Subscript
1. 서 론
2. 선행 연구 조사
2.1 연구 사례
2.2 기존 연구와의 차별성
3. 연구 방법론
3.1 연구이론
3.2 연구 방법
3.3 데이터 수집 및 활용
4. 연구결과
4.1 공급자의 수익성 민감도 분석 및 출력제어 영향
4.2 산업용 전기요금 시나리오 기반 PPA 수요자 수용단가 추정
4.3 공급자-수요자 간 단가 간극과 출력제어의 구조적 영향 분석
4.4 분석결과 기반 정책 및 계약구조 대응 방향
5. 결 론
5.1 연구 시사점 및 결론
5.2 연구 한계점 및 향후 연구과제
Subscript
NDC : Nationally Determined Contribution
PF : Project Financing
IRR : Internal Rate of Return
PPA : Power Purchase Agreement
RPS : Renewable Portfolio Standard
SMP : System Marginal Price
REC : Renewable Energy Certificate
RE100 : Renewable Energy 100%
NPV : Net Present Value
1. 서 론
전 세계적으로 전 세계적으로 탄소중립과 에너지 전환이 가속화되면서, 재생에너지의 비중 확대는 더 이상 선택이 아닌 필수가 되었다. 특히 태양광 발전은 설치 용이성과 기술 성숙도를 바탕으로 빠르게 확산되고 있으며, 국내에서도 제11차 전력수급기본계획을 통해 재생에너지 중심의 발전 믹스 전환이 본격화되고 있다1). 동시에 기업의 ESG 경영과 글로벌 RE100 캠페인 참여가 늘어나면서, 재생에너지 기반의 직접전력거래(PPA)는 기업의 지속가능한 에너지 조달 수단으로 주목받고 있다2,3,4).
그러나 태양광 발전의 간헐성과 계통 수용 한계로 인해 출력제어가 빈번하게 발생하고 있으며, 이는 재생에너지발전사업자(공급자)의 수익성 뿐만 아니라 프로젝트 파이낸싱(PF) 구조에서의 금융 안정성에도 중대한 영향을 미친다5-6). 출력제어는 단순한 발전량 손실을 넘어, 내부수익률(IRR) 등 핵심 금융지표를 악화시켜 PF 대주단의 리스크 인식과 투자 의사결정에 직접적인 영향을 줄 수 있다. 그럼에도 불구하고 기존 연구들은 출력제어의 발생 현황이나 제도적 보상 기준에 대한 논의에 집중되어 있으며2, 7-8), 실제 수익성에 미치는 영향을 정량적으로 분석한 연구는 매우 제한적이다.
한편, RE100을 추진하는 기업들의 입장에서 재생에너지 PPA를 통해 장기적인 비용 안정성과 친환경 이미지 제고를 동시에 추구하고 있다2, 4, 9). 하지만 산업용 전기요금의 장기 시나리오와 비교했을 때, 실제 PPA 단가가 경쟁력을 갖추고 있는지에 대한 실증적 분석은 부족하다10). 공급 측 단가와 수요 측 단가(산업용 전기요금에 비추어 수요 측이 기대하는 PPA 구매 단가) 간의 구조적 간극은 시장에서의 가격 교차점을 모호하게 하며, 이는 거래 성사율 저하와 시장 활성화의 장애 요인으로 작용한다. 이러한 간극 발생 시 정책적･계약적 조정 수단이 존재하긴 하나, 그 실효성과 적용 가능성에 대한 실증적 검토는 미흡한 실정이다.
이에 본 연구는 출력제어가 태양광 발전을 영위하는 공급자의 수익성에 미치는 영향을 정량적으로 분석하고, 산업용 전기요금 장기 시나리오를 기준으로 PPA 구매기업의 비용 수준을 추정함으로써 공급-수요 단가 간극의 구조적 원인을 규명하고자 한다.
본 연구는 출력제어, 금융 안정성, PPA 시장 동향, RE100 수요, 제도적 보상 도구를 통합적으로 분석함으로써 한국의 재생에너지 기반 직접전력거래 시장의 지속가능한 발전과 규제 설계에 실질적 통찰을 제공할 것이다.
2. 선행 연구 조사
2.1 연구 사례
관련된 주요 선행연구를 주제별로 검토하고, 기존 연구의 성과와 한계를 분석함으로써 본 연구의 필요성과 차별성을 도출하고자 한다. 검토 대상은 출력제어, 태양광 발전의 경제성, RE100 및 PPA 제도, 그리고 정책적 조정 수단에 관한 문헌으로 구성된다.
2.1.1 출력제어 관련 선행 연구
출력제어는 재생에너지의 간헐성과 계통 수용 한계로 인해 발생하는 현상으로, 발전량을 강제로 제한하는 계통 운영 조치이다. 국내에서는 2038년까지 재생에너지 보급 확대를 전제로 약 5% 수준의 출력제어율을 가정하고 있으나1), 공급자인 재생에너지발전사업자의 수익성에 미치는 정량적 영향 분석은 부족한 실정이다. 해외에서는 Milligan & Kirby (2010)이 미국 서부 전력망의 풍력 통합에 따른 계통 안정성 변화를 분석11)하였으며, Mills et al. (2019)은 미국 주요 전력시장에서 변수 신재생에너지의 도매시장 가격 변동과 운영 자산 영향에 대해 평가하였다12). 이들 연구는 출력제어와 유사한 계통 조치가 시장 가격 및 통합 운영에 미치는 영향에 대해 정량적으로 분석한 대표적 사례이나, 국내에서는 주로 출력제어 발생현황, 정책 및 법률적 보상 기준에 집중되어 이으며, 실질적 금융지표 영향 분석은 부족한 상태이다.
국내 연구에서도 정구형(2021)은 출력제어 보상기준 설계의 시사점을 제시13)하며, 제도적 보상 필요성을 강조하였다. 노진아 외(2024)는 출력제어 완화 방안에 관한 연구를 통해 기술적･제도적 대응 방안을 제시8)하였으며, 김유리(2025)는 출력제어 조치에 대한 법적 판단 가능성을 기고문에서 다루었다14). 그러나 이들 연구는 출력제어의 발생 현황이나 제도적 논의에 집중되어 있으며, 공급자의 수익성 및 PF 구조에 미치는 정량적 영향 분석은 부족하다는 한계를 가진다.
2.1.2 태양광발전의 경제성 관련 선행 연구
태양광 발전의 경제성은 발전량, 설치비용, 운영비용, SMP 및 REC 가격 등 다양한 요소에 의해 결정된다. 국내 연구로는 황수완(2021)이 고정식 태양광 모듈 경사각별 발전량과 사업비를 비교 분석하여 경제성을 평가하였으며15), 문찬호 외(2020)는 SMP와 REC 가격 변동 시나리오에 따른 민감도 분석으로 사업자의 수익성 변화를 정량적으로 분석하였다16). 김관호(2018)는 MW급 대용량 태양광 발전소 설계 및 부지 선정 방법을 기술 중심으로 조사하였으나, 출력제어를 포함한 금융지표 IRR 변화 분석과 금융기관의 리스크 관점을 다룬 연구는 부족하다17). 해외에서는 출력제어가 발전 경제성에 미치는 재무적 영향에 관한 사례 연구가 일부 존재하나, 국내 실증 연구와 직접 비교 가능한 연구는 제한적이다18).
2.1.3 RE100 및 PPA 관련 선행 연구
RE100은 기업의 전력 100% 재생에너지 조달을 목표로 하는 글로벌 캠페인으로, 국내에는 K-RE100 제도로 제도적 기반이 마련되어 있다. 국내 연구로 이예지 외(2019), 박동기 & 김종윤(2021), 신훈영･박종배(2021)은 RE100의 개념 및 국내외 운영 현황을 다루었으며3, 19, 20). 오지훈(2021)은 재생에너지 가격 비교와 정책 방향을 제안하였다4). 이지우･김승완(2020), 안상효(2022), 김대훈(2024)은 기업의 RE100 이행 전략과 직접 PPA의 경제성을 비교 분석하였으며21, 22, 23), 이시형･김재식(2024)은 국내 PPA 제도의 현황과 과제를 정리하였다24). 이들 연구는 RE100 이행 수단의 다양성과 비용 구조를 분석하였으나, 공급자-수요자 간의 가격 간극 구조 분석 및 교차점 도출은 미흡하며, PPA 단가가 출력제어 등 외부 변수에 의해 어떻게 영향을 받는지에 대한 실증적 검토는 부족하다.
2.1.4 정책적 조정 수단 관련 선행 연구
출력제어로 인한 손실을 보상하거나 조정하기 위한 정책적･계약적 수단은 제도 설계의 핵심 요소이다. 국내 연구로는 노진아 외(2021)가 해외 사례를 분석했으며18), 법무법인 세종(2022)이 직접전력거래 고시 해설을25), 조현기(2023)가 송배전 이용 요금 및 직접전력거래 영향 분석을 수행했다26). 해외 연구에서는 Traber & Kemfert (2011)가 독일 재생에너지 정책 효과를 분석했고, Lipp (2007)는 효율적인 재생에너지 정책 방향을 제안했다27, 28). 하지만 국내에서는 정책 효과의 정량적 평가가 부족하다.
2.2 기존 연구와의 차별성
앞서 살펴본 바와 같이, 국내외에서 재생에너지 출력제어, 태양광 발전 경제성, RE100 이행 전략, 그리고 PPA 제도 관련 기존 연구들은 각기 해당 분야에서 중요한 분석을 제공하며 재생에너지 보급 확산에 기여해왔다. 그러나 본 논문은 다차원적 문제의식과 경제성 평가는 물론, 정책과 시장 실무에 밀접한 기여를 통해 기존의 한계점을 효과적으로 보완한다는 점에서 차별적 가치를 지닌다.
첫째, 기존 연구들이 정책적 틀 제시와 출력제어 완화 방안 제안에 집중한 것과 달리, 본 연구는 1 MW급 소규모 태양광 발전소를 대상으로 출력제어율 변화가 IRR과 같은 핵심 재무지표에 미치는 실증적 영향을 심층 분석했다.
둘째, 출력제어에 따른 경제성 저하 분석을 통해 PPA 단가 상승 압력과 산업용 전기요금 변동을 연계한 가격 간극 분석 및 해소 방안을 모색했다.
셋째, 태양광 발전 사업을 영위하는 공급자와 PPA 구매기업을 대상으로 출력제어 리스크 관리 및 가격 경쟁력 확보를 위한 실무적 인사이트를 제공했으며, 금융기관의 투자 의사결정 지원과 재생에너지 직접전력거래 시장 활성화에 기여했다.
3. 연구 방법론
본 연구는 출력제어로 인한 발전량 감소가 1 MW 규모 태양광 발전소의 수익성, 특히 IRR에 미치는 영향을 정량적으로 분석하는 데 목적을 뒀다. 나아가 산업용 전기요금의 중장기 상승 시나리오를 적용하여 PPA 구매기업의 가격 수용성을 평가하고, 이로 인해 발생할 수 있는 공급자인 재생에너지발전사업자, 그리고 수요자인 PPA 전력 구매기업 간 가격 간극을 구조적으로 분석했다. 마지막으로, 이러한 가격 간극이 발생했을 때 적용 가능한 정책적･계약적 조정 수단의 실효성을 검토하여, 재생에너지 직접전력거래 시장의 안정성 및 지속가능성 확보에 대한 시사점을 도출하고자 했다.
3.1 연구이론
3.1.1 에너지프로젝트 경제성 평가 이론
에너지 사업의 타당성은 주로 순현재가치(NPV), IRR 등의 재무지표를 통해 평가된다22, 23). 먼저, 순현재가치(Net Present Value, NPV)는 미래에 발생할 것으로 예상되는 현금 흐름을 현재 가치로 환산한 후, 초기 투자 비용을 차감한 값이다22, 23).
Ct=t 시점의 현금흐름, r=할인율, t=시간, n=투자기간
NPV는 투자 프로젝트의 경제적 타당성을 평가하는 데 사용되며, 위 수식1에서 NPV가 0보다 크면 해당 투자는 수익성이 있다고 판단할 수 있며, NPV가 0과 같으면 투자 수익이 자본비용과 동일함으로써, 무차익 투자, NPV가 0보다 작으면 투자 수익이 자본비용보다 낮으므로, 투자가치가 없다고 판단 가능하다22, 23). 그리고, IRR 은 투자로부터 발생하는 미래 현금 흐름의 현재가치 합이 초기 투자 비용과 같아지도록 만드는 할인율이다. 바꾸어 말하면, IRR은 NPV가 0이 되는 지점의 할인율(수식 2)이며, 투자 프로젝트의 수익성을 평가하는 데 사용된다. IRR은 투자에 대한 예상 수익률로 투자 의사결정의 핵심 지표이며, 금융기관과 사업주 모두가 중요시하는 경제성 척도이다22, 23).
Ct = t 시점의 현금흐름, r=IRR(%), t=시간, n=투자기간
본 연구에서는 출력제어가 발전량에 영향을 미침으로써 IRR에 미치는 변화폭을 정량적으로 산정하여 투자 리스크를 평가했다.
3.1.2 Project Financing 의 현실적 적용
PF는 프로젝트 자체의 현금흐름을 담보로 하여 자금을 융통하는 금융 조달 방식으로, 특수목적법인(SPC)를 활용한 대규모 재생에너지 사업에서 주로 활용된다. PF는 사업주, 금융기관, 시공사, 운영사 등 다양한 이해관계자 간 위험 분담과 수익 배분을 효과적으로 관리하는 복잡한 금융구조를 특징으로 한다. 일반적으로 PF 사업은 규모가 크고 사업별 특수목적법인(SPC)을 설립해 자금을 조달하며, 대출금 상환은 프로젝트 현금흐름에 의존한다(Fig. 1)29).
따라서 PF에서는 IRR 뿐만 아니라, DSCR (Debt Service Coverage Ratio)도 주로 보는데, DSCR은 부채상환능력비율로써, 기업이 창출한 영업현금흐름이 일정 기간 동안의 부채 상환액(이자 + 원금)을 얼마나 충분히 커버할 수 있는지를 나타내는 비율이다13, 23).
NOI=영업현금흐름(Net Operating Income), Debt Service=일정기간 동안의 이자와 원금의 합계
본 DSCR은 수식 (3)과 같이 나타낼 수 있는데, 상기 수식 (3)에서 Net Operating Income (NOI)는 영업 현금흐름이고, Debt Service는 일정 기간 동안의 이자와 원금을 합한 것이다. 일반적으로 DSCR은 누적, 단순으로 구분되고, DSCR이 1보다 크면 현금흐름이 부채 상환에 충분하다는 의미이며, 1보다 작으면 상환 능력이 부족하다는 것을 의미한다13, 23). 일반적으로 금융계에서는 각 프로젝트의 성격을 감안하여 DSCR 값을 보통 1.15~1.3 사이의 값으로 그 외 다른 금융가정을 보수적으로 반영하여 Worst Case 상황에서의 상환 가능성에 대해 평가 후 자금조달을 진행한다.
다만, 본 연구의 대상인 1 MW급 태양광 발전소는 상대적으로 소규모 프로젝트로, PF 금융조달 구조보다는 은행 대출이나 자가 자본 투자 비중이 상대적으로 높기 때문에 엄격한 금융 분석 보다는, 사업주의 투자 매력을 대표하는 IRR 지표에 집중했다. 이는 1 MW 투자자의 현실적 금융 조건과 의사결정 과정을 반영한 것으로, 대형 PF 사업과는 구별되는 금융 분석 기법이다.
3.1.3 시장균형 및 가격수용성 이론
재생에너지 PPA 시장에서는 공급자 측이 출력제어로 인한 손실 보전을 위한 최소 PPA 단가를 요구하고, 수요자 측은 산업용 전기요금과 정책환경에 기반해 수용 가능한 최대 단가가 존재한다. 이 두 가격 간의 차이가 ‘가격 간극’으로 나타나며, 간극이 클수록 거래 성사가 어려워지고 시장 불안정성이 커질 수 있다.
본 연구는 엄밀한 수리적 균형분석보다는, 확장된 경제학적 관점에서 간략한 균형 틀을 적용하여 외생적 불확실성(출력제어 변동, 물가상승률 등 환경 변화)이 가격 형성과 거래 가능성에 미치는 영향을 탐색했다. 민감도 분석을 통해 출력제어율, 물가상승률 등 주요 변수 변화 시 가격 대수요 균형 변화 경향을 직관적으로 파악했으며, 이론적 해석을 바탕으로 정책 및 시장운영 시사점을 도출했다.
3.2 연구 방법
3.2.1 출력제어에 따른 수익성 영향 분석 방법
출력제어에 따른 수익성 영향 연구를 위해 먼저, 공공데이터포털(2025)과 한국전력거래소(KPX, 2024)에서 제공하는 월별 및 시간대별 출력제어 현황 데이터를 수집하였다30, 31). KPX가 제공하는 월별 출력제어율 통계자료는 산업용 태양광 발전소를 포함한 전국 발전소의 출력제어 실태와 시즌별･월별 변동성을 파악하는 데 필수적인 데이터이다. 이 데이터는 각 월별 출력제어 빈도, 그리고 일별･시간대별 출력제어율 등의 상세 지표를 포함했다31). 우선, 24시간 전체에 대한 출력제어 빈도를 기준으로 1차 출력제어율을 산출하였다. 참고로 태양광 발전의 실제 발전 시간은 주로 10시~16시에 집중되며 월별 발전 추이도 다르므로, 24시간 기준 단순 출력제어율 적용은 실제 발전량 감소율을 과대･과소평가할 수 있었다. 이에, 태양광 발전이 가능한 일별, 월별 시간대의 발전시간 가중치를 산정하여, 해당 시간대별 출력제어 빈도를 가중평균 방식으로 환산했다. 아래 Fig. 2와 같은 절차를 통해 실 발전시간 기준의 가중평균 출력제어율을 최종적으로 산정했으며, 이 값이 실질적으로 사업자의 발전손실에 미치는 영향을 객관적으로 평가할 수 있었다.
수익성 분석을 위한 모형은 크게 세 개의 시나리오를 기반으로 작성하였다. 첫째는 출력제어가 전혀 없었던 과거의 이상적인 조건 하 발전소운영 수익 시나리오로 이는 사업주가 기대하는 기본적인 수익 조건을 반영했다. 둘째, 공공데이터 포털30)로부터 산출한 최근 국내 육상 태양광 평균 출력제어율 3.3%를 반영한 시나리오이다. 이는 현실적인 출력제어현황을 반영하여 경제성에 미치는 영향을 평가하였다. 셋째, 정부의 제11차 전력기본수급계획에서 제시한 최대 출력제어율 5.0%를 적용한 시나리오로, 정책적 변수의 변동성을 고려하였다(Table 1).
각 출력 시나리오별 모델링 이후, 이론적 IRR 변화 값을 산출한 후, 출력제어에 따른 수익성 저하를 상쇄하기 위해 필요한 PPA 단가 상승 민감도 분석을 수행하였다. 이 분석은 출력제어율이 상승할 때 공급자가 경제적 손실을 얼마나 보전받아야 하는지 실증적으로 제시함으로써, 공급자의 가격 협상력뿐 아니라 정책 설계에 현실적 근거를 제공하였다.
Table 1.
Curtailment rate scenarios
3.2.2 산업용전기요금 장기 시나리오 기반 PPA 구매단가 수용성 분석
두 번째 단계는 산업용 전기요금 중장기 상승 흐름을 기반으로 수요자(구매 기업)의 PPA 단가 수용 가능 범위를 정량 분석하였다. PPA 수용 가능 단가를 추정하기 위해서는 산업용 전기요금의 장기 추세와 물가상승률을 반영한 시나리오 기반 접근이 필요하다. 이는 기업의 실제 계약 조건에 대한 정보 접근이 제한적인 상황에서, 수요 측의 경제적 수용성을 정량적으로 평가하기 위한 대안적 방법론이다.
따라서 본 연구는, 시장 내 ‘시장 수용성 상한선(Market Acceptance Threshold)’이라는 개념을 도입하여, 산업용 전기요금의 과거 상승 추이와 우선 계약 시나리오의 부대비용 구조를 토대로, 산업용 (을) 요금을 사용하는 일반적인 수요 기업이 재생에너지 전력 구매를 수용할 수 있는 가격의 상한선을 정량적으로 추정하였다. 이 과정은 과거 산업용 전기요금 상승률, 기업별 구매비용, 정부･시장 정책에 따른 부대비용 증가 전망, 그리고 재생에너지전기공급사업자의 중간 비용을 분석하여, 향후 20년 동안 기업이 부담할 수 있는 최대 PPA 가격을 시뮬레이션하는 방식으로 시나리오별 구매기업이 부담하는 가격 한계선을 도출했다. 이렇게 산출된 ‘시장 수용성 상한선’은, 공급자가 요구하는 일정 수준 이상의 PPA 가격과 비교될 수 있으며, 시장 가격의 형성 및 정책적 조정의 기준점으로 작용했다. 산출된 수용 가능 단가는 공급자의 요구단가와 비교 분석하여 시장 내 가격 간극의 구조적 특성을 이해하는 데 기초자료로 활용되었다.
이를 위해, 산업용 요금 데이터와 경제지표(CPI)를 토대로 가격 시나리오를 도출하였다. 대기업 및 대용량 수요처에서 가장 일반적으로 활용되는 산업용(을) 고압 B･C 기준의 전기요금 상승 추세를 파악하였으며, 이를 통해 2022년 이후 약 70%에 달하는 급격한 요금 인상 현상을 확인하였다(Table 2)32, 33).
Table 2.
Rising trend in industrial electricity rates under High- Voltage B and C categories
이러한 실증적 분석을 토대로 산업용 전기요금이 점진적이지만 지속적으로 상승할 것이라는 전제 하에 산정 시나리오를 구성하였다.
이어, 통계청에서 발표하는 품목 성질별 소비자물가지수(CPI)를 10년 및 5년 단위로 비교 분석함으로써 각 경제 섹터별(전기, 가스, 수도 포함) 및 전체 소매물가지수 상승률을 도출하였다34). 통계청에서는 조회기간에 따라 대표 품목 성질 별 소비자 물가지수를 제공했는데, 이때 전체적인 총 지수와, 전기/가스/수도 항목에서의 지수를 구분할 수 있어서 물가상승률 시나리오를 수립하는데 중요한 데이터로 사용할 수 있었다.
통계청 물가지수는 기준연도의 물가수준을 100으로 두고 이후 시점의 물가를 지수로 표현하는 방식인데, 2020년의 물가수준을 100으로 두고 이후/이전 시점의 물가지수를 표현한 것이다. 물가지수를 가지고 물가상승률을 산정할 수 있는데, 아래와 같은 공식을 통해 물가상승률을 도출하였고, 이를 Table 3과 같이 정리하였다.
Table 3.
Inflation scenario and inflation rate by item category based on the consumer price index (CPI)
상기 물가상승률을 기초로, 향후 20년간 전기요금 상승률을 시뮬레이션하여 산업용 전기요금 인상 시나리오를 개발하였고, 이를 통해 산업용 요금제 (을)의 20년 평균 단가를 추정하였다(Table 4).
Table 4.
Long-term projection of industrial electricity rates under an inflation scenario
| Scenario | 20-Year Average Estimate (KRW/kWh) |
2025 (KRW/kWh, 20th year) |
2046 (Projection) (KRW/kWh) |
| (A) | 206.27 | 185.5 | 226.3 |
| (B) | 228.36 | 272.4 | |
| (C) | 251.05 | 322.3 | |
| (D) | 370.66 | 618.9 |
1 kWh당 평균 요금은 약 206.27원/kWh 시나리오-(A)에서 370.66원/kWh 시나리오-(D)까지 다양하게 도출되었다. 이 추정치는 구매기업이 향후 PPA 계약을 통해 조달할 전력의 기준 가격으로 활용될 수 있으며, 기업의 수용 가능한 PPA계약 단가를 설정하는 데 핵심적인 지표로 작용한다.
또한, 시나리오 별 산업용 전기요금 추정 외에도 PPA 계약에 수반되는 부가 비용, 예를 들어 부가정산금, 거래수수료, 망이용단가, 전력산업기반기금, 아울러 재생에너지 전기공급사업자의 중개마진을 포함하여, 기본적인 공급자의 전력판매금액에서 추가비용을 감안한 전력조달 비용을 추정하였다(Table 5).
Table 5.
Notice of changes in direct PPA applied rates and tariffs for 2025/2026 (KPX)
이를 통해, 구매기업이 실제로 부담하게 될 총 단가를 이론적으로 산출하고, 공급자 측 수익성 하한선과의 비교를 통해 재생에너지발전사업자(공급자) ~ 재생에너지전기공급사업자(중개업자) ~ 수요자(전력구매기업) 간 재생에너지 직접 전력거래 성사 가능성을 분석하였다.
이러한 방식은 제한된 정보 환경에서도 구매기업 측의 가격 수용 한계를 구조적으로 분석할 수 있는 방법론으로, 향후 PPA 시장의 가격 구조 설계 및 정책적 조정 방향을 제시하는 데 기여할 수 있다.
3.2.3 공급-수요 측 가격 간극 분석
세 번째 분석 단계에서는 공급자가 출력제어에 따른 손실을 보전하기 위해 요구하는 PPA 단가와, 수요자가 산업용 전기요금 상승에 의거해 수용 가능한 PPA 단가 간의 가격 간극을 구조적으로 분석했다. 이 분석은 거래 성사 가능성과 시장 균형 가격 도출 가능성을 탐색하는 데 핵심적이다.
공급자 측 단가는 첫 번째 단계의 IRR 및 수익성 저하를 반영한 PPA 가격 산정 결과에서 도출하며, 실제 출력제어 데이터에 기반해 현실적 제약조건을 적용했다. 수요자 측 단가는 전항에서 산업용 전기요금 장기 시나리오에서 도출한 PPA 구매 가능 가격을 기준으로 설정했다. 산출된 데이터를 분석하여, 물가상승률, 출력제어율 변화 등의 경제적 요인이 가격 균형과 간극에 미치는 영향을 평가했다.
3.2.4 정책적-계약적 조정 수단 분석
마지막으로, 재생에너지 PPA 시장에서 발견되는 가격 간극 해소 및 시장 안정화를 위한 정책적･계약적 조정 수단을 이론적으로 고찰했다. 주요 논의 대상은 국내외 출력제어 보상제도, PPA 계약 조항의 개선 방향, 보조시장 메커니즘(REC, SMP) 등이며, 여러 정책 및 계약적 조치가 가격 간극 완화에 어떠한 영향을 미칠 수 있는지 다양한 문헌과 사례를 바탕으로 정성적 분석을 수행하였다. 본 고찰은 향후 실증적 연구를 위한 기초적 틀과 정책･실무적 시사점을 제공하는 데 목적이 있다.
국내는 출력제어 보상 제도의 초기 도입 단계이며, PPA 계약 구조 개선과 REC･SMP 보조시장 메커니즘의 혁신이 요구되는 상황이다. 해외 사례를 참고하여 국내 현실에 맞는 조정 수단을 탐색하고, 이를 통한 가격 간극 축소와 시장 신뢰도 확보의 중요성을 강조하였다. 따라서, 마지막 단계인 정책적-계약적 조정 수단 분석은 재생에너지 PPA 관련 정책과 계약 개선의 방향성을 이론적으로 정립하며, 향후 정책 설계 및 실증 분석 연구의 토대가 될 것으로 기대한다.
3.3 데이터 수집 및 활용
3.3.1 공공기관 및 정책자료
KPX가 제공하는 월별 출력제어율 통계자료는 산업용 태양광 발전소를 포함한 전국 발전소의 출력제어 실태와 계절별･월별 변동성을 파악하는 데 필수적인 데이터이다. 이 데이터는 각 월별 출력제어 빈도, 그리고 일별･시간대별 출력제어율 등의 상세 지표를 포함하며, 특히 월별(계절별) 발전량 편차와 출력제어 발생 시기성을 함께 분석하였다. 이러한 분석은 재생에너지 공급과 수요가 불균형을 빚는 원인과 시장 충격의 규모를 명확히 하는 기초 자료로 활용했다31).
더불어, 산업통상자원부의 제11차 전력수급기본계획 및 재생에너지 보급 정책 자료 역시 정책 방향성의 분명하고도 구체적인 근거를 제공하였다1, 35). 이를 통해 출력제어 가능 시점과 향후 정책 추진 방향, 그리고 정부의 재생에너지 확대 목표가 시장 실태와 어떤 연관성을 갖는지 구조적으로 파악하였다. 특히, 정책 변화가 출력제어율 변화에 어떤 영향을 미치는지에 대한 시나리오를 수립하는 데 중요한 데이터로 사용하였다.
아울러, 물가상승 관련 내용은 통계청 소비자물가조사를 통해 확인하였다. 통계청에서는 조회기간에 따라 대표 품목 성질 별 소비자 물가지수를 제공하는데, 이때 전체적인 총 지수와, 전기/가스/수도 항목에서의 지수를 구분할 수 있어서 물가상승률 시나리오를 수립하는데 중요한 데이터로 사용하였다34).
3.3.2 기술 및 사업관련자료
본 연구의 핵심 변수인 공급자의 경제성 평가를 위해서는 기술 사양과 건설비용에 대한 현실적 자료가 필요하였다. 이에, 국내 EPC 업체가 제공하는 1 MW급 나대지 태양광 발전소의 건설비용, 설비 평균 수명, 예상 발전량, 기술적 사양 등을 체계적으로 수집하였다. 특히, 최근 3년 이내에 수행된 EPC 견적자료와 공사 계약서 자료를 통해, 태양광발전소의 파트 별 투자비용을 상세히 파악하였다36).
3.3.3 금융조달환경 및 모델가정
아울러, 1 MW급 소규모 태양광 발전사업자(공급자)가 활용하는 실제 금융조달 환경을 반영하기 위해, 광주은행 등 주요 민간 금융기관에서 제공하는 태양광 발전사업자 대상 대출 조건을 기초로 금융모델을 구축하였다.
국내 태양광발전시설 대출 시장에서는 발전사업자가 토지 및 설비 등을 담보로, 연간 약 4.0%에서 9.9% 사이의 금리로 장기 대출을 받을 수 있으며, 대출 상환 기간은 최대 20년까지 형성되는 것이 일반적이다. 특히, 1MW 발전소 기준으로 사업비의 최대 80%까지 대출이 가능했으며, 대출금 상환 방식은 전력판매계약 기간에 맞춰 1~2년 거치 후 월별 또는 연간 원리금 균등 분할 상환을 기본으로 하였다. 이 중 5.0%를 보수적인 고정금리 기준으로 설정하였다. 이는 광주은행 대출금리 범위(4.03%~9.92%) 내에서 중하단 이상에 해당하며, 신용등급 및 담보 조건이 평균 이상인 발전사업자가 현실적으로 받을 수 있는 금리로 판단된다. 또한 대출 기간은 20년 원리금 균등 상환 조건을 적용하고, 사업비의 70%를 대출로 조달하는 시나리오를 기준으로 분석을 수행하였다.
이와 같은 조건은 PF 모델과는 달리, 소규모 사업자가 실제 자주 맞닥뜨리는 시설 금융 대출 환경을 그대로 반영했다. 복잡한 DSCR 분석 대신, 투자자의 핵심 관심사인 IRR에 집중하여, 출력제어에 따른 발전량 감소가 IRR에 미치는 영향을 정량적으로 산출하였다.
또한, 금융기관이 요구하는 최소 투자수익률은 8~12% 정도로 알려져 있으며, 본 연구에서는 이를 참고하여 출력제어 변동성에 따른 IRR 변화를 진단함으로써 금융 리스크에 대응할 수 있는 발전사업자의 수익성 하한선을 도출하였다.
이러한 현실적 금융 조건 기반의 모델링은 발전사업자가 금융기관에서 실제 대출을 받는 상황을 모사했으며, 출력제어로 인한 수익성 저하와 대출 상환 부담 증가를 정확히 반영하는 데 적합했다. 더불어, 금융 리스크와 정책 지원 필요성을 계량적으로 평가할 수 있었다.
수집 및 설정에서 언급한 주요 태양광 사업성 평가에 활용되는 사업 일반 가정(Table 6), 금융 조달 가정Table 7(), 투자비 및 비용 가정(Table 8, Table 9)을 적용하였다.
Table 6.
General project assumptions for 1 MW solar PV plant
| Item | Value | Note |
| Installed Capacity | 1,000kW | Standard Capacity for 1MW Solar Plant |
| Project Lifetime | 20 years | Applied after commissioning |
| Construction Period | 1 year | Assumed for land concept construction |
| Generation Hours | 3.6hrs | Annual Generation Hours |
| Capacity Factor | 99.0% | - |
| Degradation Rate | 0.40%/year | For P-type Module |
| Curtailment Rate | 3.33% | Reflected per recent data; |
| PPA Reference Price | 170 KRW/kWh | Utilized as reference in public contracts and analyses37) |
Table 7.
Key financial assumptions
Table 8.
Capital expenditure (CAPEX) assumptions for 1MW solar PV plant
Table 9.
Operating expenditure (OPEX) assumptions for 1MW solar PV plant
| OPEX Item | Annual Cost (Million KRW/MW) | Note |
| Operation & Maintenance | 10 | |
| Reserve for major Repairs | 5 | |
| Regular Inspection | 2 | |
| Community Relations cost | 2 | |
| Tax, Others | 5 | |
| Total | 24 | Total OPEX per 1MW |
3.3.4 출력제어 시나리오 별 변수설정 및 적용
앞서, KPX 홈페이지, 제11차 전력수급기본계획 및 기존 데이터를 분석한 결과를 고려하여, 각 출력제어율을 시나리오(가) 0%, 시나리오(나) 3.3%, 시나리오(다) 5%로 설정하였다(Table 1). 이에 각 시나리오 별 발전량 감소에 따른 현금흐름, IRR 등의 수익성 지표 변화를 시뮬레이션하고, 출력제어가 공급자의 재무적 안정성에 미치는 영향을 정량적으로 분석하였다.
전항(3.3.3항)에 언급된 경제성 가정사항과 출력제어율을 적용하여, 공급자가 요구하는 최소 PPA 단가를 우선 산출하였고, 해당 수준에서의 IRR 지표를 기준으로 하여 실험 결과를 살펴보았다.
출력제어가 없는 시나리오(가)에서의 IRR은 기본적으로 공급자가 기대하는 경제성 수치인데, 시나리오(나)에서 제시된 3.3% 수준의 출력제어를 적용하게 되면 경제성이 일부 하락하게 되며, 시나리오(다)에서는 출력제어가 5% 수준으로 더욱더 경제성이 하락하게 될 것이다. 경제성 하락을 상쇄하기 위해서는 시나리오(가)와 동일수준의 IRR이 나오게끔 PPA 단가를 상승시킴으로써 공급자가 손실 상쇄를 위해 기대하는 PPA 상향 단가를 추정할 수 있었다.
4. 연구결과
4.1 공급자의 수익성 민감도 분석 및 출력제어 영향
공급자의 경제성은 PPA 단가, 출력제어 비율, 투자비, 운영비, 대출이자 등 다양한 변수에 의해 결정되며, 본 연구에서는 3.2절의 주요 가정과 시나리오별 경제성 지표 변화를 정량적으로 분석하였다(Table 10).
Table 10.
Sensitivity analysis results : impact on solar PV project profitability
분석 결과, 가장 이상적인 CASE1 에서는 출력제어가 전혀 없는 환경에서 PPA 계약단가 170원/kWh 기준으로 프로젝트 IRR 6.9%, 자기자본 IRR 10.6%의 투자수익성을 실현할 수 있었다. 하지만 국내 현실과 유사한 3.3% 수준의 출력제어(CASE2)가 적용될 경우 IRR은 각각 6.4%, 9.0%로 하락하였다. 이때 투자자는 기존 수익률과 동일 수준(IRR)을 유지하려면 PPA 단가를 175.78원/kWh로 인상해야 하며(CASE3), 그 차이는 5.78원/kWh에 달했다.
이보다 더 보수적인 5% 출력제어 시나리오(CASE4)에서는 IRR이 6.1%, 8.2%로 더욱 저하되고, 손실 만회를 위해 필요한 PPA 단가 인상폭은 9원/kWh(최종 179원/kWh)까지 늘어났다. 이는 출력제어가 매출 흐름에 미치는 손실 규모가 실제 IRR에 부정적 영향을 준다는 것을 명확하게 확인 가능했다. 결국, 출력제어율이 증가할수록 공급자의 경제성이 지속적으로 악화되고, 특히 공급자는 출력제어에 대해 수익성 하락을 감내해야 했다. 이는 투자심리 위축, 장기 신재생에너지 투자 확대의 저해 요인으로 작용한다.
결과적으로, 본 절에서의 경제성 분석은 공급자 입장에서 출력제어의 경제적 Impact가 투자 성과에 즉각적으로 반영된다는 점을 구체적으로 보임과 동시에, 실질적인 손실 보상책과 유연성 자원 확대 정책의 필요성을 제시한다.
4.2 산업용 전기요금 시나리오 기반 PPA 수요자 수용단가 추정
본 절에서는 직접 PPA 계약의 현실적 구조와, 최근 10~20년간 산업용 전기요금 인상률을 반영한 다수의 요금 시나리오를 토대로, 수요기업이 실제로 수용 가능한 PPA 단가 범위를 산출하였다.
재생에너지 직접 PPA의 경우, 공급자는 바로 수요기업에 판매하는 것이 아닌, 재생에너지전기공급사업자에게 170.00원/kWh의 가격으로 전력을 우선 판매한다. 재생에너지전기공급사업자는 공급-수요자원의 밸런싱 과정에서의 위험부담 및 운영비용 등을 감안하여 중간 마진을 적용한다. 이 과정은 각 공급자로부터 확보한 공급자원(태양광발전소)과 수요기업 대상 전력공급계약을 감안한 포트폴리오 관리 성격이며, 사업적 판단을 통해 의사 결정한다. 본 연구에서는 일반적인 업계에서의 요구 수준을 고려하여 10원/kWh 수준으로 가정하여 적용하였다. 그 결과 최종적으로 수요기업은 발전소 공급전력 대비 10원/kWh 높은 180.00원/kWh에 재생에너지 공급전력을 구매하지만(Table 11), 실제 수요기업이 부담하는 총 전력구매 비용은 부가정산금, 거래수수료, 전력망 사용 단가(배전 및 송전), 손실률, 전력산업기반기금 등을 모두 합산해야 한다. 따라서 수요기업이 실제로 부담하는 전력구매비용은 계약 종별에 따라 다를 수 있으나, 수요기업이 육지 비수도권에 위치한 고압 연계 수요전력 1,000 kW 급의 공장이라고 가정할 경우, 공급자의 전력판매가격 대비 약 32.52원/kWh 높은 202.52원/kWh에 도달했다(Table 12).
Table 11.
Direct PPA contractual assumption
Table 12.
Electricity purchase cost for end user (Direct PPA)
산업용 전기요금은 기업들의 전력조달 비용과 직결되므로, PPA 계약의 경제성 판단 및 수용 단가 결정에 핵심적 변수로 작용했다. 앞서 검토한 산업용 전기요금 시나리오에 따르면, 20년간 평균단가는 약 206.27원/kWh을 시작으로 최대 370원/kWh 이상까지 다양하게 분포됨을 확인하였다. 한편, PPA 공급자 측면에서는 출력제어, 계통 불확실성 등 공급 리스크 요소가 존재하는 상황에서, 수요자가 수용 가능한 단가가 공급자 요구 단가에 미치지 못하는 경우가 있을 수 있는데, 이는 산업용 요금 상승만으로는 공급자 리스크와 경제성 간의 격차 해소에 한계가 있음을 보여주었으며, 정책적 지원 및 계약조건 개선이 필요한 영역임을 시사했다.
4.3 공급자-수요자 간 단가 간극과 출력제어의 구조적 영향 분석
앞서 도출한 공급자 수익성 및 산업용 전기요금 시나리오 분석 결과를 확장하여, 공급자와 수요자 간 PPA 단가 간극이 형성되는 구조적 원인과 출력제어라는 불확실성이 이 간극에 미치는 영향에 대해 체계적으로 분석했다. 재생에너지 PPA 시장은 공급자의 수익성 확보와 수요자의 경제성 확보라는 상충되는 이해관계가 존재하며, 출력제어 리스크는 이 간극을 더욱 확대하는 주요 변수로 부상하고 있다.
4.3.1 공급자-수요자 간 단가 간극 형성 메커니즘
공급자는 출력제어로 인한 발전량 제한과 매출 감소라는 리스크를 가격에 반영하여 PPA 공급 단가를 상향 조정하려 한다. 5.1절 사례에서는 출력제어율 3.3% 시 약 5.8원/kWh, 5% 시에는 약 9원/kWh의 추가 단가 요구가 확인되었다. 이처럼 출력제어 손실을 반영한 ‘리스크 프리미엄’은 공급자의 사업 타당성을 유지하는 데 필수적인 요소이다.
반면, 수요자는 산업용 전기요금 상승과 부수 비용(망 이용료, 거래 수수료, 손실 보상 등)의 누적 효과로 인해 실제 부담 가능한 단가 폭이 제한적이다. 3.2.2항의 산업용 전기요금 시나리오 분석에 따르면, 태양광 발전소의 PPA 공급단가 대비 약 30원/kWh 가량 높은 구매비용 부담이 현실적이며, 여기에 공급자가 요구하는 리스크 프리미엄까지 수용하는 데는 한계가 있다. 따라서 공급자가 제시하는 단가 상승과 수요자가 인정하는 경제적 한계 사이에 ‘가격 간극’이 발생하며, 이는 협상 마찰 및 계약 불발의 근본요인으로 작용한다. 가격 간극 차이는 물가상승을 고려한 산업용 요금 시나리오에서 수요자의 전력구매 부가비용 및 출력제어 시나리오에서의 기대 PPA 단가를 뺀 금액으로 음(-)의 금액이 나오는 경우에는 가격 간극의 차이로 PPA 계약 체결이 불가능한 상황을 나타냈다(Table 13).
Table 13.
Comparison of price differentials by output curtailment and inflation scenario
4.3.2 출력제어의 구조적 영향
출력제어는 단순한 일시적 생산 감축을 넘어 공급자의 수익성 변동성을 심화시키며, 가격 형성 과정에서 불확실성과 위험 요소를 가중시킨다. 출력제어가 빈번하거나 비중이 높을수록 공급자에게 부과되는 리스크 프리미엄은 커지며, 이는 곧 단가 인상 압력으로 직결되었다. 결과적으로 출력제어는 공급자의 가격 책정 전략에 큰 영향력을 행사하며, 예상치 못한 출력제어 발생 가능성 자체가 계약 협상에서 가격 인상을 정당화하는 근거가 된다.
한편, 이러한 출력제어 관련 가격 상승 압력은 수요자 측면에서는 제한적 수용 범위 내에서만 허용되므로, 양측 간 가격 수용력의 미스매치 발생 가능성이 더욱 커진다. 이 때문에 출력제어 리스크가 가격 간극을 구조적으로 확대하는 ‘촉매’ 역할을 하면서 시장 가격 형성과 계약 활성화에 제약 요인으로 작용하는 것이다.
4.3.3 분석 및 시사점
본 연구의 분석을 통해 출력제어는 단순한 발전량 조정 이벤트를 넘어 재생에너지 시장 내 가격 결정 구조와 경제성 평가에 깊숙이 개입하는 핵심 변수임이 드러났다. 출력제어 리스크가 포함된 공급자의 단가 요구 증가와 수요자의 제한적 수용 단가 사이의 간극은 투자 타당성과 사업 지속 가능성에 직접적 영향을 미쳤다. 이러한 가격 간극과 불확실성은 장기 투자 유인 약화와 신재생에너지 공급 확대 저해 요인으로 작용할 수 있으며, 탄소중립 달성 목표와 재생에너지 보급 확대 정책 시행에 제도적 장애물로 작용할 가능성이 크다. 당장의 시장 가격 조정뿐 아니라, 제도적 보완책과 혁신적 기술 도입을 통한 출력제어 리스크 완화가 필요함을 암시한다.
이와 함께 수요자 측면에서는 산업용 전기요금 등 전력 비용 상승 압박 속에서 PPA 단가 인상폭이 제한되므로, 공급자와 수요자 간의 가격 간극 조율은 재생에너지 시장의 안정성과 성장성 확보를 위한 필수적 사안이다. 양측 간 위험과 보상이 균형을 이루는 효과적인 가격 형성 매커니즘 구축은 재생에너지 직접 PPA 시장의 건전한 확장과 신뢰 확보를 위한 중대 과제로 대두되고 있다.
4.4 분석결과 기반 정책 및 계약구조 대응 방향
공급자-수요자 간 단가 간극과 출력제어의 구조적 영향 분석 결과를 토대로 본 절에서는 재생에너지 직접 PPA 시장 내 가격 불일치 해소 및 계약 성립 가능성 제고를 위한 정책적･계약적 대응 방향을 논의했다. 이러한 대응 방향은 본 연구의 실증적 분석 결과를 근간으로 하여, 향후 제도 설계 및 시장 운영의 개선 방안 마련에 있어 실질적 참고 자료로 기능할 수 있다.
4.4.1 정책적 대응방향
첫째, 공급자의 출력제어 리스크를 완화할 수 있는 보상 메커니즘 구축이 시급하다. 출력제어로 인한 생산량 제한과 그에 따른 매출 손실은 공급자의 단가 인상 압력의 근본 원인이다. 따라서, 예측정산제도나 출력제어 참여 보상제도 등을 통해 공급자가 출력제어 손실을 일정 부분 보전 받을 수 있는 체계를 마련함으로써, 단가 간극을 축소하는 것이 필요하다. 이는 공급자의 투자 안정성을 증진시키고, 계약 단가의 적정 수준 형성에 기여할 수 있다.
둘째, 전력망 유연성 확보 및 확충을 위한 정책적 지원 강화가 중요하다. ESS(에너지 저장장치) 및 VPP(가상발전소) 등 유연성 자원의 활성화는 출력제어 발생 빈도와 강도를 완화하는 수단이자, 전력계통 안정성 제고의 핵심 요소다. 정부 차원에서 이들 유연성 자원에 대한 지원 확대와 제도적 인센티브 제공을 통해 출력제어로 인한 가격 변동 위험을 저감하고, 안정적인 재생에너지 공급망 구축을 촉진해야 한다.
셋째, 산업용 전기요금 및 부대 비용 구조의 합리화가 동반되어야 한다. 연구 결과 산업용 전기요금의 장기적인 상승은 수요자의 직접 PPA 수용 가능 단가를 제한하는 요인이므로, 망 이용료 및 거래수수료 등 부대 비용 부담을 낮추어 기업의 재생에너지 계약 부담을 완화해야 한다. 이를 위해 요금 체계 개편과 함께 공급자와 수요자 모두가 납득할 수 있는 요금 산정 투명성 강화가 필요하다.
4.4.2 계약구조적 대응방향
직접 PPA 시장의 지속적 확산과 거래 활성화를 촉진하기 위하여, 공급자와 수요자 간의 가격 간극을 해소하고 거래 상대방의 신뢰도 제고를 위해서는, 단순히 정책적 대응에 그치는 것이 아니라 장기적 시장발전에 적합한 계약구조의 합리적 개선이 필수적이다.
첫째, 가격 결정 구조 및 위험 분담 메커니즘에 대한 표준화가 필요하다. 현행 직접 PPA 단가는 RPS 제도 내 SMP+REC 장기고정계약 가격모형을 계승하고 있는데, 이는 시장이 이원화되어 선택지 간 가격 및 위험 구조의 간극이 반복적으로 노출되는 원인이 된다. SMP+REC 장기고정계약에서는 SMP가 급등할 경우 REC 가격이 0원까지 도달하고, SMP가 고정단가를 초과하면 초과분을 사업자가 수취하는 방식이 적용되었으나, 2023년 4월 1일부터 시행된 ‘SMP+REC 고정가 상한제’로 인해 이후 체결되는 계약은 물가나 시장 가격 변동에 연동되지 않는 정액 계약 방식으로 전환되었다38). 이로 인해 최근 직접 PPA 역시 20년 고정단가 계약이 시장 표준으로 자리 잡으면서, 인플레이션과 도매 전력가격 급등이 사업자의 실질적 수익에 반영되지 않는 제도적 한계가 있다.
둘째, 공급자와 수요자 간 협상에서 가격 변동요인, 특히 출력제어, 시장 가변성, 물가상승 등에 대응할 수 있는 위험 관리 계약 조항과, 분쟁 발생 시 조정 절차를 도입하고 이를 표준화해야 한다. 이를 통해 각 계약 당사자는 변수별 책임 및 손실 분담에 대한 명확한 기준을 마련할 수 있으며, 분쟁 발생 가능성 최소화에 기여할 수 있다. 아울러, 가격 단가, 조정 메커니즘, 불가항력적 출력제어에 대한 손실 분산 모델 등 혁신적 구조 도입이 요구되며, 해외 연구 사례에서도 PPA 계약에서 위험 분산과 조정 메커니즘 도입이 거래 안정성 제고에 기여함이 확인되었다39,40,41).
셋째, 계약구조의 다변화 및 유연성 증진도 중요하다. 예를 들어, SMP+REC 기반 고정단가 외에 변동단가형(시장연동), 물가인플레이션(CPI)･연료비 연동 조항 등 다양한 옵션을 설계하고, 계약기간･정산방식･손실분담 체계를 확장하는 것이 향후 시장거래 활성화에 효과적이다. 국제적으로는 유럽, 미국 등에서 가상 PPA (Virtual PPA), 다자계약(Multi-party PPA) 등 다양한 혁신적 계약모델이 확산 중이며39, 40), 한국 시장에서도 공급자와 수요자의 다양한 요구에 대응하는 계약유형 및 거래플랫폼 구축이 적극 검토, 도입되어야 할 것이다.
5. 결 론
5.1 연구 시사점 및 결론
지금까지 재생에너지 직접 PPA 시장에서 출력제어 리스크가 공급자와 수요자 간 단가 간극 및 계약 성립과 시장 확대에 미치는 영향을 실증적으로 분석하였다. 태양광 발전사업을 영위하는 공급자의 경제성 민감도 분석을 통해 출력제어 리스크가 수익성에 미치는 부정적 영향을 도출하고, 산업용 전기요금 장기 시나리오 분석을 기반으로 수요자의 수용 가능한 PPA 단가 수준을 구체화 후 계약 체결과 시장 구조에 미치는 영향을 실증적으로 규명해보았다.
특히 공급자-수요자 간 가격 간극 현상에 대응하기 위한 정책적･계약 구조적 해법을 제시하는 데 초점을 맞추었다. 이를 통해 정책입안자와 시장 참여자에게 실질적인 가격 형성 메커니즘과 위험 완화 방안을 제공하며, 재생에너지 시장의 지속 가능한 발전을 위해 정책적 지침을 마련한다는 점에서 의의가 있다.
주요 결론으로는 다음과 같다. 첫째, 공급자 측면에서는 출력제어로 인해 발생하는 매출 손실과 수익 불확실성이 직접 PPA 계약 단가 인상 요인으로 작용한다. 둘째, 수요자 측면에서는 RE100 이행을 위한 직접 PPA 수요가 증가하고 있으나, 장기 계약에 내재한 가격 리스크 회피 성향으로 인해 공급자 측에서 기대하는 PPA 계약단가 인상의 수용은 비교적 제한적이다. 따라서 출력제어는 단순한 계통 기술 문제가 아니라 계약 성립 가능성과 재생에너지 직접 PPA 시장 구조에 핵심적인 변수임이 확인되었다.
정책적 관점에서는 출력제어 보상제도와 예측제도 인센티브, 계통 우선 접속권 부여 등의 다각적 대응책이 필요하며, 동시에 계약구조 개선을 통해 공급자들이 직접 PPA 계약에 참여하도록 유인하는 방안이 요구된다. 본 연구의 결과는 궁극적으로 국내 재생에너지 직접 PPA 시장의 제도 설계 개선과 정책 방향 설정에 중요한 참고자료가 될 것이다.
5.2 연구 한계점 및 향후 연구과제
지금까지 본 연구는 계통 출력제어가 태양광 발전사업을 영위하는 공급자의 경제성 및 직접 PPA 계약구조에 미치는 영향을 종합적으로 분석하였으나, 다음과 같은 한계와 더불어 보다 심도 있는 후속 연구가 요구된다.
첫째, 출력제어 발생 조건 및 빈도는 지역별 전력계통 상황, 발전소 기술 특성, 예측제도 참여 정도에 따라 다양하게 나타나며, 이를 일반화하는 데 한계가 있었다.
둘째, 공급자 수익성 분석에서 변수별 상호작용을 정교하게 모델링하는 과정에서 데이터 접근성과 제도적 제한이 존재하였다. 본 연구는 1MW 이하의 소규모 태양광 발전사업자 중 직접 PPA 시장 판매 대상으로 연구를 진행했으나, 대규모 설비를 포함한 확장 분석은 이뤄지지 않았다. 특히 직접 PPA 제도를 이용하지 않는 기존 RPS 제도 기반의 태양광 발전사업자를 대상으로, 출력제어와 REC 가격 하락 간의 상관관계, 예측제도 참여가 수익 안정성에 미치는 영향 등은 향후 연구에서 추가적으로 검토할 필요가 있다.
셋째, 직접 PPA 수요자의 계약 수용성은 고객사용 전기계약(계약 종별, 사용량, 고압/저압 연계 수준 등), 기업의 ESG 전략, 산업군 특성, 그리고 기업 규모 등에 따라 상이하게 나타나며, 본 연구에서는 이를 충분히 반영하지 못했다. 특히 RE100 이행 대기업과 중소기업 간 계약 접근성 차이는 별도의 실증 연구가 필요하다.
넷째, 본 연구에서 제시한 계약구조 개선방안은 이론적 수준의 제안에 머물러 있다. 실무적 계약 조항, 법률 해석, 규제 환경 등을 포함한 구체적 분석을 수행하기 위해서는 개별 기업의 직접 PPA 체결 사례 연구가 필요하나, 관련 정보의 민감성으로 인해 접근에 한계가 있었다. 향후 연구에서는 출력제어 리스크의 계약 반영과 및 보상 기준의 법적 근거 마련을 중심으로 보다 심층적인 논의가 필요하다.
다섯째, 본 연구는 직접 PPA 제도에서 재생에너지전기공급사업자의 공급･수요 자원 확보 및 포트폴리오 관리 역량, 그리고 이들의 신용등급이 금융 조달 리스크 완화에 미치는 영향을 충분히 다루지 못하였다. 재생에너지전기공급사업자의 신용등급은 금융기관의 프로젝트 파이낸싱 및 투자 결정에 중요한 변수로, 시장 안정성 확보에 필수적이다. 이에 향후 연구에서는 공급자, 수요자뿐 아니라 중개자인 재생에너지전기공급사업자의 역할과 신용 리스크 관리에 대한 제도적 보완 연구가 필요하다.
향후 연구에서는 출력제어 리스크의 공간적･시간적 변동성과 지역별 계통 상황 변화를 반영한 동태적 모형 개발, RPS 및 직접 PPA 제도 내 출력제어 검토와 REC 가격 변동성, 예측제도 참여 효과를 통합한 경제성 분석, 수요자의 ESG 전략 및 산업 특성에 따른 계약 수용성 차이 분석, 계약구조 개선 관련 법･제도 연구, 그리고 정책 실증 연구 및 현장 사례 분석이 요구된다.
연구에서는 재생에너지 직접 PPA 시장의 구조적 특성과 가격 결정 요인을 실증적으로 규명함으로써, 향후 에너지 전환 정책의 정교화와 민간 시장의 효율적 발전에 기여할 수 있는 증거 기반의 토대를 마련하였다. 이러한 분석적 접근은 지속 가능한 전력시장 설계와 탄소 중립 이행전략 구체화를 위한 정책적 시사점을 제공하며, 앞으로의 연구에서는 시장 참여자 간 리스크 재분배 메커니즘과 제도적 조정 방안에 대한 심층적 탐구가 요구된다. 궁극적으로 본 연구는 향후 재생에너지 금융 및 정책 연구의 지속적인 발전을 위한 학문적 논의의 기반이 될 수 있을 것이다.
