2.1 해외 RE100 참여 현황

2021년 1월 기준, 전 세계 285개 기업이 참여하고 있으며 참여기업의 총 전력소비량은 2020년 12월 기준, 연 329TWh 규모로 이는 호주의 전력사용량을 넘는 수치이다. 이 중 평균적으로 47%를 재생에너지로 공급하고 있다. 국가별 참여기업 수는 미국 79개, 일본 46개, 영국 42개, 호주 14개, 프랑스 12개, 독일 11개 순이다 ⁽¹⁹⁾.

기업별로는, 애플은 2018년도에 전 세계 매장과 법인 사무실에 대해 재생에너지 사용 100%를 달성하였고 2030년까지 제조 공급망 및 제품 생애주기를 아우르는 기업활동 전반에서 탄소중립을 달성하겠다는 목표를 수립하였다. 구글은 2017년도에 재생에너지 사용 100%를 달성하였으며 페이스북과 뱅크오브아메리카 역시 100% 이행을 달성하였다. IT, 서비스업종의 재생에너지 사용 이행률과 비교하면 제조업의 이행률은 낮은 편이다. 2019년 기준으로 BMW의 이행률은 9% 수준이며 GM은 32%, 3M은 33%, 존스앤존스는 37% 수준이다.

기존에는 유럽과 북미 기업이 주로 참여하였지만, 최근에는 아시아-태평양 지역의 기업들로 RE100 저변이 확대되고 있는 중이다. 실제로, 2019년에 새롭게 참여한 기업 중 42%가 아시아-태평양 지역의 기업들이었다. 대만의 TSMC는 세계 반도체 기업 중 최초로 2020년도에 RE100 참여를 선언하였으며 같은 해 7월 1.2GW에 해당하는 해상풍력 PPA에 계약하였다. 2014년 RE100이 시작된 이래 유럽과 북미 기업 위주로 참여했기 때문에 참여기업의 실질적인 재생에너지 사용비율은 유럽과 북미 기업이 아시아 기업들보다 상당히 높다. 2021년 1월 기준으로 미국의 RE100 참여기업들의 재생에너지 사용비율은 57.7%이며, 영국 기업의 경우 57.8%, 스위스 기업의 경우 72.3%, 프랑스 기업의 경우 49.1%, 독일 기업의 경우 39.7%이다. 에너지 다소비 제조기업의 비중이 높은 중국, 일본, 대만의 RE100 참여기업의 경우 재생에너지 사용비율이 각각 29.8%, 10.1%, 7.4% 수준으로 나타났다.

2.2 재생에너지 전력구매 이행수단

RE100 참여기업들은 전력사용을 친환경 전력을 자가조달하거나 구매해야 하며, CDP에서 인정하는 수단을 통해 재생에너지 사용을 인증받아야 한다. 재생에너지 구매 방안은 크게 자가발전, 녹색 프리미엄, 공급인증서 구매, 전력구매계약(PPA)로 구분된다.

자가발전은 소비자가 자신의 시설 내 혹은 인근에 발전설비를 설치하고 해당 설비에서 생산된 전력을 사용하는 것이다. RE100 참여 관점으로는 재생에너지 전력사용에 대한 명시적 증명이 가능하다는 장점이 있다. 또한, 높은 전력공급 신뢰도 및 전기품질 확보가 가능하다 점 그리고 전력사용 비용을 소비자가 주도적으로 관리할 수 있다는 장점이 존재한다. 다양한 구매 이행수단 중 자가발전은 재생에너지 용량 순증효과가 가장 높은 방법이라고 간주되고 있다. 하지만 소비자가 발전설비 및 전용선로에 대한 초기투자비용을 감당해야 하며 설비에 대한 운영·관리 책무를 감당해야 한다는 점이 전기소비자에게 부담이 될 수 있다.

녹색 요금제는 녹색 프리미엄(green premium)과 녹색 전력요금(green tariff)로 구분된다. 녹색 프리미엄은 전기소비자가 기존에 전기판매업자에게 지불하는 전기요금에 추가로 재생에너지로 생산된 전력에 대해 추가적인 비용(premium)을 전력회사에 지불하는 요금제를 의미한다. 전력판매업자가 녹색 전기를 판매하기 위해서는 우선 판매하고자 하는 전력량에 대해 재생에너지인증을 받아야 한다. 이는 직접 발전설비에 투자 혹은 재생에너지 공급인증서 구매(REC)를 통해 가능하다. 이후, 판매하는 전력량에 대해 재생에너지 인증기관으로부터 재생에너지 소비인증서(REGO)를 발급받아 소비자에게 전달한다. 녹색 프리미엄은 간편하게 요금제 가입을 통해 재생에너지 구매가 가능하다는 점에서 소비자의 접근성이 매우 높다. 하지만 전기소비자 관점에서 재생에너지 발전원을 선택할 수 없다는 한계가 있으며, 기존 전력요금에 추가 비용을 지불해야 하기에 경제적인 부담이 된다. 프리미엄 수준은 소비자가 요금제를 선택하는데 가장 중요한 요소이다. 전력판매 부문이 자유화된 시장에서는 전기판매업자들이 경쟁적으로 다양한 형태의 녹색 요금제를 제공하고 있으며 프리미엄 수준은 경쟁에 의해 결정되게 된다. 규제시장에서는 지역 독점 유틸리티가 녹색 프리미엄을 운영하며 프리미엄 수준은 상위 공공규제기관의 영향을 받을 수 있다 ⁽⁵⁾.

녹색 전력요금은 유틸리티를 중계로 발전사업자와 전기소비자 간 재생에너지 전력구매 계약을 맺는 것을 의미한다. 유틸리티는 재생에너지 자원을 확보하고 구매자는 유틸리티와의 계약을 통해 재생에너지 전력과 인증서를 공급받게 된다. 이때, 구매자는 발전원의 종류, 발전회사를 선택할 수 있다.

재생에너지 공급인증서 구매는 전력을 생산하거나 사용할 전력을 재생에너지 발전원으로부터 직접 구매하는 것이 아닌 재생에너지 인증서(EAC, Energy Attribute Certificate)만을 구매하는 것을 의미한다. 우리나라와 미국의 경우 REC를 인증서로 사용한다. REC는 재생에너지 발전사업자와 계약으로 전력과 별개의 상품으로도 구매 가능하며 REC 거래시장에서 구매할 수도 있다. REC 구매의 장점은 소비자가 다양한 지역과 재생에너지 발전소로부터 REC를 구입할 수 있다는 점이다. 재생에너지가 풍부한 지역의 발전설비 소유자와 계약을 통해 비용 효율적인 REC 구매가 가능하다. 그리고 소비자의 부하가 지역적으로 분산된 경우에도 유용하게 재생에너지 사용 인증을 받을 수 있는 방법이다.

전력구매계약(Power Purchase Agreement, PPA)은 전기소비자와 재생에너지 발전사업자가 일정 요율로 장기간 전력을 거래하기로 합의하는 것을 말한다. 가장 간단한 사례는 발전사업자가 전기소비자의 시설 내에 발전설비를 설치하여 전력구매계약을 맺는 것이다. 하지만, 부지 제약 등으로 인해 전기소비자의 위치와 발전설비의 위치가 다른 경우가 대부분이다. 이런 경우, 전기소비자가 발전설비로부터 직접 수전을 하는 것은 불가능하다. 대신, 적절한 재무계약의 형태를 통해 고정된 요율로 해당 발전소에서 전력을 구매하는 효과를 볼 수 있다. PPA는 전기가격 변동성을 헷지할 수 있는 수단으로써 전기소비자와 공급자 모두에게 유용하게 사용될 수 있다. 또한, PPA는 발전사업자로부터 직접 전력을 구매하는 형태이기 때문에 전기소비자 입장에서는 유틸리티 요금보다 낮은 가격에 계약을 맺을 수 있다는 점이 큰 매력이다.

표 1은 RE100 참여기업들이 채택하고 있는 이행수단들의 연도별 변화를 보여준다. 인증서 구매가 지속적으로 가장 많은 에너지를 차지하고 있으며 그다음은 녹색 요금제, PPA, 자가발전 순이다. PPA는 2015년에 3.3%에 불과했지만 2019년도에는 26%로 급격히 증가하였다. 이에 반해 인증서 구매는 점차 줄어드는 추세다. 각 이행수단별 에너지 사용량과 기업의 수를 고려했을 때 PPA의 경우 다른 이행수단보다 평균적으로 대규모 조달이 이루어진다는 것을 알 수 있다. 녹색 요금제의 경우 PPA와 인증서 구매에 비해 작은 규모의 전력구매가 이루어짐을 확인할 수 있다. The Climate Group과 CDP는 재생에너지 신규투자 효과(이하, 순증효과)가 높은 PPA와 자가발전을 권장하고 있으며, 특히 PPA의 경우 순증효과와 더불어 전력구매 비용을 낮출 수 있는 효과적인 방법으로 간주하고 있다.

RE100을 선언한 기업들의 RE100 이행률을 산업별로 나누어 분석하면 서비스업은 대체로 높은 이행률을 유지하고 있으며 제조업은 상대적으로 이행률이 저조한 것을 확인할 수 있다. 특히 기계/조립 분야의 이행률은 9.7% 수준으로 가장 낮았으며 제조업에서도 재료/소비재의 경우 38.6%의 상대적으로 높은 이행률을 나타내었다. IT 기술 분야의 이행률은 75.6%로 산업 분야 중 가장 높은 이행률을 나타냈으며 금융 분야는 63.3%로 역시 이행률이 높은 것으로 나타났다. 하지만 서비스 분야에서도 월마트, 테스코와 같은 소매/유통 분야는 이행률이 28.0%로 낮은 수준을 유지하는 것으로 분석되었다.

2.3 국내 기업의 RE100 참여 현황 및 환경

국내기업들은 탄소 배출 절감, 기업 이미지 제고, 잠재적 무역장벽 해소 등의 이유로 RE100 참여에 대한 관심을 갖고 있다. 특히, RE100에 참여 중인 해외 기업이 국내 부품업체에 재생에너지 사용을 요구하는 사례들이 증가함에 따라 재생에너지 구매의 필요성은 점점 커지고 있다. 예를 들어, BMW는 삼성 SDI에 전기자동차 i3에 사용될 배터리 생산 시 재생에너지 사용비율을 2020년까지 95%, 2021년까지 100%로 맞출 것을 요구하였으며, 애플은 협력업체(SK 하이닉스 등)와 2030년까지 100% 재생에너지를 사용하는 청정에너지 프로그램을 출범시켰다. 그린피스를 포함한 환경단체들 또한 글로벌 기업 대상으로 재생에너지 사용확대 또는 RE100에 참여할 것을 강력하게 요구 중이다. 해외 투자자들 역시 온실가스 감축 목표 수립을 국내기업에 권하고 있는 상황이다.

하지만 해외 기업과 비교할 때 국내기업의 RE100 참여는 아직 많이 부족한 것이 사실이다. RE100 참여를 지연시키는 가장 큰 원인은 국내 전력거래제도에 있다. 우리나라는 전력시장운영규칙에 따라 강제도매시장(Mandatory pool)을 채택하고 있으며, 발전사업자와 판매사업자의 겸업이 불가능하다. 판매부문은 한전의 독점으로 운영되고 있기 때문에 전기소비자가 발전사업자에게 직접 전력을 구매하는 것이 허용되지 않다. 또한, 독점판매업자 지위에 더해 상위규제기관의 규제를 받는 한전의 특성상 재생에너지 요금제 등 다양한 전력요금 도입에 대한 동기부여도 적었다. 실례로, 삼성전자는 2019년 미국, 유럽, 중국 사업장에서 사용되는 전기의 92%를 재생에너지로 충당하였으나 국내에서의 재생에너지 사용은 자가발전으로 수요의 극히 일부분을 충당할 뿐이었다 ⁽⁶⁾.

재생에너지 발전비용 역시 우리나라가 다른 국가들보다 불리한 여건이다. 재생에너지 선도국인 미국, 독일, 영국, 일본의 2020년 상반기 태양광과 육상풍력의 균등화발전가격(LCOE 정의추가 각주)는 평균 $50/MWh 이하 수준이었지만 국내 재생에너지 LCOE는 태양광 $106/MWh, 육상풍력 $105/MWh로 세계 평균 대비 약 2배 수준이었다 ⁽⁷⁾. 이는 환율 달러당 1,100원을 고려했을 때 국내 산업용 전기요금 105.80원/kWh보다 각각 10.2%, 9.2% 비싸다. 반면에 독일, 미국, 영국과 같은 RE100 선도국은 재생에너지 LCOE가 산업용 전기요금과 비교하면 44%~97%로 낮은 수준이다. 따라서 국내는 기업이 재생에너지 위주의 전력을 구매하기에는 전기료 부담이 상당히 큰 여건이다.

3.1 국내 재생에너지 전력거래 관련 제도 동향

정부는 민간차원의 재생에너지 사용확대를 위해 “한국형 RE100(K-RE100)”을 2021년 1월부터 본격 도입하였다. 이를 통해 전기소비자는 재생에너지 전력을 구매하고 에너지공단으로부터 “재생에너지 사용 확인서”를 발급받게 된다. K-RE100에는 RE100 참여기업뿐 아니라 산업용, 일반용 전기소비자 그리고 RE100에 참여하지 않은 기관들도 참여할 수 있다. K-RE100의 재생에너지 조달수단은 제3자 PPA, 녹색 프리미엄, REC구매를 통한 인증으로 구분된다. 에너지공단 신재생에너지센터에서 제도를 총괄 운영하며, 녹색 프리미엄 제도와 제3자 PPA의 운영은 한전이 맡게 되었다.

3.2 재생에너지 보급 확대를 위한 전력구매 수단의 선결 조건

재생에너지 보급 확대를 위한 효율적인 전력구매 수단은 다음과 같은 조건을 만족해야 한다.

(1) RE100 참여 소비자의 전력거래로 인한 일반 국민의 경제적 부담 최소화

(2) RE100 참여 소비자의 경제적 부담 절감 및 높은 거래 편의성 제고

(3) 높은 재생에너지 신규투자 유발 효과와 재생에너지 LCOE 하락 및 기술 항상 유도

(4) 신규 전력산업 활성화

현재 우리나라에서 채택하고 있는 재생에너지 확대를 위한 대표 정책은 RPS 제도와 한국형 FiT이다. 우리나라의 RPS 제도하에서 500MW 이상의 대규모 발전사업자는 일정 비중 이상(2021년 기준 9%)의 발전을 재생에너지로 의무 공급해야 한다. 한국형 FiT는 소규모 태양광이 별도의 입찰 없이 발전량을 한전 6개 발전 자회사에 20년 동안 고정된 가격으로 판매하는 제도이다. 두 제도 모두 발전사업자의 추가적 지출을 요구하는 제도이지만 해당 비용은 전력도매시장을 통해 한전으로 전달되며 결과적으로 전기요금 혹은 세금 및 부과금 형태로 국민에게 전가되게 된다.

국민 부담을 덜면서 재생에너지 확대 목표를 달성하기 위해서는 민간차원의 재생에너지 구매가 확산되어야 한다. 국가 주도의 RPS와 FiT 정책은 재생에너지 보급 비율을 증가시키데 분명한 효과가 있지만 ⁽⁸⁾⁽⁹⁾, 전기요금 인상 혹은 관련 세금의 부과 형태로 일반 국민의 비용을 상승시킨다. 만약에 민간차원의 ‘자발적(Voluntary)’ 재생에너지 거래가 활성 된다면 일반 전기사용자의 전기요금 상승을 최소화할 수 있다. 실제 미국의 경우 주정부의 RPS 규제로 인한 재생에너지 증가량보다 자발적인 재생에너지 증가량이 점점 더 커지고 있다 ⁽⁸⁾⁽⁹⁾. 이로 인해 전기요금을 크게 높이지 않으면서 재생에너지 확대를 할 수 있었다.

국내에서 RE100과 같은 민간차원의 자발적 재생에너지 구매 활성화에 가장 중요한 요소는 재생에너지 발전비용이라고 할 수 있겠다. 현재 국내의 재생에너지 발전비용을 고려했을 때 상당한 비용 하락이 필요하다. 이를 MW급 대규모 재생에너지 프로젝트 개발 및 경매가 활성화될 필요가 있다. 2020년 1분기 국내에 신규 설치된 태양광 용량 중 1MW 미만은 980MW이었고 1MW 이상은 182MW으로 대규모 발전사업 비중이 낮은 편이다. ⁽¹⁰⁾. 대규모 프로젝트들이 늘어야 ‘규모의 경제’로 인한 부품과 연성비용의 하락을 이끌 수 있을 뿐 아니라 관련 산업의 발전 역시 가능하다. 실제 재생에너지 발전설비 규모에 따라 LCOE가 상당히 다르다. Lazard에 의하면 2020년 미국 유틸리티급 태양광의 LCOE는 MWh당 $\$ 29 \sim \$ 42$ 수준인 데 반해 상업용 건물에 설치된 태양광의 LCOE는 $\$ 74 \sim \$ 179$, 가정용은 $\$ 150 \sim \$ 227$로 조사되었다. 또한, 재생에너지 발전 경매는 가치사슬 전반에 걸쳐 경쟁을 유발하여 개발자, 설치업체, 유지보수 업체 등 프로젝트 참여자의 원가절감을 유도할 것이다.

3.3 국내 RE100 이행수단과 선결 조건

녹색 프리미엄은 재생에너지 순증효과 측면에서 판매물량이 RPS와 FIT에 의한 연도별 재생에너지 발전량으로 결정되기 때문에 그 효과에 한계가 분명하다. 또한, 기존 전기요금에 추가적으로 지불하는 요금이기 때문에 참여기업들에는 경제적으로 부담이 큰 편이다. 참여를 위해 한전에 입찰 신청서만 제출하면 되고 전력공급 리스크에 노출되지 않는다는 장점이 있다. 하지만 동시에 기업들이 입찰확률을 높임과 동시에 구매 가격을 낮출 수 있는 입찰전략을 수립해야 한다는 어려움이 존재하며 발전원과 회사를 선택할 수 없다는 단점도 존재한다. 그리고 기존 전기요금에 재생에너지 수용비용이 반영된 상황에서 추가로 프리미엄을 지불한다는 것이 이중지불로 인식될 수도 있다.

K-RE100에서의 REC 물량은 RPS와는 별도로 공급되기 때문에 인증서 거래는 재생에너지 순증효과가 분명하다. 녹색 프리미엄과 달리 구매자가 판매자를 선택할 수 있기에 발전원을 선택할 수 있는 장점이 있다. 하지만 소매전기요금에 추가적인 비용을 지불해야 하기 때문에 녹색 프리미엄처럼 구매자 입장에서는 비용이 많이 드는 방법이다. REC 가격이 많이 낮아진 상황이라고 하나 RE100 참여기업에게는 여전히 부담스러운 가격이며 가격하락 추세가 지속한다는 보장도 없다. 현재 재생에너지 계통연계 대기 물량이 지속적으로 누적되는 상황에서 REC 공급증가는 중단기적으로 제한적일 수 있으며 ⁽¹¹⁾, K-RE100 도입에 따른 신규 REC 수요는 REC 가격을 상승시킬 수 있다.

위에서 언급한 효율적인 재생에너지 확대를 위한 재생에너지 거래 수단의 원칙에 가장 부합하는 거래방법은 PPA라고 할 수 있다. PPA 활성화는 RPS 목표 상향과 FiT 부담 증가를 최소화하면서 민간차원의 자발적인 재생에너지 투자를 유도할 수 있는 효과적인 방법이다. PPA는 계약 자율성이 높기에 거래 당사자 모두에게 경제적 편익을 가져오는 전력구매 요율, 계약 기간, 전력전달 방식 등의 도출이 가능하다. 특히, 전력 다소비 기업들은 대규모 발전사업자와의 협상을 통해 유틸리티 요금보다 낮은 요율로 대규모 전력을 구매계약을 맺을 수 있다는 점이 큰 장점이다. 또한, 장기간 고정된 요율로 전력을 구매하기 때문에 미래의 불확실한 전기요금으로부터 발생하는 리크스를 회피할 수 있다는 장점을 갖고 있다.

해외의 경우, PPA는 보통 수십 MW 이상 대규모 재생에너지 건설프로젝트와 연계된다. PPA의 활성화는 대규모 프로젝트의 증가와 입찰 경쟁을 유도할 것이며 이는 재생에너지 발전비용 하락으로 이어질 것이다. 하락한 발전비용은 다시 PPA 가격하락으로 이어지는 선순환 구조 확립이 가능하다. 그림 1은 미국 태양광 PPA 가격의 연도별, 지역별 추이를 보여준다. 2009년부터 2019년까지 평균 PPA 가격은 MWh 당 $\$ 156 에서 \enspace \$ 24$까지 급격히 하락하였으며 같은 기단 PPA 체결 용량은 770MW에서 3,126MW로 급증하였다 ⁽¹⁸⁾. 2019년 미국 평균 전기요금과 비교하면 주택용 ₵13/kWh, 산업용 ₵6.8/kWh에 비해 PPA 가격이 상당히 낮은 것을 확인할 수 있다.

PPA는 계약설계에 높은 자유도를 갖는 만큼 다양한 이해당사자 참여하는 고도의 비즈니스이다. 실제 해외의 기업 PPA는 지분 투자자, 프로젝트 개발자(Developer), 금융기관, 설비 공급자 등 다양한 이해관계자가 참여하는 복잡한 사업구조를 갖추고 있다. PPA의 이런 특징은 해당 분야에 대한 전문성이 높은 인재들이 필요하다는 것을 의미한다.

그림. 1. 미국 태양광 연도별 가격별 PPA 가격 변화의 추이 [18]

Fig. 1. Trend of average PPA prices by PPA execution date and region [18]

4.1 전력구매계약(PPA)의 종류와 특성

PPA를 채결할 때 가장 일반적인 두 가지 옵션은 ‘물리적 PPA’ 또는 ‘가상 PPA’이다. 물리적 PPA는 전력 구매자가 전력망의 지정된 전달 지점에서 발전사업자가 생산한 전기에 대한 물리적 소유권을 갖는 PPA이다. 이를 위해 발전사업자와 소비자는 같은 전력망에 있어야 하며, 유틸리티 혹은 전기공급 업체가 지정된 전달 지점(delivery point)까지 전력 전송 역할을 하게 된다. 이러한 전력 전송 행위를 통상 연결(sleeving)이라고 하며 관련 비용을 연결 비용(sleeving fee)라고 한다. 유틸리티의 연결 역할에는 단순 전력망을 통한 단순 전력 전송뿐 아니라 전력 구매자에게 안정적인 전력공급을 해주는 서비스를 포함하기도 한다. 재생에너지 PPA의 경우, 유틸리티가 구매자에게 추가적인 프리미엄을 대가로 기저부하를 공급해줌으로써 PPA를 맺은 재생에너지 발전설비의 출력 변동성을 헷지해 주는 서비스를 제공하기도 한다 ⁽¹²⁾. 전기소비자가 발전설비로부터 생산된 전력을 물리적으로 소유함을 의미하기에 전기소비자가 유틸리티가 외 다른 객체로부터 직접 전력을 구매하는 것이 허용된, 즉 “소매 전기 선택”이 허용된 지역에서만 물리적 PPA가 활용될 수 있다 ⁽¹³⁾.

그림. 2. 물리적 PPA 구조

Fig. 2. Physical PPA Structure

그림. 3. 가상 PPA 구조

Fig. 3. Virtual PPA Structure

가상 PPA는 고정형 스왑(swap) 금융 기법을 통해 고정된 가격으로 전력과 REC를 구매하는 효과를 얻는 방법을 말한다. 이는 완전한 금융 거래이기 때문에 구매자는 전력에 대한 물리적 소유권을 갖지 않으며, 따라서 발전사업자와 구매자가 같은 그리드 혹은 시장에 위치하지 않아도 된다. 가상 PPA에서 발전사업자는 도매시장 정산시간별로 시장 가격과 고정 PPA 가격(strike price)의 차이를 계산하고 매달 혹은 분기마다 가격의 차이를 합산한다. 합산 금액이 양의 값이면 발전사업자가 구매자에게 해당 금액을 지급하고 반대의 경우, 구매자가 발전사업자가 해당 금액을 지급한다. 이를 통해 발전사업자는 고정된 PPA 가격으로 전력을 장기간 판매할 수 있게 된다. 전기의 물리적 전달이 아니기에 구매자는 전기 부하를 다른 방법을 통해 충족해야 하는데 그 방법에 따라 구매자의 전기가격 리스크는 달라지게 된다. 만약 구매자가 발전설비가 위치한 시장에서 전력을 구매할 경우, 구매자 역시 결과적으로 고정 PPA 가격에 전력을 구매하게 된다. 하지만 시장 가격이 다르거나 유틸리티로부터 전력을 구매하는 경우, 구매자는 전기가격 리스크에 노출되게 된다. 이런 가격 리스크를 줄이기 위해서는 발전사업자와 구매자가 동일한 혹은 상관관계가 높은 전력 시장가격에 위치하는 것이 유리하다. 또한, 물리적 PPA와 같이 구매자는 계약 발전량과 실제 발전량과의 차이에 의한 발전량 리스크에 노출되게 되는데 이를 헷지하기 위한 수단이 필요하다. 가상 PPA는 금융 기법이라는 특성을 바탕으로 다양한 계약 형태를 통해 발전사업자 전기구매자 모두 만족하는 요율로 전기 가격 변동성을 헷지할 수 있다는 점에서 매력적인 옵션이다. 또한, 유틸리티와의 복잡한 계약이 필요 없다는 점, 수요지가 지역별로 다양하게 분산되어도 한 개의 발전프로젝트로 계약을 맺을 수 있다는 점, 그리고 여러 기업들이 한 개의 대규모 프로젝트에 지분별로 PPA를 맺을 수 있다는 점 등이 물리적 PPA 대비 가상 PPA의 장점이다. 가상 PPA는 발전사업자와 구매자가 전력 도매시장에서 자유롭게 전력 거래가 가능힌 지역에서 주로 활용이 된다. 실제 2019년 미국에서 맺어진 재생에너지 구매계약 중 82%가 가상 PPA였다 ⁽¹⁴⁾.

4.2 국내 재생에너지 전력구매계약(PPA) 활성화를 위한 선결 조건

국내에 재생에너지 PPA 활성화를 위해 필요한 조건들과 발생할 수 있는 문제점 그리고 이를 해결하기 위한 제도 개선 방향에 대해 살펴볼 필요가 있다. 이를 정리해 보면 아래와 같다.

(1) 재생에너지 LCOE의 지속적인 하락 필요

(2) 미국의 ITC와 같은 세재 혜택 지원 고려

(3) 직접 PPA의 허용 및 활성화와 제3자 PPA와의 상호 보완 활용

(4) PPA 시행 시 망중립성 보장을 포함한 세부 이슈에 대한 논의 및 필요 제도 마련

(5) 전력 도매시장 활성화와 실시간 시장의 도입

(6) PPA 관련 전력계통 투자·운영 비용에 대한 일반 전기소비자 부담 최소화

PPA 활성화를 위한 가장 중요한 선결 조건은 경쟁력 있는 가격으로 PPA 가격이 소매전기요금과 REC 가격의 합보다 충분히 낮아져야 한다. 이는 국내 재생에너지 발전비용이 산업용 전기요금보다 충분히 낮아질 때 가능하다. 앞에서 언급한 PPA 가격하락과 재생에너지 증대 선순환 구조 확립을 위해서 대규모 프로젝트 활성화가 필요한데 이를 위해 미국에서 도입한 ITC(Investment Tax Credit)와 같은 세제 혜택 도입을 고려해야 한다. 이를 통해 발전사업자의 실질적 발전비용을 하락시켜 대규모 발전 프로젝트에 대한 초기 투자유도를 가능케 할 수 있다. 세제 혜택 제공의 또 다른 장점은 세금 자산화(tax equity)를 통해 재생에너지 프로젝트에서 가장 중요한 부분 중 하나인 경쟁력 있는 금융조달을 가능케 한다는 것이다. Tax equity란 세제 혜택을 목적으로 재생에너지 프로젝트에 투자하고 세금 감면 수익을 공유하는 것으로, 일반적으로 미국 풍력발전 자본비용의 50%~60%, 태양광 발전 자본비용의 40~50%를 차지한다 ⁽²⁰⁾. 발전 프로젝트에서 Tax equity의 확보는 프로젝트의 수익률을 높이기 위한 매우 중요한 요인으로 간주되고 있다 ⁽¹⁵⁾. 실제로 세제 혜택은 미국 내 재생에너지 시장확대를 촉진하는 중요한 계기로 작용하였다 ^(16)(17). 물론, 현재 전기요금에 RPS 이행비용 외에도 배출권거래제도(ETS) 이행비용을 통해 재생에너지 발전에 간접적인 혜택을 부여하고 있다. 하지만 ETS의 경우 유상할당 수입이 환경부의 환경개선특별회계 또는 에너지·자원사업특별회계로 편입·관리되어 지원 대상 사업에 사용되나 재생에너지 사업에 직접 투자되지 않는 부분이 많다. 따라서 ITC를 통해 재생에너지 발전사업자에 대한 직접적인 인센티브를 부여하여 발전비용하락-투자-기술개발의 선순환 구조를 구축할 필요가 있다.

계약의 자율성은 PPA의 가장 중요한 특징이며 이는 계약자 모두에게 편익을 가져다줄 수 있는 합리적이고 창의적인 계약을 가능하게 한다. 국내에 도입된 한전 중계 제3자 PPA에 추가적으로 직접 PPA를 도입하여 계약의 자율성을 충분히 보장해줄 필요가 있다. 두 PPA 제도는 서로 상충되는 것이 아니라 상호 보완되어 활용될 수 있다. 직접 PPA의 복잡한 사업구조를 이행하고 계약을 수행할 능력이 있는 대규모 전기사용자들은 직접 PPA를 통해 창의적인 계약을 체결하는 것을 선호할 것이다. 그러한 역량이 부족한 중소규모 전기사용자들에게는 거래 편의성이 중요할 것이며 이는 한전이 PPA의 복잡한 계약 구조를 표준화하여 제공한다면 큰 도움이 될 것이다 ⁽¹¹⁾. 다행히, 기업의 직접 PPA가 국회를 통과하여 ‘21년 9월부터 시행될 수 있는 법적 근거가 마련되었다.

직접 PPA 활성화를 위해서는 망중립성 확보, 망이용료, 보완공급, 계통부과정산금(Uplift) 부과, 정보공개 등 제도가 시행될 때 발생할 수 있는 이슈들을 분석하고 관련 세부사항들과 제도들을 마련하는 것이 중요하다. PPA 전력거래 시 한전이 소유하고 있는 송배전망을 사용해야 하는데 PPA 활성화를 위해서는 차별 없는 송배전망 접속, 즉 한전의 망중립성 보장이 무엇보다 중요하다고 할 수 있겠다. 과거 통신서비스산업에서 한국통신(현 KT)이 독점하고 있던 시장에 데이콤이 진출할 때 겪었던 어려움이 전력산업에서 반복되어서는 안된다. 물론 PPA 거래가 송배전망에 미치는 영향을 분석하고 적절한 제약과 요금을 부과할 필요성은 있으나 동시에 망 중립성에 대한 오해를 피하고 공정한 의사결정을 위해서는 관련 정보들을 투명하게 공개해야 한다. 또한, PPA 거래 시 망 이용요금을 어떻게 책정할 것인 논의가 필요하다. 우선 망 이용요금 부과 주체를 결정해야한다. 즉, 재생에너지 사업자에게 망 요금을 부과할 것인지 구매자에게 망 요금을 부과할 것인지 아니면 나누어 부과할 것인지 논의가 필요하다. 망 이용요금 수준은 PPA 참여자와 한전의 수익에 큰 영향을 미치기 때문에 상당히 민감한 문제이다. 요금 수준을 기존 일반 소비자의 전기요금에 부과되는 송전요금 수준으로 할지 아니면 재생에너지 프로젝트로 인한 계통운영 부담의 증가 혹은 감소분을 추가로 부과 혹은 절감할지 해외의 사례와 국내 여건을 고려하여 적절하게 산정할 필요성이 있다.

PPA 구매자에게는 재생에너지 발전량의 간헐성으로 인한 발전량-소비량과 불일치 문제, 즉 보완공급 또한 중요한 문제이다. 이러한 수급 불균형은 계통 수급 균형에 영향을 주게 되어 부가정산금, 보조서비스 등을 유발할 수 있다. 따라서 PPA의 수급 불균형을 어떻게 정산할 것인가는 직접 PPA 도입 이전에 반드시 체계적으로 결정되어야 한다. PPA가 활성화된 선진국의 경우 도매시장 매커니즘에 의해 정산이 이루어지기도 하며, 구매자가 유틸리티와 기저부하 공급을 위한 계약을 맺거나 보험사와의 발전량 리스크 헷지 계약을 체결하는 방법 등을 통해 감당하기도 한다. 현재 국내 K-RE100 하에서는 전력조달 방식에 따라 가능한 보완공급 시나리오는 달라질 수 있다. 예를 들어, 제 3자 PPA에서는 재생에너지 사업자가 생산한 전력을 24시간으로 평균하여 기업의 소비전력에서 차감하고 나머지를 소매요금으로 지불하는 방식으로 보완공급 결정할 수 있다 ⁽²¹⁾.

물리적 PPA와 재무적 PPA 중 어떤 방법이 국내 환경에 더 적합할지 논의 역시 필요하다. 물리적 PPA는 전력의 물리적 소유라는 특성상 더 직관적이며 국내 계통이 단일 계통이기 때문에 어렵지 않게 적용할 수 있다. 하지만 전기사업법을 통해 전기소비자가 재생에너지 발전사업자로부터 전력을 직접 구매할 수 있는 법적 근거가 마련되어야 활용될 수 있다. 재무적 PPA는 구매자가 전력을 소유하는 것이 아니므로 적용에 제도적 제약이 덜하다고 볼 수 있다. 국내와 같은 단일 계통에도 재무적 PPA는 적용될 수 있으며 오히려 단일 시장이기 때문에 전기가격 변동성 헷지가 더 수월하다는 장점도 존재한다. 하지만 발전사업자와 전기소비자 모두 도매시장에서 활발히 전력을 거래할 수 있는 환경이 조성되어야 하며, 특히 재무적 PPA는 PPA 계약가격과 실시간 시장 가격 간 차액거래가 일반적이기에 실시간 시장이 있는 지역에서 활용도가 높다고 할 수 있다. 현재 국내에서 논의 중이 실시간 시장 도입이 실현된다면 전력계통 운영과 전력시장 효율화뿐 아니라 재무적 PPA의 가격 헷지 기능도 강화될 것이다.

마지막으로 재생에너지 PPA 증대에 따른 유틸리티의 전력계통 설비 투자 및 운영 비용증가와 고객 이탈로 인한 수익 악화를 일반 전기소비자의 전기요금으로 전가하는 것을 최소화해야 한다. 실제 캘리포니아 유틸리티들은 고객 이탈 및 BTM(behind-the-meter) 자원 증가로 인한 수익 감소에 대한 손실을 보상하기 위해 소매전기 요금을 올릴 수밖에 없는 상황에 놓여 있다. 따라서 일반 국민의 추가적인 부담을 줄이기 위해 재생에너지 발전설비의 전력계통 수용비용을 적절히 산정하여 PPA 계약 당사자들에 부과하는 것이 필요할 수 있다. 동시에 계통 운영자는 안정적인 전력계통 운영과 추가설비 투자의 경제성을 두루 판단하여 최적의 재생에너지 입지와 용량을 계산할 수 있는 체계를 마련하고 이를 통해 대규모 프로젝트의 계통연계를 허용할 필요가 있다.