[8차 전력수급] 석탄화력 발전량 비중 줄인다

[이투뉴스] 정부가 이명박·박근혜 정부에서 수립한 신규원전 6기 건설계획을 철회하고 2031년까지 설계수명(30~60년)이 만료되는 기존 원전은 수명연장없이 발전소를 폐지키로 했다. 이와 함께 이전 정부서 건설계획이 확정된 신규 석탄화력 중 2기의 연료를 천연가스로 전환하고, 폐지시점이 다가오는 노후석탄 4기도 가스발전소로 대체 건설한다는 계획이다.

이렇게 되면 오는 2030년 발전원별 설비용량은 원전이 올해 24기 22.5GW에서 18기 20.4GW로 2.1GW 줄고, 석탄화력은 61기 36.8GW에서 57기 39.9GW로 3.1GW 늘어나게 된다. 또 LNG의 경우 올해 37.4GW에서 2030년 47.5GW로 10.1GW증가하고, 재생에너지는 3020년 발전량 비중 20% 달성 목표에 따라 현재 11.3GW에서 58.5GW로 크게 설비가 확충될 전망이다.

산업통상자원부는 이런 내용을 뼈대로 하는 제8차 전력수급기본계획(2017~2031) 정부안을 마련해 14일 국회에서 열린 산업통상자원중소벤처기업위원회 통상 에너지소위에 보고했다. 이 안(案)은 이날 국회 협의와 오는 22일 상임위 보고, 같은달 26일 공청회와 29일로 예정된 전력정책심의회 의결을 거쳐 연내 확정 공고될 예정이다. 8차 전력계획은 문재인 정부의 첫 장기 에너지계획이다.

8차 전력계획 정부안에 따르면, 이번 계획은 수요를 과도하게 앞질러 계획된 기존 대규모 발전소 건설계획을 최대한 걷어내고, 안전에 대한 국민 불안 등 대국민 수용성 저하에도 불구하고 설비용량을 지속 늘려가도록 설계된 기존 계획을 수정·보완하는데 중점을 뒀다. (상세내용 본지 12월 11일자 '진통 끝 8차 전력수급기본계획 정부안 확정' 기사 참조)

이를 위해 산업부는 보다 강화된 에너지효율 향상 시책과 에너지공급자효율향상 의무화제도(EERS) 도입, 산업용 전기요금제 경부하 중심 차등조정, 계절 및 시간대별 요금제 확대 등을 통해 2030년 최대전력 예상수요 113.4GW(7차 대비 16.4GW 감소)를 100.5GW 수준으로 억제하고, 적정예비율 22% 확보를 위해 2030년까지 122.6GW의 설비를 순차 확충하기로 했다.

대표적 정책전원인 원전은 신규진입을 막고 수명연장을 막아 퇴로를 여는 방법으로 장기간에 걸쳐 설비감축이 추진된다. 수명연장 운전중인 월성 1호기는 계속운전에 대한 타당성을 종합적으로 평가해 내년 상반기 폐쇄시기를 결정하고, 2023~2030년사이 설계수명이 만료되는 고리 2~4호기, 월성 1~4호기, 한빛 1~2호기, 한울 1~2호기 등 10기는 일정대로 폐지키로 했다.

이전 6차 수급계획에서 대량 반영된 신규 석탄은 일부만 가스발전소로 전환된다. 유연탄 발전소로 계획된 당진에코파워를 가스발전소 2기로 전환하되 사업자 경제성 확보를 위해 설비용량을 1.2GW에서 1.9GW로 늘려준다는 방침이다. 또 당진에코파워와 함께 연료전환을 검토한 삼척화력(포스파워)은 LNG발전소로 여건이 부적합하고 매몰비용이 과다하다하는 점 등을 고려해 현재 진행중인 환경영향평가(4차 보완) 통과를 전제로 기존 석탄 계획을 유지키로 했다.  

태안화력 1,2호기와 삼천포 3,4호기 등 노후석탄 4기는 폐지시점에 발전소를 가스발전소로 대체건설하는 방안이 추진된다. 또 재생에너지 3020계획을 준용하는 신재생에너지는 태양광 33.5GW, 풍력 17.7GW를 각각 확충해 전체 용량(58.5GW)에서 이들 순수 재생에너지 비중을 88%까지 높인다는 구상이다. 산업부가 취소설비로 분류해 소송중인 통영에코파워는 일단 물량에서 빠졌다.

설비용량과 경제급전 원칙에 따라 원별 발전량이 결정돼 온실가스 감축목표와 배치되고 향후 심각한 발전량 비중 왜곡이 우려된다는 지적에 따라 정부가 그나마 발전량 비중 전망(시나리오)을 제시한 것은 진전된 접근으로 평가된다. (본지 11월 6일자 발전량 목표도 없이 수급계획 짜는 산업부)

산업부는 석탄과 LNG발전의 비용격차를 줄이기 위해 급전순위 결정 시 배출권 거래비용, 약품처리비, 석탄폐기물비용 등을 추가로 얹어 두 전원간 발전원가 격차를 줄이기로 했다. 이렇게 하면 석탄은 kWh당 19.2원, LNG는 8.2원씩 원가가 각각 상승해 결과적으로 두 전원 가격차가 11원 가량 축소되는 효과가 있을 것으로 정부는 보고 있다.

이 외에도 당국은 내년 4월 유연탄 개별소비세 인상(kg당 6원), 오는 30년까지 30년 이상 가동한 석탄화력 30여기에 대해 3~6월 가동중지를 정례화하고, 미세먼지 감축목표 달성이 곤란하다고 판단되는 경우 대기환경보전법에 따라 시·도지사가 석탄발전 총량을 일정 수준으로 제한할 수 있는 상한제약제 도입도 검토하기로 했다.

이밖에도 정부는 전력시장 제도 중 용량요금(CP)의 연료전환성과계수(FSF)에서 이용률 비중을 줄이는 대신 환경기여도 비중을 확대하고, 수요지 인근 발전기의 지역계수(TLF)도 지금보다 상향 조정해 친환경 및 분산형 전원의 보상폭을 제고하는 방안 등을 추진할 계획이라고 설명했다.

이들 시책이 차질없이 추진될 경우 정부가 예상한 2030년 발전량 비중(시나리오)은 원전 23.9%, 석탄화력 36.1%, 재생에너지 20.0%, LNG 18.8% 순이다. 현행 전력시장제도와 연료비를 기준으로 한 올해 발전비중은 원전 30.3%, 석탄화력 45.3%, LNG 16.9%, 재생에너지 6.2% 순이다.

산업부는 “올해 대비 원전·석탄 발전량은 15.6%P 감소하는 대신 신재생·LNG 발전량은 15.7% 증가해 발전원간 비중 이동이 명확히 나타난다는 것이 특징”이라고 설명했다. 하지만 국제유가 등 외부조건 변동 시 이들 비중이 다시 판이하게 달라진다는 점은 함정이다.

설비믹스와 일부 발전량 믹스 조정에도 전기요금 인상은 미미할 것이란 분석도 나왔다. 8차 발전량 목표 시나리오 기준 2030년 전기료 인상율은 10.9%로, 연료비와 물가요인을 제외한 과거 13년간 실질 전기료 상승률 13.9%를 하회할 것이란 관측이다. 한달 350kW를 사용하는 4인 가족 1가구 평균으로 환산하면 2022~2030년 월평균 추가부담은 약 720원에 불과하다.

다만 이는 발전 연료비와 물가를 고정한 상태에서 재생에너지 발전원가가 30년까지 35.5% 하락한다는 전제로 추정한 값이어서 실제 전기료와는 큰 차이를 나타낼 수 있다. 더욱이 발전원가에 추가로 얹어지는 각종 비용도 결국 전기료로 전가될 수밖에 없다는 게 전력업계의 상식이다. 산업부는 “앞으로 에너지이용 합리화 기본계획 수립, 노후 화력설비 추가 감축, 재생에너지 계통보강 집중 추진, 전력시장 개편 및 분산형 전원 제도 개선 등 사후관리를 지속 추진해 나갈 계획”이라고 했다.

이상복 기자 lsb@e2news.com