2034년, 의무비율 40% 상향, 적용대상 30곳으로
REC 수급예측 어려워, 전기요금 인상요인 우려
국내 대규모 발전소에 적용되는 신재생 에너지 의무발전 비율(RPS)이 10%에서 25%로 상향 조정된다. 이에 따라 대형 에너지 기업이 의무발전량을 채우지 못할 경우, 부족분에 대한 비용을 지불하고 신재생에너지 공급인증서(REC)를 구매해야 한다.
20일 산업통상자원부는 공급의무자의 신·재생에너지 의무공급비율의 상한을 현행 ‘10% 이내’에서 ‘25% 이내’로 상향하는 ‘신에너지 및 재생에너지 개발ㆍ이용ㆍ보급 촉진법’ 일부개정법률안을 공포했다. 지난달 24일, 국회를 통과한 해당 개정안은 공포 후 6개월 뒤인 10월21일부터 시행된다.
RPS 제도는 지난 2012년 처음 도입됐다. 이번 개정으로 제도 도입 9년 만에 처음으로 의무비율 상한이 상향 조정됐다. 정부는 이번 법률 개정을 토대로 중장기 신재생에너지 발전비중 목표를 고려해 RPS 제도를 운영해 나갈 수 있게 됐다.
RPS제도는 500㎿ 이상의 발전설비를 보유한 발전사업자가 총 발전량의 일정 비율 이상을 태양광, 풍력 등 신재생에너지를 사용해 전기를 생산하도록 하는 제도다. RPS 의무비율은 2012년 2%로 시작해 매년 조금씩 상향되면서 올해 9%까지 높아졌다.
정부는 법률 개정에 따라 2022년부터 의무비율을 10%로 상향할 계획이다. RPS 의무비율이 현실화되면 REC 수급여건을 개선하는 한편, 현물시장 가격 안정화를 통해 중·소 신재생 발전사업자의 안정적 사업추진에도 긍정적 영향을 미칠 것으로 보인다.
500㎿ 이상의 대규모 발전사업자는 한국전력, 한국수력원자력 등 발전 공기업 5개사와 포스코에너지, GS에너지, SK E&S 등 민간발전사 23곳으로 해당 사업자들은 RPS 의무비율 상향에 따른 대응책 마련에 나서고 있다.
하지만 REC 가격의 변동 폭이 커 수급예측이 쉽지 않아 대응전략 수립에 어려움을 겪고 있다. 연도별 REC 평균가격은 2014년 102.3천원에서 2015년 92.3천원으로 하락했다가 2016년 139.2천원까지 올랐다. 하지만 이후 계속 하락해 2019년에는 60.5천원을 기록했다.
업계 관계자는 "대부분의 대형 발전사들이 의무비율을 확보할 수 있는 수준까지 직접 신재생에너지 사업을 추진하거나 REC를 구매할 것으로 보인다"며 “다만 REC의 가격 예측이 쉽지 않아 대응에 한계가 있다"고 말했다.
한편 RPS 의무비율 상향으로 해당 사업자들이 비용부담이 늘어나게 되면 결국 전기료 인상으로 이어질 수 있어 개정된 법 시행일인 10월 21일 이후 어느 정도 전기료 인상이 발생할지 업계의 관심이 쏠리고 있다.
산업부는 “앞으로 9차 전력수급계획과 5차 신재생에너지 기본계획을 통해 설정한 연도별 신재생 발전비중 목표를 달성하기 위해 연도별 RPS 의무비율을 도출하고 하반기 중 시행령 개정을 추진할 계획”이라며 “그동안 의무공급 비율의 상향 조정을 주장해오던 중소 신재생 발전사업자로서는 법 개정으로 안정적인 사업 기반을 마련할 수 있을 것”이라고 말했다.
지난해 말 정부가 발표한 ‘제5차 신재생에너지 기술개발 및 이용·보급 기본계획’에 따르면 2034년까지 RPS의무비율은 40%로 상향된다. 500㎿인 신재생에너지 의무공급 적용대상도 설비 규모 기준으로 300㎿로 낮춰 적용대상 발전사가 올해 23개에서 30개로 늘어날 전망이다.
업계 관계자는 “한전은 RPS 공급의무자인 발전사의 의무이행 비용을 보전하도록 했는데 올해에만 RPS 이행비용이 약 2조3000억원으로 책정돼 있다”며 “이 비용은 전기요금 고지서에 기후·환경 비용에 RPS 이행비용으로 부과하기 때문에 기후환경 비용 증가에 따라 전기요금 인상요인으로 작용할 수 있다”고 설명했다.
