재생에너지 발전사업자와 전력 수요기업을 연결하는 직접전력거래(PPA) 중개플랫폼이 공식 출범했다. 기업은 필요한 재생에너지 물량을 보다 쉽게 찾고 발전사업자는 안정적인 전력 구매처를 확보할 수 있게 되면서 국내 PPA 시장 확대의 새로운 계기가 될지 주목된다.

기후에너지환경부와 한국에너지공단은 27일 서울 서초구 엘타워에서 재생에너지 관련 협회와 기업 등이 참석한 가운데 ‘재생에너지 직접전력거래(PPA) 중개플랫폼 출범 및 참여 협약식’을 개최했다.

전국태양광발전협회 제공

이번 플랫폼은 재생에너지 전력을 사고팔려는 시장 참여자들이 수요와 공급 정보를 한곳에서 확인하고 거래 상대방을 찾을 수 있도록 구축됐다. 재생에너지 사용을 희망하는 기업과 발전사업자 사이의 정보 비대칭을 줄이고 실제 PPA 계약으로 연결하는 것이 핵심이다. 

그동안 국내 직접전력거래 시장에서는 재생에너지 사용을 원하는 기업이 계약 가능한 발전소를 직접 찾거나 재생에너지전기공급사업자를 통해 공급 물량을 확보해야 했다. 발전사업자 역시 생산한 전력을 구매할 수요기업을 개별적으로 찾아야 했다.

이처럼 수요기업과 발전사업자가 서로의 공급·수요 물량을 파악하기 어려운 정보 비대칭은 PPA 시장 활성화를 제약하는 요인으로 지적돼 왔다. 거래 상대방을 찾는 데 시간과 비용이 들어가는 만큼 특히 중소·중견기업과 중소형 발전사업자에게는 시장 진입 장벽으로 작용할 가능성이 컸다. 

정부가 이번에 구축한 중개플랫폼은 이러한 문제를 줄이는 데 초점을 맞췄다. 발전사업자와 재생에너지전기공급사업자, 수요기업 등이 직접전력거래에 필요한 수요·공급 정보를 한곳에서 확인하고 조건에 맞는 거래 상대방을 보다 쉽게 찾을 수 있도록 했다.

중개플랫폼은 재생에너지 직접전력거래(PPA) 중개플랫폼(ppa-energy.kr)에서 이용할 수 있다.

정식 출범에 앞서 지난 7월 15일부터 40여 개 기업과 협·단체가 참여한 시범사업도 진행됐다. 정부는 이 기간 시스템 안정성과 이용 편의성을 검증하고 재생에너지 시장의 수요·공급 물량을 사전에 확보했다. 

플랫폼 출범과 함께 실제 PPA 계약으로 이어질 사업들도 모습을 드러냈다. 이날 약 210MW 규모의 중개플랫폼 최초 계약 업무협약 3건이 체결됐다.

첫 번째는 대한태양광발전사업자협회와 전국태양광발전협회 소속 발전사업자, 현대건설이 참여하는 9MW 규모 태양광 사업이다. 두 번째는 육백산풍력발전과 현대건설, 현대자동차그룹이 참여하는 30.8MW 규모 풍력 사업이다.

가장 규모가 큰 사업은 SK이터닉스와 삼성바이오로직스가 참여하는 170MW 규모 사업이다. 태양광 100MW와 풍력 70MW를 합친 규모로 세 건을 모두 합하면 태양광과 풍력 약 210MW에 달한다. 

정부와 한국에너지공단, 관련 협회와 기업들은 플랫폼 출범을 계기로 직접전력거래 시장 활성화에도 공동으로 나선다. 참여기관들은 재생에너지 직접전력거래 활성화를 위한 정책 수립과 제도 개선, 중개플랫폼을 활용한 거래 확대, 중소형 발전사업자의 시장 참여 지원 등에 협력하기로 했다. 

특히 이번 플랫폼은 대규모 발전사업자와 RE100 참여기업 중심으로 형성돼 온 PPA 시장의 참여 폭을 넓힐 수 있다는 점에서 의미가 있다. 중소형 발전사업자가 직접 수요기업을 찾을 수 있는 통로가 마련되고 수요기업 역시 필요한 재생에너지 물량을 보다 손쉽게 탐색할 수 있기 때문이다.

국내 기업의 RE100 이행과 탄소감축 요구가 확대되면서 재생에너지 전력에 대한 기업 수요는 앞으로 더욱 늘어날 것으로 예상된다. 발전사업자 입장에서도 장기 PPA 계약은 안정적인 전력 판매처를 확보할 수 있다는 점에서 새로운 수익 모델이 될 수 있다.

이호현 기후에너지환경부 제2차관은 이번 중개플랫폼이 시장 참여자 간 정보 비대칭을 완화하고 실제 거래로 연결하기 위한 기반이라며 중소·중견기업과 소규모 발전사업자도 재생에너지를 보다 원활하게 조달할 수 있는 시장을 만들어가겠다고 밝혔다.

발전사업허가·개발행위허가 등 진행 사업은 경과조치 기준 확정 안 돼

정부 “하위법령 통해 적용범위 구체화”…업계, 투자 연속성 보장 요구

재생에너지 공급의무화(RPS) 제도 개편을 앞두고 기존 태양광 발전사업자의 적용 범위와 경과조치 기준을 둘러싼 혼선이 이어지고 있다. 이미 REC를 발급받고 있는 발전사업자는 기존 사업자로 인정돼 현행 제도의 적용을 받을 수 있지만, 발전사업허가나 개발행위허가 등 인허가 절차를 진행 중인 사업에 대해서는 아직 명확한 기준이 마련되지 않은 것으로 확인됐다.

전국태양광발전협회는 최근 회원들에게 RPS 제도 개편에 따른 기존사업자 적용 범위와 경과조치에 관한 추가 안내를 내놓았다. 협회에 따르면 현재 RPS 설비확인을 받아 제도에 참여하고 있는 발전사업자는 기존사업자로 인정돼 REC를 계속 발급받을 수 있다.

정부가 최근 국회를 통과한 재생에너지법 개정안에서 기존 사업자에 대해서는 REC 발급을 계속하고 REC 현물시장도 법 시행 이후 3년간 유지하는 경과조치를 두기로 한 데 따른 것이다. 정부 역시 기존 사업자의 법익을 보호하면서 새로운 계약시장 제도로 전환한다는 방침을 밝힌 상태다.

문제는 아직 RPS 설비확인을 받지 못한 사업자들이다.

현재 태양광 발전사업을 추진하면서 발전사업허가, 개발행위허가, 공사계획 신고 및 인가, 공사 착공, 사용전검사, 상업운전 등 각각의 단계에 있는 사업을 어디까지 기존 사업으로 인정할 것인지가 확정되지 않았다.

특히 이미 토지를 확보하고 발전사업허가를 받은 뒤 개발행위허가나 계통연계, 금융조달 등을 진행하고 있는 사업자 입장에서는 기존사업자 인정 여부가 사업 수익성과 금융구조를 좌우할 수 있다. 사업 추진을 상당 부분 진행했음에도 새로운 계약시장 적용 대상으로 분류될 경우 당초 예상했던 REC 기반의 사업계획을 수정해야 할 가능성이 있기 때문이다.

기후에너지환경부도 이 같은 문제를 인식하고 기존사업자의 적용 범위와 경과조치 기준을 검토하고 있는 것으로 전해졌다. 어느 사업단계를 기준으로 기존사업자를 구분할 것인지에 대해서는 향후 시행령과 시행규칙 등 하위법령과 세부 운영기준을 통해 구체화할 방침이다.

RPS 개편의 큰 방향은 이미 정해졌다. 신규 재생에너지 설비에 대해서는 내년부터 REC를 발급하지 않고 발전원별 경쟁입찰을 거쳐 장기 고정가격 계약을 체결하는 계약시장 중심으로 제도가 전환된다. 반면 기존 사업자에게는 REC를 계속 발급하고 현물시장은 2029년 말까지 유지된다. 

정부는 앞서 올해 태양광 고정가격계약 경쟁입찰을 RPS 개편을 앞둔 마지막 연도 입찰로 규정하고 계약시장 중심의 새로운 보급체계 도입을 예고한 바 있다. 

이에 따라 향후 쟁점은 제도 개편 자체보다 ‘기존사업자의 경계선을 어디에 그을 것인가’로 옮겨갈 전망이다.

태양광 발전사업은 발전사업허가를 받은 뒤 실제 상업운전에 들어가기까지 상당한 기간이 필요하다. 사업자는 이 과정에서 토지비와 개발비, 설계비 등 상당한 비용을 선투입한다. 단순히 상업운전이나 REC 발급 여부만을 기준으로 기존사업자를 구분할 경우 이미 상당한 투자가 이뤄진 사업까지 새로운 제도의 적용을 받게 될 수 있다는 우려가 나오는 이유다.

전국태양광발전협회는 향후 정부가 하위법령과 세부기준을 마련하는 과정에서 발전사업자의 현장 의견을 충분히 반영해 줄 것을 요구할 방침이다. 특히 기존 제도를 전제로 이미 사업을 추진해 온 사업자가 제도 전환 과정에서 불이익을 받지 않도록 사업 진행 단계와 투자 상황을 고려한 합리적인 경과조치가 필요하다는 입장이다.

업계에서는 정부의 세부기준 발표가 늦어질수록 신규 투자와 금융조달의 불확실성이 커질 수 있다는 지적도 나온다. 발전사업허가를 받고도 자신이 기존 RPS 체계에 포함되는지, 새로운 계약시장에 들어가야 하는지 알 수 없는 상태에서는 사업성 분석 자체가 어려워질 수밖에 없다.

결국 RPS에서 계약시장으로의 안정적인 전환을 위해서는 제도 시행 이전에 ‘기존사업자’의 범위를 명확하게 확정하는 것이 우선 과제로 떠올랐다. 이미 사업에 착수한 발전사업자의 예측 가능성을 보장하면서 신규 제도로 자연스럽게 연결할 수 있는 경과조치를 정부가 얼마나 정교하게 설계하느냐가 제도 전환 초기의 혼란을 줄이는 핵심이 될 전망이다.

제12차 전력수급기본계획에 반영될 2040년까지의 태양광과 풍력 등 재생에너지 보급 전망이 공개된다. 향후 15년간 국내 전력시장에서 재생에너지가 어느 정도까지 확대될 것인지 가늠할 수 있는 정부의 중장기 전망이 처음 제시된다는 점에서 주목된다.

기후에너지환경부와 제12차 전력수급기본계획 수립 총괄위원회는 오는 8월 26일 서울 영등포구 한국전력공사 남서울본부에서 ‘재생에너지 보급 전망’을 주제로 제6차 대국민 정책토론회를 개최한다.

이번 토론회에서는 제12차 전기본 총괄위원회와 분과회의 논의를 거쳐 산출한 2040년까지의 태양광·풍력 등 재생에너지 원별 보급 전망 잠정안이 공개된다.

제12차 전기본 수립 과정에서 재생에너지 보급 전망을 별도의 공개 토론 주제로 다루는 것은 향후 전력수급계획에서 재생에너지가 차지하는 비중과 역할이 한층 커지고 있기 때문이다.

정부는 재생에너지를 국가 탄소중립과 국가 온실가스 감축목표(NDC) 이행을 위한 핵심 수단으로 보고 있다. 동시에 에너지 안보와 산업 경쟁력 측면에서도 재생에너지 공급 확대 필요성이 커지고 있다고 판단하고 있다.

특히 국내 수출기업을 대상으로 재생에너지 100% 사용을 요구하는 RE100 대응 필요성이 확대되고 있는 가운데 AI 데이터센터와 반도체 메가클러스터 등 첨단산업의 대규모 무탄소 전력 수요가 증가하면서 재생에너지 공급 능력이 산업 경쟁력과 직접 연결되는 상황이라는 판단이다.

이에 제12차 전기본 수립 과정에서는 재생에너지 보급 확대를 위한 정책 수단과 전망 모형 등을 활용해 중장기 보급 규모와 실현 가능성을 검토해 왔다. 26일 공개되는 잠정안은 이러한 논의를 토대로 2040년까지 태양광과 풍력 등 개별 재생에너지원의 보급 경로를 제시할 예정이다.

이번 토론회는 제12차 전기본 수립을 위한 여섯 번째 대국민 정책토론회다. 앞서 2025년 12월 30일 ‘바람직한 에너지믹스’를 시작으로 올해 1월 7일 ‘재생에너지와 원전의 조화로운 활용’, 4월 22일 ‘전력수요 전망’ 등을 주제로 공개 토론이 진행됐다.

정부와 총괄위원회는 이번 토론회에서 제시되는 의견을 검토해 제12차 전기본 수립 과정에 반영할 계획이다.

토론회는 8월 26일 오후 4시부터 현장 행사와 온라인 생중계를 병행한다. 현장 참석은 사전 신청자에 한해 가능하며 좌석이 한정돼 접수가 조기에 마감될 수 있다.

29일 국회 법제사법위원회는 재생에너지 보급제도 개편을 담은 ‘재생에너지 개발·이용·보급 촉진법’ 개정안을 상정·의결했다. 정부는 이번 개편을 통해 2012년 도입된 RPS를 계약시장 중심 제도로 전환하고 장기 고정가격 계약을 확대해 재생에너지 시장의 예측 가능성과 투자 안정성을 높인다는 방침이다.

개정안의 핵심은 신규 재생에너지 발전사업의 시장 진입 방식을 정부 주도의 계약시장(경쟁입찰)으로 일원화하는 것이다. 앞으로 정부는 태양광과 풍력 등 발전원별 보급 목표에 맞춰 입찰 물량을 공고하고, 낙찰된 발전설비는 한국전력 등 전기판매사업자와 장기 계약을 체결하는 방식으로 보급을 추진하게 된다.

보급 의무 체계도 대폭 바뀐다. 기존에는 발전량에 따라 REC를 확보하는 방식으로 공급의무를 이행했지만 앞으로는 발전기업 등에 설비용량 기준의 재생에너지 보급의무를 부여하는 체계로 전환된다. 정부는 이를 통해 보급 목표와 정책 연계성을 높이고 시장의 예측 가능성을 강화한다는 계획이다.

민간 대규모 발전사와 공공기관은 목표관리 대상자로 지정돼 설비용량 기준의 재생에너지 보급 의무를 이행하게 된다. 발전량 중심의 REC 거래보다 설비 확충을 유도하는 방향으로 정책의 무게중심이 이동하는 셈이다.

소규모 발전사업자 보호 장치도 함께 마련됐다. 정부는 500kW 미만 설비를 대상으로 별도의 경쟁입찰 계약시장을 운영할 계획이며, 햇빛소득마을은 참여 기준을 1MW 이하까지 확대하고 통합발전사업자(VPP) 참여도 허용할 방침이다.

재생에너지 종합서비스기업(ReSCO) 육성 방안도 포함됐다. 정부는 사업개발부터 설계·시공, 계약시장 입찰, 운영·유지관리, 철거·사후관리까지 태양광 사업 전 주기를 지원하는 전문기업을 육성해 중소 사업자의 경쟁력을 높인다는 구상이다.

기존 발전사업자에 대해서는 경과조치를 마련했다. 기존 설비에는 REC 발급을 계속 유지하고 이미 체결된 REC 계약도 종료 시까지 보호한다. 현물시장은 약 3년의 유예기간을 거쳐 계약시장으로 단계적으로 전환하며, 계약 전환 과정에서는 직접전력구매계약(PPA)을 우선 유도하고 PPA로 흡수되지 않는 물량은 별도 계약 방식을 통해 관리할 계획이다.

정부는 현행 RPS가 재생에너지 보급 확대에는 일정 부분 기여했지만 REC 가격 변동성이 크고 사업자의 수익 예측이 어려워 안정적인 투자와 금융조달에 한계가 있었다고 개편 배경을 설명했다. 장기 고정가격 계약을 확대하면 사업자의 수익 안정성과 금융조달 여건이 개선되고 재생에너지 보급도 보다 계획적으로 추진할 수 있을 것으로 기대하고 있다.

다만 이번 법 개정은 제도 개편의 큰 방향을 제시한 것으로, 실제 계약시장 운영 방식과 경쟁입찰 기준, 소규모 사업자 보호 범위, 계약 전환 절차 등은 향후 시행령과 하위 규정에서 구체화될 예정이다. 특히 태양광 시장의 사업성에 직접적인 영향을 미치는 입찰 물량과 계약 조건이 어떻게 설계될지가 향후 시장의 최대 관심사로 떠오를 전망이다.

환경영향평가 반경 500m 논란…시민단체, 제주 동복리 LNG발전소 감사원 공익감사 청구

제주 동복리 LNG 복합발전소 건설사업을 둘러싸고 환경·기후변화영향평가가 부실하게 이뤄졌다는 의혹이 제기됐다. 제주지역 시민단체들은 주요 습지보호지역을 평가 대상에서 의도적으로 제외하고 경제성 검토 절차도 제대로 이행하지 않았다며 감사원에 공익감사를 청구했다.

제주환경운동연합과 기후자원정의센터 아크, 기후솔루션은 28일 제주도의회 도민카페에서 기자회견을 열고 한국동서발전이 추진하는 ‘제주청정에너지복합발전’ 사업에 대한 공익감사청구서를 감사원에 제출했다고 밝혔다.

이 사업은 제주시 구좌읍 동복리에 154MW 규모 LNG 복합발전소를 건설하는 사업이다. 단체들은 환경영향평가와 기후변화영향평가, 예비타당성조사 전반에서 법령 위반과 절차적 하자가 확인됐다고 주장했다.

기후솔루션 제공

기후솔루션 양정임 변호사는 “동복리 LNG 발전소 사업은 단순한 환경 우려를 넘어 법률과 제도가 정한 행정절차를 명백히 위반한 채 추진되고 있다”며 “승인권자 착오와 환경·기후영향의 자의적 축소 평가, 경제성 부족에도 타당성 재조사를 실시하지 않은 점 등 중대한 법적 문제가 있다”고 말했다.

가장 큰 쟁점은 환경영향평가 절차다. 단체들은 전력수급기본계획에 따른 전원개발사업인 만큼 환경영향평가 항목은 기후에너지환경부 장관이 결정해야 하지만, 사업자가 제주도지사로부터 협의를 받아 절차를 위반했다고 주장했다.

평가 대상지역 설정도 논란이다. 사업자는 영향권을 발전소 반경 500m 수준으로 한정하면서 사업지 인근 곶자왈 습지보호지역을 평가 대상에서 제외했다는 것이 시민단체의 주장이다. 이로 인해 습지보호지역이 포함될 경우 의무적으로 진행해야 하는 전문가 의견수렴 절차도 생략됐다고 지적했다.

기후변화영향평가 역시 발전소 부지 내부만을 대상으로 실시해 온실가스 영향을 축소했다는 비판이 제기됐다. 해당 발전소는 연간 약 56만t의 온실가스를 배출할 것으로 예상되지만, 사업자는 평가 범위를 사업부지 안으로 제한했다는 것이다. 단체들은 온실가스 영향은 제주도 전역은 물론 광범위한 지역에 미치는 만큼 평가 범위 역시 이에 맞게 설정해야 한다고 주장했다.

경제성 논란도 제기됐다. KDI 예비타당성조사에 따르면 발전소 운영기간인 2028년부터 2057년까지 발생하는 환경비용은 온실가스 3천211억 원과 질소산화물 938억 원 등 총 4천323억 원으로 추산됐다. 이는 총사업비의 약 88%에 달하는 규모다.

사업성 지표도 기준에 미달한 것으로 나타났다. 비용 대비 편익(B/C)은 0.83, 수익성지수(PI)는 0.98로 모두 사업 추진 기준인 1.0을 밑돌았으며, 순현재가치(NPV)는 마이너스 2천324억 원으로 분석됐다. 예상 발전소 이용률도 2031~2036년에는 20%대로 하락하고, 30년 평균 역시 41.5%에 그칠 것으로 전망됐다.

그럼에도 사업비는 당초 4천880억 원에서 6천488억 원으로 1천608억 원(32.9%) 증가했다. 단체들은 관련 법령상 총사업비가 30% 이상 증가할 경우 타당성 재조사를 실시해야 하지만 해당 절차가 확인되지 않았다고 주장했다.

사업 추진의 정책적 명분도 약화됐다는 지적이다. 최근 제주도지사직 인수위원회는 2030년 재생에너지 보급 목표를 4~5GW로 확대하고 화력발전의 역할을 기존 필수발전에서 비상용 전원으로 전환하겠다는 정책 방향을 발표했다.

제주환경운동연합 김민선 공동의장은 “사업부지는 산지관리법상 자연복구 의무가 있는 채석장”이라며 “이를 대규모 온실가스 배출시설로 활용하는 것은 법 취지와 제주도의 기후정책 방향 모두에 어긋난다”고 말했다.

아크 김정도 사무국장은 “제주도민 전체에 영향을 미치는 사업임에도 충분한 공론화가 이뤄지지 않았다”며 “신규 LNG 발전소 건설에 반대하는 도민 1천721명의 서명이 제출된 만큼 사업을 원점에서 재검토해야 한다”고 주장했다.

시민단체들은 감사원이 공익감사를 통해 환경·기후변화영향평가의 적법성과 예비타당성조사 절차를 면밀히 검증하고, 제주도와 정부도 사업 전반을 재검토해야 한다고 촉구했다. 또한 경제성이 부족한 화석연료 발전사업 확대를 중단하고 재생에너지 중심의 에너지 전환 정책을 추진해야 한다고 강조했다.

정부가 2026년도 제1차 태양광 고정가격계약 경쟁입찰을 공고했다. 공고 물량은 지난해와 같은 1,000MW 수준이다. 그러나 입찰 상한가격은 147.686원/kWh로 지난해보다 약 5% 인하했다. 

정부는 태양광 균등화발전비용(LCOE) 하락과 시장 여건을 반영한 조치라고 설명했다. 하지만 업계에서는 정부가 정작 시장이 보내온 명확한 신호는 외면한 채 가격 인하만 반복하고 있다는 비판이 커지고 있다. 

가장 큰 근거는 지난해 입찰 결과다. 정부는 지난해에도 약 1GW 규모의 경쟁입찰을 실시했지만 실제 선정된 용량은 불과 46MW 수준에 그쳤다. 공고 물량의 약 4.6%만 계약이 성사된 것이다. 사실상 입찰 자체가 실패했다는 평가가 나올 정도의 결과였다.

이는 태양광 사업자들이 경쟁력이 부족해서가 아니다. 시장에서는 이미 제시된 계약단가로는 금융비용과 운영비, 계통접속 지연 위험 등을 감안할 때 사업성이 나오지 않는다고 판단했기 때문이다.

그럼에도 정부는 이번 입찰에서 시장의 반응을 반영하기보다 오히려 상한가격을 추가로 5% 낮췄다. 기후에너지환경부는 태양광 보급 실적과 입찰 수요를 고려해 올해 공고 용량을 1,000MW 내외로 유지하고 상한가격을 조정했다고 밝혔다. 탄소검증모듈 우대가격도 1등급 16원/kWh, 2등급 7원/kWh로 일부 상향 조정했다. 정부는 국내 산업과 공급망 기여도를 고려한 조치라고 설명했다.

그러나 업계에서는 우대가격 인상보다 기본 계약단가 하락의 영향이 훨씬 크다고 보고 있다.정부는 올해 5월 발표한 제1차 재생에너지 기본계획에서도 태양광 계약단가를 단계적으로 낮추겠다는 방침을 제시했다. 규모의 경제를 통해 발전원가를 지속적으로 낮추겠다는 구상이다.

문제는 정부가 가정하는 원가와 실제 현장의 원가 사이의 간극이다. 최근 모듈 가격은 하락했지만 금융비용은 여전히 높은 수준이며, 계통접속 지연으로 수개월에서 수년 동안 발전을 시작하지 못하는 사례도 적지 않다. 여기에 REC 가격 약세와 유지관리 비용까지 고려하면 정부가 제시하는 계약가격으로는 투자 수익성을 확보하기 어렵다는 것이 현장의 공통된 목소리다.

실제로 지난해 결과는 이러한 현실을 그대로 보여준다. 정부는 1GW를 공고했지만 시장은 46MW만 선택했다. 이는 가격이 조금 높아서가 아니라 현재의 입찰 구조 자체가 시장 현실과 맞지 않는다는 의미로 읽힌다.

그런데도 정부는 실패 원인을 분석해 제도를 손보기보다 계약단가부터 다시 낮추는 방식을 선택했다. 시장에서는 "현장의 신호를 읽지 못한 정책"이라는 비판이 나오는 이유다.

더욱이 정부는 재생에너지 보급 확대를 국정과제로 제시하면서도 실제 지원제도에서는 지속적으로 가격 인하를 추진하고 있다. 보급 확대를 강조하면서 투자수익은 줄이는 모순된 정책이 동시에 추진되는 셈이다.

태양광 시장은 이미 숫자로 답을 내놓았다.

1GW를 모집했지만 46MW만 계약된 지난해 입찰 결과는 단순한 흥행 실패가 아니라 현행 경쟁입찰 제도의 한계를 보여주는 상징적인 사례다. 이런 상황에서 또다시 상한가격을 낮춘 이번 공고는 시장을 살리기 위한 정책이라기보다 정부가 설정한 목표가격을 맞추기 위한 행정에 가깝다는 지적이 나온다.

올해 입찰 결과가 정부 정책의 현실성을 다시 한 번 검증하는 시험대가 될 전망이다. 만약 올해 역시 참여가 저조하거나 선정 규모가 공고 물량에 크게 미치지 못한다면, 문제는 태양광 산업이 아니라 시장의 목소리를 외면한 제도 설계에 있다는 비판을 피하기 어려울 것으로 보인다.

이재명 대통령은 13일 청와대 영빈관에서 열린 국가재정전략회의에서 전력 수급 상황에 따라 전기요금을 차등 적용하는 방안의 필요성을 언급했다. 이 대통령은 "전력이 남아도는 시간에는 싸게, 피크타임으로 부족할 때는 비싸게 전기요금 체계를 바꿔야 한다"고 밝혔다.

이는 전력 소비 시간과 관계없이 동일한 요금이 적용되는 현행 체계가 전력시장 가격 신호를 제대로 반영하지 못한다는 전문가 의견에 공감한 발언으로 풀이된다. 회의에서 김성환 기후환경에너지부 장관이 산업용 전기요금은 이미 시간대별 차등요금제가 시행되고 있다고 설명하자, 이 대통령은 "가정용도 나중에 확대해야 된다"고 말했다.

이 대통령은 시간대별 요금제가 재생에너지를 활용하는 히트펌프 등 고효율 전기설비의 경제성을 높이는 데에도 도움이 될 수 있다는 의견도 제시했다. 다만 가정용 전기요금 개편은 당분간 추진하기 어렵다는 점도 분명히 했다.

이 대통령은 "냉정하게 지금은 물가관리 때문에 (가정용 전기요금 개편을) 얘기하긴 어렵다"며 "물가 부담이나 국민들의 소득에 문제가 없다면 가정용 전기요금을 조정해야 되는 상황"이라고 말했다.

또한 요금체계 개편 과정에서 취약계층 보호장치 마련도 함께 검토해야 한다고 강조했다. 이 대통령은 "가정용 전기요금을 전면적으로 올린다면 저소득층에 대해서는 바우처 형태로 지원하는 제도를 도입하는 수밖에 없다"고 밝혔다.

현재 국내에서는 산업용 전기요금에 계절과 시간대에 따라 요금을 달리 적용하는 시간대별 차등요금제가 운영되고 있다. 반면 일반 가정용 전기는 누진제를 중심으로 운영되고 있어 시간대별 가격 신호는 반영되지 않는다.

전력업계에서는 태양광과 풍력 등 재생에너지 발전 비중이 확대되면서 낮 시간대에는 전력이 남고 저녁 시간에는 수요가 집중되는 현상이 심화되고 있는 만큼, 전력 소비를 분산하기 위한 시간대별 요금제 도입 필요성이 꾸준히 제기돼 왔다.

다만 가정용 전기요금은 국민 생활물가와 직결되는 만큼 사회적 수용성과 취약계층 보호 방안이 함께 마련돼야 한다는 과제도 남아 있다. 이번 발언 역시 중장기적인 제도 개편 방향을 제시한 것으로, 실제 도입 여부와 시기는 향후 물가와 전력시장 여건을 종합적으로 고려해 결정될 전망이다.

이번 개정은 기후에너지환경부령 제46호로 공포됐으며, 전기안전관리법 시행규칙 별표 4 제1호(5)(나)의 정기검사 시기 가운데 기존 '2년'을 '4년'으로 변경하는 것이 핵심이다.

정부는 이번 개정을 통해 태양광 설비를 사용하는 전기사업자의 경영 부담을 완화하고, 반복적인 검사에 따른 비용과 행정 부담을 줄일 수 있을 것으로 기대하고 있다. 개정 이유에서도 "태양광발전소의 부지 및 구조물에 대한 정기검사 주기를 '2년 이내'에서 '4년 이내'로 완화하려는 것"이라고 밝혔다.

다만 시행 이전 규정에 따라 이미 정기검사 시기가 지났음에도 검사를 받지 않은 발전소에 대해서는 경과조치를 적용한다. 해당 태양광발전소의 소유자 또는 점유자는 개정된 검사 주기와 관계없이 시행일인 7월 1일부터 3개월 이내에 정기검사를 받아야 한다.

업계에서는 이번 조치가 전국 수많은 태양광 발전사업자의 유지관리 비용 절감과 행정 부담 완화에 긍정적인 영향을 미칠 것으로 보고 있다. 특히 소규모 발전사업자의 경우 검사 비용과 일정 부담이 줄어들면서 운영 효율성이 높아질 것으로 기대된다.

다만 일각에서는 검사 주기 연장이 안전관리 수준 저하로 이어지지 않도록 발전사업자의 자율적인 시설 점검과 유지관리 노력이 함께 뒷받침돼야 한다는 지적도 나온다. 정부 역시 법정 정기검사 주기를 완화하는 것일 뿐, 발전설비의 안전 확보를 위한 일상적인 점검과 유지관리는 지속적으로 이뤄져야 한다는 입장이다.

기후에너지환경부는 25일 한국중부발전 서울발전본부에서 김성환 장관 주재로 전력수급 대책회의를 열고 2026년 여름철 전력수급 전망과 대응방안을 점검했다.

구윤철 부총리 겸 재정경제부 장관

정부는 올여름 최대 전력수요가 8월 셋째 주 94.1GW에서 최대 98.8GW까지 증가할 것으로 전망했다. 폭염이 장기간 이어지고 흐린 날씨로 태양광 발전량까지 감소할 경우 2024년 기록한 역대 최대 전력수요 97GW를 넘어설 가능성이 있다는 분석이다.

이에 따라 정부는 지난해보다 2GW 늘어난 107GW의 공급능력을 확보했다. 최대전력수요가 98.8GW까지 증가하더라도 예비력은 8.2GW를 유지할 수 있어 안정적인 전력 공급에는 문제가 없을 것으로 내다봤다.

정부는 6월 29일부터 9월 18일까지를 여름철 전력수급 대책기간으로 운영한다. 발전설비 정비 일정을 조정하고 송배전 설비와 취약시설에 대한 사전 점검을 실시하는 한편, 폭우와 태풍, 발전설비 고장 등에 대비해 약 8.8GW 규모의 추가 예비자원도 확보하기로 했다.

전력수급 대책과 함께 정부는 에너지 가격 부담 완화에도 나선다. 구윤철 경제부총리 겸 재정경제부 장관은 26일 비상경제본부 회의에서 "전기·가스요금 등 주요 공공요금을 하반기에도 동결하겠다"고 밝혔다. 국제유가 하락에도 불구하고 중동 정세의 불확실성과 민생 부담을 고려한 결정으로, 정부는 석유 최고가격도 현행보다 인하하되 소비자 가격이 안정될 때까지 최고가격 제도를 유지할 방침이다.

이와 함께 LPG 부탄 판매부과금은 연말까지 한시 면제하고, 등유와 LPG를 사용하는 에너지바우처 수급가구에는 기존 지원에 더해 14만7000원을 추가 지급하는 등 취약계층 에너지 부담 완화 대책도 추진한다.

김성환 기후에너지환경부 장관은 "정부와 전력 유관기관이 빈틈없는 전력수급 대응체계를 구축해 국민의 일상과 기업의 경제활동을 안정적으로 뒷받침하겠다"며 "폭염 속 발전현장에서 근무하는 노동자들의 안전관리에도 만전을 기해 달라"고 당부했다.

올여름 정부는 역대 최대 수준의 전력수요에 대비한 공급능력 확보와 함께 전기·가스요금 동결을 병행하면서 전력수급 안정과 민생 부담 완화라는 두 가지 과제를 동시에 추진하게 됐다.

한국전력은 최근 공개한 ‘2026년 7~9월분 연료비조정단가 산정내역’을 통해 3분기 연료비조정단가를 2분기와 동일한 +5.0원/kWh로 적용한다고 밝혔다.

산정 내역에 따르면 유연탄·LNG·BC유의 올해 3월부터 5월까지 무역통계가격을 반영해 계산한 실적연료비는 469.03원/kg으로 집계됐다. 기준연료비 분할·지연조정분을 반영한 적용 기준연료비는 494.63원/kg으로 산출됐으며 이에 따른 변동연료비는 -25.60원/kg으로 나타났다. 이를 전력 생산에 필요한 연료투입량인 변환계수로 환산한 결과 필요 조정단가는 -3.4원/kWh로 계산됐다.

이는 최근 국제 에너지 가격 안정세에 따라 연료비 부담이 완화되면서 산식상으로는 전기요금 인하 요인이 발생했음을 의미한다. 특히 LNG와 유연탄 가격이 과거 기준연료비 산정 당시보다 낮아지면서 연료비 하락 효과가 반영된 것으로 분석된다.

그러나 정부는 한전의 재무상황과 연료비조정요금 미조정액이 상당한 점 등을 고려해 2분기와 동일한 +5.0원/kWh를 계속 적용하도록 한전에 통보했다. 이에 따라 계산상 인하 요인이 발생했음에도 실제 전기요금에는 기존 단가가 유지된다.

연료비조정단가는 국제 연료가격 변동을 전기요금에 반영하기 위해 도입된 제도다. 유연탄·LNG·BC유 가격 상승 시에는 요금 인상 요인이, 가격 하락 시에는 인하 요인이 발생하는 구조로 설계됐다. 제도의 취지는 연료비 변동을 전기요금에 합리적으로 반영함으로써 한전의 재무 건전성을 확보하고 소비자에게 에너지 가격 신호를 전달하는 데 있다.

다만 실제 운영 과정에서는 정책적 판단이 함께 작용하고 있다. 연료가격 급등기에는 물가 안정 등을 이유로 인상 요인이 충분히 반영되지 못했고, 최근에는 연료가격이 안정됐음에도 과거 미조정분과 한전의 누적 적자 등을 고려해 인하가 유보되는 사례가 이어지고 있다. 이에 따라 연료비연동제가 당초 취지대로 작동하고 있는지에 대한 논의도 계속되고 있다.

이번 결정은 가정과 산업계에도 영향을 미칠 전망이다. 일반 가정의 경우 연료비조정단가가 전기요금 일부를 구성하는 만큼 현행 단가 유지에 따른 부담이 지속된다. 산업계 역시 전력비가 생산원가의 중요한 요소인 만큼 전기요금 변동 여부에 민감할 수밖에 없다. 특히 철강·석유화학·반도체·시멘트 등 전력 다소비 업종과 중소 제조업체의 경우 전기요금 수준이 수익성과 경쟁력에 직접적인 영향을 미친다.

업계에서는 전기요금 상승 압력이 지속될 경우 자가용 태양광 설비, 전력구매계약(PPA), 에너지저장장치(ESS) 구축 등 에너지 비용 절감 방안에 대한 관심이 더욱 확대될 것으로 보고 있다.

한편 이번 연료비조정단가 산정은 유연탄·LNG·BC유 등 화석연료 가격만을 대상으로 이뤄졌으며, 태양광과 풍력 등 재생에너지는 산정 대상에 포함되지 않았다. 재생에너지는 연료비가 발생하지 않는 발전원인 만큼 연료비조정단가에는 직접 반영되지 않지만 화석연료 발전량을 줄여 전체 연료비 부담을 낮추는 간접 효과를 가져올 수 있다는 평가가 나온다.

정부가 기술 검증이 취약한 SMR 건설에 성급하게 나서고 있다는 비판의 목소리가 높다. AI 생성 이미지.

한국수력원자력은 지난 17일 부지선정평가위원회를 열고 신규 대형 원전 2기 건설 후보지로 영덕군을, I-SMR 건설 후보지로 기장군을 최종 선정했다고 밝혔다. 신규 원전 부지가 확정된 것은 2011년 이후 처음이다.

이번 사업은 지난해 확정된 제11차 전력수급기본계획에 따른 후속 조치다. 계획에 따르면 1.4GW급 대형 원전 2기는 각각 2037년과 2038년 준공을 목표로 하며, 0.7GW 규모의 SMR은 2035년 상업 운전을 목표로 추진된다.

대형 원전 유치 공모에는 영덕군과 울산 울주군이 참여했으며, SMR 부지 공모에는 경북 경주시와 부산 기장군이 신청했다. 한수원은 부지 적정성, 환경성, 주민 수용성, 건설 적합성 등을 종합 평가해 최종 후보지를 선정했다.

영덕군은 주민 수용성과 부지 확장성 부문에서 높은 평가를 받았다. 확보한 후보 부지 면적은 324만㎡로 공모 기준의 3배를 웃돌아 향후 추가 원전이나 관련 시설 건설까지 고려할 수 있는 여건을 갖춘 것으로 평가됐다. 특히 영덕은 과거 천지 1·2호기 예정지로 지정됐던 지역으로, 기존 조사 자료를 활용할 수 있어 사업 추진 속도를 높일 수 있을 것으로 전망된다.

기장군은 국내 최대 원전 단지인 고리원전이 위치한 지역으로, 원전 운영 경험과 관련 인프라가 집적돼 있다는 점이 강점으로 꼽혔다. 한수원은 기존 원전 산업 생태계를 활용해 국내 첫 SMR 건설 과정에서 발생할 수 있는 시행착오를 최소화할 수 있을 것으로 기대하고 있다.

원전 업계는 신규 부지 선정이 마무리되면서 원전 생태계 회복에도 속도가 붙을 것으로 보고 있다. 2017년 중단됐던 신한울 3·4호기 건설이 재개된 데 이어 신규 원전 사업까지 본격화되면서 두산에너빌리티를 비롯한 원전 기자재 업계에도 대규모 일감이 공급될 것으로 전망된다.

원전은 AI 데이터센터와 반도체 공장 확대에 따른 안정적인 기저전원 확보 수단으로 다시 주목받고 있다. 정부의 전력 수요 전망에 따르면 2040년 최대 전력 수요는 138GW 수준으로 증가할 것으로 예상된다.

다만 차세대 원전으로 주목받는 SMR의 경우 상용화 여부를 둘러싼 불확실성이 여전히 남아 있다는 지적도 나온다. 현재 세계적으로 상업 운전에 성공한 SMR 사례는 아직 없으며, 미국과 영국, 캐나다 등 주요국 역시 실증 및 개발 단계에 머물러 있다.

경제성 논란도 지속되고 있다. SMR은 설비 규모가 작아 초기 투자 부담이 낮을 것이라는 기대를 받아왔지만, 실제 건설 단가가 대형 원전보다 높을 수 있다는 분석이 제기되고 있다. 미국 뉴스케일(NuScale)의 대표 프로젝트가 경제성 문제로 취소된 사례처럼 사업비 증가와 전력 판매 단가 상승 가능성도 주요 변수로 꼽힌다.

업계 일각에서는 SMR이 아직 검증되지 않은 기술인 만큼 지나친 기대보다는 충분한 실증과 경제성 검증이 선행돼야 한다는 목소리도 나오고 있다. 특히 전력 수급 안정과 산업 경쟁력 확보라는 정책 목표와 별개로 막대한 비용이 투입되는 국가 사업인 만큼 기술적 완성도와 사업성을 객관적으로 검증하는 과정이 필요하다는 지적이 제기되고 있다.

보고서에 따르면 한국전력은 2021년부터 2025년까지 누적 36조 원의 영업손실을 기록했다. 반면 같은 기간 5개 화력발전공기업은 6조6000억 원, 한국수력원자력은 6조3000억 원, 민간가스발전사 12곳은 7조 원의 영업이익을 거둔 것으로 나타났다. 한전 부채비율이 600%를 넘는 동안 발전사들의 재무 부담은 감소세를 보였다는 분석이다.

기후솔루션은 이 같은 배경으로 현행 전력시장 구조를 지목했다. 보고서는 총괄원가보상제도와 용량요금 체계가 발전사업자의 비용과 수익을 보전하는 역할을 하고 있으며, LNG 가격 변동이 도매시장가격(SMP)에 반영되는 구조 속에서 발전사는 안정적인 수익을 유지하는 반면 한전은 연료비 변동과 판매가격 규제 사이에서 재무 부담을 떠안고 있다고 설명했다.

특히 동해안 민간석탄발전소 사례를 제시하며 송전제약으로 이용률이 30%대로 하락했음에도 20%를 넘는 영업이익률을 기록했다고 분석했다. 보고서는 낮은 가동률에 따른 미정산금이 수천억 원 규모로 누적되면서 향후 한전 부채 부담으로 이어질 가능성이 있다고 지적했다.

태양광 업계에서는 이 같은 논의가 재생에너지 발전사업자의 출력제어 문제와 함께 검토돼야 한다는 목소리도 나온다. 태양광 발전사업자는 계통 포화와 송전망 부족 등으로 출력제어가 발생할 경우 발전량 감소에 따른 손실을 직접 부담하고 있다. 발전 중단 시 REC 수익과 전력 판매 수익이 줄어들지만 금융비용과 유지관리비는 그대로 발생하는 구조다.

업계에서는 계통 제약과 송전망 부족이 개별 사업자의 문제가 아닌 만큼 출력제어 부담을 민간 발전사업자에게 집중시키는 현행 체계에 대한 개선 필요성을 제기하고 있다. 특히 재생에너지 확대 정책이 추진되는 상황에서 출력제어 보상 체계와 계통 책임 분담 방안이 함께 논의돼야 한다는 지적이다.

한편 기후솔루션은 보고서를 통해 화석연료 중심 SMP 체계 개편, 용량요금 재검토, 발전사 보상체계 개선, 재생에너지 투자 확대, 한전 재무위험 관리체계 개선 등을 제안했다.

유럽 에코디자인 참고 이미지

에코디자인은 제품의 환경성능 기준을 설정하고 이를 준수하도록 하는 제도다. 생산 이후가 아닌 설계 단계에서부터 환경 영향을 줄이도록 유도하는 것이 핵심이다. 재활용 저해 구조 개선, 재생원료 사용 확대, 탄소배출·에너지효율 관리, 제품 정보의 전자적 공개 등이 주요 요소로 포함된다.

기존 환경성적표지가 기업 자율에 기반한 제도였다면, 에코디자인은 모든 제품에 적용되는 의무 규제로 성격이 다르다. 특히 제품별 환경 정보를 QR코드 등으로 제공하는 ‘디지털 제품 여권(DPP)’ 도입이 포함되면서 산업 전반의 정보 공개 수준도 크게 높아질 전망이다.

이번 제도 추진은 글로벌 규제 환경 변화에 대응하기 위한 조치다. 유럽연합은 2024년 ‘지속가능한 제품을 위한 에코디자인 규정(ESPR)’을 발효하고 시장 내 모든 제품에 적용을 확대하고 있다. 수출 의존도가 높은 국내 산업 구조를 고려하면, 제도 정비 지연은 곧 경쟁력 저하로 이어질 수 있다는 판단이 작용했다.

국무조정실은 중소기업이 건의한 ‘100대 현장규제’ 가운데 25건을 개선했다고 밝혔다. 이 가운데 태양광 분야에서는 전기설비 계통 검사와 부지·구조물 검사를 통합하는 방안이 포함됐다. 기존에는 4년 주기와 2년 주기로 각각 시행되던 검사를 4년 주기로 일원화했다.

이번 조치는 전국 약 5만9천여 개 태양광 발전소에 적용된다. 검사 횟수가 줄어들면서 비용과 행정 절차 부담이 함께 감소할 것으로 예상된다. 소규모 개인사업자 중심의 시장 구조를 고려하면 체감 효과가 나타날 가능성이 크다.

현장에서는 제도 개선에 대해 전반적으로 긍정적인 평가가 나온다. 다만 그동안 검사 과정에서 안내 부족이나 응대 방식에 대한 아쉬움이 있었다는 의견도 일부 제기돼 왔다. 검사기관의 설명이 충분하지 않거나 소통이 매끄럽지 않았다는 경험이 공유된 사례도 있다.

이 같은 의견은 제도 자체보다는 집행 과정에서 발생한 문제로 해석된다. 검사 주기 통합과 함께 현장 안내와 응대 방식까지 보완될 경우 정책 효과는 더욱 높아질 수 있다는 기대가 나온다.

정부는 향후 이행 상황을 점검하며 추가 개선 과제를 발굴할 계획이다. 태양광 중심의 분산형 전원 확대 흐름 속에서, 규제 완화와 함께 현장 신뢰를 높이는 행정 운영이 병행될 필요성이 커지고 있다.