2010년 지식경제부가 공고한 ‘제5차 전력수급기본계획’에 따르면, 전원구성 계획 시 경제 및 환경적인 측면 뿐만 아니라 에너지 안보 관점에서도 보다 깊이 있는 분석이 요구되는 등 기존의 접근방법 이 외에 좀 더 추가적인 해석이 필요시되고 있다.
Huang, Wu(2008)에 따르면, 전통적인 전원구성 계획은 비용 최소화 관점에서 계획되었으며, 통상 비용 관련 리스크를 배제하여 왔다. 하지만, 발전용 연료가격의 급등락, 자본 및 O&M 비용의 흐름 불확실성, 그리고 이산화탄소 배출권 거래단가 등의 변화는 에너지 안보를 위협할 뿐만 아니라 한 나라의 거시경제지표를 악화시킬 수 있는데, 실제 이를 뒷받침하는 실증연구가 널리 이루어져 있다.
본 연구는 여러 발전원 중 특히 신재생에너지로 인해 국내 전원구성 포트폴리오의 최적 리스크가 어떻게 변하는 지 알아보기 위해 비용-위험 포트폴리오 방법론을 사용하였다. 이 방법론을 적용한 전원구성의 최적화 관련 선행 연구는 주로 금융경제학자이자 에너지 경제학자인 Shimon Awerbuch에 의해 수행되었는데, 그의 연구에 따르면, 초기 높은 투자비용으로 인해 기존 비용최소화 중심의 전원계획에서 배제되었던 풍력 등의 신재생에너지원이 포트폴리오 이론을 바탕으로 전원비중계획이 수립될 경우 고려될 수 있다.
하지만 이처럼 신재생에너지원에 대한 긍정적인 결과는 선행연구에서 적용되었던 연료비용 등과 같은 데이터 특성에 기인한다고 판단하였고, 이에 따라 다른 주요 데이터를 활용해도 선행연구와 유사한 결론에 이를 수 있는지의 여부를 확인하기 위해 본 연구에서는 발전원별 정산단가 데이터를 활용하였다. 전력거래소의‘전력통계정보시스템’에 공시되는 발전원별 정산단가는 계통한계가격, 용량가격, 계통운영보조서비스 등을 반영한다. 이를 적용한 결과, 2001년~2011년의 기간 동안 신재생에너지의 정산단가는 선행연구에서처럼 전체 전원구성 포트폴리오의 비용 을 높이는 결과와는 동일하지만, 포트폴리오 리스크 수준마저도 높이는 것으로 드러나 이전연구와는 다소 상이한 결론이 도출되었다. 한편, 비용-위험 포트폴리오 이론이 갖는 장점은 발전원의 다각화(diversification)를 통한 전원구성 포트폴리오의 비용변동 리스크 및 비용 자체의 개선을 정량적으로 판단할 수 있다는 데 있다.
실증분석은 여러 시나리오 구성을 통해 진행하였다. 시나리오 1과 2는 원자력, 석탄, 석유, LNG, 수력, 풍력, 기타 신재생에너지(수력 및 풍력제외) 등 7개의 발전원을 반영하여 포트폴리오 이론에 적용한 점에는 같지만, 서로 다른 국가 차원의 기본계획 에 공시되어 있는 연도별 비중 기준안(BAU)에 대해서 최적 포트폴리오의 비용 및 위험도를 비교하기 위해 별도로 구분하여 분석하였다.
이후의 모든 시나리오의 경우 제5차 전력수급기본계획(2010년도)을 반영하였으며, 시나리오 3, 시나리오 4, 시나리오 5는 각각 풍력을 포함한 신재생에너지, 원자력, 석탄을 차례로 전원계획에서 제외하여, 시나리오 2 대비, 전체 포트폴리오 비용 및 위험도에 각 발전원이 어떠한 영향을 미치는지의 한계효과(marginal effects)를 알아보기 위해서 계획하였다. 그리고 시나리오 6에서는 주요 기저발전원인 원자력과 석탄 발전을 시나리오 2의 발전원 집합에서 제외하여, 전체 포트폴리오의 비용 및 비용 변동 위험도 측면에서 남아 있는 첨두발전원 간의 비중 변화를 살펴 보고자 하였다.
시나리오 7에서는 시나리오 2에서 고려한 발전원 모두를 전원구성 포트폴리오에 반영하지만, 각 발전원의 최적 비중이 구해지는 범위 관련 제약조건을 보다 현실적으로 설정하기 위해 2015년도 및 2024년도의 발전비중 기준안을 참고하였다.
마지막으로, 원자력 발전에 대한 민감도 분석(Sensitivity analysis)을 수행하여 타 발전원의 비중이 어느 정도 적정 수준에서 유지된다는 전제 하에 원전의 비중이 높아질수록 전원구성 포트폴리오의 비용 및 위험도가 감소하였다는 점과, 특히 계획하고자 하는 포트폴리오의 비용 수준이 보다 낮은 경우(61.3->59.3->57.3원/kWh) 위험도 감소율이 더욱 증가하였음 (16.9->19.5->23.2%)을 확인하였다.