미국·이스라엘과 이란의 전쟁이 한국의 전력시장까지 흔들고 있다. 호르무즈 해협을 둘러싼 공급 불안으로 국제 액화천연가스(LNG) 가격이 급등하면서 국내 발전용 가스요금과 전력도매가격(SMP)이 잇따라 상승하고 있다. 당장 전기요금 인상으로 직결되는 것은 아니지만 전쟁이 장기화될수록 한국전력의 전력구입비 부담을 통해 전기요금을 밀어 올리는 압력은 커질 수밖에 없다.

한국이 주목해야 할 지표는 JKM(Japan Korea Marker)이다. 한국과 일본을 중심으로 한 동북아 LNG 현물가격을 나타내는 대표적인 지표다. 전쟁 이전인 2월 말 JKM 선물가격은 MMBtu당 10.5달러 안팎이었다. 그러나 전쟁과 호르무즈 해협의 운항 차질이 본격화되면서 3월 24일에는 20달러까지 상승했다. 불과 한 달 사이 두 배 가까이 오른 셈이다.

가격 급등의 배경에는 호르무즈 해협이 있다. 전쟁 이전 이 해협을 통과하는 LNG는 세계 공급량의 약 20%에 달했다. 특히 한국을 비롯한 아시아 국가에 LNG를 공급하는 카타르와 아랍에미리트 물량이 이곳에 집중돼 있다. 전쟁으로 이 통로가 흔들리자 충격은 곧바로 동북아 LNG 시장으로 번졌다. 올해 2분기 아시아 LNG 현물가격은 평균 17.5달러/MMBtu로 지난해 같은 기간보다 45% 상승했다. 6월 미국과 이란의 중간 합의 이후 한때 가격이 내려갔지만 공급 불안이 완전히 해소되지는 않았다.

AI 생성 이미지

9월 들어 상황은 다시 악화됐다. 아시아 현물 LNG 가격은 전쟁 이전의 두 배를 웃도는 수준까지 올라섰다. 높은 가격 때문에 한국과 일본, 중국 등 동북아 국가들이 LNG 사용을 줄이고 석탄과 원전 등 다른 발전원 이용을 늘리는 현상까지 나타나고 있다.

국제 LNG 가격 상승은 이미 국내 발전시장에도 영향을 미치고 있다. 한국가스공사가 발전사에 공급하는 천연가스 가격은 올해 들어 빠르게 상승했다. 7월 일반발전사업자용 천연가스 요금은 GJ당 2만522.58원으로 전년 동월보다 20% 이상 높아졌다. 9월에는 원료비와 공급비를 합한 가격이 GJ당 2만4806.69원까지 상승했다.

국제 LNG 가격 상승과 국내 발전용 가스가격 사이에는 시차가 존재한다. LNG를 계약하고 선박으로 운송한 뒤 국내에 도입해 발전용 연료가격에 반영하기까지 시간이 필요하기 때문이다. 때문에 최근 국제 LNG 가격 급등의 충격이 국내 발전원가에는 아직 모두 반영되지 않았을 가능성이 있다.

전력시장도 움직이고 있다. 올해 통합 SMP는 1월 kWh당 103.53원에서 2월 108.52원, 3월 109.99원, 4월 118.92원, 5월 121.32원으로 상승했다. 6월에는 114.10원으로 잠시 떨어졌지만 7월 133.80원, 8월에는 148.39원까지 뛰었다. 8개월 사이 약 43% 상승한 것이다.

물론 이를 모두 LNG 가격 상승 때문이라고 단정할 수는 없다. SMP는 LNG와 석탄 등 발전연료 가격뿐 아니라 전력수요와 발전기 가동 상황, 발전원별 공급 비중 등 여러 요인에 의해 결정된다. 여름철 폭염에 따른 전력수요 증가도 7~8월 SMP 상승에 영향을 미쳤다.

그럼에도 LNG 가격은 국내 전력시장에서 중요한 변수다. 전력수요가 높은 시간에는 상대적으로 연료비가 높은 LNG 발전기가 한계발전기가 돼 SMP를 결정하는 경우가 많다. 발전용 가스가격이 오르면 LNG 발전기의 변동비가 상승하고 SMP에도 상승 압력이 가해지는 이유다.

SMP가 오르면 가장 먼저 부담을 받는 곳은 한전이다. 한전은 발전사에서 전력을 구매해 소비자에게 판매한다. 전력 구입가격은 SMP와 완전히 일치하지 않지만 SMP 상승이 장기간 지속되면 한전의 전력구입비 부담도 커질 수밖에 없다. 특히 국제 LNG 가격 상승이 시차를 두고 국내 발전용 가스가격에 추가 반영될 경우 하반기 전력구입비 부담은 더욱 커질 가능성이 있다.

그렇다고 국제 LNG 가격이 올랐다는 이유만으로 가정과 기업의 전기요금이 바로 오르는 것은 아니다. 국내 LNG 도입물량 가운데 장기계약 비중이 약 80%에 달해 현물가격인 JKM 급등분이 전체 도입가격에 그대로 반영되지 않는다. 한전의 전력구입비 역시 원전과 석탄 등 SMP 변동의 영향을 상대적으로 덜 받는 전원이 상당 부분을 차지한다.

전기요금에는 또 하나의 완충장치가 있다. 연료비조정요금이다. LNG와 유연탄, BC유 등의 가격 변동을 일정한 시차를 두고 전기요금에 반영하는 제도다. 실제로 올해 3분기 연료비조정단가 산정에 사용된 LNG 세전 무역통계가격은 3월 kg당 771.72원에서 4월 855.26원, 5월 905.92원으로 두 달 만에 17% 이상 상승했다. 그럼에도 3분기 연료비조정단가는 기존과 같은 kWh당 +5원으로 유지됐다.

결국 핵심은 LNG 가격 상승이 전기요금에 곧바로 전달되느냐가 아니라 그 비용을 누가, 얼마나 오래 부담하느냐다. 전기요금을 동결한 상태에서 발전원가와 전력구입비가 계속 올라가면 비용은 한전이 우선 떠안게 된다. 반대로 높은 LNG 가격이 장기간 지속된다면 누적된 비용을 전기요금에서 계속 분리하기도 어려워진다.

2022년 에너지 위기 당시에도 동일 현상이 발생했다. 국제 연료가격 급등을 전기요금에 제때 반영하지 못하면서 한전의 적자가 급증했고 결국 이후 여러 차례 전기요금 인상으로 이어졌다. 아직 같은 상황이 반복된다고 단정할 단계는 아니다. 장기계약 LNG가 가격 충격을 완충하고 있고 정부 역시 LNG 발전을 최소화하고 다른 발전원의 활용도를 높이는 방식으로 대응하고 있다.

하지만 최근의 상승 추세가 보내는 신호는 분명하다. 전쟁 전 10달러대였던 동북아 LNG 가격은 크게 올랐고 국내 발전용 가스요금도 상승했다. 통합 SMP는 1월 103.53원에서 8월 148.39원까지 올라왔다. 중동에서 시작된 전쟁의 충격은 이미 한국의 발전소까지 도착했다.

이제 지켜봐야 할 것은 그 충격이 발전원가와 한전의 전력구입비에서 멈출 것인지, 아니면 시차를 두고 가정과 산업체가 내는 전기요금까지 넘어올 것인지다.

단순한 숫자만 놓고 보면 한국의 태양광 보급 속도는 중국의 2% 안팎, 인도의 8% 안팎, 미국의 9% 수준이다. 국토 면적과 인구, 전력수요가 다른 만큼 절대량을 그대로 비교할 수는 없지만, 세계 주요국이 태양광을 새로운 전력 인프라의 핵심으로 빠르게 확대하는 동안 한국의 보급 속도는 정권이 바뀌어도 여전히 상대적으로 더디다는 것이다.

글로벌 에너지 패러다임이 재생에너지 중심으로 재편되는 상황에서, 한국의 전력망 투자 지연과 입지 규제는 결국 국가 산업 경쟁력 약화로 이어질 수밖에 없다. 더 늦기 전에 전력망 법안 통과와 규제 완화를 위한 정부 차원의 총력전이 필요한 시점이다.

2026년 세계 태양광 시장에서 가장 눈에 띄는 국가는 여전히 중국이다. 중국은 2025년 대규모 태양광설치 붐 이후 2026년의 속도가 조금은 둔화됐다. 중국태양광산업협회(CPIA)에 따르면 2026년 상반기 중국의 신규 태양광 설치량은 72.07GW로, 지난해 같은 기간의 212.21GW보다 무려 66% 감소했다. 그럼에도 불구하고 중국 태양광산업계가 예상하는 2026년 연간 신규 설치량은 240GW에 이른다.

이는 한국의 2026년 예상 신규 설치량 약 4GW와 비교하면 60배에 해당한다. 하지만 중국 역시 최근 발전설비 증가가 전력망의 수용 능력을 앞지르면서 문제가 발생하기 시작했다. 중국도 한국과 마찬가지로 최근 송전망 부족으로 재생에너지 발전량을 전력망에 받아들이지 못하는 '출력제어' 문제가 대두되기 시작했다.

2026년 상반기 중국에서 제한된 청정에너지 발전량은 360TWh에 달했다는 분석도 나왔다. 즉, 중국이 한국에 주는 교훈은 두 가지다. 첫째, 태양광은 빠르게 늘릴 수 있다. 둘째, 하지만 전력망을 함께 늘리지 않으면 태양광 확대 자체가 새로운 문제가 될 수 있다.

인도의 성장세는 더욱 주목할 만하다. 인도는 2026년 상반기에만 약 26.3GW의 태양광 발전설비를 새로 설치했다. 지난해 같은 기간보다 43% 증가한 규모다. 이 가운데 대규모 태양광이 약 19GW, 옥상 태양광도 약 6.4GW를 차지한다.

인도의 특징은 태양광이 단순한 환경정책이 아니라 급증하는 전력수요를 감당하기 위한 경제 인프라라는 점이다. AI와 데이터센터, 전기차, 산업화가 전력수요를 빠르게 끌어올리고 있다. 인도 정부는 내년 최대 전력수요가 약 300GW에 이를 수 있다고 전망하면서 송전망과 에너지저장장치 투자 확대에 총력을 기울이고 있다.

물론 인도도 문제가 없는 것은 아니다. 2026년 2분기에는 송전망 제약 등으로 약 8,133GWh의 태양광 발전량을 제대로 활용하지 못했다. 인도 역시 결국 '발전소 건설 → 송전망 → ESS → 수요처'를 함께 구축하는 단계로 넘어가고 있는 것이다.

미국의 2026년 태양광 시장은 중국·인도와 성격이 다르다. 미국에서는 AI 데이터센터와 전기화에 따른 전력수요 증가가 태양광 투자의 새로운 동력이 되고 있다.

미국 에너지정보청(EIA)은 2026년 미국에서 약 86GW의 대규모 발전설비가 추가될 것으로 예상했으며, 이 가운데 태양광이 51%를 차지, 대규모 태양광만 약 43.4GW가 추가될 것으로 예상됐다.

특히 미국은 '태양광 단독 발전소'보다 태양광+ESS의 조합이 빠르게 확산되고 있다는 점에 주목할 필요가 있다. AI 데이터센터가 필요한 것은 단순히 저렴한 전기를 생산하기 위함이 아니라 24시간 안정적인 전력공급을 하기 위함이다. 낮시간 동안 발전하는 태양광과 전기를 저장했다가 필요할 때 공급하는 ESS를 결합하면 태양광의 약점인 변동성을 상당 부분 보완할 수 있다.

미국의 사례는 한국에도 중요한 시사점을 던진다. 한국 역시 반도체, AI, 배터리, 데이터센터 등 전력 다소비 산업을 중심으로 전력수요가 증가할 가능성이 높기 때문이다.

이번 이재명 정부는 에너지 정책 방향을 바꾸려는 움직임을 보이고 있다. 2026년에는 2030년까지 재생에너지 100GW를 확보하고 이를 수용할 전력망을 구축하는 것을 주요 정책과제로 제시했다. 문제는 목표와 실제 시장의 간극이다.

한국의 태양광 사업은 인허가, 주민수용성, 농지·산지 문제, 계통연계 지연, 출력제어, 사업수익성 악화 등이 복합적으로 작용하면서 대규모 프로젝트가 추진되기 쉽지 않은 구조다. 특히 한국은 국토가 좁고 인구밀도가 높다. 중국이나 인도처럼 광활한 토지를 이용해 대규모 태양광 발전단지를 건설하는 전략을 그대로 적용하기 어렵다. 그렇다고 해서 한국이 태양광 확대를 포기할 이유는 없다. 오히려 좁은 국토를 가진 국가에 맞는 새로운 태양광 모델을 만들어야 한다.

한국에 필요한 것은 설치량의 절대 규모가 아니라 '태양광 1GW가 만들어내는 경제적 가치'를 높이는 전략이다. 한국은 국토가 좁은 만큼 기존 공간을 활용해야 한다.

일반부지뿐만 아니라, 공장 지붕, 물류센터, 대형마트, 주차장, 공공청사, 학교, 산업단지, 철도시설, 고속도로 방음벽 등에 태양광을 적극 설치하는 방식이다. 특히 산업단지 지붕 태양광은 한국에서 가장 중요한 성장축이 될 가능성이 높다. 전력을 많이 사용하는 공장이 자기 건물 지붕에서 전기를 생산하고 ESS에 저장한 뒤 직접 사용하는 구조라면, 기존의 전기를 끌어와 송전망에 부담을 줬던 구조에서 송전망 부담도 줄이고 기업의 전력비용도 낮출 수 있을 것이기 때문이다. '발전소를 전력수요처에서 멀리 짓는 방식'에서 '전력수요가 있는 곳에서 생산하는 방식'으로, 이재명 정권의 에너지 지산지소, 분산형 에너지체계와도 맞아 떨어진다.

2026년 세계 태양광 시장의 가장 큰 변화는 '많이 설치하는 국가'와 '잘 활용하는 국가'가 앞으로 달라질 수 있다는 점이다. 중국은 이미 너무 많은 태양광을 설치해 전력망이 따라가지 못하는 단계에 들어섰고, 인도도 발전설비 확대와 함께 송전망 부족이라는 문제를 경험하고 있다. 미국은 AI 데이터센터라는 새로운 전력수요를 태양광과 ESS로 연결하고 있다.

한국은 이들 국가의 장점을 취하면서 실패를 피해야 한다. 한국이 필요한 것은 '중국만큼 많이 설치하는 것'이 아니라 '한국의 국토와 산업구조에 맞게 가장 효율적으로 설치하는 것'이다. 4GW에서 10GW로 늘리는 것은 단순한 목표 상향이 아니다. 발전소·ESS·송전망·산업단지·RE100을 하나의 시스템으로 묶는 전력시장 구조의 전환이 되어야 한다.

결국 한국 태양광의 미래 경쟁력은 몇 기가와트를 설치했느냐가 아니라 생산한 전력을 얼마나 버리지 않고, 얼마나 싸게, 필요한 곳에 안정적으로 공급하느냐에서 결정될 것이다. 중국의 200GW, 인도의 50GW, 미국의 43GW가 한국에 던지는 가장 중요한 메시지는 바로 여기에 있다. 태양광의 다음 경쟁은 '발전소 건설 경쟁'이 아니라 '전력 시스템 경쟁'이 될 것이다. 

한전은 지난해 13조원이 넘는 영업이익을 기록했고, 올해 1분기에도 수조 원대 흑자를 이어갔다. 한전 자회사인 5대 발전공기업들 역시 연료비 안정과 전력시장 구조의 혜택 속에 양호한 실적을 거두고 있다. 그런데도 대다수 언론들은 전력시장 문제를 이야기할 때마다 한전의 적자 가능성과 재무 부담만 부각한다. 

정작 재생에너지 발전사업자들은 시장에서 가장 약한 위치에 놓여 있다. 특히 태양광 발전사업자는 전력계통 안정화를 이유로 출력제어를 당하고 있다. 발전설비를 정상적으로 운영할 수 있음에도 불구하고 전기를 생산하지 못하도록 강제되고 있으며, 이로 인한 손실은 고스란히 태양광발전 사업자가 떠안고 있다.

출력제어는 발전사업자 입장에서 사실상 강제 감산이다. 발전소 건설을 위해 금융기관 대출을 받고 수억원에서 수십억원을 투자한 사업자들은 발전량 감소에 따른 매출 손실을 고스란히 감수해야 한다. 그러나 이에 대한 실질적인 보상체계는 여전히 전무하다. 

더 큰 문제는 형평성이다. 화력발전 연료비가 상승하면 SMP가 올라 발전사 수익에 반영될 수 있지만, 태양광 사업자는 출력제어로 인해 발전 기회 자체를 박탈당한다. 시장 위험은 감수하면서도 시장 기회는 제한받는 구조인 셈이다.

전력계통 문제 역시 태양광 사업자만의 책임이 아니다. 재생에너지 확대 정책을 추진해 온 정부와 계통 투자를 충분히 진행하지 못한 전력당국, 송배전망 확충을 늦춘 한전 모두 일정 부분 책임을 져야 한다. 그럼에도 문제 발생 시 부담은 가장 말단의 민간 발전사업자에게 집중되고 있다.

최근 한전의 경영 리스크를 우려하는 목소리가 높아지고 있다. 그러나 한전이 진정으로 지속가능한 전력산업 생태계를 원한다면 전기요금 현실화만을 주장할 것이 아니라 출력제어 보상제도 확대, 계통 투자 가속화, 재생에너지 사업자 보호장치 마련도 함께 논의해야 한다.

전력산업은 한전만의 산업이 아니다. 발전공기업만의 산업도 아니다. 수많은 민간 발전사업자가 함께 투자하고 위험을 감수하며 만들어가는 시장이다. 지금 필요한 것은 한전의 미래만 걱정하는 시각이 아니라, 전력시장 전체 참여자의 희생과 부담을 균형 있게 바라보는 시선이다.

이날 설명회에서 가장 큰 관심을 모은 내용은 정부가 추진 중인 재생에너지 보급제도 개편안이었다. 한국에너지공단은 현재의 RPS(신재생에너지공급의무화제도)가 2030년 재생에너지 100GW 보급 목표 달성에 구조적 한계가 있다고 진단하고 향후 계약시장제도 중심으로 제도를 전환하겠다는 방향을 제시했다.

개편안에 따르면 신규 재생에너지 발전사업은 정부가 공고하는 계약시장 입찰을 통해서만 시장에 진입하게 된다. 발전사업자는 낙찰 이후 한전과 장기계약을 체결하는 방식으로 수익을 확보하게 되며 REC 현물시장 중심 구조는 단계적으로 축소된다. 정부는 신규 REC 발급을 2026년 말 종료하고 현물시장은 3년의 유예기간을 거쳐 폐지하는 방안을 검토하고 있다.

설명회에서는 소규모 태양광 사업자 보호 방안도 함께 공개됐다. 현재 100kW 수준인 소규모 사업자 구분 기준을 1MW 미만까지 확대하는 방안이 검토되고 있으며 소규모 전용 입찰트랙과 주민참여형 햇빛소득마을 사업에 대한 별도 인센티브도 마련될 예정이다. 또한 RESCO를 통한 사업개발·설계·운영관리 지원체계를 구축해 중소 사업자의 경쟁력을 높이겠다는 계획도 제시됐다.

한국에너지공단 제공

PPA 중개플랫폼 구축 계획도 발표됐다. 정부는 발전사업자와 전력 수요기업 간 직접 거래를 지원하는 온라인 플랫폼을 개설해 재생에너지 전력거래를 활성화하고 향후 소규모 발전사업자의 참여 범위도 확대할 방침이다.

그러나 설명회 이후 태양광 업계에서는 기대보다 우려가 더 크다는 반응이 나오고 있다. 정부가 REC 시장 폐지와 계약시장 전환이라는 큰 방향은 제시했지만 정작 기존 발전사업자들의 수익성을 좌우할 전환가격은 공개하지 않았기 때문이다.

특히 최근 정부가 제1차 재생에너지 기본계획에서 2030년 태양광 발전단가를 kWh당 100원 수준까지 낮추겠다는 목표를 제시한 이후 시장의 불안감은 더욱 커지고 있다. 현재 상당수 중소형 태양광 발전소는 SMP와 REC를 합산해 200원 안팎의 수익구조를 유지하고 있다. 업계에서는 정부가 제시한 발전단가 목표가 향후 장기고정계약 가격 산정 기준으로 연결될 경우 사업성 악화가 불가피할 것이라는 우려가 제기되고 있다.

전국 태양광 발전소는 약 19만6천여 개에 달한다. 이 가운데 대부분이 1MW 이하 소규모 사업자다. 상당수 발전소가 과거 높은 설비비와 금융비용을 부담하고 건설된 만큼 최근 건설되는 저원가 설비와 동일한 기준이 적용될 경우 투자 회수 자체가 어려워질 수 있다는 지적도 나온다.

한 발전사업자는 “정부가 기존 사업자 보호를 언급하고 있지만 가장 중요한 것은 결국 가격”이라며 “REC 시장을 없애겠다면 기존 발전소가 어떤 가격으로 장기계약에 전환되는지부터 먼저 제시해야 시장의 불안을 줄일 수 있을 것”이라고 말했다.

업계에서는 향후 공개될 현물시장 전환계약 가격과 장기고정계약 단가가 국내 태양광 산업의 향방을 결정할 핵심 변수가 될 것으로 보고 있다. 정부가 제시한 재생에너지 100GW 목표보다 더 중요한 질문은 기존 발전사업자들이 앞으로도 안정적으로 사업을 지속할 수 있는 수익구조가 마련되느냐에 있다는 지적이 나오고 있다.

이러한 위기를 극복할 수 있는 현실적이고 강력한 대안은 결국 탄소 중립뿐이다. 탄소 중립은 온실가스의 배출량과 흡수량을 같게 하여 순배출량을 제로로 만드는 전략으로, 지구 온난화를 억제하는 데 필수적이다. 탄소 중립을 달성하기 위한 가장 현실적인 경로는 바로 재생 가능 에너지로의 전환이며, 그 중심에는 태양광 발전이 있다. 특히 글로벌 기업들이 앞다퉈 참여하고 있는 RE100(재생 에너지 100%) 캠페인은 신재생 에너지로의 전환이 이미 선택이 아닌 필연적 흐름임을 명확히 하고 있다.

출처 : 에너지코리아ICT
 

흥미롭게도 국내 태양광 사업자들은 이러한 RE100의 숨겨진 기여자들이기도 하다. 그러나 현실은 한국 사회가 태양광 발전 사업자들에게 과도한 비난을 퍼붓고 있는 것이 사실이다. 일각에서는 태양광 발전소 건설로 인한 산림 파괴를 크게 부각시키고 있지만, 이는 극히 일부의 사례에 불과하다. 게다가 이미 관련 법 개정을 통해 산림 지역 내 신규 발전소 건설은 엄격히 제한되었다. 이제 더 이상의 무분별한 산림 파괴는 구조적으로 불가능한 상태다.

태양광 발전 사업자들은 한국이 탄소 중립으로 가는 길목에서 매우 중요한 역할을 맡고 있다. 재생 에너지 확대라는 시대적 사명을 실현하는 데 가장 적극적으로 참여하는 이들이다. 하지만 이런 기여가 사회적으로 제대로 평가받지 못하고, 오히려 근거 없는 비난의 대상이 되고 있다는 것은 매우 유감스러운 현실이다.

기후 위기의 심각성을 직시하고 신재생 에너지로의 전환이 필연적임을 인정한다면, 태양광 사업자들의 공헌도는 객관적이고 정당하게 평가받아야 한다. 근거 없는 오해와 비난을 넘어, 태양광 사업이 지구 온난화 방지를 위한 한국 사회의 중추적 역할을 수행할 수 있도록 적극적인 지원과 이해가 절실히 요구된다. 우리의 선택이 결국 지구의 미래를 결정하게 될 것이다.

 이번 대형 산불로 피해 입은 태양광발전소 사진/안병준 대표 제공

대한민국 역대 최악의 인명,재산 피해를 남긴 이번 영남 일대의 대형 산불은 한 성묘객의 단순 실수로 비롯해서 발생한 대재앙이었다.

산불이 발생한 당시 현장은 급격한 기온 상승과 낮은 습도, 여기에 강풍까지 겹쳐 빠르게 확산했다. 산불 확산이 절정에 달했던 지난 3월 22일과 23일, 경북 의성 지역의 최고기온은 25~26도로 초여름 수준이었다. 기상청에 따르면 의성의 올해 1월과 2월 강수량은 각각 7.4mm, 4.8mm로 평년(각각 15.5mm, 22.6mm)에 크게 못 미쳤고, 당시 이 지역에는 건조주의보가 내려진 상태였다. 전문가들은 나무와 식물이 건조한 상태에서 초속 10m 이상의 강한 바람까지 불어 침엽수가 많은 영남 지역의 피해가 더욱 커졌다고 분석했다.

이처럼 인재와 자연적 요인이 결합해 서울 면적의 약 3분의 2에 해당하는 지역이 전소됐으며, 사망자 또한 28명에 이르는 심각한 피해가 발생했다. 그런데도 일부 매체에서는 터무니 없는 주장과 논란을 유발할 수 있는 의견을 제기했다. 최근 매일산업뉴스에 기고한 이종근 시사평론가는 "문재인 정부의 태양광 우선 정책이 산불 참사에 직·간접적으로 영향을 끼쳤다"는 근거없는 주장을 펼치며 태양광 시설이 산불 발생 원인이라는 조선일보 기사를 인용해 논란을 키웠다. 

그 기사 원문에 의하면, ‘무엇보다 문재인 정부의 태양광 우선 정책이 대참사를 빚게 했고 태양광 설비가 건조하면 대형 산불의 직간접적 원인이 되고 있다'면서 이전에도 태양광 화재가 17건이나 되었다고 조선일보 기사까지 인용했다. 모르는 사람이 보면 마치 태양광 발전소가 이번 화재의 도화선이었다라고 생각할 수 있겠다. 물론 과거에 산림을 훼손해가며 태양광발전소를 짓는 일부 시공사가 있었는데 필자도 그 점은 반대하는 입장이다. 다만, 필자의 입장과 다르긴 하지만, 사실 태양광 모듈은 일반적으로 불에 잘 타지 않는 소재이기 때문에 산에 발전소가 더 많았다면 큰 불을 역으로 막아줄 수 있었는지도 모르겠다.

태양광 모듈의 전면부를 덮고 있는 것은 일반적으로 강화유리로 유리가 불에 타지 않는다는 것은 초등학생도 아는 사실이다. 태양광 모듈의 핵심인 태양전지(솔라셀)는 실리콘 기반으로 만들어지며, 실리콘 자체는 불연성 물질이다. 그리고 태양전지를 보호하고 밀봉하는 역할을 하는 EVA(에틸렌비닐아세테이트) 필름은 가열되면 녹을 수는 있지만, 일반적으로 난연성이 강화된 물질이다. 백시트(Backsheet)는 패널 뒷면을 보호하는 플라스틱 계열의 소재로, 일부 소재는 불에 탈 수는 있지만, 대부분의 제품은 난연성이 강화되어 있다. 끝으로 태양광 모듈을 감싸는 구조물은 알루미늄 프레임으로 불에 잘 타지 않는다. 이처럼 태양광발전소 자체는 불에 잘 타지 않기 때문에 침엽수가 많은 지역에 발전소가 있었다면 오히려 산불의 더 큰 피해를 막았을 수도 있다.

조선일보에서 주장하는 태양광발전소의 화재는 일반 태양광발전소가 아니라 태양광 ESS(Energy Storage System), 즉 에너지 저장 시스템이다. ESS에서 많이 사용되는 리튬이온 배터리 특성상 열이 급격하게 증가하여 열 폭주 현상으로 불이 날수 있다. 이는 전기차에서 불이 나는 현상과 동일하다고 보면 된다. 국내 태양광 ESS시장은 한때 세계 시장을 선도할 정도로 성장하기 시작했으나 정책 변화와 배터리 안전성 이슈 등으로 현재는 성장세가 크게 둔화된 상태이다. 게다가 이번 산불 과정에서 ESS 관련 화재 사례가 보고되지 않은 것으로 나타났다.

 이번 대형 산불로 화마가 휩쓸고 간 태양광발전소 사진/안병준 대표 제공

앞에서도 언급했지만, 필자 역시 임야에 산림을 훼손해 가면서까지 태양광발전소를 짓는 것은 반대하는 입장이다. 이번 대형 산불은 안타깝지만 그냥 인재이다. 그 대형 산불로 인해서 그 지역에서 발전소를 운영하고 있는 일부 사업주는 발전소가 산불에 녹거나 연기에 그을려서 막대한 재산 피해를 입은 안타까운 도민이다. 그래도 그들을 포함한 한국태양광공사협회 회원들은 누구 하나 원망하지 않고 현재 십시일반 산불로 피해 입은 또 다른 분들을 위해서 성금 모으기를 하고 있다.

이 안타까운 시기에 평론가라면 덮어놓고 비판하기 식의 글이 아니라 최소한 사실이 확인된 소재로 기사를 썼으면 한다. 비판은 자유롭지만, 정확한 사실 확인에 기반한 책임 있는 주장이 필요하다. 특히 국가적 재난 상황일수록 국민에게 희망과 위로가 되는 메시지가 중요하다. 펜은 칼보다 강하다는 말처럼 글은 사람을 죽일 수도 있다. 소위 평론가라면 이런 말도 안 되는 비난의 글이 아닌 국민에게 희망이 되는 글을 썼으면 한다.