기호 및 약어 설명

Dt : 손해배상액

D0 : 초기 연간 손해액

αm : 연간 모듈 효율 감소율

αi : 연간 인버터 효율 감소율(t>10인 경우 적용)

β : 연간 연쇄 음영 영향률

γ : 연간 경제가치 상승률

t : 태양광발전시스템 설치 경과 연수

h : 침해 발생 경과 연수

u(x) : Unit step function (t≥0이면 1, t<0이면 0)

1. 서 론

탄소중립 정책과 신재생에너지 사용 확대로 도시 내 태양광발전시스템 설치가 지속적으로 증가하고 있다¹⁾. 최근 도시 건축물의 고층화와 고밀화 추세로 인한 건축물의 신축 및 증축은 주변에 이미 설치된 건물형 태양광발전시스템에 음영을 발생시켜 태양광 발전량 감소와 경제적 손실을 초래하고 있다. 이러한 일사량을 침해하는 문제와 이에 따른 갈등 사례는 증가할 것으로 예상된다. 현행 건축법의 일조권은 해당 태양광 발전 손해와 관련이 있으나, 주로 거주 환경 보호가 목적이기 때문에 태양광발전시스템의 발전 성능을 보장하기에는 충분하지 않다. 2016년 발생한 최초의 실제 분쟁 사례²⁾와 이를 분석한 Oh and Kim (2019)³⁾는 발전 성능 저하에 따른 손해 산정 방법의 한계를 시사하고 있다. 이에 따라, 태양광발전시스템의 지속적인 확대를 위해서는 태양광 발전 권리 보호를 위한 제도적 장치와 적절한 손해배상 체계 마련이 필요하다.

음영으로 인한 태양광발전시스템의 성능 저하는 단순한 발전량 감소뿐 아니라 미스매치(mismatch), 핫스팟(hot spot) 현상 발생으로 시스템의 노화 가속화와 수명 단축 등의 장기적인 문제도 초래할 수 있다⁴⁾. 또한 경제적 손실은 태양광발전시스템의 다양한 계약유형에 따라 달라지기 때문에 이를 종합적으로 고려한 손해배상액 산정이 요구된다.

선행 연구인 Eum et al. (2024)⁵⁾에서는 태양광발전시스템의 주변 건축물 변화로 인한 음영 발생과 일사량 침해 문제와 관련하여 법적ㆍ이론적 고찰과 사례를 검토하고, 일조권과 구별되는 태양광 발전 권리 보호의 필요성을 강조하며 손해배상 절차를 제안하였다.

본 연구는 선행 연구를 기반으로 태양광 발전 성능 저하의 경제적 영향을 정량적으로 분석하고 구체적인 손해배상액 산정방안을 도출하는 것에 초점을 맞추고 있다. 도시 환경 변화가 태양광 발전 성능에 미치는 영향은 3D 시뮬레이션을 통해 평가하고, 경제적 영향은 전력량요금과 태양광 발전 수익을 통해 분석하여 손해배상액 산정 방안을 제시함으로써 보다 실질적인 해결책을 제공한다.

2. 태양광발전의 음영 영향과 계약유형별 경제 구조

태양광발전시스템의 부분 음영은 발전 성능과 수명 저하에 영향을 미친다. 태양광 발전량은 음영으로 인해 일사량이 감소하여 직접적으로 줄어든다. 또한 부분 음영은 미스매치를 발생시켜 핫스팟 현상이 나타날 수 있고, 이는 모듈의 열화와 노화를 가속화하여 장기적으로 시스템의 내구성과 수명을 단축시킨다. 태양광발전시스템은 설계 단계에서 어레이 구성의 최적화와 MLPE (Module-Level Power Electronics, 모듈 단위 전력 전자장치)의 활용 등을 통해 부분 음영의 영향을 최소화할 수 있다. 그러나 운영 단계에서는 주변 환경 변화에 그대로 노출될 확률이 높고, 이로 인한 손해는 현재 태양광발전시스템의 소유자가 부담해야 한다.

태양광발전시스템은 전기사업법과 산업통상부 고시에 의거하여 Table 1⁶⁾과 같이 상계거래와 PPA (Power Purchase Agreement, 전력구입계약), 시장거래로 계약유형이 구분된다. 상계거래는 자가소비 후 잉여전력량을 한전(KEPCO, Korea Electric Power Corporation, 한국전력공사)에 공급하고, 이를 한전으로부터 공급받은 전력량(수전전력량)에서 상계하는 방식으로 상계 후 남은 잉여전력량은 다음 달로 이월할 수 있다. PPA는 한전이 관리하며, 자가용과 사업용에 따라 태양광 발전 수익이 계산된다. 자가용인 경우는 자가소비 후 월간 잉여전력량, 사업용인 경우는 월간 태양광 발전량에 통합 SMP (System Marginal Price, 계통한계가격) 월가중평균을 곱하여 수익을 산출한다. 시장거래는 KPX (Korea Power Exchange, 전력거래소)가 관리하며, PPA와 마찬가지로 자가용과 사업용에 따라 잉여전력량과 태양광 발전량에 시간대별 SMP를 곱하여 수익을 계산한다. 일반적으로 소규모 태양광발전시스템은 중개사업자를 통해 간접적으로 전력시장에 참여하기 때문에 중개수수료 등 추가 정산 요소가 발생하며, 특정 조건을 충족하면 REC (Renewable Energy Certificate, 신재생에너지 공급인증서) 수익도 얻을 수 있다.

3. 3D 모델링 기반 태양광 발전량 시뮬레이션

3.1 시뮬레이션 방법

주변 건축물에 의한 음영이 태양광 발전량에 미치는 영향을 확인하기 위해 3D-CAD 기능이 포함된 SolarPro 태양광 발전량 시뮬레이션 프로그램을 활용하여 시뮬레이션을 진행하였다. SolarPro는 국내에서 많이 이용되고 있는 프로그램이며, 발전량 예측 오차율이 실측값 대비 약 8%로 타 시뮬레이션 프로그램인 SAM, PVsyst와 유사하거나 낮은 결과를 보이고 있다⁷⁾. 본 연구의 시뮬레이션은 Table 2와 같이 일반적인 사례, 실제 분쟁 발생 유사 사례, 극단적 사례의 세 가지 사례로 구분하여 분석하였다. 모든 사례에서 태양광 모듈은 S-Energy 社의 500 W 모듈(모델명 SL65-66BAJ-500S, 효율 21.1%)을 사용하였고, 인버터의 용량은 시뮬레이션 프로그램에서 어레이 용량에 맞추어 자동으로 설정되었으며 인버터 효율은 0.945%를 적용하였다.

Case A는 일조권 분쟁이 빈번하게 발생하는 서울시 서초구 서초동 지역의 건축물과 지붕형 태양광발전시스템을 참고한 일반적인 사례이다. 건축물은 층고 2.4 m 기준으로 한 주택으로 설계하였고, 경사지붕에 처마 0.6 m를 적용하였다. 경사지붕 부착형 태양광발전시스템은 용량을 3 kW로 하여 2행 3열 배치에 단일 인버터로 구성하였다. Case B는 앞서 언급된 2016년 태양광발전시스템 일사량 침해 관련으로 실제 분쟁이 발생한 다세대주택 신축 사례를 유사하게 구현한 것이다. 가해 건축물이 7 m 높이의 언덕 위에 위치하여 피해 건축물과의 실질적인 높이 차이가 크다는 점이 주요 특징이다. 두 건축물에는 파라펫 1.2 m를 동일하게 적용하였고, 가해 건축물에는 실제와 유사하게 3 m 옥탑을 추가하였다. 평지붕 설치형 태양광발전시스템은 15 kW 용량으로 6행 5열 배치에 직렬 15, 병렬 2 인버터 구성이며, 설치 시 바닥과 외벽에서 태양광발전시스템의 설치 기준⁸⁾을 고려하여 이격하였다. Case C는 Case A를 기반으로 법적 허용 범위 내에서 최대 손해가 발생할 수 있는 극단적 사례로 설정하였다. 태양광발전시스템의 구성은 Case A와 동일하나, 평지붕 설치형 태양광발전시스템으로 외벽면에서 1 m, 바닥면에서 50 cm 이격하였다. 시뮬레이션은 서울을 대상으로 기상청 2023년 표준기상데이터를 활용해 365일, 60분 단위로 진행하였으며, 연간 월별 및 일간 시간대별 발전량 데이터를 분석하여 주변 건축물 음영의 영향을 평가하였다.

Table 2

Buildings and photovoltaic systems shading effects simulation cases

Case	Buildings		Photovoltaic Systems		3D Modeling
	Height Difference	Separation Distance	Capacity	Orientation and Angle
A (Typical)	Offending building 9 m, Affected building 4.8 m	3.6 m	3 kW	30° Southeast
B (Disputed)	Offending building 17.2 m (situated on 7 m terrain), Affected building 10.5 m	3 m	15 kW	5° South
C (Extreme)	Offending building 9 m, Affected building 2.4 m	1.5 m	3 kW	30° Southeast

3.2 시뮬레이션 결과 분석

시뮬레이션 결과, 일사량과 태양광발전시스템의 기본 정보를 활용하여 계산한 각 태양광발전시스템의 발전 성능은 방위각과 설치각으로 인해 초기에 88.2%였으나, 음영 발생 후 Case A는 86.7%, Case B는 80.3%, Case C는 74.7%로 저하되었다. 연간 태양광 발전량은 Case A가 3,697.33 kWh에서 3,636.15 kWh로 1.7% 감소하였고, Case B는 17,082.70 kWh에서 15,546.81 kWh로 9.0%, Case C는 3,697.33 kWh에서 3,130.74 kWh로 15.3% 감소하였다. Fig. 1은 사례별 연간 월별 태양광 발전량과 연평균 일간 시간대별 태양광 발전량의 변화를 보여준다.

일반 사례인 Case A는 1월부터 4월, 9월부터 12월 사이에 주변 건축물 음영의 영향으로 태양광 발전량이 감소하였다. 특히 겨울철은 4.3%로 태양광 발전량 감소가 두드러졌으며, 12월은 4.7%로 가장 큰 감소율을 보였다. 반면 여름철에는 높은 태양고도로 인해 음영 영향이 없었다. 연평균 일간 시간대별 태양광 발전량은 14시와 17시 사이에 감소했으며, 15시에는 약 14.2%의 감소가 확인되었다.

실제 분쟁 발생 사례와 유사한 사례인 Case B는 모든 월에서 태양광 발전량의 감소가 확인되었으며, 특히 5월은 약 15.0%의 큰 감소율을 보였다. 계절별로는 봄철(11.9%), 여름철(11.6%)에 감소가 두드러졌으며, 일간 시간대별로는 5시부터 11시 사이에 태양광 발전량이 감소했다. 한편, 현행 건축법 시행령 제86조에 따른 일조권 침해의 수인한도는 동지일을 기준으로 9시부터 15시까지 사이의 6시간 중 일조시간이 연속하여 2시간 이상 또는 8시에서 16시까지 사이의 8시간 중 일조시간이 통틀어서 최소한 4시간 이상 일조 확보 여부를 기준으로 한다. 이를 기준으로 Case B를 분석하면, 태양광 발전량 감소 시간대(5 ~ 11시)는 일조권 보호 시간대(9 ~ 15시 또는 8 ~ 16시)와 일부 시간대(9 ~ 11시)만 겹치고 이외 시간대에서 일조 확보 시간(4시간 또는 5시간)을 충족하므로 수인한도 기준에서 일조권 침해에 해당되지 않는다. 그러나 태양광발전시스템은 일출부터 일몰까지 주간 시간대에 발전을 하기 때문에 발전량 손실은 일조 보호 시간대 외에도 발생하여 태양광 발전 성능에 영향을 주고 있다.

극단적 사례인 Case C는 모든 월에서 태양광 발전량이 감소했으며, 12월에는 25.7%로 가장 크게 감소하였다. 계절별로는 겨울철(24.8%), 가을철(18.6%)에 태양광 발전량의 감소율이 높았다. 일간 시간대별 태양광 발전량은 12시부터 18시 사이에 발전량이 감소한 것으로 나타났다.

종합 분석 결과, 태양광 발전 성능에 영향을 미치는 주요 요인은 건축물 높이와 건축물 간 이격거리였다. 그리고 계절은 태양 고도의 변화를 통해 음영 정도를 결정하며, 건축물 방위는 음영 시간대와 범위에 영향을 미치는 것으로 나타났다. 또한 Case B의 사례를 통해 현행 건축법의 일조권 규정이 거주 환경 보호에 중점을 두고 있어 태양광발전시스템의 발전 성능을 충분히 보장하지 못하며, 수인한도를 충족하더라도 발전 성능 저하가 발생할 수 있음을 확인하였다. 이는 태양광 발전 권리 보호를 위한 별도의 기준과 제도가 필요함을 보여준다.

Fig. 1

Annual monthly and annual average daily hourly power variation due to shading effects

4. 태양광 발전량 손해배상액 산정방안

4.1 손해배상 절차

태양광발전시스템은 주변 건축물 변화로 인해 발전 성능 저하뿐만 아니라 경제적 손실이 발생하기 때문에 이에 대한 체계적인 손해배상 절차가 필요하다. Fig. 2는 태양광발전시스템 손해배상을 위한 절차를 나타낸 흐름도이다. 손해배상 절차는 크게 두 단계로 구분된다. 첫 번째 단계는 일사량 침해로 인한 태양광 발전량의 감소 여부를 조사 및 평가하는 단계이다. 피해자는 주변 건축물의 신축 혹은 증축 정보를 확인한 후 앞서 3장에서 진행한 시뮬레이션 또는 실측 데이터의 비교를 수행한다.

두 번째 단계는 태양광발전시스템의 계약유형과 장기적 영향을 고려하여 최종 손해배상액을 결정하는 단계이다. 장기적 영향은 태양광발전시스템의 감가상각률과 연쇄 음영 영향률, 경제가치 상승률을 적용하고, 시스템 설치 시점과 음영 발생 시점 간의 차이를 고려하여 남은 수명 기간에 대한 손해를 계산한다.

Fig. 2

Flow chart of procedures for photovoltaic system damage compensation

4.2 사례별 손해배상액 산정

본 절에서는 앞서 3장에서 수행한 시뮬레이션 결과를 바탕으로 4.1절에서 제안한 손해배상 절차에 따라 구체적인 손해배상액을 산정한다. 분석 대상은 시뮬레이션에서 다룬 세 가지 사례(Case A, B, C)이며, 각 사례의 건축물 종별 전기요금과 태양광발전시스템 용량 및 계약유형별 특성을 반영하여 경제적 손실을 분석한다.

전력사용량 설정에서 3 kW 용량의 태양광발전시스템이 설치된 Case A와 Case C는 최대 월간 전력사용량을 400 kWh로, 15 kW가 설치된 Case B는 최대 월간 전력사용량을 1,500 kWh로 가정하였다. 월별 및 시간대별 전력소비 패턴은 에너지경제연구원 보고서⁹⁾와 국가통계포털 자료¹⁰⁾에 맞추어 계산하였다. 전기요금¹¹⁾은 한전의 주택용 저압과 고압 요금을 적용하였으며, SMP¹²⁾는 KPX에서 제공하는 2024년 자료를 활용하였다. 분석은 자가소비 후 잉여전력을 활용하는 상계거래(일반용), PPA (자가용), 시장거래(자가용) 세 가지 계약유형을 대상으로 진행하였다. 음영으로 인한 연간 손해액은 전력사용량과 태양광 발전량을 기준으로 전력량요금과 태양광 발전 수익을 산출하고, 이를 종합하여 소비자가 최종적으로 부담하는 전력량요금을 평가하였다.

Table 3은 사례별로 태양광발전시스템의 설치 전과 설치 후 음영 영향 유무에 따른 최종 전력량요금을 비교한 결과이다. Case A의 상계거래 경우, 음영 전 약 85,787원에서 음영 후 약 93,130원으로 약 7,343원의 요금이 증가하였다. Case B의 PPA 방식은 음영 전 약 68,556원의 수익이 발생했으나, 음영 후에는 음영으로 인해 약 129,291원의 전력량요금이 부과되어 약 196,847원의 전력량요금 지출이 추가로 발생하였다. Case B의 시장거래 방식은 음영 전 437,037원에서 음영 후 645,114원으로 약 208,077원의 요금이 증가하였다. Case C의 상계거래에서는 음영 전 85,787원에서 음영 후 151,005원으로 약 65,218원의 요금 증가가 확인되었다. 특히 Case B의 PPA 방식은 7월부터 10월까지 음영 전의 수익이 소멸되면서 추가적인 전력량요금이 발생하였다. Case B와 Case C는 음영 발생 전과 비교하여 음영 후 1.5배 이상의 전력량요금이 지출되어야 했다. 이는 음영으로 인해 태양광 발전량이 감소하면서 전력량요금이 증가하여 경제적 손실이 발생했음을 의미한다.

Fig. 3은 음영 영향 전후의 연간 월별 전력량요금 변화를 그래프로 표현한 것이다. Case A는 태양광 발전량 변화와 마찬가지로 1월부터 4월, 9월부터 12월 사이에 전력량요금이 증가하였다. Case B의 두 계약 방식에서는 모든 월에서 음영 후 전력량요금이 증가하였다. 그리고 음영 전에는 태양광 발전 수익이 전력량요금보다 많이 발생하여 일부 월에서 음의 요금이 발생하였지만, 음영이 발생한 후에는 이러한 수익이 감소하는 모습을 보였다. Case C도 모든 월에서 전력량요금이 변화하였고 겨울철에 큰 폭으로 증가하였다. 참고로 7월과 8월은 전력량요금의 적용 기준 및 단가가 다른 월과 상이하여 발전량 감소율과 전력량요금 증가율이 비례하지 않는다.

장기 손해배상액(Dt)은 연간 손해액(D0)을 기반으로 태양광발전시스템 설치 경과 연수(t)와 침해 발생 경과 연수(h)를 반영하여 시간 경과에 따른 시스템 효율 변화와 경제적 요소를 종합적으로 고려한다. 기본적인 시스템 효율 변화는 감가상각률을 의미하며, 요인으로는 모듈의 수명 25년과 연 0.8% 효율(αm) 감소, 인버터의 설치 10년 후 연 1.0% 효율(αi) 감소가 있다¹³⁾. 그리고 음영으로 인한 효율 감소로 핫스팟 등의 연쇄적 영향을 고려하여 연쇄 음영 영향률(β )은 연 2.5%로 설정하였다^14,15). 경제적 요소는 경제가치 상승률(γ )로 2025년 한국은행의 기준금리¹⁶⁾인 3%를 참고하였다. 장기 손해배상액의 계산 수식은 식(1)과 같다.

Fig. 3

Annual monthly electricity charges variation due to shading effects

Table 4는 Table 3의 연간 손해액을 기반으로 침해 발생 시점부터 잔여 수명 기간 동안의 손해를 세 가지 방식으로 산정하여 장기 손해배상액을 비교한 결과이다. 침해는 시스템 설치 후 4년이 경과한 시점에 발생하여 21년 동안 지속되는 것으로 가정하였다. 단순 장기 손해배상액은 연간 손해액에 경과 연수를 단순히 곱한 값으로 시간에 따른 시스템 변화는 고려되지 않았다. 기본 장기 손해배상액은 시스템의 모듈 및 인버터 효율 감소를 반영한 값이다. 종합 장기 손해배상액은 시스템 효율 감소와 함께 음영 발생으로 인한 효율 변화와 물가상승률, 전기요금 상승률 등의 경제가치 상승률을 포함하여 종합적으로 추정한 것이다. 장기 손해배상액을 분석한 결과, 단순 장기 손해배상액 대비 기본 장기 손해배상액은 약 0.8배 감소하는 반면, 종합 장기 손해배상액에서는 약 1.5배 증가하는 것으로 나타났다. 이는 태양광발전시스템이 도시 환경 변화에 따른 음영에 상당히 취약하며, 단기적 태양광 발전 수익 감소뿐 아니라 장기적 경제성에도 상당한 영향을 미칠 수 있다는 것을 보여주고 있다. 종합 장기 손해배상액이 높은 값으로 산정된 것은 연쇄 음영 영향률과 경제가치 상승률이 높게 설정되었기 때문인 것으로 보인다. Table 4에서는 연쇄 음영 영향률을 2.5%와 1.0%로 설정하여 비교하였고, 연쇄 음영 영향률이 낮을수록 손해배상액이 줄어드는 것을 확인하였다. 따라서 태양광발전시스템의 계약유형별 특성을 고려한 체계적인 손해배상 산정 방식의 도입이 필요하다고 판단된다.

5. 결 론

본 연구는 도시 환경 변화에 따른 태양광발전시스템의 일사량 침해로 인한 경제적 손실을 정량적으로 분석하고, 체계적인 손해배상액 산정방안을 제안하였다. 3D 시뮬레이션을 통해 주변 건축물 음영이 태양광발전시스템에 미치는 영향을 분석한 결과, 일반 사례인 Case A는 1.7%, 실제 분쟁 발생과 유사한 사례인 Case B는 9.0%, 극단적 사례인 Case C는 15.3%의 연간 태양광 발전량 감소가 확인되었다. 건축물 높이와 건축물 간 이격거리가 태양광 발전 성능에 주요 영향 요인이었으며, 계절적 요인과 건축물 및 태양광발전시스템의 방위에 따라 음영의 발생 시간대와 범위가 달라졌다.

이러한 태양광 발전량의 감소는 경제적 손실로 이어졌다. 다양한 계약유형별 경제적 손실을 분석한 결과, 상계거래 방식의 Case A에서 약 7,343원, PPA 방식의 Case B에서 수익이 전력량요금 지출로 전환되며 약 196,847원, 시장거래 방식의 Case B에서 약 208,077원, 상계거래 방식의 Case C에서 약 65,218원의 전력량요금이 증가하였다. 손해배상액 산정방안은 태양광발전시스템의 특성과 계약유형별 차이점을 반영하여 장기적인 관점에서 태양광발전시스템의 효율 감소와 경제적 요소를 종합적으로 고려해 보았다. 또한, 피해 건축물 소유자(태양광발전시스템 소유자)의 경제적 손실을 배상하는 동시에 가해 건축물 소유자의 법적ㆍ재정적 부담을 균형 있게 조정할 수 있도록 설계되었다. 본 연구에서 제안한 산정방안은 단순 산정 방식보다 피해 규모를 현실적으로 반영하여, 단순 손해배상액 대비 종합 손해배상액이 약 1.5배 높은 값을 나타냈다. 따라서 손해배상 절차는 도시 환경 변화에서 태양광 발전 권리 보호와 제로에너지건축물 확대 정책을 지원하며, 향후 발생할 수 있는 갈등 해결의 기반이 될 것으로 기대된다. 후속 연구에서는 건축물 배치 형태, 태양광 설치 위치 및 설치 방식 등 다양한 조건에서의 사례 분석을 통해 제안된 손해배상 절차 및 손해배상액 산정방안의 적용성과 일반화 가능성을 검증할 예정이다.