'제8차 전력수급기본계획'의 발전설비계획과 입력전제가 유지된다고 할 때, 온실가스 감축으로 인해 2030년 발전비용은 5.5~9.4% 상당 추가적으로 증가할 것이라는 전망이 나왔다. 또한 올해 발표예정인 '제9차 전력수급기본계획'에서는 2030년 이후 원자력발전의 수명완료 후 온실가스배출량 관리를 위한 발전설비계획도 반영하는 것이 바람직하다는 조언이다.

국회 예산정책처는 최근 발간한 '경제·산업동향&이슈' 창간호 '온실가스 감축 로드맵에 따른 전원구성 전망' 보고서를 통해 이같이 밝혔다.

국회 예정처는 보고서에서 "'제8차 전력수급기본계획'은 2030년까지 신재생에너지 비중을 총 발전량의 20%로 확대하는 등 저탄소 전략을 취하고 있으나, 2030년의 발전부문 온실가스 배출량은 2017년과 유사한 수준으로 예상된다"면서 "우리나라는 온실가스 배출량이 지속적으로 증가하고 있어, 온실가스 감축을 위해서는 추가적인 노력이 필요하다"고 말했다.

그러면서 "선형계획모형을 이용해 '제8차 전력수급기본계획'의 에너지원별 설비용량과 목표 전력수요를 충족하는 발전부문 전원구성을 분석한 결과, 발전부문의 온실가스 배출량을 1.9억톤CO2eq으로 낮추기 위해 가스발전량 비중은 37.6%로 증가할 수 있으며, 온실가스 배출량을 2.3억톤CO2eq 으로 낮추기 위한 가스발전량 비중은 27.5%로 나타났다"고 분석했다.

보고서는 이어 "발전부문 온실가스 배출량을 전망한 결과, 온실가스 감축 로드맵의 감축목표를 이행하기 위해서는 석탄 발전량은 줄이고 가스 발전량은 늘려야 하며, 그로 인해 발전비용은 5.5~9.4% 증가할 수 있는 것으로 나타났다"고 제시했다.

보고서는 그러나 "분석 결과는 경제급전방식의 전력시장구조를 선형계획모형으로 추정한 값이며, 향후 국제에너지 가격의 등락과 기술발전 등에 따른 발전원별 정산단가, 온실가스 배출계수, 전력시장 운영규칙 등 주요 입력전제에 따라 달라질 수 있다"고 밝혔다.

보고서는 또 "온실가스 감축 로드맵과 전력수급기본계획, 에너지기본계획간의 정합성을 고려할 필요가 있다"고 강조했다.

예정처는 이를 위해서는 "발전부문이 국가 온실가스 배출량에서 차지하는 비중을 고려할 때, 국가 온실가스 감축 로드맵에서 발전부문의 목표 감축량에 대한 실적 모니터링 및 이행경로 확인이 필요하다"고 제안했다.

특히 "금년 발표예정인 '제9차 전력수급기본계획'에서는 2030년 이후 원자력발전의 수명완료 후 온실가스배출량 관리를 위한 발전설비계획도 반영하는 것이 바람직하다"면서 "또한 신재생에너지 보급목표 미이행시 화력발전과 원자력발전의 이용률이 높아질 수 있는 만큼 재생에너지3020의 이행 점검도 필요하다"고 밝혔다.