재생에너지 출력제어의 법률적 쟁점 2편 : 출력제어 손실과 발전소 수익성

보유한 태양광발전소를 외국계 투자사에 넘기려 하는데, 인수 측이 발전소의 출력제어 이력과 향후 전망 자료를 요구합니다. 국내에서는 이런 자료를 따로 만들어 본 적이 없는데 무엇을 어떻게 준비해야 하는지 궁금합니다.

호남 태양광 출력제어가 2025년 47회로 늘면서 출력제어는 운영상 불편을 넘어 발전소 가치를 바꾸는 변수가 되었습니다. 해외 개발사와 금융기관은 송전 제약이 있는 시장에서 출력제어를 발전량 전망에 넣어 사업성을 평가하고, 한국 발전소를 인수하거나 금융을 제공할 때도 같은 방식을 씁니다. 출력제어가 늘어나는 원인은 1편에서 다루었고, 2편은 그 결과를 숫자와 계약 조건으로 옮기는 방법을 다룹니다.

*참조 : 재생에너지 출력제어의 법률적 쟁점 1편 : 출력제어는 왜 늘어나는가

출력제어 손실액 계산: 1MW 태양광 기준 연 4,200만 원 추산

출력제어 손실액은 제어 시간 동안 생산하지 못한 발전량에 판매단가를 곱한 금액이며, 업계는 1MW 태양광 기준 1회 약 70만 원, 연 60회면 약 4,200만 원으로 추산합니다(에너지경제 2025. 4. 10. 보도). 이 추산은 설비용량 1MW, 1회 제어 시간 3.5시간, kWh당 판매단가 200원, 연간 제어 횟수 60회를 전제로 합니다. 1MW 설비가 3.5시간 동안 정격 출력으로 발전했다면 3,500kWh를 생산했을 것이고, 여기에 200원을 곱하면 1회 70만 원이 나옵니다.

실제 손실은 이 추산과 다를 수 있습니다. 제어 시간에 구름이 끼면 발전 가능량이 정격 출력에 못 미쳐 손실이 줄고, 판매단가는 도매가격과 REC(공급인증서, 재생에너지 발전량을 증명해 따로 파는 인증서) 가격 또는 고정가격 계약 단가에 따라 달라집니다. REC는 실제 발전량을 기준으로 발급하므로 출력제어 시간에는 전력 판매대금과 REC 수익이 함께 사라집니다.

연 60회라는 전제도 발전소마다 따로 확인해야 합니다. 1편에서 본 호남 출력제어 횟수는 지역 단위 실적이고, 지역에서 출력제어를 시행한 날마다 모든 발전소가 제어 대상이 되는 것은 아닙니다. 제주 22.9kV 배전선로 연계 발전소 사안에서 한전은 전력거래소가 정한 목표 제어량에 맞춰 대상 사업자와 사업자별 제어량, 제어 시간을 정합니다(광주지방법원 2026. 1. 29. 선고 2023구합12781 판결). 손실을 정확히 계산하려면 지역 평균이 아닌 해당 발전소의 제어 기록이 필요합니다.

출력제어 모델링: 투자자와 금융기관이 출력제어율을 추정하는 방식

해외 투자자와 금융기관은 출력제어를 과거 실적만으로 보지 않고, 시간대별 전력 수급 시뮬레이션에 송전 제약을 얹은 모델로 지역·변전소별 출력제어율을 추정합니다. 그 결과는 연간 발전량 전망과 금융기관의 기본 시나리오에 들어갑니다.

오로라(Aurora Energy Research)와 바링가(Baringa) 같은 전력시장 분석 기관은 한국 도매시장 전망 보고서를 냅니다. 오로라는 한국 전력·재생에너지 시장 전망과 계통 분석 구독 상품을 제공하고, 송전 조류, 즉 전기가 송전망을 흐르는 경로와 양을 기준으로 손실과 출력제어를 모델링하는 방법을 웨비나로 공개하기도 했습니다. 외국계 인수자나 금융기관이 내놓는 출력제어 가정은 대개 이런 분석에서 나오므로 국내 매도인과 차주도 그 모델이 어떤 전제를 썼는지 물어볼 수 있어야 합니다.

발전량 전망은 보통 P50과 P90으로 나눕니다. P50은 실제 발전량이 그 값을 넘을 확률이 50%인 전망치이고, P90은 90%인 보수적 전망치입니다. 출력제어율 가정을 높이면 P50과 P90이 함께 내려가고 금융기관이 대출 규모를 정할 때 쓰는 전망치도 그만큼 줄어듭니다.

공개된 전망은 범위가 넓습니다. S&P Global은 시간대별 급전 모델을 바탕으로, 변동성 재생에너지 비중이 20%를 넘으면 2040년 태양광·풍력 발전량의 최대 32%가 출력제어 대상이 될 수 있다고 보았습니다(S&P Global 2025. 3. 6.). 반면 국제대전력망기구(CIGRE)의 2026년 논문은 해상풍력 출력제어를 구조적 제어와 송전망 보강 전까지 생기는 과도기적 제어로 나누고, 송전망이 일정대로 들어오면 출력제어가 투자 장애가 되지 않는다고 보았습니다(CIGRE C1-11337).

두 전망이 보여주듯 송전망 보강 일정은 출력제어 전망에서 가장 큰 입력값입니다. 매도인이 인수자에게 낼 자료도 과거 제어 기록에 그치지 않고 발전소가 연결된 변전소의 보강 계획과 계통관리변전소 지정·해제 이력까지 포함해야 상대방 모델의 전제를 검증할 수 있습니다.

출력제어가 수익성의 중심 변수가 되는 이유: 단일 도매가격과 RPS 폐지

출력제어가 한국 재생에너지 사업에서 유독 큰 변수가 되는 이유는 전국 단일 도매가격 구조와 RPS 폐지 후 고정가격 계약 중심의 판매 구조에 있습니다.

전국 단일 도매가격에서 송전 혼잡이 물량 손실로 나타나는 구조

한국 전력 도매가격(SMP, 계통한계가격)은 전국이 하나의 가격이어서 송전 혼잡은 지역 가격 하락이 아니라 출력제어라는 물량 손실로 나타납니다. 지역마다 도매가격이 다른 시장에서는 송전망이 막힌 지역의 가격이 내려가 발전사업자가 낮은 가격에라도 전기를 팝니다. 한국에서는 호남 발전소도 수도권과 같은 가격을 받다가 제어 시간에는 아예 전기를 팔지 못합니다.

이 구조에서는 가격이 위험을 미리 알려 주지 않습니다. 같은 가격을 받는 두 발전소라도 어느 변전소에 연결되었는지에 따라 연간 판매량이 달라지므로 발전소 위치와 계통 여건이 곧 수익의 차이가 됩니다. 송전 혼잡 위험이 가격으로 나뉘지 않고 개별 발전소의 판매량에 몰리는 셈입니다.

RPS 폐지 후 재생에너지 계약시장과 물량 위험

「재생에너지 개발·이용·보급 촉진법」(이하 "재생에너지법") 개정법(2026. 9. 15. 공포, 법률 제21943호)은 2027. 1. 1.부터 RPS(공급의무화제도, 대형 발전사에 재생에너지 공급 비율을 의무로 지우던 제도)를 폐지하고, 전원별 경쟁입찰에서 낙찰받은 사업자가 한전과 장기 고정가격 계약을 맺는 계약시장으로 신규 보급 경로를 바꿉니다.

고정가격 계약에서는 kWh당 받을 가격이 정해지므로 도매가격과 REC 가격의 변동 위험은 줄어듭니다. 남는 변수는 그 가격으로 몇 kWh를 팔 수 있느냐이고, 출력제어가 그 물량을 줄입니다.

*참고 : RPS 폐지가 수익 구조 전반에 미치는 영향은 「RPS 제도 폐지가 시장에 미치는 영향」에서 다루었습니다.

개정법에는 계약시장에서 출력제어 위험을 누가 부담하는지 정한 규정이 없습니다. 계약기간과 정산 구조는 계약시장규칙과 표준계약에서 정하고, 출력제어 위험의 처리도 표준계약에서 정할 주요 조건입니다. 출력제어로 생산하지 못한 발전량을 생산한 것으로 보고 대금을 주는 간주발전량 정산이 표준계약에 들어가는지에 따라 같은 낙찰가라도 실제 수익이 크게 달라지므로 입찰가격을 정할 때 출력제어 가정을 넣어야 합니다.

기존 사업자의 사정은 다릅니다. REC 신규 발급기한은 2026. 12. 31.이지만, 개정 전 허가를 받은 사업자 중 고시로 인정받은 사업자는 REC를 계속 발급받아 거래할 수 있고, REC 발급·거래에 관한 규정은 2029. 12. 31.까지 효력이 있습니다. 기존 사업자는 도매가격과 REC 가격 위험에 출력제어 물량 위험까지 함께 지는 구조로 남습니다.

준중앙급전과 재생에너지 입찰의 출력제어 손실 보전 수준

준중앙급전은 재생에너지 사업자가 하루 전 시간대별 발전계획을 내고 계통운영자의 급전지시를 따르는 제도를 말합니다. 다만 준중앙급전은 출력제어 손실을 직접 보상하는 제도가 아니며 참여 사업자에게 도매가격 수익에 더해 kWh당 9.42원의 정산금을 주는 구조입니다(에너지경제 2026. 3. 4. 보도).

호남에서는 2026. 3. 1.부터 5. 31.까지 매일 10시부터 17시까지 시범 운영했고, 태양광 4개소 341.2MW, 풍력 1개소 51.7MW, 가상발전소(여러 소규모 발전소를 묶어 하나처럼 운영하는 사업자) 21개 78MW 등 470.9MW가 참여했습니다.

정산단가 9.42원은 업계 손실 추산에 쓰인 판매단가 200원의 약 4.7%입니다. 두 금액은 성격이 달라 그대로 비교할 수는 없지만, 준중앙급전 정산금만으로 출력제어로 잃는 판매대금과 REC 수익을 메우기는 어렵습니다. 정산단가와 별도로 발전량 예측제도 정산금이 있고 예측 정확도와 급전지시 이행 여부에 따라 실제 받는 금액이 달라집니다.

제주에서 출력제어를 줄인 재생에너지 입찰제도를 육지로 넓히면 보전 방식도 바뀝니다. 입찰에 참여한 사업자는 스스로 낸 발전계획과 실제 발전량이 어긋나면 불이행 정산금을 부담할 수 있으므로 출력제어 손실이 줄어드는 대신 예측 오차 비용이 새로 생깁니다. 육지 확대 일정은 2026년 10월 현재 확정되지 않았습니다. 다만 참여를 검토하는 사업자는 발전량 예측 설비와 인력, 급전지시를 받았을 때 출력을 조절할 설비를 갖췄는지부터 확인해야 합니다.

발전소 금융·인수 거래에서 출력제어를 반영하는 지점

출력제어 가정은 개발 단계의 사업성 평가부터 금융 조달의 원리금 상환 여력 산정, 지분 인수 가격과 진술보장, 운영 단계의 보고 의무까지 발전 사업의 모든 거래 단계에 들어갑니다. 아래 표는 거래 단계별로 출력제어를 반영하는 지점입니다.

지분 인수 거래에서 출력제어는 가격과 계약 조항에 함께 영향을 줍니다. 인수자는 자기 모델로 추정한 출력제어율을 발전량 전망에 넣어 가격을 정하고, 매도인에게는 출력제어 이력에 관한 진술보장, 곧 거래 시점의 사실이 정확하다는 매도인의 보증을 요구합니다. 매도인은 진술 범위를 실제 받은 통지와 보유한 기록으로 한정하고, 장래 출력제어 전망은 진술 대상에서 빼야 합니다.

인수자의 요구에 대비해 매도인이 정리해 둘 자료는 다음과 같습니다.

• 출력제어 통지 원본(문자·카카오톡 등)과 제어 일시, 시간, 제어량 기록
• 원격감시 설비에 남은 시간대별 발전량 기록(제어 시간 전후를 비교할 수 있는 형태)
• 발전소가 연결된 변전소와 배전선로, 계통관리변전소 지정·해제 이력
• 한전과 맺은 계약의 유형(전력구입계약 또는 배전용 전기설비 이용계약)과 원격제어 합의 조항
• 준중앙급전 등 시장제도 참여 여부와 정산 내역
• 연도별 REC 발급 내역

한전과 맺은 계약서의 원격제어 합의 조항은 따로 확인해야 합니다. 광주지방법원 사건에서 일부 사업자의 배전용 전기설비 이용계약서에는 한전 이용규정의 신재생발전기 계통연계 기준에 따라 원격제어에 합의한다는 문구가 있었고, 법원은 계약상 이용 중지·제한 약정을 출력제어의 근거로 보았습니다(2023구합12781). 인수자는 이 조항으로 출력제어를 다툴 여지가 얼마나 있는지 판단하므로, 계약서 사본을 자료에 함께 넣어야 합니다. 출력제어의 법적 근거와 계약 조항의 의미는 3편에서 다룹니다.

FAQ

기존 RPS 발전소도 출력제어 때문에 수익이 줄어드나?

줄어듭니다. 기존 발전소는 REC를 계속 발급받는 동안에도 실제 발전량을 기준으로 전력 판매대금과 REC를 받으므로, 출력제어 시간만큼 두 수익이 함께 줄어듭니다. 고정가격 계약을 맺지 않은 기존 발전소는 여기에 도매가격과 REC 가격 하락 위험까지 지므로, 출력제어가 늘어나는 지역의 기존 발전소일수록 매각 가격 협상에서 불리한 위치에 설 수 있습니다.

한전과 고정가격 계약을 맺으면 출력제어 손실을 보전받을 수 있나?

보전 여부는 2026년 10월 현재 알 수 없습니다. 개정 재생에너지법은 계약시장의 출력제어 정산을 직접 정하지 않았고, 이를 정할 계약시장규칙과 표준계약은 아직 공개되지 않았습니다. 표준계약이 나오면 출력제어로 생산하지 못한 발전량을 정산 대상에 넣는지, 넣는다면 연간 몇 시간까지인지를 먼저 확인해야 합니다.

금융기관은 출력제어율을 몇 %로 가정하나?

공통으로 쓰는 수치는 없고, 금융기관과 분석 기관마다 발전소 위치와 송전망 보강 일정을 반영해 따로 정합니다. 같은 호남 지역이라도 연결 변전소와 그 변전소의 보강 일정에 따라 가정이 달라집니다. 매도인이나 차주는 상대방이 쓴 가정의 근거 자료와 전제를 요청하고, 자기 발전소의 실제 제어 기록과 비교해 협의하는 편이 낫습니다.

본 내용은 특정 사안에 대한 법률적 자문이 아니며, 참고용으로만 활용하시기 바랍니다. 구체적인 법률 자문이 필요하신 경우, 법률사무소 솔라리스 재생에너지팀으로 문의해 주시기 바랍니다.

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