송전요금의 지역별 차등 부과를 통한 전력수급 불균형 해소 방안과 국내 신재생에너지 산업의 해외 진출 과제 및 전략 doc_id PCY_201709190558381691_5

송전이용요금은 발전고객과 수요고객의 송전망서비스 이용 비중을 각각 50%로 규정하여 발전과 수요가 균등하게 이용하는 것을 전제하고 있으며, 각 고객별로 부과되는 기본요금과 사용요금은 각각 50%의 비중으로 구성하고 있다. 현행 송전이용요금 중 사용요금은 수요고객의 경우 수도권·비수도권·제주권 3개 지역으로, 발전고객의 경우 수도권북부·수도권남부·비수도권·제주권 등 4개 지역으로 구분하여 지역에 따라 차등적으로 단가를 산정하고 있다. 지역별 사용요금 단가를 살펴보면, 발전고객은 수도권남부와 비수도권의 사용요금 단가가 수도권북부와 제주지역에 비해 약 2~2.5배 높게 책정되어 있고, 수요고객의 경우 수도권이 비수도권에 비해 약 67% 높은 단가가 산정되어 있다. 수도권남부와 비수도권 발전고객의 송전이용요금이 높은 이유는 주요 발전설비들이 이 지역에 밀집되어 있기 때문일 것이며, 수요고객 중 수도권요금이 높은 이유 역시 비수도권에 비해 상대적으로 높은 전력수요에서 기인했을 것이다. 수도권이 부담해야할 송전사용요금 약 900억원은 「송·변전시설 주변지역의 지원에 관한 법률(이하 송주법)」로 인한 지원 사업 중 주변지역 지원사업으로 매년 발생하는 비용(약 1,260억원)의 약 71%에 해당되는 금액이다. 송주법 시행으로 인해 발생되는 비용은 송전요금에 포함되어 지역별에 따라 차등적으로 부과되는 것이 가장 합리적으로 발생된 비용을 회수할 수 있는 방법일 것이다. 그러나 현행과 같이 송전사용요금을 지역별 차등없이 최종소매요금에 균등하게 부담하는 것은 송주법 시행으로 인한 주변지역에 대한 지원사업 수행비용을 수도권과 비수도권 구분 없이 모든 지역에 균등하게 부과하는 것으로 간주할 수 있다. 송주법 시행으로 인해 발생하는 비용은 수도권의 높은 전력수요와 이를 뒷받침하기 위한 발전설비의 비수도권 집중에 따른 해당 발전소의 전력계통 연결을 위해 발생하는 비용이므로 수도권과 비수도권이 차별적으로 부담해야 하는 것이 보다 합리적이라고 할 수 있다. 현행 송전사용요금 제도를 보다 많은 지역으로 구분하고 수도권과 비수도권의 부담비중을 조절한다면 송전요금의 지역차등부과 효과는 송주법 시행으로 발전시설 주변지역을 지원하는 것과 유사한 효과를 가져올 수도 있을 것으로 생각된다. 따라서 송전손실 및 송전혼잡 비용이 도매시장에서 적절하게 수요고객 및 발전고객에게 배분되는 시장형태에서는 송전요금 산정방식은 우편요금 방식을 사용하는 것이 대표적이다. 우편요금 방식은 이용자의 입지 및 사용량과 무관하게 동일한 요금단가를 모든 이용자에게 적용하는 것이다. 반면 전력거래의 대부분이 시장참여자간의 쌍무계약(Bilateral Contract)을 통해서 이루어지는 시장형태의 경우에는, 전력가격에 지역적 가격신호가 직접적으로 반영되지 않으므로 송전망 사용정도를 반영한 송전요금의 차등화를 통해 지역별로 가격신호를 제공한다. 미국의 주요 전력시장(PJM, 캘리포나아, 텍사스 등)이 도매시장가격을 통해 지역별 가격신호를 제공하고 있는 반면, 송전요금의 지역별 차등화를 통한 가격신호를 제공하는 곳은 영국이 대표적이다. 현재 우리나라는 송주법의 시행을 통하여 송전설비 주변지역에 대한 보상 및 지원을 하고 있다. 특히 주변 지역지원사업은 매년 발생하는 비용으로 약 1,260억 원 정도가 소요될 것으로 예상되고 있다. 하지만 송주법의 시행으로 인한 송전설비 주변지역 주민에 대한 지원은 대도시와 도서지역의 문제로 점점 확대될 수 있으며, 지원사업의 기준에 대한 논란은 여전히 남아 있어 지원을 통한 갈등해결은 근본적인 해결방안이 될 수 없다. 따라서 전기요금을 지역별로 현실화하는 방안이 필요하며, 지역별 차등요금 현실화의 가장 기본은 송전요금을 통한 차등부과라고 할 수 있다. 본고에서 살펴본 바와 같이 송전요금의 지역별 차등부과는 수요가 높은 지역에 발전소를 건설하도록 가격신호를 주고 전력수요부문에는 수요절감의 요인을 제공하여 장기적으로 지역별 전력수급 불균형을 해결할 수 있는 방안이 될 수 있을 것이다. 2015년 세계 재생에너지 산업의 시장규모는 2,800억 달러로 증가되었으며, 순증가 신규 설비용량은 130GW로서 총 신규 설비용량 증가의 반을 차지하였다(IEA, 2015). 향후 투자규모는 지속적으로 증가하여 2020년까지 매년 4,000억달러, 2030년까지 매년 4,600억 달러의 규모로 성장할 것으로 내다보고 있다(BNEF, 2014). 국내외적으로 재생에너지는 해마다 높은 성장세를 보이며, 특히 발전부문 신규투자의 80% 이상이 재생에너지 발전설비로 충당되고 있다. 박근혜 대통령은 “에너지신산업 대토론회(2014년 9월 4일)”에서 신성장동력으로서 신재생에너지를 포함한 에너지신산업 해외시장 선점의 중요성을 강조하였고, 이와 더불어 2014년에 수립된 제4차 신재생에너지 기술개발 이용보급 기본계획에서도 6대 정책방향에 해외시장 진출 확대를 포함시킨 바 있다. 한편 신재생에너지의 국내 시장은 어느 정도 성장의 한계를 보이고 있어서, 신재생에너지 산업의 해외진출은 필요불가결한 상황이다. 국내 태양광, 풍력 등 신재생에너지 발전소 설치 실적이 경쟁국 대비 극히 미미하여, 해외프로젝트 ITB(Invitation To Bidder)의 기본요구사항을 충족시킬 수 없어 해외 신재생에너지 프로젝트 입찰에 참여할 수 있는 기업의 수가 극히 제한적이다. 최근 들어 태양광 시장이 유럽 중심에서 미주지역 및 아시아지역으로 이동하였으며 특히, 중국과 일본이 현재 전 세계 시장의 50% 이상을 점유하고 있으며, 향후 인도가 2022년까지 태양광 발전소를 20GW 설치하겠다는 야심찬 계획을 발표하여 신생시장으로 부상하고 있다. 특히 인도는 태양광관련 산업의 불모지라서 태양광 셀, 모듈 등 거의 모든 제품이 해외에서 반입되고 건설, 투자 등이 해외 기업들에 의해 수행되어야 하나, 현재 우리 기업들은 정보 및 지명도 부족으로 시장 참여가 불투명하다. 우리나라 신재생에너지 산업이 해외진출에 임하여 부딪치는 여러 가지 장애요인들이 산재해 있지만, 그 중에서도 가장 심각한 문제를 들추어 보면 다음과 같이 요약된다. 첫째, 우리나라 신재생에너지 기술은 선진국에 비하여 열세이며 가격경쟁력은 중국보다 열세인 샌드위치 신세에 직면해 있다. 해결책은 신재생에너지의 전반적인 가치사슬(value chain) 보다는 국내 기업의 강점을 살린 틈새시장, 즉 중간기술, 설치기술이나 적기에 납품 또는 지리적 근접성에 착안한 전략이 필요하다. 둘째, 개도국에 진출하여 신재생에너지 프로젝트를 수주하더라도 자금조달의 어려움이 상존한다. 이러한 자금조달 관련 문제들은 프로젝트·파이낸스(project finance, PF)를 통해 해결이 가능하지만, 더 큰 문제는 피투자국(개도국) 전력구매처의 재무신용도와 국가신용이 우수한 선진국 위주로 사업이 진행되어 우리나라 기업에게는 다소 불리하게 작용하는 점이다.