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[기획] 신기후변화체제, LNG 발전 확대 절실하다
정부, 발전부문 온실가스 배출량 감축률 26.7%→19.4%로 낮춰
석탄화력, 온실가스 배출계수 LNG의 2.3배…추가 증설 안 돼
2017년 01월 11일 (수) 11:57:16 김연숙 기자 kimwe@ienews.co.kr
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[에너지신문] 온실가스 감축강도가 약화된 국내 ‘온실가스 감축 로드맵’이 확정됐다. 지난 2015년 정부가 제시한 2030년 감축 목표인 배출전망치(BAU) 대비 37% 가운데 산업, 수송, 발전 등 7개 부문 감축률이 기존 로드맵보다 크게 낮아졌다.

지난달 정부는 국무회의를 통해 2030년 온실가스 감축량 3억 1500만톤 가운데 국내에서 줄여야 할 2억 1900만톤을 전환(발전), 산업, 건물 등 8개 부문에 배정한 ‘2030년 국가 온실가스 감축 기본 로드맵’을 확정, 발표했다.

로드맵은 저탄소 발전원 전환과 전력 수요관리, 송배전 효율 강화 등을 통해 전환(발전) 부문에서 가장 많은 6450만톤을 감축토록 했다. 철강, 석유화학 등 22개 업종의 산업 부문에서는 에너지 효율 개선, 친환경 공정 가스 개발, 냉매 대체, 혁신적 기술 도입, 폐자원 활용 등을 통해 5640만톤을 줄이도록 했다.

   
 
나머지는 건물 부문 3580만톤, 에너지 신산업 부문 2820만톤, 수송 부문 2590만톤, 공공·기타 부문 360만톤, 폐기물 부문 360만톤, 농축산 부문 100만톤 순으로 부문별 온실가스 감축량이 정해졌다.

각 부문에 배정된 배출전망치 대비 감축률로 보면 수송 부문이 24.6%로 가장 높고, 폐기물 부문 23%, 전환(발전) 부문 19.4%, 건물 부문 18.1%, 공공·기타 부문 17.3% 순이다.

이번에 확정된 로드맵의 부문별 감축률은 지난 2014년 수립된 ‘국가 온실가스 감축 목표 달성을 위한 로드맵’의 감축률에 비해 폐기물 부문을 제외한 7개 부문의 감축률이 모두 완화된 것으로 나타났다.

2020년 배출전망치를 기준으로 한 기존 로드맵에 34.3%로 잡혔던 수송 부문 감축률은 새 로드맵에서는 24.6%로 10%p나 낮아졌고, 건물 부문은 26.9%에서 18.1%, 전환 부문은 26.7%에서 19.4%로 낮아졌다. 폐기물 부문의 감축률만 유일하게 12.3%에서 23%로 두배 가량 늘어났다.

이에 따라 당초 우리나라가 국제사회와 약속한 온실가스 배출량 감축을 위해서는 석탄발전을 줄이고 LNG 등 청정연료 대체발전 비율을 크게 높여야 한다는 주장이 다소 약화되고 있는 실정이다. 하지만 기후온난화에 따른 전 지구적 재앙 앞에서 온실가스 배출량 감소를 위한 노력은 지속돼야만 한다. 그러한 측면에서 가스발전의 역할은 더욱 강화, 확장돼야 한다는 게 중론이다.

현 전력시장, 온실가스 등 환경비용 반영 미비

현재의 우리 전력시장제도는 전력거래소에서 발전기 단위연료비용(원/kWh) 만으로 발전기별 출력배분, 급전지시 및 전력시장가격 결정이 이뤄지고 있다. 전력거래소에 의한 중앙집중식 전력시장 및 전력계통 운영방식이다.

이때 발전비용에 온실가스 배출비용을 반영하지 않기 때문에 배출권가격이 상승해도 발전부문의 온실가스 배출량 감축은 발생하지 않는다. 배출비용을 반영하도록 제도 개선하는 경우에도 배출권 가격이 연료전환 비용에 도달하기 이전에는 마찬가지로 온실가스 감축이 발생하지 않게 된다.

발전회사는 전력거래소의 급전지시에 맞는 발전기 기동정지 및 출력만을 유지하고 있다. 또 온실가스 배출권거래제 도입에 따라 발전회사별로는 과거 실적기준에 따라 온실가스 배출권이 할당되고 있다.

발전회사는 발전기 출력이나 온실가스 배출량 조절기능이 없기 때문에 부족 또는 잉여 배출권을 배출권시장에서 조달한다. 전력부문에서는 온실가스 배출량의 실질감축이 발생하지 않는 것이다. 전력시장에서는 별도정산 기능을 이용해 발전기별 온실가스 배출권 구매비용을 정산하고, 배출비용 보전액 산출과정에서 과징금 등에 따라 발전회사에 손실발생이 가능하다.

이처럼 현 전력시장 및 계통운영에 있어서는 온실가스 배출비용와 배출권가격 등 환경비용 요소가 반영돼 있지 않다. 배출권가격이 높게 상승하는 경우에도 석탄에서 LNG로의 연료전환이 발생하지 않는 이유다.

전력시장 및 계통운영 과정에서 배출비용을 반영하는 경우에도 발전연료 전환은 온오프(On-Off) 현상이 발생할 뿐이다. 이때 발전비용 역전발생 임계점에서 발전량 전체가 대체돼 연료수급의 불안정성 문제가 발생하게 된다.

현 배출권거래제도는 발전부문의 배출량 감축에 기여하지 못할 뿐만 아니라, 발전부문 수요의 블랙홀적인 특성으로 인해 안정적인 제도운영이 어렵다는 게 전문가들의 견해다.

   
 
발전부문 배출총량제·LNG 의무할당방안 도입 필요

이에 따라 업계 전문가들은 발전부문의 배출총량을 설정, 운영하는 방안을 대안으로 꼽고 있다. 발전회사별 배출권 할당을 하지 않고 발전부문 전체에 대한 온실가스 배출총량 규제를 도입하자는 것이다.

이 경우 발전부문은 배출총량 범위 안에서 발전비용의 최소화 운전이 가능하며, 배출권시장의 안정화와 국가 온실가스 배출목표 달성 수단으로 매우 유력한 것으로 평가된다.

발전회사별 배출권 할당 대신 발전부문 전체에 대한 배출량 규제가 실현되면, 발전부문은 온실가스 배출총량 범위 내에서 발전비용 최소화, 최적화 운전이 가능해 질 것이란 분석이다.

특히 총량규제의 특성상 발전부문의 배출총량 목표달성이 보다 쉬워지고, 최적화 과정에서는 온실가스 배출계수가 높은 일부 석탄발전소가 출력을 감발하거나 정지하게 되며, 이를 배출계수가 낮은 LNG발전소가 대체할 수 있게 된다.

배출총량제 실시에 따른 발전기 이용률 변화는 눈에 띈다. 석탄발전기 이용률이 감소하는 대신 LNG 발전기 이용률은 증가하게 되는데, 2015년 수준으로 온실가스 배출량을 제약할 경우 2029년도의 LNG 발전소 평균이용률은 당초의 17%에서 62% 수준으로 상승하게 된다.

같은 조건에서 석탄발전 평균이용률은 50% 이하로 하락(무연탄발전소·노후발전소 등, 일부 발전소 폐지 시는 평균이용률 상승)하게 될 것으로 보인다.

발전연료를 석탄에서 LNG로 전환하는 측면에서 발전부문 온실가스 총량규제와 유사한 효과를 얻는 방안으로는 LNG 사용량을 사전 결정하는 ‘LNG 의무할당방안’이 있다. 이 경우 온실가스 감축목표 달성과 동시에 발전부문의 수요변동성이 큰 LNG의 수급안정화도 기대할 수 있다.

발전부문에서 연간 LNG 의무사용량을 경쟁입찰 등을 통해 LNG 발전기별로 배분(월간 혹은 주간 단위)하고, 발전기별로 배분된 의무사용량은 현 전력시장의 연료제약 입찰 및 운전 방식으로 발전해 발전비용 정산을 하면 된다.

앞서 제기했듯이 우리 정부는 발전부문의 2020년 온실가스 감축목표를 당초 26.7%에서 19.4%로 크게 낮췄다. 그렇다 하더라도 발전부문 온실가스 배출량의 약 90%를 점유하고 있는 석탄화력 발전의 지속적인 추가증설은 심각하게 고려돼야 할 부분이다.

온실가스 배출계수가 LNG 복합화력의 약 2.3배에 달하는 석탄화력이 기존 LNG 발전 영역을 대체하게 되면 LNG 발전소 이용률은 대폭 하락하게 된다. 이는 결코 신기후체제를 맞고 있는 우리의 바람직한 선택은 아닐 것이다.

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