RPS·REC 폐지 논란풍력사업 수익성은 정말 나빠질까

1. 이 문서는 RPS·REC만의 문서가 아니다

제1차 재생에너지 기본계획은 RPS·REC 제도만을 다룬 문서가 아니다. 원문을 넓게 보면 정부가 하려는 일은 세 가지다. 첫째, 재생에너지 보급 목표를 크게 올린다. 둘째, 현물 REC 중심의 가격 구조를 장기계약·입찰 구조로 바꾼다. 셋째, 계통·ESS·산업공급망·주민소득·지방정부 역할까지 묶어 보급 지연 요인을 줄이려 한다.

따라서 이번 계획은 “REC가 없어지니 풍력 수익성이 나빠진다” 하나로 끝낼 사안이 아니다. 가격 결정 방식, 입지 선정 방식, 계통 접속 방식, 주민 이익공유 방식, 국산 공급망 육성 방식이 동시에 바뀐다. 풍력사업자 입장에서는 매출단가뿐 아니라 사업권 가치, PF 구조, 터빈·케이블 조달, 지역 협상 전략까지 다시 봐야 한다.

2. 정부가 문제 삼은 것은 ‘REC 자체’보다 현물가격 불안정이다

제1차 재생에너지 기본계획은 현행 RPS 시장이 구조적 한계에 도달했다고 평가한다. 문서가 제시한 핵심 문장은 세 가지다. 첫째, 국내 재생에너지 발전단가가 글로벌 대비 높다. 둘째, REC 현물시장 가격 급등과 장기계약 미달이 반복되고 있다. 셋째, 보급 목표에 맞춘 계획적 공급 체계가 필요하다.

특히 문서는 국내 LCOE가 2025년 기준 태양광은 글로벌 대비 2.2배, 육상풍력은 3.2배 수준이라고 적고 있다. 정부 시각에서는 REC 가격이 오르는 것이 사업자에게는 수익 개선처럼 보이지만, 전력시장 전체로는 공급의무자의 이행비용과 전기요금 부담을 키우는 구조로 해석된다.

또 하나 중요한 숫자는 태양광 경쟁입찰 접수 용량이다. 문서는 태양광 경쟁입찰 접수 용량이 2021년 8,586MW에서 2023년 364MW, 2024년 80MW, 2025년 52MW로 급감했다고 제시한다. 정부가 보기에는 현행 제도가 보급을 안정적으로 유도하지 못하고, 현물가격과 장기계약 사이의 간극만 키운 셈이다.

3. 현행 RPS·REC 구조와 새 구조의 차이

현행 신재생에너지법상 공급의무자는 발전량의 일정량 이상을 신재생에너지로 공급해야 하고, 부족분은 공급인증서, 즉 REC를 구매해 충당할 수 있다. 공급인증서는 신재생에너지 공급자가 발급받아 거래시장에서 거래하는 구조다. 이 구조에서는 발전사업자의 수익이 대체로 SMP, REC, 장기계약 조건의 조합으로 결정된다.

기본계획이 말하는 새 구조는 다르다. 신규 재생에너지 사업을 원별·용량 단위 계약시장으로 진입시키고, 경쟁입찰을 통한 장기 고정가격계약으로 일원화한다는 방향이다. 쉽게 말하면 “발전한 뒤 REC를 팔아 추가 수익을 얻는 구조”에서 “처음부터 장기간 받을 전력가격을 경쟁입찰로 정하는 구조”로 옮겨간다.

4. 가장 큰 목표는 2030년 100GW, 2035년 발전비중 30% 이상이다

문서 전체의 상단 목표는 명확하다. 재생에너지 누적 보급을 2025년 37.1GW에서 2030년 100GW로 끌어올리고, 2035년 재생에너지 발전비중을 30% 이상으로 만들겠다는 것이다. 제11차 전기본의 2030년 78GW보다 더 높은 속도를 전제로 한다.

이 목표가 중요한 이유는 RPS·REC 개편도 결국 이 숫자에 맞춰 설계되기 때문이다. 발전량 비율 의무만으로는 정부가 원하는 원별·연도별 보급량을 맞추기 어렵다고 보고, 설비용량 단위의 보급의무와 원별 입찰 물량을 결합하려는 것이다.

5. 보급 확대 전략은 태양광 속도전과 풍력 기반 구축으로 나뉜다

문서는 단기간 보급은 태양광 중심으로, 중장기 대형 전원화는 풍력 기반 구축으로 나누어 접근한다. 태양광은 산단·공장지붕, 영농형·농지, 주차장·학교 등 4대 정책입지를 중심으로 집중 보급하겠다고 제시한다. 별도 부지 조성이 적고 계통·수용성이 상대적으로 나은 공간을 먼저 쓰겠다는 뜻이다.

풍력은 더 복잡하다. 육상풍력은 범정부 TF, 중장기 입찰 로드맵, 국유림·산불 피해지역 공공입지, 이격거리 합리화가 핵심이다. 해상풍력은 해상풍력발전추진단, 해상풍력발전위원회, 계획입지, 지원항만, 설치·운송 인프라, 공동접속설비까지 묶인다. 즉 풍력은 발전소 하나가 아니라 인허가·항만·선박·송전까지 포함한 산업 프로젝트로 다뤄진다.

6. 비용 저감 목표는 사업자에게 가장 직접적인 압박이다

기본계획은 kWh당 계약단가 목표를 구체적으로 제시한다. 태양광은 2026년 150원에서 2030년 100원, 2035년 80원 이하로 낮추고, 육상풍력은 180원에서 150원, 120원 이하로 낮춘다는 목표다. 해상풍력은 2026년 330원에서 2030년 250원, 2035년 150원 이하를 제시한다.

이 숫자는 풍력사업자에게 매우 중요하다. 정부가 장기계약으로 수익 예측성을 주더라도, 기준 단가 자체가 빠르게 내려가면 프로젝트의 자기자본수익률은 압박받는다. 특히 해상풍력은 터빈 대형화, 항만, 설치선, 해저케이블, 공동접속설비가 모두 맞물려야 단가가 내려간다.

7. 계통·ESS는 보급 목표의 숨은 병목이다

문서에서 반복되는 단어 중 하나가 계통이다. 보급 목표를 높여도 송전망과 접속 여력이 부족하면 발전소는 지어도 전기를 팔 수 없다. 계획은 유연접속 확대, 계통접속 방식 개선, 재생에너지 통합관제, 제주 재생에너지 입찰제도, 재생에너지+ESS 활용 모델을 제시한다.

풍력사업 수익성도 여기서 갈린다. 출력제어가 잦으면 발전량이 줄고, 계통접속이 지연되면 착공과 금융종결이 밀린다. 반대로 ESS 결합, 공동접속설비, 유연접속 제도가 실제로 작동하면 낮은 낙찰단가의 일부를 계통비용 절감과 금융 안정으로 보완할 수 있다.

8. 산업정책은 국산 공급망과 대형 터빈으로 연결된다

제1차 기본계획은 재생에너지 산업을 “제2의 반도체, 제2의 조선 산업”으로 육성하겠다고 표현한다. 태양광은 모듈 생산능력과 국산제품 사용비율을 높이고, 공공사업·계획입지에서 국산 인버터 사용을 의무화하는 방향을 담았다. 풍력은 이미 경제안보품목으로 지정된 소재·부품, 초대형 터빈 개발, 부유식 테스트베드, 국내생산 터빈 사용비율 목표가 핵심이다.

해상풍력에서는 이 대목이 특히 중요하다. 계획은 20MW+급 초대형 터빈 개발 지원, 15MW급 터빈의 해외 터빈사 합작·기술이전, 부유식 해상풍력 기술 개발을 제시한다. 낙찰가가 낮아지는 환경에서는 국산 공급망 우대가 기자재 기업에는 기회가 될 수 있지만, 발전사업자에게는 가격·성능·납기 리스크를 동시에 따지는 조건이 된다.

9. 풍력사업 수익성에는 왜 충격으로 느껴질까

풍력사업은 태양광보다 개발 기간이 길고, 인허가·주민수용성·계통접속·터빈 조달·PF 조건의 변수가 크다. 특히 해상풍력은 항만, 설치선박, 해저케이블, 공동접속설비까지 묶인다. 이런 사업에서 가격 제도가 바뀌면 단순히 매출 항목 하나가 사라지는 문제가 아니라, 사업성 검토표 전체가 다시 계산된다.

REC 현물가격이 높을 때는 사업자가 추가 수익을 기대할 여지가 있다. 반대로 장기 고정가격계약은 수익 상단을 제한한다. 정부가 상한가를 낮게 제시하거나 경쟁률을 높이면 낙찰단가가 내려가고, 개발사는 더 낮은 자기자본수익률을 받아들이거나 사업을 미뤄야 한다. 이것이 업계에서 “수익성 악화”라고 반응하는 핵심이다.

10. 주민소득·REGO·안전관리도 수익성 변수다

계획은 국민체감 과제로 햇빛·바람소득 820만명, 계통소득 180만명이라는 목표를 제시한다. 주민이 투자하고 수익을 공유하는 햇빛소득마을, 육상풍력 바람소득마을, 해상풍력 어업인 참여 모델 등이 여기에 들어간다. 풍력사업자 입장에서는 주민참여가 단순 홍보가 아니라 인허가와 사업권 경쟁의 필수 조건으로 올라오는 것이다.

자가용 설비에는 REGO라는 별도 인증서 발급·거래 방안도 나온다. 기존에는 사업용 설비 중심으로 REC가 발급됐지만, 자가용 설비도 RE100 기업과 거래할 수 있는 구조를 만들겠다는 방향이다. 이는 기업 전기요금 절감, RE100 이행, 분산형 설비 확산과 연결된다.

안전관리도 빠뜨리면 안 된다. 육상풍력은 노후설비 관리와 전주기 안전관리, 해상풍력은 태풍·조수차·연약지반 등 한국형 해상조건을 반영한 설계·제작·운송·설치·운영·해체 안전기준이 언급된다. 보급이 빨라질수록 사고·폐기물·재활용 체계가 사업비와 사회적 수용성에 영향을 준다.

11. 지방정부 목표는 지역별 사업기회를 가르는 지도다

별첨에는 지방정부별 2030~2035년 재생에너지 보급목표가 들어 있다. 전남은 2025년 7.5GW에서 2030~2035년 16.1~37.8GW, 경북은 5.7GW에서 18.3~26.1GW, 전북은 5.9GW에서 12.4~22.1GW, 충남은 5.2GW에서 13.0~17.8GW로 제시된다. 수도권·충청·강원권의 초대형 태양광 프로젝트와 각 지역의 태양광·풍력 여건도 함께 봐야 한다.

이는 투자자에게 지역별 정책 레버리지를 보여준다. 같은 풍력이라도 강원·경북의 육상풍력 계통, 전남·전북·인천·울산의 해상풍력과 항만·산업기반, 산단 지붕 태양광이 많은 지역은 서로 다른 사업 기회를 만든다.

12. 사업자별로 유불리는 갈린다

모든 사업자가 같은 충격을 받지는 않는다. 대형 발전공기업, 자금력이 있는 대기업·글로벌 개발사, 터빈·해저케이블·시공 역량을 묶을 수 있는 컨소시엄은 장기입찰 체계에서 상대적으로 유리하다. 반대로 높은 REC 가격과 프로젝트 매각 차익을 전제로 초기 개발권을 쌓아온 중소 개발사는 협상력이 약해질 수 있다.

13. 앞으로 확인할 기준은 REC 가격이 아니라 ‘입찰 설계’다

이번 제도 전환의 승패는 REC 폐지라는 문구보다 세부 설계에서 갈린다. 특히 풍력사업은 초기 CAPEX가 크고 개발 기간이 길기 때문에, 낮은 낙찰가만 강요하면 보급 확대가 아니라 착공 지연으로 이어질 수 있다. 반대로 계획입지, 계통, 물가연동, 금융지원이 실제로 작동하면 “낮은 가격 + 낮은 리스크” 조합도 가능하다.

• 계약기간: 해상풍력 고정가 계약기간이 25년으로 연장되는지, 육상풍력에도 유사한 안정장치가 붙는지 봐야 한다.
• 물가연동: 터빈·강재·해저케이블·금융비용 상승분을 어느 정도 반영하는지가 핵심이다.
• 출력제어: 계통 혼잡으로 발전하지 못하는 시간의 수익 보전 기준이 불명확하면 PF가 보수적으로 변한다.
• 기존 사업 처리: 기존 REC 계약, 현물시장 참여 사업, 개발 중 프로젝트가 어떤 경과규정을 적용받는지 확인해야 한다.
• 공공성과 주민참여: 바람소득마을, 어업인 참여, 공공지분 요건이 사업권 경쟁의 새 변수로 부상할 수 있다.

한 줄 결론

제1차 재생에너지 기본계획은 RPS·REC를 없애는 단편 조치가 아니라, 보급 속도를 높이면서 가격·계통·입지·공급망·주민수용성을 한꺼번에 재설계하는 계획이다.

다음에 볼 체크리스트

• 2026년 재생에너지법 후속 개정과 시행령에 용량의무, REC 경과규정, 현물시장 유예기간이 어떻게 들어가는지
• 2035 해상풍력 장기 입찰 로드맵의 연도별 물량, 경쟁률, 상한가, 물가연동 조건
• 육상풍력 중장기 입찰 로드맵과 국유림·산불피해지역 공공계획입지 시범사업의 실제 속도
• 계통 혁신대책, ESS 결합 모델, 공동접속설비가 실제 접속 지연과 출력제어 위험을 얼마나 낮추는지
• 국산 터빈·인버터·해저케이블·지원항만 정책이 발전단가 절감과 공급망 안정에 실제로 기여하는지
• 햇빛·바람소득, REGO, 지방정부 보급목표가 지역별 프로젝트 수익성과 인허가 전략에 어떻게 반영되는지

이 글은 특정 종목이나 프로젝트의 매수·투자 판단을 대신하지 않는다. 실제 사업성은 프로젝트별 인허가, 계통, 낙찰가, 금융약정, 기자재 계약 조건에 따라 크게 달라진다.