2022.03.31 (목)

FOCUS

청정수소 제도 조기 도입 시급하다

정부, ‘수소경제 기본계획’ 통해 청정수소 전환 발표
청정수소 인증제・CHPS 도입 법안 발목 잡혀
청정수소 개발 기업들 투자 위축 우려
국회서 계류 중인 수소법 개정안 처리 시급

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[월간수소경제 이종수 기자] 윤석열 대통령 당선인이 오는 5월 10일 취임함에 따라 탈원전 폐지를 핵심으로 하는 새 정부의 에너지 정책 방향에 관심이 집중되고 있다. 특히 윤 당선인은 공약을 통해 원자력 수소와 함께 수소산업 육성도 약속했다.

이에 따라 현재 국회에 계류 중인 청정수소인증제 및 청정수소발전의무화제도(CHPS) 도입을 위한 수소법 개정안 논의가 급물살을 탈 것이라는 전망이 나온다. 청정수소 개발을 준비해온 기업들은 수소법 개정안이 하루속히 통과되기를 학수고대하고 있다.

이번 수소법 개정안을 둘러싼 쟁점과 함께 청정수소인증제와 청정수소발전제도 도입방안을 짚어본다.

청정수소 공급체계 전환
수소가 탄소중립 실현을 위한 핵심수단으로 떠올랐다. 그러나 지금 사용하는 수소를 탄소중립 수단이라 말하기에는 한계가 있다. 현재 석유화학단지에서 나오는 부생수소나 천연가스 추출수소를 사용하고 있기 때문이다. 이들 수소를 생산하는 과정에서 이산화탄소가 발생하기에 ‘그레이수소’로 칭한다.

수소경제 태동기인 현시점에서는 기술력과 경제성 등의 한계로 화석연료 기반의 추출수소와 부생수소에 의존할 수밖에 없지만 수소경제의 확산을 가속화하고 ‘2050탄소중립’실현을 위해서는 청정수소의 본격 활용 시점을 앞당길 필요가 있다는 지적이 제기되어 왔다.

청정수소 개발은 많은 시간과 비용이 든다. 정부의 정책지원과 기업의 투자가 필요한 동시에 지금부터 청정수소 개발에 적극 나서야 하는 이유다.

정부와 기업이 합심해 청정수소 공급체계로의 조속한 전환에 나섰다. 그 핵심이 청정수소인증제와 청정수소발전의무화제도(CHPS)이다.

정부는 지난 2020년 10월 15일 ‘제2차 수소경제위원회’를 통해 처음으로 수소발전의무화제도(HPS) 도입방안을 밝혔다.

HPS는 현행 RPS(신재생에너지공급의무화제도)에서 연료전지를 분리해 발전용 연료전지 의무공급시장을 조성함으로써 수소연료전지의 안정적 보급체계를 마련하자는 취지에서 나왔다. 현재 수소연료전지에 대해서는 RPS를 통해 지원 중이나 현행 RPS가 재생에너지 중심이어서 수소연료전지의 안정적 확대와 연료전지 생태계 혁신 창출에 한계가 많다는 평가에 따른 것이다.



연료전지는 태양광・풍력 등 재생에너지보다 비용(LNG 가격)과 매출(REC 가격)의 불확실성이 매우 커 REC 기반의 RPS 제도에서는 안정적인 수익창출이 곤란하고, RPS는 총량적인 신재생에너지 공급의무만 부과하고, 발전원별 의무는 부과하지 않아 수소연료전지의 계획적 보급에 한계가 있다는 지적이 제기되어왔다.

또 연료전지는 높은 이용률과 REC 가중치로 설비용량 대비 REC가 대량 발급되어 ‘수소경제 활성화 로드맵’에 따라 연료전지 보급 확대 시 RPS 내 연료전지 비중이 급증해 재생에너지와의 균형적인 보급 확대에 어려움이 예상된다는 지적이다.

이에 따라 수소 의무화의 첫 단계로 연료전지 맞춤형 HPS 시장을 도입한다는 것이다. HPS는 재생에너지와 경합 없이 연료전지에 대한 안정적 물량 의무공급이 기본 방향이다. HPS를 설계하면서 환경성, 분산전원 등 연료전지의 장점은 구현하되 비용은 최소화하고, 연료전지뿐만 아니라 향후 그린수소 생산·판매 의무화, 공공기관 수소 활용 의무화 등 수소 의무화 확장이 가능한 제도를 마련하겠다는 것이 정부의 구상이다.

도입방안을 보면 의무물량은 수소법에 근거한 ‘수소경제 기본계획’에서 중장기 목표 및 연도별 보급 계획을 수립하고 수소위원회에서 의결한다. 의무이행은 RPS 의무사업자 또는 판매사업자(한전) 중 검토하고, 비용 절감 유인, 전력시장과 연계한 장기고정 계약 가능 등을 검토해 의무 구매자를 결정한다는 계획이다.

또 수요지 인근 입지, CO2 절감을 위한 열 공급, 추후 그린수소 사용 등 분산형 및 친환경 전원 조건을 강화해 의무구매를 시행한다는 계획이다.

HPS는 정부가 지난해 3월 2일 ‘제3차 수소경제위원회’를 통해 발표한 ‘수소경제 민간투자 계획 및 정부 지원방안’에서 청정수소인증제 도입이 추가된 동시에 청정수소 활용을 강조한다는 의미에서 ‘CHPS(청정수소발전의무화제도)’로 용어가 수정됐다.

SK·현대자동차·포스코·한화·효성 등 5개 그룹과 중소·중견기업들은 ‘제3차 수소경제위원회’에서 2030년까지 수소의 생산, 유통·저장, 활용 등 수소경제 전 분야에 43조4,000억 원 규모의 투자를 추진할 계획임을 밝혔다.



특히 수소 생산 분야 투자는 그레이수소에서 청정수소(그린・블루수소)로 전환하는 데 집중할 계획이다.

수전해 R&D를 가속화해 국내외 그린수소 대량 생산기지를 구축해 탄소중립 추세에 따라 증가할 그린수소 수요(수송・발전・산업 등)에 대응하는 한편 그린수소 도입 전에는 CO2 배출이 없는 블루수소 생산을 추진한다는 것이다.

아울러 발전 분야에서 청정수소 활용 연료전지 보급 및 수소 혼소 터빈 개발에 대한 투자도 추진키로 했다.

이에 따라 정부는 청정수소인증제를 도입해 단계적으로 그린수소를 의무화하기로 했다. 의무화 확대 방안은 이미 ‘제2차 수소경제위원회’에서 밝힌 바 있다. 수소법 개정을 통해 청정수소의 개념 및 지원 근거도 명시키로 했다.

R&D 분야에서는 다양한 규모·방식의 그린수소 생산 실증을 지원해 상업적 수준(생산단가 : kg당 1만원 → 2030년 3,500원)의 그린수소 확보를 추진한다.

인프라·규제 분야에서는 청정수소 도입 인프라(하역터미널, 수소추출 설비 등) 구축 계획을 수립하고, 블루수소 생산 시 추출수소에서 포집한 CO2의 재활용 확대 가능성을 검토할 예정이다. 

발전 분야에서는 청정수소발전의무화제도(CHPS)도입을 위한 입법을 추진키로 했다.

명확한 연료전지 설치물량과 경과규정(RPS 적용 기간)을 제시해 CHPS 도입 전 불확실성을 제거해 투자 지속성을 확보하고, 청정수소 경제성 확보 시점을 고려해 일정 비율의 청정수소(그린·블루수소) 의무를 부과함으로써 대규모 청정수소 수요처를 확보토록 한다는 계획이다.



수소 혼소·전소 터빈 개발을 위한 R&D도 차질없이 지속 지원키로 했다.

이러한 청정수소 확대 방안은 정부가 지난 2021년 11월 26일 ‘제4차 수소경제위원회’를 통해 발표한 ‘제1차 수소경제 이행 기본계획’에서 더욱 구체화됐다.

정부는 2050년 연간 2,790만 톤의 수소를 100% 청정수소로 공급하고, 국내 생산은 물론 우리 기술·자본으로 생산한 해외 청정수소 도입으로 청정수소 자급률도 60% 이상 확대한다는 계획을 밝혔다.

수소법 개정안 처리 시급
이러한 계획이 차질 없이 이행되기 위해선 현재 국회에서 계류 중인 수소법 개정안의 처리가 시급하다.

지난해 5월 이원욱 더불어민주당 의원, 6월에는 송갑석 더불어민주당 의원이 청정수소인증제 및 CHPS도입을 위한 수소법 개정안을 각각 대표 발의한 바 있다. 이 두 법안은 청정수소 인증 및 판매·사용의무 부과,청정수소발전의무화제도 도입 등을 담고 있다. 7월에도 정태호 더불어민주당 의원이 이들 법안과 비슷한 수소법 개정안을 발의했다.

수소법 개정안에 찬성하는 수소 관련 업계와 재생에너지 업계는 이번 개정안의 조기 통과를 바라고 있다.

산업통상자원중소벤처기업위원회의 채수근 수석전문위원은 수소법 개정안(이원욱・송갑석 의원) 검토보고서(2021년 6월)에서 “청정수소 활용을 시장의 자율에 맡기는 경우 시장 확보에 대한 불확실성으로 인해 청정수소 생산기술 개발 등에 대한 민간의 투자도 가시화되지 않을 우려가 있다”라며 “개정안은 청정수소의 보급・활용 촉진을 위한 정부 정책의 입법적 지원기반을 조기에 마련하려는 것으로, 명확한 정책 방향 제시를 통해 기업에 충분한 준비 기간을 부여하고, 적극적인 투자와 참여를 유도하려는 취지로 이해된다”고 밝혔다.

정부는 2021년까지 수소법을 개정해 2022년 시행한다는 계획이었다. 그러나 모두가 환영하는 수소법 개정안이 국회에서 계류 중이다. 이원욱 의원의 법안 등 3개의 개정안은 지난해 7월부터 올해 1월까지 총 네 차례에 걸쳐 국회 산업위 법안소위에 심의 안건으로 상정됐지만 여야의 반대로 처리가 무산됐다.

수소법 개정안 처리가 지연되면서 기업들의 투자가 위축될 우려가 제기된다.

수소기업협의체 ‘Korea H2 Business Summit’ 사무국 역할을 맡은 딜로이트 컨설팅의 최용호 에너지 섹터 리드 파트너는 “EU, 중국, 호주 등 주요국들이 글로벌 수소경제 패권을 선점하고자 각축전을 벌이고 있는 현시점에서 수소법 개정의 지연으로 제도 시행이 불투명해짐에 따라 민간 기업의 투자가 위축될 우려가 있어 수소법 개정안의 조속한 처리가 필요하다”고 강조했다.



수소법 개정안 처리가 늦어지는 이유는 청정수소의 정의에 화석연료를 활용하는 그레이수소와 블루수소를 빼고 재생에너지를 활용하는 그린수소만 포함해야 한다는 여당의 주장과 원자력을 이용하는 핑크수소를 포함해야 한다는 야당의 주장이 맞서고 있기 때문이다.

채수근 수석전문위원은 검토보고서를 통해 “이원욱・송갑석 의원의 개정안은 ‘청정수소’의 개념을 ‘수소의 생산 과정에서 이산화탄소 배출을 하지 않거나 현저히 적게 배출하는 수소로서 인증받은 수소’로 정의하고 있는데, 이는 기본적으로 생산 과정에서 이산화탄소를 배출하지 않는 ‘그린수소’와 CCUS를 활용해 탄소 배출량을 크게 감소시킨 ‘블루수소’를 포함하는 개념으로 이해되나 인증기준을 어떻게 설정하느냐에 따라 그 범위가 달라질 것으로 보인다”라며 “정의 규정에서 ‘현저히’와 같은 추상적 용어의 사용은 자제될 필요가 있으므로, 하위법령에서 구체적인 기준을 정하도록 하는 방안을 고려할 필요가 있다”고 설명했다.

청정수소 인증제 어떻게 설계할까?
이에 따라 수소법 개정 후 청정수소 인증제를 어떻게 설계할 것이냐가 포인트가 될 것으로 보인다. 송갑석 의원의 개정안을 보면 청정수소를 등급별로 인증하도록 하고 있다.

채 수석전문위원은 “일정 수준 이상 이산화탄소 배출량 감축 노력을 기울인 수소에 대해서도 별도의 등급을 부여해 감축 노력에 따라 차등화된 인센티브를 부여하려는 것으로, EU・중국・일본 등에서도 각국의 상황에 맞게 등급별 인증제 도입을 추진하고 있음을 고려한 취지로 이해된다”고 분석했다.

산업부 자료에 따르면 EU는 2014년부터 저탄소・그린수소 인증제를 설계하고, 인증을 위한 수소생산시설을 실증 중이다. 일정 기준의 배출량보다 60% 이하 절감한 수소를 프리미엄 수소(Premium H2)로 정의하고, 저탄소 수소 또는 그린수소로 인증(2단계)하는 방식이다. 추출수소 CO2 발생량(10.92kgCO2eq/kgH2)이 기준 배출량이다.

이에 따라 화석연료 기반의 추출수소의 경우 CCS 또는 CCU를 통해 CO2를 60% 이상 감축한 수소를 ‘저탄소수소’, 부분 또는 전부를 재생에너지로부터 생산한 수소와 저탄소 수소의 배출기준 이하를 만족하는 수소를 ‘그린수소’로 인증한다.



중국은 3단계 인증 방식이다. 지난 2020년 12월 그린수소에 대한 기준과 평가방법을 표준으로 제정했다. 중국의 상황을 감안해 EU보다 완화된 기준을 적용했다. 석탄가스화 CO2 발생량(29.02kgCO2eq/kgH2)이 기준 배출량이다.

이에 따라 재생에너지를 고려하지 않고 14.5kgCO2-e/kgH2 이하로 CO2를 감축한 수소와 기준 배출량 대비 50%감축한 수준의 수소를 ‘저탄소수소’, 재생에너지를 고려하지 않고 4.9kgCO2-e/kgH2 이하로 CO2를 감축한 수소와 저탄소수소의 CO2 배출량 대비 1/3을 감축한 수준의 수소를 ‘청정수소’, 재생에너지를 고려하고 4.9kgCO2-e/kgH2 이하로 CO2를 감축한 수소를 ‘재생수소’로 인정한다.

일본은 1~4등급으로 4단계 인증 방식이다. 수소경제 활성화 계획(2018년) 수립 이후 그린수소 인증 연구를 수행 중이다. 재생에너지 구분 없이 기준 배출량 대비 감축률에 따라 등급을 인증한다.

기존의 어떤 생산기술이라도 일정 수준 감축 시 최저등급을 부여한다. 기준 배출량은 공정개선 기준(39.21kgCO2eq/kgH2)이하이다.

이에 따라 ★은 CO2 배출량 11.2~39.21kgCO2eq/kgH2, ★★는 CO2 배출량 7.84~11.2kgCO2eq/kgH2, ★★★은 CO2 배출량 4.48~7.84kgCO2eq/kgH2,★★★★은 CO2 배출량 1.12~4.48kgCO2eq/kgH2이다.

국내 전문가들도 다양한 수소생산 방식을 청정수소에 포함할 것을 주문하고 있다.

유승훈 서울과학기술대학교 에너지정책학과 교수는 “기후위기 극복을 위해 수소의 활용이 제안됐기에 온실가스를 발생시키지 않는 재생에너지로 그린수소를 생산해야 한다는 당위를 누구도 부정하지 않지만 그린수소를 본격적으로 활용하기 위해서는 앞으로도 상당한 시간이 필요하다는 문제가 있다”라며 “글로벌 수소경제 패권 경쟁이 치열해지고 있는 지금 그린수소로 가기 위한 가교로 당분간 블루수소를 활용하는 것은 우리에게 필수적인 전략이라 할 수 있다"고 밝혔다.

김재경 에너지경제연구원 연구위원은 “차기 정부에서도 수소경제에 대한 정책적 지원은 재정립을 통해 지속될 것으로 기대된다”라며 “그 첫걸음은 수소산업의 다급한 현안인 청정수소 인증제 법제화이고, 차기 정부의 탈원전 폐지 정책 기조를 반영해 인증 대상 청정수소에 원전 수소도 포함해야 한다”고 밝혔다. 

실제 유럽에서는 원전 수소도 청정수소 범위에 포함하고 있다. 

김재경 연구위원은 지난 2019년 3월 발행한 ‘친환경 CO2-free 수소생산 활성화를 위한 정책연구’ 보고서에서 “EU의 청정수소 인증제에서 활용하고 있는 CertifHy 프리미엄 수소의 인정기준을 보면 재생에너지 연계 수전해 수소(그린수소)가 완전한 CO2-free 수소생산 방식이지만 원자력 기반 수소생산 방식이나 CCS 설비가 추가된 천연가스 추출수소 등 현실적으로 활용할 수 있는 저탄소 수소생산 방식도 청정수소로 인정하고 있다”라며 “현실적으로 경제성 등을 감안해 단기적으로 확대하는 데 장애가 있는 재생에너지 연계 수전해 수소만을 고집하기보다는 수소 생산 과정에서 발생하는 온실가스를 줄이는 데 비용 효과적인 다양한 방식들도 함께 지원하는 체계를 구축한 것”이라고 설명했다. 

CHPS 도입방안 ‘초미 관심’
국내 수소 의무화의 첫 단계인 청정수소발전의무화제도(CHPS)를 어떻게 설계할 것이냐도 주요 포인트다. 에너지경제연구원이 지난해 7월 발행한 에너지 이슈 페이퍼 ‘수소발전의무화제도(HPS) 도입 동향과 시사점’을 참고할만하다.

이 자료에 따르면 먼저 HPS에서는 RPS(신재생에너지공급의무화제도)의 고정가격계약 경쟁입찰 제도(선정시장)와 유사한 경매시장이 도입될 것으로 보인다.

고정가격계약 경쟁입찰 시장은 매년 2회 경쟁입찰을 통해 공급의무자와 장기계약을 맺는 방식으로 사업자에게 안정적인 현금흐름을 부여하고,경쟁입찰 과정에서 해당 설비 수준에서의 시장 가격 범위를 가늠할 수 있다.



HPS는 수소 기반 발전량에 대한 의무를 통해 경제적인 수소전기 생산 확대 및 적정 수준 관리에 주요 목적이 있으므로, 제도운영의 핵심은 의무부과와 이행에 있다.

HPS에서 전력 판매사(한전)에 의무구매를 부과할 경우 비용보전 과정이 생략되어 더 효율적으로 운영될 것으로 보인다. 다만 입찰방식과 가격하락에 대한 유인이 존재하지 않아 적절한 가격하락 유인 장치가 필요하다. 반면 정산에 관계된 행정비용을 소모하는 RPS 제도와 달리 판매사와의 직접 거래를 통해 정산 관련 제도운영 비용 감소 효과를 가져올 수 있다.

RPS 의무공급자인 대규모 발전사에 의무구매를 부과하는 경우 기존 RPS제도운영 경험이 있어 안정적인 제도운영이 가능하고, 경쟁입찰 시장 개설과 같은 비용 하락 유도 방안이 필요하다.

다음으로 HPS 의무 부과단위와 연도별 의무량을 어떻게 설정하느냐가 있다.

에너지경제연구원의 ‘에너지 이슈 페이퍼’에 따르면 의무 부과단위의 고려 대상으로 용량, 전력량, 인증서를 고려할 수 있고, 이는 수소경제 정책 목표와의 정합성을 고려할 수 있다. RPS의 경우와 같이 인증서에 대한 의무부과를 하는 경우 유사한 문제점이 지속되는 반면 용량에 부과하는 것이 용량 단위로 설정된 정책 목표에 맞춰 용이하게 관리될 수 있고, 발전량 기준의 지원방식, 차등 지원방식 등이 마련될 필요가 있다.

연도별 의무량은 ‘수소경제 활성화 로드맵’에 명시된 ‘2040년 8GW 보급 목표’를 기준으로 연도별 의무량 규모를 설정할 수 있다.



또한 HPS 대상 기술을 현재 사업이 가능한 연료전지 기술로 설정했지만 미래 수소발전 기술이 사업화되어 시장의 요구가 발생하는 경우 기존 연료전지 기술 대비 투자비 차이가 크다면 별도 시장을 구분하거나 정성평가 기준을 도입하는 등의 운영방안을 고려할 수 있다.

미래 수소발전 기술과 관련해 관련 기업들은 수소법 개정안에 수소가스터빈 기술도 포함해야 한다고 주장한다.

최용호 딜로이트 컨설팅 에너지 섹터 리드 파트너(‘Korea H2 Business Summit’ 사무국 총괄)는 “현재 개정법안에 담겨 있는 CHPS 관련 내용이 수소발전사업 관련 기업들의 입장에서는 여전히 실효성이 있을지 의문이 많은 상황이다. 우선 CHPS제도가 기존 연료전지 발전사업 중심으로 되어 있고 수소터빈의 역할이 구체화되어 있지 않기 때문이다. CHPS 제도 내에서 다양한 수소발전원 간의 특성을 고려한 시장 구분을 통해 균형 있는 보급 유도가 필요하다. 수소연료전지발전사업과 수소 터빈의 구체적인 역할 설정을 통해 CHPS제도가 적용되
는 사업의 불확실성을 줄여야 한다”고 강조했다.

이원욱 더불어민주당 의원은 지난해 5월 수소발전 개념을 연료전지와 함께 수소가스터빈도 명시적으로 규정하는 내용을 담은 수소법 개정안을 대표 발의한 바 있다.

또한 에너지경제연구원의 ‘에너지 이슈 페이퍼’는 수소발전 인증서 및 가중치 활용 여부와 관리 기관에 대한 견해도 밝혔다.

이에 따르면 수소발전 인증서와 가중치는 경매입찰제도 내에서 설비용량으로 의무를 부과하는 경우 해당 사항이 없다. 기본적으로 원별 경제성 수준 차이를 조정하게 되는 가중치를 활용하게 되면 수소발전 기술 간 비용 차이가 큰 경우 고려할 수 있으나 RPS시장과 유사한 행정비용이 발생할 수 있다.

제도 관리 기관에 대해서는 의무 구매자와 입찰 시장 운영기관을 설정함으로써 대체가 가능한 것으로 보인다. 안정성과 효율성 측면에서 입찰 시장 운영기관을 의무당사자 또는 한국에너지공단 등의 제3의 기관을 고려할 수 있다. 추후 도덕적 해이, 담합 문제 등을 관리하기 위한 거버넌스가 필요할 수 있다.

에너지경제연구원의 ‘에너지 이슈 페이퍼’는 HPS 제도운영을 위한 세부 시장운영 기준과 관련한 요소로 △입찰 시장 활용 여부 △기술·규모별 시장 구분 △입찰 항목 평가 기준 △그린수소 활용 △시장 운영기관 △제도운영 안정성 확보 등을 들었다. 이는 시장운영 관련 고시나 규칙 등에 해당하는 항목이다.

HPS에서 RPS 장기고정가격 입찰제도와 유사한 경매시장이 도입될 것으로 앞서 언급한 바 있다. ‘에너지 이슈 페이퍼’에 따르면 태양광 부문의 장기고정가격 입찰 시장 확대로 비용 하락과 빠른 설비 증가 효과를 보고 있는데, 이러한 강제적 입찰방식을 수소발전 입찰 시장에 적용해 규모를 확대하며 비용 하락의 효과를 가져올 것으로 기대된다.

‘제2차 수소경제위원회’에서 논의된 HPS 도입방안을 보면 분산전원 및 친환경 조건으로 수요지 인근 전원, 이산화탄소 감축을 위한 열 공급, 추후 그린수소 의무화 등을 의무구매 시행 고려사항으로 제시해 이러한 사항들이 입찰 시장의 참가조건에 포함될 것으로 예상된다.



또한 분산형 전원 확대의 목적으로 발전기술별 시장을 구분하는 방안은 크게 설득력을 얻기는 어려울 것으로 보인다. 분산형 전원의 기준이 되는 40MW 이하 설비 기준으로 구분하는 방안과 천연가스 직수입이 가능한 규모인 100MW를 또 다른 기준으로 시장을 구분하는 방안을 고려할 수 있다.

특히 천연가스 기반의 연료전지는 온실가스를 배출하는 한계점이 있어 그린수소 이용을 의무화하고 이를 지원하기 위한 방안이 필요하다.

사업자의 고비용을 보상할 방안으로 그린수소 표준가격 설정 후 보상하는 방안을 고려할 수 있다. 그린수소 표준가격은 LNG 기준 (입찰)계약가격 대비 초과액으로 설정한다.

일정 시점 이후 규정에 따른 그린수소 혼소 비율 의무화 방안도 고려할 수 있다. 입찰 시장 낙찰자에게 그린수소 혼소 의무이행을 부여해 산정된 표준가격으로 보상하고, 이행하지 않는 경우 부족량만큼 과징금을 부과하는 방식이 될 것으로 보인다.

아울러 시행 전 자발적 그린수소 혼소 연료 사업자에는 별도 보상을 고려할 수 있다.

과징금의 경우 구매의무자에게는 의무용량 계약 부족 시, 연료전지 발전사업자에는 그린수소 발전의무 미이행 시 과징금을 각각 부과한다. 미이행 용량 크기만큼의 발전량 추정치에 기초해 과징금을 산정하고, 그린수소 보상가와 기존 보상가 차액 기준 과징금을 부과하는 방식이 될 것으로 예상된다.

HPS 제도의 도입으로 인한 RPS 의무공급자의 기존 계획 중 일부는 계도 기간 설정을 통해 RPS 설비로 편입하고, 그 이후의 모든 연료전지 발전소는 REC발급 제외 대상이 된다. 이에 따라 입찰 시장에서 결정된 계약가격으로 비용을 보상하고,전기요금에 수소발전 의무화제도 도입에 따른 비용을 반영하기 위한 별도 항목이 신설될 것으로 예상된다.

탄소중립과 수소경제 활성화의 핵심인 청정수소로의 전환을 위해 수소법 개정안이 국회를 통과하는 것이 급선무다. 수소법 개정 후 청정수소 제도가 안착할 수 있도록 국회와 정부, 그리고 관련 기관과 기업이 지속적으로 긴밀히 협의해나가야한다.




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