전력 인프라의 미래는?

대학생신재생에너지기자단 24기 박선혜

[발전원부터 전력 거래 시장까지]

현재 우리는 에너지 전환이라는 중요한 전환점을 맞이하고 있다. 전 세계적으로 화석연료 의존도를 줄이고 신재생에너지 비율을 확대하는 추세가 강하게 나타나며, 이는 국내 전력 시장에도 큰 영향을 미치고 있다. 특히, 신재생에너지의 확산과 함께 기존 발전원에 대한 의존도를 점차 줄여나가는 과정에서, 전력망의 효율적 운용과 안정적인 공급을 위한 새로운 기술과 전략들이 요구된다. 이와 함께 발전원 간의 균형을 맞추고, 거래 방식의 개편에 대한 필요성도 커지고 있다. 발전에서부터 거래까지 전력 인프라의 주요 이슈를 다룬다.

[차세대 에너지 전환, SMR과 수소]

우리나라 주요 전력지표를 살펴보자. 전력통계정보시스템에 따르면 2023년 기준 화력 34만GWh, 원자력 18만GWh, 자가용 5만GWh, 수력 7천GWh로 총발전량 중 화력, 원자력이 높은 비율을 차지한다. 그렇다면 이러한 발전 비율이 앞으로 유지될까? 분명히 그 구도는 눈에 띄게 달라질 것이다. 최근 G7 국가 중 하나인 영국은 G7 참여국 최초로 지난해 말, 마지막 남은 석탄화력발전소의 가동을 중지했다. 우리나라는 G7 정식 회원국은 아니지만, 참관국으로 참여하고 있으며, 일각에서는 ‘석탄화력발전소 단계적 폐지 합의’를 국제적으로 규범화하고 다른 나라의 동참을 요구할 가능성이 높다고 밝혔다. 우리나라에서는 올해 태안 1, 2호기 등 총 14기가 폐쇄될 예정이다. 또한 제10차 전력수급기본계획에 따라 올해부터 2036년까지 전국 석탄화력발전소 58기 중 28기를 단계적으로 폐쇄하고, LNG 발전소로 대체할 예정이라고 밝혔다. 노후한 석탄화력발전소의 가동 중지에 대한 논의는 현시점 뜨거운 감자다. 석탄화력발전소 폐지에 따른 일자리 문제, 석탄화력발전 폐지 지역 지원 특별법 제정과 관련해서도 불분명한 상황이고, 노후한 석탄발전소가 빠져나간 자리를 어떻게 채워야 할지도 많은 논의가 오가고 있다. 이에 따라 LNG 발전이 대안으로 꼽혀왔다. 하지만 다른 발전원에 비해 높은 온실가스 배출량, 2022년 기준 발전원별 정산단가가 kWh당 원자력이 52원, 석탄 158원, LNG 239원이라는 점을 감안하면, LNG가 주 발전원이 된다면 전기요금의 인상은 불가피해질 것이다.

[자료 1. 전력지표 총 발전량]

출처: 전력통계정보시스템

차세대 에너지 원천으로 강력하게 꼽히는 것은 SMR과 수소다. SMR의 경우, 재생에너지의 간헐성 한계에서 벗어나 수요량에 따라 출력량 조절이 가능하다. 또한 각국에서도 SMR 실증에 적극적으로 나서고 있어 글로벌 경쟁이 심화하고 있다. 각국에서도 상용화를 준비 중으로 전 세계 규제기관은 각기 기준 마련에 나섰다. 우리나라에서는 올해 1월에 열린 원안위 R&D에서 ‘중소형원자료 안전 규제 기반 기술 개발’ 항목이 가장 많이 늘어난 사업으로 꼽혔다. 이는 경수형 SMR 표준설계 인가에 필요한 규제 체계 정비, 관련 기술, 기준 확보를 위함이다. 수소는 원자력과 동시에 이용함으로써 효율성을 극대화할 수 있다. 원자력수소는 원전에서 생산되는 열과 전기를 동시에 이용하기 때문에 전기를 이용하는 방식보다 30% 정도 효율이 높다. 또한 전원별 생산 단가가 저렴하여 1GW급 1기가 생산하는 연간 수소 생산량이 15만 톤에 달하는 저렴한 수소를 공급할 수 있다. 그뿐만 아니라 원전에서 발생하는 이산화탄소가 거의 없어 청정수소로 분류된다.

[송전 효율의 극대화, HVDC]

초고압 전류의 송배전 방식을 교류에서 직류로 변환하는 기술인 HVDC는 대규모 전력을 안정적으로 전달해 주는, 성장 가능성이 큰 신기술이다. HVDC 송전전압으로는 345-500-765KV가 이용된다. 국내, 해외에 설치된 전력 인프라망 및 전력기기 대부분은 HVAC가 설치되어 있다. HVDC는 HVAC에 비해 연구개발 난도도 높고 설치 비용 또한 비싸기 때문이다. 하지만 데이터센터, AI와 같이 24시간 구동되어야 하는 인프라 때문에 안정적인 전력 공급이 이루어져야 하고 대용량으로 송전이 가능해야 하므로 모두가 주목하고 있는 기술인 것이다. HVDC 기술은 발전제약의 해결책으로서 전력망 문제와 관련해 중요한 역할을 할 것이다. 한편, 현재 운영 중인 HVDC는 진도-제주 HVDC, 해남-제주 HVDC, 북당진-고덕 HVDC가 있다. 북당진-고덕 HVDC는 국내 최초로 육지 계통의 최대 용량 고압직류 송전망을 건설한 사업이다. 서해안 지역에서 발전된 전력을 경기도 평택과 같은 수도권으로 전송하기 위함이며, 작년 5월 준공을 완료했다. 이번 준공으로 반도체 단지가 포함된 수도권 지역에 전력 공급 기반이 갖춰졌다. 또한, 2단계에 걸쳐 완공된 북당진-고덕 HVDC는 총 2단계에 걸쳐 완공되었으며 총 3GW 전력공급이 가능하다. 이는 원자력발전소 3기에 해당하는 규모다.

[자료 2. 국내 HVDC 프로젝트]

출처 : kepco

세계적인 전력 소비 증가와 국가 간 전력망 연계가 활발히 진행됨에 따라 HVDC 기술 관련 프로젝트가 활발히 추진되고 있다. 그 중 대표적인 예로 한국전력공사는 전국을 동서와 남북 두 축으로 연결하는 송전망을 구축 계획이 있다. 동서축은 신한울 3~4호기 등 8GW의 신규 발전 용량을 전송하며, 남북축은 서해안 해저 HVDC를 통해 한빛원전과 태양광 등 신재생 에너지로 생산된 8GW 용량의 전력을 이송할 예정이다.

[재생에너지와 관련한 전력시장은?]

재생에너지 보급을 활성화하기 위해 2012년부터 신재생에너지 공급의무화제도(RPS)가 도입되어 운영되고 있다. RPS 제도는 대형 발전사들이 일정 비율 이상의 전력을 신재생에너지로 공급해야 하는 의무를 부여하는 제도다. 대형 발전소가 직접 재생에너지를 생산하기보다는, 공급 의무를 이행하기 위해 재생에너지 발전사업자로부터 재생에너지 인증서를 구매하는 방식이 더 효율적이기 때문에 많은 대형 발전사가 이를 택하고 있다. 하지만 RPS제도와 K-RE100의 거래 시장 구조는 상충적인 관계라는 분석이 나온다. RPS 제도에서 높은 가중치를 받는 재생에너지 발전사업자의 경우 K-RE100 거래 시장의 참여율이 낮아진다. 따라서 기업은 직접 PPA에서 다양한 재생에너지와 관련한 계약 기회가 줄어들 수밖에 없다. 반대로, 녹색 프리미엄이나 배출권 가격이 재생에너지 발전단가보다 낮아진다면 기업의 재생에너지 구매가 녹색 프리미엄으로 편중되어 직접 PPA 거래에 어려움을 겪는다. 따라서 K-RE100 제도의 이행 수단과 재생에너지의 연관성을 고려하여 K-RE100, RPS제도 모두 재정비할 필요성이 있다. 한편, RPS 제도가 재생에너지 보급을 촉진하는 데 한계가 있다는 지적도 제기되고 있다. 현행 RPS는 시장의 불확실성과 복잡성, 진입 장벽, 그리고 앞서 언급했던 RE100 시장과의 경합 문제를 안고 있다. 특히, 3년마다 진행되는 REC 가중치 개정 과정에서 시장 불확실성이 커지고, 가중치 개정 여부 자체가 또 다른 불확실 요인으로 작용하고 있다. 또한 REC 가중치가 설치 유형이나 발전원에 따라 달라지면서 시장 참여자들이 제도를 이해하는 데 어려움을 겪고 있다. 공급망 관리 측면에서도 문제점이 드러나고 있다. 예를 들어, 태양광 발전설비의 경우 국산 태양광 모듈 사용 비중이 정부 계약에서는 높게 나타나지만, 현물시장이나 자체 계약에서는 상대적으로 낮은 편이다. 이러한 문제를 해결하기 위해 현물시장을 폐지하고, 정부가 주도하는 장기 고정가격 계약을 도입해야 한다는 의견도 나오고 있다.