에너지포커스(제12권 제4호 통권58호; 2015년 겨울호) - KEEIL L é Ñ 0 Ý 1 ø ¡ ü ´ h % $01 > Ð Ì u ; À ² P m : » î u ; ü ´ h % × % D ' & à K L Ø 8 Þ

2015

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호

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2015 겨울호ISSN 1739-1342

제12권 제4호 통권58호

에너지 포커스

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NE R G Y E C O N O M I C S I N

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권두칼럼

• 신기후체제를 새로운 성장기회로 활용

이슈진단

• 2015년 파리 기후변화 당사국총회 결과

및 시사점

• 우리나라 Post-2020 온실가스 감축목표

평가와 시사점

동향초점• 국제탄소시장에 대한 논의와 배출권시장

연계 최신동향 및 시사점

• 미국의 발전소 온실가스 배출규제 정책

추진동향과 시사점

원유시장• 원유시장 동향

논단• EU 배출권거래제 도입 10년의 성과평가와

시사점

• 에너지저장시스템의 경제성 분석 및

정책제언

• 주요 원유 수입국들의 공급 비상시 대응

방안 및 국내 정책제언

2015년 겨울호

에너지포커스

ENERGY FOCUS

2015 겨울호에너지포커스

권두칼럼

신기후체제를새로운성장기회로활용 ·························································································3에너지경제연구원 원장 박 주 헌

이슈진단

2015년파리기후변화당사국총회결과및시사점·································································4에너지경제연구원 선임연구위원 오 진 규

우리나라Post-2020 온실가스감축목표평가와시사점·····················································12에너지경제연구원 부연구위원 이 상 준

동향초점

국제탄소시장에대한논의와배출권시장연계최신동향및시사점 ·························32에너지경제연구원 부연구위원 이 지 웅

미국의발전소온실가스배출규제정책추진동향과시사점···········································39에너지경제연구원 선임연구위원 노 동 운

논 단

EU 배출권거래제도입10년의성과평가와시사점 ······························································59현대경제연구원 연구위원 이 해 정

에너지저장시스템의경제성분석및정책제언·······································································74에너지경제연구원 연구위원 이 성 인

주요원유수입국들의공급비상시대응방안및국내정책제언 ··································95에너지경제연구원 부연구위원 신 상 윤

원유시장

원유시장동향 ········································································································································113에너지경제연구원 부연구위원 오 세 신

파리기후변화당사국총회에서각국정상들은선진국만온실가스감축의무를부담했던교토의정서를

대체하고2021년부터모든국가가감축에참여하도록하는파리협정을체결하 다. 신기후체제의핵심은

EU국가를비롯한일부선진국들만이온실가스감축의무를지던기존의교토의정서체제와달리감축

의무가세계모든국가에게적용된다는점이다. 따라서교토체제에서는개도국으로인정받으면감축의

무를피할수도있는피난처가있었지만, 신기후체제하에서세계모든국가는감축부담의차이는있겠

지만예외없이저탄소경제로상징되는신기후체제에적응해야하는것이다.

실제로현재기후변화당사국의약75%에해당하는162개국은파리총회가열리기전에이미각자의

감축방안을 제출하여 파리합의의 기반을 조성한 바 있다. 우리나라도 온실가스 배출량을 2030년까지

BAU 대비37% 줄이는방안을제출하 다. 우리나라가제시한감축목표는우리나라의에너지다소비업종

중심산업구조, 현재의에너지효율수준등을감안할때달성이결코녹록하지않다. 에너지경제연구원이

절대배출량과배출원단위의추세를분석한결과, 우리의감축목표는추세선을크게하회하는것으로

나타났다. 온실가스를 줄여나가면 결코 도달할 수 없고, 경로파괴적(path-breaking) 특단의 정책이

필요한수준이라는의미다.

그러면신기후체제는우리경제에부담인가기회인가? 흔히신기후체제는탄소경제에서저탄소경제

로의전환을강요하지만조금만시각을달리하면꼭부담이아닌도약의기회가될수있음을발견할수

있다. 신기후체제출범은화석에너지시대의종말을앞당기는세계사적사건이될가능성이높다. 화석

에너지 시대 이후는 아마도 기술에너지 시대가 될 공산이 크다. 화석에너지는 만들어낼 수 없지만,

기술에너지는기술개발에따라얼마든지만들어낼수는있다. 따라서블루오션인에너지신기술시장을

선점하면신기후체제로의진입이오히려새로운성장동력을창출할수있는기회가될수있는것이다.

최근정부는신재생에너지시장에약 20조원을투자해 2030년까지총 100조원규모의에너지신시

장을 구축하겠다는‘2030년 에너지신산업 확산전략’을 추진하고 있다. 하지만 에너지 신산업은 말

그대로새로운산업의 역으로, 당장에큰효과를기대하기어렵다는사실또한직시해야한다. 따라서

에너지신산업은단기정책과중장기정책으로구분하여두개의트랙으로육성될필요가있다. 당장의

효과를기대할수있는분야는다양한지원수단을모색하는단기정책과제의대상이되어야하는동시에,

중장기적으로는시장에서자생할수있는시장여건조성이정책과제로추진되어야할것이다.

이미한국은 2012년이후 로벌녹색성장연구소(GGGI) 출범, 녹색기후기금(GCF) 사무국을유치한

국가다. 지난 10월에는‘기후변화에 관한 정부간 협의체(IPCC)’의장도 배출했다. 기후변화 선진국을

자부해도무방하다고할수있다. 1990년이후22년간EU는국내총생산(GDP)을약45% 성장시키면서도

온실가스배출량을약19% 줄이는등저탄소경제의가능성을보여주었다. 한국도기술개발, 인프라투자

등선제적대응을통해신기후체제를새로운성장의기회로활용해야할것이다.

신기후체제를새로운성장기회로활용

권두칼럼

에너지경제연구원 원장 박 주 헌

ENERGY FOCUS

1. 서론

2015년 11월 30일부터 12월 13일까지제21차 기후

변화협약 당사국총회(COP 21)가 프랑스 파리에서 개

최되었다.1) 파리 당사국총회는 회의 종료 공식시한인

12월 11일(금)을 하루넘기면서 12월 12일 저녁‘파리

협정’(Paris Agreement)에 합의하면서 4년여에 걸

친신기후체제협상을종료하 다.

금번 당사국총회에는 196개 당사국 및 국제기구,

언론 등에서 약 36,000여명이 참석하 다. 특히, 개

막일인 11월 30일에는 전세계에서 150개 국가의 국

가 정상들이 참석하여 파리협정 타결을 위한 정치적

모멘텀을 제공하 다. 2014년 9월 23일 뉴욕에서

120여개 국가의 국가 정상들이 참석한‘UN기후정상

회의’의개최에이어또한번의범세계적인정치적행

사 다. 150개 국가의 국가 정상들이 한 시간에, 한

장소에, 한 주제로 모인 것은 인류역사상 전무후무한

정치적 행사로서 주목받았다. 파리 당사국총회는

2011년 남아공의 더반에서 신기후체제 출범을 위한

협상회의가 개시된 이후, 파리협정을 채택함으로써

4년여의협상을마무리한역사적총회이다.

이번에채택된 파리협정은각국의 비준절차가완료

되는 대로 발효되어, 2020년부터 시행될 예정이다.

한편, 내년부터 2020년까지는파리협정의구체적실

행방안에 대하여 세부 협상이 진행될 예정이다. 본고

는 파리협정의 개관에 이어 파리협정에서 핵심사항

중의 하나인‘온실가스 감축’에 관한 규정을 살펴보

고, 마지막으로파리협정의시사점을제시한다.

2. 파리협정의 주요내용

파리 당사국총회는 2건의 중요한 문서를 채택하

다. 하나는‘파리협정’(Paris Agreement)으로서

2020년 이후에 적용될 신기후체제에 대한 새로운 협

정이다. 또 하나는 매 당사국총회에서 결정하는 결정

문(1/CP. 21)이다. 이번 협상의 가장 중요한 문서는

파리협정이다. 그러나 결정문도 파리협정 못지 않게

4 에너지경제연구원

이슈진단 2015년 파리 기후변화 당사국총회 결과 및 시사점

2015년파리기후변화당사국총회결과및시사점

오 진 규 에너지경제연구원선임연구위원 ([email protected])

1) 이와병행하여제11차교토의정서당사국총회(COP/MOP 11)도개최됨.

중요한 문서이다. 이번 협상에서 파리협정에 담기 어

려운 기술적인 사항이나 세부적인 사항은 결정문에

담았다. 또한, 국가간에입장차이가매우커서당사국

총회 기간에 합의를 도출하기 어려웠던 사항들은 결

정문을통해추후계속해서논의할수있는길을열어

두었다. 그리고, 향후 2020년이후에당사국총회에서

결정해야될사항들도결정문에담았다.

최종합의된파리협정은전문과총 21조로구성되어

있다. 15조부터 21조는 당사국총회, 사무국 등 조직

에 대한 사항과, 발효요건 등 절차에 관한 사항을 규

정하고있다.

전문은 16개의 문항으로 이루어져 있다. 기후변화

협약의 원칙중 형평성과‘공동의 그러나 차별적 책

임’의원칙을인정하고있다. 그러나상이한국가여건

을부가적요건으로달고있다. 기후변화대응은최고

의 과학적 지식에 근거해야 함을 규정하 다. 적응의

중요성도 강조하고 있다. 지속가능한 발전과 빈곤퇴

치도 강조하 다. 기후변화로 식량생산이 위협을 받

을것임을경고하고있다. 기후대응에있어서인권의

중요성을 강조하면서 건강, 원주민의 권리, 어린이,

취약계층, 여성, 세대간 형평성도 강조하고 있다. 대

지(Mother Earth), 기후정의 등의 개념도 새로이 규

정되었다. 지속가능한 생활패턴 및 생산과 소비상의

지속가능성도강조되었다.

내용에 대한 사항은 1조부터 14조에 규정되어 있

다. 다음에서핵심적사항을간략히살펴본다.2)

제1조는 파리협정에 적용되는 용어에 대해 규정하

고 있다. 기후변화협약의 제1조에 있는 정의가 파리

협정에도그대로적용된다.

제2조는 파리협정의 목적을 규정하고 있다. 지구

평균기온의 상승을 산업화 이전 대비 2℃ 보다 상당

히낮은수준으로유지하고, 또한 1.5℃로제한하도록

노력할것을규정하 다. 또한, 기후변화에대한적응

과 기후 복원력(resilience)의 중요성과 저배출 발전

및 식량생산의 중요성을 강조하고 있다. 개도국들이

강력하게 주장한 바 있는‘공동의 그러나 차별적 책임

원칙’(Common But Differenciated Responsibilities,

CBDR)은‘상이한국가여건’(in the light of different

national circumstances)이라는 또 다른 요소와 함께

병렬적으로규정되었다.

제3조는 일반의무로서 모든 국가가 감축, 적응, 재

정지원, 기술이전, 능력형성, 투명성을위해의욕적으

로노력할것을규정하고있다. 동시에이러한노력은

지속적으로 강화되어야 하며, 이 과정에서 개도국에

대한지원이중요함을규정하 다.

제4조는 파리협정의 핵심규정중 하나로서 온실

가스 감축에 대하여 규정하고 있다. 그러나 협상과정

에서 감축이라는 용어 대신‘국가기여’(Nationally

Determined Contribution, NDC)라는 용어로 규정

되게 되었다. 이는 제4조에 있는 여러 가지 규정들이

감축에만적용되는것이아니라적응, 기술이전, 재정

지원, 능력형성, 투명성 등의 모든 요소에 적절히 적

용되어야 함을 의미하고 있다. 제4조 1항은 2℃/1.5

℃ 목표를 달성하기 위해 각 국가들이 공동으로 노력

해야할장기목표를규정하고있다. 조속한기간에범

지구적으로 배출정점을 달성하고, 이어 금세기 하반

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2015 겨울호ENERGY FOCUS

2) 파리협정에서각조항에대한제목은없음. 그간 협상과정에서일정한제목하에협상이진행되었으나, 협정이마무리되면서제목은협정에서없애고조항만을남겨둠.

기에는 순배출의 균형을 이루어야 한다는 지향점을

제시하고 있다. 4조의 여타 규정에서 국가기여의 성

격으로서진전의원칙, 최고의의욕, 5년 주기의제출

에대해규정하고있다. 4조 19항은장기저배출발전

전략의수립과제출을요구하고있다.

제5조는 산림 등 흡수원에 관한 여러 가지 사항들

을규정하고있다.

제6조는 시장과 관련된 다양한 사항들을 규정하고

있으며 협력적 접근법, 시장메카니즘, 그리고 비시장

메카니즘에대해규정하고있다. 시장관련규정은당

사국간에 이해가 매우 첨예하게 대립되어, 회의 마지

막 날까지도 파리협정에 시장 관련 조항이 규정될지

여부가 매우 불투명하 다. 협력적 접근법, 시장메카

니즘, 그리고 비시장메카니즘의 3가지 조항에 대해

규정의 완성도 및 추후에 논의되어야 할 사항에 있어

서큰차이를보이고있다.

제7조는 기후변화 적응에 관한 사항을 규정하고 있

다. 각국에 대해 국가적응계획을 수립하고 이행하며

그결과를보고서를통해제출할것을규정하 다.

제8조는 기후변화로 인한 손실과 피해에 관한 사항

을 규정하고 있다. 기후변화로 인한 손실 및 피해 대

응의 중요성을 인정하고 국제협력을 강화할 것을 규

정하 다.

제9조는 선진국의 개도국에 대한 재정지원에 관한

사항을 규정하고 있다. 선진국은 재원공여와 조성에

선도적 역할을 수행해야 하며, 여타 국가도 자발적으

로참여할수있도록규정하 다. 재원확대를위해다

양한 재원을 활용할 것을 규정하 다. 결정문에 연간

1,000억 달러를 기반으로 2025년까지 새로운 재원

조성목표를설정할것을규정하 다.

제10조는기술개발및기술이전에관한사항을규정

하고있다. 감축과적응을위한기술개발및이전의중

요성에 대해 장기비전을 공유하고, 기술협력 확대를

위한기술프레임워크를수립할것을규정하 다.

제11조는 개도국의 능력형성에 관한 사항을 규정하

고있다. 개도국의기후대응을위한능력배양을위해

협력할것을규정하 다.

제12조는 기후변화 관련 교육 및 공공참여에 관한

사항을규정하고있다. 기후변화대응에있어서교육,

훈련, 공공인식 제고, 공공참여 등에 관한 사항을 규

정하 다.

제13조는투명성체제에관한사항을규정하고있다.

각국의 감축행동에 대한 투명성 체제와 선진국의 대개

도국지원에대한투명성체제를같이다루고있다.

제14조는 이행점검에 관한 사항을 규정하고 있다.

파리협정의 이행상황에 대해 5년 주기로 전지구적 이

행점검을 하도록 규정하고 있다. 이행점검 결과는 각

국의국가기여설정시고려하도록하 다.

제20조에서 2016년 4월 22일부터 1년간 각국에

서명을 개방하도록 규정하 다. 또한, 결정문을 통해

2016년 4월 22일 미국 뉴욕에서 유엔 사무총장 주재

로고위급협정서명식을개최키로하 다.

제21조는파리협정의발효요건관련사항을규정하

고 있다. 발효요건으로서 55개 국가의 비준과 동시에

전지구배출량약 55% 이상의국가가비준할때발효

되는것으로규정하 다.

3. 감축 관련 주요내용

본 절은 파리협정 핵심중의 핵심사안인 온실가스

감축에 대한 규정에 대해 자세히 살펴본다. 제2조에



서 목적을 규정하고 있으며, 4조에서 감축에 대한 구

체적인 사항을 규정하고 있으며, 14조에서 종합이행

점검을규정하고있음을살펴본다.

제2조는 파리협정의 목적을 규정하고 있다. 기후변

화협약의 이행을 증진함에 있어서, 파리협정은 기후

변화의 위협에 대한 범지구적 대응을 강화함을 목표

로함을선언하고있다. 이 과정에서지속가능한발전

과 빈곤퇴치를 위한 노력이 감안되어야 함을 규정하

고 있다. 동시에, 본 협정의 이행과정에서 형평성 원

칙과‘공동의 그러나 차별적 책임’의 원칙과‘상이한

국가여건’을고려할것을규정하고있다. 범지구적대

응강화를위해장기온도목표, 적응, 재정의 3가지에

대해규정하 다.

(a) 지구 평균기온의 상승을 산업화 이전 대비 2℃

보다 상당히 낮은 수준으로 유지하고, 기온상승을 산

업화이전대비 1.5℃로제한하도록노력한다. 이러한

기온상승 제한이 기후변화의 위험과 향을 크게 낮

출 것임을 인식한다. 본 항은 협상 내내 상당한 쟁점

으로 남아 있었다. 온도목표의 명시를 주장하는 군소

도서국 및 EU의 입장과 이에 반대하는 미국 및 여타

개도국의 입장이 대립되었다. 미국 등은 정성적 목표

를 주장하기도 하 다. 그러나 최종적으로 2℃ 나아

가 1.5℃를 장기목표의 지향점으로 합의함으로써 본

항이파리협정의상징적조항이되었다.

(b) 기후변화의 악 향에 대한 적응능력을 증진시

킨다. 기후복원력과 저배출 발전을 조성하는 능력을

증진시킨다. 이 과정에서 식량생산이 위협을 받지 않

도록한다.

(c) 재정흐름이 저배출 발전과 기후복원적 발전을

향한경로에합치되도록한다.

제4조는 감축의무를 규정하고 있다. 그런데 감축의

무를 규정하는 방식에 대한 협상 끝에, 감축을 명시적

으로표기하지않고감축및적응, 그리고기술이전및

재정지원 등을 포괄적으로 함축할 수 있는 용어로 통

일하여 규정하기로 하 다. 이에 따라‘국가 기여’, 즉

어로‘nationally determined contribution’으로

표기하 다.3)

제4조 1항은파리협정제2조에규정한장기온도목

표를 달성하기 위한 국가들의 공동노력을 규정하고

있다. 국가들의 공동노력을 세가지 단계로 규정하

다. 첫째로, 온실가스의 전지구적 배출정점을 조속한

시기에 달성하도록 규정하 다. 이 과정에서 개도국

의 배출정점은 보다 늦게 달성될 수밖에 없음을 인정

하 다. 둘째로, 배출정점도달이후에최신의과학적

정보에 근거하여 급속한 배출감축을 이행한다. 셋째

로, 금세기의 후반기에 흡수와 배출의 균형을 달성하

도록 한다. 이러한 조치는 지속가능한 발전과 빈곤퇴

치 노력의 관점에서 실행되어야 한다고 규정하고 있

다. 여기서, 흡수와 배출의 균형은 순배출 제로를 간

접적으로표현한것이다.

제4조 2항은 개별국가의 의무를 규정하고 있다. 각

국은 달성하고자 하는‘국가기여/감축목표’를 주기적

으로 수립하고, 제출해야 한다고 규정하고 있으며

‘shall’로 규정함으로써 법적 강제성을 부여하고 있

다. 이어서 각국은 국가기여를 달성하기 위해 국내적

으로감축수단을추구(should)하도록규정하고있다.

7


3) 본고에서는의미의명확화를위해‘nationally determined contribution’를‘국가기여/감축’으로병기함.

제4조 3항은‘국가기여/감축목표’의 성격에 대해

규정하고 있다. 각국의 주기적‘국가기여/감축목표’

는 기존 수준 보다 강화되어야 함을 규정하고 있다.

동시에 가능한 최고의 의욕을 반 하도록 규정하고

있다. 이 과정에서‘공동의 그러나 차별적 책임’과 상

이한국가여건을반 하도록한다.

제4조 4항은 선진국과 개도국의‘국가기여/감축목

표’의형식을규정하고있으며, 그 형식을서로‘다르

게규정하고있다. 선진국은경제전체에대해절대량

의 감축목표(economy-wide absolute emission

reduction targets )를 설정하도록 규정하고 있다.

개도국에 대해서는 점진적으로 경제 전체에 대한 감

축목표 또는 제한목표(economy-wide emission

reduction or limitation targets)로 이행할 것을

규정하고 있다. 선진국에 대해서는 절대량 감축을 요

구하고 있는 반면, 개도국에 대해서는 이를 요구하고

있지 않아 차이를 두고 있다. 개도국은 BAU 목표나

탄소원단위목표가가능함을의미한다.

제4조 5항은 4조의 이행과 관련하여 개도국에 대

해 지원이 이루어져야 함을 규정하고 있다. 또한, 개

도국에 대한 지원의 증가는 개도국의 의욕상승에 기

여함을인정하고있다.

제4조 6항은 최빈국과 군소도서국의‘국가기여/감

축목표’형식에 관한 사항이다. 최빈국과 군소도서국

가는 저배출 발전을 위한 전략, 계획, 행동 등을 준비

하여 제출할 수 있도록 하 다. ‘국가기여/감축목표’

의형식이상당히약하게규정되어있다.

제4조 7항은 적응행동을 통한 부수적 감축편익이

감축에기여할수있음을규정하고있다. 이는사우디

가강력하게요구한사항이다.

제4조 8조는 정보 제출에 관한 사항이다. 모든 국

가는 명확성과 투명성을 높이며 이해를 증진시키기

위해 다음의 정보를 제출해야 하며, 정보목록은 추후

협상을 통해 추가적으로 결정할 수 있도록 하 다(결

정문 para. 27).4)

- 기준연도(reference point, including a base

year)

- 계획기간(time frames and/or periods for

implementation)

- 적용범위(scope and coverage). 이때 scope은

산업·수송 등 온실가스 배출부문, coverage는

이산화탄소·메탄등온실가스종류에따른범위

를의미

- 목표수립계획절차(planning processes)

- 온실가스 배출 및 흡수 추정 시에 사용되는 가정

및 방법론(assumptions and methodological

approaches)

- 국가별 상황(national circumstance)의 관점에

서, 자국의 국가공약이 얼마나 공평하고 의욕적

(fair and ambitious)이라고고려하는지에대한



4) 결정문 1/CP. 21 paragraph 27: Agrees that the information to be provided by Parties communicating their nationally determined contributions, inorder to facilitate clarity, transparency and understanding, may include, as appropriate, inter alia, quantifiable information on the referencepoint (including, as appropriate, a base year), time frames and/or periods for implementation, scope and coverage, planning processes,assumptions and methodological approaches including those for estimating and accounting for anthropogenic greenhouse gas emissions and, asappropriate, removals, and how the Party considers that its nationally determined contribution is fair and ambitious, in the light of its nationalcircumstances, and how it contributes towards achieving the objective of the Convention as set out in its Article 2; 이는2014년의리마결정문(1/CP.20)의paragraph 14와동일함.

정보

- 자국의국가공약이협약목적달성에기여하는정

도에관한정보

제4조 9항은‘국가기여/감축목표’의 주기를 규정

하고 있다. 각국은 매 5년마다 국가기여/감축목표를

제출해야한다.

제4조 10항은‘국가기여/감축목표’에 대해 공동주

기를 1차총회에서결정할것을규정하고있다.

제4조 11항은‘국가기여/감축목표’조정에 관한 사

항이다. 각국은 기존의 국가기여를 언제든지 조정할

수 있다. 구체적인 절차는 향후 당사국총회에서 결정

하도록하 다.

제4조 12항은 각국이 제출한‘국가기여/감축목표’

를 사무국이 운 하는 공적 레지스터리에 기입하도록

하 다.

제4조 13항은 국가기여의 회계에 관한 사항이다.

국가기여에 따른 배출과 흡수를 계상함에 있어서, 각

국은 환경적 건전성, 투명성, 정확성, 완전성, 비교가

능성, 일관성을증진해야하며, 또한이중계산을하지

말아야할것을규정하고있다. 구체적인지침은당사

국총회에서결정할예정이다.

제4조 14항은감축행동관련방법론과지침에관한

사항이다. 감축행동을 인정함에 있어서, 각국은 협약

하의 현재의 방법론과 지침을 고려해야 할 것을 규정

하고있다.

제4조 15항은 대응조치에 관한 사항이다. 각국은

본 협정을 이행함에 있어서 대응조치의 향으로 가

장 향을 많이 받는 국가, 특히 개도국의 우려를 고

려해야한다.

제4조 16항, 17항, 18항은 지역경제통합체에 관한

사항으로서 EU를염두에둔조항이다.

제4조 19항은장기저배출발전전략에관한사항이

다. 모든국가는장기저배출발전전략을수립하고이

를 제출하도록 노력할 것을 규정하고 있다. 그런데,

제4조 19항과 관련하여 결정문 36조에서 장기 저배

출 발전전략, 특히 금세기 중반을 시계로 하는 장기

저배출 발전전략을 수립하여 2020년 까지 제출할 것

을 요청(invite)하고 있으며, 그 결과를 사무국이

UNFCCC 웹사이트에공표할것을요구하고있다.

감축과 관련하여 또 하나의 중요한 절차가 규정되

었다. 제14조의 전지구적 이행점검이 그것이다. 제14

조 1항은 당사국총회가 주기적으로 본 협정의 이행상

황에 대하여 점검할 것을 규정하고 있다. 제14조 2항

은첫번째전지구적이행점검을 2023년에시행하며,

그후매 5년마다시행할것을규정하고있다. 제14조

3항은 전지구적 이행점검의 결과가 각국의 행동과 지

원을 갱신하고 증진함에 활용되어야 함을 요구하고

있다.

4. 파리협정의 시사점

파리 당사국총회는 2011년 더반 당사국총회에서

시작된 4년여의 기나 긴 협상의 여정을 성공적으로

마무리하고‘파리협정’을 채택함으로써, 인류사회가

기후변화에 대응함에 있어서 역사적인 총회로 평가된

다. 물론 협상과정에서 주요 그룹간에 입장이 첨예하

게 대립되면서 결렬의 위기도 여러 번 맞이하기도 하

다. 그러나 총회 첫날 150개 국가에서 국가수반들

이 모여 협상타결의 정치적 모멘텀을 제공함으로써

우여곡절에도 불구하고 협상을 완료하게 되었다.

2015년 2월 제네바 실무회의에서 마련된 협상초안은

9


총 90페이지에 224개의 문장과 수많은 옵션과 괄호

로 이루어졌었다. 그것이 12페이지에 29조항의 규정

으로 이루어진 파리협정으로 정리되어 합의된 것이

다. 파리협정에 대한 평가는 평가의 기준이나 관점에

따라다양하게나타날수있다. 앞으로이행상황에따

라그성과도지켜봐야할것이다. 파리협정의시사점

을간략히제시한다.

첫째로, 파리협정은 2020년 이후에 적용될 국제사

회의 새로운 대응시스템을 적절히 구축한 것으로 평

가된다. 파리협정은 법적 구속력을 지닌 국제조약이

다. 물론개별조항별법적구속력은조항별로차이를

가지고 있다. 파리협정은 사문화되고 있는 교토의정

서를 대체하는 국제조약이 될 것이다. 물론 파리협정

은기후변화협약의연속선상에서이행될것이다.

파리협정은 개별국가 감축목표의 주기적 설정 및

주기적 검토 시스템을 구축하 다. 선진국과 개도국

을 막론하고 모든 국가가‘국가기여/감축목표’를 5년

마다 자율적으로 설정하여 주기적으로 제출토록 하

고, 이행결과를 주기적으로 평가하여 차기‘국가기여

/감축목표’설정시 고려토록 함으로써, 공히 모든 국

가가 감축에 참여하는 범지구적 시스템을 만들었다.

교토의정서 이후 오랜 기간 동안 기후변화 대응체제

에서 빠져 있던 미국이 참여하게 되었으며, 감축의무

를 명시적으로 부담하지 않던 개도국들이 감축의무를

부담하기 시작하 다는 점에서 가히 신기후체제를 구

축한것으로평가할수있다.

둘째로, 1992년 채택된 기후변화협약에서 기후시

스템에 대하여 위험한 인위적인 간섭을 방지하는 수

준으로 온실가스 농도를 안정화해야 한다는‘정성적

목적’에 합의한 이후5), 20여 년만에 2℃/1.5℃ 온도

목표에 합의함으로써 인류의 기후변화 대응에 대한

정량적 지향점을 제시하 다. 2℃/1.5℃ 온도목표는

앞으로의 전지구적 대응에 있어서 중요한 준거로 작

용하게될것이다.

셋째로, 앞으로 2020년 까지 파리협정의 세부 실

행방안에 대한 후속협상이 진행될 예정이다. 예를 들

어감축목표의상향방안, 투명성시스템의구체화방

안, 시장메카니즘의 구체화 방안, 전지구적 이행점검

의 구체적 방식, 재정지원의 상향 방안, 추가 정보목

록 등에 대해 후속협상이 진행될 전망이다. 세부사항

에 대한 국가간의 입장대립은 그 동안의 협상에서 보

다더욱치열하게전개될것이다. 후속협상에대한지

속적인준비가필요하다.

넷째로, 파리협정의 국내적 의미를 살펴보면, 파리

협정 제4조 19항과 결정문 36조에서 규정하고 있는

바와 같이, 금세기 중반을 시계로 하는 장기 저배출

발전전략의 수립방안을 검토할 필요가 있다. 초장기

발전전략인 만큼 다양한 요소들이 감안되어 검토되어

야할것이다.

다섯째로, 우리나라는 Post-2020 감축목표로서

2030년의 BAU 배출량 대비 37%의 감축을 제출한

바 있다. 이제 5년 단위로 감축목표를 제출해야 하는

상황이 되고 있는 만큼 감축목표를 체계적으로, 주기

적으로설정하는시스템이구축될필요가있다.



5) 기후변화협약(1992년) 제2조: ‘The ultimate objective of this Convention and any related legal instruments that the Conference of the Parties mayadopt is to achieve, in accordance with the relevant provisions of the Convention, stabilization of greenhouse gas concentrations in theatmosphere at a level that would prevent dangerous anthropogenic interference with the climate system...’참조.

여섯째로, 감축목표 달성을 위한 실질적인 실행로

드맵의 도출이 필요하다. 실행로드맵 도출 과정에서

규제와 인센티브가 적절히 균형을 이루어야 하며, 단

기와 장기 수단도 균형적으로 활용되어야 할 필요가

있다. 나아가 구체적 감축수단 및 그 비용에 대한 심

층적논의가필요하다.

4년여의 협상 끝에 법적 구속력을 지닌 파리협정이

체결된 상황에서 우리나라는 저탄소, 저배출형 경제

사회 시스템으로의 전환을 촉진하고, 저탄소경제에서

경쟁력을갖는산업을적극발굴및지원하며, 저탄소

기술개발을위한R&D를강화해야할것으로보인다.

11


1. 서론

신(新)기후체제의 출범을 위한 분위기가 고조되고

있다. 지난 9월 미국의 오바마 대통령과 중국의 시진

핑주석은정상회담이후기후변화에대한공동선언문

을 발표하 다. 동 선언문은 2014년 11월에 발표되었

던 미-중 정상선언문에서 발표된 기후변화 대응을 위

한 양국의 공동협력 방안을 재확인한 것이었다. 특히

양국 정상은 파리 기후변화협약 당사국총회(COP 21)

에서 신기후체제의 성공적 출범에 대한 지지의사를

분명히 하 다. 세계에서 온실가스를 가장 많이 배출

하는 양국이 기후변화에 대한 적극적인 대응을 천명

하고 신기후체제에 대한 지지를 밝혔다는 점은 신기

후체제 합의에 대한 긍정적인 신호를 제공하 다고

할것이다.

또한 신기후체제 출범을 위한 최종 합의를 위한 파

리 당사국총회(COP 21)를 앞두고, 유엔 기후변화협

약(UNFCCC)에참여하고있는대부분의당사국이자

국의 온실가스 감축목표나 적응계획 등을 포괄하는

국가 기여방안(Intended Nationally Determined

Contribution, INDC)1)을 제출하여 신기후체제에 적

극 동참의지를 보이고 있다.2) 전 세계 배출량의 대분

을 차지하는 국가들이 감축목표를 제출한 것은 신기

후체제 합의에 대한 기대감을 높이기에 충분하다고

하겠다.

우리나라도 지난 6월 30일 우리나라의 감축목표를

담은 INDC를 UNFCCC 사무국에 제출하 다. 2020

년 이후 우리나라의 장기 온실가스 감축목표를 국제

사회에 공표한 것이다. 신기후체제 하에서 우리나라

는 동 목표에 기초하여 온실가스 감축을 이행해나가

게 될 것이다. 이에 따라 동 목표를 이행하는 과정에

서 기존의 온실가스 감축정책이 조정·강화되거나 다

양한 정책 및 지원방안이 새로 도입될 가능성이 높다

고 하겠다. 결국 우리나라 온실가스 감축목표는 우리


이슈진단 우리나라 Post-2020 온실가스 감축목표 평가와 시사점

에너지경제연구원 부연구위원이 상 준( [email protected])

우리나라Post-2020 온실가스감축목표평가와시사점

1) 국가기여방안은新기후체제의온실가스감축목표설정방식으로각당사국이자발적으로온실가스감축목표를설정하여유엔에제출하는상향식방식임. 동방식에대한설명은본문에서추가적으로논의하기로함.

2) 리마(COP20) 결정문에서 INDC 제출시한으로정한2015년 10월 1일까지기후변화협약당사국의 75%를차지하는 147개의당사국이 INDC를제출하 으며, 이후에도다수의당사국이추가로INDC를제출하여11월중순까지180개국을돌파한것으로확인되고있음.

나라 경제 전반에 상당한 향을 미칠 수밖에 없다.

특히 우리 경제의 핵심기반인 제조업부문에 미치는

향은 상당할 것으로 예상된다. 본고에서는 신기후

체제의 출범에 앞서 우리나라 Post-2020 온실가스

감축목표를 평가하고 동 목표가 의미하는 시사점을

살펴볼것이다.

본고의구성은다음과같다. 우선 2절에서는 Post-

2020 신기후체제에 대해 간략히 살펴보고 신기후체

제의 의미를 논의할 것이다. 3절에서는 우리나라의

온실가스 감축목표에 대해서 설명하기로 한다. 마지

막으로 4절에서는 우리나라 온실가스 감축목표를 평

가하고시사점을도출하여볼것이다.

2. Post-2020 신기후체제

가. 신기후체제의도래

지난 해 출간된 기후변화에 관한 정부 간 협의체

(Intergovernmental Panel on Climate Change,

IPCC)의 제5차 평가보고서(Fifth Assessment

Report, AR5)는 관측된 기후변화의 추이, 기후변화

에 따른 향 및 적응, 기후변화의 완화 등 주제에 대

하여 연구결과를 집대성하고 있다. 동 보고서는 기후

변화가 인간 활동에 의한 것임을 분명이 하고 있으며

이에 따른 농업, 생태계, 등 인간생활 전반에서 드러

나고있는기후변화의 향에대해서도충실히정리하

고있다.

기후변화의 향을 인지하고 기후변화를 억제하려

는 인류의 노력이 시작된 것은 최근의 일은 아니다.

기후변화를완화하기위한국제사회의공동노력은비

교적오래전부터시작되었다. 국제사회의기후변화억

제를 위한 노력은 1992년 유엔 기후변화협약(United

Nations Framework Convention on Climate

Change, UNFCCC)이시발점이라고할것이다. 이후

교토체제로 통칭되는 1997년 체결된 교토의정서

(Kyoto Protocol)를 통하여 온실가스를 감축하기 위

한국제사회의 노력이본격적으로착수되게된다.

그러나 교토체제는 많은 한계점을 내포하고 있었

다. 첫째, 교토체제는부속서 I(Annex I) 국가로분류

되는 38개국에게만 감축의무를 부과한 불완전한 체

제 다. 교토의정서 체결 당시 선진국을 중심으로 한

기후변화에 역사적 책임이 높은 국가들이 감축의무를

지는 것은 자연스러운 것이었다. 그러나 교토체제가

10년 이상 지속되면서 일부 국가가 감축의무를 부담

하는 것의 불균형성이 높아지게 되었으며 기후변화

완화에도 적정성이 재평가되게 되었다. 구체적으로

중국, 인도 등의 신흥국이 빠른 경제성장으로 온실가

스 배출량이 급격히 증가하면서, 온실가스 감축에 개

도국들 또한 참여하는 것이 전 지구적 기후변화 완화

노력에필수적일수밖에없는상황이되었다.

둘째는 하향식(top-down) 감축목표 부여에 따른

문제점이 노출되었다. 하향식 목표 설정은 감축에 참

여하는 당사국의 역량과 여건을 반 하여 합당한 목

표가 부과되어 이행되었는지에 대해서는 의문부호가

존재할 수밖에 없었다. 부담을 느낀 선진국들은 교토

체제에서 탈퇴하거나 비준을 거부하는 등의 사태가

발생하여 교토의정서는 유명무실해졌다(노종환,

2014).3)

교토체제의 불완전성을 개선하기위한논의는지속

적으로 진행되었으나 선진국과 개도국 간 입장차이가

현격하여 합의의 진전은 지지부진하 다.4) 여기서는

13


논의의 간결성을 위하여 비교적 최근의 논의를 소개

하기로 한다. 현재 논의되고 있는 신기후체제의 기본

골격에 대해서는 2011년 더반 총회(COP 17)와 2013

년 바르샤바 총회(COP 19)에서 합의가 이루어졌다.

더반총회에서는 교토의정서의 후속으로 선진·개도

국이 모두 참여하는 2020년 이후의 신기후체제를 형

성키로 합의하 다. 즉, 신기후체제는 모든 당사국이

참여하는 체제라는 점이 분명해졌다고 할 것이다. 바

르샤바 총회에서는 각국이‘의도된 국가의 기여방안

(INDC)’라는 상향식 접근을 통해 온실가스 감축목표

를 설정하기로 합의하 다. 이후 협상과정을 통해

2014년 리마 총회에서는 INDC 작성 지침과 신기후

체제구성요소에합의하 다.

교토체제와 비교하여 신기후체제의 차별성은 앞서

논의한 교토체제의 한계점을 통해 쉽게 유추할 수 있

다. 첫째, 신기후체제는모든당사국이참여하는체제

라는 점이다.5) 온실가스 감축행동은 공공재의 공급과

유사한 성격을 가지고 있다. 공공재의 일반적인 특성

과 같이 전세계가 온실가스를 충실히 감축하여 기후

변화를 완화하게 된다면, 그 결과는 비경합적(non-

rival)이며 비배제적(non-excludable)이어서 모든

국가가 그 편익을 누리게 된다. 따라서 개별 국가는

온실가스 감축에 무임승차하려는 유인이 강할 수밖에

없다. 이러한 점에서 모든 국가가 참여하는 체제라는

특성은 중요성을 가진다. 신기후체제 외부에 다수의

국가가 존재하고 이들 국가가 기후체제 내에서 다수

국가의 감축노력의 열매를 쉽게 향유할 수 있다면 그

체제자체가취약성을가질수밖에없기때문이다.

둘째로상향식감축목표설정방식이다. INDC를기

반으로 한 상향식 감축목표 설정체계를 통해 하향식

방식에서 한계로 지적되었던 개별국가의 감축여력이

나역량에대한논쟁의가능성을회피할수있게되었

다. 각국이 자발적으로 국가의 여건에 맞게 감축목표

를 제출하도록 함으로써 감축목표의 의욕성과 국가별

여건등에대한설득과증명의공은각당사국으로넘

어가게 되었다. 스스로 정한 목표이기 때문에 목표에

대한 이행과 불이행에 따른 책임은 개별국가가 가지

게됨에따라, 교토체제의경우처럼기후체제자체문

제를 핑계로 자국 감축의무 이행에 대한 책임회피의

가능성은 낮아졌다고 할 것이다. 때문에 상향식 방식

은 신기후체제의 견고성(robustness)을 높여주는 근

간이다.6)

나. 신기후체제의의미

신기후체제 합의는 전 세계의 기후변화 대응에 대

한의지가확인되는변곡점이될것이다. 선진국과개

도국 간에 다양한 입장을 보이고 있으며 개별 당사국

이 가지는 이해관계도 매우 복잡하다는 점은 그 동안

의 협상과정에서 분명히 드러났으나, 기후변화 대응



3) 주요선진국및중국등의불참으로교토의정서 2차공약기간에의무감축국으로참여하는국가들의온실가스배출량은전세계배출량의 14% 수준밖에안되는결과를낳았다음.

4) 대표적 사례로 코펜하겐 총회에서신기후체제 합의의 실패가 많이 거론된다. 교토체제이후 후속체제로서 新기후체제출범을 위한 기후변화협약 하에서의논의진행과정에대해서는노종환(2014)을참고할수있음.

5) 2011년 더반총회(COP17) 결정문은신기후체제가모든당사국이참여하는체제라는점을명확히하고있음. Decision 1/CP.17 para 2: “...develop a protocol,another legal instrument or an agreed outcome with legal force under the Convention applicable to all Parties....”(unfccc.int/resource/docs/2011/cop17/eng/09a01.pdf#page=2) 참조

의 필요성에 대한 세계적인 관심과 의지를 보여주는

계기가될것이기때문이다.

이에 따라신기후체제는 경제발전의새로운패러다

임을 제시하는 중요한 전환점이 될 것으로 예측된다.

새로운 경제발전 패러다임은‘저탄소 경제’를 지향한

다. 이미저탄소경제로의이행은전세계적으로나타

나고 있다. 저탄소 기술 개발, 재생에너지의 보급 등

여러 부문의 최근 성장세는 두드러지고 있으며 대표

적으로 중국은 청정에너지부문에 과감한 투자를 계

획·실행하고 있다. 신기후체제의 출범은 이러한 전

환을가속화하게될것은분명하다고할것이다.

온실가스의 대부분이 에너지부문(연료연소)에서 배

출된다는 점을 감안하면 신기후체제는 에너지부문에

가장 큰 향을 미치게 될 것이다. 즉, 신기후체제가

지지하는 저탄소 경제의 근간은 에너지부문에서의 혁

신과전환이바탕이될수밖에없다. 에너지산업과시

장에 변화는 이미 진행되고 있으며 새로운 시장과 산

업이 출현하고 있다. 제조업을 근간으로 한 수출중심

의 우리나라 경제에는 이러한 변화의 조류가 반가울

수만은없는것이현실이다. 특히우리나라제조업중

철강, 석유화학 등 에너지 다소비업종의 비중이 상당

하다는 점에서, 신기후체제는 우리 경제에 도전이 될

것이며 근본적인 혁신의 요구되는 상황이라고 할 것

이다.

3. 우리나라의 온실가스 감축목표

우리나라 온실가스 감축목표 설정을 위해 정부는

국무조정실 국무2차장을 팀장으로 기재부, 산업부,

외교부, 환경부, 국토부 등 관계부처 합동으로「정부

합동 기후변화대응 T/F(2014년 4월)」를 구성하여 추

진체계를 구축하 다. 또한 온실가스종합정보센터장

을 반장으로 에너지경제연구원, 교통연구원, 한국농

촌경제연구원 등 전문 연구기관이 참여하는「Post-

2020 공동작업반(2014년 5월)」을구성하여온실가스

배출전망, 감축잠재량 분석 작업 등을 수행하게 하

다. 정부합동 기후변화 T/F는 추진상황 점검 및 쟁점

조정 등 감축목표 수립을 총괄하고 Post-2020 공동

작업반은 온실가스 배출전망, 감축잠재량 분석 등 감

축목표 수립을 위한 실무 분석작업을 수행하는 체계

로 국가 온실가스 감축목표 설정을 위한 제반 업무를

수행한것이다.

정부는 공동작업반의 분석결과를 토대로 국무조정

실, 기획재정부, 외교부, 환경부, 산업통상자원부 등

관계부처 협의를 거쳐 4개 감축목표 시나리오를 마련

하 고 4개의 시나리오에 대해 공청회 등을 통해 각

계의 의견을 수렴하 다. 이후 의견 수렴결과를 토대

로 녹색성장위원회 심의·국무회의 의결을 거쳐 감축

목표를 확정·공표하 으며, 2015년 6월 30일 우리

나라 감축목표와 목표설정 과정·방법론 등을 포함한

INDC를작성하여UN에제출을완료하 다.

15


6) 각국이자발적으로감축목표를설정하여제출하는상향식방식은공공재의공급을자발적으로결정할경우와유사함. 즉, 무임승차의문제로공공재가사회적으로최적의수준보다낮은수준으로공급되는문제와같이상향식체계는전지구적기온상승목표인 2도목표보다부족한수준으로온실가스감축수준이나타날가능성이높음. 이미 UNFCCC가출간한 INDC에대한종합보고서는각국이제출한 INDC를집계하여볼때 2도씨목표에부족하다고지적하고있음. 이러한상향식접근의한계를볼때만약신기후체제가성공적으로출범한다면향후기후협상에서는 INDC를골격으로하는상향식접근의문제를해결할수있는방안에대하여폭넓게논의될가능성이높다고하겠음.

가. 온실가스배출전망

1) 온실가스 배출전망 총괄

온실가스 배출전망은온실가스 감축목표설정에중

요한 기초자료로 기능하게 된다. 온실가스 감축목표

를 배출전망치(BAU) 대비 목표로 설정하지 않더라도

배출전망에 대한 정보 없이 임의로 감축목표를 설정

하기는어렵다. 감축목표가달성가능한목표인지, 어

려운 목표인지 등에 대한 추정을 위해서는 온실가스

배출전망의설정은필수적인과정이다.

우리나라도 온실가스감축목표 설정에앞서합리적

인 온실가스 배출전망치를 도출하기 위해 공동작업반

을 통해 장기간의 논의과정을 거쳤다. 우리나라의

Post-2020 감축목표 설정을 위한 온실가스 배출전

망은 2014년 1월국무회의를통과하여대내외에발표

한 제2차 에너지기본계획을 기초로 활용하 다. 에

너지부문이 온실가스 배출량의 85% 이상(2012년

87.2%)을 차지하고, 에너지기본계획은 2035년까지

의 전망을 포함하므로 2030년 온실가스 계획의 기초

로 활용하기에 무리가 없을 것으로 판단되었다. 에너

지기본계획에 포함되지 않은 산업공정, 농축산부문

등은 최신의 자료를 활용하여 2030년까지 새로 추정

하여보완하 다.

에너지부문의 전망 모형은 에너지경제연구원에서

개발하여 운용하고 있는 장기 에너지·온실가스 전망

시스템(KEEI-EGM System)을 사용하 다. 전망방

법을 개략적으로 살펴보면, 에너지부문은 업종별 생

산량(예, 조강생산량등)등 활동자료전망치에 활동자

료당 에너지 수요량을 나타내는 에너지효율 변수를

곱하여 에너지수요량을 산정하고, 이에 배출계수를

적용하여 온실가스 배출량 전망하는 방식을 사용한

다. 비에너지부문은 활동자료 전망을 바탕으로 각 부

문별 배출계수를 직접 적용하여 온실가스 배출량을

전망한다.

온실가스 배출전망 결과 2030년 배출전망치는

850.6백만 톤으로 전망기간 중 연평균 1.33% 증가하

는 것으로 분석되었다. 에너지부문은 2030년 738.9

백만 톤으로 총 배출의 86.9%를 차지하고, 전망기간

에연평균 1.32% 증가하며 2020년 이후증가율은약

간 감소하는 것으로 나타났다. 한편, 비에너지부문의

배출량은 2030년 111.7백만 톤으로 전망되어 연평균

1.43% 증가하며 에너지부문과 마찬가지로 2020년

이후증가율은약간감소하는것으로분석되었다.



주: Post-2020 공동작업반자료를활용저자가작성

구분 2013 2020 2025 2030연평균증가율(%)

2013~2020 2013~2030

에너지부문 592.2 677.5 700.5 738.9 1.94 1.32

비에너지 부문 87.7 104.9 109.1 111.7 2.59 1.43

총계 679.8 782.5 809.7 850.6 2.03 1.33

<표 1> 온실가스 배출전망 결과(단위: 백만톤CO2eq)

2) 주요 부문별 온실가스 배출전망

주요부문별온실가스배출전망결과는아래의<표2>

와같이정리될수있다. 우선전환부문에서는2020년

이전 온실가스 배출량이 다소 빠르게 증가하다가

2020년 이후 증가세가 약화되어 전 기간 2.1%의 증

가세를 보이는 것으로 나타났다. 온실가스 배출전망

의 전제로 활용된 산업구조 전망에 따라 전력수요가

많은 조립금속 업종의 빠른 성장세가 반 되어 전환

부문 배출량이 상대적으로 빠르게 증가하는 것으로

판단되고있다.

산업부문은 에너지 다소비업종인 석유화학, 1차금

속, 비금속광물 등의 성장세가 안정화되어 연평균

0.7%로 완만하게 증가할 것으로 전망되었다. 한편,

수송 부문은 점진적으로 증가하는 것으로 전망되었으

나증가세는점차낮아질것으로전망되었다.

건물부문(가정·상업부문 등)은 경제성장세가 안정

화되고 인구정체 등의 향에 따라 배출량이 소폭 감

소할 것으로 예측되고 있다. 반면 산업공정부문은 반

도체, 디스플레이, 전기전자 등 주요 산업공정 배출업

종의성장에따라서배출량이다소빠르게증가할것으

로 전망되었다. 기타 비에너지부문을 살펴보면 폐기물

부문의배출량은완만하게증가하는한편, 농업부문배

출량은완만하게감소하는것으로분석되었다.

17



구분 2013 2020 2025 2030연평균증가율(%)

2013~2020 2013~2030

에너지

전환 233.4 295.5 303.9 333.1 3.43 2.11

산업 211.7 225.8 234.6 239.1 0.93 0.72

수송 86.0 95.4 100.5 104.1 1.49 1.13

가정, 상업 등 54.3 53.1 53.6 54.1 -0.32 -0.02

탈루 6.8 7.7 8.0 8.4 1.79 1.25

에너지 계(A) 592.2 677.5 700.5 738.9 1.94 1.32

기타

산업공정 50.9 68.7 72.8 75.6 4.38 2.35

폐기물 14.9 15.4 15.5 15.5 0.47 0.23

농업 비에너지 21.9 20.9 20.9 20.7 -0.67 -0.33

비에너지 계(B) 87.7 104.9 109.1 111.7 2.59 1.43

총계(A+B) 679.8 782.5 809.7 850.6 2.03 1.33

<표 2> 주요 부문별 온실가스 배출전망(단위: 백만톤CO2eq)

3) 우리나라의 Post-2020 온실가스 감축목표 설정

정부는 Post-2020 국가 온실가스 감축목표 설정

을 위하여 앞서 제시한 배출전망치 대비 4개의 감축

시나리오를 제시하 다. 감축 시나리오는 미래 시점

에적용될수있다고예측되는온실가스감축기술, 감

축정책과 소요비용을 가정하여 기술·정책의 적용 시

나리오를 구성하게 된다. 우리나라 온실가스 배출

BAU(2030년 851백만 톤)를 토대로 감축잠재량 및

경제적 파급효과를 분석한 결과, 4개 감축목표 시나

리오를산정하여사회적공론화를추진하 다.

제1안은 2012년 배출량에 비해 5.5% 증가하는 수

준으로 산업, 발전, 수송, 건물 등 각 부문별로 현재

시행·계획 중인 온실가스 감축정책을 강화하고 비용

효과적인 저감기술을 반 하여 도출된 안이다. 제2안

은 최근 실적인 2012년 배출량 수준으로 2030년 배

출량을 감축하는 안으로 제1안의 감축수단에 석탄화

력 축소, 건물·공장 에너지관리시스템 도입, 자동차

평균연비제도 등 재정지원 및 비용부담이 수반되는

감축수단을 포함하 다. 제3안은 2012년 배출량 대

비 8.1% 감축하는 수준으로 제2안의 감축수단에 원

자력 비중 확대, CCS 도입 및 상용화, 그린카 보급

등 추가적인 대규모 재정지원 및 비용부담이 필요한

감축수단을 적용한 안이다. 제4안은 2012년 배출량

대비 약 15%를 감축하는 안으로 제3안의 감축수단에

추가하여, 국민적동의에기초한원전비중추가확대,

CCS 추가확대, 석탄의 LNG 전환등도입가능한모

든감축수단을포함하여분석된안이다.

정부는4개의감축목표안을바탕으로각계각층의다

양한 의견을 수렴하여 최종적으로 2030년 BAU(851

백만 톤) 대비 약 37%를 감축하는 국가 온실가스 감

축목표를발표하 다([그림 1] 참조).

4개 목표안의 공론화 과정에서 산업계와 시민사회

등은 서로 상반된 입장을 피력하 다. 산업계는 제조




감축 후 배출량(백만톤)

2012년 대비원단위개선률

GDP(톤/백만원)

인구(톤/인)

GDP 감소(2030년 기준)

감축률BAU 대비

2012년 대비

△14.7% △19.2% △25.7% △31.3%

5.5% 0.0% △8.1% △15.0%

726 688 632 585

△38.6% △41.8% △46.6% △50.5%

0.9% △4.4% △12.3% △18.8%

0.22% △0.33% △0.54% △0.78%

2030년 감축목표(안) 제1안 제2안 제3안 제4안

<표 3> Post-2020 온실가스 감축 시나리오(단위: 백만톤CO2eq)

업 위주의 경제구조, 이미 세계 최고수준인 산업부문

에너지효율 등을 고려하여 감축부담을 더욱 완화할

것을 주장하 다. 반면 시민사회와 UN 등 국제사회

는 우리나라의 기후변화 리더십과 리마결정문에 따른

현재보다 진전된 감축목표 설정 등 국제사회 수용성

을적극고려해야한다는의견을제시하 다.

정부는 공론화 과정에서 제기된 의견과, 에너지 신

산업의적극적계기마련, 우리나라의국제적위상등

을 고려, 기존에 제시된 4개 목표안보다 의욕적인 수

준으로 2030년 감축목표를 결정하 다. 정부는 당초

제시한 시나리오 3안(25.7% 감축)과 시나리오 3안에

국제시장을 통한 온실가스 감축분 11.3%p를 추가한

약 37% 감축안을 마련하여 녹색성장위원회에 상정하

다. 녹색위는 현 정부의 기후변화에 적극 대응하는

국정 기조를 유지하면서 에너지 신산업 창출 및 제조

업 혁신의 계기를 마련하고, 녹색기후기금(GCF) 사

무국유치등그간쌓아온국제적위상을고려하여기

존 감축목표(2020년까지 BAU 대비 약 30% 감축,

543백만 톤CO2eq.)보다 강화된 약 37% 감축안을 건

의하 다. 국무회의에서는 이러한 녹색위의 건의를

수용하여온실가스감축목표를결정하 다.

19


[그림 1] 2030년 온실가스 감축목표

자료: NOAA(National Oceanic and Atmosphere Administration)

정부는 공론화 과정에서 제기된 산업계의 우려를

반 하여 온실가스 감축목표 이행과정에서 산업계 부

담을 완화하기 위한 다양한 보완조치도 발표하 다.

대표적으로 국제 탄소시장 메커니즘을 활용한 해외감

축을 감축수단으로 활용함으로써 추가적인 감축잠재

량을 확보하는 방안을 제시하 으며 산업부문 감축률

은 12%(공론화 시나리오 2) 수준을 초과하지 않도록

하겠다는의지를밝혔다. 온실가스배출권거래제법등

관련 법·제도를 개선하도록 하여 합리적으로 온실가

스를 감축할 수 있도록 제도적 기반을 정비하고 발전

(원전 추가고려), 수송, 건물 등의 온실가스 감축기술

개발및감축수단을지원함으로써저탄소사회로의이

행을추진하겠다는적극적인대책을발표하 다.

4. 우리나라 Post-2020 온실가스 감축목표의평가와 시사점

가. 우리나라Post-2020 온실가스감축목표평가

Post-2020 감축목표는 한국의 국제적 책임과 녹

색기후기금(GCF) 사무국 유치 등 그동안 쌓아온 기

후변화대응리더쉽등을고려하고, 에너지신산업및

제조업 혁신의 기회로 삼아야 한다는 차원에서 당초

감축 시나리오보다 목표수준을 상향 조정한 안으로

결정되었다.

2030년까지 배출전망 대비 약 37%를 감축하는 것

은 GDP당 배출량을 54.7% 감축하고, 인구당 배출량

은 약 25%를 감축해야 하는 수준으로 환산된다.

2012년 기준 우리나라는 연료연소 기준 이산화탄소

배출 세계 7위, 온실가스 누적 배출량 16위, 1인당 배

출량 OECD 6위에 해당하는 위치를 차지하고 있기

때문에, 우리나라의 국제사회의 위치를 고려하여 제

시된 안보다 적극적인 기후변화 대응 의지를 국제사

회에표명한방안이라고할수있다.




2030년배출전망

(백만 톤CO2eq)

2030년 감축목표

감축후 배출량(백만 톤CO2eq)

감축률GDP원단위 개선

(2012년 : 0.623톤/백만원)인구원단위 개선

(2012년 : 13.8톤/인)

2012년대비 비교(688.3백만 톤CO2eq)

△54.7%(2030년 : 0.282톤/백만원)

850.6BAU 대비△37%

536 △0.22%△25%

(2030년 : 10.3톤/인)

<표 4> Post-2020 온실가스 감축목표 평가

우리나라 감축목표의 의욕성은 우리나라가 국가여

건(national circumstances)을 통해 평가해 볼 수

있다. 우리나라의산업구조는이중가장중요하게살

펴보아야 할 부분이라고 사료된다.7) 우리나라의 산업

구조는높은제조업비중으로특징지을수있다. 우리

나라는 부가가치 기준 높은 제조업 비중과 에너지 다

소비 업종의 비중을 유지하고 있다. 우리나라의 제조

업비중은 2013년 기준 약 31%로 주요 선진국 대비

제조업이 높은 비중을 유지하고 있는 것으로 나타나

고 있다.8) 또한 제조업 중 에너지 다소비업종 비중이

높은 것으로 평가된다. 2013년 국내 총부가가치 중

에너지 다소비업종(정유, 화학, 1차금속, 고무 및 플

라스틱) 등의 비중은 6.8%로 높은 비중을 차지하고

있다. 높은 제조업비중 및 에너지 다소비업종 중심의

산업구조 특성상 단기적인 감축효과를 기대하기 어렵

다고할수있다. 단기에적극적으로온실가스감축을

추진할 경우 높은 감축비용이 발생하고 산업경쟁력도

약화될우려가있기때문이다.

7) 2012년기준우리나라산업부문의온실가스배출량은374백만톤CO2eq.으로국가전체배출량의54%를차지하고있음.

21


[그림 2] 총부가가치 중 제조업과 에너지 다소비업종의 부가가치 비중

높은 제조업 비중을 유지하고 있다고 하더라도 동

부문이 에너지효율 수준이 낮다면 상대적으로 저렴한

비용은온실가스감축이가능할수있다. 그러나우리

나라 제조업부문 특히 에너지 다소비업종의 에너지효

율은 세계적인 수준을 이미 달성하고 있으며, 지속적

으로 효율을 개선해왔기 때문에 저비용의 감축수단은

부족한것으로보인다.

우리나라의 에너지 다소비업종의 에너지효율 수준

은세계최고수준을이미달성하고있다. 대표적인예

로 제조업부문에서 가장 온실가스 배출량이 많은 철

강산업과 석유화학 산업을 살펴보자. 철강, 석유화학

부문의 에너지효율을 국제비교하면 동 산업의 에너지

효율은 세계 최고수준을 가지고 있다는 점이 확인된

다. 또한 디스플레이, 펄프·제지 등 한국의 주요 산

업의 에너지효율 수준도 매우 높은 것으로 평가되고

있다(전경련, 2012).

우리나라 Post-2020 감축목표를 평가하기 위해서

우리나라의목표를다른국가와비교하여볼수있다.

INDC에 포함된 각국의 온실가스 감축목표는 각국의

국가여건을 고려하여 자율적으로 결정된 목표인 만큼

다양성이드러나고있다. 좀 더구체적으로살펴보면,

대체로 온실가스 배출정점에 이른 선진국은 기준연도

대비 절대량 감축목표를 설정한 경우가 많으며, 온실

가스 배출추세가 안정화되지 않은 개도국의 경우 상

대적 감축목표(BAU 대비 감축, 원단위 감축)를 제출

하 다. 감축목표의 형태뿐만 아니라 상세한 내용을

살펴보면국가간차이는더욱두드러진다. 이런만큼

국가간감축목표를비교하는것은쉽지않은일일것

8) 주요국의제조업비중을살펴보면2013년기준미국은 12.9%, EU는 15.3%, 일본은 18.2%임. 최근빠르게제조업이성장해온중국의경우제조업비중이31.8%로우리나라와유사한비중을보이고있음.

주: 한국은행의국민계정자료를이용저자가직접계산자료: 한국은행경제통계시스템(ecos.bok.or.kr)

이다. 그러나 국가 간 온실가스 감축목표의 비교 및

평가는 반드시 필요하며 다면적으로 여러 관점에서

시도해볼 필요가 있다. 본고에서는 각국의 감축목표

의 의욕성을 비교하기 위해 국가의 감축목표의 형태

를 전환하여 온실가스 배출추세와 원단위 개선 추세

와비교하여평가하 다.9)

우리나라의 Post-2020 감축목표는 2009년 제시

된 2020년 감축목표 대비 다소 강화한 안이다. 우선



[그림 3] 철강산업 에너지효율 국제비교

주: 제품한단위생산에투입되는에너지를지수화자료: APP Steel T/F(2010), 전경련(2012)에서재인용

[그림 4] 석유화학산업 에너지효율 국제비교(NCC 공정 기준)

주: 석유화학부문핵심공정인NCC공정의제품한단위생산에투입되는에너지를지수화자료: Solomon Associates(2009), 전경련(2012)에서재인용

Post-2020 감축목표를 우리나라 온실가스 총배출량

추이와 비교해보면, 우리나라 온실가스 배출의 추세

보다상당한감축을필요로한다는점이확인된다([그

림 5] 참조). 현재의 배출추세를 감안할 경우 Post-

2020 온실가스 감축목표 달성을 위해서는 2030년

이전온실가스배출량이정점(peak)에 이르고감소추

세로전환해야만한다는점을유추할수있다. 실질적

으로는 단기에 감소세가 빠르게 나타날 수 없다는 점

에서 2030년 근방에서 정점에 이른다면 감축목표 달

성이어려울수있다. 결국적극적인온실가스감축노

력이 필요할 것이며 이 점에서 우리나라의 온실가스

감축목표의의욕성이설명된다고할것이다.

23


[그림 5] 우리나라 온실가스 총배출량 추이 및 2030년 감축목표

9) 기준년도대비감축절대량을기준으로한국가간비교도여러국가의감축목표를손쉽게비교할수있는방법이다. 본고에서는절대량기준으로비교는시도하지않음. 절대량기준으로감축목표를전환할경우비교가가장용이하나특정국가가필요로하는감축노력의크기를잘나타내지못하기때문임.

10) 온실가스배출원단위는여러가지방식으로평가될수있음. 대표적으로GDP 단위당온실가스배출량을의미하는GDP원단위와인구당온실가스배출량을의미하는인구원단위가있다. 본고에서는한국가경제의부가가치단위당온실가스배출량을나타내는GDP원단위를대표적지표로활용하 음.

자료: 온실가스종합정보센터(2014)

우리나라 감축목표를 GDP원단위로 환산하 을 경

우에도 2030년 목표를 달성하기 위해서는 배출원단

위 개선추세를 현재보다 가속화해야 한다는 부담이

존재하는 것으로 분석된다([그림 6] 참조). 어떤 국가

든에너지효율개선을추구하는것은자연스러운일이

며, 이러한 과정에서 온실가스 배출원단위(emission

intensity)10)는 일반적으로 개선되는 추세를 보이게

된다. 즉, 국가별로 온실가스 배출원단위를 도식화하

여보면우하향하는추세를보이게된다. 그러나이러

한 추세가 자연발생적으로 개선되는 것은 아니라 경

제 내에서 지속적으로 에너지사용의 효율화, 에너지

절감, 저탄소 경제로의 전환 등 다양한 노력을 통해

나타나게되는추세라는점을유의할필요가있다. 이

러한 점을 감안하면 우리나라는 현재보다 온실가스

다른국가들의 온실가스감축목표를 동일한방법으

로 평가할 경우 우리나라와 비교가 가능하다. 대표적

으로 EU의 Post-2020 온실가스 감축목표를 검토하

여 볼 수 있다. EU의 Post-2020 감축목표를 온실가

스 총배출량 추이와 비교해보면 현재의 추세를 유지

할 경우 목표달성이 가능한 것으로 나타난다. [그림

7]에서 표시한 바와 같이 기존의 온실가스 총배출량

추이를 통해 추세선을 도출하고 EU의 2030년 온실

가스 감축목표를 표시할 경우 EU의 감축목표는 온실

가스 배출추세보다 상한에 위치한 것이 확인된다. 따

라서 EU는 현재의 추이가 유지된다면 감축목표를 달

성할 수 있다는 결론을 도출할 수 있다. 물론 미래의

온실가스 배출의 추세는 여러 가지 불확실성을 내포

하고 있으나 현재의 감축행동을 유지할 경우 감축목

표를 달성할 가능성은 높다고 여겨진다. 이러한 점을

종합하면 EU의 감축목표는 의욕성이 높지 않다고 평

가될수있다.

EU의 감축목표를 GDP원단위로 변환할 경우에도

같은 결론에 이르게 된다. [그림 8]에서는 EU의 온실

가스 감축목표와 GDP원단위 개선 추세를 비교하

다. 우리나라의 경우와는 상반되게 EU의 2030년 온

실가스 감축목표는 원단위 개선 추세보다 상한에 위

치하고 있는 것이 확인된다. 현재의 GDP원단위 개선

추세를 유지한다면, EU의 감축목표는 쉽게 달성 가

능할 것이며 따라서 EU의 감축목표는 높은 의욕성을

보여주고있지않다고볼수있다.

배출원단위 개선 노력을 한층 강화해야할 필요성이

있다는 점을 [그림 6]으로부터 유추할 수 있다. 그러

나 앞서 살펴본 것처럼 우리나라 주력산업의 높은 에

너지효율 수준을 고려하면, 온실가스 배출원단위를

추가적으로 개선하는 경제적 비용이 낮지 않을 것임

을 예상할 수 있으며 여기에 우리나라가 직면하고 있

는어려움이있다고하겠다.



[그림 6] 우리나라 온실가스 GDP원단위 추이 및 2030년 감축목표

주: 우리나라온실가스배출량자료와OECD 자료를이용저자가직접계산자료: 온실가스종합정보센터(2014), OECD(stats.oecd.org)

25


[그림 7] EU 온실가스 총배출량 추이 및 2030년 감축목표

자료: UNFCCC(http://unfccc.int/ghg_data/items/3800.php)

[그림 8] EU 온실가스 GDP원단위 추이 및 2030년 감축목표

주: EU 온실가스배출량자료와OECD 자료를이용저자가직접계산자료: UNFCCC(http://unfccc.int/ghg_data/items/3800.php), OECD(stats.oecd.org)

물론 EU는 지금까지 온실가스 감축노력을 충실히

이행해왔으며 EU의총배출량추세와GDP원단위개

선 추세에 이러한 노력이 이미 반 되었다고 보는 것

이타당할것이다. 그러나기존의감축노력이 2030년

목표의 의욕성을 판단하는 기준이 될 수는 없다.

2030년 목표의 의욕성은 지금까지의 온실가스 감축

노력에 부가되는 감축노력으로 해석하는 것이 타당할

것이기 때문이다. 현재까지의 노력이 충실하다고 해

서 미래에 부가적인 감축노력을 하지 않는 것이 정당

화될수는없기때문이다.

일반적으로 한국가에서온실가스 감축노력이진행

될수록 저비용의 감축수단은 감소하고 고비용의 감축

수단만 존재하게 된다. 상대적으로 높은 경제적 비용

을 투입하여야 추가적인 온실가스 감축이 가능한 것

이다. 이러한 점을 종합하면, EU는 기존의 온실가스

감축노력을 감안하고 상대적으로 고비용 구조일 것으

로 예상되는 미래의 온실가스 감축 이행을 감안하여

감축목표를설정한것으로보인다.

EU 외에 주요 선진국의 온실가스 감축목표도 비슷

한 패턴을 보이고 있다. 예를 들어, 미국과 일본의 온

실가스 감축목표는 현행 온실가스 총배출량 추이와

GDP원단위 개선추이보다 상한에 위치하거나 추세선

상 근방에 있는 것으로 나타나고 있다.([그림 9]~[그

림 14 참조])11) 요컨대, 주요국들의 온실가스 감축목

표는 기존의 온실가스 배출추세나 원단위 개선추세를

고려하여 달성 가능성을 충분히 고려한 목표라고 할

것이다.

본고와 유사한 방식으로 BNEF(2015)는 현재 제출

된 INDC를 바탕으로 주요국의 감축목표가 의욕적인

수준인지 평가하 다. 여기서, BNEF는 BAU 대비

감축률로 환산할 경우 우리나라가 미국이나 EU에 비

해 감축률이 높은 것으로 평가되고 있다는 점을 주목

할 필요가 있다. BAU 대비 감축률은 현재의 상황대

비얼마나감축노력이필요한지를가장잘표현할수

있는 지표이기 때문이다. 동 지표에서 우리나라가 가

장 의욕적인 감축목표로 평가되었다는 점은 우리나라

가 현재 대비 가장 강력한 감축노력을 해야만 한다는

점을 의미한다. 한편 BNEF(2015)는 우리나라 산업

부문의 효율이 OECD 최고수준이기 때문에 저렴한

온실가스 저감수단이 부재할 것임을 지적하고 우리나

라감축목표달성이쉽지않을것임을지적하 다. 앞

에서 지적한 대로 우리나라 산업부문의 감축이 쉽지

않다는점이재확인된것이다.

나. 우리나라 Post-2020 온실가스 감축목표의

시사점

온실가스 감축목표 설정과 관련하여서는 크게 두

가지의 상반된 관점이 존재한다. 첫째는 의욕성의 측

면이다. 그간우리나라의기후변화대응리더쉽, 우리

나라의경제적지위, 역사적온실가스배출등을고려

하여 국제사회에 충분한 의욕성을 보일 필요가 있다

는 것이다. 다른 한편으로 달성가능성의 측면을 고려

하지 않을 수 없다. 여기서, 달성가능성이란 국가 경

제적 피해를 최소화하면서 적절한 정책이나 투자를

통해감내할수있는수준을의미한다.

우리나라 Post-2020 감축목표는 한국의 국제적

책임과 녹색기후기금(GCF) 사무국 유치 등 그동안

쌓아온 기후변화 대응 리더쉽 등을 고려하고, 에너지

신산업 및 제조업 혁신의 기회로 삼아야 한다는 차원

에서 당초 감축 시나리오보다 목표수준을 상향 조정

한안으로결정되었다.

논의된시나리오에 비해감축목표를 상향하여국제

사회에 기후변화 대응을 위한 우리나라의 의지를 재

확인할 수 있는 계기가 되었으나 한편으로는 달성가

능성은약화되었다고볼수있다. 우리나라의 INDC를



11) 논의의간결성을위해미국과일본의온실가스총배출량추세와GDP원단위개선추세를도출하고온실가스감축목표를표시하 음. 미국, 일본, 중국의배출량및GDP원단위추세와감축목표를나타내었음.

27


[그림 9] 미국 온실가스 총배출량 추이 및 2025년 감축목표

[그림 10] 미국 온실가스 GDP원단위 추이 및 2025년 감축목표

자료: UNFCCC(unfccc.int/ghg_data/items/3800.php)

주: 미국온실가스배출량자료와OECD 경제전망자료를이용저자가직접계산자료: UNFCCC(unfccc.int/ghg_data/items/3800.php), OECD(stats.oecd.org)



[그림 11] 일본 온실가스 총배출량 추이 및 2030년 감축목표

[그림 12] 일본 온실가스 GDP원단위 추이 및 2030년 감축목표

자료: UNFCCC(unfccc.int/ghg_data/items/3800.php)

주: 일본온실가스배출량자료와OECD 경제전망자료를이용저자가직접계산자료: UNFCCC(unfccc.int/ghg_data/items/3800.php), OECD(stats.oecd.org)

29


[그림 13] 중국 온실가스 총배출량 추이 및 2030년 감축목표

[그림 14] 중국 온실가스 GDP원단위 추이 및 2030년 감축목표

자료: WRI CAIT(cait.wri.org)

주: 중국온실가스배출량자료와OECD 경제전망자료를이용저자가직접계산자료: WRI CAIT(cait.wri.org), OECD(stats.oecd.org)



자세히 살펴보면 의욕성과 감축여건이 부족한 국가여

건사이에서고민이읽힌다. 이에따라정부는우리나

라가 제조업 위주의 성장 경제구조를 감안할 때 적극

적인 온실가스 감축이 어렵고, 국내 산업계에 부담이

될 것이라는 우려를 감안하여 부담을 최소화할 수 있

는방안을제시하 다.

우선 산업계의 직접적 부담 최소화를 위해 시장메

커니즘을 통한 해외감축 등 다양한 감축수단을 활용

하도록 하 으며 산업계의 감축률을 공론화 시나리오

2안(약 12%) 수준으로 한정하 다. 또한 에너지 신산

업을 집중 육성하여 매년 4%대 성장을 통해 2017

년에는 4.6조 달러로 예상되는 세계 에너지 신산업

시장을 선점한다는 의지를 피력하 다(관계부처합동,

2015).

이러한 정부의방안들은온실가스 감축목표의달성

가능성을 높이기 위해 다양한 방안을 강구한 결과로

여겨진다. 특히 기업에 대한 직접규제보다 시장·기

술을통해산업계가자발적감축을할수있도록지원

제도를 개선하고, 과도한 규제는 과감히 정비하도록

한다는 점을 명시하여 산업계의 우려를 해소하고자

하 다.

정부에서 밝힌 바와 같이 직접규제 보다는 시장 및

기술을 통해서 자발적 감축을 유도하고 에너지 신산

업을 집중 육성하여 기후변화 대응을 선도해 나간다

는대원칙은정해졌다고할것이다. 이러한방향하에

서 새로운 성장 동력을 구축하기 위한 혁신과 도약의

장(場)을만들어야하는과제가우리에게놓인셈이다.

그 첫 단계로 2030년 감축목표 설정에 따라 동 감

축목표를 이행하기 위한 합리적이며 창의적인 이행방

안의 마련이 중요해질 것이다. 연도별, 부문·업종별

감축률설정등세부이행계획수립시, 이해관계자의

충분한 의견 수렴을 거쳐 합리적이며 창의적인 이행

방안을 마련하기 위한 적극적 노력이 필요할 것으로

판단된다.

향후 온실가스 감축을 위한 환경조성이 무엇보다

중요하다. 새로운 성장동력을 창출하기 위해서는 근

본적으로 경제주체의 행동이 저탄소 경제를 지향해야

한다. 시장 환경을 조성하여 기업의 투자를 촉진하여

야 새로운 시장과 산업이 자연스레 출현하고 활성화

되는 선순환을 기대할 수 있다. 과감한 저탄소, 고효

율 에너지 기술개발 및 인프라 투자도 병행되어야 할

것이다.

신기후체제가 가시화되고 있다. 온실가스 감축의

이행과정이 그만큼 중요하게 취급되어야 할 것이다.

우리나라 온실가스 감축목표 이행은 제조업 중심, 수

출주도형 경제로부터의 전환이라는 장기적 과제와 깊

이연계되어있다. 적절한속도조절과합리적제도운

을 통해 온실가스 감축을 기회로 만들어야 하는 과

제가우리경제앞에있다.

우리나라 제조업은빠른온실가스 증가의주원인이

지만 제조업이 경제성장의 주동력이었다는 점도 감안

해야 한다. 우리나라 제조업의 경제성장 기여율은 매

년 30%를 상회하는 수준이며 특히 세계경제 위기를

돌파하는 데 제조업이 주도적 역할을 하 다.12) 하지

만 우리나라 제조업 경쟁력 지수는 세계 4위 수준에

서 중국이 매년 빠르게 추격하고 있는 추세를 보이고

있다(UNIDO, 2013).

온실가스 감축을 부담이 아니라 기회로 만들기 위

해서는 합리적 게임의 룰이 필요하다. 경제주체가 자

발적으로 온실가스 감축에 동참하기를 원한다면 능력

을발휘할수있는환경을마련하는것이우선임을아

무리강조해도지나치지않다.

31


참고문헌

<국내 문헌>

노종환, 기후변화협약에 관한 불편한 이야기, 한울

아카데미, 2014

관계부처합동, “2030년 우리나라 온실가스 감축목

표 BAU(851백만톤) 대비 37%으로 확정,”

2015.6

온실가스종합정보센터, 2014년 국가 온실가스 인벤

토리보고서(NIR), 2014

전경련, “우리나라주요업종의에너지효율국제비교,”

2012

<외국 문헌>

Bloomberg New Energy Finance(BNEF), “How

Ambitious are the Post-2020 Targets?,”

2015.10

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Organization(UNIDO), The Industrial

Competitiveness of Nations, 2013

<웹사이트>

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한국은행경제통계시스템, ecos.bok.or.kr

OECD database, stats.oecd.org

UNFCCC 온실가스 통계자료, unfccc.int/ghg_

data/items/3800.php

UNFCCC 더반결정문, unfccc.int/resource/

docs/2011/cop17/eng/09a01.pdf#page=2

국제탄소시장에대한논의와배출권시장연계최신동향및시사점

이 지 웅 에너지경제연구원부연구위원 ([email protected])

1. 머리말

우리나라정부는2015년6월30일2030년국가온실

가스 감축목표(Intended Nationally Determined

Contribution, INDC)를“배출전망치(Business As

Usual, BAU) 대비 37% 감축”하는것으로최종결정하

고이를UN에제출하 다.

이과정을간단히살펴보면다음과같다. 정부각부

처 및 민간 전문가로 구성된 공동작업반에서 2030년

배출전망치를 8억 5,060만톤으로 추정하 으며, 가능

한감축수단을고려한4개의감축목표안- 배출전망치

대비 14.7% 감축(1안), 19.2% 감축(2안), 25.7% 감축(3

안), 31.3% 감축(4안) - 을2015년6월11일공표하 다.

이후시민단체및산업계등각계의의견을수렴하 고,

결국 3안인 25.7% 감축을 채택하되, 우리나라의‘국제

사회의위상과선도적역할’을감안하여‘국제탄소시장

을 활용한 온실가스 감축’11.3%를 추가함으로써 배출

전망치대비37% 감축을달성하는것으로결정하 다.


국제탄소시장에 대한 논의와 배출권시장 연계 최신동향 및 시사점동향초점

자료: 에너지경제연구원

제 출 일 2.27 3.6 3.27 4.23 5.15 제출예정

목표방식 절대량 절대량 BAU 절대량 절대량 절대량

기준년도 1990 1990 - 1990 2005 2013

목표년도 2030 2030 2030 2030 2030 2030

감축목표 -50% -40%-25%(무조건)

-40% -30% -26%-40%(조건부)

국제탄소시장 이용

여부포함 불포함

조건부목표에포함

포함 불포함양자

크레디트제도(JCM)

항목 스위스 EU 멕시코 리히텐슈타인 캐나다 일본

<표 1> 주요국 감축목표(INDC) 내용

따라서 우리나라가 2030년 감축목표를 달성하기 위

해서는국내감축노력외에도‘국제탄소시장’이핵심적

요인으로 작용할 것으로 예상된다. 우리나라 이외에도

스위스, 멕시코, 리히텐슈타인, 캐나다, 일본이 국제탄

소시장혹은이와비슷한수단을통하여감축목표를달

성하겠다고UN에제출한감축목표(INDC)를통해밝힌

바있다.

사실많은경제학자들은기후변화대응을위한수단

으로서 세계 공통의 탄소시장을 지지하고 있다. 2014

년 노벨경제학상 수상자인 툴루즈 대학교의 장 티롤

(Jean Tirole)도 효과적인 온실가스 감축을 위해서 세

계공통의탄소시장에대한필요성을강조하고있다.1)

하지만현재로서는 2020년이후新기후체제에서국

제탄소시장이포함되는지조차당사국의합의가이루어

지지않은상태로서, 구체적인형태는물론실현여부도

불확실한상태이다. 2015년 12월파리에서열릴UN기

후변화협약 당사국 총회(COP 21)에서는 각국이 제출

한 감축목표(INDC)가 핵심 의제가 될 전망이며, 국제

탄소시장은당사국의합의결과에따라새로운논의의

단계로들어갈전망이다.

2. 교토의정서에 의한 시장 메커니즘의 출발

국제탄소시장이 처음 본격적으로 논의된 것은 1997

년 합의된 교토의정서(Kyoto Protocol)로서, 당시 감

축의무를부여받은부속서 I 국가(Annex I)는 자국내

의 온실가스 실질 배출량에 해당하는 AAU(Assigned

Amount Unit)를 매년 UN에 제출해야 했다. 이러한

감축목표를보다유연하게달성할수있도록, 교토의정

서는 국제배출권거래제(International Emissions

Trading), 공동이행(Joint Implementation), 청정개

발체제(Clean Development Mechanism)를 통해 국

가 사이에 배출권 거래 혹은 이전을 허용하는‘유연성

메커니즘(Flexibility Mechanism)’을도입하 다.

국제배출권거래제는 감축목표를 초과달성한 부속서

I 국가가 초과된 AAU를 다른 부속서 I 국가에 판매할

수 있도록 하는 것이다([그림 1] 참조). 공동이행은 부

속서 I 국가가 다른 부속서 I 국가의 감축사업에 투자

하여 ERU(Emissions Reduction Unit)을 획득하고

이를 자국의 감축목표 이행에 사용할 수 있도록 하는

것으로서주로서유럽국가가동유럽국가에서의감축

사업을 통하여 ERU를 획득하는 방식으로 이루어졌다

([그림 2] 참조). 청정개발체제는부속서 I 국가가非부

속서 국가, 즉 감축의무가 없는 국가의 감축사업에 투

자하고UN의승인을받아 CER(Certified Emissions

Reductions)을 획득하고 이를 자국의 감축목표 이행

에사용할수있도록하는것으로서주로중국, 인도등

의국가에서감축사업이이루어졌다([그림3] 참조).

유연성 메커니즘은 모두 UN을 통해야만 했는데, 배

출권할당및거래·이전을승인·감독할수있는이러

한 교토의정서의‘하향식(Top-down)’구조는 국제탄

소시장설립을뒷받침할수있는인프라구축을가능하

게하 다. 특히, 다음의요소는미래국제탄소시장에서

핵심구성요소로서역할을할수있다고판단된다.

(1) 모든국가에동일한산정기준(accounting rule)의적용


33

1) http://debate.tse-fr.eu/article/making-climate-agreements-work.



자료: 산림청홈페이지(www.forest.go.kr)



[그림 2] 공동이행

[그림 3] 청정개발체제

[그림 1] 국제배출권거래제


35

(2) UN이 승인한 배출권 이전·거래만을 감축목표

이행에적합한것으로인정

(3) 모든종류의배출권이전은국제거래로그(Inernatioanl

Transaction Log)에기록함으로써이중계산의방지

그러나미국등많은국가들이의정서를비준하지않

거나탈퇴함에따라온실가스감축이라는측면에서교

토의정서체제는성공적이지않았다는평가를받고있

다. 각 국가가 준수해야 하는 감축공약의 형태가 획일

적이며, 선진국에만 감축의무를 부여함에 따라 정치적

인반발이많았던것이다. 이에따라선진국은물론개

도국도온실가스감축에참여하도록유인을제공할수

있는새로운형태의국제적합의에대한필요성이대두

되었다.

3. 국제탄소시장 관련 Post-2020 新기후체제

교토의정서 체제를 탈피하는 Post-2020 新기후체

제에 대한 논의는 UN 기후변화협약 하의‘더반 플랫

폼 특별실무그룹 회의(Ad Hoc Working Group on

the Durban Platform for Enhanced Action,

ADP)’에서 논의되고 있다. ADP의 임무(mandate)는

“2015년 총회에서 채택되고, 2020년부터 실행할 수

있으며, 모든 당사국에 적용되는‘의정서, 다른 법적

형태 또는 법적 효력을 가진 합의된 결과(a protocol,

another legal instrument or an agreed outcome

with legal force)’를도출”하는것이다.

ADP 협상이진전되면서 2014년리마에서열린UN

기후변화협약당사국총회(COP 20)에서는 INDC의형

태 및 포함해야 하는 정보에 대한 합의가 이루어졌으

며, 2015년 11월 현재 주요 회원국은 모두 국가에서

2020년이후실행할 INDC를 UN에제출한상태이다.

하지만 국제탄소시장이 ADP가 합의해야 하는 결과물

에는 직접적으로 포함되어 있지 않아 국제탄소시장에

관한본격적인논의는 2015년 COP 21이끝난후이루

어질것으로보인다.

COP 21에서논의될ADP 결정문안에서는‘시장메커

니즘’을직접언급하지않고, ‘협력적접근(Cooperative

Approaches)’나‘지속가능한발전메커니즘(Sustainable

Development Mechanism)’등의 용어를 사용하여

간접언급하고있는상태이다. 다만국제탄소시장과관

련된부분이있다면, 배출량산정및집계에관한것이

다. 전 세계 공통의 국제탄소시장 작동을 위해서는 이

중계산방지가매우중요한데, 교토의정서와같은하향

식구조가부재한상태에서국가간의배출권거래·이

전을위해서는배출량산정및집계에관한국제적합의

가 필수적이기 때문이다. 따라서 국제탄소시장이

2020년 이후 어떤 형태로든 도입되기 위해서는 2015

년 12월 파리기후변화총회에서감축목표이행수단으

로서국가간배출권이전을허용하거나, 적어도금지하

지않아야할것이다.

ADP 외에, UN기후변화협약 하의 다른 부속기구인

SBSTA에서는국제탄소시장에관련된논의를계속진

행하고 있는 상태이다.‘다양한 접근을 위한 프레임워

크(Framework for Various Approaches, FVA)’라

는의제하에서다른국가사이의배출권거래·이전에

관한각당사국의입장을논의하고있으며, [그림 4]는

각국가의주요제안을보여주고있다.

FVA는 크게‘新시장 메커니즘(New Market

Mechanism, NMM)’과‘非시장 접근(Non-Market

Approaches)’으로구성되어있는데, 당사자국사이에



자료: CEPS(www.ceps.eu)

서이들개념의명확한정의에대한합의가이루어지지

않고있을뿐더러너무다양한방식들이제안되어있어

논의가 답보상태에 머무르고 있다. 또한 남미 국가를

중심으로한일부사회주의국가에서는시장을이용한

온실가스 감축이라는 아이디어를 기반으로 하는 시장

메커니즘에 대하여 강한 거부감을 보이고 있다. 또한

일부 당사국은 국제탄소시장이 신기후협약 체제에 포

함될지도명확하지않은상태에서, 시장에관한기술적

인 사항에 관한 논의는 의미가 없다는 입장을 밝히고

있는 상태이다. 따라서 국제탄소시장에 대한 논의는

2015년이후구체화될것으로전망된다.

4. 국제탄소시장의 배출권거래제 연계 동향

ADP 협상 결과물이 국제탄소시장의 구체적인 형태

를명시하지않더라도국가간배출권거래·이전을감

축목표 달성 수단으로 금지하지 않는다면, 자발적으로

국가 간 배출권거래제를 연계(linkage)하여 공동의 시

장을형성할유인이있다. 배출권시장연계는참여국

가간에동일한탄소가격을부과하게되어국제경쟁력

약화에대한우려를완화할수있기때문이다. 특히연

계하는국가가서로주요무역국인경우이러한장점은

극대화된다. 또한 연계를 통하여 보다 많은 기업들이

참여하게 됨으로써 감축기회가 다양해짐에 따라 전체

적으로는감축비용을낮출수있다.

실제로 일부 국가 혹은 지역에서 배출권거래제 연계

를추진하고있는상황이다. 2014년 1월미국캘리포니

아주와캐나다퀘벡주는배출권거래제를공식적으로연

계하 으며, 2014년 11월 첫 배출권 합동경매(joint

auction)를실시하 다. 또한 2013년 9월호주총선에

서 보수당으로 정권이 교체됨에 따라 무산되었으나, 노

[그림 4] 다양한 접근을 위한 프레임워크


37

동당 집권 시 EU ETS와 호주의 탄소가격메커니즘

(carbon pricing mechanism)의 연계를 위한 협상이

막바지단계에있었던바있다.

배출권시장연계는배출권총량, 추적시스템, 배출

권레지스트리, MRV, 준수및강제규정, 상쇄규정등

을 일치시켜야 하므로, 자국의 재량권을 일부 포기할

의사가 있어야만 가능하다. 또한 연계로 인한 장점을

실현시키기 위해서는 거래에 대한 가이드라인과 공통

의 산정기준, 환경적 건전성에 대한 최종 책임을 연계

추진 국가 사이에 사전에 반드시 합의해야 한다. 이러

한측면에서EU와호주의경우사회·문화·경제적으

로 많은 부분을 공유하고 있으며, 교토의정서 상의 감

축의무국으로서기술적문제에대한기존의국제적합

의가이미이루어져있어연계추진이상대적으로수월

하 던 것으로 보인다. 또한 캘리포니아주와 퀘벡주는

2007년미국과캐나다지역의탄소시장을조성하기위

해설립된Western Climate Initiative의회원으로서

시장 조성 초기단계부터 유사한 방식을 취하 으므로

배출권시장연계가매우수월하 다.

물론 배출권 시장 연계 고려 시 단지 시장이 커진다

는이유만으로추진하는것은바람직하지않으며, 연계

를오랜시간에걸쳐일어나는진화적과정으로이해하

고 추진 시 연계 결과와 잠재적 효과를 엄격히 고려해

야한다.

5. 향후 전망 및 시사점

우리나라정부가 6월 30일제출한국가감축목표중

‘국제탄소시장을 이용한 11.3% 감축’부분은 아직 구

체화되지 못한 국제탄소시장을 이용한다는 점에서 논

란의여지가있지만, 상당수다른국가도국제탄소시장

을 이용한 감축 의사를 밝히고 있다는 점에서 특별히

문제가 없는 것으로 보인다. 그보다는, ‘국제탄소시장

을 이용한 감축’은 시장의 존재를 암묵적으로 전제하

는 것으로서, 新기후체제에 국제탄소시장을 포함시켜

야한다는우리나라의입장을국제사회에표명한것으

로보는것이합리적이다.

현재 제출되고 있는 각국의 Post-2020 감축목표의

내용에따라올해말논의될新기후체제의핵심구성요

소가결정될것이며, 국제탄소시장이감축목표이행수

단으로허용된다면이에대한본격적인논의가시작될

것이다. 그러나 국제탄소시장이 조성되기 위해서는 국

제적으로 합의된 규칙이 필수적인데, 이는 교토의정서

의하향식구조에따라조성된국제탄소시장잠재적인

프라를상당부분빌려올것으로보인다.

한편 UN기후변화협약 내에서 국제탄소시장에 대한

논의가진전되지않음에따라, 일부국가에서는연계를

통해자발적으로배출권시장을확대하는움직임을보

이고있다. 이는배출권거래제의자발적연계를통해서

는전세계공통의탄소가격을형성하기어렵지만, 국제

적 합의에 대한 필요에 의해 방해받지 않고 해당 국가

끼리 자발적으로 진행할 수 있다는 장점이 있다. 또한

新기후체제가 적어도 국가간 배출권 이전을 금지하지

않는다면, 각국가혹은지역단위의배출권거래제사이

의연계가확대될가능성이크다.

사실온실가스의효과적인감축을위해서는모든국

가에서통용되는배출권이모든국가에서동일한가격

으로 거래되는 단일한 국제탄소시장이 조성되는 것이

바람직하나, 각 국가에서제출한 INDC의형태가매우

다양하므로이는현실적으로어려울것으로보인다. 따

라서 新기후체제가 국제탄소시장을 포함한다면, 감축

목표 달성 수단으로 국가 간 배출권 이전을 허용하되,

동일한산정규칙정도만제시하는형태를취할것으로

전망된다. 그리고단일한국제탄소시장이아니라, 동일

대륙혹은비슷한경제수준의국가간의자발적배출권

거래제연계를통해복수의국제탄소시장이출현할것

으로예상된다.

실제로 현재 IETA(International Emissions

Trading Association), 세계은행의 GNCM(Globally

Networked Carbon Markets), ICAP(International

Carbon Action Partnership) 등의 많은 국제기구나

기관이 배출권 시장 연계를 위하여 노력하고 있다. 또

한국가단위에서도전략적으로연계를지원하고있는

데, 예를 들어 국 정부는 다른 국가, 특히 중국 등의

배출권거래제가 EU ETS와 향후 호환 가능하도록 설

계시재원및컨설팅을제공하고있다.

따라서배출권시장연계를통한복수의국제탄소시

장이 형성될 것으로 예상되는 바, 우리나라도 이에 대

비하여 배출권거래제 연계를 선제적으로 준비하고 이

에 대한 전략을 보다 구체적으로 다듬을 필요가 있을

것이다.

참고문헌

<국내 문헌>

환경부, “2030년 우리나라 온실가스 감축목표

BAU(851백만톤) 대비 37% 감축으로 확정,”

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<웹사이트>

http://debate.tse-fr.eu/article/making-

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www.ceps.eu(2015.11.3. 검색)




39

1. 머리말

미국의 오바마 대통령은 2013년에 기후변화 행동

계획(Cliamte Action Plan)을 발표하여 미국 내의

적극적인 기후변화 대응뿐만 아니라 국제협력에서도

주도적인 역할을 이행하겠다는 구체적인 의지를 표명

했다. 국내에서는 발전부문의 온실가스 배출규제를

강력하게 실시하고 수송부문과 가정 및 상업부문에서

도 에너지효율 기준을 강화하며 신재생에너지를 적극

적으로 도입한다는 계획이다. 유엔을 중심으로 전개

되고 있는 Post-2020 기후변화체제의 성공을 지원

하기 위해, 국제무대에서 선도적인 역할을 수행할 계

획이며 2015년에는 신기후제의 일환으로 2025년의

온실가스감축목표를제출하기도했다.

미국의발전부문온실가스 배출규제는오바마 대통

령의 기후변화 행동계획의 일환으로 추진되는 계획이

다. 발전부문은국가온실가스배출원에서가장큰비

중을 차지하고 있으며 저탄소 경로 설정에 있어서 핵

심적인 역할을 할 수 있는 부문이다. 우리나라도

2020년의 온실가스 감축목표 뿐만 아니라 2030년의

온실가스 감축목표를 달성하기 위해서는 미국의 온실

가스배출규제내용을살펴볼필요가있다. 미국의발

전소 온실가스 배출규제는 우리나라의 발전부문 온실

가스 감축목표 및 감축수단 설정에 유용한 정보를 제

공해줄 것으로 기대된다. 본고에서는 미국 신규 발전

소 및 기존 발전소의 온실가스 배출규제 내용을 구체

적으로 살펴보고 우리나라 발전부문 및 기후변화 정

책수립에대한시사점을도출하고자한다.

2. 오바마 정부의 기후변화 행동계획

가. 미국의온실가스감축목표

오바마 대통령은 2009년 코펜하겐어코드에 의해

2020년의 온실가스 감축목표를 설정한데 이어 2015

년에는 신기후체제의 일환으로 자발적 기여(INDC)인

2025년의 온실가스 감축목표를 설정하여 유엔에 제

출했다. 2020년의 온실가스 감축목표는 2005년 배

출량대비약 17% 감축하는것이며 2025년의 감축목

표는 2005년 대비 26∼28%를 감축하되 약 28% 감

축을다하도록최선을다한다는것이다.

미국의발전소온실가스배출규제정책추진동향과시사점

에너지경제연구원 선임연구위원노 동 운([email protected])


미국의 발전소 온실가스 배출규제 정책 추진동향과 시사점동향초점

미국은 교토의정서체제에가입하지 않았기때문에

2020년 감축목표는교토의정서에의한제2차공약기

간(commitment period)의 감축목표가 아니라, 기

후변화협약 장기행동계획(AWG-LCA)의 자발적인

감축목표라고 할 수 있다. 부속서 I 국가의 교토의정

서 제2차 공약기간(2013~2020년) 감축목표 설정협

상(AWG-KP)은 2005년 캐나다 몬트리올의 제11차

기후변화 당사국총회(COP 11)에서 결성되어 2009년

코펜하겐에서 마무리될 예정이었다. 개도국까지 포함

한기후변화협약틀에관한협상(AWG-LCA)은 2007

년 인도네시아 발리에서 개최된 제13차 기후변화 당

사국총회(COP 13)에서 결성되어 역시 코펜하겐에서

마무리될 예정이었다. 따라서 미국의 2020년 온실가

스 감축목표는 2009년 덴마크 코펜하겐의 제15차 기

후변화 당사국총회(COP 15)에서 기후변화협약틀에

관한 협상(AWG-LCA)의 감축목표로 제출한 것이라

고할수있다.

미국은 2014년 말 페루 리마에서 개최된 제20차

기후변화총회에서 합의된 일정에 따라 선진국이 제출

해야 할 제출 시한인 2015년 1분기인 3월 31일에

2025년의 감축목표인 자발적 기여(INDC)를 유엔기

후변화협약 사무국에 제출했다. 기후변화협상 일정에

의한 선진국의 온실가스 감축목표 시한을 정확하게

준수하여 감축목표를 제출한 점은 세계적인 기후변화

대응노력에 적극적으로 참여하고 있을 뿐만 아니라

유엔의 Post-2020 노력을 선도하겠다는 의지로 볼

수있다.

미국은 2020년 감축목표를 달성하기 위해 다양한

기후변화정책 및 조치를 이행하고 있다. 교통부와 환

경보호청(EPA)은 2012~2025년형 경형 자동차의 연

비기준과 2014~2018년형 중형 자동차의 연비기준을

설정했다. 또한 에너지정책법(Energy Policy Act)과

에너지안보법(Energy Independence and Security

Act)에 의거하여, 28개의 가전기기 및 기구에 대한

에너지절약기준을 설정했으며 고위 GWP(high-

GWP) HFC 대체사용에관한규정을설정했다. 2025

년 감축목표를 달성하기 위해 현재 추진하고 있는 기

후변화정책을 강화하여 온실가스 감축속도를 두 배

수준으로 강화할 계획이다. 2020년 목표 수준(2005

년 대비 약 17%)에서 추가적으로 2005년 대비

9~11% 감축하며, 2005~2020년의 온실가스 감축속

도를연 2.3∼2.8% 수준으로약두배수준으로강화

시켜야 한다는 것이 기본 전략이다. 신규 및 기존 발

전소의 온실가스 배출기준에 관한 규제안을 2015년

여름에 발표했으며 교통부와 환경보호청(EPA)은

2018년 이후 자동차(Post-2018)에 대한 연비규제안

을 수립하고 매립지와 석유·가스 생산시설의 메탄가

스배출에관한규제계획도수립할계획이다. 에너지

절약기준을 적용하는 가전기기 및 기구의 범위도 확

대할계획이다.

자료: UNFCCC; 에너경제연구원, 상시연구체계활동보고서, 2014.12

2020년 감축목표 2025년 감축목표구분

감축목표 2005년 배출량 대비 약 17% 감축 2005년 배출량 대비 26~28% 감축

<표 1> 미국의 온실가스 감축목표


41

나. 기후변화행동계획개요

오마바대통령은2013년 6월기후행동계획(Climate

Action Plan)을 발표했는데, 이는 오바마 행정부의

기후변화정책을 집약적으로 보여주는 계획이라고 할

수 있다. 오바마 대통령은 취임 이후 기후변화 관련

다수의 법안을 제정하는 시도를 했으나 의회에서 공

화당의반대로모두실패했다. 2020년감축목표를규

정할 청정에너지 안보법(American Clean Energy

& Security Act; ACES Waxman-Mckey 법안)을

상정했으나, 공화당의 반대에 부딪쳐 의회를 통과하

지못한것이대표적인사례이다. 오바마대통령은공

화당이 의회를 장악하고 있는 현실을 감안하여 입법

과정을 통해 기후변화정책을 추진하는 방식을 포기하

고, 행정명령을 통해 기후변화정책을 추진하는 전략

을선택하 다.

기후행동계획은 1) 자국 내 탄소배출량 감축, 2) 기

후변화 향 대응, 3) 기후변화 대응 관련 국제적 노

력을 선도하겠다는 3대 추진전략으로 구성되어 있다.

오바마 행정부는 기후행동계획에 포함된 모든 실천계

획들이 실현될 경우 2020~2025년까지 약 30억 톤

의온실가스가감축될것으로예상하고있다.1)

1) Center for Climate and Energy Solutions(C2ES), President Obama’s Climate Action Plan: One Year Later, June 2014. p. 1.

자국 내탄소배출량 감축

기후변화 향 대응

청정에너지 상용화

21세기형교통체제 구축

가정, 상업, 공장의에너지절약

기타 온실가스 감축

연방정부 차원의적극적인 행동

안전한 커뮤니티 및인프라 구축

발전소 탄소배출량 감축재생에너지 확대청정에너지기술에 대한 장기투자 촉진(청정 화석연료 사업 추진 등)

저탄소 연료기준 강화저탄소 수송기술 개발 및 상용화

가정 및 산업체에서의 에너지요금 절약(에너지효율기준 도입, 에너지효율개선 관련 투자 촉진 등)

HFCs 배출량 감축메탄 배출량 감축(통합 메탄전략 구축 등)산림보호 및 복구

연방정부 차원에서 청정에너지 및 에너지효율 개선 사업 추진

연방정부 차원에서 기후복원 투자 지원주(州), 지방, 부족 차원의 기후대응 TF 구축지역사회의 기후변화적응 지원건물 및 인프라의 복원력 강화허리케인 샌디로 인한 피해 복구

구분 세부전략 실천계획

<표 2> 미국 기후행동계획 주요내용



기후변화 향 대응

기후변화 대응 관련국제적 노력 선도

경제 및천연자원 보호

과학적 접근법을 통한기후변화 적응

기후변화 대응을 위해국제사회와 협력

국제적 협력을 통한 기후변화대응 노력을 선도

주요 부문의 기후변화 취약성 평가보건부문의 복원력 강화기후안전에 대한 보험 확대토지 및 수자원 보호농업부문 지속가능성 유지가뭄 관리산불 위험 관리홍수 대비

실천 가능한 기후과학 보급미국의 기후변화 향 분석기후자료 이니셔티브 발족기후복원에 관한 툴킷(toolkit) 제공

주요경제국포럼(MEF)을 통한 다자간 협력 강화주요 개도국과의 양자간 협력 확대대기 잔류기간이 짧은 대기오염물질 감축산림파괴 및 황폐화로 인한 배출 감축청정에너지 사용 확대 및 에너지폐기물 감축(천연가스 및 원자력, 청정석탄, 에너지효율 개선 등)환경상품 및 서비스에 관한 국제자유무역 논의화석연료 소비에 대한 지원금 점진적 폐쇄청정에너지에 대한 국제사회의 공적자금 투입 지원국제사회의 기후변화 복원력 강화기후금융 활성화

-

구분 세부전략 실천계획

<표 2> 계속

자료: Executive Office of the President(EOP), The President's Climate Action Plan, June 2013

1) 자국 내 온실가스 감축

자국 내 온실가스 감축은 1) 발전부문 온실가스 감

축을포함한청정에너지보급확대, 2) 21세기형교통

체제 구축, 3) 각 부문에서의 온실가스 감축, 4) HFC

등의 비이산화탄소 감축, 5) 연방정부의 감축노력 등

으로구분된다.

발전부문은 미국 내에서 가장 규모가 크고 집중적

인온실가스배출원으로서비소, 수은및납에대해서

는 이미 배출규제가 설정되어 있다. 36개 이상의 주

에서 재생에너지 목표를 이행해 오고 있으며, 26개

이상의 주에서 에너지 효율성 목표를 정해 놓았으나

연방 수준에서 발전소의 온실가스 배출규제가 없어서

발전소에 대한 온실가스 배출기준을 제안하게 된 것


43

이다. 오바마 대통령의 제1기 재임기간에 풍력, 태양

광 및 지열 발전량을 두 배로 증가시켰음에도 불구하

고 2020년까지 재생에너지 발전량을 배가시키는 목

표를 설정했으며, 전력망 확대 및 현대화도 추진하고

첨단 바이오연료와 모듈 방식의 소형 원자로와 같은

새로운 원자력 기술에서부터 청정 석탄에 이르기까지

광범위한 에너지기술에 대한 투자를 증대시켜 청정에

너지를확대할계획이다.

2011년에 오바마 행정부는 대형 트럭, 버스 및 밴

을 대상으로 최초의 연비기준(2014~2018년식 모델

에 적용)을 수립한데 이어 대형 차량에 대한 2018년

이후의 연비기준(2025년까지 평균 23.17km/ℓ,

54.5mile/gallon)을 설정할 계획이다. 재생연료기준

(Renewable Fuels Standard)을 달성하도록지원하

고, 차세대바이오연료실용화를위한연구및개발에

투자하고있으며, 이를더욱확대하여민간부문및공

공부문과의 협력을 발판으로 모든 수송부문에서 첨단

배터리 및 연료전지 기술과 같은 청정연료 보급 사업

을계속할계획이다.

가정·상업부문 및 공장에서의 에너지낭비를 억제

하기 위한 계획도 추진 중이다. 세척기, 냉장고 및 기

타 다수의 제품을 대상으로 한 새로운 효율성 기준을

수립한데이어새로운에너지효율성기준목표를수

립할 계획이다. 에너지 효율성 투자와 관련된 장벽을

완화할 계획이며 농무부의 에너지효율 및 절약 대출

프로그램, 미국 농촌 에너지 프로그램, 주택도시개발

부의 다가구에너지혁신기금을 통해 투자를 확대할 계

획이다.

수소화불화탄소(HFC)를감축하기위해자동차생산

자로하여금HFC를대체하도록장려하고있으며신규

대체물질정책프로그램을 통해 저배출 기술에 대한 민

간부문의 투자를 장려할 계획이다. 메탄 배출 감축을

위해환경보호청(EPA)과 농무부, 에너지부, 내무부및

교통부에서종합적인부처간메탄전략을수립하고산

불, 가뭄 및 병충해 위험을 줄이고, 삼림 보존 및 지속

가능한관리를통해흡수능력을확대할계획이다.

연방 수준에서의 온실가스 감축을 위해 2020년까

지 전력 소비량 중 재생에너지로 발전되는 전기의 비

중을 약 20%로 늘릴 계획(현재 약 7.5%)이며 에너지

효율화를계속하여추진할계획이다. 에너지절감사업

및 성과 기반 에너지절감계약의 이행을 통해 연방 기

관들은 300건 이상의 사업에서 거의 23억 달러에 달

하는 일련의 계약을 약속했으며, 행정부는 향후 몇 개

월간성과기반계약을포함한에너지효율화촉진사

업을 강화하기 위한 다수의 조치를 취하고, 연방 시설

을 대상으로 에너지관련 데이터를 안전하고 사용하기

쉬운 형식으로 취합하는‘녹색 버튼(Green Button)’

기준을 활용하여, 에너지 소비량을 관리하고 온실가

스 배출량을 감축하고 지속가능성 목표를 달성하기

위한능력을향상시킬계획이다.

2) 기후변화 향 대응

미국의 기후변화 복원력을 강화하기 위해 부처간

기후변화 적응 대책반을 설립했으며 2013년 2월에는

기후변화 적응계획을 발표했다. 기후변화의 향에

보다 잘 대비할 수 있도록 1) 보다 견고하고 안전한

지역사회 및 기반시설 구축, 2) 경제 및 천연자원 보

호, 3) 과학을 이용한 기후변화 대응 등의 3가지 조치

를추진하고있다.

지역사회및기반기설구축을위해교통, 수자원관

리 및 보존, 재해구호분야에서 보다 탄력적인 투자를



장려하고 지원할 계획이다. 지역사회 보호 노력을 강

화시키기 위해 주, 지방 및 부족과 정부 공무원으로

구성되는단기대책반을설치하고보조금을제공할계

획이다. 건물 및 기반시설의 복원력 제고를 위해 국립

표준기술원에서는 지역사회 종합 복구체계를 개발하

고건물및기반시설에관한지침을제공할계획이다.

경제 및 천연자원 보호를 위해 에너지부는 가뭄으

로 인한 발전소 가동 중단 및 악천후 시 연료공급 중

단을 대비하여 에너지관련 기반시설의 복원력 향상을

추진할계획이다. 보건후생부는기후변화에대해지속

가능하고 복원력이 높은 병원을 만들고 생물다양성을

보호하고 천연자원을 보존하며, 보다 많은 탄소를 저

장할 수 있도록 공유지 및 자연계를 관리할 계획이다.

농무부는 지역기후허브를 설립하여 기후변화 복원력

개선사업을지원하고가뭄관리를위해국가재해복구

체계를 활용할 계획이다. 산불·들불 위험 경감을 위

해 삼림 및 방목지 복구사업을 확대하고 가연성 초목

을 제거하고 미래 홍수에 대한 대비책으로서 해수면

상승및홍수위험에 향을미치는기타요인을고려

한일관적인접근방식을반 할계획이다.

과학을 활용한 기후변화 향 관리에서는 실행 가

능한 기후과학의 개발, 미국 내에서의 기후변화 향

평가, 기후데이터 이니셔티브 발족, 기후변화에 대한

복원력개선툴킷제공등을추진할계획이다.

3) 기후변화 대응 관련 국제협력 선도

오바마 대통령은 1) 기후변화 대응을 위한 다른 국

가들과의 공조 강화, 2) 국제 협상을 통한 기후변화

대응 주도를 추진할 계획이다. 기후변화 대처를 위한

다른국가들과의공조를강화하기위해‘에너지및기

후에 관한 주요경제국포럼(MEF)’, 주요 신흥경제국

과의 양자간 협력 확대를 위한 미·중 청정에너지연

구센터, 청정에너지 개발을 위한 미국-인도 파트너

십, 브라질과의전략적에너지대화, 기후및청정대기

연합, 지구메탄감축 이니셔티브, 삼림투자프로그램

및 산림탄소협력기금 등을 추진하고 있다. 청정에너

지 이용 확대 및 에너지낭비 축소를 위해 재생 및 청

정에너지프로젝트에대한자금지원및규제관련혜

택제공, 석유및석탄에서천연가스및재생에너지로

의 연료전환을 촉진하고, 안전하고 안정적인 원자력

이용지원, 청정석탄기술과관련한협력, 에너지효율

성기술의개선및보급프로그램과같은조치를통해

세계적으로재생, 청정및고효율에너지원의이용확

대를촉진해왔다.

환경제품 및 서비스에 대한 국제 자유무역 협상을

촉진시키고 화석연료에 대한 보조금을 단계적으로 폐

지할 계획이며 최빈국에서 가용한 가장 효율적인 석

탄기술이나, 탄소포집 및 저장기술을 채택하고 있는

시설을 제외하고는 신규 석탄발전소에 대한 미국 정

부의 공적 자금지원을 종료할 계획이다. 기후변화에

대한 범지구적 복원력 강화를 위해서는 저장용량 증

대 및 수자원이용 효율 향상, 소규모 농장주 및 목축

업자가 강우량 변화 및 가뭄과 관련한 위험을 관리할

수 있는 재정위험 관리 수단 개발, 가뭄에 저항력이

있는 씨앗을 보급하고 기후변화 향에 대한 농부들

의 대처능력을 향상시키는 관리 실무준칙을 장려할

계획이다. 기후관련 자금 지원을 활성화하기 위해 공

적 자원을 소위 스마트 정책과 결합하여 탄소 배출량

이 낮고 기후변화 복원력이 뛰어난 기반시설에 대한

민간투자가 보다 확대될 수 있도록 하는 데에 역량을

집중할계획이다.


45

3. 신규 발전소의 온실가스 배출규제

환경보호청(EPA)은 청정대기법(CAA) 111(b)조에

의거 2013년 9월 20일 신규 석탄화력발전소에 대한

탄소배출기준안을 발표했으며 2014년 6월 2일에는

개조 및 재건설된 화력발전소2)의 탄소배출기준을 발

표했다. 환경보호청(EPA)은 각 설비에서 감축효과가

검증된배출감축최적시스템(BSER)을 선정하고이를

적용하여 달성 가능한 배출량을 반 했다. 이와는 별

도로, 각 주에서 기존 석탄화력발전소의 이산화탄소

배출감축을 위한 계획 수립 시 참고할 수 있는 최종

배출기준 지침서를 발표했으며, 각 주는 지침서에서

규정한 일정에 맞춰 환경보호청(EPA)에 해당 계획을

제출해야한다.

가. 규제적용조건

신규 발전소는 1) 250MMBtu/h 입열의 화석연료

투입량 이상을 연소, 2) 공급용으로 설치해야 하며 실

제로 연간 판매를 위해 전력망에 잠재적 전력 생산량

의 1/3 이상을 공급, 3) 공급용으로 설치해야 하며 실

제로 전력망에 연간 219,000MWh 이상의 순전기 생

산량을공급, 4) 3년 평균입열기준으로약 10% 이상

의 화석연료를 연소해야 한다. 공급자가 판매된 실제

전력량에 상관 없이 매년 잠재적 전력 생산량의 1/3

이상 및 219,000MWh를 전력망에 판매하기 위해 건

설되어야 한다는 전력판매 기준을 적용했으며, 실제

연소된 화석연료 규모와 상관 없이 250 MMBtu/h

이상을 연소시킬 수 있어야 한다는 기저부하 등급기

준을적용한것이특징이다. 이러한접근법에따라적

용가능성은매년변경되지않을것이며최종적용가

능성기준이신축, 재건축, 개조발전소에일관적으로

적용될 것이다. “해당 목적을 위한 건설”이라는 구절

은 산업용 CHP(열병합발전)을 적용 대상에서 제외시

키기 위한 것이다. 신규 증기발전소는 화석연료 화력

증기발전소의 정의 및 적용 가능성 기준에 부합하고

해당 공급자를 위해 제안된 기준이 발표되는 날인

2014년 1월 8일이후부터시공이시작된발전소를의

미한다.

“개조(modification)”는“고정공급자의물리적변

화 또는 고정 공급자의 운 방식의 변화”로 정의되며

화석연료 화력 증기발전소의 정의 및 적용 가능성 기

준에 부합하고 해당 공급자를 위해 제안된 기준이 발

표된 날인 2014년 6월 18일 이후에 개조된 발전소를

의미한다.

“재건축”발전소는 1) 신규 구성요소의 고정자본비

는 비슷한 완전히 새로운 시설을 건축하는 데 필요한

고정자본비의약 50%를초과, 2) 해당되는기준에부

합하기 위해 기술 및 경제적으로 실효성이 있어야 한

다. 본 규칙을 위해 재건축 증기발전소는 화석연료 화

력증기발전소의정의및적용가능성기준에부합하고

이러한 공급자를 위해 제안된 기준이 발표된 2014년

6월 18일이후에재건축된발전소를의미한다.

나. 배출규제주요내용

2) 개조된석탄화력증기발전소, 개조된천연가스화력고정연소터빈, 재건축된석탄화력증기발전소, 재건축된천연가스화력고정연소터빈에대한배출기준안.



신규, 개조, 재건축된발전소에대한최종배출기준

및 배출감축 최적시스템(Best System of Emission

Reduction, BSER)은 <표 3>에요약되어있다.

자료: US Federal Register, Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New, Modified, and ReconstructedStationary Sources : Electric Utility Generating Unit : Final Rules, Part II, October 23, 2015

신규 화력증기발전소

개조된화력 증기발전소

재건축된화력 증기발전소

부분 탄소포집·저장(CCS) 기술을적용한 신규 초임계분쇄석(SCPC)

발전보일러

대상 시설의 최적 운 방식과설비 고도화를 시행하여 달성가능한 가장 효율적인 발전기술

대상 시설에서 가장 효율적인발전기술(대형 발전소는 초임계증기, 소형 발전소는 아임계)

1,400 lb CO2/MWh-g

개조 시 시간당 이산화탄소 배출량이 10% 이상 증가하는 경우, 특정기간 동안(2002년부터 개조일까지) 해당 설비의 연평균 최저 이산화탄소 배출량을 기준으로 함. 1,800 lb CO2/MWh-g: 입열량이 >2,000MMBtu/h일 경우2,000 lb CO2/MWh-g: 입열량이 ≤≤2,000MMBtu/h일 경우

1,800 lb CO2/MWh-g: 입열량이 >2,000MMBtu/h일 경우2,000 lb CO2/MWh-g: 입열량이 ≤≤2,000MMBtu/h일 경우

대상 발전시설 배출감축 최적시스템(BSER) 온실가스 배출기준

신규, 재건축된화력 고정 연소터빈

기저부하용 천연가스 화력발소및 청정연료 일반 발전소 및

혼합연소화력발전소의천연가스복합발전(NGCC) 기술“혼합연소화력”은 고정 연소터빈을의미하며, 물리적으로 천연가스관과 연결되어 있으나, 12개월운전기간 동안 천연가스 이외의연료를 입열량의 10% 이상연소시키는 설비를 말함.

기저부하용 천연가스 화력발전소: 1,000 lb CO2/MWh-g 또는1,030 lb CO2/MWh-n일반 천연가스 화력발전소: 120 lb CO2/MMBtu혼합연소 화력발전소: 120 ~160 lb CO2/MMBtu 천연가스와 기타연료를 혼합연소하는 터빈에 대한 배출기준은 혼합연소하는 천연가스의 총량을 기준으로 월말에 결정해야 함. 상대적으로 일관된화학 조성과 160 lb CO2/MMBtu 이하의 가스를 배출하는 설비의경우 설비 내 연소되는 연료량 기록을 유지만 하면 됨. 다양한 화학조성과 160 lb CO2/MMBtu 초과의 가스를 배출하는 설비의 경우(잔유 등) 주기적으로 연료 샘플을 채취하고 테스트하여 전반적인이산화탄소 배출량 비율을 결정해야 함.

<표 3> 신규 발전소의 최적시스템(BSER) 및 온실가스 배출기준

1) 화력 증기발전소(Fossil Fuel-Fired Electric Utility

Steam Generating Unit)

환경보호청(EPA)은 신규 화력 증기발전소(“증기

발전설비”또는“발전보일러및 IGCC 설비”)의배출

기준은연소후부분탄소포집·저장(CCS) 기술을적

용한 고효율 발전소(SCPC)의 배출량을 기반으로 배

출기준을 최초 배출기준(1,100 lb CO2/MWh-g) 보

다 완화된 1,400 lb CO2/MWh-g로 설정하고, 부분

탄소포집·저장(CCS) 기술을 최적시스템(BSER) 기


47

술로 선정했다.3) 1,400 lb CO2/MWh-g의 기준은

미국 내 다양한 발전소 환경에서 다양한 연료의 석탄

화력 증기발전소가 모두 이행 가능한 배출수준으로

인식되고 있다. 신규 석탄화력 증기발전소의 배출기

준은 화석연료발전소의 건설계획에 이행 가능한 기준

을 제시하는 동시에 온실가스 배출을 감축하고 기술

혁신을유도할것으로기대된다.

부분 탄소포집·저장(CCS) 기술을 적용한 고효율

초임계발전소(SCPC)를 최적시스템(BSER)으로 선정

함으로써 탄소포집·저장(CCS) 기술의 연구 발전과

비용 효과적인 기술 도입을 촉진시킬 것으로 기대된

다. 환경보호청(EPA)은 또한“대규모개조”된증기발

전소(지난 5년 기간의시간당최대배출기준량대비,

약 10% 이상 탄소 배출량이 증가하는 경우)는 기존

증기 발전설비에 물리적인 변화 또는 운전방식의 변

화 이전 5년 간 해당 설비에서 시간당 최대 배출량이

증가하지않는한, 개조로간주하지않았으며“소규모

개조”된증기발전소(지난 5년기간내시간당최대배

출 기준량 대비, 약 10% 이하로 탄소 배출량이 증가

하는경우)에대한최종배출기준은설정하지않았다.

대규모개조된증기발전소의 배출기준은해당 발전

소의 2002년 이후 최저 배출량을 최적시스템(BSER)

으로 간주했다. 이는 각각 발전소의 잠재력을 바탕으

로 배출기준을 정하고 해당 발전소에서 최적의 운

방식과 설비 고도화를 시행함으로써 달성 가능한 수

준을 최적시스템으로 선정했다는 의미이다. 따라서

개조된 발전소의 배출기준은 재건축된 증기 발전소

의 배출기준보다 더 엄격한 배출기준이 적용되지 않

았다. 즉, 2,000MMBtu/h를 초과한 입열량일 경우

1,800 lb CO2/MWh-g, 2,000MMBtu/h 이하의

입열량일 경우에는 2,000 lb CO2/MWh-g로 설정

되었다.4)

재건축된증기발전소의경우, 대형발전소는 1,800

lb CO2/MWh-g(즉, 2,000MMBtu/h 초과의 입열

량일 경우), 소형 발전소는 2,000 lb CO2/MWh-g

(즉, 2,000 MMBtu/h 이하의 입열량일 경우)로 설정

되었다. 대형및소형발전소의배출기준차이는대형

발전소의경우압력/온도증기터빈(예를들어, 초임계

증기터빈)의규모가크기때문이다.

2) 고정 연소터빈(Stationary Combustion Turbines)

2014년 1월제안한신규연소터빈에대한배출기준

은 기저부하용 천연가스화력 고정 연소터빈에 대해 2

개의 하부 카테고리로 구분해서 제안되었다. 소형 연

소터빈(850MMBtu/h 이하의 기저부하율 터빈)의 배

출기준은 1,100 lb CO2/MWh-g, 대형 연소터빈

(850MMBtu/h 초과의 기저부하율 터빈)은 1,000 lb

CO2/MWh-g이며 비기저부하용 발전소에 대해서는

배출기준을제안하지않았다.

2014년 6월 제안한 개조, 재건축된 연소터빈의 배

출기준에 대해 환경보호청(EPA)은 적용가능성 및 하

3) 환경보호청(EPA)은원규제안에서는신규증기발전소의최적시스템(BSER)을고효율의최신발전기술(초임계발전보일러또는 IGCC 설비등)로부분탄소포집·저장(CCS) 기술로선정하여도입할경우1,100 lb CO2/MWh-g으로배출감축이가능하다고제안했음.

4) 대규모개조를시행하는증기발전소의최종배출기준은해당설비에대한원규제안과유사함. 원규제안에서배출기준은개조가시행되는시점을기준으로설정해야하며계획의승인이전에개조가개시된경우에는해당설비의과거최저이산화탄소배출량에약2%를추가감축한수치를배출기준으로제안했음. 최종규제안에서는두가지제안이모두채택되지않았음.



부카테고리구분기준과관련, 다음의대안들에대한

의견을수렴했다. 즉, 1) 총 전력공급량 및비율에대

한 수식어인“공급할 것을 목표로 건설되거나”표현

을 삭제, 2) 219,000MWh 총 전력 공급량 기준을 삭

제, 3) 전력 공급량의 비율을 고정하지 않고, 범위로

설정(즉, 슬라이딩방식은개별발전소의퍼센트전력

공급량의 한계를 결정하며, 설비의 순수 설계효율과

동일하며 최대치를 약 50%로 제한), 4) 기저부하용

천연가스화력 연소터빈의 소형, 대형 규모 구분의 삭

제등이다. 이러한적용조건들을제시한이유는기저

부하용 전력수요를 위해 사용하는 터빈과는 달리, 전

력 피크 수요에 대비해 사용하는 연소터빈을 제외하

기위한조건들이다.

신규 및 재건축 기저부하용 천연가스화력 고정 연

소터빈의 경우 천연가스복합발전 기술을 최적시스템

(BSER)으로 선정하고 1,000 lb CO2/MWh-g의 최

종 배출기준을 산정했다. 기저부하용 천연가스화력

연소터빈의 소유자 및 운 자는 순출력 기준으로는

1,030 lb CO2/MWh-n의 배출기준을 선택할 수 있

다. 비열병합발전(CHP) 설비에 대해서는 219,000

MWh 총 연간 전력 공급량 기준을 삭제하고 설비별

로전력공급량비율을구분할수있는슬라이딩방식

을설정했다.

신규및재건축일반천연가스화력고정연소터빈에

대해서는청정연료연소방식(일부증류유를포함한천

연가스)을최적시스템(BSER)으로선정했다. 환경보호

청(EPA)은 신규 및 재건축 혼합화력 고정 연소터빈에

대해서는 청정연료 연소방식을 최적시스템(BSER)으

로선정하고, 120에서 160 lb CO2/MMBtu 배출기준을

설정하며5) 위와 유사하게 현재로서는 천연가스를 제

외한상당량의연료로운전하는고정연소터빈에대한

출력량 기준의 동일한 배출기준을 마련하기에는 정보

가충분치않다고판단했다.6)

다. 최적시스템(BSER)

신축 증기발전소용 최적시스템(BSER)은 1,400 lb

CO2/MWh-g의 배출량 제한에 부합하는 저감효율

수준까지 부분적인 탄소포집·저장(CCS) 기술을 구

현하는 보일러(SCPC)로 정의했다. 신축 화석연료 화

력 초임계 발전용 보일러는 연소 연료가스의 후류

(slip-stream)를 처리하는 연소 후 탄소포집을 시행

함으로써 최종기준에 부합할 수 있을 것이며, 대안으

로는 신규 발전소를 설립하거나 천연가스 혼소(또는

후류에대한연소전탄소포집활용)가될것이다.

개조된 증기발전소용 최적시스템은 개조 발전소의

자체적인 최고 잠재적 성능으로 설정되었는데 이는

해당 발전소가 개조를 이행하는 시기에 따라 달라질

것이다. 주 정부계획이적용되기이전에개조를시작

한 발전소의 경우에는 각 개조된 발전소의 최고 1년

5) 천연가스와그외연료를혼합연소하는터빈의경우매월말에연료와개별발전소에따라기준을결정해야하며발전소별기준은혼합연소한천연가스의양에따라달라짐.

6) 현재 개조 중인 고정 연소터빈에 대한 배출기준은 설정하지 않고 개조 설비에 대한 원 규제안을 철회했다. 전력부문 업계 전문가들은 이산화탄소 배출에 대한NSPS 변경은적을것으로전망하며더욱이소형, 대형발전소에대한하부카테고리삭제및 1,000 lb CO2/MWh-g 단일배출기준설정여부와관련하여개조중인기존의소형연소터빈이이같은기준을이행할수있는지에대한의문을제기했음. 이에대해환경보호청(EPA)은개조중인발전소에대한배출기준설정을연기하여신중을기할필요가있다고판단했음.


49

간의과거성능(2002년부터개조시기까지햇수)과일

치하는 발전소에 특화된 기준 및 추가적인 약 2% 감

축이 최적시스템으로 제안되었다. 주 정부 계획 이후

에 개조를 시작한 공급자에 대해서는 해당 발전소의

최고 잠재적 성능은 효율성 감사결과를 통해 결정될

것이다.

재건축된 증기발전소용 최적시스템은 동일 유형의

발전소에 대해 가장 효율적인 발전기술로 설정했다.

즉, 가장 효율적인 증기환경을 사용하는 재건축 보일

러와일치하는성능기준에부합하는기준이다.

라. 비용및편익

신규 및 개조 발전소에 대한 온실가스 배출규제가

시행되지 않는다고 하더라도 1) 향후 일부 신규 석탄

화력증기발전소만건립되며여기에는탄소포집·저장

(CCS)시설이 부착될 것이며, 2) 발전소 및 프로젝트

개발업자는 최종 배출기준이 이행 가능한 차세대 기

술(주로천연가스복합발전)과 본최종규제안에 향

을 받지 않는 신재생에너지 발전소를 건설할 것으로

예상된다. 2030년까지 배출기준을 이행하지 못하는

신규 석탄화력발전소는 없을 것으로 전망되며 탄소포

집·저장(CCS) 시설을 적용한 신규 석탄사용이 일부

있으나 이는 이미 건설 중이거나 개발 단계의 발전소

에 해당된다. 2022년까지는 신규로 건설될 발전소의

경우 본 규제안의 배출기준 이행 결과로 인한 이산화

탄소 배출량의 변화는 미비하며, 편익은 제한적이지

만상당한비용이들것으로예상된다.

4. 기존 발전소의 온실가스 배출규제

가. 발전소배출규제개요

미국은 2015년 8월 3일에 미국 내 기존 화력발전

소의 온실가스(이산화탄소) 배출을 규제하는 청정전

력계획 최종 지침7)을 발표했다. 동 지침은 주 정부로

하여금 화력발전소의 온실가스 감축목표를 설정하고

이를 이행하는 계획을 수립하도록 안내해주는 역할을

하며 공청회 등의 절차를 거쳐 2015년 말에 최종 지

침으로확정될예정이다. 주 정부는동지침에의거하

여 화력발전소의 온실가스 감축목표 설정 및 이행에

관한 구체적인 실행계획을 작성하여 2016년 9월 30

일까지환경보호청(EPA)에제출해야한다.

미국은 당초 발전부문의 온실가스 배출량을 2030

년까지 2005년대비약 30% 감축하겠다는목표를제

시했지만 이번 지침에서는 이보다 더욱 강화된 약

32% 감축을 목표로 설정했다. 이는 미국의 발전부문

이 최대 온실가스 배출원이라는 점과 유엔의 기후변

화협상을 선도하기 위한 판단이 작용한 것으로 보인

다. 이는 유엔의 기후변화협상에서 2015년 말 파리

기후변화총회에서 타결을 목표로 추진되고 있는

Post-2020 신기후체제 협상에서 미국이 선도적인

역할을수행하기위한정치적노력으로해석된다.

발전부문은 미국 온실가스 배출량의 약 31%(2013

년 기준)를 차지하는 최대 배출원이기 때문에 발전부

문배출규제가온실가스감축의핵심으로작용하고있

다. 미국에는 약 1,000여개의 화력발전소가 가동 중

7) 동지침은미환경보호청(EPA)이2014년6월2일에공표한초안에대한공청회를거쳐확정된지침으로서초안에비해삭제되거나추가된내용이포함되어있음.



에 있으며, 이 중에서 석탄화력발전소는 약 600여개

에 이르고 있다. 발전부문의 온실가스 배출량은 2013

년에 미국 총배출량의 약 31%를 차지하고 있으며

2002년이후가장큰폭으로배출량이증가하고있다.

지침은 화력발전소를 증기 화력발전소와 고정 연소

터빈발전소로구분하고주정부가각발전방식에대해

최적감축시스템(BSER)을 적용하여 달성 가능한 온실

가스 배출목표를 설정하도록 안내하는 방식을 취하고

있다. 주 정부는 청정대기법 제111(d)조에 따라, 감축

비용, 대기질 이외의 건강 및 환경 향, 에너지수요를

고려하여 최적감축시스템(BSER)을 적용하여 달성 가

능한배출목표(standard of performance)를 설정해

야한다.

환경보호청(EPA)은 1) 석탄화력발전소의 열효율

개선, 2) 배출량이 많은 화력발전소의 발전량을 천연

가스 복합사이클 발전소로 대체, 3) 화력발전소의 발

전량을 줄이고, 온실가스 배출이 없는(new zero-

emitting) 발전소의 증대를 통한 대체(재생에너지 발

전, 원자력발전 등) 등의 3가지 방식의 조합을 통해

최적감축시스템달성이가능하다고보고있다.

미국 환경보호청(EPA)은 두 종류의 화력발전소에

대한 집약도 기반의 중간목표와 최종목표를 <표 4>와

같이설정했으며, 주 정부는이를수용하거나이에준

하는 배출목표와 이행계획을 수립해야 한다. 집약도

기반의 배출량 목표는 증기 터빈발전소가 고정 연소

터빈발전소에 비해 약 두 배 정도 높은 수준(약한 수

준)으로 설정되어 있고 중간목표가 최종목표보다 높

은수준(약한수준)이다.

자료: EPA, Regualtory Impact Analysis for the Clean Power Plan Final Rule, August 2015

증기 발전방식 1,534 1,305

고정 연소터빈 832 771

발전방식 중간목표(2022~2029년) 최종목표(2030년 이후)

<표 4> 미국 기존 화력발전소의 집약도 기준 온실가스 배출목표(lbs CO2/MWh, 발전량 가중평균)

규제대상 발전소가 하나 이상 존재하는 주 정부는

해당 발전소의 배출목표를 설정하고 이행하는 계획을

수립해야 한다. 배출목표는 환경보호청(EPA)이 제시

한 두 종류의 배출목표를 적용하거나 아니면 규제를

받는 개별 혹은 전체 발전소가 공동으로 중간목표 및

최종목표에준하는배출목표를설정해야한다. 환경보

호청(EPA)은 모든 주 정부에 적용 가능하면서 두 가

지형태발전소의기준발전량(baseline generation)

에 입각한 일괄적인 집약도 기반의 배출목표(rate-

based CO2 emission performance)를 도출했다.

일괄적인 집약도 배출목표는 두 가지 형태 발전소의

기준 발전량을 가중평균한 값으로서, 증기 터빈발전

소와 고정 연소터빈발전소 등 두 가지 형태의 배출목

표를 충족시키면서 기준 발전량 수준에서 가동 시 달

성가능한배출목표라고할수있다.

청정전력계획 최종규제는 2022년부터 3회에 걸쳐

배출목표를 달성하기 위한 중간기간(2022~2024,

2025~2027, 2028~2029년)을 정하고 있으며 일괄


51

적인 집약도 배출목표는 각 주 정부의 과거 증기발전

과 천연가스 복합발전의 전원구성에 따라 상이하게

설정될 수 있다. 또한 환경보호청(EPA)은 모든 주 정

부에 적용 가능한 총량 기반 배출목표(mass-based

CO2 emission performance)도 도출했는데, 총량

기준 배출목표는 집약도 기반의 배출목표를 총량 기

반의배출목표로환산하여설정한것이다.

나. 온실가스배출목표달성방법

환경보호청(EPA)은 이번 최종 지침에서 두 종류의

발전형태별 배출목표를 주 정부 수준에서 적용할 수

있는 집약도 기반 배출목표와 이를 총량 기반 배출목

표로 전환한 두 종류의 접근법을 보여주었다. 주 정부

가 활용할 수 있는 접근법중 하나는 집약도 기반 접근

법이고, 다른하나는총량기반접근법이다. 이는배출

목표를 달성하는 데 활용할 수 있는 수단의 선택범위

에 대한 정보와 감축수단에 대한 사전 정보가 부족하

기 때문에, 주 정부가 배출목표 달성계획을 수립할 때

선택할 수 있는 범위를 극대화시키기 위해 예시한 것

이다. 최종가이드라인에따르면, 주정부는발전소간

탄소거래또는최적감축시스템(BSER) 달성전략외에

다수 발전기 준수 접근법(multi-unit compliance

approach)과 기술및정책을사용할수있으며, 외부

주의 CO2 감축도배출목표달성에활용할수있다.

주 정부의 집약도 기반 배출목표와 총량 기반 배출

목표 달성수단에는 최적감축시스템의 3가지 전략(발

전소의열효율개선, 저탄소발전원으로연료전환, 재

생에너지 확대) 이외에 수요측 에너지효율 제고도 활

용될 수 있다. 수요측 에너지효율 제고는 발전부문의

이산화탄소를 감축하는 매우 비용 효과적인 수단으로

인식되고 있다. 즉, 에너지효율 제고는 집약도 기반

접근방법에서 배출목표를 최소 비용으로 달성할 수

있는 수단이며, 총량 기반 접근방법에서는 에너지수

요를 낮추어 궁극적으로는 온실가스 감축비용을 낮출

수 있는 수단으로 인식되고 있다. 주 정부는 기반 배

출목표와 총량 기반 배출목표 접근법 이외에 개별 주

및다수주가공동으로추진할수있는전략을사용할

수있다.

다. 온실가스배출량감축규모

환경보호청(EPA)은 집약도 기반 시나리오 분석결

과와 총량 기반 시나리오 분석을 통해 발전부문에서

2030년까지 2005년 대비 약 32%의 배출량을 감축

하기위한기간별감축량을제시했다. 집약도기반시

나리오를 분석한 결과 2020년에는 기준 배출량 대비

6,900만 톤(short ton), 2025년에는 2억 3,200만

톤, 2030년에는 4억 1,500만톤의 CO2를감축할수

있을 것으로 추정되며, 2005년 배출량과 대비하면

2020년까지 5억 9,800만 톤(2005년 대비 약 22%

감축), 2025년에는 7억 5,000만 톤(약 28% 감축),

2030년에는 8억 7,100만 톤(약 32% 감축) 감축할수

있을 것으로 추정된다. 총량 기반 시나리오를 분석한

결과 2020년에는 기준 배출량 대비 8,200만 톤,

2025년에는 2억 6,400만 톤, 2030년에는 4억

1,300만톤의 CO2를감축할수있으며, 2005년배출

량과 대비하면 2020년까지 5억 9,800만 톤(2005년

대비 약 22% 감축), 2025년에는 7억 8,200만 톤(약

28% 감축), 2030년에는 8억 6,900만 톤(약 32% 감

축) 감축할수있을것으로추정된다.



라. 온실가스감축비용

환경보호청(EPA)은 집약도 기반과 총량 기반의 배

출목표 달성 시의 온실가스 감축비용(기준안과 감축

안의 비용차이)을 예시로 보여주었다. 온실가스 감축

비용에는 신재생에너지 발전 확대비용과 석탄화력 증

기발전소의 열효율을 개선에 대한 연간 비용, 오염물

질 감축시설 운 비용, 에너지원간 전환비용, 수요측

면의 에너지 효율 개선비용, 배출목표 달성과 관련된

다른 수단의비용, 모니터링·보고·기록관리와 관련

된 비용도 포함되어 있으며, 모든 비용은 2011년 가

격기준이다.

집약도기반과총량기반의배출목표달성시 2030

년에는 각각 연간 84억 달러와 51억 달러가 소요될

것으로 추정된다. 집약도 기반 접근방법의 연간 감축

비용은 2020년 25억 달러, 2025년 10억 달러. 2030

년 84억 달러로 추정되었으며, 총량 기반 접근법의

연간 감축비용은 2020년 14억 달러, 2025년 30억

달러. 2030년 51억 달러로 추정된다. 감축비용은 기

준안과 배출목표 달성 시의 발전비용 차이이며, 여기

에 수요측면의 에너지 효율 프로그램 비용(발전회사

부담)과 수요측면의 에너지효율 참가자 비용(소비자

부담), 모니터링·보고·기록관리와 관련된 비용을

더한 것이다. 2030년 배출목표 달성 시 발전비용은

기준안에 비해 180억 달러 낮지만 모니터링·보고·

기록관리(MR&R) 관련 비용(1,600만 달러)과 수요측


2005 2020 2025 2030 2020 2025 2030

기준배출량 2,683 -528 -518 -456 -20 -19 -17

집약도 기반 - -598 -750 -871 -22 -28 -32

총량 기반 - -610 -782 -869 -23 -29 -32

2005년 대비 감축량(백만 톤)

CO2 배출량(백만 톤)

구분2005년 대비 감축율

(%)

<표 5> 2005년 대비 예상 CO2 감축량


2020 $2.5 $1.4

2025 $1.0 $3.0

2030 $8.4 $5.1

기준안 대비 비용 증가분(2011년 기준 10억 달러)

집약도 기반 접근방법 총량 기반 접근방법구분

<표 6> 집약도 기반 및 총량 기반 배출목표 달성비용


53

면의 에너지효율 프로그램 비용(263억 달러)의 추가

비용이 발생하여 전체적으로는 84억 달러의 추가비

용이 발생할 것으로 추정된다. 수요측 효율 프로그램

비용은 발전회사와 참가자(전기 소비자) 사이에 약

3%의할인율을사용하여균등하게분할했다. 이와같

은 온실가스 감축비용은 발전회사와 주 정부가 부담

해야 하는 비용이므로 여기에 온실가스 감축에 따른

순편익을반 하여사회적순편익을추정할수있다.

마. 온실가스감축편익

온실가스 감축으로 인한 통합편익(combined

benefits)은 온실가스 감축에 따른 기후변화 편익과

대기질 개선에 따른 건강편익으로 구성되며 화폐가치

로 계산되어 추정되었다. 발전부문의 온실가스 감축

을 목표로 하고 있는 최종 지침 시행을 통해 CO2 뿐

만 아니라 SO2, NO2 및 초미세먼지(PM 2.5) 배출량

도 감소하며 이에 대한 편익을 추정했다.8) 온실가스

배출량 증감에 따른 한계가치를 추정하는 방법론

(SC-CO2 estimates)을 사용하여 추정한 세계의 기

후변화편익은 2020년에 CO2 배출톤당 $120에 이르

고 시간이 지날수록 상승하는 것으로 분석되었다.9)

기후변화 편익 추정에 사용된“SC-CO2 추정법”은

특정 연도의 CO2 배출량의 증감에 따른 한계가치를

화폐로 추정한 방법론으로서 농업생산성, 사람의 건

강, 홍수범위증가에대한재산피해, 에너지시스템전

환비용, 난방비 감소, 냉방비 증가와 같이 넓은 범위

의환경적 향을포함하여편익을추정했다.10)

온실가스 감축에 따른 대기질의 건강 관련 부수적

편익은 오존과 초미세먼지 감소로 인해 수반되는 미

국 토의 대기질 건강편익으로 측정되었다. 최종 지

침 시행으로 인해 온실가스 감축과 함께 오염원 전구

체(SO2, NOx, 직접적으로 배출되는 미세입자) 배출

이 감소하고, 이는 오존과 초미세먼지(PM 2.5) 농도

를 낮추어 건강편익을 가져올 것으로 가정했다. 이와

같은 부수적 건강편익은 오존과 초미세먼지 배출 감

소로 인한 편익을 화폐화한 것으로서, 세계 수준에서

의 기후편익 추정과 달리 대기질의 건강 부수적 편익

은 미국 토에 한해서 추정되었다. 초미세먼지(PM

2.5)의 화폐화된 부수적 편익에는 성인과 유아의 조

기사망 회피, 가벼운 호흡기 증상에서 심장마비에 이

르는 10개의 비치명적인 질병효과 회피 편익이 포함

8) 온실가스감축에따른편익은기후변화의한계가치(values of marginal climate impacts)를 화폐로환산하여계산한것임. 통합편익에는모든종류의편익을정량화하거나화폐가치로표현할수없는한계가있음.

9) 환경보호청(EPA)과다른행정부로구성된합동작업반(interagency working group, IWG)은 SC-CO2 추정을위해3가지통합평가모델(DICE, FUND, PAGE)을사용하고분석에범용값(global value)을적용했음. 한국가의정책이다른국가의온실가스배출량에 향을미치고세계경제가상호연관되어있기때문에기후변화는 지구적인 문제라는 점에서 범용 값을 모형에 적용한 것임. 합동작업반(IWG)에서 2013년에 추정한 온실가스의 기후변화 편익은 2020년에 CO2톤당$120(할인율 3% 적용, 2011년가격)에이르며시간이흐를수록상승하는것으로분석되었음. 3가지통합평가모델(DICE, FUND, PAGE)에기후민감도확률분포,5가지시나리오(경제, 인구, 배출량증가), 3가지할인율(5%, 3%, 2.5%) 등의 3가지투입요소를공통적으로모형에적용하여기후변화편익을추정했음. 사회적할인율에따라서기후변화편익도CO2톤(short ton)당 $12(할인율 5%), $40(3%), $60(2.5%)로추정(3가지모형의평균값)되었으며, 3% 할인율을적용하되 95퍼센타일의경우에는$120에이른것으로추정되었음.

10) 추정 방법론의 한계점은 치명적인 향과 비치명적인 향을 충분히 반 하지 못하고, 기후변화 적응(adaptation)과 기술변화를 충분하게 반 하지 못했으며,온도상승과피해관계의외삽법에불확실성이존재하고, 위험기피에대한불확실성이존재한다는점임. 통합평가모형(IAMs)에는기후변화로인한물리적·생태적·경제적 향이모두반 되지못해서편익을과소추정한다는비판을받고있는데, 이는기후변화피해에대한자세한정보가부족하고통합평가모델에사용되는최신의과학적정보가반 되지못하기때문임. 그럼에도불구하고SC-CO2추정치는CO2감축으로인한사회적편익에대한최신의정보를제공할수있는장점을가지고있음.



되어있다. 오존의부수적편익에는성인과유아의조

기사망 회피, 학교 결석부터 병원입원의 5개의 비치

명적질병효과회피가포함되어있다.11)

집약도 기반의 배출목표 달성 시 2030년의 기후편

익은 $610억, 여기에 건강편익을 더하면 통합편익은

$750억~$950억에 이를 것이며 총량 기반 배출목표

달성 시기후편익은 $600억, 건강편익을 더하면 통합

편익은 $720억~$890억에 이를 것으로 추정된다(약

3% 할인율적용). 약 7%의할인율을적용하면집약도

기반배출목표달성시통합편익은 2030년에 $740억

~$920억으로서약 3%의할인율적용시와별다른차

이가 없다. 총량 기반 배출목표 달성 시의 통합편익도

주: a. 모든수치는소수점둘째자리반올림함.b. 기후편익추정은CO2 배출변화가전세계에미치는 향을포함하지만CO2이외의온실가스배출변화로인한 향은포함하지않음.c. 대기질건강부수적편익은초미세입자(PM 2.5)와오존감소에의한편익임. 각연도의조기사망감소는오존과초미세입자(PM 2.5)가미치는총부수적편익의98% 이상을차지함. 편익모형은입자들마다효과추정치가다르다는과학적근거가충분하지않기때문에모든미세입자의화학적구성성분과는상관없이동등하게조기사망을유발한다고가정함.

d. 총감축비용에는모니터링·보고·기록관리비용과수요측면의에너지프로그램비용추정치(발전회사가부담)와수요측면의에너지효율참가자(전기유틸리티소비자) 비용도포함됨.

e. 순편익추정치는3% 할인율(모델의평균)을적용한전세계SC-CO2 추정법을이용하여계산되며, 다른할인율을적용한건강편익과기후편익을통합한추정치도포함됨.


구분집약도 기반 배출목표

<표 7> 집약도 기반 및 총량 기반 배출목표 달성 시 순편익(3% 할인율 기준, 2011년의 10억 달러 가격 기준)a

기후편익b $8.2 $31 $61

대기질 부수적 편익 할인율

3% 7% 3% 7% 3% 7%

건강편익c $0.70~$1.8 $0.64~$1.7 $7.4~$18 $6.7~$16 $14~$34 $13~$31

감축비용d $2.5 $1.0 $8.4

순편익e $1.0~$2.1 $1.0~$2.0 $17~$27 $16~$25 $26~$45 $25~$43

2020 2025 2030

구분총량 기반 배출목표

기후편익b $9.7 $35 $60

대기질 부수적 편익 할인율

3% 7% 3% 7% 3% 7%

건강편익c $2.0~$4.8 $1.8~$4.4 $7.1~$17 $6.5~$16 $12~$28 $11~$26

감축비용d $1.4 $3.0 $5.1

순편익e $3.9~$6.7 $3.7~$6.3 $16~$26 $15~$24 $26~$43 $25~$40

2020 2025 2030


55

2030년에 $710억~$860억으로서약 3% 할인율과별

다른차이가없는데이는할인율이건강편익에별다른

향을미치지않는다는점을의미한다.12)

온실가스감축의편익과 감축비용을고려한온실가

스 감축의 순편익은 2030년에 집약도 기반 배출목표

의 경우에는 $260억~$450억, 총량 기반 배출목표의

경우에는 $260억~$430억(할인율 약 3% 기준)에 이

를 것으로 추정된다. 온실가스 감축의 순편익은 기후

편익과 건강편익을 합한 편익이며, 온실가스 감축비

용은 온실가스 감축에 소요되는 발전회사와 주 정부

의지출액합계이다. 온실가스감축의순편익은본연

구에서 제시된 편익보다 확대될 가능성이 높은데, 이

는 최신 자료와 모형의 한계로 인해 해양의 산성화,

자연과 생태계의 편익이 누락되었고 비CO2(non-

CO2)의 배출량 감축으로 인한 기후편익과 SO2,

NOx, 수은과 같은 위험 공기오염원의 노출 감소로

인한부수적편익이누락되었기때문이다.

바. 에너지시장및고용에미치는 향

온실가스감축으로인해 전력가격이소폭상승하며

석탄가격이나 발전부문의 석탄 사용량과 가스 사용량

이감소할것으로예상된다. 즉, 발전부문의온실가스

감축으로 인해 전력의 소매가격은 2030년에 기준안

대비 소폭 증가(약 1%)하는 반면, 석탄의 가격(도매)

과 발전용 석탄 소비는 감소하고 발전용 천연가스 소

비도 감소할 것으로 예상된다. 에너지시장의 향으

로 인해 에너지를 사용하는 재품과 용역 시장에서도

향을미칠것이며, 이는기업의이윤에 향을미쳐

궁극적으로 소비자의 후생에 향을 미칠 것으로 예

상된다.

온실가스 감축으로 전력, 석탄, 천연가스 부문에서

집약도 기반 배출목표의 경우에 2030년까지 약

30,900개의 일자리가 감소하고, 총량 기반 배출목표

의 경우에는 약 33,700개의 일자리가 감소할 것으로

추정했다. 즉 전력, 석탄, 천연가스 부문에서 가이드

라인의 집약도 기반 접근법의 경우 2025년까지 약

25,000개, 2030년까지 약 30,900개의 일자리 순감

소를 일으킬 수 있으며, 총량 기반 접근법의 경우

2025년까지 약 26,000개, 2030년까지 약 33,700개

의 일자리 순감소를 일으킬 수 있다고 추정했다. 또

한, 수요측면의 에너지효율 프로그램으로 인한 잠재

적인 향은 2030년에 약 52,000에서 83,000개의

일자리가창출될수있다고추정했다.

사. 발전소온실가스배출규제에대한소송

2015년 10월 23일 발전소를 대상으로 하는 온실가

스 규제법안에 대해 최소 25개주에서 연방법원에 제

소했는데, 이런반응은예상된것으로최근몇개월간

11) 오존과미세먼지의편익추정에는“톤당편익방법론(benefit-per-ton)”이사용되었는데이는문헌조사를통해전구물질에대한건강반응치(health responses)를수집하고인구데이터, 기초건강정보(baseline health information), 대기질데이터, 건강 향의경제적인가치자료, 경제적편익평가자료를반 하여편익을추정하는방법임. “benefit-per-ton”추정치에청정전력계획의대기질모형에서계산된톤당편익을추정하고여기에배출량감축치를곱해서국가전체의총편익을추정하고동부지역이나서부지역및캘리포니아와같은지역의톤당편익에배출량감축치를곱해서지역별총편익을추정할수있음.

12) 온실가스감축의통합편익에는 4 종류의할인율(7%, 3%, 2.5%, 95퍼센타일의 3%)을적용한기후편익에두종류의할인율(3%, 7%)을적용한건강편익을더한편익으로추정했는데, 온실가스는다세대에걸쳐장기간에 향을미치기때문에다양한종류의할인율을적용했음.



작성, 법안 확정과 함께 제기된 것이다. 대표적인 반

대여론을 형성하는 세력으로는 사업자, 탄광업자, 전

력사업자와 각 주들이 있다.13) 반대세력의 입장은 발

전소 규제의 도입을 즉시 무력화시키는 것과 다른 하

나는 발전소 규제 도입과 관련 법원의 최종판결까지

잠정적으로 대기하는 입장으로 나뉜다. 연기를 주장

하는 것은 쉽지 않은데, 이는 발전소 규제의 중간 목

표와 관련한 준수명령의 효력이 2022년에야 발효되

므로 단기적인 피해를 주장하기가 어렵기 때문이다.

또 다른 이유는 대기정화법 111(d)의 범위와 의미14)를

기반으로 반대논리를 펼쳐야 하는데, DC 상소법원의

절차를 규정한 규칙 18에 따르면 연기를 요구하기 위

해서는 법적인 권리 충족, 연기가 없을 경우 회복이

불가능한피해증명, 연기가확정될경우다른당사자

들에게 미치는 피해, 공익 등의 4가지 요건이 충족되

어야한다.

공화당과 일부민주당의원들이 상·하원에서이번

발전소 규제 최종안 게재에 반대하는 의회심사권을

행사할 예정이다. 의회심사권은 기관의 정책추진을

일반적인 입법절차를 모두 거치지 않고 대통령의 승

인을 기반으로 무력화시키는 방법이다. 그러나 오바

마 대통령이 기후변화를 두 번째 임기의 주요정책으

로 삼은 점을 고려할 때 발전소 규제를 무력화시키는

의회심사를 승인하지 않을 것으로 예상된다. 다수의

전력공급업체와 개별 전력생산업체들이 천연가스와

신재생에너지를 기반으로 하는 저탄소 발전에 대한

투자를 보장하는 법안을 지지할 것으로 예상된다. 개

별 주들은 법안의 결정이 지체될수록 구체적인 목표

달성을 위한 계획을 제출하는데 있어서 시간적인 제

약의어려움을겪게될것이다.15)

발전소 규제에 대한 반대세력의 대항 단체는 환경

단체나 천연가스, 신재생에너지 개발자, 캘리포니아

와 뉴욕 등을 꼽을 수 있다. 발전소 규제 효력의 연기

와 관련한 심사는 11월 5일까지 요구서를 제출 받아

12월 3일에 환경보호청(EPA) 답변서를 받을 예정이

기 때문에 2016년까지 지속될 것으로 예상된다. 연기

와 관련된 논의는 결국 청정전력계획의 적법성에 대

한논의로번질가능성을가지고있으며, 연기와는다

르게 무력화와 관련한 상소의 경우 추가적으로 구두

변론의 기회까지 고려할 경우 논의는 2016년으로 이

어질것으로예상된다. 순회재판소에판결을맡을세

명의 판사 명단도 최종판결과 함께 발표되기 때문에

일단발전소규제의적법성심사가이루어진후순회

재판소에 판결을 의뢰할지에 대한 결정이 이루어질

것이다. 발전소 규제는 연방법원까지 상소가 이어질

것으로예상된다.

13) 발전소 규제안을 반대하는 단체는 다음과 같음. 전미청정석탄전기연맹(American Coalition for Clean Coal Electricity, ACCCE), 미국철도연맹(Associationof American Railroads), 최소 26개주의일반/유틸리티규제법무상, 플로리다전기발전보급협력단 CO2 테스크포스, 국제보일러생산자조합(InternationalBrotherhood of Boilermakers union), 몬타나-다코타전력(Montana-Dakota Utilities), Murray Energy Corp.(석탄생산업체), 지방전력기업협회(NationalRural Electric Cooperation Association), 3개주 발전 및 송전협회(Tri-State Generation & Transmission Association, 콜로라도, 네브래스카, 뉴멕시코,와이오밍전력공급업체연합), 탄광노동자조합(United Mine Workers of America Union), Utility unites of Southern Co., Westar Energy Inc.(유틸리티회사소속투자사).

14) 이는환경보호청(EPA)이발전소규제의주요요소인석탄발전소의열효율개선, 고탄소석탄/석유발전기의저탄소천연가스복합사이클발전기로의대체, 화석연료기반발전기의신재생에너지기반발전설비로의대체등임.

15) West Virginia의경우주는법안을반대하는소송을제기했지만주지사Earl Ray Tomblin은법안이도입될경우를대비하여이행계획을작성하겠다는입장을표명했음.


57

5. 시사점

미국이 발전소의 온실가스 배출규제를 기후행동계

획이라는 중장기적인 정책에서 추진한 점은 바람직한

것으로 해석된다. 오바마 대통령이 법제정을 통하지

않고 행정명령을 통해 발전소의 온실가스 배출규제를

추진하게 되었지만, 기후행동계획을 발표하여 오바마

정부의 구체적이고 중장기적인 기후변화정책을 먼저

발표하고 이를 실현하기 위한 실천계획으로 신규 발

전소와 기존 발전소의 온실가스 배출규제 계획을 발

표하게 된 것이다. 우리나라와 같이 녹색성장기본법

이 이미 제정되어 적용되고 있는 현실을 감안하면 녹

색성장기본법에서 정의되어 있는 장기목표를 달성할

중장기적인 실천계획들이 보다 현실성있게 수립되고

이를 점검해가는 과정이 도입될 필요가 있다. 이러한

장기 계획에 입각해서 기후변화정책이 도입된다면 사

회적혼란을줄일수있을것으로기대된다.

특히, 2015년에 발표된기존발전소의온실가스배

출목표 설정 지침이 당초 설정했던 감축목표를 강화

시킨 점은 진행중인 유엔의 기후변화협상에서 선도적

역할을 담당하여 2015년 말의 파리 기후변화총회를

성공으로 이끌기 위한 전략으로 풀이된다. 즉, 당초

설정되었던 발전부문의 온실가스 감축목표(2030년까

지 2005년 대비 약 30% 감축)에 비해 강화된 감축목

표(약 32% 감축목표)를 설정함으로써 2015년 말의

파리 기후변화총회의 Post-2020 신기후체제 협상

(ADP)에서 선도적인 역할을 통해 성공적인 신기후체

제 협상을 유도하기 위한 미국의 정치적인 결단으로

풀이된다. 기후변화가 한 국가에 국한된 문제가 아니

라 지구적인 문제이기 때문에 기후변화정책 역시 국

제적인 차원에서 추진되는 것이 바람직하며, 미국의

경우 자국 내에서 발전소의 온실가스 배출규제를 강

화시키면서 이를 국제적인 기후변화정책 추진에서 주

도권을 확보하는 수단으로 활용했다는 점이다. 우리

나라는 에너지정책과 기후변화정책에서 세계적으로

모범이 되는 국가이다. 에너지효율 정책수단의 경우

에는 OECD가 권고하는 대부분의 정책수단을 도입하

고 있으며, 기후변화정책의 경우에는 온실가스 감축

의무부담이 없는 비부속서 I 국가임에도 불구하고 감

축목표 설정과 배출권거래제 등의 정책을 선도적이고

적극적으로 추진하고 있는 국가이다. 향후 국제무대

에서 우리나라의 정책을 적극적으로 홍보하고 우리나

라가 기후변화에 있어서 적극적으로 대응하고 있다는

점을설득할필요가있다. 이러한노력이선행되지않

으면 향후 기후변화협상 시에 선진국을 비롯해서 기

후변화 피해를 심하게 겪고 있는 도서국가 및 최빈국

가 등이 우리나라에 대한 온실가스 감축압력을 강화

할가능성이있기때문이다.

미국에서는 2013년 9월에 발표된 신규 화력발전소

와 2015년에 발표된 기존 화력발전소의 온실가스 배

출규제를 통해 발전소의 온실가스 배출 관련 규제가

정비되었다. 향후 발전부문에서는 발전효율 제고, 신

재생에너지 발전 확대, 원자력발전 확대 등이 탄력을

받을 것이며, 천연가스 화력발전은 일정한 범위에서

확대되는 반면 석탄화력발전소는 축소되고 수요측의

에너지효율프로그램이활성화될것으로예상된다. 탄

소포집·저장(CCS)을 제외하면 미국의 중장기 발전

부문 대책이 대부분 우리나라에도 적용될 수 있을 것

으로예상된다. 발전부문의효율개선과연료전환뿐만

아니라 비용효과적인 수단으로 평가되는 수요측 에너

지관리를적극적으로추진할필요가있다.

미국 내 석탄 생산 주, 전력회사, 공화당을 중심으



로 발전소 온실가스 배출규제 지침에 대한 반발이 제

기되고 있고 이미 소송도 진행되고 있는 점을 감안하

면 이번 지침의 이행에는 상당한 사회적 갈등이 수반

될 것으로 예상된다. 석탄생산 지역이나 전력회사, 산

업계, 공화당을 중심으로 이번 지침을 거부하는 행동

이 나타나고 있으며 소송을 통한 법적 대응까지 진행

되고있다. 환경보호청(EPA)이 법적인위임을넘어서

서과도한권한을이용하여규제를추진하며전력산업

을재편한다는비난이제기되고있어사회적인갈등은

피할 수 없을 것으로 예상된다. 그러나 오바마 대통령

이 국제적으로는 중국 시진핑과의 기후변화 정상회담

을두차례에걸쳐개최하고두국가의지방정부지도

자들도기후변화회담을갖고선언문을채택하는등세

계 온실가스 배출량 1위와 2위 국가의 협력이 추진되

었다는 점을 간과해서는 안된다. 특히, 파리 기후변화

총회에서 역사적인 파리협정이 탄생했으며 여기에는

미국의적극적인노력이 향을미쳤다는점과온실가

스 감축이 세계적인 큰 흐름으로 자리잡았다는 점을

감안하면 미국 내 반대세력이 힘을 얻기는 쉽지 않을

것으로예상된다.

미국 내 발전부문의 온실가스 배출규제 방식이 각

주의 발전방식 특징과 전원믹스 등의 여건을 반 하

여 배출목표를 설정할 수 있도록 허용했다는 점과 집

약도 방식을 바탕으로 총량 방식의 배출목표를 설정

할 수 있는 융통성이 부여되어 있다는 점은 우리나라

발전부문의 감축목표 설정에서도 참고할 수 있을 것

으로 사료된다. 우리나라의 지리적 여건과 발전부문

의 특성을 감안하여 구체적인 분석에 입각한 발전부

문의 감축목표 설정이 필요하며, 전력공급의 책임을

지고 있는 여건을 감안하면 총량방식보다는 집약도

방식의 감축목표 설정이 필요할 것으로 보인다. 발전

부문의 감축목표 설정에는 각 발전사와 발전기의 특

성을 고려한 미시적인 접근방식에 의한 중단기적인

감축목표 설정이 필요하며, 이는 현재 진행중인 온실

가스 배출권거래제도의 목표설정에도 직접적으로 적

용될필요가있다.

참고문헌

<국내 문헌>

에너지경제연구원, 상기연구체계활동보고서, 2014.12

_________________, 세계에너지시장인사이트, 각호, 2015

<외국 문헌>

Center for Climate and Energy Solutions

(C2ES), President Obama’s Climate

Action Plan: One Year Later, June 2014

UNFCCC, 홈페이지

US EPA, Integrated Planning Model, 2014

_________, Regulatory Impact Analysis for the Clean

Power Plan Final Rule, August 2015

US Executive Office of the President(EOP),

The President’s Climate Action Plan,

June 2013

US Federal Register, Standards of Performance

for Greenhouse Gas Emissions from

New, Modified, and Reconstructed

Stationary Sources : Electric Utility

Generating Unit Final Rules, Part II,

October 23, 2015

59

ENERGY FOCUS 2015 겨울호

1. 머리말

온실가스 배출의 상당부분을 차지하고 있는 에너지

부문의 2012년도 배출량을 살펴보면, 우리나라는 5.8

억CO2톤으로세계7위를차지하고있다.2) 또한, 우리

나라의 2012년 1인당 온실가스 배출량은 약 11.7톤

CO2eq.(이산화탄소 환산기준)3)로 세계 18위이며,

OECD(Organization for Economic Cooperation

and Development) 회원국 가운데 6위이다. 이는

1990년 1인당온실가스배출량에비해 99.7% 증가한

수치이며, 2011년대비 0.1% 감소한것이다.

EU 배출권거래제도입10년의성과평가와시사점1)

현대경제연구원 연구위원이 해 정( [email protected])

1) 본고는이해정·이용화, “EU 배출권거래제도입10년의교훈- 규제와투자의선순환연결고리필요,”「VIP 리포트」, 15-10호(통권607호), 현대경제연구원(2015)의내용을부분적으로수정·보완한것임.

2) 전지구적온실가스배출량은일부개도국및최빈국(Least Developed Country)의배출통계가집계되지않아정확히산정하는데한계가있음. 기후변화홍보포털(http://www.gihoo.or.kr) 참고.

3) 다른 나라의 인구당 배출량은 IEA(International Energy Agency, 국제에너지기구)에서 발표하는 연료연소에 의한 1인당 CO2 배출량 통계이며, 우리나라의인구당배출량은국가배출량의 80%~90% 정도배출비중을차지하는연료연소에의한 CO2 배출량통계를활용하여재산정. 온실가스종합정보센터, 2014 국가온실가스인벤토리보고서, 2014, p. 40.

주: 총배출량은LULUCF(Land Use, Land Use Change, Forestry; 토지이용, 토지이용변화및임업) 분야제외.자료: 온실가스종합정보센터, 2014 국가온실가스인벤토리보고서, 2014, pp. 2~8

총배출량(백만톤 CO2eq.)

1인당 배출량(톤 CO2eq./명)

295.5 503.1 657.1 685.7 688.3

6.9 10.7 13.3 13.8 13.8

구분 1990 2000 2010 2011 2012

<표 1> 우리나라 온실가스 배출량 추이 (단위 : 백만 tCO2eq., 톤 CO2eq./명)


논단EU 배출권거래제 도입 10년의 성과평가와 시사점

정부는 2009년 국가 온실가스 감축목표를 2020년

배출전망치(Business As Usual, BAU) 대비 30% 감

축으로정하고, 2010년「저탄소녹색성장기본법」을제

정하여 배출권거래제(Emissions Trading Scheme,

ETS) 도입의 법적 근거를 마련하 다. 우리나라는

2012년제정된「온실가스배출권의할당및거래에관

한 법률」에 근거하여 2015년 1월부터 전국 단위의 배

출권거래제를 전격 도입하 다. 배출권거래제란 기업

에 온실가스 배출권을 할당하여 할당 범위 내에서 배

출을 허용하고, 여분 또는 부족분에 대해 타 기업과의

거래를허용하는제도이다. 유엔기후변화협약(United

Nations Framework Convention on Climate

Change, UNFCCC) 하의교토의정서가발효된 2005

년유럽연합(EU)에서최초로도입된바있다.

한국은 2020년 배출전망치인 7.76억 톤 대비 30%

감축한 5.43억 톤 배출을 목표로 부문별로는 수송

34.3%, 건물 26.9%, 발전 26.7%, 산업 18.5%, 폐기

물 12.3% 감축을 목표로 설정하 다.4) 배출권거래제

의주요대상은발전·에너지, 산업, 건물, 수송, 폐기

물등 5개부문 23개업종에서 2011~2013년 중연간

온실가스배출량이업체기준 12.5만 톤, 사업장기준

2.5만 톤이상을기록한 525개 업체이다. 삼성전자·

현대차·포스코·현대중공업 등 470여개 대기업이

포함되었으며, 업종별로는 석유화학업종 84개사, 철

강업종 40개사, 발전·에너지업종 38개사 등이 포함

되었다. 산업은행, 중소기업은행, 한국수출입은행 등

공적금융기관이 시장에 참여 가능하나, 일반 금융사

나 개인 투자자의 참여는 제한되어 있으며 3기부터는

4) 환경부, 온실가스배출권거래제제1차계획기간(2015~2017) 국가 배출권할당계획, 2014.9.11 자료 참고. 2015년 6월 2030년 배출전망치대비 37% 감축으로상향조정됨.

[그림 1] 우리나라 배출권거래제 개념도

자료: 한국거래소배출권시장홈페이지(https://ets.krx.co.kr) 참고

61


참여가가능할예정이다.

배출권거래제 도입 1기는 거래제 안착에 주력하고,

2기 이후부터는 본격적으로 온실가스의 효과적 감축

에 중점을 두고 운 하는 것을 목표로 하고 있다. 계

획기간은 5년으로 운 하되, 시행초기 문제점의 조기

해결을위하여 1~2차만 3년으로운 할계획이다.

한편, 정부는 2015년 6월 온실가스 감축 목표를

2030년 배출전망치인 8.5억 톤 대비 37%로 결정하

다.

이에 본고에서는 우리나라의 배출권거래제 도입을

계기로, EU의배출권거래제도입이후 10년간성과와

한계에 대한 분석을 통해서 배출권거래제의 안정적인

운 을위한시사점을도출하고자한다.

2. EU 배출권거래제 도입 10년의 성과평가

가. 개요

EU는 2005년 최초로 온실가스 배출권거래제를 도

입하 으며현재세계최대규모의배출권거래시장을

운 중이다. 2015년 현재 31개국(회원국 28개 및 노

르웨이·리히텐슈타인·아이슬란드 등 3개비회원국)

을 대상으로 배출권거래 시장이 형성되어 있다. 2012

년 기준전세계 배출권거래량 107.3억 톤 중약 72%

에해당하는 77.2억톤이 EU 배출권거래시장에서거

래되었다.5) EU 배출권거래에는 12,000여개 이상의

에너지다소비시설이참여하고있으며, 연소시설의경

우 20MW 이상시설을설치한사업장이대상이다.

주: 1기에도시멘트, 정유, 항공등일부업종에대해서는제품생산량등업체별과거활동자료를기반으로설비효율성을고려하여배출권을할당하는BM 방식적용.

자료: 기획재정부, 배출권거래제기본계획, 2014.1

기간 2015~2017 2018~2020 2021~2025

목표 거래제 안착 상당수준 감축 적극적 감축

운 유연한 운 유상할당 개시 유상할당 확대

할당비율

무상할당 100%과거 배출량 기준(GrandFathering, GF) 할당 중심

무상할당 97%과거 기업활동 기준(BenchMarking, BM) 할당 확대

무상할당 90% 이내선진적 할당 방식 정착

구분 1기 2기 3기

<표 2> 국가 배출권거래제 운 계획

5) Bloomberg New Energy Finance 2013; 한국거래소파생상품연구센터, “탄소배출권현황및가격변동요인고찰,”「Summary Report」, 13-11호, 한국거래소,2013, p. 6에서재인용.



주: 에너지다소비산업은정유, 제강·제련, 선철·철강, 시멘트, 유리·광섬유, 세라믹제품, 펄프·제지등임.자료: 1) 기획재정부, 배출권거래제기본계획, 2014.1 자료참고

2) 한국은행, “주요국의탄소배출권거래제현황및이슈,”「국제경제리뷰」, 제2014-30호, 2014, p. 7. 참고

기간 2005~2007 2008~2012 2013~2020

업종 전력, 에너지 다소비산업전력, 에너지 다소비산업,

항공(2012년부터)전력, 에너지 다소비산업, 항공

유상할당 실제 0.12%(법상 5% 이내) 실제 3.07%(법상 10% 이내)발전부문 100%,

여타 산업부문 20%

구분 1기 2기 3기

초과배출 벌금 40유로/톤 100유로/톤100유로/톤

(소비자물가지수 연동)

<표 3> EU 배출권거래제의 단계별 운 현황

EU의 배출권거래제는 1기(2005~2007년), 2기

(2008~2012년), 3기(2013~2020) 동안 다양한 시행

착오를 겪으며 발전하 다. 제1기(2005~2007년)는

25개 EU 회원국을 대상으로 출범하여, 에너지 다소

비업종을중심으로시범운 되었다. 5% 이내유상할

당을 규정하 으나, 실제로는 0.12%를 유상할당하

다.6) 배출권 평균가격은 2005년 18.4유로/톤에서

2006년 18.2유로/톤, 2007년 0.7유로/톤으로 급락

하 는데, 1기에 배출권을 과잉공급한 상황에서 2기

로의배출권이월을금지하여가격이폭락하 다.

6) 유상할당이란할당된배출권을정부가정한일정한경매방식을통해일부또는전부를판매하는방식, 무상할당이란정부가배출권거래제대상업체에게무료로배출권을분배하는방식을의미.

<표 4> EU ETS 배출권 거래가격 추이

자료: EEA, EU Emissions Trading System(ETS) data viewer

63


나. 성과

1) 경제성장과 온실가스 배출량과의 탈동조화(decoupling)

1990~2012년까지 EU 28개국은 온실가스 배출량

은 약 19%나 감축하면서도 GDP는 오히려 약 45%

증가하 다.8) 이는 2008년 이후 유럽 전반의 경기침

체보다 신재생에너지 활용 및 에너지효율을 높이는

등의 EU 정부들의 정책적 요인이 탈동조화에 향을

주었기때문으로분석된다.

제2기(2008~2012년)에는 2012년 배출량을 1990

년 대비 8% 감축을 목표(감축목표는 제1기와 동일)로

10% 이내로 유상할당을 규정하 으나, 실제로

3.07%를 유상할당하 다. 배출권 평균가격은 2008

년 25.8유로/톤에서 2010년 15.4유로/톤, 2012년

7.5유로/톤으로 하락하 다. 유럽 재정위기 및 경기

둔화로 인한 배출권 수요 감소가 온실가스 배출권 가

격하락의주된원인으로작용하 다.

제3기(2013~2020년)에는 2020년까지 2005년 대

비 21% 감축을 목표로, 발전부문 100%, 산업부문

20%, 항공부문 15% 유상할당을 규정하 다. 제1기

및 제2기의 국가할당계획7)을 폐지하고, EU 차원의

단일할당으로 전환하여 보다 적극적인 감축을 위한

제도정비를모색하 다.

7) 국가할당계획(National Allocation Plan, NAP)은각국이업종·사업장별할당량을결정하는방식임.8) European Environment Agency(EEA), Why did greenhouse gas emissions decrease in the EU between 1990 and 2012? 2014,http://www.eea.europa.eu/publications.

<표 5> EU ETS 배출권 수급 추이




<표 6> EU의 온실가스 배출량 추이

2012년 EU의 온실가스 배출량은 중국, 미국에 이

은 세계 3위 규모(세계 전체의 11.0% 수준)이나,

2005년 배출권거래제 도입 이후 배출량 감소폭이 확

대되었다. 2012년 배출량은 35억 톤으로 2005년 대

비 12.1% 감소하 으며, 2005년부터 2012년간 연평

균 1.6% 감소하 다. 1인당 온실가스 배출량 역시

2005년 8.04 톤CO2eq.에서 2012년 6.91 톤CO2eq.

로 감소하 으며, GDP(PPP 기준) 대비 배출량 역시

2005년 299.5 톤/백만 달러에서 2012년 247.6 톤/

백만달러로감소하 다.

주: 1) EU 28개국의배출량임. 2) GDP는PPP 기준임.

자료: IEA 홈페이지(www.iea.org) 참고

또한, 1990년부터 2012년까지 국제운송을 포함한

수송부문을 제외한 산업 대부분의 분야에서 배출량이

감소하 으며, 제조 및 건설부문의 감소폭이 가장 컸

다. 2012년 기준 EU의 배출량은 전력 및 난방부문이

약 37%로가장높았으며, 수송약 25%, 제조및건설

부문약 15% 등의순으로나타났다.

2) 저탄소 기술 개발 및 재생에너지부문 활성화

EU는 배출권거래제 도입 전후 발전회사들을 중심

으로 저탄소 기술 개발을 유도하여 전세계적으로 저

탄소 프로젝트 개발을 촉진하 다. EU의 재생에너지

투자액은 2005년 294억 달러에서 2011년 1,148억

달러로 급증하 으나, 유럽 재정위기의 여파로 관련

보조금이대폭삭감되면서 2013년에는 484억달러로

축소되었다.

한편, EU 집행위원회는 NER(New Entrants

Reserve) 300 프로그램을 통해 12억 유로에 달하는

23개 신재생에너지 프로젝트를 지원 대상으로 선정

(2012.12)하고, 이를 통해 민간부문으로부터 20억 유

65


로의 투자를 유도(2013년 말 기준)한 것으로 평가된

다. NER 300 프로그램이란 EU 배출권거래제에 신

규 진입하는 기업을 위해 예비 할당된 3억 톤의 탄소

배출권을 판매하여 얻은 수익으로 회원국의 저탄소

및 신재생에너지 프로젝트에 재정 지원하는 프로그램

으로 세계 최대 에너지 프로젝트 펀딩 프로그램이다.

EU 집행위는 NER 300 프로그램의 2차사업을 위해

19개재생에너지사업에 10억유로를지원하겠다고발

표하 다(2014.7).

<표 7> EU의 산업별 배출량 변화(1990~2012년)

주: 1990년대비2012년의증감률.자료: EUROSTAT 홈페이지(http://ec.europa.eu/eurostat) 참고

<표 8> 재생에너지 투자액

자료: Bloomberg New Energy Finance, Global Trends in Renewable Energy Investment 2014, Frankfurt School-UNEP Centre, 2014, p. 15



2012년 EU의 재생에너지 용량은 전세계 총량

1,470GW 가운데 22.5%인 330GW에 달한다. 특히,

EU의 태양광 발전은 전세계 총량의 70% 수준이며,

풍력도 약 38%에 달하고 있어 재생에너지 발전분야

의선두역할을수행하고있다.

또한, EU는 2020년까지 국가별 재생에너지 추가

실현 가능 잠재력(additional realisable potential)

전세계 총량의 약 21%인 1,294TWh를 보유하고 있

다. 추가 실현 가능 잠재력이란 현존하는 모든 장애물

이 극복되고 모든 발전요소가 활성화되었을 경우 각

국가들이 재생에너지부문에서 2005년 수준에서

2020년까지 추가적으로 발전할 수 있는 잠재력을 의

미한다.9)

자료: Renewable Energy Policy Network for the 21st Century, Renewables 2013 Global Status Report, REN21, 2013, p. 94

구분 바이오매스 지열 조력 태양력 풍력 수력 합계

EU 27개국 31.0 0.9 0.2 71.0 106.0 119.0 330.0

미국 15.0 3.4 - 7.7 60.0 78.0 164.0

중국 8.0 - - 7.0 75.0 229.0 319.0

인도 4.0 - - 1.2 18.4 43.0 43.0

전세계 83.0 11.7 0.5 102.5 283.0 990.0 1,470.0

<표 9> 2012년 전세계 재생가능에너지 전력 용량(단위: GW)

구분 바이오매스 내륙 풍력 해상 풍력 태양력 수력 조력 기타 합계

EU 27개국 324.7 234.8 258.3 90.8 85.1 124.6 175.9 1,294.2

미국 340.0 211.3 72.3 67.9 28.4 2.3 149.4 871.6

중국 411.7 139.4 5.7 110.9 665.6 0.5 271.7 1,605.5

인도 69.7 73.9 6.1 22.0 204.1 0.5 211.3 537.6

일본 15.9 15.1 17.2 24.2 26.5 1.0 34.8 134.7

한국 5.8 1.3 9.0 10.4 6.7 0.4 9.6 43.2

1,719 860 442 390 1,700 156 1,011 6,278세계 전체

(OECD·BRICs)

<표 10> 국가별 재생에너지 추가 실현 가능 잠재력(단위: TWh)

주: 기타는바이오가스, 지열, 재생폐기물등을포함. 자료: IEA, Deploying Renewables: Principles for Effective Policies, IEA 2008, pp. 67~68

66

67


3) 재생에너지부문 고용 촉진

EU는 배출권거래제 활성화로 탄소 기술투자에 대

한경제적동기를제공하여관련산업의발전및고용

촉진의 긍정적 효과를 초래하 다. 2013년 전세계적

으로 649.2만 개의 일자리가 직·간접적으로 재생에

너지 분야와 관련있는 것으로 추정되며, EU의 일자

리는 123.8만개로전체의 19.1%를차지하고있다.

9) 보다구체적으로는국가별로재생에너지기술별로발전단계및관련자원의부존상황등을고려하여발전잠재력을추정하고, 기술학습효과(technology learning)및기술확산효과(technology diffusion)를고려하여산출.

구분 바이오매스 바이오연료 바이오가스 지열 수력(소규모) 태양력 풍력 합계

EU 27개국 306 111 68.5 100.4 32.5 292 328 1,238.4

미국 152 236 - 35 8 143 51 625

중국 240 24 90 - - 1,930 356 2,640

브라질 - 820 - - 12 30 32 894

인도 58 35 85 - 12 153 48 391

세계 전체 782 1,453 264 184 156 2,819 834 6,492

<표 11> 2013년 전세계 재생에너지부문의 산업별 직간접 일자리(단위: 천개)

자료: The International Renewable Energy Agency(IRENA), Renewable Energy and Jobs Annual Review 2014, 2014, p. 12

자료: Europe 2020 Strategy. 유럽법령정보사이트(http://eur-lex.europa.eu) 참조

기후변화 1990년부터 2020년까지 20% 배출량 감소

신재생에너지 2020년까지 재생에너지 비율을 1차에너지 믹스의 20%로 확대

에너지효율 2020년까지 20%의 에너지효율 개선

수송부문 2020년까지 수송용 바이오연료 비중 10% 달성

구분 목표

<표 12> EU의 에너지정책 목표(2010년)

한편, EU는유로 2020전략을통해 2020년까지전

체 에너지소비 중 재생에너지 비율을 20%로 확대해

나갈 계획이다. 이에 따라 EU의 재생에너지분야의

일자리는 2010년 106.7만 개에서 2020년 202.3만

개로 약 2배 가량 증가할 전망이다. 태양력부문은 약

5배, 풍력은 약 1.7배 등 관련 부문의 직·간접 일자

리가대폭증가할전망이다.



3. EU 배출권거래제 도입 10년 성과의 한계

가. 배출권가격불안정

배출권거래제 도입초기경기상황을 고려하지않은

무상 과잉 할당으로 배출권의 가격변동성이 확대되었

다. EU는 배출권 할당에 있어 수요와 공급에 대한계

획없이, 과거배출량기준(Grandfathering, GF) 무

상 할당방식을 채택하여 경기 변동에 적절히 대응하

지못한것으로평가된다.10) 2008년 금융위기여파로

<표 13> EU의 재생에너지 부문 일자리 전망(2010~2020년)

자료: European Renewable Energy Council(EREC), 45% by 2030: Towards a truly sustainable energy systemin the EU, 2011, p. 20.

<표 14> EU ETS 배출권 가격 추이

주: 평균가격기준임.자료: EEA, EU Emissions Trading System(ETS) data viewer

10) 과거배출량기준할당방식은제1기(2005~2007년), 제2기(2008~2012년)에서실시되었고, 현시점인제3기(2013~2020년)에는이러한폐단을방지하고자경매방식이포함된유상할당방식등다양한방안을추가로도입중.

69


다. 탄소누출(Carbon Leakage) 우려상존

탄소배출권할당방식변경에 따라일반산업분야의

이탈 가능성이 존재한다. 탄소 누출은 온실가스 규제

강화로 개별기업의 생산비용이 증가하여 생산시설을

해외로 이전한다는 우려를 의미한다. 2014년 EU 기

후변화총국에 따르면, EU ETS 제3기 동안 탄소 누

출의 우려가 있는 175개 업종에 대해서만 대상 기간

동안 무상 할당비율을 유지하기로 결정하 다. 일반

산업분야에 대한 무상할당 방식은 2013년 80%에서

2020년 30%까지 축소한 이후 2027년에는 모든 산

업이유상할당방식으로전환될예정이다.

배출권 할당에 있어 유상할당 방식이 확대될 경우

산업 경쟁력이 저하되는 산업에서 탄소 누출이 발생

할 가능성 존재한다. 특히 탄소집약도가 높은 석유화

학, 철강, 플라스틱 등 제조업의 생산량 감소로 인한

배출권 가격이 폭락했고, 탄소시장은 급격히 위축되

었다. 제1기가 종료되는 시점인 2007년 말 제2기

(2008~2012년)로의 잉여 배출권 이월을 금지함에

따라서 배출권 현물가격이 톤당 0.03유로까지 폭락

하 다.

나. 기업의부당이익(windfall profits) 문제발생

탄소배출권 초과 할당으로 인해 기업이 배출권을

판매하여 이윤을 얻는 부당이익 문제도 발생하 다.

제1기와 제2기 배출권 총배당량과 실제 배출량 간의

차이로인해발생한약 10억톤규모의잉여배출권은

기업의 부당수익으로 전용되었다. 초과할당 기업은

주로 에너지 다소비기업에 집중되었으며, 에너지가격

상승이 소비자들에게 간접적으로 전가되어 일부 전력

회사등은초과이윤을창출하 다.

<표 15> EU ETS 배출권 잉여량 추이




<표 16> EU 탄소 누출 가능성 조사 결과

주: EU ETS 173개기업대상설문조사.자료: Thomson Reuters Point Carbon, CARBON 2013 At a tipping point, 2013, p. 4

<표 17> EU 배출권거래제가 산업에 미치는 향

주: 1) EU 단독으로탄소배출을21% 감축하는경우를가정.2) 배출권거래제도입이2004∼2020년간각산업별생산량증감에미치는 향을분석.

자료: ECORYS Netherlands BV, Impact of the Post-2012 Expansion of the EU Emission Trading Scheme- A Computable General Equilibrium Assessment, 2009 참고

해외이전사례가발생할수있다. 탄소집약도는소비

한 에너지에서 발생된 CO2량을 총에너지 소비량으로

나눈 값을 의미한다. 탄소집약도가 높다는 의미는 상

대적으로 탄소함유량이 높은 에너지 사용비율이 높다

는것이다.

71


4. 시사점

EU는 2005년 최초로 온실가스 배출권거래제를 도

입하 으며, 10년 동안 다양한 시행착오를 겪으며 세

계 최대 규모의 배출권거래 시장을 형성하 다. EU

배출권거래제도입 10년의주요성과로는배출권거래

제 도입 이후 온실가스 배출량 감소, 저탄소 기술 개

발 가속화, 재생에너지부문 고용 촉진 등을 들 수 있

다. EU 집행위는 세계 최대 에너지 프로젝트 펀딩 프

로그램을 통해 탄소포집·저장(CCS)11) 및 신재생에

너지(RES)12) 분야에 대한 민간 투자를 적극적으로 유

도하고있다.

그러나 다음과 같은 한계도 지적되고 있다. 배출권

수급 불균형으로 인한 가격 불안정, 기업의 부당이익

문제 발생, 무상할당 감소에 따른 탄소 누출 확대 등

의우려도상존한다는것이다.

11) 탄소포집·저장(Carbon Capture and Storage, CCS)이란에너지를얻기위해사용되는화석연료를연소또는처리하는과정에서발생하는이산화탄소를대기중에방출하지않고포집, 회수하여격리하는기술을의미.

자료: 필자작성

경제성장과온실가스 배출량과의탈동조화(decoupling)

경제는 성장- 1990~2012년 GDP 45% 증가온실가스 배출량은 축소- 1990~2012년 온실가스 배출량 19% 감축- 2012년 배출량 35억 톤(2005년 대비 12.1% 감소)

저탄소 기술 개발 및재생에너지부문 활성화

2012년 EU 재생에너지 용량은 전 세계 총량의 22.5% 수준- 태양광은 전 세계 총량의 70% 수준, 풍력은 38% 수준

재생에너지부문고용 촉진

2013년 EU의 재생에너지 관련 일자리는 전 세계 관련 일자리의 19.1%인 123.8만 개

성과 주요내용

<표 18> EU 배출권거래제 도입 10년의 성과

자료: 필자작성

배출권 가격의 불안정 초과할당방식 채택에 따른 배출권 가격 폭락

기업의 부당이익 문제 배출권 초과할당 기업들의 잉여배출권 전용

탄소 누출 우려 상존 유상할당방식 확대에 따른 민감업종 중심 탄소 누출

한계 주요내용

<표 19> EU 배출권거래제 도입 10년의 한계



12) 신재생에너지(Renewable Energy Systems, RES)란기존의화석연료를변환시켜이용하거나햇빛, 물, 지열, 강수, 생물유기체등을포함하는재생가능한에너지를변환시켜이용하는에너지를의미.

EU의 시행착오(trial and error)를 교훈삼아 한국

의 배출권거래 시장이 조기에 안정적으로 정착·운

되기위한과제를다음과같이도출할수있다.

첫째, 공정하고투명한배출권거래제를운 해야한

다. 배출권의 할당과 거래로 인해 소비자에게 비용 부

담이전가되지않도록하는정책적고려가필요하다.

둘째, 저탄소 기술 개발 및 재생에너지부문 투자를

확대할 필요가 있다. 저탄소 기술 개발에 대해 금융

및세제지원등다양한인센티브제공을통해관련분

야의 투자를 촉진해야 한다. 특히, 저탄소 기술 개발

및 제조 중소기업 육성 및 대기업-중소기업 연계를

통한저탄소기술관련산업생태계조성노력도필요

하다. EU의 NER 300과 같이 배출권 유상할당에 의

한경매수익은다시저탄소기술개발및재생에너지

부문 육성을 위한 투자에 활용하는 등 규제와 투자의

선순환연결고리가마련되어야한다.

셋째, 탄소금융상품개발및관련신산업발전에대

한지원도필요하다. 배출권가격불안정성최소화및

배출권거래시장 활성화를 위해 탄소배출권펀드 등 탄

소금융상품 개발 및 사업 연계도 고려할 수 있다. 탄

소산업과 금융산업을 연계할 수 있는 전문인력 양성

등 중장기적 차원에서 기후변화에 적극적으로 대응할

수있는수준높은전문인력양성도병행되어야한다.

넷째, 탄소누출민감업종에대한정책대안이마련

되어야 한다. 배출권 유상 할당비율을 점진적으로 확

대시행할경우, 우리경제에서높은비중을차지하고

있는 에너지 다소비산업에 대한 고려가 필요하다. 특

히, 탄소집약도가 높은 석유화학·철강 등 제조업 부

문의해외이전방지를위한고려가필요하다.

다섯째, 동북아 탄소시장의 허브로 도약할 수 있도

록 제도 정비 노력이 필요하다. 현행법상 1~2기에는

해외 탄소시장과의 연계가 차단되어 있으나, 3기가

시작하는 2021년 이후부터는 이에 대한 검토가 가능

할것이다.

참고문헌

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리보고서, 2014

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훈 - 규제와 투자의 선순환 연결고리 필요,”

「VIP 리포트」, 15-10호(통권 607호), 2015

한국거래소 파생상품연구센터, “탄소배출권 현황 및

가격변동 요인 고찰,”「Summary Report」,

13-11호, 2013

한국은행, “주요국의 탄소 배출권거래제 현황 및 이

슈,”「국제경제리뷰」, 제2014-30호, 2014

환경부, 온실가스 배출권거래제 제1차 계획기간

(2015~2017) 국가 배출권 할당계획, 2014.

9.11

<외국 문헌>

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73


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Frankfurt School-UNEP Centre, 2014

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2012 Expansion of the EU Emission

Trading Scheme - A Computable General

Equilibrium Assessment, 2009

EEA, EU Emissions Trading System(ETS) data

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greenhouse gas emissions decrease in

the EU between 1990 and 2012?, 2014

European Renewable Energy Council(EREC), 45%

by 2030: Towards a truly sustainable

energy system in the EU, 2011

IEA, Deploying Renewables: Principles for

Effective Policies, IEA 2008

Renewable Energy Policy Network for the 21st

Century, Renewables 2013 Global

Status Report, REN21, 2013

The International Renewable Energy Agency

(IRENA), Renewable Energy and Jobs

Annual Review 2014, 2014

Thomson Reuters Point Carbon, CARBON 2013

At a tipping point, 2013

<웹사이트>

기후변화홍보포털(http://www.gihoo.or.kr)

유럽법령정보사이트(http://eur-lex.europa.eu)

한국거래소배출권시장홈페이지(https://ets.krx.co.kr)

EUROSTAT 홈페이지(http://ec.europa.eu/eurostat)

IEA 홈페이지(www.iea.org)


논단에너지저장시스템의 경제성 분석 및 정책제언

1. 서론

에너지저장기술은 현재 국내외적으로 다양하게 상

용화단계에서활용되고있고, 또한기술개발도활발하

게 진행 중이다. 이미 개발된 기술에 대한 실증사업도

국내외에서 활발하게 추진되고 있다. 에너지저장시스

템(Energy Storage System, ESS)은 생산된에너지

를 저장했다가 필요한 시기에 공급할 수 있는 시스템

또는 장치를 말한다. 에너지저장시스템은 안정적이고

효율적인 에너지수급체계 구축에 효과적인 수단으로

막대한 시장잠재력이 기대되며, 새로운 성장동력으로

최근 국내외에서 주목받고 있다. 이미 주요 선진국은

에너지저장시스템의 확대를 위해 기술개발 지원과 함

께, 정부예산으로에너지저장시스템실증사업을추진

하고 보조금 지급, 세금 감면 및 의무화 등을 실시하

고 있다. 기업도 구체적인 성과가 예상되는 에너지저

장시스템시장에적극적인관심을보이고있다.

국내외에서 전력피크수요가 전력소비증가에비하

여 빠르게 증가되고 계절별·시간대별 수요 폭도 확

대된 가운데 출력 변동성이 높은 신재생에너지 발전

원이 증가되고 있어 전기저장에 대한 필요성이 증가

되어 왔다. 전기저장기술은 기존의 양수발전에서 다

양한 전기저장기술이 개발되고 있고 또한 일부 기술

은 실증단계를 거쳐 초기 보급되고 있다. 최근 국제

에너지저장시스템 시장에서는 다양한 저장기술의 실

증사업이 추진되어 가시적인 성과들이 나타나고 있

다. 배터리 기술의 발전에 따른 대용량화와 성능향상

으로 일정 수준 이상의 대응이 가능해졌기 때문에 더

욱 주목을 받고 있는 분야이다. 특히, 최근 가격이 크

게 하락하고 있는 리튬배터리를 이용한 에너지저장시

스템의활용이기대되고있다.

에너지저장시스템의 보급 활성화를 위해서는 설치

투자 및 운 주체인 소비자 측면에서 경제성 확보가

중요하다. 에너지저장시스템의 설치투자를 결정하는

데 있어서, 사업비 투자계획(비용)에 따른 편익을 추

정하여, 당해 사업이 경제적으로 투자가치가 있는지

를 확인하는 것이 무엇보다 우선한다. 경제성 분석을

시행할 때 우선 누구의 시각으로 분석할 것인가를 결

에너지저장시스템의경제성분석및정책제언1)

이 성 인 에너지경제연구원 연구위원 ([email protected])

1) 본고는이성인, 에너지저장시스템(ESS) 수요관리효과분석및시장조성방안연구, 에너지경제연구원(2014)의내용을부분적으로수정·보완한것임.

75


정해야한다. 국가전체로볼때에너지저장시스템투

자사업의 경제성이 확보되더라도 소비자 측면에서 경

제성이 없으면 시장보급이 불가능하다. 따라서 에너

지저장시스템의 보급 확산을 위해서는 소비자 측면에

서 경제적 타당성 확보가 핵심이다. 소비자 측면에서

에너지저장시스템의 운 편익(에너지비용 절감)이

투자비에 비해 크지 못하면 에너지저장시스템의 도입

을적극적으로고려하지않게된다.

시장보급이 확산되지 못하게 되면 에너지저장시스

템 양산체제로의 전환도 그 만큼 더디어 설치비의 빠

른 하락도 기대하기 어렵게 된다. 정책적인 차원에서

어느 정도의 재정적 지원과 법적·제도적 보완을 통

해 뒷받침이 필요하다. 이를 위해서는 소비자 측면에

서 경제성 분석과 경제성에 향을 미치는 주요 요인

의 변화에 따른 민감도 분석이 우선적으로 요구된다.

현행 계시별 요금제 수준에서 수요관리 에너지저장시

스템의 활발한 시장보급을 위한 전제조건인 에너지저

장시스템의 경제성을 소비자의 수익 관점에서 산정한

다. 정부의 보조금 정책, 시범보급사업 추진 등으로

초기 시장을 형성한다고 하더라도 시장의 활성화는

궁극적으로 소비자의 자발적인 투자의지에 달려 있

다. 현재 제반 환경에서의 적정가격 수준을 가늠하는

것이 시급한 일이라고 판단된다. 다양한 종류의 저장

기술이 상용으로 개발되고 있지만, 현행 계시별 요금

제의 특성과 가격 등 경제성과 기술적인 면에서 시장

보급에 근접한 이차전지 기반의 에너지저장시스템을

대상으로 한다. 전기요금 최소화를 위한 에너지저장

시스템의 최적 충·방전 계획 모형을 사용하여 소비

자의편익을계산한다.

연도별투자비용을사회적 할인율로나누어서 기준

년도의 현재가치로 환산한다. 그리고 유입이 예상되

는 편익도 연도별로 추정하여 사회적 할인율로 나누

어서 기준년도의 현재가치로 환산한다. 현재가치로

환산한 편익과 동일한 기준에 의해 현재가치로 환산

한 비용을 비교하여 경제적 타당성을 확인한다. 경제

적 타당성을 확인하는 방법으로 투자비 회수기간

(Payback), 순현재가치(NPV), 내부수익률(IRR), 비

용/편익(B/C) 분석방법이 널리 이용되고 있다. 본고

에서는 모든 방법을 사용하고자 한다. 경제성 분석에

있어서 비용과 편익을 합리적으로 규정하여 비용과

편익을정확하게추정하는것이중요하다.

경제성분석의마지막단계로민감도분석(sensitivity

analysis)을 실시한다. 에너지저장시스템 경제성 분

석에 있어 초기설치비 및 연간 운 유지비, 시간대별

요금체계, 연간 출력(방전)시간 및 적용 할인율이 경

제성의 크기에 향을 미치는 주요 요인이다. 다년간

에걸쳐운전되고효과가발생하는사업및정책평가

의비용과편익은예상비용과예상편익을의미한다.

따라서 에너지저장시스템의 초기 설치비용과 요금체

계에 의해 가장 큰 향을 받는다. 에너지저장시스템

경제성은 초기 설치비용이 줄어들거나 연간 에너지비

용 편익이 증가되면 높아진다. 연간 에너지비용 편익

은 요금체계 변경으로 가능하다. 따라서 본고에서는

에너지저장시스템 설치비용 하락과 수요관리형 선택

요금Ⅱ의 최대부하시간을 늘리는 에너지저장시스템

전용 수요관리형 선택요금제의 도입을 가정하여 경제

성민감도를분석한다.

2. 에너지저장시스템의 비용 및 편익 산정

가. 에너지저장시스템의비용산정



에너지저장시스템의 설치비용의 구조는 다양한 활

용분야에서 저장기술의 선택 시 핵심적 고려요인이

다. 에너지저장시스템의 비용은 크게 초기 설치비용

(투자비용)과 운 유지비용으로 구성된다. 그리고 에

너지저장시스템의초기설치비용은크게 PCS(Power

Conversion System) 비용, 저장 비용(배터리 등),

그리고 기타 비용(EMS 및 공사비)으로 분류할 수 있

다. 여기서, 저장용(배터리 등) 설치비용은 저장용량

(kWh)에 비례하고, 출력 설치비용은 PCS 정격 출력

량(kW)에 비례한다. 에너지저장시스템의 초기 설치

비용은아래식과같이나타낼수있다.

여기서, : 초기설치비용(원)

: PCS의정격출력용량(kW)

: 에너지저장용량(kWh)

: PCS 출력단위당가격(원/kW)

: 에너지저장단위당가격(원/kWh)

: EMS 및공사비용(원)

IEA는 에너지저장시스템별 비용을 <표 1>과 같이

제시하고 있다. 리튬배터리를 이용한 에너지저장시스

템의 경우 저장비용은 $500∼2,300/kWh, 출력 설

치비용은 $900∼3,500/kW 수준에있다.

주: 1) 물전기분해장치자료: IEA, Energy Technology Perspectives 2014, 2014.3.19

적용분야 출력비용(US$/kW)

저장비용(US$/kWh)

설치비용(투자비용) 연간유지관리비(%/설치비)

방전시간(duration)

<표 1> 에너지저장기술별 비용 특성

양수발전

CAES

Li-ion 배터리

NaS 배터리

LA 배터리

VRB

플라이휠

SMES

슈퍼커패시터

수소

500~4,600

500~1,500

900~3,500

300~2,500

250~840

1,000~4,000

130~500

130~515

130~515

600~1,5001)

800~1,200(CCGT)

30~200

10~150

500~2,300

275~500

60~300

350~800

1,000~4,500

900~9,000

380~5,200

10~150

1

4~5

3

5

5

3

na

na

na

5

시간

시간

분~시간

시간

시간

시간

분

분

초~분

분

77


연간 운 유지비용(operation and maintenance

cost per year)은 매년 고정 또는 가변적으로 발생한

다. 대표적 비용으로써 연간 유지보수비용을 들 수 있

다. 연간 운 유지비용에는 교체비용(replacement

cost)도 포함한다. 배터리의 수명이 다되면 효율이 떨

어지고 사용할 수 없어 교체해야 한다. 이때 들어가는

교체비용도 포함한다. 에너지저장시스템의 연간 운

비와 관련하여 미국의 EPRI는“Electricity Energy

Storage Technology Option(2010)”보고서를 통하

여 에너지저장시스템 장비 및 시설구축비용의 0.5%

~ 2.0% 수준을제시하고있다. IEA는 연간운 비용

에대해“Energy Technology Perspectives(2014)”

보고서에서설치비용의 3%를제시하고있다.

나. 에너지저장시스템편익산정

1) 에너지비용 편익 추정방법

전력가격이낮은시간대에 전력을구매하여전력저

장장치에 저장 후, 가격이 높은 시간대에 방출함으로

써 시간대별 요금의 차이에 의해 편익은 얻을 수 있

다. 에너지저장시스템의 에너지효율은 전환효율

(conversion efficiency)과 저장효율(storage

efficiency)로 구성된다. t기의 충전된상태를나타내

는저장용량( )은다음과같이정의된다.

: 시간단위

: t시점방전혹은전력출력량(kWh)

: t시점충전또는전력투입량(kWh)

: t시점저장량(kWh)

: 저장효율

: 전환효율

t기의 충전량은 t-1기의 충전량에 t기의 순수 충전

(투입)량을더하고판매(출력량)를 빼서구할수있다.

위의 식은 최대 저장용량( ), 최대 방전용량( ),

최대 충전용량( ) 등 설비의 최대용량으로부터 모

든 t에대하여다음제약조건을따른다.

본고에서는 분석의 편의를 위하여 t를 하루로 가정

하고, 하루 동안 최저가격에 구입하여 최대가격에 방

전(출력)만으로 수익이 얼마나 창출되는지를 분석한

다. 충전(투입)량은 효율로 인하여 방전(출력)량과 동

일할 수 없으며, 저장량과 충전량과 방출량의 관계는

다음과같다.

저장장치 제약 하에, 에너지가격이 저렴할 때 구입

하여 높은 가격에 파는 수익 극대화를 위해, 각 t에

따른수익을구하고자한다. t시점의편익은최저가격

에 구입량이 비용으로 반 되고 최고가격에 판매되므

로다음과같은식으로나타낼수있다.



여기서, 는 최고 전기요금(원/kWh),

는 최저전기요금(원/kWh)을나타낸다. 하루동안전

력요금의 가격 차이를 이용한 차익거래로 발생하는

전기저장장치의편익은다음과같다.

여기서, : 하루동안방전시간(출력시간)

2) 에너지비용 편익 추정결과

분석의편의를위하여저장시스템의효율을 90%로

가정하고, 현행 전기요금체계에서 경부하 시간대에

충전하여 최대부하 시간대에 방전할 경우를 가정하여

1kWh당 사용량 요금 편익을 산정한다. 그리고 이를

토대로연간에너지편익을산정한다.

현행전기요금체계는주택용, 일반용, 산업용, 교육

용, 농사용, 가로등용 등 총 6가지 용도로 분류된다.

계약종별로 요금수준을 달리 적용하고 있다. 현행 전

기요금은 가정용과 계약전력 3kW 이하의 고객 등 일

부를 제외하고 계절별·시간대별 요금체계를 운 하

고 있다. 현행 요금체계에서 계절별 시간대별 구분은

<표 2>와같다.

계절별·시간대별 요금은 일반용(갑)Ⅱ, 산업용(갑)

Ⅱ, 일반용(을), 산업용(을), 교육용(을)에대해운 하고

있다. 계절에 관계없이 하루 경부하 시간대는 10시간,

중간부하시간대8시간, 최대부하시간대6시간이다.

최대부하 시간대에 1kWh 출력(방전)으로 얻을 수

주: 1) 공휴일의최대수요전력및사용전력량은경부하시간대에계량하고, 공휴일이아닌토요일최대부하시간대의사용전력량은중간부하시간대에계량.

2) 요금적용전력은중간부하시간대와최대부하시간대의최대수요전력중큰것을대상으로하여제68조(요금적용전력의결정)에따라산정.3) 공휴일이라함은“관공서의공휴일에관한규정”에정한공휴일을말함.


23:00~09:00

09:00~10:00

12:00~13:00

17:00~23:00

10:00~12:00

13:00~17:00

경부하 시간대

중간부하 시간대

최대부하 시간대

구분

23:00~09:00

09:00~10:00

12:00~17:00

20:00~22:00

10:00~12:00

17:00~20:00

22:00~23:00

여름철, 봄·가을철

(6월~8월), (3월~5월, 9월~10월)

여름철, 봄·가을철

(6월~8월), (3월~5월, 9월~10월)

<표 2> 전기요금 계절별·시간대별 구분

79


있는 편익 분석결과, 에너지저장시스템을 설치 활용

할 경우 소규모 전력사용 고객 보다는 대규모 전력사

용 고객이 유리한 것으로 나타났다. 계절별로는 하절

기에 가장 큰 편익을 창출할 수 있다. 소규모 전력사

용 고객(계약전력 계약 300kW 미만) 대상 에너지편

익의분석결과는 [그림 1]과같다.

[그림 1] 일반·산업용(갑) ESS 1kWh 방전 에너지편익


일반용 전력(갑) 고객은 선택요금제에 따라 여름철

58.1∼67.3원/kWh, 겨울철 34.2∼37.9원/kWh,

봄·여름철 4.4∼11.7원/kWh 편익을 창출할 수 있

다. 계약 300kW 미만인 산업용 전력(갑) 고객은 선

택요금제에 따라 여름철 52.8∼55.5원/kWh, 겨울철

39.3∼40.0원/kWh, 봄·여름철 17.8∼19.5원

/kWh 편익을창출할수있다.

계약전력이 300kW 이상인 일반용(을)과 산업용

전력(을) 고객이 에너지저장시스템 1kWh 출력(방전)

으로 얻을 수 있는 편익 분석결과 [그림 2]와 같다. 일

반용(을)과 산업용전력(을) 고객은선택요금제에따라

여름철 117.4∼128.2원/kWh, 겨울철 88.1∼96.6원

/kWh, 봄·여름철 39.7∼47.3원/kWh 편익을 창출

할수있다.

수요관리형 선택요금Ⅱ를 선택한 고객은 선택요금

제에 따라 여름철 58.1∼67.3원/kWh, 겨울철 34.2

∼37.9원/kWh, 봄·여름철 4.4∼11.7원/kWh 편익

을 창출할 수 있다. 일반용(을) 및 산업용(을) 고압 B,



C(공급전압 154,000V 이상) 고객은 희망에 따라 수

요관리형 요금Ⅱ를 선택할 수 있다. 수요관리형 요금

Ⅱ의 경우 겨울철 시간대의 구분은 기존 요금제의 시

간대와 동일하나, 여름철과 봄가을철의 시간대는 기

존 요금제에 비해 최대부하 시간대가 3시간이 줄어든

3시간, 중간부하 시간대가 3시간 늘어난 11시간이 적

용되고 있다. 여름철과 봄·가을철의 최대부하 시간

대는 14:00∼17:00, 중간부하 시간대 09:00∼

14:00, 17:00∼23:00이다. 경부하와 중간부하 시간

대의요금은기존요금과동일하나, 다만최대부하시

간대의요금이기존요금에비하여높다

일반용과산업용수용가가에너지저장시스템을설치

하여 얻을 수 있는 연간 최대 에너지편익을 산정하

다. 이들 수용가가 에너지저장시스템을 주중(토요일,

일요일및공휴일제외)에만경부하시간대에충전하여

최대부하 시간대에 시간당 1kWh를 출력할 경우 연간

에너지편익을 산정한다. 주중 하루 최대부하 시간대인

6시간 동안 출력할 경우 연간 총 방전시간은 1,488시

간으로 산정된다. 현행 전기요금은 사용량요금과 사용

량요금에부가가치세 10%, 전력기반기금 3.7%를부과

하고 있다. 따라서 에너지저장시스템 활용 에너지편익

은사용량요금절감액과사용량요금절감에따른부가

가치세및전력기반기금부담액감소로구성된다.

에너지저장시스템 1kWh 방전으로 창출할 수 있는

최대에너지편익결과를토대로연간에너지편익을산

정한다. 연간에너지편익의추정결과는<표3>과같다.

[그림 2] 일반·산업용(갑) ESS 1kWh 방전 에너지편익


81


주: 1) 부가금절감은사용량요금기준부가가치세10%, 전력기반기금3.7% 절감자료: 에너지경제연구원

적용일수 사용량 절감액

부가금절감액1) 합계

연간 에너지편익(원)활용시간

구분

일반용전력

(갑)

계약 300kW

미만

산업용전력

(갑)

계약 4~300

kW 미만

고압A

선택Ⅰ

고압A

선택Ⅱ

고압B

선택Ⅰ

고압B

선택Ⅱ

고압A

선택Ⅰ

고압A

선택Ⅱ

고압B

선택Ⅰ

고압B

선택Ⅱ

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

7,251

25,225

18,335

7,615

25,448

18,625

2,719

21,962

16,531

3,083

22,184

16,821

10,678

19,874

19,068

11,014

20,080

19,336

11,763

20,803

19,450

12,072

20,992

19,696

50,812

51,688

41,212

42,088

49,620

50,430

52,016

52,760

6,961

7,081

5,646

5,766

6,798

6,909

7,126

7,228

57,773

58,769

46,858

47,855

56,418

57,339

59,142

59,988

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

<표 3> 일반용(갑) 및 산업용(갑) 고객 연간 에너지편익 산정결과



일반용 전력(갑) 고객이 에너지저장시스템을 설치

하여 주중 최대부하 시간대에 연간 1,488시간을 출력

할 경우 선택요금제에 따라 46,858∼58,769원의 편

익을창출할수있다. 산업용전력(갑) 고객의경우선

택요금제에 따라 56,418∼59,988원의 에너지편익을

창출할수있다.

일반용(을) 및 산업용(을) 연간 에너지편익 산정결

과를 정리하면 <표 4>와 같다. 일반용 전력(을)과 산

업용 전력(을) 고객의 경우 에너지저장시스템을 설치

하여 주중 최대부하 시간대에 연간 1,488시간을 출력

할 때 선택요금제에 따라 139,402∼142,376원의 에

너지편익을 창출할 수 있다. 고압A 선택Ⅲ의 요금제

를 선택한 고객이 가장 적은 편익을 창출하고, 고압A

선택Ⅱ 요금제를 선택한 고객이 가장 높은 편익을 창

출할수있는것으로나타났다.




구분

일반용 및 산업용

(을)

계약 300kW

이상

고압A

선택Ⅰ

고압A

선택Ⅱ

고압A

선택Ⅲ

고압B

선택Ⅰ

고압B

선택Ⅱ

고압B

선택Ⅲ

124,312

125,221

111,218

122,605

123,233

123,559

141,342

142,376

126,455

139,402

140,116

140,487

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

1,488

17,031

17,155

15,237

16,797

16,883

16,928

<표 4> 일반용(을) 및 산업용(을) 고객 연간 에너지편익 산정결과

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

28,648

48,443

47,221

29,025

48,674

47,522

24,514

44,365

42,339

28,387

47,943

46,275

28,648

48,103

46,483

28,826

48,212

46,521

83


일반용 전력(을)과 산업용 전력(을) 고객 중 수요관

리요금제도Ⅱ를 선택한 고객은 에너지저장시스템을

설치하여 주중(일요일 및 공휴일, 토요일 제외) 최대

부하 시간대에 연간 990시간을 출력할 수 있다. 이

경우 에너지편익을 <표 5>에서 보는 바와 같이 선택

요금제에 따라 연간 139,583∼141,327원의 편익을

창출할 수 있다. 이는 일반요금 선택한 경우의 연간

에너지편익과 비슷한 수준이다. 이 같은 결과는 일반

요금제에 비하여 최대부하 요금이 높음에도 불구하고

주중 최대부하 시간대가 연간 1,488시간에서 990시

간으로줄어들기때문이다.

3. 에너지저장시스템 경제성 및 민감도 분석

가. 경제성계량화방법및전제조건

1) 경제성 판단기준 계량화 방법

경제성 분석은비용과편익의 현재가치를비교하여

경제적 타당성을 확인하는 과정이다. 경제성 판단기

준으로투자비회수기간, 순현재가치, 내부수익률, 비

용/편익 분석 등이 사용된다. 본 연구에서는 이 모든

방법을사용하고자한다.

회수기간법(Payback period method)은 투자액

을 연간 현금유입액으로 나눈 회수기간에 의해 투자

를 결정하는 기법이다. 회수기간은 투자비를 회수하

는데걸리는연수를의미한다. 계산이간편하고이해

하기쉬우며, 투자위험성과유동성을파악할수있는

장점이있어서실무에서가장널리이용되고있다. 회

수기간법은 초기의 투자액을 얼마나 빨리 회수하는가

를 측정한다. 회수기간을 계산할 때 회계이익이 아니

라 현금 흐름을 측정하게 된다. 회수기간이 짧을수록

<표 4> 계속

주: 1) 부가금절감은사용량요금기준부가가치세10%, 전력기반기금3.7% 절감자료: 에너지경제연구원




구분

일반용 및 산업용

(을)

계약 300kW

이상

고압C

선택Ⅰ

고압C

선택Ⅱ

고압C

선택Ⅲ

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

103

62

82

103

62

82

103

62

82

28,854

48,077

46,653

29,176

48,275

46,909

29,252

48,321

46,970

123,584

124,361

124,543

16,931

17,037

17,062

140,515

141,398

141,605

1,488

1,488

1,488



미래의 현금흐름에 대한 불확실성이 줄어들고, 회수

기간이 길수록 미래의 현금흐름에 대한 불확실성이

높아위험성이크다고할수있다. 자금의시간가치를

고려하는 방법과 시간가치를 고려하지 않는 방법에

따라 회수기간이 달라진다. 회수기간법에 대해 시간

의 흐름에 따른 돈의 가치를 고려하지 못하는 단점이

지적되어 할인회수기간(discount payback period)

이 사용된다. 할인회수기간은 누적 현금흐름의 현재

가치가 양(+)으로 돌아서는 시점까지의 기간을 말한

다. 누적 편익과 비용의 현재가치가 교차하는 시점이

자료: 에너지경제연구원(2014)


부가금절감액

합계


구분

고압B

고압C

고압B

선택Ⅰ

고압B

선택Ⅱ

고압B

선택Ⅲ

고압C

선택Ⅰ

고압C

선택Ⅱ

고압C

선택Ⅲ

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

봄·가을철

여름철

겨울철

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

103

62

82

33,290

44,043

46,275

32,771

43,726

46,483

32,613

43,630

46,521

33,554

44,092

46,653

32,912

43,699

46,909

32,764

43,609

46,970

123,608

122,980

122,764

124,298

123,520

123,343

16,934

16,848

16,819

17,029

16,922

16,898

140,543

139,829

139,583

141,327

140,443

140,240

990

990

990

990

990

990

<표 5> 수요관리형요금Ⅱ 선택 연간 에너지편익 산정결과

85


손익분기점(Breakeven Point)이 된다. 할인회수기

간은다음수식과같이계산된다.

여기서, : 현재가치 누적 손익이 +로 돌아서기

직전년도

: 현재가치 누적 손익이 +로 돌아서

는해당연도

: t년도까지현재가치화편익누적

: t년도까지현재가치화비용누적

: t+1년도편익의현재가치

: t+1년도비용의현재가치

순현재가치(Net Present Value, NPV)란 투자의

결과 발생하는 현금유입(cash inflow)의 현재가치에

서 현금유출(cash outflow)의 현재가치를 차감한 것

을 의미한다. 즉, 순 현금흐름(net cash flow)의 현

재가치의 합계를 의미한다. NPV는 최초 투자 시기부

터 사업이 끝나는 시기까지의 연도별 순 현금흐름을

현재가치로 환산하여 합계하는 방식으로 구할 수 있

다. 이를식으로나타내면다음과같다.

여기서, 는 기의순현금흐름, 는설치투자비

(최초 투자액), 는 제품수명기간, 는 1,..., 기 사

이의 기간, 은 할인율로 정의된다. 따라서 NPV가 0

보다 클 경우 해당 사업은 경제성(투자가치)이 있는 것

으로, 0보다작을경우그렇지않은것으로판단한다.

내부수익률(Internal Rate of Return, IRR)은 투

자의 결과로 발생하는 현금유입의 현재가치와 현금유

출의 현재가치를 같아지게 하는 할인율을 말한다. 즉

투자안의 평균투자수익률을 의미하며, NPV를 0으로

만드는 할인율로 정의되어 투자 사업을 수행하는 데

필요한 최소의 수익률을 도출하는 것을 의미한다. 내

부수익률(IRR)은다음과같이구할수있다

IRR이 투자비 조달비용(예, 대출이자율)보다 크면

투자가치가 존재하지만 그보다 작을 경우는 투자가치

가존재하지않는것으로판단할수있다.

B/C 분석(Benefit/Cost Analysis)은 투자로 인하

여 발생하는 편익과 비용을 비교 평가하는 방법이다.

현금유입의 현재가치를 현금유출의 현재가치로 나누

어 평가한다. 편익/비용 비율(Benefit/Cost ratio or

B/C ratio) 분석이라고도 불리며, 다음과 같이 구할

수있다.

여기서, 는 기의편익, 는 기의비용을 의

미하며 가 1보다 클 경우 사업성이 존재하는 것

으로 1보다 작을 경우 존재하지 않는 것으로 판단한

다. 본 분석에서는 언급한 세 가지 기법을 모두 적용

하여 수용가 에너지저장시스템 설치의 경제적 타당성

을분석한다.

또는



2) 경제성 분석의 전제조건

수용가의에너지저장시스템활용경제성분석을위해

사용한기본가정과적용상수를정리하면<표6>과같다.

에너지저장시스템은시간당 1kWh 출력할수있는배

터리 용량과 PCS 설치를 가정하고 초기 설치비용으

로 1kWh당 132만원을적용한다. 본연구에서는공공

기관 대상 에너지저장시스템 설치 보조사업의 자료를

이용하여 비용을 추정했다. 배터리 단가는 76∼97만

원/kWh으로 평균가격 84만원/kWh, PCS 가격은

29∼58만원으로 평균가격 48만원/kW을 적용하고

에너지저장시스템용량에 관계없이 초기에 발생하는

기타 비용(EMS+공사비)은 10만원/kWh으로 나타났

다. 이를 바탕으로 에너지저장시스템 설치비용은 6

kWh 용량의 배터리에 1kW PCS로 구성(1 C-rate2))

을 가정하여 출력 사용량(1kWh) 기준 설치비용 132

만원/kWh을적용하여분석한다.

운 유지비는 초기 설치비용의 3% 정도 매년 발생

하는 것으로 가정한다. 에너지저장시스템 제품수명은

12년으로 가정하고 충·방전 효율 90%를 적용하

다. 연간 최대 이용률이 되도록 운전전략을 수립하고

앞에서 산정한 각각 계산된 편익을 종합하여 에너지

저장시스템 활용 시 연간 편익을 산정한다. 운전전략

은 주중(토요일, 일요일 및 공휴일 제외) 경부하 시간


ESS 특성

설치 및 유지비용

운전전략

에너지비용편익

할인율

수명 : 12년(10∼15년)충·방전 효율 : 90%시스템 이용률 : 100%12년 후 ESS 잔존가치 = 0원

설치비용(방전량 기준) : 140만원/kWh(하루 최대 6시간 방전 가정, 배터리 용량 6 kWh + PCS 1kW)연간 유지관리비용 : ESS 초기 설치비의 3%

주중(토요일, 일요일 및 공휴일 제외) 경부하 시간대에 충전하여 최대 부하시간대에만 활용(하루 6시간)연간 출력량(방전량) : 1kWh × 1,488시간 = 1,488kWh연간 출력량(방전량) : 1kWh × 990시간 = 990kWh(수요관리현 요금Ⅱ 선택 고객)

에너지비용 편익 : 사용량요금 절감액 + 부가가치세(10%) 및 절약기반기금(3.7%) 절감액연간 에너지비용 편익 추정결과 적용

5.5 %

구분 가정 및 적용 상수

<표 6> 경제성 분석을 위한 기본가정 및 적용 상수

2) C-rate(Current Rate)는안전하게충·방전할수있는전류의최대값과정격용량을비교한배터리충·방전율임. C-rate가클수록빠른충·방전가능함.

87


87


배터리 76∼97/kWh 1kWh 84/kWh

PCS 29∼58/kW 1kW 48/kW

기타 EMS 및 설치 공사비 10/kWh

에너지저장시스템 설치비용ESS(배터리 6kWh + PCS 1kW) + EMSESS(배터리 6kWh + PCS 1kW 구성)

142/kWh132/kWh

구분 단가(만원) 수량 설치비용(만원)

<표 7> 리튬배터리 ESS 설치비용

대에 충전하여 최대부하 시간대(하루 6시간)에 모두

활용하는것으로가정한다. 이 경우, 연간출력시간은

현행 요금체계에서 일반요금을 선택한 경우 1,488시

간(주중 연간최대부하시간), 수요관리형요금Ⅱ를 선

택할경우 990시간을적용하 다. 에너지비용편익은

앞에서산정한결과를적용하 다.

나. 경제성분석결과

에너지저장시스템의 설치에 대한 경제성 분석결과,

현재 에너지저장시스템 설치비용이 상당히 높은 수준

이기때문에순현재가치가음(-)으로나타나고있어,

선택요금에 관계없이 모두 경제성이 전혀 없는 것으

로 나타났다. 현재의 상황에서 투자비를 에너지저장

시스템의수명기간이내에회수하기는불가능하다.

다. 경제성민감도분석결과

에너지저장시스템 활용 경제성이 확보되기 위해서

는 설치비용이 줄어들거나 연간 에너지비용 편익이

증가되어야가능하다. 연간에너지비용편익은 1kWh

당 에너지비용 편익이 높아지거나 에너지저장시스템


일반용(갑)

산업용(갑)

B/C

IRR

NPV(만원)

BCR

IRR

NPV(만원)

0.32

-22.6%

-112

0.31

-23.3%

-113

0.33

-22.1%

-111

0.32

-22.8%

-112

0.26

-30.5%

-121

0.33

-21.9%

-110

0.27

-29.4%

-121

0.33

-21.5%

-110

구분 고압A 선택Ⅰ 고압A 선택Ⅱ 고압B 선택Ⅰ 고압B 선택Ⅱ

<표 8> 일반용(갑) 및 산업용(갑) 계약 수용가 경제성 분석결과



활용이 필요한 최대부하 시간대의 증가가 필요하다.

1kWh당 에너지비용 편익의 증가는 경부하 시간대와

최대부하 시간대 간의 요금차이가 확대되거나 에너지

저장시스템충·방전효율이향상되어야가능하다.

본 연구에서는 에너지저장시스템 설치비용 하락과

수요관리형 선택요금Ⅱ의 최대부하시간을 늘리는 에

너지저장시스템 전용 수요관리형 선택요금제의 도입

을 가정하여 경제성 민감도를 분석하 다. 에너지저

장시스템 전용 선택요금제도는 수요관리형 선택요금

Ⅱ 요금제에서 하절기와 봄·여름철의 최대부하 시간

을 일반요금제도와 동일하게 3시간에서 6시간으로

늘리고, 대신에 중간부하 시간대의 요금을 낮추는 경

우를 가정한다. 이 경우 주중(일요일 및 공휴일, 토요

일 제외)에만 경부하 시간대에 충전하여 최대부하 시

간대에 방전할 경우, 연간 방전시간은 990시간에서

1,488시간으로 늘어나게 된다. 에너지저장시스템전


일반요금

수요관리요금Ⅱ

회수기간(년)

B/C

IRR

NPV(만원)

회수기간(년)

B/C

IRR

NPV(만원)

19.9

0.78

-0.9%

-35.5

-

-

-

-

19.6

0.79

-0.7%

-34.6

-

-

-

-

27.3

0.70

-3.5%

-49.1

-

-

-

-

20.7

0.77

-1.2%

-37.3

20.2

0.78

-1.0%

-36.3

20.4

0.78

-1.1%

-36.6

20.5

0.78

-1.1%

-36.9

20.2

0.78

-1.0%

-36.3

20.6

0.77

-1.2%

-37.1

20.2

0.78

-1.0%

-36.3

19.9

0.78

-0.9%

-35.5

19.9

0.78

-0.8%

-35.5

20.3

0.78

-1.0%

-36.3

19.9

0.78

-0.8%

-35.3

20.3

0.78

-1.0%

-36.5

초기설치비 132/kWh고압A 선택Ⅰ

고압A 선택Ⅱ

고압A 선택Ⅲ

고압B 선택Ⅰ

고압B 선택Ⅱ

고압B 선택Ⅲ

고압C 선택Ⅰ

고압C 선택Ⅱ

고압C 선택Ⅲ

<표 9> 일반용(을) 및 산업용(을) 계약 수용가 경제성 분석결과


회수기간(년) 8.2 8.2 8.3 8.1 8.2 8.2

B/C 1.27 1.26 1.25 1.27 1.26 1.26

IRR 12.6% 12.4% 12.3% 12.8% 12.5% 12.4%

NPV(만원) 43.7 42.2 41.7 44.7 42.9 42.4

초기설치비 132/kWh고압B 선택Ⅰ

고압B 선택Ⅱ

고압B 선택Ⅲ

고압C 선택Ⅰ

고압C 선택Ⅱ

고압C 선택Ⅲ

<표 10> ESS 전용 수요관리형 선택요금의 경제성 분석결과

89


용 요금제도에서 경제성 분석결과, 투자비 회수기간

은 8.1∼8.3년, B/C는 1.25∼1.27, IRR은 12.3∼

12.8% 수준으로경제성이있는것으로분석되었다.

또한 현행 일반용(을)과 산업용(을) 요금체계에서

에너지저장시스템 설치비용이 하락할 경우 경제성 민

감도를 분석하 다. 일반용(을)과 산업용(을) 고객을

대상으로 일반요금과 수요관리형 선택요금Ⅱ를 선택

으로 구분하고, 계약종별 연간 에너지비용 편익의 평

균을적용하 다. 일반요금선택의경우평균연간에

너지편익은 122,419원(연간 1,488시간 방전), 수요관

리형 선택요금Ⅱ는 123,419원(990시간 방전)을 적용

하 다. 전기요금별로 에너지저장시스템의 설치비용

의 하락에 따른 경제성 변화에 대한 분석결과는 <표

11>과같다.

경제성 민감도 분석결과, 일반용(을)과 산업용(을)

수용가는 현행 요금체계에서 에너지저장시스템의 설

치비용이 IkWh당 100만원 수준으로 하락할 경우 경

제성이 있는 것으로 나타났다. 설치비용이 IkWh당

50만원 수준으로 하락할 경우 B/C는 2.04∼2.04 수

준, 투자비 회수기간은 4.2∼4.3년, 내부수익률은

33.0∼33.4% 수준으로 나타났다. 한편, 에너지저장

시스템 전용 선택요금 제도를 도입할 경우 경제성은

설치비용이 하락할수록 경제성이 확대된다. B/C는

설치비용이 140만원에서 1.20, 130만원에서 1.28,

100만원에서 1.57로분석되었다.

일반요금

수요관리Ⅱ

ESS요금

회수기간(년) 24.3 19.9 16.5 13.8 11.6 9.7 8.1 6.7 5.4 4.3

B/C 0.73 0.78 0.85 0.93 1.02 1.13 1.27 1.46 1.70 2.04

IRR -2.6% -0.8% 1.2% 3.4% 6.0% 9.1% 12.8% 17.5% 23.8% 33.0%

NPV(만원) -47.3 -34.9 -22.5 -10.0 2.4 13.9 27.2 39.7 52.1 64.5

회수기간(년) 23.8 19.6 16.3 13.7 11.5 9.6 8.0 6.6 5.3 4.2

B/C 0.73 0.79 0.86 0.93 1.03 1.14 1.28 1.47 1.71 2.05

IRR -2.5% -0.7% 1.4% 3.6% 6.2% 9.3% 13.1% 17.8% 24.1% 33.4%

NPV(만원) -46.4 -34.0 -21.5 -9.1 3.3 15.7 28.1 40.6 53.0 65.5

회수기간(년) 8.9 8.0 7.3 6.5 5.8 5.1 4.4 3.8 3.2 2.6

B/C 1.20 1.28 1.36 1.46 1.57 1.70 1.85 2.03 2.25 2.52

IRR 10.9% 12.9% 15.3% 18.1% 21.5% 25.7% 31.2% 38.7% 49.9% 68.8%

NPV(만원) 34.9 44.9 54.9 64.9 74.9 84.9 94.9 104.9 114.9 124.9

주: ESS전용요금제도는수요관리형선택요금Ⅱ의봄, 여름및가을철최대부하시간대를하루3시간에서6시간으로늘리는것을가정자료: 에너지경제연구원

ESS 설치비(만원/kWh)

140 130 120 110 100 90 80 70 60 50

<표 11> ESS 설치비용의 하락에 따른 경제성 변화



4. 시사점 및 정책제언

에너지저장시스템이 상당한 시장잠재력을 가지고

있으나 풀어야 할 과제가 있다. 최근 저장기술이 빠르

게 진화하고 있으나, 대부분 저장기술이 개발 중이거

나 보급 초기단계에 있어 위험과 불확실성이 크고, 아

직은 더 많은 학습효과를 필요로 하고 있다. 에너지저

장시스템이 극복해야 할 과제로 가격경쟁력 확보, 기

술 신뢰성 및 안정성 확보, 소비자의 수용성을 들 수

있다. 이 중 풀어야할 최우선 과제는 가격경쟁력과 기

술 신뢰도의 확보이다. 아직 많은 저장기술들이 개발

단계에 있고 리튬배터리, 나트륨황 배터리, 플라이휠,

손익분기에너지저장시스템가격(수명 12년가정)은

현 요금체계에서 100만원/kWh 수준이다. [그림 3]은

전기요금별 에너지저장시스템의 설치비용의 하락에

따른투자비회수기간의변화를보여준다.

[그림 3] ESS 설치비용과 투자회수기간 비교


91


3) 한국전력공사경제경 연구원, 에너지저장시스템실증및보급활성화방안, 2012.11.30.

압축공기 에너지저장(CAES) 등 일부 기술이 실증·

보급단계에있다. 국내에서상용화되어보급이가능한

저장시스템은리튬배터리를이용한에너지저장시스템

이다. 다만 가격경쟁력과 기술 신뢰도를 아직 확보하

지못했다는점은반드시풀어야할과제이다.

국내에서에너지저장시스템의 미래는 이같은 문제

를 어떻게 해결하느냐에 달려 있다. 에너지저장시스

템이 유사한 서비스를 제공하는 다른 기술 및 자원과

충분히경쟁(보조금지원이없이)할 수있는수준으로

비용이 떨어져 가격경쟁력을 갖추어야 한다. 이와 함

께 에너지저장시스템의 효과뿐만 아니라 기술 신뢰성

과 안정성이 입증되어 전력업계로부터 공급자원으로,

수용가로부터 수요자원으로 그 가치를 인정받아야 한

다. 국내시장은아직초기단계로기술신뢰성과경제

성 확보를 위한 전략적 노력이 요구된다. 경쟁우위에

있는 ICT 기술과배터리기술을기반으로에너지저장

시스템 시장 창출에 보다 적극적이고 선제적으로 대

응해 나간다면, 국제 에너지저장시스템 시장에서 경

쟁우위를차지할수있을것으로기대된다.

에너지저장시스템의 초기 설치비용을 낮추기 위해

서는 선도적 시장조성이 필요하다. 에너지저장시스템

이 빠르게 시장보급이 되면 그만큼 양산체제로의 전

환되어 가격도 빠르게 하락하게 된다. 에너지저장시

스템 가격 하락의 발목을 잡는 것 중의 하나는 아직

에너지저장시스템에 대한 수요가 적어 산업계가 대규

모 양산설비에 과감한 투자를 진행하지 못하는 것도

한 몫을 하고 있다.3) 정부가 시장에 개입하여 정책적

으로 시장을 형성하여 관련 산업의 성장을 견인하는

역할수행이어느때보다요구된다.

에너지저장시스템의 시장조성을 위해서는 우선적

으로 초기 투자비의 부담을 완화해야 한다. 아직까지

에너지저장시스템을 구성하는 배터리의 가격이 상당

히 높아 에너지저장시스템이 경제성을 확보하기가 어

려운것이현실이다.

경제성 분석결과, 일반용 및 산업용 수용가가 에너

지저장시스템을 설치 이후 12년 이내 투자비를 회수

하려면, 에너지저장시스템의 초기 투자비용이 현재

132만원/kWh 수준에서 100만원/kWh 이하로 하락

해야 가능하다. 정부는 에너지저장시스템의 설치에

대해 금융지원 및 세제혜택과 함께 공공기관을 대상

으로 도입·설치를 권고하고 있다. 그러나 에너지저

장시스템의 경제성 분석에서 확인한 바와 같이 높은

초기 투자비로 인하여 수용가가 설치·운 할 경우

현행 전기요금 체계에서는 경제성이 전혀 없다. 우선

적으로 에너지저장시스템의 초기 투자비의 부담을 완

화를위해서는설치보조금지원이필요하다. 아직에

너지저장시스템의 설치에는 초기 투자비용이 많이 필

요하므로, 시장조성을 위해서는 투자비용에 대한 직

접적 지원방식인 정부의 보조금 지원이 필수적이다.

또한 초기 설치투자 비용에 대해 정부의 보조금 지원

과 함께 에너지저장시스템을 리스(Lease)하는 방식,

또는 제3자가 투자하여 설치·운 하는 방식으로 초

기 투자비에 대한 부담을 완화하는 방안도 추진될 필

요가 있다. 리스 또는 제3자가 투자하여 설치·운

하는 방식으로 사업모델이 만들어지면 수용가의 초기

투자비에 대한 부담이 크게 완화될 것으로 예상된다.



특히, 중소규모 수용가의 초기 투자비에 대한 부담이

크게 완화되어 보급 확대에도 도움이 될 것으로 기대

된다.

둘째로, 현재와 같이 경제성이 없는 상황에서는 고

객이 에너지저장시스템의 운 을 통해 전기요금 절감

으로 사업 타당성을 확보할 수 있도록 전용 요금제의

도입이 필요하다. 에너지저장시스템의 운 순편익은

충전에 소요되는 전력구입비(충전시간대 전력요금)와

방출에 따른 피크절감으로 창출되는 전력비용 절감에

의해 결정된다. 시간대별 요금 격차가 클수록 에너지

저장시스템의운 효과를기대할수있다. 이러한전

용 요금제의 설계는 기존 고객과 형평성을 유지하면

서 사회적 편익이 함께 고려되어 모두가 이익이 극대

화되는 방향으로 이루어져야 한다. 에너지저장시스템

의 운 에 따른 연간 에너지비용 순편익은 충·방전

시간대의요금폭이커져 1kWh당에너지비용편익이

높아지거나 최대부하 시간대가 확대되어 연간 에너지

저장시스템의운 시간이늘어야가능하다.

경제성 분석결과, 선택형 수요관리형 요금Ⅱ 제도

에서 하절기와 봄·여름철의 최대부하 시간을 일반요

금제도와 동일하게 3시간에서 6시간으로 늘리고, 대

신에 중간부하 시간대의 요금을 낮추는 경우 경제성

이 있는 것으로 나타났다. 따라서 수요관리형 요금제

도를 바탕으로 경부하 시간대와 최대부하 시간대간의

요금 폭을 확대하거나 최대부하 시간대를 늘리는 대

신에 중간부하 시간대의 요금을 낮추는 방식으로 요

금제도를 설계할 수 있다. 에너지저장시스템 전용 요

금설계에서 중요한 고려사항은 수용가가 일반요금을

선택한 경우에 비하여 전용 요금제를 선택하고 에너

지저장시스템을 설치·운 하는 것이 비용 측면에서

유리해야 한다는 점이다. 그래야만 일반용 및 산업용

수용가가 경제적 동기로 에너지저장시스템을 자발적

으로 설치하여 운 하게 된다. 에너지저장시스템이

시장에서 빠르게 보급되기 위해서는 최소한 설치 투

자비를 5년 이내에 회수할 수 있도록 하는 것이 바람

직하다. 에너지저장시스템 보급 확대로 전력 피크수

요가크게 줄면 SMP가격하락으로 한전의 전력구입

가격도 그만큼 줄어들고 피크수요에 따른 송배전망의

설비투자수요도줄어들게된다.

셋째로, 투자효과가 높은 중소규모 사업장을 대상

으로 사업성 분석부터 사후관리까지 사업 전주기 서

비스를 통합하여 제공하는 통합서비스 비즈니스 모델

을 확립하고, 이를 수행하는 수요관리사업자를 적극

적으로 육성할 필요가 있다. 에너지저장시스템은 기

술발전과 사회적 편익에도 불구하고, 여전히 투자비

용이 높아 경제성 확보가 어려운 가운데 운전 경험도

축적되지 않은 상황에서 통합서비스 사업자의 역할은

매우 중요하다. 정부는 현행 세제, 인증, 보조, 융자

지원과 함께 전기요금 현실화와 전용 요금제 도입을

통해 에너지저장시스템 설치 유인을 높이고, 에너지

저장시스템을 활용한 전력거래가 가능토록 전력시장

제도 개선 등을 통해 수요관리자의 통합서비스 상품

개발을적극뒷받침할필요가있다.

넷째로, 에너지저장시스템의 경제성을 확보하기 위

해서는 정부-산업체가 긴 한 협력시스템을 구축하

여 기술개발 노력을 강화해야 한다. 기술개발은 기술

의 신뢰성 확보뿐만 아니라 가격경쟁력 확보에도 필

수적인 요인이다. 선진국을 중심으로 다양한 저장기

술에대한개발이활발하게추진되고있어, 향후저장

기술간의 경쟁도 심화될 것으로 예상된다. 비용 경쟁

을 가진 저장기술의 개발을 위해서는 다음 사항에 중

점을둘필요가있다.

93


저장기술의성능(저장효율, 저장 도및수명등)

향상기술개발

에너지저장시스템에서 원가비중이 높은 핵심 구

성요소의소재개발

시스템 엔지니어링 기술개발 지원과 함께 제조

능력제고

새로운에너지저장원천기술의개발확대노력

특히, 중대형 리튬 이차전지 에너지저장시스템 수

요확대를 위해선 배터리 제조단가를 낮추는 문제가

무엇보다 중요하다. 국내 에너지저장시스템의 경우

설치비용에서리튬배터리가약 69%, PCS가 약 21%,

설치공사비가 약 10% 정도를 차지하고 있다. 초기 설

치비용의 하락을 위해서는 원가 비중이 높은 리튬배

터리 가격의 하락이 가장 중요하다. 리튬배터리 가격

은 $1,000 수준에서 2013년에는 $500∼$600 수준

으로 지난 5년간 40∼50% 정도 하락하 다. 향후에

도 지속적으로 하락할 것으로 예상되고 있다.

Navigant Research는 2013년 리튬배터리 가격이

kWh당 $500 수준에서 2015년에는 $300, 2020년

에는 $180로 하락할 것으로 전망한다. McKinsey &

Co는 kWh당 $600 수준에서 2020년에는 $200,

2025년에는 $160 수준으로 떨어질 것으로예상한다.

따라서 국내 중대형 리튬 이차전지 기업들은 시장에

서 경쟁력을 확보하기 위해선 향후 5년 이내에 대용

량전지가격을 50% 이상낮춰야할것으로예상되고

있다.

이를 위해서는 규모의 경제 확보와 함께 보다 저렴

한신소재개발이필요하다. 리튬이차전지산업의경

쟁력 확보를 위해서는 정부와의 긴 한 협력시스템을

통해 대기업과 중소기업 간 새로운 협력모델 구축이

필요하다. 전지 소재개발에는 많은 비용과 시간이 소

요되며, 자금력이 약한 중소기업이 자체적으로 기술

개발부터 양산까지 소요되는 비용을 감당하기에는 어

려움이 있다. 중소기업이 기술개발 후 완제품을 생산

하여 대기업에 납품하는 현재 구조에서는 중소기업이

감당하기에는 많은 위험요인이 있어 우수한 제품 개

발 가능성이 낮다. 부품·소재분야는 기술력을 확보

한 중소기업이 특화해 성장할 수 있는 가능성이 높은

분야이다. 대기업은 중소기업의 제품 개발단계에서부

터협력을통해제품개발에필요한인력및비용을지

원하는 등 협력모델 구축해 동방성장을 전략적으로

추진할필요가있다.

또한 정부는응용분야별기술개발 전략을수립하여

추진하고 부품·소재분야 전문기업의 육성 등 전략적

지원을 확대해 나가야 한다. 에너지저장시스템 산업

은 부품·소재 등 후방산업에 기회가 큰 산업으로 부

품·소재분야에서 중추적 역할을 담담하고 있는 중소

기업에 대한 기술개발 지원과 전략적 육성을 통해 원

천기술확보및양질의일자리창출문제를해결해나

갈필요가있다. 특히, 저장기술을활용하여부가가치

를높일수있는산업군에대한차별화된기술개발및

산업지원전략이필요하다.

참고문헌

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2014

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(Battery RM 2013), 2013.8

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__________, DOE/EPRI 2013 Electricity Storage

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2013.7

95


1. 서론

2015년 11월 현재 3대 유종 가격은 배럴당 40달러

대에 머물러 있으며, 배럴당 100달러를 넘었던 2014

년 초반과 비교해 볼 때 절반 이상 폭락한 상황이 이

어지고 있다. 이에 따라 국제 에너지업계에서는 투자

규모 축소와 자산 매각 행렬이 이어지고 있으나,

2015년 4월에 있었던 Shell의 British Gas에 대한

기업인수발표등에서볼수있듯이저유가를활용한

우량 자산 매입을 통해 공격적으로 규모를 확대하고

있는 기업도 많다. 국내 에너지업계의 경우, 기존 자

원개발과 관련된 의혹 제기와 정책적 한계로 인해 저

유가의 기회를 활용하지 못하고 있으며, 유가와 관련

된 불확실성의 향으로 인해 소극적인 현황 유지에

머무르고 있는 것처럼 보인다. 이에 따라 눈에 띄는

투자확대나저평가된우량자산매입등의전략적의

사 결정은 현재 찾아보기 어렵다. 하지만 2014년 중

반부터이어지고있는현재의저유가기조로인해, 세

계 5위의 원유 수입국인 우리나라는 이전에 비해 낮

은 가격으로 원유를 도입하는 혜택을 누리고 있는 것

이사실이다. 직접적인도입기업들의손익은각경우

마다 다르겠으나, 국가 전체적으로 원유라는 단일 품

목을 기준으로 할 때, 이전에 비하여 큰 폭의 흑자를

기록하고있다. 그러나우리나라에유리한이같은시

장 상황이 언제까지나 지속될 것으로 여기는 것은 어

리석은 일이다. 바로 직전인 2014년 초반만 해도 국

내 소비자들과 기업들은 고유가로 인한 어려움을 겪

었으며, 무엇보다 1970년대에 있었던 두 차례의 석유

파동은 전 국민에게 에너지의 중요성과 향력을 실

감하게했던사건이었다.

역사적으로 원유의 수요와 공급은 큰 변동성을 보

여 왔으며, 이에 따라 유가도 큰 폭으로 움직여왔다.

[그림 1]은 이러한 일례로서 1940년대부터 최근까지

의 서부텍사스중질유 가격 변화의 폭을 보여준다. 특

히 최근 급속히 진행된 신흥국가들의 산업화는 원유

에대한수요를크게증가시키며, 바로직전에있었던

고유가 추세에 일조하 다. 1985년 약 6천만 b/d

던 전 세계 석유수요는 2012년 약 9천만 b/d로 증가

주요원유수입국들의공급비상시대응방안및국내정책제언1)

신 상 윤 에너지경제연구원 부연구위원 ([email protected])

1) 본고는신상윤, “주요석유수입국들의원유공급비상시대비현황및시사점,”「세계에너지시장인사이트」, 15-31호, 에너지경제연구원(2015)의내용을부분적으로수정·보완한것임.


논단주요 원유 수입국들의 공급 비상시 대응방안 및 국내 정책제언

했으며, IEA는 2018년 9천 7백만 b/d까지증가할것

으로 예측하고 있다. IEA의 경우 또한 2035년에도

미국, 일본, 유럽 등의 주요 선진국의 석유비중이 전

체 에너지 대비 25%~30%를 유지할 것으로 예상하

고있으며, 우리나라의석유비중역시같은시점에약

27% 정도를 유지할 것으로 예측된다.2) 이렇듯 많은

국가들이 아직까지 주요 에너지원으로서 석유에 의존

하고 있으며, 이 같은 상황은 근시일 내로 종료되지

않을것으로예상된다.

석유공급의 경우, 전통적으로 석유 수출국 모임인

OPEC이 회원국들의 생산량을 조절하는 방식으로 유

가에 향력을 행사해왔다. 최근 비전통 석유·가스

의 등장으로 OPEC이 누렸던 화는 퇴색된 것이 사

실이나, OPEC의 주도국인 사우디아라비아는 여전히

주요 공급국으로서 가격 결정에 중요한 역할을 하고

있으며, 러시아를 비롯한 미국, 이라크, 이란 등이 주

요 원유 수출국으로서 세계 시장에서 향력을 행사

하고있다. 그러나각수출국들의목표는자국의국익

극대화이며, 이러한 목표 추구에 있어서 타국의 이익

은 크게 중요한 고려 사항이 아니다. 이와 관련하여

의도적으로 산유국들이 원유공급을 조절하여 유가에

향을미칠위험이존재할뿐만아니라, 의도하지않

았더라도 재해나 전쟁 등으로 인한 원유공급 차질이

발생하여 유가 급등이 일어날 가능성도 상존한다. 이

러한 위험에 대비하기 위하여 주요 원유 수입국들은

유가와 상관없이 공급 비상상황에 대한 준비를 하고

있다. 본고에서는 주요 수입국들이 마련하고 있는 대

응책 및 대비현황을 알아보고, 우리나라에게 주는 시

사점을제시하고자한다.

2) 산업통상자원부(2014) 참조.

[그림 1] WTI유 가격 변화(1940년대~2014년)

자료: http://www.macrotrends.net/1369/crude-oil-price-history-chart

97


나. 대응전략

상기 사례에서 알 수 있듯이, 공급 위험은 언제나

존재하며원유수입국들은이에대한대응전략을마련

하여 비상상황에 대비하고 있다. 석유 수출국 모임인

OPEC의 감산 결정 등 각종 공급 위험에 공동 대응하

2. 원유공급 위험과 대응전략

가. 원유공급위험

앞서설명한것처럼, 현재저유가기조를통해원유

소비국으로서의 이점을 누리고 있고 이러한 추세가

셰일가스 등 비전통 석유·가스의 생산 증가로 인해

앞으로도 장기적으로 지속될 것이라는 의견도 있으

나, 원유 공급상황은 언제든지 급변할 수 있다. 예를

들면, 2003년에 있었던 이라크 전쟁이나 2011년에

있었던 리비아 사태 등 석유 수출국의 전쟁이나 내전

가능성이언제나존재한다. 그리고 2005년미국을강

타한 카트리나와 같이 허리케인, 태풍, 쓰나미, 지진

등의자연재해역시석유의공급과수요에큰 향을

미치는 위험요소이다. 뿐만 아니라, 1973년 1차 석유

파동의 직접적인 원인이었던 OPEC의 감산 결정이나

1979년 이란 혁명 이후 이란이 내렸던 갑작스런 수출

중단 결정 등, 석유 수출국들의 정치적인 결정 역시

대표적인 공급 위험요소에 포함된다. <표 1>은 원유

공급에차질이있었던주요사례들을보여준다.

자료: 문 석외, 2014

수에즈운하위기

6일 전쟁

제4차 중동전쟁

이란혁명

이란-이라크 전쟁

제1차 이라크 전쟁

이라크 석유수출중단

베네주엘라 파업

제2차 이라크전쟁

카트리나 사태

리비아 사태

1956

1967

1973

1978

1980

1990

2001

2003

2003

2005

2011

2.0

2.0

4.3

5.6

4.1

4.3

2.1

2.6

2.3

1.5

1.8

×

3,750

4,800

6,000

구분 발생년도공급차질물량(백만 배럴/일)

IEA대응 여부

방출물량(만 배럴)

<표 1> 원유공급에 차질이 생겼던 주요 사례들



3) IEA(2014) 참조.4) 비축표방식: 주로EU 국가들에의해운 되는공동비축방식으로서비축표를구매한국가는평시저장비용을비축표판매자인비축시설소유자에게지불하고, 공급

비상시해당원유또는석유제품에대한소유권을행사할수있음.

기 위하여 1974년 OECD의 석유 수입국들이 주축이

되어 출범한 IEA는 회원국들에게 전략 비축유 확보,

수요조절계획수립, 발전연료전환, 생산확대등 4가

지의석유공급위험대응방안마련을권고한다.3)

그 중공급비상상황시확보된비축유방출이가장

효과적이고 중요한 방안으로 운 되고 있다. 우리나

라를 포함한 IEA 회원국들은 순수입량 기준으로 최

소 90일에 해당하는 원유 또는 석유제품을 비축해야

하는의무가있는데, 자국 뿐아니라비축표방식4) 등

으로 타국에 비축하는 물량도 이에 포함할 수 있다.

이러한 비축유는 위기 상황시 실질적으로 방출되어

공급 물량을 늘림으로써 가격 안정에 기여할 뿐 아니

라, 비축물량자체로서원유선물시장에서의가격상

승을억제하는역할을하기도한다.

또한두번째방안으로서차량운행제한, 연비개선

제도강화, 카풀지원제도등의원유수요조절계획을

수립하여공급위험에대비하기도한다.

세 번째 방안인 발전연료 전환은 화력 발전시설의

연료를 원유에서 석탄이나 천연가스로 전환함으로써

원유수요를 감소시키는 방안이나, 화력발전에서 원유

가 차지하는 비중이 감소하면서 이 방안의 실효성 역

시줄어들고있는상황이다.

마지막방안은자국내생산량확대를통해공급위

험에대비하는것이나, 이는미국이나중국등일정한

원유 매장량을 보유한 특정 국가들만 실행 가능한 방

안이며전체수입국들에게적용되지는않는다. 각대응

방안을 각국이 개별적으로 실행할 수도 있으나, 2005

년 카트리나 재해 또는 2011년 리비아 사태에서와

같이 IEA를 통하여 여러 수입국들이 공동대응에 나

서기도 한다.

3. 주요 수입국들의 대응방안

가. 일본의석유관련현황및대응방안

1) 일본의 석유 관련 현황

일본은원유의 대부분을중동지역으로부터 수입하

여 주로 수송부문과 산업부문에서 소비하고 있는 세

계 3위의 원유 소비국이다. 일본 내에서 약 17,000

b/d의 원유를 생산하지만 이는 전체 소비의 0.3%에

불과하며, 나머지 99.7%를 수입에 의존한다. 약 350

만 b/d의 원유를 수입하고 있는데, 그 중 약 80%는

중동 국가들로부터 도입하고 있어 중동 의존도가 상

당히 높다고 할 수 있다. 2012년 기준으로 사우디로

부터약 33%, 아랍에미리트연방으로부터약 23%, 쿠

웨이트와 카타르로부터 각각 약 8%, 약 6%를 도입하

으며, [그림 2]는 이를 포함한 일본의 원유수입 대

상국을 보여준다. 또한 각 부문별로 살펴보면, 2011

년의 경우 수송부문과 산업부문에서 각각 전체 원유

의약 36%, 약 29%를소비하 으며, 산업부문에서투

입된 원유의 약 65%는 석유정제 및 화학산업에서 소

비되었다.

99


일본의 정제시설 규모는 2012년부터 2015년 4월

까지 약 60만 b/d 가 줄어드는 등 2000년 이후로 지

속적으로 감소하는 추세이나, 아직도 380만 b/d에

달하는시설을유지하고있다. 이는규모측면에서전

세계에서 5위에 해당한다. 또한 4개의 메이저 기업5)

이 전체 정제시설의 약 50%를 운 하고 있는데,

2012년의 경우에는 약 75%의 가동률을 보이면서 석

유제품의 총생산량이 약 360만 b/d를 기록하 다.

일본의 비축시설 및 정제시설을 포함하는 석유 인프

라는 [그림 3]에나타나있다.

2) 일본의 공급 위험시 대응방안

일본은 원유공급 비상시 주된 대처방안으로서,

2015년 4월기준약 5억 4,200만배럴에달하는원유

및 석유제품을 비축하고 있으며, 이는 일본에게 있어

약 158일분의원유순수입량에해당한다. 일본의민간

기업은 법적으로 수입량이나 판매량, 또는 생산량 기

준으로 70일에서 90일 분량의 원유 또는 석유제품을

비축하도록 되어 있으며, 이러한 민간 비축량인 2억

1,200만 배럴 중 약 51%는 석유제품으로, 약 49%는

원유로비축되어있다. 정부비축의경우, 일본정부는

Japan Oil, Gas and Metals National Corporation

(JOGMEC)에 약 3억 1,600만 배럴에달하는전략비

축유 관리업무를 위임하고 있으며, 이중 약 97%는 원

유로 비축되어 있다. 그리고 이러한 단독 비축량 이외

에추가적으로약 700만 배럴의원유가사우디아라비

아, UAE, 브라질 등과 공동비축의 형태로 일본 내에

[그림 2] 일본의 2012년 기준 원유수입 대상국

자료: IEA, Energy Supply Security 2014

5) Cosmo Oil, Idemitsu Kosan, JX Nippon Oil and Energy, Tonen General.



[그림 3] 일본의 석유 인프라


저장되어 있다. 또한 뉴질랜드와 양자 협정을 체결하

여 비축표 방식을 통해 뉴질랜드 소유의 원유가 일본

에 저장되어 있으며, 뉴질랜드는 같은 방식으로 호주,

국, 독일, 덴마크에도 비축유를 저장하고 있다.6) 공

급비상상황이발생할경우경제산업성에의해비축유

방출이 결정되면, JOGMEC은 입찰방식으로 민간으

로 원유를 공급하는데 소요 일정은 약 10일에서 15일

정도를계획하고있다.

공급 비상시 2번째 대처방안으로서 일본은 수요 조

절계획을 마련하고 있으며, 절약 캠페인에서부터 특

정 부문에서의 석유사용 제한 등 다양한 정책 실행이

가능하도록 준비되어 있다. 비상 상황시 내각 책임자

인 수상의 결정으로 수요 조절계획을 실행할 수 있으

나, 일본의 넉넉한 비축량을 고려할 때 아주 심각한

공급 부족상황이 발생할 경우에만 이러한 정책이 집

행될 것이라 예상할 수 있겠다. 3번째 방안인 발전연

6) 일본의원유및석유제품저장시설규모는약9억배럴에달하며, 남는저장시설에대한타국임대또는공동비축을운 하고있음.

101


료 전환의 경우 다양한 연료를 사용할 수 있는 화력

발전 시설이 거의 없기 때문에 비상시 대처방안으로

고려되지 않고 있으며, 마지막의 4번째 방안 역시 일

본의 미미한 원유생산에 미루어 볼 때 실행 가능하지

않은수단이라할수있겠다.

나. 독일의석유관련현황및대응방안

1) 독일의 석유 관련 현황

독일의 전체 1차에너지에서 석유가 차지하는 비율

이 약 33%로, 가장 큰 비중을 차지한다. 또한 독일은

2012년 기준으로 세계 6위의 원유 수입국이며, 세계

9위의석유소비국으로서, 같은해약 190만 b/d의원

유를 수입하고 약 240만 b/d의 석유제품을 소비하

다. 자국 내 생산은 전체 소비량에 비해 미미한 수준

이며, 거의 전부인 약 98%를 수입에 의존하고 있다.

독일의원유수입대상국은 [그림 4]에나타나있다.

[그림 4] 독일의 2012년 기준 원유수입 대상국


독일의 주요 원유수입 상대국은 러시아(37%), 국

(14%), 노르웨이(10%), 리비아(9%) 등이며, 상대적으

로 다양한 지역으로부터 원유를 도입하고 있음을 알

수있다. 각부문별로는전체석유소비량의약 51%를

수송부문이, 약 20%를산업부문이차지하 다.

독일의 정제시설은 세계 9위의 규모로서 약 206만

b/d를 이르나, 최근 석유제품 수요 둔화와 수익 악화

로인해다수의정유시설이현대화또는폐쇄등을고

려하고 있으므로 향후 규모는 감소할 것으로 예상된

다. 그 중 경유의 경우 전체 석유제품 수요의 약 29%

를차지하지만, 자국내생산이수요를충족시키지못

하는 석유제품으로서 독일은 2010년부터 경유를 해

외에서 수입하고 있다. [그림 5]는 독일의 비축시설

및정제시설을포함하는석유인프라를보여준다.



[그림 5] 독일의 석유 인프라


2) 독일의 공급 위험시 대응방안

독일의비축시설규모는민간과정부통틀어약 4억

1,400만 배럴에 달하며, 공적 비축의 일환으로서 국

립석유비축협회(EBV)가 IEA 전략 비축을 전담한다.

2012년 기준으로 약 2억 2,400만 배럴이 비축되어

있으며, 이는 독일의 원유 순수입량 대비 140일에 해

당된다. 또한 특징적인 사항으로서, [그림 5]에서도

볼 수 있듯이 독일의 비축시설은 전국적으로 퍼져 있

으며, 모두 5개의 권역으로 분류되어 각 권역에서 각

각 원유 순수입량 대비 15일 이상의 비축물량을 유지

함으로써 비상시 물량 수송에 어려움이 없도록 비축

103


7) 중국에서1차에너지기준으로약68%를차지함.

정책을 운 중에 있다. 또한 독일은 다른 유럽 국가

들과 마찬가지로 인접 국가와 공동비축의 형태로 협

력하고 있다. 벨기에, 이탈리아, 네덜란드에 저장된

소량의 원유를 비축표 방식으로 확보하고 있으며, 그

이상의타국소유물량을독일내에저장해주고있다.

벨기에, 이탈리아, 네덜란드, 룩셈부르크, 포르투갈,

크로아티아등은공급비상시, 비축표방식을통해독

일내에저장된원유에대하여소유권을행사할수있

는국가들이다. 반면체코는실제적으로자국소유원

유를독일내저장시설에비축하고있다.

공급 비상상황이 발생하면, 경제에너지부가 주관하

여 EBV 및 관련 부처들과 협의해서 첫 번째 대응방

안인 비축유 방출과 관련된 의사 결정을 내리고 이를

실행한다. EBV는 원유 및 석유제품 수입 기업들의

재정으로 운 되는 독립적인 기관으로서, 이와 별도

로 민간기업들이 비축 물량을 유지해야 할 의무는 없

다. 행정적으로일단비축유방출이결정되면, 석유제

품은 90일 이내, 원유는 150일 이내에 방출이 완료되

도록 법적으로 명시되어 있으며, 정해전 절차에 따라

비축유 방출이 이뤄지게 되어 있다. 독일에서는 비축

유 방출이 공급 비상상황에 대해 가장 우선시되는 대

응방안이지만, 추가적으로 적극적인 수요 조절방안도

집행할 수 있다. 1975년 제정된 에너지안보법에 따

라, IEA 또는 연방 정부에 의해 공급 위험이 선포되

면운전제한, 속도제한, 원유및석유제품에대한가

격 인상 등의 정책 실행이 가능하도록 법이 제정되어

있기 때문이다. 하지만 독일에서 3번째와 4번째 비상

시 대응방안은 효과적인 실행 수단으로 고려되지 않

는다. 독일의 석유 기반 화력발전 시설의 비중이 총

전력생산의 1.1%에불과하므로발전연료전환은대처

방안으로여겨지지않으며, 자국내원유생산량을늘

리는 방안 역시 총소비량 대비 지나치게 낮은 비중으

로인해고려되지않는다.

다. 중국의석유관련현황및대응방안

1) 중국의 석유 관련 현황

중국에서 가장 큰 비중을 차지하는 에너지원은 석

탄이지만,7) 석유에 있어서도 중국은 미국에 이어 세

계 2위의 원유 수입국이자 4위의 생산국이다. 2013

년 기준으로 약 556만 b/d의 원유를 수입하고, 약

1,048만 b/d의석유제품을소비하 다. 2000년의석

유소비는 현재의 절반에 못미치는 약 460만 b/d 으

나, 지속적인 경제성장을 바탕으로 계속해서 증가하

고 있으며 IEA는 2018년 중국의 원유수요를 1,200

만 b/d로 예상하고 있다. 각 부문별로는 2011년 수송

부문과 산업부문에서 전체 원유의 약 45%와 약 24%

를 소비하 으며, 경유와 휘발유에 대한 수요가 전체

석유제품 수요의 절반 이상을 차지하 다. 중국의 원

유수입은 중동, 아프리카, 구소련 지역 국가들로부터

이뤄지고 있다. 최대 수입국인 사우디아라비아로부터

약 20%, 앙골라로부터 약 15%, 러시아로부터 약 9%

를 수입하고 있으며, 중동 지역에 대한 의존도는 약

50% 정도로서 일본 및 우리나라에 비해 상대적으로

낮은수준을보인다.



중국은 2012년 기준 세계 2위의 정제시설 보유 국

가(1,340만 b/d)이다. 게다가 설비규모를 지속적으로

늘리고 있기 때문에 2018년에는 최대 설비 보유국인

미국과 비슷한 규모를 갖추게 될 것으로 예상되고 있

다. 5개의 정유 메이저 기업8)이 약 1,010만 b/d에 달

하는 정제시설을 운 하고 있는데, 전체적으로 약

70%에서 약 75%의 가동률을 기록 중이다. 정제시설

은 양쯔강 삼각주, 진주강 삼각주, 보하이림 지역 등

세 지역에 집중적으로 위치하고 있으며, [그림 7]은

정제시설및비축시설의중국내분포를보여준다.

2) 중국의 공급 위험시 대응방안

중국은 과거 전략 석유비축에 소홀했으나, 2006년

비축을 시작하 으며, 최근 저유가 기조를 활용하여

적극적으로 비축량을 확대하고 있다. 현재 3단계의

전략 석유 비축계획을 수립하여 추진 중이며, 약 1억

300만 배럴 규모의 1단계 비축은 서부 해안 지역을

중심으로 2008년 완료되었다. 2단계 비축 프로그램

은 해안과 내륙을 골고루 포괄하는 8개 지역에 1억

9,000만 배럴 규모의 비축시설 건설을 2013년까지

완료하는 것이었으나, 현재 지연된 상태로 2017년에

서 2020년사이에완공이예상되고있다. 3단계비축

은 1억 5000만 에서 2억배럴의규모의시설을 2023

년까지 완공하는 것을 목표로 하고 있으나 후보지는

아직공개되지않았으며, 계획대로완공된다면총 5억

배럴의비축시설을보유하게될것이다.

또한 현재 계획된 정제시설 확대 계획으로 미뤄볼

8) CNPC, Sinopec, CNOOC, SYPG, CNGC.

[그림 6] 중국의 2012년 기준 원유수입 대상국


105


[그림 7] 중국의 석유 인프라


때, 상당량의 원유 및 석유제품 비축시설이 추가적으

로필요할것으로예상되지만, 상업용비축시설에대한

정보는충분히공개되지않고있으며, 상당수석유기업

이국 기업인관계로정부비축과민간비축의경계가

모호한 것이 사실이다. 중국은 IEA의 회원국이 아니

기 때문에 공급 비상상황 발생시 비축과 방출과 관련

하여 독자적으로 의사를 결정하며, National Energy

Administration이 중심이 되어 State Council,

National Development Reform Council, 상무부

등이 협력하여 비축유를 방출을 결정하게 된다. 이 외

에공급비상상황에대해공식적으로명시된대응수단

은없으나, 필요시강력한행정력을바탕으로직접적인

수요 억제정책을 펼 수 있으며 중국 내 원유 생산량을

확대하는방안역시실행가능하다.



각 부문별로는 2011년 기준으로 수송부문에서 전

체 원유의 약 40%, 산업과 가정부문에서 각각 약

20%를 소비하 으며, 경유가 전체 석유제품 소비의

약 35%를 차지했다. 인도의 정제시설은 2002년 약

140만 b/d 수준이었으나, 2013년 약 440만 b/d로

매우 빠르게 확대되었으며, 세계 4위의 규모를 유지

하고 있는데, IEA는 2018년 인도의 정제시설 규모가

약 480만 b/d로 증가할 것이라고 예측하고 있다. 정

부소유의정제시설이약 59%를차지하며, 수송이용

이한해안지역과델리등주요소비지역근처에위치

한다. [그림 9]는 인도의 비축 및 정제시설의 분포를

보여준다.

2) 인도의 공급 위험시 대응방안

인도정부는공적기관인Indian Strategic Petroleum

Reserves Ltd(ISPRL)를 설립하여 2008년 전략 비

축유를 저장하기 시작하 으며, 2008년 종료된 1단

[그림 8] 인도의 2012년 기준 원유수입 대상지역


라. 인도의석유관련현황및대응방안

1) 인도의 석유 관련 현황

인도는 세계 4위의 석유 소비국이자 원유 수입국이

며, 2018년에는 약 440만 b/d의 수요가 예상되어 일

본을 제치고 제3위의 소비국이 될 것으로 예상되는

국가이다. 2013년 기준으로 약 327만 b/d의 원유를

수입하여약 366만 b/d의석유제품을소비하 고, 원

유 및 석유제품 순수입물량 기준으로 수입 의존률 역

시약 76%에달하는데, 국내원유생산이계속해서감

소하면서, 이 수치는꾸준히상승할것으로예측된다.

[그림 8]에서 볼 수 있듯이 인도는 원유를 주로 중동

및아프리카지역으로부터도입한다.

107


계 프로그램을 통해 약 4,000만 배럴을 비축 중이다.

2011년에는 2단계 프로그램으로 약 9,200만 배럴 규

모인 비축시설을 만들기 시작했으며, 2020년까지 규

모를 약 1억 3,200만 배럴로 확장하는 계획을 수립해

놓은 상황이다. 인도의 민간기업은 특정한 비축 의무

가 부여되지 않으나, 상업적 목적으로 약 7,000만

b/d의 비축시설을 운 하고 있으며, 이는 정제시설을

16일간 가동할 수 있는 수준으로 전체적으로 비축량

이 다른 주요 수입국들과 비교하여 낮은 상황이라고

할수있다. 공급비상상황이발생하면, 석유·천연가

[그림 9] 인도의 석유 및 LPG 파이프라인 인프라




스부를 중심으로 비축유 방출과 긴급 지원정책을 실

행하게되어있으나, 비축유활용외에수요조절정책

은 아직 실행할 수 있는 준비가 되지 않았으며, 인도

원유생산량의고갈로인해, 생산량확대역시효과적

인 방안은 아니라고 할 수 있다. 그러나 IEA에 따르

면 발전연료 전환은 현재 법적 근거가 마련되어 있지

않음에도 불구하고, 효과적인 수요관리 수단으로 사

용될여지가있는것으로파악된다.

4. 한국의 대응방안

가. 한국의석유관련현황

한국은 세계 5위의 원유 수입국이며 10위의 석유

소비국이지만 국내 석유생산 비율은 0.8%에 불과하

며, 중동지역에대한수입의존도가지나치게높은약

점을 가지고 있다. 2012년 기준으로 약 257만 b/d의

원유를수입하 고, 약 232만 b/d의석유제품을소비

하 으며, 소비량에 있어 2000년대 이후로 큰 폭의

변화가 없이 정체되어 있는 상황이다. 에너지경제연

구원에 따르면, 전체 석유소비는 2020년까지 완만히

증가하다가 감소세로 돌아설 것으로 전망하고 있다.9)

2011년에서 2035년까지의 기간을 놓고 보면 연평균

약 0.15%씩 감소할 것으로 예측한다. 그러나 전체적

인 비중 측면에서 석유는 여전히 중요한 에너지원의

자리를 지킬 것으로 보여진다. 2012년 각 부문별 소

비를 보면, 산업부문에서 전체 석유의 약 42%를, 수

송분야에서 약 31%를 소비한 것으로 나타났다. 한국

의 수입 대상국은 [그림 10]에 나타나 있다. 2012년

9) KEEI(2013) 참조.

[그림 10] 한국의 2012년 기준 원유수입 대상국


109


기준으로 최대 수입 대상국은 사우디아라비아로서 전

체의 약 33%를 도입하 고, 다음으로 쿠웨이트와 카

타르에서 각각 약 15%, 약 11%를 수입하고 있다. 이

들 세 국가를 포함한 중동 국가들로부터 전체 원유의

약 85%를 도입하는 것에서 볼 수 있듯이, 특정 지역

에 대한 의존도가 지나치게 높다는 약점을 가지고 있

기 때문에 정책적으로 중앙아시아와 북미 지역으로부

터의수입량을확대하기위해노력하고있다.

한국은 304만 b/d에 달하는 세계 6위 규모의 정제

시설을 보유하고 있으며, 2012년 180만 b/d의 석유

제품을 수출하 다. 4개의 기업10)이 석유제품 시장을

주도하고 있으며, 주요 정제시설은 울산, 여수, 인천,

서산 등 해안 지역에 위치한다. 2012년 석유제품 생

산량은 283만 b/d 으며, 약 85%의가동률을기록하

고, 경유, 나프타, 휘발유 등을 주로 일본, 중국, 싱

가포르, 인도네시아 등의 아시아 국가로 수출하 다.

한국의 비축시설 및 정제시설은 [그림 11]에 나타나

있다.

10) SK, GS칼텍스, S-Oil, 현대OilBank.

[그림 11] 한국의 석유 인프라




11) 이는전략비축과상업비축을합한물량임.12) 2억배럴/ 230만배럴= 86.9 (일일소비량230만배럴은IEA의2012년기준수치).

나. 한국의공급위험시대응방안

한국은 공급 비상시 우선 대응방안으로서, 다른 수

입국들과마찬가지로원유및석유제품비축분량방출

을 준비하고 있다. 2015년 1월 기준, 민간과 정부 통

틀어서 약 2억 9,100만 배럴 규모의 저장시설을 보유

하고 있으며, IEA 기준으로 순수입물량의 237일분에

해당하는 약 2억 배럴의 비축유가 저장되어 있다.11)

정부에 의한 전략 비축유를 전담하는 한국석유공사는

약 1억 4,600만 배럴 규모의 시설을 관리하며, 공동

비축유를제외하고약 9,200만배럴의비축유를저장

하고있다.

민간기업의 경우 법적으로 전년도 판매량의 40일

분 이상에 해당하는 원유 또는 석유제품을 보관해야

하는데, 일반적으로 60일에서 80일 분량의 원유 및

석유제품을 재고로 비축하고 있으며, 이는 총 약 1억

800만 배럴에 달한다. 추가적으로 쿠웨이트, UAE,

알제리 등의 석유기업들이 원유 약 3,800만 배럴을

석유공사의 비축시설에 저장하고 있는데, 이러한 공

동비축은 평시에 보유 기업들이 자유롭게 활용하다가

공급비상시시장가격으로구매할수있는독점구매

권이 우리나라에게 주어지는 방식으로 이뤄진다. 공

급 비상상황이 발생하면 산업통상자원부의 주도로 관

련 기관들이 협의함으로써 비축유 방출을 결정하며,

석유공사가이를실행하게된다. 방출되는원유및석

유제품은 4개의 주요 정유기업들에게 대여 형태로 공

급되며, 해당 시점에서의 시장 점유율을 기준으로 각

사에 공급되는 분량이 결정된다. 또한 정부는 원유공

급 상황에 따라 민간기업들의 의무 비축규모를 조정

할 수 있으며, 개별 기업들의 일시적인 수급 불균형

해소를위한단기원유대여도가능하다. 비축유방출

이외에 차량운행 제한 등 추가적인 수요 조절계획도

마련되어 있는데, 공급 비상시 우선 정부부문에 대해

의무적인 수요 감축을 적용하고, 다음 단계로 민간부

문에도 확장되도록 적용된다. 전체 발전에서 석유가

차지하는비율은약 4%에불과하여비상공급시연료

전환은 효과가 제한되며, 미미한 국내 생산 분량으로

인해 생산량 확대 역시 효과적인 대응방안으로 고려

되지않는다.

5. 국내 정책제언

한국의비축시설은약 2억 9,100만 배럴규모이며,

저장된 비축유 역시 IEA가 요구하는 순수입량 권고

기준을 상회하는 분량으로서 충분하게 관리되고 있

다. 그러나 보수적인관점에서바라본다면현재비축

유 약 2억 배럴은 약 87일 동안의 소비량12)에 불과하

다. IEA가설정한순수입량대비 90일분비축유보유

기준은 회원국의 대부분을 차지하는 EU 국가들에게

있어, 공급 비상시 역내에서 더욱 긴 한 에너지공급

협력이 가능하다는 점이 고려된 권고 사항이다. EU

국가들의 경우 지리적인 근접성 뿐만 아니라 오랜 기

간 동안의 전방위적 협력을 통해 형성된 신뢰를 바탕

으로 공급 비상상황 발생 시에도 충격을 최소화하기

위한공동대응이가능하다고할수있다.

111


그러나 중국이나 일본 등 이웃 국가들과의 에너지

협력을 쉽게 기대하기 어려운 우리나라는 IEA 기준

충족에 안주하는 것을 넘어서서, 비축과 관련된 가용

자원과 시설 활용을 극대화하면서 공급 위험에 대비

할 필요가 있다. 그러나 전략 비축유 시설의 급격한

확대에따른재정부담을고려하면, 이는중장기적관

점을 가지고 추진해나가야 할 사항이다. 다만 현재의

저유가 기조와 수요자 중심의 시장 상황을 활용하여,

여분의 비축유 저장시설이 생기지 않도록 운 해야

할필요가있다. 이의일환으로석유공사가직접원유

를 구매하여 비축유 규모를 늘리는 것도 가능한 선택

이 될 수 있지만, 현재 이뤄지고 있는 공동비축을 확

대하는 방안 역시 적극적으로 고려해야 한다. 해외의

원유 및 석유제품 기업들과의 공동비축은 위험 대비

의 효과를 얻으면서 동시에 비축시설 운 비용을 절

감할 수 있다는 측면에서 바람직한 비축방식이기 때

문이다. 뿐만 아니라 장기적인 관점을 가지고 볼 때,

상대기업들과의 신뢰 형성을 통해 대응능력 향상에도

기여하게되는이점이있다.

전략비축및방출이원유공급비상상황발생시한

국의 가장 중요한 대응방안이지만, 이 밖에도 대응능

력을향상시킬수있는방안들역시추진할필요가있

다. 우선현재원유수입의대부분을의존하고있는중

동 지역을 넘어서서 수입 대상국을 다변화하는 것이

중요하다. 원유 수입처를 지역별로 분산시키는 것이

국제유가의 급격한 변동에 따른 비용을 상쇄해줄 수

는 없으나, 국지적으로 발생할 수 있는 재해나 사건

사고 등으로부터 비롯되는 공급 위험을 낮출 수 있는

가장 효과적인 수단이라 할 수 있다. 특히 중장기적

관점을 가지고 러시아로부터의 동시베리아산 원유도

입과, 향후수출제한이풀리면가능하게될미국으로

부터의 원유도입을 추진하며 이를 지원할 필요가 있

다. 둘째로정부차원에서의전략적석유비축뿐만아

니라, 민간에 의한 상업적 비축 확대 역시 공급 위험

에 대한 대비전략으로서의 의미가 있는 방안이라 할

수 있다. 민간기업들로서는 자국 내 비축 이외에, 진

출 국가에 원유 또는 석유재고 제품을 저장한다는 것

역시현지상황에기민하게대응할수있는장점을가

지게된다. 이와관련하여최근울산과여수에서추진

중인 동북아 오일허브 프로젝트를 통해 외국 기업의

참여를 지원함으로써, 국내에서 거래되고 저장되는

물량을 확대하는 것도 공급 비상상황 발생 시 우리의

대응에 간접적으로 도움이 될 것이다. 마지막 방안은

평시 석유개발 역량을 강화하고 거래 네트워크를 형

성하여 관리하는 것이다. 직접적으로 비상 상황시 공

급량 확보를 보장해주는 방안은 아니지만, 개발 역량

을 바탕으로 더 많은 석유 매장량을 확보, 채굴 및 생

산하면서 상류, 하류에 이르는 네트워크가 제대로 확

보되어 있는 국가는 비상시에도 상대적으로 낮은 비

용으로원유및석유제품확보가가능하다. 또한이는

연관 산업에 대한 파급효과가 엄청나게 큰 분야이기

때문에, 신성장동력산업발굴및육성을위해서라면

자원개발 분야에 대한 꾸준하고 지속적인 지원이 필

수적이다.

본고에서는 원유공급비상시 대응방안수립의필요

성과, 한국을포함한주요수입국들의전략비축을중

심으로 하는 대응현황을 살펴보았다. 한국은 상당한

규모의 전략 비축을 운 하고 있으나, 기존 비축시설

활용도를 제고해야 하며 특히 해외 기업들과의 공동

비축을 확대할 필요가 있음을 제안하 다. 또한 전략

비축 이외의 대응능력 강화 방안으로 원유수입 대상

국의 다변화, 오일허브 프로젝트 등을 활용한 상업적



비축확대, 석유개발역량확보를제시하 다. 현재의

저유가기조는언제든지뒤집힐수있음을잊지않고,

공급 위험에 대비하여 꾸준하게 대응방안을 마련하고

준비하는 것이 우리나라의 에너지안보 강화에 필수요

소임을기억해야할것이다.

참고문헌

<국내 문헌>

문 석·김재경·장혜경, 석유안보 강화방안 연구:

석유비축의효율화, 2014

산업통상자원부, 제2차에너지기본계획, 2014

에너지경제연구원, 장기에너지전망, 2013

<외국 문헌>

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2014

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Corporation 2011, 2011

IEA, 2014 Key World Energy Statistics, 2014

____, Energy Supply Security, 2014

Van der Linde, J. G. and Lefeber, R., International

Energy Agency Captures the Development

of European Community Energy Law,

Journal of World Trade, 22(5): 5-25,

1988.

Wood Mackenzie, Asia’s strategic strides in

crude oil storage, 2015

Willenborg, Robert., Tonjes, Christoph. and Perlot,

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of Europe’s oil supply vulnerability and

it’s emergency oil stockholding systems,

Journal of Energy Literature, 10(2): 3-49,

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<웹사이트>

미국 EIA, http://www.eia.gov/

일본경제산업성, http://www.meti.go.jp/english/

IEA, http://www.iea.org

한국석유공사페트로넷, http://www.petronet.co.kr/

113


1. 국제 원유가 동향 및 변동요인 분석

가. 국제원유가동향

최근 3개월 동안 국제 원유가는 연간 최저수준에서

안정화되는 경향을 보 다. 현재 석유시장의 공급 과

잉규모가 워낙 큰 탓이기도 하거니와 석유공급 측면

에서나 석유수요 측면에서, 모두 단기적으로 과잉물

량이해소되기어려울것이란전망에점점더큰힘이

실리고있기때문일것이다. 이러한가운데최근의시

장 이슈는 무엇보다 중국발 경기둔화 우려가 심화되

고있고, 미국의기준금리인상시점이코앞으로다가

왔다는 사실이다. 거기에 OPEC이 저유가 지속에도

불구하고 산유량 조절에 들어갈 기미가 좀처럼 보이

지않는것도유가의하락압력을가중시키고있다.

두바이 원유를 기준으로 살펴보면, 원유가는 9월에

배럴당 49.98달러로월간최고치를기록한후꾸준히

하락해 9월 말에는 44달러 수준을 나타냈으며, 10월

들어다시상승해 49.99달러를기록하기도했으나역

시 오래 버티지 못하고 10월 중순부터 하락세로 전환

되어 10월 말에는한달전과동일한 44달러에머물

다. 11월에는원유가가하향세를보 으며, 11월 23일

에는 39.57달러로연중최저치를기록하 으며, 이후

40~41달러사이에서안정세를나타내었다.

유가가 전반적으로 하락세를 나타내면서 변동성도

크게 줄어들고 있는 모양새이다. 8월에 하루 평균 배

럴당 0.96달러의 변동폭을 보이다가 9월에는 1.08달

러로 확대되며 하락세가 다소 빠르게 진행되었다. 그

러나 10월 들어 등락을 거듭하면서 0.79달러로 유가

의 움직임이 눈에 띄게 축소되었으며, 하락세를 나타

낸 11월에는변동폭도 0.69달러를기록하면서안정화

추세를이어나갔다.

이에 따라 현재의 원유가 수준이 최저점이라는 목

소리가 점차 커지고 있는 반면, 유가가 배럴당 20달

러까지 추가 하락할 것이란 일부 전망에 많은 시선이

향하는등세계경제불안과맞물려향후유가의행보

에대해관심과불확실성이점차커지고있다.

나. 유가변동요인분석

1) 석유수급

오 세 신 에너지경제연구원부연구위원 ([email protected])

원유시장동향


원유시장 원유시장 동향

저유가가장기화됨에따라올해 3분기들어세계석

유수요 증가세가 보다 탄력을 받고 있는 양상이다. 그

럼에도불구하고세계석유공급이함께증가하면서올

해내내석유시장을지배해온석유공급과잉문제를크

게 해소하지는 못하고 있다. 국제에너지기구(IEA)가

최근 발간한 석유시장보고서(Oil Market Report)

11월호에 따르면, 1분기와 2분기에 공급이 수요를 각

각 1.5백만b/d와 2.3백만b/d 상회한데 이어 3분기에

도 1.6백만b/d의 공급 과잉이 지속된 것으로 파악되

고 있다. 계절적으로 하반기에 석유수요가 많아지는

점을 고려하면 3분기 석유시장의 공급과잉의 정도는

매우 크다고 볼 수 있으며, 이로 인해 유가에 대한 하

자료: 한국석유공사페트로넷, 미국에너지정보청(EIA)

유종2014 2015

1/4 2/4 3/4 4/4 평균 1/4 2/4 3/4 10월 11월 평균

두바이 104.44 106.07 101.56 74.64 96.56 51.92 60.49 49.93 45.83 41.70 52.27

브렌트 108.14 109.69 101.90 76.43 98.97 53.86 61.66 50.38 48.43 44.33 53.58

WTI 98.68 103.35 97.87 73.21 93.17 48.47 57.85 46.63 46.22 42.55 49.82

<표 1> 국제 현물 원유가 추이(2014~2015)(단위: ＄/배럴)

[그림 1] 일일 국제 현물 원유가 추이

자료: 한국석유공사페트로넷, 미국에너지정보청(EIA)

115


방압력도 높아져 최근까지 계속되고 있는 저유가의

근본적인원인이되고있다.

그렇다면 공급 과잉의 원인을 보다 명확히 하기 위

해 최근 석유수급 상황을 구체적으로 살펴볼 필요가

있겠다. 먼저, 세계 석유수요는 3분기에 전년 동기대

비 2.09백만b/d 증가한것으로조사되었다. 이는 1분

기에 1.72백만b/d, 2분기에 1.95백만b/d 증가했던

것과비교하면그증가세가확대된것이다. 이렇게세

계 석유수요 증가세가 빨라지고 있는 것은 지난 2011

년 이후 주요 선진국들의 경기침체로 꾸준히 감소세

를 나타낸 OECD의 석유수요가 올해 들어 완연한 증

가세를나타내고있기때문이다.

지난해 석유수요가 연평균 34만b/d 감소했던

OECD는 올해 1분기에 전년 동기대비 73만b/d 증가

한데 이어 2분기에 53만b/d, 3분기에도 75만b/d의

증가세를 기록했다. 이는 미국과 OECD 유럽지역에

서 제로금리와 양적완화 등을 바탕으로 한 경기부양

정책이 향을미치고, 미국의경제성장률이연률 2%

대로 완연한 회복세를 보이고 있고 EU 경제가 경기

침체에서 벗어나면서, 저유가를 기반으로 이들 선진

국들의석유수요가빠르게늘어난것으로볼수있다.

반면, 비OECD의 석유수요는 3분기에 전년 동기대

비 1.34백만b/d 증가했으나 2012년까지 1.5백만b/d

이상 증가했던 것과 비교하면 그 증가세가 둔화되고

있는 것이라 하겠다. 이는 세계 2위 경제대국인 중국

의 경제성장률 둔화가 심화되고 있으며, 러시아와 브

라질의 경기침체 상황이 지속되고 있기 때문으로 볼

수 있다. 최근 비OECD 개도국들의 경제상황을 살펴

보면인도와 ASEAN 지역을제외하곤대부분암울한

상황이다. 중국의 3분기 경제성장률이 전년 동기대비

6.9%로 2009년 1분기 이후 최저치를 기록하 고, 러

시아와 브라질은 같은 기간 -4.1%와 -4.5%의 마이

너스 성장률을 기록해 경기침체에서 벗어날 기미를

보이지 못하고 있다. 여기에 장기적인 저유가와 국제

원자재 가격 하락 등으로 그 밖의 중남미와 중동, 아

프리카 등 자원 수출국들의 경제에도 심대한 악화가

진행되고 있다. 따라서 비OECD의 경기둔화 현상은

개도국들만의 문제가 아닌 후진국들에게까지 그 부정

적 향이확산되고있으며, 이로인해비OECD의석

유수요 증가세 둔화 현상도 2013년부터 최근까지 진

행중에있다.

석유공급측면에서는 3분기에세계석유생산1)이 전

년 동기대비 2.8백만b/d 증가해 세계 석유수요의 증

가폭을 상회하 다. 이로써 공급 과잉규모가 지난해

3분기에 기록한 90만b/d와 비교해 올해 3분기에는

1.6백만b/d로확대된셈이다.

자료: IEA, Oil Market Report, 2015.11

구분2014 2015

1/4 2/4 3/4 4/4 연간 1/4 2/4 3/4 3/4증감

수요 91.82 91.96 93.20 93.99 92.75 93.54 93.91 95.29 2.09

공급 92.12 93.01 94.13 95.26 93.64 94.99 96.23 96.90 2.77

재고증감 0.30 1.06 0.93 1.28 0.89 1.45 2.32 1.61 0.68

<표 2> 세계 석유수급 동향(단위: 백만b/d)



저유가가 심화되며 장기화되고 있음에도 불구하고

전세계석유공급이이와같이크게늘어난것은OPEC

과 비OPEC 모두에서 그 원인을 찾을 수 있다.

OPEC은 2014년 11월 총회에서 원유생산 동결을 결

정한이후산유량이꾸준히증가해왔다. 리비아와나

이지리아 등의 회원국들이 정세불안으로 원유생산 차

질을 겪고 있음에도 불구하고 사우디아라비아와 이라

크, UAE 등이 원유생산을적극적으로늘리면서전체

OPEC 원유생산도크게증가했다. 올해 3분기 OPEC

원유생산량은 31.74백만b/d로 전년 동기보다 1.2백

만b/d 증가한 것으로 나타났다. 이는 2분기 평균치인

31.50백만b/d보다도 증가하면서 OPEC의 사상 최고

치 원유생산량을 경신한 것이다. 사우디아라비아 등

일부 회원국들의 산유량이 크게 증가한 것은 저유가

장기화로 OPEC 회원국들의 가장 중요한 재정수입원

인 원유수출 금액이 급감함에 따라, 여유 생산능력을

보유하고있는사우디와 UAE, 신규 유전개발을활발

히 해온 이라크 등의 회원국들이 재정악화를 만회하

자료: IEA, Oil Market Report, 2015.11

구분2014 2015

1/4 2/4 3/4 4/4 연간 1/4 2/4 3/4 3/4증감

미주 23.88 23.72 24.37 24.56 24.14 24.24 24.09 24.74 0.37

유럽 12.96 13.34 13.77 13.42 13.38 13.45 13.53 14.08 0.31

아·오 8.89 7.70 7.71 8.35 8.16 8.78 7.67 7.78 0.07

OECD계 45.73 44.76 45.85 46.33 45.67 46.46 45.29 46.60 0.75

아시아 22.42 22.70 22.24 23.15 22.63 23.34 23.78 23.57 1.33

중국 10.38 10.59 10.51 11.01 10.56 10.95 11.26 11.26 0.75

중동 7.75 8.16 8.44 7.87 8.06 7.69 8.35 8.50 0.06

남미 6.63 6.81 6.97 6.95 6.84 6.70 6.84 6.92 -0.04

구소련 4.63 4.86 5.14 5.05 4.92 4.57 4.89 5.05 -0.09

아프리카 4.00 3.99 3.87 3.96 3.95 4.08 4.06 3.93 0.06

유럽 0.66 0.67 0.69 0.68 0.68 0.69 0.70 0.71 0.02

비OECD계 46.09 47.19 47.35 47.65 47.08 47.08 48.61 48.69 1.34

총 수요 91.82 91.96 93.20 93.99 92.75 93.54 93.91 95.29 2.09

<표 3> 지역별 석유수요 동향(단위: 백만b/d)

1) crude oil+condensate+NGLs+bio fuel+processing gain.

117


기위해원유생산을최대한확대시킨것으로볼수있

다. 여기에 지난 7월 이란과 서방 간 핵협상 타결로

이란의 원유수출이 내년부터 50만b/d 이상 증가할

것으로 예상되고 있기 때문에, 이들 OPEC 회원국들

이 시장지배력을 방어하기 위해 선제적으로 증산에

나서고있다는분석도제기된다.

최근 저유가 심화로 비OPEC 공급이 타격을 받기

시작했다는 평가가 확산되고 있지만 지난해와 비교해

보면, 비OPEC 석유공급량은 바이오연료와 정유사의

processing gains을 포함해 3분기에 1백만b/d 이상

증가한것으로나타난다. 그러나그추세는점차둔화

되는중이라할수있다. 1분기에 2.2백만b/d 증가한데

구분2014 2015

1/4 2/4 3/4 4/4 연간 1/4 2/4 3/4 10월 3/4 증감

사우디 9.46 9.50 9.62 9.53 9.53 9.77 10.29 10.27 10.03 0.54

이란 2.82 2.84 2.78 2.80 2.81 2.82 2.85 2.87 2.88 0.00

이라크 3.29 3.33 3.23 3.48 3.33 3.49 3.94 4.24 4.20 0.39

UAE 2.73 2.74 2.81 2.75 2.76 2.84 2.87 2.92 2.89 0.12

쿠웨이트 2.53 2.58 2.65 2.67 2.61 2.70 2.72 2.76 2.71 0.16

중립지역a 0.52 0.43 0.38 0.21 0.38 0.20 0.09 0.04 0.04 -0.33

카타르 0.72 0.71 0.72 0.68 0.71 0.67 0.66 0.64 0.67 -0.05

앙골라 1.57 1.63 1.72 1.72 1.66 1.77 1.76 1.77 1.79 0.16

나이지리아 1.93 1.91 1.89 1.88 1.90 1.81 1.77 1.80 1.90 -0.13

리비아 0.37 0.23 0.57 0.67 0.46 0.37 0.46 0.38 0.43 0.12

알제리 1.07 1.14 1.15 1.13 1.12 1.11 1.11 1.12 1.11 0.00

에콰도르 0.55 0.55 0.56 0.55 0.55 0.55 0.55 0.53 0.53 -0.01

베네수엘라 2.45 2.48 2.48 2.44 2.46 2.39 2.43 2.40 2.38 -0.05

OPEC 원유 30.00 30.08 30.53 30.51 30.28 30.49 31.50 31.74 31.76 0.95

OPEC NGLs 6.27 6.31 6.41 6.46 6.36 6.43 6.53 6.54 6.64 0.29

OPEC 공급 36.27 36.39 36.95 36.97 36.65 36.92 38.03 38.28 38.40 1.24

비OPEC 55.85 56.63 57.19 58.30 57.00 58.07 58.20 58.62 58.69 2.06

총 공급량 92.12 93.01 94.13 95.26 93.64 94.99 96.23 96.90 97.09 3.30

<표 4> OPEC 석유공급 동향(단위: 백만b/d)

주: a 중립지역원유생산량의50%는사우디아라비아로, 50%는쿠웨이트로귀속됨. 자료: IEA, Oil Market Report, 2015.11



이어 2분기에는 1.6백만b/d 증가세를 나타냈으며, 3

분기에는 1.4백만b/d를 기록하며증가폭이계속감소

해 왔다. 지난해 비OPEC 공급 증가가 2.4백만b/d

던 점을 감안하면 최근 상황을 보다 심각하게 인지할

수있을것이다.

비OPEC 공급을 지역별로 상세히 나열해 보면, 미

국이 포함된 북미 지역이 3분기에도 전년 동기대비

가장높은증가세를보 으며, 그 다음으로북해유전

과아시아, 구소련, 중남미순으로석유생산이증가한

것으로 나타났다. 그러나 이를 최근 2분기와 비교해

보면 또 다른 패턴을 확인할 수 있는데, 이는 북미 지

역을 제외한 대부분이 정체 또는 감소세를 보인다는

점이다. 북미 또한 지난해까지 매 분기별로 50~60만

b/d의 증가세를 보이다가 올해 들어 2분기에는 40만

b/d에 가까운 감소를 보 으며, 3분기에는 전 분기보

다 30만b/d 증가한데 그치고 있다. 특히, 근래 세계

석유공급 증가를 이끌었던 미국의 석유시추기 수가

지난해 10월 1,609기로 사상 최고치를 기록한 이후

유가 폭락의 여파로 자유 낙하를 시작해 11월 6일까

지 572기까지 감소하면서, 올해 1분기부터 미국의 전

체 석유생산2) 증가세가 둔화되고 3분기에 감소세로

전환되는결과를낳았다.

그러나 이러한 비OPEC 공급이 저유가의 장기화로

감소 국면에 놓여 있음에도 불구하고 2014년 상반기

까지의 고유가 축복을 바탕으로, 비OPEC 산유국들

이 쌓아온 석유생산 능력과 최근 OPEC의 생산 전략

의 변화로 세계 석유공급의 증가분이 수요 증가분보

다 여전히 많은 상황이다. 이 때문에 최근 저유가 심

화로 유전개발에 대한 투자 감소3)와 비OPEC 석유생

산 감소 우려가 커지고 있음에도 불구하고, 실질적인

석유수급에서는 과잉공급이 오히려 확대되다 보니 국

제 유가에 대한 하방압력도 하반기 들어서 더욱 거세

지고있는것이라하겠다.

[그림 2] 지역별 석유·가스 시추기 수 추이

2) crude oil+condensate+NGLs.3) IEA는 World Energy Outlook 2015(2015. 11)에서 10월 1일까지 석유기업들의 지출계획 발표를 바탕으로 올해 세계 석유·가스 상류부문의 투자는 전년대비

20% 감소할것으로추정함.

자료: Baker Hughes

119


2) 석유재고

세계 석유공급의 과잉이 지난해부터 시작해 올해

들어 빠르게 확대되면서 세계 석유재고도 유례없이

크게 증가한 것으로 추정되고 있다. 특히, 전통적인

석유 소비국이자 많은 석유비축 시설을 보유하고 있

는 OECD 국가들의최근석유재고상황이이를잘대

변해주고있다.

먼저 OECD 최대 석유 소비국인 미국의 상황을 살

펴보면, 2014년에 전반적으로 5년(2010~2014) 범위

를 벗어나지 않았던 미국의 원유재고가 올해 들어 이

를 크게 상회하면서 5월에 4억 9천만 배럴로 사상 최

고치를기록했으며, 가장 최근인 11월에도또다시사

상최고치수준인4억 9천만배럴에근접해있다. 미국

내 운 중인 상업용 원유재고 시설의 총 용량은 5억

4천만 배럴임을 감안하면 현재 재고 가동률은 90%

수준이라고할수있다.4)

미국에 이렇게 많은 원유재고가 쌓이고 있는 것은

기본적으로 자국 내에서 원유생산이 높은 수준을 유

지하고 있기 때문이기도 하지만 미국이 여전히 석유

순수입국이란 점을 감안하면, 이 보다 정제시설들이

해외로부터의 수입에 의존하는 중질원유에 대한 선호

가 높기 때문이라 할 수 있다. 이는 미국 정유기업들

이 이미 오래전부터 고도화 시설에 대한 투자를 통해

정제시설의 특성을 상대적으로 저렴한 중질원유에 최

적화시켰기때문이다.

그나마 WTI 가격이 평가 절하되면서 브렌트나 두

바이 원유가보다 저렴할 때에는 미국 내 정유기업들

4) EIA가미국내원유재고를산정하는방식은고정된저장시설뿐만이아니라송유관과선박, 철도에서이동중인원유를다포함시키고있어실제고정된저장시설에존재하고있는원유재고만을따질경우재고가동률은63% 정도에불과함.

[그림 3] 세계 석유·가스 상류부문 투자 추이

자료: IEA, World Energy Outlook 2015, 2015.11, p. 117



이 자국의 경질원유를 소비할 유인이 있었지만, 최근

에는 이러한 가격 역전현상이 줄어들면서 다시 중질

원유에대한선호가높아지고있는형편이다. 이로인

해 미국의 중질원유 수입이 증가하고 경질원유의 재

고가증가하고있는추세라하겠다.

미국 뿐만이아니라 OECD 유럽과아시아·오세아

니아 지역의 원유재고 또한 유례없이 높은 수준을 나

타내고있다.

OECD 유럽은올해석유수요가 이례적으로증가하

면서 원유재고도 올해 8월까지 5년 최고치 수준을 하

회했으나, 9월에는 3억 4천만배럴로 5년최고치를 2

천만 배럴 가량 상회한 것으로 나타났다. 특히 최근

원유재고 수준이 저장용량의 80%에 이르는 것으로

알려져 있다. OECD 아시아·오세아니아 지역은 올

해 5월부터 5년 최고치를 상회했으며, 원유재고가 꾸

준히 증가해 9월에는 2억 1천만 배럴로 5년 최고치

보다역시 2천만배럴많은상태다. 이들지역에서원

유재고가 이토록 증가한 것은 기본적으로 세계 원유

공급이 상당한 과잉상태에 있기 때문이다. 또한 한편

으로는 원유가가 최저수준에 와있다고 판단되고 있고

저유가를 바탕으로 석유수요가 회복세를 보임에 따라

보다 나은 정제마진을 확보하기 위한 전략으로도 해

석할수있다.

여기에 미국을 포함해 OECD 전체 원유재고가 사

상최고치로증가한공통적인이유는원유현물(spot)

과 선물(futures) 간의 가격 차이가 벌어지는, 즉 콘

탱고(contango) 현상이 심화되면서 차익실현을 목적

으로 원유를 확보하고 있기 때문이기도 하다. 이는

WTI 원유의 선물가격 곡선이 그동안 어떻게 변해왔

는지를통해알수있다. 올해상반기까지근월물과 9

개월물까지의 가격 곡선을 살펴보면, 가격 격차가 8

월에배럴당 5달러정도에서 9월에는 3.5달러수준까

지 하락하 다. 그러나 10월에는 4.5달러 수준으로

[그림 4] 미국의 상업용 원유재고 추이

자료: 미국에너지정보청(EIA)

121


다시 확대되고 11월에는 6.5달러까지 치솟고 있다.

이는 최근의 원유시장이 얼마만큼 공급 과잉에 시달

리고 있는지를 나타내는 것이기도 하지만 앞으로 공

급과잉이점차해소될것이란기대때문이기도하다.

따라서 이러한 월물간 가격 격차가 심화됨에 따라

차익 거래 차원에서 원유재고가 증가하고 있는 것이

다. 특히, OECD 유럽에서는 노후 유조선을 이용해

원유재고를추가확보하는것을고려하고있는것으로

알려져 전체적인 상업용 석유비축량도 연말까지 증가

할 것으로 예상되고 있다.5) 따라서 앞으로도 세계 원

유재고가 사상 최고치를 계속 경신해 나갈 것으로 보

여국제유가에대한하방압력도누적될수밖에없다.

[그림 5] OECD 유럽 원유재고 [그림 6] OECD 아시아·오세아니아 원유재고

[그림 7] WTI 원유 선물가격 곡선

자료: 한국석유공사, 페트로넷(petronet.co.kr)

5) Energy Intelligence, Oil Market Intelligence, 2015.11.

자료: 미국에너지정보청(EIA)



[그림 8] 2015년 국제 원유가와 달러/유로 환율 추이

자료: 미국에너지정보청(EIA), 미국연방준비제도이사회(FRB)

3) 세계 경제 및 달러화 강세

세계경제문제는 석유수요와 직결되기때문에앞서

살펴본 석유수급 요인에서 어느 정도 다루어진 것으

로 볼 수 있다. 그러나 추가적으로 살펴볼 것이 세계

경제상황이 미국 달러화에 어떠한 향을 미치고 있

는가이다. 이는 그동안 꾸준히 강조되어온 것처럼 원

유가 국제시장에서 달러화로 거래되기 때문에 달러화

가치가 원유의 거래가격에 일부 향을 미친다는 점

이다. 이러한 관점에서 달러환율의 동향을 살펴볼 필

요가있으며, 이는세계경제관점에서해석될필요가

있다.

최근세계는중국경제에초점을맞추고있다. 지난

해부터 제기되어 온 중국의 경기둔화 우려가 현실화

되고있는상황이기때문이다. 상반기에 7.0%의성장

률을 기록한 중국 경제는 3분기에 6.9%로 성장세가

더욱둔화되었다. 이마저도중국정부가올해들어금

리인하와양적완화, 그리고자국통화의평가절하등

적극적인 경기부양책을 강구했음에도 불구하고 나온

성적표라그충격은더욱크다고하겠다. 또한최근까

지의 중국 경기지표를 살펴보더라도 향후 중국의 경

기가 좋아지기보다는 나빠질 가능성이 높다. 중국의

산업생산 지표인 제조업 구매자관리지수(PMI)가 8개

월째‘위축’과‘확장’의 기준점인 50을 하회하고 있

으며, 무역규모도 8개월째 전년 동월과 비교해 감소

중에 있다. 중국이 미국에 이어 세계 2위의 경제대국

이란점을감안하면, 이는세계경제에상당한충격이

라할수있다.

여기에 2분기와 3분기 연속 마이너스 성장을 기록

한일본경제는지난해에이어또다시경기침체의그

늘에놓 다. 일본역시그동안추구해온저환율정책

과 대규모 양적완화를 고려하면 매우 실망스런 현실

이다. 그마나불구하고일본기업들의최근실적이호

조를 보이고 있고 제조업 PMI가 11월까지 7개월 연

속 50을 상회하고 있어 4분기에 경제가 살아날 것이

란기대에근거가되고있다.

또한유럽연합(EU)의 경제회복이더딘상황으로최

근유럽중앙은행(ECB)은 양적완화확대등의추가경

123


기부양책을 고려하고 있으며, 러시아와 브라질 등 비

OECD 주요경제국들의경기침체가계속되고있다.

반면, 미국의 경제는 10월 실업률이 5.0%까지 하

락하고 3분기 경제성장률이 연률 2.1%를 기록하는

[그림 9] 선진국 전기 대비 GDP 증가율

자료: OECD Library, World Bank

[그림 10] 개도국 전년 동기대비 GDP 증가율

자료: IMF, World Economic Outlook, October 2015

구분 201410월 전망 직전(7월) 대비 증감

2015 2016 2015 2016

전세계 3.4 3.1 3.6 -0.2 -0.2

선진국 1.8 2.0 2.2 -0.1 -0.2

- 미국 2.4 2.6 2.8 0.1 -0.2

- 유로지역 0.9 1.5 1.6 0.0 -0.1

- 일본 -0.1 0.6 1.0 -0.2 -0.2

신흥국 및 개도국 4.6 4.0 4.5 -0.2 -0.2

- 아시아 개도국 6.8 6.5 6.4 -0.1 0.0

중국 7.3 6.8 6.3 0.0 0.0

인도 7.3 7.3 7.5 -0.2 0.0

- 중동/북아프리카 2.7 2.5 3.9 -0.1 0.1

- 러시아 0.6 -3.8 -0.6 -0.4 -0.8

- 브라질 0.1 -3.0 -1.0 -1.5 -1.7

<표 5> IMF 세계 경제성장률 전망(단위: %, %p)



등가시적인회복세를나타내고있어, 오는 12월미국

연방공개시장위원회(FOMC) 정례회의에서 기준금리

인상이결정될가능성이매우높은상황이다. 미국경

제만이 나홀로 풍작을 하고 있는 가운데 기축 통화국

의 기준금리 인상이 확실시되고 있다 보니 최근 달러

화강세가재탄력을받고있는것이다. 주요경제국들

의 통화들을 가중평균해 달러화 가치를 산정한 달러

인덱스(index)는 9~11월기간동안 3.6%의상승세를

나타냈다.

특히, 미국의 기준금리가 인상되면 다른 국가로부

터 유동성이 빠져나가면서 앞서 언급된 주요국들의

금융 및 경제 불안이 심화될 가능성도 있다. 따라서

이러한 우려가 더해질 경우 달러화 강세는 예상보다

길어질수있다.

2. 2015년 하반기 원유시장 전망

가. 석유시장여건

IEA는 11월 석유시장 보고서에서 석유수요 증가세

가 4분기부터 둔화될 것으로 예상하면서 세계 석유수

요가올해전년대비 1.8백만b/d, 2016년에는 1.2백만

b/d 증가할 것으로 전망했다. 이러한 배경에는 올해

세계 석유수요 증가세 회복이 갑작스럽게 급락한 유

가와 미국 경기회복에 따른 효과가 일시적으로 반

된 것으로 판단하고 있기 때문이다. 또한 최근까지의

중국, 일본, 러시아, 중남미 등의 경제상황을 고려하

면 내년에도 세계 경제가 경기둔화를 벗어나기 어려

울것이란예상도함께반 된결과다.

그러나 저유가가계속될경우석유수요가 단기적으

로 소득효과에 의해 반응하지만 시간이 갈수록 대체

효과에의해부양될수있어이러한가능성도함께고

려해야한다. 다시말하면, 저유가가길어질수록그동

안 석유를 대체하기 위해 신재생에너지나 LNG 등에

대한 투자가 위축되고, 이러한 대체에너지 수요를 창

출하기 어려지면서 석유수요 증가세가 또 다시 탄력

을받을수있다는의미다.

물론 지난해 하반기 예측하지 못한 갑작스런 유가

급락으로 세계 경제가 부정적인 충격에 상당기간 시

달리면서 석유수요 둔화가 나타날 가능성도 있다. 그

러나예상보다세계경제의적응속도가빠를경우, 저

유가로 인한 소득효과가 미국과 중국, EU, 일본 등

석유 소비국들의 경제에 선순환으로 작용할 것은 분

명하다. 이러한 부분을 감안하면 내년의 세계 경제가

올해보다 나아질 것이란 국제통화기금(IMF)의 예측

하에서 IEA의 석유수요 전망치는 상당히 박한 측면

이있다.

세계 석유공급과 관련해서는 IEA를 포함한 대부분

의 기관이 예측하는 것처럼 비OPEC 공급 수준이 올

해보다 감소할 것으로 예상된다. 그동안 세계 석유공

급 증가를 주도해 오던 미국의 석유생산이 이미 감소

세에접어들었고, 미국내석유시추기수는지난해수

준보다 절반 이상 감소했기 때문에 미국의 내년 생산

감소는 거의 기정사실로 받아들여진다. 게다가 이미

전성기를 지나간 북해 유전이나 러시아에서도 석유공

급이 감소할 것으로 전망되며, 저유가로 심해유전 투

자가 감소한 아시아와 중남미 지역도 향을 받을 것

으로보인다.

반면, OPEC의 석유공급은 내년에도 일정 수준 증

가세를 유지할 가능성이 높다. 비록 최근에 사우디아

라비아가 유가 부양 필요성을 제기하면서 12월 총회

125


에서 원유생산 감산이 합의되지 못하 으며, OPEC

의 결집력이 중동 내 정세불안과 저유가로 크게 약화

되었고 이란과 이라크가 총회 결과와 관계없이, 적극

적인 산유량 증대를 추구할 것이란 점은 OPEC의 원

유생산증가가능성에힘을실어주는부분이다. 특히,

이란 핵개발과 관련한 서방의 제재가 연말에 해제되

면 내년부터 이란의 원유공급이 50만b/d 이상 증가

할 것으로 예상되며, 이라크에서도 20만b/d 이상의

산유량 증대가 기대되고 있다. 따라서 내년 OPEC으

로부터의 원유공급은 70만b/d 이상 증가할 가능성이

높다. 또한 이슬람-비이슬람간내전으로원유생산이

대부분 중단된 리비아도 OPEC 공급을 증가시킬 수

있는또한가지변수다.

따라서 위와 같은 비OPEC과 OPEC의 석유공급

가능성을 전제하면 내년에도 세계 석유공급 과잉은

50만b/d 이상목격될것으로전망된다.

물론 달러화 강세 역시 추가적인 유가 변동원인으

로고려되어야하지만, 미국기준금리인상에대한기

대가 이미 환율시장에 상당히 반 되어 있고 그동안

달러화 가치가 상당히 상승해 왔다는 점에서 내년에

달러환율의변화는크지않을것으로예견된다.

주: e 전망치자료: IEA, Oil Market Report, 2015.11

구분 20142015 2016

1/4 2/4 3/4 4/4e 연간e 1/4e 2/4e 3/4e 4/4e 연간e

OECD 수요 45.7 45.5 45.3 46.6 46.6 46.3 46.5 45.5 46.4 46.8 46.3

비OECD 수요 47.1 47.1 48.6 48.7 48.9 48.3 48.4 49.7 49.9 49.9 49.5

세계 수요 92.7 93.5 93.9 95.3 95.5 94.6 94.9 95.1 96.4 96.7 95.8

비OPEC 공급 57.0 58.1 58.2 58.6 58.4 58.3 57.8 57.6 57.7 57.8 57.7

OPEC NGL 6.4 6.4 6.5 6.5 6.6 6.5 6.7 6.8 6.8 6.8 6.8

대OPEC 원유수요 29.4 29.0 29.2 30.1 30.4 29.7 30.4 30.8 31.9 32.1 31.3

OPEC 공급 36.6 36.9 38.0 38.3 - - - - - - -

세계 공급 93.6 95.0 96.2 96.9 - - - - - - -

재고증감 0.9 1.4 2.3 1.6 - - - - - - -

<표 6> 2015년 세계 석유수급 전망(기준안)(단위: 백만b/d)

나. 국제원유가전망

앞서 분석된 세계 석유수급과 달러화 문제 등을 종

합적으로고려해볼때 2016년에도국제유가에대한

하방압력이 해소되지는 않을 전망이다. 이는 저유가

상황이내년에도지속될것이란것을의미한다. 다만,



126

최근 배럴당 40달러 수준인 국제 원유가가 더 하락하

게 될지, 아니면 느리게나마 상승곡선을 그릴지에 대

한 석유시장의 관심이 매우 높기 때문에 이러한 부분

에초점을두고가능성을제시하고자한다.

최근 미국의 대표적인 투자은행 골드만 삭스

(Goldman Sachs)는 지난 9월국제원유가가 20달러

까지 하락할 것으로 예측하는 등 현재의 40달러 유가

가 추가적으로 하락할 것이란 우려가 확산되고 있다.

이는 비OPEC 공급이 가격에 대해 반응하는 것이 다

소 경직적이라 국제 원유가가 세계 석유수요를 만족

시키는 원유생산의 한계비용보다 상당기간 낮아질 수

있다. 이는반대로말하면세계석유수요가빠르게회

복될 경우 생산이 이를 따라가지 못해 원유가가 한계

생산비용을크게상회할수있음을의미하기도한다.

그렇다면 현재의석유수요에 부합한한계생산비용

이 어느 정도인지를 우선 고려할 필요가 있다. 비

OPEC 공급의 증가를 주도해온 미국의 셰일오일 생

산비용이 한계 비용이라는데 대체로 큰 이견이 없다.

이는 미국의 셰일오일 생산이 전면 중단되면 곧바로

석유시장이 공급부족 사태를 겪을 것이기 때문이다.

셰일오일이 가장 활발히 생산되는 North Dakota주

의 Bakken 지대와 Texas주의 Eagle Ford 지대에

서의손익분기점(break-even point)은 대부분 40달

러수준또는그이하에서도형성된다는것이최근분

석들의 결과다. 그러나 문제는 40달러 대의 유가에서

미국의 원유생산이 증가하기 어렵다는 점이다. 또한

셰일오일의 특성상 한 유정에서의 고갈속도가 매우

빠르기 때문에, 원유생산을 안정적으로 유지하기 위

해서는 더 많은 유정을 계속 개발해야 한다. 이 때문

에 미국 내 석유시추기 수가 최근까지 급격히 감소한

것은 미국의 원유생산이 당분간 늘어나기 어렵다는

것을의미하기도한다.

이에 반해석유수요는 세계경기둔화에도 불구하고

저유가를 지렛대 삼아 내년에도 1백만b/d 이상 증가

할 전망이다. OPEC이 이를 감당하는데도 한계는 있

다. 내년에 이란과 이라크에서의 공급증가를 기대할

전망기관 기준유종 2014 20162015

1/4 2/4 3/4 4/4 연간

EIA(11.10)브렌트 98.89 53.91 61.65 50.43 49.46 53.82 56.24

WTI 93.17 48.48 57.85 46.56 46.73 49.88 51.31

두바이 96.61 51.86 61.33 49.66 43.73 51.65 53.35

IHS Energy(10.9) 브렌트 98.99 53.96 61.87 50.44 45.18 52.86 55.25

WTI 93.17 48.49 57.85 46.47 41.96 48.69 50.27

EIU(11.26)브렌트 98.94 53.93 62.10 50.03 47.47 53.38 51.61

WTI 93.11 48.55 57.84 44.53 42.72 48.41 55.13

<표 7> 해외 주요기관의 원유가 전망(단위: ＄/배럴)

127


수 있지만 그동안 가장 많은 여유 생산능력을 보유한

사우디아라비아와 쿠웨이트, UAE 등이 사상 최대치

를 생산하면서 그만큼 여력도 줄었기 때문에, OPEC

으로부터의추가공급을기대하는것도쉽지않다. 따

라서 내년까지의 공급과잉이 그 다음해인 2017년에

도유지될것이란보장이없다.

미국의 원유생산 감소 속도가 점차 빨라지고 있다

는 점에서 이미 원유가는 세계 석유수요를 감당할 수

있는한계생산비용보다낮아져있다고도볼수있다.

이 때문에 골드만 삭스가 전망한 것으로 알려진 유가

20달러 가능성은 높지 않다고 말할 수 있다.6) 여기에

원유선물시장에서 근월물과 원월물 간 가격차가 최근

두 달 사이에 두 배 이상 크게 벌어진 것을 감안하면,

비OPEC 공급 감소의 향이 그만큼 확대되고 있는

것으로 볼 수 있으며, 이러한 관점에서 현재의 유가

수준이바닥에가까울가능성이높아보인다.

참고문헌

<국내 문헌>

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__________________, 세계에너지시장인사이트, 각호

한국석유공사석유정보망, http//www.petronet.co.kr

한국은행경제통계시스템, http://www.ecos.bok.or.kr

<외국 문헌>

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CNBC, Oil prices have just bounced-here’s

why, 2015.11.23

_______, US Crude oil’s break-even cost: How

low can it go?, 2015.8.20

EIA, Short-Term Energy Outlook, 2015.11

____, Working and Net Available Shell Storage

Capacity, 2015.5.28

EIU, World Commodity Forecast: Crude oil,

6) 골드만삭스가9월보고서에서기준안으로전망한유가는브렌트를기준으로2016년 $49.5/배럴이며, 현재의석유재고가용량을초과하게되는상황이발생할경우$20/배럴로하락할가능성이있다고추가언급된것임.

주: e 전망치, 에너지경제연구원KEEI-BS 모형에의한전망치(2015년 12월전망)

시나리오 2014 2016e2015

1/4 2/4 3/4 4/4e 연평균e

기준유가

고유가

저유가

96.56 51.92 60.49 49.93 42.06 51.02

50.03

60.91

39.47

<표 8> 2015년 시나리오별 원유가 전망(두바이유 기준)(단위: ＄/배럴)



2015.11

Goldman Sachs, The New Oil Order: Lower for

even longer, 2015.9.11

IEA, Oil Market Report, 2015.11

____, Monthly Oil Data Service

____, World Energy Outlook 2015, 2015.11

IHS Energy, IHS Energy Outlook for Global

Crude Oil Prices, 2015.10.9

IMF, World Economic Outlook, 2015.10

The Guardian, Goldman Sachs says oil could

fall to $20 a barrel, 2015.9.11

www.bakerhughes.com/rig-count(Baker

Hughes Inc)

www.eia.doe.gov(미국에너지정보청)

www.federalreserve.gov(미국연방준비제도이사회)

www.oecd-library.org(OECD 라이브러리)

www.reuters.com(로이터)

www.stats.gov.cn(중국국가통계국)

www.worldbank.org(세계은행)

발 행 2015년 12월 일

에너지 포커스 ENERGY FOCUS

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범 신 사전 화 : (042)254-8737

※ 파본은 교환해 드립니다. 정가 : 5,000원

박 주 헌

임 기 추

에너지경제연구원44543 울산광역시 중구 종가로 405-11(성안동)전 화 : (052)714-2114

제12권 제4호

「에너지 포커스」는 에너지와 자원 및 환경분야의 경제·정책·시장과 관련된 주요

이슈의 분석과 국내외 동향을 수록함으로써, 향후 관련 정책의 수립과 사업수행에 관한

정책적 대안을 도출하는 데 기여하고자 계간으로 발간되고 있습니다.

* 본 자료는 KEEI 홈페이지(www.keei.re.kr)에서도 보실 수 있습니다.

www.kee i . re . k r

ISSN 1739-1342

2015

겨울

호

에너

지포

커스

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에너지포커스(제12권 제4호 통권58호; 2015년 겨울호) - KEEIL L é Ñ 0 Ý 1 ø ¡ ü ´ h % $01 > Ð Ì u ; À ² P m : » î u ; ü ´ h % × % D ' & à K L Ø 8 Þ