김창섭 가천대학교 교수
그동안의 전력운영방식은 경제급전을 원칙으로 kW는 전력수급기본계획이, kWh는 시장규칙이 각각 분리해 담당하는방식이었다. 이는 수요예측을 기반으로 전력수급기본계획을 통해 설비건설 물량을 결정하고, 시장규칙을 통해 발전설비의 발전량을 결정하는 분리된 운영방식이다.
설비계획은 WASP(전산모형) 모델을 활용했고, 시장규칙은CBP(변동비 반영 전력시장)를 채택해 운영돼 왔다. 이러한 체계에서 전력산업계의 임무는 단연 경제급전원칙에 의거해 소비자에게 ‘싸고’ ‘안정적으로’ 전기를 공급하는 것이었다. 그러나 여건 변화로 이러한 경제급전원칙의 변화 필요성이 대두되고 있다. 우선 기후변화 대응을 위해 저탄소전원의 확대가 필요해졌다. 저탄소화는 주로 석탄화력을 축소하고 신재생에너지를 확대함을 의미하는데, 결국 미세먼지 대응과 같은 맥락으로 이해될 수 있다.
설비계획은 WASP(전산모형) 모델을 활용했고, 시장규칙은CBP(변동비 반영 전력시장)를 채택해 운영돼 왔다. 이러한 체계에서 전력산업계의 임무는 단연 경제급전원칙에 의거해 소비자에게 ‘싸고’ ‘안정적으로’ 전기를 공급하는 것이었다. 그러나 여건 변화로 이러한 경제급전원칙의 변화 필요성이 대두되고 있다. 우선 기후변화 대응을 위해 저탄소전원의 확대가 필요해졌다. 저탄소화는 주로 석탄화력을 축소하고 신재생에너지를 확대함을 의미하는데, 결국 미세먼지 대응과 같은 맥락으로 이해될 수 있다.
그리고 전력망 포화 및 블랙아웃 가능성 대두로 계통망에 대한 새로운 운영방식 필요성이 확대됐다. 여기에 원전에 대한 안전 이슈를 추가하는 여건변화는 결국 발전믹스의 변화, 곧 급전원칙의 변화를 요구하고 있다. 이 중 기후규제가 가장 먼저 실체적이고 수치적으로 전환(발전)부문에 규제로 작동하고 있다. 또한 미세먼지와 전력망(분산화)는 기후규제와 동일한 방향성을 갖고 있다 할 것이다.
2. 전환부분의 기후규제가 갖는 의미
기후규제에 있어 전환부문의 책임할당은 특별한 의미를 갖는다. 비전의 형식으로서 장기과제의 성격을 갖는 다른 부문과 달리 전환부문은 정부계획에 바로 연동되어 직접적이
고 실효적인 영향은 미친다. 2020 계획은 5차 전력수급 기본계획에 직접 연동된 바 있다. 전환부문의 경우에도 미래 불확실성을 선제적으로 반영해야만 장기적으로도 시장왜곡이 최소화된다. 기후규제에 의한 믹스변화의 방향은 미세먼지와 전력망 포화가 거의 동일할 것으로 판단된다(원전 안전 이슈는 별도).
이번 기후규제는 8차 전력수급기본계획, 환경급전(환경부 검토 중), 2차 ETS(배출권거래제) 할당, 시장구조 논쟁(외부성 및 시장규칙 논쟁), 3차 국가에너지기본계획 등 다른 연관정책들과 직접 연계될 것이라는 점에서도 의미를 찾을 수 있다. 즉 수치상의 구속력으로 작동된다는 의미이다.
참고로 정부가 지난해 말 발표한 ‘제1차 기후변화대응 기본계획(이하 ’기본계획‘)의 핵심은 감축목표인 37%에 대해 표 1과 같이 부문간 책임할당을 했다는 점이다.
고 실효적인 영향은 미친다. 2020 계획은 5차 전력수급 기본계획에 직접 연동된 바 있다. 전환부문의 경우에도 미래 불확실성을 선제적으로 반영해야만 장기적으로도 시장왜곡이 최소화된다. 기후규제에 의한 믹스변화의 방향은 미세먼지와 전력망 포화가 거의 동일할 것으로 판단된다(원전 안전 이슈는 별도).
이번 기후규제는 8차 전력수급기본계획, 환경급전(환경부 검토 중), 2차 ETS(배출권거래제) 할당, 시장구조 논쟁(외부성 및 시장규칙 논쟁), 3차 국가에너지기본계획 등 다른 연관정책들과 직접 연계될 것이라는 점에서도 의미를 찾을 수 있다. 즉 수치상의 구속력으로 작동된다는 의미이다.
참고로 정부가 지난해 말 발표한 ‘제1차 기후변화대응 기본계획(이하 ’기본계획‘)의 핵심은 감축목표인 37%에 대해 표 1과 같이 부문간 책임할당을 했다는 점이다.
이번 기본계획 중 전환부문의 감축옵션 및 항목별로 몇 가지 평가를 해 보면, 우선 ‘자연수요저감 및 수요관리와 관련한 효과분이 각 부문별로 기반영된 것이 맞는가’ 하는 부분이다. 현재 전환부문의 경우 현 추세대로라면 2030년도 자연 감축분이 발생할 것으로 예상되는데, BAU 대비 14~18%정도 자연저감이 가능할 것으로 보인다.
저탄소믹스를 통해 3,500만톤 저감하겠다는 부분과 관련해서는 8차 전력수급기본계획에서 석탄에 대한 추가적인 조치(미세먼지 등)가 예상되므로 석탄·가스 조정에 대한 재평가가 필요하고, 원전의 건설지연 반영여부 및 어떤 배출계수를적용했는지에 대해서도 평가가 필요하다.2,840만톤 감축을 목표로 하는 효율향상 부분과 관련, 발전효율의 경우 초초임계 정도가 가능한 기술이고 송배전의 경우 효율향상에 한계가 있으므로 현 목표는 과다한 것으로 판단된다. CCS(1,000만톤 감축) 역시 현실적으로 어려울 것으로 판단되기에 실천과정에서는 축소가 불가피할 것으로 보인다. 마이크로그리드(400만톤) 부분은 마이크로그리드의 기술적 정체성이 무엇인지 해석이 필요하며, 특히 산출과정과 무관하게 이 옵션을 ‘열병합발전’으로 대체하는 것이 바람직할 것으로 판단된다. 공공부문(370만톤 감축)은 대부분 수요관리 및 신재생에너지의 이슈로서 사실상 전환부문의 옵션에 해당된다 할 것이다.
또한 현재 2030년도 기준 11.3%에 해당하는 9,600만톤을 국제시장을 통해 감축을 시행하는 것을 명시적으로 기본계획에 반영했으나 정작 실천방안은 없다. 현재 정부의 기본계획은 국제시장의 실천적인 방안에 대해 2019년에 제시하겠다는 입장이어서, 국제시장에 대한 방안은 현재 정책이 부재한 것으로 판단하는 것이 타당하다. 중요한 것은 국제시장의 수단을 책임질 주체가 반영돼야만 국제사회에 대해 책임성 있는 자세일 것으로 판단된다. 사실상 1억톤에 해당하는 막대한 감축량을 모호하게 처리하는것은 바람직하지 않다. 특히 전환부문의 경우 추후 유보된비용은 장기적으로 기후대응과 수급의 비용처리에 상당한 문제를 야기할 수 있기 때문에 비용지불의 선제적인 조치가 필요하다. 따라서 11.3% 중 일부라도 감축방안을 제시하거나, 책임 주체를 명기하는 노력이 필요하다. 이에 현재 배출량 비중 39%에 해당하는 3,740만톤을 전환부문에 선할당하는 것이 타당할 것으로 판단된다. 아니면 외교적 제스처로서 일부라도 반영하는 조치가 필요하다.
3. 전환부문의 기후규제의 핵심쟁점
우선 부문할당의 적정성 등의 논쟁에도 부문별 규제수치가 제시된 것은 의미가 있다. 하지만 전환부문의 입장에서 보면 전환부문의 2030년 기준 배출허용량이 모호하다는 점은중요한 쟁점사안이라 할 것이다. 현재 기후기본계획으로는 2030년 전환부문의 배출허용량이 명확하지 않다(유권해석의 여지가 있음). 이러한 모호성으로 인해 실질적으로 8차 전력수급기본계획에 2030 기후규제를 수용할 수 없다. 다만 이 사안은 국무조정실의 유권해석만으로 해소될 수 있는 간단한 사안이기도 하다.
우선 전력간접배출에서 자연저감/수요관리에 의한 배출저감량을 얼마로 산정할 것인지, 그리고 어디에 귀속시킬 것인가에 대한 해석 및 판단이 필요하다. 현재 기본계획상 자연저감분은 각 부문(산업·건물 등)으로 귀속돼 있는 것으로 해석된다.
기본계획상 전환부문의 감축필요량은 3가지로 해석이 가능하다(국무조정실의 유권해석 필요). 우선 1안은 기본계획상의 전환항목의 감축수치인 6,450만톤이다. 2안은 에너지신산업 항목 등에 포함돼 있는 전환부문 감축수단을 포함할 경우 8,180만톤(정상적인 분류시 이 수치가 적정)이다. 여기에는 CCS(1,000만톤), 마이크로그리드(400만톤), 공공부문(370만톤)을 포함한다. 즉, 신산업 별도항목처리는 부적합하다. 3안은 국제시장 활용 감축량 중 전환부문의 비중을 선 반영시 1억1,920만톤이다. 이안은 국제사회 설득에 적정한안이라 할 것이다. 문제는 이러한 기후규제를 어떻게 전력운영체계에 반영할 수 있는가이다. 특히 8차 전력수급기본계획과 관련한 시사점은 핵심 쟁점사항이 될 것이다.
4. 전력수급기본계획의 성격과 변화
그동안 전력수급계획은 변화해 왔고 앞으로도 지속적으로 변화할 것이다. 1991년부터 2000년까지 수립된 장기전력수급계획은 국가가 직접 건설물량 등을 설계해 확정했다(한전이 발전소 가동율 조정). 이어 1~2차 전력수급기본계획은 전력산업구조개편 논의의 일환으로 수요시그널만을 제시했으며(투자는 사업자 선택권), 3~7차 전력수급기본계획은 사실상 장기전력수급계획과 동일했다(발전소 운용은 시장규칙에서 결정).
그러나 이 계획들은 모두 수요예측 후 필요 발전소에 대한 건설계획이었다. kW 건설계획으로 사실상 인허가 계획인셈이다. 이번 8차 전력수급기본계획은 수요정체와 공급확대로 최초로 건설물량 제로의 가능성이 있는 계획이 될 가능성이 높다(오히려 kWh계획으로 전환). 이제는 ‘수급계획’과 ‘시장제도’라는 두 축의 연동과 환경과 전력망이라는 두 제약요소의 등장으로 ‘새로운 연립방정식’으로 전환돼야 한다. 분명한 것은 정책적/정치적 선택과 실제 실행은 다르다는 점이다.
수급계획도 kWh 계획으로 전환돼 변동비 중심의 경제급전에서 탈피해야 하고, 제시된 믹스변화부문은 시장제도를 통해 실행되는 것이기에 두 축이 연립방정식으로 전환돼야 한다. 아울러 기후규제, 미세먼지규제 그리고 전력망 제약 등이 제약조건으로 이 연립방정식 해법에 반영되어야 한다. 즉 가까스로 사회적 합의로 친환경 믹스가 정해져도, 현재 운영체계로서는 집행되지 못한다는 의미이다.
5.경제급전 원칙에서 지속가능발전 원칙으로 회귀
지난 수십 년 간의 전력운영의 기본원칙은 ‘경제급전’이다. 이 원칙은 매우 강력하게 작용돼 왔는데, 이는 그동안 전기요금과 관련해 △전력계의 임무 의식(싸고 안정적으로 전기를 공급) △소비자들의 요구 △물가당국개입이라는 3가지 큰 기둥이 버티고 있었기 때문이다. 향후에는 경제난, 복지 등의 이유로 ‘더 싼 요금’을 요구할 가능성이 있다.
하지만 최근 들어 환경, 안전, 형평성 등을 포함해 경제급전을 추구하는, 즉 ‘지속가능발전’ 원칙이 다시 대두되고 있다. 지금까지 환경·안전을 위한 시도가 꾸준히 있어 왔지만, 현재는 기후규제, 지진에 의한 원전안전 이슈화, 미세먼지 등의 급격한 여건 악화로 기존 방식의 내부화 조치로는 한계에 봉착하고 있다. 특히 가스 퇴출, 전기수요 포화, 과다 흑자 등의 현실과 맞물리며 운영체계의 구조적 변동이 불가피해 졌다.
환경·안전의 통합 고려는 외부성의 내부화로 세제조정(인상)이 불가피한데, 결과론적으로 소매요금 인상에 대한 수용가능성 여부가 관건이다. 한편 소매-도매시장의 괴리는 소비자요금 적정화를 가로 막는 결정적 장애로 작용한다.
결국 소비자요금의 ‘인상 및 변동성’의 불가피성을 소비자에게 알려주고 그 당위성을 설명해야 한다. 1997년 석유자유화조치에서도 소비자들을 설득하는 작업이 선행된 바 있다.환경·안전비용은 증대시키고 요금은 유지 또는 인하한다면 전력시장의 왜곡 및 전력산업의 좀비화 그리고 장기적으로 전력수급불안을 유발할 우려가 있다. 실제로 소비자단체는 정당한 가격에 쓴 만큼 내겠다는 입장이며, 금번 누진제개선도 포퓰리즘으로 인식하고 있다.
6. 8차 전력수급기본계획의 과제들
기후규제를 만족시키는 저탄소 전원확보와 운영방안이 8차 전력수급기본계획의 핵심 과제이다. 믹스조정(원전/석탄/가스/신재생), 설비효율화(발송배전 및 수요관리) 및 배출권시장기능 등의 감축옵션의 채택방식이 핵심이슈가 될 것으로 전망되며, 추정결과는 연료전환(가스와 신재생 확대)이 핵심이 될 것으로 보인다. 이와 함께 원전의 역할에 대한 논쟁(기허가 물량의 유지여부, 수명연장 등)이 부가될 전망이다.
임계적용, CCS, 송배전 등은 한계가 있기에, 설비효율화의 기술적 채택가능성(Technical Potential 논쟁)에 대해서도 논쟁이 예상된다. 8차 전력수급기본계획은 아마도 설비의 확대보다는 설비의 운영측면이 중요해질 전망이다. 이는 석탄설비의 충분, 원전의 건설 불확실성(타당성/실천성), 신재생의 확대가능성(입지확보 실천성) 등의 문제로, 반면 가스설비는 현재 가동율 저하상태를 감안하면 당분간 충분할 것으로 판단된다.
따라서 기구축된 설비의 운영계획이 핵심적 과제로 도출될 전망이다. 즉 필요 가동률 추정에 기반한 설비의 운영(축소/확대/퇴출 등)에 대한 정책방침이 핵심으로 떠오를 것으로 보인다.
석탄 축소 또는 퇴출, 원전 신규진입 재검토(혹은 수명연장이슈), 혹은 신재생 추가보급, 수요관리 물량 확대 등 어느경우이건 그 간의 수급계획의 프레임(수요예측 및 건설물량
확정)은 적합하지 않을 것이다.
따라서 8차 전력수급기본계획에서 논의되고 결정돼야 하는 정책들은 새로운 그리고 복잡한 과제들이 될 것이다. 첫 번째 과제로 기후규제 등을 수용할 수 있는 발전연료믹스(용
량/배출량 동시)에 대한 원칙 설정 및 믹스목표수치를 도출해야 한다. 원전, 석탄, 가스, 신재생, 수요관리 포트폴리오(kWh)에 대한 공감대 형성 및 구체화 작업이 진행돼야 한다. 참고로 2차 에너지기본계획에서 원전적정믹스는 민관의 합의로 정한 바 있다(22-29%).
두 번째, 오히려 중요한 것은 (운영중 혹은 기진입 허용된) 발전설비의 운용에 대한 원칙을 제시해야 한다는 점이다. 보유설비 혹은 진입예정설비에 대한 전반적인 검토(추가, 유
지, 조기퇴출, 승인취소 등)가 있어야 한다.
세 번째 과제는 지속가능급전에 따른 요금인상 가능성 등에 대해 소비자들과의 대화해야 한다는 점이다. 네 번째로는 신재생에너지의 간헐성 확대 및 대규모단지화에 따른 계통불안성 증대 등에 대처하기 위해 전력망 고도화 방안이 병행돼야 한다는 것이다. 참고로 그동안은 수급계획 확정 이후 한전 주도로 전력망을 설계해 왔다.
7. 8차 전력수급기본계획의 이슈들
8차 전력수급기본계획 수립에 있어 놓치기 쉬운, 그러나 매우 중요한 이슈들로 △적정 예비율 논쟁 △시장제도와의 연동 △거버넌스 등 3가지를 제시할 수 있다.
가. 적정 예비율 논쟁
우선 8차 전력수급기본계획에서는 적정 예비율에 대한 논쟁이 필요하다. 7차 전력수급기본계획을 기준으로 우리나라의 정책적인 예비율은 22%(15%+7%)로, 설비확대와 수요정체 등으로 인해 향후에도 예비율은 지속적으로 20%를 유지할 것으로 예상된다. 현재 우리나라는 설비용량 기준으로 1억kW를 달성한 상태이다.
그렇다면 어느 정도의 예비율을 확보하는 것이 타당한가에 대한 논쟁이 필요하다. 예전에는 통상 적정예비율에 대해 15% 수준으로 인식해 왔다. 그러나 5차, 6차에서부터 20%대의 예비율을 설정하기 시작했는데 그 이유는 여러 가지로 제시할 수 있다. 첫째로 과소예비력과 과대예비력의 문제를 경험 후 과대가 덜 나쁘다는 교훈을 얻었기 때문이다. 1970년대 50-60%대의 과대예비력이 1980년대 고속성장의 바탕이 됐다는 점에서 오히려 긍정적 기능을 한 사례도 있다.
두 번째는 후쿠시마사태와 9.15대정전 사태 이후 우리 전력망의 블랙아웃 등 취약성에 대한 우려로 적정 예비력을 제고한 것도 그 이유로 꼽을 수 있다. 그리고 마지막으로 비상
상황에 대비하는 차원에서 예비율을 높인 측면도 있다. 지진 등으로 대규모 발전용량 상실시 수급안정성을 확보해야 한다거나, 혹은 주변국 재난으로 대규모 산업단지의 신설이요구될 경우 등에 대비하는 것이 인프라 산업으로서 당연한 역할로 인식되고 있다.
한편, 예비율 논쟁을 통한 ‘원만한 믹스조정’뿐 아니라 ‘발전설비의 보위’도 함께 추구해야 한다. 수급안정과 건설가능성 등의 측면에서 모든 기구축 발전자원은 소중하다. 이는 향후 지역수용성과 망수용성을 동시에 확보하는 설비보유는 쉽지 않으므로, 가능한 현 설비의 활용을 높이는 것이 수급안정과 비용효과성의 측면에서 효율적이기 때문이다.
이제 신규건설 물량규모를 결정하는 예비율 논쟁이 아니라, 향후 보유해야 하는 적정 규모의 예비력 문제로 전환되어야한다. 특히 조기퇴출이 예상되는 설비(주로 석탄, 노후설비,
비효율설비)에 대한 운영방침이 중요하다. 우리나라는 적정한 규모의 발전설비를 확보하고 있어야 한다. 가스 확대와 석탄 축소에도 불구하고 여전히 석탄설비의 보유는 불가피 한데, 석탄을 예비군으로 활용해야 한다. 원자력의 지속여부(추가건설취소, 수명연장불허)는 사회적 논의를 통해 별도로 결정해야 한다.
설비예비율은 20%대를 유지하는 것이 바람직하다고 보는데, 이는 신규가 아닌 기존 설비의 유지를 통한 예비력 확보를 의미한다. 적정 가동률 배분, 현행 CP의 확장 등 확보한 설비의 최소 수익을 보장하는 방안을 마련해야 하며, 동시에 기후규제 및 환경수급정책으로 인해 급격한 가동률 저하가 예상되는 발전사에 대해서는 경영평가에서의 지표변경, 신사업 진출시 우대 등 별도의 지원방안을 모색할 필요가 있다.
나. 시장제도와의 연동
8차 전력수급기본계획에 있어서는 수급계획과 동시에 새로운 시장제도를 논의해야 한다. 현재 CBP시장은 완전 경쟁을 목표로 과도기적인 제도로 채택돼 지금까지 운영 중에 있다. 원간 발전단가 차이가 큰 우리나라에서는 경쟁의 효과가 극히 제약될 수밖에 없어 브릿지로서 역할이 없다. 따라서 경제급전의 표본인 CBP 시장제도에 대한 탈피가 불가피하며, 환경과 안전이라는 가치는 시장보다는 정책에 의하여 실현될 수 있는 것으로 판단된다.
8차 전력수급기본계획에서 믹스목표 수치 설정과 병행해 새로운 시장제도의 논의와 구체화가 필요하다. 새로운 시장제도는 다양한 모형이 가능할 것으로 보이는데, 기존의 시
장만능적 구조개편 논의를 현실화할 필요가 있다. 현행 시장골격 하에서 (탄소)제약강화 혹은 완전한 새로운 계약시장 등 다양한 방식이 존재 가능한데, 어떠한 경우에서건 발전용 연료믹스에 대한 사회적 합의는 필수적 요건이다.
특히 도매시장과 소매시장의 연동이 동시에 논의돼야만 전력시장이 정상적으로 안정화될 것으로 판단된다. 시장개선을 통해 친환경 수급계획의 집행력을 담보하면서 동시에 전력시장의 안정성 그리고 전력산업의 불확실성 제거와 소비자 수용성을 동시에 추진해야 할 것이다.
다. 거버넌스
이러한 다앙햔 논쟁들을 누가 어떻게 결정할 것인가도 매우 중요한 이슈이다. 그동안의 전력수급계획은 최적화 이론에 비용최소화를 지향하는, 즉 경제급전이라는 단일한 가치를 중심으로 논의됐다. 따라서 이론적인 배경을 근거로 최적화 모델(WASP, CBP 등)에 의존했기 때문에 소수의 전문가그룹(공무원, 거래소, 교수) 중심으로도 계획수립에 대하여 책임성 있는 수행이 가능했다.
그러나 앞으로는 ‘상충되는 가치간의 균형과 선택’을 설정하는 것이 핵심으로서 다양한 이해당사자간의 공론화와 타협이 불가피한 상황이다. 따라서 누가 어떻게 결정할 것인가는 대단히 중요한 문제이다. 산업부는 2차 에너지기본계획에서도 다양한 이해당사자들 간의 개방된 논의구조를 통해 수립했는데, 당시 민관워킹그룹의 주관으로 전문가, 사업자, 시민단체 등이 모두 함께 논의해 원전비중 등에 대한 합의를 도출한 바 있다. 소비자, 산업계, 한전, 발전사업자(원전/석탄/가스), 신재생사업자, 환경단체, 소비자단체 등은 모두 다른 이해관계를 갖고 있다. 따라서 주요 이해관계자들의 논의 참여가 필요하다.
8차 전력수급기본계획, 3차 에너지기본계획 등은 비용상승이 불가피하고 제도개편 등이 필요하므로 더욱이 이러한 ‘개방적인 논의구조’를 통해 새로운 원칙설정과 제도화가 요구된다. 물론 최종 결정은 정부에서 책임성 있게 수행해야할 것이다.
우선 전력간접배출에서 자연저감/수요관리에 의한 배출저감량을 얼마로 산정할 것인지, 그리고 어디에 귀속시킬 것인가에 대한 해석 및 판단이 필요하다. 현재 기본계획상 자연저감분은 각 부문(산업·건물 등)으로 귀속돼 있는 것으로 해석된다.
기본계획상 전환부문의 감축필요량은 3가지로 해석이 가능하다(국무조정실의 유권해석 필요). 우선 1안은 기본계획상의 전환항목의 감축수치인 6,450만톤이다. 2안은 에너지신산업 항목 등에 포함돼 있는 전환부문 감축수단을 포함할 경우 8,180만톤(정상적인 분류시 이 수치가 적정)이다. 여기에는 CCS(1,000만톤), 마이크로그리드(400만톤), 공공부문(370만톤)을 포함한다. 즉, 신산업 별도항목처리는 부적합하다. 3안은 국제시장 활용 감축량 중 전환부문의 비중을 선 반영시 1억1,920만톤이다. 이안은 국제사회 설득에 적정한안이라 할 것이다. 문제는 이러한 기후규제를 어떻게 전력운영체계에 반영할 수 있는가이다. 특히 8차 전력수급기본계획과 관련한 시사점은 핵심 쟁점사항이 될 것이다.
4. 전력수급기본계획의 성격과 변화
그동안 전력수급계획은 변화해 왔고 앞으로도 지속적으로 변화할 것이다. 1991년부터 2000년까지 수립된 장기전력수급계획은 국가가 직접 건설물량 등을 설계해 확정했다(한전이 발전소 가동율 조정). 이어 1~2차 전력수급기본계획은 전력산업구조개편 논의의 일환으로 수요시그널만을 제시했으며(투자는 사업자 선택권), 3~7차 전력수급기본계획은 사실상 장기전력수급계획과 동일했다(발전소 운용은 시장규칙에서 결정).
그러나 이 계획들은 모두 수요예측 후 필요 발전소에 대한 건설계획이었다. kW 건설계획으로 사실상 인허가 계획인셈이다. 이번 8차 전력수급기본계획은 수요정체와 공급확대로 최초로 건설물량 제로의 가능성이 있는 계획이 될 가능성이 높다(오히려 kWh계획으로 전환). 이제는 ‘수급계획’과 ‘시장제도’라는 두 축의 연동과 환경과 전력망이라는 두 제약요소의 등장으로 ‘새로운 연립방정식’으로 전환돼야 한다. 분명한 것은 정책적/정치적 선택과 실제 실행은 다르다는 점이다.
수급계획도 kWh 계획으로 전환돼 변동비 중심의 경제급전에서 탈피해야 하고, 제시된 믹스변화부문은 시장제도를 통해 실행되는 것이기에 두 축이 연립방정식으로 전환돼야 한다. 아울러 기후규제, 미세먼지규제 그리고 전력망 제약 등이 제약조건으로 이 연립방정식 해법에 반영되어야 한다. 즉 가까스로 사회적 합의로 친환경 믹스가 정해져도, 현재 운영체계로서는 집행되지 못한다는 의미이다.
5.경제급전 원칙에서 지속가능발전 원칙으로 회귀
지난 수십 년 간의 전력운영의 기본원칙은 ‘경제급전’이다. 이 원칙은 매우 강력하게 작용돼 왔는데, 이는 그동안 전기요금과 관련해 △전력계의 임무 의식(싸고 안정적으로 전기를 공급) △소비자들의 요구 △물가당국개입이라는 3가지 큰 기둥이 버티고 있었기 때문이다. 향후에는 경제난, 복지 등의 이유로 ‘더 싼 요금’을 요구할 가능성이 있다.
하지만 최근 들어 환경, 안전, 형평성 등을 포함해 경제급전을 추구하는, 즉 ‘지속가능발전’ 원칙이 다시 대두되고 있다. 지금까지 환경·안전을 위한 시도가 꾸준히 있어 왔지만, 현재는 기후규제, 지진에 의한 원전안전 이슈화, 미세먼지 등의 급격한 여건 악화로 기존 방식의 내부화 조치로는 한계에 봉착하고 있다. 특히 가스 퇴출, 전기수요 포화, 과다 흑자 등의 현실과 맞물리며 운영체계의 구조적 변동이 불가피해 졌다.
환경·안전의 통합 고려는 외부성의 내부화로 세제조정(인상)이 불가피한데, 결과론적으로 소매요금 인상에 대한 수용가능성 여부가 관건이다. 한편 소매-도매시장의 괴리는 소비자요금 적정화를 가로 막는 결정적 장애로 작용한다.
결국 소비자요금의 ‘인상 및 변동성’의 불가피성을 소비자에게 알려주고 그 당위성을 설명해야 한다. 1997년 석유자유화조치에서도 소비자들을 설득하는 작업이 선행된 바 있다.환경·안전비용은 증대시키고 요금은 유지 또는 인하한다면 전력시장의 왜곡 및 전력산업의 좀비화 그리고 장기적으로 전력수급불안을 유발할 우려가 있다. 실제로 소비자단체는 정당한 가격에 쓴 만큼 내겠다는 입장이며, 금번 누진제개선도 포퓰리즘으로 인식하고 있다.
6. 8차 전력수급기본계획의 과제들
기후규제를 만족시키는 저탄소 전원확보와 운영방안이 8차 전력수급기본계획의 핵심 과제이다. 믹스조정(원전/석탄/가스/신재생), 설비효율화(발송배전 및 수요관리) 및 배출권시장기능 등의 감축옵션의 채택방식이 핵심이슈가 될 것으로 전망되며, 추정결과는 연료전환(가스와 신재생 확대)이 핵심이 될 것으로 보인다. 이와 함께 원전의 역할에 대한 논쟁(기허가 물량의 유지여부, 수명연장 등)이 부가될 전망이다.
임계적용, CCS, 송배전 등은 한계가 있기에, 설비효율화의 기술적 채택가능성(Technical Potential 논쟁)에 대해서도 논쟁이 예상된다. 8차 전력수급기본계획은 아마도 설비의 확대보다는 설비의 운영측면이 중요해질 전망이다. 이는 석탄설비의 충분, 원전의 건설 불확실성(타당성/실천성), 신재생의 확대가능성(입지확보 실천성) 등의 문제로, 반면 가스설비는 현재 가동율 저하상태를 감안하면 당분간 충분할 것으로 판단된다.
따라서 기구축된 설비의 운영계획이 핵심적 과제로 도출될 전망이다. 즉 필요 가동률 추정에 기반한 설비의 운영(축소/확대/퇴출 등)에 대한 정책방침이 핵심으로 떠오를 것으로 보인다.
석탄 축소 또는 퇴출, 원전 신규진입 재검토(혹은 수명연장이슈), 혹은 신재생 추가보급, 수요관리 물량 확대 등 어느경우이건 그 간의 수급계획의 프레임(수요예측 및 건설물량
확정)은 적합하지 않을 것이다.
따라서 8차 전력수급기본계획에서 논의되고 결정돼야 하는 정책들은 새로운 그리고 복잡한 과제들이 될 것이다. 첫 번째 과제로 기후규제 등을 수용할 수 있는 발전연료믹스(용
량/배출량 동시)에 대한 원칙 설정 및 믹스목표수치를 도출해야 한다. 원전, 석탄, 가스, 신재생, 수요관리 포트폴리오(kWh)에 대한 공감대 형성 및 구체화 작업이 진행돼야 한다. 참고로 2차 에너지기본계획에서 원전적정믹스는 민관의 합의로 정한 바 있다(22-29%).
두 번째, 오히려 중요한 것은 (운영중 혹은 기진입 허용된) 발전설비의 운용에 대한 원칙을 제시해야 한다는 점이다. 보유설비 혹은 진입예정설비에 대한 전반적인 검토(추가, 유
지, 조기퇴출, 승인취소 등)가 있어야 한다.
세 번째 과제는 지속가능급전에 따른 요금인상 가능성 등에 대해 소비자들과의 대화해야 한다는 점이다. 네 번째로는 신재생에너지의 간헐성 확대 및 대규모단지화에 따른 계통불안성 증대 등에 대처하기 위해 전력망 고도화 방안이 병행돼야 한다는 것이다. 참고로 그동안은 수급계획 확정 이후 한전 주도로 전력망을 설계해 왔다.
7. 8차 전력수급기본계획의 이슈들
8차 전력수급기본계획 수립에 있어 놓치기 쉬운, 그러나 매우 중요한 이슈들로 △적정 예비율 논쟁 △시장제도와의 연동 △거버넌스 등 3가지를 제시할 수 있다.
가. 적정 예비율 논쟁
우선 8차 전력수급기본계획에서는 적정 예비율에 대한 논쟁이 필요하다. 7차 전력수급기본계획을 기준으로 우리나라의 정책적인 예비율은 22%(15%+7%)로, 설비확대와 수요정체 등으로 인해 향후에도 예비율은 지속적으로 20%를 유지할 것으로 예상된다. 현재 우리나라는 설비용량 기준으로 1억kW를 달성한 상태이다.
그렇다면 어느 정도의 예비율을 확보하는 것이 타당한가에 대한 논쟁이 필요하다. 예전에는 통상 적정예비율에 대해 15% 수준으로 인식해 왔다. 그러나 5차, 6차에서부터 20%대의 예비율을 설정하기 시작했는데 그 이유는 여러 가지로 제시할 수 있다. 첫째로 과소예비력과 과대예비력의 문제를 경험 후 과대가 덜 나쁘다는 교훈을 얻었기 때문이다. 1970년대 50-60%대의 과대예비력이 1980년대 고속성장의 바탕이 됐다는 점에서 오히려 긍정적 기능을 한 사례도 있다.
두 번째는 후쿠시마사태와 9.15대정전 사태 이후 우리 전력망의 블랙아웃 등 취약성에 대한 우려로 적정 예비력을 제고한 것도 그 이유로 꼽을 수 있다. 그리고 마지막으로 비상
상황에 대비하는 차원에서 예비율을 높인 측면도 있다. 지진 등으로 대규모 발전용량 상실시 수급안정성을 확보해야 한다거나, 혹은 주변국 재난으로 대규모 산업단지의 신설이요구될 경우 등에 대비하는 것이 인프라 산업으로서 당연한 역할로 인식되고 있다.
한편, 예비율 논쟁을 통한 ‘원만한 믹스조정’뿐 아니라 ‘발전설비의 보위’도 함께 추구해야 한다. 수급안정과 건설가능성 등의 측면에서 모든 기구축 발전자원은 소중하다. 이는 향후 지역수용성과 망수용성을 동시에 확보하는 설비보유는 쉽지 않으므로, 가능한 현 설비의 활용을 높이는 것이 수급안정과 비용효과성의 측면에서 효율적이기 때문이다.
이제 신규건설 물량규모를 결정하는 예비율 논쟁이 아니라, 향후 보유해야 하는 적정 규모의 예비력 문제로 전환되어야한다. 특히 조기퇴출이 예상되는 설비(주로 석탄, 노후설비,
비효율설비)에 대한 운영방침이 중요하다. 우리나라는 적정한 규모의 발전설비를 확보하고 있어야 한다. 가스 확대와 석탄 축소에도 불구하고 여전히 석탄설비의 보유는 불가피 한데, 석탄을 예비군으로 활용해야 한다. 원자력의 지속여부(추가건설취소, 수명연장불허)는 사회적 논의를 통해 별도로 결정해야 한다.
설비예비율은 20%대를 유지하는 것이 바람직하다고 보는데, 이는 신규가 아닌 기존 설비의 유지를 통한 예비력 확보를 의미한다. 적정 가동률 배분, 현행 CP의 확장 등 확보한 설비의 최소 수익을 보장하는 방안을 마련해야 하며, 동시에 기후규제 및 환경수급정책으로 인해 급격한 가동률 저하가 예상되는 발전사에 대해서는 경영평가에서의 지표변경, 신사업 진출시 우대 등 별도의 지원방안을 모색할 필요가 있다.
나. 시장제도와의 연동
8차 전력수급기본계획에 있어서는 수급계획과 동시에 새로운 시장제도를 논의해야 한다. 현재 CBP시장은 완전 경쟁을 목표로 과도기적인 제도로 채택돼 지금까지 운영 중에 있다. 원간 발전단가 차이가 큰 우리나라에서는 경쟁의 효과가 극히 제약될 수밖에 없어 브릿지로서 역할이 없다. 따라서 경제급전의 표본인 CBP 시장제도에 대한 탈피가 불가피하며, 환경과 안전이라는 가치는 시장보다는 정책에 의하여 실현될 수 있는 것으로 판단된다.
8차 전력수급기본계획에서 믹스목표 수치 설정과 병행해 새로운 시장제도의 논의와 구체화가 필요하다. 새로운 시장제도는 다양한 모형이 가능할 것으로 보이는데, 기존의 시
장만능적 구조개편 논의를 현실화할 필요가 있다. 현행 시장골격 하에서 (탄소)제약강화 혹은 완전한 새로운 계약시장 등 다양한 방식이 존재 가능한데, 어떠한 경우에서건 발전용 연료믹스에 대한 사회적 합의는 필수적 요건이다.
특히 도매시장과 소매시장의 연동이 동시에 논의돼야만 전력시장이 정상적으로 안정화될 것으로 판단된다. 시장개선을 통해 친환경 수급계획의 집행력을 담보하면서 동시에 전력시장의 안정성 그리고 전력산업의 불확실성 제거와 소비자 수용성을 동시에 추진해야 할 것이다.
다. 거버넌스
이러한 다앙햔 논쟁들을 누가 어떻게 결정할 것인가도 매우 중요한 이슈이다. 그동안의 전력수급계획은 최적화 이론에 비용최소화를 지향하는, 즉 경제급전이라는 단일한 가치를 중심으로 논의됐다. 따라서 이론적인 배경을 근거로 최적화 모델(WASP, CBP 등)에 의존했기 때문에 소수의 전문가그룹(공무원, 거래소, 교수) 중심으로도 계획수립에 대하여 책임성 있는 수행이 가능했다.
그러나 앞으로는 ‘상충되는 가치간의 균형과 선택’을 설정하는 것이 핵심으로서 다양한 이해당사자간의 공론화와 타협이 불가피한 상황이다. 따라서 누가 어떻게 결정할 것인가는 대단히 중요한 문제이다. 산업부는 2차 에너지기본계획에서도 다양한 이해당사자들 간의 개방된 논의구조를 통해 수립했는데, 당시 민관워킹그룹의 주관으로 전문가, 사업자, 시민단체 등이 모두 함께 논의해 원전비중 등에 대한 합의를 도출한 바 있다. 소비자, 산업계, 한전, 발전사업자(원전/석탄/가스), 신재생사업자, 환경단체, 소비자단체 등은 모두 다른 이해관계를 갖고 있다. 따라서 주요 이해관계자들의 논의 참여가 필요하다.
8차 전력수급기본계획, 3차 에너지기본계획 등은 비용상승이 불가피하고 제도개편 등이 필요하므로 더욱이 이러한 ‘개방적인 논의구조’를 통해 새로운 원칙설정과 제도화가 요구된다. 물론 최종 결정은 정부에서 책임성 있게 수행해야할 것이다.
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