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“온실가스 배출권 거래 도입시 전기요금 25% 올라”
입력 2013.07.04 (06:48) 수정 2013.07.04 (08:49) 연합뉴스
오는 2015년부터 한국에서 온실가스 배출권 거래제(ETS·Emission Trading Scheme)가 시행되면 5년 이내에 25% 안팎의 전기요금 인상 요인이 될 것이라는 전망이 나왔다.

온실가스 배출권 거래제 법안은 작년 11월 통과돼 2015년 1월부터 시행될 예정이다. 국가별로 온실가스 배출량 감축 할당 목표를 세워놓고 할당량을 채우지 못하면 그만큼 탄소배출권을 사야 하는 개념이다.

4일 블룸버그 뉴에너지파이낸스(BNEF) 보고서와 전력업계 분석에 따르면 오는 2020년 한국의 온실가스(이산화탄소) 배출량 목표치는 5억6천500만t으로 추정된다.

이는 교토의정서에 따라 현 추세에 따른 탄소배출량(7억7천만t)에서 30%(2억500만t)를 감축해야 하는 수치다.

감축소요량에 대비한 감축잠재량은 목표배출량의 10%까지만 인정되는 탄소상쇄(offset)를 감안하더라도 1억5천500만t에 불과해 약 5천만t이 부족할 것으로 보인다.

특히 이 같은 감축을 위해 전력부문에서는 6천400만t의 배출량에 해당하는 연료 전환을 해야 한다.

연료 전환은 이산화탄소 배출 비중이 큰 석탄 발전에서 상대적으로 탄소가 적게 나오는 액화천연가스(LNG) 연료로의 발전 방식 변경을 의미한다.

이를 위해 LNG 발전기 우선가동률을 현행 27%에서 최고 70%까지 끌어올려야 한다.

블룸버그 보고서는 석탄에서 가스로의 연료교체 비용을 탄소배출량 1t당 15만원으로 예상했다.

이런 변수를 고려할 때 전력부문의 탄소배출 감축잠재량 6천400만t을 끌어내기 위한 LNG 우선가동 발전량은 약 1억4천400만㎿h로 계산된다.

석탄발전의 온실가스 배출계수(t/㎿h)는 0.991로 LNG 발전 온실가스 배출계수(0.549)의 1.8배에 달한다.

전력업계에서는 2012년 전력시장 기준으로 연료비 단가를 적용할 때 석탄에서 LNG로의 발전 대체에 따른 연료비 인상액을 약 13조4천억원으로 추산했다. ㎾h당 발전단가가 LNG는 140.97원, 석탄은 48.74원으로 2.89배 차이가 나기 때문이다.

이 같은 인상액은 2012년 전력시장 총 거래금액(42조5천억원)의 31.5%를 차지한다. 다만, 발전원가가 전기요금의 약 80%를 차지하는 점을 감안하면 늘어나는 전기요금 인상분은 25.2%로 전망된다는 것이다.

즉, 온실가스 배출권 거래제가 도입되고 감축 할당량을 줄이기 위해 석탄 발전을 LNG 발전으로 대체하려면 전력 소비자에게 전가되는 요금 인상분이 25% 안팎에 달할 것이라는 분석인 셈이다.

전력업계의 한 관계자는 "전력부문의 과도한 온실가스 감축목표 할당은 한전의 전력구입비 상승으로 인한 전기요금 인상, 기업들의 배출권 거래에 드는 과도한 비용 유발로 인한 산업경쟁력 저하로 이어질 수 있다"고 지적했다.
  • “온실가스 배출권 거래 도입시 전기요금 25% 올라”
    • 입력 2013-07-04 06:48:53
    • 수정2013-07-04 08:49:19
    연합뉴스
오는 2015년부터 한국에서 온실가스 배출권 거래제(ETS·Emission Trading Scheme)가 시행되면 5년 이내에 25% 안팎의 전기요금 인상 요인이 될 것이라는 전망이 나왔다.

온실가스 배출권 거래제 법안은 작년 11월 통과돼 2015년 1월부터 시행될 예정이다. 국가별로 온실가스 배출량 감축 할당 목표를 세워놓고 할당량을 채우지 못하면 그만큼 탄소배출권을 사야 하는 개념이다.

4일 블룸버그 뉴에너지파이낸스(BNEF) 보고서와 전력업계 분석에 따르면 오는 2020년 한국의 온실가스(이산화탄소) 배출량 목표치는 5억6천500만t으로 추정된다.

이는 교토의정서에 따라 현 추세에 따른 탄소배출량(7억7천만t)에서 30%(2억500만t)를 감축해야 하는 수치다.

감축소요량에 대비한 감축잠재량은 목표배출량의 10%까지만 인정되는 탄소상쇄(offset)를 감안하더라도 1억5천500만t에 불과해 약 5천만t이 부족할 것으로 보인다.

특히 이 같은 감축을 위해 전력부문에서는 6천400만t의 배출량에 해당하는 연료 전환을 해야 한다.

연료 전환은 이산화탄소 배출 비중이 큰 석탄 발전에서 상대적으로 탄소가 적게 나오는 액화천연가스(LNG) 연료로의 발전 방식 변경을 의미한다.

이를 위해 LNG 발전기 우선가동률을 현행 27%에서 최고 70%까지 끌어올려야 한다.

블룸버그 보고서는 석탄에서 가스로의 연료교체 비용을 탄소배출량 1t당 15만원으로 예상했다.

이런 변수를 고려할 때 전력부문의 탄소배출 감축잠재량 6천400만t을 끌어내기 위한 LNG 우선가동 발전량은 약 1억4천400만㎿h로 계산된다.

석탄발전의 온실가스 배출계수(t/㎿h)는 0.991로 LNG 발전 온실가스 배출계수(0.549)의 1.8배에 달한다.

전력업계에서는 2012년 전력시장 기준으로 연료비 단가를 적용할 때 석탄에서 LNG로의 발전 대체에 따른 연료비 인상액을 약 13조4천억원으로 추산했다. ㎾h당 발전단가가 LNG는 140.97원, 석탄은 48.74원으로 2.89배 차이가 나기 때문이다.

이 같은 인상액은 2012년 전력시장 총 거래금액(42조5천억원)의 31.5%를 차지한다. 다만, 발전원가가 전기요금의 약 80%를 차지하는 점을 감안하면 늘어나는 전기요금 인상분은 25.2%로 전망된다는 것이다.

즉, 온실가스 배출권 거래제가 도입되고 감축 할당량을 줄이기 위해 석탄 발전을 LNG 발전으로 대체하려면 전력 소비자에게 전가되는 요금 인상분이 25% 안팎에 달할 것이라는 분석인 셈이다.

전력업계의 한 관계자는 "전력부문의 과도한 온실가스 감축목표 할당은 한전의 전력구입비 상승으로 인한 전기요금 인상, 기업들의 배출권 거래에 드는 과도한 비용 유발로 인한 산업경쟁력 저하로 이어질 수 있다"고 지적했다.
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