www.keei.re.kr 기본연구보고서 17-27 태양광원가분석을통한균등화비용국제비교분석 이철용 K OREA E NERGY E CONOMICS I NSTITUTE
참여연구진 연구책임자 : 연구위원이철용연구참여자 : 연구위원조상민부연구위원정성삼부연구위원안재균부연구위원이석호부연구위원김기환전문연구원임덕오위촉연구원최승재외부참여자 : 건설산업정보연구원조동환임성국
< 요약 > 1. 연구의필요성및목적 최근세계적으로태양광거래가격이최저가격의신기록을경신중에있다. 2014년 11월에두바이에서태양광거래가격이 6.13센트 (67.4 원 )/kwh에낙찰되어세계를놀라게한이후, 지금까지의태양광발전가격의최고기록은 2017년 11월에멕시코경매시장에서낙찰된 1.77 센트 (19.5원)/kWh이다. 한편우리나라와일사량여건이유사한독일은 2017년부터신재생에너지정책을발전차액지원제도 (Feed in Tariff, FIT) 에서경매 (Auction) 방식으로전환하였다. 2017년 10월에낙찰된태양광거래평균가격은 50유로 /MWh(65원/kWh) 수준이었다. 우리나라도 2017년소규모태양광에한해경매제도를도입하였는데평균낙찰가격은 182원 /kwh 수준이었다. 즉두나라의기후조건이비슷함에도불구하고 2배이상의태양광발전가격차이가발생하고있는것이다. 이와같은배경하에서본연구는세계태양광과국내태양광거래에서가격이차이나는이유를규명하고자한다. 태양광발전비용을구성하는모듈가격, 주변기기 (BOP), 금융, 이용률 (capacity factor), 세금등을세밀하게분석하여어느부분에서차이가발생하는지분석할필요가있다. 즉본연구의목적은주요국들의태양광원가구조및제반사항을비교분석하여균등화비용이차이나는원인을분석하는것이다. 비교대상국가는독일과중국을선정하였다. 두국가는일사 요약 i
량조건이유사하고, 우리나라보다태양광발전가격이낮아유의미한시사점을도출할수있기때문이다. 또한이러한결과를바탕으로국내태양광발전비용효율화를위한정책을제안하고자한다. 본연구의결과는우리나라태양광산업의건전한발전및신재생에너지확대에기여할것으로기대된다. 왜냐하면태양광발전비용효율화를통해더적은비용을가지고태양광을더많이보급할수있기때문이다. 태양광의높은비용으로전기요금이상승한다면태양광에대한수용성이그만큼떨어질것이다. 본연구는태양광발전사업의건전한성장을유도하여시장확대에중요한역할을하고자한다. 2. 내용요약 본연구에서는태양광발전단가의국제비교분석을위해결정론적균등화비용 ( 이하 LCOE) 과확률론적 LCOE 방법론을활용하였다. LCOE는특정발전소에서생산된전력단위 (kwh) 당평균실질발전비용 ( 원 ) 으로, 발전시설총비용의현재가치를총발전량의현재가치로나누어계산한다. 확률적시뮬레이션은불확실하거나변동성을띤입력변수를적정한확률분포를통해동시에고려하여결과를도출한다. 태양광 LCOE는규모별로상이하기때문에공정한비교분석을위해표준설비설정이필요하다. 본연구에서는국가별 LCOE 분석을위해표준설비를 3kW( 가정용 ), 100kW( 사업용 ) 로설정하고 CAPEX를산출하였다. 한국의경우가정용은 3kW가가장많으며, 사업용도 100kW 규모가 90% 이상을차지하고있기때문이다. 3kW급가정용의경우독일의 LCOE는 118.2원 /kwh인반면한국은 134원 /kwh 수준을보이고있다. kwh당 15.8원의차이를보이고 ii
있는것이다. 이용률에서는한국의여건이독일보다좋다. 한국은독일보다 kwh당 31.1원의유리한여건을가지고있다. 하지만한국의태양광 CAPEX가독일보다높아 LCOE가 kwh당 16.9원이높은것으로나타났다. 한편중국의 LCOE는 98.3원 /kwh인반면한국은 134 원 /kwh 수준을보이고있다. 한국의 CAPEX 비용이중국보다높아 LCOE가 kwh당 37.6원이높은것으로나타났다. 한국이 O&M 비용과이용률에서도불리하여 kwh당각각 5.8원, 9원이높다. 100kW급사업용의경우독일의 LCOE는 122원 /kwh인반면한국은 147.1원 /kwh 수준을보이고있다. 우선이용률에서는한국이독일보다 kwh당 19.4원의유리한여건을가지고있다. 또한한국의법인세는독일보다약 8% 낮아 kwh당 18.8원이유리하다. 하지만한국의태양광 CAPEX가독일보다높아 LCOE가 kwh당 26.2원이높은것으로나타났다. O&M 비용과인플레이션율에서도불리하여 kwh당각각 15.6원 0.9원이높다. 할인율에서는한국의 LCOE가 20.6원 /kwh 상승하는효과가있는것으로나타났다. 결론적으로한국과독일중국의 LCOE는 CAPEX에서유의미한차이를보인다. 확률론적시뮬레이션의민감도분석결과에서도 CAPEX가 LCOE에가정용의경우 75%, 사업용의경우 57% 의기여도를보인다. 따라서본연구에서는 CAPEX와 O&M 비용을원가분석하여구체적으로어느부분에서차이가발생하는지규명하였다. CAPEX 중직접비의경우가격차이의주요원인은중국의경우모듈, BOS, 설치공사비이고독일의경우 BOS 및설치공사비이다. 간접비의경우인허가비용, 표준시설부담금 ( 계통연계비용 ), 감리비, 설계비등의추가비용의차이로인하여중국과독일이국내대비약 26~30% 수준으로 요약 iii
분석되었다. 설치공사비부문에서중국은한국대비 41.9%, 독일은 29.2% 수준이며, 이중독일의경우 100kW 설비설치시소요되는기간은 1주 (Keiji Kimura and Romain Zissler, 2016), 한국의경우 4주로독일에비해약 4배가량소요되는것으로조사되었다. 설치기간은곧설치공사비와직접적인연관성 ( 인건비상승의주요원인 ) 이있으므로국내설치기간의최적화가요구되는바이다. O&M 비용의경우중국과독일의비용은한국의 30.3%, 44.0% 수준인것으로나타났다. 구체적으로중국과독일의토지임차료는각각한국의 7.8%, 14.6% 수준에불과하다. 중국과독일의인버터교체비용은한국의 61.6%~69.6% 수준이다. 안전관리비와기타부품교체비는중국의경우 37.8%, 독일의경우 60.9% 수준이다. 원가분석결과정책적으로통제할수있는부분은인허가비용, 표준시설부담금 ( 계통연계비용 ), 안전관리비 3개로파악된다. 우선지자체등에서부과하는인허가비용이타국대비매우높은것으로조사되었다. 중국은특수한경제체제를가지고있으므로독일수준으로인허가비용을낮춘다고했을때, 약 800만원을절감할수있었다. 한전이부과하는표준시설부담금도독일수준으로낮춘다고가정했을때약 720만원을절감할수있다. 안전관리비도낮출수있는여지가있으나절감가능금액이연간 35만원수준으로크지는않았다. 인허가비용, 표준시설부담금, 안전관리비를원하는목표치만큼하락시켰을때 kwh당 12.2원을하락시켜 LCOE를 134.9원으로낮출수있다. 2030년태양광목표발전량이약 42,000GWh임을고려해볼때, 이와같이태양광 LCOE를하락시킬경우국민부담을연간약 5,000억원줄일수있다. iv
또한국내태양광보급확대로학습이증가하여 LCOE가하락할수있다. 한국이독일수준으로학습이확보되었다고가정할경우태양광 LCOE를 97.2원 /kwh까지낮출수있다. 이금액은현재독일태양광 LCOE인 122원 /kwh보다낮은수준이다. 이는한국이이용률과법인세에서독일보다유리한상황에있기때문이다. 향후태양광모듈이 2025년까지 0.22달러 (242원)/W로하락할전망이므로, 이를 LCOE 계산에반영하면 2025년국내태양광 LCOE는 77.9원 /kwh까지떨어지는것이가능해진다. 3. 정책제언 본연구의결과를통해한국의태양광 LCOE는독일및중국보다높은수준이며, CAPEX 및할인율에서유의미한차이를보이는것을확인할수있었다. 확률시뮬레이션분석에서도 LCOE에대해 CAPEX의기여도가가장높아 CAPEX를줄이기위한노력이우선적으로필요하다. 먼저국산모듈및인버터의비용이타국보다높아원가절감을위한제조업의노력이요구된다. 한편국내설치공사비가높은이유는인건비가높고공기가길기때문으로판단된다. 인건비는조정이어려우므로공기를단축하는노력이필요할것이다. 또한민원발생으로공기가길어지는경우가많으므로주민수용성을높이기위한정책이필요하다. 다음은인허가비용문제이다. 주로지자체에납부하는한국의인허가비용이독일보다 10배, 중국보다 50배높은것으로나타났다. 태양광발전사업의가장큰어려움으로지자체에서시행하는 ' 개발행위에대한인허가 ' 가지적되므로인허가비용을낮추고절차를간소화하는 요약 v
정책이시급히필요하다. 또한국내계통연계비용이중국보다 4배이상높으므로이러한비용을낮추는노력도필요하다. 국내일반관리비도타국대비 10배이상높으므로국내사업의시스템화를통한비용절감이요구된다. 태양광설비설치에대한부가가치인하를권고한다. 최근중국국가에너지국 (NEA) 이발표한중국의태양광조세부담경감정책은태양광관련물품의부가가치세 50% 환급및경지점용세인하등의내용을담고있다. 본정책은태양광활성화를위해 2020년까지도입하여운영할예정이다. 또다른세금인법인세조정도고려해볼만하다. 즉법인세는태양광발전수익에대한세금을의미한다. 미국은신재생에너지 ITC( 투자세액공제 ) 와 PTC( 생산세액공제 ) 를통해신재생에너지보급을확대하고있으므로이내용을참고할필요가있다. 한국의경우사업용태양광설치시민원비용으로 2천 ~3천만원정도의비용이발생하는것으로확인되고있다. 해당비용은전체공사비에배분하여설치단가의상승요인으로작용한다. 따라서주민수용성확보를위한정책이필요하다. 다만민원비용은변동단가이므로본문에서나타난한국태양광조사단가에는반영되지않았음을밝혀둔다. 이외에도태양광보급확대로학습을축적시켜직접비및간접비를낮출수있을것이다. 태양광발전사업자들이태양광을지속적으로설치하다보면경험축적을통해불필요한비용을절감할수있을것이다. 이러한효과를기대하기위해서는지속적인태양광확대가요구된다. 정책적으로할인율을낮추기위한노력도필요하다. 할인율은타인자본비용과자기자본비용으로구성되는데이들을전략적으로낮출수 vi
있다. 예컨대재생에너지발전사업자대출금리우대를통해타인자본비용을낮출수있을것이다. 타인자본비용을대표하는요소는대출이자율또는회사채발행이자율이므로, 정책적으로재생에너지발전사업자를대상으로한대출금리우대는타인자본비용을감소시키는데기여할수있다. 재생에너지프로젝트파이낸싱 (PF) 활성화및지원도필요한부분이다. 정부가재생에너지산업생태계조성을위한프로젝트파이낸싱활성화와투자상품개발에적극적으로지원함으로써발전사업자의자본조달비용을감소시킬수있다. 본연구의목적은태양광설비설치시, 불필요한비용을제거하여태양광발전비용을더욱하락시키고, 태양광보급을더욱확대하기위함이다. 온실가스및미세먼지감축, 원자력에대한잠재적위험회피로신재생에너지보급확대는불가피하다. 하지만신재생에너지보급확대가전력요금의지나친상승으로소비자에게부담이된다면신재생확대에제동이걸릴것이다. 따라서본연구결과를적용하여태양광발전비용을하락시키면태양광발전단가또한하락할것이다. 그러면발전정산금이줄어들며, 궁극적으로전력요금에대한소비자부담이줄어들것이다 요약 vii
ABSTRACT 1. Research Background and Purpose The trading prices of solar-generated electricity have reached new records worldwide. In November 2014, photovoltaic power was sold at 6.13 cents (67.4 won)/kwh in Dubai, surprising the world. The price of solar photovoltaic power likewise reached a record high of 1.77 cents (19.5 won)/kwh in the Mexican auction market in November 2017. Also in 2017, Germany, which uses a similar amount of solar irradiation as Korea, shifted its renewable energy policy from a feed-in tariff (FIT) system to an auction system, and in October, photovoltaic power was sold at an average price of 50 Euros/MWh (65 won/kwh). The year 2017 also saw the introduction of an auction system in Korea limited to small-scale photovoltaic power generation in which the average selling price was 182 won/kwh. Despite similar climate conditions in Korea and Germany, the price of photovoltaic power in Korea has continued to be twice that of in Germany. This study aims to identify the reason(s) behind the aforementioned differences in domestic and global photovoltaic power prices. A detailed analysis was conducted of the factors determining photovoltaic costs i.e., differences in module prices, Abstract i
balance of plants (BOP), finances, capacity factors, and taxes. In other words, the purpose of this study is to analyze the differences in levelized costs of electricity (LCOE) by comparing and analyzing the solar cost structures of major countries. Germany and China were selected as major countries of comparison for the purposes of this study. Both countries are similar to Korea in terms of their solar irradiance quantity but have lower photovoltaic power prices, allowing for meaningful implications to be drawn and applied to the Korean market. Based on the results of this study, we proposed policies for reducing the costs associated with photovoltaic power generation in Korea. The results of this study are expected to increase the cost efficiency of photovoltaic power generation in Korea and allow the government to supply more photovoltaic power at reduced costs, thereby promoting the healthy development of the photovoltaic industry and the expansion of new and renewable energy in Korea. This study also aims to promote market acceptance of photovoltaic power, which is stymied when electricity bills rise due to the high costs associated with photovoltaic power. By proposing policies to decrease costs and induce a healthy growth of the photovoltaic power generation business, this study plays an important role in the expansion of the photovoltaic power market. ii
2. Summary In this study, we used both deterministic LCOE and stochastic LCOE methodology to conduct an international comparative analysis of photovoltaic power generation prices. The LCOE is the average real electricity generation cost (Korean won) per power unit (kwh) produced by a particular power plant (or the present value of the total power generation divided by the present value of the total power generation cost of the facility). The probabilistic simulation derives results by simultaneously considering uncertain or volatile input variables through appropriate probability distributions. Since the LCOE in photovoltaic power generation varies by facility scale, equipment standards must be set to ensure an unbiased comparative analysis. In this study, for the LCOE analysis by country, capital expenditures (CAPEX) were calculated under the assumption of standard facilities of 3 kw for households and 100 kw for businesses. In Korea, 3kW facilities are mostly used for homes, and 100kW facilities are mostly used for businesses; these types of facilities account for 90% or more of all photovoltaic power use nationwide. For 3 kw facilities for household use, the LCOE of Germany was calculated at 118.2 won/kwh and the LCOE of Korea was calculated at 134 won/kwh for a difference of 15.8 won per kwh. In terms of the capacity factor, Korea showed an advantage of Abstract iii
31.1 won per kwh compared to that of Germany. However, Korea had a higher photovoltaic CAPEX than Germany, meaning that its LCOE was also 16.9 won higher per kwh. Meanwhile, China's LCOE was calculated at 98.3 won/kwh while Korea s LCOE was calculated at 134 won/kwh. Korea s CAPEX was also higher than that of China, meaning that Korea s LCOE was 37.6 won higher per kwh than that of China. In terms of the O&M cost and capacity factor, Korea showed a higher cost of 5.8 won and 9 won per kwh, respectively. For 100 kw facilities for business use, the LCOE of Germany was calculated at 122 won/kwh, and the LCOE of Korea was calculated at 147.1 won/kwh. In terms of the capacity factor, Korea showed an advantage of 19.4 won per kwh compared to Germany. Given that Korea's corporate tax rate was about 8% lower than that of Germany, Korea showed a total calculated advantage of 18.8 won per kwh. However, since Korea's photovoltaic CAPEX was higher than Germany's, Korea's LCOE was 26.2 won higher per kwh than Germany s. In terms of the O&M cost and inflation, Korea was 15.6 won and 0.9 won higher per kwh, respectively, than Germany. Korea also had a disadvantageous discount rate, which resulted in a 20.6 won/kwh increase in its LCOE. In conclusion, the LCOEs of Korea, Germany, and China showed significant differences in CAPEX. A sensitivity analysis of the probabilistic simulation showed that the iv
CAPEX contributed to 75% of the LCOEs for home use and 57% of the LCOEs for business use. This study identified reasons for differences in photovoltaic power generation prices between countries by conducting a cost analysis of CAPEX and O&M. In terms of direct costs (including CAPEX), price differences mainly stemmed from modules, BOS, and installation costs in the case of China and BOS and installation costs in the case of Germany. In terms of overhead costs, China and Germany showed costs that were 26-30% that of domestic costs. The larger overhead costs in Korea can be attributed to licensing fees, standard facility fees (grid connection costs), supervision costs, and design costs. In terms of installation costs, costs in China were 41.9% that of those in Korea and 29.2% that of those in Germany. In Germany, it takes about one week to install a 100kW facility (Keiji Kimura and Romain Zissler, 2016), which is about 4 times faster than the amount of time (4 weeks) it takes to install a facility of the same scale in Korea. Since the installation period is directly related to the installation cost (as the labor cost is greater for longer installation periods), it is necessary to optimize domestic installation periods to lower costs. In terms of O&M expenses, China s expenses were 30.3% that of Korea s, while expenses in Germany were 44.0% that of Korea s. More specifically, the land leasing costs of China and Germany were only 7.8% and 14.6% that of Korea, Abstract v
respectively. The replacement costs of inverters in China and Germany were 61.6 to 69.6% that of those in Korea. Safety management costs and other part replacement costs in Korea were 37.8% and 60.9% that of those in China and Germany, respectively. The results of the cost analysis conducted as part of this study identified three areas that can be effectively controlled through government policies licensing fees, standard facility charges (grid connection costs), and safety management costs. First, licensing fees imposed in Korea by local governments (etc.) were found to be higher than those in other countries. Since China has a unique economic system, it is difficult to draw direct implications for Korea; however, Korea could save about 8 million won if it were to lower its licensing fee to the same level as seen in Germany. If the standard facility charge imposed by KEPCO were to be reduced to the same level as seen in Germany, Korea could save about 7,200,000 won. Although the cost of safety management could also be lowered, annual savings in this area would only amount to an estimated 350,000 won, which is a negligible amount. If licensing fees, standard facility fees, and safety management fees were to be lowered to the target values outlined above, Korea s LCOE could be decreased to 134.9 won, which is 12.2 won per kwh lower than the current LCOE. The Korean government s target for solar power generation is approximately vi
42,000 GWh by 2030. This places a financial burden on the public; however, this burden could be reduced by about 500 billion won annually if the LCOE for photovoltaic power generation could be decreased. Furthermore, along with the expansion of the domestic solar power supply, Korea s LCOE could also decline with increased learning in related fields. Assuming that Korea reaches the same level of expertise as Germany, the LCOE of solar power in Korea could potentially be lowered to 97.2 won/kwh. This value is lower than the current German LCOE of solar power, which is122 won/kwh, and is based on the fact that Korea has more favorable conditions than Germany in terms of capacity factor and corporate tax. If photovoltaic cell modules drop to USD 0.22 (242 won)/w by 2025 as expected, the LCOE of domestic solar power will subsequently fall to 77.9 W/kWh by 2025. 3. Policy implications This study examined the fact that the LCOE of photovoltaic power generation in Korea is higher than that of either Germany or China and found significant differences in capital expenditures and discount rates between the three countries. Since CAPEX was the greatest determining factor of LCOE in the probabilistic simulation analysis presented, efforts are needed to reduce CAPEX. Furthermore, the costs of photovoltaic modules and inverters in Abstract vii
Korea are higher than those in other countries, which means that manufacturers must also make efforts to reduce costs. The main reason installation costs are so high in Korea is that there are longer construction periods, which results in increased labor costs. Since labor costs are difficult to control, efforts must be made to shorten construction periods. Also, in many cases, civil complaints lengthen the construction period; to address this problem, policies must be made to increase residents acceptance of construction projects. Licensing fees are another issue that must be addressed. The licensing expenses associated with obtaining permissions from local governments in Korea are 10 times higher than those in Germany and 50 times higher than those in China. Obtaining permission and/or authorization from local governments for development activities is the biggest obstacle to the advancement of the photovoltaic power generation business, and there is an urgent need to simplify licensing fee structures and procedures. In addition, as the cost of the domestic grid connection is four times or more that of China, efforts are also needed to lower connection costs. Likewise, general administrative expenses in Korea are 10 times higher than those in other countries, and these costs should be reduced through the systematization of domestic businesses. Value added tax should also be reduced for photovoltaic installations. Recently, China's National Energy Administration viii
(NEA) announced that China's new tax policy to reduce the tax burden on photovoltaic power generation would include a 50% VAT refund on PV-related goods and a tax cut for photovoltaic land use. This policy will be introduced and in full operation by 2020 and purposes to diffuse photovoltaic power generation. It is also worthwhile for Korea to consider adjusting corporate taxes (i.e., the taxes levied on income gained from photovoltaic power generation). Korea should also reference the United States efforts to expand its new and renewable energy supply through ITC (investment tax credits) and PTC (production tax credits) for new and renewable energy. In Korea, costs incurred by civil complaints add an average of 20 million to 30 million won to the entire construction costs associated with the installation of photovoltaic facilities. Such costs are allocated to the entire construction costs, which will increase the unit cost of the installation of photovoltaic facilities. Therefore, policies are needed to increase public acceptance of such projects. It should be noted that costs associated with civil complaints are not reflected in the unit price of photovoltaic power generation as described in the text since these costs represent a variable unit price. Additionally, it may be possible to reduce the direct and indirect costs of photovoltaic power generation by increasing the knowledge of relevant professionals in the solar power field. As photovoltaic Abstract ix
businesses continue to install solar power facilities, they can accumulate experience and expertise and avoid unnecessary costs. However, reaping the benefits of experience requires the continuous expansion of solar power. There is also a need for policy efforts to lower the discount rate. The discount rate is comprised of the cost of debts and the cost of equity, which can be strategically lowered. For example, it is possible to lower the cost of debts through preferential loans for renewable energy generation businesses. Since loan interest rates and the issuance interest rates of corporate bonds are representative factors in the cost of debts, the interest rates of preferential loans for renewable energy generation companies can contribute to the reduction of the costs of debts. Governmental support for renewable energy project financing (PF) is also necessary. The government can reduce financing costs for power generation companies by actively supporting PF and developing investment products that help create an ecosystem that is conducive to the growth of the renewable energy industry. The purpose of this study is to identify measures to expand the supply of solar power and reduce the costs of solar power generation by eliminating unnecessary costs. It is imperative to expand the supply of new and renewable energy in order to reduce greenhouse gases, fine dust, and potential risk aversion associated with nuclear power. However, if the expansion of x
renewable energy becomes a burden to consumers due to excessive electricity tariffs, the expansion of new and renewable energy will be greatly hampered. The price of solar power generation can be reduced if policymakers consider the results of this study and apply the proposed implications. The proposed implications can be used to reduce capacity payments in power generation, ultimately reducing the burden of electricity rates on the average consumer. Abstract xi
제목차례 제 1 장서론 1 제 2 장기존연구고찰 5 1. 국가별태양광발전설비원가구조비교분석연구 5 2. LCOE 추정연구 11 제 3 장국내외태양광동향분석 15 1. 세계태양광 LCOE 현황 15 2. 국내태양광 LCOE 현황 24 제4장방법론 27 1. 결정론적 LCOE 27 2. 확률론적 LCOE 28 3. 민감도분석 33 제5장국내외균등화비용비교분석 35 1. LCOE 분석을위한전제조건 35 2. 결정론적 LCOE 분석 42 3. 확률적 LCOE 분석 46 4. 확률적시뮬레이션태양광발전의 LCOE 분석결과 59 차례 i
제6장국내외태양광원가비교분석 65 1. 국가별 CAPEX 비용비교 65 2. 국가별 O&M 비용비교 77 3. 국내 LCOE 저감목표를위한정책적제언 83 제 7 장결론및정책적시사점 89 참고문헌 93 ii
표차례 < 표 2-1> 독일, 일본의태양광규모별표준설치기간 6 < 표 2-2> 태양광원가분석선행연구 11 < 표 2-3> 태양광 LCOE분석선행연구 14 < 표 3-1> 국제태양광거래가격 16 < 표 3-2> 2017년재생에너지원별 LCOE( 가중평균치 ) 20 < 표 3-3> 국내태양광발전설비현황 (kw) 25 < 표 3-4> 국내발전량추이 (GWh) 25 < 표 5-1> 국가별태양광 CAPEX 36 < 표 5-2> 국가별태양광연간 O&M 비용 37 < 표 5-3> 국가별태양광이용률 38 < 표 5-4> 국가별할인율 38 < 표 5-5> 국가별법인세율 39 < 표 5-6> 국가별대출이자율 40 < 표 5-7> 국가별인플레이션율 40 < 표 5-8> 국가별태양광내용연수 41 < 표 5-9> LCOE 제반조건 41 < 표 5-10> 태양광 LCOE 입력변수 48 < 표 5-11> 확률분포적용경우 49 < 표 5-12> 확률분포검정결과 51 < 표 5-13> 사업용태양광 LCOE 통계량 60 < 표 5-14> 자가용태양광 LCOE 통계량 61 < 표 6-1> 태양광 3kW CAPEX 및한국대비비율 66 차례 iii
< 표 6-2> 태양광 3kW 직접비항목별금액및한국대비비율 67 < 표 6-3> 태양광 3kW 간접비항목별금액및한국대비비율 69 < 표 6-4> 태양광 100kW CAPEX 및한국대비비율 71 < 표 6-5> 태양광 100kW 직접비항목별금액및한국대비비율 72 < 표 6-6> 태양광 100kW 간접비항목별금액및한국대비비율 75 < 표 6-7> 국가별태양광연간 O&M 비용 77 < 표 6-8> 한국, 중국, 독일태양광 100kW 연간 O&M 비용세부내역 79 < 표 6-9> 국가별태양광 3kW 인버터연간 O&M 비용 79 < 표 6-10> 한국, 중국, 독일태양광 100kW 연간 O&M 비용세부내역 80 < 표 6-11> 한국, 중국, 독일태양광 100kW 연간 O&M 비용항목별비율 81 < 표 6-12> 국가별 100kW 기준연간토지임차료 81 < 표 6-13> 독일농지임차료 82 < 표 6-14> 태양광 100kW 연간인버터교체비용산출표 82 < 표 6-15> 통제가능한태양광발전비용항목및절감가능금액 84 iv
그림차례 [ 그림 2-1] 2014년 4분기중국산모듈의국가별가격 7 [ 그림 2-2] 일본, 독일의모듈생산지별수요 8 [ 그림 2-3] 미국과독일의연성비용차이 9 [ 그림 3-1] 재생에너지원별연평균증가율 (1990~2015년) 15 [ 그림 3-2] 태양광발전설치가격 ( 가중평균치 ) ($/W) 17 [ 그림 3-3] 2010~2016년태양광경매가 ( 평균치 ) 추이 19 [ 그림 3-4] 주요국태양광발전 LCOE 전망 21 [ 그림 3-5] 2017년상반기유럽, 중동, 아프리카태양광 LCOE 22 [ 그림 3-6] 2017년상반기미주지역태양광 LCOE 23 [ 그림 3-7] 2017년상반기아태지역태양광 LCOE 24 [ 그림 3-8] 국내태양광 LCOE 추이 ( 원 /kwh) 26 [ 그림 4-1] 확정적접근법과몬테카를로기법비교 29 [ 그림 4-2] 몬테카를로분석절차 32 [ 그림 5-1] 태양광 3kW 국가별 CAPEX 36 [ 그림 5-2] 태양광 100kW 국가별 CAPEX 36 [ 그림 5-3] 한국과독일의태양광 LCOE 비교 (3kW) 43 [ 그림 5-4] 한국과독일의태양광 LCOE 비교 (100kW) 44 [ 그림 5-5] 한국과중국의태양광 LCOE 비교 (3kW) 45 [ 그림 5-6] 한국과중국의태양광 LCOE 비교 (100kW) 46 [ 그림 5-7] 이용률확률분포 ( 로지스틱분포 ) 52 [ 그림 5-8] 할인율확률분포 ( 삼각형분포 ) 54 [ 그림 5-9] 사업용 O&M 비용확률분포 ( 정규분포 ) 55 차례 v
[ 그림 5-10] 자가용 O&M 비용확률분포 ( 정규분포 ) 55 [ 그림 5-11] 사업용 CAPEX 확률분포 ( 정규분포 ) 56 [ 그림 5-12] 자가용 CAPEX 확률분포 ( 정규분포 ) 57 [ 그림 5-13] 성능저하율확률분포 ( 삼각형분포 ) 58 [ 그림 5-14] 법인세확률분포 ( 삼각형분포 ) 59 [ 그림 5-15] 사업용태양광 LCOE 확률분포 60 [ 그림 5-16] 자가용태양광 LCOE 확률분포 61 [ 그림 5-17] 사업용태양광 LCOE 민감도 62 [ 그림 5-18] 자가용태양광 LCOE 민감도 63 [ 그림 6-1] 태양광 3kW CAPEX 66 [ 그림 6-2] 태양광 3kW 직접비항목별금액 67 [ 그림 6-3] 태양광 3kW 직접비항목별비율 68 [ 그림 6-4] 태양광 3kW 간접비항목별금액 69 [ 그림 6-5] 태양광 3kW 간접비항목별비율 70 [ 그림 6-6] 태양광 100kW 직접비항목별금액 73 [ 그림 6-7] 태양광 100kW 직접비항목별비율 73 [ 그림 6-8] 태양광 100kW 간접비항목별금액 76 [ 그림 6-9] 태양광 100kW 간접비항목별비율 77 [ 그림 6-10] 국가별태양광 3kW 연간 O&M 비용 78 [ 그림 6-11] 국가별태양광 100kW 연간 O&M 비용 78 [ 그림 6-12] 태양광 LCOE 절감목표제안 85 [ 그림 6-13] 비용을독일수준으로낮출경우국내태양광 LCOE 87 [ 그림 7-1] 태양광발전비용하락의기대효과 91 [ 그림 7-2] 미국의태양광 LCOE 및보급목표 92 vi
제 1 장서론 최근에너지경제연구원에서수행한연구에따르면국내외균등화비용 (levelized cost of energy, 이하 LCOE) 를비교해볼때신재생에너지와원자력의 LCOE가반대의양상을보이고있다 ( 이철용, 2017). 즉국내원자력, 세계풍력, 세계태양광이비슷한 LCOE 수준을보이고, 국내태양광, 국내풍력, 세계원자력이비슷한 LCOE 수준을보이고있다. 또한최근세계적으로태양광거래가격이신기록을경신중에있다. 2014년 11월에두바이에서태양광거래가격이 6.13센트 (67.4원)/kWh 1) 에낙찰되어세계를놀라게했다. 이듬해 2015년 7월에는미국텍사스오스틴에서 4센트 (44원)/kWh에태양광발전가격이체결되어기존기록을갈아치웠다. 같은해에세계적투자가인워렌버핏이투자한태양광발전소의거래가격도낮은수준을기록했다고알려져있으며, 사우디아라비아에서도전력수급계약 (Power Purchasing Agreements, PPA) 방식으로 5센트 (55원)/kWh에태양광발전가격이체결되었다. 당시에많은사람이 4~5센트 (44~55원)/kWh 수준을태양광거래가격의한계라고생각했지만, 2016년에는두바이에서 2.99센트 (32.9 원 )/kwh, 아부다비에서는 2.42센트 (26.6원)/kWh의기록을세웠다. 지금까지의태양광발전가격의최고기록은 2017년 11월에멕시코경매시장에서낙찰된 1.77센트 (19.5원)/kWh이다. 이렇게낮은태양광발전가격을나타내는국가는태양광발전에적합한기후조건을가지 1) 환율 1,100 원 / 달러적용. 별도의표시가없으면이후에도같은환율이적용됨. 제 1 장서론 1
고있는것이사실이지만, 그럼에도불구하고태양광발전가격이우리나라원자력발전단가 ( 약 50원내외 /kwh) 보다낮다는것은시사하는바가크다. 한편우리나라와일사량여건이유사한독일은 2017년부터신재생에너지정책을발전차액지원제도 (Feed in Tariff, FIT) 에서경매 (Auction) 방식으로전환하였다. 2017년 10월에낙찰된태양광거래평균가격은 50유로 /MWh(65원/kWh) 2) 수준이었다. 우리나라도 2017 년소규모태양광에한해경매제도를도입하였는데평균낙찰가격은 182원 /kwh 수준이었다. 즉두나라의기후조건이비슷함에도불구하고 2배이상의태양광발전가격차이가발생하고있는것이다. 이와같은배경하에서본연구는세계태양광과국내태양광거래에서가격이차이나는이유를규명하고자한다. 태양광발전비용을구성하는모듈가격, 주변기기 (BOP), 금융, 이용률, 세금등을세밀하게분석하여어느부분에서차이가발생하는지분석할필요가있다. 즉본연구의목적은주요국들의태양광원가구조및제반사항을비교분석하여균등화비용이차이나는원인을분석하는것이다. 비교대상국가는독일과중국을선정하였다. 두국가는일사량조건이유사하고, 우리나라보다태양광발전가격이낮아유의미한시사점을도출할수있기때문이다. 또한이러한결과를바탕으로국내태양광발전비용효율화를위한정책을제안하고자한다. 본연구의결과는우리나라태양광산업의건전한발전및신재생에너지확대에기여할것으로기대된다. 왜냐하면태양광발전비용효율화를통해더적은비용을가지고태양광을더많이보급할수있기 2) 환율 1,300 원 / 유로적용. 별도의표시가없으면이후에도같은환율이적용됨. 2
때문이다. 태양광의높은비용으로전기요금이상승한다면태양광에대한수용성이그만큼떨어질것이다. 본연구는태양광발전사업의건전한성장을유도하여시장확대에중요한역할을하고자한다. 본연구의구성은다음과같다. 2장에서는태양광원가분석과 LCOE 분석과관련된국내외선행연구를고찰한다. 3장에서는국내외태양광 LCOE 최근동향을살펴보고 4장에서는본연구에서사용된방법론을소개한다. 5장에서는한국, 독일, 중국의균등화비용비교분석을실시한다. 6장에서는동일국가의태양광원가를비교분석하였다. 마지막으로 7장에서는결론및정책적시사점을제안한다. 제 1 장서론 3
제 2 장기존연구고찰 본장에서는국제태양광균등화비용비교분석을하기에앞서태양광발전시스템원가와 LCOE를분석한기존연구를고찰한다. 먼저국가별태양광발전설비원가구조비교분석연구에관한선행연구를살펴보며, 두번째로 LCOE 추정연구를다룬선행연구를살펴볼것이다. 1. 국가별태양광발전설비원가구조비교분석연구 해외에서는국가별신재생에너지발전설비원가구조분석을통해정책적제언을도출하는연구가활발히진행되고있는데, 특히신재생에너지선도국인독일과비교하는연구가많다. 2014년일본의태양광발전시스템가격 ( 중간값 ) 은독일대비 2배이상높았다. 이에 Kimura and Zissler(2016) 는일본과독일의태양광발전원가구조에대한비교분석을실시하였다. 이연구에따르면일본의태양광발전시스템가격이비싼이유는독일대비높은설치비와모듈가격때문인것으로나타났다. 먼저일본의설치비가높은이유는 < 표 2-1> 에서볼수있듯이일본의태양광설치기간이독일대비최소 2배에서최대 7배까지길기때문이다. 연구에서는독일의기초공사기법과숙련된기술이설치기간을단축시키고자연스레설치비용감축을가져온다고주장하며, 일본은독일의노하우와설치기법을터득해설치비를낮춰야된다고조언하였다. 제 2 장기존연구고찰 5
< 표 2-1> 독일, 일본의태양광규모별표준설치기간 구분 독일 일본 10kW 1일 2~5일 50kW 2~3일 6~10일 500kW 1~2주 2~3달 1,000kW 2~3주 4~5달 자료 : Kimura and Zissler(2016), p.15 두번째로 Kimura and Zissler(2016) 는일본의모듈가격에대해분석하였는데일본의모듈가격이높은이유를 2가지로나눠설명하였다. 첫째, 일본에서는해외산모듈이비싼가격에거래되고있다. 연구에따르면동일한모듈일지라도일본에서는독일대비 15% 나높은가격에판매되고있다고주장하였다. 또한, GTM(2015) 의연구결과를인용하여 [ 그림 2-1] 과같이동일한중국 A사의모듈이중국, 칠레, 인도에서는 $0.56~0.58(616~638원 )/W에, 유럽에서는 $0.65(715원 )/W, 일본에서는 $0.67(737원 )/W에, 미국에서는 $0.72(792원 )/W에거래되고있는것을밝혔다. 미국에서는중국산모듈에대한반덤핑관세와상계관세를징수하고있어비싸게거래될수밖에없으나일본은해외제품에대해관세를부과하지않는데도여전히높은가격에거래되고있다고지적하였다. 6
[ 그림 2-1] 2014 년 4 분기중국산모듈의국가별가격 자료 : GTM(2015) 일본의높은모듈가격에대한두번째이유로일본의높은자국제품선호를들고있다. 연구에서는일본의자국모듈에대한높은선호도가일본내모듈가격을지속적으로상승시키는요인으로작용하고있다고역설하였다. 연구에따르면일본내모듈비용 (500kW 이하급중간값 ) 의경우중국과독일산제품은 80(80,000원 )/W 3), 한국, 남미산은 110~120(110,000~120,000원 )/W 수준에거래되고있으나일본산은 145/W 수준으로가장높게거래되고있다. 하지만일본산모듈가격이독일산에비해 45% 높게판매됨에도일본내자국모듈에대한수요는 [ 그림 2-2] 에서볼수있듯이 71% 를차지하며일본산모듈가격을지속적으로상승시키고있다고설명하였다. 반면, 독일에서는해외산모듈수요가 57% 로절반이상을차지하여국내모듈과해외모듈간의가격경쟁이용이한구조를가지고있다. 3) 환율 1,000 원 / 엔적용. 별도의표시가없으면이후에도같은환율이적용됨. 제 2 장기존연구고찰 7
[ 그림 2-2] 일본, 독일의모듈생산지별수요 자료 : Kimura and Zissler(2016), pp.11-12 일본의높은모듈비용에대한지적은 Friedman et al.(2016) 에서도나타난다. Friedman et al.(2016) 은일본과미국의주택용 PV와소규모상업용 PV(10kW 이하급 ) 의가격비교연구를통해일본의높은모듈비용의원인중하나로일본의모듈유통과정을지적하였다. 연구에서일본은제조업체와설치업체가치사슬사이에대형유통업체, 무역회사, 건설사등이위치하여불필요한비용, 마진등이발생하고있다고설명하였다. 반면, 일본의교차판매 (Cross selling) 전략은고객유치비용을크게하락시켜원가절감에긍정적인효과를가지고온다고주장하였다. 교차판매란제품을구입한고객에게다른제품을추가로구입하도록유도하는마케팅전략으로일본은건축, 리모델링, 차량등여러방면의구매고객을대상으로소규모태양광발전교차판매를실시하고있다. 8
한편, 미국과독일의태양광발전비용을비교분석한연구도있다. 2012년미국의주택용태양광발전시스템가격은연성비용 (soft cost) 으로인해독일대비 2배이상차이가났다 ( 미국 $5.29(5,819원 )/W, 독일 $2.59(2,849원 )/W). 연성비용이란태양광발전시스템설치시필요한인건비, 고객유치비용, PII 비용 4), 수수료, 세금등의하드웨어와설비비를제외한간접비용을말한다. 연성비용은시장여건, 학습효과등으로인해큰차이가발생할수있으며태양광발전원가절감에도크게기여한다. 이에 Seel et al.(2014) 는미국의태양광발전비용절감을위해미국과독일의주거용태양광발전시스템의연성비용에대한비교분석을실시하였다. [ 그림 2-3] 미국과독일의연성비용차이 자료 : Freidman et al.(2014), p.223 재구성 4) PII 비용이란 Permitting( 설치허가 ), Interconnection( 연계 ), Inspection( 검사 ) 시필요한부대비용을말함. 제 2 장기존연구고찰 9
연구결과에따르면 [ 그림 2-3] 과같이미국과독일은연성비용중에서도고객유치비용과인건비에서많은차이를보여주고있었다. 먼저고객유치비용의경우독일은발전설비당 $0.07(847원 )/W의비용이드는반면, 미국은 $0.69(759원 )/W로 10배이상의차이가난다. 고객유치비용은광고, 캠페인등의마케팅비용과고객방문시필요한부대비용등을포괄한비용으로독일은잠재고객에대한관리가잘되어있어고객유치비용이크지않다. 실제로독일고객들은설치업체에쉽게접근할수있으며, 설치업체와제조업체간의파트너십이잘형성되어있어잠재고객이실제고객이되는성공률이매우높다. 인건비의경우독일은주택용시스템을한개구축하는데평균 39인시 (manhour) 가걸리는반면미국은인당평균 75인시 (manhour) 가걸린다. 연구에서는설치기간이길다보니인건비가자연스레많이늘어나게되어독일은인건비로 $0.23(253원 )/W가드는반면미국은 $0.59(649원 )/W가소요된다고설명하였다. 미국의태양광발전인건비에대한지적은 Morris et al.(2013) 연구에서도찾아볼수있다. Morris et al.(2013) 는미국과독일의태양광발전인건비비교연구를통해인건비절감은미국이태양광발전단가를절감할수있는최상의방안이라고주장하였다. 연구에따르면미국은현재인건비에서최대 64% 까지절감할수있으며이는태양광발전설치비용을 10% 줄일수있다고강조하였다. Seel et al.(2014) 은마지막으로미국의복잡한인허가제도를지적하였다. 미국은 PII 시간으로 5시간을소비하는반면독일은태양광발전설치조건과허가체계를간소화하여연성비용지출을대폭인하하였다. 또한독일의경우주택용 PV에대해소비세 / 부가가치세가면제 10
되는반면미국은평균 $0.21(231 원 )/W 의소비세가부과되고있다. 연구에서는인허가비용은태양광발전시스템단가를높일뿐만아니 라태양광발전활성화를저해한다고역설하였다. < 표 2-2> 태양광원가분석선행연구 연구비교국가주요결과 ( 원가차이 ) Kimura and Zissler(2016) 독일, 일본 설치비용 ( 설치기간 ), 모듈가격 Friedman et al. (2016) 일본, 미국 유통과정, 판매방법 Seel et al. (2014) 독일, 미국연성비용 ( 고객유차비용, 인건비, 인허가비 ) Morris et al. (2013) 독일, 미국 인건비 2. LCOE 추정연구 여기에서는 LCOE 추정과관련된기존연구를살펴본다. Bhandari and Stadler(2009) 은독일퀼른지역의가정용및발전사업용태양광발전시스템의평균비용을해당지역의전기가격과비교하여그리드패리티도달시점을추정하였다. 연구에따르면 LCOE를최종소비자가지불하는 ( 높은 ) 전기료와비교하면그리드패리티도달시점은 2013~2014년으로추정되며, ( 낮은 ) 전력도매가격과비교하면그리드패리티도달시점은 2023년으로추정되었다. 연구에서는추가로발전 제 2 장기존연구고찰 11
기운영기간변화에따른전력도매가격의그리드패리티도달시점도추정하였다. 연구에따르면발전기의평균운영기간은 20~30년 ( 최적사용기간 25년 ) 이지만평균이용기간을 35~40년으로설정하면그리드패리티도달시점은 2017~2019년대로점점줄어들어발전기운영기간이길수록그리드패리티도달시점이점점짧아진다고주장하였다. Branker et al.(2011) 은북미사례를중심으로 LCOE를추정하고, 주요변수에대한민감도분석을실시하였다. 민감도분석에서는 LCOE 변수중초기투자 ( 설비 ) 비용, 투자방법, 발전기운영기간, 부채상환기간이민감하게반응하였다. Branker et al.(2011) 은대체로 LCOE 분석에서투자위험이나자금조달방법차이는크게고려하지않지만 LCOE는감축이중요한만큼투자방법역시변화를유도할수있다고주장하였다. 따라서, 태양광은자금조달방법, 산업및기술개선등으로전통에너지원보다비용측면에서효율적일수있으며그리드패리티에쉽게도달할수있다고역설하였다. 반면, Daring et al.(2011) 은 LCOE의최적의변수를몬테카를로분석을통해도출하였다. LCOE 분석시투자비용 ( 건설비용, 운전유지비용 ), 경제상황등여러가지전제조건이필요하며전제조건에따라 LCOE는크게달라질수있다. 이에 Daring et al.(2011) 은일조량, 패널효율성, 운영비용, 인플레이션율등의변수를몬테카를로시뮬레이션을통해최적의분포가나오는상황을도출하였다. 국내에서신재생에너지 LCOE를추정한연구는많지않다. 정윤경 (2013) 은국내발전사업용태양광발전단가를산정하고이를바탕으로미래태양광발전단가를전망하여국내그리드패리티도달시점을예측하였다. 연구결과, 국내태양광 LCOE는 2013년 kwh당 300원에 12
서 2020년에는 200원이하로, 2030년까지 152원으로하락하는것으로나타났다. 하지만태양광 LCOE는올해이미 150원수준을달성하며기존전망보다 13년이나앞당겨졌다. 선행연구분석으로태양광 LCOE 분석에대한방법론을확보할수있었다. 원가분석방법론은 Seel et al.(2014) 을기초하여독일, 중국등주요국의태양광발전시스템원가를국가별로분석하고자한다. 선행연구분석을통해해외에서는국가별태양광원가구조분석을통해정책적제언을하는연구가활발히진행되고있음을알수있었다. 태양광발전시스템원가하락은 LCOE 하락으로이어지기때문에태양광발전시스템원가에대한분석은태양광발전이화석연료대비가격경쟁력을갖추기위해반드시살펴봐야하는부분이다. 따라서, 본연구는주요국과국내태양광발전설비의비용차이를규명하고 LCOE 방법론을이용하여주요국태양광 LCOE를추정하고국내태양광산업의발전을위한시사점을제시한다는점에서기존 LCOE 방법론연구와차별성을가지며국내에서는처음으로진행되는연구라는점에서의미가있다. 제 2 장기존연구고찰 13
< 표 2-3> 태양광 LCOE 분석선행연구 연구연구방법주요결과 Bhandari and Stadler(2009) 경험곡선을활용한태양광설비가격전망 B/C 분석을통한태양광경제성분석 태양광모듈에대한학습률추정및태양광모듈가격, BOS 가격전망 모듈수명에따른손익분기점및그리드패리티시점분석 Branker et al. (2011) LCOE 방법론을활용한태양광발전단가분석 북미지역대상사례분석 LCOE 에사용되는주요변수에대한검토 할인율, 융자기간등주요변수들의변화에따른민감도분석 Daring et al. (2011) 몬테카를로분석을활용한태양광발전단가분석 몬테카를로분석을통한 LCOE 최적의변수도출 정윤경 (2013) LCOE 방법론 태양광모듈가격전망모형개발및태양광그리드패리티분석 국내태양광산업의성장전략분석 14
제 3 장국내외태양광동향분석 1. 세계태양광 LCOE 현황 세계적으로기후변화에대응하기위한수단으로신재생에너지보급이확대되고있다. 2015년세계에너지총공급량 ( 이하 TPES) 은 13,647백만 TOE이었으며, 그중재생에너지는 13.4% 인 1,823백만 TOE를차지하였다 (IEA, 2017a). [ 그림3-1] 과같이재생에너지의연평균공급성장률은 2.0% 로, 전체 TPES( 화석연료포함 ) 평균인 1.8% 보다높으며특히태양광 (45.5%) 이가장높은증가율을보여주며차세대신재생에너지산업의성장동력으로부상하고있다 [ 그림 3-1] 재생에너지원별연평균증가율 (1990~2015 년 ) 자료 : IEA(2017a), p.3 제 3 장국내*외태양광동향분석 15
태양광발전이성장동력으로부상할수있었던이유중하나는태양광발전시스템원가가지속적으로감소하면서 LCOE가하락하고, 태양광발전이화석연료에맞서가격경쟁력을갖춰가고있기때문이다. 실제로 < 표3-1> 과같이 2014년 11월두바이 DEWA는 6.13센트 (67.4 원 )/kwh에거래되었지만 2년후인 2016년 9월아부다비에서 2.42센트 (27원)/kWh을기록하며, 태양광거래가격은연일최저가격을경신하고있다. 시기 2014.11 2015.07 2015.08 2016.05 2016.09 지역 거래가격 ( 센트 /kwh) 두바이 DEWA < 표 3-1> 국제태양광거래가격 미국텍사스 사우디 두바이 DEWA 아부다비 6.13 4 이하 5 이하 2.99 2.42 자료 :Apricum(https://www.apricum-group.com/dubais-dewa-procures-worlds-cheape st-solar-energy-ever-riyadh-start-photocopiers/),cleantechnica(https://cleantechnica. com/2015/07/02/worlds-cheapest-solar-power-lands-in-austin-texas-under-4%c2%a 2kwh-sort-of/)(https://cleantechnica.com/2015/08/12/another-low-solar-price-recordsaudi-electric-company-lands-solar-ppa-5%C2%A2kwh/),Bloomberg(https://www.bl oomberg.com/news/articles/2016-05-03/solar-developers-undercut-coal-with-another -record-set-in-dubai),reuters(https://www.reuters.com/article/us-abu-dhabi-solar-fina ncing/abu-dhabi-closes-872-million-financing-for-worlds-largest-solar-plant-iduskb N18K1LG) 등신문기사에서발췌, 검색일자 : 2017 년 5 월 12 일 [ 그림3-2] 에서볼수있듯이 2016년태양광발전시스템가격은 $1.14(1,254원 )/W를달성하며 2010년대비 $2.10(2,310원 )/W나감소하였다. 그리고태양광발전시스템가격은 2020년에는 $0.86(946 원 )/W, 2025년에는 $0.70(770원 )/W을기록할것으로전망되어앞으로도지속적으로감소할것으로보인다 (BNEF, 2017e). 16
[ 그림 3-2] 태양광발전설치가격 ( 가중평균치 ) ($/W) 주 : other 는개발세 (developer fees), 토지인수세, 재정비용. 예비비 (contingency), 그외부수적비용을포함. 자료 : BNEF(2017e) 태양광발전시스템가격하락의주요원인은모듈가격의하락으로인한원가절감이다. [ 그림3-2] 와같이태양광모듈의단가는 2010년이래로연평균약 12~13% 하락하고있다. 현가격추세대로태양광모듈가격이하락한다고가정하면 2030년태양광발전단가는 $50~80(55,000~88,000원 )/MWh까지하락할전망이다 ( 강정화, 2014). 모듈가격이하락하는원인은크게세가지로살펴볼수있다. 첫째, 폴리실리콘의공급과잉으로인한폴리실리콘가격하락으로모듈원가가절감되고있다. 모듈생산의기술개발로인해모듈생산에필요한폴리실리콘양이줄고있다. 2016년기준, 실리콘모듈을생산하기위해필요한폴리실리콘양은평균 4.9g/W이나, 2002년에는제조기술발전으로 22% 감소한 3.8g/W만으로도생산이가능할것으로예상된다 (BNEF, 2017c). 따라서, 향후태양광수요가증가해도폴리실 제 3 장국내*외태양광동향분석 17
리콘수요량은크게변동이없을것으로보인다. 하지만현재세계폴리실리콘생산용량의 15~22% 가공급과잉상태이다 (BNEF, 2017d). 또한이러한공급상황에도불구하고중국에서는신규로폴리실리콘시장에진입하고자하는업체들이여전히존재하고있어폴리실리콘공급과잉현상은앞으로심화될것으로보인다. 둘째, 기술발전에의해태양광모듈의효율성과생산능력이향상되고있다. 2009년부터 2015년까지태양광모듈의전환효율은평균 18% 에서 22% 로 4%p 상승하였으며, 모듈생산용량은모듈기술발전에힘입어평균 40% 증가하였다 ( 허서지, 2016). 상황이이렇다보니설비증설경쟁과가격절감을시도하는기업들이늘고있고, 물량을확보하기위한선도업체들의경쟁이치열해지고있어대형거래에서제시되는모듈가격이연일하락하고있다. 셋째, 과거선진국중심으로신재생에너지시장이발전한데반해최근에는모로코, 페루등개발도상국에서도대규모신재생에너지프로젝트가추진되고있다. 그리고, 이들국가는프로젝트의경제성을확보하기위해더욱공격적인원가하락을실시하고있다. 마지막으로태양광발전량에대한경매가이가격하락에기여하고있다. 경매제도는입찰가경쟁을촉발시켜가격하락효과를가지고온다. [ 그림3-3] 과같이실제로 2010년세계태양광시장평균경매가은 $250(275,000원 )/MWh였지만 2016년 $50(55,000원 )/MWh를기록하며 6년새에 $200(220,000원 )/MWh나감소하였다 (IRENA, 2017). 경매물량과경매제도도입국이빠르게증가하는추세라태양광경매가은계속하락할전망이며이는태양광가격하락에도긍정적으로작용할것으로보인다. 18
[ 그림 3-3] 2010~2016 년태양광경매가 ( 평균치 ) 추이 자료 : IRENA(2017), p.3 앞에서살펴본바와같이태양광발전시스템단가가하락하다보니발전단가도자연스레하락하고있다. BNEF(Bloomberg New Energy Finance) 에따르면 2017년상반기기준발전원별 LCOE( 가중평균치 ) 5) 는 < 표 3-2> 와같이태양광이 MWh 당 $86(94,600원 ), 육상풍력이 $67(73,700원 ), 해상풍력이 $124(136,400원 ), 석탄이 $64(70,400원 ), 원자력이 $155(170,500원 ) 수준이다. 2030~2040년이되면재생에너지의 LCOE가다른발전원보다낮아질것으로전망되며, 특히 [ 그림 3-4] 에서볼수있듯이태양광 LCOE는 2040년에는현재대비절반 (66%) 이상감소할것으로예상된다 (BNEF, 2017f). 5) 발전단지별발전량으로가중치한 LCOE 제 3 장국내*외태양광동향분석 19
< 표 3-2> 2017 년재생에너지원별 LCOE( 가중평균치 ) 에너지원 LCOE, 가중평균치 ($/MWh) 미주지역 68 석탄 (coal) 아태지역 50 유럽, 중동, 아프리카 73 미주지역 52 복합화력발전 (combined cycle gas) 아태지역 102 유럽, 중동, 아프리카 76 미주지역 102 열병합발전 (CHP) 아태지역유럽, 중동, 아프리카 64 미주지역 174 원자력 (Nuclear) 아태지역유럽, 중동, 아프리카 161 대수력 (Large hydro) 76 소수력 (Small hydro) 80 바이오매스혐기성소화 (Biomass - anaerobic digestion) 146 풍력 - 육상 (Wind - onshore) 67 태양광 - 추적시스템 (PV - no tracking) 86 태양광 - 비추적 (PV - tracking) 56 도시생활폐기물 (Municipal solid waste) 102 바이오매스 -가스화 (Biomass - gasification) 128 지열 - 증기 (Geothermal flash) 58 매립가스 (Landfill gas) 57 풍력 - 해상 (Wind - offshore) 124 지열 -바이너리 (Geothermal binary) 96 태양열 - 홈통형 (Solar thermal trough) 255 태양광 -박막 (PV - thin film) 99 바이오매스 - 소각 (Biomass incineration) 130 태양열 - 타워형 (Solar thermal - tower) 258 태양열 - 프레넬형 (Solar thermal - LFR) 347 조력 (Marine - tidal) 442 파력 (Marine - wave) 499 주 : 화석연료및원자력 LCOE 는지역별로상당한연료비가격차이를가지고있고, 연료비가 LCOE 에미치는영향이크기때문에지역별로분류함. 자료 : BNEF(2017a) 20
[ 그림 3-4] 주요국태양광발전 LCOE 전망 자료 : BNEF(2017f) [ 그림 3-5] 의 BNEF에서 2017년발표한국가별태양광 LCOE를살펴보면, 유럽, 중동, 아프라카의 2017년상반기태양광 LCOE( 가중평균치 ) 는 $56~94(61,600~103,400원 )/MWh 수준으로 2016년하반기대비 15%($73~102(80,300~112,200원 )/MWh) 하락하였다. 특히아랍에미리트의태양광 LCOE가 $35(38,500원 )/MWh로전세계에서가장낮은 LCOE를기록하였다. 유럽의태양광 LCOE 하락의주요원인은유지보수비, 패널청소비등의운영비가 $10,000~15,000(1,100~1,650 만원 )/MW 수준으로전반기 ($15,000~35,000(1,650~3,850만원 )/MW) 대비대폭축소되었기때문이다. 유럽, 중동, 아프리카국가중이스라엘, 남아프리카공화국, 아랍에미리트, 터키등은입찰경쟁으로인해 LCOE가전반기대비 20% 정도감소하였으며, 아부다비, 독일, 프랑 제 3 장국내*외태양광동향분석 21
스, 그리스등은 2016 년하반기부터 2017 년상반기에태양광경매를 진행및준비중이라경매제도로인한태양광가격하락은지속될것 으로보인다. [ 그림 3-5] 2017 년상반기유럽, 중동, 아프리카태양광 LCOE 국가 LCOE 가중평균치 ($/MWh) 영국 94 터키 86 이탈리아 81 독일 78 남아프리카공화국 69 프랑스 65 아랍에미리트 56 이스라엘 56 자료 : BNEF(2017b) 미주지역의 2017년상반기태양광 LCOE( 가중평균치 ) 는지속되는패널과인버터가격의하락으로 [ 그림 3-6] 과같이 $60~171(66,000~188,100 원 )/MWh 수준을기록하였다. 미주지역중칠레의 LCOE가전반기대비 20%($75(825,00원 )/MWh) 감소한 $60(66,000원 )/MWh로가장낮았으며미국의 LCOE는전반기대비 24% 감소한 $54(594,000 원 )/MWh를기록하였다. 22
자료 : BNEF(2017b) [ 그림 3-6] 2017 년상반기미주지역태양광 LCOE 국가 LCOE 가중평균치 ($/MWh) 에콰도르 171 온두라스 164 자메이카 136 도미나카공화국 136 브라질 120 아르헨티나 116 과테말라 102 캐나다 81 우르과이 77 파나마 71 페루 70 멕시코 69 미국 67 칠레 60 아태지역의 2017년상반기태양광 LCOE( 가중평균치 ) 는 [ 그림 3-7] 과같이 $68~161(74,800~177,100원 )/MWh 수준으로전반기 ($81~188(89,100~206,800원)/MWh) 대비소폭하락하였다. 특히인도의 LCOE는 $68(74,800원 )/MWh를기록하며전반기대비 16% 감소하였으며아시아지역에서가장낮은태양광가격을보유하고있다. 그다음으로호주가 $71/(78,100원 )MWh를기록하였다. 반면일본의 LCOE는 $161(177,100원 )/MWh로전세계에서상당히높은수준이다. 말레이시아는사상첫태양광경매를 2016년 12월에마쳤다. 아직 제 3 장국내*외태양광동향분석 23
입찰가격은발표되지않았지만 $90~100(990,000~110,000 원 )/MWh 선 으로예상되며경매를시작한만큼향후태양광가격이하락할가능 성이큰것으로보인다. 자료 : BNEF(2017b) [ 그림 3-7] 2017 년상반기아태지역태양광 LCOE LCOE 국가가중평균치 ($/MWh) 일본 161 베트남 152 인도네시아 155 말레이시아 108 필리핀 109 태국 107 중국 76 호주 71 인도 68 2. 국내태양광 LCOE 현황 2016년기준국내신재생에너지생산량은 15,670천 TOE이며그중태양광이 1,097천 TOE(14.3%) 를차지하고있다. 기타재생에너지원대비태양광시장규모가커지고있기는하나 < 표 3-3> 과 < 표 3-4> 와같이 2015년기준태양광발전용량은국내전체발전용량의 3.6%, 전체발전량의 0.71% 에불과하다. 다만, 국내태양광발전은발전용량 24
기준으로 2015 년에전년대비 45.7% 가확대되었으며발전량측면에 서는 55.7% 가늘어나비약한성장률을보여주고있어향후주요에너 지원으로입지를굳힐것으로예상된다 ( 한국에너지공단, 2016). < 표 3-3> 국내태양광발전설비현황 (kw) 구분 2010 2011 2012 2013 2014 2015 사업용 92,350 42,983 232,978 467,422 857,353 1,040,107 자가용 34,295 35,835 62,180 63,298 68,910 93,793 태양광 신규 126,645 78,818 295,158 530,720 926,263 1,133,900 사업용 533,492 576,475 809,453 1,276,875 2,134,228 3,174,335 자가용 116,847 152,682 214,862 278,160 347,070 440,863 누적 650,339 729,157 1,024,315 1,555,035 2,481,298 3,615,198 총발전설비 79,983,793 83,263,146 85,849,093 91,077,485 96,925,225 101,590,229 자료 : KESIS(http://www.kesis.net/), 최종방문일 2017. 9. 19. < 표 3-4> 국내발전량추이 (GWh) 구분 2010 2011 2012 2013 2014 2015 총발전량 474,660 501,527 532,191 543,098 546,249 560,974 신재생 5,889 17,346 19,498 21,438 26,882 37,079 태양광 773 917 1,103 1,605 2,556 3,979 자료 : KESIS(http://www.kesis.net/), 최종방문일 2017. 9. 19. 제 3 장국내*외태양광동향분석 25
국내태양광 LCOE는 [ 그림3-8] 에서볼수있듯이빠른속도로하락하고있다. 태양광 LCOE는 2005년 kwh당 802.4원이었지만 2016 년에는 167.1원을기록하며, 연평균약 12.3% 하락하였다 ( 이철용, 2015). 앞서살펴본해외태양광 LCOE와비교하면한국의 LCOE는 $150(165,000원 )/MWh 수준으로, 프랑스 $65(71,500원 )/MWh, 미국 $67(73,700원 )/MWh, 인도 $68(74,800원 )/MWh, 중국 $76(83,600 원 )/MWh, 이탈리아 $81(89,100원 )/MWh, 영국 $94(103,400원 )/MWh 보다다소높은수준임을알수있다. 따라서, 본연구를통해국내외태양광 LCOE의차이원인을규명하고, 국내태양광발전을위한정확한원가분석과정책적제언을하고자한다. [ 그림 3-8] 국내태양광 LCOE 추이 ( 원 /kwh) 자료 : 이철용 (2015) 재구성 26
제 4 장방법론 1. 결정론적 LCOE LCOE는특정발전소에서생산된전력단위 (kwh) 당평균실질발전비용 ( 원 ) 으로, 발전시설총비용의현재가치를총발전량의현재가치로나누어계산한다. LCOE는경제적수명기간동안발전량과초기건설자본, 운영및유지에이르는전과정에서소요되는비용을평가한것이다. 에너지발전에소요되는총비용은초기투자비 (capital expenditures, 이하 CAPEX) 와매년발전소운영상소요되는유지관리비용 (operation and management, 이하 O&M 비용 ) 으로구분된다. 구체적으로초기투자비용은직접비와간접비로구분할수있다. 직접비는기자재비, 토목비, 기전설비비및발전소부속건물비등으로구성된다. 간접비는설계비, 인허가및공사감리비등으로구성된다. O&M 비용은연간발전소운영을위해투입되는운영유지비용과보험료와같은금융비용으로구성된다. LCOE는건설비용, 운전유지비용, 수명기간, 발전기술, 에너지효율, 성능저하율, 인플레이션율, 이자율, 법인세등에영향을받으며산출방식은다음과같이정의할수있다. 제 4 장방법론 27
(4-1) 위식에서 CAPEX는기자재비, 구조물공사비, 계통연계비, 인허가 // 설계 / 감리 / 검사비, 간접비등을포함한초기투자 ( 설비 ) 비용, 과 는각각 n기의 O&M 비용과금융비용, 은할인율 ( 가중평균자본비용으로대체 ), 는이용률, Capacity는발전소설비용량, T는발전기운영기간이다. LCOE는발전설비의수명기간동안에투입된비용을할인율 로매년동일한일정금액으로회수하는것으로해석될수도있다. 2. 확률론적 LCOE 경제성분석방법은입력변수와출력변수의관계를기준으로확정적모델 (Deterministic model) 과확률적모델 (Stochastic model) 로구분할수있다. [ 그림 4-1] 은상기두방법의특성을비교하여나타낸다. 28
[ 그림 4-1] 확정적접근법과몬테카를로기법비교 자료 : KB 금융지주경영연구소 (2017), p.2 전자인확정모델의특징은입력과출력변수들의관계가확실하여분석적해 (Analytical solution) 를찾는것이가능하다는데있다. 반면에, 확정모델의단점은다음과같다. 첫째, 장기간의변수를고정값으로처리함으로써장래발생할수있는대안들을고려치못한다. 둘째, 변수의향후발생할시나리오수를조합할경우경우의수가대폭증가하여민감도분석 (Sensitivity analysis) 의적용이어려워진다. 셋째, 변수간의상관관계를반영할수없다. 이와는달리후자인확률모델은달리특정해를구할수없으므로난수를발생하는시뮬레이션기법으로입력변수의확률적 (Probabilistic) 특성을반영하여결과의신뢰구간을도출한다. 확률적시뮬레이션기법의장점은다음과같다. 첫째, 수리적으로비교적어려운문제에대해서효과적으로해를추정할수있다. 둘째, 불확실성을지닌변수에대해확률분포와변수간의상관관계를설정할수있다. 반면에단점으로는확률적시뮬레이션에의한추정치가반복적인 제 4 장방법론 29
표본추출을통한근삿값이므로통계학적인해석이요구된다는점을들수있다 ( 김기호김영일, 2007).. 몬테카를로시뮬레이션은상기기술한확률적시뮬레이션기법중보편적으로사용되고있는방법이다. 동방법은입력변수를확률변수로가정하고적합한확률분포를선택하여해당분포를따르는난수를발생하여결과를추정하는기법이다. 몬테카를로시뮬레이션의유용성을설명하기위해서확률변수 X는확률밀도함수 f x (x) 를지니며, 임의의함수 g(x) 를가정한다. 이때의 g(x) 의기댓값 (expected value) 은아래와같다 6). (4-2) 상기 g(x) 의기댓값을추정하기위해서확률변수 X 의분포로부터 n 개의표본 (x 1,...,x n ) 을추출하여 g(x) 의평균을아래와같이계산한다. (4-3) 이는 E(g(X)) 의몬테카를로추정량 (Monte Carlo estimator) 으로대수의법칙 (the law of large numbers) 을기반으로한다. 아래의같이대수의약법칙 (the weak law of large numbers) 으로표현하면, 표본의개수 (n) 가무한대가될때표본에의한 g(x) 의평균은 E(g(X)) 에수렴하는것을알수있다. 6) 몬테카를로추정의확률적특성설명은 Anderson, E. C.(1999) 를참조하였다. 30
lim (4-4) 이에따라, 는아래의항등식을만족하며 E(g(X)) 의불편추정 량 (unbiased estimator) 이된다. (4-5) 만약에 g(x) 가복잡한형태의함수로주어진다면적분연산이어려워해를쉽게구할수없게된다. 대신에, 몬테카를로시뮬레이션을적용하면복잡한연산과정없이함수의기댓값을추정할수있게된다. 몬테카를로시뮬레이션은추출된표본의값과크기가결과에절대적인영향을주므로주어진확률분포를따르는난수 (Random number) 를생성하는방법이매우중요하다. 7) [ 그림 4-2] 는몬테카를로시뮬레이션의분석절차를나타낸다. 7) 난수란규칙성이배제된숫자이나컴퓨터에서생성한난수는규칙성이완전히배제된것이아니기때문에엄격한의미에서난수는아니다. 때문에알고리즘에의한난수생성기에의한난수는준 - 난수 (Pseudo random number) 라불린다. 난수생성알고리즘에관한자세한내용은 Jäckel, P.(2002) 를참조 제 4 장방법론 31
[ 그림 4-2] 몬테카를로분석절차 자료 : 이용택, 남두희 (2005, p.9) 를토대로재구성 본연구의목적인태양광발전의 LCOE 분석의경우, 경제성을결정하는주요변수인발전량과비용은각각일사량과기술진보또는시장상황에따라변동이매우크거나불확실한특징을지니고있다. 이와같이변동성과불확실성을지닌변수를지닌태양광발전의경제성분석에서확정적인기법을사용하였을경우앞서기술하였듯이, 미래의불확실한요소들을단순화하여변수가지니는특성들을반영하지못하게된다. 그러나확률적시뮬레이션은불확실하거나변동성을띤입력변수를적정한확률분포를통해동시에고려하여결과를도출하므로보다적절한수단으로볼수있다. 32
3. 민감도분석 태양광 LCOE 분산기여도민감도는확률변수들이 LCOE에미치는영향의방향과크기의순위비교를분석할수있도록한다. 분산기여도의계산과정은다음과같다. 1단계로, 시뮬레이션에의해도출된입력변수의표본과결과를순위순으로나열하여입력변수표본과결과간의순위상관계수를도출한다. 2단계로, 입력변수 (i) 의분산기여도 ( ) 는아래의식 (4-6) 과같이 N 개의순위상관계수를각각제곱하여합한값대비순위상관계수를 제곱한값 ( ) 의차지비중을나타낸다. (4-6) 여기서, 분자에있는순위상관계수 ( ) 는음 (-) 과양 (+) 을나타내는원래의부호를그대로사용한다. 순위상관계수가음 (-) 일경우입력변수값이증가할수록결과값은감소하는반면에, 양 (+) 일때에는결과값이증가하는특성을파악할수있기때문이다. 제 4 장방법론 33
제 5 장국내외균등화비용비교분석 1. LCOE 분석을위한전제조건 태양광 LCOE는규모별로상이하기때문에공정한비교분석을위해표준설비설정이필요하다. 본연구에서는한국의경우가정용은 3kW가가장많으며, 사업용도 100kW 규모가 90% 이상을차지하고있기때문에국가별 LCOE 분석을위해표준설비를 3kW( 가정용 ), 100kW( 사업용 ) 로설정하고 CAPEX를산출하였다. 표준설비로설정된 3kW( 가정용 ), 100kW( 사업용 ) 의 CAPEX는다음의 < 표5-1> 과같다. CAPEX 차이는국가별직접비, 간접비, 부가세의차이로인해발생되는결과로 3kW, 100kW 동일하게한국대비미국, 일본은높은반면중국과독일은낮게분석되었다. 일본의경우다른국가와다르게 CAPEX가상당히높게나타나는데, 이는높은태양광 FIT 단가에따른설치단가의경쟁력둔화및자국제품구입에대한선호때문인것으로조사되었다. LCOE는 CAPEX의영향력이크므로한국대비 CAPEX가낮은중국과독일을대상으로차이점을분석하여유의미한결과를도출하도록한다. 즉미국과일본에서는본연구의목적을달성하기위한시사점도출이어렵기때문에분석대상에서제외하기로한다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 35
< 표 5-1> 국가별태양광 CAPEX 구분 한국 미국 중국 일본 독일 3kW (kw당) 5,503,674 (1,834,558) 6,983,150 (2,327,717) 3,715,166 (1,238,389) 14,538,304 (4,846,101) 4,576,104 (1,525,368) 100kW (kw당) 161,038,270 (1,610,833) 229,351,904 (2,293,519) 93,153,531 (931,535) 526,072,048 (5,260,720) 108,292,400 (1,082,924) 대상선정 자료 : 한국, 미국, 중국, 일본 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) [ 그림 5-1] 태양광 3kW 국가별 CAPEX [ 그림 5-2] 태양광 100kW 국가별 CAPEX 36
국가별 ( 한국, 독일, 중국 ) LCOE 산정을위한전제조건으로추가적으로 O&M 비용, 이용률, 할인율, 법인세, 부채율, 대출이자율, 인플레이션율, 내용연수, 성능저하율등의정보가필요하다. 각항목별조사내용은다음과같다. 가. O&M 비용 조사된국가별및규모별 O&M 비용은 < 표 5-2> 와같다. 3kW 의경 우한국이연간 35,000 원으로가장높고, 중국이 13,284 원으로가장낮 다. 독일은 14,100 원으로중국과유사한수준이다. 100kW 의경우한국 이 3,736,510 원으로역시가장높고, 중국과독일은각각 1,133,875 원과 1,643,205 원이다. 구체적인 O&M 비용내역은다음장에서논의하기로 한다. < 표 5-2> 국가별태양광연간 O&M 비용 구분한국중국독일 3kW( 원 ) 35,000 13,284 14,100 100kW( 원 ) 3,736,510 1,133,875 1,643,205 자료 : 한국, 미국, 중국, 일본 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 나. 이용률국가별태양광이용률은한국의경우 2015년신재생에너지보급통계의태양광설비이용률 (14.93%) 을적용하였고, 중국과독일의경우 Projected costs of generating electricity 2015를기준으로중국 16%, 독일 11% 를적용하였다. < 표5-3> 에서나타난바와같이독일은한국 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 37
및중국대비이용률이낮으나태양광발전의보급및확대에선도적 인역할을한것으로볼때독일의신재생에너지에대한의지가매우 강한것을확인할수있다. < 표 5-3> 국가별태양광이용률 국가이용률출처 한국 14.93% 한국에너지공단 (2016) P.126 부록 4. 신재생에너지통계환산기준태양광설비이용률 중국 16.00% Projected costs of generating electricity 2015, NEA 독일 11.00% P.42 Table 3.5:Solar generating technologies 다. 할인율할인율 (Discount rate) 의경우장기간사업의경제성에대한타당성분석을할때중요한요인이다. 태양광내용연수가 20년인것을고려하면국가별할인율의차이는중요한요인으로작용할것이다. 각국가별할인율은선행연구된자료를기준으로적용하였으며한국의할인율은 5.5%, 중국은 8%, 독일은 3% 로한국대비중국은 2.5%p 높고, 독일은 2.5%p 낮은것으로조사되었다. < 표 5-4> 국가별할인율 국가 할인율 출처 한국 5.5% 중국 8.0% 최지은, 박동규 (2015) 장재홍 (2016) 독일 3.0% 38
라. 법인세율 법인세율 (Corporate tax rate) 은삼정 KPMG 의 2017 년고시기준을 적용하였으며독일 29.79%, 중국 25%, 한국 22% 순으로한국대비 중국, 독일이 3%p, 7.79%p 높은것으로조사되었다. < 표 5-5> 국가별법인세율 국가 법인세율 출처 한국 22.00% 중국 25.00% 삼정 KPMG 2017년법인세율 독일 29.79% 마. 부채율 부채율은태양광발전사업을하려는사업자의다양성으로인해 70% 로가정하였다. 바. 대출이자율 대출이자율은 TRADING ECONOMICS의 2017년 1월 ~6월까지의평균이자율 ( 조사시점고시기준 ) 을산출하여적용하였으며, 독일 2.5%, 중국 4.35%, 한국 3.46% 순으로한국대비중국은 0.89%p 높고, 독일은 0.96%p 낮은것으로조사되었다. 3개국중독일의이자율이가장낮아자금운용에서가장유리한국가로조사되었다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 39
< 표 5-6> 국가별대출이자율 기간 한국 중국 독일 2017-01-17 3.51% 4.35% 2.42% 2017-02-17 3.45% 4.35% 2.55% 2017-03-17 3.48% 4.35% 2.51% 2017-04-17 3.42% 4.35% 2.44% 2017-05-17 3.45% 4.35% 2.54% 2017-06-17 3.44% 4.35% 2.51% 평균 3.46% 4.35% 2.50% 자료 : TRADING ECONOMICS 웹사이트, 최종확인일 : 2017년 9월 5일 사. 인플레이션율인플레이션율은 IMF에서고시한 2016년자료를적용하였으며중국 2%, 한국 0.97%, 독일 0.38% 순으로한국대비중국은 1.03%p높고, 독일은 0.59%p 낮은것으로조사되었다. < 표 5-7> 국가별인플레이션율 국가인플레이션출처한국 0.97% IMF World Economic Outlook Databases, 중국 2.00% 2016년기준인플레이션율적용독일 0.38% 아. 내용연수 국가별내용연수는선행연구자료의내용연수를준용하여 20 년으로 적용하였다. 40
< 표 5-8> 국가별태양광내용연수국가내용연수출처한국 20년박희준 (2016) 일본 20년독일 20년여국현 (2014) 자. 성능저하율 성능저하율 (System degradation) 은일반적인모듈의품질 ( 성능 ) 보 증기준에따라연간 0.7% 성능저하율을적용하였다. 차. 집계표 앞서조사된내용을집계한내용은 < 표 5-9> 와같다. < 표 5-9> LCOE 제반조건 항목 한국 중국 독일 CAPEX ( 원 ) 3kW 5,503,674 2,857,820 3,050,736 100kW 161,083,270 93,153,531 108,292,400 연간 O&M 비용 3kW 35,000 13,248 14,100 ( 원 ) 100kW 3,736,510 1,133,875 1,643,205 이용률 (%) 14.93 16.00 11.00 할인율 (%) 5.50 8.00 3.00 법인세 (%) 22.00 25.00 29.79 부채율 (%) 70 70 70 대출이자율 (%) 3.46 4.35 2.50 인플레이션율 (%) 0.97 2.00 0.38 내용연수 ( 년 ) 20 20 20 성능저하율 (%) 0.70 0.70 0.70 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 41
2. 결정론적 LCOE 분석 < 표 5-9> 의국가별태양광 LCOE 전제조건을기반으로계산한결과는 [ 그림 5-3]~[ 그림 5-6] 에걸쳐서나타나있다. [ 그림 5-3] 은한국과독일의 3kW급가정용태양광의 LCOE를보여준다. 독일의 LCOE 는 118.2원 /kwh인반면한국은 134원 /kwh 수준을보이고있다. kwh 당 15.8원의차이를보이고있는것이다. 이러한차이가어디서발생하는지요소별로분리하여고찰할필요가있다. 우선이용률에서는한국의여건이독일보다좋다. 한국은독일보다 kwh당 31.1원의유리한여건을가지고있다. 가정용태양광의경우법인세가없어독일과한국의비용차이가없다. 하지만한국의태양광 CAPEX가독일보다높아 LCOE가 kwh당 16.9원이높은것으로나타났다. 한국은 O&M 비용과인플레이션율에서도불리하여 kwh당각각 5.8원, 0.5원이높다. 또한할인율에서도한국이 5.5%, 독일이 3% 로한국이 2.5% 높은효과로인해 LCOE도 23.7원 /kwh 상승하는효과가있는것으로나타났다. 42
[ 그림 5-3] 한국과독일의태양광 LCOE 비교 (3kW) [ 그림 5-4] 에서나타난바와같이 100kW 규모의태양광설비에대해서독일의 LCOE는 122원 /kwh인반면한국은 147.1원 /kwh 수준을보이고있다. kwh당약 25.1원의차이를보이고있다. 우선이용률에서는한국이독일보다 kwh당 19.4원의유리한여건을가지고있다. 3kW의경우에서발생한 kwh당 31.1원보다적은것을확인할수있다. 이는이용률이높아발전량이많아지면 LCOE가낮아지는효과와법인세발생으로 LCOE가높아지는효과가있기때문으로해석된다. 한국의법인세는독일보다약 8% 낮아 kwh당 18.8원이유리하다. 하지만한국의태양광 CAPEX가독일보다높아 LCOE가 kwh당 26.2원이높은것으로나타났다. O&M 비용과인플레이션율에서도불리하여 kwh당각각 15.6원, 0.9원이높다. 할인율에서는한국의 LCOE가 20.6원 /kwh 상승하는효과가있는것으로나타났다. 결론적으로한국과독일의 LCOE는 CAPEX와할인율에서유의미 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 43
한차이를보인다. CAPEX는모듈, 인버터, 접속반, 전기배선, 설치공사비등의하드비용과인허가비용, 보험료, 감리비, 설계비등연성비용등으로구성되므로이들을면밀하게고찰해서한국과독일의차이를규명해볼필요가있다. 할인율도타인자본비용과자기자본비용으로구성되므로어떤부분에서개선을해나가야되는지고찰해볼필요가있다. 이는다음장에서자세히살펴본다. [ 그림 5-4] 한국과독일의태양광 LCOE 비교 (100kW) 한편한국과중국의 3kW급태양광 LCOE를분석한결과는 [ 그림 5-5] 와같다. 3kW 규모의태양광설비에대해서중국의 LCOE는 98.3원 /kwh인반면한국은 134원 /kwh 수준을보이고있다. kwh당약 35.7원의차이를보이고있다. 우선할인율에서는한국의여건이중국보다좋아 kwh당 16.4원의유리한여건을가지고있다. 가정용태양광에대해서는법인세가부과되지않아두나라의비용차이가없 44
다. 한국의인플레이션율이중국보다낮아 kwh당 0.3원유리하다. 하지만한국의 CAPEX 비용이중국보다높아 LCOE가 kwh당 37.6원이높은것으로나타났다. O&M 비용과이용률에서도불리하여 kwh 당각각 5.8원, 9원이높다. [ 그림 5-5] 한국과중국의태양광 LCOE 비교 (3kW) 한국과중국의 100kW급태양광 LCOE를분석한결과는 [ 그림 5-6] 에나타나있다. 중국의 LCOE는 108.1원 /kwh인반면한국은 147.1 원 /kwh 수준을보이고있다. kwh당약 39원의차이를보이고있다. 3kW의경우와마찬가지로할인율에서는한국의여건이중국보다좋아 kwh당 12원의유리한여건을가지고있다. 법인세도유리하여한국이 kwh당 15.4원이낮다. 인플레이션율에대해서는한국이중국보다낮아 kwh당 0.7원유리하다. 하지만한국의 CAPEX 비용이중국보다높아 LCOE가 kwh당 39.3원이높고 O&M 비용에대해서는 18.9원이높다. 이용률에서도불리하여 kwh당 8.9원이높다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 45
한국과중국의 LCOE는 CAPEX와 O&M 비용, 이용률에서유의미한차이를보인다. 독일사례와마찬가지로 CAPEX를구성하는요소를면밀하게분석하여한국과중국의 LCOE 차이를규명해볼필요가있다. 또한 O&M 비용도마찬가지로세분화하여유의미한차이를보이는요소를식별할필요가있다. 다만이용률은각국가마다가지고있는자연조건에따라달라지므로우리가개선할수없는부분이다. [ 그림 5-6] 한국과중국의태양광 LCOE 비교 (100kW) 3. 확률적 LCOE 분석 가. 분석전제본절에서는앞서기술한확률적시뮬레이션기법을적용하여불확실성을지니고있는변수의확률분포를설정하고해당분포에서무작위표본을추출하여 LCOE 계산의반복시행으로결괏값의확률분포 46
를추정토록한다. < 표 5-10> 은 LCOE 분석에서요구되는입력변수를나타낸다. 우선분석대상은지상에설치한 100kW 규모의사업용설비와건물에설치한 3kW 규모의자가용으로구분하였다. 확률변수는태양광발전의내적요인과외적요인으로나눈다. 내적요인은다시비용과설비특성으로나눈다. 비용에는 CAPEX와 O&M 비용이있다. 설비특성으로는발전량을결정하는이용률과성능저하율을확률변수로간주하였다. 외적요인은할인율과법인세를포함한다. 기타변수인부채율, 대출이자, 인플레이션, 수명은변수의변동성과중요성을감안하여고정값을부여하였다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 47
구분태양광 ( 사업용 ) 태양광 ( 자가용 ) 표준규모 100kW 3kW CAPEX( 억원 /MW) O&M 비용 ( 만원 /MW 년 ) 이용률 (%) 할인율 (%) 법인세 (%) 성능저하율 (%) < 표 5-10> 태양광 LCOE 입력변수 정규분포 ( 평균 =16.1, 분산 = 평균의 10%) 정규분포 ( 평균 =1,167, 분산 = 평균의 5%) 정규분포 ( 평균 =18.3, 분산 = 평균의 10%) 정규분포 ( 평균 =3,737, 분산 = 평균의 5%) 로지스틱분포 ( 평균 14.78, 스케일 0.22) 삼각형분포 ( 최소 =4.5, 최고가능성 5.5, 최대 =7.5) 삼각형분포 0 ( 최소 =0, 최빈, 최대 =24.2) 삼각형분포 ( 최소 =0, 최빈 0.7, 최대 =0.8) 대출이자율 (%/ 년 ) 3.46 인플레이션 (%) 0.97 내용연수 ( 년 ) 20 부채율 (%) 70 확률분포설정은데이터의표본이충분할경우검증을통해가장적합한분포를설정하였다. 이에반해, 데이터가부재하거나충분하지않을경우에는선행연구에서제시하는확률분포활용사례를참고하였다. 대표적인확률분포추정연구로는 Spooner(1974) 가있다. 해당연구는건설사업의비용분포를추정하여정규분포 (Normal Distribution), 로그정규분포 (Log-normal Distribution), 삼각분포 (Triangular Distribution), 베타분포 (Beta Distribution), 균등분포 (Uniform Distribution) 의적용방안을제시하였다. < 표 5-11> 에서서 48
술한과같이균등분포는자료량이불충분하고, 상대적으로변동범위가작을때사용한다. 삼각분포는최우추정치가정확하고최대, 최솟값의정보가확실하다고판단될때적용가능하다. 그러나변수가감소할가능성이희박할경우최솟값의지정이불필요하게된다. 따라서한쪽방향으로편중된 (Skewed) 분포형태인베타분포와로그정규분포로대상변수의확률분포를추정하는것이타당하다고제시하였다 ( Spooner, 1974: 재인용이용택남두희, 2005, p.10). < 표 5-11> 확률분포적용경우 분포 적용경우 균등분포 자료량이불충분할경우 자료변동이상대적으로적을경우 최우추정치가불분명할경우 삼각분포 최우추정치가정확할경우 최대, 최솟점의정보가확실할경우 정규분포 최우추정치의가능성이높은경우 베타분포 로그정규분포 단측 (Unimodal) 한쪽으로편중된 (Skewed) 분포형태 단측 (Unimodal) 한쪽으로편중된 (Skewed) 분포형태 토목, 전기, 건설관련비용의일반적인분포형태로사용 자료 : 이용택 - 남두희 (2005), p.10 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 49
끝으로, 본모형은확률적시뮬레이션분석용소프트웨어인 Crystal Ball(version 11) 을이용하였다. 나. 입력자료 1) 이용률태양광발전의이용률은한국에너지공단에서제공한국내태양광발전설비의자료를적용하였다. 이용률의확률분포를설정하기위해적합도검정을실시하였다. 이용률의표본수는 106,654개이며, 검정법은 K-S(Kolmogorov-Smirnov) 통계량검정을적용하였다. 동검정법은식 (5-1) 와같이실측자료의누적백분위수, Fn(x) 에서적합분포의누적분포함수, F(x) 에서차감한최댓값인통계량 (D n ) 을도출하며, 통계량이작을수록적합성이높다. max (5-1) 확률분포후보로는로지스틱분포부터지수분포까지총 14개의확률분포를대상으로하여적합도검정을실시하였다. < 표 5-12> 는각확률분포에따른검정결과를나타내고있다. 본모형에서는 K-S 통계량이가장작은로지스틱분포 ( 평균 14.78%, 스케일 0.22%) 를이용률의확률분포로설정하였다 8). 8) Crystal Ball 의다수의확률분포를중가장적합한분포와그에따른평균및분산등의계수를찾는 Batch-fit 기능을활용하여확률분포검정을이행하였다. K-S 검정결과, 확률분포는모두유의하지않은것으로판명되었다. 주요이유는표본수가비교적많을경우기각역의임계치는 0 으로수렴하게된다. 본연구에서활용한이용률표본수는 100,000 개이상으로임계치는 0 에근접한수준을 50
분포 K-S 통계량 (Dn) < 표 5-12> 확률분포검정결과 비고 로지스틱 0.0147 평균 =14.78%, 스케일 =0.22% 스튜던트 t 0.0149 중간점 =14.78%, 스케일 =0.35%, 자유도 =7.28199 정규 0.0369 평균 =14.78%, 표준편차 =0.41% 로그정규 0.0369 위치 =-4714.30%, 평균 =14.78%, 표준편차 =0.41% 베타 0.0376 최소 =9.01%, 최대 =20.54%, 알파 =100, 베타 =100 감마 0.0378 위치 =8.85%, 스케일 =0.03%, 형태 =207.5021 와이블 0.0447 위치 =13.02%, 스케일 =1.91%, 형태 =4.92757 최소극값 0.0868 최고가능성 =14.98%, 스케일 =0.42% 최대극값 0.1214 최고가능성 =14.57%, 스케일 =0.48% BetaPERT 0.1801 최소 =12.65%, 최고가능성 =14.85%, 최대 =16.47% 삼각형 0.2268 최소 =12.65%, 최고가능성 =14.85%, 최대 =16.47% 균일 0.3409 최소 =12.66%, 최대 =16.46% 파레토 0.4606 위치 =12.66%, 형태 =6.47827 지수 0.5933 비율 =676.83% 로지스틱 (Logistic distribution) 분포의확률밀도함수 (Probability Density Function, PDF) 는다음과같이주어진다. 보인다. 표본의수를제한하는방법은인위적인문제를유발한다. 따라서본연구는모든표본을활용하여적합도검정을실시하고사후적으로표본의분포와통계량이가장작은확률분포는큰차이가없는것으로판단하여시뮬레이션을진행하였다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 51
(5-2) 동분포의평균은 μ로, 분산은 로계산된다. 이러한로지스틱 분포의특징은정규분포와같이종모양 (bell-shape) 을지니나 scale 변수 (s) 를통해보다높은첨도를지닐수있다는것이다. [ 그림 5-7] 은이용률실측자료의분포와분석모형에서채택한평균 14.78%, 스 케일 0.22% 의로지스틱분포를나타낸다. [ 그림 5-7] 이용률확률분포 ( 로지스틱분포 ) 52
2) 할인율할인율의불확실성성격을고려하여삼각형분포 (Triangular distribution) 를설정하였다. 동분포는최우추정치가정확하고, 최대및최솟값의정보가확실할경우적용할수있다. 삼각형분포의확률밀도함수 (PDF) 는아래와같이주어진다. (5-3) 여기서, 는최솟값, 은최빈수, 는최솟값을나타낸다. 동분포 의평균 (μ) 및분산 (σ 2 ) 은아래와같다. (5-4) (5-5) 사회적할인율선행연구인최지은박동규 (2015) 에따르면사회적할인율은 2001년최대 7.5% 를기록하였으며, 현재수준은 5.5% 이며, 추후에는 1.0~2.2% 까지하락하여조정할필요가있음을지적하였다. 따라서본모형에서는최소 4.5%, 최빈 5.5%, 최대 7.5% 의삼각형분포를적용하였다. [ 그림 5-8] 은상기가정에의해생성된삼각형분포를나타내고있다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 53
[ 그림 5-8] 할인율확률분포 ( 삼각형분포 ) 3) O&M 비용 ( 연간원 /kw) O&M의확률분포설정을위해서선행연구인 IEA(2017b) 를참조하여정규분포 (Normal distribution) 를설정하였다. 동분포는최우추정치의가능성이높은경우에적용가능하다. 정규분포의확률밀도함수는아래와같이주어진다. (5-6) 여기서, 는평균, σ 은표준편차를나타낸다. 본연구에서평균은 조사된수치인사업용 37,365 원 /kw, 자가용 11,667 원 /kw 를적용하였 으며, 표준편차는선행연구 IEA(2017b) 와동일하게평균의 5% 로사 54
업용 1,868 원 /kw, 자가용 583 원 /kw 를가정하였다. [ 그림 5-9], [ 그림 5-10] 은상기가정에의해생성된정규분포를나타내고있다. [ 그림 5-9] 사업용 O&M 비용확률분포 ( 정규분포 ) [ 그림 5-10] 자가용 O&M 비용확률분포 ( 정규분포 ) 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 55
4) CAPEX( 원 /kw) 설비투자비용의확률분포는앞서기술한 O&M 비용와유사하게정규분포 (Normal distribution) 를설정하였다. 상이한점은표준편차의적용이다. 조사된수치를평균으로적용한면에서는동일하나, 표준편차는평균의 10% 수준으로가정하여적용하였다. 이러한이유로는설비투자비용은향후기술진보에의한비용하락이나예상치못한비용상승요인발생등으로 O&M 비용보다불확실성이크다고판단해서이다. 사업용의설비투자비용평균은 1.6백만원 /kw으로, 표준편차 16만원 /kw을적용하였고자가용은평균 1.8백만원 /kw, 표준편차 18만원 /kw을반영하였다. [ 그림 5-11], [ 그림 5-12] 은각각사업용, 자가용설비의정규분포를나타낸다. [ 그림 5-11] 사업용 CAPEX 확률분포 ( 정규분포 ) 56
[ 그림 5-12] 자가용 CAPEX 확률분포 ( 정규분포 ) 5) 성능저하율성능저하율의확률분포설정은선행연구인 IEA(2017b) 를참조하여삼각형분포 (Triangular distribution) 를설정하였다. 태양광발전의기술적한계치가명확하여삼각형분포가타당한것으로판단된다. IEA(2017b) 은최빈값을 0.5% 적용한반면에본연구는조사된수치인 0.7% 를적용하였다. 최소및최댓값은 IEA(2017b) 와동일하게각각 0%, 0.8% 적용하였다. [ 그림 5-13] 은상기가정에의해생성된삼각형분포를나타낸다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 57
[ 그림 5-13] 성능저하율확률분포 ( 삼각형분포 ) 6) 법인세법인세는정책변수로다음과같은시나리오를가정하였다. 현행수준의법인세에서감소하여결국에는모두면제되는범위 (range) 를갖는다. 이러한가정에적합한확률분포는임계치를임의로부여할수있는삼각형분포 (Triangular distribution) 가적합하다. 본모형에서는삼각형분포를활용하여최빈및최댓값은현행법인세인 24.2%( 주민세포함 ) 를적용하였고최솟값은면제시나리오로 0% 를적용하였다. 최종적으로 [ 그림5-14] 와같이 24.2% 에서확률이제일높고점차감소하는형태의직각삼각형 (Right triangle) 모양의분포를생성하였다. 58
[ 그림 5-14] 법인세확률분포 ( 삼각형분포 ) 4. 확률적시뮬레이션태양광발전의 LCOE 분석결과 가. LCOE 분석결과본연구는몬테카를로시뮬레이션기법을이용하여태양광발전의불확실성과변동성을지닌변수의특성을반영하여확률분포를지정하고설정한분포안에서임의의난수를발생시켜 10,000회의반복시행으로 95% 신뢰구간 (Confidence interval) 에서유의한태양광 LCOE 의범위를추정하였다. 사업용태양광의경우, LCOE 평균은 158.8원 /kwh, 표준편차는 13.0원 /kwh를기록하였다. 95% 에따른신뢰구간은 115.0~197.4원 /kwh를나타내었다. [ 그림 5-15] 는사업용태양광 LCOE 확률분포를, < 표 5-13> 는통계를나타낸다. 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 59
[ 그림 5-15] 사업용태양광 LCOE 확률분포 < 표 5-13> 사업용태양광 LCOE 통계량 통계 값 통계 값 기준값 160.16 첨도 3.01 평균 159.75 변동계수 0.0810 중앙값 160.03 최소 115.03 표준편차 12.95 최대 197.42 분산 167.64 범위너비 82.39 왜도 0.0055 표준오차 0.41 자가용태양광 LCOE의경우평균은각각 150.6원 /kwh, 표준편차는 14.4원 /kwh를기록하였다. 신뢰수준 (Confidence level) 95% 에따른신뢰구간 (Confidence interval) 에서최솟값은 109.7원 /kwh을, 최댓값은 194.1원 /kwh을나타내었다. [ 그림 5-16] 과 < 표 5-14> 는각각자가용태양광 LCOE 확률분포와통계를나타낸다. 60
[ 그림 5-16] 자가용태양광 LCOE 확률분포 < 표 5-14> 자가용태양광 LCOE 통계량 통계 값 통계 값 기준값 150.63 첨도 3.30 평균 137.11 변동계수 0.1050 중앙값 136.62 최소 97.48 표준편차 14.39 최대 194.08 분산 207.08 범위너비 96.59 왜도 0.2102 표준오차 0.46 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 61
나. 민감도분석결과 [ 그림 5-17], [ 그림 5-18] 은방법론에서서술한방법으로태양광발전의확률변수의분산기여도분석결과를나타내고있다. 사업용및자가용태양광발전의 LCOE에가장큰영향을주는요소는 CAPEX로도출되었다. 동변수의기여도는사업용및자가용에서각각 57.3% 와 74.8% 를기록하여그비중이절대다수를차지하고있음을나타낸다. 이는태양광발전의경제성을개선하기위해서는사업용및자가용에서공통적으로 CAPEX가가장중요한요소로해당비용의감소요인을찾는것이필수적임을시사한다. 경제성개선에서두번째로중요한요소는사업용태양광발전은할인율로, 분산기여도비중은 18.0% 를차지하였다. 자가용도할인율이두번째중요한요소로분산기여도는 17.7% 를차지하였다. 이는금융비용부담해소정책이효과적일수있다는것을제시한다. [ 그림 5-17] 사업용태양광 LCOE 민감도 62
[ 그림 5-18] 자가용태양광 LCOE 민감도 제 5 장국내*외균등화비용비교분석 63
제 6 장국내외태양광원가비교분석 5장에서분석한바와같이태양광 LCOE에가장큰영향을미치는것은 CAPEX로나타났다. 본장에서는국내외태양광 CAPEX의세부항목을조사하여비교분석하고자한다. CAPEX는직접비 ( 모듈, 인버터, 접속반, 전기배선, 구조물, 설치공사비 ), 간접비 ( 인허가비용, 표준시설부담금, 보험료, 감리비, 기타경비, 설계비, 일반관리비, 이윤 ), 부가세로분류하여조사를실시하였고세부항목별조사가안될경우조사가능한범위로조정하여단가를적용하였다. 추가적인시사점을도출하기위해서 O&M 비용도조사에포함시켰다. 조사기간은 2017 년 5월 ~9월로조사시점의변동또는설비규모가변경될경우수치도변경될수있음을미리밝혀둔다. 1. 국가별 CAPEX 비용비교 가. 3kW( 가정용 ) 직간접비의경우중국및독일은 < 표 6-1> 에서보는바와같이한국대비약 144만원 ( 평균 29.7%) 이낮은수준으로이는직접비의주요부품 ( 모듈, 인버터, 구조물등 ) 의국내대비생산규모차이 ( 규모의경제영향 ) 로인한낮은판매단가가주요요인으로분석되었다. 부가세는중국 ( 증치세 ) 의경우하드웨어 ( 모듈, 인버터, 접속반, 전기배선, 구조물 ) 에만 17% 로적용되어국내대비 66.1% 비용이적용되며, 독일의경우설치원가의 19% 로적용되어국내대비 146% 수준으로분 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 65
석되었다. 참고로국내부가세는설치원가의 10% 이다. 항목 < 표 6-1> 태양광 3kW CAPEX 및한국대비비율 CAPEX( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 직접비 4,389,000 2,920,265 3,345,555 66.5 76.2 간접비 614,340 364,924 499,911 59.4 81.4 100.0 부가세 500,334 429,977 730,638 85.9 146.0 합계 5,503,674 3,715,166 4,576,104 67.5 83.1 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) [ 그림 6-1] 태양광 3kW CAPEX 1) 직접비분석국가별직접비는 < 표 6-2> 에서나타난바와같이한국을기준으로중국은 66.5%, 독일은 76.2% 수준이다. 가격차이의주요원인은중국의경우모듈과 BOS, 설치공사비이고독일의경우 BOS 및설치공사비인것으로나타났다. 중국의대량생산을통한모듈가격경쟁력의 66
차이와낮은인건비단가로인해 kw당직접비는약 124만원, 독일은인버터, BOS 부분의낮은조달가격과단기간의설치공사로인한가격경쟁력을확보하여 kw당직접비는약 153만원으로산출되었다. 중국과독일의직접비가낮은이유는국가의보급확대정책에서비롯된학습에의한단가하락영향때문으로추론된다. < 표 6-2> 태양광 3kW 직접비항목별금액및한국대비비율 항목 직접비 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 모듈 2,184,000 1,682,128 2,058,350 77.0 94.2 인버터 700,000 345,375 423,001 49.3 60.4 접속반 55,000 전기배선 540,000 501,771 569,385 100 50.4 57.2 구조물 400,000 설치공사비 510,000 390,991 294,819 76.7 57.8 소계 4,389,000 2,920,265 3,345,555 66.5 76.2 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) [ 그림 6-2] 태양광 3kW 직접비항목별금액 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 67
국가별직접비항목별비율은 [ 그림 6-3] 에나타낸바와같이모듈이최소 50% 를차지하여가장높은비율을나타내고있으며, 그다음으로 BOS, 설치공사비순으로나타났다. 국가별직접비항목별분포를보면모듈의비율이가장높긴하나, 중국의경우낮은모듈단가로인해설치공사비의비율이 13.4% 로, 비용자체는중국이낮음에도불구하고한국보다 1.8%p 높게나타난다. [ 그림 6-3] 태양광 3kW 직접비항목별비율 2) 간접비분석간접비는인허가비용, 표준시설부담금, 보험료, 기타경비, 일반관리비, 이윤으로구성하였으며, 한국기준중국은 59.4%, 독일은 81.4% 로산출되었다. 주요차이원인으로는설치사업자의인허가및보험료, 경비, 일반관리비비용이산출되었다. 일반관리비는기업을운영하는데소요되는제반비용으로설치공사비에투입되는노무비외에영업비용, 경비등으로경영상사용되는비용이다. 인허가및보험료, 기타경비의경우, 한국대비중국은 47.1%, 독일은 43.6% 수준이다. 간접비중인허가, 보험료, 기타경비는설치시에 68
제한요소로해당비용이낮다는것은보급이상대적으로쉽다는것을나타낸다. 이윤은한국대비중국, 독일이 2~3배정도높은편이며, 낮은직접비단가를확보한상태에서이윤을극대화하는것으로조사되었다. 중국이나독일의가정용태양광사업체가공격적인마케팅을위해이윤을낮출경우, 추가적인단가하락이발생할경우한국은일반관리비성비용을낮춤으로써대응이가능할것으로판단된다. < 표 6-3> 태양광 3kW 간접비항목별금액및한국대비비율 항목 간접비 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 인허가비용 보험료 234,999 110,781 102,546 47.1 43.6 기타경비 100 일반관리비 263,340 19,550 25,636 7.4 9.7 이윤 116,001 234,594 371,728 202.2 320.5 합계 614,340 364,925 499,910 59.4 81.4 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) [ 그림 6-4] 태양광 3kW 간접비항목별금액 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 69
국가별간접비항목비율을보면독일및중국은이윤이약 70% 수준으로대부분을차지하고있지만, 한국은일반관리비및인허가, 보험료, 경비등이전체의약 80% 수준으로가정용태양광의국가별간접비비율이상당한차이를보이고있다. 한국은태양광보급활성화를위해서태양광간접비중인허가비용과일반관리비의비중을낮추는것을선행해야할것으로판단된다. [ 그림 6-5] 태양광 3kW 간접비항목별비율 나. 100kW( 사업용 ) 직접비의경우중국및독일은한국대비평균 69.5% 수준이며, 이는주요물품 ( 모듈, 인버터, 구조물등 ) 의국내대비생산규모의차이가주요요인으로 3kW와동일한원인으로분석되었다. 간접비의경우 3kW와는다르게인허가비용, 표준시설부담금 ( 계통연계비용 ), 감리비, 설계비등의추가비용의차이로인하여중국과독일이국내대비약 27% 수준으로분석되었다. 부가세는 3kW의경우와동일하다. 70
항목 < 표 6-4> 태양광 100kW CAPEX 및한국대비비율 CAPEX( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 직접비 109,129,790 72,506,366 79,171,755 66.4 72.5 간접비 39,163,183 10,025,400 11,830,262 25.6 30.2 100.0 부가세 12,790,297 10,621,764 17,290,383 83.0 135.2 합계 161,083,270 93,153,530 108,292,400 57.8 67.2 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 1) 직접비분석국가별직접비차이의주된원인은모듈가격과설치공사비로산출되었다. 직접비는 < 표 6-5> 에서나타난바와같이한국을기준으로, 중국은 66.4%, 독일은 72.5% 수준이며, 이는한국의하드웨어부문제조단가가높음을나타낸다. 중국모듈의경우생산설비의대량생산체제구축을통한규모의경제를실현하여제조원가가낮고한국대비 65.6% 의단가로조달이가능하며, 낮은인건비로인한설치공사비의경제성을확보하고있다. 독일모듈의경우국내대비 88.9% 수준으로형성되어있으며, 가격하락이예상된다. 현재독일은중국모듈에따른가격압박을지속적으로받고있으며, 최대규모의태양광업체인솔라월드는 2017년 5월파산하였다. 중국의 BOS( 접속반, 전기배선, 구조물등 ) 비용은한국대비 147.9% 를나타내고있는데이는설치공사비일부가 BOS에포함되어높은것으로확인되었다. 직접비의모듈, 인버터를제외한 BOS 및설치공사비의합계액은한국은약 3,260만원, 중국은약 2,290만원으로한국의 70% 수준이다. 설치공사비부문에서중국은한국대비 41.9%, 독일은 29.2% 수준이다. 이 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 71
중독일의경우 100kW 설비설치시소요되는기간은 1주 (Keiji Kimura and Romain Zissler, 2016), 한국의경우 4주로, 독일에비해약 4배소요되는것으로조사되었다. 설치기간은곧설치공사비와직접적인연관성 ( 인건비상승의주요원인 ) 이있으므로국내의설치기간의최적화가요구되는바이다. < 표 6-5> 태양광 100kW 직접비항목별금액및한국대비비율 항목 직접비 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 모듈 62,124,000 40,759,266 55,207,890 65.6 88.9 인버터 14,375,000 8,855,770 10,010,222 61.6 69.6 접속반 2,200,000 전기배선 601,678 12,865,930 6,976,821 100.0 147.9 80.2 구조물 5,895,677 설치공사비 23,933,435 10,025,400 6,976,821 41.9 29.2 소계 109,129,790 72,506,366 79,171,755 66.4 72.5 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) [ 그림 6-6] 과같이산출된비용을도식화하였을때직접비의대부분은태양광모듈이다. 하지만 2017년기준중국정부의태양광보급확대에따른정책적의지로인하여거대내수시장을기반으로한발전단가가하락하고있어, 태양광모듈도향후에는지속적으로하락할가능성을내재하고있다 ( 강정화, 2017). 중국및독일의태양광 CAPEX 직접비비용을감안하면한국은태양광직접비의주된비용인모듈및설치공사비에서가격경쟁력을확보해야하나중국및독일대비주요자재수급의차이및중국대비높은인건비수준으로인한제약이있다. 72
[ 그림 6-6] 태양광 100kW 직접비항목별금액 [ 그림 6-7] 에나타낸바와같이직접비항목별비율을보면한국의경우모듈이 56.9%, 인버터가 13.2%, BOS( 접속반, 전기배선, 구조물 ) 부문이 8%, 설치공사비가 21.9% 로구성되어있는반면, 독일의경우모듈이 69.7%, 인버터가 12.6%, BOS( 접속반, 전기배선, 구조물 ) 부문이 8.8%, 설치공사비가 8.8% 로나타났다. 3개국모두모듈부분이가장많은비율을차지하고있지만설치공사비의경우한국과독일이 13.1%p차이를보이고있다. [ 그림 6-7] 태양광 100kW 직접비항목별비율 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 73
2) 간접비분석간접비차이의주요원인은인허가비용및표준시설부담금, 일반관리비로산출되었다. 인허가비용 ( 개발에따른농지전용, 산지전용부담금등 ) 의경우국내대비중국은 1.9%, 독일은 10.1% 이다. 이는국내대비상당히낮은수준으로, 이러한차이는국내여건 ( 설치지역이산지및농지위주 ) 에따른비용차이에기인한것으로조사되었다 ( 중국의경우최근경지점용세인하정책추진 ). 또한표준시설부담금 ( 계통연계비용 ) 은현재한전에서태양광발전시설설치시한전계통연결에소요되는비용으로중국 ( 한국대비 19.9%) 대비높은비용으로부과되고있어인허가비용을제외한발전원가상승의주요원인으로분석되었다. 일반관리비의경우소규모발전사업자의유지를위한관리활동부문에서발생하는제비용으로한국대비중국과독일은 8% 수준에서운영되고있으며이는국내사업자의시스템화를통한비용절감이요구되는부분이다. 74
< 표 6-6> 태양광 100kW 간접비항목별금액및한국대비비율 항목 간접비 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 인허가비용 9,000,000 167,090 910,020 표준시설부담금 8,390,000 1,670,900 19.9 보험료 1,141,623 1,213,360 감리비 1,500,000 1,002,540 12.9 1.9 10.1 기타경비 5,136,649 100.0 설계비 1,500,000 668,360 303,340 44.6 20.2 일반관리비 6,924,483 501,270 606,680 7.2 8.8 이윤 5,570,428 6,015,240 8,796,862 108.0 157.9 합계 39,163,183 10,025,400 11,830,262 25.6 30.2 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 7.5 산출된비용을 [ 그림 6-8] 과같이도식화하였을때중국과독일의경우이윤이주된비용 ( 전체의약 67.5%) 이나한국의경우인허가비용, 표준시설부담금등이주된비용 ( 전체의 44.4%) 이다. 한국의인허가비용에는발전사업허가등록면허세, 개발행위에따른개발부담금, 농지전용또는산지전용부담금, 현황측량비용으로구성되어있으며이중개발부담금, 농지전용부담금 ( 또는산지전용부담금 ), 현황측량비용이전체비용의각각 33% 로대부분을차지하고있다. 중국및독일의태양광 CAPEX 간접비비용을감안하면한국태양광간접비의주된비용인인허가비용및표준시설부담금에대한완화및세제혜택등이요구되는것으로판단된다. 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 75
[ 그림 6-8] 태양광 100kW 간접비항목별금액 [ 그림 6-9] 에나타낸바와같이간접비항목별비율을보면한국의경우인허가비용 23%, 표준시설부담금 ( 계통연계 ) 21.4%, 경비성항목 ( 보험료, 감리비, 기타경비 ) 19.9%, 설계비 3.8%, 일반관리비 17.7%, 이윤 14.2% 로구성되어있는반면, 독일의경우인허가비용 7.7%, 표준시설부담금및경비성항목 ( 보험료, 감리비, 기타경비 ) 10.3%, 설계비 2.6%, 일반관리비 51.1%, 이윤 74.4% 로나타났다. 이중국가별차이가두드러진것은인허가비용과이윤으로국가별태양광정책의차이를나타낸다고할수있다. 한국의인허가비용비율이높다는것은행정적인처리비용및시간이상당히소요된다는것을의미하며, 이는향후태양광보급및확대에제약이되는요소로판단된다. 독일의간접비중이윤의비율이높다는것은태양광사업의진행에서국가의정책적제약요인이없다는것을간접적으로나타낸다고볼수있을것이다. 76
[ 그림 6-9] 태양광 100kW 간접비항목별비율 2. 국가별 O&M 비용비교 표준설비로설정된 3kW( 가정용 ), 100kW( 사업용 ) O&M 비용은부 품교체비, 토지임차료, 안전관리비로다음의 < 표 6-7> 과같으며, 한국, 독일, 중국순으로산출되었다. < 표 6-7> 국가별태양광연간 O&M 비용 O&M 비용 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 구분 한국 중국 독일 한국 중국 독일 3kW 35,000 17,269 21,150 49.3 60.4 100 100kW 3,736,510 1,133,875 1,643,205 30.3 43.9 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 77
[ 그림 6-10] 국가별태양광 3kW 연간 O&M 비용 [ 그림 6-11] 국가별태양광 100kW 연간 O&M 비용 가. 3kW( 가정용 ) 가정용의경우 O&M 비용으로인버터교체비용이발생하며교체주기를반영한비용을산출하여적용하였다. 3kW 기준연간 O&M 비용은한국, 독일, 중국순으로산출되었으며이는인버터단가의영향으로분석되었다. 78
< 표 6-8> 한국, 중국, 독일태양광 3kW 연간 O&M 비용세부내역 항목 O&M 비용 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 부품인버터 35,000 17,269 21,150 100 49.3 60.4 교체비자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 부품교체비는연간예상되는교체비용으로, 조사된인버터단가에교체횟수를반영하여내용연수 20년으로나눈비용을적용하였다. 교체횟수는내용연수 20년을대상으로최초설치후 10년이되는시점에교체하는것으로 1회교체비용을반영하였다. 교체주기는전문업체조사결과 10년이며, 보증기간은 5년으로조사되었다. 연간부품교체비는 1회교체비용으로인버터단가에따라한국, 독일, 중국순으로나타났다. < 표 6-9> 국가별태양광 3kW 인버터연간 O&M 비용 항목 한국 중국 독일 인버터단가 ( 원 ) 700,000 345,378 423,001 내용연수 ( 년 ) 20 20 20 교체주기 ( 년 ) 10 10 10 교체횟수 ( 회 ) 1 1 1 내용연수인버터교체비용 ( 원 ) 700,000 345,375 423,001 연간인버터교체비용 ( 원 ) 35,000 17,269 21,150 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 79
나. 100kW( 사업용 ) 100kW 연간 O&M 비용은발전사업자가부지를임대하는기준으로산출하였으며, 토지임차료, 부품교체비 ( 인버터, 퓨즈등 ), 안전관리비의비용으로구성된다. 연간 O&M 비용은한국, 독일, 중국순으로산출되었으며, 이는한국의높은토지임차료및안전관리비 ( 한국전기안전공사대행수수료 ) 로인한것으로분석되었다. 중국과독일의토지임차료는한국의각각 7.8%, 14.6% 수준에불과하다. 중국과독일의인버터교체비용은한국의 61.6%~69.6% 수준이다. 안전관리비와기타부품교체비는중국의경우 37.8%, 독일의경우 60.9% 수준이다. 전체적으로중국과독일의 O&M 비용은한국의 30.3%, 44.0% 수준이다. < 표 6-10> 한국, 중국, 독일태양광 100kW 연간 O&M 비용세부내역 항목 O&M 비용 ( 원 ) 한국대비비율 (%) 한국중국독일한국중국독일 토지임차료 1,500,000 116,963 218,305 7.8 14.6 인버터 718,750 442,789 500,511 61.6 69.6 부품교체퓨즈비 240,000 100 등 574,123 924,389 37.8 60.9 안전관리비 1,277,760 합계 3,736,510 1,133,875 1,643,205 30.3 44.0 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 연간 O&M 비용은 < 표 6-11> 에서보는바와같이토지임차료, 부품교체비, 안전관리비등 3가지항목으로조사하였고모듈청소및토지관리 ( 제초등 ) 비용은 100kW의규모 (660 ) 를고려하여자체처리하는것으로간주하고반영하지않았다. 한국은총금액대비토지임 80
차료가전체의 40.1%, 안전관리비가 34.2% 로전체의 74.3% 이며, 이 들은중국, 독일에비해해당비용이다소높은것으로조사되었다. < 표 6-11> 한국, 중국, 독일태양광 100kW 연간 O&M 비용항목별비율 항목 한국 (%) 중국 (%) 독일 (%) 토지임차료 40.1 10.3 13.3 인버터 19.2 39.1 30.5 부품교체비퓨즈등 6.4 50.6 56.3 안전관리비 34.2 합계 100.0 100.0 100.0 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 각국의토지임차료와산출근거는 < 표 6-12> 와같다. 한국에서는연간임차료로보통연간 100kW당 1,500,000원을지출하는것으로나타났다. 반면중국과독일은각각 116,963원, 218,305원을지출하는것으로조사되었다. < 표 6-12> 국가별 100kW 기준연간토지임차료 국가 임차료 산출근거 한국 1,500,000 15,000원 /kw( 일반적으로 10,000원 /kw~20,000원/kw) 100kW 중국 116,963 중국요녕성일반경작지기준토지임차료 700위안 / 년적용 ( 산간지역 400위안 / 년이지만별도의토목공사로인하여제외함 ), 중국태양광개발업자인터뷰자료 219유로 /ha / 10,000 1,258.62원 660 독일 218,305 환율 : 1,258.62원 / 유로 (2017.1.1.~2017.8.31. 평균매매기준율 ) 김수석 (2011) 참고로독일의농지임차료추이는 < 표 6-13> 과같다. 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 81
년도임차료유로전년비비고 1997 150 1 2007 183 1.22 2017 219 자료 : 김수석 (2011) < 표 6-13> 독일농지임차료추이 1997 년 ~ 2007 년연평균상승률 (2.01%) 를반영한산정치 부품교체비는연간예상되는교체비용으로, 조사된인버터단가에교체횟수를반영하여내용연수 20년으로나눈비용을적용하였다. 교체횟수는내용연수 20년을대상으로최초설치후 10년이되는시점에교체하는것으로 1회교체비용을반영하였다. 교체주기는전문업체조사결과 10년이며, 보증기간은 5년으로조사되었다. 연간부품교체비는 1회교체비용으로인버터단가에따라한국, 중국, 독일순으로나타났다. < 표 6-14> 태양광 100kW 연간인버터교체비용산출표 항목 한국 중국 독일 인버터단가 ( 원 ) 14,375,000 8,855,770 10,010,222 내용연수 20년 20년 20년 교체주기 10년 10년 10년 교체횟수 1회 1회 1회 내용연수인버터교체비용 ( 원 ) 14,375,000 8,855,770 10,010,222 연간인버터교체비용 ( 원 ) 718,750 442,789 500,511 자료 : 한국, 중국 ( 태양광발전사업자인터뷰를통한직접조사 ), 독일 (BNEF, 2017g) 82
안전관리비는한국의경우한국전기안전공사가 2017년기준으로전기안전관리대행수수료를부과하는연간비용을적용하였고, 중국및독일의경우인버터를제외한부품교체에들어가는비용과안전관리비는 BNEF(2017g) 를기준으로적용하였다. 즉 96,800원 / 월 1.1( 부가세 ) 12개월 = 1,277,760원 / 년이적용된다. 3. 국내 LCOE 저감목표를위한정책적제언 지금까지한국, 중국, 독일의가정용및사업용태양광원가를비교분석하였다. 본절에서는태양광시설의원가에서통제할수있는부분과통제할수없는부분을구분하여 LCOE 저감을위한정책적방안에대해서고민해보기로한다. 원가분석이면밀하게진행된 100kW 규모의사업용태양광대해서만고찰해본다. 원가분석결과정책적으로통제할수있는부분은인허가비용, 표준시설부담금 ( 계통연계비용 ), 안전관리비 3개로파악된다. 우선지자체등에서부과하는인허가비용이타국대비매우높은것으로조사되었다. 중국은특수한경제체제를가지고있으므로독일수준으로인허가비용을낮춘다고했을때, 약 800만원을절감할수있었다. 한전이부과하는표준시설부담금도독일수준으로낮춘다고가정했을때약 720만원을절감할수있다. 안전관리비도낮출수있는여지가있으나절감가능금액이연간 35만원수준으로크지는않았다. 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 83
< 표 6-15> 통제가능한태양광발전비용항목및절감가능금액 ( 원 ) 항목한국중국독일절감가능금액 인허가비용 9,000,000 167,090 910,020 8,089,980 표준시설부담금 안전관리비 ( 연간비용 ) 8,390,000 1,670,900 1,277,760 574,123 이하 합계 - - - 1,213,360 이하 924,389 이하 7,176,640 353,371 (20년총비용 7,067,420) 15,619,991 (20년총절감금액 22,334,040) 인허가비용, 표준시설부담금, 안전관리비를원하는목표치만큼하락시켰을때 LCOE가어떻게변하는지확인해볼필요가있다. 우선인허가비용조정을통해 kwh당 5원을하락시킬수있다. 또한표준시설부담금으로 kwh당 4.5원을하락시킬수있다. 안전관리비조정을통해서는 kwh당 2.7원을하락시킬수있는것으로나타났다. 즉정책적노력을통해 kwh당 12.2원을하락시켜 LCOE를 134.9원으로낮출수있다. 2030년태양광목표발전량이약 42,000GWh임을고려해볼때, 이와같이태양광 LCOE를하락시킬경우국민부담을연간약 5,000억원줄일수있다. 84
[ 그림 6-12] 태양광 LCOE 절감목표제안 또한국내태양광보급확대로학습이증가하여 LCOE가하락할수있다. 한국의태양광직접비나간접비가높은이유가각국이처한경제환경때문일수도있지만경험부족때문일가능성이높다. 즉독일과중국은태양광을꾸준히보급하여비용을하락시켜나가고있는것이다. 그렇다면보급확대를통한학습으로태양광 LCOE를어느정도수준까지낮출수있을까? 본질문을해결하기위해한국이독일수준으로학습이확보되었다고가정한다. 즉모듈, 인버터, 접속반, 전기배선, 구조물, 설치공사비등직접비가독일수준으로하락한다는상황을가정한다. 또한감리비, 설계비, 일반관리비등간접비도독일수준으로하락하는상황을가정한다. O&M 비용은토지임차료를제외하고부품교체비, 안전관리비등을독일수준으로맞추었다. [ 그림 6-13] 은태양광설치비용을독일수준으로낮출경우실현가 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 85
능한국내태양광 LCOE를나타낸다. 일단직접비를독일수준으로낮출경우 26.6원을낮출수있다. 직접비는대개하드비용으로구성되며물리적인장치와관련된비용이다. 간접비를독일수준으로낮출경우 17원을낮출수있다. 간접비는대개연성비용으로구성되며인허가등과같이비장치적인부분과관련된비용이다. O&M 비용을독일수준으로낮출경우 6.3원의 LCOE가낮아진다. 따라서설치비용을독일수준으로낮춘다면태양광 LCOE를 97.2원 /kwh까지낮출수있다. 이금액은현재독일태양광 LCOE인 122원 /kwh보다낮은수준이다. 이는한국이이용률과법인세에서독일보다유리한상황에있기때문이다. 하지만이러한설치비용을낮추는것은단기간에할수있는것이아니다. 독일은오랫동안태양광을설치하면서생긴학습을통해비용을낮춘것이므로우리나라도지속적인태양광보급확대를통해태양광 LCOE를 100원이하로낮출수있을것이다. 86
[ 그림 6-13] 비용을독일수준으로낮출경우국내태양광 LCOE 한편 [ 그림 3-2] 에나타난바와같이태양광모듈이 2025년까지 0.22달러 (242원)/W로하락할전망이다. 이는현재독일에서설치되고있는모듈가격의절반이하수준이다. 이를 LCOE 계산에반영하면 2025년국내태양광 LCOE는 77.9원 /kwh까지떨어지는것이가능해진다. 제 6 장국내*외태양광원가비교분석 87
제 7 장결론및정책적시사점 본연구의결과를통해한국의태양광 LCOE는독일및중국보다높은수준이며, CAPEX 및할인율에서유의미한차이를보이는것을확인할수있었다. 확률시뮬레이션분석에서도 LCOE에대해 CAPEX의기여도가가장높아 CAPEX를줄이기위한노력이우선적으로필요하다. 먼저국산모듈및인버터의비용이타국보다높아원가절감을위한제조업의노력이요구된다. 한편국내설치공사비가높은이유는인건비가높고공기가길기때문으로판단된다. 인건비는조정이어려우므로공기를단축하도록노력이필요할것이다. 또한민원발생으로공기가길어지는경우가많으므로주민수용성을높이기위한정책이필요하다. 다음은인허가비용문제이다. 주로지자체에납부하는한국의인허가비용이독일보다 10배, 중국보다 50배높은것으로나타났다. 태양광발전사업의가장큰어려움으로지자체에서시행하는 ' 개발행위에대한인허가 ' 가지적되므로인허가비용을낮추고절차를간소화하는정책이시급히필요하다. 또한국내계통연계비용이중국보다 4배이상높으므로이러한비용을낮추는노력도필요하다. 국내일반관리비도타국대비 10배이상높으므로국내사업의시스템화를통한비용절감이요구된다. 태양광설비설치에대한부가가치세인하를권고한다. 최근중국국가에너지국 (NEA) 이발표한중국의태양광조세부담경감정책은태양광관련물품의부가가치세 50% 환급및경지점용세인하등의내 제 7 장결론및정책적시사점 89
용을담고있다. 본정책은태양광활성화를위해 2020년까지도입하여운영할예정이다. 또다른세금인법인세조정도고려해볼만하다. 즉법인세는태양광발전수익에대한세금을의미한다. 미국은신재생에너지 ITC( 투자세액공제 ) 와 PTC( 생산세액공제 ) 를통해신재생에너지보급을확대하고있으므로이내용을참고할필요가있다. 한국의경우사업용태양광설치시민원비용으로 2천 ~3천만원정도의비용이발생하는것으로확인되고있다. 해당비용은전체공사비에배분하여설치단가의상승요인으로작용한다. 따라서주민수용성확보를위한정책이필요하다. 다만민원비용은변동단가이므로본문에서나타난한국태양광조사단가에는반영되지않았음을밝혀둔다. 이외에도태양광보급확대로학습을축적시켜직접비및간접비를낮출수있을것이다. 태양광발전사업자들이태양광을지속적으로설치하다보면경험축적을통해불필요한비용을절감할수있을것이다. 이러한효과를기대하기위해서는지속적인태양광확대가요구된다. 정책적으로할인율을낮추기위한노력도필요하다. 할인율은타인자본비용과자기자본비용으로구성되는데이들을전략적으로낮출수있다. 예컨대재생에너지발전사업자대출금리우대를통해타인자본비용을낮출수있을것이다. 타인자본비용을대표하는요소는대출이자율또는회사채발행이자율이므로, 정책적으로재생에너지발전사업자를대상으로한대출금리우대는타인자본비용을감소시키는데기여할수있다. 재생에너지프로젝트파이낸싱 (PF) 활성화및지원도필요한부분이다. 정부가재생에너지산업생태계조성을위한프로젝트파이낸싱활성화와투자상품개발에적극적으로지원함으로써 90
발전사업자의자본조달비용을감소시킬수있다. 본연구의목적은태양광설비설치시, 불필요한비용을제거하여태양광발전비용을더욱하락시키고, 태양광보급을더욱확대시키기위함이다. 온실가스및미세먼지감축, 원자력에대한잠재적위험회피로신재생에너지보급확대는불가피하다. 하지만신재생에너지보급확대가전력요금의지나친상승으로소비자에게부담이된다면신재생확대에제동이걸릴것이다. 따라서 [ 그림 7-1] 에서나타난바와같이본연구결과를적용하여태양광발전비용을하락시키면태양광발전단가또한하락할것이다. 그러면발전정산금이줄어들며, 궁극적으로전력요금에대한소비자부담이줄어들게된다. [ 그림 7-1] 태양광발전비용하락의기대효과 선행연구에서도알려진바와같이미국은태양광발전단가를낮추기위한노력을일찌감치시행해왔다. 미국에너지당국은 SunShot 프로그램을진행중이다. 기존정책은 2020년까지태양광 LCOE를 6 센트 (66원)/kWh로낮추고태양광발전량비중을 10% 로확대하는것 제 7 장결론및정책적시사점 91
이었다. 하지만 2016년말에발표한목표는 2030년까지태양광 LCOE를 3센트 (33원)/kWh로낮추고태양광발전량비중을 30% 로확대하는것으로수정했다. 즉태양광발전단가하락을위한추가노력을통해기존보다더욱강한목표를달성하겠다는의지를담았다. 추가적으로저장장치비용이 2030년까지낮은수준으로떨어지면태양광발전량비중이 50% 까지달성할수있을것으로전망했다. 우리나라도미국의케이스처럼태양광목표를보급량뿐만아니라가격에대해서도설정할필요가있다. 태양광보급확대가국민들의전기료상승에큰부담을주지않도록태양광가격하락을위한지속적인노력이필요하다. [ 그림 7-2] 미국의태양광 LCOE 및보급목표 자료 : U.S. Department of Energy (2016) 92