재생에너지 출력제어 보상 — 태양광이 돈 받고 멈추는 입찰제도

멀쩡히 전기를 만들 수 있는 태양광을 왜 강제로 멈출까요? 그리고 멈춘 사업자는 재생에너지 출력제어 보상을 받을까요, 아니면 손해만 보고 끝날까요? 제주에서 출력제어(curtailment, 전기가 남을 때 발전기 출력을 강제로 줄이는 것)는 2015년 단 3회였습니다. 그런데 2023년에는 181회로 늘었습니다. 8년 만에 약 60배입니다. 이쯤 되면 단순한 운영 실수가 아니라 구조의 문제죠. 이 글은 그 구조가 어떻게 설계되는지를 정산 흐름 중심으로 풀어봅니다.

제 분야인 발전 쪽에서 일하다 보면 “전기가 남으면 그냥 아껴 쓰면 되지 않나”라는 질문을 자주 받습니다. 그런데 전기는 저장이 어렵죠. 만든 만큼 그 순간 써야 합니다. 남는데 흘려보낼 곳이 없으면 발전기를 줄여야 하고, 줄인 사업자는 팔 전기를 못 팝니다. 핵심은 여기서 갈리죠. 예전에는 그 손실을 사업자가 그냥 떠안았습니다. 지금은 “멈추는 대신 정산금을 받는” 구조로 바뀌는 중입니다. 단, 아무 발전소나 받는 건 아닙니다.

재생에너지 출력제어 보상은 왜 필요해졌나

재생에너지 출력제어 보상이라는 제도가 갑자기 튀어나온 게 아닙니다. 출력제어가 감당 못 할 속도로 늘었기 때문이죠. 제주는 전국에서 가장 먼저, 가장 심하게 겪었죠. 이유는 단순합니다. 제주는 육지와 해저케이블로만 연결된 사실상 독립 계통에 가깝거든요. 남는 전기를 옆 동네로 흘려보내기가 어렵죠. 게다가 재생에너지 비중이 육지보다 높습니다.

8년 만에 3회에서 181회로

제주 재생에너지 비중은 2015년 약 7%에서 최근 약 20% 수준까지 올랐습니다(설비용량 기준으로는 약 40%). 전기는 더 쏟아지는데 받아줄 곳은 그대로니, 남는 전기를 줄이는 횟수가 폭증한 겁니다. 아래 추이를 보면 변화의 결이 보이죠.

주목할 건 “풍력 과잉” 단계에서 “태양광 과잉” 단계로 넘어가며 횟수가 튀었다는 점입니다. 왜 낮에 전기가 남는지, 저녁에는 왜 모자라는지는 태양광 덕커브가 만든 낮 과잉·저녁 부족 구조를 보면 한 번에 이해됩니다. 이 글은 거기서 한 발 더 나아가, “그래서 멈춘 사업자는 돈을 어떻게 받느냐”를 다룹니다.

보상 없는 손실이 쌓이면서 생긴 논의

2020년 출력제어 손실은 약 34억원이었습니다. 2023년에는 57억원을 넘겼죠. 여기서 끝이 아닙니다. 전력거래소(KPX, 전기 도매시장을 운영·정산하는 기관) 등이 참여한 용역은 2030년 제주 출력제어 손실을 약 1,500억원(제어량 약 878GWh) 수준으로 내다봤습니다. 2034년에는 약 5,100억원까지 거론됩니다. 다만 이건 확정된 수치가 아니라 어디까지나 전망치라는 점은 분명히 해둬야 합니다. 미래 설비 보급량과 계통 보강 속도에 따라 크게 달라질 값이거든요. 다만 방향만큼은 명확하죠. 손실을 사업자에게만 떠넘기는 방식은 더는 지속하기 어렵다는 겁니다. 그래서 “멈춰도 보상받는” 구조 논의가 시작됐습니다.

▲ 제주 출력제어 횟수는 2015년 3회에서 2023년 181회로 늘었다 (자료 종합)

재생에너지 출력제어 보상의 출발점, 입찰제도

재생에너지 출력제어 보상 이야기를 하려면 먼저 시장 구조가 바뀐 걸 알아야 합니다. 핵심은 재생에너지 입찰제도(태양광·풍력이 하루 전 또는 당일에 발전량과 가격을 스스로 제안해 낙찰된 만큼만 파는 시장 참여 방식)입니다. 이게 보상이 발생하는 토대거든요.

“전량 매입”에서 “낙찰된 만큼만 판매”로

예전 방식은 단순했습니다. 재생에너지가 만든 전기는 무조건 사줬죠(전량 우선 매입). 좋아 보이지만 함정이 있습니다. 만들기만 하면 팔리니, 계통이 감당할 수 있는지는 뒷전이 되거든요. 그러다 남으면 강제로 끄는데, 보상은 없었죠. 계획성도 없고 책임도 모호한 구조였습니다.

입찰제도는 발상을 뒤집습니다. 재생에너지도 일반 발전기처럼 시장에 참여합니다. “이 시간에 얼마를 생산할 수 있다”는 발전량입찰과 “이 가격에 팔고 싶다”는 가격입찰, 두 축으로 제안을 내죠. 그러면 가격순으로 급전(발전 우선) 순위가 정해집니다. 즉 재생에너지도 가격 경쟁의 무대에 올라온 겁니다.

흥미로운 대목은 마이너스(-) 입찰입니다. 재생에너지는 연료비가 사실상 0이라 보통 0원에 입찰하죠. 그런데 출력제어를 피하려고 돈을 얹어서라도, 즉 마이너스 가격까지 써내며 발전 권리를 확보하려는 경우도 생깁니다. 손해 본 부분은 다른 정산금으로 메우는 구조죠. 이 흐름이 어떻게 가격으로 정산되는지는 전력시장 구조에서 CBP 입찰부터 SMP·CP 정산까지 5단계를 함께 보면 맥락이 잡힙니다.

누가 참여하나 — 설비용량 기준

모든 발전소가 같은 방식으로 참여하는 건 아닙니다. 규모로 갈리죠. 작은 발전소는 혼자서는 시장에 끼기 어려우니, VPP(가상발전소, 1MW 이하 소규모 발전소를 묶어 하나의 자원처럼 시장에 참여시키는 사업자)를 거쳐 들어옵니다.

재생에너지 출력제어 보상 정산은 어떻게 굴러가나

여기가 재생에너지 출력제어 보상을 다루는 이 글의 본체입니다. “어떻게 돈을 받고 멈추느냐”의 실제 메커니즘이죠. 핵심 원리부터 잡고 가겠습니다. 입찰제도 안에서 출력제어는 더 이상 일방적인 강제 셧다운이 아닙니다. 시장 결과로 바뀌죠.

“비싸게 팔겠다”는 자원부터 멈춘다

가격원리에 의한 출력제어가 원칙입니다. 전기가 남으면 입찰가격이 높은 순서대로 출력을 줄이죠. 쉽게 말해 “비싸게 팔겠다”고 써낸 자원부터 멈추는 겁니다. 그러면 싸게 공급할 수 있는 자원이 더 오래 발전하죠. 무작위로 끄는 게 아니라, 시장 신호에 따라 끄는 순서가 정해진다는 게 핵심입니다.

그리고 결정적인 차이가 여기 있습니다. 입찰에 참여해 출력제어를 수용한 자원은 그에 대한 정산금, 즉 재생에너지 출력제어 보상을 받습니다. 급전지시(전력거래소가 내리는 출력 조정 명령)를 이행한 대가죠. 반대로 미참여 자원은 보상이 없고, 출력제어가 생기면 먼저 끊기는 우선순위에 놓일 수 있습니다. “참여하면 보상, 안 하면 무보상에 우선 제어 대상”이라는 비대칭이 참여를 끌어당기는 유인이 됩니다.

참여 자원과 미참여 자원의 정산금 차이

정산금은 한 종류가 아닙니다. 여러 항목이 겹쳐 들어오죠. 참여 여부에 따라 받을 수 있는 항목이 갈리는데, 표로 보면 차이가 분명합니다.

핵심은 에너지 이중정산 공식입니다. 하루 전에 계약한 양에는 하루 전 SMP(계통한계가격, 전력 도매시장에서 시간대별로 결정되는 거래단가)를 적용하고, 실제 발전실적과 계약량의 차이에는 실시간 SMP를 적용합니다. 풀어 쓰면 이렇습니다. “어제 약속한 만큼은 어제 가격으로, 약속과 달라진 만큼은 지금 가격으로” 정산하는 거죠. 그래서 예측을 잘하면 유리하고, 빗나가면 예측오류부과금이라는 패널티를 뭅니다. 재생에너지가 “발전량을 정확히 맞추는 능력”으로 평가받기 시작했다는 뜻이기도 합니다. 멈춰서 못 판 전기에 대해서는 기대이익을 보전하는 성격의 정산금이 들어옵니다.

여기에 용량정산금과 부가정산금이 더해집니다. 용량정산금은 “필요할 때 발전할 수 있는 능력”에 주는 대가이고, 부가정산금은 변동비를 보전하거나 일정 이익을 맞춰주는 항목이죠. 표를 다시 보면 미참여 자원은 이 두 항목이 모두 빠집니다. 같은 시간에 같은 햇빛을 받아도, 시장에 들어와 규칙을 따르는 자원과 그렇지 않은 자원이 받는 돈의 종류 자체가 달라지는 셈이죠. 제 분야인 발전 운영의 시각으로 보면, 이건 단순한 보조금이 아니라 “계통에 협조하면 그만큼 값을 쳐준다”는 신호 체계에 가깝습니다.

재생에너지 출력제어 보상, 호남부터 육지로 확대되는 방향

제주에서 검증된 구조가 육지로 넘어옵니다. 다만 여기서 표현을 조심해야 합니다. “전국에서 한꺼번에 시행됐다”가 아닙니다. 단계적으로, 시범 지역부터 확대되는 방향이라고 보는 게 정확하죠.

준중앙 자원이라는 골격

육지 확대의 실무 골격은 준중앙(준중앙급전) 자원 제도입니다. 일정 기술요건을 갖춰 등록한 태양광·풍력이 전력거래소 급전지시에 따라 출력을 조정하고, 그 대가로 재생에너지 출력제어 보상을 받는 자원이죠. 제도 토대는 2026년 1월 28일 전력시장운영규칙 개정으로 마련됐습니다. 준중앙 확대와 VPP 정산금 신탁제도가 이때 도입됐죠.

첫 육지 적용 후보로 거론되는 곳은 호남권(광주·전남·전북)입니다. 이유가 있습니다. 호남이 국내 신재생 발전량의 35% 이상을 차지해, 계통 안정화가 가장 시급하거든요. 본격 운영 시점은 2026년 3월경으로 거론되지만, 이는 중개사업자·해설 자료 기반이라 부처 고시로 재확인이 필요한 영역입니다.

기술 요건이 까다롭습니다. 핵심은 급전지시에 1분 이내로 즉각 응답할 수 있는 온라인 제어 성능입니다. 발전량 예측과 제어가 가능해야 한다는 뜻이죠. 전화 한 통 받고 사람이 차단기를 내리는 식으로는 안 됩니다. 자동으로, 그것도 1분 안에 출력을 맞춰야 하니 계측·통신 설비를 제대로 갖춘 자원만 들어올 수 있습니다. 운영은 봄·가을철 경부하기(냉난방 수요가 적어 전기가 남기 쉬운 시기)의 10시부터 17시 사이, 태양광 과잉이 집중되는 시간대에 한정됩니다. 한여름·한겨울이 아니라 환절기에, 그것도 한낮에만 작동하는 셈이죠. 20MW 이하 소규모 자원은 VPP를 통해 집합 참여합니다.

모든 태양광이 자동으로 받는 건 아니다

여기서 가장 많이 오해하는 지점을 짚고 갑니다. “이제 태양광은 멈추면 다 돈 받는다”가 아닙니다. 재생에너지 출력제어 보상은 입찰제도에 참여하고 준중앙 등록·1분 응동 같은 기술요건을 충족한 자원에만 적용됩니다. 미참여 자원, PPA(전력구매계약)나 현물거래로 파는 자원은 대상이 아닙니다.

이 지점이 바로 형평성 논란의 핵심입니다. 같은 태양광인데 요건을 갖춘 쪽만 보상받고, 영세해서 요건을 못 맞추는 쪽은 보상도 없이 먼저 끊깁니다. 계통에 기여하는 자원에 보상을 몰아준다는 원칙 자체는 합리적이지만, 진입 문턱이 영세 사업자에게 또 다른 불이익이 될 수 있다는 우려가 함께 나옵니다. 저는 이 균형을 어떻게 잡느냐가 제도의 진짜 시험대라고 판단합니다.

▲ 입찰 참여 → 급전지시 이행 → 정산금 지급으로 이어지는 보상 흐름

재생에너지 출력제어 보상이 문제를 정말 푸는가

제도가 효과를 냈다는 신호는 있습니다. 제주는 2024년 6월 재생에너지 입찰시장을 본격 도입했죠. 그에 앞선 모의운영(2024년 3~4월, 약 390MW 규모)에서, 원래라면 발생했을 출력제한의 89%를 입찰제도 참여 자원이 흡수한 것으로 확인됐습니다. 강제제어를 시장 메커니즘이 상당 부분 대체했다는 뜻이죠.

횟수 감소가 곧 해결은 아니다

다만 통계를 곧이곧대로 읽으면 안 됩니다. “출력제어 횟수가 줄었다”가 “문제가 풀렸다”와 같은 말은 아니거든요. 강제제어가 사라진 게 아니라, 시장에서 낙찰되지 않는 방식(미낙찰·배제)으로 형태만 바뀐 측면이 있다는 분석이 있거든요. SMP가 0원 이하로 떨어지는 시간대에는 재생에너지가 사실상 운영을 제한받았을 가능성도 있죠. 강제로 끄나, 안 팔려서 못 돌리나, 결과는 비슷할 수 있다는 겁니다.

보상은 한 축일 뿐, 함께 굴러가는 장치들

출력제어를 줄이는 길은 재생에너지 출력제어 보상 하나가 아닙니다. 근본 해법은 남는 전기를 저장하는 것이죠. 정부는 ESS(에너지저장장치, 남는 전기를 저장했다 필요할 때 방출)를 위한 중앙계약시장을 열었습니다. 국가가 필요한 물량을 정해 경쟁입찰로 뽑고 장기계약으로 보상하는 구조죠. 제2차 ESS 중앙계약시장은 540MW(육지 500MW + 제주 40MW) 규모로 추진됐습니다. 화재 이후 다시 살아난 이 시장의 흐름은 ESS 에너지저장 26GW 시대의 기술과 시장 현황에서 더 자세히 다룹니다.

또 하나, 화력 등 기존 발전기의 최소발전용량(꼭 켜둬야 하는 최저 출력)을 낮추는 방법도 병행됩니다. 그만큼 재생에너지가 들어갈 공간이 생기니까요. 제주에서는 2024년 4월 일부 발전기의 최소출력을 하향 조정했습니다. 분석에 따르면 이 조치만으로 출력제어를 약 17% 줄일 수 있고, 국제 권고 수준까지 낮추면 최대 약 70%까지 완화가 가능하다고 합니다. 제 분야인 발전 운영의 관점에서 보면, 보상 정산은 손실을 누가 떠안느냐의 문제이고, 저장·최소출력 하향은 손실 자체를 줄이는 문제입니다. 둘은 같이 가야 합니다.

제도의 큰 방향을 더 알고 싶다면 제주 출력제어 사례와 완화 방안을 분석한 기후솔루션 연구 보고서가 수치 근거를 잘 정리해두었습니다. 통계의 이면을 함께 짚어보는 데 도움이 됩니다.