석탄·LNG·원전·태양광·풍력의 전력 판매단가는 왜 서로 다를까?
전력시장을 볼 때 가장 먼저 구분해야 하는 게 있습니다. “발전원가가 싼 발전소가 항상 높은 수익을 내는 것도 아니고, 발전원가가 비싼 발전소가 반드시 비싼 가격에 전기를 파는 것도 아니다”라는 점입니다.
전력 판매가격은 크게 ① 발전원의 비용 구조, ② 어느 시간대에 발전하는지, ③ 출력 조절이 가능한지, ④ 해당 시간의 전력시장 한계가격, ⑤ PPA·CfD 등 계약구조, ⑥ 송전망 제약과 지역가격이 결합되어 결정됩니다. 그래서 태양광은 발전원가는 가장 낮은 축에 속하면서도 시장 판매가격은 낮아질 수 있고, LNG 발전소는 연료비가 비싼데도 피크시간에 가동되면서 높은 가격을 받을 수 있습니다.
→ [주1][주2][주3]
1. 질문: 전력가격은 발전원가에 마진을 붙여서 정해지는 것 아닌가?
답은 “대부분의 도매 전력시장에서는 그렇지 않다”입니다.
많은 전력시장은 기본적으로 한계가격(Marginal Pricing)이라는 구조를 사용합니다. 전력 수요가 100이라고 하면 발전비용이 싼 발전원부터 순서대로 시장에 들어옵니다.
이를 단순화하면 대략 다음과 같습니다.
태양광·풍력 → 원전 → 석탄 → LNG 복합발전 → LNG·석유 피커 발전
그리고 수요를 마지막으로 충족시키는 발전소의 한계비용이 시장가격을 결정하는 구조입니다. 이를 Merit Order, 즉 경제급전 순서라고 합니다. 실제 순서는 연료가격·탄소가격·설비 효율·시장제도에 따라 얼마든지 바뀔 수 있습니다. 예를 들어 가스 가격이 급락하면 고효율 LNG 발전기가 석탄보다 앞설 수도 있습니다.
→ [주2][주4][주5]
예를 들어 어느 오후 시간에 다음과 같은 시장이 있다고 해보겠습니다.
| 발전원 | 한계비용 | 시장 투입 |
|---|---|---|
| 태양광 | 0~매우 낮음 | O |
| 풍력 | 매우 낮음 | O |
| 원전 | 낮음 | O |
| 석탄 | 중간 | O |
| LNG | 높음 | O |
| 석유 | 매우 높음 | X |
이때 마지막 LNG 발전기가 수요를 충족시킨다면 시장가격은 LNG 발전비용 근처에서 형성될 가능성이 높습니다.
그래서 같은 순간에 발전한 태양광·원전·석탄도 LNG가 정한 높은 시장가격의 영향을 받을 수 있습니다. 유럽 에너지 위기 당시 천연가스가 전체 발전량에서 차지하는 비중보다 훨씬 빈번하게 전력가격을 결정하면서 가스 가격 상승이 전력가격 전체를 끌어올렸던 것이 대표적인 사례입니다.
→ [주6][주7]
2. 질문: 그렇다면 발전원별 판매가격이 다른 가장 중요한 이유는 무엇인가?
핵심은 “각 발전원이 언제 전기를 생산하느냐”입니다.
발전기의 평균 판매가격을 분석할 때는 단순 시장 평균가격보다 Capture Price, 즉 실제 포착가격을 보는 것이 중요합니다.
간단히 표현하면,
Capture Price = 그 발전기가 실제 발전한 시간의 전력가격을 발전량으로 가중평균한 가격
입니다.
24시간 시장 평균가격이 100원/kWh라고 해도 태양광이 주로 발전하는 낮 시간의 평균가격이 60원이라면 태양광 발전사업자의 실제 시장 포착가격은 60원에 가까울 수 있습니다.
반대로 LNG 발전기가 주로 전기가 부족한 저녁 피크에 발전하고 그때 시장가격이 150원이라면 LNG 발전기의 포착가격은 전체 시장 평균가격보다 높아질 수 있습니다. 즉 발전량보다 “언제 생산했는가”가 발전자산 가치에 점점 중요해지고 있습니다.
→ [주2][주8][주3]
3. 발전원별로 보면 왜 판매가격이 달라질까?
① 석탄 발전
석탄 발전은 연료비가 존재하고 탄소비용의 영향을 크게 받습니다. 발전소를 한번 가동하면 일정 수준 이상의 출력을 장시간 유지하는 것이 경제적인 특성도 있습니다.
따라서 석탄발전의 경제성은 대략
석탄가격 + 발전효율 + 탄소가격 + 환경비용 + 가동률
의 영향을 받습니다.
과거에는 석탄이 중저가 기저발전 역할을 했지만 천연가스 가격 하락, 가스발전 효율 개선, 탄소가격 상승이 발생하면 순위가 뒤집힐 수 있습니다. 실제 독일에서도 천연가스 가격 하락으로 가스발전 비용이 석탄보다 낮아지면서 coal-to-gas switching이 발생한 사례가 있습니다.
→ [주4][주9]
석탄의 또 다른 문제는 출력 유연성이 LNG보다 낮다는 점입니다. 태양광이 많이 들어오는 낮 시간에는 전력가격이 급락하는데도 석탄 발전소가 기술적·경제적인 이유로 쉽게 정지하지 못할 수 있습니다.
따라서 재생에너지 비중이 커질수록 석탄은 단순 연료비 경쟁뿐 아니라 낮은 전력가격 시간대를 견뎌야 하는 문제까지 안게 됩니다.
→ [주10]
② 석유 발전
석유 발전은 일반적으로 연료비가 매우 높은 축에 속합니다. 그래서 대규모 전력시장에서는 평상시 기저발전보다는 피크 발전, 비상발전 또는 섬 지역 등 특수한 시장에 사용되는 경우가 많습니다.
하지만 여기서 흥미로운 점이 있습니다.
원가가 비싸다는 것은 오히려 가동될 때 전력가격이 매우 높은 시간일 가능성이 크다는 의미이기도 합니다.
즉 석유 발전소는 연간 이용률은 낮더라도 전력부족 시간에 가동된다면 높은 시장가격을 포착할 수 있습니다. 이런 발전기는 에너지를 많이 생산해서 돈을 버는 모델이라기보다 희소한 시간의 전력 공급 능력이 중요한 자산이라고 보는 것이 더 정확합니다. 전력시장이 재생에너지 중심으로 바뀔수록 이런 발전기의 가치는 단순 MWh 판매보다 용량·예비력 같은 reliability value와 연결될 수 있습니다.
→ [주11][주8]
4. LNG는 왜 다른 발전원보다 판매단가가 높은 경우가 많을까?
LNG는 전력시장에서 굉장히 중요한 역할을 합니다.
그 이유는 출력 조절 능력입니다.
태양광 발전량이 오후 늦게 급격히 감소하는데 전력수요가 여전히 높다면 LNG 발전기가 빠르게 출력을 올려 공급 부족을 메울 수 있습니다.
따라서 LNG 발전은 점점
“24시간 계속 발전하는 자산” → “전력이 부족할 때 대응하는 유연성 자산”
으로 성격이 바뀌고 있습니다. Reuters가 분석한 미국 전력시장에서도 가스발전의 핵심 장점으로 빠른 출력조정, 기존 가스 인프라와 재생에너지의 변동성을 보완하는 능력이 지적됩니다. 한국에서도 낮 시간 전력수요와 재생에너지 출력 상황에 따라 가스발전이 멈췄다가 아침·저녁 피크에 다시 가동되는 패턴이 나타나고 있습니다.
→ [주12][주13]
그래서 LNG 발전은 연료비 자체는 높은 편이지만 전력가격이 높은 시간대의 발전 비중도 높아질 수 있습니다.
즉 LNG의 높은 판매가격은 단순히
“LNG 가격이 비싸기 때문”
이라기보다
“LNG가 필요한 시간이 전력이 부족한 시간이기 때문”
이라고 이해하는 것이 더 중요합니다.
5. 원전은 발전원가도 낮은데 왜 항상 높은 판매가격을 받지는 않을까?
원전은 LNG와 경제구조가 거의 반대입니다.
원전은 발전소를 건설하는 초기 자본비가 매우 크지만, 한번 건설한 기존 발전소의 연료비와 단기 한계비용은 상대적으로 낮습니다.
그래서 경제적으로는 높은 가동률로 오랫동안 발전하는 것이 중요합니다.
원전 경제성 ≈ 높은 초기 투자비 + 낮은 연료비 + 높은 이용률
이라고 볼 수 있습니다. 기존 원전의 수명연장이 신규 원전 건설보다 훨씬 저렴할 수 있다는 분석이 나오는 것도 같은 이유입니다.
→ [주14]
하지만 원전도 재생에너지 증가의 영향을 받습니다.
태양광이 급증해 낮 시간 전력가격이 0이나 마이너스로 떨어지는데 원전이 계속 높은 출력을 유지한다면 원전 역시 낮은 시장가격을 받게 됩니다.
유럽에서는 태양광 과잉이 심한 시간대에 기존의 원전·화력 같은 비교적 경직된 발전설비가 출력을 조절해야 하는 상황이 증가하고 있습니다. 따라서 원전의 투자경제성에서 앞으로 중요한 것은 단순 발전단가뿐 아니라 높은 이용률을 얼마나 유지할 수 있는가입니다.
→ [주10]
6. 태양광은 발전비용이 싼데 왜 판매가격이 오히려 내려갈까?
여기서 가격잠식효과(Price Cannibalization)가 등장합니다.
태양광의 특징은 모든 발전소가 비슷한 시간대에 발전한다는 것입니다.
맑은 날 정오가 되면 수천 개의 태양광 발전소가 동시에 발전합니다.
그러면 시장은 이렇게 됩니다.
태양광 증가
→ 낮 시간 전력공급 증가
→ 비싼 LNG·석탄 발전 시장 이탈
→ 한계 발전기의 비용 하락
→ 도매 전력가격 하락
문제는 태양광 발전사업자가 바로 그 가격이 떨어지는 시간에 전기를 팔고 있다는 점입니다.
즉 태양광이 늘수록 태양광 발전사업자가 자신이 전기를 판매하는 시간대의 가격을 스스로 낮추는 현상이 발생합니다.
이것이 가격잠식효과입니다. Financial Times도 풍력·태양광이 동시에 많은 전기를 생산하면서 시장가격이 내려가 재생에너지 사업자의 수익성을 압박하는 구조를 지적했고, McKinsey 역시 재생에너지 증가가 capture price를 낮춰 merchant 사업의 경제성을 떨어뜨릴 수 있다고 분석합니다.
→ [주15][주2]
7. 가격잠식은 어느 순간부터 더 심해질까?
초기에는 태양광이 늘어나는 것이 발전사업자에게 매우 유리합니다.
태양광 비중이 낮으면 낮에도 LNG·석탄 발전이 한계가격을 결정하기 때문에 태양광은 사실상
연료비는 거의 0인데 LNG가 만든 높은 시장가격
을 받을 수 있습니다.
하지만 태양광이 계속 증가하면 상황이 바뀝니다.
예를 들어 단순화해서 보면,
태양광 비중 낮음
태양광 → 원전 → 석탄 → LNG
시장가격 = 120
그러나 태양광이 크게 늘어나면
태양광 → 태양광 → 태양광 → 원전 또는 저비용 발전
시장가격 = 30
극단적인 경우에는
공급 > 수요 + 송전능력 + 저장능력
이 되면서 가격이 0 이하로 떨어집니다.
실제로 2025년 독일은 마이너스 도매가격 발생 시간이 573시간을 기록했고 스페인·스웨덴·네덜란드·프랑스에서도 상당한 마이너스 가격 시간이 나타났습니다. 2026년 캘리포니아에서도 재생에너지 설비 확장이 송전망 확충보다 빨라지면서 출력제한이 크게 증가했습니다.
→ [주8][주16]
이것이 재생에너지 산업 투자에서 상당히 중요한 포인트입니다.
LCOE가 계속 떨어진다고 재생에너지 프로젝트의 수익률이 계속 좋아지는 것은 아닙니다.
발전원가는 내려가면서 동시에 Capture Price도 내려갈 수 있기 때문입니다.
8. 풍력도 태양광과 똑같이 가격잠식이 발생할까?
발생합니다. 다만 태양광보다 일반적으로 시간대가 더 분산될 수 있습니다.
태양광은 일조 때문에 발전 시간이 낮에 매우 집중되는 반면 풍력은 지역과 기상에 따라 야간에도 발전합니다.
그래서 시장 상황에 따라서는 태양광보다 가격잠식 속도가 완만할 수 있습니다.
그러나 특정 지역에 풍력단지가 매우 많이 들어서면 “바람이 많이 부는 날 풍력발전소가 모두 동시에 발전한다”는 문제가 발생합니다.
그 결과
풍력 발전량 ↑ → 풍력 발전시간 시장가격 ↓ → 풍력 Capture Price ↓
라는 같은 구조가 나타납니다.
특히 송전망이 부족하면 문제가 훨씬 커집니다. 풍력 자원이 좋은 지역에서 생산된 전기를 대도시로 보내지 못하면 해당 지역 가격이 급락하거나 출력제한이 발생합니다. PwC도 발전자산 수익성 분석에서 도매가격만이 아니라 출력제한, 지역별 수급, 송전 제약을 함께 분석해야 한다고 설명합니다.
→ [주3][주8]
9. 수력은 왜 조금 다른가?
수력에서 가장 중요한 것은 저장 가능성입니다.
Run-of-river처럼 물이 흐를 때 바로 발전해야 하는 수력은 풍력·태양광과 비슷한 제약을 받습니다.
하지만 댐형 저수지 수력은 물을 저장할 수 있습니다.
그래서 운영자는 가격이 낮을 때 굳이 물을 사용하지 않고,
전력가격 낮음 → 물 저장
전력가격 높음 → 발전
하는 전략을 사용할 수 있습니다.
즉 저장형 수력은 단순 발전자산이면서 동시에 거대한 자연형 에너지 저장장치와 비슷한 경제적 특성을 갖습니다.
이 때문에 수력 발전원이 많은 지역은 전력가격 구조가 화석연료 의존 지역과 크게 달라질 수 있습니다. Deloitte는 노르웨이처럼 풍부한 저비용 수력과 기존 발전자산을 가진 시장이 구조적으로 낮은 도매가격을 누리는 사례를 지적합니다.
→ [주17]
10. 결국 발전원별 가격 형성 특성을 한 표로 정리하면?
| 발전원 | 한계비용 | 출력특성 | 주로 발전하는 시간 | 가격 형성상 특징 | 가격잠식 노출 |
|---|---|---|---|---|---|
| 석탄 | 중간~높음 | 비교적 경직 | 장시간 | 연료·탄소가격 영향 큼 | 중간 |
| 석유 | 매우 높음 | 피크 대응 | 공급부족 시간 | 가동 시 높은 가격 포착 가능 | 낮음 |
| LNG | 높음 | 매우 유연 | 피크·재생에너지 부족시간 | 전력가격 결정자가 되기 쉬움 | 낮음 |
| 원전 | 매우 낮음 | 기저부하 중심 | 24시간 | 높은 이용률 중요 | 중간 |
| 태양광 | 거의 0 | 비제어 | 낮 | 발전 증가 시 낮 가격 자체 형성 | 매우 높음 |
| 풍력 | 거의 0 | 비제어 | 기상에 따라 변동 | 동시 발전 시 가격 하락 | 높음 |
| 저장형 수력 | 낮음 | 매우 유연 | 가격 높은 시간 선택 | 물을 저장해 고가격 포착 | 낮음 |
→ [주2][주3][주8]
11. 투자 관점에서 가장 중요한 변화는 무엇일까?
예전 발전사업의 핵심 지표는 “얼마나 싸게 전기를 생산할 수 있는가”, 즉 LCOE였습니다.
하지만 재생에너지 비중이 높아질수록 질문이 바뀌고 있습니다.
“얼마에 생산하는가?”보다
“언제 생산해서 얼마에 팔 수 있는가?”가 중요해지는 것입니다.
그래서 앞으로 발전자산을 볼 때는 최소한 다음 네 개를 같이 봐야 합니다.
LCOE → 발전 원가
Capture Price → 실제 발전시간의 평균 판매가격
Capture Rate → Capture Price ÷ 시장 평균가격
Curtailment → 생산 가능한 전력을 송전망·수급 문제로 버리는 비율
Wood Mackenzie는 태양광·풍력의 LCOE가 여러 지역에서 계속 경쟁력을 높이고 있다고 분석하지만, 동시에 실제 투자에서는 전력판매 구조와 계통 통합 능력이 중요합니다. Reuters 역시 최근 재생에너지 시장에서는 발전량 자체보다 capture price, congestion, curtailment, balancing, offtake 계약의 질이 투자성과를 좌우하는 변수로 부상하고 있다고 지적합니다.
→ [주18][주8]
그래서 ESS가 중요해지는 이유도 단순합니다.
태양광이
낮 12시에 20원에 판매해야 할 전기
를 배터리에 저장해서
저녁 7시에 150원에 판매
할 수 있다면, 저장장치는 단순히 발전량을 늘리는 설비가 아니라 전기의 판매시간을 바꿔 Capture Price를 높이는 설비가 됩니다.
최근 태양광이 급증한 캘리포니아에서 신규 태양광 프로젝트 상당수가 배터리를 함께 설치하려는 것도 이러한 경제적 논리와 연결됩니다.
→ [주16][주19]
12. 한 문장으로 정리하면?
전력산업에서 앞으로 가장 중요한 공식은 이렇게 생각하면 됩니다.
발전자산 가치 ≠ 단순 발전단가
발전자산 가치 = 발전원가 + 발전시간 + 시장가격 + 유연성 + 송전망 + 계약구조
석탄과 LNG는 연료 가격이 중요하고, 원전은 높은 가동률, 태양광과 풍력은 Capture Price와 가격잠식, 수력은 시간을 선택할 수 있는 유연성이 중요합니다.
특히 재생에너지는 역설적으로 발전비용이 가장 빠르게 떨어지는 발전원이면서, 동시에 발전 비중이 높아질수록 자신의 판매가격을 가장 빠르게 떨어뜨릴 수 있는 발전원입니다. 그래서 향후 재생에너지 투자 경쟁력은 단순히 태양광 패널이나 풍력터빈의 가격이 아니라 ESS·송전망·PPA·수요반응·지역별 전력가격을 묶어서 얼마나 높은 Capture Price를 확보하느냐에서 갈릴 가능성이 큽니다. McKinsey와 Reuters가 공통적으로 강조하는 것도 재생에너지 확대 이후에는 발전량보다 유연성, 저장, 계통통합과 전력판매 전략의 중요성이 커지고 있다는 점입니다.
→ [주2][주8][주16]
참고자료
[주1] Wood Mackenzie, “Inside the numbers: How LCOE is reshaping global power economics”, November 12, 2025.
[주2] McKinsey & Company, “Harnessing variable electricity supply”, 2024.
[주3] PwC, “Power Market Analytics: Evaluation of future prospects for the electric power industry through market analytics”, 2024.
[주4] Reuters, “Weak gas prices primed to trigger coal-to-gas switch in Germany”, February 27, 2024.
[주5] Deloitte, “Electric companies’ cost dilemma”, 2023.
[주6] Reuters Breakingviews, “Gulf crisis hinders fix for EU’s big power problem”, March 23, 2026.
[주7] Reuters, “Italy’s power users pay the price for high reliance on natural gas”, March 6, 2024.
[주8] Reuters, “Investor View: Negative power prices expose a market opportunity”, July 27, 2026.
[주9] Reuters, “Key reasons why Trump’s push to save US coal sector may backfire”, June 5, 2026.
[주10] Reuters, “Europe’s solar glut shunts power system into tricky new transition phase”, May 6, 2026.
[주11] PwC, “Energy sector regulation: Designing the sustainable and resilient energy system of the future”, 2024.
[주12] Reuters, “Why natural gas isn’t going anywhere in the US power system”, August 5, 2026.
[주13] Reuters, “South Korea’s nuclear power output surges as coal use plunges”, August 17, 2025.
[주14] Reuters, “Europe’s nuclear reactors are getting old”, 2023.
[주15] Financial Times, “Why the renewables market does not work”, 2024.
[주16] Reuters, “Rising curtailments in California underline US grid ordeal”, August 4, 2026.
[주17] Deloitte, “Future of power in Europe”, 2026.
[주18] Wood Mackenzie, “Renewable levelized cost of electricity competitiveness reaches new milestone across global markets in 2025”, October 22, 2025.
[주19] Financial Times, “The dawn of 24/7 solar power”, 2026.
