[산업경제뉴스 민경종 기자] 정부가 지난달 발표한 120대 국정과제 중 에너지부문과 관련, 탄소중립과 에너지 안보 달성을 핵심목표로 삼고, 재생에너지 비중을 획기적으로 확대하기 위한 정책 추진 의지를 밝혔다. 이는 글로벌 과제인 탄소중립목표 달성의 핵심 요소로 평가받고 있는 태양광, 풍력 같은 재생에너지 발전 비중을 높임으로써 그 목표치에 가까이 다가가고, 특히 선진국과 비교해 현저히 낮은 수준(거의 최 하위권)을 탈피하고자하는 불가피한 선택으로 보인다. 그렇다면 지난해 말 기준 우리나라의 발전원 중 재생에너지가 차지하는 비중은 얼마이고 선진국으로 평가받고 있는 OECD 국가들의 평균치와 비교해 어느 정도의 수준일까? 먼저 지난 5월 산업통상자원부가 발표한 2024년 기준 ‘에너지 수급 동향’에 따르면 작년 태양광·풍력 등 신재생에너지 발전량은 전년 대비 11.7% 급증해 전체 발전량에서 차지하는 비중이 2023년 9.6%에 비해 1%포인트 상승한 10.6%를 기록, 사상 처음으로 2자릿수에 진입하는 성과를 올렸다. 지난해 총발전량 595.6테라와트시(TWh) 중 63.2TWh 전기를 신재생에너지가 공급한 것인데, 하지만 문제는 이러한 성과에도 불구하고 2024년 기준 OECD 평균 27.0%와(25년 6월은 35.8%) 비교하면 턱없이 적은 수치다. 전체적인 숫자(발전비중)도 열악하지만 더 큰 문제는 증가폭이다. 산업통상부자료와 유진투자증권 리서치센터 보고서(2025.9.22.자)에 따르면 우리나라 재생에너지 발전 비중은 2019년 약 5.5%에서 2021년 7.5%, 2022년 8.9%, 2023년 9.6%, 2024년 10.6%로 약 5년 동안 5.1%P증가에 그쳤다. 반면 OECD의 경우 2024년 말부터 올 상반기까지 불과 6개월 만에 27.0%에서 35.8%로 8.8%P나 급증했다. 우리가 5년여 동안 5.1%P 늘리는데 그친데 반해 그들 국가는 단, 6개월 만에 8.8%P나 늘린 것. 이 대목에서 독자들께 한 가지 양해를 구하고 싶은 것은, 우리나라의 경우 OECD국가의 달리 올 상반기 재생에너지 발전비중은 아직 공표되지 않아 객관적인 비교가 불가하다는 점이다. 이에 우리 이재명 정부는 출범 약 4개월 만인 10월 1일자로 기후에너지부를 출범시키고, 이에 앞서 지난달 13일 인수위원회 성격인 국정기획위원회를 통해 123개 국정과제를 발표한데 이어 16일에는 국무회의에서 약간의 조정과 보완을 거쳐 123개의 국정과제를 최종 확정했다. 그렇다면 123개 국정과제 중 에너지부문의 재생에너지 확대 전략은 무엇이고 그 평가는 어떠할까? 재생에너지 확대가 정부의 중심 정책 유진투자증권 리서치센터 한병화 연구원 보고서(국내 재생에너지:2025.09.22.자)에 따르면 대통령이 100 일 기자회견에서 재생에너지 설치가 현실적인 전원 확대 방안이라고 언급한 데 이어 주무 장관도 2030 년 재생에너지 설치목표 상향을 공론화하고 있다. 11차 전력수급기본계획에서의 2030년 누적 재생에너지 설치 목표치는 78GW 인데, 이를 100GW 수준으로 상향할 가능성이 높다고 판단된다. 대한민국이 재생에너지 확대에 집중해야 하는 이유는 경쟁국들 대비 지나치게 부족하기 때문이다. 2024년 OECD 풍력, 태양광 전력 비중은 27%였고, 올 6월에는 36%까지 상승했다는 것. 우리나라의 지나치게 낮은 재생에너지 비중은 우리가 국제사회에 약속한 국가온실가스 감축목표는 물론 RE100, 탄소국경조정제도 등으로 기업들의 글로벌 경쟁에도 심각한 피해를 준다. 공짜 점심은 없다. 대한민국은 단기에 재생에너지를 대폭 확대해서 경쟁국들과의 격차를 줄여야 한다는 것이 한 연구원의 판단이다. 재생에너지확대 겨냥한 각종 지원 정책들 집중 예상과 정책 평가는? 이에 따라 연내에 RE100 산단 특별법, 영농형 태양광법이 확정될 것으로 보이는데, 내년 3월부터 시행되는 해상풍력특별법까지 포함하면 풍력, 태양광이 규모 있게 증가할 법적 토대는 마련된 것이라는 설명이다. 또한 정부는 단기간에 설치량 확대를 위해 전력망 여분을 확보하는 동시에 동기조상기, 대규모 ESS 설치를 통해 망 유연성 확보작업을 시작했다. 에너지 고속도로가 완성되는 2030년 이전에 재생에너지 설치를 증가시켜야 하기 때문이라는 것. 이를 위해 ▲해상풍력 단지 및 전용 항만 조성 ▲영농형·수상·산단 등 태양광 입지 확대 ▲RE100산단으로 지역 균형성장 지원, ▲햇빛·바람 연금확대 및 에너지 자립마을 조성 등을 통해 재생에너지 중심 에너지 대전환을 이루겠다는 것이 정부의 큰 그림이다. 이에 따라 이격거리 완화, 각 부처별 규제 등도 기후에너지환경부가 주도해서 대폭 완화할 것으로 판단된다고 예상했다. 하지만 이러한 정책 기조에 대한 비판적 시각도 에너지업계와 증권가 일각에서 나오고 있다. 우리나라는 좁은 국토 면적과 높은 인구 밀도, 그리고 복잡한 행정 규제, 특히 태양광의 경우 ‘이격거리‘ 규제 등의 요인으로 인해 재생에너지 입지 확보에 있어 해외 국가보다 더 큰 어려움을 겪고 있다는 것. 즉, 좁은 국토 면적에다 평지가 적고 산지가 많아 대규모 태양광 단지를 건설할 수 있는 부지 자체가 제한적이다. 과거 산지 태양광의 무분별한 개발로 인해 산림 훼손, 토사 유출(산사태) 등의 환경 문제가 발생하면서 산지 태양광에 대한 규제가 대폭 강화되었다. 또 농지를 활용한 태양광(영농형 태양광)에 대한 논의가 진행되고 있지만, 식량 안보 문제와 충돌하면서 보급 속도를 내기 어렵고 또한, 농지의 철새도래지 주변 설치는 생태계 영향을 유발할 수 있다. 무엇보다 가장 큰 걸림돌은 과도한 이격거리 규제가 손꼽히고 있다. 현재 태양광 발전 설비는 도로, 주택, 주거 밀집 지역 등으로부터 일정 거리(최소 100m ~ 최대 1,000m) 이내에는 설치할 수 없도록 지방자치단체(지자체) 조례로 규제하고 있다. 전국 기초지자체의 절반 이상이 이격거리 규제를 운영하고 있으며, 그 기준도 지자체마다 제각각이고, 때로는 폐기물 처리 시설이나 유해 시설보다 더 엄격하게 적용된다. 이로 인해 국내 태양광 잠재 입지의 60% 이상이 발전 시설 설치가 원천 차단되고 있는 실정이라는 것. 이외에도 복잡한 인허가 절차도 걸림돌이다. 즉, 발전사업허가 외에도 개발행위허가, 농지/산지 전용 허가 등 여러 법률에 따른 복잡한 인허가 절차를 거쳐야 한다. 풍력 발전 확대 역시 입지적 제약 요인이 존재한다. 풍력 발전은 특히 육상에서 입지 확보가 어렵고, 해상에서는 복잡한 인허가와 어민 수용성 문제가 가장 큰 제약으로 꼽힌다. 육상풍력의 경우 소음 및 경관 훼손 문제가 거론되는데, 풍력 발전기의 소음과 거대한 규모로 인한 경관 훼손 문제는 주민들의 강력한 반대(님비 현상)를 일으키는 가장 큰 원인이다. 아울러 산지가 많은 국내 지형 특성상, 풍황이 좋은 곳은 대개 백두대간 등 보호 가치가 높은 산림지역, 군사 작전 구역, 보호 구역 등 법적으로 개발이 제한된 지역과 겹치는 경우가 많다. 또 해상풍력의 제약 요인으로는 복잡하고 긴 인허가 절차가 거론된다. 해외 선진국(덴마크, 유럽 등)의 경우 해상풍력 개발 기간이 3~4년인 반면, 한국은 부지 선정부터 최종 인허가까지 5~7년 이상 소요된다. 이는 부지 선정, 환경 영향 평가, 어업 협의 등 10개가 넘는 법률에 근거한 인허가를 개별 사업자가 모두 책임지고 받아야 하는 현행 ‘개별 사업자 추진 방식’ 때문이다. 또 어민 수용성의 문제도 존재한다. 풍력 단지 건설로 인한 조업 구역 축소 및 어업 활동 지장 문제로 인해 어민들과의 갈등이 잦아 사업이 지연되는 주요 원인인데, 이익 공유 방안이 마련되고 있음에도 불구하고 초기 협의 단계에서 난항을 겪는 경우가 많다는 것. 이에 더해 송전망 연계 부족도 큰 문제다. 해상풍력 단지는 대규모로 전력을 생산하지만, 발전소에서 생산한 전기를 육지로 끌어올 송전선로나 변전 시설이 부족하거나 포화 상태인 경우가 많아 개발된 전기를 사용할 수 없는 '계통 포화' 문제가 발생한다. 이뿐만이 아니다. 태양광과 풍력발전의 공통 제약여인으로 전력 계통 문제가 거론된다. 재생에너지는 날씨에 따라 발전량이 달라지는 간헐성을 가지기 때문에, 이를 수용할 수 있는 유연하고 안정적인 전력망(계통) 구축이 필수적이다. 그러나 현재의 전력망과 운영 방식은 급증하는 재생에너지를 안정적으로 수용하기에 부족하여, 일부 지역에서는 생산된 전기를 강제로 차단하는 출력 제어가 발생하는 문제도 동시에 겪고 있다. 상황이 이러함에도 기존에 제시된 재생에너지 발전을 위한 연평균 설치량 목표도 달성하기 쉽지 않음에도 과도하게 목표치를 올려 잡으면서 '과속'에 따른 부작용이 발생할 것이란 것이 에너지 업계의 우려다. 또 증권가에서는 당초 오는 2030년 설치량 목표였던 78GW 달성을 위해서는 2025~2030년 연평균 7.3GW를 일궈내야 하는데, 올해 설치량은 3GW 수준에 불과할 것으로 예상되고, 내년부터 설치량의 뚜렷한 증가가 없으면 목표치 달성이 어렵다는 지적도 나온다. 게다가 정부가 오는 2030년 목표치였던 78GW를 100GW수준으로 상향시킬 가능성이 높아, 특단의 기술이나 묘수가 마련되지 않는 한 목표 달성은 요원한 것 아니냐는 시각이다. 그럼에도 불구하고 탄소중립 목표 달성을 위해서는 온갖 노력을 경주해야한다는 당위성이 더 큰 상황이어서 재생에너지 확대를 위해 우리 모두의 힘과 지혜를 모아야할 때라는 목소리가 설득력을 더하고 있는 상황이다.

[산업경제뉴스 손영남 기자] 탄소 감축의 기조 ‘비용’에서 ‘전략’으로 바뀌고 있다. 지난 9월, 환경부는 제4차 계획기간(2026~2030년) 배출권거래제도(K-ETS) 개편안을 발표하며 발전 부문 유상할당 비중을 2030년까지 50%로 확대하겠다고 밝혔다. 이어 9월 12일 열린 공청회에서는 보다 구체적인 할당계획안이 공개되며 산업계의 반발이 본격화됐다. 생존을 호소하는 업계의 입장에도 불구하고 정부는 산업계의 반발을 무시할 가능성이 크다. 배출권거래제도는 2015년 도입 이후 여러 차례 개편을 거치며 온실가스 감축 정책의 핵심 장치로 자리 잡아온 탄소중립의 핵심 요소인 때문이다 이를 보여주기라도 하듯 2025년부터는 그 변화의 폭이 한층 커진다. 단순한 제도 수정이 아니라, 시장 메커니즘을 강화하고 기업의 자율감축 역량을 실질적으로 높이기 위한 의도가 깔려있는 대목이다. 예정대로라면 시장 유연성 확대, 금융기관 참여 허용, 파생상품 도입 등 제도적 혁신이 포함되며, 이에 따라 배출권은 규제가 아닌 전략적 자산으로 재편될 전망이다. ◆ 공급과잉 해소와 가격 정상화, 정부가 꺼낸 카드 환경부는 제4차 계획기간(2026~2030년) 배출권거래제 개편안을 발표하며 발전 부문 유상할당 비중을 2030년까지 50%로 확대하겠다고 밝혔다. 환경부는 이번 제도 개편을 통해 배출권거래제를 보다 정교한 감축 수단으로 전환하겠다는 입장이다. 3기 기간(2021~2025년) 동안 구조적 공급과잉으로 배출권 가격이 낮게 형성되면서 감축 유인이 약화됐다는 판단에서다. 우선 배출권거래제 참여 기업 수가 크게 늘어난다. 기존 684개였던 법정 대상업체는 766개로 확대되며, 여기에 자발적으로 참여하는 8개 기업까지 포함하면 총 774개 기업이 4기 거래제에 참여하게 된다. 이는 제도 적용 범위를 넓혀 감축 효과를 높이겠다는 의도다. 배출허용총량은 3기보다 줄어들 전망이다. 환경부는 공급과잉 문제를 해소하고 기업의 감축 투자를 촉진하기 위해, 2030 국가온실가스감축목표(NDC)보다 더 빠른 ‘선형 감축경로’를 적용하는 방안을 검토 중이다. 여기에 시장안정화 예비분을 총량에서 차감하는 방식도 함께 고려되고 있다. 유상할당 비중도 단계적으로 확대된다. 발전 부문은 2030년까지 50%까지 상향하고, 비발전 부문도 감축 수단의 상용화 수준과 국제 동향을 반영해 비율을 높일 계획이다. 이는 배출권 가격을 정상화하고, 기업의 감축 투자를 유도하기 위한 조치다. 배출권 배정 방식도 달라진다. 효율이 높은 기업에 더 많은 배출권을 배정하는 벤치마크(BM) 방식의 비중이 기존 62%에서 77%로 확대된다. 이는 에너지 효율이 높은 기업에 인센티브를 제공하고, 저효율 기업의 개선을 유도하기 위한 구조다. 또한 상쇄 배출권 한도도 재조정된다. 현재 5%로 설정된 상쇄 한도는 1~3기 실적과 향후 유입 가능량을 고려해 조정될 예정이며, 이를 통해 국내외 감축 수단의 활용도를 높이겠다는 전략이다. 환경부는 이 같은 안을 바탕으로 할당위원회와 국무회의 심의를 거쳐 올해 하반기 중 최종 확정할 계획이다. 제도 개편은 배출권 가격 정상화, 기업의 감축 투자 유도, 국제 탄소시장과의 정합성 확보를 동시에 겨냥하고 있다. ◆ 감축률 상향과 비용 부담, 산업계는 반발 중 정부의 개편안이 발표된 이후, 산업계는 즉각적인 반발을 나타냈다. 특히 철강, 석유화학, 시멘트 등 에너지 다소비 업종에서는 감축 목표의 급격한 상향에 대해 강한 우려를 표하고 있다. 이들 업계는 2030 국가온실가스감축목표(NDC) 수립 당시 산업 부문 감축률을 11.4%로 합의했지만, 이번 할당계획안에서는 사실상 30%에 가까운 감축을 요구받고 있다며 “하루아침에 기준이 뒤집혔다”는 반응을 보이고 있다. 발전 부문 유상할당 비중이 2030년까지 50%로 확대되면, 전력 생산 비용이 상승하고 이는 곧 전기요금 인상으로 이어질 수밖에 없다. 제조업 전반에 걸쳐 원가 부담이 커지고, 특히 수출 중심의 중화학 업종은 국제 경쟁력 약화를 우려하고 있다. 일부 기업은 배출권 구매 예산을 증액하고, 탄소 포집·저장(CCS) 기술 도입을 검토하는 등 대응책을 마련하고 있지만, 중소기업이나 기술 여력이 부족한 업체들은 대응이 쉽지 않다. 또한 시장안정화 예비분을 총량에서 차감하고, 그 물량을 산업 부문 할당량에서만 줄이는 방식에 대해서도 비판이 제기됐다. 업계 관계자들은 “정부가 예비분을 대폭 확대하면서도 그 부담을 산업계에만 떠넘기고 있다”며 “실질적인 감축 없이 배출권 비용만 늘어나는 구조”라고 지적했다. 배출권 가격 역시 향후 상승이 불가피하다는 전망이 나온다. 현재 한국의 배출권 가격은 톤당 약 7달러 수준으로, EU(81달러), 미국 캘리포니아(26달러)와 비교해 낮은 편이다. 하지만 총량 축소와 유상할당 확대가 본격화되면 가격은 점진적으로 오를 수밖에 없고, 이는 기업의 부담으로 직결된다. 환경부는 10월까지 온라인 의견수렴을 진행한 뒤, 올해 하반기 중 최종 할당계획을 확정할 방침이다. 제도 설계의 정교함과 산업계의 수용성 확보가 향후 배출권거래제도의 성패를 좌우할 것으로 보인다.