국내 해상풍력 LCR(Local Content Requirement) 제도 개선 방향

HIGHLIGHTS • 현재 해상풍력 관련 LCR(Local Content Requirement) 제도는 REC 가중치 제도 및 풍력 고정가격계약 경쟁입찰 제도 내부에 존재하고 있다. • REC 가중치 제도 하의 LCR 제도는 복잡하지만 핵심기술 개발 및 투자 유인에 대한 실효성이 없으며, 풍력 고정가격계약 경쟁입찰 제도 하의 LCR 제도는 구체적인 기준이 없는 상태이다. • LCR 관련 REC 가중치 추가 부여 기준의 상향, LCR 비율 산정 구성품별 기준비율 조정, 풍력 고정가격계약 경쟁입찰의 국내 경제·공급망 기여 효과에 대해 LCR 비율 또는 기금 조성 기여도에 따라 정량화하는 등 현 제도의 정교화를 통해 해상풍력 핵심기술의 개발 및 투자 유인이 필요하다. • LCR 제도가 해상풍력 공급망 고도화의 마중물이 될 수 있도록 국가 재생에너지 보급 목표 비중 상향 및 인허가 및 주민수용성 문제 해결을 위한 노력이 동시에 이루어져야 한다. 

청정수소 인증제 도입을 위한 온실가스 배출량 인증기준

HIGHLIGHTS2024년부터 청정수소 등급별 인증제가 시행됨에 따라 청정수소의 인증기준을 마련하는 것이 불가피 하게 되었다. 청정수소 인증제는 탄소중립 달성뿐 아니라 청정수소 중심의 수소경제 생태계를 구축하고 수소산업 육성을 통한 국가경제 발전에 기여하기에 매우 중요하다. 본 이슈브리프는 청정수소 인증제가 그 소기의 목적을 달성할 수 있도록 아래와 같은 인증기준을 고려할 것을 제안한다.1.  신재생에너지 공급의무화제도와 마찬가지로 3년 단위로 청정수소 인증기준을 조정하되, 인증 받은 청정수소의 배출계수(즉, 청정수소 기술수준)와 국가 온실가스 배출계수를 고려2.  청정수소 인증제의 도입시점인 2024년의 인증기준을 2026년 예상 국가 온실가스 배출계수인 41.5 g MJ-1 (5.0kg CO2-e kgH2-1)로 설정3.  청정수소 인증제의 시스템 경계를 유럽, 일본 중국 등의 해외사례와 유사하게 ‘원료 채취부터 생산’ (‘Cradle to Gate’ or ‘Well to Gate’ )으로 설정4.  수입수소를 청정수소 인증제에 포함하기 위해서 국제교역을 위한 인증기준 수립 1. 배경2022년 6월 개정된 ‘수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률’(이하 ‘수소법’)에 명시된 청정수소 등급별 인증제(이하 ‘청정수소 인증제’)[1]는 청정수소 판매·사용 의무제와 연계되어 있어 수소 관련 산업을 비롯해 앞으로 수소를 이용해 탄소중립을 이루고자 하는 전력 및 철강 등 국가 기간산업에도 중대한 영향을 미칠 것으로 전망된다. 국내에서는 ‘청정수소 교역 이니셔티브 포럼 2022’를 통해서 청정수소 인증제의 진행현황이 공유된 바 있다[2]. 유럽 등 청정수소 인증제를 공개한 국가들은 청정수소 인증제가 갖는 사회 및 경제적 중요성을 감안하여 초기 단계에서부터 이해당사자들의 참여를 유도하고 의견을 수용하는 과정을 거쳤다. 이에 본 이슈브리프는 탄소중립의 관점에서 청정수소 인증제의 핵심인 청정수소 인증기준을 확립하기 위한 방향성을 제시하여 이해당사자들의 논의를 촉진시키고자 한다. 2. 청정수소 인증제의 목적수소법의 제정 및 개정이유를 바탕으로 청정수소 인증제의 목적은 청정수소를 활용하여 탄소중립에 기여하고, 이를 통해 청정수소 중심의 수소경제 생태계를 구축하는 것에 있음을 알 수 있다. 따라서 앞으로 만들어질 청정수소 인증제 배출량 기준 및 시스템 경계 역시 다음의 세 가지를 모두 충족시킬 수 있어야 한다.1. 청정수소를 활용한 탄소중립에 기여2. 청정수소 중심의 수소경제 생태계 구축에 기여3. 수소경제 이행 및 수소산업 육성을 통한 국가경제 발전 촉진 Box 1. 수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률의 제정이유 및 개정이유(수소법 제정이유[3]) 수소가 주요한 에너지원으로 사용되는 수소경제 이행 촉진을 위한 기반을 조성하고, 수소산업을 체계적·효율적으로 육성하며, 수소용품 및 수소사용시설 등의 안전관리를 위하여 필요한 사항을 정함으로써 국가경제의 발전을 촉진하고 국민의 안전 확보에 이바지하려는 것임.(수소법 개정안 개정이유[4]) 수소경제가 지향하는 방향은 수소의 생산단계에서부터 대기오염물질이나 온실가스를 배출하지 않도록 함으로써 탄소중립에 기여하는 것이고, 이를 위해서는 수소의 생산·수입 등의 과정에서 이산화탄소를 배출하지 않거나 적게 배출하는 청정수소 중심의 수소경제 생태계를 구축할 필요가 있음.이에 청정수소에 대한 등급별 인증제를 도입하고, 수소연료 공급시설의 운영자 등에게 수소판매·사용량의 일정 비율 이상을 청정수소로 판매·사용하도록 하며, 전기사업자에 대하여 수소발전 입찰시장을 통해 수소발전량을 구매·공급하도록 할 수 있는 근거를 마련하여 청정수소의 사용을 촉진하고 탄소중립 실현에 기여하는 한편, 그 밖에 현행 제도의 운영상 나타난 일부 미비점을 개선·보완하려는 것임. 3. 청정수소 인증을 위한 배출량 기준청정수소 인증제가 탄소중립이라는 일차적인 목표에 기여하기 위해서는 다음의 조건을 만족시켜야 한다. 우선 청정수소 인증기준이 국가 온실가스 배출 계수[5]보다 낮아야 하며, 국가 온실가스 총배출량의 감소에 따라 청정수소 인증기준 역시 강화되어야 한다. 또한 지난 인증기간 내 인증 받은 청정수소 중 배출계수 상위 일정 비율(예, 90%)을 최소 인증기준으로 하여 청정수소 기술 간의 경쟁을 통한 기술개발 및 빠른 배출량 감축을 유도할 수 있다. 위의 조건들을 만족시키기 위해서 청정수소 인증제는 단계적 강화기준 및 장기계획을 공유하여 정책적 불확실성을 최소화하면서 기술중립적으로 설계되어 새로운 기술의 도입을 장려할 수 있어야 한다. 이에 청정수소 인증기준을 신재생에너지 공급의무화제도와 유사하게 3년 단위로 조정하되, 인증 받은 청정수소의 배출계수(즉, 청정수소 기술수준)와 국가 온실가스 배출계수를 고려하여 결정할 것을 제안한다.청정인증제 배출계수 기준은 탄소중립 목표의 기준년도인 2018년 온실가스 총배출량인 727.7Mt CO2e를 동일 년도 총 에너지 공급인 307Mtoe로 나눈 56.5g MJ-1로 할 수 있다[6]. 2030년의 온실가스 배출계수 기준은 온실가스 감축 목표 (2030년까지 2018년 대비 40% 감축)에 따라 2018년 대비 60% 수준인 34g MJ-1으로 2050년에는 0g MJ-1으로 하며, 각 값들을 순서에 따라 직선으로 연결하여 연도별 배출계수 기준을 구할 수 있다. 이를 기준으로 청정수소 인증제의 도입시점 (2024년)의 인증기준은 2026년의 예상 국가 온실가스 배출계수이자 41.5g MJ-1 (5.0kg CO2-e kgH2-1)로 정해질 수 있다. 이는 기준년도(2018년) 배출계수 대비 약 27% 낮은 수치이며, 중앙집중식 추출수소의 온실가스 배출량보다 약 57% 낮은 수준이다[7]. 비록 EU의 Certifhy GO[8]와 비교해서 도입시점 인증기준이 높은 수준이나, 3년 후인 2027년에 조정되는 청정수소 인증기준은 해당 인증기간 마지막 해인 2029년 국가 온실가스 배출계수를 기준으로 35.8 g MJ-1이하가 될 것이며, 청정수소생산 기술수준에 따라서 더 낮은 인증 기준으로 결정될 수도 있을 것이다.  인증기준이 그림1의 ①과 같이 고정될 경우, 어느 시점 이후 청정수소 인증기준이 국가 온실가스 배출계수보다 높게 되어, 청정수소 활용이 온실가스 배출을 증가시키는 결과를 낳게 된다. 반면에 인증기준이 그림1의 ②와 같이 고정된 비율로 강화될 경우, 온실가스 배출량 감축 측면에서의 장점이 있지만, 정책적 유연성이 떨어질 수 있다.  4. 청정수소 인증을 위한 시스템경계청정수소 인증제는 생산·수입 단계에서의 온실가스 배출량 정보를 바탕으로 수소연료 공급시설 운영자의 청정수소 판매·사용을 촉진하기 위해서 제안된 원산지보증(‘Guarantee of Origin’)의 형태를 갖는다. 따라서 청정수소 인증제의 시스템 경계는 ‘원료 채취부터 생산’(‘Cradle to Gate’ or ‘Well to Gate’ [9])으로 할 것을 제안한다(그림 2). 이는 원산지 보증이라는 목적에 가장 잘 부합하는 시스템 경계일 뿐만 아니라, 유럽, 일본 중국 등의 국가가 채택하여 국제 교역에서의 호환성을 확보하기에 유리하다(에너지경제연구원, 2021). 또한 국내에서 수소생산과 유통망은 대개 분리되어 있어 생산자의 의사결정 가능범위에 한해 배출량을 산정하는 것이 원산지 보증의 목적에 부합한다.  우리나라는 수입수소 의존도가 높을 것으로 전망되기에[10], 해외에서 생산된 수소의 배출량 인증기준을 마련하여야 한다. 이 경우, 생산공장 출하를 시스템경계로 하는 국내 생산 수소와는 달리, 수입자를 생산자로 가정하여, 국내 유통망에 도입되기 직전 단계를 수입수소의 시스템경계로 해야 한다. 시스템경계를 수입수소로 확장하기 위해서는 청정수소 국제 교역을 위한 국제적인 배출량 인증기준이 필요하다. 현재 대한민국을 비롯하여 유럽연합, 미국, 호주, 일본 등 20여개의 주요 국가들이 참여하는 국제수소연료전지 파트너십(IPHE, 2022)과 대한민국을 중심으로 한 청정수소 공급망 이니셔티브 등에서 이에 대한 논의를 진행 중에 있다. 따라서 수입수소를 포함한 국내 청정수소 등급 인증제를 확립하여 국제 거래 기준에 반영될 수 있도록 논의를 주도하고 향후 글로벌 공급망에서 유리한 위치를 확보하기 위한 노력이 필요하다. 국제적인 협약이 마련되기 전까지는 ‘IPCC에서 발간한 온실가스 인벤토리 국제 기준 문서(IPCC, 2019)’ 혹은, ‘국가별 온실가스 배출량 인벤토리(UNFCCC, 2022)’ 등에 근거하여 계산할 수 있을 것이다. 5. 맺으며: 청정수소 인증기준은 탄소중립을 목표로 해야제대로 설계된 청정수소 인증제는 청정수소를 중심으로 한 수소경제 생태계 구축을 통해 수소경제의 성장뿐 아니라 탄소중립에도 기여할 수 있을 것이다. 특히 수소 관련 업계는 청정수소 인증제의 인증기준에 따라서 관련 설비 투자 및 사업의 방향성에 많은 영향을 받을 수밖에 없으므로, 이에 대한 이해당사자들의 논의를 촉진하는 것은 중요하다고 할 수 있다. 이에 청정수소를 활용한 탄소중립이라는 주요 목표와 청정수소 중심 수소경제 생태계 구축이라는 목표를 기반으로 도입시점 청정수소 인증기준(41.5g MJ-1) 및 장기적인 인증기준 강화방안과 함께 시스템경계를 구축하기 위한 방향성을 제시하였다. 본 이슈브리프가 청정수소 인증제에 대한 이해당사자들의 건전한 논의를 촉진시키고 길게는 청정수소를 활용한 탄소중립 수소경제라는 방향성을 확보하는데 도움이 되기를 기대한다. -------------------------- 출처 첨부 이슈브리프 참고 

합리적인 이격거리 규제, RE100을 위한 첫 걸음

HIGHLIGHTS• 산업부의 ‘태양광 발전시설 입지 가이드라인’ 발표에도 불구하고 전체 기초 지자체의 57%가 태양광 이격거리 규제를 도입하였으며 이 중 82%가 100m를 초과하는 이격거리를 설정함• 전국의 기초 지자체를 대상으로 도로 및 주거지역 이격거리의 변화에 따른 태양광 잠재량을 분석한 결과, 현 이격거리 규제는 태양광 발전 잠재량을 80% 가까이 제한하고 있음• 주거지역 보다는 도로 이격거리 규제가 태양광 잠재량 확보에 더 큰 제약조건임• 지역별로 산업의 입지, 발전소 부지 보유 수준, 도시 과밀도가 상이하기 때문에 각 지역에 적합한 정책을 정교하게 설계하는 것이 필요함• 기업들의 RE100 선언이 줄을 잇고 있는 반면 발전소 부지 부족으로 인해 태양광 발전사업허가 수는 줄어들고 있는 현 상황을 고려하여 태양광 이격거리 규제에 대한 개선은 보다 빠르게 시행되어야 함   †시장 잠재량이라 명시되지 않은 경우, 본 이슈브리프에서의 "잠재량"은 기술적 잠재량을 의미함 1. 들어가며 최근 몇 년 간 태양광 발전시설이 폭발적으로 증가하면서 발전소가 위치하는 지역 주민과 발전사업자 간의 갈등 또한 증가하였고, 이에 따라 관할 행정기관은 주민들의 민원을 미연에 방지 또는 해소하기 위한 것을 주된 목적으로 각 지방자치단체(이하 지자체)의 조례에 태양광 이격거리 규제를 도입해왔다(한국에너지공단, 2022). 산업통상자원부(이하 산업부)에서는 지자체장이 원칙적으로 태양광 발전시설에 대한 이격거리 기준을 설정·운영하지 않도록 하는 ‘태양광 발전시설 입지 가이드라인’을 발표하였다(산업통상자원부, 2017). 하지만 해당 가이드라인은 법적 구속력이 없는 권고사항이라는 한계가 있어 2017년 이후에도 이격거리 규제를 도입하는 기초 지자체는 꾸준히 늘었고 현재 총 226개의 기초 지자체 중 129개(57%)가 이격거리 규제를 시행 중이다. 그 중 105개 기초 지자체(82.0%)의 도로 이격거리 규제가 ‘태양광 발전시설 입지 가이드라인’에서 제시한 100m를 초과하며, 200m 이상인 기초 지자체가 102개, 400m를 초과하는 곳도 46개에 이른다. 특히 울진군, 청송군, 구례군, 완도군, 장흥군 등의 일부 기초 지자체의 경우에는 도로 이격거리 규제가 1,000m에 이르기도 한다.  이미 산업부는 ‘태양광 발전시설 입지 가이드라인’을 통해 빛 반사, 전자파, 유해성분 등 태양광 발전시설의 유해성에 대한 우려는 근거가 희박한 것임을 밝힌 바 있다. 그러나 주민 민원을 우려하여 과도하게 보수적으로 설정된 이격거리로 인해 국토 활용도가 낮아진다는 점이 꾸준히 지적되고 있다. 한편 전력소비량을 전부  재생에너지로 대체하고자 하는 글로벌 이니셔티브인 RE100에 가입하는 기업이 증가함에 따라 재생에너지 공급량 확대의 요구는 더욱 커지고 있다. 특히 애플 등 주요 글로벌 기업들은 2030년까지 공급망의 탈탄소화를 요구[1]하고 있고 이러한 추세는 더욱 강화될 전망이다. 따라서 이격거리 규제의 합리적 개선을 통해 산업부문의 재생에너지 수요를 충족시키고 국제 경쟁력을 강화하는 것이 무엇보다 중요한 시기라고 할 수 있다.  2. 이격거리 규제에 따른 태양광 잠재량 현황본 이슈브리프에서는 전국의 기초 지자체를 대상으로 도로 및 주거지역 이격거리의 변화에 따른 태양광 잠재량을 분석하였다. 이를 위해 Global Solar Atlas[2]로부터 수평면전일사량을 확보하였으며, 지리정보시스템(GIS)을 이용해서 상위법 상 규제 (한국에너지공단, 2020; 기후솔루션, 2020)(Appendix 1)를 각 226개의 기초 지자체에 적용하여 분석하였다(Appendix 2). 먼저 각 기초 지자체별 도로 및 주거지역 이격거리 규제를 적용한 경우와 이격거리 규제가 각각 0m, 100m(태양광 발전시설 입지 가이드라인), 300m(도로 이격거리 규제 적용 기초자치단체 중 50% 이상이 적용한 거리) 등으로 통일된 경우를 비교하였다[3](그림2).  위 그림에서와 같이 현 이격거리 규제 하에서보다 이격거리 규제를 완화함에 따라 태양광 설치 가능 면적이 점차 증가하는 것을 볼 수 있다. 이격거리 규제가 존재하지 않는 경우에 비해 현 이격거리 규제 하에서는 설치가능 면적의 22.7%를 사용할 수 있을 뿐이며, 잠재량은 절반에도 미치지 못하는 수준이다(표 1). 현 이격거리 규제를 ‘태양광 발전시설 입지 가이드라인’에서 권고하는 100m로 낮추기만 해도 798TWh의 추가 잠재량을 확보할 수 있는데, 이는 2021년도 총 발전량(602TWh[4])을 상회하는 수치이고, 설치용량으로는 438GW 수준에 달한다.       *설치가능 용량 첨부 이슈브리프 각주 5 참고 3. 이격거리 규제 완화를 통한 태양광 잠재량 확보 다음으로 도로 및 주거지역 이격거리 규제를 각각 완화하면서 태양광 잠재량의 변화를 살펴보았다. 그림 3에서 볼 수 있다시피 현재의 주거지역 이격거리 규제를 그대로 둔 채 도로 이격거리 규제를 0m까지 완화할 경우 524 TWh(현재 대비 약 두 배 수준)의 추가적인 태양광 잠재량을 확보할 수 있다(그림 3, 좌). 그에 반해 반대의 경우, 즉 도로 이격거리 규제를 그대로 둔 채 주거지역 이격거리 규제만을 완화하는 경우 확보할 수 있는 추가 태양광 잠재량은 현재 대비 18% 남짓(104TWh)에 불과하다(그림 3, 우). 이는 주거지역의 경우 대부분 도로와 인접한 반면에, 도로의 경우 주거지역에서 떨어져 있는 곳들도 많기 때문이다. 이에 따라 현 주거지역 이격거리 규제로 인해서는 이격거리 규제가 없을 때에 비해 43% 수준의 태양광 잠재량을, 현 도로 이격거리 규제로 인해서는 이격거리 규제가 없을 때에 비해 단 27% 수준의 태양광 잠재량만을 활용할 수밖에 없다(표 2). 따라서 이격거리 규제를 전면 완화하기 어려운 경우 도로 이격거리 규제를 먼저 개선하는 것이 바람직하며, 이 경우에도 최소 100m까지는 완화해야 의미 있는 수준의 추가 태양광 잠재량 확보가 가능하다.          *제목 "도로 이격거리 규제 변화에 따른 태양광 잠재량 변화" 첨부 이슈브리프 각주 6 참고 위의 결과를 광역 지자체별로 나누어 보면 아래 표와 같다(표 3). 이격거리 규제가 없을 때에 비해 현 이격거리 규제로 인해 가장 많은 잠재량의 손실이 있는 광역 지자체는 충청남도로, 전체 311.2TWh 중 단 25.6TWh(8%)만을 활용할 수 있을 뿐이다. Appendix 1에서 볼 수 있다시피 농업진흥지역, 생태·경관보전지역, 갯벌 등 이격거리 규제 외에 태양광을 설치할 수 없는 지역을 모두 제외했음에도 불구하고 10%에도 못 미치는 잠재량만을 활용할 수 있는 것을 볼 때 이격거리 규제가 국토 활용도를 현저하게 저하시킨다는 사실은 보다 명확해진다. 이 외에 제주, 경북, 전남 등의 광역 지자체에서도 이격거리 규제로 인해 태양광 잠재량의 20% 미만 수준밖에 활용할 수 없다. 특히 경북 지역에는 포항 및 구미 국가산단 등 기업들이 많이 입주해 있기 때문에 산업체의 RE100 달성, 송전비용 최소화 및 계통혼잡 방지를 위해서도 이격거리 규제 개선을 적극적으로 고려할 필요가 있다. 반면 서울, 부산, 광주, 대전, 울산, 세종 등 광역 지자체의 경우 이격거리 규제의 유무에 따른 잠재량의 변화가 0% 수준으로 미미하여 규제 개선 효과가 거의 없는데, 이는 이미 도시가 과밀화되어 태양광을 설치할 수 있는 면적이 거의 없기 때문인 것으로 보인다. 따라서 이러한 지역의 경우 건물 옥상 및 주차장 등에 태양광을 설치할 수 있도록 정책을 설계하는 접근법이 보다 효과적일 것이다. 아래 그림에서는 각 광역 지자체별로 현행 이격거리 규제 하에서의 태양광 잠재량, 그리고 도로 및 주거지역 이격거리 규제 각각을 300m, 100m, 규제가 없을 경우까지 완화하였을 때 추가 확보 가능한 태양광 잠재량을 나타내었다(그림 4). 이격거리 규제를 산업부의 가이드라인에서 최대 이격거리로 규정하고 있는 100m까지 줄일 경우 모든 광역 지자체[7]에서 현 규제 하의 잠재량을 뛰어넘는 추가 잠재량을 확보할 수 있음을 알 수 있다. 눈에 띄는 점은 경북의 경우 현 이격거리 규제 수준이 지나치게 높아 이격거리 규제를 300m까지만 줄여도 현재 잠재량의 74%에 달하는 양의 잠재량을 확보할 수 있다는 점이다. 따라서 해당 지역의 경우 태양광 이격거리 규제의 완화를 보다 적극적으로 검토하여야 한다.  4. 마치며국내 태양광 이격거리 관련 현 규제에 따른 태양광 잠재량을 분석한 결과 규제가 없는 경우와 비교하여 22% 수준의 태양광 잠재량 밖에 활용할 수 없다는 것과 주거지역 보다는 도로 이격거리 규제가 태양광 잠재량 확보에 더 큰 제약조건임을 파악하였다. 또한 지역별로 산업의 입지, 발전소 부지 보유 수준, 도시 과밀도가 상이하기 때문에 각 지역에 적합한 정책을 정교하게 설계하는 것이 필요하다는 것을 알 수 있었다. 기업들의 RE100 선언이 줄을 잇고 있는 반면 발전소 부지 부족으로 인해 태양광 발전사업허가 수는 줄어들고 있는 현 상황을 고려할 때, 태양광 이격거리 규제에 대한 개선은 보다 빠르게 시행되어야 한다. 이미 오랜 기간 동안 태양광 이격거리 규제 개선에 대한 논의가 진행되어 왔고, 사회적 공감대도 이루어진 것으로 보인다. 규제 개선 후 추가 확보할 수 있는 태양광 잠재량이 확인된 만큼 즉각적인 정책 변화가 일어나기를 기원한다. --------------------------------------------------------------------[1], [2], [3], [4], [7] 첨부 이슈브리프 각주 참고 

CCfD(Carbon Contract for Difference), 국내 논의의 첫 걸음

HIGHLIGHTS•   다양한 연구에서 저탄소 생산방식에 대한 연구개발이 적극적으로 이루어지고 있는 반면 상용화까지는 쉬이 이어지지 못하고 있는 원인으로 배출권거래제 시장의 낮은 탄소가격과 높은 가격 변동성 등을 언급•   네덜란드, 독일 등 다양한 유럽 국가들은 개별 기업의 저탄소 기술 채택 유인을 높이기 위해 탄소차액계약제도 (Carbon Contract for Difference, CCfD)를 도입하여 운영하거나 운영할 계획 수립 중•   CCfD란 정부와 기업이 단일 프로젝트에 대해 고정가격(strike price)을 설정하고, 시장의 탄소가격(배출권 가격)이 이에 미달할 경우 정부가 그 차액을 지불하는 한편, 탄소가격이 고정가격을 초과하는 경우 기업이 그 초과금액을 정부에 지불하는 장기계약을 의미하며, 안정적인 수익 흐름 구조의 형성으로 탄소가격 변동에 따른 불확실성이 제거되어 프로젝트의 자금조달 비용뿐 아니라 전체 소요 비용이 낮아지는 효과를 유발•   CCfD를 우리나라 실정에 맞게 도입하고 효율적으로 운영하기 위해서는 다음의 내용들을 반영하여 제도 설계가 이루어져야 할 것임     -  CCfD 지원 모집 기술 후보군의 선정     -  CCfD 고정가격 및 자금 배분 방식 결정     -  CCfD 지원 규모 및 예산 조달 방안 결정 0. 들어가며 2021년 국가온실가스 배출량은 680백만톤으로 잠정 집계되었으며, 이는2019년 대비[1] 3.0% (-21백만톤) 감소한 수치이다. 특히 전환부문의 기여가 컸다. 전체 발전량 증가에도 불구하고 석탄화력의 발전 비중 축소로 2019년 대비 발전∙열 생산 부문의 온실가스 배출량은 27백만톤 감소하였다. 그러나 산업부문의 노력은 아직 통계상으로 확인되지 않는다. 철강과 석유화학 산업의 에너지 관련 온실가스 배출은 제품 수요 회복 및 국내 설비 증설 가동 영향으로 2019년 대비 각각 1.1백만톤, 6.3백만톤 증가하였다.국가 온실가스 배출량의 약 35% 이상이 산업부문에서 발생하고 있는 점을 감안하면, NDC 달성 및 탄소중립 이행에서 우리나라 산업부문의 역할이 중요하다. 뿐만 아니라 EU의 탄소국경조정세 도입 검토 등의 정치경제적 리스크는 수출 의존도가 높은 국내 탄소 다배출산업의 산업경쟁력 저하 가능성을 시사한다. 이러한 국내외 여건을 고려할 때 산업부문의 조속한 저탄소화 이행 노력이 요구되지만, 저탄소화 이행은 저탄소 기술 개발 및 대규모 투자가 동반되는 부분이기 때문에, 현 시점에서 기업의 노력만으로는 해소하기 어려운 부분이 있다.이에 네덜란드, 독일 등 다양한 유럽 국가들은 개별 기업의 저탄소 기술 채택 유인을 높이기 위해 탄소차액계약제도(Carbon Contract for Difference, 이하 CCfD)를 도입하여 운영하거나 운영할 계획 중이다. 우리 정부 역시 지난 2021년 12월 “탄소중립 산업 대전환 비전과 전략” 발표에서 독일의 CCfD와 같은 탄소가격 인센티브 도입 방안을 검토할 계획을 언급하였다. 본 이슈브리프는 유럽 내 CCfD에 대한 논의와 운영 현황, 계획 등을 정리하여 해당 제도에 대한 이해를 높이고 이를 국내 산업에 적용하려고 할 때 어떠한 고민이 필요할지 요점을 정리하여 공유하고자 한다. 1. CCfD의 개념과 논의 배경기후위기의 시급성에 대한 공감대가 형성되면서, 저탄소 생산방식에 대한 연구개발이 적극적으로 이루어지고 있으나 상용화까지는 쉬이 이어지지 못하고 있다. 파일럿 단계를 넘어선 프로젝트들이 “죽음의 계곡(valley of death)[2]”을 극복하지 못하였기 때문인데, 다양한 연구에서 그 원인으로 배출권거래제 시장의 낮은 탄소가격과 높은 가격 변동성을 언급한다. 뿐만 아니라 정부에 대한 신뢰성 문제, 배출권 할당기간을 넘어서는 투자기간 역시 저탄소 기술에 대한 투자 촉진을 어렵게 하는 요소이다(Helm and Hepburn, 2005).이러한 한계점을 극복하고 저탄소 혁신기술에 대한 투자유인을 높이기 위해 탄소계약제도(Carbon Contract)와 CCfD가 제안되었다. 탄소계약제도는 탄소 배출저감에 대한 비용을 보전해주는 개념으로, Helm and Hepburn(2005)에서 처음 제안되었다. CCfD는 배출저감에 따른 비용에서 탄소의 시장가격(배출권 가격)을 차감한 금액을 지원하는 개념으로, Richstein(2017)에서 처음 논의되었으며 이후 다양한 저자들에 의해 발전하였다(Agora Industrie et al., 2022). CCfD는 배출저감 비용을 보전하여 기업들의 저탄소 혁신기술에 대한 채택 유인을 높이고자 한다는 점에서 탄소계약제도와 유사하나, 배출권거래 시장과의 직접적인 연계 여부에서 차이를 보인다[3]. CCfD의 구체적인 작동원리는 [Box1]과 같다[4]. 정부와 기업이 단일 프로젝트에 대해 고정가격(strike price)을 설정하고, 시장의 탄소가격(배출권 가격)이 이에 미달할 경우 정부가 그 차액을 지불하는 한편, 탄소가격이 고정가격을 초과하는 경우 기업이 그 초과금액을 정부에 지불한다. 안정적인 수익 흐름 구조의 형성으로 탄소가격 변동에 따른 불확실성이 제거되어 프로젝트의 자금조달 비용뿐만 아니라 전체 소요 비용이 낮아지는 효과를 유발한다. 아울러, 자금조달 비용 하락으로 해당 프로젝트에서 요구되는 최소 탄소가격 수준(required CO2 price level)도 낮아진다(Richstein and Neuhoff, 2019).   2. 해외 운영 사례 및 계획CCfD 도입 및 운영에 대한 논의가 유럽 지역에서 특히 적극적으로 이루어지고 있다. 현행 배출권거래제 운영만으로는 저탄소 생산방식으로의 전환을 유도하기가 어려울 뿐만 아니라 기후목표를 달성하기도 어려울 것이라는 점에 대한 공감대가 형성된 영향이다. 따라서 배출권거래제 제도 개선뿐만 아니라 추가적인 지원제도가 필요하다는 점에는 모두가 이견이 없는 듯하다.네덜란드는 기존 CfD 제도였던 SDE+를 개선하여 저탄소 생산기술 항목을 추가한 SDE++를 운영하고 있으며, 이는 2022년 7월 기준 운영중인 유일한 CCfD 개념의 제도라고 할 수 있다. 독일은 2020년 국가수소전략 보고서를 통해 철강 및 화학산업을 대상으로 CCfD 파일럿 프로그램을 운영할 계획을 밝혔다[5]. 뿐만 아니라 유럽연합 집행위원회는 2021년 CCfD의 운영 근거를 배출권거래제 개정법안[6]에 담아 EU 차원의 제도 운영 가능성을 시사하였다.2.1. 네덜란드 SDE++[7]2.1.1. 제도 개요네덜란드는 그간 재생에너지 기반 전력 생산기술을 대상으로 CfD 성격의 SDE+를 운영해왔는데, 2020년 하반기 다양한 적격 기술 항목을 추가하며 SDE++로 확장하였다. [표 1]에 표기된 것과 같이 재생에너지를 이용한 전력/열 생산 뿐만 아니라 산업용 히트펌프, 전기보일러, 유리 용광로, CCUS, 전기분해 수소 등의 기술도 포함되어 있다. 아울러 기술별 요구조건은 매년 브로셔를 통해 공개한다. 2.1.2. CCfD 지원 대상 선정 방식: 고정가격 경쟁입찰+선착순SDE++는 고정가격(strike price)에 기반한 보조금집약도(subsidy intensity)의 경쟁입찰 방식으로 운영된다. 보조금집약도 계산 산식은 [Box 2]와 같다. 여기서 장기가격은 에너지(전력, 열) 또는 배출권에 대한 가격 전망치를 의미한다. 즉, SDE++는 단위당 지급금액이 적을 것으로 예측되는 기술부터 지원하는 기술중립적 제도로 운영된다. 이때 입찰은 보조금집약도 상한 구간별로 이루어지는데([표2] 참고), 기술별로 요구되는 상한 구간별 동일한 구간 안에서 입찰에 따른 프로젝트 선정은 선착순[8]이다. 아울러 제한된 예산을 두고 입찰하는 것이기 때문에, 전체 예산 범위 내에 존재하는 프로젝트에 대해서만 지원이 이루어진다.선정된 프로젝트들은 매년 개별 고정가격에서 시장가격을 제한 금액에 에너지 생산량 또는 이산화탄소 저감량을 곱하여 실제 보조금을 지급받는다. 즉, 고정가격에 실제 에너지 생산량 또는 이산화탄소 저감량을 곱한 가격에서 매출 등을 보정하여 매년 실제 보조금 지급액이 결정되는데, 여기에서 매출은 실제 에너지 판매량에 대한 수익, 배출권 판매 수익과 배출권 매입 절감금액 등을 포함한다.   사례를 들어 설명해보자([Box3] 참고). SDE++ 2022의 브로셔에 따르면 CCU 항목에서 기존 폐기물 소각 플랜트에 신규 연소 후 포집(post-combustion) 장치를 설치한 후 가스 형태로 이를 운반하는 사업의 경우, Phase1에서의 최대 입찰가능 금액은 114.7464 €/tCO2이다. 또한, 2022년 보정금액은 52.2510 €/tCO2로 결정되어 있다. 따라서 만일 어떤 기업이 이 항목에 해당하는 A라는 프로젝트에 대해 최대 입찰가능 금액으로 입찰하여 선정되었다면, A 프로젝트는 2022년에 62.4954 €/tCO2에 실제 포획량을 곱한 만큼 지불 받는다.  2.1.3. 운영현황2022년 SDE++의 전체 예산 130억 유로로 책정되어, 2021년의 50억 유로에서 대폭 증액되었다. 지난 2021년 입찰에 총 4,109건(신청액 기준 121억 유로)이 신청하였으며, 그 중 태양광 관련 프로젝트가 3,915건(신청액 기준 약 22억 유로)에 달한다. 한편, 신청액 기준으로는 CCS가 61억 유로로 가장 큰 부분을 차지하였다. 이에 따라 Aurora Energy Research(2022)는 2021년 SDE++는 톤당 75유로 선에서 전체 예산이 청산되었을 것으로 보았다. 저탄소생산 항목 등이 포함된 2020년부터 네덜란드 SDE++의 예산은 주로 태양광 발전 및 CCS 프로젝트에 배정되고 있다.   2.2. EU유럽연합 집행위원회는 지난 2021년 7월 배출권거래제 개정법안에 CCfD[9] 운영 내용을 담아 EU 차원의 제도 운영 가능성을 시사하였으며, 해당 개정법안은 내용이 일부 수정되어 2022년 6월 22일 유럽의회를 통과하였다. 뿐만 아니라 2022년 5월 러시아산 화석연료 의존도를 낮추기 위한 계획인 REPowerEU에서 역시 기존 수소 생산방식을 천연가스 기반에서 재생에너지로 완전히 전환하고 철강과 같은 산업분야에서 수소 기반 생산공정으로 전환할 수 있도록 CCfD를 도입하겠다라고 언급하였다[10].2022년 7월 현재 구체적인 운영안이 발표된 것은 아니므로, 본 이슈브리프는 집행위원회의 법안 및 영향평가보고서(Impact Assessment Report), 그리고 이를 일부 수정하여 통과된 의회의 법안에 언급된 수준에서의 내용을 정리하였다[11].2.2.1. 집행위원회(안)집행위원회가 제시한 개정법안은 CCfD가 기후친화적 혁신기술의 투자자들로 하여금 현재 EU-ETS 가격 수준 이상에서 유도되는 것 이상의 가격을 보장함으로써 산업계에 배출저감을 유도하는 중요한 수단이라고 강조하며, 혁신기금(Innovation Fund)[12]의 지원 범위가 CCfD 등 가격 경쟁 입찰을 통한 프로젝트 지원으로 확대되어야 한다고 보았다. 또한, 이러한 종류의 지원에 대한 구체적인 규칙 수립에 대한 권한을 집행위원회에 위임하였다.이를 시행하게 된다면, 개별 국가 단위 또는 유럽연합 단위의 공공기관과 생산자간 계약을 맺게 되는데, 이 계약은 [Box 4]와 같은 산식을 따르게 된다. 2.2.2. 의회(안)유럽의회는 CCfD 도입과 관련하여 집행위원회보다 조금 더 구체적인 조건을 언급한다. 우선 의회(안)은 집행위원회(안)에 덧붙여 CCfD가 신기술의 업스케일링(up-scaling)을 통해 산업계의 온실가스 배출저감을 유도하는 수단이며, CCfD의 입찰이 가격 경쟁뿐만 아니라 기술중립적이며 지리적 균형 원칙을 고려해야 함을 강조한다. 아울러, CCfD 지원수단인 기존 혁신기금을 기후투자기금(Climate Investment Fund)으로 변경하였다. 기후투자기금은 EU ETS 법안이 다루는 섹터의 탈탄소화, 무오염(zero pollution), 순환성(circularity) 목적에 상당히 기여하는 기술 및 공정의 혁신을 지원하는 것뿐만 아니라, 더 이상 혁신적이지는 않지만 온실가스 감축 잠재량이 상당하여 EU의 2030 기후 목표 달성에 기여할 수 있는 기술 및 공정의 규모를 확대하는 것(scaling up)을 목적으로 한다.   3. 국내 도입 시 필요 고민사항(Design options)3.1. CCfD 지원 모집 기술 후보군의 선정CCfD를 제도화하여 국내에서 시행하고자 한다면, 우선 어떤 기술군을 지원할 것인지를 결정해야 한다. 기술 중립적인 제도를 추구할지라도 유럽 사례에서 확인되듯 큰 틀에서의 기술 항목은 미리 결정하여 모집하기 때문이다. 네덜란드 SDE++는 전력산업의 CfD에서 시작하여 전력 및 열 생산 부문에서의 혁신기술 보급을 지원하였으며, 이후 CCUS로 대상을 확대하였다. 이는 북해 유전 지역을 기반으로 CCS 기술을 일찍이 상용화하고자 하는 네덜란드 정부 목표와 맞닿아 있다. 반면, 독일은 국가수소전략에서 수소 수요 확대를 위한 전략으로 CCfD를 다뤄 지원대상이 철강, 화학부문에 집중되어 있다. 이렇듯 CCfD를 도입하는 정책적 목표와 맥락이 분명해야 지원 기술 후보군을 명확하게 설정할 수 있다.현재 우리나라는 CCfD와 관련하여 “탈탄소를 유도하기 위한 기업 지원책이다” 이상의 논의는 이루어지지 않고 있는데, 궁극적으로 CCfD 도입 및 운영을 통해 달성하고자 하는 세부 목표 설정이 필요하다. 독일과 마찬가지로 국내 수소 경제 이행의 기반으로 활용하고자 한다면, 철강 수소환원제철, 연료전지, 수전해, 수소 활용 시멘트 킬른 등의 기술이 우선적으로 지원 후보군에 오를 것인 반면, 강화되는 글로벌 탄소 무역장벽 속에서 국제 수출경쟁력을 유지하는 것을 세부 목적으로 한다면, 산업별 탄소집약도 및 수출의존도를 고려하여 지원 산업을 선정하게 될 것이다.동시에 중요한 것은 CCfD 제도 운영의 궁극적인 목적은 2050년 탄소중립 사회 달성이라는 점이다. 따라서 CCfD 지원은 탄소중립 목표 달성에 부합하는 프로젝트에 이루어져야 한다. McWilliams and Zachmann(2021)은 에너지효율 개선 등을 통한 점진적(incremental) 배출저감 기술은 CCfD 지원 대상에서 제외되어야 하며, 학습곡선이 가팔라 현저한 생산비용 저감으로 이어질 수 있는 기술이 우선적으로 선호되어야 한다고 보았다. 한편, Climate Strategies et al.(2021)은 산업별 최대 배출 기준을 결정하고 이 기준을 충족시키는 프로젝트만 경쟁에 참여할 수 있도록 해야 한다고 주장하였다.3.2. CCfD 고정가격 및 자금 배분 방식 결정3.2.1. 경쟁입찰 방식현재 유럽의 사례에서는 경매를 통해 고정가격을 결정하고 프로젝트를 선정하는 방식이 주로 논의되고 있다. SDE++는 대표적인 비용효율성 중심의 경매 제도이며, EU 의회 역시 ETS 개정법안에서 CCfD가 기술중립적, 가격경쟁 입찰이라고 언급한다. 다만, 현재 각 산업별 저탄소기술의 성숙도가 상이하기 때문에, ETS에서 다루는 모든 영역의 기술을 하나의 경매시장에서 경쟁하는 것은 비효율적일 수 있다. 비용효율성만이 강조될 경우, 저감 잠재량은 높지만 타 기술대비 비교적 비싼 기술은 쉽게 배제되고, 궁극적으로 기대 파급효과가 큰 혁신 기술의 확산이 지연될 수 있기 때문이다. 실제로 SDE++에 CCUS가 포함된 이후 CCS에 많은 예산이 배정되면서, 대규모 태양광 발전과 풍력발전 등이 SDE++ 예산을 충분히 확보하지 못한다는 지적이 있다.  McWilliams and Zachmann(2020)은 이러한 문제를 방지하기 위해 기술 성숙도 등에 따라 입찰 라운드를 구분하는 것을 제안한다. 입찰 라운드 구분이 적을수록 입찰 시점 기준 가장 효율적인 기술에 많은 지원을 제공할 수 있는 반면, 구분이 많을수록 다양한 범위의 기술을 지원할 수 있다. 하지만 정책입안자가 가진 기술에 대한 사전정보가 불완전하므로 향후 한계감축비용에 대한 정보가 수집될수록 라운드 구분은 이를 반영하여 변경될 수 있다. 한편, Fabra and Montero(2020)는 사전적으로 기술을 분류하여 입찰하기 보다는 일부 희망 기술에 대해 최소한의 쿼터를 제공하는 경매의 형태를 제안하였다.  3.2.2. 협의 방식일반적으로 표준화된 제품 또는 용역은 경매를 통해 가격 경쟁을 유발하는 것이 적절하나, 기술적, 법적, 재무적으로 복잡하여 사전적 정보가 불충분한 프로젝트의 경우 협의를 통해 사후의 재협의 리스크를 줄이는 것이 중요하다고 알려져 있다. 특히 응찰자가 적을 것으로 예상되는 경우, 경쟁 입찰의 장점은 더욱 희석된다.특히 Climate Strategies et al.(2021)은 응찰자의 기회주의적 행동이 온실가스 배출 저감 목적에 위배될 수 있음을 경고하는데, 과도하게 낮은 비용으로 응찰하여 지원 대상자로 선정된 후 신기술 성능(유지관리비 및 실패율 등) 등과 관련하여 추가적인 비용을 요구하는 low-balling 전략이 실제 국가 인프라 구축 프로젝트에서 종종 발생한다. 특히 이러한 행동은 재무적으로 큰 비용이 소요되는 가운데, 재입찰 역시 쉽지 않아 공급자가 프로젝트 중간에 조달자(procurer)를 압박할 수 있는 경우에 발생할 수 있으며, 조달자인 정부는 결국 비용 초과 및 지연을 용인하게 된다. 따라서 이러한 불확실성을 사전에 줄일 수 없다면, 가격 상한선을 정하는 등 사전에 양당사자간 충분한 협의 절차를 거치는 것이 합리적일 수 있다. 그러나 협의 방식을 거치더라도 계약 양당사자간 정보 비대칭성에 따른 비효율은 불가피하다. 따라서 협의를 통해 우선 지원대상자를 정한 후 입찰을 진행하는 등 협의와 경쟁입찰을 적절히 조합하는 것도 가능하다. 또한 여러 번의 계약 진행을 통해 정부 역시 저탄소 기술 혁신과 관련한 학습이 이루어지고, 혁신 기술 공급자가 증가하기 때문에 점진적으로 협의의 비중을 줄이고 경쟁입찰 비중을 늘리는 것도 가능하다.3.3. CCfD 지원 규모 및 예산 조달 방안 결정기술 후보군 또는 산업군을 선정하였다면, 이후 CCfD 운영을 통한 온실가스 배출 저감 목표를 결정해야 하며, 이는 결국 예산 규모와도 연계된다. 아울러 예산을 어디에서 조달할 것인지도 확인해야 하는데, 이는 결국 CCfD 운영의 세부 목적 및 거버넌스와 연계되는 문제이다. 네덜란드 SDE++는 경제, 기후정책부(Ministry of Economic Affairs and Climate Policy) 예산으로 운영되는 반면, EU는 ETS 개정법안에서 CCfD를 다루는 만큼 ETS 배출권 수익기금(현 혁신기금, 향후 기후투자기금으로 명칭 변경 예정)으로 이를 지원할 예정이다.따라서 국내에서 CCfD를 도입하려고 한다면, 산업부, 기획재정부, 환경부 등 주무관청의 예산을 이용하거나 배출권 수익을 이용할 수 있을 것이다. 단, 배출권 수익을 CCfD 예산으로 이용하게 된다면, EU의 사례에서처럼 K-ETS제도와 연계되어 도입·운영되어야 한다. 이는 결국 배출권 유·무상할당 계획과 연계되는 부분이며, 충분한 규모로 CCfD를 운영하기 위해서라도 점진적 무상할당 축소 및 유상할당 확대 필요성이 강조될 것이다. 4. 마치며: 국내 실정에 맞는 CCfD 도입에 대한 논의가 필요CCfD는 수익 흐름을 균일하게 보장하여 신기술의 경제성 개선 및 보급 확대에 기여한다는 점에서 산업부문의 저탄소화 노력에 효과적인 정책적 기반이 되어줄 것이다. 다만, 한번 도입되어 시행될 경우 다수의 프로젝트에 대해 최소 10년 이상 자금을 지원해야 하기 때문에 국내 실정에 맞는 세밀한 제도 설계가 요구된다.앞서 언급했듯 유사한 제도가 네덜란드 등 유럽 지역에서는 이미 운영되거나 논의되고 있으며, EU 집행위원회와 의회는 이미 EU 차원의 CCfD 운영을 위한 법적 근거를 마련하고 있다. 독일은 아직 CCfD 도입과 관련한 구체적인 법적 근거나 내용이 공개되지 않아 본 이슈브리프에서는 다루지 못하였다. 그러나 해당 내용이 발표 되는대로 정리하여 업데이트하도록 하겠다. 사단법인 넥스트는 본 이슈브리프가 한국형 CCfD 도입과 관련한 구체적인 논의의 첫 시작이 되기를 바란다.   [1] 2020년 대비로는 3.5% 증가하였으나, 2020년은 팬데믹 상황으로 인해 글로벌 경제가 침체되고 산업활동이 위축되었던 시기인 점을 감안하여 2019년과 비교하는 것이 타당하다.[2] 혁신 초기 단계에서 기술 개발의 성공에도 불구하고 자금과 지원 부족 등으로 인해 지속적인 발전이 저해되며 상용화에는 실패하게 되는 단계를 의미한다(Ellwood et al., 2022)[3] 탄소계약제도 역시 정부가 탄소시장에 판매한다는 점에서 해당 제도와 배출권거래제가 간접적으로 연계될 수 있다. [4] 사실 CCfD의 작동원리는 재생에너지 시장의 CfD(Contract for Difference)와 매우 유사하다. 다만, CfD의 거래 대상이 재생에너지 기반 전력이라면, CCfD의 거래 대상은 이산화탄소이다.[5] Federal Ministry for Economic Affairs and Energy(2020)[6] European Commission(2021)[7] Stimulering Duurzame Energieproductie en Klimaattransitie; Stimulation of sustainable energy production and climate transition[8] 입찰 일자에 따른 선착순을 진행하는 것으로, 입찰 시간에는 차등을 두지 않는다. 예컨대 A기업이 6월 28일 오전 11시에 55 €/t CO2를, B기업이 같은 날 오후 2시에 53 €/t CO2를, C기업이 6월 29일 오전 11시에 50 €/t CO2를 제시하였다면, B-A-C의 순서로 예산을 배정받는 것이다. [9] 개정법안은 Carbon contracts for difference의 약어를 CCDs로 표기하였으나, 그 의미가 CCfD와 동일하기 때문에 본 고에서는 CCfD로 표기함[10] European Commission(2022)[11] 2022년 6월 유럽의회는 EU ETS 개정법안에 대한 입장을 확정하였으며, 이제 유럽연합 이사회의 입장 확정 및 당사자간 최종 타협안 협상 절차가 남았다. 다수 언론에서는 2022년 연말까지는 모든 절차가 마무리될 것으로 예상하고 있다.[12] EU-ETS의 배출권 경매 수익으로 조성된 기금으로서, 에너지집약 산업 내 혁신 저탄소 기술 및 공정, CCUS, 재생에너지 혁신기술, 에너지 저장 등의 기술 개발에 주로 사용됨       

[정책브리프] 저탄소 철강 시장 창출을 위한 한국의 녹색공공조달제도 개선에 대한 제언

(개요) 한국은 공공기관 녹색제품 의무구매제도(2005년), 공공조달 최소녹색기준제품 구매제도(2010년) 등 공공부문에서 녹색공공조달 제도를 운영하고 있으나, 금액 단위의 조달규모 외에 환경에 미치는 실질적 측면의 성과가 측정되지 않고 있다는 한계점을 지니고 있다. 산업 온실가스 배출량 저감의 과제가 시급한 가운데, 공공조달 정책이 최다 배출 산업인 철강 부문의 저탄소화를 유의미하게 장려하고 있는가에 대해서도 연구된 바 없다. 더욱이 국제 기후 규범이 강화되는 가운데 국내 산업계의 발빠른 전환을 위해 정부가 제도적 유인을 부여하고 산업의 수출경쟁력을 유지 및 강화하도록 일정의 역할을 담당해야할 것이다. 본 정책브리프에서는 저탄소 철강의 수요 창출을 위해 한국의 현행 녹색공공조달 관련 제도의 효과를 분석하고 영향 확대를 위해 개선안을 제시하고자 한다. 아울러 아직 뚜렷하게 정의되지 않고 있는 저탄소 철강의 기준에 대해서도 새로이 제안해보고자 한다. ※ 본 브리프는 사단법인 넥스트와 기후솔루션이 공동 연구·발간하였습니다.  ※ 2022.10.25일 업데이트된 버전으로 첨부 되었습니다.   수정된 페이지:  - 국문: pp.17-18, pp.25-26 - 영문: pp.18-20, pp.27-28 

온실가스 감축에 기여하는 기후변화영향평가 도입을 위한 제안

HIGHLIGHTS   •          기후위기 대응을 위한 탄소중립·녹색성장 기본법은 온실가스 감축 시책으로 기후변화영향평가(제23조) 등을 제시하고 있으며, 해당 제도는 2022년 3월 시행령 공표를 거쳐 같은 해 9월 시행 예정이다.•          기후변화영향평가는 실무적으로 현행 환경영향평가와 유기적으로 연계되어 진행될 것으로 예상된다.•          환경영향평가가 요식행위에 불과하다는 지적이 이어지고 있는 가운데, 기후변화영향평가가 환경영향평가의 한계를 답습하지 않기 위해 다음의 세 가지를 시행령 또는 평가지침에 명확하게 밝히고 운영되기를 제안한다.-          첫째, 기후변화영향평가 대상 사업의 항구적인 온실가스 배출 효과를 감안하여 최소 20년 이상의 장기적 배출 효과를 예측하고 저감계획을 수립할 것-          둘째, 사업 준공 이후 주기적으로 실제 배출량을 조사하는 사후검증체계를 갖출 것-          셋째, 국가비전 또는 유관 지자체의 목표와의 정합성 판단 메커니즘을 구체화할 것 0. 들어가며 •          기후위기 대응을 위한 탄소중립·녹색성장 기본법(이하 탄소중립기본법)은 온실가스 감축 시책으로 기후변화영향평가(제23조), 온실가스감축인지 예산제도(제24조), 온실가스 배출권거래제(제25조), 탄소중립 도시의 지정(제29조), 녹색건축물의 확대(제31조), 녹색교통의 활성화(제32조), 탄소포집·이용·저장기술의 육성(제34조) 등을 제시하고 있으며 이 중 본 이슈브리프에서 다루고 있는 기후변화영향평가는 2022년 3월 시행령 공표를 거쳐 9월 시행을 앞두고 있다. •          기후변화영향평가는 실무적으로 현행 환경영향평가와 유기적으로 연계되어 진행될 것으로 예상되며, 환경영향평가가 요식행위에 불과하다는 지적이 이어지고 있는 가운데,[1] 본 이슈브리프는 기존 환경영향평가가 가지고 있는 온실가스 평가 항목의 한계점을 지적하고 기후변화영향평가가 이를 답습하지 않도록 하기 위한 제도 설계를 제안하고자 한다. -     다만 제도 설계의 A to Z를 제언하기 보다는 2050년 탄소중립 사회 구축이라는 국가비전(탄소중립기본법 제7조)과 2030년까지 2018년 대비 35% 이상의 범위에서 온실가스 배출량을 감축하겠다는 중장기감축목표 달성(탄소중립기본법 제8조)을 가능하게 하는 온실가스 감축 시책으로서 기후변화영향평가가 작동하도록 하는 대전제를 제안하는 데에 그 목적이 있다.[2]   1. 기후변화영향평가란? •         기후변화영향평가는 정부 등이 추진하는 주요 국가계획 또는 개발사업이 기후변화에 미치는 영향이나 기후변화로 인해 받게 되는 영향을 분석ㆍ평가하는 제도로서, 탄소중립기본법 제5장 제23조에 근거한다. -  기후변화영향평가의 대상은 「환경영향평가법」 상 전략환경영향평가 또는 환경영향평가의 대상이 되는 계획 및 개발사업(이하 ‘사업’으로 표기) 중 온실가스를 다량으로 배출하는 사업 등 대통령령으로 정하는 계획 및 개발사업으로서, 시행령에 기재된 기후변화영향평가 대상사업은 [표 1]에 기재하였다. -  기후변화영향평가는 전략환경영향평가 또는 환경영향평가(이하 환경영향평가 등)를 실시할 때 시행되며, 2022년 7월 현재 관련 시행령(탄소중립기본법 시행령)의 공표까지 이루어진 상황으로, 구체적인 제도 운영, 평가 방법 등을 담은 시행규칙, 평가지침 등은 아직 공개되지 않았다.  •          기후변화영향평가는 도시개발, 산업단지 조성, 도로 건설, 에너지 개발, 폐기물 처리시설 설치 등 공간적 영역에서 큰 범위의 사업을 평가하는데, 이러한 대규모 사업은 한번 시행된 후에는 결정을 되돌리기 어렵고 항구적인 온실가스 배출 효과를 가지게 된다. 뿐만 아니라 해당 및 인근 부지에서 다양한 경제 및 사회활동 등이 수반되어 온실가스를 추가적으로 배출하게 된다. 따라서 정부가 추진 또는 승인하는 사업이 탄소중립 사회를 구축하겠다는 국가비전과 배치되지 않기 위해서 실효성 있는 기후변화영향평가의 시행이 중요하다.       2. 현행 환경영향평가 온실가스 항목 평가의 문제 •          기후변화영향평가 대상 사업은 환경영향평가 등의 실시 시점에 기후변화영향평가를 함께 수행한다는 점에서 두 제도가 유기적으로 연계되어 운영될 가능성을 시사한다. 특히 환경영향평가 중 온실가스 항목 평가는 기후변화영향평가와 유사한 영역으로 판단된다. ※     2010년부터 온실가스가 환경영향평가 항목으로 추가, 2012년 1월 평가지침으로 제정되었다. 이에 따르면, 온실가스 환경평가를 실시하는 사업자는 사업 시행에 따른 온실가스 배출 영향을 평가하고, 이를 최소화할 수 있는 방안을 적극 강구해야 한다. -  그러나 다양한 환경영향평가 사례를 살펴본 결과, 온실가스 항목 평가에는 다음과 같은 문제가 내재되어 있는 것으로 분석된다. 2.1. 상이한 배출량 산정범위로 인한 배출량 예측 과소계상 가능성 •          온실가스 환경평가는 공사 시와 운영 시로 구분하여 에너지 이용, 토지이용 변화, 폐기물 발생·처리, 흡수원 훼손 등에 따른 온실가스 배출 영향을 제시하도록 한다([표 3] 참고). -  그러나 배출량 산정범위가 사업마다 상이한 가운데, 원료(feedstock)로서의 화석연료 사용 및 산업공정에 따른 온실가스 예측 배출량은 검토되지 않는 경우가 있어 실제 배출량 대비 과소 계상될 가능성을 배제할 수 없다. ※   운영 시 배출량은 대체로 연료 사용, 전력 및 용수 사용, 차량운행, 폐기물 발생 및 처리, 오·폐수처리 등에 따른 배출량으로 구분하여 산출 및 예측되는데, 많은 사례에서 폐기물 발생 및 처리, 오·폐수처리에 따른 배출량 산출은 생략된다. 성남일반산업단지(성남하이테크밸리) 재생사업지구, 제2용인테크노밸리 일반산업단지 조성사업 사례의 경우 용수 사용에 따른 온실가스 배출량 산출이 생략되기도 하였다.       -  에너지원 이용 측면에서는 연료와 전력 수요에 따른 배출 효과만 반영되고, 화석연료의 원료(feedstock) 사용, 산업공정 과정에서의 배출 효과는 반영되지 않았다.  ※   화학산업(C20)을 산업단지 내에 유치할 경우 제조 과정에서 상당한 양의 온실가스가 배출될 것으로 예상하는 것이 합리적이나 부지 조성 계획 상에 C20이 포함된 용인바이오밸리 일반산업단지 조성사업, 용인 반도체 클러스터 일반산업단지 조성사업, 송선일반산업단지 조성사업(재협의) 등에서는 이 부분이 전혀 고려되지 않았다. 전자산업(C26), 기계장비산업(C29)에서는 냉매, 특수가스 이용으로 불소계 온실가스 배출이 발생할 수 있음에도 불구하고 예측 범위에 포함되지 않았다. 용인 반도체 클러스터 일반산업단지 조성사업은 SK하이닉스의 공장 입주에 따른 불소계 온실가스 배출량을 추정하였지만, 이때 불소계 온실가스 예측 배출량을 CO2 단위로 환산하여 합산하지 않은 아쉬움이 있다.   2.2. 온실가스 배출 예측결과와 실제 배출량간 검증 체계 부재 •          실제 사업 운영 시점에서 배출량 검증 절차가 없어 예측결과의 신뢰성에 의문을 제기할 수 있다. -  현재 온실가스 항목에 대한 사후환경영향조사는 사업에 따라 착공 시부터 준공 시까지, 또는 준공 이후 3년 또는 5년까지 이루어지는데([표4] 참고), 온실가스 항목은 효율적인 건설장비 투입 및 저감계획의 시행여부 등을 조사할뿐 실제 온실가스 배출량 추적활동은 이루어지지 않는다. 즉, 예측량과 실제 배출량에 차이가 발생하여 환경에 상이한 영향을 미치게 되더라도 사후시정조치가 취해지지 않는 것이다. -  물론 사업 계획과 실제 배출량은 상이할 수 있다. 산업단지 조성사업을 생각해보면, 실제 입주 기업의 분포가 계획과 다를 수 있으며, 이를 선제적으로 정확하게 예측하는 것은 불가능하다. 그러나 이는 산업단지 내 기업 활동 및 연료·전력·수도 수요의 변화로 이어지기 때문에 온실가스 배출량 및 환경영향 역시 계획과 달라지게 됨을 의미한다. 사업이 환경에 미치는 영향을 미리 예측 평가하고 환경보전방안 등을 마련하도록 하여 지속가능한 발전과 쾌적한 국민생활을 도모한다는 법의 취지를 고려하면 배출량의 사후 검증 및 보완 체계를 마련하는 것이 타당하다[3].    2.3. 제한적인 저감 방안 제시 •          평가지침에 따르면 온실가스 저감목표는 사업 특성별 저감 잠재량 등을 고려하여 사업자가 자율적으로 설정하고 설정한 저감 목표 달성을 위한 저감대책을 수립해야 한다. -  그러나 다양한 환경영향평가 사례에서 제시되는 저감 방안은 사업 특성을 반영하기 보다는 평가지침에서 예시로 제시된 수단이 반복적으로 등장한다 (김요섭 외(2021)). ※     예로 공원·녹지계획 조성, LED등 에너지 절약형·에너지 이용효율 향상 설비 설치 및 사용, 재생에너지 도입 등이 있으며, 그 정량적인 저감 효과를 예측 배출량과 비교해보더라도 매우 제한적인 수준에 그친다([표 5] 참고). -  또한, 사업자의 자율적인 저감목표 설정으로 인해 적극적인 온실가스 저감대책 수립 및 이행에 대한 유인이 제공되지 않아 저감 잠재량이 풍부한 혁신 기술 채택에 대한 유인으로 작동하지 못한다. ※     실례로 SK하이닉스를 유치한 용인 반도체 클러스터 일반산업단지 조성사업은 불화가스 배출 저감을 위한 스크러버 설치 등이 주요 저감 방안으로 제시되어야 하는 것이 타당하나, 운영 시 저감방안으로 공원·녹지 계획, 탄소흡수(수목식재), 신재생에너지 계획만을 제시하는 데에 그치고 있다.   2.4. 국가 또는 관할 지자체의 저감 목표와의 정합성에 대한 법적 구속력 결여 •          궁극적으로 온실가스 환경평가가 온실가스 배출 저감에 기여하지 못한 것은 국가 또는 관할 지자체의 온실가스 감축목표 등과 저감 방안의 연계성이 평가지침 상 권고 수준에 머물러 법적 구속력을 갖추지 못하였기 때문이다. ([Box 1] 참고) -  많은 환경영향평가 사례들은 관련 법령, 국가 및 지자체의 감축목표를 나열하는 수준에 그치고 있으며, 2050 탄소중립 선언(2020년 10월) 및 2030 NDC 상향(2021년 10월) 이후에도 다량의 온실가스를 배출할 것으로 예측되는 사업의 환경영향평가의 통과로 이어진다.[4]   •          한편, 기후변화영향평가 제도는 시행령에서부터 관련 법령, 제도 및 주요 시책 등의 현황, 국제협약 및 국가 비전과의 정합성, 탄소중립시·도계획 등을 고려하도록 규정하고 있어 법적 구속력은 강화되었다.  -  그러나 다양한 환경영향평가의 사례와 같이 단순한 목표 나열에 그치지 않기 위해서는 국가 및 지자체의 목표와의 정합성을 정량적으로 판단하는 메커니즘이 구체화되어야 한다 (관련 내용 3.3장에서 후술).   3. 기후변화영향평가 제도 개선 제안 •          기후변화영향평가 제도가 다음의 세 가지 체계를 시행령 또는 평가지침에 명확하게 밝히고 운영되기를 제안한다. -  첫째, 기후변화영향평가 대상 사업의 항구적인 온실가스 배출 효과를 감안하여 최소 20년 이상의 장기적 배출 효과를 예측하고 저감계획을 수립할 것 -  둘째, 사업 준공 이후 주기적으로 실제 배출량을 조사하는 사후검증체계를 갖출 것 -  셋째, 국가비전 또는 유관 지자체의 목표와의 정합성 판단 메커니즘을 구체화할 것   3.1. 장기적 관점의 온실가스 배출량 및 저감량 예측 •          기후변화영향평가의 대상이 되는 사업은 사업 특성 상 준공 이후 항구적인 온실가스 배출 효과를 갖게 된다. 따라서 사업자는 준공 이후 온실가스 배출 효과를 장기적 관점에서 파악하고 그 누적 배출량이 기후변화에 미치는 영향을 예측해야 한다.[5]  -  현재 환경영향평가 제도는 공사 시와 운영 시로 분리하여 온실가스 배출량을 예측하고 있는데, 운영 시 배출 예측량을 사업 특성별로 시점을 구분하여 장기 예측하는 것이 타당하다. -  저감량 역시 [표 6]에 표기된 예시와 같이 장기적인 관점에서 계획되어야 한다. 기술 개발 수준이 상용화 단계에 도달하지 않아 준공 시점에는 적용을 기대하기 어렵지만, 10~20년 내에 상용화가 가능할 것으로 예상되는 기술의 적용을 반영할 수 있도록 하여 저탄소 혁신기술에 대한 투자 유인을 높일 수 있다. -  다만 저감 잠재량의 과대계상을 방지하기 위해 상용화 시점 및 저감 잠재량은 명확한 근거 자료에 기반하도록 하며 그 출처를 구체적으로 제시해야 한다. 또한 상용화 지연 등의 이유로 해당 시기에 기술을 적용하기 어려울 경우 상응하는 양의 온실가스 저감대책을 동시에 수립하도록 해야 한다. 이때 사업특성상 부지 내에서 상응하는 양의 온실가스 저감대책을 수립하기 어려운 경우 사업부지 외 지역에서 시행하는 저감방안을 수립할 수 있으며, 외부사업을 활용할 수도 있을 것이다. -  이렇듯 배출 및 저감 예측이 특정 시점에 대한 점 추정으로 이루어지지 않고, 장기적 시계열의 관점에서 예측될 경우, 해당 사업 이행에 따른 누적 배출량 산출이 가능하다. 기후변화 영향은 온실가스의 누적 배출량에 기반하여 예측되어야 하며, 이는 향후 해당 제도가 탄소예산(carbon budget)에 기반하여 작동될 수 있는 가능성을 열어 둔다.     3.2. 주기적 사후 검증 및 평가 체계 구축 •          장기적 관점에서 배출 및 저감 계획을 수립하였다면, 이에 대한 이행이 원활하게 이루어지고 있는 지에 대한 사후 검증 체계가 구축되어야 한다. 3년 또는 5년 단위로 실제 배출활동에 대한 추적이 이루어져야 하며, 이때 실제 배출량은 사업 계획 단위 지역 내 활동자료에 기반하여 산출되거나 개별 행위자 단위로 산출하여 합산하는 방식을 선택하는 것이 가능하다. -  도시의 개발, 에너지 개발, 도로의 건설, 공항의 건설, 폐기물 처리시설의 설치에 관한 계획들은 단위 지역 내 실제 활동자료에 기반하여 사업자가 산출하는 것이 용이할 것으로 예측된다. -  산업입지 및 산업단지 조성사업의 경우, 사업자와 저감대책 이행주체(입주기업)가 상이할 수 있는데 이 경우 일부 활동자료는 영업기밀 등으로 인해 공개되기 어려운 경우가 있어, 사업자가 산출하기 보다는 개별 입주기업의 배출량 자료를 입수하여 검증하고 합산하는 방식을 선택하는 것이 가능하다. •          이때 환경부장관은 주기적으로 산출된 실제 배출량을 계획 당시에 제출된 수치와 비교하여 그 차이에 따라 계획 수정·보완을 요구할 수 있으며, 실제 배출량이 국가 또는 유관 지자체의 감축 목표에 부합하지 않는 경우, 사업자에게 시정명령과 함께 벌칙을 부과할 수 있다. 뿐만 아니라, 기술 개발 및 제도 변화 등을 반영하여 사업자는 사후검증 과정에서 자발적으로 장기 계획 및 기후변화 영향 예측을 수정하여 제출할 수 있다. -  실제 배출량이 계획된 배출량과 오차 범위 내에서 차이 나는 경우, 사업 시행자는 오차의 원인을 규명하고 이로 인해 장기 배출 및 저감 전망이 바뀌지 않는지를 확인해야 한다. 전망이 변경되는 경우, 사업자는 이를 반영하여 배출 예측 및 기후변화 영향 예측을 수정하여 제출해야 하며, 이때 수정된 수치는 역시 국가 또는 유관 지자체의 감축 목표에 부합해야 한다. -  실제 배출량이 계획된 배출량과 오차 범위 이상으로 차이 나는 경우, 사업 시행자는 오차의 원인을 규명하고 장기 배출 및 저감 전망을 수정하여 제출해야 한다. 아울러 실제 배출량이 국가 또는 유관 지자체의 감축 목표에 부합하지 않는 경우 사업자에게 과태료 등의 벌칙을 부과할 수 있다. •          사후검증 체계의 제도화를 위해서 탄소중립기본법의 개정이 불가피하다. -  현재 기후변화영향평가의 근거법인 탄소중립기본법과 동법 시행령은 해당 제도 운영과 관련하여 아주 소량의 정보만을 담고 있다. 환경영향평가법이76개조에 달하는 방대한 조문으로 운영되고 있는 반면, 탄소중립법 내 기후변화영향평가 관련 조문은 각각 1개조 4개항에 불과하다. -  환경영향평가의 경우 법 제36조에 사후환경영향조사가 명시되어 있다. 따라서 탄소중립기본법 제23조 제4항 등에 사후기후변화영향조사(가칭)에 대한 내용이 [표 7]과 같이 명시되어야 할 것이다. 다만, 탄소중립법 구조 특성 상 조(條)를 추가하기는 어려워 항(項) 이하로 구성되게 될 것인데, 이 경우 법 해석의 가독성이 떨어지게 되므로 “기후변화영향평가법”의 신법을 제정하여 권한을 위임하는 것도 검토해볼 수 있을 것이다.   3.3. 국가비전 또는 지자체 목표와의 정합성 파악 메커니즘에 대한 구체화 •          기후변화영향평가 제도는 시행령에서부터 관련 법령, 제도 및 주요 시책 등의 현황, 국제 협약 및 국가비전과의 정합성, 탄소중립시·도계획 등을 고려하도록 규정한다. 따라서 평가지침을 통해 국가 및 지자체의 목표와의 정합성을 정량적으로 판단하는 메커니즘을 구체화해야 한다. -  과거 우리나라는 BAU 대비 저감률을 국가 목표로 제시하였으나, 2019년 2030 NDC를 수정하면서 그 기준을 2017년 대비 저감률로 변경[6]하였기 때문에, 사업 시행 영향 역시 절대적 기준으로 산출하여 비교하는 것이 타당하다. 사업이 추진되지 않은 평가일 현재[7] 순배출량을 기준으로 증감률을 산출해야 사업시행에 따른 절대적인 배출 효과를 비교할 수 있다.  -  간단한 사례를 들어 생각해보면 다음과 같다([표 8] 참고). 가상의 사업 A를 시행하기 전 해당 부지의 연간 온실가스 배출량이 100천tCO2eq.로 산출된다. 사업이 준공되는 해의 연간 배출량은 110 천tCO2eq.로 예측되었으며, 추가적인 저감기술 적용 및 외부사업 등을 통해 준공 3년 후와 5년 후 온실가스 배출량은 각각 80천 tCO2eq., 60 tCO2eq.으로 감소할 것으로 예측된다. 이때 A사업과 국가비전 NDC와의 정합성은 2030년의 증감률(-40%)을 기준으로 비교되어야 할 것이다. -  이때 사업 B와 같은 예측이 가능한 것은 고민해 볼 문제이다. 현재 국가비전은 경로가 아닌 2030년과 2050년에 해당하는 목표치로만 존재하기 때문에 일시적인 외부사업을 통해 2030년과 2050년에만 높은 저감률을 보이는 사업계획에 대해서 국가비전과 정합성을 보인다고 할 수 있을지 해석하기 모호하다. 따라서 메커니즘 체계화 시 경로에 대한 정합성도 함께 규정되어야 한다.     •          현행 탄소중립 시행령에서 국가비전, 탄소중립시·도계획, 탄소중립시·군·구계획 등 관련 계획과의 정합성 등을 고려하도록 명시(시행령 제15조제2항, 제3항)되어 있어 해당 정합성 판단 메커니즘은 시행령제15조제6항에 위임[8]된 환경부장관 고시(예. 평가지침)에서 이루어지는 것이 타당할 것이다.   4. 추가 논의 필요사항•          본 이슈브리프에서 제안한 사항을 추진하려고 할 때 예상되는 몇 가지 문제는 다음과 같다. •          첫째, 사업자와 저감대책 이행주제가 상이한 경우, 사후 검증에 따른 벌칙 부여 등 페널티는 사업자에게 부과되기 때문에 이행주체로 하여금 행동 변화를 유발할 유인이 존재하지 않는다.  -  일례로 도시 개발 사업 사례의 경우, 해당 도시 또는 인근 지역의 주민 이동에 따른 차량 등에서의 배출량 증가가 상당한 비중을 차지하는데, 사업자가 주민의 차종 선택을 강제할 수는 없다. 다만 친환경차량 보급 목표와 맞물려 행동 변화를 간접적으로 유도할 수는 있다.  -  산업입지 및 산업단지 조성사업의 경우, 산업단지 조성 이후 입주 기업에 대해 사업자가 적극적인 저감대책 이행을 요구할 권한이 존재하지 않는다. 산업단지 관리책임자에게 이러한 권한이 부여된다고 할지라도 이로 인해 해당 산업단지의 기업 입주 유인이 저하될 수 있는 점은 유의해야 한다. 따라서 저감대책의 원활한 이행에 따른 인센티브를 부여하는 방안을 적극적으로 고민할 필요가 있다. 사업자가 저탄소화 관련 인프라를 구축한 후 입주 기업에 이용료를 대폭 할인하여 혜택을 제공하는 동시에 입주 기업으로부터 온실가스 배출 저감 자구계획을 제출 받고, 사후검증 과정에서 자구계획이 충분하게 실시되지 않았음이 확인되는 경우 사업자는 입주 기업에 페널티를 부과하는 방안으로 설계 가능할 것이다.  •          둘째, 절대적 수준에서의 감축이 요구되는 국가비전과의 정합성이 강조될 경우, 기준공 사업의 재생사업 등 주가 저감대책 이행 계획은 적극적으로 추진되나, 신규 개발사업 추진은 다소 어려워질 수 있는 점이 있다.  -  특히 도시 개발 계획, 산업단지 조성사업 등 상당한 기후변화영향평가 대상 사업이 수도권 집중화 해소 및 지방 경제활성화에 기여한다는 점을 감안하면, 신규 사업 추진 지연은 지역 주민의 반발, 수도권/비수도권 격차 심화 등으로 이어질 수 있다.  -  따라서 신규 사업을 추진하려는 사업자는 저탄소 기술을 적극 이용하는 계획을 수립해야 하는데, 현재 국내외 탄소중립 기술 개발 수준을 고려할 때, 당장 절대적 수준의 감축을 기대하기 어려울 수 있다. 이 경우 한시적으로 REC 구매 등을 포함한 외부사업과 각종 상쇄사업을 폭넓게 인정하는 방안을 검토하는 것이 가능할 것이다.  •          셋째, 기준공 사업은 기후변화영향평가의 영향권 밖에 있어 온실가스 저감 대책 수립을 유도할 수 없다는 한계점이 있다.   -  일례로 온실가스 배출에 큰 영향을 미치는 산업입지 및 산업단지 조성 사업의 경우 최근 2년간 추진된 사업[9] 중 그 규모가 50만m2를 초과하는 사례는 전체 86건 중 35건에 불과하다. 이 중 노후 산업단지의 재생사업이 12건, 기준공 산업단지의 확장 사업이 4건이며, 신규 조성사업은 19건이다. 즉, 현재 기후변화영향평가 제도의 기준에 따르면 지난 2년간 환경영향평가가 이루어진 총 86건의 사업 중 19건만이 평가 대상에 해당하는 것이다. 따라서 온실가스 감축 시책으로서의 효율적으로 작동하기 위해서는 환경영향평가 상 재협의 대상[10]에 해당하는 사업 역시 기후변화영향평가 대상으로 확장될 필요가 있다.   [1] 세계일보. (2019.07.29). [2] 2022년 7월 기준 기후변화영향평가의 구체적인 운영 방식은 정해진 바가 없으나, 해외 운영사례와 근거 법상 정의에 비추어 볼 때 온실가스 배출뿐만 아니라 해수면 상승, 생물종 다양성 감소, 자연재해 빈도 증가 등 다양한 파생 현상을 아우르는 것이 타당하다. 즉, 예상 온실가스 배출량과 자연·생태계에 미치는 영향을 정량적으로 분석해야 하며, 이에 대한 적응 방안을 제시해야 한다. 따라서 기후변화영향평가는 기존의 환경영향평가보다 복잡하고 상호의존적인 동적 분석을 수행한다고 볼 수 있다. 본 고는 온실가스 배출 감축에만 초점을 맞추어 몇 가지 대전제를 제안하나, 이는 효율적인 논지 전개를 위한 것으로&a

탄소에 가격을 매기는 방법

HIGHLIGHTS• 탄소에 가격을 매기는 방식은 목적과 용도에 따라 다양할 수 있다. 현재 일부 국가와 국제금융기구 등에서 채택하는 방식을 크게 3 가지로 나눌 수 있는데, 온실가스 1 이산화탄소 톤(이하 1 tCO2)이 야기할 기후변화 피해액을 측정하여 금전적 가치로 환산한 ‘사회적 탄소비용’, 온실가스 1 tCO2 을 추가로 감축하기 위한 기술적 비용인 ‘한계감축비용’, 그리고 온실가스감축목표(NDC)를 달성하는 수준으로 경제주체들에게 감축 유인을 주는 ‘잠재적 탄소가격’이 그것이다.• 2021 년에 발표된 NGFS 의 시나리오별 탄소가격 전망은 잠재적 탄소가격으로 감축목표 달성을 위해 설정되어야 할 규범적 탄소가격을 제시하고 있으며 국내외 많은 연구기관 및 금융기관에서 참고하는 수치이다.• 미국, 영국, 프랑스 정부에서는 각국 고유의 온실가스감축목표와 감축기술 수준, 기후변화 피해 규모를 고려하여 탄소가격을 정의하고 있으며 공공 프로젝트나 정책 입안 시 비용-편익 분석에 반영하고 있다.• 한국경제의 기후변화 대응력을 높이기 위한 탄소가격제의 기능 강화가 예고되는 가운데, 국내 감축기술 수준과 정책목표의 고유성이 반영된 탄소가격에 대한 연구가 필요한 시점이다.1. 탄소가격제란?• 한국의 ‘2030 국가 온실가스감축목표(NDC) 상향안’은 목표 수준을 달성할 수 있는 정책 수단 중 하나로 탄소가격제 도입을 가정하고 있으며 배출권 유상할당 비율의 상승을 통해 2050 년 55~250 달러/톤 수준의 가격을 부과한다는 세부 가정을 채택하고 있다[1].• 탄소가격제(Carbon Pricing)란 온실가스 배출을 비용으로 인식하여 감축을 유도하는 정책으로 온실가스의 책임을 묻는 오염자 부담원칙(Polluter pays principle)에 대한 준수와 감축기술에 대한 자발적인 투자 유도를 목적으로 한다. 기업 혹은 소비자들에게 온실가스 감축을 직접적으로 요구하기 보다는 경제활동 내 비용을 내재화함으로써 기술개발, 소비자 행동변화, 투자변화 등을 유도하는 것이다. 탄소가격제에는 총 배출 허용량을 정하고 시장 내 탄소가격이 형성하도록 하는 배출권거래제와 임의의 가격을 정해 배출량에 부과하는 내부 탄소가격제 및 탄소세가 존재한다. 본 이슈브리프에서 소개하고자 하는 탄소가격을 추정 및 산정하는 방법으로 ① 사회적 탄소비용, ② 한계감축비용, 그리고 ③ 잠재적 탄소가격이 있다.2. 탄소가격 산정 방법2.1. 사회적 탄소비용(Social Cost of Carbon)2.1.1. 정의 및 특징• 사회적 탄소비용은 대기 중 온실가스 1 tCO2 증가에 따른 경제적 피해를 의미한다. 사회적 탄소비용은 미래 세대의 피해까지 함께 고려한 사회적 비용이기 때문에 실제 기후변화가 야기할 피해(damage)가 얼마나 되는지와 현 세대와 미래 세대 간의 책임 분배가 핵심적인 분석 가정이 된다. 미래 기후변화로 인한 피해는 농업 생산성 변화, 해수면 상승으로 인한 부동산 자산 손상, 산불로 인한 자연생태계의 피해 등을 통합평가모델(Integrated Assessment Model)2을 통해 도출해내며 세대 간의 효용 분배는 할인율이 결정하게 된다[3].• 구체적으로 사회적 탄소비용 산출은 ① 인구, 경제성장 등의 전망을 통한 미래 배출량 시나리오 전망, ② 배출량으로 인한 기후 반응(자연재해, 생태계 파괴) 예측, ③ 농업, 건강, 노동 생산성 하락 등의 경제적 피해액 계산, ④ 전체 경제적 피해를 현재가치로 환산하는 과정을 거친다. 최종적으로 미래 기후변화 피해액을 기준으로 추가 배출량에 따라 증가하는 피해액이 사회적 탄소비용이다[4].• 그림 1 에서 시나리오(A) 만큼의 온실가스 배출량이 전망되면 온실가스 1 tCO2 을 추가로 배출하게 되었을 때 추가로 야기될 경제적 피해의 규모는 SCC(1)가 되고 이것이 사회적 탄소비용($/tCO2)이 된다. 즉, 온실가스 배출량 전망이 높아지면 사회적 탄소비용은 곡선을 따라 높아짐을 확인할 수 있다. • 그러나, 사회적 탄소비용은 확실성을 담보할 수 없다는 문제점을 가지고 있다[5] . 미래의 기후변화 피해액은 산정 방법론이 완전하지 않아 피해로 인정하는 범위에 따라 크게 달라질 수 있을 뿐 아니라 할인율에 따라서도 변경폭이 클 수 있다. 예컨대, 미래 세대의 효용을 낮게 판단하여 할인율을 높게 설정하면 현재 사회적 탄소비용은 크게 감소한다.2.1.2. 미국 연방정부 사례• 사회적 탄소비용의 대표적인 사례는 미국 연방정부의 사회적 온실가스 비용(Social Cost of Greenhouse Gas)이다. 2013 년 미국 오바마 행정부에서 ‘정부부처 간 협력체’(Interagency Working Group)를 통해 당시 톤 당 43 달러로 측정되었고 현재 물가상승을 고려해 51 달러로 사용되고 있다. 트럼프 행정부에서 사용을 중단시킨 적이 있었지만 2021 년 바이든 행정부에서 ‘정부부처 간 협력체’를 재위임해 2022 년 상반기에 새로운 수치를 발표할 예정이다[6].• 미국 연방정부가 사용하는 사회적 탄소비용의 특징은 온실가스 1 tCO2 배출에 따른 국내 피해와 글로벌 피해를 구분하여 계산했다는 점이다. 앞서 설명한 것처럼 사회적 탄소비용은 추가적인 온실가스 배출이 미칠 경제적 피해를 기준으로 하는데, 해당 피해를 자국 내로만 한정한 것인지 혹은 글로벌 차원에서 산정한 것인지에 따라 크게 달라진다. 예컨대, 오바마 행정부가 측정한 43 달러는 글로벌 피해액을 기준으로 산정한 반면, 트럼프 행정부는 5~7 달러로 미국민만의 피해를 고려해 산정하였다.• 미국의 사회적 온실가스 비용은 기후변화로 인한 피해를 정량적인 형태로 책임지는 것에서 의미가 있다. 캘리포니아, 콜로라도, 뉴욕 등 13 개 주정부에서 공공 프로젝트의 비용편익 분석, 발전소 사업계획 등에 비용으로 반영하고 있다. 뉴욕 주정부는 온실가스 배출로 인한 비용도 측정하지만 감축으로 인한 편익 또한 계산하고 있으며 온실가스 감축 및 증가에 따라 사업 비용과 편익이 달려져 순현재가치(Net Present Value)가 영향을 받는 것을 확인할 수 있다(표 2).2.2. 한계감축비용(Marginal Abatement Cost)2.2.1. 정의 및 특징• 미래 기후변화 피해를 기준으로 사회적 탄소비용을 산정했다면 한계감축비용(Marginal Abatement Cost)은 온실가스 1 tCO2 감축에 필요한 ‘기술적 비용’이다. 산업별 온실가스 1 tCO2 에 대한 한계감축비용이 도출되면 한 국가 안에 감축비용이 낮은 기술부터 높은 기술까지 한 눈에 파악해 비용 효과적인 온실가스 감축 전략을 수립할 수 있다. 그림 3 에서 볼 수 있듯이 한계감축비용은 온실가스 배출량이 적을수록 증가하는데 이는 감축비용이 낮은 기술부터 순차적으로 도입이 되기 때문이다. 한계감축비용은 현실에서 확인이 가능한 비용이 국가 및 산업 단위로 도출될 수 있다는 장점이 있지만, 미래 세대가 입을 기후변화 피해를 고려하지 않아 온실가스 감축 목표량을 제시할 수 없다.2.2.2. 한계감축비용 사용 사례• 글로벌 컨설팅 그룹인 맥킨지(Mckinsey & Company)에서는 국가별 산업 단위의 한계감축비용 곡선(Greenhouse gas abatement cost curves)을 제시하고 있다[7]. 아래 그림을 보면 세로축은 감축비용을 나타내며 가로축은 온실가스 감축량을 보여준다. 예컨대, 가장 왼쪽에 있는 기술인 LED 교체기술은 감축비용이 마이너스로 나타나는데, 이는 온실가스 1 tCO2 감축으로 오히려 이윤이 발생한다는 것을 의미한다.2.3. 잠재적 탄소가격(Shadow Price of Carbon)2.3.1. 정의 및 특징• 잠재적 탄소가격(Shadow Price of Carbon, SPC)이란 특정 온실가스감축목표를 달성하기 위한 온실가스 1 tCO2 당 한계감축비용 8으로 정책 목표를 가장 비용 효과적으로(cost-effectiveness) 달성하기 위한 규범적 가격이다. 우선 사회적 탄소비용으로부터 온실가스감축목표를 도출한 후, 감축목표 달성을 위한 한계감축비용을 잠재적 탄소가격으로 도출하게 된다.2.3.2. 영국 정부 사례• 영국 정부가 2009 년부터 산정하는 탄소가치(carbon value)는 스턴 리뷰(Stern Review, 2007)[9]에 근거해 비용 효과적인 온실가스 감축을 위한 ‘잠재적 탄소가격’이다. 2013 년부터 발전소를 포함한 민간 및 공공 프로젝트의 비용 편익분석을 실시할 때, 탄소가격을 반영하여 타당성을 검토하고 있다. 영국의 탄소가격은 배출권거래제를 통해 컴플라이언스 비용을 지불하고 있는 ETS(Emission Trading System) 부문과 non-ETS 부분으로 나눠 전망되고 있다는 것이 특징이다.2.3.3. 프랑스 정부 사례• 프랑스 정부는 2019 년 기후행동의 가치(Value for Climate Action ) 보고서[10]를 통해 공공 정책 및 투자 의사 결정 과정에서 잠재적 탄소가격을 평가 요인으로 반영하는 가이드라인을 제시했다. 이에 따라 2021 년 이후 프랑스에서 진행되는 모든 공공 인프라 투자에서는 잠재적 탄소가격을 비용으로 반영해오고 있으며 이 때 사용되는 탄소가격은 프랑스 온실가스 감축목표 이행을 위한 잠재적 탄소가격이라 밝히고 있다.• 아래 그림 7 에서는 공공 프로젝트의 순현재가치(NPV) 계산 방법론에서 잠재적 탄소가격(VTi)이 감안되며, 감축기술 투자에 대한 이익을 평가할 때도 잠재적 탄소가격(VCAi)이 순현재가치 변화에 내부적으로 반영되는 것을 확인할 수 있다.2.3.4. NGFS 사례• NGFS(Network for Greening the Financial System)는 83 개 중앙은행 및 금융감독기관으로 구성된 네트워크로 기후변화에 대한 금융 정책 및 가이드라인을 개발하는 것을 목표로 한 협의체다. 2020 년 6 월 NGFS 는 각국의 중앙은행 및 금융기관이 기후변화로 인한 재무적 리스크를 평가할 수 있도록 총 6 가지 기후 시나리오 및 평가 방법론을 공개한 바 있으며, 여기서 잠재적 탄소가격이 주요 시나리오 결과값 중 하나로 도출되었다.• NGFS 는 감축기술의 발전, 경제성장, 인구 전망 등과 같은 다양한 사회·과학적 가정을 기반으로 온실가스 감축 및 탄소가격 시나리오를 전망하고 있다. 시나리오 내 사회·과학적 전망은 2100 년까지의 인구, GDP, 도시화율 등에 대한 일련의 가정인 SSPs(Shared Socio-economic Pathway)[11]에 기반하고 있으며 경제와 기후를 종합적으로 전망하는 통합평가모델(Integrated Assessment Model)[12]을 활용하여 분석되었다.• NGFS 시나리오에서 각국의 기후 및 온실가스 정책은 모두 탄소세(carbon tax) 형태로만 경제 시스템에 도입된다고 가정한다. 즉, 각국의 온실가스감축목표를 달성할 수 있도록 유인을 주기 위한 방식을 탄소가격제를 통해서만 달성한다고 가정하므로 앞서 설명한 세 가지 탄소가격 중 잠재적 탄소가격에 해당된다. NGFS 탄소가격은 경제 내 에너지 수요에 영향을 줄 뿐만 아니라 투자의 유인책으로써 기술개발을 앞당길 수 있는 역할을 하도록 설계되었다.• 예컨대, 그림 8 에서 A*만큼의 온실가스 저감 목표를 가진 국가에서는 한계감축비용 곡선에서 B* 수준의 탄소가격이 부과되어야지만이 a~g 까지의 감축기술이 경제 내에 도입이 된다. h, i, j 감축기술은 국가에 B*만큼 탄소세를 부담하는 것이 기술을 도입하는 것보다 더 경제적이기 때문에 도입이 되지 않는다. 따라서 비용 효과적인 기술들만 경제 내에 도입이 되고, 이는 국가의 정책목표 달성에 기여할 뿐 아니라 기업의 비용도 최소화한다. 감축목표가 A*보다 높아지면 탄소가격도 높아지게 되고, 경제 내에 도입되는 기술의 범주도 확장된다. NGFS 의 탄소가격은 이렇듯 각국의 감축목표에 따라 산정이 된다.• NGFS 는 2050 년 넷제로 목표를 달성한 Net Zero 2050 시나리오, 총 누적 감축량이 지구 평균 기온 2°C 이하로 상승을 저지하는 Below 2°C 시나리오, 그리고 전반적으로 탈탄소가 매우 느리게 진행되는 Delayed transition 시나리오를 설정하여 세 가지의 탄소가격 전망을 내어 놓고 있다. 2050 년 우리나라가 탄소중립 목표를 달성하기 위해 2025 년 기준 약 87 달러(한화 약 11 만원) 2050 년 718 달러(약 87 만원) 상당의 탄소가격이 도입되어야 한다는 점을 알 수 있다.• NGFS 의 탄소가격 데이터는 한국은행, 유럽 중앙은행, 중국 인민은행 등에서 기후변화로 인한 금융 리스크를 파악하기 위한 기후 스트레스 테스트를 진행할 때 사용되며 국내외 금융기관들이 탄소가격 전망을 준용하는데 있어 현 시점 가장 유권적인 데이터라 볼 수 있다. 다만, NGFS 에서도 분석의 목적은 미래를 전망하기 위함이 아니라 미래 경제 리스크를 파악하기 위한 레퍼런스임을 당부하고 있다. 즉, 각 국가는 온실가스 정책목표를 달성할 수준으로 자국 내 탄소가격이 형성되어 있는지 평가할 수 있는 하나의 기준으로 NGFS 의 탄소가격을 활용할 수 있다. 한 예로 2021 년 5 월 영국 중앙은행은 NGFS 탄소가격을 준용해 2030 년까지 10 년 안에 150 달러 이상의 탄소가격 정책이 각국에 도입되어야 2050 년 넷제로를 달성할 수 있다고 강력하게 주장하고 있다[13].3. 결론: 국경을 넘어선 탄소가격의 확장, 그리고 한국만의 탄소가격 설정의 필요성• 탄소가격 정책은 특정 국가 내에서만 적용되는 것은 아니다. 국제개발은행을 비롯해 J.P 모건, 골드만삭스 등 글로벌 투자사들도 내부 탄소가격(internal carbon pricing)을 정책 리스크 프리미엄으로 반영하고 있다[14] . 또한, 글로벌 매출 순위 100 위 안에 드는 유럽 기업 28%, 일본 기업 20%, 영국 기업의 20%가 이미 내부적으로 탄소가격을 정해 투자 및 비즈니스 전략에 반영하고 있다[15]. IMF(International Monetary Fund)는 2019 년 2℃ 파리협약 목표를 달성하기 위해서는 탄소가격이 전세계 평균 75 달러가 도입되어야 한다고 제언한 바 있으며 2021 년 6 월 IMF 은 다시 선진국과 신흥시장을 나눠 차등적으로 최저 탄소가격제를 도입해야 한다고 주장했다.• 2022 년 3 월 현재 한국의 배출권 가격은 톤 당 약 2 만원 선으로 거래가 되고 있으며 NGFS 넷제로 시나리오 가격인 6 만원에 비추어 보았을 때 2050 년 탄소중립 목표를 달성할 수준으로 기업에 감축 유인을 주기엔 불충분하다고 볼 수 있다. 다만, 환경부 및 유관부처에서 2030 년 NDC 목표 수준 달성을 위한 배출권거래제의 수정을 예고하고 있음을 고려해보면[16] 향후 유상할당 비율이나 총할당량 등의 조정을 통해 배출권 가격이 상승할 여지는 충분히 있어 보인다. 그러나 시장에서 형성되는 배출권 가격이 합리적인 수준일 것인지를 판단하기 위한 한국 감축기술 수준과 정책목표의 고유성이 반영된 레퍼런스가 없다는 점은 매우 아쉬운 점이다.• 2021 년 5 월 국회 본회의에서 ‘온실가스감축인지 예·결산 제도’의 도입을 주요 내용으로 하는 「국가재정법」과 「국가회계법」 일부개정법률안이 통과되면서 2023 년 회계연도 예산안부터 온실가스감축인지예산제도가 시행된다. 온실가스감축인지예산제도에 따르면 국가 예산이 온실가스 감축에 미치는 효과를 평가해 예산 편성 시 반영해야 하고, 예산과 기금에 대하여 온실가스감축인지 예산서 및 결산서를 반드시 작성해야 한다[17] . 온실가스 감축 효과를 어떻게 평가할 것이고 어떻게 적용할 것인지에 대한 계획안은 아직 수립되지 않은 상태다. • 온실가스 1 tCO2 에 대한 사회적인 편익과 피해에 대한 합의가 없는 상황에서 단순히 tCO2 로 표현된 감축효과는 심사자의 주관적 해석에 의존할 가능성이 크다. 따라서 이 제도가 형식적인 행정절차로만 치부되지 않기 위해서는 온실가스 감축 효과가 비용으로 환산되어 평가 항목으로 반영되어야 제도의 취지를 가장 잘 살리는 방법이라 하겠다. 한국의 감축기술 수준, 온실가스 정책목표, 사회적으로 합의된 할인율, 기후변화로 인한 예상 피해액 등의 고유한 데이터를 토대로 우리나라만의 탄소가격이 도출되어 적용되는 것이 이 제도의 시행을 준비하기 위한 핵심 요인이다.• 나아가, 미국, 영국, 프랑스의 사례와 같이 공공 자금이 투입되는 프로젝트의 타당성 조사 과정에서 탄소가격이 반영되어 기대 수익률에 영향을 미치고, 이러한 관행이 확산되어 민간부문에서도 전환 리스크 측정을 위한 레퍼런스로 탄소가격을 광범위하게 활용한다면 탄소배출의 외부효과가 우리 경제 시스템에 내재화됨으로써 기후 리스크 통제력이 높아질 수 있다. 그 외에도 배출권거래시장의 가격 시그널 기능을 점검하고 정책의 강도를 파악할 수 있는 참고자료가 될 수 있다는 점, 그리고 적극적으로 투자되어야 할 감축기술의 범위를 판단할 수 있는 근거가 된다는 점에서 우리나라 고유의 탄소가격 연구는 매우 필요하다. ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------[1] 관계부처 합동. (2021b).[2] Standford news. (2021). Carbon Breif. (2018). 통합평가모델(IAM)은 자연생태계와 인간활동의 상호작용을 통합적으로 전망하는 모델이다. 사회적 탄소비용을 도출하기 위한 대표적인 통합평가모델은 DICE, FUND, PAGE 등이 있으며 NGFS 시나리오 연구는 이 세 모델 모두 종합적으로 고려했다고 밝히고 있다.[3] Rennert, K., & Kingdon, C. (2019).[4] Rennert, K., & Kingdon, C. (2019).[5] Stern & Stiglitz. (2019).[6] The White House. (2021). [7] McKinsey & Company. (2022). [8] Price, R., Thornton, S., & Nelson, S. (2007). [9] Stern, N., & Stern, N. H. (2007). 2006 년에 처음 발표된 스턴 리뷰는 처음으로 기후변화를 경제학적으로 해석한 보고서로써 기후변화로 초래하게 될 경제적 피해를 설명하고 있다.[10] Bueb, J et at. (2019). [11] Riahi, K. et al. (2017). ‘공통사회 경제경로(SSPs)’는 기후변화 적응, 온실가스 감축 등을 인구, 경제, 토지이용 및 에너지 사용 등 사회경제 발전 전망을 통해 구상한 시나리오이다.[12] Carbon Brief. (2018).[13] Bloomberg. (2021). [14] J.P.Morgan Asset Management. (2021).[15] Mckinsey & Company. (2021). 유럽에서는 평균 27 달러 아시아에서는 평균 18 달러가 도입되고 있다.[16] 관계부처 합동. (2021a).[17] 허경선. (2021).

수소법 개정안, 청정수소경제 활성화를 위한 첫 걸음

HIGHLIGHTS1. 청정수소의 정의(제2조의 10): 수소의 생산·수입 등의 과정에서 발생되는 온실가스 배출량에 따라서 무탄소수소, 저탄소수소, 저탄소수소 화합물로 구분되었다. 2. 청정수소 인증(제25조의 2): 대통령령으로 정하는 인증기준을 충족하는 수소 또는 수소화합물에 대하여 등급별 청정수소 인증을 할 수 있는 법적 기반을 마련하였다. 3. 청정수소 판매·사용 의무(제25조의 5): 청정수소 판매·사용 의무화에 따라 수소치 뿐 아니라, 건설기계, 군수, 선박, 항공, 발전 등 대부분의 수소설비에 대한 연료 공급자와 발전사업자는 청정수소 구매 혹은 판매 의무를 갖게 된다.4. 수소발전 구매·공급 의무(제25조의 6): 전기사업자는 대통령령으로 정하는 일정 비율 이상의 수소발전 전력을 의무적으로 구매하거나 공급해야 한다. 5. 수소산업의 정의(제2조의 7): 연료전지용 수소에 국한되어 있던 수소산업과 수소연료공급 및 사용시설에 대한 정의를 연료전지 및 수소가스터빈 등 수소를 활용하는 장비를 포함하는 범위로 확장하였다.1. 수소법 개정안의 내용 • 청정수소 정의(제2조의 10): 수소의 생산·수입 등의 과정에서 발생되는 온실가스 배출량에 따라서 기술 중립적인 무탄소수소, 저탄소수소, 저탄소수소화합물로 구분되었다. 1) 무탄소수소는 생산·수입 등의 과정에서 온실가스 배출이 없는 수소를 의미하며, 그린수소(재생에너지 기반) 혹은 핑크수소(원자력 기반)가 포함된다. 2) 저탄소수소는 생산·수입 등의 과정에서 온실가스 배출을 대통령령으로 정하는 기준 이하로 배출하는 수소를 의미하며 블루수소(개질수소 + 탄소포집)가 포함된다. 3) 저탄소수소화합물은 수소의 운송 등을 위해 생산된 수소 화합물로 생산·수입 등의 과정에서 온실가스 배출량이 대통령령으로 정하는 기준 이하이어야 하며 암모니아 등이 포함된다. • 청정수소 인증(제25조의 2): 대통령령으로 정하는 인증기준을 충족하는 수소 또는 수소화합물에 대하여 등급별 청정수소 인증을 하고, 청정수소 생산·사용 기업에 등급에 따른 차등적인 행정적·재정적 지원을 제공할 수 있다. 인증 및 점검 업무를 담당하기 위해서 대통령령으로 지정된 청정수소 인증기관을 지정할 수 있다. • 청정수소 판매·사용 의무(제25조의 5): 청정수소 판매·사용 의무화에 따라 수소치 뿐 아니라, 건설기계, 군수, 선박, 항공, 발전 등 대부분의 수소설비에 대한 연료 공급자와 발전사업자는 청정수소 구매 혹은 판매 의무를 갖게 된다.     • 수소발전 구매·공급 의무(제25조의 6): 전기사업자는 대통령령으로 정하는 일정 비율 이상의 수소발전 전력을 의무적으로 구매하거나 공급해야 한다. 기존의 신·재생에너지 공급의무화제도(RPS)와 유사한 제도로 수소발전 구매·공급 의무화 제도가 도입되며 기존의 RPS에서 연료전지는 제외된다. 수소경제 이행 촉진을 위해서 수소발전 입찰시장을 개설할 수 있으며(제25조의 7), 수소발전 구매·공급량의 이행에 소요되는 비용은 전기사용자의 전기요금에 반영하여 회수할 수 있게 된다.      • 수소산업의 정의(제2조의 7): 연료전지용 수소에 국한되어 있던 수소산업과 수소연료공급 및 사용시설에 대한 정의를 연료전지 및 수소가스터빈 등 수소를 활용하는 장비를 포함하는 범위로 확장하였다.2.  수소법 개정안의 의의 • 첫째, 청정수소의 정의가 특정한 에너지원에 얽매이지 않고 기술중립적으로 온실가스 배출량을 기준으로 정의되어 새로운 청정수소 생산 기술의 연구·개발과 상용화를 촉진시킬 수 있으며, 기술의 시장진입과 퇴출이 자유로울 수 있다. • 둘째, 청정수소 판매·사용 의무제도 및 등급제를 통해 수소 생산·공급을 포함하는 전주기 탄소중립이 수소경제의 방향성임을 명확히 했다. • 셋째, 수소발전 구매·공급 의무제도를 통하여 수소경제 활성화 및 수소 생태계 성장의 기반을 구축하였다. 특히 연료전지는 RPS에 포함되어 있었으나 신재생에너지 공급인증서(REC)의 변동성과 장기고정계약 제한으로 인해서 수익의 안정성을 확보하기 어려웠다. 수소발전 구매·공급 의무제도를 통해 연료전지 시장의 확대 및 수익의 안정성을 기대할 수 있을 것이다.  • 넷째, 연료전지가 RPS REC 시장에서 제외되며(REC 시장 발급량 비중 = 16.3%), REC의 공급 과잉 문제가 완화될 가능성이 있다. 이는 기존 재생에너지 사업자의 수익성에 도움을 줄 것이다. • 다섯째, 연료전지 중심의 수소경제 정책이 연료전지와 수소가스터빈을 비롯한 다양한 수소 활용 기술로 확대될 수 있을 것이다. 2019년 수소경제 활성화 로드맵 당시 수소의 주 활용처는 건물 및 발전용 연료전지 혹은 수소차 정도만 고려되었지만 현재는 수소가스터빈을 포함하여 수소환원제철 등 다양한 수소기술의 응용 가능성이 논의되고 있다. 개정안을 통해서 정부정책은 이러한 기술 발전에 유동적으로 대응할 수 있을 것이다.3. 앞으로의 논의 방향 • 청정수소 생산·수입 과정이라는 범위 및 배출량에 대한 명확한 정의가 필요하다. 수소 생산 및 공급에 걸친 과정 중 청정수소 인증을 위해 포함되는 과정은 어느 범위이며, 이 때 온실가스 배출량은 어떤 방식으로 계산할 것인지에 대한 논의가 필요하다. • 저탄소수소 혹은 저탄소수소화합물의 기준은 탄소중립법에 따른 온실가스 배출량을 줄일 수 있는 유동적인 기준이 되어야 한다. 이러한 기준은 다음의 최소한 다음의 조건을 만족시키는 수준이어야 한다. 1) 수소가 대체하는 기존 연료보다 수소의 온실가스 배출량이 적어야 하고, 2) 수소 생산의 원료가 되는 에너지원(예, 가스)의 직접 사용보다 배출량이 적어야 하며, 3) 수소의 활용이 연간 온실가스 감축량에 기여할 수 있는 수준이어야 한다. • 신설되는 제25조를 기반으로 청정수소의 생산·사용 과정에서 발생되는 온실가스 배출량을 기준으로 차등적인 행정적·재정적 지원을 위해 세분화된 저탄소수소 등급이 필요하다. 이를 통해 온실가스 배출량이 적은 수소의 생산과 활용을 촉진할 수 있다. 또한 생산비용은 저렴하지만 운송과정에서 온실가스 배출량이 많은 수입 그린수소에 대응하여 국내 생산 무탄소수소의 경제성을 확보할 수 있다. • 현재의 신재생에너지 인증서와 유사한 청정수소 가중치 적용을 통해 온실가스 배출량이 상대적으로 낮은 청정수소의 구매를 유도할 수 있다. 이를 통해 상대적으로 온실가스 배출량이 낮은 청정수소 시장을 성장시키는 효과를 기대할 수 있다. 다만 높은 수소 공급가격으로 운영에 어려움을 겪는 충전사업자와 같은 소규모 사업자의 경우 생산단가가 상대적으로 높은 청정수소 구매 의무제도는 재정적 부담을 가중시킬 수 있기에 산업에 따른 의무비율 차등 적용 및 보조금 제도 등을 통한 지원이 필요하다. • 청정수소 판매·사용 의무제가 효과를 발휘하기 위해서는 대량의 청정수소를 공급할 수 있는 공급망을 구축해야 한다. 현재 국내에서 소비되는 수소는 20만톤 수준이며, 대부분이 부생수소로 이루어져 있다. 2030년 청정수소 판매·사용 의무 비율이 20%라고 가정할 경우 탄소중립안에 따르면 약 38만톤의 청정수소가 필요할 것이다. 이를 공급하기 위해서는 청정수소 공급을 위한 빠른 설비 및 인프라 구축이 필요하다. • 청정수소 비율이 낮은 상태에서 수소발전 의무 비율이 증가하면 결과적으로 천연가스 구매·공급 의무화 제도가 될 수 있다. 수소발전 구매·공급 의무화는 청정수소 공급·사용 의무화 제도와 연계되어, 수소경제 전체의 온실가스 배출량이 증가되지 않는 방향으로 설계되어야 한다.

[칼럼] 광물자원 원자재 공급망 위기, Ally-Shoring을 통한 공급망 협력이 필요하다

1. 탄소중립과 에너지전환에 필수적인 광물, 핵심광물  2021년 11월 영국 글래스고에서 열린 26차 유엔기후변화협약 당사국총회 이후 탄소중립으로의 모멘텀은 더욱더 확고해졌다. 탄소기반 에너지원으로부터 재생에너지, 친환경차량, 수소 등 친환경 에너지원으로의 전환에는 반드시 원료물질, 특히 원료 광물들을 확보해야만 한다. 유전 중심의 에너지 원료 패러다임이 이제는 광물자원으로 옮겨가고 있다.  - 광물과 핵심광물, 무엇이 다른가?광물이라고 하면 어떤 이미지가 떠오르는가? 누군가는 수정과 같은 결정체를, 누군가는 보석을, 누군가는 금속이 포함된 돌덩이를 떠올릴 수도 있다. 사실 광물을 누구나가 공감하는 하나의 이미지로 정의하는 것은 굉장히 어려운 일이다. 광물자원이라 함은 석유/가스/석탄과 같은 에너지자원과는 달리 자연적으로 형성되는 무수히 많은 무기물의 집합이라고 볼 수 있으며, 주기율표에서 탄소와 몇몇 기체를 제외한 거의 모든 물질이라고 해도 무방하다. 이 무수한 광물자원이 제각각 다르게 존재하고 다른 방식으로 회수가 되고 용도도 다양하여 광물자원이라는 이름으로 이 모든 것을 다 아우르기는 사실상 불가능하다. 그렇기에 각국 정부는 핵심광물(Critical Minerals)을 정의하여 1) 산업에 필수적이나 단시일 내 대체제를 찾기 어렵고, 2) 자원이 편재되어 있어 공급 리스크가 존재하는 광물들을 집중해서 확보하는 전략을 세우고 있다. - 에너지전환에 필수적인 배터리 광물   세계 각국에서는 산업의 수요와 공급망 리스크를 고려하여 핵심광물 리스트를 작성하고 특별 관리를 주문하고 있다. 국내 연구기관에서는 탄소중립과 에너지전환을 위한 산업 및 기술에 필요한 핵심광물로 배터리 광물과 희토류(Rare Earth Elements, REE), 그리고 백금족(Platinum Group Metals, PGMs)을 지정하였다. 배터리 광물은 리튬(Li), 구리(Cu), 니켈(Ni), 코발트(Co), 흑연(Graphite)과 같이 배터리의 양극재와 음극재로 사용되는 광물을 의미한다. 희토류는 스칸듐(Sc), 이트륨(Y)과 란탄족에 속하는 원소들을 의미하며 풍력발전기의 네오디뮴(Nd) 자석과 고성능 센서, 의료기기가 그 수요를 이끌고 있다. 백금족은 백금(Pt), 팔라듐(Pd), 로듐(Rh), 루페늄(Ru), 이리듐(Ir), 오스뮴(Os) 6가지 금속을 의미하며 화공분야의 촉매나 전극으로 사용되고 특히 수소경제를 이끌 중요한 촉매로서 수요가 증가할 것으로 예상된다. 2. 예견된 핵심광물의 공급망 위기 - 원자재 공급망의 가장 첫 번째 사슬고리, 업스트림과 광업우리의 일상 필수품이 되어버린 스마트폰에는 118개 주기율표 상 광물 중 무려 75개가 원료광물로 사용되고 있어 매우 다양하고 복잡한 공급망(supply chain)을 형성하고 있다. 각 원료의 공급망의 체인들을 거슬러 올라가다 보면 가장 위에는 각 광물을 생산하는 광산이 존재하기 마련이다. 우리는 이 공급망의 가장 윗부분인 광물생산과 기초적인 가공 산업을 공급망의 상류 혹은 업스트림(upstream)이라고 한다. 한국은 글로벌 공급망에서 업스트림보다는 다운스트림(downstream) 분야에 산업 역량이 집중되어 있다. 다운스트림 산업 입장에서는 원료물질을 공급하는 업스트림 리스크에 굉장히 민감하게 반응할 수밖에 없다.  - 광물자원 공급망 리스크의 5가지 요인현재 글로벌 공급망에서 광물자원 공급 위기가 점차 수면 위로 드러나고 있다. 공급위기의 전조는 판데믹 이후 급격한 가격상승에서부터 나타나고 있는데 2019년에 비해 2022년 현재 리튬 가격은 약 6배, 구리는 1.8배, 니켈은 3배, 코발트 3배 급등하였고 이에 따라 관련 산업의 부담은 점차 가중되어가고 있다. 더 큰 문제는 가격만 상승한다고 끝나는 것이 아니라는 것이다. 앞으로는 광물의 공급 부족이 현실화 될 것으로 전망된다. 에너지전환에 있어 공급망 업스트림에서의 위기는 크게 다섯가지 원인에 따른다.1. 광물자원의 편재로 인한 각국의 자원 무기화 및 정부 개입 증가2. 업스트림에서의 공급 확장이 다운스트림의 수요 확장 속도보다 늦어 현재 추세라면 2030년 전에 공급부족 현상 발생, 광물자원의 탐사에서 생산까지는 보통 10년정도 소요되기 때문3. 원광의 품위 감소 및 채광 환경의 난이도 상승으로 인한 광석 처리비용 및 탄소배출 증가4. 광업에 대한 ESG(Environmental, Social, and Governance) 규제 및 저탄소 광업을 위한 제련 비용 증가5. 기후변화와 물 부족으로 인한 광산 조업환경 악화, 특히 구리, 리튬 광업의 물부족 리스크가 제일 높음  - 배터리는 Clean하지만 광산은 Dirty하다 – 탄소중립의 딜레마사실 풍력, 태양광, 전기차 등은 “사용자” 입장에서는 매우 깨끗하고 청정한 자원에는 틀림없다. 하지만 그것을 만들기 위한 원료광물의 채굴 및 가공 과정에서는 상당한 양의 오염물질이 발생한다. 광산 개발은 땅과 산을 채굴하여 주변 생태계에 영향을 미칠 뿐만 아니라 광석 가공에는 산과 유독 화학물질이 많이 사용될 수밖에 없어 주변 하천과 지하수를 오염시키기 쉽다. 광석의 개발은 탄소도 많이 배출한다. 광석리튬을 채굴하여 수산화 리튬으로 가공할 때 수산화리튬 1톤당 무려 15톤의 이산화탄소를 배출[1]하며(시멘트 0.8톤[2], 철강 1.9톤[3] 발생과 비교, 유연탄 사용 기준) 2030년 약 50만톤 이상 생산을 예상 시 소규모 국가 전체 배출량과 맞먹는 양의 탄소를 배출하게 된다. 다만 이러한 광물이 생산되는 곳은 주로 개도국과 중국에 국한되기 때문에 우리가 그 실상을 잘 모르고 외면하고 있는 것뿐이다 탄소중립의 딜레마[4]는 전세계적인 환경규제와 탄소중립 이행에 따라 핵심광물의 수요는 늘어나지만 이로 인해 개도국의 광산개발 또한 같은 규제에 제한을 받게 된다는 점이다. 탄소중립의 이행이 전과정(life cycle) 중심 관리체계로 변화하고 있는 만큼 공급망 업스트림에서의 광물 채굴을 포함한 LCA가 사이트 중심의 탄소중립보다 훨씬 중요해질 것으로 보인다. 향후 LCA가 점차 확대된다면 우리가 사용하는 제품에 embedded carbon emission(내재적 배출)이나 embedded water & land usage(내재적 수자원 & 토지사용)과 같은 개념을 통해 이러한 업스트림단에서의 환경 책임을 소비자단까지 닿도록 한다면 사람들은 이러한 문제에 더 관심을 가지게 될 것이다. BHP나 Rio Tinto와 같은 광업 메이저들은 현재 이러한 변화에서 살아남기 위해 수백, 수천억을 투자하여 지속가능한 채굴을 위한 R&D 및 기술개발을 하고 있으며 토지 이용에 따른 LULUCF 문제 해결을 위한 REDD+와 같은 프로그램을 함께 진행하고 있다. 3. 공급망 위기는 아직 도래하지 않았다 – 소프트랜딩을 준비하라- 원자재 공급망을 대비하는 미국의 자세2021년 2월, 미국 바이든 행정부는 행정명령 14017을 공표하며 자국 내 공급망에 대한 분석을 명령하였고, 올해 2월에는 내각 7개 부처가 행정명령에 기반한 각종 공급망 안정화 전략을 제시한 보고서[5]를 발간하였다. 특히, 미국 국방부(DOD)와 에너지부(DOE)는 자국 내 산업과 국방 전력을 위한 핵심광물의 안정적인 확보에 대해 중점적으로 다룬 바 있다. 보고서에서는 국내외 핵심광물의 확보, 전략적 비축, 적극적인 연구개발 및 인력양성 지원, 공급망 동맹을 통한 안정적 원료 확보 등을 당면 과제로 내세우고 있다.향후 탄소중립에 필요한 배터리 광물의 경우 [원료광물 채굴 → 원료 정제 및 가공 → 소재화 → 셀 생산 및 조립 → 패키징 → 재활용] 이라는 공급망을 따르고 있다. 하지만 미국의 경우 공급망의 업스트림이 가장 취약한 분야라고 평가하였는데, 특히 원료광물 채굴이 “취약”으로, 원료의 정제 및 가공은 “매우 취약”으로 보고 있다. 원료광물의 경우 자원의 편재로 인해, 원료의 정제 및 가공은 중국의 독점에 인해 취약하다고 판단하였다. 배터리 제조에 필수적인 광물인 코발트의 경우, 전세계 코발트 광석 생산의 70% 이상은 콩고에서 나오는데 콩고의 코발트 광산 19개중 15개[6], 전체 광산의 50%의 지분을 중국이 소유[7]하고 있을 뿐만 아니라, 배터리의 원료가 되는 황산코발트는 72%가 중국에서 생산된다. 리튬의 경우 원광의 39%는 호주에서, 21%는 칠레에서 채굴되나 배터리 원료인 탄산리튬 및 수산화리튬으로의 가공은 중국이 61%를 차지한다. 이렇듯 공급망의 미드스트림이 중국에 집중된 이유는 가공 과정에서 상당한 양의 환경오염과 탄소배출을 동반하기 때문에 규제가 심한 선진국에서는 생산 경쟁력을 확보할 수 없기 때문이다. 결과적으로 배출 규제 외 지역에서의 탄소 누출(carbon leakage)이 일어나고 있는 것으로 향후 중국이 이러한 오염에 대한 비용을 지불하기 시작한다면 생산 경쟁력을 유지할 수 없게 될 것이며 중국에 과도하게 의존하고 있는 지금의 원자재 공급망의 판도 또한 뒤바뀌게 될 것이다. 그림. 에너지전환을 위한 핵심광물의 밸류체인(자료: IEA, Anglo America, Global reports)   - 지난 공급망 위기로부터의 교훈 – 핵심광물의 공급망최근 한국은 요소수 사태를 겪으며 공급망의 다각화를 하지 못한 것에 대한 대가를 값비싸게 치렀다. 요소수 대란의 원인은 중국의 석탄 부족에 따른 요소생산 감소와 중국의 수출제한 조치 때문이었다. 만약 같은 공급망 위기가 핵심광물에 벌어지는 상황이라면 요소수만큼의 파급력이 있게 될까? 요소수와 달리 핵심광물은 대체 수입처가 없고 공급부족이 장기화되었을 경우 국내생산이 가능하지 않아 공급망 리스크가 더 클 수밖에 없다. 또한 배터리, 전자, 국방산업 등 핵심광물이 필수적인 산업은 한국 경제에 큰 비중을 차지한다. 즉, 원료광물 대란이 일단 발생하면 막대한 피해가 예상되는데 비해 솔루션 이라고는 외교적 대응이 전부일 수도 있다. 그렇기에 국내 산업 수요에 따른 리스크를 분석하고 대비해야 공급망 위기에서 피해를 최소화할 수 있을 것이다. 한국의 산업은 미국과 중국 양국에 밀접한 공급망 구조를 형성하고 있어 핵심광물과 반도체, 배터리에 대한 미국의 파격적 행보는 상당히 주목해야 할 부분이다. 석유나 가스와는 달리 광물은 그 종류마다 생산하는 국가가 다르므로, 어느 한 국가가 공급망의 업스트림에 대한 독점적 지위권을 행사하는 것은 거의 불가능하다. 각 국가와의 밀접한 공조를 통한 공급망 협력 방안, 그것이 바로 최근 글로벌 리포트에서 이야기되고 있는 얼라이쇼어링(Ally-shoring)이다.  4. 공급망을 협력하다, Ally-shoring- 얼라이쇼어링(Ally-shoring)이란?1990년부터 전 세계는 유례없는 급격한 세계화를 맞이하며 자국 내 공급망의 일부를 비용이 싼 해외로 이전하는 오프쇼어링(off-shoring)정책이 주를 이루었다. 하지만 자국민 일자리 확보, 해외 생산 및 공급망에 대한 리스크 감축, 첨단기술 보호 등을 이유로 최근 각국은 해외로 이전한 기업이 다시 본국으로 회귀하는 리쇼어링(reshoring) 정책과 자국내 생산시설을 구축하는 온쇼어링(onshoring)에 힘을 싣고 있다. 한국도 21년 6월 유턴법 개정 시행으로 공급망 핵심품목에 대해 조세감면, 보조금, 입지 등을 지원하고 있다[8]. 이는 공급망 변동성에 대한 리스크에 덜 의존하기 위한 방향이지만 지난 수십년간 고도의 경쟁력을 확보하고 유지해 온 전체 공급망을 재편하기는 쉽지 않다. 여기에서 주변국가들로부터 아웃소싱하는 니어쇼어링(near-shoring)이나 글로벌 파트너들과 공급망을 협력하는 얼라이쇼어링(ally-shoring)의 개념이 등장한다. 특히, 얼라이쇼어링은 2010년대 후반 새롭게 등장한 정책 신조어로 자원편재가 극심한 핵심광물과 연계되어 최근 많이 사용되고 있다.  얼라이쇼어링은 국가 간 경쟁력 있는 분야들을 바탕으로 공급망을 협력하고 강화하는 일련의 정책 및 협정이라고 볼 수 있다. TPP(환태평양경제동반자협정), USMCA(미국-멕시코-캐나다 협정), RECP(역내포괄적경제동반자협정) 등 기존에 제시된 대규모 경제공동체 개념에서 역내 국가로부터 생산된 원재료 및 중간재의 사용 시 혜택을 부여하는 ‘누적원산지 기준’과 비슷하다고 볼 수 있으나 이를 넘어 탄소중립 대응의 측면에서 공급망, 청정에너지, 인프라 등 실물경제를 아우르는 협력관계를 구축하는 것으로 확장해 나가야 한다. 예를 들면 최근 진행된 CEPA(한-인도네시아 간 포괄적경제동반자협정)에서는 인도네시아의 니켈 등 핵심광물 확보와 국내 전기차 및 충전인프라 산업 진출을 통한 동반적 상호 협력 강화에 대한 논의가 진행중에 있으며[9] 이는 얼라이쇼어링의 좋은 모델이 될 것으로 보고 있다. 다만, 기존의 경제공동체나 FTA와는 다른 점은 단순히 상호간 경제적인 이익 뿐만 아니라 공급망 안보라는 측면 또한 중요한 고려요소로 작용할 것이라는 것이며, 이에 따라 공급망 질서의 개편 시 대내외적으로 치열한 정치적 수싸움이 벌어질 수 밖에 없을 것이다.   -  맺음말우리나라는 자국 내에서 에너지전환에 필요한 핵심광물을 거의 생산하지 않고 있다. 그리고 다른 국가들 또한 사실상 업스트림 산업 부문은 자국내에서 100% 해결하기 어렵기 때문에 자원 부국들은 자원을 무기화처럼 사용할 것으로 보인다. 자원의 무기화 가능성을 나타내는 지표인 자원민족주의 지표(Resource Nationalism Index, RNI)는 2021년에 34개 국가가 급등하였는데 주로 광물자원이 풍부한 남미 국가들에서 두드러졌고 향후 이들 국가들의 자원민족주의는 점차 심화될 것으로 보인다. 즉, 핵심광물 공급망의 탄력회복성을 위해서는 단순히 시장 당사자들간 ‘계약’을 넘어 국가간 인적, 물적, 기술, 탄소 교류를 동반한 ‘신뢰’ 기반의 공급망 협력인 얼라이쇼어링과 같은 접근이 필요하다는 뜻이다. 또한, 공급망 전반에서의 LCA나 Scope 3 배출, embedded carbon emission에 대한 중요성이 점차 확대됨에 따라 결국 미래에는 공급망 공동체가 동시에 탄소 공동체가 될 것으로 본다. 공급망의 협력을 이야기 할 때 광물자원 개발과정에서의 환경 문제를 공급망의 모든 구성원들과 함께 공유하고 풀어나갈 수 있는지 모색해야 할 것이다.아직 전세계적인 공급망 위기는 도래하지 않았다. 어쩌면 공급 부족과 국가간 이해관계의 충돌로 인해 에너지전환이 우리가 예상한 것만큼 빠르게 진행되지 않을 수 있다. 그동안 오랜 원자재 사이클의 저점에서 축적된 예비 물량이 현재까지는 수요-공급의 간극을 메꾸어 주고 있지만 앞으로 그 상황이 오래가지 않을 것은 자명하다. 우리가 탄소중립을 위해 설정한 여러 목표 달성을 위해 우리는 잠시 뒤돌아 공급망의 최상부에서 무슨 일이 벌어지고 있는지 확인해 볼 필요가 있다. ※ 박준혁 박사는 현재 한국지질자원연구원 광물자원본부 자원탐사개발연구센터에서 선임연구원으로 근무하고 있으며 미국 애리조나대학교에서 광산공학을 전공하였습니다. 현재 광물자원 개발, 스마트 마이닝, 핵심광물 개발전략 수립 등 다양한 연구를 수행하고 있습니다 (문의: junhpark@kigam.re.kr).---------------------------------------------------------------------------------------[1] Grant et al. (2020), ‘The CO2 impact of the 2020s’ battery quality lithium hydroxide supply chain’[2] https://newsroom.posco.com/kr/%ED%8F%AC%EC%8A%A4%EC%BD%94-%EC%8C%8D%EC%9A%A9ce-%ED%83%84%EC%86%8C%EB%B0%B0%EC%B6%9C%EC%A0%80%EA%B0%90-%EB%A7%9E%EC%86%90/[3] POSCO (2017), https://www.posco.co.kr/homepage/docs/kor5/dn/sustain/pdfs/08_2017_posco_report_Reduction_of_greenhouse_gases.pdf[4] Rocky Mountain Institute (2018), ‘Decarbonization pathways for mines.’[5] https://www.wiley.law/alert-Cabinet-Agencies-Publish-US-Critical-Supply-Chain-Reports[6] https://www.nytimes.com/2022/02/28/world/congo-cobalt-mining-china.html#:~:text=As%20of%202020%2C%20Chinese%2Dbacked,fail%20to%20benefit%20the%20Congolese.[7] The Africa Report (2021), https://www.theafricareport.com/113838/samsung-apple-bmw-those-benefitting-from-drcs-cobalt-and-coltan-reserves/[8] 해외진출 기업의 국내복귀 지원에 관한 법률, 2021.06.23 시행, 법제처[9] 산업부 보도자료, 2022.02.22. https://www.korea.kr/news/pressReleaseView.do?newsId=156496567 

차기 정부의 기후·에너지 정책에 대한 평가와 제언

1. 들어가며• (배경 및 목적) 대선 공약으로 탈원전 정책의 중단을 주장해 온 윤석열 후보가 당선된 후, 많은 사람들이 향후 기후·에너지 정책 노선에 대해 우려와 관심을 동시에 표하고 있다. 본 이슈브리프에서는 대선 공약에 대한 분석을 기반으로 향후 재편될 기후·에너지 정책의 방향성을 평가하고 그 현실가능성과 효과를 분석해보았다. 이를 통해 차기 정부의 정책 결정자들과 전문가 그룹이 보다 실효성 있는 탄소중립 정책을 수립해 나갈 수 있기를 고대한다. • (원자력 발전 확대로의 전환) 윤석열 당선인(이하 차기 정부)은 문재인 정부(이하 현 정부)에서 법제화된 2050년 탄소중립 목표와 2030년 국가 온실가스감축목표(이하 2030 NDC)는 준수하되, 원자력의 기저발전 역할을 확대하는 에너지 정책기조로의 선회를 천명하였다. 또한, 소형모듈원자로(이하 SMR) 등 차세대 원전기술 개발을 언급하고 있으며 화석연료 사용량 감축에 대해서는 현 정부와 유사한 기조를 보이고 있다. ※ 현 정부 2030년 발전원별 목표 비중: 신재생에너지 30.2%, 원자력 23.9%, 석탄 21.8%, LNG 19.5%• (산업 부문) 산업부문에서는 지역 수소 클러스터 구축과 배출권거래제의 유상할당 확대 등 현 정부의 정책 기조를 유지하고 있으며, 수송부문의 경우 내연기관차 판매금지 등 규제를 강화하였다. 다만 산업별로 구체적인 탄소중립 지원 정책 등에 대한 언급은 하고 있지 않아, 원전 정책에 다소 기울어진 기후에너지 정책 기조를 내비치고 있다. 2. 차기 정부 기후·에너지 정책 방향에 대한 세부논의• 차기 정부 에너지 정책의 키워드는 ‘탈-탈원전’으로, 세부적으로는 1) 설계연한에 다다른 기존원전 계속운전 2) 신규원전 건설재개(신한울 3·4호기) 3) 원전을 이용한 수소 생산(이하 원전수소) 4) SMR로 요약된다. ※ SMR은 300 MWe 이하 용량의 소형 원전으로 국내에는 100MW 수준의 SMART 가 대표적인 모델이다. 기존 대형 원전 설비와 달리 원자로, 증기발생기, 냉각재 펌프, 가압기 등 주요 장비가 하나의 모듈 형태로 제작되어 안전성이 높으며, 부하를 추종할 수 있는 시스템을 포함하고 있다. - 차기 정부는 신한울3·4호기 건설을 재개할 계획으로, 현 정부에서 설계수명 만료 후 순차적 폐쇄가 예정되어 있던 총10기(총 8,450 MWe) 의 계속운전을 승인할 것으로 예상된다(표 2). 즉, 현 정부가 2030년 16기 존치(2022년 현재 24기 ), 2050년 7기 존치로 단계적 축소를 계획했던 탈원전 로드맵 의 퇴출이 예상된다.   - 현 정부가 주로 재생에너지 혹은 그린수소나 추출수소에 탄소포집 기술을 결합한 블루수소를 무탄소 수소로 고려했던 것에 반해, 차기 정부는 SMR외에도 원전수소를 주요 무탄소 수소 공급원으로 고려하고 있다.2.1. 원전 중심의 탄소중립: 현실적으로 얼마나 늘릴 수 있는가? 재생에너지와의 조화는 어떻게?• 2030까지 신규원전의 역할은 제한적일 것이며, 기존 원전의 계속운전이 현 정부의 2030 NDC안과의 차이를 만들 것으로 전망된다.  - 현재 건설 중인 신한울 1, 2호기와 신고리 5, 6호기는 현 정부의 에너지 정책에도 모두 포함되어 있으며, 2030 NDC 또한 이들의 가동을 전제로 수립되었다. 2030년 NDC에서 목표하는 전력믹스는 원자력 24%, 신재생 30%, 화석연료(석탄 & LNG) 41%, 암모니아 및 기타 5% 이다. - 차기 정부에서 제9차 전력수급기본계획에 포함된 원전 용량(20.4GW)을 제외한 분량(8.5GW)에 대해 계속운전이 허용될 경우 2030년 전체 원전 용량은 28.9 GW이 된다. 신한울 3·4호기의 건설이 재개될 것으로 전망되지만 원전 공사기간(국내 평균 6.4년)과 계통보강 및 연계의 지연을 고려할 경우 2030년 이전에 운전이 시작될 확률은 높지 않다는 것이 전력계통 전문가들의 중론이다.  - 실제 차기 정부의 원전확대 정책이 현 정부의 2030년 전원구성에 영향을 미칠 수 있는 수준은 기존원전의 계속운전 허용 용량으로 제한된다. • 계속운전을 통해 원전 발전비중을 높이기 위해서는 고준위 방사성 폐기물 처리 문제를 시급히 해결해야 한다.  - 현재 고준위 방사성 폐기물 처리시설 부지 확보의 어려움으로 중간저장 및 영구처분시설이 부족, 핵 폐기물이 발전소 내 단기 저장조에 보관되고 있는 실정이다. 2031년 한빛 원전을 시작으로 우리나라 사용 후 핵연료 포화도가 100%를 넘기게 될 것으로 전망된다 . 따라서 계속운전 승인에 앞서 고준위 방사성 폐기물 관리 시설과 관련 기반 설비 확충이 필요하다. - 중간저장시설(7년 이상) 및 영구처분시설(24년 이상)의 부지확보부터 운영개시 시점까지 장기간이 소요된다는 점을 고려할 때 차기 정부 임기내에 해결하기는 물리적으로 불가능할 것으로 보이므로, 장기적 관점에서 계획을 수립해야 한다. • 탄소중립이 목적이라면 원전과 재생에너지의 조화로운 확대, 화석연료 발전원의 보다 빠른 퇴출이 더 중요하다.   - 차기 정부는 적극적인 원전 활용을 통해 임기내 전환부문 화석연료 비중을 현재 60%에서 40%로 감축하고 , 탄소중립 달성의 일환으로 2030년 40% 감축을 유지하는 것을 단기적인 목표로 하고 있다 . 화석연료(석탄+LNG) 비중 역시 현 정부의 41.3%(2030 NDC)으로 비슷한 수준이라는 점을 고려한다면, 증가하는 원전의 비중만큼 재생에너지 비중이 줄어들 수밖에 없기에, 차기 정부의 에너지 구성은 원전으로 재생에너지를 대체하는 결과를 만들게 된다.  - 하지만, 차기 정부가 기후변화의 심각성에 공감한다면 원전은 재생에너지를 대체하는 것이 아니라 화석연료를 대체하는 것이 합리적이다. 만약 현 정부 계획 대비 늘어나는 원전 발전량이 석탄 발전량을 대체한다면, 석탄 발전 비중은 11.8%로, 전체 화석연료 비중은 31.4%로 줄어들고 신재생에너지는 30%를 유지할 수 있다(그림 1). 이를 통해 2030년까지 전환부문에서만 산업부문 전체 감축 목표(2030년까지 37.9 백만 CO2-eq 감축) 보다 많은 46.6 백만 톤 CO2eq의 온실가스를 감축할 수 있게 된다.• 원전 vs 재생에너지 구도에서 벗어나 화석연료를 줄이면서도 안정적으로 전력계통을 운영할 수 있는 다양한 혁신 솔루션에 대해 과학과 근거기반의 종합적인 검토가 필요하다.  - 계통운영 관점에서 볼 때 석탄발전소는 재생에너지가 20% 수준만 되어도 빠른 가동 및 정지가 어려워 기존처럼 이용율을 유지하기 쉽지 않다 . 또한, 단위 발전량 당 가장 높은 온실가스를 배출하기 때문에 더 이상 존치의 명분이 없다.  - 원전과 재생에너지 간의 정치적 논쟁에 집중하기 보다는 원전과 재생에너지와 같은 비유연성 전원의 비중이 높은 전력계통을 어떻게 운영해 나갈지, 전통적인 화석연료 발전원이 없이도 전력계통 안정성을 어떻게 유지할 수 있는지 등에 대한 종합적 고찰에 집중해야 한다. 2.2. 신규 원전 도입 실현가능성, 계통연계 문제 해결 여부 및 대안존재 여부가 핵심• 강원지역에 많은 발전기들이 운전 중이거나 연계 예정이고, 향후 추가적인 신규원전이 들어오려면 계통보강을 통해 해당지역 송전선 혼잡 문제를 해결해야한다.  - 강원지역에 운전 중인 발전소와 건설 중인 발전소 설비용량을 모두 합치면 총 16.1GW로, 최대 3GW 수준인 동해안 지역 전력수요를 제외하고 13GW 이상의 전력이 수도권으로 송전되어야 한다.  - 이 외에도 양수발전, 이미 인허가 된 신재생에너지 2.8 GW(2020 기준 ) 등을 고려하면 필요한 송전용량은 더 클 것이다. - 하지만, 현재 설치 되어있는 이 지역 송전선로들의 수도권까지의 수송가능 용량은 11.6GW로 송전 필요 용량이 수송가능 용량을 상회하여 송전혼잡이 예상되고 , 선로고장 시의 계통신뢰도 유지에도 어려움을 겪을 것으로 판단된다.  - 정부는 이 문제를 해소하기 위해서 강원도와 수도권을 잇는 신규 HVDC설비를 2025년 6월 준공 목표로 추진하고 있으나, 이 마저도 경과지의 지역수용성 문제로 인해 기약이 없는 상태이다. 머지 않아 강릉 안인과 삼척 등 신규 석탄발전 준공 시 동해안 발전단지 전체의 운영 차질이 예상되는 상황이다(표3).  • 신한울 3·4호기를 포함한 신규 원전이 신태백 변전소를 통해서 전력계통에 연결되면, 평시뿐 아니라 상정고장 을 고려한 계통 검토가 필수적이다.  - 최근 강원지역에 산불이 발생했을 때 전력설비들의 안전을 위하여 강원지역 발전소들의 출력을 감소시키고 미세먼지 감발 운전 중이던 다른 지역의 석탄화력 발전기들의 상한제약을 풀어 공급력을 확보한 바 있다 .  - 이는 강원지역에서 혹시 발생할 수 있는 사고가 계통 전체의 붕괴로 이어지지 않게 하기 위한 조치였다. ‘전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준’에 의하면 전력거래소는 단일 고장시에 공급지장이나 과도한 부하가 발생하지 않도록 계통신뢰성을 유지해야한다.  - 향후 신한울 3,4호 기가 건설되면 강원지역 계통 부담이 더 커질 것이지만, 앞서 말했듯 추가적인 계통보강은 요원한 상황이다(그림 3).• 원자력 발전소와 결합된 GW급 수전해 설비는 신규 송전선 건설의 대안이 될 수 있으며, 수소경제로의 전환의 시발점이 될 수 있다.  - 해당 설비는 동해안 원전 근처에서 전력을 소비하여 수도권으로 보내는 전력을 감소시키므로 송전계통 부담을 경감시킬 수 있다. - 원전수소를 이용해 생산된 수소는 2030년 이후 매설될 예정인 수소 배관망과 연계하여 전국에 공급될 수 있다. 또한 삼척 액화수소 클러스터 및 포항 연료전지발전 클러스터 등의 주요 수소 사업에 중요한 무탄소 공급원이 될 수 있을 것이다. 이는 수입 그린수소 도입 인프라 구축에 앞서 수소경제의 성패를 가르는 중요한 역할을 할 수 있다.2.3. 원전수소 활용 가능성: 중요한 무탄소 수소 공급원이지만, 공급량에 있어 제한적• 수소 생산에 기존원전을 활용할 경우, 무탄소 수소의 공급 비율이 늘어날 수 있지만 증가폭은 기대보다는 제한적일 것으로 전망된다.  - 현 정부의 NDC안에 따르면 2030년 1.94 백만 톤의 수소 수요가 발생하게 되는데, 이 중 13%만이 수전해를 통해 생산되며, 40%는 추출수소, 나머지는 부생수소 및 해외 수입 수소의 형태로 공급될 것으로 전망된다. NDC안에서 가정한 원전 이용률이 82%인 점을 고려하여 추가적인 10%를 수소 생산을 위해서 활용한다고 가정할 경우 매년 약 0.5 백만 톤의 무탄소 수소를 생산할 수 있다 .  - 원전수소가 추출수소를 대체할 경우 4.9 백만 톤CO2eq의 온실가스 감축이 가능하다. 원전의 낮은 전력 생산단가로 원전수소의 생산단가는 kg당 3,000원 수준이 될 것이다 . 현재 국내에서 해상 풍력을 이용한 그린수소의 생산 단가는 kg당 최소 8,000원 이상이 되며, 2050년에 이르러서야 해외 수입 그린수소 최저 공급 가격이 kg당 3,000원 수준까지 내려갈 것으로 전망된다는 점을 고려한다면 원전수소는 충분한 경제성을 갖추고 있음을 알 수 있다.• 하지만 2050년의 27.4 ~ 27.7 백만 톤의 수소 수요를 고려하면 원전을 이용한 무탄소 수소 생산은 전체 원전의 용량을 획기적으로 늘리지 않는 이상 장기적 관점에서는 매우 제한적이다.  - 신한울 3·4호기와 건설계획이 취소된 천지1·2호기가 모두 도입되더라도 같은 조건에서는 0.1백만 톤 수준의 수소를 추가 생산하는 수준에 그칠 것이다. 따라서, 수소공급 측면에서 원전의 역할은 제한적이며 기존의 해외 수입 수소 중심의 수소경제 정책기조가 크게 변화되지 않을 것이라 전망된다. 앞서 설명한 바와 같이 중장기적인 관점에서의 유연성 확보를 위하여 혹은 계통 혼잡을 최소화하기 위해서 원전수소 생산은 의미 있는 역할을 할 수 있을 것이다. 하지만, 전력 생산 후 남아 있는 이용률만을 수소 생산을 위해서 활용하는 것은 장기적 관점에서는 공급량에 제한이 있을 것이다. 2.4. 수소 클러스터 육성 정책 유지 • 차기 정부도 수소 산업에 대한 육성과 지원을 강조하고 있으며 현 정부의 수소 육성 정책 기조를 이어갈 것이다.   - 차기 정부는 탈탄소 산업구조 전환을 위해 그린수소 생산기지 및 수소 액화 관련 설비에 투자하고 수소 생산 기술을 국가 전략기술로 조정할 것을 공약하고 있다. 수소 클러스터 구성에 언급된 울산, 인천, 전라북도 완주 등의 수소 클러스터 계획은 기존에 있었던 계획으로 수소 산업 육성 정책에서 현 정부와 일관성을 보여주고 있다.2.5. 소형모듈형원자로(SMR)의 상용화: 산업단지에 제한된 무탄소 에너지 공급원의 역할 가능• 차기 정부가 많은 관심을 기울이고 있는 SMR의 실증 및 상용화는 인구밀집지역 보다는 수소 생산이나 열과 전기가 동시에 필요한 산업단지의 탈탄소화에 장기적으로 중요한 역할을 할 수 있을 것이다. - 국내 산업단지의 집단에너지 설비 중 70 MWe 이상의 발전 설비가 설치된 곳은 13곳,  총 발전용량은 2,139MW로 전체 산업단지의 집단에너지 설비 용량의 85% 수준이다. 따라서 대규모 산업단지 인근에 SMR을 설치한다면 산업단지 전력 및 에너지 수요의 탄소중립 및 전력망 혼잡도 문제를 동시에 해결할 수 있을 것으로 보인다(그림 4).  - 특히, 수요지에 설치된 SMR은 기존의 열 및 전력 기반 설비를 적극 활용하면서 수소 생산에 활용할 경우 기반 인프라 설비의 투자를 최소화할 수 있다는 장점이 있다.• 하지만, SMR을 적극 활용하기 위해서는 다음과 같은 문제점들을 먼저 해결해야 한다.  - 첫째, SMR은 기존 대형 원전에 비해 경제성이 낮다는 한계점을 극복해야 한다. SMR이 규모의 경제를 극복하기 위해서는 기술혁신이 수반되어야 한다. 아직 전력 계통에 도입된 SMR이 없어 직접 비교는 불가능하지만, SMR의 전력 생산 단가는 약 80 ~ 150원/kWh로, 현재 국내 원전의 전력 생산 단가보다 높을 것으로 전망된다. 여러 기의 SMR을 통합하여 설치하는 방식으로 설치비용 및 전력 생산 단가를 낮출 수 있는 가능성도 있다. - 둘째, 인구 밀도가 매우 높은 우리나라의 지리적 특성상 주민수용성 문제로 도심지 인근에 설치할 수 있다는 주장은 현실적이지 못하며, 산업단지와 같은 지역사회 수용성 확보가 용이한 수요 밀집지역을 발굴해야 한다.  - 셋째, 아직까지 SMR의 상용화까지는 시간이 필요할 것으로 전망된다. 물론 국내 기술로 개발된 SMART와 국내 기업이 투자한 뉴스케일(NuScale)등이 상용화에 가까운 수준까지 올라온 것으로 평가된다. 하지만 아직까지 SMR을 도입하기 위한 세부적인 계획도 설립되지 않았다는 점을 고려한다면, 차기정부 임기 내에 SMR이 도입되기는 쉽지 않을 전망이다. - 마지막으로 기존의 원전과 동일하게 고준위 방사성 폐기물 처리 문제는 여전히 풀지 못한 숙제이다. 원전 확대를 주장하려면 이 숙제부터 풀어야 한다. 3. 차기 정부의 산업 정책 방향에 대한 논의3.1. 배출권거래제 강화 약속이행과 구체적인 유당할당 비율·개선 시점에 대한 조속한 공개 필요 • 차기 정부의 유상할당 강화 정책은 긍정적이지만 구체적인 확대 시점 및 활용 계획이 수립되어야 한다. - 차기 정부는 유상할당 비중을 확대하는 것을 공약했기 때문에 기업들의 온실가스 배출에 대한 비용 부담이 증가할 가능성이 있다. 현재 국내외적 기후변화 재무정보 공개 압박과 국제 탄소국경세 도입을 앞두고 있는 시점에서 유상할당 확대는 탄소집약도가 높은 기업들에게 감축기술 투자 유인이 될 것이다. 그러나 현재 약 3% 정도의 유상할당 비율은 이미 배출권거래제 제3차 계획기간(2021년~2025년) 동안 10%로 상향될 것으로 예고된 바 있고, 2030 NDC안에 따르면 2030년까지 최대 33%까지 증가해야 온실가스 감축 목표를 달성할 것으로 보인다 . 따라서 차기 정부에서는 유상할당 비중 확대 자체보다 어느 계획기간에 얼마만큼의 비중을 올릴지가 중요할 것이다. • 유상할당 확장으로 배출권 경매수입이 증가한다면 수익금을 투명하게 관리하는 방안도 검토되어야 한다.   - 제3차 배출권거래제 기본계획에 따르면 현재 유상할당 정책을 유지해도 2030년까지 유상할당 수입은 약 8조원에 이를 것으로 파악되며 이를 온실가스 저감을 위한 공정개선 등 감축사업에 직접 지원하도록 되어있다 . 유상할당 경매수입 활용방안은 크게 1) 기금을 조성하는 방안과 2) 정부 부처에서 직접 관리하는 방안이 있다. EU는 경매수입을 기후 관련 기금에 투입하거나 일부 국가 재정에 편입해 관리하는 두 가지 방식 모두를 채택하고 있다 . 우리나라의 경우, 2022년부터 기후대응기금이 신설되어 ¼ 분기 조기 집행을 추진하고 있는 바, 향후 경매 수입을 본 기금에 포함하여 기업의 감축사업을 지원하도록 운용하는 방안을 고려해볼 수 있다.3.2. 내연기관차 신규등록 금지는 긍정적이나, 후속 대응 보완되어야 •  차기 정부의 내연기관차 신규등록 금지 계획은 온실가스 감축에 기여할 수 있지만 자동차 산업 전환에 대한 대비책도 마련해야 한다.  - 차기 정부는 2035년 내연기관차 신규등록을 금지하겠다고 공약하였다. 차기 정부의 내연기관차 2035년 판매금지 공약은 현재 국회에 체류 중인 민주당의 자동차관리법 개정안  및 EU의 Fit for 55와 내연기관 퇴출연도가 같은 자동차 규제 정책이다. 그러나 2021년 기준 연간 내연기관차 판매량은 약 160만 대 에 달하며 자동차 부품업계 고용인원은 약 22만 명 으로 대부분 전기차가 아닌 내연기관 관련 부품 관련 종사자로 차기 정부는 국내 자동차 산업과 부품 업계가 내연기관차 퇴출 시점에 맞게 전략을 재정립할 수 있도록 구체적인 대비책을 마련해야 한다. •  전기차 보급을 위한 규제 완화와 충전요금 동결은 긍정적이지만 충전 인프라 확대를 위해서는 민간 사업자의 참여가 필요하다.  - 차기 정부는 전기차 충전소 관련 규제 완화와 전기차 충전요금 동결로 전기차 보급에 힘쓸 예정이다. 그러나 충전요금이 동결됨에 따라 기존의 전기차 수요 예측은 변화할 가능성이 있기 때문에 전기차 전력수요 증가에 대한 대응방안이 필요하다. 또한 충전소 관련 규제 완화와 함께 민간 사업자의 활발한 참여를 유동할 수 있는 보완책도 필요할 것으로 보인다.  - 현재 환경부와 한국전력이 가장 많은 충전 시설을 운영 중에 있다. 따라서 공공이 주도하는 시장으로 사전협의를 통해 요금이 책정되긴 하나 공공기관의 요금수준으로 맞춰질 수밖에 없고, 민간사업자의 수익개선이 당장 이루어지기 어려운 구조이다. 한편 전기차 충전시장에 참여하는 대기업의 유입이 늘고 있는데 이는 충전사업의 수익성 보다는 연관 사업과의 시너지를 얻기 위한 것으로 여겨진다 . - 최근 정유사들은 정관에 전기차 충전 관련 사업을 추가하는 등  시장의 판도가 전기차로 전환되고 있다는 판단에 확신을 가진 듯 보인다. 향후 전기차 충전소의 인프라 확대를 위한 공공과 민간 간의 수익성과 사업구조에 대한 고찰은 남겨진 과제이다.  5.  결론: 향후전망• 차기 정부는 현 정부와 확연히 다른 기조의 원전확대 정책을 추구할 것으로 예상되지만 원전의 특성상 발전 비중이 단기간에 확대되기는 어려우며, 이는 신규원전의 역할이 당분간 제한적일 것임을 시사한다. 이에 당분간 기존원전의 계속운전에 대한 논의가 핵심쟁점으로 떠오를 것으로 전망된다. • 차기 정부의 원전확대 정책이 탄소중립의 수단으로써 의의를 갖기 위해서는 현 정부의 재생에너지 중심 정책과 조화가 우선되어야 할 것이다. 원전과 재생에너지는 탄소중립을 위한 무탄소 에너지원으로 양단간에 대립보다 각 에너지원이 갖는 특성과 한계에 따른 운영과 활용이 우선시되어야 한다. • 신규 신한울 3, 4호기의 부지가 존재하는 강원지역에는 현재 많은 발전기들이 운전 중이거나 연계 예정에 있어, 향후 신규원전의 계통연계를 위해서는 송전선 혼잡 문제가 사전에 해결되어야 한다. 특히 신규 원전이 신태백 변전소를 통해 전력계통 연결된다면 평시뿐만 아니라 상정고장을 고려한 종합적인 계통 검토가 필수적이다. • 한편, 기존원전을 수소에 적극 활용할 경우, 무탄소 수소의 공급 비율이 늘어날 수 있지만 증가폭은 제한적이며 원전의 원론적인 문제인 고준위 방사성 폐기물 처리 문제 또한 원전 확대를 위해 시급히 해결되어야 하는 문제일 것이다. • 또한, 차기 정부는 산업의 전환을 유도하기 위한 방안으로 유상할당 확대를 공약하였고 내연기관차 판매금지 시점을 명확히 하였다. 하지만 배출권거래제 강화에 대한 구체적인 정책 내용이나 개선 시점, 경매수익 활용 방안이 미비하다. 차기 정부가 대선공약을 통해 내연기관차의 판매 금지에 대한 시점을2035년으로 명확히 한 것은 긍정적이나, 이를 대체할 전기차 등의 친환경차를 수용하고 확대하기 위한 요금 문제, 인프라 확충의 문제는 여전히 문제로 숙제로 남아있다. 또한, 급격한 산업전환에 국내 자동차 관련 업체들이 대응할 수 있도록 지원하는 구체적인 산업정책 수립도 조속히 요구되고 있다. • 차기 정부의 기후·에너지 정책 방향에 대한 기대와 우려가 공존하고 있다. 사단법인 넥스트는 본 이슈브리프를 통해 중립적이고 전문적인 시선으로 대선공약을 검토해보았으며 제기된 다양한 쟁점들을 해결하기 위한 연구를 지속해 나갈 예정이다.