9차 전력수급기본계획 공청회 열려…2034년까지 계획 담아
9차 전력수급기본계획 공청회 열려…2034년까지 계획 담아
  • 김진철 기자
  • kjc@energytimes.kr
  • 승인 2020.12.27 17:12
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전력예비율 장기로 갈수록 불확실성 증가하는 등 2034년 22% 전망돼
원전 점진적으로 줄이고 석탄발전 과감하게 감축…신재생E 대폭 확대
노후석탄발전 폐지와 석탄발전 상한제약 등 온실가스 감축 방안 포함
송·변전설비계획 재생E 수용능력 제고와 적기 준공 등에 초점 맞춰져
전력시장 경쟁 촉진과 신재생E 변동성 대응에 초점을 맞춰 제도 개선

【에너지타임즈】 우여곡절 끝에 수립된 제9차 전력수급기본계획(안)이 공개됐다.

산업통상자원부는 안전하고 깨끗한 발전원을 확보하기 위해 원전을 점진적으로 줄이고 석탄발전을 과감하게 감축하는 한편 신재생에너지를 대폭 늘리면서 가스복합발전으로 전력 수급에 대한 충격에 대비하는데 초점을 찍은 제9차 전력수급기본계획(안)을 수립하고 지난 24일 한전아트센터(서울 서초구 소재)에서 공청회를 비대면으로 개최했다.

이번에 수립된 이 계획은 2034년까지 예측오차 최소화한 수요전망, 기준 수단 이행력을 강화하고 혁신기술 기반 새로운 수단을 도입하는 수요관리계획, 안정적인 전력 수급을 전제로 한 친환경발전원 전환 가속화 한 설계계획, 재생에너지 확대에 대비한 선제적 계통 보강·확대를 위한 전력계통계획, 재생에너지 확대를 고려한 전력시장 제도 개선 등의 내용을 담고 있다.

전력거래소 중앙전력관제센터 전경.
전력거래소 중앙전력관제센터 전경.

기준수요 113.4GW 설정…8차 대비 1.5%↓
목표수요 100.4GW 설정…8차 대비 0.1%↓

정부는 2035년까지 기준수요를 최대전력 117.5GW로 설정했다.

2030년 기준 8차 전력수급기본계획은 기준수요를 113.4GW로 설정했으나 9차 전력수급기본계획은 8차보다 1.5% 낮아진 111.8GW로 전망했다.

반면 정부는 수요관리 관련 에너지효율 향상과 부하관리 등 기존 수단에 대한 이행력을 강화하는 한편 전기자동차 배터리에 저장된 전력을 전력계통에 보내는 V2G(Vehicle to Grid)와 스마트조명 등 혁신적인 기술을 기반으로 한 새로운 수단을 도입해 2034년 최대전력 대비 14.8GW를 줄이는 것을 목표로 수요관리에 나선다.

정부는 이를 통해 2030년 기준 8차 전력수급기본계획은 목표수요를 100.4GW로 설정했으나 9차 전력수급기본계획은 8차보다 0.1% 낮아진 100.5GW로 설정했다.

특히 정부는 2034년 전력예비율을 22%로 내다봤다.

2020년부터 2024년까지 단기 전력예비율은 17%, 2025년부터 2028년까지 중기는 18%, 2029년부터 2034년까지 장기는 22%로 각각 전망됐다.

윤요한 산업부 전력산업과장은 “(전력예비율은) 장기로 갈수록 불확실성 증가로 단계적으로 증가하는 것으로 전망됐다”고 설명했다.
 

원전 점진적으로 줄이고 석탄발전 과감한 감축 방점
신재생 대폭 확대하고 가스복합발전 충격 대응 초점

정부는 안전하고 깨끗한 발전원을 확보하기 위해 원전을 점진적으로 줄이고 석탄발전을 과감하게 감축하는 한편 신재생에너지를 대폭 늘리고, 이 과정에서 받게 될 충격을 가스복합발전으로 대응하는 것에 초점을 맞췄다.

석탄발전은 2020년 58기(발전설비용량 35.8GW)에서 2022년 58기(38.3GW), 2030년 43기(32.6GW), 2034년 37기(29.0GW)로 각각 줄어들게 된다.

2020년부터 2022년까지 ▲보령화력 1·2호기 ▲삼천포화력 1·2호기 ▲호남화력 1·2호기 등 노후 된 석탄발전 6기(2.8GW)가 폐지되는 반면 ▲신서천화력 1호기 ▲고성하이화력 1·2호기 ▲강릉안인화력 1호기 등 신규 석탄발전 4기(4.1GW)가 준공된다.

2023년부터 2030년까지 ▲삼천포화력 3~6호기 ▲태안화력 1~4호기 ▲하동화력 1~4호기 ▲당진화력 1~4호기 ▲보령화력 5·6호기 등 설계수명이 다하는 석탄발전 18기(9.1GW)가 폐지되며, 사업자는 대체사업으로 가스복합발전사업으로 추진하게 된다. 이 기간 준공되는 석탄발전은 ▲강릉안인화력 2호기 ▲삼척화력 1·2호기 등 3기(3.1GW)다.

2031년부터 2034년까지 ▲태안화력 5·6호기 ▲하동화력 5·6호기 ▲영흥화력 1·2호기 등 노후 된 석탄발전 6기(3.6GW)가 폐지되며, 발전사업자는 대체사업으로 가스복합발전사업을 추진한다.

원전은 2020년 24기(23.5GW)에서 2022년 26기(26.1GW), 2030년 18기(20.4GW), 2034년 17기(19.4GW) 등으로 2024년 신고리원전 5·6호기 준공으로 28기로 정점을 찍은 뒤 2034년 17기까지 줄어들게 된다.

2020년부터 2022년까지 신한울원전 1·2호기(2.8GW), 2023년부터 2034년까지 신고리원전 5·6호기가 준공된다.

다만 이 기간 ▲고리원전 2~4호기 ▲한빛원전 1~3호기 ▲한울원전 1·2호기 ▲월성원전 2~4호기 등 설계수명을 다한 원전 11기(9.5GW)가 영구정지된다.

그동안 논란의 중심에 섰던 신한울원전 3·4호기는 포함되지 않았다.

임제규 에너지경제연구원 선임연구위원은 신한울원전 3·4호기 건설 필요성에 대한 의견과 관련 전력수급기본계획 목적상 불확실성이 있는 물량에서 제외할 수밖에 없다고 언급하면서 정부의 정책과 발전설비 현황 조사, 전문가 논의 등을 거쳐 공급물량에 반영하지 못했다고 설명했다.

또 그는 탄소중립을 위해 원전이 필요하다는 의견에 대해 원전이 온실가스 배출 측면에서 친환경적이지만 사용후핵연료 문제와 경제성 악화, 국민수용성 등이 존재하는 탓에 탄소중립을 위한 근본적인 대안으로 보기 어렵다는 의견을 내놨다.

신재생에너지 정격용량은 2020년 20.1GW에서 2022년 29.4GW, 2030년 58.0GW 2034년 77.8GW 등으로 큰 폭으로 늘어나게 된다. 실효용량도 2020년 3.7GW에서 2022년 5.1GW 2030년 8.4GW 2034년 10.8GW 등으로 늘어난다.

2034년 태양광발전 45.6GW와 풍력발전 24.9GW로 전체 신재생에너지 중 91%를 차지할 것으로 전망됐다.

연료전지는 2030년 기준 8차 전력수급기본계획 0.75GW에서 9차 전력수급기본계획 2.6GW로 3.5배 늘어나게 된다.

가스복합발전 발전설비용량은 2020년 41.3GW에서 2022년 43.3GW, 2030년 54.5GW, 2034년 58.1GW 등을 소폭 늘어난다.

2022년부터 2024년까지 ▲여주복합화력 ▲통영복합화력 ▲음성복합화력 ▲울산GP건설 등으로 4.2GW가 준공되며, 2024년부터 2034년까지 설계수명을 한 석탄발전 중 24기(12.7GW)가 가스복합발전으로 건설된다.

이로써 2034년 확정된 발전설비는 122.2GW이지만 우리가 목표로 하는 발전설비는 125.1GW인 탓에 2.9GW 부족한 상황.

정부는 부족한 발전설비와 관련 2029년 준공을 목표로 영동양수발전(발전설비용량 500MW), 2030년 홍천양수발전(600MW), 2031년 포천양수발전(700MW) 등 1.8GW와 9차 전력수급기본계획 수립 후 확정되는 집단에너지설비 등을 종합적으로 고려해 발전설비용량 1.GW 가스복합발전을 추후 최종적으로 결정하기로 했다.

임제규 선임연구위원은 발전공기업이 노후 석탄발전 대체사업으로 가스복합발전사업을 추진하는 것과 관련 발전공기업과 민간발전사업자 간 형평성 문제를 제기한 것과 관련 대체사업은 발전사업자 의향서를 토대로 추진되는 것으로 민간발전사업자도 노후 발전설비를 대체사업으로 추진할 수 있어 형평성에 어긋난다고 볼 수 없다고 설명했다. 또 현재 발전사업자가 결정되지 않은 신규 가스복합발전에 대해 발전공기업과 민간발전사업자 간 경쟁을 통해 발전사업자를 최종적으로 선정할 계획이라고 덧붙였다.


온실가스 배출량 2017년 대비 23.6% 감축 포함
석탄발전 24기 폐지와 가동 석탄발전 상한 제약

정부는 9차 전력수급기본계획에 온실가스 감축 방안을 담았다.

그 대안으로 정부는 발전설비 현황조사 결과를 토대로 2030년 기준 가동 30년 도래 석탄발전 24기를 폐지하는 한편 남은 석탄발전을 대상으로 온실가스 감축 목표에 맞춰 잔여 석탄발전 연간 석탄발전량에 상향을 제약하기로 했다.

이를 통해 정부는 2030년 온실가스 배출량을 2017년 대비 23.6%, 미세먼지 배출량을 2019년 대비 57%를 감축하는 등의 환경개선을 하는 효과를 낼 수 있을 것으로 내다봤다.

윤요한 과장은 2030년이 되더라도 석탄발전·가스복합발전 등 화석연료 비율이 53.2%로 온실가스 감축 목표를 달성할 수 있겠느냐는 질문에 30년 운영된 석탄발전 24기를 폐지하고 부족한 부분에 대해선 출력의 상한을 제약하는 방법으로 온실가스 감축 목표를 달성할 계획이라고 소개했다.

또 그는 화석연료 비율 53.2%는 발전설비용량이라고 설명하면서 온실가스 배출량을 산정할 때 발전량을 기준으로 결정되는 탓에 온실가스 목표 달성이 가능하다고 덧붙였다.

이뿐만 아니라 정부는 온실가스 감축 방안으로 분산전원 확대를 추진한다.

9차 전력수급기본계획에 포함된 분산전원 비중은 2020년 11.9%에서 2025년 17.3%, 2030년 19.0%, 2034년 20.9%로 각각 늘어나게 된다.

정부는 분산전원 활성화 방안으로 분산전원으로 인한 송전선로 건설 회피와 변동성 완화 등 편익을 지원할 수 있도록 하는 방안 마련을 검토하는 한편 수도권 내 새로운 수요를 재생에너지 집중지역으로 부산하기 위한 제도 도입, 자가 소비에 대한 신재생에너지공급인증서(REC) 발급 등으로 적정수준 전력망 투자를 유도할 계획이다.
 

송변전설비 적기 준공과 재생E 중심 계획 수립
2022년 동북아 수퍼그리드 한-중 사업화 착수

송·변전설비는 재생에너지 수용 능력 제고와 적기 준공 등에 초점을 맞춘다.

정부는 재생에너지 수용 능력을 제공하기 위해 단기적으로 접속 대기 중인 물량을 해소하기 위해 배전선로와 변전소 신설 등 인프라를 보완하고 중·장기적으로 선제적 계통 보강 등 재생에너지가 밀집한 지역별 맞춤형 대책을 추진하기로 했다. 또 재생에너지 송·변전설비 계획을 수립한다.

또 정부는 건설지역사업 최대한 빠른 시기에 준공을 유도하고 선제적 지연보완 대책을 마련하는 등 계통 신뢰도 향상 등을 위해 송전선로·변전소·발전소 등을 연계한 송·변전설비를 적기에 준공시키기로 했다.

이뿐만 아니라 정부는 송·변전설비 사회·환경적 수용성 제고를 위해 대규모 지구계획 개발사업자와 송·변전설비 입지 여건 사전협의와 필요할 경우 발전소 내 부지 활용 등 자연친화적 지상 설치형 송전선로 실증 도입 등 환경영향 최소화 방안을 검토할 계획이다.

특히 정부는 동북아 수퍼그리드 구축 관련 2022년까지 한-중국 사업화에 착수하는 한편 일본·러시아 등과의 타당성 조사를 완료할 방침이다.
 

전력시장 경쟁 촉진 일환으로 정산조정제도 개선
환경비용 절감 경쟁 촉진과 가격입찰제 도입키로

앞으로 전력시장은 경쟁 촉진과 신재생에너지 변동성 대응에 초점을 맞춰 개선된다.

정부는 전력시장 내 경쟁 촉진을 위해 발전공기업 보조제도와 발전공기업 상호 간 보조제도 등을 폐지함으로써 공정한 경쟁 여건을 확보할 수 있도록 정산조정제도를 개선하고 발전원별 특성과 역할 변화를 고려해 새로운 제도를 도입하는 등 전력시장 다양화를 추진한다.

전력시장 다양화 일환으로 정부는 온실가스 배출권 비용과 연료비를 포함한 총비용을 평가하고 석탄발전·가스복합발전 간 급전순위를 결정해 환경비용 절감 경쟁을 촉진하고 가격입찰제도를 선도시장부터 앞으로 단계적으로 도입하기로 했다.

또 정부는 전력시장 경쟁 기능을 저해하는 행위를 방지하기 위한 조직 벌칙 규정을 정비하는 등 전력시장 감독 기능을 강화할 계획이다.

특히 정부는 발전설비용량 20MW 초과 신재생에너지 관련 발전량 입찰로 자체적으로 변동성을 흡수할 수 있도록 신재생에너지 발전량 입찰제도를 도입하는 한편 실시간 보조서비스시장 도입 등 신재생에너지 변동성을 대응할 수 있도록 할 방침이다.


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