이재명이 취임 100일 기념 기자회견에서 원전 대신에 풍력발전과 태양광발전을 확대해 나가겠다고 말했는데, 우리나라는 해상 풍력발전은 절대 해서는 안 되며, 만약 해상 풍력발전을 일정 규모 이상 설비할 경우, 우리나라 경제는 두고두고 발목을 잡혀 헤어나지 못할 것이다.

이재명은 신재생에너지로 풍력발전과 태양광발전을 이야기했지만, 태양광발전은 부지 문제로 확장하는데 한계가 있으며, 육상 풍력발전 역시 부지 문제와 민원으로 인해 추가 설치할 장소가 마땅하지 않아 이재명의 발언은 해상풍력발전을 대규모로 하겠다는 의미이다. 

본론으로 들어가, 우리나라에서 해상풍력발전을 확대하면 왜 안 되는지 지금부터 차근차근 설명하겠다.

먼저 (소매)전력단가에 대한 이해부터 제대로 할 필요가 있다. 

우리나라는 우크라이나전 이전에는 세계에서 전력 단가가 가장 싼 국가 중 하나였다. 국민들은 이를 우리나라 발전회사들의 발전원가(LCOE)가 싸기 때문에 그렇다고 이해한다. 우리나라의 전체 전력량 중에 저렴한 발전원가의 원전이 차지하는 비중이 30%가 되기 때문의 영향도 있기는 하지만, 이 영향은 적고 시스템 코스트(system cost)와 송배전 비용이 다른 국가들에 비해 절대적으로 낮았기 때문에 전력요금이 싼 것이다.

우리나라는 원전 말고는 석탄과 LNG 화력발전에 의존했는데, 석탄(유연탄)은 거의 전부 수입하고, LNG는 100% 수입하여 사용한다. 그리고 석탄발전 원가와 LNG발전 원가에서 연료비가 차지하는 비중이 70~80% 수준이라 이들의 발전원가(LCOE)는 석탄과 LNG 국제가격에 따라 변동하게 된다. 

독일은 노천 탄광에서 석탄을 캐서 사용하고, LNG가 아닌 PNG로 러시아에서 수입하여 천연가스 발전을 한다(우크라이나전 이후에는 좀 달라지긴 했지만). 따라서 우리나라의 석탄발전과 LNG발전의 LCOE보다 낮다. 풍력발전 LCOE는 5유로센트(ct)/kWh 수준으로 우리나라 원전 LCOE보다 약간 높은 수준일 뿐이다.

그런데 이렇게 낮은 발전단가인데도 가정용 소매 전력단가는 38유로센트(600원)/kWh에 이른다.

독일의 가정용 소매 전력단가의 구성을 보면, 

1) 전력구입비+소매마진(공급·조달) : 약 9.9ct/kWh (총요금의 약 26%—Bundesnetzagentur 분류 기준). 

2) 송·배전망 요금 : 약 7.8 ct/kWh (총의 약 20.4%). 

3) 세금(전력세 2.05 ct 포함)·VAT 비중 합: 총 약 8.7 ct/kWh (약 23% 수준) — (여기엔 전력세 2.05 ct가 포함됨). 

4) 계량·검침·콘세션 등 : 계 약 2.1–3.0 ct/kWh (콘세션·계량 등). 

5) 신재생 관련 작은 부과(오프쇼어 등) 및 KWKG: 약 1.1 ct/kWh (0.816 + 0.277 ≈ 1.09 ct). 

합계(근사)=9.9+7.8+8.7+2.1+1.1≈38. (근사 38.0ct/kWh) — (구성 비율은 Bundesnetzagentur의 전형적 분해와 각 연도의 소액부과를 조합한 근사치)

그리고 발전원별 전력 구입 단가를 공급자(송·배전 담당이 직접 발전을 '구입'한다기보다 전력시장에서 거래·계약) 또는 신규설비의 LCOE(평균단가 범위)를 근거로 정리하면(2024 자료 기준, Fraunhofer ISE 최신 연구 등),

1) 태양광(PV, 지상형) : 약 4–9 ct/kWh (지역·규모·설비비에 따라 차이). 

2) 육상 풍력(Onshore wind) : 약 4.3–9.2 ct/kWh (장소·자본비·용량계수 차이). 

3) 해상 풍력(Offshore) : 약 5.5–10.3 ct/kWh(설치비·송전비 포함 시 변동). 

4) CCGT(가스복합) : 약 10.9–18.1 ct/kWh(연료비·CO₂가격에 민감). 

5) 석탄(하드코얼/갈탄·갈탄·갈) : 통상 15 ct/kWh 이상 (신규건설의 경우 CO₂ 가격 때문에 LCOE가 높음) 

6) 바이오·바이오가스 등 : 기술·연료비에 따라 차이가 심함(예: 11–32 ct/kWh 등). 

신재생에너지(태양·풍력)는 현재(2024 기준) 많은 경우 CCGT·석탄보다 저렴하거나 경쟁력이 높은 것으로 나타난다. 물론 우크라이나전으로 러시아로부터 PNG 수입이 원활하지 않아 LNG를 수입해 사용하고, 석탄발전의 경우 CO2 배출에 따른 부과금이 발전단가를 높이고 있지만, 우리나라 기준으로 하면 독일의 석탄과 천연가스 발전단가가 높다고 할 수 없다.

위에서 보듯이 독일은 전력 구입비는 우리보다 높지 않지만 소매 전력단가는 우리나라의 3.5배에 이르고 있다. 그 이유는 전력세와 부가가치세가 포함되어 있긴 하지만, 송배전 비용과 계량/검침 비용, 그리고 신재생에너지 발전 보조금이 너무 높기 때문이다.

독일은 신재생에너지 발전 비중을 높이다 보니 시스템 비용이 급등하게 되고 이를 소매 전력단가에 반영하기 때문에 소매전력 단가가 비싸질 수밖에 없는 것이다.

풍력발전이나 태양광발전의 간헐성 문제를 해결하는데 필요한 비용과 대규모 발전단지의 전력을 송배전하기 위한 송배전 설비 비용 등을 시스템 비용이라 부른다.

풍력과 태양광 같은 변동성(간헐성) 재생에너지(VRE, Variable Renewale Energy)의 대규모 도입으로 인해 (태양광&;풍력)발전소 단위의 비용(LCOE) 외에도, 전체 시스템 차원에서 추가적인 비용을 발생시키는데, 이를 시스템 비용(system costs)이라 한다.

발전소의 위치, 출력의 변동성, 예측 불확실성 등은 예비 발전소 건설, 송배전망의 설계와 운영에는 추가 비용이 유발된다.

이러한 비용은 기존의 발전 단가(LCOE)로는 충분히 설명되지 않으며, 새로운 비용 범주로서 이런 시스템 비용을 포함하여 전력공급 원가를 산정하고 평가해서 전력원별 실제 공급원가를 계산해야 한다. 이렇게 계산된 실제 공급원가를 기준으로 각 에너지원별을 어떻게 Mix해야 할지 고민해야 하는 것이다.

시스템 비용에는 다음 4가지 종류가 있다. (출처 : NEA 보고서)

1) 프로파일 비용(Profile costs) : VRE의 출력 변동성으로 인해 백업 전력이 필요하며, 이로 인해 시스템 전체의 평균 비용이 증가함.

2) 밸런싱 비용(Balancing costs) : 예측 오차나 갑작스러운 출력 변화에 대응하기 위한 운영 예비력 확보 비용.

3) 연결 비용(Connection costs) : 발전소를 전력망에 연결하는 데 드는 물리적 비용 (특히 해상풍력 등에서 큼)

4) 그리드 비용(Grid Costs) : 송배전망 확장, 강화, 역전력 흐름 대응 등으로 인한 추가 투자 비용.

풍력과 태양광발전을 늘리면 필연적으로 시스템 비용이 급등하게 되고 이를 전력단가에 반영하지 않을 수 없다. 독일이 이를 잘 보여주고 있다.

우리나라는 기본적으로 발전원가(LCOE)가 싼 원전과 석탄발전 위주였고, 이들 발전원들은 시스템 비용이 많이 들지 않았고, 국토가 좁고, 인구밀도가 높고 도시화가 되어 있는데다 아파트 거주 형식에 대규모 제조공장들이 전력을 소비하여 송배전 비용이 다른 국가에 비해 월등히 낮아 (소매)전력 단가를 낮게 공급할 수 있었던 것이다. 

우리나라의 송배전 비용을 한전이 발표하지 않기 때문에 정확히 산출하기 힘들지만 대체적으로 10~15원/kWh 추산한다. 신재생에너지 비중이 최근에 늘어서 시스템 비용이 증가했다 해도 20원/kWh 넘지 않을 것으로 본다. 독일의 7.8ct(125원)/kWh에 비하면 거의 1/10 수준이다. 

독일이 계량/검침/콘세션 등에 들어가는 비용이 약 3ct(48원)/kWh인데 우리나라는 1~2원 밖에 되지 않을 것이다. 대용량을 쓰는 공장이 많고 대규모 아파트 거주 방식이며 검침이나 계량을 대부분 온라인으로 하기 때문에 이런 비용이 거의 들지 않는다. 유럽이나 미국처럼 가구가 독립적으로 형성되어 있으면 배전비용이나 검침/계량/고지/수금 비용이 우리보다 더 들어갈 수밖에 없다.

이처럼 우리나라는 송배전, 운영 등에 있어 다른 국가에 비해 월등히 좋은 환경을 가지고 있어, 싼 원전 중심으로 전력 Mix를 구성하게 되면 세계에서 가장 싼 전력을 공급할 수 있다. 석유 한 방울 나지 않고, 제조업 수출로 먹고 사는 우리 입장에서는 얼마나 다행인지 모른다.

그런데 이재명과 환경탈레반들은 원전을 배척하고 해상풍력 확대를 주장하고 있다. 해상풍력은 LCOE가 원전의 5배에 이르고 필연적으로 시스템 비용을 급등시켜 전력 공급단가를 급등시킬 수밖에 없다. 

독일은 풍력발전 LCOE가 우리의 1/3 수준 밖에 되지 않는데도 시스템 비용 때문에 전력단가 급상승으로 몸살을 앓고 있는데, 우리는 독일의 3배에 달하는 해상풍력 발전단가에 독일과 같은 시스템 비용까지 치러야 하는데 이 방향으로 가자고 하는 것이 말이 되는가?

장래에 해상풍력 LCOE가 독일 수준까지 내려갈 수 있는 가능성이 단 0.1%라도 있으면 그나마 검토가 가능하겠지만, 우리나라 풍황(이용률 25%)은 독일(이용률 45%)의 1/2 수준 밖에 되지 않는데 해안에서 멀리 수심이 깊은 곳에 설치해야 해서 건설비도 독일보다 훨씬 많이 들기 때문에 절대 독일의 LCOE의 200% 이하가 되는 것은 불가능하다.

더구나 현재 추진하고 있는 해상풍력발전 단지는 전남 해안에 집중되어 있는데 이 지역은 태풍의 진로 선상에 놓여 있어 태풍에 의한 해상풍력발전설비의 손상이 우려되고 태풍 시기에 발전이 제로가 되어 블랙 아웃도 걱정해야 한다.

필자는 위에서 우리나라는 왜 해상풍력발전을 해서는 안 되는지 설명했다. 환경탈레반들은 필자의 글에 반박해 보기 바란다.