Proposal for Promotion of the Solar Photovoltaic Power Industry in Korea

Ku, Seunggyu; Jeon, Taegeon; Jung, Sokhee P.

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J Korean Soc Environ Eng > Volume 46(5); 2024 > Article

한국 태양광 발전 산업의 진흥을 위한 제안

Review Paper

Journal of Korean Society of Environmental Engineers 2024; 46(5): 263-277.

Published online: May 31, 2024

DOI: https://doi.org/10.4491/KSEE.2024.46.5.263

한국 태양광 발전 산업의 진흥을 위한 제안

구승규

, 전태건

, 정석희^†

전남대학교 환경에너지공학과 광주캠퍼스

Proposal for Promotion of the Solar Photovoltaic Power Industry in Korea

Seunggyu Ku

, Taegeon Jeon

, Sokhee P. Jung^†

Department of Environment and Energy Engineering, Chonnam National University, Gwangju, South Korea

^†Corresponding author E-mail: sokheejung@chonnam.ac.kr Tel: 82-62-530-1857, Fax: 82-62-530-1859

Received March 5, 2024 Revised April 19, 2024 Accepted May 9, 2024

Abstract

This paper focuses on the crucial role of solar power generation in addressing global warming. It examines South Korea's solar technology, which demonstrates high proficiency at approximately 90% (EU standard) and outperforms the EU in system operation and maintenance. Despite China's lower technological score (87.5%), its competitive pricing has led to an increase in the market share of Chinese products, eroding South Korea's competitiveness. The research identifies cost issues compared to coal and explores avenues for improvement, particularly in direct and indirect cost aspects. In the direct cost domain, proposals include establishing solar cell production facilities in countries with low labor costs and favorable tax incentives to reduce equipment costs. In the indirect cost domain, suggestions involve leveraging building-integrated solar and unused land to cut permit and financial expenses. The paper highlights reasons for the inadequate adoption of building-integrated solar in South Korea, such as mortgage issues, pricing constraints due to the System Marginal Price (SMP) system, and the limited deployment of microgrids. Emphasis is placed on the activation of microgrids, introducing new transaction methods and promoting efficient power transactions through infrastructure. These efforts are expected to lead to the sustained growth of the solar power generation industry in the future.

Key words: Level of the photovoltaic, Solar power generation unit price, Building integrated photovoltaic, Electricity market, Carbon neutrality

요약

이 논문은 지구 온난화 대응의 핵심으로 태양광 발전을 진흥시키기 위한 제언을 제시한다. 한국의 태양광 기술력은 90%정도(EU 100% 기준)의 수준으로 높으며, EU와 비교하여도 시스템과 운영유지부문에서 우수한 성과를 보이고 있다. 그러나 중국의 낮은 기술 점수(87.5%)에도 불구하고 가격 경쟁력으로 인해 국내 시장에서 중국산 점유율이 커지며 경쟁력을 잃어가고 있다. 연구에서는 석탄에 비해 높은 원가 문제를 확인하고, 특히 직접 및 간접 비용 측면에서의 개선 방안을 탐구하고 있다. 직접비 부문에서는 저렴한 인건비 및 세제 혜택을 받을 수 있는 국가로의 태양 전지 생산 공장설립을 통한 기기 값 절감 방안과, 간접비 부문에서는 건물 태양광과 유휴부지의 활용을 통하여 인허가 및 금융 비용을 절감하는 방안을 제시하고 있다. 본 논문은 한국의 건물 태양광 보급이 미흡한 이유로 근저당 문제, SMP제도로 인한 가격 제약, 그리고 마이크로그리드의 저조한 보급을 지적하고 있다. 마이크로그리드의 활성화를 통한 새로운 거래 방식과 효율적인 전력 거래를 촉진하는 인프라의 필요성을 강조하며, 이러한 노력들이 향후 태양광 발전 산업의 지속 가능한 성장을 이끌 것으로 전망한다.

주제어: 태양광 기술 수준, 태양광 발전단가, 건물 태양광, 전력시장, 탄소중립

1. 서 론

지구촌은 기후변화의 위기를 극복하기 위한 첫 걸음으로 기후변화를 야기하는 탄소 배출 감소를 위해 화석 연료 사용을 줄이기로 합의했으며, 이와 같은 환경을 위한 행동은 현재 전세계적으로 사회 곳곳에 여러 가지 형태로 이행되고 있다[1-21]. 화석 연료를 대체할 기술 중 태양광 발전은 태양에서 오는 에너지를 전지판을 통해 전기 에너지로 바꾸는 기술이다. 태양광 발전은 친환경적이며 설치 장소가 유연하다는 장점을 갖고 있다.

한국에너지기술평가원의 자료에 따르면 2020년 기준 한국 태양광의 종합적인 기술 수준은 시스템과 운영 및 유지보수 부문은 기술 보유국인 EU와 견주어도 차이가 없다. 하지만 개발 및 기술부문 1년, 원료 및 소재 0.8년, 부품･기기･설비 0.3년, 운송･설치･시공･건설 분야 2.7년의 기술 격차가 나는 등 전 분야의 기술 격차가 3년 이내로 나타났으며, 총 기술 격차는 0.4년에 해당한다. 하지만 중국의 경우 총 기술 격차가 1.1년으로 보다 낮음에도 불구하고 가격 경쟁력이 우수하여 중국의 국내 시장 점유율은 2017년부터 2022년 6월까지 태양광 모듈은 27%에서 32%, 태양광 셀은 52%에서 59%로 증가했다.

뒤쳐지지 않는 기술을 보유했음에도 불구하고 우리나라는 꾸준한 태양광 보급 사업을 추진해 왔으나 여전히 석탄보다 태양광이 비싼 값에 생산되고 있었다. 현재 2023년 10월 기준 석탄의 발전 단가는 114.5원/kWh, 태양광 발전 단가 147.1원/kWh로 석탄보다 32.6/kWh원으로 약 1.3배 비싸다.(정산단가 산정 시 전력거래대금에서 RPS 의무이행비용정산금 및 배출권거래비용정산금은 제외.) 고가의 발전 단가는 한국의 태양광 발전 활성화의 걸림돌이 된다. 이에 대해 저자는 태양광 산업에 대한 향후 과제를 제시하는 바이다.

본 연구는 다음과 같이 구성된다. 본문에는 한국의 태양광 태양광을 분석하였으며 이를 해외와 비교 서술하였다. 다음으로 직접비, 간접비 그리고 인프라 측면에서 한국이 태양광 발전 단가를 낮출 수 있는 방안을 모색했다. 마지막으로 결론에서는 태양광 에너지에 대한 시사점과 활성화를 이루기 위한 저자의 생각을 제언한다.

2. 본 론

2.1. 한국 태양광 분석

균등화 발전비용(LCOE, Levelized Cost of Generating Electricity)은 발전기의 전체 수명 또는 경제 수명 동안의 전력 단가를 나타내며, 이는 타 기술 대비 태양광 발전의 경제성을 평가하기 위한 비용 경쟁력을 근거로 사용한다. 일반적으로 LCOE는 식(1)과 같이 나타낸다[1]. 투입 비용이 적을수록 발전에 소요된 비용이 저렴할수록 경제성이 높다고 판단한다.

(1)

LCOE=Lifecycle costLifetime electricity production$/kWλ

발전비용은 발전소 단위비용, 계통비용, 외부비용으로 구분된다. 발전소 단위비용에는 자본비(CAPEX), 연료비, 운영유지비(OPEX), 내재화된 환경비용이 포함된다. 계통비용은 밸런싱 비용, 그리드 비용, 프로파일 비용이 포함되고, 외부 비용에는 온실가스 비용, 비온실가스 비용, 경관 및 소음으로 인한 영향과 생태계 및 다양성에 미치는 영향, 그리고 방사성 물질과 관련된 외부비용이 포함된다.

한국에서 태양광은 지상, 건물, 수상, 영농형 4가지 종류로 나누고 있으며, 지상의 경우에는 사업용의 100 kW 부터 유틸리티급 규모인 20 MW까지 4개로 세부 분류할 수 있다. 수상 태양광은 저수지나 댐 위에 부유식으로 태양광을 설치하는 형태를 의미하며, 건물태양광은 건축물 옥상이나 지붕에 설치하는 형태를 의미하고, 영농형 태양광은 일반 농지 위에 설치하여 영농활동과 발전을 동시에 하는 형태를 의미한다.

2.1.1. 직접비(Direct Cost)

태양광 발전설비 비용은 쉽게 직접비와 간접비로 나눈다. 직접비는 태양광에 들어가는 가장 기초적인 비용으로 모듈, 인버터, 구조물, 토목공사, 전기배선 등이 포함된다. 간접비는 설계, 감리, 진단 및 검사, 이자비용, 일반 관리비용, 한전계통 접속비용, 보험비용, 이윤, 부가세 등이 포함된다.

태양광 발전설비 비용은 설치하는 유형에 따라 다르기에 각각의 특성을 반영하여 산정하여야 한다. 지상 태양광과는 다르게 건물, 영농형, 수상의 경우에는 토목 공사가 필요하지 않다. 대신에 건물 태양광은 건물 옥상 및 지붕 위에 설치하기 때문에 누수 및 구조물 안전성 검토와 크레인을 이용한 기자재 운반비 등이 필요하다. 영농형 태양광은 농작물 재배를 위해 높은 구조물, 전기 시설 기자재 비용 및 노무비가 포함된다. 수상태양광은 수면에 띄우기 위해 부력체, 구조물 프레임, 계류 시설, 접안 시설 등의 비용이 포함된다.

2021년 기준 지상태양광 총 설비 비용은 각각 kW당 1,491천원, 1,310천원, 1,213천원, 1,154천원으로 나타났다. 규모가 커질 수록 비용이 저렴해 졌다(Table 1) [22,23]. 모든 규모에서 모듈 값이 가장 큰 비중을 차지했고 구조물 공사 비용이 그 뒤를 따랐다.

건물 태양광(1 MW), 영농형 태양광(100 kW) 그리고 수상 태양광(3 MW)은 표준설비용량을 기준으로 산정되었다. 총 CAPEX는 kW당 각각 1,113천원, 1,777천원, 1,786천원 이다[22]. 유형별로 가장 많이 차지하는 비중을 보면 건물 태양광은 모듈(33%), 영농형 태양광은 모듈(21%)과 구조물 공사(17%), 수상태양광은 모듈(21%)과 부력체 구조물(21%)이다[22].

건물 태양광은 1MW급으로 산정되었고, 동일용량의 지상태양광 대비 약 15% 낮다. 이는 지상태양광과 달리 토목공사 비용이 제외되기 때문이다. 영농형 태양광의 경우 19개 이상의 실증사업이 진행되는 100 kW 기준으로 동일용량의 지상태양광 대비 19% 높다. 농작물 재배에 영향을 미치지 않게 하기 위하여 높은 구조물과 전기시설을 설치하며 비용이 상승한다. 수상태양광은 3MW급 규모로 산정되었다. 수상태양광은 낮은 수온으로 인하여 지상과 동일한 모듈을 사용한다 하더라도 더 높은 효율이 나타난다. 하지만 수면으로 구조물을 띄우기 위하여 부력체, 계류설비, 접안시설의 비용이 추가되어 동일 용량의 지상태양광 대비 47% 높다.

2.1.2 간접비(Indirect Cost)

간접비는 태양광 발전 단가의 영향을 주는 큰 요인이라고 할 수 있다. 토지비, 보험료, 감리비, 인허가비, 전력계통 연계비 중 태양광을 설치하기 위해 필요한 부지를 확보하기 위한 토지비, 주민의 수용성과 지자체로부터의 허가를 받기 위한 인허가비가 큰 비중을 차지했다.

2.1.2.1. 토지임대비용

태양광 발전은 장소에 따라 발전량과 설비 비용의 차이가 발생하여 입지 선정이 매우 중요하다. 행정안전부의 전기사업업체(수시) 기준 원동기종류별 현황자료에 따르면 전, 답, 임야, 공장용지, 잡종지 등 5개에 분포해 있으며 공시지가를 가중평균한 결과 33,830원/m²수준이다. 발전 부지의 비용은 토지를 매입하거나 임대하는 형식으로 구분된다. 공시지가에 발전소 면적이 필요한 면적을 곱하여 임대료를 산정했다. 지상태양광 토지 임대료는 100kW는 연간 1,653천원, 1MW는 16,541천원, 3MW는 49,627천원, 20MW는 330,857천원으로 나타났다[22]. (Table 2)

건물태양광의 경우 건물 방향, 건물 관리상태에 따라 kW당 연간 20,000원~30,000원으로 거래되며 통상적으로 20년간 임대한다. 평균적으로 1MW 기준으로 연간 24,166천원이다. 영농형 태양광은 본인 소유의 땅에 투자한다고 가정한 연구 보고서와 동일하게 가정했다. 수상태양광은 한국수자원공사에 따르면 합천댐 40MW급 태양광 발전소의 연간 공유수면적사용료가 30,239천원으로 3MW로 환산하여 2,268천원으로 도출했다(Table 3).

2.1.2.2. 인허가 비용[24]

인허가비는 등록면허세, 개발부담금, 농지 및 산지전용부담금, 현황측량으로 구성된다. 부산대학교 연구 보고서를 통해 개발부담금, 농지전용부담금, 현황측량 부담금이 각각 33%를 차지하고 있음을 확인했다. 인허가비는 67천원/kW로 타국가 대비 높은 편에 속한다[22]. 높은 인허가 비용은 행정처리 비용 및 시간이 상당히 소요된다. 주민들의 반발로 인허가가 늦어 짐에 따라 발전사업체는 대략 MW당 2~3000만원의 손해를 보며 민원 비용이 추가된다[24].

IRENA에서 분석한 주요국 유틸리티급 직접비는 818천원/kW로 평균보다 한국이 9%가량 낮은 수준이지만 간접비는 금융과 인허가 비용에서 44%가량 높아 주요국보다 총 설비비용이 높은 결과를 초래했다(Table 4).

2.1.3. 운영 유지 관리 비용(OPEX)

태양광 발전은 어떻게 운영하고 관리하는 가에 따라 생산되는 전력량이 달라진다. 예를 들어 모듈 위에 이물질이 생기거나, 파손되면 발전량이 줄어들게 된다. 최근 태양광 발전소를 관리하기 위한 전문업체들이 증가하고 있는 추세이다. 비용을 파악하기 위해 전기안전관리자 선임비용, 인버터 교체비용, 관리 및 보수 비용, 연간 보험료로 구분하였다[22].

전기안전관리자 선임 비용은 용량에 따라 구분했다. 전기사업법에 따르면 75 kW이상, 2500 kW 미만의 해당하는 경우에만 전기안전관리업무를 위탁관리 할 수 있도록 허용하고 있다. 한국전기안전공사에서는 위탁 관리에 대해 100 kW의 경우 20일이상의 점검 주기로 월 1회, 1 MW의 경우 5일 이상의 점검 주기로 월 4회 점검횟수를 진행하고 이에 대한 개별 수수료를 적용하였다. 3 MW 이상 설비는 상시 근로자를 배치해야 하기에 직접 고용 기준으로 중급 엔지니어링 기술자 노임단가 및 경력에 맞추어 적용한다.

보험은 산업부와 한국에너지공단이 함께 추진하고 엔지니어링공제조합과 5개 보험사가 공동 개발한 보험 상품으로 적용하였다. 연간 유지관리 비용은 모니터링을 위해 필요한 인터넷 사용료를 적용하였다. 또한 인버터 수명은 8~10년으로 모듈 수명을 20년으로 가정하였을 때 1회의 교체되며 발전설비 원가 산출 시 적용했던 비용을 적용한다(Table 5).

2.1.4. 태양광 LCOE 종합

종합한 결과 지상의 20 MW가 123.4원/kWh로 가장 저렴했다. 하지만 건물을 가지고 있는 사람들이 태양광 사업을 한다고 하였을 때이다. 기존의 건물에 태양광만 설치만 이루어지면 되기 때문에 토지비가 생략 가능하다. 따라서 113.5원/kWh로 지상 20 MW보다 저렴하게 태양광을 효율적으로 사용할 수 있다(Table 6).

2.2. 한국과 해외 비교

2.2.1. 태양광 전력 거래 제도

REN21 (2021)에 따르면 113개의 국가가 경매제도를 채택하여 사용하는 것으로 나타났다. 발전차액지원제도(FIT, Feed in Tariff) 또는 발전 보조금제도(FiP, Feed in Premium)을 도입한 국가는 89개국, 공급의무화제도(RPS, Renewable Portfolio Standard)를 도입한 국가는 34개 국으로 비교하였을 때 경매제도가 추세인 것을 확인할 수 있었다[22]. (Fig. 1) 이러한 경매 제도는 재생에너지를 보급하고 안정적인 기대수익을 보장함으로써 발전사업자들의 적극적인 시장참여를 유도할 수 있는 제도이기 때문이다. 이는 발전사업을 위한 설비비용을 보다 명확하게 파악이 가능하고, 제도 시행에 따른 효과도 빠르게 확인 가능한 메리트가 있다.

신재생에너지 선진국들을 보면, 독일의 경우 2017년 FIT에서 경매제도로 전환하였고, 영국도 마찬가지로 최근 FIT제도를 폐지하고 판매-발전사업자 전력판매 계약 자율화(SEG, Smart Export Guarantee), 발전차액제도(CFD, Contract for Difference)를 혼용하는 등 가격 지원제도 즉, 경매제도를 도입했다(Table 7). 또한 일본도 FIT 제도에서 경매제도를 도입하여 대규모 태양광 위주로 경매를 시행하고 있다. 이런 경매제도를 통해 경쟁을 유도하여 비용을 효율적으로 보급하고 있다. 이러한 경매제도로 돌릴 수 있었던 이유는 선진국들의 안정적인 수요와 공급이 있었기 때문이다. 안정적인 부지의 선정과 자재의 적극적인 보급, 주민들의 적극적인 수용성으로 작용했을 것이다.

Table 7의 국가들을 보면 경매제도를 도입하기 전인 2017년 이전/이후를 거래 가격 추세를 살펴보았을 때, 태양광은 190USD/MWh에서 89% 하락한 약 20USD/MW까지 하락했었다[22]. 가격 하락의 원인으로는 기술개발의 진보와 보급의 확대 등 여러 원인들이 작용했지만 경매제도의 도입이 크게 작용했다. 이러한 이유는 전 세계 탄소중립이 사회로 나아가 이행을 위한 친환경 에너지 보급 확대 정책으로 기술이 발달하고 시장 경쟁이 심화됨에 따른 효과라고 볼 수 있다.

2.2.2. 발전 단가

IRENA에서 자체 조사 분석한 2020년 기준 전 세계 주요국 유틸리티급 태양광 발전설비 비용은 평균적으로 약 1,045천원/kW으로 나타났다(Table 8). 국가별로 보면 인도는 671천원/kW로 가장 낮았으며 가장 높은 곳은 일본으로 2,061천원/kW로 나타났다. 한국은 1,067천원/kW으로 20MW급 인 태양광 발전설비 비용과는 약 87천원/kW 차이가 발생했다[25].

2020년 기준으로 보았을 때, 근 10년간 점차 비용 하락세를 보여주고 있다. 2010~2015년 까지는 평균적으로 68%의 감소세를, 15~20년에는 47%의 감소세를 보여주고 있다[22]. 이러한 비용의 하락의 주요 원인으로는 기술의 발전과 혁신에 따른 효율 향상, 시공 설비 증가, 가격 경쟁 및 설비 규모의 확대 등으로 분석되었다. 향후에도 탄소를 저감하려는 노력으로 인한 기술 및 시장 경쟁으로 비용이 하락됐다.

2.3. LCOE 절감 방안

앞에서 신재생에너지의 주요 국가들의 태양광 발전에 필요한 비용을 비교했다. 국가들 간의 비교를 통해 우리나라의 문제점을 해결할 방안은 무엇인지 알아보고자 한다. 핵융합 발전 상용화 예정 2050년까지 기후협약 등 전세계가 목표 삼은 탄소ZERO를 사회를 위해 여러 시도들을 하고 있다. 이러한 점에서 탄소배출이 적은 원자력과 재생에너지 시장은 앞으로도 꾸준히 성장할 것으로 전망된다. 이를 고려할 때 태양광 발전은 혁신적인 기술 설비와 시장규모를 늘려 나가야 한다.

2.3.1. 직접비 절감

직접비는 꾸준한 연구와 개발로 인해 전세계적으로도 인정받는 저렴한 태양전지를 생산해 내고 있다. 우리는 차세대 기술 세계 최초 사용화를 위해 26년까지 셀, 모듈 개발, 양산 및 장비 개발 등 R&D를 통해 탠덤 셀을 상용화하여 한국 태양광 산업의 부흥을 일으키며 핵심인 건물 일체형태양광(BIPV) 보급 기반 확충으로 경제성. 안전성, 심미성을 확보한 성능평가, 신뢰성 검증을 지원하는 실증센터를 구축해야 할 것이다.

2.3.2. 간접비 절감

2.3.2.1. 토지 및 인허가비

제한적인 국토 면적과 주민들의 반발에 의해 설치가 쉽지 않았을 것으로 보인다. 만약 제한적인 국토를 찾아 설치를 했더라도 일부의 손실을 감안하고 설치를 하게 된다. 이는 앞서 말한 것을 충족하기 위해서는 인적이 드문 곳에 설치해야 하기 때문에 관리조차 쉽지 않기에 쉽지 않다. 우리는 가장 큰 요소로 작용하는 두 원인의 접점을 찾을 의견을 제시하겠다. 선정의 규약이 많은 기존의 발전소와 달리 태양광 발전의 장점은 햇빛이 잘 드는 곳이면 설치가 가능하다는 것을 활용했다.

2.3.2.1.1. 산단 태양광

전력은 수용가까지 거리에 비례해 손실이 증가한다. 하지만 산단 지붕 태양광의 경우 수용가가 바로 연결되어 있어 전력 손실을 최소한이다. 만일 공장에서 예비 전력을 다 소모하지 못할 땐 전기분해를 통해 산업단지 내 수소 저장탱크로 옮겨 수요가 늘어날 때 충당하는 방법도 가능하다. 또한 신규 설치 송배전 예산도 줄일 수 있어 한국전력의 부담을 덜 수 있다.

한국태양광산업협회는 전국 산업단지의 이론적 잠재량을 9기 원전에 버금가는 전력을 생산한다고 보았다. 이론적 잠재량은 54GW이고 현재 보급 가능한 시장 잠재량은 40GW이다. 또한 한국산업단지공단에 따르면 전국에 산업단지는 1,257개가 있다. 이는 이론적으로 47.69GW, 기술적으로 14.46GW에 잠재량을 가지고 있어 이는 국내 전체 발전설비 용량(2021년 기준)에 각각 35.5%, 10.8%에 달하는 규모라고 공개한바 있다[26]. 산업단지는 에너지 사용량과 온실가스 배출량을 산업 전체의 각각 83.1%와 76.8% 씩 나타났다[27]. 이처럼 수용가와 가까운 공장 지붕에 설치한다면 전력손실도 줄일 수 있을 뿐 아니라 EU등의 탄소세에도 대응 가능 할 것이다.

산단 태양광이 주목을 받는 이유는 다른 방식보다 사업성이 좋기 때문이다. 2021년 정부가 REC 가중치 개정 세부내용을 발표하였다[23]. (Table 12) 지붕형 태양광은 REC 가중치가 1.0~1.5로 임야 0.5, 일반부지 0.8~1.2보다 높아 투자비용 대비 수익성이 높다. 또한 이미 공장에 전력이 공급되고 있어 계통 연계가 용이하며 고질적인 민원에서 자유롭고 기타 다른 재생에너지에 비해 신속한 설치로 보급이 유리하다. 그러나 현재 국내 산업단지 중 공단에서 추진 중인 지붕형 태양광이 조성한 면적은 전체 대비 0.47% 수준에 그쳐 잠재량 대비 보급이 매우 저조한 실정이다. 최근 2022년 12월 다음과 같은 효과를 기대하며 대구광역시에서 한화와 스마트산단 지붕형 태양광 프로젝트를 위한 업무협약을 체결하고 경상북도에서도 4조 3천억원 2.5GW 규모의 산단 태양광 추진 계획을 발표하며 산단 태양광이 주목받기 시작했다.

잠재량, 효과, 장점을 갖추었음에도 공장주와 건물주들이 태양광을 쉽게 도입하지 못하고 있다. 그 이유는 다음과 같다.

첫 번째, 공장을 지을 때 근저당이 90%이상 설정돼 있어 태양광 발전 설치 자금 융자가 어렵다[28]. 태양광을 위한 보조금을 받는다고 하더라도 추가적인 빚이 생기는 건 막기 힘들다. 또한 사업자가 건물을 유지하지 못하여 매각할 경우 태양광을 입주 기업이 이어받을 수 있는 방안이 마련 되어있지 않아 걸림돌이 되고 있다.

두 번째, 산업단지의 엄격한 제한이 존재했다. 산업단지는 지방자치단체와 국가의 공적 투자가 이루어진다. 따라서 산업단지는 제조 이외의 용도로는 사용해서는 안 된다. 만약 제조 외의 추가적인 용도로 산업단지를 사용했다면 공장의 등록이 취소되었다. 그러나, 이와 같은 제제는 신재생에너지의 보급을 중시함에 따라 점차 풀어주었다. 그리고 현재에는 제조 활동에 지장을 주지 않는 한에서 설비를 허용하였고 산업단지 내에 모든 구역에서 신재생에너지 설비를 허용하고 있다.

세 번째, 급격하게 증가한 공급량으로 인한 출력 제한이다. 한국의 교류 송배전만은 발전량과 수요량이 일치할 때 안정적으로 운용된다. 하지만 많은 태양광 에너지 보급으로 인해 공급량이 증가해 계통 안정성과 전압의 불안정을 가져왔다. 정부는 해결하기 위해 100k의 태양광 발전 사업자들에게 출력을 제한시켰다. 출력 제한이 걸린 사업자들은 발전하고 남은 잉여 전력은 손해를 보며 폐기하여야 했다.

네 번째, 한국전력공사의 적자로 인한 SMP 상한제 도입이다. SMP는 한국전력공사가 하루 전날 다음날의 사용 전력량을 1시간별로 예측하여 발전 사업자들에게 전력을 입찰 받는다. 입찰 받는 순서는 원자력, 석탄, LNG, 중유로 발전 단가가 낮은 에너지원부터 구매한다. 주로, LNG 가격 순서에 의해 SMP가 결정된다. 러-우 전쟁으로 인해 LNG가격이 상승하면서 SMP에 영향을 주게 된 것이다. 이에 정부는 한국전력공사의 적자를 고려하여 에너지의 가격을 낮추기 위해 제한을 걸어 버린 것이다. 이로 인해 태양과 사업자들은 수익적인 측면에서 굳이 설치할 필요를 느끼지 못한 것이다.

산업단지를 비롯해 다른 일반 건물의 옥상에도 태양광 설비는 지금처럼 전세계적으로 지속적으로 늘어날 전망이다. 지붕형 태양광 설치시 가장 문제가 되는 누수방지에 방점을 두고 기업들이 나서고 있다. 지붕형 태양광은 한국과 같이 평지가 좁은 나라에서 유용하게 쓰일 것이다(Table 11).

2.3.2.1.2. 도로 및 철도 유휴부지

환경파괴와 민원으로부터 자유로운 부지는 도로 및 철도를 이용하는 유휴 부지를 활용하는 방법이다. 도로나 철도의 남는 땅은 이미 개발이 이루어진 뒤이기에 환경 훼손이나 기존 용도와의 충돌에서도 자유로워 태양광 발전 입지에 적합하다(Fig 2). 전국 도로와 철도 유휴부지를 활용하면 총 975.45 MW 규모의 태양광 발전 전력을 확보할 수 있다[30]. 연간 138만명이 가정용 전력으로 사용할 수 있으며 부가적으로 소음방지 방음벽, 새충돌방지에도 기여할 수 있다. 도로공사 측에 따르면 유휴부지 활용 태양광으로 연간 약 10.8만t의 이산화탄소를 저감 가능하다. 규제를 완화시켜 유휴부지 태양광이 빠른 속도로 확충되도록 제도를 정비해야 하며 정부와 지자체의 지원이 요구된다. 모범 사례는 다음과 같다.

충북 진천군 광혜원면의 고속도로 5,617m² 부지에 태양광 발전시설이 들어서 있다. 2018년에 설치하여 시설 용량은 667 kW이다. 인근에 죽현 1호기 발전용량 745kW와 합하면 1.4 MW 규모이다. 생산되는 전력량은 700가구가 1년 동안 사용 가능한 양이다. 또한 충남 아산시 옛 선장간이역 철도 부근에 길이 10.4 km 구간에 폭 3 m 자전거 도로 위로 발전 시설이 들어서 있다, 2019년에 설치되어 설비용량 6.6 MW로 연간 2만 2천여가구가 사용 가능하고, 이산화탄소 2800여톤 감소효과를 가져왔다[32].

한국도로공사를 비롯한 여러 곳에서 유휴부지를 활용한 태양광 설비를 늘리기 위한 노력은 계속되고 있다. 한국에너지공단에 따르면 2023년 1월 기준 현재 운영중인 곳은 115 MW 규모이다. 2025년까지 243 MW로 확장하기 위해 한국도로공사 측에서 사업을 계획중이다[32].

태양광 에너지 선진국에서는 유휴부지를 적극 활용한 태양광 설비를 늘려가고 있다. 독일 바이에른주의 경우 지방 정부가 소음방지를 위해 방음벽을 세우는데 태양광 패널을 사용하였다. 그리고 A81 고속도로 구간에 5.5 m 높이의 태양광 패널 지붕을 설치하였다. 스위스의 선웨이즈(Sun-Ways)는 연방교통국 승인할 경우 5월에 스위스 뉴샤텔 주에 있는 브츠역 선로에 5,317 km에 달하는 철도 선로에 태양광 패널을 설치할 예정이다. 이는 연간 1TWh의 전력을 생산할 수 있으며, 스위스 에너지 소비량의 2%에 달한다[33]. 뉴욕의 스틸웰에비뉴역은 지붕의 건물일체형 박막 태양전지 모듈이 6800m²가 덮여 있으며, 독일의 프라이브루크 센트럴역에는 240여개의 태양 모듈이 19층 높이로 설치 되어있다. 또한 베를린의 레르터역 지붕에는 1700 m²의 면적에 달하는 780개의 태양전지가 설치 되어있다[34].

2.3.2.2. 한전 접속비

탄소제로의 다른 의미는 탈석탄 연료를 의미하기도 한다. 한국전력통계시스템에 따르면 2018년 전체 발전량 570.7 TWh 중 석탄은 239.0 TWh로 약 41.9%에 달했다. 2023년 설비는 전체 139 GW 중 유연탄은 37 GW로 27% 수준이다. 제10차 전력수급기본계획에 따르면 이 많은 석탄발전소의 비중을 2036년까지 27.1 GW로 낮추어 노후 석탄발전소를 28기를 폐지해 약 11 GW의 설비가 사라질 예정이다. 2036년 석탄으로 생산되는 95.9 TWh로 지속적으로 감소하게 된다.

태양광과 같은 재생에너지는 송배전 계통 연계 인프라 구축에 많은 비용이 들어간다. 하지만 폐석탄발전소 부지를 활용한다면 인버터 설치비용만 추가될 뿐, 기존의 송배전망을 사용할 수 있다.

화력발전소 필요 부지 면적은 발전공기업이 운영 중인 주요 10개의 석탄화력의 단위설비용량 평균은 815m²/MW이다[35]. 태양광발전소 필요 소요면적은 1MW당 평균 1만 5000m²이다. 평균치로 계산해 보았을 때 2036년까지 총 885.6MW 규모의 태양광 설비로 대체되어, 연간 7.7TWh의 전기를 생산해낼 수 있다. 이는 정부가 목표로 하는 신재생 발전원 발전량의 약 4%를 차지한다.

2.3.2.3. 간접비 절감 기대 효과 종합

앞서 설명한 간접비를 절감하는 방안을 종합해 보았다. 2030년 전력 수급계획에 따르면 신재생에너지는 2022년 기준 22.4 GW에서 2036년까지 85.9 GW의 설비 용량을 늘려 108.3 GW를 확보할 것이다. 이를 바탕으로 우리는 2가지 시나리오를 제시한다. 시나리오 1은 현재 우리나라 기술력과 잠재량을 바탕으로 추론하였다. 기술적인 산단 태양광의 잠재량으로는 14.46 GW, 유휴부지의 잠재량은 0.980 GW, 폐화력 발전소 부지의 잠재량은 0.886 GW이다. 총 16.326 GW로써 2036년까지의 신규 설비 용량의 19%를 차지한다고 할 수 있다. 시나리오 2는 이론적 잠재량을 바탕으로 추론했다. 시나리오 1과 차이점은 산단 태양광의 잠재량의 차이다. 즉, 산단 태양광의 이론적 잠재량은 47.69 GW이다. 총 49.556 GW 로써 2036년까지의 신규 설비용량의 무려 58%나 차지하므로 LCOE의 절감에 기여할 수 있다.

2.3.2.4. 인프라 구축

과잉 생산된 태양광 에너지는 출력 변동성, 송배전 제약, 전력 수요공급의 불일치 등의 이유로 출력이 제한되어 잉여 전력이 버려지고 있다. 일례로 제주도 지역의 예를 들어 막대한 손실을 예측하고 있다. 일례로 제주도는 지난 2017년부터 2022년 상반기까지 신재생에너지 발전소에 대해 총 299일(풍력 276일, 태양광 23일)의 출력제한이 이뤄졌다[36]. 제주에너지공사 집계에 따르면 제주도 발전설비는 올해부터 2034년까지 연간 326회의 출력제어가 이뤄지고, 총 1조2600억원의 손실이 발생할 전망이다[37].

태양광은 설비가 커질수록 경제성이 커지다 보니 부지를 저렴하게 구입할 수 있는 지방에 설치되어왔다. 재생에너지클라우드 플랫폼에 따르면 지역별 누적 설비용량이 서울은 48 MW인 반면 전남에서 4,678 MW로 약 100배 차이가 난다. 수요지와 생산지 간의 거리가 너무나 멀어 새로 설치돼야 할 송배전망이 못 따라가는 것이다.

전력망은 에너지 안보 측면에서 다분화 해야 한다. 현재도 석탄과 원자력, LNG, 신재생 에너지 등 적절한 분배로 서로의 단점과 장점을 극대화하고 있다. 다가올 탄소제로 사회도 태양광 에너지뿐만 아니라 여러 에너지원들이 함께 전력망을 구성하게 될 것이다. 태양광을 비롯한 재생에너지는 간헐성과 변동성이 매우 크고, 새롭게 시설할 송배전 계통연계 선로가 매우 많이 필요한 실정이다.

2.3.2.4.1. 스마트 그리드(Smart Grid)

스마트 그리드는 ESS, AMI, EMS 등이 스마트 그리드의 중심축을 맡아 전력망에 정보통신기술(ICT)을 도입해 공급자와 소비자가 실시간으로 정보를 주고받아 에너지 생산과 소비 효율을 높일 수 있다. 이는 전력 계통에서 기존 화력, 원자력 발전 등과 같은 대규모 집중형 전원과 달리 분산형 전원이고 변동성이 큰 신재생에너지를 보다 안정적으로 수용할 수 있게 된다. 모든 스마트 그리드 시장은 분산자원 시장을 기점으로 빠르게 성장할 전망이다. 스마트 그리드 분야 선도국들은 분산자원 수용을 위해 분산 자원의 시장 참여를 허용하고 유연한 전력시스템 구축을 적극 추진하고있다[38]. 연평균 18.2%씩 성장하여 21년 360억 달러에서 30년까지 약 1600억 달러 규모로 성장할 전망이다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 도매전력시장에서 분산자원이 경쟁 수 있는 규정을 승인했고, 유럽연합(EU)은 국가 간 전력거래를 활성화 및 전력거래 시장체계를 구축하고 있다. 이러한 흐름에 맞추어 한국 정부도 2027년까지 5년간 3.7조원을 투자해 2022년 13.2%였던 분산 자원 비중을 18.6%까지 달성하겠다는 계획을 내놓았다[39].

2.3.2.4.2. 에너지저장시스템(ESS)

생산된 에너지를 효율적으로 사용하기 위해서는 저장 공간이 필요하다. 그것은 바로 ESS이다. ESS는 Energy Storage System의 약자이며 에너지를 저장하는데 꼭 필요한 시스템이다. 저장된 에너지는 여름철에 전력이 많이 필요할 경우 전기를 공급할 수 있을 뿐만 아니라 안정적인 전기 공급 가능한 장점이 있다. 태양광 에너지 산업의 보급에 따라 ESS의 수요도 증가했다.

하지만 2018~2019년도에 많은 ESS의 화재로 인한 피해가 발생했다. 한국은 2017년 8월부터 2022년 1월까지 총 33건의 ESS화재가 발생했다(Table 12). 우리나라가 해외보다 화재 빈도수가 높다. 한국은 미국, 유럽 등에 비해 충전율이 높게 설정되어 과충전을 불러 일으켰다. 또한 태양광을 설치하는데 전문성이 미비한 업체를 이용하여 설치과정에서 부실이 발생했을 뿐 아니라 저가형 가건물에 설치했기 때문이다.

화재의 원인으로는 4가지 요인으로 본다. 첫번째 전기적 충격요인에 대한 보호체계 미흡. 두번째 배터리 시스템 결함. 세번째 ESS 통합관리체계 부재. 네번째 운용환경관리 미흡 및 설치 부주의로 나타냈다. 위의 화재 발생 ESS 중 빈번한 상황은 과충전 상태였다. 태양광발전소 저장용은 주로 오후 2시부터 5시 30분 사이에 화재가 발생하였고, 고충전 피크제어용은 오후 7시부터 오전 9시 30분 사이로 나타났다. 이러한 과충전 상태의 화재로 정부는 90%를 거쳐 80% 충전율을 권고하였고 현재 많은 화재가 줄어든 것을 확인할 수 있다. 하지만 ESS의 화재는 사업자들에게 심리적 및 경제적 부담감을 주기 때문에 이런 상황은 배제되어야 한다. 현장과 전문가들의 의견을 들어 부족한 제도들을 보완하는 과정과 함께 ESS 설비를 늘려가며 간헐성과 변동성으로 인한 출력 안정성이 낮은 태양광의 단점을 커버하고, 출력제어로 손실되는 전력을 줄이며 태양광 발전 단가에 도움이 될 것이다.

2.3.2.4.3. 마이크로그리드(Microgrid) & VPP (Virtual Power Plant)

이는 마이크로그리드(Microgrid) 활성화를 통해 해결 가능하다. 마이크로그리드란 분산 에너지원을 수용하여 에너지의 공급과 수요를 관리하는 지역 전력망이다. 마이크로그리드가 활성화된다면 ICT 기반 에너지 거래 플랫폼인 민간 VPP (Virtual Power Plant, 가상발전소) 기업을 통해 생산자가 한국전력공사 SPM 제도를 거치지 않고 중개시장 판매, P2P 거래와 같은 방법으로 생산한 전력을 판매할 수 있다. 이와 같은 신사업 모델은 생산자들로부터 하여금 추가 수익을 창출하게 되어 인식이 긍정적으로 변화할 것이다.

우리나라는 안정성과 이윤 목적으로 장기고정계약과 현물시장 거래하고 있지만 장기고정계약은 지속적으로 입찰 미달이 나오고 있다. 입찰 상한가 SMP의 평균보다 낮아 사업자 입장에선 현물시장 가격으로 거래를 원하기 때문이다. 반면, 네덜란드의 민영 기업은 고객과 생산자가 제시한 가격을 고려하여 1년 또는 3년의 약정을 맺고 전기를 거래한다. 민간 기업들끼리 경쟁을 통해 소비자 입장에서 더 값이 싼 전력을 구매할 수 있다. 그래서 민간기업은 적절한 소비자와의 거래와 20%의 판매 수익의 증가를 얻을 수 있었다. 우리나라도 가상 발전소(Virtual Power Plant)가 생기게 되면 한전국전력공사로 들어가는 공급량을 줄어들 되어 계통량이 안정하게 되는 이점도 생긴다. 또한, 자연스럽게 ‘마이크로그리드’가 형성되어 공급 및 수요의 안정성 또한 좋아지게 된다.

2.4. 태양광 산업의 비리

우리나라는 2023년 총 예산 625조 7000억원 중 대략 1.3% (8조125억원)을 투자했다. 이는 전년도 보다 삭감된 예산인 것이다. 한국은 2018년부터 5년간 12조를 투자하여 태양광 발전 보급을 늘려왔다. 하지만 2021년 6월 태양광 에너지 지원금에 대한 감사를 통해 비리가 나타났다. 1년간 12개의 지자체에 대한 1차 점검을 실시하였다. 1차 감사 결과 1800억원 상당의 부정비리가 드러났고, 그 후 추가적으로 25개 지자체의 발전소 주변 지역 지원사업 등이 조사 대상으로 실시한 2차 감사 결과는 금융지원사업 4898억원(3010건), 발전소 주변 지역 지원 보조금 사업 574억(1791건), 전력분야 연구개발(R&D)지원 사업(172건) 등 합산하여 5824억원의 부패가 적발되었다. 1차와 2차의 합산금액은 총 8440억원에 달한다. 현재 감사 진행률은 50%정도로 여전히 진행중이며 추가적인 비리가 적발될 수 있다. 민심이 좋지 못한 신재생에너지는 역행중라고 할 수 있다. 이러한 비리는 태양광에너지 사업에 진행에 국민들로부터 호응을 얻기 힘든 원인이 되었다. 추후에 진행될 태양광 산업은 보다 더 치밀한 검증 절차를 통해 앞으로의 더 나은 태양광 에너지를 고심해야 한다.

3. 결론

해외와 달리 한국에서의 태양광 에너지 단가가 비싼 원인은 태양광 패널을 설치하기 위한 토지비용 및 인허가 비용이 두드러졌다. 제한적인 토지, 허가를 위한 절차 비용은 주요국 대비 68% 이상 차이가 났다. 이에 이를 해결하기 위한 방법으로는 다음과 같은 결론을 도출했다.

1) 제10차 전력수급계획에 따르면 2036년까지 11 GW 상당의 화력발전소의 가동을 중단한다고 한다. 화력 발전소의 부지의 적극적인 활용으로 현재 심각한 문제로 대두되는 송배전선망의 부족 현상을 해결할 수 있다.

2) 건물일체형의 의무화를 하여 건물 전기 소모량의 일부를 대체해야 한다. 독일은 집의 40%를 태양광 패널로 설치해야 한다. 이와 같은 제도를 한국에도 적용하여 신재생 에너지의 인프라를 구축하는 것이 중요하다.

3) 유휴부지의 활용해야 한다. 산업단지 지붕, 고속도로 및 철도의 주변 공간과 같은 놀고 있는 땅에 패널을 설치하여 주변 주민들에게 적극적인 호응을 얻어내야 한다. 주민들은 전기세를 감면받을 수 있을뿐더러 에너지를 안정적이게 사용가능 하게 한다.

4) RPS 제도에서 경매제도로 바꾸어야 한다. 경매제도를 통해 안정적인 기대수익을 보장하여 발전사업자들의 적극적인 시장참여를 유도할 것이다. 이는 발전사업을 위한 설비비용을 보다 명확하게 파악이 가능하고, 제도 시행에 따른 효과도 또한 빠르게 확인할 수 있다는 장점에 메리트가 있다.

5) 태양광은 사계절 24시간 동안 일정하게 전력을 공급하지 못한다. 원자력이나 기존 화석 발전소와 같은 잠정적인 전기 에너지 공급원과 조합해야 한다. 에너지 기술에 대한 일방적인 지원과 일반적인 억제보다, 더 나은 완벽한 기술이 태동할 때까지 각 발전 시스템의 장점을 살려 국가 에너지 안보를 확충해야 하겠다.

전 세계가 환경을 보호하고 보전하려는 기류에 발을 맞춰 나가는 것은 옳은 일이다. 하지만 우리나라가 다른 나라의 속도에 맞춰 성급해질 필요는 없다. 신재생에너지의 선진국은 우리보다 오랜 기간 동안 노하우를 바탕으로 진행되고 있으며 안정화에 이른 단계이다. 덴마크가 바로 예시이다. 반세기만에 재생에너지 비중을 70%까지 성장시켰다. 물론 우리나라보다 환경적 여건이 좋은 것은 맞다. 이들은 자신들이 활용할 수 있는 에너지를 연구하였으며 독자적으로 에너지망을 구축했기 때문이다. 하지만 우리나라도 환경적 조건이 밀리는 것은 아니다. 다만 신재생에너지를 받아드릴 준비를 하고 있는 것뿐이다. 이에 우리나라도 태양광의 기술에 대한 데이터를 쌓는다면 경쟁력 또한 상승할 것이며 자연스럽게 경제력 또한 올라갈 것이라 본다. 기후변화와 환경을 위한 다양한 기술과 사회적 노력을 통해 지구의 후손을 위한 지속가능한 사회가 만들어지기를 기대한다[40-55].

Acknowledgments

본 연구는 대한민국 과학기술정보통신부 재원으로 한국연구재단 중견연구자지원사업(No. 2021R1A2C1013989), 2023년도 광주녹색환경지원센터 연구개발사업(23-03-10-16-12), 2024년도 교육부의 재원으로 한국연구재단의 지원을 받아 수행된 지자체-대학 협력기반 지역혁신 사업(2021RIS-002)의 지원을 받아 수행되었습니다.

Notes

Declaration of Competing Interest

The authors declare that they have no known competing interests or personal relationships that could have appeared to influence the work reported in this paper.

Fig. 1.

Country's Trends of the Auction System, FIT/FIP, RSP [22]

Fig. 2.

Calculation of Solar Potential in Idle Sites [31]

Fig. 3.

Virtual Scenario 1. Based on realistic useable energy (16.326GW).

Fig. 4.

Virtual Scenario 2. Based on theory useable energy (47.69GW).

Table 1.

Facility cost results by detail item. [22] (Unit: 1,000won)

Category			Ground				Building	Agricultural	Floating
Category			100kW	1MW	3MW	20MW	1MW	100kW	3MW
Direct cost	Material cost	Module	369.0	365	354	337.5	365	369	380.4
		Inverter (connection board)	121.2	74.2	70.1	59.8	74.2	121.2	71.3
		switchboard	-	74.8	55	-	74.8	-	-
		Monitoring	6.2	2,2	1.2	0.9	2.2	-	12.6
		Civil works	50.6	36.3	28.3	23.6	-	-	-
		Construction of structure	113.8	110.6	102.7	99.8	110.6	296.4	377
		Electric construction (including electrical room)	56.9	36.8	32.3	29	36.8	84.1	194.8
		Substation	-	-	-	100	-	-	-
	Labor cost	Monitoring	1.5	0.5		0.3	0.5	1.5	1
		Civil works	42.2	27.7	24.9	22.2	-	-	-
		Construction of structure	87.5	88.5	87.5	63.5	87.5	131.2	43.6
		Electric construction (including electrical room)	64.6			63.1	63.1	77.6	63.1
		Structural safety diagnosis (safely foothold, ladder, maintenance passage)	-	-	-	-	8	-	-
		Equipment transportation	-	-	-	-	0.8	-	-
	Charge	Machine cost	11.6	13.6	13.2	13	1.8	30	75.7
	Charge	Legal cost	76	83.1	82.9	78.5	53.4	92.8	83.6
Indirect cost	Design and Supervision		156.9	87.9	71.6	61.7	79.7	192.3	95
	Diagnosis and testing		2.2	0.8	0.5	0.4	0.8	2.2	0.5
	General management cost		58.9	53.7	47	40.5	44.2	75.2	64.8
	Extra business cost	Financial cost	1.8	2.3	2.2	2.1	1.9	2.3	3
		Insurance cost	0.4	0.3			0.6	0.5	0.4
		Grid connecting	92.3	18.7	23.4	20.6	9.2	92.3	23.4
		Extra(Indirect cost, Labor cost, benefit, VAT	177.3	168.1	151.1	20.6	99.4	208.1	295.6
Total CAPEX			1,491.0	1,309.6	1,213.2	1,154.2	1,114.5	1,776.8	1,785.6

Table 2.

Land rent for solar land on the ground [22] (Unit: 1,000won)

Energy resource	category	100kW	1MW	3MW	20MW	Note
Ground	Required installation area (ℳ²)	977	9,779	29,339	195,598	A
	Individual official land price(won/ℳ²)	33,830				B
	The cost of purchasing cost (1000 won)	33,052	330,827	992,448	6,617,147	C=AxB
	Expected interest rate(%)	5%				D
	Annual rent (1000 won)	1,653	16,541	49,627	330,857	CxD

Table 3.

Building, Farming and Water Solar Land Rent Costs [22]

Types	Building	Agricultural	Floating	Note
Facility capacity	1MW	100kW	3MW	Individual company survey results
Annual rent (1000 won)	24,166	Given One’s own land family	2,268

Table 4.

Cost of utility-grade (20MW) solar power generation facilities in major countries by detailed items [22] (Unit:1,000won/kW)

Category		U.S.	Frence	Germany	Korea	Average
Direct cost	Module	401	266	263	317	311
	Inverter	75	47	37	60	55
	Basis constructure	96	134	64	62	89
	System connection	89	148	75	84	99
	Cable	73	66	41	62	61
	Safety and security	31	9	10	14	15
	Monitoring system	16	4	5	5	8
	Mechanical installation	193	115	68	78	114
	Electrical engineering	31	83	53	54	55
	A preliminary investigation	9	10	13	13	11
	Total	1,014	882	629	749	818
Indirect cost	Benefit	141	96	103	103	111
	Financial	16	55	4	104	32
	Design	32	8	10	9	15
	Authorization	7	43	22	67	35
	Note	28	27	18	36	27
	Facility cost	1,238	1,060	787	1,068	1,038
	Total	1,462	1,289	944	1,387	1,258

Table 5.

Operational Maintenance Cost Results by Detail [22]

Energy resources	Capacity	Item	Cost(1,000won)	Source
Ground	100kW	Electrical Safety Manager wage	1,357	Korea Electrical Safety Management Agency Fee Standard
		Insurance cost	602	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	612	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	2,936
	1MW	Electrical Safety Manager wage	11,675	Korea Electrical Safety Management Agency Fee Standard
		Insurance cost	4,638	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	5,566	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	22,243
Ground	3MW	Electrical Safety Manager wage	43,588	Direct employment, Standards(Application of 1 engineering technician(beginning skilled, electric))
		Insurance cost	12,114	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	14,421	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	70,487
	20MW	Electrical Safety Manager wage	133,099	Direct employment standards(applicable to one engineering engineer intermediate and two beginners)
		Insurance cost	46,000	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	77,727	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	257,190
Building	1MW	Electrical Safety Manager wage	11,675	Korea Electrical Safety Management Agency Fee Standard
		Insurance cost	3,947	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	5,566	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	21,552
Agricultural	100kW	Electrical Safety Manager wage	1,357	Unit price of engineering deduction association
		Insurance cost	718	Reflect on plant operator survey results
		OPEX	364	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Inverter change cost	612	Unit price of engineering deduction association
		Total OPEX(yr)	3,051
Floating	3MW	Electrical Safety Manager wage	43,588	Direct hiring,Standards(Application of 1 engineering technician(beginning skilled, electric))
		Insurance cost	17,832	Unit price of engineering deduction association
		OPEX	364	Reflect on plant operator survey results
		Inverter change cost	14,421	Apply one replacement for 10 years of inverter life(Inverter cost /20 yr)
		Total OPEX(yr)	76,205

Table 6.

Solar energy LCOE Comparation [22]

Category	Ground				Building 1MW	Agricultural 100kW	Floating 3MW
Category	100kW	1MW	3MW	20MW	Building 1MW	Agricultural 100kW	Floating 3MW
Total LCOE (won/kWh)	152.0	134.2	129.2	123.4	133.9	157.9	162.1
CAPEX	88.2	77.5	71.8	68.3	65.9	105.1	99.9
OPEX	24.5	18.6	19.6	19.6	18.6	24.5	33.6
Interest cost	16.0	14.0	13.0	12.4	11.9	19.4	18.1
Law taxes	9.3	10.1	10.8	9.1	17.1	9.2	9.9
Ground cost	14.0				20.4	-	0.6

Table 7.

Changes in Renewable Energy System in Electricity Wholesale Market in Major Countries [22]

Country	an existing system	A new system	the period of reorganization	note
Germany	FIT	FIP Auction	2017yr	2015yr PV test Auction
England	RO	CFD Auction	2017yr	Parallel from 2014
England	RO	CFD Auction	2017yr	2017yr RO termination
French	FIT	FIP Auction	2016yr	2018yr Completion of implementation
China	FIT	RPS green certification Auction	2016yr	Parallel with FIT (Auction system is implemented on a regular basis)
			2017yr
			2016yr
Japanese	FIT	Auction	2017yr	Big scale solar Auction
Korea	FIT	RPS	2012yr	Small scale solar Auction

Table 8.

Facility cost for each detailed item of utility-grade solar power generation in major countries [22] (Cost Unit: thousand won/kW)

		Japanese	U.S.	France	Germany	China	India	Korea	Average
Module	Cost	413	401	266	263	290	252	317	315
Module	Rate	20%	32%	25%	33%	40%	38%	30%	31%
Inverter	Cost	149	75	47	37	38	38	60	63
Inverter	Rate	7%	6%	4%	5%	5%	6%	6%	6%
Basis structure	Cost	92	96	134	64	18	64	62	76
Basis structure	Rate	4%	8%	13%	8%	2%	10%	6%	7%
Systematic linkage	Cost	114	89	148	75	64	37	84	87
Systematic linkage	Rate	6%	7%	14%	10%	9%	6%	8%	9%
Cable	Cost	65	73	66	41	19	43	62	53
Cable	Rate	3%	6%	6%	5%	3%	6%	6%	5%
Safety and security	Cost	25	31	9	10	11	38	14	20
Safety and security	Rate	1%	3%	1%	1%	2%	6%	1%	2%
Monitoring system	Cost	21	16	4	5	3	3	5	8
Monitoring system	Rate	1%	1%	0%	1%	0%	0%	0%	0%
Mechanical installation	Cost	546	193	115	68	69	33	78	157
Mechanical installation	Rate	26%	16%	11%	9%	9%	5%	7%	12%
Electrical work	Cost	356	31	83	53	46	23	54	92
Electrical work	Rate	17%	3%	8%	7%	6%	3%	5%	7%
A preliminary investigation	Cost	51	9	10	13	11	6	13	16
A preliminary investigation	Rate	2%	1%	1%	2%	2%	1%	1%	1%
Benefit	Cost	108	141	96	103	76	27	103	93
Benefit	Rate	5%	11%	9%	13%	10%	4%	10%	9%
Financial cost	Cost	20	16	5	4	47	59	104	36
Financial cost	Rate	1%	1%	0%	1%	6%	9%	10%	4%
Design	Cost	5	32	8	10	7	14	9	12
Design	Rate	0%	3%	1%	1%	1%	2%	1%	1%
Authorization	Cost	44	7	43	22	10	15	67	30
Authorization	Rate	2%	1%	4%	3%	1%	2%	6%	3%
Extra cost	Cost	53	28	27	18	23	20	36	29
Extra cost	Rate	3%	2%	3%	2%	3%	3%	3%	3%
Facility cost	Cost	2,061	1,238	1,060	787	732	671	1,068	1,088
Facility cost	Rate	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%

Table 9.

Cost of utility-grade solar power generation facilities in major countries. (Unit: thousand won/kW)

Country	2010	2015	2020	Decrease Rate(%)
Country	2010	2015	2020	10~15yr	15~20yr
Australia	7,865	2,546	1,193	-68	-53
France	6,229	1,776	1,060	-71	-40
German	4,219	1,457	787	-65	-46
Korea	10,239	2,381	1,068	-77	-55
America	5,314	2,933	1,238	-45	-58
Average	6,210	1,975	1,045	-68	-47

Table 10.

REC times revision details [23]

Lage category	Small category		Current	After revision
Solar	General site	Small scale(under 100 kW)	1.2	1.2
		Medium size(100 kW~3 MW)	1.0	1.0
		Large size (over 3 MW)	0.7	0.8
	Building etc. Using an existing building	Small scale (Under 100 kW)	1.5	1.5
		Medium size (100 kW~3 MW)	1.5	1.5
		Large size (over 3 MW)	1.0	1.0
	floating	Small scale (under 100 kW)	1.5	1.6
		Medium size (100 kW~3 MW)		1.4
		Large size(over 3 MW)		1.2
	a forest field		0.7	0.5
	one's own		1.0	1.0

Table 11.

Installation Capacity Outlook for Roofed Solar Energy Market (Asia Pacific Region) [29]

Nation	2016yr (MW)	2020yr (MW)	Annual average growth rate 2016-2020yr(%)
Indonesia	74.8	190.0	26.2
Malaysia	49.0	75.4	11.4
Philippine	4.4	10.5	24.3
Singapore	52.9	120.2	22.8
Thailand	232.5	508.6	21.6
Vietnam	2.1	3.7	15.2
Japanese	21,600	27,528	6.3
Korea	471.0	731.3	11.6
Taiwan	530.0	1,156.0	21.5
Australia	4,652.0	7,890.0	14.1
New Zealand	41.5	109.2	27.3

Table 12.

Number of fires by year [35]

YR	18							19					20	21		22
MON	5	6	7	9	10	11	12	1	5	8	9	10	5	4	5	1
CASE	1	2	3	3	1	4	2	4	2	1	2	1	2	1	1	2

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