제7차 전력수급계획의 발표가 미뤄지고 있는 것도 이와 같이 사회적 합의를 도출하기 어려운 산업환경을 반영한 것으로 여겨진다.
전원구성의 어려움은 곧 우리나라 에너지산업 전체의 미래 불확실성을 증폭시키는 요인으로 볼 수 있는데 그 이유는 석유를 제외한 대부분의 에너지원에서 최대 수요부문의 지위를 점유하는 것이 발전부문이기 때문이다.
즉 에너지 수급에 있어 한 축인 수요부문에 있어 국가적 차원의 계획을 확정짓지 못하고 있는 것이 지금의 상황이다. 이에 따른 변동성은 향후 모든 에너지원에 대해 전방위로 확산될 소지가 있다는 점에서 문제의 심각성이 있다.
■ 유럽 발전시장 최근 동향
유럽은 에너지원의 선택에 있어 전통적으로 환경성을 중시해 왔으며 개별 국가의 문제가 아니라 EU차원에서 정책적으로 신재생에너지 발전의 확대를 강력히 추진해 왔다.
그 이유는 20-20- 20전략1)에서 알 수 있듯이 온실가스 배출량 삭감이 EU의 중요한 정책적 목표이며 그 달성을 위해서는 신재생 발전의 확대를 빼놓을 수 없다는 인식이 자리 잡고 있다.
당초 이러한 정책노선은 유럽 발전시장에서 신재생과 더불어 천연가스의 확대를 예상케 했는데 이는 날씨에 좌우되는 신재생의 특성상 뛰어난 유연성을 자랑하는 가스화력이 신재생의 발전량 변동성을 완화시키는 보조역할을 요구받을 것으로 예상됐기 때문이다.
이러한 예상은 2005년부터 시범 실시된 배출권거래 제도2)가 친환경 연료로 전환을 촉진하기 위한 경제적 인센티브로 작용할 것으로 기대되면서 온실가스의 주요 배출부문 중 하나인 발전부문의 배출량 감축 가능성에 큰 기대를 모았다.
그러나 안타깝게도 현재 유럽 발전시장의 현황을 보면 이러한 정책적 시도는 실패로 마무리되고 있는 것으로 진단된다.
온실가스 감축의 뼈아픈 실패
먼저 온실가스 배출실적을 보자. 일반적으로 유럽의 온실가스 감축관련 논의에서는 총 배출량이 감소했다는 부분3)에 눈길이 가기 쉽지만 유럽의 발전량은 불경기의 영향으로 2009년 대폭 감소 후 횡보세를 지속하고 있기 때문에 총 배출량에 근거한 논의는 잘못된 해석이라는 점에 유의할 필요가 있다.
전력수요 감소의 영향을 배제하기 위해서는 단위 발전량당 온실가스 배출량, 즉 배출계수를 분석할 필요가 있다.
유럽 재정위기와 불경기가 시작된 2008년부터 5년간의 실적치를 보면 <그림 1>과 같다.
이는 EU지역 중 서유럽 주요 10개국의 전원구성과 배출계수를 표시한 것이다. 2008~2010년에는 가스화력 비중이 횡보세를 보인 가운데 석탄화력 비중감소와 맞물려 온실가스 배출계수는 2008년 351kg-CO2/MWh에서 2010년 316kg-CO2/MWh로 약 10% 감소했다.
그러나 이후 가스화력 비중감소가 본격화되고 같은 기간 석탄화력 비중이 상승 반전하면서 배출계수는 2012년 326kg-CO2/MWh로 반등했다.
즉 신재생 발전이 확대되더라도 화력발전에서 석탄→천연가스의 연료전환이 일어나지 않고서는 온실가스 감축에 한계가 있다는 것을 명확하게 보여주는 부분이다.
<그림 1>에서 볼 수 있는 유럽의 배출계수 반등은 2010년부터 일어난 가스→석탄의 역방향 연료전환에 의한 것임이 확인되는 부분이다.
무리한 신재생 확대, 역효과 초래
이러한 가스→석탄의 역방향 연료전환은 무엇보다도 유럽이 그동안 추진해 온 신재생 발전의 무리한 확대정책에 기인하는 바가 크다.
즉 가격과 상관없이 최우선 순위로 급전지시가 주어지는 신재생 발전이 스페인, 이탈리아와 맞먹는 규모로 발전시장에 들어오게 되면서 나머지 발전원간의 경쟁이 격화될 수밖에 없었던 것이다.
불경기와 신재생에 의한 화력발전 수요감소에 이어 2008년과 2011년 하반기 두 차례에 걸쳐 배출권가격이 폭락한 것도 추가적인 악재로 작용했다.
유럽 배출권가격은 실질적인 거래가 시작된 2기(2008~2012년) 들어서 불과 6개월 만인 2008년 하반기에 ￡34.38/CO2-ton에서 ￡10.04/CO2-ton으로 무려 81% 폭락한 후 2년 동안 가까스로 15유로 전후를 유지했으나 2011년 5월을 기점으로 다시 ￡17.94/CO2-ton에서 ￡6.85/CO2-ton으로 62% 하락했다.
두 번의 폭락 끝에 2기 배출권은 ￡6.47/CO2-ton으로 거래를 종료했고 현재 거래 중인 3기 배출권은 2013년 5월에 ￡4.43/CO2-ton으로 사상 최저가를 경신하기에 이르렀다.
이러한 가격폭락은 당초 배출권제도의 정책적 의도와는 반대로 가스→석탄의 역방향 연료전환을 부추기는 원인이 됐다.
이는 배출권 자체가 청정연료 사용을 촉진하는 경제적 인센티브4)인 동시에 온실가스 배출의 허가증 역할도 하게 되는 이중적 성격을 갖기 때문이다.5)
즉 배출권가격이 과도하게 하락함에 따라 발전사업자 입장에서는 오히려 석탄발전을 증가시키면서 그에 따른 온실가스 배출의 책임을 저가의 배출권 구입을 통해 상쇄시키는 것이 가능했던 것이다.
이는 일반적인 상황에서는 배출권 총량제한으로 인해 불가능하지만 <그림 3>과 같이 불경기와 전력수요 감소로 인해 배출권 총수요 감소와 그에 따른 가격폭락이 이러한 특수상황을 가능케 했던 것으로 분석된다.6)
유럽의 교훈
유럽 발전시장의 최근 동향을 통해 우리는 몇 가지 중요한 교훈을 얻을 수 있다. 첫째로 신재생 발전을 무리하게 추진하면 역효과를 불러온다는 점을 들 수 있다.
발전수요가 늘어나지 않는 상황에서 신재생 발전이 일방적으로 확대된 최근 상황을 해외 언론들은 ‘오버페이스’라는 단어로 표현하는데, 이와 같은 신재생 확대의 오버페이스는 기존 발전원의 축소를 초래함은 물론 당초 정책적 의도와는 달리 천연가스가 전원구성에서 밀려나고 석탄화력 비중이 상승하면서 오히려 배출계수가 상승하는 결과를 불러왔다는 점에 주목할 필요가 있다.
이러한 역효과 방지 역할이 기대되는 것이 배출권거래제라 할 수 있는데 최근 수년간 유럽시장에서 관찰된 배출권가격 폭락은 우리에게 두 번째 중요한 시사점을 제공한다.
즉 배출권 할당량은 전력수요 증감전망과 궤를 같이하는 가운데 보수적이고 신중한 산정이 필요하다는 점이다.
앞서 설명했듯이 유럽 배출권가격의 폭락을 불러온 것은 예상 외의 불경기에 의한 전력수요 감소, 그리고 이에 따른 총 배출 할당량이 상대적으로 공급과잉에 빠지게 된 것에 기인한다.
이러한 가격폭락은 결과적으로 배출권의 존재가 석탄화력 확대에 역이용되는 부작용을 초래했다.
요약하자면 유럽의 실패사례는 신재생 추진과 배출권 할당량 산정 모두 향후 전력수요 전망과 균형을 맞춰야 성공할 수 있음을 보여주는 사례라고 할 수 있다.
유럽, 신재생발전 확대 → 석탄사용 증가 → 배출계수 반등
일본, 원전정책 혼선 및 불확실성 → 가스화력 신증설 움직임
■ 일본의 발전시장 최근 동향
일본 발전시장의 최대 불확실성은 원전 재가동 여부 및 그 범위에 달려있다. 2011년 3월11일 후쿠시마 원전사고 이후 현재까지도 가동원전이 전무한 상황이다.
사고 당시 가동원전이 37기에서 26기로 감소한 후 나머지도 예방정비 등을 위해 순차적으로 가동을 정지했다.
원전사고가 발생했던 후쿠시마 제1원전 1~4호기가 2012년 4월에 폐지되면서 상업원전은 50기(4만6,148MW) 규모로 축소됐다.
이후 몇 차례의 재가동 시도가 무산되면서 2012년 5월에는 모든 원전이 가동을 정지하게 됐다. 비록 간사이전력 오이 3, 4호기가 하절기 전력수급을 위해 7월에 재가동됐으나 이마저도 2013년 9월 정기검사를 위해 다시 정지한 후 가동하지 못하고 있다.
지금의 일본 발전시장 상황이 비록 후쿠시마 원전사고라는 전례 없는 사고에 의해 촉발되기는 했지만 이후 3년간 흘러온 상황은 우리나라에도 중요한 시사점을 주고 있다.
정책혼선과 책임회피에 따른 불확실성
원전사고 이후 3년이 경과한 현시점까지도 일본의 정책혼선은 반복되고 있다. 2011년 9월에 출범한 노다 정부는 탈원전을 천명했으나 불과 5일만에 해프닝으로 끝났다.7) 정권 차원의 명확한 노선제시 없이 재가동 결정을 원자력규제위원회에 일임하면서 현재까지도 혼선이 지속되고 있다.
비록 2012년 12월 정권을 교체한 아베 정부는 지속적으로 원전의 재가동을 천명해 왔음에도 불구하고 올해 4월에 발표된 제4차 에너지기본계획은 시작부터 진통을 겪으며 정치적 모멘텀 부족이라는 내부사정을 노출하는 결과를 빚었다.8)
특히 아베 총리는 당장 올 여름 원전의 재가동을 추진해 왔으나 연정 파트너인 공명당 측이 여전히 탈원전을 고수하고 있고 자민당 내부에서도 신중한 목소리가 적지 않은 것으로 알려지고 있다.
이와 같이 정치적으로도 혼선이 정리되지 않고 있는 가운데 당초 원전의 사회적 신뢰회복과 국민의혹 불식을 목표로 내세운 규제당국에서도 반대여론을 의식한 나머지 확고한 입장을 내놓는데 어려움을 겪고 있는 것이 일본의 현실이다.
예컨대 안전심사에 합격한 규슈전력 센다이 원전의 경우 합격결정을 내리면서 지역여론을 고려해 지역주민을 상대로 30일간 공청회를 개최, 가동여부를 최종 결정토록 하는 과정을 신설했다.
합격결과 발표 기자회견에서는 다나카 슈운이치 규제위원장이 직접 나서서 “(합격결정은) 규제를 충족했다는 뜻이지 안전하다는 의미가 아니다”라고 언급하는 등 재가동 반대여론을 의식해 규제당국으로서의 명확한 입장을 표명하기를 꺼려하는 모습을 보이고 있다.
발전사업자들의 대응
이와 같이 여론의 반대에 의한 불확실성이 지속적으로 높아지는 상황에서 일본 발전사업자들은 어떻게 대응하고 있을까?
경제산업성 산하 전력수급검증 소위원회에 따르면 <표 1>과 같이 현재 각 사업자들이 제출한 신규 전원개발계획 중에서 87%(10.8GW)가 가스화력으로 이는 석탄화력의 7배에 육박하는 규모이다.
즉 대다수의 업체들이 현재의 불확실성에 대해 가스화력 신증설로 대처하려는 의도를 보이고 있음을 알 수 있다.
이는 일본정부의 정책적 의도와는 다르게 흘러가고 있는 부분인데 제4차 에너지기본계획에서는 낮은 지정학적 리스크와 저렴한 연료비를 이유로 석탄을 중요 기저전원으로 재평가하고 있기 때문이다.
제4차 에너지기본계획에서는 LNG에 대해 높은 연료비 절감을 위해 과도한 의존을 피하되 열병합 등 분산형 전원으로서의 활용을 독려한다는 입장을 천명했다.
지난해부터 신규 화력발전 환경영향평가를 3년에서 1년으로 단축하는 등 석탄화력 확대를 위한 각종 규제완화를 실시하고 있다.
하지만 <표 1>과 같이 업계에서는 신규전원 개발을 석탄이 아닌 가스화력 중심으로 추진하려는 의도를 보이고 있다.
일본의 교훈
일본 발전사업자들의 이러한 선택은 사실 매우 자연스러운 현상이라 할 수 있다.
그 이유는 낮은 건설비와 짧은 건설기간 및 출력조절 가능성으로 대표되는 가스화력 특유의 유연성은 지금과 같이 불확실성이 고조되는 사업환경에서는 가장 무난한 선택이 될 가능성이 높기 때문이다.
예컨대 석탄화력 중심의 신증설을 선택했다가 원전 재가동이 무난하게 진행될 경우 기저부하 간 경쟁에서 석탄화력은 원전에 밀려 설비이용률 저하와 그에 따른 손실 발생을 피하기 어렵다.
물론 현재와 같은 상황에서 원전 재가동이 순탄하게 진행될 가능성은 낮고 재가동이 성사된다 하더라도 상당한 시일이 소요될 가능성이 높다.
그러나 수년의 건설기간과 높은 초기투자비용을 감안하면 원전 재가동 여부의 대세가 판가름날 시점과 신규 석탄화력의 건설~완공시기가 겹칠 가능성을 배제할 수 없다.
즉 일본 발전사업자들의 가스화력 중심의 전원개발계획은 이러한 리스크를 피하기 위해 최대한 무난한 선택을 하고 있는 결과로 볼 수 있는 것이다.
이들 사업자들이 대규모 가스화력 신증설을 계획하고 있음에도 불구하고 현물 및 단기 LNG 중심의 도입을 지속하는 가운데 추가적인 LNG 장기계약에 적극적이지 않다는 지금의 LNG시장의 상황이 이를 방증하는 것으로 볼 수 있다.
■ 결론
우리나라는 현재 제7차 전력수급계획의 발표가 지속적으로 연기되면서 전원구성에 대해 정책적으로 확고한 입장을 결정짓지 못하고 있다.
이는 일본 원전사태로 촉발된 원전에 대한 사회적 수용성 저하, 환경성을 고려한 신재생 확대문제, 2015년 배출권거래제의 시행 등 이해관계가 대립되는 다양한 문제가 얽혀 있는 데서 기인한다.
온실가스 배출 감축을 위한 신재생 도입확대와 배출권거래제에 관해서는 매우 신중한 접근이 필요함을 유럽의 사례에서 알 수 있다.
배출권 할당량 산정과 신재생 도입규모의 결정은 궁극적으로 전력수요 전망과 적절한 균형을 이루지 않으면 극단적인 배출권가격의 쏠림현상과 가스→석탄으로 역방향 연료전환을 촉진함으로써 결과적으로 온실가스 감축이 보다 어려워질 수 있다는 점이 그 요지이다.
또한 일본의 사례에서 볼 수 있듯이 사회적 불안여론에 의해 정책노선을 명쾌히 제시하기 어려워질수록 높은 유연성을 지닌 천연가스 발전에 대한 투자수요가 높아질 수밖에 없음을 확인했다.
결론적으로 급격한 신재생에너지 확대를 추진하는 대신 천연가스를 활용하고 배출권거래제의 신중한 운영을 통한 석탄→가스의 순방향 연료전환을 촉진시키는 것이 무리 없는 온실가스 감축목표 달성과 더불어 고조되는 불확실성에 대처하기 위한 가장 무난한 선택임을 유럽과 일본 사례가 시사하고 있다는 점을 재차 강조한다.
■ 주석
1) 2020년까지 온실가스 배출량을 1990년 대비 20% 삭감, 최종에너지소비량 기준 신재생에너지 비중 20% 달성, 에너지효율 20% 증대
2) 유럽의 배출권제도는 시범운영기간인 준수기간 1기(Phase I: 2005~2007), 2기(Phase 2: 2008~2012), 3기(Phase 3: 2013~2020)로 구분
3) 배출권제도 1, 2기 운영기간 중 EU 27개국 및 노르웨이의 발전부문 온실가스 총 배출량은 2005년 12억1,900만톤→ 2012년 11억2,000만톤으로 약 9,900만톤(8.13%) 감소했다.
4) 석탄발전의 온실가스 배출계수(단위 발전량당 배출량)는 천연가스의 2배를 상회하므로, 배출권가격이 충분한 수준을 유지할 경우 천연가스가 석탄보다 경제적인 연료가 될 수 있다는 의미(참고로 석탄발전의 배출계수는 갈탄/역청탄/아역청탄 평균 930kg/MWh, 천연가스는 400kg/MWh; IEA, 2013)
5) 배출권 제도의 핵심은 온실가스 배출량과 동일한 양의 배출권 보유를 의무화한다는 것으로 각 개별 사업자는 자신이 확보한 배출권 분량 이내에서는 자유롭게 배출 가능
6) 배출권의 총 공급량은 각 준수기간별로 제한되어 있기 때문에 모든 사업자가 일제히 석탄발전을 증가시키는 것은 불가능하나 발전량 감소로 온실가스 총 배출량이 줄어들면서 상대적으로 배출권이 공급과잉 상태에 빠졌음을 의미
7) 노다 정부가 발표한 ‘혁신적 에너지·환경전략’(2011. 9. 14)에서는 2030년대 원전제로 사회의 실현을 목표로 ①원전의 40년 운전제한 엄수 ②원자력규제위원회의 안전 확인을 받은 원전만 재가동 ③원전 신증설 불허라는 3대 원칙을 제시했으나 이 전략은 동월 19일 발표된 유보선언으로 인해 5일 천하로 마감
8) 올해 4월11일 발표된 제4차 에너지기본계획에서는 전원구성의 목표수치를 제시하지 못한 채 당초계획에서 원전에 대해 ‘기반이 되는 중요한 기저전원’(2013.12 원안)으로 명기됐던 표현마저도 집권 자민당의 연정 파트너인 공명당의 반발로 인해 ‘중요한 기저전원’으로 후퇴