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탄소중립으로 인해 에너지 패러다임이 빠르게 변화하고 있으며, 전 세계적으로 신재생에너지 보급이 빠르게 늘어나고 있다. 우리나라도 신재생에너지 보급이 지속적으로 이루어져, 전력통계정보시스템(EPSIS)에 따르면 2023년 9월 국내 신재생에너지의 발전설비 비중은 총발전설비량의 21.17%로 집계되었다.^[1] 이는 제10차 전력수급기본계획에서 발표한 2023년 목표인 22.1%에 근접한 수치이다. 신재생에너지 발전설비의 비중은 앞으로 더 늘어날 것이며, 13년 후인 2036년의 용량은 2023년(32.8 GW)의 용량 대비 약 세 배 증가한 108.3 GW로 전망된다. 이는 총발전용량의 45.3%로 높은 비중을 가지며, 신재생에너지 발전설비 용량 중 태양광발전은 65.7 GW로 가장 큰 비중을 차지한다.^[2]

국내 태양광 발전설비는 2020년부터 2023까지 연간 약 3,734 MW씩 증가하였다. 태양광 발전설비는 넓은 부지를 필요로 하기 때문에 주로 지방에 많이 분포하며, 특히 2023년 기준 영･호남지역에 약 61%의 태양광 발전설비가 집중되어 있다.^[3] 이러한 현상은 최근 많은 발전설비 건설에 분산전원의 필요성, 지역 불균형, 주민 수용성, 토지확보와 같은 문제를 발생시키며, 이는 에너지 안보를 위해 발전부문에서 해결해야 할 문제이다. 따라서 본 연구에서는 최근 재생에너지 확대를 위한 효과적인 대안으로 평가받는 수상태양광에 대해 분석한다.

수상태양광은 태양광 패널을 수면 위에 부유시키는 방법으로 일반적으로 댐이나 호수와 같은 물이 흐르지 않는 지역에 설치한다. 2012년 합천댐에 국내 최초 0.5 MW의 수상태양광 상용화시설을 설치하였고, 2022년 1월 기준 국내에 설치된 수상태양광 발전설비용량은 90개소에 183 MW가 설치 운영되고 있다.^[4] 또한 국내에 발전설비를 설치할 수 있는 잠재발전 부지가 많다. 상수원보호구역이 아니며 여유수심이 3 m 이상인 국내 저수지의 수면의 10%를 이용하는 경우 약 2,438 MW의 수상태양광 발전설비를 설치할 수 있다.^[5] 수상태양광 발전은 산지가 많고 국토 면적이 좁은 우리나라에 국토를 효율적 이용하는 측면에서 적합한 발전방식이다.^[6] 또한 이용가능한 토지가 부족하고 화석연료의 공급이 부족한 아시아에서 잠재력이 높다고 분석된다. 우드맥킨지(Wood Mackenzie)社는 2031년까지 수상태양광의 연평균성장률(CAGR, Compound Annual Growth Rate)을 15%로 예상하였고, Precedence Research社는 수상태양광의 연평균성장률을 29.80%로 예상하였다.^[7,8]

신재생에너지인 태양광 발전사업은 전력시장에서 우선 구매 대상으로 분류되며, 따라서 태양광발전이 늘어나면 해당 시간대에 첨두 부하를 담당하는 화석연료 발전 비중이 줄어들게 된다. 즉, 대기오염물질의 배출이 줄어들고, 경제성 분석 시 그러한 대기오염물질의 배출량 감소를 편익으로 산정할 필요가 있다. 특히 탄소 감축 사업인 신재생에너지 발전사업에서의 편익은 적절한 탄소의 사회적 비용을 고려해야 한다. 탄소의 외부비용을 적절히 반영하지 못하면, 탄소 감축 사업에 대한 경제성분석이 과대 또는 과소평가되어 사회적 후생을 감소시킬 수 있다.

현재 국내 온실가스 감축을 위한 방법으로 탄소배출권, REC와 같은 제도를 시행한다. 신재생에너지 발전사업에서는 탄소의 사회적 비용을 일정 수준 내재화한 REC 제도를 이용한다. 따라서 3장에서는 태양광 발전사업에서 편익, REC, EU-ETS를 비교 및 분석하여 탄소의 사회적 비용을 포함한 국내 REC의 가격수준을 평가하고, 국내･외의 탄소배출권 가격과의 비교를 통해 탄소의 외부비용을 적절히 반영하기 위한 가격수준을 파악한다. 평가방법으로 수상태양광에 대한 재무성 분석 및 경제성 분석을 진행하며, 수상태양광을 진행하는 새만금 인근 육상지역에 수상태양광과 같은 용량의 육상태양광을 가정하여 두 사업을 비교 및 분석한다. 재무성평가는 투자비용과 미래의 현금흐름을 시장에서 결정되는 기회비용을 할인율로 설정하여 분석하며, 경제성평가는 직･간접적인 수익과 비용에 4.5%의 할인율을 적용하여 분석하였다.

이 연구에서는 전라북도 군산시에 위치한 새만금 지역에서 새만금개발청이 진행하는 수상태양광 발전사업을 기반으로 분석하였다. Fig. 1은 새만금에서 시행 예정인 수상태양광 및 육상태양광의 발전구역과 발전 용량을 나타내며, 본 연구에서는 새만금 산업연구용지 남측 2구역에 대해여 분석하였다. 남측 2구역은 10.59 km²의 면적을 가지며, 0.8 GW급 수상태양광 발전용량을 설치할 예정이다.^[9] 추가적으로 수상태양광에 비교 대상이 되는 육상태양광을 새만금 인근 부지에 수상태양광 발전과 같은 용량인 0.8 GW를 설치한다고 가정하여 분석하였다. 따라서 수상태양광 발전용량과 육상태양광 발전용량 모두 0.8 GW로 동일하고, 두 발전에서의 태양광설비 발전시간은 새만금 일평균 발전시간인 4.18을 동일하게 적용하였다.

Fig. 1. 
Saemangeum development

수상태양광 발전은 설비 아래에 수면으로 인해 냉각효과가 발생하며, 발전설비효율이 약 10% 증가한다.^[10,11] 그러나 효율증가는 계절별로 제한적인 기간에만 발생하며, 장기간 운영 시 냉각효과로 인한 효율증가가 5%를 조금 넘는 수준을 보였다.^[10] 따라서 본 연구에서도 이를 적용하여 수상태양광의 발전량을 6% 증가시켜 분석하였다.^[10,11] 태양광 패널은 설비 사용에 따른 노후화가 발생하며 효율감소를 일으킨다. 일반적으로 수상태양광의 경우 육상태양광에 비해 좀 더 많은 효율감소가 발생하므로, 수상태양광과 육상태양광에서 패널 효율감소는 연간 0.60%, 0.55%로 설정하였다.^[12,13] 발전사업을 수행하는 경우 일반적으로 발전설비와 계통을 이어주는 추가 계통설비 확장이 요구되지만 본 연구에서는 이를 별도로 고려하지 않는다.

태양광 발전사업은 높은 초기비용을 가지는 것이 큰 특징이며, 초기 투자에 대해 자본을 회수할 수 있는 사업기간의 설정이 중요하다. 일반적으로 긴 사업기간은 더 많은 이익을 가져오지만, 태양광 패널 효율감소나 운영비용이 과도하게 증가하는 경우 사업을 종료하고 새로운 사업을 진행하는 것이 더 이익이 되는 경우가 존재한다. 일반적으로 수상태양광과 육상태양광의 사업기간은 최대 30년까지 가능한 것으로 알려져 있다.^[14] 그러나 패널 제조업체의 출력보증 기한이 통상적으로 20년이므로 발전사업의 수명을 20년으로 설정한다. 따라서 수상태양광 및 육상태양광 발전사업에 기간을 20년으로 가정하여 분석하였다.^[15]

태양광 발전사업에 투입되는 비용을 크게 CAPEX, OPEX, 임대료로 분류하였고, 각 항목을 아래와 같이 구분 및 정리하였다. CAPEX는 설치시공비로 자본을 형성하기 위해 사용되는 비용이며, 이를 태양광 패널, 인버터, BOS, 기초건설, 토목공사, 간접비, 예비비(10%)로 구성하였다. OPEX는 발전사업기간동안 발전사업에 필요한 유지･보수비용으로, 구성항목으로는 관리자비용, 유지관리비, 보험료, 청소비, 인버터 교체비, 예비비(10%)로 구성하였다. 예비비는 사업추진에 있어서 예상하지 못한 일들에 대응하기 위한 비용으로 사업비의 오차 및 이에 따른 영향을 최소화한다. 본 연구에서는 CAPEX 및 OPEX의 예비비를 산출된 사업비의 10%로 설정하였다.^[16]

수상태양광 및 육상태양광의 임대료는 다음과 같다. 수상태양광 발전은 새만금의 유휴수면에서 진행되며, 한국수자원공사로부터 협조받은 합천댐 수상태양광 데이터를 이용하였다. 40 MW급 합천댐 수상태양광의 연간 공유수면점사용료는 30,239천 원으로 추정됨에 따라, 본 연구에서 분석하는 800 MW급 수상태양광의 공유수면점사용료는 약 604백만 원으로 산정하였다. 육상태양광의 임대료는 평당 4,400원인 새만금 산단 임대용지를 적용하여 분석하였다.

국내에서 사업을 하는 경우 소득에 대해 법인 소득금액의 과세표준대로 부과한다. 소득세는 정권에 따라 세율이 달라지며, 이는 수익에 직접적인 영향을 미친다. 따라서 사업 규모에 따라 적절한 과세비율을 파악하는 것이 중요하다. 국내에서는 영리법인과 비영리법인으로 법인 종류를 나누며, 본 논문에서는 영리법인으로 설정하였다. 2023년부터 적용되는 법인세 세율은 2억 이하 9%, 2억 초과 200억 이하 19%, 200억 초과 3,000억 이하 21%, 3,000억 초과는 24%이다.^[17]

다른 사업과 마찬가지로 태양광 발전사업에서도 자본형성 항목에 대한 감가상각을 고려할 필요가 있다. 감가상각은 자산의 공정가치로 평가하여 가치감소분을 비용으로 보는 것을 말하며, 해당 자산의 미래･경제적 효익의 예상 소비형태를 가장 잘 반영하는 방법에 따라 선택한다.^[18] 이에 대한 방법으로는 정액법, 정률법, 활동기준법, 가속상각법, 일시상각법 등 다양하게 존재하나, 국내 세법에서는 태양광시스템 설비에 대한 감가상각방법으로 정액법만을 인정하며 감가상각 기준내용연수는 20년이다.^[19] 본 연구에서는 재무성 분석에서만 감가상각을 고려하였고, 경제성 분석에서는 이를 고려하지 않고 분석하였다.^[15] 일반적으로 재무성 분석은 수익성 분석 기간과 내구연한을 고려하여 잔존가치를 파악하여 분석하지만, 사업비의 세부내역과 각 품목의 내구연한의 정확한 추정이 어려움에 따라 모두 설비비용으로 간주하여 정액법을 이용한 감가상각을 진행하였다.^[20] 아래에서는 본 연구에 이용한 각각의 비용항목 자료들을 다양한 문헌들을 이용하여 정리하였다.^[15,21-25]

3장의 결과를 바탕으로 발전사업의 경제성 분석에 영향을 미치는 요소들을 판별하여 민감도 분석을 진행하였다. 사업에 영향을 미치는 요소가 많으므로 특정 요소에 대해 어떤 영향을 미치는지 알아보기 위해 민감도 분석을 수행한다. 발전사업은 가격 예측의 불확실성이 존재하며, 이는 사업 수익을 적절히 판단하기 어렵게 한다.

따라서 CAPEX, SMP, 편익, 임대료에 대해 민감도분석을 진행하였고, 이 결과를 Table 8에 정리하였다. 추정 결과, 임대료에 대한 영향이 가장 적게 나타났다. 일반적인 태양광 발전사업은 설비를 설치하기 위해 높은 임대료를 지불하지만 본 연구에서는 공유수면 및 새만금 산업단지의 용지를 이용하여 임대료 의 경제성 변화가 적게 나타났다. 반대로 CAPEX와 SMP는 큰 사업성의 변화를 야기하였다. 태양광발전에서 CAPEX가 수익성 결정에 큰 비중을 차지하며 인프라 사업을 의미한다. 또한 발전사업은 SMP에 많은 영향을 받으며 특히, 유가와 천연가스의 가격 변동에 영향을 받는다.

현재 국내 태양광 발전사업의 초기비용은 다른 국가에 비해 높은 수준이지만 점점 감소할 예정이다. 또한 사업성을 결정하는 전기가격은 재생에너지의 확대와 화석연료 가격 변동성 증가로 앞으로 상승 추세를 보일 가능성이 높다. 또한 기업들은 RE100을 달성하기 위해 신재생에너지를 직접 계약하여 공급받는 전력구매계약(PPA, Power Purchase Agreement) 비중을 늘릴 것으로 예상되며, 이는 태양광발전의 수익성을 어느 정도 담보할 수 있는 수단이 될 수 있다.

본 연구에서는 수상태양광과 육상태양광 발전사업의 재무성 분석과 경제성 분석을 진행하였다. 기존의 수상태양광 경제성 분석 연구는 특정 부분에 집중하여 상대적으로 간단한 경제성 분석만이 진행되었다. 이에 본 연구에서는 수상태양광 발전 사업의 재무 모형을 구축하여 재무 분석을 수행하였으며, 특히 탄소의 사회적 비용을 고려한 경제성 분석 또한 수행하였다.

재무성 분석 결과, 수상태양광이 육상태양광보다 NPV 및 IRR이 높은 것으로 나타났다. 이는 수상태양광의 REC 가중치가 육상태양광보다 높아 나타난 결과로, 만약 REC 가중치가 동일하다면 육상태양광 발전의 NPV가 약 5% 높게 나타난다. 즉, 태양광발전 사업의 REC 가중치 변화에 따라 사업성이 크게 달라지며, 현재 수상태양광의 REC는 사업성을 담보할 수 있는 수준이라고 할 수 있다.

탄소의 사회적 비용을 고려한 경제성 분석 결과, REC를 적용한 B/C는 1.44이고, 탄소의 사회적 비용 회피 편익을 반영한 B/C는 1.31로 REC를 적용한 경우가 B/C가 더 높게 추정되었다. 이는 탄소의 외부비용을 일정 수준 내재화한 REC 가격수준이 온실가스 감축으로 인한 사회적 편익보다 높다는 것을 의미하며, 본 연구에 적용한 REC 가격수준이 적절한 수준이라고 해석할 수 있다.

추가로 국내 시장과 유럽 시장을 비교 분석한 결과 본 분석에서 사용한 REC 가격수준이 유럽의 EU-ETS 가격보다 높은 것을 확인할 수 있었다. 최근 유럽의 EU-ETS는 톤당 약 70유로로 약 10~11만 원 수준이며 국내 REC 가격을 톤당 배출권 가격으로 환산하면 약 13~14만원 수준이다. 아울러 현재 국내 배출권 시장은 무상할당이 주를 이루고 있어, REC와 비교하면 10배 이상 가격 차이가 존재한다. 향후 EU-ETS는 무상할당을 지속적으로 줄여나갈 예정이며 2030년 배출권 가격은 147유로 수준으로 예상한다. 즉, 톤당 약 20만 원 수준이 될 것이며, 이 경우 우리나라 배출권거래 가격뿐만 아니라 REC 가격수준보다도 매우 높은 가격이 된다. 따라서 탄소국경조정제도(CBAM, Carbon Border Adjustment Mechanism)에 대응하기 위해서는 REC가 더 높아지거나 국내 배출권 가격이 EU-ETS 가격수준으로 높아져야 한다.

우리나라는 에너지 집약적인 제조업 강국으로 온실가스 다배출 국가이다. 한국은 이제 선진국 중 하나로 여겨지기에 앞으로 국제사회에서 온실가스 감축에 대한 더 많은 책임을 부여받을 것이다. 그러나 우리나라의 배출권 거래제도는 아직 성숙했다고 보기 어렵다. 또한 REC 가격 역시 높은 변동성을 가지고 있다. 한 연구에서는 높은 REC 가격 변동성이 시장참여자들의 투자를 위축시키는 중요한 요인이며, REC가격의 변동을 줄이는 방안의 도입 필요성을 주장하였다.^[32] 따라서 우리나라 여건에 적합한 탄소의 사회적 비용 수준에 대한 심도 있는 추가 연구를 통해 사회적 비용을 내재화할 수 있는 제도와 정책을 마련할 필요가 있으며, 그러면 수상태양광 사업의 경제성도 더욱 좋아질 것이다.