5일 이른 오후 아주 약한 부슬비가 서풍~남서풍을 타고 비스듬히 내리던 부산 사하구 다대포해변공원 인근. 해변공원과 해수욕장 너머 바닷가에서 잔잔한 파도가 치고 있었다. 지금은 별다른 시설이 없지만, 이르면 내년 5월에는 3~5km 너머에 9.9메가와트(MW)짜리 두산에너빌리티 터빈을 단 풍력발전기 10기를 세우는 작업이 시작될 예정이다. 서부산 다대포 해상풍력은 지난 상반기 공공주도형 해상풍력사업 장기고정가격계약 입찰에서 최초로 낙찰받았고, 한국남부발전이 40~60%를 출자해 대주주로 참여할 예정이다. 신한은행과 하나은행이 절반씩 금융주선을 맡았고, 정책금융도 받을 예정이다. 현재 남은 절차는 군작전성 검토와 최종 공유수면 점유사용허가로, 내년 초까지는 착공에 필요한 인허가 절차를 마친다는 계획이다. 최우진 부산해상풍력발전 대표는 부산 사하구 다대1동에 위치한 부산해상풍력발전 사무실에서 기자들과 만난 자리에서 부산·울산·경남(부울경) 지역이 해상풍력 산업 공급망 측면에서 여타 지역보다 유리하다는 점을 강조했다. 그는 “전남 지역에 편중돼 있는 해상풍력 프로젝트들이 부산·울산·경남 쪽에도 많아져야 한다"며 “부산에는 해상풍력과 관련해 굉장히 잠재적인 공급망들이 많다"고 말했다. 구체적으로 “풍력 터빈은 경남 창원(두산에너빌리티)에서 오고, 터빈에 들어가는 수백 개의 부품과 스페어 파트를 제작하는 업체들이 부울경에 많다"며 “풍력협동조합이 있는 녹산 산단에 조선해양 분야 공급망의 일원으로서 기자재·부속품들을 단단히 체결하는 트랜지션 피스(TP)와 플랜지를 가장 잘 생산하는 업체들이 많고, 부산에는 해상 부식·침식을 막는 페인트 회사도 있다"고 설명했다. 지역 일자리 창출 면에서도 기대가 있다. 사하구가 동아대에 의뢰한 연구용역 보고서에 따르면 다대포 해상풍력이 1112개의 일자리를 창출하고, 그 중 60~70%가 O&M과 관련된 것으로 조사됐다. 올해 5월 사하구 거주 주민 1010명(대면 800명, 온라인 210명)을 대상으로 설문조사를 한 결과 다대포 해상풍력 발전사업에 대해 찬성하는 의견이 56.7%, 중립이 16.6%였다. 특히 다대1동에서는 찬성률이 74.7%로 나왔다. 다대포에서 나고 자랐다는 황준석 사하구청년연합회장은 “지금 다대포에서 사람들이 명지 등 주변으로 많이 빠져나갔고, 여기서 발전해온 어업을 대를 이어 하는 데가 없는 데다 선주를 제외하고 나머지 일하는 분들은 외국인"이라며 “이 해상풍력 사업이 지역사회를 발전시키고 일자리를 창출하는 토대가 될 것"이라고 말했다. 이 같은 장점은 울산에서 해상풍력 사업을 준비하는 기업들에게도 마찬가지다. 해울이 해상풍력은 코펜하겐 오프쇼어 파트너스(COP)가 1.5GW 규모로, 문무바람 해상풍력은 헥시콘이 784MW 규모로 울산 앞바다에서 추진 중인 부유식 해상풍력 프로젝트다. 해울이의 경우 532MW 규모의 2단계 사업이 지난 6월 고정가격계약 경쟁입찰에서 선정돼 2030년 착공을 목표로 인허가 절차와 PF 조달 단계 등을 밟고 있다. 문무바람은 다음 달 마감하는 고정가격계약 경쟁입찰에 참여하기 위해 준비 중이다. 서택원 COP코리아 해울이해상풍력담당 전무는 6일 울산 중구에 위치한 울산상공회의소에서 기자들에게 “울산에는 조선사를 비롯한 중공업 기업들이 많아 육지와 발전단지 간 운송 거리가 짧고, 해상풍력 사업을 수행하기에 최적의 입지를 갖췄다“며 “부유체의 경우 한국 기업들은 아직 DNV 개념설계 인증만 받은 수준이라 부유체-터빈 결합 구조물의 안정성 단계를 통과할 때까지 저희와 국내 기업들이 어떻게 수준을 끌어올릴지 고민 중"이라고 말했다. 주영규 문무바람 사장은 “한국 조선사들이 부유식 생산·저장·하역 설비(FPSO)를 가장 잘 만들기 때문에 해상풍력용 부유체도 아직 안 만들어봤을 뿐 기술적 가능성이 충분하다. 외국 풍력발전 개발사의 입장에선 울산 앞바다가 좋은 바람의 질, 연관 산업의 수준을 고려해 최적이라고 생각했다"고 말했다. 이 같은 장점을 극대화하려면 해상풍력 발전기를 제작할 기자재와 조립 구조물을 둘 항만 인프라 조성이 절실하다는 목소리도 나왔다. 서 전무는 “목포 신안에 유일하게 있는 해상풍력 프로젝트용 배후 항만만으로는 사업자들이 3~4개 프로젝트를 동시에 실행하지 못한다"며 “특히 부유식 해상풍력 사업은 터빈 조립 뿐만 아니라 조립한 결과물과 설비를 잠깐 보관해야 하므로 나셀·블레이드·기둥 무게를 합친 3500t정도의 구조물을 버틸 항구를 구축하기 위해 해양수산부 등 정부 지원이 필요하다"고 강조했다. 주 사장은 “고정식과 달리 부유식 해상풍력은 모든 조립 작업을 야드에서 마친 뒤 해상 설치 지점으로 끌고 가(토우-인) 앵커와 줄을 설치하는 선박을 이용해 고정하면 된다"며 “울산 조선소에서 부유체 제작, 조립을 할 수 있어 작업이 비교적 단순하지만, 길이가 100m를 넘는 블레이드와 조립 부품을 보관할 공간이 울산항만에 없어 논의가 필요하다"고 말했다. 부산에는 기자재 공급망 뿐만 아니라 해상풍력 단지 건설·운영에 적합한 곳인지 해저 부지를 조사하고 데이터를 정리하는 기업도 존재했다. 지오뷰는 2005년부터 20년 넘게 경험을 쌓아온 해상풍력과 해저 인프라 분야 전문 기업으로, 지구물리학적·지질공학적 탐사를 통해 해저 지반 정보를 수집해 풍력발전을 비롯한 사업자들에게 제공한다. 사업자들은 이 데이터를 바탕으로 모노파일 또는 부유체와 해저케이블 설치 구역 등을 결정하고, 시공과 O&M 과정에서도 주기적인 조사를 통해 안정적인 해상풍력 사업 운영의 토대를 제공한다. 지오뷰는 지구물리학적 조사를 수행할 선단으로는 △G-오션 △지오뷰 DP-1 △소형 조사 등을, 지질학적 조사용 선단으로 △G-스타 △DP-2 △잭업 리그 등을 보유하고 있다. 기자는 지난 6일 이들 선박 가운데 부산 영도구 부산남항에서 긴급 조사를 위한 출항을 앞둔 DP-1 선박에 잠시 올라봤다. 선박에는 선장을 포함한 선원들이 12~16명 탑승하고, 지반 조사를 위한 인력과 감리 담당자들도 같이 타서 최대 45명까지 탈 수 있다. 내부는 장비 운용과 구성원 간 소통, 세밀한 데이터 수집·분석 등 지반 조사 역량을 최대로 끌어올릴 수 있는 방식으로 구성됐다. 해저 바닥부터 수십미터 아래까지 지질을 파악하기 위해 길고 얇은 원기둥 형태로 지반 샘플을 뽑아내는 시추·콘관입시험 장비, 필요할 때 잠수정을 투입하기 위해 설치한 받침대가 선박 외부공간에 놓여 있었다. 선박 실내에는 항해 뿐만 아니라 장비 운용 상황까지 한눈으로 확인할 수 있는 조타실이 있었다. 이곳에서 선장은 오랜 기간 쌓아온 노하우로 조사 지점에서 벗어나지 않게 선박 엔진과 조타를 세밀하게 조정하고, 장비 주변 작업자들과 소통하면서 조사 장비들이 적절한 시점과 위치에 자리를 잡도록 상황 전반을 관장한다. 선박으로 들어온 데이터는 QC룸에서 품질 확인 및 분석작업을 거친다. 지반 조사를 하러 한번 출항하면 최대 1개월여 동안 나가 있기 때문에 숙박시설과 샤워장, 식당 같은 부대시설도 갖췄다. 윤종남 지오뷰 이사는 “바다에서 어장 등 예상치 못한 것들을 발견하면 조사 진행 여부를 결정해야 하고, 선장님이 물살 때문에 정해진 동선을 따라 배를 움직이기 어려워지는 경우가 발생한다"며 “고객사는 원하는 지점의 지반 데이터를 원해 동선에서 5m 이상 벗어나지 말라고 요구하는 만큼 선장님과 선원, 데이터 분석 인력들 간 소통이 굉장히 중요하다"고 설명했다. 물리적 탐사로 그린 지층 경계를 지질공학적 조사로 직접 검증하고, 다시 그 결과로 물리적 탐사 해석을 보정해 하나의 통합 지반모델을 완성한다는 것이 지오뷰의 설명이다. 김현도 지오뷰 대표는 “지구물리학적 조사와 지질학적 조사를 동시에 수행할 수 있는 국내 유일의 회사로, 두 유형의 타사를 개별 기업에 맡겼을 때 우려되는 책임 공방 없이 우리가 더 큰 책임감을 갖고 조사를 수행할 수 있다"며 “올해까지 총 9건의 해상풍력 사업에 대한 조사를 수행했고, 최근 수명 20년을 넘겨 교체가 필요한 국가 간 해저케이블에 대한 경과지 조사 같은 것에도 주력하고 있다"고 설명했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

“프로젝트파이낸싱(PF) 심사는 장기 계약이 있냐를 보기 때문에 심사 순간을 넘어갈 때는 터빈 조달 방법이 큰 영향을 미치지 않을 것입니다. 다만 20년이라는 운영 기간 측면에서 보면, 국내에서 생산한 주기기를 심사 과정에서 우대하는 건 좋은 방향이라 생각합니다. 해상풍력발전은 아직 단가가 비싸지만, 기반시설을 깐 뒤 나중에 다시 재보수해서 규모를 더 키워 운영하려면 국내에 유지·보수가 가능한 설비가 있어야 하기 때문입니다." 최재영 하나은행 IB그룹 프로젝트금융본부 인프라금융1팀장은 5일 부산 사하구 다대1동에 위치한 부산해상풍력발전 사무실에서 진행한 인터뷰에서 국내 해상풍력 산업이 발전하기 위한 국산 주기기의 역할에 관해 이 같이 말했다. 최 팀장은 2004년부터 재무·금융 분야에서 일해왔고, 에너지 금융 분야에서 20년가량 경험을 쌓았다. 하나은행에서는 2013년부터 13년째 국내·외 에너지 사업 PF 관련 업무를 맡아왔다. 하나은행 인프라금융팀은 풍력발전 사업의 재무 리스크를 줄이고 순항을 뒷받침할 금융 지원 내용을 마련하기 위해 사업자와 프로젝트 계약 구조를 논의하는 역할을 맡는다. PF 계약 논의는 짧게는 1년, 길게는 2년 넘게도 진행된다. 야월과 신안우이 등 여러 풍력발전 프로젝트에 PF를 지원했고, 다대포 해상풍력 사업에는 신한은행과 절반씩 개발 단게부터 지분 참여를 했다. 최 팀장은 국산 대용량 주기기를 적용한 풍력 프로젝트로 금융권의 PF를 이끌어낼 토대를 다지기 위한 발전공기업의 역할을 강조했다. 두산에너빌리티는 지난해 발전용량 10메가와트(MW) 해상풍력 터빈에 대해 실증을 거쳐 국제 형식인증을 받았고, 유니슨은 10MW 터빈 실증을 진행 중이다. 두 회사 모두 15MW 내외의 발전용량을 가진 풍력 터빈을 생산하기 위해 준비하고 있다. 다만 이러한 기술 추격에도 이미 10MW가 넘는 터빈을 설치해 운영 데이터를 쌓아온 지멘스가메사와 GE버노바, 베스타스 등 글로벌 제조사과 비교하면 아직 넘어야 할 산이 많다. 10MW 터빈을 20년 넘는 기간 안정적으로 운영할 수 있다는 점을 입증할 객관적 데이터가 있어야 금융권을 설득할 수 있는데, 이런 데이터는 국산 터빈이 해상 어딘가에 설치돼야 쌓을 수 있다. 최 팀장은 “최근 개발된 국산 풍력발전 터빈은 PF 제공 여부를 따질 때 아직 20년에 걸친 안정성을 인정하기 어려운 것이 사실이고, 터빈 크기가 증가하면 그 주변을 받치는 베어링 같은 기기들이 한꺼번에 잘 개발되지 않기도 한다"며 “발전공기업이 운영관리계약 등으로 터빈성능을 유지할 수 있도록 지원해줘야 PF가 가능한 만큼 국산 터빈을 활성화하기 위한 발전공기업의 역할이 중요하다"고 말했다. 금융사 입장에서도 발전공기업의 참여가 금융지원 부담을 줄이는 측면이 있다. 최 팀장은 “다대포 해상풍력의 경우 처음에 투자자로 참여했던 맥쿼리가 철수하면서 빈 자리에 남부발전이 들어왔다"며 “프로젝트에 외국계 자본이 투자하면 정책자금이나 정부 지원 요소가 줄어지만, 발전공기업이 투자에 참여하고 지역 업체들이 합류하면 정책 지원이 늘어나므로 기존보다 금융 지원을 제공하기에 훨씬 편한 상황으로 판단한다"고 설명했다. 금융기관으로서 해상풍력 발전 사업 투자 여부를 결정하는 가장 중요한 기준으로는 해풍과 사업단가 두 가지를 꼽았다. 발전단지를 세우려고 하는 곳의 시간대·계절별 해풍의 방향과 세기를 잘 예측했는지 확인해야 충분한 발전량을 확보할 수 있고, 사업단가의 경우 단순히 저렴한 기자재를 쓴다는 차원을 넘어 사업 진행이 안정적으로 이뤄져야 경제성 확보가 가능하다는 취지다. 최 팀장은 “하나은행은 풍황에 대한 기술적인 검증을 철저히 하고 있고, 풍황을 더 잘 분석하기 위한 방안을 기술 분석 기관들과 면밀히 논의하고 있다"고 말했다. 그러면서 “사업단가 같은 경우는 중국산 기기가 단가가 낮아 전체 사업성이 좋게 나온다고 거론되지만, 금융권 입장에서는 정치적 이슈에 따른 사업 리스크까지 같이 보고 판단한다"며 “국산 기자재가 장기적으로 단가를 낮추는 방향으로 가야만 한국 해상풍력 사업이 잘 되지 않을까 라고 보고 있다"고 덧붙였다. 건설과 운영 위험에 대한 대응 측면에서는 “적시 준공과 비용 증가 대응 측면에서 안정적인 헷지가 됐는지를 보고, 건설계약 내용에 비용 증가 리스크가 있는지도 살펴본다"며 “총 발전량을 좌우하는 터빈 성능과 풍황 예측이 잘 됐는지, 장기 터빈 서비스계약을 체결했는지를 요구한다"고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

한국수력원자력(한수원)과 대우건설·두산에너빌리티 컨소시엄 간의 체코 두코바니 원자력발전소 5·6호기 시공 계약 협상이 결렬되었다. 지난 10월 29일, 한수원이 시공 계약 협상 최종 결렬과 공식 종료를 발표했다. 두산에너빌리티는 원전 주기기를 생산하는 유일한 공장이므로 협상이 재개되는데 문제가 없을 것이지만 건설은 상황이 다르다.한수원의 입장은 체코 발주사와 고정금액 조건으로 계약했으니 컨소시엄도 같은 방식이어야 한다는 것이다. 반면, 대우건설은 이번에 적용되는 APR1000 노형이 신규 노형이라서 공사 물량이 늘어날 수 있으므로 추가 물량에 대한 위험 분담과 계약금액 조정이 필요하다는 것이다. 이 사업은 문재인 정부에서부터 시작했으니 시작부터 따지면 10년 가깝게 해왔던 일이다. 계약까지 갔다면, 위에서 제시한 양측의 주장은 이미 논의가 되었고 서로 알고 있는 사항일 것이다. 그러나 이 사건이 우리사회에 확실한 신호를 보여주고 있다. UAE에 수출한 바라카 원전과 관련해서도 한국전력공사와 한수원간에 1조원에 달하는 공사비 분쟁도 우리의 건설경쟁력에 대한 구조신호였다고 본다. 지금까지 우리나라는 서방세계에서 가장 원전 건설을 잘하는 것으로 알려져 있었다. UAE의 바라카 원전건설에서 '예산내 적기준공(On Time Within Budget)'이라는 신화를 쓰면서 자국에서 8년을 지연시킨 웨스팅하우스와 13년을 지연시킨 아레바(현 오라노)와 대비되었다. 그렇게 되면 공사비는 수조 원의 차이가 아니라 2~3배 차이가 난다. 그런데 여기에는 보이지 않는 부분이 있다. 우리는 건설과 관련한 규제가 느슨한 나라에서 건설했던 것이다. 우리 원전 산업은 그간 국내에서 발전설비를 건설하는 인프라 구축산업이었다. 그런데 지금 수출 산업이라는 비즈니스의 영역으로 진입하고 있는 것이다. 그간 내수에 집중되어 있었던 한수원이 바깥을 바라보고 한 걸음씩 나가고 있는 상황이다. 모든 시스템이 다르다. 준비해야 할 것도 많다. 다른 나라에 원전을 건설한다면 그나라의 규제에 부합해야 된다. 원자력 규제는 비슷하다. 그러나 도로와 건물 건설이라는 기본적인 규제에 소요되는 절차와 시간이 다르다. 노동법도 환경법도 다르다. 노동자의 생산성도 크게 다르고 외국인 노동자의 허용정도도 모두 다르다. 계약 방식도 다르다. 손을 맞추던 파트너도 다르다. 장기간의 사업의 경우 사업의 변동성은 늘 있다. 자재값이 상승하는 경우도 있고 전쟁이 나서 아예 수급이 안 되는 경우도 있다. 동일한 상황이 국내에서 발생한다면 경험이 있고 막을 수도 있다. 그러나 수출할 때는 그렇지 않다. 또한 국내에서 적자가 발생한다면 그때그때 처리하기보다 다음 호기 건설 때 그것을 보상해주는 방법도 있다. 이런 유연성이 건강한 사회에서는 효율성으로 이어진다. 그러나 이러한 유연성이 수출에서는 발휘되기 어렵다. 건설사가 바뀔 수도 있고 또 같이 일하는 사람이 바뀔 수도 있기 때문이다. 지금 나타나고 있는 현상은 국내 산업으로 해서 수출 산업으로 변신하는 과정에서 발생되는 불행하지만 자연스러운 일이다. 원전 건설 르네상스를 앞두고 앞으로 펼쳐질 시장에서 역할을 하려면 대대적인 보완이 필요한 것이다. 내부적으로도 마찬가지이다. 공개 입찰 방식으로 기자재와 부품을 조달하다보면 동일한 APR1400라는 원전을 건설하더라도 부품은 모두 다른 업체에서 도입된다. 서로 다른 회사에서 비상디젤 발전기를 하나씩 납품했다면, 인허가 서류, 운전기술지침서, 보수를 위해 보유해야하는 부품 등이 발전소 마다 달라진다. 이를 하나의 회사에서 공급했다면 전문성도 어마어마하게 향상될 것이고 가격도 낮출 수 있었을 것이다. 그러나 이런 것이 공개입찰이라는 한계에 부딪쳐서 사실상 한수원은 곪고 있다. 건설사의 경우에도 마찬가지이다. 해외 건설을 많이 했지만 규제가 강한 미국과 유럽 등의 건설사업은 경험이 없다. 지금 두코바니 원전사업을 통해서 처음 EU로 진출하고 있는 것이다. 건설부문도 국내 건설처럼 하청업체을 활용한다거나 문제를 정치적으로 해결하는 방식은 통하지 않는다. 세계적인 원전건설 르네상스에 대비하기 위해서 지금 건설 시스템에 대한 보완이 필요하다. bienns@ekn.kr

2021년 가을을 기억한다. 차량용 요소수 품귀로 국가 물류가 마비될 뻔했다. 값싸게 구할 수 있던 물질이었다. 그런데 국내 생산을 접고 특정 국가 한 곳에 기대다 보니, 그 나라가 수출을 제한하자 국가 물류 전체가 흔들렸다. 공급망을 남에게 기댄 대가였다.문제는 같은 일이 원자력에서도 일어날 수 있다는 것이다. 세계가 원전을 다시 짓기 시작했다. 세계원자력협회는 각국 정부의 원전 확대 목표가 달성될 경우, 2050년 세계 원전 설비가 1,446GWe에 이를 것으로 보고 있다. 2026년 10월 현재 17개국이 78기 원전을 건설 중이다. 우리도 대형원전과 SMR 건설을 추진하고 있다. 그런데 우리의 관심은 노형과 건설 일정, 그리고 핵연료에 쏠려 있다. 정작 원전을 구성하는 소재와 부품의 수급은 논의에서 빠져 있다. 원전은 수많은 특수 소재와 부품으로 이루어진 거대한 설비다. 원자로 용기와 증기발생기, 배관에는 니켈·크롬·몰리브덴계 특수합금 등이 들어간다. 핵연료 피복관은 지르코늄 합금으로 만든다. 제어봉에도 은-인듐-카드뮴 합금, 탄화붕소, 하프늄 등의 소재가 사용된다. 사용후핵연료 운반·저장 용기에는 중성자를 흡수하는 붕소와 특수강이, 처분 용기에는 구리와 주철이 필요하다. 원자력 소재 공급망은 세 가지 점에서 취약하다.첫째, 진입에 시간이 걸린다. 원자력 등급 소재는 성능만 좋다고 공급할 수 있는 것이 아니다. 엄격한 품질관리와 제조 이력, 추적성을 별도로 요구한다. 공급자 자격을 갖추고 실적과 신뢰를 쌓는 데 수년이 걸릴 수 있다.둘째, 공급이 일부 기업과 국가에 집중돼 있다. 지르코늄에서 하프늄을 분리하는 공정을 가진 기업은 세계적으로 손을 꼽는다. 붕소-10 농축 제품은 국내 생산 기반이 사실상 없어 해외에 의존하고 있다. 우라늄 변환시설과 농축시설도 소수 국가에 집중돼 있다. 병목마다 값과 물량을 좌우하는 소수의 사업자가 있음을 의미한다. 셋째, 수요가 한 번으로 끝나지 않는다. 원전 건설은 한 번의 공사지만, 핵연료는 계속 교체해야 하고 운반·저장 용기도 계속 필요하다. 장기간 끊기면 원전 운영에도 차질이 생길 수 있다.이대로 가면 어떻게 되겠는가. 건설 계획은 세워놓고 소재와 부품을 제때 조달하지 못하면 공사가 밀린다. 고준위 방사성폐기물 관리도 마찬가지다. 처분시설 부지를 확보해도 처분 용기와 그 소재를 제때 구하지 못하면 국가가 정한 관리 일정이 어그러진다. 다른 나라의 생산과 수출 정책에 우리 원전과 국가 계획이 휘둘리게 된다. 대책이 시급하다. 핵심은 모든 걸 자급자족하자는 것이 아니다. 국내 생산이 어려운 광물과 소재가 많다. 중요한 것은 어떤 상황에서도 필요한 물량을 확보할 수 있는 수급 체계를 갖추는 것이다.첫째, 원자력 핵심 광물과 소재를 국가 관리 품목으로 지정하고 수요를 물량으로 환산해야 한다. 원전 건설·운영 계획과 사용후핵연료 관리 일정을 품목별 소요량으로 바꿔 놓아야 무엇이 얼마나 부족한지 보인다. 이것이 출발점이다. 둘째, 확보 수단을 다변화해야 한다. 국내 생산이 가능한 품목은 자체 기반을 갖추고, 해외 의존이 불가피한 품목은 광산과 소재 공장의 공동개발, 지분 투자, 장기 구매계약(Off-take)으로 물량을 미리 확보해야 한다. 필요할 때 시장에서 사는 것과 공급망 일부를 직접 쥐고 것은 전혀 다른 얘기다.셋째, 민간기업 참여를 끌어내야 한다. 공기업만으로 공급망을 다변화하기 어렵다. 소재·금속·화학 기업과 종합상사가 들어올 통로를 열고, 정부는 장기 투자가 가능하도록 금융과 세제로 뒷받침해야 한다.넷째, 한·미 원자력 협력의 폭을 소재와 부품까지 넓혀야 한다. 농축과 재처리는 한·미 원자력협정과 비확산 규범의 틀 안에서 풀어야 하지만, 소재와 부품, 운반·저장·처분 용기는 지금도 협력할 수 있다. 통제 부담이 낮은 분야에서 실적과 신뢰를 쌓는 것이 순서다. 시간이 넉넉하지 않다. 서방 국가들이 러시아와 중국에 대한 의존을 줄이려 공급망을 다시 짜고 있다. 이 기회의 창이 오래 열려 있지는 않다.원자력 소재는 요소수보다 훨씬 까다롭다. 대체 공급자를 찾는 데 몇 달이 아니라 몇 년이 걸린다. 그때 가서 서두르면 이미 늦다. 모든 걸 우리 손으로 만들 필요는 없다. 그러나 필요한 것을 남의 손에만 맡겨서는 안 된다. 원전을 짓는 노력만큼 원전 소재를 확보하는 노력도 기울여야 한다. bienns@ekn.kr

오는 9일 개막하는 제31차 유엔기후변화협약 당사국총회(COP31)를 앞두고 국제사회의 기후 대응이 또다시 선언적 합의에 그칠 수 있다는 우려가 나온다. 튀르키예가 의장국을 맡고 호주가 협상을 주도하는 이번 총회는 '이행의 COP(Implementation COP)'를 표방한다. 의장국은 기존 선언과 목표를 구체적이고 측정 가능한 성과로 연결하겠다는 방침이다. 이에 이번 총회에서는 과거 당사국총회에서 채택한 합의와 선언의 이행 로드맵과 후속조치를 논의하는 의제가 유독 눈에 띈다. 가장 주목받는 쟁점은 화석연료로부터의 전환을 위한 구체적인 이행계획이다. 국제사회는 2021년 COP26에서 석탄발전의 단계적 감축에 합의했고, 2023년 COP28에서는 화석연료로부터의 전환을 촉구하는 합의문을 채택했다. 그러나 지난해 COP30에서는 화석연료 전환 로드맵을 최종 합의문에 담지 못하면서 감축 시기와 이행 방식을 둘러싼 과제를 남겼다. COP30에서 로드맵 합의가 무산된 이후 브라질 COP30 의장단은 지난 3일 별도의 화석연료 전환 로드맵을 발표했다. 각국의 에너지 수급과 경제 여건을 고려해 전환 전략을 수립하고 2033년까지 국제 공동행동을 추진한다는 내용이다. 그러나 당사국 전체가 합의한 공식 결정이 아닌 자발적 이행 지침으로, 구속력 있는 감축 목표와 퇴출 시한은 담기지 않았다. 이번 총회에서는 화석연료 수요를 줄일 구체적인 수단으로 전기화 확대가 추진된다. 의장국인 튀르키예는 2035년까지 세계 최종에너지 소비에서 전력이 차지하는 비중을 35%로 높이는 '35 by 35' 목표를 제시했다. 수송과 건물 난방, 산업 공정에서 화석연료를 직접 사용하는 대신 전력 사용을 확대하겠다는 구상이다. 그러나 전기화 목표를 제시하는 것만으로는 화석연료 의존도를 낮추는 데 한계가 있다는 지적이 나온다. 전문가들은 근본적인 에너지 소비 구조와 산업 체계의 전환이 뒷받침되지 않는다면 이번 총회 역시 선언적 합의에 그칠 수 있다고 우려한다. 이회성 CF연합 회장(전 기후변화에 관한 정부 간 협의체(IPCC) 의장)은 지난 4일 열린 '아시아·태평양 재생에너지포럼(AFORE)'에서 “화석연료 소비는 줄어들어야 하지만 화석연료의 퇴출을 선언하는 것과 화석연료 없이도 작동할 수 있는 경제를 구축하는 것은 전혀 다른 문제"라고 지적했다. 개발도상국의 기후 대응을 지원하기 위한 재원 조달도 쟁점이 될 전망이다. 국제사회는 2024년 COP29에서 선진국 주도로 개도국에 제공하는 기후재원을 2035년까지 연간 최소 3000억달러로 확대하기로 합의했다. 하지만 재원 규모의 적정성과 국가별 분담 책임, 실제 자금 집행을 놓고 선진국과 개도국 간 이견이 지속되고 있다. 배보람 녹색전환연구소 부소장은 “올해 6월 협상에서는 선진국의 재원 제공 의무를 논의할 작업프로그램의 세부 계획조차 확정하지 못했다"면서 “기후위기에 책임이 가장 적은 개발도상국이 오히려 부채를 떠안으며 위기에 대응하고 있는 현실"을 지적했다. 이런 상황에서 인공지능(AI)과 데이터센터의 환경영향을 관리하기 위한 새로운 국제적 약속도 논의되고 있다. COP31 의장국인 튀르키예는 데이터센터의 에너지 소비와 온실가스 배출량 공개 등을 담은 '안탈리아 AI 서약'을 추진한다. 다만 법적 구속력이 없는 자발적 선언이라는 점에서 구체적인 이행 기준과 점검체계가 마련되지 않을 경우 기존 기후협약의 한계를 되풀이할 수 있다는 우려가 나온다. 앞선 국제선언에서도 이행 책임을 확보하는 데 한계가 드러났다. 2024년 COP29에서 채택된 '녹색 디지털 행동 선언'은 데이터센터와 인공지능(AI)의 환경영향을 줄이고 청정에너지 사용을 확대하는 내용을 담았지만, 글로벌 데이터 랩(Global Data Lab)의 국제 기후협력 이니셔티브 평가에서 책임성 지수가 1점 만점에 0점을 기록했다. 결국 COP31이 내세운 '이행의 COP'가 또 하나의 구호로 남지 않으려면 선언을 넘어 각국의 책임과 구체적인 이행 방안을 명확히 해야 한다. 국제사회가 반복된 합의의 한계를 넘어 실질적인 감축 성과를 이끌어낼 수 있을지는 매년 열리는 유엔기후변화협약 당사국총회(COP)의 핵심 과제로 떠오르고 있다. 김연지 기자 yonzgonz@ekn.kr

임은정 공주대학교 국제학부 교수 지난 3일 치러진 미국 중간선거에서 민주당이 상·하원 다수당 지위를 되찾았다. 이에 더해 2010년 이후 16년 만에 주지사직도 과반을 차지했다. 생활비 부담과 이란 전쟁, 트럼프 행정부의 국정 운영에 대한 불만이 중첩되면서 미국의 정치 지형이 다시 바뀐 것이다. 내년 1월 제120대 의회가 출범하면 행정부에 대한 의회의 견제가 한층 강화되면서 트럼프 대통령의 레임덕이 가속화할 가능성도 커졌다. 그러나 한국의 입장에서는 미국 의회와 행정부 간의 갈등 상황 자체에 대한 우려보다는, 이러한 변화 속에서 한국의 에너지 안보와 산업적 이익을 어떻게 확보할 것인지에 대한 전략을 구체화하는 것이 더욱 중요하다. 우선 이번 민주당의 승리가 곧바로 미국 에너지정책의 전면적인 전환으로 이어지리라 예측하는 것은 다소 무리가 있다. 의회 구성이 바뀌어도 대통령은 바뀌지 않는다. 민주당이 법률을 통해 정책을 수정하려 해도 대통령에게는 거부권이 남아 있다. 따라서 화석연료 중심의 정책이 곧바로 폐기되거나 과거의 친환경 지원 정책이 단시간 내에 복원되리라 기대하기는 쉽지 않다. 오히려 예산과 지원 조건을 둘러싼 협상이 복잡해지고 사업의 불확실성이 커질 가능성에 대비해야 한다. 이번 선거에서 특히 눈여겨볼 대목은 데이터센터를 둘러싼 사회적 갈등이다. 텍사스주와 조지아주에서는 신규 데이터센터 개발의 일시 중단을 공약으로 내건 민주당 후보들이 주지사 선거에서 승리했다. 공화당 소속 텍사스 주지사도 선거 전에 데이터센터 관련 허가 중단을 지시했다는 점에서, 지역의 반발은 정당을 가리지 않는 정치적 압력으로 작용하고 있었다는 것을 짐작할 수 있다. 이러한 사례는 첨단 산업의 성장을 지지하는 것과, 그에 수반되는 전력·용수 수요 증가와 기반시설·환경 부담을 지역 주민들이 받아들이는 것은 별개의 문제임을 보여준다. 국가 경쟁력이라는 명분만으로 지역의 우려까지 해소되는 것은 아니라는 얘기다. 이러한 지역 내에서의 갈등은 백악관의 투자 독려만으로 풀리기 어렵다. 미국에서는 소매 전기요금 결정에 주 규제기관의 역할이 크다. 연방정부가 사업을 지원하더라도 현지의 전력 조달 조건과 비용 분담 문제가 주민들이 납득할 수준으로 해소되지 않으면 실행에 차질이 생길 수 있다. 한국 기업 역시 대미 투자 규모를 발표하는 데 그치지 않고, 현지에서 필요한 전력과 용수, 기반시설을 어떤 조건으로 확보하고 그 비용은 누가 얼마나 부담할 것인지, 법적 분쟁의 소지는 없는지 미리 살펴야 한다. 정부의 협력 상대도 백악관을 넘어 의회와 주정부, 지역사회로 넓힐 필요가 있다. 그러나 이런 리스크들이 가시화되었다고 해서 한미 간 에너지 관련 협력의 동력이 모두 약해질 것이라고 보는 것도 과한 판단일 것이다. 원자력의 경우에는 미국 정치권에서 이미 초당적 협력의 기반이 어느 정도 다져진 분야다. 미국의 원자력 개발과 규제 체계 개선을 지원하는 'ADVANCE 법'은 2024년 양당의 폭넓은 지지로 제정됐다. 안정적인 전력 공급과 제조업 경쟁력, 지역의 일자리를 공통분모로 삼는다면 관련 협력은 이어갈 여지가 있을 것이다. 다만 앞서 논의한 바와 같은 이유로 위로부터의 정치적 의지가 개별 사업의 실현가능성과 경제성을 모두 보장하는 것은 아니라는 점도 함께 염두에 두어야 한다. 한국의 제조·건설 역량을 활용하더라도 금융 조달과 인허가, 공사 지연에 따른 법적 및 경제적 책임을 미리 구체화하고 리스크 대응 시나리오를 마련할 필요가 있다. 알래스카 액화천연가스(LNG) 사업을 바라보는 기준도 마찬가지다. 필자는 지난달 이 지면에서 공급망과 운송 경로 다변화의 가치를 강조하면서도 높은 초기 투자비와 건설 지연의 리스크 등도 고려하면서 우리 기업의 참여 범위를 구체화해야 한다고 썼다. 이 기준이 미국의 선거 결과에 따라 달라질 이유는 없다고 본다. 트럼프 대통령이 요구한다고 해서 사업성을 희생시켜서도 안 되겠지만, 민주당이 승리했다고 해서 이 사업의 전략적 가치까지 사라졌다고 볼 일도 아니기 때문이다. 정치적 환경이 변할수록 한국이 얻을 이익과 부담할 위험을 우리 스스로 명확히 정리하고, 그에 입각한 협상을 진행하려는 노력이 절실하다. 필자는 이번 선거를 계기로 한미 에너지 협력을 위축시키기보다, 정치적 변화에도 지속할 수 있는 협력의 조건을 만드는 데 정부와 산업계가 지혜를 모아야 한다고 본다. 미국의 연방의회 선거는 2년마다 치러지지만, 에너지 협력은 수십 년을 내다봐야 한다. 이번 중간선거를 통해 드러난 미국의 표심을 면밀히 읽되, 한국의 에너지 전략까지 그때그때의 정치적 변화에 휩쓸려 좌충우돌해서는 안 될 것이다. bienns@ekn.kr

이회성 CF연합 회장(전 기후변화에 관한 정부 간 협의체(IPCC) 의장)이 국제사회의 화석연료 퇴출 선언만으로는 실질적인 탄소 감축을 이끌어내기 어렵다고 지적했다. 그는 화석연료 수요를 줄이는 동시에 재생에너지와 원자력 등 다양한 무탄소 에너지원을 활용해 산업 경쟁력을 갖춘 경제구조로 전환해야 한다고 강조했다. 이 회장은 4일 한국신재생에너지학회가 제주 부영호텔에서 개최한 국제학술대회 '아시아·태평양 재생에너지포럼(AFORE)'에서 “화석연료 수요 감소가 뒷받침되지 않는다면 화석연료의 단계적 퇴출에 관한 합의는 별다른 의미가 없을 것"이라고 밝혔다. 오는 9일부터 20일까지 튀르키예 안탈리아에서 제31차 유엔기후변화협약 당사국총회(COP31)가 열린다. 이 회장은 COP31을 앞두고 그동안 국제사회가 추진해 온 화석연료 퇴출 논의의 실효성에 의문을 제기했다. 그는 “2021년 COP26에서는 석탄발전의 단계적 감축에 합의했고, 2023년 COP28에서는 화석연료로부터의 전환에 합의했다"면서도 “2024년 COP29에서는 화석연료에 관한 언급이 삭제됐고 지난해 COP30에서도 화석연료의 미래에 관한 내용을 합의문에 담는 데 실패했다"고 설명했다. 이어 “화석연료에 대한 수요는 여전히 매우 강하다"며 “화석연료 소비는 줄어들어야 하지만 화석연료의 퇴출을 선언하는 것과 화석연료 없이도 작동할 수 있는 경제를 구축하는 것은 전혀 다른 문제"라고 강조했다. 이를 위해 재생에너지 보급 확대를 넘어 무탄소 전력시스템을 구축해야 한다고 주장했다. 이 회장은 “재생에너지의 발전비용이 낮아졌다고 해서 전력시스템 전체의 비용까지 낮아지는 것은 아니다"라며 “하루 24시간, 일주일 7일 동안 전력 수요를 충족하는 데 필요한 전체 시스템 비용을 살펴봐야 한다"고 말했다. 태양광과 풍력은 일조량과 풍속 등 기상 여건에 따라 발전량이 달라지는 간헐성 문제가 있다. 이에 따라 전력 수요와 공급의 균형을 유지하기 위해 에너지저장장치(ESS)와 송배전망 확충, 예비전력 확보 등에 추가 비용이 발생할 수 있다. 유럽의 정책 변화도 언급했다. 그는 “유럽은 기후 목표를 포기하고 있는 것이 아니라 경쟁력 있는 산업 기반과 안정적인 에너지 공급 없이는 기후 목표를 지속적으로 추진할 수 없다는 사실을 인정하고 있다"고 평가했다. 그는 원자력 발전 등 다양한 무탄소 에너지원의 역할을 강조하며 “재생에너지가 이룬 성과를 바탕으로 다른 모든 무탄소 기술을 통합해야 한다"고 말했다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

지난 3년 동안 전세계적으로 확대되던 재생에너지 보급이 송·배전망 구축 문제로 올해 들어 위축될 조짐이 나타나고 있다. 세계 최대 재생에너지 전력 생산 국가인 중국에서 태양광을 중심으로 용량 상승폭이 작아졌기 때문이다. 재생에너지 보급과 송전망 구축 정책 간 어긋나는 부분이 있다는 점이 원인으로 지목되면서 정부도 2030년 재생에너지 100GW 보급 정책을 위한 전력망 혁신 대책을 내놓기도 했다. 4일 중국 국가에너지청(NEA)와 재생에너지 업계 등에 따르면, 올해 9월 말 기준 중국 내 태양광 발전용량은 총 1313기가와트(GW)로 지난해 같은 달(9월 말)보다 16.5% (186GW) 증가했다. 그러나 지난해 9월 말 전년 같은 시점 대비 45.7%(353GW) 늘어난 점과 비교하면 증가세가 크게 둔화했다. 풍력의 발전용량도 지난해 9월 말 기준 582GW로 21.3%(102GW) 늘었고, 지난 9월 말에는 20.4%(118GW) 증가한 것으로 집계됐다. 이 같은 재생에너지 보급 둔화 조짐은 중국만의 문제가 아니다. 다른 나라에서 재생에너지 보급에 속도를 내도 전세계 재생에너지 발전 용량의 절반가량을 차지하는 중국에서 성장 둔화가 나타나면 관련 공급망에도 여파가 미치기 때문이다. 지난해까지는 3년 연속으로 재생에너지 보급 속도가 가팔랐다. IRENA가 지난 7월 발간한 '재생에너지 통계 2026'에 따르면, 수력·풍력·태양광·조력·지열·바이오매스 등을 포함해 전 세계 재생에너지 발전용량과 전년 동기 대비 증가율은 △2023년 3876GW(14.7%) △2024년 4462GW(15.1%) △2025년 5155GW(15.5%)였다. 2022년까지는 증가율이 7~11%대에 머물렀다. 국제재생에너지기구(IRENA)도 중국 내 재생에너지 보급 둔화를 예의 주시하는 모습이다. 프란체스코 라 카메라 IRENA 사무총장은 지난달 27일 로이터통신과의 인터뷰에서 “올해 재생에너지 발전용량 증가폭이 역대 최대치를 경신하지 못하는 주요 원인은 발전용량과 배전 및 송전 능력 간의 불일치(미스매치) 때문"이라며 전력계통 용량이 한계에 다다랐을 때 재생에너지 발전을 멈춰야 하는 현상을 원인으로 지목했다. 비슷한 고민은 한국 정부도 있다. 기후에너지환경부는 2030년까지 재생에너지 설비를 100GW 보급하겠다는 목표를 내세우고 보급 총력전을 기울이고 있는데, 발전 설비를 확충하더라도 송전망 때문에 전력 공급이 막히면 효용성이 떨어진다. 전력이 일정량 꾸준히 나오는 대신 햇볕 세기나 풍속 등에 따라 발전량이 들쭉날쭉한 '재생에너지의 간헐성'은 전력이 연결된 송배전망의 용량보다 더 많이 생산됐을 때 발전을 아예 차단해야 하는 출력제한 상황도 초래한다. 특히 태양광은 구름이 없고 입사각이 높을수록, 태양광 모듈 패널 작동을 방해하지 않을 정도로 기온이 적당히 높은 경우 발전량이 급격히 많아진다. 봄~가을철에는 낮에 날씨 조건이 잘 맞으면 태양광 발전량이 20GW를 넘기고, 올해 같은 경우 최대 2만9000MW(5월 29일)에 달하기도 했다. 시간대별 전력 수요와 액화천연가스(LNG) 등 다른 발전원의 가동율, 전력 계통용량이 얼마나 남았는지 등에 따라 태양광 발전량이 최대로 올라갈 수도 있고 내려갈 수도 있다. 이 같은 특성 때문에 재생에너지 발전설비를 전력망에 더 수용하려 해도 최대 발전량을 기준으로 설비 접속 여부를 결정해 보급 속도가 더뎌지는 문제가 발생한다. 이에 기후부는 지난 9월 말 재생에너지 보급 과정에서 전력망 혁신대책을 내놓기도 했다. 태양광 발전기의 전력망 접속을 최대 수용량보다 더 많이 허용한 뒤, 출력이 수용량을 실제로 넘어섰을 때 잠깐 출력 제어를 거는 방식이 대표적이다. 낮에 발생한 초과 발전량을 에너지저장장치(ESS)에 저장해 기존 송·배전망으로도 재생에너지 접속을 최대한 수용할 여건도 마련한다. 기후부는 이 대책으로 전국 전력망 수용량을 송전 기준 119GW에서 171GW로, 배전 기준으로는 84GW에서 110GW로 늘릴 수 있을 것으로 기대했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

재생에너지 확대를 위한 전력망 논의에서 먼저 물어야 할 질문이 있다. 누가 망을 소유해야 하는가에 앞서, 건설비를 누가, 언제, 어떤 방식으로 부담할 것인가라는 질문이다. 최근 환경계에서 회자되고 있는 송배전망을 한전에서 분리하는 방안도 이 문제를 건너뛸 수 없다. 소유구조를 바꾼다고 투자비가 사라지거나 이를 회수할 재원이 저절로 생기지는 않기 때문이다. 독일은 원칙적으로 재생에너지 발전설비의 개별 접속비용은 발전사업자에게, 공용망 보강·확충 비용은 망 운영사업자에게 부담하도록 한다. 그러나 투자 주체와 최종 부담 주체는 다르다. 규제기관이 비용의 적정성과 효율성을 심사해 망 요금으로 거둘 수 있는 수입의 상한을 정하면, 사업자는 망 이용 요금을 통해 이를 회수한다. 이 요금은 가정과 기업의 전기요금에 포함된다. 독일도 소비자 부담을 낮추기 위해 재정을 투입하지만, 이는 비용을 없애는 것이 아니라 부담의 방식을 바꾸는 조치다. 핵심은 투자 의무와 비용 회수 체계의 연결이다. 한국도 적정 원가와 적정 투자보수를 포함한 총괄 원가 보상을 요금 산정의 원칙으로 한다. 다만 한전은 전기요금과 송배전설비 이용 요금을 독자적으로 바꿀 수 없고 정부 인가를 받아야 한다. 망 건설비는 자산으로 계상되고 감가상각비의 요금 반영 등을 통해 장기간 회수된다. 따라서 차입 자체가 문제는 아니다. 비용 회수가 불확실한 상태에서 투자를 확대하면 자금조달 부담과 금융비용이 늘어날 수 있다는 것이 문제다. 한전도 요금 조정 지연이 망 확충과 설비 유지·보수의 재원 확보를 어렵게 한다고 설명한 바 있다. 이러한 조건에서 한전이 투자 규모와 속도를 신중하게 판단한다고 이를 곧바로 공익에 반하는 조직의 사익 추구라고 규정하기는 어렵다. 재무 건전성은 조직의 존속과 관련된 이해이지만, 안정적인 전력공급과 지속적인 설비투자를 가능하게 하는 조건이기도 하다. 조직의 이해가 존재한다는 사실과 그것이 공익에 배치된다는 판단은 다르다. 비용 회수의 제약을 조직 이기주의로만 설명하면 제도의 문제를 공기업의 태도 문제로 바꾸어 놓게 된다. 여기에 전기요금의 정치경제학이 맞물린다. 전기요금 인상에 대한 반감이 정치적 선택으로 이어질 수 있기 때문이다. 전기요금을 흔히 '전기세'라고 부를 만큼, 요금은 정부가 정한다는 인식이 오래 굳어 있다. 그러다 보니 요금 인상은 대통령의 국정 지지율이나 집권당 지지에 부정적인 영향을 줄 수 있고, 정부에 요금 조정을 늦출 유인을 제공한다. 전력망 투자의 편익은 중장기적으로 나타나지만, 요금 인상의 부담은 다음 달 고지서에 드러난다. 투자 필요성에 대한 경제적 판단과 요금 결정의 정치적 판단이 어긋날 수 있는 이유다. 물론 망 투자가 늘어날 때마다 요금을 올려야 하는 것은 아니다. 구매전력비 감소나 판매 수입 증가로 일부 부담을 흡수할 수도 있다. 문제는 기존요금 수입으로 충당하기 어려운 비용이 발생하는데도 요금 조정이나 대체 재원 마련을 유보한 채 투자만 요구하는 상황이다. 그사이의 재무적 부담은 한전에 누적될 수 있다. 부족한 재원을 차입으로 메우고 회수가 계속 지연되면 미래의 요금이나 재정지원에 대한 압력으로 남는다. 따라서 공용망 확충 요구는 비용 배분의 문제와 분리할 수 없다. 에너지 전환의 사회적 편익을 고려해 비용을 넓게 분담할 수는 있다. 그러나 그 필요성을 주장한다면 편익뿐 아니라 소비자가 부담할 비용도 함께 설명해야 한다. 소유권 분리 역시 독립적인 해답이 아니다. 별도 송전회사라도 투자비 회수가 불확실하면 자금조달이 어렵고, 현행 소유구조에서도 회수 체계의 개선은 검토할 수 있다. 조직도를 바꾸는 것과 투자 여건을 개선하는 것은 같은 일이 아니다. 이는 한전의 모든 판단을 정당화하거나 비용을 무조건 소비자에게 넘기자는 뜻이 아니다. 투자의 필요성과 효율성을 검증하고, 재생에너지 보급계획과 계통 계획을 연계해야 한다. 사업자·소비자·재정 사이의 분담 원칙과 중장기 회수 체계를 마련하고 취약계층은 별도로 보호해야 한다. 요금을 억제한다면 재원 부족을 보완할 방안도 함께 결정해야 한다. 투자비 회수 방안은 미룬 채 전력망만 늘리라는 요구의 모순을 풀지 않는 한, 망의 주인을 바꾸는 것만으로 문제는 해결되지 않는다. bienns@ekn.kr

태양광 발전 및 시공업계가 전국에서 정부를 규탄하는 시위에 나서겠다고 예고했다. 지역의 전력도매가격을 낮추는 지역별요금제가 태양광 사업자의 수익을 악화시킬 수 있다는 우려에서다. 4일 전국태양광발전협회에 따르면 대한태양광발전사업자협회 등 태양광 관련 단체들은 오는 25일 세종 기후에너지환경부 청사 앞에서 집회를 열기로 하고 세종남부경찰서에 집회 신고를 마쳤다. 이날 집회에는 전국 태양광 발전·시공업계 관계자 500~600명이 참석할 것으로 예상된다. 협단체들은 세종 집회 이전에 청와대나 광화문에서도 모이는 방안을 검토하고 있다고 전했다. 이번 집회는 정부가 연내 도입을 추진하는 지역별 한계가격제(LMP)에 따른 비수도권 발전사업자의 수익 감소 우려가 배경이다. 지역별요금제는 전력 수요와 공급, 송전망 혼잡 등을 반영해 지역별 전력도매가격을 차등 적용하는 제도다. 기후부에 따르면 지역별 전기요금 인하에 필요한 재원은 연간 약 2조8000억원으로 추산된다. 이 가운데 한국전력이 1조3000억원을 부담하고 국가 재정 5000억원을 투입하는 한편, 비수도권 전력도매가격을 킬로와트시(kWh)당 약 10.6원 낮춰 나머지 1조원가량을 확보하는 방안이 제시됐다. 특히 수도권 전기요금을 올리는 대신 비수도권 전기요금을 낮추는 방식으로 제도가 추진되면서 비수도권 발전사업자들의 반발이 커지고 있다. 지역 소비자의 전기요금 인하에 필요한 재원의 일부를 발전사업자의 전력 판매수익 감소를 통해 마련하는 구조이기 때문이다. 태양광업계는 기존 발전소의 투자비와 금융비용, 장기계약 구조 등을 고려하지 않은 채 전력도매가격을 낮출 경우 사업자의 수익성이 악화할 수 있다고 우려하고 있다. 신규 투자 위축은 물론 기존 발전소의 금융비용 상환과 사업 지속성에도 영향을 미칠 수 있다는 주장이다. 이에 태양광 관련 단체들은 이날 공동 정책건의문을 국회에 제출했다. 건의문에서는 제도 시행 일정 재검토와 발전원·지역·계약유형별 영향평가를 요구했다. 기존 발전소에 대한 경과조치와 손실 완충장치 마련, 송전망 확충에 따른 비용 부담의 형평성 확보를 촉구했다. 또한 도매가격 개편과 소비자 전기요금의 지역별 차등 논의를 구분하고, 직접전력구매계약(PPA)과 주민참여형 재생에너지 사업 등에 미치는 영향을 분석해야 한다고 강조했다. 발전원별 협회와 관련 기업이 참여하는 공식 협의체 구성도 요청했다. 김숙 전태협 사무총장은 “전력시장 제도의 변화는 특정 기업이나 발전원에 국한된 문제가 아니라 전체 전력시장 참여자의 사업환경과 투자 안정성에 직접적인 영향을 미치는 중대한 사안"이라며 “이해관계자들의 의견이 첨예하게 대립하는 상황에서는 시행을 서두르기보다 충분한 의견수렴과 객관적인 영향 분석, 합리적인 대안 검토가 선행돼야 한다"고 말했다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr