Economic and environmental impacts from the China-Korea power grid interconnection

Hee-In Chang, Youngsub Chun, 허은녕, Yunji Her (2024) · The Electricity Journal 37:107416 · DOI ↗

2030년 완공 목표의 한·중 해저 HVDC 송전선 (계획 2,400 MW, 향후 4,000 MW) 의 경제·환경 영향을 hourly resolution 전력 시스템 모형 로 4 시나리오 (n-China vs Shandong × 2,400/4,000 MW) 에 걸쳐 분석. 모든 시나리오에서 utilization rate 98.90~~99.95%, 7% 할인율 기준 NPV $1,786M~$ 3,019M. 탄소 가격 (30~~120 $/ton-CO2), 할인율 (5~9%), 송전 용량의 민감도 분석 수행. 추가로 carbon emission constraint 부과 시나리오 + cost constraint 하 carbon 최소화 시나리오 두 변형으로 양국 정책 목표 (전력 비용 절감 + carbon neutrality) 의 동시 달성 가능성을 보임.

RQ: 한·중 HVDC 연계 사업의 경제·환경 효과는 4개 시나리오와 정책 변수 (탄소 가격·할인율·송전 용량) 에 어떻게 반응하는가? 탄소 제약을 부과해도 사업이 economically beneficial 한가?
방법론: 전력 시스템 모형 (hourly dispatch optimization, cost minimization), 재무 분석 (NPV/IRR/PI), 민감도 분석
데이터: 한·중 시간별 전력 수급 데이터 (KEPCO 2022a,b; Li et al. 2022a,b; CEC 2021; NDRC 2015), 10개 에너지원 (nuclear, NG, coal, diesel, solar PV, wind, hydro, biomass, SRF&BFG, FC&IGCC) 의 LCOE + capacity (Ram et al. 2017/2018; IEA 2018; KEEI 2017; KPX 2018; MOTIE 2018/2021), HVDC 사양 (KEPCO 2018/2019; Purvins et al. 2018 4,000 MW).
주요 발견: Utilization 98.90~99.95%. Total benefit Case 1 (n-China 2,400 MW) $493.6M, Case 2 (Shandong 2,400 MW)$ 487.3M, Case 3 (n-China 4,000 MW) $816.2M, Case 4 (Shandong 4,000 MW)$ 808.7M. Case 1 NPV @7%= $1,849M, IRR 12.11%, PI 1.81. Case 3 NPV @7%=$ 3,019M, IRR 12.02%. Break-even 탄소 가격 $93.67/ton (Case 1) ~$ 105.91/ton (Case 4). Carbon emission constraint 부과 시 Case 1 total benefit $463.1M, carbon reduction 4,538 ton-CO2.
시사점: 한·중 HVDC 연계는 매우 안정적 경제성 (모든 시나리오 NPV > 0, IRR ~12%) + 양국의 탄소·전력 정책 동시 달성 lever 제공. 2030 Korea 는 2월 일부 시간대에 surplus 전력을 중국에 export 가능 (Germany·Denmark·Netherlands 의 negative price 같은 surplus 현상).

Fig. 7

Fig. 7. 2030년 2월 18~20일 한·중 송전선 power flow — 한국이 2월 일부 daytime 에 surplus 전력을 중국에 export 하는 유일한 시기.

요약

동북아 cross-border 전력 연계는 시장 구조 차이·정치적 장벽·해저 송전 기술 한계로 정체됐으나, HVDC (특히 VSC type, 양방향 transmission 가능) 기술 발전과 양국의 재생에너지 확대로 수요가 누적. 한국은 지리적 고립으로 reserve power 유지 비용이 큼; 중국은 2021.9 정전 사례 (BBC 2021) 같은 재생 volatility 위험. 한·중 사업은 2,400 MW (MOTIE 2018, 2021) ~ 4,000 MW (Purvins et al. 2018) 의 submarine HVDC + converter, 2030 완공 목표 (One Belt One Road 에너지 정책의 일환, GEIDCO 2018). 본 paper 는 cross-border interconnection 의 사업 분석을 hourly resolution 으로 양국 dispatch optimization 에 통합. 허은녕 의 3기 전력 시스템·국제 협력 라인.

전력 시스템 모형 은 8,760 hour 단위 cost minimization optimization. 10개 자원 ( $R^1$ = nuclear/NG/coal/diesel/hydro/biomass/SRF&BFG/FC&IGCC; $R^2$ = solar PV/wind), 양국 ( $c$ = China, $k$ = Korea) 의 capacity $\Omega_{fi}$ + LCOE $\gamma_{fi}$ + 최소 capacity factor $c_f^{\min}$ + 탄소 계수 $\eta_f$ . 5 제약 — demand / production / link ( $t_{ji}^h + t_{ij}^h \leq \omega$ ) / capacity factor / renewable generation. 양국 demand profile 은 2020 (Korea) / 2019 (China) 비율 유지로 2030 추정 (Korea peak 113,400 GW; n-China 1,115,906 GW; Shandong 115,536 GW). 4 시나리오: Case 1 (n-China, 2,400 MW), Case 2 (Shandong, 2,400 MW), Case 3 (n-China, 4,000 MW), Case 4 (Shandong, 4,000 MW). LCOE 핵심 차이 — Coal 중국 $36 vs 한국$ 62, Wind $27 vs$ 67 (중국 우위). 운영 비용 $3/MWh, 송전 손실 1%, 시차 1시간.

결과 1 (utilization & benefit): 모든 시나리오에서 송전선 거의 풀 가동 (98.90~99.95%). 중국이 export, 한국이 import 가 dominant pattern. 다만 한국의 2월 일부 daytime — 재생 발전 + 최소 운전 발전이 demand 초과 — 에 한국이 중국에 export (Korea 의 surplus 전력, Germany·Denmark·Netherlands 의 negative price episode 와 유사). Case 1: total benefit $493.6M (economic$ 581.1M + environmental - $87.5M, 즉 탄소 배출 2,914,960 ton-CO2 증가). Case 2 (Shandong): hydro + biomass 비중 증가로 탄소 배출 2,614,163 ton (Case 1 보다 300,797 ton 적음), total benefit$ 487.3M. Case 3·4 (4,000 MW): 송전 용량 증가로 total benefit $816M~$ 809M.

결과 2 (financial sensitivity, Tables 6–8): 7% 할인율 기준 Case 1 NPV $1,849M, IRR 12.11%, PI 1.81; Case 3 NPV$ 3,019M, IRR 12.02%. 모든 시나리오 PI > 1.4 (5% 할인) ~ 0.85+ (9% 할인). 탄소 가격 sensitivity — utilization · transaction pattern 은 가격 변동 무관 (양국 LCOE 차이가 탄소 비용 차이를 흡수). break-even 탄소 가격 (NPV=0) Case 1 $93.67/ton, Case 4$ 105.91/ton. OECD (2021) 의 $120/ton 시나리오에서는 NPV 음으로 전환. 결과 3 (탄소 제약): carbon emission ≤ 사전 거래 수준 제약 부과 시 — Case 1 total benefit$ 463.1M (탄소 4,538 ton 감소, 경제 benefit $118.1M 손실), Case 3$ 766.1M. 전송 패턴은 불변, capacity factor 만 — coal 감소 + biomass / hydro 증가 — 로 조정. 결과 4 (cost 제약 하 탄소 최소화): total benefit 정의상 0 (환경 benefit 이 경제 손실로 완전 상쇄) 이지만 탄소 32,356,835 ton (Case 1) ~ 52,683,857 ton (Case 3) 감소. Korea coal capacity factor 0.699 → 0.553, hydro 0.257 → 0.691 의 dispatch shift.

함의는 한·중 HVDC 사업의 economic / environmental policy compatibility. 사업 자체는 NPV 양수로 financially profitable; 탄소 제약을 추가해도 양국이 정책 목표 (경제 + 탄소 중립) 를 동시 달성 가능. 본 paper 는 허은녕 의 3기 cross-border 전력 시스템 분석 라인의 핵심 paper.

핵심 결과

4 시나리오 benefit (Table 5):

항목	Case 1	Case 2	Case 3	Case 4
Utilization (%)	99.95	99.95	99.91	98.90
Carbon emission (ton-CO2)	2,914,960	2,614,163	4,754,362	3,987,432
Economic benefit (M$)	581.1	565.7	958.9	928.3
Environmental benefit (M$)	-87.5	-78.4	-142.6	-119.6
Total benefit (M$)	493.6	487.3	816.2	808.7

Financial analysis @ 7% (Table 6):

시나리오	NPV @5%	NPV @7%	NPV @9%	IRR	PI @7%
Case 1	$3,429M	$1,849M	$874M	12.11%	1.81
Case 2	$3,340M	$1,786M	$827M	11.95%	1.78
Case 3	$5,626M	$3,019M	$1,410M	12.02%	1.79
Case 4	$5,621M	$3,016M	$1,407M	12.01%	1.79

Break-even 탄소 가격 (NPV=0): Case 1 $93.67/ton, Case 2$ 98.55/ton, Case 3 $93.72/ton, Case 4$ 105.91/ton. OECD (2021) benchmark $30/ton + 잠재적$ 120/ton.

탄소 제약 부과 (Table 10): Case 1 total benefit $463.1M (감소$ 30.5M), carbon 4,538 ton; Case 4 total $751.2M, carbon 405,859 ton. 사업 construction cost — submarine HVDC$ 1,870M + converter $300M × 2 =$ 2,470M (2,400 MW); 4,000 MW 는 비례 확장 $4,117M.

방법론 노트

전력 시스템 모형 — hourly dispatch optimization (cost minimization). 각 시간 $h \in H = \{1, \ldots, 8760\}$ 에:

\min \sum_{f \in R} \sum_{i \in I} \{p_{fi}^h \gamma_{fi} + t_{ji}^h (\gamma_{fi} + \delta) + q \eta_f (p_{fi}^h + t_{ji}^h)\}

s.t. demand $\sum_f \{p_{fi}^h + (1-\ell) t_{ij}^h\} \geq d_i^h$ , production $p_{fi}^h + t_{ji}^h \leq \Omega_{fi}$ , link $\sum_f (t_{ji}^h + t_{ij}^h) \leq \omega$ , capacity factor $\geq c_f^{\min} \Omega_{fi}$ , renewable $p_{fi}^h + t_{ji}^h = a_{fi}^h \Omega_{fi}$ .

여기서 $p_{fi}^h$ 국내 소비, $t_{ji}^h$ 양국 송전, $\gamma_{fi}$ LCOE, $\eta_f$ 탄소 계수, $\delta$ 송전 비용 ( $3/MWh),$ \ell $송전 손실 (1%),$ \omega $송전 capacity (2,400 또는 4,000 MW),$ q $탄소 가격,$ c_f^{\min}$ 최소 capacity factor (nuclear 0.50, NG 0.40, coal 0.20, hydro 0.15, biomass 0.20).

Total benefit $B^h =$ (with interconnection cost) $-$ (without interconnection cost) = economic + environmental. economic = generation cost 차이, environmental = $q \eta_f \times$ 탄소 배출 차이.

NPV / IRR / PI (재무 분석):

\text{NPV} = -I_0 + \sum_{t=1}^T \frac{R_t - C_t}{(1+r)^t}

$I_0$ 초기 투자 (4년 균등 분산), 40년 lifecycle (20년 후 overhaul), D/E 7:3, financing 5%/10년, SG&A 매출 2%, O&M 투자 2%. discount rate $r$ 5~9% sensitivity.

탄소 제약 — 추가 제약 $\sum (p_{fi}^h + t_{ji}^h) \eta_f \leq \sum \bar{p}_{fi}^h \eta_f$ (사전 거래 carbon 수준 이하).

Cost 제약 하 탄소 최소화 — 목적함수 $\min \sum \eta_f (p_{fi}^h + t_{ji}^h)$ , 제약 $\sum \{p_{fi}^h \gamma_{fi} + t_{ji}^h (\gamma_{fi} + \delta) + q \eta_f \cdot\} \leq \sum \bar{p}_{fi}^h (\gamma_{fi} + q \eta_f)$ . 결과는 정의상 total benefit = 0 (carbon 절감의 환경 benefit 이 경제 cost 증가로 정확히 상쇄), 하지만 carbon 큰 폭 감소.

연구 계보

Cross-border interconnection 경제 분석 라인 — 유럽: Doorman-Froystad (2013) 노르웨이-영국 social welfare; Abadie-Chamorro (2021) 스페인-프랑스 spot price seasonality; Purvins et al. (2018) 영국-캐나다 submarine 78% utilization + 177M EUR/yr; Keles et al. (2020) 스위스 transaction price econometric. 아시아: Watcharejyothin-Shrestha (2009) 라오스-태국 hydropower trade; Kimura-Ichimura (2019) 일-러 + 일-한 interconnector profitability; Wu-Zhang (2018) 유럽-중국 100% renewable. Northeast Asia Supergrid 라인 — Otsuki et al. (2016) quantitative, Churkin et al. (2019), Chang et al. (2021, 본 paper 1저자의 cooperative game theory). Antweiler (2016) 의 cross-border electricity trade 의 general benefit 분석. 본 paper 는 bilateral (한-중) + hourly resolution + financial sensitivity (탄소 가격 + 할인율 + 용량) + 탄소 제약 변형 의 통합 분석으로 차별. KEPCO 2018 / 2019 의 사업 사양 자료가 직접적 토대. 허은녕 의 3기 (2018~2024) 동북아 전력 협력·재생 전환 라인.

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