국내 첫 가압형 중수로 원자력 발전소로 1980년부터 원전 가동을 시작한 경상북도 경주에서 한국 원전 산업의 수출 경쟁력을 소개하고 글로벌 원전 시장 동향을 공유하는 장이 마련된다. 한국원전수출산업협회(KNA)는 오는 27~29일 경주화백컨벤션센터(HICO)와 공동으로 경북 경주시 HICO 전시장에서 '2026 국제 원자력 수출 및 안전 콘펙스(NES 2026)'를 개최한다고 25일 밝혔다. 2024년 첫 선을 보인 뒤 2회째인 올해 행사는 '세계 원자력 산업 공급망을 강화하다(Powering the Global Nuclear Supply Chain)'를 주제로 막을 올린다. 이번 행사에는 한국전력공사와 한국수력원자력, 두산에너빌리티, 대우건설, 삼성물산 등 원전 시장의 핵심 기업을 비롯해 국내외 120여 개 관련 기업이 총출동한다. 참가 기업들은 원전 산업 전 주기를 아우르는 공급망 역량을 선보일 예정이다. 27일과 29일 진행되는 '글로벌 원전 공급망 협력 컨퍼런스'는 글로벌 산업 파트너십 구축 및 소형모듈원자로(SMR) 협력 생태계를 논의하고, 미국 대형 프로젝트의 기자재 조달 기회와 UAE 원전을 포함한 해외 사업 수행 경험도 다룬다. 28일 열리는 개막식에서는 주요 기관 관계자들의 축사와 함께 송용진 두산에너빌리티 사장, 윌리엄 맥우드 경제협력개발기구 원자력기구(OECD NEA) 사무총장이 기조 연설을 위해 단상에 오른다. 같은 날 진행되는 '세계원전도시서밋(WNCS)'에는 국내외 원전 보유 도시 및 유관기관 관계자들이 모인다. 이 자리에서는 지역 주민과의 협력 방안을 비롯해 신규 원전 및 SMR 개발 준비 전략, 국제 협력 방안 등이 안건으로 다룬다. 27일 개최되는 '미국 원전 건설 사업 설명회'에서는 미국 내 원전 개발·건설 동향과 기자재 조달 구조를 점검하고, 국내 기업들의 미국 원전 공급망 진출 가능성을 진단한다. 이 외에도 행사 기간 동안 원자력 산업 전시회와 해외 바이어 대상 B2B 수출상담회(27~28일)가 진행되며, 국제원자력기구(IAEA) 지역 간 워크숍, 한국여성원자력전문인협회(WiN Korea) 기술포럼 등 다양한 연계 행사가 함께 펼쳐진다. 한국원전수출산업협회 관계자는 “앞으로도 국내 원전기업의 해외시장 진출을 지원하고 글로벌 원전산업계와의 협력 네트워크를 강화해 나가겠다"고 말했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

성지그룹의 전력 인프라 전문기업 ㈜비오스(VIOSC)가 발전기 직접생산체계를 갖추고 전력 인프라 시장 공략에 나선다. 22일 비오스에 따르면, 회사는 2025년 전력사업본부를 출범해 발전기 제조체계를 구축하고 자체 브랜드인 'GENIQ'를 론칭했다. 성지그룹 이천캠퍼스 제1공장에서 발전기 제조와 품질관리, 출하를 직접 수행하고 있다. 최근에는 발전기 직접생산확인증명서를 취득, 해당 품목의 직접생산 요건 충족을 공식 확인받았다. 회사 관계자는 이를 바탕으로 '공공조달시장 진출 기반을 마련했다'고 밝혔다. 제조 및 품질관리 부문에서 비오스는 ISO 9001·14001·45001 인증체계를 기반으로 품질·환경·안전 관리체계를 운영 중이다. 또한 발전기 제조 역량과 함께 보유 중인 전기공사업 면허를 연계해 전력기기 제조 및 전기설비 시공 사업 역량을 강화하고 있다. 시장 진입 이후 비오스는 대우건설, 계룡건설, 한신공영 등 주요 건설사로부터 발전기 공급 계약을 확보했으며, 신규 고객사 확보와 협력사 등록을 이어가고 있다. 비오스는 향후 건축물과 산업시설, 공공시설 등 수요처에서 실적을 쌓는 한편, 반도체 생산시설 및 AI 데이터센터 등 고사양 전력설비 시장에 대응하기 위한 기술 및 영업 역량을 강화할 방침이다. 특히, AI 데이터센터에서의 발전기와 ESS(에너지저장시스템)는 한국전력공사(한전)의 전력 공급과 함께 안정적인 전력공급을 위한 핵심 설비로 손꼽힌다. 비오스는 고사양 전력 설비에 대응하는 발전기 개발에 연구개발 역량을 집중 중이라고 밝혔다. 최재명 비오스 부사장은 “자체 제조 역량과 품질관리 체계를 바탕으로 고객 요구에 대응하고 있으며 제품 경쟁력과 기술지원 역량을 지속 높여가고 있다"며 “발전기 사업에서 품질과 실적으로 경쟁력을 입증하고 제조와 시공 역량을 강화해 사업 범위를 단계적으로 넓혀갈 것"이라고 말했다. 박상주 기자 redphoto@ekn.kr

송전망 건설 지역 주민들이 마을 태양광 사업에 참여해 발전수익을 나눠 가질 수 있도록 정부 지원이 확대된다. 송전선로 입지 선정 과정에서는 주민 설명회와 회의자료 공개를 늘리는 등 주민 참여도 강화한다. 송전망 건설 과정에서 반복돼 온 주민 반발을 줄이고 지역 수용성을 높이기 위한 조치다. 기후에너지환경부는 이 같은 내용을 담은 '국가기간 전력망 확충 특별법 시행령'과 관련 고시 2건, '송·변전설비 입지선정위원회 구성 및 운영 기준' 개정안을 마련해 오는 22일부터 입법·행정예고한다고 21일 밝혔다. 이번 개정안은 지난 9월 발표한 '송전망 건설 수용성 제고방안'의 후속 조치다. 정부는 그동안 송전망 주변지역 주민 간담회와 대전·금산·안성 등 현장 방문을 통해 수렴한 의견을 개정안에 반영했다. 우선 송전망이 지나는 지방자치단체에 지급하는 지원금 가운데 최대 3분의 2를 송·변전설비 주변지역에 배분한다. 지원금은 가공선로 1㎞당 20억원 규모로, 해당 마을이 태양광 사업을 추진할 경우 설치비용을 우선 반영한다. 주민들이 마을 태양광 사업에 직접 참여하고 발전수익을 공유할 수 있도록 하기 위해서다. 기후부는 지방정부, 한국전력공사와 함께 주민 참여 의향과 부지·계통접속 여건 등을 갖춘 '계통햇빛소득마을' 선도사업도 발굴한다. 후보 마을의 사업화 가능성과 예상 수익을 검토하고 사업 구상과 주민 참여 절차 등을 지원할 계획이다. 송전망 입지 선정 과정에서 주민 참여와 정보 공개도 확대한다. 입지선정위원회 구성 전 시·군·구 주민을 대상으로 설명회를 추가해 기존 2차례에서 3차례로 늘리고, 지역 주민의 위원회 참관도 원칙적으로 허용한다. 회의가 끝난 뒤에는 의결사항뿐 아니라 개인정보 등을 제외한 회의자료도 공개한다. 후보 입지는 원칙적으로 2개 이상을 마련해 비교·검토하도록 했다. 주민이 대안 경과지나 부지를 서면으로 제안하면 입지선정위원회 심의·의결을 거쳐 후보지로 선정할 수 있도록 했다. 기존 선로나 다른 신설선로와 철탑을 공동으로 사용하는 방안도 우선 검토할 수 있도록 한다. 이재식 기후부 전력망정책관은 “송전망 주변 주민들이 마을 태양광 발전수익을 함께 나누고 사업 초기부터 입지 선정에 참여할 수 있도록 제도를 개선하겠다"며 “전력망이 지역과 상생하는 시설로 자리 잡도록 지원하겠다"고 말했다. 이원희 기자 wonhee4544@ekn.kr

정부의 반도체·AI 데이터센터·피지컬 AI 등 3대 메가프로젝트로 제12차 전력수급기본계획에 따른 2030년 전력 수요 전망치가 증가하면서 필요한 액화천연가스(LNG) 발전량이 더 늘어날 것이라는 분석 결과가 나왔다. 21일 에너지경제신문 취재에 따르면, 녹색에너지전략연구소는 지난 19일 '12차 전력수급기본계획, 2030년은 무엇으로 감당하는가?' 보고서를 발간했다. 연구소는 제11차 전기본상 설비와 계통을 동일하게 적용하고, 전력수요를 제11차 전기본의 내용과 지난 8월 메가프로젝트를 반영해 재추계한 제12차 전기본상 전력 수요를 토대로 2030년 전력수급 시나리오를 분석했다. 제12차 전기본 수정안을 토대로 다시 계산한 2030년 전력수요 전망치는 AI 데이터센터 수요를 50% 반영했을 때 631.6테라와트시(TWh), 100% 반영했을 때 652.3TWh다. 제1차 재생에너지 기본계획에 따른 재생에너지 설비 보급 100GW 목표와 2030 국가 온실가스 감축목표(NDC)의 전환부문 배출목표 1억4590만톤CO2eq는 변화가 없다. 분석 결과 제11차 전기본 시나리오에 12차 전기본에서 다시 추계한 전력 수요를 반영해도 발전량과 수요 간 수급 균형을 충족하지만 기존 화력발전 가동이 증가할 것으로 예상된다. 11차 전기본 기준으로 보면 전력 생산량 예상치가 590.7TWh 가운데 화력 발전량과 LNG 발전량은 각각 259.8TWh와 156.8TWh, 이용률은 30.7%다. 12차 전기본 계획안에 데이터센터 수요 50%를 반영하면 화력 발전량과 LNG 발전은 287.9TWh와 207.2TWh, 이용률은 40.6%로 높아진다. 데이터센터 수요를 100%까지 반영한 경우에는 화력 발전량과 LNG 발전량, 이용률이 각각 307.8TWh, 244.0TWh, 47.8%에 이른다. 두 시나리오의 데이터센터 수요는 20.6TWh 차이가 나는데, 발전 수요는 20.7TWh 증가하고 LNG 이용률은 40.6%에서 47.8%로 7.2%포인트(p) 높아진다. 재생에너지 출력제어는 2.39TWh에서 1.94TWh로 오히려 낮아진다. 석탄 대비 LNG를 이용한 발전량은 11차 전기본 기준 1.5배에서 12차 전기본 기준 최대 3.8배로 늘어날 것으로 계산됐다. 지난해 석탄의 발전 비중이 28.7%로 LNG(27.4%)보다 소폭 높았던 것과 비교하면 LNG 발전 비중이 갈수록 더 가파르게 늘어나는 것이다. 이에 대해 보고서는 “재생에너지 확대가 석탄발전의 일부를 대체하더라도, 이러한 구성을 실현하려면 석탄과 LNG의 급전 순서가 바뀌어야 한다"고 강조했다. 그러나 지난해 전력부문 온실가스 배출량 감축 목표를 달성하지 못해 올해부터 2030년까지 더 강력하게 감축 목표를 이행해야 하는 부담이 있다. 지난달 기후에너지환경부 온실가스조합정보센터가 발표한 '2025년도 국가 온실가스 잠정 배출량'에 따르면, 전력부문 배출출량은 2억2043만 톤으로 전년보다 0.2% 증가했다. 제1차 국가 탄소중립 녹색성장 기본계획의 전환부문 감축경로상 목표량보다 460만 톤 많다. 이에 보고서는 12차 전기본을 수립할 때 2040년 발전원 구성과 함께 연도별로 탄소 배출량 감축 목표 경로를 달성할 수 있는 방안을 제시해야 한다고 제언했다. △발전부문 배출량와 감축경로의 비교 점검 및 공표 △계획 경로 대비 배출량 증가 시 급전순위 반영 규칙 △예외 상황에서 석탄발전 증가 발동·해제 조건 및 초과 배출 상쇄 방식 등이 필요하다는 것이다. 중장기적으로는 전력시장 개편 과정에서 탄소비용을 급전에 반영하는 방안할 것을 주문했다. 아울러 2030년 전력 수급 대응은 신규 대형 발전설비보다 기존에 계획된 설비를 어떻게 운영할지에 초점을 둬야 한다고 강조했다. 신규 원전은 부지 선정부터 상업운전까지 10년 이상, 신규 LNG 복합발전은 부지 확보·인허가·계통 접속을 포함하면 통상 5~7년이 걸려 2030년 이전에 가동하기 어렵기 때문이다. 나아가 AI 데이터센터 설비 구축 규모가 불확실한 상황에서는 예상 전력 수요를 확정된 단일값으로 반영하는 대신 확정·조건부·유보 수요로 나눠 반영해야 한다고 주장했다. 2026~2030년 단기 실행계획을 연도별 경로에 맞춰 별도로 세우고, △연도별·권역별 재생에너지 접속 목표 및 출력제어 완화 △송전망 건설 지연 대응 △유연성 자원 도입 △대규모 신규 수요의 조건부 접속 기준 등을 연계해 제시하자는 제안도 했다. 정승현 기자 jrn72benec@ekn.kr

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