출처 : EMBER

분석에 따르면 한국은 현재 약 37GW 규모의 재생에너지 설비를 운영하고 있다. 정부가 추진 중인 100GW 목표가 실현되면 현재 설비 규모의 약 세 배 수준으로 확대된다. Ember는 풍력과 태양광 확대를 통해 연간 화석연료 발전용 수입비를 약 250억 달러에서 133억 달러 수준으로 낮출 수 있을 것으로 추산했다.

특히 현재 운영 중인 풍력과 태양광 설비만으로도 올해 약 47억 달러의 화석연료 수입비 절감 효과가 발생할 것으로 분석됐다. Ember는 2010년 이후 국내 풍력과 태양광이 생산한 전력량이 누적 283TWh에 달하며, 이를 수입 LNG 발전으로 대체했다면 약 250억 달러의 추가 연료비가 필요했을 것으로 평가했다.

이번 분석은 최근 국제 에너지 시장의 불확실성을 배경으로 제시됐다. 이란 전쟁과 호르무즈 해협 봉쇄 여파로 국제 가스 가격이 전년 대비 41% 상승하면서 에너지 수입 의존도가 높은 국가들의 부담이 커지고 있다. Ember는 한국이 세계에서 가장 화석연료 가격 변동에 취약한 국가 가운데 하나라며 재생에너지 확대가 단순한 탄소중립 정책을 넘어 경제 안보 전략으로 작용할 수 있다고 진단했다.

100GW 목표 달성을 위해서는 태양광과 해상풍력 확대가 핵심으로 꼽힌다. 보고서는 국내 저수지와 댐을 활용한 수상태양광 잠재력이 약 11GW에 이르며, 농촌형 태양광과 마을 단위 분산형 태양광을 병행할 경우 목표 달성이 가능하다고 분석했다. 해상풍력 역시 2030년까지 계획된 풍력 사업의 대부분을 차지하며 재생에너지 확대의 주요 축으로 평가됐다.

전력망 확충도 중요한 과제로 지목됐다. 수도권에서는 반도체 클러스터 조성과 인공지능 산업 성장으로 전력 수요가 급증하고 있지만 주요 재생에너지 자원은 호남과 영남 지역에 집중돼 있다. 현재 호남권에서 수도권으로 송전 가능한 전력은 약 4.5GW 수준에 불과해 대규모 계통 병목이 발생하고 있다.

이에 따라 정부는 초고압직류송전(HVDC) 기반 에너지 고속도로 구축을 국가 핵심 사업으로 추진하고 있다. 여기에 대규모 배터리 저장장치와 양수발전, 인공지능 기반 수요 예측 기술 등을 결합한 차세대 전력망 구축도 병행되고 있다. 다만 주요 송전망 사업이 대부분 2030년대 이후 완공될 예정이어서 단기적으로는 기존 계통 활용도를 높이는 기술적 보완책이 필요하다는 지적도 나온다.

Ember의 에너지 분석가 매트 유언(Matt Ewen)은 “한국은 세계 인구의 94%보다 더 높은 수준으로 국내총생산 대비 화석연료 수입비를 지출하고 있다”며 “재생에너지는 미래의 가격 충격으로부터 한국 경제를 보호할 수 있는 가장 현실적인 대안”이라고 평가했다.

또한 글로벌에너지모니터의 야나 스미스(Janna Smith) 프로젝트 매니저는 “한국은 기술력과 산업 기반을 이미 갖추고 있으며 남은 과제는 부지 확보와 정책 실행”이라며 “부유식 태양광과 해상풍력이 해답이 될 수 있다”고 밝혔다.

Ember는 한국이 세계적 수준의 태양광 모듈, 배터리, 전력기기 산업 경쟁력을 보유하고 있다는 점에도 주목했다. 재생에너지 확대에 필요한 투자 상당 부분이 국내 산업으로 환류될 수 있으며, 장기적으로는 전력망 운영 기술과 저장장치 기술을 해외에 수출하는 새로운 성장 동력으로 이어질 수 있다는 분석이다.

보고서는 한국의 100GW 재생에너지 목표가 단순한 전력 정책을 넘어 에너지 수입 구조를 바꾸는 산업 전략이라고 평가했다. 화석연료 구매에 사용되던 자금이 국내 설비 투자와 지역 경제 활성화로 전환될 경우 에너지 안보와 산업 경쟁력이라는 두 가지 목표를 동시에 달성할 수 있다는 전망이다.

계획 자체는 공격적이다. 정부는 수도권 등 계통 여유 지역을 중심으로 총 12GW 규모의 초대형 태양광 단지를 조성하고, 간척지와 수상형, 영농형 등 공공 중심의 계획입지를 확대하겠다고 밝혔다. ESS 연계를 통한 분산형 전력망 구축과 공공기관 중심의 K-RE100도 함께 추진한다. 다만 현장에서는 계획의 방향보다 빠진 부분에 주목하고 있다. 신규 보급 확대 전략은 상세하지만 이미 운영 중인 발전사업자에 대한 대책은 충분히 담기지 않았다는 지적이다.

재생 에너지 기본 계획은 공격적이지만 소규모 사업자를 위한 대책이 미흡하다는 비판이 제기되고 있다

국내 태양광 산업 구조를 보면 이런 우려는 단순한 반응으로 보기 어렵다. 국내 태양광 발전소는 전국 19만여 개소, 총 설비 용량은약 30.4GW에 달한다. 이 가운데 상당수는 200kW 미만 소규모 발전소다. 국내 태양광 시장은 대형 공공사업보다 지역의 중소 발전사업자들이 만들어 온 산업에 가깝다. 수십만 개의 개별 사업자가 투자하고 운영하며 지금의 보급 기반을 형성해 왔다.

그러나 이번 계획의 무게 중심은 기존 발전소보다 신규 설비와 대형 프로젝트에 실려 있다. 햇빛소득마을, 영농형 태양광, 학교·전통시장 태양광, 공공 RE100 등 신규 정책은 세부 사업까지 제시됐지만 기존 소규모 발전사업자의 최대 현안인 출력제어와 계통 포화 문제에 대한 구체적 해법은 제한적이다. 계획은 계통 포화와 수용 한계를 인정하면서도 계통 인프라 확충과 유연성 자원 확대 필요성을 언급하는 수준에 머물렀다.

특히 영천과 호남, 경북 등 기존 태양광 밀집 지역 사업자 입장에서는 체감 차이가 크다. 출력제어가 반복되는 상황에서 손실 보상 체계는 제시되지 않았고, 지역별 계통 증설 일정이나 접속 대기 해소 로드맵도 보이지 않는다. 이미 투자한 발전소는 제약을 받고 있는데 신규 입지 중심 확대가 이어질 경우 기존 사업자의 상대적 박탈감은 더 커질 수 있다.

규제 완화 역시 기대만큼 강하지 않다는 평가가 나온다. 계획은 이격거리 규제 합리화를 제시했지만 시행령 예외 규정을 통해 태양광은 주거지 인근 200m, 도로 인근 100m 범위 제한을 유지하는 방향을 담았다. 현장에서는 법률 개정 이후에도 실제 인허가 단계에서 지방 조례와 예외 규정 영향이 계속될 가능성을 우려한다.

시장 제도 개편도 변수다. 계획은 REC 현물시장 급등과 경쟁입찰 미달 등을 근거로 현행 RPS 체계의 구조적 한계를 인정하고 제도 개편 필요성을 제기했다. 그러나 REC 현물시장 참여 사업자와 FIT 종료 사업자, 대출 상환 중인 소규모 발전사업자에 대한 연착륙 방안은 제시되지 않았다. 출력제어와 REC 가격 변동, 금리 부담을 동시에 안고 있는 사업자들에게는 제도 변화 자체가 새로운 부담으로 작용할 가능성이 있다.

재생에너지 확대는 이제 선택이 아닌 국가 과제가 됐다. 다만 국내 태양광 산업의 기반이 이미 운영 중인 19만여 발전소 위에 있다는 점도 함께 고려될 필요가 있다. 신규 보급과 대형 프로젝트가 미래라면 기존 발전소의 안정적 운영은 현재다. 보급 확대 전략이 기존 사업자의 생존과 연결되지 못한다면 현장에서는 전환보다 교체로 받아들여질 수 있다.

실제 전력거래소는 지난 5월 초 “높은 태양광 발전량과 낮은 전력수요로 인해 계통 불안정이 예상된다”며 전국 육지 계통에 대한 태양광 출력제어를 사전 예고했고, 최근 실제로 매주 2회 이상, 하루에 최소 1시간에서 최대 5시간 이상 출력제어를 시행한 지역도 있었다.

수많은 태양광발전사업자들이 정부의 신재생에너지 장려 정책들만 믿고, 막대한 투자금과 대출을 받아 직접 발전소를 운영하고 있는데, 이런 잦은 출력제어로 인한 손실은 고스란히 발전사업자들에게만 전가되고 있다. 정부정책만 믿고 투자한 사업자들은 아무런 정부차원의 대책이나 보상금 없이 사업을 운영해야하기 때문에, 대출 원리금 갚기에도 급급한 상황이다.

정부는 재생에너지 확대를 추진하고 있지만, 정작 전력망·에너지저장장치(ESS)·전력시장 개편은 속도를 따라가지 못하고 있다. 그리하여 업계에서는 다음과 같은 대책이 시급하다고 요구한다.

전국 송전망 조기 확충/대규모 ESS 투자 확대/지역 간 전력 이동 능력 강화/출력제어 피해 보상체계 마련/AI 기반 전력수요 예측 고도화 등

전문가들은 출력제어가 단순한 운영 문제가 아니라 국가 에너지 전환 정책 전체를 흔들 수 있다고 우려한다. 발전사업자 입장에서는 수익 예측이 어려워지고, 금융권도 태양광 프로젝트 대출을 보수적으로 보기 시작했기 때문이다.

재생에너지 사업자들 사이에서는 정책 신뢰 붕괴에 대한 불만이 극에 달하고 있다. '전국태양광발전협회' 회원 중 한 사업자는 “정부 정책을 믿고 수억 원을 투자했는데 이제 와서 전기가 남으니 발전하지 말라고 한다”며 “이럴 거면 왜 발전소를 지으라고 했는지 모르겠다”고 분통을 터뜨렸다.

전문가들은 지금의 상황이 단순한 일시적 혼란이 아니라 국내 에너지 정책의 구조적 실패 신호일 수 있다고 경고한다. 발전사업자들이 수익성을 확신하지 못하면 신규 투자는 급감할 수밖에 없고, 결국 국가 전체의 재생에너지 확대 목표도 흔들릴 수 있다는 분석이다.

에너지 업계 한 관계자는 “재생에너지 확대를 외치면서 실제 시장에서는 발전을 강제로 멈추게 하는 나라가 됐다”며 “출력제어와 계통 문제를 해결하지 못하면 국내 재생에너지 시장은 장기 침체 국면에 들어갈 가능성이 크다”고 말했다.

임차농 보호를 위해 임대차 자동 갱신과 임대료 인상 제한을 도입했고, 영농을 하지 않을 경우 과징금과 사업 정지, 허가 취소까지 가능한 처벌 규정도 포함됐다. 정책자금과 교육, 컨설팅 지원 근거도 함께 마련됐다.

법의 방향은 분명하다. 농지를 지키면서 전기를 생산하고, 그 이익을 외부가 아니라 지역 안에서 돌게 하겠다는 취지다. 그동안 외지 사업자가 농지를 확보해 수익을 가져가던 방식에서 벗어나, 농촌 주민이 직접 참여하는 형태로 바꾸겠다는 것이다. ‘햇빛소득마을’과 같은 사업을 뒷받침할 수 있는 근거가 생겼다는 점도 이번 입법의 특징이다.

그러나 법이 마련됐다고 해서 현장의 문제가 곧바로 해결되는 것은 아니다. 가장 큰 걸림돌은 전력망이다. 법은 어디서 누가 사업을 할 수 있는지는 정리했지만 계통망 문제로 실제 혜택을 볼 수 없는 지역이 속출할 것으로 보인다. 이미 일부 지역에서는 접속 지연과 출력제어가 반복되고 있다. 설비를 지어도 전기를 제때 팔지 못하는 상황이 이어질 수 있다.

입지 확보 역시 여전히 행정 판단에 좌우된다. 농업진흥지역에서 사업을 하려면 재생에너지지구 지정이 필요하다. 지정 여부는 기준보다 행정 판단의 영향이 크다. 지자체의 입장과 지역 여건, 주민 반응에 따라 사업 가능 여부가 달라질 수 있다. 결국 사업의 성패가 시장이 아니라 행정 결정에 의해 갈리는 상황이 반복될 수 있다.

주민참여협동조합 방식도 현실에서는 부담 요인이 될 수 있다. 여러 사람이 함께 참여하는 방식은 취지와 달리 의사결정이 늦어지고 책임이 분산되는 문제가 발생하기 쉽다. 수익 배분 과정에서 갈등이 생길 가능성도 있다. 장기간 운영이 필요한 발전사업에서 이런 요소는 안정성을 떨어뜨릴 수 있다.

이번 법은 태양광을 허용하는 수준을 넘어, 농지 이용 방식과 수익 흐름을 바꾸려는 시도라는 점에서 의미가 있다. 다만 전력망, 행정 판단, 운영 방식이라는 핵심 문제는 여전히 현장에 남아 있다. 길은 열렸지만 실제로 걸어갈 수 있는 여건은 아직 충분히 갖춰지지 않았다는 비판의 목소리가 나오는 이유다. 

정부는 지난 4월 ‘국민주권정부 에너지 대전환 추진계획’을 통해 2030년 재생에너지 100GW 조기 달성, 2040년 석탄발전 단계적 폐지, 발전공기업 5사 통폐합, 전력시장 전면 개편 등을 동시에 제시했다. 문제는 정책의 방향과 별개로 기존 석탄·LNG 자산의 가치와 손실 위험에 대한 공식 계산 체계가 사실상 비어 있다는 점이다. 보고서는 “정책은 2040년을 향하는데 공기업의 재무계획은 아직 2025~2029년에 머물러 있다”고 지적했다.

기후솔루션

실제 한국남동발전·남부발전·동서발전·서부발전·중부발전 등 발전공기업들은 국회 제출자료에서 장부가와 설비현황은 제출했지만 2030년 이후 예상 가동률과 조기폐쇄 시나리오별 손익 분석은 “산출이 어렵다”고 답변했다. 연료비, SMP, 배출권 가격, 전력시장 개편 방향 등이 확정되지 않았다는 이유였다. 일부 발전사는 “왜곡된 재무정보를 전달할 우려가 있다”고까지 밝혔다. 사실상 2040년 탈석탄 전환의 재무적 계산서가 아직 존재하지 않는다는 의미다.

국제 연구에서는 이미 한전의 좌초자산 위험이 공식적으로 지목되고 있다. 네이처 서스테이너빌리티(Nature Sustainability)에 게재된 논문은 한전을 약 220억~330억 달러, 원화 기준 약 32조~49조 원 규모의 좌초 석탄자산 위험에 노출된 글로벌 상위 기업군으로 분류했다. 인도 NTPC, 인도네시아 PLN 등과 함께 세계 주요 위험군으로 언급된 것이다. 보고서는 “한전 문제가 국내 정치 논쟁 수준을 넘어 국제적으로도 식별된 구조적 위험”이라고 분석했다.

국내 전력시장 구조 역시 화석연료 유지에 상당한 비용을 계속 배분하고 있다는 지적이 나온다. 2024년 한전 전력구매비용 약 73조 원 가운데 용량정산금은 약 8조 원이었고, 이 중 약 6조 원이 화석연료 발전소에 지급됐다. 정부는 2040년 이후 잔존 석탄발전 21기를 ‘안보전원’으로 활용하는 방안과 함께 CP(용량요금) 방식 운용 가능성도 언급했다. 보고서는 “장기 손상 위험 계산 없이 예비보전과 통폐합을 병행하면 대전환 재원이 기존 화석설비 유지비로 더 오래 묶일 수 있다”고 분석했다.

결국 논쟁의 핵심은 발전공기업 5사를 합치느냐의 문제가 아니라, 어떤 자산을 정리하고 어떤 비용을 누가 부담할 것인가에 있다. 보고서는 통폐합만으로는 해결이 불가능하다고 강조했다. 자산 손상 기준, 용량요금 체계, 비용 전가 구조, 전력시장 정산 규칙까지 함께 손보지 않으면 조직 개편은 위험자산을 다른 간판 아래 재배치하는 수준에 머물 수 있다는 지적이다.

보고서는 마지막으로 “지금 필요한 것은 추가 선언이 아니라 장부·손익·보상·감독을 아우르는 자산별 재무 평가”라고 결론 내렸다. 탈석탄과 재생에너지 확대를 말하면서도 정작 기존 석탄자산의 실제 비용을 계산하지 못한다면, 에너지 대전환은 구조 개편이 아니라 비용 이연으로 끝날 수 있다는 경고다. 

이해를 돕기 위해 AI로 생성한 이미지입니다

현재 한국 전력시장은 하루 전 예측에 기반해 운영된다. 실제 발전량과 수요가 달라져도 이를 조정할 실시간 가격 신호가 없어 전력거래소의 행정적 개입에 의존한다. 이 과정에서 비효율이 발생하고 비용은 전기요금으로 전가된다. 감사 결과에 따르면 이러한 운영 비효율로 인한 비용 낭비는 연간 1조 원대에 이른다. 실시간 시장 부재는 단순한 제도 공백이 아니라 계통 유연성 자체를 막는 구조적 문제로 지적된다.

보조서비스 시장 역시 구조적 한계를 드러낸다. 주파수 유지와 예비력 확보를 위한 이 시장은 본래 빠른 응동이 가능한 자원을 보상해야 한다. 그러나 국내에서는 연료비 기준 정산 구조가 적용되면서 연료비가 없는 ESS와 VPP는 경쟁 자체가 불가능하다. 여기에 법적 지위도 불명확해 시장 참여조차 제한된다. 결과적으로 가장 빠르고 정밀한 자원이 아닌 가스발전기가 시장을 점유하는 상황이 지속된다.

재생에너지 입찰시장 도입 역시 근본적 해법이 되지 못하고 있다. 재생에너지만 가격 경쟁에 노출되고 화석연료 발전은 기존 CBP 체계로 보호되는 구조가 유지되기 때문이다. 가격을 낮춰도 낙찰이 보장되지 않는 반면, 화력발전은 일정 수준의 가동이 유지된다. 이는 경쟁이 아닌 부담 전가에 가깝다. 보고서는 이를 ‘반쪽짜리 시장’으로 규정하며, 재생에너지 투자 위축 요인으로 작용한다고 분석한다.

해외 사례는 다른 방향을 보여준다. 독일은 인트라데이 시장을 통해 실시간 가격 신호를 도입했고, 호주는 IRP 제도와 가격입찰 구조를 통해 ESS와 VPP의 시장 참여를 보장했다. 그 결과 예비력 사용량은 감소했고, 보조서비스 시장에서는 배터리가 주요 공급자로 자리 잡았다. 시장 설계가 바뀌자 자원의 역할도 바뀌었다는 점이 핵심이다.

보고서는 세 가지 정책 전환을 제안한다. 실시간 시장과 보조서비스 시장의 전국 확대 일정 확정, ESS·VPP의 법적 참여 자격 부여와 정산 구조 개편, 그리고 모든 발전원이 동일한 조건에서 경쟁하는 가격입찰제 도입이다. 이는 단순한 제도 개선이 아니라 전력시장 작동 방식의 전환을 의미한다.

메시지는 명확하다. 한국 전력시장은 여전히 화석연료 중심 설계 위에서 작동하고 있으며 그 결과가 지금의 출력제어와 비용 증가로 나타나고 있다는 것이다. 시장은 설계대로 움직인다. 기술이 준비됐음에도 활용되지 못하는 현실은 정책의 지연이 아니라 방향의 문제에 가깝다. 재생에너지 100GW는 숫자로는 가능하다. 다만 지금의 제도 위에서는 그 전기가 흘러갈 자리를 찾지 못할 가능성이 더 크다.

기후솔루션은 이번 보고서가 열병합발전의 기술적 개념을 설명하는 데 그치지 않고, 왜 봄·가을 낮 시간대에 태양광이 먼저 멈추는지라는 실제 계통 운영의 문제를 짚었다는 점에서 의미가 있다고 밝혔다. 정부가 2030년까지 재생에너지 100GW 보급 목표를 제시했지만, 실제 전력계통은 여전히 대규모 중앙급전 발전기 중심으로 운영되고 있어 재생에너지 확대를 충분히 뒷받침하지 못하고 있다는 것이다.

보고서에 따르면 LNG 열병합발전은 열수요가 발생하면 전력수요와 무관하게 전기와 열을 함께 생산하는 구조이기 때문에, 봄·가을처럼 전력수요는 낮고 태양광 발전은 많은 시간대에 재생에너지가 들어올 자리를 줄이는 경직성 자원으로 작동한다. 즉, 문제는 열공급 자체가 아니라, 열공급 때문에 가스발전 전기까지 함께 우선 수용되는 현재의 운영 구조에 있다고 보고서는 지적했다.

보고서 저자인 기후솔루션 주다윤 연구원은 “열병합발전이 효율 좋은 설비로 인식되어 왔지만, 재생에너지 시대에는 태양광과 풍력을 최대한 받아들이고 필요에 따라 발전량을 조절할 수 있는 유연성이 핵심”이라며 “열공급은 안정적으로 유지하되, 그 때문에 가스발전 전기까지 계속 우선하는 구조는 바꿔야 한다”고 설명했다.

기후솔루션 해당 보고서 표지

보고서는 이러한 충돌이 이미 실제 계통에서 나타나고 있다고 밝혔다. 2025년 3월 9일 오후 1시 기준 육지 재생에너지 출력제어량은 1.8GWh, 다시 말해 재생에너지 공급량의 약 30%가 출력제어됐다. 같은 시간 화력발전량은 10.9GWh였고, 계통 안정에 필요한 물량을 제외한 나머지 중 2.7GWh는 열제약을 사유로 가동된 LNG 열병합 발전량이었다. 보고서는 열제약발전만 없었더라도 재생에너지 1.8GWh를 추가로 수용해 출력제어를 피할 수 있었을 가능성이 크다고 분석했다.

문제는 기존 설비의 경직성에 그치지 않는다. 보고서는 허가를 받았거나 추진 중인 신규 LNG 열병합 발전이 7.3GW에 달하고, 추가 건설 의향 물량과 자가발전·구역전기사업 물량까지 포함하면 2040년대 초반까지 14GW 이상의 신규 LNG 열병합발전이 더해질 수 있다고 전망했다. 한정된 계통 용량을 신규 LNG 열병합발전이 계속 선점하면, 재생에너지 계통 접속과 수용성은 더 악화될 수밖에 없다고 지적했다.

보고서는 이 문제의 뿌리가 오래된 제도와 맞물려 있다고 설명했다. 2006년부터 열제약으로 생산된 전기는 전력시장이 우선 수용하도록 제도화됐는데, 당시에는 재생에너지 보급이 거의 없어 큰 문제가 드러나지 않았다. 그러나 태양광과 풍력이 빠르게 늘어난 지금은 같은 규칙이 봄·가을 낮 시간대 재생에너지 출력제어를 반복적으로 키우는 원인 가운데 하나가 됐다고 분석했다.

기후솔루션은 해법 역시 분명하다고 밝혔다. 핵심은 열공급을 중단하는 것이 아니라, 열과 전력의 공급 시점을 분리해 LNG 열병합발전을 더 유연하게 운영하도록 만드는 것이다. 다시 말해, 재생에너지 출력제어를 줄이면서도 필요한 열은 안정적으로 공급하자는 뜻이다. 이를 위해 열 저장장치인 축열조(TES)를 적극 활용하고, 남는 재생에너지를 전기보일러와 히트펌프 등을 통해 열로 전환하는 P2H(Power-to-Heat)를 확대해야 한다고 제안했다. 또한 경부하 시간대 열제약 발전을 사실상 보장하는 현행 구조를 손질하고, 가격 신호에 맞춰 발전량을 조정하도록 전력시장 제도 개편도 함께 추진해야 한다고 강조했다.

산단 태양광은 공장 지붕을 활용하는 특성상 건물 소유주와 발전사업자가 분리되는 경우가 많다. 이 과정에서 지붕 사용 권한, 화재 및 보험 책임, 유지관리 범위를 둘러싼 갈등이 빈번하다. 특히 건물 매매나 임차인 변경이 발생하면 기존 계약의 효력이 흔들리면서 설비 철거 요구나 재협상으로 이어지는 사례가 나타난다.

산단 태양광 예시. AI 생성 이미지.

영농형 태양광 역시 임대차 기반 구조에서 유사한 리스크를 안고 있다. 농지 소유권 이전이 제한된 환경에서 임차 방식이 불가피하지만 실제 경작 여부와 농지법 적용을 둘러싼 해석 차이로 허가 취소나 원상복구 명령이 발생하는 경우가 있다. 경작과 발전을 병행해야 하는 사업 특성이 계약에 충분히 반영되지 못한 점이 원인으로 지목된다.

두 분야에서 공통적으로 나타나는 문제는 사업 주체 변경에 따른 계약 불안정성이다. 태양광 사업은 개발을 마친 뒤 다른 투자자에게 사업을 넘기거나 해당 발전소만을 운영하는 별도의 회사를 만들어 자산을 이전하는 구조가 일반적이다. 이 과정에서 기존 임대차 계약의 ‘임차인’이 바뀌게 되는데 관련 조건이 계약서에 명확히 정리되지 않은 경우 임대인이 이를 문제 삼거나 추가 금전을 요구하는 사례가 발생한다. 이미 설비가 설치된 이후에는 사업자의 협상력이 낮아져 불리한 조건을 수용하는 경우가 많다.

임대인 변경도 주요 리스크다. 태양광 설비는 법적으로 부동산이 아닌 공작물로 분류돼 새로운 토지 소유자에게 기존 계약을 그대로 주장하기 어려운 구조다. 토지 매매나 상속으로 소유자가 바뀌면 계약이 유지되지 않을 가능성이 있으며 설비 철거 요구로 이어지는 사례도 보고되고 있다. 실무에서는 재계약으로 해결하는 경우가 많지만 조건이 악화되는 경우가 일반적이다.

장기 계약 구조 역시 갈등을 키우는 요인이다. 산단과 영농형 태양광은 대부분 20년 이상 장기 임대차 계약을 전제로 한다. 그러나 고정 임대료 방식이 물가 변동을 반영하지 못하면서 시간이 지날수록 임대인의 불만이 커지고 추가 요구나 계약 해지 시도로 이어지는 사례가 늘고 있다. 개발 기간 동안 임대료가 발생하지 않는 구조도 분쟁의 원인이 되고 있다.

업계에서는 이러한 문제를 산업 구조와 제도 간 불일치에서 비롯된 것으로 보고 있다. 임차권 등기나 지상권 설정을 통해 리스크를 줄일 수 있지만 비용 부담과 임대인의 거부로 실제 적용은 제한적이다. 특히 소규모 사업자는 별도의 법적 보호 장치 없이 장기 리스크를 부담하는 구조에 놓여 있다. 

전문가들은 산단과 영농형 태양광 확대 정책이 지속될 경우 임대차 기반 분쟁이 대량으로 발생할 가능성이 높다고 보고 있다. 사업 주체 변경 시 권리 승계 기준을 명확히 하고, 장기 계약에 맞는 표준 계약서를 마련하는 등 제도 정비가 필요하다는 지적이다. 현재의 계약 중심 구조만으로는 보급 확대 속도를 안정적으로 뒷받침하기 어렵다는 평가다.

기후에너지환경부 제공

7일 서울 여의도 국회의원회관에서 열린 ‘바람직한 에너지믹스 2차 정책토론회’에서 전문가들은 태양광과 원전 중심의 전원 구조가 현실적으로 작동하기 위해서는 가격과 유연성이 동시에 확보돼야 한다고 밝혔다. 이날 토론회는 제11차 전력수급기본계획에 포함된 신규 원전 2기 건설 계획의 유지 여부를 논의하기 위해 마련됐다.

토론에 참석한 원자력·전력 분야 관계자들은 재생에너지의 간헐성과 원전의 경직성이 동시에 전력 시스템의 부담 요인으로 작용하고 있다고 평가했다. 태양광과 풍력은 출력 변동성이 크고, 원전은 부하 추종 능력이 제한적이라는 점에서 기존 발전 운영 방식의 전환이 불가피하다는 설명이다.

산업계는 급증하는 전력 수요에 대한 현실적인 대응 수단으로 액화천연가스(LNG) 발전의 역할을 강조했다. 인공지능 데이터센터와 반도체 산업 확대로 단기간 내 전력 공급이 필요한 상황에서, 즉각적인 대응이 가능한 전원은 LNG 발전이라는 판단이다. 다만 중장기적으로는 소형모듈원자로(SMR)와 재생에너지, 에너지저장장치(ESS)를 병행하는 구조가 필요하다는 의견도 제시됐다.

재생에너지 분야에서는 태양광과 ESS를 연계할 경우 발전 단가를 낮출 수 있다는 분석이 나왔다. 배터리 가격 하락으로 태양광 연계 ESS의 경제성이 개선되고 있으며, 낮 시간대 잉여 전력을 저장해 야간에 방전하면 전력망 안정성과 수익성 모두를 확보할 수 있다는 주장이다.

원전 측에서는 탄력 운전을 위한 기술 개발이 속도를 내고 있다고 밝혔다. 출력 조절과 부하 추종 기술을 고도화해 재생에너지 확대에 따른 변동성을 흡수하겠다는 계획이다. 다만 이를 위해서는 안전 규제와 제도 개선이 병행돼야 한다는 지적도 나왔다.

소비자 단체는 에너지 전환 과정에서 전기요금 체계에 대한 논의가 함께 이뤄져야 한다고 강조했다. 재생에너지 확대와 원전 활용에 대한 사회적 수용성은 결국 전기요금 수준과 직결된다는 이유에서다.

기후에너지환경부는 추가 정책토론회와 여론조사를 거쳐 올해 수립 예정인 제12차 전력수급기본계획에서 신규 원전 건설 여부를 최종 결정할 방침이다. 정부는 전원 구성의 방향성뿐 아니라 비용 구조와 계통 안정성을 함께 고려해 종합적인 결론을 도출하겠다는 입장이다.

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기후에너지환경부는 제37차 에너지위원회 재심의를 거쳐 경북(포항), 울산, 충남(서산)을 분산에너지 특화지역으로 추가 지정했다고 밝혔다. 분산특구는 수요지 인근에서 태양광 등 재생에너지를 생산·소비하는 지산지소형 전력 시스템을 구축해 송전망 의존도를 낮추는 것이 목적이다. 특구 내에서는 전력 직접거래 허용과 규제 특례가 적용된다.

경북 포항은 재생에너지 기반 전력 공급을 통해 산업단지의 무탄소 전환을 추진한다. 태양광 등 청정전력을 활용한 분산형 전력 공급 구조를 구축해 지역 내 기업의 재생에너지 100% 사용(RE100) 이행과 수출 경쟁력 강화를 뒷받침한다는 계획이다. 분산특구 지정을 계기로 관련 설비 투자와 지역 경제 활성화 효과도 기대된다.

울산과 충남 서산은 태양광을 포함한 지산지소 방식의 전력 시스템 확산에 초점을 맞춘다. 발전된 전력을 인근 산업시설과 전력 수요처에서 직접 활용하는 구조를 실증해 송전 혼잡을 완화하고, 재생에너지 출력 변동성 문제를 줄이는 모델을 구축한다. 에너지저장장치(ESS)와 연계한 태양광 활용도 주요 실증 과제로 포함된다.

정부는 이번 분산특구 확대를 통해 태양광을 기존의 보조적 전원이 아닌 지역 전력 시스템의 핵심 자원으로 재정의하고 있다. 대규모 송전망 확충에 의존하던 기존 전력 구조에서 벗어나, 생산과 소비가 지역 안에서 이뤄지는 분산형 전력 체계로의 전환을 가속화하겠다는 구상이다.

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보고서에 따르면 한국은 송·배전망을 독점 보유한 한국전력이 자체 기준에 따라 요금을 산정하지만, 요금기저와 계산식이 공개되지 않아 적정성 검증이 사실상 불가능하다. 전력망 이용요금을 심의하는 전기위원회도 정부 산하 조직으로 독립성이 약해 제출된 회계 자료를 전문적으로 평가할 역량이 충분치 않다는 평가가 뒤따른다. 이 같은 구조적 한계는 “전력망 소유자와 요금 결정권이 한 기관에 집중된 한국 전력 규제 체계의 근본적 문제”라는 것이 보고서의 진단이다.

PPA 확대 과정에서 드러난 이해 상충 논란도 문제로 지적된다. 2022년 추진된 ‘PPA 전용 기본요금’은 일반 기본요금 대비 1.5배 높은 수준으로 실제 적용 시 중견 제조업체는 연간 100억 원, 대기업은 60억~100억 원의 추가 부담이 발생할 수 있었다. 시행은 결국 무기한 유예됐지만 보고서는 “재생에너지 조달을 시도한 기업에만 불리한 요금 체계가 제시됐다는 사실 자체가 시장 신뢰를 흔들었다”고 분석했다.

보고서는 한국의 전력망 규제 체계가 해외 모범 사례에 비해 네 가지 핵심 지표에서 모두 뒤처진다고 평가했다. 미국의 연방에너지규제위원회(FERC)와 전력 계통 운영기관인 PJM은 송전요금 산정 방식, 비용 항목, 회계자료를 외부에 상세히 공개하며 규제 기능과 사업 운영을 엄격히 분리한다. 영국의 가스·전력시장 규제청(Ofgem) 역시 정부로부터 독립된 규제기관으로, ‘RIIO’ 체계를 통해 송·배전망 운영자의 허용 수익을 사전 통제하고 탄소중립 목표 달성을 위한 전력망 투자 여부를 요금 승인 기준에 포함한다. 보고서는 영국의 사례를 “독립성과 투명성을 갖춘 전력망 규제 체계의 대표적 모델”로 소개했다.

반면 한국은 △독립 규제기관 부재 △요금 산정 방식 비공개 △넷제로 기반 투자 고려 미흡 △심의 과정 비공개 등 네 가지 항목에서 모두 낮은 평가를 받았다. 이러한 구조는 PPA 시장의 성장 속도를 늦출 뿐 아니라 RE100을 추진하는 국내 기업의 해외 경쟁력에도 부정적 영향을 줄 수 있다는 것이 보고서의 전망이다. 신규 재생에너지 프로젝트의 금융 조달 환경이 악화되는 등 파급 효과도 우려된다.

보고서는 전력망은 자연 독점적 성격을 지닌 만큼 투명성과 감시 체계가 뒷받침되지 않으면 제도적 불공정이 발생할 수밖에 없다고 강조했다. 독립 규제기관 신설, 요금 산정 공식과 비용 항목의 전면 공개, 넷제로 기반 전력망 투자 의무화, 심의 과정의 공개 확대 등이 핵심 개선 과제로 제시됐다. 보고서는 “전력망 요금 구조가 투명해질 때 기업의 예측 가능성이 높아지고, 재생 에너지 중심의 전력 시스템 전환 속도도 크게 향상될 것”이라고 결론지었다.

국제 권고 수준(20~40%) 대비 여전히 높은 국내 최소발전용량… 구조적 조정 시급