A Study on the Appropriate Direct PPA Pricing Compared to KEPCO Tariff for RE100 Implementation

Heehwan Kang; Chanhyek Hwang; Byungjoo In

doi:10.7836/kses.2025.45.5.049

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Research Article

Journal of the Korean Solar Energy Society. 30 October 2025. 49-58
https://doi.org/10.7836/kses.2025.45.5.049

A Study on the Appropriate Direct PPA Pricing Compared to KEPCO Tariff for RE100 Implementation

RE100 이행을 위한 한국전력공사 요금제 대비 적정 직접 PPA 단가 산정 연구

Heehwan Kang¹^*

Chanhyek Hwang²

Byungjoo In³

강 희환¹^*

황 찬혁²

인 병주³

¹Manager (Public officials of Grades VII), RE100 Support Team, Paju City Hall

²Senior Assistant (Public Officials of Grade VIII), RE100 Support Team, Paju City Hall

³Assistant (Public officials of Grades IX), RE100 Support Team, Paju City Hall

¹경기도 파주시 RE100지원팀, 지방공업주사보

²경기도 파주시 RE100지원팀, 지방공업서기

³경기도 파주시 RE100지원팀, 지방공업서기보

^{*Corresponding Author}

License (open-access, http://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/):

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ABSTRACT

In this study, we estimate the cost-parity energy price and the internal rate of return (IRR) when replacing Korea Electric Power Corporation (KEPCO) retail tariffs with direct power purchase agreements (direct PPA) amid the expansion of RE100 requirements and rising electricity prices. Methodologically, we defined the peak solar generation window using nationwide average daily solar hours and solar noon time. We then matched KEPCO time-of-use (TOU) rates with the type of day and derived final payable amounts by incorporating the full cost items of ON- and OFF-SITE direct PPAs. Finally, we evaluated 20- and 25-year IRRs. The results show that for industrial (B) high-voltage systems, the ON-SITE cost-parity price of KRW at 192 / kWh yielded IRRs of 13.57% (20-year) and 14.15% (25-year). Furthermore, seven of the nine industrial (B) tariffs have cost-parity prices above the RPS fixed-price cap (KRW 156 / kWh). ON-SITE outperformed OFF-SITE in profitability and substituting industrial (B) tariffs with direct PPAs was economically more favorable than substituting General (B) tariffs. This study provides practical benchmarks and targets for direct PPA design by local governments and corporate RE100 procurement.

Keywords

Solar Power Plant

Renewable Electricity 100%

Direct PPA

Profitability Analysis

Local Government

키워드

태양광 발전소

RE100

직접 전력구매계약

수익성 분석

지방자치단체

MAIN

기호 및 약어 설명
1. 연구의 필요성 및 목적
2. 경제성 분석
2.1 태양광 발전시간
2.2 태양광 핵심 발전시간대
2.3 태양광 발전시간대 전기요금 분석
2.4 직접PPA 전기요금 분석
2.5 투자비 분석
3. 분석결과
4. 결 론

기호 및 약어 설명

A : 평일 중간부하 발전시간(Hr)

B : 평일 최대부하 발전시간(Hr)

C : 토요일 중간부하 발전시간(Hr)

D : 공휴일 경부하 발전시간(Hr)

E : 해당 월의 평일 평균 일수(일)

F : 해당 월의 토요일 평균 일수(일)

G : 해당 월의 공휴일 평균 일수(일)

H : 해당 계절의 경부하 전기요금 단가(KRW/kWh)

I : 해당 계절의 중간부하 전기요금 단가(KRW/kWh)

J : 해당 계절의 최대부하 전기요금 단가(KRW/kWh)

K : 직접 PPA 전력량요금(KRW/kWh)

L : 계통 관련 부가금 합계(KRW/kWh)

M : 부가가치세(KRW/kWh)

N : 전력산업기반기금(KRW/kWh)

$E_{y e a r}$ : 연간 태양광 발전량(kWh/년)

$C_{y e a r}$ : 태양광 핵심 발전시간대의 연간 전기요금 총비용(KRW/년)

$\bar{P}$ : 태양광 핵심 발전시간대의 연간 평균 전기요금(KRW/kWh)

1. 연구의 필요성 및 목적

2021년 1월 ｢전기사업법 시행령｣ 개정을 통해 제3자 전력구매계약(Third-Party PPA) 개념이 도입되었다. 그 전까지 국내 재생에너지 보급은 주로 RPS (신재생에너지 공급의무화) 시장에 의존해 왔으며, 대규모 발전사업자로 구성된 공급의무자가 REC (신재생에너지공급인증서)를 의무적으로 구매하는 구조가 중심이었다. 그러나 국내 기업이 글로벌 RE100 요구에 부합하는 방식으로 RPS를 활용하기에는 다음의 구조적 제약이 있었다.

첫째, REC 가중치 차등에 따른 한계다. 재생에너지의 생산량과 소비량은 동일해야 한다는 국제적 흐름과 달리, 설치 위치·유형별 가중치로 인해 REC 수량이 물리적 발전량과 불일치한다. 예를 들어 100 kW 미만 태양광의 경우 일반부지 1.2, 건축물 상부 1.5, 임야 0.7 등으로 가중치가 상이하며, 풍력은 해상 2.5, 연안해상 2.0 등으로 차이가 존재한다. 이로 인해 현재는 RE100 인정이 가능하더라도, 향후 “발전량 = 소비량” 일치를 요구할 경우 문제가 될 수 있다.

둘째, REC 가격 변동성이다. REC 가격은 2017년 약 12만 원대에서 2021년 3만 원대로 하락했다가 2024년 7만 원대까지 재상승하였다. 기업 입장에서는 REC 구매가 전기요금과 유사한 추가 지출인 만큼, 높은 변동성은 장기 원가 예측의 불확실성을 키운다.

정부는 이러한 한계를 보완하고자, 재생에너지 전력을 전력시장 경유 없이 수요기업에 공급할 수 있도록 제도를 정비했다. 정비된 제도에는 재생에너지 생산자와 기업 간 중개 역할이 필요했으며, 한국전력공사가 중개사업자로 참여하는 경우를 제3자 전력구매계약(Third-Party PPA), 민간 사업자가 중개사업자로 참여하는 경우를 직접 전력구매계약(Direct PPA)이라 한다.

정부는 2021년 1월 ｢전기사업법 시행령｣ 개정으로 제3자 PPA 개념을 도입하고 6월 고시로 거래를 개시했다. 이어 2021년 4월 ｢전기사업법｣ 개정을 통해 동년 10월부터 직접 PPA 제도를 시행했으며, 2022년 9월 직접 PPA 거래가 개시되었다.

2022년 제3자 PPA와 직접 PPA 제도 시행 직후에는 RE100 의무·요구가 있는 기업을 제외하면 시장 관심이 제한적이었다. 실시간 정산 구조에서 태양광 발전이 집중되는 낮 시간대가 기업에게 요금이 가장 높은 최대부하 시간대와 겹치는데도 발전사업자가 제시하는 가격과 수요기업의 지불의사 가격 간 격차가 컸기 때문이다. 예를 들어 한국에너지공단 신재생에너지센터의 2022년 상반기 태양광 고정가격계약 상한가격은 160원/kWh였던 반면, 한국전력공사 산업용(을) 고압A 선택3 요금(2022년 7월, 봄·가을철 최대부하 기준)은 100.9원/kWh였다. 수요기업 입장에서는 한전 요금 대비 약 59%의 가격 프리미엄을 부담해야 하므로 경영상 수용하기 어려웠고, 공급자인 태양광 발전사업자 역시 가격을 낮춰 판매할 유인이 크지 않았다.

그러나 우크라이나 전쟁 여파로 전력연료 비용이 급등한 이후인 2025년 8월 시점에는 상황이 달라졌다. 2025년 상반기 태양광 고정가격계약 상한은 157원/kWh로 소폭 하락한 반면, 한전 산업용(을) 고압A 선택3 요금(2025년 4월, 봄·가을철 최대부하 기준)은 155.8원/kWh로 2022년 7월 대비 약 54% 상승했다(100.9 → 155.8원/kWh). 더불어 재생에너지는 추가 연료비가 없어 20년간 장기 고정가격 계약이 가능하다는 특성상, 수요기업 입장에서는 향후 전기요금 상승 압력에 대한 완충 수단으로서 매력이 커졌다.

통계도 확대 추세를 보여준다. 한국 RE100 협의체에 따르면 PPA 누적 계약용량은 2023년 913 MW에서 2024년 1,679 MW으로 84% 증가했다. 글로벌 RE100 가입 국내 기업은 2020년 6개사에서 2025년 5월 36개사로 K-RE100은 2021년 105개사에서 2025년 5월 923개사로 확대되었다. 전력요금 상승과 RE100 요구 확대로 직접 PPA 계약은 추가 활성화가 전망된다.

이와 같은 맥락에서 경기도 파주시가 산하 파주도시관광공사와 함께 추진하는 공공 재생에너지 직접 PPA 사업은 주목할 만하다. 국·공유지에 태양광을 구축해 지역 중소기업에 민간 시장가보다 낮은 적정 PPA 단가로 공급함으로써, 지방정부는 에너지 사업 역량을 축적하고 중소기업은 전기요금 부담을 경감하며 RE100 초기 이행을 대외 공표할 수 있다. 더 나아가 재생에너지 수익이 지역 내 재투자되는 순환 구조를 만들 수 있다.

기존의 국내 선행연구를 살펴보면 국내 기업이 RE100을 이행하는 수단들에 대해 각 수단별 경제성을 비교 분석한 바 있으며¹⁾ 지상태양광과 특수태양광(건물, 수상, 영농형), 육상풍력에 대한 조사를 통해 연도별 재생에너지 발전원의 설치단가 등의 변화와 발전단가(LCOE)의 추정과 전망을 연구하였다²⁾. 더 나아가 현재 산업용(을), 일반용(을) 전기사용자를 대상만 이용할 수 있도록 한정되어 있는 직접 PPA 제도의 적용대상 확대 방안에 대한 연구도 이루어졌다³⁾.

본 연구에서는 태양광 핵심 발전시간대에 한국전력공사 수요기업이 실제로 부담하는 시간대별 요금을 정량 계산하고, 이를 기준으로 한국전력공사 요금제와 동등한 비용이 드는 직접 PPA 적정 전력량요금 단가를 제안하고자 한다. 또한 직접 PPA 적정 전력량요금 단가에 따른 예상 내부수익률을 20년, 25년 운영안으로 분석하고자 한다.

2. 경제성 분석

2.1 태양광 발전시간

전국 월별 일평균 태양광 발전시간은 엔라이튼 공개자료⁴⁾를 활용하였으며 본 연구에서는 이를 평균하여 3.66 h/day (Table 1)를 적용하였다. 이에 따라 1 kW 설비의 연간 유효발전시간은 1,335.9 h/year로 산정하였다.

Table 1.

Solar generation hours
(Unit: Hr)

Series	Jan	Feb	Mar	Apr	May	Jun	Jul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec	Monthly average daily value
Average	2.82	3.72	4.05	4.64	4.70	4.31	3.91	3.63	3.55	3.60	2.83	2.17	3.66
2021	2.56	3.66	4.1	4.8	4.35	4.51	4.39	3.60	3.41	3.65	2.89	2.64	3.71
2022	3.14	3.95	3.73	4.95	5.42	3.99	4.00	3.36	3.76	3.71	2.97	2.17	3.77
2023	2.75	3.54	4.32	4.18	4.33	4.42	3.35	3.93	3.49	3.45	2.63	1.71	3.51

2.2 태양광 핵심 발전시간대

태양 남중시각 전후를 핵심 발전시간대(Table 2)로 설정하였으며 남중시각은 한국천문연구원의 자료⁵⁾를 참고하였다. 분석 지역은 경기도 파주시로 설정하고 파주시 월별 남중시각을 본 연구에 적용하였다.

Table 2.

Peak solar generation hoursⅠ

Metric

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Average Solar Noon
Time

12:41

12:46

12:41

12:32

12:28

12:32

12:38

12:36

12:27

12:17

12:16

12:27

Solar generation hours
(Hr)

2.82

3.72

4.05

4.64

4.70

4.31

3.91

3.63

3.55

3.60

2.83

2.17

Peak solar generation
hours

11:17 ~
14:06

10:55 ~
14:38

10:40 ~
14:43

10:13 ~
14:51

10:07 ~
14:49

10:23 ~
14:41

10:41 ~
14:35

10:47 ~
14:25

10:41 ~
14:14

10:29 ~
14:05

10:51 ~
13:41

11:22 ~
13:32

2.3 태양광 발전시간대 전기요금 분석

직접 PPA 제도에 참여할 수 있는 한국전력공사 산업용(을)·일반용(을) 고객을 분석 범위로 한정하였으며 해당 요금제의 계절별·시간대별 부하(Table 3)를 적용하였다. 한전 요금규정에 따라 토요일은 최대부하 시간을 중간부하로 적용하고, 일요일 및 공휴일은 전 시간대를 경부하로 적용하여 태양광 핵심 발전시간대를 부하별로 세분화(Table 4) 하였다. 또한 1년 365일 기준으로 월별 평일·토요일·공휴일의 평균 일수(Table 5)를 반영하였다.

Table 3.

Seasonal and time-of-use electricity tariff

Season	Off-peak Load	Mid-peak Load	On-peak Load
Summer (Jun-Aug)	22:00 ~ 08:00	08:00 ~ 11:00 12:00 ~ 13:00 18:00 ~ 22:00	11:00 ~ 12:00 13:00 ~ 18:00
Spring & Autumn (Mar-May, Sep-Oct)	22:00 ~ 08:00	08:00 ~ 11:00 12:00 ~ 13:00 18:00 ~ 22:00	11:00 ~ 12:00 13:00 ~ 18:00
Winter (Nov-Feb)	22:00 ~ 08:00	08:00 ~ 09:00 12:00 ~ 16:00 19:00 ~ 22:00	09:00 ~ 12:00 16:00 ~ 19:00

Table 4.

Peak solar generation hoursⅡ
(Unit: Hr)

Day Type (Load Period)	Jan	Feb	Mar	Apr	May	Jun	Jul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec
Solar generation hours	2.82	3.72	4.05	4.64	4.70	4.31	3.91	3.63	3.55	3.60	2.83	2.17
Weekdays (Off-peak Load)	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Weekdays (A) (Mid-peak Load)	2.10	2.64	1.33	1.78	1.87	1.61	1.31	1.20	1.31	1.51	1.69	1.55
Weekdays (B) (On-peak Load)	0.72	1.08	2.72	2.86	2.83	2.70	2.60	2.43	2.24	2.09	1.14	0.62
Saturday (C) (Mid-peak Load)	2.82	3.72	4.05	4.64	4.70	4.31	3.91	3.63	3.55	3.60	2.83	2.17
Public Holidays (D) (Off-peak Load)	2.82	3.72	4.05	4.64	4.70	4.31	3.91	3.63	3.55	3.60	2.83	2.17

Table 5.

Average days per month by day type (weekdays, saturday, public holidays)
(Unit: Days)

Day Type	Jan	Feb	Mar	Apr	May	Jun	Jul	Aug	Sep	Oct	Nov	Dec
Weekdays (E)	19	20	20	22	21	20	23	20	22	19	20	22
Saturday (F)	4	4	5	4	5	4	4	5	4	4	5	4
Public Holidays (G)	8	4	6	4	5	6	4	6	4	8	5	5

한국전력공사 요금제에서 고압A,B,C 및 전력요금 선택사항에 따라 산업용(을) 9개와 일반용(을) 6개 요금제가격⁶⁾을 적용하여, 태양광 핵심 발전시간대에 발생하는 최종 전기요금 납부액을 산정하였다. 이를 통해 태양광 핵심 발전시간대의 연간 전기요금 총비용은 다음과 같이 계산할 수 있다.

∙연간 태양광 발전량(kWh/년)

(1)

E_{y e a r} = \sum_{m = 1}^{12} [(A_{m} \times E_{m}) + (B_{m} \times E_{m}) + (C_{m} \times F_{m}) + (D_{m} \times G_{m})]

∙태양광 핵심 발전시간대의 연간 전기요금 총비용(원/년)

(2)

C_{y e a r} = \sum_{m = 1}^{12} [(A_{m} \times E_{m} \times I_{m}) + (B_{m} \times E_{m} \times J_{m}) + (C_{m} \times F_{m} \times I_{m}) + (D_{m} \times G_{m} \times H_{m})]

∙태양광 핵심 발전시간대의 연간 평균 전기요금(원/kWh)

(3)

\bar{P} = \frac{C_{y e a r}}{E_{y e a r}}

예시를 들자면, 한국전력공사의 산업용(을) 고압A 선택1 요금제(Table 6)의 값을 적용할 경우 태양광 핵심 발전시간대의 연간 전기요금 총비용은 223,968원이며 연간 평균 전기요금은 167.7원/kWh로 계산된다.

Table 6.

Kepco industrial (b) high voltage a option 1 tariff
(Unit: KRW/kWh)

Voltage Class	Option	Load Period	Summer (Jun-Aug)	Spring & Autumn (Mar-May, Sep-Oct)	Winter (Nov-Feb)
High Voltage A	Option 1	Off-peak Load (H)	116.4	116.4	123.4
High Voltage A	Option 1	Mid-peak Load (I)	169.3	138.9	169.5
High Voltage A	Option 1	On-peak Load (J)	251.4	169.6	227.0

같은 방식으로 산업용(을)의 9개 요금제와 일반용(을)의 6개 요금제에 모두 적용하여 수요자 측 최종 납부액(Table 7)을 산출하였다. 한국전력공사에서 고시한 기후환경요금 9원/kWh, 연료비조정액 5원/kWh, 그리고 부가가치세 10%와 산업통상자원부에서 고시한 전력산업기반기금 2.7%를 반영하였다.

Table 7.

Solar time and power bill
(Unit: KRW/kWh)

Tariff (Sector–Voltage–Option)			Energy Charge for Solar Generation Hours	Climate Environment Charge	Fuel Cost Adjustment	VAT	Electric Power Industry Infrastructure Fund Charge	Total Amount Payable
Industrial (B)	High Voltage A	Option 1	167.70	9	5	18.17	4.91	204.8
Industrial (B)	High Voltage A	Option 2	162.20	9	5	17.62	4.76	198.6
Industrial (B)	High Voltage A	Option 3	157.89	9	5	17.19	4.64	193.7
Industrial (B)	High Voltage B	Option 1	176.96	9	5	19.10	5.16	215.2
Industrial (B)	High Voltage B	Option 2	173.16	9	5	18.72	5.05	210.9
Industrial (B)	High Voltage B	Option 3	171.51	9	5	18.55	5.01	209.1
Industrial (B)	High Voltage C	Option 1	176.87	9	5	19.09	5.15	215.1
Industrial (B)	High Voltage C	Option 2	172.17	9	5	18.62	5.03	209.8
Industrial (B)	High Voltage C	Option 3	171.07	9	5	18.51	5.00	208.6
General (B)	High Voltage A	Option 1	144.10	9	5	15.81	4.27	178.2
General (B)	High Voltage A	Option 2	138.60	9	5	15.26	4.12	172.0
General (B)	High Voltage A	Option 3	134.29	9	5	14.83	4.00	167.1
General (B)	High Voltage B	Option 1	146.56	9	5	16.06	4.34	181.0
General (B)	High Voltage B	Option 2	142.76	9	5	15.68	4.23	176.7
General (B)	High Voltage B	Option 3	141.12	9	5	15.51	4.19	174.8

2.4 직접PPA 전기요금 분석

직접 PPA 제도는 OFF-SITE와 ON-SITE로 구분된다. OFF-SITE의 경우 수요자는 기본 전력량요금(직접 PPA 공급가격)에 더해 부가가치세, 한국전력공사가 고시하는 망 이용요금, 한국전력거래소의 부가정산금, 거래수수료, 전력산업기반기금을 부담하며, 송·배전 손실률도 반영한다. 망 이용요금은 발전소와 수요처의 위치 조합에 따라 달라지므로, 본 연구에서는 양측 모두 수도권 북부인 경기도 파주시에 위치한 경우를 가정하여 적용하였다. 반면 ON-SITE는 발전설비와 수요처를 전용선으로 직접 연계하기 때문에 망 이용요금, 부가정산금, 송·배전 손실을 적용하지 않고 전력량요금, 거래수수료, 부가가치세, 전력산업기반기금만 반영한다.

예시를 들자면, 직접 PPA 전력량요금을 100원/kWh로 가정하면 본 연구의 산정에 따라 OFF-SITE 최종 납부액은 139.35원/kWh, ON-SITE 최종 납부액은 112.83원/kWh로 계산된다(Table 8).

Table 8.

Cost breakdown of direct ppa(Unit: KRW/kWh)

	Charge component	Off-site	On-site	Notes
K	Direct PPA Energy Price	100.00	100.00
L	Network Use-of-System Charge	9.79	-	KEPCO notice (Northern Capital Region, High-Voltage A)
	Adjustment Charge	10.22	-	KPX notice (10.22 KRW/kWh)
	Transmission & Distribution Losses	3.52	-	3.52% of K
	Transaction Fee	0.12	0.12	KPX notice (0.1193 KRW/kWh)
M	VAT	12.36	10.01	10% of K + L
N	Electric Power Industry Infrastructure Fund	3.34	2.70	2.7% of K + L
	Total Amount Payable	139.35	112.83	K + L + M + N

2.5 투자비 분석

태양광 발전시설의 설비투자비는 Lee and Lim (2025)²⁾에 따라 지상형 태양광 1MW 기준 1,281천 원/kW으로 적용하였다. 동일 연구를 근거로 연간 고정 O&M 비용 21,198천 원/MW, 토지임대료 13,261천 원/MW을 사용하였다. 할인율 4.5%, 법인세율 9%를 적용하였고, 발전량 산정에는 앞서 제시한 전국 일평균 발전시간 3.66시간을 적용하였다.

태양광 모듈 성능은 제조사 카탈로그의 출력보증을 참고하였다. 한화큐셀은 1년 차 98%, 이후 연 0.45%p 저하, HD현대에너지솔루션은 1년 차 99%, 이후 연 0.4%p 저하를 제시하였으며, 본 연구는 보수적으로 1년 차 98%, 이후 연 0.45%p 저하를 적용하였다.

3. 분석결과

수요자가 한국전력공사 요금제를 직접 PPA로 대체하되 추가 비용부담이 없도록 하려면, 태양광 핵심 발전시간대에 대해 산정한 한전 산업용(을) 최종 납부단가와 직접 PPA 방식(ON-SITE / OFF-SITE) 최종 납부단가가 동일해야 한다. OFF-SITE 방식과 ON-SITE 방식의 최종 납부액 산출 항목은 상이하지만(Table 8), 이 비용동등 조건을 만족시키는 값이 곧 직접 PPA 적정 전력량요금(Direct PPA Energy Price)이다.

이 기준을 적용하여 산업용(을) 9개 요금제와 일반용(을) 6개 요금제 전부에 대해 직접 PPA 적정 전력량요금을 산출하고, 투자비 분석을 적용해 내부수익률을 계산하였다. 최근 모듈 수명 연장을 고려하여 20년 및 25년 운영 시나리오에서 내부수익률을 각각 산정하였다(Table 9).

Table 9.

Direct ppa price and target irr (Unit: KRW/kWh)

Tariff (Sector–Voltage–Option)			Total Amount Payable	OFF-SITE Direct PPA Energy Price	20-year basis IRR (%)	25-year basis IRR (%)	ON-SITE Direct PPA Energy Price	20-year basis IRR (%)	25-year basis IRR (%)
Industrial (B)	High Voltage A	Option 1	204.8	157	9.81	10.62	182	12.57	13.22
Industrial (B)	High Voltage A	Option 2	198.6	152	9.23	10.09	177	12.03	12.71
Industrial (B)	High Voltage A	Option 3	193.7	147	8.64	9.55	172	11.49	12.19
Industrial (B)	High Voltage B	Option 1	215.2	166	10.82	11.57	192	13.57	14.15
Industrial (B)	High Voltage B	Option 2	210.9	162	10.37	11.15	187	13.08	13.69
Industrial (B)	High Voltage B	Option 3	209.1	161	10.26	11.05	187	13.08	13.69
Industrial (B)	High Voltage C	Option 1	215.1	166	10.82	11.57	192	13.57	14.15
Industrial (B)	High Voltage C	Option 2	209.8	161	10.26	11.05	187	13.08	13.69
Industrial (B)	High Voltage C	Option 3	208.6	160	10.15	10.94	186	12.98	13.6
General (B)	High Voltage A	Option 1	178.2	134	7.07	8.10	159	10.03	10.84
General (B)	High Voltage A	Option 2	172.0	128	6.32	7.41	153	9.34	10.2
General (B)	High Voltage A	Option 3	167.1	125	5.94	7.06	149	8.88	9.76
General (B)	High Voltage B	Option 1	181.0	137	7.44	8.44	162	10.37	11.15
General (B)	High Voltage B	Option 2	176.7	133	6.95	7.99	157	9.81	10.62
General (B)	High Voltage B	Option 3	174.8	131	6.70	7.76	156	9.69	10.52

분석결과 가장 높은 수익률은 산업용(을) 고압 B 선택1 요금제와 산업용(을) 고압C 선택1 요금제에서 확인되었다. 적정 전력량요금은 192원/kWh, 내부수익률은 20년 기준 13.57%, 25년 기준 14.15%로 산출되었다. 가장 낮은 수익률은 일반용(을) 고압 A 선택3 요금제에서 나타났으며, 적정 전력량요금은 125원/kWh, 내부수익률은 20년 기준 5.94%, 25년 기준 7.06%로 계산되었다. 이러한 결과는 ON-SITE 방식이 OFF-SITE 방식 대비 수익성이 높고, 일반용(을)보다 산업용(을) 요금제를 직접 PPA로 대체하는 편이 경제성 측면에서 유리함을 시사한다.

4. 결 론

전기요금이 연 2% 상승한다고 가정하면 직접 PPA 전환을 통해 20년 누적 전기요금의 17.5%, 25년 누적 전기요금의 21.7%를 절감할 수 있다. 연 3% 상승 시에는 각각 25.1%, 31.0%의 절감 효과가 나타난다.

또한 산업통상자원부·한국에너지공단의 ｢신·재생에너지공급의무화(RPS) 2025년 상반기 태양광 고정가격계약 경쟁입찰 공고｣에 따른 20년 계약 상한가격 156원/kWh을 감안하면, 산업용(을) 9개 요금제 중 7개 요금제의 직접 PPA 적정 전력량요금 156원/kWh을 상회한다. 이는 발전사업자 입장에서 직접 PPA가 고정가격계약 참여 대비 더 높은 수익률을 확보할 유력한 선택지임을 시사한다.

지방자치단체의 관점에서는 공유지 기반 태양광 사업 추진 시 본 연구의 결과를 활용하여 수요기업이 한전 요금제를 대체할 수 있는 적정 직접 PPA 단가를 사전에 제시할 수 있다. 아울러 산출된 내부수익률(20·25년 시나리오)은 사업 추진 과정에서 기초 경제성 판단의 기준으로 활용 가능하다.

다만 본 연구의 적용 범위에는 한계가 있다. 첫째, 발전시간은 전국 평균을 사용했으므로, 도시·권역별 실제 발전시간을 반영한 정교화가 필요하다. 둘째, 망 이용요금, 부가정산금, 송·배전 손실률 등은 지역·전압·시점에 따라 달라지므로 이에 대한 보정이 요구된다. 셋째, 사업 추진 과정에서 금융기관의 대출 가능성, 중앙·지방의 재정지원 등과 같은 변수도 경제성에 유의미한 영향을 미친다. 이러한 다양한 요소를 반영하여 더욱 세밀한 단가 산출 방식에 대한 연구가 추가적으로 필요할 것으로 보인다.

Acknowledgements

본 연구는 파주시청 공무원 혁신동아리 지원사업의 후원으로 진행되었습니다. 연구에 함께한 파주시청 에너지 동아리 회원들께 진심으로 감사드립니다.

References

An, S. and Woo, J., Comparative Economic Analysis of RE100 Implementation Methods in South Korea, Current Photovoltaic Research, Vol. 10, No. 2, pp. 62-71, 2022, https://doi.org/10.21218/CPR.2022.10.2.062.

10.21218/CPR.2022.10.2.062

Lee, G. and Lim, D., Establishment and Operation of Long-Term LCOE Forecast System for Expansion of Renewable Energy (5/5), Korea Energy Economics Institute, Ulsan, Republic of Korea.

Lee, J., Expanding the Scope of Renewable Energy Direct PPA, Solutions for Our Climate, Seoul, Republic of Korea.

Enliten, Analysis of Nationwide Solar Power Generation Hours, 2024. https://blog.naver.com/solarconnect/22336071543. last accessed on the 22^th August 2025.

Korea Astronomy and Space Science Institute, Calculation of Sunrise and Sunset Times, 2025. https://astro.kasi.re.kr/life/pageView/9. last accessed on the 22^th August 2025.

Korea Electric Power Corporation, Electricity Tariff Table, 2025. https://online.kepco.co.kr/PRM004D00. last accessed on the 22^th August 2025.

Journal of the Korean Solar Energy Society ISSN:1598-6411(Print) 2508-3562(Online) 한국태양에너지학회 논문집

Preview

A Study on the Appropriate Direct PPA Pricing Compared to KEPCO Tariff for RE100 Implementation

ABSTRACT

MAIN

Table 1.

Solar generation hours(Unit: Hr)

Table 2.

Peak solar generation hoursⅠ

Table 3.

Seasonal and time-of-use electricity tariff

Table 4.

Peak solar generation hoursⅡ(Unit: Hr)

Table 5.

Average days per month by day type (weekdays, saturday, public holidays)(Unit: Days)

(1)

(2)

(3)

Table 6.

Kepco industrial (b) high voltage a option 1 tariff(Unit: KRW/kWh)

Table 7.

Solar time and power bill(Unit: KRW/kWh)

Table 8.

Cost breakdown of direct ppa(Unit: KRW/kWh)

Table 9.

Direct ppa price and target irr (Unit: KRW/kWh)

Acknowledgements

References

Solar generation hours
(Unit: Hr)

Peak solar generation hoursⅡ
(Unit: Hr)

Average days per month by day type (weekdays, saturday, public holidays)
(Unit: Days)

Kepco industrial (b) high voltage a option 1 tariff
(Unit: KRW/kWh)

Solar time and power bill
(Unit: KRW/kWh)