현안분석

필리핀 전력부문 개혁과 전력시장 변화

주간포커스• 미국 원자력발전 개발 현황 및 과제

주요단신• 중국 CNPC, 원유 증산 위해 베네수엘라에 $22억 석유상환차관 제공 예정• 일본, 원전 수출 전략 재고 필요성 높아져• 러, OPEC과 산유량 감산조치에 합의• 미, 금년 겨울 석탄발전량 비중이 가스발전량을 넘어설 전망• 아르헨티나, 에너지 및 인프라 개발 위해 아시아 국가와 협력 확대 • EU-우크라이나, 전략적 에너지 파트너십 MOU 체결• OPEC, 정례총회에서 최종적으로 감산에 합의• 대만, 신재생에너지 발전부문 자유화 법안 제출

제1 6 - 4 4 호2016. 12. 5

제16-44호2016.12.5

현안분석

p.3 필리핀 전력부문 개혁과 전력시장 변화

주간 포커스

p.21 미국 원자력발전 개발 현황 및 과제

주요단신

중국 p.33 • 중국 CNPC, 원유 증산 위해 베네수엘라에 $22억 석유상환차관 제공 예정• 중국 NDRC, 시장(西藏)지역 경제개발 지원을 위한 수력발전소 건설 승인• 중국, 지하 가스저장시설 부족 문제 심각

일본 p.36 • 일본, 원전 수출 전략 재고 필요성 높아져• Mitsui해양개발社, LNG발전 선박 개발

러시아 중앙아시아

p.39 • 러, OPEC과 산유량 감산조치에 합의• Gazprom, 아･태지역의 LNG 공급과잉 완화로 對유럽 PNG 수출 입지 강화• 러 에너지부, 재생에너지 설비용량 대폭 증대할 계획

북미 p.43 • 미, 금년 겨울 석탄발전량 비중이 가스발전량을 넘어설 전망• 캐나다, ’30년까지 석탄화력발전소 단계적 축소 계획• 미 EPA, ’17년 바이오연료 혼합 의무사용량 금년 대비 상향조정

중남미 p.47 • 아르헨티나, 에너지 및 인프라 개발 위해 아시아 국가와 협력 확대 • 칠레, 신재생에너지 전원 확충 계획 추진 • 중남미, LNG 수입의 현물 및 단기계약 비중 계속 높게 유지될 전망

유럽 p.50 • EU-우크라이나, 전략적 에너지 파트너십 MOU 체결• 스위스, 脫원전 가속화 발의안 국민투표에서 부결• 핀란드 정부, ’30년까지 전면적인 脫석탄 달성 계획 발표

중동 아프리카

p.55 • OPEC, 정례총회에서 최종적으로 감산에 합의• 이라크, 171차 정례총회 앞두고 감산조치 참여의사 표명• MENA 지역 국가, 태양에너지 발전시설 확충 움직임• 이집트 수에즈 운하, 운하 이용률 증대 위해 노력

아시아 호주

p.61 • 대만, 신재생에너지 발전부문 자유화 법안 제출• 인도네시아, 지열발전 개발 촉진 위해 한시적으로 토지세 면제• 방글라데시, 가스부문 개발 위해 ADB와 AIIB로부터 차관 도입 예정

국제 에너지 가격 및 세계 원유 수급 지표

• 국제 원유 가격 추이구 분

2016년

11/25 11/28 11/29 11/30 12/1

Brent

($/bbl)47.24 48.24 46.38 50.47 53.94

WTI

($/bbl)46.06 47.08 45.23 49.44 51.06

Dubai

($/bbl)45.97 43.76 44.65 44.12 49.02

주 : Brent, WTI 선물(1개월) 가격 기준, Dubai 현물 가격 기준

자료 : KESIS

• 천연가스, 석탄, 우라늄 가격 추이구 분

2016년

11/25 11/28 11/29 11/30 12/1

천연가스

($/MMBtu)3.09 3.23 3.32 3.35 3.51

석탄

($/Short ton)40.00 N.A. N.A. N.A. N.A.

우라늄

($/lb)18.50 18.50 18.50 17.75 18.00

주 : 선물(1개월) 가격 기준

1) 가 스 : Henry Hub Natural Gas Futures 기준

2) 석 탄 : Central Appalachian Coal Futures 기준

3) 우라늄 : UxC Uranium U3O8 Futures 기준

자료 : NYMEX

• 세계 원유 수급 현황(백만b/d)

구 분

2016년 증 감

8월 9월 10월 전월대비 전년동기대비

세계 석유수요 98.3 96.5 97.6 1.1 -1.6

OECD 47.9 46.4 46.8 0.4 -0.7

비OECD 50.4 50.1 50.8 0.7 -0.9

세계 석유공급 97.5 98.8 100.1 1.3 -2.9

OPEC 40.3 40.5 41.2 0.7 -2.1

비OPEC 57.2 58.3 58.9 0.6 -0.9

세계 재고증감 -0.8 2.3 2.5 0.2 -

주 : ‘세계 재고증감’은 ‘세계 석유공급 – 세계 석유수요’로 계산한 값이며, 반올림 오차로 인해 합계가 일치하지 않을 수 있음.자료 : Energy Intelligence, Oil Market Intelligence 2016년 11월호, p.17

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 3

필리핀 전력부문 개혁과 전력시장 변화

해외정보분석실 선임연구위원 양의석(esyang@keei.re.kr), 전문연구원 김아름(arkim@keei.re.kr)

▶ 필리핀의 전력공급 권역은 크게 3개 지역(Luzon, Visayas, Mindanao)으로 구분되어 있으며, 전력수요는 빠른 경제성장 결과로 2005년 45.16TWh에서 2014년 63.36TWh로 연평균 2.3% 증가하였음.

▶ 1990년 초반부터 지속된 전력공급 부족 상황으로 전력 부문의 변화가 요구되었고, 국가전력개혁법(Industry Power Industry Reform Act, EPIRA, 2001년)에 기초하여 전력부문 개혁을 단행하였음.

▶ 2006년 도매전력현물시장(WESM)이 설립되어 2개 지역(Luzon, Visayas)에서 운영 중이며, 도매시장에서 발전사와 전력공급자는 양자계약을 통해 전력을 거래하거나 시장 현물가격으로 전력을 매매함. 전력

소매제도(RCOA)는 2013년 6월에 도입되어 시행 중임.

▶ 전력부문 개혁착수 15년 후 최종소비자 전력 가격(2015년 11월)은 약 1.3배 증가한 것으로 평가되고 있으며, 개혁결과 발전･송전 부문과 송전･배전 부문에서의 교차소유만을 규제하는 한계에 봉착하여 있음.

1. 필리핀 전력시장 구조

▣ 발전설비 구조¡ 필리핀의 발전설비 용량은 18.8GW 수준(2015년 기준)으로 화력발전(66.5%)과

수력발전(19.1%) 설비가 주종을 이루고 있으며, 지열발전 의존도(10.1%)가 상대적으로 높은 특성을 보유하고 있음.

‒ 화력발전 중 석탄(31.9%)이 가장 높은 비중을 점하고 있으며, 석유(19.1%) 및 가스(15.4%) 등의 순서로 의존하고 있음.

‒ 2005~2015년 기간 중 화력발전 의존도는 66~68% 내외 수준에서 등락을 보이고 있으며, 전원 구성에 큰 변화가 없는 상태로 유지되고 있음.

비고 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015

설비용량(GW) 15.6 16.4 16.2 17.0 17.3 17.9 18.8

화력

(%)

67.3 67.1 66.7 68.2 68.8 67.6 66.5

석탄 25.6 29.9 30.2 32.9 32.4 31.8 31.9

가스 17.9 17.7 17.9 17.1 16.8 16.2 15.4

석유 23.7 19.5 18.5 18.2 19.7 19.6 19.1

수력 20.5 20.7 21.6 20.6 20.2 19.6 19.1

지열 12.8 12.2 11.1 10.6 11.0 10.6 10.1

자료 : BNEF(2016.10); Department of Energy, Philippines 재인용

< 발전설비 구성 추이(2005~2015년) >

(단위 : GW, %)

“필리핀의 발전설비 용량은 18.8GW이며, 지열발전 의존도(10.1%)가 상대적으로 높음”

4 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

‒ 정부는 대체에너지 육성의 일환으로 지열발전 프로젝트를 지원해왔으며, 현재 필리핀은 세계 지열발전을 주도하는 국가 중 하나임.1)

･ 지열･태양에너지의 1차에너지소비 기여도는 2006년 23.3%에 달하였으며, 이후 감소추세에 있으나, 2014년 18.6% 수준에 머물러 있음.

　 2006 2010 2011 2012 2013 20141차에너지소비(Mtoe) 38.6 40.4 40.7 43.3 44.8 47.7

석탄

(%)

15.3 18.9 20.5 20.3 24.3 24.4

석유 34.3 33.7 31.3 31.8 30.6 31.1

가스 6.6 7.5 8.1 7.3 6.5 6.4

원자력 - - - - - -

수력 2.2 1.7 2.1 2.0 1.9 1.6

지열/태양 23.3 21.1 21.0 20.4 18.4 18.6

바이오/폐기물/기타 18.3 17.1 17.0 18.1 18.2 17.7

계 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

자료 : OECDiLibrary, IEA World Energy Statistics and Balances(검색일 : 2016.9.22)

< 1차에너지 소비 구조 추이(2005~2014년) >

(단위 : Mtoe, %)

¡ 석탄화력 발전소 위주의 발전설비 증설로 인해 총에너지소비 중 석탄 비중이 지

속적으로 증가하고 있으며, 이러한 추세는 계속될 것으로 보임.2)

‒ 특히, 다수의 신규 석탄화력 발전소 건립 계획으로 인해 향후 필리핀 내 석탄 소비 증가율은 석탄 생산 증가율을 크게 앞지를 것으로 예상되며, 이에 따라 필리핀의 석탄 수입은 지속될 것으로 전망됨.

비고 2005 2010 2011 2012 2013 2014’05~’14

△%

원유(Mt) 9.9 8.2 8.2 7.9 6.7 7.2 -3.5

석유제품(Mt) 3.8 5.8 4.5 6.2 7.0 7.7 8.2

석탄(Mt) 7.3 6.9 8.3 8.7 11.0 10.2 3.8

자료 : Enerdata(2016.5), Country Energy Report: Philippines

< 에너지원별 수입 내역(2005~2014년) >

▣ 필리핀 전력수급 구조¡ 2014년 필리핀의 발전량 규모는 77.3TWh를 기록하였고, 이 중 화력발전은

74.6%를 차지하였음. 전력발전량에서 지열발전(13.3%)은 수력발전(11.8%)보다 높은 점유율을 기록하였음.

1) EIU(3Q 2016), Industry Report Energy: Philippines, p.7

2) 한국에너지공단(2016.8), 개도국 이슈리포트 - 동남아권역 필리핀

“석탄화력 발전소 위주의 발전설비 증설로 인해 총에너지소비 중 석탄 비중이 지속적으로 증가”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 5

비고 2005 2010 2011 2012 2013 2014

발전량(TWh) 56.6 67.7 69.2 72.9 75.3 77.3

화력

(%)

67.6 73.7 71.5 71.8 73.8 74.6

석탄 27.0 34.4 36.6 38.8 42.6 42.8

가스 29.8 28.8 29.8 26.9 25.0 24.2

석유* - - - - - -

수력 14.8 11.5 14.0 14.1 13.3 11.8

지열 17.5 14.7 14.4 14.1 12.8 13.3

기타 0.03 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2

주 : *Not available

자료 : Enerdata(2016.5), Country Energy Report: Philippines

< 발전량 구성 추이(2005~2014년) >

(단위 : TWh, %)

¡ 필리핀의 전력공급 권역은 크게 3개 지역(Luzon, Visayas, Mindanao)으로 구분되고 있으며, 이들 지역별로 전원구성이 매우 다르게 구성되어 있음.3)

자료 : BNEF(2016.10), Philippines Power Market Primer

< 필리핀 전력공급 권역 구성 >

‒ 2015년 발전량(82.41TWh) 중 Luzon지역의 발전량은 72.9%를 차지하고 있으며, Mindanao지역의 발전량은 12.3%에 불과함.

‒ 특히, 전원별 발전량 구성은 매우 상이하여 Luzon지역은 화력 중심(83.8%)으로 발전되고 있으며, Visayas지역에서는 지역발전이 전체 발전량의 50.2%를 차지하고 있음.

‒ Mindanao지역은 수력발전 비중이 높고(38.1%), 석유화력 비중이 총발전량 대비 33.3%에 달하는 특이점을 시현하고 있음.

3) BNEF(2016.10); Department of Energy, Philippines 재인용

“필리핀의 전력공급 권역은 크게 3개 지역(Luzon, Visayas, Mindanao)으로 구분”

6 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

비고 Luzon Visayas Mindanao 전국 계

발전량(TWh) 60.1 12.2 10.1 82.4

화력

(%)

83.8 46.3 53.4 74.6

석탄 49.4 40.8 20.1 44.5

가스 31.4 0.0 0.0 22.9

석유 3.1 5.5 33.3 7.1

수력 7.9 0.3 38.1 10.5

지열 6.8 50.2 8.3 13.4

기타 신재생 1.4 3.2 0.2 0.6

자료 : Department of Energy, Philippines

< 지역별 발전량(2015년) >

(단위 : TWh, %)

¡ 필리핀의 전력수요는 빠른 경제성장 결과로 2005년 45.16TWh에서 2014년 63.36TWh로 연평균 2.3% 증가하였음.

‒ 2000~2015년 기간 중 GDP는 연평균 8.9% 성장하였고, 1인당 GDP는 2000년 3,350달러에서 2015년 7,359달러로 연평균 5.4% 성장하였음.4)

‒ 부문별 전력소비 구조(2014년 기준)는 산업(33.8%), 가정(33.1%), 서비스(39.6%), 기타(3.4%)로 구성되어 있음.

2005 2010 2011 2012 2013 2014

전력소비(TWh) 45.16 55.27 56.10 59.21 61.57 63.35

산업

(%)

34.1 33.6 34.5 33.9 33.6 33.8

가정 35.5 34.1 33.3 33.3 33.5 33.1

상업 29.1 29.4 29.6 30.0 29.7 29.6

기타 1.3 2.9 2.6 2.8 3.2 3.4

자료 : Enerdata(2016)

< 부문별 전력 소비(2005~2014년) >

(단위 : TWh, %)

¡ 필리핀 지역별 전력소비 구조는 지역별 경제권 및 인구 특성에 따라 상이한 구

조를 보이고 있으며, Luzon지역이 전체 전력소비량의 74.6%를 점하고 있음.

‒ Visayas와 Mindanao 지역에서는 상업용 전력소비가 낮은 반면, 가정용 전력수요가 높은 특징을 보여주고 있음.

4) World Bank, International Comparison Program database(검색일 : 2016.11.29)

“필리핀의 전력수요는 빠른 경제성장 결과로 2005년 45.16TWh에서 2014년 63.36TWh로 연평균 2.3% 증가”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 7

비고 Luzon Visayas Mindanao 전국 계체

소비량(TWh) 50.6 8.8 8.5 67.8

가정

(%)

32.7 35.0 37.3 33.5

상업 34.1 16.2 16.5 29.6

산업 31.4 37.3 39.9 33.2

기타 1.8 11.5 6.4 3.6

자료 : Department of Energy, Philippines

< 지역별 전력 소비량(2015년) >

(단위 : TWh, %)

▣ 가정 부문의 낮은 전력화율¡ 필리핀의 전력 부문의 당면과제는 가정 부문의 낮은 전력화율로 대표되고 있으

며, 특히, 지역별 전력접근률의 현격한 격차는 균형적인 국가발전에 장애로 작용하고 있음.

‒ 정부는 가정부문 전력화율 제고를 위해 발전설비 증설, 전력망 확충, 신재생에너지원 전원 개발 등 다양한 정책을 추진 중에 있으나, 전력화율을 신속하게 개선하는데 한계에 봉착해 있음.

지역총 가구

(만 호)

전력공급 가구

(만 호)

전력화율

(%)

Luzon(3)* 1,273.2 1,137.3 89.3

Masbate 18.3 6.2 33.6

Palawan 24.3 12.1 49.6

Pangasinan 64.5 51.8 80.3

Visayas(4) 412.8 326.7 79.1

Negros Oriental 30.0 18.7 62.3

Negros Occidental 66.3 48.6 73.2

Iloilo 49.8 38.7 77.7

Cebu 100.9 90.8 90.0

Mindanao(10) 496.7 279.4 56.3

Maguindanao 14.9 3.2 21.8

Sultan Kudarat 18.7 6.8 36.2

North Cotabato 36.9 14.7 39.9

Lanao Del Norte 20.8 9.4 45.4

Zamboanga Del Norte 21.9 10.7 48.7

Zamboanga del Sur 41.3 22.7 55.0

Bukidnon 29.7 17.2 57.8

South Cotabato 34.0 19.9 58.6

Misamis Oriental 34.1 23.7 69.3

Davao del Sur 58.0 41.5 71.5

총계 2,182.7 1,743.5 79.9

주 : *괄호() 안의 숫자는 전력화율 가구 수가 10만 호 이상인 지역의 수

자료 : Department of Energy, Philippines(2015.4), 26th Status Report on EPIRA

Implementation

< 필리핀 지역별 가정 부문 전력화율(2014.12월) >

“필리핀의 전력 부문의 당면과제는 가정 부문의 낮은 전력화율임”

8 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

¡ 2014년 12월 기준 필리핀의 가정(Household, HH) 부문 전력화율은 79.9% 수준에 달한 상황이며, Luzon(89.3%)이 상대적으로 높은 전력화율을 시현하고 있음.

‒ Visayas(79.1%)와 Mindanao(56.3%) 지역의 전력화율은 전국 평균에 미달하고 있으며, 특히, Mindanao지역의 Maguindanao 행정구역의 전력화율은 21.8%에 불과한 수준에 있음.

‒ 전력이 공급되지 못하고 있는 가구 수가 10만 호 이상인 Maguindanao 행정구역은 Luzon에서 3개, Visayas 4개, Mindanao 10개에 달하고 있는 것으로 조사되고 있음.

2. 전력부문 개혁 배경 및 필요성

▣ 전력 부문 개혁추진 배경5)¡ 필리핀 전력부문은 1972년 대통령령에 근거하여 국영전력공사(NPC)가 관장하게

되었으나, 1990년 초반부터 지속된 전력공급 부족 상황으로 경제성장이 저해되고 있다는 지적에 따라 변화가 요구되었음.

‒ 1983년 필리핀 Ferdinand Marco 정권에 대한 반발로 촉발된 정치적･경제적 위기로 인해 당시 필리핀 외채 상환 능력이 크게 약화되었으며, 국영전력공사(NPC)는 높은 발전연료 수입조달비로 재정적 난관에 봉착하게 되었음.

‒ 1986년 Corazon C. Aquino 대통령 취임 당시, NPC의 채무규모는 이미 수십억 달러에 달했으며, 이후 페소 가치절하로 인해 외채 규모는 더욱 증가하였음.

･ 신임 행정부가 체르노빌 원전사고(1986년) 이후, Battan 원전(2*600MW 규모) 가동 계획을 폐기하면서 NPC의 부채는 더욱 증가하였으며, NPC의 총 부채규모는 163.9억 달러(2001년 전력개혁법 발효 직전)에 달하게 되었음.

※ Battan 원전(2*600MW 규모)은 건설기간 10년, 건설비용 23억 달러가 투자되었으며, 당시 건설비용은 모두 해외 차관으로 조달되었음.

¡ 필리핀은 1990년 초반 대규모 인구증가(1992년: 2.5%)를 경험하였고, 전력 수요의 급격한 증가는 NPC의 전력공급 능력을 빠르게 초과하였음.

‒ 1992년 NPC의 공급능력은 필리핀 전력수요의 50%에 불과하였으며, NPC의 전력망(송･배전) 운영능력 부족으로 국가 전력망 활용률이 50~70%만 수준에 불과하였음.

‒ 필리핀은 1993년 촉발된 전력난(정전사태) 당시, 103일 정전 일수를 기록하였으며, 후유증으로 251GWh의 전력손실(16억 달러)이 발생한 것으로 추정되고 있음.

5) ComEcCon(2016.5.2), The Philippine Energy Industry and EPIRA

“1990년 초반부터 지속된 전력공급 부족 상황으로 경제성장이 저해되고 있다는 지적에 따라 필리핀 전력 부문의 변화가 요구”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 9

‒ 1994년 정부는 전력난(1993년)의 대책으로 BOT법(Build-Operate-Transfer, 1994년)을 제도화 하였으며, 이에 기초하여 독립발전기업(IPPs)들이 NPC의 전력망을 통하지 않더라도 배전 사업자들에게 직접 전력을 공급할 수 있도록 허용

한 바 있음.6)

‒ 1993년 필리핀의 송･배전 손실률(19%)은 싱가포르(3.1%), 한국(5.3%), 일본(6.0%), 말레이시아(8.9%) 등에 비하여 월등히 높았음.

･ 필리핀의 송․배전 손실률은 이후 점차 개선되었으나, 2012년 기준 전력 손실률은 11%로 여전히 높은 상태로 유지되고 있음.

¡ 2001년 정부는 만성적인 전력수급 불균형, 낮은 전력공급률, 높은 전력가격 문제를 해결하기 위해 국가전력개혁법(Industry Power Industry Reform Act, EPIRA, 2001년)에 기초하여 전력부문 개혁을 단행하게 되었음.

3. 주요 전력부문 개혁 내역

▣ 전력부문 개혁 목적¡ 전력부문 개혁은 국영기업 독점에 의한 전력부문의 비효율성 완화와 민간 투자

자들의 전력시장 참여를 촉진하여, 국가 전력 공급의 신뢰성 및 경쟁력 강화를 목표로 하였음.

¡ (시장기능 강화) 정부는 전력부문 개혁의 우선적 목표를 전력가격 인하 유도 및 전력공급의 안전성 및 신뢰성 향상을 위한 전력시장 기능 강화로 설정하였음.

¡ (전력 산업 구조 개편) 전력부문 개혁의 거버넌스 조정으로 조직적･재무적 구조 개편을 단행하였음.

‒ 전력산업을 4개 부문(발전, 송전, 배전, 서비스)으로 구분하는 한편, 국영전력공사(NPC)는 민영화 하는 것으로 결정되었음. 즉, NPC의 발전･송전 부문을 매각하고, 매각수입(102.1억 달러)을 NPC 부채상환 자금으로 활용토록 하였음.

‒ 이에 따라 NPC 발전부문(발전시설 등)은 PSALM(Power Sector Asset and Liabilities Management Corporation)가 인수･관리하게 되었으며, NPC의 송전 기능은 국영송전기업(Transco)을 설립하여 이양하되, Transco의 운영권은 민간에게 이양하였음.7)

･ Transco의 운영권(25년간 운영)은 2008년 12월 중국의 국가전력망공사(State Grid Corporation)가 주도하는 컨소시엄이 39.5억 달러를 제시하여 낙찰되었음.8)

6) Enerdata(206.5), Country Energy Report: Philippines

7) BMI Research(4Q 2016), Philippines Power Report

“전력부문 개혁은 국영기업 독점에 의한 전력부문의 비효율성 완화와 민간 투자자들의 전력시장 참여를 촉진”

10 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

‒ 정부는 2009년 국가전력개혁법(EPIRA)을 개정하여 NPC의 민영화 지분을 기존 30%에서 50%로 확대할 것을 요구하였음.

･ 2016년 6월 기준 NPC의 민영화 수준은 72.8%임.9)¡ (전력부문 규제･감독기구 설립) 전력부문 개혁목표 달성을 위하여 강력하고 독립

적인 규제기관 설립 필요성에 의거 정부 및 시장 참여자들로부터 완전히 독립된

규제기관인 에너지규제위원회(ERC)를 출범하였음.

‒ ERC에는 전력시장에 대한 시장 규칙 및 규제 기준을 설정하며, 전력산업의 건전한 경쟁 및 발전을 추구하는 기능을 부여하였음.

‒ 전력시장 참여자들은 ERC가 요구하는 문서를 제출해야할 의무를 가지며, ERC의 규칙･규제 등을 위반하는 행위 시 제재를 받게 됨.

･ ERC는 반시장적 행위(Cross-ownership, Cross-subsidization, 시장 및 가격 조작) 및 의무 불이행 등에 대해 징벌적 벌금을 부과할 수 있는 권한이 부여됨.

▣ 전력시장 구조 조정

¡ 필리핀은 2006년 도매전력현물시장(WESM)을 설립하였으며, 2015년 현재 2개 지역(Luzon, Visayas)에서 운영되고 있음.

‒ 필리핀 에너지부는 지리적 여건에 따라 자국 전력공급 권역을 Luzon, Visayas, Mindanao 3개 지역으로 분리함.

‒ 2013년 Mindanao지역에 임시 WESM을 개설한 바 있으나, 결제방식 문제 등으로 인해 운영 3개월 만에 중단되었음.

’03.11월 ’05.4월 ’06.6월 ’07.10월 ’10.12월 ’13.6월 ’16.6월

필리핀

전력시장

기업

(PEMC)

설립

Luzon;

WESM

시험 운행

Luzon;

WESM

공식

운영 개시

Visayas;

WESM

시험 운행

Visayas;

WESM

공식

운영 개시

소매제도

(RCOA)

도입; 경쟁

및 공개

진입 허용

경쟁

소비자

기준:

1MW에서

750kW로

조정

자료 : BNEF(2016.10), Philippines Power Market Primer

< 도매시장(WESM) 및 소매제도(RCOA) 추진 과정 >

¡ 도매시장(WESM)은 전력거래 플랫폼으로서 작동하고 있으며, 총량풀(Gross Pool) 구조를 택하고 있음.

8) BMI Research(4Q 2016)

9) BNEF(2016.10), Philippines Power Market Primer

“2006년 도매전력현물시장 (WESM)이 설립되어 2015년 현재 2개 지역(Luzon, Visayas)에서 운영되고 있음”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 11

※ 총량풀(Gross Pool)체제 하에서는 발전사는 생산된 모든 전력을 시장에 입찰해야 하고, 전력공급자(배전업체, 소매 전력기업 등)는 입찰 참여를 통해서만

전력을 확보할 수 있음.10)

‒ 발전사와 전력공급자는 양자계약을 통해 전력을 거래하거나, 시장 현물가격으로 전력을 매매할 수 있음. 단, 양자계약 체결 시에는 이를 도매시장관리시스템(MMS)에 보고해야 함.

･ 전력공급자: 배전기업(DUs), 배전협력업체(ECs), 전력소매기업(RES), 대량구매자(Bulk Users), 경쟁소비자(Contestable Customer, >750kW) 등

･ 도매시장관리시스템(Wholesale Market Management System, MMS): 발전사와 전력공급자의 수요를 매치시켜 현물가격을 형성하는 역할을 담당하며, 2003년 설립된 필리핀 전력시장기업(Philippine Energy Market Cooperation, PEMC)이 운영 및 관리를 담당

자료 : BNEF(2016.10)

< 도매전력현물시장(WESM) 구조 >

¡ WESM에서 거래되는 전력가격은 매 시간 결정되며, 하루 24개의 가격이 생성됨. 거래시점(trading interval)을 기준으로 사전 시장지수 및 사후 시장지수를 발표함.

‒ 사전 시장지수: 거래시점 전에 가격이 형성되며 Week-ahead(거래 시작 1주일 전), Day-ahead(거래 시작 1일 전), Ex-ante(거래 시작 5분 전)가 있음.

‒ 사후 시장지수: 거래시점 후에 형성된 가격지수로 Ex-post(거래 직후)로 설명됨. ‒ WESM의 전력가격 결정은 장내 판매자와 구매자들의 물리적 위치에 따라 노드

(node)가 배정되고, 노드별로 가격이 결정됨.

10) 김남일(2003), 규제연구 제12권 제1호, 에너지경제연구원

“발전사와 전력공급자는 양자계약을 통해 전력을 거래하거나, 시장 현물가격으로 전력을 매매”

12 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

¡ WESM 현물가격은 매우 큰 변동성을 보이는데, 해당 월평균 현물가격의 10배 이상의 가격을 기록할 때가 있는 반면, 마이너스 가격(Negative Price)이 관찰되기도 함.

‒ WESM 현물가격은 구매자 노드가격의 가중평균으로 계산하며, 마이너스 가격은 최종지불단계에서 조정됨.

자료 : BNEF(2016.10)

< WESM 월별 현물가격 추이(2012~2016년) >

(단위 : $/MWh)

¡ 전력 소매제도(RCOA)는 2013년 6월에 도입되어 시행 중에 있으며, 최종소비자들은 소매제도(RCOA)를 통해 전력을 구입하는 체제로 전환되었음.

‒ 소매제도(RCOA)은 ‘경쟁소비자 기준 강화(1MW에서 750kW)’ 및 ‘배전기업 공급제한(경쟁소비자에게 전력 공급 불허)’, ‘발전사의 전력소매기업(RES) 설립 불허’ 조건과 함께 2016년 6월부터 본격적으로 시행되고 있음.

※ ‘경쟁소비자’는 산업, 가정, 서비스 등의 부문에서 최종적으로 전력을 소비하는 소비자 중 전력 소비 능력이 750kW를 초과하는 소비자로 정의됨. 경쟁

소비자 기준은 기존 1MW 초과에서 2016년 6월 750kW 초과로 변경되었음.

※ 소매전력기업(RES)은 발전사 및 도매시장(WESM)에서 대량으로 전력을 구매하여 경쟁소비자에게 전력을 공급토록 허가된 민간 기업임.

‒ 경쟁소비자(>750kW)들은 소매제도(RCOA) 도입 이전에는 배전기업(DUs) 또는 배전협력업체(ECs)로부터 전력을 구입하였으나, 이후에는 임의의 소매전력기업(RES)으로부터 전력을 구입해야 하는 것으로 전환되었음.

･ 경쟁소비자들과 배전기업(DUs), 배전협력업체(ECs), 지역소매전력기업(L-RES) 간의 신규 계약이 금지되며, 기존 계약도 향후 3년 이내에 종료해야 함.

11) RCOA(Retail Competition and Open Access)의 정확한 명칭은 “소매경쟁 및 공개진입”으로 표

현될 수 있으나, 본 분석에서는 “전력 소매제도”라 표현함.

“전력 소매제도 (RCOA)은 2013년 6월에 도입되어 시행 중임”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 13

※ 지역소매전력기업(L-RES)은 독점 사업구역 내에서 소매전력기업(RES)과 경쟁하는 배전기업체 또는 일정 구역 내에서 전력을 공급할 수 있도록 해당 기관에 의한 허가를 받은 업체

를 지칭하며, 소매전력공급자 허가가 필요하지 않음.

･ 경쟁소비자들은 RCOA 도입 이후에도 유예기간(2013.6월~2016.6월) 동안 시장에 충분한 소매전력기업(RES)이 확보될 때까지 배전기업 및 배전협력업체로부터 전력을 공급받을 수 있었음.

※ 2015년 4월, 기존 배전업체로부터 소매전력기업으로 전력공급자를 변경한 경쟁소비자들은 35%였음.

▣ 소매전력 요금(소매 전력가격) 구성¡ 소매전력 요금 구성은 발전 비용, 송전 비용, 배전 비용, 기타 비용으로 등으로

구성되어 있음.

‒ 발전 비용은 양자계약 및 수급요인에 의해 결정되며, 송･배전 및 기타 비용은 대부분 규제기관(ERC)의 기준에 의해 결정됨.

발전 비용 송전 비용 배전 비용 기타 비용

∙ IPP: 양자계약 또는

전력공급계약(PSA)

가격

∙ WESM: 수급상황에 의해

결정

∙ NPC: RORB(Return on

Rate Base)*

방식에 의해 결정

∙ PBR(Performance based

regulation)*

방식에 의해

결정

∙ 배전기업(DUs): PBR(Performance

based

regulation)*

방식에 의해

결정

∙ 배전협력업체(ECs): Benchmarking*

방식에 의해

결정

∙ 시스템 손실료, 지역 전력화

요금, 환경

부담금,

민영화로 인한

NPC 자산

복구 비용, FIT

요금 등이

포함됨.

주 : *가격결정 방법에 대한 정의는 규제기관(ERC) 소관임. 보다 자세한 설명은 ERC

홈페이지(http://www.erc.gov.ph) 참조

자료 : BNEF(2016.10); ERC 홈페이지(http://www.erc.gov.ph)

< 소매 전력요금 구성 요소 >

¡ 최종소비자가 지불하는 전력요금은 크게 전력망 사용비용인 ‘고정료(Fixed charge)’와 전기요금인 ‘사용료(Usage charged)’로 구성되어 있음.

‒ ‘고정료(Fixed charge)’는 전력망 이용료를 의미하며, 사용자 유형(산업, 가정)에 따라 다른 방식으로 책정됨.

･ 산업용: 고정 송전요율에(2016.7월 기준 최대 0.8PHP/kW)에 전력망 로드를 곱한 값으로 계산됨.

･ 가정용: 요금 납부주기(月)마다 전력사용량이나 전력망 로드에 관계없이 고정된 요금이 부과됨.

“소매전력 요금 구성은 발전 비용, 송전 비용, 배전 비용, 기타 비용으로 등으로 구성”

14 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

‒ ‘사용료(Usage charged)’는 선택형 요금제도(정액요금제, 변동요금제, 시간요금제) 중 하나를 택하는 방식으로 구성되어 있음.

･ 정액요금제(Flat rate): 계약된 고정금액을 전기 사용료로 지급하며, 사용량 및 시간에 따라 변하지 않음.

･ 변동요금제(Varing rate): 소비자의 전기사용량에 따라 차별적으로 부과됨.･ 시간요금제(Time of use rate): 소비자의 전기사용량뿐만 아니라 사용시간대에

따라 차별적으로 부과됨.

주 : PHP: 필리핀 페소

자료 : BNEF(2016.10); Meralco Bill(2016.7) 재인용

< 최종소비자 전력요금 구성 >

항 목 비목 내역

⋅Generation charge ∙ Meralco가 발전사로부터 공급받은 전력 구입비용⋅Transmission charge ∙ 송전망 개발, 건설, 운영 및 유지보수 비용⋅Distribution charge ∙ 배전망 개발, 건설, 운영 및 유지보수 비용⋅Supply charge ∙ 요금납부 및 관련 고객서비스 비용⋅Metering charge ∙ 계측시설의 운영 및 유지보수 비용⋅System loss charge ∙ 기술적/비기술적 전력 손실 비용

⋅Universal charge(UC)

∙ 모든 사용자에게 부과되며 3개 요소로 구성됨. - 전력화요금(ME, Missionary electrification): 외딴 지역의

전력화를 위한 자금 조달 비용

- 환경요금(EC, Environmental charge):

0.0025PHP/KWh이며 하천 복구 및 관리 요금

- 재정복구비용(SCC, Stranded contract costs): Meralco의

불량 부채 및 계약의 복구비용

⋅Fit-All (renewables) ∙ 재생에너지 FiT 지원을 위해 모든 소비자에게 적용되는 요금

⋅Lifeline rate subsidy ∙ 전력 사용량이 100kWh를 초과하는 소비자에게 적용되는 할인

⋅Senior citizen subsidy ∙ 100kWh/월 미만 전력을 소비하는 노인들에게 적용되는 할인(-5%)

⋅Lifeline discount ∙ 전력 사용량 100kWh 이하의 소비자에게 적용되는 할인⋅Special discount ∙ 인증된 사설병원 및 교육기관에게 적용되는 할인⋅Power factor adjustment ∙ 해당 소비자에게 배전요금의 일부(0.7%)를 부과

VAT ∙ Universal Charge를 제외한 모든 내역에 부과Energy tax ∙ 주거용 고객에게만 적용되며 소비 수준에 따라 차등 부과

자료 : BNEF(2016.10); Meralco 재인용

< 최종소비자 전력요금 청구서(Meralco社) 견본 내역 >

“‘사용료(Usage charged)’는 선택형 요금제도(정액요금제, 변동요금제, 시간요금제) 중 택일 가능”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 15

4. 전력부문 개혁 결과 및 평가12)

▣ 전력가격 변화 효과¡ 필리핀이 전력부문 개혁을 착수한지 15년이 지난 2015년 11월의 전력가격(최종

소비자 전력 가격 기준)은 1.3배 증가한 것으로 평가되고 있음.

‒ 필리핀의 2015년 가정용 평균 전력가격은 20.37 센트/kWh로 2005년에 비하여 1.4배 수준에 있으나, 2013년의 경우 25.39센트/kWh로 아시아 국가들의 전력가격에 비하면 매우 높은 수준에 해당하였음.

‒ 필리핀 당초 전력부문 개혁의 목표는 높은 전력가격의 하락이었으나, 실질적인 가격하락에는 크게 기여하지 못한 것으로 분석임.

비고 2005 2011 2012 2013 2014 2015’05~’15

△%

산업용* 12.27 16.69 18.19 18.18 - - -

가정용 14.69 22.80 25.05 25.39 25.41 20.37 3.32

주: *산업용 2014~2015 전력가격 자료는 Not Available

자료 : Enerdata(2016)

< 필리핀 부문별 전력가격 변화(2005~2015년) >

(단위 : US센트/kWh, %)

▣ 전력산업 구조 변화 ¡ 필리핀의 전력부문 개혁의 주요 결과는 NPC 발전･송전･배전부문의 독점적 체제

를 분해하여, 국영기업과 소수의 민간 기업들 중심의 과점적 체제로 전환한 것으로 평가되고 있음.

‒ 전력부문 개혁으로 전력공급 분야에 경쟁이 도입된 한편, 송전･배전 부분에는 시장의 공정경쟁을 위한 새로운 규제가 도입되었음.

‒ 전력부문 개혁으로 발전 부문에서 Non-NPC(주로 민간 IPPs)의 전력생산 기여도는 크게 증가하였음.

‒ Non-NPC 발전소에서의 발전량은 Luzon에서 최대 발전점유율을 차지하게 되었으며, 발전비중은 2005년 35%에서 2015년에 96%로 증가하였음.

‒ 그러나 Mindanao지역에서는 NPC-IPP 발전비중이 여전히 70% 비중을 차지하고 있음.

12) ComEcCon(2016.5.2), The Philippine Energy Industry and EPIRA

“필리핀 전력부문 개혁 착수 15년 후 최종소비자 전력 가격(2015년 11월)은 약 1.3배 증가한 것으로 평가”

16 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

¡ 개혁결과는 발전･송전･배전･서비스 부문에서 전반적 교차소유(Cross- ownership)를 규제하기 보다는, 발전･송전 부문과 송전･배전 부문에서의 교차소유만을 규제하는 한계를 노정했다는 평가임.

‒ 발전･배전 부문 기업들의 교차소유는 일반적으로 허용되었는데, 이는 교차소유 기업들에게 수평적･수직적 통합을 암묵적으로 허용함으로써 시장지배력을 증대하는 결과를 유발하였음.

‒ 대표적인 사례로서 Lopez와 Aboitiz 사는 수직･수평 통합을 통해 시장 지배력을 확보하였음.

･ Aboitiz는 Mindanao 전력시장 설비용량의 18%를 차지하면서, 동시에 필리핀 내 3위 배전 기업인 Davao Light and Power Co.를 소유하게 되었음.

‒ 이는 전력시장 규제시스템이 당초 계획한대로 적절하게 작동하지 않은 결과로 분석되고 있음.

자료 : BNEF(2016.10)

< 필리핀 소유권 형태별 발전량 변화(2005~2015년) >

(단위 : TWh)

“개혁결과 발전･송전 부문과 송전･배전 부문에서의 교차소유만을 규제하는 한계를 노정하였음”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 17

주 : NPC = 필리핀 전력공사(National Power Corporation)

NPC-SPUG = NPC가 소유한 오프그리드 발전소

NPC-IPP = NPC에게 전력을 판매하는 IPP발전소

Non-NPC = NPC외의 전력구매자에게 전력을 제공하는 나머지 IPP

자료 : BNEF(2016.10)

< 지역별･소유권 형태별 발전량 변화(2005~2015년) >(단위 : TWh)

참고문헌

김남일, 「규제연구」 제12권 제1호, 에너지경제연구원, 2003한국에너지공단, 동남아권역 필리핀, 「개도국 이슈리포트」, 2016.8BMI Research, Philippines Power Report, 4Q 2016BNEF, Philippines Power Market Primer, 10 Oct 2016Department of Energy, Philippines, 27th Status Report on EPIRA Implementation,

Oct 2015_____________________________, 26th Status Report on EPIRA Implementation,

Apr 2015EIU, Industry Report Energy: Philippines, 3Q 2016Enerdata, Country Energy Report: Philippines, May 2016

18 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

Epictetus E. Patalinghug, An Analysis of the Philippine Electric Power Industry, International Conference on the “Challenges to Development: Innovation and Change in Regulation and Competition”, 13~15 October 2003

M. Ravago et al., The Role of Power Prices in Structural Transformation: Evidence from the Philippines, EPDP Conference, 12~13 Jan 2016

ComEcCon 홈페이지, “The Philippine Energy Industry and EPIRA”, www.com eccon.com/the-philippine-energy-industry-and-epira/ 2 May 2016 (검색일 : 2016.12.2)

ERC 홈페이지, http://www.erc.gov.ph(검색일 : 2016.11.29)Department of Energy, Philippines 홈페이지, https://www.doe.gov.ph/ (검색일 :

2016.12.2)WorldBank 홈페이지, International Comparison Program database(검색일 :

2016.11.29)

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 21

미국 원자력발전 개발 현황 및 과제

해외정보분석실 정귀희(ghjung15258@keei.re.kr)

▶ 미국은 다양한 발전원을 이용해 전력을 생산하며, 주요 발전원으로는 석탄, 천연가스, 수력, 재생에너지, 원자력, 석유 등이 있으며, 화력발전은 미국에서 가장 널리 이용되고 있는 발전원임.

▶ 미국은 원자력발전 개발의 선두주자로서 2015년 세계 원자력발전설비의 25.9%를 미국에서 보유하였으며, 원자력을 이용한 발전량 또한 세계에서 가장 큼.

▶ 2015년 미국에서 99기의 원자로가 가동되었으며, 원자력발전설비용량은 2006년 9만 9,257MW에서 2015년 9만 9,185MW로 소폭 감소해 거의 동일한 수준을 유지하였음.

▶ 미국에서 현재 4기의 원자로가 건설 중에 있으며, 앞으로 4년 안에 가동을 시작할 수 있을 것으로 예상됨. 조지아州에 위치한 Vogtle 원자력발전소의 제3, 4 원자로와 캘리포니아州에 위치한 Virgil C. Summer 원자력발전소의 제2, 3 원자로가 2019년에서 2020년 사이에 가동되면, 4,540MW의 발전용량이 추가될 것임.

▶ 뉴욕州 공공서비스위원회(Public Service Commission)는 2030년까지 전력의 50%를 재생에너지로 공급한다는 내용을 골자로 하는 ‘청정에너지 기준(Clean Energy Standard, CES)’개정안을 지난 8월 1일 통과하면서, 원자력도 청정에너지에 포함하였음.

▶ 미국 원자력협회(Nuclear Energy Institute, NEI)의 Marvin Fertel 회장은 원자력발전의 경제성이 점차 악화되면서 향후 10년 이내에 미국 내 원자로 15~20개의 가동이 중단될 위기에 처했다고 지난 5월 19일 미

에너지부(Department of Energy)가 개최한 회의에서 발표하였음.

▶ Bloomberg와 Platts는 지금까지 발표한 원전 건설 계획 및 조기 운영 중단 결정을 바탕으로 볼 때, 2040년까지 미국 원자력설비용량이 30% 이상 감소할 수 있다고 전망하였음.

1. 미국 전원설비 구성 현황 및 전망

▣ 전원설비 구성 현황¡ 미국은 다양한 발전원을 이용해 전력을 생산하며, 주요 발전원으로는 석탄, 천연

가스, 수력, 재생에너지, 원자력, 석유 등이 있음.

‒ 화력발전은 미국에서 가장 널리 이용되고 있는 기술로, 2015년 미국 발전설비의 72.8%를 차지하였으며, 천연가스와 석탄은 그 중 각각 42.4%와 26.5%를 차지하였음.

‒ 그 다음으로 비중이 큰 수력과 원자력은 2015년 발전설비용량의 각각 8.5%와 8.4%를 차지하였음.

‒ 재생에너지 발전설비 비중은 2015년 11.7%에 달하였으며, 그 중 가장 널리 이용되고 있는 풍력은 전체 발전설비의 6.3%를 차지하고, 그 외 태양광 PV, 집광형태양열발전, 지열, 바이오전력이 총 5.4%에 달함.

“미국의 주요 발전원으로는 석탄, 천연가스, 수력, 재생에너지, 원자력, 석유 등이 있음”

22 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

자료 : GlobalData

< 미국의 발전설비 구성(2015년 VS 2030년) >

¡ 2015년 미국의 발전설비용량은 117만 9,017MW에 달하였음.

‒ 그 중 가장 큰 비중을 차지한 화력발전은 2006년 84만 4,797MW에서 2015년 85만 8,474MW로 증가하였음.

‒ 재생에너지 발전설비는 2006년 4만 3,807MW에서 2015년 13만 8,294MW로 증가해, 연평균 15.5%의 성장률을 보였음.

‒ 2006년부터 2015년까지 원자력발전설비용량은 거의 변함없이 같은 수준을 유지하였음.

▣ 전원설비 구성 전망¡ 화력발전은 계속해서 미국의 주요 발전원이 될 것이나, 2030년 그 비중은 55%

로 감소할 것으로 전망됨.

‒ 수력과 원자력은 2030년까지 소폭 감소하고, 재생에너지 발전설비 비중은 2030년까지 대폭 증가해 전체의 31%에 달할 것임.

¡ 발전설비용량에서 가장 큰 비중을 차지하는 화력발전은 2030년까지 2030년까지 87만 2,132MW로 증가할 전망임.

‒ 재생에너지 발전설비는 2030년까지 연평균 9.4% 성장할 것으로 전망되며, 원자력발전설비용량은 2030년까지 연평균 0.4%의 성장률로 증가해, 10만 5,232MW에 달할 것임.

“2015년 미국의 발전설비용량은 117만 9,017MW에 달하였음”

“2030년 화력발전의 비중은 55%로 감소할 것으로 전망됨”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 23

자료 : GlobalData

< 미국의 연료별 발전설비용량(2006~2030년) >

(단위 : MW)

2. 미국 원자력발전 현황 및 개발 계획

▣ 원자력발전의 경쟁력¡ 미국은 원자력발전 개발의 선두주자로서, 2015년 세계 원자력발전설비의 25.9%

를 미국에서 보유함.

2015년 2030년

미국 25.9 19.49

프랑스 16.58 10.92

일본 11.13 8.07

러시아 연방 6.47 5.13

중국 6.40 24.24

한국 5.70 6.21

캐나다 3.54 1.20

우크라이나 3.44 2.43

독일 2.84 0.00

스웨덴 2.37 1.19

기타 15.63 21.09

자료: GlobalData

< 세계 각국의 원자력발전설비용량 비중 >

(단위 : %)

‒ 미국은 원자력을 이용한 발전량 또한 세계에서 가장 높아, 2015년 원자력발전을 이용한 세계 전력의 약 33.2%가 미국에서 생산됨.

”미국은 원자력발전 개발의 선두주자이자 세계에서 가장 많은 원자력 설비능력을 보유함“

24 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

2015년 2030년

미국 32.18 22.20

프랑스 17.16 11.09

러시아 연방 7.03 4.64

중국 6.78 29.30

한국 6.27 6.69

캐나다 4.10 1.15

우크라이나 3.41 2.29

독일 3.32 0.00

스페인 2.31 1.51

영국 2.31 0.70

기타 15.13 20.43

자료: GlobalData

< 세계 각국의 원자력발전을 이용한 전력량 비중 >

(단위 : %)

¡ 2015년 미국에서 99기의 원자로가 가동되었음.

‒ 미국의 원자력발전설비용량은 2006년 9만 9,257MW에서 2015년 9만 9,185MW로 소폭 감소해 거의 동일한 수준을 유지하였음.

･ 원자력발전설비용량은 2030년까지 10만 5,232MW로 증가해 연평균 0.4%의 성장률을 보일 것임.

‒ 2006년 원자력을 이용해 생산한 전력 생산량은 78만 8,312GWh였으며, 2015년에는 79만 8,012GWh로 소폭 증가하였음.

･ 원자력 발전량은 2030년까지 연평균 0.2%의 성장률로 증가해, 81만 7,578GWh에 달할 것임.

자료 : GlobalData

< 미국의 원자력 전력 발전량 변동 추이 및 전망(2006~2030년) >

(단위 : GWh)

“2015년 미국에서 99기의 원자로가 가동되었음”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 25

▣ 원전설비 증설 현황¡ 미 테네시 강 유역개발공사(Tennessee Valley Authority, TVA)의 Watts Bar 원

자력발전소의 원자로 제2호기가 지난 6월 3일 전력망에 연결되고, 10월 19일부터 공식적으로 가동되면서, 1996년 同원전의 원자로 제1호기가 가동을 개시한 이래 20년 만에 처음으로 신규 원자로가 가동을 개시함.

‒ Watts Bar의 원자로 제2호기는 테네시 남동부 지역에 전력을 공급할 수 있는 1,150MW의 용량을 갖고 있음.

‒ 원자로 제2호기는 당초 1973년에 건설을 시작했으나, 미국 원자력규제위원회(Nuclear Regulatory Commission, NRC)의 문제 제기로 1985년 건설이 중단되었음.

･ 그러나 2007년 8월 재승인을 받아 같은 해 10월부터 다시 건설에 착수하였으며, 건설에 총 47억 달러가 소요됨.

‒ 2011년 동일본 대지진 발생 이후 NRC가 제정한 신규 규제 기준을 준수하는 첫 번째 원자로임.

자료 : EIA

< 미국의 원전 증설 및 가동 종료 계획 >

(단위 : MW)

¡ 미국에서 현재 원자로 4기가 건설 중에 있으며, 향후 4년 내 가동을 시작할 수 있을 것으로 예상됨.

‒ 조지아州에 위치한 Vogtle 원자력발전소의 제3, 4 원자로와 캘리포니아州에 위치한 Virgil C. Summer 원자력발전소의 제2, 3 원자로가 2019년에서 2020년 사이에 가동되면, 4,540MW의 발전용량이 추가될 것임.

¡ 2015년 기준, 미국 내 건설 예정인 원자로는 총 24기(총 2만 8,290MW)로, 그 중 18기(2만 472MW)는 건설 계획을 발표한 상태이며, 1기는(1,600MW) 허가를 완료하였음.

“Watts Bar 원자력발전소의 원자로 제2호기가 10월 19일부터 공식 가동을 개시함”

”현재 원자로 4기가 건설 중에 있으며, 향후 4년 내 가동을 시작할 수 있을 것으로 예상됨”

26 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

원전 용량(MW) 진행상황 가동 개시 년도 사업자

Amarillo 1 1,710 발표 미정 Amarillo Power LLC

Amarillo 2 1,710 발표 미정 Amarillo Power LLC

Fresno 1,710 발표 미정Fresno Nuclear Energy

Group, LLC

Piketon 1,710 발표 미정 Duke Energy Corporation

Fermi 3 1,600 발표 미정 DTE Energy Company

North Anna 3 1,500 발표 2028 Dominion Resources, Inc.

South Texas 3 1,356 발표 미정 CPS Energy

South Texas 4 1,356 발표 미정 CPS Energy

Green River

(Blue Castle) 11,250 발표 2030 Blue Castle Holdings Inc.

Green River

(Blue Castle) 21,250 발표 2030 Blue Castle Holdings Inc.

자료: GlobalData

< 미국의 주요 원전 건설 예정 계획 >

▣ 원전 폐기 계획¡ Exelon社는 Quad Cities 원전의 원자로 2기(각 908MW)와 Clinton 원전의 원자

로 1기(1,065MW)를 가동 중단하겠다고 지난 6월 2일 발표하였음.

‒ 同기업은 지난 7년 동안 원전운영으로 인해 8억 달러의 손실을 본 바 있어, 일리노이州 의회로부터 이를 해소할 수 있는 방안을 구하기 위해 오랫동안 노력

해 옴.

･ 일리노이州 상업위원회(Illinois Commerce Commission)에 따르면, Quad Cities와 Clinton 원전의 운영비용은 각각 $39.45/MWh와 $33.82/MWh에 이르는 것으로 추정됨.

‒ Quad Cities와 Clinton 원전의 운영 허가는 각각 2024년과 2027년에 만료되나, Exelon社는 Clinton은 2017년 6월에, Quad Cities는 2018년 6월에 운영을 중단하기로 결정하였음.

‒ 이 같은 조기 운영 중단은 천연가스 생산 증가, 전력 수요 감소, 재생에너지에 제공되는 보조금 등으로 경쟁이 심화되면서, 원자력 전력은 생산원가보다 낮은 가격에 판매되고 있기 때문임.

¡ Pacific Gas and Electric社는 캘리포니아州에 위치한 Diablo Canyon 원전의 원자로 2기에 대한 운영 허가 연장 신청을 하지 않고, 각각 2024년, 2025년 운영 허가가 만료되면 가동을 종료할 것이라고 지난 6월 21일 밝힘.

‒ 이 같은 결정은 캘리포니아 州정부, 노동조합, 환경 단체 등의 공동 제안에 따른 것으로, 에너지 효율 및 재생에너지, 에너지 저장에 대한 투자를 증가하기 위한 것임.

“Exelon社는 Quad Cities 원전의 원자로 2기와 Clinton 원전의 원자로 1기를 가동 중단하겠다고 발표함”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 27

･ 캘리포니아州는 2030년까지 재생에너지의무할당제도((Renewable Portfolio Standard) 비율을 50%까지 확대하고, 에너지 효율도 두 배로 증가하고자 함.

‒ 그러나 2035년 이전에 운영 허가가 만료될 예정인 나머지 6기(총 5,600MW 규모) 중 5기는 이미 가동 연장 신청을 하였음.

‒ Diablo Canyon 원전은 여러 지진 단층에 가까이 위치해 있어 환경단체가 오랫동안 우려를 표명해 왔으며, 특히 일본 후쿠시마 다이치 플랜트의 원전 사고 이후 더욱 심화됨.

¡ 네브래스카州의 오마하 지역전력공사(Omaha Public Power District, OPPD)가 지난 6월 투표를 통해 폐로 결정을 내림에 따라 오마하 인근에 위치한 Fort Calhoun 원전 가동이 종료됨(2016.10.24).

‒ 이에 따라 2016~2017년 네브래스카州에 420MW의 발전설비가 증설될 예정이며, 신설될 발전설비는 풍력, 천연가스 등의 발전원을 사용할 것임.

‒ 2013년 Crystal River, Kewaunee, Onofre 원전과 2014년 Vermont Yankee 원전이 가동 종료된데 이어, Fort Calhoun은 지난 5년 동안 폐쇄된 미국 내 다섯 번째 원전이 됨.

원전 위치 내용용량

(MW)

Watts Bar 2호기 테네시 2016년 10월 19일, 공식 가동 개시 1,150

VC Summer 1, 2호기사우스캐롤

라이나2019년 2분기, 가동 개시 예정 2,200

Vogtle 3, 4호기 조지아 2019년 2분기, 가동 개시 예정 2,200

Clinch River 테네시 2016년 5월, 조기부지허가(ESP) 신청 미정

Bellefonte 1호기 앨라배마 취소 1,260

San Onofre 2, 3호기 캘리포니아 2013년 2분기, 영구 운영 중단 2,160

Kewaunee 위스콘신 2013년 2분기, 영구 운영 중단 556

Crystal River 3호기 플로리다 2013년 1분기, 영구 운영 중단 860

Vermont Yankee 버몬트 2014년 4분기, 영구 운영 중단 605

Oyster Creek 뉴저지 2019년, 조기 운영 중단 예정 619

Fitzpatrick 뉴욕 2017년, 조기 운영 중단 예정 813

Pilgrim 1호기 매사추세츠 조기 운영 중단 계획 중 685

Ginna 뉴욕 2017년, 조기 운영 중단 예정 580

Clinton 일리노이 2017년 6월, 조기 운영 중단 예정 1,065

Quad Cities 1, 2호기 일리노이 2018년 6월, 조기 운영 중단 예정 2,006

Fort Calhoun 네브래스카 2016년 10월, 조기 운영 중단 482

Diablo Canyon 1, 2호기 캘리포니아 2024/2025년 허가 만료 2,160

Byron 일리노이 2024/2025년 허가 만료 1,136

Cooper 네브래스카 2034년 운영 허가 만료 770

자료: Bloomberg New Energy Finance

< 주목해야 할 미국 내 주요 원전 >

“네브래스카州의 OPPD는 투표를 통해 Fort Calhoun 원전의 폐로를 결정함”

28 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

▣ 뉴욕 州정부의 대원전 정책 기조¡ 뉴욕州 공공서비스위원회(Public Service Commission)는 2030년까지 전력의

50%를 재생에너지로 공급한다는 내용을 골자로 하는 ‘청정에너지 기준(Clean Energy Standard, CES)’개정안을 지난 8월 1일 통과하면서, 원자력도 청정에너지에 포함하였음.

‒ 뉴욕州에서 현재 가동 중인 원전은 James A. FitzPatrick 원전, Robert Emmett Ginna(R.E.Ginna) 원전, Nine Mile Point 원전 등임.

‒ 이 중 James A. FitzPatrick의 소유주 Entergy Corp.가 당초 同 원전을 2017년 폐쇄하겠다고 발표해 미국 최대 원전 운영사인 Exelon Corp.가 상기 개정안이 통과되면 FitzPatrick을 인수할 의사를 표명한 바 있음.

‒ Exelon社는 또한 보조금 지원이 결정됨에 따라 상기 원전의 인수 절차를 밟을 것이며, 또한 2억 달러를 투자해 자사의 R.E. Ginna 원전과 Nine Mile Point 원전을 개･보수하기로 한 약속을 이행할 준비가 되었다고 밝힘.

3. 미국 원전 산업의 당면과제

▣ 원전의 경제성 악화¡ 미국 원자력협회(Nuclear Energy Institute, NEI)의 Marvin Fertel 회장은 원자력

발전의 경제성이 점차 악화되면서 향후 10년 이내에 미국 내 원자로 15~20기의 가동이 중단될 위기에 처했다고 지난 5월 19일 미 에너지부(Department of Energy)가 개최한 회의에서 발표하였음.

‒ 경제성 악화의 원인으로는 낮은 전력 가격과 가스화력발전과의 경쟁, 재생에너지 보조금 등을 지목하였으며, 특히 소규모 원전의 가동이 중단될 위험이 크다고 덧붙임.

‒ Fertel 회장은 태양광이나 풍력은 간헐성 전원인데 반해 원자력발전은 기저부하로 이용되고 전력 공급의 안전성 유지에 크게 기여하고 있다며, 원자력의 가치가 제대로 평가받지 못하고 있다고 우려를 표명함.

･ 원자력과 재생에너지의 발전을 모두 도모해야 하는 것은 사실이나, 둘의 규모에는 큰 차이가 존재한다는 사실을 간과하고 있다며, 오바마 행정부가 원자력을 지지하면서도 재생에너지 지원 정책만을 내놓았다고 지적함.

‒ 또한, 미국 Ernest Moriz 에너지부 장관도 Fertel 회장의 발언에 앞서 일부 원전이 가동 중단 위기에 직면했다고 밝힌 바 있음.

“뉴욕州 공공서비스위원회는 원자력도 청정에너지에 포함하여 CES 개정안을 발표하였음”

“향후 10년 이내 미국 내 원자로 15~20기가 가동 중단될 위기에 처함”

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 29

▣ 원전 지원 정책 도입의 필요성¡ Bloomberg와 Platts는 지금까지 발표한 원전 건설 계획 및 조기 운영 중단 결정

을 바탕으로 볼 때, 2040년까지 미국 원자력설비용량이 30% 이상 감소할 수 있다고 전망하였음.

‒ 지난 10월 25일 뉴욕에서 열린 ‘미국 전력 컨퍼런스(US Power Conference)’ 의 Bob Mancini 발표자에 의하면, 현재 미국에서 신규로 건설되는 원전보다 조기 운영 중단되는 원전의 비율이 더 높음.

･ 따라서 원자력 산업 활성화를 위해 정책의 근본적인 변화, 규제 환경 및 원자력의 경제성 개선 등이 필요함.

‒ 전력발전 투자 전문 기관 Carlyle Power Partners社의 공동대표인 Mancini는 현재 미국에서 건설 중인 4개 원전이 모두 예산을 초과했으며, 건설도 당초 계획보다 늦어지고 있다고 밝힘.

‒ 그는 또한 지금과 같은 상황이라면 미국 전원믹스에서 원자력이 차지하는 비중이 현재 19%에서 2050년에는 0%가 될 것이라며, 원자력 발전이 저렴한 천연가스(약 $3.00/MMBut) 기반 화력발전이나 생산세액공제(production tax credit)을 지원받는 풍력과 경쟁하는 것은 불가능하다고 피력함.

‒ 그는 뉴욕州의 개정된 청정에너지 기준을 언급하며, 지금과 같은 원전 가동 중단 추세를 멈추기 위해서는 州정부가 보조금을 지급하는 등의 노력이 필요할

것이라고 지적하였음.

･ 주와 지역에서 강력한 탄소세 부과 하거나 원전 건설을 장려할 수 있는 새로운 법이나 인센티브를 제정하지 않는다면, 미국에서 원자력발전 이용은 중단될 것이라고 주장함.

참고문헌

Bloomberg New Energy Finance, Nuclear Research Note, 30 Jun 2016Daily Energy Insider, “Opening of Tennessee’s Watts Bar 2 reactor

contributes to clean air goals,” 31 Oct 2016EIA, First new U.S. nuclear reactor in almost two decades set to begin

operating, 14 Jun 2016EIA, Fort Calhoun becomes fifth U.S. nuclear plant to retire in past five

years, 31 Oct 2016Environmental Pregress, “Renewables Subsidies Are Killing Nuclear and

Threatening Climate Progress, Bloomberg New Energy Finance Study Shows,” 18 Jun 2016

“2040년까지 미국 원자력 설비용량이 30% 이상 감소할 수 있음”

30 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

Forbes, “Cuomo Accepts Nuclear Is Clean For Upstate New York,” 2 Aug 2016

GlobalData, Nuclear Power in US, Market Outlook to 2030, Update 2016, Nov 2016

Platts, “Fifteen to 20 nuclear units in US 'at risk' of shutdown: industry official”, 19 May 2016

S&P Global Platts, Energy Economist, Nov 2016The Hill, “New York approves renewable energy standard”, 1 Aug 2016USA Today, “Nuclear power gets a boost in New York”, 2 Aug 2016Washington Post, “It’s the first new U.S. nuclear reactor in decades. And

climate change has made that a very big deal”, 17 Jun 2016

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 33

중국

▣ 중국 CNPC, 원유 증산 위해 베네수엘라에 $22억 석유상환차관 제공 예정¡ 중국 국영석유기업 CNPC와 베네수엘라 국영석유기업 PDVSA은 양사 합작기업(3개)의 원유 증산을

위해 CNPC가 22억 달러의 석유상환 차관을 제공하기로 결정했다고 PDVSA이 발표함(2016.11.17).

‒ 이번 CNPC의 차관 제공 결정으로 중국은 베네수엘라로부터 현재의 55만b/d 수준보다 늘어난 80만b/d의 원유를 공급받을 수 있게 됨.

‒ 차관 제공은 베네수엘라의 유정 개발을 촉진하고 중국의 정제능력을 증대시키기 위함임.‒ 차관 제공 계약은 올해 12월 중순 경 완료될 예정이며, 계획대로 진행될 경우 베네수엘라는 저

유가로 인한 자국의 원유생산량 하락세를 반등시킬 수 있을 것으로 전망

‒ Bloomberg에 따르면, 향후 중국이 베네수엘라로부터 공급받게 되는 물량 80만b/d는 지난 8월 양사 간에 논의된 100만b/d보다는 낮은 수준임.

※ 해관총서(海關總署; 관세청)의 자료에 따르면, 중국은 올해 1~9월까지 베네수엘라로부터 전년동기 대비 약 30% 증가한 424,000b/d의 원유를 수입하였음.

¡ 베네수엘라는 중국에 원유를 제공하는 조건으로 2007년부터 2014년까지 약 564억 달러 규모의 석유상환 차관계약을 체결한 바 있으며, 2015년 4월과 9월에도 각각 50억 달러 규모의 계약을 체결함. 대부분의 차관은 중국개발은행(CDB)이 주로 원유 생산량 증대를 위해 제공한 것임.

‒ 그러나 저유가 상황의 지속으로 베네수엘라의 원유 생산량이 6년 만에 최저 수준을 기록함에 따라 경기 침체가 심각해지면서 중국에 석유를 통한 차관 상환이 어려울 것으로 전망

‒ 실제로 베네수엘라는 2007년부터 2015년까지 중국으로부터 도입한 총 664억 달러의 현물상환차관(석유-차관계약) 중 약 189억 달러를 아직 상환하지 못한 상황임(인사이트 제16-36호(10.7일자) p.51 참조).

･ 올 들어 원유 생산량이 급감하면서 베네수엘라 정부가 자국 내에서 활동하고 있는 석유･가스 기업들에 대금 지급을 하지 못해 석유·가스 기업들이 생산 활동을 중단한 점이 차관을 상환하지 못한 배경으로 분석됨.

･ IMF는 이르면 2019년부터 베네수엘라의 경기가 회복될 것으로 전망하고, 향후 중국의 베네수엘라에 대한 투자 회수 여부는 유가 반등에 달려있다고 밝힘.

‒ 현재 중국은 장기적인 에너지수급 안정을 위해 적극적으로 해외자원 개발을 추진하고 있으며, 자국의 석유정제시설 및 석유제품 수출 부문에 지원을 지속하고자 함.

･ 중국 CNPC 사장은 지난 11월 18일 베네수엘라 카라카스에서 불안한 투자환경에도 불구하

34 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

고, 중남미 지역에의 투자는 전략적으로 중요하다고 밝힌 바 있음.

(中金網, 2016.11.18; Reuter中文網, 2016.11.21; Bloomberg, 2016.11.24)

▣ 중국 NDRC, 시장(西藏)지역 경제개발 지원을 위한 수력발전소 건설 승인¡ 중국 국가발전개혁위원회(NDRC)는 진사강(金沙江) 상류 지역에 2,240MW 규모의 예바탄(葉

巴灘) 수력발전소를 건설하는 프로젝트를 공식 승인하였음(2016.11.10).

‒ 이 발전소는 중국 정부가 12.5계획(2011~2015년)과 13.5계획(2016~2020년) 기간 동안 시장(西藏, 티베트) 지역의 경제･사회 개발을 지원하기 위한 중대형 프로젝트이자, 서전동송(西電東送, 서쪽의 전력을 동쪽으로 전송) 사업 및 서남지역 수력발전단지 건설의 일환으로 추진되는 프로젝트임.

‒ 예바탄(葉巴灘) 수력발전소는 시장(西藏)자치구 창두(昌都)市와 쓰촨 간쯔(甘孜)州가 서로 접해 있는 진사강(金沙江) 유역에 위치함.

‒ 투자 규모는 333.6억 위안(약 48.3억 달러), 설비용량은 2,240MW, 연간 발전량은 10.2TWh로, 완공되면 매년 300만tce의 석탄 소비를 줄이고 온실가스 740만 톤을 감축할 수 있을 것임.

‒ 또한 진사강(金沙江) 상류 유역에 총 8개의 수력발전소(설비용량 약 10,000MW 규모)를 건설할 계획임.

･ 그중 이번 발전소 건설 승인은 2015년 11월에 NDRC가 쑤와룽(蘇窪龍) 수력발전소(설비용량 1,200MW) 건설을 첫 번째로 승인한 이후 두 번째임.

자료 : 화뎬집단(華電集團)

< 진사강 상류 유역에 계획 중인 8개 수력발전소 >

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 35

･ 상기 8개의 수력발전소는 13.5계획(2016~2020년) 기간 중에 착공하고, 14.5계획(2021~2025년) 기간에 상업운전을 시작할 예정임.

‒ 한편, 국무원은 ‘에너지발전전략 행동계획(2014~2020년)’을 통해 지역 환경에 따라 중소형 수력발전소와 양수발전소를 건설하고, 진사강(金沙江), 야룽강(雅礱江), 다두하(大渡河), 란창강(瀾滄江) 등을 중심으로 대형 수력발전소 건설을 적극 추진하여 2020년까지 전통적인 수력발전의 총 설비용량을 약 350GW로 늘리겠다고 발표한 바 있음(2014.11.19).

(中國電力網, 2016.11.21; 四川省NDRC 홈페이지, 2016.11.28)

▣ 중국, 지하 가스저장시설 부족 문제 심각¡ 중국 CNPC 산하 정책기구인 CPPEI(中國石油規劃總院)의 석유･가스파이프라인연구소 부소장

양지엔홍(楊建紅)은 ‘중국 천연가스산업 시장자유화 개발 총회(2016.11.24)’에서 현재 중국은 지하 가스저장시설 부족 문제가 심각하다고 밝힘.

‒ 지하 가스저장시설은 일반적으로 천연가스 사용자가 많은 도시지역 부근에 건설되며, 세계적으로 지하 가스저장시설은 주로 피크조절용으로 이용됨.

‒ 중국의 2015년 지하 가스저장시설의 저장용량은 5Bcm으로, 천연가스 소비량(185.3Bcm)의 2%에 불과해 세계 평균 수준(10.3%)과는 상당한 차이가 있음.

･ 국제가스연맹(International Gas Union, IGU)의 통계에 따르면, 2015년 말 현재 전 세계에서 운영 중인 지하 가스저장시설은 630여개이고 가스저장용량은 358.8Bcm으로, 천연가스 소비량의 약 10.3%임.

･ 또한, 미국, 영국, 독일 등의 가스저장시설 용량이 소비량의 17~25%인 것과 비교하면 중국은 매우 낮은 수준임.

※ 2016년 4월 말 기준, 중국의 지하 가스저장시설은 18개로, 저장용량은 5.5Bcm임. 한편, CPPEI는 2016년 중국 전체 천연가스 소비량이 전년대비 7.5% 증가한 200Bcm이 될 것으로 전망함.

‒ 이와 함께 양지엔홍 부소장은 지하 가스저장시설을 포함한 피크조절시설이 부족하면 공급량을 어느 정도 확보하고 있다 하더라도 일시적으로 공급부족현상이 나타날 수 있다면서, 얼마 전 CNPC가 천연가스 가격을 인상하겠다고 발표한 것을 지지한다고 밝힘.

※ CNPC는 지난 11월 20일 비가정용 천연가스 가격을 당일부터 10% 인상하겠다고 발표한 바 있음.¡ CPPEI 양지엔홍(楊建紅) 부소장은 중국 천연가스사업 부문에서 있어서 지하 가스저장시설 이

외에 파이프라인과 LNG 터미널 문제는 양호한 편이라고 분석함.

‒ 11월 24일 기준, 중국 천연가스 파이프라인은 총 88,000km로 시장(西藏) 이외의 지역에 두루 분포되어 있으며, LNG 터미널은 총 12개로 연간 처리능력은 4,800만 톤에 달함.

(界面, 2016.11.24)

36 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

일본

▣ 일본, 원전 수출 전략 재고 필요성 높아져¡ 후쿠시마원전 사고로 자국 내 신규 원전 건설이 어려워진 가운데 일본 정부는 경제산업성을

중심으로 성장세가 뚜렷한 아시아 지역 원전 수출시장으로의 진출을 위해 주력해왔음.

‒ 기존에는 민간기업 중심으로 해외 원전 사업 수주를 해왔으나 2010년 원전 수출을 ‘신성장전략’의 중점 분야로 정해 해외 원전 수주에 정부가 나서기 시작하였음. 2011년 후쿠시마원전 사고로 이러한 움직임이 주춤했으나, 2012년 12월 아베 정권 출범 이후 다시 활발해지기 시작함.

‒ 일본 정부가 후쿠시마원전 사고를 계기로 자국 내 원전 비중을 낮추기로 함으로써 원전 관련 기업들의 자국 내 주력 사업은 신규 원전 건설에서 기존 원전의 보수 및 폐로로 옮겨가고 있음. 국내 원전 수주 기회가 사라짐에 따라 원전 관련 기술 및 인재 양성에 대한 우려의 목소리가 나

오고 있어 해외 시장 진출이 불가피해졌음.

‒ 현재 일본 정부가 원전 수출을 추진하고 있는 국가는 베트남, 터키, 리투아니아, 영국 등임.･ 일본 정부는 베트남 정부에 Mitsubishi중공업-Areva(프랑스) 컨소시엄의 최첨단 중형 원자로

‘Atmea1’을 추천하였으며 베트남 정부의 결정을 기다리고 있었음.

※ ‘Atemea1’은 대용량 송전망이 없는 지역에서도 이용할 수 있도록 출력을 낮춘 신흥국을 대상으로 한 최첨단 중형 원자로임.

･ 베트남에 이어 유망한 원전 수출 대상국인 터키에서도 Mitsubishi중공업-Areva 컨소시엄이 ‘Atmea1’ 원자로 4기를 수주하여 사업화조사에 들어갔음.

･ 리투아니아에서는 Hitach가 Visaginas 원전의 우선협상권을 확보함.‒ 지난 11월 11일에는 핵확산금지조약(NPT) 미가입국인 인도와 원자력협정을 체결하여 원전 수

출의 기반을 마련하였음(인사이트 제16-42호(11.21일자) pp.33~34 참조).

‒ 향후 브라질, 남아프리카, 사우디아라비아, 멕시코를 대상으로 원전 시장 진출을 위해 협상을 진행해나갈 예정임.

¡ 그러나 앞에 언급한 원전 수출이 경제적･정치적 문제 등으로 차질을 빚고 있어 일본 정부의 기존 원전 수출 전략의 재고가 불가피한 상황에 놓임.

‒ 베트남 국회는 일본(제2원전)과 러시아(제1원전)가 건설을 담당하고 있는 남동부 Ninh Thuan성 원전 건설 계획을 철회하기로 결정함(2016.11.22). 안전성 등을 재검토한 결과 건설비가 당초 계획보다 두 배로 증가하여 재원 조달이 어렵다고 판단하였기 때문임.

･ 베트남에서 원전 건설을 추진해오던 Nguyen Tan Dung총리가 지난 4월에 퇴임한 뒤, 원전

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 37

의 안전성 및 재원 조달 문제 등이 재차 논의된 것으로 보임.

･ 과학기술환경위원회 부위원장은 국영 언론을 통해 후쿠시마원전 사고 이후 안전성 강화로 건설비용이 약 1조9,600억 엔으로 당초 예상보다 두 배로 증가했다고 지적하고 방사성 폐기물 처리에 대한 우려도 표명하였음(2016.11.10).

‒ 또한, 원전이 건설되어도 자국 내 발전량의 5.7%에 불과하여 원전 건설 계획 철회가 전력 공급에 부정적 영향을 주지는 않을 것이라고 함.

･ 원전을 대신하는 발전원으로 향후 석탄, LNG, 재생에너지를 활용하고 주변 국가인 라오스로부터의 전력 구입도 검토하고 있다고 함.

‒ 한편, 경제산업성은 향후 필요할 경우 다시 지원할 것이며 원자로 업체 관계자도 향후 베트남의 에너지 수요 전망을 감안하면 원전 건설을 재개할 가능성이 있다며 장기적 관점에서 기대

를 표명함.

연도 도입 경과

2009.11 베트남 국회, Ninh Thuan성 두 곳에 원전 총 4기 건설 계획 승인

2010.10 일본, 제2원전(2기) 건설 수주 합의

2011.03 도쿄전력 후쿠시마원전 사고 발생

2015.07베트남 정부, 후쿠시마원전 사고로 계획 재고, 설치 장소 내륙방향으로 변

경

2016.03 베트남 정부, ‘최초 가동은 2028년이 될 것’이라는 전망 공표

2016.11 베트남 국회, Ninh Thuan성 원전 계획 철회안 가결

자료 : 아사히신문

< 베트남의 원전 도입 경과 >

‒ 터키에서는 지난 7월 쿠데타 미수가 발생하는 등 정세가 불안정한 상황이며, 리투아니아에서는 지난 10월 의회선거에서 反원전 입장인 야당이 제1당이 되어 계획 차질이 우려되고 있음.

‒ 비교적 순조롭게 진행되고 있는 것은 Hitachi(4~6기)와 Toshiba(3기)가 현지 원전 사업체를 매입하여 건설을 추진하고 있는 영국임.

‒ 원전 수출은 아베 정권이 성장전략으로 내세운 인프라 수출의 주요 사업임. 그러나 해외 원전사업이 난항을 겪으면서 원전 수출 이 부진한 상황임. 이에 원전에 의존하지 않는 프로젝트 발굴의 중요성이 높아지고 있음.

(朝日新聞, 2016.11.22; SankeiBiz, 2016.11.29; 日本経済新聞, 2013.5.20;2015.8.2;2016.11.23)

▣ Mitsui해양개발社, LNG발전 선박 개발¡ Mitsui해양개발社(MODEC)는 LNG발전 선박을 개발하였으며 2017년 상반기부터 아시아, 중

남미, 아프리카 국가들을 대상으로 수주를 추진할 계획임.

‒ 육상에 발전소를 건설하기 위해서는 부지 확보에 시간이 걸리는데 비해 해상에서 발전하는 발전선박의 경우는 이러한 리스크가 없음.

･ 일본이 추진하고 있는 인도네시아 Java섬 화력발전소 프로젝트는 현지 주민들의 반대로 건

38 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

설계획이 약 3년 이상 연기된 사례도 있음.

‒ 해상발전선박은 부지 확보가 필요 없어 수주를 받고 약 2년 후에 가동할 수 있음. ‒ 발전용량 250MW 규모의 LNG발전 선박을 건조할 경우, 예상 투자비(설계, 자재조달, 공사

등)는 약 400억 엔이며 약 15만 명이 사용할 수 있는 전력을 생산할 수 있음.

･ 선박 길이는 약 300m, 출력 규모는 84MW에서 720MW까지를 예상하고 있음. ･ 부두 또는 연안에 선박을 계류시켜 LNG를 공급받아 가스화하여 발전하고 해저케이블을

통해 육지로 송전하게 되며, 해수 담수화 기능도 추가할 수 있음.

･ 동남아시아 및 카리브해 섬을 중심으로 수요가 있는 것으로 보고 있음. ‒ 다만, 해상발전선박은 내용연수가 약 30년으로서, 보수･점검을 통해 가동기간 연장이 가능한

육상발전소보다 불리한 측면도 있음.

‒ 한편, Mitsui해양개발社의 주력 사업은 FPSO(부유식 원유 생산･저장 하역설비)이나, 저유가의 영향으로 2015년에는 6년 만에 처음으로 FPSO 신규 수주가 한 건도 없었음. 이번 LNG발전선박 개발은 자원 가격에 영향을 받지 않는 사업을 육성하려는 목적도 있음.

¡ Mitsubishi중공업도 해상발전선박을 개발하여 인도네시아, 필리핀 등 동남아시아에 판매하고 있어, 향후 신흥국의 해상발전선박 수주를 확보하려는 경쟁이 치열해질 것으로 보임.

‒ 현재 디젤기관 발전선박이 있으나 발전효율이 좋지 않고 가동 중이거나 계획 중인 선박이 많지 않음. 따라서 향후 발전효율이 상대적으로 높고 온실가스 배출 저감이 가능한 LNG발전 선박에 대한 관심이 높아질 것으로 보임.

(日本経済新聞, 2016.11.22)

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 39

러시아･중앙아시아 ▣ 러, OPEC과 산유량 감산조치에 합의¡ 러시아 Aleksandr Novak 에너지부 장관은 2017년 1월 1일부터 6개월간 OPEC 회원국이 120

만b/d를 감산하기로 합의를 도출한 것을 환영하며, 이어 자국 산유량도 현 수준(1,120만b/d)에서 30만b/d까지 감산하기로 합의하였다고 밝힘(2016.11.30).

※ 러시아는 1999년 이후 처음으로 OPEC의 감산조치에 참여하기로 합의한 것임. OPEC 회원국은 11월 30일 정례총회에서 최종적으로 내년 1~6월 산유량을 금년 10월 산유량 대비 120

만b/d 줄어든 3,250만b/d 수준으로 유지하는 것에 합의하였음.

‒ Novak 장관은 자국 내 모든 석유기업이 감산에 동참할 것이며, 각 기업들의 시장점유율에 따라 비례적으로 감산량이 정해질 것이라고 언급함(2016.12.1).

‒ 오는 12월 9일 도하에서 예정된 OPEC과 비OPEC 회의 전까지 세부적인 감산 계획을 마련할 것이며, 현재는 아제르바이잔, 카자흐스탄, 멕시코, 오만 등 다른 비OPEC 회원국과 감산에 대한 협상을 진행하고 있다고 덧붙임.

･ 12월 9일 회의에서 OPEC 회원국과 비OPEC 국가들은 감산 관련 협약을 체결할 것으로 예상되며, 동 협약은 6개월 연장 가능성이 있음.

‒ 이에 앞서 지난 11월 24일 Novak 장관은 자국이 현 수준으로 산유량을 동결하는 것 자체가 2017년 원유 생산량 계획에서 20만~30만b/d 감산을 의미하는 것이라고 밝힌 바 있음.

※ 2016년 11월 1~23일 러시아의 원유 생산량은 1,120만b/d를 기록하였음(에너지부 자료).･ 에너지부는 자국이 산유량 동결에 대해서는 동참할 의사가 있지만, 감산은 검토조차 하지

않고 있다고 밝혀 왔으며, 산유량 동결 참여만으로도 2017년의 원유 생산량에서 20만~30만b/d 감산하는 효과가 있다고 언급한 것임.

･ 러시아는 2017년 원유 생산량을 증대시킬 계획이었으며, 경제개발부는 2017년 자국 산유량이 5억4,800만 톤으로 사상 최고치를 기록할 것이라고 전망한 바 있음.

･ Novak 장관은 20만~30만b/d 감산이 기존 매장지에서의 생산량을 축소시키는 것이며, 계획되어 있는 신규 매장지에서는 생산을 지속할 것이라고 덧붙임.

¡ 한편, Bloomberg는 원유 시장 안정화를 위한 감산 결정이 이루어질 OPEC 정기총회(2016.11.30) 직전에, IMF 및 일부 투자은행 자료에 기초하여 러시아와 OPEC 국가들이 예산 균형 유지를 위해 필요한 각국의 배럴당 유가 수준을 다음과 같이 공개함(2016.11.28).

‒ 러시아 재무부는 2016년 1~10월 중 재정적자가 1조5,770억 루블(약 242억 달러)로서 GDP의 2.3%에 상당한다고 발표함(2016.11.15).

40 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

‒ 러시아의 균형예산(balanced budget)을 위해서는 평균 유가가 배럴당 69달러까지 상승해야 하며(금융회사 Natixis SA), 이란의 경우 55.3달러, 쿠웨이트 47.8달러, 카타르 62.1달러, 사우디 79.7달러임(일부 분석가).

‒ 이라크의 경우 배럴당 58.3달러, 알제리 90.6달러, 리비아 216.5달러이며(IMF 평가), 에콰도르는 104.69달러, 베네수엘라 117.5달러이며(UBS Group AG 자료), 나이지리아는 85.4달러임(Deutsche Bank 평가).

(Vestifinance; 2016.11.24; Lenta, 2016.11.26; Newsru, 2016.11.28; 1Prime, 2016.12.1)

▣ Gazprom, 아･태지역의 LNG 공급과잉 완화로 對유럽 PNG 수출 입지 강화¡ 금년 예상되었던 세계 시장에서의 LNG 공급과잉은 LNG 가격이 석유제품보다 낮은 중동과 인

도 등 신규 LNG 소비국의 출현으로 발생하지 않았으며, 이러한 LNG 공급과잉 완화는 Gazprom의 對유럽 PNG 수출 입지를 더욱 강화시켰음(러 경제일간지 Kommersant, 2016.11.22).

‒ 대부분 분석가들은 아･태지역의 LNG 공급과잉으로 對유럽 LNG 공급이 증대되고, 이는 유럽 가스시장에서 러시아産 PNG 점유율 유지에 위협이 될 수 있을뿐더러 러시아 PNG와 LNG 간 가격 경쟁이 치열할 것으로 예상해왔음.

‒ 2012년부터 아시아 시장의 LNG 가격 프리미엄 수준은 전형적인 모습을 보여 왔지만, 2014년 7월 이후 장기화된 저유가 상황으로 인해 아시아 LNG 가격 프리미엄이 축소되어 유럽과의 가격 차이가 현격하게 줄어들었고 금년 중반에는 거의 근접하였음.

주 : 상기 가격은 1~2달 후 도착하는 카고의 현물가격임.

자료 : World Gas Intelligence(2016.11.30)

< 동북아시아 및 남･서유럽 LNG 가격 추이(2015.2~2016.11월) >(단위 : $/MMBtu)

･ 2016년 11월 기준 아시아 프리미엄은 MMBtu당 최대 1.5달러 수준이지만, 2012~2014년 사이에는 아시아 프리미엄이 최소 3달러 수준이었음.

‒ 하지만, 최근 몇 달간 아시아 시장에서 LNG 가격 프리미엄이 예전 수준으로 회복되기 시작하였고, 이로 인해 유럽의 높은 가스 수요에도 불구하고 LNG 공급자들이 유럽이 아닌 수익성이 더 좋은 아시아로 LNG를 공급하는 것을 볼 수 있음.

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 41

･ 11월 21일 영국 NBP에서 12월 가스 선물 가격이 MMBtu당 5.9달러 수준에서 거래됨(Kommersant). 당시 동아시아에서의 12월 LNG 공급가격은 MMBtu당 약 7.2달러였음(ICIS).

･ 세계 최대의 LNG 생산국인 카타르의 경우, 수송비가 비슷하면 가스를 북･서유럽이 아닌 아시아 기업들에 판매하는 것이 더욱 유리함. 2016년 1~9월 동안 카타르 LNG의 對유럽 공급은 전년동기 대비 8.3% 감소되었으며, 이 물량은 아시아로 공급되었음.

‒ ICIS의 LNG 부문 Roman Kazmin 전문가는, 중동 및 인도 등 신규 LNG 소비국 출현 이외에 최근 들어 아시아 LNG 가격 프리미엄이 회복된 요인으로 다음을 꼽았음.

･ 한국에서 지진으로 인한 일부 원전 가동 중단이 아시아 지역의 LNG 가격 상승에 기여함.･ 이집트가 실시한 규모면에서 최대치인 2017~2019년 LNG 도입 입찰 역시 가격 상승에 일

조함. 이집트는 90카고의 LNG를 도입하기 원하고 좋은 프리미엄을 제안했다고 알려짐. 따라서 입찰에 참가한 트레이더들이 내년 1분기 공급을 위한 현물 물량을 확보한 것으로 해석되지만 이러한 효과는 일시적인 것으로 예상됨.

¡ 이러한 추세는 對유럽 PNG 공급기업인 Gazprom에 금년 초보다 더욱 유리해진 상황임. 더불어 낮은 가격 덕분에 북･서유럽 지역에서 석탄과도 가격경쟁력을 확보한 발전용 가스에 대한 추가 수요가 생겨나 Gazprom은 특별한 어려움 없이 단독으로 틈새시장을 차지할 수 있게 되었을뿐더러 자사 비중을 더욱 증대시키고 있음.

‒ 2016년 1~9월 동안 EU 가스 수요에서 Gazprom의 비중은 32.9%, EU 가스 수입에서의 비중은 44.5%로 역대 최고치를 기록하였고, 2016년 연말까지 EU 가스 수요의 33%를 차지할 것으로 전망

‒ 2016년 1~11월 러시아의 對유럽 가스 수출량은 전년동기 대비 11.8%(17.1Bcm) 증대된 161.6Bcm을 기록하였음.

(Tass; Kommersant, 2016.11.22; Vestifinance, 2016.12.1)

▣ 러 에너지부, 재생에너지 설비용량 대폭 증대할 계획 ¡ 러시아 Aleksei Teksler 에너지부 제1차관은 ‘제5회 Energy Efficiency and Energy Saving 국제 포럼

(2016.11.23~25)’에서 자국의 재생에너지 발전이 큰 진전을 보이고 있으며, 재생에너지 설비용량 증대 계획을 재확인하였음.

‒ 러시아 정부는 재생에너지 개발을 통해 에너지 공급망에서 멀리 떨어져 있거나 고립된 지역의 에너지 공급 안보뿐만 아니라, 장기적으로 태양광 모듈 및 풍력 발전소 관련 장비 등 자체 기술 개발 및 생산 역량을 증대시켜 수출 잠재력도 보유할 계획임.

‒ 2016년 1월 기준, 러시아 내 재생에너지를 기반으로 하는 대규모 발전설비는 124개이며, 총 설비용량은 2.3GW(총 발전설비용량 중 1%)임.

※ IEA(2016)에 따르면, 2014년 발전량 기준 전원믹스는 가스 50.2%, 석탄 14.9%, 석유 1%, 원자력

42 세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5

17%, 수력 16.4%, 재생에너지 0.36%(바이오매스 0.29%, 지열･풍력･태양력 0.066%)로 구성됨.‒ 2016년 1월 16일 Teksler 제1차관은 자국 전력시장에서 재생에너지 발전설비용량 규모가

2024년까지 총 8~10GW에 달하게 될 것이라고 발표한 바 있음.

･ 2024년까지 추가로 건설될 발전설비 용량 약 6GW 중, 1.5GW가 태양력, 3.6GW가 풍력, 나머지가 소수력임. 에너지부는 전원믹스에서 수력을 제외한 재생에너지원의 비중을 2024년경 2.5%까지 증대시킨다는 목표를 세웠음.

‒ 2015년 러시아에서는 총 57MW인 재생에너지원을 기반으로 한 신규 발전설비가 구축되었고, 2016년에는 총 약 100MW급 태양광 발전소 운영을 개시할 예정이라고 언급함.

･ 2016년 말까지 Hevel(Renova Group社와 Rosnano社의 합작기업)은 70GW의 태양광 발전소를 건설할 계획

‒ 2017년 상반기에는 Novocheboksarsk市에 태양광 모듈 생산 공장의 현대화를 완료시킬 계획임.･ 그 결과 공장 설비가 확충되고, 자국 기술에 기반을 두고 헤테로 접합(heterojunction) 기술

적용으로 변환효율(Energy conversion efficiency)이 20% 이상으로 향상된 새로운 유형의 태양광 모듈(photovoltaic modules)과 태양광 웨이퍼(photovoltaic wafers) 생산이 이루어질 것임.

¡ 특히 Teksler 차관은 Rosatom과 Rosnano 등 대규모 국영기업들이 풍력 발전시장에 진출하는 긍정적인 움직임을 보이고 있다고 밝힘.

‒ 국영원자력기업 Rosatom은 향후 2018~2020년 사이 풍력 발전설비 건설 사업에 총 830억 루블(약 12.7억 달러)을 투자할 계획

･ Rosatom 자회사는 총 610MW 규모의 풍력발전설비 건설과 관련한 일부 사업들을 진행할 계획‒ 국영나노기술공사 Rosnano의 Anatoly Chubais 대표는 조만간 풍력발전장비 생산부문의 4가지

프로젝트에 대해 발표할 예정이며, 막대한 투자가 이루어질 것이라고 밝힘(2016.12.1).

･ 이밖에 11월 24일 Rosnano는 핀란드 에너지기업 Fortum과 풍력발전단지 조성을 위한 컨소시엄 설립에 대한 사전 협정을 체결하였음.

･ 이 컨소시엄은 2017년 가동 개시를 목표로 Ulyanovsk州에 러시아 최초 풍력발전단지(35MW급)를 건설할 계획임.

‒ 러시아 주재 스위스 대사 Pierre Helg는 러시아 재생에너지 발전이 빠른 속도를 보이고 있으며, 러시아가 산업별 기업 간 파트너십 구축에도 적극적이라고 언급함.

(러 에너지부, 2016.11.24; Energybase, 2016.12.1)

세계 에너지시장 인사이트 제16-44호 2016.12.5 43

북미

▣ 미, 금년 겨울 석탄발전량 비중이 가스발전량을 넘어설 전망¡ 미 에너지정보국(EIA)에 의하면, 최근 몇 달 동안 감소세를 보였던 발전부문의 석탄발전량 비

중이 금년 겨울 동안 가스발전량을 넘어서 가장 큰 비중을 차지할 것으로 전망됨.

‒ EIA는 날씨 예보 및 시장 상황을 바탕으로 금년 겨울 발전부문에서 석탄발전량 비중이 전년동기 대비 증가하는 반면, 가스발전량 비중