연료비 인상･신재생 발전원가 하락정도 따라 인상폭 달라질 듯

에너지 전환 정책을 시행하는 과정에서 비교적 저렴한 전원인 원전과 석탄발전의 비중을 줄이고, 고비용으로 알려져 있는 LNG와 신재생발전을 확대함에 따라 전력생산비용의 증가로 인해 전기요금이 인상될 우려가 있다는 주장이 제기되고 있다. 지난 국회 산업통상자원중소벤처기업위원회 국정감사에서도 많은 야당의원들은 “전기요금 인상률을 놓고 연구기관이나 전문가에 따라 적게는 11%에서 많게는 200% 이상까지 다양한 전망을 쏟아내고 있다”며 “정부의 체계적·종합적 분석이 시급하다”고 주장했다.

◆쟁점1. 2022년까지의 전기요금 인상 없음

정부의 에너지전환 정책에도 불구하고 현재 건설 중인 원전과 석탄발전소가 순차적으로 준공할 예정이다. 올해 석탄발전소인 태안 10호기와 신보령 2호기(2050MW)가 준공하고, 내년엔 원전 신고리 4호기(1400MW)가 준공한다. 또 2019년 신서천 1호기(1000MW)와 신한울 1․2호기(2800MW)가 준공한다. 여기에 2021년에는 고성하이화력(2080MW)가 준공해 총 9330MW에 달하는 석탄․원자력발전소가 준공한다. 물론 월성 1호기가 가동을 중지하고 노후석탄 7기의 가동이 중지될 예정이다.

2023년 이후에도 마지막 석탄발전소인 강릉안인화력과 삼척발전소, 당진에코 등과 공론화 과정을 거쳐 짓기로 결정한 신고리 원전 5․6호기가 준공된다.

이에 따라 원전과 석탄발전의 비중은 오히려 문재인 대통령의 임기인 2022년까지 지속적으로 증가할 전망이다. 설비예비율도 30% 수준을 계속해서 유지한다. 정부가 2022년까지 탈원전으로 인한 전기요금 인상이 없을 것이라고 발표한 것은 이처럼 전력설비용량 등에 큰 변동이 없기 때문이다. 또한 LNG발전량이 증가한다 하더라도 그로 인한 전환비용 증가는 크지 않을 것으로 추정된다.

◆쟁점2. 2022년 이후 요금인상률 10% 미만

2023년 이후 신규 발전소를 더 이상 건설하지 않는다고 가정하면 2025년부터는 적정 설비예비율 22% 밑으로 떨어지게 된다. 2030년에는 10% 수준까지 낮아진다.

정부는 원전과 석탄발전소 대신 LNG발전소와 집단에너지, 신재생에너지를 늘려 설비예비율 22% 수준을 유지하겠다는 방침이다.

정부는 이 시기가 되면 신재생에너지의 발전원가가 하락함에 따라 전기요금 인상으로 인한 과도한 국민부담 증가는 없을 것으로 전망하고 있다.

하지만 현대경제연구원과 에너지경제연구원이 분석한 에너지전환에 따른 비용증가 자료에 따르면 2030년 전기요금 영향은 각각 11.9%(월 5572원), 21%(1만3140원)로 나타났다.

현대경제연구원은 8차 전력수급기본계획상의 수요전망을 따른 반면, 에너지경제연구원은 이보다 많은 7차 전력수급기본계획 수요전망을 전제로 해서 큰 차이가 발생한다.

하지만 현대경제연구원도 2030년 전원별 발전량을 원자력 20%, 석탄 24%, 가스 35%, 신재생 20%로 전제했지만, 환경급전으로 전력시장제도가 변경되지 않는 한 가스 비중이 35%까지 올라갈 가능성은 희박하다.

반면 전력거래소가 전력시장제도의 일부 개선을 가정해 전원별 발전량을 원자력 20%, 석탄 36%, 가스 22%, 신재생 20%를 전제로 계산한 결과 전기요금 인상율은 3.3%~10.5% 수준으로 나타났다. 다만 이러한 계산이 가능하려면 신재생발전단가가 하락하고, 연료비 인상도 없어야 한다는 게 필수 전제다.

하지만 현재 기술 수준에서 신재생에너지를 20%(약 50GW)까지 확대하려면 100조원 이상이 소요돼 단순 계산만으로도 매년 7~8조원이 투자돼야 한다. 물론 발전사들은 석탄화력이나 원자력발전소 건설에 투자할 돈을 신재생으로 전환하는 것이지만, 발전원가 차이가 커서 한전의 전력구입비는 늘어날 수밖에 없다.

결국 2030년까지 연료비 인상과 신재생발전 단가 하락 정도에 따라 전기요금은 최소 3.3%~최대 20% 정도까지 오를 가능성이 높다.

◆쟁점3. 산업용 전기요금 인상

현행 산업용 요금은 일부 전력과소비를 유발한다는 지적이 나오고 있다. 이에 따라 정부는 전기소비 구조 개선효과, 기업의 부담, 중소기업 보호 등을 종합적으로 고려해 내년에 산업용 경부하(23~09시) 요금 중심으로 조정한 이후, 전반적인 전기요금 체계 개편에 나설 계획이다.

한국은행에 따르면 기업의 제조비용에서 전기요금의 비중은 1.74%에 달한다.

산업용 요금은 용량과 전압, 계절․시간에 따라 구분된다. 우선 전기설비 규모에 따라 사전에 계약한 계약전력을 기준으로 용량이 작으면 갑, 크면 을로 구분한다. 갑과 을은 다시 전기설비 규모나 조업특성 등에 따라 공급전압을 기준으로 저압과 고압으로 나뉜다.

또 계절과 시간대에 따라 요금을 차등 부과하는데 전력수요가 높은 여름․겨울철 및 낮시간에는 요금을 높게, 전력수요가 낮은 봄․가을철 및 야간시간에는 요금을 낮게 부과한다.

산업용(을) 전력량요금은 경부하 59.2원/kWh, 중간부하 97원/kWh, 최대부하 147.9원/kWh이다.

산업용은 고압으로 전기를 공급받는 특성으로 원가가 저렴해 다른 용도에 비해 판매단가가 낮은 편이다. 전체 판매단가가 2016년 기준 111.2원/kWh인 가운데, 산업용 107.1원/kWh, 주택용 121.5원/kWh, 일반용 130.4원/kWh 등이다. 최근 7년간 산업용 요금이 50% 가까이 올랐지만 우리나라 산업용 요금은 여전히 OECD 34개국 중 17위에 해당할 정도로 저렴하다.

◆쟁점4. 에너지 세제개편에 따른 전기요금 영향

현재 에너지 세제는 환경 유해성이 부각되고 있는 발전용 유연탄은 관세 면세 등의 혜택을 보고 있는 반면, LNG는 관세, 수입부과금, 안전관리부담금, 개별소비세, 부가가치세 등 세금과 요금 명목으로 부과되는 것이 5개 항목에 달하고 있다.

LNG가 2014년과 2015년에 부담한 세금과 요금은 각각 3조 3428억원, 2조7271억원인데, 석탄은 세제혜택을 통해 이 같은 부담이 없다. 경제급전 원칙의 시장에서 발전순위를 결정하는 가장 중요한 요소가 변동비(연료비)임을 감안한다면, LNG발전의 경쟁력을 약화시키는 주요한 원인이라고 할 수 있다.

2017년 4월 현재 전원별 연료비 단가는 kWh당 원전 5.7원, 석탄 50.2원, LNG 79.2원 수준으로 저유가 기조가 계속되고 있는 가운데 LNG와 석탄의 연료비 격차는 사상 최저 수준이다. 발전원별 차등적인 세제 차이를 고려하면 석탄과 LNG의 경쟁력 격차는 훨씬 줄어들 수 있다.

정부는 향후 에너지세제개편을 통해 유연탄 과세는 강화하되, 친환경 연료인 LNG 세율은 인하할 계획이다. 우선 1단계로 내년 세법개정에서 유연탄 개별소비세를 kg당 30원에서 36원으로 6원 인상을 추진 중이다.

또 2단계로 기재부, 환경부, 산업부 등 관계부처 연구용역을 통해 환경 등 외부비용을 반영해 세율조정을 추진할 계획이다. 정부는 세제 개편에 따른 전기요금 인상요인이 있지만, LNG세율 인하를 통해 국민 부담을 최소화할 방침이다.