온실가스 감축 로드맵 이행 시 발전비용 최대 9.4% 증가
온실가스 감축 로드맵 이행 시 발전비용 최대 9.4% 증가
  • 류희선 기자
  • 승인 2020.02.10
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국회예산정책처 보고서 발간···“석탄 감소‧가스 증가는 발전비용 인상” 밝혀

[투데이에너지 류희선 기자] 정부가 온실가스 감축 로드맵의 감축목표를 이행할 경우 발전비용이 최대 9.4%까지 증가할 수 있다는 예측이 나왔다.

국회예산정책처(처장 이종후)가 최근 발간한 ‘NABO 경제‧산업동향&이슈’의 온실가스 감축 로드맵에 따른 전원구성 전망 보고서는 온실가스 감축 로드맵의 감축목표를 이행하기 위해서 석탄 발전량은 줄이고 가스 발전량은 늘려야 하며 이로 인해 발전비용은 5.5~9.4% 증가할 수 있다는 내용을 밝혔다.

보고서는 제8차 전력수급기본계획은 2030년까지 신재생에너지 비중을 총 발전량의 20%로 확대하는 등 저탄소 전략을 취하고 있지만 2030년의 발전부문 온실가스 배출량은 2017년과 유사한 수준으로 예상했다.

보고서에 따르면 온실가스 배출은 대부분 에너지부문이 차지하고 있으며 2030년 배출량의 87%를 차지할 것으로 내다봤다.

이에 정부는 발전부문에서 온실가스 31.9~42.2% 감축을 목표로 삼았다. 2030년 발전부문의 온실가스 배출전망치는 3억3,000만톤으로 목표 배출량을 30%이상 줄인 1억9,000만~2억3,000만톤으로 설정했다.

1kWh당 발전량에 대한 발전원별 온실가스 배출량이 가장 많은 석탄화력 발전량을 감소하고 발전원별 비중의 변화를 주는 것은 발전비용에 영향을 줄 수 있다. 이는 석탄발전을 줄임으로써 단기적으로 가스화력발전으로 대체되기 때문에 그만큼 발전비용이 상승한다는 것으로 분석된다.

다만 온실가스 배출량 감축을 위한 석탄화력 발전량 감소와 발전원별 비중의 변화는 발전비용에 영향을 줄 수 있어 이에 대한 검토가 필요하다는 것이다.

보고서는 또한 현재 전력시장제도 기준 경제급전원칙(발전단가가 낮은 발전기부터 가동)과 과거 3년평균 정산단가에 따른 시나리오 분석 결과 발전원별 발전은 2016년 원자력 31.1%, 석탄‧석유 44%, 가스 19.4%, 신재생 4.8%에서 2030년에는 23.6%, 42.4%, 13.2%, 20%로 구성된다고 전망했다.

에너지원별 배출계수가 일정하다고 가정할 때 2030년까지 발전량은 14.3% 증가하지만 온실가스 배출량은 2017년과 유사한 수준으로 전망되며 이는 가스발전과 신재생에너지 비중의 증가로 인해 배출량의 큰 변화가 없는 것으로 분석했다.

정부가 온실가스 감축 로드맵을 달성하면 전원구성에도 변화가 생긴다. 원자력과 신재생에너지는 각각 23.6%와 20%를 유지하지만 석탄 발전량은 급격하게 감소하며 가스 발전량은 증가한다. 석탄과 가스 발전량은 온실가스 배출 목표량에 따라 달라진다.

이렇게 석탄 발전은 줄고 가스 발전이 감소하게 되면서 이에 따른 발전비용도 오른다는 전망이다. 2030년 기준 배출전망치 대비 42.2% 감축 시(1억9,000만톤 배출) 발전비용은 9.4%. 31.9% 감축 시(2억3,000만톤)에 발전비용은 5.5% 늘어난다.

보고서는 또한 선형계획모형을 이용해 발전부문 전원구성을 분석한 결과 발전부문의 온실가스 배출량을 1억9,000만톤으로 낮추기 위해 가스발전량 비중은 37.6%로 증가할 수 있고 배출량을 2억3,000만톤으로 낮추려면 가스 발전량 비중은 27.5%로 나타난다고 밝혔다.

이로 인해 발전비용이 추가 상승할 수 있으며 아울러 온실가스 감축 로드맵과 전력수급기본계획, 에너지기본계획간 정합성 고려가 필요하다는 결론을 냈다.

보고서는 또한 올해 발표예정인 제9차 전력수급기본계획에서는 2030년 이후 원자력발전의 수명완료 이후 온실가스 배출량 관리를 위한 ‘발전설비계획’도 반영하는 것이 바람직하다고 명시했으며 향후 국제에너지 가격의 등락과 기술발전 등에 따른 발전원별 정산단가, 온실가스 배출계수, 전력시장 운영규칙 등 주요 입력전제에 따라 달라질 수 있다고 밝혔다.


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