배출권거래제 할당정책 변화와 미래 탄소가격의 영향 분석: 발전부문을 중심으로

2.1. 발전사별 할당량 산정 방법

먼저, 제4차 계획기간(2026 ~ 2030)에 대한 발전소별, 업체별 할당량 예비산정은 Fig. 1에 도식화된 절차를 따라 이루어졌다. 할당량 산정 방법론은 「온실가스 배출권거래제 제3차 계획기간(2021 ~ 2025년) 국가 배출권 할당계획(안)」(ME, 2020; 이하 “3기 할당계획”)에 제시된 배출권허용총량 산정 및 사전할당량 산출 방식을 따랐다. 구체적으로, 3기 할당계획에 제시된 ETS 적용 대상에 대한 부문·업종별 배출허용량 산출 원리, 기타 용도 예비분 산출 방식, 부문·업종별 사전할당량 산출 방식, BM 적용 기준 및 BM 계수 등을 참고하였다. 3기 할당계획에서는 로드맵의 2021 ~ 2025년 국가 감축 후 배출량으로부터 부문·업종별 감축 후 배출량을 분리하고, ETS 적용대상에 대한 부문·업종별 배출허용량을 산출하는 방식으로 3기 배출허용총량을 산출하였다. 본 연구에서는 제1차 국가 탄소중립 녹색성장 기본계획(Joint Ministerial Statement, 2023a)에 제시된 2026 ~ 2030년 전환부문의 연도별 배출량 목표로부터 ETS 발전부문 배출허용총량을 도출하였다.

Fig. 1.

Steps of permit allocation estimation* H: Heat, Oth.: Other Energy Transformation Sector

구체적으로, 분석 1단계에서는 발전부문의 배출허용량을 도출하기 위해 2026 ~ 2030년 연도별 국가 전환부문 목표 배출량 및 열, 전환 기타 부문의 할당 비중에 관한 자료를 수집하였다. 분석 2단계에서는 국가 전환부문 목표 배출량으로부터 열, 전환 기타 부문의 비중을 제외하여 ‘발전부문’에 대한 목표 배출량을 도출하였다. 분석 3단계에서는 발전부문에서 배출권거래제의 할당대상이 아닌 발전량, 즉, Non-ETS 부문의 발전 비중을 추가로 제외하여 ‘ETS 발전부문’의 목표 배출량을 도출하였다. 분석 4단계에서는 ETS 발전부문의 목표 배출량 중 기타용도 예비분을 제외하여 실제로 발전사에 할당될 배출권 수량(사전할당량)을 도출하였다. 5단계에서는 2022년 발전실적에 근거하여 원별 BM 및 단일 BM을 적용하여 발전소별, 업체별 할당 신청량 및 발전부문 할당신청 총량을 도출하였다. 마지막으로 6단계에서 ETS 발전부문 할당총량을 고려하여 할당신청량에 조정계수를 적용하고, 유상할당 비율에 따른 발전소별, 업체별 최종 할당량을 산정하였다. 이어서 상세한 분석 단계별 세부 방법과 근거 자료를 설명한다.

2.1.1. (1단계) 국가 전환부문 목표 배출량

제4차 계획기간 배출허용총량의 경우, 2023년 발표된 「탄소중립·녹색성장 국가전략」 및 「제1차 국가 탄소중립 녹색성장 기본계획」(Joint Ministerial Statement, 2023a)에 제시된 연도별 및 부문별 배출량 목표를 분석의 시작점으로 설정하였다. 동 기본계획에는 국가 전체 목표 뿐만 아니라 전환, 산업, 건물, 수송, 농축산물, 폐기물, 수소, 탈루 등 배출부문 및 흡수원, CCUS 등 흡수 및 제거 부문에 대한 중장기 온실가스 배출량 목표가 연도별로 제시되어 있다. Table 1에 정리된 바와 같이, 전환부문의 목표 배출량이 국가 전체 목표 배출량에서 차지하는 비중은 기준연도인 2018년에 39.28%였으나, 향후 2030년까지 약 33% 정도 수준으로 감소하는 것으로 나타난다.

Table 1.

Emission target by year (2026 ~ 2030)

2.1.3. (3단계) Non-ETS 제외 ETS 발전부문 Cap 산정

2단계에서 도출된 ‘발전부문’ 목표 배출량은 ETS 대상 업체와 Non-ETS 업체의 배출량을 모두 포함함에 따라, 3단계에서는 Non-ETS 부문 배출량을 제외함으로써 ‘ETS 발전부문’의 목표 배출량인 배출허용량(Cap)을 도출하였다. Non-ETS 부문의 전기 생산에 따른 배출량을 제외하기 위해, 한국전력통계 발전량(2022년 실적)과 집단에너지 사업 편람에 제시된 지역냉난방 전기생산량을 활용하였다. 집단에너지 편람(KEA, 2023)에 제시된 지역냉난방 29개 사업자 중 21개 업체는 ETS 할당대상업체이며, 그 중 16개 업체는 한국전력통계에도 발전소별 발전량 정보가 제공된다. 한국전력통계에 따른 발전량을 우선적으로 활용하고, 집단에너지 편람에만 전기생산량 정보가 제공되는 6개 업체의 자체 전기생산량을 함께 고려하였다.

이 중 목표관리제 대상 업체 등 Non-ETS 지역냉난방 전기 생산량, 내연력, 기타(부생가스, 폐기물 등), 상용자가로 분류된 발전량을 Non-ETS 발전량으로 간주하였다. 한국전력통계와 집단에너지 편람의 발전량 정보를 종합한 결과, 2022년 발전량(원자력, 신재생에너지 제외)은 약 378.2 TWh으로 나타났다. 이 중 Non-ETS 부문의 발전량은 약 45 TWh이며, 3기 할당계획에 제시된 제품 BM ① (전환 부문 내 화석연료 발전시설 및 지역냉난방 사업장의 전력 생산)의 원별 BM 배출량을 적용하여 Non-ETS의 배출량과 배출 비중을 도출하였다.⁴⁾

2022년 발전 실적에 기반하여 산정한 결과, 화석연료 기반 국가 발전량 중 Non-ETS의 배출 비중은 약 10.65% 인 것으로 나타났다. 2단계에서 도출한 국가 발전부문(전환 기타, 열 제외) 목표배출량에서 Non-ETS의 비중을 제외함으로써 ‘ETS 발전부문’의 배출허용량을 도출하였다(Table 2 참고).

Table 2.

Estimated caps for power sector in phase 4 of K-ETS (2026 ~ 2030)

2.1.6. (6단계) 조정계수 적용 발전소별 무상 할당량 산정

5단계에서 도출한 총 할당신청량은 4단계에서 도출한 발전부문 (연평균) 사전할당량 146.12백만 tCO₂e을 크게 초과한다. 따라서, 6단계에서는 이를 “조정계수”를 통해 배출허용량에 맞게 조정한 후 발전사별 할당량을 최종 산정한다. 3기 할당계획에 따르면 “조정계수”는 “배출권 사전할당 시 각 부문·업종에 속한 업체들의 이행연도별 할당신청량 중 인정량의 총합이 각 이행연도의 해당 부문·업종별 할당량을 초과하지 않도록 부여하는 계수”를 의미한다⁶⁾. 본 연구에서는 “할당신청량 = 인정량”임을 전제로 하여 조정계수를 도출했다.

발전부문 할당량과 총 할당신청량의 비율을 바탕으로 계산한 결과, 조정계수는 원별BM 적용 시 0.740412,　단일BM 적용 시 0.636636으로 도출되었다. 이는 발전부문 감축목표 달성을 위한 배출허용량이 과거 실적에 기반한 할당신청량의 74%(원별BM) 및 64%(단일BM) 수준임을 의미한다. 식 (1)과 같이 발전사별 할당신청량에 도출된 조정계수를 곱하여 최종 할당량을 산정하였다.

$\[ \begin{array}{c}\mathrm{E}\mathrm{T}\mathrm{S}\mathrm{ }\mathrm{발}\mathrm{전}\mathrm{부}\mathrm{문}\mathrm{ }\mathrm{총}\mathrm{ }\mathrm{무}\mathrm{상}\mathrm{할}\mathrm{당}\mathrm{량}\hfill \\ =\mathrm{ }\Sigma \mathrm{ }\left(\mathrm{발}\mathrm{전}\mathrm{사}\mathrm{ }\mathrm{할}\mathrm{당}\mathrm{신}\mathrm{청}\mathrm{량}\mathrm{ }\times \mathrm{ }\mathrm{조}\mathrm{정}\mathrm{계}\mathrm{수}\right)\mathrm{ }\times \mathrm{ }\mathrm{무}\mathrm{상}\mathrm{할}\mathrm{당}\mathrm{비}\mathrm{중}\hfill \\ =\mathrm{ }\Sigma \mathrm{ }\mathrm{발}\mathrm{전}\mathrm{사}\mathrm{별}\mathrm{ }\mathrm{사}\mathrm{전}\mathrm{할}\mathrm{당}\mathrm{량}\mathrm{ }\times \mathrm{ }\mathrm{무}\mathrm{상}\mathrm{할}\mathrm{당}\mathrm{비}\mathrm{중}\hfill \end{array} \]$

(1)

이때, 조정계수를 통해 모든 업체의 할당신청량이 동률로 축소되므로 업종별 할당신청량의 절대적인 크기 차이보다는 상대적인 크기(비중)의 차이가 중요하게 작용한다. 최종 할당량의 발전소 유형별 비중은 할당신청량 비중과 동일하다. 예를 들어, 석탄 발전소의 단일 BM 최종할당량의 비중은 할당신청량의 비중인 51.96%와 동일하다.

$\[ \begin{array}{c}\text{ ETS 발 전부문 총 무상할당량 }\hfill \\ =\Sigma \left(\text{발전사 할당신청량 }\times \text{ 조정계수}\right)\times \text{ 무상할당비중 }\hfill \\ =\Sigma \text{ 발전사별 사전할당량 }\times \text{ 무상할당비중 }\hfill \\ =\Sigma \text{ 발전사별 무상할당량 }\hfill \end{array} \]$

(2)

마지막으로, 발전소·발전사별 사전할당량에 3기의 유상할당 비율 10%와 강화된 비율 25%⁷⁾를 적용하여 최종 무상할당 배출권 수량을 도출하였다(식 (2)). Table 3은 사전할당량뿐만 아니라, 유상할당 비중이 10%인 경우에 대해 계산된 BM 방식별 무상할당량, 그리고 전체에서 차지하는 비중을 발전소 유형별로 정리하여 제시한다.

Table 3.

Estimated amount of permits applied for and allocated by power plant type per year1)

2.2. 발전부문 할당량 분석 결과

2.1절의 분석 절차에 따라 도출된 발전사 및 발전소 유형별 할당량 예비산정 결과는 다음 Fig. 2(유상할당 10%)와 같다. 규모에 따라 5대 발전사(A-E)와 그 외 나머지(O)발전사로 구분하였다. 2개의 막대그래프의 높이를 통해 원별 BM (Fuel-specific BM) 및 단일 BM (Single BM) 방식에 따른 무상할당량을 비교할 수 있다. 또한, 하나의 막대그래프를 구성하는 각기 다른 색의 그래프를 통해 발전사가 소유한 발전소 연료유형별 할당결과를 비교할 수 있다.

Fig. 2.

Free allocation by power company and fuel type per year (10% paid allocation)

예를 들어, B사의 경우 유연탄 발전이 발전량의 93.7%를 차지한다(2022년 기준; KEPCO, 2023). 따라서, 무상배출권 수량의 대부분은 유연탄(주황 막대) 발전량, 일부는 복합화력(파랑 막대) 발전량에 근거하여 할당된다. B사에 원별 BM이 적용될 경우 유연탄 발전소에 더 높은 BM 계수가 적용되기 때문에, 단일 BM의 경우보다 B사에 무상할당되는 배출권 수량이 더욱 많아진다. 구체적으로, B사는 원별 BM 적용 시 발전부문에 할당되는 약 131백만 톤의 배출권 중 15%를 할당받을 수 있으나, 단일 BM 적용 시 총 배출권의 12.7% 만을 할당받을 수 있다. 이와 같이 유연탄·무연탄 발전 비중이 높은 발전사일수록 단일 BM을 적용하여 할당받을 경우 무상으로 확보할 수 있는 배출권 수량이 크게 감소하는 것을 확인할 수 있다.

대부분의 경우 단일 BM 적용으로 유연탄 발전실적에 대한 할당에 있어서는 불리한 상황에 놓이더라도, 복합·열병합 발전에 대해 상대적으로 높은 BM 계수가 적용됨에 따라, A사나 E사의 경우처럼 두 효과가 상쇄되어 원별 BM 방식과 단일 BM 방식에 따른 할당량 차이가 상대적으로 작게 나타나는 것을 확인할 수 있다.

그래프의 마지막 두 막대그래프를 비교해보면, 주로 복합화력, 열병합 발전소로 구성된 중소규모 발전사들(기타; Fig. 2의 O)의 경우, 단일 BM 적용으로 배출권 확보에 있어 매우 유리한 상황에 놓이게 됨을 알 수 있다. 중소규모 발전사들은 원별 BM 할당에 비해 단일 BM 할당 방식 적용으로 약 23% 더 많은 배출권을 할당받을 수 있게 된다.

제3차 계획기간에 적용된 원별 BM은 과거 배출효율에 기반해 설정되었으므로, 이를 적용해 산정한 할당신청량을 통해 업체들의 실제 평균 배출량, 즉 배출권 필요량을 대략적으로 가늠해 볼 수 있다. 제3차 계획기간 상반기(’21 ~ ’23년) 할당방식인 단일 BM 및 유상할당 10%를 그대로 적용하여 ’26 ~ ’30년 기간 할당량을 산정한 결과와 비교해보면, 복합화력 및 열병합 발전 업체의 무상할당량은 배출권 필요량의 약 86%에 해당한다. 발전부문 목표 배출량이 2018년 대비 2030까지 약 46% 감소하고 일부는 유상할당됨에도 불구하고, 단일 BM 적용 시 복합 및 열병합 발전사들은 배출권 부족량이 크지 않을 것으로 예상된다.

3.1. 미래 탄소가격에 관한 국내외 논의 검토

본 절에서는 2절의 제4차 계획기간의 배출권 할당량 분석에서 더 나아가 발전부문의 배출권 구매 부담을 가늠해 보기 위해 미래 탄소가격에 대한 국내외 논의를 검토하고, 한국의 탄소가격 수준에 대한 시나리오를 구성한다. 이를 위해, World Bank, IPCC, OECD, IMF, IEA 등 해외 공신력 있는 국제기구의 탄소 가격에 대한 보고서와 문헌을 검토하여 미래 탄소가격에 대한 기초 자료를 수집하였다. Table 4에 정리된 바와 같이, 미래 탄소가격에 대한 국제적 논의 대부분은 ‘규범적 가격’에 관한 것으로, 기후변화로 인한 사회적 탄소비용(Social Cost of Carbon)과 글로벌 감축 목표를 반영한 ‘적정 탄소가격’을 의미하는 경우가 대부분이다. 주요국의 탄소세 결정 계획에 따른 2030년 탄소가격 정보 외에는, 주로 탄소중립 및 감축공약 달성을 위해 필요한 ‘잠재적(shadow) 탄소가격’이 논의되고 있다. 잠재적 탄소가격은 특정 온실가스 감축목표를 달성하기 위한 온실가스 1톤당 비용으로 정책 목표를 가장 비용 효과적으로 달성하기 위한 규범적 가격을 의미한다(Price et al., 2007). 잠재적 탄소가격을 도출하는 과정에서는 온실가스 배출에 따른 사회경제적 피해와 온실가스 감축에 필요한 비용을 모두 고려하게 된다. 즉, 이러한 규범적 탄소가격 분석 목적은 미래를 전망하기 위함이 아니라 각 국가가 온실가스 정책목표를 달성할 수준으로 자국 내 탄소가격이 형성되어 있는지 평가하고 미래 경제 리스크를 파악할 때 활용될 수 있는 하나의 기준을 제시하는 것이라 볼 수 있다.

Table 4.

Discussions on future carbon prices

한국의 미래 탄소가격 정보는 IEA (2022)와 한 편의 국내 연구, ‘탄소가격 부과체계 개편방안 연구’(KIPF, 2022)에서 찾아볼 수 있다. 각각 2030년 국내 탄소가격을 USD 42, 4 ~ 6만원으로 제시하고 있다. IEA (2022)는 2050년까지의 일부 국가 및 지역별 전력, 산업 및 에너지 생산에 대한 탄소가격을 전망했다. 해당 탄소가격 전망은 IEA Global Energy and Climate Model 투입 자료 및 가정으로써 제시되었다. 특히, 일부 국가 (캐나다, 칠레·콜롬비아, 중국, EU, 한국)에 대해 ‘공표된 정책 시나리오’(Stated Polices Scenario)에 따른 탄소가격 전망치를 제공하고 있다. 해당 시나리오에 따라, 한국의 탄소가격은 2030년 USD 42/tCO₂e, 2040년 USD 67/tCO₂e, 2050년 USD 89/tCO₂e가 될 것으로 전망되었다(IEA, 2022). 또한, 기획재정부, 환경부, 산업통상자원부, 국토교통부가 공동으로 발주한 연구용역 보고서인 “탄소가격 부과체계 개편방안 연구”(KIPF, 2022)에서는 5천원 ~ 8만원 사이의 탄소가격에 대해 NDC 달성 가능성을 평가했다. CO₂e 톤당 5천원 ~ 2만원 수준의 가격을 부과할 때에는 배출량은 큰 변화가 없으나, 톤당 4만원을 적용하면 온실가스 배출량이 대폭 감소하는 것으로 분석되었다. 탄소가격을 부과하지 않을 때에 비해 약 1억톤이 감소하고, 6만원 부과 시 1.24억톤을 감축할 수 있는 것으로 나타났으며, 탄소가격이 톤당 2만원에서 4만원으로 늘어날 때 온실가스 감축폭이 가장 크고, 6만원을 넘어가면 추가 감축폭은 줄어드는 것으로 분석되었다. 종합적으로, 전환 및 산업부문이 모두 NDC 목표를 달성하기 위해서는 배출권 가격이 약 4 ~ 6만원 정도에 형성되어야 하는 것으로 나타났다.

3.2. 국내 탄소가격 시나리오 설정

본 절에서는 앞서 소개한 2030년 탄소가격에 관한 국내외 선행연구의 전망 결과를 바탕으로, 국내 탄소가격의 2026 ~ 2030년 기간 연도별 배출권 가격 시나리오를 설정한다. 보다 현실적인 국내 배출권 가격 시나리오 설정을 위해 선행연구 참고 시 다음 사항을 고려하였다. 탄소세 및 현재 해외 주요국의 배출권 가격 전망치는 국가별 상이한 감축 목표 및 제도 적용 대상 등의 정책적 요소와 해당 국가의 감축 이행 여건 등을 두루 반영함에 따라, 해외 국가의 탄소가격을 국내에 그대로 적용하는 것은 적절치 않다고 보았다. 현재 한국의 배출권 가격이 3기 운영기간 동안 평균 1만원에도 미치지 못하고 있는 상황에서, 현재 가격 대비 10배 이상 높은 해외의 정책적 탄소가격이나 규범적 가격 수준을 기반으로 국내 배출권의 단기 가격 수준을 전망하는 것은 타당성과 현실성이 낮다고 판단된다.

동 논문에서는 미래 배출권 가격과 그 변동성에 관한 높은 불확실성을 고려하여, 제4차 계획기간(2026 ~ 2030년)의 배출권 가격에 대해 다음 3가지 시나리오를 구성하였다. 배출권 가격 시나리오는 가격의 수준에 따라 약(S1), 중(S2), 강(S3) 세 가지로 설정하였다. IEA (2022)의 한국 탄소가격과, 탄소가격 부과체계 개편방안 연구(KIPF, 2022)의 결과를 고려하여, 국내 배출권 가격의 reference price를 5만원으로 설정하였으며, 해당 가격 수준을 중심으로 약(S1), 중(S2) 시나리오를 구성했다. 한편 World Bank (2023) USD 50 ~ 100, IPCC (2022) USD 90, OECD (2021) EUR 60, IMF (2019) EUR 75 등 공신력 있는 국제기구의 2030년 규범적 탄소가격의 평균값은 약 10만원⁸⁾으로 나타난다(Table 4). 이는 탄소중립을 위해 필요한 2030년의 적정 탄소가격에 해당하므로, 10만원을 net-zero price로 설정하고, 해당 가격을 강(S3) 시나리오에 반영하였다. 요약하자면, 세 가지 가격 시나리오는 다음과 같다.

• - 약(S1) 시나리오: ’23 ~ ’24년 1만원 수준으로부터 단계적으로 증가하여 ’30년 reference price 5만원에 도달
• - 중(S2) 시나리오: ’26 ~ ’30년 기간 평균 배출권 가격이 reference price 5만원과 같아지도록 ’24년부터 ’30년까지 1만원씩 증가하는 구조
• - 강(S3) 시나리오: 해외 주요국의 배출권 가격에 수렴, ’30년까지 net-zero price 10만원에 도달하는 구조

3.3. 배출권 구매부담 분석을 위한 감축 시나리오 설정

본 절에서는 할당정책 변화의 잠재적 영향에 대한 직관적인 이해를 돕기 위해, 앞서 도출한 3가지 탄소가격 시나리오(S1, S2, S3)에 따른 연도별 배출권 가격(P_y)과 업체별 할당량 정보를 활용하여 배출권 부족량과 그에 따른 구매비를 정량적으로 추정한다. 이를 위해, 가격 시나리오별로 일정한 감축률을 가정하여 4차 계획기간 동안의 업체별 예상배출량을 도출하였다. 구체적으로, 배출권 구매량은 ’26 ~ ’30년 기간 발전사별 예상 배출량(E_i)과 배출권 할당량(Q_i)의 차이가 된다. 해당 값이 양(+)인 경우 할당받은 배출권에 비해 실제 배출량이 많아 배출권이 부족함을 의미하며, 음(-)인 경우 배출권의 잉여가 발생함을 의미한다.

예상 배출량(E_i))은 발전사별 ’21 ~ ’22년 평균 배출량을 기준으로 2030년까지 일정한 감축률(r)로 배출량이 감소하는 것을 가정하여 연도별로 추정하였다. 배출권 가격과 배출량은 시장 메커니즘에 따라 서로 상호유기적으로 결정된다는 점을 고려하여 가격 시나리오의 탄소가격 수준이 높을수록 발전부문 감축 유인이 커질 것으로 가정하였다. 즉, 약, 중, 강 시나리오로 갈수록 발전부문 평균 감축률이 높아지도록 설정했다.

또한, 배출권 할당량(Q_i)의 경우 BM 유형 및 유상할당 비율(j)에 따라 발전사별 할당량에 차이가 발생하므로, 이러한 제도 설계 요소별로 배출권 구매량이 다르게 산정된다. 따라서, 본 분석에서는 유상할당 비중에 대한 차이는 반영하되 BM 유형의 경우 ’24 ~ ’25년에 이미 적용된 단일 BM 방식이 적용되는 것으로 가정했다. 발전사 i의 배출권 구매비 산정식은 다음과 같이 정리된다.

앞서 도출한 세 가지 탄소가격 시나리오 약(S1), 중(S2), 강(S3)에 유상할당 비율에 따른 두 가지 유형 A(유상 10%), B(유상 25%)를 추가하여 총 6개의 시나리오를 구성했다(Table 5). 예상 배출량($$ E_{it}^r$$)을 결정하는 가장 중요한 요소는 감축률(r)로, ’20 ~ ’22년 5대 발전사(A-E사)의 명세서 배출량 기준 전년 대비 연 감축률이 평균 약 2.9%임을 고려하여, 약(S1) 시나리오는 매년 전년 대비 2% 감축, 중(S2) 시나리오는 3%, 강(S3) 시나리오는 4% 감축하는 것으로 설정하였다. 또한, S1 시나리오와의 비교를 위해 S0 시나리오를 추가하였다. S0의 경우 S1 시나리오와 배출권 가격 시나리오는 동일하나 감축률을 0%로 설정하여 발전사의 감축 행동에 대한 가정을 달리하였다.⁹⁾

Table 5.

Permit price and reduction rate scenario

3.4. 배출권 구매부담 추정 결과

앞서 설정한 시나리오에 따라, 각 감축 노력(2%, 3%, 4%)에 기반한 연도별 예상 배출량($$ E_i^r$$)과 단일 BM 및 유상할당 비율 10% 및 25%를 적용하여 도출한 배출권 할당량과의 차이($$ E_i^r-Q_i^j$$)로 발전사별 배출권 부족량을 추정하였다. 배출권 할당량은 계획기간 내 동일(업체별 총할당량의 1/5, 3기 할당방식 적용)한 반면, 예상 배출량은 연간 높은 감축률이 적용될수록 낮아짐에 따라, 감축률이 높은 시나리오(S1 → S3)로 갈수록 점차 배출권 부족량이 감소하는 구조이다. 감축률 0%를 가정한 시나리오 S0의 경우에만 배출권 부족량이 ’27 ~ ’30년 기간 동일하다.

배출권 (순)부족량 분석 결과(Table 6 참고), 유상할당 10%인 경우 발전부문의 배출권 부족량은 감축률(0 ~ 4%)에 따라 연평균 약 4천만 ~ 7천만 tCO₂e에 이르며, 유상할당이 25%로 증가할 경우 약 6천만 ~ 9천만 tCO₂e까지 증가한다. 세부 분석 결과(Appendix Table A1, A2, 참고)에 의하면 이 중 대부분의 배출권 부족분은 5대 발전사(A-E사)에서 발생한다. 특히, 유상할당 비율이 10%인 경우, 모든 감축률 시나리오에 대해 복합화력 및 집단에너지 유형의 중소규모(‘Others_non-coal’ in Table A1) 발전사에서 배출권 잉여가 발생한다. 예를 들어, S2A에서 非석탄 중소규모 발전사의 경우 5년간 약 42백만톤의 잉여 배출권이 발생하는 반면, 5대 발전사는 총 2.6억톤(연평균 약 53백만톤) 이상의 배출권 초과수요가 발생한다(Table A1 참고). 유상할당 비율이 25%로 늘어나면 무상으로 할당받는 배출권 수량이 발전사 전반에 걸쳐 감소하므로 배출권 (순)부족량의 규모가 더욱 커진다. 그럼에도 非석탄발전소의 경우 3% 이상의 감축만 이뤄진다면, 무상할당 받은 배출권 수량에 비해 배출 규모가 작아져 4기 초반부터 배출권 잉여가 발생한다(Table A2 참고).

Table 6.

Estimated permit (Net) shortfall in the power sector by scenario: Eitr-Qij

마지막으로, 탄소가격 시나리오를 함께 반영하여 배출권 구매비 규모를 추정한 결과를 살펴보자. Table 7의 결과값은 배출권 잉여분에 대한 판매액을 제외한 순 배출권 구매비를 나타낸다. 모든 시나리오(감축률 0 ~ 4%)에서 시간이 지날수록 배출권 부족량은 점차 감소하도록 시나리오가 설정되었음에도 불구하고, 배출권의 가격 증가로 인해 발전부문의 배출권 구매부담은 점차 상승할 것으로 분석되었다. 상술한 바와 같이, 非석탄발전소의 경우 단일 BM 적용으로 배출권 할당에 유리한 상황에 놓여 어느 정도의 감축 노력만으로도 배출권이 부족하지 않게 되어 일부 발전사의 경우 배출권 판매 수익을 올릴 수 있을 것으로 나타났다. 반면, 석탄발전 비중이 높은 발전사들은 배출량이 감소하더라도 가격 증가와 유상할당의 영향이 이를 능가하여 배출권 구매 부담이 큰 폭으로 증가할 것으로 예상된다. 예를 들어, S3B 시나리오(높은 가격, 유상 25%)에 따른 배출권 구매비 부담은 S1A 시나리오(낮은 가격, 유상 10%)에 비해 2배 이상 클 것으로 분석된다.

Table 7.

Estimated purchase cost of permits in the power sector by scenario: PtEitr-Qij

감축을 통한 구매비 절감 효과는 S0와 S1 두 시나리오의 비교를 통해 확인 가능하다. S0과 S1에서는 2030년까지 배출권 가격이 reference price 5만원까지 상승한다. 배출권 가격 변화는 동일한 상태에서 ’26년부터 감축이 전혀 없는 S0 시나리오의 경우, 발전부문 연평균 구매비는 약 2.41조(유상 10%)에서 3.20조(유상 25%)에 달할 것으로 추정된다. 반면 매년 전년 대비 2%의 감축을 이뤄나갈 경우(S1), 연평균 배출권 구매비는 각각 약 2.09조(유상 10%)에서 2.88조(유상 25%)로 감소한다. 따라서, 매년 2%의 감축으로도 상당한 배출권 구매비 절감 효과를 가져올 수 있을 것으로 분석된다. 달리 말하면, 제4차 계획기간 동안, 2 ~ 4%보다 더 빠른 속도로 감축이 이뤄져야만 배출권 구매필요량이 더욱 크게 감소하여 배출권 가격 상승의 효과를 상쇄할 수 있을 것이다.

시나리오 분석과 관련하여 본 연구의 한계점은 다음과 같으며, 후속 연구를 통해 이러한 요소들이 추가로 고려될 필요가 있다. 첫째, 발전부문은 K-ETS 시장에서 배출권의 주요 매수자로 참여해 왔으며, 앞으로도 발전사의 배출권 수요와 국내 배출권의 가격은 현재 시나리오에서 가정한 것보다 더욱 밀접하고 유기적으로 움직일 수 있다. 즉, 발전부문의 배출권 수요가 급격히 증가할 경우, 가격의 증가폭도 더욱 커질 수 있다. 반대로 발전부문의 탈탄소화가 가속화될수록 배출권 가격은 보다 완만하게 증가할 가능성이 크다. 둘째, 본 연구의 시나리오 분석에서는 발전부문 전체에 대해 일정한 감축률을 적용하였다. 하지만, 각 발전사의 주된 발전 유형에 따라 할당 결과의 차이가 뚜렷하며, 전환부문 내에서도 일부는 배출권 수요자, 일부는 배출권 공급자의 위치에 놓이게 된다. 따라서, 감축에 대한 유인이 서로 다르게 나타난다는 점을 고려하여 감축률에 차등을 두어 분석하는 것이 더욱 타당할 수 있다.

셋째, 현재 시나리오 하에서는 A(유상 10%)와 B(유상 25%) 시나리오의 감축률을 동일하게 설정했다. 이는 발전사와 같은 거래제 참여 업체들이 배출권의 가격을 기회비용으로 받아들여 유·무상 할당 여부와 관계없이 배출권의 가격을 의사결정의 기준으로 삼는다는 경제이론에 근거한다. 하지만, 현재 우리나라 전력시장 구조상 무상할당 받은 배출권은 구매비가 발생하지 않으므로 원가에 기반한 급전순위 변동에 영향을 미치지 못한다는 점을 고려하면, 우리나라에서는 A와 B 시나리오에 따른 감축 행동이 다르게 나타날 가능성이 있다.¹⁰⁾ 또한, 발전사별 할당량 추정치는 2022년 실적에 기반하므로 ’23 ~ ’24년 발전 실적(신규 할당업체 포함)을 모두 고려하면 결과가 바뀔 수 있다.

마지막으로, 제10차 전력수급기본계획(MOTIE, 2023) 및 제11차 전력수급기본계획 실무안(MOTIE, 2024)을 통해 확정된 바와 같이, 노후석탄의 LNG 전환 및 양수·수소 발전 등 무탄소전원으로의 전환을 통한 석탄발전의 단계적 폐지(phase-out)가 계획되어 있다. 2030년까지의 발전소별 전환 계획을 예상 배출량 산정에 반영한다면 보다 정확한 분석이 가능할 것으로 판단된다.