[태일루의 시선] 210조원 빚더미 한전, 에너지 전환의 청구서는 누가 받을 것인가 > 이슈&피플

한국전력공사가 흑자 기조를 이어가고 있지만 재무구조는 여전히 취약하다. 막대한 누적 부채에 더해 전력망 확충과 발전설비 전환에 필요한 투자 부담까지 커지고 있기 때문이다. 정부가 재생에너지 확대와 석탄발전 감축을 추진하는 상황에서 한전의 재무적 한계는 국가 에너지 전환의 중요한 변수로 떠올랐다.

국제 에너지금융 연구기관인 에너지시프트인스티튜트(Energy Shift Institute)가 2026년 11월 발표한 보고서에 따르면 한전은 올해 상반기 약 54억달러의 순이익을 기록했지만 부채도 약 881억달러에 달했다. 보고서가 집계한 부채비율은 269%로 2022년 383%보다 낮아졌지만 여전히 높은 수준이다. 한전의 연결재무제표상 부채총계는 이보다 훨씬 큰 210조원대로 부채 지표의 차이를 고려하더라도 재무 부담이 상당하다는 사실은 달라지지 않는다.

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더욱 주목할 부분은 자금조달 능력이다. 에너지시프트인스티튜트는 한전의 2025년 내부자금 부족 규모를 약 129억달러, 원화로 약 18조원으로 추산했다. 분석 대상인 아시아 주요 전력기업 가운데 가장 큰 규모다. 흑자 전환으로 수익성은 개선됐지만 자체적으로 대규모 신규 투자를 감당하기에는 여전히 한계가 있다는 의미다.

반면 투자 수요는 계속 늘고 있다. 정부는 2030년까지 재생에너지 설비용량을 100GW로 확대하고 2040년까지 석탄발전소 상당수를 폐쇄할 계획이다. 반도체 산업단지와 인공지능 데이터센터 확충에 따른 전력수요 증가에도 대응해야 한다. 한전은 2038년까지 송전·변전 인프라에 약 530억달러, 원화로 약 74조원을 투자할 계획이지만 이를 뒷받침할 안정적인 재원 확보는 여전히 과제로 남아 있다.

정부도 이러한 문제를 인식하고 있다. 한전의 회사채 발행한도를 한시적으로 확대했고, 자본확충 방안도 추진하고 있다. 그러나 추가 차입은 부채 부담을 키우고 전기요금 인상은 가계와 산업계의 비용 증가로 이어진다. 재정지원 역시 정부의 재정 부담을 수반한다. 결국 에너지 전환에 필요한 막대한 비용을 누가, 어떤 원칙에 따라 부담할 것인지가 핵심적인 정책 과제가 된 셈이다.

이 과정에서 경계해야 할 것은 한전의 재무적 어려움이나 전력망 투자 부족에 따른 부담이 재생에너지 발전사업자, 특히 태양광 발전사업자들에게 과도하게 전가되는 상황이다. 태양광 발전사업자들은 정부의 재생에너지 확대 정책과 당시의 전력시장 제도를 바탕으로 발전소에 투자했다. 상당수 사업자는 자기자본과 금융기관 대출을 통해 발전소를 건설했으며, 장기간의 전력판매 수입으로 원리금과 운영비를 충당하는 구조를 갖고 있다. 발전량 감소나 전력판매 가격 하락은 단순한 수익 감소를 넘어 금융비용 부담과 사업 안정성에 직접적인 영향을 미친다.

최근 전력시장의 변화는 이러한 우려를 키우고 있다. 계통 부족에 따른 출력제어가 발생하는 가운데 지역별 한계가격제(LMP) 도입과 재생에너지 계약시장 전환이 추진되고 있다. 지역별 전력수급 상황을 가격에 반영하고 발전입지를 효율적으로 유도한다는 제도적 취지는 이해할 수 있다. 그러나 제도 개편의 필요성이 기존 발전사업자의 투자수익 감소를 당연한 결과로 받아들여야 한다는 의미는 아니다.

특히 발전소 건설 당시 예상하기 어려웠던 제도 변경으로 기존 사업자의 수익구조가 크게 달라진다면 투자 신뢰의 문제가 발생한다. 정부의 인허가와 당시 시장제도에 따라 투자한 사업자들에게 사후적으로 새로운 위험을 부담시키는 것이 합리적인지 검토할 필요가 있다. 제도 개편이 불가피하다면 기존 사업자에 대한 경과조치와 손실 분담 원칙이 함께 마련돼야 한다.

전력망 부족 문제도 마찬가지다. 송전망과 변전설비는 국가 전력공급 체계를 유지하기 위한 핵심 기반시설이다. 발전사업자가 개별적으로 해결할 수 없는 계통 혼잡과 접속 지연에 따른 비용을 발전사업자의 수익 감소로만 처리하는 것은 지속 가능한 방식이라고 보기 어렵다. 출력제어가 불가피한 상황이라도 그 원인과 책임, 손실 배분 기준을 명확히 하는 것이 우선이다.

한전의 투자구조 역시 살펴볼 필요가 있다. 에너지시프트인스티튜트에 따르면 한전의 설비투자 계획에서 신재생에너지 관련 투자 비중은 4.1%에 그친다. 반면 석탄·LNG 관련 투자는 약 24%, 원자력발전 건설은 약 23%를 차지한다. 물론 재생에너지 100GW는 한전이 단독으로 달성할 목표가 아니며 민간의 발전설비 투자가 중요한 역할을 담당한다. 그렇다면 한전은 민간이 생산한 전력을 안정적으로 수용할 수 있도록 전력망 확충에 역량을 집중할 필요가 있다.

문제는 민간의 투자 확대를 기대하면서 정작 투자 안정성을 저해하는 제도적 불확실성이 커질 수 있다는 점이다. 출력제어에 따른 발전 기회 상실과 전력시장 가격 변동, 제도 변경에 따른 수익 감소 위험이 중첩되면 신규 투자에 대한 판단도 보수적으로 바뀔 수밖에 없다. 재생에너지 확대에 민간자본이 필수적이라면 그 자본이 지속적으로 유입될 수 있는 시장 환경부터 마련해야 한다.

에너지시프트인스티튜트는 석탄발전의 LNG 전환 역시 한전의 재무 부담을 확대할 수 있다고 지적했다. 국제 연료가격 변동에 따른 비용 증가가 전기요금에 반영되지 못하면 한전의 부채와 이자 부담이 다시 커질 수 있다는 것이다. 발전원 전환과 전력망 확충에 수반되는 다양한 재무적 위험을 종합적으로 관리해야 할 이유다.

오는 12월 발표 예정인 제12차 전력수급기본계획은 발전설비 확대 목표뿐 아니라 이를 실현할 재원 조달 방안과 비용 분담 원칙을 구체적으로 제시해야 한다. 정부와 한전, 민간 발전사업자가 각각 어떤 역할과 책임을 부담할 것인지 명확히 하고, 기존 투자자의 예측 가능성을 보호할 제도적 장치도 함께 검토해야 한다.

한전의 재무구조 개선은 필요한 과제다. 민간 발전사업자 역시 합리적인 시장위험을 부담해야 한다. 그러나 국가 전력망의 투자 부족과 정책 변경에서 발생하는 위험까지 특정 사업자들에게 집중시키는 것은 별개의 문제다. 한전의 부채를 줄이는 것과 태양광 발전사업자의 정당한 투자수익을 보호하는 것은 상충하는 목표가 아니다.

에너지 전환의 비용은 공정하게 분담돼야 한다. 한전의 재무위기를 해결하기 위해 태양광 발전사업자들의 희생을 먼저 요구해서는 안 된다. 국가 에너지 전환의 성패는 목표의 크기보다 그 목표를 실현하는 과정에서 비용과 책임을 얼마나 합리적으로 배분하느냐에 달려 있다.