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LNG발전의 정상화를 위한 제도개선 방향
LNG발전 비중 늘지만 돌릴수록 손해…제도개선 시급

한시적 전력수급계약(PPA)과 사회적 비용 반영한 배출총량제 도입 필요
온실가스 배출 수준 고려한 발전원별 RPS 차등 적용도 고려
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2015년 3월 상업운전을 시작한 동두천드림파워의 LNG복합발전소 전경. 이 발전소는 올 상반기 이용률이 55%에 머물렀고, SMP의 지속적인 하락으로 올 한해 약 500억원의 경영손실이 예상되고 있다.
LNG발전의 정상화를 위한 제도개선 방향은
새 정부의 에너지정책 방향은 원전과 석탄 발전을 줄이는 대신 신재생과 가스발전 비중을 높이는 에너지전환으로 요약된다.
더 이상 신규 원전과 석탄발전소 건설이 어려워지자 관련 업계는 강하게 반발하고 있지만, 정작 가스발전업계의 표정도 그리 밝지만은 않다.
현행 전력시장제도 하에서는 발전량만 늘려봤자 좋은 게 별로 없기 때문이다. 계통한계가격을 결정하는 LNG 정산단가가 지난해 2014년 대비 38.2%(61.34원) 급락하면서 발전소를 가동할수록 오히려 적자가 늘어나고 있다.
때문에 민간LNG발전업계는 정부의 에너지전환 정책이 성공하려면 제도 개선이 필요하다는 입장이다.

◆기준 용량가격 정상화 등 전력시장제도 개선
용량요금(CP)은 발전기의 고정비(건설투자비, 운전유지비)를 보전하기 위한 수단이다. 기준 용량가격은 물가상승비와 원가요인에 따라 적절히 조정하는 게 정상이다. 하지만 현실은 부족분을 변동비차익(시장가격-변동비)이 보상하는 형태로 유지되고 있을 뿐이다.
용량요금은 2001년 7.17원/kWh으로 출발해 2007년 송전접속비와 수전전력을 반영 7.46원/kWh으로 소폭 올랐고, 2016년 물가상승을 반영해 9~10원/kWh로 인상됐다.
한전은 지난해 용량요금 인상으로 전력구입비가 7000억원 이상 늘어날 정도로 부담이 큰 게 사실이지만, 발전사들은 아직도 부족하다는 입장이다. 발전기의 대용량화에 따라 기준 용량가격 산정기준을 GT(가스터빈)에서 CC복합발전)으로 변경해야 한다는 것.
2014년 산업조직학회 연구 용역 결과에 따르면 기준 용량가격 산정기준을 GT에서 CC로 변경할 경우 적정 기준용량가격은 15.26원/kWh 정도로 제시된 바 있다.
민간발전사 관계자는 “석탄발전과 LNG발전을 동시에 보유하고 있는 발전공기업의 경우 정산조정계수를 통해 LNG발전에서 발생한 손실을 석탄발전에서 얻은 수익으로 보전 받을 수 있지만, LNG발전기만 보유하고 있는 민간발전사들은 적자에 놓일 수밖에 없다”고 토로했다.
이 관계자는 또 “단순한 LNG복합 이용률만 높여서는 의미가 없으며, 적자가 발생되지 않는 전력시장 수익구조가 선행돼야 한다”며 “LNG복합에 대한 한시적 전력수급계약(PPA) 체결이나 발전원별 사회적 비용을 반영한 배출총량제, LNG의무할당 등 환경급전 정착을 위한 제도가 마련돼야 한다”고 덧붙였다.

◆RPS(신재생의무할당) 제도 산정기준 합리화
현행 RPS관련 법에 따르면 500MW 이상의 발전사업자의 공급의무량은 총발전량과 발전원을 고려해야 한다고 명시돼 있다. 하지만 실제 법 운영에 있어서는 발전원을 고려하지 않고, 발전량만으로 산정하고 있다. 온실가스 배출이 낮은 LNG발전소와 석탄발전소를 동일하게 취급하고 있는 것이다.
반면 한수원의 경우는 원전이 온실가스를 배출하지 않는다는 이유로 ‘경감률’을 도입해 RPS 부담을 덜어주고 있다. 2012년부터 경감률이 해마다 늘어 2017년 이후 경감률은 무려 50%나 된다.
발전사 관계자는 “발전량과 온실가스 배출수준을 함께 고려한 발전원별 의무공급량 차등 적용이 필요하다”며 “기업의 결손이 발생하게 되면 법인세 환급이 이뤄지는 것과 같이 LNG발전사의 RPS 충당부채(REC수익-RPS이행비용)를 유예하는 방안을 검토할 필요가 있다”고 주장했다.

◆LNG세금 조정을 통한 조세형평성 제고
현재 발전용 유연탄에는 kg당 36원의 개별소비세가 부과되지만, LNG는 개별소비세뿐만 아니라 관세, 수입판매부과금, 안전관리부과금을 추가로 부과해 세 부담이 kg당 91.2원에 달한다. 유연탄 대비 3배의 과세가 이뤄지고 있는 셈이다.
문재인 정부는 6대 에너지정책에 따라 석탄발전용 연료의 세금 인상, 친환경 발전연료 세금인하 정책 운영을 예고하고는 있지만, 아직 LNG 관련 세율인하 등의 방안은 없는 상태다.
해외의 경우 온실가스 배출을 줄이기 위해 합리적인 환경세, 소비세 등의 에너지원간 차등적 조세가 부과되고 있다.
2013년 발표된 자원경제학회 보고서에 따르면 발전원별 환경·사회비용은 LNG 6.3원/kWh, 석탄 51.7원/kWh, 원자력 36.5원~72.6원/kWh로 분석된 바 있다.

◆가스 직도입 제도 개선
도시가스사업법에 따르면 가스공사와 이미 매매계약을 체결한 LNG발전사는 계약의 해지·만료 또는 자가소비용 직수입 전환이 가능하다고 정한 경우에만 가스 직도입이 가능하다. 또 직수입 발전사업자는 수입한 천연가스를 국내의 제3자에게 처분할 수 없다.
하지만 정부의 에너지전환 정책에 따른 가스 수요 급증으로 가스공사와 공급계약을 체결한 사업자의 가스 중복구매를 허용해도 기존 물량에 대한 수요저하는 없을 가능성이 높다는 게 업계의 전망이다.
때문에 LNG발전업계는 과도하게 규제하고 있는 도시가스사업법을 개정해 가스 직수입을 활성화할 필요가 있다고 주장한다.
한 민간발전사 관계자는 “LNG발전사의 발전원가를 줄이기 위해서는 가스 직도입이 허용돼야 한다”며 “주주가 수입한 가스 물량의 일부분을 해당 발전사에 사용토록 허용할 필요가 있다”고 말했다.

◆발전비용 합리화(발전기 기동비용, 계통운영 보조서비스 정산)
현재 전력시장에서는 비용평가 세부운영규정에 따라 가스터빈(GT)과 증기터빈(ST) 발전기의 조합 및 기동특성에 관계없이 가스터빈(GT) 1대의 기동비만 지급하고 있다.
하지만 복합발전기의 대거 진입으로 기동비용 편차가 커지면서 현행 평균 보상방식만으로는 발전비용 손실을 메꿀수가 없다. 복합발전기의 70% 이상이 2대 1 이상의 조합으로 운전하는 상황에서 GT 1대 기준 기동비는 현실적인 기동비용을 반영하지 못하는 것이다.
이에 따라 업계는 기존 산정방식을 폐기하고, 실제 설비조합 기준 기동비용을 100% 적용해야 한다는 입장이다.
또 주파수추종, 자동발전제어, 자체기동, 대기·대체 예비력 등 계통운영 보전서비스 정산금도 현실화해야 한다는 게 업계의 주장이다. 계통운영 보전서비스 정산금은 전력시장 개설 초기부터 지금까지 436억원을 유지해오고 있다. 하지만 지난 16년간 전력설비 규모는 약 2.3배가량이나 증가해 계통운영 보조서비스 정산금도 이에 걸맞게 늘어나야 한다는 게 발전업계의 설명이다.

◆약정 물량 부가금제도 개선
LNG약정물량 부가금제도란 가스공사와 약정한 물량과 실제 사용량이 ±10%를 넘을 경우 부과되는 일종의 패널티 성격의 부가금이다.
LNG의 중장기 소요물량에 대한 부족, 초과 현상을 예방하고, 가스공사의 추가도입비용과 재고유지비용을 최소화하기 위해 도입됐다.
LNG발전사들은 한국가스공사에 전월 20일까지 당월 LNG약정물량을 제출하게 되는데, 문제는 민간LNG발전사의 경우 약정물량 변경이 불가하지만, 발전공기업들은 당월 변경이 가능하다는 것이다.
이에 대해 민간발전사 관계자는 “약정물량 변경기준의 차등 적용은 공정거래법에 따른 불공정거래행위의 금지에 해당한다”며 “민간LNG발전사와 발전공기업간 동일한 약정물량 변경기준을 적용할 필요가 있다”고 밝혔다.
작성 : 2017년 10월 12일(목) 07:49
게시 : 2017년 10월 13일(금) 09:23


정형석 기자 azar76@electimes.com        정형석 기자의 다른 기사 보기

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