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.

제12차 전력수급기본계획에 반영된 반도체·AI 데이터센터·피지컬AI 등 3대 메가프로젝트 전력 추가 수요가 과도해 하향 전망까지 포함해야 한다는 제언이 나왔다. 15일 에너지경제신문 취재에 따르면, 서왕진 조국혁신당 의원과 박지혜 더불어민주당 의원, 녹색에너지전략연구소, 에너지전환포럼은 전날 오후 서울 여의도 국회의원회관에서 '메가프로젝트, 다음 질문에 답하다' 토론회를 개최했다. 이 자리에서 12차 전기본에 반영된 3대 메가프로젝트 전력 수요가 AI 산업 성장이 지체될 가능성을 반영하지 않아 자칫하면 전력 인프라 과잉 투자가 나타날 수 있다는 지적이 제기됐다. '전력수요 전망의 타당성과 하향 시나리오'를 주제로 발제한 석광훈 에너지전환포럼 전문위원은 메가프로젝트 발표 내용을 반영해 지난 8월 다시 나온 제12차 전기본 전력수요 재전망에서 하향 전망이 빠졌다고 지적했다. 경제성장률 등을 토대로 반영하는 기존 수요 전망 모델과 별도로 반도체·데이터센터·전기화에 따른 추가 수요 53.5GW를 별도로 계산한 뒤 기준전망 179.2GW와 상향전망 186.4GW를 제시했다. 이에 대해 석 위원은 “추가수요 별도 전망은 기존 수요전망 모형과 중복으로 산정될 위험이 있고, 전력 인프라는 건설기간이 길고 초기 투자 비용이 크기에 전력 수요가 정체돼도 투자를 물릴 수 없다"며 “국제에너지기구(IEA)가 AI 데이터센터가 유발하는 전력수요 전망을 상향치와 하향치 모두 제시하고 있다"고 말했다. AI 데이터센터 기술 개선과 전력 효율 향상, 프로젝트 금융 조달 차질 등으로 실제 전력 인프라 수요가 줄어들 가능성에 대비해야 한다고 석 위원은 지적했다. 2000년 닷컴버블이 광케이블 기술 고도화가 촉발했던 것처럼, 대규모 언어 모델(LLM) 성능 고도화로 AI 인프라 붐이 기대와 달리 꺼질 수 있다는 것이다. AI 인프라 조성에 필요한 자본이 막대해 미국 빅테크조차 보유 현금과 회사채 발행 뿐만 아니라 특수목적법인(SPV) 설립과 순환금융 같은 우회로를 동원하는 경향도 나타난다. 석 위원은 “AI 데이터센터 전력수요를 선형으로 상향 전망한 뒤 여기에 발전설비 건설 계획을 연결하면 상황 변화에도 전력부문 설비 투자를 조정할 수 없는 고착 효과와 좌초자산화 위험이 발생한다"며 “12차 전기본에서도 거시경제 요인을 반영한 수요전망 모델로 회귀하더라도 버블붕괴 위험을 반영한 하향 시나리오를 별도로 제시해야 한다"고 강조했다. 2040년이 아닌 2030년까지 늘어난 전력 수요부터 정확히 예측해 발전과 송전 인프라를 적정 규모로 확충하고 탄소 감축 목표를 달성할 수 있다는 지적도 제기됐다. 기존 계획과 실제 데이터센터 건설·운영 및 전력 수요가 달라지면 석탄이나 액화천연가스(LNG) 등 탄소 배출을 초래하는 화석연료로 대응하게 되기 때문이다. 문효동 녹색에너지전략연구소 부연구위원은 '메가프로젝트 수요 전망과 2030 단기 전력수급 영향'을 주제로 발표하며 발전 설비들이 늘어난 수요 증가를 감당하는 방식이 LNG에 의존하는 구조를 지적했다. 전국 11개 권역의 2030년 시간별 전력 운영을 분석하는 모형(PyPSA-GESI)을 활용해 △11차 전기본 기준 △12차 전기본상 데이터센터 수요 예측치 50% 반영(DC50) △100% 반영(DC100)의 세 가지 경우를 비교해본 결과, LNG 이용률이 11차 기준 30.7%에서 DC50 40.6%, DC100 47.8%로 높아졌다. 특히 데이터센터 수요 실현으로 차이가 21TWh나면 LNG 발전은 36.8TWh 늘고 석탄발전은 17.0TWh 줄었다. 문 부연구위원은 메가프로젝트 발표 규모를 확정수요로 여기는 대신 확정·조건부·유보로 구분해 단계적으로 반영하고, 2026~2030년 단기 실행계획을 마련해야 한다고 제언했다. 그는 “2030년까지 온실가스 배출량이 줄지 않거나 화석연료 발전 비중이 늘면 추후 탄소 감축 부담이 더 가중될 것"이라며 “12차 전기본에서 2030년 계획부터 세밀히 짜고, 수요 전망이 바뀌더라도 온실가스 배출 감축 경로를 지키는 방식으로 전기본이 운영돼야 한다"고 말했다. 이효은 녹색에너지전략연구소 부연구위원은 '비수도권 전력수요, 기업의 입지 조건을 묻다'를 주제로 발제하며 반도체·데이터센터 기업의 입지·전력·설비투자 담당자 80명을 대상으로 기업 입지 조건에 대한 설문 조사 결과를 냈다. 이들 80명 중 향후 5년 내 신규·증설 투자를 검토하고 있다는 응답은 83.8%였지만, 비수도권을 포함해 검토하면서 현재 정부 지원 조건에서 지방 투자 가능성도 높다고 답한 담당자는 38.8%에 그쳤다. 수도권 외 현실적 후보 권역으로는 충청권(46.2%)이 가장 많았고, 비교적 재생에너지 발전 여력이 큰 호남권은 10.0%에 불과했다. 지방 입지 검토가 무산된 이유로는 인력 확보 어려움(77.8%)이 전력공급·계통접속 불확실성(22.2%)을 크게 웃돌았다. 이 부연구위원은 투자가 확약된 수요와 후속 유치를 기대하는 수요를 구분해 반영해야 한다고 주장했다. 데이터센터는 후보지별 접속 시점·용량·요금을 먼저 제시해 입지를 유도하며, 반도체는 앵커 투자 확약 일정에 맞춰 전력을 공급해야 한다는 제언도 내놨다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

김동철 한국전력공사 사장이 한국과 미국 간 원자력 발전 프레임워크에서 미 웨스팅하우스에 지급하기로 한 1기당 기술 사용료 20억달러에 대해 “20억달러는 상한 가이드라인으로, 전부 내기로 한 것이 아니다"라고 말했다. 김 사장은 12일 서울 여의도 국회에서 열린 산업통상자원중소기업벤처위원회 국정감사에 출석해 박성민 국민의힘 의원이 “웨스팅하우스에 지급할 기술 사용료를 1기당 20억달러(한화 약 2조6900억원)으로 프레임워크를 통해 조성한 것으로 안다"며 던진 질문에 이 같이 답했다. 한미 원전 프레임워크는 한국의 대미 전략투자의 일환으로 미국에 대형 원전 8기를 건설하고, 이 중 2기를 한국형 원자로인 APR1400으로 짓는다는 내용으로 이뤄졌다. 지난해 1월 한국전력·한국수력원자력과 웨스팅하우스가 맺은 타협협정(SA)에 따라 불가능했던 미국 시장 APR1400 진출을 이번에 허용하는 대신 한전·한수원이 웨스팅하우스에 지불할 기술 사용료를 새로 정했다. 기존 SA는 지난 2022년 윤석열 정부 시절 한수원을 비롯한 '팀코리아'가 체코 두코바니 원전 2기를 수주한 것을 계기로 한전·한수원이 기술 사용료를 3억5000만달러 낸다는 내용을 담고 있다. 박 의원은 “두코바니 원전 수주와 관련해 SA를 이유로 '매국 계약'이라는 표현까지 나왔지만, 이번에 새로 합의한 20억달러도 엄청난 돈"이라고 지적했다. 이에 대해 김 사장은 “20억불은 상한 가이드라인이고, 이 범위 내에서 앞으로 웨스팅하우스와 구체적인 협상을 해나가겠다"면서도 “(2025년 당시) SA 협상을 할 때 최선을 다했다"고 설명했다. 한국의 웨스팅하우스 지분 5~10% 인수 추진에 대해서는 “웨스팅하우스와 관계가 좋아지고 미국 시장 진출이 용이해진다"고 의미를 부여하며 “웨스팅하우스 기업 실사를 통해 최대한 합리적으로 인수 여부와 범위를 결정할 것"이라고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

김동철 한국전력공사 사장이 자본금과 적립금 합계 대비 한전채 발행 배수 한도가 내년 말 5배에서 2배로 줄어드는 점을 들어 “한전의 자구노력도 필요하지만 최소한의 전기요금 인상이 필요하다"고 말했다. 김 사장은 12일 국회 산업통상자원중소벤처기업위원회 국정감사에 출석해 정진욱 더불어민주당 의원의 전력망 재원 마련 질문을 받고 이 같이 답했다. 한전 부채비율 감축을 위한 재정 투입 필요성에 관한 정 의원의 언급을 듣고는 고개를 끄덕였다. 산업용 전기요금은 2022~2024년 70%가량 인상된 뒤 8분기 연속 동결됐고, 가정용 전기요금은 2023년 이후 14분기 연속 유지됐다. 반면 한전의 총부채는 200조원을 넘어섰고 하루 이자 비용으로 100억원가량을 지출하는 것으로 집계됐다. 이 같은 요금 동결과 재무 부담 속에서 한전법에 따른 한전채 발행한도는 내년 말 자본금과 적립금 합계의 5배에서 기존 규정인 2배로 환원된다. 원래 2배였지만 지난 2022년 대규모 적자에 따른 재정부담으로 한전법을 개정해 내년 말까지 한시적으로 5배로 확대했다. 호남 반도체 클러스터를 뒷받침할 전력망을 구축하는 문제에 관해 김 사장은 “여러 가지 재무 여건이 어렵기는 하지만 전력망 투자를 최고 우선순위에 놓고 있다"고 강조했다. 호남 반도체 산단을 위해 전력망을 이중화자는 정 의원의 질의에는 “현재 한전이 관리하는 전략망은 단일망이 거의 없고, 쌍방향으로 하고 있기 때문에 어느 한쪽 전력망이 고장나더라도 다른 전력망으로 일시적으로 보완하고 있다"고 답했다. 김성원 국민의힘 의원(산자중기위 위원장)이 삼성전자와 SK하이닉스에 각각 전기료 20조원과 5조원 선납을 제안한 것과 관련한 한전 입장을 묻자 김 사장은 “한전의 재무 문제를 기업들의 전기료 선납만으로 해결하는 건 잘못이지만, 전기료는 국민에 부담을 크게 주기 때문에 전기료 조정(을 통한 재무 문제 개선)은 최후의 수단"이라며 “내년 말까지 한전채 발행 한도가 줄어드니 문제를 해결하기 위해 삼성전자와 SK하이닉스의 여유 자금을 활용하면 좋겠다는 생각을 했다"고 답했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

지난 6일 국정감사장에서 김성환 기후에너지부 장관은 “내년부터 10GW 이상" 재생에너지 설비 용량이 늘어날 것이라고 말했다. 2024년에 3.4GW, 2025년에 3.8GW 늘어난 태양광 발전 설비는 올해 상반기에 2.3GW가 증가했다. 연말까지는 약 5GW를 기대해볼 수도 있을 것 같다. 김 장관의 답변대로 이루어지려면 내년에는 올해보다 두 배 이상의 신규 재생에너지 발전 설비가 설치되어야 한다. 이런 가운데 지난 9월 30일 기후에너지환경부는 재생에너지 보급 지원 제도인 공급의무화제도(RPS)의 개편을 위한 대국민 공청회를 열었다. 이 자리에서 밝힌 정부 개선안의 첫 번째 내용은 재생에너지로 발전한 전력은 별도의 입찰 시장을 개설하여 정부가 제시한 상한가 이내에서 한전이 사들인다는 것이다. 둘째는 현재 해마다 정해진 양의 재생에너지 전력 '공급' 의무를 지고 있는 대형 발전사들에게 '보급' 의무를 지게하여 대규모 설치를 촉진하겠다는 것이다. 우선 입찰 시장을 개설한 것은 어떠한가? 용량 1MW 이상의 대규모 태양광 발전소는 이미 어느 정도 다른 발전원과 경쟁할 수 있는 단계에 올라 입찰을 해도 감당할 수 있는 능력을 갖추었다. 그러나 500kW 이하의 소규모 태양광은 입찰로 인한 수익 보장의 효과는 미미한 반면 생산 비용만 늘어날 뿐이다. 지금도 장기고정가격 입찰과 인증서 관리 등이 어려워 업체에 매월 수수료를 내고 대행하는 개인사업자들이 많다. 입찰 시장에서 정부가 상한가를 정한다는 것은 해마다 생산비에 대한 평가가 이루어진다는 말이다. 그렇다면 500kW 이하 소규모 태양광에 대해서는 기준가를 정해 한전에서 구매하는 것이 가장 효율적이고 효과적인 방법이다. 소규모 사업자뿐만 아니라 전력시장과 한전을 비롯해 전력당국의 업무와 비용도 개선안보다 줄어든다. 태양에너지는 공짜로 주어지지만 매우 공평하고 적은 양이다. 지표면에 도달하는 태양의 복사에너지는 분당 약 1cal/㎠, 와트로 환산하면 1㎡당 700W 정도이다. 한전이 소유한 땅이라고 해서 더 많은 태양에너지를 받는 게 아니다. 하여 태양광 발전 산업은 많은 소생산자의 참여를 필요로 한다. 마치 벼농사와 같다. 전국에 산재한 무논에서 벼농사를 지어야 하니 더러 대농도 있지만 중소농의 참여가 절대적이다. 이는 지금까지의 태양광 보급에서도 나타난다. 신규 태양광 설비에서 1MW 이상의 대규모 태양광이 차지하는 비중은 2023년 23.1%, 2024년 26.7%, 2025년 19.4%, 올 상반기는 18%에 불과하다. 그나마 벼농사는 호남평야나 서산 간척지 같이 대규모 농지가 있지만 태양광 발전을 위한 대규모 부지를 마련하기는 그리 쉬운 일이 아니다. 따라서 소형 태양광 발전 사업자의 참여를 용이하게 하고 생산비를 줄여주는 일이 태양광 발전 보급을 위해 가장 중요한 일이 아닐 수 없다. 아울러 소규모 태양광 만으로는 산업용 전력과 기술 발전에 따라 늘어나는 전력 수요를 충족할 수가 없으니 대규모 태양광 발전 부지를 개발하는 것은 불가피하다. 지금까지 대규모 태양광 발전의 보급이 지지부진했던 것은 부지가 없기 때문이다. 당장 내년부터 보급 의무를 지는 대형 발전사들은 어디에 태양광 발전소를 지을 것인가? 새만금 간척지와 휴전선 접경지역 등이 거론되지만 그 양은 한계가 있다. 정부나 지자체가 나서서 기획 입지를 개발하지 않는 한 개별 발전사가 대규모 부지를 개발하는 것은 지난한 일이다. 부지만 있다면 대형 발전사가 아니라도 대규모 재생에너지 사업에 투자할 민간의 여력은 충분하다. 과연 이런 제도 정비로 “내년부터 재생에너지 10GW 이상" 설치가 가능할지는 미지수다. 소규모 태양광까지 입찰을 유지하거나 태양광 발전 보급의 방점을 대규모 발전에 둔 것은 태양광 발전 산업이 가진 성격을 살리기 보다는 대형화한 설비와 관리 체계로 운영되는 화석연료와 원자력 에너지 체제의 관성을 추수한 때문인 것으로 보인다. 산업의 특성을 도외시한 정책은 성과를 내기가 쉽지 않고 예기치 못한 부작용을 불러온다. 유사한 산업의 경험을 가진 나라로서 현명한 정책 수립과 시행을 기대한다. bienns@ekn.kr

강원=에너지경제신문 강원도 내 42개 마을이 정부의 '햇빛소득마을' 2차 공모에 선정됐지만 즉시 사업 추진이 가능한 곳은 단 1곳에 불과한 것으로 나타났다. 주민들의 높은 참여 의지와 달리 전력망 부족이 사업 추진의 걸림돌로 작용하면서 정부 차원의 대책 마련이 시급하다는 지적이다. 11일 강원도에 따르면 이번 2차 공모에 도내 45개 마을이 신청해 42개 마을이 선정됐다. 선정률은 93.3%로 전국 평균 71.7%를 크게 웃돌았다. 그러나 선정된 42개 마을 가운데 즉시 사업을 추진할 수 있는 곳은 1곳이며, 나머지 41곳은 전력계통 등 일부 사업 요건을 보완해야 하는 조건부 선정이다. 햇빛소득마을은 주민들이 협동조합 등을 구성해 태양광 발전사업에 참여하고, 발전수익을 주민소득과 마을공동체 복지·공동사업 등에 활용하는 사업이다. 강원지역 조건부 선정 마을의 주요 보완사항은 전력계통 부족이다. 발전설비를 설치할 부지와 주민참여 의지를 확보했더라도 기존 배전망의 접속여력이 부족해 사업을 바로 추진하기 어려운 상황이다. 이 같은 문제는 강원도의회에서도 제기됐다. 강원도의회가 파악한 자료에 따르면 도내 15개 시군 2318개 사업 대상 마을 가운데 약 80%가 전력계통 연계가 불가능한 지역으로 분류됐다. 태양광 발전사업에 참여할 여건을 갖추더라도 전력망 접속 문제를 해결하지 못하면 실제 사업 착수와 수익 창출이 지연될 수밖에 없는 구조다. 이 같은 문제는 이미 강원도의회에서도 제기됐다. 도의회는 지난 9월 17일 전력계통 개선을 촉구하는 건의안을 채택했다. 이어 29일 열린 대한민국시도의회의장협의회에서도 강원도의회가 제출한 '햇빛소득마을사업의 안정적 추진을 위한 전력계통 개선 촉구 건의안'이 공동건의안으로 의결됐다. 건의안은 제12차 장기 송·변전설비계획에 지역별 전력 수요와 재생에너지 보급 여건을 반영하고, 전력계통 취약지역의 송·변전 인프라를 우선 확충할 것을 요구했다. 주민참여형 재생에너지 사업의 우선접속 기준 마련과 배전망 보강, 에너지저장장치(ESS) 연계 지원도 촉구했다. 강원도 역시 중앙부처와 관계기관에 배전망 확충과 계통 전환·보강, ESS 연계 등 접속대책 마련을 지속적으로 건의하고 있다. 전국적으로는 이번 2차 공모에 608개 마을이 신청해 436곳이 선정됐다. 이 가운데 즉시 추진이 가능한 마을은 23곳, 조건부 선정은 413곳이다. 160개 마을은 차기 신청을 권고받았으며 12곳은 신청 철회 등의 사유로 평가에서 제외됐다. 행정안전부는 1차 공모 선정 마을 87곳을 포함해 현재 전국 523개 마을을 선정했다. 선정 마을의 사업 추진을 위해 발전사업 인허가와 최대 85%의 금융지원, 부지 확보 및 계통연계 등을 지원할 계획이다. 3차 공모도 진행 중이다. 강원지역 참여 희망 마을은 오는 23일까지 관할 시군에 신청해야 한다. 최종 선정 결과는 12월 말 발표된다. 한영선 도 산업국장은 “전력계통 문제 해결을 위해 중앙부처 및 관계기관과 적극 협의하고 3차 공모 참여도 지원하겠다"고 밝혔다. 다만 선정 마을 대부분이 조건부에 머물고 있는 만큼 정부의 전력망 확충 계획과 우선접속 제도가 실제 사업 추진으로 이어질 수 있을지가 관건이다. 주민소득 창출이라는 정책 목표를 달성하기 위해서는 공모 확대뿐 아니라 발전 전력을 수용할 기반시설 확보가 뒤따라야 한다. 박에스더 기자 ess003@ekn.kr

한국가스기술공사는 최근 추진한 세네갈 FSU(Floating Storage Unit·부유식 LNG 저장설비) 시운전 사업을 수주하면서 아프리카 에너지 시장에서의 사업 기반 확대에 나섰다고 8일 밝혔다. 이번 사업은 세네갈 LNG 공급 인프라의 안정적인 운영을 위한 시운전 사업으로, FSU에 저장된 액화천연가스(LNG)를 육상 기화설비로 이송하고, 기화된 천연가스를 수요처에 공급하는 과정에서 주요 설비의 성능과 운전 안정성을 검증하는 업무를 수행한다. 한국가스기술공사는 그동안 국내 LNG 생산기지 및 공급설비에서 축적한 운영·정비 기술력과 해외 LNG 프로젝트 수행 경험을 바탕으로 이번 사업 수주를 추진해 왔다. 특히 LNG 저장·기화·송출설비에 대한 전문성과 현장 중심의 시운전 수행 역량을 바탕으로 해외 에너지 인프라 시장에서의 경쟁력을 다시 한번 입증했다. 최근 글로벌 LNG 시장에서는 에너지 공급원의 다변화와 LNG 도입 인프라 구축 수요 증가에 따라 FSU를 활용한 LNG 공급 방식이 주목받고 있다. FSU는 대규모 육상 LNG 저장시설 건설에 비해 초기 투자 부담과 인프라 구축 기간을 줄일 수 있어, 신규 LNG 도입을 추진하는 국가에서 활용 가능한 대안으로 평가받고 있다. 이에 한국가스기술공사는 글로벌 에너지 시장 변화에 선제적으로 대응하기 위해 기존 LNG 터미널 중심의 사업 영역을 FSU 기반 LNG 공급 인프라로 확대하고, 지속가능한 미래 성장동력을 확보해 나갈 계획이다. 아울러 이번 세네갈 사업을 아프리카 지역 내 사업 기반 확대의 계기로 삼고, 향후 유사 LNG 인프라 프로젝트와 후속 O&M 사업으로 연계할 수 있도록 해외 발주처와의 협력체계를 강화해 나갈 방침이다. 한국가스기술공사 관계자는 “이번 세네갈 FSU 시운전 사업 수주는 국내외 LNG 현장에서 축적한 우리 공사의 전문 기술력과 사업 수행 역량을 해외시장에서 다시 한번 입증한 성과"라며 “앞으로도 글로벌 FSU 시장 확대에 적극 대응하고, 시운전 및 운영·정비 분야의 기술 경쟁력을 바탕으로 아프리카를 비롯한 해외 에너지 인프라 시장에서 사업 영역을 지속적으로 확대해 나가겠다"고 전했다. 임진영 기자 ijy@ekn.kr

기후에너지환경부가 도입을 추진 중인 지역별 전기요금제가 기업의 지방 이전을 유도하기보다 특정 지역에 이미 자리 잡은 대기업에 대규모 혜택을 주는 데 그칠 수 있다는 우려가 제기됐다. 국회 기후에너지환경노동위원회 소속 곽상언 더불어민주당 의원은 6일 기후에너지환경부 국정감사에서 정부가 연내 도입을 추진하는 산업용 지역 전기요금제를 두고 “성립할 수 없는 요금제"라고 지적했다. 앞서 기후부와 한국전력공사는 지난 8월 26일 산업용 지역 전기요금제 설계안을 공개하고 공청회를 열었다. 정부 초안은 전국을 남부권과 중부권, 수도권 남부, 수도권 북부 등 4개 권역으로 나눠 지역별 산업용 전기요금을 차등 적용하는 내용을 담고 있다. 수도권에서 가장 먼 남부권은 산업용 전기요금을 킬로와트시(kWh)당 최대 18원(10%), 중부권은 최대 15원(약 8.2%), 수도권 북부는 최대 10원(약 5.5%) 각각 인하하는 방안이다. 전력 생산지에서 전력을 소비하는 '지산지소'를 확대하는 동시에 기업의 지방 이전을 유도해 균형성장과 산업경쟁력 회복을 꾀하겠다는 취지다. 곽 의원은 그러나 산업용 전기요금에 지산지소 개념을 적용하는 것 자체에 문제가 있다고 주장했다. 그는 “전기공학·물리적으로 성립하지 않고 지역 구분 기준도 전기와 무관한 지방우대지수"라며 “사실상 정책 구호에 불과하다"고 말했다. 특정 기업에 과도한 혜택이 돌아갈 가능성도 제기했다. 곽 의원실이 한전에서 제출받은 전력판매량 상위 기업 자료에 권역별 최대 인하폭을 적용한 결과 상위 5개 법인의 연간 전기요금 할인액은 최대 3628억원으로 추산됐다. 정부가 제도를 유지하겠다고 밝힌 4년간 적용할 경우 할인 규모는 1조4513억원에 달한다. 곽 의원은 “전기요금 규정을 변경하면 일반 회사와 국민이 피해를 보게 될 것"이라며 “독점적 사업자가 판매하는 전기를 특정 회사에는 싸게 팔고 다른 회사에는 비싸게 판다면 전기 판매를 통한 부의 이전"이라고 비판했다. 이에 김성환 기후부 장관은 지역별 송전비용을 산정하는 것이 가능하다고 반박했다. 김 장관은 “어느 발전소에서 현재 전력이 어느 지역으로 어떻게 흐르는지 알 수 있고, 그것이 송전비용을 결정하는 기본값이 된다"며 “전기가 섞인다는 표현이 틀린 것은 아니지만 송전비용을 계산하고 측정하는 것은 가능한 측면이 있다"고 말했다. 정부는 지역별 전기요금의 차등 폭을 송전비용만으로 결정하지 않겠다는 방침도 재확인했다. 김 장관은 “산업용 전기요금 제도는 송전망을 이용한 송전비용과 각 지역의 전력자립도, 국가균형발전지수 등 세 가지를 종합적으로 고려하겠다"고 밝혔다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

두산에너빌리티가 스페이스X의 인공지능(AI) 분야 자회사 스페이스XAI에 공급할 가스터빈을 첫 출하했다. 두산에너빌리티는 스페이스XAI에 수출할 380메가와트(㎿) 가스터빈 'DGT6-300H S2' 제작을 마치고 경남 창원 조립공장에서 출하식을 열었다고 6일 밝혔다. 스페이스 XAI와 두산에너빌리티 측 참석자들은 공장을 둘러본 뒤 가스터빈 사업을 어떻게 넓혀 나갈지 논의했다. 지난해 10월 첫 수출 계약을 맺은 해당 가스터빈은 스페이스XAI의 미국 에너지 인프라 구축 프로젝트에 적용될 예정이다. 두산에너빌리티가 해외에 가스터빈을 출하하는 것은 이번이 처음이다. 두산은 2019년 세계 5번째로 가스터빈 기술을 확보한 바 있다. 스페이스XAI로부터 수주한 가스터빈은 10기가 넘는 것으로 알려졌다. 두산에너빌리티는 올해 상반기 국내 복합화력 발전소용으로 가스터빈 5기 제작을 수주했고, 장기 서비스 계약도 5건 체결했다. 북미 데이터센터에 공급할 가스터빈은 총 12기를, 스팀터빈은 6기를 수주했다. 손승우 두산에너빌리티 파워서비스 비즈니스그룹(BG)장은 “세계적인 AI 기업의 공급망에 진입하며 대한민국 가스터빈의 기술력과 품질을 입증했다"며 “이번 출하를 발판 삼아 향후 북미를 비롯한 글로벌 대형 가스터빈 시장 공략을 가속할 방침"이라고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr