2031년 발전용LNG ‘감소에서 증가로’ 대반전 
 

■발전용 LNG원료비 인하로 전기료 인하 가능

지난 3월 16일 국회 이훈 의원, 김경수 의원, 탈핵에너지전환 국회의원모임 주최로 열린 ‘한국사회 에너지민주주의 확대를 위한 쟁점과 과제’ 토론회에서 가스공사 측에서 “에너지전환에 따른 전기요금 인상에 대한 다양한 논란이 있지만 에너지전환에 대한 수용성 제고를 위해서는 전기요금 인상을 최소화하는 방안 모색이 필요하다”고 발표했다.

즉 전기요금 인상억제의 핵심은 첨두부하를 담당하고 있는 천연가스 공급원가 인하이며 신재생 에너지 비중확대, 기저발전인 원전과 석탄의 비예측 정비확대로 수급불안이 커진 상태에서 LNG직수입 확대 시 수급대응 능력저하와 고가의 LNG구매 우려도 커진다고 지적했다.

이에 따라 천연가스 원료비를 수급에 주는 부담을 기준으로 하여 차등부과하는 원료비 차등제 등을 통해 용도별 교차보조 해소와 직수입 조절이 가능할 수 있다는 것이다. 결국 발전용 원료비 인하는 발전시장의 SMP(계통한계가격)를 낮춰 에너지전환의 걸림돌 중 하나인 전기요금 인하에 기여할 수 있다는 제안이다.

또한 수급안정성 확보를 위한 다양한 노력과 더불어 직수입자에 대한 수급책임을 강화하고 전력시장의 불확실성이 천연가스로 전이되는 것을 축소하기 위한 제도적 장치 마련이 필요하다고 밝혔다.

SMP는 대부분 천연가스 발전기가 결정하므로 LNG세제인하 만큼 전기요금 인하효과도 발생하며 유연탄과 LNG세제의 상대적 조정 시 발전단가 역전현상도 가능하다고 밝혔다.

현재 직수입사는 7개사로 2018년 이후 4개사가 추가될 예정이다. 직수입 물량은 2011년 184만톤, 2012년 166만톤, 2013년 141만톤, 2014년 137만톤, 2015년 188만톤, 2016년 215만톤, 2017년 464만톤으로 석탄과 원자력이 집중적으로 인입되는 2020년대에는 가스공사가 공급하는 발전용 물량을 초과할 것으로 예상된다.

■신재생에너지 백업전원으로 LNG발전 지정해야

이와 함께 문재인 정부 출범과 함께 시작된 에너지전환 정책이 성공하려면 기저전원에 대한 근본적 인식변화와 전력거래제도 재편 및 규제와 시장의 분리가 필수적이라는 의견이 제시되고 있다.

특히 풍력 및 태양광의 백업 전원으로 LNG발전을 지정하거나 특정해 기저전원으로 명시해야 한다는 것이다.  사회공공연구원은 ‘문재인 정부 에너지정책 진단과 과제’ 논고에서 이 같이 주장했다.

사회공공연구원 송유나 실장은 “한전과 발전공기업, 한국가스공사 등 공공적 역할 강화와 협력을 통한 공적 에너지전환 정책이 수립돼야 하고 재생에너지 시장에 대한 보호, 지원과 동시에 시장의 성격, 주체에 대한 규제 등이 필요하다”고 강조했다.

특히 민영화, 시장 경쟁에 노출되고 성과주의 등 에너지 공기업들의 체질, 체제와 지배구조를 민주적, 개방적 구조로 바꿔 나가는 일이 무엇보다 중요한 에너지전환 정책의 선결과제라는 분석이다.

이를 위해 첫째, 풍력 및 태양광의 백업 전원으로 LNG발전을 지정하거나 특정해 기저전원으로 명시해야 한다는 주장이다. 한국은 전력계통 측면에서 고립된 국가이기 때문에 유럽과 북미 등과 같이 신재생 확대와 유동성에 따른 거래가 불가능한 상황이다. 한국은 수력과 양수발전 확대가 환경적 측면에서도 매우 제한적이기 때문에 설비용량이 충분히 성숙된 LNG발전이 보다 적합할 수밖에 없다는 지적이다.

■LNG 도입·도매 공공성 강화 필요

둘째, 기저전원으로 지정되는 LNG발전을 발전공기업들의 발전소로 지정해야 한다는 의견이다. 신재생에너지의 백업 전원으로 지정된 LNG발전은 수익과 별개로 공급과 중단, 출력증감 등을 조절해야만 하는데 이 경우 전력거래소에서의 입찰 또는 시장가격 적용 자체가 불가능하다는 것이다.

발전공기업들이 보유한 LNG발전을 지정할 경우 대체적인 제도적 보완과 비용처리가 훨씬 쉽게 되기 때문이다.

셋째, 천연가스 도입, 도매 공공성을 강화해야만 신재생에너지 확대에 따른 LNG발전의 사회적 역할이 가능하다고 주장했다. 직수입 확대는 LNG발전의 공공적 역할과 도시가스 난방공공성 양자 모두를 깨뜨릴 수밖에 없다는 것이다.

기저전원으로 지정된 LNG발전의 장기물량, 에너지전환의 가교로 천연가스 발전의 중단기 역할, 도시가스 난방공공성 모두를 고려해 도입, 도매 공공성을 회복해야 한다는 것이다. 더 나아가 지역독점, 민간기업으로 존재하는 소매도시가스 전반의 공공적 소유 및 운영까지 고민해 나가야 한다는 입장이다.

마지막 넷째로 에너지와 관련한 지자체의 역할 강화와 에너지 공기업과의 협력 및 연계가 필요하다고 밝혔다. 지자체와 한전, 발전공기업, 한국가스공사, 한국지역난방공사 등 공기업들이 각 지자체에 맞는 에너지 전환 기획을 공동으로 수립하고 투자와 소유, 운영 전반에서 공공적 체계를 협치해 나가야 한다는 것이다.

■구매자 시장 적극 활용 제때 도입 추진해야

지난 2014년부터 현재까지 유지되고 있는 천연가스 구매자시장 기조가 2023~2024년경 판매자 시장으로 전환될 것으로 전망되며, 안정적이고 저렴한 천연가스 확보를 위해서는 기존 및 신규 프로젝트간 경쟁유발이 가능하도록 수요발생 약 6~7년 전인 현 저가시장 시점에 가스공사가 도입계약을 추진해야 한다는 주장도 제기되고 있다.

한국가스공사 노동조합 가스산업정책연구소에 따르면 “세계 최대 구매력, 국제적 신인도와 풍부한 도입협상 노하우 활용이 가능한 가스공사 위주의 주도적 LNG 도입 집중 정책이 필요하다”며 “가스공사 주도의 저가 LNG 도입시 평균 도입가격 하락에 따른 가스 및 전기요금 인하로 국민편익이 극대화 될 수 있다”고 주장했다.

또한 “천연가스 직수입 확대 시 통합수급관리의 시너지 효과가 감소하고 수급책임이 없는 직수입자로 인해 국가적 수급불안 발생 가능성이 높아진다. 에너지 안보 측면을 고려할 때 가스공사의 책임있는 수급관리능력 활용이 절실하므로 LNG도입은 가스공사가 선도적으로 추진해야 한다”고 강조했다.

가스산업의 공공성 회복 및 정책의 사회적 가시구현 등을 위해서는 수익성보다는 공공성 가치에 우선을 두는 인식의 전환이 중요하며 직수입확대는 미공급지역 공급 기피, 사회 취약계층 지원 축소 등 공익적 기능 수행 및 에너지복지 달성에 부정적 영향을 미친다는 것이다.

가스산업정책연구소 관계자는 “발전 5사의 LNG직수입 시 공공기관간 업역구분이 모호해져 본연의 공적기능인 ‘가스공급과 발전’ 수행이 어려워지고 공기업간 기능중복으로 인한 사회적 국가적 비효율 발생이 우려된다”는 지적이다.

이와 함께 ‘직수입 제도를 둘러싼 오해와 진실’ 분석에서 “LNG직수입자는 도입가격을 비교할 때 직수입사와 가스공사가 도입하는 유사시점의 가격비교가 아닌 과거 장기계약물량까지 포함한 가스공사 평균도입가격을 기준으로 비교하고 있다. 하지만 LNG 도입경쟁력 비교는 동일시기에 이뤄진 구매계약을 대상으로 도입가격을 비교하는 것이 타당하다”고 강조했다.

최근 에너지정책 관련 토론회에서 발표한 중부발전 자료에 따르면 중부발전 LNG직도입 톤당 단가는 57만9211원인데 비해 가스공사는 60만5862원으로 단가차이는 2만6651원 발생했으며 연료사용량 56만723톤을 적용하면 중부발전 연료비 절감액은 149억원이라고 밝힌 바 있다.

이에 대해 가스산업정책연구소 측은 “중부발전 자료에 제시된 가스공사 수치는 과거 고유가 시기에 수급안정 도모를 위해 체결된 고가계약까지도 모두 포함된 평균단가로 중부발전의 일개 계약단가와의 비교는 무리가 있다”며 중부발전이 계약한 동일 시기의 가스공사 계약단가만 비교하면 결과는 확연히 달라진다고 강조했다.

즉 중부발전 직도입물량은 지난 2011년 12월 비톨사와 체결한 계약으로 2015~2024년까지 10년간 약 40만~55만톤/년을 톤당 57만9211원에 도입하는데 비해 가스공사가 동일 시기인 2011년 12월 토탈사와 체결한 도입계약은 2014~2031년까지 18년간 약 200만톤/년을 톤당 56만975원에 도입해 1만8236원의 단가 차이가 나며 중부발전 연료사용량 56만723톤 적용시 오히려 가스공사의 연료비 절감액이 102억원에 달한다는 분석이다.

연구소에 따르면 가스공사가 통합해서 LNG를 도입하면 더 낮은 가격으로 LNG도입이 가능하나 중부발전 직도입으로 국외에 연간 102억원, 20년 장기계약인 경우 2040억을 국외에 도입비용으로 추가 지불될 수 있다는 주장이다.

연구소의 한 관계자는 “직수입자가 저가 신규 LNG를 도입할 경우 천연가스 평균가격 인하효과로 인한 국민편익 제고 효과는 없고 연료비 절감에 따른 추가 이익을 독점하게 된다”며 “가스공사가 저가 LNG를 도입하는 경우 발전가격(SMP)을 낮춰 전기요금을 인하시킬 수 있으나 저가의 LNG를 직수입자가 도입하게 되면 발전가격이 높은 가스공사 가격으로 결정되므로 전기요금 인상 요인이 발생한다”고 강조했다.

■발전용 LNG 감소에서 증가로 급선회 전망

한편 지난 4월 5일 산업통상자원부는 제13차 장기 천연가스 수급계획(2018~2031)을 확정 발표했다. 2031년 국내 천연가스 총 수요는 올해 수요전망 3646만톤에서 연평균 0.81% 상승해 4049만톤이 될 것으로 전망된다.

이중 에너지전환정책에서 가장 주목받고 있는 발전용 수요는 제8차 전력수급계획에 따라 올해 1652만톤에서 2024년 1294만톤, 2031년 1709만톤으로 연평균 0.26% 증가할 것으로 보인다.

제12차 장기 천연가스 수급계획에서는 2029년 발전용 수요를 948만톤으로 전망한 바 있다. 2년의 시차가 있긴 하지만 이번 2031년 기준 13차 계획은 2029년 기준 12차 계획 948만톤보다 761만톤이나 증가하는 결과를 보여줬다.

즉 지속적으로 감소할 예정이던 LNG발전용 수요가 오히려 큰 폭으로 늘어나는 것이다. 게다가 2030년 발전량의 20%를 담당해야 하는 신재생에너지의 수요변동성이 심화될 경우 그 나머지 수요부분도 LNG발전이 담당해야 할 것으로 전망되고 있다. 

제13차 장기 천연가스 수급계획에 따르면 도시가스용 수요 중 가정·일반용의 증가세는 둔화하지만 산업용의 수요는 지속적으로 증가할 전망이다.

가정·일반용은 2018년 1185만톤, 2024년 1231만톤, 2031년 1329만톤으로 연평균 0.89% 증가하고 산업용은 2018년 809만톤, 2024년 886만톤, 2031년 1011만톤으로 연평균 1.73% 증가할 전망이다. 가정·일반용+산업용 누계는 2018년 1994만톤, 2024년 2117만톤, 2031년 2340만톤으로 1.24% 증가할 것으로 보인다.

이에 따라 도시가스용+발전용은 2018년 3646만톤, 2024년 3411만톤, 2031년 4049만톤으로 연평균 0.81% 상승할 것으로 보인다.

다만 천연가스 수요는 전력수요 증가세, 유가변동 등 대내외적 환경변화에 따라 변동 가능성이 상존해 필요시 간년도 계획으로 보완한다는 방침이다.

■천연가스 수급협의회 구성 수급관리 강화 움직임

천연가스 수급관리를 위해서는 산업부-가스공사-직수입자간 가스수급 및 인프라분야 협력을 강화하기 위해 정례적인 ‘천연가스 수급협의회’를 구성, 운영한다.

수급협의회 목적은 재고상황 등 정보공유 및 국가 수급위기 시 공동대응 협력을 위해서이며 산업부-가스공사-직수입자(예정 및 민간터미널사 포함)가 참여하고 수급 및 인프라 2개 분과를 운영하며 협력과제를 발굴하고 2월, 10월 연 2회 협의회를 개최해 필요사항을 논의할 전망이다.

천연가스 수급협의회 운영 및 가스공사-직수입자간 협력을 위해 올해 상반기 중 산업부-가스공사-직수입자 간 협력 MOU를 체결할 방침이다.

동절기 수급대응 역량을 제고하기 위해 매년 산업부, 가스공사, 전력거래소, 도시가스사 및 외부전문가 등으로 구성된 ‘동절기 수급안정 대책기구’ 운영을 통해 수요가 집중되는 동절기에 안정적 수급관리를 추진할 방침이다.

한중일 3국의 협력강화를 통해 물량스왑, 설비공동이용 등 안정적 수급을 위한 정부와 기업간 공동 대응체계를 강화할 계획이다. 최근 5년간 동북아 천연가스 스왑 실적은 일본 64회 중국 7회 등이다.

이와 함께 수급관리 수단확충을 위해 일시적으로 도시가스를 LPG 등으로 대체하고 수요자에게 손실을 보상하는 ‘연료대체 계약’을 도입해 연료대체가 가능한 산업체를 대상으로 올해 우선 시행하며 발전용 적용은 추후 검토할 방침이다.

연료대체 계약이란 천연가스와 타 에너지원을 선택적으로 사용하고 있는 수요처를 대상으로 국가 수급상 필요시 일시적인 연료대체가 가능한 계약으로 도시가스사업법 ‘제24조 가스사용의 제한’ 등을 근거로 한다.

천연가스 수급에 여유가 적은 동절기 기간의 새로운 수급관리 수단으로 수급 안정성이 강화될 전망이다. 2017년 기준 산업용 총 판매량은 618만9천톤으로 이중 연료대체 가능업체수는 90개 86만9천톤 규모로 기간별 대체가능 물량은 60일 기준 14만3천톤, 120일 기준 28만5천톤이다.

더불어 직수입자의 가스수급에 대한 모니터링을 강화하고 국가수급상 필요시 수급관리가 가능하도록 올해 상반기 중 관련제도를 정비할 방침이다.

■제5기지 건설, 주배관 586㎞ 추가

천연가스 공급설비도 확충된다.

우선 제5기지 건설을 추진해 2031년까지 저장탱크 10기 365만㎘ 규모를 확충한다. 건설 소요시간 등을 감안해 2025년 1차 준공(탱크 4기)하고 2031년 종합 준공(탱크 10기)하게 된다.

가스공사의 투자 효율성 및 민간의 가스 인프라 활용 제고를 위해 민간참여 방식(조인트벤처 등)으로 제5기지 건설 및 운영을 하고 제5기지 외 저장시설 확충은 민간사업자의 LNG터미널 건설계획을 고려해 추가건설 여부를 검토할 방침이다. 동절기 스팟 물량을 하절기 구매시의 편익과 저장시설 증설비용을 비교분석한 결과 제5기지 외 추가로 탱크 10기 증설이 가능할 것으로 전망되고 있다.

또한 2031년까지 1만6560톤/시간의 기화송출 용량을 확보(제주 애월기지 및 민간시설 제외)하고 제5기지에 2025년 1선좌를 건설해 총 8선좌를 운영할 계획(제주 애월기지 및 민간 가스공급시설 제외)이다.

공급배관은 2017년 4790㎞에서 2023년 5376㎞로 2023년까지 586㎞의 주배관을 추가로 건설하며 천연가스 공급계획이 확정된 8개 미공급지역(양양, 진안, 제주, 서귀포, 청양, 합천, 산청, 하동) 및 7개 신규 발전시설(LNG복합:한림, 제주, 남제주/ 열병합 4개:세종, 청주, 마곡, 양산)의 가스공급을 위한 신규 배관을 건설한다.

도시가스 미공급지역 보급확대를 위해 2017년 기준 공급지역 208개에 2021년까지 8개를 추가해 총 216개 지자체에 천연가스를 보급할 방침이다.