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1 저작자표시 - 비영리 - 변경금지 2.0 대한민국 이용자는아래의조건을따르는경우에한하여자유롭게 이저작물을복제, 배포, 전송, 전시, 공연및방송할수있습니다. 다음과같은조건을따라야합니다 : 저작자표시. 귀하는원저작자를표시하여야합니다. 비영리. 귀하는이저작물을영리목적으로이용할수없습니다. 변경금지. 귀하는이저작물을개작, 변형또는가공할수없습니다. 귀하는, 이저작물의재이용이나배포의경우, 이저작물에적용된이용허락조건을명확하게나타내어야합니다. 저작권자로부터별도의허가를받으면이러한조건들은적용되지않습니다. 저작권법에따른이용자의권리는위의내용에의하여영향을받지않습니다. 이것은이용허락규약 (Legal Code) 을이해하기쉽게요약한것입니다. Disclaimer

2 선형계획법을이용하여 년 월 서울대학교환경대학원 환경계획학과환경관리전공 정현영

3 국문초록 한국은 2002년발전차액지원제도 (FIT) 를시행했으나 2011년예산문제를근거로이를중단하고 2012년신재생에너지공급의무화제도 (RPS) 를도입하였다. 이러한변화는규모의경제, 거래비용등으로인해 REC시장에재대로참여하는데어려움을겪는소규모태양광발전사업자들에게큰어려움을불러일으켰다. 그결과녹색당, 한국태양광협회, 관련학자들등의이해당사자들은소규모태양광발전사업자들만이라도 FIT를재도입하자는요구를이어가고있다. 이논문은 RPS만시행하는경우와 FIT를두가지대안규모로시행하는경우의 3가지정책시나리오를다룬다. 2016년부터 RPS 목표가최대에이르는 2024년까지기간동안각정책대안하에서의최적신재생에너지공급원포트폴리오를추정한다. 그뒤그때의정책비용을 5가지시장조건시나리오에서분석한다. 분석결과정책대안시나리오별정책비용양상은시장조건에따라큰차이를보였다. 몇가지경우소규모태양광발전사업자에대한 FIT를소량도입하는것은많은정책비용추가를요구하지않았고일부조건하에서는오히려정책비용을낮추는효과를나타냈다. 하지만일부조건하에서는약간의 FIT도입도많은비용을불러일으켰다. 이러한상황을보았을때 FIT 도입에대한정책논의와그때의비용에대한추정은미래의시장상황에대한정확한예측을요구한다는것을알수있었다. 또한용량제한없이 FIT를시행하는경우, FIT지원을위해시장조건에따라최대 3090 억원에서최소 1190억원의비용이발생한다. 이러한예산규모와변동성은정부의정책의지를고려했을때 FIT 지원규모에대한제약을불러일으킬가능성이크다. 따라서용량제약없는 FIT에대한논의는전력요금으로의비용전가방안에대한부분을포함해야할것이다. 주요어 학번

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7 현재한국의소규모태양광발전사업자들은신 재생에너지공급의무화제도 (Renewable Portfolio Standard, RPS) 하에서많은어려움을겪고있다. 2012년기존의발전차액지원제도를대체하며도입된 RPS는일정규모이상의발전사업자로하여금자신의총발전량의일정비율을신재생에너지전력으로공급하도록의무를부과하고그의무를신재생에너지전력에대해발급되는신재생에너지공급인증서 (REC) 의생산또는구매를통해이행하도록하는제도이다. RPS 하에서신재생에너지발전사업자는전력판매수익 (SMP) 과 REC판매수익을통해이윤을얻게된다. 그런데소규모태양광발전사업자들은공급의무자들의대규모사업자선호현상, 과다한입찰비용, 비교적높은발전단가등으로인해 REC판매처확보가어렵다.( 산업통상자원부,2014 : 권승문외, 2014) 또한 REC를판매할수있더라도그가격이 SMP가격과연동하지않기때문에양쪽모두에불확정성이존재한다. 2012년상반기 원 /kwh가량이었던태양광발전사업자의기대수익은 2013년상반기에는 원 /kwh, 2014년상반기에는 원 /kwh, 2015년상반기에는 원 /kwh로꾸준히하락하고있다. 1) 2015년기준소규모태양광발전설비의발전단가가 200원 /kwh인것과비교하면기대수익이너무낮기때문에사업유지가어려운상황이다. 2) 이러한여건을고려하여정부는경쟁입찰을통해 태양광판매사업자선정제도 를운영하여선정된태양광발전사업자들이 12년간계약을일정한가격으로판매할수있도록하고있다. 하지만소규모태양광발전사업자들은태양광판매사업자선정이경쟁입찰방식으로이루어지기때문

8 에공급과잉인상황하에서 10대 1 가량의경쟁률일보여과도한가격경쟁이이루어진다는이유로불만을제기하고있다.( 최승국, 2015) 또한 SMP가격변동으로인한불확정성은남으며, 과도한경쟁으로인해 2012 년 10,8MW, 2013년 66.1MW, 2014년 299.4MW, 2015년 270.9MW 가량의소규모태양광발전사업자들이태양광판매사업자선정에탈락한채운영중이다. 토론회, 정부질의등을통해소규모태양광발전사업자들이꾸준히요구하고있는대안은그들을대상으로하는발전차액지원제도 (Feed In Tariff, FIT) 재도입이다. FIT제도는정부가고시한고정가격과전력거래가격 (SMP) 의차액을정부가보전하는정책이다. FIT는적절한고정가격산정과발전설비량예측이어렵지만발전사업자에게높은안정성을제공한다. 이렇게이어지고있는소규모발전사업자에대한 FIT 재도입요구에대한정부의반응은 RPS도입첫해에지난 10년간보급설비의 80% 를달성했다는점은평가해야한다, 정책의일관성을유지하기위해 RPS제도의틀내에서지원해야한다, FIT는정부의돈으로운영하는것이고 RPS는기업의돈으로운영하는것이며그외의부분에서는별차이가없다, 막대한정부재정지출이일어날것이기때문에재도입은불가하다, 이미 RPS제도하에서고정가격으로매입하는지원정책을펴고있다, FIT재도입시발전단가상승및시장불안가중등의우려가있기때문에 RPS 내에서가중치우대대상확대및판매사업자선정제도규모확대등소규모사업자를위한지원을강화해나갈예정이다, 등으로일관되게부정적인것이었다 3) 오히려기존의 FIT제도의지원을받고있는태양광, 연료전지설비들도 RPS제도의적용대상으로변환하여전력산업기반기금의부담을줄이고자하는시도를하고있었다.( 산업부, 2014) 학계에서는기존의많은연구들이소규모태양광발전사업자에대한 FIT 도입을지지하고있다. RPS 제도도입이전시점에서해외사례들을기준 3) 의견출처 : 신재생에너지공급의무화 (RPS) 제도개선집중토론회와제 313 회국회산업통상자원소위제 1 차회의록의산업통상자원부인사발언외언론보도, 시민단체면담사례, 전려산업기반기금예산안등의내용을요약

9 으로두제도를비교해본연구들 ( 이수진, 윤순진,2011 : 이희선, 인세웅, 2011), 두제도에대한입법적인검토를시행한연구 ( 이준서, 2010), 두제도를거래비용의시점에서비교해본연구 ( 권태형 2012), 현시점에서한국의 RPS제도의이행상황을정리하고개선방향을제시한연구 ( 이성호, 2014) 지대추구의측면에서두가지정책을비교한연구 ( 권태형, 2015) 등다양한시점에서 RPS 제도와 FIT제도에대해다룬연구들이결론적으로경쟁력이약하고불확정성에민감한소규모발전사업자들에는 FIT제도를병행하는방안을 RPS제도의보완책으로제시했다. 하지만이미 RPS제도가진행되고있는상황에서소규모태양광발전사업자에대한 FIT제도를도입하는경우정책비용에어떤변화가생기게될지에대한연구는아직까지진행된바가없다. 또한이전에두제도의비용을추정한많은연구들이국가 REC, 이행비용보전금와같이 RPS와 FIT의정책비용을평가하는데중요한요소가될수있는부분들을다루지않고있었다. 이논문은이수진 윤순진 (2011) 과이형석 양승룡 (2010) 의연구에문제의식을기반한다. 이수진, 윤순진의연구는정책수단의변경이나다른국가에서실시하고있는정책수단의이전을실시할때는새롭게도입하려는정책수단이목표달성에진정으로효과적인지, 이미제도를시행하고있는국가들과다른정책환경에서도정책목표를효과적으로달성할수있을지에대한충분한논의와검토가필요하다고지적하였다. 이형석 양승룡의연구는이러한논의의일환으로효율적인 RPS제도의도입을위해당시운영중이었던 FIT제도와 RPS제도를비교분석하였다. 이러한맥락에서이논문은 RPS제도만을운영하는경우와소규모태양광발전사업자에대한 FIT제도를도입하는경우를비교분석을시행할것이다. 이를통해정책변화의효과성에대한분석중정책비용에대한부분을다루고자한다.

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12 1) 신 재생에너지지원정책의이론적근거 않는다. 하지만전력시장의경우에너지의공공성이라는특수성을가지고 있으며 ( 염미경, 2013) 추가로외부효과로인한시장실패이론에근거하여 이에대한정부개입이정당화될수있다. 외부효과는특정한경제주체의 사회, 경제적활동이다른경제주체의편익에미치는영향중시장을통해 매개되지않은영향을말한다. 이외부효과가해로운것일경우그것의 경제적가치를외부비용이라고하고, 혜택이되는경우에는그것의경제적 가치를외부편익이라고한다 ( 한국환경정책평가연구원, 2005) 온실가스발생이라는부정적외부효과를발생시키는화석연료나전주기 비용을따질경우원전폐로비용, 위험비용, 처리비용등많은외부비 용이발생하는핵발전과비교했을때신 재생발전설비들은외부비용이 적게발생한다고할수있다. 또한일부 6) 신 재생발전설비들은분산형전 원의확대라는추가적인외부편익을가지고있다 ( 윤순진, 2003a). 이에대 한내재화가요구되며 ( 윤순진, 2003b) 결론적으로외부효과의내

13 2) FIT 제도와 RPS 제도의개념과이론적근거

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16 3) 두제도의이론적근거에대한비교연구사례

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21 1) 한국의신재생발전지원정책현황 - RPS 제도도입배경 전력산업기반기금은전기사업법제 48 조에따라전력산업의기반조성에필요한재원확보를위해설치되었으며한국전력공사에의해운영된다. 주요예산원은전력판매수입의 3.7% 에해당하는법정부담금이며기금의주요사업으로는발전소주변지역지원, 신재생에너지보급사업, 전력수요관리, 기술정책지원등이있다.( 산업자원부,2015)

22 2) 한국의신재생발전지원정책현황 - RPS 제도의구조및실적 2008년에는한해에만 257MW의태양광설비가건설되는등급등현상이발생하였다. 그결과 2011년종료당시발전차액은 2007년대비 13.8배증가하였다. ( 에너지공단, 2014) 22) FIT지원예산계획에비해 2009년도에는 SMP하락및태양광사업자급증으로인한 1135억원 (76%) 증액, 2010년도에는 SMP하락및태양광조기준공으로인한 682억원 (25.8%) 증액이있었다고한다.( 산업통상자원부, 2013) 신에너지및재생에너지개발이용보급촉진법부칙 < 제10253호, > 제 2조에따라 2012년이후 FIT제도로의신규진입은금지되어있지만 2011년이전에 FIT대상으로편입된신 재생발전설비들은별도의하자가발생하거나 RPS전환신청하지않은경우계약기간동안 FIT지원을받게된다.

23 연도 비율 2.0% 2.5% 3.0% 3.0% 3.5% 4.0% 4.5% 5.0% 6.0% 7.0% 8.0% 9.0% 10% 주 : 의무공급량 = 공급의무자의총발전량 ( 신재생에너지발전량제외 ) 의무비율 자료 : 신에너지및재생에너지개발 이용보급촉진법시행령별표 3 연도 12 년 13 년 14 년 15 년의무공급량 (GWh) ,353 1,971 주 : 태양광별도의무공급량은 2015 년 12 월 31 일까지적용함 ( 신재생법시행령제 18 조의 4 제 3 항 ) 2016 년이후에는태양광과비태양광을통합운영할예정임 ( 제 4 차신재생에너지기본계획 ) 자료 : 신에너지및재생에너지개발 이용보급촉진법시행령별표 4

24 주 : 에너지공단정보공개청구결과, 전력거래소정보공개청구결과를기반으로계산하였음

25 14 년기준바이오, 폐기물발전소활용발전량은전체신재생발전량의 56.8% 를차지 하고있다. 또한 2014 년 REC 이행실적중 39.2% 가바이오매스혼소이며 14.1% 가재생 에너지로보기어려운 ( 윤순진, 2009) 연료전지로이행되었다. ( 한국에너지공단, 2015) 신에너지및재생에너지개발ㆍ이용ㆍ보급촉진법시행령제 18 조의 7( 신ㆍ재생에너지공급인증서의발급제한등 ) 3 제 2 항에따른무상지원금을받은신 재생에너지공급자 ( 신 재생에너지를이용하여에너지를공급한자를말한다 ) 에대해서는지원받은무상지원금에해당하는비율을제외한부분에대한공급인증서를발급하되, 무상지원금에해당하는부분에대한공급인증서는국가또는지방자치단체에대하여그지원비율에따라발급한다. < 개정 > 5 제 4 항에따라공급인증서를거래하여얻은수익금은 전기사업법 에따른전력산업기반기금의재원 ( 財源 ) 으로한다. 국가 REC 비중은언론보도자료와에너지공단인터뷰자료를기준으로 작성하였음.

26 27) 국가 REC 는값이싸고한번에많은양을구할수있기때문에공급의무자들이가장

27 (46%) (36%) (13%) (14%) (41%) (44%) (60%) (44%) (10%) (12%) (22%) (28%) (3%) (8%) (5%) (14%) 선호하는데 2013 년까지는현물시장에서의구매실적에비례하여국가 REC 를구매할수 있도록하였기때문에현물시장에서의과잉경쟁이일어났다. 28) 전력산업기반기금예산안에따르면그값은일정하게 161 만 5000REC 를유지할것이 라고한다. 이는 2016 년이후 REC 의무공급량예측치의 9.2%(2016 년 ) 에서 2.6%(2024 년 ) 에해당한다.

28 29) 이형석 (2010) 등일부선행연구들은공급의무자들이 REC 공급을위해 (1) 자체적인신재생설비를운영하거나 (2)REC 를구매하는데들이는비용전부를 RPS 제도의정책목표달성을위한추가비용으로보았지만이는잘못된접근이다. 공급의무자가자체적으로신 재생발전설비를운영하는경우 REC 이외에도해당설비에서생산된전력판매를통한수익을얻을수있기때문에, 이를위한투자는순수하게 REC 공급의무이행만을위한것으로볼수없다. 신에너지및재생에너지개발이용보급촉진법시행령제 18 조의 11( 공급의무자의의무이행비용보전 ) 정부는공급의무자가공급의무의이행에드는추가비용의적정수준을 전기사업법 제 2 조제 13 호에따른전력시장을통하여보전 ( 補塡 ) 할수있도록노력하여야하고, 전력시장에참여하는같은법제 2 조제 10 호에따른전기판매사업자가그비용을전기요금에반영하여회수할수있도록노력하여야한다. 관련법규정에의해 IGCC, 대수력, 부생가스, 조력등 SMP 로충분한이득을얻을 수있는발전원들의경우이행비용보전을해주지않는다.

29 전력거래소에대한문의와정보공개청구결과이행비용보전금은소매가격결정시총괄원가에포함되며, 소매전력가격상승을유발하는요인이된다는전체이행비용보전금중어느정도가소매비용으로전가되는지여부는정확히알수없다는답변을얻었다

30 3) 2016 년이후 RPS 제도전망

31 지금까지적절한 RPS제도와 FIT제도의혼용모델을수립하기위해 RPS 제도와 FIT제도의이론적기반과한국에서의운영현황에대해알아봤다. 제3장에서는 RPS제도와 FIT제도의정책비용을추정한선행연구들을알아보고이를통해 RPS제도의비용과 RPS제도와 FIT제도를혼용한경우의비용을추정하는모델을수립해볼것이다. 제 1 절 RPS 제도의비용을추정한연구들 RPS제도를통한정책목표달성에드는비용을추정한연구로는이정인 (2008), 이형석 (2010), 손현진 (2011) 의연구가있었다. 이정인 (2008) 의연구는 RPS 제도를반영한한국의최적전원구성비를도출하기위한방안을 GATE-PRO(Generation And Transmission Expansion PROgram) 모형을이용하여모색하였다. GATE-PRO 모형은특정목표연도에서의최적설비수준을도출하는정적선형계획모형으로, 사용된최소화목적함수는다음과같다. i= 발전원분류, y 계절, ty= 당계절내근무일 ci=i 발전원운전비용 ( 원 /MWh), Ki= i 발전원설비비용 ( 원 MW), PUi=i 발전원단위용량 (kw) r= 투자보수률, bi= i 발전원연간고정비율, xity=i 발전원 ty 시간대운전용량 (MWh) ADDi=i 발전원목표년도증설용량 (MW) 제약조건은연중최대부하가발생하는시점에서의총공급용량이예 비력을포함한최대수요량보다커야한다는조건한가지만을사용하였 다. 연구기간은 2006 년을기준으로 2020 년의설비계획을수행하였으며 2020 년신재생비율 10% 를상정하고 2012 년 RPS 가도입될경우의설비 계획결과를제 3 차전력수급계획의결과와비교하였다. 결론적으로 GATE-PRO 모형의한계로선형계획법을이용하여연도별발

32 전설비계획을도출할수가없다는점을꼽았으며, 선형계획법을사용하는 GATE-PRO모형에서는발전단가가저렴한신재생에너지원이과도한비중을차지하며발전원의특성을고려한가중계수를적용하여전원계획을수립해야할것이라는결론을내렸다. 이형석 (2010) 의연구는 RPS제도의효율적인도입을위해 FIT제도와 RPS를비교하였다. 정량적비교를위해선형계획법을이용하여최소의비용으로목표를달성하는발전원포트폴리오를찾고, 그때의최적비용을도출하여비교하였다. 선형계획법을위한시나리오는 (1) 정부정책개입없이시장원리에따라재생에너지확대를이루는경우 (2) FIT제도를통해재생에너지확대목표를이루는경우 (3) RPS제도를통해재생에너지확대목표를이루는경우의 3가지를사용하였으며, RPS제도를통해재생에너지확대목표를이루는시나리오의경우태양광별도의무량부여, REC 외부구매의무량부여등의정책적제약식의변화를주어세분화했다. 선형계획법에사용한목적함수는아래와같다. 제약식으로는발전원별자원잠재량에따른설비확대한계제약, REC 외부구입의무달성제약, 태양광별도의무달성등정책적규제만족제약, 신 재생에너지전력목표량달성제약, 설비량비음제약등이있었으며, 시나리오별로정책적규제만족제약을다르게적용하였다. 자원별제약식을부존자원량한가지만을사용했기때문에연도별분석은하지않고 2030년보급목표 29467GWh를달성하기위한 RPS 제도하의비용최소화분석만을시행하였다. 결과는다음과같다. 자체조달의비율이높을수록총비용이적게들었다. 자원별로는목질바이오, 바이오가스, 소수력의자원잠재량전체와풍력잠재량의 42.7% 를사용하였으며태양광과조력은사용하지않는편이최적이었다. 외부구매의비용이높은만큼 REC구매가일어나지않을수있으며이를위한 REC시장거래활성화정책이요구된다는결론을내렸다. 또한태양

33 광과조력은별도의무량할당이나가중치부여를통해지원할필요성이있다고언급하였다. 손현진 (2011) 의연구는 RPS제도등온실가스감축정책이도입된다는가정하에서 REC 공급의무를갖는발전사업자의중장기적계획과환경정책을제약조건으로처리할수있는전산모형을설계하였다. 대응방법별연간비용계산에는 GATE-PRO모형을이용하였는데이는특정목표연도에서의최적설비수준을도축하는정적선형계획모형이다. 모형에서사용한목적함수는다음과같다. GATE-PRO 모형의제약식으로는전력수요충족제약, 발전원별설비규모제약, 전체 REC공급의무충족제약, 태양광별도의무충족제약의 4가지를사용하였다. GATE-PRO 모형을통해연도별운전비와증설후보대수를얻은후에는건설비및운전비의현재가치합이최소로되는연도별건설계획을도출하기위해동적계획법모델을이용하였다. 결론적으로이들은완성된전산모형에대해기존의비용최소화목적함수뿐만아니라환경정책등과같은제약조건처리가가능하고입력자료작성이간단하다고평가했다. 최재호, 이태섭 (2015) 의연구는 RPS 제도하에서신규로편입되는민간발전사업자의 RPS 이행시나리오를구성하여이행비용을산출하고해당사업의실제재무모델을통한사업성변화예측을시행하였다. 이행비용은아래의식을통해산출하였다. IC = (CC + B R1 + M R2 + P R3 α) - (C+B+M) R3 (3-2) IC : 연도별의무이행비용, CC : 자체신재생에너지설비건설비, B : 신재생에너지발전사업자와의 REC 계약체결량, R1 : 신재생에너지발전사업자와의 REC 계약가격, M : 현물시장에서의 REC 구매량, R2 : 현물시장에서의 REC 구매가격, P : 의무공급불이행률에따른 REC 미확보량, R3 : 의무이행비용보전을위한정산기준가격 (REC

34 평균거래가격 ), α : 과징금산정시가중또는감경비율의합 (70~150%), C : 자체신재생에너지설비생산 REC 량 RPS 이행시나리오는의무공급량, 자체건설규모, 계약시장구매량, 현물시장구매량, 의무이행비율등을기준으로구성되었다. 각시나리오별로이행비용을산출한뒤사업성분석은재무모델에이행비용을적용하여순현재가치법, IRR 및비용편익비로비교하였으며, 이에대한민감도분석은 REC 가격변동, 과징금규모에대해시행되었다. RPS하에서공급량이할당되면공급의무자는자율적으로공급할에너지원, 의무이행방식을선택하여각자의주어진조건하에서의최소비용포트폴리오를구성하여의무를이행한다 ( 손성호외, 2008 ; 전기연구원, 2009 ; Bosselman et al, 2010). 따라서 RPS하에서의정책비용을추정하기위해서는먼저주어진조건하에서공급의무자입장에서의최소비용포트폴리오를구하는과정이필요하다. 그에따라 RPS의비용을추정한선행연구들은모두 GATE-PRO 모형, 자체적인선형계획모형, 시나리오분석등의방법을통해정책목표달성을위한최소비용포트폴리오를구하고, 그때의비용을추정하였다. 대부분의선행연구들이 GATE-PRO 모형등선형계획모형을이용하여최소비용포트폴리오를추정하였다. 이를위해사용한제약으로는전력수요충족제약발전원별설비규모제약, 의무공급량달성제약, 태양광별도의무공급량충족제약, 외부구매한도제약등이있었다. 제 2 절 FIT 제도의비용을추정한연구들 FIT제도의비용을추정한연구들을아주대학교 (2005), 한국전기연구원 (2006), 김유진김수덕 (2008), 한국전기연구원 (2009) 등이있었다. 아주대학교 (2005) 의연구는기준가격시나리오로당시의 FIT제도그대로기준가격이연도별로고정되는경우와신재생에너지발전단가하락시나리오를근거로산정된미래의연도별기준가격이적용되는경우두가지를사용하였다. 발전량규모는 BAU대비 1배의신재생발전목표시나리오와 BAU대비 0.5배의발전목표시나리오를적용하였다. SMP는 2004년의값을유지할것으로상정하였으며, 발전원별기준가격과 SMP의차액에

35 발전량을곱한값의합으로발전차액지원금을구하였다. 한국전기연구원 (2006) 의연구는적절한 FIT 기준가격을산정하고미래의비용율추정하는연구를수행하였다. 경제수명기간내에적용되는등가화된발전원가인균등화발전원가 (Levelized Cost of Electricity,LCOE) 를발전원별로구하고이를기준으로기준가격을산정하였다. 또한발전차액지원대상전원중지속적인단가하락이예측되는태양광과풍력, 연료전지에대해서는기준가격이매년일정비율로감소하도록규정하였다. 연차별 FIT지원대상설비규모전망은제2차신재생에너지기본계획의보급목표를달성하는경우와두가지신재생보급목표량예상달성율을적용한경우로총 3가지시나리오를적용하였다. 시나리오별각년도발전량은해당연도기존설비규모에표준설비이용률과 8760시간을곱한값과신규설비도입시기가평균적으로 6월에수렴한다고가정하고신규설비규모에표준설비이용률과 8760시간을곱한후추가로 6개월 /12개월을곱한값을합하여서구하였다. 분석의변동조건으로는 SMP값을사용하였다. SMP가정은 2005년의값으로고정된경우, 단순증가 2% 를적용하는경우, 유가상승을고려하는경우의 3가지로적용하였다. SMP가가장낮고설비도입이가장크게이뤄지는조건의경우총 17243GWh의신재생전력에대해 3조 5221억원가량이소요되며, 반대조건의경우 10034GWh를발전하기위해 7795억원이소요된다는결론을내렸다. 이는발전차액지원으로소요되는예산이과대하다는산업자원부의주장의근거가되었다 ( 구자상,2009). 김유진, 김수덕 (2008) 의연구는시나리오분석을통해발전차액지원제도의차액지원액규모를추정하고, 이를기존전력산업기반기금지원실적과의비교를통해평가하였다. 시나리오별차액지원금의규모는아래와같은식을통해계산되었다. S: 누적차액지원금총액, Pij: j 번째신재생에너지원의 I 년도기준가격, REij: j 번째신재생

36 에너지원의 I년도년간발전량신 재생에너지원별년간발전량은제2차신재생에너지기술개발및이용보급기본계획의목표발전량에의거하였고, SMP는 2007년가격을유지하거나, 년평균 4.4% 씩증가하는두가지시나리오를사용하였다. 동일한목표발전량시나리오를사용한한국전기연구원 (2006) 의연구와비교하였을때차액지원금의규모가더낮게나타났는데, 이는두연구가 SMP 예측치에서차이를보이기때문으로추정하였으며평가결과기금내에서지원하는데큰무리는없을것으로판단했다. 한국전기연구원 (2009) 의연구는태양광발전설비만을대상으로 FIT의비용을추정하였다. 자료를통해기준빌전원가를산정하고이를기준으로정책적요인을더해두가지시나리오로설비규모별기준가격을책정하였다. 지원대상설비용량은 2011년까지누적 150MW를기준으로하였고 SMP 상승률은 3% 를가정하였다. 설비규모별발전량에기준가격에서 SMP를제외한값을곱한값의총합으로발전차액지원금을추정하였다. FIT제도의경우발전량확대치및발전원구성추정이어렵기때문에 FIT제도의비용을추정한연구들은모두설비용량에대해정책적으로주어진예측치를사용하였다. 주요한변수로는 SMP 가격을사용하였다.FIT 의비용을추정한연구들은모두발전단가예측치를기준으로한기준가격, SMP예측치, 발전량예측치를이용하여구한차액지원금 34) 의총합으로 FIT의정책비용을구하였다 ( 산업자원부, 2003 ; 한국전기연구원, 2006 ; 김수덕외, 2008 ; 한국전기연구원, 2009). 34) 신 재생에너지이용발전전력의기준가격지침제 10 조 2 항에의거하여차액지원금은 다름식과같이계산되어진다. 차액지원금 = ( 기준가격 - 계통한계가격 ) 전력거래량

37 이논문은현행 RPS제도하에서소규모태양광발전사업자에대한 FIT 제도를도입하는경우생길수있는정책비용변화를추정한다. 분석은 FIT지원물량, 태양광발전단가변화, SMP변화등의주어진조건하에서선형계획법을이용하여공급의무자입장에서최소의비용으로신재생에너지공급목표를달성하는 REC공급수단포트폴리오를찾고, 그때의정책비용을도출하여비교한다. 시나리오별비용은해당년도신재생에너지공급목표를달성하는데드는발전차액지원금과 RPS 이행비용보전금으로구성된다. 따라서이비용은신재생에너지발전사들의생산비용이나공급의무자들이들이는비용이아니라, 주어진신재생에너지공급목표를달성하기위해전력소비자들이지불해야하는비용에해당한다. 또한소규모태양광발전사업자를위한 FIT도입이전력산업기반기금을통해이루어지는경우, 정부입장에서부담해야하는 FIT 운영비용도시나리오별로추정하였다. 제 1 절비용분석개요 1) 정책비용구성 신재생에너지의연간사회적생산비용은크게사업비용과정책비용으로구성된다 ( 이형석,2010). 이논문에서는그중정책비용에대해서만다룰것이다. 정책비용은 RPS 하에서는공급의무자에게일차적으로한국전력이지불하고이차적으로전력소비자에게전가하는비용인이행비용보전금으로보았다. 소규모태양광발전사업자를위한 FIT 운영비용은연도별기준가격과 SMP의차액만큼지급되는발전차액지원금의총합이된다. 제도간의비용비교는동일한양의재생가능전력공급이라는조건에서실시해야한다 ( 이수철외, 2008). 따라서정책대안별비용의범위는다음과같이산정하였다.

38 현재와같이 RPS만운영되는경우정책비용은 RPS만으로연도별공급목표를달성하는경우의이행비용보전금이된다. 소규모태양광발전사업자에대한 FIT제도가도입되는경우정책비용은연도별공급목표를달성하는경우제출된 REC중소규모태양광 FIT 설비에서공급되는국가REC를통해이행된부분을제외한나머지부분에대한이행비용보전금과 FIT운영비용의합이된다. 또한과거의 FIT와같이전력산업기반기금으로발전차액을지원하는경우기금에주어질부담을추정한다. 이값은 FIT운영비용에서 FIT운영을통해얻은국가 REC를판매하여얻은수익이된다. 2) 분석시나리오 시나리오에상관없이공통적으로적용되는조건은다음과같다. 연도별 REC공급목표는이행유예나예치없이그해에그해의의무공급량만큼이행하는것을가정하였다, 모든시나리오에서 REC 시장구조는다음과같은기준으로추정하였다. 공급의무자들은정책적으로주어지는국가REC구매외의시장수단을통한의무이행수단으로는내부조달, 계약시장 REC구매, 현물시장 REC구매의순서로선호한다. 그러나공급의무자가이행물량을모두내부조달하기에는초기설비투자비가과다하게소요되기때문에각이행수단에대한적정포트폴리오를구성하여공급의무를이행하게된다 ( 전기연구원, 2009 ; 권태형, 2012). 또한현물시장에서의구매가낮게이루어지는경우정부는별도의보조정책을통해현물시장에서의구매를확대하도록했다 ( 산업부, 2014). 이론적추정과 2015년까지의시장구조, 공급의무자들의건설계획등을근거로 REC의내부조달은연도별공급의무량의 60% 를초과하기못하고현물시장에서의구매는연도별공급의무량의 5% 이상을차지할것으로예측하였다. 소규모태양광발전사업자를위한 FIT도입규모는추세기반 (Trend-based) 시나리오, 대조적 (Contrasted) 시나리오, 규범적

39 (Normative) 시나리오의 3 가지대안을설정하였다. 이는각각실현가능성 이높은미래, 실현가능성이어느정도는있는미래, 바람직한미래와관 련된시나리오로정의된다 ( 전기연구원,2013) 추세기반시나리오인시나리오1의경우정부가 FIT재도입에대한강한반발의지를꾸준히보이고있다 ( 권태형,2014 ; 산업부, 2015). 이를기준으로 FIT 도입없이 RPS만을운영하여신재생에너지보급목표를달성하는경우를적용한다. 대조적시나리오인시나리오2의경우정부가소규모태양광발전사업자에대한지원의지는꾸준히보이고있다 ( 에너지공단, 2015). 현재계획되고있는소규모태양광발전사업자대상지원정책은 2017년까지연 300MW, 2017년이후연 350MW의설비를대상으로하는태양광판매사업자선정제도이다. 이를기준으로연300MW에서 350MW의연도별지원용량확대규제를둔 FIT를시행하는경우를적용한다. 규범적시나리오인시나리오3의경우, 정부는제7차전력수급기본계획에서상당히많은양의태양광발전설비확대를목표로하고있다. 소규모태양광발전설비는 2012년에서 2015년기간동안평균적으로전체태양광설비용량의 53% 가량을차지했다. 35) 이를기준으로정부의태양광발전설비확대목표를이루기위해요구되는소규모태양광발전설비확대용량을계산해보면연 590MW 가량이된다. 이는용량제한없이 FIT 를시행할경우생길수있는지원자규모인 2015년에태양광판매사업자선정에지원및합격한소규모태양광발전설비총량과유사한값이다. 이를기준으로연 590MW의 FIT지원대상설비확대가이루어지는경우를적용한다. FIT를시행하는경우관련법안에따라 FIT를통해지원된발전량에해당하는 REC가국가에대해발급된다. 기존의 FIT를통한지원은 2011년이후신규진입이이루어지지않고있기때문에국가REC의연간발급양은분석기간인 2024년까지일정하게유지된다. 하지만소규모태양광에대한

40 FIT를시행하는경우이를통해발급되는국가 REC의양이추가될것이다. 따라서연도별로공급의무자가구매할수있는국가 REC 수량의상한치는시나리오 1의경우정부의계획대로연간 165만REC로한정한다 ( 산업부, 2015). 시나리오2와시나리오3의경우연간 165만REC에 FIT지원대상소규모태양광발전설비의발전량에해당하는만큼의국가 REC를더한값으로한정한다. 제 2 절분석방법 1) 선형계획법 선행연구정리결과를토대로이논문에서는다음과같은과정을통해시나리오별정책비용을추정하고자한다. 먼저시나리오별로 FIT지원규모와국가 REC 발급량을주어진조건으로놓는다. 그후공급의무자들의입장에서최소비용으로의무를이행할수있는발전원, 조달방식포트폴리오를추정하고그때의정책비용을구한다. 주어진조건하에서비용최소화를목적으로하는포트폴리오전략수립을위해서는최적화기법이쓰인다. 최적화기법중가장대표적으로많이활용되는것이선형계획법 (linear programming) 이다. 선형계획법은다양한제약조건하에서목적값을추정하기위한방안으로써가장유용한방법중하나로평가받는다. 그절차는다음과같다. (1) 의사결정자가주어진문제에서모델을통해알고자하는것또는구하고자하는것을기호화한다. 이를의사결정변수라고부른다. (2) 모델을통해달성하고자하는것, 즉문제의목표나목적을의사결정변수를포함하는수식으로표현한다. 이를목적함수라고부른다. (3) 의사결정변수의값을제약하거나목적함수의값에영향을주면서제한시키게되는모든조건을찾아의사결정변수를포함하는수식으로표현한다. 이를제약함수라고부른다,

41 (4) 선형계획모델 36) 을수립하고도해법이나대수적방법등의수학적방법을적용해해를얻는다. 실제계산은 ILOG CPLEX, LINDO,Express-MP, GAMS, EXCEL 등의프로그램을통해이루어진다 ( 곽노균외, 1998 ; 이걸찬외, 2004 ; 김승권, 2006; 서영일외, 2014). 2) 선형계획모형적용결과 2.1 의사결정변수 이논문에서모델을통해우리가알고자하는것은공급의무자들의최소 비용포트폴리오이다. 따라서의사결정변수는 REC 공급포트폴리오구성 성분들각각의비율이다, 의사결정변수는발전원별로 REC 조달수단에 따라구분하였다. 신 재생에너지발전량목표달성을위해사용하는발전원으로는 RPS 지 원대상인태양광, 풍력, IGCC, 폐기물, 매립지가스, 수력, 대수력, 바이 오가스, 조력, 목제혼소, 연료전지의 11 가지를대상으로삼았다. 포트폴리오를구성하는 REC 조달수단은내부조달, 계약시장 REC 구매, 현물시장 REC 구매의 3 가지로구분하였다. 국가 REC 구매는현실적으로봤 을때가장우선적으로이루어지기때문에따로포트폴리오추정에변수 로넣지않고구매가능한수량은모두구매하는것으로보았다 ( 산업자원 부, 2015). 또한현실적인제약을봤을때발전원별로 REC 조달에참여하기위해 사용할수있는수단이다르다고보았다. 구체적으로는 IGCC 와대수력, 조력은관련법 37) 에의해 REC 의자체소비만가능하고 REC 거래가이루어 질수없다. 또한목제혼소는화력발전소를이용하는것이기때문에대 형발전소를소유한공급의무자의자체생산만이가능하다. 따라서이들 은공급의무자의내부조달형태로만 REC 를공급할수있다, 폐기물, 매립지가스, 소수력, 바이오가스의경우대규모발전이어려워 36) 선형계획모델은선형함수의형태를가지는목적함수와제약함수로구성된다. 신에너지및재생에너지개발ㆍ이용ㆍ보급촉진법시행규칙제 2 조의 2

42 서인지공급의무자들의자체소유설비가존재하지않는다. 38) 또한태양광의경우규모가작아현실적으로계약시장에참여하기어려운소규모설비와계약시장에만참여하는대형설비 ( 이성호, 2014) 의구분이필요하다. 이러한사항들을정리하고모델에사용하기위해숫자앞두자리는발전원종류를나타내고마지막자리는시장참여방법을나타내도록하여 X011~X133까지의코드로정리하였다. 코드분류후위에서정리한참여불가 REC조달수단 39) 은붉은색으로표시한결과는표 8과같다. 코드 REC 가중치 자체생산코드 계약시장코드 현물시장코드 소규모태양광 X01 1 X011 X012 X013 대규모태양광 X02 1 X021 X022 X023 공급의무자 자체운영태양광 X03 1 X031 X032 X033 풍력 X04 1 X041 X042 X043 IGCC X X051 X052 X053 폐기물 X06 1 X061 X062 X063 매립지가스 X X071 X072 X073 소수력 X08 1 X081 X082 X083 대수력 X09 1 X091 X092 X093 바이오가스 X10 1 X101 X102 X103 조력 X11 1 X111 X112 X113 목제혼소 X12 1 X121 X122 X123 연료전지 X13 2 X131 X132 X 목적함수 공급의무자들의최소비용포트폴리오를찾기위해목적함수는다음과같 이구성되어있다. 먼저내부조달비용으로공급의무자자체생산설비에서

43 REC를생산하기위한비용을합하고이때얻을수있는전력판매수입을제외한다. 초기비용을기준으로계산하면설비확대년도의비용효과가과도한영향을보인다 ( 이형석, 2010). 따라서자체생산설비에서 REC 를생산하기위한비용은발전원별평준화발전단가를이용하였다. 그후 REC외부구매비용, 즉국가 REC, 계약시장, 현물시장에서구매하는데들이는비용을더한다. 마지막으로국가로부터돌려받는이행비용보전금을제외한다. 이를수식으로나타내면다음과같은형태가된다. 목적함수의기호들의의미는다음과같다. 해당연도공급의무자총비용 전체신 재생발전원 REC공급수단 (1자체, 2계약, 3현물,4국가) 이행비용보전대상신 재생발전원 i번째신 재생발전원의자체생산설비발전단가 (LCOE i번째신 재생발전원의공급의무자자체운영설비발전용량 i번째신 재생발전원의 REC가중치 i번째신 재생발전원의연간설비이용시간 SMPy y 년도계통한계가격 계약시장 REC 가격 현물시장 REC 가격 국가 REC 가격 i번째신 재생발전원의연간계약시장참여설비용량 i번째신 재생발전원의연간현물시장참여설비용량 국가 REC의판매량 2.2 제약식 공급의무자들이의무이행에있어서주어지는제약은설비확대를위한

44 입지제약, 정책적요인에따른내부조달제한, 정책목표달성의무, 신 재생에너지설비투자에대한비가역성등이있다. 이를적용하여모델에서사용한제약식은크게발전원별설비규모확대가능양제약과정책목표달성제약, 비음제약으로나뉜다. 발전원별설비규모확대가능양제약은다음과같은형태로주어진다. 정책목표달성제약은다음과같은형태로주어진다. 비음제약은다음과같은형태로주어진다. 41)

45 제 3 절분석조건 1) 변동조건선형계획법의대표적인한계로확정성이있다. 분석에적용되는모든수치들이불확실성없이확정적이어야한다는것이다. 그런데현실에서는많은수치들이불확정성을가진다. 이런경우선형계획법의한계를극복하기위해민감도분석을시행한다 ( 남익현, 2006). 선행연구조사결과 RPS와 FIT의비용에큰영향을줄수있는불확정성을가지는값들은 REC가격예측치변화, FIT 기준가격예측치변화, SMP 예측치변화가있었다. 이논문에서는변동조건들에대해일정한비율로변화시키며민감도분석을하는대신선행연구를통해구한예측치시나리오를다르게적용해볼것이다. SMP의경우 3가지, REC가격의경우 2가지, FIT 기준가격의경우 2가지로적용하여그결과를비교해보도록할것이다. 주어진변동조건에따라분류한분석조건은총 5가지이다. SMP 값을대안따라 3가지로적용하고, SMP는기준대안으로고정한상태에서 FIT기준가격과 REC가격을각각변화시킬것이다. 이를표로정리하면아래와같다. 1.1 SMP 미래가격예측

46 원 /kwh 대안 1 대안 2 대안 년 년 년 년 년 년 년 년 년 주 1: SMP 변화값은한국전기연구원 (2013) 을통해추정주 2: 기준 SMP 값은한국전력거래소데이터사용 1.2 FIT 기준가격 소규모태양광발전단가예측치를기준으로기준가격을설정하였다. 대안1 대안 주1: 대안1의소규모태양광발전단가는이창훈외 (2014) 의데이터를통해추정주2: 대안2의소규모태양광발전단가는산업자원부 (2013) 의데이터를통해추정

47 1.3 REC 가격 원 /REC 대안1 대안2 현물시장계약시장현물시장계약시장 2016년 년 년 년 년 년 년 년 년 주1: 현물시장가격은 2015년도 KEA 에너지정책포럼성과발표회자료집 의값을통해추정주2: 계약시장가격은현물시장가격에비례할것으로추정 2) 고정조건 2.1 연도별의무공급량 연도별의무공급량의합계는이전연도총전력생산량에서신재생에너지발전량등을제외한값인총전력생산량에년도별목표비율 (2016년 3.5%~2024년 10.0%) 을곱해구한다. 42) 제 7차전력수급계획에서제시된전력수요와법안에게시된년도별재생에너지발전량비율 (%) 을이용해구한값은아래와같다. 년도의무공급량비율 (%) 의무공급량 (REC) 2016 년 년 ) 신에너지및재생에너지개발ㆍ이용ㆍ보급촉진법시행령 18 조의 4( 연도별의무공급량의합계등 )

48 2018 년 년 년 년 년 년 년 발전원별설비확대허용량 제7차전력수급계획의신재생에너지발전설비건설계획은정책설비로서, 제4차신 재생에너지기본계획과제2차에너지기본계획의목표를기반으로산정됐다. 그후기준계획에따른신규의향조사를통해 7차계획기간중도출된전원별, 연도별필요물량을대상으로추가적인발전사업의향을조사하였는데신재생발전원은추가적인건설의향이없었다. 이러한상황을봤을때제7차전력수급계획의신 재생발전설비건설계획은발전사업자들의사업의향이상의설비규모확대를가정하고있는것으로예측된다. 그런데과거사례를보면정부정책변화, 인허가등장애요인, 한정된입지조건등으로인해설비도입이지연될수있기때문에, 대부분의발전원들이수급계획보다낮은설비확대량을보였다 ( 한국전기연구원,2013). 따라서이논문에서는각각의발전원별설비규모제약을제7차전력수급계획에서주어진발전량으로하였다. 목제펠렛혼소의경우제7차전력수급계획에서신 재생에너지원으로포함되어있지않기때문에공급의무자율이행계획을기준으로하였다. 대수력의경우대규모댐건설이포화 ( 에너지경제연구원,2014) 된상태이므로한국전기연구원 (2012) 의자료를이용해설비용량이 1592MW로일정하게유지될것으로예측했다.

49 태양광소형 태양광중형 태양광대형 풍력 IGCC RDF 매립지가스 소수력 대수력 바이오가스 조력 목제혼소 연료전지 2016 년 년 년 년 년 년 년 년 년

50 2.3 연도별무변동발전단가 폐기물, 매립지가스, 수력, 바이오가스, 조력의경우 FIT시행당시 (2006~2011) 발전단가를기준으로하는기준가격이변화를보이지않았기때문에미래에도발전단가변화를무시할수있을것으로가정했다. IGCC 와목제혼소의경우그값이비교적변동이적다는언급이있어 ( 소진영,2013) 역시미래의발전단가변화를무시하였다. 폐기물매립지가스 수력대수력바이오가스 조력 목제혼소 발전단가 ( 원 /kwh) 설비이용률 (%) 주 : 목제혼소외에는지식경제부고시제 호, 신 재생에너지이용발전전력의기준가격지침에서주어진 FIT 기준가격을발전단가로사용. 주2 : 목재혼소발전단가출처정남영 (2012) 주3 : 설비이용률데이터출처조철흥외 (2014) 2.4 연도별변동발전단가 발전단가 태양광풍력연료전지 주 : 태양광및소규모태양광, 풍력발전단가는이창훈외 (2014) 의데이터를이용 연료전지발전단가는지식경제부고시에서주어진예측치를사용하여플롯함

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52 1) 조건 1 하에서의비용분석결과 조건1 하에서 SMP는기준안을따르고, FIT 기준가격은비교적느리게떨어지며, REC시장가격또한비교적느리게떨어지는것을가정하였다. 조건1 하에서각시나리오별로 2016년부터 2024년까지 9년간의정책비용과 FIT운영비용을총합한값을표로나타내면위와같은결과를나타낸다. 단위억원 시나리오1 시나리오2 시나리오3 총정책비용 FIT운영비용 연평균 300MW에서 350MW의 FIT지원용량을확대하는시나리오2의경우 FIT를도입하지않는시나리오1보다 1726억원가량의추가적인전기료인상요인이발생하게된다. 연평균590MW의 FIT지원용량을확대하는시나리오 3의경우시나리오 1보다 5643억원가량의추가적인전기료인상요인이발생하게된다. 전력산업기반기금을통한 FIT운영시전력산업기반기금에주어질수있는비용부담의경우시나리오 2의경우 9년간총 8686억원가량이발생하게되며 FIT물량이최대에이르는 2024년에는연간 1487억원이된다. 시나리오 3의경우 9년간총 1조 5808억원가량발생하게되며, FIT물량이최대에이르는 2024년에는연간 2560억원가량이된다 년 RPS도입논의를진행하고태양광발전차액지원에연도별제한을둔것은모두예산문제때문이었다 ( 김태은,2009). 당시예산발생량예측치는연간 2500억원가량이었다 ( 지식경제부, 2010). 이를근거로정부의정책의지를평가해봤을때시나리오3는정부의수용성이떨어지는것같다.

53 2) 조건 2 하에서의비용분석결과 조건2 하에서 SMP는비교적낮은대안을따르고, FIT 기준가격은비교적느리게떨어지며, REC시장가격또한비교적느리게떨어지는것을가정하였다. 조건1과의차이는 SMP값을낮게가정한것이다. 조건2 하에서각시나리오별로 2016년부터 2024년까지 9년간의정책비용과 FIT운영비용을총합한값을표로나타내면아래와같은결과를나타낸다. 단위억원 시나리오1 시나리오2 시나리오3 총정책비용 FIT운영비용 조건 2 하에서의결과는 FIT 도입에더욱불리하게나타난다. 시나리오 1과비교해봤을때시나리오2의전기요금인상요인확대치는 2682 억원가량으로조건1에서보다 900억원가량크게나타났고, 사니리오 3 의경우 7275억원가량으로조건 1에서보다 1600억원가량크게나타났다. 전력산업기반기금에가해지는 FIT운영비용도시나리오 2의경우 9년간 9810억원가량, 지원용량이최대치에이르는 2024년의경우연간 1737억원으로확대된다. 시나리오3의경우 9년간 1조7800억원가량, 지원용량이최대치에이르는 2024년의경우연간 3090억원으로확대된다. 하지만동시에이조건하에서는 FIT제도도입의효용도가장커진다. 이때의소규모태양광발전사업자의발전단가는 2024년 원 /kwh 가량을보인다. 그런데태양광판매사업자선정제도를통해계약시장에서 REC를판매할경우얻을수있는기대수익은 SMP(91.25) 와계약시장판매단가 (56) 를합하여도 원으로발전단가인 원보다낮은값을보이게된다. 현물시장에서 REC를판매하는데성공한다면얻을수있는기대수익은 원 /kwh으로어느정도의수익을얻을수있지만소규모발전사업자들은현물시장에서의 REC 판매에어려움을겪는다.

54 3) 조건 3 하에서의비용분석결과 조건3 하에서 SMP는비교적높은대안을따르고, FIT 기준가격은비교적느리게떨어지며, REC시장가격또한비교적느리게떨어지는것을가정하였다. 조건1과의차이는 SMP값을높게가정한것이다. 조건3 하에서각시나리오별로 2016년부터 2024년까지 9년간의정책비용과 FIT운영비용을총합한값을표로나타내면아래와같은결과를나타낸다. 단위억원 시나리오1 시나리오2 시나리오3 총정책비용 FIT운영비용 조건1과조건2하에서의분석결과와는달리조건3하에서의분석결과는시나리오2의총정책비용이가장낮게나타난다. 시나리오1과비교했을때시나리오2의정책비용은 1111억원가량낮게나타나며, 시나리오3의정책비용은 579억원가량높게나타난다. 전력산업기반기금에주어지는 FIT운영비용부담의경우시나리오2 에서는총 5718억원가량발생하며, 2024년기준연간 1017억원이발생한다. 시나리오3에서는총 1조 489억원가량이발생하며, 2024년기준연간 1830억원가량이발생한다. 만일 FIT의부담을전기요금으로전가시킬수있다면, 조건3 하에서는 FIT를도입하는쪽이전체적인정책비용을낮출수있기때문에올바른선택이될것이다. 또한과거와같이 FIT운영의비용부담이전력산업기반기금에주어지는형태로도입되더라도과거의 FIT보다발전량은훨씬많으면서들어가는비용은훨씬적어지게된다.

55 4) 조건 4 하에서의비용분석결과 조건4 하에서 SMP는조건1과같은기준대안을따르고, FIT 기준가격은비교적빠르게떨어지며, REC시장가격은비교적느리게떨어지는것을가정하였다. 조건1과의차이는 FIT 기준가격하락속도를빠르게가정한것이다. 조건4 하에서각시나리오별로 2016년부터 2024년까지 9년간의정책비용과 FIT운영비용을총합한값을표로나타내면아래와같은결과를나타낸다. 단위억원 시나리오1 시나리오2 시나리오3 총정책비용 FIT운영비용 조건4 하에서도조건3과마찬가지로시나리오 2의정책비용이가장낮게나타난다. 시나리오1과비교했을때시나리오2의정책비용은760 억원가량낮게나타나고, 시나리오3의정책비용은 1456억원가량높게나타난다. 이는 FIT기준가격의하락이 SMP상승과같은효과를나타내서발전차액지원비용을낮춰주기때문으로보인다. 또한 SMP의상승은 RPS의비용도동시에낮추는데반해기준가격의하락은 FIT의비용만을하락시키므로더욱큰효과를보일수있다. 전력산업기반기금에주어질수있는 FIT운영비용부담은시나리오2의경우전체기간에대해 6199억원가량이며지원규모가최대치에이르는 2024년에는연간 617억원가량발생하게된다. 시나리오3의경우전체기간에대해 11621억원가량의비용부담이발생하며, 2024년에는연간 1190억원가량의비용부담이발생하게된다. 만일 FIT의부담을전기요금으로전가시킬수있다면, 조건4 하에서는 FIT를도입하는쪽이전체적인정책비용을낮출수있기때문에올바른선택이될것이다. 또한과거와같이 FIT운영의비용부담이전력산업기반기금에주어지는형태로도입되더라도과거의 FIT보다

56 발전량은훨씬많으면서들어가는비용은훨씬적어지게된다.

57 5) 조건 5 하에서의비용분석결과 조건5 하에서 SMP와 FIT기준가격은조건1과같은기준대안을따르고, REC시장가격이비교적빠르게떨어지는것을가정하였다. 조건1과의차이는 REC시장가격하락속도를빠르게가정한것이다. 조건5 하에서각시나리오별로 2016년부터 2024년까지 9년간의정책비용과 FIT운영비용을총합한값을표로나타내면아래와같은결과를나타낸다. 단위억원 시나리오1 시나리오2 시나리오3 총정책비용 FIT운영비용 조건5 하에서시나리오2와시나리오3의 FIT운영비용은조건1 하에서의 FIT운영비용과동일하다. FIT운영비용에영향을주는요인인기준가격과 SMP는동일하게유지되기때문이다. 한편 RPS제도운영을위한비용이더낮아지기때문에시나리오별비용차이가더크게발생하게된다. 시나리오1과비교했을때시나리오2 의정책비용은 8686억원가량더크게발생하고시나리오3의정책비용은 1조 3689억원가량더크게발생하게된다. 하지만동일한조건하에서시나리오1의비용과비교했을때시나리오2 와시나리오3의비용이증가한것이지, 조건1하에서의비용과비교하면시나리오2와시나리오3의비용또한크게감소하였다. 시나리오2의경우 1조 5987억원가량, 시나리오3의경우 1조 2889억원가량감소하게된다. 이는시나리오2와시나리오3 또한대부분의 REC공급의무이행은 RPS제도를통해서이루어지기때문으로보인다.

58 이논문은선형계획법을이용하여 RPS제도와 FIT제도를통한정책목표달성을위한최소비용포트폴리오를구하고, 그때의각정책대안별정책비용과 FIT지원을위해전력산업기반기금에발생할수있는비용부담을분석하였다. 이연구를통해서알아보고자한바는정부의주장대로 FIT재도입이반드시전체정책비용을상승시키는것인지, 아니면미래의 SMP 예측치, FIT 기준가격예측치, REC가격변화등의요인에따라서다른결과를보일수있고정량적인연구가필요한것인지를판별해보는것이었다. 분석결과 SMP값이높은추이를보이거나, FIT고정가격이빠르게하락하는동시에 REC가격이높은값을보이면태양광판매사업자선정제도와동일한규모의 FIT제도도입은전체정책비용을하락시킬여지가있었다. 반면 SMP가격이작은값을보이거나, FIT고정가격이느리게하락하거나 REC가격이작은값을보이면모든형태의 FIT제도도입이전체정책비용을상승시킬여지가있다. 다만태양광확대목표달성을위해연도별용량제약없이시장에서최대량 (590MW) 의확대를이루도록하는경우모든경우에서 RPS만을운영하는시나리오보다정책비용을상승시켰으며, 조건에따라상승폭이달라지는모습을보였다. 분석결과소규모태양광발전사업자에대한 FIT제도도입에대한논의가진행되는경우. SMP, FIT 기준가격, 지원용량, REC가격예측치등에대해서다양한조건을가정하여그때의정책비용을변화를추정해보고, 그값들을기준으로정책의비용과효과를분석해야할것이라는결론을내렸다.

59 또한정부재원에대한영향을보면, 과거의전력산업기반기금에의존하는 FIT제도의재도입은논쟁의여지가있는부분이다. FIT를시행하고있는많은국가에서는, FIT지원규모를예산규모또는발전량규모에의해제한하고있다. 총발전량상한을두는근거는보통예산지원규모의변동성을줄이기위한것이다 ( 권태형, 2014) 그런데소규모태양광발전사업자들이요구하는것은연간지원용량제한이없는 FIT이다. 그런데기금을통해지원될경우용량제한을둘수밖에없기때문이다 ( 최승국, 2016). 정부입장에서도연간용량제한없이확대가능한기대치인 590MW씩설비가확대된다고가정할경우 2024년최대연간 3090억원가량의예산이발생하게된다. 또한예산발생량이가정에따라서 1190억원에서 3090억원까지심하게넓은범위를보이고있는데, 이또한미리예산안을짜야하는전력산업기반기금으로서는부담이될수있는요인이다 ( 국회예산처, 2015). 과거사례를기준으로평가해보면 2009년 RPS도입논의를진행하고태양광발전차액지원에연도별제한을둔것은모두예산문제때문이었다 ( 김태은,2009). 당시예산발생량예측치는연간 2500억원가량이었다 ( 지식경제부, 2010). 이를근거로정책의지를평가해봤을때 3090 억원까지발생할수있는예산부담은정부수용성이떨어지는것같다. 물론과거와현재는상황이다르다. 전력산업기반기금의예비비가너무많아서현재전력요금의 3.7% 인요율을인하하려는움직임이있는만큼, 요율인하대신과도한예비비를 FIT를위한예산으로할당하는방안도답이될수있다 ( 윤순진외, 2015). 하지만앞에서이야기했듯이기금을통한지원은용량제한으로이어지게되고, 소규모태양광발전사업자들의요구를충족시키기위해서는전기요금으로의비용전가를이루는형태의 FIT가도입되는것이바람직하다. 그이전까지는현행소규모태양광발전사업자지원정책인태양광판매사업자선정제도의계약조건을바꾸어 SMP+REC가격을일정한값이되도록하는방안을 FIT의대체제로사용하는것을제한하고싶다. 실제로저러한방식으로계약을맺은사례가있고, 소규모태양광발전사업자들또한징검다리정책으로서수용할의지가있다는의사를밝혔다. 43)

60 최승국전국시민발전협동조합서울연합회상임이사인터뷰결과

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70 Social Cost of Small-Scale Solar Feed-in-Tariff as an alternative to Stand-Alone Renewable Portfolio Standard -Using Linear Programming- South Korea adopted Feed-in-tariff (FIT) policy in 2002 but discontinued it by the end of 2011 on the grounds of excessive government budget spending. It switched to Renewable Portfolio Standard (RPS) in However that change has been devastating to small solar energy developers who could not properly participate in REC market due to high development and transaction cost. As a result, the Green Party, Korean Solar Energy Association and Korean media argued for introduction of FIT, at least for the small-scale solar developers. This paper analyzes the optimal renewable energy portfolio composition in South Korea each year from 2016 to 2024 (the period of mandatory renewable energy supply) and policy costs both under stand-alone RPS policy and two proposed RPS systems with the small-scale solar (under 100 kw) FITs using Five market condition scenarios. According to the result, a significant difference on policy costs were found in accordance with the market structure scenarios. In some cases Introduction of proper capacity of small-scale solar FIT marly induced a little bit of rise in policy cost, in some cases, it reduced total policy cost. On the other hand, in some situations, large amount of policy cost occurred due to the

71 introduction of FIT. Therefore, discussion of the policy is expected to be made under precise predictions about the future market condition. Also if not limit the capacity of the FIT. it appeared to occur with the FIT policy cost of 309 billion won / year in 119 billion won/year depending on the market condition, This magnitude and variance of policy cost is a value that can induce government to limit capacity for FIT if it's cost burden is transfered to the electric power industry basis fund. FIT without capacity constraint is expected to be made in the form of imputed costs in electricity. 소규모태양광 발전차액지원제도 신재생에너지공급의무화제도 선형계획법 정책비용 전력산업기반기금