발전사는 왜 탄소배출권을 사들일까?

발전 부문이 탄소배출권 시장의
순매수자가 되는 이유

화력발전 비중이 높은 한국의 현실과 재생에너지 전환 과제

2025년 8월 기준 에너지 정책 분석

들어가며

한국의 전력 생산 구조는 여전히 화석연료에 크게 의존하고 있습니다. 특히 석탄화력발전이 전체 발전량의 37.9%(2023년 기준)를 차지하면서 발전 부문이 탄소배출권 거래시장에서 지속적인 순매수자 역할을 하게 되는 구조적 문제를 안고 있습니다.

2024년 10월까지 발전 부문은 907만톤의 배출권을 순매수했으며, 이는 전년 동기 대비에서도 증가한 수치입니다. 이러한 현상의 배경과 해결 과제를 심층 분석해보겠습니다.

한국의 발전원별 비중 (2023년 기준)

출처: 국가지표체계(index.go.kr), 에너지경제연구원

탄소배출권 거래시장에서의 발전 부문 현황

순매수 현황

• • 2024년 10월까지: 907만톤 순매수
• • 2023년 연간: 856만톤 순매수
• • 전환부문 할당량 비중: 80.9% (전년대비 7.7% 감소)

산업부문 비교

• • 2024년 10월까지: 773만톤 순매도
• • 2023년 연간: 856만톤 순매도
• • 발전부문과 반대 패턴 보임

주목할 점

발전 부문의 감축 부담이 집중되면서 석탄화력발전소를 보유한 발전사들의 배출권 구매 부담이 지속적으로 증가하고 있습니다.

발전 부문 순매수의 구조적 원인

1. 화력발전 의존도 과다

한국의 석탄화력발전 비중은 37.9%로 발전 에너지원 중 두 번째로 높은 비중을 차지하고 있습니다. 이는 국제적으로도 매우 높은 수준으로, 주요 선진국들에 비해 현저히 높습니다.

현재 전국 14개 부지에 총 59기(37,908.7MW)의 석탄화력발전기가 운전 중이며, 이들은 모두 탄소배출권 의무 할당 대상입니다.

2. 재생에너지 비중 저조

한국의 재생에너지 발전 비중은 10%로, 전 세계 평균 32%에 비해 현저히 낮은 수준입니다. 태양광 발전 비중도 2024년 기준 0.5%로 국제 평균에 크게 못 미치고 있습니다.

3. 할당량 감축과 유상할당 확대

배출권거래제 4기(2021-2025)에서는 할당량이 지속적으로 감축되고 유상할당 비중이 확대되면서, 발전사들의 배출권 구매 부담이 가중되고 있습니다. 특히 석탄화력 중심의 발전사일수록 더 큰 부담을 안고 있습니다.

재생에너지 전환 과정의 어려움

기술적 과제

• 계통 안정성: 재생에너지의 간헐성으로 인한 전력망 불안정성 문제
• 에너지 저장: 대용량 ESS(에너지저장시스템) 기술 및 경제성 한계
• 송전망 부족: 재생에너지 발전지역과 수요지 간 송전 인프라 부족

경제적 과제

• 초기 투자비용: 대규모 재생에너지 시설 구축을 위한 막대한 투자 필요
• 전력 가격 상승: 재생에너지 전환비용이 전력요금에 반영될 가능성
• 기존 자산 좌초: 화력발전소 등 기존 발전자산의 좌초비용 문제

공간적 과제

• 입지 제약: 태양광, 풍력 발전을 위한 적합한 부지 확보 어려움
• 지역별 불균형: 재생에너지 자원과 전력 수요지의 지역적 미스매치
• 환경 갈등: 대규모 재생에너지 시설 설치 과정의 지역 갈등

제도적 과제

• 정책 일관성: 정권 변화에 따른 재생에너지 정책의 일관성 부족
• 규제 개선: 재생에너지 확산을 위한 관련 규제 및 제도 정비 필요
• 국제 공급망: 글로벌 보호무역주의 강화로 인한 재생에너지 설비 조달 어려움

국제 비교: 한국의 위치

한국의 현주소

한국 주변 5개국(중국, 일본, 베트남, 대만, 싱가포르)의 평균 재생에너지 발전 비중은 26%에 달하는 반면, 한국은 10%에 그치고 있습니다.

특히 베트남(45.5%), 중국(36.8%) 등은 이미 상당한 수준의 재생에너지 전환을 달성한 상태입니다.

향후 과제 및 해결 방안

단기 과제 (2025-2027)

즉시 실행 가능한 조치

• • 노후 석탄화력발전소의 조기 폐쇄 가속화
• • 기존 화력발전소의 효율 개선 및 바이오매스 혼소 확대
• • 재생에너지 인증서(REC) 제도 개선
• • 발전사별 배출권 거래 전략 수립 지원

제도적 기반 마련

• • 재생에너지 의무할당제(RPS) 비율 상향 조정
• • 탄소배출권 가격 안정화 메커니즘 도입
• • 발전 부문 탄소중립 로드맵 구체화
• • 송전망 확충을 위한 규제 개선

중기 과제 (2027-2030)

기술 혁신

• • 대용량 ESS 기술 개발 및 상용화
• • 스마트 그리드 구축 확대
• • 해상풍력 발전 단지 본격 조성

인프라 구축

• • 재생에너지 중심 송전망 재구축
• • 지역별 에너지 허브 구축
• • P2X(전력-연료) 기술 상용화

시장 메커니즘

• • 용량요금제 도입
• • 실시간 전력요금제 확산
• • 탄소국경세 대응 체계 구축

장기 과제 (2030-2050)

궁극적 목표

2050 탄소중립 달성을 위해 재생에너지 비중을 70% 이상으로 확대하고, 발전 부문을 탄소배출권 시장의 순매도자로 전환시키는 것이 궁극적 목표입니다.

기술적 목표

• • 재생에너지 100% 전력계통 구현
• • 섹터 커플링 기술 완성
• • 그린수소 생산 기반 구축

경제적 목표

• • 재생에너지 발전단가 화력발전 이하 달성
• • 탄소배출권 순매도 수익 창출
• • 에너지 안보 확보

필요 투자 규모

투자 규모 추산

2024~2038년 기간 동안 재생에너지 대전환을 위해서는 원전 65기 설비용량에 해당하는 막대한 규모의 투자가 필요할 것으로 추정됩니다. (한국형 원전 1기 = 약 1.4GW)

91GW

목표 설비용량

15년

추진 기간

수백조원

예상 투자규모

투자 재원 조달 방안

• • 국가 녹색채권 발행 확대
• • 민간 투자 유치를 위한 인센티브 제도
• • 탄소배출권 거래 수익의 재생에너지 투자 재순환
• • 국제 기후금융 활용

경제적 효과

• • 재생에너지 관련 일자리 창출
• • 에너지 수입 의존도 감소
• • 장기적 전력 요금 안정화
• • 탄소배출권 수출 가능성

결론 및 전망

한국의 발전 부문이 탄소배출권 시장에서 지속적인 순매수자 역할을 하고 있는 것은 높은 화력발전 의존도와 낮은 재생에너지 비중이라는 구조적 문제에서 기인합니다.

이 문제 해결을 위해서는 단순히 기술적 전환만이 아닌, 경제적, 제도적, 사회적 측면의 종합적 접근이 필요합니다. 특히 막대한 투자 재원 조달과 전력계통의 안정성 확보, 그리고 국민적 합의 형성이 핵심 과제입니다.

국제적으로는 탄소국경세 도입, 기후변화 대응 압력 증가 등으로 인해 에너지 전환의 속도가 더욱 빨라질 것으로 예상됩니다. 따라서 한국도 선제적이고 체계적인 전환 전략을 수립해야 할 시점입니다.

최종 메시지

발전 부문의 탄소배출권 순매수에서 순매도로의 전환은 단순한 회계적 변화가 아닌, 지속가능한 에너지 미래를 향한 대한민국의 근본적 체질 개선을 의미합니다. 이를 위해 정부, 기업, 국민 모두의 적극적인 참여와 협력이 필요한 시점입니다.

본 분석은 2025년 8월 기준 공개된 정보를 바탕으로 작성되었습니다.

출처: 국가통계포털, 국회예산정책처, 한국에너지공단, 에너지경제연구원 등