무탄소 전원 시대의 전력시장 합리화 방안
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글쓴이
박상덕 2026-11-05
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- CFE_REPORT_No.39 무탄소 전원 시대의 전력시장 합리화 방안.pdf
무탄소 전원에 대한 징벌적 비용 부과: 원자력발전은 탄소를 배출하지 않는 핵심 무탄소 전원(Carbon Free Energy)임에도 불구하고, 현행 RPS(Renewable Portfolio Standard: 신재생에너지 공급의무화) 제도상 공급의무 주체로 분류되어 매년 막대한 REC(Renewable Energy Certificate: 신재생에너지 공급인증서) 구매 비용을 부담하고 있다. 한수원의 연간 REC 매입 비용은 2021년 4,731억 원에서 2025년 약 1조 263억 원으로 폭증하였으며, 이는 원전 운영의 재무 건전성을 악화시키고 최종 전력구입비 인상 압력으로 결국 국민에게 전가되고 있다.
최저가 기저전원의 우선 감발 및 전력구입비 인상 역설: 봄·가을철 경부하기 태양광 발전량 폭증 시 전력 계통 안정화를 명목으로 최저가 전원인 원전의 출력을 줄이는 현상이 고착화되어 가고있다. 원전 감발 발생 횟수는 연간 30회 이상으로 급증하였으며, 발전단가가 약 79원/kWh 수준인 원전을 감발하고 158원/kWh 수준의 대체 전원(LNG)을 가동함에 따라 매년 수백억 원의 계통 정산 손실과 전력구입비 증가가 발생하여 국민적·국가적 경제 손실을 초래하고 있다.
설비 피로도에 따른 괸리비용 증가: 최대 출력으로 운전하여야 가장 경제성이 있는 원전을 반복적으로 출력을 조절(감발)함에 따라 주요 부품의 열적·기계적 피로(Thermal & Mechanical Fatigue)가 누적되어 정비 주기 단축 등 관리 비용을 유발하고 있다.
이러한 문제의 해결 대안은 다음과 같다.
<표 1> 현행 RPS/계통 운영 방식 vs. CFE 기반 정책 개선 대안 비교
구분 | 현행 방식 (As-Is) | 개선 대안 (To-Be) | 기대 효과 및 정책 실익 |
RPS / REC 의무 | • 원전 사업자(한수원)에 RPS 이행 의무 부과 • 연간 1조 원 이상REC 매입 지출 | • CFE(무탄소 전원) 연계 인정 • 원전의 탄소 감축 기여도 감안해 의무비율 감면 | • 한수원의 재무 건전성 증진 • 전력구입비 절감을 통한 전기요금 인상 압력 완화 |
계통 출력 제어 | • 특수경부하기 시 원전 우선 감발 • 최저가 기저전원 차단으로 경제성 손실 | • 유연성 자원(ESS·양수) 우선 활용 • 최고가 전원(태양광 등) 우선 차단 기준 수립 | • 기저전원 이용률 유지 (발전원가 상승 방지) • 계통 유연성 자원 투자 유인 창출 |
손실 정산 체계 | • 원전 감발에 따른 기회비용 및 정산 손실 사업자 자체 흡수 | • 감발/유연성 제공에 대한 적정 용량요금(CP) 보상 | • 전력시장 가격 기능 정상화 • 계통 기여도 기반의 공정한 정산 구조 확립 |
제도적 지향점 | • 저렴한 변동비(연료비)우선 급전 • RE100 중심의 단일 재생 보급 촉진 | • 저렴한 총비용우선 급전으로 변경 • CF100(CFE) 중심 통합 무탄소생태계 | • 국민부담 최소화 • 국가 산업경쟁력 확보 및 글로벌 NDC 목표 달성 |
<목 차>
I. 서론: 추진 배경 및 필요성
Ⅱ. 무탄소 전원의 특성 비교
1. [안보성] 원전은 3년이상 연료를 확보
2. [환경성] 원전이 태양광보다 1/4수준의 온실가스 배출
3. [경제성] 원전의 경제성이 재생에너지보다 3배이상 높음
4. [안전성] 원전의 사망률이 태양광에 비해 1/6수준으로 낮음
Ⅲ. 현행 전력시장 및 계통 운영의 핵심 문제점
1. [제도적 불합리] 원자력발전의 REC(신재생에너지 공급인증서) 의무 구매 부담
2. [계통·경제적 역설] 재생에너지 과잉 출력 시 원전 우선 감발(출력제어)
3. [관리 비용 증가] 경직성 기저전원의 잦은 출력 조절에 따른 설비 피로도
Ⅳ. 주요국 사례 및 시사점
1. 해외 주요국의 원자력 지원 제도
2. 일부 국가, 전력시장에서 원자력 지원
3. 국내 전력시장 제도에 주는 시사점
Ⅴ. 결론: 정책제안 및 향후 과제
1. 정책 개선 제안
2. 기대효과 및 향후 과제
참고문헌