[동향분석] 세계의 전기 사업 동향 (1)

Ⅰ. 세계의 에너지·전력사정 1. 에너지수급 동향 1) 실적 세계의 2004년 1차 에너지 소비는, ‘BP 세계 에너지 통계 리뷰 2004’에 의하면, 세계경제가 +4.0%로 전년(+2.8%)에도 더욱 더 힘차게 뻗어 1984년 이후 최고의 신장률 +4.3%를 기록했다. 지역별로는 2자리대의 에너지소비 증가가 계속되고 있는 중국을 포함한 아시아 태평양지역이 +8.9%로 더욱 더 높은 신장을 나타낸 것에 대해, 북미지역은 신장률(+1.6%)이 훨씬 낮아졌다(<표 1>). 에너지원별로는 석유는 가격의 고등이 계속되고 있는데도 불구하고, 2004년도에는 절대량으로서는 1976년 이후 최대 소비 신장을 기록했다. 강한 세계경제를 배경으로, 신장률은 중국의 +16%를 필두로 모든 지역에서 과거 10년간의 평균을 상회하고, 전체로는 +3.4%가 됐다. 한편, 신장률로서는 석탄이 전년과 마찬가지로, 각 에너지 중에서 최대였다(+6.3%). 이 증가분의 75%가 중국에 의한 것이다. 그러나 아시아 이외에서는, 석탄가격의 상승으로 인해 가스의 연료전환 이동이 저해 받는 결과가 되어, 석탄소비는 유럽에서 약간 감소했고, 북미에서는 보합상태였다. 천연가스는 최대시장인 미국에 있어서, 가격상승과 산업구조 전환의 영향으로 주춤거리고 있지만, 주로 러시아, 중국, 중동에서 소비가 크게 늘어, 전 세계에서는 과거 10년간의 평균(+2.3%)을 상회하는 +3.3%가 됐다. 원자력 발전량은 2003년에 일본 원자력 문제에 의해 1997년 이후 첫 감소를 기록했지만, 2004년은 발전량이 4.4%증가했다. 증가분의 50%가 일본 원자력발전소의 운전재개에 의한 것이다. 한편, 수력은 전년의 보합에 대해, 2004년은 5%증가 됐다. 특히 신장이 현저했던 것은 신규설비 운행이 개시된 중국(+16.6%) 및 가뭄에서 벗어난 유럽·구소련 지역이다(+5.7%). 2) 장래 전망 미국 에너지 정보국(DOE/EIA)의 ‘세계 에너지수급 전망(International Energy Outlook 2005)’에서는 표준적인 시나리오로 세계 전체의 실질 GDP 성장률을 연율 3.9%로 하고, 원유가격에 대해서는 2005년에 걸쳐 고가격으로 추이되지만, 그 후 2010년까지는 점감되어 31달러/배럴로 바닥을 친 후, 연율 약0.8%로 상승하고, 2025년에는 실질상으로는 35달러/배럴 (명목상으로는 약 60달러/배럴)에 달한다는 전제하에, 세계 에너지 소비량은 2025년까지 57%증가 한다고 예상되고 있다. 특히 GDP가 연평균 5.1%로 늘어난다고 상정되는 아시아의 개발도상국은, 세계 소비량 증가분의 약 46%, 개발도상국 증가분의 71%를 차지하리라고 예측된다. 대조적으로 선진공업국은 경제 성숙/서비스 산업화, 낮은 인구증가율, 에너지 소비효율의 향상 등에 의해, 소비 증가분은 개발도상국의 40%이하에 머물 것으로 간주된다(<표 2>). GDP에 대한 에너지원 단위는, 2002년부터 2025년 사이에 연율 1.9%로 감소할 것으로 상정된다. 석유는, 가격이 고가에 머물러 있는 것으로 봐서, 전년의 상정과 비교하면 소비 신장률이 떨어졌지만, 수송부문과 산업부문을 중심으로 소비가 증가하고, 비율은 2005년의 39%에서 2025년에는 38%로 약간 감소하지만, 여전히 최대 에너지원을 계속 유지한다(<표 3>). 특히 중국은 2002-2015년 동안, 연율5.8%의 높은 증가가 예상된다. 천연가스는 발전효율이 높아서, 저탄소연료로 세계의 많은 지점에서 발전용으로써 우선적으로 이용될 것으로 간주되며, 2025년까지 석유나 석탄을 상회하는 연율2.3%의 신장이 기대된다. 소비증가분의 약50%는 발전용이고, 산업용이 그 다음으로 36%를 차지할 것으로 예상되고 있다. 석유는, 천연가스와 재생가능 에너지의 이용이 계속 발달되고 있는 서유럽을 제외하고, 세계 모든 지역에서 소비가 증가될 전망이다. 전회의 조사에서는 아주 조금 감소하리라고 전망되었던 구소련/동유럽 지역에서도, 2025년까지 년0.5%의 신장이 예상된다. 세계의 석탄소비는 2015년까지 20억 톤 증가하고(연신장률 2.5%), 그 후 2025년까지 10억 톤 정도 더 증가(연신장률 1.3%)할 것으로 보인다. 증가분 중, 자원이 풍부한 중국과 인도, 2개국의 소비증가만으로 72%를 차지할 것으로 예상된다. 원자력은, 화석연료가격의 고등과 쿄토의정서 발효로 인해, 여러 나라에서 신규설비건설의 전망이 열리게 되고, 이제까지의 조사와는 달리, 2025년까지 원자력의 총 설비 용량이 감소하지는 않을 것으로 전망된다. 세계 원자력 발전용량은, 2002년의 3억 6100만kW에서 2025년에는 4억 2200만kW로 증가할 것으로 예상된다. 발전량기준으로는 2002년의 2조 5600억kWh에서 2025년에는 3조 2700억kWh로 증가하는데, 총 발전량 전체에 차지하는 비율로는, 2002년의 18%에서 2025년에는 13%로 감소하리라고 예상된다. 3) 전력수급예측 전력소비는 2002년에서 2005년까지 거의 배로 증가하고, 2025년에 26조 180만kWh에 달할 것으로 전망된다(<표 4>). 개발도상국의 연신장율(4.0%)은 전 세계의 신장률(2.6%)을 상회하고 있고, 소비증가의 절반 이상(59%)이 개발도상국이 차지할 것으로 예상된다. 증가하는 전력수요를 조달하기 위해서는 대규모 전원개발이 필요하고, 세계 전력설비용량은 2002년의 33억 1500만kW에서 연율 2.2%증가하고, 2025년에는 54억 9500만kW에 달할 것으로 간주된다(<표 5>). 전원별로는 석탄이 금후로도 주력의 자리를 차지하고, 2025년에는 세계발전량의 38%가 석탄으로 조달되어질 것으로 전망된다. 한편, 가스비율은 24%가 될 것으로 예상된다. 현재, 석탄 화력 용량의 규모로는 미국과 중국이 각각 3억 1100만kW, 2억4천만kW로 세계의 쌍벽을 이루지만, 이 중 중국은 가스 화력의 급증으로 인해 석탄설비의 비율은 65%에서 52%로 저하할 것으로 전망된다. 한편, 미국에서는 석탄 화력용량의 전 설비를 차지하는 비율은 35%로 안정적이고, 가스 화력의 증가는 있어도, 석탄 화력은 기준부하로써 이용되는 것으로 2025년에 있어서도 발전량의 50%가 조달될 전망이다. (2002년 51%) 가스 화력은, 주로 콤바인드사이클 발전의 고효율성, 운전의 탄력성, 짧은 공사기간, 값싼 자본비용의 매력이 있어, 2002년부터 2025년에 세계적으로 연율 3.9%로 용량이 증가할 것으로 예상된다. 이 결과, 가스화력 설비는 2010년에 12억 700만kW로 되어 석탄화력(11억 5100만kW)을 추월할 것으로 전망된다. 쿄토의정서로 인해 온실효과가스의 배출삭감의무를 지고 있는 서유럽, 일본, 캐나다, 풍부한 자원이 이용 가능한 구소련에서는 가스소비가 우선되어, 가스에의 의존이 높아질 것으로 전망된다. 구소련에서는 발전용 에너지소비의 45%에 달하고 있는 가스의 비율이 2005년에는 55%로까지 상승할 것으로 예상된다. 가스가 거의 이용되고 있지 않은 중국에서도 가스소비는 금후 연 14.7%의 추세로 신장할 것으로 예상된다. 발전용 석유 이용이 경제성을 발휘하는 것은, 주로 전력계통이 미정비이고 디젤설비에 의지하지 않을 수 없는 독립계통의 경우에 한정되어 있는 것으로 봐서, 금후 석유화력의 설비용량은 감소하여 2025년의 발전용 에너지가 차지하는 석유의 비율은 현재보다도 1포인트 낮은 7%로 내려갈 전망이다. 단, 석유자원이 풍부한 중동지역에서는 예외적으로 대폭적인 석유화력 설비의 증가가 예상되며, 발전용 석유 소비량도 20년 사이 배로 증가될 것으로 보인다. 재생가능 에너지의 대부분은 중기적으로는 CO2 배출 삭감 등을 목적으로 한 정부의 지원정책이 없고서는 경제성이 없어 대규모 이용은 어렵다. 예상되는 재생가능에너지 발전의 증가분 상당부분은, 개발도상국 특히 전력공급의 확대가 환경상의 문제나 주민의 이전 등의 문제보다도 우선되는 아시아에서의 대규모 댐건설에 의한 것이다. 2004년에는 인도의 나투파 쟈크리 댐(150万kW)이 최종적으로 운전이 개시됐는데, 2005년에는 世銀이 라오스의 남툰 수력발전소 계획(107만kW)에 대한 융자를 승인하고 있다. 또 중국의 제 11차 5개년 계획으로는 2010년까지 4200만kW의 수력발전소 건설을 계산에 넣고 있다. 중남미의 많은 국가에서는 수력의 현저한 증가는 기대할 수 없지만, 상당한 규모의 증설 계획이 있다. 선진국에서는 유일하게 캐나다가 대규모적인 수력발전이 예상된다. 그 외의 선진국에서는, 수력개발이 거의 끝난 것으로 봐서, 재생가능 에너지 증가분의 대부분은 정부 지원책에 의한 풍력, 태양, 지열, 바이오매스의 개발에 의한 것이 될 것이다. 2. 구미의 요금동향 미국에서는 1990년대부터 전력자유화가 개시되어 대부분의 국가에 있어서 산업용, 민생용을 불문하고, 요금이 내려가는 결과가 만들어 졌다. 그러나 규제완화 된 시장에서는 전력가격은 일반적으로 시장의 동향에 좌우되기 때문에, 최근은 원유가격의 고등에 동반해 생겨난 가스가격의 상승으로 인해 가스 화력의 비중이 높은 국가를 중심으로 전기요금이 올라가고 있다. 민간 조사기관 NUS가 실행한 산업용 전기요금(계약용량 1000kW, 월간전력소비량 45만kWh)의 연차조사에 의하면, 구미 14개국 중, 2005년 4월 1일까지의 1년간으로 13개국의 전기요금이 상승됐다(<표 6>). 덧붙여서 말하면, 전년의 조사에서는 요금이 상승한 국가는 14개국 중 9개국이고, 전 세계적으로 전기요금의 상승경향은 더욱 현저하게 됐다. 조사에 있어서 요금이 가장 상승한 국가는 영국(+24.2%)이었다. 천연가스가 발전용 연료의 40%를 차지하고 있는 영국에서는 1999년에 대륙간 파이프라인이 완성됐지만, 북해에서의 가스 생산 감소에 따라 가스 가격이 국제 원유가격으로 링크되는 경향이 강하고, 원유가 상승에 동반하는 가스가격의 상승으로 인해, 전력가격이 2-3년 전의 2배 수준으로까지 상승하고 있다. 이에 더해, 배출권 거래제도의 도입도 전기요금의 상승요인으로 되고 있다. 신장률이 두 번째로 높은 나라였던 덴마크(+16.4%)는 재생가능 에너지나 열병합발전을 지원하기 때문에, 소비량의 일정량을 이러한 전원에서 매입할 것이 의무화되었던 종래의 방식을 고정가격에 의한 매입제도로 변경하고 전기요금 중의 공공서비스 의무요금을 대폭 인상했던 것이 요금인상의 주요 원인이다. 3위의 요금인상국이었던 벨기에(+7.5%)는 연료가격과 연동하는 공급계약으로 인해 전기요금이 상승됐다. 유일하게 요금수준의 변화가 보이지 않았던 프랑스는 원자력과 수력으로 전력의 90%를 조달하고, 또 화력에 있어서도 석탄의 중요도가 높아 원유가격 고등의 영향을 거의 받지 않았다. 화력발전의 비중이 대단히 높은 이탈리아에서는 주력인 가스 화력과 더불어 석탄 화력발전도 계속증가되고 있고, 옛날에 극단적으로 높았던 석유에 대한 의존도는 저하되고 있지만, 8년 연속으로 14개국 중, 가장 요금 수준이 높은 국가로 되어 있다. 또한 전기요금이 가장 싼 나라는 6년 연속으로 남아프리카였다. 3. EU 경쟁상태에 관한 잠정견해서 유럽위원회 경쟁당국은 2005년 11월 15일, 전력·가스 시장의 경쟁상태에 관한 잠정견해서를 발표했다. 이 견해서는 최근 에너지 시장의 가격고등을 받아서 2005년 6월부터 실시되어 온 조사에 근거한 것으로, 에너지 시장에서의 경쟁은 충분히 기능되고 있지 않다고 하는, 소비자 측에서 지금까지 나온 비판적인 의견을 추인하는 내용으로 되어 있다. 유럽위원회에서는 보다 상세한 내용에 대해서 기술한 중간 보고서를 2006년 초두에 발표하고, 2006년 2월부터 3월에 걸쳐 여론을 모집한 뒤, 공정한 경쟁실현을 위한 장벽을 제거하기 위해 제도면, 규제면 및 경쟁법에 근거한 개선책 등에 대해 검토하여 2006년 말에 최종보고서를 발표할 예정이다. 견해서는 전력시장에 대해서 이하의 5항목으로 문제점을 지적하고 있다. ① 시장의 집중 대부분의 가맹국에서, 발전부문에 있어서 시장집중이 보이고, 이것이 기존 사업자에 의한 시장지배력의 행사로 연결되어 있다(<표 7>). 신규 참입자는 고투자 비용, 발전소 건설에 이르기까지의 계획과정의 복잡함, 전원적지의 희소성에 따른 전원에로의 투자가 곤란한 상황에 있는데, 그 상황을 이용해서 이미 전원을 가진 기존사업자는 의도적인 전원을 숨기거나(시장에 방출할 수 있는데도 불구하고, 일부러 방출하지 않는다), 피크 시에 있어서 높은 가격으로 방출하는 등, 그 소유능력을 이용하는 것으로 가격을 조작하는 것이 가능하다. 한편, 가맹각국의 전력거래소에 대한 조사에서는 눈에 띄는 시장집중은 보이지 않았지만, 전원소유자가 소유전원을 의도적으로 거래소로부터 끌어올려 가격을 올릴 가능성도 있는 등, 전체의 거래소 거래 비율이 낮은 점을 고려하면, 문제없다는 결론을 얻을 수는 없다. ② 수직통합 많은 시장에 있어서, 발전부문과 소매부문의 중대한 수직통합이 보이고, 이것이 시장의 유동성 저하에 연결되어 있다. 독립계 발전사업자와 기존 사업자간에 있어서 장기 전력 구입계약도 마찬가지로 시장의 유동성을 삭감하는 효과를 가지고 있다. 시장의 유동성 결여는 신규 참입자에게 있어서 중대한 장벽이 되고 있다. 또 계통부문 (송전 및 배전)과 판매사업간의 불충분한 분리도 신규참여를 방해하고 있다. ③ 시장통합 국제 연계선 용량의 부족, 장기간에 이르는 연계 용량의 이용예약, 비효율적인 용량배분 방법, 국제간의 시장설계방법의 상이 등으로 인한 EU 전력시장의 통합은 불완전한 상태에 있다. 2002년의 바르셀로나 서밋에서 합의된 국제 연계선 용량의 증설 목표는 대부분의 가맹국에 있어서 달성되고 있지 않다. 연계 용량 증대를 위한 인센티브나 신 연계선 건설을 위한 허·인가 수속 부담의 경감이 중요하다. 혼잡요금수입을 국내계통 이용료의 인하에 사용하는 등의 예가 보고 되어 있는데, 혼잡수입은 국제연계선 증강의 목적에 용도를 제한해야 한다. ④ 투명성 전력시장에 대해서는 연계용량의 이용가능성, 이용가능한 발전량, 다음 날 및 1주간 후의 수용상정, 조정용 전력, 예비력 등에 관한 적절하고 충분한 정보제공이 행해지고 있지 않는 등, 투명성이 불충분하다고 지적된다. 조사에서는 시장의 경쟁적 거래에 필요하다고 여겨지는 49정보에 관해서 서술했는데, 가맹국 중에는 이 49정보가 전혀 공표되어 있지 않은 국가도 존재했다. 판매사업자, 중매업자, 발전사업자의 83%가, 유용, 혹은 불가결 내지는 중요한 정보가 부족하다고 앙케트에 회답하고 있다. ⑤ 가격문제 거액수요가는 스폿요금가격이나 선물가격이 공정한 경쟁의 결과에 의한 가격인 것에 의문을 품고 있다. 또한 규제요금과 자유요금의 병존이 자유화의 방해가 되고 있다. 시장이 기능하지 않는 이유로서는 ① 가격이 보잘것없는 발전량에 의해 결정되고 있다, ② 상당한 량의 발전량이 장기계약에 의해 억압되어져 시장에 나돌지 않는다, ③ 수직통합형의 발전사업자에게는 사든가 자기가 발전하든가의 재정이 작용하지 않는 등의 이유가 예로 들어져 있다. 한편, 소매가격에 대해서도 장기계약이 실제의 수급을 반영하지 않는 가격(고정가격)을 산출하고 있는 것이나, 선물시장이 발전하지 않는 시장에서는 가격수준이 국내발전의 연료비로 결정되어지거나, 혹은 단순하게 규제요금에 의해 결정된다든지 하는 등의 문제가 있다. 게다가, 2005년 이후, 배출권 거래가격이 점차 전력 가격에 반영될 듯이 되었지만, 프랑스나 스웨덴처럼 CO₂를 거의 배출하지 않는 국가에서도 전력가격의 고등을 초래하고 있고, 소비자로부터 비판을 초래하고 있다. 4. 유럽각국에서 VPP제도 활용의 움직임 수요가가 제도적으로 공급처를 자유로 선택할 수 있게 되었다고 할지라도, 전력시장이 과점상태에 있을 경우, 경쟁이 기능하지 않고, 자유화의 효과가 기대대로 발휘되지 않을 가능성이 있다. 이러한 상황을 개선하여 발전시장에 유동성을 주기위해 생각해 낸 제도가 가상발전설비(VPP)의 매각제도이다. VPP매각제도에서는 설비를 특정하지 않고 또 설비의 소유권을 양도하지 않고 이용권만을 시장가격으로 매각하는 방법으로 되어 있기 때문에, 소유자의 재산권을 침해하지 않고 경쟁을 활성화할 수 있는 이점이 있다. VPP매각은 2000년에 아일랜드에서 최초로 실시됐다. 유럽이외에서는 미국의 텍사스주에서 2002년의 자유화 개시 직전에 대규모 전력회사의 설비 15%(총계 600만kW)가 경매에 붙여져 있지만, 적용사례는 자유화에 적극적으로 몰두하고 있는 유럽에 집중되고 있고 특히 최근은 증가경향이 있다. 전술처럼 2005년 11월에 유럽위원회 경쟁당국으로부터 발전시장의 유동성 결여를 지적하는 잠정견해서가 발표되고, 금후 경쟁당국으로부터 그 개선안이 제안될 예정인 가운데, 적용례가 늘고 있는 VPP매각은 주목할 만한 제도라고 할 수 있다. 유럽 주요국의 실시예정을 포함한 최근의 VPP매각 상황은 <표 8>에 보이는 그대로다. 표시된 이외에도 체코나 헝가리에 있어서도 적용 실적이 있다. 이 중, 프랑스 전력회사(EDF)는 최대 600만kW를 매각에 부치고 있는데, 이 것은 2000년에 독일의 대규모 전력회사 EnBW에 자본 참가한 것을 인정받는 것과 바꿔, 유럽위원회로부터 EDF의 거의 독점 하에 있었던 프랑스 국내시장을 개방하도록 요구되어진 것에 대한 대응으로서 실시되었다. VPP의 실시시기는 우선은 2006년까지로 되어 있지만, 프랑스 시장에 있어서 경쟁이 불충분 하다고 판단된 경우, 유럽위원회로부터 계속실시를 요구받을 가능성이 높다. 벨기에의 ELECTRABEL도 국내발전시장의 점유율이 약 90%로 높은 것으로 봐서, 국가의 규제위원회(CREG)에서 국내발전설비의 10%에 상당하는 용량의 이용권제공이 의무화되어 있다. VPP는 이용기간이 3개월, 6개월, 1년, 2년, 3년의 5상품으로 이용권이 경매되고 있다. 이탈리아에서는 전력자유화를 계기로 국유전력회사 Enel은 1500만kW의 발전설비 매각이 의무화되고, 발전부문에 있어서 동사의 점유율은 2004년에 43.9%로까지 저하됐다. 그러나 매각부문에 있어서 Enel의 점유율은 아직도 50.4%로 높고, 이로 인해 경쟁이 방해받는다고 판단된 전력가스규제기관(AEEG)은 특히 Enel의 영향력이 강한 중부·남부에서 370만kW, 시칠리아에서 15만kW, 합계 385만kW의 VPP매각을 요구하게 됐다. 그러나 현재 건설 중인 발전설비 1,473.9만kW 중, Enel분은 거의 없고, 2007년에는 Enel의 영향력은 크게 후퇴될 전망이다. 그 때문에, VPP의 매각조치는 1년간뿐일 전망이지만, Enel은 AEEG의 결정에 만족하지 못하고 행정소송으로 결단을 내렸기 때문에 매각실시 계획이 변경될 가능성이 있다. 네덜란드에서는 Nuon이 발전설비의 매수나 장기 전력구입계약으로 인해 발전시장의 약 27%를 진압시킨 것에 대해, 소수기업에 의한 과점 진행을 염려한 경쟁규제당국(NMa)이 2005년부터 5년간, 90만kW의 VPP매각을 Nuon에게 명령했다. 이에 대해, Nuon은 장기 전력구입 계약을 타사에 양도하는 한편, 재판에 맞설 태세를 나타내 보이고, 결국 VPP의 매각은 1년간, 20만kW로 축소되게 되었다. 이 값은 네덜란드의 전 전원용량의 약 1%로 보잘것없다. 이 결과 기대되고 있던 시장에서의 전력거래량의 대폭적인 증가가 없어지고, 전력시장의 유동성 개선을 예상할 수 없게 되었다. 그러므로 전력시장규제당국(DTe)은 시장의 유동성 개선을 목적으로 2005년 여름에 다시 Vpp매각제도 구상에 대해서 조사 자료를 발표하여 일반 의견을 구하고 있다. 그 외, 독일의 RWE가 석탄화력 30만kW분 VPP의 2006년부터의 이용권을 판매한다고 2005년 10월에 발표했다. 다른 모든 예가 타 기업과의 합병이나 흡수 등에 즈음해 규제기관에서 의무화된 것에 대해서, RWE의 VPP매각은 자주적인 판단에 의한 것인 점은 의례적이다. 이로 인해 RWE가 무엇을 겨냥하고 있는가는 불명이다. 5. EU의 에너지이용 효율화 녹서 EU 25개국의 2005년 에너지 소비량 17억 2500만 석유환산톤은 현재상태에서는 2020년까지 약 10%많은 19억 석유환산톤까지 증가하고, 경제, 기후변동, 에너지·안전보장의 면에서 심한 핸디캡으로 되는 경우가 염려되고 있다(<그림 1>).

이 때문에, 유럽위원회는 2005년 6월에 에너지이용 효율화에 관한 정책제언을 종합한 그린페이퍼(녹서)를 발표했다. 녹서에서는, 건축, 가전기기, 에너지·서비스에 관해서 이미 EU에서 채택이 끝났거나 채택 직전인 조치를 엄밀하게 실시하는 것으로 약 10%의 절약이 가능하고, 다시 추가적인 조치를 실시하는 것으로, 2020년까지 에너지절약량을 다시금 10%쌓아올려, 합계로 소비량을 약 20%(3.6억 석유환산톤)삭감할 것이 제안되고 있다. 금후, 녹서를 근거로 EU 내에서 의론이 실시되게 되는데, 우선 유럽위원회, 가맹국, 유럽의회, 각국규제기관, 산업계의 대표, 비정부조직으로 된 ‘유럽 지속가능 에너지 포럼’이 시작됐다. 유럽위원회에서는 이 포럼 등에서 의론의 결과에 입각하여 2006년에는 구체적인 행동계획을 작성하기로 하고 있다. 녹서에서는 전력에 관계해서 계통규제의 재검토, 고효율 및 분산형전원의 이용촉진, 최종수요가에 대한 에너지·서비스제공의 검토 등의 조치가 제안되고 있다. 계통부문의 문제점으로는 현재 최고로 10%에 달하고 있는 송·배전손실(송전에서 2%, 배전에서 8%)을 낮추기 위해 비용대효과가 높은 조치를 취할 수 있는 경우가 많음에도 불구하고, 국가에 따라서는 송·배전계통 운용자가 필요한 설비투자를 행하도록 장려하는 듯한 제도가 되어 있지 않다. 즉, 설비투자로 인해 손실이 감소하고, 계통운용 코스트가 삭감된 경우, 코스트삭감분은 통상 전기요금의 인하에 이용되는 경우가 많다. 녹서에서는 코스트 삭감에 의한 이익의 일정부분을 계통 운용자의 수중에 유보시키는 것으로 계통 운용자에게 투자의욕을 부여하는 안이 제안되고 있다. 발전부문에서는, 50년대에 건설된 효율이 낮은 석탄화력 발전소의 경신용을 위해, 대부분의 경우에 있어서 가스 컨바인드 사이클 설비(CCGT)가 건설되어 있는데, 최신의 CCGT기술로는 열효율이 60%가깝게 달해 있다. 유럽 전기사업자 연합(Eurelectric)의 상정에서는 금후 2030년까지 5억 2000만kW 의 신규전원이 건설된다고 보고 있고, 이로 인해 EU의 전원 발전 효율을 단번에 개선할 수 있는 기회가 생기고 있다. 이 때문에 녹서에서는 2006년을 향한 구체적 행동 계획으로써 다음 점에 유의해야 한다고 하고 있다. ① 유럽의 고효율 CCGT만 이용 : EU지역 외의 메이커로 열효율이 불과40%이지만 자본비가 싼 CCGT를 팔고 있는 곳이 있다. EU내에서 높은 발전효율을 확보하기 위한 조치를 검토할 필요가 있다. ② 분산형 전원의 개발 : 대용량발전소는 규모의 경제성을 가지지만 이용되지 않는 폐열, 그리고 장거리 전력 전송에 동반하는 계통손실이 발생한다. 분산형전원은 열 이용 지점에 가까운 경우가 많고, 열 이용으로 인해 결과적으로 효율향상에 연결되는 경우가 적지 않다. 이미 EU 전력자유화 지령에서는, 계통건설 투자의 삭감효과를 고려하여 분산형 전원을 장려하도록 가맹국에 요구하고 있다. 분산형 전원에 대한 허·인가 수속의 간소화도 요구되어 진다. ③ 현재, 유럽에서는 약 13%의 전력이 열병합발전에 따르고 있다. 또 가맹국은 2006년 2월까지 고효율 열병합발전의 이용을 촉진하는 지령을 국내법화해야 한다. 열병합발전과 지역 열병합의 조화도 1차 에너지의 효율적 이용에 연결된다. 최종소비부문에서는, 에너지병합 사업자에게 에너지절약 조치의 실시를 의무화하는 제도의 도입이 제안되고 있다. 에너지 절약 달성 실적에 응해서 증명서(화이트 증명서)가 발행되고, 그것을 시장에서 거래시키는 것으로 EU 전체에 있어서 최소 비용으로 에너지 절약이 실현된다. 이 제도는 영국, 이탈리아에서 이미 실시되었고, 프랑스에서도 2006년부터 도입될 예정이다(<표 9>). 유럽위원회의 식산에서는, 제3차 산업에 이 제도를 도입함으로 인해 비용의 증가 없이 15%의 에너지 절약이 실현되고, 또 환경 등의 외부 불경제를 반영시킬 경우, 최고 35%의 에너지 절약이 실현된다고 한다. 6. 배출권 거래의 EU에서의 상황과 미국에서의 움직임 2005년 1월부터 EU의 배출권 거래 제도가 실행 된 것에 동반하여, 신설 거래소나 노르드 풀, 파워 넥스트, 유럽에너지 거래소(EEX) 등의 전력거래소가 잇달아 배출권을 상장, 거래를 시작했다. 주요 매매 대상은 각국의 할당계획(NAP)에 근거하여 개개의 배출원에 할당된 배출범위(EUA)에서 스폿 거래 외에, 선물 매매도 이루어지고 있다. 현재 거래량이 가장 많은 것은 선물을 주로 취급하고 있는 암스테르담의 유럽기후거래소(ECX)로, 2005년 10월 이후, 1일 거래량은 100만 톤을 넘는 날이 계속되고, 같은 달 10일에는 누적 거래량이 5000만 톤을 넘었다. 시장참가자는 당초는 실제로 배출권을 가진 전력회사나 석유회사 등이었지만, 그 후 배출범위를 사서 필요로 하는 기업에 전매를 겨냥한 브로커나 은행 등이 참입하게 되어 거래량이 팽창됐다. 거래 활발화는 등록대장의 정비도 영향을 끼치고 있다. EU 각 배출원(전체1 1,428지점)은 국가가 관리하는 등록대장에 따라 관리되고 있고, 배출권의 이동은 모든 이 대장에 기입되게 되어 있다. 독일에서는 국가가 관리하는 등록대장과 EU 중앙 등록대장간의 인터페이스에 문제가 있어 시스템 고장이 빈발한 관계로, 2005년 5월 시점에서도 국가의 등록대장에 구좌를 개설하고 있는 기업은 전체의 3분의 1에 지나지 않았다. 그 때문에 라이프치히에 있는 EEX는 2005년 3월에 CO₂의 스폿 거래를 개시했지만, 5월 시점에서도 1일당 거래량은 100톤 전후라는 한산한 상태가 계속됐다. 그러나 인터페이스 문제가 해결되어 대장의 정비가 진행됨에 따라거래량은 확대되고, 11월에는 거래량이 3만 5천 톤을 넘는 날도 드물지 않았다. 11월까지 EU 25개국 중, 17개국에서 등록대장의 정비가 완료되어 있는데, 이탈리아, 그리스 등 7개국이 미정비이고, 스폿 거래에 참가할 수 없는 상태가 계속되고 있다. CO₂ 1톤당의 거래가격은, 2005년 봄에는 8유로 전후였던 것이 7월초 피크일 때는 한 때 30유로에 육박했지만, 11월 말에는 20유로 전후로 안정적으로 추이되고 있다. 그러나 EU의 제도로는 2007년까지 목표미달일 경우의 벌금이 CO₂ 1톤당 40유로로 정해져 있고, 선고감(先高感)이 높다. 배출권의 제1회째 제출기한인 2006년 3월 말이 임박하고 금후의 움직임이 주목된다. 한편 미국에서는 부쉬정권이 쿄토의정서에의 비준을 거부했기 때문에, 온실효과가스(GHG)의 배출에 대한 강제적인 삭감의무는 없으나, 민간의 주도권에 따라 시카고 기후거래소(CCX)가 2003년 9월에 창설되고, 동년 12월부터 본격적인 거래를 개시했다. 전력, 제조업, 지자체 등이 CCX에 참가하고, 2003-2006년의 4년 동안에 CO₂를 포함한 GHG의 연간 1%삭감을 목표로 하고 있다. 이러한 강제력이 없는 자주적인 거래와는 별도로, 강제력이 있는 배출권 거래를 도입하려고 하는 검토도 주 레벨로 개시되고 있다. 뉴욕 주를 비롯한 미국 북동부의 9개 주는, 25,000kW 이상의 742개 화력발전소, 합계 약 7,200만kW에서 배출되는CO₂를 대상으로 하는 배출권 거래의 실시를 목적으로 한 ‘지역적 온실효과가스 배출계획(RGGI)’을 계속 실시하고 있다. RGGI에서는 CO₂배출량을 2010년까지 1990년 레벨로 삭감하고, 또 2020년까지 10%삭감할 것이 목표로 되어 있다. CO₂배출범위는 75%가 무상으로 교부되지만, 나머지 25%는 경매에 걸려지고, 경매수입은 에너지 절약의 촉진, 재생가능 에너지의 개발, CO₂배출삭감기술에의 투자지원 등으로 채워진다. 목표미달일 경우 벌금은 각 주의 결정에 맡겨진다. RGGI에 대해서는, 현재에도 미국 전체 평균보다 52%나 높은 미국 북동부의 전기요금이 다시 상승하는 것이 아닌가 하는 염려가 나오는 이 외, RGGI 참가 주 이외의 주로부터의 전력조달에 따른 배출량의 제한을 면하는 방법의 대응도 곤란한 문제로 지적되고 있다. RGGI는 금후 주지사의 승인을 얻은 후, 2009년부터 제도 운용개시가 지향되고 있다.