용인 반도체 클러스터 논쟁 1부 - 숫자가 숨긴 진실

새만금 7GW의 착시: 숫자가 숨긴 진실

용인 반도체 클러스터 논쟁, 숫자로 해체하다. 1부 (새만금 7GW의 착시: 숫자가 숨긴 진실)

0. 핵심메시지.

• "새만금 7GW에 조금만 더 깔면 된다"는 주장은 착시다.

• 정격용량 11.7GW를 깔아도 실제 발전량은 1.76GW에 불과하다.

• 용인 반도체 클러스터(16GW)를 태양광만으로 감당하려면 107GW가 필요하다.

• 이는 현재 전국 태양광의 4배다.

목차.

0. 핵심메시지

1. 숫자가 만든 착시

1.1. 두 개의 질문을 분리해야 한다

1.2. 송전탑 반발을 피할 수 있다?

2. 스케일 고정: 16GW는 어느 정도인가

2.1. 용인 전력 수요: 16GW

2.2. 16GW를 에너지로 환산

2.3. 140TWh가 얼마나 큰가

3. 착시의 핵심: 정격용량 ≠ 발전량

3.1. 정격용량 vs 실제 발전량

3.2. 2024년 한국의 실제 이용률

3.3. 같은 1GW가 만드는 전기량

3.4. 발전원별 비교표

3.5. OO국회의원 주장 검증: “7GW + 4.7GW = 11.7GW”

3.6. 용인반도체 클러스터 16GW와 비교

3.7. “원전 16기 대신 태양광” 검증

3.8. 핵심정리

4. 새만금 전력 “3레이어 지도”

4.1. 레이어 A: 발전 (만드는 전력)

4.2. 레이어 B: 인입 (산단에 꽂는 전력)

4.3. 레이어 C: 조달/증빙 (RE100용)

4.4. 3레이어 정리

5. 전기(전력) 비교: 새만금 vs 용인 16GW

5.1. 정격용량 vs 실제 발전량

5.2. 용인 16GW를 태양광만으로 맞추려면?

5.3. APR1400 기준 환산

5.4 결론: 착시를 걷어내면

6. 호남 순수출 2.73GW 기저 시나리오

6.1. "한빛 5.9GW를 다 쓴다"는 주장이 왜 안 되는가

6.2. 호남 순수출 계산 (2024년 기준)

6.3. 중요한 단서

6.4. 기저전력 흡수 시 태양광 필요량 변화

7. ESS: 24/7 물리공급의 현실 비용

7.1. 왜 최소 4일/7일인가

7.2. ESS 용량 계산

7.3. ESS 비용 산정 기준

7.4. ESS 비용 계산

1. 숫자가 만든 착시

2025년 12월부터 2026년 1월까지, 정치권에서 이런 주장이 나왔습니다.

“새만금에 7GW 재생에너지가 예정돼 있고,

농생명 용지와 에너지 용지에 태양광 발전 시 18개월 만에 4.7GW를 추가할 수 있다. 합치면 11.7GW다.”

전북특별자치도 제22대 OO국회의원, 2026.1.2 신년 기자간담회 (전북뉴스, 2026)

“용인 반도체에 13GW 전력이 필요한데, 원자력 발전소 10개가 있어야 한다.

그 전력을 어디서 해결할 건가?”

이재명 대통령, 2026.1.21 신년 기자회견 (프레시안, 2026)

논리는 이렇습니다.

• 새만금에 7GW가 계획되어 있다

• 4.7GW만 더 깔면 11.7GW

• 용인 수요에 거의 근접한다

• 원전 10~16기 짓는 것보다 현실적이다

• 송전탑 주민 반발도 피할 수 있다

언뜻 그럴듯합니다. 조금만 더 노력하면 될 것 같습니다.

그런데 여기에 치명적인 착시가 있습니다.

11.7GW는 정격용량입니다.

실제로 만들어내는 전기는 1.76GW입니다.

정격용량과 발전량을 섞어 말한 것입니다.

이 둘은 단위(GW)가 같아 보이지만, 의미가 전혀 다릅니다.

이제 우리는 그 착시를 숫자로 깨고, 왜 이런 오해가 생겼는지,

그리고 실제로 무엇이 필요한지를 같이 살펴보자.

1.1. 두 개의 질문을 분리해야 한다

이 논쟁이 꼬인 이유는 서로 다른 두 질문을 하나로 섞었기 때문입니다.

Q1: 16GW를 24/7로 끊김 없이 공급할 수 있나?

이건 물리학의 문제입니다.

발전소에서 만든 전기가 송전선을 타고, 변전소를 거쳐, 공장에 물리적으로 들어가느냐.

전압이 안정적인가, 주파수가 일정한가, 순간 정전이 없는가.

반도체 팹은 24시간 365일 전력이 필요합니다.

전압이 살짝 흔들리는 것만으로도 수십억 원짜리 웨이퍼가 폐기됩니다 (국회입법조사처, 2025).

Q2: RE100 인증을 받을 수 있나?

이건 회계의 문제입니다.

1년 동안 사용한 전력량만큼 재생에너지 사용을 “장부상” 증빙할 수 있느냐.

밤에 태양광이 발전하지 않아도, 연간 총량이 맞으면 RE100 인정을 받을 수 있습니다.

이 둘을 섞으면 "새만금 11.7GW로 RE100도 되고 전력도 해결된다"는 착시가 생깁니다.

1.2. 송전탑 반발을 피할 수 있다?

"원전이나 송전탑보다 태양광이 주민 반발이 적다"는 주장도 있습니다.

실제 상황은 다릅니다.

• 345kV 송전선 하나 건설에 평균 9년 소요 (한전·산업부 인허가 현황 데이터 기반; 기후솔루션, 2026)

• 계획된 송변전 설비 사업의 절반 이상이 주민 반발로 지연 (기후솔루션, 2026)

• 호남~수도권 송전망 건설에 “에너지 식민지화” 반발, 전국대책위 출범 (KBS, 2026)

핵심은 이겁니다. 새만금에 발전소를 아무리 지어도,

그 전기를 어디로 보내느냐에 따라 송전망이 필요합니다.

새만금 → 용인: 대규모 송전망 필요 (주민 반발 동일)

새만금 현지 소비: 반도체 팹 자체를 새만금에 지어야 함.

"송전탑 반발을 피한다"는 건 반도체 공장을 새만금에 짓는다는 전제가 있어야 성립합니다.

2. 스케일 고정: 16GW는 어느 정도인가

논쟁을 풀려면 먼저 스케일을 고정해야 합니다.

2.1. 용인 전력 수요: 16GW

용인 반도체 클러스터 전력 수요는 기관마다 13~16GW로 추산됩니다.

이재명 대통령은 신년 기자회견에서 13GW를 언급했고,

국회입법조사처는 국가산단과 일반산단을 합산해 16GW로 추산했습니다.

본 글에서는 국회입법조사처(2025)의 16GW를 기준으로 계산합니다.

공개된 공식 보고서 중 가장 상세한 분석이기 때문입니다.

국회입법조사처는 이렇게 지적합니다 (국회입법조사처, 2025).

“용인 반도체 산업단지에 필요한 전력 16GW는

대한민국 전체 최대 부하(2024년)의 약 16.5%에 해당하는 수준이다.”

2.2. 16GW를 에너지로 환산

GW는 "순간 출력"입니다.

이걸 "1년 동안 얼마나 많은 전기를 쓰느냐"로 바꿔야 비교가 가능합니다.

전력량(Wh) = 전력(W) × 시간(h)

16GW를 24시간, 365일 상시로 필요로 한다면?

연간: 16GW × 8,760시간 = 140.2TWh

2.3. 140TWh가 얼마나 큰가

2024년 한국 전체 발전량은 595.6TWh입니다 (산업통상자원부, 2025).

140.2TWh는 국가 전체 발전량의 23.5%입니다.

단일 산업단지가 국가 전력의 거의 4분의 1을 필요로 합니다. 전례 없는 규모입니다.

(총발전량은 통계 기준에 따라 차이가 있습니다. 본문에서는 산업부 발표 수치를 사용합니다.

KPX 급전속보 573.1TWh vs 산업부 발표 595.6TWh)

[표 1] 16GW 스케일 정리 (국회입법조사처 (2025); 산업통상자원부 (2025))

이 숫자를 기억해두십시오. 140TWh/년, 국가 발전량의 23.5%. 앞으로 나오는 모든 비교의 기준점입니다.

3. 착시의 핵심: 정격용량 ≠ 발전량

여기서 이 논쟁의 가장 핵심적인 착시가 시작됩니다.

"태양광 11.7GW"와 "원전 11.7GW"는 같은 11.7GW가 아닙니다.

3.1. 정격용량 vs 실제 발전량

정격용량은 발전소가 순간적으로 낼 수 있는 최대 출력입니다. 발전소 이름표에 붙은 숫자입니다.

하지만 발전소는 24시간 365일 최대 출력으로 돌아가지 않습니다.

• 원전: 정비 기간을 제외하면 거의 풀가동합니다. 2024년 이용률 87%.

• 태양광: 밤에는 발전량이 0입니다. 흐린 날, 장마철, 겨울에는 출력이 떨어집니다. 2024년 이용률 15%.

• LNG: 전력 수요에 따라 가동률이 달라집니다. 피크 시간대에 많이 돌리고,

수요가 적을 때는 줄입니다. 2024년 이용률 46%.

3.2. 2024년 한국의 실제 이용률

전력거래소가 발표한 2024년 전국 평균 공식 실적입니다 (전력거래소, 2025).

3.3. 같은 1GW가 만드는 전기량

이용률을 적용하면 실제 발전량이 나옵니다.

• APR1400 원전 1기 (1.4GW):

1.4GW × 87% = 평균 1.218GW 출력

연간: 1.4GW × 8,760시간 × 87% = 10.67TWh

• 태양광 1GW:

1GW × 15% = 평균 0.15GW 출력

연간: 1GW × 8,760시간 × 15% = 1.31TWh

• 같은 전기를 만들려면:

APR1400 1기 = 태양광 8.1GW 필요 (1.218 ÷ 0.15)

원전 1기(APR1400) = 태양광 8.1기 (태양광 1GW급)

(쉽게 풀어서 이야기하면, 1원전은 8태양광)

3.4. 발전원별 비교표

[표 2] 발전원별 이용률과 평균출력 (2024년 전국 평균)

(전력거래소 (2025), “2024년도 전력계통 운영실적”; 한국수력원자력)

3.5. OO국회의원 주장 검증: “7GW + 4.7GW = 11.7GW”

이제 실제 주장을 검증해봅시다.

“새만금에 7GW가 계획되어 있고, 4.7GW 더 깔면 11.7GW”

정격용량으로는 맞습니다. 하지만 이용률 15%를 적용하면:

11.7GW를 깔아도 실제로는 1.76GW만 나옵니다.

3.6. 용인반도체 클러스터 16GW와 비교

부족분 14.24GW를 태양광으로 채우려면?

14.24GW ÷ 0.15 = 95GW 추가 필요

3.7. “원전 16기 대신 태양광” 검증

OO국회의원은 "원전 16기를 건설해야 하는데 이는 현실적으로 불가능"하다고 했습니다.

비교해봅시다.

[표 3] 16GW 상시 공급: 원전 vs 태양광

원전 13기가 어려우면, 태양광 107GW는 더 어렵습니다.

그리고 이건 "발전량"만 맞춘 계산입니다.

태양광은 밤에 발전하지 않으므로,

24시간 공급을 위해서는 대규모 ESS가 추가로 필요합니다. ESS 비용은 천문학적입니다.

3.8. 핵심정리

[표 4] 새만금 11.7GW의 실체

"11.7GW면 거의 된다"가 아닙니다. 실제로는 11%입니다.

4. 새만금 전력 “3레이어 지도”

새만금 주장이 복잡하게 느껴지는 이유가 있습니다. 서로 다른 층위의 숫자를 섞어서 말하기 때문입니다.

3개 레이어로 분리하면 말장난이 차단됩니다.

4.1. 레이어 A: 발전 (만드는 전력)

새만금 지역에서 “생산할 수 있는” 전력입니다.

공식 사업 (새만금개발청):

• 총 3GW

• 구성: 태양광 2.8GW + 풍력 0.1GW + 연료전지 0.1GW

• 사업기간: 2018~2030

확대 구상 (전북도):

• 총 7GW

• 구성: 태양광 3GW + 해상풍력 4GW

• 주) 계획 단계이며, 가동 중인 설비가 아님

추가 증설 구상 (OO국회의원):

• 농생명·에너지 용지에 4.7GW 추가

• 18개월 내 가능 주장

• 주) 구상 단계이며, 인허가·계통연계 일정 근거 미제시

이용률 15%를 적용한 실제 평균출력:

• 3GW → 0.45GW

• 7GW → 1.05GW

• 11.7GW → 1.76GW

4.2. 레이어 B: 인입 (산단에 꽂는 전력)

새만금 산업단지에 “실제로 공급할 수 있는” 전력입니다.

발전소가 아무리 많아도, 변전소와 송전선이 없으면 공장에 전기가 들어가지 않습니다.

동비응변전소 (2025년 12월 가압 완료): (새만금개발청, 2025)

동비응변전소는 전용 송전선로 8회선(회선당 최대 400MW)과

배전선로 26회선(총 240MW) 기준으로 최대 약 3.44GW 전력공급 능력을 확보했습니다.

• 송전선로 8회선 × 400MW = 3.2GW

• 배전선로 26회선 = 240MW

• 합계: 약 3.44GW

새만금이 "당장 산단에 공급할 수 있는 능력"은 3.44GW입니다.

핵심: 발전(레이어 A)을 11.7GW로 늘려도, 인입(레이어 B)이 3.44GW로 병목이면

산단에 도달하는 전력은 3.44GW를 넘을 수 없습니다.

4.3. 레이어 C: 조달/증빙 (RE100용)

RE100 인증을 위한 “계약/증빙” 물량입니다. 물리적 전력 공급과는 별개입니다.

새만금개발공사 PPA 공급사업:

• 30MW 선도사업

• 120MW 후속사업

이건 "RE100 증빙용 계약"입니다. 연간 총량 기준으로 재생에너지 사용을 증빙할 수 있습니다.

하지만 밤에 태양광이 발전하지 않을 때 물리적 전력은 계통(한전)에서 옵니다.

4.4. 3레이어 정리

[표 5] 새만금 전력 3레이어 요약

새만금 주장을 들을 때, 그 숫자가 어느 레이어인지를 먼저 확인해야 합니다.

• "새만금에 11.7GW가 가능하다"는 레이어 A(발전 정격용량) 이야기입니다.

• "새만금 산단에 전기를 공급할 수 있다"는 레이어 B(인입) 이야기입니다.

• "새만금에서 RE100이 가능하다"는 레이어 C(조달) 이야기입니다.

세 개를 섞으면 "11.7GW로 다 해결된다"는 착시가 생깁니다.

5. 전기(전력) 비교: 새만금 vs 용인 16GW

이제 가장 직접적인 비교를 해봅시다.

5.1. 정격용량 vs 실제 발전량

[표 6] 새만금 vs 용인 16GW 최종 비교 (전력거래소 (2025); 국회입법조사처 (2025))

5.2. 용인 16GW를 태양광만으로 맞추려면?

필요한 태양광: 16GW ÷ 0.15 = 106.7GW

2024년 한국 사업용 태양광 누적 설비는 약 27.1GW입니다

(산업통상자원부, 2025.1.31; KEA 브리핑, 2025.2.24).

이는 용인 클러스터 위해 현재 전국 태양광의 약 4배를 새로 깔아야 합니다.

그리고 이건 "발전량"만 맞춘 계산입니다.

24시간 끊김 없는 전력을 보장하려면 대규모 ESS가 추가로 필요합니다.

ESS를 동원하면 되지 않느냐는 다음 파트에서 비용과 함께 계산해 봅시다.

(태양광 이용률을 13~18% 범위로 가정해도,

16GW 상시공급에 필요한 태양광은 89~123GW로 여전히 100GW 내외 규모입니다.)

5.3. APR1400 기준 환산

[표 7] 16GW 공급 방안 비교

새만금 11.7GW(정격)는 실제 발전량으로 APR1400 약 1.4기 수준입니다.

• 1.76GW ÷ 1.218GW = APR1400 1.4기

5.4 결론: 착시를 걷어내면

[표 8] 핵심 수치 요약

“새만금 7GW”, "11.7GW면 거의 된다"는 숫자는 착시입니다.

정격용량 11.7GW는 실제 발전량으로 환산하면 1.76GW,

APR1400 1.4기 수준에 불과합니다. 용인 클러스터 16GW의 11%입니다.

이 착시는 정격용량과 발전량을 섞어 말했기 때문에 생겼습니다.

그리고 물리공급(Q1)과 RE100 증빙(Q2)이라는 서로 다른 질문을 하나로 뭉뚱그렸기 때문에 생겼습니다

.

숫자를 정확히 뜯어보면,

"새만금에 조금만 더 깔면 용인을 감당할 수 있다"는 주장은 스케일에서부터 성립하지 않습니다.

6. 호남 순수출 2.73GW 기저 시나리오

"한빛원전에서 기저를 끌어온다"는 주장이 있습니다.

새만금이 태양광만으로 안 되니까, 근처에 있는 한빛원전에서 기저전력을 가져오면 된다는 논리입니다.

한빛원전이 5.9GW나 되니까, 그걸 새만금에 쓰면 문제가 해결된다는 것입니다.

이 주장을 숫자로 검증해봅시다.

6.1. "한빛 5.9GW를 다 쓴다"는 주장이 왜 안 되는가

한빛원전 현황부터 보자.

한빛원전은 1~6호기까지 총 6기다 (한수원 한빛본부)

• 1·2호기: 각 95만kW (0.95GW)

• 3~6호기: 각 100만kW (1.0GW)

• 합계: 약 5.9GW (5,875MW)

이용률 87%를 적용하면 평균출력은 약 5.1GW다 (KPX, 2024).

"한빛이 5.9GW니까 새만금이 5GW를 쓸 수 있다"는 주장이 나올 수 있다.

하지만 이건 세 가지 이유로 성립하지 않는다.

첫째, 한빛은 "새만금 전용"이 아니다.

한빛은 전국 계통에 물려 있는 기저전원이다.

"전남 몫/타지역 몫"으로 물리적으로 구분돼 흐르는 게 아니다.

계통에서 섞여서 수요와 공급이 실시간으로 맞춰진다.

전기는 물과 다르다.

수도관처럼 "한빛에서 나온 전자가 새만금으로 간다"고 추적할 수 없다.

모든 발전소의 전기가 계통이라는 큰 풀(pool)에 들어가고, 수요처는 그 풀에서 전기를 꺼내 쓴다.

둘째, 기존 수요가 있다. (한전 전력통계월보, 2024)

전남 자체 소비가 있다. 2024년 기준 전남 판매량(≒소비량)은 연 33,580GWh다

이걸 평균 전력으로 환산하면 약 3.83GW다.

한빛 외에도 전남에는 화력, 재생 등 다른 발전원이 있다. 전

남 전체 발전량은 연 71,664GWh(평균 8.18GW)다.

한빛만으로 전남을 먹이는 게 아니다.

셋째, "남는 전기"의 정확한 정의가 필요하다.

한빛에서 "로컬을 빼고 남는 양"이 아니라,

권역(호남) 단위의 순수출(발전량 - 판매량)로 봐야 한다.

왜냐하면:

• 전남은 발전량이 소비량보다 많아서 “순수출” 지역이다.

• 전북과 광주는 발전량이 소비량보다 적어서 “순수입” 지역이다.

• 호남 전체로 봐야 "밖으로 나가는 전기"가 얼마인지 알 수 있다.

6.2. 호남 순수출 계산 (2024년 기준)

한전 전력통계월보(2024)를 기준으로 한다.

[표 9] 호남 순수출 계산 (2024년)(한전 전력통계월보, 2024)

계산 과정을 보자.

• 전남: 발전 71,664 - 판매 33,580 = +38,084GWh (잉여)

• 전북: 발전 15,878 - 판매 21,640 = -5,762GWh (부족)

• 광주: 발전 894 - 판매 9,343 = -8,449GWh (부족)

• 호남 합계: +38,084 - 5,762 - 8,449 = +23,873GWh

연간 23,873GWh를 평균 전력으로 환산하면:

23,873GWh ÷ 8,760시간 = 2.73GW

결론: 호남 전체가 밖으로 내보내는 순수출은 평균 2.73GW다.

이게 "새만금이 기저로 흡수 가능한 현실적 상한"이다.

한빛 5.9GW 전체가 아니라, 2.73GW다.

(이는 통계상 연평균 순수출량이며, 실제 가용 기저는 계통혼잡, 정비, 급전 제약 등으로 더 작을 수 있다.)

6.3. 중요한 단서

이 2.73GW에 대해 반드시 알아야 할 점이 있다.

첫째, 이 2.73GW는 원래 다른 지역으로 가던 전기다.

호남의 순수출 전기는 현재 수도권 등 다른 지역의 수요를 충족시키고 있다.

새만금이 이걸 흡수하면, 그 전기를 받던 지역은 대체 조달이 필요하다.

즉, "공짜 전기"가 아니라 재배분이다.

둘째, 예비력도 계통 전체에서 다시 계산해야 한다.

전력계통은 항상 여유(예비력)를 두고 운영한다.

가장 큰 발전기 하나가 갑자기 멈춰도 버틸 수 있어야 한다(N-1 기준).

새만금이라는 대형 수요가 추가되면, 예비력 계산이 달라진다.

셋째, 송전 제약은 별개 문제다.

이 글에서는 송전을 빼고 계산하지만,

현실에서는 호남→수도권 송전선로 용량이 병목이 될 수 있다.

정부가 "서해안 HVDC 8GW"를 추진하는 이유가 여기 있다.

6.4. 기저전력 흡수 시 태양광 필요량 변화

이제 핵심 계산이다.

호남 순수출 2.73GW를 "기저"로 새만금이 흡수한다면, 태양광은 얼마나 줄어들까?

계산:

• 전체 필요 평균전력: 16GW

• 기저로 확보: 2.73GW

• 남는 평균전력: 16 - 2.73 = 13.27GW

이 13.27GW를 태양광으로 맞추려면:

• 필요 태양광: 13.27GW ÷ 0.15 = 88.5GW

효과:

• 기저 없이 태양광만: 106.7GW 필요 (16GW ÷ 0.15)

• 기저 2.73GW 포함: 88.5GW 필요

• 감소분: 약 18.2GW (약 17% 감소)

[표 10] 기저 흡수 시나리오 비교 (산업통상자원부/KEA, 2025.1.31)

기저를 끌어오면 태양광이 줄어드는 건 맞다.

하지만 88.5GW도 여전히 엄청난 규모다.

2024년 한국 전체 사업용 태양광 27.1GW의 3.3배다.

7. ESS: 24/7 물리공급의 현실 비용

태양광은 밤에 발전하지 않는다. 장마철에는 출력이 급감한다.

"발전량"으로 연간 총량을 맞춰도, "24/7 물리공급"은 해결되지 않는다.

여기서 ESS(에너지저장장치)가 등장한다.

ESS를 빼고는 "태양광으로 24/7"이 성립하지 않는다.

그래서 ESS 비용을 반드시 봐야 한다.

7.1. 왜 최소 4일/7일인가

ESS를 "며칠치"로 설계해야 하는가?

이건 "최악의 상황을 며칠 버틸 것인가"의 문제다.

3일치로 부족한 이유:

한국 장마는 "며칠 비"가 아니라 “수 주 동안 저출력 구간이 반복”될 수 있다.

2020년 중부 장마를 보자. 54일이었다 - 6월 24일부터 8월 16일까지 (기상청, 2020).

장마철엔 "낮에 충전이 충분히 안 되는 날들이 연속/반복"된다.

ESS의 핵심은 버티는 것보다 “다시 채우는 것”이다.

3일치 ESS는 “한 번” 버티는 건 가능하다.

하지만 장마철처럼 저출력 구간이 며칠 단위로 반복되면,

"충분히 재충전"이 안 돼서 결국 바닥난다.

결론: 장마/연속 저일사를 고려하면 최소 4일, 보수적으로 7일을 기준(최소)으로 잡아야 한다.

7.2. ESS 용량 계산

16GW 상시부하를 ESS로 버티려면 얼마나 필요한가?

전제:

• 부하: 16GW

• 왕복효율(η): 0.85 (LFP 배터리 기준)

• 방전심도(DoD): 0.80 (배터리 수명을 위해 100% 다 안 씀)

• 손실 반영 계수: η × DoD = 0.85 × 0.80 = 0.68

4일(96시간):

• 부하에 공급할 에너지: 16GW × 96h = 1,536GWh

• 설치(명판) 에너지: 1,536 ÷ 0.68 = 2,259GWh (2.26TWh)

• 필요 출력: 16GW

7일(168시간):

• 부하에 공급할 에너지: 16GW × 168h = 2,688GWh

• 설치(명판) 에너지: 2,688 ÷ 0.68 = 3,953GWh (3.95TWh)

• 필요 출력: 16GW

[표 11] ESS 용량 (η=0.85, DoD=0.8)

참고로, 2023년 기준 한국 전체 ESS 설치용량은 약 10GWh 수준이다 (스마트그리드 정보시스템, 2023).

4일치 ESS(2,259GWh)는 현재 전국 ESS의 226배다.

7.3. ESS 비용 산정 기준

ESS 비용을 추정할 때 흔히 인용되는 두 가지 출처가 있다.

[표 12] ESS 비용 출처 비교 (NREL ATB 2024; BNEF Energy Storage System Cost Survey 2025)

왜 BNEF를 기준으로 하는가?

본 글에서는 새만금 재생에너지 사업의 실제 투자비용을 추정하는 것이 목적이다.

NREL ATB는 미국 시장 기준의 이론적 참조치인 반면,

BNEF는 글로벌 실거래 데이터를 기반으로 한 턴키 실행단가를 제공한다.

따라서 BNEF 2025 단가($117/kWh)를 기준으로 하되,

업계 전망을 반영한 보수적 가정으로 80% 수준을 적용한다.

단, 이는 하나의 시나리오이며, 민감도 분석을 위해 100%, 80%, 60% 케이스를 함께 제시한다.

적용 단가:

• 에너지(Base): $117/kWh

• 에너지(80%): $117 × 0.8 = $93.6/kWh (약 13.6만원/kWh)

• 환율: $1 = ₩1,450 (2025년 평균 약 1,420~1,450원 구간)

O&M(운영유지비):

• CAPEX의 2%/년 (Ember, 2025 글로벌 실제 프로젝트 기준)

• Ember의 2%는 전형적 운영비 가정이며, 장주기 보강(augmentation)/교체 비용은 별도 변수다.

7.4. ESS 비용 계산

[표 13] ESS CAPEX 민감도 (4일치 2.26TWh 기준)

[표 14] ESS CAPEX 민감도 (7일치 3.95TWh 기준)

이하 계산은 80% 시나리오를 기준으로 한다.

4일치 ESS (2.26TWh, 16GW):

• CAPEX: 307.2조원연 O&M (2%): 307.2조 × 2% = 6.14조원/년

7일치 ESS (3.95TWh, 16GW):

• CAPEX: 537.2조원연 O&M (2%): 537.2조 × 2% = 10.74조원/년

[표 15] ESS 비용 (BNEF 80%, η·DoD 반영, O&M 2%)

핵심: ESS만으로 24/7을 맞추려면 4일치가 20년 기준 430조, 7일치가 752조다.

이 숫자가 왜 중요한가? "태양광 + ESS로 24/7 공급"이라는 주장의 현실성을 보여주기 때문이다.

-1부 끝.-