Top 36 제 9 차 전력 수급 기본 계획 All Answers

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9차 계획의 기본 방향은 다음과 같다. 첫째, 산업구조 변화, 기온변동성 고려 등 수요전망 방법론 보완을 통해 수요전망의 예측 오차를 최소화했다. 둘째, 기존 수요관리 수단의 이행력을 강화하고 혁신기술 기반의 신규 수 단을 도입함으로써 전력수요 절감을 적극 추진하였다.

제9차 전력수급 기본계획 수립! 태양광발전소 소규모 사업자들을 위한 정부지원 현황은?

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제 9 차 전력 수급 기본 계획

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제 9 차 전력 수급 기본 계획

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제 9 차 전력 수급 기본 계획

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제9차 전력수급기본계획(2020-2034) 확정·공고

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Summary of article content: Articles about 확정된 9차 전력수급기본계획, 내용은? – 에너지신문 [에너지신문] 산업통상자원부가 28일 ‘제9차 전력수급기본계획’을 확정, 공고했다. 이번 계획은 오는 2034년까지 15년간의 전력수급 전망, 수요관리, … …
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확정된 9차 전력수급기본계획, 내용은? - 에너지신문 — 확정된 9차 전력수급기본계획, 내용은? – 에너지신문

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Most searched keywords: Whether you are looking for [기고] 제9차 전력수급기본계획의 의미와 과제 – 에너지타임즈 제9차 전력수급기본계획은 대체로 8차 계획을 유지하고 있다. 가장 큰 차이점은 2034년까지 석탄발전소를 제8차 계획보다 10기 더 많은 30기를 폐지할 … 전력수급기본계획은 직전 계획에 대한 평가, 장기 수요전망, 수요관리 목표, 발·송·변전설비 계획, 온실가스 감축 노력 등을 담고 있다. 제9차 전력수급기본계획은 대체로 8차 계획을 유지하고 있다. 가장 큰 차이점은 2034년까지 석탄발전소를 제8차 계획보다 10기 더 많은 30기를 폐지할 계획이다. 그리하여 2030년 기준 온실가스 배출목표를 8차보다 3410만 톤 적은 1.93억 톤으로 설정했다. 원전을 2034년까지 17기로 줄이기로 한 방침은 8차 계획과 동일하다.전력설비 계획의 적정성은 근거가 되는 전력수요
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[기고] 제9차 전력수급기본계획의 의미와 과제 - 에너지타임즈 — [기고] 제9차 전력수급기본계획의 의미와 과제 – 에너지타임즈

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제9차 전력수급기본계획(2020-2034) 확정·공고

제 9 차 전력수급기본계획 (2020-2034) 확정 · 공고

□

산업통상자원부

(

장관 성윤모

)

는

’20

년부터

’34

년까지

15

년간의 전력수급

전망

,

수요관리

,

전력설비 계획

,

전력시장제도 개선 및 온실가스 감축 방안 등을 담은

‘

제

9

차 전력수급기본계획

’

을

수립

하였습니다

.

□

그간 산업부는

‘19.3

월 계획 수립에 착수

한 이래

90

여명의 분야별 전문가

를 중심으로

60

차례 회의

를 거쳐 계획 초안을 마련하였으며

,

ㅇ

전략환경영향평가 및 관계부처 협의

,

국회 산업통상자원중소벤처기업

위원회

(

이하 산업위

)

보고

,

공청회 및 전력정책심의회

를 거쳐

제

9

차 전력수급기본계획

(

이하

9

차 계획

)

을

12.28

일 확정

·

공고하였습니다

.

1. 9

차 계획 기본방향

□

금번

9

차 계획에서는

3

차 에너지기본계획

(‘19.6

월

)

,

온실가스 감축 수정

로드맵

(‘18.7

월

)

,

한국판 뉴딜 종합계획

(’20.7

월

)

등

8

차 계획 이후의

정책환경 변화

를 고려하였습니다

.

ㅇ

이에 따라

,

안전

하고

깨끗

한

전원믹스

로의

에너지 전환 정책추진

,

온실가스 추가감축

을 위한

전환부문 이행방안 마련

,

저탄소 경제

·

사회로의

이행을 위한

신재생에너지 투자 가속화

방안 등을 포함하였습니다

.

□

이러한 정책변화를 반영한

9

차 계획

의

기본방향

은 다음과 같습니다

.

(

수요전망

)

산업구조 변화

,

기온변동성 고려 등

수요전망 방법론 보완

을 통해 예측오차를 최소화하였습니다

.

(

수요관리

)

기존수단의

이행력을 강화하고

혁신기술 기반의

신규수단을 도입함으로써

전력수요 절감

을 적극 추진할 계획입니다

.

(

설비계획

)

안정적 전력수급

을 전제로

친환경 전원으로의 전환을 가속화

하고

, ‘

30

년 전환부문 온실가스 배출량 목표 달성방안

을 구체화하였습니다

.

(

전력계통

)

재생에너지 확대

에 대비하여

선제적 계통 보강

·

확대를 추진

하고

,

인센티브 도입

등을 통해

분산형 전원확대

를 유도할 계획입니다

.

(

전력시장

)

친환경

·

재생에너지 확대

를 고려해 시장제도를 개선할 계획입니다

.

확정된 9차 전력수급기본계획, 내용은?

최대전력수요 12.6%↓‧수요관리목표 상향

원전 3.9GW 감축…신재생은 57.7GW 늘어
[에너지신문] 산업통상자원부가 28일 ‘제9차 전력수급기본계획’을 확정, 공고했다. 이번 계획은 오는 2034년까지 15년간의 전력수급 전망, 수요관리, 전력설비 계획 및 전력시장 제도개선, 온실가스 감축방안 등을 담았다.

산업부는 지난해 3월 계획 수립에 착수, 90여명의 분야별 전문가를 중심으로 60차례의 회의를 거쳐 계획 초안을 마련했다. 이후 전략환경영향평가 및 관계부처 협의, 국회 산업위 보고, 공청회, 전력정책심의를 거쳐 확정 공고에 이르렀다.

이번 9차 계획에서는 제3차 에너지기본계획, 온실가스 감축 수정 로드맵, 한국판 뉴딜 종합계획 등 지난 8차 계획 이후의 정책환경 변화를 고려했다. 이에 따라 안전하고 깨끗한 전원믹스로의 에너지전환 정책 추진, 온실가스 추가감축을 위한 전환부문 이행방안 마련, 저탄소 경제‧사회로의 이행을 위한 신재생에너지 투자 가속화 방안 등이 포함됐다.

▶ 2034년 최대전력수요 ‘102.5GW’

산업부에 따르면 수요전망은 산업구조 변화, 기온변동성 고려 등 수요전망 방법론 보완을 통해 예측오차를 최소화했다.

워킹그룹이 분석한 2034년 최대전력 기준수요는 117.5GW였으며 수요관리 목표, 전기차 보급확산 등을 종합적으로 고려한 결과 목표수요는 102.5GW로 도출됐다. 9차 계획 최대전력의 연평균 증가율(1.0%)은 연평균 경제성장률 전망 하락에 따라 8차 대비 소폭 감소(-0.3%p)할 것으로 전망된다.

당초 계획 수립과정에서 4차 산업혁명에 따른 전력소비 영향을 분석, 검토했으나 워킹그룹 논의 결과 전력 사용패턴에 대한 예측 불확실성으로 전력소비량을 최대전력으로 정량화해 반영하기는 어렵다는 결론에 이르렀다는 게 산업부의 설명이다.

다만 전기차 확산에 따른 최대전력수요는 전기차 보급목표와 충전패턴 등을 종합 고려, 2034년기준 약 1GW 증가로 전망했다.

산업부 관계자는 “향후 4차 산업혁명에 따른 전력수요 증감영향이 보다 중요해질 것으로 예상된다”며 “분석방법론 개선 및 전문가 의견수렵을 토대로 차기 계획에 반영하는 방안을 검토할 계획”이라고 밝혔다.

이번 9차 계획에서는 기존 수요관리 수단 이행력 강화와 혁신기술 기반 신규수단 확보를 통해 기준수요 대비 전력소비량은 14.9%(96.3TWh). 최대전력수요 12.6%(14.8GW)를 감축하는 등 8차 계획 대비 향상된 수요관리 목표를 제시했다. 8차 계획에서 기준수요 대비 전력소비량은 14.5%, 최대전력은 12.3%였다.

아울러 효율관리제도 기준 개선과 고효율기기 및 에너지관리시스템(EMS) 보급확대 등 효율향상을 통해 최대전력 6.7GW를 감축하고, 수요자원(ER) 시장 개선, ESS 보급 긍 부하관리를 통해 7.08GW를 감축할 계획이다. V2G(Vehicle to Grid) 기술 및 스마트조명 확산, 수요관리형 요금제 등 신규수단도 적극 추진해 나갈 예정이다.

▲ 주요 발전원 연도별 변화 추이.

▶ 발전설비, 원전‧석탄↓-신재생‧LNG↑

2034년 기준 목표 설비용량은 목표수요인 102.5GW에 기준설비 예비율 22%를 반영한 125.1GW로 산출됐다. 이를 충족하기 위해서는 기존 설비계획 122.2GW 외에 신규로 2.8GW의 추가설비 확충이 필요할 전망이다. 이에 따라 신규설비 2.8GW는 신재생 변동성 대응을 위한 백업설비인 LNG(1.0GW)와 양수발전(1.8GW)으로 확충한다는 계획이다. 단, LNG 신규물량은 자가발전 및 집단에너지 설비용량을 종합 고려해 추후 최종 확정할 예정이다.

이번 9차 계획에서 석탄은 60기 가운데 30기(15.3GW)를 폐지하고 신규 7기(7.3GW)를 준공한다. 따라서 2020년 현재 35.8GW에서 2034년 29.0GW로 6.8GW 줄어든다. 원전 역시 계획기간 중 4기(5.6GW)가 준공 예정이나 노후 11기(9.5GW)가 수명연장이 금지되면서 2034년에는 현재보다 3.9GW 줄어든 19.4GW에 머물게 된다.

반면 LNG는 폐지되는 석탄발전 30기 중 24기가 연료전환을 추진하면서 2034년 17.8GW 늘어난 59GW에 이른다. 신재생의 경우 3차 에너지기본계획 및 그린뉴딜 목표달성을 위해 2020년 20.1GW에서 2034년 57.7GW 늘어난 77.8GW에 달할 전망이다.

현재 추진 중인 발전설비가 계획대로 준공될 경우 2028년까지 설비예비율 18% 이상으로 유지될 전망이다. 이를 통해 2029년부터는 신규설비 준공을 통해 기준 설비예비율 22% 달성이 가능할 전망이다.

전원별 설비 구성을 보면 2034년까지 원전과 석탄은 각각 10.1%, 15.0%로 감소될 전망이다. 신재생에너지는 40.3%로 증가, LNG는 30.6%로 다소 감소할 것으로 예상된다.

▼ 전원별 발전량 비중(연간 기준 경부하와 최대부하 시기 모두 포함)

원자력 석탄 LNG 신재생 기타 계 ‘19년 (실적) 25.9% 40.4% 25.6% 6.5% 1.6% 100% ‘30년 (전망) 25.0% 29.9% 23.3% 20.8% 1.0% 100%

▶ 환경개선 및 분산전원 활성화

‘2030 국가온실가스 감축목표’에 따라 2030년 기준 전환부문 온실가스 배출목표 1억 9300만톤을 달성할 계획이다. 이는 2017년 2억 5200만톤 대비 23.6% 감소한 것으로 연간 석탄발전 비중은 2019년 40.4%에서 2030년 29.9%로 대폭 감소할 전망이다. 발전부문 미세먼지 배출 역시 2019년 2.1만톤에서 2030년 0.9만톤으로 약 57% 줄어들 것으로 보인다.

분산형 전원의 발전 비중은 올해 약 12% 수준에서 2034년 약 21% 수준으로 확대될 것으로 예상된다. 특히 분산형 전원 보급 활성화를 위해 송전선로 건설회피 등에 따른 편익 지원방안 마련과 함께 수도권 신규수요를 재생에너지 집중지역으로 분산하기 위한 제도 도입을 검토하고, 자가소비에 대한 실효성 있는 인센티브 도입을 통해 적정수준의 전력망 투자를 유도한다.

재생에너지 집중지역의 계통 수용능력 제고를 위한 선제적인 송전선로 보강 등 재생에너지 밀집지역별 맞춤형 대책도 마련한다.

소규모 재생에너지 확대에 따른 추가적인 접속대기를 방지하기 위해 40MW 미만 재생에너지를 지역단위로 조사 예측해 ‘재생에너지 송변전설비계획’을 수립할 예정이다. 이와 함께 안정적 전력공급을 위한 송전선로‧변전소 및 발전소 연계선로의 적기 준공과 지연중인 사업에 대한 보완대책을 병행해 나갈 계획이다. 여기에는 제주지역 출력제어 완화, ESS를 활용한 발전제약 최소화 방안 등이 포함돼 있다.

환경적‧사회적 수용성 제고를 위해 자연친화적 지상 설치형 송전선로 실증 및 도입 등을 추진하고, 대규모 사업시 송변전 설비 입지 여건 사전협의도 추진해 나갈 계획이다.

▼ 분산형 전원 보급전망

구분 ’20년 ’25년 ’30년 ’34년 분산형 발전량 (TWh) 신재생 등(사업용) 24.0 46.0 58.3 70.8 (11.2%) 자가용 신재생 2.4 4.0 4.7 6.9 (1.1%) 상용(常用)자가 8.0 9.7 9.7 9.7 (1.5%) 집단에너지 (구역전기 포함) 34.4 44.7 44.7 44.7 (7.1%) 합계 68.9 104.4 117.5 132.2 분산형 비중 11.9% 17.3% 19.0% 20.9%

▶ 재생에너지 확대 및 전력시장 제도개선

2020~2034 신규 재생에너지 설비(사업용+자가용) 보급량은 62.3GW에 이른다. 이를 통해 2034년 재생에너지 발전비중 22.2% 달성이 가능할 전망이다. 산업부는 3020 이행계획 목표범위(2030 누적 60GW, 폐기물 제외) 내에서 그린뉴딜을 통해 2025년 태양광‧풍력 중간목표를 기존 29.9GW에서 42.7GW(누적)로 대폭 상향시켰다.

목표달성을 위해 해상풍력 등 대규모 프로젝트를 적기 추진하고, 프로젝트 착공에 맞춰 핵심설비 개발 및 실증을 병행한다. 또 RPS 비율향상 및 REC 경쟁입찰 확대, RE100 지원제도 등 지속가능한 시장기반을 확보해 나갈 예정이다.

전력시장은 공정경쟁 촉진, 친환경에너지 확대기반 마련을 위해 제도개선을 진행한다. 산업부는 발전사 간 공정한 경쟁환경을 조성하고 친환경에너지가 안정적으로 확대되는 방향으로 제도를 개선할 방침이다.

배출권 비용을 원가에 반영하는 환경급전을 도입하고, 단계적으로 가격입찰제를 도입, 발전사간 비용절감 경쟁을 촉진하는 한편 ‘신재생 발전량 입찰제’, ‘보조서비스 시장’ 도입 등 신재생 변동성 대응을 위한 시장제도를 마련할 계획이다.

▲ 설비예비율 전망.

▲ 설비용량 비중 전망.

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[기고] 제9차 전력수급기본계획의 의미와 과제

-장중구 한국전력국제원자력대학원대학교 교수-

장중구 한국전력국제원자력대학원대학교 교수.

【에너지타임즈】 전력수급기본계획은 직전 계획에 대한 평가, 장기 수요전망, 수요관리 목표, 발·송·변전설비 계획, 온실가스 감축 노력 등을 담고 있다. 제9차 전력수급기본계획은 대체로 8차 계획을 유지하고 있다. 가장 큰 차이점은 2034년까지 석탄발전소를 제8차 계획보다 10기 더 많은 30기를 폐지할 계획이다. 그리하여 2030년 기준 온실가스 배출목표를 8차보다 3410만 톤 적은 1.93억 톤으로 설정했다. 원전을 2034년까지 17기로 줄이기로 한 방침은 8차 계획과 동일하다.

전력설비 계획의 적정성은 근거가 되는 전력수요 예측의 정확성에 달려있다. 이번 9차 계획에서는 연간 전력수요 증가율을 8차 계획의 1.3%로 0.3% 낮은 1.0%로 추정했다. 산업구조가 중화학산업 중심에서 금융·서비스·IT 등 선진국형 산업으로 변화되고 있는 점을 감안, 전력수요 증가율을 1%대로 낮게 예측했다. 그러나 변수는 4차 산업의 확산에 따른 전력수요 증가율이다. 이점이 제9차 전력수급기본계획의 발표가 1년이나 지연된 주된 원인이기도 한데 현재로서는 정확하게 가늠하기가 어렵다. 아울러 온실가스 저감을 위해 전기자동차 보급을 확대하고 1차 에너지를 전기화하게 되면 전력수요 역시 크게 증가할 것이 확실하나 이 역시 정확히 예측하기는 어렵다. 따라서 이점은 지속적으로 검토 보완되어야 할 사항이다.

다음으로 중요한 사항은 최대전력수요와 설비예비율이다. 2034년 기준 최대전력수요 102.5GW로 추정하고 발전설비 실효용량이 125GW가 되도록 계획했다. 즉 설비예비율을 22%로 계획했다. 8차와 동일하게 유지한 결과이다. 실효용량 125GW를 얻기 위해 2034년까지 건설하기로 한 총 발전설비용량은 193GW다. 이 가운데는 신재생 발전설비 77.8GW이 포함돼 있으며, 신재생 발전설비의 실효용량은 10.8GW 정도 될 것으로 추정했다. 신재생 발전은 변동성이 커서 총 설비용량의 14%만 실효용량에 반영했다. 기존의 화력과 원전 등은 실효용량을 거의 100%로 간주한다.

결과적으로 제9차 전력수급계획과 이전의 계획과 가장 큰 차이점은 전력생산의 경제성뿐만 아니라 환경성을 고려한 것이다. 2030년 기준 온실가스 배출목표(1.93억 톤) 이행방안으로서 석탄발전량 비중을 40.4%(2019년)에서 29.9%(2030년)로 감축하기로 했다. 폐지되는 30기의 석탄발전소 중 24기는 LNG발전소로 전환하기로 했다.

이상은 표면적인 계획인바 이를 달성하기 위한 구체적인 계획이 제시되고 실행에 옮겨져야 한다.

첫째 9차 계획에서는 2034년도 기준 최대전력 14.8GW(12.6%) 절감을 목표로 했다. 고효율기기 보급 확대와 부하관리(DSM), 전기자동차 이용한 피크수요관리 등 신규 수단의 활성화를 전제로 한 것이다.

둘째 신재생 발전설비의 계통접속을 원활하게 하고 이용률을 높이기 위한 송전망 투자와 분산에너지 활성화 등이 필요하다. 이를 위해선 막대한 재원이 소요될 것으로 예상되며 곧바로 전기요금으로 전가될 수밖에 없다는 지적이 많다.

한편 석탄발전소를 LNG발전소로 대체함에 따라 발전비용 상승은 불가피하며, LNG 역시 석탄발전의 절반수준 온실가스를 배출하는 화석연료란 점 또한 제9차 전력수급기본계획이 가지고 있는 기본적인 한계이다. 석탄발전량과 LNG발전량 합계 즉 화석연료 발전량 비중이 2018년 기준 독일 45.5%, 영국 44.4% 그리고 프랑스는 7.8%임에 비해 한국은 2030년 기준 53.2%다. 탈원전이 진행 중인 독일은 수력과 바이오연료 포함 신재생 발전량 비중이 이미 40%를 상회하고 있으나 석탄발전량 비중이 30%나 된다. 영국은 석탄 발전량 비중(2.4%)이 매우 낮은 대신 LNG발전량 비중(41.9%)이 가장 높다. 따라서 수입 의존도가 높은 LNG발전 비중을 줄이기 위해 원전건설을 추진하고 있다. 프랑스는 다른 유럽 국가들과는 달리 원자력 발전 비중(69.9%)이 매우 높은 반면 화석연료 의존도가 매우 낮고 신재생 발전량(8.1%) 역시 비교적 낮은 수준이다. 기후변화 대응-온실가스 감축이라는 목표는 동일하지만 각국이 추진하는 방법은 서로 다른 것을 알 수 있다. 그리고 또 하나 객관적으로 드러난 사실은 탈원전정책을 펴고 있는 독일과 한국이 화석연료 의존도가 가장 높고 그만큼 탄소중립이라는 목표를 달성하기가 어렵다는 점이다. 이에 대한 혁신적인 대책이 요구된다.

이상은 산업부가 지난 24일 공청회에서 발표한 제9차 전력수급기본계획에 담긴 정책 의지와 앞으로 남은 과제에 대한 분석한 결과다. 정부의 정책을 옹호하거나 질타하는데 그치지 않고 각계의 지혜를 모아 우리 앞에 놓인 과제들을 해결함으로써 선진국의 문턱에서 주저앉은 여러 나라들의 전철을 밟지 말아야 할 것이다.

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