전력망 혁신대책(2026년 9월)은 무엇을 늘리는가 — 연결 용량과 실제 송전 전력량을 나누어 보기

2026년 10월 5일

기후에너지환경부는 2026년 9월 29일 국무회의에 「2030년 재생에너지 100GW 수용을 위한 전력망 혁신대책」을 보고했다. 같은 날 이재식 전력망정책관이 정부서울청사에서 브리핑을 열었고, 정부는 이 대책으로 2030년 재생에너지 수용 능력이 송전망 기준 119GW에서 171GW로 52GW 늘어난다고 밝혔다. 2024년 9월부터 막혀 있던 호남의 신규 재생에너지 접속도 다시 열린다. 이 글은 대책의 내용을 정리하고, 52GW라는 숫자가 무엇을 재는지, 그 숫자가 성립하려면 어떤 조건이 필요한지, 그 조건 가운데 무엇이 발표되지 않았는지를 차례로 따진다.

결론을 미리 적으면 이렇다. 이번 대책은 송전선을 새로 짓지 않고 기존 전력망의 사용 규칙을 바꾸는 대책이다. 그래서 늘어나는 것은 출력제어를 받아들이는 조건으로 연결되는 발전설비의 용량이며, 실제로 수요지까지 보내지는 전력량은 출력제어가 얼마나 자주 걸리는지와 에너지저장장치(ESS)와 제어 설비가 제대로 동작하는지에 따라 정해진다. 정부는 연결 용량의 증가분을 발표했지만, 그 조건의 크기는 함께 발표하지 않았다.

1. 호남의 신규 재생에너지 접속이 2024년부터 막혀 있던 이유

발전소가 만든 전기는 세 단계 설비를 거쳐 소비자에게 간다. 송전망은 154kV(킬로볼트) 이상의 높은 전압으로 전기를 먼 거리까지 보내는 선로다. 변전소는 전압을 바꾸는 설비이고, 배전망은 변전소에서 나온 전기를 22.9kV 이하의 전압으로 가까운 수요처에 나누어 주는 선로다. 대형 발전소는 대개 송전망에 직접 연결되지만, 국내 태양광 발전소 대부분은 규모가 작아 배전망에 연결된다. 그런데 배전망에 연결된 태양광이라도 그 지역에서 다 쓰지 못한 전기는 변전소를 거쳐 송전망으로 올라가 다른 지역으로 가야 한다. 태양광 하나를 새로 연결하려면 배전선로, 변전소, 송전망 세 곳 모두에 여유가 있어야 하는 이유가 여기에 있다.

호남은 일사량과 부지 조건이 좋아 태양광이 집중된 지역이다. 반면 전력 수요는 수도권에 몰려 있어, 호남에서 남는 전기를 북쪽으로 보내는 송전선로의 용량이 먼저 찼다. 정부는 2024년 이런 지역의 변전소를 '계통관리변전소'로 지정해 신규 발전설비 접속을 제한했다. 계통관리변전소는 연결된 발전설비가 이미 선로 용량에 이르러 더 연결하면 과부하가 우려되는 변전소를 가리킨다. 비즈한국 보도에 따르면 호남은 배전망, 변전소, 송전망 모두에 여유가 없어 신규 사업이 2034년 이후에나 가능한 상황이었다.

선로를 새로 지으면 해결되지만 시간이 오래 걸린다. 같은 보도는 신규 배전선로에 통상 1~2년, 154kV 변전소에 6년, 345kV 송전선로에 9년 이상이 걸린다고 정리했다. 산업통상자원부는 2023년 12월 발표한 「전력계통 혁신대책」에서 345kV 송전선로 건설 기간을 평균 13년에서 9.3년으로 줄이겠다고 밝혔는데, 이 목표치가 달성되어도 지금 착공하는 선로는 2030년대 중반에야 완공된다. 그 사이 호남의 발전사업 허가 물량은 계속 늘었다. 콜뉴스24가 기후에너지환경부와 한국전력공사 자료를 인용해 2026년 9월 30일 보도한 바에 따르면 호남의 재생에너지 발전사업 허가 물량은 2025년 13GW 수준이었고 2036년까지 누적 58.6GW로 늘어날 전망이다.

이번 대책은 이 시간 차이를 메우려는 대책이다. 김성환 기후에너지환경부 장관은 대책 발표에서 새 전력망을 지을 때까지 기다리지 않고 지금 있는 전력망을 최대한 효율적으로 쓰겠다는 취지라고 설명했다. 그렇다면 '효율적으로 쓴다'는 말이 구체적으로 어떤 규칙 변경을 뜻하는지를 먼저 보아야 한다.

2. 접속 심사의 기준이 정격용량에서 실제 혼잡 시간으로 바뀐다

지금까지 한전은 새 발전소를 연결할지 판단할 때 그 발전소의 정격용량을 기준으로 삼았다. 정격용량은 발전기가 표준 조건에서 낼 수 있는 최대 출력이다. 태양광의 경우 일사량 1,000W/m², 모듈 온도 25°C라는 표준시험조건에서 측정한 모듈 출력을 모두 더한 값을 쓴다. 석탄이나 액화천연가스(LNG) 발전기는 연료를 넣으면 정격용량에 가까운 출력을 오래 낼 수 있으므로, 정격용량만큼 선로를 비워 두는 방식이 합리적이었다.

태양광은 사정이 다르다. 밤에는 출력이 없고, 낮에도 구름과 기온에 따라 출력이 크게 변한다. 투데이에너지 해설은 정부 자료를 인용해 태양광의 최대 이용률이 80% 안팎이라고 정리했다. 태양광이 가장 많이 발전하는 순간에도 정격용량의 80% 정도만 나온다는 뜻이다. 하루와 1년 전체로 보면 차이는 더 커진다. 비즈한국은 정부 설명을 인용해 태양광 중심 배전선로의 이용률이 약 15% 수준에 머물렀다고 전했다. 이용률은 실제로 흐른 전력량을, 선로나 설비가 1년 내내 최대치로 쓰였다고 가정한 전력량으로 나눈 비율이다. 정격용량을 기준으로 선로를 배분하면 선로가 대부분의 시간 동안 비어 있게 된다는 것이 정부의 문제 제기다.

대책의 첫 번째 수단이 이 유연접속이다. 정부는 배전선로 한 회선에 연결할 수 있는 태양광 한도를 14MW에서 16MW로, 변압기 기준 한도를 50MW에서 60MW로 올린다. 투데이에너지 해설에 따르면 변압기 한도를 일괄 상향하는 근거로 정부는 한전의 배전 운영 시스템(ADMS, Advanced Distribution Management System)이 안정화되었다는 점을 들었다. ADMS는 배전선로의 전압과 전류를 실시간으로 감시하고 원격으로 제어하는 시스템이다. 정부는 이 조치로 호남에서 최대 2.6GW의 태양광을 추가로 연결할 수 있다고 본다.

두 번째는 자율접속이다. 사업자가 허용된 접속용량보다 큰 설비를 짓고, 남는 출력은 자기 ESS에 저장해 계통으로 나가는 전력을 허용 한도 안으로 맞추는 방식이다. 정부는 올해 시범사업을 거쳐 내년부터 본격 추진하며, 사업자가 계통 정격용량의 2~3배로 설비를 설치할 수 있게 된다고 밝혔다. 이데일리는 배전선로 기준으로 최대 6배까지 늘릴 수 있다고 보도했다.

세 번째는 접속 검토 기준의 변경이다. 지금까지 송전망 접속을 검토할 때는 석탄과 LNG 발전소가 모두 가동하는 상황을 가정했다. 정부는 이를 재생에너지가 석탄과 LNG보다 먼저 급전되는, 즉 먼저 전력망에 전기를 넣는 실제 운영 방식에 맞게 바꾼다. 데일리안 보도에 따르면 정부는 이 기준 변경만으로 영남과 강원권 약 18GW를 포함해 비수도권에서 2030년 기준 20GW를 추가 수용할 수 있다고 설명했다.

이 세 수단은 공통된 판단 위에 서 있다. 선로가 실제로 꽉 차는 시간은 1년 중 일부이므로, 그 시간만 관리하면 나머지 시간의 빈 용량을 쓸 수 있다는 판단이다. 이 판단은 개별 발전소 하나만 보면 맞다. 그런데 한 지역의 태양광은 모두 같은 하늘 아래 있다. 맑은 날 정오에는 그 지역 태양광 전체의 출력이 동시에 올라가고, 선로가 꽉 차는 시간도 바로 그때다. 선로 이용률 15%는 1년 평균값이어서 선로가 붐비는 시간의 길이는 알려 주지 않는다. 유연접속으로 연결된 설비가 많아질수록 출력제어가 걸리는 시간대는 맑은 날 한낮에 겹쳐 쌓인다. 이 점이 4절에서 다룰 출력제어 문제의 출발점이다.

3. 선로를 늘리지 않고 수용 능력을 키우는 나머지 수단

대책의 두 번째 묶음은 ESS를 이용한 비증설 대안이다. 비증설 대안(NWA, Non-Wire Alternatives)은 선로를 새로 깔지 않고 다른 설비나 운영 방식으로 망 용량 부족을 해소하는 방법을 통틀어 부르는 말이다. 정부는 2030년까지 배전망 ESS로 포화 지역에 태양광 3GW를, 변전소 ESS로 1.6GW를 추가 연결한다. 낮에 남는 태양광 전력을 ESS에 저장했다가 망에 여유가 생기는 저녁과 밤에 내보내 한낮의 혼잡을 줄이는 방식이다. 투데이에너지 해설에 따르면 변전소 ESS는 호남의 포화 변전소 41곳을 중심으로 변전소마다 약 40MW씩 설치된다.

배전망 ESS는 이미 집행이 시작되었다. ESS 전문 매체 ESS News는 2026년 7월 기후에너지환경부 발표를 인용해, 정부가 아홉 개 기업과 협약을 맺고 호남과 제주의 배전선로 32곳에 ESS를 설치한다고 보도했다. 선로마다 출력 4MW, 저장 용량 20MWh의 ESS를 두어 접속 대기 중인 태양광 약 5.7MW를 연결하는 구조다. 출력은 ESS가 한순간에 충전하거나 방전할 수 있는 전력의 크기이고, 저장 용량은 담아 둘 수 있는 전력량이다. 4MW로 20MWh를 채우는 데 5시간이 걸리므로 이 ESS는 한낮 혼잡 시간 5시간 동안의 잉여 전력을 저장하도록 설계되었다. 정부는 이 방식으로 2030년까지 약 700MW의 ESS를 설치해 재생에너지 1GW를 추가 연결하고, 연간 1,350GWh의 태양광 발전량을 더 얻는다고 밝혔다.

송전망에도 ESS가 들어간다. 송전선로는 고장에 대비해 평소 일정한 여유 용량을 비워 두는데, 정부는 고장 대비용 ESS를 설치해 이 여유 용량을 평상시 송전에 쓰겠다고 밝혔다. 신옥천과 청양처럼 지역 사이 전력 융통량이 부족한 곳에 2.6GW 규모의 송전망 보강 ESS를 설치하고, 이로써 2030년까지 전력 수송 능력을 3.8GW 늘린다는 것이 정부 설명이다. 이 방식이 계통 신뢰도에 어떤 변화를 가져오는지는 5절에서 따로 다룬다.

세 번째 묶음은 망을 잡아 두고 쓰지 않는 사업의 정리다. 발전사업 허가를 받은 사업자는 한전과 계통 이용 계약을 맺어 접속권을 확보하는데, 실제 사업이 무산되거나 장기 지연되어도 접속권은 남아 있었다. 정부는 이런 허수 사업을 점검해 지금까지 약 9GW 규모의 접속권을 회수했다. 앞으로는 지연 사업까지 대상을 넓힌다. 전자신문 보도에 따르면 호남 해상풍력은 2030년까지 약 16GW의 접속권을 잡아 두고 있지만 그때까지 실제로 가동할 수 있는 물량은 3GW 안팎으로 예상된다. 정부는 공공 사업을 포함해 10GW 이상의 접속 시기를 발전소가 실제로 들어올 2033년 안팎으로 늦추고, 그 사이 비는 망을 태양광 등에 배분한다. 2031년 이후 진입 물량부터는 접속권을 배분할 때 모든 사업이 제때 들어온다고 가정하지 않고, 발전사업 허가 후 1년 안에 망 이용 계약을 맺은 비율인 67.2%를 반영해 더 많이 배분한다.

네 번째는 접속권 배분 방식 자체의 개편이다. 지금까지는 사업 초기 단계에 선착순으로 접속권을 주었고, 이것이 허수 사업을 낳았다. 2027년 1월부터는 재생에너지 사업이 원칙적으로 경쟁입찰을 거쳐 시장에 들어오게 되며, 정부는 낙찰된 사업에만 계통 접속권을 주겠다고 밝혔다. 다섯 번째는 비용 분담이다. 공용 배전망을 보강해야 할 때 지금까지는 처음 접속하는 사업자가 비용 전부를 냈고 뒤에 오는 사업자는 보강된 망을 무상으로 썼다. 앞으로는 한전이 먼저 투자하고, 그 망을 쓰는 사업자들이 설비 용량에 비례해 나누어 낸다.

이 다섯 묶음을 합친 결과로 정부가 제시한 숫자가 2030년 수용 능력이다. 전국은 송전망 기준 119GW에서 171GW로, 배전망 기준 84GW에서 110GW로 늘어난다. 호남만 보면 송전망 기준 37GW가 64GW로, 배전망 기준 18GW가 30GW로 늘어난다. 접속은 단계적으로 열린다. 호남권 계통관리변전소 지정은 2026년 10월 1일 해제되고, 같은 날부터 기존 대기 사업자의 조기 접속 신청을 받으며, 신규 사업은 2027년 1월부터 받는다. 파이낸셜뉴스 보도에 따르면 호남 변전소 87곳 가운데 46곳은 곧바로 신규 접속이 가능하지만, 나머지 41곳은 변전소 ESS 설치와 변전소 신설에 맞춰 2028년부터 2030년까지 차례로 열린다. 동해안 지역은 동해안과 수도권 신가평을 잇는 초고압 직류송전(HVDC) 1단계가 준공되는 2027년 상반기에 지정이 해제된다.

대책의 수단 가운데 제도 개편에 해당하는 것, 즉 허수 사업 회수, 입찰 연계, 비용 분담은 기술적 불확실성이 작고 일부는 이미 집행되었다. 9GW 회수와 배전선로 32곳의 ESS 협약이 그 예다. 반면 수용 능력 숫자를 키우는 핵심인 유연접속, 자율접속, 송전망 ESS는 모두 출력제어나 ESS 동작을 조건으로 한다. 이 조건을 빼고 숫자만 보면 대책의 효과를 크게 읽게 된다.

4. '수용 능력 52GW'는 연결 용량을 재고 송전 전력량은 재지 않는다

정부가 말하는 수용 능력은 전력망에 연결할 수 있는 발전설비의 용량, 즉 GW 단위의 설비 크기다. 실제로 수요지까지 보내지는 전력량은 GWh 단위로 따로 재야 한다. 정격용량 기준으로 선로를 배분하던 시절에는 두 숫자의 관계가 단순했다. 연결된 설비가 선로를 넘지 않도록 배분했으므로, 송전 제약 때문에 버려지는 전력이 적었다. 유연접속은 이 관계를 바꾼다. 선로 용량보다 많은 설비를 연결하고, 넘치는 순간에는 출력을 줄이기 때문이다. 연결 용량이 늘어난 비율만큼 송전 전력량이 늘지 않으며, 그 차이가 출력제어로 버려지는 전력이다.

이 차이는 정부 목표의 단위와도 관계가 있다. '2030년 재생에너지 100GW'는 설비용량 목표다. 유연접속과 자율접속은 송전선로를 늘리지 않고도 연결되는 설비용량을 늘리므로 목표 달성에 바로 기여한다. 그러나 늘어난 설비가 만든 전기 가운데 얼마가 실제로 쓰이는지는 목표 숫자에 드러나지 않는다. 대책의 성과를 설비용량으로만 평가하면, 출력제어가 크게 늘어나도 목표는 달성된 것으로 기록된다.

정부는 과거 출력제어 실적은 공개했다. 조달경제신문과 콜뉴스24 보도에 따르면 정부는 2025년 평균 출력제어율이 태양광 0.18%, 풍력 0.3%였다고 밝히며 관리 가능한 수준이라고 설명했다. 출력제어율은 발전할 수 있었던 전력량 가운데 출력제어로 줄인 전력량의 비율이다. 그런데 이 숫자는 전국 평균이고, 유연접속이 시행되기 전의 실적이다. 지역별 추이는 다른 모습을 보인다. 한국경제가 2026년 8월 4일 보도한 김위상 의원실 자료는 한국전력거래소가 제출한 호남권 출력제어 실적을 담고 있다. 호남권 출력제어량은 2021년 35MWh(3회)였으나 2025년에는 8만 3,944MWh(171회)였고, 2026년에는 6월까지 8만 4,784MWh(155회)로 반년 만에 전년 연간 실적을 넘었다. 2026년 상반기 출력제어량 가운데 태양광이 5만 110MWh로 가장 많았다.

이 추이는 유연접속 시행 전의 실적이다. 2021년과 2025년 사이 출력제어량은 약 2,400배가 되었고, 2026년 상반기 증가 속도는 그보다 빠르다. 여기에 정격용량 기준으로는 연결할 수 없던 설비가 2027년부터 더해진다. 유연접속 설비는 처음부터 혼잡 시간에 출력을 줄이는 것을 전제로 연결되므로, 출력제어량은 앞으로 더 늘어날 가능성이 높다. 이 판단은 호남권 연간 출력제어량이 2027년과 2028년에 2026년보다 줄어드는 것으로 나타나면 틀린 것이 된다. 그런 결과가 나오려면 호남 수요 증가나 송전망 보강이 신규 연결 설비 증가보다 빨라야 한다.

그렇다면 남는 물음은 출력제어량이 앞으로 얼마가 될지다. 대책 발표 자료와 관련 보도에는 유연접속 시행 이후의 지역별 예상 출력제어율이 실려 있지 않다. 영국은 이 정보를 접속 단계에서 사업자에게 제공한다. 런던과 잉글랜드 남동부 배전회사인 UK Power Networks는 유연접속 견적을 낼 때 계통 해석으로 산정한 출력제어 보고서를 함께 발급해, 그 사업장이 1년 중 얼마 동안 출력제어를 받을지 추정치를 알려 준다. 잉글랜드 중부와 웨일스 배전회사 NGED의 출력제어 산정 지침은 추정치(curtailment estimate)와 별도로 출력제어 한도(curtailment limit)를 구분한다. 한도는 보상 없이 출력을 줄일 수 있는 최대량을 정해 두는 계약 조건이다. 사업자는 이 두 숫자를 보고 접속을 받을지, 기존 방식으로 선로 보강을 기다릴지 고른다.

국내에도 출력제어 보상 제도가 생기고 있다. 법무법인 세종의 2026년 2월 뉴스레터가 정리한 기후에너지환경부 2026년 업무계획에 따르면, 지금까지 재생에너지 발전소는 출력제어를 받아도 별도 보상이 없었고, 정부는 '재생에너지 준중앙자원' 제도를 도입해 기술 요건을 갖추고 등록한 발전소가 급전지시에 따라 출력을 조정하면 추가 정산금을 받게 할 계획이다. 이 제도는 2026년 호남에서 먼저 시행되었다. 이 제도에서 가장 많은 자원을 운영하는 업체인 해줌은 2026년 5월 전체 등록 자원이 약 470MW라고 밝혔다. 호남에 연결된 태양광 규모에 비하면 일부다. 이번 대책 자료는 유연접속으로 새로 연결되는 설비가 이 보상의 대상이 되는지, 출력제어를 신규 유연접속 설비에 먼저 거는지 기존 설비와 나누어 거는지를 밝히지 않았다.

출력제어를 누구에게 먼저 거는지는 사업자들 사이의 이해관계를 정한다. 신규 설비에 먼저 걸면 기존 사업자는 영향을 받지 않고 신규 사업자가 위험을 모두 진다. 기존 설비와 나누어 걸면 기존 사업자의 수입이 줄어드는 대신 신규 사업자의 위험이 작아진다. 어느 쪽이든 정책적으로 택할 수 있지만, 원칙이 정해지지 않으면 사업자는 수익을 계산할 수 없다. 재생에너지 사업은 대부분 프로젝트 금융으로 자금을 조달하는데, 금융기관은 출력제어로 줄어들 수입을 예측할 수 있어야 대출 조건을 정한다. 접속은 열렸지만 금융 조달이 되지 않아 사업이 진행되지 않는 경우가 생길 수 있는 이유다.

대책을 발표한 주체의 위치도 강조점에 영향을 준다. 정부가 성과로 내세운 지표는 접속 재개 시점과 수용 능력 증가분이다. 김성환 장관은 부처 출범 1년 만에 2024년 9월부터 막힌 계통 제약을 해제했다고 강조했다. 접속 대기 사업자의 민원과 2030년 설비 목표를 함께 관리해야 하는 부처로서는 연결 용량이 가장 먼저 보여 줄 수 있는 지표다. 반면 출력제어 전망은 발표하는 순간 사업자 수익성 논란으로 이어지는 숫자다. 연결 용량은 발표하고 출력제어 전망은 발표하지 않은 선택은 이 구조와 맞아떨어진다.

5. 송전망 ESS가 평시 여유 용량을 대신하면 신뢰도를 유지하는 설비가 바뀐다

송전선로가 평소 용량을 비워 두는 이유는 신뢰도 기준에 있다. 전력망은 설비 하나가 갑자기 고장 나도 정전 없이 전기를 공급할 수 있도록 계획하고 운영하는데, 이를 N-1 기준이라고 부른다. N은 전체 설비 수이고, 거기서 하나가 빠진 상태를 견뎌야 한다는 뜻이다. 두 설비가 동시에 빠진 상태까지 견디도록 요구하면 N-2 기준이 된다. 같은 철탑에 두 회선이 걸린 송전선로는 낙뢰나 산불 한 번으로 두 회선이 함께 끊길 수 있어, 중요한 경로에는 이런 동시 고장을 상정한다. 2026년 7월 21일 한국경제에 실린 기고는 우리나라가 주요 전력설비 두 곳이 동시에 고장 나도 정전 없이 공급해야 하는 N-2 기준을 적용하며, 영국과 미국은 N-1을 원칙으로 한다고 썼다.

선로 하나가 끊기면 그 선로로 흐르던 전력은 남은 선로로 옮겨 간다. 남은 선로가 그 전력을 받아도 과부하가 되지 않으려면, 평소에 각 선로를 용량보다 낮게 써야 한다. 이것이 비워 둔 여유 용량이다. 이번 대책은 이 여유 용량을 평상시 송전에 쓰고, 고장이 나면 송전망 보강 ESS가 즉시 충전이나 방전을 해서 남은 선로로 몰리는 전력을 줄이는 방식이다. 보내는 쪽 ESS가 전력을 흡수하고 받는 쪽 ESS가 전력을 내보내면, 선로를 지나야 하는 전력이 그만큼 줄어든다.

두 방식 모두 고장을 가정한 검토를 통과해야 한다는 점은 같다. 다른 것은 검토를 통과시키는 수단이다. 사후 대응 자체는 국내 계통에 이미 있다. 765kV 2회선 동시 고장처럼 가장 가혹한 사고에는 발전기를 자동으로 차단하는 고장파급방지장치가 쓰이고 있으며(8.3절), 이번 대책은 사후 조치의 수단에 ESS의 충방전을 더해 그 적용 범위를 지역 간 송전 혼잡 구간으로 넓힌다. 예방적 방식에서는 고장이 나도 아무 조치 없이 버티도록 평소 여유를 둔다. 사후 대응 방식에서는 고장 직후 ESS가 자동으로 동작해야 버틸 수 있다. 정부는 이 변경이 신뢰도 기준 자체를 바꾸는지, 기존 기준에서 ESS의 자동 동작을 고장 후 조치로 인정하는지를 발표 자료에서 설명하지 않았다. 기준의 문구가 그대로여도 계통이 고장을 견디는 능력은 ESS와 그 제어 설비가 그 순간 정상으로 동작하느냐에 달리게 된다.

이 방식이 제대로 동작하지 않을 수 있는 조건은 네 가지다. 첫째는 ESS의 충전 상태다. 한낮에 호남에서 북쪽으로 보내는 전력이 많을 때 선로가 끊기면, 보내는 쪽 ESS는 전력을 흡수해야 한다. 그 ESS가 이미 가득 차 있으면 흡수할 수 없다. 받는 쪽 ESS는 반대로 방전할 전력이 남아 있어야 한다. 고장 대비 ESS가 이 역할을 하려면 충전 상태를 늘 일정 범위로 유지해야 하고, 그만큼 다른 용도로 쓸 수 있는 용량은 줄어든다.

둘째는 그 선로의 송전 한계가 어디서 오는지다. 선로 한계는 크게 두 종류로 나뉜다. 열적 한계는 전류가 많이 흘러 전선이 과열되고 늘어지는 것을 막기 위한 한계로, 짧은 시간의 초과는 견딜 수 있어 몇 분 안에 조류를 줄이면 된다. 안정도 한계는 고장 직후 발전기들이 같은 속도로 동기를 유지하며 회전할 수 있는지, 전압이 무너지지 않는지에서 정해지는 한계로, 고장 후 수백 밀리초에서 몇 초 사이의 대응이 결과를 좌우한다. ESS는 인버터로 빠르게 출력을 바꿀 수 있지만, 제약의 성격에 따라 필요한 대응 속도와 효과가 다르다. 신옥천과 청양 구간의 제약이 어느 종류인지는 대책 자료에 나와 있지 않다.

셋째는 ESS의 가동률이다. 정비 중이거나 고장 난 ESS는 대응하지 못한다. 국내에는 대규모 가동 중단의 전례가 있다. 2017년 8월부터 ESS 화재가 잇따르자 산업통상자원부는 민관합동 조사위원회를 꾸렸고, 2019년 6월 발표한 1차 조사는 23건의 화재 원인을 배터리 보호 체계 미흡, 운영 관리 부실, 설치 부주의, 통합 제어·보호 체계 미흡의 네 가지로 정리했다. 그 뒤 5건이 더 발생해 화재는 모두 28건이 되었고, 2020년 2차 조사는 95% 이상의 높은 충전율로 운영한 조건과 배터리 이상이 결합해 화재가 났다고 추정하며 충전율을 낮춰 운전하는 대책을 내놓았다. 고장 대비 ESS는 언제든 충전과 방전을 모두 할 수 있어야 하므로 충전율을 중간 범위에 두는 운영이 안전 대책과 같은 방향이다. 문제는 화재나 결함이 한 번 확인되면 같은 제조사 설비 전체가 점검을 위해 멈출 수 있다는 점이다. 같은 기종을 여러 곳에 깔았다면 이 정지는 여러 곳에서 동시에 일어난다.

넷째는 제어 신호다. 고장을 감지하고 ESS에 동작 명령을 보내는 통신망이 끊기거나 잘못된 명령을 받으면, ESS 여러 대가 한꺼번에 대응하지 못한다. 이 경우 여유 용량을 이미 써 버린 선로에서 과부하가 이어질 수 있다. 영국 오크니 제도의 사례에서도 통신 문제는 운영상 주요 원인으로 기록되었다. 영국 가스전력시장청(Ofgem)의 학습 자료로 공개된 오크니 능동 배전망 관리 발표는 제어 통신 장애가 출력제어를 일으킨 주요 원인 가운데 하나였다고 정리했다. 통신이 끊기면 안전을 위해 출력을 줄이는 쪽으로 설계해야 하고, 그 결과 정상 상태에서도 출력제어가 늘어난다.

신뢰도 기준에는 가치 판단도 걸려 있다. 앞의 한국경제 기고는 N-2 기준이 지나치게 엄격해 기존 송전선로의 여유 용량을 쓰지 못하게 하고, 그 비용을 전기요금에 반영하지 않는 구조가 전력망 투자 여력을 줄였다고 주장하며 신뢰도 기준의 탄력적 적용을 제안했다. 신뢰도를 높게 유지하려면 선로를 더 짓거나 비워 두는 비용을 치러야 하고, 망 이용률을 높이면 드문 고장에 대한 대비를 설비의 동작에 맡기게 된다. 두 가치가 충돌하는 지점에서 어느 쪽을 택할지는 정책의 몫이다. 이번 대책은 망 이용률 쪽을 택했지만, 그 선택에 따라 바뀌는 고장 대응 방식과 실패 조건은 발표되지 않았다.

6. 접속을 여는 시점이 계통 안정 설비의 준공보다 앞선다

재생에너지가 늘어날 때 생기는 문제는 선로 용량만이 아니다. 태양광과 풍력은 인버터라는 전력변환장치를 거쳐 계통에 연결된다. 인버터는 직류나 불규칙한 교류를 계통 주파수에 맞는 교류로 바꾸어 내보내는데, 화력이나 원자력 발전기와 달리 회전하는 무거운 질량이 없다. 회전하는 발전기는 세 가지를 계통에 공급한다. 관성은 주파수가 갑자기 변하지 않게 하는 성질로, 큰 발전기가 갑자기 멈췄을 때 주파수가 떨어지는 속도를 늦춘다. 무효전력은 실제 일을 하지는 않지만 송전선로의 전압을 유지하는 데 필요한 전력이다. 단락전류는 고장이 났을 때 흐르는 큰 전류로, 보호계전기가 고장을 감지하고 차단기를 여는 데 필요하다. 인버터 기반 전원은 이 세 가지를 스스로 충분히 공급하지 못하므로, 재생에너지 비중이 높아지면 이를 보완할 설비가 필요하다.

국내에서 동기조상기는 제주에서 먼저 쓰였다. 제주는 육지와 HVDC 해저케이블로 연결되어 있고, 이 연계 방식은 교류 계통 쪽의 전압을 유지할 설비를 필요로 한다. 전력거래소 제주본부의 2021년 운영 실적 자료에 따르면 그해 제주의 조상기 용량은 100MVar였다. 한전은 2024년 8월 ABB와 협약을 맺고, 관성을 키우는 회전 원판(플라이휠)을 덧붙인 50MVar급 동기조상기를 제주 북부 HVDC 변전소 근처에 설치해 2026년 말부터 운영하기로 했다.

호남 육지 계통에는 아직 대형 동기조상기가 없다. 아시아투데이의 2026년 8월 13일 보도에 따르면 한전은 신장성변전소에 600MVar급 동기조상기를 2027년 12월까지 설치할 계획이었고, 서남권 대규모 전력 수요를 반영해 신해남변전소에 400MVar급을 2030년 12월까지 추가하기로 했다. 같은 보도는 보도 시점까지 핵심 설비의 입찰 절차가 시작되지 않아 남은 16개월 안에 제작과 설치를 마칠 수 있을지 불투명하다고 전했다. 대형 동기조상기는 국내 제작이 어려워 지멘스에너지, GE베르노바, ABB 같은 해외 제작사에 의존하는데, 세계적으로 주문이 몰려 생산 일정을 확보하기가 어려워지고 있다는 호주 송전망 운영기관 트랜스그리드의 2026년 7월 보고서 분석도 함께 소개했다.

이 일정을 같은 연표에 놓으면 순서가 드러난다. 대기 사업자의 조기 접속은 2026년 10월에, 신규 사업의 접속은 2027년 1월에 시작된다. 호남 계통의 관성과 전압을 보강할 첫 대형 동기조상기는 목표대로 되어도 2027년 12월에 준공된다. 그 사이 약 14개월 동안 인버터 기반 전원은 늘어나고 회전 설비의 보강은 아직 이루어지지 않는다. 정부가 이 기간의 계통 안정도를 어떤 해석으로 검토했는지는 공개되지 않았다. 41개 변전소의 단계 개방을 2028년부터 2030년까지로 잡은 것은 이 순서를 일부 고려한 일정으로 볼 수 있지만, 즉시 개방되는 46개 변전소에 연결될 설비만으로도 안정도 여유는 줄어든다.

동기조상기 일정이 늦어질 가능성도 높다. 2026년 8월 기준 입찰이 시작되지 않았고, 해외 제작사의 생산 일정 확보가 어렵다는 분석이 있기 때문이다. 이 판단은 신장성 동기조상기의 입찰 공고와 계약이 2026년 안에 이루어지고 제작사의 납기가 2027년 하반기 안으로 확정되면 수정해야 한다. 반대로 준공이 2028년 이후로 밀리면, 그동안 호남 계통은 송전선로의 혼잡과 함께 안정도 제약 때문에도 출력제어를 받게 된다. 출력제어 사유에는 선로 혼잡 외에 관성이나 전압 여유의 부족도 포함되기 때문이다.

7. 국비로 짓는 ESS의 비용과 효과는 대안과 비교되어 발표되지 않았다

대책의 ESS 상당 부분은 국가 예산으로 짓는다. 데일리안이 보도한 기후에너지환경부 분산형 전력망 포럼 자료에 따르면 2026년 예산에 배전망 ESS 구축 국비 1,176억 원, 햇빛소득마을 ESS 구축 국비 984억 원이 편성되었다. 햇빛소득마을은 주민 협동조합이 마을 유휴 부지에 300kW에서 1MW 규모의 태양광을 짓고 수익을 나누는 사업이다. 계통이 포화된 지역의 마을은 ESS 설치를 조건으로 사업을 진행하는데, 기후에너지환경부는 2026년 6월 간담회에서 그동안 마을 협동조합이 ESS 설비비 일부와 운영비를 부담하는 구조 때문에 수익성 우려가 제기되었다고 밝히고, 설치·운영 주체를 민간 통합발전소(VPP) 사업자로 바꾸는 방안을 논의했다. VPP는 흩어진 소규모 발전설비와 ESS를 묶어 하나의 발전소처럼 운영하는 사업자다.

공공 예산을 망 설비에 쓰는 것 자체는 이상한 일이 아니다. 전력망은 공공 설비이고, 선로를 새로 지을 때도 그 비용은 결국 전기요금이나 한전의 부채로 국민이 부담한다. 따져야 할 것은 같은 돈으로 얻을 수 있는 다른 결과와의 비교다. 송전선로 건설을 앞당기는 데 쓸 수도 있고, 출력제어를 받는 사업자에게 보상하는 데 쓸 수도 있으며, 고장 시 일부 발전기를 자동으로 차단하는 보호 방식처럼 설비가 덜 드는 방법도 있다. 정부는 송전망 보강 ESS 2.6GW와 변전소 ESS 1.6GW에 대해 저장 용량(MWh), 총사업비, 대안과 비교한 비용편익 분석을 발표하지 않았다.

공개된 배전망 ESS 수치로 효과의 성격을 따져 볼 수는 있다. 정부는 약 700MW의 ESS로 재생에너지 1GW를 추가 연결하고 연간 1,350GWh를 더 얻는다고 밝혔다. 1GW의 설비가 1년 내내 최대 출력으로 발전하면 8,760GWh가 되므로, 1,350GWh는 이용률 약 15.4%에 해당한다. 이는 국내 태양광의 통상적인 연간 이용률 수준이다. 다시 말해 이 숫자는 새로 연결된 1GW가 출력제어 없이 1년 동안 정상적으로 발전한다고 가정한 발전량이다. ESS가 옮겨 주는 전력량이나 출력제어로 줄어드는 몫은 이 값에 반영되지 않았다. 효과를 평가하려면 ESS가 없었을 때와 있을 때 각각 얼마가 버려지는지를 비교한 수치가 필요한데, 공개된 자료는 연결 설비의 정상 발전량을 효과로 제시한다.

저장 용량의 크기도 효과를 좌우한다. 배전망 ESS는 선로마다 4MW·20MWh로 5시간분을 담는다. 맑은 봄날 호남의 한낮 혼잡이 5시간을 넘으면 ESS가 가득 찬 뒤부터는 다시 출력제어가 걸린다. 송전망 보강 ESS는 성격이 다르다. 고장 직후 수 분 동안 조류를 줄이는 용도라면 큰 저장 용량보다 출력과 응동 속도가 중요하다. 같은 'ESS 2.6GW'라는 표현 안에 용도와 필요 사양이 다른 설비가 들어 있으므로, 출력만으로는 어떤 설비를 얼마에 사는지 드러나지 않는다.

8. 대책이 성립하는 조건을 기술별로 나누어 보기

앞의 절들은 대책의 효과가 네 가지 조건에 달려 있음을 보였다. 송전선로가 실제로 보낼 수 있는 용량, 고장이 났을 때 설비가 제대로 동작하는지, 인버터 기반 전원이 늘어난 계통이 안정을 유지하는지, 출력제어를 정한 규칙대로 집행하고 정산할 수 있는지다. 이 절은 각 조건을 충족하는 데 어떤 기술이 필요한지, 그 기술이 국내에서 어디까지 와 있는지를 조건별로 정리한다. 기술마다 해결하는 문제가 다르므로, 먼저 출력제어가 왜 생기는지를 원인별로 나누어야 기술의 효과를 정확히 평가할 수 있다.

8.1 출력제어의 원인은 세 종류이고, 원인마다 효과가 있는 기술이 다르다

출력제어는 원인에 따라 세 종류로 나뉜다. 첫째는 전국 단위의 수급 불균형이다. 봄과 가을 휴일 한낮처럼 냉난방 수요가 적고 태양광 발전이 많은 시간에는 전국 발전량이 수요를 넘을 수 있다. 전력은 생산과 소비가 매 순간 같아야 하므로, 이때는 어딘가의 발전을 줄여야 주파수가 오르지 않는다. 한국경제가 보도한 2026년 상반기 호남권 출력제어 실적에 원전 1만 5,405MWh가 포함된 것은 출력제어의 대상에 원전도 들어간다는 사실, 즉 출력제어가 공급 과잉 전체에서 생긴다는 사실을 보여 준다. 둘째는 지역 송전 혼잡이다. 전국 수급은 맞아도 특정 지역에서 다른 지역으로 가는 선로가 꽉 차면 그 지역 발전을 줄여야 한다. 셋째는 안정도 제약이다. 선로에 여유가 있어도 계통의 관성, 전압, 단락전류가 부족해 고장 시 안정을 유지하지 못할 우려가 있으면 인버터 기반 전원의 출력을 제한한다.

이 구분이 중요한 이유는 기술의 효과가 원인별로 다르기 때문이다. 송전선로의 용량을 늘리는 기술은 둘째 원인에만 효과가 있고, 전국 수요보다 발전이 많은 첫째 원인 앞에서는 효과가 없다. 첫째 원인에는 전력을 다른 시간대로 옮기는 저장 설비, 수요를 낮 시간으로 옮기는 수요 반응, 남는 전력을 열이나 수소로 바꾸는 설비가 필요하다. 셋째 원인에는 관성과 전압을 공급하는 설비가 필요하다. 이번 대책의 유연접속과 ESS는 둘째 원인을 겨냥한 수단이 중심이고, 정부가 공개한 출력제어 실적은 세 원인을 합친 값이다. 원인별 실적과 전망이 따로 공개되어야 어느 기술에 투자해야 하는지를 판단할 수 있다.

8.2 송전선로가 실제로 보낼 수 있는 용량을 다시 산정하는 기술

송전선로의 용량은 대부분 열적 한계로 정해진다. 전류가 흐르면 전선이 데워지고, 데워진 전선은 늘어나 아래로 처진다. 처진 전선이 지면이나 나무와 일정 거리 안으로 가까워지면 위험하므로, 전선 온도가 허용치를 넘지 않는 전류를 선로 용량으로 정한다. 전선 온도는 흐르는 전류뿐 아니라 기온, 바람, 햇빛에 따라 달라진다. 바람이 불고 기온이 낮으면 같은 전류에도 전선이 덜 데워진다.

국내 송전선로는 지금까지 정적 송전용량(SLR, Static Line Rating)으로 운영되었다. 중앙이코노미뉴스가 2026년 8월 보도한 기후에너지환경부 설명에 따르면, 국내 전력망은 기온 40°C, 풍속 초속 0.5m, 일사량 0.1W/cm²라는 불리한 조건을 가정해 계산한 용량을 사계절 내내 같게 적용한다. 이 가정에서 벗어나는 날에는 실제 선로가 보낼 수 있는 전력보다 낮은 한도로 운영된다. 호남의 송전 혼잡이 가장 심한 시기는 수요가 적은 봄과 가을의 맑은 한낮이고, 이때 기온은 40°C보다 훨씬 낮다. 혼잡이 생기는 시간과 선로 용량이 실제로 남는 시간이 겹친다는 점에서, 용량 산정 방식의 변경은 이번 대책의 대상 지역에서 효과가 큰 수단이다.

용량을 실측에 가깝게 산정하는 방식은 단계별로 나뉜다. 계절별 송전용량(SAR, Seasonal Allowable Rating)은 계절마다 최고기온 기준을 바꿔 용량을 정한다. 대기온도 반영 송전용량(AAR, Ambient-Adjusted Rating)은 기온 예보를 시간 단위로 반영한다. 동적 송전용량(DLR, Dynamic Line Rating)은 전선에 붙인 센서와 실시간 기상 정보로 풍속과 일사까지 반영해 용량을 수시로 다시 계산한다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 2021년 12월 16일 Order No. 881을 확정해 모든 송전사업자에게 단기 송전 서비스 평가에 AAR을 쓰도록 의무화했다. 이 규칙은 시간 단위로 갱신하는 AAR을 최소 요건으로 두었고 DLR은 의무화하지 않았으며, 송전망 운영기관이 DLR을 쓰려는 송전 소유자를 위해 시스템을 갖추도록 요구했다.

국내도 시작 단계에 들어섰다. 이투뉴스와 에너지신문의 2026년 9월 보도에 따르면 한전은 9월 19일부터 1년 동안 전북 진안과 충남 금산에서 계절별 송전용량 시범사업을 시행한다. 초기에는 참여 발전사업자를 모집해 그 사업자가 전용으로 쓰는 선로를 중심으로 진행한다. 한전 전력연구원 송전솔루션팀은 2025년 전기신문 인터뷰에서 실시간 기상 조건에 따라 용량을 산정하는 DLR을 도입 중이며 기존 계절별 고정 용량보다 최대 30% 높일 수 있다고 밝혔고, 이를 위해 전선 부착형 센서 네 종류와 고해상도 기상 예보 알고리즘을 개발해 시범 적용하고 있다고 설명했다.

이 기술에는 제약도 있다. 김성덕(2010, 「한국전력 노후 가공송전선의 동적송전용량에 대한 재평가」, 조명·전기설비학회논문지 24권 10호)은 한전 송전선로의 절반 가까이가 세 가지 이도 설계 기준 가운데 가장 오래된 기준으로 지어졌다고 분석했다. 이도는 전선이 처지는 깊이다. 오래된 기준으로 지은 선로는 전선 온도가 조금만 올라가도 지상 이격 거리 한계에 닿으므로, 기상 조건이 좋아도 용량을 올리는 폭이 작다. DLR의 효과는 선로마다 다르고, 선로별 이도 실측과 센서 설치가 먼저 이루어져야 한다. 더 근본적인 방법은 전선 교체다. 같은 인터뷰에서 송전솔루션팀은 기존 대비 최대 1.9배의 용량을 내는 용량증대전선을 개발했다고 밝혔다. 높은 온도에서도 덜 처지는 소재를 써서 기존 철탑을 그대로 두고 전선만 교체하는 방식이다.

선로 사이의 전력 배분을 조정하는 기술도 있다. 교류 송전망에서 전력은 선로의 전기적 특성에 따라 여러 경로로 나뉘어 흐르며, 운영자가 경로를 직접 정할 수 없다. 그래서 한 선로는 꽉 차고 옆 선로는 남는 상황이 생긴다. 유연 교류 송전 시스템(FACTS, Flexible AC Transmission System)은 전력전자 설비로 선로의 전기적 특성을 바꿔 붐비는 선로의 전력을 덜 붐비는 선로로 돌린다. 한전은 2003년 5월 전남 강진변전소에 80MVA급 통합 조류 제어기(UPFC)를 준공해 운영한 경험이 있다. 오관일 외(2001, 대한전기학회 학술대회 논문집)는 이 설비가 한전 계통의 전압 안정도 향상과 과부하 해소를 위해 설치되었다고 밝혔다. 그러나 이후 송전망 혼잡 해소용으로 조류 제어 설비를 널리 확산한 사례는 이번 대책에 포함되어 있지 않다.

마지막으로 저장 설비를 선로 양 끝에 두어 선로처럼 쓰는 방식이 있다. 산경e뉴스가 입수해 2026년 9월 22일 보도한 한전·기후에너지환경부 전력산업 전문 포럼 성과 자료에 따르면, 포럼은 혼잡 선로 양단에 대용량 배터리를 두어 혼잡 시 전력을 흡수하고 경부하 시 방전하는 '가상송전선로' 기술을 정책 과제로 정했고, 2027년 기후에너지환경부 예산안에 실증 예산 24억 원이 반영되었다. 이는 3절의 송전망 보강 ESS와 설비 형태는 같지만 용도가 다르다. 가상송전선로는 혼잡 시간의 전력을 다른 시간으로 옮기므로 저장 용량이 커야 하고, 고장 대비 ESS는 고장 직후 수 분을 버티므로 출력과 응동 속도가 중요하다. 같은 설비로 두 용도를 함께 맡기면 5절에서 본 충전 상태 충돌이 생긴다.

8.3 고장 대응을 설비 동작에 맡길 때 필요한 기술

고장 직후 자동 조치로 계통을 지키는 방식은 국내에 이미 있다. 고장파급방지장치(SPS, Special Protection Scheme)는 선로가 끊기거나 발전기가 탈락하는 사고가 나면 미리 정해 둔 조치, 예컨대 발전기 차단이나 계통 분리를 즉시 실행해 계통을 안정시키는 장치다. 권한나 외(2014, 「전력계통 운영조건을 고려한 발전기차단용 SPS 동작설정에 관한 연구」, 한국산학기술학회논문지 15권 1호)는 전력거래소 자료를 인용해 국내 SPS가 발전기 차단, 송전과 발전기 제약 운전, 부하와 설비 차단을 목적으로 34개소에서 운영된다고 밝혔다. 같은 논문에 실린 당진화력발전단지 사례에서는 당진과 태안 발전기가 각각 8기씩 운전 중일 때 765kV 신서산-신안성 2회선이 동시에 끊기면 SPS가 당진 발전기 5기를 즉시 차단한다.

이 사례는 5절의 판단을 정밀하게 만든다. 국내 계통은 이미 765kV 2회선 동시 고장처럼 가장 가혹한 사고에 대해 발전기 차단이라는 사후 조치를 쓰고 있다. 이번 대책의 송전망 ESS는 사후 조치의 수단에 ESS의 충방전을 더하는 것이고, 고장 대응을 설비 동작에 맡기는 범위가 넓어지는 변화다. 같은 논문은 기존 SPS의 한계도 다루었다. 동작 설정치를 최대 수요 기준으로 한 번 정해 일률적으로 적용하기 때문에, 수요가 적을 때 SPS가 동작하면 필요한 것보다 많은 발전기를 끊어 발전력이 부족해질 수 있다고 지적했다. 논문은 에너지관리시스템(EMS)의 계통 데이터를 30분마다 받아 안정도를 다시 평가하고 차단 대수를 갱신하는 방식을 제안했다. 송전망 ESS도 같은 문제를 안는다. 고장 순간의 조류, 수요, 충전 상태에 따라 ESS가 얼마를 흡수하거나 내보내야 하는지가 달라지므로, 동작량을 계통 상태에 맞춰 주기적으로 다시 계산하는 체계가 함께 있어야 한다.

사후 조치는 동작 시간이 결과를 좌우한다. 열적 과부하는 몇 분의 여유가 있지만, 안정도 문제는 수백 밀리초 안에 결정된다. 고장을 감지하고 판단해 ESS나 차단기에 명령을 보내는 전체 경로의 지연을 설계 단계에서 확인해야 하고, 그 경로의 통신이 끊겼을 때의 동작도 정해 두어야 한다. 이 부분은 8.5에서 다룬다.

8.4 인버터 기반 전원이 늘어난 계통의 안정을 유지하는 기술

6절에서 본 것처럼 호남의 대형 동기조상기는 2027년 12월 이후에 준공된다. 그 공백과 이후의 추가 수요를 메울 수 있는 기술이 그리드포밍 인버터다. 지금 대부분의 태양광 인버터는 그리드팔로잉 방식이다. 계통에 이미 형성된 전압과 주파수를 측정해 거기에 맞춰 전류를 내보내므로, 계통이 약해지면 따라갈 기준도 흔들린다. 그리드포밍 인버터는 인버터가 스스로 전압과 주파수의 기준을 만들어 내는 방식으로, 회전 발전기처럼 주파수 변화에 즉시 반응해 관성과 비슷한 효과를 내고 고장 시 전압 유지를 돕는다.

국내에서는 이 기술이 기준 마련 단계에 있다. 앞의 산경e뉴스 보도에 따르면 한전·기후에너지환경부 포럼의 차세대 인버터 분과는 송전망에 연결되는 중앙계약 장주기 배터리 ESS를 대상으로 그리드포밍 계통연계 기술기준을 정립했고, 2026년 11월까지 시험·검증 체계를 갖춘 뒤 2027년부터 실제 계통에서 상용 운전하는 일정을 확정했다. 배전망 쪽에서는 LS일렉트릭과 한전이 2026년 9월 14일 배전용 그리드포밍 공동 개발 협약을 맺었고, 두 회사는 배전용 그리드포밍이 세계적으로도 상용화 초기 단계라고 밝혔다. 제주에서는 실증 결과가 나와 있다. 전기신문의 2024년 보도에 따르면 제주 표선면의 한 태양광 발전소는 그리드포밍 인버터를 도입한 뒤 연간 출력제어 건수가 28회에서 2회로 줄었다. 한전이 계통 안정화 설비를 갖춘 발전소에 우선 접속을 보장하면서 생긴 결과다.

이 제주 사례는 기술과 제도가 결합하는 방식을 보여 준다. 안정도에 기여하는 설비를 갖춘 발전소에 출력제어 순위나 접속에서 혜택을 주면, 사업자가 스스로 그 설비에 투자할 동기가 생긴다. 이번 대책의 유연접속에서도 출력제어 순서를 정할 때 그리드포밍 기능이나 ESS 보유 여부를 반영하면, 정부가 동기조상기를 모두 직접 짓지 않고도 안정도 보강 설비를 늘릴 수 있다. 대책 자료에는 이런 연계가 들어 있지 않다.

기존 인버터의 고장 시 거동도 관리 대상이다. 계통에 고장이 나서 전압이 순간적으로 떨어지면, 오래된 인버터는 스스로를 보호하려고 계통에서 분리된다. 한 지역의 태양광 수천 곳이 동시에 분리되면 고장 자체보다 큰 발전력 손실이 생긴다. 이를 막는 기능이 저전압 유지 운전(LVRT, Low Voltage Ride-Through)이다. 강현우 외(2024, 대한전기학회 논문지 73권 2호)에 따르면 한전은 2022년 태양광 설비에 LVRT를 포함한 계통 지원 기능을 도입했다. 같은 논문은 LVRT로 인버터가 고장 중에도 연결을 유지하면 고장 전류가 달라져 배전선로의 재폐로기와 과전류 계전기 같은 보호 설비의 동작에 영향을 줄 수 있다는 우려를 제기하고, 이를 분석했다. 2022년 이전에 설치된 설비의 기능 보완과, LVRT 설비가 늘어난 배전망의 보호 협조 재검토가 유연접속 확대와 함께 필요하다.

8.5 출력제어를 정한 규칙대로 집행하고 정산하는 기술

유연접속은 출력제어를 사전에 약속하는 제도다. 약속을 지키려면 세 가지가 필요하다. 접속 전에 출력제어량을 추정하는 계산, 운영 중에 정해진 순서대로 출력을 줄이는 제어, 줄인 양을 측정해 보상까지 연결하는 정산이다.

추정은 계통 해석 시뮬레이션으로 한다. 계통 해석 시뮬레이션은 묻는 질문에 따라 종류가 나뉜다. 조류 해석은 1년 8,760시간 각각에 대해 수요와 발전 시나리오를 넣고 선로마다 얼마의 전력이 흐르는지를 계산해, 어느 시간에 얼마를 줄여야 하는지를 추정한다. 4절에서 본 영국 배전회사의 출력제어 보고서가 이 계산의 결과다. 실효값 기반 안정도 해석은 고장 후 수 초 동안 발전기 회전 속도와 전압이 어떻게 변하는지를 계산해, 8.1의 셋째 원인인 안정도 제약과 8.3의 SPS·ESS 동작량을 정하는 데 쓴다. 전자기 과도 해석은 밀리초 단위로 인버터 제어기와 계통의 상호작용을 계산해, 인버터 기반 전원이 밀집한 지역에서 생길 수 있는 제어 불안정과 8.4의 그리드포밍·LVRT 거동을 확인하는 데 쓴다. 세 해석은 서로를 대신하지 못한다. 시간 해상도와 계산량이 다르므로, 연간 출력제어 추정은 조류 해석으로, 고장 대응 설계는 안정도 해석으로, 인버터 밀집 지역의 검증은 전자기 과도 해석으로 나누어 수행하고 그 가정을 함께 공개해야 사업자와 운영자가 같은 숫자를 볼 수 있다.

제어는 배전망 운영 시스템이 맡는다. 영국에서는 능동 배전망 관리(ANM, Active Network Management)나 분산자원관리시스템(DERMS, Distributed Energy Resources Management System)이라 부르는 소프트웨어가 선로 상태를 실시간으로 감시하다가 한도를 넘을 조짐이 보이면 계약 순서에 따라 발전기에 출력 감소 신호를 보낸다. 국내에서는 한전의 ADMS가 이 역할을 맡게 되며, 정부가 변압기 접속 한도 상향의 근거로 ADMS 안정화를 든 것도 이 때문이다. 송전 단계의 출력제어는 전력거래소의 급전지시로 이루어진다. 준중앙자원 제도에서 출력제어 성능 정산금을 받으려면 1분 안에 급전지시에 대응할 수 있는 VPP 사업자를 거쳐야 한다. 출력제어가 실시간 운영의 일부가 되면, 다음 날과 다음 몇 시간의 발전량 예측 정확도가 사업자 수익과 계통 운영 모두를 좌우한다.

정산은 측정과 배분 규칙의 문제다. 출력제어로 줄인 양은 실제로 발전하지 않은 전력이므로 직접 측정할 수 없고, 같은 시간 일사량과 설비 상태로 발전했을 양을 추정해야 한다. 이 추정 방식이 정해지지 않으면 보상액을 두고 분쟁이 생긴다. 4절에서 다룬 출력제어 순서 원칙, 즉 신규 유연접속 설비에 먼저 거는지 기존 설비와 나누는지도 이 정산 체계 안에서 규칙으로 정해져야 한다.

8.6 모든 조건에 공통으로 걸리는 기반: 제어 통신과 ESS 운영

8.3의 고장 대응과 8.5의 출력제어는 모두 통신망을 거친 명령에 의존한다. 한전, 전력거래소, VPP 사업자, 개별 발전소와 ESS가 하나의 제어 경로로 이어지므로, 통신이 끊기거나 잘못된 명령이 전달되면 여러 설비가 동시에 오동작할 수 있다. 영국 오크니 제도의 능동 배전망 관리 운영에서 제어 통신 장애가 출력제어의 주요 원인 가운데 하나로 기록된 것은, 통신이 끊기면 안전을 위해 출력을 줄이도록 설계했기 때문이다. 통신 장애 시의 기본 동작, 경로의 이중화, 명령의 인증과 위변조 탐지가 설계 요건으로 정해져야 한다. 산경e뉴스가 전한 포럼 자료에서도 전기차 양방향 충방전(V2G) 분과가 계통 연계 안전을 위한 통신·보안 기준 수립을 과제로 정했는데, 같은 요건이 ESS와 VPP 제어에도 필요하다.

ESS 운영 규칙은 용도별로 달라야 한다. 시간 이동용 ESS는 혼잡 시간 전에 비워 두었다가 채우고, 고장 대비용 ESS는 언제든 흡수와 방출을 모두 할 수 있도록 충전 상태를 중간 범위에 유지해야 한다. 2017년부터 2019년까지 발생한 화재 28건을 대상으로 한 두 차례 조사가 지적한 배터리 보호 체계와 통합 제어·보호 체계의 미흡은 ESS를 계통 신뢰도 설비로 쓰는 순간 정전 위험과 직결되므로, 제조사와 운영사가 다른 설비들이 하나의 보호 체계로 동작하는지를 시험하는 인증 절차가 함께 필요하다.

이 절에서 정리한 기술들은 대부분 시범사업, 기준 정립, 협약 단계에 있다. 계절별 송전용량은 2026년 9월 두 지역에서 시범 운영을 시작했고, 그리드포밍 기술기준은 2027년 상용 운전을 목표로 하며, 가상송전선로는 2027년 실증 예산이 편성되었다. 대책은 접속을 2026년 10월에 열었지만, 그 접속이 출력제어 없이 전력을 보낼 수 있게 하는 기술의 상당수는 2027년 이후에 현장에 들어온다. 접속 개방과 기술 도입 사이의 이 시간 차이가 6절에서 본 설비 준공의 시간 차이와 같은 방향으로 작용한다.

결론 — 대책은 송전 용량 부족을 출력제어와 설비 동작이라는 조건으로 바꾸어 나누어 준다

2026년 9월 전력망 혁신대책은 송전선을 새로 짓기 전까지 기존 전력망의 사용 규칙을 바꾸어 더 많은 재생에너지를 연결하는 대책이다. 정부가 제시한 수용 능력 52GW 증가는 연결할 수 있는 설비 용량의 증가이며, 그 가운데 상당 부분은 혼잡 시간에 출력을 줄이는 조건으로 연결되는 용량이다. 이 판단의 근거는 세 가지로 묶인다. 유연접속과 자율접속은 선로 용량보다 많은 설비를 연결하는 방식이므로 연결 용량과 송전 전력량의 차이를 출력제어로 메운다. 송전망 ESS는 평소 비워 두던 여유 용량을 쓰는 대신 고장 대응을 ESS와 제어 신호의 동작에 맡긴다. 계통 안정을 보강할 동기조상기는 접속 개방보다 늦게 준공되고, 송전용량 재산정, 그리드포밍 인버터, 가상송전선로처럼 그 조건을 충족할 기술의 상당수도 2027년 이후에 현장에 들어온다. 이 셋은 모두 대책의 효과가 조건부라는 사실을 가리키고, 그 조건의 크기를 보여 줄 수치, 즉 지역별 예상 출력제어율, 송전망 ESS의 저장 용량과 비용, 고장 대응 방식의 안정도 검토 결과는 발표되지 않았다.

그래서 대책을 평가하는 기준을 무엇으로 삼느냐에 따라 결론이 달라진다. 설비용량을 기준으로 보면 대책은 2034년까지 막혀 있던 호남 접속을 2026년으로 앞당겼고, 허수 접속권 회수와 입찰 연계, 비용 분담 개편 같은 제도 개선은 실제로 집행되고 있다. 송전 전력량을 기준으로 보면 늘어난 설비가 만든 전기 가운데 얼마가 쓰이는지 알 수 없고, 호남의 출력제어량은 대책 이전부터 해마다 몇 배씩 늘고 있었다. 계통 신뢰도를 기준으로 보면 고장 대비를 설비 동작에 맡기는 범위가 넓어졌는데, 그 실패 조건은 검토 결과와 함께 제시되지 않았다.

이 대책이 다루는 문제는 호남만의 문제가 아니다. 재생에너지 설비 목표를 송전망 건설 속도보다 빠르게 잡은 나라는 어디서나 연결 용량과 실제 송전량의 차이를 출력제어, 저장, 제어 체계로 관리하게 된다. 영국이 유연접속을 확대하면서 출력제어 추정치와 한도를 접속 계약의 일부로 만든 것은 그 차이를 사업자가 계산할 수 있는 숫자로 바꾼 조치였다. 국내 대책은 접속을 다시 허용했지만 그 차이를 숫자로 바꾸는 일은 후속 고시와 제12차 전력수급기본계획에 남겨 두었다. 대책의 성과는 그 숫자가 얼마로 정해지고 누구에게 배분되는지에서 판가름 난다.