[투데이에너지] 올해부터 재생에너지 의무공급자들의 RPS 의무비율이 점차적으로 상향될 예정이어서 재생에너지 시장의 전력판매, REC 가격 등의 변화가 예상되고 있다. 무엇보다 현물시장, 고정가격계약 등에서 기존보다 다소 개선된 가격을 유지할 수 있을지가 관건이다.
기존에는 신재생에너지 공급의무자에 대해 의무공급비율을 10%로 묶어버리면서 REC에 대한 수요도 한정적이었지만 이번 개정을 통해 REC 수요 상승에 대한 가능성을 높여주고 있다.
사실 현물거래를 비롯한 REC 시장에서 발전사업자들을 힘들게 했던 것은 단순히 가격이 떨어지는 것만이 문제는 아니었다. 물론 적체되는 물량을 처리하지 못하는 두려움에 터무니없이 가격을 낮춰서 입찰에 참여하다보니 가격 자체가 낮아지는 상황이 지속적으로 이어진 것도 사실이지만 더 큰 문제는 REC 가격 자체가 거래의 종류와 상관없이 심하게 요동치는 가격 변동 상황의 영향을 지속적으로 받아 왔다는 점이다.
이는 장기거래를 위한 계약과정에서 높은 REC 가격으로 평균가격을 받고자 하는 발전사업자와 발전소 준공이후 시장 내 평균가격보다 높게 자체계약을 맺어 정산단가 손실을 봤을 경우 이행보전을 위해 발전소 수익배분 등에서 더 많은 지분 등의 요구를 할 수밖에 없는 의무공급자간의 갈등으로 이어지곤 했다.
더군다나 태양광보다 착공기간도 오래걸려 계약과정에서 최소 3년 이상의 수익을 예측해 PF를 진행할 수밖에 없는 풍력의 경우 이런 문제가 더 커져왔다. 이런 가운데 올해부터 탄소중립 이행을 위한 각종 정책들이 본격 추진되고 지난해 사업계획을 발표한 여러군데의 해상풍력발전단지가 본격적인 착공에 돌입할 것으로 보이는 상황이다.
이런 정부와 국민 모두의 이목이 집중되는 해상풍력사업들도 REC 가격 불안정으로 인한 손실과 이행착오가 계속해서 발생할 경우 탄소중립의 선두주자인 해상풍력에 대한 적극적인 투자가 지속적으로 이어진다는 보장을 할 수 없다.
재생에너지 중심의 에너지대전환, 더 나아가 탄소중립을 달성하겠다면 결국 답은 이런 사업들을 안정적으로 진행할 수 있도록 REC가격과 시장을 안정적으로 이끌어줄 대책이 동반돼야 한다.