글로벌 탈석탄 동향

세계는 탄소중립 달성을 위해 탈석탄을 추진하고 있다. 석탄화력발전소는 세계 최대의 발전원이자 온실가스 배출원으로 탄소중립 달성을 위해 석탄 화력발전소의 중단은 가장 중요하고도 근본적인 수단이라 할 수 있다.

IPCC는 2018년 ‘Global Warming of 1.5°C’ 특별보고서를 통해 지구의 연평균 기온 상승을 1.5oC로 제한하기 위해 탄소중립의 필요성을 처음으로 제기하면서 전 세계의 석탄발전 중단을 권고했다. 또한, IEA는 1.5°C 달성을 위해 선진국은 2030년까지, 그 외 나머지 국가들은 2040년까지 석탄발전을 단계적으로 중단해야 함을 강조했다(IEA, 2021). 이에 국제사회에서는 기후변화협약과 탈석탄 동맹(Powering Past Coal Alliance, PPCA)을 중심으로 탄소중립을 위한 탈석탄 움직임이 확대되고 있다.

2017년 COP23에서 25개국 참여로 시작한 탈석탄 동맹의 회원은 현재 50개국, 49개 지방정부, 70개 기업으로 확대됐다. 그리고 2021년 COP26에서 기후변화협약 당사국들은 글래스고 기후 합의(Glasgow Climate Pact)를 통해 탄소 저감장치 없는 석탄발전의 단계적 감축과 화석연료 보조금의 단계적 폐지를 공식적으로 합의했다.

국내 탈석탄 현황

이러한 국제사회의 움직임에 발맞춰 우리나라도 COP26에서 2050년 탄소중립을 달성하기 위해 2050년까지 탈석탄을 완료할 것을 국제사회에 약속했다. 그러나 2050년 탈석탄 목표 시점만 제시됐을 뿐, 탈석탄 목표 달성을 위한 구체적인 계획이나 경로는 아직 제시되지 않은 상황이다. 지금까지는 전력수급기본계획을 통해 30년 이상 가동한 노후 석탄화력발전소 폐지와 LNG 연료전환을 통해 15년의 계획기간 동안 석탄발전 비중을 점진적으로 감축하는 계획만을 수립하고 있는 실정이다.

현재 국내에서는 전국 5개 시도에 위치한 59개의 석탄화력발전소가 운영 중이며, 추가적으로 신규 건설 중인 발전소 2기가 있다. 건설 중인발전소가 모두 완공되는 시점은 2024년으로, 기존 노후 석탄화력발전소 폐지 기준인 가동 연한 30년을 적용하면 2054년에 완전한 탈석탄을 달성할 수 있을 것으로 예상된다. 즉, 기존 계획을 기반으로 한 석탄발전 감축 경로로는 2050년까지 완전한 탈석탄과 탄소중립 달성이 어렵기 때문에, 탄소중립 달성을 위한 구체적인 탈석탄 이행계획 마련이 필요한 시점이라 할 수 있다.

탈석탄 과정의 비용·편익 분석 필요성

석탄발전은 산업혁명 이후 전 세계 국가의 근대화와 산업·경제 발전을 이끌어온 주요 에너지원으로, 탄소중립과 탈석탄 과정에서 관련 산업의 쇠퇴와 노동자의 일자리 상실 지역 경제에의 영향 등으로 다양한 갈등과 비용이 발생할 것으로 예상되고 있다. 석탄화력발전 중단에 따라 재생에너지와 같은 저탄소 대체 에너지원 도입을 위한 비용이 발생하며, 석탄화력발전소 조기 폐쇄를 진행할 경우 좌초자산이 발생할 수있다. 또한 석탄화력발전과 관련된 산업, 노동자, 지역사회는 일자리 상실과 지역 경제 침체 등 경제·사회적 피해가 발생하며, 이에 대한 보상과 지원이 수반되면서 비용이 발생하게 된다. 그러나 탈석탄 과정이 비용만 발생시키는 것은 아니다. 탈석탄과 탄소중립 정책의 궁극적인목적인 온실가스 배출량이 감소하고 대기오염과 주변 지역 환경 개선, 에너지 신산업을 통한 새로운 일자리 창출 등과 같은 다양한 편익도발생할 수 있다.

그러므로 탈석탄 이행 경로를 논의하기 위해서는 이와 같은 사회적 부담 비용과 편익에 대한 고려가 필요하며, 다양한 이해관계자가 얽혀있는 만큼 사회적 합의가 전제될 필요가 있다. 이에 본고에서는 국내 탈석탄 과정에 참고하기 위해 석탄발전 감축에 따른 비용과 편익을 분한 영국과 미국의 사례를 검토해 국내의 시사점을 도출하고자 한다.

해외 탈석탄 과정에서의 비용·편익 분석 사례

영국

영국은 2008년에 2050년까지 온실가스 배출량을 1990년 대비 80% 이상 감축을 목표로 하는 기후변화법(Climate Change Act 2008)을 세계 최초로 제정하고, 2013년 에너지법(Energy Act 2013)을 개정해 전력 시장구조 개편(Electricity Market Reform, EMR)을 법제화했다. 영정부는 EMR 정책을 통해 노후화된 석탄화력발전소를 시장에서 퇴출시키고 저탄소 발전원으로 대체하고자 했으며, 이를 위해 장기발전차액계약제도(Feed-in Tariff with Contract for Difference, FIT CfD)와 탄소가격하한제(Carbon Price Floor, CPF), 용량 제도(Capacity Mechanism), 탄소배출 허용기준 강화(Emission Performance Standards) 등 세부 정책들을 함께 추진했다.

이 중 탄소배출 허용기준 강화제도는 신규 석탄발전 설비의 탄소배출 총량에 제한을 두는 제도로, 연간 탄소배출 기준치를 450g/kWh 이하로 규제해 탄소 포집 및 저장(Carbon Capture and Storage, CCS) 장치가 없는 신규 발전소 건설을 원천적으로 차단했다. 이러한 정책을 통해 영국 내 석탄발전소는 2012년 17기(23GW)에서 2016년 8기(14GW)로 급격하게 감소했다(박시원·김승완, 2020). 이후 영국은 2015년 파리협정을 준비하는 과정에서 세계 최초로 탈석탄 정책을 공식 선언하고, 2025년까지 석탄발전을 중단하기 위한 추가적인 탈석탄 계획 마련에 착수했다. 그리고 잔존 석탄발전소의 폐지를 위한 정책 수단으로 CCS 도입을 의무화하는 대신 탄소배출 허용기준을 450gCO2/kWh로 강화할 것을 결정했다. 이후 2016년 탈석탄 정책에 대한 협의 단계를 거쳐 2017년 9월에 이러한 탈석탄 정책을 확정했다. 2019년에는 탄소중립을 선언하면서 2030년 감축목표를 1990년 대비 68%까지 상향하고 기후변화법을 개정했다. 또한 강화된 목표 달성을 위해 탈석탄 시점을당초 계획보다 1년 빠른 2024년으로 앞당겼다.

이렇게 탈석탄 정책을 수립하는 과정에서 영국 사업·에너지·산업전략부(Department for Business, Energy & Industrial Strategy, BEIS)는 탈석탄에 따른 비용과 편익을 분석한 영향평가를 함께 진행했다. 우선은 2025년까지의 탈석탄 정책을 공식화하면서 이에 대한 영향평가 분석결과를 함께 공개했으며, 2020년에 탈석탄 시기를 2024년으로 앞당기면서 탈석탄 시기 변화에 대한 영향평가와 기존 2025년 석탄발전 중단에 대한 이전 분석 결과를 업데이트했다.

이 중 2020년에 공개된 탈석탄 영향평가 분석 보고서를 중심으로 살펴보면, 영국은 <표 1>의 세 가지 정책 옵션에 대해 영국 BEIS에서 개발한 전력부문 모델인 DDM(Dynamic Dispatch Model) 모형을 활용해 영향평가를 수행했다.

그리고 위의 세 가지 옵션별로 분석한 비용과 편익 항목들은 <표 2>와 같이 정리할 수 있다. 탄소비용, 발전비용, 자본비용, 시스템 비용 등과 같이 화폐화된 항목들과, 국제 기후변화 리더십, 의무 폐쇄 실행과 모니터링 비용, 건강 및 안전 영향, 무역 및 투자에 대한 영향 등 비용으로 분석하기 어려운 항목들은 비화폐화된 항목으로 분류해 정성적으로 평가했다. 그 외에도 공급 안보 평가와 분배 효과 및 발전소 폐쇄지역에의 영향, 산업 영향, 중소기업에의 영향, 소비자 전력 요금에의 영향 등 추가적인 영향 분석을 진행하고, 이러한 결과를 토대로 종합적인 평가를 수행했다.

옵션별 영향 분석 결과, Option 1과 같이 2024년에 석탄발전소를 모두 폐쇄할 경우 아무런 정책 개입이 없을 때보다 ￡15m의 비용이 더 소요될 것으로 산출됐으며, 화석연료 가격이 높아지면 일부 편익이 발생할 것으로 분석됐다. 2025년에 발전소를 모두 폐쇄하는 Option 2의 경우, 1년간의 발전소 운영 기간 연장은 변화 규모가 작고 주요 매개변수의 불확실성으로 인해 2024년 폐쇄와 거의 같은 영향이 나타나는 것으로 분석됐다.

최종적으로 석탄발전 시점을 2024년으로 앞당길 경우 화폐화된 총 비용은 ￡145m, 편익은 ￡130m로 순편익이 -￡15가 되는것으로 나타났으며, 그 외에 정책 실행의 관리 비용과 새로운 대체 에너지원 건설에 따른 단기적 비용 증가, 새로운 발전원의 금융 비용 저감, 국제 기후변화 정책에의 긍정적 영향 등 화폐화하기 어려운 비용과 편익 항목들을 종합해 제시했다. 결국 영국은 추가적이 비용이 발생함에도 기타 다른 정성적 편익을 고려해 탈석탄을 결정했다고 할 수 있다.

미국

2015년 8월, 미국 오바마 정부에서는 2030년까지 탄소배출을 2005년 대비 32% 감축하기 위해 전력 부문의 청정에너지 전환 전략인 청정전력계획(Clean Power Plan, CPP)를 발표했다. 청정전력계획은 발전소의 온실가스 저감과 파리협정의 국가 온실가스 감축 목표(Nationally Determined Contribution, NDC)를 달성하기 위한 정책으로, 오바마 대통령의 기후정책의 핵심인 기후변화 행동계획의 후속 조치로 수립됐다.

이 계획은 미국 온실가스 배출량의 31%(2014년 기준)를 차지하는 전력 부문의 탄소배출 규제 정책으로, 발전소의 탄소배출을 규제하는 최초의 국가 표준이었다. 미국은 이를 통해 화석연료 연소 발전소의 탄소배출과 건강에 해를 끼치는 대기오염물질을 감소시킴과 동시에 청정에너지 혁신, 개발과 보급을 추진해 기후변화 대응을 위한 장기 전략의 기반을 마련하고자 했다.

미국 환경보호청(Environmental Protection Agency, EPA)은 CPP를 통해 기존 화석연료 연소 발전소(Electric Generating Units, EGUs)의 온실가스 배출량 감축 계획을 수립할 때 주에서 따라야 하는 최종 배출 지침을 제시했으며, 이 지침에 대해 규제영향분석(Regulatory Impact Analysis, RIA)을 수행해 규제 준수 비용과 잠재적 편익 및 기타 경제적 효과 등을 분석했다. 이 규제영향분석을 위해 EPA는 통합 계획 모델인 IPM(Integrated Planning Model)을 활용했으며, 이 모형은 미국 전역의 전체 전력시스템에 대해 대기오염 규제 정책을 평가할 수 있는 동적 선형 계획법 모델이다. EPA는 이 모형을 활용해 CPP 최종 지침 이행에 따른 비용과 편익, 경제 및 에너지 시장에의 영향을 추정했으며,이를 위해 집약도 기반 접근 방식(rate-based illustrative plan approach)과 총량 기반 접근 방식(mass-based illustrative plan approach)의 두 가지 예시적 접근 방식을 모델링 했다.

집약도 기반 접근 방식은 각 주의 규제 대상 배출원에 대해 주 전체 목표로 제시된 각 기간별 단일 평균 배출률을 달성하도록 요구하는 방식이며, 총량 기반 접근 방식은 각 주의 규제 대상 배출원에 대해 해당 주의 총량 기반 목표를 초과하지 않도록 총배출량을 제한하는 방식이다. EPA는 주별 목표와 이 계획 수립시 활용할 수 있는 정책 수단 선택 범위를 최대화하기 위해 분석 방식과 세부 시나리오를 다양화해 제시했다.

이러한 방법론을 기반으로 CPP 최종 지침에 대해 비용·편익 분석을 수행한 RIA 보고서의 분석 항목과 결과들을 살펴보면, 먼저 규제 시행에따른 기후 및 대기오염물질(CO2, SO2, NOx)의 예상 감축량을 분석해 제시하고 있다. 그 중 2030년의 CO2 감축량은 <표 3>과 같이 집약도기반 접근 방식과 총량 기반 접근 방식 모두에서 2005년 대비 32%를 감축할 수 있는 것으로 나타났으며, 규제가 시행되지 않는 기준 사례(base case) 대비 약 415만톤의 CO2를 추가 감축하는 것으로 나타났다.

두 번째로 규제 준수 비용에 대해 분석했으며, 이 규제 준수 비용은 석탄화력발전소의 열률 개선과 새로운 발전원에 대한 연간 자본 투자 비용 변화, 오염물질 감축 시설 운영 비용, 연료전환 비용, 수요측 에너지효율 개선 비용과 모니터링, 보고, 기록 관리(Monitoring, Reporting, and Recordkeeping requirements, MR&R) 등 규정 준수를 위한 기타 조치의 비용 변화를 포함한다. 이 규정 준수 비용 분석 결과는 <표 4>와 같으며, 집약도 기반 접근 방식에서는 2020년, 2025년, 2030년의 연간 준수 비용이 각각 25억달러, 10억달러, 84억달러로 나타났으며, 량 기반 접근 방식에서는 각각 14억달러, 30억달러, 51억달러 규모의 비용이 소요될 것으로 분석됐다.

다음으로 기후편익과 건강 및 환경적 공편익(co-benefits)을 분석했다. RIA에서는 CPP 최종 배출 지침을 준수할 경우 CO2, SO2, NO2 배출감소와 더불어 대기 중 PM2.５와 오존 농도를 낮춤으로써, 기후 편익과 대기질 개선으로 인한 건강 편익, 생태계 영향 및 가시성 개선 등의환경적 편익 등 다양한 공편익이 발생할 것임을 설명하고 있다. 그중 CO2 감축으로 인한 글로벌 기후 영향 감소와 PM2.５ 노출로 인한 조기 사망률 감소 및 질병률 감소 등 정량화 혹은 화폐화가 가능한 항목들은 정량적으로 분석했으며, 나머지 데이터나 방법론이 부재하거나 증거가 부족한 항목들은 정성적으로 평가했다. 이 외에도 석탄발전소 배출 규제에 따른 에너지 시장에의 영향과 고용 영향에 대해 추가적로 분석했다.

RIA에서는 이러한 항목별 분석 결과를 종합해 접근 방식별로 화폐화된 기후 편익과 대기질 개선에 따른 건강 공편익, 준수비용 추정치를 기반으로 최종 배출 지침의 순편익을 산출하여 제시했다. 해당 보고서에 제시된 결과 값을 살펴보면, 집약도 기반 접근 방식에서는 2030년 기준 기후 편익이 200억달러, 건강 공편익 140~340억 달러, 준수 비용은 84억달러로 산출되어, 순 편익이 260~450억달러가 될 것으로 분석했다(3% 할인율 적용). 총량 기반 접근 방식에서도 기후 편익 200억달러, 건강 공편익 120~280억달러, 준수 비용 51억달러로, 순 편익이260~430억달러 수준으로 분석됐다.

이 외에도 기후 편익과 대기오염 물질 감소로 인한 생태계 영향 및 가시성 개선 등 화폐화할 수 없는 편익을 함께 제시하고 있으며, 데이터나 모델링 제약으로 제시되지 못한 해양 산성화 및 자연 생태계의 잠재적 영향 등을 고려할 때 최종 배출 지침의 편익이 비용을 훨씬 능가할 것으로 평가했다. 결과적으로 미국은 석탄발전의 감축이 수백억 달러 규모의 순편익을 발생시킬 뿐 아니라 화폐화하지 못하는 다양한 편익이 발생할 것임을 정량적·정성적으로 분석해 전력 부문의 청정 전환 정책을 추진했다고 할 수 있다.

결론 및 국내 시사점

앞서 석탄발전 감축 정책을 시행을 위해 석탄발전 감축 과정에서 발생할 수 있는 비용과 편익, 경제·사회적 영향 분석을 수행한 영국과 미국의 사례를 살펴봤다. 영국의 경우 탈석탄 시점과 관련해 석탄발전소를 해당 시점까지 강제 종료하는 것을 규제로 보고 이에 대한 영향평가를 진행했다. 해당 영향평가의 분석 범위는 발전 비용, 탄소비용, 자본 비용, 시스템 비용 등 화폐화된 비용과 국제 기후변화 리더십, 건강 및안전에의 영향, 무역 및 투자에의 영향 등 비화폐화된 항목을 구분해 분석했다. 이와 더불어 소비자와 생산자, 발전소 폐쇄 지역에 대한 영향 등 분배 영향과 산업에의 영향, 소비자 전력요금에의 영향 등 해당 규제 시행에 따른 이해관계자들에 대한 영향도 함께 분석했다.

미국에서는 석탄화력발전소의 배출량을 제한하는 규제에 대해 비용과 편익, 그 외 영향들을 구분해 규제영향분석을 시행했다. 미국은 자본투자 비용, 연료전환 비용, 효율 개선 비용 등을 규제 준수 비용으로 설정하고, 그 외 기후 편익과 건강 및 환경 공편익을 구분해 정량 분석과 정성 평가를 했다.

그리고, 추가적으로 에너지시장의 영향과 일자리 영향을 분석했다. 이러한 영국와 미국의 사례를 통해 석탄발전의 감축 과정에서 다양한 비용과 편익, 경제·사회적 영향을 고려할 필요가 있으며, 분석 범위와 방법에 대해서는 국가별 상황과 목적에 따라 다르게 채택하고 있음을 확인했다.

또한 두 국가 모두 화폐화된 항목들과 더불어 화폐화할 수 없는 다양한 편익들이 발생할 것임을 강조하고 있음도 확인할 수 있다. 이러한 점들을 참고해 국내에서도 탈석탄 이행 경로를 결정하기 위해 다양한 시나리오별로 국내 상황에 맞는 비용과 편익, 경제·사회적 영향 등을 분석할 필요가 있다.

영국, 미국 사례와 같이 국내에서도 발전 비용과 탄소비용, 자본 비용, 시스템 비용, LNG 연료전환 비용 등이 발생할 수 있으며 그 외에도 재생에너지 확대에 따른 송배전망 투자비 증가, 원자력 확대에 따른 사용후 핵연료 처리 비용 등이 추가될 수 있다.

이 외에도 석탄발전소 폐쇄로 인한 좌초자산과 일자리 영향, 지역사회 영향 등 정책 추진 과정에서 영향을 받는 이해관계자들에 대한 지원과 보상 비용, 갈등 해결 비용 등도 고려할 필요가 있다. 현재 국내 발전소 폐쇄 기준은 30년 가동 연수뿐으로 현재 30년 이상 가동한 발전소가 5기에 불과하지만, 유럽에서 가동 중(2022년 5월 기준)인 석탄화력발전소 중 가동 연수가 30년 이상 된 노후 발전소 비중이 83.3%인 점을 고려하면(정훈·박시원,2022) 국내에서는 유럽 대비 좌초자산 규모가 크게 발생할 것으로 예상된다.

특히 2050년 탈석탄을 위해 가동 연수가 30년이 되지 않는 발전소를 조기 폐쇄할 경우 좌초자산 규모는 더욱 증가할 것이며, 최근 건설된 발전소가 대부분 민간 발전사업자가 운영하는 발전소인 점을 고려한다면 조기 폐쇄에 따른 발전사와의 갈등과 보상 비용이 추가될 것으로보여진다.

또한 국내에서는 충남, 경남, 강원, 인천, 전남의 5개 시도에 석탄화력발전소가 집중되어 있으며, 한전의 5개 발전 자회사가 대부분의 석탄화력발전소를 운영하고 있어 발전소 폐쇄에 따른 지역경제에의 영향과 일자리 영향이 복합적으로 나타날 것으로 예상된다. 그러므로 이러한지역사회와 일자리 영향에 대한 세밀한 분석을 통해 지원과 보상방안을 마련하고 이에 필요한 비용을 산출할 필요가 있다.

또한 편익과 관련해서는 탈석탄 정책이 2030년 NDC와 탄소중립 달성을 위한 수단임을 고려할 때, 미국 사례와 같이 온실가스 감축 효과를살펴볼 필요가 있으며, 그 외에도 건강과 대기오염 피해 저감, 환경 개선, 신산업 일자리 창출, 국제 기후리더십 제고, 산업과 무역 영향 등과같은 직간접적인 공편익을 고려할 필요가 있다고 보여진다.

특히 2023년 10월부터 EU 탄소국경조정 메커니즘이 도입되고 국제적으로 RE100이 확산되는 상황에서, 전력부문의 탈탄소화가 산업 경쟁력과 무역에 긍정적 영향을 미칠 수 있어 이러한 간접적 편익도 고려할 필요가 있다.

국내에서는 아직 탈석탄 경로가 구체화되지 않고 이해관계자별 피해 정도와 지원·보상 등에 대한 사회적 논의가 충분치 않아 향후 탈석탄 과정에서 다양한 갈등이 복합적으로 발생할 것으로 예상되고 있다. 이제는 국내 상황에 맞는 비용과 편익, 경제·사회적 영향을 다양한 시나리오별로 분석함으로써, 사회적 갈등과 비용은 최소화하고 편익을 극대화할 수 있는 탈석탄 경로를 구체화하기 위해 사회적 논의를 시작해야 할 것이다.

정 훈 국회미래연구원 연구위원 keaj@kea.kr