몽골 전력산업 구조 분석을 통한 한

몽골 전력산업 구조 및

에너지시스템 분석을 통한 한-몽

전력산업 협력방안 연구

산업자원부 장관 귀하

본 보고서를 정책연구과제 『동북아 에너지협력 연구 』중 세부 과제

“몽골 전력산업 구조 및 에너지시스템 분석을 통한 한 -몽 전력산업 협력방안 연구”의 최종보고서로 제출합니다.

2007년 12월

에너지경제연구원장

<참여 연구진>

□ 총괄책임자 : 에너지경제연구원장

□ 연구책임자 : 소 진 영 책임연구원

□ 원내참여자 : 노 동 석 연구위원 안 현 진 위촉연구원

□ 원외참여자 : 김 영 창 아주대학교 교수

요 약

I. 서 론

○ 몽골은 비효율적인 전력공급시스템을 개선하여 합리화하기 위해 종 합적인 국가통합전력계통시스템의 구축을 구상하고 있음.

- CES, EES, 그리고 WES 등 세 개의 상호 독립적인 전력계통망을 하 나로 통합하고 높은 송배전 손실률을 개선함.

- 원거리에 위치하여 전력망에 연계되지 않은 아이막(Aimag)과 소움 (Soum)에 대한 전력공급을 개선함.

- 노후화된 발전설비 및 송배전 시설을 개보수함.

○ 반면, 이를 추진하기 위한 구체적인 실행계획은 수립되어있지 않으며, 재정․전문인력․기술이 부족하여 이 분야의 역량강화를 위한 지원 이 필요한 상황임.

○ 본 연구에서는 몽골의 전력수급 현황 및 여건 분석, 전력산업 구조 분석 및 현 에너지시스템 분석 등을 통해 향후 역량강화 지원을 위 한 기초 자료를 제공하고, 또한 향후 통합전력계통시스템 구축사업 시행 시 한국 기업의 우선적 참여를 위한 교두보 확보 및 기본 자료 제공을 목적으로 함.

II. 몽골의 전력산업 구조 분석

1. 몽골 전력산업 개요

○ 적은 인구와 낮은 산업화 수준으로 인해 몽골의 전력수요는 비교적 낮은 편이며, 전력 생산능력도 낮음. 이 때문에 인구밀집 지역까지의 전력을 공급하기 위해 전력계통망이 방대하며, 송․배전 선로가 길고 부하가 낮아 손실이 많은 등 문제가 있음.

○ 몽골의 전력시스템은 독립된 3개의 전력계통망인 중앙에너지시스템 (Central Energy System, CES), 서부에너지시스템(Western Energy System, WES), 그리고 동부에너지시스템(Eastern Energy System, EES)으로 구성되어 있으며, 그 외에 5개의 지방(Soum)이 이들 전력 계통망과 연계가 되지 않은 독립 전력시스템으로 운영됨.

○ 배전회사는 총 4개 그리고 송전회사 2개가 있음.

○ 몽골의 화력발전은 7개의 열병합 화력발전소와 약 600개의 소형 디젤 발전기, 소수력발전소 5개, 풍력발전소 2개, 태양광발전소 2개, 그리고 복합태양광/풍력발전소 5개로 전력을 공급하고 있음.

○ 몽골의 총 발전설비용량은 834.3MW로서 CES 지역에 5개, EES 지역 에 1개, 기타 1개 등 총 7개의 화력발전소에 의해 전력이 생산되고 있으며, 2006년 총 발전량은 3,544GWh이었음.

- 2006년 기준 한국의 설비용량 65GW 및 발전량 40만4,737GWh와 비 교하면 몽골은 각각 한국의 1.3%와 0.87%임.

○ CES지역 내에 총 발전설비용량은 786.3MW로써 2005년 첨두부하는

570MW였고 2005년 연간 발전량은 3028 GWh였음.

- 산업 부문에서 전력 소비의 약 62%를 소비하고 있으며, 가정 부문 에서 약 24%, 수송 부문에서 약 4%, 농업 부문에서 1%, 그리고 기 타 부문에서 9%를 소비함.

2. 발전, 송전, 배전, 판매 부문

○ 몽골의 발전 설비는 Ulaanbaatar Power Plant #3, Ulaanbaatar Power Plant #4, Darkan Power Plant, Erdenet Power Plant, Dalanzadgad Power Plant, Ulaanbaatar Power Plant #2, Nalaikh Power Station 등 총 7개의 발전소와 1개의 Baganuur Heat Station이 운영되고 있음.

○ 몽골의 전기 공급 시스템은 독립된 전력망인 CES, EES, WES로 이뤄 져 있음. 이것 외에 Murun, Uliastay, Altay, Bayankhongor, Dalanzadgad의 5개의 아이막 센터가 있으며, 이곳의 전력은 3개의 주요 전력망에 연결되어 있지 않고, 지방도시 지역에 전기를 공급함.

○ 또한 외곽의 많은 소규모 소움에는 600여개의 지역 디젤발전기가 있 으며, 각 설비용량은 60 ~ 1,000kW 정도임.

○ 송전 전압은 CES에서는 220kV, 나머지는 110kV임. 배전 전압은 35kV이나 일반적으로 10kV나 6kV로 전압을 더 내림. 2004년 총 송 전선 거리는 5,296km이며 배전 거리는 13,226km임.

○ 송전 시스템은 총 60개의 110kV 변전소와 5개의 220kV 변전소로 이 루어짐. WES의 110kV변전소 4개와 EES의 2개를 제외하고, 모든 변 전소는 CES에 위치함.

○ 러시아의 전력망과 연결되어 있는 CES와 WES는 러시아와 전력의 수 출 및 수입이 이루어지고 있음. CES와는 220kV의 이중선으로 연결 되어 있으며, WES와는 110kV로 연결되어 있음.

III. 몽골의 전력산업 정책 분석

1. 몽골 전력 수급현황

○ 몽골의 2005년 총 발전설비 용량은 911MW이며, 첨두부하는 576MW임.

○ 2006년 기준 총 발전량은 3,544 GWh였음.

○ 2006년 몽골은 러시아로부터 총 182.7 GWh의 전력을 수입했으며, 17.2 GWh의 전력을 수출함.

○ 몽골은 약 3,800개의 강과 시냇물이 있으며 길이는 총 6,500km로 막 대한 수력자원을 보유하고 있어 수력발전소 건설의 잠재력이 있음. 현재 몽골에서 운영되고 있는 수력발전소는 11개로써, 총 설비용량은 24.5MW임.

○ “영원한 파란 하늘의 땅(Land of eternal blue skies)"로 알려진 몽골 은 태양열 발전에 대한 많은 잠재력을 가지고 있음.

- 전체 국토 면적의 약 71%가 하루 5.5~6.0kWh/m²의 일사율(日射率) 을 보이며, 연간 일조시간이 2,900~3,000시간임. 나머지 18%는 4.5-5.5kWh/m²의 일조율을 보이며 연간 일조시간이 2,600~2,900시간 임.

○ 몽골에서의 풍력발전의 잠재력은 꽤 높으며 지금까지는 50W와 100W 발전용량의 소규모 터빈만이 사용되고 있으며, 주로 농촌 지역에서 사용함.

- 전체 면적의 약 70%에 이르는 시골의 작은 지역에도 풍력을 이용한 전기를 공급할 수 있음.

○ 지질학적인 연구에 의하면 Hangai, Hentii, Huvsgol, Altai 산맥, Dornod-Dahgangiin 초원지대와 다른 Orhon-Selenge지역에서 42개의 작은 온천을 발견함.

- 지하의 열 교류는 Khangai 산맥의 온천에서는 52±6MW/m2, Khuvsgul 호수지역에서는 80±10MW/m2, 몽골 Altai산맥 지역에서 는 54±24MW/m2, Dornot 몽골대초원지대는 44±6MW/m2임.

○ 지역주민들이 몇몇의 온천을 사용하고 있기는 하지만, 상업적 개발은 아직 이루어지지 않음.

2. 몽골 전력 수급 전망

○ 전망에 의하면 전력 수요는 2004년에서 2020년 사이 연평균증가율 5.24%로 꾸준히 증가하여 45만8,590 TOE에 이를 것임.

○ 향후에도 수송 부문과 공공 및 기타 부문의 수요증가가 상대적으로 높아 동 기간 동안 각각 연평균 8.57%와 6.59%로 증가할 전망임. 반 면 산업 부문은 비에너지집약적 산업의 발달로 인해 상대적으로 낮 은 연평균증가율 4.37%를 보일 것으로 전망됨.

○ 총 발전량은 2004년 3.3 TWh에서 2020년 27.3 TWh로 연평균 14.12%

의 증가율로 증가할 전망임. 전원별로는 수력이 연평균 88.43%의 높 은 증가율을 보일 것으로 전망되며, 석탄과 석유의 증가율은 각각 14.01%와 -7.03%이 될 것으로 전망됨.

3. 요금체계 및 가격 정책

○ 몽골의 전력요금은 “에너지규제청(ERA, Energy Regulatory Authority)"에서 정하여 공표함.

○ 몽골의 소비자 전력요금은 2002년에 kWh 당 45 투그릭에서 47투그 릭으로 상승한 바 있으며 2005년 1월 kWh 당 47 투그릭에서 51 투 그릭으로 인상됨

○ 2005년 요금 변경 시 게르 주거구역의 요금을 KWh 당 48.8 투그릭 으로 책정하여 차등을 두기 시작함.

○ 몽골은 저소득층을 위해 일정 한도의 소비까지 저렴한 요율을 적용 하고 있음.

○ 우리나라의 심야전력 요금과 비슷한 제도로 몽골은 시간차등메터링 (time-differentiated metering)제도를 도입하고 있음.

○ 지역적 기준으로 볼 때 전력 요금이 낮게 책정된 것은 아니지만, 서 비스 비용, 특히 시스템 확장의 비용을 반영하기에 충분하지 못한 수 준임.

- 증가하는 연료비용을 반영하기 위한 정기적인 요금 조정의 부재는 전력산업의 재정적 손실을 악화시키고 있음.

○ 정부는 가까운 미래에 에너지법의 개정이나 부수적 법률 제정을 통 해 이러한 이슈들에 대해 검토할 것임.

- 그러한 변화는 요금 수준의 결정에 계속되는 정치적 개입의 위험을 제거하는데 도움이 될 것이며 동시에 비용회수를 반영하는 효율적 서비스 제공을 보장할 것임.

○ 1980년대 초반 이래 다양한 전문가는 기업의 실질 비용에 기반을 두

고 가격을 책정하는 현행 수익률 모델이나 비용-플러스 모델에 대해 아래와 같은 문제점을 제기해옴.

- 비용 증가에 맞춘 가격조정이 가능할 때 비용 절감을 위한 경영에 대한 압력이 부재함.

- 경영자에 비해 기업의 실질 비용의 산정에 대해 지식이 부족한 규제 당국은 현행 가격이 높은지를 결정할 능력이 없음.

- 자본 지출을 제한할 인센티브의 부재와 자산규모를 늘리는 불필요한 투자를 위한 인센티브 존재.

○ 대안으로서의 가격상한제의 효과는 아래와 같음.

- 경영자가 효율개선을 통해 비용을 절감할 강한 인센티브 제공하고 이를 통해 가격규제기간 동안 비용 절감에 따르는 이윤 증가.

- 경영자가 얼마만큼 전망 수준 이하로 비용을 절감할 수 있는지 관찰 을 함으로써 규제자는 기업의 실질 비용을 산정할 근거를 마련하고, 이를 다음 가격규제기간의 비용 전망치 산정에 이용하여 소비자가 지불하는 가격을 효율적인 비용 수준으로 내릴 수 있음.

4. 전력산업 정책 및 구조 조정

○ 에너지 분야는 지금 구조조정의 도전에 직면해 있으며, 새로운 법의 채택과 더불어 법적 체제가 확립됨.

- 몽골 정부는 지금 기업 법규와 규제를 위한 국제 표준을 채택하기 위한 제도적 체제를 구축하기 위해 일하고 있으며, 이것이 전반적인 에너지 분야 전략과 장기의 전략적 계획에 기반을 뒤야 한다는 점을 인식하고 있음.

- 에너지 구조개편의 주요 목표는 기업들 사이의 경쟁체제를 도입하 고, 민간기업의 참여를 높이고, 에너지 분야(독립적 기업들, 즉 발전 회사, 송전회사, 배전회사로 분리시킴)를 분리시키고, 새로운 진입자 를 위해 송전 및 배전망에 접근성을 열고, 사업인가, 가격 책정 및 감찰을 담당하는 독립적인 규제기구를 설립하는 것임.

○ 몽골 정부는 2001년 7월9일에 규제#164를 통과시켰는데, 이는 에너지 분야의 국영기업을 법인화 시키는 첫 단계였음. 이 결의가 통과됨으 로 인해 정부는 거대한 국영기업을 18개의 합자주식회사로 분리시켰

으며, 각각의 회사는 발전, 송전, 배전 분야를 포함하는 에너지 사이 클의 각 단계를 담당함. 결의안에 의하면 8개의 발전소, 3개의 송전 회사, 6개의 전력과 열 배전 회사가 국영 합자 주식회사로 구조 개편됨.

5. 전력 산업 문제점

○ 에너지 설비의 유지와 확장을 위해 효율적인 공공 및 민간 기업의 파트너십에 기반을 둔 지속가능한 에너지 시스템의 방향으로 나아가 기 위해서는 전력산업이 직면하고 있는 몇몇 문제들을-가격 및 보조 금에 대한 정부 정책, 서비스 재정 확보 및 급여, 시장 구조, 개개 회 사의 소유구조 및 경영- 동시에 아우를 수 있는 새로운 사업 모델이 요구됨.

○ 부족한 설비능력, 낮은 신뢰성, 그리고 높은 석탄 의존도에 의한 환경 오염 문제는 전력산업분야가 직면하고 있는 주요 이슈임.

가. CES 내 재정적으로 지속가능한 에너지 기업 부재

○ 종합적으로, 지난 5년간 CES는 순 손실을 발생시킴. 이에 대한 이유 는 다음과 같음.

- 첫째, 요금 구조가 다양한 계층의 소비자에게 공급하는 경제적 비용 을 적절히 반영하지 못하고, 요금 수준 또한 미래의 투자를 위한 현 금 확보 부분을 적절히 반영하지 못함. 가장 최근의 세율조정은

2005년에 이루어졌고, 그때 이후 요금은 실질 가격에 있어 점차 감

소해 왔음.

- 두 번째로, 현재의 시장구조가 상업적인 인센티브를 적절히 반영하 지 못함. 특히 앞 절의 전력요금체계에서 설명한 바와 같이 현행 요 금체계는 배전회사가 손실을 저감하기 위한 인센티브가 적절히 반영 되지 않음.

- 세 번째로 기업의 측면에서는 상업적 집중성의 부족, 재투자를 위한 재원 확보의 어려움으로 인해 배전 부분에 높은 상업적 손실을 야기 함. 즉, 손실율이 순 발전량의 약 25%에 달하며, 추가적으로 약 20%

에 달하는 극도로 높은 자가이용률을 보임.

- 넷째, 약 40%에 달하는 난방 부분의 비효율성은 발전부분의 필요

투자량을 상승시킴.

나. 에너지 분야의 민간 기업의 참여를 저해하는 잠재적인 규제

○ 정부는 가까운 시기 안에 에너지 분야에 민간기업의 진출을 확대시 키려는 정부의 의지를 표명한 바 있음. 민간기업 진출 확대는 다음의 요소들에 영향을 받을 것임.

- 첫째, Taishir, Dorgun, Egiin과 같은 새로운 발전소의 운영, 경영, 그리고 재정 확보와 관련된 결정에 관해 정부가 보내는 시그널, - 둘째, 성공적 규제의 장애가 되고 있는 몽골 정부의 규제 체계의 상황.

다. 전력과 열 부분의 배송부분의 불평등성

○ 대도시 외곽에서는 전력 접근성, 전력 유용성 그리고 보조금이 지역 별로 상당히 차이가 있고 보조금의 경우 대부분이 필요한 곳에 적절 히 사용되어지지 못하고 있음.

○ 소비자의 총 지출에서 연료가 차지하는 비율은 소득수준에 반비례함. 예를 들면, 가장 낮은 저소득층(4분위 계층)의 소득에서 연료비 지출 이 차지하는 부분이 가장 높게 나타남.

IV. 전력수급기본계획 분석

1. 전력수급기본계획 개요

○ 몽골은 1990년 체제 전환 이후 두 차례 전력수급기본계획을 수립한

바 있음.

- 2002년에 에너지공급마스터플랜(Energy Supply Master Plan, ESMP) 이 작성되었으며, 2004년에서 2005년까지 IAEA의 도움 아래 국가실

무팀이 ‘2025년까지 통합에너지수급계획프로젝트(the Integrated

Energy Demand and Supply Planning Through 2025 Project)를 통 해 몽골의 전력수급기본계획을 수립한 바 있음.

○ 2005년 프로젝트가 끝난 후 국가실무팀은 해산되었으며, 현재 몽골의

전력수급기본계획 수립은 2004년 말에 설립된 에너지연구개발센터의 업무로 이양되었으나, 아직까지 새로운 전력수급기본계획이 수립되지 않고 있음.

2002 2005 2010 2015 2020 CES

UB EDD 915.2 979.3 1124.3 1338.6 1626.4

Outside UB 703.4 761.5 852 941.8 1015.5

Erdenet 772.1 823.6 878.6 937.2 999.7

Station Use 618 641.1 713.7 804.4 910.4

Total CES 3008.7 3205.5 3568.4 4021.9 4552

Peak Load (MW) 526 571.2 638.9 724.3 824.5

WES 22.7 25.3 28.2 31.8 36

Peak Load (MW) 8.1 9 10 11.3 12.8

EES 58.7 65.6 73 82.3 93.1

Peak Load (MW) 11 12.3 13.7 15.4 17.4

Total 3090.1 3296.4 3669.6 4136 4681.1

자료출처: Integrated Energy Demand and Supply Planning Through 2025

<표 4-1> 몽골 전력 부하 예측 (2005-2020)

단위 : GWh

2. 전력수급기본계획 분석

○ 몽골의 전력 수요는 2010년 총 3,669.6 GWh, 2015년 총 4,136 GWh, 그리고 2020년 총 4,681.1 GWh로 증가할 전망임.

○ 첨두부하는 중앙에너지시스템의 경우 2010년 638.9 MW, 2015년 724.3 MW, 그리고 2020년 824.5 MW로 증가할 전망임.

3. 전력수급기본계획

○ 몽골의 전력수급기본계획에서는 세 가지 에너지수요 시나리오와 추

가적인 2가지 기술적인 옵션을 기준으로 5 시나리오를 구성하여 각

시나리오 별 발전설비 확장 옵션을 분석함.

- 시나리오 1: 공급 분야의 모든 기술적 옵션이 실현된다는 가정 하의 기준 시나리오("RED+full" 시나리오)

- 시나리오 2: 공급 분야의 모든 기술적 옵션이 실현된다는 가정 하의 저성장 시나리오(“LED+full" 시나리오)

- 시나리오 3: 공급 분야의 모든 기술적 옵션이 실현된다는 가정 하의 고성장 시나리오(“HED+full" 시나리오)

- 시나리오 4: 신규 바얀티그 석탄화력발전소가 건설되지 않는다는 것 을 제외하고 시나리오 1과 동일(“RED+no-coal" 시나리오)

- 시나리오 5: 현존 CHP를 개․보수한다는 것을 제외하고 시나리오 1 과 동일(“RED+no-coal" 시나리오). 현존 CHP가 기술적으로 수명을 다했을 때 동종의 신규 CHP로 대체 가능.

○ 시나리오 1, 즉 “RED+full" 시나리오의 경우 신규 발전설비 확장은 2021년에서 2025년 사이 982 MW가 될 것이며, 시나리오 2, 즉

”LED+full" 시나리오의 경우 703.2 MW가 될 것이며, 시나리오 3, 즉

“HED+full" 시나리오의 경우 2,060 MW가 될 것임.

○ 동 기간 전력 및 지역난방을 위한 총 투자비용은 시나리오 1, 즉

“RED+full" 시나리오의 경우 16억1,256만 불이 될 것이며, 시나리오 2, 즉 ”LED+full" 시나리오의 경우 11억1,718만 불될 것이며, 시나리 오 3, 즉 “HED+full" 시나리오의 경우 32억7,828만 불이 될 것임.

○ 2002년부터 2025년 까지 총 투자비와 관리 및 운영비는 시나리오 1, 즉 “RED+full" 시나리오의 경우 105억5,500만 불이 될 것이며, 시나 리오 2, 즉 ”LED+full" 시나리오의 경우 77억700만 불될 것이며, 시나 리오 3, 즉 “HED+full" 시나리오의 경우 197억3,600만 불이 될 것임.

시나리오 4, 즉 ”RED+no-coal" 시나리오의 경우 110억100만 불, 그리 고 시나리오 5, 즉 “RED+rehabilitation" 시나리오의 경우 102억5,680 만 불임.

○ 저성장 시나리오가 자연적으로 가장 낮은 투자비용을 요하고 고성장 시나리오가 가장 높은 투자비용을 요하지만 GDP 성장률 등 파라미 터에 서로 다른 가정을 하였기 때문에 상호 비교는 의미가 없음.

○ 기준 시나리오의 경우 개․보수 옵션이 다른 옵션에 비해 최소의 비 용임.

시나리오 투자비용 관리운영 고정비용

관리운영 변동비용 (연료비 포함)

총 관리운영

비용 총 비용

RED+full 4,276.5 1,725.8 4,553.2 6,278.9 10,555.4

LED+full 3,017.8 1,449.2 3,240.3 4,689.4 7,707.2

HED+full 8,327.2 2,580.5 8,828.8 11,409.3 19,736.5

RED+no-coal 4,730.6 1,705.9 4,564.4 6,270.4 11,001.0

RED+rehabilitation 4,037.8 1,758.8 4,460.1 6,219.0 10,256.8 자료출처: Integrated Energy Demand and Supply Planning Through 2025

<표 4-2> 2002-2025 기간 동안 비할인 투자비용

단위: 백만 USD

4. 전력수급기본계획 평가

○ 에너지경제연구원은 몽골 에너지연구개발센터와 체결한 “한-몽골 에 너지 정책/계획 분야 연구협력”을 위한 양해각서(MOU)의 세부 항목 중 하나인 몽골 에너지 정책/계획 수립을 위한 역량강화 지원의 일 환으로 향후 몽골의 전력수급기본계획 수립 지원 준비를 해야 함.

○ 이를 위해 WASP 모형을 사용하여 몽고의 전원개발계획을 수립하기 위한 가능성을 검토함.

○ 수요예측 자료를 변화한 다음에 WASP을 이용하여 모형을 구축하고 이를 통해 도출한 최소비용의 계획에 따르면 미래 수요를 만족하기 위하여 유연탄 화력이 나타나는 것을 알 수 있고 양수발전소도 몽골 의 발전계통에 필요하다는 것을 알 수 있음.

○ 주어진 입력을 바탕으로 한 계획을 살펴보면, 설비예비력의 크기는 주로 30-45 % 범위인데 이는 현재 발전계통의 크기 및 발전기의 상 대적 용량으로 보아서 예비력이 필요한 범위를 나타내는 것임. 또한 투입 설비의 단위 용량이 크므로 예비율의 년도 별 변화폭이 크다는 것을 알 수 있음.

○ 그러나 상세한 분석은 몽골의 실제 발전계통의 자료와 미래 후보발 전소의 특성을 확인한 다음에 시행하는 것이 타당할 것임.

V. 몽골 통합에너지시스템 프로그램

1. 프로그램 개요

○ 몽골에는 우리나라의 전력수급 기본계획에 준하는 통합에너지시스템 구축을 위한 계획인 “몽골 통합전력시스템 프로그램(Program on Mongolian Integrated Power System, MIPS)"가 몽골 연료에너지부에 의해 입안되고, 2007년 1월 31일 몽골 의회에 의해 승인됨.

○ 본 프로그램은 2007년부터 2040년 까지 3단계에 걸쳐 노후발전 및 송 배선 설비 개보수, 신규 발전소 건설 및 송배전 설비 건설 및 독립된 에너지시스템을 연계하여 하나의 국가 전력계통망 건설 등 전반적인 몽골 전력산업의 확장을 계획하는 일종의 마스터플랜이라고 할 수 있음.

○ 본 프로그램은 전원계획의 성격이 있으며, 3단계에 걸친 실행계획을 포함하고 있음

- 1단계(‘07 ~ ’12) : 전력공급 신뢰도 향상과 신규 발전원 및 송전선 건설을 기반으로 모든 소움과 주거지는 전력계통망 연계 또는 신재 생에너지를 이용한 독립전원을 통해 영구적 전원 공급.

- 2단계(‘12 ~ ’22) : 각 지역에 신뢰적인 에너지공급을 위해 신규 발전 원 및 송전선 건설을 지속하고, WES, EES 및 CES가 각각 고압송전 선에 연결되어 MIPS 기반 조성(CES와 EES 연계).

- 3단계(‘22 ~ ’40) : 고압송전선으로 CES와 WES을 연계하여 MIPS 구축.

2. 통합에너지시스템 구축을 위한 투자수요 평가

○ 본 프로그램을 시행함에 있어 2008년부터 2020년까지 20개 프로젝트 에 총 투자 수요는 약 미화 112억6,700만 달러 내지 115억1,700만 달 러가 될 것으로 추정됨.

○ 2008년부터 2015년까지 13개 프로젝트에 약 45억9,100만 달러에서 48 억4,100만 달러의 투자가 요구되며, 2015년부터 2020년까지 66억7,600 만 달러가 요구됨.

○ 20개 프로젝트 중 97억6,000만 달러에 달하는 2개의 프로젝트에 중국 의 참여가 이미 협의된 상황임.

VI. 몽골의 에너지시스템 개선 방안 도출 및 한․몽골 협력방안

1. 투자 수요

○ 전술한 바와 같이 2005년 작성된 전력수급기본계획의 시행과 몽골 통 합에너지시스템 구축 프로그램을 위해 몽골의 국가 재정에 비해 상 대적으로 방대한 투자를 해야 함.

○ 몽골의 광물자원개발과 연계하여 전력산업에 투자할 기회도 있음. - 최근 오유톨고이와 짜간수브라가에서 풍부한 동과 금 매장량이 발견

되었으며, 이를 개발하기 위해 필요한 안정적 전력 공급을 위한 대 형 에너지 프로젝트의 가능성이 높아짐.

- 매장지역은 기존 인프라와 상당히 먼 거리에 위치해 있어 동과 금을 개발, 생산, 수송, 판매하기 위해 전력과 용수공급, 철도 운송 시스템 등 새로운 기반시설을 구축해야 함.

○ 현재 정부의 주도하에 제안된 투자 프로그램은 발전 및 송․배전을 포함하여 투자가 필요한 부분은 매우 광범위 하며 2006-20년 동안 대 략 총 17억 불로 추정되며 이는 연간 1억2,00만 불에 달함. 총 투자의

대략 90%정도가 발전시설부분에 쓰일 것임.

- 양보적 차관(concessionary loan)이나 보편적인 양자 간 협약을 통해 차관을 통한 재정확보의 경우 상기 프로그램이 지속가능하지만, 상 업적 차관에 의존한다면 몽골의 현 상태로는 명백히 지속가능한 옵 션이 아님.

○ 효율개선 투자를 통해 전력과 난방 부문 투자 수요를 몇 년 정도 지 연시킬 수는 있음.

2. 몽골의 전력수출 계획

○ 전술한 바와 같이 몽골은 타반톨고이에 탄광을 개발하고 mine-mouth 화력발전소를 건설하여 오유톨고이와 짜간수브라가의 동-금광 개발에 필요한 전력을 공급할 계획에 있음.

○ 타반톨고이가 몽골의 전력산업과 우리나라의 대 몽골 전력산업에 중 요한 이유는 타반톨고이 탄광이 인근 광물자원 개발을 위한 전력 공 급 외에도 CES에 전력을 공급하고 또한 중국으로 전력을 수출하기

위해 대단위로 개발된 잠재력 때문임.

- 2007년 제7차 한-몽 자원협력위원회에서 발표한 내용에 따르면, 몽골 은 타반톨고이 노천광을 연 8,000만 톤 생산 규모로 개발할 계획에 있으며, 2014년까지 매 2년간 연 2천만 톤의 생산설비를 확장해야 함.

- 또한 4,000MW 규모로 발전소를 건설하고 500kV 고압송전선을 건설

하여 채굴된 석탄 일부는 직접 수출을 하고, 나머지로는 발전을 하 여 일부를 내수로 공급하고 나머지를 중국과 러시아 등지로 수출할 계획임.

- 본 계획의 총 투자 규모는 142억 USD로, 노천광 개발에 80억 USD, 4,000MW 규모의 발전소 건설에 40억 USD, 500kV 고압송전선 건설 에 7,000만 UDS, 철도 건설에 4억 USD, 포장도로 건설에 3,000만

USD, 급수 파이프라인 건설에 17억 USD가 요구될 것으로 추정함.

나. 쉬-와와 탄전 확장 계획

○ 몽골 정부와 중국 정부는 몽골의 전기를 중국에 수출하는 프로젝트 에 대한 협약을 체결한 바 있음.

○ 울란바타르에서 동남쪽으로 260km떨어진 쉬-와와 탄전을 확장하여 석탄 생산을 늘리고, mine-mouth 발전소를 건립하여 생산된 석탄으 로 전기를 생산하여, 일부는 내수용으로 공급하고, 나머지를 중국으 로 수출하는 프로젝트에 대한 협상을 진행 중인 것으로 알려짐.

○ 중국정부는 개발 규모에 있어 6600MW급 플랜트 3개, 즉 총 설비 용량 10,800MW 규모로 건설할 것을 원하는 반면, 몽골정부는 발전소 1개, 즉 총 설비용량 3,600MW 규모에 500kV 송전선 건설을 중국 측 에 요구하고 있어 양측 의견을 조정하기 위한 협상이 진행되고 있음.

3. 한-몽골 전력산업 협력을 위한 함의

○ 몽골은 내수시장이 작고 수송 및 투자를 위한 인프라가 잘 갖추어지 지 않았으며, 또한 러시아와 중국에 둘러싸인 내륙국가라는 특징 때 문에 그간 전력산업을 포함한 에너지산업 진출 및 에너지자원개발 진출 면에 있어 우리나라 기업으로부터 크게 주목을 받지 못한 나라임.

○ 하지만 중국이 2007년 초 석탄 순수입국으로 전락함에 따라 몽골 에 너지자원 개발의 새로운 기회가 마련됨.

○ 전력 수급에 있어서도 중국은 막대한 소비시장이 될 것임.

- 중국의 총 발전설비능력은 2007년 초까지 600GW 이상이었으며, 두 자리 숫자의 경제성장을 보조하기 위해 그에 상당하는 전력을 공급 하기 위해 그에 상당하는 발전설비를 확장해야 하며, 약 10%의 경 제성장을 가정할 때 우리나라 총 발전설비능력과 비슷한 연간 약

60GW 이상의 신규 발전설비를 건설해야 함.

- 실제로 중국은 2007년 10월까지 증가된 신규 발전설비능력이 90GW 로써, 전년 대비 발전설비능력 증가율이 전년 동기보다 2.5% 포인트 높은 16.2%였음.

- 이러한 상황에서 중국은 급증하는 전력 수요의 일부를 타국과의 전 력계통망 연계와 이를 통한 전력 수입으로 충당하려는 계획을 추진 하고 있으며, 가장 유력한 대상국이 몽골과 러시아임.

○ 이러한 중국의 변화 때문에 몽골이 석탄개발 및 전력산업 진출에 있 어 매력적인 시장으로 부상함.

○ 즉, 자원 빈국인 우리나라가 몽골의 석탄개발 및 전력산업에 동시에 진출하여 이를 막대한 시장인 중국으로 수출하는 에너지 수출국이 될 수 있는 기회를 제공함.

○ 몽골은 전력산업에 있어 크고 작은 많은 프로젝트에 외국의 자본과 기술 투자를 유치하기 위해 적극적으로 노력하고 있음.

○ 반면, 한국을 포함한 독일, 미국, 러시아, 중국, 일본, 캐나다 등 많은 국가들이 몽골의 새로운 잠재력을 인식하고 있어 투자진출을 위한 경쟁이 심화되고 있음.

○ 우리나라는 에너지 및 자원외교 강화, 몽골 정부의 에너지 정책 및 계획 수립을 위한 역량강화 지원, 기 진출 기업의 적극적이고 성실한 협력사업 수행 등 다각적인 노력을 통하여 대 몽골 석탄 개발 및 전 력산업 진출의 기반을 마련하고 이를 통해 중국으로 에너지를 수출 하기 위한 전략적 수출거점화를 위해 최선의 노력을 경주해야 함.

Analysis on Structure of Mongolian Electricity Industry and Implication for Korea-Mongolia

Cooperation

Summary

I. Introduction

○ Government of Mongolia approved the "Program on Mongolian Integrated Power Energy System" and will initiate feasibility studies for and implement various detailed projects to improve efficiency of power supply system.

- The program will integrate three independent and separated power grids, namely CES (Central Energy System), EES (Eastern Energy System), and WES (Western Energy System) and improve transmission and distribution loss rates.

- The program will improve power supply condition for Aimag and Soum, which are too far to be connected to three power grids.

- The program will rehabilitate obsolete generating facilities and transmission and distribution facilities.

○ On the other hand, a concrete plan for the Program has not been

established, yet and supports for capacity building from foreign countries are needed for conducting feasibility studies for and implementing projects in terms of finance, technology and human resources.

○ The purpose of this study is to provide basis for Mongolian capacity building through analyzing current status of Mongolian power supply and demand, power industry structure, and power generation capacity expansion plan of Mongolia. Furthermore, this paper aims at providing Korean electricity enterprises with necessary information and basis for entrance to Mongolian power industry.

II. Structure of Mongolian Power Industry

1. Overview

○ Mongolian power demand and supply capacities are relatively low because of its low population density and low industrialization level. Thus, they have difficulty in power supply to the remote area with high density of population since the network of power supply is relatively large. Very long transmission lines and low loads cause inefficient problem with high rate of transmission and distribution losses.

○ Mongolian power system consists of three independent and separated power grids, namely Central Energy System (CES), Western Energy System (WES), and Eastern Energy System (EES).

There are also five small independent power system not connected to the main three systems.

○ Mongolia has four power distribution companies and two power transmission companies.

○ Mongolia provides power using seven thermal power plants, 600 small diesel generators, five hydroelectric power plants, two wind power plants, two solar power plants, and solar/wind power plants.

○ Mongolian total installed capacity is 834.3MW and the total power generated in 2006 was 3,544GWh.

2. Generation, transmission, distribution and retail sectors

○ There are 7 CHP thermal power plants in Mongolia, which are Ulaanbaatar Power Plant #3, Ulaanbaatar Power Plant #4, Darkan Power Plant, Erdenet Power Plant, Dalanzadgad Power Plant, Ulaanbaatar Power Plant #2, Nalaikh Power Station. There is one heat station in Mongolia.

○ There are also about 600 diesel power generators of approximately 60 ~ 1,000kW for suburban small soums.

○ Two energy systems, CES and WES, are connected to Russian power grids and imports electircity from Russia. WES does not have its own power sources and depends on only Russian power supply.

III. Industrial policies of Mongolian Power Sector.

1. Power supply and demand in Mongolia.

○ In 2005 total power capacity of Mongolia was 911MW and peak load was 576 MW.

○ Total annual power generation in 2006 was 3,544 GWh.

○ In 2006, Mongolia imported total 182.7 GWh of electricity from Russia, export 17.2 GWh to other counties.

○ There are 3800 of rivers and streams in Mongolia. Total length of them is 6,500km which provide excellent condition to construct hydro power plant. There are 11 hydro power plant which are operated by Mongolia. Total power capacity of them is 24.5MW.

○ Mongolia, which called "Land of eternal blue skies" has potential to construct solar power plant.

- The average solar radiation of 71% of Mongolia is 5.5~6.0kWh/m^2.

Annual sunlight hour is 2,900~3,000 hours. The other 18% of territory is 4.5-5.5kWh/m² average solar radiation and 2,600~2,900 of annual sunlight hour

○ Wind power plant construction potential of Mongolia is pretty high. Small turbines have been used in rural area.

- Rural area, which is 70% of territory will be provided electricity

by wind power plant.

○ According to geological studies, 42 of small hot springs were found in Hangai, Hentii, Huvsgol, Altai mountin range, Dornod-Dahgangiin plain, and other regions

- Heat capacity of underground is 52±6MW/m2 in hot spring of Khangai mountain range, 80±10MW/m2 in Khuvsgul lake, Altai mountain range and Mongolia plain region is 54±24MW/m2, 44±6MW/m2 of each.

○ Even though local dwellers have used some hot spring, it's not used to commercial purposes, yet.

2. Electricity supply and demand outlook.

○ According to electricity outlook of Mongolia, electricity demand will increase at the average annual growth rate of 5.24% from 2004 to 2020 and will reach 458,590 TOE.

○ In the future, demands of transportation sector and public sector will be relatively high and increase at the average annual growth rates of 8.57% and 6.59%, respectively. On the other hand, electricity demand for industrial sector, which will be dominated by non energy incentive industry, will increase moderately at 4.37% of average annual growth rate.

○ Total power generation will be increased from 3.3 TWh of in 2004 to 27.3 TWh of 2020. Annual increase rate will be 14.12%. Hydro power generation will be increased 88.43% annually, oil and coal power generation will be 14.01% and -7.03% each annually.

3. Tariff system and price policies

○ Energy Regulatory Authority is responsible for electricity tariffs and prices.

○ Mongolia's consumer price of electricity increased from 45 Tug/kWh to 47 Tug/kWh in 2002. In January 2005, it again increased from 47 Tug/kWh to 51 Tug/kWh.

○ Mongolia applies lifeline electricity prices for low income households.

○ Mongolia adopted time-differentiated metering, which is the same as Korean electric price for night time.

○ Even if the price is not that low in terms of regional standard, it is not enough to meet service cost, especially cost for expansion of the system

- To reflect increasing fuel cost, it is needed to revise price system periodically. However in Mongolia, periodical revision of price system is not practiced and it causes financial loss of power industry.

○ In near future, Mongolian government will review this issues through amendment of energy laws and regulations.

4. Industrial policies, restructure and reform

○ Energy sector is now faced with restructure of its system. In addition its new legal basis for reform was settled.

- The main purposes of energy restructuring and reform are the following. First, introducing competition in energy industry, second, promoting participation of private enterprises in the energy sector, third, separating the vertical integration of the power sector (separation of transmission, distribution, generation companies), fourth, opening transmission and distrigution network for new entrances, and last, establishing a independent regulatory entity for licensing, tarrif and price set, and supervision and regulation.

○ The Government of Mongolia passed Resolution #164 on July 9, 2001, which was the first step in corporatizing existing state-owned enterprises in the energy sector. By passing the resolution, the Government unbundled large state-owned enterprise into 18 joint stock companies covering each stage of the energy cycle, including generation, transmission and distribution. According to the resolution, 8 power plants, 3 transmission companies, 6 electricity and heat distribution companies were restructured into state-owned joint stock companies.

5. Problems in power industry

○ Moving forward in the direction of a sustainable energy sector based on efficient public and private sector partnerships for maintenance and expansion of energy facilities will require a new business model that simultaneously addresses problems on several fronts—government policy on pricing and subsidies, service financing and payment, market structure, and ownership and

management of individual companies. Without such a model, it will be difficult for the energy sector to meet the future challenges and, moreover, the sector could lose any gains achieved in the past 10 years, thus compromising the security of the electricity and heating supply as the country’s transition economy enters a new phase of growth.

○ Shortage of facilities and environmental problems by high coal dependency are main issues which are faced by Mongolian power industry.

A. Lack of financially sustainable energy companies in the CES

○ In aggregate, the CES energy system has registered net losses for the past five years. Several factors have prevented the sector from becoming financially viable.

- First, the tariff structure does not reflect the economic cost of supplying various categories of customers and the tariff level is insufficient for raising cash to meet future investment needs. The last tariff adjustment took place in January 2005, and since then, tariffs have dropped in real terms.

- Second, the current market structure does not provide commercial incentives, particularly for the distribution companies to reduce their losses. Furthermore, there is no merit order for economic dispatch of power from the generators.

- Third, at the company level, the lack of a commercial focus and reduced funds for proper maintenance results in unacceptably high technical and commercial losses in the distribution system, which amount to about 25 percent of net generation in addition

to an extremely high, own-consumption levels at the generation end (about 20 percent).

- Fourth, inefficiencies in the heating sector, in the order of 40 percent, increase the investment requirements for the power sector.

B. Potential Regulatory Constraints to Private Sector Participation

○ The government has expressed its commitment to expand private sector participation in the energy sector in the near future.

Effective participation of the private sector in the future will depend, to a considerable extent, on:

- the signals the government sends on decisions concerning operation, management, and financing of new power plants, that is, Taishir, Dorgun, and Egiin and

- the condition of Mongolia’s regulatory framework, which has several impediments to successful regulation.

C. Distributional Inequities in the Availability and Quality of Electricity and Heat

○ Outside the large cities, electricity access, power availability and subsidies vary substantially, and most subsidies do not effectively target the most needy population groups.

○ The share of fuel in expenditures is inversely proportional to the level of income. For example, households in the lowest quintile of income had the greatest share of fuel expenditures in their total household expenditures. These households, mostly living in the

periurban ger, are typically not connected to the district heating system and must rely on heating stoves usually paying the full retail price for wood and coal.

IV. Analysis of Power Supply Expansion Plan

1. Load forecast

○ Tota power demand of Mongolia will increase to 3,669.6 GWh in 2010, 4,136 GWh in 2015 and 4,681.1 GWh in 2020.

○ In case of peak load in CES, it is expected to rise to 638.9 MW in 2010, 724.3 MW in 2015, and 824.5 MW in 2020.

2002 2005 2010 2015 2020

CES

UB EDD 915.2 979.3 1124.3 1338.6 1626.4

Outside UB 703.4 761.5 852 941.8 1015.5

Erdenet 772.1 823.6 878.6 937.2 999.7

Station Use 618 641.1 713.7 804.4 910.4

Total CES 3008.7 3205.5 3568.4 4021.9 4552

Peak Load (MW) 526 571.2 638.9 724.3 824.5

WES 22.7 25.3 28.2 31.8 36

Peak Load (MW) 8.1 9 10 11.3 12.8

EES 58.7 65.6 73 82.3 93.1

Peak Load (MW) 11 12.3 13.7 15.4 17.4

Total 3090.1 3296.4 3669.6 4136 4681.1

Source: Integrated Energy Demand and Supply Planning Through 2025

<Table 4-1> Mogolian power load forecasts (2005-2020)

unit : GWh

2. Electricity facility expansion plan of Mongolia

○ Five scenarios of the Mongolian energy system operation and development are prepared by combining above-mentioned technology-options with three energy demand cases. They are as follows:

- Scenario 1: reference energy demand scenario, plus full set of technology-options linked to the supply side ("RED+full" scenario);

- Scenario 2: low energy demand scenario, plus full set of technology-options linked to the supply side ("LED+full" scenario);

- Scenario 3: high energy demand scenario and full set of technology-options for the supply side ("HED+full" scenario);

- Scenario 4: the same definition as for Scenario 1 but construction of new coal fired power plant in Bayanteeg is not allowed ("RED+no-coal" scenario);

- Scenario 5: the same definition as for Scenario 1 but rehabilitation option can be applied for all existing CHP. This means that existing units after end of their technical lifetime can be optionally replaced by new ones of the similar type ("RED+ rehabilitation"

scenario)

○ In case of “RED+full" scenario, new power facility expansion from 2021 to 2025 will be 982 MW, 703.2 MW in case of ”LED+full"

scenario, and 2,060 MW in case of “HED+full" scenario, respectively.

○ During the same period above, investment costs of electricity and

heat in the “RED+full" scenario case will be 1,612 million USD, 1,117 million USD in case of ”LED+full" scenario, and 3,278 million USD in case of “HED+full", respectively.

○ Total investment costs including operation and management between 2002 and 2025 in case of “RED+full" scenario will reach at 10,555 million USD, 7,770 million USD in case of ”LED+full"

scenario, and 19,736 million USD in case of “HED+full" scenario.

In case of ”RED+no-coal" scenario, it will reach at 11,001 million USD and 10,256 million USD in case of “RED+rehabilitation"

scenario.

VI. Program on Mongolian Integrated Power Energy System

1. Program overview

○ The Program on Mongolian Integrated Power System (MIPS) was approved by the State Ikh Hural of Mongolia at January 31, 2007.

○ The purpose of this Program is to form the Mongolian Integrated Power System (MIPS) that will improve reliability of power supply in order to secure economic development of Mongolia, to improve efficiency and loss reduction, to use and export energy resources effectively in harmonization with socio-economic development of the country.

○ The following objectives shall be achieved within the framework of

the Program:

- Form a self-sustaining and reliable power system in Mongolia with an efficient generation mix;

- Export power to be generated by sources properly sRestructure generation sources and make power supply in urban and settled areas reliable by defining the Energy Conservation Policy, introducing new and efficient technology and equipment and utilizing renewable energy sources;

- Improve power supply reliability in regions by constructing hydropower plants and high voltage transmission lines to connect these plants, develop merit order dispatching regimes by upgrading the WES and connecting to the CES, and form the MIPS; and

- Elaborate laws and legislation and strengthen management system making them more consistent with market principles and increase private participation in fuel and energy sectors.

○ The Program shall be implemented in three phases:

- The first stage (Nearest future: 2007-2012): Based on improved reliability of power supply in regions and construction of new power generating sources and transmission lines all soums and settlements will have permanent supply of power from grids and renewable energy stand alone power sources.

- The second stage (Mid–term: 2012-2022): In order to supply regions with reliable energysupply, new power generating sources and electricity transmission lines will be constructed and WES, EES and CES will be connected by high voltage transmission lines

that will create conditions for forming the integrated power system.

- The third stage (Long term: 2022-2040): Formation of the Integrated Energy System by connecting CES and WES with a high voltage transmission line.

2. Evaluation of investment costs for MIPS

○ The program includes 20 energy projects between 2008 and 2020, and the total investment costs for the projects are estimated to be between 11,267 million USD and 11,570 million USD.

○ Between 2008 and 2015, 13 projects requires about 4,591 million USD to 4,841 million USD and projects between 2015 and 2020 requires 6,600 million USD.

○ Among 20 projects in the program, the biggest 2 projects with investment costs of 9,760 million USD will be participated by China.

제목 차례

제1장 서 론···1

제2장 몽골의 전력산업 구조 분석···3 제1절 몽골 국가 및 에너지 개요···3 1. 몽골 일반 현황···3 2. 경제 현황···6 3. 몽골 에너지 현황···12 제2절 몽골 전력산업 개요···15 제3절 전력 유관 기관 및 역할···19 제4절 발전, 송전, 배전, 판매 부문···22 1. 발전소···22 2. 송배전 시스템···25 3. 열 산업···30

제3장 몽골의 전력산업 정책 분석···34 제1절 몽골 전력 수급현황···34 1. 전력 수급 현황 및 수출입 현황···34 2. 신재생 에너지···37 3. 몽골 전력 수급 전망···44 제2절 요금체계 및 가격 정책···46 1. 전력 요금 체계···46 2. 전력 요금 ···47 3. 전력 요금 정책···49

제3절 전력산업 정책 및 구조 조정···55 1. 전력산업 관련 정부 기관···55 2. 전력산업 제도적 변화···57 3. 전력 산업 문제점···60

제4장 전력수급기본계획 분석···65 제1절 전력수급기본계획 개요···65 제2절 전력수급기본계획 수립 관련 법, 제도 및 기관···66 1. 에너지연구개발센터···66 2. 자료 수집 과정···67 3. 장기 전력수급기본계획 수립 과정···67 제3절 전력수급기본계획 분석···68 1. 최종에너지수요 전망···68 2. 몽골 전력 부하 예측···70 3. 전력수급기본계획···72

제5장 전력수급기본계획 평가···75 제1절 서론···75 제2절 전원개발계획의 의미···75 1. 설비계획수립과정···80 2. 전원개발계획의 수립절차···82 3. 전원구성의 방법론···83 4. 최적전원구성의 개념···84 5. 정태적 접근방법(Screening Curve의 이용)···86 6. 동태적 문제로서의 최적전원구성···88 7. 전원개발계획과 예비력···94 제3절 전원개발계획 모형···119 1. 전원개발계획모형 개요···120

2. WASP 모형···122 제4절 WASP 모형과 몽골의 전원개발계획···138 제5절 출력 및 적용 결과···142 1. 고 수요성장의 시나리오···145 2. 결과 및 분석···148

제6장 몽골 통합에너지시스템 프로그램···149 제1절 프로그램 개요···149 제2절 단계별 실행사항···151 1. 제1단계 단기 실행사항(2007~2012)···151 2. 제2단계 중기 실행사항(2012~2022)···153 3. 제3단계 장기 실행사항(2022~2040) ···154 제3절 통합에너지시스템 구축을 위한 투자수요 평가···154

제7장 몽골의 에너지시스템 개선 방안 도출 및 한․몽골 협력방안···156 제1절 외국인 투자···156 1. 몽골 에너지 분야 외국인 투자 현황···156 2. 단기 투자 수요···158 3. 고비 사막 광물자원 개발을 위한 에너지 프로젝트···160 4. 몽골의 전력수출 계획···161 제2절 한-몽골 전력산업 협력을 위한 함의···167

참고문헌 ···171

부록 1. 몽골 통합에너지시스템···173 부록 2. 전력 소비자 요금 제도···185 1. 단순 메터링 가격···185 2. 시간차등 메터링 가격(CES)···185 부록 3. 발전설비확장 옵션···188

표 차례

<표 2-1> 몽골 일반 현황 ···5

<표 2-2> 몽골의 정치 체제···5

<표 2-3> 몽골의 GDP 및 GDP 성장률 변화 추이 (2000년 불변가격) ···8

<표 2-4> 몽골의 산업 생산 구조···10

<표 2-5> 몽골의 무역 수지 변화 추이 ···11

<표 2-6> 몽골 금융기관의 이자율···12

<표 2-7> 몽골의 에너지 공급 추이 ···14

<표 2-8> 주요 경제지표 및 에너지 지표 ···14

<표 2-9> 최종 에너지 소비 추이···14

<표 2-10> 몽골의 에너지 공급 추이 ···15

<표 2-11> 열병합발전소(CHP) 현황 ···17

<표 2-12> 몽골의 신재생에너지 발전 설비 현황 ···18

<표 2-13> 송배전 길이···26

<표 2-14> 중앙집중형 지역난방 시스템···30

<표 3-1> 몽골의 발전설비 ···34

<표 3-2> CES 전력 수요 통계···35

<표 3-3> 전력 및 난방 밸런스표 (2005년)···36

<표 3-4> 전력 수출입 현황···37

<표 3-5> 수력발전소 현황···38

<표 3-6> 잠재적 수력발전소 건설 프로젝트 ···39

<표 3-7> 지열자원의 특징···43

<표 3-8> 전력 수요 전망···44

<표 3-9> 전원별 에너지소비 전망···45

<표 3-10> 전원별 발전량 전망···46

<표 3-11> 발전사 별 요금 변화 추이···48

<표 3-12> 저소득층 요금체계···49

<표 3-13> 정책과 제도적 체제···56

<표 4-1> 몽골 전력수요전망···70

<표 4-2> 몽골 전력 부하 예측 (2005-2020)···71

<표 4-3> 2002-2025 기간 동안 비할인 투자비용···73

<표 5-1> 전원구성별 장단점···93

<표 5-2> 발전기 고장정지율과 가동률 ···105

<표 5-3> 전력계통의 부하 ···105

<표 5-4> 누적고장정지확률 ···105

<표 5-5> 전원개발계획모형 비교 ···122

<표 5-6> 설비확장조합의 예···130

<표 5-7> 형식별 누적대수 제한시의 발전소 건설조합 ···131

<표 5-8> WASP 모형의 모듈 ···135

<표 5-9> WASP 모형의 주요 입력변수 ···138

<표 5-10> 전력수요 및 에너지 ···139

<표 5-11> FIXSYS 모형의 입력자료···140

<표 5-12> FIXSYS 모형의 입력자료 ···140

<표 5-13> VARSYS 모형의 입력자료 ···141

<표 5-14> VARSYS 모형의 입력자료 ···141

<표 5-15> DYNPRO 모형의 입력자료 ···142

<표 5-16> DYNPRO의 출력 ···143

<표 5-17> 전원개발계획 종합표 ···144

<표 5-18> 년도 별 수요예측 자료 ···145

<표 5-19> DYNPRO의 최적해 ···146

<표 5-20> 전원개발계획 종합표 ···147

<표 6-1> 본 프로그램을 위한 외국투자수요 평가···155

<표 부-1> 단순 메터링 가격 ···185

<표 부-2> 기업 및 국영기관 시간차등 메터링 가격 ···185

<표 부-3> 가정 소비자 시간차등 메터링 가격 ···186

<표 부-4> 공공 지역 시간차등 메터링 가격···186

<표 부-5> EES 기업 및 정부기관 시간차등 메터링 가격 ···186

<표 부-6> EES 가정 소비자 시간차등 메터링 가격 ···187

<표 부-7> "RED+rehabilitation" 시나리오 신규 전원개발···188

<표 부-8> "RED+full" 시나리오 신규 전원개발···189

<표 부-9> "LED+full" 시나리오 신규 전원개발···190

<표 부-10> "HED+full" 시나리오 신규 전원개발···191

<표 부-11> "RED+no-coal" 시나리오 신규 전원개발···192

<표 부-12> "RED+full" 시나리오 투자비용 추정···193

<표 부-13> "LED+full" 시나리오 투자비용 추정···193

<표 부-14> "HED+full" 시나리오 투자비용 추정···193

<표 부-15> "RED+no-coal" 시나리오 투자비용 추정···194

<표 부-16> MESSAGE 모형에서 사용된 신규 발전소 건설 프로젝트 ···195

그림 차례

[그림 2-1] 몽골 지도 ···4 [그림 2-2] 몽골의 GDP 및 GDP 성장률 변화 추이 (2000년 불변가격) ···9 [그림 2-3] 몽골의 인플레이션 변화 추이 ···10 [그림 2-4] 몽골 전력산업 구조 ···20 [그림 2-5] 몽골의 전력계통망···33

[그림 3-1] 몽골 CES 발전 및 송전 추이 ···34 [그림 3-2] 부문별 전력소비 현황 ···36 [그림 3-3] CES 하․동절기 부하곡선 ···37 [그림 3-4] 몽골 풍력자원도 ···41 [그림 3-5] 게르에 전력을 공급하는 소규모 풍력발전기 ···42 [그림 3-6] 소비자 전력요금 변화 추이···47 [그림 3-7] 가격상한제 효과···53 [그림 3-8] SBM 개념도 ···54 [그림 3-9] SBM과 요금징수율 추이 ···55

[그림 4-1] ERDC 조직도 ···66 [그림 4-2] 총 최종에너지 수요 전망 ···69

[그림 5-1] 전력수요성장과 발전소건설계획 ···77 [그림 5-2] 전력회사의 투자계획과 전원개발계획의 관련도 ···81 [그림 5-3] 전원개발계획 수립 과정 ···82 [그림 5-4] 비용최소화를 위한 정태분석의 예 ···86 [그림 5-5] 연도별 전원구성 ···91

[그림 5-6] 예비력의 종류 ···99 [그림 5-7] 일정 예비율법과 일정 LOLP 법의 비교 ···110 [그림 5-8] 전력공급지장의 구분 ···112 [그림 5-9] 전력공급지장비용의 구분 ···112 [그림 5-10] 공급지장비용과 최적 설비규모 ···114 [그림 5-11] 부하지속곡선과 실시간부하곡선의 예 ···125 [그림 5-12] 최적 경로의 탐색 ···133

[그림 6-1] 몽골 통합에너지시스템 구상도 ···153

[그림 7-1] 타반톨고이 철도 건설 노선도 ···163 [그림 7-2] 타반톨고이 탄광 개발 계획 ···164

제 1장 서 론

○ 몽골은 현재 3개의 독립적인 전력계통망으로 분리되어 있는 국가 에 너지시스템을 하나로 통합하는 중․장기 계획인 몽골통합전력시스템 프로그램(Program on Mongolian Integrated Power System: MIPS)을 국회에서 승인하고 단계적으로 이를 시행하기 위한 준비를 하고 있음.

○ 본 프로그램의 주요 목적은 아래와 같음.

- 중앙에너지시스템(Central Energy System, CES), 동부에너지시스템 (Eastern Energy System, EES), 그리고 서부에너지시스템(Western Energy System, WES) 등 세 개의 상호 독립적인 전력계통망을 하나 로 통합하고 높은 송배전 손실률을 개선함.

- 원거리에 위치하여 전력망에 연계되지 않은 아이막(Aimag)과 소움 (Soum)¹⁾에 대한 전력공급을 개선함.

- 노후화된 발전설비 및 송배전 설비를 개보수하고 신규 설비를 건설 하여 에너지 효율성을 개선하고 전력공급의 안정을 기함.

○ 본 프로그램에 따라 각종 프로젝트들의 타당성 연구들이 시행될 것 이며, 연구 결과에 따라 각 프로젝트들이 단계별로 진행될 것임.

○ 반면, 몽골은 재정․전문인력․기술 면에서 자체적으로 이를 시행하 기에는 역량이 부족하여 이 분야의 역량강화를 위한 지원이 필요한 상황임.

○ 본 연구에서는 몽골의 전력수급 현황 및 여건 분석, 전력산업 구조 분석 및 현 에너지시스템 분석 등을 통해 향후 역량강화 지원을 위

1) 아이막은 한국의 도에 해당하는 행정구역이며 21개의 아이막과 수도인 울란바타르로 나뉨. 아이 막은 다시 한국의 군에 해당하는 소움으로 나뉘며 총 340개의 소움이 있음.

한 기초 자료를 제공하고, 몽골의 투자수요를 평가하여 전력산업 분 야의 유망한 한-몽골 협력 사업들을 발굴․제시하는 것을 목적으로 함.

- 향후 통합전력계통시스템 구축사업을 포함한 전력산업의 각종 프로 젝트들이 시행될 때 한국 기업의 우선적 참여를 위한 교두보 확보 및 기본 자료를 제공함.

○ 정우진 외(2004)에서 몽골의 전력 수급, 에너지 시스템 및 수력발전소 건설 계획에 대한 간략한 정보가 수집되었으며, 정우진(2005)은 전력 산업의 개황, 전력시스템, 전력 교역현황, 전력 요금체제 등을 분석한 바 있음. 홍철선(2006)은 몽골의 전력 수급, 전력산업 관련 정책 및 계획에 대한 조사를 실시함. 본 연구들은 동북아 국가들 전체를 대상 으로 모든 에너지원을 포괄하는 연구로서 몽골 전력분야가 비중 있 게 다루어 지지 않았음.

○ 본 연구에서는 선행연구를 기반으로 몽골의 전력분야에 초점을 두고, 전력 산업 및 에너지시스템 각 분야를 좀 더 심층적으로 밀도 있게 다뤄 자료의 범위와 깊이를 확장하고, 더 나아가 한국과 몽골의 전력 산업 협력에 대한 분석을 실시함.

○ 몽골의 작은 내수시장, 부족한 에너지 수송인프라, 러시아와 중국으 로 둘러싸인 내륙국가 등 부정적 여건으로 인해 한국의 투자자들이 몽골 진출에 다소 회의적인 시각도 있었음. 실제 적은 인구와 낮은 산업발달로 인해 2006년 몽골의 전력소비량은 한국 소비량의 1% 미 만임.

○ 본 연구의 또 다른 목적은 동북아 지역의 환경변화를 분석하여 몽골 진출의 새로운 의미를 제시하는 것임.

제2장 몽골의 전력산업 구조 분석

제1절 몽골 국가 및 에너지 개요

1. 몽골 일반 현황

○ 몽골은 러시아와 중국에 둘러싸인 중앙아시아 내륙 국가로, 영토의 총 면적은 1,564,100km²로 한국의 약 7배에¹⁾ 달하고, 인구는 2006년 현재 약 259.4만²⁾ 명으로, 인구밀도는 평방킬로미터당 1.66인으로 세 계에서 가장 낮은 나라 중 하나임.

- 공식적으로 집계된 통계에 의하면, 총 도시인구는 158.0만 명이고 농 촌(rural)지역 인구는 101.5만 명으로 몽골 인구의 약 39.1% 가량이 지방에서 유목생활을 영위하고 있으며, 수도인 울란바타르에는 약 99.4만 명의 인구가 거주하고 있음.

- 국토의 평균 고도는 1,580m, 국토의 80% 정도가 해발 1,000m 이상 에 위치하고 있으며, 수도인 울란바타르도 해발 1,350m로서 고지대임.

- 러시아와 인접한 국경의 총 길이는 3,485km이며, 중국과 인접한 국 경의 길이는 4,677km에 달함.

○ 몽골의 기후는 겨울은 길고 춥고 건조하며, 여름은 짧고 온화하며 비 교적 습한 한․서의 차가 뚜렷한 대륙성 기후임. 북극의 찬바람의 영 향으로 겨울에는 영하 20⁰C에서 35^oC까지 내려가며, 가장 추운 지방

1) 한국과 북한의 영토를 합한 한반도 면적은 221,336km²임.

2) Mongolian Statistical Yearbook 2006, p. 76 참조.

은 북쪽의 Uvs 호수 지역으로 최저 영하 58^oC를 기록한 바 있음. - 이와 대조적으로 여름철 고비사막의 기온은 40^oC까지 높아짐.

- 연 평균 강수량은 Khentii, Altai, 그리고 Khuvsgul 산맥의 경우

600mm정도이며, 고비사막은 100mm정도임. 고비의 일부지역은 몇

년 동안 비가 오지 않는 경우도 있음. 몽골에는 봄, 여름, 가을, 겨울 의 4계절이 모두 있음.

○ 몽골의 행정 구역은 21개의 아이막과 수도인 특별시(Ulaanbaatar)로 나뉨.

- 340개의 소움과 그 아래 1,664개의 면(面, Bag and Khoroos)이 있 음.³⁾

[그림 2-1] 몽골 지도

자료 출처: Guide to Investment and Trade-Mongolia

3) 몽골의 자료는 그 출처마다 조금씩 다른 수치를 보이고 있음. Soum의 개수도 몽골 국가보고서에 서는 314개라고 명시하고 있지만, 2007년 몽골 국가통계청이 발간한 Mongolian Statistical Yearbook 2006에서는 340개로 보고하고 있음. 본 보고서에서는 몽골 국가통계청이 발간한 국가 통계인 Mongolian Statistical Yearbook 2006을 기초로 작성함.

위치 아시아 중북부, 내륙

면적 1,567천 km2 (한반도의 7배)

기후 대륙성

인구 2,594,800 (2006)

수도 울란바타르 (994,300)

민족 몽골족 (90%), 카자흐족 (5%), 러시아인(2%), 중국(2%) 기타(1%)

언어 몽골어

종교 라마교 (50%), 회교 (4%)

자료 출처: 수출입은행, Guide to Investment and Trade-Mongolia, Mongolian Statistical Yearbook

<표 2-1> 몽골 일반 현황

- Darkan시가 제2의 도시이며, Erdenet시가 세 번째로 큰 도시임.

○ 몽골의 인종 구성을 보면, 90%정도가 몽골인이며, 카작(Kazak)이 5%, 러시아인이 2%, 중국인이 2%, 그리고 기타가 약 1%임.

○ 주요 언어는 알타이어족에 속하는 몽골어이며, 기성세대의 많은 몽골 인이 러시아어를 구사할 수 있으며, 젊은 세대는 영어를 주로 배움.

○ 가장 보편적인 종교는 티벳 불교(라마교)이�