투자비가 얼마 들어가든, 일단 시장에 진입하면 절대 망하지 않는 사업이 있다면? 놀랍겠지만, 국내 석탄발전 사업이 그렇다. 최근 들어 미세먼지 주범으로 찍혀 천덕꾸러기 취급을 받는 신세지만, 사업성 측면에선 이야기가 전혀 다르다. 기후 변화에 대응하기 위해 10년 내 석탄발전의 퇴출을 추진하는 선진국과 달리, 한국에서는 석탄발전을 여전히 ‘황금알’ 사업으로 지탱하게 만드는 전력시장의 구조를 따져본다.
2030 유럽은 ‘탈석탄’ 한국은 여전히 최대 발전원
미국과 유럽에서 석탄발전의 퇴출 흐름은 가시적 변화를 나타냈다. 미국 에너지정보청(EIA)에 따르면, 2010년 이후 2019년 1분기까지 미국에서 폐지된 석탄발전소는 546기에 달한다. 설비용량으로 102기가와트(GW) 규모다. 2025년까지 추가로 17GW가 폐지될 계획이다. 전력소비가 둔화된 데다가 가스발전과 재생에너지의 가격 경쟁력이 우세해지면서 ‘석탄발전 사업은 중대한 경제적 압박을 받고 있다’고 분석됐다. 올해 미국에서 사상 처음으로 재생에너지 전력 생산량이 석탄발전을 추월할 것이란 전망도 나왔다.
유럽에서도 석탄발전의 하락 추세는 뚜렷하다. 불과 10년 전 영국에서 전력의 40%를 공급했던 석탄발전의 비중은 2019년 2%로 추락했다. 반면 재생에너지 비중은 37%로 늘어났고 풍력 비중만 20%를 기록했다. 올해 코로나 바이러스 영향까지 겹치면서 영국에서는 4월부터 67일간 석탄발전 가동이 완전히 중단된 채 전력을 공급했다. 세계에서 석탄의 산업적 이용을 최초로 시작해 ‘산업혁명의 요람’으로 불린 영국은 이제 ‘석탄의 종말’을 이끄는 대표적 국가가 됐다.
유럽에서 석탄발전의 완전한 폐지 시점을 선언한 국가는 15개국에 이른다. 상당수는 10년 내 석탄발전의 영구 퇴출을 선언했다. 스웨덴에선 올해 마지막 석탄발전을 폐쇄하는 데 이어 프랑스는 2022년, 포르투갈은 2023년, 영국은 2024년, 이탈리아는 2025년, 네덜란드는 2029년까지 차례대로 석탄발전을 퇴출한다. 파리기후협정에서 명시된 지구 온난화 1.5℃ 목표를 달성하려면 선진국에서 석탄발전을 2030년 이전까지 폐지해야 한다는 과학의 권고에 상응한다.
미국과 유럽의 경우, 석탄발전소의 대다수가 이미 노후화된 설비인 상황을 감안하더라도, 높은 탄소 가격에 더해 가스와 재생에너지의 단가마저 저렴해지면서 석탄발전은 전력시장에서 경쟁 우위를 상실한 지 오래다. 환경 규제의 강화가 석탄발전의 경쟁력을 약화시키는 효과로 나타났다는 의미다.
한국도 전력 부문에 대한 환경 규제를 강화한다는 정책 기조를 이미 표방했다. 하지만 석탄발전은 오늘날은 물론 10년 뒤에도 최대 발전원의 지위를 유지할 전망이다. 산업통상자원부가 올해 수립 예정인 9차 전력수급기본계획 초안을 보면, 석탄발전의 발전량 비중은 2019년 현재 40.4%에서 2030년 31.4%로 다소 하락하지만, 천연가스(22.4%)나 신재생에너지(20.2%)보다 여전히 높은 비중을 차지할 것으로 분석됐다. 2030년 이전까지 석탄발전을 완전 폐지하겠다는 유럽 선진국의 상황과 큰 격차를 나타낸다. 왜 한국에서만 석탄발전의 감축이 유독 더딘 것일까. 심지어 석탄발전을 ‘안정적 사업’으로 바라보며 신규 건설에 대한 투자가 계속되는 이유는 뭘까.
환경 급전 외면이 석탄 불패의 비밀
이는 금융권의 시각에서 힌트를 얻을 수 있다. 2018년 석탄발전에 대한 언론과 시민사회의 비판이 꾸준히 제기된 상황에서 석탄발전에 대한 금융 지원을 제공한 한국산업은행에 대한 국회 박용진 의원의 질의가 있었다. 환경 규제의 강화로 인해 석탄발전의 수익률이 약화될 수 있고 이는 해당 사업에 투자한 공적 금융기관의 리스크로도 이어질 수 있다는 지적이었다. 산업은행 측의 답변은 이랬다.
“향후 석탄화력발전 사업의 수익률이 약화될 수는 있으나, 현재 석탄화력발전 사업은 변동비반영 전력시장(CBP, Cost-Based Pool) 하에서 발전원가가 상대적으로 저렴하여 가동률이 높으며, 정산조정계수 제도에 따라 일정 투자보수로 수익률을 보상받고 있습니다. 이에 따라 시장에서는 석탄화력발전 사업은 저위험 저수익 사업으로 인식하고 있습니다.”
산업은행이 제시한 이 짧은 답변 안에는 석탄발전의 사업성을 견고하게 보장하는 국내 전력시장의 비밀이 들어있다. 먼저 ‘변동비 반영’ 전력시장이다. 전력시장은 다양한 종류의 발전원이 경쟁하는 곳이다. 원자력, 화력(석탄, 가스, 유류), 재생에너지가 주요 발전원이다. 이 중 발전 단가가 저렴한 순으로 발전기를 가동하는 우선권이 주어진다. 여기서 급전 순서를 정하는 가격의 기준은 오직 변동비, 다시 말해, 연료비만으로 결정된다.
전력거래소에 따르면, 2019년 평균 연료비 단가는 kWh당 원자력 6원, 유연탄 56원, 천연가스 93원 순이었다. 원자력과 석탄발전의 연료비가 가장 저렴하기 때문에 연중 ‘풀가동(완전가동)’하고 가동률이 높을 수밖에 없다. 가스발전의 경우, 원자력과 석탄발전만으로는 전력수요를 맞출 수 없을 때 저렴한 발전기 순으로 추가 ‘급전 지시’를 받게 된다.
이렇게 급전 순위를 단순히 연료비만을 기준으로 정하다보니, 전력시장에서 원자력과 석탄발전은 안정적인 가동률을 보장 받는다. 제품을 많이 팔수록 큰 수익을 올릴 수 있다. 그 제품이 유익한 것이라면 문제는 없다. 그러나 현행 전력시장에서 원자력과 석탄화력은 사람과 자연(기후)에 두루 유해함에도 낮은 연료비를 무기로 높은 시장 점유율을 누리는 ‘시장 실패’의 역설을 불러오고 있다. 상대적으로 친환경적인 가스발전이 그나마 석탄발전과 박빙에 가까운 가격 경쟁을 겨룬다면 사정은 나아지지 않을까.
그나마 환경 과세를 강화하면서 국내 석탄발전의 단가가 점차 상승하는 추세이다. 사실상 ‘무과세’에 해당했던 발전용 유연탄에 대해 2014년 최초로 kg당 24원의 개별소비세를 부과한 이후 2019년 현재 46원까지 단계적 인상했다. 반면 천연가스에 대한 제세 부담금은 기존 kg당 91.4원에서 23원으로 낮췄다. 하지만 석탄발전의 대기오염 비용을 반영하려면 유연탄에 대한 과세는 이보다 두 배가량 더 높아야 할 것으로 보인다. 국회예산정책처도 “실질적으로 유연탄에서 LNG로 대체되는 비율은 전체 발전용량의 0.5% 수준에 불과할 것으로 보인다”며 추가적 과세 강화가 요구된다고 분석했다.
연료비 외 탄소 가격도 급전 순위에 반영하는 ‘환경급전’ 방안이 2017년부터 검토됐지만, 실질적인 효과로 나타나지는 않았다. 온실가스 배출권거래제가 시행 중이지만, 현재 사업자가 할당 배출량에 비용을 지불하는 유상할당 비율은 3%로 매우 낮은 수준이다. 내년부터 시작되는 배출권거래제 3차 계획기간부터 유상할당 비율을 10% 이상으로 올리겠다는 계획이지만, 유럽 배출권거래제(EU ETS)에서는 2013년 이후 발전 부문에 대해 100% 유상할당을 도입한 상황에 비해 크게 미흡한 실정이다. 탄소 배출권에 대해 급전 순위에 직접 반영되지 않는 데다 발전공기업은 별도 정산마저 이뤄지기 때문에 ‘환경급전’ 취지가 무색하다는 지적이 계속된다.
석탄사업 비용을 왜 시민이 부담?
함정은 하나 더 있다. 설사 환경 규제가 강화돼 석탄발전의 비용이 오르고 수익 악화로 이어져도 ‘적정한’ 수준의 수익률을 보장받는다. 원가가 얼마가 들든, 석탄발전 사업의 원가에 ‘적정 투자보수’를 더해 정산하는 구조로 작동하기 때문이다. 석탄발전의 연료비는 주로 가스발전 단가로 정해지는 전력도매가격(계통한계가격)보다 저렴하기 때문에 그 차액만큼 그대로 정산할 경우 지나친 초과 이윤을 얻을 수 있다. 총괄원가제의 핵심 고리인 ‘정산조정계수’는 발전 자회사의 초과 이윤을 회수하면서도 적정수익을 보장하기 위한 장치다.
더 심각한 문제는 총괄원가제가 발전 공기업뿐 아니라 민간 기업의 신규 석탄발전 사업에도 동일하게 적용된다는 것이다. 산업은행은 포스코가 추진 중인 석탄발전 사업에 금융을 지원하며 ‘사업의 강점’에 대해 “정산조정계수가 적용되는 민간 석탄발전소로서 표준비용(투자비, 운전유지비, 연료비) 이내인 경우 건설 및 운영에 소요되는 총괄원가 회수 보장”을 핵심으로 꼽았다. “변동비가 낮은 기저발전기로서 높은 이용률이 예상되며, 전력수요 감소 및 환경급전 등으로 인해 이용률이 다소 감소하더라도 정산조정계수 조정을 통해 총괄원가 회수 가능”하다는 것이다.
현재 민간 석탄발전 사업의 ‘표준 투자비’를 산정하는 절차가 진행 중이다. 과거 석탄발전 사업자는 모두 한전의 발전 자회사였지만 최근 민간 석탄발전소가 진입하면서 해당 사업비의 적정성을 평가하고 어느 수준으로 비용을 보전해야 할지를 놓고 전력 당국은 심각한 고심에 빠졌다.
전력거래소는 고성하이, 강릉안인, 삼척 포스파워 등 3개 민간 석탄발전 사업의 표준투자비를 3.6조~3.8조 원으로 산정했다. 이는 민간 사업자가 투자비로 인정해야 한다고 제시한 4.9조~5.6조 원 수준과는 큰 차이를 나타냈다. 발전 공기업인 한국남부발전이 가장 최근에 건설한 삼척그린파워 1·2호기(2GW)의 경우 공사비는 3.9조 원이었지만, 동일한 설비용량으로 삼성물산이 추진하는 강릉안인 발전소의 투자비는 5.6조 원으로 제시됐다. 석탄발전은 저렴하다는 공식이 무색해진 셈이다.
민간 석탄발전 사업자가 제시한 투자비를 그대로 인정할 경우, 결국 전기요금 인상 요인으로 작용해 부담은 전기 소비자에게 전가될 수밖에 없다. 당국도 이를 잘 알고 있다. 2018년 전력거래소 용역 보고서에는 “총괄원가제도에서 사업자가 지출한 비용은 전액 요금으로 보상받음에 따라 사업자의 비용절감 유인이 감소”하게 된다며 “결국, 소비자는 사업자의 비용과다지출로 인한 요금인상위험을 부담하는 문제가 발생”한다고 서술돼 있다.
민간 기업은 이윤을 극대화하기 위해 법적 다툼도 불사할 전망이다. 실제로 최초의 민간 석탄발전 사업인 GS 동해전력의 경우, 2.2조 원의 공사비에 대한 4.49%의 투자보수율을 인정받았지만, 현재 1000억 원을 추가 회수하기 위해 전력거래소를 상대로 소송을 진행 중이다. 발전소 건설 외 인근 산업단지 조성비용도 사업비로 인정해달라는 주장이다. 석탄발전 사업자와 시민 중 누구의 이익을 우선할지 정부의 선택이 남아있다. 공익을 우선한다면 정부는 석탄발전 사업자의 과투자에 대해 명확히 불인정 판정을 내려 공공성과 공정성을 보호해야 한다.
환경급전 법제화와 총괄원과제 폐기
결국, 석탄발전의 퇴출은커녕 높은 이용률을 보장하는 현행 전력시장의 ‘게임의 법칙’을 근본적으로 개혁해야 한다. 기후 변화 대응과 공공성을 강화하는 방향의 환경급전 원칙을 관련 법규에 명확히 반영하고, 근거가 불명확한 총괄원가제는 폐기해야 한다. 석탄발전에 대한 대기오염과 탄소 비용을 반영하기 위해 단계적으로 과세를 강화하는 한편 재생에너지 전환을 촉진하기 위한 추가 대책이 요구된다.
글: 이지언 환경운동연합 에너지기후 활동가
이 글은 <함께사는길> 2020년 7월호에 게재됐습니다.
