한국 전력망은 운영에 강하고 확장에 약하다 — 미국·일본·유럽과 견준 정전·손실·송전망 지표

정전시간, 송배전 손실률, 주파수 관리, 운영 소프트웨어, 국가 간 연계, 송전선 건설 기간, 투자 재원, 재생에너지 수용 여력을 나라별로 견주어 본다.

한국 전력망을 두고 나오는 평가는 서로 반대 방향을 가리킨다. 한국전력공사는 고객 한 호가 1년 동안 겪는 평균 정전시간을 9분대로 유지한다고 밝히고, 이 수치는 미국의 수십분의 일이다. 같은 한국에서 345킬로볼트(kV) 송전선 하나를 착수부터 준공까지 끝내는 데는 평균 13년이 걸리고, 동해안에 지어 놓은 발전소는 전기를 보낼 선로가 모자라 가동률이 20~30퍼센트까지 떨어졌다. 전력망이 우수하다는 말과 열악하다는 말이 동시에 사실이다.

두 평가가 동시에 성립하는 이유는 평가 대상이 다르기 때문이다. 정전시간과 손실률은 이미 건설된 설비를 얼마나 잘 운영하는지를 잰다. 송전선 건설 기간과 투자 재원은 새 설비를 얼마나 빨리 늘릴 수 있는지를 잰다. 이 글은 두 종류의 지표를 미국, 일본, 유럽과 차례로 견주어 본다. 한국 전력망은 건설된 설비를 운영하는 능력에서는 주요국보다 앞서고 새 설비를 늘리는 능력에서는 뒤처지며, 두 결과는 좁은 국토, 밀집된 수요, 단일 사업자라는 같은 조건에서 나온다.

비교에 쓰는 나라는 세 곳이다. 미국은 대륙 규모의 계통을 수십 개 운영 주체가 나누어 관리하는 사례이고, 일본은 한국처럼 다른 나라와 송전선이 연결되지 않은 섬나라이며, 유럽은 여러 나라가 송전선을 이어 하나의 거대한 계통으로 운영하는 사례다. 세 곳은 한국과 조건이 다른 방식이 각기 다르므로, 한국의 강점과 약점이 어떤 조건에서 나오는지를 가려내는 데 쓸 수 있다.

정전시간과 송배전 손실률로 본 운영 성과

한국전력공사는 2026년 10월 연간 호당 정전시간이 9분대이고 송배전 손실률이 3.5퍼센트라고 밝혔다. 같은 시기 다른 나라의 공식 통계는 다음과 같다.

독일 연방네트워크청은 2025년 10월 2024년 고객당 평균 정전시간이 11.7분이었다고 발표했다. 2023년은 12.8분이었고 최근 10년 평균은 12.7분이다. 연방네트워크청은 3분 넘게 이어진 정전만 세고, 극한 기상 같은 불가항력 사고로 생긴 정전은 뺀다. 독일은 유럽 안에서도 정전이 가장 적은 나라에 속한다.

일본 광역계통운영기관(OCCTO)이 2026년 1월 낸 전력 품질 보고서에 따르면, 2024회계연도 일본 전국 저압 고객의 평균 정전시간은 24분이고 평균 정전 횟수는 0.13회다. 최근 5년 평균은 25분이다. 지역마다 차이가 커서 같은 해 도쿄 지역은 6분, 간사이 지역은 8분이었지만, 2024년 8월 태풍 10호의 피해를 입은 규슈 지역은 90분이었다. 일본 통계는 태풍과 지진 같은 재해로 생긴 정전을 포함한다.

미국 에너지정보청(EIA)은 2024년 미국 전력 고객이 평균 11시간의 정전을 겪었다고 집계했다. 직전 10년 평균의 거의 두 배이며, 허리케인 베릴, 헐린, 밀턴 같은 대형 사건이 전체 정전시간의 80퍼센트를 차지했다. 대형 사건을 빼도 미국의 정전시간은 해마다 2시간 안팎이다. 주별 차이도 크다. OCCTO 보고서가 각 주의 공익사업위원회 자료로 정리한 2024년 값은 뉴욕주 242분, 캘리포니아주 358분, 텍사스주 1,619분이다.

집계 기준의 차이를 감안해도 결론은 같다. 한국과 독일은 연 10분 안팎, 일본은 20분대, 미국은 수 시간에 이른다. 한국과 미국의 차이는 수십 배여서 집계 정의의 차이만으로는 설명되지 않는다. 미국의 정전이 긴 이유는 가공선, 즉 전봇대와 철탑에 걸린 전선이 넓은 숲과 해안 지역을 지나고, 허리케인과 산불의 피해를 직접 받기 때문이다. 한국은 국토가 좁고 배전선이 도시에 몰려 있어 고장이 나도 복구 인력이 빨리 닿는다. 2025년 7월 집중호우 때 한전은 비상 인력 약 9,000명을 투입해 정전 고객의 99.8퍼센트를 복구했다.

송배전 손실률은 발전소가 내보낸 전기 가운데 송전선, 배전선, 변압기에서 열로 사라지는 비율이다. 이 비율이 1퍼센트포인트 낮으면 같은 소비량을 대기 위해 발전해야 하는 전기가 그만큼 줄어든다. 세계은행 자료에서 한국의 2024년 손실률은 3.29퍼센트다. 미국 EIA는 2018~2022년 미국의 평균 손실률을 약 5퍼센트로 추정한다. 국가 간 비교가 가능한 2014년 세계은행 자료로 보면 한국 3.3퍼센트, 독일 3.9퍼센트, 일본 4.31퍼센트, 미국 5.9퍼센트, 프랑스 6.4퍼센트다.

손실률이 낮은 이유는 물리 법칙에서 나온다. 전선에서 사라지는 전력은 전류의 제곱과 전선 저항에 비례하고, 저항은 전선 길이에 비례한다. 한국은 국토가 좁아 송전 거리가 짧고, 765kV와 345kV처럼 높은 전압으로 보내 같은 전력을 더 작은 전류로 나른다. 수요가 도시에 모여 있어 배전선 1킬로미터가 감당하는 고객 수도 많다. 거리가 짧고 수요가 밀집한 조건이 손실률을 낮춘다.

주파수 관리와 단일 계통 운영

전력망의 주파수는 발전량과 소비량이 얼마나 맞는지를 보여 주는 지표다. 한국의 기준 주파수는 60헤르츠(Hz)다. 소비가 발전보다 많아지면 발전기 회전이 느려져 주파수가 내려가고, 발전이 많으면 올라간다. 주파수가 기준에서 크게 벗어나면 발전기가 보호 장치에 의해 스스로 떨어져 나가고, 그 탈락이 다시 주파수를 흔들어 대정전으로 이어질 수 있다.

한국 전력거래소는 전기사업법 시행규칙과 전력계통운영규정에 따라 주파수를 60Hz에서 ±0.2Hz 안, 즉 59.8~60.2Hz로 유지해야 한다. 전력거래소는 2025년 9월 현장에서는 이보다 좁은 ±0.1Hz를 기준으로 관리한다고 밝혔다. 주파수를 조정하는 설비 도입도 빨랐다. 한전은 2016년 변전소 9곳에 총 236메가와트(MW)의 주파수조정용 에너지저장장치를 갖추었고, 당시 이 규모는 세계 최대였다. 2015년 상용운전 직후 대형 발전기가 갑자기 떨어져 나간 다섯 차례의 사고에서 이 장치는 모두 정상 동작했다.

일본은 같은 지표에서 어려움을 겪고 있다. OCCTO 보고서에 따르면 간사이를 포함한 일본 중부·서부 지역은 2024회계연도에도 평상시 주파수가 관리 목표 ±0.2Hz를 벗어난 경우가 있었다. 이 지역은 ±0.1Hz 안에 머문 시간 비율을 95퍼센트 이상으로 유지하는 목표를 두는데, 2024회계연도 연간 비율은 97.99퍼센트였고 전력 소비가 적은 기간에는 월별 비율이 하한선 95퍼센트에 가까워졌다. OCCTO는 원인의 일부로 재생에너지 증가와 동기발전기 감소를 들었다. 같은 해 도쿄 지역의 비율은 99.35퍼센트였다.

계통 구조의 차이도 있다. 한국은 제주를 뺀 육지 전체가 하나의 60Hz 계통이고, 전력거래소 중앙전력관제센터 한 곳이 전국 발전기에 출력 지시를 내린다. 일본은 주파수가 같은 구역이 홋카이도, 동부, 중부·서부, 오키나와 네 곳으로 나뉘고, 송배전 사업자가 10곳이다. 미국은 동부, 서부, 텍사스의 세 계통으로 나뉘며, 로렌스버클리국립연구소가 2025년 12월 발전소 접속 대기 자료를 모은 대상만 해도 독립계통운영자와 지역송전기구 7곳, 그 밖의 수급조정 구역 49곳이다.

운영 주체가 하나이면 사고가 났을 때 한 번의 지시로 전국 발전기의 출력을 조정할 수 있다. 사업자끼리 정보를 맞추고 비용을 정산하는 절차가 없으므로 대응이 빠르다. 2003년 미국 북동부 대정전은 한 전력회사의 EMS 경보 기능과 서버가 멈춘 사실을 그 회사 운영자들이 알지 못해 송전선 탈락을 파악하지 못한 데서 시작되었고, 사고는 다른 운영 구역으로 번졌다. 운영 구역이 여럿으로 나뉜 구조에서는 한 곳의 감시 공백이 다른 구역의 대응까지 늦출 수 있다.

운영 소프트웨어를 국산으로 바꾼 과정

한국은 EMS를 오랫동안 수입해 썼다. 1979년 미국 L&N사의 시스템, 1988년 일본 도시바사의 종합자동화시스템, 2001~2002년 프랑스 알스톰사의 차세대 EMS를 차례로 도입했다. 국산화가 늦은 이유는 시장 구조에 있었다. EMS 개발에는 오랜 기간이 걸리고 실패 위험이 크지만 국내에서 이 시스템을 사는 곳은 전력거래소 한 곳뿐이어서 민간 기업이 투자할 이유가 없었다. 해외 제작사는 핵심 기술의 이전을 꺼렸다.

정부는 2005년 한국형 EMS(K-EMS) 개발을 전력 IT 국가 전략 과제로 정했다. 전력거래소가 주관하고 한전KDN과 연구기관, 대학이 참여해 2005년 11월부터 2010년 10월까지 5년 동안 기본형, 시제품, 완성형의 세 단계로 개발했다. K-EMS는 EMS의 표준 기능에 원래 시장운영시스템에 있던 최적 급전계획과 시장 연계 기능을 합쳐 하나의 시스템으로 만들었고, 설계 단계에서 국제 표준 데이터 모델인 공통정보모델(CIM)을 반영했다. 개발된 시스템은 2014년 국산 상용 EMS로 구축되어 전국 계통 운영에 쓰이기 시작했다. 전력거래소는 나주 본사 이전에 맞춰 나주, 서울, 천안 세 곳에 같은 시스템을 두는 3중화를 계획했고, 2024년 기준 차세대 EMS 구축 사업이 진행 중이다. 2024~2025년 EMS 소프트웨어 유지관리는 한전KDN과 LS일렉트릭 컨소시엄이 맡았다.

미국, 유럽, 일본의 계통운영자는 대부분 전문 제작사가 만든 상용 EMS를 사서 쓴다. 계통운영자가 직접 개발을 주관해 운영 소프트웨어를 자국 시스템으로 교체한 한국의 방식은 드문 경우다. 국산화로 한국은 계통 운영의 핵심 소프트웨어를 고치고 확장할 때 해외 제작사의 일정과 가격에 매이지 않게 되었다. 앞에서 본 정전시간과 주파수 관리 실적은 이 시스템 위에서 나왔다.

인접국과 연결선이 없는 계통

약점 쪽에서 가장 먼저 드러나는 조건은 국가 간 연계의 부재다. 전력망은 매 순간 발전과 소비를 맞추어야 한다. 이웃 나라와 송전선으로 연결되어 있으면 한쪽에서 발전기가 고장 나거나 재생에너지 발전이 남을 때 전기를 사고팔아 차이를 메울 수 있다. 연결선이 없으면 예비 발전기, 출력 조절 능력, 주파수 변동을 버티는 회전 관성을 모두 국내 설비만으로 갖추어야 한다. 한국은 북쪽이 막혀 있고 나머지 삼면이 바다여서 어느 나라와도 송전선이 연결되어 있지 않다.

유럽연합은 이 연결을 수치 목표로 관리한다. 각 회원국이 자국 발전설비 용량의 최소 15퍼센트를 국경 너머로 보낼 수 있는 송전선을 2030년까지 갖추게 하는 목표이며, 2020년 목표였던 10퍼센트보다 5퍼센트포인트 높다. 유럽연합 집행위원회 집계로 2025년 초 14개국이 2030년 목표를 이미 넘었고, 8개국은 10퍼센트에도 못 미쳤다. 유럽 안에도 연결이 약한 곳이 있다. 스페인의 연계 용량은 설비 용량의 약 3.6퍼센트에 그친다.

2025년 4월 28일 스페인과 포르투갈 본토 전체가 정전된 사고는 연결이 약한 계통에서 무엇이 일어나는지 보여 준다. 유럽 송전망운영자협회(ENTSO-E)가 2026년 3월 20일 낸 최종 보고서에 따르면, 그날 낮 12시 32분부터 스페인 계통의 전압이 통제되지 않고 올라가면서 발전기가 연쇄로 떨어져 나갔고, 이베리아반도 계통은 유럽 대륙 계통과의 동기를 잃었다. 보고서는 사고 원인을 여러 요인의 결합으로 보았고, 중심에는 스페인 계통의 전압 제어가 제대로 작동하지 않은 문제가 있었다. ENTSO-E의 다미안 코르티나스 의장은 원인이 발전원 종류와 관계없는 전압 제어에 있었고 재생에너지 자체는 원인으로 보지 않는다고 밝혔다.

일본도 다른 나라와 송전선이 연결되어 있지 않다. 일본은 여기에 더해 국내가 주파수로 나뉘어 있다. 메이지 시대에 동일본은 독일에서 50Hz 발전기를, 서일본은 미국에서 60Hz 발전기를 들여온 결과다. 주파수가 다른 계통은 직접 이을 수 없어 교류를 직류로 바꾸었다가 다시 다른 주파수의 교류로 바꾸는 변환설비를 거쳐야 한다. 국제대전력망기술회의(CIGRE)의 2026년 자료에 따르면 동서 간 변환설비 용량은 총 2,100MW다. 국제에너지기구(IEA) 자료에서 동일본의 발전설비가 약 130기가와트(GW)이므로, 동서 연결 용량은 동일본 설비의 2퍼센트에도 못 미친다. 일본은 2011년 동일본대지진 이후 증설을 진행해 2021년 3월 히다·시나노 변환설비 900MW를 가동했고, 히가시시미즈 변환소 600MW와 신사쿠마 변환소 300MW가 2028년 가동을 목표로 건설 중이다.

미국은 동부, 서부, 텍사스의 세 계통이 서로 약하게 연결되어 있다. 다만 계통 하나의 규모가 한국 전체보다 크고, 동부와 서부 계통은 캐나다와도 연결되어 있다.

일본과 미국도 외부 연결이 약하다는 조건을 일부 갖고 있다. 나라별 차이는 이 조건을 보완하는 방식에서 나온다. 일본은 10개 송배전 구역을 연계선으로 잇고 그 용량을 늘리고 있으며, 미국은 계통 하나의 규모가 크고, 유럽은 국가 간 연계를 제도로 추진한다. 한국은 하나의 계통이 외부 연결 없이 전체 수급을 혼자 감당한다. 반대로 한국은 일본처럼 주파수가 나뉘어 있지 않아 국내에서 전기를 주고받을 때 변환설비가 필요 없다는 점에서는 유리하다.

발전소와 수요지 사이의 거리

한국은 원자력발전소와 석탄화력발전소가 동해안, 서해안, 남해안에 모여 있고, 전력 소비는 수도권에 몰려 있다. 한국전력공사의 2022년 지역별 발전량·판매량 자료에서 부산, 충남, 인천 등 6개 시도는 전국 전력의 65.9퍼센트를 생산하고 그중 35.4퍼센트만 지역 안에서 썼다. 서울과 경기는 전국 전력의 15.2퍼센트를 생산하고 34.6퍼센트를 소비했다. 같은 자료에서 지역 안에서 쓰는 전기를 지역에서 만드는 비율인 전력 자급률은 서울 8.9퍼센트, 경기 61퍼센트였다.

발전소와 수요지 사이의 거리를 메우는 것이 송전선이다. 송전선이 모자라면 발전소를 지어 놓고도 돌리지 못하는데, 이를 송전 제약이라고 한다. 2025년 3월 기준 강원과 경북 동해안 지역에는 원자력 8.7GW, 석탄 7.4GW 등 약 18GW의 발전설비가 있지만, 이 지역의 송전선로 용량은 11GW에 그친다. 그 결과 동해안 지역 민간 발전사들의 가동률은 20~30퍼센트 수준까지 떨어졌다. 대한상공회의소는 2025년 분석에서 전력망이 부족해 발전소가 만들고도 보내지 못하는 전력이 동해안 최대 7GW, 서해안 최대 3.2GW에 이른다고 집계했다.

지역 간 불균형은 미국과 유럽에도 있다. 유럽에서는 북쪽의 풍력과 남쪽의 수요를 잇는 남북 방향 송전 용량 부족이 오래 문제로 지적되어 왔다. 한국의 조건이 다른 점은 국토가 좁고 인구 밀도가 높다는 데 있다. 수도권으로 가는 대형 송전 경로가 몇 개뿐이고, 그 경로가 모두 사람이 사는 지역을 지나야 한다. 경로 하나가 막히면 돌아갈 다른 경로를 찾기 어렵고, 한 사업의 지연이 수도권 전체의 공급 계획을 늦춘다.

송전선 건설에 걸리는 시간

한전에 따르면 345kV 송전선 건설의 표준 사업기간은 9년이지만, 사업 착수부터 입지 선정, 인허가, 착공, 준공까지 평균 13년이 걸린다. 개별 사업의 지연 폭은 더 크다. 2024년 한전 발표 기준으로 동해안과 수도권을 잇는 동해안-신가평 500kV 초고압직류송전(HVDC) 선로는 66개월, 서해안 발전소와 수도권을 잇는 북당진-신탕정 345kV 선로는 150개월, 신시흥-신송도 345kV 선로는 66개월 늦어졌다. 지연 사유로는 주민의 입지 반대, 관계기관의 의견 회신 지연, 지자체의 인허가 비협조가 꼽힌다.

동해안-신가평 선로는 경북 울진에서 경기 가평까지 약 230킬로미터를 잇는 사업으로, 신한울 원자력발전소의 전력을 수도권에 보내기 위해 계획되었다. 당초 준공 목표는 2019년 12월이었지만, 산업통상자원부는 2025년 5월 완공 시점을 2026년 6월에서 2027년 6월로 다시 1년 늦췄다. 이 선로와 이어지는 동해안-동서울 구간은 울진에서 경기 하남까지 약 280킬로미터, 철탑 436기 규모이며, 한전은 2025년 5월 이 선로가 지나는 경북, 강원, 경기 79개 마을과 모두 합의했다고 밝혔다. 마지막으로 남은 것은 선로의 종착점인 하남시 동서울변전소의 변환설비 증설 인허가였다. 한전은 이 지연으로 추가 전력 구입 등에 연간 3,000억 원의 손실이 생긴다고 추산했다. 정부는 이후 동서울 변환설비 4,000메가볼트암페어(MVA) 증설을 포함한 99개 설비를 국가기간 전력망으로 지정해 인허가 특례를 적용했고, 증설은 2027년 준공 예정이다. 대한상공회의소 분석에서 전국 주요 송전선로 사업 31곳 가운데 26곳이 지연되고 있었다.

제도 대응도 시작되었다. 2025년 9월 26일 시행된 국가기간 전력망 확충 특별법은 345kV 이상 국가기간 전력망을 국가가 주도해 건설하게 하고, 국무총리 소속 국가기간 전력망확충위원회가 건설 관련 갈등을 조정하게 했다. 입지 선정 기간은 24개월에서 18개월로 줄었다. 산업통상자원부는 이보다 앞선 2023년 12월 전력계통 혁신대책에서 345kV 송전선 건설 기간을 평균 13년에서 9.3년으로 30퍼센트 줄이겠다는 목표를 제시했다.

건설 지연은 주요국에도 공통으로 나타난다. 미국 단체 Americans for a Clean Energy Grid와 컨설팅사 Grid Strategies가 2025년 7월 낸 보고서에 따르면, 2024년 미국에서 완공된 345kV 이상 고압 송전선은 322마일로 최근 15년 중 세 번째로 적었다. 2013년 한 해에는 약 4,000마일이 건설되었다. 이후 미국 연방에너지규제위원회 자료를 반영해 2024년 수치는 888마일로 고쳐 집계되었지만, 미국 에너지부의 2024년 국가 송전계획 연구가 가장 보수적인 시나리오에서 시사하는 연간 약 5,000마일에는 크게 못 미친다. 발전소가 계통에 접속하기까지 기다리는 시간도 길다. 로렌스버클리국립연구소의 2025년 12월 보고서에 따르면 2024년 말 미국에서 계통 접속을 기다리는 발전·저장 설비는 약 2,290GW이고, 접속 신청부터 상업운전까지 걸린 기간의 중앙값은 2000~2007년 준공분의 2년 미만에서 2018~2024년 준공분의 4년 이상으로 두 배가 되었다. 2000~2019년에 접속을 신청한 용량 가운데 2024년 말까지 상업운전에 이른 것은 13퍼센트였다. 일본 OCCTO는 2050년을 내다본 광역 계통 장기 방침에서 2050년 탄소중립을 전제로 한 시나리오 분석을 근거로 약 7조 엔 규모의 망 투자를 해도 그보다 큰 편익을 얻을 수 있다는 분석을 내놓고 연계선 증설을 진행하고 있다.

미국과 한국의 지연은 규모와 원인이 다르다. 미국은 연간 수천 마일이 필요한 상황에서 수백 마일만 짓고 있으며, 여러 주와 운영자를 거치는 인허가와 비용 분담 절차가 큰 원인이다. 한국은 필요한 선로의 수가 적은 대신 그 몇 개 경로에 수도권 공급이 의존한다. 한국에서는 선로 하나가 수년 늦어지면 수도권 전체의 공급 계획과 동해안 발전소의 가동률이 함께 영향을 받는다.

투자를 한 회사의 재무가 결정하는 구조

한국에서는 공기업인 한국전력공사가 송전망을 독점해 짓고 운영하며, 전기요금은 정부가 결정한다. 이 구조에서는 한전의 재무 상태가 국가 전체의 망 투자 속도를 정한다. 한전은 2021년부터 2년 넘게 국제 연료 가격 상승을 요금에 제때 반영하지 못해 원가보다 낮은 값에 전기를 팔았고, 그 손실이 부채로 쌓였다. 2026년 6월 말 기준 한전의 총부채는 210조 7천억 원이며, 하루 이자 비용만 115억 원이다.

투자 수요는 크다. 제11차 장기송변전설비계획의 총 투자비는 72조 8천억 원이며, 그중 약 50조 7,400억 원이 원자력과 재생에너지 같은 무탄소 전원을 계통에 잇는 데, 약 22조 원이 반도체 같은 첨단산업에 전력을 공급하는 데 배정되었다. 제11차 전력수급기본계획 기간인 2038년까지 송배전 설비 투자 전체는 약 113조 원이다. 한전이 2026년 9월 마련한 중장기 계획에서 향후 5년 송배전망 투자는 약 55조 원이다.

재원 마련에는 여러 방안이 거론되었다. 한전은 2026년 삼성전자에 20조 원, SK하이닉스에 5조 원의 전기요금을 미리 내 달라고 제안했으나 두 회사는 받아들이지 않았다. 대통령은 2025년 12월 차입 대신 국민펀드로 송배전망 재원을 마련하는 방안을 검토하라고 지시했다. 2026년 5월에는 민간 기업도 국가기간 전력망 건설 사업자가 될 수 있게 하는 제도 개편이 추진되었다.

전기요금 수준도 이 구조와 연결된다. 국제에너지기구의 2019년 자료에서 한국 가정용 전기요금은 킬로와트시(kWh)당 8.02펜스로 경제협력개발기구(OECD) 회원국 26개국 가운데 가장 낮았고, 평균 16.45펜스의 절반 이하였다. 산업용도 2021년 메가와트시(MWh)당 95.6달러로 OECD 평균 115.5달러보다 낮았다. 이 낮은 요금에는 망 운영의 효율과 함께 원가 이하 판매가 반영되어 있다. 원가 이하 판매가 부채로 바뀌는 동안 요금이 낮게 유지되었고, 그 부채가 다시 망 투자의 여력을 줄였다. 2022년 이후 산업용 요금이 크게 올라 2023년부터는 산업용이 가정용보다 비싸졌으며, 미국 루이지애나주의 산업용 요금은 현재 한국의 약 절반이다.

미국, 일본, 유럽은 송전 사업자가 여럿이고, 규제기관이 정한 수익 구조 안에서 사업자가 투자비를 요금으로 회수한다. 투자 재원이 사업자 하나의 손익에 묶여 있지 않다. 한국은 단일 사업자 구조 덕분에 계통 계획과 운영을 한 기준으로 맞출 수 있었지만, 같은 구조 때문에 그 사업자 한 곳의 부채가 국가 전체의 망 확장 속도를 제한한다.

재생에너지를 받아들일 여유

재생에너지 발전량이 전력망이 받아들일 수 있는 양을 넘으면 계통 운영자가 발전을 강제로 멈추게 한다. 이를 출력제어라고 한다. 전기는 만드는 즉시 써야 하므로, 공급이 지나치게 많아지면 주파수와 전압이 기준을 넘어 대정전으로 이어질 수 있기 때문이다. 태양광이 몰린 호남권의 출력제어 횟수는 2025년까지 5년 사이 약 2,400배로 늘었다.

새 발전소의 접속도 막혔다. 산업통상자원부는 2024년 5월 계통 포화 대책으로 호남과 제주를 포함한 전국 205개 변전소를 계통관리변전소로 지정하고 해당 지역의 신규 계통 접속을 제한했다. 2025년 7월에는 허가만 받고 사업을 진행하지 않은 사업자에게서 회수한 0.4GW와, 송전망이 혼잡한 시간대에 출력을 제한한다는 조건으로 연결하는 유연 접속 1.9GW를 합쳐 호남권에 2.3GW를 다시 배분했다. 정부는 출력제어 지시에 성공적으로 반응한 태양광 사업자에게 성능 정산금을 지급하는 재생에너지형 준중앙급전 발전제도를 2026년 3월부터 호남에서 시범 운영하기로 했다.

제주는 다른 문제도 안고 있다. 화력발전기처럼 회전하는 발전기는 질량이 큰 회전체가 돌면서 주파수 변동을 늦추는 관성을 제공한다. 태양광과 풍력은 전력전자 장치로 계통에 연결되어 이런 관성을 내지 않는다. 홍익대 전영환 교수는 제주 계통이 재생에너지 비중이 늘면서 관성이 부족해 주파수 안정도에 취약해졌고, 이 때문에 출력 제한이 늘고 있다고 지적했다. 앞에서 본 일본 중부·서부 지역의 주파수 관리 어려움도 같은 원인에서 나온다.

이 문제는 재생에너지 비중이 낮은 상태에서 이미 나타나고 있다. 기후에너지환경부 장관은 2025년 12월 한국의 재생에너지 수준이 OECD 최하위로 떨어졌다고 말하면서, 한국은 유럽처럼 인접 국가와 전력망을 연계할 수 없고, 동서 길이가 짧아 태양광 발전 시간이 제한되며, 해가 없는 시간을 저장장치와 양수발전으로 모두 메우기 어렵다고 설명했다. 유럽은 남는 재생에너지를 이웃 나라로 보낼 수 있다. 연결선이 없는 한국은 같은 상황에서 출력제어와 저장장치 말고는 선택지가 적다.

강점과 약점이 같은 조건에서 나오는 이유

지금까지 본 강점과 약점을 나란히 놓으면 한 가지가 드러난다. 강점을 만든 조건과 약점을 만든 조건이 같다.

좁은 국토와 밀집된 수요 덕분에 송전 거리가 짧아 손실률이 3퍼센트대에 머물고, 고장이 나도 복구 인력이 빨리 닿아 정전시간이 짧다. 같은 조건 때문에 수도권으로 가는 송전 경로는 몇 개뿐이고, 그 경로가 모두 사람이 사는 지역을 지난다. 반대 의견이 그 몇 개 경로에 집중되고, 한 경로가 막히면 돌아갈 길이 없다. 미국의 송전선은 넓은 국토를 지나기 때문에 정전에는 약하지만 경로를 바꿀 공간이 있다.

단일 사업자 구조에서는 계통 운영자가 하나이므로 전국 발전기를 한 번의 지시로 조정하고, 운영 소프트웨어를 직접 개발해 바꿀 수 있었다. 미국처럼 수십 개 운영 구역이 정보를 맞추어야 하는 구조에서는 이런 일괄 운영이 어렵다. 같은 조건 때문에 망 투자의 재원이 한 회사의 손익에 묶인다. 요금을 원가 아래로 묶은 결정이 그 회사의 부채로 바뀌었고, 그 부채가 송전망 확장 속도를 정한다.

외부 연결이 없는 조건도 양면을 가진다. 한국은 주파수가 하나여서 일본처럼 동서 간 변환설비에 묶이지 않지만, 남는 전기를 이웃 나라로 보낼 수도 없고 모자란 전기를 사 올 수도 없다. 재생에너지가 늘수록 이 조건의 비용이 커진다.

이 구조는 한 지표를 개선하는 정책이 다른 지표에 영향을 준다는 뜻이다. 송전 경로를 늘리면 확장 능력은 커지지만, 새 선로가 지나는 지역의 수용성 문제가 다시 생긴다. 발전소를 수요지 가까이 옮기면 송전 부담은 줄지만, 수도권 안에서 새 발전소 부지를 찾는 일이 송전선 경로를 찾는 일보다 쉽다는 보장은 없다. 망 투자를 민간에 여는 방안은 재원 문제를 덜지만, 단일 사업자가 계통 계획과 운영을 한 기준으로 맞추어 온 방식에 변화를 요구한다. 한국 전력망의 약점을 줄이는 정책은 강점을 만든 조건을 함께 건드리게 된다.

결론 — 한국 전력망의 과제는 운영 품질을 지키면서 확장 속도를 높이는 데 있다

한국 전력망은 이미 건설된 설비를 운영하는 지표에서 주요국보다 앞선다. 연간 정전시간은 9분대로 독일과 비슷하고 일본보다 짧으며 미국의 수십분의 일이다. 송배전 손실률은 3퍼센트대로 미국, 일본, 프랑스보다 낮다. 주파수는 법정 기준보다 좁은 범위로 관리되고, 계통 운영의 핵심 소프트웨어는 2014년부터 국산 시스템으로 운영된다. 반대로 새 설비를 늘리는 지표에서는 뒤처진다. 345kV 송전선 하나에 평균 13년이 걸리고, 동해안 발전설비 약 18GW에 송전 용량은 11GW뿐이며, 망 투자를 맡은 회사의 부채는 210조 원을 넘었고, 재생에너지 비중이 낮은 상태에서 이미 출력제어와 접속 제한이 늘었다.

두 결과는 좁은 국토, 밀집된 수요, 단일 사업자, 외부 연결의 부재라는 같은 조건에서 나온다. 그러므로 한국 전력망을 우수하다고 보는 평가와 열악하다고 보는 평가는 서로를 반박하지 않는다. 앞의 평가는 운영을, 뒤의 평가는 확장을 잰다. 어느 쪽 평가를 앞세우느냐는 무엇을 전력망의 성과로 보느냐에 달려 있다. 지금의 전력 소비를 안정적으로 대는 것이 기준이면 한국 전력망은 주요국 가운데 상위에 있고, 반도체 산업단지와 재생에너지 증가로 늘어날 수요에 맞춰 망을 넓히는 것이 기준이면 한국은 미국과 비슷하거나 그보다 불리한 조건에 있다.

앞으로의 과제는 확장 쪽에 몰려 있다. 국가기간 전력망 확충 특별법, 유연 접속과 출력제어 보상 제도, 민간 사업자 참여 같은 최근의 제도 변화는 모두 확장 능력을 높이는 데 맞춰져 있다. 이 변화들이 강점을 만든 조건, 즉 단일 운영 주체의 일괄 운영과 짧은 송전 거리에서 나오는 효율을 얼마나 유지한 채 진행되는지가 한국 전력망의 다음 10년을 결정한다. 운영 품질은 이미 갖춘 능력이고, 확장 속도는 아직 갖추지 못한 능력이다.