[지식정보] 글로벌 화석연료/전기도매가격/기후보호정책과 영향


2021년 하반기에 가스·석탄 가격이 급등하고 화력 발전 비용이 인상되었다. 천연가스 및 석탄 가격은 2021년 하반기에 수급이 타이트한 상황으로 인해 수년래 최고가로 급등했다. 가스 및 석탄 수요는 예상치 못한 날씨로 인해 소비 증가와 강력한 경제 회복으로 인해 예상보다 많았다. 공급측면에서 가스와 석탄 모두 막대한 유지 관리와 예측하지 못한 정전 등으로 제약된 상황에 직면했다. 북반구의 여름 기상 조건은 가스와 석탄 재고의 축적을 더디게 하여, 2021년 하반기에 추가적인 가격 상승 압력으로 작용했다. 전기 도매가격은 2021년에도 도매 전력 가격의 상승이 지속되었다. 기후 보호 정책과 영향측면에서 전력 부문의 탈탄소화는 현재 기후 정책의 핵심이다. 2021년에 새로운 탄소 가격 책정 메커니즘(carbon pricing mechanisms)이 도입되었다.

자료:IEA Electricity Market Report January 2022

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1. 화석연료 Fossil fuels

2021년 하반기 가스·석탄 가격 급등, 화력 발전 비용 인상

천연가스 및 석탄 가격은 2021년 하반기에 수급이 타이트한 상황으로 인해 수년래 최고가로 급등했다. 가스 및 석탄 수요는 예상치 못한 날씨로 인해 소비 증가와 강력한 경제 회복으로 인해 예상보다 많았다. 공급측면에서 가스와 석탄 모두 막대한 유지 관리와 예측하지 못한 정전 등으로 제약된 상황에 직면했다. 북반구의 여름 기상 조건은 가스와 석탄 재고의 축적을 더디게 하여, 2021년 하반기에 추가적인 가격 상승 압력으로 작용했다.

미국에서 Henry Hub 천연가스 가격은 2021년 하반기에 평균 USD 4.6/MBtu로 2020년에 비해 두 배 이상 상승했다. 이는 2008년 이후 하반기 기간 중 최고 수준이다. 총 시스템 수요(수출 포함)가 천연가스 생산을 앞질렀기에 가격은 당연히 올라갔다. 석탄 가격은 더 안정적으로 유지되었다. 석탄 발전의 연료 비용은 2020년 하반기보다 2021년 같은 기간 중 6% 미만으로 증가했다. 이는 가스 발전 대비 석탄 발전의 비용 경쟁력을 높였다. 결과적으로 가스에서 석탄으로의 전환되는 현상을 초래하였다. 2022-24년 기간 동안 천연가스 공급 가용성이 개선되면, 가스 가격 하락이 예상된다. 선행 곡선에 따르면, 2022년 1월 초 기준으로 Henry Hub 천연가스 가격은 2021년 수준보다 12% 낮은 것으로 나타나고 있다. 그럼에도, 석탄 기반 발전은 2018-20년 기간과 비교하여 경쟁력이 높아졌다.

유럽에서는 공급이 높은 수요를 따라잡기 위해 고군분투했음에도, TTF 가스 가격이 2021년 하반기에 사상 최고치를 기록했다. 석탄 가격은 그 뒤를 따랐지만 급등하지는 않았다. EU와 영국 모두에서 기록적인 높은 탄소 가격에도 불구하고, 높은 가스 가격은 가스에서 석탄으로의 전환(gas-to-coal switching)에 기여했다. 2022년 1월 초의 선행 곡선은 2022-24년 기간 동안 가스 가격이 2021년 수준보다 평균 5% 낮음을 시사하여 석탄 화력 발전소와 비교하여 가스의 비용 경쟁력을 개선하고 있다. EU와 영국의 높은 가스, 석탄 및 탄소배출 가격은 화력 발전소의 발전 비용을 증가시키고 전기 가격에 상승 압력을 가했다.

일본과 한국에서는 2021년 하반기에 유가 연동 LNG 가격이 다른 지역보다 덜 강하게 상승했다. 반면, 석탄 가격은 사상 최고치로 급등했다. 이는 가스 화력 발전소의 경쟁력을 향상시키는 계기가 되었다. 2021년 1월 초 선행 곡선에 따르면 석탄 화력 발전은 중기적으로 비용 경쟁력 있는 위치를 되찾을 것이다. 석탄 가격은 2022-24년 동안 평균 2021년 수준보다 10% 낮을 전망이다.


수요 증가와 타이트한 석탄 공급으로 중국과 인도의 전력 부족

2021년 상반기에는 2월의 텍사스 전력 위기, 일본과 중국의 공급 부족, 파키스탄과 대만의 대규모 정전 등 여러 가지 전력 안보 사건이 있었다. 그 후 레바논도 몇 달 동안 전력 가용성이 감소한 후 2021년 10월 초 국가 화력 발전소의 디젤 공급 부족으로 전체 정전을 겪었다.

중국과 인도는 모두 2021년 9월과 10월에 전력 공급 부족을 겪었으며 주로 산업 소비자에게 영향을 미쳤다. 이러한 부족의 주요 요인은 국내 및 국제적으로 급격한 수요 증가와 석탄 공급 중단 때문이었다. 중국의 산업 소비는 ①정부의 "이중 통제(dual control)" 목표 달성을 위해 시작된 전력 차단, ②전기 가격 제한과 결부된 높은 연료 가격으로 인한 석탄 발전소의 경제적 손실 등에 의해 영향을 받았다. 이중 통제는 탄소 배출 집약도(emissions intensity)와 지방 수준의 GDP에 의한 에너지 집약도(energy intensity)를 제한하는 것을 말한다. 2021년 말로 가면서 양국의 공급 문제가 완화되었다.

*강력한 경제 회복과 높은 기온으로 수요가 증가

중국과 인도의 전력 수요는 코로나19 팬데믹에서 경제가 회복되면서 2021년에 크게 증가했다. 특히 높은 여름 기온에 의해 더욱 증폭되었다.

예외적으로 빠른 글로벌 경제 회복에 대응하여, 산업용 전력 수요는 두 나라 경제 모두에서 강력하게 증가했다. 예를 들어 중국에서는 2021년 1~3분기 동안 12% 늘었다. 산업 부문은 중국 전력 수요의 60%, 인도 전력 수요의 거의 40%를 차지한다.

중국은 여름에 평소보다 더 높은 온도를 경험했다. 특히 9월에 시원한 날들이 줄어, 높은 온도의 날이 2010-20년의 평균값을 30% 초과했다. 냉방 증가 수요는 가뜩이나 스트레스를 받고 있는 시스템에 압력을 가했다.

전체적으로 두 국가의 전력 수요는 2021년에 약 10% 증가하여 7월(중국)과 8월(인도)에 역사적 월간 수요 피크에 도달했다.

*석탄 시장은 전 세계적으로나 대내적으로 위축

중국에서는 부족한 전력을 공급하는 대안으로 디젤 발전기를 구매하는 기업이 급증했다. 인도에서는 석탄재고 부족으로 인해 가동이 중단된 발전소에서 직접 전력을 구매하기로 이미 계약을 맺은 일부 전기 유통 회사와 산업 소비자들이 다른 전력 거래소에서 최고 가격에 전력을 구매하는 통에 재정적 압박을 더 받았다. 또한 발전소가 우선적으로 석탄을 공급받는 상황이라, 다른 산업용 석탄 소비자는 공급 제한과 가격 인상에 직면했다.

석탄 시장의 타이트한 현상은 중국과 인도에 큰 영향을 미쳤다. 2020년 기준 중국은 전력 생산의 60% 이상, 인도 70% 이상을 석탄 발전에 의존한다. 중국은 2021년 우기로 영향을 받았는데, 중국 산시(山西)와 같은 석탄 생산 지역의 폭우와 인도의 특히 장마 기간이 지역 광산의 운영과 석탄을 발전소로 운송하는 데 영향을 미쳤다. 중국의 국내 생산은 더 이른 광산 폐쇄로 인해 더 많은 영향을 받았다.

글로벌 요인이 상황을 악화시켰다. 국제적으로 높은 가스 가격은 전 세계 여러 전력 시장에서 가스에서 석탄으로의 전환을 유발하였다. 이로 인해 2021년 하반기에 석탄 수요와 가격을 상승시켰다. 또한 인도네시아의 홍수 같은 기상 현상으로 인해 석탄 수입의 가용성이 제한되었다. 높은 석탄 가격과 제한된 수입량으로 인해 현지 석탄 자원에 대한 의존도가 높아졌다.

또한 발전소의 석탄 비축량은 인도의 우기 이전에 적절하게 축적되지 않았다. 그 결과 인도 석탄 화력 발전소의 80% 이상이 10월에 위험 수준에 도달했고 석탄 공급이 일주일도 채 남지 않아 재고가 극도로 낮아졌다. 중국도 높은 연료 가격과 규제된 전력 요금으로 인해 전기 생산이 더는 수익성이 없어 여러 중국 발전소가 가동을 중단했다.

*정전은 주로 산업 수요에 영향을 미쳤다

연료 부족으로 전력 공급이 급격한 수요 증가에 미치지 못하여 작년 9월과 10월에 중국과 인도에서 공급 중단이 발생했다.

두 국가의 산업 소비자들은 여러 지역에서 정전에 직면했다. 중국 동북부 랴오닝(遼寧)성은 전체 수요의 10~20%에 해당하는 전력 부족이 나타나자, 며칠 연속 2단계 부족 경보를 발령했다. 중국에서 두 번째로 큰 광둥성 남부에서도 유사한 전력 부족 현상이 발생했다. 주거 소비자에 대한 공급이 우선되었지만, 랴오닝과 같은 특정 성에서는 부족 현상이 주거 소비자에게도 영향을 미쳤다.

인도에서 펀잡(Punjab)은 연료 부족으로 3개의 발전소가 폐쇄되어 한 번에 최대 9시간의 연속 정전을 경험했다. 라자스탄(Rajasthan) 주의 자이푸르(Jaipur)와 조드푸르(Jodhpur) 같은 도시 지역에서도 산업 및 주거 소비자를 위한 부하 분산을 도입해야 했으며, 일부 외딴 지역에서는 최대 12시간의 공급 중단이 발생했다. 바하르(Bihar) 주는 하루에 10시간 이상의 정전을 경험했다. 구자라트(Gujarat), 타밀 나두(Tamil Nadu), 카르나타카(Karnataka)와 같은 다른 주에서도 화력 발전소의 불충분한 발전으로 인한 부하 분산의 위협을 받고 있다.

인도의 공급 부족은 IEA ESES(Electricity Security Event Scale)에 카테고리 3 이벤트로 등록되었다. 이는 영향을 받는 고객의 비율에 이벤트 기간을 곱한 값이다. 인도 북부 지역은 공급 부족으로 가장 심각한 영향을 받았으며 카테고리 4로 평가되었다.

*당국의 신속한 대응

부족을 완화하고 전력 공급을 안정화하기 위해 작년 10월 하반기에 중국 정부는 이전에 폐쇄된 탄광 몇 개를 재개장하고 새로운 광산이 생산을 시작할 수 있도록 승인했다. 또한 석탄 생산 목표를 높이고 석탄 가격에 상한선을 두었으며 도매 전력 가격의 변동을 크게 허용했다. 이전에는 석탄 화력 발전 가격이 지역 기본 가격의 10%를 초과하거나 15% 미만으로 떨어지지 않도록 허용되었다. 이 한도는 10월 중순부터 양방향 20%까지 확대되었으며, 에너지 집약적인 소비자를 위해 완전히 제거되었다.

인도에서 취한 조치는 다음과 같다. 발전소용 석탄 공급은 다른 산업 우선, 발전소의 효율적인 운영을 위한 지침 발간, 문 닫은 광산에서 다시 석탄 생산, 석탄관리팀 운영으로 석탄 재고와 분배를 효율화, 현지 석탄과 수입 석탄의 혼합, 전기 절약 호소 등이다.



2. 전기 도매가격

2021년에도 도매 전력 가격 상승 지속

치솟는 가스 및 석탄 가격은 2021년 많은 국가에서 전기 도매가격의 급격한 상승의 주요 동인이었다. 주요 선진국의 주요 전기 도매 시장에 대한 IEA의 가격 지수는 2020년에 비해 거의 두 배(2016-2020 평균에서 64% 상승)가 되었다.

프랑스, 독일, 스페인, 영국의 2021년 4분기 도매가격은 2016~2020년 4분기 평균보다 3~4배 이상 높았다. 이는 수요 증가와 함께 가스 가격의 급격한 상승과 2020년에 비해 2021년에 EU ETS 가격이 두 배 이상 상승했기 때문이다.

북유럽 지역도 2021년 4분기 도매가가 2016~2020년 4분기 평균보다 거의 3배, 2020년 같은 기간보다 7배 이상 상승하는 등 급등세를 보였다. 그러나 2021년 4분기 EUR 96/MWh 평균 가격은 서유럽 높았던 가격의 절반 수준에 그쳤다.

도매가격은 부분적으로 천연가스 가격의 소폭 인상으로 인해 유럽보다 미국에서 덜 강하게 증가했다. 2021년 4분기 평균 가격은 2016-20년 4분기 평균보다 거의 75% 높았다.



일본의 도매가격은 1분기에 공급 부족 관련 피크를 기록한 후, 2021년 2분기에 하락한 후, 2021년 하반기에 다시 상승했다. 2021년 4분기 평균 가격은 2016-20년 평균을 80% 초과했다.

호주에서는 석탄 화력 발전 중단과 수요 증가로 인해 2021년 2분기 도매가가 전년 동기 대비 174% 상승했다(전 분기 대비 196% 상승). 그 뒤를 이어 분석된 다른 국가 및 지역과 달리 2021년 2분기부터 4분기까지 가격이 50% 하락했다. 이러한 하락은 온화한 날씨와 재생 가능 에너지 및 급전 가능한 발전의 가용성 증가로 뒷받침되었다.

인도에서 단기 전력 교환을 통해 거래되는 총발전량의 비율은 최근 몇 년 동안 상당히 증가했다. 그러나 공급의 6-7%에서는 유럽과 같은 더 성숙한 시장보다 여전히 훨씬 작다. 2021년 하반기에는 가격이 전년 대비 70% 증가했다. 10월 중순까지 석탄화력발전소의 80%가 1주일 미만의 연료를 보유하고 있어 석탄 공급 부족이 주요 원인이었다. 석탄화력의 적자를 메꾸기 위해 8~10월 동안 현물환 거래량이 증가하여 이전 3개월에 비해 거의 50% 증가했다.

3. 기후 보호 정책과 영향

전력 부문의 탈탄소화는 현재 기후 정책의 핵심 구성 요소

각국 정부는 기후 변화 위협에 대처하는데 더욱 집중하고 있으며, 기후 정책은 단기, 중기, 장기적으로 전력 부문의 중요한 요소가 되고 있다.

기후 정책이 제시하는 방향의 중요 지표 중 하나는 파리 협정에 따른 각 국가의 국가 결정 기여도(NDC. nationally determined contribution)이다. 이는 온실 가스(GHG) 완화를 위한 국가 목표 및 정책을 5년마다 제출해야 하며, NDC 완화 목표의 대부분은 기간이 10년이다. NDC에는 국제 기술, 재정 및 역량 구축 지원 등 구성 요소가 포함된다. 어떤 경우에는 각국의 국내 정책들이 2015년 이후 국가들이 제출한 1차 NDC에 반영된 정책보다 더 야심찬 경우도 있다. 반면, 어떤 경우에는 국내 정책들이 NDC 목표를 달성하기에는 불충분하기도 하다.

2021년 11월 24일 현재 제출된 새로운 NDC에는 미국(2030년까지 50-52% 목표, 2025년까지 26-28% 목표, 2005년 수준 미만), 일본(업그레이드된 목표 2030년에는 2013년 수준보다 46%, 이전에는 26% 감소), 남아프리카(2030년까지 배출량을 350-420 Mt CO2-eq 범위로 유지하는 목표, 이전에는 398-614 Mt CO2-eq 범위로 유지 목표) 등 목표가 강화되어 있다. 또한 중국은 2030년 이전에 최고 배출량을 달성하고 2060년 이전에 탄소 중립을 달성하는 NDC를 2020년에 제출했다. 이는 종전과는 다른 새로운 기후 완화 목표다. 2030년까지 GDP 단위당 탄소 배출량 집약도 감소 목표를 60-65%에서 그 이상으로 증가했다. 2005년 수준보다 65% 낮다.

전력 부문은 모든 NDC의 중심 구성요소다. 유엔기후변화협약(UNFCCC)의 2021 NDC 종합 보고서에 따르면 2021년 10월 12일까지 192개 당사국을 대표하는 165개의 최신 NDC가 116개의 신규 또는 업데이트된 NDC를 포함하여 전력 부문을 다루고 있다. 이 NDC는 2019년 전 세계 GHG 배출량의 94%를 차지했다. 모든 NDC 중 86%는 2030년까지 재생 에너지 발전 목표를 더 높은 비율로 잡고 있다.

전력 부문은 또한 장기 저 GHG 배출 개발 전략(LT-LEDS. long-term low GHG emission development strategies)에서 볼 수 있듯이, 장기 탈탄소화 목표의 핵심 구성 요소다. 당사국들은 파리 협정 및 국내 순 제로 법안에 따라 제출하고 있다. 장기 전략은 전력 부문을 포함하여, 완화에 대한 확실한 투자를 목표로 하고 있다. 2021년 11월 24일 현재 45개 국가와 유럽 연합이 LT-LEDS를 UNFCCC에 전달했다. 이는 2019년 전 세계 에너지 관련 CO2 배출량의 65% 이상을 차지한다. 더구나 18개 국가와 EU는 2050년 또는 그 이전까지 순 제로를 달성하기 위한 법안을 제정했다. 제정된 법에는 2019년 전 세계 에너지 관련 CO2 배출량의 15% 이상을 줄일 것을 담고 있다.

이러한 모든 약속은 전력 부문에도 적용된다. 전체 순 제로 목표 내에서 노르웨이(이미 순 제로), 덴마크(2027년까지), 오스트리아(2030년까지) 등은 전력 부문이 2030년 이전 또는 2030년까지 순 제로를 목표로 한다고 발표했다. 미국, 뉴질랜드(둘 다 2035년까지), 독일(2045년까지) 등도 목표연도를 설정했다.



각국 정부는 중장기 기후 목표에 따라 경제 및 전력 부문을 탈탄소화하기 위한 일련의 정책 조치를 전개하고 있다. 여기에는 각국 별로 다른 목표연도에 감소되지 않은 석탄을 단계적으로 폐지하기 위한 구체적인 계획이 포함된다. 일부는 단기적으로(예: 프랑스 2022년), 다른 일부는 장기적으로(예: 늦어도 2038년까지 독일, 2040년까지 칠레) 진행된다. 여기에는 다양한 탄소 가격책정 조치도 포함된다. 그러나 전면적으로 시행되더라도 1.5°C 파리협정 목표에 부합하기에는 여전히 불충분하다.

2021년에 새로운 탄소 가격 책정 메커니즘(carbon pricing mechanisms)이 도입

탄소 가격 책정은 청정 에너지 전환을 목표로 하는 일련의 기후 정책의 일부다. 탄소세(carbon taxes), 배출권 거래제(ETS. emissions trading system) 또는 이 둘의 하이브리드로 구성된다.

2021년 말까지 65개의 탄소 가격 책정 수단이 마련되었으며 그중 6개는 모두 전력 부문을 포괄하는 새로운 가격 책정 수단이다. 특히 주목할만한 점은 세계 최대의 CO2 배출권 거래제인 중국의 국가 ETS 출범이다. 처음에는 4.5Gt CO2 또는 2020년 중국 에너지 부문 CO2 배출량의 약 40%를 차지하는 중국의 석탄 및 가스 화력 발전소를 대상으로 한다. 향후 5년 동안 7개의 추가 부문으로 확장할 예정이다. 석탄 및 가스 화력 발전소는 발전 출력과 미리 결정된 벤치마크에 따라 허용량을 받는다. 예를 들어 효율성을 개선하여 탄소 배출 집약도를 벤치마크 미만으로 줄이도록 권장한다. 그러나 현재의 ETS는 절대적으로 증가할 수 있는 총배출량에 상한선을 설정하지 않았다. 허용량은 현재 무료로 할당되며, 2021년 10월 기준으로 CNY 40-60/t CO2(약 USD 8/t CO2)에서 거래되었다.

2021년에 유럽연합은 새로운 2030년 EU 배출량 목표에 맞추기 위해 Fit for 55 패키지의 일부로 EU ETS에 대한 광범위한 개혁을 제안했다. 개혁 제안에는 배출량 상한선의 적극적인 감소, 미래의 외부 충격에 대한 탄력성을 강화하기 위한 시장 안정성 예비의 강화, 보다 표적화된 탄소 누출 규칙이 포함된다. 특히 전기를 포함한 고탄소 수입에 ​​국경세를 부과하는 탄소 국경 조정 메커니즘(CBAM)도 포함되어 있다. 여기에 몇 가지 다른 요인이 결합되어, 2021년 4분기에 EU ETS 허용량 가격이 80 EUR/t CO2를 초과하는 수준으로 급등하여 사상 최고치를 기록했다.

2021년 초 영국은 EU ETS를 탈퇴한 후 전력, 산업, 항공 부문을 포괄하는 배출권 거래제를 시작했다. 이는 GBP 22/t CO2로 설정된 "과도기적 경매 예비 가격"을 특징으로 한다. GBP 22/t CO2에는 가격 하한선, 그리고 매년 감소해야 하는 배출량 상한선이 있다. 2021년 4분기 말 현재 영국 허용량은 EU ETS에 비해 할증가격으로 거래되고 있다.

한국 ETS의 3단계는 2021년 중요한 개혁과 함께 시작되었다. 열과 전력을 포함한 6개 부문을 다루고 있다. 한국 정부는 2020년과 2021년 배출권 초과분에 따른 배출권 가격 하락에 대응하기 위해 유통시장에 12,900원/t CO2(약 USD 11/t CO2)의 임시 최저 가격을 도입했다.



2021년에 각국 정부는 전기 부문에 탄소 가격 책정 수단을 도입하기 위한 초기 단계 조치를 취했다. 우크라이나는 향후 EU ETS와 연계하는 것을 목표로 2025년 ETS 출시 의향을 밝혔다. 인도네시아는 2021년 3월부터 8월까지 전력 부문에서 자발적 배출권 거래 시험을 운영했으며, 2022년에 시작될 탄소세와 함께 ETS를 잠재적으로 포함하는 탄소 가격 책정을 위한 국가 프레임워크를 고려하고 있다. 브라질은 메커니즘을 정의하는 과정에 있다. 탄소 거래 시장을 규제할 뿐만 아니라 전기 부문에서 환경 편익을 통합하는 과정이다.

국제 탄소 시장은 2021년 파리 협정 6조를 이행하기 위한 기본 규칙에 대한 COP26의 동의로 인해 상승세를 보였다. 6조에는 국가 간의 단위 교환과 UNFCCC 하의 중앙 집중식 탄소 시장 메커니즘에 대한 설명을 다루고 있다. 특히 후자는 전기 부문(특히 신재생 에너지)이 가장 많은 크레딧을 발행한 부문이었던 교토 의정서의 메커니즘의 계승자가 되고 있다. 전기 부문의 저탄소 옵션은 미래의 국제 탄소 시장에서 계속해서 중요한 구성 요소가 될 것이다.

감축되지 않고 있던 석탄 사용을 중단하겠다는 약속이 쌓여가고 있다

석탄의 단계적 폐지 약속은 최근 몇 년 동안 전 세계적으로 급증했다. 2016년 발효된 파리 협정과 2021년 말 사이에 전력 생산을 위해 감소되지 않은 석탄을 사용하는 21개 국가가 2040년 이전에 단계적 폐지 날짜를 설정했다. 이 중 4개 국가는 이미 단계적 폐지를 완료했다: 벨기에(2016), 오스트리아( 2020), 스웨덴(2020) 및 포르투갈(2021). 나머지 17개국 중 12개국은 유럽연합 국가이고 나머지는 캐나다, 칠레, 이스라엘, 영국, 뉴질랜드다. 그러나 이들 국가는 2021년 전 세계 석탄 발전량의 3%에 불과하며, 그중 거의 절반이 독일에서 발생했다(가능한 경우 2030년까지, 늦어도 2038년까지 단계적 폐지).

Powering Past Coal Alliance는 발전을 위해, 석탄에서 벗어나는 전환을 가속화하기 위해 캐나다와 영국이 설립한 연합입니다. 2021년 12월 기준으로 2021년 추정되는 전 세계 석탄 화력 발전량의 4%에 가까운 48개 국가 정부가 48개 지방 정부와 69개 조직에 가입했다.

2021년 11월 글래스고에서 열린 UN 기후 변화 회의 COP26에서 45개국과 유럽 연합, 5개 지방 정부 및 26개 조직이 연합하여 글로벌 석탄을 청정 전력으로 전환하는 선언문(Global Coal to Clean Power Transition Statement)에 서명했다. 그 내용은 석탄 발전을 기후 변화에 가장 큰 영향을 주는 단일 요인으로 인정한다는 내용이다. 성명서에는 4가지 약속이 포함되어 있는데, 그중 석탄 발전과 가장 관련 있는 것은 2030년대에 주요 경제국(또는 가능한 한 빨리)과 2040년대에 전 세계적으로(또는 그 이후에는 가능한 한 빨리) 감축되지 않고 있는 석탄전력 생산을 벗어날 수 있는 기술과 정책의 전환을 확대하는 것이 포함되어 있다. 서명국에는 기존의 단계적 철폐 약속이 없는 23개국이 포함되어 있으며 그 중 인도네시아, 필리핀, 폴란드, 한국, 베트남과 같은 주요 석탄 사용자가 있다. 2021년에 서명 당사자는 전 세계 석탄 화력 발전의 12%를 차지했다.

COP26을 앞두고 중국, 일본, 한국 및 G20은 2021년 말까지 해외 신규 석탄 발전에 대한 국제 공공 자금 제공을 종료하기로 약속했다. 또한 여러 은행 및 금융 기관은 COP26에서 줄고 있지 않는 석탄의 자금 조달을 종료할 것을 약속했다.

이러한 약속 중 많은 부분이 2024년에 끝나는 우리의 예측 기간을 넘어서는 목표 연도를 가지고 있다. 하지만, 많은 지역에서 이미 석탄 화력 발전은 감소 추세를 보이고 있다. 유럽 ​​연합에서는 단계적 폐지 정책과 탄소 가격 책정으로 인해 2015년과 2020년 사이에 석탄 화력 전력이 절반으로 줄었다. 2021년의 증가에도 불구하고, 유럽 연합에서는 2024년까지 2015년 수준의 40%까지 하락할 것으로 전망된다. 캐나다의 경우 같은 기간 동안 전력용 석탄 사용이 80% 이상 감소할 것으로 예상된다. 영국에서는 석탄 발전 비율이 2015년 20% 이상에서 2024년 1% 미만으로 떨어질 것으로 예상한다.



기후 변화는 전력 시스템에 대한 위협을 증가시키고 있다

전 세계 전력 시장에 기후 변화의 영향이 커지고 있다. 폭염, 한파, 가뭄, 홍수와 같은 이상기후 현상이 더욱 빈번하고 강렬해지며 전력 공급의 안정성과 신뢰성을 위협하고 있다.

미국 텍사스는 2021년 극한의 온도로 인해 두 가지 주요 전력 위기를 겪었다. 2월의 유난히 추운 날씨는 가스 공급과 가스 화력 및 기타 발전소의 가용성을 감소시켰고 전기 수요를 예상 겨울 피크보다 20% 이상 증가시켜 4일 동안 정전을 일으켰다. 4개월 후 텍사스는 추가 공급 문제를 야기하는 폭염에 직면했다. 텍사스 전력망 당국은 온도 조절기 설정값 온도를 높이고 그리드 부담을 완화하기 위해 대형 기기 사용을 피하는 것과 같은 수요 대응 조치를 요구해야 했다.

극단적인 강수 패턴은 전력 시장에 위협이 되고 있다. 7월에는 폭우로 독일에서 수십 년 만에 최악의 홍수가 발생했고, 20만 가구에 전기가 끊겼고, 독일 서부의 에너지 기반 시설이 손상되었다. 10월에 중국 북부의 폭우와 산사태가 주요 석탄 생산 센터를 강타하여 중국의 전력 부족 문제를 해결하려는 노력이 복잡해졌다.

일부 국가에서는 집중호우로 고통을 겪었지만 다른 국가에서는 그 반대의 피해를 입었다. 브라질은 9월에 중요한 댐의 수위가 거의 기록적으로 낮아 전력을 절약하기 위해 수요 대응 조치를 요구했다. 캘리포니아는 낮은 수위로 인해 8월에 오로빌 호수에 있는 750MW 수력 발전소를 처음으로 폐쇄해야 했다. 이란은 지난 7월 가뭄과 높은 전력 수요로 정전 사태를 겪었다.

극단적인 기상 현상은 기후 변화로 인해 미래에 더 자주 발생할 가능성이 높지만 영향은 국가마다 다를 수 있다. IPCC Working Group I 리포트는 일부 지역에서 극심한 더위, 폭우 및 가뭄의 빈도와 강도가 증가할 뿐만 아니라 강렬한 열대성 저기압의 확산이 증가할 것으로 예상하고 있다.

기후 변화는 이러한 위험을 증가시킬 것으로 예상되기 때문에 전력 시장의 기후 탄력성을 구축하는 것이 점점 더 중요해지고 있다. 기후 복원력 있는 전기 시스템(Climate-resilient electricity systems)은 청정에너지 전환을 지원한다. 즉, 신재생에너지에 대한 기후 변화의 부정적인 영향을 해결, 신뢰할 수 있는 에너지 서비스를 보장하여 지속 가능한 개발을 촉진, 기후로 인한 혼란에 대처할 수 있는 시스템의 능력 향상으로 전력 보안을 강화, 기후 재해와 관련된 위험을 줄이는 것 등이다.

2021년 6월 IEA는 기후 위기에 직면한 국가의 정책 대비 수준을 비교하여 각 국가의 기후 복원력 수준을 평가하는 초기 척도인 기후 복원력 정책 지표(Climate Resilience Policy Indicator)를 발표했다.



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