올해 상반기 전력거래량이 상반기 기준 사상 최고치를 기록했다. 7월 들어 전력 사용이 급증하면서 하반기 전력수급 부담이 커지게 됐다. 통상 전력수요가 집중되는 7~8월이 포함된 하반기 전력거래량이 상반기보다 크다. 한국전력공사(한전)와 전력거래소는 11일 상반기 전력거래량이 26만 9432GWh(기가와트시)로 지난해 같은 기간보다 3.9% 늘었다고 전했다. 상반기 기준 최대 기록은 2018년 상반기의 26만 2555GWh다. 반기 기준으로는 지난해 하반기(27만 7630GWh)와 2018년 하반기(27만 4506GWh)에 이어 역대 세 번째다. 올해 상반기 전력거래량이 증가한 것은 사회적 거리두기가 완화되고 5~6월 이른 더위가 엄습하면서 전력수요가 증가했기 때문이다. 6월 평균 최대전력이 7만 1805메가와트(㎿)로 통계 집계 후 6월 기준 역대 최고치를 기록했다. 6월 최대전력이 7만㎿를 넘은 것도 처음이다. 이른 더위 등으로 5월 최대전력도 6만 6243㎿로 5월 기준 역대 최고치를 기록했다. 전력거래금액은 거래량보다 큰 폭으로 늘었다. 상반기 거래액은 1년 전보다 60.7% 증가한 37조 3492억원에 달했다. 반기 기준 거래액이 30조원을 넘은 것은 처음이다. 액화천연가스(LNG)와 석탄·석유 등 국제 에너지 가격 급등 여파로 한전이 발전사에서 전력을 살 때 적용되는 전력도매가격(SMP)이 크게 올랐다. 지난 4월 SMP가 지난해 같은 달(76.35원)보다 164.7% 상승한 ㎾h(킬로와트시)당 202.11원을 기록했다. SMP가 200원 선을 돌파한 것은 처음으로 한전의 대규모 적자 원인으로 작용했다. 하반기에도 전력거래량 증가가 예상된다. 7월 초부터 무더위가 기승을 부리며 2018년 7월 24일 오후 5시(9만 2478㎿)에 기록했던 역대 최대 전력수요를 경신했다. 지난 7일 오후 5시 기준 최대 전력수요가 9만 2990㎿까지 치솟았다. 정부가 올해 최대 전력수요(9만 1700~9만 5700㎿)를 다음달 둘째 주로 전망했는데 한 달 앞서 전망치의 하한선을 넘긴 셈이다.

지난달 전력수요가 역대 6월 중 최고치를 기록한 것으로 나타났다. 5월에 이어 두 달 연속 최대 전력수요를 기록했다. 더욱이 6월 공급예비율이 10% 아래로 떨어지면서 7~8월 전력수급에 대한 우려가 높아지고 있다. 전력거래소는 지난달 월평균 최대전력이 1년 전보다 4.3% 증가한 7만 1805㎿로 통계를 집계한 2005년 이래 6월 기준 역대 최고치를 기록했다고 4일 밝혔다. 6월 최대전력이 7만㎿를 넘은 것도 올해가 처음이다. 최대전력은 하루 중 전력사용량이 가장 많은 순간의 전력수요이며, 월평균 최대전력은 한 달간 일별 최대전력 합계의 평균값이다. 코로나19 회복세에 이른 더위가 찾아오면서 전력수요를 치솟게 했다. 냉방 가동 등으로 전력수요가 늘면서 지난달 23일 전력 공급예비율은 9.5%까지 하락해 연중 최저치를 기록했다. 공급예비율이 10% 아래로 떨어진 것은 올 들어 처음이다. 공급예비율이 낮아질수록 전력수급 불안감이 커지게 되는데 통상 10% 이상은 돼야 비상상황 등에 대비해 안정적인 전력공급이 가능한 것으로 보고 있다. 결과적으로 올해 전력수급 상황은 녹록지 않다. 앞서 5월에도 이른 더위에 전력수요가 늘면서 월평균 최대전력이 6만 6243㎿로 5월 기준 역대 최고치를 기록한 바 있다. 본격적인 무더위로 전력수요가 정점에 이르는 7~8월 전력 공급예비율이 더 떨어질 수 있다. 산업통상자원부의 ‘여름철 전력수급 전망 및 대책’에 따르면 올여름 전력 최대 수요는 8월 둘째 주로 예상됐다. 특히 평년보다 더울 것으로 예상되면서 최대 전력 수요가 91.7~95.7GW에 달할 것으로 추산됐다. 예비력은 5.2~9.2GW, 예비율은 5.4~10.0%로 관측됐다. 예비력 전망치 최저 수준인 5.2GW는 전력수급 비상경보 발령 범위에 해당한다. 전력수급 비상경보가 발령된 것은 2013년 8월 이후 한 번도 없었다. 산업부는 전력수요 급증에 대비해 9.2GW 수준의 추가 예비 자원을 확보했지만 전력수요 증가에 비해 공급 능력은 지난해와 유사해 수급 여건이 심상치 않다는 평가가 나온다.

올해 여름 전력공급에 비상이 걸렸다. 최대 전력수요가 예상되는 8월 둘째주 전력 공급 예비율이 지난해 절반 수준인 최저 5.4%(5.2GW)까지 낮아질 것으로 추산됐다. 산업통상자원부가 30일 한덕수 국무총리 주재 제2차 국정현안점검조정회의에서 확정한 ‘여름철 전력수급 전망 및 대책’에 따르면 올여름 최대 전력수요는 91.7~95.7GW로 추산됐다. 지난해 7월 27일 기록한 최대치인 91.1GW보다 높을 것으로 예상된다. 원전 가동이 증가했지만 노후 석탄발전 폐지 및 정비 등의 영향으로 전력공급은 지난해(100.7GW)와 유사한 100.9GW에 달할 전망이다. 코로나19 회복과 이른 더위는 전력수급 불안감을 키우고 있다. 6월 21일 전력 공급예비율이 12.2%로 올 들어 가장 낮았고 5월 최대전력이 6만 6243㎿로 5월 역대 최고치를 기록했다. 더욱이 7월 1일부터 전기요금이 1킬로와트시(㎾h)당 5원 인상되면서 4인 가구 기준으로 월평균 1535원이 올라 국민 부담도 커질 수밖에 없게 됐다. 정부는 예비력이 일정 기준 이하로 낮아지면 사용할 총 9.2GW의 추가 예비자원을 확보키로 했다. 수요 감축과 신한울 1호기 등 신규 설비 시운전, 발전기 출력 상향 등을 단계별로 가동할 예정이다. 7월 4일부터 9월 8일까지 ‘여름철 전력수급 대책기간’을 운영한다. 280개 공공기관의 실내 적정온도 준수 및 전력수급 위기 시 냉방기 순차운휴 등 수요 관리에 나선다. 산업부는 에너지가격 상승 및 기후변화 심화로 어려움을 겪는 에너지 취약계층 지원을 위해 올해 한시적으로 에너지 바우처 지원 대상을 확대하고 단가를 인상했다. 주거·교육급여 수급 가구 중 더위·추위 민감계층 약 30만 가구를 추가 지원한다. 폭염 피해 최소화를 위해 7월 1일부터 동절기 바우처에서 최대 4만 5000원을 미리 사용할 수 있도록 조정했다.

올해 여름 전력공급에 비상이 걸렸다. 최대 전력수요는 8월 둘째주로 예상됐다.30일 열린 제2회 국정현안점검조정회의에서 확정된 ‘여름철 전력수급 전망 및 대책’에 따르면 최대 전력수요는 91.7~95.7GW로 지난해 7월 27일 기록한 91.1GW보다 높을 것으로 추산됐다. 원전 가동이 증가했지만 노후 석탄발전 폐지 및 정비 등의 영향으로 전력공급은 지난해(100.7GW)와 유사한 100.9GW에 달할 전망이다. 예비율이 지난해 절반수준인 최저 5.4%(5.2GW)까지 낮아질 수 있을 것으로 추산됐다. 코로나19 회복과 이른 더위로 전력수급 불안감이 이어지고 있다. 6월 21일 전력 공급예비율이 12.2%로 올들어 가장 낮았고, 5월 최대전력이 6만 6243MW로 5월 역대 최고치를 기록했다. 전력 수요 증가에 맞춘 공급 확대의 어려움이 크다. 더욱이 7월 1일부터 전기요금이 1㎾h(킬로와트시)당 5원 인상돼 4인 가구 기준으로 월 평균 1535원이 올라 국민 부담도 커질 수 밖에 없게 됐다. 정부는 예비력이 일정기준 이하로 낮아지면 사용할 총 9.2GW의 추가 예비자원을 확보키로 했다. 수요 감축과 신한울 1호기 등 신규설비 시운전, 발전기 출력 상향 등을 단계별로 가동할 예정이다. 최근 글로벌 연료 수급난에 대비해 석탄과 액화천연가스(LNG) 등 발전용 연료의 여름철 필요 물량을 사전에 확보했다. 정부는 공공 부문 수요 관리를 위해 280개 공공기관의 실내 적정온도 준수 여부 및 조명 부분 소등 등 에너지 사용 실태도 점검하고, 전력 수급 위기 시 냉방기 순차운휴 등 절전에 동참하도록 할 계획이다. 발전·송배전 설비 및 태풍 등 재난에 취약한 설비를 사전점검했고 전력 유관기관과는 전력수급상황실도 상시 운영한다. 7월 4일부터 9월 8일까지 ‘여름철 전력수급 대책기간’을 운영한다. 산업계에는 8월 2주 전후로 휴가를 분산하고, 적정 실내온도(26℃)를 준수를 당부했다. 박일준 산업통상자원부 2차관은 “전력수요가 증가한 반면 공급능력은 지난해와 유사해 수급여건이 녹록지 않다”고 우려했다. 산업부는 에너지가격 상승 및 기후변화 심화로 어려움을 겪는 에너지 취약계층 지원을 위해 올해 한시적으로 에너지바우처 지원대상을 확대하고 단가를 인상했다. 주거·교육급여 수급세대 중 더위·추위민감계층 약 30만 세대를 추가해 총 118만여 세대를 지원한다. 또 폭염 피해 최소화를 위해 7월 1일부터 동절기바우처에서 최대 4만 5000원을 미리 사용할 수 있도록 조정했다.

지난달 전력수요가 5월 기준 역대 최고치를 기록한 것으로 나타났다.2일 전력거래소에 따르면 지난달 월평균 최대전력은 1년 전보다 4.5% 증가한 6만 6243㎽(메가와트)를 기록했다. 관련 통계를 작성한 2005년 이후 5월 기준으로 최고치다. 5월 최고였던 2018년 5월 최대전력(6만 4337㎽)을 4년 만에 갈아치웠다. 최대전력은 하루 전력사용량이 가장 많은 순간의 전력수요이고, 월평균 최대전력은 한 달 동안 일별 최대전력 합계의 평균값이다.지난달 최대전력 증가는 코로나19 해제에 따른 사회 활동 증가와 평년 기온을 웃도는 날씨 영향이 컸다. 더욱이 올 여름 무더위가 찾아올 것으로 예고돼 전력수급의 안정적인 관리가 필요해졌다. 통상 5월을 지나 여름이 시작되는 6월부터 전력수요가 증가하는 데 지난달 때이른 더위가 이어졌다. 5월 23~24일 서울의 낮 최고기온이 30도를 웃돌았고 대구는 낮 최고기온이 30도를 넘은 날만 8일에 달했다. 서울의 낮 최고기온이 30.7도를 기록한 지난달 23일 전력 공급예비율이 12.4%까지 떨어져 연중 최저치를 기록하기도 했다. 올여름에도 무더위가 예고돼 전력수요가 늘어날 전망이다. 기상청의 날씨 장기전망 보고서에 따르면 6월 기온은 평년과 비슷하거나 높을 확률이 각각 40%, 7~8월은 평년보다 높을 확률이 50%로 전망됐다. 월평균 최대전력은 최악의 폭염이 강타한 지난 2018년 8월 8만 710㎽로 국내에서 처음 8만선을 넘었고, 지난해 7월 8만 1158㎽를 기록했다.

한국전력은 올해 1분기에 사상 최대인 7조 7869억원의 영업적자를 기록했다. 2021년 연간 영업적자 5조 8601억원보다 더 많은 적자를 단 3개월 만에 기록했다. 2022년 한국전력의 연간 적자 규모는 20조원을 넘어설 것으로 전망된다. 적자를 메우기 위해 한전은 5월 12일까지 15조 600억원의 회사채를 발행했지만, 발행금리가 1.52%(3년 만기)에서 3.5%로 상승하면서 이자 부담도 급증하고 있다. 이와 같은 대규모 적자는 석탄, 천연가스 등 에너지가격이 급등함에 따라 한국전력이 발전사로부터 전력을 구매하는 단가가 ◇당 180.5원으로 1년 전 86.5원에 비해 두 배 이상 높아졌기 때문이다. 전기 판매가격은 ◇당 110.4원이어서 전기를 팔면 팔수록 손해를 보는 구조적 요인이 있다. 연료비 인상분을 반영해 전력요금을 올려야 하지만 물가상승에 따른 부담을 우려한 정부는 아직까지 머뭇거리고 있다.●에너지가격 급등에 전기값 인상 도미노 에너지가격 급등으로 인한 전력요금 인상은 우리뿐만 아니라 다른 국가에서도 마찬가지로 이슈가 되고 있다. 프랑스는 2022년 2월 전기요금을 4% 인상했다. 평범해 보이는 인상률 뒤에는 편법이 숨어 있다. 프랑스는 전체 판매 전력 가운데 50.4%를 차지하는 주택용 및 소규모 일반용·산업용 전기요금은 정부가 규제하고 있다. 전기와 가스 시장에 대한 감독권한을 가지고 있는 프랑스에너지규제위원회(CRE)가 연료비 상승 등을 감안해 요금 인상 또는 인하를 제안하고 에너지경제부 장관이 결정하는 구조다. 요금은 매년 2월 10일 결정되는데 CRE는 당초 연료비 상승으로 인한 원가요인을 반영하기 위해 46% 인상을 제안했다. 결정 권한을 가진 에너지경제부 장관은 전기요금 인상률을 24.3% 이내로 제한했고 가정용 전력요금의 급속한 상승으로 인한 부담을 상쇄하기 위해 ㎿h당 22.5유로씩 부과되던 전기소비세를 1유로로 대폭 인하하는 조치를 통해 실질 상승률을 4% 수준으로 억제했다. 인상요인 가운데 절반가량을 반영하고, 세금 인하를 통해 일단 대폭적인 상승을 막았지만 연료 가격이 계속 상승하면 요금 추가 인상은 불가피하다. ●프랑스 신규 원전 6기 건설 결정 독일에서는 2022년 4월 ◇당 평균 전기요금이 37.14센트를 기록했다. 이는 2021년 31.89센트와 비교할 때 16.4% 상승한 것이다. 전력 도매시장의 경우 4월 기준으로 ㎿h당 166유로를 기록하면서 전년 동월 대비 207% 상승했다. 독일의 주택용 전기요금은 도매전력가격, 송배전비용, 부과금과 부담금 및 세금으로 이루어진다. 2018년 전기요금은 ◇당 29.42센트였고, 이 가운데 전력생산비용에 해당하는 도매비용은 6.18센트였는데 올해는 전력 도매요금이 16.6센트로 대폭 상승하면서 전기요금 상승을 주도했다. 가스 등 연료가격 인상과 더불어 화석연료 사용이 증가하면서 발전과정에서 배출하는 온실가스 양이 증가하고 이에 필요한 배출권 구매 비용 역시 증가하고 있다. 올해 7월 1일부터 재생에너지 부담금(EEG)이 폐지될 예정으로 있어 ◇당 3.72센트의 인하요인이 발생하지만 연료비 상승으로 인한 전기요금 상승 추세를 억누르지는 못할 것으로 예상된다. 영국은 가구가 부담하는 전기 및 가스 요금의 상한선을 정하고 있는데 이것이 최근 급등하고 있다. 영국은 2019년부터 가스전력시장청(Ofgem)을 통해 전기 및 가스의 표준요금제에 대해 상한선을 설정하고 있다. 매년 4월과 10월 2차례 조정한다. 2019년 연간 1137파운드(약 178만원)로 시작한 상한선은 천연가스 요금을 비롯한 에너지 가격의 상승으로 인해 2021년 10월 1277파운드(약 200만원), 2022년 4월 1971파운드(약 308만원)로 상승했으며 다시 올 10월에는 2800파운드(약 438만원)까지 오를 것으로 전망된다. 상한선의 대폭 상승에도 불구하고 원가상승분을 모두 반영하지는 않기 때문에 2021년 이후 30여개의 에너지 공급업체가 파산한 상태다. 에너지가격 급등으로 인한 전력가격 상승 문제를 해결하기 위해 유럽 각국은 다양한 시도를 하고 있다. 프랑스는 저렴한 발전 비중을 높여 전력요금을 안정시키는 것으로 방향을 잡고 있다. 다른 유럽 국가에 비해 원자력발전에 대한 높은 의존도로 안정적인 전력요금을 유지해 왔으나 운영 중인 56개 원자력발전소 가운데 절반이 점검 및 보수를 위해 전력망에 연결되지 않은 상태다. 이 가운데 원전 12곳은 부식 등으로 인해 폐쇄됐다. 이에 따라 원전의 전력 생산량은 2015년 이전까지는 400TWh 이상의 수준을 유지했으나 올해는 300TWh에도 미치지 못할 것으로 예상된다. 에마뉘엘 마크롱 대통령은 전력가격 상승에 대응하기 위해 지난 2월 6기의 신규 원자력발전소 건설을 발표했다. 여기에 추가로 8기를 건설하는 방안을 검토하고 있다고 밝힌 바 있다. 하지만 원전이 전력요금 안정에 도움을 주기 위해서는 새로 건설되는 차세대 유럽가압형원자로(ERP)의 건설 및 운영 비용이 절감돼야 하지만 현재 지속적인 비용상승으로 어려움을 겪고 있다. 영국은 가계에 직접 비용을 지원하는 방식을 선택하고 있다. 지난 5월 26일 에너지 가격 상승으로 인한 어려움을 해소하기 위해 150억 파운드(약 23조 5000억원)의 정책 패키지를 발표했다. 지난 2월 세금 환급 등을 통해 에너지 요금 상승으로 인한 부담을 덜어 주기 위한 90억 파운드(약 14조 800억원) 규모의 대책을 시행했으나 정작 실업자 및 빈곤층에는 큰 도움이 되지 않는다는 비판에 직면했다. 이러한 문제를 해결하기 위해 이번에는 빈곤층 800만 가구마다 650파운드(약 102만원)를 지원하고 10월부터 에너지 요금에서 400파운드(약 63만원) 할인하기로 했다. 연초의 환급과 기타 지원액 등을 모두 포함하면 올해 상승한 에너지 상한선만큼을 모두 지원받을 수 있도록 한 것이다. 여기에 필요한 재원을 조달하기 위해 가격 상승으로 인해 이익을 본 석유 및 가스업체에 50억 파운드의 ‘횡재세’를 물리기로 했다. 정부의 재정지출 확대를 통해 가계부담을 덜어 주는 방식을 채택했지만 결국 정부의 재정압박으로 인한 타 부문 지출 감소 또는 증세로 이어지면서 경제적으로 더 큰 부작용을 초래할 것이라는 지적도 나온다.●저소득층 직접 지원 정책 필요 연료가격 상승에 따른 전력요금 인상 요인은 원가에 반영돼야 하지만 우리는 머뭇거리면서 문제를 키우고 있다. 공기업이 원가상승요인을 부담하면서 요금 인상을 억제하는 방식은 인플레이션이 일상화되면 더 활용하기 어렵다. 연료가격을 비롯한 요금 인상 요인을 정기적으로 반영하는 체계를 도입함과 동시에 요금 인상으로 인한 어려움이 예상되는 가구에 대해서는 재정을 통해 직접 지원하는 체계를 구축하는 정책이 필요하다. 송전망 이용요금을 비롯한 송배전 부문의 원가를 정확히 산정하고, 예상되는 미래의 전력수요 증가에 대응하는 송전선로 건설 재원까지 요금에 반영되도록 함으로써 미래의 변화에도 대비해야 한다. 요금 인상을 악으로 간주하기보다는 수요 감소와 에너지효율 향상을 유도할 수 있는 수단으로 간주하는 인식의 전환 역시 요구된다. 최준영 법무법인 율촌 전문위원

대형 원자력발전보다 크기를 줄여 안전성과 경제성을 높인 소형 원전 개발과 수명이 다 된 원전들을 안전하게 처리하기 위한 원전해체 기술 연구가 본격적으로 추진된다. 과학기술정보통신부, 산업통상자원부는 ‘혁신형 소형모듈원자로(i-SMR) 기술개발사업’과 ‘원전해체 경쟁력 강화 기술개발사업’이 예비타당성조사를 통과했다고 1일 밝혔다. i-SMR은 기존 1000㎿(메가와트)급 경수형 대형 원전 3분의1 수준인 300㎿급 소형 원전으로 다양한 전력수요에 능동적으로 대처할 수 있다. 설계가 단순하고 지하수조에 격납시켜 운용할 수 있기 때문에 안전성이 높다. 공장에서 일체형으로 제작해 원전 부지로 이송 후 조성이 가능해 경제성도 우수한 것으로 알려져 있다. 정부는 2030년대 세계 소형모듈원자로 시장 진출을 위해 내년부터 2028년까지 3992억원을 투입해 i-SMR을 개발할 계획이다. 현재 전 세계 약 70개 원전업체가 다양한 형태의 SMR 개발에 나서고 있으며, SMR 시장 규모가 2035년쯤 390조~630조원에 달할 것으로 전망된다. 또 운전 수명이 끝난 원전을 안전하게 해체하기 위한 원전해체 기술 사업에는 2023년부터 2030년까지 3482억원이 투입된다. 현재 영구정지 중인 고리 1호기와 월성 1호기 해체에 국내 기술을 적용하기 위한 연구개발과 인프라 구축을 위한 것이다. 여기에 2030년 이후 운영허가 만료가 되는 원전이 늘어날 것으로 예상되는 만큼 해체 기술 국산화가 시급하다는 것이 정부의 설명이다. 기존 해체 기술의 실증 및 검증을 통해 현장 적용 기술을 고도화하고 원전 해체 후 폐기물에서 나오는 핵종분석을 위한 전문인력 양성, 품질보증 체계를 확립하겠다는 것이다. 또 해체 시 배출되는 방사성폐기물을 획기적으로 줄이는 기술도 개발할 계획이다. 과기부는 “이번 예타 사업을 통해 세계 시장을 무대로 한국 원자력 기술의 우수성을 보여 줄 독자 SMR 노형(원자로 형태)을 확보할 수 있을 것”이라고 밝혔다. 산업부는 “원전해체 기술 고도화와 원전해체연구소의 실증·검증 인프라 구축을 통해 고리 1호기, 월성 1호기를 안전하고 경제적으로 해체해 국민이 안심할 수 있도록 하겠다”고 말했다.

대형 원자력발전보다 크기를 줄여 안전성과 경제성을 높인 소형 원전 개발과 수명이 다 된 원전들을 안전하게 처리하기 위한 원전해체 기술 연구가 본격적으로 추진된다. 과학기술정보통신부, 산업통상자원부는 ‘혁신형 소형모듈원자로(i-SMR) 기술개발사업’과 ‘원전해체 경쟁력 강화 기술개발사업’이 예비타당성조사를 통과했다고 1일 밝혔다. i-SMR은 기존 1000㎿(메가와트)급 경수형 대형 원전 3분의1 수준인 300㎿급 소형 원전으로 다양한 전력수요에 능동적으로 대처할 수 있다. 설계가 단순하고 지하수조에 격납시켜 운용할 수 있기 때문에 안전성이 높다. 공장에서 일체형으로 제작해 원전 부지로 이송 후 조성이 가능해 경제성도 우수한 것으로 알려져 있다. 정부는 2030년대 세계 소형모듈원자로 시장 진출을 위해 내년부터 2028년까지 3992억원을 투입해 i-SMR을 개발할 계획이다. 현재 전 세계 약 70개 원전업체가 다양한 형태의 SMR 개발에 나서고 있으며, SMR 시장 규모가 2035년쯤 390조~630조원에 달할 것으로 전망된다. 또 운전 수명이 끝난 원전을 안전하게 해체하기 위한 원전해체 기술 사업에는 2023년부터 2030년까지 3482억원이 투입된다. 현재 영구정지 중인 고리 1호기와 월성 1호기 해체에 국내 기술을 적용하기 위한 연구개발과 인프라 구축을 위한 것이다. 여기에 2030년 이후 운영허가 만료가 되는 원전이 늘어날 것으로 예상되는 만큼 해체 기술 국산화가 시급하다는 것이 정부의 설명이다. 기존 해체 기술의 실증 및 검증을 통해 현장 적용 기술을 고도화하고 원전 해체 후 폐기물에서 나오는 핵종분석을 위한 전문인력 양성, 품질보증 체계를 확립하겠다는 것이다. 또 해체 시 배출되는 방사성폐기물을 획기적으로 줄이는 기술도 개발할 계획이다. 과기부는 “이번 예타 사업을 통해 세계 시장을 무대로 한국 원자력 기술의 우수성을 보여 줄 독자 SMR 노형(원자로 형태)을 확보할 수 있을 것”이라고 밝혔다. 산업부는 “원전해체 기술 고도화와 원전해체연구소의 실증·검증 인프라 구축을 통해 고리 1호기, 월성 1호기를 안전하고 경제적으로 해체해 국민이 안심할 수 있도록 하겠다”고 말했다.

기존 대형 원자력발전보다 크기를 줄여 안전성과 경제성을 높인 소형 원전 개발과 수명이 다 된 원전들을 안전하게 처리하기 위한 원전해체 기술 연구를 본격화한다. 과학기술정보통신부, 산업통상자원부는 ‘혁신형 소형모듈원자로(i-SMR) 기술개발사업’과 ‘원전해체 경쟁력 강화 기술개발사업’이 예비타당성조사를 통과했다고 1일 밝혔다. i-SMR은 기존 1000㎿(메가와트)급 경수형 대형원전 3분의1 수준인 300㎿급 소형 원전으로 다양한 전력수요에 능동적으로 대처할 수 있다. 설계가 단순하고 지하수조에 격납시켜 운용할 수 있기 때문에 안전성이 높다. 공장에서 일체형으로 제작해 원전 부지로 이송 후 조성이 가능해 경제성도 우수한 것으로 알려져 있다. 정부는 2030년대 세계 소형모듈원자로 시장 진출을 위해 내년부터 2028년까지 3992억원을 투입해 i-SMR을 개발할 계획이다. 현재 전 세계 약 70개 원전업체가 다양한 형태의 SMR 개발에 나서고 있으며, SMR 시장 규모가 2035년쯤 390조~630조원에 달할 것으로 전망된다.또 운전 수명이 끝난 원전을 안전하게 해체하기 위한 원전해체 기술 사업에는 2023년부터 2030년까지 3482억원이 투입된다. 현재 영구정지 중인 고리 1호기와 월성 1호기 해체에 국내 기술을 적용하기 위한 연구개발과 인프라 구축을 위한 것이다. 여기에 2030년 이후 운영허가 만료가 되는 원전이 늘어날 것으로 예상되는 만큼 해체 기술 국산화가 시급하다는 것이 정부의 설명이다. 기존 해체기술의 실증 및 검증을 통해 현장적용 기술을 고도화하고 원전 해체 후 폐기물에서 나오는 핵종분석을 위한 전문인력 양성, 품질보증 체계를 확립하겠다는 것이다. 또 해체시 배출되는 방사성폐기물을 획기적으로 줄이는 기술도 개발할 계획이다. 과기부는 “이번 예타 사업을 통해 세계 시장을 무대로 한국 원자력 기술의 우수성을 보여줄 독자 SMR 노형(원자로 형태)을 확보할 수 있을 것”이라고 밝혔다. 산자부는 “원전해체 기술 고도화와 원전해체연구소의 실증·검증 인프라 구축을 통해 고리 1호기, 월성 1호기를 안전하고 경제적으로 해체해 국민이 안심할 수 있도록 하겠다”고 말했다.

제주도가 분산에너지 활성화를 위해 대규모 에너지저장장치(ESS) 등 관련 인프라 구축과 통합발전소(VPP) 등 신산업 육성에 나선다. 지역적 특성이 반영된 지방자치단체 중심의 에너지수급을 통해 전력수요 100%를 청정 에너지로 확충할 계획이다.산업통상자원부와 제주도는 12일 제주 CFI에너지 미래관에서 이같은 내용의 ‘제주형 분산에너지 기본계획’을 발표했다. 분산에너지는 전력이 사용되는 지역 인근에서 중소 규모의 태양광·풍력·연료전지 등으로 생산돼 소비되는 방식이다. 대규모 발전소 및 송전선로 건설 등을 놓고 사회적 갈등이 증가하면서 분산에너지에 대한 수요가 커지고 있다. 제주형 기본계획은 정부의 2040년 분산에너지 발전량 30% 달성에 따라 지역 상황에 반영한 실행 방안이다. 제주는 지난해 기준 870㎿(메가와트) 규모의 태양광·풍력 설비를 구축해 전체 설비 중 재생에너지 비중을 39%까지 확대했다. 그러나 재생에너지 과잉 생산을 줄이기 위한 출력제어, 지역 주민의 재생에너지에 대한 수용성 저하 등 도전 과제도 마주한 상황이다. 제주도는 분산에너지 친화형 인프라 확보를 위해 대규모 ESS를 구축하고 그린수소(P2G), 열에너지 활용 등 섹터커플링 기술을 활성화할 계획이다. 섹터커플링은 재생에너지의 효율적 보급·활용을 위해 재생에너지 전력을 다른 형태의 에너지로 변환해 저장·활용하는 기술이다. 분산에너지 기반의 전력 신산업 육성을 위해 VPP를 구축한다. VPP는 정보통신기술(ICT)을 이용해 분산된 각종 에너지원을 연결해 하나의 발전소처럼 운영하는 시스템이다. 또 재생에너지 관련 주민 수용성 및 인식 개선을 위해 추진협의체와 포럼을 운영하고 중장기적으로 전문 에너지연구소 설치를 추진키로 했다. 박기영 산업부 2차관은 “중앙과 지방, 전문가간 긴밀한 협업을 통해 분산에너지 확산 체계가 구축될 수 있도록 지원할 계획”이라고 밝혔다.

신한울 원자력발전소 2호기 가동이 내년 9월로 재조정됐다. 신한울 1호기 시운전 과정에서 오류가 발견돼 가동 시기가 올해 3월에서 9월로 조정되면서 2호기 가동 일정도 늦춰지게 됐다. 10일 산업통상자원부와 한국수력원자력(한수원)에 따르면 신한울 1·2호기의 사업기간 종료 시점을 2022년 5월에서 2023년 9월로 조정하는 ‘전원개발사업(신한울 1·2호기) 실시계획 변경’ 계획이 지난 5일 고시됐다. 사업기간은 원전을 건설한 뒤 연료를 장전하고 상업운전을 시작할 때까지 기간으로, 신한울 1·2호기는 161개월로 늘어나게 됐다. 이번 실시계획 변경은 지난해 7월 1호기 운영허가 승인에 따른 시운전 과정에서 후속 공정과 MMIS(계측제어통합설비) 및 보조건물 공조계통 개선 필요성이 확인된 데 따른 것이다. 1호기 가동에 변화가 생기면서 2호기 운영 계획도 변경됐다. 신한울 1·2호기는 2017년 4월과 2018년 4월 각각 상업운전 예정이었으나 2016년 9월 12일 발생한 경북 경주 지진으로 부지 안전성 평가, 기자재 품질 강화 등으로 일정이 지연되면서 1호기는 2020년 4월, 2호기는 지난해 8월 완공됐다. 1호기는 지난해 7월 원자력안전위원회로부터 조건부 운영 허가를 받았지만 시운전 기간이 길어지며 상업운전이 계획보다 5년 반 정도 늦어지게 됐다. 문재인 대통령이 신한울 1·2호기 조기 가동을 지시하고, 새 정부 출범을 앞두고 원전 정책이 재정립 수순을 밟으면서 가동 시점이 빨라질 수 있다는 전망이 있지만 가동 시점을 앞당기기는 쉽지 않을 전망이다. 산업부 관계자는 “서류 작업 등 행정 절차를 효율화하면서 속도감 있게 진행하자는 방안이지 안전성 검증 등을 생략하겠다는 의미가 아니다”라고 말했다. 신한울 1·2호기 상업운전이 지연되더라도 전력 수급에는 영향이 없을 전망이다. 제9차 전력수급기본계획에 신한울 1·2호기(각 1.4GW)를 반영한 올해 총발전설비 규모는 118.0GW다. 올해 최대전력수요(92.5GW)를 감안할 때 설비 예비력이 22.7GW(예비율 24.5%)로 여유가 있다.

러시아와 우크라이나 전쟁 여파로 석탄 생산이 차질을 빚고, 신규 천연가스 프로젝트가 감소하는 등 전력원가 상승 요인이 지뢰밭처럼 펼쳐질 예정이다. 화석연료 공급 부족뿐만 아니라 재생에너지 투자 집중과 글로벌 공급망 교란으로 인해 태양광·풍력 발전, 배터리, 전기차, 수소경제에 이르기까지 탄소중립에 필요한 광물, 원자재, 소재 및 부품의 가격 폭등이 현실화되고 있다. 즉 화석연료와 재생에너지 가격이 동시에 폭등하는 더블 그린플레이션이 일상적이고 빈번하게 발생하고 있고, 더욱 심각해질 것이다. 국가온실가스감축목표(NDC)에 맞춰 2030년까지 매년 4.17%씩 온실가스를 감축하려면 탄소중립 투자도 늘려야 한다. 태양광·풍력 발전설비를 확충하고, 에너지저장시스템(ESS)과 송배전망도 대폭 확충해야 하기 때문에 사회적 투자 비용이 급격히 증가될 수밖에 없다. 2050 탄소중립 달성을 위해서는 전력수요가 현재보다 2.2배가량 증가돼 이를 뒷받침할 전력인프라 투자가 절실한 시점이다. 그러나 국내 가정용 전기요금은 독일의 3분의1 수준이다. 독일은 탄소중립에 가장 앞서 나가면서 소비자들은 전기요금 인상을 용인했으며, 요금의 4분의1을 명시적으로 재생에너지 관련 분야에 투자하고 있다. 전기요금 현실화를 위해 지난해부터 연료비 연동제를 도입했으나 원가 인상요인 발생에도 불구하고 제대로 실시되지 못했다. 전기요금을 물가관리와 산업보호 차원에서 운영하고 있기 때문에 제대로 원가 반영이 되지 않고 있는 것이다. 연동제의 임의적인 운영은 결국 현재 소비자에서 미래 소비자로 비용을 전가하는 행위이며 가격 왜곡을 통해 시장의 수요, 공급을 교란하는 정책 결정이라고 할 수 있다. 가격 시그널을 통제함으로써 효율적인 전력 자원배분을 막고 비효율적인 부문의 사용량 증가와 효율성 향상을 위한 연구개발 투자와 수요 반응을 저해하는 방향으로 시장을 몰아가고 있다. 현재의 편의를 위해 미래의 기회를 상실하는 정책적 미스라고 볼 수 있다. 전력의 안정적 공급을 중심으로 에너지 안보를 담보하고, 적기에 재생에너지 투자와 이를 뒷받침할 송배전망 확충을 통한 탄소중립이라는 정책목표를 달성하기 위해서라도 전력요금을 현실화하고 연동제를 준칙대로 운영하는 것이 바람직하다. 한전의 철저한 경영효율화를 전제로 전기요금을 현실화함과 동시에 지역요금제와 계시별요금제 같은 시장에서의 다양한 가격 메커니즘 도입을 통한 전력시장의 효율화가 절실한 시점이다. 전기요금 현실화 없이는 탄소중립은 불가능하며, 더이상 늦출 시간도 없다.

‘러 주수입원’ 농축 우라늄 전세계 35% 차지미국 내 원전 절반 러·러 주변국 우라늄 수입우라늄업체, 러시아산 우라늄 금수조치 촉구러 전력수요 20% 차지…미 원전업계는 반대 우크라이나를 침공한 러시아에 대응해 최근 에너지 제재까지 꺼내든 미국이 러시아 국영 원자력 업체 로사톰도 제재하는 방안을 검토하고 있다고 블룸버그통신이 9일(현지시간) 전했다. 통신은 이날 정통한 소식통을 인용해 이렇게 전하며 현재 백악관이 해당 제재가 미칠 영향과 관련해 원자력 업계와 논의하고 있다고 보도했다. 로이터 통신도 미 정부 고위 관리를 인용해 이러한 사실을 확인했다. 2007년 설립된 로사톰은 원자력 발전소 건설·운영, 우라늄 생산·수출 등을 담당하는 원자력 기업으로 세계 최대 규모에 속한다. 로사톰과 그 자회사는 전 세계 원전 연료용 농축 우라늄의 약 35％를 차지하고 있어 러시아의 주 수입원이기도 하다. 러시아 안에서는 전력 수요 20％를 맡고 있다. 전날 미국 정부는 러시아산 원유, 가스, 석탄 등 에너지 제품에 대한 금수 조치를 발표했지만 우라늄은 포함되지 않았다. 통신은 최근 미국 우라늄 업계를 대표하는 미국우라늄생산업체(UPA)가 미국 정부에 러시아산 우라늄에 대한 금수조치를 촉구했으며 원전 업계에서는 이를 막기 위한 로비를 벌여왔다고 전했다.제재 현실화되면 값싼 러 우라늄공급 끊겨 미 원전업계는 반대 이 제재가 현실화하면 우라늄 가격이 치솟아 러시아로부터 우라늄을 수입하는 미국 원전 업계에 막대한 영향을 미칠 수 있다고 블룸버그는 분석했다.  원자력 업계 애널리스트 크리스 가돔스키는 “러시아산 우라늄이 아니면 감당할 수 없다”면서 “미국의 생산분은 미미한 실정이고 러시아는 우라늄을 다른 공급원보다 싸게 팔고 있다”고 설명했다. 미 에너지정보청(EIA)과 세계원자력협회(WNA)에 따르면 미국 내 원전은 발전용 연료의 약 절반을 러시아와 러시아의 영향을 받는 카자흐스탄·우즈베키스탄에서 수입하는 우라늄에 의존하고 있다. 2020년 기준 미국은 우라늄 16.5％를 러시아에서 들여왔다. 같은 해 상업용 원자로에 사용되는 농축 우라늄은 23％를 러시아에서 수입했다. 마리아 코르스니크 미국 원자력협회(NEI) 회장은 만약 이 제재가 현실화하면 미국 원자력 업체들은 프랑스나 일본, 중국 등 다른 국가에서 농축 우라늄을 수입해와야 할 것이라고 내다봤다.

부산 제조업체 대부분이 탄소 감축 인식이 부족한것으로 나타났다. 부산연구원은 에석유화학, 금속제조, 전기·전자·정밀기계 등 부산지역 제조업체 100개를 대상으로 한 탄소배출 감축 인식 조사에서 85%가 탄소감축 이행에 대해 ‘대응 없음’ ‘관심 없음’으로 응답해 탄소중립 흐름에 대한 인식이 부족한 것으로 조사됐다고 17일 밝혔다. 업체들은 탄소배출 감축 이행의 장애요인으로 85%가 탄소배출 감축 관련 설비투자에 ‘부담이 있다’고 응답했다. 탄소감축 이행을 위한 사내 전담인력 부족을 지적한 업체도 52%나 됐다. 탄소감축 이행 관련 법규 및 지원정책 부족(37%), 관련 지식 부족(27%)도 장애요인으로 꼽혔다. 업체들은 부산시의 지원으로 ‘신재생에너지 자가발전을 위한 지원’(23.3%), ‘에너지 고효율 설비 교체’(21.3%)등을 원했다. 탄소감축제도 및 에너지 가격 관련 인식에 대해서는 ‘에너지 효율 및 탄소배출 감축기술’(30%), ‘전력수요자원 거래시장’(21%), ‘배출권거래제’(24%) 순으로 이해한다고 응답했다. 전 세계적인 탄소중립 흐름이 업체 경영에 미칠 시기에 대해서는 ‘6~10년 이내’(23%), ‘10년 이후’(22%) 순으로 나타났다. 남호석 연구위원은 “부산지역 업체들은 대부분 중소기업으로 인적·물적 재원이 부족하기 때문에 산업부문의 탄소감축 가속화를 위한 부산시 지원이 필요하다”고 말했다.

지난달 전력 수요가 역대 최고치를 기록했다. 코로나19 오미크론 변이 대확산에도 주력산업의 경기가 회복되면서 전력수요가 늘어난 것으로 분석된다. 전력공급예비율은 20%대로 에너지 수요 증가에 따른 전력 공급은 안정대를 유지했다. 15일 전력거래소 전력통계정보시스템에 따르면 지난달 월평균 최대전력은 7만 9797MW(메가와트)로 전년 동월(7만 7620MW)보다 2.8% 증가했다. 이는 2005년 관련 통계 집계 이후 1월 기준으로 역대 최고 기록이다. 전통적 전력 수요 성수기인 동절기(12∼2월)로 범위를 넓혀도 최대치에 해당한다. 전력 사용량이 증가한 것은 석유화학, 철강, 반도체 등 전력 다(多)소비 업종의 경기 회복 영향으로 풀이된다. 1월 수출입 동향을 보면 지난달 석유화학(+40.0%), 철강(+50.1%), 반도체(+24.2%) 수출이 전년 동기 대비 큰 폭으로 늘었다. 지난달 전국 평균기온은 영하 0.8도로 평년(영하 0.9도)과 비슷한 수준을 보였다. 코로나19 영향으로 줄곧 감소하던 전력수요는 지난해 연간 전력 판매량이 53만 3431GWh(기가와트시)로 3년 만에 반등하면서 코로나19 사태 이전인 2019년의 판매량(52만 499GWh)을 넘어선 데 이어 올해도 연초부터 상승 곡선을 그리고 있다. 에너지 업계는 전력수요가 점진적 회복을 넘어 완연한 성장세로 돌아선 것으로 평가하고 있다. 다만, 최근 우크라이나 사태 등으로 국제 에너지 가격이 급등세를 보이고 있어 에너지원 확보와 전력수급 관리를 더욱 철저히 해야 한다는 목소리도 높아지고 있다.

한국의 2021년은 탈탄소 정책의 원년으로 기억될 것이다. 2030년까지 2018년 대비 35%의 국가 온실가스 감축목표를 담고 있는 탄소중립기본법이 올해 8월 국회에서 제정됐다. 국가온실가스 감축목표(NDC)는 여기서 한 걸음 더 나아가 40%의 감축 목표를 국제사회에 공약했다. 그리고 배출하는 탄소만큼 흡수한다는 넷제로를 2050년까지 달성하겠다는 문재인 대통령의 선언은 11월 개최된 유엔기후변화협약 제26차 당사국총회(COP 26)에서 메탄감축협정 참여, 석탄화력발전의 단계적 폐지와 투자 중지 서약으로 이어졌다. 온실가스 감축목표의 현실성과 타당성 논란은 있지만 이제 그 방향을 되돌릴 수 없음을 분명히 한 것은 명백한 진전이다.●반도체 2019년 국가 발전량의 4.9% 소비 한국이 2050년 넷제로를 달성하기 위해 가장 우선적으로 추진할 과제는 발전부문에서의 온실가스 감축이다. 국제에너지기구(IEA)를 비롯한 많은 연구기관은 넷제로를 달성하려면 선진국을 중심으로 2030년까지 발전부문에서의 탄소배출 제로를 달성해야 한다는 시나리오를 제기한다. 이를 위해서는 석탄화력발전의 폐지, 그리고 태양광, 풍력 등 재생에너지의 확대는 거부할 수 없는 시대적 추세가 됐다. 문재인 정부 출범 이후 재생에너지 확대, 그리고 탈원전 정책을 둘러싼 갈등과 대립은 끊이지 않았으며 전문가들의 논의에서 정치적 영역으로 확대됐다. 하지만 모두가 ‘발전’에만 관심을 두고 있는 사이 정작 에너지 전환에서의 핵심 요소인 ‘송전·배전’은 잊혀진 존재가 되고 있다.전기란 존재는 저장이 곤란하기 때문에 기본적으로 수요와 공급이 실시간으로 일치해야만 하는 특성을 가진다. 수요처와 공급시설이 물리적으로 떨어져 있어 이를 연결하는 송전 및 배전시설이 필요한 것이다. 수요와 공급 사이의 균형이 무너지면 블랙아웃과 같은 전력시스템의 붕괴가 나타나고, 이를 복구하는 데는 수주에서 수개월의 시간이 걸린다. 그래서 안정적인 전력망 유지는 에너지 전환에 있어서도 최우선적으로 고려돼야 할 목표다. 하지만 최근의 흐름은 전력망의 안정적 운영을 위협하는 쪽으로 진행되고 있다. 우리나라의 전력체계는 일반적인 예상과 달리 지역 내 수요를 해당 지역에서 공급하는 비중이 높다. 동남권에 집중된 원자력발전소의 전력은 제철 등 중후장대형 산업에서 요구하는 전력을 공급하는 데 대부분 쓰인다. 서울과 수도권은 인천 및 충남 서해안 지역, 그리고 강원권에서 생산되는 전력을 통해 수요를 충당하고 있다.(그림1 참조) 장거리 송전망은 갖춰져 있지만 그 의존도는 생각보다 낮았던 것이다. 하지만 최근 수도권 지역에서 대규모 전력을 필요로 하는 신규 시설이 늘어나면서 기존 시스템의 변화를 요구하고 있다. 현재 수도권에서는 평택(삼성전자), 용인(SK하이닉스)에 대규모 반도체 사업장을 신설·증설하는 계획이 추진되고 있다. 반도체 제조는 대표적인 전력 다소비 업종이다. 2019년 기준 국내 반도체 사업은 국가 전체 발전량의 4.9%(2만 4454GWh)를 소비했다. 에너지전환 연구기관인 넥스트그룹의 분석에 따르면 2025년 이후 두 업체가 추진 중인 신설·증설이 완료되고 정상 가동되면 현재 수준과 비교해 설비용량을 기준으로 최소 3.5GW가 더 필요하게 된다. 여기에 더해 대량의 전력을 쓰는 데이터센터 역시 수도권에 집중되면서 수도권 전력수요는 2034년까지 약 20GW 증가할 것으로 전망되고 있다.(그림2 참조) 하지만 현재 수립된 제9차 전력수급기본계획에 따르면 수도권 전력확충은 10.5GW 수준에 머무르고 있어 수도권에서 전력공급시설 확보나 추가적인 송전선로의 확보 없이는 미래의 전력수요를 충족시킬 수 없는 상황이 닥칠 것이다.정부의 탈석탄 정책이 진행되면 충청·서해안 지역에 집중된 석탄화력발전소의 축소나 폐쇄는 불가피하다. 하지만 LNG발전으로의 전환 여부는 불확실한 상황이며 다른 지역에서 생산되는 전력을 수도권에 보낼 송전망도 부족하다. 이를 단기간에 해결하는 것도 어렵다. 현재 동해안 지역에는 삼척화력 1·2호기, 강릉 안인 1·2호기 등이 2022년 이후 발전을 시작할 계획이지만 이들이 생산하는 전력을 수도권으로 보내기 위해 필요한 5.8GW 규모의 송전망 건설은 지지부진하다. ●울진~가평 220㎞ 송전선로 건설 연기 정부와 우리나라 유일의 송전사업자인 한국전력은 경북 울진부터 경기 가평까지 이어지는 220㎞의 송전선로 건설을 추진해 왔지만 440기에 이르는 송전철탑 건설 등을 둘러싼 반대로 인해 당초 21~22년이던 송전망 완공목표는 2025년으로 연기됐다. 최대 높이 100m에 이르는 765㎸ 송전탑은 그 크기로 인해 시각적으로 큰 거부감을 가져올 뿐만 아니라 고압 송전과정에서 발생하는 전자파의 유해성으로 인한 우려 역시 크다. 정부와 한전은 이러한 문제를 해결하기 위해 일반적인 교류 방식이 아닌 고압직류(HVDC) 형태의 송전선로 건설을 추진하고 있다. 직류 특성상 전자파 발생이 없다는 장점이 있지만 송전선로 안정성 확보를 위한 기술적 문제는 해결하지 못한 상태다. 2025년까지 송전선로가 완성되더라도 송전을 둘러싼 문제는 계속될 전망이다. 제9차 장기송변전설비계획에 따르면 2034년까지 보급되는 재생에너지의 56.5%는 호남지역에서 공급될 예정이지만 정작 수요는 수도권에 집중됨에 따라 추가적인 송전선로 확보가 필요한 상황이 계속 이어진다. 호남지역은 상대적으로 저렴한 토지가격, 양호한 일조 및 풍량 등으로 재생에너지가 집중되고 있지만 정작 전력수요는 낮은 지역으로서 현재도 재생에너지의 순간적 과잉 공급에 따른 전력망 유지의 어려움이 자주 나타난다. 전력 생산보다 수요처까지 공급하는 것이 더 중요한 문제인 셈이다. 에너지 전환의 모범생으로 꼽히는 독일도 재생에너지 비중 확대는 예상보다 순조롭게 진행되고 있지만 송전망 건설은 계획에 못 미치고 있다. 독일은 인접 9개 국가와 전력망이 연계돼 있다. 이를 통해 주변 국가에 전력을 수출하고 있으며 2011~2018년의 전력 수출 증가율은 연간 5.8%에 이른다. 독일의 재생에너지 증가와 에너지 전환은 주변국에 상당 부분 의존하는 게 특징이다. 독일의 풍력발전시설이 집중된 북부와 산업생산시설이 밀집된 남부를 연결하는 고압 송전망 부족으로 인해 북부지역에서 생산된 전력이 인접한 체코와 폴란드의 송전선로로 흘러가 전력공급 불안정성을 높이는 이유가 되고 있다.(그림3 참조) 송전망 확충이 재생에너지 보급 수준에 미치지 못해 전체 전력계통이 불안정해지는 사례가 빈번하게 발생하고 있으며, 전력망 보호를 위해 풍력 등에서 생산된 전력을 전력망에서 차단하는 출력제한 규모는 2013년 555GWh에서 2015년 4722GWh, 2018년 5403GWh로 급격히 증가하고 있다.●독일도 주민 반대로 남북 송전선로 지연 전력 수출국인 독일은 2016년 기준 전력망의 안정적 운영을 위해 필요한 예비 전력의 57%를 주변국에서 수입해 충당하고도 있다. 이런 외부 의존도는 프랑스 11%, 헝가리 16%에 비해 훨씬 높은 수준으로 라트비아(84%)에 이어 2위를 차지하고 있다. 독일은 네트워크로 연결된 국제 전력망의 혜택을 크게 누리고 있는 것이다. 인접국의 전력망 불안 문제를 근본적으로 해결하기 위해 독일 정부는 10년 전부터 독일을 남북으로 종단하는 송전선로 구축에 나섰지만 지역 주민과 지방자치단체의 반대와 소송, 복잡다단한 행정절차 등으로 인해 계획대로 진행되지 않고 있다. 독일은 신속한 사업 진행을 위해 2009년 에너지케이블구축법(EnLAG), 2019년 전력망구축촉진법(NABEG) 제정을 통해 송전망 건설사업을 독려하고 있다. 에너지케이블구축법은 24개 송전 프로젝트를 선정해 행정적 절차를 최소화하도록 했으며, 지중화가 필요하면 추가 건설비용은 소비자가 부담하도록 원칙을 정했다. 하지만 그래도 송전망 건설이 늦어지자 2019년 전력망구축촉진법을 만들었다. 전력망구축촉진법은 기존 망의 업그레이드와 연장에 대한 절차를 간소화하는 게 핵심이다. 송전선 공사를 지연시키면 페널티를 부과하고, 반대로 협조하면 더 높은 보상금을 지불한다. 또한 전력망의 지중화 및 직류화 프로젝트(SuedLink)도 동시에 추진해 송배전 효과를 높이도록 했다. 하지만 2030년까지 북해와 발틱해에 25GW 규모의 해상풍력 단지가 조성될 예정이지만 송전선로 건설이 지연돼 향후 10여년간 병목현상이 더욱 가중될 전망이다.(그림4 참조) 풍력, 태양광 등 재생에너지원의 확대는 단순한 전력생산 방식의 변화가 아닌 전력망 구조의 변화를 요구한다. 태양광을 비롯한 소규모 분산형 재생에너지원은 기존의 발전소와 달리 넓은 지역에 분포하고 있기 때문에 이를 전력망과 연결하는 배전망을 추가로 확보해야 한다. 이를 다시 수요처까지 연결하는 신규 송전망도 필요하다. 전력망 신규 투자 및 보강, 효율적 계통운영을 위한 망사업자의 비용 부담은 증가할 수밖에 없다. ●데이터센터 총량제 등 수도권 억제 필요 한국에서는 송배전사업을 한전이 독점하고 있기 때문에 이런 부담은 일차적으로 한전이 감당해야 한다. 궁극적으로는 전력요금에 포함된 송배전 요금을 인상해 전력수요자가 부담하도록 해야 한다. 우리나라의 전기요금 가운데 송배전망 사용에 따른 요금 비중은 11%에 불과하다. 주요국 평균인 27%에 비해 훨씬 저렴하기 때문에 이를 다른 국가 수준으로 인상하면 에너지 전환에 따른 망 투자비용 상당수를 충당할 수 있다. 하지만 이는 전력요금 인상으로 이어지기 때문에 결코 쉬운 선택은 아니다. 하지만 전력요금의 인상, 그리고 원가를 반영한 전력요금의 변동폭 확대 없이는 전력부문의 탈탄소는 현실적으로 불가능하다는 점을 이제는 인식해야 한다. 대량의 전력을 소모하는 데이터센터를 수도권에 일정 규모 이상 설치하지 못하도록 하는 총량제를 실시하는 것을 포함해 궁극적으로는 지역별 전력요금 차등제를 통해 지역에서 필요로 하는 에너지를 생산하지 못하는 곳이 추가 부담하도록 해야 한다. 전력요금의 지역적 차이가 발생하게 되면 기업들은 무조건적인 수도권 선호에서 벗어나 여러 가지 요소를 고려할 것이며, 이는 장기적으로 자연스럽게 지역균형발전으로 연결될 수 있다. 에너지 전환은 단순히 전력을 어떻게 생산하느냐의 문제가 아니라 경제, 사회 및 국토공간 체계의 변화를 동시에 고려해야 하는 과제라는 점을 잊어서는 안 된다. 저렴하고 안정적인 전력망 구축을 위해 지난 60년간 노력해 왔던 성과를 토대로 이제 새로운 도전에 나서야 할 때가 됐다.최준영 법무법인 율촌 전문위원

전력공기업이 오는 2050년까지 석탄발전을 전면 중단한다고 공동으로 선언했다. 한국전력과 남동·중부·서부·남부·동서발전, 한국수력원자력 등 6개 발전공기업은 10일 광주 김대중컨벤션센터에서 열린 ‘빛가람 국제 전력기술 엑스포 2021’(BIXPO 2021) 개막식에서 탄소중립 비전인 ‘제로 포 그린(ZERO for Green)’을 발표했다. 전력공기업은 먼저, 발전 분야 탄소배출을 ‘제로’(0)화하기 위해 2050년까지 석탄발전을 전면 중단하기로 했다. 민간기업 참여만으로는 활성화가 어려운 대규모 해상풍력이나 차세대 태양광 재생에너지 확산사업도 주도할 계획이다. 암모니아, 그린수소 등 수소 기반 발전도 단계적으로 확대하기로 했다. 재생에너지를 적기에 안정적이고 효율적으로 수송하도록 전력망도 보강한다. 에너지저장장치(ESS) 등 유연성 자원을 확보하는 한편 복잡성이 높아지는 전력망의 최적 운영이 가능하도록 지능형 전력공급 시스템 구축도 확대할 예정이다. 전력수요감축 프로그램 운영, 에너지효율 기술 개발 등으로 에너지 소비효율을 높이고 전력 수요의 분산화도 촉진할 방침이다. 탄소중립 관련 핵심기술을 개발하고자 연구개발 투자도 확대한다. 터빈 대형화 및 대규모 단지 시공 기술을 개발해 2030년까지 해상풍력의 균등화 발전단가(LCOE)를 현행 대비 40% 이상 절감한 ㎾h당 150원으로 낮추기로 했다. 수전해 기술을 중점 개발해 그린수소의 생산 효율을 현재의 65% 수준에서 2030년까지 80% 이상으로 높일 계획이다. 연료 전환을 위해선 2027년까지 20% 암모니아 혼합 연소를 실증하고 2028년까지 50% 수소 혼합 연소 기술을 개발한다. 이산화탄소 포집·저장·활용(CCUS) 기술을 2030년까지 석탄 화력 500㎿, 가스화력 150㎿급으로 상용화해 포집 비용을 현재의 50% 수준인 t당 30달러까지 낮추기로 했다. 신안(1.5GW), 부안·고창(1.2GW), 울산 부유식(200MW) 해상풍력단지와 디지털발전소(IDPP) 등에는 공동 프로젝트를 추진해 위험을 분산하고 비용 효율성을 높이기로 했다.

지난 18일 탄소중립위원회는 ‘2050탄소중립 시나리오’와 ‘국가온실가스 감축목표(NDC) 상향’ 안을 최종 의결했다. 2050년까지 탄소중립(net zero)을 달성하기 위해 2030년까지 2018년 대비 온실가스 배출량을 40% 감축하는 것과 동시에 모든 화력발전소를 폐지하거나(시나리오 A), 최소한의 가스화력발전소만 남겨 놓는(시나리오 B) 방안이 핵심이다. 이 방안은 국회가 탄소중립 기본법에 못박은 2018년 대비 35% 온실가스 감축목표보다 더 높은 수준의 감축을 요구하고 있다. 또한 2030년까지의 연평균 감축률에 있어서도 유럽연합(EU) 1.98%, 미국 2.81%, 일본 3.56%보다 더 가파른 4.17%의 감축률을 달성하도록 하고 있다. 목표를 달성하기 위해서는 사회 모든 부문에서 대규모 온실가스 감축을 진행해야 하지만 특히 전력 생산 부문의 경우 2050년까지 신재생에너지 비중이 60% 이상으로 급속도로 높아져야 한다. 과연 가능할까. ●2050년 신재생에너지 비중 60% 가능할까 최근 파이낸셜타임스(FT) 홈페이지에는 에너지 위기(energy crisis)라는 별도의 세션이 등장했다. 지난 9월부터 본격화된 천연가스 가격의 급등과 이로 인한 전력요금의 인상 등이 유럽에서 지속되고 있으며, 단기간 내에 완화될 조짐이 보이지 않기 때문이다. 풍력을 비롯한 재생에너지 비중의 확대로 석탄화력발전소 전면 퇴출을 눈앞에 두고 있는 것으로 알려졌던 영국은 석탄화력발전소에 보조금을 지급하면서까지 전력 생산을 늘리고 있으며, 전력요금이 폭등하자 전기기관차 대신 디젤기관차 운행을 재개하고 있다. 탈탄소와 에너지 전환 선두주자인 유럽에서 전력과 가스 요금의 폭등으로 인한 어려움이 가중되고 있는 것이다. 시작은 풍력발전의 변화였다. 북해 지역을 중심으로 영국과 유럽은 풍력발전 비중을 지속적으로 확대해 왔으며, 2020년의 경우 전체 전력 생산의 13%를 담당하는 수준까지 확대되면서 온실가스 감축에 큰 기여를 했다. 하지만 올해는 풍력발전 비중이 5% 미만으로 축소됐다. 원인은 바람이 불지 않았기 때문이다. 코로나19 백신 접종 확대에 따른 경기회복 추세, 장기간 지속된 더위 등으로 전력수요는 증가했지만 풍력발전량이 감소함에 따라 이를 대체할 수 있는 가스화력발전 가동이 증가하면서 천연가스에 대한 수요가 확대됐다. 평소보다 길게 지속된 겨울로 인해 3~4월 비수기 동안 충분한 재고를 확보하지 못한 상황에서 발생한 천연가스 수요 확대는 급격한 가격상승을 가져왔다. 가스가격의 상승은 전력생산원가 상승으로 이어지면서 전력요금의 폭등을 가져왔다. 영국에서는 지난 9월 13일 전력도매요금이 2008년 이후 최고 수준을 기록했고, 가스요금 또한 전년 동기대비 5배 이상 폭등했다. 원유가격 역시 최근 5년 이래 최고가를 기록하면서 배럴당 100달러 시대가 다시 시작될 것으로 전망된다. 영국뿐만 아니라 유럽 전역에서 전력과 가스 요금의 2~3배 급등 상황이 공통적으로 나타나고 있다. 몇 배씩 오른 전력요금은 도매가격이기 때문에 가정의 전기요금이 그만큼 오르는 것은 아니다. 영국을 비롯한 유럽의 전기요금은 대략 세금 및 부과금(35%), 송·배전 사업자 비용(30%)이 큰 비중을 차지하고 있기 때문이다. 또한 제도적으로 가스와 전기에 대해서는 에너지 가격 상한제가 적용돼 청구할 수 있는 범위가 제한돼 있으므로 단기적 영향은 크지 않을 수 있다. 하지만 중장기적으로 지속적인 상승은 불가피하다. 더 큰 문제는 가격 폭등뿐만 아니라 절대량 자체가 부족하며, 이런 상황이 다가오는 겨울철 더욱 심각해질 것이라는 데 있다. 일각에서는 겨울철 난방 배급까지 언급하는 등 길고 어두운 겨울이 될 것이라는 우울한 예측이 나온다. 화석연료 사용 감소와 재생에너지 비중 확대를 포함한 에너지 전환과 온실가스 감축에 가장 선도적으로 나서던 영국과 유럽이 이런 일을 겪을 것이라는 예상은 거의 없었기에 최근 모습은 충격적이다. EU가 역점을 두고 추진해 온 재생에너지 비중 확대는 역설적으로 천연가스라는 화석에너지에 대한 의존도를 높이는 방향으로 작용해 왔다. 재생에너지원은 자연현상에 따라 발전량이 크게 변동하기 때문에 이를 메워 줄 수 있는 별도의 발전원이 필요한데 이 역할을 가스화력발전이 담당하는 구조가 만들어진 것이다. 천연가스는 동일 열량을 기준으로 할 때 석탄에 비해 절반 이하의 온실가스를 배출하기 때문에 온실가스 감축에 유리하며, 재생에너지의 변동성을 메울 수 있어 재생에너지로의 에너지 전환이 마무리되기까지 향후 30년간 징검다리 역할을 할 것으로 간주됐다. 즉 재생에너지 100%의 시기가 도래할 때까지 한정적으로 천연가스가 석탄 및 원자력의 축소로 인한 빈틈을 메워 줄 것으로 생각했던 것이다. 하지만 저장이 곤란한 전기의 특성상 재생에너지 비중의 확대는 그에 상응하는 가스화력발전을 위한 가스수요 확대를 가져온 셈이었다. 이러한 전략은 천연가스가 계속 풍부하게 공급되며 가격 역시 안정적으로 유지될 것이라는 낙관적 전망에 기초했다. 과거 고정가격에 기초한 수십 년 단위의 장기계약이 일반적이던 천연가스 시장은 2000년대 이후 미국을 비롯한 많은 지역에서의 대규모 가스전 발견과 공급 확대로 점차 현물시장이 확대되는 변화를 겪어 왔다. 공급 과잉으로 현물가격은 안정적으로 낮은 가격대를 유지했다. EU는 현물시장 물량의 비중을 늘려 저렴한 가스를 확보함으로써 가정의 에너지가격 부담을 감소시킬 수 있었다. 실제로 유로스탯(Eurostat) 통계에 따르면 2019년부터 2020년 사이에 유럽 가정의 가스 비용은 평균 20% 하락한 것으로 집계됐다. 유럽은 북해 지역을 중심으로 다량의 가스를 생산하고 있어 이런 전략은 타당한 것으로 간주됐고, EU의 기후변화전략 및 에너지 전환 역시 이를 전제로 수립된 것이었다. 하지만 정작 유럽에서의 천연가스 공급은 지난 10년간 30% 감소하면서 안정적 공급기반이 약화되고 있었다는 사실은 간과되고 있었다. 주된 가스 공급의 축이었던 북해의 경우 정점을 넘어서면서 생산량이 급속도로 감소했고 이로 인해 2004년까지 천연가스를 자급하던 영국은 현재 전체 수요량의 절반을 수입에 의존하는 수입국이 된 상태다. ●경기회복·더위·긴 겨울에 천연가스값 폭등 잘 알려지지 않았지만 이번 사태의 핵심 원인 가운데 하나는 네덜란드의 가스생산량 감소이다. 네덜란드 흐로닝언 지역은 1960년대 이후 유럽 최대의 육상 천연가스 생산지역이었으나 최근 생산량이 급속히 감소했다. 매장량의 감소뿐만 아니라 지속적인 가스 생산으로 인한 지반침하가 일어나고 있으며 1991년 이후 20년간 약 1400건의 지진이 발생했다. 가스생산과 지진 발생 간의 인과관계가 밝혀지면서 네덜란드 정부는 2014년부터 생산량을 감소하도록 지시했고, 신규 가스전 개발 역시 환경보호 등을 이유로 중단시킴으로써 네덜란드의 가스생산량은 10년 전 750억㎥에서 200억㎥까지 줄어들었다. 여기에 당초 2030년으로 예정됐던 흐로닝언 지역의 가스생산 중단 시점을 2022년으로 앞당기기로 했기 때문에 유럽 내부의 가스공급은 더 축소될 수밖에 없는 상황이다. 유럽 내부의 천연가스 생산량 감소는 외부 의존도 확대로 이어졌다. 러시아로부터의 파이프라인을 통한 공급, 그리고 카타르와 미국으로부터의 액화천연가스(LNG) 공급 등이 원활하게 진행되면서 큰 문제가 없는 것으로 여겨져 왔다. 그러나 일각에서는 2017년을 전후해 중국을 중심으로 한 아시아 지역의 가스 수요 확대가 지속될 경우 초과공급물량을 흡수하고, 2020년대 초반에 이르면 공급 부족 현상이 나타날 수 있다는 전망이 나왔는데 최근 유럽과 영국이 겪고 있는 어려움은 이러한 전망이 타당했음을 보여 준다. 가격 인상에 따라 공급이 확대되면 이 같은 문제가 곧 해결될 것이라는 기대도 있지만 상황은 간단치 않다. 러시아는 단계적 공급 확대를 언급하고 있지만 러시아 역시 재고 부족 등으로 인해 공급 여력이 충분하지 않다는 분석이 있다. 미국과 카타르 등으로부터의 LNG 수입 확대 역시 아시아 프리미엄으로 인해 동북아 지역으로 우선 공급되기 때문에 유럽이 원하는 가격과 물량을 확보하기는 어렵다. 더 큰 문제는 현재의 상황이 지속될 가능성이 높다는 점이다. ●기업, ESG경영에 화석에너지 재투자 꺼려 EU가 중심이 돼 추진해 오던 저탄소 경제로의 전환, 그리고 ESG(환경·사회·지배구조) 경영 등으로 인해 최근 몇 년간 가스를 비롯한 화석에너지 부문에 대한 투자는 대폭 축소됐고 이는 생산 여력의 축소로 이어졌다. 화석연료의 미래에 대한 부정적인 전망이 압도적이었기 때문에 관련 기업들은 최근의 가격 상승에도 불구하고 투자 확대에 대해 신중한 태도를 보이고 있다. 설령 투자를 확대하더라도 개발부터 생산까지 오랜 시간이 소요된다는 점을 감안해 보면 가격 상승과 물량 부족 현상은 상당 기간 지속될 수 있다는 전망이 나온다. 프랑스를 중심으로 몇몇 국가들은 최근 사태와 관련해 EU에 대해 전력요금 결정 방식의 변화, EU 차원의 공동 가스구매 등을 포함한 정책 변화를 요구하고 있다. 또한 천연가스 의존도 축소를 위한 대안으로 원자력발전 비중 확대도 논의되기 시작했다. 전통적인 원자력 강국인 프랑스의 경우 원자력 비중이 75%에 이르는 국가로서 상대적으로 낮은 전력요금, 그리고 독일보다 낮은 1인당 온실가스 배출량을 기록하고 있지만 에마뉘엘 마크롱 대통령은 집권 초기 원자로 14기 폐쇄 등을 통해 원자력 비중을 50%까지 낮춘다는 방침을 정한 바 있다. 하지만 최근의 전력 및 가스 가격 폭등을 겪으면서 다시 최근 소형 모듈형 원자로(SMR)를 포함한 원자력 중심의 에너지 체계를 강화하는 방향으로 정책을 전환하고 있다. 또한 유럽의 최대 석탄 사용국인 폴란드를 대상으로 30조원에 이르는 비용 지원을 패키지로 하는 원자력발전소 건설 제안을 하는 등 적극적인 움직임을 보이고 있다. 영국도 2050년까지의 넷 제로 달성 일환으로 2020년 16개의 SMR 설치 계획을 발표한 바 있다. 벨기에는 전력 생산량의 40%를 담당하던 원자력발전소의 폐쇄와 이를 대체할 신규 가스화력발전소 건립에 대해 친핵단체와 기후단체가 가스 의존도 확대에 대한 반대 의사를 밝히면서 연방정부의 명운을 좌우하는 이슈로 떠올랐다. 인류를 파멸로 몰고 갈 수 있는 기후변화에 대응하기 위한 온실가스 감축, 에너지 전환 등은 반드시 달성해야 하는 목표라 할 수 있다. 하지만 여기에 이르는 과정은 국가와 사회별로 다를 수밖에 없음을 고려해야 한다. 지난 20년간 저탄소 사회로의 전환에 가장 앞장서던 유럽이 겪고 있는 일련의 사태는 새로운 경제·사회시스템으로의 전환이 결코 용이하지 않음을 보여 준다. 우리는 자체적인 에너지원도 거의 없으며, 주변 국가와의 송전망 연결 역시 기대하기 어려운 고립된 섬과 같은 지역이라는 점을 잊어서는 안 된다. 의욕적인 목표를 제시하는 것보다는 우리가 처해 있는 상황에 대한 냉정한 판단과 현실적 전략의 수립이 필요하다.최준영 법무법인 율촌 전문위원

올여름 최대 전력수요가 예측됐던 8월 둘째 주가 무사히 지나가면서 여름철 ‘전력 대란’ 우려가 찻잔 속 태풍에 그쳤다. 다만 당초 정부가 내놓은 전망과 실제 수요는 큰 차이가 있었던 것으로 나타났다. 18일 전력거래소에 따르면 지난 9~13일 최대 전력수요는 81.8~86.4GW(기가와트)였다. 전력 공급능력에서 최대 전력수요를 뺀 값인 전력 예비력은 12.6~18.3GW, 예비율은 14.6~22.4%였다. 전력 수급은 당초 예측과는 달리 안정적인 수준을 유지했다. 지난달 산업통상자원부는 ‘여름철 전력수급 전망 및 대책’에서 이 기간 전력수요 상한을 94.4GW, 예비력은 4.8GW, 예비율은 5.1%로 예측했다. 2018년 기록한 기존의 역대 최대 수요(92.5GW), 지난해 최대 전력수요(89.1GW)를 크게 웃도는 전망에 전력 대란 우려가 나왔다. 실제로 정부의 전망대로라면 2013년 8월 이후 한 차례도 발령된 적이 없는 전력수급 경보가 발령될 수 있는 상황이었다. 전력수급 경보는 예비력이 5.5GW 밑으로 내려가면 발령된다. 하지만 지난 9~13일 전력수요는 정부 상한 전망보다 8.0~12.6GW를 밑돌면서 안정적이었다. 상한 전망 최대 기준으로 원전 12기(원전 1기 발전용량은 1GW)를 돌릴 정도의 차이를 보인 것이다. 당초 예상했던 여름철 전력수급 최대 고비를 넘긴 만큼 앞으로는 전력수급이 안정적일 것으로 전망된다. 전력거래소는 열대야가 끝나고, 최고기온이 내려가는 등의 영향으로 전력수요가 83∼84GW, 예비력은 15.4∼16GW를 기록할 것으로 예상했다. 올여름 전력 대란은 없었지만, 폭염으로 전력수요가 급증한 지난달 말 정지 상태였던 원전 3기를 가동한 것, 석탄화력발전소 설비용량의 90% 이상을 가동한 점 등을 이유로 탈원전·탄소중립 정책의 한계 논란이 빚어지기도 했다.

한국전력이 올해 2분기 7000억원이 넘는 영업손실을 내며 2019년 4분기 이후 6개 분기 만에 적자로 전환했다. 한전은 연결기준 올해 2분기 영업손실이 7648억원으로 지난해 동기(영업이익 3898억원)와 비교해 적자 전환한 것으로 잠정 집계됐다고 13일 공시했다. 한전의 영업손실 확대로 4분기 전기요금 인상 압박은 더욱 커졌다. 이에 따라 상반기 기준 영업손실은 1932억원으로 집계됐다. 지난해 상반기에는 8204억원의 흑자를 냈다. 상반기 매출은 28조 5942억원으로 지난해 같은 기간보다 1.5% 증가했다. 매출이 증가하고도 영업손실이 늘어난 것은 고유가로 연료비와 전력구입비가 늘었지만, 전기요금을 올리지 못했기 때문이다. 상반기 전력판매량은 제조업의 평균가동률 증가 등으로 전년 동기 대비 3.8% 늘었다. 그러나 연료비 상승분이 전기요금에 반영되지 못하면서 판매단가가 하락해 전기판매수익은 1.0% 증가하는 데 그쳤다. 한전은 올해부터 전기 생산에 들어간 연료비를 3개월 단위로 전기요금에 반영하는 연료비 연동제를 도입했다. 2분기와 3분기에 유가 상승세를 반영해 전기요금을 올렸어야 하지만, 정부가 코로나19 장기화로 어려움을 겪는 국민의 생활 안정 등을 이유로 요금을 동결했다. 비용은 더 늘었다. 상반기 한전 자회사들의 연료비와 한전이 민간 발전사로부터 사들인 전력구입비는 전년 동기 대비 1조 2868억원(8.1%) 증가했다. 석탄발전 상한제약 시행과 전력수요 증가 등으로 연료비가 비싼 액화천연가스(LNG) 발전량이 늘어난 탓이다. 신재생에너지 의무이행 비용 비율이 7%에서 9%로 늘어난 것도 비용 증가를 불러왔다.