원자력발전의 경제적·사회적 비용을 고려한 적정 전원믹스 연구 전원별 외부 비용 추정

더욱이 시장에서 공개되는 가격은 유럽연합에서 설정한 CO2 배출 감축 목표를 달성하기에 충분하지 못한 실정이다. 유럽연합의 온실가스 저감 노력은 오염 저감 비용에 대한 정확한 자료가 없는 상황에서 예상되는 수치의 범위를 상정하여 추진되었다. 정부의 온실가스 감축 노력은 과세수준과 저감목표라는 두 가지 미지수를 가진 하나의 방정식 풀이로 설명될 수 있다. 과세 수준이 발표되면 기업과 정부는 오염을 얼마나 저감할 수 있을 것인지를 특정 범위 내에서 예상할 수 있다. 한편, 오염 저감 목표가 발표되면 경제 주체들은 대략적인 가격을 예상할 것이다. 즉 과세수준과 저감목표 중 한 변수가 정해지면, 나머지 변수는 대체로 예상 가능하다. 그러나 사전적으로 정해진 변수가 현실과 동떨어져서 결정되었다면, 나머지 결정 변수 결정에도 오류가 따를 수밖에 없다. 2013년 중순부터 CO2 가격이 1톤 당 5유로 아래로 하락하였다. 5년 전 유럽연합 집행위원회는 2013년 CO2 가격이 30유로의 가치를 지닐 것이라고 전망했다. 전망치와 실제 가격 간 차이가 발생한 원인은 금융위기에 따른 산업 생산량 가소에 일부 기인한다. 그러나 CO2 가격은 2006년에 이미 15유로 아래로 하락했다. 영국 사례는 이러한 실패를 보여주는 대표적인 예이다. 영국은 2030년까지 CO2 배출량을 절반으로 줄이는 일에 착수했다. 이 목표를 달성하기 위하여 영국에서는 2013년 4월 탄소 가격 하한을 20유로로 정했으며 이를 2020년까지 두 배로, 결과적으로 2030년에는 87유로에 달하도록 하였다. 유럽연합 배출권거래제에서의 가격은 이러한 가격 하한을 웃돌 경우에만 영향을 미칠 수 있었는데, 유럽연합 배출권거래제가 개혁되지 않는 이상 그러한 경우가 발생할 가능성은 매우 낮았다. 프랑스 또한 또 다른 예이다. 2009년 프랑스 정부는 석유 제품 사용을 줄이기 위한 인센티브로 탄소세 도입을 계획하였다. 2050년까지 탄소 배출량을 4분의 1을 줄이기 위하여 권장된 요금은 2010년 1톤 당 32유로, 2030년 100유로, 2050년에는 200유로였다. 결국 배출권거래제에서의 탄소 가격은 배출량 감축을 위하여 달성해야 하는 장기 목표로 전문가들이 권장한 가격에 한참 못 미쳤다. 원자력발전은 원전 폐기물 및 부산물에 대한 책임을 가진다. 이 분야의 경우, 다른 분야와 마찬가지로 오염 유발자가 비용을 지불한다는 원칙이 적용된다. 원자력발전소의 운영자들이 이 원칙을 논박하는 것도 아니며, 원자력발전소를 반대하는 이들도 아직 이 원칙에 대해서는 반대하지 않았다. 따라서 논란의 중심은 원자로를 폐기처분하고 폐기물을 저장하는 비용을 내재화해야 하는 필요에 있는 것이 아니라, 이러한 후행주기 활동이 미래에 수행될 수 있도록 얼마만큼의 금액이 필요한가에 있다. 원전 사후처리비에는 사용후핵연료 처분비용, 중ㆍ저준위 방폐물 관리비용, 원전 해체비용이 포함되어 있다. 이 비용은 방사성폐기물관리법 제19조에 의해 ‘비용산정위원회’를 구성하여 매 2년마다 재산정되는데, 지난 2012년 말 최근의 원전운영 현황, 경제 금융환경 변화 및 기술발전 등의 환경변화를 고려하여 원전사후처리 비용을 대폭 현실화했다. 비용의 재산정은 비용추정을 위해 해외사례를 참조하고 분석한 연구용역 등을 바탕으로 가상의 관리계획을 산출한 것이며 향후 사용후핵연료 공론화, 중장기 원전해체전략 수립 등 후속 정책 수립 시 지속적으로 관련 비용을 재산정하는 것으로 결정했다. 열과 전기를 동시에 생산하는 병합발전에 대해 OECD/IEA 산정에 서는 일정한 전기를 생산할 때에 동시에 발생하는 열의 가치를 별도로 계산해서 나온 계산 값을 비용으로부터 빼는 방법을 채택하고 있다. 물론 이것과는 별도로 동시에 생산되는 전기와 열의 출력비율로 비용을 나눈 다음에 전기만의 비용을 산정하는 방법도 생각할 수 있지만, OECD/IEA 산정에서는 전기와 열은 하나의 산출이며, 비용을 분할하는 것은 매우 실현성이 낮다고 지적하고 있어서 이 방법은 사용하지 않는 것으로 하였다. 배열가치의 계산에서는 가스병합발전 및 석유병합발전에 대해 같은 양의 열을 보일러로 얻기 위해 필요한 연료비와 CO2 대책비용으로 대체하였다. 연료전지에 관해서는 기존의 가스급탕기에서 같은 양의 열을 만들 때에 필요로 하는 비용을 열의 가치로 삼아 계산하였다. 제염비용 산정과 관련하여 도쿄전력에 관한 경영ㆍ재무조사 위원회 보고서를 확인해보면 저렴한 제염수단에 의한 회복 가능성도 있는 반면, 제염 비용이 재물 가치를 상회함으로써 손해액이 많아지는 상황이 발생할 수 있기 때문에, 구체적인 견적을 내기까지 상당 기간이 필요할 것으로 보인다고 명시하였다. 또한, 도쿄전력 주식회사 후쿠시마 제1, 제2 원전 사고에 의한 원자력 손해 범위 판정 등과 관련한 중간 지침 (11년 8월 5일)을 살펴보면 일부 문화재 등을 제외한 해당 재물의 가치를 상회하는 비용은 원칙적으로 손해배상 범위 밖이며 재물가치 범위 내에서의 제염행위가 손해비용 내에 포함되는 것으로 상정하여 재물가치를 초과하여 행해진다고 여겨지는 제염(주로 低공간선량률의 삼림 등)과 중간 저장시설의 건설 등은 향후 정부의 판단ㆍ동향을 토대로, 수시로 최신 데이터를 갱신해 나갈 예정이라고 밝혔다. 현재의 원자력발전소 인근 거주자가 원전비중에 대해 가지는 선호도 차이가 있는지를 검토하였을 때 이 변수는 조건부로짓모형에서는 유의수준 10%에 가깝기는 했지만 통계적으로 유의하다고 보기는 어려운 것으로 나타났다(유의수준 약 11%). 그러나 혼합로짓모형에서는 현재의 원전 인근 거주자인지 아닌지에 따라 원자력발전의 비중이 커지는 것에 대한 선호도가 달랐는데, 인근지역 거주자들은 원전 비중이 커지는 것에 대한 거부감이 여타 지역 거주자에 비해 오히려 낮은 것으로 나타났다. 이에 대해서는 여러 가지 해석이 가능할 수 있는데, 일단 경북 울진과 경주는 서울이나 부산 거주자보다는 소득과 여타 사회경제적 특성의 차이가 있어 인근지 거주자인지 아닌지와 함께 이러한 특성차이가 동시에 반영되어 나타난 현상일 수 있다. 또 다른 해석으로는, 현재의 원전 인근지 거주자들은 자신의 거주지에 이미 원전이 가동되고 있기 때문에 추가로 원전이 늘어나는 것은 자신들의 거주지가 아닌 다른 지역일 가능성이 크기 때문에 상대적으로 거부감이 적을 것이라는 해석도 가능할 것이다. 건설 중이거나 건설이 마무리되어 가동을 앞두고 있는 원자로는 총 5기이다. 현재 경북 울진군 북면에서 신한울 1, 2호기가 건설 중인데, 각각 1,400MW의 설비용량을 갖추고 있다. 그리고 경북 경주시 양북면에서 1,000MW 용량의 신월성 2호기가 건설을 마쳤고, 2014년 10월 현재 한국원자력안전기술원의 운영허가에 대한 심사결과가 나왔으며, 원자력안전위원회의 최종 결정만을 남겨두고 있다. 신월성 2호기는 부품서 위조문제 등으로 당초 계획보다 1년여 이상 허가가 지연된 상태이다. 또한, 신고리 3, 4호기가 있는데, 이는 국내 최초로 건설되는 설비용량 1,400MW 급 신형경수로(APR1400)에 해당한다. UAE에 수출한 원전의 참조모델이다. 울산 울주군 서생면에 위치해 있으며, 원전 설계상 대부분의 공정이 완료된 상태이다. 다만, 신고리 3,4호기에 설치된 케이블에 대한 화염시험과 냉각재 상실사고 시험결과 적정 기준을 통과하지 못해 케이블 전면 교체 작업을 진행 중이다.