Ⅰ. 서 론

기후위기 대응을 위한 전 세계적인 탈탄소화 움직임은 화석연료 자원의 좌초자산리스크를 증가시키고 있다. 좌초자산(stranded assets)이란 계획되지 않은 조기 폐쇄로 인해 가치가 급격하게 잠식되거나 부채로 전환되는 자산을 의미하며(SSEE, 2013), 탈탄소화 정책은 기존에 활용되고 있던 화석연료 자산이 사용되지 못하게 함으로써 그 가치를 급격하게 잠식시킬 수 있다. 발전부문의 경우 좌초자산 리스크에 가장 우선적으로 노출되어 있는 자산은 석탄발전이다.

한국에서도 이와 같은 움직임이 나타나고 있다. 2023년 3월 발표된 NDC¹⁾ 수정안에서는 2018년 대비 2030년 전부문 감축률 40%, 전환부문(발전부분) 감축률 45.9%을 제시하고 있어 2023년 기준 약 40GW(유연탄 38.8GW, 무연탄 0.4GW) 용량의 석탄발전기의 대규모 좌초는 불가피할 것으로 예상된다.²⁾

에너지 전환 정책에 따른 석탄발전 자산의 좌초는 단순히 발전소의 조기 폐쇄뿐만 아니라 급격한 이용률 하락까지도 포함할 수 있다. 석탄발전기가 좌초될 경우 초기 투자비 회수가 일부 불가능해짐에 따라 투자자들의 손실을 야기할 수 있으며, 기존 석탄발전기의 발전량을 대체하기 위해 다른 발전원의 추가 건설 및 이용률 증가 등 추가적인 비용이 발생할 수 있다. 여기에 더해 기존 노동자에 대한 실업수당 혹은 재취업 지원 비용 등이 추가로 발생할 수 있다. 그 밖에도 에너지 전환과 관련하여 중장기적으로 좌초자산 리스크에 노출될 가능성이 있는 다른 자산들에 대한 투자비 회수 불확실성 증대로 인하여 신규 투자 확보에 난항을 겪을 가능성이 존재하며, 이 또한 비가시적인 비용이 될 수 있다.

예컨대, 독일은 2038년까지 모든 석탄발전소를 폐지하는 탈석탄법을 제정하여 2020년부터 15년간 총 43억 5000만 유로의 보상금을 갈탄화력발전사와 석탄광 기업에게 지급할 계획이며,³⁾ 캐나다 알버타 주 역시 2030년까지 모든 석탄화력 발전 중단에 대한 목표를 표명하며 이에 영향을 받는 발전회사인 Capital Power, TransAlta, ATCO에게 14년간 총 13.6억 캐나다 달러를 보상하기로 결정하였다.⁴⁾ 이처럼 석탄화력발전의 좌초는 추가적인 사회적 비용을 야기함을 알 수 있다.

석탄발전의 좌초가 지역 및 국가 경제에 미칠 영향과 부담을 고려했을 때, 그로 인해 발생 가능한 사회적 비용을 줄이기 위한 노력이 필수적인 상황이다. 그 노력의 일환으로 탄소포집･저장(Carbon Capture and Storage, CCS) 기술, 암모니아-석탄 혼소와 같은 탄소저감기술이 주목받고 있다. 이러한 새로운 탄소저감기술은 석탄발전기의 퇴출을 늦춤에 따라 급격한 가치 잠식을 방지할 수 있을 뿐만 아니라, NDC 목표 달성을 위한 발전부문에서의 탄소배출량 의무 감축 물량을 암모니아-석탄 혼소 혹은 미세조류 기반 혼소 등을 이용하여 충당할 경우 대안 대비 저렴한 비용으로 달성할 수 있다.

이와 같은 탄소저감기술의 기회비용 측면의 가치와 의의가 탄소저감기술 연구개발사업의 편익 산정에 필수적으로 포함되어야 함에도 불구하고 기존에 수행된 탄소저감기술 연구개발사업의 편익 분석은 좌초비용 절감 편익을 고려하고 있지 않다. 예를 들어, 2018년에 수행된 ECC(Energy Chemical Coupling) 사업에 대한 예비타당성조사⁵⁾에서는 환경편익(온실가스 저감편익)과 시장 편익만을 고려하고 있다. ECC 사업 내에 포함되어 있는 미세조류는 NDC 목표 달성 과정에서 석탄발전기의 폐쇄 여부 혹은 이용률에 직접적으로 영향을 줄 수 있고, 이는 명백히 전력시장의 생산비용에 영향을 끼칠 수 있으므로 사업의 편익으로 고려되어야 한다.

다시 말해서, 발전소의 폐쇄 및 이용률에 영향을 줄 수 있는 탄소저감기술 연구개발투자의 예비타당성 조사에서는 좌초비용 절감이 편익으로 고려될 필요가 있다. 그렇지 않을 경우 편익이 과소평가될 가능성이 존재한다. 동시에 이에 대한 객관적인 근거 및 기준이 부재할 경우 연구개발사업의 편익이 무분별하게 과대추정될 가능성도 상존한다.

이에 본 연구에서는 석탄발전과 관련하여 CCS, 석탄-암모니아 혼소 기술 등 탄소저감 연구개발사업을 통해 절감할 수 있을 것으로 기대되는 사회적 비용을 해당 연구개발사업의 편익으로 정의하고, 이를 목록화하고 산정하는 방법론을 제시하는 것을 주요 목적으로 한다.⁶⁾ 또한 현재 실현가능성 및 상용화 가능성이 가장 높을 것으로 예상되고 있는 석탄-암모니아 혼소 발전 기술에 대하여 편익 산정 예시를 함께 제시한다.

본 연구에서는 각 편익에 대해 산정 예시와 쟁점을 제시함으로써 실무적 활용에 기여하고자 하였으며, 국내 최초로 좌초자산 개념을 고려하여 편익 산정 방법론을 논의함으로써 연구개발사업 예비타당성조사의 향후 방향성을 제시하였다는 점에서 의의가 있을 것으로 판단된다. 더 나아가 해당 연구에서 소개하는 방법론은 연구개발사업의 편익을 산정하는 것뿐만 아니라 건설 사업이나 재정사업의 예비타당성 조사 그리고 사후적 정책평가와 같이 다양한 분야에도 응용되어 활용될 수 있을 것으로 사료된다.

Ⅱ. 본 론

1. 선행연구 검토

1) 좌초비용 관련 기존 연구

국내 석탄발전기의 좌초로 인해 발생 가능한 사회적 비용을 추정한 연구로는 에너지경제연구원(2017), Carbon Tracker(2019), 이원종 외(2023) 등이 있다. 에너지경제연구원(2017)은 CCS의 도입 없이 2050년까지 탄소배출권 가격이 20만 원까지 상승할 경우 2044년~2045년 연간 좌초비용이 약 1조 원 이상 발생할 것으로 전망하고 있으며, Carbon Tracker(2019)는 2040년까지 파리기후협약 목표를 달성하기 위해 모든 석탄발전기의 가동을 중단할 경우 누적 1,060억 달러의 좌초비용이 발생할 것이라고 밝히고 있다.

이원종 외(2023)에서는 에너지경제연구원(2017)과 유사하게 비용 최소화 기반의 전력모형(기동계획･급전모형)을 활용하여 개별 석탄발전기의 미래 이용률을 예측하고 잠재이용률과 미래이용률 간의 차이를 좌초 규모로 정의하였으며, 투자비 실적을 바탕으로 국내 석탄발전기 좌초자산 규모를 추정하고 있다. 분석 결과에 따르면 석탄발전의 좌초자산 규모는 2023년 실질 가치로 3조 1천억 원 규모이다.

앞서 제시한 3가지 국내 석탄발전기 좌초자산 규모 산정 연구의 경우 석탄발전기의 잔존가치 혹은 석탄발전기의 미래 수익 창출 능력의 관점에서 접근하고 있다. 하지만 본 연구에서는 위와 같은 접근방식에 더하여 국가 전력시스템 전체의 비용 관점에서 접근하고자 한다. 즉, 동일한 양의 전력을 공급함에 있어 석탄발전기가 좌초되지 않음으로써 절감할 수 있는 전체 생산비용의 관점으로 접근하고자 한다.

2) 예비타당성 조사 편익 추정의 기본 원칙

예비타당성조사에서 편익 추정의 단위는 개별 사업이며, 경제적 타당성 분석은 사업의 시행 여부 판단을 위해 사업을 시행할 경우에 발생하는 편익을 사업이 추진되지 않는 경우와 비교하는 것이다(한국과학기술기획평가원, 2020). 즉, 사업의 전후(before and after)가 아니라 시행 유무(with or without) 비교를 통해 예상되는 사회후생(social welfare)의 차이를 분석해야 한다. 예비타당성조사 일반지침 및 관련된 문헌에 따르면 편익은 다양한 유형으로 구분될 수 있다.

첫 번째 분류는 실질적인(real) 편익과 금전적인(pecuniary) 편익의 구분이다. 한국과학기술기획평가원(2020)은 비용편익 분석에서는 실질적인 편익만이 분석의 대상으로 고려되어야 한다고 밝히고 있다. 실질적인 편익은 공공사업에 의해 발생한 순수한 편익으로서 국민생산 또는 사회후생의 증가를 통해 국민들이 실제로 받는 혜택을 의미한다(한국과학기술기획평가원, 2020). 금전적인 편익은 공공사업에 의하여 발생한 화폐적 가격의 변화로 인하여 나타난 편익이며, 단순히 화폐적 현상에 의한 효과라는 의미로서 ‘실질적’인 것과는 구별되는 개념이다. 두 번째 분류는 편익이 외부적(external)으로 발생하는지 혹은 내부적(internal)으로 발생하는지에 따른 구분으로서 어느 쪽이든 관계없이 실질적인 편익이라고 한다면 편익 추정 범위에 포함된다. 마지막으로 공공투자사업의 일차적인 목적과 관련되어 있는 직접적 편익과 2차적인 목적, 다시 말해서 부차적인 성격을 가지고 있는 간접적 편익으로 구분된다. 이때 실질적인 편익은 직접적일 수도, 간접적일 수도 있다. 연구개발부문 예비타당성조사의 편익을 추정하는 경우 실질적이면서도 직접적인 편익만을 반영한다(한국과학기술기획평가원, 2020).

2. 좌초자산 관련 편익 산정의 분석 전제

국가연구개발사업의 편익은 사업시행 유무에 따른 각 대안의 차이로부터 계산되어야 하기 때문에 사업이 시행되지 않았을 때의 경제･사회적 상태를 의미하는 “기준선”에 대한 정의가 명확해야 한다. 기준선 정의에 대한 예시는 <표 1>과 같다.

<표 2>는 석탄발전소 탄소저감기술 예시를 보여준다. 암모니아 혼소, 미세조류 기반 혼소, CCS 등과 같은 탄소저감기술의 연구개발투자 예비타당성조사의 좌초비용 절감 편익 분석에 적용할 수 있는 기준선은 사업 미시행에 따른 석탄발전기의 좌초(조기폐쇄･이용률 감소)가 될 것이다. 그리고 사업 시행을 통한 대안은 석탄발전기 추가 가동과 그로 인한 한계 발전기의 발전량 감소이다.

구체적으로 현재 2030 NDC 목표 이행을 위해 설정된 제10차 전력수급기본계획(이하 10차 전기본) 상의 전원믹스를 기준선으로 고려할 수 있다. 10차 전기본 상 2030년 전체 발전량의 석탄발전의 비중은 19.7%, 신재생에너지(태양광･풍력 등) 발전 비중은 21.6%로 제시하고 있다. 수소･암모니아의 경우 13TWh로 전체의 2.1%의 비중을 차지하는데 수소와 암모니아가 각각 6.1TWh(1%), 6.9TWh(1.1%)로 계획되어 있다(<표 3> 참조).

재생에너지 전원의 경우 2023년 기준 전체 발전량의 약 8% 수준⁷⁾에서 2030년 21.6%의 발전비중 목표를 달성하기 위해서는 중앙급전발전기로서의 역할을 수행할 수 있어야 하며, 이를 위해서는 배터리 에너지저장장치(Battery Energy Storage System, BESS)가 필수적일 것으로 전망된다. BESS를 추가적으로 설치할 경우 신재생에너지의 발전단가는 현재 수준보다 크게 오를 것으로 전망된다.

3. 좌초자산 관련 편익 항목 목록화

편익 항목을 제시하기에 앞서 본 연구는 국가 전체적 관점에서 발생하는 순편익을 대상으로 한다는 점을 밝힌다. 즉, 국내 경제주체 내의 편익의 단순 이전은 고려하지 않는다. 이 경우 순편익은 국가 내에서 동일한 산출물에 대해서 더욱 효율적인 비용 구조를 가진 대안을 선택하거나 불필요한 비용을 지불하지 않는 대안을 선택함으로써 발생할 수 있다.

연구개발사업을 통해 절감할 수 있는 비용절감 편익은 크게 3가지로 구분할 수 있다. 첫 번째는 발전기가 설계수명 대비 빠르게 폐쇄되었을 때 발생할 수 있는 발전소의 잔존가치 손실 비용 절감 편익이다. 두 번째는 석탄발전기의 발전량이 증가함에 따라 발생할 수 있는 전력생산비용 절감 편익이다. 마지막으로 발전소 근로자에 대한 실업수당 혹은 재취업 지원 비용 절감 편익이다(<표 4> 참조).

1) 발전소 잔존가치 손실 절감 편익

석탄발전기의 설계수명은 보통 30년으로 가정하며, 국내 전력시장에서 고정비 회수를 위해 지급하는 정산금인 용량요금의 경우 초기 건설 투자비용을 설계수명에 걸쳐 매년 균등하게 회수할 수 있도록 책정되어 있다.⁸⁾

만일 발전기가 설계수명 이전에 폐쇄된다면 발전사업자는 초기 건설투자비를 모두 회수할 수 없게 되며, 이를 신규발전기 건설로 대체할 경우 사회 전체적인 관점에서 가용한 자원을 좌초시키고 신규 자원을 조기 투입함으로써 비효율이 발생하게 된다. 즉, 석탄발전기의 조기 폐쇄로 인한 좌초는 명백히 사회적 비용을 발생시킨다. 하지만 탄소저감기술 개발을 통해 조기 폐쇄되지 않고 설계수명까지 가동하여 고정비를 회수하게 된다면 기준선 대비 사회적 비용을 절감하는 편익이 발생할 수 있다.

따라서 발전소 잔존가치 손실 절감 편익은 연간 자본회수액(고정비 × 자본회수계수(Capital Recovery Factor, CRF))에 잔존수명연수를 곱하고, 사업화 성공률, 사업기여율, R&D 기여율을 곱하여 계산할 수 있다. 이때, 발전기의 건설 연도에 따라 물가지수를 곱하여 평가 시점의 물가로 보정해 주어야 한다.

하지만 현재 10차 전기본 상의 발전기 폐쇄 계획은 모두 30년 이상 가동된 발전기를 대상으로 하고 있다. 따라서 해당 편익 개념은 추후 설계수명 이내에 폐쇄되는 발전기가 발생하거나, 타분야(수송 부문의 조기 폐차 정책)에서의 잔존가치 손실이 발생하는 경우에 활용될 수 있을 것으로 예상된다.

2) 전원대체에 의한 전력생산비용 절감편익

전술하였듯, 국가 전체적인 관점에서의 편익은 동일한 산출물(동일 발전량)을 얻기 위해 더욱 비용 효율적인 대안을 선택할 때 발생할 수 있다. 이때, 합리적 경제주체를 가정한다면 여러 대안 중 가장 편익이 큰 대안을 선택할 것이다. 즉, 탄소저감기술의 연구개발투자로 인한 기준선 대비 석탄발전소의 이용률 증가가 발생했을 때, 가장 비용이 높은 발전원을 대체하게 될 것이다.

이는 10차 전기본에 명시된 “동일용량, 동시대체 원칙”에 의한 LNG 발전기의 대체가 기준선에 대한 대안이 되지 않을 수 있음을 의미한다. 원칙적으로는 석탄발전 이용률이 증가한다면 계획된 LNG 대체물량을 줄이겠지만, 전력시스템 전체의 관점에서 가장 균등화발전비용(Levelized Cost of Electricity, LCOE)이 높은 발전원의 발전량을 줄이는 것이 가장 큰 편익을 발생시킬 수 있는 대안이기 때문이다.⁹⁾ 따라서 전력시장에서의 연료대체에 의한 편익을 산정할 경우에는 가장 비용이 높은 한계 발전기를 대체하는 경우를 상정해야 한다. 또한 석탄-암모니아 혼소 기술 등 탄소저감기술개발로 인하여 석탄화력발전의 탄소배출량이 감소하게 되면 비교 및 대체 전원은 LNG 발전이 아닌 무탄소 전원이 될 것이다.

전력시장에서의 전원대체는 다양한 주체의 후생을 변화시킬 수 있다. 석탄발전기의 이용률이 증가하면서 가장 비용이 높은 발전기가 입찰에 실패하게 되면 가장 먼저 국내 전력시장의 도매가격인 계통한계가격(System Marginal Price, SMP)이 감소하게 되고, 도매시장의 구매자인 한국전력의 비용이 감소하게 된다. 또한, 이용률이 증가하게 된 석탄발전기는 시장에서 추가적인 부가가치(이윤)를 얻을 수 있게 된다. 또한 SMP 하락이 전력소매가격에 반영될 경우 전력소비자의 후생을 증가시킬 수 있다. 반면, 입찰에 실패한 발전기는 기준선에서 얻을 것으로 기대되었던 부가가치의 손실이 발생하며, 기존의 발전기들 역시 SMP가 낮아짐에 따라 정산액의 크기가 작아지게 된다.

이러한 복잡한 손익관계는 서로 모두 상쇄되고, 최종적인 편익은 동일 산출물을 생산하기 위해 소요된 원가 차이로 설명할 수 있다. 그렇기 때문에 한 단위 전력을 생산하기 위한 원가 개념인 LCOE를 토대로 논의를 전개한다. 논의를 전기하기에 앞서 석탄-암모니아 혼소 발전기, 재생에너지 + ESS 자원의 LCOE 산정 연구를 살펴보도록 한다.

BNEF(2022)는 일본의 석탄-암모니아 혼소 발전, 육상풍력+ESS, 해상풍력, 태양광+ESS의 2030년 및 2050년 LCOE 전망을 제시하였다. 석탄-암모니아 혼소 발전의 경우 암모니아의 생산지와 등급, 혼소율에 따라 구분하여 LCOE를 제시하고 있다. 2030년 기준 석탄-암모니아 20% 혼소 발전의 LCOE는 호주 그린 암모니아를 사용하는 경우 $83/MWh, 중동 블루 암모니아를 사용하는 경우 $90/MWh, 일본 자체 생산 그린 암모니아를 사용하는 경우 $102/MWh로 도출되었다. 2050년에는 각각 $69/MWh, $83/MWh, $80/MWh로 제시하고 있다. 한편, 태양광+ESS의 경우 2030년 기준 $89/MWh~$230/MWh 수준으로 나타났다([그림 1] 참조).

[그림 1]

BNEF 추정 2030년, 2050년 기준 일본의 LCOE 전망

혼소율 100%인 경우의 LCOE를 토대로 역산했을 때, BNEF(2022)에서는 일반 석탄발전기의 LCOE를 약 $47.75/MWh로 가정하고 혼소율에 따른 비중으로 계산했음을 알 수 있다. 예를 들어, 2030년 호주산 그린 암모니아를 활용한 100% 암모니아 발전 LCOE $224/MWh에 20%인 $44.8/MWh에 일반 석탄발전기 LCOE의 80%인 $38.2/MWh를 더하면 약 $83/MWh로, 20% 혼소 시의 LCOE가 도출된다. 같은 방법으로 50%를 가정했을 때 $112/MWh + $23.9/MWh = $135.9/MWh로 50% 혼소시의 LCOE가 도출된다.

한편, 한국을 대상으로 석탄-암모니아 혼소 LCOE를 추정한 연구로는 한전경영연구원과 전북대학교의 2021년도 연구가 있다. 이는 한전경영연구원(2022)을 통해 공개되었는데, 해당 연구에서는 석탄발전의 LCOE를 76원/kWh, 석탄-암모니아 20% 혼소 시 LCOE를 93원/kWh로 제시하고 있다.

Na et al.(2024)은 2030년 한국의 태양광 + ESS의 LCOE를 $107.23/MWh, 풍력 + ESS의 LCOE를 $156.44/MWh로 제시하고 있다. 에너지경제연구원(2023)은 2030년 태양광 발전 LCOE를 78~119원/kWh 수준, 육상풍력 93~162원/kWh 수준, 해상풍력 205~281원/kWh 수준으로 추정하고 있으며, 이는 ESS 비용을 포함하지 않은 비용이다.

한국을 대상으로 석탄-암모니아 LCOE를 추정한 한전경영연구원(2022)의 경우 기준연도, 암모니아 종류 등에 대한 상세한 정보를 제공하고 있지 않아 본 연구의 예시에서 사용하기에 부적합하다고 판단하며, 불가피하게 지리적으로 인접한 일본을 대상으로 석탄-암모니아 혼소 발전 LCOE를 추정하고 있는 BNEF(2022)를 준용하도록 한다. 또한, BNEF(2022)는 석탄-암모니아 혼소 발전 외에 태양광 + ESS, 육상풍력 + ESS, 해상풍력 + ESS의 LCOE를 함께 제시하고 있어 통일성 있게 발전원간 LCOE를 비교할 수 있다는 장점을 가진다.

편익산정 예시를 계산하기 위한 구체적인 가정은 다음과 같다. 석탄-암모니아 혼소의 경우 암모니아 발전량 확대에 따른 탄소배출량 변화가 발생하지 않게 하기 위해 그린 암모니아를 사용하는 경우를 상정하며, 태양광+ESS LCOE의 경우 가장 비용이 높은 자원이 시장에 진입하지 못하게 되는 상황을 가정하기 위해 예상치의 최고값을 준용한다. 또한, 일반 석탄발전기에 암모니아를 20% 혼소하는 경우의 LCOE 증분을 통해 암모니아 발전량의 LCOE를 추정하는 방식을 채택하며, 이때 일반 석탄발전기의 LCOE는 앞서 계산한 $47.75/MWh를 적용한다.¹⁰⁾ 최종적으로 <표 5>와 같이 2021년 기준 환율 1,144.42원/$를 적용하여 석탄-암모니아 혼소, 석탄, 태양광+ESS의 LCOE를 각각 94.99원/kWh, 54.65원/kWh, 263.22원/kWh로 가정한다.

석탄-암모니아 혼소 적용 발전기를 확대하는 것을 가정하되, 전체 석탄발전 총량은 불변하는 것으로 가정하여 기준선과 대안 간의 배출량 차이가 없는 경우를 상정하였다. 이는 기준선과 대안에서 모두 NDC 목표 감축량이라는 공통의 제약 조건을 반영한 것이다.

암모니아를 통한 전력생산이 오로지 석탄과의 20% 혼소를 통해서만 이루어진다면, 6.9TWh의 암모니아 발전량을 얻기 위해서 27.6TWh¹¹⁾의 석탄 발전량이 필요한데, 이는 122.5TWh의 전체 석탄발전량 중 석탄-암모니아 혼소 발전기에서 생산된 발전량이 27.6TWh 임을 의미한다.

연구개발사업을 통해 석탄-암모니아 혼소 대상 발전기가 확대되어, 기준선 대비 2배 증가된 암모니아 발전량(13.8TWh)을 확보할 수 있다고 가정한다면, 가장 LCOE가 높은 태양광+ESS가 시장에서 퇴출되면서 신재생에너지 발전량이 6.9TWh 감소하게 될 것이다. 최종적으로 LNG, 원자력 등의 타전원의 발전량과 총발전량에는 변화가 없으며, 탄소배출량에도 변화가 없다(<표 6> 참고).

기준선과 대안 간의 비용 차이를 계산하면 다음과 같다. 우선 27.6TWh 만큼의 일반 석탄발전은 암모니아와 혼소되기 때문에 LCOE가 40.3원/kWh만큼 증가하게 된다. 한편, 태양광+ESS의 경우 그린 암모니아 발전량 6.9TWh로 대체되면서 168.2원/kWh만큼이 감소하게 된다. 결과적으로 474억 원의 전력시장에서의 비용절감이 발생할 수 있으며, 여기에 R&D 사업화 성공률, 사업기여율, R&D 기여율을 곱하여 최종 예비타당성 조사의 편익을 계산할 수 있다. 본 예시에서는 R&D 사업화 성공률, 사업기여율, R&D 기여율 등을 가정하여 곱한 값을 제시하지는 않는다.

도출된 값은 2030년 한해에 발생하는 전력시장에서의 비용 절감분을 의미하며, 실제 편익 분석 시에는 편익기간을 설정하고, 연도별 전원믹스 및 발전량, LCOE 변화를 모두 엄밀하게 추정할 수 있어야 한다. 전력생산비용 저감에 따른 소매요금 변동이 있을 경우 전력수요 자체가 변할 수도 있다는 점을 주의해야 한다.¹²⁾

또한, 가장 비용이 높은 전원은 당연하게도 태양광+ESS가 아닐 수 있으며, 대안의 총 전력생산비용이 높은 경우에 연구개발투자를 통한 사업화가 성공할지라도 시장에서 거래가 되지 않을 것이므로 편익이 0이 되는 것에 주의해야 한다.

앞서 소개한 에너지경제연구원(2023)은 2030년 국내 해상풍력 발전의 LCOE가 태양광 발전의 LCOE 보다 2배 이상 높을 것으로 전망하고 있으며, Na et al.(2024) 역시 풍력+ESS의 LCOE를 태양광 + ESS 보다 높게 전망하고 있다. 따라서 대체 자원이 태양광+ESS가 아닐 수 있다. 본 연구의 목적은 좌초비용 절감편익의 하나로서 전력생산비용 절감 편익의 개념을 소개하는 데에 있는 만큼, 대체 자원, LCOE의 수치는 실제 예비타당성조사를 수행하는 연구자의 합리적인 판단이 요구됨을 강조하는 바이다.

추가적으로 유의할 부분은 기준선과 대안 간의 최종 탄소배출량 차이가 없기 때문에 환경편익을 별도로 고려하지 않았다는 것이다. 과거 ECC 사업 예비타당성조사에서는 CCU 상품(미세조류)의 판매량만큼 석탄을 대체하고, 그로부터 환경편익이 발생한다고 가정하였다. 즉, ECC 사업의 예비타당성조사에서의 기준선과 대안이 석탄 사용과 CCU 상품 사용이었기 때문에 환경 편익이 발생한 것이다. 따라서 기준선과 대안의 설정에 따라 편익 항목이 크게 달라질 수 있음을 유의해야 한다.

마지막으로 지적하고 싶은 부분은 LCOE 비교를 통한 전력생산비용 절감 편익 계산 방식은 계획 단계를 변경할 수 있을 때 사용하기에 적절하다는 것이다. 즉, 설비가 완전히 들어서기 이전에 계획을 변경할 수 있는 경우에 사용하기 적절하다. 혹은 사후적으로 비용을 계산하는 경우에도 적절하다. 이는 실제 시장에서의 대체 여부와는 무관하게 기회비용적인 관점에서 가장 비싼 전원을 대체했을 경우에 절감할 수 있었던 비용이 국가 전체적 관점에서의 사회적 비용이기 때문이다.

아래에는 특정 발전원을 지칭하지 않고 전원대체에 의한 전력생산비용 절감 편익에 대한 일반적인 수식을 제시한다. 이는 본 연구에서 제시하는 예시 이외에 해당 방법론이 다양한 분야에서 활용될 수 있기 때문이다. 꼭 전력시장이 아니라 할지라도 자원의 대체가 발생하는 모든 사업에서 생애 비용을 비교함으로써 편익 혹은 비용을 산정할 수 있다.

3) 근로자에 대한 보상 절감 편익

근로자에 대한 보상 절감 편익은 발전소 좌초에 의해 발생하는 실업자에 대한 실업급여, 재취업 교육비용 등의 지급을 법안으로 명시한 경우를 기준선으로 설정할 수 있을 때 연구개발사업에 따른 편익으로 간주할 수 있다.

독일은 국가의 탈석탄 계획으로 인해 일자리를 잃게 될 약 4만명의 58세 이상의 근로자에 대하여 최대 5년간 고용조정지원금을 지급할 것을 법으로 명시하였으며, 조기 은퇴에 의한 연금 축소에 대한 보상금 역시 지급할 계획이다.¹³⁾ 캐나다의 알버타 주 역시 새로운 일자리를 찾을 수 있는 실업자에게는 은퇴가 임박한 실업자에 대해 이전 주간 소득의 최대 75%에 해당하는 재취업 구제 보조금 혹은 은퇴 구제 보조금을 지급하고 있다. 여기에 이사비용과 재취업을 위한 학업비용을 지원하는 제도 역시 운영 중이다.¹⁴⁾

전원믹스 변동에 따른 근로자의 이동과 그로 인한 인건비 구조 변화는 앞서 살펴본 전원대체에 의한 전력생산비용 절감편익 계산 시, LCOE에 인건비 구조가 적절히 반영되어 있다면 별도로 고려할 필요가 없을 것이다. 하지만 독일이나 캐나다 알버타 주와 같이 별도의 실업급여를 지원하는 경우라면 사회적으로 추가적인 비용이 발생하게 되는 것이므로 해당 비용을 절감할 수 있다면 사회적 편익으로 간주할 수 있다.

아래의 표는 법적으로 석탄발전기 폐쇄에 따른 실업자에 대한 실업급여 지원을 명시한 경우를 상정하여, 각 Case 별로 근로자에 대한 보상 절감 편익을 도출하는 과정을 나타낸 것이다.

도출과정을 살펴보기에 앞서 다시 한번 상기해야 할 것은 연구개발사업의 편익은 사업의 시행 유무(with or without)에 따른 차이로부터 도출되어야 한다는 것이다. 따라서 국가연구개발이 시행되어 신기술 도입에 성공¹⁵⁾하는 경우와 시행되지 않는 경우 발생하는 사회적 비용의 차이로부터 연구개발사업의 근로자에 대한 보상 절감 편익을 도출하는 과정을 보이고자 한다.

우선 기본적으로 연구개발사업의 편익은 화폐적 가치로 나타낼 수 있어야 하기 때문에 발전기 좌초에 따른 실업급여 지원 여부와 구체적인 지원 금액이 법적으로 명시되어 있는 경우를 한정하여 논의를 전개해야 한다. 이때 기준선의 실업자 수와 대안의 실업자 수를 각각 n명과 m명이라고 할 때, (n-m)명 × 1인당 지원금액 × 사업화 성공률 × 사업기여율 × R&D 기여율을 곱한 만큼이 연구개발사업 시행을 통한 사회적비용 절감 편익이라고 할 수 있다(<표 7> 참조).

4) 각 편익 산정 방식 및 논점 요약

<표 8>은 앞서 소개한 각 편익의 산정 방식과 편익별 논점을 요약한 것이다.

Ⅲ. 결 론

본 연구는 좌초자산의 개념을 활용하여 국가 연구개발사업의 경제적 타당성 평가 가능성을 검토하고 이에 필요한 이론적 배경 및 실무적 쟁점을 도출하여 실제 사례에 적용하는 것을 주요 목적으로 하였다. 구체적으로는 최근 국제적으로 주요국에서 탄소중립을 선언함에 따라 좌초 위험이 부각되고 있는 석탄화력발전을 중심으로 탄소저감기술 상용화가 석탄화력발전의 좌초 위험을 감소시키는 경우를 상정하여 이와 관련된 국가연구개발사업의 편익을 목록화하고, 각 목록을 산정하는 방식 및 과정을 석탄화력발전을 예시로 하여 제시하고자 하였다.

연구개발을 시행하지 않는 경우의 기준선을 석탄발전기의 폐쇄 혹은 폐쇄 이후 타 발전원의 대체로 설정한 경우, 연구개발시행에 따라 발생할 수 있는 편익은 크게 발전소 잔존가치 손실 절감 편익, 전원 대체에 의한 전력생산비용 절감 편익, 근로자에 대한 보상 절감 편익으로 구분하였다.

발전소 잔존가치 손실 절감 편익은 연구개발사업을 통해 발전소가 설계수명(30년) 이전에 폐쇄됨으로써 발생하는 잔존가치 손실을 절감했을 때 발생 가능한 사회적 편익이다. 현재 제10차 전력수급기본계획, NDC 상향안 등에서는 가동연수 30년 이내의 석탄발전기 폐쇄에 대한 계획은 없으나, 향후 계획 변경 혹은 타 설비의 조기폐쇄가 있을 경우 활용할 수 있는 개념이다.

전원 대체에 의한 전력생산비용 절감 편익은 연구개발사업이 발전기의 가동연수, 이용률에 영향을 미칠 수 있는 경우에 발생하는 편익이다. 전력생산비용 절감 편익의 핵심은 전력시장에서 가장 생산비용(LCOE 기준)이 높은 발전원을 대체하는 경우를 대안으로 상정하는 것이다. 또한, 가장 비용이 높은 발전원을 대체할 수 없는 경우에는 시장에 진입하지 못함으로써 편익이 발생할 수 없다.

근로자에 대한 보상 절감 편익은 독일과 캐나다 알버타 주의 사례처럼 석탄 발전소 폐쇄에 의한 실업자에 대한 지원이 법제화 되었을 때, 연구개발사업을 통해 기준선 대비 석탄발전기의 가동연장, 이용률 증가가 발생했을 때, 정부의 보상 비용을 절감함으로써 발생할 수 있는 편익이다. 해당 편익은 기준선과 대안 간의 실업급여 대상자수를 명확하게 규명할 수 있는 경우 산정할 수 있다.

지금까지 석탄발전기의 좌초 위험을 낮출 수 있는 국가연구개발사업의 편익으로서 기존에 연구개발사업 예비타당성 조사에서 고려하지 않았던 좌초비용 절감과 관련한 편익들을 항목화하고 각 항목들을 산정하는 방식에 대하여 논의하였다. 본 연구에서는 자료수집의 한계로 인하여 세부적으로 각 항목들을 정량적으로 밝히지는 못하였으나 국내 최초로 좌초자산 개념을 고려하여 편익 산정방법론을 논의함으로써, 연구개발사업 예비타당성조사의 향후 방향성을 제시하였다는 점에서 의의가 있을 것으로 판단된다. 더 나아가 본 연구는 향후 건설 사업이나 재정사업의 사회적 비용을 산정할 때에도 활용될 수 있을 것으로 생각된다.