이러한 발전부문에서의 신재생에너지 공급목표를 달성하기 위해 신재생에너지발전에 대한 기준가격 우선구매(발전차액보전) 제도가 있지만 이것만으로는 미흡할 것으로 판단된다. 동 제도만을 실시하는 경우 정부나 한전으로서는 신재생에너지발전원에 대한 지원규모가 해마다 확대되는 재정적 부담을 안게 된다. 기준가격 우선구매에 의해 부담해야 할 정부의 몫은 계획기간을 2004년부터 2011년까지로 할 때 8년간 누계액으로 총 7조원을 상회하게 되고 2011년 한해만 하더라도 연 1조8,000억원이라는 방대한 자금이 소요된다.
이러한 점을 감안해 신재생에너지발전 의무비율 할당제(Renewable Portfolio Standards: RPS)의 도입에 대한 필요성이 전문가들 사이에서 제기돼 왔다.
RPS의 경우 발전사업자 그리고 전기판매사업자에 대해 총 전력판매량이나 발전량 중 일부를 신재생에너지에 의한 발전으로 충당하도록 의무화시키면 그만큼 시장이 확보돼 보급이 촉진된다.
기준가격 의무구매 제도는 기준가격으로의 구매가 보증되기 때문에 발전사업자측에서 코스트저감의 인센티브가 없다. 특히 대책효과의 확실성에서 가격이 적정수준보다 높이 책정될 경우에는 비효율적인 설비도입이 증대될 우려가 있다. 또한 한번 책정된 가격은 발전사업자들의 예측가능성을 고려한다면 기동성이 있는 대응에 한계가 있고 이와 같은 경우에는 발전코스트가 인하돼도 최종소비자에게 인하효과가 돌아가지 않을 가능성이 높다. 반면 RPS 제도는 현실적인 도입 가능량을 검토해 적절한 쿼터설정이 이뤄지고 시장원리가 효과적으로 기능하게 된다면 의무대상자인 전력사업자의 전원선택의 자유도 등의 경영판단상의 신축성이 확보된다. 또 이것이 발전사업자간의 경쟁을 부추겨 발전코스트 저감 인센티브로 작용한다.
기준가격 의무구매 제도는 재생에너지전력의 도입이 미성숙된 시장에서는 효과적인 조치로 보이며 시장규모가 충분히 확대된 단계에서는 RPS 제도로 이행해야 할 것으로 생각된다.
이제 우리의 선택은 어떤 것이 되어야 할까? 작금의 상황을 살펴볼 때 선택은 결코 쉽지 않을 것으로 보인다. 지금 우리나라는 전력산업구조개편이 정치적인 이유로 중단된 상황이다. 이러한 상황논리에 편승해 그동안 도입을 추진해왔던 RPS제도도 같은 운명을 걷고 있다. 그러나 기존의 발전차액보전제도의 문제점과 우리의 여건을 감안해 볼 때 RPS는 도외시하기에는 단점보다는 장점이 많은 정책수단인 것으로 판단된다. 특히 시장기반의 확보와 자생력을 갖춘 국내 신재생에너지 산업을 육성하고 더 나아가서 신재생에너지의 기술개발 촉진과 경쟁을 통한 비용저감을 도모할 수 있다는 차원에서 볼 때 그러하다. 만약 RPS가 실시된다면 당분간은 기준가격(발전차액 보전제도)과 공존될 수는 있으나 시간이 지남에 따라 기준가격제는 보조수단으로 활용되고 궁극적으로는 RPS로 대체돼야 할 것이다.