글로벌 배출권 거래제 및 에너지 시장 현황과 에너지 안보를 위한 원유 비축 및 에너지저장시스템(ESS)의 중요성 doc_id PCY_201709190553267231_4

배출권 시장 연계는 배출권 총량, 추적 시스템, 배출권 레지스트리, MRV, 준수 및 강제규정, 상쇄 규정 등을 일치시켜야 하므로, 자국의 재량권을 일부 포기할 의사가 있어야만 가능하다. 또한 연계로 인한 장점을 실현시키기 위해서는 거래에 대한 가이드라인과 공통의 산정기준, 환경적 건전성에 대한 최종 책임을 연계 추진 국가 사이에 사전에 반드시 합의해야 한다. 이러한 측면에서 EU와 호주의 경우 사회·문화·경제적으로 많은 부분을 공유하고 있으며, 교토의정서 상의 감축의무국으로서 기술적 문제에 대한 기존의 국제적 합의가 이미 이루어져 있어 연계 추진이 상대적으로 수월하였던 것으로 보인다. 또한 캘리포니아주와 퀘벡주는 2007년 미국과 캐나다 지역의 탄소시장을 조성하기 위해 설립된 Western Climate Initiative의 회원으로서 시장 조성 초기단계부터 유사한 방식을 취하였으므로 배출권 시장 연계가 매우 수월하였다. EU는 2005년 최초로 온실가스 배출권거래제를 도입하였으며 현재 세계 최대 규모의 배출권거래 시장을 운영 중이다. 2015년 현재 31개국(회원국 28개 및 노르웨이·리히텐슈타인·아이슬란드 등 3개 비회원국)을 대상으로 배출권거래 시장이 형성되어 있다. 2012년 기준 전세계 배출권 거래량 107.3억 톤 중 약 72%에 해당하는 77.2억 톤이 EU 배출권거래 시장에서 거래되었다. EU 배출권거래에는 12,000여개 이상의 에너지 다소비시설이 참여하고 있으며, 연소시설의 경우 20MW 이상 시설을 설치한 사업장이 대상이다. EU의 배출권거래제는 1기(2005~2007년), 2기(2008~2012년), 3기(2013~2020) 동안 다양한 시행착오를 겪으며 발전하였다. 제1기(2005~2007년)는 25개 EU 회원국을 대상으로 출범하여, 에너지 다소비업종을 중심으로 시범 운영되었다. 중국에서 가장 큰 비중을 차지하는 에너지원은 석탄이지만, 석유에 있어서도 중국은 미국에 이어 세계 2위의 원유 수입국이자 4위의 생산국이다. 2013년 기준으로 약 556만 b/d의 원유를 수입하고, 약 1,048만 b/d의 석유제품을 소비하였다. 2000년의 석유소비는 현재의 절반에 못미치는 약 460만 b/d였으나, 지속적인 경제성장을 바탕으로 계속해서 증가하고 있으며 IEA는 2018년 중국의 원유수요를 1,200만 b/d로 예상하고 있다. 각 부문별로는 2011년 수송 부문과 산업부문에서 전체 원유의 약 45%와 약 24%를 소비하였으며, 경유와 휘발유에 대한 수요가 전체 석유제품 수요의 절반 이상을 차지하였다. 중국의 원유수입은 중동, 아프리카, 구소련 지역 국가들로부터 이뤄지고 있다. 최근 미국의 대표적인 투자은행 골드만 삭스(Goldman Sachs)는 지난 9월 국제 원유가가 20달러까지 하락할 것으로 예측하는 등 현재의 40달러 유가가 추가적으로 하락할 것이란 우려가 확산되고 있다. 이는 비OPEC 공급이 가격에 대해 반응하는 것이 다소 경직적이라 국제 원유가가 세계 석유수요를 만족시키는 원유생산의 한계비용보다 상당기간 낮아질 수 있다. 이는 반대로 말하면 세계 석유수요가 빠르게 회복될 경우 생산이 이를 따라가지 못해 원유가가 한계 생산비용을 크게 상회할 수 있음을 의미하기도 한다. 그렇다면 현재의 석유수요에 부합한 한계 생산비용이 어느 정도인지를 우선 고려할 필요가 있다. 비OPEC 공급의 증가를 주도해온 미국의 셰일오일 생산비용이 한계 비용이라는데 대체로 큰 이견이 없다. 일본은 원유공급 비상시 주된 대처방안으로서, 2015년 4월 기준 약 5억 4,200만 배럴에 달하는 원유 및 석유제품을 비축하고 있으며, 이는 일본에게 있어 약 158일분의 원유 순수입량에 해당한다. 일본의 민간기업은 법적으로 수입량이나 판매량, 또는 생산량 기준으로 70일에서 90일 분량의 원유 또는 석유제품을 비축하도록 되어 있으며, 이러한 민간 비축량인 2억 1,200만 배럴 중 약 51%는 석유제품으로, 약 49%는 원유로 비축되어 있다. 정부 비축의 경우, 일본 정부는 Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC)에 약 3억 1,600만 배럴에 달하는 전략 비축유 관리업무를 위임하고 있으며, 이중 약 97%는 원유로 비축되어 있다. 한국은 공급 비상시 우선 대응방안으로서, 다른 수입국들과 마찬가지로 원유 및 석유제품 비축분량 방출을 준비하고 있다. 2015년 1월 기준, 민간과 정부 통틀어서 약 2억 9,100만 배럴 규모의 저장시설을 보유하고 있으며, IEA 기준으로 순수입물량의 237일분에 해당하는 약 2억 배럴의 비축유가 저장되어 있다. 정부에 의한 전략 비축유를 전담하는 한국석유공사는 약 1억 4,600만 배럴 규모의 시설을 관리하며, 공동 비축유를 제외하고 약 9,200만 배럴의 비축유를 저장하고 있다. 민간기업의 경우 법적으로 전년도 판매량의 40일 분 이상에 해당하는 원유 또는 석유제품을 보관해야 하는데, 일반적으로 60일에서 80일 분량의 원유 및 석유제품을 재고로 비축하고 있으며, 이는 총 약 1억 800만 배럴에 달한다. 한국의 비축시설은 약 2억 9,100만 배럴 규모이며, 저장된 비축유 역시 IEA가 요구하는 순수입량 권고 기준을 상회하는 분량으로서 충분하게 관리되고 있다. 그러나 보수적인 관점에서 바라본다면 현재 비축유 약 2억 배럴은 약 87일 동안의 소비량에 불과하다. IEA가 설정한 순수입량 대비 90일분 비축유 보유 기준은 회원국의 대부분을 차지하는 EU 국가들에게 있어, 공급 비상시 역내에서 더욱 긴밀한 에너지공급 협력이 가능하다는 점이 고려된 권고 사항이다. EU 국가들의 경우 지리적인 근접성 뿐만 아니라 오랜 기간 동안의 전방위적 협력을 통해 형성된 신뢰를 바탕으로 공급 비상상황 발생 시에도 충격을 최소화하기 위한 공동대응이 가능하다고 할 수 있다. 그러나 중국이나 일본 등 이웃 국가들과의 에너지 협력을 쉽게 기대하기 어려운 우리나라는 IEA 기준 충족에 안주하는 것을 넘어서서, 비축과 관련된 가용 자원과 시설 활용을 극대화하면서 공급 위험에 대비 할 필요가 있다. 에너지저장기술은 현재 국내외적으로 다양하게 상용화단계에서 활용되고 있고, 또한 기술개발도 활발하게 진행 중이다. 이미 개발된 기술에 대한 실증사업도 국내외에서 활발하게 추진되고 있다. 에너지저장시스템(Energy Storage System, ESS)은 생산된 에너지를 저장했다가 필요한 시기에 공급할 수 있는 시스템 또는 장치를 말한다. 에너지저장시스템은 안정적이고 효율적인 에너지수급체계 구축에 효과적인 수단으로 막대한 시장잠재력이 기대되며, 새로운 성장동력으로 최근 국내외에서 주목받고 있다. 이미 주요 선진국은 에너지저장시스템의 확대를 위해 기술개발 지원과 함께, 정부 예산으로 에너지저장시스템 실증사업을 추진하고 보조금 지급, 세금 감면 및 의무화 등을 실시하고 있다. 기업도 구체적인 성과가 예상되는 에너지저장시스템 시장에 적극적인 관심을 보이고 있다. 경제성 분석결과, 일반용 및 산업용 수용가가 에너지저장시스템을 설치 이후 12년 이내 투자비를 회수하려면, 에너지저장시스템의 초기 투자비용이 현재 132만원/kWh 수준에서 100만원/kWh 이하로 하락해야 가능하다. 정부는 에너지저장시스템의 설치에 대해 금융지원 및 세제혜택과 함께 공공기관을 대상으로 도입·설치를 권고하고 있다. 그러나 에너지저장시스템의 경제성 분석에서 확인한 바와 같이 높은 초기 투자비로 인하여 수용가가 설치·운영할 경우 현행 전기요금 체계에서는 경제성이 전혀 없다. 우선적으로 에너지저장시스템의 초기 투자비의 부담을 완화를 위해서는 설치 보조금 지원이 필요하다. 아직 에너지저장시스템의 설치에는 초기 투자비용이 많이 필요하므로, 시장조성을 위해서는 투자비용에 대한 직접적 지원방식인 정부의 보조금 지원이 필수적이다.