[단독] 산업부, 인수위에 신재생E 개편안 제시…"RPS 폐지, 전용시장 개설"

[에너지경제신문 전지성·이원희 기자] 새 정부에서 재생에너지만 따로 사고 파는 재생에너지 전용 거래시장이 열리게 될 것으로 전망된다.

원자력·석탄·액화천연가스(LNG) 등 에너지원으로 발전해 생산되는 전력 거래 시장과 분리된다는 뜻이다. 이렇게 되면 재생에너지가 자체 수급 상황 등에 따라 형성된 독자적인 시장가격으로 거래된다.

정부의 대표적인 신재생에너지 확대 정책인 신재생에너지공급의무화(RPS)제도의 경우 일단 계약거래 중심의 의무이행으로 바뀌되 장기적으로는 폐지가 검토된다.

RPS는 발전 공기업 등 대규모 발전사들이 전체 발전량의 일정비율을 의무적으로 공급하고 그 비용은 전기요금에서 부담하는 제도다.

이 제도는 재생에너지 보급을 늘리는 효과를 가진 반면 전기소비자에 부담을 가중하는 문제를 낳는 것으로 지적됐다.

28일 대통령직 인수위원회에 따르면 산업통상자원부는 지난 24일 인수위 업무보고 때 이같은 재생에너지 정책 내용을 보고했다.

산업부의 보고서에 따르면 재생에너지 전용 거래시장의 경우 우선 신규 설비를 대상으로 시행하면서 단계적으로 RPS를 폐지한 뒤 장기적으로 전용 거래시장으로 일원화하기로 했다.

다만 산업부 관계자는 "해당 보고서는 정식으로 인수위에 보고된 보고서는 아니다"며 "여러 이슈에 대해 내부에서 참고하기 위해 만든 자료"라고 밝혔다. 그는 "아직 재생에너지 정책 관련해서까지 인수위 보고가 이뤄지지 않았다"라고 덧붙였다.

산업부는 재생에너지 전용 거래시장 개설 배경으로 전력도매가격인 계통한계가격(SMP)과 신재생에너지공급인증서(REC) 가격의 이중보상구조 문제 해결을 꼽았다.

재생에너지 값은 SMP와 REC 가격의 합으로 정해진다. 이에 따라 실시간으로 재생에너지를 사고 파는 현물시장에선 재생에너지 사업자의 경우 SMP가 오르면 덩달아 혜택을 보고 REC 가격이 뛰어도 또 추가 수익을 얻는다. 반대로 SMP와 REC 가격이 함께 떨어지면 재생에너지 사업자는 이중 손실을 보게 돼 있다. 재생에너지 사업자와 달리 RPS 의무 이행 적용 발전사들은 SMP와 REC 가격이 동반 상승하면 이중 손실을, 동시에 떨어지면 이중 수익을 얻는다.

결국 재생에너지도 연료비 변동 리스크에 노출돼 있고 재생에너지 사업자의 경우 수익 불확실성에 따른 투자 리스크가 클 수 밖에 없다는 것이다.

산업부는 이런 문제점을 줄이기 위해 재생에너지 전용 거래시장 개설에 앞서 외부 신재생에너지를 조달하는 경우 일단 현행 RPS 이행을 계약시장 중심으로 할 수 있도록 개편할 방침이다.

계약시장에선 재생에너지 공급 의무 대상 발전사가 재생에너지 사업자간 경쟁입찰을 거쳐 낙찰된 고정가격으로 낙찰 재생에너지 사업자와 20년 장기계약을 맺고 재생에너지를 거래한다.

계약시장에서는 SMP나 REC가격이 오르거나 내려도 재생에너지 값엔 큰 변동이 없다. 계약 고정가격은 SMP와 REC 가격의 합으로 이루어진 만큼 그 가격 범위 내에서 SMP나 REC 가격 변동이 반영돼 대체로 상호 조정되기 때문이다.

현행 RPS제도에 따르면 RPS 의무 이행 적용 발전사들은 신재생에너지를 자체 공급하지 않고 재생에너지 사업자 등 외부로부터 조달할 경우 현물시장 또는 계약시장을 통해 재생에너지를 사와 의무비율을 맞춘다.

RPS 이행이 계약시장 중심으로 바뀌게 되면 △수급계획의 이행력 확보 △경쟁을 통한 원가 절감 유인 △가격변동성 완화 등의 효과를 얻을 수 있을 것으로 산업부는 분석했다.

계약시장에선 정부가 전력수급계획을 통해 연도별, 전원별 필요 전력량을 결정한 뒤 경매시장을 통해 전력 공급 사업자를 선정하고 낙찰가로 보상하기 때문이다.

산업부의 보고 내용에 따르면 RPS 기반의 시장은 비효율을 초래하고 있다. RPS는 일정 규모 이상 대형 발전사가 자체 설비를 통한 직접 공급 또는 외부 구입 등 방식으로 발전량의 일부를 신재생에너지 전력으로 채우도록 하는 제도다. 산업부는 올해 RPS 의무비율을 12.5%로 정했다. 발전사들이 생산하는 발전량의 12.5%를 신재생에너지 전력으로 확보해야 한다는 의미다. RPS 의무공급비율은 △올해 12.5% △내년 14.5% △2024년 17.0% △2025년 20.5% △2026년 25.0% 등이다.

발전사들은 자체 재생에너지 발전소를 확보하지 못하면 다른 재생에너지 발전사업자로부터 REC를 사서 RPS 의무비율을 채우는 데 활용한다.

하지만 이처럼 발전사의 의무공급량 기반으로 재생에너지 전력을 무조건 구매해주다 보니 발전사업자의 비용 절감 유인은 낮아져 재생에너지의 경제성 확보가 지연되고 있다고 분석됐다.

현행 제도로 재생에너지 발전사업자들이 무임승차 혜택을 얻는 문제점도 업무보고에서 지적됐다.

최근 LNG 가격의 상승으로 화력발전을 하는 비용이 비싸졌는데 그 결과 SMP도 오르게 됐다.

연료를 사용하지 않는 재생에너지 발전사업자가 연료비 상승 혜택을 받게 되는 것이다. 일종의 무임승차인 셈이다. 통합 평균 SMP는 지난달 kWh당 197.32원이나 올랐는데 지난해 2월과 75.44원과 비교할 때 일 년 사이 2.6배나 올랐다.

반대로 SMP가 하락할 때는 재생에너지 사업자들이 연료비 변동 위험에 노출될 수 있다. 통합 평균 SMP가 kWh당 49.8원이었던 지난 2020년 4월 재생에너지 발전사업자들의 수익이 악화된 적이 있다.

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