2.1 한국-중국 연계선로 안

경제성 분석에 앞서 한국-중국 연계선로는 이전 2015년 ‘한국-중국 계통연계 예비타당성 연구’의 기술성 평가 결과를 이용하였다⁽⁴⁾. 양국의 계통연계는 HVDC ±500[kV]의 해저케이블로 연계되며, 접속점의 경우 기술성 평가의 후보지 4개소 중 최단거리 380[km] 산둥-서인천CC로 구성된 안으로 선택하였다. 다음 그림 1은 선택한 한국-중국 HVDC ±500[kV] 해저케이블 계통연계 안을 나타낸다.

이용한 기술성 평가 결과에서는 각 접속점마다 1[GW] 단위로 최대 4[GW]까지 연계하는 시나리오를 가정하였다. 이 기술성 평가에서 고려한 요소는 정상상태의 모선전압, SCR(Short Circuit Ratio), ESCR(Effective Short Circuit Ratio), 과부하 검토, HVDC 연계선 차단시 동특성 해석 등이 있다. 이 중 SCR은 3상 AC 계통의 단락용량과 DC 전원의 용량간의 비를 의미하며 다음 식 (1)과 같이 구한다.

단, $SCC$ : 연계 AC 계통 변환모선의 단락 용량 [MVA]

$P_{DC}$ : HVDC 선로의 정격용량 [MW]

$V_{rated}$ : 계통 전압 [V]

$Z_{TH}$ : 단락전류 임피던스

특히 안정도 측면에서 HVDC 선로의 경우 ESCR 값을 사용하는데, 이는 기존 AC 계통과 DC가 연계될 경우의 강도를 평가하는 SCR에서 무효전력 보상장치를 고려한 결과값을 의미하며 다음 식 (2)와 같이 구한다⁽⁵⁾.

단, $SCC$ : 연계 AC 계통 변환모선의 단락 용량[MVA]

$Q_{comp}$ : 변환모선에 연계된 무효전력 보상장치의 보상량 [MVAR]

$P_{DC}$ : HVDC 선로의 정격용량[MW]

IEEE Std. 1204에서 명시하고 있는 HVDC의 ESCR 값에 따른 시스템 강도의 경우 일정 수치에 따라 취약정도를 나타낸다. ESCR의 값이 2.5 이상일 경우 취약정도를 무시할 수 있는 Strong 단계, 2.5-1.5 사이일 경우 시스템 동작에 영향 가능성이 있는 Weak 단계, 1.5-1.0 사이일 경우 추가적인 조치가 필요한 Very Weak 단계로 명시하고 있다. 다음 표 2는 IEEE Std. 1204에서 명시하는 ESCR 값에 따른 시스템 강도를 나타낸다.

선택한 접속점에 대한 기술성 평가 결과를 간단히 요약하면 4[GW] 연계시 선로의 보강이나 추가적인 조치가 필요하며 이보다 작은 용량을 연계할 경우 비교적 안정성이 확보되는 것으로 분석되었다. 다음 표 1은 산둥-서인천CC의 시나리오 검토 결과에 대한 내용을 나타낸다.

2.2 경제성 분석 모델링

경제성 분석 모형의 경우 별도로 정해져 있는 것이 아닌 결정 변수와 변동 변수 등에 대해 투자비를 계산하고 여기서 사용된 결정 변수 및 변동 변수에 대하여 수익을 얻는 방법 및 수익성을 분석하고자 하는 모형을 의미한다. 본 연구에서 사용한 분석지표로는 순현재가치 (Net Present Value; NPV), 내부수익률(Internal Rate of Return; IRR), B/C Ratio(Benefit-Cost Ratio), 회수기간으로 총 4가지를 고려하였다.

각각의 의미를 살펴보면 다음과 같다. NPV의 경우 어떤 사업의 가치를 나타내는 척도 중 하나로 0을 기준으로 이보다 크면 가치가 있는 사업으로 판단하는 지수이다. 이는 다음 식 (3)과 같은 형태로 산정된다.

단, $t$ : 기간

$r$ : 할인율

$C_{t}$ : $t$ 시점에서의 현금 흐름

$C_{0}$ : 현재 시점에서의 투자 금액

$N$ : 총 사업 기간 (본 연구에서는 40년)

IRR은 식 (3)의 결과값이 0이 되는 할인율($r$)을 의미하며 최종적으로 사업 기간동안 현금 유출과 유입이 같게 되는 이자율을 의미한다.

B/C Ratio의 경우 총 편익과 총 비용의 할인된 금액의 비율을 의미하며 식 (4)를 통해 결과값이 일반적으로 1이상의 수치를 가질 때 경제성을 가지는 것으로 판단하는 지수이다. 회수 기간은 투자비를 모두 회수하는 기간을 의미한다.

단, $B_{t}$ : 편익의 현재 가치

$C_{t}$ : 비용의 현재 가치

$N$ : 총 사업 기간

선로의 투자비 산정을 위한 가장 중요한 변동 변수는 컨버터와 선로의 가격이다. 선정한 안에서의 송전선로는 모두 HVDC 해저케이블로 구성되어 있다. 이에 따라 기존에 설치된 제주-육지간 해저케이블용 HVDC 사업 비용을 인용하여 해저케이블용 HVDC 자재비 및 시공비를 가정하였다⁽⁴⁾. 다음 표 3은 선로 투자비를 나타낸다.

선로에 이어 전력변환설비의 투자비 산정은 기존 HVDC 전력변환설비 설치 데이터와 추정 근사법을 사용하여 산정하였다. 전력변환설비의 경우 송전선로에 비해 기술의 발전 속도가 빠르고 지속적으로 발전되는 기술이기 때문에 연도별 기술의 감가상각이 큰 편에 속한다. 또한 사업자 및 위치에 따라 가격이 상이하기 때문에 많은 데이터를 바탕으로 전력변환설비의 가격 책정이 필요하다. 본 연구에서는 전력변환설비의 투자비 산정을 위해 CIGRE에서 발표된 보고서의 건설변환소의 정격 전압과 정격 용량에 대한 상관관계의 근사식인 식 (5)를 이용하였다⁽⁶⁾.

단, $C_{cs}$ : 변환소 건설 투자비

$V$ : 정격 전압(kV)

$P$ : 정격 용량(MW)

여기서 각 수치는 CIGRE에서 발표된 보고서의 수치(B=0.317, C=0.557)를 사용하였다. A의 경우 CIGRE에서 제공하는 브라질의 4,000[MW]급 HVDC 변환소 투자비 예시값을 적용하였다. 제공된 브라질 4,000[MW]급 HVDC 변환소 투자비의 A 파라미터는 104.7이다. 이 파라미터를 사용해 최종적으로 계산된 변환소 투자비는 백만US$이며, 우리나라 억원 단위로 맞추기 위하여 A 파라미터에 0.1을 곱한 10.47을 사용하였다. 이러한 파라미터를 바탕으로 근사식 (5)를 통해 산정된 투자비는 각 용량에 따라 다음 표 4에 제시한다.

전력가격 산정의 경우 기존 계통연계 연구에서 통상적으로 전력 구매 가격이 한국의 전기요금 지표로 사용되어왔다. 전력 구매 가격은 용량가격과 SMP(System Marginal Price)가 복합적으로 혼합된 가격을 의미하고 이는 발전기를 통하여 전기를 구매하는 전력구매가격을 고려하지 않는 특징이 있다. 본 연구에서 선정한 계통연계 포인트에서는 전력을 중국으로부터 구입하여 국내의 발전기와 같은 위치로부터 전력을 소비자에게 판매하는 형태로 이루어지게 된다. 이에 따라서 HVDC 연계선로를 통해 중국으로부터 공급받는 전력에 대한 가격은 국내 발전기가 실제로 정산받는 가격인 SMP와 용량가격의 합으로 산정하였다. 사용한 SMP와 용량가격은 2015년 기준으로 연 평균 수치를 사용하였으며 SMP는 101.54[원/kWh], 용량가격은 7.36[원/kWh]로 총 전력구매가격은 108.9[원/kWh]로 산정하였다. 중국의 경우 대부분의 전력시스템이 중국 정부차원에서 규제되고 있으며, 전력판매가격에 대한 정보가 대외로 거의 공개되어있지 않다. 따라서 본 연구에서는 불확실한 중국의 전력판매가격에 대하여 추론적 방법을 사용하여 산정하였다. 중국의 석탄발전소 공급 가격이 원료인 석탄 가격 상승률과 동일하게 증가한다고 가정하였다. 2009년 중국에서 공개한 석탄발전소의 표준 공급가격은 0.325[위안/kWh]이고, 무연탄의 가격상승률은 2009년 대비 2015년 23[%] 상승한 가격, 유연탄의 경우 2009년 대비 2015년 20[%] 하락한 가격으로 거래되고 있어 최종 석탄발전소의 공급가격은 큰 변동이 없는 것으로 판단하였다. 이러한 가정을 바탕으로 2009년 공개되었던 석탄발전소의 표준 공급가격인 0.325[위안/kWh]를 그대로 사용하였다.

이외에 가정한 조건으로는 수명 40년, 운영비는 건설비의 3[%], 누진세율 22[%], 할인율은 7[%]로 각각 가정하였다.

3.1 $CO_{2}$ 배출 저감효과 산정

유럽시장에서 활성화되어 있는 탄소배출권 시장은 지난 2015년 우리나라에서도 도입되어 시행되고 있다. 초기 1탄소톤당 8000원대로 시작되었던 탄소배출권은 도입 후 점진적으로 가격이 상승하여 현재 2만원대의 가격을 유지하고 있다. 본 연구에서는 국내의 탄소배출권 가격을 이용하여 1[GW] 용량의 화력발전기가 발전을 시행할 때 발생하는 $CO_{2}$의 양을 탄소배출권으로 대체할 경우 얻을 수 있는 이익을 이산화탄소 저감비용으로 산정하였다. 다음 식 (6)은 석탄화력발전소에서 1년간 배출하는 $CO_{2}$양을 탄소배출권 가격으로 환산하기 위해 사용한 식이다. 본 연구에서 사용한 각 지수는 석탄화력발전소의 효율 41[%], 석탄 탄소배출계수 2.35, 석탄의 열량 24.7[MJ/kg], 탄소배출권가격은 상승한 우리나라 탄소배출권 가격을 반영해 20,000[원]으로 사용하였다.

단, $E$ : 연간 최대 전력 발생량 [GWh]

$\eta$ : 발전소 효율 [%]

$H$ : 연료의 발열량[MJ/kg]

$CEF$ : 연료의 탄소배출계수 (Carbon Emission Factor)

$\cos T_{CO_2}$ : 탄소배출권 가격 [원]

식 (6)을 이용하여 도출된 결과에서 전력수입금액이 전력수출금액보다 많아진 경우 이산화탄소 저감효과는 경제성이 줄어드는 방향으로 작용하고 반대의 경우 경제성이 높아지는 방향으로 작용한다. 이후 산정된 금액을 이용률과 용량에 따라 적용하여 이산화탄소 저감비용을 고려하지 않은 경우와 고려한 경우의 경제성 분석 결과를 비교한다.

3.2 $CO_{2}$ 배출 저감효과 미반영시 경제성 분석 결과

본 절에서는 이산화탄소 저감 효과를 반영하지 않은 조건에서 경제성 분석을 수행하였다. 각 계통연계용량은 2[GW], 3[GW], 4[GW]로 구분하였고 이용률을 20[%]에서 80[%]까지 20[%] 단위로 산정하였다. 경제성 분석은 연도별 현금유출입현가, 누적순현금 흐름을 계산하여 확인하였으며 이산화탄소 저감효과를 반영하지 않은 상태의 분석 결과는 다음 표 5~8과 같다.

이산화탄소 저감효과가 반영되지 않은 경우의 경제성 분석 결과 2[GW] 연계용량의 80[%] 이용률부터, 3[GW] 및 4[GW] 연계시에는 60[%]의 이용률을 가질 때 경제성을 갖는 것을 알 수 있다. 또한 같은 이용률에서 연계용량이 늘어날수록 높은 경제성을 갖는 것을 확인할 수 있다.

3.3 $CO_{2}$ 배출 저감효과 반영시 경제성 분석 결과

$CO_{2}$ 배출 저감효과를 알아보기 위하여 3.2와 동일한 조건에서 식 (6)을 사용해 경제성분석을 수행하였다. 다음 표 9~12는 이산화탄소 저감효과를 고려하였을 경우 분석 결과를 나타낸다.

이산화탄소 저감효과를 반영할 경우 몇몇 특이점을 제외하고는 이용률과 연계용량이 증가할수록 경제성이 증가하는 결과가 도출되었다. 이는 경제적 효과가 연계용량과 이용률에 비례하여 증가하듯이 $CO_{2}$ 저감효과로 인한 경제적 효과 역시 연계용량과 이용률에 비례하여 증가하는 것을 확인할 수 있다. 또한 저감효과 미반영시와 비교하였을 때, 3[GW], 4[GW] 연계용량의 40[%] 이용률일 경우 경제성을 갖는 것을 알 수 있다. 즉 모든 경제적 측면에서 이용률과 연계용량을 증가시킴에 따라 경제성이 상승한다는 결론을 도출할 수 있다.

4.1 한-중 전력거래요금 차이 산정

한-중 전력계통 연계사업은 기본적으로 양 국가간의 전력구매요금 차이를 이용하여 경제적 이익을 창출하는 사업이다. 특히 사업기간이 40년으로 장기간에 속하는 계통연계 사업이며, 우리나라 SMP와 같은 전력구매요금의 경우 시간에 따라 많이 변동하는 값이기 때문에 경제성 변동이 어떻게 이루어질 것인지 예측하기 힘들다. 따라서 본 장에서는 3장에서 수행한 경제성평가 결과에 전력거래요금의 불확실성을 고려하여 우리나라 전력가격요금과 중국의 전력구매요금 차이가 변동하는 시나리오를 가정하였다. 이 때, 우리나라의 전력가격요금과 중국의 전력구매요금이 얼마의 차이가 있을 때 계통연계사업이 경제성을 지니는지에 대하여 분석을 수행하였다. 경제성이 나타나는 지점은 NPV의 값이 0이고, B/C Ratio 값이 1이 되는 양국의 전력가격요금 차이에 해당된다.

4.2 경제성 분석 결과

전력거래요금에 따른 경제성 분석은 연계선로의 용량과 이용률에 따라 구분하여 경제성이 발생하는 양국간 전력거래요금 차액을 산정하는 방향으로 수행하였다. 다음 표 13은 경제성분석 결과를 요약한 내용을 나타내며, 그림 2는 이를 도식화하여 도표로 나타낸 것이다.

표 13의 결과에서 알 수 있듯이 60[%]의 이용률, 2[GW]용량에서 30원의 가격차이가 나게 될 경우 경제성을 갖는 것을 확인할 수 있다. 최근 우리나라의 SMP는 지난 국가 순환 단전 이후 많은 발전소가 투입되어 낮아진 상황이다. 하지만 국가 3020 에너지 정책이 도입되어 점차적으로 신재생에너지가 증가함으로써 SMP의 상승 가능성이 충분한 것으로 판단된다. 중국의 경우, 주력 발전원인 석탄화력 발전기를 바탕으로 가격책정이 되고 있다. 많은 신재생에너지 자원을 중국에서도 도입하고 있으나 석탄화력 발전에 대한 비중이 우리나라에 비하여 상당히 높은 편이다. 이러한 이유로 신재생에너지원 도입으로 인한 전력요금 상승은 우리나라 상승폭에 비해 낮을 것으로 예상된다. 따라서 우리나라에 신재생에너지원이 더욱 많이 도입될수록 한국-중국 계통연계의 경제성은 더욱 좋을 것으로 예상 가능하다.