지난 포스트까지 작성한 바이오매스 발전소 재무모델을 바탕으로 태양광 발전소의 재무모델을 만들어 보자. 목표로 하는 태양광 발전소의 용량은 1MWh 급 발전소이다.
아래와 같은 가정을 가지고 재무모델을 작성한다.
수익에 적용되는 SMP단가는 150원, REC단가는 100원으로 하여 바이오매스 발전에 적용한 수익과 동일하게 적용한다.
태양과 발전소의 시설비용은 태양광 패널 1kWh당 250만원으로 하여 계산하고 발전소의 규모는 1MWh급으로 한다.
태양광 발전소는 소내 소비 전력이 거의 없으나, 기타 장치의 동작 및 기타 손실을 고려하여 매시간 990kWh를 매전하는 것으로 한다.
일간 발전시간은 2시간으로 가정한다. 국내 중부지방에서 일간 발전할 수 있는 시간으로 365일동안 매일 3.2시간 발전을 한다는 의미이다. 남부지방에서는 이보다 많은 시간을 발전한다.
생산인건비는 최저임금 수준으로 1명을 고용하는 것을 가정하였다. 태양광 발전소의 경우 눈, 황사 등을 청소해야 효율이 높게 나므로 정기적인 청소가 필요하다. 상주인원이 없으므로 고장이나 시스템 에러 발생시 관리할 인력 역시 필요하다. 실제로 태양광 발전소 관리 용역업체가 있고, 보안 업체에서 서비스를 지원하는 경우도 있어서 이렇게 큰 비용은 필요 없으나 보수적으로 산정하였다.
보수유지비는 500만원으로 고려하였다. 악천후, 번개, 파손 등의 이유로 패널을 교체할 수도 있고 기타 설비의 고장에 대응하기 위한 비용을 고려하였다. 이 비용을 매년 쓴다기 보다는 적립하여 큰 고장이나 수리 할 때 지출하는 것으로 고려할 수 있다.
측정검사료는 500만원으로 책정하였다. 이 비용 역시 보수적으로 높게 책정하였다. 예상치 못한 비용이 발생하는 것을 고려하여 책정하였다.
태양광발전
변화된 내용은 다음과 같다.
일발전 시간: 3.2시간을 통해 연간 운전시간을 구하였다. 1,168시간이다.
판매 전력량: 시간당 990kW를 발전하여 판매 한다.
삭제: 비용이 발생하지 않는 요소는 0으로 처리하였다. 연료단가, 연료사용량, 약품단가 등이다.
생산인건비: 법정 최저시급을 바탕으로 예측하였다. 연간 2천만원으로 하였다.
측정검사료: 5백만원으로 책정하였다.
감가상각비: 25억원의 시설 비용을 20년에 상각하는 것으로 하였다.
SMP, REC상승률: SMP 1%, REC는 0%로 하였다.
물가상승률: 3%로 하였다. 생산인건비에 적용된다.
대출금, 대출금리: 3.5%로 하였다. 대출금은 시설투자비의 50%이다.
시설투자 비용: 1kWh에 250만원으로 계산하였다.
예측 결과
태양광발전의 효과적인 면을 잘 볼 수 있다. 태양광 발전은 고정비용과 변동비용이 없기 때문에 이익이 많이 발생하는 구조이다. 평균적으로 영업이익률이 40%이상으로 나타나고 있다.
프리캐쉬 플로우 시트에서 보면 할인률 8%로 NPV를 예측하면 세전 616,971,535원으로 나오며, 세전 IRR은 9.5%에 달한다.
현금흐름표에서 간략하게 원금을 회수하는 기간을 확인하면 약16차년도에는 세전수익으로 발생하는 현금이 시설투자비용과 비슷하게 발생한다.
추가 고려 사항
토지에 대해 발생하는 재산세 및 태양광발전소 시설에 대해서도 재산세(일부 지자체)를 고려하여야 한다.
약 3MW이하 발전소의 경우 전용선로를 설치하지 않고 전신주를 통해 매전이 가능하다.하지만 전신주에 연결할 수 있는 단자가 없는 경우 자비로 설치를 해야 하는데 이 비용이 높은 편이다.
태양광 발전 분석
현재 은행 금리가 매우 낮은 상황으로 태양광 발전소 투자는 매우 경쟁력 있는 투자 방안이다.
태양광 발전을 다른 사업형태와 비교할 때는 큰 매력이 없을 수 있다. 25억원 투자하여 매출액은 12%이며, 영업이익은 10% 수준으로 다른 투자와 비교하면 매력이 없을 수 있다.
태양광 발전은 다른 투자방안에 비해 적은 매출액과 낮은 수익률을 가지고 있지만, 은행금리보다는 높은 수익성을 가지고 있으며, 특별히 신경을 쓰지 않아도 운영이 가능한 특징을 가진 투자방안이다.
NPV(Net Present Value: 순현재 가치)는 투자의 미래현금흐름(Future cash flow)을 정해진 할인율에 따라 현재가치(PV: Present Value)로 계산하여 투자를 통해 얻을 수 있는 가치를 추정하는 방식이다.
NPV수식
t=현금 흐름 기간
N=사업의 전체 기간
r=할인율
Ct=t시점의 현금흐름
수식을 말로 설명하면 전체 사업기간에서 매년 발생하는 현금흐름 1년치를 할인율의 승을 한 값으로 나누어 합한 것이 NPV이다.
IRR(Internal Rate of Return: 내부수익률)은 NPV가 0이 되는 할인율을 말한다. IRR을 통해서 투자에서 얻을 수 있는 최대 수익률을 예측할 수 있기 때문에 NPV보다 선호되어서 사용되며 이 IRR이 투자자가 얻을 수 있는 최대 수익률이라고 생각할 수 있다.
이 블로그에서는 NPV와 IRR을 계산하기 위해서 프리 캐쉬 플로우(Free Cash flow)를 활용한다. 현실에서 프리 캐쉬 플로우를 도출하는 방식은 여러가지 변형된 형태로 사용되고 있기 때문에 한가지 방식으로 확정하기 어려운 면이 있다. 작성의 편리성을 위해서 손익계산서를 바탕으로 간략하게 작성한 프리 캐쉬 플로우를 작성하였다. 자세한 내용은 엑셀 파일의 프리 캐쉬 플로우 시트에 포함되어 있다.
NPV는 엑셀에 함수로 포함되어 있는데 NPV(할인율, 현금흐름)으로 계산할 수 있으며 IRR 역시 함수로 되어 있어서 IRR(현금흐름) 으로 간단하게 계산할 수 있다. 엑셀 파일에 포함된 프리 캐쉬 플로우에는 이 계산 방법이 포함되어 있다.
예측결과
결과는 엑셀 파일에 포함되어 있다. SMP를 113.6 원 REC를 70원으로 하여 계산하면 세전NPV가 – 50,086,292,073원으로 투자를 할 경우 장기적으로 500억원의 손해를 보는 것으로 나오기 때문에 이 사업에는 투자할 가치가 없다. IRR의 경우에는 NPV를 0으로 만들 수 있는 할인율이 없기 때문에 #NUM! 라는 에러가 표시 된다.
투자를 했을 때 손해를 보는 사업을 추진할 수 없기 때문에 SMP와 REC를 상향조정하여 계산을 하여 NPV와 IRR에 대하여 이해를 높이도록 한다.
SMP는 150원 REC는 100원으로 계산을 하도록 한다. 이렇게 상향조정하여 NPV와 IRR을 계산하면 세전 NPV는 4,528,920,462원으로 45억원의 이익으로 계산된다. 이는 할인율을 6.9%로 계산했을 때 45억원의 이익이 난다는 것으로 25년간 6.9%의 수익률을 확보하면서도 45억원의 추가 수익이 있다는 것이다.
할인율은 6.9%로 계산을 했는데 이는 310억원의 투자금에서 3.5% 금리로 대출한 150억원과 자본금 160억원을 투자해서 얻고자 하는 수익률이 10%일 때 이를 가중평균했을 때 필요한 수익률이다. 만약 3.5%이하 금리로 150억원을 대출할 수 있거나, 내부적으로 예상하는 수익률이 10%보다 낮다면 NPV는 상승하게 된다.
또한 세전IRR을 보면 10.5%가 나오는데 이는 NPV가 0이 되는 할인율이 10.5%라는 것으로 이 사업에 투자하면 10.5%의 수익이 발생할 수 있다는 것을 보여준다. (NPV 계산할 때 10.5%로 계산하면 NPV는 0에 가깝게 나온다. -800만원대)
이 블로그에서는 세전을 중심으로 이야기를 할 것이다. 그 이유는 두 가지가 있는데, 세전으로 계산할 때 다른 투자방식과 비교가 편리한 특징이 있고, 법인세의 경우에는 조정이 가능한 금액이기 때문이다. 예를 들면 자본금과 대출금의 비율 조정을 이용할 수도 있고, 부동산투자회사 형태를 통해 법인세를 절약할 수 있고, 론스타 케이스에서 보듯이 조세피난처를 통하여 절감할 수 있는 등 여러 가지 방법이 있어서 이를 통해 변화를 줄 수 있는 요소이기 때문이다.
실제 활용
우선 사용자에 따라 수치를 바꾸어도 계산이 안되는 경우가 있는데, 이는 계산 옵션이 수동으로 되어 있는 상황으로 F9 키를 누르면 계산이 수행 된다. 이 기능은 엑셀 옵션 수식에서 아래 그림과 같이 ‘수동’으로 설정되어 있을 때 발생하는 현상이다. 자동으로 계산하게 하려면 옵션에서 자동을 선택하면 된다.
엑셀옵션
SMP와 REC가격을 변경하고자 할 때는 아래 그림과 같이 기본사항 탭에서 수정하면 된다. 각 사용자들마다 SMP와 REC가격을 다르게 평가할 수 있으므로 적절한 예측치를 넣어서 계산할 수 있다. 또한 연료단가 등의 비용을 조정해서 예측을 하는 것도 가능하다.
SMP, REC조정
이 블로그에서는 프리 캐쉬 플로우에 이자 비용을 포함하지 않았다. 이유는 프로젝트에 대한 수익률을 계산하기 편리하기 때문이다. 자금을 조달하는 방법은 단순하게 은행에서 대출을 하는 것 외에도 여러 가지 방법이 있을 수 있다. 그래서 간단하게 프로젝트의 수익률만 계산을 통해 조달 금리와 비교해볼 수 있다.
예를 들면 이 프로젝트의 IRR은 10.5%가 나왔다. 이는 프로젝트 투자 비용 310억원을 모두 은행에서 3.5%에 빌려서 수행하더라도 수익률은 7% 수준을 유지할 수 있다는 것이다. 이를 다시 말하면 평균 조달 금리가 10.5%가 될 때까지는 가능하다라고 판단하고 자금을 조달할 수 있다는 것이다.
즉 150억원은 3.5%에 조달하고 160억원은 약 17%에 조달하여도 이 프로젝트는 손해를 보지 않을 수 있다는 계산을 편리하게 할 수 있기 때문이다.
현금흐름표는 기업의 현금흐름 현황파악과 예측을 가능하도록 정보를 제공하는 것을 목표로 한다. 현금흐름표는 기업활동을 영업활동, 투자활동, 재무활동으로 나누어 나타냄으로 해서 이 정보를 바탕으로 기업이 사용하는 현금에 대한 정보를 정확히 이해하는 것을 도와준다.
지난 포스트까지 작성한 내용은 손익계산서(IS/PL)의 관점에서 재무예측을 한 것으로 감가상각비는 포함되어 있는 반면 은행대출의 원금 상환은 고려하지 않고 있어서 실제 현금이 어떻게 사용되는지를 이해하기 어려운 단점이 있다. 이번 포스트에서는 현금흐름표를 작성하여 현금흐름 현황을 파악하는 것을 알아보도록 한다.
현금흐름표는 아래와 같은 항목으로 구성된다.
구분
설명
영업활동 현금흐름
기업의 제품생산, 용역제공을 통해 경제활동을 하는 현금흐름
영업활동 현금유입
현금매출, 외상매출금 회수, 이자 수령, 배당금 수령
영업활동 현금유출
현금매입, 외상매입금 지급, 소모품 현금구입, 급료 등 지급
투자활동 현금흐름
유무형 자산의 취득 및 처분에 관한 흐름
투자활동 현금유입
타회사 주식처분, 공사채 처분, 유형자산 매각, 대여금 회수
투자활동 현금유출
타회사 주식매입, 공사채 매입, 유형자산 매입, 현금 대여
재무활동 현금흐름
현금의 차입과 상환, 배당 등의 현금흐름
재무활동 현금유입
신주발행, 사채발생, 현금 차입
재무활동 현금유출
자기 주식 매입, 차입금 상환, 배당금 지급
이러한 개념을 바탕으로 실제 현금흐름표를 작성하면 아래와 같다.
구분
0차년도
1차년도
영업활동 현금흐름
1,028,320,000
영업활동 현금유입
13,072,320,000
영업활동 현금유출
12,044,000,000
투자활동 현금흐름
– 30,000,000,000
–
투자활동 현금유입
투자활동 현금유출
30,000,000,000
재무활동 현금흐름
31,000,000,000
– 1,950,000,000
재무활동 현금유입
31,000,000,000
재무활동 현금유출
1,950,000,000
현금의 증감
1,000,000,000
– 921,680,000
0차년도는 발전소를 건설하는 도중을 말한다. 실제로는 2년 이상의 기간이 필요하지만 이 포스팅에서는 이해를 위해 1년에 모든 공사가 완료되고, 1차년도부터는 정상운행 하는 것으로 가정하였다. 현금흐름을 분석해 보면 0차년도에는 투자활동으로 발전시설 300억원을 지출하였다. 재무활동 현금으로는 자본금을 160억원과 은행에서 150억원을 대출(이율 3%, 10년 상환)하여 법인에 들어오는 것으로 가정하였다.
0차년도에서는 자본금과 대출금의 합인 310억원과 발전설비 건설비 300억원의 차인 현금 10억원 증가한 것으로 가정하였다. 현금 10억원은 기업운영에 필요한 여유 현금으로 예상치 못한 현금 사용이 필요할 경우에 사용할 수 있는 금액이 된다.
1차년도는 1월 1일부터 발전소가 정상적으로 운영하여 수익이 발생하는 것으로 가정하였다. SMP 와 REC로 발생하는 수익은 130억원, 발전소를 운영하는데 필요한 비용은 120억원으로 현금흐름은 약 10억원 정도가 된다. 재무활동의 현금흐름에서는 발전소 건설을 위해 150억원을 은행에서 대출하여 150억원의 연간 이자 4.5억원과 원금상환 15억원으로 약 19.5억원의 현금 지출이 발생한다.(실제 원리금 상환방식과는 차이가 있으나 간략하게 설명하였다) 영업활동에서 10억원의 현금유입이 발생하였으나, 19.5억원의 현금유출이 발생하여 현금의 증감은 -9.2억원 정도가 발생하는 것으로 나타난다.
이전 포스트인 손익계산서에서는 영업이익이 -6.1억원, 법인세 차감전 이익이 -10억원 정도가 발생하는데, 현금흐름표상에 나타나는 -9.2억원과는 차이가 있다. 이는 감가상각비와 대출금액의 원리금 상환금액이 다르기 때문에 발생하는 현상으로 법인이 가용할 수 있는 현금을 확인하기에는 현금흐름표를 이용하는 것이 편리하다.
이 블로그에서 연재하는 신재생에너지 발전소 재무 예측은 엑셀파일로도 만들것이며, 매회 진행내용만큼 추가된 파일을 공개할 예정이다.
파일공유는 마이크로소프트(www.microsoft.com) 에서 제공하는 원드라이브(www.onedrive.com) 을 통해서 수행할 것이며, 원드라이브는 마이크로소프트에서 제공하는 클라우드 저장공간 서비스이며, 웹을 통해 엑셀, 워드, 파워포인트 등을 사용할 수 있게 기능을 제공해주고 있다.
REC(Renewable Energy Certificate:신재생에너지 공급인증서)를 시장에 판매해서 얻어지는 수익 역시 신재생에너지발전소의 주요 수입원이다. 이번 포스팅에서는 REC가격에 대한 예측을 해본다.
REC가격 예측은 시장 변동성이 매우 크고 고려할 사항이 많아 내용이 길게 작성되었다.
1) RPS 및 REC에 대한 이해
REC는 RPS(Renewable Portfolio Standard: 신·재생에너지공급의무화)제도에서 정해진 내용으로 RPS제도는 발전용량 5GW이상 발전 설비를 보유한 발전사는 일정 비율 이상 신재생에너지 발전을 통해 전력을 공급하도록 강제한 제도이다. 5GW 이상 발전설비를 보유한 회사는 2014년 14개이다. 한국수력원자력, 남동발전, 중부발전, 서부발전, 남부발전, 동서발전, 지역난방공사, 수자원공사, SK E&S, GS EPS, GS파워, 포스코에너지, 엠피씨율촌전력, 평택에너지 서비스이다. 신재생에너지 의무공급 비율은 아래와 같다. (산업통상자원부 공고 제2014 – 333호)
해당 연도
비 율(%)
2012
2.0
2013
2.5
2014
3.0
2015
3.0
2016
3.5
2017
4.0
2018
4.5
2019
5.0
2020
6.0
2021
7.0
2022
8.0
2023
9.0
2024 이후
10.0
이러한 14개 발전사가 직접 신재생에너지로 발전하여 의무비율을 맞추는 것은 현실적으로 어려움이 있기 때문에 RPS제도에서는 공급의무자인 14개 회사가 타 신재생에너지발전소의 발전 실적인 REC를 매입하여 직접 신재생에너지 발전을 수행하지 않아도 규정에 맞출 수 있는 제도를 마련하였다.
이 REC의 발급은 에너지관리공단 신재생에너지관리공단에서 발급한다. 1 REC는 신재생에너지 1MWh 발전에 해당하며, 신재생에너지원에 따라 가중치를 적용하여 투자비용이 높거나, 기술적 난이도가 높은 신재생에너지 발전을 장려하고 있다.
REC가중치는 아래와 같다. (산업통상자원부 고시 제2014 – 164 호)
구분
공급인증서
가중치
대상에너지 및 기준
설치유형
세부기준
태양광에너지
1.2
일반부지에 설치하는 경우
100kw미만
1.0
100kW부터
0.7
3,000kW초과부터
1.5
건축물 등 기존 시설물을
이용하는 경우
3,000kW이하
1.0
3,000kW초과부터
1.5
유지의 수면에 부유하여 설치하는 경우
기타
신․재생에너지
0.25
IGCC, 부생가스
0.5
폐기물, 매립지가스
1.0
수력, 육상풍력, 바이오에너지, RDF 전소발전, 폐기물 가스화 발전, 조력(방조제 有)
1.5
목질계 바이오매스 전소발전, 해상풍력(연계거리 5km이하)
2.0
연료전지, 조류
2.0
해상풍력(연계거리 5km초과), 지열, 조력(방조제 無)
고정형
1.0~2.5
변동형
5.5
ESS설비(풍력설비 연계)
‘15년
5.0
‘16년
4.5
‘17년
예를 들면 일반부지(나대지)에 지어진 100kw미만 태양광 발전소가 10시간 이상 발전을 하여 총 1MWh를 발전했을 때, 발급되는 REC는 1.2REC가 발급 된다. 반면, 건축물의 옥상에 설치된 3MW급 이하 규모의 태양광 발전소가 1MWh를 발전하였을 때 발급 되는 REC는 1.5가된다. 반면, 폐기물 연료인 RDF를 전소하여 발전하는 발전소가 1MWh를 발전하였을 경우에는 1REC가 발급되며, 해상 풍력이 ESS와 결합하여 2015년 까지 건설될 경우 1MWh 발전시 5.5REC를 발급 받을 수 있다.
이와 같이 신재생에너지 발전의 투자비용 및 기술 난이도에 따라 REC발급 가중치를 차등하여 투자비용이 높거나 기술적 난이도가 높은 신재생에너지에도 투자를 유도하여 신재생에너지 기술의 발전과 특정 신재생에너지에 투자가 집중 되는 것을 방지한다.
최근 문제가 되고 있는 석탄화력발전소의 우드팰릿 혼소의 경우 우드팰릿 혼소 비율에 따라서 REC를 인정받는 방식이다. REC인정 비율은 낮지만 우드팰릿을 혼소하기 위한 시설 투자 비용이 적고, 안정적으로 REC를 확보할 수 있어 선호되고 있다.
현재 석탄화력발전소의 우드팰릿 혼소는 10%이하로 비율이 낮지만, 석탄화력발전의 경우 발전소 1기당 발전용량이 500MW 이상이고 24시간 운영되어 REC획득이 유리하여 우드팰릿 혼소를 통한 REC확보가 선호되고 있다. 이는 RPS제도와 REC가중치의 본래 의도인 신재생에너지 기술발전 등에 위반되는 등의 문제로 나타나게 되어 신재생에너지 의무 발전량의 바이오매스 혼소는 전체 신재생에너지 의무 발전량의 20~30%로 제한될 계획이다.
2) REC 거래가격 분석
2012년 시작된 RPS제도 운영은 REC시장이라는 새로운 시장을 구축하였고, RPS 의무량 미달에 따른 과징금 부과를 실시하게 되었다. 2012년 시작된 시장을 살펴보면 다음과 같은 특징이 있다.
태양광REC의 경우 23만원/REC에서 시작하여 16만원/REC를 유지하다, 2013년 10월부터 다시 20만원/REC이상으로 가격이 상승하였다. 2014년에 들어서는 가격이 계속 하락하여 2014년 10월에는 9만원/REC수준이 되었다.
비태양광 REC의 경우에는 4만원/REC 수준에서 꾸준히 가격이 상승하여 2013년 말 23만원 수준까지 상승하였다가 2014년에는 하락하여 8만원/REC 수준으로 유지되고 있다.
REC가격 예측을 위해서는 이러한 거래특징이 나타난 이유를 먼저 이해하여야 한다. 2012년 RPS제도가 시작될 때 태양광발전의 기반이 충분치 못하다고 시장에 알려져 있었고, 정부정책도 태양광 REC의무량을 따로 배정했기 때문에 태양광 REC를 최대한 확보하고자 하였다. 이 결과 REC거래시장 초기 태양광 REC가 매우 높게 나타나게 되었으며, 비태양광 REC는 공급이 충분하다고 알려졌기 때문에 거래가격이 낮게 시작되었다.
하지만, 시장을 운영한 결과 실제 REC의 공급은 태양광은 시장의 예상보다 넉넉한 편이었고, 오히려 비태양광 REC의 공급이 충분하지 못한 상황이었다. 특히 풍력발전소의 증가가 충분하지 못하였고, 폐기물 발전 등에서 발생하는 REC가 적었기 때문이다.
2013년 하반기에 들어서면서 2012년 RPS불이행 과징금의 윤곽이 잡히기 시작되었고, 한전 자회사를 중심으로 RPS 확보를 적극적으로 하면서 REC거래가격은 비정상적으로 상승하게 되었다. 결국 2013년 10~11월에 22만원/REC에 거래가 되었고, 비태양광 REC의 경우에는 2013년 12월에 24만원/REC수준까지 상승하였다.
2014년에 들어서면서 2013년 REC시장의 과열 현상에 대형발전사는 불만을 적극적으로 제기하기 시작하였고, 정부는 정부보유 REC를 3만원대에 판매하였으며, 정부보유 REC매입 조건도 시장매입 실적에 따른 배분에서 정률배분으로 바뀌면서 대형발전사가 시장에서 고가로 REC를 매입할 이유가 사라지게 되었다.
2014년 2/4분기부터 REC가격은 급격히 하락하였고 2014년 10월에는 태양광 REC는 9.1만원/REC, 비태양광 REC는 8.5만원/REC수준으로 유지되고 있다.
하지만, 아직 REC시장의 운영기간이 짧아 향후 시장의 움직임이 어떻게 바뀔지를 예측하는 것은 매우 어렵다.
3) REC 수요측면 분석
REC 수요측면에서 분석을 할 필요가 있다. 아직 RPS제도 의무 이행율에 미달하는 상태이기 때문에 물리적 수요는 충분하지만, 시장에서 매입하는 단가의 마지노선은 얼마 인지를 예측해 보아야 한다.
2012년
2013년
총 의무량(REC)
6,420,279
10,896,557
총 이행량(REC)
4,154,227
7,324,861
이행률
64.7%
67.2%
총 불이행량(REC)
2,266,052
3,571,696
과징금
254억
498억
평균 거래가
3.2만원/REC
5.7만원/REC
REC당 과징금
11,208원/REC
13,942원/REC
(소스: 산업통상자원부 보도자료: 신재생에너지 정책심의회 개최: 2014년 12월 8일 11시 보도)
2012년과 2013년 REC당 과징금은 REC당 1.1만원과 1.4만원에 불과할 뿐이다. 물론 총불이행량에는 이월량이 포함되어 있어 실제 불이행량은 줄어 들게 되어 REC당 과징금은 높아질 수 있으며, 한전 자회사의 경우 정부시책 불이행을 꺼리는 분위기가 있기는 하다. 하지만, 신재생에너지 발전사업자가 원하는 REC당 10만원 이상으로 연평균 REC단가가 유지될 가능성은 높지 않다고 보여진다.
실제로 필자가 만나서 REC판매를 위해 협상했던 2014년 상반기에 한전 자회사는 장기계약 REC단가를 40~60원 수준으로 고려하고 있었다. 또한 한전 자회사가 2012년 내부 심의한 신재생에너지 발전소 투자 자료를 보면 REC단가를 50원으로 하여 수익성을 계산하고 있다.
이러한 실제 시장 상황을 충분히 고려하여 REC를 예측하는 것이 필요하다.
4) REC 단가 상승요인 하락 요인
REC시장은 시장 역사가 짧아 변동성이 심하며, 통계적으로 유의한 관계를 가지는 요소를 찾기가 어려운 상황으로 정략적 분석이 매우 어렵다. 다만, REC가격 상승요인과 하락요인을 바탕으로 현재 시장가격과 수요측면의 한계가격을 바탕으로 예상하는 것이 최선으로 보인다.
상세
상승 요인
– 석탁화력발전 용량의 큰 증가가 예상되어 수요 증가
– 원자력발전 용량의 큰 증가가 예상되어 수요 증가
– 대형 조력발전 및 해상풍력이 민원 등의 사유로 지연됨
– 폐기물 발전이 민원 등의 사유로 확장 어려움
– 바이오매스 혼소 발전 cap 적용
하락 요인
– 태양광 발전소 인허가의 큰 증가
– 발전소의 수익성 악화에 따른 RPS제도 약화(온배수 등)
– 육상 풍력 인허가 제한 완화
– 대형 바이오매스 발전소 건설 추진 중
– 정부의 신재생에너지 활성화 의지 약화
5) REC장기 계약의 특징
일정규모 이상의 신재생에너지 발전소가 전기위원회의 전기사업자 인가를 통과한 이후부터 대형발전사는 장기REC계약을 통해 안정적인 REC공급을 확보하고자 한다. 과거에는 자본금을 투자하는 등 적극적인 방법으로 REC를 확보하였으나, 대통령의 발전자회사 정상화 지침에 따라 최근에는 직접 투자를 꺼리고 있는 상황이다.
그럼에도 불구하고 발전자회사는 장기계약을 통해 안정적으로 REC를 확보하고자 하는데 이 과정에서 특별한 형태의 계약 형태가 나타나고 있다.
장기 고정가 계약: 발전사가 선호하는 방식으로 5년~15년까지 장기적으로 고정가액으로 일정량을 계약하는 방식이다. 발전사는 장기적으로 물량과 비용을 확정할 수 있기 때문에 선호한다. 반면 판매자 측에서는 시장 가격이 상승할 경우 헷지를 못하기 때문에 선호하지 않는다.
변동가 계약: 장기계약을 일정 물량으로 체결하되 매년 일정비율로 매입단가를 상승시키거나, 전년도 평균가격을 적용하는 방식으로 판매자와 매수자가 일정하게 만족할 수 있는 계약방식이다.
고정매출 계약: REC의 가격을 SMP와 묶어서 계약하는 방식이다. 예를 들면 SMP+REC가격이 240원/kw이 되도록 계약하는 방식이다. 이 경우 판매자는 SMP와 REC의 변동성을 모두 헷지 할 수 있어서 안정적인 수익률을 확보할 수 있다. 또한 매년 계약 갱신을 통해 SMP+REC를 조정할 수 있도록 하기도 한다. REC시장 초기에는 각 발전사간의 경쟁이 심하여 이러한 방식의 계약이 자주 나타났으나 최근 발전사의 시장내 파워가 강해지면서 실현되기 어려운 방식이다.
6) REC 단가 예측
이 블로그의 포스트에서는 REC단가는 7만원/REC로 계산할 생각이다. 현재 시장가격인 8만원 대와 발전사들이 원하는 장기계약 가격인 4~6만원대 를 적당히 절충한 수준이라고 판단하였다.
신재생에너지 발전사업에서 수입은 2개의 형태로 발생한다. 먼저 전력을 판매해서 얻어지는 전력판매 수입이 있다. 전력은 한전과 직접 판매계약을 맺거나, 전력거래소를 통해 한전에 판매하게 된다. 이때 판매하는 전력의 가격은 계통한계가격(SMP: System Marginal Price)으로 결정된다.
SMP는 일반 발전기(원자력, 석탄화력 제외)의 운전비용을 보전하기 위하여 매시간 운전하고 있는 발전기 중 변동비용이 가장 높은 변동비용으로 매입하는 제도를 말한다. 이는
가장 높은 변동비용으로 전력을 매입하여 발전연료의 집중을 방지하고 전력공급의 안정성을 확보하기 위해서 시행되고 있는 제도이다.
발전비용은 2014년 11월기준으로 원전(4.9원)<석탄(유연탄 39.9원)<LNG(140.1원)<중유(215.3원) 순으로 높아지며, 전력공급이 부족할 경우 LNG 발전소 또는 중유발전소를 가동시키게 되어 SMP가 높아지게 된다. 반면, 공급이 충분하여 원전과 석탄화력발전이 주로 발전을 할 경우 SMP는 낮아지게 된다.
위 그림은 SMP결정 중 LNG발전소가 차지하는 비율을 보이고 있다. 2001년에는 50%이하로 LNG발전소가 SMP결정에 기여하였으나, 2011년 이후에는 최소비율이 70%를 넘는 상황을 보이고 있다. 이 현상은 전력공급이 수요를 충분히 따르지 못하여 LNG발전소를 많이 가동하였음을 보여준다.
위 SMP추이 그래프는 SMP가격의 변화를 보여주고 있다. 2001년에는 SMP가 50원/kw 수준이었으나, 꾸준히 상승하여 2011년 하반기 이후에는 120원/kw 이상을 유지하고 있다. 이는 2014년 발전원가를 볼 때 LNG발전원가에 근접한 SMP는 SMP결정비율과도 유사한 결과를 보이고 있다.
재무모델을 결정하는데 있어서 중요한 것은 앞으로 SMP는 어떻게 될 것인가에 대한 예측을 하는 것이다. 이 때 우리가 고려해야 하는 것은 두 가지 이다.
전력 공급능력의 변화
제6차 전력수급 기본계획과 제2차 에너지 기본계획 등은 향후 원자력발전소와 화력발전소가 증설되어 전력 공급능력이 증가하고, 전력 수요관리 정책을 강화하여(전력 사용 효율 증가) 안정적인 전력공급을 계획하고 있다.
이는 LNG발전소의 가동비율을 낮추는 효과가 있으며, 이에 따라 SMP도 낮아질 가능성이 높다. 실제로 석탄화력 발전소는 신규로 건설 중인 곳이 있어 향후 2~3년 후에는 공급능력이 향상 될 것이라고 예상된다. 원자력 발전소의 경우 주민과 지자체의 반대로 신규 건설이 어려움에 처하고 있으나, 이미 공사 중인 원자력 발전소가 있어 역시 공급 능력이 높아질 것으로 예상된다.
공급능력으로 볼 때 향후 공급은 늘어날 것으로 예상되는 반면 수요는 크게 늘어날 것 같지 않은 상황으로 최근 SMP 평균 가격인 140원/kw 대 보다는 낮아질 것으로 예상된다.
LNG가격의 하락
SMP를 결정하는 요소 중 LNG발전소의 비중이 높다는 것을 SMP결정 비율로 보였다. LNG발전 단가는 LNG 가격에 영향을 많이 받게 되는데, 최근 셰일가스의 경제성이 높아지면서 생산이 늘어나고 있고, 이에 따라 LNG가스 가격도 하락하는 추세를 보이고 있다. 향후에도 LNG가격은 하향 안정화 될 것이라고 예상하는 것이 보수적인 판단이라고 볼 수 있다.
위에서 제기한 두 가지 이유, 공급능력 확대와 LNG가격의 하향안정으로 SMP는 점차 낮아질 것으로 예상하는 것이 안전하다고 볼 수 있다. 다만, SMP하락이 어느정도 일지를 예측하는 것이 문제로 남는다.
2013년 발표된 국내 연구자료(산업조직학회)에 따르면 SMP는 아래 표와 같이 변화 될 것으로 예상하고 있다.
구분
2014년
2015년
2016년
2017년
2018년
2019년
2020년
SMP(원/kw)
133.6
122.9
113.6
108.5
106.3
98.1
87.6
실제 2014년 1월~10월 평균 SMP는 142.7원으로 2013년 예측에 비해 높은 수준이지만, 현재 LNG가격의 하락이 예상되어 이 연구결과의 예측을 적용하는 것이 큰 문제는 없을 것이라고 본다. 과거 SMP추이에서도 SMP결정비율이 약 70%수준일 때의 SMP 정도이다.
이렇게 계산을 해보면 2016년 1MWh 급 발전소를 1년에 8,000시간 운전할 경우 예상되는 SMP수입은
113.6원/kw*1,000kw*8,000시간=908,800,000원 이다.
SMP를 113원대에 예측하는 것은 현재 신재생에너지 발전을 고려하는 사업자들에게는 과도하게 보수적인 예측으로 보일 수 있으나, 석탄화력발전과 원자력 발전이 증가하는 상황에서 140원대 SMP를 고려하는 것은 무리가 있다. 다만 110원대가 부담스러울 경우에는 타당한 조건으로 조정하는 것이 필요하다.
Rectam Optionem 