[ESG경제신문=김연지 기자] 최근 나온 제11차 전력수급기본계획(이하 전기본) 초안에서 LNG 발전 계획(2030년 기준)이 제10차 전기본 대비 18.4TWh 증가하면서 결국 '좌초자산'만 키울 것이라는 비판이 제기되고 있다. 반면 무탄소 에너지로 전환과정 중 기동성 있게 대처할 에너지원으로서 LNG만한 것도 없다는 현실론도 무시할 수 없다. LNG발전은 '양날의 칼'인 셈이다. 

전문가들은 ▲LNG 배출이 석탄 배출량의 75%에 달한다는 점 ▲재생에너지원 대비 1.2~1.5배 비싸다는 점 ▲원료를 수입에 의존하는만큼 에너지 안보에 위험요소가 될 수 있다는 점 ▲LNG 발전 설비를 확대할 경우 '좌초자산'이 커질 수 있다는 점 등을 지적하고 있다.  좌초자산이란 기후변화 등 환경의 변화로 자산가치가 떨어져 상각되거나 부채로 전환되는 자산을 일컫는다.

정부는 지난 제10차 전기본에서 2030년까지 전체 발전량 중 LNG 발전을 22.9%(142.4TWh)로 확대하고, 2036년까지는 9.3%(62.3TWh)로 축소하겠다는 방침을 내놨다. 최근 발표된 제11차 전기본 초안에서는 LNG 비중이 오히려 확대됐다. 2030년까지 전체 발전량 중 LNG 발전을 25.1%(160.8TWh)로 늘리고 2038년까지는 11.1%(78.1TWh) 수준으로 낮추겠다는 것이다. 

이러한 LNG 확대 계획은  노후 석탄화력발전소를 조기폐쇄하고 이들을 LNG 발전으로 전환하는 제9차 전기본의 연료전환 계획에 따른 것이다. 정부는 석탄발전소 폐쇄와 탄소중립 사이의 공백을 메울 '브릿지 연료'로서 LNG를 바라보고 있다. ‘연료 전환’에 초점을 맞추고 2036년까지 수명연한에 도달하는 석탄 발전소를 LNG 발전으로 교체하는 계획을 세우고 있으나, 운영을 시작한 석탄발전소 대체 LNG 발전소는 아직 없다. 지자체와 주민들의 반대로 착공이 미뤄지고 있기 때문이다. 

국제 정세에 민감한 LNG 가격,  한전 전력 구매비용 상승의 주범?

전력거래소의 원료원별 정산단가를 보면, 2023 년 12월을 기준으로 LNG의 발전단가는 184.3원/kWh 으로 태양광 140.4원/kWh과 풍력 128.7원/kWh보다 43.9~55.6원/kWh이 높다. 최근 LNG의 높은 가격이 국내 전력 거래 가격을 평균적으로 상승시키고, 한국전력공사(이하 한전)의 적자심화와 전기 요금 상승에 영향을 준다는 지적이 나오기도 했다. 

한전은 전력거래소를 통해 발전사들이 생산한 전기를 구입하고 있는데, 전력거래소는 예측한 전력 수요를 기반으로 한전과 발전사 간 거래 가격을 결정하는 역할을 한다. 전력거래소가 정하는 전력 도매가격(계통한계가격·SMP)은 시간대 별로 ‘가장 비싼 연료를 사용한 발전원’을 기준으로 결정되는 구조다.

일반적으로 석탄발전, 원자력발전이 늘 사용되는 수준의 전력 수요량(기저부하)을 책임지고, LNG 혹은 중유 발전이 수시로 달라지는 전력 수요량(첨두부하)을 충당하게 된다. 때문에 이들 발전원 중 가장 비싼 LNG의 가격이 해당 시간대 가격을 결정하는 경우가 대다수다. 

LNG보다 훨씬 낮은 가격으로 전력을 생산하는 발전원도 LNG를 구매하는 시간대에는 LNG 가격을 기준으로 SMP가 책정될 수밖에 없는 것이다. 이러한 시스템 아래서 2022년 러시아-우크라이나 전쟁으로 촉발된 LNG 가격의 폭등은 국내 발전사들의 SMP를 함께 급등시켰다. 전력거래소 관계자는 "LNG 가격이 SMP 가격 책정에 막대한 영향을 미치는 것이 사실"이라며 "LNG 가격으로 SMP가 결정되는 경우가 90% 이상이래도 과언은 아니"라고 설명했다. 

이렇듯 국내 전력 거래 가격을 좌지우지 할수있는 첨두부하의 주력 발전원 LNG가 국제 정세에 따른 가격 불안정성이 크다는 점은 에너지 안보에 대한 우려를 키우고 있다.

기후솔루션은 “높은 석탄·가스발전 의존도에 따른 연료비 취약성은 지난해 한전 적자 사태의 원인”이라며 “미국 에너지경제 재무연구소(IEEFA) 분석에 따르면 한국이 LNG 발전 의존도를 2022년 기준 27.5%에서 G20 평균인 17.5%까지 낮췄다면, 국제 에너지 위기에도 LNG 연료비를 약 22조 원 감축할 수 있었을 것"이라고 지적했다. 이어 “이제까지 해외 화석연료 수입에 의존했던 한국의 에너지 안보 담론은 더 이상 유효하지 않으며, 국내 재생에너지 확대가 에너지 안보의 척도로 재정의될 필요가 있다”고 강조했다. 

장기적으로 가스 발전 줄어드는데 설비는 확대? 좌초자산 늘어날수도

한편, 석탄발전소 폐쇄에 따른 에너지 공백의 대안으로 제시된 LNG의 탄소 배출량 감축효과가 기후대응에 턱없이 부족한 수준이라는 지적도 있다. 환경단체 플랜 1.5는 “'전주기배출(life cycle emission) 기준'으로 LNG 배출량은 석탄의 약 75%에 달하므로, 실제 석탄을 LNG 로 전환 시 감축 기여도가 25%에 불과하다"며 "이는 천연가스를 액화시키는 과정까지 포함한 수치"라고 지적했다. 

일각에서는 정부가 2050년까지 탄소중립을 달성하겠다고 목표한만큼 LNG 수요는 2035년 이후 급격하게 감소할 것으로 예상되는데, 그에 따른 좌초자산을 최소화하기 위해서는 지금과 같은 설비 확대를 지속해서는 안된다고 주장한다.

기후솔루션은 중장기적으로는 가스 발전량이 감소함에도 LNG 발전 설비 용량을 늘리는 데 우려를 표했다. 10차 전기본에서는 LNG 발전설비 용량을 2022년 41.3GW에서 2036년 64.6GW로 확대하겠다는 계획을 포함하고 있는데, 이번 11차 전기본은 10차 전기본을 준용하면서 2037년과 2038년에도 가스발전 설비를 신규로 설치할 가능성을 시사하고 있다는 것이다. 

다만 정부는 10차 전기본에서 "LNG발전 설비용량의 과대한 확대 지양"을 명시하고 "LNG 복합 발전기에 수소 50% 혼소 발전 및 잠정적 확대 추진"을 언급한 바 있다.

11차 전기본 초안도 2037~2038년에 설계수명 30년에 도래하는 석탄발전 12기는 양수 ·수소발전 등 무탄소전원으로 전환하는 계획"이라면서 "불가피하게 LNG 등으로 전환하더라도(…) 수소혼소 전환 조건부 LNG로 제한하여 화력발전의 총용량이 늘어나지 않도록 관리할 것을 권고"했다. 

플랜 1.5는 “(자체 분석 결과) 2030년 이후 LNG 발전량이 급감하면서, 62.9GW 에 달하는 LNG 발전원의 2038년 가동률은 14%에 불과할 것으로 예측된다"며 “결국 석탄을 LNG로 전환하는 것은 막대한 '좌초자산' 위험을 야기할 것”이라고 우려했다.

"무탄소 에너지로의 전환 과정 중 LNG의 소명 있어"

정부와 LNG 업계는 무탄소 에너지로의 전환 과정에서 브릿지 연료로서 LNG의 역할이 충분하다고 말한다. 전력은 저장이 불가능하기 때문에 실시간으로 전력 수요(소비)와 공급(생산)을 일치시켜야 한다. 실시간 전력 수요 변동에 맞추기 위해서는 LNG처럼 유연하고 빠르게 전력을 생산할 수 있는 유연성 전원이 필요하다는 얘기다. 

다른 발전원들은 LNG처럼 기동성있게 전력을 생산하기 어렵다. 예컨대 원전은 가동·정지·출력 조절에 몇 시간이 소요되며, 태양광과 풍력같은 재생에너지원은 날씨나 시간 등 자연조건에 따라 발전량이 요동친다. 

LNG업계 관계자는 "LNG는 마지막 퍼즐 조각으로 다른 무탄소 전원들이 전력 수요를 충당한 뒤에 비어있는 공간을 메꿔주는 역할"이라면서 "앞으로 10년이 걸릴지 20년이 걸릴지 모르지만 무탄소 에너지원들이 안정화되는 날까지 LNG의 역할이 있다"고 설명했다. 이어 "LNG기업들도 그때를 대비해 사업포트폴리오를 다양화하는 과정에 있다"고 덧붙였다.