에너지전환시대, LNG산업 역할과 미래  

탈원전 정책, 브리지 연료로 천연가스 역할 증대된다

기저발전 대체용으로 발전용 LNG물량 수요증가 전망
전력소비율 감소, 2030년 올해 대비 1.9% 증가할 듯 
신재생에너지 발전 하락 시 LNG 대안론 유력해
향후 도입주체 놓고 이해 당사자 간 과열경쟁 예상
 

세계 LNG 수급 전망

2014년부터 현재까지 유지되고 있는 구매자시장 기조는 2023~2024년경 LNG가 고가로 전환되는 판매자 시장으로 전환될 것으로 전망되고 있다.

가동 및 건설 중인 프로젝트 용량 기준, 호주 및 북미 중심의 신규공급 증가 등으로 2022년까지는 LNG공급 초과가 전망되나 추가적인 신규 및 확장 프로젝트의 투자의사 결정 지연 시 2023년 이후 LNG공급 부족이 예상된다는 것이다.

또한 온실가스 온실가스 감축에 대한 국제사회 압력이 가중되고 국내 미세먼지 증가로 국민의 건강 피해 우려가 심화됨에 따라, 신정부는 원전 및 석탄발전 축소 등 친환경·저탄소 에너지 정책을 적극 추진할 것으로 보이며 국회도 최근 전기사업법을 개정, 전력 수급시 환경 및 국민 안전 등을 고려해야 한다고 규정하여 발전단가가 저렴한 석탄이나 원자력  발전보다 LNG·신재생 발전을 우선 가동할 수 있는 법적 근거를 마련했다. 즉 원전 지연 및 석탄 비중을 전체 발전량의 33%로 제한 시 발전용 LNG 수요는 증가될 것으로 예상된다.
 

LNG 신규계약 조기 추진 필요

이처럼 발전용 LNG물량 증가가 예상됨에 따라 신규계약의 조기 추진 필요성이 대두되고 있다.

LNG 사업은 가스전 개발, 액화 플랜트 건설, 수송선 건조, 인수기지 건설 등 대규모 투자가 선행되어야 하므로 장기 LNG 판매계약 확정 후 개발하는 것이 일반적이며 생산자의 안정적 투자비 회수를 위해 프로젝트의 개발물량의 약 80~90%에 대해 개발 전 약 20년의 장기계약이 이뤄져야 한다.

통상 신규 장기 LNG 물량을 도입하기 위해서는 협상단계 약 1~2년과 건설단계 약 5년이 필요하며, 실질적으로 LNG 도입시까지 약 5~7년 가량의 사전 준비기간이 필요하다.

특히 신규물량을 저렴하고 안정적으로 확보하기 위해서는 기존 및 신규 등 다수의 프로젝트간 경쟁유발이 가능하도록 수요발생 약 6~7년 전 선제적 추진이 필요하므로 LNG가 저가인 현 시점에 도입계약 추진이 필요하다는 지적이다.

반면 장기적으로 에너지전환정책이 추진되더라도 제12차 장기천연가스수급계획 대비 발전용 LNG추가수요가 제한적일 것이라는 전망도 제시된 바 있다.

지난 국정감사 때 한국가스공사가 국회질의에 답변한 내용에 따르면 탈원전, 탈석탄을 기조로 하는 에너지전환정책이 추진되더라도 전력수요 증가세 둔화 및 신재생발전 비중 증가 등의 영향으로 LNG발전 비중은 크게 증가하지 않을 전망이며 지난 2015년 12월 수립된 제12차 장기천연가스수급계획 대비 발전용 LNG 추가수요도 제한적일 것이라는 설명이다.

구체적인 천연가스 수요 전망치는 에너지정책간 정합성 확보를 위해 제8차 전력기본계획 상 전원믹스 및 발전설비 건설계획, 전력수요 등을 반영해 제13차 장기천연가스수급계획 수립 시 산출될 것으로 보인다.

현재 세계 LNG시장은 호주 및 북미 등 신규 공급물량이 풍부해 중단기적으로 물량 확보가 어려워질 가능성은 높지 않을 것으로 전망하고 있으며 도입량의 증가여부 및 시기는 제13차 장기천연가스수급계획에 따라 결정될 전망이다.

우드맥킨지 등 주요 에너지전문지는 향후 세계 LNG수급은 2020년 초반까지 신규 LNG공급 증가 등에 따른 공급 초과로 가격은 안정적일 것으로 예상하고 있으며 생산국과의 LNG 구매계약은 물량 규모, 필요 시기 및 시장상황에 따라 차별적인 협상전략을 세워 추진될 것으로 알려졌다.

즉 탈원전, 탈석탄을 기조로 하는 에너지전환 정책 추진시 기저발전을 대체하고 재생에너지 보급률을 보완하기 위한 브리지 연료로서 발전용 LNG의 수요 증가는 불가피할 것으로 보인다. 전력수요 감소 등 에너지소비량 여건변화에 따라 발전용 LNG수요가 당초 예상보다 크지 않다는 의견도 제시되는 반면 재생에너지 발전량이 목표치에 도달하지 못했을 경우 결국 발전용 LNG가 그 부족분을 충당해서 늘어날 수 밖에 없을 것이라는 양측 전망이 팽팽하다.

제8차 전력수급기본계획 LNG발전 소폭 증가

향후 2030년 전원믹스 중 LNG발전양 비중은 18.8%로 올해 LNG발전양 비중 16.9%에 비해 소폭인 1.9%가 증가할 것으로 전망됐다. 다만 2030년 신재생에너지 발전비중이 목표치에 도달하지 못할 경우 LNG발전이 브리지 연료로 대체될 가능성이 농후해 계획보다 LNG발전양이 크게 증가할 수도 있다는게 전문가들의 전망이다.

지난 12월 14일 산업통상자원부가 국회 산업통상자원중소벤처기업위원회(이하 산업위) 통상에너지 소위에 보고한 제8차 전력수급기본계획(2017-2031)(안)에 따르면 발전양 믹스의 경우 2030년 재생에너지 발전량 20% 목표 하에 환경급전을 반영한 8차 목표 시나리오 기준으로 석탄 36.1%, 원전 23.9%, 신재생 20%, LNG 18.8% 순으로 전망됐다.

이는 올해 발전양 믹스 석탄 45.3%, 원전 30.3%, 신재생 6.2%, LNG 16.9%에 비해 원전 및 석탄발전의 합은 총 15.5%p 감소하는 대신 신재생 및 LNG발전의 합은 15.7%p 증가하는 등 15%p이상의 비중을 발전원간에 주고받음이 명확히 나타난다는게 특징이다. 이중 신재생 증가량이 13.8%에 달해 증가분의 대부분을 차지했다.

설비 믹스(정격용량 기준)의 경우 원전+석탄 비중은 올해 전체의 50.9%였으나 2030년에는 전체의 34.7% 수준으로 감소할 것으로 보인다. 반면 신재생 설비용량은 올해 9.7%에서 2030년 33.7%로 약 3.5배 대폭 늘어나게 되며 현 정책기조가 지속된다면 2030년 이후에도 가스발전과 신재생의 설비비중이 지속적으로 증가할 전망이다.
 

신규 도입물량 놓고 각축전 벌일 듯

특히 향후 추가도입이 필요한 발전용 LNG의 도입주체를 놓고 이에 대한 신경전도 팽팽해질 전망이다. 예상되는 도입주체는 한국가스공사와 발전 자회사, 자가소비용 천연가스 직수입사들이다.

가스공사의 경우 중장기 도입계약이 만료되는 시점에 재계약 및 신규 추가도입계약을 통해서 구매력을 한층 높일 수 있는 계기가 마련될 것으로 기대하고 있다. 특히 아시안 프리미엄을 지불하고 있는 상황에서 신규 추가도입권을 확보하게 된다면 기존 판매자 위주의 경직된 거래관행을 완화시키고 구매자의 목소리를 높일 수 있는 전환점도 가능할 것으로 보인다.

이번 에너지전환은 민간 직수입사들 및 발전 자회사들에게도 또 다른 기회가 될 전망이다. 그동안 규제완화 및 경쟁체제 확대를 위한 법 개정을 요구하던 민간 직수입사들 입장에서는 천연가스 추가 도입권한이 주어질 경우 천연가스 직수입 시장이 확대되고 이에 따른 제도개선도 뒤따를 수 있어 몸집 불리기는 물론 도입도매 시장에 본격 진출하는 호기를 마련할 수도 있을 전망이다.

특히 가스공사 노조는 미세먼지 저감을 위해 에너지전환 정책을 추진할 경우 공공성을 확대해야 한다고 주장하고 있다. LNG 발전 증가에 따른 천연가스 연료공급권은 가스공사가 담당하고 LNG발전은 발전공기업이 담당하는 공공성 확대를 추진해야 한다는 주장이다. LNG 발전 증가에 따른 공공기관 수익은 신재생에너지 개발 및 확대 보급에 투자해야 한다고 강조하고 있다.

이와 관련 지난 해 8월 사회공공연구원은 탈원전과 탈석탄을 목표로 하는 에너지전환 정책의 중단기 대안인 신규 LNG발전을 공기업 혹은 지자체에서 건설하고 이에 따른 필요 물량은 가스공사를 통해 공적으로 충당해야 한다고 주장해 눈길을 끌었다.

당시 사회공공연구원은 ‘제8차 전력수급기본계획의 방향성에 대한 제언’ 이슈페이퍼에서 첫째, 원자력과 석탄의 대안으로 급격히 부상하고 있는 LNG수급과 LNG발전에 대한 대안이 필요하며 향후 누가 어떻게 공급하고 운영할 것인가가 과제라고 지적했다.

현재 국제 유가가 낮아 LNG 장기계약에 꽤 유리한 조건이며 한국은 역대 정부가  LNG직수입을 할 수 있도록 시장을 개방한 상황이라고 밝혔다. 이어 원자력과 석탄 대안으로 부상하는 LNG를 민간이나 발전공기업에 도입하게 하고 민간기업이 신규 LNG발전소를 보다 더 소유하게 된다면 에너지전환 비용은 재벌기업들에게 잠식되고 말 것이라고 주장했다.

최근까지 민간기업들이 전력거래시장의 SMP를 향유하고 특히 일부 대기업의 경우 특혜성 직수입의 수혜를 톡톡히 누려 왔다고 강조했다.

또한 재생가능에너지를 확대하기 위해서 발전공기업과 가스공사가 ‘재상가능에너지+LNG발전’을 기저전원으로 수립하는 계획을 공동으로 만들어야 한다고 밝혔다.

즉 LNG수급 및 발전의 공적 확대는 태양광과 풍력 등 재생가능에너지 확대를 위해 반드시 필요하며 재생가능에너지는 단속적이고 간헐적으로 전력을 생산하기 때문에 백업전원이 필요하다는 것이다. 부하조절이 가능한 LNG발전 등이 재생가능에너지의 백업전원으로 연동한다면 재생가능에너지는 그 자체로 기저전원으로 충분히 역할을 할 수 있다는 것이다.
 

LNG직수입 찬반양론 여전히 뜨거워

한편 LNG직수입에 대한 국회의 입장도 찬반으로 일부 갈리고 있어 한쪽 손을 들어주기 어려운 민감한 ‘뜨거운 감자’임을 드러내고 있다.

지난 해 10월 국정감사 때 국회 김수민 의원은 “민간 발전사 직수입 확대로 한국가스공사 발전 수익이 줄어 가정용 가스요금이 상승할 우려가 있다”는 지적했다.

김 의원은 “정부는 2015년 6월 에너지 분야 공공기관 기능조정 방안을 발표하면서 가스시장의 민간 개방을 확대하는 정책을 내놓았다. 가스 도입‧도매 부문의 민간 직수입을 활성화하고, 시장 경쟁구도를 조성한 후 2025년부터 단계적으로 민간에 개방한다는 내용이다”며 “문제는 가스 직수입 확대가 우리나라 가정용 가스요금 인상과 직결될 수 있다는 점이다”고 강조했다.

이어 “국내 가스요금은 가스공사가 가스의 도입‧도매 부문을 독점하여 OECD 국가 중 가장 낮은 수준의 요금을 유지하고 있다. 가스공사는 인구밀도가 낮은 지역에 도시가스 공급을 위한 시설설비를 건설해 도시가스를 공급하는 수익성이 높은 발전사업자나 대량사업자의 가스 요금에 반영하여 교차보조 형식으로 손실을 보전해왔다”고 밝혔다.

민간 발전사 직수입이 확대되면 민간 발전사들은 가스가격이 높을 때는 가스공사에 공급을 요청하고, 유가 폭락 시 직수입을 확대해 고가 LNG 구입에 대한 부담을 가스공사에 전가할 우려가 있으며 교차보조가 어려워지면 가스공사는 손실을 보전하기 위해 가정용 가스요금을 올릴 수밖에 없다는 지적이다.

민간발전사가 저가의 LNG를 도입하더라도 민간발전사가 수익을 독점할 우려가 있기 때문에 전기료 인하는 국민적 혜택이 없을 수 있다는 문제도 제기된다.

12차 수급계획에 따르면 신규수요 및 계약종료(2026년 한전 10개 발전소) 물량에 대한 발전사의 지속적인 직수입 증가로 인해 직수입 비중은 2016년 4.9%에서 2029년 17.4%로 증가될 전망이다. 특히, 발전용의 경우 2016년 8.3%에서 2026년 53.9% 수준으로 확대될 전망이며 중부발전을 비롯한 발전 공기업이 직수입을 확대할 경우 더욱 증가할 가능성이 크다.

또한 “2026년이면 공사의 장기계약물량들이 종료되면서 부족물량이 생길 수 있다”며 “이전에 산업부와 가스공사가 협의해 가스산업의 공공성을 강화하는 방향으로 직도입 문제를 정리해야 한다”고 촉구했다.

이에 대한 반론도 만만치 않다.

국회 유동수 의원은 한국가스공사 공급물량을 LNG 직도입으로 전부 대체할 경우 총 제조원가의 최대 5.8% 절감이 가능한 것으로 나타났다고 밝혔다.

유 의원은 한국가스공사와 5개 발전자회사인 한국남동발전, 한국남부발전, 한국동서발전, 한국서부발전, 한국중부발전으로부터 2016년도 기준 제출받은 국정감사 자료를 인용해 이처럼 밝혔다.

현재 5개 발전사 중 LNG 직도입 계약을 체결한 발전사는 한국중부발전이 유일하며 민간발전사로는 SK E&S와 GS EPS 2개사가 LNG 직도입을 시행하고 있다.

한국중부발전이 제출한 국정감사 자료에 따르면 2016년도 기준 LNG 직도입 단가는 톤당 57만9211원이었으나 가스공사 공급 단가는 60만5862원으로 단가 차이가 2만6651원에 달한다. 중부발전은 비톨(Vitol)사와의 계약기간 동안 연료비 예상 절감액을 약 1170억원으로 추정하고 있으며 실제 지난해 연료비 절감액만 149억원에 달한다.

이들 기준을 바탕으로 지난해 LNG 물량의 전량을 LNG 직도입 물량으로 대체한다고 가정할 때, 한국중부발전의 단가차이(2만 6651원/톤)를 2016년도 5개 발전자회사의 한국가스공사 도입물량에 적용하면 연료비 절감 효과는 1758억 원이다.

유동수 의원은 “LNG 직도입이 활성화 될 경우 저가의 LNG, 공급 인프라를 확보해 전력시장가격 안정화 및 전력계통 운영비용 절감에 크게 기여할 수 있다”며 “이는 발전사업자의 수익 극대화는 물론 연료비 절감으로 직결되어 전기요금 인상요인을 억제할 수 있다”고 강조했다.

발전연료간 과세 형평성도 해결돼야

한편 국회에서 발전용 연료마다 부과되는 세금의 격차가 심각해 연료의 열량별로 세금을 매기는 과세형평성 확보가 필요하다는 지적도 제시됐다.

국회 이훈 의원은 산업통상자원부, 한국가스공사, 5개발전사 그리고 한국수력원자력으로부터 발전연료 도입과 납부한 세금규모 자료를 받아 분석한 결과, LNG가 유연탄보다 3.5배 더 많은 세금이 부과되고, 핵연료에는 단 1원의 세금도 없는 것으로 확인됐다며 발전연료 과세 형평성이 필요하다고 지적했다.

산업통상자원부에 따르면 발전연료에 붙는 세목은 개별소비세, 관세, 수입부담금, 품질검사 수수료, 교육세로 총 5가지가 있다. 이 중 LNG에는 개별소비세, 관세, 수입부담금이 붙고, 유연탄에는 개별소비세만, 핵연료는 아무런 세목도 부과가 안 되고 있는 상황이다.

2015년부터 2017년 8월까지 최근 3년간 가스공사로부터 LNG 도입량과 도입 시 부과된 세금을 보면 도입된 발전용 LNG는 3,895만톤이었고, 여기에 붙은 세금은 총 3조 3,533억원인 것으로 드러났다. LNG 1톤당 부과된 세금을 계산해보면 1톤에 86,000원 정도로 볼 수 있다.

같은 기간 5개발전사로부터 유연탄 도입 시 낸 개별소비세 내역을 종합해보면, 3년간 유연탄 도입량은 2억 2,870만톤이었고, 총 5조 4,760억원의 세금이 매겨졌다. 1톤당 부과된 세금으로 계산해보면 1톤당 24,000원 정도로 LNG보다 3.5배 가량 적게 부과된 격이다.

한수원으로부터는 우라늄 핵연료의 도입 자료를 받았는데, 3년간 총 1,902톤의 핵연료를 도입했지만 세금은 0원으로 단 1원도 부과된 바가 없었다.

또 이 의원은 “이처럼 합리성을 반영하지 못하는 현재의 에너지세제로 에너지원간 상대적 가격이 왜곡되고, 이로 인한 사회적 비효율이 발생하고 있다”고 말하며, “이제라도 에너지원별로 발열비용에 대한 정량적인 비교를 거쳐 합리적으로 세금을 부과하는 체계 정립이 필요하다”고 강조했다.