신재생 58.8GW 늘어 78.1GW…전원 비중 40%로 껑충
2034년 목표수요 104.2GW 전망…연평균 증가율 1%
국내에서 운영되는 석탄발전과 원자력발전이 올해 각각 56기, 25기에서 2034년 각각 37기, 17기로 크게 줄어든다. 이에 따라 현재 절반에 가까운 46.3%를 차지하는 석탄·원전의 비중은 2034년 4분의 1 수준인 24.8%로 떨어진다. 석탄·원전이 빠진 자리는 LNG(액화천연가스) 발전과 신재생에너지가 채우게 되는데, 설비용량 기준으로 각각 19.3GW, 58.8GW가 늘어나 두 발전원의 비중은 71%에 달할 전망이다.
제9차 전력수급기본계획 수립 자문기구인 총괄분과위원회(이하 ‘위원회’)는 지난 8일 서울 강남구 코엑스에서 ‘워킹그룹(실무 작업반) 주요 논의 결과 브리핑’을 통해 이러한 내용이 포함된 9차 계획 초안을 발표했다.
전력수급기본계획은 전력수급 안정을 위해 전기사업법에 따라 수립하는 행정계획이다. 9차 계획에는 2020년부터 2034년까지 전력수급의 장기전망, 전력수요관리, 발전 및 송·변전 설비계획에 관한 사항 등이 담긴다. 위원회는 지난해 3월부터 수요소위, 설비소위, 제주수급소위 등 3개 소위 아래 수요전망, 수요관리, 신뢰도, 정책, 분산‧재생에너지, 전력계통 등 6개 워킹그룹을 꾸려 51차례 희의를 통해 주요 사항들을 검토하고 논의를 진행해 왔다. 이날 공개된 초안은 환경부에 전달돼 새롭게 추가된 ‘전략환경영향평가’를 거치게 된다.
2034년까지 15년간의 전력수급 밑그림은 원전의 점진적 감축과 재생에너지 확대의 정책적 큰 틀은 유지하면서 안정적 전력수급을 전제로 석탄발전의 보다 과감한 감축 등 친환경 발전 전환을 가속화하는 방향으로 요약된다.
우선 석탄발전은 올해 56기(34.7GW)에서 2023년 60기(40.4GW)로 증가했다가 2034년까지 가동 후 30년이 도래되는 30기(15.3GW)가 폐기된다. 지난 8차 계획에서 노후 석탄발전소 10기를 폐쇄하기로 한 데 이어 20기를 더 줄이기로 한 결정이다. 여기에 새로 짓고 있는 7.3GW 규모의 7기를 감안하면 2034년 석탄발전은 37기(29.0GW)로 현재와 비교해 19기가 감축된다. 가동을 멈추는 석탄발전 30기 중 24기(12.7GW)는 LNG발전으로 전환된다. 계획대로라면 올해 41.3GW인 LNG발전은 2034년 60.6GW까지 늘어난다.
원전은 현재 건설 중인 신한울 1·2호기와 신고리 5·6호기 등 4기(5.6GW)를 포함해 2024년 26기(27.3GW)로 정점을 찍는다. 하지만 같은 해 고리 2호기를 시작으로 고리 3·4호기, 한빛 1·2호기, 한울 1·2호기, 한빛 3호기, 월성 2·3·4호기 등 설계수명 40년이 만료되는 노후 원전 11기(9.5GW)가 차례로 폐쇄된다. 현재와 비교하면 8기(5.3GW)가 줄어 결국 국내에 남는 원전은 17기(19.4GW)가 된다.
반면 신재생에너지는 태양광을 중심으로 보급이 확대돼 2034년까지 62.3GW의 신규설비가 확충된다. 이렇게 되면 신재생에너지 설비는 올해 19.3GW에서 2034년 78.1GW로 4배 가까이 증가하게 된다. 다만, 최대전력수요 시 공급기여도는 날씨에 따라 발전량이 변동하는 간헐성을 감안해 11.2GW만 반영됐다.
2034년 전체설비용량은 122.4GW로 전망된다. 전원별 설비 비중은 원전의 경우 올해 19.2%에서 2034년 9.9%로 석탄발전은 27.1%에서 14.9%로 반토막 나고 신재생에너지는 15.1%에서 40.0%로 크게 증가된다. LNG는 32.3%에서 31.0%로 비슷한 수준을 유지할 것으로 보인다.
기준 예비율은 8차 계획 때와 같은 22%로 잡았다. 이를 유지하기 위해서는 최종적으로 127.1GW의 목표설비가 필요한데, 부족분은 LNG와 양수 등 4.7GW의 신규 발전설비로 대처하기로 했다.
워킹그룹은 2034년 최대전력수요를 104.2GW, 최대전력수요의 연평균 증가율은 1.0%로 전망했다. 8차 계획의 연평균 증가율 1.3%보다 0.3%p 감소한 수치다. 전력수요 전망 시 중요 변수인 경제성장률의 경우 단기(2021∼2023년)는 기획재정부의 전망치 2.8%, 중장기(2024∼2034년)는 KDI의 전망치 1.4∼2.5%를 적용했다. 다만, 올해는 코로나19로 인한 경제 상황을 반영하기 위해 가장 최근 통계치인 한국은행 전망치 2.1%를 반영했다. 이달 혹은 내달에 수정된 올해 경제성장률 전망이 나올 경우 이를 적용해 수요전망을 최종 확정한다는 계획이다.
수요관리는 에너지공급자 효율향상 의무화제도(EERS)의 법제화, 현행 에너지효율 관리제도 강화, 전기차를 활용한 V2G(Vehicle To Grid), 능동적 형태의 스마트 조명과 같은 신규 기술 도입 확대 등 다양한 수단을 적극 활용한다는 복안이다. 이를 통해 8차 계획(14.2GW) 대비 0.7GW 개선된 14.9GW의 전력수요를 절감할 수 있을 것으로 기대된다.
온실가스 배출량 목표 달성과 관련해서는 8차 계획에서의 석탄발전 10기 폐지와 9차 계획을 통해 2030년까지 석탄 14기를 추가로 줄임으로써 2018년 7월 온실가스 감축 수정로드맵에서 제시된 2030년 발전부문 온실가스 배출량 1억 9300만t을 이행한다는 계획이다. 워킹그룹은 8차 계획 대비 전력 수요가 감소함에 따라 발전부문의 온실가스 배출량이 자연스럽게 줄어드는 효과도 있을 것으로 봤다. 미세먼지 계절관리제를 비롯해 필요하다면 추가적인 석탄발전량 제약 방식도 시행하기로 했다. 이를 위해 우선 전기사업법을 개정, 발전량 제한을 위한 법적근거를 보다 명확하게 마련하는 것이 필요하다고 워킹그룹은 제안했다.
계통 신뢰도 향상과 안정적 전력 공급을 위해 동해안-신가평 500kV 초고압직류송전(HVDC) 건설사업과 같이 준공 지연 사업을 특별 관리하는 등 주요 송·변전설비를 최대한 빨리 준공하는 방안도 준비했다. 아울러 송·변전설비 준공 지연으로 인한 문제를 최소화하기 위해 발전제약 완화용 에너지저장장치(ESS) 구축 등 선제적 대응 방안도 마련했다.
재생에너지 연계 수요에 대해서는 우선 4.9GW에 달하는 재생에너지 접속대기 물량을 최단시간 내에 해소하기 위해 최선을 다하고 장기적으로는 재생에너지의 원활한 보급을 위해 지역별 맞춤형 인프라 구축계획을 제시하는 등 다양한 계통 연계 확충 방안도 검토했다.
분산형 전원 활성화를 위해서는 분산편익을 합리적으로 산정하고 편익 수준에 따라 보상을 차등화하는 방안을 내놓았다. 또 분산형 전원 확대에 발맞춰 체계적 관리가 이뤄질 수 있도록 한국형 가상발전소 제도 도입을 추진하고 분산 자원을 기존의 시스템과 통합하기 위해 관련 시스템을 구축하는 방안도 제시했다.
총괄위원회 위원장인 유승훈 서울과학기술대 에너지정책학과 교수는 “이날 발표한 계획 초안을 토대로 조만간 환경부와의 전략환경영향평가 협의가 시작될 것으로 알고 있다”며 “제9차 전력수급기본계획의 최종 확정시기는 전략환경영향평가 협의 소요기간 등에 따라 최종적으로 결정될 것으로 전망한다”고 말했다.
