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| https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Americas-Electricity-Boom-Is-Outrunning-Its-Power-Grid.html |
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| https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67906 |
아직도 친환경 에너지전환이니, 기후위기니 하는 드립을 반복하면서 정작 AI 시대의 핵심 병목이 될 전력과 에너지 인프라의 문제를 제대로 인식하지 못하는 나라들이 많은 듯하다.
더 이상한 건 이런 나라들이 하나같이 스스로 자기 목줄을 쥐고 조이는 선택을 하고 있다는 점이다. 안정적인 발전설비는 줄이고, 전력망 투자는 뒤처지고, 부족한 전력은 주변국에 의존하면서도 정작 자신들이 무엇을 망가뜨리고 있는지는 아직 제대로 느끼지 못하는 것처럼 보인다.
대표적인 곳이 유럽이다.
AI와 데이터센터가 앞으로 얼마나 많은 전력을 잡아먹을지 이야기하는 시대에, 유럽은 여전히 발전원의 색깔을 두고 싸우고 있다. 정작 중요한 것은 전기가 필요할 때 실제로 생산할 수 있는가, 필요한 곳까지 보낼 수 있는가, 국가의 산업과 사회기반시설을 안정적으로 유지할 수 있는가인데 말이다.
개인적으로 갈수록 ‘친환경 에너지전환’이라는 담론 자체가 멍청하거나, 정신병적 집착이거나, 혹은 자신의 정치적 입지를 유지하기 위해 대중을 가스라이팅하는 수단이거나, 셋 중 하나가 아닌가 싶다.
적어도 전력이라는 사회기반시설을 다룰 때만큼은 이상보다 물리학이 먼저여야 한다. 그런데 유럽은 지난 수년간 그 순서를 거꾸로 해왔다.
이번에는 최근 유럽 곳곳에서 동시에 터지고 있는 전력 부족, 가격 급등, 송전망 병목, 주변국 간 전력 갈등과 에너지안보 문제를 하나씩 살펴보며 그들이 대체 무엇을 잘못해왔는지 기록해본다.
우리의 유한한 세계 (Our finite World)
우리의 유한한 세계-2 (Our finite World)
생각정리 89 (* 병림픽)
생각정리 91 (* 병림픽2)
생각정리 92 (*반도체, 전력문제, 병림픽3)
생각정리 298 (* 전력기기, 전력수요)
생각정리 309 (* 국무회의, 발전, 전력설비, 전력요금)
먼저 국가별로 비교하면
독일의 2025년 발전량은 437.6TWh였고 재생에너지 비중은 58.8%까지 올라갔지만, 76.2TWh를 수입하고 54.3TWh를 수출해 21.9TWh 순수입국이었다.
독일 규제기관은 이제 2035년 공급안정을 위해 추가 제어가능 발전용량 22.4~35.5GW가 필요하다고 판단하고 있다. (bundesnetzagentur.de)
반면 프랑스는 원전 373TWh를 포함해 2025년 발전량의 95.2%가 Low-carbon이었고, 전력을 92.3TWh 순수출했다. 2025년 평균 Spot Price도 €61/MWh로 독일의 €89.32/MWh보다 낮았다. (assets.rte-france.com)
이 비교만으로도 글의 핵심이 거의 드러난다.
문제는 탈탄소화 자체가 아니라 Firm Power와 Grid를 확보하기 전에 기존 Firm Power를 제거하는 정책 순서에 있었다.
유럽 전력망의 물리적 연결구조를 보면 왜 한 국가의 정책 문제가 주변국 가격으로 전달되는지도 직관적으로 이해할 수 있다.
Grid Before Green
유럽은 어떻게 에너지전환을 서두르다 전력망과 에너지안보를 새로운 병목으로 만들었나
러시아의 우크라이나 침공 이후 유럽이 얻은 가장 큰 교훈 가운데 하나는 Energy Security를 다른 국가에 의존해서는 안 된다는 것이었다.
그런데 2026년 현재 유럽의 전력시장을 살펴보면 조금 역설적인 상황이 벌어지고 있다. 러시아산 천연가스 의존도를 낮추는 데에는 성공했지만, 이번에는 전력망과 국가 간 전력수급 자체가 새로운 형태의 상호의존과 갈등을 만들어내고 있기 때문이다.
네덜란드에서는 기업과 심지어 가정의 신규 전력망 접속이 제한되고 있다. 독일은 주변 국가의 전기를 대규모로 수입하는 동시에 다시 수십 GW의 제어가능 발전설비를 건설해야 한다는 결론에 도달했다.
노르웨이와 스웨덴에서는 오히려 독일 및 유럽대륙과 전력망을 연결하면서 자국의 저렴한 전기가 유럽의 비싼 전력가격에 연동되는 데 대한 정치적 반발이 커지고 있다.
유럽의 Energy Transition은 이제 발전원을 얼마나 많이 바꾸느냐의 문제가 아니라, 그 전기를 안정적으로 생산하고 이동시키고 저장할 물리적 시스템을 갖췄느냐의 문제로 넘어가고 있다.
발전량보다 중요한 것은 ‘필요할 때 사용할 수 있는 MW’
전력은 다른 Commodity와 본질적으로 다르다.
1년 동안 필요한 전기를 총량으로 충분히 생산하더라도 오늘 저녁 7시에 필요한 곳으로 전력을 보낼 수 없다면 전력시스템은 실패한다.
태양광은 밤에 발전하지 않는다. 풍력은 바람의 영향을 받는다. 반대로 전력 수요는 시간·지역에 따라 크게 움직인다.
따라서 정상적인 전력시스템에는 발전량 MWh뿐 아니라 Firm Capacity, Transmission, Transformer, Storage, Frequency, Voltage, Reactive Power, Inertia가 동시에 필요하다.
유럽이 최근 경험하고 있는 문제의 상당 부분은 여기에서 시작한다.
독일: 먼저 발전소를 끄고, 다시 Firm Capacity를 사기 시작하다
독일은 이 문제를 가장 극단적으로 보여주는 국가다.
마지막 원전 3기는 2023년 4월 15일 완전히 폐쇄됐다. 동시에 독일은 석탄발전도 늦어도 2038년까지 폐쇄하고 일부 지역에서는 2030년까지 앞당기는 정책을 추진해왔다. (bmwk.de)
대신 Wind와 Solar를 빠르게 늘렸다.
그 결과 2025년 독일 발전량의 58.8%가 재생에너지가 됐다. Solar 발전은 74.1TWh까지 증가했다.
그런데 전력시스템에서 재미있는 현상이 동시에 나타났다.
2025년 독일에서는 전력가격이 마이너스였던 시간이 무려 573시간이었다. 그런데 동시에 €100/MWh를 넘은 시간도 3,494시간, €300/MWh를 넘은 시간도 40시간 있었다. (bundesnetzagentur.de)
즉,
Wind·Solar가 많을 때 → 전력이 너무 많음 → Negative Price
반대로
Wind·Solar가 없을 때 → Firm Power 부족 → Gas·수입전력 필요 → Price Spike
라는 양극단이 동시에 발생한다.
재생에너지 발전단가가 낮다는 것과 전력시스템 전체의 비용이 낮다는 것은 전혀 다른 이야기인 셈이다.
독일 정부가 내린 결론도 결국 ‘발전소를 더 지어야 한다’였다
더 흥미로운 것은 독일의 현재 정책이다.
Bundesnetzagentur는 2035년에도 안정적인 전력공급을 유지하기 위해 새로 필요한 제어가능 전력용량을 22.4GW로 추산했다.
Energy Transition과 수요 유연화가 계획대로 진행되지 않을 경우 필요한 용량은 35.5GW까지 증가한다. 규제기관은 지금까지 이러한 Controllable Capacity에 대한 투자가 충분하지 않았다고 직접 지적했다. (bundesnetzagentur.de)
결국 2026년 독일은 새로운 Capacity Market을 법제화했다.
2026년부터 우선 약 10GW의 장시간 발전 가능한 Capacity를 입찰하고, 이후 저장장치·발전소·Demand Response 등을 포함한 추가 용량을 확보하기로 했다. (연방경제산업부)
정책의 순서를 놓고 보면 상당히 아이러니하다.
Nuclear 폐쇄
→ Coal 폐쇄
→ Wind·Solar 확대
→ Firm Capacity 부족 확인
→ Gas·Storage·기타 Dispatchable Capacity에 다시 돈을 지급
하는 경로를 밟고 있기 때문이다.
그리고 독일의 문제가 국경을 넘어간다
유럽에는 하나의 거대한 Electricity Market이 존재한다.
따라서 독일에서 전력이 부족하고 가격이 올라가면 프랑스·덴마크·스웨덴·노르웨이 등에서 독일 방향으로 전력이 흘러간다.
경제학적으로는 합리적이다. 싼 곳에서 비싼 곳으로 전기가 이동하면서 전체 시장의 효율성이 높아지기 때문이다.
하지만 여기에는 중요한 Distribution Problem이 있다.
독일 소비자에게는 좋은 일이지만, 원래 싼 전기를 사용하던 수출국 소비자에게는 그렇지 않을 수 있다.
노르웨이: 수력발전국이 왜 유럽 가스가격을 걱정하게 됐을까
노르웨이는 2025년 161.8TWh의 전기를 생산했다.
그중 무려 89.9%가 Hydropower였다. 발전량 162TWh에 소비량은 139.2TWh였고, 약 34TWh를 수출하고 11.5TWh를 수입했다. (SSB)
본래라면 세계에서 가장 안정적이고 저렴한 전력시스템 가운데 하나여야 한다.
그런데 2021년 전후 상황이 달라졌다.
노르웨이와 독일을 연결하는 NordLink 1.4GW와 영국을 연결하는 North Sea Link 1.4GW가 추가되면서 노르웨이와 유럽대륙의 전력가격 연결성이 크게 높아졌다.
2026년 Energy Policy에 발표된 NordLink 실증연구는 결과를 상당히 명확하게 보여준다.
NordLink는 독일의 Peak Price를 낮춘 반면 Southern Norway의 비싼 시간대 가격을 높였고, 노르웨이 전력가격의 변동성을 증가시켰다.
더 놀라운 것은 노르웨이 전력가격의 European Gas Price 민감도가 두 배 이상 커졌다는 것이다. (ScienceDirect)
노르웨이에 대규모 가스발전소가 없어도 가능한 일이다.
독일에서
Wind ↓ → Gas 발전이 Marginal Generator → German Price ↑ → Norway Hydro의 수출가치 ↑ → NO2 Price ↑
가 되기 때문이다.
결국 노르웨이에서는 Energy Sovereignty 문제가 됐다
노르웨이 국민 입장에서는 상당히 불편한 상황이다.
자신들의 산과 강에서 생산되는 수력발전을 사용하는데 독일의 풍속과 유럽 천연가스 가격 때문에 전기요금이 움직이기 시작한 것이다.
결국 노르웨이 정부는 전기요금을 안정시키기 위해 NOK 0.40/kWh 고정가격제를 제시하고 신규 해외 Interconnector 건설을 중단했다.
정부는 2029년까지 신규 해저케이블 계획을 미루겠다고 발표하면서 직접적으로 “유럽 전력시장의 높은 불안정성”을 이유 가운데 하나로 들었다. (Regjeringen.no)
최근에는 노르웨이 정부 스스로도 독일의 제한된 Firm Capacity와 단일 Bidding Zone이 Southern Norway 전력가격에 지속적인 영향을 미치고 있다고 공식 문서에서 인정하고 있다. (Regjeringen.no)
에너지 시장 통합이 경제적인 문제가 아니라 Energy Sovereignty의 문제로 변한 것이다.
스웨덴: “독일과 전력망을 더 연결하지 않겠다”
스웨덴은 더 직접적으로 움직였다.
2025년 스웨덴 전력은
Hydro 42.4%
Nuclear 27.9%
Wind 24.3%
Solar 1.9%
로 구성됐다.
그리고 약 33.6TWh의 순수출국이었다. 국가 전체로 보면 전력이 부족한 국가와는 거리가 멀다. (SVK)
그러나 독일과 가까운 Southern Sweden SE4는 이야기가 다르다.
독일 가격 상승이 덴마크와 인터커넥터를 통해 Southern Sweden에 전달될 수 있기 때문이다.
결국 2024년 스웨덴 정부는 독일과 연결되는 신규 HVDC Hansa PowerBridge의 허가를 거부했다.
스웨덴 정부가 공식적으로 밝힌 이유도 이례적으로 직설적이었다.
독일 내부에 상당한 송전병목이 존재하는데도 독일이 하나의 Bidding Zone을 유지하기 때문에 올바른 가격신호가 만들어지지 않는다는 것이었다. (Regeringskansliet)
2026년에는 한발 더 나갔다.
스웨덴 정부는 EU가 추진하는 European Grids Package에 반발하면서 덴마크 연결망의 증설까지 보류할 수 있도록 Svenska kraftnät에 지시했다.
에너지장관 Ebba Busch의 표현은 매우 직접적이었다.
“EU가 스웨덴 국민의 전기 돈을 가져가게 할 수 없다.” (정부 웹사이트)
유럽의 전력시장 통합이 오히려 국가 간 정치갈등을 일으키기 시작한 것이다.
네덜란드: 이번에는 전력은 있는데 사용할 수가 없다
네덜란드는 또 다른 유형의 위기를 보여준다.
2025년 Renewable Electricity는 약 65.7TWh까지 증가했고, 천연가스 발전 역시 총 발전량의 **36.2%**를 담당했다. (Centraal Bureau voor de Statistiek)
문제는 발전소가 아니다.
Grid가 부족하다.
2025년 말 신규 또는 증설 전력 사용을 기다리는 기업은 15,014곳, 요구용량은 9.3GW에 달했다. (Netbeheer Nederland)
그리고 2026년 7월 결국 Utrecht 일부 지역에서는 가정과 기업의 신규·증설 전력연결 신청이 대기열로 넘어가기 시작했다.
기업이 공장을 늘리고 싶어도 전력을 받을 수 없다. EV Charger와 Heat Pump를 설치하기 위해 더 큰 연결용량을 요구해도 기다려야 한다. (Energietransitie provincie Utrecht)
에너지전환을 빠르게 추진했지만,
**Solar
EV
Heat Pump
Industrial Electrification**
의 증가속도를
**Transformer
Substation
Transmission
Distribution**
투자가 따라가지 못한 결과다.
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| https://www.ft.com/content/0a5e4343-2a91-4e76-affd-b6b369249658?syn-25a6b1a6=1 |
전력망 하나를 다시 짓는 데 들어갈 돈
네덜란드 TenneT은 향후 10년 동안 국내 전력망에 약 €90bn을 투자할 예정이다. (Rijksoverheid)
EU 전체로 보면 규모가 훨씬 커진다.
EU 집행위원회는 현재 Distribution Grid의 약 40%가 40년 이상 노후화됐으며, 2030년까지 전력망에 약 €584bn의 투자가 필요하다고 추산하고 있다. (Energy)
결국 재생에너지 발전소를 먼저 늘리고 전력망은 나중에 건설하는 방식의 비용이 뒤늦게 나타나는 것이다.
스페인: 발전용량이 많다고 Grid가 안정적인 것은 아니다
스페인은 Renewable Transition의 성공 사례로 자주 언급된다.
2025년 발전량의 55.5%가 재생에너지였고,
Wind 21.6%
Nuclear 19.0%
Solar PV 18.4%
Gas CCGT 16.8%
Hydro 12.4%
의 구조였다.
그러면서도 12.8TWh 순수출을 기록했다. (Red Eléctrica)
따라서 “재생에너지가 50%를 넘으면 전력안보가 무너진다”는 주장도 사실과 맞지 않는다.
하지만 2025년 4월 스페인과 포르투갈에서 유럽에서 20여 년 만에 가장 심각한 Blackout이 발생했다.
여기에서도 문제는 단순한 발전량 부족이 아니었다
2026년 3월 ENTSO-E가 발표한 최종 조사보고서는 Blackout의 원인을 단순히 Solar나 Renewable 때문이라고 결론짓지 않았다.
원인은
**Oscillation
Voltage Control 부족
Reactive Power 관리 문제
발전설비 출력의 급격한 감소
Generator Disconnection
불균형한 Stabilisation Capability**
가 복합적으로 작용한 결과였다. (ENTSOE)
즉 스페인이 보여준 교훈은 조금 다르다.
100GW의 Solar와 Wind를 건설하는 것과 100GW의 안정적인 Power System을 만드는 것은 같은 일이 아니다.
전력망에는 단순한 Energy뿐 아니라 Voltage와 Frequency를 유지하는 System Service가 필요하기 때문이다.
그리고 프랑스라는 매우 중요한 반례가 있다
그래서 유럽 에너지 문제를 이야기하면서 프랑스를 빼면 안 된다고 생각한다.
프랑스 역시 빠르게 탈탄소화된 전력시스템을 가지고 있다.
그러나 방법이 독일과 달랐다.
2025년 발전 Mix는
Nuclear 68.1%
Hydro 11.4%
Wind 9.1%
Solar 6.0%
Gas 3.0%
였다. (assets.rte-france.com)
즉 대규모 Renewable을 추가하면서도 Firm Low-carbon Generation인 Nuclear를 전력시스템의 중심에 그대로 남겨두었다.
결과도 독일과 상당히 다르다.
2025년 프랑스는 92.3TWh를 순수출해 역사상 최고 기록을 세웠고, 평균 Spot Price는 €61/MWh였다.
2026년 상반기에도 순수출이 다시 51TWh로 사상 최고치를 기록했다. (트레조르)
프랑스가 보여주는 것은 꽤 명확하다
프랑스 역시 Wind와 Solar를 늘리고 있다.
그런데 Solar가 발전하지 않는 저녁이나 바람이 불지 않는 날에도 Nuclear가 Firm Capacity를 제공한다.
반대로 태양광이 과잉생산될 때에는 원전까지 출력을 낮추는 새로운 문제가 나타나기 시작했지만, 적어도 전력 부족에 대응하기 위해 주변국에서 대규모 Firm Power를 구조적으로 조달해야 하는 상황은 아니다. (analysesetdonnees.rte-france.com)
따라서 유럽의 문제를
Renewable vs Fossil
이라는 이분법으로 보는 것은 정확하지 않다.
더 중요한 구분은
Variable Power vs Firm Power
다.
유럽이 놓친 것은 ‘발전단가’가 아니라 ‘System Cost’였다
Solar 한 장과 Wind Turbine 한 기의 발전단가를 낮추는 데 유럽은 상당한 성공을 거뒀다.
하지만 전력망은 발전원 하나의 LCOE로 운영되지 않는다.
Solar 발전비가 낮더라도 이를 안정적으로 사용하려면
Transmission
Transformer
Storage
Backup Generation
Demand Response
Frequency Regulation
Voltage Support
Reactive Power
Interconnector
가 추가로 필요하다.
이 비용을 포함하지 않은 채 발전원의 단순한 €/MWh만 비교하면 System Cost를 과소평가할 가능성이 높다.
결과적으로 유럽은 서로 다른 네 가지 위기를 동시에 겪고 있다
독일에서는 Firm Capacity Crisis가 나타났다.
네덜란드에서는 Grid Capacity Crisis가 나타났다.
노르웨이·스웨덴에서는 Price Contagion과 Energy Sovereignty Crisis가 나타났다.
스페인에서는 Grid Stability Crisis가 나타났다.
서로 다른 문제처럼 보이지만 뿌리는 상당 부분 같다.
발전원의 전환 속도와 전력시스템 전체를 재구축하는 속도가 맞지 않았던 것이다.
그 비용은 결국 국민과 산업이 부담한다
물론 유럽의 높은 전력가격을 Energy Transition 하나만으로 설명해서는 안 된다.
러시아산 가스 공급중단, LNG 가격, 탄소가격, 세금과 각종 부담금도 매우 큰 영향을 미쳤다.
그럼에도 결과는 무겁다.
EU 집행위원회에 따르면 유럽 산업용 전력·가스가격은 에너지 위기 이후 하락했지만 여전히 주요 경쟁국보다 2~4배 높은 수준이다. (Energy)
2025년 하반기 중형 비가정용 소비자의 전기요금도 독일이 €0.2264/kWh로 EU에서 세 번째로 높았다.
반면 대규모 Hydro와 Nuclear를 보유한 스웨덴은 €0.0970/kWh로 EU 최저권이었다. (European Commission)
가계도 마찬가지다.
2025년 상반기 독일 가계 전기료는 €0.3835/kWh로 EU에서 가장 높았다. (European Commission)
에너지안보의 실패는 결국 추상적인 Climate Policy 문제가 아니라 제조업 경쟁력, 가계 실질소득, 물가와 정치적 지지율의 문제가 된다.
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| 회원국 중앙값은 같은 기간 19.39→25.61센트/kWh, 약 32.1% 상승 |
그런데 유럽은 앞으로 전기를 지금보다 훨씬 더 많이 사용하려 한다
여기에서 문제가 끝나는 것도 아니다.
EU 집행위원회는 2026년 7월 새로운 Electrification Action Plan을 발표했다.
지난 10년 동안 유럽 최종에너지 소비에서 전기가 차지하는 비중은 약 23%에서 거의 움직이지 않았다.
EU는 이를 2040년 46% 수준으로 두 배 가까이 끌어올리는 방안을 추진하고 있다. (Energy)
앞으로
EV
Heat Pump
Industrial Electrification
Hydrogen
Data Center
AI Infrastructure
가 모두 같은 전력망으로 들어오게 된다.
여기서부터는 발전소보다 Grid가 더 중요해질 수 있다
EU가 원하는 방향으로 전력화를 진행한다면 필요한 것은 단순히 Solar Panel과 Wind Turbine을 몇 개 더 건설하는 것이 아니다.
**Firm MW
Transformer
Substation
Transmission Cable
HVDC
Battery
Grid-forming Inverter
Demand Response**
가 동시에 늘어나야 한다.
네덜란드가 이미 보여주듯 발전량이 아무리 많아도 Grid Connection이 없으면 기업 입장에서는 전기가 없는 것과 같다.
AI Data Center처럼 24시간 안정적 공급을 요구하는 신규 부하까지 추가되면 이 Physical Bottleneck은 더욱 심해질 가능성이 높다.
결국 에너지전환의 문제는 방향보다 순서였을지도 모른다
화석연료 의존도를 낮추고 재생에너지 비중을 높이려는 방향 자체는 충분히 이해할 수 있다.
러시아 가스 위기는 오히려 유럽이 에너지 독립성을 높여야 한다는 것을 보여줬다.
하지만 기존의 안정적인 발전원을 먼저 없애고, 그다음에 전력망과 Storage와 Backup 발전소가 필요하다는 사실을 깨닫는 순서가 최선이었는지는 별개의 문제다.
독일이 원전을 폐쇄한 뒤 다시 22~35GW의 제어가능 발전용량이 필요하다고 계산하고, Capacity Market을 만들어 새로운 Firm Power에 돈을 지급하는 과정은 이 문제를 상징적으로 보여준다.
Grid Before Green
전력시스템은 결국 물리학의 영역이다.
정치적 목표에 맞춰 전력망의 Frequency와 Voltage가 움직이지는 않는다.
Generation보다 Grid가 먼저 있어야 하고, Variable Power를 늘리기 전에 그 변동성을 감당할 Firm Capacity와 Flexibility가 준비되어 있어야 한다.
프랑스는 Nuclear라는 Firm Low-carbon 자산을 유지하면서 Renewable을 추가했고, 높은 전력수출과 비교적 낮은 전력가격이라는 결과를 얻고 있다.
반대로 독일은 원전과 석탄을 줄이는 속도와 이를 대체할 Firm Capacity 및 Grid 구축의 속도가 맞지 않았고, 그 과정에서 주변 국가의 전력시장까지 영향을 주고 있다.
네덜란드는 한발 더 나가 전력이 존재하는데도 전력망이 없어 기업과 가정을 연결하지 못하는 단계에 들어갔다.
스페인은 높은 Renewable Capacity만으로는 안정적인 전력시스템을 만들 수 없으며, Voltage·Reactive Power·Inertia와 같은 눈에 보이지 않는 Grid Service가 얼마나 중요한지 보여줬다.
그리고 노르웨이와 스웨덴은 마지막 질문을 던지고 있다.
하나의 유럽 전력시장이 전체적으로 효율적이라 하더라도, 그 과정에서 발생하는 비용과 위험을 특정 국가의 국민들이 떠안는다면 그 시장통합은 정치적으로 얼마나 오래 지속될 수 있을까.
결국 유럽의 최근 전력위기가 보여주는 교훈은 단순하다.
Energy Transition에서 가장 먼저 확보해야 하는 것은 Green Energy의 숫자가 아니라, 어떠한 상황에서도 사회와 산업에 전기를 전달할 수 있는 Physical Infrastructure와 Firm Power다.
그 기반 없이 진행되는 탈탄소화는 Energy Security를 강화하기보다 오히려 새로운 형태의 의존성과 취약성을 만들 수 있다.
#글을 마치며
12차 전력수급기본계획 잠정안이 나왔다. 아래 내용을 살펴보면 AI 데이터센터와 반도체로 전력수요가 폭증하는 상황에서도 정부는 여전히 친환경·재생에너지 확대라는 구호를 반복하고 있다.
유럽이 먼저 보여준 결과를 생각하면, 우리 역시 머지않아 재생에너지 비용과 계통 투자 부담이 고스란히 반영된 전기요금 폭탄을 받아 들게 될 가능성이 높아 보인다.
더 아니꼬운 것은 이 막대한 비용이 친환경세와 각종 보조금이라는 이름으로 국민 전체에 전가되는 반면, 그 과실은 특정 지역과 이해관계자에게 집중될 가능성이 크다는 점이다.
에너지 전환이라는 그럴듯한 명분 아래 세금을 걷고, 특정 이익집단의 배만 불리는 익숙한 구조가 또다시 반복되는 것은 아닌지 의심스럽다.or 그냥 머저리거나
대한민국 12차 전기본 핵심 정리
핵심 결론
12차 전기본의 핵심은 AI 데이터센터와 반도체 투자로 대한민국의 전력수요가 예상보다 훨씬 빠르게 증가한다는 점이다.
다만 2040년 최대전력 158.4GW는 확정치가 아니라 기준 시나리오 잠정치이다. 상향 시나리오는 165.0GW이며, 신규 원전·LNG·ESS·송전망 규모는 아직 확정되지 않았다.
전력투자의 중심도 단순한 발전소 건설에서 발전설비·송전망·변전소·ESS를 동시에 구축하는 방향으로 바뀌고 있다. 발전소가 있어도 수요지까지 전기를 보낼 수 없다면 실제 공급능력으로 인정하기 어렵기 때문이다.
1. 2040년 전력수요 전망
자료: 11차 전력수급기본계획, 12차 전기본 전력수요 재전망
4월 전망과 비교하면 최대전력은 약 20%, 연간 전력소비량은 약 28% 상향됐다. 불과 4개월 만에 한국의 장기 전력수요 기준점이 완전히 달라진 것이다.
2. 수요 증가의 핵심 원인
정부와 기업이 제시한 반도체 계약전력 잠재량은 약 40GW이며, 이 가운데 36.8GW가 우선 반영됐다.
AI 데이터센터는 기업 투자계획 20.8GW 가운데 상대적으로 구체적인 1단계 10.8GW만 우선 검토했다. 나머지 10GW는 사업 진행 상황에 따라 차기 전기본에 반영될 수 있다.
정부가 발표한 주요 AI 데이터센터 계획은 다음과 같다.
3. 단순한 피크수요 증가가 아니다
반도체 팹과 AI 데이터센터는 대부분 24시간 가동되는 상시부하이다. 따라서 여름철 몇 시간의 최대전력만 증가하는 것이 아니라 연중 기저 전력수요 자체가 높아진다.
이는 태양광 명목용량만 늘려서는 대응하기 어렵다는 의미이다. 원전·LNG·ESS·양수발전처럼 야간에도 전력을 공급하거나 저장할 수 있는 설비가 함께 필요하다.
4. 필요한 발전설비 규모
11차 전기본의 설비예비율 **22%**를 그대로 적용하면 다음과 같은 유효 공급능력이 필요하다.
이는 신규 원전만으로 채운다는 의미가 아니다. 원전·재생에너지·LNG·ESS·수요관리 등을 합한 실질 공급능력이 이 정도 필요할 수 있다는 계산이다.
5. 2040년 재생에너지 보급 전망
사업용 재생에너지를 2025년 37GW에서 2040년 220GW로 늘리려면 매년 평균 12.2GW를 새로 설치해야 한다.
그러나 재생에너지 236GW는 명목설비용량이다. 태양광은 야간에 발전할 수 없고 풍력은 출력이 일정하지 않으므로, 236GW를 236GW의 안정적 공급능력으로 볼 수 없다.
6. 송전망이 핵심 병목으로 부상
자료: 한국전력 K-GRID 계획, 제11차 장기 송변전설비계획
호남·서해안의 재생에너지와 동해안의 원전·화력 전력을 수도권 및 반도체 클러스터로 보내기 위해서는 다음 투자가 필요하다.
수도권–호남 HVDC
초고압 변압기·GIS·케이블
345kV·765kV 변전소
ESS·STATCOM·동기조상기
반도체·데이터센터 전용 지역망
기존 72.8조원 투자계획은 최대전력 129.3GW를 전제로 작성됐다. 최대전력 전망이 158.4~165.0GW로 높아진 만큼 12차 전기본 연계 송변전 투자비는 추가 상향될 가능성이 높다.
7. 가장 큰 위험은 수요관리 가정
정부 전망은 수요관리를 통해 전체 전력소비의 약 **14%**를 줄인다는 전제이다.
그러나 반도체 팹은 공정 중단이 어렵고 AI 데이터센터도 24시간 안정적인 가동이 필요하다. 따라서 약 140TWh의 수요관리 목표가 실제로 달성되지 못하면 발전설비와 송전망은 현재 잠정안보다 더 필요해질 수 있다.
최종 판단
12차 전기본은 대한민국이 AI·반도체 중심의 전력집약형 경제로 전환되고 있음을 공식적으로 인정한 계획이다.
중요한 변화는 발전설비의 단순한 명목용량보다 필요한 시간과 지역에 실제로 전기를 전달할 수 있는 계통능력이 국가 산업경쟁력을 좌우하게 됐다는 점이다.
=끝
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