[해설] 제8차 전력수급기본계획 세부 내용
[해설] 제8차 전력수급기본계획 세부 내용
  • 김병욱 기자
  • 승인 2017.12.29
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2030년 원전·석탄 64.4%, 신재생·LNG 34.5% 구성
적정 설비예비율 22%···7차대비 11% 축소
▲ 제8차 전력수급기본계획에 따른 2030년 에너지원별 전원구성.

[투데이에너지 김병욱 기자] 이번 제8차 전력수급기본계획은 4차 산업혁명이 전력수요에 미치는 영향을 반영해 합리적인 수요전망으로 예측오차를 최소화하고 수요관리의 이행력 제고를 위한 수단을 확충하는 내용으로 구성됐다.

특히 수급안정을 위한 적정 설비예비율을 확보하고 신재생 확대 등 경제성을 확보하면서 안전하고 깨끗한 전원믹스 구성과 분산형 전원의 지속적인 확대에 비중이 집중됐다.

또한 원전·석탄을 단계적으로 감축하고 재생에너지와 LNG 비중을 확대하고 경제급전과 환경급전의 조화방안을 강구하며 전원믹스를 뒷받침하는 전력계통 건설·운영을 통해 재생에너지 확대에 필요한 인프라를 선제적으로 보강할 방침이다.

이를 위해 오는 2030년까지 수요량은 100.5GW·적정예비율은 22%로 확정해 7차대비 11%·12.7GW 줄였다.

산업부는 2030년 기준 전력소비량이 667.0TWh로 연평균 2.1%씩 증가할 것으로 전망했으며 최대전력은 2030년 동계기준 113.4GW가 될 것으로 전망했다.

특히 이번 8차 전력수급계획에 따라 전기요금 체계도 개편될 예정이다. 산업용 요금을 경부하 요금 중심으로 차등 조정(전체 요금수준은 최대한 유지)해 산업용 전력소비 효율화를 유도하고 장기적으로는 계절 및 시간대별 요금제를 확대하는 등 요금체계 전반을 개편해 요금의 수요관리 기능을 강화했다.

산업부는 이번 2030년까지 적정설비 용량을 122.6GW로 전망하고 확정설비 118.3GW를 제외한 4.3GW의 신규설비계획이 필요할 것으로 내다봤다.

■2030년 발전량 전망
산업부는 현행 전력시장제도와 2017년 발전용 연료비를 기준으로 신재생·LNG 비중은 기존 23.1%에서 2030년 34.5%로 증가하고 원전과 석탄비중은 75.7%에서 64.4%로 축소할 것으로 전망했다.

재생에너지는 태양광과 풍력을 중심으로 오는 2030년까지 58.5GW 정격용량 확보를 목표로 하고  LNG는 소송 중인 통영에코를 제외하고 신규물량은 신재생백업이 가능한 LNG 및 양수발전기로 확충해 2030년까지 44.3GW를 유지한다는 목표다.

▲ 에너지원별 2030년 발전비중.

이에 따라 실효용량 기준으로 발전량이 2030년까지 △원자력 23.9% △석탄 36.1%  △LNG 18.8% △신재생 20%를 유지하게 돼 원전·석탄비중은 감소하고 LNG·신재생은 증가할 전망이다.

또한 분산형 전원은 신재생의 경우 배전선로에 접속되는 40MW 이하 소규모 발전설비를 대상으로 하고 집단에너지와 자가용 발전설비는 송전선로에 접속되는 500MW 이하의 수요지 인근 발전설비를 대상으로 적용돼 2030년까지 총 발전량의 18.4%를 보급할 것으로 전망하고 있다.

■전원수급 전망
이번 8차 전력수급계획에서 전력수요 및 발전설비의 경우 신규설비 구성은 정격용량 적용을 원칙으로 하되 신재생에너지 및 집단에너지 설비는 피크기여도를 반영해 적용한다. 발전원구성은 재생에너지 변동성 대응을 위한 설비 중심으로 보완할 방침이며 가스터빈 단독 운전이 가능한 LNG 발전기는 3.2GW, 양수발전기는 1.4GW가 될 것으로 전망하고 있다.

산업부는 2022년 설비예비율이 최고점(31.4%)에 도달하는 등 2026년까지는 예비율이 22% 이상을 유지함에 따라 안정적 전력수급이 예상된다고 밝혔다. 단 신재생의 경우 기술·가격 등 산업경쟁력 확보와 발전단가 하락 등을 촉진하기 위해 설비예비율이 충분한 기간(2017∼2022년)에도 선제적 투자를 추진한다. 또한 2027년부터는 신규설비 건설을 통해 설비예비율 22%를 달성할 방침이다.

당진에코 1·2호기, 태안 1·2호기, 삼천포 3·4호기 등 6기는 기존 석탄에서 가스발전으로 전환하도록 했으며 단 소송, 준공일정 지연 등으로 수급기여가 불투명한 통영에코는 공급물량에서 제외했다.

월성 1호기는 소송 중으로 결과를 예단하기 어렵고 계속가동에 대한 타당성 평가가 예정돼 있어 수급기여도가 불확실한 만큼 공급물량에서 제외했으며 제주지역 중단기 전력수급 안정을 위해 제주GT 3호기의 폐지시기를 기존 2018년에서 2019년으로 조정했다.

유연성 설비 활성화를 위해 전력시장 제도 개선도 추진된다. 발전비용 중심의 현재 전력시장으로는 계통안정 기능의 핵심인 유연성 설비(자원)에 대한 보상이나 규제가 어려운 상황인 만큼 유연성 자원이 전력시장에 충분히 진입할 수 있도록 인센티브를 제공하거나 사업자의 유연성자원 의무보유 방안 등도 검토한다.

특히 재생에너지 출력변동성 백업설비에 대해 합리적으로 보상할 수 있도록 실시간 시장 도입도 검토할 방침이다.

■석탄발전 감축 위한 추가 대안
이번 8차 전력수급계획을 통해 산업부는 석탄·LNG발전의 비용격차를 축소한다는 목표다. 특히 제도화된 환경비용을 급전순위 결정시 추가로 반영해 LNG의 가격경쟁력을 제고할 방침이며 이를 통해 석탄은 kWh당 19.2원, LNG는 8.2원의 발전원가 상승분이 발생할 전망이다.

특히 오는 4월 석탄 개소세를 kg당 6원 인상을 시행할 예정이며 관계부처 합동으로 유연탄, LNG 등 발전연료에 부과되는 세율을 추가로 조정하는 방안을 5월까지 검토하는 등 석탄과 LNG 발전연료 세제를 조정할 방침이다.

또한 환경 등 사회적 비용을 고려해 국내 여건에 맞는 전원별 균등화 발전원가를 주기적으로 산정한다.

2018년부터는 30년 이상된 모든 석탄발전기(기존 8기→2030년까지 22기)에 대해 봄철(3~6월) 가동중지가 정례화된다. 특히 환경보호를 위해 발전기 가동을 정지할 수 있도록 법적 근거를 명확히 하고 전력수급·계통에 차질이 없도록 보완대책도 마련한다.

특히 대기오염경보 발령 등 미세먼지 감축이 필요한 경우 대기환경보전법 등에 근거한 석탄발전 상한제약을 시·도지사가 시행할 수 있도록 하기 위해 관계부처와 협의를 통해 시행기준, 절차 등을 마련할 계획이다.

■친환경·분산형 전원 수익성 개선
이번 8차 전력수급계획에 따라 친환경 및 분산형 전원에 대한 용량요금(CP) 보상이 확대된다. 온실가스, 미세먼지 저배출 전원의 경우 연료 전환성과 계수의 환경기여도 비중 확대, 수요지 인근의 발전기 및 지역계수 상향 조정 등을 고려해 추진되며 LNG발전 정산비용도 발전기별 실제 효율기준으로 보상하도록 현실화했다.

재생에너지 변동성 보완방안도 추진된다. 출력변동성을 보완하는 백업설비를 최소 설비예비율에 반영하고 빠른 출력 조절이 가능한 ESS, 양수발전, 가스터빈 단독 운전이 가능한 LNG복합 등의 백업설비 등을 확보할 방침이다. 특히 수분∼수시간 단위로 발생하는 신재생 변동성에 대해 전력계통 주파수를 안정적으로 유지하기 위해 필요한 백업설비 요구량도 검토한다.

백업설비는 설비별 변동성 대응 소요시간, 경제성, 건설기간 등을 종합적으로 고려해 LNG 3.2GW, 양수발전기 2GW를 확충한다.

적정 수준의 백업설비 필요량을 최소 설비예비율에 반영함으로써 재생에너지 확대 시 안정적 계통운영 기반을 마련할 방침이다.

실시간 수급운영 단계에서도 유연성 예비력 자원을 필수적으로 확보할 수 있도록 관련 제도 개선을 추진하고 현재 운영예비력(4GW)에 급속가동이 가능한 양수 등을 추가할 방침이다.

또한 독일, 미국, 스페인 등 재생에너지 비중이 높은 해외국가들과 같이 전력계통을 안정적으로 운영하기 위한 재생에너지 통합관제시스템 구축을 추진한다. 통합관제시스템은 사전 발전량 예측기능, 실시간 발전량 계측기능, 출력 급변시 제어기능 등을 포함하며 2018년부터 시범단계 시스템 구축·운영 후 2020년부터 본격 운영한다.


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