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[사진] 강승진 한국산기대 지식기반기술・에너지대학원장
■배출권 할당 시장유연화 필요
유럽의 사례에서 보듯 온실가스 배출은 경기와 매우 밀접하게 관련되어 있다. 경제활동변수를 무시한 과거실적기준 할당방식은 경기가 좋은 때에는 배출권 초과수요를, 경기가 좋지 않을 때에는 초과공급을 야기한다.
일반 대기오염물질과 달리 온실 가스는 탄소 포집 및 저장(CCS) 기술이 상용화되기 전에는 감축에 한계가 있으며, 최후의 수단은 생산량을 줄이는 방법 밖에 없다. 이러한 현실에서 배출권가격이 경기에 따라 급등․락 할 가능성이 크므로 경기변동이나 생산 활동을 고려한 할당방안 및 배출권최고가격제 등 시장유연화조치의 도입이 필요하다.
■ 온실가스 시나리오 관련
정부는 2009년 온실가스 감축로드맵에 따라 2020년 온실가스 대비 30% 감축목표를 설정한 바 있다. 정부는 금년 1월 온실가스 전망을 재산정한 결과, 기존의 전망을 그대로 유지하기로 결정하였다. 그런데 그동안 온실가스 배출은 당초예상보다 빠르게 증가하였다.
새로운 기준하의 2020년 온실가스 배출량은 776백만톤이며, 30% 감축치를 감안한 목표배출량은 543백만톤이 되며, 이는 2010년 배출량보다 18.8% 낮은 것이다. 문제는 이러한 감축목표를 설정할 당시 전제조건들이 충족될 수 있는가 하는 것이다. 그리고 또 다른 우려사항은 배출권거래제 할당기준이 온실가스 감축 로드맵에 근거한다는 점이다.
■온실가스 간접배출규제
우리나라의 온실가스 목표관리제 및 배출권거래제는 전력 및 열 소비에 따른 간접배출을 포함하고 있다. 배출권거래제에 참여하는 산업체 입장에서 보면, 이는 이중규제다. 전력사용으로 인한 배출도 감축해야 하고, 발전부문의 감축비용으로 인한 전기요금 인상분도 감내해야 한다. 배출권거래제에서 이러한 간접배출규제는 세계 어느 나라에도 사례를 잦을 수 없다.
간접배출 규제는 이미 법령에 명시되어 있는데, 추후 법 개정을 통해서라도 시정해야 할 사항이다.
■발전부문 감축비용 전기요금 반영
간접배출 규제 철폐와 아울러 시행해야 할 사항이, 발전부문 감축비용을 전기요금에 반영하는 것이다. 배출권할당 과정에서 정부는 전기요금 반영을 약속했다. 우리나라는 전기요금 결정이 이원화되어 있어서 이에 대한 면밀한 대비가 필요하다.
우선 전력도매시장에서 발전사의 온실가스 감축비용과 배출권구입비용을 적절히 반영할 수 있도록 하난 장치의 마련이 필요하다. 기존의 신재생에너지 발전 의무할당제(RPS)와 비슷하나, 배출할당량 미 준수에 따른 과징금을 정산대상에서 제외될 경우, 발전회사의 부담이 크게 증가할 우려가 있다.
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