[초점] 일본 에너지산업은 어떻게 변하고 있는가 - ③ 에너지 시장 이슈
[초점] 일본 에너지산업은 어떻게 변하고 있는가 - ③ 에너지 시장 이슈
  • 변국영 기자
  • bgy68@energydaily.co.kr
  • 승인 2020.03.19 16:57
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“시스템 개혁 따른 새로운 전력시장 만들어야 한다”

일반전기사업자 송배전부문 법적 분리 2020년 4월 실시 예정
안정적 전력 공급 위해 2020년 용량시장·2021년 수급조정시장 개설
일본에너지경제연구소 “원전 늘리면 화석연료 수입·전력비용서 유리”
IMO 선박연료 규제 대응 내항선 연료유 저유황 C중유로 전환

에너지경제연구원 최근 ‘2020년 일본 경제 및 주요 산업 전망’이라는 제목의 보고서를 통해 2019년 일본 에너지산업 분석과 2020년 전망을 다뤘다. 여기에서는 일본의 에너지원별 수급 변화와 함께 관심을 모으고 있는 원자력발전과 재생에너지 변화 추이를 짚어보고 있다, 그리고 전력, 가스, 석유, 재생에너지 시장의 특징과 일본 에너지 시장 전체의 정책 변화를 일목요연하게 다루고 있다. <변국영 기자>

 

▲새로운 전력시장 개설

일본 정부는 동일본 대지진 이후 일본 전력시스템 개혁을 추진해왔다. 전력 공급 효율화를 도모하기 위해 발전・소매부문의 경쟁 촉진 및 시장 구조 개혁을 진행하고 있다. 일본은 안정적인 전력 공급을 위해 10개 일반전기사업자가 발전・송전・배전・소매부문을 지역독점 형태로 차지해왔다. 1990년대 중반부터 2000년대까지 전력 도・소매시장을 형성해 발전・소매부문에 경쟁부문을 도입하기 시작했다.

전력시스템개혁은 2015년 이후 3단계에 걸쳐 진행되고 있다. 1단계인 전력광역적운영추진기관 설립(2015년)과 2단계인 전력소매시장의 전면 자유화(2016년)는 완료됐다. 3단계인 일반전기사업자의 송배전부문의 법적 분리는 2020년 4월에 실시될 예정이다.

‘전력시스템개혁관철 정책위원회’는 2016년부터 새로운 전력시장을 만들어야 한다는 의견을 피력했다. 시장 경쟁을 활성화하고 자유화된 시장 환경에서 안정적인 전력을 공급하기 위한 것이다.

시장 경쟁 활성화를 위해 ‘기저전원시장’을 설립하고 자유화된 시장 환경에서 안정적인 전력을 공급하기 위해 ‘용량시장’, ‘수급조정시장’, ‘비화석가치거래시장’을 설립키로 했다. 이 중 비화석가치거래시장은 2018년에, 기저전원시장은 2019년에 개설됐고 용량시장은 2020년, 수급조정시장은 2021년에 개설될 예정이다.

비화석가치거래시장은 소매전기사업자가 조달하는 전력의 재생에너지 비중을 확대하기 위해 개설됐다. 과거에 비해 2019년 비화석증서 거래량은 증가했으나 FIT 전기판매량에 비하면 1%에 불과했다. 비화석증서 거래 실적이 저조하자 경제산업성은 비화석증서를 RE100에서 활용하는 방안을 마련해 시장 활성화를 도모했다. 이를 위해 비화석증서의 전력을 생산하는 발전소 및 발전 방법 등 정보를 수집·제공하는 사무국을 설립했다.

기저전원시장은 전력소매시장 경쟁을 활성화하고 신전력사업자의 기저전원 전력에 대한 접근성을 높이기 위해 개설됐다. 경제산업성은 석탄화력, 수력, 원자력, 지열 등을 기저전원으로 보고 있다.

2019년 7월 말부터 3회에 걸쳐 홋카이도, 도호쿠・도쿄, 주부・간사이・호쿠리쿠・주고쿠・시코쿠・규슈 3개 지역에서 JEPX 산하에 기저전원시장의 입찰이 실시됐다. 3회 입찰에서 평균 구매입찰량(2462.2MW)은 판매입찰량(7090.6MW)의 1/3 수준이었다. 이는 구매 측인 소매전기사업자가 기저전원시장 개설 당시 기대한 가격보다 높은 약정가격과 부족한 시장 정보 등으로 입찰 참여에 신중한 자세를 보였기 때문으로 분석됐다.

전력소매시장 전면 자유화로 신전력사업자가 증가하고 재생에너지 도입이 확대됨에 따라 거액의 비용이 투입되는 발전설비 투자의 불확실성이 커지고 있다. 발전설비 투자가 정체돼 설비가 신・증설되지 않으면 노후발전소 폐지에 따라 중장기적으로 공급 부족 상황이 초래될 수 있다. 이로 인해 전기요금이 상승될 가능성이 있고 재생에너지의 출력 변동을 보완하기 위해 필요한 조정력이 부족한 상황이 발생할 수 있다. 따라서 일본 정부는 안정적인 전력 공급을 위해 2020년 4월 용량시장을 개설키로 했다.

용량시장에서는 발전용량(kW)에 대한 가치를 거래한다. 여기에는 발전설비의 신증설, 폐지 등 미래 공급량이 반영된다. 이는 JEPX에서의 전력량(kWh) 거래와는 다른 개념이다. 용량시장에서 구매자는 전력광역정운영추진기관이며 판매자는 발전설비를 보유한 발전사업자다. 거래는 입찰 방식으로 거래 대상이 되는 설비용량은 FIT인가 발전설비를 제외한 모든 발전설비의 용량이다.

일반 송배전사업자는 조정력을 통해 계획 공급량(발전사업자, 소매전기사업자가 수립)과 실질 공급량의 차이, 또는 수요와 공급 차이를 실시간으로 일치시킨다. 또한 전력공급구역의 주파수를 제어한다. 조정력을 조달하는 데 있어 중요한 것은 특정 전원에 대한 우대나 비용 부담을 피하는 것이다. 이에 일반 송배전사업자는 지난 2016년부터 지역별 공모를 통해 조정력을 조달해왔다.

2021년 4월 개설되는 수급조정시장을 통해 일반 송배전사업자는 지역과 무관하게 조정력을 조달할 수 있다. 더욱 효율적인 주파수 제어 및 수급 균형 조정이 기대되고 있다. 전력광역적운영추진기관은 기존 사업자뿐 아니라 DR, VPP와 같은 새로운 자원이 수급조정시장에 참가할 것을 기대하고 있다. 이로써 시장 경쟁이 활성화되는 동시에 전력의 안정적 공급을 확보하면서 더욱 저렴하게 조정력을 조달・운용하게 될 것으로 예상된다.

 

▲IMO의 선박연료 규제 개시 영향

국제해사기구(IMO)는 올해부터 해상수송 선박에 대한 연료규제를 강화했다. IMO 규제에 대한 선박기업의 대응책은 IMO 기준에 적합한 저유황 C중유(유황분 0.5%)로 연료 전환, 고유황 C중유를 이용할 수 있는 스크러버 설치, LNG를 연료로 사용하는 선박 이용 등이 될 수 있다.

일본에서 내항선(화물선・여객선 등 소형 선박)은 주로 저유황 C중유로의 연료 전환을 선택하고, 외항선(대형 선박)은 스크러버를 설치해 IMO 규제에 대응하고 있다.

2019년 내항선에의 연료유 판매량은 전년보다 3.3% 감소한 316만7000㎘를 기록했다. 2020년에는 전년보다 2.5% 감소한 308만7000㎘로 전망된다. 저유황 C중유의 판매량은 2019년에 71만4000㎘였는데 2020년에는 내항선의 연료유가 저유황 C중유로 전환돼 판매량이 늘어나 214만9만㎘가 될 것으로 보인다.

A중유 판매량은 2020년에 감소할 것으로 보인다. 고유황 C중유에서 저유황 C중유로의 이행이 어려울 경우 A중유로 대체될 것으로 기대됐다. 그러나 정유 기업의 저유황 C중유 제조·판매 개시 및 선박기업의 저유황 C중유 연료 선박 시범운항 실시 등의 대응으로 A중유에 대한 대체수요는 미미할 것으로 보인다.

LNG 연료 선박의 경우 건조 비용이 높고 연료 공급 인프라에 제약이 있어 당장은 이용하기 어렵다. 그러나 IMO 선박 연료 규제가 더욱 강화됨에 따라 향후 LNG 연료 선박 이용이 증가할 것으로 전망된다.

전 세계 11만 척 선박 중 LNG를 연료로 사용하는 선박은 약 170척에 불과하다. JOGMEC(Japan Oil, Gas and Metals National Corperation)은 LNG 연료 선박 비중이 2030년에 10%, 2040년에 20%로 확대될 것으로 보고 있다.

 

▲원전 재가동 효과

동일본 대지진으로 45기 원전이 가동 정지된 이후 2019년 말까지 재가동한 원전은 총 9기다. 규슈전력의 센다이원전 1・2호기와 겐카이원전 3・4호기, 간사이전력의 다카하마원전 3・4호기와 오이원전 3・4호기, 시코쿠전력의 이카타원전 3호기다.

가동기간이 40년을 넘은 노후원전인 간사이전력의 미하마원전 3호기와 다카하마원전 1・2호기 및 JAPC의 도카이 제2원전은 적합성심사를 통과했다. 이들 원전은 가동기간 연장을 허가받아 안전대책공사가 완료되는 2020년 하반기부터 순차적으로 재가동될 예정이다.

JAPC의 도카이 제2원전의 경우 2018년 말에 적합성심사를 통과했다. 현재 자금 계획을 수립하고 ‘특정중대사고 등 대응시설’을 마련하는 등 재가동을 추진하고 있으나 원전 입지 지자체와의 협의가 어려움을 겪고 있다.

원자력규제위원회는 가동 중인 원전을 포함해 모든 원전이 ‘특정중대사고 등 대응시설’을 기한 내에 설치하도록 의무화했다. 기한 내에 설치하지 못한 원전은 가동이 허용되지 않았다. 규제위는 원전 보유 사업자를 대상으로 자연재해 및 테러 공격(중대사고) 등이 발생했을 경우를 대비해 원자로 냉각 등을 원격제어할 수 있는 시설(대응시설)을 의무적으로 설치해야하는 신규제기준을 마련했다. 규제위는 공사계획 심사 완료 후 5년 이내에 특정중대사고 등 대응시설을 마련하지 않은 원전을 대상으로 가동 정지 등을 명령할 수 있다.

현재 원전을 가동 중인 간사이・규슈・시코쿠전력은 건설 기한 연장을 요청했으나 원자력규제위원회는 이를 승인하지 않았다. 이에 규슈전력과 간사이전력은 현재 가동 중인 원전을 일시적으로 가동 중지할 계획이다. 중지한 원전은 화력발전으로 대체할 예정으로 발전 비용이 증가할 것으로 보인다.

규슈전력 센다이원전 1호기는 약 9개월(2020년 3월 16일∼2020년 12월 26일), 2호기는 약 8개월(2020년 5월 20일∼2021년 1월26일)간 가동을 일시 중지한 뒤 재가동할 계획이다. 간사이전력 다카하마원전 3호기는 약 4개월(2020년 8월2일∼2020년 12월 22일), 4호기는 약 5개월(2020년 10월 7일∼2021년 2월10일) 동안 가동을 일시 중지한 뒤 재가동할 예정이다.

일본에너지경제연구소는 2020년 원전 재가동 상황에 대한 3가지 시나리오를 제시했다. 3가지 시나리오는 ▲기준 시나리오 : 2020년 말까지 총 10기 원전 재가동돼 발전량 635억kWh(발전 비중 5.8%) ▲저(low)시나리오 : 2020년 말까지 총 6기 원전 재가동돼 발전량 487억kWh(발전 비중 4.4%) ▲고(high)시나리 : 2020년 말까지 총 13기 원전 재가동돼 발전량 714억kWh(발전 비중 6.5%)다.

일본에너지경제연구소는 3가지 시나리오가 에너지부문에 가져다 줄 각각의 효과를 분석했다. 화석연료 수입액의 경우 저시나리오는 기준 시나리오(15조8600억엔)보다 1100억엔 증가한 15조9700억엔이 될 것이며 실질GDP는 540조100억엔이 될 것으로 전먕했다. 고시나리오의 경우 기준 시나리오보다 600억엔 절감된 15조8000억엔이 될 것이며 실질GDP는 540조2100억엔이 될 것으로 분석했다.

전력비용단가는 저시나리오의 경우 기준 시나리오(7.00엔/kWh)보다 0.09엔/kWh 높은 7.09엔/kWh, 고시나리오는 기준 시나리오보다 0.05엔/kWh 낮은 6.95엔/kWh가 될 것으로 전망했다. 이는 동일본 대지진이 발생하기 이전인 2010년(4.9엔/kWh)보다 여전히 높은 수준이다.

에너지 자급률에 있어서도 저시나리오의 경우 기준 시나리오(10.4%)보다 0.9%P 낮은 9.5%, 고시나리오는 기준 시나리오보다 0.5%P 높은 10.9%가 될 것으로 내다봤다. 모두 2010년(17.8%) 수준을 여전히 밑돌 것으로 보인다.

이산화탄소 배출량에 있어서도 저시나리오는 기준 시나리오(10억4800만 톤)보다 600만톤 증가한 10억5400만톤, 고시나리오는 기준 시나리오보다 300만톤 줄어든 10억4500만톤이 될 것으로 분석했다.