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“신 재생에너지 전문가 연수교육”
에너지관리공단 신 재생에너지센터
2006. 6. 21.
부 경 진
에너지경제연구원
태양광발전태양광발전 시스템의시스템의경제성경제성 분석분석
차 례
경제성 분석의 이론적 배경
경제성 분석 방법론
정태적 분석 (Static Analysis)동태적 분석 (Dynamic Analysis)외부비용(Externality), 포트폴리오(Portfolio) 투자
종합 및 결론
경제성경제성 분석의분석의 이론적이론적 배경배경및및 분석방법론분석방법론
경제성 분석의 이론적 배경
경제성 분석 방법론 (정태적 분석)
신 재생에너지 및 태양광발전의 경제성 분석
첨두부하 삭감용 태양광발전의 경제성
경제성 분석의 이론적 배경
경제성 평가 (Economic Feasibility)- 투자 수익성 분석 (Benefit/Cost Analysis: BCA)
- 수명주기 분석(Life Cycle Analysis: LCA)
- 국민경제적 파급효과 분석 (Simulation Model)정태적 분석 (Static Analysis)- 기술진보, 시장변화, 경제구조 변화 무시
동태적 분석 (Dynamic Analysis)- 기술진보, 시장변화, 경제구조 변화 고려
외부비용 (Externality) 이론- 투자의 외부효과 (negative & positive) 분석
포트폴리오 (Portfolio) 이론- 투자수익성(Return)과 위험성(Risk)을 감안한 자산관리 기법
경제성 평가 방법 (정태적)
비교우위적 경제성 평가
- 비교가능한 대체기기를 상정, 에너지공급과 원가면에서
기존 에너지 공급과의 비교에서 상대적 우위를 판단
비용·편익분석(Cost/Benefit Analysis: BCA)
- 내부수익률 분석 (Internal Rate of Return: IRR)
- 투자회수기간분석 (Pay-Back Period: PBP)
- 투자수익률 분석 (Return on Investment: ROI)
- 순현가 분석 (Net Present Value: NPV)
정태적 경제성 평가 방법 (1)
실적원가 중심의 회계적 분석방법- 장 점 : 가정 등에서 타 연료를 사용하는 에너지공급설비와의
단순경제성을 비교
- 단 점 : 미래에 설치할 관련 부분 설비의 경비 등을 감안하지않음, 따라서 미래에 발생할 비용을 제대로 반영하지 못함
=단위당
생산원가=
연간 총 에너지 발생량
감가상각비+연간연료비+운전유지비+세금+보험료
연간 총 에너지 발생량
연간 총 투입 비용=실적원가
정태적 경제성 평가 방법 (2)
할인률을 적용한 경제성 분석 방법- 미래의 비용에 대한 순현금흐름을 사회적 할인률을 적용, 현재
가치화하여 현재의 비용으로 산입
- 자본회수계수(CRF: Capital Recovery Factor): 할인률과 제품의 수명을 고려
여기서, AK = 연간 소요비용, I0 = 초기투자비,
I0 ∙ CRF = 초기투자비를 설비수명기간 매년 회수하는 비용,
K0 = 연간유지비용(연료비 포함)
여기서, n = 수명기간, i=할인률
AK = I0 ∙ CRF + K0
i (1+i)n -1
i (1+i)n
CRF =
정태적 경제성 평가 방법 (3)
기타 경제성 분석- 초기투자비 산정시 차입금리와 연가 물가상승률 등을 고려하여
자본회수계수(CRF)를 결정한 다음,
- 연간운영비를 시산하여, 연간경상비를 결정
i
C
A
F
T
: 차입금리(%), k : 연간물가상승률 (%), n : 감각상각년수(년)
: 초기투자비(건설비+제반세금(부동산취득세 등))
: 변동비(제세공과금 + 연간에너지소비비용 + 유지수선비 등)
: 잔존단가
: 철거처리비
= C+A -(1+i)n-(1+k)n
(i-k)(1+i)n
(F-T){(1+i)n-(1+k)n}(1+k)
(i-k)(1+i)n에너지공급설비
연간 소요비용
에너지공급 설비 자체 B/C분석
비용/편익분석(Benefit/Cost Analsys: BCA): 설비수명기간의 자체 기기에 대한 총 편익과 총 비용을 비교- 비할인방법(non-discounted cash flow method)
- 현금흐름할인방법(discounted cash flow method)
순현재가치 방법 (Net Present Value: NPV) - 일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현금흐름의 차이를 할
인률을 적용, 현재시점으로 할인한 금액의 총합
내부수익률법(Internal Rate of Return: IRR)- 일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현재가치를 동일하게
하는 할인률(내부수익률)
비용/편익비율법(Benefit/cost ratio: BCR)- 할인률을 적용한 수입의 현재가와 지출의 현재가치를 비교하
여 비율로 표시
순현재가치 방법 (NPV)
일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현금흐름의 차이를 할인률을 적용, 현재시점으로 할인한 금액의 총합
(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)
Bn-Cn......... +B₁-C₂
+B₁-C₁
NPV = (B0-C0) +
(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)
NB..... +
NB₂+
NB₁NB +=
여기서, n: 사업기간, B: 편익, C: 비용, NB: 순편익, r: 할인률
투자의 경제성 조건 : NPV ≥0
내부수익률 방법 (IRR)
투자사업에서 발생하는 총 수익의 현재가치와 총 비용의 현재가치를 동일하게 하는 할인률
여기서, n: 사업기간, B: 편익, C: 비용, NB: 순편익, r: 할인률
투자의 경제성 조건 : λ ≥ 자본비용
t=0
∑n
t=0
∑(1+λ)(1+λ)
C=
Bn
0
t=0
∑(1+λ)
=NB
n
편익/비용 비율 방법 (BCR)
순현재가치(NPV)와 비슷하나 절대액에 의존하지 않고현금흐름을 지수로서 표시하여 투자가치를 평가
비용의 현재가치에 대한 편익의 현재가치의 비율, 즉, 수익률지수(Profitability Index) 방법이라고도 함
(1+λ)
B/C비율 =
t=0∑ Cn
t=0∑
(1+λ)
≥ 1
Bn
수명주기비용(LCC) 분석
제품의 생산과 사용, 폐기처분에 이르는 각 단계에서발생하는 비용을 합한 총비용 (Life Cycle Cost: LCC)
주목적은 제품을 구성하는 부품제조 과정의 환경영향을 총체적으로 평가
분석절차분석 목표 확인LCC 구성항목 조사
분석을 위한 기본가정
구성항목별 비용산정
전체 비용 종합자료축적 및 Feed-BackLCC분석에 근거한 의사결정(DM)
신 재생에너지의 경제성 분석
목 적: 신 재생에너지 원 또는 설비를 가지고 생산한 열(온열/냉열)이나 전기가 전통 에너지로 생산한 전기나열의 생산단가를 비교하여, 1) 신∙재생에너지 사용에 대한 소비자의사결정에 도움을 주거나,
2) 기업의 설비투자의사결정에 기초자료 제공하거나,
3) 설비투자에 대한 정부 지원수준(보조금, 발전차액)을 결정
방법 1: 신 재생에너지 설비에 투입되는 총 비용을 동일한 목적을 달성하기 위한 타 에너지 설비에 투입되는 총비용과 비교 (목적 1에 부합)
방법 2: 신 재생에너지 설비에서 생산된 전기나 열에너지의 생산원가와 타 에너지 설비에서 생산된 전기나 열에너지의 생산원가를 상호비교 (목적 2, 3에 부합)
신 재생에너지 생산원가 산출
(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)Qn ∙ Pn+ ∙ ∙ ∙ ∙ +
Q2 ∙ P₂+
Q1 ∙ P₁Q0 ∙ P0 +
(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)Cn
∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ++C₂
+C₁
C0 +=
N = 사업기간(년)
Q = 생산물량(단위 : 전기 kWh, 열에너지 kCal)
P = 생산된 전기나 열에너지의 단가(전기: 원/kWh, 열에너지: 원/kCal)
C = 총 투입비용(설비투자, 감가상각, 설비교체, 운영비, 지급이자 등)
r = 할인률 (%)
(1+r)Qt
n
∑t=0t=0
∑n
(1+r)CtP(생산원가) =
태양광발전(PV)의 경제성 분석
10kW
90%70%30%0%
122~170133~185
437~646489~724
7%
할인률
227~328634~943252~365667~993716.40
(139)1)
3kW
직접 보조율기준가격
설비
규모
전력소비량이 월 300kWh 이하이고 투자비의 90% 이상 직접 보조시경제성 확보(주택용 전력가격 대비)- 월 500kWh 이상의 경우, 현재의 70% 보조지원으로도 경제성 확보
사업용은 현 기준가격에서 설비이용률이 높은 지역은 경제성 확보
Green Power의 이미지 제고, 현대화된 건축으로서의 상징성 등.
(단위: 원/kWh)
1) 월간 300kWh를 사용하는 가구의 주택용(저압) 평균전력가격(2004년 10월)
2) 10kW급 발전 판매비용의 경우는 토지임대비, 안전관리비, 행정비용은 미포함
풍력발전의 경제성 분석
직접보조지원 없음120128750kW
2MW
3547% 감면
법인세 직접 보조율
118
70%50%30%
179279107.66(139)1)
기준
가격
111
22937320kW
지원
없음
설비
규모
설비이용률 : 20% 기준
소 형 : 투자비의 85% 이상 직접 보조지원시 경제성 확보(가정용)
중대형 : 저리용자지원시 경제성 확보(상업용)- 단, 신규 풍력단지 건설의 경우 부대비가 포함되어야 함
(단위: 원/kWh)
1) 월간 300kWh를 사용하는 가구의 주택용(저압) 평균전력가격(2004년 10월)
소수력발전의 경제성 분석
3MW 76-8489-99
90
7% 감면
법인세 직접 보조율
115-128
70%50%30%
7373.69
기준
가격
110-122
22994200kW
지원
없음
설비
규모
설비이용률 : 200kW급은 60%, 3MW급은 30% 기준
200kW급 : 보조지원 30%, 기준가격 90원/kWh 이상시 경제성 확보
3MW급 : 보조지원 50%, 기준가격 116원/kWh 이상시 경제성 확보
(단위: 원/kWh)
조력발전의 경제성 분석
직접 보조율
70%50%30%
62.81
기준
가격
직접보조지원 없음63-8525만KW
보조지원없음
설비
규모
시화호 조력발전 기준, 25만kW, 투자비 3,640억원
정부의 정책적 기준가격, 할인률 5% 적용
순현재 가치 (NPV) 140억원
해양에너지 활용증대와 국가 이미지 제고
신재생에너지 전력 중 가장 저가의 전력
(단위: 원/kWh)
태양열(급탕용)의 경제성 분석
790-1,160
1,000-1,380
780-1,080
920-1,350
1,160-1,600
900-1,270
이중
단일
1,170-1,7401,650-2,470
1,480-2,0602,070-2,920진공관식
직접 보조율
70%50%30%
등유(1,131)
도시가스(689)
기준
가격
1,150-1,6301,620-2,310평판형
보조지원없음
설비
규모
분석대상 : 평판형 온수 저온 급탕용, 평판형
보조지원 50%시 : 등유보일러를 이용한 열공급 가격과 동일 수준
보조지원 75%시 : 도시가스 열공급 가격과 같은 수준
진공관식은 50-80% 보조지원시, 등유보일러 열공급과 동일 수준
(단위: 원/kWh)
지열이용의 경제성 분석
직접 보조율
70%50%30%
682-863763-945
등유
(1,119-1,135)도시가스
(684-703)
기준
가격
723-891916-1,15070RT
지원
없음
설비
규모
분석대상 : 급탕 및 냉난방용
정부 보조지원이 없는 경우에도 경유보일러 열공급과 동일 수준
보조지원 50% 이상인 경우 도시가스 열공급과 동일 수준
하절기 냉방용 피크전력 소비대체로 한전 설비 이용률 증대 효과
소비자 측면에서 가장 경제적(단위: 원/만kcal)
태양광발전의 경제성 분석
: 2,500원/5년축전지 교체비
: 32,500천원(3kW)시설투자비: 3kW 분리독립형시스템 용량
주) 설비이용률(Capacity Factor) = 연간 총 태양광 발전량/(설비용량X 8,760시간)
: 6%, 7%할인율: 12%, 15.5%설비이용률
: 투자비용의 1%연간운영비
: 0%, 30%, 70%, 90%보조율: 10%셀변환효율
경제적 분석 가정
감가상각
사업기간
: 정액(15년): 20-30년설비내구년수
: 20년, 30년: 10kW 계통연계형
: 95,00천원(10kW): 3kW 계통연계형
시스템 디자인
태양광발전(PV) 발전원가
18517217015840040490%36532532829459457070%72463264656498390230%--884768--법인세 감면
9938629438191,2751,1510%
12.0%
14313313112230931390%28225225422746044170%56048950043776169830%--684594--법인세 감면
7696677306349878910%
15.5%
20년30년20년30년20년30년(3kW, 3,000만원)(10kW, 9,500만원)(3kW, 3,250만원)
계통 연계형분리 독립형
정부보조설비
이용률
(할인율 7%)
태양광발전(PV) 발전원가
17816416415139540090%34430231027457554970%67657960351893484930%--823701--법인세 감면
925786878747120410740%
12.0%
13812712711730530990%26623424021244542570%52344846740072365730%--637543--법인세 감면
7166096805789328310%
15.5%
20년30년20년30년20년30년(3kW, 3,000만원)(10kW, 9,500만원)(3kW, 3,250만원)
계통 연계형분리 독립형
정부보조설비
이용률
(할인율 6%)
첨두부하 삭감용 PV 경제성-1
맑음
흐림
비
날씨에 따른 태양광발전량 변화
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
실제발전량/
정격발전량
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19시 간
첨두부하 삭감용 PV 경제성-2
분석대상 : 건물일체형 태양광발전 시스템 (BIPV), 첨두부하 삭감용
최대일사량과 건물 첨두부하가 불일치: 발전 축전기 저장 첨두부하시 공급
VM = [PD * (OkW + OBAT) + (PE + OkWh)] – KPV
VM : 시스템의 순 경제적 편익
PD : 전력사의 용량요금
OKW :건물의 첨두부하시 PV 출력 (kW)
OBAT : 건물의 첨두부하시 축전지 출력 (kW)
PE : 단위 에너지가격(원/kWh)
OkWh : 건물의 PV 출력(kWh)
KPV : PV 에너지관리시스템의 자본비
첨두부하 삭감용 PV 경제성-3
첨두부하 삭감용 PV 경제성-4
첨두부하 삭감용 PV 경제성-5
축전지는 건물의 비상전원(UPS)으로 활용가능 시스템경제성 제고
PV 시스템의 투자회수기간은 PV 시스템 본체 투자비에좌우되는 반면, BOS(축전지, 인버터, 제어판)은 UPS 기능으로 충족
VS = [(BEP - CEP) + VM) – CPV]
VS : 건물일체형 첨두부하 삭감용 PV 시스템의 순 경제적 편익
PD : 전력사의 용량요금
OKW : 건물의 첨두부하시 PV 출력 (kW)
OBAT : 건물의 첨두부하시 축전지 출력 (kW)
첨두부하 삭감용 PV 경제성-6
11,300천원시설투자비 :: 10kW시스템 설비용량
25%-80%보조율 ::
5-10%투자세액공제 ::
8년(거치 3년)융자기간 ::
5.5%이자율 ::
10%할인율 :: 75%축전지 전환효율
사업기간 :
경제적 분석 가정
최대융자비율 :
감가상각 :
90%: 25kWh축전지 용량
내구년수(25년): 10%셀변환효율
25년: 105㎡집광판 면적
시스템 디자인
첨두부하 삭감용 PV 경제성-7
6년7년7년6년PBP
10년11년11년11년PBP
14년15년15년16년PBP
18년20년19년20년PBP
27년30년28년32년PBP
0.780.75
0.580.55
호 텔
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
1.36
1.07
0.89
0.76
0.56
백화점 병 원사무실
1.141.101.0870%
1.451.411.4080%
0.940.910.8860%
0.8050%
0.5925%
보조금
(세액공제: 5%)
첨두부하 삭감용 PV 경제성-8
4년4년4년3년PBP
8년9년8년8년PBP
12년13년12년13년PBP
15년17년16년17년PBP
25년27년26년29년PBP
0.870.84
0.640.62
호 텔
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
B/C 비율
1.53
1.20
0.99
0.85
0.63
백화점 병 원사무실
1.271.231.2270%
1.631.571.5980%
1.051.021.0060%
0.8950%
0.6625%
보조금
(세액공제: 10%)
동태적동태적 경제성경제성 분석분석
신 재생에너지 및 태양광발전의 원가저감 추이
경험곡선(기술진보, 보급확대)에 의한 분석
경험곡선에 의한 신재생 및 PV의 발전단가 전망
동태적 경제적 분석 방법
<장기적 사회비용구조>
기존기술의 경우 각종 보조금
폐지로 인한 비용상승과 외부
비용(환경비용, 불편비용 등)
증가
신 재생에너지기술은 기술진
전 및 대규모 상용화에 따른
비용저감 예상
화석에너지
비용
신재생에너지
2012 2040
태양광
태양열
풍 력
소수력/조력
년도
경쟁력확보시점
화석에너지
비용
신재생에너지
2012 2040
태양광
태양열
풍 력
소수력/조력
년도
경쟁력확보시점
시간의 흐름에 따른 기술진보, 산업구조, 시장변화 (수요
및 공급요인)와 관련된 요인들을 고려
동태적 경제적 분석 방법
전통에너지 신 재생 전통에너지 신 재생
외부비용
각종 보조금
비용증가
비용감소
현행 비용 구조(직접비용)
장기적 비용 구조(사회적 비용)
발전원별 발전단가의 비교
신 재생에너지 발전코스트
최근의 고유가 장기화 및 천연가스, 석탄가격의 동반상승으로 입지조건이 양호한 수력, 지열, 바이오 등이 경쟁력을 확보
풍력의 경우 2010년에 경쟁력 확보 예상. 태양광발전의 경우도 입지가 양호한 지역에서는 조만간 경쟁력 확보 예상.
2-410-123-5850-1,700풍 력
2-36-122-51,200-5,000지 열
2
6-8
10-15
2
발전단가(2010)
2-3
10-15
18-20
2-3
발전단가(최저)
10-15500-4,000바이오
20-253,000-6,000집광형PV
25-804,500-7,000PVs
9-151,000-5,000소수력
발전단가(최대)투자비($/kW)에너지원
(단위: ¢/kWh)
신·재생에너지 원가저감의 추세
(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)
1980 1985 1990 1995 2000 2005연 도
100
90
60
40
20
0
발전단가(
센트/kW
h)
태양광발전
풍력발전
바이오매스
지열발전
기술진보에 따른 원가저감
경험곡선(Experience Curve)에 의한 원가저감 추세의추적 및 전망(태양광발전 시스템)
원가저감속도
82% 80% 78%
화석연료
투자회수점
0.1 1 누적생산(GW) 10 100 1,000
10
1
0.1
가격($/kW)
1997
경험축적 투자
태양전지의 경험곡선(일차등식)
태양전지의 경험곡선(로그-로그)
경험곡선 공식
T 시점에서의 가격
P0 * X-E
여기서, P0 = 생산량(판매량)의 단위가격
E = 경험파라미터 (경험곡선의 기울기)
X = t 시점에서의 누적 생산량(판매량)
따라서 원가저감속도(Progress Ratio: PR)는
PR = [P0*(2X)-E]/[P0*X-E] = 2-E
학습진척도의 분포도
0
2
4
6
8
10
12
14
55-
56
59-
60
63-
64
67-
68
71-
72
75-
76
79-
80
83-
84
87-
88
91-
92
95-
96
99-
100
103-
104
107-
108
진척도
빈도
발전기술의 저감 추세
.01 .1 1 10 100 1,000누적발전(TWh)
10
1
.1
.01
가격(€/kWh)
1985
19801995
태양
광발
전(~65%
)
풍력발전-평균(82%)
바이오매스발전(~85%)
풍력발전-최고수준(82%) 초임계 석탄(97%)
1995 NGCC(96%)
경험곡선에 의한 PV의 원가저감 전망
태양전지와 모듈의 생산원가는 과거 20년간 연평균 전년대비 5% ↓2001년 €1.69/Wp 2010년 €1.12/Wp 2020년 €1/Wp
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020연 도
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
유로/W
p
일본의 태양광 주택 보급과 설비단가 추이
자료 : 1) Renewable Energy World: 2004. 7.2) PV status Report, Research Solar Cell Production and Market Implementation in Japan,
USA, and the European Union)
0.320.350.440.560.922.311.962.813.13.76시스템당지원액
1.652.02.32.62.83.03.13.54.363kW단가(백만엔)
621,995420,995279,995188,995114,61456,92132,79813,3125,7761,860누적규모(MW)
168,468115,78577,50352,35231,47515,5969,2443,5901,604539호수(누적)
2003200220012000199919981997199619951994연 도
태양광 발전원가는 기술발전과 보급량에 의존
발전단가는 1994-03의 10년간 연평균 15.5% 씩 하락
정부지원도 점진적으로 축소
계통연계 Roof-top PVs 보급현황
1,1007002,900650,000세 계
404026050,000기타 EU
Million Solar Roofs Prog.151010520,000기타 주
2005년2004년
55
600
300
30,000
320,000
250,000
누적
호수
주정부프로그램: 투자비보조 $4.5/W $3.5/W. SMUD, LADWP)와 민간전력사의 RPS 실시
40140캘리포니아
(1998-2011)
10만호지붕. 저리융자와2003년까지 FIT 50유로센트/kWh. 2004년부터45-52센트/kWh로 차별화
3001,400독 일
(1999-03)
“Sunshine Program”투자비보조 50%(1994)
10%삭감(2003)2601,000일 본
(1994-04)
정책수단설비추가(MWp)2005년
누적(MWp)프로그램
공공R&D투자와 경험곡선
산업계R
&D
생
산
R&
D
기술축적
총
비
용
투 입 산 출
공공R&D 정책 보급 정책
경 험 곡 선 (Experience Curve)
+
+
-
-
++
+
+
기술구조의 변화
누적 생산량
보급대상 기술
옵션 A
A'
A
생산원가
기술혁신
보급대상 기술
옵션 A'
기술구조
변화
시장진입
시장구조의 변화
누적 생산량
고가격 유지
비 용
가 격
생산원가
시장안정기술개발시장변혁
PV 모듈의 시장구조 변화
[그림 13] PV 모듈의 시장구조 변화
태양광 발전코스트 전망
1995 2000 2005 2010 2020 2030연 도
45
40
35
30
25
20
15
5
0
연간매출(G
W)
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
설비단가($
/W)
외부비용과외부비용과 포트폴리오포트폴리오 이론이론
외부비용(Externality) 이론
외부비용을 감안한 신 재생 및 PV의 발전단가
포트폴리오(Portfolio) 이론
포트폴리오 이론을 응용한 신 재생의 경제성
외부비용(Externality) 이론
환경경제: 부(-)의 외부효과에 의한 시장실패
부의 외부효과: 거래가 거래당사자(생산자와 소비자, buyers or sellers) 외의 제 3자에게 미치는 효과
환경외부효과의 발생요인- 인류 공유자산(common resources: 원양어업)
- 공공재의 특성(public goods: indivisible common resources: 공기)
- 미래세대의 자산(future generation: 생태파괴 등)
이 경우, 개인적 수요공급 균형과 사회적 균형이 다르게나타남
전력수요의 최적 개인 및 사회비용
(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)
가
격
전력량
공급(외부비용 포함)
동일 수요에 대한사회적 균형
사회적 균형
공급(개인)
전력량
개인적 균형
전력생산의 기본적 외부비용
(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)
발전코스트 전망을 위한 비용가정
(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)
외부비용을 고려한 발전코스트
(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)
포트폴리오 이론
재무투자분석기법에서의 포트폴리오 (Portfolio) 이론을신 재생에너지 발전에 원용- Awerbuch(2000)가 최초로 발전부문의 위험-수익 분석에 활용
- 위험 연료: 석탄, 가스 등 전통에너지(위험 大-수익 大)
- 무위험 연료: 신·재생에너지 (위험 小 – 수익 小)
- 최적의 연료믹스 포트폴리오는 기존 화석연료믹스에 신·재생에너지패키지 비율을 증가시킴으로써 달성가능
분석결과는 신·재생에너지와 같은 무위험 기술이 효율적발전연료 포트폴리오에 더 많이 포함되어야 함을 시사
연료가격 위험과 비용 이외에 외부비용(에너지안보, 환경보전 등)이 포함된다면 신·재생에너지 위상은 더욱 제고
포트폴리오 이론의 배경
포트폴리오 선택은 일반적으로 Markowitz (1952)가 개발한평균-분산 포트폴리오 이론에 기초- 주어진 기대수익 수준에 대해 최소분산을 가진 포트폴리오 구성
- 효율적 포트폴리오: 주기적 수익의 표준편차(SD)로 측정되는 위험을 최소화
- 기대수익률은 과거 수익들의 표준편차로 정의되는 총 포트폴리오위험에 선형관계를 가짐
기대포트폴리오 수익, E(rp) = X1 E(r1) + X2 E(r2)- 여기서, X1,X2는 자산 1,2의 상대점유율(%), E(r1), E(r2)는 자산 1,2
의 기대수익
포트폴리오 위험, σp = √X12σ21 + X22 + 2X1X2ρ12σ1σ2- 여기서 ρ12은 두 개 수익흐름간의 상관계수, σ1σ2는 자산 1,2 각각
의 기대수익의 표준편차
포트폴리오 위험과 수익(상관계수 Rho=0.6)
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.5
위험: 포트폴리오 표준편차
포트폴리오
수익
A:100% 주식 A
포트폴리오 P
B: 100% 주식 B
18%
16%
14%
12%
10%
8%
6%
포트폴리오 V:
32% A+68% B
포트폴리오 R
포트폴리오 S:
90% A+10% B
두 개 자산 포트폴리오의 수익과 위험(상이한 상관계수 r하에서)
0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10
위험: 포트폴리오 표준편차
기
대
수
익
자산 A
자산 B
12.5%
12.0%
11.5%
11.0%
10.5%
10.0%
9.5%
50%A, 50%B
무위험 포트폴리오
r=-1.0
r=0.0r=0.9 r=1.0
r=-0.4
무위험+위험 자산의 포트폴리오
위험: 포트폴리오 표준편차
기대수익
F
A
rf
H
K
M
B
포트폴리오M: (0% T-Bills:100%M)
H:50%T-Bills, 50%M
100% T-Bills
N
S
P
J
R
V
복수 위험자산의 효율적 프론티어
포트폴리오 위험
기대수익
A
B
C
D
위험자산 조합에 무위험 자산 추가
포트폴리오 위험
기대수익
B
D
rf
H
K
M
N
무위험 신재생이 포함된 발전 포트폴리오(재생에너지 발전단가: $0.12/kWh)
포트폴리오 위험
기대수익
F
A: 60% 가스
rf
H
K
M
B: 100% 석탄
K: 6% 신 재생에너지
석탄-가스 믹스:
77%:23%
M:최적 석탄-가스믹스(72%:28%)
H:50%신 재생에너지+50%M
K: 100% 신 재생에너지
석탄-가스 믹스:
65%:35%
무위험 신재생이 포함된 발전포트폴리오(재생에너지 발전단가: $0.08/kWh)
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45
위험: 포트폴리오 표준편차
기대수익(kW
h/
센트)
60% 가스
HM
B
25% 신 재생에너지
H:50%신 재생에너지+50%N
100%신 재생에너지
N
U
L
새로운 최적 석탄-가스믹스(55%:45%)
1990미국 석탄-가스 믹스(77%:23%)
.20
.18
.16
.14
.12
.10
.00
분석결과의 정책적 시사점
천연가스화력에 의존을 확대하려는 미국의 에너지정책은
비용저감에 비해 위험을 증대
발전단가가 상대적으로 높은(여기서는 $0.12/kWh) 재생
에너지 패키지(풍력, PV, 소수력, 바이오매스 등)를 옵션
에 포함시킨다면(3%-6%) 비용과 위험을 동시 감소
재생에너지 패키지 발전비용을 $0.08/kWh로 줄일 수 있
다면, 재생에너지 비율을 25%까지 확대시켜도 총 포트폴
리오 발전비용은 동일하나 위험은 현저히 감소
종합 및 결론
경제성 분석에 기초하여 신 재생에너지 보급확대를 위한
정부의 지원(보조금 및 발전차액) 수준의 결정
동태적 경제성 분석을 통해 기술 및 시장구조 변화에 따른
신 재생에너지의 원가저감 추세 및 전망이 가능
신 재생에너지 보급의 간접적 편익, 즉, 에너지안보 향상,
환경편익의 증대, 지역경제 활성화 등을 분석하여 신 재생
에너지의 지원에 대한 당위성 강조
향후 수명주기원가분석(Life Cycle Cost Analysis: LCCA)
의 정교화를 통해 설득력 있는 신 재생에너지 보급확대에
설득력 제고