한국 태양광 에너지 공급사슬의 구조적 리스크와 관리 우선순위: FGI와 L-I-C 지수에 기반한 분석

Q: 이 논문에서 정의한 우선순위 지수(L-I-C)란 무엇인가?

발생가능성(Likelihood), 영향도(Impact), 통제가능성(Control)을 5점 척도로 평가하여 산출한 상대적 위험도 지표다. 특히 통제가능성은 높을수록 위험이 낮다는 점을 반영해 역가중치(6-C)를 적용하며, 세 요소의 곱으로 계산하여 제한된 자원을 우선 투입할 리스크를 결정하는 휴리스틱 도구로 정의된다.

Q: 한국 태양광 공급사슬 단계별 핵심 리스크와 관리 우선순위는 어떻게 나타나는가?

연구 결과, 상류 그룹은 중국 중심의 제조 집중과 규제를, 제조·부품 그룹은 전력기기 리드타임과 예비품 전략을 최우선 리스크로 인식했다. 반면 하류 그룹은 계통 접속 지연, 출력제한 보상 부재 및 REC·PPA 가격 변동성을 가장 치명적인 시스템 리스크로 평가하여 단계별로 차별화된 관리 포트폴리오가 필요함을 보여준다.

김희경

doi:10.18032/kaaba.2026.39.2.257

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저자정보: 김희경 (청주대학교)

저널정보: 대한경영학회 대한경영학회지 대한경영학회지 제39권 제2호

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본 연구는 태양광(PV)을 중심으로 한 한국 재생에너지 공급사슬의 리스크 지형도를 구축하고 공급사슬 단계 및 행위자별 우선대응 리스크 포트폴리오를 제시하는 것을 목적으로 한다. 이를 위해 공급사슬 리스크관리(SCRM)와 ISO 31000:2018 리스크관리 프로세스를 이론적 틀로 삼고, 원자재･소재(G1), 제조･부품(G2), EPC･시공･ 물류(G3), 인허가･계통･정산(G4), O&M･수요･금융(G5) 등 태양광 가치사슬 전 단계를 포괄하는 18인의 전문가를 대상으로 포커스 그룹 인터뷰(FGI)와 수정 델파이 조사를 실시하였다. FGI와 문헌 분석을 통해 상류 공급망 집중, 전력기기 병목과 O&M 신뢰성, REC･PPA 가격 및 계통제도의 변동성 등 10개의 핵심 리스크 코드를 도출하고, 발생가능성(L), 영향도(I), 통제가능성(C)을 1~5점 척도로 평가한 뒤 우선순위(Priority)지수를 산출하여 Critical･High･Medium 이하로 분류하였다.
분석 결과, 폴리실리콘, 잉곳/웨이퍼 공정의 지리적 과집중과 이에 따른 환율･통관･PCF 규제, 귀금속･전선 가격 및 관세･수출규제 변동 리스크가 상류 그룹(G1)에서 Critical로 평가되었으며, 인버터･변압기 리드타임과 중수명 교체･예비품 전략은 제조･부품 그룹(G2)에서 Critical 리스크로 도출되었다. 하류 그룹(G3~G5)에서는 배전계통 접속 대기･보강 지연과 출력제한(curtailment) 보상 부재, REC･PPA 가격 변동성과 비효율적 계약구조가 발생가능성과 영향도 모두 높고 통제가능성은 낮은 시스템 리스크로 나타나 최상위(Critical) 우선순위를 형성하였다. 이러한 결과를 바탕으로 본 연구는 상류 공급기반 다변화와 추적성 강화, 전력기기 멀티소싱･예비품 풀 및 예지정비 체계 구축, 계통 접속･출력제한 보상제도와 REC･PPA 시장 설계 개선, 정책･산업･금융･수요자별 조달･계약･ 투자 포트폴리오 설계 원칙을 제시한다. 본 연구는 글로벌 태양광 공급사슬 집중과 가격 변동성에 대한 기존 논의를 한국 태양광 공급사슬의 구체적 리스크 구조와 연결함으로써, 재생에너지 공급사슬 리스크관리 연구와 에너지 전환 정책 설계에 이론적･실무적 시사점을 제공한다.

High penetration of renewable energy is a key pillar of Korea’s strategy for achieving carbon neutrality by 2050. While solar photovoltaic (PV) power has become one of the most competitive generation technologies in terms of levelized cost, recent disruptions in global supply chains and domestic grid con- straints have raised new concerns about the stability and bankability of renewable energy projects. This study aims to map the risk landscape of Korea’s renewable energy supply chain, focusing on the solar PV segment, and to derive actor-specific management priorities that can enhance overall system resilience.
Adopting a supply chain risk management (SCRM) perspective, the study follows the ISO 31000:2018 process of risk identification, analysis, evaluation, and treatment. Based on a systematic review of policy, market, and supply chain issues, we developed an initial risk register and an analytical framework built around the likelihood-impact-controllability (L-I-C) triad. Empirically, we combine qualitative and quantitative methods through focus group interviews (FGIs) and Delphi-based expert rating (Modified Delphi) with 18 experts representing the full solar PV value chain, from upstream raw materials and wafers through manufacturing and EPC to grid, O&M, corporate off-takers, and finance. FGI transcripts were coded into ten representative risk factors (R1-R10). For each factor, experts in each group assessed L, I, and C on a five point scale; controllability was reverse-transformed (6-C) so that lower controllability translated into higher risk. A priority index was computed, with the top 20% of items labeled Critical and the next 30% High. This reverse-transformation enables policy-, regulation-, and grid-related risks―often characterized by limited managerial leverage―to be reflected within the same-scale heuristic index without introducing ad hoc category weights. The resulting matrices were cross-checked against REC price volatility, PPA spreads, curtailment incidents, and key equipment lead times.
findings reveal three main clusters of structural risk. First, upstream supply-base concentration in polysilicon, ingot, and wafer manufacturing―dominated by Chinese producers―exposes projects to ex- change rate changes, customs and PCF regulation, and volatile silver/copper prices and trade measures, all of which are rated Critical by upstream actors. Second, power equipment and O&M bottlenecks―notably long and uncertain inverter/transformer lead times, limited domestic capacity, and weak spare parts strategies―constrain grid connection, COD, and long term cash flows, receiving Critical priority for manufacturers and High for downstream groups. Third, market and regulatory signal volatility around RECs, PPAs, and grid access―manifested in connection delays, reinforcement cost sharing rules, lack of curtailment compensation, and unstable REC/PPA prices―is classified as Critical by most downstream stakeholders. Within the L-I-C framework, these risks combine high likelihood and high impact with low controllability, forming the top priority risk portfolio.
Based on these results, the study proposes integrated policy, industry, financial, and demand side strategies: strengthening grid and flexibility investment, improving transparency in REC/PPA pricing and curtailment compensation, diversifying and partially localizing upstream procurement, and broadening procurement portfolios for corporate off takers. By translating global debates on solar PV supply chain concentration and policy risk into a Korean project level risk map and linking FGI insights to a structured L-I-C priority index, the framework helps decision makers design actor specific mitigation portfolios and offers a foundation for extending the analysis to other renewables using SCOR based mapping or simulation models.

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