발전원별 연료비 단가 변화 뚜렷…원전 확대·LNG발전 축소론 고조

▲한국가스공사가 제주지역 천연가스 공급을 위해 제주 애월항에 건설 중인 제주LNG터미널 조감도. 가스공사

[에너지경제신문 전지성 기자] 한국수력원자력을 제외한 5개 발전공기업과 민간발전사의 발전 연료인 석탄·천연가스 도입가격의 급등세가 장기화하고 있다.

난방비와 전기요금의 폭탄 논란이 갈수록 심화되고 있는 가운데 발전 연료비 급등 장기화 대한 대책 마련이 시급한 것으로 지적됐다.

에너지업계에서는 전력시장을 넘어 국가 전체 무역수지 악화를 초래하고 있는 만큼 발전원 비중의 전면 재검토 필요성이 제기되고 있다.

원자력 발전 확대, 석탄화력 발전 일정 수준 유지, LNG(액화천연가스) 발전 축소 등이 이뤄져야 한다는 것이다.

▲출처: 전력거래소

6일 전력거래소에 따르면 2023년 1월 기준 LNG를 사용하는 발전소의 연료비 단가는 킬로와트시(kWh)당 258.67원으로 2년 전 같은 시기 70.46원보다 3배 이상 올랐다. 석탄화력발전소에서 사용되는 유연탄도 2년 동안 44.47원에서 126.43원으로 역시 3배 이상 올랐다. 반면 원자력발전의 연료비 단가는 kWh당 6.36원으로 2년 전 6.11원에서 0.25(0.4%)원 오르는 데 그쳤다.

▲10차 전력수급기본계획 상 전원별 발전량 비중 전망. (단위: TWh) . 산업통상자원부

박진호 에너지경제연구원 가스정책연구팀장은 "원전·석탄발전 등 타 발전원을 최대한 가동하고, 가스공사와 직도입사 간 협력 확대를 통해 고가의 LNG 재고가 소진되는 것을 방지해야 한다"며 "현재 유럽도 석탄, 원자력을 필요한 상황에서 단기적으로 활용하고 산업, 전력, 난방부문의 재생에너지와 청정에너지원으로의 연료전환을 지원하는 규정을 두고 있다. 우리나라도 가용한 다른 발전원들을 최대한 활용해 LNG 도입 필요 물량을 절감해야 한다. 석탄발전의 경우, ‘석탄발전상한제’ 유예 등 이해당사자 간 의견조율이 필요하다"고 말했다.

실제 올해 초 확정된 정부 행정계획 ‘10차 전력수급기본계획’에 따르면 석탄화력발전은 2030년까지 41.9%에서 19.7%로 대폭 줄이는 반면 일부 노후석탄화력발전소를 LNG복합화력발전소로 전환하기로 했다. 하지만 LNG가격 급등은 물론 반대 민원도 많아 발전공기업 내부에서도 회의적인 분위기가 감지되고 있다.

한 발전업계 관계자는 "탄소중립 드라이브와 가격 불안전성으로 LNG발전도 석탄발전과 마찬가지로 장기적으로 리스크가 크다"며 "에너지안보와 경제성, 온실가스 감축 등을 종합적으로 고려해 발전원 비중의 최적화를 도모해야 한다. 석탄발전은 노후석탄화력 폐쇄는 어쩔 수 없더라도 현재 건설 중이거나 가동 된지 얼마 안된 설비는 설계수명을 유지하도록 해야 한다. LNG전환도 재검토가 필요하다"고 말했다.

에너지 수입 비용 급등은 한전의 적자와 에너지요금 인상 논란 초래를 넘어 국가 전체 무역수지도 악화시키고 있다. 산업통상자원부에 따르면 지난해 연간 무역적자 규모는 사상 최대인 472억달러로 집계됐다. 14년 만에 첫 적자다. 기존 기록인 1996년 206억2400만달러의 2배 이상이다. 큰 폭의 무역수지 적자는 주로 에너지 수입 급증에서 비롯됐다고 산업부는 풀이했다. 지난해 원유·가스·석탄 등 3대 에너지 수입은 1908억달러에 이른 것으로 집계됐다. 전년 대비 증가 폭이 784억 달러(41%)로 지난해 연간 전체 무역적자 규모도 훨씬 큰 규모다.

이에 원전업계에서는 원전 활용 확대가 필수라고 주장하고 있다.

정용훈 카이스트 원자력 및 양자공학과 교수는 "원전은 발전원가에서 연료비 비중이 2%에 불과하다. 앞으로 10배가 올라도 20%로 안정적"이라며 "우리나라의 에너지 해외 의존율은 원자력을 포함할 경우 85%, 제외할 경우에는 96%다. 최근의 에너지위기는 결국 국내에서 최적의 발전원은 대형 원전이라는 점을 재확인 시켜주고 있다"고 강조했다.

그는 이어 "현 정부 들어 신한울 3·4호기 건설 재개와 원전 계속운전을 결정했다"며 "건설계획이 백지화된 천지 1·2호기와 신규 1·2호기의 건설도 다시 추진을 검토할 필요가 있다"고 주장했다.


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