우리나라에 RPS가 도입된 지도 벌써 10년이 넘었다. RPS 제도에 대한 논란도 있었지만 신재생에너지 보급에 기여한 것은 부인하기 어려울 것이다. 제도 도입 당시 우리나라 신재생에너지 보급률은 총발전량 대비 0.8%로 사실상 불모지나 다름없었다. 2012년 시행 첫해 의무량을 2.0%로 정하였으나, 사실상 불가능한 수준이었다. 시행 초기에는 의무량을 채우기 어려울 것임을 감안하여 이월(borrowing) 등 보완 수단을 만들기도 하였다. 신에너지라는 이름으로 연료전지, IGCC 뿐만 아니라 폐기물, 부생가스도 포함하여 가능한 신재생에너지 발전량을 늘리고자 했다. 당장 의무량을 채우기 어렵다 보니 설치가 비교적 용이한 연료전지나 바이오매스 혼소가 늘어나는 현상도 나타나게 되었다.
작년말 기준으로 신재생에너지가 총발전량에서 차지하는 비중은 8.9%이고, 이중 재생에너지만도 7.7%에 달하고 있다. 발전량 기준으로는 각각 53.2TWh, 46TWh이며, 태양광이 27TWh로 절반 이상이다. 태양광 설치용량도 2700만kW에 달하고 있다. RPS 도입시 설정한 목표연도 2022년의 의무량이 REC 기준으로 10%이니, 가중치 효과를 고려하면 당초 설정한 목표를 달성한 셈이다.
이처럼 RPS라는 제도를 통해 우리나라 신재생에너지 보급확산이 본궤도에 오르고 산업도 커지고 있지만 문제점과 부작용도 적지 않다. 아직도 대부분 경제성을 확보하지 못해 보조금에 의존하고 있으며, 이로 인한 사회적비용도 매년 늘어나고 있다. 제도의 효율성에 있어서도 문제가 발생하고 있다. RPS를 통한 조달비용이 공급비용의 흐름과 동떨어져서 움직이는 것이다. 이로 인해 경제적 신호역할을 거의 하지 못하고 있다.
마지막으로 RPS 제도 도입 이후 변화하고 있는 에너지 및 온실가스 감축 여건에 대한 대응이 어렵다는 점이다. 예로써 RE-100과 같은 새로운 국제규범이 확산되고 있지만 RPS가 대응하는 부분은 거의 없다. RPS 설계 당시 10년 정도로 의무기간과 10% 목표를 설정한데는 이유가 있다. RPS라는 강력한 규제적 방식을 통해 신재생에너지를 일정 규모까지 높이는 것이다. 그럼에도 제도시행의 불확실성을 고려하여 매 3년마다 조정할 수 있는 조항을 만들게 되었다. 그러나 조정시 마다 특정 입지나 에너지원, 사업방식에 대해 높은 REC 가중치를 주는 일종의 지원수단이 되어가고 있다.
RPS가 당면한 문제를 풀어가기 위해서는 무엇보다도 먼저 제도에 대한 전면적인 재검토가 필요하다. 우리가 발전차액지원제도(FIT)에서 RPS제도로 전환한 것은 FIT 시행상 문제점도 있지만, 당시 녹색성장법 등을 통해 신재생에너지산업을 뒷받침할 수 있는 실효성 있는 정책이 필요했기 때문이다. 즉, 주로 영미권에서 시행 중이던 RPS라는 입법방식을 통해 신재생에너지산업을 육성하고자 하였다.
RPS는 선진국의 사례에서 볼 수 있듯이 무작정 지속하는 것이 아니다. 일정기간 시행하고 목표 도달여부, 시행상 문제점 등을 파악하여 계속여부를 판단하고 있다. 의무자, 목표량, 시행기간, 이행수단, 이행비용 등에 대한 점검이 필요하기 때문이다. 당초 설정한 의무량이 달성되면, 추가 이행 여부는 전술한 요소들을 고려하여 결정하게 된다.
대부분의 경우 신재생에너지 보급이 확대되고 시장의 커지게 되면 공급비용이 낮아져 RPS 이행에 소요되는 비용도 줄어들게된다. 흔히 말하는 ‘그리드 패리티’에 근접하기 때문이다. 우리도 이제 재생에너지 비율이 10%에 도달해가는 현 시점에서는 제도의 전면적인 개선이나 전환까지도 살펴볼 때다.
둘째는 신재생에너지 조달비용의 문제다. 우리나라 신재생에너지 발전사업자는 RPS발전량에 대해 전력시장의 SMP(계통한계가격)와 REC 가격이라는 두가지 수입원을 얻게 된다.
이렇게 REC를 발급한 것은 도입 초기 높은 신재생에너지 발전비용을 보전하기 위한 것이었다. SMP는 2012년 KWh당 160원 수준이었으나, 이후 하락하여 7.80원으로 낮아졌으나, 작년에 급등하여 200원을 넘기도 하였다. 올 5월 이후에는 140~150원 범위에서 안정화되어 있다. REC 현물가격은 가중치 1.0의 경우 2017년 kWh당 120원 수준에서 2020년 40원까지 하락추세였으나, 금년 들어 7.80원 수준으로 다시 상승하였다. 단순히 SMP와 REC를 더한 현물시장에서 수익은 시행기간 중 130~250원 사이에서 변동하였다.
문제는 이러한 수익 변동추이가 신재생에너지의 공급비용과 괴리되는 것이다. 제도설계 의도와는 다르게 SMP의 변동은 커지고 있고, REC는 SMP와 연계되지 않기 때문이다. 이론상 신재생에너지 공급비용이 낮아지면 REC도 낮아지고 반대의 경우면 올라가야 한다.
그러나 우리 RPS 조달시장은 이러한 시장의 본래기능을 하지 못하고 있다. 태양광 입찰시장이 따로 운영되고 있지만, 입찰물량에 절대적인 영향을 받으므로 시장기능이 작동하기 어려운 구조이다. 조달규모가 큰 계약시장도 현물시장으로부터 자유롭지 않기는 마찬가지이다. 이제 공급비용의 흐름이 시장에서의 조달가격으로 연결될 수 있는 정교한 시장설계와 운영이 필요하다.
마지막으로 조달방식의 문제다. RPS에서의 의무량 조달은 장기계약, 입찰, 현물시장 등을 통해 운영된다. 또한 정산이라는 별도 절차를 통해 RPS 이행비용을 보상하고 있다. 의무이행자에게 의무이행의 용이성은 증대하겠지만 이행비용의 격차가 발생할 수밖에 없는 구조다.
특히, 의무이행자 자체 조달 하거나 SPC 방식의 조달의 경우 조달비용의 효율성을 담보하기는 어렵다. 그나마 부존잠재량이 많고 산업관점에서 육성이 필요한 해상풍력은 기존의 REC 조정만으로는 돌파하기 어려운 실정이다. RPS 도입 초기 태양광 보급을 위해 운영했던 별도시장(set-aside) 방식도 고려해볼 시점이다. 반면에 일부 신재생에너지는 경쟁력을 확보하고 에너지로서의 역할을 할 수 있는 여건에 와있다. RPS 제도의 전면 재검토를 통해 새로운 발전방안을 찾아야 한다.
