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제목 : 일본) 일본 2026: 에너지 정책 검토

        (Japan 2026: Energy Policy Review)

일본의 발전량 변화 실적(2010~2025년)과 전망(2025~2040년)

* 설명: 2010~2025년 일본 발전량의 연료별 변화 실적과 2025~2040년 변화 전망 범위를 TWh 단위로 나타낸 것이다. 지난 15년간 원자력이 약 190TWh, 화석연료가 약 130TWh 줄고 태양광이 약 100TWh 늘었으나, 2040년까지는 원자력이 최대 약 160TWh, 태양광이 약 150~240TWh, 풍력이 최대 약 90TWh 늘고 화석연료는 약 100~250TWh 줄어든다. 재생에너지 비중은 2024년 약 24%에서 2040년 40~50%, 원자력은 10%에서 약 20%로 높아지고 화력은 30~40%로 낮아질 전망이다(보고서 39쪽).

1. 정책 배경과 전략 틀

(배경) 일본은 안전, 에너지안보, 경제효율, 환경의 S+3E 원칙 아래 2025년 2월 제7차 에너지기본계획과 GX2040 비전을 채택해 2013년 대비 2030년 46%, 2035년 60%, 2040년 73%의 온실가스 감축과 2050년 탄소중립을 목표로 삼았다. 2013~2024년 배출은 약 29% 줄었으나 자급률은 2024년 16.3%에 그치고 화석연료가 1차에너지의 80% 이상을 차지하며, 2040년에는 자급률 30~40%, 발전량 1,100~1,200TWh가 전망된다.

(녹색전환 전략) GX 전략은 안정 공급, 경제성장, 탈탄소를 동시에 추구하며 10년간 150조엔의 민관 투자를 목표로 정부가 GX경제이행채권으로 20조엔을 선행 투자하고, 2024년 세계 최초로 국채 형태의 기후전환채권을 발행하였다. 탄소가격은 톤당 289엔의 지구온난화대책세에 더해 GX 배출권거래제가 2026회계연도 의무 참여, 2033회계연도 전력 부문 유상할당으로 확대되고 2028회계연도부터 화석연료 수입 부담금이 부과된다.

2. 최종소비 부문의 효율과 전환

(건물) 2025년부터 주택을 포함한 모든 신축 건물에 에너지절약 기준이 의무화되었고, 2024회계연도 말 약 1,900동이 제로에너지빌딩 인증을 받았으며 신축 단독주택의 약 20%가 제로에너지주택이다. 그러나 기존 건물 대부분이 단열 기준 도입 이전에 지어져 개보수가 핵심 과제이며, 냉방 수요 증가로 피크 부하가 커지고 있어 2050년 제로에너지빌딩 로드맵과 개보수 촉진 제도가 필요하다.

(산업) 산업은 최종소비의 36%와 에너지 관련 배출의 40%를 차지하고 제조업 에너지의 40%를 석탄이 공급한다. 2014~2024년 제조업 에너지원단위가 23% 개선되었고 에너지절약법은 1만여 사업자에 연 1%의 원단위 개선을 요구한다. 다만 부문별 투자전략과 지원제도가 수소·암모니아·탄소포집 등 특정 기술 경로에 묶여 있어 비용과 성과 기준의 기술중립적 경쟁 기제를 넓힐 필요가 있다.

(수송) 수송은 최종소비의 28%를 차지하며 하이브리드차 중심의 다경로 접근으로 2000년 이후 석유 수입을 18% 줄였다. 2030~2035년까지 신차 판매 전량 전동화, 배터리 제조 150GWh, 공공 충전기 30만기(2025년 6월 약 6만 8천기), 수소충전소 1,000곳이 목표이다. 2025년 말 휘발유 잠정세율 폐지로 연료세가 더 낮아져 가격 신호가 약하므로 생애주기 배출 평가와 무배출차 중심의 지원 재편이 권고된다.

3. 전력 시스템 전환

(공급 구조와 수요) 2024년 발전의 약 24%를 재생에너지, 10%를 원자력, 3분의 2 가까이를 화력이 담당하였으나 2040년에는 재생에너지 40~50%(태양광 23~29%), 원자력 약 20%, 화력 30~40%로 전환될 전망이다. 2010년 이후 감소하던 전력 수요는 데이터센터, 반도체, 전기화로 다시 늘어나 2035년까지 2025회계연도 대비 5% 증가하고 피크 부하가 약 6GW 커질 것으로 추정된다.

(전력망과 유연성) 동일본 50Hz와 서일본 60Hz의 이중 주파수와 제한된 지역 간 연계로 출력제어 횟수가 2020~2024회계연도에 6배 이상 늘었고 규슈는 4.8%에 달한다. 2023년 광역계통 마스터플랜은 2050년까지 6~7조엔의 송전 투자를 제시하나 홋카이도~혼슈 2GW 연계선은 6~10년이 걸린다. 계통용 배터리 신청은 2025년 말 171GW에 이르렀지만 접속된 용량은 1GW에 불과해 접속 절차 간소화와 성과 기반 망 규제가 필요하다.

(전력시장) 현물시장이 발전량의 약 40%를 거래하며 상한가 kWh당 200엔, 하한가 0엔이 적용되고, 2020년 도입된 용량시장 가격은 2024회계연도 kW당 1만 1천엔을 넘었다. 2023회계연도의 장기탈탄소전원 경매는 20년 계약으로 LNG발전, 배터리, 원전 안전 투자를 지원한다. 잦은 제도 변경과 가격 형성 제약이 투자 예측성을 낮추므로 희소성 가격을 허용하고 기술중립적 신호를 일관되게 보내야 한다.

(원자력과 재생에너지) 2026년 5월 기준 15기, 14.6GW가 재가동되었고 10.5GW가 심사 중이며 21기, 약 16GW는 영구 정지되었다. 2040년 원자력 20%를 위해 간사이전력이 2025년 미하마 대체 신설 조사를 시작하였으나 긴 인허가가 투자를 저해해 대형로와 소형모듈원자로의 명확한 일정이 권고된다. 해상풍력은 2030년 10GW, 2050년 30~45GW가 목표이나 1차 입찰 사업이 비용 상승으로 모두 철회되었다.

4. 연료 공급과 천연가스 안보

(석유와 석탄) 2025년 원유 수입은 하루 235만배럴로 2014~2024년 석유 수요가 하루 100만배럴 이상 줄었고, 석탄 수입은 1억 6,200만톤으로 호주가 3분의 2를 공급한다. 석탄은 2024년 발전의 약 30%를 담당하며 신규 무저감 석탄발전 중단과 비효율 설비 퇴출, 암모니아·바이오매스 혼소를 추진한다. 자주개발비율은 2024회계연도 42.1%에서 2030년 50%, 2040년 60%로 높일 계획이다.

(천연가스 안보) 가스는 1차에너지의 21%, 발전의 33%를 차지하고 2025년 LNG 수입 약 6,500만톤 중 호주가 40%, 호르무즈 해협 경유분은 6%이다. 장기계약이 세계 액화능력의 3분의 1에 이르고 현물 비중은 20% 수준이라 2022년 위기 때 유럽보다 안정적이었다. 45개 인수기지의 탱크는 약 46일분이며 2023년 11월 도입한 전략완충 LNG는 2026년 1월 연중 운영으로 확대되었다. 2040년 가스 수요는 5,300만~6,100만톤으로 전망된다.

(가스시장 개혁) 2017년 개정 가스사업법으로 도매·배관·소매가 분리되고 2022년부터 3대 가스회사의 법적 분리가 시행되었으며, LNG 기지 제3자 이용 신청은 2016년 2건에서 2025년 24건으로 늘었다. 그러나 여유 용량 공개가 집계 수준에 그치고 조건이 개별 협상으로 정해져 신규 진입이 어려우므로 기지별 재고와 이용률 공개, LNG 수입가격 보고와 일본 가격지표 개발이 권고된다.

5. 수소·암모니아와 지열

(수소·암모니아 전략) 2017년 세계 최초 국가 수소전략 이후 2030년 300만톤, 2040년 1,200만톤, 2050년 2,000만톤 공급과 비용을 현재 노멀입방미터당 약 100엔에서 2030년 30엔, 2050년 20엔으로 낮추는 목표를 세웠다. 15년 차액계약형 가격차 지원에 3조엔을 배정해 2026년 4월까지 6개 사업, 연 12만 8천톤을 선정하였고, JERA의 헤키난 암모니아 50만톤 혼소와 미쓰이의 홋카이도 28만톤 사업이 가장 크다.

(수소 권고) 지원 물량의 대부분이 석탄발전 암모니아 혼소에 집중된 반면 국내 그린수소는 소규모에 머물러 있다. 전력 부문의 초기 대규모 수요로 공급망과 비용 절감을 뒷받침하되, 철강·화학·정유·해운·항공처럼 대안이 적은 부문으로 순차 이행하는 부문별 로드맵을 세우고 kg당 3.4kgCO2 기준의 배출 인증과 거점 인프라 투자를 결합해 고비용 용도의 고착을 피해야 한다.

(지열) 지열 잠재량은 재래식 23.5GW와 차세대 77GW를 합쳐 약 100GW이나 설비는 0.6GW로 발전의 0.3%에 그치며, 자원의 80%가 국립공원에 있고 대형 사업 인허가에 10년 이상이 걸린다. 목표는 2030년 1.5GW, 2040년 발전량 11~24TWh이며 차세대 지열 로드맵은 2030~2050년 7.7GW를 제시한다. 공공 주도의 사전 시추와 2026년 6월 6억 9,100만달러 공모를 이정표 연계형 위험분담으로 발전시키고 인허가를 간소화해야 한다.

6. 결론

일본은 강한 제도와 기술 역량, 장기 에너지계획의 전통을 바탕으로 자원 제약 경제가 안전하고 저렴하며 기술 집약적인 에너지 전환을 이룰 수 있음을 보여줄 위치에 있으나, 과제는 이행이다. 기술중립적 경쟁 기제와 안정적 시장 신호, 전력망과 원자력의 신속한 구축, 천연가스 투명성 제고, 수소·암모니아의 부문별 우선순위와 지열 위험분담 강화를 적시에 실행한다면 에너지안보와 산업 경쟁력을 함께 높이고 지역과 세계에 교훈을 줄 수 있다.