太陽光の発電量が冬の雨で急減し、30日午前と日中の時間帯の電力市場内の電力需要が前日の同時間比で10GW（1GW=1,000MW）以上急増した。原発1基の発電量が1GW水準であることを踏まえれば、太陽光の空白を埋めるために一日のうちに原発10基規模の別の発電設備を稼働させたことになる。政府が国家温室効果ガス削減目標（NDC）の引き上げ案を通じ、2030年の再生可能エネルギー発電比率を2019年（6.5%）比で5倍程度増やした30.2%に設定した状況で、再生可能エネルギーの「発電間欠性」に伴う電力系統の負担が早くも現実化しているわけだ。
30日、電力取引所によると、この日午前11時の電力市場内の電力需要は80.53GWで、前日の同時間の最大電力需要（71.81GW）比で9GW程度増えた。昼食などで電力需要が午前比で減少する昼12時と12時30分の最大電力需要はそれぞれ77.18GWと75.94GWで、前日比10GW以上高まった。
こうした電力需要の急増は、30日に降った雨で太陽光発電の効率が急減したためだ。雨が降れば、韓国電力と電力を直接取引する電力需給契約（PPA）や自家用太陽光のような「隠れた太陽光」による電力生産量は微々たるものにならざるを得ない。このため、原子力・石炭・液化天然ガス（LNG）などで構成された既存の電力市場から電力を供給されなければならない。
電力取引所によると、29日基準で太陽光発電の効率が最も高い12～13時に、既存の電力市場にPPAおよび自家用太陽光を含めた国内総電力生産量のうち太陽光が占める比率は16.2%に達した。一方、太陽光発電の効率が急減した30日には関連比率も減ったと推算される。
太陽光の空白は高価なLNG発電が埋めた。30日午前5時のLNG発電量は10.21GWだったが、電力需要が最も高かった午前11時のLNG発電量は26.71GWと3倍近くに跳ね上がった。今年10月基準で1kWh当たりの発電単価はLNGが126ウォン10銭で、原子力（35ウォン10銭）の4倍水準だ。一方、午前の時間帯に役割を果たすべき再生可能エネルギー発電の比率は、この日午前5時の3.41GWから午前11時の3.80GWと大きな差はなかった。
再生可能エネルギー発電の間欠性に伴う費用負担は今後大幅に増えると見込まれる。政府は2030年の再生可能エネルギー発電比率を30.2%に引き上げたが、政府の推算によると再生可能エネルギーのピーク寄与度は設備容量比で7分の1水準にすぎない。結局、電力ピークの時間帯に再生可能エネルギーが火力発電と同量の電力を生産するには、火力発電比で7倍の発電設備が必要ということになる。関連する送配電網の費用も数十兆ウォンが追加で投入されなければならない。一部が解決策として提示するエネルギー貯蔵装置（ESS）の場合、再生可能エネルギー発電をある程度完璧に制御するには最低で数百兆ウォンが必要という点で限界が明確だ。