무탄소 전원 시대의 전력시장 합리화 방안
원전의 REC 의무 부담 완화 및 출력 감발 최소화를 중심으로 | CFE Report No. 26-13
| 발행처 | 자유기업원 (Center for Free Enterprise) |
| 발행인 | 최승노 (자유기업원 원장) |
| 집필자 | 박상덕 (한국원자력문화진흥원 이사, 전 한국전력 전력연구원 원장) |
| 발간일 | 2026년 11월 5일 |
| 시리즈 | CFE Report No. 26-13 |
| 원문 링크 | 원문 보기 |
| 문의 | 02-3774-5000, cfemaster@cfe.org |
목차
I. 서론: 추진 배경 및 필요성
2050 탄소중립 및 2030 NDC 달성을 위해서는 재생에너지뿐 아니라 원자력, 수소·암모니아 등 모든 무탄소 전원(CFE)의 조화로운 믹스가 필수적이다. 원자력은 국내 전력 공급의 약 30%를 담당하는 핵심 기저전원으로, 연간 수천만 톤의 온실가스 감축에 기여하고 있다. 그러나 현행 RPS 제도 및 계통 운영 방식은 무탄소 전원인 원전에 과도한 재무·기술적 부담을 전가하고 있어 개선이 시급하다.
30%+
원전의 국내 전력 공급 비중
1조+
한수원 연간 REC 매입 비용 (2025년)
79원
원전 발전단가 (원/kWh)
핵심 문제: 탄소를 배출하지 않는 원전이 RPS 제도상 의무 공급 주체로 분류되어 연간 1조 원 이상의 REC 매입 비용을 부담하고 있다. 이는 국민 전기요금 인상으로 전가되는 구조적 모순이다.
II. 무탄소 전원의 특성 비교
원전과 태양광을 에너지 트릴레마(안보성·환경성·경제성)와 안전성(사망률) 4개 기준으로 비교한 결과, 원전이 모든 항목에서 우위를 보인다.
3년+
🔋 [안보성] 원전 연료 비축량 (천연가스 9일 대비)
1/4
🌿 [환경성] 원전의 온실가스 배출 (태양광 대비)
3배
💰 [경제성] 원전 경제성 우위 (재생에너지 대비)
1/6
🛡️ [안전성] 원전 사망률 (태양광 대비)
발전원별 발전단가 비교 (2025년 말 기준)
⚛️ 원자력
79원/kWh
🪨 유연탄
138원/kWh
🔥 LNG
158원/kWh
☀️ 재생에너지 (보조금 포함)
193원/kWh
IPCC 전원별 전주기 온실가스 배출량
| 발전원 | 중앙값 (gCO₂eq/kWh) | 범위 |
|---|---|---|
| 석탄 | 820 | 740 ~ 910 |
| 천연가스 | 490 | 410 ~ 650 |
| 태양광 (지상형) | 41 | 18 ~ 180 |
| ⚛️ 원자력 | 12 | 3.7 ~ 110 |
| 풍력 | 11 ~ 12 | 7.0 ~ 56 |
🌍 안전성 비교: EU JRC(2021) 보고서에 따르면 원자력의 사망률은 0.01~0.07명/TWh로, 태양광(0.02~0.44명/TWh)보다 최대 6배 낮다. 국내 통계(2015.1~2026.3)에서도 원전 사망 4명, 태양광 사망 66명으로 태양광이 훨씬 많다.
III. 현행 전력시장 및 계통 운영의 핵심 문제점
1. REC 의무 구매 부담: 제도적 불합리
RPS 제도는 화석연료 발전을 줄이고 재생에너지를 확산하기 위해 도입되었다. 그러나 온실가스를 배출하지 않는 원전에 REC 매입을 강제하는 것은 "온실가스 감축"이라는 본래 취지와 논리적으로 상충된다. RPS 의무비율은 2012년 2.0%에서 2030년 이후 25.0%로 확대 예정이다.
한수원 연도별 REC 구매 비용 추이
| 연도 | REC 구매비용 (억 원) | 전년 대비 증감률 |
|---|---|---|
| 2020년 | 4,184 | - |
| 2021년 | 4,731 | +14.1% |
| 2022년 | 4,398 | -7.0% |
| 2023년 | 5,824 | +32.4% |
| 2024년 | 7,417 | +27.3% |
| 2025년 | 10,263 (1조 원 돌파) | +38.4% |
⚠️ 5년 만에 2.5배 폭증: 2020년 4,184억 원에서 2025년 1조 263억 원으로 급증. 원전 비중 확대에도 불구하고 REC 의무매입 부담은 오히려 증가하여 한수원의 재무건전성을 심각하게 훼손하고 있다.
2. 원전 우선 감발: 계통·경제적 역설
봄·가을철 경부하기 태양광 발전량 폭증 시, 계통 안정화를 명목으로 최저가 전원인 원전을 우선 감발하는 현상이 고착화되고 있다. 79원/kWh짜리 원전을 감발하고 158원/kWh짜리 LNG를 가동하여 전력구입비 인상 압력이 발생한다.
원전 감발 → 국민 전기요금 인상 메커니즘
☀️
태양광 과잉
발전량 폭증
→
⚛️
원전 감발
79원/kWh 차단
→
🔥
LNG 대체
158원/kWh 가동
→
💸
국민 부담
전기요금 인상
그림. 태양광 과잉 발전에 따른 원전 감발 → 전력구입비 인상 전가 흐름
| 연도 | 감발 횟수 | 출력제어량 | 한수원 발전 손실액 |
|---|---|---|---|
| 2023년 | 5회 | 16,733 MWh | 95억 원 |
| 2024년 | 3회 | 798 MWh | 136억 원 |
| 2025년 | 23회 | 60,394 MWh | 255억 원 |
| 2026년 상반기 | 15회 | 58,751 MWh | 311억 원* |
3. 설비 피로도: 관리 비용 증가
⚠️ 원전 설비 피로 누적: 원전은 정격 출력으로 지속 운전하도록 설계된 기저전원이다. 잦은 출력 조절은 제어봉 드라이브, 가압기, 터빈 등 주요 계통 부품에 열적·기계적 피로(Thermal & Mechanical Fatigue)를 누적시켜 정비 주기 단축 및 사회적 비용 증가를 야기한다.
IV. 주요국 사례 및 시사점
해외 전력시장은 총비용이 낮은 발전원이 우선 계통에 진입하므로, 우리나라와 같은 역설적 상황이 발생하지 않는다. 해외 주요국은 원전을 탄소 감축의 핵심 자산으로 인정하고 금융 지원·인증 제도 등을 통해 지원한다.
| 국가 | 주요 지원 방식 | 지원 목적 |
|---|---|---|
| 🇫🇷 프랑스 | 국가 주도 투자·장기 가격 안정화 / 부하추종 운전 보상 | 대규모 투자 위험 완화, 계통 유연성 보상 |
| 🇬🇧 영국 | RAB, CfD(차액계약), 정부 지분투자 | 금융비용·투자 위험 감소 |
| 🇺🇸 미국 | 세액공제·ZEC(무탄소 크레딧)·Clean Peak Standard | 원전 유지·신규 건설 촉진 |
| 🇯🇵 일본 | 비화석 가치 인증서(NFC)에 원전 유래분 포함 | 에너지 안보·탈탄소화 |
| 🇸🇪 스웨덴 | 국가 금융지원·CfD 기반 차액계약 | 원전 신규 투자 유도 |
| 🇫🇮 핀란드 | Mankala 모델(전력 소비자·생산자 공동 투자) | 장기적·안정적 전력 확보 |
🌐 국내 시사점: 해외 주요국은 원전을 탄소 감축 핵심 자산으로 인정하고 제도적 인센티브와 정산 체계를 갖추고 있다. 반면 한국은 원전을 단순 규제 대상으로 취급하여 REC 매입 비용과 감발 손실을 동시에 전가하고 있다. CFE 통합 인정 및 보상 제도 개편이 시급하다.
V. 결론: 정책제안 및 향후 과제
현행 방식 vs. CFE 기반 개선 대안 비교
| 구분 | 현행 방식 (As-Is) | 개선 대안 (To-Be) | 기대 효과 |
|---|---|---|---|
| RPS/REC 의무 | 원전 사업자에 RPS 의무 부과, 연간 1조 원+ REC 매입 | CFE 연계 인정, 원전 탄소 감축 기여도 감안 의무비율 감면 | 한수원 재무건전성 증진, 전기요금 인상 압력 완화 |
| 계통 출력제어 | 경부하기 원전 우선 감발, 최저가 기저전원 차단 | ESS·양수 등 유연성 자원 우선 활용, 최고가 전원 우선 차단 | 기저전원 이용률 유지, 계통 유연성 자원 투자 유인 |
| 손실 정산 | 감발 기회비용·정산손실 사업자 자체 흡수 | 감발/유연성 제공에 대한 적정 용량요금(CP) 보상 | 전력시장 가격 기능 정상화, 공정한 정산 구조 |
| 제도 지향점 | 변동비(연료비) 우선 급전, RE100 중심 재생 보급 | 총비용 우선 급전으로 변경, CF100(CFE) 중심 무탄소생태계 | 국민부담 최소화, 국가 NDC 목표 달성 |
3대 정책 개선 제안
✅ [제도 개편] RPS → CFE 연계
- 현행 RPS를 CFE 인정 체계로 단계적 확대
- 원전 REC 의무 할당율 단계적 감면·폐지
- 연료비 중심 CBP를 총비용 반영시장으로 전환
✅ [시장 개편] 보조서비스 시장 도입
- 실시간 전력시장 및 보조서비스 시장 확충
- 감발 발생 시 기회비용·정비 피로도 공정 정산
- 원인 유발자(재생에너지)가 비용 부담
✅ [계통 확충] 유연성 자원 우선 활용
- 대용량 ESS·양수발전·P2H 입찰시장 우선 참여
- 동해안·호남 송배전망 병목 해소 집중 지원
- 원인 제공자가 경비 부담토록 조치
기대효과
수천억
연간 전력구입비 절감 규모 (원전 감발 최소화 시)
1조+
REC 의무 완화 시 한수원 재무 절감 효과
CF100
재생에너지+원전 통합 무탄소 생태계 구축
최종 결론: 원전에 대한 불합리한 REC 부담을 완화하고 경부하기 감발을 최소화하면, 연간 수천억 원의 전력구입비 절감과 국민 전기요금 인상 압력 완화가 동시에 가능하다. 저렴하고 안정적인 무탄소 전력 공급은 반도체·AI 데이터센터 등 국내 첨단 산업의 글로벌 경쟁력을 뒷받침하는 핵심 기반이 된다.
참고문헌 (References)
- 한국전력공사 전력통계 월보 (2025년 12월, 제566호)
- 한국전력거래소 전력통계정보시스템
- EU Joint Research Centre (2021). Technical assessment of nuclear energy with respect to the 'Do No Significant Harm (DNSH)' criteria of Regulation (EU) 2020/852 (Taxonomy Regulation).
- IEA, 「Infographic: Six phases of Variable Renewables Integration」, 2024
- IEA, World Energy Outlook, 2025.
- OECD-NEA, 「The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables」, 2019.
- Ueckerdt et al., 「System LCOE: What are the costs of variable renewables?」, Energy, Volume 63, 15 December 2013, Pages 61–75.
- World Nuclear Association, 「Nuclear Power Economics and Project Structuring」, 2017.
- IPCC 제5차 평가보고서 (AR5 WG3 Annex II) — 전원별 전주기 온실가스 배출량
- Burgherr, P., & Hirschberg, S. (2008). A Comparative Analysis of Accident Risks in Fossil, Hydro, and Nuclear Energy Chains.