발전량 줄어도 인건비·금융비용 부담⋯전력 판매와 공급능력 보상 함께 따져야
수소 전환에도 설비 개조·연료 확보 필요⋯기술 개발 넘어 경제성 확보 관건
AI 데이터센터와 반도체 클러스터 가동으로 액화천연가스(LNG) 발전설비 확충이 추진되고 있지만, 2030년 이후 발전량 감축 계획과 맞물려 투자비 회수 불확실성이 커지고 있다. 발전량 감소에도 고정비와 금융비용, 수소 혼소 전환을 위한 추가 투자가 불가피한 만큼 전력 판매수익과 용량요금 등 보상 체계가 사업성을 가를 핵심 변수로 꼽힌다.
12일 정부의 제11차 전력수급기본계획에 따르면 LNG 계열 발전설비는 2030년 58.8GW(기가와트)에서 2038년 69.2GW로 늘어날 전망이다. 기존 발전소와 신설·대체설비를 합친 규모로 수소를 섞어 태우는 혼소와 수소만 사용하는 전소 설비도 포함한다.
LNG 발전은 전력수요에 맞춰 발전량을 조절하기 쉬워 수요가 급증하거나 태양광·풍력의 출력이 떨어졌을 때 공급 공백을 메울 수 있다. 연간 발전량이 많지 않더라도 필요한 순간에 전기를 공급해 전력망의 안정성을 높이는 역할을 한다. 이러한 공급 보완 기능이 정부가 LNG 발전설비 확대를 추진하는 배경이다.
설비 확대와 달리 LNG를 연료로 생산하는 전력량(수소·암모니아 발전량 제외)은 2030년 161TWh(테라와트시)에서 2038년 74.3TWh로 줄어들 전망이다. 탄소 감축을 위해 화석연료 발전을 줄이고 원전과 재생에너지, 청정수소·암모니아 발전을 늘리는 방향이다.
이런 변화 속에서 개별 발전소의 사업성을 가르는 것은 실제 운전 여건과 비용이다. 예상보다 발전량이 적으면 전력 판매를 통해 투자비를 회수하려던 일정에 차질이 생길 수 있다. 전기를 덜 생산하면 연료 사용량은 줄지만, 인건비와 정비비, 감가상각비와 금융비용 등의 부담은 남기 때문이다.
이런 고정비 부담을 보완하는 제도가 용량요금이다. 국내 전력시장에서는 발전사가 전기를 판 대금 외에 필요할 때 전기를 공급할 수 있는 능력에 대한 보상으로 용량요금도 받는다.
다만 용량요금까지 합친 수입이 실제 비용을 감당할 수 있는지는 발전소별로 따져봐야 한다. 건설 단계에서 예상 발전량과 전력 판매 정산가격, 용량요금 등을 반영해 장기 수입을 계산하고 이를 연료비와 설비 유지비, 금융비용 등과 비교해야 투자비 회수 가능성을 판단할 수 있다.
특히 LNG 조달 조건과 발전 효율은 연료비를 좌우한다. 같은 양의 전기를 생산하더라도 연료를 들여오는 가격과 필요한 연료량에 따라 비용이 달라진다. 실제 손익은 전력 판매 정산가격에도 영향을 받는 만큼 연료계약과 판매 조건을 함께 검토해야 한다.
발전업계 관계자는 “발전소를 지을 때는 전력 판매와 용량요금으로 얼마나 벌고 연료비와 유지비로 얼마나 쓸지부터 계산해야 한다”며 “이 수입으로 운영비와 금융비용을 감당하고 건설비까지 회수할 수 있어야 사업이 지속할 수 있다”고 말했다.
장기적인 투자 회수 계획에는 탄소배출을 줄이기 위한 추가 비용도 들어가야 한다. 수소 혼소와 탄소 포집·활용·저장(CCUS)은 기존 발전설비를 활용하면서 배출을 줄이는 방안이다. 이를 실제 사업에 적용하려면 설비 개조와 연료 공급, 탄소 처리에 필요한 비용을 구체화해야 한다.
수소 전환을 통해 발전설비를 계속 활용하려면 연소기 등 설비를 개조하고 청정수소를 안정적으로 확보해야 한다. 기술을 확보하더라도 연료 가격이 높으면 운영비 부담이 커지고 공급이 불안정하면 계획대로 가동하기 어려워질 수 있다. 수소 전환 시점과 연료 조달 조건, 추가 투자 규모와 회수 방안을 건설 계획에 반영해야 한다.
수입을 장기간 예측할 수 있는 전력 판매계약도 중요하다. 기후에너지환경부가 10월 30일 개설한 청정수소발전 입찰시장의 거래 기간은 15년이다. 사업자 선정 때 가격뿐 아니라 연료 도입의 안정성 등도 평가한다. 장기 판매 조건과 안정적인 연료 조달을 함께 확보해야 수소 전환 이후의 수익 구조를 설계할 수 있는 셈이다.
CCUS를 적용할 때도 포집설비와 함께 이산화탄소 활용처나 운송·저장 기반시설을 확보해야 한다. 발전소 안에서 탄소를 포집하는 비용뿐 아니라 이후 처리 과정에서 발생하는 비용도 투자 회수 계산에 포함해야 한다.
결국 신규 LNG 발전소의 경제성은 준공 시점의 사업비만으로 판단하기 어렵다. 가동 기간에 발생할 수입과 운영비, 연료 전환에 필요한 추가 투자까지 함께 따져야 한다. 전력 공급을 위해 확보한 설비가 투자비를 회수하지 못하는 좌초자산으로 남지 않도록 건설과 운영, 전환 계획을 하나로 연결하는 것이 과제다.
박정극 한전 전력연구원 에너지환경연구소 책임연구원은 “청정수소 발전의 경제성은 기술 수준뿐 아니라 연료 가격과 전력시장 제도에 큰 영향을 받는다”며 “수소 발전기술은 저렴하고 안정적인 연료 공급이 전제돼야 상용화할 수 있다”고 강조했다.
