들어가면서
최근 메가프로젝트에 대한 타당성 논의와 폭염에 따른 전력 수요 대응에 태양광 발전이 큰 기여를 하는 등 전력수요에 대한 논의가 뜨겁다. 특히 2050년 탄소중립 목표를 고려할 때 석탄발전소의 단계적 폐쇄와 신재생에너지 확대가 요구되는 상황이다. 원자력발전이라는 옵션이 있지만 근본적으로 신재생에너지 100%가 가능할까? 질문에 대한 답을 하자면 “가능하지만, 조건부”다. 전력부문 기준의 연간 평균 100% 재생전력은 수력, 지열, 넓은 전력연계, 강한 수요관리, 충분한 저장장치가 결합되면 충분히 현실적인 목표다. 반면, 단일 국가가 매 시간, 매 계절, 모든 수요를 태양광과 풍력만으로 24시간 365일 충족하는 것은 훨씬 어렵고, 비용도 급격히 올라간다. 따라서 “100% 가능 여부”는 전력만 볼 것인지, 전체 에너지까지 볼 것인지, 연간 평균인지 시간별 실시간인지에 따라 답이 달라진다.
태양광과 풍력의 본질적 한계는 간헐성 그 자체보다, 간헐성을 흡수할 계통 유연성의 부족이다. NREL은 캘리포니아 사례에서 태양광 비중이 연간 전력의 20% 수준만 되어도, 추가 유연성이 부족한 조건에서는 한계 출력제약 비율이 30%를 넘을 수 있다고 분석했다. IEA도 계통이 병목이 되면 재생에너지 전환이 지연된다고 보며, 전 세계적으로 최소 3,000GW의 재생에너지 프로젝트가 계통 접속 대기 중이고, 2040년까지 전력망 8,000만 km를 추가 또는 교체해야 한다고 본다.
결론적으로, 재생전력 100%는 “발전원 확대”의 문제가 아니라 “시스템 설계”의 문제다. 유럽 선도국의 성과는 풍력이나 태양광이 싸졌기 때문만이 아니라, 수력, 가스, 바이오, 국경간 교역, 전력시장, 수요반응, 저장장치, 송전망이 함께 작동했기 때문에 가능했다. 기업과 정책당국 모두 kWh 조달량보다 시간대별 매칭, 유연성 확보, 계통 리스크 관리를 더 중시할 필요가 있다.
Key Questions
질문을 엄밀히 바꾸면 이렇게 된다. “한 국가가 외부 도움 없이, 모든 시간대에, 경제적으로 감당 가능한 비용으로, 전력수요를 100% 재생원으로 공급할 수 있는가?” 이에 대한 답은 “일부 국가는 연간 기준으로는 가능, 그러나 대규모 산업국의 24시간 기준 완전 자급은 아직 보완자원과 시장개편 없이는 비싸고 불안정하다”에 가깝다.
유럽의 경험은 이를 잘 보여준다. 덴마크는 풍력 중심의 고재생 전력믹스를 구축했지만, 그 배경에는 북유럽 수력과의 연계, 강한 국경간 송전, 지역난방과 열병합, 유연한 시장이 있다. 포르투갈은 석탄을 퇴출했고 수력과 양수, 스페인과의 연계 덕분에 높은 재생비중을 흡수한다. 스페인은 2024년에 전력의 56%를 재생원으로 생산했지만, 동시에 저장설비와 계통보강이 핵심 과제로 부상했다. 독일 역시 2024년에 재생전력이 “절반을 훨씬 넘는” 수준까지 올라왔지만, 전력수입과 계통 안정화 자원은 여전히 중요하다.
따라서 가능성 여부를 한 문장으로 요약하면 이렇다. “연간 평균 100% 재생전력은 가능하다. 그러나 지리, 수력, 연계망, 저장, 시장설계가 약한 국가에서의 24시간 100%는 아직 ‘가능 불가능’의 문제가 아니라 ‘비용과 리스크를 얼마나 감수할 것인가’의 문제다.”
기술적 배경
태양광과 풍력은 연료비가 거의 없고 확장 속도가 빠르지만, 출력이 날씨와 시간대에 좌우된다. 이때 핵심 개념이 duck curve다. 이는 수요에서 태양광 같은 변동성 재생원 출력을 뺀 순부하가 낮에는 깊게 꺼지고, 해 질 무렵에는 급격히 치솟는 현상을 말한다. NREL은 이 현상이 단순한 그림이 아니라, 출력제약, 예비력, 계통제어, 분산자원 통합 문제를 함께 드러내는 운영 리스크라고 설명한다.
NREL 분석의 중요한 시사점은 “재생 비중이 높아질수록 문제도 선형적으로 커지는 것이 아니다”라는 점이다. 기존 계통 유연성이 충분하지 않으면 태양광 비중이 일정 수준을 넘는 순간부터 출력제약과 한계비용이 급격히 상승한다. 사용자가 언급한 S-curve는 이 맥락에서 “재생 확대의 초기에는 비용절감 효과가 크지만, 임계 비중 이후부터는 유연성, 송전, 저장, 보조서비스 비용이 비선형적으로 커지는 구간”으로 이해하는 것이 타당하다. 이는 직접적인 단일 공식이라기보다 NREL의 duck curve 분석과 IEA의 계통 병목 분석을 종합한 해석이다.
또 하나의 한계는 duck curve가 태양광 비중이 높은 계통의 대표 패턴이라는 점이다. 풍력 비중이 높거나, 겨울 피크가 강하거나, 수요형태가 산업 중심인 국가에서는 저녁 램프보다 장시간 저풍속과 저일사 구간이 더 큰 문제일 수 있다. 즉 duck curve는 유용한 운영 개념이지만, 모든 국가를 설명하는 보편식은 아니다.
계통 측면에서는 송전망과 접속지연이 이미 핵심 제약이다. IEA는 재생에너지 프로젝트 최소 3,000GW가 계통 접속을 기다리고 있으며, 그중 1,500GW는 진척도가 높은 단계라고 본다. 또한 2040년까지 전 세계 전력망 8,000만 km를 새로 깔거나 교체해야 한다고 본다. 결국 재생 100%의 병목은 발전기보다 전력망과 시장 제도일 가능성이 높다.
유럽 사례
유럽 일부 국가들이 높은 재생전력 비중을 달성한 이유는 공통적이다. 첫째, 자원이 좋다. 둘째, 수력이나 바이오, CHP(열병합발전) 같은 보완자원이 있다. 셋째, 전력망과 국경간 교역이 강하다. 넷째, 가격신호와 보조서비스를 제공하는 시장이 있다. 다섯째, 정책이 장기적이다. 반대로 이 요소가 약할수록 같은 재생비중에서도 비용과 불안정성이 커진다.
덴마크의 핵심은 “풍력만 많이 깐 것”이 아니라, 북유럽 수력과 연결된 개방형 계통이라는 점이다. IEA는 덴마크가 IEA 회원국 중 가장 높은 풍력전력 비중을 갖고 있으며, 풍력과 바이오, 태양광이 전력믹스의 80% 이상을 이룬다고 본다. 이는 계통 밖에서 조정 가능한 보완자원이 있다는 뜻이기도 하다.
스페인과 포르투갈은 이베리아 반도의 태양광과 풍력 잠재력, 수력, 양수, 가스복합, 상호연계를 함께 활용했다. 스페인은 2024년 재생전력 비중 56%를 기록했고, 포르투갈은 같은 해 초반 화석발전 비중을 10%까지 낮췄다. 다만 두 나라 모두 저장과 계통 제어, 전압 안정성, 장거리 송전의 중요성이 더 커지고 있다. 즉 “높은 재생비중 달성”과 “모든 시간대의 무리 없는 운영”은 같은 문장이 아니다.
독일은 대형 산업국에서도 재생전력이 절반을 넘을 수 있음을 보여주지만, 동시에 송전병목, 수입전력, 산업부하, 계통서비스 확보가 얼마나 중요한지도 보여준다. 아이슬란드는 사용자가 언급한 참고사례로는 의미가 있으나, 본토 유럽의 태양광과 풍력 중심 사례와 전력구조가 다르다는 점을 고려할 필요가 있다.
보완수단과 ESS
재생전력 100%의 현실적 해법은 단일 기술이 아니라 보완수단의 조합이다. 우선 수력과 양수는 장시간 조정에 강하고, 가스와 바이오는 희소한 피크 시간대의 보험 역할을 할 수 있다. 국경간 수입은 지역별 날씨 차이를 활용해 변동성을 낮춘다. 수요관리와 가격반응은 전력을 “저장”하지 않고도 피크를 이동시킨다. 그리고 전력시장은 에너지 가격만이 아니라 예비력, 주파수, 전압, 무효전력, 빠른 램프능력에도 보상을 줘야 한다.
ESS의 역할은 분명하지만 한계도 분명하다. IEA는 배터리가 1시간에서 8시간 정도의 단기 유연성에 특히 적합하며, 초 단위 응답으로 계통안정도를 높일 수 있다고 본다. 동시에 IEA는 2030년까지 전 세계 저장용량이 6배 늘어 1,500GW에 도달해야 하며, 그 성장의 90%를 배터리가 담당할 것으로 본다. 다만 IEA 스스로도 배터리는 전체 해법의 일부일 뿐이며, 양수, 수요반응, 유연한 수력과 열발전, 그리고 장주기 저장이 함께 필요하다고 명시한다. 즉 배터리만으로 계절 변동성까지 모두 해결하긴 어렵다.
수소는 기술적으로 장주기 저장 후보이지만, 현재 전력계통 관점에서는 배터리보다 느리고 비싸며, 왕복효율 측면에서도 불리하다. 따라서 시간축을 나눠 보는 것이 중요하다. 배터리는 일중 이동, 양수는 일중에서 수일, 수소는 다일 또는 계절저장의 후보에 가깝다. 기업과 정부가 “ESS 확대”를 말할 때는 이 시간축을 분리해 투자해야 한다.
리스크와 시사점
리스크는 세 갈래다. 첫째, 전력품질과 계통안정성이다. 재생 비중이 높아질수록 주파수, 전압, 무효전력, 관성, 보호계전의 중요성이 커진다. 둘째, 비용구조의 변화다. 발전단가는 내려가도 송전, 접속, 저장, 보조서비스, 출력제약 비용이 커질 수 있다. 셋째, 토지와 사회적 수용성이다. 풍력과 송전선의 입지 갈등, 태양광 부지, 경관과 생태 이슈는 기술보다 느리게 해결된다.
기업에는 세 가지 시사점이 있다. 첫째, RE100 조달을 “연간 인증서 구매”로만 끝내지 말고 시간대와 지역을 고려한 포트폴리오로 바꿔야 한다. 둘째, 데이터센터, 냉동창고, 전기로, 전기보일러처럼 부하 이동이 가능한 설비는 자체적인 유연성 자산이 될 수 있다. 셋째, 저장장치, 하이브리드 PPA, 가격헤지, 출력제약 조항을 포함한 계약설계가 Scope 2 비용과 운영리스크를 동시에 줄일 수 있다. 이는 배터리의 단기 유연성 가치와, 계통 제약이 재생확대의 병목이 된다는 IEA 분석에서 직접 도출되는 기업 전략이다.
정책 측면에서는 “재생에너지 보급량”보다 “유연성 조달체계”를 먼저 설계해야 한다. 구체적으로는 송전과 접속 인허가 단축, 국경간 연계 확대, 보조서비스 시장 확대, 수요반응과 분산자원 시장참여 허용, 배터리와 양수의 이중과금 해소, 시간대별 가격신호 강화가 중요하다. IEA 역시 계통과 시장개혁이 뒤따르지 않으면 재생에너지 접속대기와 병목이 누적된다고 본다.
열린 질문과 한계
국가별 비교수치는 집계기준 차이가 있다. 어떤 통계는 발전량 기준, 어떤 통계는 수요충족 기준, 또 어떤 통계는 연간이 아니라 누적 기간 기준이다. 특히 독일, 포르투갈, 덴마크의 최신 수치는 발표기관마다 “총발전”, “순발전”, “소비기준”이 달라 완전히 일대일 비교가 어렵다.
또한 아이슬란드는 고재생 참고사례이지만, 본토 유럽의 태양광과 풍력 중심 사례와 구조가 달라 동일 표준으로 비교하기가 어렵다. ESS 역시 국가별로 “배터리만”, “양수 포함”, “계통용만”, “가정용 포함” 여부가 달라 직접 비교에는 한계가 있다. 따라서 본고의 결론은 정확한 단일 숫자 제시보다, “100% 가능성은 발전원보다 시스템에 달려 있다”는 방향성을 제안하는 것으로 마무리하고자 한다.
들어가면서
최근 메가프로젝트에 대한 타당성 논의와 폭염에 따른 전력 수요 대응에 태양광 발전이 큰 기여를 하는 등 전력수요에 대한 논의가 뜨겁다. 특히 2050년 탄소중립 목표를 고려할 때 석탄발전소의 단계적 폐쇄와 신재생에너지 확대가 요구되는 상황이다. 원자력발전이라는 옵션이 있지만 근본적으로 신재생에너지 100%가 가능할까? 질문에 대한 답을 하자면 “가능하지만, 조건부”다. 전력부문 기준의 연간 평균 100% 재생전력은 수력, 지열, 넓은 전력연계, 강한 수요관리, 충분한 저장장치가 결합되면 충분히 현실적인 목표다. 반면, 단일 국가가 매 시간, 매 계절, 모든 수요를 태양광과 풍력만으로 24시간 365일 충족하는 것은 훨씬 어렵고, 비용도 급격히 올라간다. 따라서 “100% 가능 여부”는 전력만 볼 것인지, 전체 에너지까지 볼 것인지, 연간 평균인지 시간별 실시간인지에 따라 답이 달라진다.
태양광과 풍력의 본질적 한계는 간헐성 그 자체보다, 간헐성을 흡수할 계통 유연성의 부족이다. NREL은 캘리포니아 사례에서 태양광 비중이 연간 전력의 20% 수준만 되어도, 추가 유연성이 부족한 조건에서는 한계 출력제약 비율이 30%를 넘을 수 있다고 분석했다. IEA도 계통이 병목이 되면 재생에너지 전환이 지연된다고 보며, 전 세계적으로 최소 3,000GW의 재생에너지 프로젝트가 계통 접속 대기 중이고, 2040년까지 전력망 8,000만 km를 추가 또는 교체해야 한다고 본다.
결론적으로, 재생전력 100%는 “발전원 확대”의 문제가 아니라 “시스템 설계”의 문제다. 유럽 선도국의 성과는 풍력이나 태양광이 싸졌기 때문만이 아니라, 수력, 가스, 바이오, 국경간 교역, 전력시장, 수요반응, 저장장치, 송전망이 함께 작동했기 때문에 가능했다. 기업과 정책당국 모두 kWh 조달량보다 시간대별 매칭, 유연성 확보, 계통 리스크 관리를 더 중시할 필요가 있다.
Key Questions
질문을 엄밀히 바꾸면 이렇게 된다. “한 국가가 외부 도움 없이, 모든 시간대에, 경제적으로 감당 가능한 비용으로, 전력수요를 100% 재생원으로 공급할 수 있는가?” 이에 대한 답은 “일부 국가는 연간 기준으로는 가능, 그러나 대규모 산업국의 24시간 기준 완전 자급은 아직 보완자원과 시장개편 없이는 비싸고 불안정하다”에 가깝다.
유럽의 경험은 이를 잘 보여준다. 덴마크는 풍력 중심의 고재생 전력믹스를 구축했지만, 그 배경에는 북유럽 수력과의 연계, 강한 국경간 송전, 지역난방과 열병합, 유연한 시장이 있다. 포르투갈은 석탄을 퇴출했고 수력과 양수, 스페인과의 연계 덕분에 높은 재생비중을 흡수한다. 스페인은 2024년에 전력의 56%를 재생원으로 생산했지만, 동시에 저장설비와 계통보강이 핵심 과제로 부상했다. 독일 역시 2024년에 재생전력이 “절반을 훨씬 넘는” 수준까지 올라왔지만, 전력수입과 계통 안정화 자원은 여전히 중요하다.
따라서 가능성 여부를 한 문장으로 요약하면 이렇다. “연간 평균 100% 재생전력은 가능하다. 그러나 지리, 수력, 연계망, 저장, 시장설계가 약한 국가에서의 24시간 100%는 아직 ‘가능 불가능’의 문제가 아니라 ‘비용과 리스크를 얼마나 감수할 것인가’의 문제다.”
기술적 배경
태양광과 풍력은 연료비가 거의 없고 확장 속도가 빠르지만, 출력이 날씨와 시간대에 좌우된다. 이때 핵심 개념이 duck curve다. 이는 수요에서 태양광 같은 변동성 재생원 출력을 뺀 순부하가 낮에는 깊게 꺼지고, 해 질 무렵에는 급격히 치솟는 현상을 말한다. NREL은 이 현상이 단순한 그림이 아니라, 출력제약, 예비력, 계통제어, 분산자원 통합 문제를 함께 드러내는 운영 리스크라고 설명한다.
NREL 분석의 중요한 시사점은 “재생 비중이 높아질수록 문제도 선형적으로 커지는 것이 아니다”라는 점이다. 기존 계통 유연성이 충분하지 않으면 태양광 비중이 일정 수준을 넘는 순간부터 출력제약과 한계비용이 급격히 상승한다. 사용자가 언급한 S-curve는 이 맥락에서 “재생 확대의 초기에는 비용절감 효과가 크지만, 임계 비중 이후부터는 유연성, 송전, 저장, 보조서비스 비용이 비선형적으로 커지는 구간”으로 이해하는 것이 타당하다. 이는 직접적인 단일 공식이라기보다 NREL의 duck curve 분석과 IEA의 계통 병목 분석을 종합한 해석이다.
또 하나의 한계는 duck curve가 태양광 비중이 높은 계통의 대표 패턴이라는 점이다. 풍력 비중이 높거나, 겨울 피크가 강하거나, 수요형태가 산업 중심인 국가에서는 저녁 램프보다 장시간 저풍속과 저일사 구간이 더 큰 문제일 수 있다. 즉 duck curve는 유용한 운영 개념이지만, 모든 국가를 설명하는 보편식은 아니다.
계통 측면에서는 송전망과 접속지연이 이미 핵심 제약이다. IEA는 재생에너지 프로젝트 최소 3,000GW가 계통 접속을 기다리고 있으며, 그중 1,500GW는 진척도가 높은 단계라고 본다. 또한 2040년까지 전 세계 전력망 8,000만 km를 새로 깔거나 교체해야 한다고 본다. 결국 재생 100%의 병목은 발전기보다 전력망과 시장 제도일 가능성이 높다.
유럽 사례
유럽 일부 국가들이 높은 재생전력 비중을 달성한 이유는 공통적이다. 첫째, 자원이 좋다. 둘째, 수력이나 바이오, CHP(열병합발전) 같은 보완자원이 있다. 셋째, 전력망과 국경간 교역이 강하다. 넷째, 가격신호와 보조서비스를 제공하는 시장이 있다. 다섯째, 정책이 장기적이다. 반대로 이 요소가 약할수록 같은 재생비중에서도 비용과 불안정성이 커진다.
덴마크의 핵심은 “풍력만 많이 깐 것”이 아니라, 북유럽 수력과 연결된 개방형 계통이라는 점이다. IEA는 덴마크가 IEA 회원국 중 가장 높은 풍력전력 비중을 갖고 있으며, 풍력과 바이오, 태양광이 전력믹스의 80% 이상을 이룬다고 본다. 이는 계통 밖에서 조정 가능한 보완자원이 있다는 뜻이기도 하다.
스페인과 포르투갈은 이베리아 반도의 태양광과 풍력 잠재력, 수력, 양수, 가스복합, 상호연계를 함께 활용했다. 스페인은 2024년 재생전력 비중 56%를 기록했고, 포르투갈은 같은 해 초반 화석발전 비중을 10%까지 낮췄다. 다만 두 나라 모두 저장과 계통 제어, 전압 안정성, 장거리 송전의 중요성이 더 커지고 있다. 즉 “높은 재생비중 달성”과 “모든 시간대의 무리 없는 운영”은 같은 문장이 아니다.
독일은 대형 산업국에서도 재생전력이 절반을 넘을 수 있음을 보여주지만, 동시에 송전병목, 수입전력, 산업부하, 계통서비스 확보가 얼마나 중요한지도 보여준다. 아이슬란드는 사용자가 언급한 참고사례로는 의미가 있으나, 본토 유럽의 태양광과 풍력 중심 사례와 전력구조가 다르다는 점을 고려할 필요가 있다.
보완수단과 ESS
재생전력 100%의 현실적 해법은 단일 기술이 아니라 보완수단의 조합이다. 우선 수력과 양수는 장시간 조정에 강하고, 가스와 바이오는 희소한 피크 시간대의 보험 역할을 할 수 있다. 국경간 수입은 지역별 날씨 차이를 활용해 변동성을 낮춘다. 수요관리와 가격반응은 전력을 “저장”하지 않고도 피크를 이동시킨다. 그리고 전력시장은 에너지 가격만이 아니라 예비력, 주파수, 전압, 무효전력, 빠른 램프능력에도 보상을 줘야 한다.
ESS의 역할은 분명하지만 한계도 분명하다. IEA는 배터리가 1시간에서 8시간 정도의 단기 유연성에 특히 적합하며, 초 단위 응답으로 계통안정도를 높일 수 있다고 본다. 동시에 IEA는 2030년까지 전 세계 저장용량이 6배 늘어 1,500GW에 도달해야 하며, 그 성장의 90%를 배터리가 담당할 것으로 본다. 다만 IEA 스스로도 배터리는 전체 해법의 일부일 뿐이며, 양수, 수요반응, 유연한 수력과 열발전, 그리고 장주기 저장이 함께 필요하다고 명시한다. 즉 배터리만으로 계절 변동성까지 모두 해결하긴 어렵다.
수소는 기술적으로 장주기 저장 후보이지만, 현재 전력계통 관점에서는 배터리보다 느리고 비싸며, 왕복효율 측면에서도 불리하다. 따라서 시간축을 나눠 보는 것이 중요하다. 배터리는 일중 이동, 양수는 일중에서 수일, 수소는 다일 또는 계절저장의 후보에 가깝다. 기업과 정부가 “ESS 확대”를 말할 때는 이 시간축을 분리해 투자해야 한다.
리스크와 시사점
리스크는 세 갈래다. 첫째, 전력품질과 계통안정성이다. 재생 비중이 높아질수록 주파수, 전압, 무효전력, 관성, 보호계전의 중요성이 커진다. 둘째, 비용구조의 변화다. 발전단가는 내려가도 송전, 접속, 저장, 보조서비스, 출력제약 비용이 커질 수 있다. 셋째, 토지와 사회적 수용성이다. 풍력과 송전선의 입지 갈등, 태양광 부지, 경관과 생태 이슈는 기술보다 느리게 해결된다.
기업에는 세 가지 시사점이 있다. 첫째, RE100 조달을 “연간 인증서 구매”로만 끝내지 말고 시간대와 지역을 고려한 포트폴리오로 바꿔야 한다. 둘째, 데이터센터, 냉동창고, 전기로, 전기보일러처럼 부하 이동이 가능한 설비는 자체적인 유연성 자산이 될 수 있다. 셋째, 저장장치, 하이브리드 PPA, 가격헤지, 출력제약 조항을 포함한 계약설계가 Scope 2 비용과 운영리스크를 동시에 줄일 수 있다. 이는 배터리의 단기 유연성 가치와, 계통 제약이 재생확대의 병목이 된다는 IEA 분석에서 직접 도출되는 기업 전략이다.
정책 측면에서는 “재생에너지 보급량”보다 “유연성 조달체계”를 먼저 설계해야 한다. 구체적으로는 송전과 접속 인허가 단축, 국경간 연계 확대, 보조서비스 시장 확대, 수요반응과 분산자원 시장참여 허용, 배터리와 양수의 이중과금 해소, 시간대별 가격신호 강화가 중요하다. IEA 역시 계통과 시장개혁이 뒤따르지 않으면 재생에너지 접속대기와 병목이 누적된다고 본다.
열린 질문과 한계
국가별 비교수치는 집계기준 차이가 있다. 어떤 통계는 발전량 기준, 어떤 통계는 수요충족 기준, 또 어떤 통계는 연간이 아니라 누적 기간 기준이다. 특히 독일, 포르투갈, 덴마크의 최신 수치는 발표기관마다 “총발전”, “순발전”, “소비기준”이 달라 완전히 일대일 비교가 어렵다.
또한 아이슬란드는 고재생 참고사례이지만, 본토 유럽의 태양광과 풍력 중심 사례와 구조가 달라 동일 표준으로 비교하기가 어렵다. ESS 역시 국가별로 “배터리만”, “양수 포함”, “계통용만”, “가정용 포함” 여부가 달라 직접 비교에는 한계가 있다. 따라서 본고의 결론은 정확한 단일 숫자 제시보다, “100% 가능성은 발전원보다 시스템에 달려 있다”는 방향성을 제안하는 것으로 마무리하고자 한다.