가격으로 전력 구매를 입찰하면 약정 가격으로 구입 가능함.

■ 기저 시장에서 약정되었을 경우 선도시장과 동일하게 전일 스폿시장을 통해 약정된 양의 전기가 양도됨. 전일 스폿 시장 가격과 기저 시장의 약정 가격의 가격차는 도매전력거래소에서 정산이 이뤄짐.

즉, 일정 기간 동안 고정 가격으로 전기를 양도받을 수 있음. 전력회사 입장에서는 전일 스폿시장의 가격변동 리스크를 회피하면서 안정적으로 전기를 조달할 수 있음. 발전 사업자 입장에서도 안정적인 전기 공급처를 확보할 수 있음.⁹⁾

■ 기저 시장은 홋카이도 구역, 동일본 구역, 서일본 구역 3개 범위가 설정되며, 각각의 기준 구역 가격이 정해짐. 스폿 시장 분단 발생 빈도 등을 생각하여 시장 범위를 설계함.

① 홋카이도, ②동일본(도쿄 ․ 도호쿠), ③서일본(주부 ․ 간사이 ․ 호쿠리쿠 ․ 주고쿠 ․ 시코쿠 ․ 규슈) 3개 구역으로 구분함. 오키나와 구역은 수용가들에 원전 배상 및 폐로 비용부담을 요구하지 않으므로 대상에서 제외함.¹⁰⁾

■ 기저 시장 목적을 고려하면 기저 시장에 대형 전력사가 의무적으로 공급하는 전력의 가격이 대형 전력사 그룹 내 소매부분 금액보다 부당하게 비싸면 문제가 됨. 따라서 도매공급요금 대비 부당 하게 비싸지 않도록 기저 전원의 발전 평균 비용을 기본으로 한 가격으로 공급함.

8) CNIC 原子力資料情報室　2019.07.04. ベースロード電源市場 ―屋下に屋を架す　http://www.cnic.jp/8585(2020.01.13. 최종 검색)에서 발췌 9) 電力 ․ ガス取引監視等委員会　2019.03.28. ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について

10) 資源エネルギー庁 2019.03.19. ベースロード市場ガイドライン p3

기저 시장에는 대형 전력사가 투입하는 전력의 상한 가격이 설정됨. 상한 가격은 양도 기간(1년간) 기저 전원에 필요한 고정비(미가동 기저 전원 포함)와 연료비의 합계를 양도 기간 발전량(kWh)으로 나눈 ‘발전 평균 비용’에서 용량시장(향후 개설 예정)을 통해 얻을 수입을 뺀 것임(그림 7).

매도 전력의 가격은 전력 ․ 가스 거래 감시 등 위원회가 감시함. 발전사업자는 同 위원 회의 매도 전력 상한가격과 산정 근거 제시 요구에 따라야 함. 同 위원회는 매도 전력 상한 가격이 적절하게 산정되지 않았을 경우 해당 사업자에 상세 해명 조치, 그 외 필요한 대응을 조치함.¹¹⁾

【그림 7】대형 전력사 기저 시장 투입전력의 상한 가격 설정 방법

자료 : 電力 ․ ガス取引監視等委員会(2019.03.28.), ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について p7

■ 대형 전력사는 시장 개시 당초 신전력 등의 총 수요에 대해 중장기적인 기저 전원 비율(56%, 장기 수급전망을 토대로 산정)과 동량을 시장에 의무적으로 공급해야 함. 기저 시장 개설 당초에는 그림 8과 같은 산정식대로 조정계수를 설정하여 시장 의무 공급 전력량이 결정됨.

전국 신전력 점유율이 12%일 경우 시장에 나오는 전력량은 약 560억 kWh(약 8300억 kwh×12%×56%)이 되는 것임. 2017년도 실적치로 보면 스폿 시장의 매도량이 약 442억 kWh이며 기저 시장은 그 규모를 웃돌게 됨. 충분한 전력이 기저 시장에 투입되었는지 여부에 대해서는 전력 ․ 가스거래감시등위원회가 내용을 감시함.

11) 기저 시장 가이드라인에서는 이에 대해“자사 또는 그룹 내 소매 부문에 대한 기저 전원 관련 도매 공급 가격으로 추정되는 가격이 기저 시장에 내놓은 가격을 밑돌 경우 통상적으로 해명 조치 등의 대응을 하게 될 것”이라고 기재되어 있음.

【그림 8】전체 시장 공급 의무량(kWh)

● 전체 시장 의무 공급량(kWh) = 총 수요(kWh) × 전국 구역 이탈률(=신전력 점유율을 의미/%) × 기저비율(%)

×조정계수(d)¹²⁾

※ 조정계수(d)는 신전력 점유율이 15%보다 커졌을 때 대형 전력사의 기저전력 시장 투입량을 줄이는 것임.

계산식은 조정계수(d) = 100÷45) × 전국 구역 이탈률－0.15）＋1임. 전국 구역 이탈률 ＜ 0.15일 때 조정계수는 1, 전국 구역 이탈률 ＞ 0.3일 때 조정 계수는 0.67이 됨.

● 2017년도(2017.4~2018.3) 신전력을 포함한 전기사업자 전력판매량(=기저 시장 총수요)DMS 8,632억 kWh, 2019년 2월 기준 전국 구역 이탈률(=신전력 점유율)은 14.6%임. 기저 전원 비율은 ‘장기수급전망 (2015년 발표)’에 따라 56%, 조정계수는 현 시점(2019년 7월) 1로 예상되므로 이들 숫자를 토대로 계산하면 728억 kWh(8,905억 kWh × 구역 이탈률 14.6% × 기저비율 56% × 조정계수)가 예상되는 시장 규모라고 할 수 있음.

자료 : CNIC 原子力資料情報室(2019.07.04.), ベースロード電源市場 ―屋下に屋を架す

■ 각 신전력이 기저 시장에서 구입할 수 있는 ‘기저 수요’의 경우 일별 베이스 수요 중 연간 18일 정도 (=365일×5%, 2.5주)의 하위 수요를 제외한 수치로 설정됨(그림 9). 정부의 전문가위원회는 이러한 틀을 설정하는 것이 수요를 초과한 거래를 억제하는 효과가 있고, 정책 목적 달성에도 기여 한다고 밝힘.

구체적으로는 일별 베이스 수요 중 연간 18일 정도(=365일×5%, 2.5주(週))의 하위 수요를 제한 양이 기저 시장에서 구입할 수 있는 각 사업자의 ‘베이스 수요’라고 해석해 각 신전력의 베이스 수요 실적을 토대로 구매 가능량을 설정함.

【그림 9】신전력 매입 틀 설정

자료 : 電力 ․ ガス取引監視等委員会(2019.03.28.), ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について p10

12) 2017년도 전력수요량 합계(전기사업자 판매전력량+ 전기사업자의 특정 공급・자가소비)는 9,144억 kWh임. 이 중 신전력을 포함한 전기사업자의 전력판매량(=기저 시장 총 수요)은 8,632억 kWh. 이 중 신전력의 전력판매량은 1,021억 kWh로 전체에서 차지하는 비율(=전국 구역 이탈률)이 11.8%임. 전력광역적운용추진기관(OCCTO)이 발표한 공급계획에 따르면 2019년도(2019.4~2020.3) 전력수요량은 8,905억 kWh, 2019년 2월 기준 전력조사통계에 따르면 신전력 점유율은 14.6%까지 확대함.

■ 기저 시장 신설로 2019년 ‘적정한 전력거래에 대한 지침’도 개정됨. 이하 내용 일부임.

① 대규모 발전사업자는 도매전력거래소 등 도매전력시장이 활성화될 때까지 신규 진출 한 소매전기사업자의 기저 수요에 대해 충분한 양을 시장에 투입하는 배려를 하는 것이 적당하다.

② 기저 시장 거래 시행 시 자원에너지청에서 정한 기저 시장 가이드라인을 참고한다.

특히 대규모 발전사업자가 기저 시장에 전력을 투입할 때 同 가이드라인에 규정된 산정식에 따라 자원에너지청이 산정한 양을 밑돌지 않는 전력을 기저 시장에 투입할 것, 가격은 자사 또는 그룹 내 소매부분에 대한 자사 기저 전원 도매공급요금 대비 부당 하게 비싼 수준으로 설정하지 않는 것이 바람직하다.¹³⁾

2. 설문조사

1) 시장 개설 전 신전력 설문조사

■ 에너지 비즈니스 전문 미디어 ‘닛케이 에너지 넥스트’는 2019년 5월 신전력을 중심으로 한 소매 전기사업자 약 60개사로 구성된 조직인 ‘닛케이 에너지 넥스트 비즈니스 회의’ 참여 사업자를 대상 으로 기저 전원 시장 관련 설문조사를 실시했으며, 2019년 6월 21일 그 결과를 보도함.

신전력사에 기저 전원 구입 가격대를 물어본 결과, ‘5엔/kWh 이하’가 64%로 ‘10엔/kWh 이하(3%)’와 ‘8엔/kWh 이하(13%)’를 크게 웃돌았음. ‘기저 시장을 사용하지 않겠다’도 10% 이었음.

대형 신전력사 간부는 스폿시장의 전력거래가격이 평균적으로 떨어지고 있는데 ‘5엔 /kWh’라는 결과는 스폿시장보다 기저 시장에서 상시 저렴하게 구입하고픈 기대심리가 반영된 것이라고 해석함.

2019년 5월 스폿시장의 월평균가격(전국 24시간)은 7.6엔/kWh 이었음. 5월은 전력 부족 발생이 어려운 달로 1년 중 거래 가격이 가장 낮음.

전력회사가 FIT제도를 통해 구입한 태양광발전 등이 시장에 대량 투입되어 스폿시장 가격이 2015년 5월 정부가 추산한 기저 전원 발전 비용(원자력 10.1엔/kWh, 대형 수력 11엔/kwh, 석탄화력 12.3엔/kWh)을 크게 밑돌았음.

■ 한편, 기저 전원 공급 가격 산정 규칙에서는 대형 전력사가 부담하는 미가동 기저 전원의 고정비를 인정하고 있어 신전력사는 기저 전원 공급 가격이 예상보다 비싸질 것을 우려함.

13) 公正取引委員会 経済産業省 2019.09.27. 適正な電力取引についての指針

同 미디어는 매일 가격이 변하는 스폿시장과 고정가격으로 1년간 일정량을 계속 구입 하는 기저 시장은 성격과 이용 목적이 다르지만, 기저 전원은 저렴하다는 것이 전력 구입 대전제이므로 기저 시장의 가격이 스폿시장 수준을 크게 웃돌면 신전력사는 기저 전원을 구입하지 않을 것이라 전망함.

■ 더불어 신전력사가 예탁금에 대해 부담스러워하는 점도 엿볼 수 있었음. 약정한 다음날 매수자 (신전력)는 JEPX에 약정한 구입대금 총액의 3%를 예탁해야함.

약정 가격과 약정량에 따라 부담 금액은 다르지만 “1000kW를 10엔/kWh로 낙찰했다고 하면 262만 8,000엔”(JEPX 발언)임. 중견 신전력이라고 해도 1만 kW정도는 필요할 것으로 보이며 그렇게 되면 10배인 2,628만 엔이 됨.

이를 8월 초(1회 옥션) 약정했다면 당장 그 다음날부터 2021년 3월 말까지 약 20개월간 구입 대금과는 별도로 예탁을 해야 함. 시장 관계자는 “3%가 불합리하다고는 할 순 없지만 예탁금이 장애가 되어 기저 시장에 참여할 수 없다는 신전력도 나올 것이다.”라고 밝힘.¹⁴⁾

2) 시장 개설 후 신전력 설문조사

■ 기저 시장 1차 옥션 약정(8월 9일) 이후 ‘닛케이 에너지 넥스트’는 8월 28일 시장 개설 전 설문 조사 대상과 동일한 신전력 조직을 대상으로 설문조사(스마트폰을 통한 투표)를 시행함. 신전력 간부 대부분이 1회 옥션 시장 가격에 대해 3개 구역 모두 ‘비쌌다’라고 답변함.

■ 동일본 구역의 1회 옥션 낙찰가인 9.77엔/kWh은 2018년도 도쿄 구역 평균 가격(10.68엔 /kWh)보다 0.91엔/kWh 저렴하지만 신전력은 77%가 ‘비쌌다’라고 답변함. ‘타당하다’는 20%, ‘저렴하다’는 0% 이었음.

동일본, 서일본 두 구역에서 대형 전력사에게 도매 전력 공급을 받고 있는 한 신전력 간부는 “1회 옥션 기저 시장 가격은 현재 대형 전력사에게 쌍무계약으로 구입하는 계약 금액과 거의 유사하다. 쌍무계약 금액보다 저렴하지 않으면 기저 시장에서 구입할 의미가 없다.”라고 밝힘.

한 시장 관계자는 “2018년도 여름 스폿시장 가격이 급등해 올해 쌍무계약을 통한 전력 조달 비율을 높인 신전력사가 많다. 요즘 들어 이를 전매하려는 움직임이 강하다.”라고 밝힘. 즉, 신전력 간 쌍무거래에서도 저렴한 전원을 조달하기 쉬운 상황인 것임.

14) 日経エネルギーNext　2019/06/21　ベースロード電源市場、買いは「5円以下」が64％

■ 同 미디어는 신전력의 기대보다 기저 시장 공급 전력 가격이 저렴하지 않은 이유가 가동하지 않는 기저 전원의 고정비까지 넣어서 가격을 계산하기 때문이라고 지적함. 자원에너지청은 “대형 전력사가 실질적으로 부담하는 비용을 신전력이 부담하는 것은 공평성을 저해하는 것이 아니다.”

라는 생각 하에 이렇게 제도를 설계했음.

한 신전력 간부는 “경쟁원리가 작동하지 않는 것을 시장이라 부를 수 있을까?”라고 발언 함. 다른 대형 신전력 간부는 “기저 시장 도입은 후쿠시마 제1원전 사고 배상비 일부를 신전력이 부담(송배전 요금으로 대형 전력이 회수)하는 것에 대한 보답의 의미도 있다.

하지만 이런 식이면 신전력이 그 비용을 일방적으로 부담하는 꼴이다.”라며 불만을 표함.

■ 한편, 대형 전력사와 신전력의 쌍무거래에도 변화의 조짐이 보임. 한 신전력 간부는 “거래량을 사전에 고정하는 것이 아닌 일정 수준의 범위 내에서 실수급까지 조달량을 조정할 수 있는 조건 으로 쌍무거래에 응하는 대형 전력사도 나오고 있다.”라고 증언함.

이러한 방법은 한번 약정되면 전매 불가능한 기저 시장에 비해 융통성이 있어 매수자 에게 유리한 거래 조건이라 할 수 있음.

■ 매도자의 공급량과 공급 가격, 매수자의 구입량에 제한을 두는 등 거래 자유도가 떨어지는 기저 시장에 대해서는 설계 단계부터 “이름만 시장일 뿐인 제도적인 조치(한 대형 신전력 간부 발언)”

라는 비판도 있었음.

■ 同 미디어는 인위적, 제도적인 공평함을 추구하는 정책도 중요하지만 시장인 만큼 투명성, 신뢰성, 편의성을 향상시켜 경쟁을 촉진하는 환경 조성이 중요하다고 지적함.¹⁵⁾

3. 기저 시장 옥션 시행 및 결과

■ 2019년 12월 9일 전력・가스거래감시 등 위원회는 2019년 시행한 기저 시장에 대하여 대형 전력사가 투입한 전력량을 분석하고 각 사업자의 의견을 청취해 기저 시장 가이드라인을 토대로 시행되었는지 확인했으며, 그 결과를 발표함.

2019년도(2020년도 양도분)는 제1회 옥션이 8월 9일, 제2회 옥션이 9월 27일, 제3회 옥션이 11월 22일 시행됨.¹⁶⁾

15) 日経エネルギーNext 2019.09.02. ベースロード市場、不発に終わったわけ

16) 環境ビジネスオンライン2019.12.11. 2019年度ベースロード市場を総括　買い入札量が売り入札量を大幅に下回る

옥션 약정량은 3회 모두 매수 입찰량이 매도 입찰량을 하회함. 약정 가격은 홋카이도, 동일본, 서일본 각 시장에서 3번 모두 기저 시장 가격이 2018년도(2018년 4월 1일 ~ 2019년 3월 31일) 각 시장 기준 구역 스폿시장 평균 가격을 밑돌았음.

■ 기저 시장의 거래 정보는 약정 가격과 약정량만 공개함. 투입 전력의 상한 가격, 입찰량, 투입 전력의 가격은 대규모 발전사업자의 경쟁 정보에 해당하므로 상세 수치는 비공개임.

【표 1】2019년(2020년도분) 기저 거래 시장 거래 결과

상 품

제1회 옥션 제2회 옥션 제3회 옥션

입찰 (참고) 기간

2019년 7월 30일

∼8월 9일

입찰 기간

2019년 9월 17일

∼9월 27일

입찰 기간

2019년 11월 12일

∼11월 22일

약정일 8월 9일 약정일 9월 27일 약정일 11월 22일

약정량 (MW)

약정 가격 (엔/kWh)

약정량 (MW)

약정 가격 (엔/kWh)

약정량 (MW)

약정 가격 (엔/kWh)

기준 구역의 2018년 4월 1일~2019년 3월

31일 평균 구역 가격(엔/kWh)

홋카이도 12.7 12.47 2.2 12.37 12.9 12.45 15.03

동 일 본 88.2 9.77 26.8 9.95 193.6 9.40 10.68 서 일 본 83.4 8.70 53.2 8.47 61.3 8.70 8.88 자료 : 電力 ․ ガス監視取引等委員会(2019.12.09.), ベースロード市場の監視結果について p1을 토대로 본인 작성

■ 위원회는 매수자인 소매전기사업자를 대상으로 입찰 시 우려 사항에 대한 공청회를 실시했고 그 결과를 밝힘.

약정 가격에 대해 “기저 시장의 가격이 기대했던 가격보다 비쌌다.”, “대체로 사전에 예상 했던 가격이었다. 고정 가격이라는 이점을 생각하면 타당한 수준이었다.”라는 의견이 있었음.

예탁금에 대해 “예탁금이 연간 약정 가격 총액의 3%라는 점은 비싸다고 생각한다.”,

“예탁금 금액 수준 자체는 타당하다 해도 약정일 다음 날부터 최장 21개월간 예탁금으로 자금이 매인다는 점을 생각하면 기간이 길다. 약정일 다음 날 예탁금을 지불한다는 것 자체가 사내 승인 절차를 생각해보면 거부감이 있다.”

그 외“시장 상황에 대해 공개된 정보가 적고, 옥션 횟수가 3번으로 분석 기회가 적기 때문에 응찰할 마음이 들지 않았다.”라는 의견도 있었음.

■ 기저 시장 약정량 연간 합계는 홋카이도 시장에서 27.8MW(연간 24만 3, 528MWh), 동일본 시장에서 308.6MW(연간 270만 3,336MWh), 서일본 시장에서 197.9MW(연간 173만 3,604MWh)이었음. 2018년도 상시 백업 조달량은 약 100억 kWh로 2019년도 기저 시장의 약정량은 약 47%에 해당함.

■ 3번 열린 옥션의 평균에서 3개 시장 총 매도 입찰량은 7,090.6MW(연간 62,113,364MWh), 매수 입찰량은 2,462.2MW(연간 21,568,872MWh)로 매도 입찰량에서 차지하는 매수 입찰량 비율이 3분의 1정도였음.

■ 매도 입찰은 1회부터 3회 모두 약정 가격(8엔대~12엔대) 근방에 집중한 데 반해 매수 입찰은 1회는 0엔대~13엔대, 2회・3회는 3엔대~12엔대로 가격대가 비교적 넓게 분산됨. 옥션 횟수를 거듭할수록 매도 입찰 약정 가격에서의 차이 폭은 줄어드는 추세를 보임.

■ 同 위원회는 각 대형 전력사의 전원 투입량이 가이드라인에서 정한 투입 전력량을 만족했다고 밝힘. 각 대형 전력사는 투입 상한 가격을 가이드라인에 따른 방법으로 설정하고 그 이하의 가격 으로 시장에 전력을 투입했음.

향후 위원회는 대규모 발전사업자의 자사 또는 그룹 내 소매부분에 대한 기저 전원 관련 도매 공급 가격으로 추정되는 가격이 기저 시장에 투입한 가격을 부당하게 밑돌지 않는지 확인할 예정임.

더불어 물량 양도년도의 실적이 확정된 후 실적 발전 비용 ․ 실적 발전량과 상정 발전 비용 ․ 상정 발전량을 비교할 때 필요한 근거를 대규모 발전사업자에게 제출하도록 요구 하고 각 사업자의 투입 전력 상한 가격 산정의 상정이 합리적이었는지 확인할 예정임.

4. 과제

■ 일본 비영리활동법인인 CNIC(Citizens’ Nuclear Information Center)는 ‘원자력자료정보실 통신 제541호(2019.07.04.)’에서 기저 시장의 문제점을 지적함.¹⁷⁾

■ 첫 번째 문제로 시장의 중복성을 들었음.

현재 JEPX에는 선도시장이라는 실수급 3년 전부터 3일 전까지의 전력을 대상으로 한 시장이 개설되어 있음. 이곳에서는 1년분, 1개월분, 1주일분의 전기를 거래할 수 있음.

상품 사양으로는 기저 시장에서 가능한 것 이상의 사항이 가능함.

17) CNIC(Citizens’ Nuclear Information Center) 原子力資料情報室　ベースロード電源市場 ―屋下に屋を架す 2019/07/04 http://www.cnic.jp/8585

하지만 이 시장에서는 거래가 거의 안 됨. 그 이유는 일본 전원의 80%를 보유한 대형 전력사와 J-POWER가 매도 주문을 내지 않기 때문임.

유사한 성격을 가진 시장을 여러 개 개설하는 것은 거래가 분산되므로 가격의 안정화에 역효과임. 장기적으로 안정된 전원을 확보하고 대형 전력사 보유 전원에 신전력의 접근성 향상을 확보하는 것이 목표라면 기저 시장을 일부러 설립하지 않아도 선도시장에서 대형 전력사의 전원을 투입하면 목표는 충분히 달성될 수 있음.

【그림 10】각 시장의 관계

자료 : 資源エネルギー庁(2018.04.26.), ベースロード電源市場について p22

■ 두 번째 문제는 대형 전력이 보유한 J-POWER 의 전력 투입이 진전되지 않는 것이라고 함.

J-POWER는 과거 전원개발촉진법을 설립근거로 삼는 특수 법인이었지만, 2004년 민영화 됨. 전원개발이 보유한 발전 설비 용량은 약 1,800만 kW(일본 전체 설비용량의 약 9%), 발전소는 수력과 석탄화력을 중심으로 전국에 90곳 이상 보유함.

J-POWER는 2003년 2월“동사에 축적된 기능이 통합되어 발휘된다면 도매전력시장 등 제도 개혁에 따른 새로운 구조 속에서 중요한 역할을 할 수 있을 것이다. 따라서 회사가 민영화되는 것이 적당하다.”라고 밝힌 바 있음.

전력 소매 자유화 후 도매전력시장에서 J-POWER에 대한 기대가 커졌지만 J-POWER가 시장에 투입하는 전력 공급량은 거의 늘지 않았음.

본래 대형 전력사가 지역 독점으로 전력 공급을 해왔기 때문에 J-POWER는 발전한 전기를 대형 전력사에 도매 판매하는 것 이외에는 선택지가 없었음. 이 때문에 J-POWER는 대형 전력사와 장기 공급 계약을 체결했으며 대형 전력사가 이 전력을 시장에 투입하지 않는 한 도매전력시장에서 J-POWER 전력의 매도량은 늘지 않음.

정부는 대형 전력사에 J-POWER가 보유한 전원의 전기를 시장에 투입하도록 촉진 했지만 대형 전력사는 60만 kW밖에 내놓지 않았음.

- 참고로 기저 시장 가이드라인(2019.3.19. 발표)에서는 경쟁 활성화 관점에서 J-POWER 전원 투입이 중요하다고 인식해 대형 전력사가 J-POWER 전력을 기저 시장 개설 전에 투입 했을 때 인센티브를 준다고 기재되어 있음. 대형 전력사가 기저 시장 신설 전 J-POWER 전력을 시장에 투입했을 경우 사전에 투입한 총량 분을 해당 구역 대형 전력사 의무 기저 전력 투입량에서 공제하기로 함.

J-POWER의 발전 전력량은 2018년도(2018.4.~2019.3.) 693억 kWh이었음. 이 전력이 도매전력시장에 나온다면 신전력의 니즈를 대부분 충족할 수 있음.

J-POWER의 역사적 경위, 민영화 취지를 생각해서도 J-POWER 발전 전원의 시장 투입이 우선 이뤄지고 이후 부족한 전력을 대형 전력사가 공급하여 보충하고, 그 사이 재생에너지 촉진을 통해 공급력 확보를 도모하는 것이 해결책이라고 CNIC는 밝힘.

【그림 11】J-POWER 전원의 시장 투입 실태(2017년 자료)

자료 : 資源エネルギー庁(2017.06.30.), ベースロード電源市場について p44

■ 세 번째는 미가동 전원의 유지비도 회수한다는 점임.

공급 전원의 상한 가격 설정방법에서 미가동 기저 전원의 유지비도 포함됨. 미가동 전원은 신규제 기준 적합성 심사에 합격하지 않은 원전과 합격했어도 지역 동의를 얻지 못해 가동하지 않은 원전도 포함됨. 이외 노후화로 가동률이 떨어진 석탄화력발전의 유지비 등도 포함됨.

기저 시장에 대형 전력사의 전원 투입량은 728억 kWh로 추산되는데, 이는 투입량일 뿐 실제 양도하는 약정량이 아님. 신전력과 경쟁관계인 대형 전력사는 저렴한 전원을 신전력에 공급하고 싶지 않은 것이 사실임.

이를 해결하고자 정부는 공급 상한 가격에 미가동 전원의 유지비를 포함했지만 이는 대형 전력사의 가격 설정 재량 폭을 키워준 것으로도 볼 수 있음. 기저 시장 설립을 통해 대형 전력사가 맡은 의무는 다하면서 결과적으로는 대형 전력사의 독점 체제가 강화되는 것이라고 CNIC는 지적함.

∙ 資源エネルギー庁 2016.11.11. 財務会計WGにおける検討状況

∙ 資源エネルギー庁2016.12.09. 自由化の下での原子力事故の賠償への備えに関する負担の在り方について

∙ 資源エネルギー庁 2017.06.30. ベースロード電源市場について

∙ 資源エネルギー庁　2018.03.26. 2030年エネルギーミックス実現へ向けた対応について

∙ 資源エネルギー庁 2018.04.26. ベースロード電源市場について

∙ 資源エネルギー庁 2019.03.19. ベースロード市場ガイドライン

∙ 電力 ․ ガス取引監視等委員会 2019.03.28. ベースロード市場創設に関連したガイドラインの整備について

∙ 公正取引委員会 経済産業省 2019.09.27. 適正な電力取引についての指針

∙ 電力 ․ ガス監視取引等委員会 2019.12.09. ベースロード市場の監視結果について

∙ 日本経済新聞 2014.11.26. 廃炉費用を安定確保

∙日本経済新聞 2016.0８.31. ․ 高値取引あえぐ新電力

∙ 東京新聞 2016.12.06. 新電力に原発の電力 ․ 利用者「強制納得行かぬ」

∙ 東京新聞 2016.12.17. 廃炉費用を国民負担に ․ 新電力に原発の電力

∙ スマートジャパン 2017.02.10. 電気料金に上乗せする賠償費用、2020年度から標準家庭で年間252円に

∙ 一般社団法人エネルギー情報センター 新電力ネット運営事務局 2019.04.03. エネ庁が「ベースロード市場ガイドライン」作成、

上限価格や透明性におけるルール整備が進む

∙毎日新聞 2019年 6月 15日 ベースロード電源に新市場、大手電力に拠出義務化　

∙ 日経エネルギーNext 2019.06.21. ベースロード電源市場、買いは「5円以下」が64％

∙ CNIC 原子力資料情報室 ․ 2019.07.04. ベースロード電源市場 ―屋下に屋を架す

∙ 日経エネルギーNext 2019.09.02. ベースロード市場、不発に終わったわけ

∙ 環境ビジネスオンライン2019.12.11. 2019年度ベースロード市場を総括 ․ 買い入札量が売り入札量を大幅に下回る

❚ SCANA 社와 주주단, V.C. Summer 건설 중단에 따른 피해 보상금 1억 9250만 달러에 합의

Post and Courier, The State.2020.01.07.

■ V.C. Summer 원전 실패에 대해 SCANA 社를 상대로 소송을 제기한 주주소송단은 SCANA 社와 총 1억 9250만 달러의 보상금에 합의함.

■ 투자자들은 2017년 SCANA 社 임원진은 원전 건설이 좌초될 위험에 처해있음을 알았음에도 이를 은폐하였고, 당시 주당 60달러가 넘던 주식이 원전 건설 포기 발표 직후 43달러로 폭락해 투자자들은 27억 달러의 손실을 보았다며 집단소송을 제기함.

보상금 중 1억 6천만 달러는 현금으로 지급되며, 3250만 달러는 Dominion Energy 社*의 주식으로 지급됨.

보상금 지급 대상은 2015년 10월~2017년 10월 사이 SCANA 社의 주식을 보유했던 개인 및 기관투자자임.

※ SCANA는 2019년 1월 Dominion Energy 社에 79억 달러에 합병됨

■ 지방법원이 양측의 합의를 승인할 경우 보상액은 확정되며, 본 사안에 대한 공청회가 열릴 예정임.

보상금은 Dominion Energy 및 SCANA 社의 보험사가 지불하며, 보상금 지급은 Dominion Energy 社 전력사용자의 전력요금에 영향을 미치지 않음.

■ 한편, FBI는 SCANA 임원진의 범죄행위 여부에 대해 조사 중임.

북미

❚ Florida 州 유틸리티, 폐쇄 예정 석탄발전소를 원전으로 대체 고려

The Palm Beach Post.2019.05.06. The Ledger. 2020.01.06. 88.5 WMNF 2019.01.09. Tampa bay Times. 2020.01.10.

■ Florida 州 Lakeland의 유틸리티 Lakeland Electric 사장 Joel Ivy는 2024년 폐쇄되는 C.D.

McIntosh 석탄발전소 3호기의 대체로 원전을 고려하고 있다고 밝힘.

Joel Ivy 사장은 차기 대규모 투자 프로젝트는 원자력이 될 것이며, 탄소배출량을 줄이기 위해서는 무탄소 발전원인 원자력을 활용할 필요가 있다고 밝힘.

■ 지역라디오 WMNF와의 인터뷰에서 Joel Ivy 사장은 현재 최우선 목표는 석탄화력발전소 폐쇄에 따른 설비용량 감소분 대체로, 당장은 천연가스 위주로 감소분을 대체할 것이라고 발언함.

■ 그러나 10~15년 뒤를 생각하면 탄소배출량 저감을 위해 원전 건설을 고려할 것이라고 발언함.

지난 2년간 소형 모듈형 원자로(SMR) 발전 상황을 주시하였으며, SMR이 스펙대로의 성능을 보여주고 가격이 합리적이라면 SMR 건설을 고려할 것이라고 밝힘.

다만, Lakeland Electric은 소규모 유틸리티인 만큼 원전을 건설한다면 대형 유틸리티와 협력하여 건설을 추진할 것이라고 밝힘.

■ Lakeland는 2019년 5월 C.D. McIntosh 3호기 폐쇄를 결정하며 유틸리티 Lakeland Electric에 소형 모듈 원자로가 폐쇄될 석탄화력발전소의 대안이 될 수 있는지에 대해 조사를 명령한 바 있음.

❚ NuScale 社, 캐나다에 SMR 사전인허가 신청서 제출

WNN. 2020.01.07. NEI Magazine. 2020.01.09.

■ 미국 NuScale 社는 캐나다 원자력안전위원회(CNSC)에 자사 소형 모듈 원자로의 공급자 설계 검토 사전인허가(pre-licensing vendor design review, VDR) 신청서를 제출하였다고 발표함.

NuScale 社는 2019년 12월 10일 CNSC에 VDR 신청서를 제출함.

NuScale 社는 2026년까지 미국 Idaho 국립연구소 부지에 SMR의 건설 및 가동을 목표로 하고 있음.

■ 설계 검토 사전인허가는 의무요건은 아니나, VDR 통과는 해당 원전이 CNSC의 안전요건을 충족함을 입증한다는 의미가 있음.

VDR은 총 3단계에 걸쳐 진행되며, NuScale 社는 자사의 SMR 기술 성숙도가 설계검토 2단계에 진입할 만큼 높다고 판단, 1·2단계에 필요한 서류를 모두 제출함.

NuScale 측은 캐나다 CNSC의 철저한 평가를 통해 자사 SMR의 안전성을 검증받기를 원하며, VDR 절차를 마치면 캐나다 정부는 물론 잠재 고객에게 자사의 SMR이 캐나다 에서 건설될 준비가 되었음을 입증하게 될 것이라고 밝힘.

■ Bruce Power와 Ontario Power Generation 社가 캐나다에서의 NuScale의 원전 허가 관련 활동을 지원하고 있음.

❚ PG&E – 시민단체, Diablo Canyon 해체비용 39억 달러에 합의

KCBX. 2020.01.12. SF Chronicle. 2020.01.13.

■ 유틸리티 PG&E, San Luis Obispo 카운티, Alliance for Nuclear Responsibility 등 시민 단체는 39억 달러에 Diablo Canyon 원전 해체비용을 합의하였다고 발표함.

이번 합의액은 PG&E가 2018년 전망한 48억 달러보다 9억 달러 낮은 금액임.

PG&E는 2017년 12월 현재 31억 7천만 달러의 원전해체기금을 적립함.

■ California 州 공공 유틸리티 위원회에 합의안이 제출되었으며, 승인될 경우 PG&E 전력사용자는 2027년까지 연간 1억 1250만 달러를 부담하게 됨.

전력사용자 1인당 부담액은 연간 7.08달러가 증가함.

■ 시민단체 Alliance for Nuclear Responsibility는 임시저장소에 저장된 사용 후 연료를 건식 저장소로 옮기는 기간을 단축한 것이 가장 큰 성과라고 발표함.

당초 PG&E는 원전 폐쇄 후 7년간 사용 후 연료를 임시 저장소에 보관한 이후 건식 저장소로 이동시킬 계획이었으나, 이번 합의로 원전 폐쇄 후 4년 내로 사용 후 연료를 건식 저장소로 옮기기로 결정함.

시민단체는 사용 후 연료의 건식 저장소 운송 기간 단축으로 약 3억 달러의 연료 저장 관련 보안 유지비용 및 냉각 계통 관련 비용이 절약되었다고 밝힘.

■ 또한, 이번 합의안은 기존에 철거가 결정된 원전 인근의 방파제를 철거하지 않기로 하여 약 4억 달러를 절약하게 됨.

❚ Michigan 州 의원, 캐나다 지층처분시설 부지 선정에 반대 결의안 발표

Detroit Free Press. 2019.12.06. Brown City Banner. 2020.01.13.

■ Micihgan 州 하원의원이자 미 하원 천연자원위원회 위원장 Gary Howell과 Shane Hernandez 하원의원은 캐나다 정부가 방사능 폐기물 지층처분시설 부지 최종 후보지로 Lake Huron과 Lake Superior 인근을 선정한 것에 대해 5대호(Great Lake)* 인근에 방폐장 건설을 막는 공동 결의안 12*를 발표함.

※ 공동결의안은 양원의 통과가 필요하나 의회의 이사를 표시하기 위한 것으로 법적 구속력은 없으며, 내부예산 등 일부 예외를 제외하고 법률로 확정되지 않으며 법률에 영향을 미치지 아니함

※ 미국과 캐나다에 걸쳐 있는 5개의 대형 호수를 의미하며, Lake Superior, Lake Huron, Lake Michigan, Lake Erie, Lake Ontario임.(24쪽 지도 참조)

■ Gary Howell 의원은 同 결의안을 통해 미 의회에 캐나다의 5대호 인근 방사능 폐기물 지층처분 시설 건설을 막을 것을 요구함.

Gary Howell 의원은 지층처분시설이 건설되어 캐나다 전역의 고준위 방사능 폐기물이 4천만 명 이상의 주민에 식수를 공급하는 5대호 인근 지하에 옮겨지게 할 수는 없다고 주장함.

석회암지대인 Lake Huron 인근에 지층처분시설을 건설하는 것은 전대미문의 매우 무 책임한 태도라고 비판함.

■ 캐나다는 2010년부터 지층처분시설 부지 선정을 시작하였으며, 2010년 22개였던 부지 후보는 Lake Huron과 Lake Superior 인근 2곳으로 좁혀짐.

캐나다의 사용 후 연료의 관리를 담당하는 핵폐기물관리기구(Nuclear Waste Management Organization, NWMO)는 Lake Huron과 Lake Superior 인근 지역은 안전성, 폐기물 운송 및 협력의 용이함이라는 지층처분시설 부지 선정 요건을 가장 잘 충족한다고 밝힘.

NWMO는 2023년까지 지층처분시설 부지 선정 작업을 완료하고자 함.

NWMO는 지하 500미터 깊이에 캐나다의 1억 2,800만 파운드(약 5800만 kg)의 사용 후 연료를 보관할 지층처분 시설 건설을 추진하고 있음.

■ NWMO 측은 이미 사용 후 연료 임시 저장시설이 5대호 인근에 위치하고 있으며, 지층처분시설 건설을 통해 사용 후 연료를 심지층에 보관하는 것이 가장 안전한 보관 및 관리방법이라고 주장함.

■ 한편, 캐나다 Ontario 州는 6년 전 Lake Huron 인근에 州내 원전의 중저준위 방사능 폐기물의 지층 처분장 건설을 추진한 바 있으나, Michigan 州의 격렬한 반대로 계획은 진전되지 못함.

<5대호 주변 지도>

자료: Encyclopaedia Britannica

❚ Holtec International, Indian Point 원전 해체비용으로 23억 달러 예상

Engineering News-Record 2020.01.15.

■ Holtec International 社는 2019년 12월 19일자로 NRC에 제출한 원전해체 계획서를 통해 Indian Point 원전을 15년 내에 23억 달러의 비용으로 해체하겠다고 밝힘.

작업 기간은 12년에서 최대 15년이며, Indian Point의 운전면허가 2021년 5월 만료되는 만큼 이전에 운전면허 이전을 완료하여 2021년 4월부터 해체작업을 시작하고자 함.

Holtec International 社는 당초 60년 동안 진행될 원전 해체를 15년 내로 끝내겠다는 계획이며, 원전 해체계획은 NRC의 승인을 받아야 함.

■ 3기의 원자로를 보유한 Indian Point 원전의 원자로별 예상 해체비용은 1호기 5억 9800만 달러, 2호기 7억 2백만 달러, 3호기 10억 달러임.

Indian Point 2호기는 2020년 4월 30일 가동을 중단할 예정이며, 3호기는 2021년 4월 30일에 가동을 중단할 예정임.

1호기는 1974년에 폐쇄됨.

■ Holtec International은 Comprehensive Decommissioning International(CDI)과 계약을 맺어 원전 해체는 CDI가 수행하며, Holtec은 사용 후 연료를 건식 저장소로 옮겨 보관하는 작업을 수행할 예정임.

■ 한편 환경단체 등 일각에서는 Holtec International이 원전해체경험이 없다는 점을 들어 안전 성을 우려하는 목소리를 내고 있음.

❚ 벨기에, 원자력이 2019년 전력 수출 증가에 기여

Nucnet 2020.01.10.

■ 벨기에 송전계통 운영자 Elia는 2019년 원자력이 전체 전력의 거의 절반을 공급했으며 전력 수 출량이 수입량보다 많았다고 발표함.

2019년 벨기에는 원자로 7기(Tihange 원전 3기, Doel 원전 4기)를 가동해 전체 전력의 48.8%를 생산하였음. 이는 2017년 50%와 유사하지만 2018년 31.2%와 비교해 대폭 증가한 수치임.

- Doel 원전 3호기는 원자로 압력용기 점검으로, Tihange 원전 2호기는 백업 안전시스템이 위치한 벙커 빌딩 내 콘크리트 열화 및 안정성 문제 해결을 위해 임시로 가동 정지되었음.

원자력에 이어 가스(27.2%)와 육상풍력(5.5%)이 주요 발전원의 역할을 담당하였음.

벨기에는 2018년에 에너지 믹스의 20%에 해당하는 17.5TWh의 전력을 수입했지만 2019년에는 에너지 믹스의 2.1%인 1.8TWh의 전력을 수출하였음.

- 이는 벨기에 원전의 높은 가용성(availability)과 연계전력망(interconnection) 발전 덕분임.

벨기에는 각각 에너지믹스의 2.8%, 0.2%에 해당하는 전력을 수출한 2009년과 2010년을 제외하고 거의 10년간 전력을 수입해왔음.

벨기에의 원전 폐쇄 계획은 2003년에 제정되었고 2015년, 2018년에 재확정되었음.

2019년 6월 Elia는 단계적 원전 폐쇄(2022년부터 2025년까지) 시행에 따른 전력부족 분을 보완하기 위해서 대략 3.9GW 규모의 추가적인 대체 용량이 필요하다고 추산 하였음.

유럽

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

<벨기에 원전 운영 현황>

자료 : World Nuclear Association

<벨기에 에너지 믹스(2018년~2019년) 현황>

자료 : Elia 보도자료(2020.01.08.)

❚ 프랑스, 2022년 말 이후 신규 EPR2 원자로 건설 여부 결정

Les Echos 2020.01.08., Reuters, Nucnet 2020.01.09.

■ 2020년 1월 8일 Elisabeth Borne 프랑스 생태전환부 장관은 의회 청문회에서 Flamanville 원전 3호기(유럽형가압경수로, EPR) 가동 후 신규 원자로(EPR2) 6기 건설 여부를 결정할 것 이라는 입장을 표명함.

Borne 장관은 EDF 社와 전력망회사인 RTE 社가 각각 신규 원전 건설 시나리오와 100% 재생에너지 시나리오를 개발 중이라고 밝히며, 정부가 2021년 중반까지 두 시나 리오의 경제적, 기술적 요소를 검토해 저탄소전력 공급을 위한 합리적, 이성적인 결정을 내릴 것이라고 설명함.

■ 이에 따라 Flamanville 원전 3호기의 연료 장전 시행되는 2022년 말 이후에야 신규 원자로 추진 여부가 결정될 것으로 전망됨.

2007년 착공에 들어간 Flamanville 원전 3호기는 당초 2013년 상업운전을 목표로 하였 지만, 후쿠시마 사고 이후 새로운 안전규제 도입, 부품 및 용접 결함 문제로 인해 2022년 말까지 가동이 어려울 것으로 전망되고 있음.

현재 6기의 EPR 원자로가 건설(프랑스, 핀란드, 영국) 및 가동(중국) 중에 있음. 향후 영국 Sizewell 원전과 인도 Jaitapur 원전에 EPR 원자로가 건설될 예정임.

2019년 10월 17일 EDF 社 최고경영자 Jean-Bernard Lévy는 프랑스 정부가 신규 원전 건설을 준비하고 있으며, 신규 원전 건설이 5년 전 자신이 임명되었을 때 받은 임무 중 일부라고 언급하였음.

■ Borne 장관은 프랑스 에너지 및 기후 법에 따라 전력 믹스에서 원자력 비중을 기존 75%에서 2035년까지 50%로 감축하고 재생에너지(태양광, 풍력, 바이오매스) 비중을 늘릴 것이라고 덧 붙임.

2019년 1월 프랑스 생태 전환 및 연대부가 발표한 중장기 에너지 계획(PPE) 초안은 2035년까지 총 14기의 원자로 폐쇄를 명시하였음. 이에 따라 2028년까지 원자로 4~6기 (Fessenheim 원전 2기 포함), 2035년까지 나머지 원자로가 영구 폐쇄될 예정임.

■ 현재 EDF社는 자국 및 해외 EPR 프로젝트 추진 경험을 바탕으로 Framatome社와 신규 EPR2 원자로 설계를 개발하고 있으며, 2030년까지 경쟁력을 갖춘 신규 원자로 출시를 목표로 하고 있음.

※ EPR2 원자로는 시공성 및 안전성 개선, EPR 원자로 설계의 단순화 및 최적화를 특징으로 함.

르몽드 보도(2019년 11월)에 따르면 EDF 社는 EPR2 원자로 6기 건설에 최소 460억 유로가 소요될 것으로 추정하고 있음.

- 르몽드는 약 20년간 3쌍(총 6기) 건설을 기준으로 1기 원자로에 대한 건설 비용이 75~78억 유로에 달할 것이라고 보도하였음.

<프랑스 Flamanville 원전 3호기 건설 계획>

원전 노형 용량(MW) 전력망 연결 상업운전

(예정)

Flamanville 3 EPR 1750 2021/2022 2023

자료 : World Nuclear Association 및 최신 기사 참조

❚ 프랑스, Fessenheim 원전 1, 2 호기 폐쇄 확정

Nucnet 2020.01.16. Nuclear Engineering International 2020.01.20.

■ 2020년 1월 16일 Edouard Philippe 총리는 프랑스에서 가장 오래된 Fessenheim 원전 1,2 호기의 영구 폐쇄를 확정함.

※ 프랑스 북동부에 위치한 Fessenheim 원전(PWR)은 880MW급 2기로 구성되어 있으며, 1,2호기는 각각 1977년과 1978년에 상업 운전을 개시하였음.

프랑스는 2015년에 제정한 에너지 전환법을 통해 원자력 발전 비중을 기존 75%에서 2025년까지 50%로 축소하고 원자력 설비용량을 63.2GW로 제한하였음. 이에 따라 Flamanville 원전 3호기(EPR) 가동을 위해서는 Fessenheim 원전 폐쇄가 불가피한 실정임.

- 2019년 4월 정부는 2050년까지 탄소중립국 실현을 위해 원자력 발전 비중 감축(기존 75%에서 50%로 감축) 일정을 기존 2025년에서 2035년으로 10년 연기한다고 발표하였음.

Fessenheim 원전 폐쇄는 François Hollande 前 대통령의 2012년 대선 공약이었으며, 同 원전은 당초 2016년에 폐쇄될 예정이었으나 여러 차례 지연되어왔음.

2019년 9월 EDF 社는 프랑스 원자력규제청(ASN)과 정부에 Fessenheim 원전 1, 2호기 폐쇄 신청서를 제출하였음.

EDF社는 Fessenheim 원전 1, 2호기를 각각 2020년 2월 22일과 6월 30일에 폐쇄할 계획임.

■ Fessenheim 원전 해체에 20년이 소요될 것으로 예상되고 있음.

사용후핵연료는 2025년까지 La Hague 재처리 시설로 이송될 예정이며, 이후 ASN의 감독에 따라 해체 작업이 시행될 예정임.

향후 Fessenheim 원전 부지는 금속 자원 재활용 센터, 태양광 발전소 등으로 활용될 가능성이 있음.

■ 정부는 EDF 社에 Fessenheim 원전 폐쇄 보상금을 지급할 예정임.

정부는 1차적으로 직원 재교육, 원전 해체, 세금, 운전 정지 후 비용을 포함한 조기 폐쇄 비용으로 4억 유로를 4년에 걸쳐 지급할 예정임.

이후 정부는 Fessenheim 원전의 과거 발전량을 토대로 2041년까지 EDF 社의 수익 부족 분을 보상할 계획임.

❚ EU 집행위, 유럽 그린딜 투자 계획에서 원자력 지원 배제

Nucnet 2020.01.10., Foratom 2020.01.15., Nuclear Engineering International 2020.01.16.

■ 2020년 1월 14일 EU 집행위는 유럽 그린딜 투자계획(European Green Deal Investment Plan, EGDIP)의 일환인 공정전환체제(Just Transition Mechanism, JTM) 지원 대상에서 원자력(원전 건설 또는 해체)을 배제하였음.

2019년 12월 11일 EU 집행위는 2050년까지 온실가스 배출을 제로화하는 유럽 그린딜 (European Green Deal)을 EU 정상회의에 제안하였음.

- 유럽 그린딜은 2050년까지 유럽을 최초의 탄소중립 대륙으로 만드는 것을 목표로 하며, 최초의 유럽 기후법(European Climate Law) 제정으로 법제화될 예정임.

2019년 12월 12일 EU 정상회의에서 폴란드를 제외한 EU 회원국 정상은 EU의 2050년 탄소중립 목표 설정에 합의하였음.

유럽 그린 딜 투자 계획(EGDIP)은 지속 가능한 유럽 투자 계획 (SEIP)이라고도 불리며, 향후 10년간 지속 가능한 투자에 1조 유로 이상 확보를 목표로 함.

EGDIP의 일환인 공정전환체제(JTM)는 2021~2027년 사이 최소 1천억 유로의 투자액을 확보해 공정전환에 가장 큰 영향을 받는 지역의 노동자와 시민을 지원하고자 함.

JTM은 3개의 재원조달 축으로 구성되어 있음.

- 1) 공정전환기금(Just Transition Fund): 75억 유로에 달하는 EU 예산 - 2) InvestEU의 전용투자계획을 통한 최대 450억 유로의 투자금

- 3) EU 예산을 통해 지원받는 유럽투자은행과 연계한 공공분야의 융자(loan facility)를 통한 250~300억 유로의 투자금

■ 한편, 유럽 원자력 무역 기구인 Foratom은 기후 중립 전환에 영향을 받는 화석연료 의존도가 높은 지역에 기금이 사용되는 것은 환영하지만 원자력이 지원 대상에 제외된 것은 유감스럽다고 밝힘.

Foratom은 기후변화에 관한 정부 간 패널(IPCC), 국제에너지기구(IEA), EC의 보고서가 저탄소 경제의 필수 요소로 원자력을 언급한 점, 작년 말 EU 일부 회원국들이 2050년 탈탄소화 목표 달성을 위해 원자력 투자를 요구한 점을 언급하며 원자력을 지원해야 한다고 주장함.

Yves Desbazeille Foratom 사무총장은 석탄에서 원자력 산업으로의 인력 전환에 대한 장점이 프랑스와 영국에서 입증되었다고 지적하며, EU가 석탄 산업 종사자들이 저탄소 산업으로 전환할 수 있도록 돕는 데 중점을 두어야 한다고 강조함.

❚ 오스트리아, 중부유럽 4개국(체코, 폴란드, 헝가리, 슬로바키아) 원자력 폐기 설득 실패

Nucnet 2020.01.16., World Nuclear News 2020.01.17.

■ 2020년 1월 16일 Sebastian Kurz 오스트리아 총리는 체코, 폴란드, 헝가리, 슬로바키아 4개국 지역협의체인 비셰그라드 그룹(Visegrád Group, V4)회의에서 중부유럽 4개국 정상 들이 원자력을 폐기하도록 설득하는 데 실패함.

※ 비셰그라드 그룹은 1991년 창설된 지역협력체로서 체코, 폴란드, 헝가리, 슬로바키아 4개국의 대내외 협력 및 EU 차원의 지역협력 증진을 도모함.

이번 회의에서 오스트리아와 V4 회원국 정상들은 이주, 국경 안보, 경쟁력, 기후 정책 등을 논의하였음.

Kurz 총리는 체코, 폴란드, 헝가리, 슬로바키아 정상들에게 2050년까지 탄소 중립 경제 전환을 위한 EU 기금이 원자력에 지출되어서는 안 된다고 발언함.

- Kurz 총리는 국민당과 환경주의자인 녹색당으로 구성된 연정을 이끌고 있으며, 2040년 까지 탄소 중립국 목표를 설정하였음.

그러나 Peter Pellegrini 슬로바키아 총리는 EU 회원국이 탄소 중립을 위해 에너지 믹스 결정 시 적합한 에너지원을 선택할 권리가 있다는 입장을 표명함.

Andrej Babis 체코 총리도 원자력은 탄소를 배출하지 않는 청정에너지(clean energy) 라고 발언하며 원자력 없이는 탄소 중립 목표를 실현할 수 없다고 강조함.

■ Kurz 총리는 오스트리아의 목표는 V4 회원국의 목표와는 다르다고 밝히며, 오스트리아는 원자력을 지원하지 않는 것이 중요하고 자국민의 안보가 주요 관심사라고 주장함.

오스트리아는 원자력 시설이 부재하며 전력 생산의 60% 이상을 수력, 약 25%를 가스, 석탄, 석유에 의존하고 있음. 2015년 오스트리아는 이웃국가의 원전에서 생산한 전력을 수입 금지하는 법률을 통과시켰지만 여전히 원자력 발전으로 생산된 전력을 수입하고 있음.

국가 주요 내용

체코

체코는 Dukovany 원전(VVER-440 4기)과 Temelín 원전(VVER-1000 2기)에서 6기의 원자로를 가동해 전체 전력의 약 3분의 1을 공급하고 있음.

체코 정부는 2019년 11월에 2036년까지 Dukovany 원전에 신규 원자로를 건설한다는 계획을 발표함. 또한 2040년까지 에너지 믹스에서 원자력 비중을 기존 30%에서 40%로 확대할 예정임.

폴란드

폴란드는 현재 90% 이상인 석탄화력발전 의존도를 낮추고, 석유, 가스 사용량의 60% 이상을 차지하는 대러 에너지 의존도를 줄이기 위해 원전 건설을 계획하고 있음.

폴란드는 2043년까지 최대 6기의 원자로 건설, 2033년까지 1호기 가동을 목표로 하고 있음.

헝가리 헝가리는 Paks 원전(1~4호기)을 가동해 전체 전력의 약 50%를 공급하고 있으며 러시아 Rosatom社와 협력해 5, 6호기(1,200MW급 VVER 2기)를 추가 건설할 예정임.

슬로 바키아

슬로바키아는 총 4기의 원자로(Bohunice 원전, Mochovce 원전에서 각각 2기)를 가동해 전체 전력의 55%를 공급하고 있으며 Mochovce 원전 3, 4기가 건설 중에 있음.

<비셰그라드 그룹 4개 회원국의 원전 확대 정책>

❚ 독일 연구기관, 2030년까지 재생에너지 전력공급 목표량 65% 달성 어려워

Reuter 2020.01.07., Nucnet 2020.01.09.

■ 2020년 1월 6일 독일 쾰른 대학교 에너지경제연구소(University of Cologne Institute of Energy Economics, EWI)는 독일이 2030년까지 재생에너지 발전 비중 65%를 달성하기 어렵다고 분석함.

EWI는 2030년까지 총 전력소비량이 연간 748TWh, 재생에너지 발전량이 345TWh에 달할 것이라고 추산함. 이에 따라 재생에너지 비중은 에너지전환정책이 목표로 한 65%에 못 미치는 46%에 불과한 것으로 나타남.

- 독일 정부는 2030 기후 보호 프로그램(2030 climate protection program)을 통해 2030년 까지 총 전력 소비량을 595TWh로 가정하였음.

EWI는 2030년 재생에너지 발전 비중 65% 목표 달성 여부는 1) 전력 수요의 향후 추세, 2) 재생에너지(특히 풍력과 태양광) 발전량 확대에 달려있다고 분석함.

EWI에 따르면 향후 전기차와 열펌프 수가 늘어나 전력 소비가 증가할 것이며, 전기분해 과정을 이용한 그린 수소(green hydrogen) 생산이 더욱 중요해질 것임.

■ 한편, 독일 에너지 싱크탱크인 아고라 에네르기벤데(Agora Energiewende, 이하 아고라)는 풍력터빈과 태양광 패널 설치 둔화로 독일의 탄소 저감 목표 달성이 어렵다고 진단함.

- 육상풍력 터빈의 설치 둔화는 풍력터빈 설치용 공간 부족, 터빈에 의한 조류 사망을 우려 하는 환경운동가와 지역 주민의 반대, 인허가 지연, 자금조달에 대한 독일 연방 州간의 갈등 등 여러 요인에 기인함.

- 태양광 패널 설치는 정부의 태양광산업에 대한 발전차액제도(FIT) 지원 축소로 둔화되었음.

아고라에 따르면 2019년 신규 육상풍력 설치용량은 700MW로 20여 년 만에 최저 수준 으로 떨어졌으며 2020년에 1GW만이 추가될 것으로 전망됨.

- 이는 독일 정부가 목표로 한 2030년까지 2.5GW의 신규 용량 추가 달성에 못 미치는 수준임.

아고라는 2019년 원자력 발전량은 변동이 없었지만, 2019년 12월 31일 1,402MW급 Philippsburg 원전 2호기가 폐쇄되어 2020년 초 원자력 발전량이 하락했다고 지적함.

이에 따라 아고라는 2022년까지 원전 폐쇄로 인한 전력 부족분을 상쇄하고 전기차와 열펌프에 필요한 충분한 전력을 생산하기 위해 재생에너지 용량을 증설해야 한다고 밝힘.

원전 노형 상업 운전 용량(MW) 영구․폐쇄 (예정)

Gundremmingen C BWR 1985.1 1,288 2021

Grohnde PWR 1985.2 1,360 2021

Brokdorf PWR 1986.12 1,370 2021

Isar 2 PWR 1988.4 1,400 2022

Emsland PWR 1988.6 1,329 2022

Neckarwestheim 2 PWR 1989.4 1,305 2022

총계 8,052

<독일 원전 운영 현황>

자료 : World Nuclear Association