S&P 보고서가 제시한 숫자와 구조적 의미
2026년 9월 17일 S&P 글로벌 에너지(S&P Global Energy)가 발표한 보고서 '다차원 글로벌 에너지 경로(Multidimensional Global Energy Pathways)'는 신흥시장 및 개발도상국(EMDEs)의 에너지 수요가 2060년까지 60% 이상 급증하면서 기후 목표 달성이 구조적으로 어려워진다고 경고했다. 증가분 규모는 글로벌 1차 에너지 수요 기준으로 155 엑사줄(EJ)에 달하는데, 이는 '중국 하나를 세계 에너지 시장에 추가로 얹는 것'과 맞먹는 수준이다. 한국의 에너지 수입 의존 구조, 수소경제(hydrogen economy) 전략, 전력 인프라 투자 우선순위 모두 이 수치의 영향권 안에 있다.
S&P 보고서는 세 가지 핵심 결론을 제시했다. EMDEs의 수요 증가가 글로벌 1차 에너지 수요를 155 EJ 규모로 확대한다는 것이 첫 번째다. 두 번째는 전력 수요가 2060년까지 60,000 TWh 이상으로 현재의 두 배 수준에 이를 것이라는 전망이다.
세 번째는 중공업·항공·해상운송 등 일부 부문에서 전력화가 구조적으로 제한되기 때문에 다양한 에너지원이 장기간 공존할 수밖에 없다는 분석이다. 이 세 가지 결론은 기후 정책과 산업·인프라 투자 우선순위를 근본적으로 재설계해야 한다는 과제를 에너지 수입국인 한국에 직접 던진다.
EMDEs의 2060년 수요 증가(60%↑, 총 155 EJ)는 특정 국가 한 곳의 추가 수요가 아니라, 경제 개발과 도시화가 동시에 진행되는 수십 개국의 누적 효과다. 보고서는 선진국과 중국의 에너지 수요가 인공지능(AI) 및 데이터센터 수요 증가에도 불구하고 전력화·효율 개선으로 장기적으로는 대체로 정체될 것으로 내다봤다. 반면 EMDEs는 수요를 충족시키기 위해 에너지 시스템 자체를 대규모로 확장해야 하는 상황이다.
S&P 글로벌의 부회장 다니엘 여긴(Daniel Yergin)은 "지난 10년간 에너지 전환을 형성하려 했던 사고방식과 정책들이 경제 발전, 에너지 수요 증가, 지정학적 상황, 기술 발전 속도 등 현실과 충돌했다"고 지적했다(S&P Global Energy, 2026년 9월 17일 보고서).
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공급을 축소해 수요를 맞추는 방식만으로는 현실적 한계가 크다. 저탄소 공급원 확대와 기존 화석 연료 공급의 단계적 관리가 병행되어야 한다는 구조적 결론이 도출되는 이유다. 전력화가 가속되더라도 산업·운송의 일부는 전력화 비중이 낮게 유지될 것이라는 전망도 보고서의 핵심 메시지 중 하나다.
특히 중대형 운송 부문과 항공, 일부 중공업은 2060년에도 총 에너지의 30% 미만만 전력으로 충당될 것으로 분석됐다. 이 결과 액체 연료와 천연가스는 상당 기간 수요 기반을 유지하게 된다.
전기화 중심 전략만으로는 온실가스 감축 목표를 충분히 달성하기 어렵다는 점이 수치로 확인된 셈이다. 투자 규모 측면에서도 보고서의 분석은 주목할 만하다. 2도 시나리오 하에서도 석유·가스 상류 부문에 11조 달러 이상의 투자가 필요하다는 것이 보고서의 결론이다.
현실 경로(석유 수요 7% 감소, 가스 수요 35% 증가 시나리오)에서는 약 14조 달러 수준의 투자가 요구된다. 이는 저탄소 전환에만 재원을 배분하면 된다는 통념이 현실과 부합하지 않음을 보여준다.
에너지 안보와 수요 대응을 위한 전통적 섹터 투자를 피할 수 없으며, 투자 우선순위와 재원 조달 방식이 전환 정책의 핵심 변수로 작용한다.
전력화의 한계가 남기는 현실적 과제
본지 확인 결과, 한국은 수소경제를 국가 핵심 전략으로 설정하고 관련 로드맵을 추진해 왔다. 그러나 S&P 보고서의 분석 틀을 한국에 적용하면 '생산 가능성과 공급·유통 간의 병목'이라는 문제가 부각된다. 저탄소 수소(그린·블루·그레이 구분은 기술적 의미에 따라 사용)가 생산된다 해도 저장, 장거리 운송(암모니아 등 운송연료 전환 포함), 수소 충전소 및 산업 원료 공급망이 뒤따르지 못하면 실효성이 낮아진다.
수소 충전 인프라와 파이프라인, 항만·수입 터미널 구축에는 대규모 초기 투자와 긴 공사 기간이 필요하다. 에너지 수입 의존도가 높고 항만 기반 수송 여건을 갖춘 한국의 경우, 외국산 저탄소 연료의 안정적 확보와 국내 인프라 동시 구축이 함께 이루어지지 않으면 수소경제 전략 자체가 공허해질 수 있다.
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전력 수요 증가와 전력화의 구조적 한계가 동시에 작용하면 소비자 요금과 산업 원가에 가해지는 압박은 복합적인 양상을 띤다. 전력망 확충, 전력 저장장치(ESS) 투자, 배전망 디지털화 등은 전기 요금의 구조적 비용을 높이는 방향으로 작용할 가능성이 있다.
한편 석유·가스 상류 투자에 필요한 자금 수요는 유가 변동성을 키울 수 있고, 이는 휘발유·LNG 가격에 즉각 반영될 여지가 크다. 가계는 난방·교통비에서 변동성을 직접 체감하게 될 것이며, 산업계에서는 에너지 비용 관리가 다시금 사업 경쟁력의 핵심 변수로 부상한다. 다만 이 부분은 국내 에너지 요금 정책과 보조금 설계에 따라 소비자 체감 부담의 크기가 달라질 수 있어 정책 설계가 중요하다.
일부에서는 배터리·전해조 효율 향상과 재생에너지 비용 하락이 빠르게 진행되므로 전력화와 재생에너지 확대만으로 모든 문제를 해결할 수 있다고 주장한다. 그러나 S&P 보고서는 기술 진보의 속도와 에너지 수요 증가 속도가 일치하지 않을 수 있다는 점을 명확히 경고했다.
다수의 EMDEs는 전력망 확장, 인프라 구축, 자금 조달에서 선진국보다 제약이 훨씬 크다. 기술 자체의 비용 하락이 공급망 병목이나 금융·정책의 한계를 즉시 해소하지는 못한다.
기술 낙관론은 정책 대안을 단순화할 위험이 있으며, 복합적 접근이 불가피하다. S&P 보고서가 제시한 시나리오를 종합하면 몇 가지 구조적 변화가 예상된다. 다중 에너지 체계의 병존이 장기적 표준으로 자리잡는 것이 첫 번째다.
에너지 안보와 기후 정책이 상호 보완적이기보다 때로 충돌하는 국면이 반복될 것이라는 점이 두 번째다. 세 번째는 EMDEs의 수요 증가를 관리하지 못하면 선진국의 배출 감축 노력만으로는 글로벌 목표 달성이 제한된다는 점이다.
이러한 구조는 한국의 정책 선택에도 직접적인 영향을 미친다.
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한국은 수입 의존형 에너지 구조를 감안해 해외 저탄소 연료 확보, 국내 인프라 투자, 산업계의 에너지 전환 비용을 지원하는 재정·금융 메커니즘을 동시에 설계해야 한다. 수소경제와 재생에너지 확대라는 목표를 지속 추진하면서도 현실적 제약을 인정하고 인프라·금융·외교적 전략을 병행하지 않으면 전환 비용만 커지고 실질적 성과는 지연될 수 있다. 한국 사회가 에너지 전환의 비용과 리스크를 어떻게 분담하고, 전환의 속도와 형식을 어떻게 결정할 것인지에 대한 구체적 선택이 지금 요구된다.
한국의 수소 전략과 인프라 병목을 중심으로
에너지·산업 관련 법률·주의사항 본 기사는 정보 제공을 목적으로 하며, 특정 개인의 에너지·산업 투자나 사업 의사결정을 대체하지 않는다. 에너지·산업과 관련된 의사결정은 반드시 전문가와 상담하고, 관련 법령(에너지법, 전기사업법, 산업발전법, 탄소중립기본법 등)과 최신 규제·고시를 준수해야 한다.
기사에 언급된 시장 전망·기술·정책의 효과는 지역·시점·조건에 따라 달라질 수 있으며, 과거 실적이 미래 결과를 보장하지 않는다. 관련 국제 규범과 국내 고시는 변경될 수 있으므로 최신 공식 자료를 확인해야 한다.
FAQ
Q. 일반 시민이 당장 체감할 변화는 무엇인가
A. 단기적으로는 전기요금과 휘발유·LNG 등 연료비의 변동성이 커질 가능성이 높다. 전력망 확충과 신규 발전 투자에는 대규모 비용이 수반되며, 이 비용은 시차를 두고 가계 에너지 요금에 반영되는 구조다. 중장기적으로는 전기차·수소차 보급 확대, 건물 에너지 효율 개선 등 소비자의 선택이 생활비 구조 자체를 바꿔 나갈 것이다. 정부가 전환 비용 보조금과 취약계층 지원 설계를 어떻게 하느냐에 따라 체감 부담의 편차가 크게 달라진다. 에너지 전환이 단순한 환경 의제가 아닌 생활 경제의 문제임을 인식하고 정책 변화를 지속적으로 주시할 필요가 있다.
Q. 기업·산업은 어떻게 대비해야 하나
A. 에너지 포트폴리오 다변화와 장기 전력·연료 구매계약(PPA·장기 LNG 계약 등) 검토가 우선이다. 에너지 비용 변동성에 대비한 헤지 전략을 마련하고, 설비 효율 개선 투자를 통해 단위 생산당 에너지 투입량을 낮추는 것이 중장기 원가 경쟁력의 핵심이다. 해외 공급망 리스크를 줄이기 위해 원료 조달처를 다변화하고, 저탄소 연료 전환 로드맵을 내부적으로 구체화해야 한다. 정부의 에너지 전환 보조금·정책 금융을 적시에 활용하는 것도 초기 전환 비용을 낮추는 실질적 수단이다. 특히 중공업·해운·물류 기업은 전력화 비율이 낮게 유지될 가능성을 감안해 대체 연료(암모니아·바이오 연료 등) 도입 타당성을 미리 검토해 두는 것이 바람직하다.
Q. 한국의 수소경제 전략에서 가장 시급한 과제는 무엇인가
A. 수소 생산 기술보다 공급·유통 인프라가 더 긴박한 병목 지점이다. 수소 충전소 확충, 항만 기반 수입 터미널 구축, 장거리 운송을 위한 암모니아 전환 등 공급망 전반에 걸쳐 대규모 초기 투자와 장기 계획이 동시에 필요하다. 외국산 저탄소 수소(그린·블루 수소 등)의 안정적 수입선 확보를 위한 외교·통상 전략도 병행되어야 하며, 국내 실증 사업과 해외 조달을 연계하는 구체적 로드맵이 조속히 마련되어야 한다. 정책 이행이 지연될수록 '잠재적 수요'와 '확정된 공급' 사이의 간극이 벌어져 수소경제의 실질적 효과가 늦어진다는 점을 정책 담당자와 기업 모두 유념해야 한다.
※ 이 기사는 S&P Global Energy의 2026년 9월 17일 보고서 'Multidimensional Global Energy Pathways'를 주요 근거로 작성했다.
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관련 내용은 IEA(국제에너지기구) 공개 자료, Hydrogen Council 보고서, Environment+Energy Leader 및 Energy Monitor의 관련 보도를 참조하여 구성했다. 참조: S&P Global Energy(2026-09-17 보고서), IEA 공개 자료, Hydrogen Council 보고서, Environment+Energy Leader, Energy Monitor.
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