AI 전력 수요가 비싼 이유는 발전량이 부족해서가 아닙니다, PJM의 계산과 비용 배분이 병목입니다

SemiAnalysis는 8월 17일 미국 최대 전력시장 가운데 하나인 PJM에서 2025년부터 2027년까지 전력 소비자들이 약 120억 달러를 더 부담했을 수 있다고 분석했습니다. 핵심 원인은 발전소가 실제로 부족했다는 단순한 이야기가 아니라, PJM의 용량시장 모델이 겨울철 발전 효율과 발전소의 내한성 개선을 충분히 반영하지 못했다는 주장입니다.

처음에는 인공지능 데이터센터 때문에 전력이 부족해지고 전기요금이 오르는 이야기로 보입니다. 그런데 내용을 따라가 보면 중요한 질문이 남습니다. 전력 수요가 늘어나는 시대에 공급을 계산하는 모델과 비용을 배분하는 시장 규칙이 틀렸다면, AI의 성장이 아니라 시장 설계가 소비자와 투자자의 청구서를 키울 수 있기 때문입니다.

이번 글은 SemiAnalysis의 역산 모델과 분석을 출발점으로 삼되, 120억 달러라는 숫자를 PJM이 인정한 확정 손실처럼 다루지 않겠습니다. PJM의 공식 경매 결과와 이사회가 제안한 긴급 조달안까지 대조해 보면서, 무엇이 확인된 사실이고 무엇이 외부 분석가의 추정인지 나눠 보겠습니다.

AI 전력 수요가 늘었다는 말만으로는 설명이 끝나지 않습니다

PJM은 미국 동부의 여러 주와 워싱턴DC를 연결하는 전력시장 운영자입니다. 이 시장에서 용량시장(capacity market)은 발전소가 실제로 전기를 생산한 양이 아니라, 필요할 때 전력을 공급할 수 있는 능력에 대가를 지급합니다. 쉽게 말해 오늘 생산한 전기가 아니라 내일의 공급 여유를 미리 사는 시장입니다.

이 구조는 전력망의 신뢰도를 유지하는 데 필요합니다. 다만 미래의 최대 수요와 발전소의 고장 확률을 어떻게 계산하느냐에 따라 구매해야 할 용량과 가격이 크게 달라집니다. 특히 PJM은 기존 발전소와 새로 지어질 발전소를 사실상 같은 경매 틀에서 경쟁시키기 때문에, 작은 공급 부족이 전체 발전소에 지급하는 가격을 크게 밀어 올릴 수 있습니다.

실제 가격 변화는 이미 나타났습니다. PJM의 2025년부터 2026년까지 공급기간 경매 가격은 메가와트·일당 28.92달러에서 269.92달러로 뛰었고, 다음 경매는 가격 상한인 329.17달러에 도달했습니다. 2028년부터 2029년까지의 최근 경매도 메가와트·일당 325달러에서 정산됐으며, PJM 공식 발표상 약 1,383억 킬로와트의 비강제 용량을 확보했지만 신뢰도 기준에는 6,831메가와트가 모자랐습니다.

이 경매의 낙찰 용량과 가격을 단순히 곱하면 약 164억 달러입니다. 물론 자가공급이나 양자계약을 맺은 물량은 같은 방식으로 가격에 노출되지 않기 때문에 이 금액 전체가 모든 소비자의 확정 비용이라는 뜻은 아닙니다. 그래도 수요 전망과 시장 구조가 전력요금에 직접 연결되고 있다는 사실은 분명합니다.

120억 달러는 확정 손실이 아니라 모델을 다시 계산한 추정치입니다

SemiAnalysis의 접근은 PJM의 비공개 계산 결과를 전달받은 것이 아닙니다. 공개된 PJM 매뉴얼과 수요·공급 자료, 미국 에너지정보청 자료 등을 바탕으로 지난 6개월 동안 용량시장 모델을 역산하고, PJM이 공개한 최근 경매 결과와 비슷한 결과가 나오는지 확인한 뒤 입력값을 바꿔 본 방식입니다.

그 결과 SemiAnalysis는 겨울철 발전소의 실제 공급능력을 반영하면 2025년부터 2026년까지의 경매에서 약 67억 달러, 2026년부터 2027년까지의 경매에서 약 49억 달러를 절약할 수 있었다고 추정했습니다. 합산 절감액은 115억7000만 달러이며 민감도 범위는 80억 달러에서 145억 달러입니다. 제목의 120억 달러는 이 추정치를 반올림한 표현입니다.

여기서 중요한 점은 전력 구매량의 차이가 가격 차이보다 작을 수 있다는 사실입니다. 첫 번째 경매에서는 모델을 고쳤을 때 조달량 차이가 약 14메가와트에 불과한데도 예상 절감액은 67억 달러로 계산됐습니다. 두 번째 경매에서도 조달량 차이는 0.8기가와트 수준이지만 전체 경매 가격에 적용되는 단가가 내려가면서 절감액이 크게 발생합니다.

이런 결과는 PJM의 공급곡선이 마지막 부족 구간에서 가파르게 올라가기 때문에 나타납니다. 기존 발전소 대부분은 이미 건설된 설비라 낮은 가격을 제시할 수 있지만, 새 발전소는 건설비와 금융비용을 회수해야 하므로 높은 가격을 요구합니다. 이 둘을 하나의 시장에서 한계가격으로 정산하면 새 발전소 한 곳의 부족이 기존 발전소 전체에 지급되는 돈을 바꿀 수 있습니다.

따라서 120억 달러를 횡령이나 회계상 손실로 해석하면 안 됩니다. 더 정확한 표현은 PJM이 다른 입력값을 사용했더라면 소비자 부담이 그만큼 낮아졌을 가능성이 있다는 SemiAnalysis의 모델 추정입니다. PJM의 공식 자료는 높은 경매 가격과 2028년부터 2029년까지의 공급 부족을 확인해 주지만, 120억 달러의 과다지출을 공식 인정한 것은 아닙니다.

추운 공기와 겨울 대비를 빼면 같은 발전소를 두 번 부족하게 셉니다

SemiAnalysis가 지적한 첫 번째 모델 문제는 차가운 공기의 효과입니다. 가스터빈은 공기가 차가워질수록 밀도가 높아져 같은 설비에서도 더 많은 질량의 공기를 통과시킬 수 있고, 그 결과 출력이 증가할 수 있습니다. 기사에서는 연소터빈의 일부 설비가 겨울철 최대 25%의 출력 개선을 보일 수 있고, 전체 터빈 분류의 평균 개선폭은 8.4%에 이를 수 있다고 설명합니다.

문제는 PJM의 모델이 겨울철 고장 위험은 반영하면서도, 고장나지 않은 발전소가 차가운 공기 덕분에 더 많이 생산하는 효과는 충분히 인정하지 않는다는 데 있습니다. 겨울에 발전소가 고장날 가능성을 계산하면서 정상 가동하는 발전소의 출력 증가를 빼면, 공급 부족 위험을 한쪽 방향으로만 키우게 됩니다.

두 번째 문제는 겨울 대비 설비투자입니다. 2022년 겨울폭풍 엘리엇 이후 가스발전소들은 설비를 보강했고, SemiAnalysis는 PJM 자료를 바탕으로 약 400개 발전소가 겨울철 안정성 개선을 보고했다고 정리합니다. 다만 실제 신뢰도 개선폭은 별도 검증이 필요합니다.

SemiAnalysis는 차가운 공기의 출력 개선과 겨울 대비를 반영하면 PJM이 기존 발전소에서 약 3.8기가와트의 신뢰 가능한 공급능력을 더 인정할 수 있다고 추정합니다. 이는 긴급 경매의 6.8기가와트 절반 이상이지만, 모델 가정에 따라 달라지므로 실제 추가 발전소와 동일하게 취급해서는 안 됩니다.

반대쪽 논리도 있습니다. 겨울철 고장 위험을 보수적으로 반영하는 것은 신뢰도 유지에 필요하며, 서류상 겨울 대비가 모든 지역에서 전력을 전달한다는 뜻도 아닙니다. 따라서 출력 개선과 송전 가능성을 함께 검증해야 합니다.

그렇더라도 모델을 고정된 블랙박스로 두면 과거의 극단적 고장 기록은 오래 남고 최근 설비 개선은 반영되지 않습니다. 소비자는 실제보다 많은 예비 발전소 비용을 부담하고, 기존 발전소는 부족하지 않은 상황에서도 높은 보상을 받을 수 있습니다.

긴급 경매는 부족분을 메우는 동시에 위험을 고정할 수 있습니다

PJM은 2028년부터 2029년까지의 경매에서 6.8기가와트가 부족해지자 신뢰도 백스톱 조달(Reliability Backstop Procurement)을 제안했습니다. PJM 이사회 자료에 따르면 중앙 조달과 발전소·대형 수요처 간 양자계약을 병행하고, 2026년 9월 30일부터 10월 21일까지 입찰을 진행한 뒤 12월 2일까지 결과를 내는 일정입니다.

이 조달안은 2028년부터 2029년까지의 공급기간부터 2042년부터 2043년까지 15년 동안 용량을 계약하는 구조입니다. 중앙 조달은 종량제 경매가 아니라 개별 발전소의 입찰가를 기준으로 하는 pay-as-bid 방식이며, 선택된 계약의 가중평균 비용 상한은 메가와트·일당 555달러로 제시됐습니다. 장기 계약은 발전소 건설의 금융 가능성을 높일 수 있지만, 수요 전망이 틀렸을 때 비용도 오래 남습니다.

핵심은 누가 돈을 낼 것인가입니다. PJM은 신규 대형 부하와 직접 계약을 유도하려 하지만, 비용 배분은 각 주와 전력판매사업자의 규칙에 의존하고 대형 수요처가 실제로 계약을 맺을지 아직 확정되지 않았습니다. PJM 이사회안은 지역별 예상 부하 증가를 기준으로 비용 부담 비율을 정하고, 그 비율을 15년 동안 고정하는 구조를 제안합니다.

여기서 신규 데이터센터 수요가 예상보다 늦게 들어오거나 자체 발전과 직접 전력계약을 선택하면 문제가 생길 수 있습니다. 계약을 먼저 체결하고 수요가 나중에 따라오는 구조에서는 발전소가 돈을 받는 동안 비용을 부담할 최종 수요자가 비어 있을 수 있습니다. 그 빈자리를 전력판매사업자와 기존 가정·기업 소비자가 떠안을 가능성이 바로 SemiAnalysis가 말하는 ratepayer 위험입니다.

반대로 데이터센터 입장에서도 중앙 경매에 참여할 유인이 충분하지 않을 수 있습니다. 비용 부담 규모와 주별 배분 방식이 아직 불명확하고, 참여한다고 해서 계통연계가 빨라진다는 보장이 없기 때문입니다. 대형 부하가 자가발전이나 behind-the-meter 방식으로 이동하면 PJM은 신규 수요를 위해 발전소를 더 지었는데 실제 수요는 빠지는 과잉 조달 위험을 안게 됩니다.

전력 인프라 투자자는 전력량보다 비용 배분을 봐야 합니다

탑다운으로 보면 흐름은 인공지능 투자 확대, 데이터센터 전력 수요 증가, 발전과 송전의 병목, 용량시장 가격 상승, 소비자와 기업의 비용 부담 순서로 이어집니다. 하지만 마지막 단계에서 누가 비용을 회수하고 누가 위험을 부담하는지가 달라지면 같은 전력 수요도 기업별 실적과 주가에 전혀 다른 결과를 만듭니다.

전력 수요가 좋다는 사실과 전력 인프라 주식이 좋은 가격이라는 것은 다릅니다. 기존 발전소는 높은 용량 가격의 수혜를 받을 수 있지만, 규제기관이 초과 보상을 문제 삼거나 가격 상한을 낮추면 수익성이 달라질 수 있습니다. 신규 발전소는 장기계약을 확보하면 성장의 가시성이 높아지지만, 건설 지연과 연료비, 송전망 접속 비용을 떠안으면 매출 증가가 현금흐름으로 이어지지 않을 수 있습니다.

유틸리티를 볼 때는 데이터센터가 몇 기가와트의 전력을 요청했는지보다 그 요청이 실제 계약과 접속 승인으로 전환됐는지를 먼저 봐야 합니다. 최소사용량 보장, 해지 비용, 선급 접속 비용, 담보 제공, 전력 가격의 전가 조항이 없다면 예상 부하가 곧바로 규제자산이나 안정적인 현금흐름이 되지 않습니다. 요금 인상분을 누구에게 넘길 수 있는지도 기업의 질을 가르는 요소입니다.

발전회사와 장비회사도 구분해야 합니다. 용량시장 가격이 높다는 것은 기존 발전소의 자산가치를 높일 수 있지만, 시장이 실제 발전량이 아니라 대기능력에 돈을 지급하는 구조라면 정책 변경에 민감합니다. 반면 가스터빈 효율 개선, 송전망 증설, 변압기와 전력관리 장비처럼 실제 병목을 해결하고 장기 주문과 서비스 매출을 확보한 기업은 수요의 질이 더 좋을 수 있습니다.

제가 앞으로 확인할 것은 FERC가 백스톱 조달안을 어떤 조건으로 승인하는지, 최종 조달 목표가 6.8기가와트에서 얼마나 줄어드는지, 그리고 555달러 상한 아래 실제 계약 가격이 얼마로 형성되는지입니다. 여기에 각 주의 비용 배분 규칙, 데이터센터의 실제 계약 참여, PJM 모델에 겨울철 출력과 설비 보강이 반영되는지도 함께 보겠습니다.

PJM의 다음 경매에서 가격이 내려가는 것만으로는 충분하지 않습니다. 실제 수요가 들어왔기 때문에 가격이 안정된 것인지, 가격 상한과 임시 정책 덕분에 숫자만 낮아진 것인지 구분해야 합니다. 전력요금의 변화, 신규 발전소 착공, 송전 접속 대기열, 데이터센터의 가동률과 자체 전력 비중을 같이 봐야 AI 전력 사이클의 현금흐름을 판단할 수 있습니다.

정리하면 이번 이슈의 핵심은 AI가 전기를 너무 많이 쓴다는 데 있지 않습니다. 더 정확히는 전력 수요가 늘어나는 시기에 시장 운영자가 공급능력을 어떻게 계산하고, 기존 발전소와 신규 발전소를 어떤 규칙으로 가격에 참여시키며, 미래 수요가 오지 않을 때 누가 비용을 부담하는지에 있습니다.

SemiAnalysis의 120억 달러 추정은 PJM의 공식 손실 인정이 아니지만, 공식 경매 결과와 긴급 조달안이 보여주는 구조적 긴장을 선명하게 드러냅니다. PJM이 모델을 개선하지 않은 채 긴 계약으로 부족분을 메우면 전력망의 신뢰도는 높아질 수 있어도 소비자의 비용과 데이터센터의 투자 불확실성은 오히려 커질 수 있습니다.

제 관점에서 AI 전력 인프라의 다음 병목은 발전소 숫자 자체가 아니라 신뢰할 수 있는 수요와 비용 배분입니다. 발전량을 확보하는 기업보다 누가 지불할지 계약으로 고정하고, 실제 접속과 가동까지 확인하며, 규제 변화에도 현금흐름을 지킬 수 있는 기업을 구분해야 합니다. AI 수요가 계속 증가한다는 서사보다 그 수요가 어떤 가격과 계약으로 전력시장에 들어오는지를 보는 단계로 넘어가야 합니다.

출처: SemiAnalysis 「$12B of US ratepayers’ money wasted on a modeling mistake and PJM wants to do it again」(2026년 8월 17일)을 바탕으로 작성했습니다. PJM의 2028년부터 2029년까지 용량경매 결과와 신뢰도 백스톱 조달안, Utility Dive 및 미국 의회조사국의 PJM 시장 자료를 대조했습니다. 120억 달러, 약 4기가와트의 모델 차이, 겨울철 출력 개선 효과와 절감액은 SemiAnalysis가 공개 자료를 역산한 분석 및 추정치이며 PJM이 공식 인정한 손실이 아닙니다. 본문에 삽입한 인포그래픽은 Fund Easy가 원문과 공식 자료를 바탕으로 재구성했습니다.

이 글은 AI 데이터센터 전력 수요와 PJM 용량시장 구조를 설명하기 위한 분석 글이며, 특정 전력회사·발전회사·데이터센터 기업의 매수나 매도를 권하는 투자 조언이 아닙니다. 용량시장 가격, FERC 심사, 주별 비용 배분, 데이터센터의 실제 접속과 가동률, 연료비와 금리 변화에 따라 관련 기업의 실적과 밸류에이션은 크게 달라질 수 있습니다. 투자 전에는 계약 구조, 규제자산 회수 가능성, 현금흐름, 부채, 밸류에이션과 자신의 투자 목적을 직접 확인하시기 바랍니다. 투자 판단과 그 책임은 투자자 각자에게 있습니다.