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2002. 12. 11 유 상 희

온실가스 배출권거래제 시범사업 연구. 2002. 12. 11 유 상 희. 연구의 필요성. 2005 년 본격화될 의무부담협상에 대비 국내산업의 온실가스저감능력 향상을 위해 비용효과적 국내배출권거래제 도입방안 마련 국제배출권거래시장의 본격화에 대비 , 시범사업을 통해 산업계의 시장적응능력 배양 <Learnig By Doing>. 국내 관련 연구. 전력산업 구조개련에 따른 전력부문 기후변화협약 대응방안수립 ( 에관공 , 2001): 발전부문을 중심으로 한 자발적 경매 배출권거래제

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2002. 12. 11 유 상 희

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  1. 온실가스 배출권거래제 시범사업 연구 2002. 12. 11 유 상 희

  2. 연구의 필요성 • 2005년 본격화될 의무부담협상에 대비 • 국내산업의 온실가스저감능력 향상을 위해 비용효과적 국내배출권거래제 도입방안 마련 • 국제배출권거래시장의 본격화에 대비, 시범사업을 통해 산업계의 시장적응능력 배양 <Learnig By Doing>

  3. 국내 관련 연구 • 전력산업 구조개련에 따른 전력부문 기후변화협약 대응방안수립 (에관공, 2001): 발전부문을 중심으로 한 자발적 경매 배출권거래제 • 국내 GHG 감축을 위한 정책포트폴리오에 대한 연구 (에경연, 2001): 온실가스 포트폴리오 설계를 위한 배출권거래제 도입안 • <한계> 논의구조 및 운영방안에 대한 구체적 접근, 참가주체들에 대한 전략적 함의, 소프트웨어 구축 등이 결여되어 국내배출권거래제의 실질적인 시범실시안으로는 미흡

  4. 국외 관련 연구 • 미국, 캐나다, 영국, 호주, 덴마크, 노르웨이, 뉴질랜드, 독일, 스웨덴, 네덜란드, 일본 등 선진국들은 자국의 배출권거래제 도입에 대한 구체적인 연구를 수행 • 특히 선진기업들 (GEMCo, BP Amoco, SunCor-Niagra Mohawk Trade, Shell 등)은 배출권거래시장 선점과 국제경쟁력 강화를 위해 자발적으로 배출권거래시스템을 구축하고 시범실시 • 선진국의 배출권거래 시뮬레이션 모형으로는 GETS, BETS, CRIEPI, CO2SIM, IEA 모형, JEMS 등이 있음.

  5. 2002 배출권거래 전망(Point Carbon)

  6. 배출권거래량, 편익 및 비용 전망(IEA) 단위 : MtCO2, $M, 1990기준

  7. 배출권거래 가격전망(IEA)

  8. 배출권거래 시장전망(IEA)

  9. 기후변화협약 대비 • 통계기반구축 • 저감잠재량 파악 • 협상대비 • 환경적 효과 • 온실가스 저감 • 대기오염 저감 등 • 부수적 환경편익 배출권거래제 • 기업 차원의 시장 대비 • 한계저감비용파악 • 학습효과 • 비용효과적인 온실가스 저감 • 국가 차원의 시장 대비 • 학습효과 • 국가 경쟁력 향상 • (기술개발, 에너지 효율 개선) 배출권거래제 도입 필요성

  10. 배출권거래제 설계시 검토사항 • 주변제도 • 시장설계시 선택사항 • 기타 사항

  11. 주변제도 검토 • 가장 효율적인 동기부여를 위한 제도 • 규제포인트(상류, 하류, 혼합) • 배출량할당방식(무상, 유상, 혼합) • 비준수시 패널티 • 정부수입 사용/환원 방식(일반재원, 에너지절약 활용) • 국제배출권과의 조화(국내법안 변경) • 배출권 회계문제(잡소득, 유가증권) • 모니터링 및 감사 방법 • 배출권의 수입단계에서의 거래 제한(세금, WTO와의 관계) • 도입시기(연습, 교토의정서 의무개시전)

  12. 시장설계시 선택사항 • 효율적 시장가설 검정(판매자책임, 구매자책임) • 비준수시 배출권의 사후적 유효성 • 시장형태 선택(직접거래, 국가등록제도, 자유시장) • 시장참가자 선택(발전사업자, 국내, 국외) • 가격변동율(상/하한) 선택 • 국제시장과 국내시장의 연동방식 선택(CDM 취급방식) • 거래방식 선택(상대거래) • 거래정보의 게시내용, 타이밍, 방법의 선택(가격, 실적) • 시장독점력 배제를 위한 조치 • 거래감시를 위한 공적 메커니즘 • CDM에 따른 크레딧의 취급방식 • 시장제도의 국제간 선택(구내거래와 국제거래의 연결방식)

  13. 기타 검토사항 • 거래가스의 종류(CO2, 혹은 6종 온실가스) • Banking/Borrowing(가능, 불가, 혼합) • 할당량의 동일기업그룹내 이용 • 신규참여자에 대한 할당 • 무상배출량의 매각가능성 여부 • 관련법 정비(금융상품, 일반상품) • 배출권의 발행 • 배출권 질관리 • 정부의 역할(거래감독, 기관설립, 제도설계안)

  14. 시장도입/조성 전략수립시 고려사항 • 국제시장 전망 • 의무부담 시기(2차공약기간) • 의무부담 정도 • 산업계의 적응능력(저감잠재량, 저감비용) • 효율성 • 형평성

  15. 단계적 시장조성 전략 Ⅰ 시범실시 Ⅱ 시범실시 Ⅲ IET와 연계 배출권거래제 확대실시 국 내 운 영 방 안 결 정 Ⅱ-2 선물거래 개시 Ⅱ-3 장외거래 개시 조기행동에 의한 크레딧 거래 Ⅱ-1 2005 2008 2013 Time 국내 레지스트리 구축 IET 개장 의무부담 Event

  16. 국내배출권거래제 운용과 조기행동보상

  17. 배출권거래제 Flow Chart Ⅰ. 배출권 거래제도 참가 Ⅱ. 배출권의 할당 Ⅲ. 배출권 거래 Ⅳ. 보고와 준수

  18. Ⅰ. 배출권 거래제도 참가 변화에 따른 목표의 조정 참가자 목표의 설정 변화(합병, 새로운 섹터에의 진출, 축소 등) 배출원리스트의 확인과 베이스라인 배출량의 계산 옥션장려금 옥션설계 경영관리 구분 부문내의 배출원 (섹터구분포함) 옥션경매 입찰참가 배출데이터 온실효과가스의 규정 보고가이드라인 베이스라인계산 (1차 할당량) 최종목표설정 배출권 할당

  19. Ⅱ. 배출권의 할당 등록부에 등록 계좌개설 의무준수계좌 거래계좌 국내조정 폐기계좌 국내 취소계좌

  20. Ⅲ. 배출권 거래 배출권 할당, 등록 계좌개설 의무준수계좌① 거래계좌 국내조정 폐기계좌② 국내 취소계좌③ 국내조정 폐기계좌 시장거래 No Yes 분쟁, 의심계좌 계좌이전 판매자계좌, 구매자 책임 NGO 등 Yes No 평가, 검증 ①②③정부폐기 보고와 준수 잉여배출권

  21. Ⅳ. 보고와 준수 준수기간말 (배출총량계산) 조정기간 (배출권거래가능) 조정기간 종료의 최종기한 평 가 제도의 정책 검토 및 보완 등

  22. 선진국 시뮬레이션 사례 • GETS 2 (EU) • BETS (독일) • CRIEPI (일본) • CO2SIM • IEA • JEMS

  23. GETS 2 모형구조 및 운영방안 • EU 7개 부문(전력, 석유가스, 유리, 시멘트, 화학, 제지)의 가상기업 • 공약기간(CP): 1차(‘05-’07), 2차(‘08-’10), 3차(’11-’15) • 3가지 초기할당방식(Grandfathering, 벤치마킹, 경매) • 원단위 부문과 총량 부문간의 거래 가능 • 과도적 조정방안(Gateway Scheme): 초과공급, 불량배출권 방지 • 불이행제제조치: 차기목표에 초과배출량의 150% 추가 주요결과 및 시사점 • 모든 참가기업 저감목표달성 • 탄소가격, 에너지가격이 기업의사결정에 중요한 영향 • 가스발전 확대, 신재생에너지 중심으로 • 배출권거래운영방안, CDM/DSM크레딧연계방안이 저감비용 좌우 • 초기 배출권할당방식이 기업들에 결정적 영향 • 초기할당방식에 따라 기업 및 부문간 형평성 문제 발생

  24. BETS 2 모형구조 및 운영방안 • 독일 8개 실제기업(에너지, 화학, 항공, 광물생산 등) 자발적참여 • 거래기간: 1차(‘01-’04), 2차(‘05-’07), 3차(’08-’12) • 초기할당방식(무상과 경매, Hybrid 방식) • 3차부터 예치 및 차입 허용 • 불량배출권 판매자 책임 • 기준년도 신축적 적용, 신규진입 허용 주요결과 및 시사점 • 평균청산가격 Euro 6-8.5 (약 5.3-7.5$) • 안정적이고 효율적 시장가능성 확인 • 모든 기업들 비용절감효과 • 조기행동이 비용절감에 효과적 • 진입비용의 크기는 기업규모가 아니라 배출원, 보고, 검증 • 등에 따라 결정

  25. CRIEPI 모형구조 및 운영방안 • 일본 9개 (가상)전력회사 • 공약기간(CP): 2006-2012 • 할당방식: 전력생산량 X CO2 배출원단위(t/kw, 시간에 걸쳐 감소) • 1997년 배출량에 PEG, 사회적 할인율 0% 혹은 5% 두가지 경우 • 전력과 CO2의 동시거래 • 초과배출량에 대한 패널티: 평균가격의 1.5배 주요결과 및 시사점 • 패널티를 가격에 연동함으로써 가격불안정 초래 • 전력수요의 불확실성이 기업결정에 핵심적 영향을 미침 • 전력시장 기대가격은 현재의 전력수요 및 용량에 영향을 받음 • 배출권거래시장 기대가격은 시간에 따라 동태적 가격결정 • CO2가격은 전력시장 및 전력생산의 현재,과거,미래에 크게 의존 • 초기조건에 따라 발전소간의 형평성 문제 발생

  26. 모의실험의 목적 1. 최적 운영방안 제시 2. 저감 목표량 달성 여부 3. 각 발전회사의 의사결정시, 에너지 가격 등과 더불어 CO2가 주요한 요인으로 작용하는지 여부 4. 전원구성 변화 여부 (신재생에너지 중심으로 전이 여부) 5. 배출권가격의 안정성 여부 6. 발전사별 적응방식(Adaptation) 파악 (원자재가격, 연료가격, 생산증가 목표 등) 7. 저감 프로젝트(CDM/DSM)의 효과 8.최적 초기 할당 배분방식 9. 참가자별 비용절감 효과 (보고, 검증 등에 관한 비용은 일단 제외)

  27. 모의실험시 고려사항 • Commitment Period (CP) 결정 CP 주기 및 CP 수 • 배출허용량 결정 (초기 할당 방식) 각 CP 말기에 차기기간의 배출허용량 결정 공단과 협의에 의한 발전회사의 자발적 결정 배출권거래 확대를 대비한 다양한 초기배출 할당방식 적용(Grandfathering, Auction, Hybrid, 벤치마킹방식) • 최대계약규모 설정 유무 • 의무이행에 관한 사후평가 (제재조치) 초과배출량의 X%를 차기CP 감축목표량에 추가 부여

  28. Registry 모의모형 운 영 방 안 • 입찰정보 • 참가기업 정보 • 시장정보 • 거래내역 • 거래주문 • Reporting & Monitoring • 저감 Project 거래시스템과 모의실험 모형의 관계

  29. 시범사업 운영방안 마련을 위한 모의실험 시나리오

  30. OECD 전력부문 기준선 설정방식 (예) 총투자액=F+P*E*국내소비/100 CO2 크레딧=S*실질 전력소비 증가*C Project (CDM/DSM) E: 연간 국내 전력소비 증가율 F: 사업추진을 위한 고정투자비용 P: 전력소비증가에 따른 추가적 가변비용 (원/(GWh/연)) S: 대체연료(연료믹스) 유형 및 에너지소비 C: 대체연료(연료믹스)의 CO2 배출

  31. OECD 전력부문 기준선 설정방식 CO2 Balance (CPn) Σ(해당 공약기간의 배출할당량) + Σ(해당 공약기간의 CDM/DSM 크레딧) - Σ(해당 공약기간의 CO2 배출량) + 전 공약기간의 배출할당량 예치량 - 전 공약기간의 페널티량 - 해당 공약기간의 CDM/DSM 크레딧 예치량 + 전 공약기간의 CDM/DSM 크레딧 예치량

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