[심층] 태양광 '출력제어' 풀릴까…서해안 직류송전, 2030년 새만금~수도권 잇는다

[뉴스에디션] 기후에너지환경부는 30일 서울 서초구 한전 아트센터에서 '2026년 제2차 초고압 직류송전(HVDC) 기술·산업 토론회'를 열었다. 기후부, 한국전력공사, 한국에너지기술평가원, 중전기기 제조사, 학계 전문가 등 25명이 참석해 서해안 HVDC의 기술 국산화와 공정 최적화를 논의했다. 이호현 제2차관은 "2030년까지 새만금~서화성 구간을 제때 구축하겠다"고 밝혔다.

태양광 업계가 주목하는 이유는 분명하다. 발전소를 지어도 전력을 실어 나를 송전망이 모자라 발전을 강제로 멈추는 '출력제어'가 늘고 있기 때문이다.

HVDC란: 전기를 직류로 바꿔 멀리 보내는 기술

초고압 직류송전(HVDC)은 발전지 쪽 변환소에서 교류를 직류로 바꿔 송전하고, 수요지 쪽 변환소에서 다시 교류로 되돌리는 방식이다. 교류는 장거리, 특히 해저 구간에서 충전 전류와 무효전력 문제로 효율이 떨어진다. HVDC는 이를 우회해 전력 손실이 적고 계통 안정성을 높일 수 있어 대규모 재생에너지 연계의 핵심 기술로 꼽힌다.

핵심 3가지

① 장거리·대용량에 강하다(해저 구간 사실상 표준)

② 서로 다른 계통을 분리한 채 연결해 사고 확산을 줄인다

③ 전압형(VSC)은 실시간 양방향 전력 흐름 제어가 가능해 재생에너지와 궁합이 좋다

서해안 HVDC 사업 개요

1단계는 새만금~서화성 약 220km, 2GW급 선로(해저케이블 왕복 2회선)다. 나머지 3개 선로는 순차 구축해 2038년까지 마무리할 계획이다. 한전은 1단계 준공을 당초보다 1년 앞당긴 2030년으로 잡고 해저 건설을 결정했다. 통상 9년 이상 걸리는 공정을 줄이기 위해 기본설계를 연내 마치고 내년 초 해저케이블 공사를 발주한다는 구상이다.

기술개발 현황: 케이블은 앞서고 변환설비가 관건

글로벌 전압형 HVDC 시장은 히타치에너지가 약 70%를 점유한다. 이번 토론회는 △기술개발 현황·위험요소 대응 △단계별 공정 최적화 △멀티벤더 설비 호환을 위한 국내 표준화 △실증사업 연계를 주요 의제로 다뤘다.

태양광 사업자에게 어떤 의미인가

① 출력제어 완화 기대

지난해 태양광 출력제어는 88회로 전년(31회)의 두 배를 넘었고, 추정 제어량은 약 7.8GWh에서 약 65GWh로 늘었다. 올해 1~5월 전체 출력제어량은 이미 지난해의 95% 수준이며 호남권이 51.3%를 차지했다. 호남·서해안의 잉여 전력을 수도권으로 직송하면 병목이 근본적으로 풀릴 수 있다.

② 접속 대기 해소의 토대

호남 재생에너지 설비는 지난해 말 11GW, 2031년까지 32GW가 계통 연계를 기다린다. 송전용량 확대는 접속 대기 물량과 새만금 수상태양광 등 대형 프로젝트의 사업성에 직접 영향을 준다.

③ 다만 효과는 준공 이후

패널은 1~2년이면 설치되지만 해저 HVDC는 경과지 협의부터 준공까지 7년 이상 걸린다. 1단계 준공 전까지 출력제어 리스크는 이어질 수 있다.

사업자 체크포인트

• 호남·서해안권 사업은 1단계 준공(2030년)을 수익성 모델에 반영

• 준공 전까지 ESS 연계·출력제어 정산금 제도 등 완충책 점검

• 출력제어 조건부 접속 도입에 따른 사업 수지 재검토

• 케이블·변압기·변환설비 국산화의 EPC·시공 분야 파급 주시

남은 과제와 전망

첫째, 2GW급 전압형 변환설비의 국산 실증과 신뢰성 검증이 일정의 열쇠다. 지연되면 해외 제조사 의존이 불가피할 수 있다. 둘째, 호남에 반도체 등 신규 수요가 생기며 사업 재설계 논의가 있다. 정부는 1단계는 예정대로 추진하되 나머지 구간은 제12차 전력수급기본계획을 토대로 일부 수정 가능성을 열어둔 것으로 알려졌다. 셋째, 송전망 특유의 주민 수용성 문제를 해저 건설이 얼마나 덜어줄지도 관건이다.

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