분석결과 : 전력수요의 가격탄력성 미반영

본 절에서는 앞서 구성한 전력부문 에너지세제 개편 방안별 온실가스 배출 영향, 전기요금 영향 및 세수 영향에 대한 분석결과를 제시한다. 전력부문의 친환경세제는 다배출 연료원과 저배출 연료원간의 급전순위역전을 유도하여 배출량을 저감한다.

더하여 세금 부과에 따른 요금인상은 전력소비를 줄이는 효과를 발생시키므로, 이러 한 수요측 효과까지 포함하여 분석을 수행할 필요가 있다. 본 연구에서는 먼저 세제 개편 방안별 전기요금 인상 효과를 도출하고, 인상된 전기요금에 따라 감소된 전력 수요를 적용하여 재분석을 수행하는 방식으로 세제 개편 방안별 연료전환 효과와 전력수요 억제 효과를 분석하였다.

<표 3-14>는 각각 세제 개편 방안별 온실가스 및 대기오염물질 배출 영향을 정리 한 것이고, <표 3-15>는 기준 시나리오 대비 온실가스 및 대기오염물질의 증감률을 정리한 것이다. 전력부문의 2030년 NDC 목표 달성이 가능한 다양한 세제 개편 방 안을 검토하는 것이 본 연구의 관심사이므로, 해당 연도 중심으로 분석결과를 기술 한다.

앞서 시나리오 설명에서 언급한 바와 같이, 시나리오 2, 3, 4는 전력시장 모형을 통해 전력부문의 2030년 NDC 온실가스 감축 목표를 달성할 수 있는 세율 수준이 적용된 것이다. <표 3-14>의 분석결과에 따르면 시나리오 2~4의 2030년 온실가스 배출량은 1.55~1.57억 톤으로 목표치인 1.49억 톤에 근접함을 확인할 수 있다. 온 실가스 외부비용만을 개별소비세 부과 체계로 반영한 시나리오 1의 2030년 온실가 스 배출량은 1.70억 톤으로 목표치를 약 0.2억 톤 상회하고 있다. 온실가스 감축률 로 보면, 시나리오 2, 3, 4는 2030년에 온실가스를 기준 시나리오 대비 약 25% 감 축시킨다.

세제 체계를 활용한 온실가스 감축 정책은 대기오염물질 배출 저감의 공편익 (co-benefit)을 수반한다. 분석에 따르면 시나리오 2, 3, 4는 2030년 기준 시나리 오 대비 SOx(황산화물)과 미세먼지는 약 55% 감소하고, NOx(질소산화물)는 약 25% 감소한다. NOx의 감소률이 SOx와 미세먼지보다 낮은 이유는 경제급전순위 역전에 따라 LNG 발전 비중이 더 높아졌기 때문이다. LNG의 질소산화물 배출계수 는 유연탄보다 적지만, LNG 발전량이 더 증가하기 때문에 NOx의 감소률은 SOx와

미세먼지의 절반 수준에 그친다(<표 3-6> 참고).

이상의 내용을 요약하면, 에너지세제 체계 개편을 통해 전력부문의 온실가스 감 축 목표는 달성이 가능하다. 아울러 세제 개편은 대기오염물질의 배출량도 감축시킬 수 있다. 그럼에도 LNG 발전 비중 증가는 NOx의 감소폭을 제한할 수 있다. NOx 는 초미세먼지의 2차 원인물질이며, 산성비의 원인이 되는 물질이다. 이런 이유로 에너지세제 체계를 통해 온실가스 감축을 유도하더라도 특히 NOx 배출량 저감을 위한 보완적인 수단이 필요하다. 환경당국은 이미 2018년 12월 24일 질소산화물에 대기배출부과금을 새롭게 도입하는 「대기환경보전법 시행령」⁷³⁾ 개정을 통해 질소산 화물 배출을 규제하고 있다. 동 법에 따르면 질소산화물 대기배출부과금은 배출허용 기준을 초과하는 경우에 부과하는 초과부과금과 배출허용기준 이내의 배출량에 부 과하는 기본부과금으로 구성된다(환경부 보도자료, 2018.12.24)⁷⁴⁾. 배출허용기준은 2020년 70%에서 2022년 30%로 강화되며, 2022년 세율은 초과배출부과금과 기본 배출부과금 모두 2,130원/kg이 부과된다. 에너지세제 체계 개편 과정에서 질소산화 물 저감 효과가 다른 대기오염물질보다 낮다면 현재 시행되고 있는 질소산화물에 대한 대기배출부과금의 배출허용기준과 세율을 적절히 조정하는 방식으로 질소산화 물의 추가 감축을 유도할 수 있을 것이다.

73) 자료: 「대기환경보전법 시행령」, [대통령령 제32621호]. https://www.law.go.kr/%EB%B2%95%EB%A0%B9/%EB%8 C%80%EA%B8%B0%ED%99%98%EA%B2%BD%EB%B3%B4%EC%A0%84%EB%B2%95%EC%8B%9C%

ED%96%89%EB%A0%B9 (최종접속일: 2022. 7. 27).

74) 자료: 환경부 보도자료, 2018. 12. 24, ‘사업장 배출 질소산화물 획기적으로 줄인다.’ http://me.go.kr/home/web/board/rea d.do?pagerOffset=590&maxPageItems=10&maxIndexPages=10&searchKey=&searchValue=&menuId=&orgCd=&b oardMasterId=1&boardCategoryId=&boardId=931590&decorator=.

시나리오

온실가스 배출량 (백만 tCO2)

시나리오별 SOx 배출량(톤)

시나리오별 NOx 배출량(톤)

시나리오별 미세먼지 배출량(톤)

2030년 2030년 2030년 2030년

기준 시나리오

(9차 수급계획) 209.2 27,336.1 32,083.2 1,300.0 시나리오 1 169.6 15,738.0 26,175.3 748.1 시나리오 2 157.0 12,499.0 24,286.3 594.0 시나리오 3 155.0 11,991.0 23,991.9 569.8 시나리오 4 157.3 12,574.1 24,333.8 597.6

<표 3-14> 2030년 시나리오별 온실가스 및 대기오염물질 배출량 감축 영향

주: 기준 시나리오는 9차 수급계획의 ‘발전량 기준 시나리오’로 이 시나리오는 석탄발전량 제약방식이 도입되지 않은 상황을 전제 하고 있음. 이 시나리오에서 2030년 온실가스는 2.049억 톤 배출할 것으로 전망하고 있음(9차 수급계획, 2020.12. 28, p.41).

자료: 저자 추정.

시나리오

기준 시나리오 대비 온실가스

감축률(%)

기준 시나리오 대비 SOx 감축률(%)

기준 시나리오 대비 NOx 감축률(%)

기준 시나리오 대비 미세먼지 감축률(%)

2030년 2030년 2030년 2030년

기준 시나리오

(9차 수급계획) - - - -

시나리오 1 -19.0 -42.4 -18.4 -42.5

시나리오 2 -25.0 -54.3 -24.3 -54.3

시나리오 3 -25.9 -56.1 -25.2 -56.2

시나리오 4 -24.8 -54.0 -24.2 -54.0

<표 3-15> 2030년 기준 시나리오 대비 온실가스 및 대기오염물질 감축률

주: 기준 시나리오는 9차 수급계획의 ‘발전량 기준 시나리오’로 이 시나리오는 석탄발전량 제약방식이 도입되지 않은 상황을 전제 하고 있음. 이 시나리오에서 2030년 온실가스는 2.049억 톤 배출할 것으로 전망하고 있음(9차 수급계획, 2020.12. 28, p.41).

자료: 저자 추정.

<표 3-16>은 에너지세제 체계 개편 시나리오별 전기요금 추정결과를 정리한 것 이다. 전기요금 인상률은 과거 10년 기간의 전력도매시장 정산금액과 소매 판매금 액의 산술평균한 비율인 8:2를 적용하여 개략적으로 추정하였다.⁷⁵⁾ 전력 판매금액은 전력 정산금액, 송･배전비용, 그리고 전력산업기반기금 등으로 구성되며 전력 정산

75) 자료: 한국전력공사 홈페이지. 한국전력통계 각호. https://home.kepco.co.kr/kepco/KO/ntcob/list.do?boardCd=BRD_00 0099&menuCd=FN05030103 접속일: 2022.3.27.

금액은 이러한 전력 판매금액의 약 80%의 비중이다. 시나리오별 전력도매시장 정산 금액은 전력시장 모형(M-Core)을 통해 도출하고, 이를 토대로 판매금액과의 비율 을 적용하여 전기요금 인상률을 산정하였다.⁷⁶⁾ 재생에너지의 변동비는 ‘0’으로, 전 력시장 모형은 태양광, 풍력 등 재생에너지에 대한 정산금액은 제시하지 않는다. 따 라서 전력시장 모형을 통해 도출한 정산금액에는 재생에너지 정산금액이 포함되지 않아, 만일 재생에너지 정산금액을 포함하여 전기요금 인상률은 산정한다면 이 결과 는 <표 3-16>의 전기요금 인상률보다는 낮은 수준일 것이다. 전기요금 산정에서 재 생에너지 정산금액을 포함하지 않은 이유는 미래 시점에 대한 ‘신재생에너지 공급의 무(RPS)’ 이행 비용, 즉 재생에너지 보조금 수준을 추정하기 어렵기 때문이다.

2030년 기준 시나리오 대비 전기요금 인상률을 보면, 시나리오 1은 10.9%, 시나 리오 2는 19.2%, 시나리오 3은 18.3%, 시나리오 4는 26.7% 증가한다. 시나리오 2 와 3의 전기요금 인상률 차이는 약 1%p로 전기요금 측면에서 이 두 세제 개편 방 식에 대한 차이는 크지 않다. 그러나 탄소가격 부과 체계로 대체하는 시나리오 4는 시나리오 2와 시나리오 3보다 요금 인상률이 7~8%p 더 크다. 시나리오 2, 3, 4는 모두 2030년 NDC 온실가스 감축 목표를 달성할 수 있으나, 세제 개편 방식에 따 라 전기요금에 미치는 영향은 세제 체계 개편 방식에 따라 다를 수 있음을 보여준 다. 해석의 범위를 본 연구에서 구성한 시나리오들로 한정하면, 현행 개별소비세 부 과 체계만을 활용하거나(시나리오 2), 개별소비세와 탄소가격 부과 체계를 조화하는 방식(시나리오 3)이 현행 개별소비세를 탄소가격 부과체계로 완전히 대체하는 방식 (시나리오 4)보다는 전기요금이 덜 인상된다.

반면 세제 개편 방식에 따라 세수 영향은 전기요금 영향과는 다른 양상을 보인다.

<표 3-17>은 시나리오별 조세수입과 기준 시나리오 대비 세수 차액을 정리한 것이 다. 전기요금 영향과 마찬가지로 온실가스 감축의 동일 목표를 달성하더라도, 세제 개편 방식에 따라 세수의 크기도 달라진다. 2030년 기준으로 시나리오 4의 세수규 모가 약 6조4,343억 원으로 가장 크고, 다음으로 시나리오 2가 5조1,416억 원, 그 리고 시나리오 3이 4조8,166억 원 순이다. 이 세수는 기준 시나리오의 세수보다 각 각 2조6,656억 원, 1조3,729억 원, 1조 479억 원 더 높은 액수이다. 2030년 기준, 기준 시나리오 대비 시나리오 2의 세수 증감률과 시나리오 3의 증감률 간의 차이는

76) 전기요금 인상률(%) = 정산금 인상률(%) *(8/10)

약 8.6%p이나, 시나리오 4와의 증감률 차이는 시나리오 2와는 34.3%p, 시나리오 3과는 42.9%p이다.

위 결과를 종합하면, 전력부문 온실가스 감축 목표를 달성하더라도 어떤 방식의 세제 체계를 도입하느냐에 따라 전기요금과 세수의 영향은 다를 수 있다. 최소한 본 연구의 세제 개편 시나리오 범위 내에서는 전기요금 인상률이 높을수록 세수의 규 모도 커지는 경향을 보인다. 이는 세제 개편 시나리오마다 적용되는 유연탄과 LNG 에 대한 세율 수준과 상대세율 비율이 차이가 있기 때문이다. 세제 개편 방식에 따 라 적용되는 과세대상과 과세표준이 연료소비량(원/kg) 혹은 탄소 배출량(원/tCO2) 혹은 두 방식의 조합으로 구분되기 때문에 이러한 결과가 나타난다.

세제 개편 방식에 따라 전기요금과 세수 규모는 차이가 있으나, 징수된 재원을 어 떻게 활용하느냐에 따라 이러한 차이를 좁힐 수 있다. 가령, 시나리오 4의 세수는 시나리오 2보다 약 1조 3천억 원 더 크다. 만일 시나리오 4의 총세수에서 시나리오 2의 세수를 초과하는 금액, 즉 1조 3천억 원을 요금인상 비용을 보전하기 위한 재 원으로 활용하여 전기소비자에게 일괄적(lump-sum)으로 이전된다고 가정하면, 세 율 인상에 따른 소비자의 실질적인 요금인상 부담은 낮아질 수 있다.⁷⁷⁾

본 연구는 전력부문에 한정하여 동 부문의 온실가스 감축 목표 달성을 위한 세제 개편 방안만을 검토하고 있어, 재원의 환류방식에 따른 영향은 분석 범위에 포함하 지 않았다. 물론 다양한 세제 개편 방안들을 검토하는 경우, 세수의 재활용에 따른 영향분석도 포함될 필요가 있으나, 이는 전력부문뿐 아니라 수송, 산업, 건물 등 모 든 부문을 포괄하는 세제 개편 연구에서 종합적으로 다루어지는 것이 더 적절하다 고 판단된다.

77) 본 연구의 전력시장 모형(M-Core) 분석에 따르면, 2030년 시나리오 4의 총산금액은 약 59조9,436억 원이며, 시나리오 2의 총정산금은 약 55조7,165억 원으로 이 두 시나리오 간 총정산금 차이는 약 4조2,271억 원임.