완공 시기와 전기요금·한국전력 실적에 미치는 영향
한국에서 현재 건설 중인 새울 3·4호기와 신한울 3·4호기, 2035년 SMR 및 2037~2038년 신규 대형 원전 계획을 정리합니다. 원전 건설비와 발전비용, 전기요금 인하 가능성, 한국전력 실적과 연료 수입 감소 효과
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한국 신규 원전 건설 계획, 언제 완공되고 전기요금은 낮아질까?
세계적으로 원자력발전은 줄어드는 산업일까요, 다시 늘어나는 산업일까요?
독일은 2023년 마지막 원전을 폐쇄했고 스페인도 2035년까지 단계적 폐쇄를 계획하고 있습니다. 그러나 이를 세계 전체의 흐름으로 보기는 어렵습니다.
프랑스·영국·체코·폴란드·헝가리·중국·인도는 신규 원전을 추진하고 있으며, 벨기에는 기존 탈원전법을 폐기하고 원전 수명 연장과 신규 원전 도입 가능성을 열었습니다. 일본도 후쿠시마 사고 이후 멈췄던 원전을 재가동하고 있습니다.
국제에너지기구(IEA)는 세계 원전 발전량이 2025년 사상 최고 수준에 도달할 것으로 전망했으며, 당시 세계에서 약 63기의 원자로가 건설 중이라고 집계했습니다. 세계 원전 정책은 ‘일괄적인 축소’가 아니라, 에너지 안보와 탄소중립을 이유로 다시 확대되는 방향에 가깝습니다.
원전 1기를 짓는 데 비용은 얼마나 들까?
한국이 건설하는 대표적인 대형 원전은 발전용량 1,400MW의 APR1400입니다.
현재 건설 중인 신한울 3·4호기의 총사업비는 약 12조3,000억원입니다. 단순히 2기로 나누면 APR1400 원전 1기당 약 6조1,500억원이 들어가는 셈입니다.
다만 원전 건설비는 부지, 금융비용, 안전설비, 물가, 공사 지연에 따라 크게 달라집니다. 한국에서는 동일한 설계를 반복 건설하고 국내 공급망을 활용하기 때문에 상대적으로 건설비가 낮지만, 미국과 유럽에서는 공사 지연으로 원전 1기 또는 한 프로젝트의 비용이 수십조원까지 증가한 사례도 있습니다.
원전은 처음 지을 때는 매우 비싸지만, 완공 후에는 적은 연료로 대량의 전기를 60년 이상 생산할 수 있다는 특징이 있습니다.
한국에서 현재 건설 중인 원전
현재 한국에서 실질적으로 건설 또는 시운전 단계에 있는 원전은 새울 3·4호기와 신한울 3·4호기입니다.
| 원전 | 설비용량 | 현재 상태 | 예상 상업운전·준공 |
|---|---|---|---|
| 새울 3호기 | 1,400MW | 운영허가 후 시운전 단계 | 2026년 9월 전후 목표 |
| 새울 4호기 | 1,400MW | 공사·시운전 준비 단계 | 2027년 상반기 목표 |
| 신한울 3호기 | 1,400MW | 본공사 진행 중 | 2032년 10월 전후 목표 |
| 신한울 4호기 | 1,400MW | 본공사 진행 중 | 2033년 10월 전후 목표 |
새울 3·4호기
새울 3·4호기는 과거 신고리 5·6호기로 불렸던 APR1400 원전입니다.
새울 3호기는 2025년 말 운영허가를 받은 뒤 연료 장전과 단계별 시운전을 진행하고 있으며, 이르면 2026년 9월 상업운전에 들어갈 것으로 전망됩니다.
새울 4호기는 2025년 8월 말 기준 공정률이 약 96%에 도달했으며, 현재 목표는 2027년 상반기 준공입니다. 다만 원전은 원자력안전위원회의 검사와 운영허가 과정에 따라 상업운전 시점이 달라질 수 있습니다.
두 원전이 모두 가동되면 설비용량은 총 2.8GW가 됩니다. 이용률을 90%로 가정하면 연간 약 22TWh의 전기를 생산할 수 있습니다.
신한울 3·4호기
신한울 3·4호기도 각각 1,400MW급 APR1400 원전입니다.
문재인 정부의 탈원전 정책으로 사업이 중단됐다가 다시 건설이 재개됐습니다. 2026년 5월 기준 공정률은 약 29.8%였으며, 총사업비는 약 12조3,000억원으로 추산됩니다.
현재 계획상 신한울 3호기는 2032년, 4호기는 2033년 완공을 목표로 합니다. 두 원전의 예상 연간 발전량은 약 20~22TWh로, 서울 전체 전력 소비량의 상당 부분을 충당할 수 있는 규모입니다.
앞으로 새로 건설할 원전 계획
2025년 확정된 제11차 전력수급기본계획에는 건설 중인 원전 외에도 SMR과 신규 대형 원전이 포함돼 있습니다.
| 계획 | 설비용량 | 예상 가동 시기 | 현재 단계 |
|---|---|---|---|
| 혁신형 SMR 실증시설 | 총 700MW | 2035년 전후 | 기술개발·표준설계 준비 |
| 신규 대형 원전 1호기 | 1,400MW | 2037년 | 부지 선정 등 후속 절차 |
| 신규 대형 원전 2호기 | 1,400MW | 2038년 | 부지 선정 등 후속 절차 |
정부는 2026년 1월 제11차 전력수급기본계획에 포함된 신규 대형 원전 2기를 계획대로 추진하겠다고 발표했습니다.
SMR은 하나의 거대한 원자로가 아니라 상대적으로 작은 원자로 모듈을 여러 개 설치하는 방식입니다. 제11차 계획에는 모듈 합계 700MW 규모의 혁신형 SMR 실증사업이 반영돼 있습니다.
다만 현재 제12차 전력수급기본계획이 수립되고 있으므로, 2035년 이후의 발전원 구성과 정확한 가동 시점은 변경될 수 있습니다.
원전은 어떻게 전기 생산비용을 낮출까?
원전의 가장 큰 경제적 장점은 연료비가 낮고 가격 변동성이 작다는 것입니다.
2024년 전력시장 통계를 인용한 자료를 보면 연료원별 정산단가는 원자력 약 55원/kWh, 석탄 약 140원/kWh, LNG 약 214원/kWh 수준이었습니다. 시기와 계산 방식에 따라 수치는 달라지지만, 원전의 변동비와 정산단가가 LNG보다 낮다는 방향은 일관적입니다.
예를 들어 원전 1기가 연간 11TWh를 생산하고, 이것이 150원/kWh의 LNG 발전을 대체한다고 가정해보겠습니다.
LNG 발전비용
11TWh × 150원 = 약 1조6,500억원
원자력 발전비용
11TWh × 60원 = 약 6,600억원
단순 차이
연간 약 9,900억원
계산상 원전 1기가 LNG 발전을 대체하면 연간 수천억원에서 약 1조원 정도의 발전비용을 절감할 가능성이 있습니다.
그러나 이 금액 전체가 순이익은 아닙니다. 원전 건설비의 감가상각, 이자비용, 정비비, 방사성폐기물 관리비, 해체충당금과 송전망 투자비를 함께 부담해야 하기 때문입니다.
그럼에도 원전이 완공된 뒤 높은 이용률로 장기간 가동된다면, 국제 LNG 가격과 환율이 상승할수록 원전의 상대적 경제성은 커집니다.
원전이 늘어나면 전기요금도 내려갈까?
원전 확대는 전기요금을 낮출 수 있는 조건을 만들어주지만, 전기요금이 자동으로 인하되는 것은 아닙니다.
한국의 전기요금은 발전비용만으로 결정되지 않습니다. 다음 비용이 함께 반영됩니다.
- 발전회사에서 전기를 구매하는 비용
- 송전선과 변전소 건설비
- 지역 배전망 유지비
- 신재생에너지 의무구매 비용
- 탄소배출권 비용
- 한국전력의 이자비용
- 정부의 물가 및 에너지 정책
원전이 LNG 발전을 대체하면 한전의 평균 전력조달비용이 내려갑니다. 이 효과는 전기요금 인하, 요금 인상 억제 또는 한국전력의 재무구조 개선으로 나타날 수 있습니다.
현실적으로는 즉각적인 요금 인하보다 ‘앞으로 필요한 전기요금 인상폭을 줄이는 효과’가 먼저 나타날 가능성이 큽니다.
한국전력은 과거 국제 LNG·석탄 가격이 급등했을 때 원가보다 낮은 가격으로 전기를 판매하면서 대규모 적자를 기록했습니다. 2025년 말 연결 부채도 약 206조원, 차입금은 약 130조원에 달했습니다.
따라서 원전 증가로 전력구입비가 줄어도 정부가 곧바로 전기요금을 내리기보다는 한전 부채를 줄이고 재무구조를 정상화하는 데 먼저 사용할 가능성이 있습니다.
신규 원전은 한국전력에 얼마나 이익이 될까?
한국수력원자력은 한국전력의 발전 자회사입니다. 따라서 한수원의 원전 수익은 한국전력 연결재무제표에 포함됩니다.
신규 원전이 가동되면 다음과 같은 흐름이 만들어집니다.
신규 원전 가동
→ 저렴한 원자력 발전량 증가
→ 비싼 LNG·민간발전 전력 구매 감소
→ 한전 연결기준 연료비와 구입전력비 감소
→ 영업이익과 현금흐름 개선
→ 부채와 이자비용 감축 가능
→ 장기적으로 전기요금 인상 압력 완화
다만 원전 건설 기간에는 반대 효과도 존재합니다. 한수원은 수조원의 건설자금을 조달해야 하므로 차입금과 이자비용이 증가합니다. 경제적 이익은 원전이 완공돼 높은 이용률로 장기간 가동될 때 본격적으로 발생합니다.
연료 수입을 줄이면 국가적으로 얼마나 이익일까?
원전도 우라늄을 수입하기 때문에 ‘연료를 전혀 수입하지 않는다’는 표현은 정확하지 않습니다.
그러나 우라늄은 LNG나 석탄보다 필요한 부피가 매우 작고, 장기간 비축할 수 있으며, 전체 에너지 수입액에서 차지하는 비중도 매우 낮습니다. 이런 이유로 원자력은 종종 ‘준국산 에너지’로 분류됩니다.
현재 건설 중이거나 계획된 원전을 모두 합치면 다음과 같습니다.
- 새울 3·4호기: 2.8GW
- 신한울 3·4호기: 2.8GW
- 혁신형 SMR: 0.7GW
- 신규 대형 원전 2기: 2.8GW
- 합계: 약 9.1GW
대형 원전 이용률을 90%, SMR 이용률을 85~90%로 가정하면 연간 약 70~72TWh를 생산할 수 있습니다. 이는 현재 한국 연간 전력 판매량의 약 13%에 해당하는 규모입니다.
이 전력 전부가 LNG 발전을 대체한다고 가정하고, LNG 연료비와 원전 연료비의 차이를 80~110원/kWh로 놓으면 연간 연료비 절감 잠재력은 다음과 같습니다.
70TWh × 80원 = 약 5조6,000억원
70TWh × 110원 = 약 7조7,000억원
그러나 실제로는 원전이 LNG뿐 아니라 석탄과 기존 원전, 재생에너지 일부와 발전시간을 나눠 갖게 됩니다. 송전제약이나 전력 공급과잉으로 원전 출력을 낮춰야 할 수도 있습니다.
따라서 현실적인 화석연료 수입대체 효과는 모든 계획 원전이 가동되는 시점에 연간 약 3조~7조원 범위로 보는 것이 적절합니다.
여기에서 우라늄 수입비, 핵연료 가공비, 정비비를 제외해야 하지만, 국제 LNG 가격이 급등하거나 원화 가치가 하락하면 국가적 절감 효과는 더 커질 수 있습니다.
한국 원전 확대의 진짜 조건은 송전망이다
원전을 많이 지어도 생산된 전기를 수도권과 산업단지로 보내지 못하면 경제성이 떨어집니다.
한국의 원전은 동해안과 동남권에 집중돼 있지만, 전력 수요는 수도권과 반도체 산업단지에 집중돼 있습니다. 송전선 건설이 늦어지면 값싼 원전이 있어도 출력을 줄이고 수도권 주변의 비싼 LNG 발전기를 가동해야 할 수 있습니다.
태양광 발전이 많은 낮 시간에는 원전과 재생에너지 발전이 동시에 몰리면서 전력이 남을 수도 있습니다. 이를 해결하려면 신규 원전 건설과 함께 다음 투자가 진행돼야 합니다.
- 동해안과 수도권을 연결하는 초고압 송전망
- 대규모 배터리 에너지저장장치
- 양수발전소
- 원전의 안전한 범위 내 유연운전
- 시간대별 전기요금제
- 낮 시간대 산업 수요와 전기차 충전 유도
원전은 전기요금 인하보다 에너지 가격 안정에 더 중요하다
한국은 새울 3호기를 시작으로 2027년 새울 4호기, 2032~2033년 신한울 3·4호기, 2035년 SMR, 2037~2038년 신규 대형 원전을 순차적으로 전력망에 투입할 계획입니다.
원전 1기에는 약 6조원 안팎의 막대한 건설비가 들어가지만, 완공 후에는 LNG보다 낮고 안정적인 비용으로 수십 년 동안 전기를 생산할 수 있습니다.
신규 원전은 한국전력의 연료비와 구입전력비를 낮추고, 국제 LNG 가격과 환율 변동에 대한 위험을 줄여줄 수 있습니다. 모든 계획 원전이 가동되면 연간 수조원 규모의 화석연료 수입을 대체할 가능성도 있습니다.
다만 그 효과가 곧바로 전기요금 인하로 연결되지는 않습니다. 한전의 막대한 부채, 원전 건설비, 송전망 확충비와 정부의 요금정책을 함께 고려해야 합니다.
따라서 신규 원전의 가장 현실적인 경제적 효과는 당장의 전기요금 인하라기보다 전기요금의 장기적인 상승 압력을 낮추고, 한국전력의 재무구조와 국가 에너지 안보를 개선하는 데 있다고 볼 수 있습니다.
참고 자료