재생에너지 비중 62%...튀르키에, 에너지 전환 비결은

[한경ESG] 스페셜 리포트 - 미리 보는 COP31 ③

에너지 전환과 탄소중립이라는 거대한 시대적 과제 앞에서 튀르키예가 거침없는 행보를 보이고 있다. 유럽 주요국들이 원전 폐쇄 및 소비 감소로 전력 설비 용량 축소를 겪는 것과 달리, 튀르키예는 급증하는 전력 수요에 발맞춰 재생에너지 설비와 친환경 인증 제도를 공격적으로 확대하고 있다.

약 11년 전 전력 시장 자유화를 단행한 이후 튀르키예 전력거래소는 전력 시장을 총괄하며 재생에너지로의 전환을 가속화하고, 유럽연합(EU)의 탄소국경조정제도(CBAM) 등에 대응하기 위해 환경 시장 메커니즘을 확장하고 있다.

튀르키예 전력 시장의 가장 큰 특징은 수요와 생산의 동반 성장이다. 전기차(EV) 보급 가속화와 함께 매년 15~20%씩 급증하는 냉방용 전력 수요 등으로 인해 전력망 확장과 설비 투자가 활발히 이어지고 있다. 현재 튀르키예의 총 발전설비 용량은 127기가와트(GW)를 넘어섰으며, 거래 및 소비 규모 면에서 유럽 내 3~4위 수준을 형성하고 있다.

더 저렴해진 재생에너지와 투명한 전력시장 거버넌스

튀르키예 전력거래소(EPİAŞ) 담당자들은 지난 10월 18일 이스탄불 현지에서 열린 프레젠테이션 및 인터뷰에서 튀르키예 재생에너지 시장의 폭발적 성장 배경으로 단연 ‘시장성과 가격 경쟁력’을 꼽았다.

타하 멜리 아르바스 EPİAŞ 이사장은 기자간담회에서 “재생에너지가 급성장한 이유는 클리셰적인 명분 때문이 아니라 기술이 발전한 덕에 바람과 태양광을 통한 전력 생산이 석탄보다 훨씬 저렴해졌기 때문”이라며, “실제로 15~20년 전만 해도 석탄보다 10배 비쌌고 당시에는 풍력 에너지가 거의 없었지만, 시장이 효율적인 가격을 맞추면서 재생에너지가 화석연료의 상당 부분을 충당하고 있다”고 설명했다.

현재 튀르키예의 총 전력설비 용량(127GW) 중 재생에너지 비중은 이미 62%를 돌파했다. 전기차 보급 가속화와 매년 15~20%씩 증가하는 냉방용 전력 수요 등 급격한 ‘전기화(electrification)’ 현상에 대응하기 위해 튀르키예 정부는 현재 41GW 수준인 태양광·풍력 설비 용량을 향후 9년 내 120GW까지 확대한다는 대대적인 로드맵을 추진 중이다.

EPİAŞ는 민간 발전사와 배전사 등 97개 시장참여자가 거래소의 주주로 직접 참여해 시장 운영과 지분을 함께 소유하는 구조로 시장 자율성과 민간 니즈가 적극 반영된다. 발전사들은 자신이 초과 생산한 전기를 해외 시장에 팔 수 있다. 이는 한국전력공사와 자회사들이 전력거래소 지분의 대다수를 소유하여 공적 성격이 강하고, 의무적 시장(RPS 제도)에 전력망이 고립적인 성격을 지닌 한국과 차별화되는 지점이다.

또한 튀르키예는 전체 거래의 60%가 발전사와 구매자 사이의 장기 계약으로 이루어져 시장참여자들이 미래 비용 변동성을 회피할 수 있도록 설계했다. 한국은 전력거래소를 통해 거래되는 강제 풀 제도를 바탕으로 해 자유로운 전력구매계약(PPA) 및 장기 계약 비중이 상대적으로 적다.

튀르키예 정부는 초기 재생에너지 발전 설비를 짓는 민간 사업자에게 일정 기간 고정 가격으로 전력을 사주겠다는 인센티브(재생에너지 자원 지원 매커니즘, YEKDEM)를 제공해 민간자본이 들어올 수 있는 물꼬를 텄다. 이는 발전차액지원제도(FIT)과 비슷한 제도다. 산업이 성숙함에 따라 이 제도를 단계적 축소·개편하고, 경매·입찰 방식인 YEKA(재생에너지 구역 프로젝트) 중심으로 전환했다. 현재는 인센티브 기간이 끝나도 될 정도로 자체 경쟁력을 갖췄다.

녹색전환 기금 연계 ETS 및 블록체인 기반 YEK-G 구축

튀르키예의 친환경 에너지 전환은 단순한 발전설비 증설에 그치지 않고, 글로벌 규제 환경에 맞춘 친환경 인증 및 EU의 CBAM 시행에 발맞춘 자국 수출 기업들의 탄소 비용 부담 완화에 초점을 맞추고 있다.

튀르키예는 CBAM 대응을 위한 탄소배출권 시장(ETS)과 재생에너지 원산지 보증(YEK-G)을 한 플랫폼 내에서 통합 운영한다. ‘YEK-G’는 유럽의 GO(Guarantee of Origin) 체계와 완벽히 호환되며 블록체인 기술을 적용해 발급부터 소각까지 전 과정을 투명하게 관리한다. 매년 2000여 개 도매 구매자 및 기업이 스코프(Scope) 2 배출량 입증과 마케팅 용도로 이를 활용하고 있다. 전력발전 사업자들이 EPİAŞ 시스템에서 인증서를 발급받아 시장에 판매하고, 수요 측에서 이를 구매한 후 다시 플랫폼상에서 소각(retire) 처리하는 엔드투엔드 프로세스다.

또한 2026년부터 시범 운영에 들어간 튀르키예 탄소배출권 거래제(TR-ETS)는 기후변화환경도시부(한국의 기후부)의 측정·보고·검증(MRV) 시스템과 연동되어 1차 및 2차 시장 거래를 지원한다. 무스타파 아이딘 EPİAŞ 환경·광물시장 부이사장은 “우리는 기후 대응을 단순한 정책적 숙제로 보지 않고, 이미 가동 중인 전력 거래 인프라와 급격히 성장하는 재생에너지 시스템 위에 새로운 구조를 얹는 방식으로 접근하고 있다”며 “2026~2027년은 ETS 도입의 파일럿 기간으로 기후변화환경도시부의 MRV 시스템과 통합되어 있으며, EPİAŞ는 등록부와 1차 및 2차 시장 거래를 운영한다”고 설명했다.

튀르키예 ETS는 배출권 유상할당 등으로 확보한 모든 수익이 국가 일반 재정이 아닌 ‘녹색전환 예산(Green Transition Budget)’으로 전액 적립되도록 했다. 튀르키예는 CBAM 대상 섹터에서 제조되는 물품의 42%를 수출하며, 이는 연간 약 90억 유로 이상에 해당한다. 튀르키예 산업통상부의 예측치에 따르면 EU ETS 가격이 150유로이고 동시에 국내 배출권거래제(TR-ETS) 가격이 50유로일 때, 튀르키예는 해당 연도에 탄소 비용을 연간 거의 150억 유로 줄이게 된다는 계산이다.

타하 멜리 아르바스 EPİAŞ 이사장이 10월 18일 튀르키예의 전력전략을 알리는 기자간담회를 끝내고 사진 촬영을 하고 있다. 사진=구현화 기자

“기업에게 탄소 비용 예측 가능성 중요”

아르바스 이사장은 “기업들이 ETS 비용을 내고 싶어서 내는 것이 아니라 강제된 규제이기 때문에 내는 것”이라며, “진짜 어려움은 지불 자체가 아니라 3~5년 후의 탄소 비용을 예측하기 어렵다는 점에 있다”고 지적했다. 이어 “한국 기업들 역시 미래 비용 위험을 헤지(hedge)하고 예측 가능성을 확보할 수 있는 시장 메커니즘을 적극 활용해야 한다”고 제언했다.

재생에너지 확대의 걸림돌로 지적되는 기저부하(base load) 문제와 송전망·배터리에너지저장장치(BESS)의 한계에 대해서도 현실적인 시각을 제시했다. 그는 “기술적 갭이 존재하는 과도기에는 국산 자원 및 가스 등을 활용해 전력망 안정성을 유지해야겠지만, 송전망과 배터리 기술이 완성되는 10~15년 뒤에는 전 세계 에너지 시장이 완전히 바뀔 것”이라고 전망했다.

이스탄불(튀르키예)=구현화 기자 kuh@hankyung.com

[미리 보는 COP31③] 재생에너지 비중 62%...튀르키에, 에너지 전환 비결은