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기본

연구

보고

서 1

9-1

2

기본연구보고서 19-12

| 이태의 |

태양광 발전의 보급 확산에 따른

상계제도의 개선방향 연구

태양

광 발

전의

보급

확산

에 따

른 상

계제

도의

개선

방향

연구

참여연구진

연구책임자 : 연 구 위 원 이태의

연구참여자 : KPMG 이사 김범조

요약 i

<요 약>

태양광 상계제도는 태양광을 통해서 발전한 전력 중 사용하고 남은

전력을 전력판매자에게 역송하고, 한전으로부터받은 전력량에서 역송

전력량을 차감한 ‘순 사용량’을 요금기준으로 하여 전기요금을 산정하

는 방식으로 미국뿐만 아니라 우리나라와 같이 태양광을 보급하고 있

는 대부분의 나라에서 채택하고 있는 요금제도이다. 재생에너지 확대

를 위한 보조정책으로 설치비용보조와 함께 활용되고 있는 대표적인

지원제도이다. 상계거래제도는 효과적인 소규모 재생에너지발전설비

확대 수단으로 1990년대 이후 미국 등 주요 선진국에서 활용되어 왔

으나, 최근 캘리포니아와 하와이처럼 재생에너지의 비율이 높은 지역

에서 태양광 상계제도에 대한 비판이 증가하고 있다.

태양광 상계제도에 대해 비판이 증가하는 큰 이유는 태양광이 확대

되면서 나타난 상계제도가 지니고 있는 불합리성이다. 태양광 설비 보

급이 늘어나면서 투자비용이 하락하고 있고 이러한 투자비용의 하락에

도 불구하고 상계제도를 통한 보조가 필요한지에 대한 비판이 제기되

었다. 또한 고정비용이 높은 전력산업의 특성으로 인해 나타나는 문제

도 있다. 일반적으로 전력판매기업은 전기요금에 높은 고정요금을 부

과하기 보다는 전력사용량요금에 고정비를 일부 포함시켜 고정비용을

회수하고 있다. 그런데 상계거래 참여고객의 사용량 감소로 인한 요금

감면은 전력판매기업의 고정비용 회수를 어렵게 하여 기업의 재무적인

부담을 늘리게 된다. 이러한 재무적인 부담을 줄이기 위해 전기요금이

상승하면 상계거래에 참여하지 않는 고객에게 상계거래 고객의 고정비

ii

용이 전가되는 상황이 발생할 수도 있다. 또한 전기요금이 상승하지

않더라도 전력판매회사의 적자를 국가가 보전해 준다면, 고정비용이

전국민에게 전가되는 것이다.

또한 미국에서는 태양광 발전량이 증가하면서 분산형 전원으로의 역

할을 하기 보다는 계통에 부담을 주는 덕커브(Duck curve)1)가 나타나

기 시작하였다. 그러나 기존의 상계제도는 이러한 문제점을 해결하는

데에는 도움을 줄 수가 없었기 때문에 이를 위한 상계제도의 개선이

진행되고 있다. 우리나라도 정부의 신재생에너지 3020 정책으로 태양

광의 보급이 급속히 증가하여 잉여 전력이 확대될 경우 전력시스템 운

영 부담 및 송배전망의 투자소요가 증가할 것이 예상된다. 본래 태양

광 발전은 중앙집중형 방식의 대규모 발전설비 및 송배전망 투자 소요

를 감소시키는 편익을 제공할 것으로 기대되는 분산전원이다. 그러나

태양광을 통해 발전된 전력 중 자가소비로 소진되지 못하고 계통으로

역송되는 전력량의 규모가 확대될 경우 송배전망 투자 소요가 증가하

며, 변동적 출력 특성에 따라 계통운영에 어려움을 줄 수 있다. 이에

따라, 태양광 발전의 보급이 확대되면 분산전원으로서 계통안정에 기

여하는 역할을 제고할 수 있도록 유도하는 정책이 필요하다.

해외사례에서 나타난 상계제도의 개선방향은 지역에 따라 상이하였

고, 상계제도의 개선이 단 하나의 해결방안은 갖는 것이 아니라 시점

과 상황에 따른 다양한 수단이 존재함을 알 수 있었다.

공통적인 고민은 태양광의 매입에 대한 가치산정이었다. 하와이와

일본에서 역송전력의 매입단가를 낮아지고 있고, 텍사스에서는 독립적

1) 태양광 발전량이 증가하면서 낮 시간의 전력수요가 낮아지고, 해가 지는 시간부터 전력수요가 급증하는 수요패턴이 나타나는데, 이러한 수요패턴의 모양이 오리와 비슷하여 하여 붙여진 이름이다.

요약 iii

으로 전력가격에 기초한 태양광의 가치산정을 시도하고 있다. 따라서

태양광의 보급이 확산되고 설치비용이 하락하면 역송에 대한 매입단가

를 조정을 위해 적절한 산정기준이 도입되어야 할 것이다.

역송전력의 가치산정을 통한 역송단가 조정은 상계제도의 가장 기본

적인 개선방향이지만, 태양광이 보급 및 확대를 목표로 하고 있는 시

점에서 도입하기는 어렵다. 이러한 과도기적인 시점에서는 캘리포니아

의 NEM2.0에서 도입하고 있는 제도들이 상대적으로 적용하기 유리해

보인다. 역송요금에 대한 보상수준을 소매요금단가로 유지하면서도 상

계제도의 문제점들은 어느 정도 해결하려는 노력을 보이고 있기 때문

이다. 대표적으로 계통접속 수수료의 적용과 전용 요금제도의 적용 등

을 들 수 있다. 각각 고정비의 회수와 태양광 설치고객의 소비패턴의

변화를 꾀하고 있다.

보급이 목적이 아닌 안정적인 계통유지가 목표가 되는 시점에서는

하드웨어를 활용한 제도개선도 가능하다. 하드웨어적인 방법 중의 하

나는 ESS 등의 에너지 저장장치를 활용하는 방식이다. 이를 적극적으

로 활용하고 있는 곳은 태양광 보급률이 높고, 이미 역송에 대한 가치

를 소매요금의 절반 정도로 책정하고 있는 하와이였다. 하와이의 높은

전기요금 수준은 아직은 높은 비용을 유지하고 있는 ESS의 설치까지

도 유도하고 있다. 이러한 ESS가 도입이 되면 자가소비가 증가하고 계

통으로의 역송이 줄어들게 되어 분산형 전력으로서의 역할을 제대로

할 수 있게 된다.

추후에 도입할 수 있는 ESS 등의 설치 및 활용은 뒤로 하더라도 계

시별 요금제 등의 도입은 바로 적용은 우리나라에서도 상대적으로 손

쉽게 적용이 가능하다. 따라서 주택용 태양광설치 가구의 요금제도 변

iv

화에 따른 전기요금의 변화를 살펴보고, 향후 적용이 가능한 계시별 요

금제의 시나리오를 적용하여 그에 따른 영향을 살펴보았다. 누진요금제

도에서 계시별 요금제의 도입으로 소비자의 행동변화에 대한 인센티브

가 발생하는지 분석하였고, 그 결과 현재 산업용에 유지되고 있는 계

시별 요금제의 설계구조가 아닌 가정용에 특화된 계시별 요금 구조의

설계가 필요하다는 것을 파악할 수 있었다.

상계거래는 소규모 재생에너지 확대를 위한 목적으로 운영이 되고

있다. 재생에너지 발전이 확대되고 설치비용이 적정수준까지 하락할

때 필요한 상계거래 후속요금제의 핵심 목표는 실제 가치와 비용에 기

반을 둔 보상을 시행하는 것이며 이외에도 계통 안정성 확보를 위한

설비 운영을 유도하는 것으로 요약할 수 있다. 따라서 우리나라에서

태양광 보급이 확대되어 확산정책보다 안정화 정책이 필요한 시점을

고려하여 우리나라에 도입이 가능한 주택용 태양광 상계제도의 4가지

개선방향을 제시하였다. 첫째, 상계제도의 형태를 유지하면서 망이용

요금을 회수할 수 있는 개선방법이 현재의 계량시스템에 추가적인 부

담없이 적용가능한 방법이 될 것이다. 구체적으로는 역송수수료의 부

과 혹은 기본요금을 수전량과 역송량을 합한 망전송량을 기준으로 부

과하는 등의 방법으로 개선이 가능하다. 둘째, 소매요금으로 역송전력

을 구매해주는 상계제도의 틀을 벋어나, 역송에 대한 적절한 단가를

산정하는 것이다. 즉, 역송요금제를 도입하는 것이다. 태양광의 균등화

발전가치가 균등화발전비용보다 높아진다면, 적절한 가치에 맞는 역송

요율을 주기적으로 산정하여 적용할 필요가 있다. 셋째, 자가소비를 유

도할 수 있는 계시별 역송요금제를 도입하거나, 계통에 연계되지 않는

독립형 ESS의 설치를 통해 자가소비가 증가하면 계통에 무리를 주는

요약 v

덕커브 현상과 일몰 시간의 급격한 부하 증가를 최소화 할 수 있다. 기

본적으로 소비자의 행동변화를 유도하기 위해서는 역송요금과 전기요

금의 차이가 발생해야하는데, 역송요금의 적정요율 산정에 앞서 전기

요금의 적정요율이 우선적으로 산정되어야 한다. 넷째, ESS를 계통에

적극적인 보조를 할 수 있도록 양방향으로 활용하는 방안이다. 역송시

간대를 조절하는 가장 단순한 방식에서 중앙제어를 통한 DR자원으로

서의 활용까지 고려해 볼 수 있다. 전력신사업모델에 참여하는 것으로

계통부하를 보조하여 수익을 창출하는 것이 가장 적극적이면서 진보적

인 대응이 될 것이다.

Abstract i

ABSTRACT

Net energy metering (NEM) allows customers to export excess so-

lar energy, after having satisfied their own energy needs, to their util-

ity, and enables customers to deduct such exported energy from the

electricity bills received from their utility companies, such as

KEPCO. NEM is also a billing system that has been adopted by most

countries that are generating and distributing solar energy, including

the United States and Korea. It is one of the major solar energy sup-

port schemes that aim to increase renewable energy penetration and

provide support for the costs of installing solar energy generation

systems. NEM has been used by major economies, including the

United States, since the 1990s as an effective means of expanding

small-scale renewable energy generation facilities. Recently, however,

in regions with high renewable energy penetration rates, such as

California and Hawaii, criticism of NEM is on the rise.

Such criticism is largely the result of the irrational characteristics

of NEM that have emerged along with the expansion of solar energy.

Critics doubt the need for solar energy subsidies, such as NEM, amid

falling investment costs and the increase in the installation of solar

energy facilities. Another issue is attributed to the characteristics of

the power generation industry, particularly the high fixed costs and

investment involved. Generally, utility companies do not charge high

ii

flat rates and recoup their fixed investments by including a portion of

the fixed costs in the energy rate. Meanwhile, the decrease in the en-

ergy consumption of NEM customers makes it difficult for utility

companies to recoup their fixed investments, thus increasing their fi-

nancial burden. The increase in electricity rates by utilities to offset

this financial burden would lead the fixed costs that would be borne

by NEM customers to be passed on to non-solar customers. Even

when utility rates are not increased, if the government makes up for

the deficits of utility companies, fixed costs will be passed on to all

citizens.

Furthermore, the expansion of solar energy in the United States has

created a duck curve, showing a difference in electricity demand and

the amount of solar energy available throughout the day and thus

placing a greater burden on the grid rather than serving as a dis-

tributed energy resource. However, NEM fails to address this prob-

lem, and efforts to resolve it are currently underway. In Korea, if ex-

cess generation rises with the rapid penetration of solar energy amid

the government's push of its Renewable Energy 3020 Policy, the

pressure on power system operation and grid demand will both

increase. Basically, solar energy is a distributed energy resource that

is expected to reduce the need for investment in large-scale, central-

ized power generation facilities and grids. However, if the electricity

generated by solar energy generation facilities is not exhausted by

consumers' own consumption, thus increasing the amount of excess

Abstract iii

energy exported to the grid, the grid demand will rise, and the vari-

ability of renewable energy may put a strain on power system

operation. Consequently, when the penetration of solar generation in-

creases, a policy that boosts renewable energy's contribution to grid

stability, as a distributed energy resource, becomes necessary.

Methods of improving net metering overseas vary from region to

region. This paper found that instead of there being one, single sol-

ution to the issues of NEM, there exist various means and tools, de-

pending on the time and circumstances.

A common challenge of efforts to improve NEM is how to esti-

mate the value of electricity exported to the grid. In Hawaii and

Japan, the unit price of surplus energy fed to utilities is falling, and

Texas is independently estimating the value of solar energy based on

its electricity price. As the penetration of solar energy expands and

the cost of PV installation falls, a standard for estimating the value

of solar energy needs to be developed in order to enable adjustment

of the unit price of excess solar energy exported to the grid.

Adjustment of the unit price of excess solar energy through estima-

tion of its value is the basis for NEM improvement. However, this

task proves difficult at a time when solar energy penetration needs to

be increased. In such a transition period, the components of NEM 2.0

in California seem to be easier to apply. While keeping the compen-

sation for excess solar energy exported to the grid at the unit retail

price, NEM 2.0 is striving to address the problems of the existing

iv

NEM. NEM 2.0 customers are paying a small fee, among other costs,

for solar interconnection and are subject to an exclusive tariff

scheme, which aims to recoup fixed costs and bring about changes in

solar energy customers' consumption patterns.

If maintaining grid stability is more important than renewable en-

ergy penetration, NEM can be improved through the use of hardware,

i.e. energy storage systems (ESSs). ESSs are actively employed in

Hawaii, which enjoys a high solar energy penetration rate and esti-

mates the value of excess solar energy exported to the grid at half

the retail rate. Hawaii's high tariff is driving customers to install

ESSs, which still involves high costs. With the installation of ESSs,

self-consumption will increase, reducing the amount of excess solar

energy being fed to the grid, and the solar energy generated by

households will become an effective distributed energy resource.

Although ESSs may be installed and employed later, a time-of-use

(TOU) rate can be readily implemented in Korea. Accordingly, this

research looked at the impact of changes in tariffs for residential so-

lar energy consumers on the overall electricity rates and examined the

impacts of TOU rates under various scenarios. We also analyzed

whether the introduction of TOU rates in addition to the current, pro-

gressive tariffs incentivizes changes in consumers' behavior, leading

us to the realization that the design of TOU rates needs to be tailored

to residential solar energy, rather than the TOU rate scheme being

applied to industrial use.

Abstract v

The purpose of NEM implementation is to increase the penetration

of small-scale renewable energy generation. The core objective of the

NEM successor tariff, the next version of NEM, which is necessary

after renewable energy generation is expanded and installation costs

come down to an optimal level, is to provide compensation based on

actual value and costs as well as to encourage power system oper-

ation toward grid stability. Accordingly, this paper presents four di-

rections for the improvement of NEM, a residential solar net energy

metering system that can be implemented in Korea at a time when it

will be necessary to stabilize solar energy generation rather than in-

crease its penetration as solar energy becomes sufficiently distributed

in the country. First, any strategy capable of recouping the costs of

grid installation while also maintaining the NEM framework can be

implemented without placing an additional burden on the current me-

tering system. Specifically, this would involve the imposition of fees

for electricity exported to the grid or the expansion of the scope of

the rate base. Second, instead of retaining NEM, which enables the

purchase of excess solar energy at the retail price, an appropriate

price of exporting solar energy needs to be estimated. This requires

the introduction of excess solar energy tariffs. If the levelized value

of solar energy exceeds its levelized cost of energy, an excess solar

energy tariff commensurate with the fair value of solar energy needs

to be estimated on a regular basis. Third, if self-consumption rises

with the introduction of TOU rates for excess solar energy or the in-

vi

stallation of independent ESSs that are not connected to the grid, the

rapid increase in demand at sunset reflected in the duck curve would

be mitigated, thus facilitating power system operation. To induce

changes in customers' behavior, there must be a gap between the ex-

cess solar energy tariff and utility rate, and before a proper excess

energy tariff can be estimated, a proper utility rate should be

determined. Fourth, another solution would be to use ESSs in both

directions to enable the provision of active ancillary services to the

grid. We may also consider simply adjusting the times at which elec-

tricity can be exported to the grid and using ESSs as a demand re-

sponse resource through centralized control. Supporting grid loads and

making profits by participating in new energy projects would be the

most active and advanced response.

차례 i

차례

제1장 서 론 ··················································································· 1

제2장 국내 상계제도 현황 ··························································· 5

1. 주택용 태양광 보급 정책 ······························································· 5

1.1. 태양광 설치비용 지원 ································································ 5

1.2. 태양광 요금지원 – 상계제도 ··················································· 9

2. 상계제도 운영 현황 ······································································· 12

2.1. 태양광 상계제도에서의 요금 부과방식 ·································· 12

2.2. 태양광 상계제도 운영 실적 ····················································· 15

제3장 상계제도 이슈 및 해외사례 ··············································· 19

1. 태양광 상계제도의 이슈 ······························································· 19

1.1. 태양광 발전원가의 하락 ·························································· 19

1.2. 소비자간 요금부담의 이전 ······················································· 21

1.3. 역진적 지원효과 ······································································· 22

2. 태양광발전전력 자가사용 및 역송보상의 해외사례 ··················· 23

2.1. 캘리포니아 ··············································································· 23

2.2. 하와이 ························································································ 29

2.3. 텍사스 ························································································ 36

2.4. 호주 ···························································································· 44

2.5. 일본 ···························································································· 47

3. 소결 ································································································ 51

ii

제4장 요금제도 변화에 따른 상계제도 분석 ······························ 53

1. 주택용 상계패턴 분석 ··································································· 54

1.1. 주택용 전력소비패턴 ································································ 54

1.2. 주택용 태양광 발전패턴 ·························································· 56

2. 요금제 변화에 따른 상계제도 분석 ············································· 62

2.1. 태양광 설치가구 요금의 누진제 영향 분석 ··························· 62

2.2. 캘리포니아 계시별 요금제 도입 시의 영향 분석 ·················· 70

2.3. 국내 계시별 요금제 도입 시의 영향 분석 ····························· 77

3. 소결 ································································································ 83

제5장 시사점 및 개선방향 ··························································· 85

1. 역송수수료의 부과상계거래제도의 개선 ····································· 85

1.1. 역송수수료 부과 ······································································· 85

1.2. 기본요금 부과 기준의 정상화 ················································· 89

2. 역송요금조정 ·················································································· 92

3. 자가소비 유도 ················································································ 95

4. Smart export스마트 전력거래 ······················································ 97

제6장 결 론 ················································································· 99

참고문헌 ····················································································· 103

부록 ··························································································· 109

차례 iii

표 차례

<표 2-1> 2019년 신·재생 원별 보조금 지원 예산액 ·························· 6

<표 2-2> 주택용 태양광 보조금 ···························································· 6

<표 2-3> REP 단가 ················································································ 8

<표 2-4> 태양광 주택지원 및 대여사업 현황 ····································· 9

<표 2-5> 전기요금 부과 기준 ····························································· 10

<표 2-6> 주택용 저압 전기요금표 ······················································ 13

<표 2-7> 주택용 태양광 상계 예시 ···················································· 14

<표 2-8> 상계거래 현황 ······································································· 15

<표 3-1> NEM 2.0 도입 당시 캘리포니아 상계거래 참여 현황 ··· 26

<표 3-2> 캘리포니아 NEM 1.0과 2.0 비교 ····································· 26

<표 3-3> 하와이 상계거래 현황 ························································ 29

<표 3-4> CGS 보상 단가표 ······························································· 32

<표 3-5> CGS+ Plus 보상 단가표 ···················································· 33

<표 3-6> Smart Export 보상 단가표 ················································ 34

<표 3-7> Austin Energy VOST 평가 결과 및 적용요금 ················· 41

<표 3-8> 태양광발전의 가치산정 방식 비교 ····································· 43

<표 3-9> QCA 권고 FIT 단가 ···························································· 47

<표 3-10> 잉여전력매입 단가 ····························································· 49

<표 4-1> 2018년 지역별 주택용 월평균 전력소비 ··························· 55

iv

<표 4-2> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 상계패턴 ···················· 60

<표 4-3> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 망이용량 ···················· 61

<표 4-4> 전기요금 누진제 개편 전과 후 비교 ·································· 62

<표 4-5> 누진제 개편이전 주택용 전력요금 산출내역 ··················· 64

<표 4-6> 누진제 개편이전 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 ····· 65

<표 4-7> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 ····················· 66

<표 4-8> 누진제 개편이후 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 ····· 67

<표 4-9> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 ··················· 68

<표 4-10> 누진제 개편 전후의 전력요금 비교 ································· 69

<표 4-11> PG&E 계시별 요금제 ························································ 70

<표 4-12> 캘리포니아 TOU 시간대 적용 시나리오 ························· 73

<표 4-13> 캘리포니아 TOU 시간대 시나리오 적용 전력요금 ········· 74

<표 4-14> 캘리포니아 TOU 시간대 시나리오 적용 ························· 75

<표 4-15> TOU 적용 전후의 전력요금 비교 ···································· 76

<표 4-16> 국내 산업용 전기요금의 계절별 시간대별 구분 ············· 78

<표 4-17> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오 ······················· 79

<표 4-18> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오 전력요금 ······· 80

<표 4-19> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오 ····················· 81

<표 4-20> 시나리오별 태양광 설치 전후의 전력요금 비교 ············· 82

<표 5-1> 표준시설부담금 - 저압기준 ················································· 86

<표 5-2> LVOE와 LCOE 비교분석 ··················································· 94

<표 부록-1> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 상계패턴 ············· 110

차례 v

<표 부록-2> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 망이용량 ············· 110

<표 부록-3> 누진제 개편이전 주택용 전력요금 산출내역 ············· 111

<표 부록-4> 누진제 개편이전 3kW 태양광 설치가구 전력요금 ···· 111

<표 부록-5> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 ············· 112

<표 부록-6> 누진제 개편이후 3kW 태양광 설치가구 전력요금 ···· 112

<표 부록-7> TOU 시나리오 적용 전력요금 ···································· 113

<표 부록-8> TOU시나리오 적용 3kW 태양광 설치가구 전력요금 ··· 113

<표 부록-9> 국내 산업용 TOU 시나리오 적용 전력요금 ·············· 114

<표 부록-10> 국내 산업용 TOU 시나리오 적용 3kW 태양광

설치가구 전력요금 ···················································· 114

vi

그림 차례

[그림 2-1] 태양광 REC 현물시장 월평균가격 ····································· 7

[그림 2-2] 태양광 상계제도의 효과 ···················································· 10

[그림 2-3] 상계거래 고객 중 주택용 비율 ········································· 11

[그림 2-4] 주택용 태양광 전기요금 계산 흐름 ································ 12

[그림 2-5] 지역별 주택용 상계제도 등록 현황 ································ 16

[그림 2-6] 지역별 주택용 상계제도 등록비율 ···································· 17

[그림 3-1] 2030년의 주택용 태양광 LCOE 전망 ···························· 20

[그림 3-2] VOST 요금고지서 샘플 ····················································· 39

[그림 3-3] 10kW 이하 주택용 태양광의 매입 가격 변화 추이 ······· 50

[그림 4-1] 2018년 주택용 전력소비 패턴 ········································ 56

[그림 4-2] 2018년 서울지역 일조량 ················································ 57

[그림 4-3] 3kW급 태양광 패널의 시간대별 평균 발전량 ················· 58

[그림 4-4] 3kW급 태양광 설치주택의 시간대별 순 전력소비 패턴 ··· 59

제1장 서론 1

제1장 서 론

2017년 출범한 문재인 정부는 ‘안전하고 깨끗한 에너지로의 전환’을

에너지정책의 목표로 설정하고, 핵심적인 정책과제로 탈원전, 재생에

너지 공급확대를 추진하고 있다. 2017년 말에 발표된 「제8차 전력수

급기본계획」에서는 발전비율을 20%로 확대하는 재생에너지 3020

(RE3020)을 선언하였고, 2019년에 발표된 「제3차 에너지기본계획」

에서는 2040년까지 재생에너지의 발전비율을 30%~35%로 확대하는

것을 목표로 하고 있다.

우리나라 뿐만 아니라 많은 국가들이 에너지전환정책(Energy Transition)을

추진하고 있으며, 재생에너지의 획기적 보급을 주요 정책과제로 하고

있다. 재생에너지 확대를 위한 보조정책으로 설치비용보조와 함께 요

금감면을 위한 상계제도가 사용되고 있다. 그런데 캘리포니아와 하와

이처럼 재생에너지의 비율이 높은 지역에서 재생에너지, 특히 태양광에

대한 보조정책에 대한 비판이 증가하고 있다. 가장 대표적으로 비판

받는 제도 중 하나가 바로 태양광 상계제도이다. 태양광 상계제도는

태양광을 통해서 발전한 전력 중 사용하고 남은 전력을 전력판매자에게

역송하고, 수전받은 전력량에서 역송전력량을 차감한 ‘순 사용량’을

요금기준으로 하여 전기요금을 산정하는 방식으로 미국뿐만 아니라

우리나라와 같이 태양광을 보급하고 있는 대부분의 나라에서 채택하고

있는 요금제도이다.

미국에서 태양광 상계제도에 대해 비판하는 가장 큰 이유는 상계제

2

도가 지니고 있는 불합리성 때문이다. 태양광 설비 보급이 늘어나면서

투자비용이 하락이 나타났고 이러한 투자비용의 하락에도 불구하고 상

계제도를 통한 보조가 필요한지에 대한 비판이 제기되었다. 또한 상계

거래 참여고객의 요금감면은 전력판매기업의 고정비용 회수를 어렵게

하여 기업의 재무적인 부담을 늘리게 된다. 이러한 재무적인 부담을

줄이기 위해 전기요금이 상승하면 상계거래에 참여하지 않는 고객에게

상계거래 고객의 고정비용이 전가되는 상황이 발생할 수도 있다.

미국에서는 태양광 발전량이 증가하면서 분산형 전원으로의 역할을

하기 보다는 계통에 부담을 주는 덕커브(Duck curve)1)가 나타나기 시

작하였다. 그러나 기존의 상계제도는 이러한 문제점을 해결하는 데에

는 도움을 줄 수가 없었기 때문에 이를 위한 상계제도의 개선이 진행

되고 있다. 우리나라도 정부의 재생에너지 3020 정책으로 태양광의 보

급이 급속히 증가하여 잉여 전력이 확대될 경우 전력시스템 운영 부담

및 송배전망의 투자소요가 증가할 것이 예상된다. 본래 태양광 발전은

중앙집중형 방식의 대규모를 발전설비 및 송배전망 투자 소요를 감소

시키는 편익을 제공할 수 있는 분산전원으로서의 역할을 기대하고 있다.

그러나 태양광을 통해 발전된 전력 중 자가소비로 소진되지 못하고 계

통으로 역송되는 전력량의 규모가 확대될 경우 송배전망 투자 소요가

증가하며, 변동적 출력 특성에 따라 계통운영에 어려움을 줄 수 있다.

이에 따라, 태양광 발전의 보급이 확대되면 분산전원으로서 계통안정에

기여하는 역할을 제고할 수 있도록 유도하는 정책이 필요하다.

해외에서 상계거래가 갖고 있는 다양한 이슈에 대한 논의가 진행되

1) 태양광 발전량이 증가하면서 낮 시간의 전력수요가 낮아지고, 해가 지는 시간부터 전력수요가 급증하는 수요패턴이 나타나는데, 이러한 수요패턴의 모양이 오리와 비슷하여 하여 붙여진 이름이다.

제1장 서론 3

고 있는 반면에, 국내의 상계제도에 대한 연구는 부족한 것이 현실이

다. 2015년, 2018년 삼정회계법인에서 상계거래 개선에 대한 연구를

진행하였으나, 이는 상계 후에도 남아 있는 잉여역송전력의 현금정산

에 대한 연구로 상계거래 제도의 전반적인 개선사항을 제시하지는 못

하였다. 본 연구에서는 우리나라에서 태양광 보급이 확대되어 확산정

책보다 안정화 정책이 필요한 시점을 고려하여 분산전원으로서의 태양

광 발전의 역할을 도모할 수 있는 주택용 태양광 상계제도의 개선방향

을 제시하고자 한다.

본 연구의 구성은 다음과 같다. 제2장에서는 국내 상계제도의 운영

방식과 현황을 살펴본다. 제3장에서는 주요국에서 발생하고 있는 상계

제도관련 이슈를 살펴보고 어떠한 방식으로 태양광의 역송전력에 대한

가치를 보상하는 지를 살펴본다. 제4장에서는 국내에 적용가능한 주택

용 요금제도의 시나리오를 기반으로 태양광 설치 주택에 대한 전기요

금을 분석한다. 제5장에서는 해외사례와 시나리오 분석결과에서 시사

점을 도출하여 현 상계제도의 개선방향을 구상하며, 마지막으로 제6장

을 통해 전체적 내용을 요약하며 마무리 한다.

제2장 국내 상계제도 현황 5

제2장 국내 상계제도 현황

주택용 태양광의 보급을 확대하기 위한 정책은 크게 두 가지로 볼

수 있다. 하나는 설치비 지원을 통한 초기 투자비 보조이고, 다른 하나

는 상계제도를 통한 운영비의 보조이다. 태양광 설치비의 보조는 한국

에너지공단 및 지자체를 통해서, 상계제도는 한국전력공사를 통해 운

영된다. 이번 장에서는 주택용 태양광 보급 정책을 설치비 지원과 상

계제도로 나누어 살펴보고, 국내에 상계제도의 운영방식과 현황에 대

해서는 조금 더 깊게 알아보도록 한다.

1. 주택용 태양광 보급 정책

1.1. 태양광 설치비용 지원

주택용 태양광보급의 지원정책은 한국에너지공단이 수행하고 있다.

공단의 태양광 설치비용 지원은 두 개의 사업을 통해 운영되고 있는

데, 하나는 주택지원사업이고, 다른 하나는 태양광 대여사업이다.

주택지원사업은 2004년부터 시행되어온 ‘태양광주택 10만호 보급사

업’을 근간으로 2012년까지 태양광 10만호를 보급을 목표로 주택용

3kW이하 설비를 지원하기 위해 시작되었고, 이는 가정용 재생에너지

를 보급하는 사업으로 확대되어 왔다. 2017년 기준으로 주택용 태양광

에 약 253억 원이 지원되어 지열, 연료전지 등이 포함된 신재생 주택

지원 사업의 약 64%를 차지하고 있다.2) 2019년 신재생 에너지보급사업

2) 산업통상자원부(2018c), p.696.

6

지원 규모는 700억 원으로 이중 태양광지원에 약 60%가량이 배정되어

있다.

(단위: 백만원)

구분 지원범위 예산 배정액 비고

태양광3.0kW이하/호(세대)

30kW이하/동(공동주택)

36,589 단독주택

1,300 공동주택

3,127 공공(임대) 협약

태양열 20.0㎡이하/호(세대) 5,455 단독주택 등

지 열 17.5kW이하/호(세대) 7,229 단독주택 등

연료전지 1.0kW이하/호(세대) 15,000 단독주택 등

소형풍력 3.0kW이하/호(세대) 100 단독주택 등

계 68,800 -출처: 산업통상자원부(2019b), p.1.

<표 2-1> 2019년 신·재생 원별 보조금 지원 예산액

이러한 보조사업은 지원대상 태양광의 총 설치사업비에 상한을 둠으

로서 상한 설치비를 넘은 경제성 없는 태양광 사업을 지양하고 있다.

2019년을 기준으로 2kW 이하는 4,600천원(도서지역은 5,520천원),

3kW 이하는 5,600천원(도서지역은 6,720천원)으로 총 사업비의 상한

액이 적용되었다.

(단위: 천원, VAT포함)

에너지원 지원 구분 보조금 지원단가도서지역지원단가

태양광(고정식)

단독주택2.0kW이하 680/kW 820/kW

2.0kW초과~3.0kW이하 560/kW 670/kW

공동주택 ~ 30kW/동 660/kW 790/kW

출처: 산업통상자원부(2019b), p.3.

<표 2-2> 주택용 태양광 보조금


도서지역은 접속공사 등의 추가적인 비용발생을 고려하여 더 높은

상한이 적용되어있다. 이러한 상한이내의 태양광 설치사업에 대해서는

kW당 일정 금액의 보조금이 지급된다. 도서지역에 더 높은 사업비 상

한이 있는 것과 동일하게 지원단가도 도서지역이 더 높다. 주택용으로

계약된 자가용 설비에 대해서만 지원하고 있고, 태양광대여사업과 중

복지원을 하지 않고 있다.

태양광 대여사업은 대여를 원하는 주택에 대여사업자가 태양광 발전

설비를 설치하고 일정기간 동안 설비의 유지 보수를 이행하는 조건으

로 주택 소유자에게 대여료를 징수하는 사업이다. 태양광 설치가 초기

투자금액이 필요한 것과 달리 초기 투자비가 없이도 신청이 가능한 장

점이 있다.

[그림 2-1] 태양광 REC 현물시장 월평균가격

출처: 신재생 원스톱 사업정보 통합포털, http://onerec.kmos.kr, 접속일자 2019.10.23.

8

태양광 대여사업은 대여사업자가 단독 및 공동주택에 태양광 설비를

설치하고 소비자가 납부하는 대여료와 REP(신·재생에너지 생산인증

발전량, Renewable Energy Point)3) 판매수입으로 투자금을 회수한다.

[그림 2-1]에서 볼 수 있듯이 2016년 약 170원/kWh 가까이 상승했던

REC가격은 2019년에는 9월 현재 60원/kWh 이하로 하락하였다.4)

REC가 월 2회 매매가 이뤄지는 현물거래시장에서 결정되는데 반해,

REP는 정부가 공시하는 가격이므로 상대적으로 가격변동이 적다고 볼

수 있다. 물론 REP도 2017년 200원/kWh가 넘었던 단독주택 단가가

2019년 현재 167원/kWh로 하락하였으나, REC단가와 비교하면 상대

적으로 낮은 하락률을 보였다.5) 수익구조에 대한 우려는 지속적으로

나오고 있으나, 소비자에게 만큼은 혜택이 높은 사업이기에, 현재 지속

적으로 대여사업을 통한 태양광 설치가 증가하고 있다.

단독주택(VAT 제외) 공동주택(VAT 제외)

167원/kWh 217원/kWh

출처: 한국에너지공단(2019), p.1.

<표 2-3> REP 단가

재생에너지 3020에 따르면 2020년까지 76만호, 2030년까지 156만

호의 태양광 설치가구 보급을 목표로 하고 있는데,6) 2017년까지 주택

3) REP는 태양광 대여사업으로 신·재생에너지 생산인증을 받은 설비에서의 발전전력량에 대해 MWh기준으로 발급된다. 태양광 대여사업자는 RPS(신·재생에너지 공급의무화 제도, Renewable Portfolio Standards) 공급의무자(발전공기업 6사)에게 REP를 판매하여 사업비 일부를 환수하고 공급의무자는 구매한 REP를 공급의무화제도에 활용하고 있다(한국에너지공단, 2019a).

4) 신재생 원스톱 사업정보 통합포털, http://onerec.kmos.kr, 접속일자 2019.09.23.5) 산업통상자원부(2017b, p.1), 한국에너지공단(2019a, p.1). 6) 산업통상자원부(2017c), p.3.


지원사업과 대여사업을 통해 총 28만 가구에 태양광이 설치되어 2030년

목표의 약 18%를 달성하고 있다.

(단위: 개소)구분 주택지원 대여사업

2010 64,899

2011 28,990

2012 43,280

2013 25,875 60

2014 10,859 2,006

2015 12,641 8,796

2016 25,090 10,362

2017 39,294 15,974

합 계 250,928 37,198출처: 산업통상자원부(2018c), p.696. p.717

<표 2-4> 태양광 주택지원 및 대여사업 현황

1.2. 태양광 요금지원 – 상계제도

태양광 설치지원이 초기의 투자비를 지원하는 것이라면, 주택용 태

양광 발전의 운영하는 기간 수익을 보상하는 것이 상계제도이다. 상계

제도는 태양광 발전을 설치한 소비자가 발전설비로 직접 생산한 전력

중 소비한 후 남은 양을 전력 회사에 재판매할 수 있게 하는 제도로

2005년 최초 도입되었다.7)

상계제도는 태양광 설치고객에게 나타나는 전기사용패턴과 태양광

발전패턴의 불일치를 전기요금을 통해서 해결해 준다. [그림 2-2]를

통해 상계의 개념을 도식화하여 살펴보자.

7) 삼정회계법인(2015), p.20

10

[그림 2-2] 태양광 상계제도의 효과

출처: 산업통상자원부(2016), p.2

푸른색의 실선은 전기사용곡선이고 붉은색의 실선은 태양광의 발전

곡선이다. 태양광을 설치하지 않은 일반고객은 푸른색 실선 아래쪽인

Ⓑ+Ⓒ의 전력을 소비하고 이를 한전으로부터 공급받는다. 이제 태양광

을 설치하게 되면 낮 시간에 붉은색 실선의 아래쪽인 Ⓐ+Ⓑ를 발전하

게 된다. 발전부분 중에 Ⓑ는 직접 사용하였기 때문에 한전으로부터는

부족한 부분인 Ⓒ의 전력을 공급받는다. 그리고 사용하고 남은 전력량

Ⓐ는 한전에게 보내어 상계처리를 한다. 따라서 상계후 전력량은 한전

에서 받는 전력량(Ⓒ) - 남는 전력량(Ⓐ)이 된다.

전력량 구분 영역

태양광 설치전 요금기준: 한전에서 받는 전력량 Ⓑ + Ⓒ

태양광 설치후

(한전에서 받는 전력량) Ⓒ

(한전에게 보낸 전력량) Ⓐ

요금기준: 상계후 전력량 Ⓒ - Ⓐ

출처: 저자작성

<표 2-5> 전기요금 부과 기준


2016년 10월부터 자가용 태양광에서 생산된 전력을 다 사용하지 못

하고 남는 경우, 전기요금 차감에 활용할 수 있는 전기요금 상계 대상

태양광 규모가 1,000kW로 확대되었다.8) 2005년 최초 상계제도가 도

입될 당시 3kW 이하만을 적용하여 주택용 규모로 제한되었다. 상계제

도는 전기요금 절감효과를 극대화하고, 전력거래를 간소화하여 재생에

너지를 확산하고자 하는 목적에 맞추어 2012년부터 그 대상을 10kW

이하까지 확대하였다. 2016년에는 두 차례에 걸쳐 50kW, 1,000kW로

확대하여 대형빌딩, 병원, 학교 등 모든 건물에서도 태양광 발전설비를

설치할 경우 상계가 가능해졌다. 실제로 2016년 이전까지는 상계거래

의 95%이상을 주택용이 차지하고 있었던데 반해, 2016년 이후에는 주

택용을 제외한 상계거래 고객이 15% 이상을 차지하고 있다.

[그림 2-3] 상계거래 고객 중 주택용 비율

출처: 한국전력공사 자료를 활용하여 저자작성

8) 산업통상자원부(2016).

12

2. 상계제도 운영 현황

2.1. 태양광 상계제도에서의 요금 부과방식

2.1.1. 요금기준 산정

2012년 1월부터 신재생에너지 발전설비 설치 시, 기 설치된 수전용 계

량기 외에 잉여전력용 계량기를 추가로 설치하도록 의무화 되고 있다.9)

수전용 계량기는 일반적으로 볼 수 있는 계량기로 한전으로부터 받는 수

전전력량을 표시하는 계량기이다. 발전설비를 통해 발전된 전력을 사용

하고 부족하면 한전으로부터 수전받게 되기 때문에 발전량이 전력소비

량보다 적은 경우에만 계량된다.

[그림 2-4] 주택용 태양광 전기요금 계산 흐름

< 전기사용량 계산 흐름도>① 태양광 발전설비를 통해 생산된 전기는 건물의 전기 계통에 연결 됨

② 발전된 전기를 건물에서 소비

③ 자가 생산․소비 후 남은 잉여전력량을 잉여전력용 계량기에 표시

④ 자가 생산․소비 후 부족하여 한전으로부터 수전 받은 전력량을 수전용

계량기에 표시

⑤ 전기 사용량(수전 전력량 값)−잉여전력량(잉여전력 계량 값) = 전기요금계산 값(최종 전기 사용량)

출처: 산업통상자원부(2019b), 별첨 5. (그림 및 설명)

9) 최근에는 전자식계량기(G-type)의 설치로 하나의 계량기에서 15분 단위로 송·수전량이 모두 계량된다.


잉여전력용 계량기는 발전설비를 통해 생산한 발전량 중에 스스로 소

비하고 남은 잉여전력을 한전으로 역전송하는 전력량을 표시하는 계량

기로 잉여전력으로 발전 전력량−자가소비전력량이 계량된다. 따라서 발

전량이 전력소비량보다 큰 경우에만 계량된다. 전기사용량의 계량 흐름

은 [그림 2-4]에서 확인할 수 있다.

구간 기본요금 (원/호) 전력량요금 (원/kWh)

200kWh 이하 910 93.3

201~400kWh 1,600 187.9

400kWh 초과 7,300 280.6

출처 : 한국전력공사 요금표 기준

<표 2-6> 주택용 저압 전기요금표

전기요금은 기본요금과 전력량요금의 2부 요금으로 구성되는데, 계

량기를 통해 나온 값으로 요금기준 전력량이 산출되고, 이러한 요금기

준 전력량을 기준으로 기본요금도 결정된다. 따라서 태양광 설치는 전

력량요금의 절감에 기본요금의 절감효과가 더하여져 나타난다. 간단한

예를 들어 살펴보자. <표 2-7>은 태양광을 설치한 가구와 설치하지 않

은 가구가 500kWh를 사용하는 예시를 보여주고 있다. 태양광을 설치

하지 않은 가구는 가장 높은 구간을 적용받아 7,300원의 기본요금이

부과된다. 여기에 부가가치세와 전력산업기반기금은 기본요금과 전력

량요금을 합한 금액에 각각 10%, 3.7%를 부과하게 된다.

14

(단위: kWh)

구분 태양광 미설치 태양광 설치

전력사용량 500kWh 500kWh

수전전력량 500kWh 400kWh

역송전력량 - 200kWh

요금기준 전력량 500kWh 200kWh*

기본요금 7,300원 910원

전력량요금 50,500원 18,660원

부가가치세 5,780원 2,335원

전력산업기반기금 2,130원 860원

요금 합계 65,710원 22,240원

* 태양광 설치고객의 요금기준 전력량 = 상계 후 전력량주: TV수신요금 등 전력사용과 무관한 요금 항목 및 복지할인 등은 제외, 부가가치세는

원단위 미만 4사5입, 전력산업기반기금, 요금합계는 10원 미만 절사

<표 2-7> 주택용 태양광 상계 예시

태양광을 설치한 가구는 수전전력량에서 역송전력량을 제외한 200kWh

가 요금기준 전력량이 되는데, 기본요금은 가장 낮은 구간의 요금인

910원을 전력량 요금은 가장 낮은 구간에서 200kWh를 기준으로 부과

된다. 부가가치세가 기본요금과 전력량요금을 합한 것의 10%보다 다

소 높게 책정되어 있는 것을 알 수 있다. 이는 부가가치세와 전력산업

기반기금의 요금기준은 수전전력량을 기준으로 삼기 때문이다.

상계용량에 따른 요금 할인은 가구별로 다를 수 있다. 동일한 전력

량을 상계한다 하더라도 가구별로 속해있는 요금구간이 다르기 때문이

다. 또한 상계용량이 동일하더라도 수전전력량의 크기는 다를 수 있기

때문에 부가가치세와 전력산업기반기금의 요금기준이 달라질 수 있다.


2.2. 태양광 상계제도 운영 실적

태양광보급이 확대되면서 상계전력량이 증가하고 있다. 2018년 12

월 기준으로 한전에서 집계하고 있는 상계거래 사용호수는 42만호를

갱신하였는데, 이는 한국에너지공단에서 집계하고 있는 주택용태양광

지원 통계와 유사하다.10) 지속적으로 증가하고 있는 상계거래로 2019

년 6월 기준 46만호에 근접한 누적 상계거래고객수를 보이고 있다.

구분(단위) 2011년 2013년 2015년 2017년 2018년고객수

(호) 7,520 46,916 127,100 323,632 421,602

설비용량(MW) 22 145 396 1,049 1,406

수전전력량 (MWh) 10,995 142,232 393,469 1,048,281 1,695,709

역송전력량 (MWh) 6,181 94,754 245,576 671,273 948,986

상계전력량 (MWh) 4,848 76,508 220,596 592,367 866,310

잉여전력량 (MWh) 1,334 18,246 24,980 78,906 82,676


<표 2-8> 상계거래 현황

이러한 태양광 상계거래호수는 최근 5년간 약 800%의 성장을 보였

고, 이중 주택용 상계거래는 전체 상계거래의 82%를 차지하고 있어

상계거래의 주 고객층으로 자리 잡고 있다. 상계전력량은 최근 5년간

10) 향후 태양광 설치가 보조금 없이 가능한 수준이 되거나, 계통에 연계하지 않는 자가소비용 태양광이 설치될 경우 태양광 보조와 상계제도 등록에 기초한 통계가 일치하지 않을 수 있다. 따라서 국가적인 차원에서 전력수급에 대한 데이터의 종합을 위해 주택용 태양광 설치 및 발전량에 대한 통계를 정확히 집계할 수 있는 수단이 필요한 상황이다. 주택용 태양광에 대한 데이터가 구성되고, 그러한 데이터베이스가 연구자들에게 접근이 가능하도록 개방되길 기대해 본다.

16

약 7.8배 증가하였고, 잉여전력도 비슷한 수준으로 증가하고 있다.

2011년을 기준으로 할 경우 상계전력량은 약 129배 증가하였다. 자가

소비 후 한전으로 보내는 역송전력량은 총 수전량의 절반을 상회하는

수준이다. 따라서 모두 상계되어 잉여전력이 발생하는 않을 것으로 보

이지만 고객에 따라 역송전력량이 수전전력량을 초과하는 경우도 발생

하고 있다. 이러한 경우 상계되지 않고 누적되는 잉여전력이 지속적으

로 증가할 수 있다. 이러한 잉여전력량을 해결하고자 2018년 11월 누

적 잉여전력량에 대한 상계거래 현금정산 제도를 시행하게 되었다.11)

발전설비용량 10kW 초과 설비에 한정하여 잉여전력량을 별도의 요금

을 정하여 현금 정산할 수 있도록 하였고, 요금 수준은 전력도매시장

가격인 SMP에 준하는 가격으로 정하고 있다.

[그림 2-5] 지역별 주택용 상계제도 등록 현황

주: 2018년 12월 기준. 출처: 한국전력공사 자료를 활용하여 저자작성

11) 산업통상자원부(2018a), 제18조


지역별로 비교해 볼 때, 태양광 설치 후 상계제도에 등록을 가장 많

이 한 지역은 경기도로 상계제도에 등록된 가구가 6만 가구가 넘는다.

경기도에 거주하고 있는 인구 및 가구 수를 고려해 볼 때, 태양광의 보

급률이 높다고 할 수는 없다. 이러한 등록수를 지역별 총 가구수로 나

눈 상계제도 등록비율을 살펴보면 지역별 태양광 보급률을 유추해 볼

수 있다. 가장 활발한 태양광 상계등록을 보이는 지역은 전라남도

(14.8%), 전라북도, 충정북도 순이며 가장 낮은 지역은 서울(0.3%)이다.

도 단위의 비교의 지역별 차이는 최대 1.75배 수준이었다.

[그림 2-6] 지역별 주택용 상계제도 등록비율 (전체가구 대비)


제3장 해외사례 19

제3장 상계제도 이슈 및 해외사례

상계거래는 1979년 매사추세츠 주 Carlisle House에 설치된 5kW 태

양광 설비에 대해 최초 적용된 이후 1990년대 본격적으로 확대되었

다.12) 상계거래제도는 태양광 발전설비의 투자비 하락과 맞물려 소규

모 재생에너지발전자원의 급격한 확산을 유도하였지만 상계거래 대상

설비가 증가함에 따라 제도가 지닌 한계로 인한 여러 이슈가 발생하기

시작하였다. 2012년 미국 전력판매회사는 상계거래제도를 전력산업에

주요 위험(Disruptive Technology)로 규정하고 상계제도 관련 이슈 사

항을 제시하였다.13) 미국에서는 2012년 이후 이러한 문제점을 해소하

기 위하여 다양한 후속요금제를 도입하려는 시도가 있었다.14) 이번 장

에서는 상계거래제도에서 나타나는 이슈들을 점검하고, 해외에서 이러

한 상계제도를 대신하는 제도를 어떠한 방식으로 설계하는지 살펴보도

록 한다.

1. 태양광 상계제도의 이슈

1.1. 태양광 발전원가의 하락

상계거래 제도는 태양광 발전원가가 높고 설치 고객이 많지 않던 시

기에 소규모 태양광 분산전원 시스템을 장려하기 위해 시행된 제도이다.

12) https://cleantechnica.com/2015/09/06/net-metering-history-logic-part-1/ 접속일자 2019.04.24.13) Verzola(2015), p.914) Stanton(2019), p.10

20

태양광 설비 투자비가 높으므로 설치에 대한 보조가 필요했다. 또한

태양광 설비를 운영하면서 발생할 수 있는 수익률을 높일 수 있도록

상계제도를 통해 소매전기요금으로 전력을 구매해 주었다. 기본적으로

전력판매회사는 도매가격으로 전력을 구매하여 고정비용 등을 고려하

여 전력소매요금을 부과하여 판매하고 있다. 그러나 상계제도는 전력

판매회사에게 소비자가 역송하는 전력에 대해서 소매가격으로 정산해

주면서 도매가격 대비 월등히 높은 보상을 통해 수익률을 높여주고 있

다. 하지만 기술개발 등을 통해 태양광 발전원가가 타 발전시설의 평

균 발전원가와 동일한 수준에 이르는 “그리드 패리티(Grid Parity)”에

가깝게 하락한 반면 전기요금의 변화폭은 크지 않으므로 소매요금 기

준의 보상이 적정한지에 대한 논란이 발생하기 시작하였다.

[그림 3-1] 2017년 1분기 대비 2030년의 주택용 태양광 LCOE 전망

출처: NREL(2018), p.15

태양광의 발전원가를 산정하는 균등화발전단가(LCOE)는 큰 폭으로


감소하고 있다. 태양광 발전 부품 중 가장 큰 비중을 차지하던 모듈의

가격도 급격히 하락하였다. 국제재생에너지기구(International Renewable

Energy Agency, IRENA)의 조사에 의하면 태양광 모듈의 가격이 2009

년 말부터 2018년까지 90% 감소하였고, 2017년에서 2018년의 1년 동

안에만 1/3이 감소했다.15) 미국립재생에너지연구소(National Renewable

Energy Laboratory, NREL)에 따르면 2010년부터 2017년까지 가정용

태양광의 균등화발전단가는 52 ¢/kWh에서 15.1 ¢/kWh로 감소한 것으

로 평가되고 있다. 또한 미 에너지부(Department of Energy, DOE)의 태

양광 에너지 기술국(Solar Energy Technologies Office, SETO)은

[그림 3-1]에서 볼 수 있듯이 2030년까지 태양광 LCOE를 5 ¢/kWh로

낮추는 것을 목표로 삼고 있다.16)

1.2. 소비자간 요금부담의 이전

상계거래 참여소비자는 발전설비를 활용하여 요금부담을 줄일 수 있

으나 상계거래에 참여하지 않는 소비자에게는 영향을 주지 않는다고

생각할 수 있으나 실제로는 소비자간 요금의 이전이 나타난다. 전력산

업은 고정비용이 높은 기간산업으로 고정비용이 기본요금으로만 회수

할 수 없어 사용량 요금을 통해서도 고정비용을 회수하고 있다. 그런

데 상계거래 고객이 역송을 통해서 절약한 전기요금은 전력회사의 고

정비용 회수를 어렵게 만들 수 있다. 전력판매회사가 총요금수입을 일

정수준으로 유지하기 위해 전기요금을 인상한다면 상계거래참여 소비

자가 절감한 전기요금 부담액이 타 전기소비자에게 전가되며 이로 인

15) IRENA(2019), p.1316) NREL(2018), p.1

22

해 소비자간 교차보조 문제가 발생하게 된다. 만일 전기요금 인상이

없다면 전력판매회사가 요금수입 감소액을 부담하게 되므로 원가 회수

가능성이 하락하게 된다. 이로 인해 나타나는 적자를 국가가 보조한다

면 국민의 세금이 사용되므로 마찬가지로 교차보조가 나타난다. 따라

서 전력회사 등이 상계거래제도 개선을 요구하는 가장 중요한 요인은

소비자간 요금부담 이전 및 전력판매회사의 고정 비용 회수 가능성 하

락에서 찾을 수 있다.

이와 관련하여 네바다 주 규제 위원회(Nevada Public Utilities

Commission)는 상계거래 고객들로부터 비상계거래 고객들로 전가되는

요금부담이 남부 네바다의 경우 고객 당 연간 $623, 북부 네바다의 경

우 고객 당 연간 $471에 달하는 것으로 제시하였다.17) 하지만 타 연구

에서는 요금이전 효과가 0.03 ¢/kWh이며 향후 상계거래 참여비율이

10% 수준에 이르는 경우에도 0.5 ¢/kWh 수준으로 제시하기도 한다.18)

1.3. 역진적 지원효과

태양광 등 소규모 분산전원 설치에는 초기 투자비용이 발생하므로

소득 수준이 높은 전기소비자가 우선적으로 상계거래에 참여하여 요금

부담을 절감하는 반면 이로 인한 요금부담이 상대적으로 소득수준이

낮은 비상계거래 참여소비자에게 이전되는 것으로 해석할 수도 있다.

그렇다면 저소득층이 부유층을 보조하는 역진적 지원효과가 발생할 수

있는데, 이러한 점이 상계거래의 한계 중 하나로 제기되고 있다.

캘리포니아 계통운영기관(CAISO)의 최고경영자(CEO)인 Berberich

17) PUCN(2016), pp.1-218) Galen Babose(2017), p.13


는 캘리포니아에서 하나의 고객군이 다른 고객군에게 약 12억 달러를

보조하고 있어 소비자간 요금부담이 이전되고 있다고 이야기하면서 여

기서 말하는 두 개의 고객군이 태양광 설치 고객과 미설치고객임을 강

조하였다. 그렇기 때문에 태양광을 전력소비가 많지 않은 해안가의 부

유한 사람들이 설치하는 경향이 있어 전력소비량이 많은 가난한 사람

들이 보조금을 지불하는 역진적 지원의 효과가 나타난다고 적시하였

다.19) CAISO 회장의 위와 같은 주장에 캘리포니아 태양에너지산업협

회에서는 최근 몆 년간 저소득층 지역은 태양광 설치가 증가하고 가장

부유한 지역은 감소하고 있다고 주장하고 있으나,20) 이미 부유한 계층

에서는 초기에 투자를 완료하였고 투자비용이 하락하면서 저소득층까

지 보급이 이루어진 것으로 볼 수 있다.

2. 태양광발전전력 자가사용 및 역송보상의 해외사례

2.1. 캘리포니아

2.1.1. 캘리포니아 상계제도의 역사

캘리포니아는 소규모 재생에너지발전 확대를 목적으로 1995년 Senate

Bill 656을 통해 상계거래제도(Net Energy Metering, NEM)를 도입하

였으며 제도의 세부 운영방안은 주 규제위원회(California Public Utilities

Commission, CPUC) 규정 Section 2827을 통해 정하였다. 2000년대

진입 이후 태양광 발전설비의 투자비 하락이 본격화되면서 캘리포니아

19) https://www.pv-tech.org/news/net-metering-industry-slams-california-transmission-grid-operators-economic, 접속일자 2019.07.22.

20) Ibid

24

의 상계거래 대상 설비는 빠른 속도로 증가하여 2015년 기준 주택용

태양광 설치 규모가 2.5GW까지 성장하게 되었다.

최초로 상계거래가 도입될 때에는 상계거래 대상설비의 총 허용용량

을 1996년 피크수요의 0.1%인 53.3MW 수준으로 설정하였으나 상계

거래 대상설비가 증가함에 따라 2002년에는 그 상한을 0.5%까지 확대

(AB21) 58)하였다. 이후에도 상한은 2.5%(SB22) 1), 5%(AB 510)로 계

속 확대하였는데, 2012년에는 Decision 12-05-036을 통해 상한 용량

산정을 위한 기준 피크수요를 기존의 소비자 동시피크(coincidental

customer peak demand)23)에서 소비자 비동시피크(non-coincidental

customer peak demand)로 변경함으로써 실질적으로 상한을 추가 확대

하였다.24)

하지만 상계거래 대상 설비의 증가는 캘리포니아에서도 미국 타 주와

같이 상계거래 참여 여부에 따른 소비자간 요금부담의 형평성 문제,

전력판매회사의 원가회수 위험, 출력 안정성 저하 문제가 이슈화되고

있다. 미국에서는 1990년대부터 전력판매회사를 중심으로 상계거래제

도의 문제점이 제기되기 시작하였으며 2010년대에는 제기된 문제점을

해소하기 위한 목적의 상계거래제도 개편이 시작되었다. 이러한 상계

거래제도 개편안을 상계거래 후속요금제(NEM Successor Tariff)로 칭

하였으며 주요 개편사항은 역송전력량에 대한 보상방식 변경, 상계거

21) Assembly bill22) Senate Bill23) ‘Aggregate customer peak demand’라고도 하며 전력판매회사와 계약관계에 있는

모든 주택에 대해서 수요의 시간대별 총수요를 기준으로 가장 높은 수요량이 그 기준이 되고, 비동시피크 상한용량은 각 개별 가구의 최대 수요를 모두 합한 것(sum of individual non-coincident peak demands)을 그 기준으로 한다.

24) Scottmadden(2017), pp. 2~3


래참여 소비자에 대한 별도 요금 또는 기본요금 부과, 상계거래 대상

용량 상한 조정 등의 방안이 활용되었다.

2010년대에 진입하면서 캘리포니아서도 전력판매회사 등으로부터

상계거래에 대한 문제점을 제기함25)에 따라 상계거래 지속 여부, 후속

요금제 도입 등에 대한 논의가 본격화되었으며 2013년 AB327을 통해

후속요금제 도입을 결정하였다. 캘리포니아는 후속요금제를 기존의 요

금제와 구분하기 위하여 NEM 2.0으로 이름 지었다. 상계거래에 대한

논란이 본격화된 시점인 2013년 제정된 AB327은 일정 기간 기존 상

계거래제도를 유지하되 이후 NEM 2.0으로 전환하는 것을 목표로

NEM 2.0 도입방안을 마련하도록 하였다. CPUC는 상계거래제도 개선

을 위한 논의를 통해 2016년 Decision 16-01-044를 제정하여 NEM

2.0으로의 전환 계획을 확정하였다.

AB 327과 Decision 16-01-044에 따라 기존의 상계용량 상한(5%)

도달 이전 시점까지 상계거래에 참여한 소비자에 대해서는 NEM 1.0

을 적용받을 수 있으나 2017년 7월 1일과 5% 상한 달성일 중 빠른 날

이후부터 상계거래 참여자는 NEM 2.0을 적용받게 되었다. NEM 대상

회사인 캘리포니아 3대 전력회사 중 SDG&E와 PG&E는 각각 2016년

6월과 12월에 용량 상한에 도달하여 NEM 2.0을 적용하기 시작하였으

며 SCE는 2017년 7월 1일부터 NEM 2.0을 적용하였다.

25) Aurora(2017), pp.5~6

26

구분 PG&E SCE SDG&E 합계

상계설비 용량(MW) 1,665.8 1,128.2 446.7 3,240.7

참여 수용가 수 200,420 143,970 65,960 410,350

출처: CPUC Decision 16-01-044, p.17

<표 3-1> NEM 2.0 도입 당시 캘리포니아 상계거래 참여 현황

2.1.2. 캘리포니아 NEM 2.0의 특징

NEM 2.0은 재생에너지 및 분산자원의 확대와 상계거래에 대한 합

리적 보상의 시행이라는 두 가지 목적을 달성하기 위하여 상계거래제

도 전반을 변경하였다. NEM 1.0과 NEM 2.0의 주요 차이점은 아래

<표 3-2>와 같이 요약할 수 있다. NEM 2.0의 개선사항 중 시간대별

차등요금제, 계통연계 요금, 비우회요금은 상계거래 참여자에 대한 요

금 및 비용부과 관련 사항으로 합리적 비용부과 또는 보상체계 수립을

목적으로 하지만 개별용량 상한 및 총용량 상한은 상계대상 설비 적용

대상의 확대를 목적으로 하는 개선사항이다. 상계제도를 구성하는 각

각의 항목에 대해서 비교하면서 살펴보도록 한다.

구분 NEM 1.0 NEM 2.0시간대별 차등요금제 소비자 선택 필수 적용

계통연계 요금 없음SCE: $75, SDG&E:

$132, PG&E: $145$800 over 1MW

비우회요금 순 전력사용량 기준 부과 총 수전전력량 기준 부과

개별 설비용량 제한 1MW 소비자의 전력소비량을 기준으로 설정

총 상계용량 상한 전력판매사 비동시피크 5% 제한 없음

출처: CPUC, “Net Energy Metering (NEM)”(접속일자: 2019. 2. 8)을 참조하여 저자 재구성.

<표 3-2> 캘리포니아 NEM 1.0과 2.0 비교


NEM 2.0의 가장 주요한 변화는 상계참여 소비자에 대해 시간대별

차등요금제(Time of Use, TOU)를 강제적으로 적용한다는 점이다. NEM

1.0에서도 AB58을 통해 10kW 초과 설비에 대해서는 TOU를 적용하

였다. 그러나 NEM 2.0에서는 전체 상계참여 소비자에 대해 일괄적으

로 적용하도록 되어있다. 전력판매회사는 역송전력량에 대한 회피비용

을 적용하는 방식으로의 제도 개선을 요구하였으나 규제위원회는 기존

의 소매요금 기준 보상방식을 유지하되 상계거래 고객의 경우 의무적

으로 시간대별 차등요금제를 적용하도록 규정하였다. 주 상계거래 참

여자는 주택용 소비자이며 해당 소비자는 누진요금제 적용대상이다.

누진요금제 적용 소비자가 상계거래에 참여할 경우 높은 누진단계에서

의 요금 차감효과를 획득할 수 있었으며 이를 통한 요금절감이 타 전

기소비자에게 이전되는 문제점이 제기되어 왔다. 전력판매회사는 이러

한 문제점을 해소하기 위해서는 상계거래의 보상단가를 변경할 것을

주장하였으나, CPUC는 현재의 역송전력에 대한 보상방식 적용에 따

른 사회적 편익과 비용에 대한 평가가 이루어질 때까지 소매요금에 기

초한 보상방식을 유지하기로 정하였다.26) 다만 전력피크 시간대 수요

절감 및 역송전력량 증대를 유도하는 동시에 캘리포니아에서 추진하고

주택용 요금개편방안(Residential Rate Reform)의 활용을 위해 소매요

금 기준의 상계를 유지하되 TOU를 상계거래 대상 소비자에게는 의무

적으로 적용하는 방안을 채택하였다.27) TOU를 적용함으로써 상계대

상 설비의 발전량에 대한 보상이 누진제에 비해 전력의 시장가치에 가

까워질 수 있으며 상계거래를 위해 재생에너지 발전원을 활용하는 소

비자 또한 TOU 요금이 높은 시간대에 자체적인 전력생산 및 소비를

26) Latham and Watkins(2016), p.327) CPUC(2016), p.91

28

높이는 유인으로 작용할 수 있다.

계통연계 비용부과는 상계거래 참여자가 분산자원을 최초 설치할 때

계통연계에 소요되는 비용을 부담하도록 하는 것이다. NEM 1.0에서는

상계거래 참여자가 부담하지 않던 계통연계비용을 부과함으로써 상계

거래로 인해 직접 발생하는 비용을 유발자에게 부담시켜 상계거래 참

여 여부에 따른 소비자간 교차보조를 축소하려는 시도이다. 계통연계

비용은 전력판매회사의 원가 수준에서 정해지며 PG&E의 경우 145달러,

SCE는 75달러, SDG&E는 132달러가 일괄적으로 부과된다. 다만 1MW

를 초과하는 규모의 상계거래참여 설비의 경우 800달러가 부과된다.

비우회요금(Non-bypassable Charge, NBCs)은 캘리포니아 전력산업

운영을 위해 요구되는 비용을 전기소비자에게 부과하는 요금 항목이

다. 비우회요금은 저소득층 지원, 에너지효율 향상, 원전 해체 비용, 공

익사업 요금, 구조개편 시점 발생 비용 등의 공익성 비용을 회수하기

위한 요금으로 전기사용료와 구분되는 별도 항목으로 요금고지서에 표

시되며 2~3센트/kWh 수준으로 책정되어 있다.28) NEM 1.0에서는 상

계거래참여자에 대해 역송전력량을 차감한 순 전력소비량을 기준으로

비우회요금을 부과하였으나 NEM 2.0에서는 고객의 전체 수전전력량

을 기준으로 비우회요금을 부과하도록 변경하였다.

한편 상계대상 개별 설비용량은 기존 1MW 제한을 폐지하고 소비자의

전기소비 수준을 고려하여 정하도록 변경되었으며 총 상계용량 한도

또한 폐지함으로써 자가소비를 중심으로 하는 경우 대규모 설비라도

상계거래에 참여할 수 있게 되었다.

28) Aurora(2017), p.6


2.2. 하와이

2.2.1. 하와이의 태양광 발전과 상계제도

하와이는 2001년 법률(HRS § 269-101 et seq.)을 통해 100kW 이하

재생에너지설비를 대상으로 하는 상계거래제도를 도입하였으며 최초

도입 시 총 상계거래 용량 상한을 전력판매회사 피크수요의 0.5%로

설정하였다. 상계거래제도 도입 이후 하와이의 재생에너지발전설비는

빠른 속도로 증가하였다. 2015년 기준으로 하와이 주요 전력회사인

Hawaiian Electric Company(HECO), Hawaiian Electric Light Company

(HELCO), Maui Electric Company(MECO)의 상계참여 고객은 6만을

돌파하였으며 상계거래 대상 설비 누적용량 또한 2010년 40MW에서

2015년 382MW로 5년간 10배 규모로 성장하였다.29) 상계대상 설비의

발전원별 구성을 살펴보면 태양광이 절대적 비중을 차지하며 풍력과

수력 설비가 일부 활용되고 있다.30)

구분상계거래 참여 고객수(가수) 상계거래 대상 설비용량(kW)

2005년 누적 2015년 누적 2005년 누적 2015년 누적

HECO 13 41,251 25 258,285

HELCO 25 9,626 110 59,986

MECO 34 9,265 144 64,301

자료 : Hawaiian Pubic Utilities Commission(2015) 제공자료를 활용하여 저자작성

<표 3-3> 하와이 상계거래 현황

29) Hawaiian Pubic Utilities Commission(2015), p.330) Ibid, Appendix A, 2015년 기준 HECO 총 상계용량 258,285kW 중 태양광 설비용

량이 258,260kW이다.

30

하와이의 경우 미국의 다른 주들에 비해서도 상계거래의 확산 속도

및 구성 비중이 높은 주에 해당하므로 상계거래 확대에 따른 문제 또한

빠르게 제기되었다. 상계거래 확대에 따른 주요한 문제점 중 하나로 지

적되는 전력판매회사의 수입감소 효과를 분석한 결과에 따르면 2015년

기준 HECO, HELCO, MECO 각각 0.67센트/kWh, 1.09센트/kWh 및

0.8센트/kWh의 요금 인상요인을 부담한 것으로 조사되었다.31)

하와이 주 규제위원회(Hawaiian Public Utilities Commission, HPUC)

는 상계거래 확대에 따른 문제점을 해소하기 위하여 2015년 기존의 상

계거래를 중단하기로 결정하였으며 상계거래 후속요금제도로 수용가

자가공급옵션(Customer self-supply option, CSS)과 수용가계통공급옵

션(Customer grid-supply option, CGS)32)을 도입하였다. 원칙적으로

후속요금제도 도입 이후 신규 소규모 재생에너지발전설비 설치자는 기

존 상계거래에 참여할 수 없다. 다만 기존 상계거래 참여자가 추가적

인 역송전력을 발생시키지 않는 조건에서 설비를 확대하는 경우 증설

설비에 대해 기존 상계거래제도를 적용받을 수 있는 Net Energy

Metering Plus(NEM Plus)제도를 도입하였으며 NEM Plus는 총 상계

용량 제한이 적용되지 않는다. 이로 인해 2015년 NEM 중단 이후에도

NEM 용량이 계속 확대되어 상계거래 참여 설비용량은 2015년 말

382MW에서 2017년 말 480MW로 증가하였다.33)

2.2.2. 하와이의 상계제도 개선 방향

앞서 설명한 바와 같이 하와이의 후속요금제는 CSS와 CGS로 대표

31) Ibid, Appendix A32) CCS와 CGS의 자세한 내용은 2.2.2에서 설명한다.33) Hawaiian Pubic Utilities Commission(2017), p.3


된다. CSS는 전기소비자가 설치한 재생에너지설비에서 생산된 전력이

역송되지 않는 경우 적용되는 상계거래이다. 역송을 하지 않는 조건이

므로 망으로 역송된 전력에 대해서는 보상이 이루어지지 않을 뿐만 아

니라 역송전력량에 대해서도 제한을 받는다. 또한, 전력판매회사의 고

정비 회수를 위해 CSS 참여고객이라 할지라도 계통에 연계되어있다면

매달 $25의 최소요금34)(상업용 고객의 경우 $50)은 지불해야 한다.35)

이러한 제약조건에도 불구하고 CSS는 역송전력이 없음을 원칙으로 하

므로 계통제약으로 인한 태양광 설치 제약에서 제외되어 인허가 신속

승인 대상으로 분류되며 총 용량 상한 등의 제한을 적용받지 않는 장

점이 있다. CSS는 발전량의 자가소비를 촉진하고 이를 통한 분산전원

확대를 목적으로 도입된 제도로 ESS의 설치 여부가 CSS 참여조건은

아니나 현실적으로 ESS를 활용해야 태양광을 역송하는 대신 자가소비

할 수 있게 된다.

CGS는 대상 고객들은 전력을 역송할 수는 있지만 역송량에 대해 소

매요금보다 낮은 수준으로 HPUC가 사전에 정한 가격으로 보상받는

상계거래제도다. CGS 보상가격은 하와이의 도매전력시장요금을 반영

하여 정해지며 그 수준은 15~28 ¢/kWh로 31~40 ¢/kWh인 소비자요금

의 절반 수준이다. CGS 참여소비자 역시 주택용 25달러, 소규모 상업

용 50달러의 기본요금을 지불한다.

34) Minimum bill은 매월 지불해야하는 최소요금으로 전력사용량이 매우적거나, 상계제도 등을 통해 요금기준 전력사용량이 0이더라도 지불해야하는 월별 최소요금이다.

35) https://www.civicsolar.com/article/future-net-metering 접속일자 2019.06.11

32

Oahu Hawaii Maui Molokai Lanai

15.07 ¢/kWh 15.14 ¢/kWh 17.16 ¢/kWh 24.07 ¢/kWh 27.88 ¢/kWh

출처: Hawaiian Electric Homepage36)

<표 3-4> CGS 보상 단가표

CGS는 역송하는 전력에 대해서 무한정 보상해 주지는 않는다. 기존

상계거래는 순 역송전력량을 모두 보상하였지만, CGS에서는 역송전력

량이 수전전력량을 초과할 경우 초과역송량에 대해서는 보상이 이루어

지지 않도록 제한하였다. 즉 역송전력량의 최대한도는 수전전력량이기

때문에 자기가 쓰는 만큼의 태양광 규모를 설치하여 자가소비를 유도

한다. CGS는 역송을 허용하므로 총 상계거래용량 또한 각 전력판매회

사에 연계하는 태양광 상계거래의 등록용량도 제한되어 있다. 주요 전

력판매회사인 HECO, HELCO 및 MECO의 상계등록 상한용량은 각각

51.31MW, 9.91MW 및 14.12MW이다.37)

한편 2017년 CGS 참여설비가 상한에 도달함에 따라 HPUC는 2017년

10월 CGS를 대체하는 새로운 요금제도인 CGS Plus(Controllable

CGS)와 Smart Export를 도입하였다.

CGS Plus는 기존 CGS와 유사하나 설비요건 및 보상단가에 차이점

이 있다. CGS Plus 참여고객은 전력판매회사가 계통 상황에 따라 역

송전력량을 통제 가능한 출력제한 장치를 의무적으로 설치하여야 한

다. 또한 보상단가는 Oahu 10.08센트/kWh, Hawaii 12.17 ¢/kWh 등으

로 기존 CGS에 비해 낮은 수준으로 책정되어 있다.38) 출력제한장치를

36) https://www.hawaiianelectric.com/products-and-services/customer-renewable-programs/private-rooftop-solar/customer-grid-supply 접속일자 2019.06.11.

37) Ibid


활용하나 역송전력을 허용하므로 CGS Plus에 대해서도 Oahu 35MW,

Maui County와 Hawaii Island에 각각 7MW의 총 용량 상한이 설정되

어 있다.39)

Oahu Hawaii Maui Molokai Lanai

10.08 ¢/kWh 10.55 ¢/kWh 12.17 ¢/kWh 16.77 ¢/kWh 20.80 ¢/kWh

출처: Hawaiian Electric Homepage40)

<표 3-5> CGS Plus 보상 단가표

Solar Smart Export 프로그램은 태양광 등 재생에너지발전원이 에너

지저장장치를 설치할 경우 적용되는 제도이다. Smart Export 참여고객

이 아침 및 저녁 시간대에 역송할 경우 정해진 가격으로 보상을 받으

나 주간 시간대에 역송할 경우 보상하지 않는 형태의 상계거래제도이다.

가장 적극적으로 계통을 보조하는 형태의 프로그램으로 CSS에서 한

단계 발전한 프로그램이라고 볼 수 있다. 기존의 CSS에서도 ESS의 활

용이 필요한 상황이었지만, Smart Export프로그램의 경우 ESS를 활용

하여 피크시간에만 역송을 하여 이에 대한 보상을 받게 된다. 역송에

대한 TOU라도 볼 수 있다. 피크시간의 역송을 활용한 계통보조 개념

이기 때문에 일반적인 CGS Plus의 역송요금보다 상대적으로 높은 요

금을 정산해 주고 있다. 단, Smart Export 또한 역송을 허용하므로 총

등록 용량에는 상한이 설정되어 있다. 지역별 총 용량 상한은 Oahu

25MW, Maui County와 Hawaii Island에 각각 5MW이다.41)

38) https://www.hawaiianelectric.com/products-and-services/customer-renewable-programs/private-rooftop-solar/customer-grid-supply-plus 접속일자 2019.06.11

39) Ibid40) Ibid41) https://www.hawaiianelectric.com/products-and-services/customer-renewable-programs/priv

ate-rooftop-solar/smart-export 접속일자 2019.06.11

34

(단위: 센트/kWh)

구분 0시~9시 9시~16시 16시~0시

Oahu 14.97 - 14.97

Hawaii 11.00 - 11.00

Maui 14.41 - 14.41

Molokai 16.64 - 16.64

Lanai 20.79 - 20.79

자료 : Hawaiian Electric Homepage42)

<표 3-6> Smart Export 보상 단가표

2.2.3. ESS설치 지원제도의 도입 추진

CSS와 Smart Export는 역송에 대한 보상 여부의 차이가 있으나

ESS를 활용하는 상계제도라는 측면에서 유사한 특징을 가지고 있다.

하와이는 유류발전에 대한 의존도가 높아 미국 본토에 비하여 전기요

금이 높은 지역이다. 하와이는 이러한 한계점을 극복하기 위하여 태양

광을 중심으로 한 재생에너지 확대정책을 시행하고 있으며 세부 시행

방안으로 2045년 기준 의무비율을 100%를 목표로 하는 RPS제도를

시행하고 있다. 재생에너지 확대 과정에서 하와이의 자연환경 상 태양

광이 빠른 속도로 확대됨에 따라 계통운영에 제약이 발생하고 있으며

이에 대응으로 ESS를 적극적으로 활용하고 있는 것이다. 2018년 기준

하와이의 ESS 설치용량은 217MWh 이상으로 캘리포니아의 967MWh

에 이어 미국 2위의 ESS 설치 주이다.43) 캘리포니아의 태양광 설치규

모가 25GW을 상회하고 하와이의 태양광 설치규모가 1GW 미만임을

42) Ibid43) Smart Electric Power Alliance(2019), p.30


볼 때,44) 하와이의 ESS 도입이 얼마나 적극적인지 확인할 수 있다.

하와이는 CSS, Smart Export와 같은 전력요금제도 뿐만 아니라 주

정부 차원에서 ESS에 대한 보조금 지원, 세제혜택 등을 도입하려 하였

으나 현재까지 확정된 주 차원의 지원방안은 없는 것으로 파악된다.

이에 대해 세부적으로 살펴보면 2016년과 2017년 ESS 설치를 장려하

는 내용이 포함된 법안이 다수 상정되었으나 모두 부결된 바 있다.

2016년에는 ESS에 대한 주 정부 환급(state-sponsored rebates) 법안이

부결되었으며, 2017년에는 ESS에 대한 주 정부 대출(state-provided

loans) 법안이 부결되었다.45) 하와이 상원은 2018년 1월 ESS 지원 법안인

Senate Bill 2016(S.B. 2016)을 발의하였으나 주 위원회(committee)에

서 기각되었다.46) 해당 법안의 목적은 ESS 설치에 대하여도 투자세액

공제(Income Tax Credit)를 도입함으로써 비용효율적인 에너지 저장

기술을 극대화하고 ESS의 도입을 장려하기 위함이었다. 법안에 따르

면 ESS에 대한 공제율은 1) 2018년 6월 30일부터 2019년 12월 31일

사이에 에너지 저장 시스템을 설치한 경우 시스템 비용의 30%, 2) 2020년

1월 1일부터 2020년 12월 31일까지는 26%, 3) 2021년 1월 1일부터

2021년 12월 31일까지는 22%, 4) 2022년부터는 10%가 적용된다.

하와이의 지속적인 노력에도 자체적인 ESS 지원방안이 제도화되지

못하였지만, 현재 하와이에서 ESS를 설치할 경우 연방정부 차원의

ITC 공제는 활용이 가능하다. 미국의 연방정부는 Energy Policy Act

of 2005에 의거하여 만들어진 투자세액공제(Income Tax Credit)를 활

44) 2019년 2분기 기준, SEIA 홈페이지. https://www.seia.org/states-map 접속일자 2019.10.19.45) PV Magazine, “Honolulu energy storage permits jumps more than 1,700%,” 접속일자

19.10.0246) https://www.capitol.hawaii.gov/session2018/bills/SB2016_.HTM, 접속일자 2019.10.02.

36

용하여 재생에너지 관련 설비투자를 지원해왔다. 투자세액공제는 2007

년 만료될 계획이었으나 정책의 인기와 미 의회의 지원에 힘입어 지속

적으로 만료가 연장되고 있다. 2019년 10월 현재 ESS의 경우 태양광

연계일 경우에만 투자세액공제를 받을 수 있다.47) 한편 2019년 현재

미국 하원은 ESS의 세제 혜택 관련 법안인 H.R. 2096 – Energy

Storage Tax Incentive and Deployment Act of 2019를 발의한 상황이

다. 법안에 따르면, 기존 태양광 연계 ESS에만 적용되었던 투자세액공

제의 범위를 확장하여 풍력 등 타 재생에너지 연계 ESS 등의 설치에

도 투자세액공제를 적용한다는 내용이 포함되어 있다. 또한, 2019년 7

월 미국 양당은 ITC 법에 대한 개정안으로 S. 228948) 및 H.R. 396149)

이라는 동일한 내용의 법안을 동시에 발의하며 태양광 이외의 재생에

너지 관련 설비에 대해서도 투자세액공제의 확대를 모색하고 있다. 이

에 따라 ESS 역시 기존 태양광 연계 ESS뿐만이 아닌 모든 ESS에 대

하여 투자세액공제를 지원받을 가능성이 높아진 상황이다.

2.3. 텍사스

2.3.1. 텍사스의 태양광 발전과 VOST(Value-of-Solar Tariff)

텍사스는 1999년 Public Utility Regulatory Act, TEX. UTIL CODE

ANN. § 39.904 (PURA)를 통해 RPS제도를 도입하였다. 도입 당시 재생

에너지목표는 2015년 기준 5GW, 2025년 기준 10GW였는데, 2009년에

47) https://www.energysage.com/solar/cost-benefit/solar-investment-tax-credit/ 접속일자 2019.10.02.

48) https://www.congress.gov/bill/116th-congress/senate-bill/2289, 접속일자 2019.10.02.49) https://www.congress.gov/bill/116th-congress/house-bill/3961, 접속일자 2019.10.02.


이미 2025년 목표를 달성한 바 있다. RPS 도입은 조기에 이루어졌지

만, 텍사스는 본래 석유 및 가스 등 전통에너지의 생산 중심 지역으로

현재 재생에너지 보급 목표 등을 고려할 때 재생에너지 정책 의지는

상대적으로 높지 않다. 또한 풍부한 풍력을 바탕으로 재생에너지에 집

중하고 있고, 주택용 태양광의 도입보다는 서부지역의 사막을 중심으

로 대규모 태양광이 도입되고 있다. 지역에 따라 토네이도가 빈번히

발생하고 있는 텍사스의 기후적인 특성으로 건물지붕에 새로운 장치를

설치하는 것에 대한 규제가 심하기 때문에, 텍사스 주 전체에 일괄적

으로 주택용 태양광을 장려하기는 어려운 것이 현실이다.50)

텍사스 내에 위치한 Austin시는 주 정부와 별도로 2020년 50%,

2025년 65%의 재생에너지공급비율, 2050년에는 탄소 무배출을 목표

로 하는 RPS제도를 운영하는 등 재생에너지확대를 위해 적극적으로

정책 및 제도를 시행하고 있다. Austin시의 시영 전력회사인 Austin

Energy는 2000년 20kW 이하 재생에너지설비를 대상으로 상계거래제

도를 도입하였으며 2004년에는 3kW~10kW 규모의 주택용 태양광 설

치에 대한 보조금을 지급하는 등 재생에너지확대를 위한 다양한 정책

을 추진하였다.51)그런데 Austin시와 Austin Energy의 재생에너지 관련

지원으로 상계거래 대상 설비가 증가함에 따라 일반적으로 상계거래

대상 확대 시 발생하는 소비자간 교차보조, 전력판매수입 감소뿐만 아

니라 에너지효율 향상을 위한 소비절감 유인부족의 문제점이 제기되었

다.52) Austin Energy는 상계거래 후속요금제로 상계거래의 근본적인

문제점을 해소하고자 2012년 태양광발전가치전력요금제(Value-of-Solar

50) Baker Institute 인터뷰, 2019.07.0851) DSIRE, “Austin Energy – Net Metering,”(접속일자 2019.07.23.)52) T. Phung et al.(2017), p.6

38

Tariff, VOST)를 도입하였다.

VOST는 자신이 역송한 전력량을 수전한 전력량에서 차감하거나 해

당 요금을 차감하는 상계거래제도와 달리 소규모 재생에너지발전에서

생산된 전력 전량을 판매하고 소비한 전력 전량은 전력판매회사에서

구매하는 ‘Buy all, Sell all’의 개념이다. 단, 소비자가 판매한 전력 전

체에 대해서 재생에너지의 가치에 기반한 보상수준으로 정산하기 때문

에 판매가격과 소비가격의 차이는 존재한다.

아래 [그림 3-2]은 VOST 요금이 적용되는 소비자의 요금고지서 사

례로 해당 소비자의 전력판매회사로부터의 수전전력량은 총 700kWh

이다. 태양광 설비로 300kWh를 역송하고 순 소비량은 400kWh가 된다.

총 800kWh를 생산하였기 때문에 이 중 500kWh를 자가소비한 셈이

된다. 따라서 수전전력량 700kWh에 자가소비량 500kWh를 합한 총

전력소비량은 1,200kWh이며 태양광 설비를 통한 총 발전량은 800kWh

이다. 소비자는 총 전력소비량(Buy all)인 1,200kWh 기준으로 산정된

전기요금에서 태양광의 총발전량(Sell all) 800kWh를 기준으로 산정된

보상금액을 차감한 차액을 부담한다.

자가생산 전력의 자가소비량에 관계없이 실제 사용한 총 전력량을

기준으로 요금부담액을 산정하는 Gross Metering 방식을 활용하므로

전력소비 절감을 유도하는 동시에 자신이 소비한 전력량에 기초하여

요금을 부담하게 되어(Decoupling) 상계거래의 일부 문제점을 해소할

수 있는 방안으로 평가되기도 한다.


[그림 3-2] VOST 요금고지서 샘플

출처: Austin Energy(2019), p.1

40

2.3.2. VOST의 가치산정 기준

VOST의 주요한 특징은 Gross Metering과 전기요금 또는 태양광의

원가가 아닌 가치에 기반을 두어 보상가격을 결정한다는 것이다. 미국

에서는 1978년 Public Utility Regulatory Act 제정 이후 전력가치 산

정 시 회피비용(Avoided Cost)개념이 활용되었다. 회피비용은 소비지

에 설치된 발전원에서 생산된 전력의 가치를 전력판매회사가 해당 전

력을 활용함으로써 절감한 전력의 가격으로 결정하는 것으로 일반적으

로 전력도매시장 가격이 회피비용의 기준으로 활용되어왔다.53) 하지만

전통적인 회피비용 산정방식으로는 재생에너지 분산자원의 가치를 산

정하기 어려우므로 Austin Energy는 회피비용이 아닌 발전의 가치에

기초한 가격 결정방식을 도입하였다.

Austin Energy는 Clean Power Research와 연구를 통해 VOST의 보

상단가 결정방식을 마련하였다. 태양광으로 생산된 전력이 대체하는

전력의 가치에 태양광의 가치를 환경 편익으로 추가 고려하여 산정하

는 방식으로 구체적이 항목은 다음과 같다.54)

- Energy Value: 태양광의 시간대별 발전부하패턴을 고려하여 시간

대별로 태양광이 대체하는 전력의 가치를 송배전 손실을 고려하여

결정하며 한계발전기인 천연가스의 가격을 고려하여 ERCOT(Electric

Reliability Council of Texas) 시장가격에 송배전 손실률을 적용하여

산정된다.

53) K. Rabago(2012), p.154) 이하 항목에 대한 설명은 City of Austin Fiscal Year 2019 Electricity Tariff, Appendix

A를 참고


- Plant O&M Value: 한계발전설비인 가스발전설비의 운영비용이다.

- Generation Capacity Value: 첨두발전설비 확보를 위해 소요되는

투자비용 절감액의 가치로 ERCOT 가격에 기초하여 결정된다.

- Transmission & Distribution Value: 송배전 설비 투자액 및 운영

비용 절감비용이다.

- Environmental Value: 온실가스 배출절감비용으로 1kWh당 0.015

달러로 책정되어있다.

이와 같은 5가지 요소를 산정하여 VOST를 평가한 후 최종 요금승

인을 통해 VOST 적용요금을 확정한다. 2012년 이후 현재까지 평가

값과 실제 적용요금은 다음과 같다.

적용일 평가결과 적용요금

2012년 10월 1일 0.128 $/kWh 0.128 $/kWh

2014년 1월 1일 0.107 $/kWh 0.107 $/kWh

2015년 1월 1일 0.100 $/kWh 0.113 $/kWh

2016년 1월 1일 0.097 $/kWh 0.109 $/kWh

2017년 1월 1일 0.097 $/kWh 0.106 $/kWh

2018년 1월 1일 0.085 $/kWh 0.097 $/kWh

출처: City of Austin(2019), p.51주: Residential and Commercial Non Demand 기준

<표 3-7> Austin Energy VOST 평가 결과 및 적용요금

42

2.3.3. 균등화발전비용과 균등화발전가치

VOST의 주요 특징은 태양광 발전의 원가가 아닌 가치에 기반하여

가격을 설정하는 점에 있다. 일반적으로 전력산업에서는 특정 발전원의

원가에 기초하여 분석하는 균등화발전비용(Levelized Cost of Electricity,

LCOE)의 개념이 활용되나 VOST는 균등화발전가치(Levelized Value

of Electricity, LVOE)에 기초하여 가격을 산정한다. 구체적으로 살펴

보면 LCOE는 태양광 설치자가 태양광발전설비를 설치하고 운영하는

데 발생하는 총 비용, 수명주기, 기대수익률 등 비용을 중심으로 고려

하는 반면, LVOE방식의 경우 태양광 활용에 따라 절감 가능한 회피가

능비용, 환경적 가치 등의 가치를 중심으로 태양광 발전에 대한 가치

를 산정한다. <표 3-8>에서 볼 수 있듯이 LCOE의 산식은 투자비, 운

영비, 연료비 등에 기초하고 있고, LVOE의 산식은 전력가격 등을 기

초로 하고 있다. 시장경제에서 가격만큼 모든 정보를 포함하고 있는

것은 없다. 전력시장이 개방되어 있는 국가에서는 전력의 시장가격에

기초한 LVOE가 태양광의 가치를 판단하는 가장 단순하고 직접적인

방법이다. LCOE가 투자, 운영, 연료비를 고려하기 때문에 전력을 생

산하여 판매하는 전력공급자 입장의 분석인 반면 LVOE는 전력가격을

고려하기 때문에 가격을 지불하는 전력소비자 입장에서의 분석 목적을

지니고 있는 것으로 평가되기도 한다.55)

55) https://www.linkedin.com/pulse/levelized-value-electricity-lvoe-emilio-mera 접속일자 2019.10.31.


구분 LVOE LCOE

정의

단위 발전량당 평균 태양광

전력의 가치를 균등화하여

계산하는 방식

태양광 발전 시 불규칙적으로 발생하는

비용과 발전량 및 화폐의 시간적 가치를

고려하여 일정시점으로 할인하고

연도별로 균등화 하는 방식

산식

중점가치

가치 중심

(i.e., 회피가능비용, 기회비용, 환경 및 사회적 가치)

비용 중심

(i.e., CAPEX, OPEX,생애주기, WACC 등을 고려)

관점 수요자 관점 공급자 관점

출처: 정윤경(2013), pp.67-68 및 Lee(2016), p.5

<표 3-8> 태양광발전의 가치산정 방식 비교

초기 상계거래제도 도입 시 분산자원의 발전원가는 전력판매회사의

소매요금과 유사한 수준일 것으로 가정하여 역송전력에 대해 소매요금

으로 보상을 시행하였다. 또한, 전체 전력판매량 중 분산자원의 역송전

력량의 크기가 크지 않아 위와 같은 가정이 맞지 않는다고 하더라도

이에 따른 왜곡의 영향이 크게 다가오지는 않았을 것이다. 하지만 상

계거래 대상 설비가 확대됨에 따라 역송전력에 대해 도매가격 수준에

44

서 보상을 시행하는 방식으로 제도변화가 나타나게 되었으며 이에 대

한 반작용으로 실제 태양광의 가치(Value of Solar, VOS)를 찾기 위한

연구가 본격적으로 진행되었다.

VOS에 대한 합의된 값이 도출되지는 않았으나 VOS의 범위는 최소

4 ¢/kWh에서 최대 34 ¢/kWh로 분석되며 중간값은 16 ¢/kWh로 파악

되고 있다.56) VOS는 태양광 발전의 외부경제효과를 포함하므로 연구

마다 적용한 가치의 정의, 평가 방식, 분석 대상 기간 등에 따라 분석

결과가 상이하게 도출될 수 있다. 다만 공통적으로 도출되는 결론은

태양광 또는 분산자원은 송배전 설비 감축 및 손실 절감, 환경 편익으

로 인해 전통적인 전원에 비해 높은 가치를 가진다는 것이다.

LVOE에 대한 연구는 태양광의 가치인 VOS 뿐만 아니라 분산자원

의 가치에 관한 연구로 이어져 뉴욕 주 등에서 분산자원가치(Value of

Distributed Energy Resources, VDER)에도 LVOE 개념이 적용되었다.

VDER은 분산자원의 가치를 해당 지역의 도매전력가격, 설비용량가격,

환경적 편익, 수요감소를 통한 배전망 절감 가치 등으로 고려하여 결

정된다.57)

2.4. 호주

2.4.1. 호주 상계제도의 역사

호주는 연방정부 차원에서 재생에너지확대 정책으로 Renewable

Energy Target(RET)제도를 운영하고 있다. RET는 Renewable Energy

(Electricity) Act 2000 및 Renewable Energy (Electricity) Regulations

56) Weissman(2016), p.2, p.1357) Energysage, “VDER: NY’s replacement to net metering”(접속일자 2019.08.30.)


2001에 따라 온실가스 배출량을 줄이며 지속 가능하고 재생 가능한

에너지원으로부터의 발전을 장려하기 위하여 2001년부터 시행되었다.58)

이후 RET는 2011년 발전 규모에 따라 대규모 RET(the Large-scale

Renewable Energy Target; LRET), 소규모 RET(the Small-scale

Renewable Energy Target; SRET)로 세분화되었다. LRET는 대규모로

전력을 생산하는 발전소 등에 재생에너지원을 통한 발전을 유도하기

위해 운영되는 반면 SRET는 경우 개인 및 소규모 사업장이 태양광,

소규모 풍력 및 수력, 태양열 등 소규모 재생에너지 발전시스템에 적

용되는 제도이다.

각 주 정부에서도 연방정부 차원의 RET 제도와 별도로 주별 여건에

따라 상이한 재생에너지 지원정책을 시행하고 있다. 주 정부 차원에서

시행하는 대표적인 소규모 태양광 확대 정책으로는 2008년 도입된

Solar Bonus Scheme이 있다. Solar Bonus Scheme은 주 정부 차원에서

계약 및 보상이 결정되는 FIT 제도로 세부 적용방식에 따라 Gross FIT

와 Net FIT로 구분된다. Gross FIT는 생산한 전력의 자가소비를 인정

하지 않고 전량 판매하며 수익을 취하고, 전기요금은 소비한 총 전력소

비량을 기준으로 부담하는 Buy all, Sell all 방식의 일반적인 FIT방식

이다. 이에 비해 Net FIT는 생산한 전력 중 자신이 사용한 전력에 대

해서는 전기요금 부담을 줄이고 역송한 전력에 대해 Net FIT 단가를

적용하여 산정한 금액을 전기요금 부담액에서 차감하여 최종 요금부담

액을 정하는 방식으로 Net Billing과 유사한 형태이다. 호주에서는 Net

Billing 방식을 활용하면서 역송전력량을 소비전력량에서 차감하는 전통

적인 형태의 Net Metering 상계거래는 활용되지 않은 것으로 보인다.

58) http://www.cleanenergyregulator.gov.au/RET/About-the-Renewable-Energy-Target/History-of-the-scheme, 접속일자 2019.08.02.

46

초기 호주수도권역(Australian Capital Territory, ACT)을 포함한 일

부 주에서 Gross FIT 제도를 활용하였으나 다수 주에서는 Net FIT를

적용하였다. 2016년 12월 퀸즐랜드와 뉴사우스웨일즈 지역에서 주 정

부 차원에서 진행하던 Solar Bonus Scheme을 폐지하였다. 그러나 주

정부가 아닌 개별적인 전력판매회사에서 자발적으로 운영하는 방식으

로 전환되어 FIT제도가 유지되고 있다.

2.4.2. FIT 단가의 산정과 적용

주 정부 차원에서 진행하는 Solar Bonus Scheme의 경우 FIT 가격을

규제기관이 결정하는 반면 전력판매회사가 진행하는 FIT 가격은 회사

가 정하고 있다. 그렇지만 전력판매회사가 적정 수준의 FIT 가격을 제

시할 수 있도록 규제기관 차원에서 기준을 제시하며 전력판매회사는

이에 기초하여 FIT 가격을 정하고 있다.

퀸즐랜드의 경우 Queensland Competition Authority(QCA)에서 FIT

가격 설정 기준으로 회피가능비용 개념을 제시하고 있다.59) 전력판매

회사는 FIT 고객이 역송한 전력을 제3자에게 재판매(on-sell)하게 되며

이때 전력판매회사는 도매시장에서 해당 전력량의 구매를 회피할 수

있게 되는 점을 고려하여 FIT 가격에 전력도매 및 보조서비스 시장가

격(National Energy Market and ancillary services fees)과 송배전 손실

(Transmission and distribution loss factors)을 고려하도록 정하고 있다.

59) Queensland competition Authority(2017), p.3


구분 2019~2020 2018~2019

Wholesale Energy Costs 7.558 ¢/kWh 8.818 ¢/kWh

NEM Management Fees 0.063 ¢/kWh 0.053 ¢/kWh

Ancillary Services Fees 0.037 ¢/kWh 0.043 ¢/kWh

Value of Energy Losses 0.184 ¢/kWh 0.455 ¢/kWh

Feed in Tariff 7.842 ¢/kWh 9.369 ¢/kWh

자료 : Queensland Competition Authority(2018), (2019) 저자 재작성

<표 3-9> QCA 권고 FIT 단가

2.5. 일본

2.5.1. 일본 잉여전력매입제도의 역사

일본은 2009년 11월 에너지 공급 사업자에 의한 비화석 에너지원의

이용 및 화석 에너지 원료의 효과적인 이용 촉진에 관한 법률60) 및 경

제산업성 고시 제160호 ‘에너지 공급 사업자에 의한 비화석 에너지원

의 이용 및 화석 에너지 원료의 효과적인 이용촉진에 관한 기본방침’

에 근거하여 잉여전력매입제도(余剰電力買取制度)를 도입하였다. 잉여

전력매입제도는 주택용 등의 소규모 태양광 발전 설비를 통해 생산된

전력 중 자가소비분을 차감한 잉여전력을 전력회사가 매입하는 것이

다. 일반적인 형태의 상계와 유사한 제도로 잉여전력매입제도를 통해

소규모 재생에너지발전설비에서 생산된 전력의 외부구매가 시작되었다.61)

잉여전력매입제도의 주요 목적은 소규모 태양광 설비 등을 설치한

소비자를 대상으로 가정에서 판매하는 역송하는 전력(잉여전력량)을

60) エネルギー供給事業者による非化石エネルギー源の利用及び化石エネルギー原料の有効な利用の促進に関する法律

61) http://www.tepco.co.jp/e-rates/individual/shin-ene/taiyoukou/fukakin-j.html 접속일자 2019.09.02.

48

증가시키기 위해 자발적인 절전을 유도하여 에너지 절약 효과를 창출

하는 것에 있다. 잉여전력매입제도에서는 절전 행위가 적극적일수록

해당 소비자의 수입이 증가하므로 에너지 소비량 절감을 유도 가능한

것으로 기대하고 있다.

일본은 후쿠시마 사태 이후 2012년 7월 기존 RPS를 대신하는 고정

가격매입제도가 재도입되는 등 대규모 재생에너지발전설비에 대한 제

도 변화가 발생하였다.62) 고정가격매입제도는 재생에너지 전력이 생산

한 전력 전량을 고정된 가격에 매입하는 제도로 잉여전력매입제도와

전량매입제도가 병행 운영된다. 고정가격매입제도에서 일반 재생에너

지설비의 경우 고정가격에 따른 전량매입제도와 잉여전력매입제도 중

선택 가능한 반면 10kW 미만 소규모 설비는 잉여전력매입제도가 일

괄 적용된다.63) 전량매입제도는 생산한 모든 전력을 판매하는 제도로

10kW 이상의 전력을 생산하는 소비자는 기존의 잉여전력매입제도와

전량매입을 선택하여 발전기를 운영할 수 있다. 이후 전량매입제도는

규제기관이 설정한 FIT 가격이 아닌 입찰시장에서 매입가격을 정하는

방식으로 변경되었으나 잉여전력매입제도는 지속되고 있다.

2.5.2. 태양광 전력 매입단가의 변화와 적용

잉여전력 매입은 10년간 이루어지며 매입가격은 경제산업성 고시

제278호 “비화석 에너지원의 이용에 관한 일반전기사업 등의 판단 기

준”에 근거하여 경제산업성이 결정한다. 잉여전력매입 단가는 발전설

비의 설치에 소요되는 비용의 수준에 기초하여 결정하되 타 설비에 의

한 전기 공급량이 잉여전력에 미치는 수준을 고려하여야 한다.

62) IEEI, “固定価格買取制度導入の経緯・失敗の原点(その1),” 접속일자 2019.09.02.63) https://enepi.jp/articles/60#idx-15 접속일자 2019.09.02.


구분 2011. 3. 2011.9~2012.7

주거용

10kW 미만

태양광단일 설치시 48￥/kWh 42￥/kWh태양광 외 설비 존재시 39￥/kWh 34￥/kWh

10kW 이상

태양광단일 설치시 24￥/kWh 40￥/kWh태양광 외 설비 존재시 20￥/kWh 32￥/kWh

비주거용태양광단일 설치시 24￥/kWh 40￥/kWh

태양광 외 설비 존재시 20￥/kWh 32￥/kWh자료 : 경제산업성64)

<표 3-10> 잉여전력매입 단가

변경 전후를 비교해보면 소규모의 매입단가는 하향 조정된 반면

10kW 이상의 설비에 대한 매입단가는 주요한 수준으로 상승하였다.

이는 2009년 잉여전력매입제도 도입 이후 대상 설비가 대부분 주택용

소규모로 집중되어 10kW 이상의 설비 확대가 이루어지지 않는 문제

점에 대한 대응으로 볼 수 있다. 이후 전량매입제도가 도입되면서 잉

여전력매입가격은 전량매입제도의 일부에 포함되어 공개되고 있다.

상계거래제도 도입이 논의되지 않고 잉여전력매입제도가 유지된 이

유는 잉여전력매입단가가 전기요금 단가에 비해 높아 소규모 발전설비

설치자 입장에서 상계제도에 비해 잉여전력매입제도가 유리하기 때문

인 것으로 보인다. 2011년 3월 신청분까지 적용된 10kW 미만에 태양

광 설비에 대한 잉여전력 매입가격은 48￥/kWh 수준으로 전기요금 단

가보다 높은 수준이므로 재생에너지설비 설치자 입자에서 상계제도를

도입할 유인이 없는 것이 현실이다. 또한, 일본은 후쿠시마 사태 이후

대규모 재생에너지에 대한 정책을 RPS에서 고정가격매입제도, 입찰제

도로 변경하며 주요한 정책변화를 시행한 반면 소규모 재생에너지발전

64) https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/kakaku.html 접속일자 2019.09.03.

50

설비에 대해서는 잉여전력매입제도를 유지하고 있다.

[그림 3-3]은 2012년부터 2019년까지 주택용 전기요금 단가와 잉여

전력매입단가의 변화 추이를 비교한 결과이다. 일본의 주택용 전기요

금 단가는 일정한 수준을 유지하는 반면 잉여전력매입단가는 지속적으

로 하락하고 있다. 잉여전력매입단가의 하락은 태양광 모듈가격 하락

등의 투자비용 인하 및 FIT 대상 설비에 대한 지속적 매입단가 하락

추세가 반영된 것이다. 위와 같이 잉여전력 매입단가의 하락추세가 유

지되어 가격 수준의 주택용 요금단가보다 낮아지는 경우에는 소비자요

금으로 잉여전력을 매입하는 형태의 상계제도에 비해 잉여전력매입제

도의 경제성이 낮아지게 된다.

잉여전력매입대상 설비의 경제성이 하락하고 있는 상황으로 향후 일

본에서도 잉여전력매입제도의 제도 변경에 대한 논의가 이루어질 것으

로 예상되어 그 변화를 지켜볼 필요가 있다.

[그림 3-3] 10kW 이하 주택용 태양광의 매입 가격 변화 추이

자료: https://www.shouene.com/photovoltaic/cost/grid-parity.html#anc_topic_1, 접속일자 2019.09.02.

주: 파란색 점선은 가정용전기요금 24엔/kWh


3. 소결

해외사례에서 나타난 상계제도의 개선방향은 지역에 따라 상이하였

으나, 공통적인 고민은 태양광의 매입에 대한 가치산정이었다. 하와이

와 일본에서 역송전력의 매입단가를 낮아지고 있고, 텍사스에서는 독

립적으로 전력가격에 기초한 태양광의 가치산정을 시도하고 있다. 따

라서 태양광의 보급이 확산되고 설치비용이 하락하면 역송에 대한 매

입단가를 조정을 위해 적절한 산정기준이 도입되어야 할 것이다.

역송전력의 가치산정을 통한 역송단가 조정은 상계제도의 가장 기본

적인 개선방향이지만, 태양광이 보급 및 확대를 목표로 하고 있는 시

점에서 도입하기는 어렵다. 이러한 과도기적인 시점에서는 캘리포니아

의 NEM2.0에서 도입하고 있는 제도들이 상대적으로 적용하기 유리해

보인다. 역송요금에 대한 보상수준을 소매요금단가로 유지하면서도 상

계제도의 문제점들은 어느 정도 해결하려는 노력을 보이고 있기 때문

이다. 대표적으로 계통접속 수수료의 적용과 전용 요금제도의 적용 등

을 들 수 있다. 각각 고정비의 회수와 태양광 설치고객의 소비패턴의

변화를 꾀하고 있다.

보급이 목적이 아닌 안정적인 계통유지가 목표가 되는 시점에서는

하드웨어를 활용한 제도개선도 가능하다. 하드웨어적인 방법 중의 하

나는 ESS 등의 에너지 저장장치를 활용하는 방식이다. 이를 적극적으

로 활용하고 있는 곳은 태양광 보급률이 높고, 이미 역송에 대한 가치

를 소매요금의 절반 정도로 책정하고 있는 하와이였다. 하와이의 높은

전기요금 수준은 아직은 높은 비용을 유지하고 있는 ESS의 설치까지

도 유도하고 있다. 이러한 ESS가 도입이 되면 분산전력으로서의 역할

을 제대로 할 수 있게 된다. 즉, 자가소비가 증가하고 계통으로의 역송

52

이 줄어들게 된다.

이렇게 해외의 사례를 통해서 상계제도의 개선이 단 하나의 해결방

안은 갖는 것이 아니라 시점과 상황에 따른 다양한 수단이 존재함을

알 수 있었다.

제4장 요금제도 변화에 따른 상계제도 분석 53

제4장 요금제도 변화에 따른 상계제도 분석

3장에서 해외사례를 통해 역송요금에 대한 적정한 수준 설정의 중요

성과 계통접속수수료, 전기요금 산정 방식의 변화를 통해 고정비용의

회수와 소비패턴의 변화를 유도하고 있음을 살펴보았다. ESS 등의 설치

및 활용 등의 하드웨어적인 도입은 추후에 고려하더라도 계시별 요금제

등의 소프트웨어적인 도입은 우리나라에서도 상대적으로 손쉽게 적용이

가능해 보인다.

우리나라에서는 계시별요금제와 같은 요금구조의 변화까지는 아니

지만, 최근 전기요금의 수준에 변화를 줄 수 있는 요금제도 개편이 이

뤄졌다. 바로 누진요금제의 완화이다. 그런데 누진요금제의 완화로 인

해 높은 누진구간을 회피하는 혜택을 누리던 태양광 설치고객에게 역

으로 피해가 가는 것은 아닌가하는 우려도 있다. 요금제도의 개편에

대한 목소리가 높아지면서, 우리나라도 해외사례에서 본 것처럼 태양

광설치고객에게 계시별요금제를 적용하는 것이 필요하다는 지적도 나

오고 있다. 그러나 실제로 계시별 요금제가 도입되었을 경우 나타날

수 있는 결과에 대한 분석은 전무하다. 따라서 요금제의 변화가 과연

태양광설치가구가 지불하는 요금수준에 어떠한 변화를 가져오고, 최종

적으로 가정용 태양광발전이 추구하는 분산전원으로서의 역할을 유도할

수 있는지는 자세히 살펴볼 필요가 있다.

이번 장에서는 먼저 최근 변화한 누진요금제가 태양광 설치고객에

게 어떠한 영향을 미쳤는지 확인해 보고, 향후 적용이 가능한 계시별

요금제의 시나리오가 주택용 태양광설치 가구의 전기요금에 미치는 영

향을 살펴보기로 한다.

54

1. 주택용 상계패턴 분석

주택용 태양광설치 가구에 대한 상계패턴은 한전의 상계자료를 통해

도출이 가능하다. 다만 수전전력량와 역송전력량만 계량하고 있는 계

량시스템의 한계로 인해 가구별 실제 전력소비와 발전량에 대한 계측

자료가 존재하지 않는다. 따라서 이번 장에서는 먼저 주택용 월별

1~24시 전력소비계수를 사용하여 전력사용 패턴을 추출하고, 기상조건

을 활용하여 태양광 발전력을 추출하여 시간대별 전력사용량과 발전량

에 대한 대표 샘플을 만들어서 전력소비 및 상계패턴을 분석한다.

1.1. 주택용 전력소비패턴

주택용 전력소비패턴을 분석하기 위한 대표지역으로 우리나라 인구

의 절반이 위치한 서울과 일조량이 높은 광주65)를 선정하였다. 우선

각 지역의 월평균 전력사용량을 산출하기 위해 한전에서 공개하는 ‘계

약종별 전력사용량 월별’ 자료를 활용하였다. 자료의 계약구분은 주택

용으로 한정하였고 월간 사용량을 해당기간의 고객호수로 나누어 평균

전력사용량을 산출하였다.

<표 4-1>은 2018년 서울지역의 주택용 고객호수, 사용량, 그리고 이

를 통해 산출한 월평균사용량을 나타내고 있으며, 동일한 방법을 통해

산출된 광주지역의 월평균사용량의 결과도 함께 보여주고 있다. 2018

년 서울지역의 평균 연간 전력소비량은 약 5050kWh였고, 8월 평균은

약 648kWh였다.

65) 광주(光州)는 빛고을이라는 순우리말의 별칭을 가지고 있다.


월소비 고객호수(A) 사용량(B) 서울(B/A) 광주

1월 2,773,175 1,218,264,077 439.3 470.9

2월 2,776,339 1,230,801,297 443.3 477.6

3월 2,780,142 1,045,250,724 376.0 411.8

4월 2,784,504 1,064,942,184 382.5 424.0

5월 2,787,470 1,000,318,832 358.9 397.8

6월 2,789,706 1,053,725,376 377.7 409.2

7월 2,792,509 1,211,149,340 433.7 455.7

8월 2,796,153 1,810,791,176 647.6 662.7

9월 2,799,258 1,291,084,839 461.2 519.6

10월 2,801,507 1,000,840,828 357.3 399.6

11월 2,805,755 1,054,196,680 375.7 420.1

12월 2,809,435 1,115,940,971 397.2 438.3

합계 5050.4 5487.2

단위: kWh, 출처: 한국전력공사 자료를 활용하여 저자작성

<표 4-1> 2018년 지역별 주택용 월평균 전력소비(서울·광주)

[그림 4-1]은 서울지역의 평균전력사용량을 활용하여 시간대별 전

력사용패턴을 도출한 결과를 보여주고 있다. 한국전력공사에서 발표하는

전력소비행태분석의 ‘주택용 월별 1~24시의 전력소비계수’는 시간대

별 전력소비 패턴에 대한 자료를 제공하고 있다. 이 계수는 1~24시의

실제 사용량이 아닌 전체사용량에서 각 시간대의 사용량이 차지하는

비율을 나타내기 때문에, 위 표에서 구한 총 전력소비량을 적용하면

해당시간대의 사용량을 도출할 수 있다.

56

[그림 4-1] 2018년 주택용 전력소비 패턴

단위: kW, 출처: 한국전력공사 자료를 활용하여 저자작성

2018년 8월의 높은 전력소비는 기록적인 폭염을 기록한 2018년의

기상특징을 반영하고 있다. 열대야 현상으로 8월 평균 23~24시의 전력

사용은 8월을 제외한 모든 달의 최대수요보다 높은 수준이었다. 열대

야 현상으로 밤 시간까지 냉방수요가 이어져 8월 자정 무렵에도 시간

당 평균 1kWh 수준의 전력소비를 보였다.

1.2. 주택용 태양광 발전패턴

주택용 태양광은 발전에 대한 계량기가 설치되어 있지 않기 때문에

실시간 발전량에 대한 자료는 일사량 등을 통해 도출하였다.66)

66) 실제로는 발전량 계량기는 개인 태양광사업자가 고객에게 추가적인 정보를 주기 위해 설치하는 경우가 있다. 또한 한국에너지공단의 융복합 시범사업 등 연구목적으로 인해 발전에 대한 실시간 계량기가 설치되어 발전량에 대한 자료를 축적하는 경우도 있다.


[그림 4-2] 2018년 서울지역 일조량

단위: MJ/m², 출처: 기상청 관측자료를 활용하여 저자작성

기상청은 기상자료개방포털67)을 통해 각 지역별로 시간대별 기온,

일사량, 지면온도 등 각종 기상관측 자료를 제공하고 있다. 매월 시간

대별 일조량의 합을 해당 월의 일수로 나누어 평균 일사량을 도출하였

다. 2018년 기준 서울의 일사량이 가장 낮게 나타나는 것은 1월 이었

으며, 12월, 11월, 2월 순으로 증가했다. 가장 높은 일사량을 보인 것

은 6월이었고, 4월, 5월, 9월, 7월 순으로 높은 일사량을 보였다. 이러

한 일조량이 태양광 발전량과 정확하게 비례하지는 않는다. 기본적으

로 태양광 패널의 효율은 패널 표면온도와 깊게 연관되어 있다. 최근

MIT의 연구68)를 기초로 태양광 셀의 온도상승으로 인한 효율감소를

67) https://data.kma.go.kr68) Peters and Buonassisi(2019), p.2

58

0.45%/C로 가정하여 일사량을 보정하였다. 또한 지표면의 온도와 패

널의 온도와의 차이가 발생하는 것을 보정하였다. 태양광 패널의 크기

는 한화Q셀의 가정용 3kW급의 크기에서 프레임을 제거한다는 가정을

통해 16m²의 크기로,69) 태양광 모듈의 효율은 18%로 가정하였다. 이와

같은 가정을 통해 시간대별 태양광 발전량은 아래의 [그림 4-3]과 같

이 도출된다. 가장 높은 일사량을 보였던 6월부터 시작되는 여름기간

은 온도상승으로 인한 효율하락으로 일사량 대비 발전량이 상대적으로

낮아졌다. 이로 인해 가장 높은 발전량을 보이는 시기는 봄인 4월이었다.

[그림 4-3] 3kW급 태양광 패널의 시간대별 평균 발전량(서울, 2018년)

(단위: kW)

출처: 한국전력공사, 기상청 자료를 활용하여 저자작성

주택용 전력소비 패턴과 태양광 발전 패턴을 조합하여 주택용 태양광

설치 가구의 순 전력사용을 도출하였다. 재생에너지의 보급률이 높은

미국 캘리포니아에서 나타나는 덕커브(Duck Curve)현상이 동일하게 재

69) QCELLS, “Q.Peak-G4.4,“ 접속일자 2019.08.01


현되었다. 해가 떠서 태양광 발전이 시작되면 주택용 전력소비량보다

발전량이 증가하기 시작하고, 한 낮에는 전력을 역송하는 형태로 깊이

파진 순 전력소비가 나타난다. 주택용 전력소비는 퇴근과 저녁식사, 점

등으로 인해 해가 지는 시점부터 소비량이 증가하는데, 오히려 태양광

발전은 이 시점부터 발전량이 감소하다가 정지되는 시점과 일치한다.

이는 급격한 전력 수전량 증가로 이어진다. 미국에서는 이러한 수전량

급증에 전력을 안정적으로 공급하기 위해 가스발전을 추가적으로 가동

하면서 비용이 증가하고 있고 이와 같은 ramping up 비용을 줄이기 위

한 노력을 하고 있다. 우리나라는 주로 산업용 전력수요가 전력시스템

의 전체적인 수요패턴을 이끄는 구조를 가지고 있기 때문에 캘리포니

아에서 나타나는 덕커브 현상에 대한 문제가 발생하고 있지 않다. 그러

나 재생에너지의 증가로 인해 이러한 문제가 나타날 가능성이 대두되

는 만큼 이에 대한 대비가 필요함은 자명한 일이다.

[그림 4-4] 3kW급 태양광 설치주택의 시간대별 순 전력소비 패턴(서울, 2018년)

(단위: kW)


60

<표 4-2>는 [그림 4-4] 같은 순 전력소비 패턴을 보이는 태양광 설

치 가구의 상계패턴을 분석한 결과이다. ‘총 사용량’은 가구의 전체 전

력소비량, ‘수전량’은 한국전력으로부터 받아서 사용하는 전력소비량

이고, 태양광발전을 통해 생산된 전력 중 소비를 하고 남아서 한국전

력에 공급하는 전력량은 ‘역송량’이다. ‘순 사용량’은 수전량에서 역송

량을 제외한 값이다. 전력요금은 순사용량을 기준으로 부과되는데, 역

송량이 수전량보다 많은 경우는 해당 용량만큼을 credit의 형태로 이월

한다. 따라서 요금기준은 ‘0’보다 작아지지 않는다. 태양광 설치가구의

상계용량은 실제 사용한 ‘총사용량’에서 ‘요금기준’이 되는 사용량을

뺀 결과이다. 즉 상계용량은 태양광을 설치하지 않았다면 추가적으로

요금을 지불해야했을 전력사용량인 것이다.

(단위: kWh)

월소비총사용량

(A)수전량

(B)역송량

(C)순사용량(D=B-C)

요금기준(E)

이월Credit(F)

상계용량(G=A-E)

1월 439.3 315.9 20.9 295.0 295.0 144.3 2월 443.3 289.3 119.4 169.9 169.9 273.4 3월 376.0 228.0 208.1 19.9 19.9 356.0 4월 382.5 212.8 221.5 -8.7 0.0 8.7 382.5 5월 358.9 182.8 238.2 -55.4 0.0 64.1 358.9 6월 377.7 188.1 237.1 -49.0 0.0 113.1 377.7 7월 433.7 221.7 182.1 39.6 0.0 73.4 433.7 8월 647.6 374.6 88.6 286.0 212.6 435.0 9월 461.2 269.8 156.6 113.2 113.2 348.0 10월 357.3 222.2 176.0 46.3 46.3 311.0 11월 375.7 256.3 92.9 163.4 163.4 212.3 12월 397.2 266.0 86.1 179.9 179.9 217.3 합계 5050.4 3027.5 1827.4 1200.2 1200.2 259.3 3850.2


<표 4-2> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 상계패턴 (서울 평균 기준)


태양광 설치로 인해 계통에 부담을 줄이는지를 판단하기 위해서는

부하율을 살펴볼 필요가 있다. 그런데 앞서 살펴본 순 전력소비 패턴

에서 주택용 피크시간인 오후 8 ~ 9시에는 태양광이 전혀 영향을 미치

지 않는 것으로 나타나 부하율을 낮추지는 못하는 것을 알 수 있다. 그

렇다면 단순히 망을 통해 전력을 주고받는 이용률에는 어떠한 변화가

발생하는 지 살펴보기 위해 수전량과 역송량을 더한 망전송량을 도출

하였다. 이를 총 사용량으로 나누어 ‘태양광 설치 시 망전송량 상대비

율’을 계산하였다. 태양광 발전량 대비 전력소비량이 적은 기간을 중

심으로 100%를 넘는 비율을 보여 태양광 설치 이후의 망전송량이 더

많은 기간이 존재한다. 연간 총 합계를 보더라도 태양광 설치 전후의

망전송량에는 큰 차이가 없었음을 알 수 있다.

(단위: kWh)


(A)수전량

(B)역송량

(C)망전송량

(B+C)태양광설치시 망전송량

상대비율

1월 439.3 315.9 20.9 336.7 76.7%2월 443.3 289.3 119.4 408.7 92.2%3월 376.0 228.0 208.1 436.2 116.0%4월 382.5 212.8 221.5 434.2 113.5%5월 358.9 182.8 238.2 420.9 117.3%6월 377.7 188.1 237.1 425.2 112.6%7월 433.7 221.7 182.1 403.8 93.1%8월 647.6 374.6 88.6 463.2 71.5%9월 461.2 269.8 156.6 426.4 92.4%10월 357.3 222.2 176.0 398.2 111.5%11월 375.7 256.3 92.9 349.2 92.9%12월 397.2 266.0 86.1 352.2 88.7%합계 5050.4 3027.5 1827.4 4854.9 96.1%


<표 4-3> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 망이용량 (서울 평균 기준)

62

2. 요금제 변화에 따른 상계제도 분석

2.1. 태양광 설치가구 요금의 누진제 영향 분석

태양광설치 효과는 전력사용량이 높은 가구에서 더 크게 나타났다.

태양광 설치를 통해 높은 구간의 누진구간을 회피할 수 있기 때문이

다. 결국 높은 구간의 누진요금이 태양광 설치의 유인 중에 하나였다.

그렇다면 누진제 개편으로 인하여 태양광 설치가구는 더 높은 전기요

금은 내고 있을까?

2005년 이후 6단계, 11.7배수를 10년 이상 유지해 오던 주택용 전

기요금(저압기준)의 누진제는 2016년 12월에 3단계 3배수로 개편되었

다. 누진제 개편을 통해 최하위 구간이던 100kWh 이하와 최상위 구간

이던 500kWh 초과 구간이 사라졌다. 매우 낮은 전력소비를 보이던 가

구의 전기요금은 상승할 수 있고, 500kWh 이상의 전력소비를 보이던

가구의 전기요금은 하락할 수 있는 개편이었다.

구간기본요금

(원/호)전력량요금

(원/kWh) 구간기본요금

(원/호)전력량요금

(원/kWh)100kWh 이하 410 60.7

200kWh 이하 910 93.3101~200kWh 910 125.9

201~300kWh 1,600 187.9201~400kWh 1,600 187.9

301~400kWh 3,850 280.6

401~500kWh 7,300 417.7400kWh 초과 7,300 280.6

500kWh 초과 12,950 709.5주: 2018년 이후부터는7, 8월의 구간은 300kWh 이하, 301~450kWh, 450kWh 초과로

확대 적용출처: 한국전력공사 전기요금표를 이용하여 저자작성

<표 4-4> 전기요금 누진제 개편 전과 후 비교


누진제 개편으로 인해 전력사용량이 많은 가구도 전력요금이 낮아져

태양광을 설치하면서까지 전기요금을 낮출 유인이 줄었다. 게다가 태

양광 설치로 인해 매우 낮은 수준의 전력소비를 보여도 누진제 개편

이전보다 더 높은 전기요금을 낼 가능성도 있다. 따라서 누진체계의

개편이 태양광 설치확대에 부정적인 영향을 미칠 것이라는 주장이 제

기되었다. 실제로 태양광을 설치하기 위해서 NPV를 산정할 때는 설치

가구의 전력소비량이 큰 변수이다. 지불해야 할 전기요금이 태양광 설

치로 인해 낮아지기 때문에 이를 수익에 반영하여 순현가(Net Present

Value, NPV)를 산정하게 된다. 그런데 누진제는 ‘지불해야 할 전기요금’에

영향을 주기 때문에 신규 태양광 설치의 NPV에 영향을 주게 된다. 소

진영(2017)의 분석결과처럼 가정용 태양광의 잠재적 시장 규모가 다소

감소할 것을 예상할 수 있다. 누진제 개편 전후의 요금변화를 살펴보기

위해 지역평균전력소비 가구를 통해서 전력요금을 산출해보았다.70)

2.1.1. 누진제 개편 이전의 요금비교 분석

태양광을 설치하지 않은 일반적인 주택용 전력요금은 <표 4-5>과 같다.

2018년 한 해 동안의 월별 요금은 최하 65,738원부터 높게는 255,771원까

지 분포되어있고, 연간 총 전력요금은 1,167,504원이 부과되었다.71) 전력

사용량이 높았던 8월은 660kWh이상을 사용하였기 때문에 최상위 누진구

간의 요율이 적용되어 상대적으로 매우 높은 요금이 부과되었다.

70) 이전 연구들에서는 전력소비 구간을 정하여 구간별로 수익성을 판단하였는데, 실제로 태양광을 설치할 때 전력소비가 많은 가구가 수익이 높기 때문에 적어도 평균 수준의 전력소비를 하는 가구에서 태양광을 설치한다는 가정에 무리가 없다고 보고 본 분석을 진행하였다.

71) 전기요금 고지서에 있는 TV수신요금 등 전력사용과 무관한 요금 항목은 본 연구에서 고려하지 않았다.

64

(단위: 원)

월소비 기본요금 전력량요금 부가세 기반기금 총액

1월 7,300 81,927 8,923 3,301 101,451

2월 7,300 83,604 9,090 3,363 103,358

3월 3,850 58,767 6,262 2,317 71,196

4월 3,850 60,586 6,444 2,384 73,264

5월 3,850 53,967 5,782 2,139 65,738

6월 3,850 59,258 6,311 2,335 71,754

7월 7,300 79,592 8,689 3,215 98,796

8월 12,950 212,003 22,495 8,323 255,771

9월 7,300 91,083 9,838 3,640 111,862

10월 3,850 53,515 5,736 2,122 65,224

11월 3,850 58,699 6,255 2,314 71,118

12월 3,850 64,728 6,858 2,537 77,973

합계 69,100 957,729 102,683 37,993 1,167,504


<표 4-5> 누진제 개편이전 주택용 전력요금 산출내역 (2018년 서울)

이러한 가구에서 가장 일반적인 사이즈인 3kW급 태양광을 설치했

을 경우를 가정하여 도출한 전력요금은 <표 4-6>에 나타나 있다. 우선

태양광 설치 이후 기본요금이 85%이상 감소하였다. 이는 기본요금이

전력사용 구간에 따라서 부과되기 때문이다. 전력량요금이 포함된 총

요금도 상당히 감소하였다. 25만 원이 넘는 8월의 전기요금이 태양광

설치로 인해 3만 원 수준으로 낮아졌다. 태양광 설치 수익은 태양광

설치 이전에 예상되는 요금(1,167,504원)에서 설치 이후의 요금

(173,138원)을 뺀 금액이다. 결과적으로 85%이상 감소한 전기요금으

로 인해 이렇게 연간 99만 원 이상의 수익이 창출되었다.


(단위: 원)월소비 기본요금 전력량요금 부가세 기반기금 총액 수익

1월 1,600 36,505 4,350 1,609 44,065 57,386

2월 910 14,874 3,635 1,345 20,764 82,594

3월 410 1,209 2,434 901 4,954 66,242

4월 410 0 2,147 794 3,351 69,913

5월 410 0 1,690 625 2,725 63,012

6월 410 0 1,757 650 2,817 68,936

7월 410 0 2,315 856 3,581 95,215

8월 1,600 21,026 5,999 2,220 30,845 224,927

9월 910 7,733 3,268 1,209 13,121 98,741

10월 410 2,808 2,324 860 6,402 58,821

11월 910 14,051 3,015 1,116 19,092 52,026

12월 910 16,130 3,198 1,183 21,421 56,552

합계 9,300 114,336 36,133 13,369 173,138 994,366출처: 저자작성

<표 4-6> 누진제 개편이전 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 (2018년 서울)

2.1.2. 누진제 개편 이후의 요금비교 분석

앞서 언급한 바와 같이 누진제 개편의 가장 큰 수혜자는 높은 누진

구간에 속한 전력사용량을 보이던 가구이다. 그런데 태양광 설치로 인

해 수혜를 볼 수 있는 가구도 역시 높은 누진구간에 속한 전력사용량

을 보이는 가구이다. 따라서 누진제 개편으로 인한 전기요금의 감소는

태양광설치로 낮출 수 있는 전기요금, 즉 기대수익의 감소로 태양광

잠재 시장의 크기를 낮출 수 있다. 단, 이미 태양광을 설치한 가구에게

초기 태양광 설치비용은 매몰비용(sunk cost)이기 때문에 오히려 기대

수익의 변화보다 지불해야하는 요금 수준의 변화 여부에 더 관심을 갖

게 된다. 그렇다면 이미 태양광을 설치한 가구에게 누진제의 개편이

전기요금 수준에 어떠한 변화를 가져왔을지 살펴보자.

66

(단위: 원)


1월 7,300 67,268 7,457 2,759 84,784

2월 7,300 68,395 7,570 2,801 86,065

3월 1,600 51,725 5,332 1,973 60,630

4월 1,600 52,943 5,454 2,018 62,015

5월 1,600 48,510 5,011 1,854 56,975

6월 1,600 52,053 5,365 1,985 61,004

7월 1,600 53,115 5,471 2,024 62,211

8월 7,300 111,622 11,892 4,400 135,214

9월 7,300 73,419 8,072 2,987 91,778

10월 1,600 48,207 4,981 1,843 56,631

11월 1,600 51,679 5,328 1,971 60,578

12월 1,600 55,716 5,732 2,121 65,168

합계 42,000 734,654 77,665 28,736 883,055


<표 4-7> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 (2018년 서울)

누진제 개편으로 인해 우선 300kWh~400kWh 구간의 기본요금이

낮아지면서 1년간 지불한 기본요금 수준이 약 40% 가량 하락하였다.

가장 낮은 요금을 지불하던 10월은 약 13%의 요금하락을 보였지만,

25만 원이 넘었던 8월의 전기요금은 13만 원대로 낮아지면서 절반 가

까운 요금하락 효과를 보였다. 연간 총 요금을 기준으로 기존에 116만

원을 상회한 전기요금이 누진제 개편으로 88만 원 수준으로 하락하였

는데, 태양광 설치 이후의 요금에 변화가 없다면 누진제 개편으로 연

간 약 24만원 수준의 기대수익하락이 발생할 수 있다. 그렇다면 태양

광 설치 가구의 요금수준을 살펴보자.


(단위: 원)

월소비 기본요금 전력량요금 부가세 기반기금 총액 수익

1월 1,600 36,505 4,043 1,496 43,644 41,140

2월 910 15,854 3,544 1,311 17,620 68,445

3월 910 1,859 2,393 885 2,047 58,583

4월 910 0 2,106 779 1,000 61,015

5월 910 0 1,705 631 1,000 55,975

6월 910 0 1,755 649 1,000 60,004

7월 910 0 2,068 765 1,000 61,211

8월 910 19,835 4,201 1,554 26,501 108,714

9월 910 10,562 3,177 1,176 11,825 79,953

10월 910 4,315 2,283 845 4,354 52,277

11월 910 15,245 2,924 1,082 16,161 44,418

12월 910 16,785 3,107 1,149 17,951 47,217

합계 11,610 120,960 33,308 12,324 144,102 738,953출처: 저자작성

<표 4-8> 누진제 개편이후 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 (2018년 서울)

누진제 개편 이전과 유사하게 기본요금은 70% 이상의 하락을 보였다.

가장 높은 누진 구간이 적용되었던 8월의 요금도 약 80% 가까이 하락

하였다. 4월부터 7월까지는 역송량이 수전량 보다 많았기 때문에 전력량

요금은 발생하지 않았다. 1,000원의 요금이 4월부터 7월까지 동일하게

부과되었는데, 이는 200kWh 이하의 사용량으로 인해 필수사용량 보장

공제가 적용된 결과이다.72) 결과적으로 1년간 지불한 전기요금은 14만

4천 원 수준으로 태양광 설치로 약 84%의 전기요금 하락효과를 보았다.

72) 2016년 누진제 개편과 함께 도입된 필수사용량 보장공제는 200kWh 이하의 사용고객에 대해 최대 4,000원의 요금을 감면하는 제도이며, 월 최저요금은 1,000원으로 하한이 설정되어있다.

68

2019년 기준73)으로 태양광 설치 상한과 보조금을 고려했을 때, 설치

비용은 345만 원이다.74) 지자체의 보조금은 지역별로 상이하나, 서울

지역에서 가장 보편적인 60만원75)을 적용하면 285만 원이다. 이러한

설치비용을 연간 수익을 나누어 손익분기시점을 도출하였다. 누진제

완화 이전에는 손익분기까지 약 3년이 소요되었고, 누진제 개편 이후

약 1년 가까이 증가하였다. 따라서 태양광 설치 유인이 과거보다 낮아

졌음을 부인할 수는 없다.

누진제 개편이전 누진제 개편이후

손익분기점 2.9년 3.9년


<표 4-9> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 (2018년 서울)

태양광을 이미 설치한 가구에게는 누진제 개편으로 인해 발생한 손

익분기점의 변화보다는 지속적으로 지불해야하는 전기요금이 어떻게

변화했는지가 가장 큰 관심사라고 볼 수 있다. 그런데 누진제 개편을

통해 100kWh까지의 최저 누진 구간이 사라졌기 때문에 태양광 설치

가구의 전기요금이 오히려 증가할 수도 있다는 우려가 있었다. <표

4-2>에서 볼 수 있듯이 서울지역에서는 2018년의 절반인 6개월 동안

100kWh 이하의 전력소비를 보였다.76) 이처럼 태양광 설치로 100kWh

73) 과거에는 더 높은 설치비용이 발생하였으나, 이와 함께 더 많은 보조금이 지원되어왔고, 요금제도 개편에 따른 변화의 흐름을 분석하기에는 무리가 없다고 판단하여 최근 수치를 적용하였다.

74) 산업통상자원부 공고 제2018-184호, 2018년 신재생에너지보급(주택지원)사업 지원공고를 기준으로 설치비 상한 630만 원, 2kW초과 3kW 이하에서 400kWh초과 450kWh이하 보조금은 95만 원/kW이다.

75) 서울특별시 공고 제2018-1406호 기준, 60만 원의 보조금을 지급하고 있다.


이하 구간으로 전력소비를 줄일 수 있었기 때문에 누진제 개편으로 전

기요금이 상승할 가능성은 충분히 있었다.

(단위: 원)구분 서울 광주

2018년 평균 전력사용량 5050kWh 5487kWh

누진제 개편 이전

태양광 미설치 시 요금 1,167,504 1,385,671

태양광 설치 시 요금 173,138 228,299

현재 요금체계

태양광 미설치 시 요금 883,055 1,041,455

태양광 설치 시 요금 144,102 199,065

필수사용량공제 제외 시 178,202 226,791출처: 저자작성

<표 4-10> 누진제 개편 전후의 전력요금 비교 (2018년 기준)

누진제 개편 이후의 전기요금은 서울과 광주 모두에서 낮아졌고, 태양

광을 설치한 가구의 전기요금도 우려와는 달리 낮아졌다. 그런데 여기에

서 눈여겨보아야 할 것은 최저 전력소비 구간은 사라졌지만, 필수사용량

공제를 통해서 200kWh 이하를 사용하는 가구에게 할인이 적용되었다는

것이다. 정연제(2019)에서 지적하듯이 이러한 필수사용량 공제가 단순히

누진제 개편으로 요금이 증가하는 것을 막기 위한 미봉책으로 도입이 되

었기 때문에, 필수사용량 공제가 일몰되는 것을 가정한 결과도 비교하여

보았다. 우려와는 달리 전기요금 수준의 차이가 크게 발생하지 않았고,

전력사용량이 더 높은 광주지역의 경우에는 오히려 전기요금이 감소한

것을 확인할 수 있었다. 태양광 설치가 전력사용량이 많은 가구에게 추

천되고 있는 현실을 반영하면 누진제가 평균적으로 기 설치가구에게 부

정적인 영향을 미쳤다고 단정 짓기는 어렵다고 볼 수 있다.

76) 광주지역도 동일하게 100kWh 이하의 전력소비는 6개월 동안 나타났다. 광주의 분석은 부록에서 확인 할 수 있다.

70

2.2. 캘리포니아 계시별 요금제 도입 시의 영향 분석

해외에서, 특히 캘리포니아에서 NEM2.0을 통해 적극적으로 도입하고

있는 제도 중 하나가 태양광 설치가구에게 계시별 요금제를 적용하는

것이다. 캘리포니아의 태양광 발전 패턴은 시스템부하의 패턴과 반대로

움직인다. 즉, 태양광 발전이 증가하는 낮에는 시스템 부하가 낮고, 반대

로 태양광 발전량이 떨어지는 저녁시간부터 시스템 부하가 증가하기 시

작한다. 따라서 낮에는 전기요금이 저렴하고, 부하가 높아지는 저녁시간

부터는 전기요금이 상승하는 형태의 계시별 요금제가 존재한다. 계시별

요금제의 대표적인 예로 캘리포니아 PG&E의 계시별 요금제를 살펴보자.

요금제일별최소청구액

여름:6-9겨울:10-5

부하정도

요금 $/kWh 캘리포니아기후Credit사용량기준

기본사용량 Credit

주택용 E-TOUOption A(3-8 p.m.)

$0.32854Summer

Peak $0.39980 ($0.08581)

　($39.42)Off-Peak $0.32423 ($0.08581)

WinterPeak $0.28183 ($0.08581)

Off-Peak $0.26754 ($0.08581)

주택용 E-TOUOption B(4-9 p.m.)

$0.32854Summer

Peak $0.37119 -

($39.42)Off-Peak $0.26813 -

WinterPeak $0.23372 -

-Off-Peak $0.21492

주택용 E-TOU-C3

(4-9 p.m. 매일)$0.32854

SummerPeak $0.37569 ($0.08581)

($39.42)($0.08581)Off-Peak $0.31225

WinterPeak $0.28860 ($0.08581)

($0.08581)Off-Peak $0.27127 주: 2018년 4월~8월 적용기준77), 출처: PG&E 홈페이지, 접속일자 2019.3.10.

<표 4-11> PG&E 계시별 요금제

77) 2019년 8월 기준으로 사용량요금은 상승하고, 기본사용량 Credit은 감소하여 전반적인 요금수준이 다소 인상되었으나, 본 보고서에서는 분석의 일관성을 위해 자료의 시점을 모두 2018년으로 통일하였다.


우리나라와 다른 요금구조를 가지고 있기 때문에 우선 요금 구조의

이해를 돕기 위해 PG&E TOU 요금표의 항목을 하나씩 살펴보자.

- 일별최소청구액(Delivery Minimum Bill Amount): 우리나라의 기

본요금의 개념과는 고정된 요금을 회수하는 방식은 아니다. 월별

전기요금이 최소청구요금 미만으로 산정되어도 최소청구액은 지불

해야하기 때문에 고정요금(fixed charge)이 아닌 전기요금 하한

(floor)의 개념이다. 또한 적용기간이 일단위이다. 따라서 해당 월

의 일수를 일별최소청구액과 곱하여 최소청구액을 산정한다.

- 계시별 구분: 6월부터 9월은 여름요금을, 10월부터 다음 해 5월까

지는 겨울요금을 적용한다. PG&E의 TOU요금제는 최대부하시간

(Peak)을 오후 3시부터 오후 8시, 혹은 오후 4시부터 오후 9시까지

로 구분하고 있고, 주중에만 시간대별 요금제를 적용할지 아니면

주말까지 적용할지를 고려하여 3가지 TOU요금제 중 선택할 수

있다. 시간대별 사용량에 시간대별 사용량요금(Energy Charge)을

곱하여 전력량요금이 산출된다.

- 기본사용량 Credit(Baseline Credit): 우리나라 요금제도에는 존재

하지 않는 개념이다. 지역별로 평균 전력사용량의 50~60% 수준을

기본사용량으로 보고 이 수준까지의 사용량에 대해서는 일별 기본

사용량 Credit만큼 할인을 해준다. 계시별 요금제이지만 실질적으

로는 기본사용량까지는 저렴한 요율이 적용되어 누진제의 형태도

함께 유지하고 있다.

72

- 캘리포니아 기후 Credit(California Climate Credit): 우리나라 요금

제도에는 존재하지 않는 개념이다. 온실가스를 배출하는 발전소

및 산업은 경매를 통해 탄소 배출권을 구매하도록 되어있다. 캘리

포니아 기후 Credit은 이러한 배출권 판매수익의 일부를 분배하는

차원에서 매년 4월과 10월에 제공하고 있다.

- NBC(Non-bypassable charge, 비우회 요금): 위 표에 나와 있지는

않지만 전기요금에 kWh당 요금으로 포함되어 있는 항목이다. 에

너지 효율, 저소득 고객 지원 등의 프로그램에 자금을 지원하는 것

으로 구체적인 항목의 차이는 있지만 우리나라의 전력산업기반기

금과 유사하다. 시간단위의 순 전력사용량을 기준으로 부과하고

있다.78)

PG&E의 계시별 요금제를 선택한 소비자는 전력소비 패턴을 저녁시

간에서 낮 시간으로 옮길 유인이 발생한다. 태양광 설치 주택도 태양

광의 역송전력에는 낮은 요율을, 그리고 저녁시간의 수전전력에는 높

은 요율을 적용받기 때문에 가능한 전력소비를 낮 시간으로 옮길 유인

이 있다. 결과적으로 낮 시간 역송전력량의 감소와 저녁 최대부하시간

의 급격한 수전전력량 증가의 완화를 기대할 수 있다.

제조업을 중심으로 하는 우리나라의 시스템 부하패턴은 캘리포니아

와 달리 낮 시간에 최대부하가 있기 때문에 계시별요금제의 구조가 다

78) 캘리포니아에서는 월단위로 상계 후 전력사용량을 기준으로 부과하던 NBC를 NEM2.0도입과 함께 매 시간단위 상계 후 전력사용량을 기준으로 부과하기 시작하였다. https://blog.aurorasolar.com/the-ultimate-guide-to-nem-2-0-part-1-non-bypassable-charges/ 접속일자 2019.07.08.


르게 설계되어 있다. 그러나 태양광의 발전패턴과 주택용 소비패턴은

캘리포니아와 유사하므로 PG&E의 계시별 요금제를 벤치 마크한 계시

별 요금제를 하나의 시나리오로 국내 태양광 설치 주택에 적용하여 그

결과를 분석하여 본다.

구 분 요금최대부하 4pm-9pm

PGE E-TOU-C3* 단위

일별 최소청구액 ₩200 $0.32854 /일

최대부하(여름) ₩270 $0.37569 /kWh

경부하(여름) ₩170 $0.31225 /kWh

최대부하(겨울) ₩240 $0.28860 /kWh

경부하(겨울) ₩170 $0.27127 /kWh

일별 기본사용량 Credit -₩70 7.0kWh -$0.08581 /kWh

캘리포니아 기후 Credit ₩0 -$39.42000 /kWh

NBC ₩20 수전시 발생 0.02 /kWh

출처: 저자작성, *PG&E 홈페이지, 접속일자 2019.3.10. <표 4-11> 참고

<표 4-12> 캘리포니아 TOU 시간대 적용 시나리오

PG&E의 계시별 요금와 동일한 계절구분, 동일한 시간대 구분을 적

용하여 6월부터 9월은 여름요금을, 10월부터 다음 해 5월까지는 겨울

요금을 적용한다. 최대부하시간(Peak)은 오후 4시부터 오후 9시까지로

구분하였다.79) 현재 우리나라의 누진요금제도를 적용한 2018년도의

연간 요금총액을 기준으로 기본요금, 시간대별 요금, 누진구간 등을 고

려하여 계시별 요금제를 설계한 시나리오가 <표 4-12>에 나타나 있

79) 본 연구에서 가구별 전력소비패턴을 월단위로 도출하였으므로 계시별요금제 시나리오에서는 주중, 주말을 구분하지 않고 매일 동일한 시간대별 요금을 적용하는 것으로 설정하였다.

74

다.80) 우리나라의 전력산업기반기금과 부가세는 수전전력량을 기준으

로 부과한다. 따라서 이와 유사한 개념을 가지는 NBC는 계시별 요금

제 시나리오 상의 수전전력량을 기준으로 부과하는 것을 가정하였다.

(단위: 원)

월소비 최소청구액 최대부하 경부하기본사용량

Credit NBC 합계

1월 6,200 25,950 56,297 15,190 8,786 75,843

2월 5,600 25,752 57,101 13,720 8,864 77,997

3월 6,200 21,825 48,440 15,190 7,518 62,592

4월 6,000 22,167 49,296 14,700 7,647 64,410

5월 6,200 20,778 46,271 15,190 7,175 59,034

6월 6,000 24,935 48,502 14,700 7,553 66,290

7월 6,200 30,022 54,804 15,190 8,671 78,307

8월 6,200 43,975 82,399 15,190 12,951 124,136

9월 6,000 30,832 58,979 14,700 9,223 84,333

10월 6,200 21,331 45,600 15,190 7,142 58,884

11월 6,000 22,577 47,844 14,700 7,510 63,231

12월 6,000 22,906 49,087 14,700 7,684 64,977

합계 72,800 313,052 644,620 178,360 100,724 880,036


<표 4-13> 캘리포니아 TOU 시간대 시나리오 적용 전력요금(2018년 서울)

태양광을 설치하지 않은 일반고객 기준으로 연간 총 전기요금은

883,055원에서 880,036원으로 큰 차이가 없게 설계되었는데, 월별 지

불요금의 패턴에는 차이가 있다. 가장 낮은 요금을 보인 10월의 요금을

80) 계시별요금제가 강제되지 않는 이상 계시별요금제를 통해 1년간 지불해야 하는 비용이 기존의 요금제보다 높다라면 요금제를 변경해야할 유인이 없다. 따라서 1년간 지불하는 금액에 큰 차이가 없도록 항목별 요금을 조정하였다.


비교하면 누진제에서 56,631원을, TOU에서는 58,884원을 보여 TOU

요금제에서 더 높은 요금을 지불한다. 반면 가장 높은 요금을 보인 8월의

요금을 비교하면 누진제에서 135,214원을 TOU요금제에서 124,136원을

지불하여 TOU요금제가 더 적은 요금을 지불한다. 월별 전기요금의 구체

적인 항목은 <표 4-13>에서 확인할 수 있다.

(단위: 원)

월소비최대부하발전

경부하발전

기본사용량Credit NBC 합계 수익

1월 4,727 21,185 15,190 6,735 47,880 27,963

2월 10,857 38,764 11,895 8,174 29,511 48,486

3월 16,789 48,620 1,394 8,723 12,184 50,408

4월 18,888 53,095 0 8,685 8,165 56,245

5월 21,312 55,311 0 8,419 6,200 52,834

6월 24,913 56,842 0 8,504 6,000 60,290

7월 25,288 51,046 2,775 8,075 6,200 72,107

8월 20,843 48,341 15,190 9,265 45,688 78,448

9월 16,043 49,045 7,925 8,528 25,326 59,008

10월 10,156 45,653 3,238 7,964 15,848 43,035

11월 5,105 32,443 11,438 6,985 28,420 34,812

12월 5,400 30,904 12,593 7,043 30,139 34,838

합계 180,321 531,250 81,637 97,098 261,562 618,474


<표 4-14> 캘리포니아 TOU 시간대 시나리오 적용 태양광 설치가구의 전력요금(2018년 서울)

TOU 시나리오의 적용을 통해 태양광 설치 전후에 나타날 전기요금

의 차이를 비교해 보자. 먼저 기본요금에는 차이가 발생하지 않는다는

것을 집고 넘어갈 필요가 있다. 우리나라 누진제의 기본요금은 총 사

용량을 기준으로 차등되어있다. 그러나 PG&E의 기본요금은 일별로

76

동일하게 부과됨으로 태양광 설치로 인한 기본요금 절약효과는 기대할

수 없다. 이처럼 태양광 발전부분을 적용한 후에도 변화가 없는 항목

은 <표 4-14>에서 다시 표기하지 않았다. 최소청구액 뿐만 아니라 최

대부하사용요금과 경부하사용요금도 <표 4-14>에는 나타나있지 않은

데, 전기요금구조가 다르더라도 동일한 사용패턴을 가정하여 소비패턴

에 변화가 없기 때문에 차이가 발생하지 않았기 때문이다.81) 결국 태

양광 설치로 인해 추가되는 발전부분과 순 사용량 변화에 따른 기본사

용량 Credit, NBC의 변화가 <표 4-14>에 제시되었고, <표 4-13>에 나

타나있는 최소청구액, 최대부하사용요금, 경부하사용요금을 고려하여

계산된 최종 전기요금과 수익이 <표 4-14>에 나타나있다. 캘리포니아

TOU 시간대의 계시별 요금제 시나리오 적용 전후의 전기요금을 비교

한 결과를 <표 4-15>에 정리하였다.

(단위: 원)구분 서울 광주


현재 요금체계태양광 미설치 시 요금 883,055 1,041,455

태양광 설치 시 요금 144,102 199,065

캘리포니아 TOU시간대 적용시

태양광 미설치 시 요금 880,036 971,221

태양광 설치 시 요금 261,562 322,274


<표 4-15> TOU 적용 전후의 전력요금 비교 (2018년 서울)

81) 본래 계시별요금제가 도입되면 고객의 행동변화가 동반될 것을 기대할 수 있으나, 본 연구에서는 행동경제학적 결과를 분석하는 것이 목적이 아니므로 고객의 행동변화보다는 요금변화에 집중하여 분석을 진행하였다.


캘리포니아의 계시별 요금제에서 최대부하시간인 저녁 시간의 전력

요금은 낮 시간보다 상대적으로 높다. 따라서 낮에 역송하는 전력은

상대적으로 저렴한 요금으로 보상받고, 저녁시간에는 상대적으로 비싼

요금으로 수전전력을 사용하게 되기 때문에 계시별 요금제의 적용으로

인한 요금인상은 불가피해 보인다. 실제로 <표 4-14>에 나타난 결과를

보면 연간 총 요금은 261,562원으로 현 누진제에서 보다 두 배 가까운

요금을 지불하게 된다. 태양광 설치 고객의 전기요금이 현 누진제 대

비 80%이상 상승하는 것은 단지 서울지역을 특성만은 아니다. 전력소

비가 더 높은 광주의 경우에도 60% 이상의 요금상승이 나타났다. 이

러한 지불 요금의 차이는 소비자의 행동변화를 불러올 수 있는 유인이

될 수 있다. 따라서 캘리포니아 시스템부하 패턴을 고려한 계시별 요

금제의 적용은 태양광 설치고객 소비전력의 부하를 이동할 수 정도의

요금변화를 가져올 것으로 기대할 수 있다.

2.3. 국내 계시별 요금제 도입 시의 영향 분석

지금까지 계시별 요금제 시나리오는 캘리포니아 계시별 요금제의 최

대부하, 경부하 시간대에 기반하여 그 결과를 분석하였다. 그러나 이는

우리나라 시스템 부하와 일치하지 않기 때문에 현재 시점에서 도입은

어렵다고 볼 수 있다. 따라서 지금부터는 우리나라에서 현재 산업용에

적용되고 있는 계시별 요금제의 최대부하, 경부하 시간대를 고려한 계

시별 요금제 시나리오를 적용하여 태양광 설치에 대한 전력요금을 비

교해 본다.

78

구분여름철, 봄·가을철 겨울철

(6월~8월), (3월~5월,9월~10월) (11월~2월)

경부하 시간대 23:00∼09:00 23:00∼09:00

중간부하 시간대09:00∼10:0012:00∼13:0017:00∼23:00

09:00∼10:0012:00∼17:0020:00∼22:00

최대부하 시간대10:00∼12:0013:00∼17:00

10:00∼12:0017:00∼20:0022:00∼23:00

출처: 한국전력공사 홈페이지, http://cyber.kepco.co.kr/ckepco/front/jsp/CY/E/E/CYEEHP00103.jsp 접속일자 2019.3.10

<표 4-16> 국내 산업용 전기요금의 계절별 시간대별 구분

국내 산업용 계시별 요금제는 여름/ 봄·가을/ 겨울로 구분되어 있고,

여름/ 봄·가을은 동일한 부하 시간대를 가진다. 일년을 여름과 겨울로

이분한 캘리포니아를 벤치 마크하여, 국내 TOU 시나리오에서는 삼분

화된 우리나라의 계절구분을 동일한 부하시간대를 가진 여름/ 봄·가을

을 ‘여름’으로 겨울은 ‘겨울’로 이분하였다. 따라서 3월~10월은 ‘여름’,

11월~2월은 ‘겨울’로 구분된다. 부하시간대의 구분도 최대부하와 경부

하로 이분하였다. ‘여름’의 최대부하시간은 현재 시간대를 그대로 유지

하였다. 단, ‘겨울’의 시간대는 오전 10시~12시는 그대로 유지하고, 저

녁시간은 17시~21시로 조정하였다. ‘여름’의 최대부하시간을 총 6시간

이므로, ‘겨울’의 최대부하시간도 총 6시간으로 유지하면서 밤 시간을

분리하는 대신 21시까지로 연장하여, 두 계절의 최대부하시간대를 각

각 두 개의 시간대로 편성하였다. 요금항목의 요금수준은 이전 시나리

오와 동일하게 구성하였다.


구 분 요금 비고 단위

일별 최소청구액 ₩200 /일

최대부하(여름) ₩2703월~10월, 최대부하:10am-12am, 1pm-5pm

/kWh

경부하(여름) ₩170 /kWh

최대부하(겨울) ₩240 11월~2월, 최대부하:10am-12am, 5pm-9pm

/kWh

경부하(겨울) ₩170 /kWh

일별 기본사용량 Credit -₩70 7.0kWh /kWh

캘리포니아 기후 Credit ₩0 /kWh

NBC ₩20 수전시 발생 /kWh

주: 경부하시간은 최대부하시간을 제외한 시간, 출처: 저자작성

<표 4-17> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오

태양광을 설치하지 않은 일반고객 기준으로 연간 총 전기요금은

883,055원에서 796,668원으로, 현재 누진요금제 대비 약 10% 수준의

요금절감이 이뤄졌다. 가장 낮은 요금을 보인 10월의 요금을 비교하면

누진제에서 56,631원을, 국내 TOU 요금제에서는 55,089원을 보여 약

2.7% 하락한 요금을 지불한다. 가장 높은 요금을 보인 8월의 요금을

비교하면 누진제에서 135,214원을 국내 TOU 요금제에서 107,402원을

지불하여 약 20% 적은 요금을 지불한다. 단, 7월의 전기요금만은

TOU 요금제에서 10%이상 높은 요금이 발생하였는데, 이는 현 누진제

에서 7월과 8월에 누진구간을 확대 적용하여 상대적으로 낮은 요금이

산출되었기 때문이다.

80

(단위: 원)


Credit NBC 합계

1월 6,200 8,738 68,489 15,190 8,786 70,823

2월 5,600 8,809 69,103 13,720 8,864 73,055

3월 6,200 8,121 58,786 15,190 7,518 59,234

4월 6,000 8,184 59,845 14,700 7,647 60,976

5월 6,200 7,808 56,073 15,190 7,175 55,866

6월 6,000 8,278 58,990 14,700 7,553 60,120

7월 6,200 9,315 67,842 15,190 8,671 70,638

8월 6,200 14,185 101,156 15,190 12,951 113,103

9월 6,000 10,201 71,969 14,700 9,223 76,692

10월 6,200 7,580 55,937 15,190 7,142 55,470

11월 6,000 7,004 58,875 14,700 7,510 58,689

12월 6,000 7,450 60,036 14,700 7,684 60,469

합계 72,800 105,670 787,101 178,360 100,724 815,135


<표 4-18> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오 전력요금(2018년 서울)

국내 TOU를 적용한 경우의 특징은 다음과 같다. 첫째, 전기요금의

전반적인 하락이 나타났다. 이는 우리나라의 시스템 부하패턴과 주택

용 부하 패턴이 다르기 때문에 나타나는 현상이다. 국내 TOU는 낮 시

간 위주로 최대부하시간이 편성되어있지만, 주택용 전력소비는 경부하

시간대에 더 높기 때문에 요금이 감소하였다. 캘리포니아 TOU 시간대

적용 <표 4-13>과 국내 TOU 적용 <표 4-18>의 최대부하 요금을 비교

해보면 그 차이가 명확하다. 주택용 전력소비 패턴과 유사한 캘리포니

아 TOU 시간대 시나리오에서는 가장 낮은 최대부하요금이 20,778원


인데 반해, 국내 TOU 적용 시나리오에서 가장 높은 최대부하요금은

14,185원이다. 둘째, 태양광설치 이후의 전기요금은 국내 TOU 시간대

적용 시에 상대적으로 낮게 나타났다. 역송전력은 최대부하시간대에

발생하므로 더욱 높은 가치를 갖게 되었다. 최대부하시간대 발전량의

연간 가치는 약 18만원에서 약 58만원으로 세 배 이상 증가하였다. 반

면에 경부하시간대 발전량의 연간 가치는 약 53만원에서 약 28만원으

로 절반도 줄지 않았다. 결과적으로 현 누진제와 비교했을 때, 태양광

의 설치 유무에 상관없이 전기요금은 감소하였다.

(단위: 원)


경부하발전


1월 8,850 18,265 15,190 6,735 47,982 22,841

2월 17,771 33,866 11,895 8,174 28,823 44,233

3월 68,266 17,530 1,394 8,723 6,200 53,034

4월 69,658 22,615 0 8,685 6,000 54,976

5월 69,909 26,391 0 8,419 6,200 49,666

6월 71,752 27,351 0 8,504 6,000 54,120

7월 65,516 25,717 2,775 8,075 6,200 64,438

8월 62,390 22,182 15,190 9,265 6,200 106,903

9월 64,293 18,666 7,925 8,528 6,000 70,692

10월 60,074 15,022 3,238 7,964 6,200 49,270

11월 13,776 26,301 11,438 6,985 6,000 52,689

12월 12,519 25,861 12,593 7,043 6,000 54,469

합계 584,774 279,768 81,637 97,098 137,804 677,330


<표 4-19> 국내 산업용 TOU 시간대 적용 시나리오 3kW 태양광 설치가구의 전력요금(2018년 서울)

82

(단위: 원)

구분 서울 광주


누진제 개편 이후

태양광 미설치시 요금 883,055 1,041,455

태양광 설치시 요금 144,102 199,065

캘리포니아 TOU 시간대 적용시

태양광 미설치시 요금 880,036 971,221

태양광 설치시 요금 261,562 322,274

국내 산업용 TOU시간대 적용시

태양광 미설치시 요금 815,135 901,006

태양광 설치시 요금 137,804 190,616


<표 4-20> 시나리오별 태양광 설치 전후의 전력요금 비교 (2018년 서울)

국내 TOU 시간대 시나리오에서 태양광 설치고객은 낮 시간에 최대

한 전력소비를 줄이고 저녁 시간대로 부하를 이동시키는 것이 가장 합

리적인 대응일 것이다. 이렇게 되면 낮 시간의 역송전력량이 증가하고

저녁 시간의 수전전력량이 증가하여 총 망이용량이 증가하게 될 것이

다. 이러한 대응은 태양광이 확대된 캘리포니아 등에서 가장 피하고

싶은 반응이다. 우리나라도 향후 태양광 발전 보급 확대로 인해 낮 시

간의 덕커브와 일몰시간대의 발전량 증가가 이슈가 될 수 있음을 고려

할 때, 현재 우리나라의 시스템부하패턴과 부합하는 계시별 요금제를

태양광 설치고객에게 적용할 필요는 없어 보인다.


3. 소결

주택용 태양광발전은 높은 누진구간을 회피할 수 있어 전력사용량이

많은 고객이 수익을 창출에 유리한 사업모형을 지니고 있다. 전력사용

량이 적어 높은 누진구간을 피해 낮은 누진구간의 혜택을 보고 있던

태양광 설치 고객은 누진제가 완화로 최하위 구간이 사라졌지만 더 높

은 전기요금을 지불하지 않는다는 것을 확인할 수 있었다. 필수사용량

보장공제가 사라진다고 해도 이전과 유사한 수준의 전기요금을 지불하

는 것으로 나타났다.

누진제는 전력사용량이 많아지면 더 높은 요율을 전기요금을 부과함

으로서 총 전력사용량을 제한하는 효과를 기대한다면, 계시별요금제는

전력사용에 대해서 시간대별로 다른 요율을 적용하여 전력사용의 부하

를 요금이 저렴한 시간대로 이동시키는 효과를 기대할 수 있다. 흥미

로는 사실은 캘리포니아와 우리나라가 서로 다른 부하패턴으로 인해

계시별 요금제의 부하시간대가 다르게 구성되어있다는 것이다. 주택용

부하패턴과 유사한 캘리포니아의 계시별요금제 시나리오를 적용하면

태양광 설치 고객의 요금이 상승하여, 전력소비패턴을 변화시킬 유인

을 제공한다. 그러나 산업용수요가 높은 우리나라는 주택용 부하패턴

을 반영하지 못하는 계시별요금제가 일반 산업용에 적용되어 있고, 이

를 기반으로 하는 계시별요금제 시나리오를 적용하는 경우 낮시간의

역송에 대한 보상이 높아져 태양광 설치 고객의 요금이 더 낮아졌다.

이는 향후 발생 가능한 덕커브등을 회피하기보다는 조장할 수 있는 것

으로, 계시별요금제를 도입할 경우 현재 우리나라 계시별 요금제의 시

간대를 단순히 차용해서는 안 된다는 것을 확인하였다.

제5장 시사점 및 개선방향 85

제5장 시사점 및 개선방향

해외사례를 통해 나타난 상계제도의 개선방안은 지역에 따라 상이하

였으나, 공통적인 고려사항은 역송에 대한 가치산정이었다. 캘리포니

아에서는 TOU를 반영하여 시간대별 전력의 가치를 태양광 설치가구

에 적용하는 것으로 태양광의 가치를 재고하였다. 텍사스는 비용에 근

거하기 보다는 전력시스템에서의 태양광 발전의 역할을 고려한 가치에

근거하여 역송에 대한 단가를 산정하였다. 또한 하와이는 낮 시간의

태양광 발전 역송에 대해 ‘0’의 가치를 부과하기까지 하였다. 그 모습

은 다르지만 모두 급격히 증가하고 있는 태양광이라는 분산전원에 대

한 고민이 반영되어 있는 정책들이다. 그렇다면 태양광 발전의 보급이

확산되고 있는 우리나라에서 상계제도가 이와 발맞추어 개선된다면 어

떠한 방향성을 지녀야 할까? 이번 장에서는 태양광의 가치산정에 대한

고민과 함께 우리나라 상계제도의 단계적인 개선방향을 제시해 본다.

1. 상계거래제도의 개선

1.1. 역송수수료 부과

우리나라의 전기요금은 2부 요금제이다. 기본요금과 전력량요금으로

나누어져 있는데, 간편하게 생각하면 고정요금과 변동요금으로 볼 수

있다. 그러나 고정비가 높은 비중을 차지하는 전력산업에서 고정비 회

수를 위해 높은 기본요금을 유지하는 것은 고객에게 공감대를 형성하

기 어렵다. 따라서 전력량요금을 통해 고정비용과 변동비용을 모두 회

86

수하는 방식을 취하면서 전력량요금에 고정비도 일부 포함시켜 회수하

고 있다. 그런데 상계제도를 통해 역송전력을 보상하는 경우에는 전력

회사는 줄어든 전력생산으로 인해 에너지비용은 줄일 수 있지만, 고정

비용은 줄일 수 없다. 역송에 대한 가치를 산정하는 경우에도 이러한

고정비용은 제외하고 에너지비용에 대해서만 보상을 하는 것이 합리적

이라고 보인다.

기본시설부담금

구분 공중공급 지중공급

매 1계약에 대하여 계약전력 5kW까지 220,000원 421,000원

거리시설부담금82)

구분공중공급

(단상)공중공급

(삼상) 지중공급

신설거리 시설부담금

기본거리를 초과하는 신설 거리 매 1m에 대하여

39,000원 43,000원 60,000원

첨가거리 시설부담금

기본거리를 초과하는 첨가거리 매 1m에 대하여

5,000원 -

주: 부가가치세 미포함, 1m이하는 버림, 1MW 이상은 설계조정시설부담금 적용출처: 한국전력홈페이지, https://home.kepco.co.kr/kepco/CY/K/htmlView/CYKDHP00804.do?menuCd=FN02070407 접속일자 2019.10.02

<표 5-1> 표준시설부담금 - 저압기준

태양광을 설치할 때 흔히 고려하지 못하는 비용이 있다. 바로 계통

연계 수수료이다. 캘리포니아 NEM2.0에서 유틸리티기업이 고정비로

회수하기 시작한 계통연계 수수료가 우리나라에는 이미 적용되어있다.

바로 접속공사 비용이 이러한 수수료의 개념을 하고 있다. 그런데

NEM2.0에서 고정금액을 지불하고 있는 계통연계 수수료와 우리나라의

82) 공중공급은 200m, 지중공급은 50m의 기본거리는 무상으로 지원한다.


접송공사 비용에는 운영상의 차이가 있다. 현재 1MW급 이하는 표준

시설부담금이 부과되고 있기 때문에, 태양광 설치시 지역 및 거리 조

건에 따라 표준시설부담금을 납부하게 되어있다. 태양광 설치에 한에

서는 표준시설부담금과 실제 발생한 공사비를 비교하여 더 작은 금액

을 지불하도록 되어있기 때문에 따로 시설부담금을 지불하지 않는 경

우도 있다.83) 따라서 우리나라의 접속공사비용은 실비를 지불하는 개

념이고 이 액수의 상한이 표준시설부담금이라고 볼 수 있다.84) 그 운

영방식은 다르지만 우리나라에서도 계통연계에 대한 수수료가 적용되

어 있다. 그러나 이렇게 고정비의 하나인 접속공사비용이 설치고객에

게 부과되고 있는 것과는 달리 망이용에 대한 고정비용 회수는 어려운

것이 현실이다.

역송으로 인해 고정비의 회수가 어려워지는 가장 큰 이유는 역송단

가의 기준이 소매요금이기 때문이다. 결국은 한전이 상계고객에게 망

이용 고정비를 회수하기는커녕 이러한 고정비를 상계고객에게 지불하

는 상황이 된다. 게다가 이러한 이유로 인해서 전기요금이 상승한다면

태양광을 설치하지 않은 일반고객이 태양광 설치고객이 지불해야할 고

정비를 함께 지불하게 된다. 간단한 예를 들어 살펴보자.

83) 변동성 자원은 기존의 변압기의 50%까지 받아주고 있으며, 50%가 넘어가면 새로운 변압기를 설치하여 접속용량에 비례하는 비용이 청구된다.

84) 이외에도 양방향 계량기의 설치비용은 고객이 부담한다.

한 소비자가 온라인쇼핑을 통해 1만 원짜리 상품을 3천 원의 배송료

를 추가하여 1만3천 원에 구매하였다. 그런데 집에서 ‘완전히 동일한

상품’을 만들 수 있게 되어 이 상품을 반송하게 되었다. 이 상품이 완

전히 동일한 상품이기 때문에 판매자는 제품을 받아 주기로 했다. 일반

적인 상황에서 소비자는 택배 회사에 3천원을 지불하고 반송하여 제품

88

상계제도를 통해 망이용비용이 부과되지 않기 때문에 나타나는 현상

은 이와 유사하다. 상계제도 이슈 중 하나가 소비자간 요금부담의 이

전이라는 것도 이와같은 이유에서이다. 상계제도는 역송에 대해서 에

너지요금(+)과 망이용요금(-)을 모두 계상하고 있다. 에너지를 제공하

는 주체는 태양광 설치고객이지만, 망서비스를 제공하는 주체는 전기

판매기업인데 이 두 서비스를 모두 상계고객에서 보상해주고 있다. 물

론 여기서 한전은 온라인 쇼핑몰과 택배회사를 둘 다 운영하고 있다.

그렇게 때문에 명시화되어있지 않는 택배비(망이용요금)의 정확한 산

정을 통해 합리적인 반송시스템을 구축할 필요가 있다.85) 현재 우리나

라의 태양광보조정책으로 인해 지속적인 지원이 이뤄지고 있지만, 우

리나라도 캘리포니아와 하와이처럼 태양광보급에 대한 지원이 더 이상

필요하지 않는 시점이 다가오고 있다. 이에 대한 하나의 대비로 상계

85) 한전은 이미 역송수수료의 산정에 하나의 기준이 될 수 있는 송·배전이용요금단가를 ‘송·배전용 전기설비 이용규정’을 통해 제공하고 있다. 참고로 배전이용단가중 저압용의 전력량요금은 9.43 원/㎾h이다. 송·배전용 전기설비 이용규정, 별표 1, 2 참조

가격 1만 원을 돌려받는다. 소비자는 본인이 만든 제품을 판매하여 제

품가격 1만 원에 택배비 3천원을 지불한 7천원의 수익을 올렸다. 그런

데 국가가 ‘반송지원 프로그램’을 운영하여, 소비자의 반송에 전액환불

을 보장하였다. 소비자는 본인이 반송한 상품에 대해서 1만3천 원을 돌

려받았다. 쇼핑몰은 결국 1만 원짜리 상품을 팔았는데, 반송을 받아주

면서 소비자에게 1만3천 원을 입금하게 된다. 1만 원짜리 상품을 되돌려

받은 판매자는 총 1만6천 원의 비용을 지불하였다. 반송 택배에 대한

비용도 판매자가 제공하기 때문이다. 쇼핑몰은 ‘반송지원 프로그램’에

등록하지 않은 고객에게서 얻은 수익으로 6천원의 손해를 보전하였다. 적자가 발생한 쇼핑몰은 국가가 세금으로 지원하였다.


제도가 유지된 상황에서 가장 쉽게 적용 가능한 개선방향이 바로 역송

수수료의 부과가 될 것이다. 게다가 역송수수료를 최소화하고 싶다면

필요한 전력사용을 태양광 발전이 이뤄지는 시간대로 옮기면 된다. 이

러한 방식으로 자가소비를 늘리면 순 사용전력량이 동일하더라도 역송

을 최소화할 수 있어 역송수수료를 절감할 수 있다.

전력사용 기반기금은 수전전력량을 기준으로 부과하고 있다. 태양광

의 보급은 어느 정도 수준까지 확대된다면, 상계제도 내에서 역송전력

량에 역송수수료를 부과하는 것은 합리적이라고 보인다. 온라인에서

구매한 상품의 반송 시 상품에 하자가 있지 않은 한 배송비는 구매자

가 부담하는 것이 일반적인 것처럼 말이다.

1.2. 기본요금 부과 기준의 정상화

지금까지 장치산업인 전력판매산업에서 높은 고정비용의 회수를 위

해서 역송수수료의 도입이 필요하다고 설명하였다. 또한 역송량을 최

소화하면 역송수수료를 최소화할 수 있기 때문에 역송수수료의 도입은

자가소비를 늘릴 수 있는 유인으로 작용한다. 동일한 효과를 기본요금

의 부과기준을 변경함으로 달성할 수 있다.

일반적으로 기본요금은 고정요금(fixed charge) 혹은 최소요금(mini-

mum bill)의 형식으로 부과되고 있다. 고정요금은 매월 고정된 비용을

부과하는 것이고, 최소요금은 고정된 비용은 없지만 사용량이 없어도

최소한 지불해야하는 금액이다. 해외사례에서 살펴본 PG&E의 경우에

는 최소요금을 채택하여 사용량이 아무리 적은 고객도 최소요금은 지

불하도록 되어있다. 고정비용이 높은 전력판매에서 최소한의 고정비용

을 회수하고자 함이다. 그러나 우리나라 전력소매시장에서의 기본요금

90

형태는 고정요금도 최소요금도 아니다. 기본요금의 수준이 사용량에

연동되어 결정되기 때문에 고정되어 있다고 볼 수 없고, 고정비용 회

수를 위한 요금의 하한이 설정되어 있지도 않기 때문이다.

주택용 태양광을 설치하여 상계제도에 참여하고 있는 고객의 전력사

용요금 기준은 수전량에서 역송량을 뺀 순 사용량을 기준으로 한다.

그런데 전력량 요금뿐만 아니라 기본요금도 순 사용량을 기준으로 산

정된다. 계약상에는 상계거래고객들의 기본요금 기준을 수전량으로 하

는 것으로 명시86)되고 있으나, 실제로는 태양광 확산이라는 명목 하에

이러한 조항이 유보되어 상계후 순 사용량을 기준으로 기본요금이 부

과되고 있다. 현재와 같은 부과 기준에서는 아무리 많은 수전량이 있

어도 역송량이 높으면 고정비용의 회수는 사실상 불가능하다.

우선 최소한의 고정비용을 위해 계약서상의 내용처럼 수전량을 기준

으로 기본요금을 부과하는 것이 필요해 보인다. 그런데 앞서 살펴보았

던 주택용 태양광 설치 이후의 망전송량87)을 살펴보면 설치 이전과 큰

차이가 없었다. 망전송량을 기준으로 살펴본다면 태양광 설치여부에

상관없이 동일한 기본요금을 받아야하는 것으로 보인다.

86) 현재 신‧재생에너지 발전설비 요금상계거래 전력수급 계약서의 제2장 제8조에 의하면 수전전력량을 기준으로 기본요금을 부과하도록 되어있다. 계약서에서 발췌한 내용도 함께 제시하였다.

87) 수전량과 역송량을 합한 총전송량으로 실제로 망을 통해 전송된 총전력량

제2장 전력수급

제8조(잉여전력 요금상계 및 부가가치세 계산)① 한전은 제7조에 의해 설치된 계량장치에 의해 계량된 잉여전력량을

고객이 한전으로부터 공급받은 수전전력량에서 차감한 후 그 차이

계약상의 상계거래 기본요금 기준


그러나 태양광 설치고객의 총 전력사용량을 알 수 없기 때문에 동일

한 방식으로 기본요금을 부과할 수 없다. 태양광 설치고객이 태양광

발전 전력을 직접 소비하여 수전량과 역송량을 현격히 줄인다면 고정

비용을 낮추는 효과가 있기 때문이다. 태양광 자가소비를 통해 발전회

피비용 및 망회피비용 등을 기대하는 것이 주택용 태양광을 분산전원

으로 보는 시각이다. 그렇다면 주택용 태양광을 설치한 고객에게 가장

합리적인 기본요금 부과기준은 무엇일까?

기본요금의 부과기준을 수전량이 아니라 수전량과 역송량을 합한

망전송량을 기준으로 한다면 역시 고정비용의 적절한 회수가 가능하

에 대하여 전기요금 을 청구한다.② 고객의 잉여전력 송전량이 한전이 공급한 전력량보다 많을 경우에

는 한전은 그 차이에 대한 별도의 전력요금을 지급하지 아니하고

다음달 수전전력량에서 차감하며, 총 이월 기간은 제23조 ①항에

의한 전력수급 계약 기간으로 한다.③ ②항의 ‘이월 기간’ 동안 고객의 잉여전력량이 한전으로부터의 수전

전력량보다 많을 경우에는 전력량요금은 없는 것으로 하고 한전은

고객에게 수전전력에 대한 기본요금만 청구하며, 주택용은 상계전

수전전력량에 대한 기본요금을 청구한다. 단, 주택용 고객의 상계전

수전전력량이 월 최저요금 대상일 경우 최저요금을 청구한다.④ 한전의 기본공급약관상 역률요금 적용대상 고객의 역률요금은 당월

수전전력의 역률요금으로 한다. (잉여전력은 별도의 역률요금을 계

산하지 않음)⑤ 한전은 고객과의 요금상계거래와 관련하여 전기요금 매출부가가치세

과세표준은 부가가치세법 제29조에 따라 고객이 한전으로부터 공급

받는 당월 상계전 수전 전력에 대한 전기요금을 기준으로 산정한다.주: 전력수급계약서(요금상계거래)의 일부를 발췌출처: http://cyber.kepco.co.kr/ckepco/front/jsp/CY/F/A/CYFAPP0015901.jsp, (접속일자

2019.10.02.)

92

다. 실제로 전력판매기업이 제공하고 있는 망이용에 대한 서비스 비용

이라는 측면에서 보면 가장 합리적인 부과기준이 된다. 게다가 앞서

제시한 역송수수료를 부과하는 대신 기본요금의 기준을 확대하는 것으

로 동일한 고정비용 회수의 효과와 자가소비를 증진시킬 수 있는 유인

을 제공할 수 있다. 수전량과 역송량을 합한 망전송량을 기준으로 기

본요금이 부과된다면, 소비자는 더 낮은 기본요금 구간에 속하기 위해

서 생산한 전력을 자가소비하여 수전량과 역송량을 낮출 수 있기 때문

이다. 또한 자가소비하는 전력은 수전에서도 제외되고 역송에서도 제

외되기 때문에 직접 소비할 유인이 역송수수료를 부과하는 경우보다

상대적으로 더 클 수 있다.88)

2. 역송요금조정

상계제도는 전력소매요금단가로 태양광 발전전력을 구매해주는 개

념의 태양광 보급지원수단이다. 즉, 태양광 설치가 스스로 경제성이 부

족하기 때문에 지원을 통해서 경제성을 확보해 준다. 그렇다면 상계제

도의 개선을 위해서는 전력소매요금으로 역송전력을 보상하는 상계제

도를 유지할 필요가 있는지, 전력소매요금이 아닌 역송에 대한 별도의

구매단가가 필요하다면 어떠한 수준인지 분석이 필요하다. 이보다 더

근본적으로 태양광 보급에 대한 지원이 과연 필요한 것인지의 정확한

가치판단이 필요하다. 텍사스의 경우 VOST를 적용하면서 태양광의

가치를 평가하고 있다. VOS의 주요 특징은 기존 전력산업에서 일반적

으로 활용되는 균등화발전비용(LCOE) 방식이 아닌 균등화발전가치

88) 이는 역송수수료와 기본요금의 요율에 따라 달라질 수 있다.


(LVOE) 방식을 활용하는 점이다. 균등화발전가치(LVOE) 방식은 발

전에 소요되는 비용뿐만 아니라 회피가능비용, 사회적 가치 등 다양한

사안들을 고려하여 태양광 발전의 가치를 산정하는 점을 핵심으로 하

는 방안이다. 텍사스의 전력회사는 균등화발전가치(LVOE) 방식을 통

해 도출된 결과를 바탕으로 도매전력단가보다는 높으나 소매전력단가

보다는 낮은 수준의 VOS 요금을 채택하여 고객들에게 보상하고 있다.

여기에서 중요한 시사점은 균등화발전가치를 균등화발전비용과 비교

하여 추가적인 지원이 필요한 지의 여부를 판단할 수 있는 근거로 사

용이 가능하다는 것이다.

<표 5-2>에 정리한 것과 같이 LVOE와 LCOE의 비교연구를 통해

태양광 보급에 대한 지원이 필요한 시기인지 판단이 가능하다. LVOE

가 시장가격, 즉 전기요금에 기초하기 때문에 시장에 의해 형성되지

않고 정책적으로 억제되어 있는 가격에 근거한 결과가 경제적인 근거

가 되기 어렵다는 반박도 가능하다. 다만 LVOE가 진정한 가치를 반영

할 수 있는가의 질문보다는 LCOE와의 비교가 어떻게 변해가고 있는

지에 대한 연구는 필요하다고 보인다. 태양광 보급이 확대되고 재생에

너지보급에 따른 전기요금의 조정이 이루어지는 미래의 상황을 대비한

다는 차원에서는 이러한 비교연구에 기초한 가치와 비용의 분석이 필

요할 것이다. 현재를 기준으로는 우리나라도 태양광의 LVOE가 LCOE

보다 높을 것으로 예상되고, 그로인해 지원제도가 태양광 보급에 필요

하다고 볼 수 있다.

94

경제성 및 지원수단의 필요성

Ÿ LVOE < LCOE

→VOS요금 : 분산형 태양광 설치비용의 경제적 복구 어려움→추가적인 지원(유인)수단 필요 (Price-support market)

Ÿ LVOE ≈ LCOE

→VOS요금 : 분산형 태양광 설치비용의 경제적 복구 가능→약간의 지원(유인)수단 필요 (Transitional market)

Ÿ LVOE ≥ LCOE

→VOS요금: 분산형 태양광 설치비용을 충분히 복구 가능→ 지원(유인)수단 불필요 (Price-competitive market)

출처: Taylor et al.(2015), p.4 저자 재작성

<표 5-2> LVOE와 LCOE 비교분석

태양광 보급시점에 대한 분석과 함께 고민해야하는 것은 태양광의

보급 정도에 따른 역송요금의 조정이다. 해외사례에서 살펴볼 수 있듯

이, 역송에 대한 가치를 전기요금보다 높게 평가하고 있는 곳은 일본

정도로 보인다. 우리나라도 FIT를 유지하던 시기가 있었지만, 현재 상

계제도로 전환되어 있어서 전기요금보다 높은 수준으로 역송을 보상하

지는 않는다. 상계제도가 역송에 대한 가치를 전기요금과 동일한 수준

으로 본다고 볼 때, 해외에서 상계제도를 개선하고 있는 현실은 역송

에 대한 가치가 전기요금보다 낮아지고 있음을 이야기한다. 하와이의

CGS에서는 이미 소매단가의 절반수준으로 역송전력의 보상단가가 적

용되어 있다. 역송요금에 대한 조정은 단계적으로 설정할 필요가 있다.

시점의 관점, 혹은 계통피크의 일정 비율이라는 용량의 관점에서 등록

상한을 두고 단계적으로 역송요금을 조정할 수 있다.


3. 자가소비 유도

태양광 보급이 확대될 경우 낮 시간의 역송은 덕커브, 일몰시간대의

발전량 증가 등의 이슈가 발생할 수 있다. 이러한 이슈를 방지하기 위

한 방법 중에 하나는 낮 시간에 태양광을 통해 발전된 전력을 계통을

통해서 역송하지 않고 자가소비하는 것이다. 이를 유도할 수 있는 2가

지의 방법이 있다. 하나는 전기요금을 통해서 행동변화의 유인을 제공

하는 것이고, 다른 하나는 ESS를 활용하여 물리적인 방법으로 대응하

는 것이다.

낮 시간의 역송에 대한 보상의 수준이 전기요금보다 낮은 경우, 태

양광을 통해 발전된 전력을 최대한 자가소비하여 수전전력량을 절약하

는 것이 태양광 설치고객에게는 가장 합리적인 선택일 것이다. 게다가

저녁시간에 전기요금이 더 높다면 이러한 행동변화에 더 큰 유인으로

작용할 것이다. 이는 바로 계시별 요금제의 도입을 이야기 한다. 현재

우리나라의 시스템부하 패턴에 따른 계시별 요금제는 증가하는 태양광

보급에 알맞은 설계구조는 아니다. 4장에서 살펴본 바와 같이 행동변

화를 가져올 수 있는 유인을 제공하는 계시별 요금제의 구조는 주택용

소비패턴과 유사한 구조를 보이는 캘리포니아의 계시별 요금제의 시간

대가 더 적합함을 확인하였다. 현재 수준에서는 계통에 부담이 없는

태양광 발전이지만, 태양광 발전의 보급이 정책적 목표인 만큼, 태양광

발전이 확대된다면 해외사례와 같이 계통에 부담을 줄 수 있다. 특히

태양광 분산전원을 중심으로 하는 지역의 비동시피크에는 큰 영향을

줄 수 있다. 따라서 이러한 시점에는 주택용 전력사용 패턴을 고려한

계시별 요금제의 도입이 필요할 수 있다.

태양광 발전이 확대되었을 때 도입이 가능한 계시별 요금제를 고려

96

하기에 앞서 우리나라에서 선행되어야 할 것은 전기요금의 조정이다.

하와이에서 태양광 보급이 확대될 수 있었던 가장 큰 이유는 높은 전

기요금이었다.89) 높은 전기요금을 줄이기 위해 태양광 발전의 설치에

대한 유인이 매우 높았다. 손익분기점이 3~4년 정도인 우리나라의 주

택용 태양광 발전은 전기요금이 인상된다면 손익분기점이 앞당겨지고,

그 인상 정도에 따라 설치 보조금이 없이도 태양광 설치가 가능해 질

수도 있다. 앞서 제시한 역송요금의 조정이 이뤄지고 전기요금의 현실

화가 진행된다면 태양광의 보급은 더욱 빠르게 진행되어 정책적 목표

를 달성하는데 보조하는 역할을 하게 될 것이다.

이렇게 요금제의 변화 외에도 ESS의 설치로 태양광 보급확대로 인

해 야기될 수 있는 문제점을 해결할 수 있다. 일반적으로 계통연계형

태양광의 경우 지역 배전상황, 변압기의 변동성자원 허용량 등 다양한

고려사항이 있다. 그러나 ESS가 설치되면 소비자의 행동변화가 아닌

단방향의 시스템90) 운영으로 자가소비가 유도되어 태양광 확대의 이

슈들을 방지할 수 있다. 하와이의 CSS(Customer self-supply) 프로그램

과 같이 계통에 연계되지 않는 태양광+ESS의 설치가 대표적인 예이

다. 계통에 연계되지 않는 단방향(수전전용)의 시스템이기 때문에 역송

으로 인해 나타나는 이슈가 발생할 수 없고, 태양광 설치고객 역시 역

송에 대한 보상이 이뤄지지 않기 때문에 최대한 자가소비를 통해 발전

된 전력을 사용하게 된다. 이는 하와이와 같이 태양광 보급률이 높고,

역송요금조정이 선행된 상황에서 취할 수 있는 하나의 방법이다. 단,

ESS설치에 대한 경제성이 충분히 확보되지 않았다면 이에 대한 설치

89) 하와이의 연평균 전기요금은 31.42 cent/kWh로 역송전력요금에 비해 2배가량 높은 단가를 보인다.

90) 잉여발전전력은 역송하지 않고 저장하며, 필요시 수전으로만 운영하는 시스템


지원이 필요하게 되는데, 설치 지원에 대한 재원마련이 필요하다는 것이

단점이라고 볼 수 있다.

4. 스마트 전력거래

ESS와 같은 고비용의 장치가 사용된다면 단방향이 아니라 양방향

시스템으로 활용도 가능하다. ESS의 활용을 통해 자가소비 유도 뿐만

아니라 적극적인 첨부부하 보조도 가능하다. 역송의 시간대에 따라 다른

요금을 적용하는 계시별 역송요금제, 그리고 스마트 전력거래, 즉 자동

화된 시스템을 통해 수요반응자원으로까지의 활용을 고려해 볼 수 있다.

먼저 전력소비에 계시별 요금제가 존재하듯이 역송전력에 대해서도

계시별 요금제를 적용할 수 있다. ESS설치의 우선적인 목적은 낮 시간

에 발전되는 잉여전력을 저장하여 저녁 시간에 사용하고자 함이다. 태

양광 보급이 포화상태에 이르러 낮 시간에 역송이 보상을 받지 못하거

나 보상을 받더라도 그 수준이 낮고, 저녁 시간에는 수전전력에 대한

요금이 상대적으로 높아지면 자연스럽게 나타나는 형태가 된다. 그런

데 ESS는 자가소비의 수단에서 한 단계 나아가 피크보조의 수단으로

활용이 가능하다. 바로 하와이의 Smart export 프로그램이 대표적인

예이다. 하와이 Smart export 프로그램은 낮 시간에는 역송에 대한 보

상을 하지 않지만, 피크시간의 역송에 대해서는 이미 태양광 역송이

가능한 CGS Plus 프로그램보다 더 높은 역송단가를 제공한다. 물론

CGS+도 출력조정장치를 의무적으로 설치하게 되어있어 낮 시간의 과

출력문제를 해결하기 위해서 노력하고 있지만, Smart export 프로그램

과 같이 ESS를 운영하는 시스템은 아니기 때문에 저녁시간의 역송을

통한 피크부하 보조 역할이 불가능하다. 따라서 더 높은 역송단가를

98

Smart export 프로그램에 제공할 유인이 있다. 지역에 따라서는 CGS+

보다 60% 높은 단가를 제공하기도 한다. 계시별 역송요금제는 그 시간

대의 선택이 하와이처럼 오후 4시부터 다음날 오전 9시까지를 최대부하

로 설계한 2개 구간요금도 가능하고, 현재 우리나라의 겨울 산업용 계

시별 요금과 같이 3개 구간요금도 가능하다. 단순히 ESS에 역송시간에

대한 타이머를 연동하는 것으로도 기초적인 운영이 가능하다. 단, 역송

요금이 여전히 주택용 전기요금 보다 낮은 수준이라면 ESS에 저장된

전력을 모두 역송하여 추가로 비싼 수전전력을 이용하지 않도록 하는

것이 중요하다. 주택용 전력소비량을 제외한 만큼을 역송할 수 있도록

설정하는 추가적인 제어장치가 필요할 수 있다.

ESS의 설치는 다양한 기회를 제공한다. 우리나라에서 전력신사업으로

주목받고 있는 수요자원시장에의 참여가 대표적인 기회가 될 수 있다. 전

력신사업인 만큼 많은 사례를 통해 찾아볼 수 있는 사업모델은 아니지만,

기회의 땅으로 충분한 가능성이 있는 곳이다. 아직은 ESS의 안정성에 대

한 이슈가 지속적으로 나타나고 있어 보급이 더뎌지고 있는 실정이지만,

이미 국내에서도 ESS를 태양광 충전용과 전력수요관리용(DR)으로 복합

활용하는 모델이 검토되고 있을 정도로 ESS의 활용에 대한 관심은 늘어나

고 있다. 이러한 복합 활용모델은 계시별 역송요금제의 활용에서 나타날

수 있는 저녁 시간의 수전전력 발생 가능성도 줄이면서, 수요관리자원으로

서 응동 보상금으로 수익을 창출할 수 있는 수단이 되기 때문에 가장 능동

적인 주택용 태양광의 모델이라 볼 수 있다. 이를 위해 ESS를 중앙에서

조정할 수 있는 원격제어장치가 장착될 필요가 있다. 그런데 국내에서는

삼성과 LG와 같은 대기업의 ESS가 주로 보급이 되기 때문에, 원격제어가

가능한 IOT가 설치된 ESS를 상품화되는 것 또한 무리가 없어 보인다.

제6장 결론 99

제6장 결 론

상계거래제도는 효과적인 소규모 재생에너지발전설비 확대 수단으

로 1990년대 이후 미국 등 주요 선진국에서 활용되었다. 하지만 태양

광 설비 투자비용 하락 등으로 인해 상계거래 참여 설비가 증가함에

따라 소비자간 교차보조, 역진적 지원효과, 전력판매사업자의 재무부

담 증가 등의 문제점이 지적되었다. 미국에서는 주 별로 다양한 후속

요금제를 도입하려는 시도가 있어왔다. 후속요금제는 상계거래 소비자

에 대한 합리적 보상 및 비용부과와 계통운영의 안정성 기여하도록 유

도하는 것을 주요 목적으로 하고 있다.

우선 합리적 보상 및 비용 부과방안으로 역송전력의 보상가격 조정,

망 사용료 부과, 최소요금 설정 등이 활용되었다. 기존 상계거래제도에

서는 상계대상 설비에서 생산된 전력에 대해 자가사용 또는 역송에 관

계없이 소매전기요금을 기준으로 보상하였으나 후속요금제에서는 역

송전력에 대해 전력판매사업자의 회피가능비용에 기초하여 보상하는

방식이 도입되었다. 회피가능비용은 전력판매회사가 역송전력을 활용

함으로써 절감한 비용, 즉 기회비용 수준에서 보상을 시행하는 방안으

로 주로 도매전력요금이 회피가능비용으로 활용되었다.

다음으로 망 사용료 부과 또는 최소요금 부과는 상계거래 참여자가

사용하는 전력망 관련 원가를 별도 요금으로 부과하거나 상계 후 역송

전력량이 많아 상계 시 요금부담액이 ‘0’이라 하더라도 최소 수준의

요금은 부과하는 방안이다. 이는 개별 소비자가 유발하는 원가에 기초

하여 요금을 부과함으로써 상계거래 참여자의 요금부담 절감으로 인한

타 소비자의 교차보조를 최소화하고 전기판매회사의 원가 회수 안정성

100

을 제고를 목적으로 한다.

계통 안정성을 확보하기 위한 제도 개선방안은 상계거래 참여 소비

자의 전력소비 및 역송을 계통 운영에 부합하는 방향으로 유도하는 제

도가 활용된다. 상계거래제도의 틀 안에서 소규모 분산자원의 실제 가

치에 기반한 보상과 적정 비용 부과를 중심으로 하는 대부분의 상계거

래 후속요금제와 달리 텍사스, 하와이 그리고 캘리포니아 등에서는 보

다 근본적인 제도 개선이 이루어지고 있다.

텍사스 Austin시에서는 Net Metering에 기반한 상계거래 대신 Gross

Metering에 기반한 Value of Solar Tariff(VOST)제도를 도입하고 있

다. VOST는 소규모 재생에너지의 발전전력에 대한 보상 가격을 설비

의 원가 또는 단순 시장가격이 아닌 분산형 태양광발전의 가치에 기반

하여 정하고 있다. 재생에너지발전전력에 대해 적정 가치를 보상하는

동시에 자신이 소비한 전력 전량에 대해서는 적정요금을 부과함으로써

소규모 발전설비 설치자와 전력판매사 모두 적정수준의 수입을 획득

할 수 있도록 유도하고 있다.

한편 소규모 태양광의 급속한 확대로 계통 운영의 문제점을 겪고 있

는 하와이는 소규모 발전자원에서 생산된 전력의 자가사용을 유도하고

계통 안정을 도모할 수 있는 제도 개선을 진행하고 있다. CSS는 역송

을 허용하지 않으므로 ESS를 활용한 자가소비 증가를 유도하며 CGS

Plus는 출력제한 장치를 설치하여 계통 상황에 따라 출력을 조정하도

록 규정하여 계통 안정을 도모한다. Smart Export는 계통부하를 보조

할 수 있는 계시별 역송요금제도로 운영되고 있다.

캘리포니아에서는 NEM2.0이 도입되면서 태양광 상계거래 고객에게

계시별요금제를 의무화하여 상계거래 고객의 소비패턴을 계통에 긍정

제6장 결론 101

적인 방향으로 유도하고 있다.

우리나라에서도 지금의 누진요금제도에서 계시별 요금제의 도입으

로 소비자의 행동변화에 대한 인센티브가 발생하는지 분석하였고, 그

결과 현재 산업용에 유지되고 있는 계시별 요금제의 설계구조가 아닌

가정용에 특화된 계시별 요금 구조의 설계가 필요하다는 것을 파악할

수 있었다.

상계거래는 소규모 재생에너지 확대를 위한 목적으로 운영이 되고

있다. 재생에너지 발전이 확대되고 설치비용이 적정수준까지 하락할

때 필요한 상계거래 후속요금제의 핵심 목표는 실제 가치와 비용에 기

반을 둔 보상을 시행하는 것이며 이외에도 계통 안정성 확보를 위한

설비 운영을 유도하는 것으로 요약할 수 있다. 따라서 우리나라에서

태양광 보급이 확대되어 확산정책보다 안정화 정책이 필요한 시점에

우리나라에 도입이 가능한 주택용 태양광 상계제도의 5가지 개선방향

을 제시하였다.

첫째, 상계제도의 형태를 유지하면서 망이용요금을 회수할 수 있는

개선방법이 현재의 계량시스템에 추가적인 부담없이 적용가능한 방법

이 될 것이다. 구체적으로는 역송수수료의 부과 혹은 기본요금 기준을

수전량과 역송량을 합한 망전송량으로 선정하는 방법으로 개선이 가능

하다.

둘째, 소매요금으로 역송전력을 구매해주는 상계제도의 틀을 벋어나,

역송에 대한 적절한 단가를 산정하는 것이다. 즉, 역송요금제를 도입하

는 것이다. 태양광의 균등화발전가치가 균등화발전비용보다 높아진다

면, 적절한 가치에 맞는 역송요율을 주기적으로 산정하여 적용할 필요

가 있다.

102

셋째, 자가소비를 유도할 수 있는 계시별 역송요금제를 도입하거나,

계통에 연계되지 않는 독립형 ESS의 설치를 통해 자가소비가 증가하

면 계통에 무리를 주는 덕커브 현상과 일몰 시간의 급격한 부하 증가

를 최소화 할 수 있다. 기본적으로 소비자의 행동변화를 유도하기 위

해서는 역송요금과 전기요금의 차이가 발생해야하는데, 역송요금의 적

정요율 산정에 앞서 전기요금의 적정요율이 우선적으로 산정되어야 한다.

넷째, ESS를 계통에 적극적인 보조를 할 수 있도록 양방향으로 활용

하는 방안이다. 역송시간대를 조절하는 가장 단순한 방식에서 중앙제

어를 통한 DR자원으로서의 활용까지 고려해 볼 수 있다. 전력신사업

모델에 참여하는 것으로 계통부하를 보조하여 수익을 창출하는 것이

가장 적극적이면서 진보적인 대응이 될 것이다.

지금까지 태양광 보급확대에 따른 이슈를 주택용 태양광에 대한 상

계제도의 개선을 통해 해결할 수 방안들을 모색해 보았다. 본 연구에

서는 개별 주택에서의 소비패턴 변화를 요금제도를 통해서 가구별 접

근을 시도하였고, 해외사례를 벤치마크 하여 도입이 가능한 수단들을

고민해 보았다. 이외에도 Solar community와 같이 지역단위에서 해결

방안을 모색하는 연구도 필요하지만 본 연구의 범위에 넘어서는 부분

으로 이는 후속과제로 남기고자 한다.

참고문헌 103

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https://www.shouene.com/photovoltaic/cost/grid-parity.html#anc_topic_1

부 록 109

부 록

1. 광주지역 2018년 기준 분석 결과

[그림 부록-1] 3kW급 태양광 패널의 시간대별 평균 발전량

단위: kW, 출처: 한국전력공사, 기상청 자료를 활용하여 저자작성

[그림 부록-2] 3kW급 태양광 설치주택의 시간대별 순 전력소비 패턴

단위: kW, 출처: 한국전력공사, 기상청 자료를 활용하여 저자작성

110


(A)수전량

(B)역송량

(C)순사용량(D=B-C)

요금기준(E)

이월Credit(F)

상계용량(G=A-E)

1월 470.9 321.5 73.9 247.6 247.6 0.0 223.4 2월 477.6 305.9 94.8 211.2 211.2 0.0 266.4 3월 411.8 250.4 152.6 97.8 97.8 0.0 314.0 4월 424.0 236.6 207.4 29.2 29.2 0.0 394.8 5월 397.8 205.4 193.4 12.0 12.0 0.0 385.8 6월 409.2 208.0 191.9 16.1 16.1 0.0 393.0 7월 455.7 233.9 183.5 50.4 50.4 0.0 405.3 8월 662.7 380.9 84.7 296.2 296.2 0.0 366.4 9월 519.6 311.3 103.1 208.2 208.2 0.0 311.3 10월 399.6 244.7 162.3 82.3 82.3 0.0 317.3 11월 420.1 280.0 101.9 178.0 178.0 0.0 242.1 12월 438.3 288.4 69.7 218.8 218.8 0.0 219.5 합계 5487.2 3267.0 1619.2 1647.8 1647.8 0.0 3839.4

단위: kWh, 출처: 저자작성

<표 부록-1> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 상계패턴 (광주 평균 기준)


(A)수전량

(B)역송량

(C)망이용량

(B+C)태양광설치시 망이용상대비율

1월 470.9 321.5 73.9 395.5 84.0%2월 477.6 305.9 94.8 400.7 83.9%3월 411.8 250.4 152.6 403.0 97.9%4월 424.0 236.6 207.4 444.1 104.7%5월 397.8 205.4 193.4 398.7 100.2%6월 409.2 208.0 191.9 399.9 97.7%7월 455.7 233.9 183.5 417.4 91.6%8월 662.7 380.9 84.7 465.6 70.3%9월 519.6 311.3 103.1 414.4 79.8%10월 399.6 244.7 162.3 407.0 101.8%11월 420.1 280.0 101.9 381.9 90.9%12월 438.3 288.4 69.7 358.1 81.7%합계 5487.2 3267.0 1619.2 4886.3 89.0%

단위: kWh, 출처: 저자작성

<표 부록-2> 2018년 주택용 태양광 설치가구의 망이용량 (광주 평균 기준)

부 록 111


1월 7,300 95,137 10,244 3,790 116,4712월 7,300 97,913 10,521 3,893 119,6273월 7,300 70,424 7,772 2,876 88,3734월 7,300 75,526 8,283 3,065 94,1735월 3,850 64,886 6,874 2,543 78,1536월 7,300 69,343 7,664 2,836 87,1437월 7,300 88,781 9,608 3,555 109,2448월 12,950 222,700 23,565 8,719 267,9349월 12,950 121,156 13,411 4,962 152,47910월 3,850 65,409 6,926 2,563 78,74711월 7,300 73,925 8,122 3,005 92,35312월 7,300 81,508 8,881 3,286 100,974합계 92,000 1,126,708 121,871 45,092 1,385,671

단위: 원, 출처: 저자작성

<표 부록-3> 누진제 개편이전 주택용 전력요금 산출내역 (2018년 광주)


1월 1,600 27,597 4,509 1,668 35,374 81,0972월 1,600 20,756 4,071 1,506 27,934 91,6933월 410 5,934 2,854 1,056 10,253 78,1194월 410 1,771 2,595 960 5,736 88,4375월 410 729 2,008 743 3,890 74,2636월 410 980 2,057 761 4,208 82,9357월 410 3,058 2,543 941 6,952 102,2928월 1,600 36,742 6,176 2,285 46,803 221,1309월 1,600 20,208 4,223 1,563 27,593 124,88610월 410 4,998 2,746 1,016 9,171 69,57711월 910 15,894 3,460 1,280 21,544 70,80912월 1,600 22,187 3,688 1,365 28,840 72,134합계 11,370 160,854 40,930 15,144 228,299 1,157,372


<표 부록-4> 누진제 개편이전 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 (2018년 광주)

112


1월 7,300 76,143 8,344 3,087 94,8752월 7,300 78,008 8,531 3,156 96,9953월 7,300 59,541 6,684 2,473 75,9994월 7,300 62,968 7,027 2,600 79,8955월 1,600 55,822 5,742 2,125 65,2896월 7,300 58,815 6,611 2,446 75,1727월 7,300 57,778 6,508 2,408 73,9948월 7,300 115,852 12,315 4,557 140,0249월 7,300 89,788 9,709 3,592 110,38910월 1,600 56,172 5,777 2,138 65,68711월 7,300 61,893 6,919 2,560 78,67212월 7,300 66,987 7,429 2,749 84,464합계 76,200 839,767 91,597 33,891 1,041,455


<표 부록-5> 누진제 개편이후 주택용 전력요금 산출내역 (2018년 광주)


1월 1,600 27,597 4,149 1,535 34,882 59,9932월 1,600 20,756 3,856 1,427 27,639 69,3553월 910 9,121 2,813 1,041 9,884 66,1144월 910 2,722 2,554 945 3,131 76,7655월 910 1,121 1,967 728 1,000 64,2896월 910 1,506 2,016 746 1,178 73,9947월 910 4,700 2,182 807 4,599 69,3948월 910 27,639 4,320 1,598 34,467 105,5589월 1,600 20,208 3,958 1,464 27,230 83,15910월 910 7,683 2,705 1,001 8,299 57,38811월 910 16,610 3,369 1,246 18,135 60,53712월 1,600 22,187 3,528 1,305 28,620 55,844합계 13,680 161,849 37,417 13,844 199,065 842,390


<표 부록-6> 누진제 개편이후 3kW 태양광 설치 가구의 전력요금 (2018년 광주)

부 록 113


Credit NBC 합계

1월 6,200 28,977 53,250 15,190 9,418 82,6552월 5,600 28,898 54,276 13,720 9,549 84,6033월 6,200 24,899 46,810 15,190 8,233 70,9524월 6,000 25,598 48,220 14,700 8,477 73,5945월 6,200 23,991 45,255 15,190 7,953 68,2096월 6,000 27,012 46,360 14,700 8,182 72,8537월 6,200 31,545 50,809 15,190 9,111 82,4758월 6,200 44,999 74,398 15,190 13,253 123,6609월 6,000 34,731 58,622 14,700 10,389 95,04210월 6,200 24,857 45,009 15,190 7,990 68,86611월 6,000 26,298 47,206 14,700 8,398 73,20212월 6,000 26,329 47,792 14,700 8,479 73,900합계 72,800 348,134 618,008 178,360 109,432 970,014


<표 부록-7> TOU 시나리오 적용 전력요금(2018년 광주)


경부하발전


1월 8,843 28,196 15,190 6,430 42,629 40,0272월 12,440 32,478 13,720 6,119 36,255 48,3483월 15,314 37,897 6,843 5,008 22,862 48,0904월 20,078 47,156 2,042 4,732 15,274 58,3205월 19,009 46,441 841 4,108 13,262 54,9476월 22,920 46,212 1,130 4,160 13,269 59,5847월 25,812 46,438 3,526 4,677 17,455 65,0208월 20,777 43,420 15,190 7,619 53,829 69,8319월 14,799 38,460 14,577 6,227 37,744 57,29810월 11,723 40,538 5,764 4,893 22,934 45,93111월 7,287 31,909 12,462 5,600 33,446 39,75612월 6,525 26,859 14,700 5,769 37,806 36,094합계 185,527 466,003 105,985 65,341 346,767 623,247


<표 부록-8> TOU시나리오 적용 3kW 태양광 설치가구의 전력요금(2018년 광주)

114


Credit NBC 합계

1월 6,200 9,757 64,782 15,190 9,418 74,9682월 5,600 9,885 65,684 13,720 9,549 76,9983월 6,200 8,894 56,808 15,190 8,233 64,9464월 6,000 9,072 58,538 14,700 8,477 67,3875월 6,200 8,655 54,841 15,190 7,953 62,4596월 6,000 8,967 56,384 14,700 8,182 64,8347월 6,200 9,787 62,897 15,190 9,111 72,8058월 6,200 14,515 91,334 15,190 13,253 110,1129월 6,000 11,491 71,533 14,700 10,389 84,71410월 6,200 8,479 55,213 15,190 7,990 62,69211월 6,000 8,158 58,090 14,700 8,398 65,94612월 6,000 8,563 58,452 14,700 8,479 66,793합계 72,800 116,223 754,557 178,360 109,432 874,653


<표 부록-9> 국내 산업용 TOU 시나리오 적용 전력요금(2018년 광주)


경부하발전


1월 14,235 24,960 15,190 6,430 42,469 32,4982월 19,329 28,345 13,720 6,119 35,543 41,4553월 59,293 14,145 6,843 5,008 4,104 60,8414월 69,784 20,433 2,042 4,732 6,165 73,5525월 65,145 21,655 841 4,108 6,388 68,8476월 66,191 22,173 1,130 4,160 6,026 70,8597월 67,286 23,396 3,526 4,677 1,360 74,1668월 62,790 20,079 15,190 7,619 35,233 74,8799월 57,294 14,852 14,577 6,227 18,590 66,12410월 60,225 14,113 5,764 4,893 1,972 60,71911월 16,584 26,331 12,462 5,600 31,310 34,63612월 13,498 22,675 14,700 5,769 36,712 30,081합계 571,655 253,157 105,985 65,341 185,996 688,657


<표 부록-10> 국내 산업용 TOU 시나리오 적용 3kW 태양광 설치가구의 전력요금(2018년 광주)

이 태 의

現 에너지경제연구원 연구위원

<주요 저서 및 논문>

에너지전환시대의 소재수요 변화에 대한 자원확보 전략 (공저), 에너지경제연구원, 2018

민간 자원개발의 합리적 지원제도 구축 방안 연구 , 에너지경제

연구원, 2017 해외 자원개발기업의 저유가 대응과 시사점 , 에너지경제연구원, 2016

해외 자원개발기업의 거버넌스 구조분석 연구 (공저), 에너지경제

연구원, 2016

기본연구보고서 2019-12

태양광 발전의 보급 확산에 따른 상계제도의 개선방향 연구

2019년 12월 30일 인쇄

2019년 12월 31일 발행

저 자 이 태 의

발행인 조 용 성

발행처 에너지경제연구원

울산광역시 종가로 405-11 전화: (052)714-2114(代) 팩시밀리: (052)-714-2028

등 록 제 369-2016-000001호(2016년 1월 22일)인 쇄 디자인 범신

에너지경제연구원 2019 ISBN 978-89-5504-739-4 93320

* 파본은 교환해 드립니다. 값 7,000원

본 연구에 포함된 정책 대안 등 주요 내용은 에너지경제연구원의 공식적인 의견이 아닌 연구진의 개인 견해임을 밝혀 둡니다.

기본

연구

보고

서 1

9-1

2

(44543) 울산광역시 중구 종가로 405-11(성안동, 에너지경제연구원)

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태양

광 발

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보급

확산

에 따

른 상

계제

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개선

방향

연구

값 7,000원

9 788955 047394

93320

ISBN 978-89-5504-739-4

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