EU는 로마조약(’57년) 체결 이래 회원국 간의 무역장벽 제거, 역내 무역의 수량제한 철폐, 노동․재화․자본․서비스의 자유이동 원칙을 추진해왔다. 유럽의 경제통합 기조는 에너지 시장 자유화에도 영향을 주어 전력시장(’96년), 가스시장(‘98년)에 대한 EU 지침15)이 채택되었
15) EU European Electricity Directive(96/92/EC), EU Gas Directive(98/30/EC)
다. 이에 따라 지속된 시장개방 정책의 영향으로 2003년 EU 전 회원 국이 전력 및 가스시장의 전면 개방 내용을 담은 EU 지침이 채택되었 다.16) 이 지침은 2007년부터 EU 회원국 내 완전한 시장 개방을 목표 로 작성되었다. 전력부문의 자유화로 인해 가정에서의 소비자들은 전 력공급사를 자유로이 선택할 수 있게 되었다.
<표 3-7> 전력시장 개방 기본지침(96/92/EC) 주요내용
항목 주요 내용
구조개편
-송․배전 등 계통운영은 전력생산, 판매 등의 행위를 통합하여 할 수 없도록 분리
-송전 및 배전은 법인분리를 원칙으로 수직 통합형 구조 내에서 독립성을 보장할 수 있도록 기능분리, 회계분리 등의 방법 활용
경쟁과 시장 -도매시장과 소매시장은 경쟁 도입 -신규 발전업자의 참여 허용 소유권 -신규 민간회사의 소유권 허용 자료 : 탄소자산 관리 및 운용전략체계 개발(2010)
EU 단일 전력시장 형성은 EURELECERIC(Union of the Electricity Industry)의 제안17)을 토대로 현재는 서유럽계통(UCTE18), 16개국),
16) EU Directive (2003/54/EC)
17) Integrating Electricity Markets through Wholesale Markets : EURELECTRIC Road Map to a Pan - European Market (EURELECTRIC, 2005)
18) UCTE(Union of Coordination of Transmission of Electricity) : 1951년 유럽 국 가간 서유럽 연계망 정책에 따라 형성되었으며, 벨기에, 독일, 스페인, 프랑스, 그리스, 이탈리아, 슬로베니아, 크로아티아, 유고슬라비아, 마케도니아, 룩셈부르 크, 네덜란드, 오스트리아, 포르투갈, 스위스, 보스니아, 헤지고비니아의 16개국 으로 구성, CENTREL 계통회원국인 체코, 헝가리, 폴란드, 슬로바키아가 준회 원 자격으로 1995년 UCTE에 가입하였다.
북유럽계통(NORDEL, 5개국), 중부유럽(CENTREL19), 4개국), 남부유 럽국가들의 연합체인 SUDEL20), 동유럽의 IPS/UPS로 구분되며, 독립 계통 조직체(영국, 아일랜드, 아이슬랜드)로 운영되고 있다.
Eurostat에 보고한 EU 회원국(23국 기준)의 2008년 전력생산량은
3,145TWh였고, 2009년에는 경기침체의 영향으로 2,999TWh로 감소
(△5.7%)하였다. 반면 2010년은 전년대비 3.6% 증가했으나, 경기침체 이전인 ’08년보다 낮은 수준이다. 국가별로는 독일, 프랑스, 영국, 이 탈리아의 비중이 높은 반면, 룩셈부르크, 라트비아, 슬로베니아, 에스 토니아 등의 국가 비중이 낮다(<표 3-8> 참조).
발전부문의 에너지 믹스는 EU 23국의 2010년 총 전력생산량
(3,095TWh) 중 화석연료를 통한 전력생산(약 51%)과 비화석 연료에
의한 전력생산(49%) 비중이 거의 동일하다. 화석연료의 경우 석탄과 갈탄은 전체 발전량의 35%, 가스는 24%, 오일 발전은 2% 비중을 차 지한다. 국가별로는 프랑스, 벨기에, 오스트리아 등이 원자력과 수력 등의 비중이 높은 반면, 폴란드, 그리스, 덴마크, 체코공화국 등은 석 탄과 갈탄의 비중이 높다(<표 3-9> 참조).
19) CENTREL(Organization for Central Power Cooperation) : 러시아 및 인근 국가 들의 연계 계통망인 IPS/UPS를 탈퇴한 국가들이 1992년에 형성하였으며, 1995 년에 UCTE와 연계하였다.
20) SUDEL(Regional Association of Grid Operations) : UTCE 회원국 중 남쪽에 위치한 회원국들의 지역연합체로 1964년에 형성되었다. 회원들은 오스트리아, 이탈리아, 그리스, 슬로베니아, 크로아티아, 마케도니아 등이다.
<표 3-8> EU 23개국의 발전량(TWh)
국가명 2007 2008 2009 2010 오스트리아 60.3 66.7 68.8 70.8
벨기에 88.5 84.1 90.8 93.1
체코공화국 88.2 83.5 82.2 85.9
덴마크 39.2 36.4 36.2 38.6
에스토니아 12.1 10.5 8.7 12.7
핀란드 81.1 77.0 71.5 80.1
프랑스 570.0 573.5 542.4 573.0
독일 577.4 577.4 533.2 537.5
그리스 59.8 56.6 55.3 53.8
헝가리 39.8 39.8 36.0 37.4
아일랜드 28.1 29.6 27.7 28.0
이탈리아 312.8 316.7 289.9 298.2
라트비아 4.7 5.3 5.5 6.6
리투아니아 13.1 13.1 14.3 4.8
룩셈부르크 4.0 3.5 3.8 4.6
네델란드 102.8 106.2 112.2 114.8
폴란드 159.4 154.5 151.2 157.3
포르투칼 34.2 31.5 38.0 42.2
슬로바키아 27.9 29.5 26.2 27.4 스로베니아 15.0 16.4 16.3 16.2
스페인 282.3 293.1 276.4 282.2
스웨덴 149.5 150.2 137.2 148.6
영국 396.3 390.3 375.7 381.2
합계 3,146.9 3,145.6 2,999.6 3,095.0
자료 : Cross Asset Research(2011)
<표 3-9> EU 23개국의 2010년 에너지 믹스(%) 국 가 명 원자력
(%)
수력 (%)
신재생 (%)
석탄 (%)
가스 (%)
갈탄 (%)
석유 (%)
기타 (%)
오스트리아 0 52 6 0 23 17 2 0
벨기에 51 2 4 0 30 10 1 2
체코공화국 30 3 1 53 5 8 0 0
덴마크 0 0 28 48 24 0 0 0
에스토니아 0 0 8 40 12 40 0 0
핀란드 29 18 14 6 16 14 1 2
프랑스 75 13 3 0 4 3 1 1
독일 23 4 17 23 14 18 1 0
그리스 0 6 5 54 23 0 12 0
헝가리 40 1 8 16 31 2 2 0
아일랜드 0 3 10 8 65 13 1 1
이탈리아 0 17 8 0 48 16 11 0
라트비아 0 60 1 0 36 0 0 3
리투아니아 0 10 10 0 75 0 5 0
룩셈부르크 0 32 4 0 64 0 0 0
네델란드 4 0 12 0 56 21 1 6
폴란드 0 2 1 33 3 61 0 0
포르투칼 0 32 21 0 33 11 3 0
슬로바키아 50 17 2 6 19 6 0 0
스로베니아 42 26 0 27 0 5 0 0
스페인 21 18 19 3 31 4 2 2
스웨덴 39 46 10 0 2 0 1 1
영국 18 2 1 0 49 29 1 0
합계 28 12 9 10 24 15 2 1
자료 : Cross Asset Research(2011)
CO2 배출과 관련해 전력 생산 시 사용되는 에너지원 및 발전기술 등에 따라 배출계수가 달라진다. 가스의 경우 석탄발전에 비해 온실가 스 배출량이 1/2 수준이며, 오일발전은 가스와 석탄의 중간 수준이다. 투입연료별 배출계수는 <표 3-10>과 같다.
<표 3-10> 투입연료별 배출계수(tCO2/MWh)
연료 CO2 배출계수
원자력 0
수력 0
신재생 0
가스 0.5
오일 0.8
석탄 0.9
갈탄 1.1
기타 0.7
자료 : Cross Asset Research(2011)
ETS 도입에 따른 전력 시장 영향 분석을 위해 전력 도매 시장을 기 준으로 발전회사의 수익구조에 대한 이해가 필요하다. 전력 현물시장 에서 전력의 공급은 모든 전원별 설비의 공급함수 형태로 표현가능하 다. 이 함수는 예측된 수요량에 대한 전기 생산자의 의사결정에 좌우 된다. 경쟁적 시장을 가정하면 전력 도매 시장의 공급함수는 발전 비 용을 반영한 전원별 한계비용에 따라 발전 순서가 결정된다.
반면, 발전량이 결정되면 시장가격은 수요에 좌우되며, 수요량은 시 간에 따라 변동하므로 기저부하(base load), 중간부하(intermediate
load)와 첨두부하(peak load)의 전력 공급 상황이 발생한다. 시장 가격 은 한계 수요를 충족하는 발전소의 비용에 의해 결정된다. EU에서의 한계공급 발전용은 일반적으로 석탄 발전 또는 가스복합 발전 (Combined Cycle Gas Turbine; CCGT)이 담당한다. 전력의 수요와 공급은 모두 강한 계절별, 주별, 일별 변동 특성을 나타내므로 한계공 급 발전소는 시간에 따라 달라진다. 또한 전기는 저장이 어려운 특성 을 가지고 있기 때문에 전력의 현물 시장 가격은 높은 변동성을 나타 낸다.
발전부문은 우리나라와는 달리 에너지 가격이 자유화되어 있어 에 너지 공급 부문의 특성상 배출권 가격을 전력의 생산비용에 반영할 수 있다. 전기의 생산은 물을 스팀으로 전환하여 터빈을 구동하는 동 력을 얻기 위해 화석연료를 사용한다. 전력 생산에 있어 비용의 차이 를 발생시키는 요인은 다양하다. 일반적으로 연료비용(fuel cost), 운영 비용(operating cost), 유지비용(maintenance cost) 등이 발생하지만, 단 기 전력 생산의 한계비용(Short Run Marginal Cost; SRMC)의 경우 대부분이 연료비용(약 85～90%)이므로21) 간단히 연료 가격만을 비용 으로 고려한다면 다음과 같이 발전사의 수익을 표현할 수 있다.
발전사 수익 = 전력 가격 - 연료 가격
EU에서 사용하고 있는 화석연료의 주 유형은 석탄과 천연가스로, 석탄의 가격을 반영한 발전사의 수익을 ‘Dark Spread(DS)’, 천연가스 가격을 반영한 경우 ‘Spark Spread(SS)’라 부른다. MWh당 연료가격
21) Scheepers(2003)
은 발전설비의 효율에 좌우되므로 발전기의 열효율을 라고 정의하고 발전사의 수익을 다음과 같이 다시 정의해 볼 수 있다.
석탄발전기의 열효율()과 가스발전기의 열효율()은 발전기마다 차이가 존재하지만, 일반적으로 석탄의 경우 30～40%, 가스의 경우 50～60% 수준이다. 가스발전기는 석탄발전기에 비해 열효율은 높으 나 MWh당 연료비용이 상대적으로 높다. 만일, 발전회사가 석탄발전 기와 가스발전기를 모두 보유하고 있는 경우, 경제적 이득을 고려하여 발전 순서를 선택하게 된다. EU-ETS 도입이전에는 DS와 SS를 고려 하여 발전 순서를 결정해도 무방했으나, ETS의 도입에 따라 여기에 배출권 가격을 포함한 발전 비용을 고려해야 한다.
‘Clean Dark Spread(CDS)’는 전력 판매 수익에서 석탄 가격과 배출권
가격을 반영한 발전회사의 수익을 의미하는 반면, ‘Clean Spark
Spread(CSS)’는 전력 판매 수익에서 가스 가격과 배출권 가격을 반영
한 발전회사의 수익을 나타낸다. CDS와 CSS를 수식으로 재정리하면 다음과 같다.
는 전력생산시 MWh당 배출되는 tCO2양을, 는 톤당 CO2 가 격을 의미한다. <표 3-10>에서 보듯이 석탄의 배출계수는 가스에 비해 약 2배가 높기 때문에, 배출권 가격이 상승할 경우 가스 발전은 석탄 발전에 비해 상대적인 경쟁력을 가지게 된다.
[그림 3-6] 전력 생산자의 발전 순서22)
자료 : Janssen(2007)
한편, 가스 발전이 석탄 발전에 비해 상대적으로 경쟁력을 가지게 되면 발전순서가 바뀌는 연료전환이 발생하게 된다. 즉, 연료전환은 에너지 가격과 배출권 가격의 함수로 표현되며, 이를 통해 연료전환이 발생할 수 있는 배출권의 최소가격을 아래와 같은 수식에 의해 산정 될 수 있다. [그림 3-7]은 EU-ETS 2기에서 실제적으로 발생했던 연료 전환을 보여준다.
22) Must-run은 바이오매스, 풍력, 태양광 등과 같은 신재생에너지를 통해 전력을
생산하는 발전이다.
P r
[그림 3-7] 연료전환 발생기간(2기)
자료 : 한국탄소금융(2011)
나. 에너지가격과 배출권가격의 관계
지금까지 EU-ETS 내 부문별 배출권 수요․공급 구조를 확인하고,
전력가격과 배출권가격의 관계를 살펴보았다. EU 내 전원별 발전량 중 사용되는 화석연료가 대부분 석탄과 가스이므로 석탄과 가스가격 은 전력가격과 상관관계가 높다. 반면, 오일 발전의 경우 전체 발전량 에서 차지하는 비중(약 2%)도 낮을 뿐 아니라, 첨두부하용으로 사용 하기 때문에 원유가격과 전력가격의 상관관계는 낮게 된다. 이는 에너
지 가격 간의 상관관계 분석결과에서도 동일하게 나타난다(<표 3-11>
참조).
<표 3-11> 배출권 가격과 에너지 가격 간의 상관관계 분석(2기)
구분 CER Spot EUA Spot 전력 천연가스 석탄 유가
CER Spot 1.000 0.953 0.647 0.427 0.634 0.268
EUA Spot 0.953 1.000 0.678 0.567 0.784 0.465
전력 0.647 0.678 1.000 0.771 0.670 0.217
천연가스 0.427 0.567 0.771 1.000 0.823 0.442
석탄 0.634 0.784 0.670 0.823 1.000 0.734
유가 0.268 0.465 0.217 0.442 0.734 1.000
자료 : 한국탄소금융(2011)
주: 유가(Brenet Oil), 전력(EEX baseload), 가스(Zeebrugge), 석탄(CIF ARA)
배출권 가격과 에너지 가격 간 상관관계를 살펴보면, 가스와 석탄의 경우 배출권 가격에 직접 영향을 주거나 전력가격을 통해 배출권 가 격에 반영을 알 수 있다. 이는 발전사의 경우 발전 순서를 CDS와 CSS에 의해 결정하기 때문에 연료와 배출권 가격에 따라 선호도가 달라지기 때문으로 분석된다.
이와 유사한 견해는 인과성 분석(Causality Test) 방법을 통해 배출 권(선물, 현물)과 전력(선물, 현물)․가스․석탄 등 에너지 가격과의 관계를 분석한 결과에서도 찾아볼 수 있다.23) 1기의 경우 날씨의 변 화가 냉난방 수요량 및 신재생에너지 발전량에 영향을 주고, 이로 인 해 석탄과 가스의 수요량에 영향을 주어 화석연료 가격을 상승시키는
23) Keppler(2009)