“정부는 Post 2020(신기후체제)에 따른 온실가스 감축을 위해 신재생에너지 비중을 확대하고 ▲분산형 전원 활성화를 위한 시장 인센티브 마련 ▲수도권 자가설비 확대정책으로 신규 송전선로·대규모 송전선로·발전단지 건설을 최소화할 예정입니다.”

정석부 한국남동발전 기술본부장은 이같이 밝히며 향후 발전사업자가 추구해야 할 방향에 대해 언급했다.

아울러 정부 정책기조에 발맞춰 신재생에너지와 분산전원 확충에 집중해 저탄소 전원으로 재편할 필요가 있음을 강조했다.

정석부 기술본부장은 “온실가스 감축기술과 대기오염물질 저감기술을 개발해 발전소에 적극 적용하고, 신재생에너지 및 분산전원 확대를 통해 균형 있는 전원을 확보해야 한다”고 밝혔다.

정석부 기술본부장과의 인터뷰를 통해 좀 더 자세한 이야기를 들어봤다.

발전부문, 고효율 발전설비·CCS 도입 필요
얼마 전 폐막한 제21차 유엔 기후변화협약 당사국총회(COP 21)에서 신기후체제 합의문을 도출하기 위해 유엔 산하 각 국가들은 자국의 상황에 맞는 자발적 온실가스 감축목표(INDC)를 제출한 바 있다.

유럽연합(EU)은 1990년 대비 온실가스 40% 감축이라는 목표를 세웠으며, 교토의정서 비준을 하지 않았던 미국은 2005년 대비 26~28% 감축이라는 목표를 수립했다. 온실가스를 가장 많이 배출하고 있는 중국도 2005년 대비 국내총생산(GDP)당 온실가스 배출량의 비중을 60~65% 수준으로 낮추겠다고 밝혔다.

정석부 기술본부장은 “우리나라도 국제사회의 기후변화 대응 노력에 동참하는 긍정적인 입장이지만 산업구조와 경제수준에서 적절하게 부담할 수 있는 감축목표를 설정하는 것이 필요하다”고 제언했다.

이와 관련해 우리나라는 2030년 온실가스 감축목표를 배출전망치(BAU) 대비 37% 감축이라는 목표를 확정하고 INDC를 제출했다.

정석부 기술본부장은 “우리나라 감축목표는 상당히 도전적인 수준이지만 우리나라의 높은 산업 의존도와 산업계의 높은 화석에너지 의존도를 기준으로 판단했을 때 온실가스 감축여력이 많이 부족한 상태”라고 설명했다.

때문에 2030년 국가 온실가스 감축목표를 달성하기 위해서는 대규모 재정지원이 필요한 온실가스 감축정책과 기술이 적용돼야 할 것으로 전망되고 있다.

정석부 기술본부장은 “발전부문의 경우 신재생에너지를 확대하고 고효율 발전설비와 CCS(이산화탄소 포집 및 저장기술)를 도입하는 것이 필요하다”고 말했다.

이어 “기업에 대한 직접 규제보다는 에너지관련 신기술 개발과 온실가스 감축기술 상용화가 이뤄질 수 있도록 에너지신산업을 육성해 기업의 자발적인 온실가스 감축을 유도해나가야 한다”고 밝혔다.

“LNG발전, 전력수급 안정 위해 일정수준 유지해야”
LNG발전은 최근 수년간 전력수급 위기 때마다 피크부하와 급변하는 전력수요에 신속하게 대응해 왔다.

하지만 전력예비율 증가에 따른 시장가격 하락 등으로 첨두부하를 담당하고 있는 LNG발전기의 이용률과 수익률이 급격하게 감소하고 있다.

정석부 기술본부장은 “향후 안정적인 전력수급을 위해 반드시 LNG발전을 일정수준 유지할 필요가 있다”고 강조했다.

특히 “현재 논의되고 있는 용량가격(CP) 인상 등이 손쉬운 수익 개선책일 수 있지만 전기소비자인 국민 전체에 부담이 늘어날 수 있다는 측면에서 보다 면밀한 검토과정이 필요하다”고 말했다.

한편 기존 민간발전사의 경우 점점 석탄화력을 증강하는 추세에 있다.

제7차 전력수 급계획에 의하면 석탄화력은 향후 20기(1만8,144MW)가 순차적으로 건설될 예정인데 그중 민간발전사가 8기(6,510MW)를 건설할 예정이다.

정석부 기술본부장은 “석탄화력은 가스복합화력과 비교해 우수한 경제성에도 불구하고 온실가스 배출권거래제, 대기오염물질 배출 규제 등 많은 난관이 우려되고 있는 게 현실”이라고 밝혔다.

이어 “고효율 석탄화력을 건설하고 온실가스 감축기술 및 대기오염물질 규제에 따른 환경설비를 최적화해 친환경 발전소로 거듭나야 한다”고 말했다.

유럽, 민영화 진행… 자율적인 전력거래 이뤄지고 있어
발전사업자 입장에서 배출권거래제 시행에 따른 추가비용 발생은 적지 않은 부담으로 작용할 것이라는 의견이 제기되고 있다.

이에 대해 정석부 기술본부장은 “우리나라보다 배출권거래제를 먼저 도입한 유럽의 경우 대부분의 국가에서 발전, 송·배전 민영화가 진행된 상태”라며 “도·소매시장에서 자율적인 전력거래가 이뤄지고 있다”고 말했다.

이어 “2005년 유럽 배출권거래제(EUETS)가 도입된 이후 유럽 발전사들은 전력가격에 배출권 거래비용을 자율적으로 전가할 수 있었다”고 설명했다.

하지만 우리나라 전력시장은 전력의 안정적 공급과 합리적 전기요금 형성이라는 목표 아래 전력거래소에서 수요 예측과 발전원가를 고려해 발전기 운전과 전기요금을 통제하고 있다. 때문에 발전사는 발전량과 전기요금 조정이 어려운 상황이다.

정석부 기술본부장은 “우리나라 전력시장에서 발전사는 배출권거래제 시행에 따라 발생하는 배출권 거래비용을 사후 정산하는 방법이 받아들여질 수밖에 없는 상황”이라고 밝혔다.

한편 2014년 수립된 국가 온실가스 감축로드맵에 따르면 발전부문 감축수단으로는 ▲전원 Mix 개선 ▲신재생에너지 확대 ▲스마트그리드 ▲CCS 상용화가 제시돼 있다.

정석부 기술본부장은 “전원 Mix 개선과 수요관리를 위해 발전부문 배출권 거래로 인한 환경·사회적 비용을 전기요금에 반영, 소비자에게 정확한 비용을 알려줌으로써 소비자는 온실가스 감축을 위해 전력사용 절감을 실천하는 선순환이 일어날 수 있다”고 기대했다.

시장가격 안정화 등 목적으로 VC도입 준비 중
VC제도는 전기소비자 보호와 전력시장 가격안정화를 위해 발전사와 판매사가 정해진 기간 동안의 계약물량에 대해 기준(계약)가격으로 정산하는 재무적 계약의 일종이다.

정석부 기술본부장은 “전력시장 선진화 과정에서 시장가격 안정화와 사업자 간 재무적 위험 헤지(hedge) 등을 목적으로 VC도입을 준비 중에 있다”고 밝혔다.

이와 관련해 발전사는 판매사·전력거래소 등 이해관계자와 차액계약 설계안 대책위원회(Task Force)를 구성해 수차례 논의를 거쳐 기관별 차액계약 설계안을 마련한 바 있다.

정석부 기술본부장은 “VC 대상 발전공기업 석탄발전기는 2016년도 신규시장 진입 포함 61기로 ▲연료비 ▲운전유지비 ▲준공시기 등이 상이하기 때문에 시장에 미치는 영향을 충분히 검증할 시간이 필요하다”고 설명했다.

또한 “VC제도 확대 시행 전에 정산조정계수제도에 의한 테스트베드 역할 수행 등 시장안정화 기간을 거친 후 VC제도를 적용할 예정”이라고 말했다.

한편 정산조정계수제도는 원자력·석탄·LNG복합발전 등 전원 간 투자우선순위 정상화를 통해 경제적 전력생산 측면의 최적 전원구성 유도를 목적으로 도입됐다.

정산조정계수 보상방식의 경우 전원별 장기 한계비용 보상방식보다는 판매사의 재무에 연계되는 보상방식으로써 VC제도의 기준가격 보상방식보다 변동성이 증가한다는 측면이 있다.

정석부 기술본부장은 “현물시장 가격과 무관하게 장기 한계비용에 기초한 계약가격으로 전력을 구매·판매해 사업자 간 재무적 위험을 회피해야 한다”며 “발전사 간 판매량 경쟁을 통한 이윤극대화와 현물시장 가격안정화에 기여할 수 있는 VC제도 도입이 필요하다”고 밝혔다.