우리나라의 발전공기업은 2001년 정부의 전력산업 구조개편의 일환으로 한국전력으로부터 분리되어 설립됐다. 한전으로부터 분리된 발전공기업은 석탄과 LNG를 중심으로 하는 5개의 화력발전사와 1개의 한국수력원자력으로 구성되며, 지분은 한전이 100% 보유하고 있다. 2018년을 기준으로 전력 등 전환 부문의 온실가스 배출량은 2억 6,960만 CO2e로 우리나라 전체 온실가스 배출의 약 37%를 차지하고 있다. 따라서2030 국가 온실가스감축 목표 달성 및 2050 탄소중립을 위해 전력부문 특히 발전공기업의 역할은 매우 크고 중요함을 알 수 있다.
윤석열 정부는 2022년 7월에 ‘새정부 에너지 정책 방향’에서 기후변화 대응, 에너지안보 강화, 에너지 신산업 창출을 통한 튼튼한 에너지시스템 구축이라는 비전을 설정함과 동시에 5대 에너지 정책 방향을 공표했다. 5대 정책 방향으로는 1) 실현가능하고 합리적인 에너지믹스의 재정립 2) 튼튼한 자원·에너지 안보 확립 3) 시장원리에 기반한 에너지 수요효율화 및 시장구조 확립 4) 에너지 신산업의 수출산업화 및 성장 동력화 5) 에너지 복지 및 정책수용성 강화로 설정했다. 이는 윤석열 정부의 인수위원회가 설정한 에너지 및 탄소중립 관련 국정과제를 효율적으로 달성하기 위해 선정됐다.
탈원전 정책 폐기, 원자력 산업 생태계 강화, 에너지안보 확립과 에너지 신산업·신시장 창출, 과학적인 탄소중립 이행방안 마련으로 녹색경제전환 등이 에너지 및 전력부문에 해당하는 국정과제이다. 이후 정부는 제10차 전력수급기본계획의 수립해 전력부문의 믹스를 결정, 발전공기업에게는 노후 석탄발전을 LNG 복합화력으로 연료전환하는 것을 중심으로 탄소중립을 위한 역할을 부여한 바 있다.
추진 현황
새 정부는 제10차 전력수급기본계획에서 2030년 NDC를 만족하기 위한 전원 및 발전량 구성을 결정한 바 있다. 여기에서는 원자력과 신재생 등 무탄소 전원의 비중은 대폭 확대하는 반면, 발전공기업이 보유하고 있는 석탄의 발전 비중은 상당히 줄이는 것을 목표하고 있다.
2018년 대비 2030년의 발전원별 비중의 변화를 살펴보면, 원자력은 23.4%에서 32.4%로 증가, 석탄은 41.9%에서 19.7%로 대폭 감소, LNG는 26.8%에서 22.9%로 감소, 신재생은 6.2%에서 21.6%로 대폭 증가하고 있다. 구체적으로 석탄발전소는 2023년 58기 40.2GW에서, 2030년31.7GW, 2036년 27.1GW로 수급계획 기간 동안 노후석탄 28기를 폐지하기로 했다. 폐지되는 노후석탄은 대부분 LNG 복합화력으로 연료환하는 것으로 목표하고 있다. 즉, 발전공기업의 탄소중립은 기존에 보유하고 있는 노후 석탄의 LNG 연료 전환에 상당히 집중되어 있다. 부가적으로 석탄발전의 암모니아 혼소, LNG 발전의 수소 혼소, RPS를 만족하기 위한 신재생 발전의 자체 추진 및 REC 구입 등을 통하여 탄소중립을 달성할 것으로 판단된다.
발전 방향
전력 산업계가 당면하고 있는 여러 과제 가운데 가장 시급한 사항은 2021년부터 누적된 47조원에 이르는 한전의 영업적자, 201조원에 이르는 천문학적인 부채 문제를 해결하는 것이다. 이는 전기요금의 즉각적인 정상화만이 해결책이다.
올해 초, 한전의 적자 해결을 위해 필요하다고 발표한 kWh당 51.6원 가운데 지금까지의 인상분은 21.1원에 불과하므로 조속한 시일 내에30.5원의 인상이 필요하다. 작년 말, 한전채의 발행 한도를 자본금과 적립금을 합한 금액의 5배로 올리고, 긴급한 상황에서는 산업부 장관의승인을 거쳐 6배까지 높일 수 있도록 개정한 한전법도 효력이 약해지고 있다.
만약, 올해 영업이익이 상당 줄어들 경우, 한전채의 발행 한도도 줄게 되어 한전과 발전공기업은 매우 어려운 상황을 맞을 수도 있다. 따라서 발전공기업은 탄소중립 이슈에 매진하기보다 에너지 안보와 비용최소화 등 경영 여건의 정상화에 역량을 집중할 필요가 있다. 발전공기업의 탄소중립도 투자 여력이 있을 때 가능하다. 발전공기업은 정부의 제10차 전력수급기본계획과 제1차 국가 탄소중립·녹색성장 기본계획에 바탕을 두어 중·장기적 탄소중립 전략을 추진하고 있다.
발전공기업이 보유하고 있는 주요 부지는 수요 집중지역에서 떨어져 있는 단점이 있지만, 송전망의 확보, 냉각수 및 부두 등 인프라가 잘 확보되어 있다는 특별한 장점을 가지고 있다. 따라서 제10차 전력수급기본계획에서 확정된 연료전환은 적극적으로 고려하되, 최근 LNG 가격의 상승, 가스터빈 등 주기기의 가격 인상 등을 고려해 적절한 추진 시기에 대해서는 면밀한 검토가 필요하다.
중·장기 관점에서 기존 발전 부지의 효율적 활용을 위해 동기조상기와 같은 초단기 백업설비, 장주기 에너지저장장치(ESS), 탄소포획 및 저장·활용(CCUS), 소형모듈원전(SMR) 등의 추진 검토도 필요하다. 노후 석탄의 경우도 휴지 보전 또는 콜드 리저브(Cold Reserve)로의 활용 방안도 적극 검토해 최근과 같은 글로벌 에너지 위기가 도래할 경우 활용할 수 있도록 해야 한다. 신재생에너지의 추진도 민간 발전사업자로부터의 REC 구입 등의 방안보다 직접 개발해 관련 비용을 획기적으로 줄일 필요도 있다.
올해 제정된 분산에너지 활성화 특별법과 관련 VPP 혹은 특화지구 등 신사업의 영역도 지자체와 공동으로 추진해 새로운 성장 동력을 확보할 필요도 있다. 전통적 에너지저장장치인 양수발전도 경쟁 체제로 접어들고 있으므로, 적극적인 개발을 통해 내부 건설 인력의 활용과 투자비용의 절감을 가져올 필요가 있다. 즉, 발전공기업이 노후 석탄의 연료전환에만 매진할 것이 아니라, 단기적으로는 전기요금 정상화에 역량을 집중하고, 중·장기적으로다양한 탄소중립의 수단에 대해 적극 검토할 필요가 있다.
박종배 건국대학교 전기전자공학부 교수 keaj@kea.kr
