정부의 저탄소 녹색성장 정책은 심각한 문제를 도외시하고 있다. 정부는 통상적인 경제상황에 따른 에너지 수요 전망을 근거로, 온실가스를 2020년 전망치 대비 30% 저감한다는 목표를 내세우고 있다. 그런데 우리나라 온실가스의 90% 이상은 화석연료를 사용함으로써 발생하는 것으로 알려져 있다. 다시 말하면, 에너지 소비를 줄이지 않고는 저탄소 녹색성장은 목표 달성이 불가능하다.

지난 1월 17일 낮 12시 최대전력수요가 7314만㎾로 공급능력 7718만㎾의 설비를 고려할 때, 공급능력 대비 예비전력의 규모를 나타내는 예비율이 5.5%를 기록한 바 있다. 1991년 5.4%를 기록한 이후 가장 낮은 수치다.

편의상 발전 자회사 분리를 통한 발전 경쟁이 시작된 2001년 4월과 최근의 전력요금, 물가, 원유가격을 비교해 보면 매우 흥미로운 결과를 발견할 수 있다. 같은 기간 전력요금은 15% 정도(2009년 기준으로는 13.1%) 상승한 반면, 소비자물가지수는 34.5%, 원유가는 지난 2월 2일 두바이유 기준으로 301% 증가했다. 즉, 전력요금은 실질가격이 약 16% 하락한 것으로 나타난다. 하지만 에너지의 상호 대체소비가 관련 에너지의 상대가격 체계에 의존한다는 점을 고려하면, 전력요금은 원유가 기준으로는 약 70% 상대가격이 하락한 것이라는 결론을 얻을 수 있다.

전력은 LNG, 유연탄, 중유, 우라늄 등의 화석연료를 이용하여 생산된 고급에너지이다. 전력거래소의 전력통계정보시스템에 따르면 우리나라 발전효율은 40% 정도로 이해할 수 있는데, 이는 평균적으로 화석연료 2.5단위를 투입해야 1단위의 전력이 생산됨을 의미한다. 전기의 실질가격이 하락함에 따라, 고급에너지인 전기를 다시 열로 변환해서 난방용으로 사용하는 소비자가 급증하고 있다.

결과적으로 현재의 전력요금체계는 1단위의 난방열을 얻기 위해 1단위의 화석연료를 연소시키는 대신 2.5단위의 화석연료를 소비하도록 소비자를 유도하고 있는 것이다. 이런 에너지 소비패턴을 유도하는 현재의 전력요금체계를 그대로 두고 과연 녹색성장이 가능한지 의구심이 들지 않을 수 없다.

사정이 이런데도 물가 불안을 이유로 공공요금 동결을 논할 때마다 에너지가격 규제는 빠짐없이 등장하고 있다. 특히 전력은 보편적 서비스의 대상으로 인식되어, 정치권에서는 요금 인상을 극도로 민감하게 받아들이고 있다. 혹자는 요금 인상은 한전만 배를 불리는 일이 아니냐고 반문할 수도 있지만, 전력산업은 네트워크 산업으로 정부의 규제 하에 있기 때문에 초과이윤이 발생하면 언제든지 이를 회수할 수 있는 장치가 마련되어 있음을 인식할 필요가 있다.

정부는 저탄소 녹색성장의 일환으로 온실가스를 배출하지 않는 신재생에너지를 이용한 전기 생산에 여러 가지 지원책을 동원하고 있다. 이렇게 생산된 신재생에너지 전력의 생산단가 또한 전력요금과의 비교로 시장경쟁력이 결정된다는 점도 잊어서는 안 된다. 저탄소 녹색성장을 위해서는 온실가스 배출의 주범이 되어버린 전력소비구조가 합당하게 조정될 수 있도록 적정한 전력요금체계를 마련하는 것이 우선되어야 한다.