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세계가 가장 안전한 나라로 인정하는 일본에서 후쿠시마 핵사고가 일어난 이후 지난 수년간 국내 시민사회와 각계각층에서 핵발전에 대한 우려가 제기되어왔다. 서유럽을 중심으로 탈핵을 선언한 나라들도 나왔다. 하루가 멀다 하고 보도되는 국내 핵산업계의 발전소 부품관련 비리, 은폐, 고장소식을 접하면 우리의 경우는 꼭 일본처럼 지진이나 쓰나미가 없더라도 대형 핵사고를 맞을 수도 있다는 우려마저 생긴다. 그러나 국내 전력 수급상황은 어떠한가?
전력수요를 보자면, OECD 중 가장 싼 전기요금으로 인해 애초 에너지자원이 없는 한국 실정에 맞지 않는 <전기로제강> 같은 전기다소비 산업이 주도하고, 다른 부문에서도 굳이 전기가 필요하지 않은 저급수요에 전기를 쓰면서 지난 10여 년 간 전력수요가 급격히 상승했다. 정부는 이처럼 늘어나는 전력수요를 충족시키기 위해 가장 저렴한 핵발전 신규건설이 불가피하다는 입장을 버리지 않고 있으며, 국내 전력시장에서 핵발전은 한전-한수원이라는 공기업 체제를 바탕으로 막강한 위치에 있다. 반면 가스복합발전은 “너무 비싼 에너지”로 인식되고 있다. 현행 에너지관련 제도와 정부의 전력수급계획을 감안하면 향후 국내 전력원은 핵발전과 석탄발전만 남게 된다. 물론 액면 연료가격을 보면, 부존자원이 없는데다가 지정학적으로 고립된 국내여건에서 핵과 석탄이 가장 싸고, 액화시켜 배로 수송해야 하는 천연가스가 가장 비싼 연료가 되는 현실이 언뜻 타당하게도 들린다.
그런데, 정말 그럴까? 에너지 및 전력수급계획에서 에너지가격체계는 계획수립의 가장 결정적인 기준이 된다. 주요선진국에서 에너지가격은 시장경쟁에 의해 결정되지만, 1970년대 중화학공업 육성과 핵발전 국산화 패키지정책을 시작으로 한국의 에너지가격은 오랜 기간 정부의 각종 행정목표와 그에 따른 (교차)보조, 세제, 규제, 세부가격옵션에 의해 심각히 왜곡되어왔다. “원자력이 가장 저렴하다”는 정부와 에너지관련 산하기관들의 공식적 평가 역시 이런 왜곡을 바탕에 두고 있다. 때문에 왜곡된 에너지 상대가격구조의 현황을 정확히 파악하고 어떤 방향으로 개선할 것인지에 대한 검토 없이 “탈핵”은 후쿠시마사고에도 불구하고 실현하기 어려운 주제이다. 이 글은 국내 에너지가격 왜곡의 현황진단을 통해 검증해보고 가격왜곡 개선이 탈핵에 어떤 영향을 주게 되는지, 어떤 방향으로 개선되어야 하는지 제시할 것이다. |
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지난 30여 년 간 한국의 주요 에너지정책을 에너지원별로 구분해보라고 한다면 크게 전기, 유류, 천연가스로 단순화시킬 수 있다. 이 세 가지 에너지는 수요에 따라 상호대체 또는 경쟁관계에 있다. 특히 열수요 즉 난방(상업, 농업, 가정), 가열·건조(제조업, 농업) 등에서 이 세 가지 에너지는 가격에 따라 경쟁력이 결정된다. 당연한 이야기지만 서유럽, 북미 등 경쟁에너지시장에서는 1차 에너지인 유류와 도시가스가 저렴하고, 2차 에너지인 전기가 가장 비싸게 거래된다. 다만 일본의 경우 서구와 달리 액화천연가스(LNG) 도입비용이 그대로 도시가스 소비자에게 전달되고 등유에 대해서는 소비세 5%만을 적용하여 등유가 가장 저렴하지만, 역시 전기요금이 가장 비싸다.
그러나 국내 에너지시장에서는 지난 2000년을 전후로 이 세 가지 에너지가격의 순서가 뒤집어진 상황이고 시간이 갈수록 역전된 격차가 오히려 더 벌어져왔다(그림 2). 상호대체관계에 있는 에너지원들에 대해 통합적이고 일관된 기준 없이 상호모순적인 에너지원별 정책을 오랜 기간 유지해온 결과 누적된 영향이라고 볼 수 있다. 즉 세 가지 에너지원 중 어느 순간 유류만 ‘시장재’로 전환시키고, 나머지 전력과 도시가스를 ‘공공재’로 유지하면서 온갖 왜곡이 발생하게 된다. 어떻게 이런 일이 벌어지고 있고, 이런 추세가 지속되면 어떤 효과를 일으키는지 각각의 에너지원별로 살펴보겠다.
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| 그림1 상호모순적 국내 에너지원별 가격정책과 부작용 |
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| 그림2 가격왜곡효과의 사례: 주택용 에너지원간 가격역전 (2011) |
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| 참조: 국제에너지기구, Energy Prices & Taxes 2012(Q2) |
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| 1) 유류가격 자유화와 중과세의 도입 (1996) |
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| 정부통제를 받아온 세 가지 에너지 중 유류의 경우 정유업계의 적자누적과 가격에 대한 정부통제가 한계에 도달하면서 지난 1996년 가격이 자유화되었다. 또한 이와 함께 세제당국이 유류에 대해 서유럽 수준의 중과세정책을 도입하면서 이미 2000년을 전후로 국내 유류의 상대가격은 가격통제를 받는 전력과 도시가스에 근접하게 된다. 이로 인해 지리적으로, 경제적으로 도시가스 보급이 어려운 국내 280만 유류난방가구는 2000년을 전후로 등유세제가 경유에 연동되어 급상승하면서 에너지빈곤가구로 전락하게 된다. 등유세제가 경유세제에 연동되는 배경에는 등유와 경유의 화학적 유사성으로 인해 등유가 유사경유로 유통 판매되는 경로를 차단하기 위한 규제편의주에 의해 비롯되었다. |
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| 2) 전력요금에 대한 물가통제와 핵, 석탄에 대한 면세 |
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반면 “공공재”인 전기요금의 경우 물가관리위원회가 항상 물가상승률의 30%이하로 인상을 억제해왔다. 이와 함께 발전원별로 대조적인 과세정책을 추진하면서 에너지믹스를 왜곡해왔다. 국내 발전용 연료 중 가스, 중유, 경유 등에 대해서는 유럽 탄소배출권거래시장의 탄소가격(2012년 기준 7,600원/톤)보다 현격히 높은 수준의 중과세(천연가스기준 33,000원/톤)가 부과되는 반면, 주요 전력원인 핵, 석탄에 대해서는 면제되어왔다. 이는 전력시장에서 공정경쟁을 저해하며, 핵, 석탄에 대한 의존도(발전비중의 약 70%)를 심화시킨다.
석탄의 경우 유럽선진국은 물론 한국의 주요경쟁국인 일본, 중국 등에서도 이미 세금이 부과되고 있으며, 핵에 대해서도 영국 등은 기후변화세(Climate Change Levy)를 부과하고 있다. 특히 유연탄발전의 경우 2012년 기준 가스복합 대비 4배에 가까운 이산화탄소를 배출한다는 측면에서 온실가스저감을 위해 과세를 통해 환경비용을 내부화할 필요가 있다. 물론 제2차 에너지기본계획에서 이 같은 문제가 인정되어 최근 석탄과세가 시작되었으나, 탄소배출량기준으로 볼 때 아직도 갈 길은 멀다. 핵의 경우, 방폐물처분비의 기금화로 일부 외부비용이 내부화되었으나 여전히 미흡하며, 후쿠시마핵사고 피해를 감안할 때 전반적인 위험비용의 내부화가 필요하다.
전력수요측면에서 가격왜곡은 어떨까? 지난 10여 년 간 국내 전력수요급증의 원인은 경제성장에 따른 자연스러운 수요증가보다도 가격왜곡으로 인한 유류에서 전력으로의 수요전환에 기인한다. 특히 산업, 일반, 농사용에 적용되는 경부하(輕負荷)요금1)은 이러한 전환수요증가의 주요원인으로 작용하고 있다.
사실 지난 수년간 제기되어온 한전의 산업용 전기요금보조 논란은 핵심은 평균요금의 문제가 아니다. 산업용 소비자들 중에서도 경부하요금제를 계약할 수 있는 대기업(산업용을)과 그럴 수 없는 중소기업(산업용 갑)간에도 큰 차이가 있다. 경부하 시간대 원가(기저전원 평균가격과 송배전요금의 합계)보다도 싸게 책정되어온 경부하요금은 철강, 시멘트 등 특정 전기다소비형 산업체들의 신규진입을 촉진하는 잘못된 신호로 작용한다.2)이는 다시 전력시장에 만성적인 “기저전원 부족”신호를 주어 핵과 유연탄설비의 입지난과 송전제약문제까지 일으키고 있다 (그림 3 참조).
동시에 경부하시간대 가스복합설비의 추가기동과 동계 고가의 Spot 가스물량을 추가구입하게 해 국가전체 LNG도입비용을 극대화시킨다(지난 5년간 Spot물량 비중은 전체의 약 20%). 한국은 아시아 최대 스팟도입국이며, 스팟가격은 상황에 따라 중장기계약 대비 1.3~3배로서 국내 LNG 도입비용을 크게 인상시킨다.
한전의 연중 경부하시간대 가스발전(중유포함) 구입량은 약 42.5 TWh로서, 가스 연간발전량의 약 35%에 해당된다. 경부하시간대 한전의 전력구입비는 약 14.7조원인 반면, 대부분 경부하요금(산업,일반,농사,심야전기)으로 판매되어 연간 약 1~3조원 가량의 손실발생(송전요금제외), 신규 전기다소비업체 증가 등을 야기하고 있다. |
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| 그림3 경부하(심야)요금을 통한 부하관리와 기저전원부족의 악순환구조 |
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| 3) 도시가스에 대한 교차보조와 물가통제 |
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지난 1982년 전두환정부는 당시 세계은행(IBRD)의 자문을 받아 기존 한전의 천연가스 도입부서를 분리하여 가스공사를 설립하였다. 이러한 조치는 당시까지 국내 주요난방연료였던 연탄, 등유를 LNG로 신속히 전환하기 위한 것으로, 가스공사를 통해 한전-도시가스사간 도시가스비용을 보조하는 이른바 부문 간 교차보조(cross-subsidy)구조를 만들었다. 즉 애초 서로 다른 지위로 인해 발전사업자와 도시가스사업자간의 막대한 비용차이가 발생하는데, 한국은 세계에서 유일하게 발전부문에 도시가스 비용을 분담시킴으로써 두 부문 간 비용이 유사한 수준으로 이르도록 제도화시켰다.
구체적으로 도시가스사업자들의 경우 가스를 구매할 때 높은 계절 간 수요격차, 대체연료부재, 낮은 가스배관압력 등의 이유로 높은 비용을 지불한다. 반면 발전사업자의 경우 계절 간 일정한 수요, 유사시 대체연료(유류)의 존재, 높은 배관압력 등 모든 측면에서 유리한 조건에서 도입하게 된다. 이에 따라 대부분의 국가들에서 발전부문과 도시가스부문간 가스도매가격 차이는 적게 1 : 2.4(영국)에서 많게는 1 : 3(미국), 1 : 4(일본)수준까지 벌어지게 된다 (그림 4 참조).
반면 한국의 경우 정책적 교차보조의 효과로 발전부문과 도시가스 간 가격차이는 불과 1 : 1.3 수준으로 사실상 유사한 수준이다. 물론 이러한 정책적 보조의 효과로 도입 30년 만에 한국의 도시가스보급률은 75%를 넘어섰으며 이는 세계 최고수준이다. 이는 기존 난방에너지를 청정연료인 천연가스로 신속하게 전환시켰다는 측면에서 분명 중요한 성과이다. 그러나 추가적인 보급률 성장이 한계에 도달했고 유류(등유, 프로판)난방가구와의 소득 역진적 가격을 부과한다는 측면에서 이러한 보조를 앞으로도 지속해야하는지 심각하게 재검토가 필요한 시점이다.
더욱이 이러한 교차보조로 인해 국내 전력시장에서 가스발전의 역할이 심각하게 제약을 받고 있다는 점에 대한 검토가 필요하다. 세계적으로 기후변화와 후쿠시마 핵사고로 저탄소, 탈핵 에너지정책이 추진됨에 따라 발전부문에서 천연가스의 역할은 그 어느 때보다 커지고 있다. 국제에너지기구의 세계에너지전망(WEO 2012기준)에 따르면 2035년 세계발전설비에서 가스발전이 차지하는 비중은 26%, 중국을 제외할 경우 32%, OECD의 경우 33%로 석탄을 제치고 시장을 지배할 전망이다. |
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| 그림4 교차보조의 효과: 발전 및 도시가스부문 가스가격 한·영비교 |
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| 참조: 국제에너지기구(IEA) Energy Prices & Taxes 2013 |
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| 4) 유류, 전력, 가스의 가격왜곡으로 인한 상승효과 |
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유류와 전력 간 가격역전은 산업, 주택, 농업 등에서 난방, 가열, 건조 등 기존의 모든 열수요를 유류에서 전력으로 대체시키는 탈석유-전기화를 일으킨다. 지난 10년간 한국의 탈석유-전기화속도는 일본에서는 30년간 진행된 그것보다 더 급격하게 진행되었을 정도이다.
다른 한편 전력과 가스 간 가격왜곡은 부문 간 교차보조 즉 가스발전사업자가 도시가스사업자의 비용을 부담하는 방식의 보조로 인해 발생한다. 이로 인해 국내 도시가스는 유사한 여건에 있는 선진국보다 현격하게 낮은 요금이 부과되는 반면, 가스발전은 도시가스에 대한 보조로 인해 과도한 가스연료가격을 부담함에 따라 국내 전력수급계획에서 매우 주변적인 역할만 할 수 있는 상황이다.
마지막으로 유류와 도시가스의 경우 난방유에 대한 과도한 중과세와 도시가스에 대한 교차보조로 인해 동일 열량당 저소득층 연료인 난방유가 높게 책정되고, 중산층 이상의 소비자들이 사용하는 도시가스는 낮게 책정되는 소득역진형 가격이 형성된다. 이로 인해 약 280만 유류난방가구는 사실상 유류난방을 포기하고 전기장판 등 보조 전열기구에 의존해야 하는 상황으로 이는 에너지빈곤층을 양산하는 결과를 가져오는 동시에 주택부문의 탈석유-전기화를 가속화시키고 있다. 이처럼 세 가지 경쟁 에너지 간 가격왜곡은 상승효과를 일으켜 전력수급에 직접적인 영향을 주고 있다. 수요측면에서는 급격한 전력화로 인해 경제성장에 따른 정상적인 전력수요상승을 초월하는 수요증가를 일으켜 불요불급한 발전설비 건설을 유도한다. 또한 공급측면에서는 국내 3대 주력전원인 핵, 석탄, 가스 중 가스발전의 연료비용을 극대화시켜 국내 전력공급원을 사실상 핵과 석탄에 과도하게 의존하게 만드는 문제를 일으킨다. |
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사실 현재 세계 발전설비는 용량기준으로 볼 때 중국이 연평균 24기씩 건설하는 석탄화력과 그 외 지역에서 압도적인 위치에 있는 가스복합발전이 양분하고 있고 핵발전은 불과 7% 수준이다. 국제에너지기구(IEA 2012, 2013)의 전망에 따르면 2030년대 중반 세계발전설비는 신재생에너지까지 더해져 석탄, 가스복합, 신재생이 각각 1/4씩 차지하는 삼각체제로 굳혀 진다 (그림 5 참조).
특히 2008년 본격화된 미국발 “셰일가스혁명”은 세계 천연가스가격의 전반적인 하락과 가스터빈의 지속적인 기술진보로 가스복합의 지배력을 한층 더 강화시킬 전망이다. 반면 핵발전은 용량기준으로 불과 5~6% 수준에 머물 전망이며 그나마도 중국을 제외하게 되면 4%수준으로 떨어진다. 특히 최근의 중국-러시아간 천연가스공급계약은 매우 충격적인 사건으로 조만간 기존 전망마저도 바꾸게 만들 가능성이 높다. 결국 중국변수와 무관하게 세계발전설비시장은 가스복합과 신재생이 지배하고 핵발전은 사실상 막다른 골목에 이르게 된다. |
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| 그림5 세계 발전설비전망 (단위: 기가와트GW) |
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| 참조: 국제에너지기구(IEA) World Energy Outlook 2012, New Policies Scenario |
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| 1) 핵, 석탄에 사회비용을 반영한 에너지세를 도입 |
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왜곡된 에너지가격구조를 개선하려면 우선 전기요금 특히 기저전원인 유연탄과 핵발전에 대해 타 연료대비 공정한 과세가 필요하다. 유연탄 탄소배출량에 대해 LNG수준 과세수준(탄소톤 당 33,000원, 유연탄연료기준 약 68원/kg, 발전단가로는 약28원/kWh, 2012 실적기준)을 기준으로 할 수 있다. 물론 도입초기에는 유연탄 열량을 기준으로 한 과세 즉 개별소비세개념부터 시작하여 점진적인 방식으로 과세할 수 있다. 또한 핵 위험부담비용을 후쿠시마손해규모를 국내에 표준화시켜 적용하되, 이 역시 초기에는 열량기준으로 개별소비세를 먼저 도입한 이후 세부적인 산정방식이 결정된 이후 총 비용을 부담시키는 점진적 방식이 필요하다.
이와 함께 산업용, 일반용, 농사용 경부하 전기요금에 경부하시간대 원가를 반영할 필요가 있다. 원가를 반영할 경우 현행 경부하요금(59원/kWh) 대신 한전이 발전회사들로부터 경부하시간대에 지불하는 구매단가(약 80원/kWh)를 적용해야 한다. 이는 피상적인 논쟁에 머물러있는 산업용 대 주택용 전기요금 형평성 논란을 넘어 대용량 소비자인 대수용가(산업, 일반, 농업용 경부하요금 수용가)와 일반 수용가간 형평성 개선에도 필요한 조치이다. |
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| 2) 난방유류에 대한 면세조치 |
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| 난방용 유류인 등유와 프로판에 대한 한시적 면세조치가 필요하다. 물론 제2차에너지기본계획에 등유, 프로판에 대한 감세조치가 포함되어있으나 소비세의 탄력세율반영(1/3)으로는 현재 등유소비자가격의 약 2%인하효과밖에 없어 주택용전기와 등유의 20%가격차를 감안할때 탈석유-전기화추세를 저감시키기에 턱없이 부족하다. 때문에 소비자가격의 약 18%를 차지하는 소비세, 교육세, 수입부과금, 부가세 등 모든 세제에 대한 면세조치가 필요하다. 이와 함께 면세등유의 유사경유로의 악용을 막기 위해 규제강화와 경유세제저감이 병행될 필요도 있다. |
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| 3) 발전용LNG의 도시가스부문으로의 교차보조 해소 |
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| 발전부문에서 도시가스부문으로의 보조는 전력시장에서 핵과 석탄대비 가스복합의 경쟁력 약화와 원가이하의 도시가스가격으로 무분별한 수요관리 유인약화, 막대한 비용이 드는 배관확장을 무분별하게 지속시키는 원인이 된다. 따라서 이러한 교차보조는 점진적으로 해소하되 발전사업자들과 가스공사와의 계약관계가 그만큼 유연해져야 한다. 물론 한전 자회사 및 민간 발전사들의 직도입이 최근 들어 허용되었으나, 직도입이 실효를 거두기 위해서는 가스터미널에 대한 제3자접근성의 보장, 발전사업자들의 잉여가스물량에 대한 국내 재판매 허용조치들이 뒤따라야 한다. 이러한 조치들은 향후 셰일가스도입여부와 무관하게 가스발전의 단가를 최소 20~30%정도 인하효과를 가져올 것으로 보인다. |
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| 결론적으로 본 글은 전력수요와 관련해서 유류중과세정책과 전기요금 억제정책의 결과 비생산적인 탈석유-전기화가 급격히 진행된 점을 지적했다. 전력공급 측에서는 핵과 석탄에 대한 면세정책이 발전단가를 상당히 낮춰왔다는 점, 특히 핵의 사고위험비용은 세부 산정방식에 논란이 있다하더라도 상당한 비용추가가 불가피할 것으로 보인다. 또한 세계적으로 가스발전이 핵과 석탄발전을 대체하고 전력시장을 지배하고 있음에도, 국내에는 독특한 부문 간 교차보조로 인해 경쟁력이 없었으나 보조를 해소하게 될 경우 높은 경쟁력을 확보할 수 있음을 보여주었다. 그러나 지면제약 상 구체적인 발전단가의 차이의 비교분석과 제안한 대안이 실현될 경우 어떻게 변할 수 있는가에 대한 설명이 부족한 점을 양해해주시기 바란다. |
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1) 한전은 부하평준화를 위해 산업용 乙, 일반용 乙, 농업용 乙 등의 대용량 전력소비자들에게 별도의 전력공급계약을 통해 경부하, 중부하, 첨두부하 요금제를 운영하며 경부하는 대부분 심야시간(22:00~익일09:00)대에 절반에 가까운 요금할인혜택을 제공하고 있다. 이를 통해 자본비용은 비싸지만 연료비는 저렴한 핵발전과 석탄화력의 이용률을 극대화시킬 경우 한전은 영업상 혜택을 받게 되지만, 현행 경부하요금수준은 원가이하수준으로 할인되어 심각한 부작용을 일으키고 있다.
2) 기저전원(基底電源)은 수요변화와 무관하게 상시적으로 가동되어 일간, 주간, 년간 전력공급 그래프 상에서 가장 바닥에서 직사각형 모양으로 공급을 유지한다는 측면에서 붙여진 이름으로 국내에서는 핵발전과 석탄이 이에 해당한다.
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