Current Issue

The Climate Group에서 매년 발간하는 최근 보고서 ‘RE100 Annual Report 2023’에 따르면^[3] 2재생에너지 전환 비율과 RE100 회원사가 급격히 증가하고 있지만, 전력소비량 또한 폭발적으로 증가하고 있는 추세이다(Fig. 1 참조). 최근 유럽연합의 탄소국경조정제도(CBAM)의 전환기에 들어서면서 RE100이 자발적인 참여 독려라는 본 취지와는 달리, 협력사에 참여 압박을 주고 있어 RE100 회원사 및 재생에너지 전환율은 더욱 증가할 것으로 보인다.

Fig. 1. 
RE100 Growth from 2016-2022^[3]

최근까지 RE100을 이행하기 위한 수단으로 REC 구매 및 녹색프리미엄 등과 같은 EACs(Energy Attribute Certificate) 구매가 가장 많은 비중을 차지했으며, 뒤를 이어 PPA가 두 번째로 많은 수단으로 활용되고 꾸준히 증가하는 추세이다(Fig. 2 참조). 이는 기업에서 가격 변동이 심하고 탄소중립 기여도가 낮은 EACs 보다 안정적이며 기여도가 높은 PPA로 조달을 선호하기 때문으로 판단된다. 이중 RE100 기업들이 가장 선호하는 재생에너지 발전 수단은 대용량의 발전이 가능하고 안정적인 수급이 가능한 풍력 및 태양광발전으로 조사되었다(Fig. 3 참조). 실제로 이 들 에너지원은 앞으로 폭발적으로 증가하는 전력 수요량에 대응하기 위해 전 세계적으로 개발이 활발하게 이루어지고 있다.

Fig. 2. 
Global RE100 procurement type mix^[3]

Fig. 3. 
Global RE100 technology mix^[3]

2022년도 이후 54개의 기업들이 신규 RE100 회원사로 등록하였고 이중 75% 이상이 아시아 지역에 본사를 두고 있다.^[3] 그중에서 가장 높은 전력을 사용하는 10개 기업 중 7개 기업이 한국에 본사를 두고 있으며 연간 28 TWh의 전력을 소비하고 있다. 이렇듯 한국 기업들이 필요로 하는 재생에너지 수요량이 증가함에 따라 국내 재생에너지 발전량도 늘어나야 하지만 부족한 실정이다. 실제로 회원사들이 RE100 이행을 위한 재생에너지 조달에 가장 많은 어려움을 토로한 국가는 한국이다. 40% 이상의 RE100 기업들이 이행장벽을 경험하였고, 전체 4%의 기업들만 한국에서 RE100 100%를 달성하였다. 대표적 이행장벽으로는 부족한 조달 조달 옵션(32개), 높은 가격/한정된 공급(27개), 마찰과 비효율성(12개) 순으로 나타났다(Table 1 참조).

앞서 언급한 글로벌 RE100 이행과 ESG(Environmental Social Governance) 경영에 대한 필요성이 강조되면서 국내 기업들의 RE100 가입 및 달성을 목표로 하고 있다. 하지만 국내 재생에너지 생산에 있어 여러 제약 조건들이 존재한다. 해외와 비교하였을 때 좁은 국토 면적, 풍부하지 않은 재생에너지양, 제한된 국내 전력시장 구조, 부족한 전력계통 용량 등 풀어야 할 많은 과제가 있다.

이러한 시급한 사안을 해결하기 위해 서론에서 언급한 K-RE100이 시행되었으며 6가지 방법을 통해 RE100 달성이 가능하다. K-RE100 옵션을 통해 전력을 구매한 일반용 및 산업용 전기 소비자들은 한국에너지공단(KEA: Korean Energy Agency)으로부터 ‘재생에너지 사용 확인서’를 발급받고 RE100 이행에 활용할 수 있다.^[4] K-RE100을 활용한 국내 기업수는 2024년 3월 기준 521개로 2022년(84개) 대비 많이 증가하였지만, 총 6.3 TWh의 정도만 K-RE100으로 조달하였고 이는 산업부문 전력소비량(278 TWh) 대비 2.2%에 불과한 수준이다.^[9,10] 실제로 2023년 누적 기준으로 K-RE100 기업의 이행수단 중 녹색프리미엄과 REC 구매가 대부분을 차지하였고 Table 2와 같이 각각 83.6%, 16.1%로 나타났다.^[11] 이렇듯 기업들 대부분이 재생에너지 추가성(Additionality)이 낮고 그린워싱이라는 비판을 받을 수 있는 녹색프리미엄과 REC 구매 위주로 이행 수단으로 선택하였다.

국내 기업들의 재생에너지 사용 확대를 저해하는 요인에는 Table 3과 같이 크게 5가지로 정리할 수 있다.^[12] 글로벌 추세인 PPA와 자체개발의 촉진을 위해서라도 다음과 같은 저해 요인을 해결하고 재생에너지 제도의 전체적 개선이 필요해 보인다.

GIS를 활용하여 2024년 기준 개발 중인 국내 해상풍력 단지들에 대한 입지 분석모델을 구축하고, 분석한 입지 요소들 바탕으로 상업 발전 시기를 예측하였다. 개발사업의 시작을 나타내는 발전사업허가를 취득한 해상풍력 사업들을 대상으로 분석하였고, 풍황계측기는 설치하였지만 발전사업허가를 취득하지 못한 사업지들은 다수 포함하지 않았다. 하지만 정부 및 지자체 공공주도 대규모 해상풍력 단지는 개발 가능성이 높아 분석 대상으로 포함하였다. 2024년 기준 국내 해상풍력 사업자들에 대한 개발 현황은 전력거래소 발전소 건설사업 추진현황^[17]과 전기위원회 3 MW초과 발전사업 허가대장^[18]을 참조하여 주요 8단계(풍황계측기 계측완료, 발전사업허가 취득, 계통이용신청 완료, 환경영향평가 및 인허가, 전력입찰, 공사계획인가, 착공 및 완공)로 나누어 Table 4와 같이 분류하였다. 대부분의 사업들이 개발 초기 단계인 풍황계측기 계측, 발전사업허가 취득 및 계통이용신청 단계에 있으며 계획했던 프로젝트 기간보다 많은 지연이 발생하고 있다.

개발 프로젝트들의 지연 발생 원인과 추후 발생할 수 있는 잠재적 원인을 분석하기 위해 GIS DB를 구축하였다. 풍황, 계통 경과지 검토, 환경영향평가, 해상교통, 사업 중복지역 검토, 군작전성 등 총 350개의 데이터가 DB에 입력되었다. 그 중 대외비, 자체 취득 데이터 등 정보공개가 민감한 데이터를 제외한 실시간 공공 데이터 231개(Vworld^[19], 해양환경정보지도^[20], Windy^[21], 문화재청^[22], 공공데이터포털^[23], MTIS^[24], KHOA^[25], 기상청^[26], Global Wind Atlas^[27], GEBCO^[28], KIGAM^[29], 국토환경성평가지도^[30], MEIS^[31], ENVBIGDATA^[32], EIASS^[33]등)를 활용하여 분석하였다.

해상풍력 입지 분석 시 고려해야 할 주요 항목을 선정하고 세부 항목별 등급을 나누어 개발 단지들을 평가하였다. Fig. 5에서처럼 GIS 지도상에 개별 사업부지에 해당되는 항목들을 검토하고 분류하였고, 모든 항목을 Fig. 6과 같이 지도상에 나타내어 평가하였다. 세부 항목별로 개발 입지에 영향을 미치는 정도를 Table 5와 같이 1점(영향 큼), 3점(일부 영향 있음), 5점(영향 없음)으로 구분하여 등급을 나누고 항목별 점수 합산으로 해당 개발 단지의 사업 지연 정도 및 기간을 예측하였다.

Fig. 5. 
Spatial data in GIS DB for site analysis

Fig. 6. 
Overlapped entire spatial data for site analysis

환경영향평가 항목에는 환경부의 ‘환경공간정보서비스’를 참조하여 환경성평가지도, 보호구역, 육･해상 생태자연도, 해양보호생물 분포 등의 데이터가 포함되어 있다. 만약 개발 사업부지에 여러 개의 환경영향평가 항목이 해당 된다면 인허가 절차 중 환경영향평가 통과를 위해 많은 시간이 소요하게 되고 이는 사업 지연에 큰 영향을 미치게 된다. 따라서 환경영향평가 항목에 해당이 많은 개발 사업지는 1점으로 해당이 없는 사업지는 5점의 등급으로 매기게 된다.

군작전성 평가 항목은 국립해양조사원을 참조하여 군경훈련구역, 비행제한구역, 위험구역, 군작전구역 등 20개 세부 항목으로 이루어져 있다. 고도제한 등 규제 영향이 큰 지역에 사업 부지가 해당 될 경우 1점으로, 일부 영향이 있거나 합의를 통해 해결이 가능한(선례 참조) 지역이면 3점, 영향이 없는 지역이면 5점으로 등급을 나누었다.

어업 항목에는 V-pass 데이터 밀도, 어업 밀집구역(개방해 참조), 어업보호구역, 어장, 양식장 등의 데이터를 활용하였다. 계통 여유 항목은 사업 단계 중 계통이용신청 이전인 개발 사업과 한전의 각 도별 여유용량을 참조하여 등급을 나누었다. 또한, 해상풍력 사업지 인근 집적화 단지 여부 항목도 고려하였는데, 집적화 단지 구성 여부에 따라 사업 개발 속도에 영향을 미치기 때문이다.

마지막으로 경제성 항목에는 육･해상 연계거리, 개발 단지 수심, 풍황 데이터를 바탕으로 등급을 나누었다. 풍력단지 중심점으로부터 공동접속점이나 변전소 위치까지의 직선거리를 산출하여 20 km 거리 미만은 5점, 20~50 km는 3점, 50 km 이상의 연계거리는 1점으로 책정하였다. 수심의 경우 경제성이 높은 모노파일 설치가 가능한 수심 30 m 미만은 5점, 50 m 이상은 경제성이 낮은 부유식 해상풍력을 설치해야 함으로 1점으로 설정하였다. 또한, 평균 풍속 6.5 m/s 미만의 풍황데이터를 가지는 입지는 1점, 6.5~7.0 m/s는 3점, 7 m/s 초과는 5점으로 등급을 나누었다.

점수 합계에 따른 사업 지연 기간은 Table 6과 같이 설정하여 완공 시점을 예측하였다. 기존 국내 해상풍력 사업들의 개발 과정에서 인허가 단계별 최소 1.5년 이상이 소요된 것을 기준으로 1.5년 지연시간을 기준으로 지정하였다.

GIS DB를 활용하여 국내 해상풍력 사업지의 현재 개발 진행 단계와 총 발전용량을 Fig. 7에 나타내었다. 대부분의 해상풍력 사업지들이 1~3개발 단계에 있으며 호남지방(전라남도, 전북특별자치도) 일대에 주로 위치해 있다. 또한, 전국적으로 전라남도 및 전북특별자치도에서 발전량이 제일 많은 것으로 보이며 울산부유식 해상풍력 발전단지가 두 번째로 많은 발전용량을 개발 중에 있다.

Fig. 7. 
Development phase and power generation capacity of offshore wind farms in South Korea

분류 항목 등급별 해당되는 사업부지 개수를 Table 7에 정리하였다. 최근 발전사업허가를 취득한 해상풍력 사업자들에게 이슈가 되고 있는 환경영향평가 항목에서 전체 116개 사업지 중 31개 사업지만 영향이 가장 적은, 환경영향평가 통과가 용이할 것으로 판단되었다. 나머지 85개의 사업지는 협의가 필요한 조건부 통과를 받을 가능성이 높으며, 이는 프로젝트 추가 지연시간이 발생한다는 것을 의미한다. 전력계통여유의 경우 61개 사업지에 1점의 등급을 부여하였는데, 현재 한국전력의 계통 추가보급 및 확보 계획에 따라 사업지연이 불가피한 상황으로 판단된다.

해상교통 항목에는 24개의 사업지가 인근 해상교통로와 겹치거나 영향이 클 것으로 분석되었다. 이를 위해 전라남도 등 일부 지차제에서 집적화단지 인근 사업자들 대상으로 해상교통로 확보를 위한 사업단지 조정 작업을 진행하고 있는 것으로 확인된다. 하지만 타 사업지에서는 사업자별 이해관계, 중첩영역 이슈 등으로 인한 해상교통로 확보를 위한 고려가 부족해 보인다.

이외에도 군작전성 분석, 어업, 경제성(연계거리, 수심, 풍황자원)에서 낮은 등급을 받은 사업지들이 다수 있어 인허가 단계에서 사업지연시간이 불가피하게 발생할 것으로 분석된다.

이들 항목 등급을 바탕으로 전체 사업지의 점수 합계를 Fig. 8 및 Table 8과 같이 나타내었다. 15개의 사업지를 제외한 대다수가 25~20점 대 이하 등급에 분포하고 있어 최소 3년 이상의 사업지연이 발생할 것으로 판단하였다.

Fig. 8. 
Distribution of graded offshore wind projects

이를 바탕으로 현재 개발 중인 국내 해상풍력 사업지들의 기존 완공 계획 기간에 추가 지연 기간을 적용하여 완공 시기 및 발전량을 Fig. 9와 같이 예측하였다. 2030년까지 정부에서 목표한 14.9 GW 규모의 해상풍력을 설치하기 위해서는 기존 개발계획 상 2031년에 27 GW로 달성이 가능하지만, 지연시간을 고려한 예측 모델의 경우에는 2033년에도 4.4 GW가 부족한 10.5 GW 만 설치 가능한 것으로 분석하였다. 예측 모델에 기타 공급망 이슈(해상크레인, 터빈 및 타워 생산/보급 등)를 고려하지 않아 추가 사업지연이 발생할 가능성이 있다.

Fig. 9. 
Estimated cumulative installed capacity of offshore wind farms

완공 예정일은 기존 개발계획에서 2033년으로 목표한 것과 달리 예측 모델로는 2039년에 37 GW 설비용량이 구축 가능하며 연간 97 TWh의 발전량으로 완공할 것으로 분석하였다. 2039년까지 해상풍력을 모두 완공 한다고해도 현재 기준 산업부문 전력사용량의 절반도 충족하지 못하는 수치이다.