2.1 전력시장 구조에 따른 재생에너지 전력구매 이행방안

일반적으로 재생에너지 전력조달 전략은 발전설비의 위치 (소내·외), 재생에너지 전력공급사업자의 유형, 재생에너지 전력과 재생에너지 공급인증서 (Renewable Energy Certificate, REC)의 결합 여부 등에 의해서 구분될 수 있다. 물론 전력계통을 통해 제3의 재생에너지 발전사업자로부터 재생에너지 전력을 비용효과적으로 구매하는 방법은 전력시장의 구조 및 규제 수준, 전력시장 운영을 위한 관련 규정의 차이 등에 따라 선택할 수 있는 대안이 국가 및 지역에 따라 달라질 수 있다 ⁽⁷⁾.

먼저, 규제 전력시장에서는 공영 전력회사가 송·배전사업 운영에 대한 독점적 권리를 보유하며, 또한 상당 규모의 발전설비를 소유할 수 있다. 이러한 규제 전력시장은 전기소비자가 자체적으로 발전사업자와 PPA를 체결하는 것을 금지하고 있기 때문에 전기소비자는 자가용 재생에너지 발전설비 설치를 통한 직접 생산, 전력회사의 녹색전력 요금제 (Utility Green Pricing) 적용 또는 별도의 REC 구매 인증 등의 방식으로 재생에너지 전력구매를 이행한다.

반면에, 경쟁적 전력시장은 발전부문과 송·배전부문이 분리되며, 도매 수준에서 다수의 발전사업자가 입찰을 통해 경쟁하는 구조를 형성하며, 특히 완전 자유화된 전력시장에서는 전기소비자에게 판매사업자를 자유로이 선택할 수 있는 선택권을 부여하기 때문에 소매 수준에서 판매사업자 간 경쟁이 엄연히 존재한다. 따라서 경쟁적 전력시장에서는 규제 전력시장에서의 재생에너지 전력구매 이행수단 외에 전기소비자와 재생에너지 발전사업자 간의 직접 구매계약을 포함한 다양한 재생에너지 전력구매 상품들을 선택할 수 있다.

2.2 재생에너지 전력구매 이행방안의 종류

대부분의 재생에너지 전력구매 이행수단들이 재생에너지 발전전력의 물리적 공급을 보장하는 것은 아니다. 따라서 자가용 재생에너지 발전설비를 이용한 직접 생산을 제외한 다른 재생에너지 전력구매 이행방안들은 실질적으로 재무 계약의 형태로 구현된다. 한편 REC 구매는 전력구매와의 결합 또는 별도 거래가 가능하지만, REC 추적시스템 (REC Tracking System)을 통한 확실한 소유권 증빙이 반드시 병행되어야 한다 ⁽⁸⁾.

3.1 국내 재생에너지 관련 전력거래 제도

현행 「전기사업법」에서는 전기설비를 각각 전기사업용, 일반용 및 자가용으로 분류하고 있다. 따라서 전기설비에 포함되는 재생에너지 발전설비 또한 이와 같은 용도별 분류 기준을 적용할 수 있으며, 해당 용도에 부합하는 방식으로 전력거래를 수행한다.

동법에서는 전기사업용 (즉, 발전사업용) 발전설비에 대해서는 「전력시장운영규칙」에 따라 전력시장에서 거래하는 것을 원칙으로 규정하고 있지만, 동법 시행령 및 「소규모 신·재생에너지발전전력 등의 거래에 관한 지침」에 명시된 바와 같이, 1 MW 이하 신·재생에너지발전사업자의 발전설비에 대해서는 전력시장을 통하지 않고 한전과 직접 PPA를 통해 거래할 수 있도록 허용하고 있다. 현행 「전력시장운영규칙」에서는 수력을 제외한 신·재생에너지 발전설비를 비중앙급전발전기로 명시하고 있다. 따라서 비중앙급전발전기로 분류된 신·재생에너지 발전설비는 전력시장에서 자신이 생산한 발전량만 거래할 수 있으며, 계통운영 보조서비스 및 공급가능용량에 대해서는 보상받을 수 없다. 단, 「신에너지 및 재생에너지 개발·이용·보급 촉진법」에 따라 자신이 공급한 전력량에 대해 신·재생에너지공급인증서를 발급받을 수 있으며, 이를 공급의무자에게 계약 또는 현물시장을 통해 판매할 수 있다. 한전과 PPA를 체결하여 전력을 거래하는 1 MW 이하의 소규모 신·재생에너지 발전설비 또한 자신이 생산한 발전량에 대해서만 보상받을 수 있다. 단, 해당 발전설비는 거래시간별 계통한계가격 (System Marginal Price, SMP)이 아닌 「신·재생에너지이용발전전력의 기준가격 지침」에서 규정한 전원별 기준가격으로 보상받으며, 적용대상이 아닌 경우에는 전력시장의 월 가중평균 SMP로 보상받는다. 또한 해당 발전설비는 전기사업용이기 때문에, 전력시장에서 거래를 수행하지 않아도 REC 발급대상에 해당된다.

「전기사업법」에서는 일반용 전기설비를 산업통상자원부령으로 정하는 소규모 전기설비로서, 한정된 구역에서 전기를 사용하기 위해 설치하는 전기설비로 정의하고 있으며, 특히 동법 시행규칙에서는 이를 전압 600 V 이하로서 발전설비용량이 10 kW 이하인 발전기로 구체적으로 명시하고 있다. 이러한 정의에 따라, 일반용 발전설비에서 생산된 전력은 원칙적으로는 해당 구역 내에서만 사용해야 하며, 따라서 전력시장 또는 한전과 거래할 수 없다. 단, 「소규모 신·재생에너지발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 발전설비용량 10 kW 이하의 신·재생에너지 발전설비에 대해 요금상계거래를 허용하고 있다. 한편 「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에서는 REC를 발전사업자가 신·재생에너지 설비를 이용하여 전기를 생산·공급하였음을 증명하는 인증서로 정의하고 있기 때문에, 일반용 신·재생에너지 발전설비는 REC 발급대상에서 제외된다.

자가용 전기설비는 「전기사업법」에 의거하여 전기사업용 및 일반용 전기설비 이외의 모든 전기설비로 정의하며, 이에 따라 자가용 발전설비 또한 동일한 기준으로 분류된다. 동법에서는 자가용 발전설비에서 생산된 전력은 원칙적으로 전력시장에서 거래할 수 없는 것으로 규정하고 있지만, 동법 시행령을 통해 자신이 생산한 전력의 연간 총 생산량의 50% 미만의 범위에서는 전력시장에서 거래할 수 있도록 하는 예외를 인정하고 있다. 이러한 경우, 전력시장에서 거래하는 자가용 발전설비는 비중앙급전발전기로 전력시장에 등록되며, 이에 따라 해당 발전설비는 자신이 생산한 잉여전력량에 대해서만 거래가 가능하다. 또한 1 MW 이하 신·재생에너지 발전설비에 한해서는 「소규모 신·재생에너지발전전력 등의 거래에 관한 지침」에 따라 전력시장 대신 한전과 직접 거래할 수 있으며, 이를 위해서는 해당 소규모 신·재생에너지 전기공급자가 한전에 PPA 계약을 신청하도록 규정하고 있다. 한전과 PPA 계약을 통해 잉여전력량을 거래하는 자가용 신·재생에너지 발전설비의 경우에는 자신이 한전과 거래한 발전량에 대해 「신·재생에너지이용발전전력의 기준가격 지침」에서 규정한 전원별 기준가격으로 보상받거나, 해당 발전설비가 기준가격 적용대상이 아닌 경우에는 전력시장의 월 가중평균 SMP로 보상받는다. 한편 「소규모 신·재생에너지발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 1,000 kW 이하의 태양에너지 발전설비에 대해 요금상계거래를 허용하고 있다. 단, 「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에 따라, 자가용 신·재생에너지 발전설비 또한 REC 발급대상에서 제외된다.

3.2 국내 기업의 재생에너지 전력구매 현황

다수의 해외 주요 기업들은 이미 기후변화 대응을 위한 재생에너지 100% 사용 목표 수립과 이를 위한 다양한 이행 노력을 실천하고 있는 반면 ⁽⁹⁾, 국내 기업은 상대적으로 소극적인 전략을 취하고 있다. 그린피스에서 실시한 2017년 주요 IT 기업의 친환경 성적표 ⁽¹⁰⁾에 따르면, Switch, Apple, Facebook, Google은 A 등급인 반면, 국내 기업들 중에서 Naver는 C 등급, 삼성 SDS는 D 등급, KT, LG CNS와 LG U+, 그리고 ㈜SK는 모두 F 등급을 받은 것으로 확인되었다. 이는 주로 재생가능에너지 구매 정책 항목에서 매우 저조한 점수를 기록한 것이 가장 큰 원인으로 지목되었는데, 그린피스는 국내 주요 IT 기업 대부분이 설비를 가동하는데 사용되는 청정에너지의 사용 비율이 2% 수준에 머문 것으로 분석하고 있다. 이것은 국내 기업의 재생에너지 전력조달 여건이 상대적으로 불리하기 때문인 것으로 해석된다. 2018년 기준, 국내 신재생에너지 총 발전량 비중은 8.88%로 ⁽¹¹⁾, 경제협력개발기구 (Organization for Economic Cooperation and Development, OECD) 주요국 (2018년 기준 독일 40.6%, 영국 33.3%, 중국 26.7%, 미국 17.6% 등)에 비해 매우 낮은 수준이라 할 수 있다 ^(12)-(15).

이와 더불어, 국내 기업이 재생에너지 전력을 구매할 수 있는 수단 또한 제한적이라 할 수 있다. 국내의 경우, 신재생에너지공급의무화제도 (Renewable Portfolio Standards, RPS) 운영으로 REC 거래시장은 존재하지만, 구매대상은 공급의무자 (설비용량 500 MW 이상의 대규모 발전사업자)로 한정하고 있기 때문에, 전기소비자의 REC 구매는 현실적으로 불가한 상황이다. 또한 풀 (Pool) 형태의 도매전력시장 운영으로 인해서 재생에너지 발전설비로 생산된 전력에 대해서만 선택적으로 구매할 수 있는 형태도 아니다. 현행 「전기사업법」에 따르면, 원칙적으로 모든 발전사업자는 도매전력시장을 통해 전기판매사업자에게만 생산된 전력을 판매하도록 규정하고 있기 때문에 기업이 발전사업자로부터 재생에너지 전력을 직접 구매할 수 있는 경로 또한 부재 상황이다. 물론 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 예외적으로 1 MW 이하 신·재생에너지 발전설비에 대해서는 PPA를 허용하고 있지만, 계약대상은 전기판매사업자로 한정하고 있다.

현재 국내 기업이 선택할 수 있는 재생에너지 전력조달 방안은 시설 내에 재생에너지 발전설비를 직접 설치하여 자체적으로 생산·소비하는 것이지만, 이 또한 재생에너지 전력사용을 공식적으로 인증할 수 있는 수단은 부재 상황이다. 외부 발전사업에 대한 투자는 신규 재생에너지 발전설비 확대를 유인할 수 있는 기제로서 역할을 할 수 있지만, 아직 외부 발전사업 결과물을 전기소비자의 재생에너지 전력소비 실적으로 인정하는 국내 기준은 전무한 상황이다.

4.1 녹색전력 구매계약제도 설계안

최근 미국 내 다수의 전력회사들은 증가하는 대규모 상업용 소비자의 재생에너지 전력수요에 대응하기 위해서 녹색전력 구매계약제도라고 하는 새로운 방식의 재생에너지 전력구매 방식을 제공하고 있다. 녹색전력 구매계약제도의 세부 내용은 전력회사마다 서로 다르게 규정화되어 있지만, 일반적으로 전력회사와 지정된 재생에너지 발전사업자 간 PPA를 기반으로 전력회사와 전기소비자가 재생에너지 전력구매계약을 체결하는 형태로 운영된다. 따라서 현행 국내 전력거래 구조에서는 전기판매사업자 (한국전력공사)와 PPA를 체결한 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전설비에 대해서만 녹색전력 구매계약제도의 도입에 관한 논의가 가능할 것으로 보인다.

한편 전기판매사업자가 풀 형태의 전력시장으로부터 구매한 재생에너지 전력을 물리적으로 분리하여 전기소비자에게 공급하는 것은 불가능하기 때문에 녹색전력 구매계약제도는 별도의 녹색전력 인증서와 결합하여 제공하는 것이 현실적이다. 단, 단일 전기판매사업자로서의 독점적 지위로 인해서 녹색전력 인증서 발급은 전력거래와는 무관한 제3의 중립기관이 해당 업무를 수행하는 것이 재생에너지 전력사용 인증의 객관성 확보에 보다 유리할 것으로 보인다.

본 논문에서 제안한 녹색전력 구매계약제도에서는 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에 따라 녹색전력 인증서 발급대상은 PPA를 통해 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전설비로부터 전기판매사업자가 직접 구매한 재생에너지 전력량이다. 단, 이러한 기준에 따르면, 전기판매사업자와의 PPA를 통해 거래하는 재생에너지 발전전력에 대해서는 REC와 녹색전력 인증서가 이중으로 발급되는 현상이 발생하지만, 녹색전력 인증서 발급 신청자격을 전기판매사업자로 제한함으로써 녹색전력 인증서의 소유권을 재생에너지 발전사업자가 아닌 전기판매사업자에 귀속시키는 방안을 제안한다. 이는 재생에너지 발전사업자는 기존과 동일한 방식으로 전력 및 REC 거래를 수행하도록 보장함으로써 재생에너지 발전사업자는 녹색전력 구매계약제도 시행과 관련하여 행정적·재정적으로 어떠한 영향도 받지 않는다.

한편 전기소비자의 재생에너지 전력사용 인증의 객관성 확보를 위해 녹색전력 인증서는 전기판매사업자가 PPA로 구매한 재생에너지 전력량에 대해 가중치 적용 없이 kWh 기준으로 발급하는 것을 제안한다. 녹색전력 인증서는 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에 따라 계량된 전력거래량에 대해 발급하는 것을 원칙으로 적용한다. 동 고시에서는 발전사업자와 전기판매사업자 간 전력거래량의 계량을 매월 실시하도록 규정하고 있기 때문에 녹색전력 인증서 발급 또한 이와 양립할 수 있도록 월 단위로 실시하는 것을 제안한다. 이에 따라, 녹색전력 구매계약에 참여한 전기소비자의 해당 월 전기요금 납부와 동시에 매월 전기판매사업자가 신청하여 발급받은 녹색전력 인증서의 소유권이 전기소비자에게 이전되는 형태이다. 단, 녹색전력 인증서의 제3자로의 소유권 양도 및 재판매를 금지함으로써 재생에너지 전력사용에 대한 공인 인증수단으로서의 유효성을 강화할 필요가 있을 것이다. 녹색전력 구매계약제도는 전기소비자의 자발적 선택을 전제로 운영되어야 하며, 이를 통해 재생에너지 전력사용을 객관적으로 입증할 수 있도록 설계되어야 한다. 해외의 경우, 녹색전력 구매계약제도는 대규모 전기소비자의 장기적이고 안정적인 재생에너지 전력조달을 지원할 목적으로 도입하고 있기 때문에 대부분의 녹색전력 구매계약은 장기 계약의 필요성이 높은 대규모 전기소비자를 대상으로 하고 있다. 국내의 경우, 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전설비를 대상으로 녹색전력 구매계약제도를 운영한다는 가정에서는 상대적으로 적은 공급물량으로 인해 재생에너지 전력사용에 대한 수요가 높은 기업을 대상으로 운영하는 것이 효과적일 것이다.

현행 전력거래 구조에서는 전기판매사업자가 재생에너지 발전전력을 모아서 (Pooling), 이를 녹색전력 인증서와 함께 전기소비자에게 공급하는 일종의 프로그램 가입 방식 (Subscriber Programme)이 적합할 것으로 판단한다. 전기판매사업자의 중개로 재생에너지 발전사업자와 전기소비자가 일대일로 계약을 체결하는 방식은 전기소비자가 특정 유형 및 규모의 재생에너지 발전설비에 대한 선택권을 확보하고 이를 바탕으로 가격협상이 가능하다는 장점이 있다. 그러나 현재 국내 전기판매사업자와 PPA로 전력을 거래하는 재생에너지 발전설비는 1 MW 이하로 설비 규모가 한정되어 있으며, 전력거래량의 대부분을 태양광이 차지하고 (2018년 한국전력공사가 PPA를 통해 구매한 태양광에너지 발전량은 5,173 GWh로, PPA를 통해 구매한 전체 신재생에너지 발전량 5,227 GWh의 약 99%) 있기 때문에 ⁽¹⁶⁾, 국내 전기소비자 입장에서는 재생에너지 발전설비에 대한 선택권 부여가 큰 의미가 없을 수 있다. 또한 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전설비를 대상으로 녹색전력 구매계약제도를 설계하는 경우, 단일 발전설비로는 대규모 전기소비자의 재생에너지 전력수요를 공급하기에는 다소 부족할 것으로 예상된다. 그리고 전기판매사업자와 전기소비자 간 녹색전력 구매계약 기간은 1년 단위로 설정하는 것이 현실적이다. 현행 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전사업자와 전기판매사업자의 PPA 계약기간을 1년으로 규정하고 있기 때문에 녹색전력 구매계약 기간 또한 재생에너지 발전사업자와 전기판매사업자 간 PPA 계약기간을 준용함으로써 재생에너지 전력의 수급 균형을 도모할 필요가 있다.

결과적으로 본 논문에서 제안한 녹색전력 인증서 기반의 녹색전력 구매계약제도 이행을 위한 주요 단계는 아래와 같이 순차적으로 정리해 볼 수 있으며, 해당 업무처리 기관 및 당사자 관점에서 간략하게 도식화해 보면, 그림 1과 같이 나타낼 수 있다.

① 전기판매사업자는 1 MW 이하 소규모 발전사업자와의 PPA에 의거하여 매월 전력을 구매한다.

② 재생에너지 전력거래량을 근거로 제3의 녹색전력 인증기관에 녹색전력 인증서 발급을 신청한다.

③ 제3의 녹색전력 인증기관은 전기판매사업자가 제출한 재생에너지 전력구매 실적을 검증한 후, 이에 상응하는 녹색전력 인증서를 발급한다.

④ 전기판매사업자는 녹색전력 구매계약을 체결한 전기소비자의 전기사용량 및 녹색전력 인증서 발급량을 고지하며, 이에 대한 요금을 청구한다.

⑤ 녹색전력 구매계약을 체결한 전기소비자는 전기판매사업자와 약정한 별도의 녹색전력 계약단가로 전기요금 납부를 통해 녹색전력 인증서의 소유권 양수를 완료한다.

⑥ 전기소비자는 소유권 이전이 완료된 녹색전력 인증서를 바탕으로 재생에너지 전력사용 이행실적을 증명한 후, 해당 녹색전력 인증서를 폐기한다.

그림. 1. 국내 전력거래 구조에 적용가능한 녹색전력 구매계약제도 체계

Fig. 1. A mechanism for utility green tariffs applicable to Korean energy trading frameworks

4.2 녹색전력 구매계약단가 산정

본 논문에서 제안한 녹색전력 구매계약제도는 전기소비자 관점에서는 별도의 요금단가로 전기판매사업자로부터 재생에너지 전력을 구매하는 구조라 할 수 있다. 특히, 전기판매사업자가 재생에너지 발전전력을 모아서 공급하는 방식이므로 개별 전기소비자가 녹색전력 구매계약단가를 협상할 수 있는 여지는 크지 않을 것으로 예상된다. 따라서 현행 전력거래 구조에서 녹색전력 구매계약단가를 산정·적용하기 위해서 전기판매사업자의 재생에너지 발전전력 구매단가를 근거로 표준 계약단가 즉, 일종의 기준가격을 산정하여 일괄 적용하는 방식이 합리적일 것이라고 판단한다. 현행 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 전기판매사업자가 재생에너지 발전사업자에게 지불하는 전력가격을 「신·재생에너지이용발전전력의 기준가격 지침」에서 규정한 전원별 기준가격 또는 전력시장의 월 가중평균 SMP로 명시하고 있기 때문에 전기판매사업자는 발전사업자 간 경쟁을 통해 재생에너지 발전전력의 구매가격을 인하할 수 있는 유인이 없다. 또한 녹색전력 구매계약에서의 전기소비자 간 경쟁은 재생에너지 공급단가를 상승시키는 요인으로 작용할 수 있기 때문에 이는 오히려 재생에너지 전력소비가 전기소비자의 요금부담을 가중시킨다는 논란의 여지가 있을 수 있다. 따라서 전기판매사업자의 재생에너지 발전전력 구매가격을 바탕으로 산정한 표준 계약단가를 일괄 적용하는 방안이 현 시점에서 녹색전력 구매계약제도의 도입을 전제로 할 때, 가장 현실적인 대안으로 판단된다.

녹색전력 구매계약제도의 표준 계약단가는 재생에너지 발전사업자 및 전기판매사업자의 수익성을 고려하여 산정해야 하며, 녹색전력 인증서와 관련된 제반비용 또한 반영해야 한다. 녹색전력 구매계약단가는 계약기간 동안 고정할 수도 있고, 도매전력시장가격에 연동할 수도 있으나, 국내의 경우에는 월 가중평균 SMP를 기반으로 하는 계약단가 적용이 현실적일 것으로 판단된다. 현재 전기판매사업자와 PPA를 체결하는 1 MW 이하 소규모 발전설비는 전원별 기준가격 또는 도매전력시장의 월 가중평균 SMP를 적용하도록 명시하고 있지만, 전원별 기준가격은 발전차액지원제도 적용대상으로 한정하기 때문에, 이후에 설치된 재생에너지 발전설비는 월 가중평균 SMP로 전력거래를 수행하는 것으로 간주할 수 있다. 이러한 상황에서 고정가격은 전기판매사업자가 가격변동 위험에 노출될 수 있는 반면, 월 가중평균 SMP 기준의 계약단가는 전기소비자의 가격안정성을 저해할 여지가 있기 때문에 이를 완화할 수 있는 방안에 대해서도 면밀한 검토가 동반되어야 할 것이다.

녹색전력 인증서 관련 제반비용의 부과는 재생에너지 투자재원 확보를 위해 필요할 것으로 판단된다. 전기공급비용만을 고려한 표준 계약단가의 적용은 전기판매사업자의 사업비용 및 일정 수준의 수익만을 보장하기 때문에 녹색전력 구매계약제도를 통해 재생에너지에 대한 신규 투자를 유인할 수 있는 근거가 마땅치 않을 수 있다. 따라서 녹색전력 인증서 관련 제반비용을 계약단가에 반영하여 이를 재생에너지 투자재원으로 활용할 수 있는 토대를 마련해야 할 필요가 있다. 단, 현 시점에서 기존 전기요금에 비해 녹색전력 구매계약단가의 가격경쟁력이 상대적으로 떨어질 수 있다. 비용 수준이 높지는 않겠지만, 녹색전력 인증서 관련 제반비용은 녹색전력 구매계약단가를 구성하는 추가적인 비용 요소임에는 틀림없다. 따라서 현 시점에서 도출한 녹색전력 구매계약제도의 가격경쟁력이 기존의 전기요금에 비해 미흡하다고 판단될 경우, 전기소비자 입장에서는 녹색전력 구매계약제도 대신 다른 재생에너지 전력조달 수단을 보다 선호할 것도 배제할 수는 없다.

전기소비자 입장에서는 표준 계약단가 방식의 녹색전력 구매계약의 체결은 재생에너지 전력구매와 관련된 새로운 전기요금표를 선택하는 것과 동일한 구조를 제공한다. 단, 재생에너지 발전전력의 부족으로 전기소비자의 전력수요를 기존 공급전력으로 보완해야 하는 상황에 대한 고려 또한 필요하다. 이는 전기소비자의 전기사용량에 대해 녹색전력 구매계약단가와 기존의 전기요금단가를 이중으로 적용하는 구조로 운영될 수도 있음을 의미한다. 따라서 녹색전력 구매계약을 체결한 전기소비자는 전기사용량 중에서 배분된 재생에너지 전력량에 대해 녹색전력 구매계약단가로 우선 지불하고, 나머지 전기사용량에 대해서는 기존의 전기요금으로 지불하는 형태로 구현될 수 있을 것이다. 단, 녹색전력 구매계약은 전기판매사업자의 고정비용과 직접적인 관련은 없기 때문에 기본요금은 기존의 전기요금을 준용하는 것으로 제안한다.

재생에너지 발전사업자의 발전전력과 전기소비자의 재생에너지 전력수요의 불일치로 인하여 전기판매사업자가 PPA로 구매한 전체 재생에너지 발전전력을 녹색전력 구매계약을 체결한 모든 전기소비자에게 공정하게 배분하는 기준 또한 마련해야 한다. 본 논문에서 제안한 녹색전력 구매계약제도는 계약을 체결한 모든 전기소비자에 대해 동일한 표준 계약단가를 적용하는 것으로 제안하고 있기 때문에 개별 전기소비자의 재생에너지 전력구매에 대한 우선순위를 결정하는 데 어려움이 따를 수 있다. 따라서 이러한 구조에서는 전기소비자의 재생에너지 전력수요 수준에 비례하여 재생에너지 발전전력을 배분하는 방안이 합리적일 수 있다.

4.3 녹색전력 구매계약제도 도입을 위한 제도 개선사항

본 논문에서 제안한 표준 계약단가 방식의 녹색전력 구매계약제도의 도입은 선택형 요금제를 신설하는 절차와 동시에 진행될 것으로 예상된다. 따라서 녹색전력 구매계약 선택요금 신설을 위해서는 전기판매사업자의 「기본공급약관」과 「기본공급약관시행세칙」 개정을 통해 해당 요금제 시행 근거, 해당 요금제 적용대상 및 요금적용방법 등을 구체적으로 명시해야 한다. 전기판매사업자의 「기본공급약관」변경은 「전기사업법」에 따라 전기위원회의 심의 및 산업통상자원부장관의 인가를 필요로 하지만, 이는 관련 법 개정을 필요로 하지 않기 때문에, 녹색전력 구매계약 선택요금 도입 및 시행에 대한 행정적 부담은 상대적으로 적을 것으로 보인다.

반면 현재 전기판매사업자가 구매한 재생에너지 발전전력에 대해 녹색전력임을 공식적으로 인증하는 수단이 없기 때문에 추가적으로 녹색전력 인증서 발급과 관련된 규정의 신설은 반드시 필요하다. 녹색전력 인증서 발급은 관련 고시 및 규칙 개정만으로 충분히 구현이 가능할 것으로 예상되며, 이를 위해서는 「신·재생에너지 설비의 지원 등에 관한 규정」의 개정을 제안한다.

4.4 녹색전력 구매계약제도 도입 시 선결요건

녹색전력 구매계약제도는 재생에너지 발전사업자에 대한 장기적 수익 보장을 통해 재생에너지 전력공급비용의 절감을 유인함으로써 기존의 녹색전력 요금제에 비해 전기소비자의 비용부담을 완화할 수 있다. 여기서 녹색전력 구매계약제도를 통한 재생에너지 전력구매 비용절감은 재생에너지 발전사업자 간 충분한 경쟁이 존재하여 전기소비자의 선택권 행사가 보장되는 경우에 가시적인 효과를 나타낼 수 있다. 물론 녹색전력 구매계약제도는 재생에너지 발전사업자와 전력회사, 전력회사와 전기소비자 간 이중 계약구조를 형성하기 때문에 계약의 복잡성으로 인해 경쟁적 전력시장의 PPA와 같은 수준의 재생에너지 전력구매비용 절감은 달성하기 어려울 수도 있다.

앞서 언급한 바와 같이, 현행 전력거래 구조에서는 1 MW 이하 소규모 재생에너지 발전설비를 대상으로 하는 녹색전력 구매계약제도의 도입은 가능할 것이다. 단, 1 MW 이하의 재생에너지 발전설비에 국한되는 전기판매사업자의 재생에너지 발전전력 직접 구매 제약으로 인해서 현행 전력거래 제도에서는 녹색전력 구매계약제도의 탄력적 운영을 위한 충분한 공급물량 확보에는 어려움이 수반될 수도 있다.

녹색전력 구매계약제도의 도입 가능성과는 별개로, 다음과 같은 현실적인 제약을 극복해야만 현행 전력거래 제도에서 녹색전력 구매계약제도 도입으로 인한 기대효과를 극대화할 수 있을 것이다.

① 재생에너지 전력공급가격 인하 동인 미흡: 「소규모 신·재생에너지 발전전력 등의 거래에 관한 지침」에서는 전기판매사업자가 재생에너지 발전사업자에게 지불하는 전력가격을 「신·재생에너지이용발전전력의 기준가격 지침」에서 규정한 전원별 기준가격 또는 전력시장의 월 가중평균 SMP로 명시하고 있기 때문에 재생에너지 발전사업자 입장에서는 해당 가격 이하로 전력을 공급할 유인이 부족하다.

② 전기판매사업자의 수익성 악화 가능성: 재생에너지 전력공급가격에 송·배전망 이용요금 및 적정투자보수를 반영할 경우, 녹색전력 구매계약가격은 기존의 전기요금 수준과 큰 차이가 없을 것으로 보인다. 따라서 현 시점에서는 전기판매사업자의 정책적 요금지원 없이는 경쟁력 있는 녹색전력 구매계약가격 설정이 어려울 수 있으며, 이는 결과적으로 전기판매사업자의 수익성에 악영향을 미칠 가능성이 있다.

③ 복잡한 계약체계로 인한 전기소비자의 무관심: 녹색전력 구매계약 물량 미비와 재생에너지 전력구매 비용절감 답보 가능성은 전기소비자가 기존의 전기요금체계에 비해 복잡한 녹색전력 구매계약제도를 선호할 유인이 충분하지 않을 수도 있다.

④ 전기소비자의 가격안정성 저하 가능성: 재생에너지 발전사업자의 공급가격이 월 가중평균 SMP로 적용될 경우, 월 단위로 변동하는 녹색전력 구매계약가격으로 인해 기존의 전기요금단가에 비해 가격안정성이 저하될 가능성 또한 존재한다.

따라서 우선은 녹색전력 구매계약제도 도입을 위한 제도 정비 및 경제적 타당성 검토가 선행되어야 할 것으로 판단된다. 해외의 경우에도 주로 전력회사의 재생에너지 발전전력의 직접 구매가 제도적으로 허용되어 있고 재생에너지 발전사업자 간 경쟁을 통해 재생에너지 전력구매의 비용경쟁력이 확보되어 있는 미국 내 일부 지역을 중심으로 확대되고 있음을 유념할 필요가 있다. 결과적으로 국내의 경우에도 전기판매사업자가 현행 도매전력시장가격보다 낮은 가격으로 재생에너지 발전전력을 구매할 수 있는 여건이 확보된다는 전제 하에서, 전기소비자에게 유리한 녹색전력 구매계약제도 도입을 위한 호소가 한층 강화될 것이다.