1. 연구의 필요성 및 목적
■ 연구의 필요성
○ 2030 국가 온실가스 감축목표(NDC) 달성, 전력수급 안정 등을 동시에 달성하기 위해 제10차 전력수급기본계획(이하 제10차 수급계획)이 수립되었지만 세부 전력정책의 미래 전력시장에 대한 영향은 정성적 평가 수준에 머물러 있음
- 제10차 수급계획에 기반한 미래 전력시장 전망과 분석을 진행해 제도적 개선점을 파악하고 관련 정책 어젠다를 주도할 필요가 있음
○ 특히 수소 및 암모니아 혼‧전소 발전의 시장 도입과 운영 방식에 대한 선제적 연구를 진행하여 무탄소 신전원의 전력시장 운영 및 정산 관련 제도 설계에 기초자료를 제공하고자 함
- 연료가격 및 전력거래방식 차이에 따른 수소 및 암모니아 혼‧전소 효과를 분석해 정부의 전력 및 에너지정책 수립 시 적시성 있는 정책대안을 제시하고자 함

■ 연구의 목적
○ 본 연구의 목적은 제10차 수급계획에 본격적으로 명시된 무탄소 신전원(수소 및 암모니아) 발전이 전력시장에 유발하는 영향을 선제적으로 파악하는 것임
- 수소 및 암모니아 혼‧전소의 발전비용은 생산 및 도입비용, 입찰 및 비용정산 방식 등의 전제에 따라 상이해 미래 전력시장의 불확실성으로 작용함

○ 특히 장기적으로 수소 및 암모니아 혼소연료의 단가가 어느 정도 수준까지 낮아질 때 LNG 연료단가와 경쟁이 가능할 것인지 등의 분석이 필요함
○ 수소 및 암모니아 혼소연료의 연료비 수준과 혼소 발전기의 전력거래방식과 관련된 일련의 시장제도 특성을 고려해 제10차 수급계획의 전제에서의 미래 전력시장을 전망하고 시장 불확실성 최소화를 위한 제도적 개선방향을 제시함

2. 연구내용 및 주요 분석 결과
■ 무탄소 발전 관련 국내외 정책 동향
○ EU와 미국은 화석연료는 수소 등 무탄소 연료의 연료비 경쟁력을 강화하기 위해 탄소가격 부과와 보조금 지급을 동시에 고려하고 있음
- 탄소가격을 지속적으로 인상시켜 나가고, 청정수소 생산 등에 대해 보조금을 지급함으로써 탄소 다배출 화력발전원의 가격 경쟁력을 낮추는 동시에 무탄소 연료의 가격 경쟁력은 높이는 전략을 구사함
○ 화력발전 비중이 높은 일본의 경우 암모니아 혼소발전에 대한 R&D에 적극적이며, 암모니아 수급을 맞출 수 있는 공급망 확보에 박차를 가하고 있음
- 발전 연료로서 암모니아의 활용은 화력발전 비중이 높은 국가들을 중심으로 벤치마킹 대상이 되고 있음
- 기(旣)투자된 석탄화력 발전설비의 대규모 좌초자산화 문제가 이들 국가들이 공통적으로 직면한 문제임
○ 석탄-암모니아의 탄소저감 효과에 대해서는 논란의 여지가 있고 발전효율 측면에서도 매력적인 연료로 보기 어렵다는 의견도 있음
- 그러나 우리나라를 포함해 석탄화력 비중이 높은 국가들 입장에서는 석탄-암모니아 혼소를 통해 석탄화력 발전의 탄소배출을 저감할 수 있어 좌초자산 충격을 완화할 수 있는 중단기적 대안일 수 있음

○ 발전 부문의 무탄소 연료 이용과 관련해 EU와 미국 등 선진국들은 장기적 목표로 설정하고 있으나, 현재까지는 무탄소 발전을 위한 별도의 전력거래시장 개설을 고려하고 있지 않음
- 이는 청정수소발전 입찰시장을 통한 무탄소 발전물량 계약 및 별도 정산 방식으로 수소 및 암모니아 혼소발전의 확대에 시장구조적으로 개입하는 우리나라의 정책방향과 다소 상이한 부분임

■ 혼소발전 전력거래 방식에 따른 전력시장 충격
○ 전력시장 모의 결과 청정수소발전 입찰시장을 통해 혼소 발전기들에 대한 정산을 별도로 시행할 경우 제10차 수급계획의 연료원별 연료비 단가 체계에서 2030년 전력시장 정산금은 약 42.7조원 수준일 것으로 추정됨
○ 그러나 기존 경제급전 거래 방식에서 무탄소 발전원이 타 발전원들과 가격경쟁을 한다면 정산금은 2030년 기준 약 50.2조원으로 추정됨
- 즉 수소 및 암모니아 혼소발전이 타 발전원들과 하나의 전력거래시장에서 경쟁한다면 전력시장 전체적으로 약 17.6%의 정산비용 증가를 유발하고, 이는 약 14.1%의 전기요금 인상 압력으로 작용할 것임
○ 특히 암모니아 혼소발전의 경우 간접편익을 폭넓게 설정해 좌초자산 편익을 반영하더라도 최소 30천원/tCO2e에서 40천원/tCO2e의 탄소가격이 부과되어야 석탄 전소발전 대비 증가하는 비용을 상쇄하는 것으로 추정됨
- 간접편익 인정분을 최소화하는 보수적 접근방식을 택할 경우 암모니아 혼소발전이 석탄 전소발전보다 저렴해지는 탄소가격 부과 수준은 더 높아질 가능성이 높음
○ 탄소가격 부과에 의한 발전비용 증가와 그에 따른 전기요금 충격에 대해 고려하지 않을 수 없으므로, 수소 및 암모니아 혼소연료의 연료비 경쟁력을 높일 수 있는 보조금 정책이 동시에 고려되어야 함
- 탄소가격과 청정전력 생산에 대한 보조금의 정책조합이 중요하며, 이러한 정책조합이 발전원 간 연료비 단가 체계에 어떤 영향을 주는지 분석이 필요함
■ 에너지정책 조합에 따른 연료비 단가 변화
○ 2030년을 기준으로, 석탄-암모니아 혼소발전과 LNG-수소 혼소발전 사이의 급전순위는 보조금 없이 약 100천원/tCO2e 이상의 탄소가격을 부과하면 LNG-수소 혼소발전의 연료비 단가가 더 저렴해지는 경우가 발생함
- 그러나 LNG 복합발전 부문에서는 250천원/tCO2e의 극단적 탄소가격을 부과하더라도 LNG 전소발전의 연료비 단가가 LNG-수소 혼소발전의 연료비 단가보다 여전히 저렴하게 나타남
- 무탄소 연료 혼소발전의 확대에 있어 가장 큰 걸림돌은 화석연료를 이용한 전소발전(기존 석탄화력 및 LNG 복합 발전)이라는 점을 확인할 수 있음
○ 별도의 추가적인 설비개조가 불요한 혼소율 20% 수준에서 LNG-수소 혼소발전의 연료비 단가가 LNG 전소발전의 연료비 단가보다 저렴해지려면 1.1cents /kWh (약 12.9원/kWh) 수준의 청정전력 생산 보조금과 기존 화석연료 전소 발전에 대해 강화된 탄소가격 정책(약 250천원/tCO2e 수준)의 결합이 필요함
- 청정전력 생산 보조금과 탄소가격을 적절히 조합하면 2030년 기준으로 부과 가능한 수준의 탄소가격과의 결합을 통해 수소 혼소발전 연료비 단가가 LNG 전소발전의 연료비 단가보다 저렴해지는 결과를 도출할 수 있음
○ 1.5cents/kWh (약 17.6원/kWh)의 청정전력 생산 보조금을 지급할 경우 약 70천원/tCO2e의 탄소가격을 책정하면 개별요금제 및 직도입 LNG 복합발전 영역에서 발전 사업자들이 LNG 전소발전 대신 수소 혼소발전을 택할 경제적 유인이 발생함
○ 석탄 및 LNG 발전은 관성제공 자원으로서 계통 강건성 유지에 도움을 줄 수 있고, 국내의 화력발전 비중을 고려할 때 무탄소 연료 혼소발전이 단기간의 대규모 좌초자산화를 완화할 수 있다는 측면에서 국내 전력시장 환경에 수소 및 암모니아 혼소가 나름의 유의미한 역할을 할 수 있음
- 장기적으로 경제급전 시장에서 혼소발전이 타 발전원들과 가격경쟁을 용이하게 만드는 탄소가격 및 보조금 정책조합 개발이 중요하리라 판단됨

3. 결론 및 정책 시사점
■ 결론
○ 청정수소발전 입찰시장을 통해 무탄소 발전에 대해 별도 정산을 시행하는 것은 초기 무탄소 발전시장 정착에는 도움이 될 수 있지만 장기적 관점에서 탄소가격 등 전력 부문 가격정책 효과가 전파되는 경로를 왜곡시킬 수 있음
- 대내외 에너지정책 환경을 고려할 때 탄소가격 부과와 인상은 고정변수에 해당하는 바, 무탄소 전원만을 위한 별도의 전력거래시장을 운영한다면 전력시장에 대한 탄소가격 부과 목적을 왜곡하거나 감소시킬 우려가 있음
○ EU, 미국 등 해외 선진국의 경우 수소 등 무탄소 연료의 활용 과정에서 화석연료의 가격경쟁력을 떨어뜨리는 탄소가격의 지속적인 인상 및 부과, 무탄소 연료의 가격경쟁력을 높이는 보조금 지급 등을 고려하고 있으나 무탄소 연료만을 위한 별도의 시장운영은 언급하고 있지 않음
- 탄소가격의 지속적인 인상 및 부과는 화력발전의 경제성을 지속적으로 떨어뜨릴 것이며, 수소 등 무탄소 연료에 대한 각종 보조금 지원은 혼소발전의 경제성을 개선시킬 것이므로 무탄소 발전을 위한 별도의 전력거래시장은 불요하다 판단한 것으로 추정됨
○ 수소 및 암모니아 혼소발전의 확대에 있어 가장 큰 걸림돌은 결국 기존 화석연료 전소발전이므로, 석탄 및 LNG 발전 내에서 혼소발전의 가격(비용) 경쟁력을 높일 수 있는 복합적인 노력이 요구됨
- 탄소가격과 청정전력 생산 보조금의 정책조합을 통해 수소 및 암모니아 혼소발전-석탄 및 LNG 전소발전 간의 급전순위를 바꾸는 노력이 중요함
- 비용 측면에서 현실화 가능성이 높은 미국, 사우디 경로를 감안할 때 현행 수준의 혼소 연료비 단가가 유지된다면 1.1cents/kWh의 보조금 및 250천원/tCO2e의 보조금 조합과 1.5cents/kWh의 보조금 및 70천원/tCO2e의 탄소가격 조합 사이에서 무탄소 혼소발전과 화석연료 전소발전 간 급전순위 변동이 발생할 것으로 추정됨
■ 정책 시사점
○ 하나의 경제급전 전력거래 시스템에서 무탄소 발전원이 타 발전원들과 가격경쟁을 한다면 수소 및 암모니아 공급망을 탄탄히 구축해 안정적이고 저렴한 수소 및 암모니아 도입구조를 확보함과 동시에 계약기간별로 공신력 있는 무탄소 연료 도입단가 전망 시스템을 구축할 필요가 있음
- 이를 위해 2027년부터 개시될 청정수소발전 입찰을 통해 국내 수소도입가격 실적을 축적하고 미래 수소 및 암모니아 도입단가 전망을 위한 기반을 구축할 필요가 있음
- 각 기업들의 가격 정보는 대외비지만 계획된 청정수소발전 입찰시장 운영기간 동안 청정수소 관련 가격정보 등은 평균값 형태로 최대한 공개하는 등, 관련 연구에 활용이 가능한 형태로 가공될 수 있다면 공신력 있는 무탄소 연료 도입단가 시스템 구축에 큰 힘이 될 것이라 판단됨
○ 탄소가격 부과는 미래 전력시장의 고정변수에 해당하므로 탄소가격을 배제한 정책조합을 고려하는 것은 무의미함
- 분석 대상 시점에서 현실적으로 부과 가능한 탄소가격을 파악하되, 탄소배출에 대한 패널티를 지속적으로 강화해나가겠다는 정책적 일관성과 의지를 시장에 보여줄 수 있어야 석탄, LNG 등 기존 화력발전의 연료가격 경쟁력이 지속가능하지 않다는 신호를 사업자들에게 보낼 수 있을 것임
○ 무탄소 연료 혼소발전 확대를 위해 적정 탄소가격을 설정할 때 지나치게 보수적인 수준으로 책정하지 않도록 주의해야 함
- 산업충격 등을 이유로 지나치게 보수적인 탄소가격을 설정할 경우 보조금 지급 수준이 비현실적으로 높아지게 되므로 정책조합의 실효성 확보를 위해서는 무탄소 전원의 활성화 의지를 명확히 할 수 있는 탄소가격 부과가 필요함
○ 아울러 발전용 수소 및 암모니아를 거의 전량 수입에 의존해야 하는 국내 환경을 고려할 때 일본처럼 저렴하게 도입할 수 있는 공급망 확보, 저장 및 운송비를 절감할 수 있는 기술개발 등 무탄소 연료의 단가를 낮추기 위한 기존 정책적 노력들이 더욱 탄탄히 유지되어야 함



요약 ⅶ
제1장 서론 1

제2장 무탄소 발전 관련 국내외 정책 동향 7
1. 해외 주요국 수소 및 암모니아 발전 정책 동향 9
1.1. EU 9
1.2. 미국 12
1.3. 일본 17
2. 국내 수소 및 암모니아 발전 활용 계획 20
2.1. 제10차 전력수급기본계획 20
2.2. 청정수소발전 입찰시장 24
3. 소결 28

제3장 혼소발전 전력거래 방식에 따른 전력시장 충격 31
1. 전력시장 모의를 위한 주요 전제 32
1.1. M-Core를 이용한 전력시장 모의 방법론 32
1.2. 주요 변수 설명 및 전제 33
2. 혼소발전의 전력시장에 대한 영향 분석 결과 36
2.1. 무탄소 혼소발전 별도 정산 방식 37
2.2. 기존 경제급전 거래 방식 38
3. 소결 및 시사점 39
3.1. 비혼소 발전 대비 혼소발전의 발전비용 변화 40
3.2. 혼소발전의 성공적 운용을 위한 정책조합 도입 필요성 42

제4장 에너지정책 조합에 따른 연료비 단가 변화 47
1. 탄소가격과 청정연료 보조금 48
2. 정책조합 시나리오 분석 전제 50
3. 시나리오 분석 결과 55
3.1. 탄소가격만 반영 55
3.2. 탄소가격과 보조금 동시 반영 58
4. 소결 및 시사점 65
제5장 결론 71
1. 주요 결과 요약 71
2. 정책 시사점 76
3. 한계점 및 후속연구 제언 79
참고문헌 81