GHG 프로토콜 개정안으로 바라본 RE100 이행수단의 변화 전망

유형: 검색 유입형 해설 + 의사결정자용 이슈 브리프

Key Findings

• 한국형 RE100(K-RE100)의 이행수단은 녹색프리미엄, REC 구매, PPA(제3자·직접), 지분투자, 자가발전의 5가지로, 명목 비용은 녹색프리미엄이 가장 낮고 PPA·자가발전 순으로 초기 부담이 커지는 구조다.
• 그러나 GHG 프로토콜 Scope 2 개정안(2027년 최종 발간 전망)이 시행되면 녹색프리미엄은 시장기반산정법(MBM) 이행수단 자격을 상실할 가능성이 높은 것으로 분석되어, '가장 싼 수단'이 '인정받지 못하는 수단'이 될 리스크가 있다.
• 이행수단 선택 기준은 단순 단가 비교에서 국제 인정 가능성·시간 매칭 대응력·장기 가격 헤지 효과를 반영한 총비용(Total Cost of Compliance) 관점으로 전환할 필요가 있는 것으로 판단된다.

출처: 한국에너지공단 K-RE100 운영 규정, GHG Protocol Scope 2 공개 의견수렴 자료(2025.10~2026.1), 한국사회책임투자포럼(KoSIF) 분석 자료(2026)

Strategic Implications

RE100을 선언했거나 글로벌 고객사로부터 재생에너지 사용을 요구받는 기업이 가장 먼저 마주하는 질문은 "어떤 수단으로, 얼마의 비용으로 이행할 것인가"이다. 지금까지 국내 기업 대다수의 답은 녹색프리미엄이었다. 별도 계약이나 설비 투자 없이 한전에 프리미엄만 납부하면 되고, 단가도 kWh당 10원 수준으로 가장 저렴했기 때문이다. 기후솔루션 이슈브리프에 따르면 2024년 국내 기업이 조달한 재생에너지의 약 98%가 녹색프리미엄이었다.

이 구도가 흔들리고 있다. GHG 프로토콜 Scope 2 개정안은 독점 공급자의 규제 요금으로 비용이 회수되는 전력 자산을 표준공급서비스(SSS)로 분류하여 특정 기업의 독점적 사용 주장을 금지하는 방향을 제시했다. RPS 의무이행 자산을 재원으로 하는 녹색프리미엄이 이 기준에 해당할 가능성이 높다는 것이 국내외 분석기관의 공통된 평가다. 여기에 모든 계약수단의 시간 단위 매칭 의무화까지 더해지면, 이행수단별 유불리는 현재와 전혀 다른 양상으로 재편될 전망이다.

즉, 이행수단 선택은 더 이상 '올해의 단가 비교'가 아니라 '2027년 이후에도 인정받는 포트폴리오 설계'의 문제가 되었다. 본 글은 5가지 이행수단의 구조와 비용을 비교한 뒤, GHG 프로토콜 개정이 각 수단에 미치는 영향을 분석한다.

핵심 내용

1) K-RE100 이행수단 5가지: 구조와 특징

① 녹색프리미엄은 한전에 기존 전기요금 외 프리미엄을 추가 납부하고 재생에너지 사용확인서를 발급받는 방식이다. 입찰 하한가는 kWh당 10원이며, 최근 낙찰가는 하한가 부근(2024년 1분기 평균 10.4원/kWh)에 형성되어 있다. 계약·설비 부담이 없어 진입이 가장 쉽지만, 온실가스 감축실적으로 인정되지 않고 추가성 논란이 지속되어 왔다.

② REC 구매는 RE100 전용 REC 거래 플랫폼에서 발전사업자의 인증서를 직접 구매하는 방식이다. 전기는 한전에서 그대로 공급받고 인증서만 별도 조달하므로 유연성이 높다. 다만 RPS 현물시장 REC 가격(2026년 5월 육지 평균 약 7.1만원/REC, 1REC=1MWh 기준 약 71원/kWh 상당)이 가격의 준거가 되어 녹색프리미엄 대비 비용 부담이 크고, 가격 변동 리스크에 노출된다.

③ PPA(전력구매계약)는 재생에너지 발전사업자와 장기(통상 15~20년) 고정가 계약을 맺고 전력과 인증을 함께 조달하는 방식이다. 한전망을 경유하는 제3자·직접 PPA는 계약단가에 망 이용요금과 부가 비용이 더해지며, 단가는 사업자와 수요기업 간 협상으로 결정된다. 초기 검토 부담이 크지만 장기 가격 고정으로 전기요금 인상 리스크를 헤지하는 효과가 있다.

④ 지분투자는 재생에너지 발전사업에 지분을 출자하고 해당 사업의 전력 또는 REC를 우선 확보하는 방식이다. 사업 수익을 공유하면서 조달 물량을 안정적으로 확보할 수 있으나, 출자 리스크와 사업 운영 리스크를 함께 부담한다.

⑤ 자가발전은 자사 부지(지붕, 주차장, 유휴부지)에 재생에너지 설비를 설치해 직접 소비하는 방식이다. 망 이용요금이 없어 발전원가 측면에서 유리하고 산업용 전기요금 인상의 직접적 헤지가 되지만, 부지 제약으로 대규모 수요를 충당하기 어렵다. 설비를 제3자가 소유·운영하는 온사이트 PPA 형태로 초기 투자 부담을 제거하는 방식도 확산되고 있다.

2) 이행수단별 비용 구조 비교

각 수단의 비용은 구조가 달라 단순 단가 비교가 어렵다. 녹색프리미엄과 REC는 '기존 전기요금에 추가되는 비용'이고, PPA와 자가발전은 '한전 요금을 대체하는 비용'이기 때문이다. 산업용 전기요금이 2024년 10월 산업용(을) 기준 10.2% 인상되는 등 상승 추세에 있다는 점을 고려하면, 대체형 수단의 상대 경쟁력은 시간이 갈수록 개선되는 구조다.

출처: 한국전력 녹색프리미엄 입찰 결과(2024.1Q 평균 10.4원/kWh, 기후솔루션 인용), 전력거래소 REC 현물시장(2026.5 육지 평균 약 71,000원/REC), 산업통상자원부 전기요금 조정 발표(2024.10). 비용 수준은 시점·계약 조건에 따라 달라질 수 있는 참고치임

3) GHG 프로토콜 개정이 각 수단에 미치는 영향

GHG 프로토콜 Scope 2 개정안(1차 의견수렴 2025.10~2026.1 완료, 2027년 최종 발간 전망)의 핵심은 세 가지다. 첫째, 독점 공급자의 규제 요금 기반 '공용 자산'을 SSS로 분류하여 비례배분(Pro-rata)만 인정하고 독점적 사용 주장을 금지한다. 둘째, 모든 계약수단의 발행·상쇄를 에너지 소비와 동일한 시간 단위로 매칭하도록 의무화한다. 셋째, 재생에너지 조달의 시스템 영향(추가성)은 AMI라는 별도 트랙으로 분리해 보고한다. 이 가운데 녹색프리미엄의 운명을 좌우하는 것이 첫 번째 SSS 규정이므로, 그 작동 원리를 먼저 살펴본다.

3-1) SSS란 무엇인가: '모두가 비용을 낸 자산은 모두의 것'이라는 원칙

표준공급서비스(SSS, Standard Supply Service)는 개정안이 새로 도입하는 개념으로, 다음 세 가지 요건을 모두 충족하는 전력 자원의 집합을 말한다. 첫째 독점 공급자가 제공할 것(지역 독점 전력회사나 정부 기관), 둘째 발전소 건설·운영 비용이 규제된 전기요금을 통해 회수될 것, 셋째 모든 고객이 의무적으로 비용을 분담하여 회피가 불가능할 것이다. 쉽게 말해, 전기요금에 포함되어 모든 소비자가 자기 의사와 무관하게 비용을 지불한 발전 자산이다.

SSS로 분류된 자산의 청정 속성은 시장에서 거래할 수 없고, 해당 전력망의 모든 소비자에게 전력 사용량에 비례하여 자동 배분된다. 어떤 고객도 비례 배분 몫 이상을 주장할 수 없다. 개정안이 드는 예시는 이렇다. SSS로 분류된 태양광 단지가 A 지역 총 전력의 10%를 생산한다면, A 지역의 모든 소비자는 자동으로 자기 사용량의 10%를 그 태양광에서 공급받은 것으로 간주된다. 논리는 단순하다. 모두가 요금으로 그 발전소 비용을 함께 부담했는데, 특정 기업이 웃돈을 내고 그 청정 속성을 독점하는 것은 나머지 소비자의 몫을 가져가는 이중 계산이라는 것이다.

3-2) 사례 분석: 가상의 기업 A로 본 녹색프리미엄의 문제

녹색프리미엄이 SSS 규정과 충돌하는 이유는 그 재원 구조에 있다. 녹색프리미엄으로 판매되는 재생에너지는 발전공기업 등이 RPS 의무를 이행하기 위해 확보한 물량이다. 그런데 RPS 이행비용은 한전이 전기요금 내 기후환경요금 항목으로 전체 전기소비자에게 부과하여 회수한다. 독점 공급자(한전), 규제 요금을 통한 비용 회수(기후환경요금), 회피 불가능성(모든 소비자 의무 부담)이라는 SSS의 세 요건에 정확히 대응하는 구조다.

가상의 사례로 구체화해 보면 다음과 같다. 연간 100GWh를 사용하는 제조기업 A가 있고, 국가 전체 전력에서 RPS 재생에너지가 차지하는 비중을 8%라고 가정하자(이하 수치는 이해를 돕기 위한 가정임). 기업 A는 RE100 이행을 위해 녹색프리미엄으로 30GWh를 구매하고, kWh당 10원씩 연 3억원을 납부했다.

가정: 위 사례의 기업 규모, RPS 비중(8%), 구매량은 SSS 비례배분 원리를 설명하기 위한 가상의 수치이며, 실제 비중과 배분 결과는 제도 설계와 최종 표준에 따라 달라질 수 있음. 원리 출처: GHG Protocol Scope 2 공개 의견수렴 자료(2025.10), 한국사회책임투자포럼(KoSIF) 분석 자료(2026)

표가 보여주는 핵심은 두 가지다. 첫째, 개정안 기준에서는 프리미엄을 낸 기업 A와 내지 않은 기업 B의 재생에너지 배분 몫이 같아진다. RPS 자산의 청정 속성은 기후환경요금을 낸 모든 소비자의 공동 자산이므로, 웃돈은 배분 몫을 늘려주지 못한다. 둘째, 역설적으로 한전이 SSS 추적·할당 시스템을 갖추면 녹색프리미엄을 구매하지 않은 기업도 공용자산 비율만큼은 자동으로 0 배출량을 주장할 수 있게 된다. 녹색프리미엄의 존재 이유 자체가 약해지는 것이다. 이것이 녹색프리미엄의 MBM 이행수단 자격 상실 가능성이 높다고 분석되는 이유이며, 동일한 논리로 공기업 소유의 원자력·대수력 기반 조달 역시 독점 주장 대신 비례 배분만 가능해질 전망이다.

반대로 PPA·REC 직접구매·자가발전이 유리해지는 이유도 같은 원리에서 나온다. 이들은 기업이 자발적으로 별도 비용을 지불해 확보한 자산이므로 SSS에 해당하지 않고, 그 청정 속성의 독점적 주장이 인정된다. 개정안은 "더 많은 재생에너지를 원하면 SSS가 아닌 자발적 시장(PPA, REC 등)에서 추가 조달하라"는 방향을 명시하고 있다. 이 원리를 5가지 이행수단 전체에 적용하면 영향의 방향이 뚜렷하게 갈린다.

3-3) 이행수단별 영향 종합

출처: GHG Protocol Scope 2 공개 의견수렴 자료(2025.10), 한국사회책임투자포럼(KoSIF) 「GHG 프로토콜 개정안 주요 논점」(2026)의 수단별 추가성 평가를 바탕으로 KEI Consulting 재구성. 개정안은 확정 전으로 최종 기준에 따라 달라질 수 있음

요컨대 현재의 비용 순위(녹색프리미엄 최저)와 개정 이후의 인정 가능성 순위(자가발전·PPA 우위)가 정반대로 교차한다. 녹색프리미엄에 집중된 포트폴리오는 명목 비용은 낮지만, 2027년 이후 국제 기준에서 인정받지 못해 재조달이 필요해질 경우 사실상 이중 비용이 발생할 수 있다. 다만 개정안에는 기존 계약에 대한 경과조치(Legacy Clause)와 소규모 수요처 면제 기준이 함께 논의되고 있어, 최종 기준 확정 전까지는 수단별 비중을 단계적으로 조정하는 접근이 합리적일 것으로 판단된다.

4) 그렇다면 어떻게 선택해야 하는가: 총비용 관점의 포트폴리오

이행수단 선택의 기준은 '단가'에서 '총비용(Total Cost of Compliance)'으로 옮겨가야 한다. 총비용에는 명목 조달 비용 외에 다음 요소가 포함된다. 첫째, 국제 인정 리스크 비용이다. 인정받지 못하는 실적은 재조달 비용으로 돌아온다. 둘째, 전기요금 인상 헤지 가치다. PPA·자가발전은 한전 요금을 대체하므로 향후 요금 인상 폭만큼 상대 비용이 하락하는 효과가 있다. 셋째, 시간 매칭 대응력이다. 시간 매칭이 의무화되면 수요 패턴과 발전 프로파일의 일치도가 조달 비용을 좌우하게 된다.

이 관점에서 보면 단일 수단 집중보다는, 기업의 전력 사용 규모·수요 패턴·목표 연도에 맞춰 PPA를 기축으로 자가발전·REC를 조합하고 녹색프리미엄은 과도기 보완 수단으로 한정하는 포트폴리오 구성이 유효할 것으로 전망된다. 아울러 RPS 제도의 입찰제 전환 등 국내 재생에너지 조달 제도 자체가 변화하는 시기인 만큼, 제도 동향을 반영한 정기적인 포트폴리오 재점검이 필요하다.

기업·사업자에게 주는 시사점

1. 녹색프리미엄 중심 이행 기업: 현재 실적이 무효화되는 것은 아니나, 2027년 이후 신규 조달분의 국제 인정 가능성을 전제로 한 전환 로드맵을 지금 수립할 필요가 있다. 전환에는 PPA 검토·계약에 통상 1~2년이 소요되므로, 개정 확정 후 착수하면 늦을 수 있다.
2. PPA 검토 기업: 시간 매칭 의무화 가능성을 고려하면 자사 수요 패턴과 발전 프로파일의 시간대별 일치도가 계약 가치를 좌우한다. 태양광 단일 계약보다 풍력·ESS를 조합한 구조의 장기 가치가 상대적으로 높아질 전망이므로, 계약 전 시간대별 매칭 시뮬레이션을 권고한다.
3. 대규모 부지 보유 제조기업: 자가발전(또는 온사이트 PPA)은 개정안의 모든 쟁점에서 가장 안정적인 수단이다. 유휴부지의 발전 잠재량 진단을 우선 과제로 검토할 가치가 있다.
4. 재생에너지 발전사업자: 녹색프리미엄 자격 논란이 현실화될 경우 기업 PPA·REC 직접거래 수요가 구조적으로 확대될 전망이다. 수요기업이 원하는 시간대 공급력을 갖춘 자산 포트폴리오가 협상력의 원천이 될 것으로 판단된다.
5. 중소·중견 수출기업: 개정안에서 소규모 수요처 면제 기준(5~50GWh, 중소기업 등)이 검토되고 있어 대응 부담이 상대적으로 완화될 가능성이 있으나, 글로벌 고객사의 공급망 요구는 면제 기준과 별개로 작동하므로 고객사 요구 수준의 사전 확인이 우선이다.

KEI Consulting의 지원 영역

KEI Consulting은 기업의 RE100 이행 전략 수립을 다음과 같이 지원합니다.

• 이행수단별 비용·리스크를 정량 비교하는 RE100 이행 포트폴리오 최적화 분석을 수행합니다.
• 수요 패턴과 발전 프로파일을 반영한 PPA 적정단가 산정 및 계약 구조 설계 자문을 제공합니다.
• GHG 프로토콜 개정 시나리오를 반영한 중장기 재생에너지 조달 전략 수립을 지원합니다.
• 자가발전·온사이트 PPA 도입을 위한 사업성 분석 및 투자 타당성 검토를 수행합니다.
• 재생에너지 프로젝트 지분투자 검토를 위한 가치평가 및 리스크 분석을 자문합니다.

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