국내 태양광 발전
국내 대표적인 신재생에너지, 태양광 발전에 대한 개요/장단점/수익성
이번 글에서는 국내 태양광 발전에 대해 다룬다. 태양광 발전은 국내 신재생에너지 발전량의 절반 이상을 차지하는 대표적인 발전원으로, 전국적으로 약 14만개 이상의 발전소(설비용량 약 22.6GW)가 들어서 있다.
신재생에너지에 대한 정치적 이슈를 벗어나 최대한 객관적 내용 위주로 정리할 예정이니, 가벼운 마음으로 읽어주길 바란다.
1. 태양광 발전 개요
태양광 발전은 빛의 광전효과를 이용해 전기를 생산하는 기술이다. 광전효과란 광자(빛)이 특정 물질과 부딪히면 전자를 방생시키는 원리이며, 아이슈타인이 밝혀낸 것으로 유명하다. 쉽게 말해 태양광 발전기란 빛 알갱이가 태양광 전지에 닿으면 전지 내 전자의 이동이 생겨 전기가 생성되는 원리를 이용한 설비이다.
(1) 장단점
태양광 발전은 화력발전과 달리 석탄/천연가스 등의 연료를 필요로 하지 않으며, 이에 따른 확실한 장단점을 갖고 있다.
- 장점: 연료 가격 변동 위험이 없고 운영비용이 낮은 수준이며, 탄소배출 없는 전기 생산이 가능함
- 단점: 빛이 있을 때만 가동되므로 원하는 시간대에 생산 불가할 수 있으며, 설비 용량 이용률이 낮음. 동일 전력량 생산을 위하여 화력 및 원자력 발전원 대비 더 넓은 부지가 필요함
(2) 발전량
국내 평균 연간 일 발전시간은 약 3.6시간~4.1시간이며, 이용률(Capacity Factor)로 환산 시 약 15~16% (3.8시간/24시간)로 알려져 있다. 예를 들어 1,000kW(=1MW) 설비가 있다면, 연간 발전량은 1,000kW x 0.15 x 24h x 365day = 1,314,000kWh 수준이다.
국내 1가구 당 연간 가정용 전기 소비량이 약 5,600kWh이므로, 235가구의 전기소비량과 맞먹는다(1,314,000/5,600). 1MW 태양광 설비 설치를 위해 약 3,000평의 부지가 필요하니, 산술적으로 1가구 당 약 13평(3,000평/235가구) 또는 4.3kW(1,000kW/235가구) 규모의 태양광 설비가 구비되면 전력 자가공급이 가능하다. 하지만 전기는 생산된 즉시 소비되지 않으면 소멸되므로, 태양광 발전원만을 갖춘 가구는 저녁 시간에 전기를 사용할 수 없게 된다. 따라서, 태양광 설치 가구에도 한국전력의 전력망이 연결되어 있으며, 소비한 전력량 초과분은 한국전력에 판매하고, 부족 전력량은 한국전력으로부터 구매하여 사용하게 된다. 별도 에너지 저장설비(ESS)를 설치할수도 있으나, ESS는 가격과 안전성 이슈로 국내에 설치된 사례가 많지 않다.
물론, 태양광 발전량은 설비의 위치와 기울기, 주변 지형, 계절 등에 따라 달라질 수 있다. 햇빛이 강한 여름이나 사막지역의 발전량이 많을 것 같지만, 온도가 너무 높을 경우 태양광 패널의 저항이 커져 설비 효율이 낮아져 발전량이 감소할 수 있다. 패널 가동의 최적 온도는 약 25도 정도이며, 25도에서 1도씩 올라갈수록 발전효율이 0.5% 정도씩 감소한다고 알려져 있다. 앞서 이야기 했듯이, 태양광 발전은 빛의 입자성을 이용한 것으로 빛의 열에너지(뜨거움)과는 관련이 없다.
참고로, 빛의 열에너지를 이용한 발전을 태양열 발전이라 한다. 가끔 지붕에 깔려있는 태양광 패널을 ‘태양열 발전기’라 말하는 분들이 계신데, 태양광 발전과 태양열 발전은 완전히 다른 방식이다. 태양열 발전은 빛을 한 곳으로 모아 열에너지를 높여 물을 끓인 뒤 발생한 증기로 터빈을 돌려 전기를 생산하는 방식으로, 오히려 증기의 운동에너지를 전기에너지로 전환한다는 점에서 화력 발전 및 원자력 발전과 유사하다.
(3) 사업 수익성
태양광 발전을 사업 관점에서 보자.
태양광 발전의 전형적인 매출원은 다음 두가지로 구성된다.
(1) 전력판매(System Marginal Price, SMP) 매출: 생산한 전력을 한국전력에 전력거래소를 통해(혹은 한전에 직접) 판매하여 SMP 가격으로 정산을 받는다. 즉, 한국전력 입장에선 발전사업자로부터 동일한 SMP 가격으로 전기를 구매하여 소비자들에게 누진세 등 정해진 산식에 따라 판매하게 된다. 일반적으로 SMP 가격이 높아지면 한전수익이 감소하고 SMP 가격이 낮아지면 한전수익은 증가한다. SMP 가격은 한시간 단위로 정해지며(1년에 8,760개의 가격), 전력거래소에 공시된다. SMP 산정 방식은 다음에 자세히 다뤄볼까 한다.
(2) 신재생에너지 공급인증서(Renewable Energy Certificate, REC) 판매 매출: 사업자는 신재생에너지 발전량에 비례하여 REC를 발급받으며(신재생에너지원 별 REC 가중치가 다름), REC를 Spot 거래 혹은 REC 수요자인 Off-taker에게 장기계약으로 판매할 수 있다.
- REC: 신재생에너지를 통해 전기를 생산했음을 증명해주는 인증서로, 한국에너지공단에서 발급함
- RPS(Renewable Portfolio Standard): 국내 신재생에너지 보급 확대를 위해 도입된 제도로, 500MW 이상의 발전설비 보유 사업자들은 연도별 설정된 RPS 의무비율(2023년 13%) 이상의 전기를 신재생에너지원을 통해 공급해야 한다. RPS 의무공급자는 의무 공급량을 신재생에너지 직접 생산 혹은 다른 신재생에너지 발전사업자로부터 REC를 구매하여 달성한다. 2022년도 기준 RPS 공급의무 사업자는 총 24개 / 총 의무공급량은 약 58,750GWh이며, 의무공급량의 대부분은 국내 발전량의 대부분을 차지하는 발전회사인 한국전력의 5개 발전자회사와 한국수력원자력에게 배정되었다. 참고로, 공급의무량을 이행하지 못할 경우, 미이행 의무량에 대해 연평균 REC 거래가격의 1.5배 이내의 과징금이 부과되며 임원 인사평사에도 막대한 영향을 주므로, 대부분 99% 이상의 높은 이행량을 달성한다.
말이 길어진다. RPS 제도에 대해서는 다음에 자세히 다루는 게 좋겠다.
참고로, 기사에도 많이 언급되지만, 최근 국내 기업들이 RE100 달성을 위해 신재생에너지 발전사업자로부터 직접 전기를 구매하는 계약인 Corporate Power Purchase Agreement (CPPA) 체결 사례가 생기고 있다. 이 경우 발전사업자는 REC를 발급받지 못하지만, 전력 구매기업이 발전사업자의 기존 SMP + REC 매출 수준을 충족하는 수준으로 구매 단가를 제시하기 때문에 발전사업자의 매출은 감소하지 않는다. 또 기회가 된다면.. RE100 및 CPPA에 대해서도 다뤄보겠다. (다음에 다뤄야 할 것이 너무 많다..)
다시 1MW 태양광 설비의 예를 가져오자. 만약 REC를 RPS 의무공급자와 장기매매계약을 체결하여 판매한다면(Spot보다 장기계약 물량이 더 많다), REC 가격은 'SMP+REC=고정가격'이 되도록 역산하여 산출된다. 즉, 장기매매계약 상 고정가격이 155원/kWh로 체결했다면, REC는 매 시간 공시되는 SMP를 고정가격에서 뺀 금액이 되어(REC=155원 - SMP), SMP와 REC 매출은 SMP 변동에 상관없이 (155원/kWh x 발전량)으로 정해진다. 즉, 가격 변동 위험이 사실상 전가되어 상대적으로 안정적인 매출 시현이 가능하다. 장기매매계약은 매년 2회 개최되는 태양광 고정가격입찰에 참여하여 계약상대방과 매칭이 가능하며, 입찰과정 및 계약조건은 예상보다 복잡하지 않다.
그럼 태양광 1MW 설비의 대략적인 수익성을 계산해보자 (가정: 초기 투자비 14억원/MW, 운영기간 20년, 토지 임차, 무차입)
+ 연매출 = 연 발전량 1,314,000kWh x 155원/kWh = 약 204백만원
- 운영비 = MW 당 약 25백만원
- 임차료 = MW 당 약 20백만원
= EBITDA: 약 159백만원 (EBITDA 마진 약 78%)
- 감가상각비 = 약 70백만원
= EBIT: 약 89백만원 (EBIT 마진 약 44%)
- 세금 = 약 9백만원 (과세표준 2억원 이하는 총 9.9% 과세)
= 당기순이익: 약 80백만원 (NI 마진 약 40%)
-> 영업현금흐름 = (EBITDA - 세금) = 약 150백만원
물론, 정확한 계산을 위해 패널의 효율감소(연간 약 0.5%), 물가상승에 따른 운영비 증가 등 추가 요소들을 반영해야 하지만, 대략적인 감을 잡기위한 것이니 양해 바란다.
(4) 분석
원금회수기간(Pay-back period)는 약 9.4년(투자비/영업현금흐름)이며, 연간 수익률은 약 10% (영업현금흐름/투자비)가 산출된다.
앞서 이야기 했듯이, REC장기매매계약 체결 시 발전사업자의 단위 매출액이 20년간 고정되므로 가격(Price) risk는 없다고 볼 수 있다. 발전량(Q)의 경우, 1년 단위 일사량은 변동성이 있을 수 있으나 20년 장기로 봤을때 해당지역 일사량의 예측 정확도가 매우 높은 편이며, 일사량이 좋았음에도 발전량이 나오지 않는 경우 설비효율 문제가 있다고 판단할 수 있으며 대체로 시공사 또는 제조사에게 배상을 청구할 수 있다.
또한, 운영비는 연료비가 발생하지 않아 타 발전사업 대비 매우 낮은 편이며, 관리비용 정도 발생하므로 변동성도 매우 낮다.
REC장기매매계약 체결 Case를 정리하면,
- 매출 안정성이 매우 높지만 매출 증가로 대박을 노릴 수 있는 사업도 아니다. 매출단가(Price)가 물가상승률을 반영하지 않아 물가상승률 방어 효과가 없다.
- 연료비가 없고 관리운영이 상대적으로 쉬워서 운영비 증가 위험이 거의 없지만, 반대로 운영비 절감을 통해 수익성 제고할 수 있는 분야도 아니다.
- 안정적인 수익성이 확보된 사업이므로, 금융기관으로부터 높은 Leverage 비율 차입이 가능하다 (태양광 열풍 시 90% 이상의 PF 조달 사례도 본 적 있다). Leverage 효과를 노릴 수 있는 금융환경이라면 PF 대출을 적극 활용해야 한다.
REC장기매매계약이 아닌 Spot 시장 판매 사업자의 경우, SMP와 REC 현물가격 변동을 온몸으로 받아들이게 된다. 이 경우 매출 변동성이 매우 크다. 다만 REC장기매매계약이 없을 경우 금융기관으로부터의 차입은 거의 불가능하므로, 투자비 부담이 적은 소규모 태양광 외에는 장기계약을 체결하는 것이 일반적이다.
