국내 신재생에너지 발전사업자의 수익 변동성 완화를 위한 해외 전력시장 구조 및 REC 가격 안정화 정책 사례 분석 doc_id PCY_201610210249083571_1

전 세계적으로 에너지 수요는 꾸준히 증가하여 2013년에서 2040년 사이 37% 증가할 것으로 전망된다(IEA, 2014). 한 지역의 산업과 경제가 발전하면서 에너지 사용량이 증가하는 것은 자연스러운 현상이나, 문제는 이에 따라 온실가스 배출량 또한 증가하게 된다는 점이다. 현재 각국은 기후변화 문제에 대응하기 위해 노력하고 있으며, 이에 전통적인 에너지원에 비해 친환경적인 신재생에너지원이 주목 받고 있다. 신재생에너지는 온실가스 감축을 통한 기후변화 문제 대응, 화석 에너지 고갈의 대안, 산업화를 통한 경제성장 동력 등 환경적, 경제적으로 긍정적인 효과를 불러올 잠재력을 지녔다. 세계 신재생에너지 공급은 꾸준히 증가해, 2013년 전 세계 신재생에너지 생산량은 약 18억 TOE에 달한다(IEA, 2015). 전력 부문(수력 포함)에서는 신재생에너지 용량이 2004년 대비 2013년 말까지 약 2배 증가하였으며 신규 건설되는 발전설비 중 신재생에너지 설비가 45%에 달하고 있다(IEA, 2015). 국내 신재생에너지 발전사업자는 신재생에너지를 RPS의무자에게 판매하고 SMP와 REC 가격에 따라서 수익을 얻고 있다. 이러한 수익 구조는 REC와 SMP가 모두 시점별로 가격 변동성이 존재하게 되어 사업의 불확실성을 심화한다. 최근의 경우 2014년 12월 평균 SMP 가격이 143.7원/kW이었던 반면 2015년 9월 평균 SMP가 85.7원/kW으로 약 40%가량 하락하였다. 신재생에너지 발전사업자의 수익이 최근 대폭 축소된 배경이다. 이론적으로는 “LCOE=SMP+REC”가 성립되므로 시장을 통해서 신재생에너지의 원가(LCOE)를 회수할 수 있는 수준으로 SMP와 REC 보상가격이 상호 조정되어야 한다. 하지만 국내에서는 SMP는 전력가격에 따라 결정되는 변동가격이며 REC 가격도 소규모 태양광을 제외하고 고정가격을 제공하지 못하고 있어서 자연적인 조정이 이루어지지 못하고 있다. 이에 따라 신재생에너지 발전사업자의 수익 변동성을 완화할 수 있는 구제책이 필요한 상황이다. 본 장에서는 우리나라보다 RPS를 먼저 도입한 국가들의 REC 가격 안정화 정책들을 살펴보고, 시사점을 도출하고자 한다. 선진국의 경우 신재생에너지 의무할당량을 판매사업자에게 부과한 반면, 국내에서는 판매사업자가 아닌 발전사에 RPS 의무를 부과하고 있다. 발전사는 신재생에너지 발전과 RPS 의무를 동시에 이행하므로 발전사에는 REC 가격 하락에 대한 유인이 거의 존재하지 않는다. 그러므로 REC 가격 상승을 억제할 수 있는 정책 대안이 필요한 상황이다. 현재 RPS 제도 하에서 발전사업자의 REC 수입은 소규모 사업자의 경우 판매사업자 선정제도를 통해서 장기계약 가격으로 고정된다. 따라서 REC 가격의 변동위험을 회피하는 것은 가능하다. 반면 도매전력시장의 보상부분인 SMP 변동은 발전사업자가 부담해야 하므로 이에 따른 수익 변동성이 사업 리스크로 작용하게 된다. 가격 불확실성이 발생함에 따라 신재생에너지 발전사업자는 물론 정부 입장에서도 신재생에너지 사업 추진의 어려움이 존재한다. 공급인증서 가격 안정화 정책 제시에 앞서 국내 외 전력 시장 구조 차이에 대한 이해가 필요하다. 왜냐하면 전력시장 구조의 근본적인 차이로 인해 공급인증서 가격의 변동이 커지는 부분이 있기 때문이다. 국내의 경우 REC 시장 형성 및 활성화를 위해서 독점인 판매사 대신에 다수의 발전사에 대해 RPS 의무를 부과하였다. 다수의 플레이어인 발전사가 시장에 참여하는 경쟁구도를 마련한 것이다. 하지만 국내 발전사의 대부분이 신재생에너지 발전 사업에 참여하고 있기 때문에 발전사 입장에서는 REC 가격이 하락할 경우 발전 수익이 감소하게 된다. 그러므로 REC 매입 당사자인 RPS 의무사가 동시에 신재생에너지 전력을 공급하는 구조에서는 REC 가격 하락의 유인이 크지 않다는 모순이 발생한다. 반면 해외의 경우 기본적으로 RPS 의무를 판사에 부여한다. 판매 사가 REC 매입 주체가 되는 경우 신재생에너지 의무 이행 비용을 대부분 전력요금을 통해서 보전하고 있다. 따라서 RPS 의무대상자인 전력판매사는 값싸고 질 좋은 신재생에너지 발전 유치에 힘쓰게 된다. 또한 규제 당국은 의무 이행 비용 설정 기준을 엄격히 적용하거나 소매전력 가격 상승을 제한(Cap)하는 방식으로 REC 가격 안정화 방안을 마련하고 있다. 미국의 경우 주요 16개 주에서는 소매 판매 경쟁이 자유화되어 있기 때문에 RPS 의무사인 판매사가 발전사와 독립적으로 의사결정을 내린다. 이는 REC 가격 상승 시 판매사에 손실이 발생하기 때문에 REC 가격의 상승 제한 또는 하락 유인으로 작용한다. 다만 콜로라도와 같이 일부 주의 경우 발전-송배전을 일괄적으로 담당하는 수직통합형 전력회사가 신재생에너지 발전과 RPS 의무를 이행하기도 한다. 이 경우 REC 가격 안정화 제도가 함께 도입되고 있다. 미국, 영국, 호주의 경우 신재생에너지 전력을 발전사가 판매하고 이를 소매판매사가 매입한다. REC 가격은 경매, 역경매 또는 경쟁시장을 통해서 결정되며 이를 기반으로 REC 거래가 성사된다. 국내 전력시장은 현재 발전부문에 공기업 6개사(한전 자회사)와 민간기업 6개사(GS Power, 지역난방공사, 수자원공사, SK ENS, MPC 율촌, 포스코 에너지)가 진입하고 있다. 도소매 전력판매는 한국전력이 여전히 독점적 지위를 가지고 있으며 한전은 전력시장에서 결정된 가격으로 전력을 구입한다. 콜로라도 주의 경우 소매경쟁 및 탈규제 제도를 도입하지 않은 대표적인 지역에 해당한다. 현재 콜로라도는 기존 대형 IOU 2개 사가 주 전체의 발전 및 송배전의 60%를 공급하고 있으며 캘리포니아와는 달리 유틸리티의 지역적인 배분은 없으며 소비자가 공급사를 선택할 수 있다. 콜로라도는 전통적인 수직통합형(Vertically Integrated) 전력시장 구조를 가지고 있으며 규제적 시장 환경 특성을 나타낸다. 이와 같은 규제적 전력 시장의 경우 “소매가격 상한선(Retail Price Cap)”을 통해서 REC 원가를 제한하는 규정을 적용하는 경우가 많다(Climate Policy Initiative, 2012). 영국은 1990년 선진국 중 가장 먼저 전력시장의 자유화를 추진하였다. 적극적인 전력시장 구조 개편 노력으로 전력산업 분야 전반적으로 민영화를 도입하였다. 전력시장 구조 개편 이후 주요 발전회사들이 경쟁 구도를 지속하고 있다(이창호, 2013). 영국은 전력시장 구조개편을 통해서 현재 38개 발전사업자, 9개 배전사업자, 8개 판매사업자가 시장에 참여하고 있다. 전력시장가격(도매전력가격)은 용량요금(CP: Capacity Payment, 고정비)과 전력량요금(SMP, System Margun Price, 변동비)으로 구성된다. 용량요금은 입찰에 참여한 발전원에 대해서 공급 가능한 용량(Capability)을 측정하여 이에 따라 보상을 지급한다. 전력량 요금은 한계비용개념의 시장가격으로 일반발전기(기저발전 제외)의 경우 계통한계가격(SMP)을 적용한다. SMP는 전력거래소 산하 비용평가위원회가 결정하며 매월 말 다음 달 SMP 수준을 결정하기 위해서 발전기별 발전비용을 심의하여 미리 결정한다. SMP는 가격 변동위험에 노출되어 있다. 미국은 50개 주(州) 별로 전력시장 자유화 수준이 다르다. 2010년 9월 현재, 발전 도매 및 소매 전력판매 시장이 모두 경쟁체제로 전환된 곳은 동부 주요 도시를 포함한 16개 주이며 이외 주의 경우 소매경쟁이 중단되거나 기존의 전통적 수직통합형(Vertically Integrated Utilities) 형태를 유지하고 있다. 대표적인 소매경쟁 자유화, 즉 탈규제(Deregulated) 지역으로는 동부 ISO-NE 하의 뉴 햄프셔(NH) 주가 있다. 뉴 햄프셔의 경우 다수의 발전사와 경쟁적 소매판매사가 존재한다.