독일의 에너지전환 정책 평가 및 시사점
해외정보분석실 유동헌 연구위원([email protected])
▶ 독일 정부는 일본 후쿠시마 원전 사고 이후 화석연료 의존적 에너지시스템에서 탈피하여, 풍력과 태양광 등 재생에너지원을 확대하는 정책인 에너지전환 정책 을 추진하고 있음.
▶ 그러나 에너지전환 정책의 문제점으로 높은 전기요금, 재생에너지 발전원 확대 를 위한 부지 문제, 해상풍력 설비건설에 따른 전력망 연계 등이 지적되고 있으 며, 이에 따라 재생에너지법(EEG)의 개정이 논의되고 있음.
▶ 태양광 및 풍력 발전설비에 대한 발전차액지원금을 인하하거나 일정 수준 이하 로 제한하는 등 전기요금 인상 억제를 위한 노력이 진행되고 있으며, 재생에너 지 확대를 위한 대안으로 터빈 대체(repowering) 등이 제시되고 있음.
▶ 독일 신정부는 에너지전환 정책을 개인 소비자와 산업간 ‘공평한 책임분담’, 그 리고 독일 경제 버팀목으로서의 제조업 유지 및 미래 일자리 보호 관점에서 개 선해 나아갈 필요가 있음.
1. 개요
□ 에너지전환 정책 추진배경 및 목표
ㅇ 2011년 3월 발생한 일본 후쿠시마 원전 사고 이후 독일 정부는 에너지전환 즉
전체 에너지시스템 전환과 2022년까지 단계적 원전 폐쇄를 결정하였음. - 에너지전환 정책은 기존의 화석연료 의존적 에너지시스템에서 탈피하여 풍
력과 태양광 및 기타 재생에너지원을 확대하는 정책임1).
- 에너지전환 정책의 목표는 2030년까지 전력의 50%, 2050년까지 전력의 80%를 재생에너지원으로 대체한다는 것임.
- 이러한 에너지전환 정책에 대해 발표되기까지 EU 혹은 이웃 국가들과의 교 감이 없었음은 물론, 마스터플랜도 없었고 상세한 분석에 기초하지 하지 않 았다는 평가를 받고 있음2).
- 유럽 최대의 전력 생산국인 독일의 에너지전환 비용은 2011년 이후 향후 25
1) 세계에서 가장 높은 보조금을 지급해 온 독일의 발전차액지원제도는 2012년 말 기준으로 독일 을 세계 최대의 태양광 설비 보유국임과 동시에 인당 재생에너지 발전량(수력 제외) 1위 국가 로 만들었음(World Review, “Rising costs of ‘alternative’ energy threaten German industry”, 2014.3.10; REN21,“Renewables 2013: Global Status Report“ 참조)
2) Frank Umbach, “Rising costs of ‘alternative’ energy threaten German industry”, World Review, 2014.3.10
“에너지전환 정책은 마스터플랜과 상세한 분석에 기초하지 않은 정책”
년간 10조 유로에 달할 전망임3)4).
ㅇ 독일의 에너지전환 정책목표는 아래 <표>와 같으며, 주요 수단은 석탄발전 폐 쇄와 재생에너지원 확충임.
- 그러나 온실가스 배출을 2011년까지 27% 감축하는데 가장 크게 기여했던 메르켈 총리의 원전폐기 정책 영향으로 2013년 갈탄 발전량이 최근 20년 동 안 최고 수준으로 치솟으면서 온실가스 배출량은 다시 증가하고 있음5)6)7).
2020년 2030년 2040년 2050년
온실가스 배출량(1990년 대비) -40% -55% -70% -80∼-95%
재생에너지 비중(전력) 35% 50% 65% 80%
재생에너지 비중(최종 에너지) 18% 30% 45% 60%
1차 에너지(2008년 대비) -20% - - -50%
자료 : Patrick Matschoss, “The German Energy Transition: Status, Challenges and The Finnish Perspective”, The Finnish Institute of International Affairs Briefing Paper 128, May 2013, p.4
< 독일 기후변화·에너지정책 목표 >
- 이는 2012년 MWh당 35유로에 달하는 연료비 차이에 따른 것으로 독일의 전력회사가 친환경적인 가스발전 대신에 상대적으로 저렴한 연료탄과 갈탄 발전을 선택했기 때문임8).
□ 독일 전력시장
ㅇ 독일 전력시장은 4개의 대형발전사(RWE, E.ON, Vattenfall Europe, EnBW) 가 전체 발전능력의 78.4%9)를 점유하고 있으며, 대형발전사가 지분을 보유하 고 있는 발전사(예, Grosskraftwerk Mannheim AG)를 포함하면 발전능력의 90% 정도를 점유할 것으로 추정됨10).
- 전력거래는 발전사와 구매자(소매전력 사업자와 대량 전력 소비자)간 이루어
3) Frank Umbach(2014)
4) Deutsche Energie-Agentur GmbH(DENA)의 2012년 말 연구결과에 따르면, 독일의 전력망이 풍력 및 태양에너지 발전량의 확대를 수용할 수 없어 135,000~193,000km에 달하는 전력망의 확충이 필요하며, 이에 소요되는 비용이 2030년까지 최소 275억 유로, 최대 425억 유로로 예 상된다고 밝힘(에너지경제연구원, 주간 세계 에너지시장 인사이트, 제12-47호 2012.12.14, p.37 참조).
5) Fred Pearce, “Germany's energy revolution on verge of collapse”, NewScientist, 2014.1.22 6) 독일의 온실가스 배출량 증가는 에너지전환 정책과 EU 배출권거래제에 의한 결과로 자세한 내 용은 “EU 기후·에너지정책 변화의 시사점”(에너지경제연구원, 세계 에너지시장 인사이트 제 14-5호, 2014.2.14., p.10) 참조.
7) 2013년 독일의 온실가스 배출량은 최근 5년 중 최대 수준을 기록(에너지경제연구원, 세계 원 전시장 인사이트, 2014.03.28, p.25)
8) Frank Umbach(2014)
9) 2014년 3월 20일 현재 기준(EEX, http://www.transparency.eex.com/en/Information/
reporting-companies)
10) Australian Government, “Carbon Emission Policies in Key Economies”, Appendix F.
Germany’s electricity generation sector, May 2011, p.2 참조.
“MWh당 35유로에 달하는 연료비 차이로 친환경적인 가스발전 대신 상대적으로 저렴한 연료탄과 갈탄 발전을 선택”
지는 국내거래와 유럽에너지거래소(European Energy Exchange)를 통한 역 내거래로 구분됨.
□ 전력수출
ㅇ 독일은 EU의 중앙에 위치하고 있으면서 전력 순수출국 지위를 유지하고 있음.
- 2013년도 전력 수출량은 71.8십억kWh인 반면 수입량은 38.8십억kWh로 순
수출량은 약 33십억kWh를 기록하였으며, 2012년 23십억kWh에 비해 43%
증가하였음.
ㅇ 독일에너지수자원협회(BDEW)11)에 따르면, 가장 많은 전력이 네덜란드로 수 출되었으나 수출된 전력이 모두 네덜란드에서 소비될 필요가 없으므로 일부는 벨기에와 영국으로 수출된 것으로 추정됨.
- 독일은 2013년에 8개국(스위스, 폴란드, 프랑스, 덴마크, 오스트리아, 체코, 네덜란드, 스웨덴)과 전력을 수출입하였음12).
- 2013년 기준, 상대적으로 수출량이 많은 국가는 네덜란드, 스위스, 폴란드이
며, 수입량이 상대적으로 많은 국가는 체코, 프랑스임. 나머지 3개국의 경우 수출과 수입량이 유사함.
ㅇ 독일의 전력 수출량이 높은 수준에 있는 것은 EU 전력시장이 작동함을 반증하 는 것이라고 BDEW는 평가함13).
- 하지만 BDEW는 다수의 발전소 폐지계획이 규제기관인 연방네트워크관리청
(FNA)에 제출된 상황이므로, 잉여 전력의 수출이 안정적인 전력공급을 의미
하는 것이 아니라는 점을 강조했으며, BDEW 회장은 정부의 즉각적인 대응 필요성을 지적하고 있음14).
2. 에너지전환 정책 평가 및 문제점
□ 개요 및 평가
ㅇ 독일의 에너지전환 정책은 두 가지 의미의 패러다임 전환으로 볼 수 있음. 첫 번째는 기존의 화석연료와 원자력 중심의 전원믹스에서 재생에너지 기반으로 의 전환이며, 두 번째는 재생에너지 산업을 기반으로 한 독일 경제의 친환경적 구조조정임.
11) Federal Association of the Energy and Water Industry(BDEW)는 독일의 1,800개 에너 지기업이 참여하는 단체로 독일 전력 및 가스 시장의 90%를 대표하고 있음.
12) Bruno Burger(2014), pp.52-54.
13) BDEW, “Presents Electricity and Gas Data for 2013 and Calls for More Cost Efficiency of Renewables Law”
14) 온실가스 감축을 위해서는 전력부문이외에 수송부문과 열에너지 분야에서도 가능하므로 적정 한 수준에서 전력가격을 유지하기 위해서는 독일과 유럽 수준에서 비용효과적인 수단을 강구 할 필요가 있음도 아울러 지적하고 있음.
“독일이 잉여전력을 주변국에 수출하고 있으나 안정적인 전력공급을 의미하는 것은 아님”
ㅇ 독일 에너지전환의 기초가 되었던 재생에너지법(EEG)이 2000년 3월 발효15) 된 이후 13년간 재생에너지 발전비중은 6.6%에서 23.4%로 급격하게 증가(연 평균증가율 11.0%)하였음.
- 이러한 기대 이상의 증가는 발전차액지원제도(FIT)16) 효과에 기인하며, 태양 광 발전설비가 주로 기여함.
< 에너지원별 발전비중 추이(1990-2013) >
자료 : BDEW 자료를 이용하여 작성
ㅇ 그러나 메르켈 3기 정부는 연정 협상과정에서 재생에너지 이슈에 대해 많은 시간을 소비하였음.
- 2013년 11월 27일 독일 여당 기민/기사연합(CDU/CSU)과 제1야당인 사민 당(SDP)이 연정 구성에 합의한 후 2013년 12월 15일 사민당 대표인 Sigmar Gabriel 의원이 부총리 겸 에너지부(Ministry of Economics and Energy) 장 관에 임명되었음.
- 연정 협상에서 양측은 재생에너지 발전비중을 2025년까지 40~45%, 2035년 까지 55~60%로 제한하기로 했으며, 이미 충분한 용량을 확보한 지역17)의 신규 육상풍력 발전설비 설치에 대한 지원을 감축하고 해상풍력 설치 목표를 낮추는데 합의함18).
※ 연정 협상 타결안에 따르면, 해상풍력 설치목표는 2020년까지 6.5GW, 2030년 까지 15GW로 설정되었으며, 이는 이전 정부의 목표인 2020년 10GW, 2030년
15) 제베린 피셔, 잔드라 베트게, “독일의 에너지정책: 친환경 산업 정책과 실용주의 기후 정책 사이에서”, 2011.5, FES Information Series 2011-02, Friedrich Ebert Stiftung, p.7.
16) 청정에너지 투자에 대해 신뢰를 주기 위해 독일 내 청정에너지 투자자에게 20년간 특별요율 로 전력을 매입하는 제도임.
17) 상대적으로 풍량이 적은 것을 반영함. 예로 독일 남부지역이 있음.
18) 에너지경제연구원, 세계 에너지시장 인사이트 제13-44호, 2013.12.6, p.51
“EEG가 2000년 3월 발효된 이후 13년간 재생에너지 발전비중은
6.6%에서
23.4%로 급격하게 증가”
25GW에서 감소한 수준임.
ㅇ 재생에너지로 대체하는 독일의 에너지전환 정책에 대해 Gabriel 장관은 경제대 국 독일에게 부자연스럽다고 언급하면서 정책의 수정 필요성을 밝힘19). 특히 전력가격 통제를 강조하였음20).
- 에너지전환 정책은 현재 많은 문제를 안고 있어 성공적 전환을 달성하는 것 이 신정부가 직면한 가장 큰 문제라고 지적함.
- 독일은 에너지전환 정책에 대한 국민의 지지상실 위험을 억제하고 에너지 전 환비용을 통제하기 위해 가장 저렴한 청정에너지원에 집중해왔다고 Gabriel 에너지부 장관이 밝힘21).
- 그러나 Gabriel 장관은 부과금이 늘어난다면 에너지전환을 하지 못할 것이므로 재생에너지로의 안정적 전환을 위해 전기요금 인상억제를 위한 재생에너지법
(EEG) 개정이 필요하다고 밝히면서, 전기요금 상승이 독일 경제에 상당한 부
담이 되고 있다고 밝힘.
- 그럼에도 재생에너지원이 아닌 화석연료(석탄)으로의 회귀는 부적절하다는 의견임.
ㅇ 또한 메르켈 2기 정부가 1,900여개 기업의 부과금을 면제해 준 것과 관련하여 정보가 공개되면서 국민들이 항의가 거세며, EU 집행위원회 역시 불균형적인 정부 보조금 의혹을 제기함22).
ㅇ 독일 산업계를 대표하는 BDI(Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.)는 급속히 증가한 에너지전환 비용은 이미 감내할 만한 한계를 넘어섰으며, 독일 산업의 국제경쟁력을 위태롭게 만들고 있다고 지적하고 있음.
□ 문제점
ㅇ 독일 에너지청(Die Deutsche Energie-Agentur GmbH, dena)은 재생에너지법
(EEG)을 개정 중23)에 있는데 이는 에너지전환 정책이 여러 가지 문제점을 노
정하고 있기 때문임.
- 지적되고 있는 문제점으로는 높은 전기요금, 재생에너지 발전원 확대를 위한 부지 문제, 해상풍력 설비건설에 따른 전력망 연계 등이 있음24).
ㅇ 독일의 가정용 및 산업용 전기요금은 FIT를 도입한 2000년 이후 2012년 기간 동안 각각 2.0배(연평균 6.0%)와 2.6배(연평균 8.4%) 인상되었음25).
19) Jeevan Vasagar, “Germany cautions on impact of renewables”, 2014.1.21 20) DW Akademie (2013.12.29)
21) Jeevan Vasagar (2014.1.21)
22) 에너지경제연구원, 세계 원전시장 인사이트, 2014.03.28, p.27 참조
23) 전용 인터넷 사이트(www.effiziente-energiesysteme.de)를 통해 과정을 투명하게 할 예정임.
24) 부지 문제와 전력망 연계 관련 상세한 내용은 Jan Keil(2012) 참조.
25) OECD/IEA, Energy Prices & Taxes
“에너지전환 정책의 문제점으로는 높은 전기요금,
재생에너지 발전원 확대를 위한 부지 문제, 해상풍력 설비건설에 따른 전력망 연계 등이 지적”
- 세후 기준으로 2012년 가정용 전기요금은 26.36유로센트/kWh이고 산업용은 11.57유로센트/kWh 임.
- 2000∼2012년 기간 동안 PV와 풍력 발전능력은 누적량 기준으로 각각 32.5GW와 25.2GW 늘어났으며26), 2012년 기준 재생에너지 발전설비 능력 의 83%를 점유하는 주요 재생에너지(PV+풍력) 설비능력은 2000∼2012년 기간 동안 연평균 21.5%의 증가세를 기록했음. 같은 기간 동안 주요 재생에 너지(PV+풍력) 발전설비능력 변화에 대한 전기가격 탄성치는(가격 인상률 /PV와 풍력 발전설비능력 변화율) 가정용 0.28과 산업용 0.39를 기록했음.
- 전력부과금은 2012년 3.59유로센트/kWh에서 2013년 1월 5.27유로센트 /kWh로 인상되었으며, 2014년에는 6.24유로센트/kWh가 적용됨. 부과금 인 상으로 3인 가구기준으로 2013년에는 연간 약 60유로를 더 부담했으며, 2014년에는 약 34유로를 더 부담해야 함27)28).
<그림 1> FIT지원 전력 중 원별 지원비 및 발전비중
자료 : BDEW 2012(Jan Keil(2012), p.4에서 재인용)
ㅇ <그림 1>에서 FIT 대상 발전원 가운데 지원금 총액 내 비중과 발전량 비중을 보면, PV만 발전량과 지원금 비중 간 역전현상을 나타냈음. 즉 다른 재생에너 지 발전원에 비해 비용효과성이 낮음을 알 수 있음. 소규모 PV가 독일 전기요 금 인상의 많은 기여를 하고 있다는 평가를 받고 있음29).
- PV와 지원금 비중은 낮으나 발전량 비중이 높은 육상풍력의 월별 발전량을
<그림 2>에서 보면, 두 발전원 간에 상호 보완적인 모습을 보이고 있기는 하
지만 PV와 육상풍력 모두 이용률 면에서의 취약성을 나타내고 있음.
26) German Wind Energy Association; Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik 27) DW Akademie, “Germany to impose cap on renewables surcharge”, 2013.1.28
28) DW Akademie, “Germany's economics minister Gabriel seeks reform for renewable energy transition”, 2013.12.29
29) Jan Keil (2012)
“전력부과금 인상으로 3인 가구기준으로 2013년에는 연간 약 60유로, 2014년에는 약 34유로를 더 부담”
<그림 2> PV와 풍력의 월별 발전과 총 수요
자료 : Jan Keil, “The German Energy Transition – Issues and Perspectives”, 2012.12, p.15
ㅇ 재생에너지원의 간헐적 특성은 또 다른 비용 요소인 백업설비 유지 필요성을 수반하게 되는데, <그림 3>에서 재생에너지 발전원의 이용률 변동성을 볼 수 있음.
<그림 3> PV와 풍력의 월별 발전량 변화
자료 : Bruno Burger, “Electricity production from solar and wind in Germany in 2013”, Fraunhofer Institute for Solar Energy System ISE, January 09 2014, p.56, 62, 67
“PV와 풍력 간에 상호 보완적인 발전실적을 보이고 있기는 하지만 PV와 육상풍력 모두 낮은 이용률을 보임”
- 2013년 월별 발전량 자료를 바탕으로 태양광 발전량은 0.35(1월)∼ 5.1(7월) TWh을 기록하였으며, 풍력은 1.7(7월)∼7.5(12월)TWh를 기록하였음.
- 발전사들은 정부의 재생에너지 선호정책으로 기존 발전소를 유지 혹은 폐지 해왔으며, 이로 인해 발전사의 이익이 훼손되고 있음을 정부에 전달함은 물 론 재생에너지 정책이 지속된다면 더 이상 기존 발전소를 유지하기 어렵다는 입장임.
- 이에 대해 정부는 보조금 지급은 반대하지만 발전용량 손실을 방지하기 위한 방안을 고려중임.
3. 전망 및 대안
ㅇ EU의 기후변화･에너지정책은 ‘2030 프레임워크’에서 과거의 ‘2020 패키지’와
비교하여 재생에너지 국가목표를 설정하지 않은 점에서 변화를 주었지만 EU 의 추가적인 정책변경 가능성도 예상할 수 있음.
- EU의 기후변화 에너지정책으로 인한 산업 경쟁력에 대해 IEA는 유럽의 높
은 가스 및 전기요금이 산업 경쟁력을 악화시켜 에너지 다소비 수출산업이 국제시장에서 차지하는 점유율의 30% 정도를 최소 20년간 잃게 될 것이라 경고하고 있음30). 이러한 판단의 배경에는 미국에 비해 지속적으로 (stubbornly) 높은 수준을 유지하는 에너지 가격이 자리함31).
- 또한 Gabriel 장관은 유럽의 기후변화․에너지정책 정책목표가 에너지 집약산 업과 국제 경쟁에 직면한 산업에 불이익을 주는 것이면 안 된다고 강조함32).
ㅇ EEG 개정(안)이 발표되지는 않았지만 Gabriel 장관이 PV와 풍력에 대한 FIT 변경계획을 이미 밝힌 바 있음.
- 태양광 발전설비의 발전차액지원금은 설비용량이 52GW33)에 이를 때까지 지속적으로 낮아질 예정인 가운데 3년 정도 후에 누적설치규모는 52GW에 이를 것으로 예상됨.
- 독일의 신규 태양광 발전설비에 대한 발전차액지원금은 2014년 1월 1일부터 1.4% 낮아져 설비규모에 따라 kWh당 0.0947~0.1368유로(USD 0.13~0.19) 가 적용되고 있으나 매년도 태양광 설비의 신규설치 규모를 제한하는 정책에 따라 다음 라운드에서는 매월 1.4%씩 낮아질 예정임34).
30) Pilita Clark, “Energy price gap with the US to hurt Europe for ‘at least 20 years’”, 2014.1.29, Financial Times
31) 이는 유럽의 재생에너지 정책만의 문제가 아니고 미국과 유럽 간 에너지 공급비용 차이를 유 발하는 구조적인 문제에 기인함. 유럽의 가스 수입가격은 미국의 3배 정도이며 산업용 전기 요금은 미국의 2배 정도임.
32) Jeevan Vasagar (2014.1.21)
33) 2013년 독일 정부는 발전차액지원제도 적용 설비 한계를 52GW로 제한한다고 발표함(platts,
“German 2013 new solar additions drop 55% to 3.3 GW: solar group”, 2014.1.10).
34) SolarSever, “Germany installs 219 MW of solar PV in November 2013”, 2014.1.2
“유럽의 높은 가스 및 전기요금이 산업 경쟁력을 악화시켜 에너지 다소비 수출산업이 국제시장에서 차지하는 점유율의 30% 정도를 최소 20년간 잃게 될 것”
< 2015년 신규 설치 재생에너지원별 지원금 수준(안) >
자료 : German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy(Jeevan Vasagar, 2014.1.21.에서 재인용)
- 정부 발표(안)에 따르면, 2015년에는 신규 육상풍력 FIT 지원금이 kWh당
0.09유로를 넘지 않도록 제한함과 동시에 연간 설치허용량을 약 2.5GW 수
준에서 제한할 방침임. 동시에 모든 재생에너지 발전설비의 평균 지원금 수 준을 0.12유로/kW(2013년 0.17 유로/kWh)로 낮추며, 바이오매스 발전은 비 용이 너무 비싸서 더 이상 촉진하지 않을 전망임.
ㅇ 한편 재생에너지 확대를 위한 대안 관점에서 Jan Keil(2014)은 발전능력 확대 방식의 터빈 대체(repowering)를 제안하고 있음.
- 풍력설비 수명을 통상 25년으로 볼 때 기존 육상풍력이 설치된 지 10년 정 도 지났으므로 2030년 전에 육상풍력설비에 대한 의사결정이 필요한 상황임. - 신규터빈을 설치하면 소비지 근처에 있으므로 전력망 연계비용을 줄일 수 있
으며, 부지 확보 문제가 발생하지 않기 때문임.
- 독일 남부 Bavaria州와 Baden-Württemberg州는 면적이 두 번째와 세 번째 로 큰 州임에도 풍량이 적은 관계로 총 설치용량의 5% 미만의 풍력설비를 보유하고 있어 신규터빈 설치가 유리하다는 판단임.
- 원전폐지에 따른 발전능력 손실분은 독일 전국에 위치할 재생에너지 발전설 비로 상쇄할 수 있을 것이나 이를 위해서는 4,600km(원전 폐쇄 이전 기준) 에 이르는 송전망 확장이 전제되어야함. 그러나 2014년 초까지 322km가 완 성되어 산술적으로 2020년까지 매달 40km씩 송전망을 건설해야 함35).
4. 시사점
ㅇ 독일의 조직적이지 못한(uncoordinated) 녹색에너지 어젠다는 매우 불확실한36)
35) Jeffrey Michel, “Can Germany survive the Energiewende?”, 2014.3.31 36) Frank Umbach(2014)
“재생에너지 발전원 확충을 위한 대안으로 발능력 확대 방식의 터빈 대체를 권고”
상태이므로, 독일 신정부는 에너지전환 정책을 개인 소비자와 산업간 ‘공평한 책임분담’, 그리고 독일 경제 버팀목으로서의 제조업 유지 및 미래 일자리 보 호 관점에서 개선해 나아갈 필요가 있음.
ㅇ 지금의 에너지전환 정책은 EU의 목표인 온실가스 감축과 2050년까지 재생에 너지 비율 80% 목표를 달성해야 하는 메르켈 정부에서 중장기적으로 어떤 수 단으로 이행할지가 분명해 보이지 않음.
- 독일은 후쿠시마 사태가 발생하기 전인 2010년에 석탄과 원자력에 전력의 60% 정도37)를 의존했음에도 2020년까지 원전을 점진적으로 폐쇄할 계획이
며, 2020년까지 17개의 신규 석탄화력(연료탄과 갈탄)발전소 건설을 계획하
고 있으나 온실가스 감축 수단으로 평가되는 CCS에 대해서는 정부와 국민 들이 거부38)하고 있음.
- 독일 정부는 재생에너지 발전원을 확대할 계획인 가운데 첨두부하용 발전설 비를 유지해야 하는 발전사는 높은 가스가격으로 어려움을 겪고 있음.
ㅇ 대안으로 고려할 수 있는 옵션은 셰일가스 개발, 에너지효율 개선, 천연가스 수입가격 재협상, 유럽의 기후변화·에너지정책 변경 요구 등임.
- 수압파쇄 공법을 이용한 독일 내 셰일가스 개발에 대해 일부는 고려를 권고 하고 있으나 정부는 환경적 이유로 거부하고 있음.
- 독일은 2013년 기준 가스 소비량의 21%를 러시아에 의존39)하고 있는데 가 격측면에서 러시아 가스가 LNG에 비해 저렴함은 물론 에너지정치 측면에서 러시아에게 유럽 가스시장은 주요 시장이므로 가격 재협상 여지를 배제할 수 는 없을 것임. 협상력 제고를 위해 미국 셰일가스와 같은 대안마련에 적극적 일 필요가 있음.
- 앞에서 본 것처럼 IEA가 유럽의 산업경쟁력을 우려하는 근원이 FIT로 대표되 는 재생에너지 정책이라는 점을 인식하고 독일은 산업경쟁력 관점에서 심도 있는 검토를 통해 유럽의 기후변화·에너지정책 변경을 요구할 필요가 있음.
ㅇ 독일이 FIT제도를 통해 재생에너지에 지급한 지원금 규모가 2013년에 200억 유로에 달했는데, 연구･혁신 전문가위원회(EFI)는 FIT가 기후변화 대응책으로 서 비용효과적이지 못함은 물론 재생에너지 기술혁신에도 긍정적이지 않음을 지적하고 있음40)에 집중할 필요가 있음.
- EEG법에 근거하여 2000년에 시작한 FIT 지원금은 20년간 지급하는 것이므
로 독일이 재생에너지 발전원 확대를 이행한다면 지원금 규모는 지속적으로 늘어날 것이고 이는 그대로 전기요금 인상으로 이어질 것이기 때문임.
37) 갈탄 23.0%, 연료탄 18.5%, 원자력 22.2%
38) 탄소 지하저장이 지역수계에 위험하다는 판단임(Jeffrey Michel, 2014 참조).
39) 독일의 에너지 국외 의존도는 1990년대 말부터 50∼60%대를 보이고 있는 가운데 2012년 61%에 달해 EU 평균 53%에 비해 월등히 높은 수준임.
40) 에너지경제연구원, 세계 에너지시장 인사이트 제14-8호, 2014.3.7., p.51
“지금의 에너지전환 정책은 EU의 목표인 온실가스 감축과 2050년까지 재생에너지 비율 80% 목표를 달성해야 하는 메르켈 정부가 중장기적으로 어떤 수단으로 이행할지 불분명”
ㅇ 독일의 에너지전환 정책에 대해 지금 시점에서 성공 혹은 실패를 논하기 어려 운 상황이나 독일의 지금까지의 사례를 놓고 우리의 기후변화‧에너지 정책으로 시각을 돌려 ‘왜 하는가?’, ‘누굴 위해 하는가?’ 라는 관점에서 점검해 볼 필요 가 있음.
- 우리의 2차 에너지기본계획의 재생에너지에 대해 의견이 분분한데 산업 경
쟁력을 해하지 않는 기후변화․에너지 정책을 위해 정부와 전문가 그리고 업계가 의견을 모으는 계기로 삼아야 할 것임.
참고문헌
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