“국가첨단전략산업 특화단지 전력수급 애로 개선이 시급하다” -한경협(FKI) 건의 > News Insight

한국경제인협회(FKI)는 최근 첨단산업 경쟁력 제고를 위해 전력의 적기공급 환경을 조성하고, 기업들의 무탄소에너지 확보를 위한 지원정책 마련이 절실하다고 주장했다. 한경협은 정부가 첨단산업 특화단지 조성을 추진하고 있지만 송변전망 확보 지연으로 계획된 투자마저 위축되고 있고, 특히 정부의 기후정책 강도 상향에 따른 감축비용 인상에 직면해 첨단산업의 경쟁력 약화가 우려된다고 강조했다.

다음은 한국경제인협회(FKI, 전 전경련)가 건의한 ‘국가첨단전략산업 특화단지 전력수급 애로 개선방안’을 간추린 것이다. <편집자>

Ⅰ. 특화단지발 신규 전력수요

1. 국가첨단전략산업 특화단지 개요

□ 국가첨단전략산업*(이하 첨단산업)의 거시경제 기여도는 증가하고 있지만,수출시장 점유율은 하락하는 등 국제경쟁력은 오히려 약화

  * 국가첨단전략산업법에 따라 산업부 장관이 고시(반도체,이차전지,디스플레이,바이오)

 ○ 고위기술산업군*(이하 고위산업)의 제조업 대비 생산(19.7→22.7%) 및 수출 (27.0→33.0%) 비중은 최근 10년간(’13~’22년) 증가세

  * 기술집약도(R&D지출액/총생산액) 5% 이상의 산업군(OECD)

 - 첨단산업은 고위산업 내에서도 생산, 수출에서 상당 비중을 차지

  * 고위산업內첨단산업생산비중(’22년):반도체42.3%,디스플레이13.4%,이차전지 12.2% 수출비중(’22년):반도체57.8%,디스플레이7.9%,이차전지4.5%

 ○ 반도체, 디스플레이 등 주요 첨단산업의 세계 수출시장 점유율은 ’18년을 기점으로 감소세가 나타나고 있어 경쟁력 강화가 시급한 상황

  - 대표 수출 품목인 메모리반도체는 ’18년 29.1%를 기록하는 등 세계 수출시장 점유율 1위를 유지했으나, 이후 ’22년 18.9%까지 10.2%p 하락

  - 디스플레이 산업의 점유율은 42.6%(’18년)에서 36.9%(’22년)로 하락

□ 정부는 첨단산업의 경쟁력 확보를 위해 ’23년 국가첨단전략산업 특화단지 7개*를 지정

  * 국가첨단전략산업 특화단지 : 용인ㆍ평택, 구미(이상 반도체), 청주, 포항, 새만금, 울산 (이상 이차전지), 천안ㆍ아산(디스플레이) 등 7개 지자체

 ○ 총투자계획 614.0조원으로 반도체 분야에 ’42년까지 삼성전자 및 SK하이닉스는 562.0조원의 자금을 투자할 예정

□ 전력의존도*가 높은 첨단산업의 투자 선결조건은 전력인프라 확보

  * 전력의존도 = 전력에너지 사용량 ÷ 총 에너지 사용량

 ○ 반도체, 디스플레이 등 첨단산업의 전력의존도는 타산업 대비 최대 8배 높아 전력인프라 확보 없이 투자를 진행하기 어려운 상황

  * 전력의존도가 가장 높은 디스플레이(85%)와 가장 낮은 철강(11%) 비교 

 주요 업종별 전력의존도(’11～’19년 평균, 에너지온실가스종합정보플랫폼) : 첨단산업(디스플레이 85%, 반도체 83%) > 광업 62% > 비철금속 44% > 시멘트ㆍ요업 35% > 석유화학 14% > 철강 11%

2. 특화단지발 신규 전력수요 및 정부의 공급계획

□ 정부는 첨단산업 특화단지 조성으로 15GW 이상 신규 전력수요 예상, 이는 전국 최대전력 평균 72.5GW(’23년 기준)의 20% 해당

 ○ (용인) 낮은 전력자급률*의 수도권 입지로 신규 전력을 공급받을 수 있는 여력이 부족한 가운데, 10GW 이상 新전력수요 발생 전망

  * ’23년 기준 전력자급률(발전량/소비량*100) : 서울 10.4%, 전국 평균 107.7%

  - 지역 내 발전소가 부족해 現전력부하 1.9GW 일체를 외부에서 공급

 ○ (포항, 구미, 새만금) 변전소 조기 건설 및 송전선로 보강으로 신규 전력수요* 대응이 가능할 것으로 전망

  * 포항 864MW, 구미 220MW, 새만금 861MW

 ○ (기타 단지) 이외 3개 특화단지는 기존 계획을 통해 공급 가능

 ○ (공통) 마이크로소프트(MS), 아마존(Amazon) 등 글로벌 원청기업의 공급망에 대한 무탄소에너지(carbon-free energy) 활용 요구 확대

□ 정부는 발전설비 확충, 송전선로 신축을 통해 용인 특화단지 10GW를 적기에 공급할 계획(「특화단지 전력공급계획」, ’24.2월)

 ○ ’30년~’36년에 필요한 3GW는 특화단지 내 LNG 발전소* 구축으로 수급

  * 제10차 전력수급기본계획 내 기반영된 LNG 발전소 28기 중 6기분

 ○ ’37년 이후 필요한 7GW는 영동 및 호남권 무탄소에너지를 연계하는 횡ㆍ종축 7GW급 장거리 송전선로(전력고속도로)를 구축해 수급

Ⅱ. 문제점 (일정 지연 및 비용 인상)

1. 송변전망 적기준공 불확실성

□ 송변전망 구축 사업 전수조사(제7~10차 전력수급기본계획) 결과, 적기 준공률 17%(7건/42건) 불과, 평균 41개월(최대 7년 6개월) 지연

 ○ 준공 지연의 주요 사유로 민원 제기가 거론되며, 최근 5년간(’19~’23년) 송변전설비 주변지역에 대한 누적 보상비는 6,183억원에 달함

○ 전남 카카오 데이터센터, 송도 바이오클러스터 등 송변전망 확보 지연에 따른 투자 위축 사례 빈번

2. 무탄소에너지 활용비용 인상

□ 글로벌 통상환경 변화에 따른 무탄소에너지 수요 증가가 요구되는 가운데, 재생에너지 조달비용 인상 전망

 ○ 글로벌 원청기업의 납품업체에 대한 온실가스 감축 요구에 따라 국내 기업들은 연도별 무탄소에너지 사용 비중 확대를 발표하고 있음

  - 정부의「특화단지 전력공급계획」상 특화단지 내 무탄소에너지 연계가능 시점은 ’37년 이후로, 그 이전까지는 기업의 자구적 노력 필요

 ○ 에너지 조달비용은 141.4원/kWh(’21 기준)로 최근 10년(’13~’22년) 산업용 평균 전기판매단가 107.0원/kWh 대비 단위당 34.4원 추가비용 발생*

  * 전력통계정보시스템(EPSIS) 및 언론기사 종합 재정리

  - 재생에너지 주요 조달수단*인 REC 가격은 연평균 44%(’21~’23년) 인상, ’23년 평균가 83,103원/MWh로 재생e 조달비용은 190.1원/kWh** 소요

  * 세계 재생e 조달수단별 비중(’22년 기준): REC 41%, PPA 31%, 요금제(ex.녹색프리미엄) 24%, 자가발전: 2%

  ** 107.0원/kWh(산업용 평균 전기판매단가) + 83.1원/kWh(REC 단위가격)

□ 기후정책 강도 상향에 따른 감축비용 증가 및 부가가치 감소 우려

 ○ 파리협정 진전원칙*에 따라 신규 NDC 및 4차 배출권거래제 기본계획 등 전반적인 기후정책 강도 상향 전망

  * 파리협정 제4조제3항, 차기 NDC 제출 시 기존 NDC 보다 진전된 목표를 제시해야 하는 원칙

 ○ NGFS*에 따르면, 유상할당 비율 상향 및 배출허용총량 축소 등 기후 정책 강도 상향은 탄소감축비용 증가(’30년 $154.4, ’50년 $1,726.1) 유발

  * 녹색금융협의체, Network for Greening the Financial System

  - 탄소감축비용 증가는 기업의 생산비용 인상 및 부가가치 감소로 연결

  * 한국은행, 고탄소산업 부가가치 연평균 0.95～2.44% 감소 추정

Ⅲ. 개선방안

1. 개선방향

□ 첨단산업의 국제경쟁력 제고를 위한 선결조건은 전력의 적기공급 및 불확실성 최소화

 ○ 첨단산업의 거시경제 기여도 증가세에도 불구하고, 주요 업종의 수출시장 점유율이 하락하는 등 국제경쟁력 약화

 ○ 다수 연구에서 불확실성이 민간투자에 미치는 부정적 영향에 대한 실증근거를 제시하는 바, 송변전망 적기준공의 불확실성 해소 급선무

  - 미, BBGI*(’22년) 및 계통연계 간소화 규정(’23년) 등을 통해 신규 송전망 구축 및 배전망 현대화, 신규 발전원의 계통 접속 절차 개선 추진

  * 더 나은 그리드 건설 이니셔티브, Building a Better Grid Initiative

□ 탄소중립 이행 간 기업의 비용 인상분 지원을 통한 경제ㆍ에너지ㆍ환경의 지속가능성 동시 확보

 ○ 무탄소에너지 조달 및 탄소감축비용의 지속적인 인상이 전망되는 바, 비용 인상분에 대한 실질적인 지원정책 마련 필요

  - EU(CBAM*) 및 미국(「청정경쟁법**」)은 역외생산제품에 대한 탄소관세 부과를 통해 간접적으로 기업의 비용 인상분 상쇄효과 유도

  * 탄소국경조정제도, Carbon Border Adjustment Mechanism

  ** CCA, Clean Competition Act

2. 개선방안

□ 재생에너지로 한정된 무탄소에너지 조달수단 에너지원의 범위를 원자력발전으로 확대해 기업의 조달비용 인상 최소화

 ○ 정부의 CFE(Carbon Free Energy) 이니셔티브 전략과 대응되는 무탄소 에너지(원전 + 재생에너지) 조달 관련 법ㆍ제도적 장치 마련

  - 무탄소에너지 초과수요 해소 및 조달비용 인상 방지 효과

□ 시장 판매가격의 변동성을 완화시키는 제도 도입으로 SMR* 사업경제성 제고 및 장거리 송전선로 의존도 감소

  * 소형모듈원자로(Small Modular Reactor) : 300MW 이하의 출력을 내는 소형원전으로, 신고리 4호기 출력(1,400MW)의 1/4에 불과함. 다만, SMR은 대형원전에 비해 제작기간이 빠르고 설치 및 입지 선정이 수월한 것으로 평가됨

 ○ 전력시장의 여건에 따라 변동하는 판매가격과 보장가격의 차이를 정부에서 보전하는 CfD* 제도를 도입해 SMR 사업 경제성 제고 추진

  * 발전차액계약(Contracts for Difference) : 계약기간 동안 거래 당사자간 계약전력량과 고정가격을 설정해 시장 판매가격의 변동성에 따른 투자 위축 및 사업 경제성 감소를 완화시켜주는 제도

  - EU 전력시장 개편안(’24.5) 내 원자력 투자 촉진안으로 CfD 활용

 ○ SMR 기반 분산에너지사업은 소비지 인근지역으로부터의 전력공급을 가능케 하며, 송전선로 의존도 감소 효과 보유

  * 「분산에너지활성화특별법」(’24.6월 시행) 2조(정의)는 SMR을 포함한 중소형 원자력 발전사업을 분산에너지사업으로 정의

□ 「국가기간전력망특별법」 입법을 통해 전력망 보강이 적기에 달성될 수 있는 법ㆍ제도적 환경 마련

 ○ 「특화단지 전력공급계획」 내 ’37년 예정된 장거리 송전선로 활용계획 달성을 위해 인허가 절차 개선 및 보상ㆍ지원제도 마련의 일환

  - 인허가 일괄처리제 도입 및 국가기간전력망확충위원회(위원장: 총리) 신설을 통해 전력망 건설 과정 간소화, 지원ㆍ보상에 관한 특례 설정

 ○ 이외에도 「고준위 방사성폐기물 관리특별법안」 입법을 통해 신규 대형원전 및 SMR 상용화 계획 달성 노력

  - 동 법안은 고준위 방사성폐기물의 중간 저장시설부터 최종 처분시설의 건설과 운영을 법적으로 뒷받침하기 위한 법안

<참고자료>

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산업연구원. (2023). 주요산업동향지표 (2023.12.).

산업통상자원부, 2020.12.28., 제9차 전력수급기본계획(2020~2024).

산업통상자원부, 2023.01.23., 제10차 전력수급기본계획(2022~2036).

산업통상자원부, 보도자료, 2024.02.27., 첨단 특화단지 전력 적기공급, 원팀으로 대응.

산업통상자원부, 보도자료, 2023.05.25., 국가첨단전략산업 육성을 위한 총력 대응 시작.

산업통상자원부, 보도자료, 2024.05.31., 제11차 전력수급기본계획 실무안 공개.

한국산업기술진흥원. (2024). KIAT 산업기술 동향 워치 (2024-2호).

한국은행. (2021). 기후변화 이행리스크와 금융안정. 조사통계월보 제75권  제12호 (2021.12).​

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