대한민국의 원자력 발전

원자력 발전소 운영

대한민국 원자력 발전소는 2001년 4월 2일 설립된 한국전력공사 계량발전회사인 한국수력원자력에서 독점 운영하고 있으며, 국무총리 직속 대한민국 원자력안전위원회가 산하 위탁집행형 준정부기관인 한국원자력안전기술원 및 한국원자력통제기술원을 통하여 감시감독을 하고 있다.

역사

1956년 이승만 대통령은 미국 대통령의 과학고문이었던 워커 리 시슬러(W. L. Cisler)박사를 만나 원자력이 우리나라의 에너지원으로 큰 역할을 할 것이라고         확신하고 원자력 도입을 처음으로 결정하였다. 이를 위해 1956년 정부 조직으로 원자력과가 신설되고 한미원자력협정을 체결하였다.   
이후 1958년 원자력법을 제정하였으며, 같은 해 10월에 원자력원과 원자력연구소가 설립되었다. 원자력 전문 인력 양성을 위해 1958년 한양대에 최초로 원자력공학과가 신설되었고, 1959년에는 서울대에도 원자핵공학과가 만들어졌다. 초기의 연구소는 기초 연구, 원전의 기술, 안전, 경제성 조사, 원전 부지 확보, 인력양성, 방사성동위원소 및 방사선 이용 확대 등의 업무를 수행했다. 최초의 연구로인 트리가 마크-Ⅱ를 미국으로부터 도입하여 1959년 건설을 시작하여 공, 1962년부터 운영을 시작하여 기초적인 실험과 교육훈련, 동위원소 생산에 사용하였다.
대한민국은 경제성장을 뒷받침하는 전력원으로 원자력을 선택하였고, 1969년 원자력위원회에서 ‘원자력 연구개발 및 이용의 장기계획(1972-1989)을 수립하였다. 1964년부터 원전 부지 선정 업무를 착수하여 고리를 첫 원전 건설지로 최종 선정하였고, 1978년 고리 1호기가 최초로 상업운전을 시작하였다.
1980년대에는 고리와 영광, 울진에 가압경수로가 건설되고 월성에는 캐나다로부터 중수로가 도입 건설되었다. 원전 건설과 더불어 미국, 캐나다로부터 원전 기술을 도입하면서 국가정책으로 한국원자력연구원을 중심으로 원자력의 기술 자립을 시작하였다. 그 결과 중수로핵연료와 경수로핵연료의 국산화를 이루었고, 1995년에는 다목적 연구로인 하나로를 자력으로 건설하였다. 
1994년 원자력위원회는 ‘2030년을 향한 원자력 장기 정책방향’을 의결하여 원전 건설의 기술자립과 원자력 수출을 향한 대장정을 시작하였다. 미국으로부터 핵증기공급계통의 설계기술을 전수받아 원자력 기술자립과 국산화를 이루었다. 1,000MW의 한국표준형원전 OPR1000(Optimized Pressurized water Reactor, 후에 APR-1000으로 개량됨)이 개발되어 최초로 1998년, 1999년에 각각 한울 3·4호기가 건설되었다. 
2000년대에는 미자립 핵심 기술인 원전설계코드, 원자로냉각재펌프, 원전제어계측장치 기술개발을 착수하여, 2012년 모든 기술의 완전한 자립을 완료하였다. 원전의 설계부터 기기 공급, 건설, 시운전 및 운영까지 모든 원자력 산업기술의 자립을 이룩했다.
이를 바탕으로 안전성 및 경제성을 크게 개선한 1400MW의 전기출력을 갖는 APR-1400(Advanced Power Reactor-1400MW)을 개발하게 되었다. 신고리 3·4호기와 2009년에 아랍에미리트에 수출계약을 맺은 4기의 원전이 APR-1400이다. 또한 연구용 원자로 부분에서는 2009년 요르단에 JRTR 연구용 원자로를 수출하여 2016년 완공하는 성과를 이룩하였다. 소형모듈형 원자로 부분에서는 2015년 사우디아라비아와 우리 기술로 설계한 다목적 소형로인 스마트 원자로 설계 기술을 수출하는 계약을 체결하였다.

핵연료 국산화

1976년 12월 한국핵연료개발공단이 대덕연구단지 내에 설립되면서 원전의 핵연료 국산화 기술 개발이 본격적으로 시작되었다. 
중수로 핵연료 국산화 기술개발은 캐나다 핵연료 제품을 대상으로 모양을 본뜬 다음, 재료와 특성 등을 하나하나 분석해 설계하는 방법으로 진행했다. 1983년 핵연료 개발의 마지막 단계인 노내 핵연료 검증시험이 캐나다의 NRU 연구용 원자로에서 성공적으로 수행됨에 따라, 세계적으로 성능이 공인된 국산 핵연료가 개발되었다. 1984년 국산 핵연료가 최초로 월성원전에 장전되었으며, 1년 간의 노내 조사를 마치고 성능을 확인 한 후, 1987년 7월 양산 공장을 준공하여 월성원전의 핵연료 전량을 국산 핵연료로 대체했다. 
경수로 핵연료 국산화는 1983년부터 본격 추진됐다. 1988년 6월 모의 경수로 핵연료 집합체 생산에 최초로 성공한 데 이어, 같은 해 10월 15일 국산 경수로 핵연료 생산을 개시해, 12월 28일 제1호 국산 경수로 핵연료가 탄생한다. 이듬해인 1989년에는 고리 1호기 핵연료를 생산, 1년 뒤인 1990년 2월 17일 고리 2호기에 장전함으로써 경수로 핵연료 국산화가 완성됐다. 현재 국내 가동 중인 중수로와 경수로 원전의 핵연료를 한전원자력연료(주)에서 전량 생산하여 공급하고 있다. 또한 전량 해외에 의존하였던 핵연료 피복관을 한국원자력연구원에서 개발하였고, 한전원자력연료(주)에서 생산하게 되어 완전한 핵연료 국산화를 달성하게 되었다. 

경제성

우리나라는 전력의 수출 및 수입이 불가능한 고립계통 국가이다. 해마다 전기를 생산하기 위해 에너지의  42.5%를 투입한다. 최종 소비되는 에너지의 약 20%가 전기인데, 그 중 원자력이 약 30%를 차지한다. 즉, 원자력은 우리가 사용하는 에너지의 대략 12%를 공급하고 있다. 원자력발전은 기술·자본 집약적인 전원으로 발전비용 중 연료비 비중이 5～7%에 불과하여 ‘준국산에너지’로 부르기도 한다. 
원전 연료인 저농축우라늄은 ‘한미원자력협정’에 의해 공급이 보장된다. 또한 원전연료는 부피가 작아 작은 공간에 비축이 용이하다. 1979년의 2차 석유위기 당시, 대부분의 전기를 석유에 의존하고 있어 1년여 동안 전기요금이 3배 이상 상승한 바 있다. 따라서 원자력은 에너지자원의 절대 빈곤상태에서 에너지안보를 유지하는 역할을 하고 있다. 
일부 국가에서 원자력의 경제성이 상실되거나 원전 사후처리비가 불확실해서, 경제성이 재고되고 있지만, 우리나라에서 원전은 아직 다른 전원에 비해 경제적이다. 비용에는 국제수준 이상의 원전 사후처리비가 반영되어 있다. 오랜 기간 동안 원전의 발전단가는 kWh당 40원 선에서 유지되었고, 국내산업의 국제경쟁력을 유지하는 데 기여해왔다. 1982년 이후 소비자물가는 약 270%가 올랐지만 전기요금은 약 50%가 올랐다.  
원전산업은 엔지니어링, 건설, 운영, 정비 및 연구개발 분야의 일자리 창출과 파급효과도 매우 크다. 원전은 10년 정도의 건설기간이 소요되고 40년 이상 운영되므로, 규모와 지속기간에 있어 다른 산업에 비해 관련 산업에 미치는 영향이 지대하다. UAE 원전 수출과 운영권 수주가 좋은 예이다. 운영권 수주에 따라, 향후 60여 년 간 안정적인 해외 일자리 창출과 54조 규모의 매출이 예상된다.

환경 친화적인 에너지

2015년 12월 세계 195개국 대표들은 2020년 만료되는 교토의정서를 대체하기 위한 파리기후협정을 채택했다. 협정에서는 지구의 평균기온 상승한도를 산업화 이전 대비 2℃ 이하로 유지하고, 향후 1.5℃ 이하로 제한하기 위한 노력을 추구하기로 했다. 각국은 2030년까지 자발적으로 온실가스 감축목표(INDC)를 발표하기로 했다. 국가별 감축목표 유형은 절대량 또는 배출전망치(BAU) 대비 방식이며, 우리나라는 2030년 배출전망치(BAU) 대비 37% 감축을 목표로 설정하였다. 이중 25.7%는 국내에서, 11.3%는 국제탄소시장 거래를 통해 달성키로 했다. 2030년 배출전망치(BAU)는 8.51억 CO₂톤으로 추정되므로 순수하게 국내 목표배출량은 6.32억 CO₂톤이다. 
온실가스종합정보센터의 「2015 국가 온실가스 인벤토리 보고서」에 따르면 2013년 우리나라 온실가스 총배출량은 6.95억 CO₂톤으로, 독일에 이어 세계 7위권이다. 총배출량 중 전환(발전) 부문이 차지하는 양은 약 1/3인 2.30억 CO₂톤 수준인데, 그나마 원전의 발전 비중이 높아 발전 부문의 배출량이 전체 에너지투입비율에 비해 낮기 때문이다. 화석연료 이용은 온실가스 배출을 필수적으로 동반하지만, 원자력은 운영 중 탄소산화물을 배출하지 않는 무탄소전원이다. 원자력이 배제되면 미래 전원구조에서 온실가스 배출목표 달성은 불가능하다. 
IAEA의 전주기분석(LCA, life cycle analysis)에 의한 온실가스배출량은 석탄을 이용한 화력발전의 경우 991g/kWh으로 원자력발전 10g/kWh에 비해 99배가 더 높다. 원전은 발전과정에서 온실가스를 전혀 배출하지 않고, 다만 우라늄의 채굴, 농축, 발전소해체 등의 과정에서 부분적으로 온실가스 배출을 유발한다. 
우리나라는 제2차 에너지기본계획에서 장기적인 온실가스 감축정책의 일환으로 원전의 비중을 지금의 22%에서 향후 29%로 확대하고, 온실가스 배출이 원전과 비슷한 수준인 신재생에너지의 발전량도 대폭 확대한다는 목표를 설정하였다. 그러나 일본의 후쿠시마 원전사고 이후 악화된 원전 수용성을 감안하면, 원전비중 확대 목표는 달성이 쉽지 않을 전망이고, 신재생에너지 발전의 추가적인 도입도 여의치 않은 상황이다. 2017년 운전정지가 확정된 고리 1호기를 제외하고 제7차 전력수급계획 수립 종료해인 2029년까지는 원자로 11기, 9백만kW에 해당하는 원전들의 운영허가기간이 만료될 예정이다. 
저탄소전원의 비중 확대 외에 발전 부문에서 온실가스를 저감하는 수단으로 수요절감, CCS(carbon capture & storage 탄소포획저장), 송배전손실저감, USC(ultra super-critical, 초초임계압발전) 등의 발전 관련 신기술들이 검토되고 있다. 그러나 수요절감, USC 등은 이미 배출전망치(BAU)에 반영되어 있고, CCS는 미리 반영하기 어려운 미래의 기술이며, 송배전손실저감 기술은 우리나라가 이미 세계 최고 수준이어서 추가적인 저감 노력이 한계에 이른 상황이다. 만일 온실가스 배출규제가 강력하게 시행된다면 가스발전을 석탄발전보다 우선적으로 활용하는 식의 발전구성 변화노력이 대안으로 고려될 수 있다. 그러나 이 방법 역시 막대한 비용이 드는 감축수단이어서 전기요금의 대폭적인 인상요인이 된다.  

한미원자력협정

(구)한미원자력협정은 1956년 대한민국과 미국간에 체결된 조약으로, 1972년과 1974년에 개정되었고, 2011년 3월 3일 서울에서 제 2차 협상 개최이후 2014년 11일까지 11차 협상 진행 되었고, 2013년 4월 24일 한미, 협정 만기 연장 공식 발표 되었다. 이듬해 3월 18일에 한미 원자력협정 만기 2년 연장안을 공식발표 했으며, 2015년 4월 22일에 한미, 협상타결 및 개정 원자력협정 가서명이 이루어졌다. 이후 한미 양국은 새로운 원자력협정안이 발효하는 데 필요한 국내 절차를 각각 진행되었다. 우리나라는 법제처 심사를 통해 국무회의와 대통령 재가를 통해 승인을 마무리하였다. 미국은 대통령 승인을 이후 협정문을 미국 의회에 제출한 뒤 의회 검토절차가 완료되었다. 그리고 11월 25일 윤병세 외교부 장관과 마크 리퍼트 주한 미국대사가 만나 새로 개정한 ‘대한민국 정부와 미합중국 정부간 원자력의 평화적 이용에 관한 협력 협정’ 발효를 위한 외교각서를 교환하였다.
(신)한미원자력협정안은 사용후 핵연료 관리, 원전연료의 안정적 공급, 원전수출 증진과 같은 3대 중점 추진 분야와 원자력 연구개발 분야의 관련 조항들을 전면 개정하였다. 무엇보다 우리나라는 새 협정안을 통해 국익과 원자력 자율성을 크게 확대할 수 있게 되었다. 기존에는 구 협정안 때문에 미국에 대해 무조건적으로 의존할 수밖에 없었다. 또 까다로운 통제 때문에 원자력과 관련된 각종 연구 활동에 제한을 받았다.

원전 발전비용

원자력발전의 경제성을 분석할 때 발전비용(cost of nuclear power) 자주 언급하게 되는데, 그러한 발전비용으로는 실적원가, 정산단가, 균등화비용(levelized cost) 등이 있다. 흔히 kWh당으로 표시되기 때문에 '발전단가'라고도 한다. 발전비용은 발전소의 건설비, 운전유지비, 연료비 등으로 구성되며, 운전유지비에는 인건비, 수선유지비, 경비, 일반관리비 등이 포함된다. 특히 원전의 운전유지비에는 해체비용과 중저준위폐기물 및 사용후핵연료 처분비용 등 사후처리비가 포함된다. 
실적원가는 일정기간 동안(통상 1년) 원자력발전을 위해 발생된 비용을 동일기간에 생산한 전력으로 나누어 구한 값이다. 발전소 건설비는 적용되는 회계기준에 따라 일정하게 배분되고, 발전량은 전력계통의 운영, 발전기의 고장정지율에 따라 변동되므로 kWh당 표시되는 고정비가 다르게 배분된다. 또한 발전기의 운전상태에 따라 발전효율이 변하고, 연료비도 변동된다. 따라서 실적원가는 매년 달라진다. 최근 유가급락으로 가스와 석유발전 비용이 역전된 것이 그 예이다. 실적원가는 발전회사 내부자료로 관리되며 일반에게는 발표되지 않는다. 
전력시장 정산단가는 전력시장운영규칙에 따라 각 발전기에 적용되는 가격이다. 전력시장에 참여하는 발전기들은 일일전(day ahead)에 용량선언을 통해 다음날 전력시장에 참여한다. 전력거래소의 급전지시에 따라 발전을 하게 되면, 용량요금, 전력량요금, 부가서비스요금 등 다양한 항목의 수익이 정해지고, 이것을 발전량으로 나누면 '정산단가'가 된다. 정산단가에는 전기요금의 급등을 막기 위해 한전의 발전자회사에 대해서 ‘정산조정계수’를 적용한다. 그러다 보니 정산단가 역시 변하게 된다. 정산단가는 전력거래소의 '전력시장운영실적'을 통해 일반에게 발표되는데, 언론에서 이를 발전단가로 표시하기 때문에 대중의 혼란을 일으키곤 한다. 원자력의 정산단가는 2013년 39.07원에서 2015년 62.69원으로 급등한 것으로 알려져 있다. 이러한 발표는 원자력발전비용이 급격히 상승하여 경제성이 없어지는 것으로 오해를 불러일으키고 있다. 하지만 이는 정산조정계수의 변경에 따른 결과일 뿐, 실제로 원자력발전 비용이 증가한 것은 아니다. 발표된 정산단가는 매년도 원자력발전회사의 경영실적을 판단하는 자료의 하나일 뿐이다. 
원자력발전소들은 전원별로 고정비와 변동비의 비율이 다르고, 운전수명도 각기 다르다. 따라서 발전비용의 변동이라는 혼란을 피하고 전원간 발전비용을 비교하기 위해 성립된 방법이 균등화비용(LCOE, levelized cost of electricity)이다. LCOE 방법은 일정 할인율로 모든 비용을 한 시점에 모아 평가하는 방식으로 국가별·전원별 비용 비교에 유용하기 때문에 많은 나라들과 국제기구에서 널리 활용하고 있다. 우리나라도 전력수급계획이나 에너지기본계획에서 전원별 LCOE를 평가하여 미래 전원선택을 위한 기초자료로 활용하고 있다. 2014년 발표한 제2차에너지기본계획 수립 시 평가된 140만kW급 원전의 발전비용은 49.73～48.77원이었다. 이 비용은 이용률 80%를 기준으로 하고 사후처리비, 사고위험대응비용, 정책비용 등이 포함된 비용이다. 에너지기본계획 수립 시에는 이 결과를 근거로 원전의 비중을 결정하고 있다. 

원전 사회적비용

원전 사회적비용(external cost of nuclear power)이란 원전 가동 시 사고발생확률과 피해비용을 적용해 책정한 모든 외부비용을 말한다. 
사회적비용은 크게 사적비용과 외부비용으로 구성된다. 그러나 여기에서 다루는 원전의 사회적비용은 원전의 가동으로 인한 외부비용을 주로 의미하며, 이 경우에 발전비용은 사적비용으로 간주된다. 
원전의 사회적비용은 중대사고가 발생하면 부담해야 하는 배상비용, 오염제거비용, 폐로비용 등을 포함한 '사고위험대응비용(사고비용)'을 말한다. 일본에서 후쿠시마 원전사고가 발생했을 때 일본원자력위원회는 사고비용을 평가함에 있어 두 가지 방법론을 고려하였다. '손해기대치 접근법(손해기대치법)'과 '상호부조를 고려한 손해배상제도의 사고위험비용 접근법(상호부조법)'이다. 손해기대치법은 추정 손해산정액과 중대사고의 발생확률을 곱한 값에 원전의 발전량을 나눈 값이다. 상호부조법은 보험과 유사한 방식으로 사고발생 시 원전사업자가 연대하여 책임지는 것을 전제로 한다. 일본의 비용평가위원회는 실제로 중대사고가 발생하였고, 예상되는 사고비용을 원전발전비용에 부가하여 회수한다는 의미에서 상호부조법을 채택하였고, 이에 따라 평가된 사고비용을 전원간 발전비용 산정에 활용하였다. 
우리나라에서는 제2차 에너지기본계획 수립 시 원전 워킹그룹(WG)에서 사고비용을 최초로 추정하였다. 원전 WG은 상호부조법에 의한 사고비용 추정은 대상 원전사업자를 국가로 한정함으로써, 원전 운영기수가 많은 국가의 kWh당 사고비용이 낮아지고 반대로 원전 운영기수가 적은 국가는 사고비용이 원전 운영기수에 반비례하여 증가하는 논리적 모순이 발생한다고 판단하여 손해기대치법을 적용하였다. 
사고비용은 과거 중대사고의 사례를 활용하였다. 사고비용 사례는 미국의 스리마일섬(TMI) 원전사고 10억 달러(약 2조원), 구소련의 체르노빌 원전사고 2,350억 달러(약 265조원), 일본의 후쿠시마 원전사고 5.8조엔(81조원)이었다. 중대사고 발생확률은 IAEA(국제원자력기구)와 NRC(미국원자력규제위원회)의 1.0×10⁻⁵/년간, 세계원전운영 실적 3.5×10⁻⁴/년간, 일본원전운영 실적 2.0×10⁻³/년간 등을 적용하였다. 이에 따라 원전 WG은 이용률 80%에서 사고위험대응비용을 0.0029～23.1164원/kWh의 범위로 사정하였으며, 사고비용과 발생확률에 대해 토론을 거쳐 세계원전운영 기준의 사고발생확률과 후쿠시마사고의 피해비용을 적용한 4.05원/kWh을 선택하여 원전 발전비용에 반영하였다. 아울러 원전 WG은 에너지기본계획의 사고비용평가 결과는 범위 제시에 의의를 가지며, 동비용에 대한 분석과 토론이 향후 지속되어야 함을 보고서에 적시하였다.
원전사고에 대비하여 원전사업자들은 원자력손해배상책임보험에 의무적으로 가입을 한다. 우리나라는 가입국은 아니지만 '비엔나협약'에 따라 원자력손해사고보상액, 약 5천억 원을 한도로 하는 보험에 가입하고 있다. 5천억 원 이상의 피해 발생 시에는 일단 정부가 국회의 동의를 얻어 보상을 하게 된다. 해당 보험의 보험료는 발전비용에 이미 반영되어 있다. 

원자력 발전의 단점

원전 건설기간은 대략 10년 정도이다. 신규건설이 제안되고, 설계⋅건설⋅시험운전⋅준공에 오랜 기간이 소요되어 미래의 상황변화에 유연한 대처가 어렵다. 원전건설이 시작되면 취소가 불가능하므로 과다설비의 원인이 되기도 하고, 일시적인 공사중단도 심각한 재무적 위기상황을 불러올 수 있다. 전 세계적으로 보아도 원래 계획대로 준공된 원전을 찾아보기 어려울 정도이다. 미국이나 일본과 같이 민간기업이 원전을 운영하는 나라들에서는 원전프로젝트의 자본조달비용이 상승하여, 원전의 경제성이 위협 받거나 상실되기도 한다.
원전은 발전비용 중 고정비의 비중이 높고, 변동비의 비중은 아주 낮다. 따라서 정격용량으로 계속 가동하는 것이 경제적으로 유리하고, 운전의 안정성도 향상된다. 그러나 전체 전력시스템에 원자력이나 재생에너지 발전용량이 증가할수록 안정적인 계통운영이 어려워진다. 원전과 재생에너지는 경직전원이다. 또한 재생에너지는 간헐전원이기도 하다. 유럽, 일본, 미국의 일부 지역에서는 이미 재생에너지 발전량이 전력수요를 일시적으로 넘어서는 현상이 발생하고 있다. 이런 상황에서는 재생에너지 발전을 일시적으로 중단하거나, 전력망이 연계된 경우라면 전력을 외국으로 수출하는 방식으로 대처할 수 있다. 반대로 원전이 갑자기 고장나거나 재생에너지 발전이 중지되면, 빠른 시간 내에 대응할 수 있는 설비가 필요하다. 그렇지 못하면 전력수급에 차질이 발생한다. 이를 대비하여 백업전원이나 ESS(energy storage system, 에너지저장시스템) 등이 필요하다. 하지만 일정수준 이상의 원전이나 재생에너지 확보는 추가비용 발생의 원인이 된다. 
방사성물질을 방출하는 원전폐기물은 안전하게 관리, 폐기되어야 한다. 중저준위폐기물 처분시설은 어렵게 마련했지만, 고준위방사성폐기물인 사용후핵연료 처분 방안은 이제 겨우 준비 중에 있다. 사용후핵연료 처분시설은 핀란드 등 소수의 국가에서 건설 중이지만, 원전 운영국가들의 대부분이 비슷한 상황이다. 사후처리비용도 무시할 수 없다. ‘비용평가위원회’의 주기적 분석을 통해 적정한 수준의 처분비용이 반영되고 있지만, 전체비용이 크게 증가하고 있어 원전에 대한 경제성을 위협하고 있다. 폐기물처분장 마련에 대한 전망이 어려워지면 원전은 지속가능한 발전원이 될 수 없다.
일본의 후쿠시마 원전사고 이후, 우리나라에서 원전안전성에 대한 우려감은 더욱 높아지고, 원전에 대한 지역주민의 수용의사는 더 낮아지고 있으며, 경주 일원의 지진발생으로 원전에 대한 지지도는 더욱 위축되었다. 이러한 문제점을 극복하기 위하여 원전 주변 해안방벽 증축, 방사성물질 여과 및 배기설비 설치 등 원전 안전성 제고 노력과 설비보강이 추진되고 있고, 내진설계 기준도 2g에서 3g로 강화되어 기존 원전시설에 대한 보강계획이 추진 중이다.  

원자력 국민인식

한국원자력문화재단이 2016년 원자력 국민인식에 대한 조사를 실시한 결과에 의하면, 원자력 종합인식도가 61.5점으로 나타났다. 원자력 종합인식도는 원자력 발전의 필요성, 안전성, 국가적 혜택, 개인적 혜택, 환경친화성 등 5대 요인별 점수에 중요도를 반영하여 산출했다.
응답 결과, ‘국가적 혜택’(69.1점), ‘원자력발전 필요성’(67.8점), ‘개인적 혜택’(67.0점), ‘환경친화성’(58.1점), ‘원자력발전 안전성’(56.6점) 순으로 나타나 ‘안전성’에 대한 점수가 가장 낮은 것으로 조사되었다. 반면, ‘원자력 안전성’의 중요도 비중은 55.3%로, 다른 어떤 요인보다 종합인식도에 가장 큰 영향을 미치는 것으로 나타났다. 
원자력 발전에 대한 태도를 의미하는 ‘발전수용 태도’는 50.9점이었으며, '거주지 내 원전 건설' 수용도 37.5점으로 최저로 나타났다. 신뢰 정도는 ‘기술 수준 신뢰’(60.9점), ‘사업자에 대한 신뢰’(57.8점), ‘정부에 대한 신뢰’(52.8점) 순으로 조사되었다. 
2016년 9월 12일 발생한 경주 지진으로 인해 원자력발전에 대한 인식이 변화했느냐는 질문에, 그 이전에 비해 태도가 부정적으로 변화되었다는 응답이 전국적으로 38.9%으로 나타났으며, 같은 질문에 ‘부산/울산/경남’ 지역에서는 74.1%로 나타나, 지진을 경험한 지역의 인식 변화가 다른 지역과 비교해 큰 것으로 파악됐다. 
발전원별 선호도 조사에서는 안전성, 친환경성, 경제발전 기여, 일자리 창출 등 대부분의 분야에서 신재생에너지가 가장 높게 나타났다. 원자력은 2순위인 경우가 많았으며, ‘저렴한 전기 생산방식’에서는 1위를 기록하였다. 
안전성에 대한 응답을 2015년 조사와 비교해보면, 12.5% 포인트 상승한 52.6%가 ‘원전이 안전하다’고 생각하는 것으로 나타났다. 이는 후쿠시만 원전사고 이후 처음으로 과반을 넘은 결과로,절 2016년 경주 지진을 계기로 원전 안전과 관련된 관심과 더불어 정보가 많아짐에 따라 이 과정에서 원전에 대해 정보를 접함으로써 인식의 변화를 가져온 것으로 해석된다. 

지진해일 대비대책

지진해일(tsunami)은 기상학적 현상이 아닌 해저지진, 화산폭발 또는 해저나 해안의 대규모 지반활동 등에 의하여 해양이나 호수에서 발생하는 일련의 파랑작용으로 정의된다. 지진해일은 장파로서, 전파속도가 매우 빠르기 때문에 파형의 큰 변화 없이(따라서 에너지의 큰 감소 없이) 매우 먼 거리를 전파할 수 있다. 따라서 태평양과 같은 대양에서 지진해일이 발생하면, 주변 지역은 물론 멀리 떨어진 지역에서도 지진해일에 의해 피해를 입을 수 있다.
대한민국 원전이 위치하고 있는 한반도 해안에 영향을 미칠 수 있는 지진해일이 발생 가능한 해역으로는 동해 북동부 지역(동해 동연부, 북미판과 태평양판의 가상경계)의 해저활성단층을 비롯하여 서해, 한반도 남동해상, 그리고 일본 남서제도 주변을 들 수 있다. 따라서 해안에 건설되는 원자력발전소에 대해서는, 계획단계에서 그 부지의 내진성 평가와 함께 지진해일에 대한 안전성 평가도 해야 할 필요가 있다. 원자력발전소의 홍수요인을 고려한 설계지침으로 <원자로시설 부지의 수문 및 해양 특성에 관한 조사․평가 기준(원자력안전위원회고시 제2014-26호)>이 있다. 이 기준에서는 수치모델을 이용하여 지진해일을 분석‧조사할 때의 기본적 항목을 규정하고, 모델의 적합성, 부지에의 적용성을 입증할 것과 최대수위, 최저수위에 대해 부지의 안전성을 평가할 것을 명시하고 있다. 
지진해일에 대한 원전의 안전성 확보는 크게 두 가지 관점에서 살펴볼 수 있다. 첫째는 지진해일의 처오름에 의한 부지의 범람과 해안 인접시설의 침수 가능성을 평가하여, 발전소의 안전성을 확보하도록 하는 것이고, 둘째는 처내림에 대한 해수 취수펌프의 취수능력을 확보하는 것이다.하지만경주떄에전혀대비를하지않았다븅신들이
또한, 가동 중인 원전은 지진의 경우와 마찬가지로, 기상청의 지진해일경보시스템을 통해 지진해일이 원전시설에 도달하기 전에 지진해일 내습정보를 통보받아 설비보호 등 사전대응을 수행한다. 

후쿠시마 원전 사고 후속조치

후쿠시마 원전사고는 원자력발전소에서 대규모 지진 또는 지진해일이 발생 시, 비상전력계통 및 최종 열제거설비 기능의 중요성을 일깨워 준 사고였다. 이에 대한민국은 원자력 안전의 기반인 심층방어의 취약점을 다양한 관점에서 보강하기에 이르렀다. 
먼저 자연재해에 의한 초기사건의 발생(지진 및 쓰나미)에 대한 설계보강을 비롯해, 해안방어벽을 넘어오는 쓰나미로 인한 부지 침수에 대비하여 원전안전에 중요한 핵심설비들의 침수방지설비, 그리고 비상전력공급시설의 침수에 대비한 별도의 독립된 이동전력설비(이동형 비상발전기), 사용후연료저장조 냉각기능 상실 시 대책 확보 등 심층방어를 강화하는 여러 가지 조치를 수행하였다. 이동형 비상발전기는 비상디젤발전기가 침수됐을 경우에 대비해 최대 200시간 연속 전원 공급이 가능한 3200kW급 발전기로, 차량에 장착돼 평소 침수 예방을 위해 부지가 높은 곳에서 대기하고 있다가 비상시 출동해 원전에 전력을 공급하는 역할을 하게 된다.   
또 방파제를 보강하였고, 비상전원을 추가로 확보하여 높은 위치에 설치하였으며, 주요 안전설비들이 위치한 건물은 침수가 되지 않도록 보강하는 등 비상전원과 비상노심냉각이 가능하도록 조치를 취하였다. 
또한, 노심 용융과 같은 중대사고 시 발생하는 수소가 격납건물 내에서 폭발하지 않도록, 피동수소제거장치가 추가 설치되었다. 이러한 다양한 조치에도 불구하고 노심이 용융되고 격납건물의 압력이 높아지는 경우, 건전성이 상실되는 것을 막기 위한 추가조치로, 모든 원전에 격납건물배기필터계통을 2020년까지 모든 원전에 추가로 설치하는 계획이 진행되고 있다.

후쿠시마 원전과 대한민국 원전의 차이점

대한민국 원자력발전소와 일본 후쿠시마 원자력발전소의 차이점은 첫째 원자로 종류이다. 대한민국의 원자력 발전소는 대부분 분리, 폐쇄형 설계구조인 가압경수로인 반면, 후쿠시마 원전은 일체형 구조인 비등경수로이다.    
후쿠시마 원전의 비등경수로는 원자로 내의 냉각수 비등(Boiling)에 의해 생성된 증기가 직접 터빈 발전기를 돌리는 방식으로, 원자로 계통의 압력(약 70kg/cm²)이 낮고, 비등 시 생성되는 기포의 반응계수로 인해 가압경수로에서 원자로 출력제어에 사용하는 붕산을 사용하지 않아, 구조물의 부식 정도가 감소하며, 가압경수로에서 해야 하는 증기발생기 세관 점검·정비가 필요 없으므로 작업자의 방사선 피폭이 적을 수 있다.
그러나 비등경수로의 경우, 증기발생기가 없으므로, 출력 운전 중 원자로 격납건물 외부에 위치한 터빈 발전기 계통에 대해, 방사선 피폭 관리가 필요하다. 특히 2011년 후쿠시마 사고에서 보듯이 원자로 냉각재를 사용하는 1차계통과 터빈 발전기가 있는 2차계통과의 경계 차단설비인 증기발생기가 없음으로 인해, 사고 시 방사성물질 차단에 어려움이 있었다. 또 설계적으로 원자로 격납건물(후쿠시마 Mark-I형)의 체적이 작아 사고 발생 시 그 압력을 견디는 능력이 상대적으로 낮다.
두 번째 차이점은 대한민국 원전은 지진해일로 인해 전기가 끊기더라도 증기발생기를 이용한 원자로심의 냉각이 가능하다는 점을 들 수 있다. 설령 냉각기능이 상실되어 원자로에서 다량의 수소가 발생, 원자로 건물로 나오더라도, 원자로 건물의 내부 부피가 일본 후쿠시마 원자로 노형의 5배나 되고, 전원 없이 작동되는  수소제거설비가 설치되어 있어 원자로 건물의 수소폭발 가능성은 거의 없다.
체르노빌의 경우 핵연료의 출력 발생을 위해 흑연을 사용하는 흑연감속비등경수형 원자로로서, 사고 당시 원자로의 고온에 의해 야기된 흑연 발화에 의한 원자로 폭발이 있었으며, 원자로 격납건물이 취약하여 방사성물질을 포함한 폭발 비산물이 직접 환경으로 확산되었다.
동일한 가압경수로형인 미국 스리마일 아일랜드(TMI) 원자력발전소 사고 시에는 내부 수소폭발이 발생하였지만, 견고하고 큰 원자로 격납건물은 사고 기간 중의 압력상승 등을 견뎌 환경으로 방사성물질 방출을 소량으로 제한하였다. 대한민국 원자력 발전소의 원자로 격납건물은 120센티 두께의 철근 콘크리트로 설계되었다.

UAE

2009년 12월 27일 한국은 역대 최대 해외공사수주이자, 최초의 원전 수출 계약을 했다. 아랍에미리트에 1400MW급 원전(APR-1400) 4기 계약을 체결했다. 이 사업은 2017년 1호기 준공을 시작으로 2020년까지 4기의 원전을 연차적으로 건설하는 사업이다. 이자를 포함하면, 한국 정부가 200억 달러로 발표한 UAE 원전수주액이 실제로는 230억 달러에 육박할 것으로 알려졌다.
원전 수주는 발전소가 준공 되더라도 핵연료를 비롯해 원전 가동에 필요한 다양한 기기부품의 수출이 이어져, 지속적인 수익을 창출할 수 있고, 우수한 인력을 수출할 수 있다. 한국수력원자력은 2017년 5월 완공되는 1호기를 시작으로 UAE 원전 4개호기의 운영지원계약을 체결했다. 이로써 원전 건설 수출에 이어 원전 운영 기술을 수출하게 되었다. 운영지원계약으로 앞으로 40년간 총 3천여 명의 운영 인력이 파견될 예정이다. 
한국은 UAE 원전사업을 수주함으로써 세계 6번째로 상용원전 수출국으로 부상했다. 특히 UAE 원전수출은 현재 세계적으로 원전산업을 선도하고 있는 프랑스 아레바사 및 미국 GE사와 일본 히다치사 컨소시엄과 경합 끝에 얻은 성과로, 한국형 원전의 우수성을 세계적으로 인정받았다는 데 큰 의미가 있다. 이것으로 한국은 1978년 상업형 원전인 고리 1호기를 외국 기술로 도입하여 가동한 이후 31년 만에 우리 기술로 원전을 수출하는 나라가 되었으며, 1958년 원자력 연구를 시작한지 반세기만에 세계 원자력 시장에서 미국, 프랑스 등의 원자력 선진국과 당당하게 경쟁할 수 있는 원자력 수출국이 되었다.

요르단

2010년 3월 30일 요르단에서, 한국 최초의 연구용 원자로 수출 계약을 정식 체결했다. 요르단 수도 암만 북쪽 70km 이르비드(Irbid)에 있는 요르단과학기술대학교(JUST)에 2014년까지 열출력 5MW급 개방수조형 다목적 원자로와 동위원소 생산시설 등을 건설하는 사업으로, 한국원자력연구원·㈜대우건설 컨소시엄이 2011년 7월 예비안전성 분석보고서와 방사선 환경영향 평가보고서 등 건설허가 신청서류를 요르단원자력규제기관(EMRC)에 제출하여 2013년 8월 건설허가를 취득했으며, 2016년 핵연료장전허가를 획득하여 핵연료를 장전하고 시운전 시험을 완료, 2016년 12월7일에 준공식을 가졌다. 건설비는 1500억원이며, 원자로 운전 요원 20명은 하나로에서 현장실습 훈련 등 5주간의 훈련을 받는다.
연구용 원자로 기술 수출뿐만 아니라, 요르단의 원자력연구개발을 수행할 인력 양성에도 기여해, 2012년부터 요르단원자력위원회 (JACE)등으로부터 위탁받은 젊은 요르단 과학자들의 교육 훈련도 실시하였다. 교육 훈련을 마친 요르단 과학자들은 JRTR의 운전과 원자로 유지 보수, 방사선 안전관리와 동위원소 생산 등을 담당하게 된다. JRTR은 중성자를 이용한 기초과학 연구와 신물질 개발, 의료 및 산업용 방사성 동위원소 생산, 핵연료와 원자로 구조재 등 원자력재료의 안전성 및 건전성 조사시험 등을 수행할 계획이다.

네덜란드

연구용 원자로 '오이스터'의 원자로 출력 증강 및 냉중성자 연구 시설을 설치하는 사업으로 2015년에 계약을 체결하였다. 

사우디아라비아

2015년 9월에는 사우디아라비아와 스마트원자로 기술 수출 계약을 체결 하였다.

터키

2010년 6월 15일 터키 대통령이 국빈방문하여 정상회담을 가진 후, 양국이 원전계약에 대한 MOU를 체결했다. 한국은 터키 시놉 원전 2기에 대한 수의계약을 체결할 것으로 알려졌으나, 실패하였다. 원전수주 금액은 약 100억달러(약 12조원)이며, UAE에 수출키로 한 것과 동일모델인 1400㎿급 한국형원전(APR-1400) 2기를 공급하려고 한다. 최초의 APR-1400은 신고리3호기로 2013년에 완공예정이다. 2007년 11월 28일 착공한 신고리 3·4호기는 국내 최초의 140만㎾급 대용량 신형 원전으로 7년간 총 5조7330억원의 사업비가 투입돼 오는 2013년 9월과 2014년 9월에 각각 준공된다.