탈원전 정책의 폐해로 지난 5년간 원전 이용률이 70% 초반대로 급락하며 10조 2000억 원의 손실이 발생했다는 분석이 제기됐다. 한전이 떠안아야 하는 해당 손실은 고스란히 전기요금에 반영될 수밖에 없다.
여기에 신재생 확대는 전기요금 인상폭을 더욱 가파르게 한다. 에너지정책 합리화를 추구하는 교수협의회(에교협)에 따르면 원자력발전 비중을 2020년 29%에서 오는 2030년 23.9%로 낮추고 신재생에너지 비중을 6.6%에서 30.2%까지 끌어올린 2030년, 우리나라의 발전 단가는 2020년 대비 40% 오른다. 설비 증설 비용 등을 고려하면 탈원전·탈탄소 병행에 따른 대가를 두 배 이상 인상된 전기료로 치러야 한다. 오는 2050년 전기요금 부담은 2020년보다 최대 3.33배 상승할 것이라는 분석도 나온다.
반면 탈원전 정책을 폐기할 경우 전기요금 인상을 최대한 억제하면서도 전력 분야 탄소 배출 감축 목표를 상향할 수 있어 전체 산업부문에 상당한 보탬이 될 전망이다.
7일 에교협에 따르면 현행 국가온실가스감축목표(NDC)를 유지할 경우 2030년 발전단가는 2020년보다 44% 높아진다. 하지만 신한울 3·4호기 건설을 재개하고 원전 10기의 수명을 10년 연장할 경우 발전단가 인상폭을 현행 계획의 절반인 22%로 억제할 수 있다. 전력 부문의 온실가스 감축 목표를 달성할 수 있는 것은 덤이다.
설비투자 비용을 포함하면 탈원전 정책에 따른 전기요금 증가 폭은 더욱 가팔라진다. 심형진 서울대 원자핵공학과 교수가 발제한 ‘2030·2050 전원 믹스에서 원자력 비중 상향 효과 분석’ 발표에 따르면 정부가 현행 NDC를 유지할 경우 신재생에너지 보급을 위해 발전설비와 계통망 보강 등에 2030년까지 377조 8000억 원을 투입해야 한다. 연간 발전 비용도 82조 2000억 원에 달한다. 하지만 12기의 원자력발전소가 신재생발전을 대체한다면 설비투자비는 212조 3000억 원으로 현 계획 대비 43.8% 낮아지며 연간 발전 비용 역시 67조 7000억 원으로 17.6% 감소한다.
탈원전 정책을 폐기할 경우 정부가 발표한 목표보다 더욱 공격적인 탄소 배출 감축도 가능하다. 현재 에너지믹스의 35%를 넘게 차지하는 석탄발전을 무탄소 전원인 원자력으로 대체할 수 있기 때문이다. 이 경우 발전 분야에서 온실가스 배출량은 8870만 톤에 그쳐 당초 NDC에서 계획했던 1억 4980만 톤보다 6110만 톤 줄어든다. 이는 2018년 탄소배출량 7억 2760만 톤의 8.4%며 산업 분야의 감축분(3790만 톤)을 메꾸고도 남는다. 그러면서도 연간 발전비용은 79조 원으로 현행 목표의 연간 발전비용 예측치보다 3.9% 낮다. 다만 설비투자 비용은 3.3% 증가한다.
이종호 서울대 박사 역시 ‘원자력 정상화 전제 2030 NDC 시나리오 분석’ 자료를 통해 2030년 적정 전력믹스로 원자력 35%, 신재생 25%, 석탄 15%, 액화천연가스(LNG) 20%를 각각 제안했다. 이 경우 온실가스 2300만 톤 추가 감축이 가능해 전력 부문 탄소 배출 감축률을 당초 44.4%에서 55%로 올릴 수 있다. 산업 부문의 감축 부담을 줄여줄 수 있는 데다 ㎾h당 발전단가 역시 정부가 애초에 설정한 전원 믹스 대비 10원 90전 하락한 118원 50전으로 낮아진다.
신재생에너지 발전비율이 70%에 달하는 반면 원전 비중은 7%로 쪼그라들며 신재생에너지의 간헐성 문제를 해결하기 위해 에너지저장장치(ESS)에 집중투자해야 하기 때문이다. 게다가 우리나라는 여름철 장마 등의 이유로 강우량이 고른 유럽과 비교해 훨씬 많은 용량의 ESS를 구축해야 한다. 반면 소형모듈원자로(SMR) 설치 등으로 원자력발전 비중을 30%로 유지할 경우 2050년 전기요금 인상률은 57% 선에 머무를 것으로 관측됐다. 원전 확대가 전기요금 인상폭 제한으로 이어지는 셈이다.
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