이 질문을 분석하면, REC 가중치가 2.0인 것을 볼 때 해상풍력으로 연계거리 5km의 해상풍력발전을 고려하고 있는 것으로 보인다.
SMP를 130원, REC를 30원으로 가정한 것으로 보면 상당히 보수적으로 재무예측을 하는 경우라고 볼 수 있다.
이용율 24%의 경우 24시간 중 발전하는 비율이 24%인 것으로 볼 수 있으며 365일로 따지면 87.6일, 시간으로 따지면 2,102.4시간을 50MW로 발전하는 것으로 예상할 수 있다.
상업운전 기간 20년은 일반적인 기계장치의 감가상각 기간을 예상한 것으로 보인다. 풍력발전의 일반적인 상업운전 가능시간은 확인을 못하였으나, 화력발전의 경우에는 감가상각을 20년으로 하여도 실제 운영은 35년 정도 가능한 것으로 보고 있다.
자기자본 320억원, 타인자본 1280억원일 경우 자기자본 비율은 20% 수준으로 전기원회의 인가를 받을 때 일반적으로 제출하는 자기자본 비율 수준으로 볼 수 있다. 일부 발전 방식에 대해서는 더 높은 자기자본 비율을 요구하기도 한다. 전기위원회의 발전사업 인가 과정에 대해서는 향후 포스팅에서 설명할 예정이다.
2) 재무모델 설정
풍력발전
주요 요소 설정은 위의 그림과 같다. REC는 가중치가 2.0이고 REC단가는 50원으로 가정하였기 때문에 간단하게 100원으로 정리하였다. 운영비용은 전체적으로 35억원으로 가정하였기 때문에 보수 유지비로 정리하였다.
3) 재무모델 결과
이대로 입력하여서 재무모델을 보면 IRR부분에서 #NUM! 에러가 발생한다. IRR을 계산하는 방식이 NPV가 0이 되는 할인율을 계산하는 방식으로 단번에 계산하는 방식이 아니라 뉴튼-랩슨(Newton-Raphson) 방식을 사용하는데 이는 반복계산을 통해 근사치를 찾는 방식이다. 엑셀 프로그램은 반복계산을 20번 실시하는데 20번 하는 동안 근사치를 못찾는 경우 #NUM!에러가 발생한다. 이럴 경우 IRR함수에 추정치(guess)를 넣어 주면 계산이 완료 된다. 이 경에는 0.05를 추정치로 넣어주었다.
그 외에도 #NUM!에러가 발생하는 경우는 수치가 너무 클 경우 해를 찾기 어려운 문제가 발생하기 때문이다. 이 때에는 문제가 발생하는 현금흐름을 일정하게 나누어주어서 IRR을 계산하면 문제를 해결할 수 있다. 예를 들면 현금흐름을 1,000으로 나누어서 IRR을 계산하면 해결되는 경우가 있다.
최종적으로 할인율을 5.6%(자기 자본 기대수익률 10%, 타인자본 이율 4.5%)로 할 경우 세전 NPV는 539억원이며 세전 IRR은 9.6%가 나온다.
4) 풍력 발전 분석
풍력발전의 가장 큰 걸림돌은 주변의 민원이 상당히 크다는 것이다. 풍력 발전기의 블레이드가 돌아가는 소리에서 나는 소음에 대한 민원이 많으며 기타 민원들도 제기되고 있다. 이 때문에 발전사업 인허가를 받기 어려워 국내에서 확산 되기가 어려웠다. 해상 풍력의 경우에는 주변에 민가가 없어 민원의 소지가 적기는 하지만 어민들의 민원제기가 있어 역시 발전사업을 시작하기 쉽지 않다. 현실적으로 이러한 민원을 어떻게 잠재울 수 있는가가 풍력 발전 사업의 핵심이라고 볼 수 있다.
이 사례에서는 1MWh 당 약 32억원의 투자비를 고려하고 있다. 태양광발전이 20~25억원 수준인 것을 고려하면 상당히 높은 투자비용이며, 바이오매스 발전소 등과 비교해도 높은 수준의 투자비용을 요구 하고 있다. 문제는 풍력 발전의 문제는 일정하게 발전이 가능한 것이 아니라 기후 상황에 따라 발전량이 결정된다는 것이다. ESS와 연계된 풍력발전에 대하여 가중치를 높게 인정하더라도 불확실성이 높은 상황에서 투자가 증가하기 어려운 상황이다.
또한, 유지보수 비용이 상당히 크게 발생할 수 있다. 발전효율을 위해 대형 블레이드를 사용할 수록 불의의 사고로 인한 고장 및 파손 시 수리/교체 비용이 높게 발생하는 위험성을 가지고 있다.
이 때문에 풍력발전 업계에서는 더 높은 가중치를 요구하며, 풍력발전소 설치에 대한 제한을 완화하는 요구를 하고 있다.
현 재무 예측상으로는 세전 IRR이 9.6%에 달하기 때문에 투자를 하기에는 좋은 조건이며, 매출액도 200억 이상으로 상당한 규모를 확보할 수 있는 산업이며, 상대적으로 고정비용과 변동비용이 적은 발전방식이다. 20년간 기계 설비의 안정성에 문제 없이 운전할 수 있다면 투자자의 특징에 따라 충분히 투자할 가치가 있는 발전 프로젝트라고 볼 수 있다.
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.
지난 포스트에서는 손익계산서와 현금흐름표를 작성하여 보았다. 발전소의 경우 최소 20년에서 30년간 운영하는 시설이고 투자비가 높아 장기간에 걸쳐 수익을 창출해야 하는 특징을 가지고 있다. 이 때문에 발전소 운영 계획을 세울 때에는 장기간에 걸친 손익계산서와 현금흐름표를 작성해야 한다. 실제로 발전소 설치를 위한 인허가인 전기사업자 인허가를 받기 위해서는 최소 5년간의 예측 손익계산서를 제출하여야 한다.
손익계산서와 현금흐름표를 시계열로 확장할 때는 물가인상률에 따른 수입과 비용의 증가를 고려하는 것이 중요하며, 감가상각과 금융비용의 종료에 따른 영향을 고려하는 것이 필요하다. 그 외에는 1차년도의 재무모델을 작성한 것과 큰 차이가 없이 작성 가능하다.
1) 물가 상승률
매년 물가인상에 따라 인건비, 약품비 등이 상승하게 된다. 실제적으로는 모든 비용이 물가상승률에 따라서 상승하는 것은 아니기 때문에 일률적으로 적용하기에는 무리한 부분이 있다고 생각하지만, 기본적인 물가 상승은 고려하는 것이 좋다.
SMP의 경우에는 물가상승률의 영향을 직접 받는다고 보기가 어렵다. SMP는 그 당시의 전력수급 상황에 따라서 영향을 받는 요소로 일정 비율로 상승한다고 보기에는 어렵기 때문이다. 또한 최근과 같이 유가하락기에는 LNG가격도 하락하기 때문에 공급이 부족한 상황에서도 가격상승이 제한 될 수 있다. 단, 이 포스팅에서는 방법을 소개하는 목적에 맞추어 매년 1%씩 가격이 상승하는 것으로 가정하였다.
REC는 장기계약을 통해 고정가격으로 계약한 것으로 가정하였다. 이 때문에 상승률은 0%이다.
물가 상승률은 3%로 가정하였다. 물가 상승률은 연료비 뿐만 아니라 다른 모든 비용에 영향을 주도록 가정하였다.
SMP 상승률
1%
REC 상승률
0%
물가 상승률
3%
2) 원리금 상환
대상 프로젝트에서는 사업비의 50%인 150억원을 은행에서 대출을 받아서 조달하였으며, 이율은 3.5%, 상환기간은 10년으로 가정하였다. 자금 조달 시점은 0차년도에 조달하고, 원리금 상환은 1차년도부터 시작한다. 원리금상환은 원리금 균등상환방식으로 가정하였다.
원리금 균등상환 방식은 엑셀의 PMT함수를 이용하여 구할 수 있다.
PMT(rate, nper, pv, [fv], [type])
Rate: 필수, 연간이율
Nper: 필수, 상환횟수
pv: 필수, 현재가(Present value) 대출금일 경우 음수(-)를 사용
fv: 선택, 미래가(Future value) 저금을 할 경우 원하는 목표액
Type: 선택, 0일 경우 기간의 마지막에 지급/적립, 1일 경우 기간 초에 지급/적립
150억원을 대출하여 3.5%의 이율로 10년간 원리금 균등상환을 할 경우 매년 상환하는 원리금은 18억원 정도가 된다. (pmt(0.035, 10,-15000000000))
3) 엑셀파일 – 기본사항 시트
22행부터 이번 포스팅에 사용된 내용을 표시하였다. SMP, REC, 물가 상승률의 정의하였고, 대출금 상환기간, 대출금액, 대출금리를 바탕으로 연간 원리금 상환금액을 계산하였다.
재무모델 시계열 가정
4) 엑셀파일 – 변수 시트
25년치의 계산을 해야 하기 때문에 계산을 간단하고 명확하게 하기 위해서 변수를 만들어서 계산을 수행하도록 하였다.
손익계산서 시트나 현금흐름표 시트에서 직접 계산하도록 수식을 만들 수 있지만, 각 셀에 포함된 수식이 복잡하고 길어지게 되면 나중에 문제가 발생했을 때 발견하고 수정하는 것이 어렵게 된다. 이를 방지하고자 ‘변수’라는 시트를 만들어서 손익계산서나 현금흐름표에서는 간단한 사칙연산으로 계산되도록 하여 재무모델의 유지보수를 편리하게 하는 목적이 있다.
또한, 재무제표의 다른 요소인 FS와 법인세, 배당금 등을 계산하도록 할 때에는 반복 계산 기능을 통해서 재무모델을 동작시키는데 이 때 각 셀의 계산이 복잡할 경우 동작시간이 느려질 수 있어서 이를 방지하는 목적도 있다.
SMP, REC, 물가 상승률은 기본사항 시트에서 정의한 내용을 매년차 별로 계산하여 손익계산서나 현금흐름표에서 간단히 곱셈으로 계산할 수 있도록 하였다.
원리금 상환기간은 상환하는 연차는 1, 상환하지 않는 연차는 0으로 하였다. 이렇게 표시 할 경우 기본사항 시트에서 계산한 연간 원리금 상환액과 단순히 곱하는 것으로도 원리금 상환을 구현할 수 있다.
감가상각기간 역시 감가상각하는 연차는 1, 감가상각하지 않는 연차는 0으로 하였다.
시계열-변수
5) 엑셀파일 – 손익계산서 시트
손익계산서는 1차년도 손익계산서와 큰 차이점은 없다. 다만, 수익과 비용에서 변수 시트에 있는 물가 인상률 등을 곱하여 물가인상을 고려한 것이 차이이다. 매출요소인 SMP는 연간 1%씩 증가를 하고 REC는 증가하지 않는 반면, 비용은 모두 3%씩 증가하기 때문에 연도가 지나갈수록 손실이 커지는 것을 볼 수 있다.
특이한 점은 연간 원리금상환 금액에서 원금 상환을 제하여 이자비용만 영업외 비용으로 인식하는 것이 차이이다. 원금의 상환은 손익계산서에는 나타나지 않으며, 감가상각비가 그 역할과 유사하다고 보면 된다.
시계열-손익계산서
6) 엑셀파일 – 현금흐름표 시트
현금흐름표는 손익계산서를 바탕으로 만들어지기 때문에 큰 차이는 없다. 단, 감가상각비용은 현금 유출로 계산하지 않으며, 원리금 상환금액을 포함하는 것을 고려해 주면 된다. 예측을 깊게 하려면 더 많은 고려사항이 필요하겠지만, 대략적인 내용은 이 정도의 이해를 가지고도 충분히 예측할 수 있다.
시계열-현금흐름표
재무예측 결과에서 보이는 바와 같이 이 발전 사업은 수익을 내기가 불가능에 가까운 사업으로 보인다. SMP와 RPS제도를 바탕으로 하는 현재의 제도에서는 신재생에너지 발전 비중이 증가하기 어려운 이유를 보여주는 내용이기도 하다. 다음 번 포스트에서는 이 재무예측을 바탕으로 사업성을 검토하는 방법을 하나씩 확인하도록 할 예정이다.
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.
이제 실제로 재무예측을 해보자. 재무예측은 재무제표를 바탕으로 향후 사업이 어떻게 진행될 것인가를 예측해 보는 역할이다. 재무제표는 재무상태표, 포괄손익계산서, 자본변동표, 현금흐름표로 구성된다.
항목
설명
재무상태표
과거에는 대차대조표 또는 BL이라고 불리던 것으로 기업이 가지고 있는 자본과 부채를 나타낸 회계문서이다.
포괄손익계산서
손익계산서 또는 PL이라고 불리던 것으로 수익과 수익이 발생하는데 필요한 비용을 표시하여 손익 상황을 나타내는 회계문서이다.
자본변동표
자본금이 변동된 내역을 표시한 회계문서이다. 증자/감자, 자본잉여금, 기타포괄손익누계, 이익잉여금 등이 변동하였을 때 나타내는 회계문서이다.
현금흐름표
과거 CF라고 불리던 것으로 실제로 기업이 현금으로 거래한 내역을 정리한 회계문서이다. 손익계산서의 경우 감가상각비등 현금이 아닌 내용이 포함되어 있어 현금흐름만 나타낸 표이다.
실제 재무예측을 할 때에는 자본변동표를 작성할 필요는 거의 없다. 재무상태표의 경우에는 기업의 가치를 평가할 때는 필요한 문서이지만 크게 중요한 역할을 하지 않는다. 이 때문에 앞으로 작성할 내용은 포괄손익계산서(PL)과 현금흐름표(CF)를 작성하고 분석하도록 한다.
기본사항
이번 재무예측에서는 10MWh급 바이오매스 발전소를 대상으로 할 것이다. 바이오매스 발전소는 1년에 333일 운전하여 약 8,000시간 운전하는 것을 예상한다. 발전소를 운전하는데 필요한 전력은 한전의 전기를 사용할 수 없고, 발전된 전기를 사용하여야 한다. 발전소를 운전하는데 필요한 전력은 생산전력의 11%로 가정한다. 즉 실제 판매되는 전력량은 8.9MWh이다. 시설 및 토지 투자비는 300억원이며, 20년 감가상각을 하기로 한다.
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.
발전소를 운영에 따른 수입과 비용을 정리하여 재무적으로 발전소의 운영은 어떻게 이루어 지는지를 이해하여보자.
1) 수입과 지출
발전소의 매출은 2가지로 나뉘게 된다. 전력을 판매해서 얻어지는 SMP매출이 있고, 신재생에너지 발전을 하여 얻어지는 REC를 판매하여 얻어지는 매출이 있다.(지난 포스트: 국내 전력 수급상황-(2))
지출면에서 보면 크게 고정비와 변동비로 나눌 수 있는데, 변동비는 제품을 생산하는 만큼 비용이 들어가는 것을 변동비라고 하며, 고정비는 발전소에서 전력을 생산하는 양과 상관없이 집행되는 비용을 말한다. 발전소가 운영되려면 최소한 변동비 이상의 매출을 발생해야 하며, 정상적인 기업활동을 위해서는 변동비와 고정비의 합 이상의 매출을 발생해야 한다.
수익 = 수입 – 지출 = (SMP매출액+REC매출액)-(고정비+변동비)
구분
설명
변동비
제품 생산량의 변동에 따라 변화하는 비용으로 제품생산에 필수적인 비용이다.
-연료비, 부품비, 재료비, 잔업수당, 판매원 수수료 등
고정비
기업을 운영하는 동안 일정하게 소요되는 비용으로 생산량과 관계없이 발생
-급료, 지대, 감가상각비, 이자, 보험료, 수도광열비 등
2) 변동비와 고정비
신재생에너지 발전사업에서도 변동비와 고정비를 고려하여 사업을 추진해야 한다. 신재생에너지 중에서도 변동비가 차지하는 비율이 적은 태양광, 풍력 발전 등이 있으며, 변동비가 차지하는 비율이 높은 폐기물(SRF), 바이오매스(Bio-SRF) 발전 등이 있다. 이번 포스트에서는 신재생에너지 발전소 중 바이오매스/폐기물 발전을 기준으로 분석을 하도록 한다.
구분
항목
상세
변동비
연료비
발전에 필요한 에너지를 만들기 위해 필요한 연료비로 발전량에 비례하여 증가하는 비용이다.
바이오매스(Bio-SRF), 폐기물(SRF) 등의 구입비
약품비
환경기준에 맞추기 위해서 투입하는 약품 비용으로 발전량에 비례
용수비
발전소에 필요한 냉각수를 상수/공업용수를 사용하거나 바닷물/강물 등으로 냉각을 하기 위해 필요한 비용
SMP는 우리말로 계통한계가격 이라고 하며 System Marginal Price의 약자이다. 발전소에서 전력을 판매하는 가격을 말한다. SMP의 결정은 매시간 발전하고 있는 국내 발전소 중 발전비용이 가장 비싼 발전소의 발전단가를 바탕으로 모든 전력 매입금액을 결정하는 방식이다. 전력 수요가 적을 경우에는 원자력 발전 또는 유연탄 화력발전소만 발전하여 SMP가 낮게 책정되며, 전력수요가 많은 경우 LNG->유류 발전으로 발전소를 가동하게 되어 SMP는 높게 책정된다.
SMP방식은 국가의 안정적인 전력공급을 위해 여러가지 연료를 사용하는 발전소가 필요한데 전력요금을 고정할 경우 연료비용이 비싼 발전소의 건설 및 운영을 기피할 수 있기 때문에 SMP방식으로 발전비용을 충분히 보상하여 여러 종류의 발전소 건설을 유도하고 있다.
2001년 이후 SMP결정 회수를 보면 2003년까지는 수요에 비해 공급이 충분했기 때문에 유연탄 발전소가 SMP가격으로 결정된 경우가 40%에 달하였으나, 2004년 이후 줄어들기 시작하여 2014년에는 유연탄발전은 거의 결정 되지 않았다. 오히려 단가가 가장 높은 유류 발전의 SMP결정회수가 20%에 달할 정도로 나타나 안정적인 전력 공급을 위해 국내의 모든 발전소를 가동하고 있음을 알 수 있다.
LNG발전의 경우 2001년에는 50%이하였으나, 급격히 증가하여 2011년 이후 80~100%로 결정되고 있어, SMP를 결정하는 주요 발전연료가 LNG로 고착되었음을 알 수 있다. 현재 신규 석탄화력발전과 원자력 발전소가 건설 중으로 모두 준공될 경우 유연탄 발전의 SMP결정 비율이 높아질 것으로 예상하고 있다.
REC는 Renewable Energy Certificate의 약자이며 신재생에너지 공급인증서로 RPS(Renewable Portfolio Standard:신재생에너지 공급 의무화 제도)에서 사용되는 인증서이다. RPS제도는 국내 신재생에너지 공급을 확대하기 위한 제도로 대형발전사는 특정한 비율로 신재생에너지 발전을 해야 하고 이를 충족하지 못할 시에는 과징금을 부여 받는 제도이다. 대형 발전사가 신재생에너지 발전을 모두 지을 수 없으므로 다른 신재생에너지 발전소가 부여받은 신재생에너지 공급 인증서(REC)를 거래소 또는 장기공급계약을 통해 매입하여 규정을 지키도록 하고 있다. RPS제도에서는 태양광 의무비율을 정하여 REC거래를 태양광REC와 비태양광REC로 나누어 거래하고 있으나 시장의 요구로 태양광REC시장과 비태양광REC시장이 통합될 예정이다.
REC거래 제도는 2012년 시험적으로 시작하여 2013년 본격적으로 거래를 하였는데, 태양광REC의 경우 1REC당 20만원 이상으로 거래되다 최근 10만원대로 가격이 많이 낮아졌다. 이유는 태양광 발전소가 많이 건설되어 태양광REC의 공급이 많으며, 의무비율을 채울 경우 비싼 태양광REC보다는 저렴한 비태양광REC를 주로 매입하기 때문에 제한된 시장에서 공급과다로 인한 가격하락이 발생하고 있다.
비태양광REC의 경우 2012년에는 4만원대에 거래되었으나, 2013년 말에는 24만원대로 최고치를 경신하였고, 최근 8만원대를 유지하고 있다. 비태양광REC의 경우에는 연말에 가격이 상승하는 시즈널리티를 보여주는데 이는 RPS제도의 마감이 12월 31일이기 때문에 연말에 RPS의무량을 채우려는 대형발전사의 수요가 급등하기 때문으로 분석된다. 아직 거래 기간이 충분하지 않아 시장의 움직임은 계속 확인할 필요가 있다
위 그림은 REC거래가 시작된 이후 REC거래 가격의 변화를 보여주고 있다. 태양광REC의 거래가격은 비태양광REC에 비해 일반적으로 높게 생성되며, 단 연말에는 비태양광REC가 높아지는 특징을 보여주고 있다.
REC거래의 특징을 보면 시즈널리티 뿐 아니라 비태양광REC공급이 부족하다는 것을 보여주고 있다. 이를 해소하기 위해 정부는 태양광REC와 비태양광REC 시장을 통합하여 공급을 증가시킬 계획을 가지고 있는데 가격은 전체적으로 하향안정 될 것으로 예상된다.
현재 국내 신재생에너지 발전시장은 주로 태양광 시장을 중심으로 움직이는데, 그 이유는 태양광 발전소 건설이 가장용이하며 자금지원 제도도 풍부하기 때문이다. 풍력, 바이오매스, 폐기물 등은 민원 등의 문제로 신규 건설이 어려운 상황이고 연료전지, 바이오 퓨얼 등은 아직 경제성이 충분하지 못한 것이 신규 발전소 건설을 막고 있다.
태양광 발전의 특징상 발전시간이 한정되어 있어 전력 공급의 안정성을 담보하지 못하는 단점이 있다. 정부는 이를 보상하기 위하여 ESS(Energy Storage System)을 결합할 경우 REC를 더 많이 주는 정책을 취하고 있으나 ESS기술이 아직 안정화되지 않았고 높은 투자비용을 요구하므로 풍력, 바이오매스, 폐기물 등 기술이 안정화 단계인 신재생에너지 발전소 건설을 촉진할 수 있는 지원제도 확보가 필요할 것으로 보인다.
Rectam Optionem 