정부가 추진 중인 지역별 전기요금제의 취지는 분명하다. 전력수요가 수도권에 집중되고 발전설비는 비수도권에 편중된 현실을 개선하겠다는 것이다. 전력을 먼 거리까지 보내려면 송전망 확충과 유지, 송전혼잡에 막대한 비용이 든다. 이를 전기요금에 반영해 산업의 지방 분산을 유도하겠다는 방향은 경제적 합리성이 있다. 문제는 취지가 아니라 이를 구현하는 방식이다. 정부는 지역별 요금 인하에 따른 연간 약 2조 8,000억원의 부담 경감 재원 상당 부분을, 지역별 도매가격제(LMP) 도입에 따른 전력구입비 절감으로 충당할 구상이다. 송전혼잡이 발생하면 수도권과 비수도권의 도매가격을 달리 산정해 비수도권 발전사업자의 판매 수입이 줄어드는 구조다. 계통 제약을 가격에 반영하는 것 자체는 효율적 시장 운영의 원칙이지만, 송전망 확충의 책임과 송전제약에 따른 부담을 누구에게 귀속시킬지는 별개의 문제다. 먼저 한전의 역할을 따져야 한다. 한전은 전력구매자이면서 송전망 건설과 운영을 담당한다. 수도권으로 향하는 송전망이 부족해 혼잡이 생긴다면 해소할 책임도 한전에 있다. 그런데 현재 방식에서는 송전혼잡으로 비수도권 도매가격이 낮아질수록 한전의 전력구입비가 줄어들 수 있다. 망 확충을 책임지는 기관이 망 부족으로 생긴 가격 차이에서 이익을 얻는 구조로, 확충의 유인을 약화시킬 수 있다. 형평성과 권역 구분도 문제다. 일부 발전공기업은 정산조정계수 등 별도의 정산체계가 적용되는 반면, 민간발전사는 도매가격 변화에 직접 노출된다. 같은 지역에서 전력을 생산해도 재무적 영향이 다를 수 있다. 또 정부는 소매요금을 11개 지역으로 차등화하면서 도매가격은 수도권과 비수도권 2개 권역으로만 나눈다. 같은 비수도권이라도 발전설비 분포와 송전제약의 양상은 서로 달라, 실제 혼잡의 지점과 원인을 반영하지 못하면 지역별 가격은 정확한 입지 신호가 아니라 또 다른 왜곡 요인이 될 수 있다. 무엇보다 우려스러운 것은 기존 발전설비에 미칠 영향이다. 발전사업은 대규모 자본을 투입해 수십 년에 걸쳐 회수하는 장기 사업이고, 이미 건설된 발전소는 입지를 옮길 수 없다. 수익성이 악화되면 설비 유지와 신규투자가 위축되고 조기 폐지로 이어질 수 있다. 인공지능과 반도체 산업의 성장으로 안정적 전력공급의 중요성이 커진 지금, 전기요금 인하라는 단기 성과를 위해 중장기 공급 기반을 약화시키는 일은 없어야 한다. 따라서 정부는 제도 시행에 앞서 보완책부터 제시해야 한다. 기존 설비에 대한 합리적인 경과조치와 단계적 도입 방안을 마련하고, 발전원별·사업자별 영향을 면밀히 분석해야 한다. 도매가격 차이에서 생기는 재원의 귀속과 활용도 투명하게 공개해야 한다. 가격 신호는 미래의 합리적 투자와 입지를 유도하는 수단이지, 과거의 제도를 믿고 투자한 사업자에게 사후적으로 불이익을 주는 수단이 되어서는 안 된다. 지역별 전기요금제의 성공은 도입 속도가 아니라, 시장의 신뢰를 확보할 정교한 제도 설계에 달려 있다.

지난해 10월1일 산업통상자원부의 에너지 업무와 환경부를 통합한 기후에너지환경부가 출범했다. 당시 찬반 논쟁이 많았지만 기후위기 대응과 에너지 전환을 하나의 부처에서 추진한다는 취지는 납득할만 했다. 필자 역시 출범 직후 칼럼에서 기대와 걱정을 밝히며 전력시장 개방과 배출권거래제 정상화를 성공의 필요조건으로 제시했다. 1년이 지났다. 과연 무엇이 달라졌는가? 지난 1일 기후부는 출범 1년 보도자료에서 '통합으로 인한 상승효과'를 증명했다고 자평했다. 2035년 온실가스 감축목표(NDC) 확정, 2030년 재생에너지 100GW 조기 달성 계획, 전력망 접속제도 개선, 제4차 배출권거래제 할당계획 수립 등을 성과로 제시했다. 전기차 100만대 돌파와 히트펌프 보급 확대도 포함됐다. 모두 필요한 정책이고 일부 개선된 부분이 있다. 하지만 대부분은 기후부 출범 전에도 산업부와 환경부가 각각 추진하던 일이다. 김성환 장관은 지난해 출범식에서 '시장 메커니즘과 민간의 창의를 활용'한 실효적인 탈탄소 전략 추진을 약속했다. 주목할 대목이다. 탄소중립은 정부가 목표를 정하고 기업에 감축을 요구한다고 달성되는 것이 아니다. 기업은 투자할 이유가 있어야 움직이고 소비자는 저탄소 제품을 구매할 요인이 생겨야 산다. 시장에서 인센티브가 만들어지지 않으면 손해를 감수하면서까지 탈탄소에 앞장설 곳은 거의 없다. 전력시장과 배출권시장은 별개가 아니다. 전력시장에서 수급과 계통 상황을 반영한 가격이 형성되면 재생에너지와 저장장치, 수요관리 등에 민간투자가 늘어날 수 있다. 정부도 낮 시간대 산업용 전기요금을 낮추는 등 개선에 나섰다. 그러나 정부가 소매요금을 결정하고 한전이 판매를 사실상 독점하는 기본구조는 그대로다. 시장의 가격발견 기능과 소비자의 선택권을 확대하는 본격적인 개혁은 보이지 않는다. 재생에너지 확대에 따른 전력 공급의 변동성을 정부와 한전만 해결하려 한다면 비용 부담은 커질 수밖에 없다. 시장가격을 통해 소비자가 전력 사용시간을 조정하고 민간사업자가 새로운 서비스를 개발하도록 해야 한다. 배출권시장도 마찬가지다. 정부는 발전부문 유상할당 비율을 2030년 50%까지 확대하기로 했고, 배출권가격이 지난해 11월 1만원 수준에서 올해 9월 말 3만원 수준으로 상승했다고 강조했다. 그러나 가격 상승 자체가 시장 정상화의 증거는 아니다. 기업이 탄소가격을 신뢰하고 장기 감축투자에 나설 수 있어야 한다. 정부가 할당량과 시장안정화 물량을 조절해 가격을 관리하는 데 머문다면 시장의 가격발견 기능은 제한된다. 여기에 저탄소 제품시장이 연결돼야 한다. 철강을 예로 들어보자. 수소환원제철에 막대한 투자를 해도 비싼 저탄소 철강을 구매할 고객이 없다면 사업은 지속되기 어렵다. 이번 K-GX 전략에 '저탄소 철강을 사용한 자동차 구매 시 인센티브'라는 구상이 포함된 것은 주목할 변화다. 생산자 설비 지원에서 최종 소비자의 구매를 유도하는 방식으로 정책을 넓혔기 때문이다. 중요한 것은 일회성 구매 보조에 그치지 않고, 감축량 인증과 단계적 지원 조정을 전제로 지속 가능한 시장으로 발전시키는 일이다. 수요가 늘면 생산이 확대되고, 규모의 경제로 원가를 낮출 가능성이 커진다. 그러면 감축투자와 배출권 수급 변화가 기업의 수익으로 이어지는 선순환이 만들어진다. 7일 발표한 K-GX 전략은 탄소중립과 경제성장의 동시 실현을 내세웠다. 방향은 맞다. 하지만 정부 재정 투입과 민간투자 계획을 나열하는 것만으로 시장이 만들어지지는 않는다. 전력가격, 탄소가격, 저탄소 제품가격이 연결돼 민간이 스스로 투자하고 소비할 유인을 만들어야 한다. 부처 통합의 성적표는 두 조직이 각각 하던 일의 합계가 아니라 통합하지 않았다면 만들지 못했을 새로운 가치에 있다. 기후부 통합을 성공이라고 부르기 위해서는 전력시장 개방과 배출권거래제 정상화가 반드시 필요하다. 두 조직을 합친 것은 각자 하던 일들보다 더 큰 일을 해내려고 한 것이 아닌가. 소비자가 직접 전력 공급자와 요금제를 선택할 수 있도록, 배출권 가격이 기업의 실질적인 투자 판단 기준이 되도록 만드는 것이 통합 기후부의 목표가 돼야 한다. 그래야 저탄소 제품도 민간의 혁신도 지속될 수 있다. 전력과 배출권이라는 두 축을 개혁하지 못한다면 기후부 통합은 부처 간 칸막이를 없앤 것이 아닌 칸막이를 한 건물 안으로 옮긴 데에 불과하다. 통합으로 과연 무엇이 달라졌는가? 답변이 명쾌하게 떠오르지 않는다면 다시 분리하자는 주장이 나중에 나오더라도 기후부 역시 딱히 할 말이 없을 테다. bienns@ekn.kr

인공지능(AI) 데이터센터 산업 확장과 전기화·친환경 기조에 따른 냉동공조 산업의 대응 방향을 모색하는 자리가 마련된다. 20일 업계에 따르면, 한국냉동공조산업협회는 에너지코리아와 함께 오는 21일 경기도 일산 킨텍스에서 공개 포럼 '쿨링 더 퓨처(Cooling the Future Open Forum 2026)'를 개최한다. 이번 행사는 AI 데이터센터 냉각 기술의 발전 과정과 글로벌 에너지 전환 경향을 조명한다. 국내 기업들이 나아갈 기술적 과제와 사업 기회도 함께 고민한다. 포럼은 'AI 데이터센터, 냉각기술의 판을 바꾸다'와 '에너지 전환, 냉동공조의 미래를 다시 설계하다' 두 세션으로 구성된다. 첫 번째 세션에서는 AI가 가져온 고집적·고발열 시대에 대응하는 차세대 냉각 기술과 새로운 시장 기회를 다룬다. 기존 공랭식 대신 서버에 냉각수를 직접 주입하는 직접액체냉각과 액침냉각 등을 논의한다. 새 기술에 따른 냉각설비 안정성과 전력 효율을 평가하는 기준도 다룬다. 임승철 오텍캐리어 소장과 김한영 신성엔지니어링 이사, 심현보 슈나이더일렉트릭코리아 매니저 등이 패널로 참여한다. 두 번째 시간에는 히트펌프와 친환경 냉매를 중심으로 공조산업의 중장기 전망을 토론한다. 에하라 마코토 한국마이콤 임원이 연사로 나서 산업용 열공급 시장에서 히트펌프가 갖는 전략적 의미와 성장 잠재력을 발표한다. 솔스티스 아담 쳉 글로벌 매니저는 지구온난화지수(GWP)가 낮은 냉매로 전환하는 방향과 글로벌 규제에 대응할 전략, 전 과정 평가(LCA) 관점에서 환경성을 확보할 방안을 설명한다. 국내 냉동공조산업은 전통적인 건설 경기 둔화의 영향으로 일시적인 조정기를 겪었지만, AI 시대가 도래하면서 신성장 동력 확보에 박차를 가하고 있다. 특히 AI 데이터센터 냉각 시장을 겨냥한 첨단 액체냉각 시스템과 고효율 히트펌프 및 친환경 냉각 등 고부가가치 기술 중심으로 사업 구조를 재편해야 생존이 가능한 상황이다. 단순한 개별 장비 공급을 넘어 공조 시스템 통합 설계와 유지·관리까지 아우르는 종합 솔루션 역량을 강화하는 노력도 펼치고 있다. 냉동공조산업협회 관계자는 “이번 포럼의 핵심은 냉동공조산업의 변화를 개별 기술의 발전에 한정하지 않고, 시장과 사업 모델의 변화라는 관점에서 살펴본다는 데 있다"며 “급변하는 시장에서 국내 냉동공조산업이 새로운 성장 기회를 찾고 미래 경쟁력을 강화하기 위한 과제를 함께 모색할 것으로 기대된다“고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

한전의 자회사 전환 방침을 수용한 도서발전 노동자들이 오히려 임금 감소와 근로조건 악화를 겪고 있다는 주장이 제기됐다. 노동조합은 한전이 자회사 전환 당시 약속한 임금 인상과 처우 개선을 이행하고 직접고용 노동자와의 처우 격차를 해소해야 한다고 촉구했다. 한전MCS발전노동조합은 한국전력공사 등에 대한 국회 기후에너지환경노동위원회 국정감사가 열린 19일 서울 여의도 국회 앞에서 기자회견을 열어 위와 같이 주장했다. 도서발전사업은 전국 65개 도서에 전력을 공급하는 사업으로 한전은 외부업체에 위탁해 운영하다 지난 2024년 8월 자회사인 한전MCS로 운영 주체를 변경했다. 당시 약 430명의 노동자가 자회사 전환을 수용하고 한전을 상대로 고용 관련 소송을 제기하지 않겠다는 부제소확약서를 제출했다. 반면 소송을 이어간 약 180명은 올해 1월 항소심에서 불법파견을 인정받아 한전 직접고용으로 전환됐다. 노조는 이 과정에서 동일한 업무를 수행해 온 노동자 간 임금과 근로조건 격차가 발생했다고 지적했다. 특히 노조는 2024년 한전과 근로자 대표가 자회사 전환 대상자의 임금 등 근로조건을 개선하고 전환 전 임금을 총액 기준 연간 4% 수준 인상하기로 합의했지만 제대로 이행되지 않았다고 주장했다. 노조가 전환 전후 급여자료를 비교한 결과 일부 노동자의 연간 실수령액은 600만~1010만원 감소한 것으로 나타났다. 한전과 한전MCS 간 위탁운영계약상 용역대가에 반영된 인건비의 98% 이상을 노동자에게 지급하도록 돼 있지만 실제 지급률은 약 85% 수준이라는 주장도 제기했다. 도서발전 현장의 인력 부족과 노후설비 문제도 지적했다. 노조에 따르면 전체 정원 약 650명 가운데 정규직 결원은 약 100명에 달한다. 이에 타 사업소 지원과 연장·휴일근로가 반복되고 있다는 설명이다. 노조는 한전에 △직접고용 노동자와 MCS발전 전환 노동자 간 처우 격차 해소 △2024년 자회사 전환 합의 이행 △임금총액 4% 인상 및 미지급 수당 지급 △위탁용역 인건비 집행·정산 내역 공개 △정규인력 충원과 노후설비·근로환경 개선 △공공주도 재생에너지 전환 및 기존 발전노동자 고용안정·직무전환 보장 등을 요구했다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

극심한 더위가 이어진 올 여름 액화천연가스(LNG) 복합화력 발전량이 줄고 석탄발전은 늘어난 것으로 나타났다. LNG 발전 단가가 킬로와트시(kWh)당 200원선을 3년 만에 넘긴 것이 영향을 미친 것으로 풀이된다. 그러나 석탄 발전 축소와 이를 통한 온실가스 감축이라는 목표와 거리가 멀어질 가능성이 커졌다. 18일 한국전력 전력통계월보에 따르면, 지난 여름철(6~8월) LNG 복합화력 발전량은 3만6020기가와트시(GWh)로 지난해 같은 기간보다 11.8% 줄었다. 같은 기간 석탄화력 발전량은 5만9149GWh로, 원자력 발전량은 4만5685GWh로 각각 5.1%와 2.9% 늘었다. 전체 발전량이 16만1476GWh로 0.2% 감소에 그친 점에 비춰 보면 LNG 발전량이 비교적 많이 줄고 석탄화력과 원자력이 늘어난 셈이다. 특히 최대 전력 수요가 95.3GW까지 올라갔던 8월에는 LNG 발전량이 18.2% 감소한 1만2284GWh을 기록했다. 빈자리는 원자력(13.3% 증가)과 석탄화력(3.9% 증가)이 채웠다. 이는 LNG 복합화력 발전 단가가 가파르게 상승했기 때문으로 풀이된다. 7월과 8월 평균 LNG 전력구입 단가는 각각 킬로와트시(kWh)당 200.8원과 222.5원으로 2023년 7월(204.08원) 이후 3년만에 200원선을 넘어섰다. 한국가스공사의 일반발전 기준 천연가스 공급 가격은 올해 3월 기가줄(GJ)당 1만6048.20원이었지만 이후 조금씩 오르고 7월과 8월 각각 2만522.58원과 2만2726.90원까지 올라섰다. 러시아-우크라이나 전쟁 이후 LNG 시장에서 위기가 고조되던 2022년 8월~2023년 3월에는 270원선을 넘었다. 통상 국제 LNG 가격이 한국 시장에 반영되는 시차가 3~4개월이므로 3월 시작된 중동전쟁의 여파가 올해 하반기 들어 본격화한 것으로 해석된다. 반면 석탄발전(유연탄 기준)은 7월과 8월 가격이 각각 kWh당 151.7원, 165.1원으로 소폭 상승했다. 원래 LNG보다 발전 단가가 낮은 데다 상승 속도도 가파르지 않았다. 봄철(3~5월)에는 석탄화력 발전량이 3만6308GWh로 25.8% 증가했다. LNG 복합화력 발전량은 2.2% 줄은 3만9193GWh였다. 이례적으로 많았던 원전 예방정비로 원자력 발전량이 17.3% 줄어든 4만1104GWh였는데, 이 빈 자리를 석탄화력이 채운 것이다. 올해 들어 신월성 1호기(1~4월)과 한울 2호기(5~7월)∙3호기(2~5월)∙5호기(2~6월)∙4호기(5~8월), 한빛 6호기(2~6월) 등 발전용량이 1GW 수준인 원전이 계획정비로 잠시 가동을 멈췄다. 지난해부터 계획예방정비에 들어간 월성 2~4호기 중 3호기만 지난 7월부터 재가동을 시작했다. LNG 발전이 줄고 석탄 발전이 늘어나는 현상은 올 겨울에도 이어질 것으로 예상된다. 올해 하반기 들어 LNG 가격 상승세가 두드러지고 있기 때문이다. 동북아시아 LNG 가격 지표인 LNG JKM(일본·한국 지표) 선물 가격(종가 기준)은 지난달 14일부터 한달 넘게 MMBtu(100만BTU, 1BTU는 대기압에서 물 1파운드를 화씨 1도 가열하는데 필요한 열량)당 25달러선을 상회하고 있다. 한국 시간 16일 오전 6시 30분 기준으로는 29.340달러까지 올랐다. 국내에서도 가스공사가 책정한 10월 발전용 가스 공급 가격이 GJ당 2만5087.86원까지 올라 갈수록 부담이 더 커지는 상황이다. 석탄 발전이 LNG 발전보다 효율이 낮고 온실가스와 오염물질을 더 많이 배출한다는 점도 문제다. 일반적으로 석탄 LNG의 발전 효율은 각각 약 40%와 60% 정도로 평가되는데, LNG 발전이 연료를 연소할 때 나오는 열로 추가 발전을 하기 때문이다. LNG 발전으로 나오는 오염물질은 석탄발전의 약 3분의 1 수준이다. LNG 수입 가격과 발전단가가 올라 석탄 발전 비중을 높이면 탄소 감축 속도를 더 늦출 우려가 커진다. 이에 석탄발전 폐지 정책 기조와 반대로 가는 모양새다. 빠르면 올해 말 확정될 제 12차 전력수급기본계획안에는 전체 석탄화력발전소 60기 중 27기를 2036년까지 LNG 발전소로 대체하고, 나머지는 수력발전이나 배터리 에너지지정장치(BESS), 소형모듈원자로(SMR) 등 등 무탄소 전원으로 전환하는 내용이 담겨 있다. 10기 이내는 안보 전원으로 남겨두되 점진적으로 폐지해 나간다. 온실가스 감축도 문제다. 온실가스종합정보센터에 따르면 지난해 전력 부문의 국내 온실가스 배출량은 석탄발전 증가의 영향으로 전년 대비 0.2% 증가한 2억2043만톤을 기록했다. 전체 배출량은 6억8571만톤으로 전년 대비 0.9% 줄었고, 산림·토지 분야의 온실가스 흡수·저장량을 고려한 순배출량은 6억5470만톤으로 0.5% 증가했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

지역간 전력수급 불균형을 해소하기 위한 지역별 전력도매가격제(LMP)가 송전혼잡으로 한국전력의 구입비가 줄어드는 '도덕적 해이'를 유발하고, 기존 발전사에 비용 부담을 전가해 정책 신뢰와 전력공급기반을 흔들 수 있다는 우려가 제기된다. 이번 기획에서는 송전망 확충 책임과 비용 부담의 불균형, 발전사의 경영·투자 위축이 전력수급에 미칠 영향을 짚고 신중한 제도 도입의 필요성과 보완책을 살펴본다. [편집자주] 정부가 연내 지역별 전력도매가격제(LMP) 도입을 추진하면서 발전업계의 우려가 커지고 있다. 송전망 부족으로 비수도권 발전사의 전력 판매가격이 낮아져 수익성이 악화될 수 있는 반면 한국전력은 전력구입비를 줄일 수 있어, 발전 투자와 송전망 확충 유인을 동시에 떨어뜨릴 수 있다는 지적이 나온다. 특히 송전망 확충 책임이 있는 한전이 오히려 송전제약의 경제적 수혜를 보는 구조가 고착될 경우 '도덕적 해이' 논란과 함께 제도 전반의 정책 신뢰성까지 훼손될 수 있다는 우려까지 제기된다. 18일 발전업계에 따르면 전력거래소는 오는 22~23일 전남 나주에서 전력시장 참여자를 대상으로 LMP 관련 사업자 설명회를 열고 제도 도입 취지와 주요 내용을 설명한 뒤 업계 의견을 수렴할 예정이다. LMP는 송전망 상황에 따라 수도권과 비수도권의 전력도매가격을 다르게 적용하는 제도다. 여기서 송전망 혼잡이란 지방에서 생산한 전력을 수도권으로 보낼 송전선로 용량이 부족해 전력 이동이 제한되는 상황을 뜻한다. 송전망이 한계에 도달하면 전력이 상대적으로 남는 비수도권의 도매가격은 기존 계통한계가격(SMP)보다 낮아지고, 한전은 그만큼 낮은 가격에 전력을 구매하게 된다. 정부가 이 같은 제도를 추진하는 배경에는 앞서 발표한 산업용 지역별 전기요금제가 있다. 정부는 영·호남 등 전력 생산이 많은 지역의 산업용 전기요금을 낮춰 기업의 지방 투자를 유도하는 한편, 이에 따른 한전의 수익 감소분을 도매시장의 지역별 가격 차등을 통해 일부 보완할 계획이다. 다만 발전업계에서는 이 과정에서 송전망 부족에 따른 부담이 비수도권 발전사에 집중될 수 있다고 우려한다. 발전사는 송전망 건설이나 혼잡을 직접 통제하기 어려운데도 송전제약이 발생하면 전력을 충분히 판매하지 못하는 데 이어 정산가격까지 낮아질 수 있어서다. 특히 송전망 혼잡이 일시적인 현상이 아니라는 점도 부담으로 꼽힌다. 나경원 국민의힘 의원실이 한전 발전이력과 전력거래소 계통부하·전력수요 데이터 등을 토대로 분석한 결과 수도권 융통선로가 송전한계에 도달한 시간은 2024년 약 65%, 2025년 약 55%로 연평균 60% 안팎에 달한 것으로 나타났다. 2024년 하반기에는 한계 도달 비중이 약 82.7%까지 높아졌다. 제도 발동 조건인 송전망 혼잡이 연중 상당 시간 발생한다면 LMP가 예외적인 가격 조정 장치가 아니라 사실상 상시적인 가격체계처럼 작동할 수 있다는 게 업계의 우려다. 발전사 수익 감소 폭은 적지 않을 것으로 예상된다. 한국에너지기술평가원이 지난해 홍익대 신훈영 교수에게 의뢰한 연구에 따르면 LMP 도입 시 수도권과 비수도권의 SMP 차이는 kWh당 약 10.16원으로 분석됐다. 이를 적용하면 1000MW 발전기를 보유한 사업자의 연간 매출이 약 600억~800억원 감소할 수 있다. 업계에서는 수익성 악화가 장기적으로 신규 발전소 투자 위축이나 기존 발전원의 이탈로 이어질 가능성을 우려한다. 전력 생산지역의 산업용 전기요금을 낮춰 전력 수요를 지방으로 분산한다는 정책 취지와 달리, 정작 비수도권 발전사업의 투자 매력은 떨어질 수 있다는 것이다. 한전의 송전망 투자 유인을 둘러싼 지적도 나온다. 송전망 혼잡이 발생할수록 비수도권 발전사의 정산가격은 낮아지는 반면 한전은 전력구입비를 절감하게 된다. 송전망 부족을 해소해야 할 주체가 혼잡 상황에서 비용 절감 효과를 얻는 구조가 만들어지는 셈이다. 업계에서는 송전망 확충 책임 주체가 제약 상황에서 비용 절감 효과를 얻는 구조가 장기화될 경우 한전의 '도덕적 해이'를 부를 수 있으며, 송전망 확충과 지역별 요금제를 함께 추진하는 정부 정책의 신뢰성에 부담이 될 수 있다고 보고 있다. 실제 11차 전력수급기본계획에 반영된 송전망 사업 54건 가운데 20건, 약 37%가 지연 중인 것으로 파악된다. 주민 반대와 인허가 지연 등으로 송전망 확충이 늦어지는 상황에서 가격제도만 먼저 도입할 경우 망 부족에 따른 비용이 발전사업자에게 전가될 수 있다는 우려가 나오는 배경이다. 한 발전업계 관계자는 “LMP 도입에 앞서 송전망 부족에 따른 비용과 책임을 어떻게 나눌지에 대한 보완책이 필요하다"며 “송전망 투자 이행과 제도 시행을 연계하고, 발전사가 통제하기 어려운 계통제약으로 발생하는 손실을 보완하는 장치도 함께 검토해야 한다"고 밝혔다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

한국에너지정보문화재단과 한국전력이 전력설비 전자파에 대한 국민의 오해와 우려를 해소하기 위해 나섰다. 송전선로와 변전소 등 전력망 확충 과정에서 전자파에 대한 주민 불안이 갈등 요인으로 떠오르자 객관적인 정보 제공과 소통을 강화한다는 취지다. 한국에너지정보문화재단과 한전은 지난 14일 '전력설비 전자파 이해증진을 위한 상생협력 업무협약'을 체결했다고 15일 밝혔다. 최근 인공지능(AI)과 데이터센터, 첨단산업 등의 전력수요 증가로 송전선로와 변전소 등 전력 인프라 확충 필요성이 커지고 있다. 반면 전력설비 건설 과정에서는 전자파의 인체 영향 등에 대한 주민 우려가 이어지면서 지역 수용성 확보가 주요 과제로 떠올랐다. 실제 재단이 실시한 '2026년 제3차 에너지 국민인식조사'에서 전력망·탄소중립 관련 관심 정보 가운데 '전력망의 안정성 및 전자파 관련 건강 정보'가 32.7%로 가장 높은 비중을 차지했다. 전력망 건설을 둘러싼 갈등은 곳곳에서 나타나고 있다. 대표적으로 경기 하남 동서울변환소 증설 사업은 인근 감일신도시 주민들이 전자파와 소음 영향 등을 우려하며 반대해 장기간 갈등을 겪고 있다. 정부와 한전, 주민들은 지난 8월부터 협의체를 구성해 피해 최소화 방안 등을 논의하고 있다. 동서울변환소는 동해안에서 수도권으로 전력을 보내는 초고압직류송전(HVDC)망의 핵심 시설로 용인 반도체 산업단지 전력 공급과도 연계돼 있다. 이번 협약에 따라 한전은 전력설비와 전자파 관련 기술자료를 제공하고 현장을 지원한다. 재단은 이를 토대로 객관적인 정보를 제공하고 지역주민 소통과 이해 증진 사업을 맡는다. 양 기관은 실무협의체를 구성해 세부 사업을 단계적으로 구체화할 예정이다. 재단은 전력설비 전자파를 시작으로 사업 초기부터 주민 우려와 정보 수요를 파악하고 갈등을 예방하는 소통 기능을 강화해 전력 인프라에 대한 지역사회의 신뢰와 수용성을 높인다는 계획이다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

미래 전력 수요에 대비한 원자력 발전의 역할과 비중이 원전 공론화 의제로 오르고, 개별 원전 사업이나 원전 입지 선정 등에 관한 논의는 공론화에서 배제된다. 15일 기후에너지환경부에 따르면, 전력수급기본계획을 위한 원전 공론화위원회는 지난 14일 서울 영등포구 전력기반센터에서 제2차 회의를 개최했다. 지난 7일 1차 회의에서는 공론화위원회 운영규정과 시민참여형 조사용역 계획안을 심의한 바 있다. 2차 회의에서 위원회는 공론화 대주제를 '우리는 앞으로 어떤 전기로 살 것인가'로, 부제는 '미래 전력수요에 대비한 원전의 역할과 비중'으로 각각 정했다. 특히 이번 공론화에서는 이미 부지를 확정한 개별 원전 사업과 이미 가동 중인 개별 원전의 계속 운전 여부를 논의하지 않기로 못을 박았다. 경상북도 영덕군 대형 원전 2기(발전용량 2.8GW 규모)와 부산시 기장군 소형모듈원자로(SMR) 1기(0.7GW)가 공론화 테이블에 오르지 않는다는 것이다. 이들 원전은 지난해 초 이미 확정된 11차 전기본을 토대로 지난 6월 한국수력원자력 신규원전 부지선정평가위원회가 건설을 결정했다. 개별 원전의 계속운전 여부도 원자력안전위원회의 안전성 심사를 거쳐 판단한다는 이유로 제외됐다. 정부는 2030년까지 설계수명 40년을 채우는 원전 10기에 대해 원안의 심의를 거쳐 수명을 연장하는 계속운전을 추진 중이다. 이 중 현재 계속운전 허가를 받은 원전은 부산 기장군 고리원전 2호기뿐이다. 나머지 △고리 3~4호기 △ 경북 경주 월성 2~4호기 △ 전남 영광 한빛 1~2호기 △경북 울진 한울 1~2호기는 아직 계속운전 여부가 불투명하지만, 이번 공론화에서 다루지 않는다. 2030년까지 재생에너지 100기가와트(GW)를 보급한다는 계획를 비롯해 정부에서 발표한 재생에너지 보급 목표도 공론화 논의 범위에서 제외했다. 특정 지역의 입지 선정 등도 공론화 의제로 올리지 않는다. 공론화 세부 의제와 설문 문항은 다음 회의부터 구체화할 계획이다. 아울러 위원회는 지난 7일 1차 회의에서 심의한 운영규정을 최종 의결하고, 공론화 시민참여단과 별개인 전문위원회를 꾸릴 방안을 논의했다. 위원회는 환경·원자력·중립 등 분야에서 10명 이내의 전문가로 전문위원회를 구성하고, 시민참여단에 제공할 숙의자료집과 온라인 동영상 등 공론화 자료를 준비하기로 했다. 환경단체와 원자력 관련 단체로부터 다음 회의까지 전문가 추천을 받아 전문위원회 구성을 확정할 예정이다. 공론화위원회의 의견 수렴 일정이 빠듯할 것으로 예상되는 만큼 일정이 지연되지 않도록 관리가 이뤄져야 하는 상황이다. 지난 13일 공론화위원회가 조달청 나라장터를 통해 낸 시민참여형 조사 용역 입찰 공고에 따르면, 시민 1만~2만명을 대상으로 설문조사를 한 뒤 300명을 숙의토론 참여자로 무작위 선정한다. 참여자는 외부에 노출되지 않게 한다는 방침이다. 숙의토론은 3주 이상 학습 기간을 거친 뒤 2박 3일 동안 숙의 토론을 진행한다. 숙의 토론 개최 시기는 12월 초쯤으로 잠정 결정했다. 숙의토론 종료 뒤 15일 이내에 보고서 제출하는 일정으로, 공론화위원회가 기후부에 제출할 권고안은 12월 말이나 1월 초에 나올 것으로 점쳐진다. 기후부는 위원회가 낼 권고안을 토대로 12차 전기본 내용을 최종 확정할 예정이다. 은재호 원전 공론화위원장은 “이번 공론화는 미래 전력수요에 대비한 원전의 역할과 비중을 국민과 함께 찾는 과정"이라며 “원전 문제를 정파적·이념적 프레임에서 탈피시키는 출발점이 되기를 희망한다"고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

수소연료전지 발전시장 입찰 평가에 탄소포집·활용·저장(CCUS) 지표가 새로 도입된다. 일반수소 발전에 사용되는 수소 상당 부분이 화석연료를 기반으로 생산되는 만큼 시장을 유지하되 온실가스 감축을 유도하기 위한 장치를 강화한 것으로 풀이된다. 15일 전력거래소의 '2026년 일반수소 입찰시장 운영방안'에 따르면 올해 일반수소 발전시장 평가체계에는 100점 만점에서 총 8점의 CCUS 관련 지표가 신설된다. 이달 말 입찰 공고가 나올 예정이며 입찰 물량은 앞서 정부가 확정한 930GWh 규모다. CCUS는 산업이나 에너지 생산 과정에서 발생하는 이산화탄소(CO₂)를 포집한 뒤 이를 지하 등에 저장하거나 산업 원료 등으로 활용하는 기술을 말한다. 새로운 CCUS 평가는 크게 CO₂ 포집 계획과 CO₂ 활용·저장 계획으로 나뉜다. 포집 계획은 온실가스 감축을 위한 CO₂ 포집 비율에 따라 점수를 차등 부여한다. 포집 비율이 60% 이상이면 4점, 40% 이상 60% 미만은 3점, 20% 이상 40% 미만은 2점, 20% 미만은 1점을 받는다. CO₂ 활용·저장 계획도 별도로 평가해 최대 2점을 부여한다. 이는 일반수소 발전시장을 유지하면서도 새 정부의 탄소중립 정책에 맞추기 위한 조치로 해석된다. 일반수소 시장은 주로 액화천연가스(LNG)를 개질해 생산한 추출수소를 연료로 활용하는 연료전지가 참여한다. 발전 과정에서는 탄소 배출이 거의 없지만 수소 생산 단계에서 온실가스가 발생한다는 한계가 꾸준히 지적돼 왔다. 특히 올해 일반수소 입찰시장의 존속 여부 자체가 불투명하다는 전망이 나왔다. 정부가 화석연료 기반 수소에서 청정수소 중심으로 정책 무게중심을 옮기면서 시장이 폐지 수순을 밟을 수 있다는 관측이 제기됐다. 다만 업계 반발로 지난해 1300GWh였던 입찰 물량을 올해 930GWh로 약 28% 줄이는 데 그쳤다. 시장을 당장 없애는 대신 CCUS 등 환경성 평가를 강화해 탄소 감축을 유도하는 방향을 택한 셈이다. 환경성 평가 강화에 따라 기존 평가항목의 배점은 일부 조정됐다. 에너지효율성과 청정수소 활용 관련 배점은 각각 2점씩 높아진 반면 수요지 인근 여부는 3점, 지역수급 비율은 2점 낮아졌다. 주민수용성과 자본조달계획 적정성 등 일부 항목도 배점이 축소됐다. 다만 업계에서는 CCUS가 아직 국내에서 본격적으로 상용화되지 않은 만큼 당장 사업자 간 당락을 좌우하기보다는 정책 방향을 보여주는 성격이 강하다고 보고 있다. 향후 CCUS 기술과 인프라가 확대될 경우 일반수소 시장에서 탄소 감축 실적의 중요성이 커질 가능성은 있다. 입찰 절차도 손질된다. 그동안 발전사업허가를 입찰 전 미리 취득하도록 하면서 사업 추진이 지연되거나 허가만 확보한 뒤 실제 사업에 착수하지 않는 사례가 누적됐다는 지적이 있따랐다. 이에 입찰 참여 단계의 발전사업허가 요건과 허가 진척도 평가를 삭제한다. 전력거래소에 따르면 허가 취득 이후 장기간 사업에 착수하지 않아 허가가 취소된 사업은 64건, 2.3기가와트(GW) 규모다. 이에 따라 발전사업자의 입찰 부담을 낮추고 실제 사업 추진 가능성을 중심으로 시장을 운영한다는 방침이다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

에너지 전환은 정부의 목표 발표가 아니라 개인의 계산기에서 시작된다. 이를 가장 극적으로 보여주는 나라가 파키스탄이다. 최근 국제 학술지에 실린 와지드 이슬람(Wajid Islam) 등의 연구에 따르면 파키스탄의 태양광 발전량은 2019년 2.6TWh에서 2025년 36.6TWh로 14배 늘어 전체 발전량의 22.5%에 이르렀다. 2026년 1분기에는 12.1TWh로 전체의 32.3%를 차지해 석탄·가스·원자력·수력을 제치고 단일 최대 발전원이 됐다. 이 변화를 이끈 것은 국가 태양광 프로그램이 아니었다. 수백만 가구와 기업이 저마다 패널을 사들인 개별 결정이 쌓여 만든 결과다. 동력은 경제성이었다. 파키스탄의 평균 전기요금은 2022 회계연도 약 16.9루피/kWh에서 2025 회계연도 35.5루피/kWh로 3년 만에 두 배 이상 올랐다. 여기에 전력 부족으로 지역과 시기에 따라 하루 8~10시간, 길게는 12~15시간 이상 정전이 이어졌다. 모듈 가격이 급락하면서 옥상 태양광은 2~4년 안에 투자비를 회수할 수 있는 투자가 됐다. 물론 한국이 요금 폭등과 정전을 겪을 우려는 없다. 그러나 설치자가 스스로 움직이는 조건이 '확실한 경제성'이라는 점은 한국에도 그대로 적용된다. 시장은 정부보다 빨랐다. 2020년 이후 2026년 8월까지 파키스탄이 수입한 중국산 모듈은 56GW가 넘지만, 엠버(Ember)·EI(Energy Institute) 등이 집계한 2025년 말 누적 설치 용량은 3.7GW에 그쳤다. 수입 규모가 통계상 용량의 약 15배에 달하는 것으로, 상당 부분이 통계에 잡히지 않은 채 설치된 것으로 추정된다. 정부와 전력 회사는 이런 속도에 대비하지 못했다. 자금력이 있는 가구와 기업이 태양광을 도입해 전력망을 이탈하자 전력 회사는 수익 감소와 고정비 부담 가중, 이른바 '유틸리티 데스 스파이럴(Utility Death Spiral)'에 직면했다. 잉여 전력을 소매 요금으로 보상하는 순계량(Net Metering)이 태양광을 설치하니 않은 소비자에게 비용을 전가하는 문제로 불거졌고, 파키스탄 당국은 2025년 12월 신규 연결부터 순청구(Net Billing)로 전환하기에 이르렀다. 국제에너지기구(IEA) 산하 PVPS의 2026년 보고서는 소규모 분산형 태양광의 중요성을 보여준다. 2025년 신규 설치 상위 10개국 중 6개국에서 분산형이 절반을 넘었다. 파키스탄 98.6%, 프랑스 67.6%, 브라질 65.8%, 이탈리아 59.7%, 일본 59.3%, 독일 52.3%다. 한국은 신규 설치 13위에 머물렀고 분산형 비중은 23.3%, 중앙집중형이 76.7%다. 국토가 좁은 데다 산지·농지 규제와 주민·계통 수용성 문제가 겹친 한국에서 대규모 태양광 모델은 입지 갈등과 인허가 지연에 부딪힌다. 실제로 한국의 태양광 신규 설치량은 2025년 8월까지 2.47GW에서 2026년 8월까지 2.38GW로 약 3.6% 줄었다. 새 정부 출범 후 보급 확대에 대한 기대가 높았지만 현장의 수치는 오히려 뒷걸음질 쳤다. 정책 선언이 시장을 움직이지 못했다는 증거다. 이재명 정부의 에너지정책은 출범 16개월 만에 설계를 끝내고 집행 단계에 들어섰다. 2030년 재생에너지 100GW 목표, 2035년 온실가스 감축 목표 53~61%, 배출권 4기 할당과 이를 뒷받침할 법률 대부분이 9월까지 확정됐고, 이를 묶는 총괄 전략인 K-GX(10년 1,000조 원)를 10월 7일 발표했다. 아쉬운 점은 태양광 정책의 무게가 상당 부분 대규모 사업, 특히 공기업 중심의 대형 프로젝트에 실려 있다는 점이다. 경쟁입찰은 규모의 경제를 가진 대형 사업자에게 유리하고, 소규모 사업자는 입찰 부담과 계통 접속 비용 등을 떠안는다. 투자 회수 기간이 불투명한 사업에 소규모 사업자가 나설 유인은 줄어든다. 파키스탄에서 시장을 연 것이 개인의 경제성이었다면, 한국에서는 반대로 소규모 사업자의 경제성이 제도 안에서 약해지고 있다. 해법은 소규모 사업자의 경제성에서 출발해야 한다. 일정 규모 이하 설비에는 경쟁입찰 대신 장기 고정가격 계약 같은 예측 가능한 수익 구조를 제공하고, 소비지와 가까운 분산형 설비는 계통 접속 순서와 비용에서 우대해야 한다. 시간대별 보상과 자가소비, 저장 장치 연계를 처음부터 제도 설계에 넣어야 한다. 소규모 시민참여 전용 물량을 확보하고 입찰 부담을 덜어야 하며, 공급 의무자의 보급 의무 이행 인정 범위도 직접 건설과 지분투자에 한정하지 말고 소규모 태양광 사업자와의 PPA까지 넓혀야 한다. 공기업은 마중물에 그치고, 소규모 주택, 시민참여 협동조합 등이 공공 지붕과 유휴 공간을 활용하고 수익이 지역에 돌아가게 해야 한다. K-GX의 재생에너지 목표는 경제성과 함께 비용 분담의 설계가 갖춰져야 달성할 수 있다. 시장이 커진 뒤에는 고치기 어렵다. 파키스탄은 K-GX에 묻는다. 소규모 태양광의 경제성을 확보했는가? 분산형 비중이 23.3%에서 일본이나 독일 수준으로 올라설 때 K-GX는 구호에서 현실이 될 것이다.