[투데이에너지 송명규 기자] 올해부터 RPS 의무공급비율이 대폭 늘어나면서 REC 수요가 대폭 확산되고 이와 더불어 태양광, 풍력 등 재생에너지산업의 지속적인 성장의 출발점이 될 수 있다는 전망이 지난해와 올해초 제기된 바 있다.
현실은 그 이상이었다. REC 현물시장에서 과거처럼 최대치 가격까지 솟아오르진 않았지만 어느정도 안정적인 사업이 가능한 5~6만원대의 가격대가 올해 초부터 3분기까지 이어져오고 있다.
현물시장의 가격 흐름은 지난 몇 년간 산업의 침체냐, 성장이냐를 좌우할 정도로 중요한 요소다. 태양광이나 풍력 등 재생에너지분야가 성장하기 위해선 설치 및 보급확대도 중요하지만 태양광과 풍력으로 생산하는 전력이 안정적인 가격으로 판매되고 사용될 수 있어야 하기 때문이다.
이에 최근 REC 현물시장 흐름을 살펴보고 이런 수요와 공급의 안정화 흐름이 올해말까지 이어질 수 있을지 전망해보고자 한다./편집자주.
국내 우리나라 태양광발전업계는 여러가지 현실적인 어려움에 직면해 많은 성장통을 겪어왔다. 이에 업계의 성장을 가로막는 많은 규제 완화가 요구됐으며 재생에너지 보급률을 높이기 위한 RPS 정책이 아닌 안정적인 시장 구축을 위한 전반적인 제도 개선이 진행되기도 했다.
보급목표를 빠르게 이행하기 위해 발전공기업들과 대기업들이 매년 RPS 공급의무량을 자체설비, SPC설비 지분참여 후 인수, 자체계약 등으로 거대 자본을 앞세워 진행하면서 중소기업 중심의 소규모 태양광사업자들은 사실상 고사위기에 놓이기도 했다.
기존 문재인 정권의 재생에너지 저변확대를 위한 정책과는 달리 시장에서는 거대자본 공기업과 대기업 그들만의 잔치로 치중돼 실제 중소태양광업계는 기울어진 운동장에서 말그대로 고사 직전인 상황이라는 우려도 나오기도 했다.
특히 거대 자본기업들이 실제 시공은 하지 않으면서 수수료를 챙겨가고 중견에서 중소기업에게 하도급을 주는 시스템으로 시장이 변질됐다는 우려도 제기됐다. 일감이 없는 중소태양광 시공업체들은 도산을 막기위해 적은 마진에도 울며 겨자 먹기 식의 하도급계약을 할 수밖에 없는 상황이었다. 이는 RPS 현물시장의 지속적인 가격하락의 영향도 컸다.
또한 한전의 계통망 선로용량의 포화상태, 지자체 거리규제, 주민수용성 문제로 인한 신규 인허가의 어려움, 각종 기자재 값 폭등 등인 대내외적인 상황으로 중소태양광 시공업체들의 어려움은 더욱 가중되고 있는 실정이었다.
중소규모 태양광사업자들이 가장 크게 어려웠던 점은 지속적인 REC가격 하락으로 인해 모두가 이익을 보는 구조가 아니라 의무공급사와 대기업만 배불이는 불공정하게 결과가 나온다는 점이었다.
그렇게 태양광에 종사하는 사업자들에게 RPS 현물시장이 큰 도움이 되지 못한다는 평가가 나오고 팔리지 않은 REC를 울며 겨자먹기로 싼값에 판매하던 시장 분위기가 2021년 말부터 돌변하기 시작했다.
그동한 매년 REC 적체물량이 해소되지 못해 발전사업자들은 적절한 가격을 받지 못한다고 불만이 증폭됐는데 거의 반분기만에 상황이 바뀐 것이다. 이젠 수요대비 공급이 부족하다는 평가까지 나오는 실정이다.
■의무비율 확대, 시장의 흐름을 바꿨다
그동안 REC 현물시장이 개장된 이래 매년 쌓여가는 REC 적체물량이 적극 해소되지 않아서 발전사업자들은 적절한 가격을 거래하지 못하는 상황이 매년 이어져왔고 이를 해결하기 위한 한국에너지공단 등 정부의 대책도 공급의무자들이 더 많은 물량을 구입해주길 유도하는 방법 밖에 없었다. 의무이행을 수월하게 진행하고 발전사업자들은 적절한 가격을 받을 수 있는 RPS제도가 돼야 정부의 예산 투입없이 안정적인 시장으로 발전시킬 수 있는데 이러한 회복증상이 달성되기까지 많은 우여곡절을 겪어야 했다.
이런 가운데 올해부터 정부가 RPS 의무공급사들의 의무비율을 대폭 늘리면서 지난해말부터 REC 현물시장의 가격이 크게 늘었으며 해당 가격대가 안정적으로 몇개월째 이어지는 현상이 이어지고 있다. 신재생에너지 보급촉진법 개정에 따라 RPS 의무비율은 2026년 25%까지 단계적으로 오를 예정이며 올해는 의무공급비율이 9%에서 12.5%로 확대되며 공급의무사들이 의무로 공급해야하는 REC량도 크게 늘어났다.
전력거래소의 2022년 월별 REC 현물시장 평균가격을 살펴보면 1월 REC당 4만6,211원이었던 값이 2월 5만6,036원까지 상승한 이후 3월 4만7,520원대로 소폭 하락했다가 4월 다시 5만2,852원으로 5만원대를 회복했다. 이후 5월 REC 현물시장 평균가격은 5만2,970원이었다가 6월 다시 5만4,492원대로 회복하는 등 5만원대에서 가격 안정화가 현실화되고 있다는 평가다.
이후 7월21일자 현물시장에선 평군가격이 5만5,967원으로 상승하는 등 지속적인 상승세를 이어갈 전망이다.
특히 현물시장과 사업자간 계약시장에서의 REC 거래량이 대폭 확대되고 있다. 지난 1월 420만7,932REC가 거래된 이후 △2월 417만1,529REC △3월 479만7,887REC △4월 426만2,302REC △5월 504만1,523REC △6월 635만8,011REC가 거래되는 등 매달 거래물량도 조금씩 갱신하고 있는 실정이다.
이에 따라 올해 10월까지 현물시장 평균가격은 5만~6만원대를 기록할 것으로 전망된다.
■왜 가격이 올라갔을까
이러한 REC 현물시장의 상승세는 왜 이어지고 있을까? 우선적으로 산업통상자원부가 올해 RPS 의무비율을 지난해 9%에서 12.5%로 확대하면서 현물시장에 참여한 물량이 공급대비 수요가 역전하는 현상이 이어졌다는 이유가 크다.
RPS 의무공급비율이 상향된다는 것은 공급의무자의 REC 수요 역시 높아진다는 긍정적인 의미로 해석되며 REC 가격 하락의 결정적 원인이었던 초과공급현상이 완화되고 있다는 의미도 있다.
특히 최근 러시아-우크라이나 사태 등 대외적인 변화로 인해 고유가가 계속 형성되면서 SMP도 고가의 가격대가 형성되고 있는 상황이다. 이에 반사적으로 REC 역시 고가격대를 형성할 가능성이 높다. SMP가 높은 가격대로 형성되고 최근 적체물량이 해소되면서 발전사업자들이 저가로 시장에 물품을 내놓을 일이 없기 때문에 높은 가격대를 기반으로 한 사업자들의 입찰참여가 지속적으로 이뤄질 것으로 보인다.
특히 기존 발전공기업 등 RPS 의무공급 대상 기업들이 조금씩 민간발전사로 확대되면서 전체 RPS시장이 확대되면서 점차 공급대비 수요물량이 더 늘어날 것이라는 전망도 나오는 상황이다. 실제로 의무공급사들의 단·장기계약거래량도 대폭 늘어난 상황이다.
의무공급량 환산비율 변경으로 인한 REC 기준 의무공급량이 대폭 증가한 원인도 있다. 지난 2020년 4월 RPS 규칙 개정을 통해 공급의무자 REC 기준 의무공급량이 실질적으로 증가했다. 이전에는 공급인증서 기준 의무공급량(REC)=발전량 기준 의무공급량(MWh)이었으나 개정 이후부터는 공급인증서 기준 의무공급량(REC)=발전량 기준 의무공급량(MWh)×환산비율이 되면서 수요역시 그만큼 늘어나는 것이다.
RPS 의무공급비율이 증가하는 동시에 REC 환산비율도 지속적으로 높아질 전망이기 때문에 두 요소의 영향을 직접적으로 받는 공급의무자의 REC 수요 역시 점차 확대될 것으로 예상되는 것이다.
지난해까지 4만원은 고사하고 3만원대 유지도 힘들었던 REC 현물시장 평균가격이 올해들어 평균 5만원대를 넘어서며 수익성을 높이는 가운데 올해부터 의무공급사들의 의무비율이 점차 늘어나면서 상승세가 계속될 것이라는 분석이 나오고 있다.
■또다른 변수, RE100+CHPS
또한 글로벌 RE100 참여기업의 확대도 영향을 끼친 것으로 보인다. 지난해 정부가 REC 거래시장을 개설하면서 RE100 참여 민간기업도 REC 구매가 가능해진 상황이다. 일반 기업을 수요자로 하는 REC 거래시장이 신규 개설되면서 한국형 RE100(K-RE100)에 참여하는 기업은 REC를 직접 구매할 수 있을뿐 아니라 이를 온실가스 감축 실적으로도 인정받아 배출권거래제 이행 비용을 절감할 수 있다.
RE100은 단순히 기업의 재생에너지 생태계 구축에만 한정된 것이 아니라 국제적인 산업경쟁력 확보에도 영향을 미칠 것으로 우려된다. 자율적인 참여라고 하지만 세계 각국의 유명기업들은 RE100 달성 기업과의 수출무역을 진행하겠다고 공표하고 있는 등 재생에너지 산업생태계 구축에 커다란 위험 요인이 되고 있다. 또한 RE100과 탄소국경조정제도라는 새로운 탈탄소 무역장벽이 전세계적으로 발생하고 있는 현 시점에서 재생에너지 확대와 동시에 REC 현물거래는 공급의무자뿐만 아니라 국내기업 모두에게 해당되는 필수적인 요소로 발전하고 있는 상황이다.
단순히 재생에너지 확보의 차원을 넘어 미래 우리나라의 산업경쟁력을 약화시키는 악재를 막기 위한 조치로 RE100이 적극 활용될 것으로 보인다.
현재는 거래량이 미미한 수준이지만 에너지전환에 기여하고자 하는 글로벌 기업들의 RE100 참여가 확대됨에 따라 기업의 REC 수요 역시 점점 늘어날 것으로 보여 향후 REC 현물시장 내 높은 가격대 유지도 영향을 줄 것으로 보인다.
기업의 REC 구매를 통해 우리나라에서도 RE100 참여기업, 소비자 그리고 재생에너지 발전사업자의 선순환이 구축될 가능성이 높아진 것이다.
향후 또하나의 변수는 수소발전의무화제도(CHPS)의 본격적인 도입이다. 즉 기존 RPS시장에서 수소연료전지가 분리될 예정인 것인데 CHPS가 시행될 경우 기존 RPS시장에서 수소발전이 분리되고 이에 따라 수소연료전지 맞춤형 시장이 신설되는 것이다.
아직 제도 도입시기가 확정된 것은 아니지만 중요한 점은 CHPS가 시행되면 연료전지 REC가 다른 시장으로 옮겨가면서 기존 RPS 시장의 REC 수요·공급도 영향을 받게 된다는 것이다. 산업부는 CHPS가 도입될 경우 전체 REC 발급량에서 연료전지가 차지하는 비율이 약 18%에 이를 것으로 예상하고 있다.
이에 지속된 REC 초과공급이 현물시장 가격의 하락을 야기했던 것과는 반대로 CHPS 도입으로 인한 연료전지 제외 등은 REC 수요의 대폭 증가를 가져올 것이며 이를 통해 현물시장도 REC 가격이 일정 수준에서 유지가 가능하도록 바뀔 것이라는 기대가 높아지고 있다.
물론 이런 현물시장 REC 가격 상승이 국내 에너지산업 전체에서 유리한 점만 있는 것은 아니다. 대규모 의무공급사들의 REC 비용 부담 증가는 곧 전기요금 인상으로 이어지기 때문이다.
현물시장과는 별도로 정보가 기업들의 안정적인 수익 확보를 위해 도입한 고정가격계약의 경우 참여자가 줄어드는 등 RPS시장의 안정적 가격유지를 지속적으로 이끌어가는데는 난관이 있는 상황이다.
처음 계약한 금액으로 20년 간 일정한 수익을 거두는 고정가격계약의 경우 시장가격을 따르는 현물시장보다 안정적이긴 하지만 시장가격이 높을때 이보다 큰 수익을 내긴 어렵다. 이에 더 큰 수익을 얻을 수 있는 분위기가 형성된 현물시장에 몰릴 수밖에 없는 현재 상황이다. 물론 반대의 상황에선 고정가격계약에 사업자들이 몰리기도 했다.
이제 사업자들이 안정을 넘어 높은 가격대가 아닐 경우 정부가 마련한 제도에도 참여하지 않을 확률이 높다는 의미다.
이는 곧 안정적인 시장가격 유지를 위한 제도를 기반으로 사업자들이 지속적인 이익을 낼 수 있는 구조가 되는 것이 아니라 높은 가격을 벌 수 있는 제도나 프로그램에만 집중되고 국내기업을 위해 마련된 다른 사업에는 참여하지 않을 위험성도 있다.
지난해 하반기 RPS 고정가격계약 경쟁입찰 전체 경쟁률은 약 1.59대 1로 역대 최저치 경쟁률을 기록했으며 올해 상반기 진행된 경쟁입찰도 높은 경쟁률이 아닐 것이라는 전망이다.
사실상 RPS제도의 목적은 기업 하나하나를 지원하는 것이 아닌 정부의 돈이 투자되지 않은 상황에서 자율적인 시장제도로 자리잡기 위한 것이 목적이다. 발전사업자의 입장에선 높은 가격대를 형성하는 것이 안정적인 시장으로 평가되지만 공급의무자들의 경우에는 반대이기 때문에 양쪽이 만족할 수 있는 시장 구조로 자리잡기 위해선 더 많은 시간이 필요해 보인다.
■제대로된 RPS 되려면
이와 같은 REC 현물시장에서의 가격상승에도 불구하고 국내 RPS제도가 재생에너지 사업에 투자하기 좋은 여건이라고 한다면 대답은 ‘아니다’일 수밖에 없다. 재생에너지 확대를 위해선 태양광·풍력발전소를 설치할 부지가 필요한데 환경부를 넘어서 각 지자체별로 이격거리 등 각종 규제가 발목을 여전히 잡는다.
가장 큰 부분은 ‘이격거리’ 규제가 여전히 발목을 잡고 있다는 점이다. 지자체 조례에 따라 태양광·풍력발전 설비를 설치하기 위해서는 주민 생활시설과 일정 거리를 둬야 한다. 특히 토사 유출, 자연경관 훼손, 환경 파괴 등을 이유로 야산의 경우 태양광발전시설의 설치 추진이 아에 불가능하다시피 하다. 문제는 국내에서 태양광을 설치할만한 부지 대부분이 등록상 임야로 편성돼 있는 경우가 많다는 것이다.
국내 태양광발전사업자들이 설치지역 지자체를 통해 개발행위허가 등 인허가를 진행하는 과정에서 행정편의 등으로 인해 사업진행을 못하는 경우가 여전하다.
심지어 기존에 설치될 태양광발전소를 신규 모듈을 설치해 확장하는 것조차 복잡한 절차를 거쳐야 가능여부를 확인할 수 있다는 점도 문제로 거론된다. 국내 태양광기업들에 따르면 태양광사업자들은 지자체로부터 발전사업허가를 받고 개발행위를 얻은 다음 태양광발전소를 설치해 운영을 하고 있다. 이후 시간이 약 10여년 정도 흐른 후 해당 발전소에 대한 조사결과 모듈을 교체하는 작업만으로 처음 설치된 발전소 용량보다 추가적인 전력생산이 가능하다는 결과가 나올 경우 신규 모듈로 교체하는 과정을 진행한다.
다만 그냥 교체할 순 없고 현재 지자체 조례상 별도의 토지 형질변경이나 토목공사를 수반하지 않고 순수하게 기존 구조물에 모듈만 교체하는데도 개발행위허가를 해당 지자체로부터 신규로 받아야 한다.
이에 오래 전부터 태양광 발전시설을 운영해 온 수많은 사업자가 모듈 교체를 통한 용량변경을 위해 신규 발전사업허가 신청을 계획하고 있다. 문제는 이 과정에서 처음 발전소 설치 이후 시간이 많이 흐르는 과정에서 이격거리 기준 등 새로운 조례 규정이 생겨서 이 규제에 해당될 경우 개발행위허가가 불가능하다는 것이다.
기존 태양광발전소 주변에 새로운 주택이 들어선 경우도 있고 예전과 그대로인 경우라도 새로운 조례를 적용하다보니 모듈교체를 위한 개발행위허가 자체가 불가능하게 된 것이다.
태양광기업들은 RE100 및 기후변화 대응을 위한 신재생에너지 확대의 필요성에도 불구하고 무분별한 태양광 시설로 인한 주민의 민원해소 차원에서 이와 같은 지자체의 조례를 신설한 취지는 충분히 이해한다는 입장이다. 반면 별도의 토지 형질변경이나 토목공사를 수반하지 않고 순수하게 기존 구조물에 모듈만 교체하는데 개발행위허가를 신규로 받아야 한다는 것도 과잉 행정인 가운데 신설 조례를 적용해 개발행위허가 자체도 불가능하다는 건 너무 행정 편의주의적 발상이 아니냐는 주장이다.
특히 기존 태양광발전소를 신규 조례를 적용해 폐쇄시킬 게 아니라면 어차피 그대로 운영될 것인데 자원이 부족한 좁은 국토에서 동일한 부지에 더 효율이 높은 시설로 전력을 생산하고 보급하는 것을 막는 것은 국가나 기업차원을 넘어 해당 지자체의 입장에서도 손실을 볼 수밖에 없다는 것이다.
태양광기업들은 관련 법령에 따라 인허가를 담당하는 해당 지자체 담당자 혼자 해결할 부분은 아닌만큼 기술발전에 따라 모듈교체를 준비하고 있는 수많은 기존 태양광 사업자가 겪고있는 애로사항임을 인식해 범정부적인 차원에서 근본적인 개선이 이뤄져야 한다고 주장하고 있다.
특히 기존에 운영되고 있는 태양광시설 동일 부지에 용량변경이나 증대를 위한 개발행위허가 시에는 기존 조례의 적용을 유예하는 등의 대안이 필요하다는 분석이다.
해당 지역 주민들이 발전소를 짓는 데 직접 참여하는 주민참여형 사업도 일부 있지만 극소수이기 때문에 국내에서 필요한 태양광과 풍력을 모두 설치하는데 도움이 된다고 보긴 어렵다.
이에 REC 현물시장을 넘어 태양광과 풍력 등 재생에너지의 원활한 확대와 탄소중립을 달성하기 위해선 안정적인 RPS제도를 구축하기 위한 끊임없는 점검과 개선이 더욱 필요해 보인다.