[한국에너지신문] 지난 2011년 블랙아웃으로 우리나라 전력수급에 빨간불이 켜졌다. 정부는 늘어난 전력수요에 대응하기 위해 발전설비 확충에 나섰다. 건설에 많은 시간이 드는 원자력발전소와 환경문제의 제약이 심한 석탄발전소는 추가 건설에 제약이 많지만, 친환경 연료로 분류되는 LNG를 이용한 발전은 사회적으로 장점이 많다. 

비교적 짧은 시간에 건설이 가능하고 부지 확보도 비교적 쉽다. 전력수요가 급변하거나 가동 중인 발전기 고장 시, 긴급가동과 출력조절도 유연하다. 또한, 우리나라는 연간 약 3160톤의 LNG를 수입하는 세계 제2의 수입국이다. LNG발전에 필요한 에너지원의 공급이 충분하다.

정부는 2013년 2월 다수의 LNG발전을 긴급 건설하는 내용의 ‘제6차 전력수급기본계획(2013~2027년)’을 세우고 신규 LNG발전소를 전력시장에 대거 진입시킨다. 6차 계획에서 정부는 석탄 발전 1만 740㎿, LNG 복합발전 5060㎿ 등의 증설 계획을 세우지만 석탄 발전인 영흥 7·8호기(1740㎿)와 동부하슬라 1·2호기(200㎿)가 연료와 송전설비 등의 문제로 허가받지 못한다. 이에 7차 전력수급계획에선 LNG 복합발전 비중이 석탄 발전 비율을 넘어서기도 한다. 

>>LNG발전 위치는

변동비반영발전 방식 따라 가동 순위 항상 뒷전
8차 전력수급계획 비중도 예측량 절반인 18.8%에 불과 

2011년 4.1%까지 떨어졌던 전력 설비 예비율이 2014년 12.8%까지 상승하며 우려했던 전력 공백이 생기지 않게 되자 LNG발전소의 가동률은 대폭 하락한다. 2012년 LNG발전소의 이용률은 한때 65%까지 상승했지만, 당시 원전과 석탄 화력이 증설되며 정부의 전력수급계획은 빗나간다.

발전 설비는 증가했지만 발전량과 전력수요는 따라가지 못하는 상황이 온 것이다. 이후 2016년 12월 전력 총발전량도 4만6964GWh로 2011년 12월과 비교해 1.7% 늘어나는데 머문다. 연간 전력거래량도 5092억 3000만㎾h로 2015년보다 2.8% 소폭 증가한다. 

현재 전력시장 발전운영체제는 변동비반영비용기반체제(CBP)이다. 전력수요가 발생하면 경제적으로 발전원가가 가장 싼 발전소(원전)가 먼저 가동되고 수요가 늘면 석탄 발전, LNG발전, 유류 발전소 순으로 가동된다. 전력수요가 폭발적으로 늘지 않는다면 LNG발전소가 가동되기 어려운 구조이다. 

2017년 1~5월 기준 연료비 단가는 원자력 5.69원/㎾h, 유연탄과 무연탄이 각각 46.59원/㎾h과 61.07원/㎾h이다. LNG는 88.82원/㎾h이며 유류는 140.99원/㎾h이다.
전 세계 에너지 공급 패러다임은 대규모 집중형에서 소규모 분산형으로 변하고 있다. 그동안 기저발전의 주축이던 원전과 석탄발전은 위험성과 환경문제로 성장에 한계를 드러내고 있다. 

정부는 지난해 12월 ‘제8차 전력수급기본계획’을 발표하고 2032년까지 국가 전력의 기본 계획을 확정했다. 정부의 계획대로라면 2030년에는 2017년에 비해 원전과 석탄화력발전의 비중이 다소 줄고 신재생에너지는 대폭 상승, 천연가스발전 비중은 다소 증가한다.

8차 계획에 따르면 미래 에너지원으로 가는 중간연료의 위치를 점할 것 같던 천연가스발전은 새 정부의 LNG발전 가동률 60% 확대 공약에 한참 모자라는 18.8%만을 담당한다. 

이는 당초 신 정부 공약을 근거로 여러 기관 및 언론에서 예측한 천연가스 발전량 37%에 한참 못 미치는 수치이다. 원자력은 기존 예측치에서 신고리 5·6호기 건설 재개에 따른 증가분이 반영됐고, 신재생은 정부 공약에 제시됐던 20%가 유지됐다. 한동안 환경문제를 이유로 줄 것 같던 석탄 화력의 예측치 증가분(11%p)이 천연가스발전량 비율을 줄인 것이다.

LNG발전업계는 석탄 화력에 비해 친환경적인 발전원임에도 불구하고 이 같은 계획안이 발표된 것에 대해 향후 전기요금 인상의 부담 때문에 예상보다 크게 비중이 낮아진 것으로 추정하기도 한다. 

하지만 정부는 전기요금 영향에 대해서도 중기적으로 인상요인이 거의 없고, 장기적으로도 인상요인이 제한적일 것이라고 발표했다. 2022년까지는 발전량 믹스가 크게 변하지 않을 전망이라 전기요금 인상요인도 거의 없을 것으로 예상된다는 것이다. 2030년에도 2017년 대비 전기요금은 10.9% 인상에 그칠 것으로 전망했고 이는 연평균 인상률 1.3%에 해당하며 과거 13년간 실질요금 상승률보다도 낮은 수준이라 전기료의 큰 증가는 없다는 입장이다.

>>LNG발전 확대 위해선

<국내> 전력공급 발전 우선순위 선정 시 경제성과 함께 환경의 가치가 실질적으로 반영되는 전력 거래제도의 개선이 필요하다는 것이 업계의 중론이다. 현행 경제급전방식의 제도(CBP)는 전력회사에서 소비자에게 전력 공급 시, 가장 적은 연료비용으로 소비자의 부하를 만족시킬 수 있도록 발전하는 시스템이다.

사회적 비용을 고려하지 않고 경제성 원칙만을 고려해 현재의 시장 가치만을 판단한다. 즉 현재 연료비 단가가 낮은 원자력, 석탄 화력이 기저발전원의 역할을 할 수밖에 없는 구조이다. 천연가스와 같이 발전비용이 상대적으로 높은 친환경 발전원의 비중 확대가 실질적으로 어렵게 된다.

‘환경급전’적용…관련법 개정 현실화 위한 부속 법령 마련 시급
‘균등화발전비용단가제’ 도입 전력거래제도 개선…수익성 높여야

이와 관련해 전력공급 시 경제성과 함께 환경과 국민안전을 고려해야 한다는 ‘전기사업법 일부개정안’이 지난 2017년 3월 국회 본회의를 통과했지만 실행하기 위한 부속법령이 마련되지 않아 경제급전 시스템이 여전히 통용되고 있다. 전기사업법이 실효성을 가질 수 있도록 전기사업법 시행령과 시행규칙, 전력시장 운영규칙의 조속한 개정이 필요하다.

더구나 정부의 ‘에너지 전환 선언’ 이후 천연가스 발전량은 오히려 감소하는 추세여서 친환경 전력정책의 실효성을 담보할 수 있는 제도 개선이 시급하다. 2017년 10월(현재) 천연가스 발전량은 전년 동월 대비 30.7% 감소한 반면 석탄화력은 오히려 13.4% 증가한 것으로 나타난다.

정부는 8차 전력수급계획에서 발전 생산단가에 배출권 거래 비용, 약품 처리비, 석탄폐기물비용 등 환경 관련 비용을 추가해 석탄과 LNG의 발전단가 차이를 좁힌다는 계획을 발표했다. LNG는 ㎾h당 8.2원, 석탄에는 19.2원을 기존 연료비 단가에 추가적으로 반영해 비용 격차를 줄여 LNG발전의 가동률을 높이는 방안이다. 

또 정부는 2016년과 2017년 4월 유연탄에 붙는 개별소비세를 ㎏당 6원 인상했다. 또 관계부처 합동으로 유연탄과 LNG간 세율을 추가로 조정하는 방안을 검토 중이며 올해 4월부터 개별소비세 6원을 더 인상해 유연탄에 ㎏당 36원의 개별소비세가 부과된다.

현재 LNG에는 ㎏당 60원의 개별소비세를 비롯해 관세 3%, ㎏당 석유수입부과금 24.2원, 안전관리부담금 4.8원을 부과하고 있다. 유연탄의 경우에는 ㎏당 30원의 개별소비세를 제외하고 관세, 석유수입부과금, 안전관리부담금이 면제되어 형평성의 문제가 제기돼 왔다.

유재선 한화금융투자 연구원은 “현재(2017년 11월 기준) 조세 및 부담금을 보면 LNG가 12.7원으로 가장 높지만, 내년 유연탄 개별소비세를 비교하면 유연탄이 12.2원에서 14.6원으로 LNG보다 다소 높아진다”고 설명했다.

8차 전력수급계획에 빠진 환경비용 등 사회적 손실을 발전단가에 반영하는 균등화발전비용단가제도(LCOE)의 명문화가 필요하다. 미국과 영국 등이 사용하는 균등화발전비용단가제는 발전소 발전기의 수명 기간 동안 소요되는 총비용을 총발전량으로 균등하게 배분해 계산하는 발전비용산정 기준이다.

즉 현재 경제적인 비용에 미래 가치, 사회적 비용 등을 종합한 가치를 환산, 발전단가를 정한 후 총체적으로 가장 저렴한 발전을 가동하는 것이다. 

민간발전사 관계자는 “정부의 발전 전환 계획의 중심축이던 LCOE가 시급히 명문으로 제도화돼야 앞으로 정부의 친환경 전력수급계획에도 정확한 방향성이 생길 것”이라고 말했다. 

정부가 구상하는 친환경 분산형전원에 대한 용량요금(CP)보상의 추가 확대도 필요하다. CP는 발전사가 발전소 건설 시 투입하는 투자비와 유지비 등의 고정비를 회수할 수 있도록 지급하는 지원금 성격을 가지고 있다.

올해 보상 확대가 이뤄지면 온실가스와 미세먼지 배출이 석탄발전에 비해 상대적으로 적은 분산형 LNG발전과 수요지 인근에 위치하고 있는 열병합발전소들의 경우 수익성이 다소 높아질 전망이다. 실제 2016년 CP 인상으로 주요 민간발전사들의 실적이 개선된 바 있다. 

산자부 관계자는 “친환경 발전전원의 연료전환성과계수의 환경 기여도 비중을 확대하고 수요지 인근 발전기의 지역 계수를 상향 조정해 LNG발전소 투자 정산 비용 현실화를 추진할 계획”이라 밝혔다.

<국외> 셰일가스의 증가 및 북미, 호주, 러시아를 중심으로 LNG 공급이 늘어나며 세계 LNG시장은 당분간 공급이 수요를 초과하는 구매자 위주의 시장이 될 전망이다. 이 같은 상황은 제2의 LNG 수입국인 우리나라의 입장에서 긍정적인 요소이다. 장·단기적으로 싸고 안정적인 가격으로 수입되는 LNG는 국내 발전 단가를 낮춰 효율적으로 전력발전에 이용할 수 있기 때문이다.

전문가들은 구매자 우위 시장이 대략 2030년까지 이어질 것으로 전망한다. 더불어 LNG 수입 ‘아시아 프리미엄’도 완화될 것으로 보인다.

수입선 다변화·직도입 규제완화 유가연동방식 탈피한 계약 등
유연한 셰일가스 도입으로 발전 단가 낮추고 공급 안정화해야

이재호 현대경제연구원 연구위원은 “북미 셰일가스 생산이 본격화되던 2000년대 후반 동북아 LNG 수입국들은 소위 ‘아시아 프리미엄’으로 비싼 LNG를 수입해야 했다”며 “하지만 최근 유연한 계약조건을 가진 미국산 LNG가 수출되며 다른 지역들도 이에 동조하기 시작한 것으로 보인다. 이는 한국의 입장에서 LNG 계약과 관련해 긍정적인 신호”라 분석한다.

LNG발전 확대를 위해서는 수입국의 다변화도 필요하다. 우리나라의 LNG 수입은 중동, 동남아, 호주 등에 집중돼 특정국과의 거래 불발 시 LNG 공급에 차질이 생길 수 있는 문제가 있다. 한국의 주요 협상국인 카타르는 지난해 6월 사우디·UAE 등과 외교 단교로 아직까지 리스크가 존재하고 있는 실정이고 한국의 제2 LNG 수입국인 호주는 지난해 10월 자국 가스안정화 정책에 따라 LNG 수출 제한조치를 시행하고 있다. 

한국은 이에 미국의 셰일가스 도입 확대 및 러시아 PNG 도입 검토 등을 추진해 수입국의 다변화를 위한 노력이 필요하다. 

우리나라는 지난해 4월 SK E&S가 셰일가스를 직도입해 운영하는 파주발전소를 준공했고 7월에는 가스공사가 미국산 셰일가스(7만 4000톤 규모, 여름 수요 최고치 하루분 해당)를 통영기지를 통해 들여오며 미국과의 거래량을 늘리고 있다. 

직도입 규제완화를 통해 LNG 거래방식의 유연화 제고로 LNG 수입 계약 시 독소조항 규정을 완화, 가격 안정성을 높이는 방안도 제시된다. 도착지 제한 규정과 재판매금지 규정은 수입국의 입장에서는 수급 유연성에 악영향을 미친다.

글로벌 LNG 시장 중 북미와 일부 아프리카 국가들은 단기 거래, 스팟 물량 중심 거래 등 유연한 계약의 비중이 높지만, 전통적인 중동 및 동남아 국가들은 대부분 장기 및 경직된 거래로 수입국에 물량조절 부담을 주기도 한다. 

LNG발전이 대부분 분산형 전원임을 감안한다면 장기적인 시점에서 거래 유연성의 확대가 수입국의 입장에서도 발전량 조절에 유리하다. 

한편 현재 국내 LNG 도입 계약의 대부분을 차지하는 유가연동방식을 벗어나 ‘가스 시장 수급량’에 기초한 ‘헨리 허브 가격 연동 방식’의 계약을 확대해야 한다는 방안도 제시된다.(2017년 12월, 현대경제연구원)

일반적으로 낮은 유가일 때는 유가 연동 방식이, 높은 유가일 때는 헨리 허브 방식이 LNG 계약에 유리한 것으로 분석된다. 또 헨리 허브 가격 연동 방식은 유가의 영향을 받지 않아 석유 수출국들의 감산 결정 및 분쟁 등 외생적인 공급 위험이 존재하더라도 안정적인 LNG 수급이 가능해진다. 

이재호 연구위원은 “IHS 마킷에 따르면 현재 전 세계 LNG 물량 중 유연한 거래 비중은 34%, 경직 거래 비중은 약 66%이지만, 향후 유연한 거래 비중이 지속적으로 확대될 전망”이라며 “장기적으로 유가 상승이 헨리 허브 가격 상승률보다 높을 것으로 전망돼 한국은 헨리 허브 연동 계약의 비중을 높이는 것이 수급 계약에서 유리하다”고 분석한다.