수시연구 보고서

17-02

오 세 신

국내 집단에너지

공급의 문제점과개선방향

참여연구진

연구책임자 : 연구위원 오세신

요약 i

1. 연구필요성 및 목적

최근 수년 간 집단에너지는 지역난방 사업자들을 중심으로 경영에

난항을 겪고 있다. 상당수의 지역난방 공급업체들이 영업적자가 만성

화되는 경향을 보이면서 언론에서는 집단에너지 사업자들의 연쇄 도

산 가능성이 다루어지기도 했다. 또한 해당 사업자들은 지정된 지역에

서 수용가에게 독점적으로 열을 공급하고 있기 때문에 부도라고 하는

극단적인 상황에 처할 경우 해당 지역의 열공급이 중단될지도 모른다

는 위기감도 존재한다. 게다가 해외에서 온실가스 배출 감축 수단으로

인정받는 집단에너지 산업이 국내에서는 배출권이 과소 할당되는 역

차별을 받고 있다는 주장도 존재한다.

이에 따라 본 연구 보고서에서는 국내 집단에너지 사업의 불확실성

과 열공급 불안을 야기하는 보다 근본적이고 구조적인 원인들을 파악

하고자 하며 이를 해소할 수 있는 중‧장기적 관점에서의 개선 방향을

제시하고자 한다.

2. 주요 내용

2012년까지 꾸준히 증가해온 지역난방 사업체수는 44개를 정점으

로 감소해 2015년 말에는 39개가 유지되고 있으며 같은 기간 사업장

수도 76개에서 66개로 축소되었다.

최근 4년간의 지역난방 사업의 영업상황을 살펴보면 2013~2016년

ii

까지 전체 매출액은 감소세를 나타냈으며 이 기간 35개 지역난방 사

업자들 중 18개 사업자가 3년 이상 영업이익에서 적자를, 21개 사업

자들은 3년 이상 당기순익에서 역시 적자를 기록했다.

이에 대한 원인을 두고 다양한 해석이 제기된다. 주로 업계쪽에서는

열요금 상한제, 가스요금 이원화, 낮은 계통한계가격(SMP) 및 정부의

지원 미흡 등을 주장하고 있는 반면 전문가들은 정부의 제도적 실패

와 사업자들의 무리한 집단에너지 사업 진출을 지적하기도 한다.

업계의 주장에 따르면 업계에서 최적의 원가구조를 가진 한난의 요

금을 상한 기준으로 삼고 있는 것은 비현실적이며, 여기에 열병합 발

전에 대한 가스요금이 100MW를 기준으로 이원화되어 있어 100MW

미만의 중‧소 열병합발전 사업자들은 상대적으로 비싼 요금을 지불함

에 따라 생산단가 경쟁력에서 더욱 뒤쳐질 수밖에 없다. 그 밖의 용도

에 대한 가스 도매요금도 주택용 도시가스보다 열전용 보일러에 높게

책정되어 있어 지역난방 사업자에게 다소 불리한 구조이다.

열병합발전에서의 전력매출이 감소하고 있는 것도 이유다. 이는 계

통한계가격(SMP)이 지속적으로 하락하고 있기 때문이지만 사업자들

은 현행 전력 정산방식의 개선을 요구하고 있다.

배출권 거래제가 도입되면서 업계의 불만은 더욱 커졌다. 정부의 배

출권 할당이 업종의 온실가스 배출 감축 효과를 고려하지 않고 과거

배출실적에 근거해 이루어져 집단에너지에 배출권이 과소 할당되었다

고 주장하고 있으며, 경쟁 업종인 도시가스 부문이 배출권 거래제 대

상에서 제외된 것에도 우려를 나타내고 있다.

반면, 전문가들은 사업자들의 자구노력이 부족하다는 점도 지적한

다. 특히, 현재 집단에너지 산업이 겪고 있는 고통이 정부의 정책 실

요약 iii

패로 인한 것으로 구조적 관점에서 대안을 고민해야할 것을 주문한다.

우리나라 집단에너지 산업의 쟁점들은 이와 같이 지역난방 부문의

사업의 영속성과 이로 인한 공급의 불안정성과 관련해 집중되어 있다.

그러나 오늘날 집단에너지의 위기는 보다 광범위하고 구조적인 문제

들과도 관련이 깊다.

첫 번째, 국내 난방수요가 장기적으로 감소할 가능성이 있다. 이는

우리나라의 기온 상승속도가 빨라지고 있으며 건축물의 단열성능도

개선되고 있기 때문이다.

두 번째, 열병합발전을 활용하는 지역난방 사업은 LNG를 주 연료

로 사용하기 때문에 전력시장 상황과 가스가격이 중요한 변수로서 현

재와 같이 가스발전단가에 비해 낮은 SMP가 언제까지 지속될 지가

관건이다. 최근에 수립된 제7차 전력수급기본계획(2015.7)에 따른

SMP 하락의 장기화 가능성과 현행 발전용 LNG와 유연탄에 대한 조

세 형평성은 이러한 악조건을 장기화시킬 것으로 예상된다.

세 번째, 올해부터 배출권 할당 대상 업종에서 발전과 집단에너지가

분리되고 집단에너지에 배출권이 추가 할당되었지만 과거 배출실적을

기준으로 이루어지고 있는 할당 방식은 유지되었다. 동일한 양의 에너

지를 생산하는데 고배출 사업장에 보다 많은 배출권을 할당하는 것은

문제가 있다. 배출의 사회적 비용을 올바르게 내재화 시키는 방법은

배출이 많은 곳에 보다 많은 부담을 지우는 것이다. 게다가 지역난방

과 대체 관계인 도시가스 업종이 배출권 거래 대상에서 제외면서 도

시가스 부문에 배출권이 무상으로 무제한 할당한 것과 다름없는 결과

가 되었다. 이는 형평성의 문제일 뿐만 아니라 자원의 효율적 배분을

저해할 것이다.

iv

네 번째, 집단에너지의 가장 큰 장점은 에너지이용의 효율화에 있지

만 실제 시장에서 작동하는 운영효율성은 이와 다르다. 지역난방 부문

의 열병합발전 운영효율은 2011년부터 70%를 넘지 못하고 있으며,

2014년에는 65%까지 추락하기도 하였다. 이는 기본적으로는 지역난

방에서의 열 수요와 전력 수요의 계절적 패턴이 다르기 때문이다.

다섯 번째, 현행 열요금 제도의 가장 큰 문제는 기업에게 효율 개선

및 비용 절감에 노력할 유인을 현실적으로 제공해주지 못한다는 점이

다. 2015년에 사업자에게 유리한 방향으로 일부 개정되기도 했지만

한난을 기준요금 사업자로 하는 현행 구조는 비현실적이라는 평가가

지배적이다. 따라서 대부분의 사업자들은 현행 요금제도 하에서 비용

절감을 통해 이윤을 높이기가 매우 어렵다. 이는 현행 제도가 사업자

에게 비용 절감 유인을 제대로 제공하지 못함을 의미한다.

비용 절감 유인이 있다 하더라도 이를 실현하는 것 역시 어려운 구

조다. 비용의 큰 비중을 차지하는 연료비 절감이 어렵기 때문이다. 주

연료인 LNG의 구매가 경직적이기 때문에 저가의 외부수열을 통하지

않고서는 연료비 절감이 사실상 불가능해 보인다.

대표적인 저가 열원으로 소각열을 들 수 있는데 상당부분이 이미

지역난방 등에서 이미 활용되고 있다. 최근에는 전국 소각시설의 수가

감소 추세를 보이고 있어 추가적인 활용 가능성은 매우 낮다.

마지막으로 독점적 산업 구조에 따른 열 공급 불안 문제다. 이는 우

리나라의 지역난방 공급이 지역 독점구조를 가지고 있는 가운데 상당

부분 민간 기업에 의해 이루어지고 있기 때문이다. 특히, 특정 공급자

가 열의 생산과 수송을 모두 전담하고 있기 때문에 민간 사업자의 경

영문제가 곧 바로 해당 지역의 열 공급 중단 위기로 이어질 수 있는

요약 v

것이다. 현행 집단에너지사업법에 정당한 사유 없이 열 공급을 거부할

수 없도록 규정하고 있긴 하지만 열 공급 중단에 따른 최대 처벌이 사

업허가의 취소나 2천만원 이하의 벌금으로 폐업위기에 몰린 사업자에

게는 실효성이 없다.

3. 정책제언

앞서 살펴본 바와 같이 국내 집단에너지 공급은 다양한 측면의 도

전에 직면해 있다. 이러한 도전을 극복하고 효율적인 에너지시스템으

로서의 위상을 유지하기 위해 다음의 몇 가지 개선 방향을 제시한다.

첫 번째 열요금 제도를 보다 현실적이고 비용 절감 유인을 강화하

는 방향으로 개정하는 것이다. 이를 위해 열 요금 상한 기준을 시장기

준 사업자가 아닌 대체난방(도시가스) 가격에 연계하는 것이다. 그리

고 상한 대비로 요금을 꾸준히 인하하는 사업자에 대해 별도의 인센

티브를 부여하는 것이다. 총괄원가 적용 주기를 연장하는 방안 등이

이에 해당할 수 있다.

두 번째는 사업자들이 주장하는 바와 같이 가스공사가 열병합발전

에 공급하는 가스가격을 용량에 관계없이 일원화하는 것이며, 도시가

스와 집단에너지 열전용보일러에 대한 공급가격도 통일하는 것이다.

아니면, 국내 가스 도매시장과 천연가스 수입을 자유화하여 사업자들

에게 천연가스 구매비용을 절감할 수 있는 다양한 통로를 제공하는

것이다.

세 번째는 지자체의 역할을 제고하는 것이다. 많은 지자체들이 자기

지역 내에 공급되는 지역난방 사업을 소유하게 된다면 정치적인 이유

에 의해 지자체 간에 열요금 경쟁이 발생할 수 있다. 또한 지역난방을

vi

소유한 지자체들은 자기 지역 내 공급되는 대체난방(도시가스) 가격보

다 열요금이 높지 않게 설정하려 할 것이다.

네 번째, 2018년부터 시작되는 배출권 거래제 제2차 계획기간에는

동일한 가치의 에너지를 생산하는 기업들에게 동일한 배출권이 할당

되도록 배출권 할당 방식이 개선되어야 한다. 이러한 관점에서 단위

전력생산 당 표준배출량과 단위 열 생산 당 표준배출량을 각각 정해

이를 업체별 배출권 할당량 산정 기준으로 삼아야 할 것이다. 그리고

지역난방과 대체 관계인 도시가스 업종이 배출권 거래제에서 제외된

것을 감안해 도시가스 소비에 배출권에 상응하는 탄소세를 부과하거

나 지역난방 사업자의 열 공급에 대해 충분한 배출권을 무상 할당하

는 것을 고려할 수 있다.

다섯 번째, 유연탄과 LNG 세제의 조정이 필요하다. 이들 에너지원

의 외부효과를 현재 상황에 맞게 재평가해 반영하는 것이다. 온실가스

와 미세먼지 외에도 질소산화물이나 황산화물의 배출 등도 조세를 통

해 가격에 내재화해야 하며 국제 LNG 시장의 공급과잉에 따른 에너

지안보의 변화도 세제에 반영해야 한다.

여섯 번째, 지역난방의 운영효율성을 높이는 방안으로 지역냉방과 4

세대 지역난방 기술의 상용화를 앞당길 수 있도록 적극적인 투자와

지원이 필요하다.

마지막으로 장기적인 전략으로서 열 공급의 안정적인 보장성을 높

이기 위해 열 공급 네트워크를 도매와 소매 단계로 분리해 공급자들

을 다양화하도록 산업 구조를 전환하는 것이 필요하다. 또한 이를 위

해 지자체의 시장 참여 확대가 고려되어야 한다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

For recent years, most District Heating(DH) companies in Korea have

been suffering from massive loss. Mass media have addressed a

probability of a series of their bankruptcies as a substantial number of

DH suppliers have been showing a tendency of their operating deficit

getting accumulated. There are also woes that DH supply may be

disrupted when the monopolistic suppliers who exclusively supply heat

to the appointed district faces risk of bankruptcies. In addition, it is

suggested that emission allowances of green house gas(GHG) are

allocated unfairly lower than expected to Korean DH industry by its

national government although DH is considered abroad as an important

GHG abatement measure.

Thus, this paper is intended to figure out underlying and structural

factors that incur business uncertainty and supply unrest of DH in Korea

and present recommendation for making breakthroughs in the

medium-long term.

2. Summary

The number of DH companies had continuously increased until 2012

to 44 before it started to decrease afterward and recorded 39 by the end

ii

of 2015. During the same period, the number of DH workplace had

decreased from 76 to 66.

Recent 4 years of Korea DH business performance ranging from 2013

to 2016 show decreasing total DH sales, more than 3 years of operation

or net losses during the term for most of the DH companies.

There are various interpretations on the cause of those losses. While the

industry is mainly insisting they are attributable to regulation of heat

price, structure of domestic natural gas rates, low system marginal

price(SMP), and lack of government support as key factors, some experts

point out that the institutional failure of the government and the

unreasonable DH business conducts are much more problematic.

According to the industry claim, it is unrealistic to define the heat price

of KDHC(Korea District Heating Corporation) with the best cost

structure in the industry as the upper limit of the price of the other

companies, and the rate for natural gas as a CHP feedstock is

discriminated based on the standard capacity of 100MW so that smaller

CHP operators than 100MW are forced to lag behind in the cost of energy

production because they pay relatively high gas fees. Gas wholesale

charges by KOGAS on the heat-only boiler that is one of heat generators

of DH are also higher than on the city gas for residential use, which is

somewhat disadvantageous to DH companies.

Reduction of electricity sales from CHP is another reason. This is due

to the steady decline in SMP, but operators are demanding amendment of

current settlement rules in the electricity wholesale market.

Abstract iii

With the introduction of emissions trading, the industry became more

dissatisfied. It is argued that the government's allocation of emission

allowances is based on historical emissions(Grandfathering rule), without

taking into account DH’s contribution to reduction of greenhouse gas

emissions, and as a result the allowances are under-allocated to the DH

sector while city gas sector in rivalry with DH is excluded in Korea

emission trading.

On the other hand, related experts point out that business owners lack

self-help efforts. In addition, the current suffering of the DH sector is due

to a part of the government 's policy failure, and we should consider

various alternatives from a structural point of view.

The issues of Korean DH sector are thus concentrated on sustainability

of its business. and the resulting insecurity of supply. However, it is noted

that today’s crisis of Korean DH sector is spawned from more extensive

and structural problems.

First, there is a high possibility that recent decreasing trend of heating

demand in Korea will continue in the long run. This is because the

temperature rise rate of Korea is accelerating and the insulation

performance of buildings is also improving.

Second, as the DH business that uses CHP inputs LNG as the main fuel,

the situation of the electricity market and gas prices are important factors.

The likelihood of prolonged SMP decline following the recent 7th

General Plan for Electricity Supply and Demand (2015.7) and more

favorable tax structure to bituminous coal than to LNG are expected to

iv

exacerbate these conditions.

Third, from this year, electricity and DH sectors have been separated

for allocation of emission allowances and additional allowances of

emission have been allocated to the latter, but allocation calculation

scheme based on historical emissions have not been changed. It is

problematic to allocate more emission allowances to energy firms

emitting higher greenhouse gas to produce the same amount of energy.

The best way to properly internalize the social costs from emissions is to

put more burdens on where more emissions are. In addition, the city gas

industry, which is a substitute for district heating, was excluded from the

emission trading, equal to allocate unlimited emission credits free of

charge to the city gas sector. This will not only be a matter of equity, but

it will also hinder efficient allocation of resources in the heating market.

Fourth, the biggest advantage of DH supply through CHP is the

efficiency of energy use, but the practical efficiency that works in the

actual market is different from its technical efficiency. The former in the

district heating sector has not exceeded 70% since 2011 and even fell to

65% in 2014. This is basically due to the difference of the seasonal

patterns between the heat and electricity demands in the residential sector.

Fifth, the biggest problem with the existing heat pricing regulation is

that it does not provide incentives for the DH suppliers to improve their

business efficiency or reduce the costs of heat production. Although some

revisions had been made in favor of the producers in 2015, the current

structure that KDHC’s rate is defined as a standard rate is considered to

Abstract v

be unrealistic. Therefore, it is very difficult for most DH suppliers to

realize profits through cost reduction under the current price system. This

means that the system does not provide incentives for the suppliers to

reduce the costs of heat production.

It is also difficult to conduct the cost reduction even if there is an

incentive for that in the pricing regulation. This is because it is difficult to

reduce the fuel cost, which accounts for a large portion of the variable

cost. Since the purchase of LNG, the main fuel, is also under

government’s control, it seems almost impossible to reduce fuel cost

without introducing cheap external heat sources such as an incinerator.

Much of it, however, has already been used in district heating. In recent

years, the number of incineration facilities nationwide is showing a

decreasing tendency, so the potential for further utilization of the external

source is very low.

Finally, there is heat supply insecurity derived from the monopolistic

DH structure in Korea. This is because an area that is designated as a DH

zone system by the government should be supplied by only one DH

company that is responsible for production and transportation of the heat.

Furthermore, most DH companies in Korea are private owned. Although

the current DH business law stipulates that the supply of heat can not be

refused without any justifiable reason, it is not effective for the companies

that encounter on the bankruptcy because the maximum punishment for

the interruption of heat supply is cancellation of business license or fines

of less than 20 million won.

vi

3. Policy Suggestions

As noted earlier, the Korea DH supplies face a variety of

challenges. To overcome these challenges and maintain the status quo

as an efficient energy system, several improvements should be

accompanied as follows.

The first is to revise the heat pricing regulation to be more realistic

and to provide a substantive incentive for DH suppliers to reduce

production costs. To achieve this, the upper limit of heat price needs

to be linked to prices of substitutes such as city gas and additional

incentives to the suppliers who continue to lower their heat rates

should be considered.

The second is to unify the wholesale prices of gas supplied from

KOGAS to CHP, and to unify the supply price of gas and the supply

price for the bulk energy boiler. Alternatively, liberalizing the

domestic wholesale market of natural gas and importing LNG should

be considered to provide the DH suppliers a wide range of channels

to reduce the delivery cost of natural gas.

Thirdly. the role of municipalities in district heating should be

enhanced. If many municipalities own their district heating businesses

that supply in their own regions, there may be a competition for

lowering heat rate among the municipalities for political reasons. Also,

municipalities with district heating businesses may try to set the heat

rate lower than the price of the city gas that is supplied in their area.

Fourth, during the 2nd Plan period of the Korea Emissions Trading

Abstract vii

System, which will start in 2018, the emission allocation scheme

should be improved so that the same emission allowances are

allocated to companies producing the same value of energy. From this

point of view, standard emissions per unit power generation and

standard emissions per unit heat production should be determined and

used as criteria for estimating the emission quota for each company.

Considering that the city gas industry, which is a substitute for district

heating, is excluded from the emission trading system, it may be

considered to impose a carbon tax corresponding to the emission

allowance on city gas consumption or to allocate sufficient emission

allowances for heat supply of the district heating supplier.

Fifth, adjustment of taxes on bituminous coal and LNG is necessary

to reflect the recent change of the external effects of these energy

sources. Greenhouse gases, fine dust, nitrogen oxides and sulfur

oxides should be internalized through taxation as well as changes in

energy security due to oversupply in the international LNG market.

Sixth, active investment and support from the government are

needed to advance commercialization of district cooling and

fourth-generation district heating technology as a way to increase the

practical efficiency of CHP.

Finally, as a long-term strategy, it is necessary to switch the

industrial structure to diversify suppliers by separating the heat supply

network into wholesale and retail tiers and expand the participation of

municipalities in the market in order to enhance the supply security

and competition.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ··················································································· 1

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 ··································· 3

1. 사업성 악화 ···················································································· 3

가. 현황 ···························································································· 3

나. 열요금 제도 ············································································· 10

다. 열 수요 감소와 전력가격 하락 ············································· 11

라. 가스요금 ·················································································· 14

2. 배출권 할당 ·················································································· 16

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 ······································ 21

1. 시장 및 제도적 여건의 악화 ······················································ 21

가. 난방수요 감소 ········································································· 21

나. 전력시장 구조에 따른 SMP 하락의 장기화 ························ 25

다. 현행 배출권 할당 방식의 문제 ············································· 29

2. 열병합발전의 효율성 문제 ·························································· 33

3. 사업자에 대한 경제적 유인의 부족 ··········································· 37

가. 열요금 제도 ············································································· 37

나. 연료 관련 제도 ······································································· 40

4. 산업 구조적 제약 ········································································· 45

ii

제4장 개선 방향 ········································································ 49

1. 경제적 유인 강화 ········································································· 49

가. 열요금 제도의 개선 ································································ 49

나. 연료 조달의 유연성 제고 ······················································· 52

다. 지자체의 역할 강화 ································································ 56

2. 신기후체제 강화를 통한 여건 개선 ··········································· 57

가. 배출권 거래제의 보완 ···························································· 57

나. 에너지 세제 ············································································· 59

3. 운영효율성의 증진 ······································································· 61

가. 지역냉방의 공동주택 보급 활성화 ········································ 61

나. 4세대 지역난방 기술의 활용 ················································· 63

4. 산업 구조의 전환과 지자체의 역할 강화 ·································· 64

제5장 결론 ················································································· 69

참고문헌 ····················································································· 71

차례 iii

표 차례

지역난방 사업의 연도별 적자 사업체 수 추이 ···················· 7

집단에너지 사업성 관련 주요 언론보도 현황 ······················ 9

집단에너지 사업자의 설비별 천연가스 구매 단가 ············ 15

가스공사의 천연가스 도매 공급 가격 체계 ······················· 16

전환부문 업종별 온실가스 배출실적과 배출권 할당량 ····· 17

전환부문에 대한 온실가스 배출권 할당 변화 ···················· 18

제7차 전력수급계획의 전원 설비 구성 및 예비율 전망 ··· 26

제7차 전력수급계획에 따른 2029년 발전량 전망 ············· 27

발전용 유연탄과 LNG의 세액 비교 ···································· 28

업체별 배출권 할당량 산정방법 ·········································· 30

배출권 할당 산정 기준년도의 지역난방 에너지생산 비중 ·· 32

열병합발전과 개별 발전-난방 방식의 효율 비교 ··············· 33

집단에너지 열병합발전의 부문별 운영효율 추이 ·············· 34

원가 구조에 따른 열요금 결정과 비용 절감 유인 ············ 38

지역난방 사업자별 주택용 열요금 ······································ 39

LNG 직수입 지역난방 사업자 현황 ·································· 41

국내 바이오‧폐기물 에너지 시장 잠재량 전망 ················ 42

집단에너지사업법의 공급의무 관련 내용 ························· 46

IEA 주요 시나리오별 화석에너지 가격 전망 ···················· 55

한난의 제습냉방 시범사업 추진 계획 ································· 63

덴마크 코펜하겐의 지역난방 네트워크 구성 ······················ 65

iv

그림 차례

[그림 2-1] 집단에너지 지역난방 부문의 사업자/사업체 수 추이 ········ 4

[그림 2-2] 집단에너지 산업단지 부문의 사업자/사업체 수 추이 ········ 4

[그림 2-3] 지역난방 사업의 연간 매출액 추이 ····································· 5

[그림 2-4] 지역난방 사업의 연간 영업이익 추이 ································· 6

[그림 2-5] 지역난방 사업의 연간 당기순이익 추이 ····························· 6

[그림 2-6] 지역난방 사업의 열판매량 추이 ········································ 12

[그림 2-7] 월별 LNG 도입단가와 SMP 추이 ····································· 13

[그림 3-1] 우리나라 평균기온 추이 ····················································· 23

[그림 3-2] 우리나라 연간 난방도일 추이 ············································ 23

[그림 3-3] 우리나라의 중장기 기온상승 전망 ····································· 24

[그림 3-4] 에너지원별 발전량 비중 추이 ············································ 27

[그림 3-5] 제7차 전력수급기본계획에 따른 연도별 SMP 전망 ········ 29

[그림 3-6] 지역난방 열병합발전의 열-전기 생산 비율 추이 ············· 35

[그림 3-7] 지역난방 허가 및 공급 세대수 추이 ································· 36

[그림 3-8] 지역난방 사업자의 소각열 사용 추이 ······························· 43

[그림 3-9] 전국 소각시설 수 및 일일 폐기물 소각량 추이 ·············· 44

[그림 3-10] 지역난방 사업의 영업실적, 외부수열 및 실공급 비율 ·· 45

[그림 4-1] 세계 천연가스 수급 추이 ··················································· 53

[그림 4-2] 세계 LNG 생산 용량 추이 및 전망 ·································· 54

[그림 4-3] Cascade 방식의 저온 열 활용의 개념도 ··························· 63

[그림 4-4] 덴마크 코펜하겐의 지역난방 네트워크 ····························· 66

제1장 서론 1

제1장 서 론

우리나라에 집단에너지가 보급이 된지도 어언 30여년이 되었다. 에

너지 빈곤국가로서 효율적인 에너지이용에 대한 절실함이 그동안의

집단에너지 보급 확산에 근거가 되었고 2000년대 들어서는 온실가스

배출저감 수단으로서 집단에너지의 역할도 함께 강조되고 있다.

그럼에도 불구하고 최근 수년 간 집단에너지는 지역난방 사업자들

을 중심으로 경영에 난항을 겪고 있다. 상당수의 지역난방 공급업체들

이 영업적자가 만성화되는 경향을 보이면서 언론에서는 집단에너지

사업자들의 연쇄 도산 가능성이 다루어지기도 했다. 또한 해당 사업자

들은 지정된 지역에서 수용가에게 독점적으로 열을 공급하고 있기 때

문에 부도라고 하는 극단적인 상황에 처할 경우 해당 지역의 열공급

이 중단될지도 모른다는 위기감도 존재한다. 다시 말하면 현재 집단에

너지 공급 구조 하에서 지역난방 사업성에 대한 우려가 공급 불안으

로 이어지고 있다.

한편, 해외에서 온실가스 배출 감축 수단으로 인정받고 있는 집단에

너지 산업이 국내에서는 배출권의 과소 할당으로 오히려 미래 지속

가능성에 위협이 될 것이란 주장이 제기되고 있다. 이는 배출권의 할

당 방식에 대한 논란으로부터 비롯되고 있다. 따라서 현재 국내 배출

권 할당 방식을 분석해 보다 객관적으로 국내 집단에너지 산업에 대

한 유‧불리를 판단해야 할 것이며 개선이 필요하다면 판단기준을 근

거로 그 개선 방향성을 제시해야할 것이다.

이에 따라 본 연구 보고서에서는 국내 집단에너지 사업의 불확실성

2

을 야기하고 열공급을 불안하게 하는 근본적이고 구조적인 원인들을

파악하고자 하며 이를 해소할 수 있는 중‧장기적 관점에서의 개선 방

향을 제시하고자 한다. 이를 위해 제2장에서는 현재 국내 집단에너지

시장의 현안과 논쟁에 대해 자세히 다룰 것이며, 제3장에서는 현안과

관련해 국내 집단에너지 공급의 근본적이고 구조적인 문제점이 무엇

인지를 규명할 것이다. 이를 바탕으로 제4장에서는 국내 집단에너지

산업이 지속 가능한 온실가스 배출 감축 수단으로 활용될 수 있기 위

해 필요한 관련 제도와 정책의 개선 방향을 제시하고자 한다.

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 3

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점

1. 사업성 악화

가. 현황

집단에너지 사업성에 대한 문제의식은 지역난방 사업 중 구역전기

사업1)에서부터 시작해 지역난방 사업 전반으로 확대되어 현재까지도

이어지고 있다. 2008년부터 해당 사업들에서 손실이 본격화되기 시작

해 2012년부터는 많은 사업자들 사이에서 만성적인 적자가 확산되었

다. 이로 인해 사업권을 반납하거나 매각되는 업체들이 늘어남에 따라

2012년까지 꾸준히 증가해온 지역난방 사업체수는 44개를 정점으로

감소해 2015년 말에는 39개가 유지되고 있으며 같은 기간 사업장 수

도 76개에서 66개로 축소되었다.2)

이로 인해 2012년부터 여러 언론에서 집단에너지 사업에 대한 위기

의식과 우려는 빈번하게 다루어져 왔다. 그린데일리(2013.1.29)는 중

소 지역난방사업자들의 적자경영이 고착화되고 있음을 기사로 다루며

“인천종합에너지는 53억원의 적자를 기록했다. … 최근 4년간 누적적

자는 600억원을 넘어섰다. 미래엔인천에너지, SH공사 집단에너지사업

단, 대전열병합발전, 대성산업 코젠사업 등이 줄줄이 적자를 기록했다.

이들 사업자 대다수가 최근 3년 이상 적자가 누적됐다.”고 그 심각성

을 강조했다. 특히 최근에는 서울경제(2017.3.28)가 “지난해 국내 집

1) 열을 공급하는 수용가들에 대해 전기도 직접 판매하는 방식2) 에너지공단 홈페이지에서 제공하는 허가기준(운영+신규건설) 사업자/사업장 수

4

단에너지사업자(지역난방) 36곳 중 3분의 2에 해당하는 24개 업체가

적자를 기록할 것으로 추산됐다. 2014년 25개, 2015년에도 23개 사업

자가 당기순손실을 기록했으며 적자 규모도 업체당 65억원 정도로 난

관에 봉착했다. … 회사를 팔려고 내놔도 시장에선 찬밥신세다. … 문

제는 이들 열병합발전소가 경영난에 가동을 중단하거나 파산할 경우

그 피해는 일반 시민의 몫이 된다는 점이다.”라고 언급해 지역난방 사

업자들이 벼랑 끝에 몰림에 따라 에너지대란 가능성이 제기되는 등

점차 사안의 심각성이 증대되고 있다.

[그림 2-1] 집단에너지 지역난방 부문의

사업자/사업체 수 추이

[그림 2-2] 집단에너지 산업단지 부문의

사업자/사업체 수 추이

자료: 한국에너지공단, 집단에너지 사업편람

실제로 최근 4년간의 지역난방 사업의 영업상황을 살펴보면 언론들

의 이러한 표현들이 그리 과장된 것만은 아니다. 2013~2016년까지 지

역난방 사업의 전체 매출액은 감소세를 나타냈다. 이 기간 35개 지역

난방 사업자들 중 18개 사업자가 3년 이상 영업이익에서 적자를, 21

개 사업자들은 3년 이상 당기순익에서 역시 적자를 기록했다. 지역난

방 전체 영업이익과 당기순이익은 흑자로 나타나고 있지만 대형 사업

자인 한국지역난방공사(이하 한난)와 GS파워를 제외할 경우 나머지

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 5

사업자들의 전체 영업이익 및 당기순이익 합은 다시 적자로 바뀌게

된다. 따라서 집단에너지에서 지역난방 사업의 경영위기가 10년 가까

이 이어지고 있는 것으로 볼 수 있다. 이 때문에 집단에너지 시장에서

는 부실 업체들의 파산 가능성과 이로 인한 열 공급 차질 우려가 꾸준

히 거론되기도 한다. 이제는 사업성에 대한 근본적인 의구심을 제기하

는데 그치는 것이 아니라 해결책을 시급히 모색해야 하는 상황에 이

르렀다.

[그림 2-3] 지역난방 사업의 연간 매출액 추이(2013~2016)

자료: 집단에너지협회

6

[그림 2-4] 지역난방 사업의 연간 영업이익 추이(2013~2016)

자료: 집단에너지협회

[그림 2-5] 지역난방 사업의 연간 당기순이익 추이(2013~2016)

자료: 집단에너지협회

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 7

구분 2013년 2014년 2015년 2016년전체 사업자 수 35 35 36 36영업이익 적자 20 20 21 15당기순이익 적자 22 25 22 23

지역난방(병행 포함) 사업의 연도별 적자 사업체 수 추이

자료: 집단에너지협회

이러한 위기의 원인을 두고 다양한 해석이 제기된다. 주로 업계쪽에

서는 열요금 상한제, 가스요금 이원화, 낮은 계통한계가격(SMP) 및

정부의 지원 미흡 등을 주장하고 있는 반면 전문가들은 정부의 제도

적 실패와 사업자들의 무리한 집단에너지 사업 진출을 지적하기도 한

다.

업계가 주장하는 대표적인 불만 사항인 현행 열요금 상한제는 지역

난방 업계에서 최대 사업자인 한난의 요금을 상한 기준3)으로 삼고 있

는 것으로 업계 관계자들은 가장 많은 수용가를 확보하고 있는 한난

의 생산단가를 후발 중‧소 사업자들이 쫓아가기는 무리라고 판단하고

있다. 여기에 가스 열병합 발전에 가스요금이 100MW를 기준으로 가

스공사를 통한 도매요금 또는 도시가스 회사를 통한 소매요금으로 이

원화되어 있어 100MW 미만의 중‧소 열병합발전 사업자들은 상대적

으로 비싼 요금을 지불함에 따라 생산단가 경쟁력에서 더욱 뒤쳐질

수밖에 없다는 것 또한 이들의 주장이다.

열병합발전에서 생산되는 전력이 낮은 가격에 거래되고 있는 것도

손실이 누적되고 있는 중요한 원인으로 업계는 꼽고 있다. 이는 계통

3) 지역냉난방 열요금 산정기준 및 상한 지정(산업통상자원부 고시 제2015-181호)에 따라 “지역냉난방을 공급받는 세대 중 50% 이상 대다수의 세대에 적용되는 열요금(시장기준요금)의 110%를 요금 상한”으로 하고 있어 한난이 열요금이 시장기준요금으로 적용되고 있다.

8

한계가격(SMP)이 지속적으로 하락하고 있기 때문으로 사업자들은 열

병합발전에서 생산된 전력의 현행 정산방식뿐만 아니라 정부의 전력

수급정책에도 그 탓을 돌리고 있다.

그 외 정부의 열병합발전에 대한 지원 정책이 열병합발전의 효율성

과 온실가스 배출 감축 효과를 감안할 때 부족하다는 것도 업계의 불

만 사항에 포함된다.

반면, 전문가들은 업계에서 요구하는 것이 근본적인 해결책이 아니

라고 주장한다. 일부 정부의 정책적 지원도 필요하지만 사업자들의 자

구노력이 부족하다는 점도 지적한다.4) 특히, 현재 집단에너지 산업이

겪고 있는 고통이 정부의 정책 실패로 인한 것으로 구조적 관점에서

대안을 고민해야할 것을 주문한다. 이투뉴스(2016. 12. 27)5)에 따르면

업계 차원에서 “자본금 증자 및 리파이낸싱을 통한 금융비용 절감, 저

가열원 및 신규수요 개발, 인근 사업자와의 협력 강화 등 원가경쟁력

회복을 위한 근본적인 노력”과 함께 업계의 구조조정을 정부가 정책

적으로 지원해야 한다고 전문가들은 주장한다. 보다 혹독하게는 집단

에너지의 효율성 자체를 평가절하하며 경제성이 떨어지기 때문에 집

단에너지 지원제도가 재검토되어야 한다고 평가된 바도 있다.6)

이처럼 집단에너지, 특히 지역난방 부문의 사업성에 대한 위기의식

이 10년 가까이 지속되어 오면서 에너지 절약과 온실가스 배출 감축

이란 당초의 도입 취지도 많이 퇴색되었다. 따라서 근본적인 해결책의

강구가 매우 절실한 상황이다.

4) 서울경제, “[포럼] 집단에너지업계 위기 원인 제대로 봐야,” 2016. 6. 275) 이투뉴스, “[신년기획] 집단에너지 사업구조 대해부,” 2017. 1. 26) 강원일보, “[오피니언] 집단에너지사업 경제성 떨어진다.” 2009. 10. 7

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 9

연도 주요 신문 헤드라인

2012년

공기업 집단에너지 매각 양상 ‘극과극’(그린데일리, 6. 24)이익 못내는 구역형 집단에너지시설 ‘애물단지’(연합뉴스, 7. 26)중병 앓는 집단에너지, 고칠 의사가 없다(이투뉴스, 9. 28)추락하는 집단에너지사업, 해법은 무엇인가(이투뉴스, 12. 26)

2013년

집단에너지업계, 적자 경영 고착(그린데일리, 1. 29)부실 집단에너지사업자 출구전략 시급(이투뉴스, 3. 4)집단에너지 열요금 개선 시급하다(이투뉴스, 5. 20)집단에너지, 전력난에 설비가동 늘수록 울상(그린데일리, 6. 16)집단에너지 사업자 수 정점 찍고 줄어드나?(건설경제신문, 9. 13)인천종합에너지 매각 우려 쏟아져(전기신문, 10. 22)

2014년

위기의 열병합발전, 해법은 없나(이투뉴스, 11. 10)한난마저 적자전환, 집단에너지업계 멘붕(이투뉴스, 11. 12)위기겪는 집단에너지업계, 문제는 ‘외부요인’(CNB뉴스, 12. 4)집단에너지 사업, 무엇이 문제인가(경인일보, 12. 12)

2015년

사면초가 집단에너지, 해법은 없나(이투뉴스, 1. 2)위기의 집단에너지 사업자(서울경제, 3. 26)존폐 위기에 놓인 LNG 발전 살리자(투데이에너지, 4. 29)집단에너지, 초심으로 돌아가야 미래 있다(이투뉴스, 7. 6)돌릴수록 적자, 집단에너지 사업자 70%가 파산위기(헤럴드경제, 9. 7)

2016년

M&A 시즌 맞은 집단에너지...새주인 찾을까(이투뉴스, 5. 4)집단에너지 전력거래계약제도 도입해야(전기신문, 5. 19)집단에너지 공급지역 지정요건 완화되나(이투뉴스, 5. 23)집단에너지업계 위기 원인 제대로 봐야(서울경제, 6. 27)글로벌 CHP 산업 ‘비관론‧낙관론’ 교차(이투뉴스, 9. 6)워킹그룹 구성, 집단에너지 제도개선 착수(이투뉴스, 9. 26)열요금 2차 제도개선 착수...갈 길은 험난(이투뉴스, 9. 30)발전 5사, 집단에E사업 3년간 1,730억원 적자(투데이에너지, 10. 10)발전자회사, 출자한 집단에너지사업 ‘적자투성’(이투뉴스, 10. 12)“도저히 못 참겠다” 집단에너지업계 실력행사(이투뉴스, 10. 27)산업부 vs 집단에너지업계 ‘정면 충돌’(이투뉴스, 11. 7)매년 반복되는 열요금 뇌관(이투뉴스, 12. 16)소화불량 걸린 집단에너지 M&A 매물(이투뉴스, 12. 16)집단에너지 사업구조 대해부(이투뉴스, 12. 27)

집단에너지 사업성 관련 주요 언론보도 현황

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연도 주요 신문 헤드라인

2017년

집단에너지 연쇄부도 가능성...연착륙 서둘러야(이투뉴스, 1. 2)집단에너지사업 추진한 LH는 마이너스의 손?...수천억 적자에 매각도 안돼 골머리(환경TV, 1. 8)벼랑 끝 집단에너지사업...에너지 대란 올수도(서울경제, 3. 28)

나. 열요금 제도

집단에너지 사업자들이 소비자들에게 부과하는 열요금은 사업의 독

점적 특성을 감안해 규제를 받고 있다. 세부적인 내용은 복잡하지만

기본적인 취지는 독점시장에서 정부가 열 공급 기업들에게 총괄원가

만을 보상해주는 수준에서 요금을 강제해 기업의 초과이윤을 방지하

고 소비자에게 최대한의 후생을 주기 위한 것으로 볼 수 있다.

그러나 2010년대 들어 다수 지역난방 공급 업체들의 적자가 만성화

되면서 열요금 제도에 대한 사업자들의 문제 지적이 이어지고 있어

이를 개선해 달라는 요구가 업계로부터 꾸준히 제기되어 왔다.

법령에 문서화된 열요금 상한은 1999년 2월 집단에너지사업법 개정

(시행 1999. 8. 9)에서 처음으로 명기되기 시작했다. 이전에 열요금 결

정은 정부의 승인에 의해 이루어졌으나 신고제로 전환되면서 열요금

상한이 함께 도입되었다.

처음 도입 당시 국내 열요금 제도는 사업자별로 연료비를 제외한

단위당 총괄원가를 산정해 연료비를 제외한 고정비를 상한으로 하고

연료비 부분은 가격 변화에 연동하는 연료비 연동제로 구성되었다. 그

러나 1년 단위로 고정비가 산정 및 적용되면서 과거의 총괄원가 보상

제도와 같이 사업자에게 수익 및 고정비 절감 유인을 제공하지 못한

다는 문제점이 제기되었다. 또한 연료비 연동주기를 6개월로 함에 따

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 11

라 당시 국제 유가의 급격한 변동에 따른 연료비 상승이 요금에 제대

로 반영되기 어려웠다. 이에 따라 연료비 변동 정도가 심한 경우에 한

해 연동주기를 1년에 2회에서 4회로 확대하기도 했으며, 2006년에는

연료비 정산을 위해 요금을 변경할 수 있도록 하는 조항을 추가하여

연료비 변동으로 인한 초과손익을 줄이고자 했다.

2012년 7월에는 서울시와 부산시를 제외한 나머지 사업자들에 대해

고정비를 한난과 동일하게 적용하도록 명시하였다.7) 그러나 이 무렵

부터 지역난방 사업자들의 손실이 누적되기 시작함에 따라 업계에서

는 열요금 상한선을 인상해달라고 정부에 강하게 요구했으며, 이러한

요구가 받아들여져 2015년 8월에 열요금 제도를 고정비 상한에서 총

괄원가 상한으로 변경하고 한난 요금의 110%를 그 기준으로 삼게 하

였다. 그럼에도 불구하고 지역난방 사업자들의 적자문제는 아직까지

해결되지 않고 있으며, 또 다시 업계와 정부 사이에 열요금 논쟁이 진

행되고 있다.

다. 열수요 감소와 전력가격 하락

집단에너지 사업성이 급격히 악화된 것은 주로 LNG 열병합발전과

관련이 있다. 국내 집단에너지 업계에서 주장하는 집단에너지의 효율

성은 열과 전기를 동시에 생산하는 열병합발전이 그 중심에 있다.8)

하지만 지역난방 사업자 입장에서 사업성을 확보하는 것은 결국 LNG

를 연료로 생산된 열과 전기를 생산비용 이상의 가격으로 판매할 수

7) 서울시는 19,472원/Mcal, 부산시는 19,648원/Mcal, 한국지역난방공사 등 기타 지역난방 사업자는 23,419원/Mcal으로 정하였다.

8) 이투뉴스, [기획연재] 위기의 열병합발전, 해법은 없나 ◯上 , 2014. 11. 10; 이투뉴스, [기획연재] 위기의 열병합발전, 해법은 없나 ◯下 , 2014. 11. 24

12

있느냐가 관건일 것이다. 또한 집단에너지는 규모의 경제(economies

of scale)를 가지는 산업이기 때문에 생산비용을 낮추기 위해서는 얼

마만큼 많이 판매할 수 있는가도 매우 중요하다. 이러한 관점에서

2000년대 말부터 시장 환경은 집단에너지, 특히 지역난방 사업에 우

호적이지 않았다.

먼저 지역난방의 전체 열 판매량은 2012년까지 증가세를 나타냈으

나 이후 감소 또는 정체되고 있으며, 2000년대 중반부터 증가속도도

매우 둔화되었다. 이를 공급세대 당 열 판매량으로 다시 환산해보면

오히려 2003년부터 추세적인 감소세를 보인 것으로 나타난다. 또한

사업장당 열 판매량은 2003년을 정점으로 역시 꾸준히 감소함에 따라

신규 지역난방 사업의 규모가 점차 작아지고 있음을 알 수 있다([그림

2-6] 참고).

[그림 2-6] 지역난방 사업의 열판매량 추이

자료: 한국에너지공단, 2016 집단에너지사업 편람의 수치를 활용

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 13

다음으로는 집단에너지 사업자의 열병합발전에서 생산되는 전력의

거래가격에 대한 문제다. 특히 지역난방 사업자들의 열병합발전 연료

대부분은 LNG이며 여기서 생산된 전력은 구역전기사업의 경우 한전

의 요금기준에 근거해 수용가에 직접 판매되며 그렇지 않은 사업자는

한전에게 전력시장운영규칙에 의거해 판매하게 된다. 이에 따라 구역

전기사업의 경우 2008년 국제 LNG 가격이 폭등한 것이 경영악화의

원인이 되었다. 한마디로 말하면 수용가에게 부과하는 요금은 고정된

반면 연료비만 비싸졌기 때문이다. 구역전기가 아닌 지역난방 사업은

2013년부터 계통한계가격(SMP)이 급격히 하락하면서 경영악화로 이

어졌다. 특히 2014년까지 SMP는 하락하는 반면에 원료에 해당하는

LNG 도입가격은 상승했기 때문에 전력판매로 인한 손실이 보다 확대

되었을 것으로 추정해볼 수 있다.

[그림 2-7] 월별 LNG 도입단가와 SMP 추이

자료: 에너지경제연구원 KESIS, 전력거래소 EPSIS

14

라. 가스요금

집단에너지 연료 중 LNG가 차지하는 비중은 2015년을 기준으로

39%이다. 특히, 지역난방 사업에서는 94%로 거의 절대적인 수준이다.

이는 지역난방 사업장이 주거지역 인근에 위치해 있어 연료규제를 받

기 때문이다. 따라서 가스가격은 지역난방 부문에서 사업성 확보를 위

해 고려되어야 할 매우 중요한 변수다.

현행 열요금 규제 하에서 가스요금 변동을 열요금에 반영하는 방법

은 두 가지다. 시장기준요금을 적용하는 사업자의 경우에는 시장기준

사업자인 한난이 가스요금 변동에 따라 열요금을 변동하는 수준을 그

대로 따르게 되며, 시장기준요금을 초과하는 열요금(시장기준요금의

110% 이내)을 책정하는 사업자들은 연료비 연동제에 따라 시장기준

요금의 110%를 넘지 않는 범위에서 가스요금 변동을 열요금에 반영

할 수 있다. 이 때문에 일부 집단에너지 사업자들은 현행 가스요금 체

계에 대해 강한 불만을 제기하고 있다.

은 집단에너지 사업자가 보유한 열 생산 설비에 따라 적용

되는 천연가스 구매 단가로 100MW 이상의 집단에너지 열병합발전에

대한 요금이 가장 저렴하며, 100MW 미만의 열병합발전과 열전용보

일러 순으로 요금이 점차 높아지며 그 차이도 최대 40% 이상을 나타

낸다. 이는 100MW 이상의 열병합발전이 연료를 도매공급사인 가스

공사로부터 직접 조달하는 반면에 그 외 설비들은 소매사인 도시가스

회사를 통해 조달하기 때문이기도 하지만 에서 보는 바와 같

이 도매 공급사인 가스공사가 애초에 용도에 따라 요금에 차이를 두

고 있는 것이 근본적인 원인이라 할 수 있다.

그러므로 100MW 미만의 열병합발전 설비를 보유하고 있거나 열전

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 15

용보일러의 비중이 높은 중‧소 지역난방 사업자들은 그 밖의 사업자

들보다 높은 연료비를 지불하고 있어 현행 열요금 규제 하에서 LNG

가격 상승에 비교적 유연하게 대처하기가 어렵다. 왜냐하면 높은 단가

에 연료를 구매함에 따라 연료비 비중도 상대적으로 높을 것이기 때

문에 연료비 상승분을 열요금에 모두 반영하게 될 경우 요금 상한을

벗어날 위험이 있다. 이러한 사업자들은 결국 비용 상승을 요금에 제

대로 반영하지 못한 채 손실을 감수할 수밖에 없을 것이다.

용도 단가(원/GJ)

열병합발전

100MW 이상 11,253.9

100MW 미만

동절기 15,413.0

하절기 13,674.9

기타월 13,973.7

열전용보일러 16,420.6

집단에너지 사업자의 설비별 천연가스 구매 단가(2017. 5.1)

주: 열방합발전 100MW 미만과 열전용보일러에 대한 구매 단가는 수도권 도시가스 회사들의 요금단가를 참고함.자료: 가스공사 홈페이지(www.kogas.or.kr/kr/natural/charge/charge1.action), 서울도시가스 홈페이지(www.seoulgas.co.kr/front/payment/gasPayTable.do), 코원에너지서비스 홈페이지(www.skens.com/koone/rate/guide.do)

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용도 단가(원/GJ)

집단에너지

100MW 이상 11,253.9

100MW 미만

동절기 14,805.5

하절기 13,067.4

기타월 13,366.2

열전용보일러 15,277.1

도시가스주택용 14,947.5

업무난방용 15,030.7

가스공사의 천연가스 도매 공급 가격 체계(2017. 5.1)

자료: 가스공사 홈페이지(www.kogas.or.kr/kr/natural/charge/charge1.action)

2. 배출권 할당

집단에너지 사업의 또 한 가지 쟁점은 배출권 할당에 대한 문제다.

우리나라에서도 배출권 거래제가 2015년부터 시행됨에 따라 정부는 1

차 계획년도(2015~2017)에 대해 배출 규제를 받게 되는 각 산업 및

기업들에 대해 배출권을 2014년 11월에 무상 할당했으며 집단에너지

업계도 여기에 포함시켰다. 그러나 다른 산업들과 마찬가지로 산업단

지 부문을 포함한 집단에너지 업계 전체는 배출권 할당에 대해 강한

불만을 제기하고 나섰다. 열병합발전을 보유한 집단에너지 사업자들

이 감축 의무부담이 가장 큰 발전업종으로 분류되었기 때문이다.9) 이

에 대해 집단에너지 업계에서는 에너지 효율을 통해 온실가스를 감축

하는 업종임에도 불구하고 발전업종과 같이 배출 규제 대상에 포함시

키는 것은 부당하다고 말한다. 게다가 집단에너지 업계에서 당초 요구

한 배출권이 1차 계획기간 동안 72.1백만CO2톤(발전‧에너지 업종의

9) 산업부문의 계획기간 인정 배출량 대비 의무 감축비율은 10%(배출 조정계수 0.899)이나 발전부문의 의무 감축비율은 24%(0.762)로 높게 설정되었다.

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 17

7.1%)이었으나 실제 할당된 것은 70%에도 못 미치는 48.8백만CO2톤

(발전‧에너지 업종의 6.6%)에 불과해 불만이 더욱 커졌다. 과거 배출

량과 향후 에너지생산 설비의 신‧증설에 따른 배출 증가를 고려해 배

출권 할당량이 정해지는데 신‧증설 규모가 큰 석탄발전에 많은 할당

량이 추가되면서 집단에너지에 대한 할당량은 축소된 것으로 알려져

있다.10) 하지만 업계에서는 EU 국가들은 일반 발전보다 고효율 열병

합발전에 대해 배출권을 더 많이 할당하고 있다는 사례를 근거로 제

시하며 추가 할당을 주장하고 있다. 또한 지역난방 신규 사업장의 경

우 당초 공급이 허가된 세대에 입주가 완료되어 실 공급세대로 이어

지기까지 수년 이상이 걸리기 때문에 이를 배출권 할당에 반영하지

않은 것도 발전 사업자와의 형평성에 어긋난다고 보고 있다. 게다가

경쟁관계인 도시가스 업종은 배출권 할당 대상에서 제외된 것 역시

불공정한 조치라고 호소하고 있다.

구분 발전 집단에너지 기타 총계

배출실적705,131,846

(90.9)55,185,889

(7.1)15,130,990

(2.0)775,448,725

(100.0)

할당량676,355,876

(91.9)48,787,201

(6.6)10,709,494

(1.5)735,852,571

(100.0)

전환부문 업종별 온실가스 배출실적과 배출권 할당량

(단위: KAU, %)

주: ( )는 비율자료: 환경부, 국가 배출권 할당계획, 2014. 9. 11; 투데이에너지, “집단E, 배출권 할당 족쇄 푸나”, 2016. 11. 18

10) 양원창, 집단에너지사업의 배출권 할당에 대한 문제점과 개선방안, 그린모니터, 통권5호, 2015, pp.87-96

18

이러한 문제의 제기가 일부 받아들여짐에 따라 2017년 1월 정부는

집단에너지 업종을 발전‧에너지부문에서 분리해 2017년 3차 이행연

도의 집단에너지 업종에 대한 배출권을 기존의 6.9백만CO2톤에 비해

30% 증가한 9.7백만CO2톤으로 상향시켜 할당하였다.11) 그럼에도 불

구하고 집단에너지 업계에서는 여전히 온실가스 감축에 대한 기여도

가 충분히 반영되지 못했다는 입장이다. 그리고 집단에너지 사업성에

대한 의구심이 커지고 있는 현 시점에서 배출권 거래는 비용을 보다

증가시켜 집단에너지 보급은 현실적으로 불가능해질 것이라고 평가하

기도 한다. 따라서 업계에서는 기후변화 대응 수단으로서 집단에너지

의 활용도를 제고하기 위해서 집단에너지의 효율성과 온실가스 배출

저감 능력을 인정해 그에 합당한 정부의 지원책을 강화시켜줄 것을

주문하고 있다.

구분 1차년도 2차년도 3차년도

당초

발전 233,906 229,320 225,640집단에너지 7,232 7,090 6,883집단에너지 비율(%) 3.0 3.0 3.0

변경

발전 - - 225,871집단에너지 - - 9,185집단에너지 비율(%) - - 3.9

전환부문에 대한 온실가스 배출권 할당 변화

(단위: KAU)

자료: 기획재정부‧산업통상자원부, 2017년 배출권 할당계획 변경 관련 산업발전 부문 설명회 발표자료, 2017. 1. 4

11) 집단에너지 부문이 분리되기 이전의 발전‧에너지 업종 내 집단에너지 사업자는 지역난방, 산업단지, 구역전기 부문의 23개사였으나, 집단에너지가 발전‧에너지 업종에서 분리될 때에는 지역난방 15개 사업자만이 집단에너지 부문으로 분류되었다. 이 때문에 집단에너지 업종의 2017년 배출권 할당량 산정 수치가 2014년에 산정된 수치보다 크게 축소된 것을 확인할 수 있다.

제2장 국내 집단에너지 시장의 주요 쟁점 19

국내 배출권 거래제가 본격화됨에 따라 앞서 살펴본 바와 같이 배

출권 할당은 사업성에 어려움을 겪고 있는 집단에너지 업계에서 큰

화두가 될 수밖에 없다. 배출권 할당이 어떻게 결정되느냐에 따라 얼

마만큼의 온실가스 배출을 저감해야 하는지가 결정되고 이에 따라 추

가로 발생하는 비용의 정도도 결정될 것이기 때문이다.

해당 업계에서는 정부로부터 배출권을 신청한 만큼 할당받지 못했

기 때문에 당장 온실가스 배출 저감을 위한 추가 비용 발생을 걱정할

수밖에 없는 상황이지만, 배출권 거래가 온실가스 배출을 비용 효율적

으로 줄이기 위한 것임을 고려할 때 배출권 할당도 이러한 취지에 부

합하게 결정되었는지가 판단의 기준이 되어야 한다.

2017년 1월에 전환부문에서 집단에너지를 발전‧에너지 업종에서 분

리해 배출권을 추가 할당했으나 배출권 할당의 기준은 2014년 말에

결정된 그대로이다. 현행 업체에 대한 배출권 할당 기준은 크게 과거

배출 실적이다.

또 한 가지 문제점은 배출권 할당 대상 업종에 도시가스 회사는 포

함되지 않았다는 것이다. 이는 온실가스 배출이 최종 소비자의 가스보

일러 가동을 통해 발생하므로 가스 공급자가 온실가스 배출에 책임이

없다고 봤기 때문이다. 이 경우 가스로부터 발생하는 열에 대해서는

온실가스 발생의 책임이 전가되지 않고 집단에너지 방식으로부터 발

생되는 열에 대해서는 온실가스 발생 책임이 전가되기 때문에 자원배

분을 왜곡시킬 수 있다. 따라서 도시가스의 공급과 소비 과정에서 어

떠한 방식으로든 온실가스 배출에 따른 부담을 지우지 않을 경우 중‧

장기적으로 열에너지 부문에서 비용 효율적인 온실가스 배출 저감을

기대할 수 없을 뿐 아니라 집단에너지 사업 자체가 불가능해지는 토

양이 형성될 것이다.

20

본 장에서는 최근 집단에너지 업계에서 다루어지고 있는 주요 현안

과 이에 대한 직접적인 원인들을 살펴보았다. 이들은 모두 현재 그리

고 미래의 집단에너지 사업성과 관련된 것들로서 집단에너지 공급의

안정성과 신뢰성을 저하시킬 수밖에 없다. 이에 따라 다음 장에서는

국내 집단에너지 공급체계의 보다 근본적인 문제점을 분석해 보고자

한다.

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 21

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점

우리나라 집단에너지 산업의 쟁점들은 위에서 살펴본 것처럼 주로

지역난방 부문의 사업의 영속성과 이로 인한 공급의 불안정성과 관련

해 집중되어 있다. 그리고 이에 대한 해결책들도 업계와 전문가들 차

원에서 여러 가지 제기된 바 있다.

그러나 오늘날 지역난방 부문의 부실은 단순히 집단에너지 제도의

문제에만 국한된 것이 아니라 난방시장 수요의 감소와 함께 지역난방

에 호의적이지 못한 에너지‧기후 정책, 그리고 미성숙한 집단에너지

산업 구조 등 보다 광범위하고 구조적인 문제들과도 관련이 깊다.

1. 시장 및 제도적 여건의 악화

가. 난방수요 감소

지역난방의 열 공급 감소 추세는 앞으로도 계속될 가능성이 높아

보인다. 이는 다음의 몇 가지 사안들을 통해 추정해 볼 수 있다.

먼저 지난해 집단에너지사업법 시행규칙 개정을 통해 집단에너지

공급대상지역 지정을 위한 사전협의 개발사업의 범위가 5천호에서 1

만호 이상으로 강화되었다.12) 이는 그동안 규모의 경제에 도달할 수

없는 소규모 지역난방 사업자들의 난립이 지역난방 사업의 만성적인

12) 집단에너지사업법 시행규칙 제3조(2016. 11. 18 일부 개정)에 따르면 산업통상자원부장관과 협의를 하여야 하는 개발사업의 범위는 주택건설호수가 1만호 이상이거나 개발면적이 주택 및 택지개발의 경우 60만제곱미터 이상, 산업단지 및 관광단지는 30제곱미터 이상인 사업으로 규정하고 있다.

22

적자를 양산했다고 보고 있기 때문이다. 물론 난방시장에서 경쟁관계

에 있는 도시가스 업계의 집단에너지 공급지역 지정제도에 대한 불만

도 한몫 했을 것이다. 하지만 기후가 온난해지면 전반적으로 단위 면

적당 난방수요가 감소하고 있는 것이 뒤에서 살펴볼 전력가격 하락

문제와 함께 안정적인 사업성을 확보하기 위해 집단에너지 공급 기준

을 강화할 수밖에 없는 이유로 보는 것이 타당하다.

실제로 우리나라의 기온은 상승해 왔으며 최근 들어 그 상승속도가

빨라지고 있다고 보고되고 있다. 국내 기후변화 보고서13)에서는 100

년 간 지구의 기온이 0.6℃ 상승한 반면 우리나라의 기온은 1.5℃ 상

승해 상대적으로 가파른 기온 상승을 나타내고 있다고 분석한 바 있

으며, 김태룡(2009)에서는 1961년부터 2007년까지 47년간의 기상자료

를 분석한 결과 우리나라의 연평균 기온이 100년 마다 2.59℃ 상승하

는 추세라고 밝히고 있다([그림 3-1] 참고). 이에 따라 난방수요에도

영향을 미치는 난방도일은 점차 하락하는 추세다.14) [그림 3-2]는 우

리나라 전국 평균 기온을 기준으로 난방도일을 산정한 것으로 연도별

로는 두드러진 등락을 보이고 있지만 이동 평균으로 재산정해 살펴보

면 2010년까지 꾸준히 감소하는 추세를 확인할 수 있다. 이후 2013년

까지 난방도일이 상승 추세를 보이고 있지만 [그림 3-3]에서와 같이

향후 장기적인 관점에서의 기온 전망을 고려하면 난방도일은 앞으로

도 계속 하락할 것으로 예상된다.

13) 기상청, 한국 기후변화 평가보고서 2014: 기후변화 과학적 근거, 2014 14) 윤태연(2016)에 따르면 ‘에너지총조사’의 표본조사자료를 바탕으로 가구당 난방

사용량에 대해 OLS 추정한 결과 난방도일이 통계적으로 유의한 변수로서 1% 변할 때 가구당 난방사용량은 0.82% 변하는 것으로 나타났다.

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 23

[그림 3-1] 우리나라 평균기온 추이(1961~2007)

자료: 김태룡(2009)

[그림 3-2] 우리나라 연간 난방도일 추이

자료: 에너지경제연구원 내부자료 이용

24

[그림 3-3] 우리나라의 중장기 기온상승 전망

주: IPCC 5차 평가보고서에서 제시된 다양한 시나리오를 RCP(Representative Concentration Pathways)라 하며 RCP 8.5는 현재 추세로 온실가스가 배출되는 경우(CO2 기준: 940ppm)이며, RCP 4.5는 온실가스 저감 정책이 상당히 실현되는 경우(CO2 기준: 540ppm)를 가정한다.

자료: 부경대학교 환경‧해양과학 기술원 슈퍼컴퓨터센터 오재호 교수 제공

또한 가구당 난방수요에 영향을 미치는 요소로 건축물 효율개선에

따른 단열성능 개선효과를 들 수 있다. 정부의 에너지이용합리화 정책

에 따라 공동주택 및 건물에 대해 의무적으로 단열재를 도입하는 것

이 제도화되었으며 신규 건축물뿐만 아니라 기존 건축물로도 적용이

확대되는 추세이다.

실제 단열성능이 개선되었는지에 대한 연구는 윤태연(2016)15)을 들

수 있다. 여기서는 아파트 난방 판매량을 기준으로 분석하였으며, 주

요 인자(거주면적, 건축연도, 가구원수, 가구소득, 난방도일)의 영향과

순환변동요인 등을 제거한 뒤 가구당 난방 사용량의 추세가 감소하고

있음을 확인함으로써 2000년대 들어 단열성능이 연평균 2.1~2.4%씩

개선되어 왔음을 추정한 바 있다.

15) 한국지역난방공사‧에너지경제연구원, 장기 난방수요 전망모형 구축, 2016. 5

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 25

나. 전력시장 구조에 따른 SMP 하락의 장기화

열병합발전을 활용하는 지역난방 사업은 LNG를 주 연료로 사용하

기 때문에 가스가격과 함께 전력시장의 상황이 사업성과에 큰 영향을

미친다. 앞서 살펴본 바와 같이 최근 지역난방 사업자들의 동시다발적

인 경영악화 이유 중 하나는 SMP의 하락이다. 따라서 언제까지 가스

발전단가에 비해 낮은 SMP가 지속될 지가 향후 지역난방 사업의 존

속 여부에 큰 고려요소가 될 수밖에 없다.

이러한 차원에서 가장 최근에 수립된 제7차 전력수급기본계획

(2015.7)과 현행 발전용 화석 연료에 대한 조세 구조는 SMP의 약세

를 장기화시킬 것으로 보이며 이는 지역난방의 열병합발전 이용에 부

정적일 수밖에 없다.

제7차 전력수급기본계획에 따르면 과 같이 기저 발전인 원

자력발전과 석탄화력발전의 전체 설비 비중은 2029년까지 50% 수준

을 유지될 예정이다.16) 또한 순간 최대전력을 고려한 설비 예비율도

기존의 15% 수준에서 22%로 확대해 발전설비의 증설을 계획하고 있

다.

이와 같이 현행 CBP(cost based pool) 하에서 석탄발전을 포함한

기저 발전 비중의 현 수준을 유지하면서 발전설비의 예비율17)이 확대

된다면 SMP는 앞으로도 낮은 수준을 유지할 가능성이 높다.

16) 석탄발전의 설비 비중은 2021년 30.5%까지 증가했다가 서서히 감소하게 되며, 원자력발전의 설비 비중은 2021년 19.8%까지 감소한 후 증가할 것으로 전망되고 있다.

17) 김완수 외(2008)에서 예비율과 SMP와의 관계를 회귀분석한 결과 통계적으로 유의하다는 것을 확인하였다.

26

구분 2014년 2025년 2029년

신재생6,241 26,098 32,8906.7 17.3 20.1

LNG26,742 33,767 33,76728.7 22.4 20.6

석탄+원자력46,990 76,347 82,34750.4 50.6 50.2

석탄26,274 44,018 44,018

28.2 29.2 26.8

원자력20,716 32,329 38,329

22.2 21.4 23.4

설비 예비율(%) 14.0 21.2 21.6

제7차 전력수급계획의 전원 설비 구성 및 예비율 전망

(단위: MW, %)

자료: 산업통상자원부, 제7차 전력수급기본계획, 2015. 7

발전량 측면에서도 이러한 가능성은 뒷받침된다. [그림 3-4]는 에너

지원별 발전량 비중을 나타낸 것으로 우리나라 가격결정 발전계획에

서 변동비가 가장 낮은 것으로 알려진 원자력의 발전량 비중은 2010

년 들어 30%를 겨우 넘는 수준이나 제7차 전력수급계획이 그대로 이

행될 경우 2029년까지 40%까지 증가할 것으로 전망되고 있다. 특히

석탄 발전량까지 고려한 기저 발전량 비중은 70%를 하회하는 최근

수준에서 75% 수준까지 확대될 것으로 전망되는 상황이다. 이렇게 기

저 발전의 설비 비중은 그대로 유지됨에도 불구하고 발전량 비중이

증가하는 것은 전체적인 전력수요 증가가 설비 증가율보다 낮아 설비

예비율이 확대되기 때문이다.

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 27

[그림 3-4] 에너지원별 발전량 비중 추이

자료: 에너지경제연구원 에너지정보통계시스템(KESIS)

구분 발전량(GWh) 비중(%)신재생 83,090 11.6LNG 81,083 11.3석탄 263,288 36.8원자력 285,479 39.9기타 2,703 0.4합계 715,643 100.0

제7차 전력수급계획에 따른 2029년 발전량 전망

자료: 에너지경제연구원 보도자료, 신정부 전원구성안 영향 분석, 2017. 6. 20

게다가 우리나라의 발전용 연료에 대한 조세는 LNG와 비교해 상대

적으로 석탄에 유리한 구조이기 때문에 천연가스의 활용도를 제고하

기는 더욱 어려워진다. 우리나라의 발전용 화석 연료에 대한 조세 구

조는 와 같다. 여기에 따르면 기저 발전용 연료인 유연탄에

28

대한 세금보다 LNG에 대한 세금이 높은 것으로 나타난다. 이를 단위

발열량 당 세금으로 계산하더라도 LNG에 대한 세금이 유연탄보다 높

은 편이기 때문에 LNG에 대한 세금이 상대적으로 과도한 편이라고

볼 수 있다. 또한 발전부문이 온실가스 배출 감축을 위한 배출권 거래

제 대상임을 감안해 단위 이산화탄소 배출 당 세금으로 재산정해 보

면 이 경우에도 LNG에 대한 세금이 발전용 유연탄보다 2배 정도 높

은 것으로 나타난다.

구분수입단가

(원/kg)

세액(원/kg)열량 당

세액(원/TJ)배출 당

세액(원/kgCO2)관세(%) 개소세 합계

유연탄 80.0 0 30.0 30.0 1.16 12.21

LNG18) 422.4 3(2) 60.0 72.7(68.4) 1.33(1.25) 23.73(22.35)

발전용 유연탄과 LNG의 세액 비교(2016년 기준)

주: ()는 할당관세율로 LNG는 동절기(1.1~3.31, 10.1~12.31)에 한해 할당관세를 적용받는다.

자료: 석탄협회, 2016년 국가별 유연탄 수입가격 현황, 2016; 에너지경제연구원, 에너지통계월보, 2017.3

따라서 각 발전원의 변동비를 바탕으로 결정되는 SMP는 기저 발전

원에 대한 낮은 세제의 영향까지 더해져 앞으로도 LNG 발전단가보다

낮은 수준을 유지할 것으로 전망된다. 이와 함께 지역난방 열병합발전

의 전력부문에서의 매출부진도 보다 길어질 것이다.

18) 집단에너지 열병합발전에 사용되는 LNG의 수입부과금은 100MW 미만 설비에 대해 ‘석유 및 석유대체연료 사업법 시행령(2017.3.27)’를 통해 2017년 12월 31일까지 환급대상이며, 안전관리부담금은 설비규모에 관계없이 ‘안전관리부담금의 부과 징수 등에 관한 고시’(2015.7.21)를 통해 2018년 7월 28일까지 징수대상에서 제외된다.

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 29

연도 SMP(원/kWh)2017 88.12018 86.92019 87.72020 88.32021 85.32022 79.72023 77.72024 76.7

[그림 3-5] 제7차 전력수급기본계획에 따른 연도별 SMP 전망

자료: 이철용, 신재생에너지공급인증서(REC) 가격 예측방법론 개발 및 운용, 에너지경제연구원 기본연구보고서 15-12, 2015

다. 현행 배출권 할당 방식의 문제

집단에너지 사업자들의 입장이 일부 반영되어 배출권 할당 대상 업

종에서 발전과 집단에너지가 분리되었지만 모든 문제가 해결된 것은

아니다. 배출권 할당이 과거 배출실적을 기준으로 이루어지고 있는 큰

틀에는 변함이 없기 때문이다.

는 국내 배출권 할당량 산정방법으로 올해 초 집단에너지

를 발전업종에서 분리해 배출권을 추가 할당한 것은 집단에너지에 대

한 조정계수(AF)의 상향 조정을 통해서이다.

30

× ×

업체(i)의 계획기간 내 해당 이행연도 배출권 할당량

업체(i)의 과거실적 기반 적용시설의 해당 이행연도 예상 온실가스 배출량(tCO2-eq)

업체(i)의 벤치마크 적용시설의 해당 이행연도 예상 온실가스 배출량(tCO2-eq)

업체(i)가 기준연도에 관리업체로서 목표를 준수하지 아니한 온실가스 초과배출량(tCO2-eq)

업체(i)가 조직경계 내에서 청정개발체제 사업을 시행한 배출시설의 예상 온실가스 배출량(tCO2-eq), 할당계획에서 정한 별도의 배출활동의 예상 온실가스 배출량(tCO2-eq)

업체(i)가 속하는 업종의 해당 이행연도 조정계수(AF≤1.0)

업체(i)가 기준연도에 관리업체로서 목표를 준수한 온실가스 초과감축량(tCO2-eq)

1차 계획기간의 조기감축실적 할당시 적용된 조기감축실적 기여계수(CF≤1.0)

업체별 배출권 할당량 산정방법

자료: 환경부, 온실가스 배출권의 할당, 조정 및 취소에 관한 지침(2017.3.27.)

하지만 기준연도(2011~2013년) 동안의 배출실적에 따라 배출권 할

당량이 비례적으로 정해지는 구조가 유지될 경우 집단에너지 사업의

어려움은 앞으로도 계속될 수밖에 없다. 이는 현재의 배출권 할당 방

식이 사용 연료의 배출 특성과 열병합발전이 가지는 효율성으로 인한

배출 감축 효과를 제대로 반영하지 않기 때문이다.

이것이 왜 문제인지를 보다 자세히 알아보자. 먼저 사용 연료의 배

출 특성을 감안하지 않는 경우 예상되는 문제는 만일 석탄을 사용하

는 사업장과 LNG를 사용하는 사업장이 있을 때 두 사업장이 만일 동

일한 에너지를 생산한다면 당연히 석탄을 연료로 사용하는 사업장에

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 31

서 온실가스 배출이 많을 것으로 쉽게 예상할 수 있다. 이 때문에 배

출권도 석탄을 사용하는 사업장에 배출량에 비례해 많이 할당될 것이

다. 다시 말해 고배출 사업장에 보다 많은 배출권을 할당함으로써 배

출집약도19)에 관계없이 같은 업종이면 모든 사업장의 배출 감축에 대

한 부담은 동일하다는 것을 의미한다. 게다가 석탄 사용 사업장은 연

료를 LNG로 대체하는 것만으로 배출을 줄일 수 있지만 LNG 사업장

은 신재생에너지로 전환해야 배출 감축이 가능해진다는 점에서 LNG

사업장의 배출 감축 비용이 더 높을 개연성이 크다. 이러한 점들을 고

려하면 실질적으로 배출 감축 부담은 LNG 사업장이 더 크다고도 볼

수 있다.

배출의 사회적 비용을 올바르게 내재화 시키는 방법은 배출이 많은

곳에 보다 많은 부담을 지우는 것이다. 지금의 할당 제도는 이러한 취

지를 온전히 반영하지 못함에 따라 발전과 집단에너지 업종 모두에서

저탄소 배출 연료로서의 LNG의 역할을 축소시킬 것이다.

집단에너지의 효율성을 배출권 할당에 반영할 수 없는 구조도 배출

권 거래제의 근본적인 취지와 맞지 않다. 비록 이러한 점들이 최근 조

정계수에 반영되었다고 주장할 수 있지만 이것으로 충분하지 않다. 왜

냐하면 집단에너지의 열 공급과 대체 관계에 있는 도시가스 업종이

배출권 할당 대상에서 제외되었기 때문이다. 이는 도시가스 부문에는

필요한 만큼의 배출권을 무상으로 할당한 것과 다름없다.

실제로 전환 업종 중 지역냉난방 부문에 대한 배출권 비중이 1, 2차

기간(2015~2016년) 3%에서 3차 기간(2017년)에 3.9%로 확대되었지

만 이는 에서 보는 바와 같이 전력생산에서 지역냉난방 사업

19) 단위 에너지생산 당 온실가스 배출량

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이 차지하는 비중을 조금 웃도는 수준이다. 이는 초기 지역냉난방 공

급 지역에 입주가 늘어 향후 설비 가동률도 증가한다는 점을 감안하

면 전력생산 비중은 이보다 높을 가능성도 있다. 따라서 열 생산부문

에 대한 배출권 할당량은 매우 작다고 볼 수 있으며 이 때문에 무제한

의 배출권을 할당받은 도시가스 사업자보다 비용 면에서 더욱 불리해

질 수밖에 없을 것이다. 도시가스는 공급과 소비에 있어서 온실가스

배출에 대한 비용을 누구도 지불하지 않는 반면 집단에너지의 열 공

급은 일정부분 비용을 지불하는 구조이기 때문이다. 바꿔 말해 집단에

너지와 도시가스 업종 간의 제도적 형평성에 문제가 발생한 셈이다.

구분 2011년 2012년 2013년 평균

전력

총공급(GWh) 496,080 507,480 539,174 514,245비중* 2.9% 3.3% 3.3% 3.2%

열총공급**(천TOE) 15,583 16,570 16,457 16,203

비중*** 14.6% 14.4% 15.1% 14.7%

배출권 할당 산정 기준년도(2011~2013년)의 지역난방 에너지생산 비중

주: * 국내 총발전량에서 지역냉난방 부문의 발전량이 차지하는 비중, ** 지역냉난방 열 생산량 + 가정‧상업‧공공부문의 도시가스 소비량, *** 지역냉난방 열 생산량 / (지역냉난방 열 생산량 + 가정‧상업‧공공부문의 도시가스 소비량)자료: 한국에너지공단, 「2016 집단에너지사업 편람」, 2016; 에너지경제연구원, 「2016 에너지통계연보」, 2016

배출권 거래제의 도입 취지가 최소비용으로 온실가스 배출을 감축

하는데 있다는 것을 고려하면 현행 배출권 할당 방식은 여기에 부합

하지 않으며 이러한 환경에서는 집단에너지 사업도 제대로 이루어지

기 어렵다는 점을 지적할 필요가 있다.

제3장 국내 집단에너지 공급의 문제점 33

2. 열병합발전의 효율성 한계

집단에너지의 가장 큰 장점은 에너지이용의 효율화에 있다. 특히,

열병합발전은 과 같이 동일한 양의 열과 전기를 생산하는데

있어 보일러와 발전소를 통해 개별방식으로 생산할 때보다 종합효율

이 높은 것으로 알려져 있다.

기관 CHP 개별방식 개요도

EU(CODE2) 80% 56%

US EPA 75% 51%

IEA 76% 60%

열병합발전과 개별 발전-난방 방식의 효율 비교

자료: EU CODE2, European Cogeneration Roadmap, 2015. 1. 27; US EPA, Model Energy Efficiency Program Impact Evaluation Guide, 2017. 11; IEA, Combined Heat and Power: Evaluating the benefits of greater global investment, 2008

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그러나 이는 기술적 효율성의 비교라 할 수 있으며, 실제 시장에서

작동하는 운영효율성은 이와 다를 수 있다. 다시 말해, 시장에서 요구

하는 열병합발전에 대한 열과 전력이