재생에너지 발전사업의 수익성을 결정짓는 핵심 요인은 바로 '보상 제도'입니다. 정산단가, 출력 제어에 따른 손실 보상, 그리고 국가별 제도적 차이는 사업자에게 직접적인 영향을 미치는 요소로 작용합니다. 본 글에서는 국내외 보상 제도 구조를 실제 사례와 함께 분석하며, 제도의 차이가 수익모델과 투자 안정성에 어떻게 영향을 주는지 살펴봅니다.
재생에너지 정산단가 체계
재생에너지 발전사업자가 전기를 생산해 얻는 수익은 기본적으로 정산단가 체계에 의해 결정됩니다. 이는 전력거래소를 통한 정산이든 민간 PPA를 통한 거래든 동일한 구조이며, 정책적 방향에 따라 크게 세 가지 방식으로 분류할 수 있습니다: 고정 가격제(FIT), 시장 연동 프리미엄(FIP), 민간 계약 기반(PPA) 방식입니다.
한국은 소형 태양광을 중심으로 FIT를 적용하고 있으며, 해당 사업자는 정부에서 정한 단가(예: 143원/kWh)를 20년간 보장받게 됩니다. 이는 은행 대출과 투자자 신뢰 확보에 유리하지만, 중·대형 발전소에는 적용되지 않기 때문에 점차 한계를 드러내고 있습니다. 중대형 발전소는 대부분 SMP(계통한계가격) + REC(신재생 공급 인증서) 체계에 따라 변동 단가를 적용받습니다. 이 구조는 시장 가격에 따라 수익이 들쭉날쭉하게 변동하며, 안정적인 투자비 회수가 어렵습니다.
실제로 2022년 하반기 SMP가 200원을 넘기면서 고정단가보다 훨씬 큰 이익을 얻은 사례가 많았지만, 2023년 초 SMP 하락과 REC 가격 급락으로 인해 120~130원 수준의 실수익으로 감소한 사례도 존재합니다. 충북 진천의 1MW급 태양광 발전소의 경우, 전년 대비 약 30% 수익 하락을 경험하며, REC 비중이 높은 수익 구조의 위험을 실감했습니다.
반면 독일은 FIP를 기본 구조로 채택하고 있어, 발전사업자는 전력을 시장가격으로 판매하면서 정부로부터 일정 프리미엄을 추가로 받습니다. 이 경우 기본 가격 변동에 따라 수익이 좌우되긴 하지만, 프리미엄 보조로 일정 부분 위험을 완화할 수 있습니다. 독일 정부는 경쟁 입찰을 통해 프리미엄 단가를 조정하며, 시장 유동성과 사업자 경쟁력 강화를 동시에 추구합니다.
결론적으로 정산단가 체계는 단순한 가격 문제가 아니라, 사업 안정성, 시장 참여 유도, 기술 경쟁력 확보 등 여러 정책 목표와 맞물려 설계되어야 하며, 한국 역시 SMP 중심 구조에서 일정 부분 고정성과 예측 가능성을 강화하는 보완책이 요구되는 시점입니다.
재생에너지 출력 손실 보상 제도
재생에너지가 빠르게 확산에 따라 출력이 수요를 초과하는 현상이 지역적으로 빈번하게 발생하고 있습니다. 이에 따 계통 안정성을 유지하기 위한 출력제한 조치가 점점 늘어나고 있으며, 발전사업자는 의도치 않은 수익 손실을 감수해야 합니다. 이러한 손실을 보완하기 위한 제도적 장치가 바로 ‘출력 손실 보상 제도’입니다.
한국에서는 현재까지 출력제한에 대한 명확한 보상 체계가 마련되지 않아, 많은 사업자가 투자 수익 예측에 어려움을 겪고 있습니다. 다만 제주, 전남 일부 지역을 중심으로 출력 제어 데이터 누적과 보상 시범 사업이 추진되고 있습니다. 예를 들어 2023년 제주에서는 연평균 150시간 이상의 출력 제어가 발생했으며, 이로 인한 사업자 손실 규모는 발전소 1곳 기준 수천만 원에 이르는 것으로 추산됩니다. 이에 따라 전력거래소는 제한 시간, 제어 지시량, 예측 발전량을 기준으로 보상 시뮬레이션을 시행 중입니다.
대만의 경우, 정부가 출력제한 시간 동안 손실된 전력량을 추정하고, 해당 전력량에 대한 100% 보상을 실시합니다. 이를 통해 발전사업자는 수익 예측의 불확실성을 줄이고, 장기 투자 안정성을 확보할 수 있습니다. 이는 외국계 재생에너지 투자자들에게도 신뢰도 높은 시장이라는 평가를 받고 있으며, 실제로 해외 펀드나 발전사가 대만 시장에 적극적으로 진출하는 배경이 됩니다.
영국과 호주 등 선진국은 출력 제어 손실을 보험 상품 또는 정부 보조 프로그램과 연계해 보완하고 있습니다. 영국은 민간 보험사를 통해 출력 손실 위험을 담보하며, 정부는 출력 제어 저감 기여 사업자에게 성과급 지급하는 구조를 운영합니다. 예를 들어, ESS 운영을 통해 출력제한 없이 전력을 저장한 사업자는 출력제한 회피 기여도로 평가되어 보상받기도 합니다.
한국의 경우 아직 보상 제도가 모호하고 정산 기준도 불투명한 상태입니다. 하지만 향후 출력 제어가 재생 확대와 함께 더 자주 발생할 것으로 예상되므로, 정량적 산정 기준, 실시간 계통 모니터링 기반 보상 시스템, 자동화 정산 절차가 시급히 도입되어야 합니다. 발전사업자의 수익 예측 가능성과 신뢰도를 확보하기 위해 보상 제도는 필수적인 제도적 기반으로 자리 잡아야 할 것입니다.
재생에너지 국가별 보상 제도 비교
재생에너지 보상 제도는 각국의 에너지 정책 목표와 시장 구조, 계통 운영 능력에 따라 상이하게 설계되어 있습니다. 이러한 제도 차이는 결국 사업자 수익 구조와 투자 위험도에 큰 영향을 미치며, 발전사업자 입장에서 국가별 진출 전략에도 중요한 고려 사항이 됩니다.
한국은 전반적으로 제도 운영과 단계별 시장 도입 방식이 특징입니다. SMP+REC 중심의 수익 구조, 제한된 PPA 허용, 시범적 출력 제어 보상 제도 등은 아직 초기 단계에 머물고 있으며, 민간 자율성과 투자 유연성은 낮은 편입니다. 정부 주도의 단일 구매체 구조는 예측 가능성을 높이는 장점이 있지만, 시장 가격 급변 상황에 취약하다는 단점도 함께 존재합니다.
반면 독일은 시장 기반 보상 체계를 정착시켜 사업자에게 더 많은 자율성과 책임을 부여합니다. FIP 구조 하에서 발전사업자는 전력을 자유롭게 시장에 판매하고, 일정 프리미엄을 통해 수익을 보완합니다. 이 방식은 사업자에게 예측, 거래, 기술 운영 등 다방면의 경쟁력을 요구하지만, 동시에 자생적 시장이 형성될 수 있는 기반이 됩니다. 출력 제어 보상은 일부 지역에 한정돼 있으나, DR, ESS, 유연성 자원 활용을 통해 계통 안정화에 기여한 사업자에 대한 간접 보상이 이뤄집니다.
일본은 전통적으로 FIT 중심 구조를 유지해 왔지만, 최근에는 점차 FIP 및 PPA 체계로 전환 중입니다. 정부는 고정 가격 부담을 줄이면서도 시장 유연성을 확대하기 위한 과도기적 전략을 취하고 있으며, 출력 제어 손실에 대한 보상 역시 발전량 예측 데이터를 기반으로 정산하는 방식으로 기술적 신뢰성을 확보하려 하고 있습니다.
대만은 안정적인 투자 환경 조성에 초점을 맞춰, 출력 제어 시 전량 보상을 보장하는 구조를 유지하고 있으며, PPA 허용도 점차 확대하고 있습니다. 이는 장기 투자자 입장에서 높은 예측 가능성과 법적 신뢰성을 제공하는 중요한 요소입니다.
결국 각국의 보상 제도는 정책 철학, 재정 여력, 계통 유연성 확보 능력 등에 따라 서로 다른 전략을 취하고 있으며, 발전사업자는 제도적 위험과 기회를 동시에 고려해 투자 전략을 수립해야 합니다. 한국 역시 RE100 수요 확대, 민간 중심 전력시장 도입, 유연성 자원 통합 확대 등 새로운 흐름에 맞춰 보상 제도를 재정비할 필요가 있습니다.