재생에너지 공급확대를 위한 중장기 발전단가(LCOE) 전망 시스템 구축 및 운영

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1 기본연구보고서 재생에너지공급확대를위한중장기발전단가 (LCOE) 전망시스템구축및운영 (1/5) 이근대 김기환 KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE

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3 저자이근대, 김기환 연구진 연구책임자 이근대 ( 에너지경제연구원선임연구위원 ) 김기환 ( 에너지경제연구원연구위원 ) 연구참여자 임덕오 ( 에너지경제연구원부연구위원 ) 외부연구진 연구참여자김철상 ( 건설산업정보연구원원장 ) 임성국 ( 건설산업정보연구원과장 )

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5 < 요약 > 1. 연구의필요성및목적 연구의필요성 2017년에출범한문재인정부는재생에너지 3020 이행계획발표 (2030년까지재생에너지발전비중 20% 달성 ) 등을통해재생에너지중심의에너지전환정책을추진중에있음. - 정부는 2030년까지태양광과풍력의설비용량을각각 36.5GW, 17.7GW로확대하는목표를제시하였는데이는 2017년재생에너지발전비중 (8.1%) 의약 2.5배에달하며, 기존목표의약 2배에가까운의욕적인목표임. 이러한신재생에너지보급확대와관련하여재생에너지지원성격의보조금증가에따른전기요금상승에대한사회적우려가있을수있음 년공표된제8차전력수급기본계획에서는 2030년까지재생에너지발전단가 ( 이하 LCOE, Levelized cost of electricity) 1) 17년대비 35.5% 하락, 전기요금인상율 10.9% 억제목표제시하지만재생에너지발전단가 (LCOE) 에대한신뢰성있고연속성있는정보제공이이루어지지않고있어재생에너지의경제성과보급확대필요성에대한사회적합의도출의어려움이존재함. 1) 발전비용 ( 원 /kwh) = 발전설비에서운영 유지 보수하기위해발생되는총발전비용 ( 원 ) 수명기간동안생산된총전력량 (kwh) 요약 i

6 - 재생에너지기술개발과보급정책의효과성분석에어려움도존재하여비용효율적인재생에너지보급확대를위해재생에너지발전비용분석및전망시스템을구축하고이에기반한정책개선방안제시필요따라서, 재생에너지중장기발전단가 (LCOE) 전망을위해비용결정요인에대한신뢰성있는조사와합리적인방법론에기반한분석체계구축필요 - 재생에너지발전비용에미치는영향요인은다양하며, 이를객관적으로조사 / 분석하여발전단가 (LCOE) 제시필요 - 합리적이고연속성을확보한발전단가 (LCOE) 분석과전망을통해발전단가 (LCOE) 분석및전망결과의신뢰성확보와함께정책활용성확보도요구 - 본연구는현재국내정책에따라보급이확대되고있는지상태양광발전과육상풍력발전을대상으로이들의발전단가 (LCOE) 분석결과를제시함으로서신재생에너지시장의투명성을제고하고신재생에너지정책수립에기여하고자함. 연구의목적 본연구는현재정부정책에기반하여보급이확대되고있는지상태양광발전과육상풍력발전을대상으로이들의발전단가분석결과를제시함으로서신재생에너지시장의투명성을제고하고관련정책수립에기여하고자함 - 5년에걸쳐수행되는과제로서 1차년도연구의상세목적은재생에너지원별 / 유형별신뢰성있는발전비용 (CAPEX, OPEX, 토 ii

7 지비, 기타비용등 ) 데이터베이스를구축하기위한조사시스템을구축하는데있음. - 이를바탕으로재생에너지원별 / 유형별발전단가 (LCOE) 를추정하고국내외선행연구와의비교등을통해장기적으로비용효율적재생에너지보급확대를위한시사점을도출하는데있음. 2. 연구내용및주요분석결과 사회적관점 vs. 재무적관점발전단가 에너지원간에너지원별발전비용비교시사회적관점에서의발전단가와재무적관점에서의발전단가는차이가있음 - 사회적관점에서의발전비용은국가등의공공부문이직접발전사업을추진할때발생하는비용으로비용편익분석에반영되는비용요소가민간투자자가동일사업을추진할경우와는다름. - 사회적관점은전체비용에서내재화되지않은외부비용 2) 과정책비용등을반영하여사업을평가함. - 재무적관점에서는민간사업자가추진하는사업과관련된비용요소가반영됨. 여기에는설비비용및운영유지비용등의직접비용외금융비용, 각종세금 / 부과금등이포함됨. 재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 국내태양광발전발전설비원가조사수행 2) 예를들면, 화력발전의대기환경비용및원전의사고위험대응비용등 요약 iii

8 - 태양광발전은규모별원가조사수행 : 소규모 (100kW), 중규모 (1MW), 대규모 (3MW) 로구분 - 품셈기준 ( 조달청조달가격반영 ) 과현장기준비용분석및비교국내풍력발전발전설비원가조사수행 - 국내육상풍력평균설비용량 20MW급이상표준설비에따른세부항목조사수행 재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사주요결과 국내태양광발전설비비용조사결과 년기준태양광발전설비비용 (CAPEX) 은품셈기준 1,770 천원 /kw ~ 2,148천원 /kw, 현장기준 1,133천원 /kw ~ 1,513천원 /kw 수준으로조사됨. 국내풍력발전설비비용조사결과 년기준풍력발전초기투자비용은현장기준 2,522천원 /kw 수준으로조사됨. 재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 발전단가 (LCOE) 산정결과 국내재생에너지발전단가산정결과 년기준 100kW급태양광발전단가 (LCOE) 는 169.8원 /kwh( 재무적관점 ), 133.3원 /kwh( 사회적관점 ) 으로추정됨 년기준 1MW급태양광발전단가 (LCOE) 는 144.8원 /kwh ( 재무적관점 ), 117원 /kwh( 사회적관점 ) 으로추정됨 년기준 3MW급태양광발전단가 (LCOE) 는 136.1원 /kwh iv

9 ( 재무적관점 ), 111.7원 /kwh( 사회적관점 ) 으로추정됨. - 20MW급풍력발전단가 (LCOE) 는 166.8원 /kwh( 재무적관점 ), 131.6원 /kwh( 사회적관점 ) 으로추정됨. 국내태양광및육상풍력발전단가 OE) 전망 년유틸리티급인 3MW 태양광발전 CAPEX 전망치와전제조건을적용하여산정한재무적관점의발전단가 (LCOE) 는 94.2 원 /kwh 수준으로전망되었으며이는 2020년대비 31% 하락한수준임. - 1MW 태양광발전의경우엔 108.3원 /kwh으로전망되었는데이는 2020년대비 25% 하락한수준임 - 100kW 태양광발전의경우 128.4원 /kwh으로전망되었는데이는 2020년대비 24% 하락한수준임 년 20MW급풍력발전 CAPEX 전망치와전제조건을적용하여산정한재무적관점의발전단가 (LCOE) 는 130원 /kwh 수준으로전망되었으며이는 2020년대비 10% 하락한수준국내태양광및육상풍력발전단가영향요인민감도분석결과 - 태양광발전발전단가 (LCOE) 전제조건별민감도를분석한결과여러전제조건중에서설비비용 (EPC cost) 변화에따른민감도가가장높은것으로나타났으며, 그다음으로이용률 (Capacity Factor) 변화에민감한것으로나타남. - 풍력발전은전제조건별민감도를분석한결과여러전제조건중에서이용률 (Capacity Factor) 에가장민감하게반응하는것으로확인되며, 그다음으로설비비용 (EPC cost) 에민감한것으로나타남. 요약 v

10 3. 결론및정책제언 결론 본연구에서수행한원가조사용역과선행연구비교시설비비용의하락발견 - 본연구에서조사된 2020년기준태양광발전단가와 2017년수행한선행연구와비교시, 100kW급은약 10%, 1MW급은약 17%, 3MW급은약 16% 정도하락하였음. - 풍력발전설비의경우, 2020년기준으로조사된 2,522천원 /kw 수준이며, 2017년수행한선행연구에적용한설비비용은 2,433 천원 /kw으로태양광과는달리일정수준으로유지되고있는것으로나타남. - 태양광발전과달리풍력발전발전비용이소폭상승하거나일정수준으로유지되고있는요인으로는국내의경우 NIMBY와같은민원비용증가와더불어환경규제강화에따른입지제약등에따른비용증가가기여한바가크기때문임. 년재생에너지발전단가는하락추세가지속될것으로전망 년재무적관점에서의재생에너지태양광발전단가 (LCOE) 는 94.2원 /kwh ~ 128.4원 /kwh으로전망되었는데이는 2020년대비 24% ~ 31% 하락한수준임 년풍력발전단가 (LCOE) 는 150원 /kwh으로전망되었는데이는 2020년대비평균 10% 하락한수준임. 신재생에너지비용하락에따르는긍정적사회경제적파급효과 - 재생에너지공급확대라는정부의정책목표를달성함에있어재 vi

11 생에너지그리드패리티조속한달성등에의해국민경제적부담을경감시키는효과를유발함. - 또한, 재생에너지중심의정부의에너지전환정책에대한국민의사회적수용성을높여정책추진을원활하게할수있게함. 기술혁신과비용하락등의신재생환경변화에대한정부의적극적역할필요 - 민감도분석결과에서보듯이발전단가 (LCOE) 에가장큰영향을미치는요소인초기투자비가중요하므로정부는초기투자비를낮출수있기위해제반노력을할필요가있음. - 설비비용에서비중이높은주기자재 3) 와관련하여기술혁신과글로벌가격경쟁에의해비용하락이획기적으로이루어지고있음. 정부는신재생에너지산업의공급체인별발전방안마련시이러한대외여건상황을적절히반영한국산화추진정책필요 - 또한, 이용률도발전단가 (LCOE) 에영향을미치는중요요소이므로일사량이높은지역을중심으로재생에너지보급이원활히추진되도록해당지역의인허가절차간소화등의규제개혁추진필요본연구는전체연구기간년중년차연구로서향후년차연구에서추진해야할역무범위존재 - 1차년도는전체태양광발전중지상태양광발전에초점을맞춰분석하였으며향후수상태양광발전, 건축물이용태양광발전등유형별태양광발전에대해발전단가 (LCOE) 분석을추진할계획임. - 풍력발전의경우에도자료등한계로인해육상풍력발전에대 3) 태양광의경우모듈, 인버터, 풍력의경우터빈을의미함. 요약 vii

12 해우선적으로연구를추진하였으며향후해상풍력발전에대해발전단가 (LCOE) 분석을추진할계획임. - 국내정책적이유로인해가중치가감소된폐목재를제외한바이오매스 4) 자원에대해발전단가 (LCOE) 분석을추진할계획임. - 1차년도는전국단위차원에서발전단가 (LCOE) 분석을수행하였으나향후연구에서는이를확장하여격자연산 (1km 1km, 약 10만개 ) 모형에기반한지역차원에서발전단가 (LCOE) 분석을추진할계획임. - 최종적으로는세부지역별 LCOE 분석시스템구축을통해연구수요자가필요로하는재생에너지발전비용에대한정보제공과실질적재생에너지사업성분석에기초적인자료를제공할계획임. - 태양광발전, 풍력발전, 바이오매스등에대한현재와미래의재생에너지발전비용분석을통해그리드패리티달성시점등관련사항에대한연구를추진할계획임. - 또한, 태양광발전, 풍력발전등에대한발전비용분석이완료된이후에는재생에너지의가격경쟁력을평가하기위해화력 ( 석탄, 가스 ) 발전, 원자력발전등과의타에너지원과의발전비용비교연구를추진할계획임. 4) 미이용산림바이오매스, 우드칩, 우드팰릿등 viii

13 제목차례 제 1 장서론 1 1. 연구목적 1 2. 균등화발전단가 (LCOE) 개념및범위 3 제 2 장선행연구및연구방법론 5 1. 선행연구 5 2. 연구방법론 16 제3장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 태양광발전설비원가조사 육상풍력발전설비원가조사 태양광및육상풍력간접비조사 비용조사결과종합및분석 102 제4장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) LCOE 추정및전망 태양광규모별 LCOE 추정 육상풍력 LCOE 추정 태양광및육상풍력 LCOE 전망 117 차례 i

14 제 5 장연구결론및시사점 결론및시사점 연구의한계및향후연구방향 127 참고문헌 129 ii

15 표차례 < 표 1-1> Samadi(2017) 의발전비용분류 4 < 표 2-1> 발전단가 (LCOE) 산정식 13 < 표 2-2> 발전원별정산가격추이 14 < 표 2-3> LCOE 시나리오별구성요소 17 < 표 2-4> LCOE 추정전제조건 18 < 표 2-5> 사회적할인율국제비교 20 < 표 2-6> 영국신재생에너지원별 hurdle rate, < 표 2-7> 미국 EIA 신규전원적정할인율 (discount rate), < 표 2-8> 국내태양광발전이용률, 한국에너지공단 (2013~2017) 24 < 표 2-9> 국내태양광발전이용률, 한국전력거래소 (2018~2019) 24 < 표 2-10> 국내법인세과세표준 (2020) 28 < 표 3-1> 태양광설비설치유형별구분 34 < 표 3-2> 태양광발전설비설치형태에따른장단점 35 < 표 3-3> 태양광발전설비비용조사항목 36 < 표 3-4> 태양광연간운영유지비용조사항목 37 < 표 3-5> 태양광발전설비항목별정의 38 < 표 3-6> 태양광발전설비항목별관련규정 39 < 표 3-7> 출력 (W) 구분별연도별인증제품수 40 < 표 3-8> KS인증제품유효기간내정격출력 18% 이상태양광모듈인증제품수 42 차례 iii

16 < 표 3-9> 모듈조사대상업체및인증제품수 42 < 표 3-10> 정격출력별인버터의구분 44 < 표 3-11> 정격용량별인증제품수 44 < 표 3-12> 중대형인버터취급업체별인증제품및취급용량, 제조국 45 < 표 3-13> 접속함구분에따른조사대상수 46 < 표 3-14> 업체별중대형접속반조사대상인증제품수및취급규격 46 < 표 3-15> KS인증모듈가격조사결과 (400W, 효율17.5% 이상 ) Wp당가격 48 < 표 3-16> 100kW 인버터평균가격산출표 49 < 표 3-17> 설비규모별인버터가격산출표 49 < 표 3-18> 접속반규격별단가조사결과 50 < 표 3-19> 설비규모별접속반가격산출표 51 < 표 3-20> 400W 단위모듈규격산출표 51 < 표 3-21> 100kW 발전설비모듈설치면적 52 < 표 3-22> 태양광발전설비설치규모별필요면적산출 52 < 표 3-23> 태양광규모별구조물수량산출표 54 < 표 3-24> 토목공사수량산출표 55 < 표 3-25> 태양광규모별전기배선수량산출표 56 < 표 3-26> 태양광설치규모별직접비집계표 58 < 표 3-27> 태양광설치규모별적용제비율표 59 < 표 3-28> 태양광규모별발전설비원가집계표 ( 품셈기준 ) 60 < 표 3-29> 태양광 100kW 설치기준 kw당투입인력산출표 62 iv

17 < 표 3-30> 태양광표준품셈및실투입인원기준직접노무비비교표 63 < 표 3-31> 태양광규모별발전설비직접비원가집계표 ( 실투입기준 ) 65 < 표 3-32> 풍력설비설치위치 66 < 표 3-33> 육상풍력발전설비조사항목 67 < 표 3-34> 육상풍력연간운영유지비용조사항목 67 < 표 3-35> 풍력발전기의분류 68 < 표 3-36> 풍력터빈항목별정의 69 < 표 3-37> 육상풍력발전설비항목별관련규정 70 < 표 3-38> 중대형풍력 KS인증등록제품수 72 < 표 3-39> 제조국별육상용풍력인증제품수및인증규격 73 < 표 3-40> 육상풍력 2MW이상 KS인증업체및인증규격 73 < 표 3-41> 육상풍력발전설비조사대상 75 < 표 3-42> 육상풍력발전설비항목별조사단가 76 < 표 3-43> 육상풍력 20MW 직접비집계표 77 < 표 3-44> 육상풍력 20MW 적용제비율표 78 < 표 3-45> 육상풍력 20MW 발전설비원가집계표 79 < 표 3-46> 태양광및육상풍력설계비산출표 ( 실제투입인력기준 ) 81 < 표 3-47> 태양광및육상풍력감리비산출표 ( 실제투입인력기준 ) 81 < 표 3-48> 태양광발전소설치공사사용전검사비용 82 < 표 3-49> 태양광사용전검사비용산출표 82 < 표 3-50> 풍력발전소설치공사사용전검사비용 83 차례 v

18 < 표 3-51> 풍력발전소설치공사사용전검사비용산출표 84 < 표 3-52> 태양광및육상풍력금융비용 ( 이자 ) 산출표 85 < 표 3-53> 태양광및육상풍력하자이행보증보험금액산출표 86 < 표 3-54> 기본시설부담금단가표 87 < 표 3-55> 거리시설부담금단가표 88 < 표 3-56> 태양광및육상풍력에너지원별설치용량별계통연계비용산출표 88 < 표 3-57> 전기사업업체 ( 수시 ) 기준원동기종류별개소현황 89 < 표 3-58> 태양광및육상풍력조사대상에너지원별검토대상산출표 90 < 표 3-59> 태양광설치규모별지목별설치비율및선정표 91 < 표 3-60> 태양광설치규모별선정지목별개별공시지가산출표 92 < 표 3-61> 태양광단위토지매입비산출표 93 < 표 3-62> 육상풍력지목별평균개별공시지가 94 < 표 3-63> 육상풍력단위토지매입비산출표 95 < 표 3-64> 태양광및육상풍력설치규모별토지매입비산출표 96 < 표 3-65> 태양광및육상풍력토지임대에따른연간임대료 96 < 표 3-66> 태양광및육상풍력전기안전관리자선임비용산출표 98 < 표 3-67> 태양광및육상풍력종합공제보험료집계표 99 < 표 3-68> 인버터교체비용산출표 100 < 표 3-69> 에너지원별설치규모별연간유지비용집계표 101 < 표 3-70> 태양광규모별발전설비원가산정결과비교 102 < 표 3-71> 2020년세계고정형태양광발전시스템비용 104 < 표 3-72> 풍력 20MW급발전설비원가산정결과 105 vi

19 < 표 4-1> 태양광발전설비규모별발전단가 (LCOE, 원 /kwh) 추정결과 (2020년) 108 < 표 4-2> 20년상반기 RPS 고정가격계약경쟁입찰사업자선정결과 109 < 표 4-3> 20년 RPS 고정가격계약 REC 적용 LCOE 추정및비교 110 < 표 4-4> 육상풍력발전설비발전단가 (LCOE, 원 /kwh) 추정결과 (2020년) 114 < 표 4-5> 육상풍력 REC 가격변화에따른 LCOE 추정결과비교 115 < 표 4-6> 태양광학습효과회귀분석추정결과 118 < 표 4-7> 육상풍력학습효과회귀분석추정결과 118 < 표 4-8> 태양광 CAPEX 전망 120 < 표 4-9> 태양광및풍력발전단가 (LCOE) 전망결과 (2020년기준 ) 121 < 표 4-10> 17년( 선행연구 ) 과 20년태양광및풍력사회적 LCOE 결과비교 ( 사회적관점 ) 122 차례 vii

20 그림차례 [ 그림 1-1] 발전관련사회적비용분류 4 [ 그림 2-1] 국가별대규모태양광및화석발전 LCOE 비교 (IEA) 6 [ 그림 2-2] 에너지원별 2018년 LCOE 비교 (NREL) 10 [ 그림 2-3] 영국 2025년 LCOE 범위비교 11 [ 그림 2-4] 독일 2018년 LCOE 범위비교 12 [ 그림 3-1] 모듈지지대설치측면도 53 [ 그림 3-2] 한국방송공사본사태양광발전설비구매설치도면 56 [ 그림 3-3] 2020 년주요국육상풍력발전설비비용 106 [ 그림 4-1] 3MW 태양광 LCOE 확률시뮬레이션결과 112 [ 그림 4-2] 태양광 LCOE 영향요인민감도분석 113 [ 그림 4-3] 육상풍력 LCOE 영향요인민감도분석 116 [ 그림 4-4] 풍력 LCOE 영향요인민감도분석 117 viii

21 제 1 장서론 1. 연구목적 2017 년에출범한문재인정부는재생에너지 3020 이행계획발표 (2030 년까지재생에너지발전비중 20% 달성 ) 등을통해재생에너지 중심의에너지전환정책을추진중에있다. 세부적으로는정부는 2030 년까지태양광과풍력의설비용량을각각 36.5GW, 17.7GW 로확대하 는목표를제시하였는데이는 2017 년재생에너지발전비중 (8.1%) 의 약 2.5 배에달하며, 기존목표의약 2 배에가까운의욕적인목표라고 볼수있다. 특히, 최근에는제 3 차에너지기본계획정부안발표에서 2040 년까지 재생에너지발전비중 30% ~ 35% 달성목표제시하는등적극적인재 생에너지보급정책이추진하고있다. 이러한목표는세계재생에너지 발전비중증가추세, 산업경쟁력강화, 온실가스감축등이고려되어 제시된수치이다. 다만, 재생에너지비중확대에따른재생에너지변동 성문제와관련된전력시장운영제한요소등을고려하여최대 35% 로 설정한것이다. 이러한신재생에너지보급확대와관련하여재생에너지지원성격의 보조금증가에따른전기요금상승에대한사회적우려가있을수있 다. 제 8 차전력수급기본계획에서는 2030 년까지재생에너지발전단가 (LCOE) 5) 35.5% 하락, 전기요금인상율 10.9% 억제목표를제시하였 5) 발전단가 ( 원 /kwh) 는발전설비에서설치 운영 유지 보수를위해발생되는총발전비용 ( 원 ) 을수명기간동안생산된총전력량 (kwh) 으로나눈값이며, 이는후술에서 제 1 장서론 1

22 다. 재생에너지발전단가 (LCOE) 가목표수준으로하락하지않을경우, 전기요금인상으로이어져장기적으로재생에너지보급확대의장애요인으로작용할가능성이존재한다. 해외사례의경우, 독일은 2000년부터 FIT를도입한이후가정용전기요금이 00년 cent/kwh에서 18년 cent/kwh로 2배이상증가하였으며일본은 2012년부터 FiT를도입하여신재생에너지발전을위한부과금이 12년 0.22엔 /kwh에서 17년 2.64엔 /kwh으로급격하게상승하였다. 그러나아직까지재생에너지발전단가 (LCOE) 에대한신뢰성있고연속성있는정보제공이이루어지지않고있어재생에너지의경제성과보급확대필요성에대한사회적합의도출의어려움이존재한다. 또한, 재생에너지기술개발과보급정책의효과성분석에어려움도있어비용효율적인재생에너지보급확대를위해서는재생에너지발전비용에대해정확히분석하고전망하는시스템을구축하고, 이에기반한정책개선방안제시가필요한실정이다. 따라서, 재생에너지중장기발전단가 (LCOE) 전망을위해, 우선적으로비용결정요인에대한신뢰성있는조사와합리적인방법론에기반한분석체계구축이필요하다. 재생에너지발전비용에미치는영향요인은다양하며, 이를객관적으로조사하여제시할필요가있으며합리적이고연속성을확보한비용분석을통해발전단가 (LCOE) 분석및전망결과의신뢰성확보와함께정책활용성확보도요구된다. 본연구는현재정부정책에기반하여보급이확대되고있는지상태양광발전과육상풍력발전을대상으로이들의발전단가 (LCOE) 분석결과를제시함으로서신재생에너지시장의투명성을제고하고관련정책수립에기여하고자한다. 상세히정의하였음. 2

23 2. 균등화발전단가 (LCOE) 개념및범위 본격적으로연구를진행하기앞서, 앞에서논의한발전비용에대해심층적소개가필요하다. 일반적으로발전원에의한발전비용을평가하기위해균등화발전단가 ( 이하발전단가, Levelized Cost of Generating Electricity: LCOE) 를활용하는데이는해당발전기의수명기간전체에걸친평균적발전원가로이해된다. 즉, 발전소에서생산된전력단위 (kwh) 당평균실질발전비용 (cost) 을의미한다. Samadi(2017) 연구에의하면, < 표 1-1> 에나와있듯이일반적으로발전과관련된제반비용은발전소차원의직접비용, 전력시스템관련비용, 사회환경관련외부비용등으로구분된다. 전력시장이발달된선진국에서의발전소차원의비용은발전소건설과관련된제반자본비용, 발전소운영과관련된연료비, 운영유지비용, 그리고기타내재화된환경비용등이있다. 시스템비용은통상계통비용으로불리는데발전소에서생산된전기를전기가필요한수요자에게안정적으로공급하는데관련된제반비용을의미한다. 여기에는송배전망관련비용, 전력계통의안정적운영을위해필요한전력계통보조서비스 (Ancillary service) 6) 관련비용등이포함된다. 본연구에서는객관적이고신뢰성있는자료부족으로인해계통비용과외부비용을반영하기보다발전소차원의발전비용분석에초점을맞추고자한다. 향후계통비용및외부비용관련연구가충실히진행될경우관련비용을반영할필요가있을것으로판단된다. 6) 일반적으로, 전력계통보조서비스는주파수추종서비스, 자동발전제어서비스, 자체발전제어서비스, 예비력서비스등과같은전력계통의물리적안정성및전기품질의유지를위하제공되는데필요한서비스를의미. 제 1 장서론 3

24 [ 그림 1-1] 발전관련사회적비용분류 자료 : Samadi Sascha, The Social Costs of Electricity Generation Categorising Different Types of Costs and Evaluating Their Respective Relevance, 2017 직접비용 (plant-level costs) 계통비용 (system costs) 외부비용 (external costs) < 표 1-1> Samadi(2017) 의발전비용분류 - 자본비 - 연료비 - 운영유지비 - 내재화된환경비용 - 밸런싱비용 - 그리드비용 - 프로파일비용 - 온실가스비용 - 비온실가스비용 - 경관및소음으로인한영향 - 생태계및생물다양성에미치는영향 - 방사성물질과관련된외부비용자료 : Samadi Sascha, The Social Costs of Electricity Generation Categorising Different Types of Costs and Evaluating Their Respective Relevance,

25 제 2 장선행연구및연구방법론 2장에서는국내및해외주요국의사례별발전단가 (LCOE) 산정기준과이를추정하기위하여포함하는비용요소, 방법론등을서술한다. 여기에서는기존국내의사례및대표적인해외사례인 IEA, 미국의 EIA와 NREL, IRENA, 영국의 BEIS, 그리고독일의발전단가 (LCOE) 사례등을살펴본다. 연구방법론으로본연구에사용된발전단가 (LCOE) 개념과추정방법을정리한다. 또한추정에사용되는할인율, 이용률, 이자율, 경제수명, 수명이후처리비용과같은외부비용등의전제조건에대해상세히검토한다. 1. 선행연구 1.1. 해외분석사례 국제에너지기구 (IEA) IEA 는발전단가 (LCOE) 계산에아래와같은산식을적용한다. (1) 총자본비용 (CAPEX), 운영유지비용 (OPEX), 연료비용 (Fuel), 탄소 제 2 장선행연구및연구방법론 5

26 비용 (Carbon), 해체비용 (D), 이자율 (i), 발전량 (Qt) 에태양광과풍력에 25년기준을적용한다. 즉, IEA는탄소비용과해체비용을추가로고려하여사회적발전단가 (LCOE) 를산정하고있다. [ 그림 2-1] 은위의기준을이용하여 2020년기준으로추정한국가별대규모태양광, 가스발전, 석탄발전의 LCOE를비교한것이다. 지원금을받는태양광대규모발전소의경우, 석탄발전과가스발전의경우에비해발전단가가낮음을보여준다. [ 그림 2-1] 국가별대규모태양광및화석발전 LCOE 비교 (IEA) 자료 : IEA(2020), World Energy Outlook p. 7) 해당보고서인 World Energy Outlook 2020 은 LCOE 의단점을보완 한새로운정의인 VALCOE 를제시한다. 이정의는기본 LCOE 개념 에가치측면에서세가지측면 ( 에너지, 용량, 유연성 ) 의가치를산정 하여 LCOE 개념을보완하며산정식은아래와같다. 7) 본그래프는 2020 년에최종투자결정이이뤄진각국의유틸리티급태양광사업을기준으로발전단가계산이이뤄짐. 6

27 (2) 위와같이어떤에너지원 x의 LCOE에가치 (value) 에해당하는세가지값을더하는것으로산정된다. 이중첫번째값은발전량가중단위매출 ( 원 /MWh) 과시스템평균가격의차이이고, 두번째값은용량에매출과시스템평균용량매출의차이, 세번째값은유연성의추가가치를의미한다 미국에너지관리청 (Energy Information Administration) EIA에서는국가에너지모델링시스템 (National Energy Modeling System; NEMS) 을통해 2022, 2025, 2040년에진입하는신규발전원의발전단가 (LCOE) 와균등화회피단가 (LACE, Levelized Avoided Cost of Electricity) 의수치를공표한다. LCOE와 LACE는모델링에의한의사결정을단순하게보여주기위해사용되는수치로 EIA의장기전망에포함되는요소들을모두반영하지못한다. 즉, LCOE 및 LACE는미래연료가격에대한가격불확실성, 정책관련요소들을완전히반영하는수치는아니기때문이다. LACE는한발전소의계통접속에의가치를수치화한것으로이는발전소의계통상에서의가치를의미한다. EIA는에너지원별간에 LCOE를비교하는것은각에너지원이계통에미치는서로상이한장점들을고려하지못하기때문에, 하나의에너지원에서특정시점의비용 (LCOE) 과가치 (LACE) 를비교하는것이경제성판단에대한더좋은기준이될수있다고한다. 두가지평가기준에대한구체적인산정식은아래와같이정의된다. 제 2 장선행연구및연구방법론 7

28 여기서, 균등화고정비율 (Fixed Charge Rate: FCR) 는자본회수계수, 등가법인세율, 운전유지비율의곱으로계산된다. Capital Costs는자본비용 ( 설비의단위용량당초기투자비 (USD/MW)) 를의미하고, Fixed Opex는고정운전유지비용으로써, 전력생산량과무관하게발전소운전과유지보수에투입되는연간비용 (USD/MW/year) 을나타낸다. Variable Opex는전력생산량에비례하여발생하는단위전력생산량당유지보수비용 (USD/MWh) 과단위전력생산량당연료비용인 Fuel(USD/MWh) 으로계산된다. LACE는한계발전가격 8) (marginal generation price) 과해당기간 t에서급전될것으로기대되는시간인급전시간 (dispatched hours), 용량요금 (cap payment) 와어떤설비의예비력제공능력을나타내는용량설비 (cap credit) 으로계산된다. 8) 국내전력도매시장가격인 SMP 와유사. 8

29 국립신재생연구원 (NREL) 9) 미국의국립신재생에너지연구원은매년 ATB(Annual Technology Baseline) 자료구축을통해다양한미래에너지모델링과에너지기술입력자료에대한기초가정제공한다. ATB는기준년도와향후기술의진보에따른미래자본비용, 운영유지비, 이용률등에대한객관적정보제공을목적으로한다. LCOE는각발전기술의비용과이용률등을통해간단한비교척도로사용된다. ATB는시장조건을표현하는재무적입력자료에두가지옵션제공 1) 미시경제학적지표에기반한현재시장조건 2) 과거실적을기반으로하는지표를제공한다. NREL은 Electricity Generation Baseline Report를통해전력산업내발전기술에대한전망을제공한다. NREL에서사용하는 LCOE 산정식은다음과같다. (5) NREL의 LCOE는자본회수계수, 등가법인세율, 운전유지비율의곱으로나타내지는균등화고정비율 (Fixed Charge Rate: FCR), 상업운영시점까지의단위 (kw) 당자본투자비용인 Capex, 고정운영비용인 FOM, 변동운영비용인 VOM과연료비용 Fuel로산정된다. 아래그림은현재시장조건과시장실적조건에따른 LCOE 산정결과를종합하여나타낸그래프이다. 9) NREL 홈페이지 ( 제 2 장선행연구및연구방법론 9

30 [ 그림 2-2] 에너지원별 2018 년 LCOE 비교 (NREL) 자료 : NREL 사이트 10) 영국비즈니스 에너지 산업전략부 (BEIS) 11) 영국의 BEIS는 2016년과 2020년에 LCOE 보고서를발간한바있다. 각발전원별로 LCOE에대해비교하며단순한원간발전단가수치를제시하면서도이러한비교는더복잡한특징들을포함하지못하는한계가있다고한다. LCOE는할인율, 이용률, 자본비용, 운전유지비, 연료비, 탄소비용에따라매우민감하기때문에, 이에따른민감도를 10) :24 접속 11) Department for Business, Energy & Industrial Strategy 10

31 반영하여범위의값으로도출하는것이타당하다. BEIS는추가적으로발전원가추정치에서주요비용자료를조작변인으로설정하고상, 하위 10% 의범위로조정하여발전원가범위를도출한다. 또한, LCOE는주요전제변동에매우민감해불확실성을가지므로, 이러한발전단가수치는 BEIS의동적급전모델, 차액계약시행사가격결정등을포함한전력시장설계등의용도에직접적으로사용되지않고있다고설명한다. BEIS는 [ 그림 2-3] 과같이 CCUS-가스발전과 CCS-바이오에너지의경우와같이기술적용에의불확실성이있는경우, 기술발전에따라 first of a kind(foak) 시나리오가 2025년과 2030년에제시하고, 그후 Nth of a kind(noak) 비용을기준으로산정하였다 12). [ 그림 2-3] 영국 2025 년 LCOE 범위비교 자료 : BEIS(2020), p26. 12) Nth of a kind 는비용저감을이루는새로운기술이나세대를의미함 제 2 장선행연구및연구방법론 11

32 독일 Fraunhofer 독일의에너지연구소인 Fraunhofer에서는비정기적으로 LCOE에대한연구를진행하고있다. 가장최근에발간된연구인 LCOE-재생에너지기술 (2018) 에는 2018년도 1사분기기준의발전단가 (LCOE) 와학습률및시장시나리오를기준으로한 2035년까지의발전단가 (LCOE) 를산정하고전망하였다 ([ 그림 2-4]). [ 그림 2-4] 독일 2018 년 LCOE 범위비교 자료 : Fraunhofer(2018) 1.2. 국내선행연구 우리나라는발전단가 (LCOE) 를공식적으로계산하여발표한바는 없다. 전력시장구조개편이전한국전력공사에서는발전소및발전기 12

33 별회계적발전원가를계산하여공표한바있으며이는 < 표 2-1> 과같 이산정되었다. 발전원가는크게변동비 ( 연료비 ) 와고정비로구성되며 발전원가를산정하기위한전력량은송전단전력량을사용했다. < 표 2-1> 발전단가 (LCOE) 산정식 - 총원가 = 발전원가 + 영업원가 + 영업외원가 - 발전원가 = 변동비원가 + 고정비원가 - 고정비원가 = 인건비 + 수선유지비 + 경비 + 감가상각비 + 일반관리비 + 원전사후처리비 + 이자비용 회계적발전원가는전력회사의비용에기반을둔실적자료, 전력판매단가는전력회사의수입에해당하는단가이다. 전력산업구조개편이후개설된도매전력시장 (CBP) 에서전력을판매한발전사업자에게지불하는비용은정산비용이고, 이를발전사업자의도매전력시장판매전력량으로나눈값이정산가격이다. 정산비용은시장가가아닌규제가격으로결정하는것을기본으로하며, 전력시장가격과기저발전기의변동비 ( 연료비 ) 와의상당한격차가발생하게된다. 현재적용중인 SMP 조정계수의경우도과거는발전원별로적용하였으나, 현재는발전원별및발전회사별로적용하고있다. 정산가격은발전회사에대한적정투자보수율을보장하기위한수준에서결정된다. 한전판매부분의수익성정도와밀접한관련이있으며, 한전의수익성확보여부에의하여정산가격수준이결정되므로정산가격을특정발전원의경제성과연계시키는것은어려움이있다 (< 표 2-2>). 제 2 장선행연구및연구방법론 13

34 발전단가 (LCOE) 는고정비부분과변동비부분으로구성된다 13). 고정비는특정전원의초기건설비용이포함되며, 변동비는운영비, 열소비율 ( 발전기효율 ) 과연료비단가, 연료의발열량등에의하여결정이되는데향후연료가격의상승또는하락요인과기술개발에의하여주로영향을받는다. < 표 2-2> 발전원별정산가격추이 구분 2012년 2013년 2014년 2015년 2016년 원자력 석탄 LNG 유류 양수 신재생 기타 평균 자료 : 에너지경제연구원전력거래소 (2018) 14) 2018년에수행된발전원별발전단가 (LCOE) 산정연구 15) 에서는신재생에너지원을포함한원전, 화력발전 ( 석탄발전, 가스발전 ) 등의국내발전단가 (LCOE) 를분석하였다. 동연구에서는활용가능한사회적비용을반영하여에너지원간의발전단가 (LCOE) 비교를도모하여국내전원구성의바람직한방향을제시하였다. 선행연구 16) 에서추정된태양광발전의발전단가 (LCOE) 는, 2017년기준 100kW 이하 147.6원 /kwh, 100kW~3MW 141.7원 /kwh, 3MW 13) 고정비는설비투자비, 변동비는운영비, 연료비등을의미 14) 보고서내용에 2016 년까지의결과가수록됨. 15) 에너지경제연구원 전력거래소.(2018), 발전원별균등화발전원가산정에관한연구 16) 에너지경제연구원 전력거래소.(2018), 발전원별균등화발전원가산정에관한연구 14

35 이상 133.3원 /kwh 수준이다. 동연구에서신재생에너지의경우타에너지원과동일하게비교하기위해국가적차원에서의사회적할인율을적용하였으며, 설비이용률은 15%, 경제수명 20년, 성능저하율은 0.8%/ 년, 운전유지비는초기투자비의 1.5%( 매년 ) 로가정하였다. 또한, 태양광발전폐모듈처리와관련된비용으로 34,500원 /kwh를반영하였으며, 토지비용으로는소요면적으로 kw당 13.2m 2 와태양광발전사업이활발하게추진된전남지역의 2017년도표준공시지가 17,602원 /m 2 를반영하여산정하였다. 풍력발전의발전단가 (LCOE) 는, 2017년기준 원 /kwh 으로분석되었으며, 주요전제조건으로설비이용률 23%, 경제수명 20년, 운전유지비는초기투자비의 2.5%( 매년 ) 등을적용하였다. 본연구에서는위에언급된선행연구에서추정한 2017년기준태양광및풍력 LCOE와현시점에서추정된 2020년기준 LCOE를비교분석하고자한다. 이를바탕으로국내재생에너지발전단가 (LCOE) 의추세를검토하여향후보급확대를위한정책적시사점을제시하고자한다. 제 2 장선행연구및연구방법론 15

36 2. 연구방법론 2.1. LCOE 추정방법론 에너지경제연구원에서사용하는모형은크게사회적관점 (ELCOE, Economic LCOE) 와재무적관점 (FLCOE, Financial LCOE) 두가지로분류할수있다. 우선사회적관점에서의 ELCOE 산정식나타내면다음과같다. 사회적관점에서의발전단가 (ELCOE) 에는설비비용 (Capex), 운영유지비용 (Opex), 토지비용 (LE) 17), 폐기비용을포함한잔존가치 (SV), 그리고발전량 (Q) 과성능저하율 (d) 을포함한다. 재무적관점에서의발전단가 (FLCOE) 는사회적 LCOE에비해발전사업자의관점에서더현실적인요소들을더포함하게된다. 이를산식으로표현하면다음과같다. 17) 토지비용의경우 20 년이후회수한다는가정하에서해당기간동안에연간발생하는기회비용을산정하여토지임대비용명목으로적용하였음. 16

37 여기에는개별발전소에투자한비용인자기자본투자비용 (EQ), 운영유지비용 (Opex), 해당회사매출에적용되는실효세율 (CT), 토지비용 (LE) 18), 부채 ( 원리금 ) 상환대금 (LP), 감가상각 (DEP), 이자지출 (INT) 이기존 ELCOE 산정방식에추가된다. < 표 2-3> LCOE 시나리오별구성요소 LCOE 추정전제조건 사회적관점 LCOE 재무적관점 LCOE 기자재비 CAPEX 건설 / 시공비 간접비 OPEX 수리및관리 보험료 금융비용 x 감가상각 x 세금 ( 법인세 ) x 토지비 잔존가치 19) 주1) 성능저하율 경제적수명 (20년 ) (20년 ) 할인율 ( 사회적 4.5%) ( 재무적 5.5%) 자료 : 저자직접작성 18) 토지비용의경우 20 년이후회수한다는가정하에서해당기간동안에연간발생하는기회비용을산정하여토지임대비용명목으로적용하였음. 19) 잔존가치는기본적으로분석에서제외함. 다만폐기비용은반영함. 폐기 제 2 장선행연구및연구방법론 17

38 2.2. 전제조건 신재생에너지발전단가 (LCOE) 를산정함에있어자본과운영비용뿐만아니라경제성을판단하는전제조건에대해심층적으로분석할필요가있다. LCOE 산정을위한전제조건으로 O&M 비용, 이용률, 할인율, 법인세, 부채율, 대출이자율, 인플레이션율, 내용연수, 성능저하율정보가필요하며각항목별조사내용은다음이하와같다. < 표 2-4> LCOE 추정전제조건 구분 적용기준 전제조건 할인율 사회적할인율 4.5% 재무적할인율 5.5% 설비이용률 태양광발전 15.38% 풍력발전 23% 성능저하율 태양광발전 0.6 % 풍력발전 ( 신재생에너지백서 ) 0.3 % 2억원이하 11% + 지방세 (10%) 법인세율 2억원초과 20% + 지방세 (10%) 200억원초과 22% + 지방세 (10%) 경제수명 현재기준 20년 SMP 2020년도 RPS 장기고정가격산정시기준가격 원 /kwh 100kW 미만 ( 가중치 1.2) 71.95원 /kwh 1REC 100kW~1MW 태양광발전 ( 가중치 1) 50.67원 /kwh 66.66원 /kwh 1MW이상 ( 가중치 0.7) 52.02원 /kwh 풍력발전 70원 /kwh 80원 /kwh 폐모듈비용 해외사례준용 $30/kW 자료 : 저자직접작성 비용은외부비용의대리변수로, 일반적으로외부비용은재무적 LCOE 분석에서는제외함. 그러나최근환경부는생산자책임재활용제도를통해이비용을생산자에부여하겠다고밝혔고이에본연구에서는폐기비용을재무적 LCOE 에도반영함. 18

39 할인율일반적으로할인방식은여러다른기간동안에발생하는편익과비용을비교하기위해흔히사용되는방법이다. 할인율은본질적으로시간에가격을부과하는것으로서, 할인율이높을수록미래에발생하는편익의현재가치는낮아진다. 즉, 미래세대가누리는편익을낮추어평가한다는의미로서할인율이높을수록대체로저축과투자가줄고현재소비가증가하게된다. 일반적으로국가적차원에서추진하는사업에대한적정할인율은사회적할인율을적용하고있으며사회적할인율은공공투자사업의경제적타당성을분석함에있어미래의비용과편익을현재가치로환산하기위해적용하는할인율을의미한다. 2017년 9월에개정된기획재정부의 ' 예비타당성조사수행총괄지침 ' 4절경제성타당성평가-제52 조에서는사회적할인율에대해과거 10년간시장금리및경제성장률하락추세를반영하여기존의 5.5% 에서 4.5% 로하향조정하였다. 해외사례의경우, 대표적으로영국의재무성비용편익분석가이드라인에의하면 30년이내공공투자사업의사회적할인율에대해 3.5% 를적용하고있다. < 표 2-4> 에서보듯이대부분국가들이 4% 이하의사회적할인율을현재적용하고있으며장기프로젝트에대해선이보다낮은사회적할인율을적용하고있다. 20) 20) Creedy, John and Passi, 2018, Hemant, Public Sector Discount Rates: A Comparison of Alternative Approaches. Australian Economic Review, 51(1), ( 원출처 ) 제 2 장선행연구및연구방법론 19

40 국가산정방법론실질할인율 (%) 덴마크 사회적자본기회비용방식 0-35년기간사업 : 4% 36-70년기간사업 : 3% 71년이상기간사업 : 2% 프랑스 사회적시간선호율방식 0-35년기간사업 : 4% 31년이상사업 : 2% 일본 사회적자본기회비용방식 4% 노르웨이 사회적자본기회비용방식 0-40년기간사업 : 4% 40-75년기간사업 : 3% 75년이상기간사업 : 2% 영국 < 표 2-5> 사회적할인율국제비교 사회적시간선호율방식 0-35 년기간사업 : 3.5% 년기간사업 : 3% 75 년이상기간사업 : 1% 자료 : Public Sector Discount Rates; A Comparison of Alternative Approaches, Austra lian Economic Review (2018). 일반적으로투자의가치평가는화폐의시간가치를고려한현금흐름할인법 (Discounted Cash Flow Method: DCF) 을사용한다. 현금흐름할인법은미래의현금흐름을예측한후가중평균자본비용 (Weighted Average of Cost of Capital: WACC) 으로할인한현재가치를구하여평가하는방법으로알려져있다. 본연구에적용할할인율은국책사업예비타당성평가에서이용하는사회적할인율이아닌기업이자체투자사업의경제적타당성을평가할경우활용하는할인율 ( 요구수익률 ) 인가중평균자본비용 (WACC) 21) 을활용하고자한다. 영국이나미국에서도이런방식을활용하여발전비용을전망분석하고있다. 최근에공표된영국상업에너지산업전략부 (BEIS) 의 2020 발 21) WACC = 자기자본비율 자기자본비용 + 타인자본비율 타인자본비용 20

41 전비용분석자료에서는허들레이트 (hurdle rate) 개념을활용하고있다. 허들레이트는해당사업개발자가해당투자프로젝트의수명기간동안요구하는최소기대투자수익률이다.(BEIS 2020) 22) 최근금융여건을반영한신재생에너지에대한 2020년영국의신재생에너지원별허들레이트는다음이하 < 표 2-5> 에나와있듯이해상풍력을제외하곤약 5% 수준이다. 에너지원 < 표 2-6> 영국신재생에너지원별 hurdle rate, 2020 타인자본비용 자기자본비용 유효법인세율 부채비율 hurdle rate 태양광발전 (5MW이상) kW <10kW <4kW 육상풍력 해상풍력 자료 : UK Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS), 2020 미국의에너지부 (DOE) 에너지정보청 (EIA) 의신규발전원별발전단가 (LCOE) 분석에서는신규전원건설에있어자본구조는자본과부채의비율을 4 대 6 으로전제하고, 자기자본비용은자본자산결정모형 (Capital Asset Pricing Model) 방식을활용하여 10.4% 를산정하였으며타인자본비용은 5.3% 를평균적으로적용하였다.(EIA 2020) 23) 22) UK Department for Business, Energy and Industrial Strategy(BEIS), ELECTRICITY GENERATION COSTS ) Department of Energy, EIA, Assumptions to the Annual Energy Outlook 제 2 장선행연구및연구방법론 21

42 < 표 2-7> 미국 EIA 신규전원적정할인율 (discount rate), 2020 구분 타인자본비용 자기자본비용 유효법인세율 부채비율 할인율 신규전원 (2020~50) 출처 : Department of Energy, EIA, Assumptions to the Annual Energy Outlook 2020 할인율이높은경우, 연료비의비율이높고장래발생하는비용비율이높은전원 ( 일반적으로는화력 > 원자력 > 수력 ) 일수록현재가치로서의발전단가 (LCOE) 가작아진다. 일본의경우, 할인율은경제상황이나평가의목적에의해바뀔수있는것부터할인율을폭넓게설정해 0%, 1%, 3%, 5% 의 4가지의시산을수행하였다. 국제기구인국제에너지기구 (IEA) 는 5년주기로발전단가 (LCOE) 방식을활용하여국가간발전비용을평가하여공표하고있다. 여기에적용된할인율은각각 3%, 7%, 10% 로서해당할인율을적용하여원별발전비용을분석하고있다.(EIA 2015) 24) 이렇게하는주된이유는국가간공통으로적용가능한단일할인율을발견하기어렵기때문에민감도분석이라고할수있는 3개할인율시나리오를적용분석하는것으로추정된다. 해외사례에서보듯이할인율은각국가의여건을반영하여기준을적용하는것이타당할것이다. 다만, 국가간비교를하는경우에는동일한잣대를적용해야공평한비교가될수있을것이므로일본이나 IEA의경우처럼시나리오를설정하여적용할필요가있을것이다. 24) International Energy Agency, Projected Costs of Generating Electricity, 2015 Edition. 22

43 따라서, 본연구에서는사회적할인율 4.5% 를적용하여사회적 ( 국가적 ) 관점에서의태양광발전의비용요소를분석하고자하였으며재무적할인율 5.5% 를적용하여사적투자자관점에서의태양광발전비용요소를분석하고자하였다. 5.5% 를선정한주요이유는현재선행연구결과와현재발전사에서요구하는재무적할인율을반영한결과이다. 태양광발전사업을추진하는모든경제주체에대한재무적평가를현재단계에선본연구에서반영하기어려워발전공기업이추진하는사업을우선적으로검토하였다. 일반적으로, 발전공기업이신재생에너지사업을포함한발전사업을추진할경우내부적으로검토한자체적정할인율을초과하는수준의수익률을요구한다. 매년발전사가산정하는자체적정할인율은달라질수있으나현재가용한자료는 2018년특정발전공기업의적정할인율 5.5% 이므로이를활용하여할인율산정시반영하였다. 발전공기업이추진하는신재생에너지사업의대부분이 1MW 이상의사업임을고려시 MW급이하, 예를들면 100kW 이하사업에대해서는개인혹은소규모기업이추진하므로상대적으로높은금융비용이소용될것을고려하여 5.5% 를적용하여반영하였다 이용률과거수행되어온연구들에서제시한국내태양광발전에대한이용률은대략 15% 수준이었다. 대표적인연구가 2017년에수행한태양광발전원가분석을통한국제비교연구로서이연구에서는 14.93% 를활용하였는데그근거는 2015년신재생에너지보급통계의태양광설비이용률이었다. 제 2 장선행연구및연구방법론 23

44 본연구에서적용하는이용률은한국에너지공단통계자료에서도출된이용률수치와한국전력거래소통계자료에서도출된이용률수치이다. 한국에너지공단에서제공한 2013년부터 2017년까지신규진입한태양광발전소의평균이용률은약 15.38% 로서상세한연도별평균이용률실적은아래 < 표 2-8> 에정리하였다. < 표 2-8> 국내태양광발전이용률, 한국에너지공단 (2013~2017) 구분 2013 년 2014 년 2015 년 2016 년 2017 년 2018 년 대상발전소수 ( 개 ) 2,158 5,789 6,906 4,079 5,850 10,681 이용률 (%) 자료 : 한국에너지공단 반면, 한국전력거래소에서제공한 2018년과 2019년에신규진입한태양광발전소의평균이용률결과는 < 표 2-9> 에나타나있다. 이자료에의하면, 기존이용률 15% 수준보다낮은약 14.8% 수준이었으며, 이런수치가도출된배경에는기상상황, 지역적분포, 모듈효율등의여러요소가작용한것으로추정된다. < 표 2-9> 국내태양광발전이용률, 한국전력거래소 (2018~2019) 구분 2018 년 2019 년 태양광 설비용량 (MW) 발전량 (MWh) 이용률 (%) 설비용량 (MW) 발전량 (MWh) 이용률 (%) 2,352 3,064, ,999 3,848, 자료 : 한국전력거래소 24

45 본연구에서는통계의변동성을고려하여장기적관점에서접근한한국에너지공단통계자료를활용한 15.38% 를선택하여발전단가 (LCOE) 산정에반영하였다. 일반적으로, 화력발전이나원자력발전의경우발전출력이후발전소자체의안정적공급을위해전력을일부필요로하기때문에석탄화력발전은 4.6%, 가스복합발전은 1.8% 의소내소비율 25) 을적용하고있다. 26) 하지만, 태양광발전의경우상기통계에서제시한발전량정보는송전단기준출력임을감안할시이미소내소비가반영된것으로볼수있기에별도의소내소비를반영할필요가없다고판단되어반영하지않았다. 일본은신재생에너지에대한지원제도로서현재발전차액지원제도 (FIT) 를운영하고있으며태양광발전에대한경제성을분석하여태양광발전차액지원금을산정하고있다. 2020년조달가격산정을위해 2018년 6월부터 2019년 5월기간중 10kW 이상전체설비이용률을조사한결과평균 14.6% 로나타났으며 2019년조달가격상정치는 17.2% 로결정하였는데이는 50kW 이상태양광발전설비이용률상위 17.5% 와유사한수준이다. 27) 즉, 일본정부는태양광발전조달가격산정시필요한설비이용률결정에있어상위 20% 이내의이용률을활용한다는것이다. 미국의경우, 2020년연간에너지전망에사용된 2025년진입태양광발전에대한이용률은 29% 를가정하고있는데이에비해 2017년연간에너지전망에사용된 2019년부터 2022년까지진입태양광발전에대 25) 발전소내에서소비하는비율 26) 에너지경제연구원 전력거래소. 2018, p58~p62 27) 調達価格等算定委員会. 令和 2 年 2 月 4 日. 令和 2 年度の調達価格等に関する意見 ( 일본재생에너지조달가격산정위원회, , 2020 년도조달가격관련의견 ) 제 2 장선행연구및연구방법론 25

46 한이용률은 24% ~ 26% 이었다.(EIA 2020) 28) 이러한사실은시간이지남에따라태양광발전에대한설비이용률이서서히증가함을시사한다. 따라서, 향후태양광발전에대한이용률에대해서현재보다증가된이용률을쓰는것이합리적이라고할수있을것이다. 태양광발전에대한이용률을가정함에있어국내외사례가시사하는바는평균적인이용률을적용할수도있으며또한미래의기술발전을고려하여상위이용률을적용할수있다는것이다. 본연구에서는발전단가의신뢰성을확보하기위해실적을반영한평균이용률을활용하여추정하기로한다 성능저하율 대부분의발전설비는일반적으로설비사용에의한열화현상등여러 요인에의해최초보증된성능이시간이지남에따라저하되는특성이 있다. 태양광발전설비도예외가아니기때문에수명기간동안성능 저하가발생한다. 하지만, 발전설비의성능저하현상은기술진보에의 해향상되어점차적으로하락하는추세를보이는것이일반적이므로 이를고려할필요가있다. 또한, 성능저하는제품에따라차이가발생하기때문에대표적인표 준을선정하는것도중요하다고할수있다. 예를들면, LG 전자의태 양광최신모듈 29) 의경우초기년도이후연간출력하락률이 -0.7% 에 서 -0.3% 로더욱개선되어 25 년차에는 91% 이상의출력성능을보증 하고있다. 반면, 한화큐셀의발전용모듈제품 30) 은첫해정격출력의 28) Department of Energy, EIA, Assumptions to the Annual Energy Outlook ) LG 전자홈페이지, 프리미엄초고효율 N 타입모듈 LG 태양광솔루션, ( ) 30) 큐셀홈페이지, Q.PEAK DUO L-G6.2 POSEIDON , ( ) 26

47 97% 이상을생산한이후연간최대 0.6% 씩저하되고 25년후정격출력의 83% 이상생산을보증하고있다. 따라서, 본연구에서는현재의태양광발전단가 (LCOE) 산정을위한성능저하율은현재보급되어있는현황을고려하여 0.6% 를적용한다. 향후미래의태양광발전설비발전비용산정을위한성능저하율은현재의기술중가장성능저하율이낮은기술제품 (0.3%) 을고려하여반영하는것이적절할것이다. 풍력발전이용률은공식적으로활용할수있는자료가부재한관계로신재생에너지백서 31) 에서확인되는풍력발전효율감소율 (0.3%) 을적용한다 법인세율일반적으로국내에서태양광발전사업을하는경우발생한소득에대해소득세를내야할의무가있는데영리법인의경우과세표준에따라세율이각각차이가있다. 2018년이후적용되는법인세세율은아래표에나와있듯이, 2억이하소득은 10%, 2억초과 200억이하소득은 20% 200억초과 3,000억이하소득은 22%, 3천억초과소득은 25% 세율을적용하고있다. 따라서본연구에서는연간발전으로얻게되는순수익 32) 금액에따라과세표준을적용하여법인세를산정하였다. 31) 산업통상자원부, 신재생에너지백서 (2018), 풍력발전 LCOE 추정전제, p109 32) 순수익 = 연간총수익 연간총비용 제 2 장선행연구및연구방법론 27

48 < 표 2-10> 국내법인세과세표준 (2020) 과세표준 2억원이하 2억원초과 200억원초과 3,000억원초과 세율 (%) 자료 : 국세법령정보시스템 경제수명발전설비는가동경험 ( 운전경험 ) 및생산경험의축적에따라설비수명이증가하는것이일반적이다. 태양광발전의경우, 산업자체가아직초기단계인관계로수명이상대적으로타전원에비해짧은편이다. 태양광발전의핵심설비는태양광패널이며최근까지는수명은 20년으로알려져있는데이는패널제조업체의출력보증기한이통상 20년이기때문이다. 하지만최근태양광패널은급속한기술발전의영향으로인해패널출력보증기한이 25년으로늘어나고있는실정이다. 33) 본연구에서는보증기한이늘어난태양광패널이보편화되지않은측면을감안하여태양광발전설비의경제수명기간을 20년으로산정하여반영하였다. 향후기술이뛰어난태양광발전설비가지속적으로보급될경우에는현재설정된경제수명을연장하는것이타당할것으로판단된다. 육상풍력터빈의설비수명은일반적으로 20년 ~ 30년수준으로개발된다. 하지만실제풍력발전단지의수명은운영및관리조건과환경에따라차이기발생할수있다. 예를들면, 발전부지의풍황이설계에서가정했던조건과다를수있고, 경우에따라서는주변환경의변 33) 28

49 화 ( 난류, 후류효과등 ) 로발전기의피로도를증가시키는상황이발생할수있는것이다. 따라서풍력발전설비의경제적표준수명을확정하는데에는어려움이있다. 본연구에서는육상풍력발전설비의경제적수명을설정하기위해최근선행연구 34) 을참고하여보수적인관점에서동일하게 20년으로적용하였다 계통한계가격 (SMP) 국내도매전력시장가격인계통한계가격 (System Marginal Price: SMP) 은신재생에너지발전사업자가전력시장으로부터보상받는현물시장가격으로발전사업자의주요수입원중하나이다. 현재 SMP는시간대별전력시장가격으로시간대별전력수요와전력공급여건 ( 발전및전력계통상황 ) 등에의해가격이결정되고있다. 발전단가추정에적용할수있는 SMP 기준은크게두가지가있다. 첫번째방법은미래 SMP 가격전망이불확실성이크기때문에현재의 SMP 수준을미래전망기간동안고정하는방안이다. 또다른방법은미래불확실성에도불구하고 SMP 가격을전망하는것이다. 전력수급관련한국가계획으로는전력수급기본계획이있으며, 현재제9차계획이마련중이다. 이에대한구체적내용이공개되어있지않는관계로이전에공표된제8차전력수급기본계획에기반하여 SMP 가격을전망할수있다. 다만, 이러한미래가격전망에활용된연료전망가격, 발전설비건설계획, 발전기예방정비기간등의변수에대한객관성과신뢰성을확보하는데어려움이존재한다. 본연구는타선행연구와의일관성유지를위해첫번째방법을선 34) 신 재생에너지백서 (2018), 육상풍력발전설비기술적수명 20 년 제 2 장선행연구및연구방법론 29

50 택하였으며향후연구에서는두방법을비교분석하여적용하는방안을검토할필요가있을것으로판단된다. 따라서, 현재수준의 SMP 기준으로 2020년도 RPS 상반기장기고정가격입찰등에활용되는 SMP 기준가격 ( 육지지역 ) 인 89.98원 /kwh을사용한다 신재생에너지공급인증서 (Renewable Energy Certificates; REC) 35) 현재국내신재생에너지공급인증서는신재생에너지공급의무자에의해자체건설, 고정가격계약, 외부구매 ( 현물시장및자체계약 ) 방식에의해구매된다. 고정가격계약은자체계약, 선정계약, 소형태양광으로구분된다. 따라서신재생에너지공급인증서가격은시장과유형별로각각다르게결정된다. 현재활용가능한최신 REC 관련자료는고정가격계약을제외한자체건설과외부구매에대한 2019년도공급인증서기준정산가격인 66,663원 /MWh이므로이수치를 LCOE 산정시전제조건으로적용하고자한다. 다만, 특히태양광발전의경우신재생에너지발전사업자가고정가격계약을선호하고있고이계약방식이확대되고있으므로향후 LCOE를산정함에있어선정계약과소형태양광에대한고정가격계약시도출된기준정산가격을적용하는방법을고려할필요가있다. 풍력발전의경우에는발전공기업의 SPC 사업에서이용되는 REC가평균 80 원 /kwh임을고려하여 70원 /kwh, 80원 /kwh을각각분석에적용하였다. 35) 공급인증서발급대상설비에서공급되는전력량에가중치를곱하여 MWh 단위를기준으로발급하며발전사업자가신 재생에너지설비를이용하여전기를생산 공급하였음을증명하는인증서로공급의무자는공급의무량에대해신 재생에너지공급인증서를구매하여충당할수있음, 한국에너지공단공급의무화 (RPS) 홈페이지 30

51 폐모듈처리비용 현재국내태양광발전설비를건설및운영하는데있어발전소가동 이후폐모듈처리와관련된발전소철거비용에대한고려를하지않고 있다. 하지만, 일본의경우 10kW 이상의태양광발전에대해태양광발 전폐기물처리와관련하여비용의적립의무화를추진하고있으며, 2018 년도 FIT 조달가격산정에서는폐기비용을 0.4 엔 /kwh (20 넌회 수기준 ) 으로책정하여반영하고있다. 36) 미국뉴욕주의경우, 태양광발 전설치가이드북을통해발전소폐지에대한적절한비용마련방안을 강구할것을요구하고있으며 2016 년도기준으로추정된폐지비용은 $30/kW 수준이었다. 37) 폐모듈은기술개발에의해향후재활용 (recycling) 의가능성도있다. 이에많은국가들이폐기물규모를줄이거나이를재활용하기위해많 은노력을기울이고있기때문에현단계에서폐모듈처리방안을예단 하는것은쉽지않다. 이러한현실을고려한보수적관점에서접근할 경우외국의경우처럼일부폐기물처리비용을반영하는것이타당할 수있어본연구에서도외국사례를준용하여반영하고자한다. 다만, 우리나라에서도 2023 년이후에는태양광모듈에생산자책임재활용제 도를도입하는것으로알려져있어 38) 이렇게된다면폐기물처리비용 을별도로반영할필요는없을것으로예상된다. 36) 資源エネルギー庁 年 11 月 21 日. 太陽光発電設備の廃棄対策について ( 일본통산산업성자원에너지청, , 태양광발전설비폐기대책 ) 37) Decommissioning solar panel systems, New York Energy Research and Development, ) 산업통상자원부보도설명자료 ( 27 년까지발생되는폐모듈은현재구축중인재활용센터를통해처리가능하며, 중장기적으로는기술이전등을통해민간주도재활용산업활성화를추진할계획 ( 국민일보 10.7 일자보도에대한설명 )), 제 2 장선행연구및연구방법론 31

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53 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 1. 태양광발전설비원가조사 우리나라에설치되고있는사업용태양광발전소의설비용량은 10kW에서 3MW 이상까지다양하다. 발전사업자는신재생에너지로생산된전력을통해지급된 REC( 신재생에너지공급인증서 ) 에서가중치를가산한수익을얻게된다. 태양광의경우설비용량에따라가중치가차등되며, 이는규모에따른경제성을고려해서소규모태양광발전사업자를확대하기위해서이다. 2020년기준으로태양광 REC 가중치체계는일반부지의경우 1.2(100kW 미만 ), 1.0 복합 (100kW부터), 0.7 복합 (3MW 초과부터 ) 로분류되어있다. 39) 이에근거하여본연구에서는표준태양광발전설비용량을 100kW, 1MW, 3MW로설정하여규모별발전설비원가를조사하였다 태양광원가분석전제조건 설치유형태양광발전설비의설치유형은신재생에너지설비의지원등에관한지침 40) 에서확인되는신재생에너지발전설비원별시공기준에따라지상형, 건물형과수상형으로나뉘며, 세부적으로는 < 표 3-1> 과같이 39) 1.0 복합은, 예를들어, 120kW 의경우 100kW 까지 1.2REC 를받고나머지 20kW 에대해서 1REC 를받음을의미. 40) 신 재생에너지설비의지원등에관한지침의별표 1 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 33

54 분류된다. 지상형태양광발전설비는일반지상형, 산지형과농지형으로나뉘며건물형은일반건물옥상에설치하는건물설치형, 지붕이나외벽에밀착하여설치하는건물부착형, 그리고 BIPV(Building Integrated Photovoltaic System) 시스템 41) 과같이건축부자재의역할을하는건물일체형으로구분된다. 수상형은강이나댐, 바다의수면위에부유식으로설치하는유형이다. 본연구에서는사업용태양광발전설비로보급률이가장높은일반지상형을분석대상으로하여, 위에서언급한설비규모별로비용조사를진행하였다. < 표 3-1> 태양광설비설치유형별구분 지상형 설치유형 일반지상형 산지형 농지형 세부내용표면에고정하여설치하는것으로서산지관리법및농지법의적용을받지않는태양광설비의유형 산지전용허가 ( 신고 ) 또는산지일시사용허가등산지관리법에따른인 허가등을받아설치하는태양광설비의유형 농지전용허가 ( 신고 ) 또는농지의타용도일시사용허가등농지법에따른인 허가등을받아설치하는태양광설비의유형 건물형 건물설치형건물부착형건물일체형수상형 건축물옥상등에설치하는태양광설비의유형 건축물경사지붕또는외벽등에밀착하여설치하는태양광설비의유형 태양광모듈을건축물에설치하여건축부자재의역할및기능과전력생산을동시에할수있는태양광설비 댐건설및주변지역지원등에관한법률제 2 조에따른댐, 전원개발촉진법제 5 조에따라전원개발사업구역으로지정된지역의발전용댐, 농어촌정비법제 2 조의농업생산기반정비사업에따른저수지및담수호와농업생산기반시설로서의방조제내측, 산업입지및개발에관한법률제 6 조내지제 8 조에따른산업단지내의유수지, 공유수면관리및매립에관한 41) 태양광에너지로전기를생산하여소비자에게공급하는것외에건물일체형태양광모듈을건축물외장재로사용하는태양광발전시스템 34

55 설치유형세부내용법률제2조에따른공유수면중방조제내측위에부유식으로설치하는태양광설비유형자료 : 신 재생에너지설비의지원등에관한지침, [ 별표1] 신 재생에너지설비원별시공기준 설치형태 태양광발전설비는설치형태에따라고정형과경사각이나고도를움직일수있게하는경사가변형, 방향이나각도변화에따라최적효율을추적하는추적형으로분류되며각형태에따른장단점은 < 표 3-2> 과같다. 본연구에서는설치와시공이용이하고, 초기설치비용이다른형태에비해낮고, 구조적안정성과사고가능성이낮아보급률이가장높은고정형을태양광발전표준설비로설정하였다. < 표 3-2> 태양광발전설비설치형태에따른장단점 장점 고정형경사가변형추적형 - 초기설치비낮음 - 하부공간활용가능 - 구조적안전 - 사고가능성이낮음 - 고정형대비발전효율이높음 - 고정형대비발전효율이높음 - 추적장치병렬제어로운전효율이높음 - 경사지설치가능 단점 - 다른형태대비발전효율이낮음 - 고정형대비설치범위가큼 - 구조적안정도가낮음 - 하부공간활용이제한적 - 고정형대비설치범위가큼 - 구조적안정도가낮음 - 설치및운영교육필요 - 보수비용이높음 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 35

56 조사항목조사항목은발전설비비용 (CAPEX) 과연간운영유지비용 (OPEX) 으로구분하며, 발전설비비용은직접비, 간접비와토지비로나뉜다. 직접비는모듈, 인버터, 접속반, 수배전반, 모니터링, 토목공사, 구조물공사, 전기공사 ( 전기실포함 ) 를포함한직접재료비와설치와시공에투입되는인력에대한직접노무비로구분된다. 간접비는태양광발전설비를개발하는단계에서필수적으로투입되는설계와감리, 개발행위인허가, 지역발전비, 진단과검사, 일반관리비, 금융비용, 보험료등을포함한다. 지역발전비는일반적인주민수용성확보와관련한비용으로지역별편차가커표준화가어렵기때문에조사항목에서는제외하였다. 지역별주민수용성확보여부가재생에너지보급에많은영향이미치기때문에향후이를객관적으로산정하는연구를통해총설비비용에반영할필요가있다. 각부문별세부내역은 < 표 3-3> 과같다. < 표 3-3> 태양광발전설비비용조사항목 구분항목조사항목모듈, 인버터, 접속반, 수배전반, 모니터링, 토목공사, 구직접재료비조물공사, 전기공사 ( 전기실포함 ) 직접비모듈, 인버터, 접속반, 수배전반, 모니터링, 토목공사, 구직접노무비조물공사, 전기공사 ( 전기실포함 ) 간접비 설계및감리, 개발행위인허가, 지역발전비, 진단및검사, 일반관리비, 기타사업비 ( 금융비용, 보험비용, 기타 ) 토지비 매입비, 임대비 ( 연간 ) 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 36

57 연간운영유지비용은전기사업법의전기안전관리자선임기준에따른인건비용, 발전시설안전에대한보험비용, 유지관리및보수비용, 인버터수명주기에따른인버터교체비용을조사항목으로설정하였다. 전기안전관리자선임비용은법적기준에따라외부위탁인경우와상주하는경우를구분하였다. < 표 3-4> 태양광연간운영유지비용조사항목 구분 항목 비고 전기안전관리자선임비용 외부위탁일경우연간계약비용 직접비 보험료유지관리및보수비용 ( 세척, 수리, 기타등 ) 인버터교체비용 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 1.2. 태양광세부항목별정의및필요성검토 태양광발전설비항목별정의 태양광발전설비비용조사에앞서세부항목별정의가정리될필요가있다. 한국표준산업분류 42) 에서는태양광발전시스템개별부품에대해서 < 표 3-5> 와같이정의하고있으며, 본연구에서는세부항목별내용에근거하여비용조사를시행하였다. 42) 한국표준산업분류 KS C IEC 61836:2014 태양광발전에너지 - 시스템용어 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 37

58 번호항목내용 태양광발전모듈 인버터 결선한태양전지를주위환경으로부터완벽하게보호할수있도록만든조립체의최소단위 직류 (DC) 전기를교류 (AC) 전기로변환시키는전자장치의하나 접속함 내부에보호소자를달수있는회로가전기적으로연결되어있는함 b) 직류간선케이블 발전부의접속함과인버터를연결하는케이블 c) 스트링케이블 d) 급전케이블 전력조절기 < 표 3-5> 태양광발전설비항목별정의 가대 ( 지지구조 ) 태양광발전모듈과모듈을연결하여스트링을이루게하는케이블 인버터와전기설비로구성된배전회로를연결하는케이블 전기를수요측에서요구하는형태로전환하는데사용되는장비태양광발전모듈이나패널 (panel) 또는어레이가설치되는구조물 자료 : 한국표준산업분류 KS C IEC 61836:2014 태양광발전에너지 - 시스템용어 태양광발전설비항목별관련규정국내태양광발전설비는신재생에너지설비의지원등에관한지침상 43) 의태양광설비시공기준을준수해야한다 (< 표 3-6> 참조 ). 관련규정을보면태양광발전설비를설치할경우전기사업법과전기공사업법의전기설비기술기준, 건축구조기준등을따라야한다고명기되어있다. 이에본연구에서는관련규정에근거하여태양광발전설비를설계하고, 설치및시공에필요한세부비용을조사하였다. 43) 태양광발전설비는신 재생에너지설비의지원등에관한지침상의 [ 별표 1] 태양광설비시공기준 ( 나. 공통준수사항 ) 38

59 품목 모듈 인버터 접속함 지지대 볼트, 너트, 와셔 ( 볼트캡포함 ) 전기배선 모니터링설비 < 표 3-6> 태양광발전설비항목별관련규정 관련규정 - 한국산업표준 ( 이하 KS ) 에따른인증제품 ( 수상형태양광모듈의경우에는고내구성 친환경제품 ) 을설치 - 단위모듈당용량에따라설계용량과동일하게설치할수없는경우에는설계용량의 110% 범위내에서설치가능 - 태양광발전용인버터 ( 이하 인버터 ) 는 KS 인증제품을설치 - 인버터의설치용량은사업계획서상의인버터설계용량이상 - 인버터에연결된모듈의설치용량은인버터설치용량의 105% 이내이어야하며각직렬군의태양전지개방전압은인버터입력전압범위안에있어야한다. 접속함및접속함일체형인버터는 KS 인증제품을설치 - 지지대는다음각호의재질로제작 - 지지대간연결및모듈-지지대연결은가능한볼트로체결하되, 절단가공및용접부위 ( 도금처리제품한정 ) 는용융아연도금처리를하거나에폭시-아연페인트를 2회이상도포가용융아연또는용융아연-알루미늄-마그네슘합금도금된형강 ( 단, 수상형의경우별도규정준수 ) 나스테인리스스틸 ( 이하 STS ) 다알루미늄합금 - 용융아연도금 ( 단, 수상형은제외 ), STS, 알루미늄합금재질 ( 볼트캡은플라스틱재질도가능 ) 로하고볼트규격에맞는스프링와셔또는풀림방지너트로체결 - 모듈에서인버터에이르는배선에사용되는케이블은모듈전용선또는단심 (1C) 난연성케이블 (TFR-CV, F-CV, FR-CV 등 ) 을사용하여야하며케이블이지면위에설치되거나포설되는경우에는피복에손상이발생되지않게가요전선관, 금속덕트또는몰드등을시설 - 계측설비별요구사항계측설비요구사항인버터 CT 정확도 3% 이내전력량계정확도 1% 이내 - 측정및모니터링항목구분모니터링항목데이터 ( 누계치 ) 측정항목 태양광 일일발전량 (kwh) 24 개 ( 시간당 ) 생산시간 ( 분 ) 1 개 (1 일 ) 인버터출력 자료 : 신 재생에너지설비의지원등에관한지침, [ 별표1] 신 재생에너지설비원별시공기준 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 39

60 1.3. 태양광발전설비주요기자재조사대상 모듈모듈은신재생에너지설비의지원등에관한지침에따라 KS인증제품중에서결정질태양광모듈을기준으로하며, 한국에너지공단에서선정한결정질모듈인증제품 3,962개품목 44) 을바탕으로대상규격을검토하였다. < 표 3-7> 에서연도별인증제품출력 (W) 을보면해가거듭될수록고출력부문으로의인증제품수가증가하고있는것을알수있다. 이를통해인증업체에서고효율제품을지속적으로개발하고인증받는다는것을알수있다. 이에본연구에서는 2020년기준으로 400W ~ 450W 구간이가장높은비중을차지하는것을고려하여출력이 400W 이상의모듈을조사대상으로선정하였다. 인증년도 200W 이하 250W 이하 < 표 3-7> 출력 (W) 구분별연도별인증제품수 300W 이하 350W 이하 출력 (W) 구분 400W 이하 450W 이하 500W 이하 550W 이하 합계 ( 단위 : 개, %) 주요품목비중 % % % % % % % % % 44) 조사시점인 2020 년 4 월 8 일기준, 유효기간만료제품포함 40

61 인증년도 200W 이하 250W 이하 300W 이하 350W 이하 출력 (W) 구분 400W 이하 450W 이하 500W 이하 550W 이하 합계 주요품목비중 % % % % % 합계 ,692 주1: 주요품목비중 : 규격별인증제품수가 40% 이상인규격의비중주2: 음영부분은해당년도의최빈값을의미자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 태양광모듈을선정하는데있어출력과함께고려해야할요소는모 듈의효율이다. 정부는 2020 년부터태양광모듈 17.5% 최저효율제를 도입하여시행중이다 45). 이에따라한국에너지공단에서는신재생에너 지보급사업공고시모듈제한규격 ( 정격효율 17.5% 이상 ) 46) 을준용하 여시행하고있다. 따라서본연구에서는정부지침을반영하여모듈 효율이 17.5% 이상인제품을조사대상으로설정하였다. 모듈제품조사결과인증기간이유효하고효율이 17.5% 이상의인 증제품은 897 개이며, 정격출력이 400kW 이상인제품은 236 개로국내 산이 154 개품목, 중국산이 82 개를차지한다 (< 표 3-8>). 해당제품을 조사대상으로하여설비규모 (100kW, 1MW, 3MW) 에따른모듈공급 가격을조사하였다. 236 개품목을취급하고있는업체는총 24 개업체 이며 (< 표 3-9>), 가장많은규격을취급하고있는곳은 ( 주 ) 탑선, 한화 솔루션주식회사순으로조사되었다. 45) 산업부보도자료 ( ), 20 년부터태양광모듈 17.5% 최저효율제도입 46) 한국표준산업분류 KS C 8561:2020 에서는모듈효율을 17.5% 이상으로제한하고있음 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 41

62 < 표 3-8> KS 인증제품유효기간내정격출력 18% 이상태양광모듈인증제품수 출력구분 인증제품수 한국중국멕시코대만합계 비율 100kW 미만 % 100kW이상 ~ 200kW미만 % 200kW이상 ~ 300kW미만 % 300kW이상 ~ 400kW미만 % 400kW이상 ~ 500kW미만 % 500kW이상 % 합계 % 비율 61.5% 37.8% 0.2% 0.4% 100.0% 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 개, %) 비고 조사대상 < 표 3-9> 모듈조사대상업체및인증제품수 ( 단위 : 개 ) 순제조국별인증제품수업체명번한국중국합계비율 취급규격 1 탑선 % 475kW~535kW 2 한화솔루션주식회사 % 400kW~450kW 3 캐나디안솔라아이앤씨 % 400kW~440kW 4 한솔테크닉스 % 400kW~425kW 5 LG전자 % 400kW~420kW 6 ( 주 ) 신성이엔지 % 400kW~440kW 7 ( 주 ) 네오테크 % 415kW~440kW 8 주식회사스틴 % 400kW~410kW 9 한화큐셀앤드첨단소재 ( 주 ) % 400kW~420kW 10 현대그린에너지주식회사 % 400kW~410kW 11 현대에너지솔루션 ( 주 ) % 405kW~420kW 42

63 순제조국별인증제품수업체명번한국중국합계비율 취급규격 12 ( 주 ) 솔라파크코리아 % 410kW~430kW 13 현대중공업그린에너지 ( 주 ) % 400kW~410kW 14 진코솔라코리아 % 400kW~405kW 15 제이에이솔라코리아 ( 주 ) % 400kW~405kW 16 현대글로벌주식회사 % 405kW~415kW 17 ( 주 ) 라이젠코리아 % 405kW~410kW 18 ( 주 ) 피브이케이 % 400kW~405kW 19 썬텍코리아 % 400kW~405kW 20 아스트로너지쏠라코리아 % 400kW 21 에이치솔라주식회사 % 400kW 22 에이케이콤코리아 ( 주 ) % 410kW 23 ( 주 ) 피비피 % 400kW 24 ( 주 ) 이에스시스템 % 400kW 합계 비율 65.3% 34.7% 100% 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 인버터본연구에서조사하는인버터규격은설치용량 100kW 기준으로한다. 이는국가기술표준원에서고시하는정격출력별구분으로보면중대형인버터에해당한다 (< 표 3-10>). 조사제품은신재생에너지설비의지원등에관한지침에규정된 KS인증제품을대상으로한다. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 43

64 < 표 3-10> 정격출력별인버터의구분 구분 정격출력 국가표준 비고 마이크로인버터 1kW미만 KS C 8560 소형인버터 1kW초과 ~ 10kW이하 KS C 8564 중대형인버터 10kW초과 ~ 250kW이하 KS C 8565 조사대상 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 표준개발협력기관인한국에너지공단홈페이지에등록된신재생에너지설비 KS인증제품수는 96개이며, 용량별제품수는 < 표 3-11> 과같다. 등록된품목중정격용량이 30kW ~ 50kW인제품수가 33개 (34.4%) 로가장많고, 본연구의조사대상인 70kW를초과하는제품수는 14개 (14.6%) 로낮은수준이다. < 표 3-11> 정격용량별인증제품수 정격용량 (kw) 구분 인증제품수 비중 20kW이하 20개 20.8% 20kW초과 ~30kW이하 19개 19.8% 30kW초과 ~50kW이하 33개 34.4% 50kW초과 ~70kW이하 10개 10.4% 70kW초과 ~100kW이하 12개 12.5% 100kW초과 2개 2.1% 합계 96개 100.0% 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 중대형인버터제조업체 ( 총 96개 ) 중국내업체는 11개로가장많고, 중국이 5개, 헝가리 1개, 이탈리아 1개순으로등록되어있다 (< 표 3-12>). 수입산의경우최대용량이 52kW로대규모 (1MW) 이상의설비규모에는적용하기에제한적이므로조사대상에서제외하였다. 44

65 < 표 3-12> 중대형인버터취급업체별인증제품및취급용량, 제조국 순번 업체명 인증제품수 취급정격용량 (kw) 제조국 1 디아이케이 19(3) 개 15kW~103.5kW 2 헥스파워시스템 ( 주 ) 16개 10.5kW~100kW 3 다쓰테크 14(5) 개 15kW~105kW 4 ( 주 ) 에코스 13개 11kW~100kW 5 지투파워 ( 주 ) 11개 11kW~100kW 6 동양이엔피 3(2) 개 22kW~50kW 한국 7 금비전자 ( 주 ) 2(2) 개 36kW~50kW 8 알에스오토메이션 ( 주 ) 1개 100kW 9 윌링스 1개 99.3kW 10 유니테스트 1(1) 개 50kW 11 ( 주 ) 파워넷 1개 10.5kW 12 ( 주 ) 동이에코스 4개 10.6kW~52kW 중국 13 하임전자주식회사 3개 20kW~50kW 중국, 헝가리 14 한솔테크닉스 2(1) 개 34kW 15 ( 주 ) 신성이엔지 1개 10.5kW 중국 16 에스앤피글로벌주식회사 1개 40kW 17 ( 주 )ABB코리아 3개 20kW~50kW 이탈리아 합계 96 주 : ( ) 는접속반일체형인버터수 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 접속함 태양광접속함은국가기술표준원에서고시 47) 하는기준에따라소형 (3회로이하 ) 과중대형 (4회로이상 ) 으로구분하며 2020년기준으로국내에는총 65개의품목이인증되어있다. 접속반비용조사는신재생에너지설비의지원등에관한지침에따라한국에너지공단홈페이지에 47) 국가기술표준번호 KS C 8567 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 45

66 등록된신재생에너지설비 KS인증제품을대상으로한다. 제품규격은태양광발전설비용량 (100kW 이상 ) 을고려하여중대형을대상으로조사하였다. 단, 인버터일체형접속함은인버터가격조사에반영되므로제외하였으며최종적으로는 35개품목에한하여조사하였다. < 표 3-13> 접속함구분에따른조사대상수 ( 단위 : 개 ) 제조국구분규격한국중국합계소형병렬스트링 3회로이하 비고 중대형병렬스트링 인버터일체형접속함 회로이상접속함 조사대상 합계 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 조사대상 35개품목은 4CH ~ 24CH까지총 12개인증규격으로구분하며, 국내에서는총 15개업체에서취급을하고있다. 인증제품수가가장많은업체는 ( 주 ) 엠알티이며, 인증제품규격 (5규격) 을많이보유한업체는 에코스이다. < 표 3-14> 업체별중대형접속반조사대상인증제품수및취급규격 ( 단위 : 개 ) 순번 업체명 인증제품수 인증규격 (CH) 1 ( 주 ) 대경산전 ( 주 ) 대연씨앤아이 ( 주 ) 동이에코스 4 8, 12, 16, 20 4 ( 주 ) 미래이앤아이 ( 주 ) 에코스 7 8, 12, 16, 20, 24 6 ( 주 ) 엠알티 8 8, 12, 16, 20 46

67 순번 업체명 인증제품수 인증규격 (CH) 7 ( 주 ) 일강케이스판 3 8, 16, 24 8 ( 주 ) 정우엔지니어링 ( 주 ) 제이루트 ( 주 ) 키스톤에너지 주식회사대은 2 9, 주식회사코텍에너지 1 6, 지투파워 ( 주 ) 1 6, 9, 한양전공 2 6, 9 15 헵시바 ( 주 ) 1 11, 20 합계 35 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 1.4. 태양광규격별발전설비주요기자재비용조사 태양광주요기자재조사결과 1) 모듈 KS인증제품기준효율 17.5%, 정격용량 400W 이상모듈을취급하는 24개업체를대상으로조사한결과 13개업체에서응답하였고, 조사결과는 < 표 3-15> 와같다. 연구의목적에따라태양광설비규모별모듈가격구분하기위해거래규모기준으로조사하였다. 총 28개모듈에대한가격정보가회수되었고, 가장많이회수된 400W 모듈을원가산정에반영하였다. 회수된결과에서제조국인한국과중국의모듈가격의차이는평균 79% 수준으로확인이되었으며, 이는국가별생산규모에따른것으로판단된다. 국내산과중국산의가격을비교해보면, 3MW 유틸리티급기준으로국내산모듈가격은 381원 /Wp로, 중국산가격 (312원/Wp) 대비약 18% 높은것으로확인된다. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 47

68 < 표 3-15> KS 인증모듈가격조사결과 (400W, 효율 17.5% 이상 ) Wp 당가격 정격출력 (W) 전체 제조국 회수 거래규모별 Wp 당평균단가 100kW 1MW 3MW 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 평균 한국 중국 합계 한국 % 100% 100% 가격비중국 18 81% 78% 78% 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 원 /Wp) 비고 적용 48

69 2) 인버터중대형인버터는 14개업체를대상으로조사하였으며, 5개업체에서총 22개규격에대한가격정보가회수되었다. 본연구에서는 100kW 이상설비용량에대해원가를산정하므로조사된규격중최상위규격인 100kW와 103.5kW 인버터가격의평균을반영하였다. 또한, 설비규모별가격할인을적용하기위해제조사로부터제공받은규모별공급가격을반영하여원가에적용하였다. < 표 3-16> 100kW 인버터평균가격산출표 ( 단위 : 원 / 대 ) 항목 조사규격모델명규격 (kw) 단가 DPTH-W100LE ,500,000 인버터 H3100SOD ,000,000 GTL ,500,000 평균가 11,000,000 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 거래규모별가격비율 100kW 11,000, % 1MW 10,000, % 3MW 9,500, % 항목설비규모 100kW 급단가 인버터 (***-33100K-OD-** 모델기준 ) < 표 3-17> 설비규모별인버터가격산출표 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 원 / 대 ) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 49

70 3) 접속반중대형접속반조사는병렬스트링 4회로이상인제품을대상으로하며, 조사가완료된접속함은 7규격 (4CH ~ 20CH) 으로총 23개품목이조사되었다. 조사결과는 < 표 3-18> 와같으며, 5CH은 4CH 대비가격이낮은것으로조사되었는데이는외함을구성하는재질의차이로인한것으로확인되었다. 본연구는 100kW 이상의설치규모를대상으로하고있으므로조사된품목중 20CH 가격을원가에적용하였다. 설비규모별가격은조사된규격별접속반가격에서거래규모별가격대를제출한업체를기준으로가격비율을적용하여산출하였다 (< 표 3-19>). < 표 3-18> 접속반규격별단가조사결과 ( 단위 : 원 / 대 ) 구분 회로수 (CH) 회수 최저가 최고가 평균가 비고 , , , , , ,000 재질차이 , , ,000 접속반 ,000 1,400,000 1,093, ,000,000 2,600,000 1,641, ,120,000 2,700,000 1,935, ,200,000 2,800,000 1,982,857 적용 합계 23 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 50

71 거래규모별가격비율 100kW 1,982, % 1MW 1,883,714 95% 3MW 1,784,571 90% 항목설비규모단가 접속반 (**-JBNT-20-** 모델기준 ) < 표 3-19> 설비규모별접속반가격산출표 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 원 / 대 ) 1.5. 태양광발전설비설계에따른구조물및토목공사, 전기공사비용 조사 태양광발전설비설치면적조사 태양광모듈설치면적은 5개업체에서생산하는 400W 모듈의평균규격을검토하여단위길이 ( 세로 2,020mm, 가로 1,010mm) 를반영하였으며, 100kW 기준으로모듈 250매, 모듈간거리 5mm를가정하여산출했다. 산출된모듈의종횡길이를기준으로 100kW급태양광모듈설치면적을산정한결과약 m2 (134.5평) 로도출되었다. < 표 3-20> 400W 단위모듈규격산출표 항목 모델명 규격 W(mm) D(mm) HS400UD-HH2 2,018 1, ,018 1,010 LG400S2W-U5 2,024 1, ,024 1,024 SS-DM400MB 1,002 2, ,010 1,002 모듈 Jkm400M-72H 2,008 1, ,008 1,002 JIM400M-72H-TV 2,031 1, ,031 1,008 평균 2,018 1,009 적용규격 2,020 1,010 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 51

72 항목 < 표 3-21> 100kW 발전설비모듈설치면적 설치수량 (EA) 모듈길이 (mm) 모듈간거리 (mm) 전체길이 (mm) 설치길이 (W) ,245(A) 설치길이 (D) ,390(B) 100kW 기준모듈설치면적산출 (m²) (A B) 주 : 설치길이 (W,D) = 설치수량 모듈길이 + 모듈간거리 ( 설치수량-1) 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 100kW급태양광발전설비전체설치면적은어레이와설치각도 30도를반영하여산출하였다. 또한, 모듈설치면양측에어레이간면적을동일하게적용하였으며, 기타구조물 ( 인버터, 접속반, 배전반, 배수로등 ) 의설치와그외부분을반영하였다. 최종적으로여유면적을 10% 반영한설치규모별필요면적은 < 표 3-22> 과같으며, 100kW급태양광발전설비기준약 296평의면적이필요한것으로도출되었다. 이는태양광모듈의효율이증대됨에따라모듈의크기가감소하는경향이있기때문에장기적으로모듈에대한기술개발이지속됨에따라필요면적은감소할것으로예상된다. < 표 3-22> 태양광발전설비설치규모별필요면적산출 설치용량 100kW 1MW 3MW 비고 모듈어레이설치면적 (m²) , , A 모듈간격수 B 100kW 기준모듈어레이간격면적 (m²) C 모듈어레이간격면적 (m²) , , D=B C 총모듈어레이설치면적 (m²) , , E=A+D 여유면적 (10%) , F=E 10% 필요면적 (m²) , , G=E+F 필요면적 ( 평수 ) 296 2,968 8,875 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 52

73 구조물수량산출태양광발전설비구조물은조달청나라장터종합쇼핑몰에등록되어있는구조물 ( 고정형 ) 배치도면 48) ([ 그림 3-1]) 을기준으로앞서조사된표준모듈규격을반영하여산출하였다 (< 표 3-23>). 구조물비용은규모별로산출된세부항목별수량을근거로하여조달청나라장터종합쇼핑몰에제시되어있는가격을적용하여산출하였다. [ 그림 3-1] 모듈지지대설치측면도 자료 : 조달청나라장터종합쇼핑몰태양광발전장치세부품목번호 : , ㅁ형지지대 48) 조달청나라장터종합쇼핑몰, 태양광발전장치세부품목번호 : , ㅁ형지지대 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 53

74 < 표 3-23> 태양광규모별구조물수량산출표 항목규격단위 산출수량 100kW 1MW 3MW ㅁ형강 T kg 2,051 20,385 61,096 C 형강 T kg 4,111 41, ,322 PLATE T kg 194 1,930 5,784 RIB T kg 146 1,447 4,338 볼트 M12 40L EA 272 2,704 8,104 너트 M12 EA 272 2,704 8,104 BASEPLATE T kg 582 5,790 17,351 무수축몰탈 400D 400W 100H m 케미컬앙카 M16 400L EA 272 2,704 8,104 잡철물제작설치철물설치 TON 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 토목공사수량산출태양광발전설비설치부지에대한토목공사는부지의형태및지목에따라큰차이가발생할수있다. 본연구에서는일반부지에설치하는것을전제로하기때문에수목제거및암반제거등을제외한기초적인터파기, 되메우기, 잡석지정, 배수관 (U형플륨관부설 ) 을반영하여각각의수량을산출하였다. 터파기는기초토사의정리를위한것으로적용하여높이 100mm기준을적용하였으며, 되메우기는터파기부피의 20% 를적용하였다. 잡석지정은높이 50mm, 배수관길이는토지경계면에설치되는것을고려하여대상면적을정사각형으로기준하였을때 4면길의합으로적용하였다. 최종적으로산출된토목공사수량산출표는 < 표 3-24> 와같으 54

75 며, 규모별토목공사비용은산출된수치와조달청기준표준공사비용 을반영하여도출하였다. < 표 3-24> 토목공사수량산출표 항목 100kW 1MW 3MW 비고 대상면적 (m²) , , A 터파기 / 토사 (m³) , B=A 0.1 되메우기 / 토사 (m³) C=B 0.2 잡석지정 (m³) , D=B 0.05 U형플륨관부설 (m) E= D 4 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 전기배선수량산출전기배선은조달청나라장터공고 49) 에포함된설계도면과한국방송공사본사의태양광발전설비구매설치도면 ([ 그림 3-2]) 을기준으로각각의접속구간에따라적용되는항목과규격을반영하여산출하였다. 산출된전기배선세부항목과수량은 < 표 3-25> 와같으며, 설비비용산정시필요수량과조달청나라장터종합쇼핑몰가격을적용하여산출하였다. 49) 조달청나라장터공고 경북테크노파크태양광발전장치설치용전기공사 (2020.6) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 55

76 [ 그림 3-2] 한국방송공사본사태양광발전설비구매설치도면 < 표 3-25> 태양광규모별전기배선수량산출표 항목 규격 단위 산출수량 100kW 1MW 3MW 비고 분전반 (LV) 저압연계 (380V) EA 폴리에틸렌 0.6kVF-CV4SQ1C 난연케이블 2 M 101 1,012 3,037 모듈-> 접속반 폴리에틸렌 0.6kVF-CV70SQ1 접속반-> 인버 M ,519 난연케이블 C 4 터 폴리에틸렌 0.6kVF-CV70SQ1 인버터-> 분전 M ,012 난연케이블 C 4 반 케이블덕트 M 152 1,519 4,556 모듈, 접속함, 인버터 접지용비닐접속함, 인버터 F-GV10SQ M 절연전선접지 접지동봉 L EA 접지 접지동판 T EA 접지 후렉시블전선관 16C M 101 1,012 3,037 접지, 모니터링 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 56

77 1.6. 태양광규모별발전설비직접비원가 ( 품셈기준 ) 직접비직접비는조사된태양광주요기자재단가및수량을토대로산출하였으며, 모듈, 인버터, 접속함, 모니터링, 구조물, 전기배선, 토목공사등 7개항목으로분류하였다. 표준품셈기준으로산출된비용은 < 표 3-26> 과같다. 50) 표준품셈기준에따른규모별직접비는각각 125.7백만원 (100kW 기준 ), 1,203.7백만원 (1MW 기준 ), 3,403.0백만원 (3MW 기준 ) 으로산출되었으며, 설비규모가커짐에따라단위비용 ( 백만원 /kw) 이감소하는것으로나타났다. 간접노무비비및기타경비는세부항목별직접비에조달청에서제시하는제비율을적용하여산출한다. 50) 20MW 이상설비는수배전반이아닌별도의변전소설비가필요하며, 전문업체조사결과해당설비의금액은 30 억원 ~ 35 억원정도로예상되나, 설치조건에따라편차가상이하여금액을정확히확인되지않고승압설비 ( 수배전반 ) 가변전소설비내포함하여시공하는것이일반적이라본연구에서는제외. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 57

78 설비규모품명규격 100kW 1MW 3MW < 표 3-26> 태양광설치규모별직접비집계표 직접재료비 직접노무비 ( 단위 : 백만원 ) 산출합계경비 모듈 400W(100kW 규모 ) 인버터 100kVA 이하 접속함 20CH 모니터링 구조물 전기배선 토목공사 합계 모듈 400W(1MW 규모 ) 인버터 100kVA 이하 접속함 20CH 모니터링 구조물 전기배선 토목공사 합계 ,203.7 모듈 400W(3MW 규모 ) 1, ,953.3 인버터 100kVA 이하 접속함 20CH 모니터링 구조물 전기배선 토목공사 합계 1, , ,403.0 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 58

79 제비율제비율은공사를진행함에있어직접비와수반되는비용으로직접적으로들어가는비용외에목적물을완성하기위해간접적으로소요되는비용이다. 본연구에서는조달청기준 51) 으로세부항목별 52) 제비율을적용하였으며, 최종적으로는공사규모및공사기간에따라보정하였다. 항목 간접노무비 < 표 3-27> 태양광설치규모별적용제비율표 적용기준 50 억원미만, 6 개월이하 태양광 100kW 1MW 3MW 적용요율 8.0% 적용기준 50 억원미만, 6 개월이하 적용요율 8.0% 적용기준 50 억원이상 300 억원미만, 6 개월이하 적용요율 7.6% 비고 직접공사비기준 기타경비 50억원미만 5.6% 50억미만 5.6% 직접공 50억원이상 300억원미만 6.8% 사비기준 산재보험료 모든공사모든공사모든공사 3.7% 3.7% 적용적용적용 3.7% 고용보험료 모든공사모든공사모든공사 0.9% 0.9% 적용적용적용 0.9% 건강보험료 1개월 1개월이상 1개월이상 3.3% 미만으로제외반영반영 3.5% 연금보험료 1개월 1개월이상 1개월이상 4.5% 미만으로제외반영반영 4.5% 노인장기요 1개월 1개월이상 1개월이상 10% 양보험료미만으로제외반영반영 10% 산업안전보 5억원이상 5억원미만 1.8% 건관리비 50억원미만 1.2% 50억원이상 1.2% 퇴직공제부 1개월이상 1개월이상해당없음 2.3% 금비반영반영 2.3% 일반관리비 50억원미만 6.0% 50억원미만 6.0% 50억원이상 300억원미만 5.5% 이윤 50억원미만 15.% 50억원미만 15% 50억원이상 300억원미만 12% 자료 : 조달청 건축, 산업환경설비공사원가계산제비율적용기준 51) 조달청 건축, 산업환경설비공사원가계산제비율적용기준 52) 간접노무비, 기타경비, 산재보험료, 고용보험료, 건강보험료, 연금보험료, 노인장기요양보험료, 산업안전보건관리비, 퇴직공제부금비, 일반관리비, 이윤 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 59

80 태양광규격별발전설비직접비원가직접비에서제비율을반영하여산출된태양광발전설비규모별원가는 < 표 3-28> 과같다. 100kW급의경우공사기간이 1개월이소요되지않는점을고려하여경비에해당하는비용중에서건강보험료, 연금보험료, 노인장기요양보험료, 퇴직공제부금비는제외하였다. 표준품셈기준에따른태양광발전설비규모별단가는 179.5만원 /kw(100kw), 178.8만원 /kw(1mw), 167.9만원 /kw(3mw) 로산출되었다. < 표 3-28> 태양광규모별발전설비원가집계표 ( 품셈기준 ) 재료비 노무비 경비 ( 단위 : 백만원 ) 구분 100kW 1MW 3MW 직접재료비 ,783.0 간접재료비 소계 ,783.0 직접노무비 ,578.9 간접노무비 소계 ,705.2 산출경비 산재보험료 고용보험료 건강보험료 연금보험료 노인장기요양보험료 산업안전보건관리비 퇴직공제부금비 기타경비 소계 설치원가 , ,

81 구분 100kW 1MW 3MW 일반관리비 이윤 총원가 , ,579.0 부가가치세 합계 , ,036.9 kw당설치비용 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 1.7. 태양광규격별발전설비직접비원가 ( 현장기준 ) 원가의조정범위및방법앞서산출된태양광설치규모별원가는모듈, 인버터, 접속반, 구조물, 전기배선등각각의표준품셈을적용한금액으로실제투입되는인력과차이가있을것이다. 원칙적으로는태양광시공시투입되었던공정표및투입인원을검토해야하나해당자료는업체의보유인력과보안등의이유로인해제한됨에따라한국에너지공단에서선정한 2019 년태양광보급사업참여기업을대상으로실제공사시소요되는인력을유선으로조사하여산출하였다. 조사된품은참여기업의시공실적을고려하여 100kW급태양광발전설비시공시소요되는인력을기준으로 kw당투입인력을환산하여산출하였으며, 투입인력은직접노무비에해당하므로해당비목에한하여적용하였다 실투입인력기준직접노무비산정 100kW 급태양광발전설비시공에투입되는실제인력을확인하기 위해태양광보급사업에참여하는 5 개업체에대해조사하였다. 각업 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 61

82 체별로응답한내용을바탕으로투입되는인력을기초및구조물, 전기공사로구분하여총투입인원과 kw당투입인원을산출하였다. 조사결과기초및구조물총투입인원은 62명이며, 전기공사부문의총투입인원은 24명으로산출되었다. 조사된업체를기준으로기초및구조물의해당범위는모듈, 인버터, 접속반, 구조물, 기초를설치하는업무에포함한다. 전기배선은모듈, 인버터, 접속반의연결및분전반및난연케이블, 접지동봉등의배전배선업무를포함한다. 원가산출시기초및구조물에모듈, 인버터, 접속반, 구조물의품에적용하고모듈간연결, 인버터와접속반연결을위한배전배선은전기배선품으로적용하였다. 표준품셈은항목별로적용되는품을각각명기하고있으나실제업체에서는기초및구조물, 전기공사로구분하여시공하고있다. 산출된인원을설비용량인 100kW로나누면 kw당기초및구조물은 0.62명, 전기공사는 0.24명으로확인된다 (< 표 3-29>). 기초및구조물은별도의자격사항이필요한부분이아니므로공사노임의보통인부, 전기공사는참여기업의전기공사업면허를고려하여전기공사기사를적용하였다. 53) 순번 < 표 3-29> 태양광 100kW 설치기준 kw 당투입인력산출표 업체 투입인원 ( 인 / 일 ) 기초및구조물 기간 ( 일 ) 총투입인원 ( 인 ) 투입인원 ( 인 / 일 ) 전기공사 기간 ( 일 ) 총투입인원 ( 인 ) 1 A ) 산출된 kw 당투입인원은제한적으로조사된참여기업의결과를바탕으로적용한것이므로추가적인조사를통한경우에는투입인원이변경될수있음. 62

83 기초및구조물 전기공사 순번 업체 투입인원 ( 인 / 일 ) 기간 ( 일 ) 총투입인원 ( 인 ) 투입인원 ( 인 / 일 ) 기간 ( 일 ) 총투입인원 ( 인 ) 2 B C D E 평균 kw당투입인원 자료 : 2019년보급사업참여기업업체기준자체유선조사취합결과 산출된 kw당투입인원을기존에설치규모별산정된원가내역에반영한결과는 < 표 3-30> 와같다. 3MW 기준으로직접노무비에해당하는전체비용은표준품셈기준이 1,504백만원, 실제투입인력기준이 447백만원으로산출되었다. 현장기준으로산정된직접노무비가표준품셈기준으로산정된비용의약 30% 수준으로산출되어차이가많은것으로나타났다. 본연구에서는정확한시장가격을반영하기위해직접노무비는현장기준으로산출된비용을최종원가에적용하였다. < 표 3-30> 태양광표준품셈및실투입인원기준직접노무비비교표 설비용량 100kW ( 단위 : 백만원 ) 직접노무비 품명 규격 단위 표준품셈기준 실투입인원기준 비고 모듈 400W(100kW규모 ) 식 31.2 인버터 100kVA 이하식 1.5 접속함 20CH 식 구조물 식 8.7 전기배선식 합계 % 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 63

84 설비용량 품명 규격 단위 표준품셈 기준 모듈 400W(1MW규모 ) 식 직접노무비 실투입인원기준 비고 인버터 100kVA 이하 식 MW 접속함 20CH 식 2.1 구조물 식 87.4 전기배선 식 합계 % 모듈 400W(3MW규모 ) 식 인버터 100kVA 이하식 접속함 20CH 식 6.1 3MW 구조물식 전기배선 식 합계 1, % 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 태양광규격별발전설비직접비원가 산출된실투입인원기준직접노무비를기존의제비율에적용한결과태양광규격별발전설비직접비원가는 < 표 3-31> 과같이산출되었다. 설비규모별로 121.1만원 /kw(100kw 기준 ), 117.1만원 /kw(1mw 기준 ), 107.4만원 /kw(3mw 기준 ) 으로도출되었다. 지금까지도출한직접비원가에서간접비 54) 에해당하는원가를합한값이태양광발전설비설치및시공에투입된총비용을확인할수가있으며, 이에대해서는후술에서면밀하게살펴보도록하겠다. 54) 설계및감리, 인허가, 진단및검사, 계통연계, 금융등 64

85 재료비 노무비 경비 < 표 3-31> 태양광규모별발전설비직접비원가집계표 ( 실투입기준 ) 구분 100kW 1MW 3MW 직접재료비 ,783.0 간접재료비 소계 ,783.0 직접노무비 간접노무비 소계 산출경비 산재보험료 고용보험료 건강보험료 연금보험료 노인장기요양보험료 산업안전보건관리비 퇴직공제부금비 기타경비 소계 설치원가 ,660.4 일반관리비 이윤 총원가 , ,929.6 부가가치세 합계 , ,222.6 kw당설치비용 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 백만원 ) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 65

86 2. 육상풍력발전설비원가조사 2.1. 육상풍력원가분석전제조건 설치조건 육상풍력발전설비설치조건은한국산업표준 (KS) 55) 의육상용중대형풍력터빈설계요구사항을고려하여회전자면적 200m2이상의육상용풍력터빈에적용한다. 설치위치는신재생에너지설비의지원등에관한지침에따라 < 표 3-32> 와같이명기하고있다. < 표 3-32> 풍력설비설치위치 1) 돌풍성의풍력을제외한양질의충분한풍력자원이있는곳에설치하여야한다. 2) 주변에풍속에방해가되는풍력설비보다높은건물및나무등이없는곳에설치하여야한다. 3) 주변의시설이나도로, 민가, 축사등이풍력타워의넘어짐에의해영향을받지않도록충분한이격거리를확보하여야한다. 자료 : 신 재생에너지설비의지원등에관한지침 [ 별표 1] 조사대상규격및항목 조사대상은국내 20MW 급육상풍력발전설비로설정하였다. 이는 여러가지규제로인해설치가어려운우리나라환경에서기설치된개 별육상풍력발전소의평균설비용량이약 13MW 56) 수준이며, 현재 55) 한국산업표준 (KS) KS C

87 수준의기술에따른터빈효율증가를고려했기때문이다. 조사항목은 발전설비와연간운영유지비용으로구분하였으며, 각항목별세부내역 은 < 표 3-33>, < 표 3-34> 와같다. < 표 3-33> 육상풍력발전설비조사항목 구분항목조사항목 직접비 직접재료비 직접노무비 터빈 ( 블레이드, 너셀포함 ), 타워, 토목공사, 전기공사 ( 전기실포함 ), 운송및설치, 모니터링 터빈 ( 블레이드, 너셀포함 ), 타워, 토목공사, 전기공사 ( 전기실포함 ), 운송및설치, 모니터링 간접비 사전개발비, 설계및감리, 개발행위인허가, 환경모니터링비, 진단및검사, 일반관리비 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 < 표 3-34> 육상풍력연간운영유지비용조사항목 구분조사항목비고 직접비 전기안전관리자선임비용보험료정기유지보수관리비용비정기 ( 수시 ) 유지보수관리비용 외부위탁일경우연간계약비용 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 56) 한국풍력산업협회 2018 Annual Report 에따르면, 2018 년도말기준운영중인육상풍력발전설비용량은 94 개소 1,227MW 임. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 67

88 2.2. 육상풍력세부항목별정의및필요성검토 풍력발전기의분류풍력발전기는회전축이바람이불어오는방향과평행하게설치되는수평축풍력발전기와수직으로설치되는풍력발전기로구분된다 (< 표 3-35>). 중대형풍력발전기의경우에는인증제품기준으로수평축풍력발전기에해당하기때문에본연구에서는이에해당하는기종을조사하였다. < 표 3-35> 풍력발전기의분류 구분수평축풍력발전기수직축풍력발전기 사진 회전축 - 바람방향과평행 - 바람방향과수직 특징 - 구조가간단하고설치가용이함 - 블레이드전면을바람방향에맞추기위해나셀을 360 회전시키는요잉 (yawing) 57) 장치가필요 대상자료 : 한국풍력산업협회홈페이지를참조저자직접작성 - 바람의방향에영향을받지않아요잉 (yawing) 장치가불필요 68

89 조사항목별정의 한국표준설비의육상용중대형풍력터빈설계요구사항 58) 을보면 설비관련세부항목에대해 < 표 3-36> 과같이정의하고있다. 각항목 은육상풍력발전단지를설계하고구축하는데중요하게고려해야할요 소이다. 본연구에서는개별항목별정의에대해검토하고, 이에근거 하여비용조사를진행하였다. 번호 항목 내용 3.21 수평축풍력터빈 로터회전축이풍향에평행한풍력터빈 3.22 허브 블레이드또는블레이드조립품을로터축에결합하기위한고정물 3.23 허브높이 풍력터빈로터중심의지상높이 3.29 나셀 3.35 송수전설비 < 표 3-36> 풍력터빈항목별정의 수평축풍력터빈에서타워상부에동력전달장치와그밖에장치를내장한곳 한대이상의풍력터빈단자와수전점사이를접속하는모든전기설비 3.39 정격출력 정상운전조건및외부조건하에서풍력터빈이공급하도록설계된최대연속출력 3.49 지지구조물 타워와기초로구성된풍력터빈의일부 3.60 풍력발전단지 그룹또는복수그룹의풍력터빈으로, 보통은풍력발전단지라고함 3.67 풍력발전시스템 바람의운동에너지를전기에너지로변환하는시스템 자료 : 한국표준설비, 육상용중대형풍력터빈설계요구사항 (KS C 8572:2015) 57) 요잉 (yawing) 장치는모든수평축발전기에사용되는시스템으로풍향의변화로발생하는요에러 ( 로터의회전면과풍향이수직되지않았을때에너지활용도가떨어지는현상을의미하며이때블레이드가플랩방향의앞뒤로휘어지는현상및로터의진동과피로하중이증가하는현상 ) 에대응하거나긴급상황시요에러를통해로터블레이드의회전속도를줄이기위하여필요한장치이며전기적제어장치에의해구동되고모터, 기어박스, 브레이크, 베어링등으로구성. 58) 한국표준설비, 육상용중대형풍력터빈설계요구사항 (KS C 8572:2015) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 69

90 설비항목별관련규정신재생에너지설비의지원등에관한지침상의풍력설비항목별시공기준은 < 표 3-37> 과같으며, 국내육상풍력발전설비는해당규정에의거하여설치하여야한다. 관련규정을상세히살펴보면전기사업법, 안전관리기준등에따른기준을명시하고있다 59). 이는자자체별내부규정에근거하여다를수있기때문에육상풍력발전사업자는사업부지에해당하는지자체의풍력발전설비관리규정을확인해야한다. < 표 3-37> 육상풍력발전설비항목별관련규정 항목 기초 타워 볼트, 너트, 와셔 ( 볼트캡포함 ) 발전기 나셀 관련규정 - 기초는충분한지내력을갖는지질구조위에설치되어야하며, 장기간의운전에도지반침하가발생하지않아야한다. - 형강류및기초지지대에포함된철판부위는용융아연도금처리또는동등이상의녹방지처리를하여야하며, 용접부위는방식으로처리하여야한다. - 발전기의운전중에과도한떨림이나진동이없도록충분한구조적강도를가져야한다. - 타워의높이는회전하는날개에의해지상의사람이나시설등에손상을입히지않도록충분히높아야한다. - 용융아연도금처리또는동등이상의녹방지처리하여야한다. - 회전자는허브에정상적인조립순서로조립하고, 정해진토크로체결하여야한다. - 허브와주축간연결은설계도면상에정해진토크로체결해야하며, 나셀내외부의각종센서및낙뢰장치는적절한위치에설치하여야한다. - 발전기회전부는작업자의안전을고려하여덮개로보호해야한다. - 주요구성기기와제어반변압기등은정상위치에안정적으로 59) 제주도의경우내부풍력발전설비관리규정을통해육상풍력발전설비를효율적이고안전하게운영관리하고있음. 70

91 항목전기배선인버터모니터링설비 관련규정고정하여야한다. - 각종유압장치나냉각장치등에서누유나누수등이발생하지않아야하며, 유압매체나냉각수의수위및윤활유등이적정하여야한다. - 나셀내부의회전부는작업자의안전을고려하여차폐하여야한다. - 풍력발전기에서옥내에이르는배선에쓰이는전선은 CV선또는 TFR-CV선을사용하여야하며, 전선이지면을통과하는경우에는피복에손상이발생되지않게별도의조치를취해야한다. - 전기설비기술기준에따라접지공사및피뢰설비를설치 - 전기사업법의사용전점검또는사용전검사에하자가없도록시설을준공하여야한다. - 센터에서인증한인증제품을설치하여야한다. - 해당용량이없어인증을받지않은제품을설치할경우에는신재생에너지설비인증에관한규정상의효율시험및보호기능시험이포함된시험성적서를제출하여야한다. - 계측설비별요구사항계측설비요구사항인버터 CT 정확도 3% 이내전력량계정확도 1% 이내 - 측정및모니터링항목구분모니터링항목데이터 ( 누계치 ) 측정항목 풍력 일일발전량 (kwh) 24 개 ( 시간당 ) 생산시간 ( 분 ) 1 개 (1 일 ) - 인버터출력 자료 : 신 재생에너지설비의지원등에관한지침 [ 별표 1] 6. 풍력설비시공기준 조사대상설비 조사시점의기준 60) 에서한국에너지공단의 KS 인증터빈제품 29 개 61) 중육상용은 26 개가등록되어있으며, 증속기가포함된것은 18 60) 2020 년 4 월 ~6 월 61) 인증만료제품제외 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 71

92 개, 미포함된것은 11 개이다. 현재조사대상규격은육상풍력 20MW 이므로설치면적및효율을고려하여터빈용량 2MW 미만의대상은 제외한 22 개품목으로한정하였다. < 표 3-38> 중대형풍력 KS 인증등록제품수 ( 단위 : EA) 순번 정격출력 육상용해상용유무소계유무소계 합계 MW MW MW MW MW MW MW MW MW /3.45 MW MW /3.6 MW MW MW 합계 자료 : 조사결과를바탕응로저자직접작성 제조국별육상풍력터빈인증제품을보면, 한국이가장많은 8개품목이등록되어있고, 그다음으로덴마크, 중국, 독일, 스페인순으로확인된다. 3MW 이상의터빈용량을인증받은나라는한국, 덴마크와스페인, 독일로확인된다. 정격출력기준가장높은규격은한국의유 72

93 니슨 ( 주 ) 이며, 4.2MW 규모의설비를인증 ( ) 받은국내유일 의대용량설비이다. 순번 < 표 3-39> 제조국별육상용풍력인증제품수및인증규격 제조국 유 육상용 무 합계 인증규격 ( 단위 : EA) 1 한국 8-8 2MW, 2.3MW, 3MW, 4.2MW 2 덴마크 MW, 3.2MW, 3.3/3.45MW, 3.4MW, 3.45/3.6MW, 3.6MW 3 중국 MW, 2.5MW 4 스페인 MW, 2.35MW, 3MW 5 독일 /3.45MW 합계 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 국내육상용풍력터빈 KS인증업체는총 8곳으로국내에 4개사 ( 두산중공업, 유니슨 ( 주 ), ( 주 ) 효성, ( 주 ) 한진산업 ), 해외 4개사 ( 지멘스가메사, 베스타스코리아, 에너콘, 골드윈드코리아 ) 이다. 국내는증속기가포함된설비이며, 증속기가미포함된제조국은덴마크와독일, 중국으로확인된다. < 표 3-40> 육상풍력 2MW 이상 KS 인증업체및인증규격 순번업체명제조국육상용합계인증규격유무 1 두산중공업한국 3-3 3MW ( 단위 : EA) 2 유니슨 한국 3-3 2MW, 2.3MW, 4.2MW 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 73

94 순번업체명제조국육상용합계인증규격유무 3 효성 한국 1-1 2MW 4 한진산업 한국 1-1 2MW 5 베스타스코리아 덴마크 /3.45MW, 3.45/3.6MW 중국 1-1 2MW 스페인 /3.45MW 6 지멘스가메사덴마크 MW, 3.2MW, 3.4MW, 3.6MW 7 에너콘독일 MW, 2.35MW, 3MW 8 골드윈드코리아중국 MW 소계 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 2.3. 육상풍력발전설비조사대상 본연구에서조사대상이육상풍력 20MW 발전설비이기때문에 1차적으로 2MW 설비를기준으로조사대상을선정하였으나최근인증받은유니슨의 4.2MW/ 기설비를고려하여조사대상을 3MW 이상의인증설비를가진업체로한정하였다. 이에한국풍력산업협회홈페이지에서확인되는풍력사업자를검토하여조사가능업체를재구성하였다. 최종선정된업체는총 8개이며, 해당업체를대상으로조사하였다. 최종적으로 2개업체를통해세부항목별비용에대한정보를확보하였고, 조사결과를바탕으로육상풍력발전설비비용을산출하였다 62). 62) 실제비용조사시개별업체에담당자에게연락및접촉을시도하였으나다수의업체에서는내부적으로민감한사항으로요구자료제공이불가함을전달하였음. 74

95 순번 업체명 < 표 3-41> 육상풍력발전설비조사대상 3MW 이상 ~4MW 미만 4MW 이상 ~5MW 미만 ( 단위 : EA) 5MW 이상합계자료비고 1 A B C D E O 6 F G H 해당없음 O 풍력발전사업자 자료 : 한국풍력산업협회홈페이지, 2017년발전소사업자자료를활용하여저자 직접작성 2.4. 육상풍력발전설비주요항목조사 조사항목은주기기 ( 터빈, 너셀, 타워 ), 토목공사, 전기공사 ( 전기실포함 ), 운송 / 설치, 모니터링 ( 건축포함 ) 으로구성하였으며, 이에대한재료비, 노무비, 경비를각각조사하였다. 업체별로제시되는단가는해당업체의실적자료의차이및설치조건의차이로인해편차가발생될수있으므로이를보완하는수단으로 MW당평균액을산출하여직접비산출에반영하였다. 조사결과주기기에해당하는터빈, 나셀, 타워의전체비용은 MW당 11.5억원으로산출되었다. 조사된업체간에비용차이가발생하였는데이는육상풍력설치부지및환경에따라변동이발생하기때문인것으로판단된다. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 75

96 < 표 3-42> 육상풍력발전설비항목별조사단가 재료비 노무비 경비 구분 단위 육상풍력 E 사업체 H 사업체평균액 주기기 MW 1, , ,150.0 토목공사 MW 전기공사 ( 전기실포함 ) MW 운송 / 설치 MW 모니터링 ( 건축포함 ) MW 주기기 MW 토목공사 MW 전기공사 ( 전기실포함 ) MW 운송 / 설치 MW 모니터링 ( 건축포함 ) MW 주기기 MW 토목공사 MW 전기공사 ( 전기실포함 ) MW 운송 / 설치 MW 모니터링 ( 건축포함 ) ( 단위 : 백만원 ) MW 합계 1, , ,734.6 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 76

97 2.5. 육상풍력발전설비원가 직접비조사된항목별비용바탕으로재산정한 20MW급육상풍력발전설비직접비는 350.8억원으로상세내역은 < 표 3-43> 과같다. 직접비에서주기기가차지하는비중이약 65.6% 로가장높게나타났으며, 기자재금액이전체공사금액에가장큰영향을미치는것으로확인된다. 그다음으로는토목공사, 운송및설치, 전기공사, 모니터링순으로높은비중을차지하는것으로나타났다. < 표 3-43> 육상풍력 20MW 직접비집계표 ( 단위 : 백만원 ) 품명 단위 직접재료비 직접노무비 산출경비 합계 비중 주기기 식 23, , % 토목공사 식 2, , , % 전기공사 식 2, , % 운송및설치 식 , , % 모니터링 식 % 합계 27, , , , % 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 제비율 육상풍력원가산정에적용하는제비율은 " 조달청 건축, 산 업환경설비공사원가계산제비율적용기준 (< 표 3-44>)" 의세부항목 63) 63) 간접노무비, 기타경비, 산재보험료, 고용보험료, 건강보험료, 연금보험료, 노 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 77

98 을반영하되공사규모및공사기간에따라적정제비율로보정하여적 용하였다. < 표 3-44> 육상풍력 20MW 적용제비율표 항목 적용기준 20MW 적용요율 비고 간접노무비 300 억원이상 ~ 1000 억원미만, 6 개월이하 7.50% 직접공사비기준 기타경비 300 억원이상 ~ 1000 억원미만, 6 개월이하 7.10% 직접공사비기준 산재보험료 모든공사적용 3.73% 고용보험료 모든공사적용 0.87% 건강보험료 1개월이상반영 3.335% 연금보험료 1개월이상반영 4.500% 노인장기요양보험료 1개월이상반영 % 산업안전보건관리비 50억원이상 1.27% 퇴직공제부금비 1개월이상반영 2.30% 일반관리비 300억 ~ 1000억미만 5.00% 이윤 300억 ~ 1000억미만 10.00% 자료 : 조달청 건축, 산업환경설비공사원가계산제비율적용기준 육상풍력발전설비원가산출된직접비에서제비율을적용하여 20MW급육상풍력발전설비원가를산출하였다 (< 표 3-45>). 기자재비, 노무비, 경비, 기타비용을포함한직접비는 458억원으로산출되었으며, MW당단위비용은 22.9억원으로확인된다. 지금까지조사한내용은직접비에한정되어 인장기요양보험료, 산업안전보건관리비, 퇴직공제부금비, 일반관리비, 이윤 78

99 있다. 후술에서는간접비에대한조사내용과함께육상풍력총설비 비용에대해살펴보고주요국가설치사례와비교를통해우리나라의 가격경쟁력을분석하고자한다. 비목 재료비 노무비 경비 < 표 3-45> 육상풍력 20MW 발전설비원가집계표 ( 단위 : 벡만원 ) 구분육상풍력산출근거 20MW 직접재료비 27,868 간접재료비제외소계 27,868 직접노무비 3,128 간접노무비직접노무비의 7.50% 250 소계 3,378 산출경비참조 4,087 산재보험료노무비의 3.73% 126 고용보험료노무비의 0.87% 29 건강보험료직접노무비의 3.34% 104 연금보험료직접노무비의 4.50% 141 노인장기요양보험료건강보험료의 10.25% 11 산업안전보건관리비재료비 + 직접노무비의 1.27% 394 퇴직공제부금비직접노무비의 2.30% 72 기타경비재료비 + 노무비의 7.10% 2,218 소계 7,182 설치원가재료비 + 노무비 + 경비 38,427 일반관리비재 + 노 + 경의 5.00% 1,921 이윤노 + 경 + 일관의 10.00% 1,248 총원가설치원가 + 일관 + 이윤 41,597 부가가치세총원가의 10.00% 4,160 합계총원가 + 부가가치세 45,757 kw 당설치비용합계 / 설치용량 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 79

100 3. 태양광및육상풍력간접비조사 3.1. 설계및감리 태양광발전설비설계및감리공공발주사업에대한건축사의업무범위와대가기준 64) 에확인된건축설계대가요율과건축공사감리대가요율을반영하였다. 설계및감리비용은각용도및도서작성의난이도에따라보정된요율을적용해야한다. 따라서설계비용은건축물의종별구분을검토하여용도는 3종 ( 복잡 ) 으로적용하고도서작성난이도는계통도및상세도에대한부분이반영되어상급으로적용하였다. 감리는건축물의종별구분에서검토된제3종 ( 복잡 ) 에해당하는요율을공사비에반영하였다. 이에따라산출된태양광및육상풍력발전설비의설계및감리비용은각각 < 표 3-46>,< 표 3-47> 과같다. 3MW 태양광발전설비의설계비용은 1.8억원, 감리비용은 0.4억원수준으로규모가작을수록감소하는것으로나타났다. 20MW 육상풍력발전설비의설계비용은 23.9억원, 감리비용은 5.0억원으로태양광대비상대적으로높은수준인것으로나타났다. 64) 공공발주사업에대한건축사의업무범위와대가기준 [ 별표 4] 건축설계대가요율, [ 별표 5] 건축공사감리대가요율 80

101 < 표 3-46> 태양광및육상풍력설계비산출표 ( 실제투입인력기준 ) ( 단위 : 백만원 ) 품명 태양광 육상풍력 규격 100kW 1MW 3MW 20MW 총비용 , , ,596.9 큰금액 , , ,000.0 작은금액 , , ,000.0 큰금액요율 작은금액요율 설계요율 설계비 ,176.4 부가세율 10% 10% 10% 10% 설계금액 ,394.0 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 < 표 3-47> 태양광및육상풍력감리비산출표 ( 실제투입인력기준 ) 품명 태양광 육상풍력 규격 100kW 1MW 3MW 20MW 총비용 , , ,596.9 큰금액 , , ,000.0 작은금액 , , ,000.0 큰금액요율 작은금액요율 감리요율 감리비 부가세율 10% 10% 10% 10% 감리금액 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 81

102 3.2. 진단및검사 태양광및육상풍력발전설비는사용승인을위해사용전검사를받아야하고해당업무는한국전기안전공사에서수행을하고있다. 이에따라진단및검사비용은한국전기안전공사의 2020년도발전사업자전기설비검사수수료 65) 를반영하여산출하였다. 한전의규정에따라 100kW 이하태양광의경우저압계통에연계되므로저압계통연계부문의기본료와 kw당금액을반영하였고, 초과하는규모에대해서는특고압계통에해당하는기본료와 kw당검사비용을반영하였다 (< 표 3-48>,< 표 3-49>). < 표 3-48> 태양광발전소설치공사사용전검사비용 ( 단위 : 원 ) 구분 기본료 kw당요금 저압계통연계 20kW까지 81, kW초과 138, 특고압계통연계 500kW까지 239, kW초과 351, 자료 : 한국전기안전공사사업자 2020년도전기설비검사수수료 6) 태양광발전소 설치공사 < 표 3-49> 태양광사용전검사비용산출표 ( 단위 : 원 ) 구분태양광비고 용량구분 100kW 1MW 3MW 연계구분저압계통연게특고압계통연계기본료 (A) 138, , ,900 부가세별도 kw당요금대상용량 100 1,000 3,000 65) 한국전기안전공사의사업자 2020 년도전기설비검사수수료의 6) 태양광발전소설치공사부문과 5) 풍력발전소설치공사부분 82

103 (B) 단가 부가세별도금액 61, ,000 1,047,000 사용전검사비 (A+B) 199, ,900 1,398,900 사용전검사비 (A+B) , ,990 1,538,790 부가세포함 자료 : 한국전기안전공사사업자 2020년도전기설비검사수수료 6) 태양광발전소 설치공사 풍력설비의사용전검사는 2회 ( 기초공사가완료된때와전체공사가완료된때 ) 에걸쳐서진행되게되며, 태양광사용전검사비용과동일한방식으로기본료에설치용량별 kw요금이부과된다. 단, 풍력의경우호기당으로검사가수행되므로호기당검사수수료를산정한후 4MW/ 호기를가정하여총 5대를반영한비용을산출하였다 (< 표 3-50>, < 표 3-51>). < 표 3-50> 풍력발전소설치공사사용전검사비용 ( 단위 : 원 / 호기 ) 기초공사완료이후전체공사완료이후구분비고기본료kW당요금기본료kW당요금 20kW까지 79, , kW까지 298, ,308, kW초과 386, 주1: 풍력발전소의경우기초공사가완료된때와전체공사가완료된때에호기당사용전검사비용이부과됨주2: 기초공사가완료된때산정방식 : 기본료 + ( 설치용량 * kw당요금 ) 주3: 전체공사가완료된때산정방식 : 기본료 + (750kW까지용량 * kw당요금 ) + (750kW초과용량 * kw당요금 ) 주4: 기초공사가완료된이후수전검사를받은호기에한해서는전체공사완료검사시기본료만부과됨자료 : 한국전기안전공사사업자 2020년도전기설비검사수수료 5) 풍력발전소설치공사 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 83

104 < 표 3-51> 풍력발전소설치공사사용전검사비용산출표 ( 단위 : 원 ) 구분 기초공사가완료이후 전체공사가완료이후 비고 대상용량 (A) 20MW 20MW 대상용량구분 (B) 20MW 750kW 19,250kW 기본료 (C) 386,400 1,308,800 단가 (D) kw당요금 금액 (E) 16,740, ,500 2,367,750 E=B D 합계 (F) 16,740,000 2,549,250 F=E의합 호기당사용전검사수수료 (G) 17,126,400 3,858,050 G=C+F 대수 (H) 5 5 4MW 가정 공정별사용전검사수수료 (I) 85,632,000 19,290,250 I=G H 총사용전검사수수료 (J) 104,922,250 J=I의합 총사용전검사수수료 (K) 115,414,475 K=J 1.1 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 3.3. 금융비용 ( 이자 ) 태양광및육상풍력은설치규모에따라자금운용방식이다를수있으며이는공사비와직접적인연관성을가진다고할수있다. 일반적으로발전사업자는자금의유연성을확보하기위한목적으로 7:3 또는 8:2의비중으로금융기관의 PF(Project Financing) 대출 66) 을통해공사를진행하는경우가많다. 이에본연구에서는태양광및육상풍력발전설비를위한금융비용을산출하여총설비비용에포함하였다. 금융비용에적용한대출비중은시중은행 67) 의재생에너지 ( 태양광 ) 대출한도 68) 를반영하였다. 66) PF 대출은프로젝트의사업성을평가하고현금흐름을고려하여진행되는대출로프로젝트에투자한원금과그에대한수익을돌려받는자금구조임. 67) H 은행하나솔라론기준 84

105 실제시중은행에서제공하는 PF 대출상품에대해설비규모별리스크를반영하여 100kW 태양광발전설비설치에는 2020년기준평균중소기업대출금리 69) (2.93%) 70) 를적용하였다. 그리고 1MW 이상규모에는 PF 대출금리인 4% 71) 를적용하여각각에대한원리금균등상환시공사기간별금융비용 ( 이자액 ) 을산출하였다 (< 표 3-52>). < 표 3-52> 태양광및육상풍력금융비용 ( 이자 ) 산출표 ( 단위 : 원 ) 에너지원태양광육상풍력비고 설치용량 100kW 1MW 3MW 20MW 공사금액 121,168,605 1,170,813,470 3,222,578,416 45,756,643,753 A 대출비중 80% 80% 80% 80% B 대출액 96,934, ,650,776 2,578,062,733 36,605,315,002 C=A B 적용금리 2.93% 4.00% 4.00% 4.00% D 연간이자총액 2,840,192 37,466, ,122,509 1,464,212,600 E=C D 월이자액 236,683 3,122,169 8,593, ,017,717 F=E/12 공사기간 ( 개월 ) G 공사기간이자액 236,683 6,244,339 25,780, ,106,300 H=F G 자료 : 저자직접작성 3.4. 보험 ( 하자이행 ) 하자이행보증보험은건설공사계약등각종계약의준공검사또는 검수후하자담보책임기간동안하자보수또는보완을위해납부하는 68) 공사대금의 80% 기준 69) 개인사업자물적담보대출기준 70) 2020 년기준전국은행엽합회중소기업대출금리 16 개은행의평균대출금리 2.93% 71) 고정금리기준 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 85

106 하자보증금에대신하여활용되는보증보험상품으로발전설비시공시발생되는비용이다. 보증금율은 SGI서울보증에서적용하는보증금율 5% 를적용하며, 보험가입금액은설치비와보증금율을곱한금액, 연간보험금은보험가입금액의보증요율을반영한금액을적용한다. 이에따라하자이행보증보험은에너지원별설비규모에따른설치비를대상으로보증금율및보증요율을반영한금액을기준으로연간보험료를산출하였으며 (< 표 3-53>), 보증기간이길어질경우해당기간만큼의보험금이증가하게된다. < 표 3-53> 태양광및육상풍력하자이행보증보험금액산출표 ( 단위 : 원 ) 순번품명규격설치비 보증금율 보험가입금액보증요율 연간보험금 1 100kW 121,168,605 5% 6,058, % 38,471 2 태양광 1MW 1,170,813,470 5% 58,540, % 371, MW 3,222,578,416 5% 161,128, % 1,023,169 4 육상풍력 20MW 45,756,643,753 5% 2,287,832, % 14,527,734 자료 : 저자직접작성 3.5. 계통연계비용 계통연계는발전사업을운영하기위해반드시필요한항목이다. 한국전력공사에따르면 1MW 이하소규모의경우신재생에너지발전전력망접속보장에따라한국전력의표준시설부담금이부과된다. 또한송배전용전기설비이용규정개정에따라계약전력 1MW 이하신재생발전의접속을위해공용송전망과공용배전설비를신설및보강하는경우또는공동접속설비를보강하는경우에소요되는공사비는한전이 86

107 부담한다. 72) 3MW 이상중대규모의경우표준시설부담금기준을적용하였으며, 연계거리에따른추가계통연계비용을산출하기위해태양광 3MW에는 500m, 육상풍력 20MW에는 10km 73) 로가정하였다. 표준시설부담금과연계거리에따른비용을고려하여종합적으로산출된태양광및육상풍력규모별계통연계비용은 < 표 3-56> 과같다. 20MW 이상설비의경우 22.9kV에서 154kV로승압이요구되고변전소등의계통연계시잔여허용용량이충분치않을경우추가변전소설치가요구된다. 하지만정부의에너지정책에따른신설이진행될경우에는비용이부과되지않는경우도있을수있어본연구에서는제외하였다. 저압 고압또는특별고압 < 표 3-54> 기본시설부담금단가표 ( 단위 : 원 ) 구분 공중공급 지중공급 매 1계약에대하여계약전력 5kW 까지 220, ,000 계약전력 5kW 초과분의매 1kW 에대하여 86,000 98,000 신증설계약전력매 1kW 에대하여 17,000 35,000 자료 : 한국전력홈페이지전기공급약관별표 4. 표준시설부담금단가표 72) 송배전용전기설비이용규정제 68 조배전접속공사비부담의기본원칙 73) 풍력의경우산지에설치되는경우가많아전문사업체에서제시한거리를가정 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 87

108 신설거리시설부담금 첨가거리시설부담금 구분 기본거리를초과하는신설거리매 1m 에대하여 기본거리를초과하는신설거리매 1m 에대하여 < 표 3-55> 거리시설부담금단가표 공중공급지중공급단상삼상저압 39,000 43,000 60,000 고압또는 43, ,000 특별고압 저압 5,000 - 고압또는특별고압 자료 : 한국전력홈페이지전기공급약관별표 4. 표준시설부담금단가표 ( 단위 : 원 ) 10,000 - 에너지원 태양광 육상풍력 < 표 3-56> 태양광및육상풍력에너지원별설치용량별계통연계비용산출표 구분적용구분기본시설부담금 거리시설부담금 합계 부가세율 ( 단위 : 원 ) 계통연계금액 100kW 저압, 공중공급 8,390,000-8,390,000 10% 9,229,000 1MW 17,000,000-17,000,000 10% 18,700,000 고압 3MW 51,000,000 12,900,000 63,900,000 10% 70,290,000 또는 20MW 특별고압 340,000, ,400, ,400,000 10% 837,540,000 자료 : 한국전력홈페이지전기공급약관별표 4. 표준시설부담금단가표 3.6. 토지비용 태양광및풍력발전설비는입지에따라발전시간의편차, 시공비용등의차이가발생할수있으므로입지선정이중요한요소로작용한다. 본연구에서는다양한부지와지목에대한토지가격을산정하기위해행정안전부의전기사업업체 ( 수시 ) 기준원동기종류별개소현황 74) 자 88

109 료를활용하여에너지원별설치규격별토지비용을검토하였다. 검토결과원동기종류별로는 143,656개소가설치되었으며, 이중에서정상운영중인곳은 123,399개소로확인되었다 (< 표 3-57>). 조사대상은정상운영중인발전소에서조사가가능한발전소로선별한결과태양광은 875개소, 풍력은 11개소 ( 대부분제주도 ) 로국한되었다 (< 표 3-58>). < 표 3-57> 전기사업업체 ( 수시 ) 기준원동기종류별개소현황 ( 단위 : 개소 ) 영업상태 원동력종류명취소 / 말소 / 영업 / 정상휴업폐업만료 / 정지 / 합계 중지 태양광 122,758 6,616 3,357 10, ,835 풍력 소수력 수력 가스엔진발전기 원자력 지열 연료전지 화력 바이오가스 기타 파력 합계 123,399 6,673 3,382 10, ,656 자료 : 공공데이터포털행정안전부전기사업업체 ( 수시 ) 자료기준 ( ) 74) 행정안전부전기사업업체 ( 수시 ) 기준원동기종류별개소현황 ( 지역정보지원과 ) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 89

110 < 표 3-58> 태양광및육상풍력조사대상에너지원별검토대상산출표 ( 단위 : 개소 ) 구분 설비용량 영업 / 정상 지목및공시지가없음 검토대상 100kW MW 태양광 3MW MW ~ 50MW 소계 육상풍력 11MW ~ 96.7MW 합계 자료 : 부동산공시가격알리미 - 부동산정보조회시스템 우리나라토지의지목은공간정보의구축및관리등에관한법률시행령제56조 ( 지목의구분 ) 에따라총 28가지 75) 로구분된다. 먼저태양광발전설비의토지비용을산출하기위해전기사업업체 ( 수시 ) 자료를부동산공시가격알리미-부동산정보조회시스템을통해확인하였다. 총 21개지목이확인되었고, 임야와대, 잡종지가전체의약 73% 를차지하는것으로나타났다. 최종적으로지목이없어나지번편입으로인해개별공시지가가표기되지않은개소는제외하였고, 전체비율에서 5% 이상되는지목 ( 전, 답, 임야, 대, 공장용지, 잡종지, 전체의 91.1%) 을바탕으로토지비용을산출하였다. 75) 전, 답, 과수원, 목장용지, 임야, 광천지, 염전, 대, 공장용지, 학교용지, 주차장, 주유소용지, 창고용지, 도로, 철도용지, 제방, 하천, 구거, 유지, 양어장, 수도용지, 공원, 체육용지, 유원지, 종교용지, 사적지, 묘지, 잡종지등 90

111 순번 < 표 3-59> 태양광설치규모별지목별설치비율및선정표 지목구분 태양광 100kW 1MW 3MW 15MW ~ 50MW 소계 ( 단위 : 개소 ) 비율 비고 1 전 % 선정 2 답 % 선정 3 과수원 % 4 목장용지 % 5 임야 % 선정 6 염전 % 7 대 % 선정 8 공장용지 % 선정 9 학교용지 % 10 주차장 % 11 주유소용지 % 12 창고용지 % 13 도로 % 14 하천 % 15 구거 % 16 유지 % 17 양어장 % 18 수도용지 % 19 체육용지 % 20 유원지 % 21 잡종지 % 선정 합계 % 자료 : 공공데이터포털행정안전부전기사업업체 ( 수시 ) 자료기준 ( ) 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 91

112 선정된전, 답, 임야, 대, 공장용지, 잡종지는총 687개소이며, 이중대 ( 일반적인대지 ) 의경우에는공동주택및관공호텔, 백화점, 건물의옥상에설치된경우가대부분을차지하고있어토지비용산출대상에서는제외하였다. 또한, 토지의위치및가격별편차를고려하여상위 10%, 하위10% 를제외한개별공시지가평균액을각설치용량에따른단위 ( m2 ) 토지비용으로산출하였다 (< 표 3-60>). 지목구분 전 61 답 38 임야 193 < 표 3-60> 태양광설치규모별선정지목별개별공시지가산출표 사례수가격구분 100kW 1MW 3MW 15MW ~ 50MW 대상수 평균값 23,647 24,493 26,573-24,110 상하위 20% 제외평균값 17,746 14,526 26,573-16,668 전체비고 대상수 평균값 119, ,795 36,100 20, ,309 상하위 20% 제외평균값 85,997 30,379 36,100 20,017 64,492 대상수 평균값 8,686 3,518 1,700-4,015 상하위 20% 제외평균값 5,138 1,607 1,500-1,826 대상수 ( 단위 : 개소, 원 / m2 ) 평균값 1,138,828 1,403,803 2,680, ,220 1,186,972 대 221 상하위 20% 제외 677, ,550 2,680, , ,223 평균값 공장용지 42 대상수 평균값 284, , ,700 5,232, ,743 제외 92

113 지목구분 잡종지 사례수가격구분 100kW 1MW 3MW 15MW ~ 50MW 전체 비고 상하위 20% 제외평균값 225, , ,700 5,232, ,518 대상수 평균값 56,539 21,529 56,000 19,500 21, 상하위 20% 제외 18,674 16,119 12,517 19,500 16,645 평균값 합계 자료 : 저자직접작성 위의자료에서최종선정된 5개의지목 ( 전, 답, 임야, 공장용지, 잡종지 ) 의상하위 20% 를제외한개별공시지가의평균값과해당대상수를기준으로가중평균한태양광발전설비를위한토지매입비는 33,167원 / m2로산출되었다. < 표 3-61> 태양광단위토지매입비산출표 지목구분 상하위 20% 제외개별공시지가평균값 상하위 20% 제외대상수 전 16, 답 64, 임야 1, 공장용지 227, 잡종지 16, 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 ( 단위 : 개소, 원 / m2 ) 적용토지매입비 ( 가중평균 ) 33,167 다음으로육상풍력은행정안전부표본이 11 개밖에되지않아한국 풍력산업협회설치현황에있는발전소를추가하여 85 개소에대해개 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 93

114 별공시지가를검토하였다. 조사결과총 85개개소중 20개소는지목이확인되지않아제외하였으며, 육상풍력발전설비토지비용조사대상은각각이전체의 5% 이상에당하는지목 ( 임야 (41%), 잡종지 (12%), 전 (7%), 목장용지 (5%)) 으로선정하였다 (< 표 3-62>). 최종선정된 4개의지목의개별공시지가의평균값과해당대상수를기준으로가중평균하였으며육상풍력발전설비를위한토지매입비는 22,925원 / m2로산출되었다 (< 표 3-63>). < 표 3-62> 육상풍력지목별평균개별공시지가 ( 단위 : 개소, 원 / m2 ) 에너지원 지목 수량 평균개별공시지가 비율 비고 임야 35 14,652 41% 선정 대 5 57,820 6% 잡종지 10 39,037 12% 선정 전 6 51,968 7% 선정 공장용지 1 231,000 1% 육상풍력 답 1 10,800 1% 목장용지 4 11,460 5% 선정 과수원 % 도로 1 1,280 1% 지목없음 21 25% 합계 % 자료 : 공공데이터포털행정안전부전기사업업체 ( 수시 ), 한국풍력산업협회홈페이지및부동산공시가격알리미 - 부동산정보조회시스템재구성 94

115 < 표 3-63> 육상풍력단위토지매입비산출표 지목구분 개별공시지가평균값 대상수 임야 14, 잡종지 39, 전 51,968 6 목장용지 11,460 4 ( 단위 : 개소, 원 / m2 ) 적용토지매입비 ( 가중평균 ) 22,925 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 산출된태양광및육상풍력의단위당 ( m2 ) 토지매입비와필요설치면적을반영하여설치규모별로요구되는전체토지매입비를산정하였다 < 표 3-64>. 발전사업자입장에서토지매입비는발전설비수명이후회수될수있는비용이기때문에실제토지비용은자본지출에따른기회비용을적용하는것이바람직하며, 이러한기회비용은연간토지임대료로대체할수있다. 태양광및풍력발전설비의토지연간임대비는국유재산법제32조및국유재산법시행령제29조제1항에따라해당재산가액 ( 설치규모별전체토지매입비 ) 에 1천분의 50 요율을곱한금액으로산출하였다 (< 표 3-65>). 분석결과 3MW 태양광발전설비의연간토지임대료는약 48.7백만원, 20MW 육상풍력은약 114.6백만원이소요되는것으로산출되었다. 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 95

116 < 표 3-64> 태양광및육상풍력설치규모별토지매입비산출표 ( 단위 : 원 / m2, 원 ) 에너지원 항목 100kW 1MW 3MW 20MW 비고 필요설치면적 ( m2 ) 977 9,779 29,339 - A 태양광 개별공시지가평균액 33,167 B 토지매입비 32,404, ,340, ,086,613 - C=A B 필요설치면적 100,000 A 육상풍력 개별공시지가평균액해당없음 22,925 B 토지매입비 2,292,500,000 C=A B 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 < 표 3-65> 태양광및육상풍력토지임대에따른연간임대료 ( 단위 : 원 ) 에너지원 항목 100kW 1MW 3MW 20MW 비고 토지매입비 32,404, ,340, ,086,613 - A 태양광 기대이율 5.0% 5.0% 5.0% - B 연간임대료 1,620,208 16,217,005 48,654,331 - C=A B 토지매입비 2,292,500,000 A 육상풍력 기대이율해당없음 5.0% B 연간임대료 114,625,000 C=A B 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 3.7. 운영유지관리비용 (O&M) 태양광및육상풍력발전시운영및유지관리 (Operation & Maintenance) 가발전효율및발전량에미치는영향이크다. 운영중에 96

117 발생하는기기의파손이나고장으로인해손실되는발전량이많이때문이다. 최근재생에너지보급이확대됨에따라태양광및육상풍력유지관리전문업체가증가하는추세이다. 본연구에서는연간유지관리에소요되는비용을전기안전관리자선임비용, 보험료, 유지관리및보수비용, 인버터교체비용으로구분하여면밀하게살펴보았다 전기안전관리자선임비용전기사업법 76) 에따르면자가용전기설비의소유자또는점유자는전기안전관리자를선임하여야하나일정규모 (75kW 이상, 2,500kW 미만 ) 는전기안전관리업무를위탁관리 ( 대행 ) 할수있도록허용하고있다. 한국전기안전공사에서는위탁관리에대해설비용량별점검주기및횟수와개별수수료를제시하고있다. 100kW의경우 20일이상의점검주기로월 1회점검횟수를가지며 1MW의경우 5일이상의점검주기로월 4회점검횟수를진행하게된다. 3MW 이상발전설비에대해서는전기사업법상으로상시근로자를배치해야한다. 따라서전기안전관리자선임비용산출을위해 100kW ~ 1MW 발전설비는한국전기안전공사에서제시하는위탁관리대행수수료 77) 를적용하였고, 3MW 이상설비에대해서는직접고용기준으로엔지니어링기술자노임단가및경력에따라산출하였다. 육상풍력의경우기당설비규모가크고태양광대비높은기술력을요구하므로직종을전기분야중급기술자로적용하여산출하였다. 76) 전기사업법제 73 조제 3 항 77) 한국전기안전공사의 2020 년기준전기안전관리대행수수료 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 97

118 < 표 3-66> 태양광및육상풍력전기안전관리자선임비용산출표 ( 단위 : 원 ) 에너지원 구분 월비용 연간비용 부가세미포함 부가세포함 부가세포함 100kW 101, ,760 1,341,120 태양광 1MW 874, ,400 11,536,800 3MW 8,822,088 8,822, ,865,056 육상풍력 20MW 9,573,652 9,573, ,883,824 자료 : 조사결과를바탕으로저자직접작성 비고 전기안전관리대행저압기준, 월1회전기안전관리대행고압기준, 월4회엔지니어링기술자 ( 중급숙련, 전기 ) 2명적용엔지니어링기술자 ( 중급, 전기 ) 2명적용 보험료보험은발전소운영시발생할수있는사고에대응하기위한필수적인항목이다. 최근원활한신재생에너지보급을위한위험관리방안으로산업부와한국에너지공단이함께추진하고엔지니어링공제조합 (EGI, Engineering Guarantee Insurance) 와 5개보험사가공동개발한보험상품이존재한다. 이는화재부터자연재해, 제3자피해까지보상받는종합공제성격의상품으로현재엔지니어링공제조합에서운영하고있다. 태양광및육상풍력에대한연간보험료는최근개발된상품을활용하여산출하였다 (< 표 3-67>). 98

119 < 표 3-67> 태양광및육상풍력종합공제보험료집계표 ( 단위 : 원 ) 구분 태양광육상풍력연간 20년기준연간 20년기준 100kW 595,200 11,904,000 1MW 4,582,700 91,654,000-3MW 11,970, ,418,000 20MW ,704,000 3,574,080,000 자료 : 엔지니어링공제조합자료협조를바탕으로저자직접작성 유지관리및보수비용발전설비모니터링을위해서는인터넷회선이요구되며일반적으로 3~4만원 / 월비용 (3년약정시 ) 으로계약하고있다. 설치규모별인터넷회선은 1회선이소요되므로연간비용으로 36만원이지출되는것이다. 기존의회선이사용되고있다면해당회선을사용하면되기때문에별도의비용은추가되지않을수있다. 따라서, 본연구에서는신설기준으로산출하였기때문에연간 36만원의모니터링회선비용을반영하였다. 최근조달청나라장터에서확인된입찰공고문 78) 의과업내용서를보면역무내용이 3가지로전기안전관리대행, 설비인수인계지원, 기타용역목적을달성하기위해발주자가지시하는사항으로구분되어있다. 이에따르면태양광유지보수시별도의청소및부품수리에대한내용은언급되어있지않아해당비용은반영하지않았다. 육상풍력의경우별도의유지보수관련공고가확보되지않아조사결과에따라사업자가제시하는유지관리비를적용하였으며연간기당 1억원이소요되는것으로반영하였다. 78) 공고번호 함백태양광발전소유지관리용역 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 99

120 인버터교체비용 태양광의주요부품중인버터수명은 8년 ~10년 79) 이며, 모듈이생산된전력을한전배전망에연결되어송출하는역할을하므로고장시신속한교체가요구되는기자재이다. 태양광의운영기간을 20년, 인버터의수명을 10년으로가정하였을때인버터의교체횟수는설치용량별 1회로산정되며이에대한인버터수량및단가는발전설비원가산출시적용했던단가를적용하였다. < 표 3-68> 인버터교체비용산출표 ( 단위 : 개, 년, 회, 원 ) 구분 태양광 100kW 1MW 3MW 인버터수량 ( 개 ) 인버터단가 ( 원 ) 12,100,000 11,000,000 9,499,999 인버터수명 ( 년 ) 운영기간 ( 년 ) 교체횟수 ( 회 ) 인버터교체비용 ( 원 ) 12,100, ,000, ,999,979 연간인버터교체비용 ( 원 ) 605,000 5,500,000 14,249,999 자료 : 저자직접작성 연간운영유지비용종합 위에서산출한연간운영유지비용세부항목별비용을취합한결과는 < 표 3-69> 과같다. 100kW 태양광의경우연간 290만원 ( 설비비용의 1.9%), 1MW는 2,198만원 ( 설비비용의 1.6%), 3MW는 6,965만원 ( 설비비용의 1.9%) 이소요되는것으로나타났다. 20MW 풍력의경우연간약 10억원 ( 설비비용의 2.0%) 이소요되는것으로산출되었다. 79) 한국전기공사협회 _ 태양광발전설비설치가이드북 (2017.1) 100

121 에너지원 태양광 육상풍력 구분품명금액 ( 천원 ) 산출근거 100kW 1MW 3MW 20MW 자료 : 저자직접작성 < 표 3-69> 에너지원별설치규모별연간유지비용집계표 전기안전관리자선임한국전기안전공사안전관리 1,341 비용대행수수료기준 보험료 595 엔지니어링공제조합제시단가 유지관리및보수비용 ( 세척, 수리, 기타등 ) 360 인터넷사용료 36만원 (3만원/ 월 ) 인버터교체비용 605 인버터수명 10년기준 1회교체적용 ( 인버터비용 /20년) 총운영유지비용 ( 연간 ) 2,901 설비비용의 1.9% 전기안전관리자선임한국전기안전공사안전관리대 11,537 비용행수수료기준 보험료 4,583 엔지니어링공제조합제시단가 유지관리및보수비용 ( 세척, 수리, 기타등 ) 360 인터넷사용료 36만원 (3만원/ 월 ) 인버터교체비용 5,500 인버터수명 10년기준 1회교체적용 ( 인버터비용 /20년) 총운영유지비용 ( 연간 ) 21,980 설비비용의 1.6% 전기안전관리자선임직접고용기준 ( 엔지니어링기술 43,073 비용자 ( 초급숙련, 전기 ) 1명적용 ) 보험료 11,971 엔지니어링공제조합제시단가 유지관리및보수비용 ( 세척, 수리, 기타등 ) 360 인터넷사용료 36만원 (3만원/ 월 ) 인버터교체비용 14,250 인버터수명 10년기준 1회교체적용 ( 인버터비용 /20년) 총운영유지비용 ( 연간 ) 69,654 설비비용의 1.9% 직접고용기준 ( 엔지니어링기전기안전관리자선임 143,588 술자 ( 중급 ) 1명, 초급숙련 2명비용적용 ) 보험료 178,704 엔지니어링공제조합제시단가 정기유지보수관리비용 비정기 ( 수시 ) 유지보수관리비용 500, ,000 기당 1억원 (4기기준 ) - GS E&R 제시단가, 인터넷사용료 36만원 (3만원/ 월 ) 송전선로및변전소등관리비용 총운영유지비용 ( 연간 ) 1,012,652 설비비용의 2.0% 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 101

122 4. 비용조사결과종합및분석 4.1. 태양광 앞서조사된직접비, 제비율, 간접비를바탕으로태양광규모별로취합한결과총설비비용은 100kW 기준 1,513천원 /kw, 1MW 기준 1,346천원 /kw, 3MW 기준 1,239천원 /kw으로산출되었다 (< 표 3-70>). 3MW 기준설비비용이 100kW 기준대비약 18% 낮은것으로확인되며, 이는규모가커짐에따른경제적비용절감효과인것으로판단된다. 품셈기준으로산정된비용과현장기준으로산정된비용을비교한결과현장기준이품셈기준대비약 30% ~ 34% 낮은것으로나타났다. 이는품셈기준에서직접노무비는개별항목별로산정되어있지만현장기준은태양광발전설비를설치하고시공하는데투입되는실제인력을기준으로산정되었기때문이다. 본연구에서는태양광발전설비설치에실제투입된비용을반영하기위해현장기준으로산정된비용을바탕으로태양광규모별 LCOE를추정한다. < 표 3-70> 태양광규모별발전설비원가산정결과비교 직접비 직접재료비 구분 ( 단위 : 천원 /kw) 100kW 1MW 3MW 품셈기준 현장기준 품셈기준 현장기준 품셈기준 현장기준 모듈 인버터 접속반 수배전반 모니터링 토목공사

123 구분 100kW 1MW 3MW 품셈기준현장기준품셈기준현장기준품셈기준현장기준 간접비 토지비 직접노무비 경비 기타사업비 자료 : 저자직접작성 구조물공사 전기공사 변전소 모듈 인버터 접속반 수배전반 모니터링 토목공사 구조물공사 전기공사 변전소 기계경비 법정경비 설계및감리 개발행위인허가 지역발전비 진단및검사 일반관리비 금융비용 보험비용 계통연계 기타 총설비비용 2,148 1,513 2,008 1,346 1,889 1,239 매입비 임대비 ( 연간 ) BNEF(2019) 에서는국제가격기준으로산정된고정형태양광발전 설비규모별시스템비용 ( 전망치포함 ) 을제공한다. 설비규모는 Residential, Commercial, Utility 로구분하고, 세부비용항목은모듈, 인 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 103

124 버터, BOP(Balance of plant), EPC(Engineering, procurement & construction), 기타로구분하여각각의비용을산출하였다. 세부항목별비용에서 2020년평균환율을적용한산출한결과 Residential 규모는 1,518천원 /kw, Commercial 규모는 1,155천원 /kw, Utility 규모는 825천원 /kw로확인되었다. 우리나라기준으로산출한결과와비교할때, Residential은국내 100kW 설비비용과유사한수준인것으로확인되며, Commercial과 Utility는국내 1MW와 3MW의설비비용보다낮은수준인것으로나타났다. 또한, 우리나라와동일하게설비규모가커짐에따라세부항목별비용이감소하는경향을보였다. 해외선행연구 80) 에서산출한비용자료와비교하면, 우리나라태양광발전설비비용이국제가격기준과유사한수준으로하락하고있는것으로판단된다. < 표 3-71> 2020 년세계고정형태양광발전시스템비용 ( 단위 : 천원 /kw) 설비규모 구분 Residential Commercial Utility Module Inverter Balance of plant Engineering, procurement & construction Other System cost 1,518 1, 주 : 2020년평균환율 (1,100원) 가정 자료 : BloombergNEF, 2020, Global PV Market Outlook 2019, 4Q 80) BloombergNEF, 2020, Global PV Market Outlook 2019, 4Q 104

125 4.2. 육상풍력 20MW 육상풍력발전설비에대한직접비와간접비를취합한결과 kw당 2,522천원수준으로산출되었다 (< 표 3-72>). 전체설비비용에서직접비와간접비의비중은각 76%, 24% 수준이며, 전체항목중에서가장높은비중을차지하는항목은주기기 ( 터빈, 블레이드, 너셀, 타워포함 ) 로약 46% 수준으로나타났다. < 표 3-72> 풍력 20MW 급발전설비원가산정결과 직접비 간접비 직접재료비 직접노무비 경비 기타사업비 구분 수량 (A) 단가 (B) 금액 (A B) 금액 (A B) ( 백만원 ) ( 백만원 ) ( 천원 /kw) 주기기 ( 터빈, 블레이드, 너셀, 20 1,150 23,000 1,150.0 타워포함 ) 토목공사 , 전기공사 ( 전기실포함 ) , 운송및설치 변전소 모니터링 주기기 ( 터빈, 블레이드, 너셀, 타워포함 ) 토목공사 , 전기공사 ( 전기실포함 ) 운송및설치 변전소 모니터링 기계경비 1 4,087 4, 법정경비 1 3,095 3, 설계및감리 1 2,892 2, 환경모니터링비 진단및검사 일반관리비 1 1,921 1, 금융비용 보험비용 제 3 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) 비용조사 105

126 토지비 구분 수량 (A) 단가 (B) 금액 (A B) 금액 (A B) ( 백만원 ) ( 백만원 ) ( 천원 /kw) 계통연계비 기타 1 5,658 5, 총설비비용 0 50,448 2,522.4 매입비 100, , 자료 : 저자직접작성 임대비 ( 연간 ) BNEF(2020) 에서조사한주요국가별육상풍력발전설비비용을분석한결과중국이 1,187천원 /kw 수준으로가장저렴하며, 일본이 2,789천원 /kw로가장높은것으로확인되었다. 또한, 일본을포함한주요국의평균설비비용은 1,724천원 /kw으로우리나라기준으로산출한결과대비 32% 낮은것으로나타났다. 이는 2018년기준국내누적풍력설비용량은 1,303MW 81) 로보급률이낮은데따른저조한기술개발때문인것으로판단된다. [ 그림 3-3] 2020 년주요국육상풍력발전설비비용 자료 : BNEF, 2020, New Energy Outlook Data Viewer: Power 81) 한국에너지공단 (2019), 2018 년신재생에너지보급통계확정치 106

127 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 육상풍력 ) LCOE 추정및전망 1. 태양광규모별 LCOE 추정 1.1. 결정론적 LCOE 앞서 2장과 3장에서분석한 LCOE 추정전제조건과태양광규모별설비비용을토대로 LCOE를추정하였다 (< 표 4-1>). 사회적관점에서추정한결과는 100kW 기준 133.3원 /kwh, 1MW 기준 117.0원 /kwh, 3MW 기준 111.7원 /kwh로도출되었다. 재무적관점에서는 100kW 기준 169.8원 /kwh, 1MW 기준 144.8원 /kwh, 3MW 기준 136.1원 /kwh로도출되었다. 재무적관점에서의 LCOE가사회적관점대비약 22% ~ 27% 높은수준으로나타났다. 이는사회적관점에서추정하는요소에는이자, 법인세, 감가상각등이포함되어있지않고, LCOE 추정산정식에적용되는할인율 (4.5%) 도재무적관점에서추정하는할인율 (5.5%) 보다낮기때문이다. 실제발전사업자지출하는비용을고려한다면재무적관점에서추정된 LCOE가갖는신뢰성이더높을것으로예상된다. 추정된 LCOE( 재무적관점 ) 결과에서많은비중을차지하는항목은 3MW 기준으로설비비용 (59.7%), 운영유지비용 (15.3%), 금융비용 (10.0%), 토지비용 (10.6%), 법인세 (3.2%), 잔존가치 (1.7%) 순으로나타났다. 향후태양광보급확대를위한국내지원정책및기술개발로인해설비비용이차지하는비중은점차감소할것으로예상된다. 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 107

128 구분 100kW 1MW 3MW 사회적관점재무적관점사회적관점재무적관점사회적관점재무적관점 모듈 % % % % % % 인버터 % % 6 5.1% % % % 접속반 % % % 2 1.4% % % 수배전반 0 0.0% 0 0.0% % 4 2.8% % % 모니터링 1 0.7% % % % % % 토목공사 2 1.5% % 1 0.8% 1 0.7% % % 구조물공사 % % % % % % 전기공사 % % % % % % CAPEX EPC % % % % % % 경비 % % % % % % 설계및감리 % % % % % % 진단및검사 % % 0 0.0% % 0 0.0% % 일반관리비 % % % % % % 기타사업비 % % % % % % 금융비용 % % % % % % 계통연계 % % % % % % 기타 % % % % % % 소계 % % % % % % 운영유지 % % % % % % OPEX 보험료 % % % % % % 소계 % % % % % % Land cost 토지비 % % % % % % Decommissioning costs 잔존가치 % % % % % % Financial cost 이자율 % % % Corporate Tax 법인세 % % % Total 합계 % % % % % % 108 < 표 4-1> 태양광발전설비규모별발전단가 (LCOE, 원 /kwh) 추정결과 (2020 년 )

129 태양광발전설비비용은규모가커짐에따라단위당지출되는비용이감소하는것이일반적이다. 앞서추정된결과에서확인한바와같이설비비용의감소는발전단가 (LCOE) 를하락시키는요인이된다. 이에한국에너지공단에서는 RPS 고정가격계약경쟁입찰시입찰용량을 100kW 미만, 100kW 이상 1MW 미만, 1MW 이상으로구분하여입찰한다. 2020년상반기 RPS 고정가격계약경쟁입찰용량별선정결과는 < 표 4-2> 와같다. 82) 1REC 기준으로 100kW 미만은 71.9원 /kwh로가장높은가격에입찰되었고, 100kW 이상 1MW 미만은 50.7원 /kwh, 1MW 이상은 52.0원 /kwh으로입찰되었다. < 표 4-2> 20 년상반기 RPS 고정가격계약경쟁입찰사업자선정결과 입찰용량 입찰평균가격 SMP 1REC 100kW 미만 kW 이상 1MW 미만 MW 이상 자료 : 한국에너지공단, 20년상반기 RPS 고정가격계약경쟁입찰사업자선정결과 RPS 고정가격계약경쟁입찰에서선정된사업자는설비용량별평균 입찰가격에서 SMP(89.98 원 /kwh) 를제외한 1REC 와가중치그리고 SMP 에의해서 20 년간수익을얻게된다. 따라서재무적관점에서발 전단가 (LCOE) 추정시사업자가얻게되는실제수익에따른법인세 를반영하는것이중요하다. < 표 4-3> 은 2019 년 REC 정산기준가격 83) 과 2020 년상반기 RPS 고정가격계약 REC 를적용하여추정된발전단 82) ( 최종접속일, ) 83) 전력거래소시장운영처에서전력시장운영규칙에근거하여매년 RPS 의무이행비용정산기준가격을산정함. 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 109

130 가 (LCOE) 를비교한것이다. 분석결과 1REC 가격이클수록재무적관점에서의발전단가 (LCOE) 는상승하는것으로나타났다. 이는발전수익이증가됨에따라사업자가부담하는법인세 ( 비용 ) 가증가하기때문인것으로확인된다. 다만 REC 가격변화가 LCOE에미치는영향은미미한수준인것으로확인된다. < 표 4-3> 20 년 RPS 고정가격계약 REC 적용 LCOE 추정및비교 LCOE 구분 1REC (66.67) 100kW 1MW 3MW 1REC (71.95) 1REC (66.67) 1REC (50.67) 1REC (66.67) 1REC (52.02) 설비비용 운영유지비용 토지비용 잔존가치 이자비용 법인세 합계 확률론적 LCOE 태양광 LCOE 분석은경제성을판단하는주요변수인발전량과설비비용, 할인율, 이자율, 성능저하율등은지역별일사량과기술진보, 시장상황에따라변동이발생하거나불확실성을지니고있다. 이러한변동성과불확실성을갖는태양광발전의경제성분석에결정론적인방법을적용하였을경우, 불확실한요소들을일반화하여변수가갖는특성들을반영하지못하게된다. 반면, 이를보완한확률론적방법은불확실하거나변동성을갖는각각의변수를적정한확률분포를통해동시에반영하여결과를도출하므로보다적절한수단으로볼수있다. 110

131 예를들어, 발전설비구성요소는설치지역이달라지면주변환경이바뀌게되므로이러한특성을반영하는차이가 CAPEX와 LCOE 산정에반영된다. 태양광발전소의건설비용이당연히지역마다같을수없는맥락과같다. 본연구에서는이러한특성을반영하기위해발전설비구성요소별비용변수에대한확률분포는데이터의표본에대한검증을통해가정적합한분포를설정하였다. 그리고해당분포에서일정수준의표본을추출하여구성요소의분포를산출하고몬테카를로시뮬레이션 84) 을이용하여 CAPEX와 LCOE의분포를도출하였다. 따라서위에서언급된방법론을이용하여태양광발전설비의불확실성과변동성을갖는변수들의확률분포를설정하고개별변수의분포안에서임의의난수를발생시켜 5,000회의반복시행으로 95% 신뢰구간에서유의한태양광 LCOE의범위를추정하였다. 대표성을갖는 3MW급태양광발전설비를기준으로추정한결과 LCOE( 재무적관점 ) 는평균 141원 /kwh, 최소 124원 /kwh ~ 최대 160원 /kwh 수준으로나타났다 ([ 그림 4-1]). 84) 확률변수와그함수에대한기대치및분산의계산등에대하여함수를통한정확한해로구해지기어려운부분을많은양의자료를이용하여기대치및분산등에대한값을근사하는방법론. 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 111

132 [ 그림 4-1] 3MW 태양광 LCOE 확률시뮬레이션결과 1.3. 민감도분석 발전설비비용과 LCOE 추정전제조건을활용하여 LCOE 민감도를분석한결과는 [ 그림 4-2] 과같다. 결론적으로태양광 LCOE에가장큰영향을미치는요소는설비비용 (42.4%) 로도출되었다. 이는국내태양광가격경쟁력을개선하기위해서는설비비용의감소가가장중요하다는것을시사한다. 다음으로이용률이 LCOE에미치는영향이큰것으로나타났다. 태양광발전이용률이향상되면생산되는발전량이증가하고이에따라 LCOE가감소하게되는것이다. 이용률을향상시킬수있는방법에는여러가지있을수있으나가장보편적인방법은추적식 (Tracking) 태양광발전설비를구축하거나양면모듈을사용하는방법이있다. 하지만두가지방법모두설비비용을증대시키는요인을작용하기때문에 112

133 실질적으로어느요소가 LCOE 감소에더효과가있는지는추가적인 분석이필요하다. [ 그림 4-2] 태양광 LCOE 영향요인민감도분석 2. 육상풍력 LCOE 추정 2.1. 결정론적 LCOE 육상풍력 LCOE 분석결과는 < 표 4-4> 와같으며, 사회적관점 원 /kwh, 재무적관점 166.8원 /kwh로도출되었다. 재무적관점으로추정된 LCOE가사회적관점대비하여약 27% 높은것으로나타났다. LCOE( 재무적관점 ) 에서가장높은비중을차지하는항목은설비비용 (64.3%), 운영유지비용 (17.7%), 금융비용 (10.9%), 법인세 (5.1%), 토지 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 113

134 비 (2.0%) 순으로확인된다. 육상풍력발전설비의경우풍황이좋고, 고 도가높은산지에위치하기때문에부지활용에따른토지비용이가장 낮은것으로나타났다. < 표 4-4> 육상풍력발전설비발전단가 (LCOE, 원 /kwh) 추정결과 (2020 년 ) 구분 20MW 사회적관점재무적관점 주기기 ( 터빈, 블레이드, 너셀, 타워포함 ) % % 토목공사 % % 전기공사 ( 전기실포함 ) % % 운송및설치 % % 모니터링 % % 경비 % % 사전개발비 % % CAPEX 설계및감리 % % 환경모니터링비 % % 진단및검사 % % 일반관리비 % % 기타사업비 % % 금융비용 % % 계통연계비 % % 기타 % % 소계 % % 운영유지 % % OPEX 보험료 % % 소계 % % Land cost 토지비 % % Decommissioning costs 잔존가치 Financial Cost 이자율 % Corporate Tax 법인세 % Total 합계 % % 육상풍력 LCOE 분석시사업자수익으로 2020 년에비용평가위원 회 85) 에서산정된 2019 년 REC 기준가격 (66.67 원 /kwh) 을반영하였다. 85) 전력거래소시장운영처에서전력시장운영규칙에근거하여운영함. 114

135 본연구에서는발전공기업에서추진하는육상풍력 SPC 사업타당성평가시적용되는 REC가평균 80원 /kwh임을고려하여 70원 /kwh, 80 원 /kwh을가정하여추가적으로분석하였다. 분석결과 REC 가격이상승함에따라육상풍력발전단가 (LCOE) 도상승하는것으로나타났다 (< 표 4-5>). 이러한발전단가의상승요인은태양광발전사업과동일하게 REC 가격이사업자수익증대에영향을미쳐법인세 ( 비용 ) 를증가시키는요인으로작용했기때문이다. 하지만 REC 가격변화가 LCOE 에미치는영향은낮은수준인것으로확인된다. < 표 4-5> 육상풍력 REC 가격변화에따른 LCOE 추정결과비교 LCOE 100kW 구분 1REC (66.67) 1REC (70.00) 1REC (80.00) 설비비용 운영유지비용 토지비용 잔존가치 이자비용 법인세 합계 확률론적 LCOE 확률론적태양광 LCOE 추정과유사한방법으로육상풍력의경우에도몬테카를로시뮬레이션기법을이용하여육상풍력발전의불확실성과변동성을지닌변수의특성을반영하여확률분포를설정하고개별변수의분포안에서임의의난수를발생시켜유의한육상풍력 LCOE 의범위를추정하였다. 분석결과 20MW급이상풍력발전설비를기준으로추정한결과 LCOE( 재무적관점 ) 는평균 167원 /kwh, 최소 141원 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 115

136 /kwh ~ 최대 193 원 /kwh 수준으로나타났다 ([ 그림 4-3]). [ 그림 4-3] 육상풍력 LCOE 영향요인민감도분석 2.3. 민감도분석 풍력발전설비전제조건별 LCOE 영향요인분석결과는 [ 그림 4-4] 와같다. 태양광 LCOE 민감도결과와는다르게가장큰영향을미치는요소는이용률이며, 다음으로설비비용으로나타났다. 풍력이용률은풍황조건에따라큰차이가발생하기때문에발전설비위치가경제성에미치는영향이크다는것을알수있다. 따라서풍력의가격경쟁력을개선하기위해서는우선적으로풍황이우수한입지를선별해야하며, 지속적인기술개발에따른설비비용이감소되어야할것이다. 116

137 [ 그림 4-4] 풍력 LCOE 영향요인민감도분석 3. 태양광및육상풍력 LCOE 전망 3.1. 태양광및육상풍력 CAPEX 전망 BNEF(2020) 86) 에따르면세계적으로태양광과육상풍력의 CAPEX ( 설비비용 ) 는기술개발에따라감소하는추세이며, 향후지속적으로감 소할것으로전망하고있다. 선행연구 87) 에서는우리나라의태양광과 육상풍력보급실적과 CAPEX 추세를바탕으로학습효과 88) 에기반하여 86) BNEF, 2020, LCOE data Viewer H 87) 전력거래소 에너지경제연구원 (2018), 발전원별균등화발전비용산정에관한연구 88) 학습효과모형은시장에보급된누적설비수준이많아질수록참여자의제조, 설치, 운영에대한학습수준이높아져서설치하는데소요되는비용은누적용량과반비례하여감소할것이라는가정으로보급용량과가격의관계를설명하는모형으로추정식은 ln 가격 ln 누적보급용량 임. 제 4 장재생에너지 ( 태양광, 풍력 ) LCOE 추정및전망 117