?새만금 풍력산업 클러스터 조성사업? 예비타당성조사eml.ajou.ac.kr/suduk/teach/contents/새만금_최종...부록A. 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업입주수요조사

새만금 풍력산업 클러스터 조성사업

예비타당성조사

MOSF 최종점검

2009. 8. 28

공 공 투 자 관 리 센 터

한 국 개 발 연 구 원

새만금 풍력산업 클러스터 조성사업

예비타당성조사

MOSF 최종점검

2009. 8. 28

공 공 투 자 관 리 센 터

한 국 개 발 연 구 원

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< 연 구 진 >

▣ ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 예비타당성조사

K D I 연구진 : 안상훈 연구위원(연구총괄)

이애선 책임전문원

외부 연구진 : 김수덕 아주대학교 에너지학과 교수, 모형연구실

민은주 아주대학교 에너지학과 모형연구실 연구원

이진호 아주대학교 에너지학과 모형연구실 연구원

류승현 아주대학교 에너지학과 모형연구실 연구원

김상겸 단국대학교 경제학과 교수

구봉민 한미 회계법인 상무

박노경 한미 회계법인 회계사

검 토 위 원 : 허은녕 서울대 에너지시스템공학부 교수

목 차

요약 ····················································································································· 1

제Ⅰ장 예비타당성조사의 개요 ········································································ 67제1절 사업의 배경 및 목적 ························································································· 67

제2절 사업의 추진경위 및 추진주체 ·········································································· 68

1. 사업의 추진경위 ······························································································· 68

2. 사업의 추진 근거 및 상위계획 ········································································· 68

3. 사전용역 결과 요약 ·························································································· 71

제3절 사업계획의 내용 ······························································································· 72

1. 사업의 추진주체 ······························································································· 72

2. 사업계획의 세부내용 ······················································································· 72

제Ⅱ장 기초자료 분석 및 조사의 쟁점 ······························································ 76제1절 기초자료 분석 ·································································································· 76

1. 새만금 입지 현황 ······························································································ 76

2. 경제자유구역 현황 ··························································································· 83

3. 에너지 시장 현황 ······························································································ 97

제2절 상위 및 관련계획의 검토 ················································································ 138

1. 저탄소 녹색성장과 정부정책 ········································································· 138

2. 국가에너지기본계획상 에너지수요전망 ························································ 142

제3절 조사의 쟁점 ···································································································· 154

1. 정책적 분석 측면의 쟁점 ················································································ 154

2. 편익 추정의 쟁점 ···························································································· 157

3. 비용추정의 쟁점 ····························································································· 162

제4절 시나리오 설정 ································································································ 165

제Ⅲ장 기술적 검토 및 비용 추정 ··································································· 166제1절 기술적 검토 ···································································································· 166

1. 기술적 검토의 개요 ························································································ 166

2. 풍력발전 입지의 기술적 검토 ········································································ 166

제2절 비용 추정 ········································································································ 177

1. 비용 추정의 개요 ···························································································· 177

2. 총사업비 추정 ································································································ 177

3. 연차별 투입계획 ····························································································· 211

4. 운영비 추정 ···································································································· 213

5. 잔존가치 ········································································································· 223

제Ⅳ장 수요 추정 ···························································································· 224제1절 풍력산업 클러스터 수요추정의 필요성과 한계 ·············································· 224

제2절 수요추정의 방법론 및 적용방법 ····································································· 225

1. 수요추정의 방법론 ························································································· 225

2. 수요추정의 적용방법 ····················································································· 225

제3절 수요추정 결과 ································································································ 226

1. 설문조사의 개요 ····························································································· 226

2. 주요 설문조사 결과 ························································································ 229

제Ⅴ장 편익 추정 ···························································································· 231제1절 풍력산업 시범단지 편익 추정 ········································································· 231

1. 개요 ················································································································ 231

2. 새만금사업의 풍력발전량 산정 ······································································ 231

4. 2045년까지의 전력가격 예측 ········································································· 238

5. 이산화탄소 배출량 산정 및 배출권 가격시나리오 산정 ································· 262

6. 새만금사업의 편익산정 ·················································································· 268

7. 최종 편익산정 결과 ························································································ 271

제2절 R&D 센터 및 지원 편익 추정 ·········································································· 272

1. 편익 산정 방법 ······························································································· 272

2. 연도별 연구개발비 투입대비 발생 편익 ························································· 281

3. 풍력산업 클러스터 조성 편익 추정 ································································ 283

제Ⅵ장 경제성 분석 ························································································· 313제1절 분석의 전제 ···································································································· 313

1. 분석기법 ········································································································· 313

2. 기본 전제 ········································································································ 315

제2절 경제성 분석 결과 ···························································································· 316

제3절 민감도 분석 ···································································································· 326

1. 분석조건에 대한 민감도 분석 ········································································ 326

2. 사업범위에 대한 민감도 분석 ········································································ 327

제4절 재무성 분석 및 민자 유치 가능성 검토 ··························································· 328

1. 검토의 배경 및 목적 ······················································································· 328

2. 예비타당성조사에서의 민자연계방안 ···························································· 328

3. 민간투자 가능성 검토 ···················································································· 330

4. 민간투자 가능성 검토 결과 ············································································ 334

제Ⅶ장 정책적 분석 ························································································· 336제1절 정책적 분석의 개요 ························································································ 336

제2절 지역균형발전 분석 ························································································· 338

1. 지역 낙후도 ···································································································· 338

2. 지역경제파급효과 분석 ·················································································· 341

제3절 정책의 일관성 및 추진의지 ············································································ 363

1. 관련계획 및 정책방향과의 일치성 ································································· 363

2. 사업 추진의지 및 선호도 ················································································ 366

3. 사업의 준비정도 ····························································································· 367

제4절 사업 추진상의 위험요인 ················································································· 369

1. 재원조달 가능성 ····························································································· 369

2. 환경성 ············································································································ 373

제5절 사업특수 평가항목: 시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과············ 375

참고문헌 ·········································································································· 377

부록 ················································································································· 379

부록A. 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 입주수요조사 설명 및 보기카드 ···· 381

부록B. 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 입주수요조사 설문지 ····················· 387

부록C. 1차 사업계획서 변경 : 2009. 4. 21 ································································· 391

부록D. 2차 사업계획서 변경 : 2009. 7. 30 ································································· 392

부록E. 3차 사업계획서 변경 : 2009. 8. 11 ·································································· 393

부록F. 새만금산업지구 사업제안서 사본 ································································· 394

표 목 차

<표 Ⅰ-1> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 사업계획서 변경 내역 ················· 73

<표 Ⅰ-2> 새만금 풍력 클러스터 조성사업의 사업계획서 요약 ································· 73

<표 Ⅰ-3> 산업단지조성 세부 공사비 요구 내역서 ···················································· 74

<표 Ⅰ-4> 사업계획서에 제시된 연차별 투자계획 ····················································· 75

<표 Ⅱ-1> 새만금 지역의 행정구역 ············································································ 76

<표 Ⅱ-2> 새만금 지역의 수심별 면적 ······································································· 77

<표 Ⅱ-3> 전라북도의 인구변화 추이 ········································································ 78

<표 Ⅱ-4> 전라북도의 인구변화 추이 ········································································ 79

<표 Ⅱ-5> 전라북도의 산업별 사업체 및 종사자 현황 ················································ 80

<표 Ⅱ-6> 도로 일반 현황 ··························································································· 81

<표 Ⅱ-7> 전북지역 주요 도로망체계 현황 ································································ 82

<표 Ⅱ-8> 군산항 현황 ······························································································· 83

<표 Ⅱ-9> 군산항 수송현황 ························································································ 83

<표 Ⅱ-10> 경제자유구역 개요 ·················································································· 84

<표 Ⅱ-11> 경제자유구역 지정 및 운영 현황 ····························································· 86

<표 Ⅱ-12> 경제자유구역 주요 지원내용 ··································································· 87

<표 Ⅱ-13> 유사제도와의 비교 ·················································································· 89

<표 Ⅱ-14> 유사제도와의 세부사항 비교표 ······························································· 90

<표 Ⅱ-15> 해외 특구와의 비교표 ·············································································· 92

<표 Ⅱ-16> 새만금 경제자유구역 현황 ······································································· 94

<표 Ⅱ-17> 새만금 산업단지의 단계별 연차개발 계획 ··············································· 95

<표 Ⅱ-18> 연도별 주요 에너지 지표 추이 ································································· 97

<표 Ⅱ-19> 1차 에너지소비 추이(석유환산) ······························································· 98

<표 Ⅱ-20> 에너지 수출입 실적 ·················································································· 99

<표 Ⅱ-21> 원별 최종 에너지 소비(석유환산) ·························································· 100

<표 Ⅱ-22> 부문별 최종에너지 소비 ········································································ 100

<표 Ⅱ-23> 전력수급 실적 ························································································ 104

<표 Ⅱ-24> 발전회사별 설비용량 ············································································· 105

<표 Ⅱ-25> 에너지원별 설비용량 ············································································· 105

<표 Ⅱ-26> 용도별 판매 전력량 ················································································ 106

<표 Ⅱ-27> 발전원별 발전소 현황, 설비규모 및 구성비 ··········································· 107

<표 Ⅱ-28> 전력소비량 전망 ···················································································· 108

<표 Ⅱ-29> 최대전력 전망 ························································································ 108

<표 Ⅱ-30> 경제성장 전망 ························································································ 108

<표 Ⅱ-31> 산업구조 전망 ························································································ 109

<표 Ⅱ-32> 용도별 전력 수요 전망 ··········································································· 109

<표 Ⅱ-33> 수요관리 후 최대 전력수요 전망 ··························································· 110

<표 Ⅱ-34> 신재생에너지설비 현황 ········································································· 110

<표 Ⅱ-35> 신재생에너지설비 건설 전망(2008~2022년) ·········································· 111

<표 Ⅱ-36> 신재생에너지 발전원별 추정 투자비 ····················································· 111

<표 Ⅱ-37> 전력산업 구조개편 도입국 ····································································· 112

<표 Ⅱ-38> 분할 발전사별 발전용량 및 자산 ··························································· 113

<표 Ⅱ-39> 구조개편 추진경위 ················································································· 114

<표 Ⅱ-40> 신재생에너지 전원의 적용기준 및 기준가격 ········································· 117

<표 Ⅱ-41> 태양광 전원의 용량 및 적용기간별 기준가격 ········································ 118

<표 Ⅱ-42> 연도별 기준가격 요금표(감소율 적용전원) ··········································· 118

<표 Ⅱ-43> 연도별 기준가격 적용 상한용량 ···························································· 118

<표 Ⅱ-44> 신재생에너지 설비 현황(2007년) ··························································· 120

<표 Ⅱ-45> 전력생산 현황 ························································································ 121

<표 Ⅱ-46> 지원금 현황 ···························································································· 121

<표 Ⅱ-47> 신ㆍ재생에너지 원별 보급전망 (고유단위) ··········································· 122

<표 Ⅱ-48> 국내 풍력발전기 개발현황과 최근현황 ················································· 125

<표 Ⅱ-49> 교토의정서 주요내용 ············································································· 127

<표 Ⅱ-50> 배출권거래제의 장 ․단점 ··································································· 128

<표 Ⅱ-51> Cap-and-Trade와 Baseline-and-Credit 비교 ·············································· 129

<표 Ⅱ-52> 세계의 배출권거래소 ············································································· 130

<표 Ⅱ-53> 배출권의 종류와 특징 ············································································ 131

<표 Ⅱ-54> 배출원 설정 방식 ··················································································· 133

<표 Ⅱ-55> 배출권 할당 방식 ··················································································· 134

<표 Ⅱ-56> 발전타입별 온실가스 배출계수 ····························································· 136

<표 Ⅱ-57> 발전타입별 온실가스 배출계수 ····························································· 136

<표 Ⅱ-58> 시나리오1 배출권 가격 추이 ·································································· 137

<표 Ⅱ-59> 시나리오2 배출권 가격 추이 ·································································· 137

<표 Ⅱ-60> 배출권 거래에 따른 발전량의 변화 ························································ 137

<표 Ⅱ-61> 그린에너지 산업 9대 중점기술 분야 ······················································ 140

<표 Ⅱ-62> 그린에너지 산업 기술개발 및 주요 핵심 기술 ······································· 141

<표 Ⅱ-63> 1차 에너지원별 수요 전망(기준안) ························································ 142

<표 Ⅱ-64> 최종에너지 원별 수요 전망 ···································································· 143

<표 Ⅱ-65> 최종에너지 부문별 수요 전망 ································································ 144

<표 Ⅱ-66> 에너지원별 1차 에너지 수요 목표(안) ···················································· 145

<표 Ⅱ-67> 에너지원별 최종 에너지 수요 목표(안) ·················································· 146

<표 Ⅱ-68> 주요국가의 신 ․재생에너지 보급률 ···················································· 148

<표 Ⅱ-69> 신재생에너지 정책 로드맵 ····································································· 149

<표 Ⅱ-70> 정책 로드맵 요약 ··················································································· 150

<표 Ⅱ-71> 신재생에너지 원별 목표 전망 ································································ 153

<표 Ⅱ-72> 배출권 가격 시나리오 ············································································ 165

<표 Ⅱ-73> 시나리오별 입주율 ················································································· 165

<표 Ⅲ-1> 바람등급 분류표 ······················································································ 169

<표 Ⅲ-2> 비용 추정 항목 ························································································· 178

<표 Ⅲ-3> 기본계획의 풍력시스템 구입비 ······························································· 178

<표 Ⅲ-4> 풍력시스템 구입비 (견적금액) ································································ 179

<표 Ⅲ-5> 기본계획의 풍력시스템 설치비 ······························································· 179

<표 Ⅲ-6> 풍력시스템 설치비 (견적금액) ································································ 180

<표 Ⅲ-7> 기본계획의 전기공사비 ··········································································· 181

<표 Ⅲ-8> 전기공사비 (견적금액) ············································································ 181

<표 Ⅲ-9> 기본계획의 토목공사비 ··········································································· 182

<표 Ⅲ-10> 기본계획의 기초파일공사비 ·································································· 183

<표 Ⅲ-11> 작업장 물량 산출 ··················································································· 184

<표 Ⅲ-12> 작업장 비용 산출 ··················································································· 185

<표 Ⅲ-13> 토목공사비 ····························································································· 185

<표 Ⅲ-14> 조사비 ···································································································· 186

<표 Ⅲ-15> 설계비 ···································································································· 186

<표 Ⅲ-16> 감리비 ···································································································· 186

<표 Ⅲ-17> 공유수면 점ㆍ사용료 산정방식 ····························································· 187

<표 Ⅲ-18> 직접 점ㆍ사용료 ···················································································· 188

<표 Ⅲ-19> 예비비 ···································································································· 189

<표 Ⅲ-20> 기본계획의 바지선 비용 산출내역 ························································· 190

<표 Ⅲ-21> 풍력발전기 설치기간 산정 ····································································· 191

<표 Ⅲ-22> 바지선 소요 비용 산출 ··········································································· 191

<표 Ⅲ-23> 시범단지 총비용 종합 ············································································ 192

<표 Ⅲ-24> 비용 추정 항목 ······················································································· 193

<표 Ⅲ-25> 건축공사비 ····························································································· 194

<표 Ⅲ-26> 조사비 ···································································································· 195

<표 Ⅲ-27> 설계비 ···································································································· 195

<표 Ⅲ-28> 감리비 ···································································································· 195

<표 Ⅲ-29> 장비비 ···································································································· 196

<표 Ⅲ-30> 부지조성비 ····························································································· 198

<표 Ⅲ-31> 예비비 ···································································································· 198

<표 Ⅲ-32> 연구센터 총사업비 비교 ········································································ 199

<표 Ⅲ-33> 비용추정 항목 ························································································ 200

<표 Ⅲ-34> 기본계획의 산업단지 조성공사비 ·························································· 201

<표 Ⅲ-35> 토지이용계획표 ····················································································· 203

<표 Ⅲ-36> 건축연면적 산출 ···················································································· 203

<표 Ⅲ-37> 건축공사비 ····························································································· 205

<표 Ⅲ-38> 토목 및 조경공사비 ················································································ 205

<표 Ⅲ-39> 조사비 ···································································································· 206

<표 Ⅲ-40> 설계비 ···································································································· 206

<표 Ⅲ-41> 감리비 ···································································································· 207

<표 Ⅲ-42> 예비비 ···································································································· 207

<표 Ⅲ-43> 클러스터 산업단지 총비용 비교 ···························································· 207

<표 Ⅲ-44> 사업별 총사업비 비교표 ········································································ 209

<표 Ⅲ-45> 사업별 총비용 비교표 ············································································ 210

<표 Ⅲ-46> 연차별 투입계획 ···················································································· 211

<표 Ⅲ-47> 연차별 투입계획 ···················································································· 211

<표 Ⅲ-48> 연차별 투입계획 ···················································································· 212

<표 Ⅲ-49> 연차별 투입계획 ···················································································· 212

<표 Ⅲ-50> 운영인원 ································································································ 213

<표 Ⅲ-51> 유사연구기관의 내부 연구인력 인건비 비교 ········································· 214

<표 Ⅲ-52> 유사연구기관의 내부 지원인력 인건비 비교 ········································· 215

<표 Ⅲ-53> 인건비 ···································································································· 215

<표 Ⅲ-54> 유사 연구기관의 연구비 현황 ································································ 216

<표 Ⅲ-55> 연구개발비 ····························································································· 216

<표 Ⅲ-56> 유사연구기관의 경상운영비 현황 ·························································· 217

<표 Ⅲ-57> R&D 연구센터의 경상운영비 ································································ 217

<표 Ⅲ-58> 직접 점ㆍ사용료 ···················································································· 217

<표 Ⅲ-59> 유사 연구기관의 시설 장비 유지보수비 현황 ········································ 218

<표 Ⅲ-60> R&D 연구센터의 유지보수비 ································································ 219

<표 Ⅲ-61> 풍력발전 시범단지 유지보수비 ····························································· 219

<표 Ⅲ-62> 재투자비 ································································································ 220

<표 Ⅲ-63> 운영비 종합 ···························································································· 220

<표 Ⅲ-64> 운영인원 산정 ························································································ 221

<표 Ⅲ-65> 인건비 산정 ···························································································· 221

<표 Ⅲ-66> 운영비 종합 ···························································································· 222

<표 Ⅳ-1> 유치대상 업종 ·························································································· 227

<표 Ⅳ-2> 설문조사 대상기업 개요 ·········································································· 227

<표 Ⅳ-3> 조사 표본 설계 및 실제 표본 ···································································· 228

<표 Ⅳ-4> 새만금 풍력 클러스터 조성산업의 입주수요조사 결과 ··························· 230

<표 Ⅴ-1> 국가바람지도에 의한 새만금 풍력발전단지 발전량 예측결과 ··············· 236

<표 Ⅴ-2> 비응도 측정자료에 의한 새만금 풍력발전단지 발전량 예측결과 ············ 236

<표 Ⅴ-3> 새만금 풍력발전단지 발전량 초과확률 예측결과 ···································· 237

<표 Ⅴ-4> 3, 4차 전력수급계획상의 발전설비 건설계획 ·········································· 242

<표 Ⅴ-5> 4차 수급계획상 발전소 폐지계획 ···························································· 243

<표 Ⅴ-6> 시나리오별 장기 유가 전망 ······································································ 244

<표 Ⅴ-7> 전력수요전망 ··························································································· 250

<표 Ⅴ-8> 연도 별 추정 SMP ···················································································· 259

<표 Ⅴ-9> 프로젝트 기간 중 예상되는 온실가스 저감량 추정 ································· 264

<표 Ⅴ-10> CCX 가격의 기술적 통계량 ···································································· 265

<표 Ⅴ-11> 시나리오2 배출권 가격 추이 ·································································· 266

<표 Ⅴ-12> Point Carbon Secondary CER OTC assessment의 기술적 통계량 ·············· 266

<표 Ⅴ-13> 시나리오별 가격 ···················································································· 267

<표 Ⅴ-14> 현대, 2.5MW ·························································································· 269

<표 Ⅴ-15> 두산, 3MW ····························································································· 270

<표 Ⅴ-16> 최종 편익산성 결과 ················································································ 271

<표 Ⅴ-17> R&D 센터 및 지원의 예산요구 내역서 ··················································· 273

<표 Ⅴ-18> 2010~2014 R&D 지원 예산요구에 대한 세부 연구과제 ·························· 274

<표 Ⅴ-19> R&D 센터 운영인원 계획 ······································································· 275

<표 Ⅴ-20> 사업화 성공의 정의 ··············································································· 276

<표 Ⅴ-21> 사업화 추진 단계별 성과 ······································································· 276

<표 Ⅴ-22> 기술분야별 사업화 성공률 ····································································· 277

<표 Ⅴ-23> 연구개발투자비(정부출연금) 대비 매출액 비율 ···································· 278

<표 Ⅴ-24> 성공화된 과제의 총투자비(비용절감 반영) 중 정부부담 비율 ··············· 279

<표 Ⅴ-25> 03년도 종료과제의 사업화 매출 지속연수 ············································· 280

<표 Ⅴ-26> 최초 매출 발생 시기 분포 ······································································· 280

<표 Ⅴ-27> 산업분류별 부가가치(5인이상) ······························································ 281

<표 Ⅴ-28> 연구개발 활동이 창출하는 편익 ···························································· 282

<표 Ⅴ-29> 선행 예비타당성조사 사례에서의 편익항목 정리 ·································· 285

<표 Ⅴ-30> 입주대상 사업군의 선정 ········································································ 288

<표 Ⅴ-31> 입주산업별 부가가치 추이 ····································································· 289

<표 Ⅴ-32> 부가가치액 기본원단위 추정과정 ·························································· 290

<표 Ⅴ-33> 입주산업별 부가가치 세부구성항목 비율 (부가가치 구성비 가중평균) 292

<표 Ⅴ-34> 세부항목별 부가가치액 ········································································ 293

<표 Ⅴ-35> 부가가치 원단위 최종 추정결과 ··························································· 296

<표 Ⅴ-36> 입주산업별 업체당 평균점유면적 ·························································· 298

<표 Ⅴ-37> 입주가능기업수 추정결과 ····································································· 300

<표 Ⅴ-38> 상위분류상의 입주대상기업 분포비율 ·················································· 301

<표 Ⅴ-39> 생산활동면적의 추정 ············································································· 301

<표 Ⅴ-40> 생연도별 입주업체, 가동업체 현황 (마산자유무역지역) ······················· 303

<표 Ⅴ-41> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (군산자유무역지역) ··························· 304

<표 Ⅴ-42> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (대불자유무역지역) ··························· 304

<표 Ⅴ-43> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (익산자유무역지역) ··························· 305

<표 Ⅴ-44> 마산자유무역지역의 유효가동율의 계산 ··············································· 307

<표 Ⅴ-45> 익산자유무역지역의 유효가동율의 계산 ··············································· 308

<표 Ⅴ-46> 시나리오별 특징 요약 ············································································ 310

<표 Ⅴ-47> 시나리오별 유효가동율 변화 ································································· 311

<표 Ⅴ-48> 편익추정 결과 ························································································ 312

<표 Ⅵ-1> 적용된 시나리오 요약표 ·········································································· 316

<표 Ⅵ-2> 경제성 분석 결과 ····················································································· 317

<표 Ⅵ-3> 경제성 분석 결과(비용_시나리오A) ························································ 318

<표 Ⅵ-4> 경제성 분석 결과(편익_시나리오A) ························································ 320

<표 Ⅵ-5> 경제성 분석 결과(비용_시나리오B) ························································ 322

<표 Ⅵ-6> 경제성 분석 결과(편익_시나리오B) ························································ 324

<표 Ⅵ-7> 기본안(시나리오 B 적용시)에 대한 민감도 분석 ····································· 326

<표 Ⅵ-8> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 시범단지 및 연구개발지원 ····················· 327

<표 Ⅵ-9> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 풍력산업 클러스터 조성 ························ 327

<표 Ⅵ-10> 예비타당성조사의 민자연계방안 평가항목 ··········································· 331

<표 Ⅵ-11> 사회기반시설 유형(민간투자법 제2조) ·················································· 332

<표 Ⅵ-12> 민자가능유형 판단 : BTO 및 BTL 유형 ·················································· 333

<표 Ⅶ-1> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 정책적 분석 항목의 범주화 ··········· 337

<표 Ⅶ-2> 지역 낙후도 지수 산정에 사용되는 지표의 개요 ····································· 339

<표 Ⅶ-3> 지역 낙후도 지수 산정을 위한 지표별 가중치 ········································· 340

<표 Ⅶ-4> 사업 지역의 지역 낙후도 지표 및 순위 ···················································· 340

<표 Ⅶ-5> MRIO 구조의 예시(2지역, 3산업, 경쟁이입형) ········································ 344

<표 Ⅶ-6> 지역분류표 ······························································································ 345

<표 Ⅶ-7> 균발위·동북아 MRIO와 전국 IO의 부문 비교 ·········································· 346

<표 Ⅶ-8> 한국은행 산업연관표상의 건설부문 분류 ················································ 351

<표 Ⅶ-9> 도로부문 1,000억원 투자시 산업별 투자지출 배분 ·································· 352

<표 Ⅶ-10> 투자비 내역 ···························································································· 360

<표 Ⅶ-11> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 지역별 파급효과 추계 결과 ····· 361

<표 Ⅶ-12> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 지역경제 활성화 효과 ············· 362

<표 Ⅶ-13> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 사업계획서 변경 내역 ············· 367

<표 Ⅶ-14> 주무부처에서 제시한 사업계획의 추진 계획 ········································· 368

<표 Ⅶ-15> 새만금 풍력 클러스터 조성사업의 사업계획서 요약 ····························· 369

<표 Ⅶ-16> 총사업비 연차별 투입계획 ····································································· 370

<표 Ⅶ-17> 전력산업기반 기금 현황 ········································································ 371

<표 Ⅶ-18> 전력기반조성 기금의 세부 사업 현황 ···················································· 371

<표 Ⅶ-19> 전라북도 세입․세출 예산 추이(일반회계 기준) ··································· 372

<표 Ⅶ-20> 소음․진동 규제법 시행규칙 별표 제7의2, 생활소음 규제기준) ··········· 374

그림목차

[그림 Ⅰ-1] 풍력산업 클러스터 기본계획 ··································································· 75

[그림 Ⅱ-1] 경제자유구역 운영 체계 ·········································································· 85

[그림 Ⅱ-2] 경제자유구역 사업추진 체계 ··································································· 85

[그림 Ⅱ-3] 새만금 경제자유구역 개발 계획도 ·························································· 94

[그림 Ⅱ-4] 새만금 방조제 위치도 ·············································································· 95

[그림 Ⅱ-5] 새만금 산업단지의 단계별 개발 계획 도면 ·············································· 96

[그림 Ⅱ-6] CBP에서의 계통한계 가격 설정 ····························································· 102

[그림 Ⅱ-7] Power supply schedule(2008.02) ······························································· 103

[그림 Ⅱ-8] 도매경쟁 단계 ························································································ 115

[그림 Ⅱ-9] FIT와 RPS의 비교 ·················································································· 119

[그림 Ⅱ-10] 2003~2007년 말 현재 설치 용량 ·························································· 123

[그림 Ⅱ-11] 국외 주요 풍력발전기 제조업체 풍력시장 점유율 ······························· 123

[그림 Ⅱ-12] Peak Impact of Wind Power Generation(Original Peak, 2030. MW) ·········· 126

[그림 Ⅱ-13] 주요국의 신재생에너지 보급 목표 ······················································· 148

[그림 Ⅱ-14] 국산 신재생에너지의 경제성 확보시기 ··············································· 151

[그림 Ⅱ-15] 풍력전원에 부여되는 SMP의 의미 ······················································· 158

[그림 Ⅲ-1] 새만금 풍력자원 측정지점 ····································································· 168

[그림 Ⅲ-2] 국가바람지도: 평균풍속 ········································································ 171

[그림 Ⅲ-3] 국가바람지도: 평균풍력밀도 ································································· 171

[그림 Ⅲ-4] 국가바람지도: 바람장미 및 와이블 풍속분포 ········································ 172

[그림 Ⅲ-5] 군장 풍력발전단지 연도별 설비이용률 ················································· 174

[그림 Ⅲ-6] NCAR/NCEP 재해석 기상자료에 의한 장기변동성 분석 ······················· 175

[그림 Ⅲ-7] 새만금 4호 방조제 단면도 (EL=11.5m) ·················································· 175

[그림 Ⅴ-1] 군장 풍력발전단지 해석사례 ································································· 234

[그림 Ⅴ-2] 새만금 풍력발전단지 해석사례 ····························································· 234

[그림 Ⅴ-3] 국가바람지도에 의한 군장 풍력발전단지 발전량 예측결과 비교 ·········· 235

[그림 Ⅴ-4] CBP에서의 계통한계 가격 설정 ····························································· 240

[그림 Ⅴ-5] 2008년 변동비 ························································································ 241

[그림 Ⅴ-6] 미국 EIA의 장기 유가전망 (2006년 실질가격 기준) ······························ 244

[그림 Ⅴ-7] 국제유가와 국내 LNG도입단가 추이 ···················································· 245

[그림 Ⅴ-8] 국제유가와 국내 LNG도입단가 비교 (2002년 1월 = 1) ·························· 246

[그림 Ⅴ-9] 국내 LNG도입단가와 발전용 LNG가격 ················································· 247

[그림 Ⅴ-10] 산정된 발전용 LNG 단가 ····································································· 248

[그림 Ⅴ-11] 2010년 추정 변동비 ·············································································· 249

[그림 Ⅴ-12] 2008년도 단순평균 SMP ······································································ 252

[그림 Ⅴ-13] 2008년 실제 SMP와 SMP기준 대표시간대의 수요 ······························· 254

[그림 Ⅴ-14] 2008년 추정 SMP ················································································· 255

[그림 Ⅴ-15] 2010년 추정 SMP ················································································· 257

[그림 Ⅴ-16] 2015년 추정 SMP ················································································· 257

[그림 Ⅴ-17] 2020년 추정 SMP ················································································· 258

[그림 Ⅴ-18] 2025년 추정 SMP ················································································· 258

[그림 Ⅴ-19] 2030년 추정 SMP ················································································· 259

[그림 Ⅴ-20] 2008년의 SMP 일 최대, 평균, 그리고 최소의 변동추이 ······················· 261

[그림 Ⅴ-21] 2009년의 SMP 일 최대, 평균, 그리고 최소의 변동추이 ······················· 261

[그림 Ⅴ-22] CCX 가격 추이 ····················································································· 265

[그림 Ⅴ-23] Point Carbon Secondary CER OTC ························································ 266

[그림 Ⅵ-1] 예비타당성조사의 민자연계방안 검토 절차 ·········································· 329

[그림 Ⅵ-2] 민간투자 가능성 검토 절차 ···································································· 330

[그림 Ⅶ-1] 새만금 산업지구 토지이용계획 ····························································· 365

요 약

<간 지>

요 약

Ⅰ. 예비타당성조사의 개요

1. 사업의 배경 및 목적□ 사업의 배경

◦ 화석연료 고갈 및 지구 온난화 방지를 위한 최선의 대안으로 세계적으로 신재생

에너지 산업1)의 급속한 성장세가 지속

◦ 신재생에너지 중에서도 가장 먼저 Grid Parity를 달성한 풍력발전시스템은 매년 25% 이상씩 급성장을 하고 있음.

- 풍력발전산업은 에너지 문제와 환경문제를 해결하면서 경제성이 확보 가능한 녹색성장 산업 으로 대두되고 있음.

- 또한, 풍력산업은 조선, 철강, 전기, 토목, 정밀 기계 등 다양한 산업기술로

분포된 융․복합기술로 다양한 supply chain을 갖는 미래 융합산업, 신성장

동력 및 수출산업화에 대한 가능성이 제기되어 있음.

◦ 그러나, 국내 풍력산업은 태동단계로 해외진출에 필요한 납품 Track Record를

확보하지 못하여 초기 시장창출의 어려움이 발생함.

- 이를 위해 정부에서는 중대형 풍력발전기 독자개발을 위한 기술개발 지원

및 새만금 지역 등에 대형풍력 상용화 발전단지 조성 등을 계획함2).

1) 태양광, 풍력, 수소연료전지, IGCC(석탄가스화 복합발전) 등2) 지식경제부, 녹색성장 실현을 위한 그린에너지산업 발전전략 , 2008.9.11 국무총리실, 기후변화대응 종합 기본계획 , 2008.9.19

2 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사

□ 사업의 목적

◦ 국산 풍력산업 클러스터 구축을 위한 핵심기업 유치

◦ 국산 풍력발전기 초기시장 기반조성을 위한 시범단지조성

◦ 풍력부품소재 연구개발 지원을 위한 R&D 센터 기반구축

◦ 풍력산업 육성을 위한 전문 인력 양성

2. 사업의 추진경위 및 주요 내용□ 추진경위

◦ 2008. 5. 6. : 새만금․군산 경제자유구역(SG FEZ) 지정고시

새만금 산업지구 지구지정 및 토지이용계획 확정

◦ 2008. 8. 15. : 신 국가발전 패러다임 저탄소 녹색성장 제시(8․15 경축사)

◦ 2008. 10. 21. : 국무회의, 새만금지역 신에너지단지 계획 확정

◦ 2009. 1. 31. : 지식경제부, 2009년도 신재생에너지 11대 중점 프로젝트 발표

- 지자체와 공동으로 국산 풍력발전기 보급사업 본격 추진

- 새만금에 국산 풍력발전단지 조성(40㎿)을 위한 예비타

당성조사 추진

◦ 2009. 1. : 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 사전

용역 수행

◦ 2009. 1. : 예비타당성조사 신청

◦ 2009. 2. ~ 10(예정) : 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립 중

□ 추진 근거

◦ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법

- 제27조(보급사업) ① 지식경제부장관은 신재생에너지의 이용․보급을 촉진

하기 위하여 필요하다고 인정하는 경우에는 대통령이 정하는 바에 따라 다

음 각 호의 보급사업을 할 수 있다.

3. 지방자치단체와 연계한 보급사업

요 약 3

4. 실용화된 신재생에너지기술의 이용․보급촉진을 위하여 필요한 사업으로

서 지식경제부장관이 정하는 사업

◦ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 시행령

- 제28조(지방자치단체와 연계한 보급사업) ① 지식경제부장관은 법 제27조 제

1항 제3호의 규정에 따라 지방자치단체와 연계한 보급사업(이하 “지방보급

사업”이라 한다)을 특별시․광역시 및 도별로 시행한다.

② 지식경제부장관은 지방보급사업을 촉진하기 위하여 필요한 경우에는 지

방보급사업의 시행에 소요되는 비용을 예산의 범위 안에서 시․도에 보조할

수 있다.

◦ 신재생에너지설비의 지원․설치․관리에 관한 기준

- 별표1, 신재생에너지설비 설치비용의 국가 지원 비율

구분 지원비율 비고

4. 신․재생에너지

지방보급사업

기반구축사업

- 교육․연수․홍보

- 자원 및 타당성조사

- 정책개발 및 보급계획

- 통계 조사

- 모니터링사업

최대

100% 이내

- 국가가 보조하는 사업비를

제외한 사업비의 50% 이상을

지자체가 부담하는 조건. 단, 사업성격 등을 감안하여

지식경제부장관이 지원

비율이나 금액을 별도로 정할

수 있음. 설비보급사업최대

70%이내

◦ 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 특별법

- 제18조(기반시설에 대한 우선 지원) 국가 및 지방자치단체는 경제자유구역을

활성화하기 위하여 대통령령으로 정하는 바에 따라 도로, 용수 등 기반시설

을 설치하는 데 필요한 비용의 전부 또는 일부를 우선적으로 지원하여야 한

다.

◦ 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 특별법 시행령

- 제17조(기반시설에 대한 우선 지원) ① 법 제18조에 따라 국가나 지방자치단

체가 우선적으로 지원하는 기반시설은 다음 각 호와 같다.1. 경제자유구역을 외부와 연결하는 고속국도․일반국도․특별시도․광역시

도․지방도 및 국가지원지방도

2. 경제자유구역 안의 간선도로

3. 철도․도시철도 및 공항․항만시설


4. 공원․녹지

5. 공동구․상하수도 및 폐기물처리시설

6. 그 밖에 경제자유구역을 활성화하기 위하여 우선 지원이 필요하다고 위원

회가 심의․의결한 기반시설

② 국가는 제1항 각호의 기반시설에 대하여 건설비용의 100분의 50의 범위에

서 이를 재정지원 할 수 있다. 다만, 경제자유구역의 활성화를 위하여 필요

하다고 인정하는 경우에는 위원회의 심의․의결을 거쳐 건설비용의 100분의

50을 초과하여 전액까지 지원할 수 있다.

□ 상위계획

◦ 2003. 12. : (舊)산업자원부, 제2차 신재생에너지 기술개발 및 이용

보급 기본계획

- 2010년까지 새만금 지역에 45MW 풍력발전단지 조성

◦ 2008. 8. 27. : 지식경제부, 제1차 국가에너지 기본계획

- 풍력분야 37배 확대(199 → 7,301㎿) 등 신재생에너지

확대보급(2.4% → 11%)

- 대규모 실증단지(Test-bed) 구축 시험․인증 및 일정규모 구매지원

◦ 2008. 9. 11. : 지식경제부, 그린에너지 산업 발전 전략

- 풍력발전 시장창출(Wind2000프로젝트) 계획

; 새만금 지역 등에 육상풍력 20㎿규모 2개 상용화 시

범단지 및 300㎿규모의 해상풍력 단지건설

◦ 2008. 9. 19. : 국무총리실, 기후변화대응 종합 기본계획

- 2013년부터 에너지사업자의 신재생에너지 의무할당제

(RPS) 도입

- 새만금지역에 2~3㎿급 육/해상 풍력 실증단지 건설

◦ 2008. 10. 7. : 국무총리실, 이명박 정부 100대 국정과제

- 새만금 신재생에너지 시범단지 조성

(풍력단지 타당성조사, 풍력단지 조성)

요 약 5


- 1단계(~2020년)에 신재생에너지 연구․시범단지(830ha) 조성

; 내부 토지개발 방수제 공사(‘09~‘15), 전체 육지부의

65% 개발완료 목표(대통령 지시사항)

- 2단계(2020년 이후)에 바이오 작물 등 신재생에너지 생산

단지(1,200ha) 조성

◦ 2008. 12. : 지식경제부, 제3차 신재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획

- “Wind2000 프로젝트” 추진을 통해 2020년까지 국산

풍력발전기 2,000㎿ 공급

- 새만금 등 대규모 풍황지를 대상으로 타당성조사 후

Wind Farm 조성



- 새만금에 국산 풍력발전단지 조성(40㎿)을 위한 예비

타당성조사 추진

□ 사전용역 결과 요약3)

◦ 조사기관 : 한국에너지기술연구원

◦ 조사기간 : 2008. 6 ~ 2009. 1

◦ 조사결과 : 경제성 분석(B/C) 결과 1.04, 종합적 판단(AHP) 0.873

□ 사업추진주체

◦ 주관부처: 지식경제부

◦ 사업수행주체: 전라북도

3) 사전용역에서는 예비타당성조사의 분석 대상을 풍력발전 시범단지 조성과 R&D 지원사업으로 한정하

고 있으며, 제시된 경제성 분석 결과는 시범단지와 R&D로 인하여 발생되는 결과임.


□ 사업계획 변경

◦ 1차 변경(2009년도 4월 21일)

- 당초 제출된 사업계획서와 추진지자체에서 제출한 설명 자료의 규모와 총사업

비 불일치 및 사업내용의 불명확 부분이 존재하여, 사업계획서 변경공문을 제

출받음.

․ 기획재정부를 통해 사업 착수시 접수된 사업계획서에서는 총사업비가

1,750억원이 요구되었고, 사업명과는 달리 클러스터 조성 부분이 향후

계획으로 추진되며, 총사업비 요구 예산에도 포함되지 않았음.

- 1차 변경 사업계획서에서는 풍력발전 시범단지 규모조정(풍력시스템 20기

→ 14기)을 통해 1,700억원의 총사업비가 요구되었고, 풍력산업 클러스터 부

분은 총사업비 요구에도 포함되지 않았으며, 민간을 통한 조성을 계획함.

◦ 2차 변경(2009년도 7월 30일)

- 풍력 클러스터 산업단지를 사업범위에 추가하며, 해당 부지 조성비용을 총사

업비로 요구하였으나, 전액(1,342억원) 민자로 요구하였음.

◦ 3차 변경(2009년도 8월 11일)

- 풍력 클러스터 산업단지를 사업범위에 추가하며, 총사업비 3,150억원(국고

1,430억원, 지자체 605억원, 민자 1,115억원)으로 변경 사업계획서를 제출함.

세부 항목당초 접수

('08. 1.)1차 변경

('09. 4. 21)2차 변경

('09. 7. 30)3차 변경

('09. 8. 11) 총사업비 1,750 1,700 3,042 3,150 ․ 풍력발전 시업단지 1,390 1,340 1,340 1,340

․ 연구개발지원 - R&D 지원 210 210 210 210 - 풍력기술연구센터 150 150 150 150

․ 풍력클러스터 산업단지 - -

1,342 1,450 민 자: 1,342 국 고: 240

지자체: 148민 자: 1,062

<표 1> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 사업계획서 변경 내역

(단위: 억원)

요 약 7

□ 사업계획의 구체적 내용

구 분 사업 위치 계 국비 지방비 민자

총 계3,150

(100%)1,430

(45.4%)605

(19.2%)1,115

(35.4%)

새만금 풍력발전시범단지

(2~3㎿ 14기, 40㎿)

새만금

생태환경용지(녹지지구

일원, 2천㎡)

1,340(100%)

938(70%)

402(30%)

-

연구

개발

지원

R&D 지원

새만금․군산

경제자유구역 산업단지

일원(1-2공구, 1,202천㎡)

210(100%)

147(70%)

10(5%)

53(25%)

풍력기술연구센터

(산업단지내, 16천㎡)150

(100%)105

(70%)45

(30%)-

풍력클러스터 산업단지

- 대기업 2-3개소, 중핵기업 20개소 유치

1,450(100%)

240(17%)

148(10%)

1,062(73%)

<표 2> 새만금 풍력 클러스터 조성사업의 사업계획서 요약

(단위: 억원)

주: 1) 3차 변경된 사업계획서 기준임.2) 사업기간은 2010 ~ 2014(5년)까지임.3) 괄호 안은 예산의 비율임.4) 시범단지와 연구개발지원은 정률로 요구되었으나, 산업단지의 경우 공사 항목별 지원으로

요구되었음.자료: 지식경제부, 새만금 풍력산업 클러스터 조성 변경 사업계획서, 2009. 8

◦ 재원분담: 국고 45.4% 지원(전력산업기반기금4)), 지방비 19.2%, 민자 35.4%

- 총사업비 3,150억원 중 국고 1,430억, 지방비 605억원, 민자 1,115억원

◦ 시설운영비 충당방식

- 자체 수익금(생산전력판매)으로 운영(전력판매사업 + CDM 사업)

4) 변경된 사업계획서에서는 국고 전체가 전력산업기반기금으로 제시되어 있었으나, 추진부처에 질의한

결과 시범단지의 경우만 전력산업기반기금으로 확인됨. 각 사업에 대해서는 별도 추가 자료를 제출받

아 정책적 분석에서 논의할 예정임.


사업별 구 분 계 2010 2011 2012 2013 2014총사업비 3,150 469 766 816 678 421

풍력발전시범

보급사업

(40㎿)

소계 1,340 30 327 327 327 329국 비 938 30 227 227 227 227지방비 402 - 100 100 100 102민 자 - - - - - -

풍력산업R&D 기반구축 및

원천기술개발

소계 360 42 42 92 92 92국 비 252 30 30 64 64 64지방비 55 2 2 17 17 17민 자 53 10 10 11 11 11

풍력클러스터

집적화단지조성

소계 1,450 397 397 397 259 -국 비 240 60 60 60 60 -지방비 148 37 37 37 37 -민 자 1,062 300 300 300 162 -

<표 3> 사업계획서에 제시된 연차별 투자계획

(단위: 억원)

[그림 1] 풍력산업 클러스터 기본계획

요 약 9

Ⅱ. 기초자료 분석 및 조사의 쟁점

1. 기초자료 분석□ 경제자유구역 현황

◦ 2003년도 7월 1일 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 법률5) 시행을 시작

으로, 인천, 부산․진해, 광양만권, 황해, 대구․경북, 새만금․군산 지역에 지

정되어 운영

명칭 위치 개발완료 면적 중점 유치 업종

인천

(’03.8 지정)인천 ’20년 209㎢ 비즈니스, IT․BT, 국제금융, 관광레저

부산․진해

(’03.10 지정)부산․경남 ’20년 104㎢ 해운물류, 자동차, 기계, 조선

광양만권

(’03.10 지정)전남․경남 ’20년 90㎢ 해운물류, 소재산업

황해

(’08.4 지정)경기․충남 ’25년 55㎢ 자동차부품, IT․BT, 부가가치 물류

지식창조형

(’08.4 지정)대구․경북 ’20년 39㎢ 교육, 의료, 패션, IT, 부품․소재

새만금․군산

(’08.4 지정)전북 ’30년 66㎢ 자동차, 조선, 부품소재, 환경친화형 산업

<표 4> 경제자유구역 개요

자료: 지식경제부 내부자료임.

5) 1차 개정: 05.1월, 2차: 07.12월, 3차: 08.2월, 4차: 09.1월


명칭 인천 부산·진해 광양만권 황해 대구·경북 새만금·군산

위치인천(연수구,중구, 서구)

부산(강서구),경남(진해시)

전남(여수, 순천, 광양)경남(하동군)

충남(당진· 아산·서산)

경기(평택·화성)

대구, 경북

(경산·영천· 구미, 포항)

전북

(군산․부안)

지정일 `03.10 `03.12 `08.4

면적 209.4㎢ 104.8㎢ 90.48㎢ 55.051㎢ 39.546㎢ 66.986㎢

공항

항만

인천공항․

인천항

김해공항․

부산신항광양항

평택․

당진항

대구

국제공항

군산․

군장신항

개발

완료2020 2020 2020 2025 2020 2030

지구

3개 지구

· 송도 53㎢ · 영종 138㎢ · 청라 18㎢

18개 지구

· 명지 4.7㎢ · 화전 2.5㎢ · 미음 3.6㎢ · 기타

5개 지구

· 광양 6㎢ · 율촌 28㎢ · 신덕 25㎢ · 화양 10㎢ · 하동 12.5㎢

5개 지구

· 송악 13㎢ · 인주 12㎢ · 지곡 3.5㎢ · 포승 20.1㎢ · 향남 5.3㎢

11개 지구

· 대구 16㎢ · 경산 6.5㎢ · 포항 3.7㎢ · 구미 6.2㎢ · 영천 5.4㎢

4개 지구

· 군장 17.4㎢ · 새만금 26.6㎢ · 고군산 4.4㎢ · 배후 16.6㎢

재원 265,930억원 84,406억원 135,473억원 74,458억원 46,078억원 53,017억원

재

원

조

달

국 16,775(6.3%) 21,901(26%) 56,030(41%) 475(0.6%) 5,210(11%) 4,529(8.5%)

지

방70,600(26%) 27,695(33%) 38,365(28%) 4,779(6.4%) 11,656(26%) 4,790(9.0%)

민

·외

178,555(67%) 34,810(41%) 41,078(30%) 69.204(93.0%) 29,212(63%) 43,693(82.4%)

기본

구상

· 다국적 기업 아태본부

및 국제

업무 거점

· 고도지식

기반산업

집적

· 국제공항 · 물류 · 레저관광

· 부산신항

거점 물류

·국제업무

· 첨단부품

소재 및

R&D · 여가, 휴양,

레저

· 국제물류

생산기반

· 정밀화학, 신소재 등

서남권

생산거점

육성

· 위락 관광

기능 확충

· 제조

(자동차

부품, IT, BT)

· 부가가치

물류

· 전자정보

· 바이오

· 서비스

(국제교육, 건강·의료, 게임, 패션

디자인,R&D) · 제조(IT,

부품소재, u-IT)

· 제조 (자동차, 항공, 조선, 기계, 부품)

· 환경 친화형 산업

(신재생에너지, 바이오, 관광)

· 대중국 관광

<표 5> 경제자유구역 지정 및 운영 현황


요 약 11

인센티브 주요 내용 관련 법령

조

세

감

면

조건

․제조업(1천만불 이상)․관광업(1천만불 이상)․물류업(5백만불 이상)․의료업(5백만불 이상)․개발사업자(3천만불 이상 또는 외투비율 50%이상으로 총사업비가

5억불 이상)

경자법

제16조①조특법

제121조의2

대상

․법인․소득세(국세) 및 취득․등록․재산세(지방세) : 3년간 100%, 2년간 50% - 지방세는 지자체 조례에 따라 최장 15년간 가능

․관세 : 3년간 100%

7년형

감면

(‘09.1.1 조특법 개정으로 조세감면 혜택 확대)․제조업(3천만불 이상), 관광업(2천만불 이상), 물류업 (1천만불 이상),

R&D(2백만불 이상&석사급 연구원 10인 이상 상시고용)인 경우,․경제자유구역위원회의 심의․의결을 거쳐,․감면기간을 5년간 100%, 2년간 50%로 확대적용

기타․경제자유구역내 입주 외투기업에 종사하는 외국인 소득세

: 소득액 30%할인 또는 17%단일세율 적용중 선택

입

지

지

원

임대․국․공유지에 대해 50년간(이후 50년 범위내에서 갱신 가능) 임대 가능

․임대료는 부지가액의 1/1,000 수준 경자법

16조②,④임대료 감면

․지자체 조례 등에 따라 50~100% 감면 가능(협상)

매입 ․(국․공유재산)수의계약 및 조성원가로 매입 가능경자법

17조⑤

현

금

지

원

조건

․외투비율이 30%이상인 국내 외국인투자기업으로

․고도기술 수반 및 부품․소재 제조와 관련하여 공장 등을

신․증설하는 경우로 1천만불 이상 투자, R&D시설 신․증설하는

경우로 석사급 연구원 10인 이상 상시고용

외촉법

제14조의2

지원액 ․협상을 통해 결정하되, 최소 FDI의 5%이상 지원

기반시설

지원

․경제자유구역내 기반시설에 대한 국고 우선지원

(건설비용의 50%이내에서 재정지원)경자법

제18조

노동규제

완화

․장애인 등 의무고용 배제, 파견근로자 기간 및 대상 업무 규제 배제, 무급휴가 허용 등

경자법

제17조

<표 6> 경제자유구역 주요 지원내용


<표 계속>


외환거래

자유․1만달러 범위내에서 무신고 외환거래 허용

경자법

제21조

행정

지원

․One-Stop 행정지원(경제자유구역청, PM지정)․외투기업 요청시 외국어 공문서 서비스 제공

경자법

제27조의2경자법

제20조

우수한

교육환경

․외국교육기관(초중고 및 대학) 설립 및 운영 허용

- 경제자유구역 및 제주특별자치도 내에만 가능

․입주 외국교육․연구기관에 대해 건축비, 초기운영비 등 재정지원

․외국교육연구기관특별법 제정으로 각종 규제 완화

- 초중고 내국인학생 입학 허용(재학생의 30%이내) 등

경자법

제22조

안전한

의료환경

․외국의료기관 설립 및 운영 허용


․의료기관의 부대사업 특례 규정

․외국의료기관특별법 제정 예정(‘09.상반기 예상)

경자법

제23조

쾌적한

주거환경

․입주 외투기업 종사자에 대한 특별 분양 가능

: 경자구역내에서 민영주택을 건설하는 경우 그 건설량의 10%이내

- 외투기업 종사자: 기업, 병원, 약국, 학교 및 국제기구종사자

주택공급에

관한

규칙

제19조④

․외국인전용 임대주택 공급(의무사항) : 사업지구내 총 주택공급세대수의 1~10%이내

경자법

제24조의 2

기 타․유선방송의 외국방송 채널 수 확대 구성․운용

․외국인전용 카지노 설립

경자법

제24조경자법

제23조의3

경제자유

구역

위원회

․전 중앙부터 장관 및 민간전문가로 구성되어 신속한 의사결정이

가능한 협의체 운영

경자법

제25조

경제자유

구역청․투자상담부터 사후관리까지 One-stop서비스 제공

경자법

제27조의2공․항만

관리전문

기관

․인천공항공사(인천FEZ), 부산항만공사(부산FEZ), 한국컨테이너

부두공단(광양FEZ) 등 전문 기관이 최적의 물류시스템 제공-


요 약 13

□ 유사제도 비교

구 분 외국인투자지역(41개) 자유무역지역(10개) 경제자유구역(6개)근거

법률․외국인투자촉진법(‘98) ․FTZ 지정․운영 법률(‘04) ․FEZ 지정․운영 법률(‘03)

지정

현황

․단지형(12) : 천안, 구미 등

․개별형(29) : 평택, 사천 등

․산단(6) : 마산, 익산, 군산 등

․항만․공항(4) 부산, 인천공항 등

․인천, 부산진해, 광양만권, 황해, 새만금·군산, 대구·경북

지정

주체

시·도지사

(외국인투자위 사전 심의)지식경제부 장관

(자유무역지역위 사전 심의)지식경제부장관

(경제자유구역위 사전 심의)관리

주체

․산업단지 : 산단공

․개별형 : 시·도지사

․산단: 자유무역지역관리원

․기타 : 항만공사, 공항공사․경제자유구역청

<표 7> 유사제도와의 비교


구분외국인투자지역 자유무역지역

경제자유구역단지형 개별형 산업단지형 공항, 항만, 물류형

법적

근거외국인투자촉진법

자유무역지역의지정 및

운영에관한법률

경제자유구역의지정 및


지정

목적외국인투자유치

외국인투자유치,

무역진흥


국제물류기지 육성


국가경쟁력 강화,

지역균형발전

지정

위치산업단지內 제한없음

항만, 공항의

주변 지역,

산업단지

항만, 공항,

유통단지,

화물터미널 등

국제공항·항만

주변지역(내륙 지역 가능)

특성 임대단지운영 원칙 개별사업장 단위 지정 무관세지역 규제완화 선도지역

지정

권자

· 시․도지사

· 외국인투자위원회 심의

· 지경부장관

- 자유무역지역위원회 심의

· 지경부장관

- 경제자유구역위원회 심의

입주

자격

· 외투기업

· 제조업,물류업

등(외투지분

30%이상

단, 대불․평동은

10%이상)

· 외투기업

- 제조업 :

3천만$이상

- 관광업 :

2천만$이상

- 물류업 :

1천만$이상

- 연구개발 :

2백만$이상

제조업

· 외투기업

· 내국기업 (50%이상

수출)

· 입주자격 제한 없음 도매업

물류업

· 도매업:총 거래물량 중

50%이상 수출

· 하역,운송,보관업 등

지원업 · 금융업, 보업업

<표 8> 유사제도와의 세부사항 비교표


<표 계속>



조세

감면

요건

· 제조업 : 1천만$이상

· 물류업 : 5백만$이상

· 지정요건과

동일

· 마산, 익산 : 외투기업

· 기타지역(군산, 대불, 동해, 율촌 등) - 제조업 1천만$이상 외투기업

- 물류업 5백만$이상 외투기업


· 관광업 : 1천만$이상


· 개발사업시행자:3천만$이상

· 의료기관:5백만$이상

· R&D시설:1백만$이상

조세

감면

· 법인세,

소득세: 5년

· 지방세:

8～15년

· 법인세, 소득세

: 7년

· 지방세 :

8～15년

· 부가가치세 영세율 적용


- 마산,익산 : 5년간 100%, 2년간 50%

- 기타지역 : 3년간 100%, 2년간 50%

· 취득세, 등록세, 재산세, 종토세 :

15년 (감면비율은 지자체조례)

· 법인세, 소득세 : 5년

(7년 확대 추진)

· 지방세 : 8～15년

관세

부과자본재 3년간 면제

· 외국물품과 지역안에서 사용, 소비되는 일부 내국물품은 면제,

환급

자본재 3년간 면제

임대

료

부지가액

10/1,000수준

부지가액

10/1,000이상부지가액 10/1,000수준 부지가액 10/1,000수준

임대

료

감면

· 고도기술: 100% (1백만$이상)

· 일반제조: 75% (5백만$이상)

100% 감면

· 외투기업 100% 감면

· 고도기술(1백만$이상) : 100%

· 일반제조(5백만$이상) : 75%

· 감면율 미결정

(관리청이 결정)

지원

분담

· 수 도 권: 국비 40%

· 비수도권: 국비 75% · ‘05까지 국비100%, ’06이후 75% · 분담율 미결정

지정

현황12개 단지 29개 기업 6개 단지 4개 지역

· 6개 구역

- 인천, 부산․진해,

광양만권, 새만금 등

비고

「외국인기업전용단지」를

외국인투자지역으로

일원화(‘04.12.31)

「관세자유지역」을

자유무역지역으로 일원화(‘04. 6.23)


요 약 15

□ 에너지 시장 현황

◦ 풍력단지조성과 관련되어 점검해 보아야 하는 에너지시장은 풍력전원을 통해

생산되는 전력의 거래와 관련된 사항을 살펴야 하며, 이에는 신재생전원의 보

급계획, 전력생산과 거래에 관련된 제반사항 및 풍력전원을 통한 발전이 화석

연료를 통해 생산하는 기존 전력과의 차이에서 인정되는 온실가스저감과 이

의 거래시장에 대한 확인이 필요

◦ 신재생에너지보급현황 및 계획

- 제1차 국가에너지 기본계획 2008~2030(2008. 8.27)에 따라 신재생에너지의 개

발, 보급에 대한 정책목표가 수립됨.

- 그 구체적 내용으로 2030년 신ㆍ재생에너지 보급률을 장기적으로 11%로 확

대하는 것으로 계획함.

- 신ㆍ재생에너지 산업을 신성장동력으로 육성, ‘06년 선진국 대비 70%수준

→ ’30년 선진국 수준으로 기술을 끌어 올리고, 4대 핵심분야를 중심으로 수

출산업화한다는 전략

- 아래는 관련 정책로드맵의 요약임.

구분 지속 또는 강화 신규검토

중기

(2008~2012)

․핵심분야 전략적 R&D 지원 강화 및

산업화 촉진

․신재생에너지 의무화(RPS)제도 도입

․수송용 바이오연료의 안정적 원료 확보

․바이오매스 및 자원순환형 에너지의

이용확대 추진

장기

(2013~2030)

․4대 핵심분야의 해외시장 진출 및

주도권 확보

․신ㆍ재생에너지 의무화(RPS)제도

확대

․공공기관 신재생에너지 사용 의무 확대

․해양에너지, 해조류 등 공급 잠재량이 큰

신ㆍ재생에너지 개발 및 보급

<표 9> 정책 로드맵 요약

- 본 사업에서 고려되고 있는 풍력의 경우, 2008년 대비 2030년까지 31.7배(230→ 7,301MW)로 확대한다는 계획이 수립

- 제3차 신재생에너지 기술개발 및 이용·보급 기본계획의 주요내용은 신재생에

너지의 시간 단계별 기술개발 로드맵(Technology Road Map) 및 제품화 로드

맵(Product Road Map)을 제시하고 이에 따라 화석연료수준의 경제성 확보시

기를 예측하되, 보급목표와 기술개발 목표를 달성하기 위해서 ‘30년까지 총


111.5조원(보급투자비 100조원, 기술개발투자비 11.5조원)의 투자비가 소요될

전망

- 국내의 풍력산업현황을 단적으로 설명하면, 국내에서 2.5MW 발전기까지 제

작이 가능하지만 국내 제작 풍력발전기는 실증을 통한 검증이 제대로 되지

않아 국내 사업자들에게서도 선택을 받지 못하고 있는 형편으로 알려짐.

- 국내에서는 2009년경에나 D사 등을 통해 3MW급 풍력발전기가 개발되어 검

증을 거칠 예정이고 2012년까지 5MW급 해상 풍력발전기가 개발될 예정

- 하지만 선진국은 이미 2002년도에 3MW급 풍력발전기를 개발하였고 현재는

5MW급 발전기 개발이 끝나 검증하고 있는 단계라는 것이 현실

- 풍력에너지는 간헐성과 비급전성 때문에 향후 전원구성에 상당한 영향을 미

칠 수 있을 것으로 예상되며, 관련 문제를 해결하기 위한 여러 가지 노력이

진행되고 있음.

◦ 전력시장

- 2000년 12월 8일 여야 만장일치로 국회 본회의를 통과한 관련 법안을 12월

23일 공포. 발전분할시 특례를 규정한「전력산업구조개편촉진에관한법률」

은 공포일인 2000년 12월 23일 발효

- 한전의 발전부문 분할(2001년 4월 2일)

- 구조개편 계획 상 1단계인 발전경쟁단계(PPA, Power Purchase Agreement)는

발전회사와 송전회사 간에 맺어지는 장기적인 전력수급계약이 이루어지고

발전부문을 한전에서 완전 분리하여 수개의 발전사업자 간 분할경쟁하게 되

고 송․배전은 한전이 전담하게 될 것으로 계획

- 제2단계로 도매경쟁단계

- 제3단계 소매경쟁단계에서는 배전망도 개방하여 일반소비자가 발전회사를

직접 선택하여 전력을 공급받을 수 있도록 계획

- 그러나 이후 구조개편의 추가적인 논의는 진전이 없는 상황임.

◦ 발전용 LNG가격과 국제유가

- 국제 LNG가격과 유가 (tural Gas Price (P) at Oil Parity)는 아래와 같은 형

식으로 계약가격을 결정하고 있음.

× or w/o efficiency consideration ×× λ λ w/ efficiency consideration

요 약 17

λ is efficiency factor, generally 30% - ε

ε is plant operation cost differential etc

- 원래 Buyer's Market 당시에는 유가변동에 따른 위험을 헤징하기 위해 LNG가

격의 상하한을 둔 S-자 형태의 계약이었으나 이후 시장상황이 Seller's Market으로 전환되는 과정에서 이러한 현상이 사라진 결과라 할 수 있음.

[그림 2] 국제유가의 추이

- 상기 시장의 분석은 전력가격 또는 평균 계통한계가격이 통상 첨두부하에서

결정된다는 점에서 필수적으로 점검해야하는 부분임.

◦ 배출권거래시장

- 온실가스 배출권 거래의 기반을 제공한 것은 1997년 교토의정서 체결 당시

도입된 ‘교토유연성체제(Kyoto Flexible Mechanism)'로 시장기능의 도입을 통

해서 신축적으로 배출가스를 감축하는 ’배출권 거래(ET : Emission Trading)', '청정개발체제(CDM : Clean Development Mechanism)', '공동이행(JI : Joint Implementation)' 등이 핵심

- 탄소배출권시장은 크게 할당량거래(allowance-based) 시장과 프로젝트기반

(project based)시장으로 구성


단위 단위명 발행자 설명

AAUAssigned Amount

UnitsNationalRegistry

Annex B 국가의 초기 할당량(초기 감축 목표)

RMU Removal UnitsNationalRegistry

토지이용, 토지이용 변경 및 산림 부분에서의

온실가스 감축분

ERUEmission

Reduction UnitsNationalRegistry

JI사업으로 인해 발생된 온실가스 감축분

CERCertified

Emissions Reductions

CDM Registry

CDM 사업에서의 온실가스 감축분

ICER Temprary CERsCDM

Registry신규조림 및 재조림 CDM 사업의 일시적 CER

ICER Long-term CERsCDM

Registry신규조림 및 재조림 CDM 사업의 장기적 CER

<표 10> 배출권의 종류

◦ 국내 배출권거래시장 추진현황

- 국내에서의 활발한 온실가스 감축사업에도 불구하고, 국내 탄소금융 전문기

업이 전무하여 주로 해외 중개상을 통해 거래되고 있는 실정

- 국내 탄소시장의 활성화에 대비한 배출권거래에 대한 경험을 쌓고 해외 거

래전문기업 및 거래소의 국내 진출에 대응하기 위한 대표 거래기업 육성이

필요하다는 지적이 제기

- 2009년 9월 탄소배출권 거래 및 투자전문회사인 ‘한국탄소금융주식회사

(KCF, Korean Carbon Finance)가 설립, UN의 CDM사업을 통해 발생하는 배

출권(CER, Certified Emission Reduction)과 지식경제부에서 주관하는 온실가

스 등록사업에 의해 발생하는 국내탄소배출권(KCER, Korean Certified Emission Reduction)을 주요 거래 대상 배출권으로 운용할 방침

- 한편, 2007년부터 2011년까지 5년 간 한시적으로 운용 중인 국내 기업의 자

발적 온실가스 감축실적(KCER) 정부구매제도는 정부가 기업들이 자발적으

로 온실가스를 감축한 실적을 톤당 4000원∼6000원의 가격으로 구매하는 제

도로 정부 예산 부족과 가격 하락, 지원 종료 시기 도래 등의 이유로 기업들

이 판매 결정을 보류하고 있는 상황

- 2009년 3월 18일 지식경제부에 따르면 2011년까지 한시적으로 운용키로 한 정

부구매제도 기간을 연장하는 방안이 검토되고 있고 90억 원으로 동결된 올해

요 약 19

예산도 기업들의 참여도에 따라 내년부터 확대한다는 것이 정부의 방침임.

- 특히 전력시장의 경우, 2008년 한국전력거래소의 배출권시장 모의운영실적

이 있으며, 2009년 이를 확대, 시범사업으로 진행 계획

- 하지만 여전히 공식적인 배출권거래 실적은 부재한 상황임.

2. 상위 및 관련계획의 검토□ 저탄소 녹색성장과 정부정책

◦ 녹색성장 기본법과 그린에너지 산업육성

- 정부는 대한민국 건국 60년을 맞아 '저탄소 녹색성장'을 새로운 비전의 축으

로 제시하면서 녹색성장은 온실가스와 환경오염을 줄이는 지속 가능한 성장, 녹색기술과 청정에너지로 新성장동력과 일자리를 창출하는 新국가발전 패

러다임을 제시

- 특히 신재생 에너지 사용비율을 현재의 2%에서 2030년에는 11% 이상, 2050년에는 20% 이상으로 높이는 총력투자하고 녹색기술 연구개발 투자를 두 배

이상 확대하기로 계획

- 이를 위해 2009년 2월 25일 열린 국무회의에서 녹색성장을 위한 제도적 장치

마련을 주요 내용으로 하는 「저탄소 녹색성장 기본법(안)」을 확정, 녹색성

장을 도모함.

- 녹색성장은 온실가스와 환경오염을 줄이고 신성장동력과 일자리를 창출하는

‘新국가발전 패러다임’이라 정의하고 온실가스를 배출하지 않거나 최소화하

는 혁신적 에너지기술기반산업에 투자를 확대할 것을 계획함.

□ 국가에너지기본계획상 에너지수요전망

◦ 녹색성장과 신재생에너지

- 저탄소 녹색성장의 목표 하에 수립된 정부의 제 1차 국가에너지 기본계획

2008~2030 (2008. 8.27)으로 에너지 수요전망 제시

- 2030년에 전체 최종에너지의 10.6%에 이르는 신재생에너지보급 목표가 수립됨.


구 분 2006 2020 2030연평균 증가율(%)

06-20 20-30 06-30

석탄22,660 19,955 18,118

-0.9 -1.0 -0.9(13.1) (9.0) (7.5)

석유97,037 109,972 111,669

0.9 0.2 0.6(55.9) (49.8) (46.3)

도시가스18,379 31,646 37,468

4.0 1.7 3.0(10.6) (14.3) (15.5)

전력29,990 41,058 45,015

2.3 0.9 1.7(17.3) (18.6) (18.7)

열에너지1,425 2,772 3,366

4.9 2.0 3.6(0.8) (1.3) (1.4)

신재생에너지4,092 15,477 25,473

10.0 5.1 7.9(2.4) (7.0) (10.6)

계173,584 220,880 241,109

1.7 0.9 1.4(100.0) (100.0) (100.0)

<표 11> 에너지원별 최종에너지 수요 목표(안)

(단위: 천TOE)

□ 제3차 신․재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획

◦ 국가에너지기본계획과 신재생에너지

- ‘제 1차 국가에너지 기본계획 2008~2030(2008. 8.27)’에 따라 제3차 신ㆍ재생

에너지 기술개발 및 이용ㆍ보급 기본계획 수립방안 연구(2008.12, 지식경제

부, 에너지경제연구원, 에너지기술연구원)가 제시됨.

◦ 3차 기본계획의 정책목표 설정 및 추진전략

- 양적목표로서 2030년까지의 보급목표 11%와 함께, 이의 달성을 위한 기본추

진전략도 제시

- 구체적이고 실천 가능한 실행계획을 수립하였고 질적인 목표로서 신 재생에

너지 녹색성장 동력 산업화가 제시

- 추진전략의 핵심은 1) 산업화와 연계된 전략적 R&D 추진과. 2) 부품 및 장비

국산화를 통한 산업인프라 확충, 3) 고효율, 저비용 기술개발을 통한 신 재생

에너지 경제성 조기 확보로 제시됨.

요 약 21

3. 조사의 쟁점

가. 정책적 분석 측면의 쟁점□ 풍력발전 시범단지 유사사업과의 중복성 및 형평성

◦ 현재 풍력발전 시범단지와 관련하여 사업의 중복성 및 형평성에 대한 검토를

하고자 함.

- 시범단지가 산업의 특수성을 감안하여 여러 지역에서 추진될 수는 있으나, 추진시 상위계획상에서 중복성 및 사업 추진 방식의 형평성에 대해 검토 후

진행되어야 할 것임.

□ 풍력발전 시범단지 추진방식의 적절성

◦ 새로운 시설의 설치를 시험해 보는 ‘시범’단지의 성격상 풍력발전기 14기를

한 번에 설치하는 것에 대하여 사업목적에 부합하는지 검토가 필요함.

- 풍력발전기 14기 마다 독립적인 구조로 이루어져 해당 시설에 대한 규모의

경제가 없으므로, 설치 방식에 대한 검토가 필요함.

◦ 시범단지에 설치되는 풍력발전기를 14기를 수의계약을 통해 구매하는 것으로

계획되어 있으므로, 이에 대한 가능성 및 적정성에 대한 검토가 필요함.

- 이는 국제입찰 미실시로 WTO 국제법에 위배될 수 있는 부분이며, 수의계약

이 가능한 것인지에 대한 검토가 필요함.

- 본 사업으로 인한 수혜자가 특정 민간 기업으로 예상할 수 있는데, 사업비를

수의계약을 통한 전액 재정 부담으로 하는 방식에 대한 적정성 여부가 이슈

로 제기될 수 있음.

◦ 본 사업의 주요 목적 중 하나인 태동단계 국내 풍력산업의 해외 진출에 필요

한 납품 Track Record 확보 및 인정여부와 관련하여 면밀한 검토가 필요함.

- 풍력발전 후발주자인 국내 풍력산업의 Track Record 확보를 통해 해당 산업

의 발전 및 수출 촉진화를 목적으로 하고 있으므로, 경쟁을 통하지 않고 수

의계약방식으로 확보된 Track Record의 인정여부가 이슈로 제기될 수 있음.

- 사업예정지가 방조제 안쪽 해상이므로 방조제 안쪽이라는 환경적 특성상 실

제 해상풍력 납품기록으로 인정될 수 있는지 쟁점이 될 수 있음.


□ R&D 센터 및 지원

◦ R&D 과제의 중복성 및 국고지원의 형평성

- 현재 연구개발 지원사업은 중앙 정부 차원에서 기획․관리되고 있으며, 펀딩

에이전시 기능 역시 중앙의 전문기관이 주도하고 있음. 이는 한정된 국가

R&D 재원을 국가적 차원에서 효율적으로 관리하기 위함임.

․ 지식경제부에서 국가 R&D 로드맵을 바탕으로 신재생에너지기술개발사

업이 추진되고 있으며, 중장기 과제의 경우 그린에너지 전략로드맵 이 제시되어 연구개발 세부 과제가 추진되고 있음.

․ 또한 단기과제에 대해서는 전담기관(에너지기술평가원 등)의 심의를 거

쳐 과제가 선정되어 추진되고 있음.

- 국가 R&D 과제로 수행되기 위해서는 관련 계획 및 전담기관에 따라 기획, 공모, 과제 선정, 수행 등의 과정을 거쳐야 하나 본 사업계획서의 내용은 해

당 절차를 거치지 않았음.

․ 이것은 이미 소정의 절차를 거쳐 추진되고 있는 국가 R&D 과제와 중복

성 문제가 발생할 수 있으며, 초기 5년간 국고를 통한 연구비 지원은 타

지자체 및 국가 출연기관 간의 형평성 문제가 발생할 수 있으므로 이에

대한 면밀한 검토가 필요함.

◦ R&D 센터의 운영주체 및 건축 공사비 분담 비율

- 현 사업계획서에서는 R&D 센터를 전라북도가 운영주체가 되어 중앙정부 차

원에서 수행이 가능한 기업 연구개발 지원 사업을 지자체가 국비를 받아 새

만금 인근 지역 내의 기업 및 연구소에 지원하는 것으로 계획되어 있음.

․ 국고 지원의 근거가 되는 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급

촉진법 및 시행령 에는 설비보급사업, 기반구축사업(교육․연수․홍보, 정책개발 및 보급계획) 등에 대해 지원할 수 있으나 연구센터를 위한 지

원근거는 명확히 제시되지 않았으므로 공사비 분담 비율에 대한 검토가

필요함.

․ 중앙정부 차원에서 수행 가능한 풍력기술연구센터의 운영을 계획된 로

드맵 없이 지방자치단체가 국비지원을 받아 건립하고 운영주체가 되는

것은 타 연구시설과 형평성 문제가 발생할 수 있으므로 이에 대한 검토

가 필요할 것으로 사료됨.

요 약 23

◦ 향후 재원조달 가능성

- 사업계획서상에는 2014년 이후 시범단지를 통해 발생하는 발전차익과 도비

및 추가 확보되는 연구비를 통한 운영계획을 제시하였으므로, 이에 대한 재

원조달 가능성에 대한 검토가 필요함.

□ 풍력클러스터 산업단지

◦ 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업은 새만금 경제자유구역 산업단지 신재생

에너지용지(1-2공구)에 조성될 계획으로 당초 민간으로 추진하고 총사업비도

요구되지 않아 예타 범위에서 제외하였으나, 추진부처에서 사업계획을 변경하

고 기반시설 등에 대한 총사업비를 요구하였기 때문에 사업 범위에 포함하고

분석을 수행함.

◦ 경제자유구역의 예비타당성조사

- 본 조사에서 제시된 경제성 분석 결과는 경제자유구역 전체에 대한 결과가

아니며, 풍력산업 클러스터에 국한하여 수행하는 것임.

◦ 부지 위치의 불확실성

- 2009년 12월말까지 산업단지 조성 실시계획 수립 승인 신청을 목표로 추진

하고 있어 부지 이용계획의 불확실한 면이 존재함.

․ 현재 새만금 산업지구 토지이용계획상의 신재생에너지부지와 현재 부지

는 불일치하나, 실시계획 수립시 변경이 예정된 것으로 연구진 현장방문

시 새만금 경제자유구역청으로부터 의견을 전달받음.

- 해당부지에 대한 토지이용계획 및 부지위치는 사업계획서의 내용을 전제로

하고 조사를 수행함.

◦ 재원조달 가능성 검토

- 현재 3차 변경된 사업계획서를 통하여 풍력산업 클러스터의 예산 요구 는

17%가 국고, 지방비 10%, 민자 73%로 구성되어 있는데, 재원조달 방식과 국

고가 투입될 예산 계정의 구체화, 재원분담 비율 등에 대하여 명확한 근거가

제시되지 않았으므로 이에 대한 검토가 필요함.

․ 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 특별법 및 시행령 에 따르면 기반

시설은 50%의 범위에서 지원할 수 있는 것으로 제시되어 있으나, 현재

의 사업계획서에는 100% 요구되었으므로 검토가 필요함.


나. 편익 추정의 쟁점□ 시범단지 편익산정의 쟁점

◦ 풍력 발전량 산정시의 문제점

- 관련 풍력발전기의 실제 운영 자료가 없음.

- 또한 이는 설치될 발전기가 향후 설비노후화 등에 기인하여 발생하게 될 발전

효율 변화측정이 불가능하게 함.

- 풍력발전기의 설치예정 위치, 배열 등을 기준으로 해당지역의 풍속자료 등을

감안, 발전량의 산정이 필요하나, 실측 풍속자원의 부재로 이를 추정에 근거하

여 분석하여야 하는 한계가 있음. 본 연구에서는 군장지역의 이론치와 실적치

를 비교, 점검하였으며, 점검 결과를 바탕으로 국가바람지도를 이용한 발전량

을 산정하였음.

- 기타 방조제 높이와 이의 영향, 배후지역의 조성에 따른 풍속약화 가능성과

관련효과 분석 등이 향후 추가되어야 할 것임.

◦ 풍력전원의 가격결정 불확실성

- 전력시장의 구조변화 가능성의 상존

- 발전차액시장은 미래의 계통한계가격(SMP)이 발전차액기준가격을 넘어서기

때문에 고려할 필요가 없으며, 2012년 이후 시행이 예정된 신재생의무할당제

(RPS)를 통한 거래의 경우, 프리미엄 가격의 불확실성이 존재함.

- 시장기능을 이용, 미래의 기술진보 등을 감안하여 미리 알 수 없는 신재생에

너지의 프리미엄 가격을 결정하고자 하는 신재생의무할당제인 RPS (Renewable Portfolio Standard)의 도입에 관한 구체적 내용이 아직 미확정

- 분석 가능한 범위를 확정, 편익분석을 시도해야 하는 제약 존재

◦ 탄소배출권 확보가능성 여부 및 배출권 가격의 불확실성

- 새만금 풍력발전사업을 통해 발생할 것으로 예상되는 탄소배출권의 성격이

불확실함.

- 현 사업의 구도로는 Verification과 Certification과정을 모두 거친 CDM(Clean Development Mechanism) 사업을 통한 CER(Certified Emission Reduction)가격

으로 인정할 수 없음.

- 또한 국내에서 고려되고 있는 kCER(Korea Certified Emission Reduction) 등의

요 약 25

공식가격이 존재하지 않고, 합당한 배출권 가격 적용방법은 확인되지 않음.

- 하지만 배출권 가격의 다양한 가능성을 고려함으로써 이로 인한 논란의 여

지를 없앨 수 있음.

◦ 시범단지 설치를 통한 기타 편익확보의 가능성

- 현 편익 분석방법은 풍력으로 CDM(Clean Development Mechanism) 사업으로

등록된 영덕풍력단지의 편익평가방법을 그대로 적용한 것임.

- 하지만 새만금 시범단지는 2.5-3MW급 국산 풍력발전기의 설치와 테스트베

드로서의 역할이 중요함을 내세우고 있고 이에 대한 사회적 편익의 추가적

검토여부에 대한 논란이 있을 수 있으며, 2.5MW급 이상의 국산풍력발전기

를 이용한 해양단지라는 점이 그 근거로 볼 수 있음.

- 현재의 단지설계상 방조제 내부에 설치하는 풍력발전기의 성능측정결과는

해양단지의 실증자료라고 주장할 수 없음. 이는 현재 2MW급 설비로 제주도

행원단지의 해양풍력시범사업과는 전혀 성격이 다르다고 할 수 있음.

- 투자비 측면에서 대관령단지가 2MW 설비 49기로 98MW이지만 투자규모는

1,588억 원, 영덕풍력단지는 1.65MW 24기가 설치되어 총39.6MW이며 투자

규모는 675억 원 인데 반해 본격적 해양단지가 아닌 40MW설비의 새만금은

그 규모만으로도 연구비를 제외하고 1,500억원의 투자비가 요구되고 있다는

점에서 그 경제성의 간단한 비교가 가능함.

- 따라서 본 연구에서는 편익계산의 기준이 CDM(Clean Development Mechanism) 사업으로 등록된 기존 풍력단지의 편익평가방법을 그대로 적용

한 것이라는 측면에서 시범단지 설치를 통한 기타 편익확보의 가능성에 대

한 추가 논란을 피한다는 측면에서 이를 별도로 검토하지 않기로 함.

□ R&D 센터 및 지원 편익산정의 쟁점

◦ R&D 센터 및 지원의 편익발생 여부

- 사업계획서상 R&D 센터는 전라북도에서 운영하되 R&D 지원에 대해서는 위

탁(연구소 및 산학연 컨소시엄)으로 계획함.

․ R&D센터를 통한 시범단지 모니터링과 운영을 위한 기능은 Track Record 확보를 위한 시범단지의 정상적인 운영에 필수적인 역할이므로 이 부분

에 대한 사회적 편익은 시범단지에서 발생되는 편익에 모두 포함된 것임.

․ 반면, R&D 연구비 지원의 경우 현재 위탁6)으로 예정되어 있는데, 위탁


으로 될 경우 추진지자체에서는 R&D의 관리자의 역할과 Funding Agency로서의 기능을 수행할 가능성이 높을 것으로 예상됨.

․ 단순 Funding Agency가 될 경우, 사회적으로 신규 편익이 발생하지 않으

므로 본 시설 및 연구비에 대해서는 편익이 발생하지 않을 수 있음.

․ 그러나 위탁운영의 부분이 아직 확실시된 바 없으므로 본 조사에서는

R&D 센터의 인력 중 연구 인력의 1인당 연구비를 추가적으로 발생하는

연구개발비로 가정하였고, 이를 통해 편익을 산출함.

◦ R&D 지원을 통한 편익 발생시점

- 사업계획서에서는 연구센터가 완성되기 이전, 사업착수 1년차부터 연구비 지

원이 발생하는 것으로 계획함.

- 하지만, 위탁 혹은 신축된 센터를 통한 연구의 방식이든 연구센터가 완공되

기 전에 연구를 수행하는 것은 모순되므로, 본 조사에서는 연구센터가 완공

된 후, 연구비와 이로 인한 편익이 발생하는 것으로 가정함.

□ 클러스터 편익 추정의 쟁점

◦ 입주수요 추정

- 새만금 풍력산업 클러스터의 입주수요는 전적으로 민간기업의 의사에 의존

하기 때문에 이를 예측하는데 어려움이 존재함.

- 본 사업에서는 수요추정을 위하여 입주수요조사를 수행하였으며, 유사사업

및 인근지역의 산업단지의 입주수요를 시나리오 처리하여 조사에 반영함.

◦ 사회적 신규편익 추정

- 풍력산업 클러스터 조성은 기업들의 신규투자를 통한 단위면적당 부가가치

창출을 목적으로 하고 있으며, 경제성 평가시 이를 바탕으로 산업의 단위면

적당 부가가치 창출액을 편익항목으로 하여 추정함.

- 다만, 예비타당성조사의 기본 방침에 따라 편익산정시 신규투자를 통해 증가

하는 부가가치 창출액만을 편익으로 산정함.

6) 현재 추진지자체에서는 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터(사업기간 2006~2011)에 위탁하여 운영하

는 것을 계획하고 있으나, 특정 연구소를 지정하여 위탁하는 것은 일정 법적․행정적 절차를 거쳐야

하며, 이는 확정된 것이 아님. 게다가, 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터(사업기간 2006~2011)가 운영주체가 될 경우 이로 인해

발생하는 것은 이전편익이므로 사회적으로 신규 창출되는 편익으로 볼 수 없음.

요 약 27

다. 비용 추정의 쟁점□ 풍력발전 시범단지의 시스템 수량 및 설치위치

◦ 사업계획서에 2~3MW의 국산발전시스템 14기가 설치되는 것으로 계획되어 있

음. 현재 국산풍력시스템은 상용화 초기 단계로 다양한 제품이 출시되지 않았

으며, 제조업체 또한 일부 2MW 제조사와 2.5MW, 3.0MW급 각 1개 사로 매우

제한되어 있음.

- 연구진이 임의로 풍력발전시스템의 용량과 구입량을 조정할 경우 형평성 문

제와 독과점으로 형성된 시장진입에 대한 논란을 불러올 수 있으므로, 사업

추진측의 기본계획7)에 제시된 풍력발전 시스템 규모에 따른 수량의 구입비

용을 산출함.

◦ 주무부처에서 제출한 상위계획에 새만금 풍력발전 시범단지는 육상, 육/해상

이 혼용되어 있으며, 사업계획서에서 풍력발전 시범단지는 새만금지역 호안

생태환경용지(방조제 안쪽 해상)로 계획되어 있음.

- 따라서 사업추진측의 기본계획에 제시된 생태환경용지 새만금 방조제(4호)와 500m 이격거리에 설치 계획을 바탕으로 조사를 수행함.

□ 풍력발전 시범단지 용지보상비

◦ 풍력발전시범단지는 새만금 지역 호안 생태환경용지에 계획되어 있어 공유수

면관리법의 영향을 받기 때문에 공유수면 점ㆍ사용료를 산정하여야 하나, 현재 공유수면관리법에는 풍력발전과 관련하여 명확한 산정 기준이 제시되어 있

지 않음.

- 블레이드의 회전반경을 직접 점용으로 산정

- 간접 점용의 경우는 관계기관에서도 적절한 의견을 제시하지 못하고 있어

비용 추정시 제외함.

․ 단, 향후 관계기관(국토해양부)에서 명확한 기준이 제시되면 추가 비용

이 발생할 수 있음.

7) 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사 요구서 , 2009.3


□ 풍력발전시스템 구입비 적정성 검토

◦ 풍력발전시스템 구입비의 적정성을 검토하기 위하여 최소 2~3개 社의 견적서

를 제출 받아 이를 통하여 적정성 여부를 검토해야 할 것으로 판단되지만 현

재 국내 2.5MW, 3.0MW급 풍력발전기는 상용화 단계가 아니어서 시장가격이

형성되어 있지 않으며 제조업체 또한 2.5MW, 3.0MW급 각 1개 사로 매우 제

한되어 있음.

- 따라서 각 1개사로부터 제출 받은 견적 금액을 그대로 유지할 수밖에 없을

것으로 판단 됨.

□ 누락 공사비

◦ 풍력발전시범단지는 새만금 방조제 내측으로 500m 이격되어 설치하는 것으로

계획되어 있어 풍력발전기를 운반ㆍ설치하기 위한 대형 중장비의 진ㆍ출입이

가능하도록 진입로를 확보하여야 하나 기본계획에는 이에 대한 내용이 제시되

지 않음.

- 현재는 구체적인 현장 조사가 이루어지지 않은 단계이기 때문에 진입로 확

보 방안(가도, 가교, 바지선 등) 선정에 어려움이 있기 때문에 사업 주무관청

의 진입로 확보 방안에 대한 계획 요청이 필요 할 것으로 판단 됨.

□ R&D 기술지원 비용 추정

◦ 현재 기본계획에는 R&D 기술지원에 해당하는 사업비가 약 210억원 제시되어

있으며 210억원의 투입기간을 살펴보면 R&D 연구센터가 완공되기 이전에 투

입되는 것으로 제시되어 있는데 R&D 연구센터가 완공되기 전에 연구기자재

비, 시설비 등의 비용 투입되는 것으로 논리적 모순이 발생함.

- 이에 따라 R&D 기술 지원 부분의 사업 추진의 가능 여부가 우선적으로 해결

되어야 할 것임.

□ 클러스터 조성 사업 시설 규모

◦ 사업 주무관청이 제시한 클러스터 조성 사업의 시설 규모는 한국농촌공사가

해당 지역을 경제자유구역으로 지정 받기 위하여 수립한 토지이용계획도를 토

대로 제시한 시설 규모임.

- 한국농촌공사에서는 올 연말 실시계획 승인을 받기 위하여 토지이용계획을

요 약 29

재수립하고 있으며, 결과에 따라 사업주무관청이 제시한 시설의 규모가 변경

될 가능성이 있음.

◦ 그러나, 현 단계에서는 향후 결과를 예측 할 수 없으므로 사업주무관청이 제시

한 시설의 규모를 적용하고 비용을 추정하고자 함.

□ 풍력산업 클러스터 조성사업 비용추정

◦ 사업주무관청에 제시한 클러스터 조성 사업의 총사업비 1,450억원은 부지조성

공사비와 기반시설구축비만을 고려하여 산정됨.

- 건축공사비와 공공시설용지 내 세부시설의 공사비 등을 총비용으로 접근하

고자 하며, 총사업비와 총비용을 구분하여 제시

◦ 경제성 분석을 위하여 공장 등의 시설물에 대하여 건축공사비를 추정하여야

하며 이를 추정하기 위해서는 건축 연면적이 필요하나, 현재 기본계획에는 부

지 면적만 제시됨.

- 따라서 본 검토에서는 “국토의 계획 및 이용에 관한 법률”에서 제시하는 전

용공업지역의 용적률 등을 본 사업대상지에 적용하여 건축 연면적을 산출하

여 소요 비용을 추정함.

□ 풍력발전기로 인한 방조제 안전성 검토

◦ 시범단지에 조성될 풍력발전기가 새만금 방조제(4호)와 500m 이격거리에 설

치가 계획되어 있으나, 풍력발전기로 인해 발생할 수 방조제 안전성에 대한 검

토가 필요함.


Ⅲ. 기술적 검토 및 비용 추정

제1절 기술적 검토□ 풍력발전 입지의 기술적 검토

◦ 새만금 풍력발전 시범단지 개발의 타당성을 개략적으로 검토할 수 있는 자료

와 개략적인 분석을 통해 시범단지의 기술적 검토를 수행

◦ 자료는 한국에너지기술연구원에서 실시한 ‘새만금 일대의 풍력자원 측정자료

조사’ 및 한국에너지기술연구원의 ‘국가바람지도’, ‘군장 풍력발전단지 운영기

록’을 이용함.

□ 풍력자원 평가

◦ 바람등급 2등급으로 풍력자원은 보통 또는 그 이하 수준

◦ 지상 50m 높이로 보정된 연평균 풍속 5.5m/s 이하

◦ 풍력자원 우수성 순위: 매립지 내륙 < 해안 방조제 < 방조제 앞 해상

◦ 해안방조제 후방에 설치할 경우 방조제에 의한 유동교란 고려 필수

□ 입지조건 검토

◦ 배후 산업단지로의 계통연계가 수월할 경우 사업경제성 향상

◦ 매립지 점토지질의 육상 대비 시공비 높을 경우 사업경제성 하강

◦ 해상풍력단지는 정밀 풍력자원조사가 필수적임.

◦ 방조제 안쪽에 건설예정이므로, 풍력 발전기로 안전성 문제가 발생할 수 있는

지에 대한 심도 있는 조사 필요함.

□ 풍력기술 검토

◦ 서해안은 저풍속 영역으로 고풍속형 해외 풍력발전기 도입 시 비효율적

요 약 31

□ 사업성 종합검토

◦ 새만금 바람등급은 보통 또는 평균이하 수준

◦ 풍력자원 이외의 사업조건에서 경제성 향상요인을 찾아야 한다는 부담존재

□ 새만금 방조제의 영향 분석

◦ 전산유동해석 결과에 의하면 방조제의 최대높이(수면위 15m)가 MW급 풍력발

전기의 허브높이(수면위 80m)에 비하여 1/5 수준으로 비교적 차폐도가 낮은

지형지물이기 때문에 유동박리에 의한 특이한 유동현상이 유발될 가능성은

낮은 것으로 평가되었으며 풍하측의 대기유동장 변화도 2~3% 이내로 크지 않

은 것으로 해석 됨.

◦ 평균 풍속 뿐만이 아니라 난류특성도 큰 변화가 확인되지 않았으므로 방조제

에 의한 부정적인 영향은 미약할 것으로 판단 됨.

◦ 다만 방조제 후방 100m 영역은 다소 방조제 후단의 작은 유동박리 영역의 영

향권에 포함되므로 조금 더 후방으로 설치위치를 변경시키는 것이 바람직 할

것으로 사료 됨.

◦ 500m 후방의 경우 방조제로부터 발달한 내부경계층의 변동이 수렴되는 지점

으로 평균풍속 및 난류강도의 변동요인은 매우 약한 수준이 되는 것으로 분석

되었기에 풍력발전기 설치 시 방조제의 영향도는 크지 않을 것으로 판단됨.

◦ 새만금 개발계획에 따르면 새만금 풍력발전단지 후방에 고층 건물군이 조성될

것이며 이러한 도시화에 따라 장기적 관점에서 풍속약화가 진행될 것이므로

이는 전력생산성 저하로 이어지게 될 것으로 판단 됨.

□ 새만금 방조제의 안전성 검토

◦ 이격거리가 500m로 제안되어 있어 풍력발전기의 운영시 발생 할 수 있는 하

부지반의 진동 등에 의한 방조제에 미치는 영향은 미미 할 것으로 판단되지만

이를 판단 할 수 있는 관련 자료가 미비한 상태에서의 판단에 불과하며 향후

설계단계에서 풍력발전기의 운영으로 인한 방조제에 미치는 영향에 대한 면

밀한 검토가 필요 할 것으로 판단 됨.


제2절 비용 추정

가. 총사업비□ 사업주무관청이 제시한 기본계획의 시설 규모를 유지한 상태에서 한국개발연구원

의 예비타당성조사 지침(5판)의 기준을 준용한 상태에서 관련 업체의 견적 및 자

문을 통하여 총사업비 추정

□ 풍력발전 시범단지

◦ 풍력발전기 구입비의 경우 관련 업체가 매우 제한적이기 때문에 각 업체가 제

시한 비용을 준용 함.

◦ 기본계획에는 설치 지점까지 접근로 확보 방안이 제시되어 있지 않으나 풍력발

전기의 조립 및 설치를 위하여 풍력발전기 설치 지점에 2,500㎡(50m×50m)의 작

업장 및 야적장을 조성하는 것으로 계획하였으며 이에 대한 비용은 총사업비 항

목의 토목공사비에 포함됨.

◦ 시설부대경비 산출시, 풍력발전기는 완제품 형태로 반입 되는 것이기 때문에

이미 설계비 및 감리비가 반영되어 있는 것으로 판단하여 시설부대경비 산출

시 기준이 되는 설치공사비에서 풍력발전기 구입비를 제외한 금액을 기준으

로 시설부대 경비를 산출함.

◦ 공유수면 점ㆍ사용료의 경우 기본계획에는 제시되어 있지 않지만 공유수면 상

에 풍력발전기가 설치되므로 공유수면 관리법에 의거하여 점ㆍ사용료 산정

- 점⋅사용료는 직접 점⋅사용료와 간접 점⋅사용료로 구분되며 직접 점⋅사

용료는 풍력발전기 블레이드의 회전반경으로 판단하였으며, 간접 점⋅사용

료는 명확한 판단 기준이 없어 비용추정에서 제외함.

□ 풍력기술 연구센터

◦ 기본계획에는 풍력기술연구센터의 건축공사비에 연약지반처리 비용을 고려하

여 산정하였다고 제시하였으나 유사시설과 비교 하였을 때 과소 산정된 것으

로 판단되어 본 사업과 지형조건이 비슷한 유사시설의 건축공사비 단가를 적

용하여 건축공사비 증액됨.

요 약 33

◦ 기본계획에는 시설부대경비가 제시되어 있지 않으나 예비타당성조사 지침(5판)에 의거하여 시설부대경비 및 예비비가 추가 됨.

◦ 연구센터의 부지조성비는 부지매입비와 동일한 개념이며 연구센터가 위치하

게 되는 신재생에너지 용지는 사업주무관청에서 클러스터 조성사업을 진행하

는 용지내에 위치하나, 이와 별개로서 부지조성비를 산출함.

◦ 연구비는 시설이 완공된 후부터 투입되는 것으로 가정함.

□ 클러스터 조성사업

◦ 사업 주무관청에서는 클러스터 산업단지 조성사업의 사업비로 약 1,450억원을

요구하였으며, 이는 새만금 산업단지 전체 면적 중 신재생에너지용지가 차지

하는 면적의 비율을 산정하고 이 비율을 총사업비에 적용하여 산정한 금액이

며 이는 조성원가를 이용하여 산정한 개념임.

◦ 새만금 산업단지는 한국농촌공사가 사업시행자로 지정되어 현재 1단계 일부

구간에 대하여 매립공사를 진행하고 있기 때문에 조성사업의 사업비가 아닌

부지매입비 개념으로 접근하며, 한국농촌공사가 사업 제안시 제안한 신재생에

너지용지의 공급단가인 1㎡당 약 16만원을 적용하여 부지매입비를 산정함.

◦ 해당 지역은 기존 해상인 지역을 매립을 통하여 육상으로 토지의 성격이 전환

되는 것이기 때문에 부지매입비가 아닌 부지조성비로 접근함.

◦ 또한, 신재생에너지용지 내에 위치하는 풍력기술연구센터의 부지조성비는 앞

서 언급한 대로 별도로 산출하였기 때문에 사업 주무관청에서 제시한 방법은

이에 대한 부지매입비가 중복을 산출 되는 것임.

◦ 이에 따라 클러스터 산업단지 조성면적에서 풍력기술연구센터의 사업 대지면

적을 제외한 면적에 공급단가를 적용하여 약 1,909.6억원의 사업비를 추정함.


□ 총사업비 비교표

구분 세부시설 기본계획 검토안 증/감

1.풍력발전

시범단지

A.설치공사비 131,000 143,876 +12,876A-1.풍력시스템 80,400 94,055 +13,655A-2.전기공사 24,500 25,286 +786A-3.토목공사 26,100 24,535 -1,565

B.시설부대경비 3,000 3,287 +287B-1.조사비 - 632 -B-2.설계비 - 2,365 -B-3.감리비 - 290 -

C.부지매입비(점용료) - 191 +191D.예비비 - 14,735 +14,735E.소계 134,000 162,089 +28,089

2.풍력발전

연구센터

A.공사비 10,000 10,926 +926건축공사 10,000 10,926 +926

B.시설부대경비 - 1,251 -B-1.조사비 - 109 -B-2.설계비 - 494 -B-3.감리비 - 648 -

C.장비비 2,400 2,400 -D.부지조성(매입)비 2,600 2,576 -24E.예비비 - 1,715 +1,715F.소계 15,000 18,869 3,869

3. R&D 기술지원 21,000 - -21,000

4.풍력산업

클러스터

산업단지

A.공사비 - - -B.시설부대경비 - - -

B-1.조사비 - - -B-2.설계비 - - -B-3.감리비 - - -

C.부지조성비 145,000 190,960 +45,960D.예비비 - - -E.소계 145,000 190,960 +45,960

5. 총사업비 종합 315,000 371,918 +56,918

<표 12> 사업별 총사업비 비교표

(단위: 백만원)

주: 1) 연구개발지원으로 요구된 210억원에 대해서는 투입시기의 현실화를 위해 풍력기술연구센터가 완

공된 후, 투입되는 것으로 분석하였기 때문에 2015년부터 지원되는 것으로 반영하였음.2015년부터는 자체 운영(시범단지의 생산전력판매 수익)으로 계획하고 있기 때문에 별도 총사업

비를 반영하지 않음. 2) 부가세 포함임.

요 약 35

나. 총비용□ 풍력발전시범단지

◦ 새만금 방조제에서 약 500m 이격되어 설치되는 풍력발전기의 설치를 위하여

현장으로의 접근로 확보가 필요하나, 당초 기본계획에는 이에 관련된 계획을

제시하지 않았으며, 추가 자료로 제출 함.

◦ 사업주무관청에서는 바지선을 활용하는 방안을 수립하여 관련 견적을 본 연구

진에게 제시하였으며, 관련 계획을 검토한 결과 기술적으로 실현 가능한 계획

을 판단하여 사업 주무관청의 계획을 준용함.

- 바지선을 사용하는데 장애 요인이 될 것으로 판단되는 수심 및 새만금 방조

제 통선문 통과 등의 문제는 준설을 통한 수심확보 및 통선문 통과가 가능한

소형바지선 2척을 반입한 뒤 이를 용접하여 사용하는 것으로 가능함.

- 준설시 소요되는 비용은 작업장 조성시 소요되는 준설성토 비용에 반영 됨.

◦ 바지선 사용시 소요 비용은 바지선 구입비, 용접가공비, 예인선 임대료 등으로 구분 됨.

◦ 예인선 임대료 등을 산정하기 위한 설치기간의 산정은 1기당 약 1개월로 가정

하여 14개월을 가정함.

□ 클러스터 조성사업

◦ 경제성 분석을 위하여 상부시설공사비를 추정하고자 하며, 기본계획에는 산업

시설용지, 공공시설용지, 지원시설용지 등의 대지면적만 제시되어 있으므로

비용 추정을 위한 건축연면적은 국토의 계획 및 이용에 관한 법률에 의거 용

적률(150%, 200%)을 적용하여 산정함.

◦ 상부시설 중 산업시설용지는 공장 등이 입주하는 것으로 가정하여 한국감정원

의 일반공장 중 철골구조물을 기준으로 건축공사비를 산정하였으며, 공공시설

용지 중의 공공시설용지는 소규모 청사(동사무소, 지원센터 등)가 입주하는 것

으로 가정하여 조달청 소규모 청사를 기준으로 건축공사비를 산정함.

◦ 공공시설용지 중 도로, 녹지, 주차장, 공원 등은 유사 사례의 단가를 분석하여 적용함.

◦ 그 외 시설부대경비, 예비비 등은 한국개발연구원 예비타당성조사 지침(5판)의

기준을 준용하여 산정함.

◦ 경제성 분석을 위한 년차별 투입계획은 시나리오 A, B로 구분하였으며 입주

시나리오를 준용 함.


□ 사업별 총비용 비교


1.풍력발전

시범단지



C.부지매입비(점용료) - 191 -D.예비비 - 14,735 +14,735E.총사업비 소계 134,000 162,089 +28,089F.접근로 확보비용 - 2,956 +2,956G.총비용 소계 134,000 165,045 +31,045

2.풍력발전

연구센터

A.공사비 10,000 10,926 +926건축공사 10,000 10,926 +926


C.장비비 2,400 2,400 -D.부지조성(매입)비 2,600 2,576 -24E.예비비 - 1,715 +1,715F.총사업비 15,000 18,869 +3,869

3. R&D 기술지원 21,000 - -21,000

4.풍력산업

클러스터

산업단지


B-1.조사비 - - -B-2.설계비 - - -B-3.감리비 - - -

C.부지조성비 145,000 190,960 +45,960D.예비비 - - -E.총사업비 소계 145,000 190,960 +45,960F.상부시설공사비 - 2,696,808 +2,696,808

F-1.공사비 - 2,260,953 +2,260,953F-2시설부대경비 - 190,690 +190,690F-3.예비비 - 245,164 +245,164

G.총비용 145,000 2,887,768 +2,742,7685. 총 비용 종합 315,000 3,071,681 +2,756,681

<표 13> 사업별 총비용 비교표

(단위: 백만원)




요 약 37

다. 운영비본 사업의 운영비는 풍력발전시범단지와 풍력기술연구센터의 운영비는 함께 발

생하는 것으로 접근하였으며 클러스터 조성사업의 운영비는 별도 산정함.

□ 풍력발전 시범단지 및 풍력기술연구센터

◦ 운영인원은 기본계획에서 제시한 기준(15명)을 준용함.

◦ 운영인원에 대한 연간 급여는 유사 국책 연구기관의 인건비를 비교하여 반영함.

◦ 유사기관의 인건비 산정을 위해 연구기관의 재무제표의 부속명세서인 인건비

성경비명세서를 참고하여 추출하였으며, 인건비는 내부인력 인건비만을 대상

으로 하며, 연구 인력과 지원 인력으로 구분함.

◦ 연구비에 해당하는 비용은 직접비, 위탁연구개발비로서 연구 활동의 수행에 필

요한 순직접 연구비만을 의미하며 연구 과제를 수행하는 데에 소요되는 직접비

는 손익계산서의 연구사업원가로 측정하며, 연구부문 인건비와 간접비는 제외함.

◦ 경상운영비는 유사기관의 예산서 상의 경상운영비로 측정하였으며, 이 외에

풍력발전시범단지의 년간 공유수면 점⋅사용료도 반영함.

◦ 유지보수비는 풍력발전기의 유지보수비와 향후 유지보수공간으로 존치 시키

고자 하는 작업장의 유지보수를 산정하였으며 유사시설의 사례를 준용함.

◦ 재투자비는 풍력발전기로 구성되며 풍력발전기는 내구년수 20년을 가정하여

산정하였으며 풍력발전기의 경우 경제성 분석기간이 종료되는 시점에서 잔존

가치를 고려함.

구분 검토안(연간) 비 고

인건비 1,211 유사시설 인건비 준용

연구비 1,383 유사시설 연구비 준용

경상운영비 253 유사시설 경상운영비 준용

유지보수비 1,119 유사시설 유지보수비 산출기준

<표 14> 운영비 종합

(단위: 백만원)

◦ 당초 기본계획에서의 운영인원은 18명이었으나 6월 19일 사업주무관청에서

운영인원 15명을 제시하였으며 이를 준용하여 운영비를 산정함.


□ 풍력산업클러스터 조성사업

◦ 기본계획에는 부지면적과 매입비만 제시되어 있는 관계로 클러스터조성사업

의 운영비 추정에서는 유사시설의 사례를 준용함.

- 마산 자유무역지역 확대사업 , 율촌 자유무역지역 확대사업 , 김제 자유

무역지역지정사업 등의 예비타당성조사 보고서를 참고함.


인건비 1,352기본경비 1,081 *경비 용역비 포함

주요사업비 479합계 2,912

<표 15> 운영비 종합

(단위: 백만원)

◦ 인건비는 유사시설의 사례를 준용하여 단위면적당 발생하는 인건비를 추정함.

◦ 기본경비는 경비용역비를 포함하여 단위 면적당 발생하는 비용을 추정함.

◦ 주요사업비는 유지관리비와 동일한 개념으로 유사사례를 참고하여 공공시설

의 경우 단위 면적당 비용을 추정하였으며 상부건축공사비의 경우 공사비의

2%를 적용함.

요 약 39

Ⅳ. 수요 추정□ 수요추정 방법론 및 적용방법

◦ 단지개발형(자유무역지역, 국가 및 지방산업단지 등) 사업의 수요는 입주율의

형태로 추정

- 단지개발형 사업의 입주율 추정방법은 거시모형 이용방법, 예측모형 이용방

법, 설문조사 이용방법 등이 있음.

◦ 본 조사에서는 설문조사 이용방법을 적용함.

□ 수요조사 결과

◦ 조사대상 및 표본

분류코드 업 종222 플라스틱제품 제조업241 1차 철강 제조업242 1차 비철금속 제조업243 금속 주조업259 기타 금속가공제품 제조업261 반도체 제조업272 측정, 시험, 항해, 제어 및 기타 정밀기기 제조업; 광학기기 제외281 전동기, 발전기 및 전기 변환 · 공급 · 제어 장치 제조업283 절연선 및 케이블 제조업289 기타 전기장비 제조업291 일반 목적용 기계 제조업292 특수 목적용 기계 제조업351 전기업

<표 16> 유치대상 업종

구 분 기업 수 비중

규모대기업 10 5.9%중소기업 160 94.1%

외국인

투자유무

외국인투자기업* 21 12.4%국내기업 149 87.6%

<표 17> 기업의 표본구성

주: 외국인 투자 비중: ‘10% 미만’(9개사, 5.3%), ‘10~30% 미만’(5개사, 2.9%), ‘30~50% 미만’(4개사, 2.4%), ‘50% 이상’(3개사, 1.8%)


◦ 표본설계 및 추출

지역 요약 비중 표본수

강원 47 0.53 1 경기 3098 34.94 59 경남 1086 12.25 21 경북 509 5.74 10 광주 176 1.98 3 대구 373 4.21 7 대전 110 1.24 2 부산 619 6.98 12 서울 796 8.98 15 울산 196 2.21 4 인천 866 9.77 17 전남 107 1.21 2 전북 132 1.49 3 충남 436 4.92 8 충북 316 3.56 6

총 합계 8,867 100.0 170

<표 18> 조사 표본 설계 및 실제 표본

□ 조사방법

◦ 대인면접(Face to Face Interview) 방식으로 진행됨.

- 교육된 조사원이 조사대상 기업을 직접 방문하여 피면접원의 이해를 돕기위

한 ‘설명 및 보기카드’를 이용하여, 지시된 순서에 따라 직접 조사를 수행함.

□ 주요 설문조사 결과

◦ 새만금 풍력클러스터 조성사업 추진의 필요성

- 응답기업의 80% 이상이 사업추진의 필요성에 대해 긍정적인 견해를 제시

◦ 입주의향

- 전체 응답기업 가운데 16.5%가 입주의향에 긍정적인 답변을 제시

- 응답기업 중 83.5%가 입주의향이 없음으로 조사에 응답함.

요 약 41

◦ 긍정적 입주의향 응답기업의 입주형태

- 신규투자 67.9%, 이전투자 32.1%로 제시됨.

- 국내자본 87%, 외국자본 13%

◦ 예상부지면적

- 50㎡ ~ 50,000㎡으로 다양함.

- 1개 기업이 평균 희망 입주면적 8,341㎡

- 총입주수요면적은 234,000㎡으로 연구진이 추정한 연면적 1,258,000㎡의 약

18.6% 인 것으로 나타남.

(단위: 개사, %)설문항목 응답구분 응답수 비율

입주희망여부

입주의사가 강하다 3 1.8고려해볼 수도 있다 25 14.7입주의사가 없다 142 83.5

투자형태신규투자 19 67.9이전투자 9 32.1

국내외기업구분국내자본 21 87.5외국자본 3 12.5

입주시기(부지완성 후)

2년이내 8 28.65년이내 14 50.015년이내 5 17.815년이후 1 3.6

주: 1) 입주희망여부의 경우만 제외하고, 다른 설문의 표본은 입주희망여부를 밝힌 28개 업체임.2) 응답수의 합이 28개 이하인 경우에는 무응답한 경우임.

<표 19> 새만금 풍력 클러스터 조성산업의 입주수요조사 결과


Ⅴ. 편익 추정

1. 풍력산업 시범단지 편익추정

가. 개요□ 편익의 추정을 위한 두 가지 고려사항

◦ 풍력발전을 통해 얻어지게 되는 발전량과 전력가격을 통한 전력판매수입

- 풍력발전량 추정

- 미래의 전력가격 추정

◦ 풍력발전을 통해 화석연료사용을 저감함으로써 얻어지는 이산화탄소 배출

저감량과 이에 따라 획득하게 될 것으로 보이는 배출권수입

- 이산화탄소 배출저감량 산정

- 미래의 예상배출권수입 산정

나. 새만금사업의 풍력발전량 산정□ 풍력발전량 산정의 특징

◦ 본 분석에서 고려된 요인들

- 풍력발전량 산정에서 1개년의 단기간자료인 풍력자원조사 측정자료 대신 3개년의 장기간자료를 포함하는 국가바람지도를 사용함으로써 상대적으로 장

기간의 기상변동성을 고려

- 새만금 풍력발전단지와 더불어 군장 풍력발전단지 전력생산량과 설비이용률

을 예측 비교하여 그 결과가 거의 동일하게 나타남을 확인함으로써 국가바

람지도의 정확도를 검증

- 새만금단지의 풍력발전기 배열에 따른 후류영향은 WASP 프로그램을 이용

하여 고려하였으며, 후류손실은 4% 수준인 것으로 분석되었고 발전량산정에

반영

요 약 43

◦ 향후 고려되어야 할 내용

- 새만금방조제의 영향평가와 새만금 개발계획에 따른 새만금 풍력발전단지

후방 고층건물군 조성계획 등은 장기적으로 도시화에 따른 풍속약화가 예상

되는 부분이지만 구체적으로 고려하지 않음. 하지만 이러한 요인들은 상기

에서 제시하는 발전량 산정결과를 저감시키는 요인으로 작용할 것이라는 점

을 지적

- 해수면 기준으로 11.5m(EL)이지만 해당지역의 조위차를 고려할 때 최대

14.5m(SL)가 될 것으로 예상되는 새만금방조제의 영향평가는 향후 풍력자원

평가 시 정밀분석 필요

□ 풍력발전량 산정결과

WTGS

Hub HeightWind Speed

Time AtZero Output

Time AtRated Output

Mean NetPower Output

Mean NetEnergy Output

Net CapacityFactor

(m/s) (%) (%) (kW) (kWh/yr) (%)

UnisonU88

5.97 13.77 5.43 416.3 3,646,808 20.8

UnisonU93

5.97 12.70 8.59 448.7 3,930,228 22.4

HyundaiAV928

5.97 21.51 6.90 588.6 5,155,779 23.5

Doosan WinDS-100

5.97 21.49 4.60 626.3 5,486,405 20.9

<표 20> 국가바람지도에 의한 새만금 풍력발전단지 발전량 예측결과

주: 발전량 예측 시 국가바람지도 2005-2007년의 3개년 자료를 이용하였음.

□ 산정결과의 편익산정 반영방법

◦ 40MW 규모의 설비는 2.5MW 4기, 3MW 10기로 구성되는 것으로 가정

- 위의 조건에 해당되는 산정결과로 Hyundai AV928, Doosan WinDS-100의 결과

를 적용


다. 2045년까지의 전력가격 예측□ 전력가격 예측방법

◦ CBP 시장과 기준년도 공급곡선의 구성을 통한 공급곡선의 추정방법

- CBP 시장은 Cost Based Pool로서 발전사업자들이 사전에 정해진 변동비용에

따라서 발전 가능한 용량을 시간대 별로 입찰

- 입찰된 공급과 주어진 시간대별 수요에 의거 계통한계비용(SMP)가 결정

- 기준년도(2008)의 열량단가 등을 감안한 공급곡선을 확인한 후, 미래의 발전

설비규모의 산정, LNG 국제유가전망 등의 전제를 통해 발전설비의 변동비

를 예측. 단, 모든 설비가 발전에 참여하지 않는 실적을 감안 입찰설비에 대

한 추가 조정작업이 필요

- 전력수급계획(-2022)과 국가에너지기본계획(-2030)을 감안, 전력수요량, 최대

수요 등을 감안한 8,760시간의 시간대별 수요를 추정하고, SMP 가중평균된

대표시간대의 수요를 산정

- 산정된 공급과 수요를 이용, 미래 SMP 가격추정

□ 전력가격 예측결과

년도 추정 SMP 년도 추정 SMP2008 122.58 2020 119.01 2009 97.26 2021 120.70 2010 101.11 2022 122.39 2011 102.45 2023 124.09 2012 103.79 2024 125.78 2013 105.13 2025 127.47 2014 106.47 2026 129.49 2015 107.81 2027 131.51 2016 110.05 2028 133.52 2017 112.29 2029 135.54 2018 114.53 2030 137.56 2019 116.77

<표 21> 연도 별 추정 SMP

요 약 45

라. 이산화탄소 배출량 산정 및 배출권 가격시나리오 산정□ 새만금사업에서 얻어지는 배출권가격

◦ CDM 사업등록의 불확실성과 배출권가격

- Verification과 Certification과정을 모두 거친 CDM(Clean Development Mechanism) 사업을 통한 CER(Certified Emission Reduction)가격과의 차별성

을 고려하지 않을 수 없음.

- 하지만 kCER(Korea Certified Emission Reduction) 등의 공식가격이 존재하지

않고, 합당한 배출권 가격 적용방법은 확인되지 않음

- 따라서 본 연구에서는 가격이 가장 저렴한 CCX의 VER, 전력거래소의 모의

거래 결과 얻어진 배출권거래가격 평균, 그리고 CDM사업으로 인정되는 경

우 확보할 수 있는 CER가격 등 세 가지 시나리오를 설정함.

시나리오 기 준

판매가격

($/tCO2),(원/tCO2)

구 분

시나리오1(하한)* CCX ‘04~’08변동 가격 중간 값(1~7$/tCO2) $2

시나리오2(중간)** KPX 모의실험 시나리오2 평균가격(9,820원/tCO2) 9,820원 기 본

시나리오3(상한)*** Point Carbon Secondary CER OTC assessment $22

<표 22> 배출권 가격 시나리오

□ 새만금사업을 통한 온실가스 저감량 산정

◦ 전력의 배출계수기준 설정

- 영덕 풍력발전사업이 CDM으로 인정받을 당시 2002-2004년 기준으로 산정된

baseline emission factor 0.621344를 그대로 적용

- 이는 원자력을 포함하여 국내(에너지경제연구원)에서 사용하는 0.424 TCO2 /MWh에 비해 훨씬 큰 값으로 풍력사업의 경우, 원자력을 제외하고 산정된

이러한 배출계수를 사용하도록 허용됨.


마. 편익산정 결과□ 2030년까지의 편익산정

◦ 풍력발전량 추정, 미래 전력가격 추정, 이산화탄소 배출 저감량산정, 미래 예

상 배출권 수입산정 결과를 모두 감안, 배출권 가격에 대한 세 가지 시나리오

를 기준으로 산정

□ 2030년 이후의 편익산정

◦ 발전량의 경우 효율이 그대로 유지될 것임을 전제하고 2030년과 직전 년도의

증가율을 감안 SMP를 산정함.

- 이 때 배출권가격 등은 이미 실질가격을 사용하였음으로 별도의 고려는 하

지 않음.

구 분

최종 편익산성 결과

구 분


최종총편익 (백만원)적용할인율 (0.0%)


s1 s2 s3 s1 s2 s32008 2027 9,444.6 9,756.7 10,650.7 2009 2028 9,587.7 9,899.7 10,793.8 2010 2029 9,730.8 10,042.8 10,936.8 2011 2030 9,873.9 10,185.9 11,079.9 2012 2031 10,019.1 10,331.1 11,225.1 2013 2032 10,166.5 10,478.5 11,372.5 2014 2033 10,316.0 10,628.0 11,522.1 2015 7,764.5 8,076.6 8,970.6 2034 10,467.8 10,779.8 11,673.9 2016 7,923.4 8,235.4 9,129.4 2035 10,621.9 10,933.9 11,827.9 2017 8,082.2 8,394.2 9,288.2 2036 10,778.2 11,090.2 11,984.3 2018 8,241.0 8,553.0 9,447.0 2037 10,936.9 11,248.9 12,142.9 2019 8,399.8 8,711.8 9,605.9 2038 11,097.9 11,409.9 12,304.0 2020 8,558.7 8,870.7 9,764.7 2039 11,261.4 11,573.4 12,467.4 2021 8,678.6 8,990.6 9,884.7 2040 11,427.2 11,739.3 12,633.3 2022 8,798.6 9,110.6 10,004.6 2041 11,595.6 11,907.6 12,801.6 2023 8,918.5 9,230.6 10,124.6 2042 11,766.4 12,078.4 12,972.5 2024 9,038.5 9,350.5 10,244.6 2043 11,939.8 12,251.8 13,145.8 2025 9,158.5 9,470.5 10,364.5 2044 12,115.8 12,427.8 13,321.8 2026 9,301.6 9,613.6 10,507.6

<표 23> 최종 편익산성 결과

요 약 47

2. R&D 센터 및 지원 편익 추정□ 편익항목

◦ R&D 투자에 대한 편익은 연구개발활동이 창출하는 부가가치로 산정함.

◦ R&D 센터를 통한 시범단지 모니터링과 운영을 위한 기능은 시범단지의 정상

적인 운영에 필수적인 역할이므로 시범단지의 편익에 포함된 것으로 간주

□ 편익산출을 위한 가정

◦ 연구개발 활동은 연구센터가 완공된 후 발생하는 것을 전제

◦ 연구개발투자액은 본 센터에서 수행하는 순수 연구인력 1인당 연구비로 산정

- 제3장 기술적 검토 및 비용 추정 중 3. 운영비 추정에 상세 기술

◦ 연구개발 투자가 매출로 이어지기까지 3년간의 회임기간을 가지며, 성과는 5년간 발생하는 것으로 가정하였음.

◦ 편익종료 마지막년도에는 기투입된 연구개발비에 대해 할인(예비타당성조사

일반지침의 사회적 할인율 5.5% 적용)하여 편익으로 반영함.

연구개발 활동이 창출하는 부가가치

= 연구개발투자액 × 사업화 성공률(37.09%) × R&D 투자 대비 매출액

비율(11.95) × 산업의 부가가치(37.15%)


년도 연구비 연구개발편익

2015 1,383 -

2016 1,383 -

2017 1,383 456

2018 1,383 911

2019 1,383 1,367

2020 1,383 1,822

2021 1,383 2,278

2022 1,383 2,278

2023 1,383 2,278

2024 1,383 2,278

2025 1,383 2,278

2026 1,383 2,278

2027 1,383 2,278

2028 1,383 2,278

2029 1,383 2,278

2030 1,383 2,278

2031 1,383 2,278

2032 1,383 2,278

2033 1,383 2,278

2034 1,383 2,278

2035 1,383 2,278

2036 1,383 2,278

2037 1,383 2,278

2038 1,383 2,278

2039 1,383 2,278

2040 1,383 2,278

2041 1,383 2,278

2042 1,383 2,278

2043 1,383 2,278

2044 1,383 8,321

<표 24> 연구개발 활동이 창출하는 편익

(단위: 백만원)

요 약 49

3. 풍력산업 클러스터 조성 편익 추정□ 편익항목

◦ 클러스터 조성으로 인하여 추가적으로 창출되는 부가가치액의 총합

- 선행연구에서도 대체적으로 산업단지 개발을 통해 발생하는 부가가치액을

편익으로 정의

□ 부가가치의 단위면적당 원단위 추정

◦ 입주예상 산업의 선정

산업 입주희망 업체 수 입주타당성 근거

플라스틱제품 제조업 2 보통사업계획서

수요조사결과

제 1차 철강산업 1 보통사업계획서

수요조사결과

제 1차 비철금속산업 1 보통사업계획서

수요조사결과

금속 주조업 2 보통사업계획서

수요조사결과

기타금속가공제품 제조업 7 보통사업계획서

수요조사결과

반도체 제조업 2 낮음사업계획서

수요조사결과

전동기, 발전기 및 전기변환장치 5 높음사업계획서

수요조사결과

절연선 및 케이블 제조업 0 보통 사업계획서

기타 전기장비 제조업 1 높음사업계획서

수요조사결과

일반목적용 기계 제조업 3 높음사업계획서

수요조사결과

기타 특수목적용 기계 제조업 2 높음사업계획서

수요조사결과

전기업(전력생산) 2 높음사업계획서

수요조사결과

<표 25> 입주대상 사업군의 선정

주: 전기업의 경우 전력생산 및 판매업을 의미함.


□ 입주산업의 단위면적당 평균부가가치액 추정

◦ 최근 3년간 해당산업이 창출한 부가가치액과 산업별 점유부지 면적을 통해 산출

- 통계청의 광업제조업통계조사보고서 참조

◦ 단위면적당 평균부가가치액은 세부구성요소별 분해

- 한국은행 기업경영분석 참조

□ 편익가치 원단위 추정

◦ 신규투자비율의 고려: 67.9%(수요조사 결과)

◦ 외국계 기업의 고려

- 국내기업의 부가가치 = 경상이익 + 인건비 + 순금융비용 + 임차료

- 외국기업의 부가가치 = 인건비 + 임차료

◦ 단순가공업의 부가가치

- 본 조사대상에서는 단순가공업에 종사하는 기업은 입주하지 않는다고 간주

하여 부가가치의 차감을 적용하지 않음.

(단위: 원/㎡)

구 분국내기업

부가가치원단위

외국기업


플라스틱제품 제조업 215,565 197,071제 1차 철강산업 90,485 79,235

제 1차 비철금속산업 175,918 147,788금속 주조업 339,199 300,722

기타금속가공제품 제조업 337,429 301,485반도체 제조업 804,791 754,635

전동기, 발전기 및 전기변환장치 724,730 664,762절연선 및 케이블 제조업 203,978 167,025기타 전기장비 제조업 118,690 106,625일반목적용 기계 제조업 398,793 362,113

기타 특수목적용 기계 제조업 451,340 411,690전기업 25,182 19,891

<표 26> 부가가치 원단위 최종 추정결과

요 약 51

□ 편익 추정

◦ 산업별 입주면적

- 입주면적의 배분은 수요조사에서 나타난 업종별 기업수와 해당산업별 표준

업체의 면적을 고려하여 입주면적 및 배분비율을 산출

- 업종별 배분면적은 공급되는 생산가능면적(1,205,571㎡)에 업종별 필요면적

의 비율로 곱하여 계산

◦ 입주가능 기업수

- 입주가능기업수는 업종별 배분면적을 업종별 표준업체의 면적으로 나누어 산출

- 산출된 입주가능 기업 수는 입주수요조사의 결과인 국내기업 87.5 : 외국기

업 12.5 을 적용함.

◦ 산업별 생산활동면적

- 추정한 입주가능 기업수를 토대로 생산활동면적을 추정

산 업국내기업

입주면적

외국기업

입주면적 생산활동면적 비중

플라스틱제품 제조업 34,004 6,183 40,187 3%

제 1차 철강산업 315,914 35,102 351,016 29%

제 1차 비철금속산업 110,061 12,229 122,290 10%

금속 주조업 40,720 7,404 48,124 4%

기타금속가공제품

제조업48,030 6,625 54,655 5%

반도체 제조업 92,028 18,406 110,433 9%

전동기, 발전기 및

전기변환장치51,906 8,196 60,102 5%

절연선 및 케이블

제조업21,652 0 21,652 2%

기타 전기장비 제조업 31,567 4,856 36,423 3%

일반목적용 기계

제조업34,627 5,327 39,954 3%

기타 특수목적용 기계

제조업17,341 1,927 19,267 2%

전기업(전력생산) 300,000 0 300,000 25%

합 1,097,849 106,253 1,204,103 100% 주: 총입주가능공급면적과 생산활동면적의 차이인 잔존면적(0.12%)은 표준업체의 입주가 불가능한

것으로 간주하였음.

<표 27> 생산활동면적의 추정


◦ 유효가동율에 관한 시나리오

- 시나리오A: 본 사업의 사업적 특성과 지역적 특성을 복합적으로 고려하기

위해 호남지역에 설치/운영되었던 익산자유무역지역과 율촌산

업단지의 유효가동율을 적용한 대안 (익산 + 율촌)

- 시나리오B: 산업단지와 지역적 특성을 반영하기 위해 군장산업단지와 전주

과학산업단지의 유효가동율을 적용하는 대안 (군장+전주)

시나리오 개요 특징최대

유효가동률

시나리오 A 익산+율촌자유무역지역(익산)+산업단지(율촌)의

입주패턴을 반영47.2%

시나리오 B 군장+전주군장산업단지와 전주과학산업단지의

과거 입주패턴을 반영77.0%

<표 28> 시나리오별 특징 요약

□ 총편익 추정결과

(단위: 원)

대 안 국내기업창출편익 외국기업창출편익 총편익

시나리오A 1,606,221,008,062 230,960,970,091 1,837,181,978,153

시나리오B 2,618,132,142,692 376,465,216,473 2,994,597,359,165

<표 29> 편익추정 결과

요 약 53

Ⅵ. 경제성 분석□ 경제성 분석의 기본 전제

◦ 예비타당성조사 지침을 따름.

- 기준년도 2008년

- 사회적 할인율 5.5%를 적용하여 현재가치로 환산

◦ 2010 ~ 2014년까지 공사기간 후, 30년간 편익이 발생함을 가정

◦ 시범단지의 편익산출의 경우 배출권 가격 시나리오 2를 기본으로 반영함.

◦ R&D 센터 및 지원의 경우 센터가 건립된 후, 연구비가 지원되는 것으로 가정


유효가동률





<표 30> 적용된 시나리오 요약표

□ 경제성 분석 결과

◦ 시나리오 적용에 따라 0.81 ~ 0.89로 분석되었으며, 경제적 타당성을 확보하지

못한 것으로 제시됨.

구 분 B/C NPV(백만원) IRR

새만금 풍력산업 클러스터

조성사업

시나리오 A 0.81 -143,752.68 3.4%

시나리오 B 0.89 -114,802.68 4.2%

<표 31> 경제성 분석 결과


□ 민감도 분석 결과

◦ 분석조건에 대한 민감도 분석

구분 B/C NPV(백만원)

할인율

3.5% 1.07 88,933

4.5% 0.97 -31,459

5.5% 0.89 -114,803

6.5% 0.81 -171,612

7.5% 0.74 -209,393

비용

-20% 1.11 86,863

-10% 0.98 -13,970

0% 0.89 -114,803

10% 0.81 -215,635

20% 0.74 -316,468

편익

-20% 0.71 -293,508

-10% 0.80 -204,155

0% 0.89 -114,803

10% 0.97 -25,450

20% 1.06 63,902

<표 32> 시나리오 B에 대한 민감도 분석

◦ 사업범위에 대한 민감도 분석


시범단지, 풍력기술연구센터 건립 및

R&D 지원0.65 -66,259.94 1.1%

<표 33> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 시범단지 및 연구개발지원

요 약 55

구 분 B/C NPV IRR

풍력산업 클러스터

조성

시나리오 A 0.86 -48,542.74 4.8%

시나리오 B 0.94 -77,492.74 4.0%

<표 34> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 풍력산업 클러스터 조성

□ 재무성 분석 및 민자 유치 가능성 검토

◦ 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 은 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클러스터 조성’ 사업으로 구성되어 있음.

◦ ‘풍력산업 클러스터 조성’은 이미 민자사업(사업 시행사: 한국농촌공사)으로

조성이 추진되고 있으므로 재무성 분석 및 민자 유치 가능성 검토 대상에서

제외하고 분석을 수행함.

◦ B/C가 0.9를 상회하는 사업에 대하여 1단계 Check List 평가와 2단계 정성적

평가 및 재무성 분석을 통하여 ‘민간투자 가능성’ 검토를 수행하나, ‘풍력발전

시범단지’, ‘연구개발지원’은 경제성 분석 결과 0.65로 제시됨에 따라 해당 절

차를 수행하지 않음.

- 다만, 정부는 최근 신재생에너지시설 등 녹색기반시설을 민자사업 대상으로

확대하기 위하여 민간투자법 시행령 개정을 밝힘.

․ 향후 신․재생에너지 개발․보급․이용 촉진법 제 2조에 따른 신재생

에너지설비 등이 민간투자 대상시설로 추가될 예정으로 알려짐.

- 법안 개정시, 본 사업은 민간투자 대상시설로 포함될 수 있을 것으로 판단됨.


Ⅶ. 정책적 분석

1. 정책적 분석의 개요

중분류 세부 평가항목

지역균형발전∙지역 낙후도

∙지역경제 파급효과

정책의 일관성 및 추진의지

∙관련계획 및 정책방향과의 일치성

∙사업추진 의지 및 선호도

∙사업의 준비 정도

사업추진상의 위험 요인∙재원조달 가능성

∙환경성

특수평가항목 ∙시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과

<표 35> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 정책적 분석 항목의 범주화

2. 지역균형발전□ 지역 낙후도

◦ 대상사업이 위치한 전라북도는 전체 16개 시․도별 중 종합순위 15위이며, 의사 수를 제외한 모든 지표에서 낮은 순위 나타냄.

- 특히 재정자립도는 15위로서 향후 새만금 개발 사업 등의 대규모 개발 사업

이 계획된 전라북도의 경우 사업을 추진할 때 재정 운영 및 재원조달에 있어

각별한 주의가 필요할 것으로 사료됨.

◦ 전라북도 군산시는 전국 168개 시․군별 중 종합순위 59위이며, 대부분의 지

표가 중․상위권을 나타냄.

- 특히 도로율과 도시적 토지 이용률이 상위권을 나타내고 있어 개발계획이

진행 중임을 짐작할 수 있음.

요 약 57

구 분

인 구 경 제 기 반 시 설 종 합

인 구

증가율

(0.089)

노령화

지 수

(0.044)

재 정

자립도

(0.291)

제조업

종사자

비 율

(0.131)

승 용 차

등록대수

(0.124)

도로율

(0.117)의사 수

(0.063)

도시적

토 지

이용률

(0.142)

지역

낙후도

전 북지수 -1.138 62.409 21.136 4.341 20.954 0.810 0.143 3.048 -0.787

순위 15 13 15 13 14 12 6 11 15/16

전

북군산시

지수 -1.018 48.721 28.185 5.562 22.871 2.045 0.086 9.405 0.174

순위 88 58 70 71 48 26 69 25 59/168

<표 36> 사업 지역의 지역 낙후도 지표 및 순위

주: ( ) 안의 숫자는 AHP분석을 통해 얻어진 8개 지표의 상대적 가중치임.자료: 한국개발연구원, 예비타당성조사 수행을 위한 일반지침 수정․보완 연구(제5판) , 2009

□ 지역경제 파급효과

◦ 대부분의 지역경제 파급효과가 전라북도 지역에서 발생하는 것으로 분석됨.

- 전국적으로 생산유발효과는 7,943.25억원, 임금유발효과는 1,317.11억원, 고용

유발효과는 4,736명, 취업유발효과는 6,924명으로 나타남.

◦ 지역경제 활성화 효과지수는 0.5475%로 나타났으며, 이는 2007년도 40개 예비

타당성조사의 평균값인 0.17796% 보다 높게 분석되었음.

3. 정책의 일관성 및 추진의지□ 관련계획 및 정책방향과의 일치성

◦ 풍력발전 시범단지는 상위법과 관련계획이 존재하며 정책 방향과 일치함.

- 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 및 시행령 에 따라 사업

추진 시 최대 70%8)까지 국고 지원 가능

- 제2차 신재생에너지 기술개발 및 이용 보급 기본계획 , 제1차 국가에너지

기본계획 , 그린에너지 산업 발전 전략 , 기후변화대응 종합 기본계획 ,

8) “단, 사업성격 등을 감안하여 지식경제부장관이 지원 비율이나 금액을 별도로 정할 수 있음”으로 언급

되어 있음.


이명박 정부 100대 국정과제 , 새만금지역 신에너지단지 계획 , 제3차

신재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획 , 2009년도 신재생에너지

11대 중점 프로젝트 에 반영되어 있으며, 전반적으로 풍력발전 시범단지에

대하여 관련계획 및 정책방향과 일치성을 보이고 있음.

․ 다만, 상위계획은 본 사업을 풍력시범단지로 계획하고 있으며, 최근 발

표된 제5차 녹성성장위원회 발표(09.8.24)에 따르면 ‘육상풍력 Track Record 확보’를 위한 당면 과제를 바탕으로 본 사업을 추진하고 있음.

◦ 연구개발비 지원은 상위계획 및 지식경제부 R&D 투자 정책방향과 일치성이

낮은 것으로 판단됨.

- 한정된 국가 R&D 재원을 효율적으로 활용하기 위해 지식경제부에서는 국가

R&D 로드맵을 바탕으로 신재생에너지기술개발사업을 추진하고 있으나, 본

사업은 상기 절차를 진행하지 않음.

- 동일한 부처에서 추진되고 있는 만큼 국가 R&D 재원 투자 정책에 대한 중앙

부처 정책 방향의 입장정리가 필요할 것으로 사료됨.

◦ 풍력기술연구센터 건립에 대해서는 구체적인 상위계획이 부재하며, 타 연구시

설과의 형평성 문제가 발생할 수 있음.

- 중앙정부 차원에서 수행이 가능한 연구센터의 기능을 구체적인 로드맵 없이

지자체가 국비 지원을 받아 건립하여 운영주체가 되는 것은 타 연구시설과

의 형평성 문제를 야기할 수 있으며, 이와 관련해서 중앙정부의 정책방향의

입장정리가 필요함.

- 사업을 추진하기 위하여 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법

및 시행령 를 국고지원근거로 제시하였으나, 해당 법률에는 연구개발시설에

대한 항목은 언급되어 있지 않음.

◦ 풍력산업 클러스터 조성은 새만금 경제자유구역법에 따라 사업 시행의 경우에

대한 국고 지원근거는 존재함. 상위계획과 관련하여 새만금 산업지구 토지이

용계획상 ‘생산 용지’와 ‘신재생에너지 용지’가 계획되어 있으나, 현재 조사되

고 있는 사업계획서의 제시된 위치와 일치하지 않음.

- 현재 새만금 산업지구 토지이용계획상 ‘신재생에너지 용지’는 산업적 활용이

아닌 ‘연구개발공간’으로 계획되어 있으며, 현재 사업계획서에 제시된 위치

와도 일치하지 않음.

․ 사업계획서에서 제시된 1-2공구는 토지이용계획상 ‘폐수종말처리시설’,

요 약 59

‘폐기물처리시설’, ‘생산공간’으로 계획되어 있으며, 생산공간에 대해서

는 구체적인 활용계획이 제시되지 않음.

․ 사업 시행을 위한 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립승인

은 2009년 12월을 목표로 현재 계획 수립 추진이 진행되고 있음.

□ 사업추진 의지 및 선호도

◦ 사업수행주체인 전라북도는 사업 전반에 관하여 사업추진의지가 강한 것으로

판단되나, 주관부처인 지식경제부에서는 계획된 사업별로 차등적인 입장을 가

진 것으로 확인됨.

- 전라북도에서는 신재생에너지와 새만금 개발계획을 바탕으로 3차례 추가 사

업계획서 변경을 통하여 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클

러스터 조성’을 하나의 유기적인 관계 사업을 추진하고자 함.

- 다만, 지식경제부의 경우 전반적인 사업 추진에 의지를 가지고 있으나, 연구

개발비 지원에 있어 제출된 사업계획서와 이견이 있는 것으로 확인됨.

․ ‘풍력발전 시범단지’, ‘풍력산업 클러스터 조성’에 관련해서도 추진의지

는 존재하나, 사업 추진방식에 조정이 필요하다는 의견 제시

․ ‘연구개발지원’ 중 연구비 지원에 대해서는 사업 추진에 대하여 재검토

입장을 전달함.

□ 사업의 준비정도

◦ 본 사업은 추가 3차례의 사업계획 변경을 제출하였음.

- 사업을 추진하기 위해 사전용역을 수행하였으나 사업범위에 대한 차이가 존

재하며, 잦은 사업계획 변경은 당초 사업계획의 준비가 낮았음을 의미

◦ 사업의 목적에 따라 추진 방식 및 시기 조정이 필요한 것으로 사료됨.

- 현재 사업계획서로는 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클러스

터 조성’을 하나의 유기적인 관계로 규정하기는 무리가 있음.

․ 현재 사업계획서상으로는 풍력발전 시스템이 선정된 후, 클러스터에 분

양이 시작되기 때문에 각 사업이 독립적으로 진행됨.

․ 사업계획서상에서 주장하는 유기적인 관계가 되기 위해서는 풍력발전

시범단지와 클러스터 분양 시점 및 참여 방식 등이 수정․보완되어야 할

것으로 사료됨.


사업

내용

년 도

풍력발전 시범단지풍력산업 클러스터

조성

연구개발지원

R&D 센터연구비

지원

2010 기본조사 - -

연구비

지원

2011 풍력발전 시스템 선정매립 공사

-매립공사2012

단지 조성

분양 시작2013 단지

조성공사건축공사2014

2015 이후 시범단지 운영기업체

입주

R&D 센터

운영

<표 37> 주무부처에서 제시한 사업계획의 추진 계획

- ‘시범’단지의 경우 새로운 시설의 설치를 시험하고 태동단계에 있는 풍력산

업의 기업을 지원하기 위한 목적으로 추진되고 있으나, 계획된 14기를 한 번

에 설치하는 방식은 추진 목적에 부합되기 어려우므로 사업 추진 계획에 대

한 재검토가 필요할 것으로 사료됨.

- 시범단지의 경우 사업계획서상에서는 수의계약 방식을 통한 사업추진을 제

안하였으나 적정한 추진방식으로 볼 수 없음.

․ 이는 사업추진시 WTO 국제법에 위배 될 가능성이 존재하며, 이와 관련

해서는 추진지자체에서 추진방식 재검토의 의사를 밝혔음.

․ 재정을 투입하여 일부 국내 풍력 관련 기업에게 편익을 발생 할 수 있는

여건을 만들어주는 사업의 성격상 수의계약방식은 여러 가지 논쟁과 문

제를 발생시킬 가능성이 존재하므로 적정한 사업방식으로 보기 어려움.

- 시범단지는 방조제 안쪽에 조성되는 것으로 계획되어 있는데, 이는 해상풍력

발전시스템으로 보기는 어려움.

․ 이는 해상 풍력 Track Record가 아닌 육상 혹은 Near Shore 실적으로서

인정될 가능성이 높음.

․ 현재 조사된 결과에 따르면, 비용측면에서는 해상 설치에 준하는 비용이

발생하나, 편익은 육상에 설치하는 방식과 유사하게 산출됨. 이때, 태동

단계인 국내 풍력산업의 Near Shore에 대한 설비 경험 축척에 대한 효과

를 주장할 수 있으나, 본 사업이 해상풍력 ‘실증’단지가 아닌 ‘시범’단지

조성이 목적임을 상기할 때 최적의 사업추진 방식으로 보기 어려움9).

9) 참고로 해상풍력발전과 관련해서는 현재 지식경제부에서 R&D 사업으로 해안(Near Shore) 복합단지

최적설계 및 신뢰도 향상기술개발(남동발전) , 국산 해상풍력발전기 실증 및 해상풍력단지 조성(두산

중공업) 이 추진되고 있음.

요 약 61

◦ 본 사업은 신재생에너지 지방보급과 경제자유구역 조성, R&D 투자가 혼합되

어 있어 향후 지식경제부 내에서도 여러 담당 부서의 정책적 판단 및 참여가

필요할 것으로 사료됨.

4. 사업추진상의 위험 요인□ 재원조달 가능성

◦ 예산 항목 관련

- 전체 예산의 45.4%가 전력산업기반기금으로 요구되었는데, 이는 풍력발전

시범단지, 연구개발 지원사업만 해당 되는 것으로 확인됨.

- 풍력 클러스터 조성사업은 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수

립 및 승인절차가 아직 이뤄지지 않았기 때문에 예산 항목이 확정되지 않음.

구 분 2010 2011 2012 2013 2014 소계 총계

풍력

발전

시범

단지

공사비 3,130 35,133 35,133 35,133 35,348 143,876

162,089 - 국 고 70% - 지방비 30%

부대비 72 803 803 803 808 3,287 부지조성비 48 48 48 48 191 예비비 320 3,598 3,598 3,598 3,620 14,735 소 계 3,522 39,582 39,582 39,582 39,824 162,089 국 고 2,465 27,707 27,707 27,707 27,877 113,462 지방비 1,057 11,875 11,875 11,875 11,947 48,627

풍력

기술

연구

센터

공사비 - - 1,093 4,371 5,463 10,926

18,869 - 국 고 70% - 지방비 30%

부대비 - - 125 500 625 1,251부지조성비 -　 - 2,576 - - 2,576장비비 -　 - - - 2,400 2,400예비비 - - 379 727 609 1,715소 계 - - 4,173 5,598 9,097 18,868 국 고 -　 - 2,921 3,919 6,368 13,208 지방비 -　 - 1,252 1,679 2,729 5,660

클러

스터

산업

단지

부지조성비 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 193,536- 국 고 17%- 지방비 10%- 민 자 73%

소 계 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 국 고 - 8,888 8,888 8,888 5,799 32,463 지방비 - 5,228 5,228 5,228 3,411 19,096 민 자 - 38,167 38,167 38,167 24,900 139,401

<표 38> 총사업비 연차별 투입계획

(단위: 백만원)

주: 1) 부가가치세 포함

2) 풍력발전 시범단지, 기술연구센터는 정률지원이며, 풍력클러스터 산업단지는 시설별 지원임.3) 풍력 클러스터 산업단지의 경우 시설별 지원이기 때문에 별도 산출이 필요하나, 시설계획이 확정

되지 않았기 때문에 항목별로 분리 산출하는 것이 불가능하여 사업계획서에 제시된 비율을 따름.


◦ 시범단지 및 연구개발 지원을 위한 전력산업기반기금의 ‘신재생에너지설비보

급기반구축’ 계정은 연간 30억원 규모이므로 본 사업을 추진하기 위한 재원이

충분하다고 보기는 어려울 것임.

- 예타 추정결과에 의하면 국고 부담이 연간 24.65억원 ~ 48.92억원의 재원이

필요함.

구 분 2006 2007 2008신재생에너지개발,보급사업 174,272 180,600 355,480

신재생에너지기술개발 90,288 92,900 355,480신재생에너지인력양성 6,000 8,500 8,830신재생에너지설비보급기반구축 2,700 3,200 3,700태양광발전보급지원 49,000 49,000 49,000신재생에너지발전차액지원 26,284 27,000 126,550

<표 39> 전력기반조성 기금의 세부 사업 현황

(단위: 백만원)

자료: 전력기반조성사업센터 홈페이지(http://www.etep.re.kr/)

◦ 반면, 시범단지 및 연구개발 지원을 위한 지방자치단체 분담분은 2009년 지방

세 수입 기준으로 연간 약 0.2~3% 내외 수준이므로 재원조달에는 큰 무리가

없을 것으로 판단

연도별 2005 2006 2007 2008 2009세입․세출

예산규모25,307 23,686 25,989 29,801 30,689

지방세 수입 3,536 3,849 4,396 4,320 5,000

<표 40> 전라북도 세입․세출 예산 추이(일반회계 기준)

(단위: 억원)

자료: 전라북도 예산실

◦ 풍력발전 시스템의 경우 지방보급사업으로 국고가 최대 70%까지 지원가능하

나, 시설의 수혜자인 민간 부담이 전혀 없는 것은 타 보급사업과의 형평성 문

제가 발생할 수 있으므로 적정 재원분담비율에 대한 검토가 수행되어야 할 것

으로 판단됨.

요 약 63

◦ 풍력기술연구센터의 경우 사업계획서에 제시된 지원근거법상 해당시설에 대

한 지원내역이 존재하지 않으므로, 지원법 및 국고 분담비율에 대한 검토가

선행되어야 함.

- 풍력기술연구센터는 풍력발전 시범단지의 모니터링, 교육, 연구개발지원 등

복합적인 기능 수행을 목적으로 하고 있음.

- 지원근거법상 기반구축사업은 최대 100%, 설비보급사업은 최대 70% 지원이

가능하나, R&D 활동을 위한 지원 근거는 해당되지 않으므로 풍력기술연구

센터의 재원 분담비율에 대한 협의가 필요할 것으로 사료됨.

◦ ‘풍력산업 클러스터 조성사업’의 경우 일괄발주 턴키방식으로 2009년 2월에

사업시행자가 한국농촌공사로 선정되어 현재 산업단지조성이 공공투자 방식

으로 진행함에 따라 재원조달에는 어려움이 없을 것으로 예상됨.

- 다만, 국고 지원과 관련하여 중앙정부는 경제자유구역의 지정 및 운영에 관

한 특별법 제18조 및 동법 시행령 제17조 6의 ②10)에 따라 지원이 가능하

나, 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립 및 승인이 확정된 후

시설별로 개별 예산 항목으로 투입11)이 예정되어 있어 현 시점에서는 재원

조달 가능성에 대하여 판단할 근거가 부족함.

․ 해당 법률에 국가는 기반시설에 대하여 건설비용의 100분의 50의 범위

에서 이를 지원할 수 있는 것으로 제시되어 있으나, 본 사업의 사업계획

서에는 국고 100%로 제시되어 있으므로, 관련 부처의 확인이 필요함.

◦ 지방자치단체 부담분에 대해서는 연간 최대 52.28억원의 지원이 필요하나, 이는 앞서 살펴본 바와 같이 지방자치단체의 예산 규모 안에서 지원이 가능할

것으로 판단됨.

◦ 향후 운영시 재원조달에 관련하여 살펴보면 다음과 같음.

- 풍력발전 시범단지와 풍력기술연구센터는 시범단지의 생산전력판매 및 배출

권 판매 수익으로 운영되는 것으로 계획되어 있음. 추정에 따르면 연간 28억

정도의 운영비가 요구되나, 연간 80억 이상의 수익금이 발생할 것으로 분석

되어 시설의 운영비 충족은 이루어 질 것으로 판단됨.

10) 국가는 기반시설에 제1항 각 호의 기반시설에 대하여 건설비용의 100분의 50의 범위내에서 이를 재

정 지원할 수 있다. 다만, 경제자유구역의 활성화를 위하여 필요하다고 인정하는 경우에는 위원회의

심의․의결을 거쳐 건설비용의 100분의 50을 초과하여 전액까지 지원할 수 있다.11) 공급처리시설(용수공급시설, 하․폐수종말처리시설 등)은 환경부 지원사업, 산업단지 외곽 진입도로,

내부 주요 간선도로 등은 지식경제부 경제자유구역단 사업비 지원 등으로 시설별 관련 부처의 예산

으로 추진되는 것으로 확인되었다.


- 풍력산업 클러스터의 경우 분양을 통하여 민간의 투자를 확보하여 운영이

되어야 하는데, 이는 국내외 경제 상황, 기업 투자 유인 등 여러 가지 변수가

복합적으로 영향을 미칠 것이므로 불확실한 부분이 존재함.

․ 추진부처 및 지자체에서는 활발한 기업의 투자를 위하여, 분양 후 실제

운영 및 가동이 이뤄질 수 있도록 적극적인 투자유치가 필요할 것으로

판단됨.

□ 환경성

◦ 풍력기술연구센터, 풍력산업 클러스터와 관련하여 매립 후 사업을 추진하는

것이므로 체계적이고 정밀한 환경성 검토를 진행하여 관련 법령 기준과 부합

되도록 사업계획서 수립이 필요함.

◦ 풍력발전 시범단지의 경우 발전용량이 100㎿ 이상에 대하여 환경영향평가의

대상이 되고 있으나, 본 사업은 제시된 기준 이하이므로 환경정책기본법에 의

한 검토가 필요함.

- 향후 사업추진시 소음, 경관, 조류 위해성 등에 관련되어 관계 법령에 맞는

계획 검토가 필요할 것으로 사료됨.

5. 사업특수 평가항목: 시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과□ 특수평가항목으로 ‘시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과’를

설정함.

◦ 본 사업은 제품의 실적을 확보하지 못하여 수출산업화에 어려움을 격고 있는

국산 풍력산업의 지원 성격을 일부 지니고 있음.

- 사업계획서에 따르면, 국내 2개 업체의 2~3㎿ 규모 14기 풍력발전기를 설치

하여 해당 풍력발전기의 Track Record 확보할 수 있도록 조성 계획이 수립됨.

- 이 경우 참여하게 되는 기업에게는 일정기간동안의 Track Record가 안정적으

로 확보 해당 기업의 매출 증대 효과로 이어질 것을 기대할 수 있음.

◦ 다만, 매출증대 효과는 국내 풍력산업 전반에 걸쳐 발생되는 것이 아니라, 새만금 풍력발전 시범단지 조성으로 인하여 참여하게 될 2개 국내 풍력발전 업

체에게서 발생이 예상되는 것으로 기대할 수 있음.

새만금 풍력산업 클러스터 조성사업예비타당성조사

제Ⅰ장 예비타당성조사의 개요 제Ⅱ장 기초자료 분석 및 조사의 쟁점 제Ⅲ장 기술적 검토 및 비용 추정 제Ⅳ장 수요 추정 제Ⅴ장 편익 추정 제Ⅵ장 경제성 분석 제Ⅶ장 정책적 분석

<간 지>

제Ⅰ장예비타당성조사의 개요

제1절 사업의 배경 및 목적화석연료 고갈 및 지구 온난화 방지를 위한 최선의 대안으로 세계적으로 신재생

에너지 산업1)의 급속한 성장세가 지속되고 있다.신재생에너지 중에서도 가장 먼저 Grid Parity2)를 달성한 풍력발전시스템은 매년

25% 이상씩 급성장을 하고 있으며, 풍력발전산업은 에너지 문제와 환경문제를 해결

하면서 경제성이 확보 가능한 녹색성장 산업 으로 대두되고 있다. 또한 조선, 철강, 전기, 토목, 정밀 기계 등 다양한 산업기술로 분포된 융․복합기술로 다양한 supply chain을 갖는 미래 융합산업, 신성장 동력 및 수출산업화에 대한 가능성이 제기되고

있다.그러나 국내 풍력산업은 태동단계로 해외진출에 필요한 납품 Track Record를 확

보하지 못하여 초기 시장창출의 어려움이 발생하였으며, 이를 위해 정부에서는 중대

형 풍력발전기 독자개발을 위한 기술개발 지원 및 새만금 지역 등에 대형풍력 상용

화 발전단지 조성 등을 계획하였다3).본 사업은 상기의 배경을 시작으로 추진되었으며, 추진부처에서 제시한 사업의

목적은 ‘국산 풍력산업 클러스터 구축을 위한 핵심기업 유치’, ‘국산 풍력발전기 초

기시장 기반조성을 위한 시범단지조성’, ‘풍력부품소재 연구개발 지원을 위한 R&D 센터 기반구축’, ‘풍력산업 육성을 위한 전문 인력 양성’으로 제시되었다.

1) 태양광, 풍력, 수소연료전지, IGCC(석탄가스화 복합발전) 등2) 기존 에너지원에 의한 전력생산원가와 신재생에너지원에 의한 전력생산원가가 동일한 수준이 되는 시점

3) 지식경제부, 녹색성장 실현을 위한 그린에너지산업 발전전략 , 2008.9.11 국무총리실, 기후변화대응 종합 기본계획 , 2008.9.19


제2절 사업의 추진경위 및 추진주체

1. 사업의 추진경위□ 추진경위

◦ 2008. 5. 6. : 새만금․군산 경제자유구역(SG FEZ) 지정고시

새만금 산업지구 지구지정 및 토지이용계획 확정

◦ 2008. 8. 15. : 신 국가발전 패러다임 저탄소 녹색성장 제시(8․15 경축사)




- 새만금에 국산 풍력발전단지 조성(40㎿)을 위한 예비타

당성조사 추진

◦ 2009. 1. : 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 사전

용역 수행

◦ 2009. 1. : 예비타당성조사 신청

◦ 2009. 2. ~ 10(예정) : 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립 중

2. 사업의 추진 근거 및 상위계획□ 추진 근거

◦ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법

- 제27조(보급사업) ① 지식경제부장관은 신재생에너지의 이용․보급을 촉진

하기 위하여 필요하다고 인정하는 경우에는 대통령이 정하는 바에 따라 다

음 각 호의 보급사업을 할 수 있다.

3. 지방자치단체와 연계한 보급사업

제Ⅰ장 예비타당성조사의 개요 69

4. 실용화된 신재생에너지기술의 이용․보급촉진을 위하여 필요한 사업으로

서 지식경제부장관이 정하는 사업

◦ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 시행령

- 제28조(지방자치단체와 연계한 보급사업) ① 지식경제부장관은 법 제27조 제

1항 제3호의 규정에 따라 지방자치단체와 연계한 보급사업(이하 “지방보급

사업”이라 한다)을 특별시․광역시 및 도별로 시행한다.

② 지식경제부장관은 지방보급사업을 촉진하기 위하여 필요한 경우에는 지

방보급사업의 시행에 소요되는 비용을 예산의 범위 안에서 시․도에 보조할

수 있다.

◦ 신재생에너지설비의 지원․설치․관리에 관한 기준

- 별표1, 신재생에너지설비 설치비용의 국가 지원 비율

구분 지원비율 비고

4. 신․재생에너지

지방보급사업

기반구축사업

- 교육․연수․홍보

- 자원 및 타당성조사

- 정책개발 및 보급계획

- 통계 조사

- 모니터링사업

최대

100% 이내

- 국가가 보조하는 사업비를

제외한 사업비의 50% 이상을

지자체가 부담하는 조건. 단, 사업성격 등을 감안하여

지식경제부장관이 지원

비율이나 금액을 별도로 정할

수 있음. 설비보급사업최대

70%이내

◦ 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 특별법

- 제18조(기반시설에 대한 우선 지원) 국가 및 지방자치단체는 경제자유구역을

활성화하기 위하여 대통령령으로 정하는 바에 따라 도로, 용수 등 기반시설

을 설치하는 데 필요한 비용의 전부 또는 일부를 우선적으로 지원하여야 한

다.

◦ 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 특별법 시행령

- 제17조(기반시설에 대한 우선 지원) ① 법 제18조에 따라 국가나 지방자치단

체가 우선적으로 지원하는 기반시설은 다음 각 호와 같다.1. 경제자유구역을 외부와 연결하는 고속국도․일반국도․특별시도․광역시

도․지방도 및 국가지원지방도

2. 경제자유구역 안의 간선도로

3. 철도․도시철도 및 공항․항만시설


4. 공원․녹지

5. 공동구․상하수도 및 폐기물처리시설

6. 그 밖에 경제자유구역을 활성화하기 위하여 우선 지원이 필요하다고 위원

회가 심의․의결한 기반시설

② 국가는 제1항 각호의 기반시설에 대하여 건설비용의 100분의 50의 범위에

서 이를 재정지원 할 수 있다. 다만, 경제자유구역의 활성화를 위하여 필요

하다고 인정하는 경우에는 위원회의 심의․의결을 거쳐 건설비용의 100분의

50을 초과하여 전액까지 지원할 수 있다.

□ 상위계획

◦ 2003. 12. : (舊)산업자원부, 제2차 신재생에너지 기술개발 및 이용

보급 기본계획

- 2010년까지 새만금 지역에 45MW 풍력발전단지 조성

◦ 2008. 8. 27. : 지식경제부, 제1차 국가에너지 기본계획

- 풍력분야 37배 확대(199 → 7,301㎿) 등 신재생에너지

확대보급(2.4% → 11%)

- 대규모 실증단지(Test-bed) 구축 시험․인증 및 일정규모 구매지원

◦ 2008. 9. 11. : 지식경제부, 그린에너지 산업 발전 전략

- 풍력발전 시장창출(Wind2000프로젝트) 계획

; 새만금 지역 등에 육상풍력 20㎿규모 2개 상용화 시

범단지 및 300㎿규모의 해상풍력 단지건설

◦ 2008. 9. 19. : 국무총리실, 기후변화대응 종합 기본계획

- 2013년부터 에너지사업자의 신재생에너지 의무할당제

(RPS) 도입

- 새만금지역에 2~3㎿급 육/해상 풍력 실증단지 건설

◦ 2008. 10. 7. : 국무총리실, 이명박 정부 100대 국정과제

- 새만금 신재생에너지 시범단지 조성

(풍력단지 타당성조사, 풍력단지 조성)



- 1단계(~2020년)에 신재생에너지 연구․시범단지(830ha) 조성

; 내부 토지개발 방수제 공사(‘09~‘15), 전체 육지부의

65% 개발완료 목표(대통령 지시사항)

- 2단계(2020년 이후)에 바이오 작물 등 신재생에너지 생산

단지(1,200ha) 조성

◦ 2008. 12. : 지식경제부, 제3차 신재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획

- “Wind2000 프로젝트” 추진을 통해 2020년까지 국산

풍력발전기 2,000㎿ 공급

- 새만금 등 대규모 풍황지를 대상으로 타당성조사 후

Wind Farm 조성



- 새만금에 국산 풍력발전단지 조성(40㎿)을 위한 예비

타당성조사 추진

3. 사전용역 결과 요약4)

□ 조사기관 : 한국에너지기술연구원

□ 조사기간 : 2008. 6 ~ 2009. 1

□ 조사결과 : 경제성 분석(B/C) 결과 1.04, 종합적 판단(AHP) 0.873

4) 사전용역에서는 예비타당성조사의 분석 대상을 풍력발전 시범단지 조성과 R&D 지원사업으로 한정하

고 있으며, 제시된 경제성 분석 결과는 시범단지와 R&D로 인하여 발생되는 결과임.


제3절 사업계획의 내용

1. 사업의 추진주체□ 사업추진주체

◦ 주관부처: 지식경제부

◦ 사업수행주체: 전라북도

2. 사업계획의 세부내용□ 사업계획 변경

◦ 1차 변경(2009년도 4월 21일)

- 당초 제출된 사업계획서와 추진지자체에서 제출한 설명 자료의 규모와 총사업

비 불일치 및 사업내용의 불명확 부분이 존재하여, 사업계획서 변경공문을 제

출받음.

․ 기획재정부를 통해 사업 착수시 접수된 사업계획서에서는 총사업비가

1,750억원이 요구되었고, 사업명과는 달리 클러스터 조성 부분이 향후

계획으로 추진되며, 총사업비 요구 예산에도 포함되지 않았음.

- 1차 변경 사업계획서에서는 풍력발전 시범단지 규모조정(풍력시스템 20기

→ 14기)을 통해 1,700억원의 총사업비가 요구되었고, 풍력산업 클러스터 부

분은 총사업비 요구에도 포함되지 않았으며, 민간을 통한 조성을 계획함.

◦ 2차 변경(2009년도 7월 30일)

- 풍력 클러스터 산업단지를 사업범위에 추가하며, 해당 부지 조성비용을 총사

업비로 요구하였으나, 전액(1,342억원) 민자로 요구하였음.

◦ 3차 변경(2009년도 8월 11일)

- 풍력 클러스터 산업단지를 사업범위에 추가하며, 총사업비 3,150억원(국고

1,430억원, 지자체 605억원, 민자 1,115억원)을 추가하여 변경 사업계획서를

제출함.



('08. 1.)1차 변경

('09. 4. 21)2차 변경

('09. 7. 30)3차 변경

('09. 8. 11) 총사업비 1,750 1,700 3,042 3,150 ․ 풍력발전 시업단지 1,390 1,340 1,340 1,340

․ 연구개발지원 - R&D 지원 210 210 210 210 - 풍력기술연구센터 150 150 150 150


1,342 1,450 민 자: 1,342 국 고: 1,430

지자체: 605민 자: 1,115

<표 Ⅰ-1> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 사업계획서 변경 내역

(단위: 억원)

□ 사업계획의 구체적 내용


총 계3,150

(100%)1,430

(45.4%)605

(19.2%)1,115

(35.4%)


(2~3㎿ 14기, 40㎿)

새만금


일원, 2천㎡)

1,340(100%)

938(70%)

402(30%)

-

연구

개발

지원

R&D 지원

새만금․군산


일원(1-2공구, 1,202천㎡)

210(100%)

147(70%)

10(5%)

53(25%)


(산업단지내, 16천㎡)150

(100%)105

(70%)45

(30%)-



1,450(100%)

240(17%)

148(10%)

1,062(73%)

<표 Ⅰ-2> 새만금 풍력 클러스터 조성사업의 사업계획서 요약

(단위: 억원)

주: 1) 3차 변경된 사업계획서 기준임.2) 사업기간은 2010 ~ 2014(5년)까지임.3) 괄호 안은 예산의 비율임.4) 시범단지와 연구개발지원은 정률로 요구되었으나, 산업단지의 경우 공사 항목별 지원으로

요구되었음.자료: 지식경제부, 새만금 풍력산업 클러스터 조성 변경 사업계획서, 2009. 8


구 분 예산액 구 분 예산액

기반시설비 국 비 공사비 지방비+민자

배수지 5,429톤/일 24토공(토취포함) 6,579천㎡ 737상하수도공 3,426천㎡ 132

용수인입관로 1.8㎞ 38구조물공 528m 8

도로및포장공 1,142천㎡ 60

폐수종말처리장 4,777톤/일 57교량공 1,142천㎡ 43

호안축조공 1,548m 18

폐기물처리장 10천㎡ 26하천공 55천㎡ 31조경공 1,142천㎡ 42

산업단지진입로 1㎞ 95전기공 1,142천㎡ 14부대공 54

계 240기타관리비 71

계 1,085

<표 Ⅰ-3> 산업단지조성 세부 공사비 요구 내역서

(단위: 억원)

주: 공사비의 상하수도, 도로, 조경, 전기 등의 면적은 하천을 제외한 단지전체에 대한 개념자료: 전라북도, 산업단지 조성계획 보완자료, 2009.8.21

◦ 재원분담: 국고 45.4% 지원(전력산업기반기금5)), 지방비 19.2%, 민자 35.4%

- 총사업비 3,150억원 중 국고 1,430억, 지방비 605억원, 민자 1,115억원

․ 풍력발전 시범단지 조성과 연구개발지원은 정률지원

․ 풍력산업 클러스터 조성사업 사업별로 지원이 요구되었음6).

국 비 : 산단 외부 진입로, 용수 공급시설, 공급처리시설 지원

지방비 : 임대산단, R&D 시설, 공공시설

민 자 : 풍력산업단지 내부조성(개발시행: 한국농촌공사)

5) 변경된 사업계획서에서는 국고 전체가 전력산업기반기금으로 제시되어 있었으나, 추진부처에 질의한

결과 시범단지의 경우만 전력산업기반기금으로 확인됨. 각 사업에 대해서는 별도 추가 자료를 제출받

아 정책적 분석에서 논의할 예정임.6) 풍력산업 클러스터 조성사업의 요구 총사업비 산출내역은 다음과 같음.

새만금 산업단지 조성계획(한국농촌공사 사업시행자 사업시행 제안서 바탕)에 따르면, 산업단지 전체

면적 18,700㎡의 사업 총사업비는 22,651억원으로 제안되어 있음.본 사업을 추진하고자 하는 면적이 산업단지 전체 면적 중 6.4%(전체 18,700㎡ 중 1,202천㎡)를 차지

하고 있으므로 전체 총사업비 중 약 6.4% 비율을 적용하여 요구됨.다만, 전체 평균 조성원가는 ㎡당 120천원으로 계산되나, 한국농촌공사 사업제안서에 따르면, 신재생

에너지용지는 ㎡당 160천원으로 제안됨[부록 F 참조).


◦ 시설운영비 충당방식

- 자체 수익금(생산전력판매)으로 운영(전력판매사업 + CDM 사업)

사업별 구 분 계 2010 2011 2012 2013 2014총사업비 3,150 469 766 816 678 421

풍력발전시범

보급사업

(40㎿)

소계 1,340 30 327 327 327 329국 비 938 30 227 227 227 227지방비 402 - 100 100 100 102민 자 - - - - - -

풍력산업R&D 기반구축 및

원천기술개발

소계 360 42 42 92 92 92국 비 252 30 30 64 64 64지방비 55 2 2 17 17 17민 자 53 10 10 11 11 11

풍력클러스터

집적화단지조성

소계 1,450 397 397 397 259 -국 비 240 60 60 60 60 -지방비 148 37 37 37 37 -민 자 1,062 300 300 300 162 -

<표 Ⅰ-4> 사업계획서에 제시된 연차별 투자계획

(단위: 억원)

[그림 Ⅰ-1] 풍력산업 클러스터 기본계획

제Ⅱ장기초자료 분석 및 조사의 쟁점

제1절 기초자료 분석

1. 새만금 입지 현황7)

본 절에서는 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 의 예정부지인 새만금 지역에

대해 지리적․사회적 현황에 대해 살펴본다.

가. 지리적 위치 및 행정구역새만금 지역은 북위 35 4〫0́́´ 46″~35 5〫7́́´ 01″, 동경 126 2〫8́́´ 18″~126 51́́´ 07″사

이에 위치하고 있으며, 전라북도 도청소재지인 전주에서 서측방향으로 약 50㎞ 지점

에 위치하고 있다. 해당 지역은 행정구역상 전라북도 군산시, 김제시, 부안군의 2시

1군의 2개 동 읍 15개 면을 포함하여 총 401㎢에 이른다. 주변에는 전주시를 비롯하

여 익산시, 정읍시, 고창군 등과 인접하고 있다.

구 분 시 ․ 군 읍 ․ 면 ․ 동

전라북도

계 1도, 2시, 1군 9개 읍면동(401㎢)군산시 비응도, 내초, 옥구, 옥서, 회현, 대야, 옥도 (2개동, 1개읍, 4개면)김제시 만경, 광할, 죽산, 청하, 성덕, 부량, 진봉 (1개읍 6개면)부안군 계화, 동진, 하서, 변산, 백산(5개면)

<표 Ⅱ-1> 새만금 지역의 행정구역

7) 입지현황은 국토해양부(2008.11), 새만금 간척용지 토지이용구상 조정방안 연구 참고함.

제Ⅱ장 기초자료 분석 및 조사의 쟁점 77

나. 지형전라북도는 해안~평야~산맥으로 이어지는 동고서저의 계단식 지형으로 서부에는

군산반도, 진봉반도, 변산반도 등 연안지역이 분포하며, 199.8㎞의 긴 해안선을 보유

하고 있다. 전라북도 전체면적의 51%는 표고 100m 이하의 넓은 평야지대이고, 100~500m 가 33%, 500~1,000m 가 13%, 1,000m 이상의 고지대가 2.5%이다. 경사는

10% 미만의 평지 및 완경사지는 서부지역에 분포하고, 20% 이상의 구릉지는 서부

해안일부지역 및 동부지역 전역에서 고른 분포를 보이고 있다.군산시, 김제시, 부안군의 지세는 대부분 평지로 구성되어 있으며, 김제시 동남

측의 모악산 도립공원 일대와 부안군의 변산반도 국리공원 일대에 산지가 분포해 있

으며, 해당 지역의 경사도는 도서지역과 변산반도 국립공원, 모악산 도립공원을 제외

하고는 대부분 경사도 5% 이하로 구성되어 있다.새만금 지역의 지형을 살펴보면 다음과 같다. 2008년 실측자료에 의하면 방조제

내측 새만금 수심은 EL(+) 3m~EL(-) 40m까지인 것으로 나타났다. 담수호 관리수위

EL(-) 1.5m의 경우, 자연 상태로 노출되는 육지부 면적은 약 180㎢으로 전체면적의

약 45%를 차지하고 있다. 지형은 평탄하여 경사도 1 이〫하 지역이 전체 면적의 90% 이상을 차지하고 있다.

구 분 계 1.0m1.0 ~ 0.0m

0.0 ~ -0.5m

-0.5m ~ -1.0m

-1.0m ~ -1.5m

-1.5 ~ -2.0m

-2.0m 이하

면 적 401.00 60.45 47.90 23.91 23.76 23.22 23.10 198.66

면적비(%) 100.0 15.1 11.9 6.0 5.9 5.8 5.8 49.5

<표 Ⅱ-2> 새만금 지역의 수심별 면적

(단위: ㎢)

다. 인구구조2007년 현재, 전국북도의 총인구 1,878,428인으로 전국인구의 3.8%를 차지하는 것

으로 나타났다. 새만금 주변지역(군산, 김제, 부안)에는 424,263명(전국의 0.9%)이 거

주하고 있으며, 이는 전라북도 총 인구의 22.6%를 차지하는 것이다.


구 분 2002 2003 2004 2005 2006 2007최근 5년

증감률

전 국 48,517,871 48,823,837 49,052,988 49,267,751 49,624,269 50,034,357 0.62

전 북 1,961,572 1,962,867 1,915,674 1,895,500 1,881,840 1,878,428 -0.86

전주시 626,069 620,374 624,260 623,804 627,443 627,339 0.04

군산시 273,086 269,865 266,541 264,750 263,194 263,213 -0.73

익산시 332,545 327,536 324,533 320,780 317,889 316,911 -0.96

정읍시 139,876 156,043 133,018 129,868 127,387 125,524 -2.14

남원시 100,677 102,279 96,603 94,095 91,886 89,898 -2.24

김제시 111,462 111,339 105,900 103,446 101,252 98,740 -2.39

완주군 84,937 84,224 83,217 84,561 84,484 84,561 -0.09

진안군 30,543 30,673 30,877 29,199 27,425 30,513 -0.02

무주군 27,949 26,785 26,272 25,992 25,579 26,552 -1.02

장수군 26,463 29,579 26,933 24,912 24,420 26,912 0.34

임실군 35,165 34,443 33,166 32,681 32,219 32,297 -1.69

순창군 32,438 31,593 31,913 32,146 32,663 32,243 -0.12

고창군 69,816 69,878 65,449 63,999 62,427 61,415 -2.53

부안군 70,546 68,256 66,992 65,267 63,572 62,310 -2.45

<표 Ⅱ-3> 전라북도의 인구변화 추이

(단위: 인, %)

자료: 통계청, 국가통계포탈

전국의 최근 5년간 인구증가율은 연평균 0.62% 증가하는데 반해, 전라북도의 경

우 매년 0.86%씩 감소하는 것으로 나타났다. 특히 새만금지역이 인접해 있는 군산시

(-0.7%), 김제시(-2.4%), 부안군(-2.5%)의 인구증가율은 모두 감소추세를 보이고 있다.전라북도 인구구성 비율은 전국적인 추세와 비슷하나 고령인구 비율은 1985년

5.70%에서 2005년에는 14.30%로 전국평균을 상회하는 것으로 나타났다. 또한 0~14세의 1985년 32.0%에서 2005년에는 19.0%로 대폭 감소하고 있다. 15~64세의 경제활동

인구는 1985년 62.3%에서 2005년 66.7%로 소폭 증가하고 있다.


구 분 1985 1990 1995 2000 2005

0~14세709.775(32.0)

525,435(25.7)

428,288(22.3)

392,968(20.4)

338,542(19.0)

15~64세1,383,402

(62.3)1,369,772

(66.9)1,320,077

(68.7)1,320,977

(68.6)1,187,452

(66.7)

65세 이상127,457

(5.7)151,569

(7.4)173,665

(9.0)213,060(11.1)

252,885(14.3)

<표 Ⅱ-4> 전라북도의 인구변화 추이

(단위: 인, %)

자료: 통계청, 국가통계포탈

라. 산업 및 경제활동2007년 말 기준으로 전국의 총 사업체수는 3,189,181개이며, 이 중 전라북도에

117,829(3.7%)의 사업체가 입지해 있다. 도․소매업 비중이 28.52%, 숙박 및 음식업점

17.68%의 순서로 높은 비중을 차지하고 있으며, 제조업은 7.99%로 전국 평균인

10.38%보다 낮다. 이는 도․소매 및 숙박․음식점업 등의 소비형 서비스업 비중은

높은 반면, 제조업 및 제조업 지원을 위한 운수창고 및 통신, 부동산 임대 사업은 대

체적으로 비중이 낮은 것으로 해석된다.2007년 말 기준으로 전국 총 종사자수는 15,728,028명이며, 이 중 전라북도에는

496,913(3.2%)명이 종사하고 있다. 종사자의 17.24%가 제조업, 16.52%가 도․소매업

에 종사하고 있다.특정산업의 지역 특화 정도를 파악할 수 있는 입지계수를 구한 결과, 제조업과 사

업시설관리 및 사업지원 서비스업은 각각 0.80, 0.58로 나타나 상대적으로 전라북도

의 생산관련 산업기반이 상대적으로 취약한 것으로 해석되었으며, 농업, 임업 및 어

업의 입지계수는 2.26%로 상대적으로 특화된 것으로 분석되었다.


산업별전북 전국 입지계수

(LQ)사업체수 종사자수 사업체수 종사자수

농업, 임업 및 어업

(01~03)

180 2,422 2,264 34,0412.26

(0.15%) (0.49%) (0.07%) (0.22%)

광업(05~08)81 647 1,786 17,920

1.14 (0.07%) (0.13%) (0.06%) (0.11%)

제조업 (10~33)9,414 85,546 331,150 3,380,090

0.80 (7.99%) (17.24%) (10.38%) 21.49%)

전기, 가스, 증기 및 수도사업

(35~36)

113 2,564 1,562 68,8311.18

(0.10%) (0.52%) (0.05%) (0.44%)하수·폐기물 처리, 원료재생 및

환경복원업 (37~39)

218 2,573 4,928 61,7541.32

(0.19%) (0.52%) (0.15%) (0.39%)

건설업 (41~42)3,345 25,120 92,531 847,713

0.94 (2.84%) (5.06%) (2.90%) (5.39%)

도매 및 소매업 (45~47)33,609 82,002 850,195 2,479,686

1.05 (28.52%) (16.52%) (26.66%) (15.77%)

운수업 (49~52)11,693 25,818 337,947 879,062

0.93 (9.92%) (5.20%) (10.60%) (5.59%)

숙박 및 음식점업 (55~56)20,828 53,669 595,852 1,647,679

1.03 (17.68%) (10.82%) (18.68%) (10.48%)

출판, 영상, 방송통신 및

정보서비스업 (58~63)

602 7,557 24,057 415,3010.58

(0.51%) (1.52%) (0.75%) (2.64%)

금융 및 보험업 (64~66)1,473 21,791 36,727 636,593

1.08 (1.25%) (4.39%) (1.15%) (4.05%)

부동산업 및 임대업 (68~69)2,829 10,757 119,070 417,286

0.82 (2.40%) (2.17%) (3.73%) (2.65%)

전문, 과학 및 기술 서비스업

(70~73)

1,750 8,457 61,456 512,6640.52

(1.49%) (1.70%) (1.93%) (3.26%)사업시설관리 및 사업지원

서비스업 (74~75)

938 11,349 29,598 621,4330.58

(0.80%) (2.29%) (0.93%) (3.95%)공공행정, 국방 및 사회보장

행정(84)

895 27,910 12,269 555,9091.59

(0.76%) (5.62%) (0.38%) (3.53%)

교육 서비스업(85)6,994 54,045 157,094 1,325,985

1.29 (5.94%) (10.89%) (4.93%) (8.43%)

보건업 및 사회복지

서비스업(86~87)

3,382 33,366 81,013 754,0331.40

(2.87%) (6.72%) (2.54%) (4.79%)예술, 스포츠 및 여가관련

서비스업(90~91)

3,185 9,185 96,335 294,9080.99

(2.70%) (1.85%) (3.02%) (1.88%)협회 및 단체, 수리 및 기타 개인

서비스업(94~96)

16,300 31,458 353,347 777,1401.28

(13.83%) (6.34%) (11.08%) (4.94%)

합계117,829 496,236 3,189,181 15,728,028

　-(100.00%) (100.00%) (100.00%) (100.00%)

<표 Ⅱ-5> 전라북도의 산업별 사업체 및 종사자 현황

(단위: 개, 명)

주: 2007년 말 기준임.자료: 통계청, 전국사업체조사(2008)


마. 기반시설1) 도로

2008년도 기준으로 전라북도 도로연장은 7,883㎞로 전국도로연장 104,236㎞의

7.6%를 차지하고 있으며, 전체 포장률은 71.6%로 전국 평균 포장률 78.5%보다 낮은

편이다.

구 분전국 전북

연 장 비 율 연 장 전국대비점유율

합 계104,236(78.5)

100.0%7,883(71.6)

7.6%

고속국도3,447

(100.0)3.3%

348(100.0)

10.1%

일반국도13,905(97.4)

13.3%1,417(96.5)

10.2%

특별·광역시도18,517(99.4)

17.8% - -

지 방 도18,193(81.1)

17.5%1,903(79.7)

10.5%

시 도26,202(67.0)

25.1%1,992(66.5)

7.6%

군 도23,972(58.9)

23.0%2,223(48.9)

9.3%

<표 Ⅱ-6> 도로 일반 현황

(단위: km)

주: 1) 2008년 말 기준임. 2) 괄호 안의 수치는 포장률임.자료: 국토해양부, 도로현황조사(2008)

현재 전라북도를 경유하는 고속도로는 호남고속도로, 88올림픽고속도로, 서해안

고속도로, 익산-포항고속도로, 대전-통영고속도로 등 5개 노선이 있으며, 일반국도의

겨우 남북방향으로 9개 노선, 동서방향으로 6개 노선이 있다.


방 향 구 간 권역내 노선명

남북방향

계 9개 노선

대전 ~ 광주 고속국도 3호선

논산 ~ 장성 국도 1호선

금산 ~ 곡성 국도 17호선

영동 ~ 구례 국도 19호선

군산 ~ 보령 국도 21호선

논산 ~ 영광 국도 23호선

군산 ~ 순창 국도27호선

부여 ~ 장성 국도 29호선

금산 ~ 거창 국도 37호선

동서방향

계 6개 노선

광주 ~ 함양 고속국도 9호선

군산 ~ 서천 국도 4호선

정읍 ~ 함평 국도 22호선

담양 ~ 함양 국도 24호선

옥구 ~ 함양 국도 26호선

부안 ~ 금릉 국도 30호선

<표 Ⅱ-7> 전북지역 주요 도로망체계 현황

자료: 전라북도, 제3차 전라북도 종합발전계획(안) , 2000

2) 철도전라북도를 통과하는 철도 노선은 호남고속철도, 전라선, 군산선, 옥구선으로 철

로 연장은 각각 81.9km, 100.8km, 23.1km, 11.6km이다. 고속철도의 경우 익산역, 김제

역, 정읍역의 3개 역사에서 정차하고 있으며, 이외에도 전라선 20개, 군산선 5개, 옥구선 1개의 역사가 있다.

3) 공항전라북도의 경우 인근지역에 군산공항이 운영되고 있다. 해당 공항은 부지면적

142,803㎡이고, 여객수송량은 지속적인 감소세를 보이고 있으며, 노선은 군산-제주간

1일 2회 운항되고 있다.


4) 항만새만금 인접지역의 항만으로는 군산항이 있으며, 선식길이는 6,476m로 17,628톤

의 하역능력을 갖추고 있다.

부두수 길이(m)접안능력 연간

하역능력(톤)야적장(㎡)

톤수(톤) 척수

7개소 6,476 - 29 17,628 1,007

<표 Ⅱ-8> 군산항 현황

자료: 국토해양부, 항만업무편람 , 2008

2007년 기준으로 약 56만인이 군산항을 이용하였으며, 2006년도 49만인에 비해

증가하였다.

구 분합 계 연 안 외 항

여 객(인) 화 물(톤) 여 객(인) 화 물(톤) 여 객(인) 화 물(톤)

총 계 567,157 16,686 505,286 3,418 61,871 13,269

<표 Ⅱ-9> 군산항 수송현황

자료: 군산지방해양항만청

2. 경제자유구역 현황새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 의 풍력 클러스터는 신재생에너지 경제자

유구역 부지에 입주가 예정되어 있다. 본 장에서는 국내 경제자유구역의 현황 및 해

외 지역과의 비교를 통하여 경제자유구역에 대해 기초자료를 제시한다.

가. 경제자유구역 개요 및 현황세계는 “기업하기 좋은 환경”을 조성하기 위해 치열하게 경쟁하고 있다. 선진국

(미국, 아일랜드 등) 및 도시국가(싱가포르, 홍콩)는 국가 전체를 기업하기 좋은 공간


으로 조성 추진하고 있으며, 중국, UAE 등 후발개도국은 국가 주도의 경제특구를 조

성하여 규제완화와 투자유인을 제공하고 있다. 특히, 동북아 경제권 내 경쟁이 심화

되어, 우리나라의 투자매력도가 지속적으로 저하되는 것으로 평가8)되어 2003년도 경

제자유구역을 전략적으로 지정, 외국인 투자환경 개선을 적극적으로 추진하고 있다.2003년도 7월 1일 경제자유구역의 지정 및 운영에 관한 법률9) 시행을 시작으

로, 인천, 부산․진해, 광양만권, 황해, 대구․경북, 새만금․군산 지역에 지정되어 운

영되고 있다.

명칭 위치 개발완료 면적 중점 유치 업종

인천

(’03.8 지정)인천 ’20년 209㎢ 비즈니스, IT․BT, 국제금융, 관광레저

부산․진해

(’03.10 지정)부산․경남 ’20년 104㎢ 해운물류, 자동차, 기계, 조선

광양만권

(’03.10 지정)전남․경남 ’20년 90㎢ 해운물류, 소재산업

황해

(’08.4 지정)경기․충남 ’25년 55㎢ 자동차부품, IT․BT, 부가가치 물류

지식창조형

(’08.4 지정)대구․경북 ’20년 39㎢ 교육, 의료, 패션, IT, 부품․소재

새만금․군산

(’08.4 지정)전북 ’30년 66㎢ 자동차, 조선, 부품소재, 환경친화형 산업

<표 Ⅱ-10> 경제자유구역 개요


경제자유구역은 국가와 지역 사업의 2원적 체계로 운영되며, 경제자유구역위원회

에서 정책․제도 사항, 경제자유구역의 지정, 개발․실시계획 승인 등에 대한 심의

․의결을 진행하며, 시․도지사(경제자유구역청)에서는 지역별 개발계획 작성, 외자

유치, 개발 추진 및 각종 행정서비스를 제공한다.

8) A.T. Kearney에서 발표한 2007년도 FDI 신뢰지수에 한국은 24위, 중국은 1위(5년 연속), 홍콩 5위, 싱가

포르 7위로 제시되었다.9) 1차 개정: 05.1월, 2차: 07.12월, 3차: 08.2월, 4차: 09.1월


경제자유구역위원회(위원장: 지식경제부장관)

(사무위임 및 예산․인력 지원)경제자유구역기획단

(지식경제부)(개발계획 신청) 시․도 경제자유구역청

(협의)

[그림 Ⅱ-1] 경제자유구역 운영 체계


경제자유구역은 ① 지정, ② 개발, ③ 투자유치 단계로 진행된다. 지정이란, 시․도가 수립한 개발계획을 경제자유구역위원회에서 확정하는 것이며, 개발은 지구개발

및 정주여건을 조성하는 단계이다.

지정 단계 ➡ 개발 단계 ➡ 투자유치 단계

개발계획 수립 지구개발, 정주여건 조성(실시계획 승인 및 착공)

투자자 선정,인센티브 제공

[그림 Ⅱ-2] 경제자유구역 사업추진 체계


현재 추진되고 있는 경제자유구역의 지정 및 운영현황에 대한 세부 내용은 다음

과 같다.


명칭 인천 부산·진해 광양만권 황해 대구·경북 새만금·군산

위치인천(연수구,중구, 서구)

부산(강서구),경남(진해시)

전남(여수, 순천, 광양)경남(하동군)

충남(당진· 아산·서산)

경기(평택·화성)

대구, 경북

(경산·영천· 구미, 포항)

전북

(군산․부안)

지정일 `03.10 `03.12 `08.4

면적 209.4㎢ 104.8㎢ 90.48㎢ 55.051㎢ 39.546㎢ 66.986㎢

공항

항만

인천공항․

인천항

김해공항․

부산신항광양항

평택․

당진항

대구

국제공항

군산․

군장신항

개발

완료2020 2020 2020 2025 2020 2030

지구

3개 지구

· 송도 53㎢ · 영종 138㎢ · 청라 18㎢

18개 지구

· 명지 4.7㎢ · 화전 2.5㎢ · 미음 3.6㎢ · 기타

5개 지구

· 광양 6㎢ · 율촌 28㎢ · 신덕 25㎢ · 화양 10㎢ · 하동 12.5㎢

5개 지구

· 송악 13㎢ · 인주 12㎢ · 지곡 3.5㎢ · 포승 20.1㎢ · 향남 5.3㎢

11개 지구

· 대구 16㎢ · 경산 6.5㎢ · 포항 3.7㎢ · 구미 6.2㎢ · 영천 5.4㎢

4개 지구

· 군장 17.4㎢ · 새만금 26.6㎢ · 고군산 4.4㎢ · 배후 16.6㎢

재원 265,930억원 84,406억원 135,473억원 74,458억원 46,078억원 53,017억원

재

원

조

달

국 16,775(6.3%) 21,901(26%) 56,030(41%) 475(0.6%) 5,210(11%) 4,529(8.5%)

지

방70,600(26%) 27,695(33%) 38,365(28%) 4,779(6.4%) 11,656(26%) 4,790(9.0%)

민

·외

178,555(67%) 34,810(41%) 41,078(30%) 69.204(93.0%) 29,212(63%) 43,693(82.4%)

기본

구상

· 다국적 기업 아태본부

및 국제

업무 거점

· 고도지식

기반산업

집적

· 국제공항 · 물류 · 레저관광

· 부산신항

거점 물류

·국제업무

· 첨단부품

소재 및

R&D · 여가, 휴양,

레저

· 국제물류

생산기반

· 정밀화학, 신소재 등

서남권

생산거점

육성

· 위락 관광

기능 확충

· 제조

(자동차

부품, IT, BT)

· 부가가치

물류

· 전자정보

· 바이오

· 서비스

(국제교육, 건강·의료, 게임, 패션

디자인,R&D) · 제조(IT,

부품소재, u-IT)

· 제조 (자동차, 항공, 조선, 기계, 부품)

· 환경 친화형 산업

(신재생에너지, 바이오, 관광)

· 대중국 관광

<표 Ⅱ-11> 경제자유구역 지정 및 운영 현황




조

세

감

면

조건

․제조업(1천만불 이상)․관광업(1천만불 이상)․물류업(5백만불 이상)․의료업(5백만불 이상)․개발사업자(3천만불 이상 또는 외투비율 50%이상으로 총사업비가

5억불 이상)

경자법

제16조①조특법

제121조의2

대상

․법인․소득세(국세) 및 취득․등록․재산세(지방세) : 3년간 100%, 2년간 50% - 지방세는 지자체 조례에 따라 최장 15년간 가능

․관세 : 3년간 100%

7년형

감면

(‘09.1.1 조특법 개정으로 조세감면 혜택 확대)․제조업(3천만불 이상), 관광업(2천만불 이상), 물류업 (1천만불 이상),

R&D(2백만불 이상&석사급 연구원 10인 이상 상시고용)인 경우,․경제자유구역위원회의 심의․의결을 거쳐,․감면기간을 5년간 100%, 2년간 50%로 확대적용

기타․경제자유구역내 입주 외투기업에 종사하는 외국인 소득세

: 소득액 30%할인 또는 17%단일세율 적용중 선택

입

지

지

원

임대․국․공유지에 대해 50년간(이후 50년 범위내에서 갱신 가능) 임대 가능

․임대료는 부지가액의 1/1,000 수준 경자법

16조②,④임대료 감면

․지자체 조례 등에 따라 50~100% 감면 가능(협상)

매입 ․(국․공유재산)수의계약 및 조성원가로 매입 가능경자법

17조⑤

현

금

지

원

조건

․외투비율이 30%이상인 국내 외국인투자기업으로

․고도기술 수반 및 부품․소재 제조와 관련하여 공장 등을

신․증설하는 경우로 1천만불 이상 투자, R&D시설 신․증설하는

경우로 석사급 연구원 10인 이상 상시고용

외촉법

제14조의2

지원액 ․협상을 통해 결정하되, 최소 FDI의 5%이상 지원

기반시설

지원

․경제자유구역내 기반시설에 대한 국고 우선지원

(건설비용의 50%이내에서 재정지원)경자법

제18조

노동규제

완화

․장애인 등 의무고용 배제, 파견근로자 기간 및 대상 업무 규제 배제, 무급휴가 허용 등

경자법

제17조

<표 Ⅱ-12> 경제자유구역 주요 지원내용


<표 계속>


외환거래

자유․1만달러 범위 내에서 무신고 외환거래 허용

경자법

제21조

행정

지원

․One-Stop 행정지원(경제자유구역청, PM지정)․외투기업 요청시 외국어 공문서 서비스 제공

경자법

제27조의2경자법

제20조

우수한

교육환경

․외국교육기관(초중고 및 대학) 설립 및 운영 허용


․입주 외국교육․연구기관에 대해 건축비, 초기운영비 등 재정지원

․외국교육연구기관특별법 제정으로 각종 규제 완화

- 초중고 내국인학생 입학 허용(재학생의 30%이내) 등

경자법

제22조

안전한

의료환경

․외국의료기관 설립 및 운영 허용


․의료기관의 부대사업 특례 규정

․외국의료기관특별법 제정 예정(‘09.상반기 예상)

경자법

제23조

쾌적한

주거환경

․입주 외투기업 종사자에 대한 특별 분양 가능

: 경자구역내에서 민영주택을 건설하는 경우 그 건설량의 10%이내

- 외투기업 종사자: 기업, 병원, 약국, 학교 및 국제기구종사자

주택공급에

관한

규칙

제19조④

․외국인전용 임대주택 공급(의무사항) : 사업지구내 총 주택공급세대수의 1~10%이내

경자법

제24조의 2

기 타․유선방송의 외국방송 채널 수 확대 구성․운용

․외국인전용 카지노 설립

경자법

제24조경자법

제23조의3

경제자유

구역

위원회

․전 중앙부터 장관 및 민간전문가로 구성되어 신속한 의사결정이

가능한 협의체 운영

경자법

제25조

경제자유

구역청․투자 상담부터 사후관리까지 One-stop서비스 제공

경자법

제27조의2

공․항만

관리전문

기관

․인천공항공사(인천FEZ), 부산항만공사(부산FEZ), 한국컨테이너

부두공단(광양FEZ) 등 전문 기관이 최적의 물류시스템 제공-



나. 국내 유사제도와의 비교경제자유구역이란 외국인투자를 촉진하고 국가경쟁력을 강화할 목적으로 규제완

화, 인센티브 부여 등의 조치가 취해지는 특별 지역이다. 이를 위해, 규제완화(개발

절차 간소화, 비즈니스 환경 개선, 교육․의료․고용 분야 규제완화 등), 투자인센티

브 제공(조세감면, 현금지원(cash-grant), 임대료 감면 등), 복합 개발(Complex development, 산업단지, 주거단지, 상업단지, 관광단지 등), 정부 지원(기반시설 국고

지원, one-stop service 제공 등)의 혜택이 있다.이와 유사한 개념으로 산업단지, 외국인 투자지역, 자유무역지역이 추진되고 있으

다. 각 제도별 개념을 살펴보면, 산업단지(Industrial Complex)란 공업시설들을 집단적

으로 설치하기 위해 지정․개발하는 지역, 외국인투자지역(Foreign Investment Zone) 외국인투자기업에게 산업단지를 저렴한 가격으로 임대해 주는 제도이며, 자유무역지

역(Free Trade Zone) : 무역진흥을 목적으로 국내수출기업과 외국인투자기업에게 무

관세 혜택을 부여해 주는 지역이다. 각 제도의 비교는 다음과 같다.

구

분외국인투자지역(41개) 자유무역지역(10개) 경제자유구역(6개)

근거

법률․외국인투자촉진법(‘98) ․FTZ 지정․운영 법률(‘04) ․FEZ 지정․운영 법률(‘03)

지정

현황

․단지형(12) : 천안, 구미 등

․개별형(29) : 평택, 사천 등

․산단(6) : 마산, 익산, 군산 등

․항만․공항(4) 부산, 인천공항 등

․인천, 부산진해, 광양만권, 황해, 새만금·군산, 대구·경북

지정

주체

시·도지사

(외국인투자위 사전 심의)지식경제부 장관

(자유무역지역위 사전 심의)지식경제부장관

(경제자유구역위 사전 심의)

관리

주체

․산업단지 : 산단공

․개별형 : 시·도지사

․산단: 자유무역지역관리원

․기타 : 항만공사, 공항공사․경제자유구역청

<표 Ⅱ-13> 유사제도와의 비교


타 제도와 경제자유구역과의 차이점은 다음과 같다. 우선, 경제자유구역은 외국인

투자 활성화를 목적으로 한다는 점에서 국내 제조업 유치를 위한 산업단지와 구분되

며 경제자유구역은 경영환경 조성뿐 아니라 교육․의료 등 정주환경(living environment)까지 갖춘 지역이라는 점에서 외국인투자지역과 구분된다. 마지막으로

공항․항만에 인접해 있는 지리적 공통점은 있으나 자유무역지역은 수출활동에 중점

을 두고 물품․인력의 이동을 엄격히 감독한다는 점에서 구별되고 있다.




법적

근거외국인투자촉진법

자유무역지역의지정 및


경제자유구역의지정 및


지정

목적외국인투자유치


무역진흥


국제물류기지 육성


국가경쟁력 강화,

지역균형발전

지정

위치산업단지內 제한없음

항만, 공항의

주변 지역,

산업단지

항만, 공항,

유통단지,

화물터미널 등

국제공항·항만

주변지역(내륙 지역 가능)

지역

특성

임대단지운영

원칙

개별사업장 단위

지정무관세지역 규제완화 선도지역

지정

권자

· 시․도지사

· 외국인투자위원회 심의

· 지경부장관

- 자유무역지역위원회 심의

· 지경부장관

- 경제자유구역위원회 심의

입주

자격

· 외투기업

· 제조업,물류업 등(외투지분

30%이상

단, 대불․평동은

10%이상)

· 외투기업

- 제조업 :

3천만$이상

- 관광업 :

2천만$이상

- 물류업 :

1천만$이상

- 연구개발 :

2백만$이상

제조업

· 외투기업

· 내국기업 (50%이상

수출)

· 입주자격 제한 없음 도매업

물류업

· 도매업:총 거래물량 중

50%이상 수출

· 하역,운송,보관업 등

지원업 · 금융업, 보업업

조세

감면

요건



· 지정요건과

동일

· 마산, 익산 : 외투기업

· 기타지역(군산, 대불, 동해, 율촌 등) - 제조업 1천만$이상 외투기업

- 물류업 5백만$이상 외투기업


· 관광업 : 1천만$이상


· 개발사업시행자:3천만$이상

· 의료기관:5백만$이상

· R&D시설:1백만$이상

조세

감면

· 법인세,

소득세: 5년

· 지방세:

8～15년


: 7년

· 지방세 :

8～15년

· 부가가치세 영세율 적용


- 마산,익산 : 5년간 100%, 2년간 50%

- 기타지역 : 3년간 100%, 2년간 50%

· 취득세, 등록세, 재산세, 종토세 :

15년 (감면비율은 지자체조례)

· 법인세, 소득세 : 5년

(7년 확대 추진)

· 지방세 : 8～15년

<표 Ⅱ-14> 유사제도와의 세부사항 비교표


<표 계속>



관세

부과자본재 3년간 면제

· 외국물품과 지역안에서 사용, 소비되는 일부 내국물품은 면제,

환급

자본재 3년간 면제

임대

료

부지가액

10/1,000수준

부지가액

10/1,000이상부지가액 10/1,000수준 부지가액 10/1,000수준

임대

료

감면

· 고도기술: 100% (1백만$이상)

· 일반제조: 75% (5백만$이상)

100% 감면

· 외투기업 100% 감면

· 고도기술(1백만$이상) : 100%

· 일반제조(5백만$이상) : 75%

· 감면율 미결정

(관리청이 결정)

지원

분담

· 수 도 권: 국비 40%

· 비수도권: 국비 75% · ‘05까지 국비100%, ’06이후 75% · 분담율 미결정

지정

현황12개 단지 29개 기업 6개 단지 4개 지역

· 6개 구역

- 인천, 부산․진해,

광양만권, 새만금 등

비고

「외국인기업전용단지」를

외국인투자지역으로

일원화(‘04.12.31)

「관세자유지역」을

자유무역지역으로 일원화(‘04. 6.23)


다. 해외 사례와 비교한국의 경제자유구역과 해외의 추진 형태를 비교하기 위해 싱가포르, 홍콩, 중국

상해, 두바이에 대해 기본적 유치와 담당 기관, 입주 조건, 기타 인센티브 등에 대해

비교하여 다음 표에 제시하였다.


구 분 한국(경제자유구역) 싱가포르 홍콩중국 상해

(푸동신구)두바이

유치

목표

복합개발을 통해

자유로운 글로벌

도시 조성

금융, 서비스업

중심

금융, 서비스업

중심

제조업 중심

(단, 향후에는

고부가가치

서비스업 위주로

전환 희망)

관광 및 물류 중심

전담

기관

경제자유구역위원회

(경제자유구역기획

단, 6개

경제자유구역청)

EDB Invest HK푸동관리위원회

투동신구투자유치반자유무역지대관리청

입주

조건국내외기업 무차별 국내외기업 무차별 국내외기업 무차별 국내외기업 무차별 국내외기업 무차별

법인

세율25% 18% 17.5% 25% 0%

조세

감면

법인세, 소득세 등

3년간 100%, 2년간 50%

(대규모 투자시

5년간 100%,

2년간 50%)

특별한 규정은

없으며, 사안에

따라 탄력적으로

혜택부여

(최장15년)

없음 없음 세금 없음

현금

지원외촉법상 지원

EDB의 자율적

지침에 따라

탄력적으로 지원

없음

없음

단, 초기에는 일부

하이테크 기업

등에 지원한 사례

있음

없음

노사

관계

강성노조에 대한

인식강함(외투기업

애로사항 조사시

개선요청 1위)

일부 노동규제 완화

노사분규 원칙적

불법, 무노동

무임금 정리해고

조건 유연

노사분규 거의

없음

무노동, 무임금,

정리해고 조건

유연

정부 개입

적극적, 노조

단체행동권 없음

정리해고 조건

엄격

노동관련 규제

없음

인력고급인력 풍부

(고등교육이수율 97%)

영어상용화

(의사소통능력

아시아 1위)

영어상용화 저렴한 인건비외국인노동자 채용

자율

<표 Ⅱ-15> 해외 특구와의 비교표


<표 계속>

구 분 한국(경제자유구역) 싱가포르 홍콩중국

상해(푸동신구)두바이

외국

교육

기관

비영리 기관 허용

내국인 입학 가능

과실 송금 불가

재정지원

비영리․영리 가능


등록금수입 송금허용

재정지원




재정지원




재정지원




재정지원

(MIIT유치시

1억불지원(‘05년))

네덜란드 물류대학

운영 중(광양)

국제사립학교벨트

(30여개), Duke대,

네바다 주립대 등

운영 중

40여개 국제학교

운영 중

외국인전용 국제학교

(상해 10개) 및

국내외합작학교

운영 중

런던비즈니스스쿨,

미시건대 등 유치

외국

의료

기관

외국병원 설립허용 외국인진료소 운영

영어상용화로 구분

없이 일반병원에서

진료

외국인전용 병동 운영

외국병원 설립, 허용

외국병원 설립

허용

주거

특별 분양

특별 임대주택

공급

- - - -

기타

개발이 진행 중

이어서 정주여건

등이 다소 불편

안전한 치안환경,

영어 상용화로

인한 생활의

편의성 등으로

정주환경 우수

서구화된 관행,

편리한 도시환경

등으로 외국근로

자의 근무선호도

아시아 지역 1위

‘90년부터 진행된

개발로 선진국형

도시환경 조성

완료

인근 중동국가

중 비교적

개방된 문화,

외국기업

친화적인 분위기


라. 새만금 경제자유구역 추진 현황10)새만금 경제자유구역은 군산시․부안군 새만금간척지 및 고군산도 일원에 위치

하고 있다. 총 4개 지구(66.986㎢)로 구분되어 추진되고 있으며, 사업기간 2008 ~ 2020년, 총사업비 5조 3017억원으로 계획되어 있다.

10) 새만금․군산 경제자유구역청, SGFEZ 활성화 기반 구축의 원년 , 2009. 1


지구별 군장국가산단지구 새만금지구 고군산군도지구 군산배후지구

면 적 17.428㎢28.6㎢

․산업단지 18.7․관광단지 9.9

4.362㎢ 16.596㎢

비 율 26.0% 42.7% 6.5% 24.8%

<표 Ⅱ-16> 새만금 경제자유구역 현황

[그림 Ⅱ-3] 새만금 경제자유구역 개발 계획도

본 조사가 계획된 새만금․군산 경제자유구역 산업지구는 새만금 4호 방조제 동

측(군장 국가산업지구 동측)에 위치하고 있으며, 면적은 18,700천㎡이다. 공사기간은

2009 ~ 2018년까지로 계획되어 있다. 현재 해당부지는 가토제 및 매립공사가 착공되


었으며, 2009년 12월말까지 산업단지 조성 실시계획 수립 승인 신청을 목표로 하고

있다. 산업단지의 세부 조성계획은 다음과 같으며, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사

업은 1-2공구(신재생에너지용지)로 계획되어 있다.

[그림 Ⅱ-4] 새만금 방조제 위치도

공 구 별 면 적 조성계획

1-1공구 2,109천㎡ 매립공사(2009~2010), 단지조성(2011~2012)

1-2공구 7,191천㎡ 매립공사(2011~2012), 단지조성(2013~2014)

2-1~4공구 9,400천㎡ 매립 및 조성공사(2015~2018)

<표 Ⅱ-17> 새만금 산업단지의 단계별 연차개발 계획


조성예정지역

[그림 Ⅱ-5] 새만금 산업단지의 단계별 개발 계획 도면


3. 에너지 시장 현황새만금 풍력산업 클러스터 조성사업에서 풍력발전 시범단지의 편익을 평가하기

위해서 우선 전체적인 국가 에너지 시장의 현황과 기존 전력계통에 연계되는 풍력발

전이 현행 전력시장인 CBP(Cost Based Pool) 시장을 살펴 볼 필요가 있다. 계통한계가

격(SMP, System Marginal Price)의 결정과정, 현재의 전력수급상황과 향후 수급계획 등

도 함께 고려되어야 한다. 신․재생에너지의 하나인 풍력발전은 관련시장의 특성과

현황, 그리고 신․재생에너지 보급관련 정책 등에 크게 영향을 받을 것이며, 풍력발전

의 기타편익이 될 수 있는 탄소배출권과 관련한 국내외 시장상황 등도 고려되어야 한

다. 따라서 본 절에서는 에너지시장을 개관하고, 전력산업의 현황 및 구조관련 논의와

전망, 신재생에너지시장의 현황, 그리고 국내외 탄소배출권시장에 대해 차례로 정리

하여 본다.

가. 총에너지1) 주요 에너지 지표

우리나라의 1인당 에너지소비량은 90년대 이후 꾸준히 증가하여 2007년 5.01TOE를 기록하였다. 국내총생산 단위당 에너지소비는 2007년 88.9(2000년 기준) 수준을

유지하고 있다. 최근 3년 동안 에너지 수입의존도는 96%대로 높은 수준이다.

구 분1인당

에너지소비량(TOE)

국내총생산(G.D.P)단위당 에너지소비 수입의존도

(%)TOE/백만원 지수(2000=100)

1990 2.17 0.291 87.2 87.9

1995 3.34 0.322 96.6 96.8

2000 4.10 0.333 100.0 97.2

2005 4.75 0.316 94.8 96.6

2006 4.83 0.307 92.1 96.5

2007 5.01 0.304 88.9 96.6

<표 Ⅱ-18> 연도별 주요 에너지 지표 추이

자료: 에너지경제연구원, 에너지통계연보 , 2008


2) 1차 에너지소비우리나라의 1차 에너지소비는 1990년 93.2백만 TOE에서 2007년 242.9백만 TOE로

149.7백만 TOE 증가하였다. 2007년 석유소비 105.4백만 TOE(43.4%), 석탄 60.9백만

TOE(25.1)로 석유와 석탄 소비가 전체에서 차지하는 비중이 68.5%였다.

구분 1990 1995 1997 1998 1999 2006 2007

석탄24.4

(26.2)28.1

(18.7)34.8

(19.3)36.0

(21.7)38.2

(21.0)56.7

(24.3)60.9

(25.1)

석유50.2

(53.8)94.0

(62.5)109.1(60.4)

90.6(54.6)

97.3(53.6)

101.8(43.6)

105.4(43.4)

LNG3.0

(3.2)9.2

(6.1)14.8(8.2)

13.8(8.3)

16.8(9.3)

32.0(13.7)

34.7(14.3)

수력․원

자력

14.8(15.9)

18.1(12.0)

20.6(11.4)

23.9(14.4)

27.3(15.0)

38.5(16.5)

37.0(15.2)

기타0.8

(0.9)1.1

(0.7)1.3

(0.7)1.5

(0.9)1.8

(1.0)4.4

(1.9)4.9

(2.0)

합계 93.2 150.4 180.6 165.9 181.4 233.4 242.9

<표 Ⅱ-19> 1차 에너지소비 추이(석유환산)

(단위: 백만 TOE, %)

주 : ( )는 각 년도의 에너지원별 구성비임.자료: 에너지경제연구원, 에너지통계연보 , 2008

1990년~2007년 기간 에너지원별 소비추이와 특징은 다음과 같다. 석탄은 국내 무

연탄 소비가 크게 감소하였으나, 발전 및 산업부문의 유연탄 소비가 크게 늘어난 데

힘입어 증가세를 유지하였다. 석유는 비교적 낮은 증가율을 기록하였으나 1990년~1997년 기간에는 에너지다소비산업의 도약으로 연평균 12.1%의 높은 증가를 기

록한 바 있다. 그러나 1999년 하반기 이후에는 고유가, 강화되는 환경규제, 3대 망에

너지(도시가스, 전력 및 열에너지)로의 연료 대체 등으로 인하여 증가세가 둔화되고

있으며 절대량도 감소하고 있다. LNG는 총 에너지에서 차지하는 비중이 2007년

14.3%에 불과하나 소비량 측면에서는 가장 높은 소비증가세를 이어오고 있다.


3) 에너지 수출입 실적석탄 수입은 지속적으로 증가하는 추세에 있으며, 2007년 8,500만M/T를 수입하였

다. 2007년 석유 10억 8천만Bbl, LNG 2,500만M/T를 수입 하였다. 2007년 석유제품 수

출은 2억 9,000만Bbl로 최근 3년 동안 증가하는 추세를 유지하고 있다.

구 분

수입 수출

석탄

(1,000M/T)석유

(1,000Bbl)LNG

(1,000M/T)원자력연료

(톤 U)석유제품

(1,000Bbl)

1990 23,969 409,616 2,291 170 27,184

1995 43,944 849,449 7,060 310 122,620

2000 61,638 1,104,110 14,578 576 306,293

2005 73,897 1,030,681 22,341 714 262,647

2006 76,001 1,083,856 25,222 737 289,070

2007 84,799 1,082,804 25,568 823 292,072

<표 Ⅱ-20> 에너지 수출입 실적

주: 석탄은 무연탄, 유연탄 합계, 석유는 원유, 석유제품 합계

자료: 에너지경제연구원, 에너지통계연보 , 2008

4) 최종 에너지소비2007년 석유환산 원별 최종 에너지소비를 보면 석유가 약 1억 TOE로 55.7%를 점

유하여 가장 높은 수준이다. 다음으로 전력 3,170만 TOE로 17.6%를 차지하고 있으

며, 석탄 2,350만 TOE(13%), 도시가스 1,890만 TOE(10.4%), 신재생 및 기타는 약 600만 TOE를 최종 에너지로 소비하였다.


구 분 석탄 석유 도시가스 전력 신재생 및 기타

199019,855(26.4)

45,252(60.3)

1,011(1.3)

8,117(10.8)

872(1.2)

199517,758(14.6)

82,876(68.0)

5,594(4.6)

14,041(11.5)

1,692(1.4)

200019,847(13.2)

93,596(62.5)

12,561(8.4)

20,600(13.7)

3,248(2.2)

200522,311(13.1)

96,718(56.6)

17,811(10.4)

28,588(16.7)

5,426(3.2)

200622,660(13.1)

97,037(55.9)

18,379(10.6)

29,990(17.3)

5,517(2.4)

200723,497(13.0)

100,549(55.7)

18,865(10.4)

31,700(17.6)

5,932(3.3)

<표 Ⅱ-21> 원별 최종 에너지 소비(석유환산)

(단위: 1,000TOE)

주: ( )는 각 년도의 에너지원별 구성비임.자료: 에너지경제연구원, 에너지통계연보 , 2008

2007년 수요부문별 최종 에너지소비 점유율은 산업부문이 57.0%로 에너지소비의

절반 이상을 점유하고 있고 다음으로 수송 20.8%, 가정․상업 19.9% 그리고 공공․

기타부문이 2.3%를 차지하고 있다.

구분 1994 1995 2000 2006 2007

산업59,908(53.4)

62,946(51.6)

83,912(56.0)

97,235(56.0)

102,917(57.0)

수송23,860(21.3)

27,148(22.3)

30,945(20.7)

36,527(21.0)

37,589(20.8)

가정․상업25,968(23.1)

29,451(24.1)

32,370(21.6)

35,986(20.7)

35,896(19.9)

공공․기타2,469(2.2)

2,416(2.0)

2,625(1.8)

3,836(2.2)

4,141(2.3)

합계112,206(100.0)

121,962(100.0)

149,852(100.0)

173,584(100.0)

180,543(100)

<표 Ⅱ-22> 부문별 최종에너지 소비

(단위: 천 TOE, %)

주: ( )는 각 년도의 에너지원별 구성비임.자료: 에너지경제연구원, 에너지통계연보 , 2008


나. 전력산업의 현황1) 현행 전력시장의 구조: CBP 시장

가) CBP 시장의 개요(1) CBP 시장의 배경

우리나라의 CBP(Cost Based Pool) 시장은 발전부문만이 분할되고 배전이나 판매

부문은 아직 분할되지 않아서 완전한 양방향 입찰 제도를 도입할 수 없는 상황에서

임시적으로 운영할 목적으로 도입되었다. 현재 한국전력은 도매시장의 수요를 독점

하기는 하지만, 최종수요의 가격반응성이 거의 없고, 모든 부하를 실시간으로 충족해

야 하는 부담을 안고 있기 때문에 수요독점자로서의 시장지배력을 전혀 행사할 수

없는 구조이다. 이런 상황을 고려하여 도매시장에서 급격한 가격변동을 피하고, 특히

첨두부하시기에 가격이 급등하는 것을 막기 위해서 발전회사들이 주어진 변동비용에

따라 용량만을 입찰하는 CBP 제도를 도입하게 된 것이다. 따라서 이 제도는 도매시

장에 복수의 공급자와 복수의 수요자가 존재하고 특히 수요 측의 가격반응성이 어느

정도 생겨날 때 적용할 수 있는 양방향 입찰제도(TWBP) 대신에 짧은 기간 동안에

과도기적으로 운용될 목적으로 도입되었다. 그러나 전력산업 구조개편이 발전부문

분할 이후 무기한 연기됨에 따라, 예상과 달리 CBP 제도가 장기간 운용되고 있으며, 다음 단계로의 이행에 대한 일정도 불확실한 상태이다.

(2) 계통한계가격(SMP)의 결정

CBP 시장은 문자 그대로 Cost Based Pool로서 발전사업자들이 사전에 정해진 변

동비용에 따라서 발전 가능한 용량을 시간대 별로 입찰한다. 이때 변동비용을 객관

적으로 평가하기 위하여 비용평가위원회를 두고 매달 변동비용을 평가한다. 비용평

가위원회는 전기위원회, 전력거래소, 회원사 및 외부 전문가 6-9인으로 구성된다. 아래 그림에서 보는 바와 같이 발전자회사들이 입찰한 용량을 낮은 변동비 순으

로 배열하면 일종의 공급곡선이 형성된다.


[그림 Ⅱ-6] CBP에서의 계통한계 가격 설정

이 예측수요는 가격에 대한 탄력성이 없기 때문에 수직선으로 나타난다. 예측수

요와 공급곡선이 만나는 지점의 발전기를 한계발전기라 부르고, 이 발전기의 변동비

용이 계통한계가격(System Marginal Price, SMP)으로 결정된다. SMP 보다 낮은 변동

비를 갖는 모든 발전기들은 급전대상이 되고 발전량에 대하여 SMP만큼의 변동비에

대한 보상이 이루어진다. SMP의 결정은 하루 전 시장 즉 Day Head 시장에서 매 시간

대 별로 결정된다. 그러므로 실제로 해당 시간대에 부하가 예측부하와 다를 수 있는

가능성이 얼마든지 있으며, 이 경우에는 전력거래소의 급전 명령에 따라 조정이 이

루어진다.SMP 하에서 한계발전기는 그 변동비용을 정확히 보상받으므로 소위 생산자 잉여

가 전혀 발생하지 않는다. 반면에 한계발전기 이전의 발전기들은 SMP가 변동비보다

높기 때문에 생산자 잉여가 발생한다.2007까지는 CBP 시장에서는 기저발전기들이 과다한 생산자 잉여를 실현하는 것

을 피하기 위해서 기저발전기에 대하여 가격상한(price cap)을 설정하였으나, 2008년에는 단일가격을 적용하였다. 하지만 SMP와 규제 하의 고정된 소매요금이 연동되어

있지 않은 상태에서 유가의 폭등에 따른 발전용 화석 연료가격의 상승은 발전회사들

의 수지에 영향을 미쳤고, 수지불균형 해소를 위해 발전자회사간에 생산자 잉여부분

을 일정한 방식에 따라 배분하는 기이한 시장구조를 운영하고 있다.


2) 전력수급현황 및 향후 수급계획가) 전력수급 실적1999~2008년 기간 동안 우리나라의 전력수급 실적 추이를 보여주고 있다. 설비용

량, 공급능력, 최대전력, 평균전력 등은 꾸준히 증가하는 추세를 보이고 있다. 설비

용량은 전력계통에 연결되어 운전되고 있는 발전소의 발전단 전력의 합계 또는 시설

용량의 합계를 말한다. 공급능력은 전력계통에서 최대수요전력 발생시에 안정되게

공급할 수 있는 최대의 발전가능 출력을 의미한다. 설비용량에서 정비 또는 고장에

의해 발전할 수 없는 양을 제외한 발전기별 공급가능용량의 합으로 표시된다. 최대

전력은 일정기간 동안의 1시간 평균전력이 최대인 전력수요 값을 말한다. 공급예비

력은 발전설비의 총 설비용량 중에서 예측이 가능한 출력 감소분을 제외한 공급능력

용량과 전력수요와의 차이를 말하며, 주로 당일의 수요예측 오차, 발전기의 고장, 계통주파수의 조정 및 기타 순시부하의 변동 등에 대하여 전력을 원활하게 공급할 수

있도록 하기 위하여 보유한다. 예비율은 공급예비력을 최대수요(전력)로 나누어 백분

율로 표시한 것을 말하며, 전력계통이 얼마나 여유를 갖고 있는지 나타내는 척도의

하나로 사용된다.

구분

년도

설비

용량

공급

능력

최대

전력

평균

전력

공급

예비력

공급

예비율

설비

예비율부하율 이용률

1999 44,427 43,418 37,293 27,320 6,125 16.4 19.1 73.3 57.3

2000 47,876 46,078 41,007 30,328 5,071 12.4 16.8 74 62.2

2001 49,632 48,699 43,125 32,560 5,574 12.9 15.1 75.5 64.4

2002 52,799 52,113 45,773 34,986 6,340 13.9 15.3 76.4 65.7

2003 56,081 55,488 47,385 36,810 8,103 17.1 18.4 77.7 65.9

2004 59,129 57,528 51,264 39,058 6,264 12.2 15.3 76.2 66.5

2005 61,737 60,818 54,631 41,625 6,187 11.3 13 76.2 67.5

2006 64,778 65,183 58,994 43,514 6,189 10.5 9.8 73.8 66.9

2007 67,196 66,778 62,285 46,019 4,493 7.2 7.9 73.9 68.2

2008 70,353 68,519 62,794 48,082 5,725 9.1 12 76.6 67.7

<표 Ⅱ-23> 전력수급 실적

(단위: MW, %)

자료: 한국전력, 전력통계속보(2009.3) , 2009


2008년 설비용량은 70,363MW, 공급능력 68,519MW, 최대전력 62,794MW, 평균전

력은 48,082MW 이었다. 공급예비력은 5,725MW 수준을 유지하고 있다. 공급예비율

과 설비예비율은 2006년까지 10% 이상을 유지하였으나, 이후 한자리 수로 하락하였

으며, 2008년 공급예비율은 9.1%, 설비예비율은 12% 수준을 유지하고 있다.

구분 설비용량 비율

한전 168,870 0.2

발전자회사 63,350,439 87.4타사수력 1,054,652 1.4타사복합 5,755,450 8집단에너지 1,459,630 2타사 대체 691,650 1타사발전계 8,961,382 12.4

계 72,480,692 100

<표 Ⅱ-24> 발전회사별 설비용량

(단위: kW, %)

자료: 한국전력, 전력통계속보(2009.3) , 2009

설비용량을 발전회사별로 살펴보면 발전자회사가 63,350,439kW(87.4%)로 대부분

을 차지하고 있다. 발전자회사나 한전이외 타사의 설비용량은 8,961,650kW로 전체의

12.4%를 차지하고 있다.

구분

년도수력

석탄화력유류화력 가스화력 원자력 집단 대체 계

무연탄 유연탄 소계

1999 3,148 1,291 11,740 13,031 4,716 12,368 13,716 - - 46,9782000 3,149 1,291 12,740 14,031 4,866 12,689 13,716 - - 48,4512001 3,876 1,291 14,240 15,531 4,868 12,868 13,716 - - 50,8592002 3,876 1,191 14,740 15,931 4,660 13,618 15,716 - - 53,8012003 3,877 1,191 14,740 15,931 6,011 14,518 15,716 - - 56,0532004 3,883 1,125 16,340 17,465 4,666 15,746 16,716 1,382 104 59,9612005 3,883 1,125 16,840 17,965 4,710 16,447 17,716 1,382 156 62,2582006 5,485 1,125 17,340 18,465 4,790 17,436 17,716 1,382 240 65,5142007 5,492 1,125 19,340 20,465 4,309 18,476 17,716 1,460 351 68,2682008 5,505 1,125 22,580 23,705 4,900 18,476 17,716 1,460 728 72,491

<표 Ⅱ-25> 에너지원별 설비용량

(단위: MW)

자료: 한국전력, 전력통계속보(2009.3) , 2009


1999~2008년 기간 동안 에너지원별 설비용량은 지속적으로 증가하는 추세를 보

이고 있다. 2008년 총설비용량은 72,491MW이었으며, 석탄화력(23,705MW), 가스화력

(18,476MW), 원자력(17,719MW) 등이 대부분을 차지하고 있다.

나) 용도별, 전원별 전력생산아래 그림은 1997~2008년 기간 동안 용도별 판매 전력량을 보여주고 있다. 2008

년 총 판매 전력량은 약 3억 8,500만MWh 이었다. 이중 가정용으로 판매된 전력은 약

5,600만MWh 이었으며, 공공 및 서비스부문은 약 1억 3,400만MWh 이었다. 생산부문

에는 1억 9,400만MWh이었다. 생산부문 중 제조업에 판매된 전력량이 가장 많으며, 그 증가속도 또한 가장 크다. 서비스업이 그 뒤를 따르고 있다.

구분

년도가정용

공공 및 서비스부문 생산부문

합계공공용 서비스업 소계 농림어업 광업 제조업 소계

1997 32,515,353 6,844,204 45,040,891 51,885,095 4,175,854 1,000,118 111,207,207 116,383,179 200,783,627

1998 32,912,601 7,049,781 44,679,883 51,729,664 4,023,752 973,398 103,830,923 108,828,074 193,470,338

1999 34,580,681 7,866,389 50,908,846 58,775,235 4,571,842 951,721 115,335,412 120,858,976 214,214,891

2000 37,102,311 8,663,193 61,510,202 70,173,395 5,305,632 1,002,567 125,951,581 132,259,781 239,535,486

2001 39,211,228 9,424,826 73,303,991 82,728,817 5,985,147 1,074,284 128,731,878 135,791,309 257,731,354

2002 42,278,299 10,533,620 81,185,694 91,719,315 6,155,730 1,155,181 137,142,847 144,453,758 278,451,371

2003 44,572,083 11,235,405 87,404,805 98,640,210 5,943,532 1,205,058 143,238,347 150,386,938 293,609,230

2004 48,615,321 12,416,799 92,726,373 105,143,172 6,510,545 1,269,463 150,557,088 158,337,094 312,095,586

2005 50,873,037 13,740,621 100,986,561 114,727,186 7,006,514 1,317,120 158,488,981 166,812,612 332,412,828

2006 52,521,896 14,588,557 106,947,766 121,536,323 7,295,694 1,393,082 165,972,378 174,661,146 348,719,371

2007 54,173,989 15,578,580 112,601,221 128,179,800 7,794,793 1,484,165 176,972,688 186,251,650 368,605,433

2008 56,227,940 16,577,299 117,635,066 134,212,364 8,388,827 1,446,106 184,794,896 194,629,835 385,070,136

<표 Ⅱ-26> 용도별 판매 전력량

(단위: MWh)

자료: 한국전력, 전력통계속보(2009.3) , 2009

발전원별 발전소는 수력이 61개소, 석탄 11개소, 석유 47개소, LNG 17개소, 원자

력 4개소, 기타 53개소 등 총 193개의 발전소가 있다. 총 708기의 발전기의 설비용량

은 65,514,000kW이다. 설비용량 구성비로 볼 때 석탄발전이 28.2%로 가장 높고 다음

으로 원자력 27%, LNG26.6%, 수력 8.4%, 석유 7.3%, 기타 2.5% 순이다.


구 분발전소

(개소)발전기

(기)설비용량

(천kW)구성비

(%)

수 력

일 반 16 44 1,529 2.3양 수 6 14 3,900 6.0소수력 39 104 56 0.1소 계 61 162 5,485 8.4

석 탄

무연탄 4 6 1,125 1.7유연탄 7 34 17,340 26.5소 계 11 40 18,465 28.2

석 유

중 유 8 23 4,469 6.8경 유 39 144 321 0.5소 계 47 167 4,790 7.3

L N G 17 130 17,436 26.6원 자 력 4 20 17,716 27.0기 타주) 53 189 1,622 2.5합 계 193 708 65,514 100.0

<표 Ⅱ-27> 발전원별 발전소 현황, 설비규모 및 구성비

주: 1) 집단에너지, 매립가스, 풍력, 태양광 등

2) 2006. 12 기준임.자료: 한국전력, 전력통계속보(2009.3) , 2009

3) 전력시장 전망가) 전력 수급계획지식경제부는 전력수급 안정을 위하여 전력수급기본계획을 수립하여 공고하고

있다(전기사업법 제25조). 전력수급기본계획에는 전력수급의 기본방향과 장기전망, 전력설비 건설계획과 전력수요관리 등에 관한 사항을 포함하고 있다. 지식경제부는

제4차 전력수급기본계획(2008~2022년)11)을 2008년 12월 29일 발표하였다. 다음은 그

내용을 요약한 것이다.

(1) 전망의 결과전력소비량은 2020년 471,706Gwh, 2030년 513,013Gwh가 될 전망이며, 2007～2020

년 기간 동안 연평균 2.2% 증가할 것으로 예상된다.

11) 지식경제부 공고 제2008-377호(2008.12.29)


구 분 2006(실적) 2020 2030평균증가율

('07〜'20, %)

전력소비량 348,719 471,706 513,013 2.2

<표 Ⅱ-28> 전력소비량 전망

(단위: GWh)

자료: 지식경제부, 제4차 전력수급기본계획(2008~2022년) , 2008.12.

최대전력은 2020년 75,308Gwh, 2030년 81,903Gwh가 될 것이며, 2007～2020년 기

간 동안 연평균 1.8% 증가할 것으로 전망된다.

구 분 2006(실적) 2020 2030평균증가율

('07〜'20, %)

최대전력 58,994 75,308 81,903 1.8

<표 Ⅱ-29> 최대전력 전망

(단위: ㎿)


(2) 수요예측 주요 전제수요전망의 주요 전제로서 우선 경제성장 전망은 KDI의 전망치를 반영하였다. 4

차 계획 GDP는 3차 대비 2020년 기준 1.1% 높은 수준으로 반영하였다. 2008~2022년간 연평균 4.2% 성장이 전망된다.

구 분 2008 2009 2010 2015 2020 2022

4차 계획 836 877 920 1,145 1,386 1,482

3차 계획 829 867 906 1,121 1,371 -

증가율(%) 0.8 1.2 1.5 2.1 1.1 -

<표 Ⅱ-30> 경제성장 전망

(단위: 조원)



산업구조 전망은 산업연구원(KIET)의 전망치를 반영하였다. 4차 계획은 3차에 비

하여 제조업 비중이 확대되고, 서비스업은 축소될 것으로 전망된다. 제조업은 서비스

업에 비해 전력 다소비 분야이다.

구 분 2008 2010 2015 2020 2022

농 림

어 업

4차 3.0 2.7 2.2 1.7 1.6

3차 3.1 2.8 2.3 1.9 -

제조업4차 30.3 30.5 30.7 30.2 30.1

3차 29.2 29.4 28.9 28.3 -

서비스4차 66.4 66.6 66.9 68.0 68.2

3차 67.6 67.7 68.7 69.7 -

<표 Ⅱ-31> 산업구조 전망

(단위: %)


(3) 전력수요 전망전국 전력소비량은 2008~2022년 기간 동안에 연평균 2.1% 증가할 것으로 나타났

다(2008년 389,745GWh→2022년 500,092GWh). 용도별로는 주택용 2.4%, 상업용

3.2%, 산업용 1.2% 증가하는 것으로 나타났다.

구 분 2008 2010 2015 2022 '08〜'22 (%)

주 택 용 73,472 80,891 90,225 99,281 2.4

상 업 용 119,422 130,897 155,234 179,335 3.2

산 업 용 196,851 213,232 227,507 221,476 1.2

계 389,745 425,020 472,966 500,092 2.1

<표 Ⅱ-32> 용도별 전력 수요 전망

(단위: GWh)

주: 전력소비량은 수요관리 후 소비량임.자료: 지식경제부, 제4차 전력수급기본계획(2008~2022년) , 2008.12.


최대전력은 2009~2022년 기간에 연평균 1.9% 증가할 것으로 전망된다(2009년

67,226MW→2022년 81,805MW). 2022년에는 수요관리 전 수요의 12.2%(11,321MW)를

피크 억제하여 81,805MW가 발생할 것으로 전망된다.

연 도 2009 2010 2015 2022 '09～'22 (%)

수요관리前 67,881 70,827 82,554 93,126 2.9

수요관리량 655 1,372 5,340 11,321 -

수요관리後 67,226 69,455 77,214 81,805 1.9

<표 Ⅱ-33> 수요관리 후 최대 전력수요 전망

(단위: ㎿)

주: 전력소비량은 수요관리 후 소비량임


(4) 신재생에너지 설비 계획제4차 전력수급기본계획에서 신재생 발전설비는 건설의향 평가 및 등급분류 단계

를 거치지 않고, 사업자의 건설의향을 발전설비계획에 100% 반영하였다12). RPS13)제

도 및 세부 운영방안이 확정될 경우 제5차 전력수급 기본계획(2010)에 반영할 예정이

다.2007년 12월 현재 신재생에너지 설비는 총 1,943MW이다. 이 중 수력설비가

1,592MW의 용량(81.9%)으로 신재생에너지 전원 중 최대 비중을 차지하고 있다.

구 분수 력

풍 력 태양광 바이오폐기물

소 각

부 생

가 스

연 료

전 지계

일 반 소수력

‘07. 12. 31기 준

1,521.6 70.5 191.9 37.8 82.4 8.0 30.3 0.3 1,942.8

78.3% 3.6% 9.9% 1.9% 4.2% 0.4% 1.6% 0.02% 100%

<표 Ⅱ-34> 신재생에너지설비 현황

(단위: MW)


12) 건설 중인 발전소, 발전설비 건설의향서 제출설비, 사업허가 벌전설비, 정부와 RPA(Renewable Portfolio Agreement, 자발적 신재생에너지 공급 협약) 협약 체결설비

13) Renewable Portfolio Standard, 신재생에너지 의무할당제.


신재생에너지설비는 2008~2022년 기간 동안 총 6,456MW의 신규 설비가 건설될 전

망이며, 그 중 해양에너지(조력 및 조류)설비가 3,081MW(48%)로 최대 비중을 차지한다.

구 분 수력 풍력 해 양

에너지태양광 바이오

폐기물

소각

부 생

가 스

연 료

전 지

IGCC/CCT

계

건설중 설비 16.1 108.7 254.0 121.6 0.7 40.3 26.5 567.9건설의향서

제출설비66.0 237.6 2,826.0 19.4 3.0 900.0 9.6 600.0 4,661.6

RPA 체결설비

5.4 111.0 1.0 16.9 1.0 135.3

중앙정부/지자체

허가설비

0.1 225.5 849.8 3.2 6.8 6.0 1,091.4

합 계 87.6 682.8 3,081.0 1,007.7 3.9 50.1 900.0 43.1 600.0 6,456.2

<표 Ⅱ-35> 신재생에너지설비 건설 전망(2008~2022년)

(단위: MW)

주: 2008년 1~6월 준공설비는 건설 중 설비에 포함


2008~2022년 기간 동안 신재생에너지설비 총 투자비는 약 14조원에 이를 것으로 예

상된다. 이는 3차 계획 신재생에너지 투자비(4조 6천억원)보다 3.1배 증가한 수준이다.

구 분 제3차 계획

제4차 전력수급기본계획

2007년까지 2008

∼2010 2011

∼2015 2016

∼2020합 계

수력 2,235 66.6 1,088.9 1,035.6 0 2,191풍력 10,671 11.5 10,078.5 714.0 0 10,804

해양에너지 17,322 2,235.4 2,818.5 40,606.7 8,565.4 54,226태양광 4,770 3,313.3 39,007.4 1,189.3 150 43,660바이오 932 4.0 52.0 4.3 9.7 70

폐기물소각 - 418.7 484.3 903부생가스 5,760 9,607.0 3,353.0 12,960연료전지 23 8.4 2,439.6 1,474.0 3,922

IGCC - 162.0 9,078.0 9,240CCT 4,800 27.2 4,772.8 4,800

합 계 46,513 5,639.2 65,699.8 62,712 8,725.1 142,776

<표 Ⅱ-36> 신재생에너지 발전원별 추정 투자비

(단위: 억원)



라) 전력시장의 구조개편 관련 논의와 전망(1) 전력산업의 현황과 문제점전력산업은 장기간 막대한 투자비가 소요되는 대규모 장치산업이며, 저장이 불가

능하고 생산과 소비가 동시에 발생한다. 이러한 전력산업의 특성상 한전은 규모의 경

제를 초과한 거대 독점공기업으로서 더 이상 경영효율에 한계가 있고 세계 각국은 전

력산업에 경쟁을 도입하는 구조개편 추세에 있다.

지 역 국 가 명

아시아 태국, 필리핀, 말레이시아, 싱가포르, 인도, 파키스탄, 터키, 일본

유럽영국, 노르웨이, 스웨덴, 핀란드, 스페인, 이탈리아, 벨기에, 네덜란드, 폴란

드, 독일, 프랑스

북미 미국, 캐나다

남미브라질, 칠레, 아르헨티나, 페루, 콜롬비아, 볼리비아, 가이아나, 과테말라, 엘살바도르, 에쿠아도르, 멕시코, 트리니다드 토바코, 자메이카

오세아니아 호주, 뉴질랜드

아프리카 남아프리카공화국, 잠비아

<표 Ⅱ-37> 전력산업 구조개편 도입국

자료: 전기위원회 홈페이지(http://www.korec.go.kr/)

(2) 국내 전력산업 구조개편의 추이

(가) 경쟁전력산업 구조개편 관련법 입법

2000년 12월 8일 여야 만장일치로 국회 본회의를 통과한 관련 법안을 12월 23일

공포하였다. 발전분할시 특례를 규정한「전력산업구조개편촉진에관한법률」은 공포

일인 2000년 12월 23일 발효되었다. 주요 내용으로는 한전이 정부에서 받은 인허가

를 분할되는 신설회사가 승계(제7조), 분할되는 신설회사의 설립등기 및 자산등록·등기 시 부과되는 국민주택채권 도시철도채권매입의무 면제(제8조), 한전 직원들의 고

용계약을 신설회사가 포괄적 승계(제10조) 등 이다.경쟁체제 도입을 규정한「전기사업법」은 2001년 2월 24일 발효되었다. 전기사업


법의 주요내용으로는 전기 사업자를 발전ㆍ송전ㆍ배전ㆍ전기판매사업자ㆍ구역전기

사업자로 구분(제2조)하고 전력시장을 통한 전력거래 의무화(제31조), 전력시장 및

전력계통 운영을 담당하는 전력거래소 설립(제35조), 시장 감시, 소비자 보호를 위해

전기위원회 설립(제53조), 전력수급 안정화를 위해 전력수급기본계획 수립 공고(제25조) 및 비상시 수급조절권 (제29조) 신설, 최종 소비자요금에 대한 정부의 인가제 유

지(제16조), 전력산업의 지속적인 발전과 전력산업의 기반조성에 필요한 재원 확보를

위해 전력산업기반기금 설치(제48조) 등이 포함되어 있다.

(나) 한전의 발전부문 분할(2001년 4월 2일)

전문자문기관의 용역을 통해 마련한 6개사(화력5, 원자력1) 분할 안에 대한 종합

재점검을 거쳐 발전회사가 설립(‘01.4) 되었다. 전력시장 및 전력계통 운영을 담당하

는 전력거래소가 설립(제35조) 되었으며, 화력발전소의 경우 42개의 발전소를 5개 발

전회사로 분할하였다.발전회사의 분할원칙은 다음과 같다. 우선 안정적인 수입으로 재정자립의 중심역

할을 할 수 있는 핵심 발전소를 선정(5개소 : 삼천포, 보령, 태안, 하동, 당진) 하였다. 핵심발전소를 중심으로 각 발전회사 간 전원구성, 설비규모, 자산 및 수익가치가 균

등화되도록 여타 발전소를 고루 배분하였다. 특정 부하 대에서 가격지배력 방지를

위해 회사별로 유사한 전원구성(기저, 중간, 첨두)유지 발전소의 사용연료, 잔존수명, 가동률이 균등화되도록 하면서 연료 수송비, 운영비가 최소화 되도록 배분하였다. 외부투자가를 유인할 정도의 가치를 보유하도록 하면서 발전회사 간 수익가치가 균등

화되도록 분할하였다.

구분남동발전

(주)중부발전

(주)서부발전

(주)남부발전

(주)동서발전

(주)한수원

(주)

발전용량가동중 5,565 6,393 6,346 5,575 6,300 14,251

건설중 1,600 1,600 1,600 2,300 1,200 4,000

자산(억원) 25,568 23,516 27,043 35,561 47,285 174,095

<표 Ⅱ-38> 분할 발전사별 발전용량 및 자산



(다) 구조개편의 원래 기본계획과 향후 전망

구조개편은 전력산업을 한전 독점체제에서 경쟁구조로 전환하여 효율성을 높이

고 서비스를 개선하고 전력시장의 공정한 경쟁여건을 조성 및 안정적 전력공급을 도

모하기 위해서였다. 구조개편의 1단계로 발전경쟁(2002년까지) 도입, 2단계(2008년까

지) 도매경쟁을 도입, 마지막 3단계로 소매경쟁 도입(2009년 이후) 계획이었다.

구 분 내 용

제1기

(‘94.7~’96.6)

한전 진단

-「구조개편 기본계획」확정(‘99.1)

- 관련법률 노사정합의 후 여야 만장일치로 국회 통과 및 공포(‘00.12)

․「전력산업구조개편촉진에관한법률」제정안

․「전기사업법」개정안

제2기

(‘97.6~’98.12)

구조개편 방안 논의

- 각계 전문가 12명으로 전력산업구조개편위원회 구성(‘97.6)

․외국의 구조개편 사례 검토

․국내 전력산업 경쟁도입방안 검토

- 관련전문가, 이해관계인 의견수렴

제3기

(‘99.1~현재)

구조개편계획 확정

추진

- 「구조개편 기본계획」확정(‘99.1)

- 관련법률 노사정합의 후 여야 만장일치로 국회 통과 및 공포(‘00.12)

․「전력산업구조개편촉진에관한법률」제정안

․「전기사업법」개정안

<표 Ⅱ-39> 구조개편 추진경위


구조개편 이전에 한국의 전력시장은 한전이 발․송․배전을 모두 독점하는 구조

였으며, 일부 민자 발전사업자가 한전에 전력을 공급하였다.구조개편 계획 상 1단계인 발전경쟁단계(PPA, Power Purchase Agreement)는 발전

회사와 송전회사 간에 맺어지는 장기적인 전력수급계약이 이루어지고 발전부문을 한

전에서 완전 분리하여 수개의 발전사업자 간 분할경쟁하게 되고 송․배전은 한전이

전담하게 된다. 제2단계인 도매경쟁단계는 아래 그림과 같은 구조이다.


[그림 Ⅱ-7] 도매경쟁 단계


제3단계 소매경쟁단계에서는 배전망도 개방하여 일반소비자가 발전회사를 직접

선택하여 전력을 공급받을 수 있는 최종 단계이다. 향후 구조개편의 향방을 예측하고, 이에 따라 전력시장에서 형성될 전력가격에

대한 모형을 구성하는 것은 불가능해 보인다. 따라서 본 연구에서 적용할 전력가격

은 현재 CBP시장을 근거로, 4차 전력수급계획상의 향후 전원구성 등을 감안하여 산

정하는 방법을 사용한다.

다. 신․재생에너지 시장 현황1) 신재생에너지 보급의 경제학적 의미와 관련 정책

가) 신재생에너지 보급관련 정책신․재생에너지의 부족한 경제성을 보완하고 이를 이용한 전력의 보급을 촉진하

기 위해 유럽 및 선진국에서는 Green Pricing 프로그램, 요금상계(Net Metering)제도, FITs(Feed-in Tariffs), RPS(Renewable Portfolio Standards), PTC(Production Tax Credit), 경쟁입찰제도 등을 추진하고 있다. Green Pricing 프로그램은 신·재생에너지 발전전력

을 자발적으로 구입하려는 수용가에게 일반 전기요금에 프리미엄을 부과하여 신·재생전력을 판매 및 공급하는 제도이다. 요금상계제도는 자가발전시설에서 생산된 전

력 중 자가소비 이상의 초과발전 전력을 계통에 연계하여 계통 선에 역송전 하는 제


도로, 요금의 정산은 주별로 차이가 있으나 초과발전 계통 송전량에 대하여 월, 연간

단위로 전력 도매가격이나 소비자가격으로 지불하도록 하고 있다. FITs는 정부가 계

통운영자에게 지역 내 신․재생에너지 발전전력을 전량 구매하도록 의무를 부과하

면, 계통운영자는 의무에 따라 정책적으로 책정된 고정가격수준에서 근거리 지역

신․재생 에너지 발전사업자로부터 신․재생전력을 전량 구매하여 비용 상승분만큼

최종소비자에게 전가시켜 판매가 이루어지는 제도이다. RPS는 정부가 발전사업자나

전기판매사업자에게 총발전량 또는 판매량의 일정비율 또는 일정량을 신․재생에너

지로 충당하도록 의무화하는 제도로 신 재생에너지 인증서 거래(Tradable Renewable Energy Certificates: TRECs)와 병행하여 실시된다. PTC(production tax credit)는 신․재

생에너지원을 이용하여 에너지를 생산하는 기업에 일정비율의 세금을 공제해주는 제

도이다. 미국은 1992년에 production tax credit를 설치하여, 2003년 12월 말까지 풍력

사업자에게 1.5 cents/kWh의 세금을 공제해주었고 2008년 현재 kWh 당 1.8 센트의

신․재생에너지 생산세 공제의 혜택을 주고 있다. 경쟁입찰제는 정부가 달성해야

할 총 신․재생에너지발전 설비용량이나 비율을 명시하면 신․재생에너지 발전사업

자가 자신의 한계비용 조건을 고려하여 계약입찰가를 제출하는 형식의 제도이다. 영국은 비화석연료 의무제(NFFO; Non-Fossil Fuel Obligation), 프랑스는 EOLE 2005를

통해 경쟁입찰제를 실시하였으나 재정부담의 증가, 기술의 편재성 등의 문제로 각각

RPS제도와 FITs제도로 전환하고 있다. 우리나라에서도 신재생에너지 전력 보급정책으로 2002년 5월부터 발전차액지원

제도를 시행하고 있다. 최근 지식경제부는 고시 제2009-96호(2009.4.29)를 발표하였

다. 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급촉진법 제17조, 전기사업법 제49조, 타에너지지원사업운영요령(산업자원부 고시 제2002-034호) 제4조 및 제10조의 규정에

의한 「신․재생에너지이용 발전전력의 기준가격지침14)」을 개정 고시하였다. 발전

차액지원제도는 독일의 FITs 제도와 같은 메커니즘으로 신재생에너지를 이용한 전력

량에 대해 기준가격과 전력거래가격간의 차액을 지원하는 제도이다.

14) (舊) 산업자원부 공고 제2002-108호, 2002.5.29, 2002.9.26 고시전환, 2003.10.9, 2004.10.19, 2006.8.30, 2008.5.14 개정


전원적용설비

용량기준구 분

기준가격(원/㎾h)비고

고정요금 변동요금

풍력 10㎾이상 - 107.29 - 감소율 2%

수력 5㎿이하

일반1㎿이상 86.04 SMP+151㎿미만 94.64 SMP+20

기타1㎿이상 66.18 SMP+ 51㎿미만 72.80 SMP+10

폐기물 소각

(RDF 포함)20㎿이하 - - SMP+ 5

화석연료

투입비율 : 30%미만

바이오

에너지

LFG 50㎿이하 20㎿ 이상 68.07 SMP+ 5 20㎿ 미만 74.99 SMP+10

바이오

가스50㎿이하

150㎾ 이상 72.73 SMP+10

150㎾ 미만 85.71 SMP+15

바이오

매스50㎿이하 목질계 바이오 68.99 SMP+ 5

해양

에너지조력 50㎿이상

최대조차

8.5m이상

방조제유 62.81 -

방조제무 76.63 -

최대조차

8.5m미만

방조제유 75.59 -

방조제무 90.50 -

연료전지 200㎾이상바이오가스 이용 227.49 -

감소율 3%기타연료 이용 274.06 -

<표 Ⅱ-40> 신재생에너지 전원의 적용기준 및 기준가격

주: 1) 화석연료 투입비율은 월 단위를 기준으로 하며, 발전에 소요된 열량에 대한 화석연료의 열량비

율임. 2) 풍력, 연료전지의 발전차액지원개시일별 기준가격은 별표2와 같음

3) 수력의 일반은 수력발전을 주목적으로 하는 설비이며, 기타는 수력발전이 부가적인 목적의 설

비임. 4) 용량은 동일사업자가 인근지역(설치장소의 경계가 250미터이내의 지역을 의미한다) 에서 설치

한 용량의 합을 기준으로 적용함.자료: 지식경제부, ‘지식경제부 고시 제2009-96호’, 2009.4.29.


적용시점 적용기간30kW 이하

30kW 초과

200kW 이하

200kW 초과

1MW 이하

1MW 초과

3MW 이하3MW 초과

~‘09.12.3115년 646.96 620.41 590.87 561.33 472.70

20년 589.64 562.84 536.04 509.24 428.83

‘10년 이후 20년 재고시

<표 Ⅱ-41> 태양광 전원의 용량 및 적용기간별 기준가격

(단위: 원/kWh)

주: 1) 적용시점은 발전차액지원개시일 기준임. 2) 태양광발전의 시설용량은 모듈정격용량임. 3) 용량은 동일사업자가 인근지역(설치장소의 경계가 250미터이내의 지역을 의미한다) 에서 설치

한 용량의 합을 기준으로 적용함.자료: 지식경제부, ‘지식경제부 고시 제2009-96호’, 2009.4.29.

차액지원개시일시점 풍력연료전지

바이오가스 이용 기타연료 이용

2009년 105.14 220.67 265.84

2010년 103.04 214.05 257.87

2011년 100.98 207.63 250.13

<표 Ⅱ-42> 연도별 기준가격 요금표(감소율 적용전원)

(단위: 원/kWh)

주: 감소율 적용 개시 시점은 매년 10월 11일임.자료: 지식경제부, ‘지식경제부 고시 제2009-96호’, 2009.4.29.

적용년도 태양광 연료전지

2009년 50 122010년 70 142011년 80 16

<표 Ⅱ-43> 연도별 기준가격 적용 상한용량

(단위: MW)

자료: 지식경제부, ‘지식경제부 고시 제2009-96호’, 2009.4.29.

하지만 발전차액지원제도는 미리 선험적인 자료에 근거하여 산정하여 미리 제시

되는 기준가격에 근거하여 현재의 기술로는 불확실성이 많이 내재되어 있는 공급곡


선에 따라 공급이 유도되는 방식으로 현재 국내에서 태양광 사업의 과다보급 등의

문제가 발생하였다. RPS 제도는 이와 달리 전력생산자나 판매자에게 신재생전원에

의한 전력생산량에 대한 의무를 부과함으로써 해당 전원의 프리미엄이 시장기능을

통해 결정되도록 유도하는 방안이다. 아래 그림은 이 두 제도의 차이를 간단히 도식

하고 있다.

[그림 Ⅱ-8] FIT와 RPS의 비교

자료 : 아주대학교, 신재생전원설비의 시간대별 특성 및 발전설비구성에 미치는 영향 , 연구보고서, 2008.

현재 정부는 선진국의 사례와 마찬가지로 장기적으로 시장 기반의 제도인 RPS로

전환하기 위해 발전차액지원제도와 함께, 자발적 협약의 한 형태인 신재생에너지 공

급협약(RPA : Renewable Portfolio Agreement)을 발전회사들과 체결하여 2005년 7월부

터 진행 중에 있으며, RPS 제도는 2012년 본격적인 도입이 예정되어 있다.본 연구에서 검토하고 있는 새만금사업의 경우, 투자비 전액이 국고에 의한 것으

로 발전차액지원제도의 대상이 될 수 없다. RPS 시장의 도입에 따른 효과는 현재와

같이 RPS 의무할당량규모가 확정되지 않았고, 또 시장기능에 의해 결정되는 가격을

추정하는 것이 현실적으로 불가능할 뿐 아니라, 규제에 의한 의무공급량 부여의 과

다에 따라 시장 프리미엄이 바뀐다는 문제가 있다. 이는 정책적 판단에 근거한 보급

계획과도 관련이 있으며, 이 때 신재생 사업자에게 주어지는 제반편익의 크기가 사

회적 편익과 일치한다고 보기 어렵다는 문제가 있다. 풍력전원의 특성과 이에 적용

되는 가격이 갖는 의미 등은 아래에서 별도로 논의되겠지만 여기서는 해당사업을 통

해 생산되는 풍력발전량의 시장가치를 현재와 같은 형태의 CBP 시장에서의 도매가

격 SMP에 의거하여 판매되는 것으로 전제하여 평가하는 것이 합당해 보인다.


2) 신재생전원의 보급계획 우리나라의 2007년 말 기준 신ㆍ재생에너지의 보급실적과 발전량 등을 보면 총

250개소 355MW설비가 운용중이다. 그중에 태양광(184개소, 39MW), 풍력(8개소, 171MW), 수력(46개소, 62MW)등이 보급되었다. 또한 발전차액지원제도 시행 후 총

2,468GWh의 청정전력을 생산하였고, 이중 수력(38.16%), LFG(31.93%), 풍력(28.54%)등이 대부분을 차지하고 있으며, 태양광(1.22%), 연료전지 및 바이오가스는 0.1%이하

로 아직까지 미미한 실정이다.

분 류 누적 설비개소누적 설비용량

(kW)’07년 발전량

(MWh)’07년 기반기금

(백만원)

태양광 184 73.6% 39,030 11.00% 24,067 2.81% 14,783.2 55.13%

풍 력 6 2.4% 171,395 48.30% 333,582 39.01% 7,826.1 29.19%

수 력 46 18.4% 61,833 17.42% 220,040 25.73% 2,063.3 7.69%

연료전지 1 0.4% 250 0.07% 1,960 0.23% 393.0 1.47%

매립지가스 11 4.4% 80,293 22.63% 273,808 32.02% 1,734.0 6.47%

바이오가스 2 0.8% 2,060 0.58% 1,581 0.18% 15.5 0.06%

합계 250 354,861 855,037 26,815.1

<표 Ⅱ-44> 신재생에너지 설비 현황(2007년)

자료: 한국전기연구원, 이창호, ‘신재생에너지발전 정책동향(발전차액지원제도와 RPS)', 2008.9.26.

발전차액지원제도 시행 이후 총 2,468GWh의 청정전력을 생산하였다. 이중 수력

38.16%, LFG 31.93%, 풍력이 28.54%를 차지하고 있다. 태양광은 1.22%, 연료전지 및

바이오가스는 0.1%이하 이다.


구 분 ~ ‘03년 ‘04년 ‘05년 ‘06년 ‘07년 소계

수력 264,860 142,101 157,622 157,376 220,040 941,999 38.16%LFG 127,958 138,467 128,746 119,236 273,808 788,215 31.93%풍력 31,700 29,275 103,281 207,660 332,736 704,652 28.54%태양광 - 13 522 5,467 24,194 30,196 1.22%연료전지 - - - 243 1,960 2,203 0.09%바이오가스 - - - - 1,551 1,551 0.06%

계424,608 309,856 390,171 489,891 854,287 2,468,813

(100.0%)17.20% 12.55% 15.80% 19.84% 34.60%

<표 Ⅱ-45> 전력생산 현황

(단위: MWh)

자료: 한국전기연구원, 이창호, 신재생에너지발전 정책동향(발전차액지원제도와 RPS) , 2008.9.26.

발전차액지원제도 시행 이후 총 583억원의 차액지원금이 지급되었다. 이중 태양

광에 186억원(31.92%), 풍력에 185억원(31.67%)이 지원되었다. 태양광의 지원금비중

이 확대되는 추세이다.

구 분 ~‘03년 ‘04년 ‘05년 ‘06년 ‘07년 소계

수력 6,165 2,859 2,392 661 2,063 14,140 (24.25%)LFG 2,170 1,477 957 292 1,734 6,630 (11.37%)풍력 556 738 3,858 5,483 7,826 18,461 (31.67%)태양광 8 340 3,481 14,783 18,612 (31.92%)연료전지 48 393 441 (0.76%)바이오가스 15 15 (0.03%)

계8,891 5,082 7,547 9,965 26,815 58,300

(100.00%)(15.25%) (8.72%) (12.95%) (17.09%) (45.99%) (100.0%)

<표 Ⅱ-46> 지원금 현황

(단위: 백만원)

자료: 한국전기연구원(이창호), 신재생에너지발전 정책동향(발전차액지원제도와 RPS) , 2008.9.26.

정부가 ‘3차 신재생에너지 기본계획’에 의거하여 발표한 2008~2030년까지의 신ㆍ

재생에너지의 보급전망의 주요 내용 중 특히 태양광과 풍력의 경우, 2008년 대비

2030년의 목표량에서 태양광은 14.5배(241→3504MW)15), 풍력은 31.7배(230→


7301MW)로 확대한다는 계획이 수립된 것을 알 수 있다. 제3차 신재생에너지 기술개

발 및 이용·보급 기본계획의 주요내용은 신재생에너지의 시간 단계별 기술개발 로드

맵(Technology Road Map) 및 제품화 로드맵(Product Road Map)을 제시하고 이에 따라

화석연료수준의 경제성 확보시기를 예측하되, 보급목표와 기술개발 목표를 달성하기

위해서 ‘30년까지 총 111.5조원(보급투자비 100조원, 기술개발투자비 11.5조원)의 투

자비가 소요될 전망이다.

2008년 2010년 2015년 2020년 2030년

태양열온수급탕 (천m2) 1,090 1,114 1,180 3,817 21,408

CSP (MW) - - 10 224 1,168태양광 (MW) 241 480 979 1,566 3,504

풍 력육상 (MW) 230 501 1366 2,014 2,876해상 (MW) - 50 800 1,800 4,425

바이오

목질계전력(MW) 0 38 97 201 462열(Gcal/h) 28 231 577 1,362 3,717

바이오디젤 (경유 중 비중) 1.0% 2.0% 45 8.3% 20%에탄올 (휘발유 중 비중) - 1.0% 3.1% 4.9% 10%

바이오

가스

전력(MW) 0.1 3.1 21. 41.1 101.1열(Tcal) 888 1,161 2,572 4,167 9,220

수송(천Nm3) - - 40,268 69,797 96,643

LFG전력(MW) 116 133 175 217 529열 (Tcal) 219 251 311 411 491

수 력대수력(MW) 1,529 1,529 1,589 1,689 1,689소수력(MW) 90 120 194 268 565

지 열냉난방(천 RT) 34 104 544 1,062 2,892발전 (MW) - 20 106 200 400

해 양 (MW) 0.5 255 835 1,948 3,228

폐기물

RDF (천 ton) 172 3,207 1,185 2,671 5,913가스화 (천 ton) 292 584 1,314 1,898 2,628

소각열이용 (천 ton) 3,316 3,656 4,508 5,360 7,063폐가스 (ton/h) 6,683 6,915 7,493 8,071 10,385정제폐유 (kL) 365,822 407,176 510,563 613,950 820,732

시멘트킬른 (ton) 482,039 482,039 482,039 482,039 482,039

<표 Ⅱ-47> 신ᆞ재생에너지 원별 보급전망 (고유단위)

자료: 지식경제부, 제3차 신ㆍ재생에너지 기술개발 및 이용ㆍ보급 기본계획 수립방안 연구 2008.12

15) 태양열발전 목표 1.168GW는 포함되지 않음. 참고로 1GW는 기존 국내원자력발전소 1기의 용량임.


3) 국내외 풍력산업 현황가) 국외 현황세계 풍력산업은 2007년 한 해 동안 20GW에 가까운 새로운 용량의 증가로 급속

히 발전하고 있다. 주로 미국과 스페인, 중국이 이끌고 있는 이러한 발전은 세계 누

적용량을 2007년 말 기준 94GW으로 늘렸으며, 이는 풍력시장의 전년도 대비 31% 성장을 가능하게 하였다.

[그림 Ⅱ-9] 2003~2007년 말 현재 설치 용량

자료: Global Wind Energy Council, Global Wind Energy Outlook 2008.

[그림 Ⅱ-10] 국외 주요 풍력발전기 제조업체 풍력시장 점유율

자료: BTM consult ApS(http://www.btm.dk)


유럽을 중심으로 시스템의 대형화에 초점을 두고 2MW는 상용화, 4.5MW는 실증

단계이며 5MW는 개발 중이다. 덴마크는 ‘80년대부터 집중 개발하여 현재 풍력설비

시장의 세계 1위(세계설비시장의 41.7%)를 고수하며, 풍력발전의 대형화, 해상풍력

등 국제적 트랜드 선도하고 있다고 평가된다. 독일은 덴마크에 이어 세계 2위 설비시

장 점유(21.5%) 및 연 30억$의 풍력시장을 창출한다고 평가되고 있으며, 풍력발전 선

두국가로 5MW를 개발하고 있다. ‘04년 세계 설치용량의 35%(약 16,649MW, 1.6만기, 독일전력수요 6%)를 보급중이다. 유럽공동체 주관 하에 THERMIE Program으로 대형

풍력발전시스템을 개발하였고, Vestas Ⅴ80(2MW), Bonus 2MW, NEG Micon2750 등을

상용화하고 4.5MW 시험 중에 있다. 미국은 80년대 중반까지 세계 풍력발전시장을

주도하여 왔으나 정부지원을 줄임으로 인해 90년대 초부터는 DOE16)지원으로

NREL(National Renewable Energy Lab)과 산업체 공동으로 대형화기술을 개발하고

NASA에서 Blade개발을 지원하고 있다. 풍력시장에서 국외 상위 10위에 포함된 기업

들은 세계 시장의 95%의 공급을 담당하고 있으나, 최근 특히 아시아권의 중국기업

(Goldwind & Sinovel)과 인도기업(Suzlon)이 시장 점유율에서 가파른 상승세를 보인다

는 점에 주목할 필요가 있다.

나) 국내 현황국내의 풍력발전기의 제작기술은 현재 해외 유명 제작사에 비해 경쟁력이 떨어지

고 있다고 평가된다. 아래는 최근의 국내 풍력발전기 개발현황을 정리한 자료이다.국내의 풍력산업현황을 단적으로 설명하면, 국내에서 2.5MW 발전기까지 제작이

가능하지만 국내 제작 풍력발전기는 실증을 통한 검증이 제대로 되지 않아 국내 사

업자들에게서도 선택을 받지 못하고 있는 형편으로 알려져 있다. 국내의 풍력발전기

의 부품 기술수준은 부품별로 상당한 차이를 보이고 있으며, 발전기와 타워는 거의

선진국수준으로 평가되나 기어박스나 콘트롤러 분야의 기술은 선진국에 비해 무척

낮다고 인식된다. 특히 기어박스 분야는 해외에서 소수의 기업만이 제작을 하여 모

든 제작사에게 공급을 하고 있어 부품 공급의 부족으로 병목현상이 발생하여 발전기

의 가격 상승의 원인이 되고 있는 것으로 알려져 있다. 국내에서는 2009년경에나 두

산중공업 등을 통해 3MW급 풍력발전기가 개발되어 검증을 거칠 예정이고 2012년까

지 5MW급 해상 풍력발전기가 개발될 예정이다. 하지만 선진국은 이미 2002년도에

3MW급 풍력발전기를 개발하였고 현재는 5MW급 발전기 개발이 끝나 검증하고 있

는 단계라는 것이 현실이다.

16) Department of Energy(미국에너지부)


기업체 발전기명 / 개발기간 / 최근현황

효성

⦁ HS-48 (750kW) / 2001.12 ~ 2004.12 / Acquiring Type Certification⦁ HS-90 (2MW) / 2004.4 ~ 2007.3 / Performance test (Daegi-ri, GangWon)

⦁ 고용량화 추세에 발맞춰 육상용 3MW급 시스템을 개발하고 해상용 대형풍

력발전시스템 개발에도 적극 참여(해상용 5MW 국책과제의 주관기업으로

선정)임.

두산

중공업

⦁ 3MW (offshore) / 2006.9 ~ 2009.8 / Developing

⦁ 2009년 하반기에 아시아 최초로 3MW급 육해상 풍력발전시스템인 ‘WinDA 2000TM' 개발을 완료하고 오는 2010년 상용화를 목표로 하고 있음.

유니슨

⦁ U-50 (750kW) / 2001.12 ~ 2004.12 / DEWI-OCC Type Certification (1year)⦁ U-88 (2MW) / 2004.9 ~ 2007.8 / Plan of Performance test

⦁ 2005년 국내 최초로 대규모 상업용 풍력발전단지(영덕풍력발전단지)에

39.6MW의 풍력발전시스템을 준공하고, 2006년 국내 최대 규모의 상업용 풍

력발전단지(강원풍력발전단지) 98MW 풍력발전시스템을 설치함.⦁ 2008년 5월 고리원자력 발전단지의 750kW급 풍력발전시스템의 상업 운전을

시작, 7월 스위스 TWL과 750kW급 풍력발전시스템의 공급계약을 체결(첫 해

외수주 기록)함.⦁ 2009년 내에 2MW 풍력발전시스템 상용화 예정임.

한진

산업

⦁ HJWT-1500 (1.5MW) / 2005.12~2006.11 / DEWI-OCC Type Certification 5yr⦁ HJWT-100 (100kW) / Performance test (WolRyung, Jeju)

⦁ 2006년 1.5MW급 풍력발전기 개발을 완료, 그해 IEC 국제인증을 획득하고

현재는 제주도에 설치해 가동 중임.

현대

중공업

⦁ 2009년 9월까지 전북 군산 국가산업단지에 국내 최대 규모의 풍력발전설비

공장을 완공하고, 10월부터 1.65MW급 풍력발전기 생산을 시작할 예정임. 2013년까지 연간 800MW급 (주택 약 26만가구 사용분)의 풍력발전기를 생산

해 주로 미국 중국 유럽 등으로 수출할 계획임.

<표 Ⅱ-48> 국내 풍력발전기 개발현황과 최근현황

자료: 경남호, 한국에너지기술연구원, 한국풍력기술개발사업단(KWEDO), 'Wind Energy Status in Korea‘, 2008.10.


4) 풍력에너지의 특성과 전원구성상의 문제점최근의 연구에서 외부적 일사량 조건, 풍속 등을 감안하여 풍력발전의 시간대별

전력생산 특성을 확인하고, 정부의 3차 신재생보급계획을 근거로 실제 보급계획이 실

행으로 옮겨지는 경우 전력시스템 상 예상되는 몇 가지 문제를 시뮬레이션을 통해 확

인해 보고자 한 바 있다.17) 우선 전력수요의 피크타임 시 간헐성으로 인한 불확실성

을 확인하기 위해 1000번의 시뮬레이션을 수행한 결과, 2010년에는 모든 시나리오 중

최대 영향의 경우에도 0.33%에 미치지 못한다. 2020년이 되면, 최대 영향 기준으로 시

나리오별로 최대영향의 크기가 0.98%에서 1.20%까지로 나타났다. 하지만 2030년에는

최대영향 기준으로 최대 4.41% (4.084GW)까지 나타나는데 이는 2007년 전체 전력계

통의 수요대비 예비율이 7.2%대까지 떨어졌던 사실을 감안한다면, 피크타임 전력수요

에 풍력발전이 미치는 영향은 무시할 수 없는 수준이라는 것을 쉽게 알 수 있다.

[그림 Ⅱ-11] Peak Impact of Wind Power Generation(Original Peak, 2030. MW)

둘째로 전력 수급기본계획에 풍력발전을 하나의 독립 전원종별로 고려하여 현재

수립된 3차 전력수급기본계획의 틀을 크게 변경시키지 않으면서 풍력발전량의 변동

성이 전원구성에 미치는 효과를 확인해 보고자 하였다. 여기서는 통상적으로 사용하

는 방법인 SCM(Screening Curve Method)을 이용하였다. SCM 방법은 주어진 한 년도

17) 동서발전(2009.1), 신재생전원설비의 시간대별 특성 및 발전설비에 미치는 영향

** 4가지의 서로 다른 시나리오에 대해 시뮬레이션 하였음.


의 전력수요를 충족시키기 위해 가장 저렴한 전력공급설비의 조합과 이에 따른 설비

별 발전량이 어떻게 될 것인가를 간단히 찾아내는 방법이라고 할 수 있다. 발전량 측

면에서의 변동성은 그리 크지는 않으나 이 역시 각 신재생전원설비의 보급규모가 점

차 커짐에 따라 발전량의 변동성에 대비하기 위해 필요한 공급설비 규모는 무시할

수 없을 정도로 커질 것으로 예상되었다. 불확실성에 대비하기 위해 필요한 투자비

규모를 LNG70018) 기준으로 산정한 투자비는 각 시나리오를 통해 2030년 기준으로

최대 36.5조원까지 발생할 수 있다는 결과가 나타났다.

라. 탄소배출권 시장 현황1) 해외 탄소배출권시장 현황

가) 배출권거래제온실가스 배출권 거래의 기반을 제공한 것은 1997년 교토의정서 체결 당시 도입

된 ‘교토유연성체제(Kyoto Flexible Mechanism)'로 시장기능의 도입을 통해서 신축적

으로 배출가스를 감축하는 ’배출권 거래(ET : Emission Trading)', '청정개발체제(CDM : Clean Development Mechanism)', '공동이행(JI : Joint Implementation)' 등이 핵심이다. 이중 CDM은 온실가스 감축의무가 있는 국가(부속서Ⅰ 국가)와 감축의무가 없는 국

가(비부속서Ⅰ 국가) 간에 이루어지고, JI는 부속서Ⅰ 국가 간에 이루어진다는 것이

주요 차이점이다.

온실가스 6종(CO2, CH4, HFCs, PFCs, SF6)

부속서Ⅰ국가의 감축

목표 설정

-온실가스의 배출량을 1차 의무이행기간(2008~2012)동안 1990년

대비 평균 5.2% 감축

-국가별 차별적인 감축목표 부여(국가별 허용배출량과 인증된 감

축목표량을 -8%에서 +10%까지 다르게 결정): 미국 -7%, 일본 -6%, 유럽연합 -8%, 아이슬랜드 +10% 등

기타 경정사항

-교토메카니즘 결정 : 공동이행(JI), 청정개발체제(CDM), 배출권거

래(ET)-흡수원의 인정

<표 Ⅱ-49> 교토의정서 주요내용

자료: 지식경제부․에너지관리공단, 기후변화협약과 우리의 대응 , 2005.2.

18) 0.7GW 규모의 LNG발전설비를 말함.


나) 배출권 거래 시장한 국가의 온실가스감축을 위해 사용될 수 있는 여러 가지 정책수단이 다양하게

제시되고 있다. 이를 크게 나누어 경제적 유인이 없는 정책수단(직접규제)과 시장메

커니즘(Market Mechanism)을 이용한 경제적 유인 정책들로 구분할 수 있다. 시장메커

니즘을 이용한 정책은 다시 온실가스나 생산물의 가격변화를 통해 배출규제를 달성

하고자하는 탄소세와 같은 부과금제도, 보조금제도 그리고 배출량을 수량적으로 제

한하는 배출권거래제 등으로 분류할 수 있다.배출권거래제도의 대표적인 장점은 비용효율성, 즉 오염물질 저감비용의 최소화

이다. 거래비용이 없다는 가정 하에 배출권거래제는 초기배분의 방법에 관계없이 정

해진 배출량 수준을 최소의 비용으로 달성할 수 있다19).

장 점 단 점

목표달성의 확실성 높은 행정비용 및 거래비용

배출원의 재정적 비용절감 용이 시장 및 가격의 불확실성 및 불안정성

목표달성을 위한 정책의 유연성 불량거래에 대한 책임소재 불분명

오염물질 저감기술 개발 촉진

<표 Ⅱ-50> 배출권거래제의 장 ․ 단점

자료: 한국전력거래소, 탄소가격을 반영한 전력수급계획의 최적화 및 전력시장을 고려한 배출권거래제

도 연구 , 2007.12.

배출권거래제는 각 참여자별 배출목표 설정 방식에 따라 (Baseline-and-Credit 방식

과 Cap-and-Trade 방식으로 구분된다. Baseline-and-Credit 방식은 참여자가 온실가스

감축을 통해 발생한 저감량을 검증 및 인증과정을 거쳐 감축 실적분(credit)을 발급받

아 이를 거래할 수 있도록 하는 시스템이다. Cap-and-Trade 방식은 거래 참여자가 의

무이행 기간 동안 정해진 배출 상한선(cap)에 해당하는 배출 허용량(allowance)을 할

당받고, 이를 자유자재로 배출권을 거래할 수 있지만, 의무이행 기간(compliance period) 말에 의무준수에 해당하는 배출권을 보유하도록 하는 시스템이다.

19) Montgomery, W.D., 'Markets in Licenses and Efficient Pollution Control Programs,' Journal of Economic Theory, Vol.5, 1972, pp.395-418.


Cap-and-Trade Baseline-and-Credit

다양한 거래주체가 참여할 수 있음(기업, 지자체, 개인 등)

주로 규제대상 기업 간의 거래에 국한

효율적 거래시장의 형성가능성이 높음 거래동기가 부족할 수 있음

기준년도의 설정을 통한 배출허용 총량의

결정

베이스라인 선정을 통한 추가 감축분의

크레딧 부여

베이스라인 선정 시 기업의 도덕적

해이(moral hazard) 동기 존재

제도의 운영에 따른 행정비용이 상대적으로

덜 소요

인증, 모니터링 등 행정비용이 상대적으로

많이 소요

개별 활동에 대한 베이스라인 불필요 감축실적 인정의 불확실성 존재

<표 Ⅱ-51> Cap-and-Trade와 Baseline-and-Credit 비교

자료: 한국전력거래소, 탄소가격을 반영한 전력수급계획의 최적화 및 전력시장을 고려한 배출권거래제

도 연구 , 2007.12.

탄소배출권시장은 크게 할당량거래(allowance-based) 시장과 프로젝트기반(project based)시장으로 구성된다. 또한 각 시장은 교토의정서상의 규정에 따라 온실가스를

감축하는 컴플라이언스(compliance) 시장과 규정에 상관없이 온실가스를 감축하는 자

발적(voluntary) 시장으로 구분할 수 있다. 할당량거래 시장은 교토의정서에 따라 할

당된 국가별 감축 목표를 해당국가가 다시 자국기업에 할당하는 형태로 배출 허용량

을 결정한다.


(1) 할당량 거래시장

상품별 분류

국가 거래소명칭 계약형태 여타 거래상품 개장일

전력

포함

독일 EEX옥션에 의한

현물계약Power 2005.3.9

노르웨이 Nord pool선물계약(차후 현물계약)

Swedish Green Certificates, Power

2005.2.11

오스트리아 EXAA옥션에 의한

현물계약(주간)

RECs, Power 2005.6.28

프랑스 Bluenext현물계약(차후 선물계약)

2008.1

캐나다 GHGE옥션에 의한

현물계약Recs, CERs, Power 2000

기타

네덜란드 ECX 선물계약CERs가능, 차후 EUA options, So2 및 NOx

2005.4.22

네덜란드 Climax 현물계약 CERs 2005.6.22

스페인 Cendeco2현물계약

지속차후 CERs가능 2005.8

미국CCX

(시카고기후거래소)선물계약 차후 CERs 가능 2003

호주

NSWD(뉴사우스웨일즈감

축기구)

현물계약

지속차후 CERs 가능 2001

<표 Ⅱ-52> 세계의 배출권거래소

자료: ECX, http://www.ecx.eu/

EU-ETS(European Union Emission Trading Scheme)는 대표적인 컴플라이언스 할당량

거래시장으로 EU 27개국에 모두 적용된다. EU-ETS의 대표적인 탄소배출권 거래시장으

로는 ECX(European Climate Exchange), Nordpool, Bluenext, EEX(European Energy Exchange) 등이 있다. 프로젝트기반 시장은 배출량 감축 프로젝트(CDM, JI 등)를 실시

해 거둔 성과에 따라 획득한 크레딧(Credit)을 배출권 형태로 거래한다.


이렇게 획득된 배출권은 장외시장(OTC, Over The Counter)이나 배출권거래소에서

거래된다. 전체 48%의 배출권 거래가 장외시장에서 거래되고 장내시장 중

ECX(European Climate Exchange)에서 46%, 나머지는 기타 거래소(Nordpool, EEX 등)에서 거래된다.

종류 발행기준1차이행기간(2008-20

12) 중 활용한도이월(banking) 한도

AAUs(Assigned Amount Units)

교토의정서하의

Annex B국가의

할당량

한도 없음 한도 없음

EUAs(EU Allowance Units)

EU-ETS 제도하의 할당량

한도 없음

*1차 이행기간 : 2005~2007년

이월 불가능

CERs(Certified Emission

Reductions)

청정개발체제(CDM)를 통한

credit

흡수원사업에 따른

CER은 구매국

할당량의 1%

구매국 할당량의

2.5%

ERUs(Emission Reduction

Units)

공동이행(JI) 사업을 통한

credit한도 없음

구매국 할당량의

2.5%

RMUs(Removal Units)

Annex B국가의

LULUFCF 사업을 통한

credit

국내적으로

발행가능하나

최대발행량은

국가별로 제한

이월 불가능

<표 Ⅱ-53> 배출권의 종류와 특징

자료: 오대균, 에너지관리공단, 국제 배출권거래제도와 청정개발체제(CDM) , 2009.5.

(가) ECX(European Climate Exchange)

EU ETS는 전 세계 탄소시장에서 거래 규모 및 금액 양 측면 모두에서 가장 큰 비

중을 차지하고 있다. ECX는 CCX(Chicago Climate Exchange), CCFE(Chicago Climate Future Exchange)와 함께 지주회사 Climate Exchange PLC의 100% 자회사이다. EUA 선물거래의 경우 거래량은 2007년 9억8천tCO2, 2008년 20억tCO2, 가격은 20유로 안팎

의 등락을 보이다 2009년에는 10~15유로 선에서 거래되고 있다.


(나) Nordpool

1993년 노르웨이 전력시장을 운영한 ‘Stanett Marked AS'에 스웨덴 자본이 더해져

탄생하였다. 노드풀이 다른 거래소보다 먼저 탄소배출권 거래에 나설 수 있었던 이

유는 노드풀의 주요 고객인 전력회사들의 탄소배출량이 EU-ETS 내 탄소배출 할당량

의 50% 이상을 차지하게 되었기 때문이다.

(다) Bluenext유럽 전력거래소인 Powernext에서 탄소배출권 부분(Powernext Carbon)만 따로 떼

어내어 2007년 12월 21일 설립되었고 2008년 1월부터 탄소배출권 관련 거래를 운영

하기 시작하였다. 현재 EUA와 CER 선․현물이 모두 거래되고 있으며, 현물 EUA만

240만톤이 거래되어 유럽 내 현물 EUA 시장의 65%를 차지하고 있다. 2008년 EUA 현물 기준으로 거래량은 약 2억5천tCO2, 거래가격은 20유로 안팎으로 등락하고 있다.

(라) EEX(European Energy Exchange)EEX는 LPX(Leipzig Power Exchange)와 European Power Exchange의 합병의 결과로

2002년 설립되었다. 전력, 천연가스, 석탄 등의 에너지 상품이 거래되며, 전력거래소

에서 시작되었지만 금융선물거래소이자 EEX 지분의 23.2%를 차지하고 있는 모회사

Eurex와 손을 잡아 탄소배출권 시장에 뛰어들었다. 2008년 EUA 선물 기준으로 약 7천8백만tCO2의 거래량을 보이고 있다.

(2) 프로젝트 기반 시장

(가) 청정개발체제(CDM) 시장

CDM 시장은 2007년 한 해 동안 7.9억 tCO₂e, 129억 달러를 기록해 프로젝트 기

반 시장 거래 규모의 87%, 거래 금액의 91%를 차지한 것으로 나타나고 있다. 2007년

한 해 동안 UN의 온난화 대응기관인 UNFCCC에는 총 2,800건이 넘는 프로젝트가 등록

되었는데 이는 2006년의 약 1,500건에 비해 87% 가량 증가한 수치이다.

(나) 공동이행제도(JI) 시장JI(Joint Implementation) 시장에서의 거래 규모와 금액은 2006년 1,600만 tCO₂e, 1


억4,000만 달러에서 2007년 4,100만 tCO₂e, 5억 달러로 크게 증가하였다. 2007년의

경우 가장 큰 비중을 차지한 JI 프로젝트는 메탄과 관련된 것으로, 전체의 47%에 육

박하였다.

(다) 자발적 시장

자발적 탄소시장은 탄소 감축의무가 없는 기업, 기관(정부기관 포함), 비영리단체, 개인 등이 사회적 책임과 환경보호를 위해 활동 중에 발생한 탄소를 자발적으로 상

쇄(offset)하거나 이벤트/마케팅용으로 탄소배출권을 구매하는 등 다양한 목적 달성을

위해 배출권을 거래하는 시장을 의미한다. 미국과 유럽의 브로커, 자발적 감축 크레

딧 공급자들과 CCX(Chicago Climate Exchange)로부터의 자료를 종합해보면 2007년의

전체 규모는 7,500만 tCO₂e으로 추정되는데, 이는 2006년의 2,000만 tCO₂e에 비해

크게 늘어난 수치이다.

다) 배출원 설정 방식과 배출권 할당(1) 배출원 설정온실가스 배출원은 배출자에 대한 설정 기준을 어디에 두는가에 따라 크게 달라

진다. 이에 대한 정책적 접근 방식에는 연료생산자(석유정제, 천연가스 처리 등)를 중

심으로 하는 상류방식(Upstream)과 석탄 화력발전소, 대규모 산업장비 등 온실가스

다 배출 사업장을 배출원으로 하는 하류방식(Downstream) 그리고 이 두 방식을 섞은

혼합식(Hybrid) 세 가지가 있다. 이 중 선호도가 높은 방식은 최종 배출자를 중심으로

보는 하류방식(Downstream)으로 대부분의 추진 국가들이 이 방식을 사용하고 있다.

방식 특징

상류방식

(Upstream)

․ 상류 사업자의 상품(화석연료 등)이 사용됨에 따라 발생하는

배출량을 기준으로 함.․ 대상 사업자가 비교적 적으며 모든 화석연료 사용량 파악이

가능하다는 장점을 가짐.하류방식

(Downstream)․ 온실가스 다 배출 사업자 즉 최종 배출자를 위주로 배출량을 산정

대상 사업자에 대한 범위가 넓음.혼합방식

(Hybrid)․ 상류방식과 하류방식의 혼합방식으로 산업분야 또는 활동사항에

따라 다른 방식을 적용

<표 Ⅱ-54> 배출원 설정 방식

자료: 한국전력거래소, 발전부문 배출권 모의거래제 결과 보고서 , 2008.11


(2) 배출권 할당배출권 할당방식에는 경매방식(Auction)과 무상배분방식(Grandfathering) 그리고 이

두 가지를 혼합한 혼합방식(Hybrid) 등이 있다. 경매방식은 거래 참여자가 입찰에 의

해 초기 배출권을 할당받게 되는 반면 무상배분방식은 과거 배출량을 기준으로 배출

권을 비용 없이 할당받게 된다. EU-ETS 등 대부분의 국가들이 배출권할당에 채택하

고 있는 방식이 무상배분방식이며, 영국의 UK-ETS가 도입한 방식이 경매방식에 해

당된다.

할당 방식 장점

경매방식(Auction) 신규 참여자들에 대한 불이익 해소

무상배분방식(Grandfathering) 정치적 및 행정적으로 단순

혼합방식(Hybrid) 경매방식과 무상배분 방식의 장점 절충

<표 Ⅱ-55> 배출권 할당 방식

자료: 한국전력거래소, 발전부문 배출권 모의거래제 결과 보고서 , 2008.11.

2) 국내 탄소배출권시장 현황가) 국내 탄소시장 (1) 추진현황CDM 사업 등 국내에서의 활발한 온실가스 감축사업에도 불구하고, 국내 탄소금

융 전문기업이 전무하여 주로 해외 중개상을 통해 거래되고 있는 실정이다. 이와 관

련해 국내 탄소시장의 활성화에 대비한 배출권거래에 대한 경험을 쌓고 해외 거래전

문기업 및 거래소의 국내 진출에 대응하기 위한 대표 거래기업 육성이 필요하다는

지적이 제기되어 2009년 9월 탄소배출권 거래 및 투자전문회사인 ‘한국탄소금융주식

회사(KCF, Korean Carbon Finance)가 설립되었다. KCF는 지식경제부가 주관하는 탄

소펀드의 연계 사업으로, 국내 사모 탄소펀드 운용사인 한국투자증권이 후성, 휴켐스

및 KT&G 등 온실가스 감축사업을 직접 영위하거나 전략적 투자에 관심 있는 민간

기업과 함께 설립되었다. 이에 따라 KCF는 UN의 CDM사업을 통해 발생하는 배출권

(CER, Certified Emission Reduction)과 지식경제부에서 주관하는 온실가스 등록사업에

의해 발생하는 국내탄소배출권(KCER, Korean Certified Emission Reduction)을 주요 거

래 대상 배출권으로 운용할 방침이다.


(2) 국내 탄소배출권 정부구매 제도지난 2007년부터 2011년까지 5년 간 한시적으로 운용 중인 국내 기업의 자발적

온실가스 감축실적(kCER) 정부구매제도는 정부가 기업들이 자발적으로 온실가스를

감축한 실적을 톤당 4000원∼6000원의 가격으로 구매하는 제도로 정부 예산 부족과

가격 하락, 지원 종료 시기 도래 등의 이유로 기업들이 판매 결정을 보류하고 있는

상황이었다.그러나 2009년 3월 18일 지식경제부에 따르면 2011년까지 한시적으로 운용키로 한

정부구매제도 기간을 연장하는 방안이 검토되고 있고 90억 원으로 동결된 올해 예산도

기업들의 참여도에 따라 내년부터 확대한다는 것이 정부의 방침이다. 현재 탄소배출권 거래제도를 시범 실시 중인 일본의 경우 KCER과 유사한 제도를

운영, 감축실적으로 인정해주고 있으며, EU에서도 자발적 시장이 보조적 수단으로

활용되고 있다.

(3) 한국전력거래소의 배출권시장 모의운영한국전력거래소(KPX)를 중심으로 운영된 배출권 모의거래제는 한국 5개 발전사

(동서발전, 남동발전, 남부발전, 서부발전, 중부발전)를 기준으로 설계되었다. 국내 발

전부문 배출량이 국가 총배출량의 28%를 차지하고 있고 이 중 대부분이 5개 발전사

로부터 배출되고 있기 때문에 거래는 타 업종 기업 간 배출권 거래에 비해 그 규모가

훨씬 크다.모의거래의 거래 대상 가스는 6대 온실가스 중 이산화탄소 한가지로 배출권 할당

을 위한 각 발전사의 예상 이산화탄소 배출량은 발전 운영계획을 바탕으로 산정되었

다. 거래는 한국전력거래소가 운영하는 배출권 모의거래제 온라인 사이트를 통해 이

루어졌으며 운영기간은 약 2~3개월(2008년 8월~2008년 10월, 9주)로 실제 거래일 수

는 시나리오1 13회, 시나리오2 5회 총 18일로 매주 2회씩 거래소가 개장되었다. 시나

리오1과 시나리오2는 배출권 거래제에 참여하는 발전사의 발전운영 기본지침에 따

라 구분된 것으로, 시나리오1은 각 발전호기의 최소발전량 이상 발전을, 시나리오2는

발전호기에 관게없이 발전사에 주어진 총 발전운영계획량과 발전실적량을 일치시킨

것을 기본 전제조건으로 하고 있다. 최소발전량만을 규정한 시나리오1과 달리 시나

리오2는 배출권 거래제 도입에 따른 발전량 저하, 전력수급 문제 발생을 방지하기 위

한 대안으로써 시나리오1과의 결과차이 비교를 목적으로 한다.모의거래제는 EU-ETS에서 사용되고 있는 방법과 동일하게 총량규제방식

(Cap-and-Trade)을 적용하여 각 발전사가 배출할 수 있는 온실가스 배출량 한도를 주


고 이 한도 내에서 배출권을 거래할 수 있도록 설계되었다. 배출권 할당 방식으로는

무상배분방식을 채택하고, 각 발전사의 예상 온실가스 배출량을 기준으로 배출권을

할당하였다. 따라서 거래제에 참여하는 5개 발전사는 거래제 시작 이전 배출권을 비

용 없이 할당받고, 거래제 기간 동안 이 할당량을 초과하지 않는 범위 내에서 배출량

을 관리하게 된다. 의무불이행 벌과금은 15만원/tCO2 이다.각 발전사의 예상 온실가스 배출량 산출 및 배출권 할당에 사용되는 계산식은 다

음과 같다.

◦ 예상온실가스 배출량 산정식

- 예상온실가스배출량 = [발전호기별 발전운영계획량 × 온실가스배출계수]

◦ 배출권 할당량 산정식

- 배출권 할당량 = [발전호기별예상온실가스배출량 × (100-발전타입별감축

목표율)]

발전타입 온실가스 배출계수(tCO2/MWh)가스복합 0.3934가스화력 0.5989내연기관 0.9932무연탄화력 0.9929유연탄화력 0.8987중유화력 0.714

<표 Ⅱ-56> 발전타입별 온실가스 배출계수


발전타입 최소발전량(%)가스복합 90가스화력 90내연기관 90무연탄화력 85유연탄화력 85중유화력 90

<표 Ⅱ-57> 발전타입별 온실가스 배출계수



발전부문 배출권 모의거래제 시행 결과 배출권 거래는 시나리오1과 시나리오2의

총 배출권 거래물량은 약15만톤(tCO2)으로 22억원이 사용되었다. 배출권 할당이 18일(18회)간의 발전량을 기준으로 이루어졌기 때문에 그 가치가 크지 않지만, 만약 1년간의 발전량을 기준으로 할 경우 배출권에 대한 금액은 400억원을 넘게 되므로 각

발전사가 입게 될 영향이 적지 않을 것임을 알 수 있다.

구분 배출권가격(원/tCO2)평균가 21,668종가 19,500최고가 50,000최저가 15,000

<표 Ⅱ-58> 시나리오1 배출권 가격 추이

자료: 김광인, 배출권 시장과 전력산업 , 한국전력거래소

구분 배출권가격(원/tCO2)

평균가 9,820

종가 15,000

최고가 30,000

최저가 5,000

<표 Ⅱ-59> 시나리오2 배출권 가격 추이


발전타입시나리오1(MWh) 시나리오2(MWh)

발전운영계획 발전실적 발전운영계획 발전실적

가스복합 1,603,666 1,608,830 748,727 837,219

가스화력 77,551 73,436 35,678 36,739

내연기관 2,779 3,070 302 272

무연탄화력 215,466 205,199 65,020 64,840

유연탄화력 5,608,252 5,074,317 1,935,356 1,844,943

중유화력 200,347 183,637 146,513 134,858

합계 7,708,061 7,148,489 2,931,596 2,918,871

<표 Ⅱ-60> 배출권 거래에 따른 발전량의 변화



제2절 상위 및 관련계획의 검토

1. 저탄소 녹색성장과 정부정책

가. 저탄소녹색성장정부는 대한민국 건국 60년을 맞아 '저탄소 녹색성장'을 새로운 비전의 축으로 제

시하면서 녹색성장은 온실가스와 환경오염을 줄이는 지속 가능한 성장, 녹색기술과

청정에너지로 신성장동력과 일자리를 창출하는 신국가발전 패러다임을 제시하였다. 녹색기술은 정보통신기술, 생명공학기술, 나노기술, 문화산업기술을 융합, 선도하고

좋은 일자리를 많이 만들어 '일자리 없는 성장'의 문제를 치유하는 것이라고 설명하

고 있으며, 재생에너지 산업은 기존 산업에 비해 몇 배나 더 많은 일자리를 창출하여

정보화시대에 벌어졌던 부의 격차를 녹색성장시대에는 줄이겠다며 녹색성장이 한강

의 기적에 이어 한반도의 기적을 만들 미래전략으로 다음세대가 10년 20년 먹고 살

거리를 만들어 내겠다고 제시하고 있다.그 구체적인 내용으로 5% 남짓한 에너지 자주 개발비율을 임기 중에 18%, 2050

년에는 50%이상으로 끌어올려 에너지 독립국의 꿈을 실현 자원의 보고인 북극해와

남극에 대한 탐사와 연구도 적극 추진할 계획이다. 신재생 에너지 사용비율을 현재의 2%에서 2030년에는 11% 이상, 2050년에는

20% 이상으로 높이는 총력투자하고 녹색기술 연구개발 투자를 두 배 이상 확대하여

2020년이면 3,000조 원에 달할 녹색기술 시장의 선도국이 되도록 하는 것이다. 집집

마다 신재생에너지를 쓸 수 있도록 '그린홈' 100만 호 프로젝트를 전개하고, LED와

무공해석탄과 같은 새로운 그린 에너지 기술을 개발하며, 아울러 친환경 고효율 '그린 카'를 신성장 동력산업으로 중점 육성, 임기 중에 세계 4대 '그린 카' 강국으로 도

약을 꾀하고 있다. 기후변화종합대책도 9월 중에 마련하여, 올해를 저탄소사회로 가

는 원년이 되도록 한다는 것이다.


나. 녹색성장 기본법정부는 2009년 2월 25일 열린 국무회의에서 녹색성장을 위한 제도적 장치 마련을

주요 내용으로 하는 저탄소 녹색성장 기본법(안) 을 확정했다. 이에 따라 국가 신성

장동력의 핵심인 녹색성장이 본격화 될 것으로 보인다. 저탄소 녹색성장 기본법(안)을 요약해 보면 다음과 같다.

◦ 정부의 핵심 국정과제인 “저탄소 녹색성장”을 법제도적으로 뒷받침하기 위해

녹색성장기본법안 마련 및 정부부처 의견수렴 중

- 에너지기본법(에너지이용합리화법, 신에너지및재생에너지개발 이용 보급촉

진법), 지속가능발전기본법 및 기후변화대책기본법안을 흡수 통합

◦ 녹색성장기본법 제정안 주요내용

- 기본이념 : 화석연료 중심의 경제성장 탈피 → 경제성장과 환경개선의 선순

환 구조로의 혁신주도형 경제발전 추진

- 국가 지방자치단체 사업자 국민의 책무사항 부여

- 다른 법률에 우선하여 적용, 국가 및 지방자체단체의 행정계획과 정책은 이

법과 국가녹색성장 기본전략과 조화

- 대통령 직속하에 녹색성장위원회 기획단 설치

- 녹색경제발전 기후변화대응 에너지 지속가능발전 기본계획의

- 수립 시행 : 계획기간 20년, 5년마다 수립 시행

- 기업의 녹색경영 촉진, 환경친화적 세제개편, 녹색산업 세제지원, 온실가스

발생저감 등 오염원인자 부담원칙

- 기후변화대응 및 에너지 목표관리 : 2050년까지 온실가스 배출량 절반으로 감축하

는 범지구적인 장기비전에 동참, 중장기 및 연차별 국가감축 목표 설정

- 총량제한 배출권 거래제 도입, 미래전략연구센터 설립, 녹색성장기금 설치

운용, 국회보고, 개선명령 및 과태료 부과

◦ 향후 추진절차

- 관계기관(중앙, 지자체) 협의→입법예고→법제처 심사→차관 국무 회의→대

통령재가 법제처 송부→국회과정→관보게재 공포 시행


다. 녹색 성장동력 : 그린에너지 산업정부는 녹색성장은 온실가스와 환경오염을 줄이고 신성장동력과 일자리를 창출

하는 ‘新국가발전 패러다임’이라 정의 내리고 있다. 이에 따라, 성장이 환경을 보호하

고 환경이 성장의 동력이 되는 新패러다임 실현을 위해 그린에너지 산업을 녹색성장

의 핵심동력으로 추진한다는 정부의 계획을 발표하였다(‘08.8.27, 제1차 국가에너지

기본계획20)). 그린에너지 산업은 온실가스를 배출하지 않거나 최소화하는 혁신적 에너지기술기

반산업으로서 신재생에너지 등 온실가스 무배출, IGCC21) 및 CCS22) 등 화석연료의

청정화, LED조명 등 에너지 효율 향상을 통해 획기적으로 온실가스 감축이 가능하다.

구 분 분 야

<제1그룹, 조기 성장동력화>세계시장이 급성장하고 있거나, 국내 연관산업기반을

바탕으로 육성 가능한 분야 ⇒ 산업화 집중 지원

태양광, 풍력, LED, 전력IT

<제2그룹, 차세대 성장동력화>세계시장 잠재력이 크기 때문에 기술적 우위

확보가 시급한 분야 ⇒ R&D 및 실증 집중투자

수소연료전지, GTL/CTL(가스/석탄액화),

IGCC(석탄가스화복합발전),CCS(CO2 포집․저장)

에너지저장

<표 Ⅱ-61> 그린에너지 산업 9대 중점기술 분야

주 : GTL(Gas To Liquid), IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle), CCS(Carbon Capture and Storage)자료 : 지식경제부 보도자료, ‘저탄소 녹색성장의 열쇠 「그린에너지산업 발전전략」’, 2008.9.11

20) 기존의 국가에너지 기본계획과 구분되는 신정부의 계획으로 이해된다.21) IGCC(Intergrated Gasification Combined Cycle) : 석탄가스화 복합발전, 석탄 등의 저급연료를 가스화,

가스 및 증기터빈을 구동하는 친화경 발전기술

22) CCS(Carbon Capture and Storage) : CO2 포집 및 저장 기술


구 분 기술개발 목표 및 주요 핵심 기술(예시)

태양광 -화석연료 수준의 경제성 확보(‘20년 150원/kWh) * 고효율 차세대 박막 태양전지 및 유기 태양전지 상용화 기술

풍 력

-중대형 풍력발전기 독자 개발

* (육상)고효율 블레이드 소재 및 주축 베어링 국산화

* (해상)2MW 부유식 해상풍력 발전기술

수소

연료전지

-차세대 수소연료전지 기술 조기 확보

* (가정용)1kW급 핵심부품소재 국산화 및 양산기술(단가 '15년 500만원) * (발전용)2세대(MCFC) 상용화, 3세대(SOFC) 원천기술

IGCC -IGCC 상용화 기술력 확보

* 300MW급 설계기술 자립 후 600MW급 상용화

에너지저장 -MW급 저장 시스템 기술 자립

* 고정용 리튬이온전지, 분산전원용 대형시스템 등

LED -100 lm/W급이상 비질화물계 고효율 LED 원천기술 확보

* LED칩 물성설계, 내부 양자효율향상, 신형광체 등

전력IT -10대 핵심기술 조기 확보 및 차세대 전력시스템 개발

* IT기반 대용량 전력수송제어시스템,스마트 미터링

<표 Ⅱ-62> 그린에너지 산업 기술개발 및 주요 핵심 기술

자료: 지식경제부 보도자료, ‘저탄소 녹색성장의 열쇠 「그린에너지산업 발전전략」’, 2008.9.11

국제에너지기구(IEA)에서 발간된 에너지기술전망 2008에는 그린에너지를 통해

2050년 온실가스 48Gt 감축 가능할 것이라 하였다. 또한, 그린에너지 산업을 통해 신

기술 개발과 신시장 창출을 더불어 소득과 일자리(Green job)를 보장하는 새로운 거대

성정동력 산업으로 기대하고 있다. 또한 IEA는 2050년 까지 299조불(연평균 7조불)이

에너지 관련 R&D, 보급, 설비 등에 투자될 것으로 예측하고, 美 캠브리지 에너지연구

소(CERA)는 지열, CCS, 태양광 등 8개 그린 에너지 분야의 2030년 투자규모를 7조불

로 예측하였다. 美 전문조사기관 Clean Edge사는 그린에너지 시장이 향후 10년간 연

평균 15.1% 고성장 할 것으로 전망(‘07.3, 태양광, 풍력, 바이오, 연료전지 기준)하였다.또한, 그린에너지 산업의 고성장세는 PC, 휴대폰, 인터넷 등 IT혁명기(‘90년대

말~’2000년대초)의 초기 성장률(16.8%)에 비견될 만큼 폭발적으로 증가할 것이라 전

문가들이 예측하고 있다. 더욱이, 그린에너지 산업의 경제성이 확보되면 타 산업의 그

린화, 사회ㆍ문화적 변화 등으로 이어지는 폭포효과(Cascade Effect)가 유발 가능하다.녹색기술과 청정에너지로 구현되는 그린에너지 산업을 통해 온실가스 감축

(Environment), 화석에너지 대체(Energy), 고용 및 시장 창출(Economy) 등 녹색성장이

추구하는 “3E"를 동시에 해결하는 목표를 가지고 있다.


2. 국가에너지기본계획상 에너지수요전망정부는 중장기 에너지정책의 기본방향을 설정하여 국민경제의 건전한 발전에 필

요한 에너지자원의 확보, 국내 수급안정 및 공급 인프라 확충, 에너지 이용 합리화

등에 체계적으로 대응하고 미래비젼의 새로운 패러다임으로서 “녹색성장” 구현을 위

한 에너지 정책의 기본방향을 제시하며, 에너지 안보, 효율, 환경 등 국가 에너지 정

책목표를 효과적으로 달성하기 위한 목적으로 국가에너지기본계획을 세우고 있다. 아래는 이러한 저탄소 녹색성장의 목표 하에 수립된 정부의 제 1차 국가에너지 기본

계획 2008~2030 (2008. 8.27)에서 제시된 에너지 수요전망이다.

가. 1차 에너지 수요전망국가에너지기본계획상 1차 에너지 수요전망을 보면 천연가스, 신재생에너지, 원

자력 등의 수요와 점유율이 지속적으로 증가할 전망이다. 반면 석유 의존도는 고유

가로 인한 연료대체, ICT(Information and Communication Technology) 산업 중심의 산

업구조 변화 등으로 전망기간 중 8.0% 포인트 감소할 전망이다.

구 분 2006 2010 2015 2020 2025 2030연평균증가율(%)

06-10 10-20 20-30 06-30

석탄56.7

(24.3)

68.9

(26.6)

73.9

(25.8)

79.5

(25.5)

83.8

(25.1)

84.6

(24.7)5.0 1.4 0.6 1.7

석유101.8

(43.6)

106.6

(41.2)

109.8

(38.3)

115.1

(36.9)

119.7

(35.8)

117.2

(34.2)1.2 0.8 0.2 0.6

LNG32.0

(13.7)

38.3

(14.8)

41.4

(14.4)

46.1

(14.8)

51.5

(15.4)

54.0

(15.8)4.6 1.9 1.6 2.2

수력1.3

(0.6)

1.3

(0.5)

1.3

(0.5)

1.3

(0.4)

1.5

(0.4)

1.6

(0.5)-0.4 0.3 1.6 0.7

원자력37.2

(15.9)

37.1

(14.3)

50.8

(17.7)

57.2

(18.4)

62.5

(18.7)

66.8

(19.5)-0.1 4.4 1.6 2.5

신재생4.4

(1.9)

6.5

(2.5)

9.4

(3.3)

12.3

(3.9)

15.4

(4.6)

18.6

(5.4)10.6 6.6 4.2 6.2

계233.4

(100.0)

258.7

(100.0)

286.6

(100.0)

311.6

(100.0)

334.3

(100.0)

342.8

(100.0)2.6 1.9 1.0 1.6

<표 Ⅱ-63> 1차 에너지원별 수요 전망(기준안)

(단위: 백만TOE)

자료: 제3차 국가에너지위원회, 제1차 국가에너지기본계획(2008-2030) , 2008.8.27.


석유는 수송용․산업용 수요가 꾸준히 증가하여 전망기간 중 연평균 0.6%의 증가

율을 보여 여전히 주 에너지로서의 역할을 담당할 전망이다. 천연가스는 전망기간

중 연평균 2.2% 증가할 전망이며, 수요 비중은 2006년 13.7%에서 2030년에는 15.8%로 증가할 전망이다. 석탄은 산업용 석탄수요는 둔화될 전망이나 발전용 유연탄 수

요의 꾸준한 증가에 힘입어 연평균 1.7%의 증가율을 보일 전망이다. 원자력은 2030년까지 연평균 2.5% 증가하여, 수요비중이 2006년 15.9%에서 2030년 19.5%로 증가할

전망이다. 신재생에너지(수력제외)는 전망기간 중 연평균 6.2%의 증가율을 보여 수요

점유율이 2030년 5.4%로 확대될 전망이다.

나. 최종에너지 수요전망최종에너지 수요는 2006년~2030년 기간 동안 연평균 1.4% 증가할 전망이다. 석탄

및 석유의 비중은 감소하는 반면, 네트워크 에너지전력, 도시가스, 열에너지)의 비중

은 지속적으로 증가할 전망이다.

구 분 2006 2010 2015 2020 2025 2030연평균증가율(%)

06-10 10-20 20-30 06-30

석탄22.7

(13.1)24.3

(12.8)25.7

(12.4)27.2

(12.1)28.3

(11.8)27.6

(11.3)1.7 1.2 0.1 0.8

석유97.0

(55.9)101.9(53.6)

107.0(51.4)

112.4(49.8)

117.0(48.6)

114.7(46.8)

1.2 1.0 0.2 0.7

도시가

스

18.4(10.6)

21.4(11.3)

25.5(12.2)

29.2(13.0)

32.2(13.4)

33.9(13.8)

3.9 3.2 1.5 2.6

전력30.0

(17.3)34.8

(18.3)39.7

(19.1)43.9

(19.5)47.9

(19.9)50.3

(20.5)3.8 2.4 1.4 2.2

열에너

지

1.4(0.8)

1.9(1.0)

2.4(1.2)

2.9(1.3)

3.4(1.4)

3.9(1.6)

8.1 4.0 3.0 4.3

신재생4.1

(2.4)5.9

(3.1)7.8

(3.7)9.8

(4.4)12.2(5.0)

14.6(6.0)

9.5 5.3 4.1 5.4

계173.6

(100.0)190.2

(100.0)208.1

(100.0)225.4

(100.0)241.0

(100.0)245.1

(100.0)2.3 1.7 0.8 1.4

<표 Ⅱ-64> 최종에너지 원별 수요 전망

(단위: 백만TOE)


석유는 원료 수송용 수요 증가에도 불구하고, 연료유가 도시가스 등으로 지속 대

체될 것으로 예상되어 연평균 0.7% 증가할 것으로 예상된다. 석탄 수요는 철강 및 시

멘트 생산량 증가세 둔화로 연평균 0.8% 증가가 예상되며, 전력은 상업용을 중심으로


꾸준한 수요 증가가 예상된다(연평균 2.2% 증가). 도시가스는 이용의 편리성 등으로

수요가 비교적 빠르게 증가(연평균 2.6%)할 것이다. 신재생에너지와 열에너지는 각각

연평균 5.4%, 4.3%의 증가율을 보여 수요비중이 지속적으로 상승할 것으로 예상된다.

구 분 2006 2010 2015 2020 2025 2030연평균증가율(%)

06-10 10-20 20-30 06-30

산업97.2

(56.0)105.8(55.6)

115.8(55.7)

125.3(55.6)

134.2(55.7)

134.0(54.7)

2.1 1.7 0.7 1.3

수송36.5

(21.0)38.9

(20.5)41.5

(19.9)44.1

(19.5)45.8

(19.0)45.9

(18.7)1.6 1.2 0.4 1.0

가정․

상업

36.0(20.7)

40.9(21.5)

45.8(22.0)

50.7(22.5)

55.4(23.0)

59.1(24.1)

3.3 2.2 1.5 2.1

공공․

기타

3.8(2.2)

4.5(2.4)

4.9(2.4)

5.3(2.4)

5.7(2.4)

6.0(2.4)

4.2 1.7 1.1 1.9

계173.6

(100.0)190.2

(100.0)208.1

(100.0)225.4

(100.0)241.0

(100.0)245.1

(100.0)2.3 1.7 0.8 1.4

<표 Ⅱ-65> 최종에너지 부문별 수요 전망

(단위: 백만TOE)


부문별 최종에너지 수요는 2006년~2030년 기간 동안 연평균 1.4% 증가할 것으로

전망된다. 산업부문은 전망기간 동안 연평균 1.3% 증가하여 동 부문의 부가가치 성

장(연평균 3.5%)에 비해 낮은 수요 긍가가 예상된다. 수송부문은 2000년대 초반까지

에너지소비 증가를 주도하였으나, 높은 연료가격 지속과 자동차 보급이 포화수준에

근접하여 수요 증가세가 둔화될 전망(연평균 10%) 이다. 가정․상업부문은 서비스업

의 상대적인 높은 성장으로 가장 빠른 수요 증가가 예상(연평균 2.1%) 된다.

다. 에너지 수요 목표안에너지 수요 목표안은 2030년까지 에너지원단위 목표 등 정부의 정책목표 및 비

전을 달성할 것을 가정하여 전망한 에너지 수요이다. 정책목표는 2030년까지 에너지

원단위 개선(2006년 대비 47%), 총에너지의 석유비중(33.0%) 총에너지 신재생에너지

비중(11.0%), 원자력 설비 비중(41%)을 달성하는 것이다.

1) 에너지원별 1차 에너지 수요전망석유는 전망기간 중 연평균 0.1%의 감소율을 보여 수요 증가가 정체될 전망이다.

석유의존도는 2006년 43.6%에서 2030년에는 33.0%로 하락할 것으로 예상된다. 천연

가스는 전망기간 중 연평균 0.5% 증가할 전망이며, 수요비중은 2006년 13.7%에서


2030년에는 12.0%로 감소할 전망이다. 석탄은 발전용 유연탄 수요의 꾸준한 증가에

도 불구하고 산업용 석탄수요 둔화로 0.8%의 감소율을 보일 전망이며, 석탄의 수요

비중은 2010년 이후 점진적으로 하락할 전망이다. 원자력은 전력수급기본계획의 설

비증설계획에 따라 2015년경 발전량 점유율이 크게 확대되어 수요 비중이 2006년

15.9%에서 2020년 22.1%, 2030년 27.8%까지 계속 증가할 것으로 예상된다.

구 분 2006 2020 2030연평균증가율(%)

06-20 20-30 06-30

석탄56,687(24.3)

66,836(23.2)

47,237(15.7)

1.2 -3.4 -0.8

석유101,831(43.6)

104,313(36.2)

99,138(33.0)

0.2 -0.5 -0.1

LNG32,004(13.7)

34,275(11.9)

36,169(12.0)

0.5 0.5 0.5

수력1,305(0.6)

2,387(0.8)

2,392(0.8)

4.4 0.0 2.6

원자력37,187(15.9)

63,582(22.1)

83,420(27.8)

3.9 2.8 3.4

신재생에너

지

4,358(1.9)

16,583(5.8)

32,062(10.7)

10.0 6.8 8.7

계233,372(100.0)

287,976(100.0)

300,417(100.0)

1.5 0.4 1.1

<표 Ⅱ-66> 에너지원별 1차 에너지 수요 목표(안)

(단위: 천TOE)

자료: 제3차 국가에너지위원회, ‘제1차 국가에너지기본계획(2008-2030)’, 2008.8.27.

1차 에너지원별 믹스의 특징은 석유와 석탄 등 화석에너지 의존도를 낮추고, 원자력과 신재생 등 청정에너지의 비중을 대폭 확대한다는 것이다.

2) 최종에너지 수요 목표안가) 에너지원별 최종에너지 수요 전망최종에너지 수요는 2006년~2030년 기간 동안 기준전망 1.4%에 비해 낮은 연평균

0.7% 증가할 전망이다. 석탄 및 석유의 비중은 감소하는 반면, 네트워크 에너지(전력, 도시가스, 열에너지)의 비중은 지속적으로 증가할 전망이다.

에너지원별 최종에너지 수요 전망은 석유의 경우 원료용 및 수송용 수요 증가에

도 불구하고, 연료유가 도시가스 등으로 지속 대체될 것으로 예상되어 연평균 0.1%의 증가율을 보일 것으로 예상된다. 석탄은 철강 및 시멘트 생산량 증가세 둔화로 연


평균 4.2% 감소할 것으로 예상된다. 전력은 상업용을 중심으로 꾸준한 수요 증가가

예상되어 연평균 1.6%의 증가율을 기록할 전망이다. 도시가스는 이용의 편리성 및

청정성으로 수요가 비교적 빠르게 증가하여 연평균 2.0%의 증가율을 보일 전망이다. 신재생에너지 및 열에너지는 각각 연평균 7.5%, 3.7%의 증가율을 보여 수요비중이

지속적으로 상승할 것으로 예상된다.

구 분 2006 2020 2030연평균증가율(%)

06-20 20-30 06-30

석탄22,660

(13.1)

20,753

(10.1)

8,193

(3.9)-0.6 -8.9 -4.2

석유97,037

(55.9)

102,876

(50.0)

98,650

(47.6)0.4 -0.4 0.1

도시가스18,379

(10.6)

27,001

(13.1)

29,720

(14.3)2.8 1.0 2.0

전력29,990

(17.3)

40,567

(19.7)

44,119

(21.3)2.2 0.8 1.6

열에너지1,425

(0.8)

2,673

(1.3)

3,397

(1.6)4.6 2.4 3.7

신재생에너

지

4,092

(2.4)

12,014

(5.8)

23,379

(11.3)8.0 6.9 7.5

계173,584

(100.0)

205,883

(100.0)

207,459

(100.0)1.2 0.1 0.7

<표 Ⅱ-67> 에너지원별 최종 에너지 수요 목표(안)

(단위: 천TOE)


나) 부문별 최종에너지 수요전망산업부문은 전망기간 중 연평균 1.4% 증가하여 기준전망의 연평균 1.8%보다

0.4%p의 증가세 둔화를 보일 것이다. 동 부문의 부가가치 성장(연평균 3.5%)에 비해

서는 낮은 수요 증가가 예상된다. 수송부문은 전망기간 중 연평균 1.2% 증가하여 기

준전망의 연평균 1.8%보다 0.6%p의 증가세 둔화를 보일 것이며 가정부문은 인구 정

체로 연평균 1.1%의 낮은 수요증가를 보일 전망이며, 이는 기준전망의 연평균 2.2%보다 1.1%가 낮은 것이다. 상업/공공부문은 서비스업의 상대적인 높은 성장으로 년

평균 1.8%의 가장 빠른 수요 증가가 예상되나, 기준전망(연평균 3.0%)에 비해 년평균

1.2%p의 증가 둔화를 보일 것이다. 즉, 에너지를 적게 사용하는 서비스업의 빠른 성

장(연평균 4.2%)으로 에너지원단위가 감소할 것으로 예상된다.


라. 녹색성장을 위한 정부의 신 ․ 재생에너지 발전전략정부의 ‘제 1차 국가에너지 기본계획 2008~2030(2008. 8.27)’을 살펴보면 고갈되고

있는 에너지자원의 안보를 확충하고 기후변화에 대응하는 지속가능한 에너지원으로

서 뿐만 아니라 “녹색성장”을 선도하는 차세대 성장 동력으로서 신ㆍ재생에너지의

중요성을 부각하고 있다. 이는 에너지 공급역량을 확충하여 에너지 안보를 공고히

하고, 기후변화에 대응한 친환경에너지 보급에 기여하기 위하여 신ㆍ재생에너지 보

급 확대가 필요하고 전세계 신ㆍ재생에너지 시장의 급속한 성장을 기회로 반도체, 기계 등 관련분야의 경쟁력을 보유한 우리나라의 강점을 살려 태양광, 풍력, 수소연

료전지 등의 핵심분야에 집중 투자가 필요하며 이에 대한 중ㆍ장기적 계획의 틀을

제시하였다. 다음은 관련 내용을 재정리한 것이며, 이는 기본계획 이후 수립된 신재

생에너지 보급계획이 어떤 구조 하에서 제시되었는지를 이해하기 위해서 확인이 필

요한 내용이라고 하겠다.

1) 정책목표 : 신․재생에너지 개발․보급 확대 및 성장동력 산업화고유가가 구조적으로 지속될 수 있다는 전망과 개도국 중심의 수요증가, 공급의

한계 등 어려운 에너지 수급 여건 속에 에너지 자립을 위한 대안으로 신ㆍ재생에너

지 보급 확대 필요성이 대두되고 있다. 한편, EU의 배출권 거래제도 시행(‘05.01), 교토의정서 발효 등 본격적인 환경경제시대의 도래를 맞아 청정에너지원인 신ㆍ재생에

너지의 중요성이 더욱더 부각되고 있는 실정이다.이러한 에너지 여건 변화에 대응하기 위해 최근 세계 각국이 신ㆍ재생에너지 보

급을 확대함에 따라 신ㆍ재생에너지 시장이 급속히 성장하고 있어 신성장 산업으로

부각되고 있다. 따라서 풍력 등 빠른 시일 내에 경제성이 확보될 것으로 예상되는 에

너지와 바이오에너지, 해양에너지 등 투자대비 보급효율이 높은 신ㆍ재생에너지원을

바탕으로 대량보급체제를 구축하고 태양광, 풍력, 수소 연료전지 등 산업파급효과와

시장 잠재력이 큰 분야에 대한 전략적 R&D를 강화하고 정부지원을 지속하여 수출

산업화함으로써 차세대 성장 동력으로 육성한다.

2) 정책목표의 의의 : 선진국 수준의 공급비중과 기술수준 확보2006년 한국의 신ㆍ재생에너지 보급률은 1차에너지 대비 대수력 포함 2.4%로 선

진국들에 비해 저조한 실정이다.


구분 한국 미국 독일 일본 영국 프랑스 덴마크

공급비중2.24(0.5)

4.4 4.6 3.0 1.6 5.7 15.1

<표 Ⅱ-68> 주요국가의 신 ․ 재생에너지 보급률

(단위: %)

주: 한국은 06년, 괄호안은 2005년 IEA기준이며 외국은 05년 IEA기준 실적임.자료: 제3차 국가에너지위원회, 제1차 국가에너지기본계획(2008-2030) , 2008.8.27.

특히 폐기물에 대한 의존도가 높으며(2006년 기준 76.1%), 태양광, 풍력등 자연재

생 에너지원의 비중이 낮은 구조적 문제점을 안고 있다. 신ㆍ재생에너지 기술 수준

은 선진국과 비교하여 현재 약 71% 수준으로 평가되고 있으며 국산화율은 이보다

다소 낮게 평가되고 있다. 그러나 신ㆍ재생에너지는 아직 타 에너지원에 비해 경제

성이 낮아 민간주도의 시장창출 및 보급 확대에는 한계가 있으므로, 정부 차원의 다

양한 지원 방안 강구 필요하며 신ㆍ재생에너지 보급에 대한 대국민 홍보 및 교육을

지속하여 사회적 수용성을 높일 필요가 있다.우리나라의 2030년 신재생에너지 11% 보급목표는 해외 선진국과 유사한 수준이

다. EU는 2020년까지 최종에너지 기준 20%를 목표로 제시하고 있으나 회원국별로

각국의 여건에 맞는 다양한 목표를 설정하고 있다. 미국, 일본은 보급목표를 제시하

지는 않고 있으며 시나리오 설정을 통해 신재생에너지 공급비중을 전망하는데 그치

고 있다. 우리나라와 산업구조, 에너지수급구조, 신재생에너지 부존여건이 비슷한 일

본의 경우 보급 전망이 우리나라와 유사한 수준이다.

[그림 Ⅱ-12] 주요국의 신재생에너지 보급 목표

자료: 제3차 국가에너지위원회, ‘제1차 국가에너지기본계획(2008-2030)’, 2008.8.27.


3) 정책목표 달성방안: 제도 정비 및 선택과 집중을 통한 전략적 육성가) 정책방향중기적으로는 신재생에너지 재원을 확충하고 예산대비 보급효과가 큰 바이오에

너지, 해양에너지, 폐기물에너지 보급에 대한 지원을 강화한다. 장기적으로는 새로운

신재생에너지 발굴, 시장 메커니즘 도입, 청정개발사업과의 연계 등을 통해 민간참여

를 활성화하고 신재생에너지 시장의 자생력을 확보한다. 시장 성장 가능성이 높고, 우리나라가 경쟁력을 확보할 수 있는 핵심 분야에 대한 전략적 R&D 및 차별화된 투

자전략을 통해 차세대 성장 동력으로 육성한다는 정책방향을 가지고 있다.

나) 정책 로드맵정책 로드맵은 신재생에너지 보급 지원 강화, 신재생에너지 확산을 위한 제도적

기반 구축, 전략적 지원을 통한 신성장 산업 육성으로 구분해 볼 수 있다. 먼저 신재

생에너지 보급 지원 강화를 위해 신재생에너지 재원을 확충하고 예산지원 효과가 큰

바이오 연료, 폐기물 연료 등에 대한 지원을 강화하며, 미래 산업화 가능성이 큰 신

재생에너지 분야를 발굴․지원한다. 둘째, 신재생에너지 확산을 위한 제도적 기반 구

축을 위해 RPS 도입, 신재생에너지 인증서 거래(TREC) 활성화하고 공공기관의 건물

신축 및 증개축시 신재생에너지 사용 의무화 비율을 점진적으로 확대하며, 민간건물

에 대해서는 인센티브 부여 등을 통해 신재생에너지 사용을 유도하고 장기적으로 의

무화하는 방안도 검토한다. 또한 수소경제로의 이행 기반을 조성한다. 셋째, 전략적

지원을 통한 신성장 산업 육성을 통해 태양광, 풍력, 수소․연료전지 등 산업적 파급

효과가 큰 핵심 분야를 중심으로 신성장 산업화를 추진하다. 또한 에너지원별 특성

을 고려한 산업화 지원 정책 추진방안으로 태양광발전의 R&D 체제 강화, 국내 산업

기반강화 및 수출산업으로의 육성을 통해 세계시장 주도권을 확보한다는 계획이다. 해상풍력 보급기반 확충, 중소형 틈새시장 공략을 통한 국산화율을 제고하고 수출산

업화 한다는 것이다.

구 분 현단계 2011년 2030년태양광 주택보급형 셀 양산기술 차세대 태양전지 개발 세계 시장주도권 확보

풍력 750kW급 기술개발 완료 수MW급 풍력 상용화 수출 산업화

석탄IGCC 사업단 설립 IGCC 실용화(300MW) 신성장 산업화

연료전지 실증용 시범보급 핵심부품 국산화 해외시장 진출

<표 Ⅱ-69> 신재생에너지 정책 로드맵



구분 지속 또는 강화 신규검토

중기

(2008~2012)

․ 핵심분야 전략적 R&D 지원 강화 및 산

업화 촉진

․ 신재생에너지 의무화(RPS)제도 도입

․ 수송용 바이오연료의 안정적 원료 확보

․ 바이오매스 및 자원순환형 에너지의 이용

확대 추진

장기

(2013~2030)

․ 4대 핵심분야의 해외시장 진출 및 주도

권 확보

․ 신ㆍ재생에너지 의무화(RPS)제도 확대

․ 공공기관 신재생에너지 사용 의무 확대

․ 해양에너지, 해조류 등 공급 잠재량이 큰

신ㆍ재생에너지 개발 및 보급

<표 Ⅱ-70> 정책 로드맵 요약


3. 제3차 신ㆍ재생에너지 기술개발 및 이용ㆍ보급 기본계획정부는 2008년 12월 31일 제3차 신재생에너지 기술개발 및 이용·보급 기본계획

을 신재생에너지 정책심의회 심의를 거쳐 최종 확정하였다고 발표하였다. 제3차 신

재생에너지 기술개발 및 이용·보급 기본계획은 국가에너지기본계획의 하부계획으로

서 계획기간(‘09~’30)을 일치시키고 중장기 목표와 비전을 설정하고, 이를 실현하기

위한 총 투자계획을 제시하였다. 또한 신재생에너지의 시간 단계별 기술개발 로드맵

(Technology Road Map) 및 제품화 로드맵(Product Road Map)을 제시하고 이에 따라

화석연료수준의 경제성 확보시기를 예측하였다. 보급정책의 패러다임을 기존 정부주

도 방식에서 민간·시장 주도 방식으로, 원별 보급정책에서 통합형 보급정책으로 전환

하였다는 데에 그 특징이 있다.제3차 기본계획에서는 신재생에너지 보급목표를, 1차 에너지 대비 신재생에너지

비중으로 2015년 4.3%, 2020년 6.1%, 2030년 11.0% 달성을 제시하였다(’07년 신재생

에너지 비중 : 2.4%). 이와 함께 집중적인 기술개발을 통해 2020년 이전에 신재생 에

너지의 Grid Parity(화석연료 수준의 발전단가와 동일수준) 달성을 목표로 하고 있다.위와 같은 보급목표와 기술개발 목표를 달성하기 위해서 2030년까지 총 111.5조

원(보급투자비 100조원, 기술개발투자비 11.5조원)의 투자비가 소요될 전망이며, 이중 정부의 투자비는 2030년까지 총 39.2조원으로, 보급투자비는 32조원, 기술개발투

자비 7.2조원으로 전망된다.한편, 총 투자비 소요와 관련하여 최근 민간부문의 신재생에너지 투자계획을 조

사한 결과, 2009년 투자계획은 총 3.1조원으로 2008년 1.5조원 대비 103% 증가한 규

모로서 민간투자가 크게 확대될 것으로 예상된다. 그리고 2009년 3.1조원의 민간투자

확대를 통해서 업계는 2009년에 2,050명 정도를 신규로 고용할 계획인 것으로 조사


되었는데, 이는 신재생에너지산업 전체 고용인원인 2,900여명의 70% 수준이다. 이와

아울러 주요 신재생에너지 기업들의 2008년 수출실적이 2007년 대비 110%, 매출은

117% 증가하는 괄목한 성과를 거둔 것으로 나타나 신재생에너지의 산업화가 점차

가시화되고 있음을 확인하였다(① 수출(억불) : [(‘07) 5.8 → (’08) 12.2 ② 매출(조원) : (‘07) 1.0 → (’08) 2.2].

[그림 Ⅱ-13] 국산 신재생에너지의 경제성 확보시기

자료: 지식경제부 보도자료, 3차 신재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획 확정 , 2008.12.30.

제3차 기본계획에 따르면, 제2차 기본계획(‘03～’12)을 평가한 결과 원별 보급사

업과 발전차액지원제도의 시행 등을 통해 보급기반을 구축하고 제도 기반을 마련하

였으나, 보급목표23) 달성에는 역부족이었고 기술개발과 보급확대 간에 연계가 부족

했던 것으로 평가되었다. 그 외에 특정 신재생에너지원에 보급이 편중된 점, 지속적

인 R&D에도 불구하고 기술경쟁력이 부족하여 국내보급시장이 대부분 수입에 의존

하게 된 점, 재원조달이 계획대비 미흡한 점 등이 문제점으로 지적되었다. 이에 대해

제3차 기본계획은 보급달성에 집중해야 할 분야와 R&D에 집중해야 할 분야를 구분

23) ‘06년 보급률 목표 3.0%, 실적 2.24%


하여 추진하는 한편, 신성장동력화를 위해 기술력확보가 필요한 분야에 대한 전략적

기술개발을 확대키로 하였다. 특히 차세대 태양광, 해상풍력, 해양에너지 등 자연재

생에너지의 보급 확대정책을 적극 개발 추진하고, 이를 통해 민간투자를 촉진시킬

계획이다. 또한 단기적으로는 정부주도의 기술개발 및 보급정책을 추진하되, 장기적

으로는 경제성 확보와 대기업 참여를 바탕으로 시장주도형으로 전환할 계획이다.제3차 기본계획에서는 2030년 신재생에너지 보급률 11% 달성과 신재생에너지 녹

색성장 동력 산업화를 위해 산업화 촉진, 보급 확대, 기초인프라 확충, 시장기능 도입

을 주요전략으로 추진할 계획이다.그리고 단계별 원별로 달성해야 할 기술개발 로드맵(Techonology Road-Map)을 제

시하고, 기술개발 후 시장에서 상용화되는 제품화 로드맵(Product Road-Map)도 함께

제시하여 기술 개발된 국산품이 국내보급시장에 진입하여 산업화되는 과정을 단계별

로 제시하였다.또한 이러한 기술개발 및 제품화 로드맵을 거쳐 화석연료와 경쟁할 수 있는 경제

성 확보시기도 예측하였는데 대부분이 2020년 이전에 화석연료의 경제성수준을 확

보하여 정부의 보급지원 없이 민간에 의해 보급될 수 있는 기반이 마련될 것으로 전

망되었다.제3차 기본계획에서는 향후 보급정책의 방향도 제시하였는데 기존 정부주도 보급

방식에 시장 민간주도의 보급방식이 추가되고 원별 보급정책에서 통합형 보급정책

으로 전환되는 한편 보급정책과 기술개발 산업화정책을 매우 긴밀하게 연계시키는

방향으로 나갈 계획이다. 주요 보급정책은 그린홈 100만호 사업, 신재생에너지 우수

마을(Green Village) 200개 조성, 공공 민간건물, 신도시 등의 신재생에너지 보급 확대

등이 추진될 예정이다. 그리고 설치된 신재생에너지 설비에 대한 모니터링 강화, 보급 사업에서 지자체의 역할강화 및 환경부 농림부 중심의 폐자원 및 바이오매스 재

생에너지화 정책 등도 추진될 계획이다. 특히 신재생에너지 공급의무화제도(RPS)가

2012년부터 도입될 예정인데 현재 동제도 도입을 위한 신재생에너지법 일부개정안

이 국무회의를 통과(2008.12.23일)후 국회에 제출된 상태이며 2009년 중에 개정법률

안이 국회를 통과되어 확정될 것으로 예상된다.제3차 기본계획에 따르면 신재생에너지 보급 및 기술개발을 확대하기 위해 기초

인프라 강화방안도 제시되었다. 우선 신재생에너지를 고급브랜드화하고 화석연료보

다 높은 가격을 주고 구입할 만한 에너지로 인식을 전환하도록 홍보를 강화하는 방

안을 마련할 계획이다. 또한 범부처가 신재생에너지 보급 및 기술개발 목표를 위해

합심할 수 있도록 매년 초 관계부처 간 “신재생에너지 보급정책 및 예산 연계 MOU”를 체결하여 부처 간 시너지효과를 제고할 계획이다. 그리고 민간투자 확대와 신재

생에너지 관련 재원확보를 위해 “신재생에너지 펀드”를 조성 확대할 계획이다. 또한


신재생에너지 보급에 장애요인이 되는 규제를 적극적으로 발굴하여 개선할 수 있는

메커니즘을 수립할 것이다. 이외에 국제기준과의 비교가능성 및 국내정책목적과의

부합성을 동시에 확보할 수 있도록 신재생에너지 분류체계를 세분화할 계획이다. 그리고 기존 표준산업분류에 신재생에너지산업에 대한 별도의 특수 분류를 도입하는

방안을 마련하여 산업현황 파악 및 특화된 보급 산업화 정책을 추진할 계획이다. 또한 신재생에너지 석 박사 1만명 양성 등 전문 인력 양성도 적극 추진할 계획이다.

구 분 2008 2010 2015 2020 2030연평균

증가율

태양열 33 (0.5)

40 (0.5)

63 (0.5)

342 (2.0)

1,882 (5.7)

20.2

태양광 59 (0.9)

138 (1.8)

313 (2.7)

552 (3.2)

1,364 (4.1)

15.3

풍 력106 (1.7)

220 (2.9)

1,084 (9.2)

2,035 (11.6)

4,155 (12.6)

18.1

바이오518 (8.1)

987 (13.0)

2,210 (18.8)

4,211 (24.0)

10,357 (31.4)

14.6

수 력946

(14.9)972

(12.8)1,071 (9.1)

1,165 (6.6)

1,447 (4.4)

1.9

지 열 9

(0.1) 43 (0.6)

280 (2.4)

544 (3.1)

1,261 (3.8)

25.5

해 양 0

(0.0) 70 (0.9)

393 (3.3)

907 (5.2)

1,540 (4.7)

49.6

폐기물4,688 (73.7)

5,097 (67.4)

6,316 (53.8)

7,764 (44.3)

11,021 (33.4)

4.0

합 계 6,360 7,566 11,731 17,520 33,027 7.8

비 중 2.58% 2.98% 4.33% 6.08% 11.0%

<표 Ⅱ-71> 신재생에너지 원별 목표 전망

(단위: 천TOE, %)

주: ( )는 비중임.자료: 지식경제부 보도자료, 3차 신재생에너지 기술개발 및 이용․보급 기본계획 확정 , 2008.12.30.


제3절 조사의 쟁점

1. 정책적 분석 측면의 쟁점

가. 풍력발전 시범단지1) 유사사업과의 중복성 및 형평성

시범단지가 산업의 특수성을 감안하여 여러 지역에서 추진될 수는 있으나, 추진

시 상위계획상에서 중복성 및 사업 추진 방식의 형평성에 대해 검토 후 진행되어야

할 것으로 사료되므로 추후 정책적 분석에서 논의코자 한다.

2) 추진방식사업계획서에 의하면, 시범단지에 설치되는 풍력발전기 14기를 일괄 수의계약을

통해 구매하는 것으로 계획되어 있다. 사업목적에 따른 추진 방식의 적정성에 대해

살펴보면 다음과 같다.첫 번째로 새로운 시설의 설치를 시험해 보는 ‘시범’단지의 성격상 풍력발전기 14

기를 한 번에 설치하는 것에 대하여 사업목적에 부합하는지 검토가 필요하다. 풍력

발전기는 독립적인 구조로 이루어져 해당 시설에 대한 규모의 경제가 없으므로, 14기를 한 번에 설치하는 방식의 적정성에 대한 검토가 필요하다.

풍력발전 시범단지에 설치되는 풍력발전기를 14기를 수의계약을 통해 구매하는

것으로 계획되어 있는데, 이는 국제입찰 미실시로 WTO 국제법에 위배에 대한 쟁점

이 제기될 수 있으며 수의계약이 가능한 것인지에 대한 검토가 필요하다. 또한 사업

으로 인한 수혜자가 특정 민간 기업으로 예상할 수 있는데, 사업비를 수의계약을 통

한 전액 재정 부담으로 하는 방식에 대한 적정성 여부가 이슈로 제기될 수 있다.본 사업의 주요 목적 중 하나인 태동단계 국내 풍력산업의 해외 진출에 필요한

납품 Track Record 확보 및 인정여부와 관련하여 면밀한 검토가 필요하다. 풍력발전

후발주자인 국내 풍력산업의 Track Record 확보를 통해 해당 산업의 발전 및 수출 촉

진화를 목적으로 하고 있으므로, 경쟁을 통하지 않고 수의계약방식으로 확보된 Track Record의 인정여부가 이슈로 제기될 수 있다. 그리고 사업예정지가 방조제 안쪽 해상


이므로 방조제 안쪽이라는 환경적 특성상 실제 해상풍력 납품기록으로 인정될 수 있

는지 쟁점이 될 수 있다.

나. RnD 센터 및 지원1) R&D 과제의 중복성 및 국고지원의 형평성

현재 연구개발 지원사업은 중앙 정부 차원에서 기획․관리되고 있으며, 펀딩 에

이전시 기능 역시 중앙의 전문기관이 주도하고 있으며, 이는 한정된 국가 R&D 재원

을 국가적 차원에서 효율적으로 관리하기 위함이다. 지식경제부에서 국가 R&D 로드

맵을 바탕으로 신재생에너지기술개발사업이 추진되고 있으며, 중장기 과제의 경우

그린에너지 전략로드맵 이 제시되어 연구개발 세부 과제가 추진되고 있으며, 단기

과제에 대해서는 전담기관(에너지기술평가원 등)의 심의를 거쳐 과제가 선정되어 추

진되고 있다.이처럼 국가 R&D 과제로 수행되기 위해서는 관련 계획 및 전담기관에 따라 기

획, 공모, 과제 선정, 수행 등의 과정을 거쳐야 하나 본 사업계획서의 내용은 해당 절

차를 거치지 않았다. 이것은 이미 소정의 절차를 거쳐 추진되고 있는 국가 R&D 과제와 중복성 문제가 발생할 수 있으며, 초기 5년간 국고를 통한 연구비 지원은 타 지

자체 및 국가 출연기관 간의 형평성 문제가 발생할 수 있으므로 이에 대한 면밀한 검

토가 필요하다.

2) R&D 센터의 운영주체 및 건축 공사비 분담 비율현 사업계획서에서는 R&D 센터를 전라북도가 운영주체가 되어 중앙정부 차원에

서 수행이 가능한 기업 연구개발 지원사업을 지자체가 국비를 받아 새만금 인근 지

역 내의 기업 및 연구소에 지원하는 것으로 계획되어 있다.국고 지원의 근거가 되는 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 및

시행령 에 따르면 설비보급사업, 기반구축사업(교육․연수․홍보, 정책개발 및 보급

계획) 등에 대해 지원할 수 있으나 연구센터를 위한 지원근거는 명확히 제시되지 않

았으므로 공사비 분담 비율에 대한 검토가 필요하다.또한 중앙정부 차원에서 수행 가능한 풍력기술연구센터의 운영을 계획된 로드맵

없이 지방자치단체가 국비지원을 받아 건립하고 운영주체가 되는 것은 타 연구시설

과 형평성 문제가 발생할 수 있으므로 이에 대한 검토가 필요할 것으로 사료된다.


3) 향후 재원조달 가능성사업계획서상에는 2014년 이후 시범단지를 통해 발생하는 발전차익과 도비 및 연

구비를 통한 운영계획을 제시하였으므로, 이에 대한 재원조달 가능성에 대한 검토가

필요하다.

다. 클러스터새만금 풍력산업 클러스터 조성사업은 새만금 경제자유구역 산업단지 신재생에

너지용지(1-2공구)에 조성될 계획으로 당초 민간으로 추진하고 총사업비도 요구되지

않아 예타 범위에서 제외하였으나, 추진부처에서 사업계획을 변경하고 기반시설 등

에 대한 총사업비를 요구하였기 때문에 사업 범위에 포함하고 분석을 수행하였다.

1) 경제자유구역의 예비타당성조사해당사업은 앞서 설명된 바와 같이 클러스터 조성사업은 경제자유구역을 통해 사

업이 추진되기로 계획되었다. 하지만, 주무부처에서 민간을 통해 추진하지만 예비타

당성조사 범위에 사업내용을 포함시켜 분석을 요청하였으므로, 본 조사에서 추가의

경제성 분석을 수행하며, 그 결과를 부록으로 제시한다. 다만, 본 조사에서 제시된 경

제성 분석 결과는 경제자유구역 전체에 대한 결과가 아니며, 풍력산업에 국한하여

수행하는 것임을 유의해야 할 것이다.

2) 부지 위치의 불확실성현재 풍력산업 클러스터 조성사업이 계획된 지역은 새만금 산업용지 1-2공구로

제시되어 있다. 그러나 새만금 산업용지는 토지이용계획만 확정되었을 뿐, 세부 실시

계획이 확정되지 않았다. 세부 계획에 대해서는 2009년 12월말까지 산업단지 조성 실시계획 수립 승인 신

청을 목표로 하고 있으며, 아직 부지 이용계획이 확정되지 않아 불확실한 면이 존재

한다. 게다가 현재 새만금 산업지구 토지이용계획상의 신재생에너지부지와 현재 부

지는 불일치하고 있으나, 현재 진행 중인 실시계획과 향후 수립시 변경이 예정된 것

으로 연구진 현장방문시 새만금 경제자유구역청으로부터 의견을 전달받았으므로, 해당부지에 대한 토지이용계획 및 부지위치는 사업계획서의 내용을 전제로 하고 조

사를 수행하고자 한다.


3) 재원조달 가능성 검토현재 3차 변경된 사업계획서를 통하여 풍력산업 클러스터의 총사업비 예산 요구

는 17%가 국고, 지방비 10%, 민자 73%로 구성되어 있는데, 재원조달 방식과 국고가

투입될 예산 항목의 구체화, 재원분담 비율 등에 대하여 명확한 근거가 제시되지 않

았으므로 이에 대한 검토가 필요하다.

2. 편익 추정의 쟁점

가. 풍력발전 시범단지 편익 추정의 쟁점시범단지의 편익은 기본적으로 미래의 풍력발전으로 얻어지는 판매 전력의 실질가격,

전력생산량, 탄소배출권확보 등으로 얻어지는 추가수입 그리고 할인율 등에 의존하게 된

다.

1) 풍력 발전량 산정시의 문제점관련 풍력발전기의 실제 운영 자료가 없어, 설치될 발전기가 향후 설비노후화 등에

기인하여 발생하게 될 발전효율 변화측정이 불가능하다. 풍력발전기의 설치예정 위치, 배열 등을 기준으로 해당지역의 풍속자료 등을 감안, 발전량의 산정이 필요하나, 실측

된 풍속자원에 대한 정확한 자료가 부재한 상태로 관련 지역에 대한 풍속자원 추정이

가능한 한 과학적 방법으로 진행되어야 한다. 이를 위하여 본 연구에서는 군장지역의

이론치와 실적치를 비교, 점검하였으며, 점검 결과를 바탕으로 국가바람지도를 이용한

발전량을 산정하였다.

2) 풍력전원의 가격결정 불확실성가) 전력시장현재의 CBP(Cost Based Pool) 형태의 시장에서는 전력시장가격 결정이 SMP(System

Marginal Price)에 의거하고 있다. 이 경우, SMP의 결정이 한계발전소의 변동비인 화석

연료의 가격에 의해 영향을 받게 되는데, 화석연료시장은 매우 변동성이 심하여 현재

20년으로 가정한 새만금 풍력단지의 수명주기 동안의 가격 예측이 거의 불가능하다. 현재의 제안서와 관련하여 2008년 평균 SMP기준 연간 상승률 5%를 적용하는 형태로


[그림 Ⅱ-14] 풍력전원에 부여되는 SMP의 의미

분석되어 있음을 밝히고 있으나 이 기간의 SMP는 유가가 150달러에 육박하는 시점에

결정된 것으로 과다 산정 가능성이 있다.SMP는 주어진 수요에서 변동비 기준 가장 효율이 좋지 않은 한계발전소가 결정하

는 가격이며 이 한계발전소는 아무런 생산자 잉여를 누리지 못하게 되고 여타 발전원

은 이 SMP로부터 자가설비의 변동비와의 차이를 생산자 잉여로 누리게 된다. 아래에

서는 이를 그림으로 표시하였다. 풍력전원의 경우에는 변동비가 거의 0원/kWh에 해당

하여 Merit-order 상으로 가장 우선적으로 전력생산에 참여하게 되며 모든 SMP가 자

신의 생산자 잉여가 된다. 하지만 풍력전원은 풍황에 따른 발전의 불확실성이 존재하

며 이러한 불확실성은 추가적인 backup 설비를 요구하게 되고, 이는 Merit-Order 상의

전원이 아니다. 하지만 풍력전원은 현재 전력산업기반기금을 이용하여 우선구매하고

있고, 이는 풍력으로 생산된 전력이 갖고 있는 실질적인 가치를 넘어 잠재적인 가치

를 이미 반영하고 있음을 의미한다. 또한 전력시장이 필요로 하는 자원수급의 적정성

(adaquacy), 특히 공급 적정성 확보라는 측면에서 채택된 용량요금이 급전성을 확보하

지 못하는 풍력전원에 적용되지 않는 것은 당연하다고 볼 수 있다.

전력시장의 구조변화 가능성 또한 상존하고 있다. 즉, 현재의 CBP시장이 갖고 있


는 다양한 문제점으로 여전히 전력산업구조개편에 관한 논의는 잠재적 시장구조변화

가능성을 안고 있다. 이 경우, 향후의 시장변화가 가지고 오게 될 시장구조적인 측면

을 반영할 수 있을지의 문제가 남게 된다.신재생전원의 경우, 발전차액지원제도는 2012년 이전까지만 유지되는 것으로 되

어 있다. 풍력단지의 경우, 미래의 계통한계가격(SMP)이 발전차액기준가격을 넘어서

는 것으로 예측되고 있기 때문에 별도로 이 제도를 통한 편익산정상의 문제를 고려

할 필요는 없다. 또한 2012년 이후 도입이 예정되어 있는 신재생의무할당제인

RPS(Renewable Portfolio Standard)의 도입에 관한 구체적 내용이 아직 미확정되어 있

고, RPS도입목적 자체가 미래의 기술진보 등을 감안하여 미리 알 수 없는 신재생에

너지의 단위가격을 시장기능에 의거하여 결정하고자 하는 의도에 의거한 것인 바, 이 제도의 구체적 시행안이 확정된다고 하더라도 제도시행으로 인한 시장결정 풍력

에너지 프리미엄가격이 여전히 불확실할 수밖에 없다. 따라서 이러한 불확실성을 감

안하더라도, 관련 분석을 위해 적절한 범위 내에서 필요한 가정을 하고, 분석 가능한

범위를 확정하여 편익분석을 시도해야 할 것으로 판단된다.

나) 신재생에너지 시장특히 풍력전원의 경우, 전력시장가격에 추가하여 신재생에너지 보급지원제도의

변화 또한 풍력전원의 가격결정에 영향을 미치게 될 것이다. 즉, 현재 진행되고 있는

발전차액지원제도와 RPS(Renewable Portfolio Standards)제도 도입과 시행 후 결정되게

될 풍력전원의 프리미엄가격이 어떻게 결정될 것인지에 대한 연구가 필요하다.하지만 2012년에 RPS가 도입되어 REC 등의 크레딧을 확보할 수 있는 상황이라고

하더라도 배출권 확보도 인정되면서 REC도 인정되는 경우는 논리적으로 합당하지

않아 보인다. 따라서 풍력전원의 프리미엄의 개념을 별도로 고려하지 않고, 탄소배출

권만을 고려하기로 한다.

3) 탄소배출권 확보가능성 여부 및 배출권 가격의 불확실성탄소배출권 중 본 사업을 통해 확보할 가능성이 있는 아래 배출권은 CER이나

CER의 확보를 위해서는 PDD(Project Design Document)를 작성, UNFCCC에서 심사과

정을 거쳐 CDM사업으로 인정받아야 한다. 여기에는 CDM사업 사전고려에 대한 증명, Baseline 산정과 추가성부분의 논의가 포함되며, 경제성이 이미 확보되는 사업은 CDM사업을 통한 지원대상이 될 수 없다.

CDM사업을 사전에 고려했음을 증명하기 위해서는 프로젝트의 시작일 이전에 이사

회나 의회에서 CDM사업이 안건으로 상정되어 검토했음을 증명하면 된다. 여기서 논란


이 될 수 있는 시작일(start date)에 대해서는 이전의 엄격한 기준이 많이 완화된 것으로

평가되고 있는, 2008년 8월 2일 EB에서 논의된 Executive board of the clean development mechanism forty-first meeting의 보고서에 잘 나타나있다. 이에 따르면 실제 공사시작일, 재무적 투자 시작일, 프로젝트 활동의 실제행위(action) 시작일중 가장 빠른 날짜로 시작

일이 정의되어 있다. 하지만 현재의 사업제안서의 내용으로 보아 CDM사업을 신청하

고자 하는 노력이 구체적이지 못하여, CDM을 통한 CER의 확보를 위해서는 사업이

시행되기 이전에 이를 위한 절차를 밟는 것이 시급해 보인다. 본 사업에 대한 CDM사업 적용여부는 그 승인 또는 기각여부를 확실히 판단하기

어려운 상황이기 때문에 본 보고서의 편익의 계산은 CDM승인이 성공된 경우와 기

각된 경우 모두를 시나리오로 상정하여 고려했음을 밝힌다. 또한, REC(Renewable Energy Certificate)와 CER의 중복 인증여부는 앞서 이미 논의한 것과 같이 논리적으

로 합당해 보이지 않는다. 국내에서 kCER, vCER등이 논의되고 있으나 국제적으로 인

정되지 못하고 있다. 국제 인증된 배출권은 아니지만, 국내에서 kCER, vCER 등 배출

권으로 인정받을 수는 있으나 향후 해당가격이 국내에서 어떤 수준이 될지는 국가

정책방향과 국제협상을 통해 kCER이 어느 정도로 국제적인 인증을 받을 것인지에

따라 달라질 것이지만 이 경우에도 구체적인 가격을 전망하는 것은 매우 쉽지 않은

작업이 될 것이다. 따라서 관련이슈에 대해서는 현재 진행되고 있는 국내 배출권시

장 논의에 중점을 맞추되 정부의 관련 정책방향을 검토, 합당해 보이는 국내배출권

거래가격을 전망하여 이를 반영하는 것이 한 가지 가능한 방법이 될 것이다. 본 연구

에서는 배출권 가격의 다양한 가능성을 고려함으로써 이로 인한 논란의 여지는 없앨

수 있을 것으로 판단된다.

4) 시범단지 설치를 통한 기타 편익확보의 가능성상기에서 여러 가지 측면의 새만금 풍력발전 시범단지의 편익에 대해 검토하지만

이 시범단지가 2.5-3MW급 국산 풍력발전기의 설치와 테스트베드로서의 역할이 중요

함을 내세우고 있고 이에 대한 사회적 편익의 추가적 검토여부에 대한 논란이 있을

수 있다. 2.5MW급 이상의 국산풍력발전기를 이용한 해양단지라는 점이 그 근거가

된다.우선, 현재의 단지설계상 방조제 내부에 설치하는 풍력발전기의 성능측정결과는

해양단지의 실증자료라고 주장할 수 없다. 이는 현재 2MW급 설비로 제주도 행원단

지의 해양풍력시범사업과는 전혀 성격이 다르다고 할 수 있다.투자비 측면에서 대관령단지가 2MW 설비 49기로 98MW이지만 투자규모는 1,588

억 원, 영덕풍력단지는 1.65MW 24기가 설치되어 총39.6MW이며 투자규모는 675억


원 인데 반해 본격적 해양단지가 아닌 40MW설비의 새만금은 그 규모만으로도 연구

비를 제외하고 1,500억원의 투자비가 요구되고 있다는 점에서 그 경제성의 간단한

비교가 가능하다.따라서 본 연구에서는 편익계산의 기준이 CDM(Clean Development Mechanism) 사

업으로 등록된 기존 풍력단지의 편익평가방법을 그대로 적용한 것이라는 측면에서

시범단지 설치를 통한 기타 편익확보의 가능성에 대한 추가 논란을 피한다는 측면에

서 이를 별도로 검토하지 않기로 하였다.

나. RnD 센터 및 지원사업계획서상 R&D 센터는 시범단지의 모니터링과 운영 및 R&D 기술지원을 위

하여 계획된 것으로 제시되었으며, 전라북도에서 운영하되 R&D 지원에 대해서는 위

탁(연구소 및 산학연 컨소시엄)으로 계획되어 있다.R&D센터를 통한 시범단지 모니터링과 운영을 위한 기능은 Track Record 확보를

위한 시범단지의 정상적인 운영에 필수적인 역할이므로 이 부분에 대한 사회적 편익

은 시범단지에서 발생되는 편익에 모두 포함된 것으로 볼 수 있다. 반면, R&D 연구

비 지원의 경우 현재 위탁24)으로 예정되어 있는데, 위탁으로 될 경우 추진지자체에

서는 R&D의 관리자의 역할과 Funding Agency로서의 기능을 수행할 가능성이 높을

것으로 예상된다. 단순 Funding Agency가 될 경우, 사회적으로 신규 편익이 발생하지

않으므로 본 시설 및 연구비에 대해서는 편익이 발생하지 않을 수 있다. 그러나 위탁

운영의 부분이 아직 확실시된 바 없으므로 본 조사에서는 R&D 센터의 인력 중 연구

인력의 1인당 연구비를 추가적으로 발생하는 연구개발비로 가정하였고, 이를 통해

편익을 산출하고자 한다.편익 산출 시기와 관련하여 사업계획서를 살펴보면, 연구센터가 완성되기 이전,

사업착수 1년차부터 연구비 지원이 발생하는 것으로 계획되어 있다. 하지만, 위탁 혹

은 신축된 센터를 통한 연구의 방식이든 연구센터가 완공되기 전에 연구를 수행하는

것은 모순되므로, 본 조사에서는 연구센터가 완공된 후 연구비가 투입되고 이로 인

한 편익이 발생하는 것으로 가정하였다.

24) 현재 추진지자체에서는 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터에 위탁하여 운영하는 것을 계획하고 있

으나, 특정 연구소를 지정하여 위탁하는 것은 일정 법적․행정적 절차를 거쳐야 하며, 이것 또한 확

정된 것이 아니다.게다가, 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터가 운영주체가 될 경우 이로 인해 발생하는 것은 이전편

익이므로 사회적으로 신규 창출되는 편익으로 볼 수 없을 것이다.


다. 클러스터 편익 추정의 쟁점1) 입주수요 추정

새만금 풍력산업 클러스터의 입주수요는 전적으로 민간기업의 의사에 의존하기

때문에 이를 예측하는데 어려움이 존재한다. 본 사업에서는 수요추정을 위하여 입주

수요조사를 수행하였으며, 유사사업 및 인근지역의 산업단지의 입주수요를 시나리오

처리하여 조사에 반영하고자 한다.

2) 사회적 신규편익 추정풍력산업 클러스터 조성은 기업들의 신규투자를 통한 단위면적당 부가가치 창출

을 목적으로 하고 있으며, 경제성 평가시 이를 바탕으로 산업의 단위면적당 부가가

치 창출액을 편익항목으로 하여 추정하고자 한다. 다만, 예비타당성조사의 기본 방침

에 따라 편익산정시 신규투자를 통해 증가하는 부가가치 창출액만을 편익으로 산정

한다.

3. 비용추정의 쟁점

가. 풍력발전 시범단지의 기본계획1) 풍력발전 시범단지의 시스템 수량

사업계획서에 2~3MW의 국산발전시스템 14기가 설치되는 것으로 계획되어 있다. 현재 국산풍력시스템은 상용화 초기 단계로 다양한 제품이 출시되지 않았으며, 제조

업체 또한 일부 2MW 제조사와 2.5MW, 3.0MW급 각 1개 사로 매우 제한되어 있는

상황이다. 연구진이 임의로 풍력발전시스템의 용량과 구입량을 조정할 경우 형평성

문제 및 독과점으로 형성된 시장의 진입 대한 논란을 불러올 수 있으므로, 사업추진

측의 기본계획 및 보완자료25)에 제시된 풍력발전 시스템 규모에 따른 수량의 구입비

용을 산출하고자 한다.

25) 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사 요구서 , 2009.3 , 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사 보완자료 , 2009.4


2) 풍력발전 시범단지의 설치위치주무부처에서 제출한 상위계획에 새만금 풍력발전 시범단지는 육상, 육/해상이 혼

용되어 있으며, 사업계획서에서 풍력발전 시범단지는 새만금지역 호안 생태환경용지

(방조제 안쪽 해상)에 계획되어 있다. 따라서 사업추진측의 기본계획에 제시된 생태

환경용지 새만금 방조제(4호)와 500m 이격거리에 설치 계획을 바탕으로 조사를 수행

하고자 한다.

나. 풍력발전 시범단지 용지보상비풍력발전시범단지는 새만금 지역 호안 생태환경용지에 계획되어 있어 공유수면

관리법의 영향을 받기 때문에 공유수면 점ㆍ사용료를 산정하여야 하나, 현재 공유수

면관리법에는 풍력발전과 관련하여 명확한 산정 기준이 제시되어 있지 않다.이에 따라 본 연구진은 관계기관(점⋅사용료 징수기관)의 의견을 참고하여 블레

이드의 회전반경을 직접 점용으로 판단하며 간접 점용의 경우는 관계기관에서도 적

절한 의견을 제시하지 못하고 있어 현 단계에서 점⋅사용료를 선정하는 것은 적절치

않는 것으로 판단되어 비용 추정시 제외하고 한다. 단, 향후 관계기관(국토해양부)에서 명확한 기준이 제시되면 고려되어야 한다.

다. 풍력발전시스템 구입비 적정성 검토풍력발전시스템 구입비의 적정성을 검토하기 위하여 최소 2~3개 社의 견적서를

제출 받아 이를 통하여 적정성 여부를 검토해야 할 것으로 판단되지만 현재 국내

2.5MW, 3.0MW급 풍력발전기는 상용화 단계가 아니어서 시장가격이 형성되어 있지

않으며 제조업체 또한 2.5MW, 3.0MW급 각 1개 사로 매우 제한되어 있다.따라서 각 1개사로부터 제출 받은 견적 금액을 유지할 수밖에 없을 것으로 판단된다.

라. 누락 공사비풍력발전시범단지는 새만금 방조제 내측으로 500m 이격되어 설치하는 것으로 계

획되어 있어 풍력발전기를 운반ㆍ설치하기 위한 대형 중장비의 진ㆍ출입이 가능하도

록 진입로를 확보하여야 하나 기본계획에는 이에 대한 내용이 제시되지 않았다.현재는 구체적인 현장 조사가 이루어지지 않은 단계이기 때문에 진입로 확보 방

안(가도, 가교, 바지선 등) 선정에 어려움이 있기 때문에 사업 주무관청의 진입로 확

보 방안에 대한 계획 수립이 필요 할 것으로 판단된다.


마. R&D 기술지원 비용 추정현재 기본계획에는 R&D 기술지원에 해당하는 사업비가 약 210억원 제시되어 있

으며 210억원의 투입기간을 살펴보면 R&D 연구센터가 완공되기 이전에 투입되는

것으로 제시되어 있음. 제출된 계획상 연구센터가 완공되기 전에 연구기자재비, 시설

비 등의 비용 투입되는 것은 현실적인 계획으로 볼 수 없음. R&D 기술 지원 부분의

사업 추진의 가능 여부가 우선적으로 해결되어야 할 것이며, 연구비 투입 시기 결정

이후, 적정 세부 비용의 산출이 필요할 것으로 판단된다.

바. 클러스터 조성 사업 시설 규모사업 주무관청이 제시한 클러스터 조성 사업의 시설 규모는 한국농촌공사가 해당

지역을 경제자유구역으로 지정 받기 위하여 수립한 토지이용계획도를 토대로 제시한

시설 규모이며, 한국농촌공사에서는 올 연말 실시계획 승인을 받기 위하여 토지이용

계획을 재수립하고 있으며, 결과에 따라 사업주무관청이 제시한 시설의 규모가 변경

될 가능성이 있다. 그러나, 현 단계에서는 향후 결과를 예측 할 수 없으므로 사업주

무관청이 제시한 시설의 규모를 적용하고 비용을 추정하고자 한다.

사. 클러스터 조성 사업 건축공사비 산정기본계획에는 풍력산업클러스터 조성을 위한 비용으로 부지매입비만을 제시하였

는데 본 검토에서는 경제성 분석을 위하여 공장 등의 시설물에 대하여 건축공사비를

추정하여야 하며 건축공사비를 추정하기 위해서는 건축 연면적이 파악되어야 하는데

현재 기본계획에는 부지 면적만 제시되어 있다.따라서 본 검토에서는 “국토의 계획 및 이용에 관한 법률”에서 제시하는 전용공

업지역의 용적률 등을 본 사업대상지에 적용하여 건축 연면적을 산출하여 소요 비용

을 추정하고자 한다.

아. 풍력산업 클러스터 조성사업 비용추정사업주무관청에 제시한 클러스터 조성 사업의 총사업비 1,450억원은 부지조성공

사비와 기반시설구축비만을 고려하여 산정 한 것으로서, 본 연구진이 비용 추정시

앞서 바 항목에서 언급한 건축공사비와 공공시설용지 내 세부시설의 공사비 등을 총

비용으로 접근하고자 하며, 총사업비와 총비용을 구분하여 추정하고자 한다.


자. 풍력발전기로 인한 방조제 안전성 검토시범단지에 조성될 풍력발전기가 새만금 방조제(4호)와 500m 이격거리에 설치가

계획되어 있으나, 풍력발전기로 인해 발생할 수 방조제 안전성에 대한 검토가 필요

할 것으로 사료된다.

제4절 시나리오 설정본 조사에서는 불확실성이 존재하는 부분에 대해서는 시나리오 처리를 통하여 조

사에 반영하였으며 시나리오 요약표는 다음과 같으며, 이에 대한 자세한 설명은 각

장에서 제시된다.


판매가격

($/tCO2),(원/tCO2)

구 분




<표 Ⅱ-72> 배출권 가격 시나리오


유효가동률





<표 Ⅱ-73> 시나리오별 입주율

제Ⅲ장기술적 검토 및 비용 추정

제1절 기술적 검토

1. 기술적 검토의 개요본 사업은 풍력 발전 시범단지, 풍력 발전 모니터링 연구센터 건립, R&D 기술지

원, 풍력 산업 클러스터 조성사업 등 4가지 사업으로 분류 할 수 있다. 이 중 일반적

인 사업의 성격을 지니고 기술적 검토의 중요성이 크지 않을 것으로 판단되는 R&D 지원 및 풍력 발전 모니터링 연구센터, 클러스터 조성사업 부분은 기술적 검토에서

제외하고 풍력발전 시범단지에 대해 중점적으로 검토하고자 한다.

2. 풍력발전 입지의 기술적 검토새만금 풍력발전 시범단지 개발에 대한 검토를 위해 새만금 일대의 풍력자원에

대한 검토를 통해 풍력자원, 입지 등 기술적 검토를 수행하고자 한다.

가. 새만금 풍력발전 시범단지 전력생산량 평가풍력발전 시범단지로부터 생산되는 전력생산량의 정확한 산정 자체가 자금과 시

간을 투입하여야 하는 풍력자원평가 프로젝트이기 때문에 편익추정을 위한 전력생산

량 산정은 필연적으로 많은 가정과 제한적인 자료의 한계 하에서 수행될 수밖에 없

다. 참고로 사업타당성 판단을 위한 풍력자원평가란 풍력발전기가 설치될 현장에 설


치예정 풍력발전기의 허브(hub) 높이에 상응하는 고공기상탑을 설치하여 최소한 1년

이상의 실측자료를 확보하고 이 자료를 다각도로 분석하여 예측불확도(uncertainty)를

정량화 한 후 향후 20년간의 전력생산량을 초과확률(probability of exceedance) 90% 수준에서 제시하는 것을 말한다.

새만금 지역의 경우 전력생산량을 추정하기 위한 자료는 (1) 한국에너지기술연구

원에서 실시한 새만금 지역의 풍력자원 측정조사 자료 (2) 한국에너지기술연구원에

서 구축한 국가바람지도 (3) 군장 풍력발전단지 운영기록 등 상당히 신뢰할만한 자료

가 존재하기 때문에 상대적으로 신뢰성 있는 전력생산량 산정이 가능한 경우라고 판

단된다. 새만금 인근지역에 다수의 기상청 기상관측소가 존재하지만 기상관측소의

경우 거의 모든 관측소가 풍속측정에 국지기상대표성 및 지표면 측정이라는 극복하

기 힘든 한계를 가지고 있기 때문에 풍력자원평가에 기상청 관측 자료를 활용할 경

우 오히려 혼선과 왜곡을 가져오게 되므로 본 검토에서는 기상청 자료는 일체 배제

하였다. 참고로 우리나라의 풍력자원평가 및 풍력발전 단지개발 시에도 기상청 자료

는 장기간 보정 등의 제한적인 보조 자료로는 사용될 수 있으나 풍력자원평가를 위

한 직접적인 자료로는 활용된 바 없다.한국에너지기술연구원의 풍력자원조사 및 국가바람지도에 대하여 부연 설명하면,

한국에너지기술연구원에서는 지난 15년간 풍력단지 타당성평가를 위하여 전국 100여 지점에서 풍력자원조사(wind resource assessment)를 수행하여 왔다. 풍력자원조사

는 풍력발전 단지개발 후보지의 풍황 대표지점에 다수개의 고층 기상탑을 설치하여

풍력발전기 허브높이에서의 최소한 1년 이상의 기간에 대한 풍황자료를 확보하도록

되어있다. 한국에너지기술연구원에서 수행한 풍력자원조사 측정자료 일체는 이전에

는 CD로 제작되어 배포되었으나 현재에는 한국에너지기술연구원 풍력자원 데이터베

이스 웹페이지를 통하여 공개되어 있다. 한편 한국에너지기술연구원의 국가바람지도

는 남한 영토, 영해에 대해 중규모 수치기상예측 모델을 이용하여 대기유동장 물리

방정식의 수치해석을 통하여 공간해상도 1km × 1km, 시간해상도 1시간 간격으로 구

축되었다. 자료기간은 장기간 보정이 가능하도록 2003년부터 2007년까지 5년간이며

국소배치 바람지도 작성을 위해 전산유동해석 기반의 풍력단지 설계프로그램과 연계

되도록 되어 있으며 역시 한국에너지기술연구원 풍력자원 데이터베이스 웹페이지를

통하여 이미지 위주의 자료가 제공되고 있다. 국가바람지도는 풍력자원조사 측정자

료 및 원격탐사 관측 장비인 SODAR, LIDAR를 이용한 관측 자료와 비교검증을 통하

여 신뢰도가 입증되었다. 국가바람지도는 영토, 영해의 3차원 공간에 대한 5년간의

시계열 기상정보(풍향, 풍속, 기온, 대기압, 공기밀도 등), 풍력정보(풍력밀도, 바람등

급, 와이블 형상계수, 등급계수 등), 지리정보(지면고도, 지면거칠기, 지형개방도, 지형경사도 등), 해상정보(유의파고, 유의파주기, 유의파향, 수심 등) 등 매우 다양한 풍

제Ⅲ장 기술적 검토 및 비용 추정 167

력발전 사전검토를 위한 핵심정보를 제공해준다.

1) 풍력자원조사에 의한 평가가) 평가개요한국에너지기술연구원이 새만금 일대에서 수행한 풍력자원조사는 총 3건으로 각

각 신시도, 비응도, 가력도에 기상탑을 설치하여 1년 이상의 기간동안 측정이 수행되

었다. 그러나 이들 측정은 30m 높이의 기상탑(met-mast)에 의해 확보된 자료이므로

새만금 풍력발전단지에 설치될 MW급 풍력발전기의 일반적인 허브높이인 80m 높이

로 보정되는 과정에서 상당한 오차가 포함될 수 있음을 주지하여야 할 것이다. 또한

아래에 제시된 측정자료는 30m 높이에서 측정된 풍황을 50m 높이로 보정한 것으로

보정방식에 따라 상당한 차이가 있을 수 있으나 본 검토에서는 참조자료인 관계로

이에 대한 별도의 검토는 생략하기로 한다.

나) 평가자료: 새만금 풍력자원 측정자료- 비응도: 연평균풍속 5.6m/s, 풍력밀도 252W/m2 (1999.08-2000.07)

- 신시도: 연평균풍속 5.5m/s, 풍력밀도 241W/m2 (1997.11-2000.10)

- 가력도: 연평균풍속 5.4m/s, 풍력밀도 228W/m2 (1999.12-2000.11)

[그림 Ⅲ-1] 새만금 풍력자원 측정지점


다) 바람등급(wind class): 풍력자원 평가기준- 덴마크 풍력산업협회 제정, 유럽 및 미국 등 국제표준으로 사용

- 바람등급 3등급 이상이면 풍력자원 자체로 경제성 있음으로 판정

높이 지상 30m 지상 50m바람등급 평균풍속 (m/s) 풍력밀도 (W/m2) 평균풍속 (m/s) 풍력밀도 (W/m2)

1 < 5.1 < 160 < 5.6 < 2002 5.1-5.9 160-240 5.6-6.4 200-3003 5.9-6.5 240-320 6.4-7.0 300-4004 6.5-7.0 320-400 7.0-7.5 400-5005 7.0-7.4 400-480 7.5-8.0 500-6006 7.4-8.2 480-640 8.0-8.8 600-8007 > 8.2 > 640 > 8.8 > 800

<표 Ⅲ-1> 바람등급 분류표

자료: Elliott, D.L. et al.(1986), Wind Energy Resource Atlas of the United States, Pacific Northwest Laboratory & U.S. Department of Energy.

라) 평가결론비응도, 신시도, 가력도의 측정자료를 종합적으로 검토하여 볼 때 새만금 지역은

바람등급 2등급 수준으로 풍력자원이 보통 또는 평균 이하로 즉각적인 개발 장점이

나 경제성 보장요인은 없다고 판단된다. 새만금 방조제의 외곽에 해당되는 세 지점

의 자료 모두가 1년 이상의 관측자료이며 5.4~5.6m/s로 큰 차이가 없는 측정결과를

제시하고 있다는 점에서 본 관측자료는 신뢰성이 있다고 판단된다. 따라서 새만금

풍력자원에 대한 측정자료에 의거한 평가는 저풍속 영역으로 풍력자원 이외의 요인

에서 사업경제성을 확보하여야 할 것이라는 결론이다.


2) 국가바람지도에 의한 평가

가) 평가개요한국에너지기술연구원에서 구축한 고해상도 국가바람지도는 전국 육․해상에 대

하여 1km 공간해상도와 1시간 간격의 시간해상도로 2003-2007년까지 5년간에 대한

풍력자원정보를 제공하고 있으므로 본 사례와 같은 개괄적인 풍력자원평가 시 매우

유용한 자료이다. 국가바람지도는 수치바람모의(numerical wind simulation) 과정에 의

해 3차원 대기유동장의 지배방정식의 시계열 해석을 통하여 구축된 자료이며 한국에

너지기술연구원 풍력자원조사 측정자료와의 기상통계학적 검증 및 보정을 통하여 신

뢰도를 확보한 자료이다. 그러나 그 정확도는 수치바람모의 자체가 가지는 오차수준

이하를 확보할 수 없으므로 사업성 평가에 적용될 수 있는 수준은 아니다. 다만 장기

간에 대한 시계열 자료를 제공하고 있고 대기유동장 지배방정식을 물리적으로 해석

하였기 때문에 지역과 지역 사이의 상대적인 대기유동장 특성의 차이는 비교적 정확

하게 모사하고 있으며 풍력자원의 시계열 변화양상도 개괄적 검토가 가능한 수준으

로 모사하고 있다. 따라서 국가바람지도를 이용한 새만금 풍력자원에 대한 검토 시

정량적 분석 보다는 시계열 변화양상에 대한 정성적 분석에 활용하는 것이 바람직하

며 국가바람지도가 제공하는 자료기간과 동일한 기간에 대한 현장 실측자료 또는 풍

력발전단지 운영기록이 있다면 매우 유용한 분석이 될 수 있다.

나) 평가자료: 국가바람지도- 태백산맥, 제주도는 바람등급 4~5등급 이상으로 풍력자원 탁월

- 남해상은 3~4등급 이상으로 풍력자원 우수

- 서해상은 2~3등급의 저풍속 영역으로 풍력자원 보통


[그림 Ⅲ-2] 국가바람지도: 평균풍속

[그림 Ⅲ-3] 국가바람지도: 평균풍력밀도


[그림 Ⅲ-4] 국가바람지도: 바람장미 및 와이블 풍속분포

다) 평가결론국가바람지도에 의하면 새만금 지역은 지면으로부터의 높이에 따라 차이가 있으

나 수면 50m 및 80m 높이를 기준으로 바람등급 2~3등급 수준의 저풍속 영역으로 평

가되며 따라서 풍력자원은 보통 또는 평균이하로 판단된다. 이러한 판단은 한국에너

지기술연구원 풍력자원조사 결과와도 정성적, 정량적으로 일치되는 것으로 앞서의

평가결론을 뒷받침하고 있다.


3) 군장단지 운영기록에 의한 평가

가) 평가개요군장산업단지 방조제에 조성된 군장 풍력발전단지는 현재 750kW급 풍력발전기 6

대와 850kW급 풍력발전기 4대로 구성되었으며 현재까지 정상가동하고 있다. 2002년

11월 1, 2호기가, 2003년 9월 3, 4호기가, 2004년 10월 5, 6호기가 설치되었으며 이들

은 모두 NEG-Micon NM48-750 모델로 허브높이는 45m이다. 2007년 11월에 최종적으

로 7~10호기가 설치되었는데 이들은 Vestas V52-850 모델로 허브높이는 49m이다. 특히 군장 풍력발전단지는 제안된 새만금 풍력발전단지와 동일한 새만금 지역에 기설

치․운영 중인 풍력단지이므로 군장 풍력발전단지의 운영기록은 제안된 새만금 풍력

발전단지에 대한 가장 신뢰도 높은 평가를 할 수 있는 핵심자료라고 판단된다. 단 평

가 시 풍력발전단지의 조성위치, 설치 풍력발전기 기종 및 허브높이에서의 풍력자원, 장기간 보정 등의 변동요인이 있으므로 이들 요인에 대해 정밀검토가 요구되나 본

검토에서는 개괄적인 검토만을 수행할 수밖에 없으므로 가장 중요한 요인만을 검토

대상으로 선정하였다. 참고로 실제 타당성 판단을 위한 풍력자원평가 시에는 모든

요인을 검토하여 초과확률 90% 수준(P90)을 산출하여야 할 것이나 본 검토에서는 불

확도 평가를 수행할 수 없으므로 초과확률 50% 수준(P50) 또는 그 이하의 신뢰도를

가지게 된다.

나) 평가자료: 군장 풍력발전단지 운영기록- 분석기간: 2005년 1월 ~ 2008년 12월 (2005~2006년 자료는 일별자료)

- 분석자료: 풍력발전기(1~10호기) 전력생산 기록 및 나셀장착 풍속자료

- 평균풍속: 5.05 ± 0.18 m/s (측정높이 45m)

- 설비이용률: 15.3 ± 1.2% (최소 13.1%, 최대 17.9%)

- 연도별 설비이용률 변화추이

2005년 17.0 ± 0.6% (WT1-6호기: NM48-750) 2006년 15.7 ± 0.5% 2007년 14.9 ± 0.9% 2008년 13.9 ± 0.4% 2008년 15.1 ± 0.5% (WT7-10호기: V52-850)


[그림 Ⅲ-5] 군장 풍력발전단지 연도별 설비이용률

다) 평가결론군장 풍력발전단지의 입지조건은 제안된 새만금 풍력발전단지와 동일하다고 평

가할 수 있다. 즉 동일하게 서해안 방조제에 위치하고 있어 주풍향인 북서풍에 동일

하게 노출되어 있으며 지역적으로도 군장 산업단지 방조제와 새만금 4호 방조제는

연결되어 있어 거리상으로도 2.5km 이격되어 있다. 따라서 군장 풍력발전단지의 운

영기록은 새만금 풍력발전단지의 발전량을 직접적으로 가름할 수 있는 자료이다. 군장 풍력발전단지의 운영기록은 2005년부터 2008년까지 4년간의 장기간 자료이며 총

10기의 풍력발전기별 설비이용률도 정상적인 운영기록을 보이고 있어 이를 이용한

예측시 오차는 매우 적을 것으로 예상된다. 결론적으로 군장 풍력발전단지의 4년간

평균 설비이용률은 15.3%로서 앞서의 평가결론과 마찬가지로 새만금 지역은 저풍속

영역대로 평균 이하의 풍력자원을 보유하고 있음을 다시 한 번 검증한 것이다. 또 한

가지 주목할 사실은 기후변화에 의해 2006년부터 새만금 지역 풍력자원이 현격하게

감소되는 추세가 있다는 사실이다. 이는 미국 NCAR/NCEP 재해석 기상자료의 분석

결과에서 분명하게 나타나고 있으며 실제로 새만금 풍력발전단지 운영기록에서도 이

러한 경향성이 분명하게 나타나고 있어 새만금 풍력발전단지의 전력생산량 및 설비

이용률을 예측함에 있어 보다 보수적인 관점에서 평가할 필요가 있음을 시사하고 있

다. 즉 2006년 이후의 군장 풍력발전단지의 설비이용률은 14.8%로 보는 것이 타당하

다고 사료된다. 참고로 새만금 풍력발전단지의 설비이용률은 설치될 풍력발전기의

성능곡선 특성 및 허브높이에 따라 군장 풍력발전단지의 설비이용률과 동일하지는


않을 것이지만 그 변화폭이 크지는 않을 것이다. 즉 750kW급 풍력발전기보다 MW급

풍력발전기의 성능곡선이 보다 효율적이고 허브높이도 45m에서 80m로 2배 정도 높

아지기 때문에 풍력자원은 보다 우수해질 것이므로 설비이용률의 상승이 기대된다.

[그림 Ⅲ-6] NCAR/NCEP 재해석 기상자료에 의한 장기변동성 분석

나. 새만금 방조제의 안전성 검토제안된 새만금 풍력발전 시범단지의 설치위치는 새만금 4호 방조제 내안이며 방

조제 끝단으로부터 500m 후방에 설치하는 것으로 계획되어있다.이격거리가 500m로 제안되어 있어 풍력발전기의 운영시 발생 할 수 있는 하부지

반의 진동 등에 의한 방조제에 미치는 영향은 미미 할 것으로 판단되지만 이를 판단

할 수 있는 관련 자료가 미비한 상태에서의 판단에 불과하며 향후 설계단계에서 풍

력발전기의 운영으로 인한 방조제에 미치는 영향에 대한 면밀한 검토가 필요 할 것

으로 판단된다.

[그림 Ⅲ-7] 새만금 4호 방조제 단면도 (EL=11.5m)


다. 풍력발전 시범단지의 기술적 검토 종합새만금 풍력발전 시범단지 개발의 타당성을 개략적으로 검토할 수 있는 자료와

개략적인 분석을 통해 시범단지의 기술적 검토를 수행하였다. 해당 자료는 앞서 언

급된 한국에너지기술연구원에서 실시한 ‘새만금 일대의 풍력자원 측정자료 조사’ 및

한국에너지기술연구원의 ‘국가바람지도’, ‘군장 풍력발전단지 운영기록’이며, 새만금

방조제 영향을 측정하기 위해 전자유동해석에 의한 분석을 수행하였다. 이를 통하여

다음과 같은 검토의견이 제시될 수 있다.

1) 풍력자원 평가- 바람등급 2등급으로 풍력자원은 보통 또는 그 이하 수준

- 지상 50m 높이로 보정된 연평균 풍속 5.5m/s 이하

- 풍력자원 우수성 순위: 매립지 내륙 < 해안 방조제 < 방조제 앞 해상

- 해안방조제 후방에 설치할 경우 방조제에 의한 유동교란 고려 필수

2) 입지조건 검토- 배후 산업단지로의 계통연계가 수월할 경우 사업경제성 향상

- 매립지 점토지질의 육상 대비 시공비 높을 경우 사업경제성 하강

- 해상풍력단지는 정밀 풍력자원조사가 필요함.

- 방조제 안쪽에 건설예정이므로, 풍력 발전기로 안전성 문제가 발생할 수 있

는지에 대한 심도 있는 조사 필요함.

3) 사업방식 검토- 국산 풍력발전기 도입: 국내 산업육성 가능하며 유지보수 강점 큼

4) 풍력기술 검토- 서해안은 저풍속 영역으로 고풍속형 해외 풍력발전기 도입 시 비효율적

5) 사업성 종합검토- 새만금 바람등급은 보통 또는 평균이하 수준

- 풍력자원 이외의 사업조건에서 경제성 향상요인을 찾아야 한다는 부담존재


제2절 비용 추정

1. 비용 추정의 개요사업주무관청이 제시한 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 의 기본계획을 바

탕으로 본 사업에 소요되는 총사업비의 추정을 위하여 한국개발연구원의 예비타당성

조사 지침(5판)의 기준을 준수하였으며, 실용화 되지 않은 비용에 대해서는 해당 업

체의 견적 및 자문을 통하여 현실성 있는 비용 추정과 이에 따른 적절한 의사 결정이

가능하도록 하였다.한편, 기본계획에는 풍력발전기 설치용량이 2~2.5MW 4기, 3.0MW 10기로

2~2.5MW의 설치 기수가 불분명하기 때문에 본 검토에서는 기본계획 자료보완(4.24)에서 제시한 2.5MW 4기, 3.0MW 10기, 이격 거리 500m를 준용하여 비용을 추정하고

자 한다.

2. 총사업비 추정

가. 풍력발전 시범단지풍력발전시범단지의 총사업비 추정은 풍력 시스템 구입⋅설치비, 작업장 조성비,

시설부대경비, 점⋅사용료, 예비비 항목으로 구성되며, 이외 바지선 및 예인선 사용

료는 총비용으로 추정하고자 한다.아래의 표 중 “A. 풍력시스템 구입 및 공사비”는 관련 업체의 견적을 통하여 비용

을 추정하는 방법을 계획하였는데 이는 비용을 추정할 수 있는 국내 유사사례가 없

을 뿐만 아니라 표준 품셈이나 실적공사비 등을 통하여 비용을 추정하는데 한계가

있기 때문에 전문 업체의 견적을 통하여 비용을 추정하고자 하는 것이며, 본 연구진

이 관련 업체에 견적을 의뢰하였을 때 전문 업체에서는 세부적인 현장 조건이나 계

획 등을 요구하였으나 일부 기본계획에서 제시되지 않은 조건에 대하여 본 연구진이

임의대로 조건을 가정하여 제시 할 수도 없고 기본계획 자료의 외부 유출에도 한계

가 있기 때문에 본 연구진은 사업 주무관청에서 제시한 견적서를 준용하여 비용을

추정하고자 한다.


비용 항목 세부 항목 추정 방법

A. 풍력발전기

구입 및 설치비

A-1. 풍력발전기ㆍ관련 업체 비교 견적을 통하여 추정

(기자재비 포함)A-2. 전기공사

A-3. 토목공사

B. 시설 부대경비

B-1. 조사비 ㆍ예비타당성조사 지침(5판)ㆍ엔지니어링 사업대가의 기준

ㆍ건설공사 감리대가

B-2. 설계비

B-3. 감리비

C. 공유수면 점⋅사용료 - ㆍ공유수면관리법에 의한 점ㆍ사용료 산정

D. 예비비 -ㆍ예비타당성조사 지침(5판)ㆍ(∑ A ~ C) * 10%

E. 총사업비 - ㆍ∑ A ~ DF. 바지선 및 예인선 사용료 - ㆍ관련 업체 견적을 통하여 추정

G. 총비용 - ㆍ∑ E ~ F

<표 Ⅲ-2> 비용 추정 항목

1) 풍력발전기 구입 및 설치비가) 풍력발전기(1) 구입비기본계획에는 관련업체의 자문을 통하여 풍력발전기의 구입비로 총 680억원을 계

획하였으며 2.5MW 4기, 3.0MW 10기가 계획되어 있기 때문에 MW당 17억원을 적용

하여 산정한 것이다.

구분 단위 수량 단가 소요예산

풍력발전기 구입비 MW 40 1,700 68,000

<표 Ⅲ-3> 기본계획의 풍력시스템 구입비

(단위: 백만원)

현재 기본계획에서 제시한 2.5MW, 3.0MW급 풍력 발전기는 상용화 단계가 아니

어서 적정한 시장 가격이 형성되어 있지 않으며 제조 중에 있는 업체 또한 국내에

2.5MW 1개사와 3.0MW 1개사로 한정되어 있어 비교 견적을 통한 적정한 구입비를

추정하는데 한계가 있다.


또한 풍력 발전시스템은 블레이드, 로터, 동력전달장치, 발전기 및 각종 전기, 나셀, 타워 등으로 구성되어 있어 주요 구성품의 단가를 조사하여 풍력 발전시스템의 구입비

를 추정하는 것이 적절 할 수 있으나 주요 구성품과 관련된 업체들에 문의한 결과 구

체적인 계획이 제시되지 않은 상황에서 견적금액을 제시하는 것은 불가능 하다는 의견

을 피력하였다.

구분H사(2.5MW급) D사(3.0MW급)

합계시스템 타워 시스템 타워

구입비 1,604/MW 570/기당 1,600/MW 700/기당 -

규모 10MW 4기 30MW 10기 40MW

금액 16,040 2,280 48,000 7,000 73,320

<표 Ⅲ-4> 풍력시스템 구입비 (견적금액)

(단위: 백만원)

주: VAT 제외임.

각 업체가 제시한 풍력시스템 및 타워의 구입비는 상기의 표와 같다. 앞서 설명하

였듯이 비교 견적을 통한 구입비의 추정이 곤란하여 각 업체가 제시한 비용을 준용

하고자 한다.상기의 표에서 보는 바와 같이 타워를 포함한 풍력발전기의 구입비로 총 733.2억

원이 필요한 것으로 파악되었으며 MW당으로 산출하면 2.5MW는 18.32억원, 3.0MW는 18.33억원이다. 사업 주무관청측에서는 해외 시장에서 MW당 약 15억원 선에서

거래된다는 사유를 들어 향후 이보다 구입비는 적게 소요 될 것이라고 주장하나, 본

사업의 특성상 해외 시장의 거래 가격을 본 사업에 적용하는 것은 무리인 것으로 판

단된다.

(2) 설치공사비기본계획에서 제시한 풍력시스템의 설치공사비는 MW당 3.1억원으로 40MW의 풍

력발전기를 설치하는데 총 124억원이 소요 될 것으로 계획하였다. 이는 타워를 포함

한 풍력발전기의 조립 및 현장 운반, 설치 비용 등이 모두 포함 된 금액이다.


조립, 운반, 설치비 MW 40 310 12,400

<표 Ⅲ-5> 기본계획의 풍력시스템 설치비

(단위: 백만원)


설치공사비는 유사 사례를 토대로 추정하는 것이 가장 적절하고 합리적일 것으로

판단된다. 하지만 국내 풍력 발전단지 중 3.0MW급의 발전시스템을 설치한 곳은 1곳뿐으로 설치공사비의 적정성을 검토하는데 한계가 있기 때문에 유사사례에 소요된

비용과 관련 업체의 견적 금액을 비교 검토하고자 한다.

구분 D사 J사 V사 평균

시스템

설치

기당 464 571 500 51214기 6,500 8,000 7,000 7,167

타워 설치기당 361 314 400 35814기 5,054 4,400 5,600 5,018

소계 11,554 12,400 12,600 12,185

<표 Ⅲ-6> 풍력시스템 설치비 (견적금액)

(단위: 백만원)

위의 표에서 보는 바와 같이 풍력발전기 1기를 운반, 조립, 설치하는데 소요 되는

비용은 D사의 경우 4.6억원이나 J사는 5.7억원으로 약 1.1억원의 차이를 나타내고 있

으며 타워를 설치하는데 소요되는 비용도 V사는 4억원이나 J사는 3.1억원으로 약 0.9억원의 차이를 보인다. 이러한 이유는 지리적, 지형적 특성을 고려하여 설치공사비가

산정되어야 하나 이를 고려할 수 있는 구체적인 계획이 수립되어 있지 않은 단계에서

관련 업체의 자의적인 판단에 의하여 산정된 개략공사비기 때문인 것으로 판단된다.본 연구진 역시 구체적인 계획이 수립되어 있지 않은 현 단계에서 어느 회사의

견적 금액이 적정하다 판단 할 수 없으므로 견적금액을 제시한 3개사의 금액을 평균

내어 추정하고자 한다.3개사가 제시한 풍력발전기 및 타워의 운반, 조립, 설치하는데 소요되는 비용을

평균 내어 보면 풍력발전기는 전체 14기를 설치하는데 71.7억원, 타워는 전체 14기를

설치하는데 50.2억원이 소요 될 것이다. 따라서 타워를 포함한 풍력시스템을 설치하

는데 총 121.8억원이 소요 될 것으로 판단된다.

나) 전기공사비전기공사는 발전기 연계 케이블공사(해저케이블), 송전선공사(지중화선로), 시스

템전기공사, 수변전 설비공사, 전력 감시제어공사 등으로 구성되며 기본계획에서 제

시한 전기공사비는 총 245억원으로 계획하였는데 전기공사에 소요되는 자재비 및 공

사비가 구분되어 있지 않다.아래의 “<표 Ⅲ-7> 기본계획의 전기공사비”에서 보는 바와 같이 발전기 연계케이

블은 km당 21억원이 소요되어 전체 7km를 공사하는데 147억원이 필요하며 송전선


공사는 km당 4억원으로 전체 14km를 공사하는데 56억원이 소요된다. 그 외에 시스

템 전기공사, 수변전설비공사, 전력감시제어공사 등은 1식으로서 각 24억원, 15억원, 3억원이 소요된다.


발전기 연계케이블 km 7 2,100 14,700송전선공사 km 14 400 5,600

시스템전기공사 식 1 2,400 2,400수변전설비공사 식 1 1,500 1,500전력감시제어공사 식 1 300 300

합계 - - - 24,500

<표 Ⅲ-7> 기본계획의 전기공사비

(단위: 백만원)

최초 제출 받은 기본계획 이후에 사업 주무관청에서 전기공사와 관련하여 견적서

를 추가로 제출하였으며 본 연구진은 이를 제 3의 업체에 비용의 적정성을 문의하고

자 하였으나 세부적인 현장 조사가 이루어지지 않은 상태에서 적정성을 검토하는 것

은 곤란하다는 의견을 나타내었다. 하지만 현재는 다른 부분과 마찬가지로 세부 계

획이 수립 되지 않은 상태이기 때문에 사업주무관청이 제시한 견적 금액을 비교 검

토하고자 한다.

구분 단위 수량단가 소요예산

D사 J사 V사 D사 J사 V사 평균

발전기연계케이블 km 7 1,500 1,576 1,441 10,500 11,030 10,084 10,765송전선공사 km 14 400 486 74 5,600 6,800 1,040 6,200수변전설비 식 1 2,000 2,500 1,300 2,000 2,500 1,300 2,250

원격 감시/제어설비 식 1 300 500 900 300 500 900 400기타 제경비 - - - 5,740 1,800 2,576 3,372

합계 - - - 24,140 22,630 15,900 22,987

<표 Ⅲ-8> 전기공사비 (견적금액)

(단위: 백만원)

주: 자재비 및 설치비를 합한 금액임.

위의 표는 전기공사 관련 업체로부터 제출 받은 견적 금액으로서 표에서 보는 바

와 같이 전기공사 전체 소요예산을 살펴보면 V사는 총 159억원으로 D사가 제시한

241억원, J사가 제시한 226억원에 비하여 현저히 낮은 견적 금액을 제시하였다. 이는

앞서 풍력발전기 설치공사비 부분에서 언급 하였던 바와 같이 관련 업체의 자의적인


판단에 의하여 산정된 개략공사비이기 때문인 것으로 판단되기 때문에 V사가 제시

한 금액은 제외 한 상태에서 J사와 D사 견적 금액의 평균을 적용하고자 한다.J사와 D사의 견적 금액을 토대로 비용을 추정하면 케이블공사는 약 107.7억원이

소요되고 송전선공사는 62억원, 수변전 설비는 22.5억원, 원격 감시/제어설비 공사는

4억원, 기타 제경비는 33.7억원으로 총 230억원 가량 소요 될 것으로 검토되었다.

다) 토목공사비기본계획에는 토목공사 비용으로 해상 공사의 특성을 고려한 기초파일공사비 70

억원과 기초콘크리트 공사비 191억원을 제시하였다.


기초파일공사(해상) 기 14 500 7,000기초콘크리트공사(해상) 기 14 1,365 19,100

합계 - - - 26,100

<표 Ⅲ-9> 기본계획의 토목공사비

(단위: 백만원)

(1) 기초파일공사 및 기초 콘크리트공사타워를 설치하기 위한 기초파일공사 및 기초콘크리트공사는 사업 주무관청이 제

시한 계획을 준용하여 비용을 추정하고자 한다.사업주무관청에서는 기초 파일공사와 관련하여 국내 설계 업체에 검토를 의뢰하

여 그 결과를 본 연구진에 제시하였으며 기초콘크리트공사는 국내 유사시설을 토대

로 계획을 수립하여 제시하였다.기초파일공사의 경우 적용 공법에 따라 비용의 편차가 크며, 정확한 지질조사 또

한 이루어지지 않은 단계이기 때문에 사업주무관청의 계획을 준용하는 것이 적절 할

것으로 판단하였으며, 기초콘크리트공사 역시 유사시설의 기초콘크리트 규격을 준용

하는 것이 현 단계에서는 가장 적절 할 것으로 판단하여 사업주무관청의 계획을 준

용하여 비용을 추정하고자 한다.

□ 기초파일공사

사업주무관청의 자료를 보면, 해당 지역은 연약한 해성점토층이 40m 깊이로 분포

되어 있으며 수심이 4~10m 정도로 낮아 중력식 직접기초에 비해 파일 기초공법이

타당하고, 해당지역을 준설토로 매립하여 기초파일 보호 성토 조성이 바람직하다는

의견을 제시하였으며 3MW급 풍력발전기의 하중 조건을 가지고 군산 풍력발전 지질


조사에 비교하여 공사비를 산출하여 제시하였다.군산풍력발전소의 경우 방조제 법면 성토사석 부분에 기초파일을 시공하면서 그

라우팅 작업을 하였으나 본 사업 대상지는 사석 매립층이 없어 직항타 공법으로 시

공이 가능하며 토사층 천공비 및 전석층 천공비 등이 불필요하여 군산풍력발전소에

비하여 개소당 약 9.29억원이 감액된 금액으로 비용을 제시하였다.비용을 산출하기 위한 기초의 규모는 기당 PHC 파일 57기를 45m 깊이로 항타 하

는 것으로 계획하여 비용을 산출하였다.

공종 규격 단위 수량 단가(천원) 금액

항타 Φ600 개소 57 75 4.3용접이음 Φ600 개소 171 150 25.7두부정리 Φ600 개소 57 300 17.1

폐쇄용링매트 - 개소 57 25 1.4장비조립해체 - 회 1 2,000 2.2

PHC파일 Φ600 본 171 800 136.8제잡비 - - - - 470소계 - - - - 657

<표 Ⅲ-10> 기본계획의 기초파일공사비

(단위: 백만원)

상기의 표는 기본계획에서 제시한 금액이며 본 연구진이 상기의 표를 유사사례와

비교하였을 때 항타 작업에 소요되는 비용이 다소 적게 적용되어 있다고 판단하여

유사사례에서 적용한 단가를 적용하여 비용을 재추정하고자 하며 그 외는 사업주무

관청에서 제시한 비용을 유지하고자 한다.부산시에 현재 계획하고 있는 000횡단교량은 PHC 파일공사의 항타에 소요되는

비용을 m당 3.3천원을 적용하였다. 본 사업의 PHC 파일의 길이는 45m로 m당 3.3천원을 적용하면 본당 1.5백만원이 산출되며 이를 기본계획의 항타 비용과 대체하면

개소당 기초파일 공사비는 738백만원이 소요된다.본 사업의 풍력발전기는 총 14기이므로 기초파일공사비는 총 103.3억원이 소요

될 것으로 판단된다.

□ 기초콘크리트공사

기초콘크리트공사는 개소당 1.4억원 정도를 예상하여 14개소에 시공하는데 총 20억원 정도 소요 될 것으로 계획하였으며 이는 제주에 운영 중인 3MW 풍력 발전기를 설치

할 때 적용하였던 기초의 규격(L= 17.2m, H= 2.5m)을 준용한 상태에서 산출 한 것이다.


(2) 작업장 및 야적장 조성작업장 및 야적장은 블레이드 등의 조립 및 기타 풍력발전기 구성품의 야적 등을

위하여 반드시 고려되어야 하지만 최초 기본계획에는 이와 관련한 계획을 제시하지

않았다. 이와 관련하여 본 연구진이 사업 주무관청에 해당 계획을 문의하였으며, 사업 주무관청에서는 풍력발전기 설치 지점에 2,500㎡(50m×50m)의 작업장을 조성하여

건설기간 동안에는 작업장 및 야적장으로 활용하고 운영기간 동안에는 유지관리를

위한 공간으로 활용하겠다는 계획을 수립하였으며 이와 함께 소요되는 비용을 제시

하였다.

(가) 물량 산출작업장 조성 시 소요 되는 비용을 추정하기 위해서는 우선 소요 물량을 산출 하

여야 한다. 작업장은 성토사석과 준설성토로 구성되는데 성토사석은 성토재의 유실

을 방지하고 단면을 유지 할 수 있도록 하기 위한 것이며 준설 성토는 펌프준설선으

로 해사를 바다에서 퍼 올려 배사관을 통하여 성토부까지 입성하여 성토재의 단면을

형성한다.성토사석은 폭 5m로 4면에 걸쳐 진행하여야 하기 때문에 200m의 연장이 고려되

어야 하며 성토 높이는 평균 수심 4.89m를 고려하여 수면 위로 2m 높이까지 계획하

였으며 사면의 경사구배는 1:1로 가정하여 물량을 산출하였다.준설성토는 성토사석이 차지하는 폭을 제외한 40m를 폭으로 가정하고 성토 높이

는 성토사석과 동일하다. 준설성토의 경우 성토사석으로 둘러싸인 내측에 소요되는

것이기 때문에 위에서 언급한 기본적인 조건에 의하여 산정된 물량은 성토사석과 일

부 중복되는 부분이 발생 하므로 이를 보편적으로 적용되는 보정계수, 환산계수 등

을 적용하여 준설성토의 물량을 산정하였다.

구분 폭 연장 성토높이 수량(1기당) 전체수량(14기)

성토사석 5 200 7 18,480 258,720

준설성토 40 40 7 14,000 196,000

<표 Ⅲ-11> 작업장 물량 산출

(단위: ㎥)


(나) 작업장 비용 추정

상기에서 산출 된 작업장의 성토량을 토대로 비용을 산출하고자 하는데 작업장의

㎡당 단가는 사업주무관청에서 관련 기관에 의뢰하여 산출한 공사비 산출 내역을 준

용하여 비용을 추정하였다.

구분 수량(1기당) 단가(원) 금액(1기당) 금액(14기)

성토사석 18,480 35,106 649 9,083준설성토 14,000 4,617 65 905

<표 Ⅲ-12> 작업장 비용 산출

(단위: ㎥, 백만원)

위의 표에서 보는 바와 같이 총 14기에 해당하는 작업장을 조성 할 경우 약 100억원 정도가 소요 될 것으로 판단된다.

(3) 적정 토목공사비앞서 검토한 기초파일공사, 기초콘크리트공사, 작업장 조성 시 소요되는 비용은

각각 14기(개소)를 시공하는데 각 70억원, 191억원, 100억원 가량이 소요 될 것으로

판단된다.


기초파일공사 기 14 738 10,333기초콘크리트공사 기 14 142 1,984작업장 조성공사 개소 14 713 9,988

합계 - - - 22,305

<표 Ⅲ-13> 토목공사비

(단위: 백만원)

2) 시설 부대경비시설부대경비는 조사비, 설계비, 감리비로 구분되며 시범단지의 시설부대경비는

지식경제부 공고 2009-3호 전력기술관리법 운영요령에서 제시하는 전력시설물공사

설계 및 설계 감리 요율을 적용하였다.시설 부대경비 산정 기준이 되는 총공사비 중 풍력시스템 구입비는 풍력시스템이


완제품으로 반입된다는 점을 고려하여 별도의 조사비, 설계비 및 감리비 등에 영향

을 미치지 않을 것으로 판단하여 총공사비 중 풍력시스템 구입비를 제외한 금액을

시설 부대경비 산출 기준으로 적용하였다.

가) 조사비조사비는 측량비 및 조사비로 구성되며 예비타당성조사 표준지침의 수정ㆍ보완

사항에 따라 공사비의 1%를 별도로 계상하여 602백만원의 결과를 산출하였다.

구분 총 공사비 적용요율(%) 금액

조사비 57,476 1.00 575

<표 Ⅲ-14> 조사비

(단위: 백만원)

나) 설계비기본설계비는 앞서 추정한 공사비를 기준으로 전력시설물공사 설계비 요율에 대

입하여 산정하며 직선보간법에 의하여 1,000억원과 2,000억원의 공사비 내에서 산정

한 요율 0.94%를 적용하였으며 실시설계비는 기본설계비와 동일한 방법으로 산정하

며 실시설계비에 해당하는 요율을 대입하여 2.80%의 요율을 적용하였다.


기본설계비 57,476 0.94 539

실시설계비 57,476 2.80 1,612

<표 Ⅲ-15> 설계비

(단위: 백만원)

다) 감리비감리비도 설계비와 동일하게 전력시설물공사 감리 요율에 대입하여 산정하며 직

선보간법에 의하여 0.46%를 적용하였다.


감리비 57,476 0.46 264

<표 Ⅲ-16> 감리비

(단위: 백만원)


3) 공유수면 점⋅사용료본 항목에서 제시하는 공유수면 점⋅사용료는 육상시설물에서의 부지매입비와 동

일한 개념으로 풍력발전시범단지는 새만금 간척지 내 공유수면에 조성되기 때문에

공유수면관리법의 영향을 받으며 이에 따른 공유수면 점⋅사용료를 납부하여야 한다.기본계획에는 부지매입비 및 공유수면 점⋅사용료에 관한 계획이 수립되어 있지

않으나 본 검토에서는 반드시 고려되어야 할 것으로 판단하여 비용을 추정하였으며

공유수면 점⋅사용료는 공유수면관리법에 제시되어 있는 산정 방식을 적용하여 산출

하였다.

구분 산정방식(년간)1.잔교ㆍ호안ㆍ물양장ㆍ방파

제ㆍ건축물 및 그 밖에 공작

물의 설치(관로 매설을 포함

한다)를 위한 점ㆍ사용

가. 해상교량의 교각ㆍ상판과 해저터널을 제외한 공작물의 경

우 인접 토지가격의 100분의 3. 다만, 「도로법」제42조 제

3호에 따른 사업(공공기관이 시행하는 사업으로 한정한다)인 경우에는 인접 토지가격의 100분의 1.5로 한다.

9.제1호 내지 제8호의 점ㆍ사

용에 따른 간접 점용ㆍ 인접 토지가격의 100분의 0.5(해상교량의 상판도 해당 됨)

<표 Ⅲ-17> 공유수면 점ᆞ사용료 산정방식

자료: 공유수면관리법 시행규칙 제 8조 2항 별표 2(법제처 홈페이지)

가) 직접 점용본 사업에서의 직접 점용은 블레이드가 풍향에 따라 동서남북 방향으로 360° 회

전한다는 점을 고려하여 블레이드가 회전하면서 발생하는 영향권과 풍력 발전기간의

전력 연계를 위하여 해저의 지하에 매설되는 케이블 면적을 직접 점용으로 판단하여

접근하고자 한다.단, 토목공사비 부분에서 언급하게 될 작업장의 면적은 매립을 통하여 조성되기

때문에 블레이드 영향권 내에서 작업장의 면적을 제외한 면적을 직접 점용 면적으로

한다.

□ 점용 면적 산출

블레이드의 회전에 의한 영향권은 블레이드의 길이가 3MW 기준으로 약 92m이기

때문에 발전기 1기당 약 6,644㎡(원의 면적)의 면적이 직접 점용 면적이 되고 총 14기로서 전체 93,019㎡가 직접 점용 면적에 해당되며 작업장 매립 면적 35,000㎡(2,500㎡×14기)를 제외한 58,019㎡를 블레이드의 회전에 의한 직접 점용면적으로 한다.

해저케이블 구간은 케이블 규격을 600㎟로 가정하면 지름이 약 27.6㎜가 되고 총

연장 7,000m에 이를 적용하면 해저케이블의 직접 점용 면적은 193㎡로 계산된다.


□ 점⋅사용료 산정

직접 점⋅사용료는 “<표 Ⅲ-17> 공유수면 점⋅사용료 산정방식”을 이용하여 산출

하며 경우에 따라 인접토지가격의 3/100 또는 0.5/100으로 산정한다. 본 연구진은 블

레이드의 회전 반경에 의한 직접 점용면적은 해상교량의 상판과 동일한 개념으로 접

근하여 인접 토지가격의 0.5/100을 적용하였으며 해저케이블 매설면적은 3/100을 적

용하였다.또한 인접 토지가격은 해당 공유수면과 접하고 있는 토지 가격을 말하는 것으로

현재 매립공사가 진행 중인 지역의 공급단가를 인접 토지가격으로 가정하여 점⋅사

용료를 산정하였다.

구분 총면적 점용료(원/㎡) 점ㆍ사용료(년간) 합계(년간)

블레이드 회전반경 58,019 805 46.748

해저케이블 매설 면적 193 4,829 0.9

<표 Ⅲ-18> 직접 점ᆞ사용료

(단위: ㎡, 백만원)

주: 공급단가 × (3/100), (0.5/100), 공급단가는 160,970원

나) 간접 점용간접 점용은 직접 점용으로 인하여 직접 점용과 관련된 당사자 이외에는 사용 할

수 없는 구역에 대하여 해당하는 부분이다. 하지만 풍력 발전단지의 조성과 관련하

여 명확한 기준이 제시되어 있지 않아 간접 점용의 범위를 파악하는데 어려움이 있

으며 해당 관청에 문의 결과 간접 점용 면적의 산출 근거는 해당 도면을 면밀히 검토

해야 가능하다는 의견을 제시하였기 때문에 본 검토에서는 간접 점용에 대한 면적을

산출하고 점⋅사용료를 계상하는 것을 적절치 않은 것으로 판단되어 향후 국토해양

부에서 계획 중인 풍력발전과 관련 된 공유수면 점⋅사용료 산정 방식이 구체적으로

제시되면 간접 점용에 대한 추가 검토가 필요하다는 의견을 제시하고자 한다.

다) 소요 비용앞서 산정한 년간 직접 점ㆍ사용료는 48백만원이다. 건설 기간 동안의 소요 비용은

본 사업의 공정 계획이 수립되어야 점ㆍ사용료 납부 시기 등을 정확하게 판단 할 수

있으나 현 단계에서는 공정계획의 수립이 불가능하므로 사업초기년도에는 조사 및 설

계 등의 시간이 소요 될 것으로 판단하고 공사 착공 2차년도부터 4개년간 투입되는 것

으로 가정하였으며 이에 따라 건설 기간 중 총 1.9억원이 소요 될 것으로 판단되었다.한편, 본 연구진이 국토해양부에 문의한 결과 해상 풍력 발전과 관련된 계획을 제


시할 공유수면관리법의 개선안을 준비 중에 있어 향후 공유수면 점ㆍ사용료가 변경

될 가능성이 있으며 또한 신ㆍ재생에너지 시설의 설치ㆍ운영을 위해 공유수면을 사

용하는 경우에는 점ㆍ사용료를 감면 또는 면제 할 수 있도록 의원 입법이 추진 중에

있는 것으로 파악되었으며 이 경우에도 재무적 분석이 아닌 경제성 분석에서는 사회

적 기회비용으로 반영되어야 한다.

4) 예비비예비타당성조사에서 발생 할 수 있는 사업비의 오차 및 이에 따른 영향을 최소화

하기 위하여 기 산출된 총 사업비(공사비 + 부대비 + 점용료)의 10%를 예비비로 추

정하였다.

구분 총 사업비 적용요율(%) 금액

예비비 133,975 10 13,398

<표 Ⅲ-19> 예비비

(단위: 백만원)

5) 풍력발전 시범단지 접근 방안풍력발전시범단지가 조성되는 지역은 새만금 방조제로부터 약 500m가 이격되어

생태환경용지 내 공유수면에 조성되기 때문에 기본계획에서 제시한 기초파일공사와

기초콘크리트공사 외 현장으로의 접근 방법에 대한 추가 계획이 필요하며 이에 따른

비용 추정이 필요 할 것으로 판단된다.하지만 기본계획에는 접근 방법에 대한 계획이 수립되어 있지 않아 본 연구진이

별도의 접근 방법에 대한 계획을 수립하여 비용을 추정하였으며, 이와 동시에 사업

주무관청에 추가 자료 제출을 요구하여 이를 토대로 비용을 추정하였다.

가) 접근로 확보 방안본 사업 대상지로의 접근 방법은 가교 및 가도, 바지선 등을 통한 방법을 계획 할

수 있다. 당초 본 연구진은 바지선을 이용하게 될 경우 새만금 방조제 배수갑문의 통선

문 통과와 본 사업 대상지의 평균 수심 4.8m의 영향을 받아 바지선을 활용하여 접근하

는데 제약을 받을 것으로 판단하여 가교 및 가도를 활용하고자 하였으나, 사업추진 지

자체에서는 전문 업체의 자문을 통하여 소형 바지선 2척을 이용하여 통선문을 통과 한

후 용접 가공을 실시하여 바지선을 활용 하는 방안을 제시하였으며, 이때 소요되는 비

용(바지선 구입 등)은 지자체에서 부담하여 수행하겠다는 의견을 전달하였다.


본 연구진이 사업주무관청의 계획을 검토한 결과 기술적으로 실현가능한 계획이

수립된 것으로 판단하여 이를 근거로 비용을 추정하고자 한다.

□ 바지선 이용계획

바지선의 제원은 풍력발전기 주요 부품의 중량 및 풍력발전기 설치 공사 시 소요

되는 크롤라크레인(550톤)의 제원 등을 고려하여 약 1,400P 바지선 2척을 구입한 후

용접 가공하여 사용하는 것으로 계획하였으며 자체 동력이 없는 바지선의 특성상

560HP의 예인선을 임대하여 사용하는 것으로 계획하였다.

□ 바지선 비용 추정

앞서 설명하였듯이 1,400P 바지선 2척을 구입하여 용접 가공 후 사용하는 것으로

계획하였고, 자체 동력이 없는 바지선을 활용하기 위하여 예인선을 임대하는 것으로

계획하였기 때문에 바지선 2척의 구입비와 용접 가공비, 운영관리비, 예인선 임대료

가 고려되어야 한다.

품 명 단위 수량 단가 금액 비고

셋팅 부선 1400p 척 2 250 500 구입비

조립가공비 식 1 50 50 셋팅 부선 용접비

예인선 560마력 척 2 72 143 월 임대료

운영관리비(부선) 척 1 9 9 월 사용료

<표 Ⅲ-20> 기본계획의 바지선 비용 산출내역

(단위: 백만원)

사업주무관청에서 제시한 바지선 소요 비용의 산출 내역은 위의 표와 같으며, 설치기간에 따른 시나리오를 2가지로 가정하여 소요 비용을 산출하였다.

시나리오 1은 풍력발전기 1기를 설치하는데 소요되는 기간을 15일로 가정하여 14기를 설치하는데 총 7개월이 소요 된다고 가정 한 것이며, 시나리오 2는 풍력발전기

14기를 설치하는데 총 14개월이 소요되는 것으로 가정하여 비용을 추정 한 것이다.사업주무관청에서 제시한 시나리오 1, 2 중 본 연구진은 시나리오 2(14개월)를 선

정하여 비용을 추정하고자 한다. 이는 현재 운영 중인 00풍력발전단지(육상) 설치 공

사 기간을 참고로 하여 선정 한 것이다.


구분 OO풍력발전단지 새만금 풍력발전단지

위치 육상 해상

용량 1.65MW(기당) 2.5~3.0MW(기당)설치기수 24 14설치기간 타워 5개월, 시스템 5개월/24기 타워 3개월, 시스템 3개월/14기소요일수 타워 6.3일, 시스템 6.3일/기당 타워 6.3일, 시스템 6.3일/기당

<표 Ⅲ-21> 풍력발전기 설치기간 산정

(단위: 백만원)

상기의 표는 육상 풍력발전단지와의 설치 기간을 비교하여 본 사업에서의 최소한

의 설치 일수를 산정한 것으로, 상기의 표에서 보는 바와 같이 유사시설의 풍력발전

기 1기당 설치 기간은 타워 및 시스템 각 6.3일이며 이 기준으로 본 사업에 적용하면

총 14기를 설치하는데 약 타워 3개월, 시스템 3개월이 소요 될 것으로 판단된다.하지만 풍력발전기는 지상으로부터 80m의 높이에 크레인 등을 이용하여 설치하

기 때문에 비, 바람 등의 기상 영향에 민감하게 반응하며, 한국 산업안전 관리공단

등에서 제시하는 안전 교육 자료 등에서는 크레인은 풍속이 약 15m/sec 이상일 경우

작업을 중지 할 것을 권하고 있다. 본 연구진이 참고한 유사시설 또한 이러한 내용을

반영한 것으로 판단되지만, 본 사업은 해상에 설치되는 공작물로서 크레인 뿐만 아

니라 바지선 또한 기상의 영향을 받을 것으로 판단되며, 육상에 비하여 이러한 기상

의 영향을 더 많이 받을 것으로 판단된다. 그러나 본 연구진이 작업 불능일수를 산정

하기 위하여 활용할 수 있는 기상청의 과거자료로는 명확한 작업 불능 일수를 산정

하는데 어려움이 있기 때문에 육상풍력발전단지와 비교하여 약 2배의 소요일수를 고

려하여 시나리오 2를 선정하고자 하는 것이다.앞서 <표 Ⅲ-21> 기본계획의 바지선 산출내역을 이용하여 시나리오 2의 소요 비

용을 추정하면 약 26.8억원이 산출 된다.

품 명 수량 금액 소요 개월 소요 비용

셋팅 부선 2 500 - 500조립가공비 1 50 - 50

예인선 560마력 2 143 14 2009운영관리비(부선) 1 9 14 128

소계 - - - 2,687

<표 Ⅲ-22> 바지선 소요 비용 산출

(단위: 백만원)


셋팅 부선 구입비와 조립가공비는 최초 1회에만 소요되는 비용으로 소요 개월 수

와 상관없이 비용을 추정하며 예인선 임대료와 부선의 운영관리비는 소요 개월 수를

반영하여 비용을 추정하여 약 26.8억원을 산출하였으며 향후 설계 진행 시 기상 등의

조건을 반영한 공정계획 수립 시 본 연구진이 산출한 비용과 다소 변동이 있을 것으

로 판단된다.

7) 풍력발전 시범단지 총비용 종합

구분 세부시설기본계획 검토안

금액 VAT 소요예산 금액 VAT 소요예산

A. 설치공사비 119,091 11,909 131,000 130,796 13,080 143,876A-1. 풍력시스템 73,091 7,309 80,400 85,505 8,550 94,055　 -구입비(타워포함) 61,818 6,182 68,000 73,320 7,332 80,652　 -설치비(타워포함) 11,273 1,127 12,400 12,185 1,218 13,403A-2. 전기공사 22,273 2,227 24,500 22,987 2,299 25,286

-발전기연계케이블 13,364 1,336 14,700 10,765 1,077 11,842-송전선공사 5,091 509 5,600 6,200 620 6,820-시스템전기공사 2,182 218 2,400 - - --수변전설비공사 1,364 136 1,500 2,250 225 2,475-전력감시제어공사 273 27 300 400 40 440-기타제경비 - - - 3,372 337 3,709

A-3. 토목공사 23,727 2,373 26,100 22,305 2,230 24,535-작업장조성공사 - - - 9,988 999 10,986-파일공사 6,364 636 7,000 10,333 1,033 11,366-기초공사 17,373 1,737 19,110 1,984 198 2,183

B. 시설부대경비 2,727 273 3,000 2,988 299 3,287B-1. 조사비 - - - 575 57 632B-2. 설계비 - - - 2,150 215 2,365B-3. 감리비 - - - 264 26 290

C. 공유수면 점/사용료 - - - 191 - 191D. 예비비(ΣA~C)*10% - - - 13,398 1,338 14,737E. 총사업비(ΣA~D) 121,818 12,182 134,000 147,373 14,716 162,089F. 바지선 및 예인선사용료 - - - 2,687 269 2,956G 총비용(A+F) - - - 150,060 14,985 165,045

<표 Ⅲ-23> 시범단지 총비용 종합

(단위: 백만원)


나. 풍력기술연구센터풍력기술연구센터는 새만금 산업단지 내 신재생에너지용지에 위치하게 된다. 사

업부지 면적은 16천㎡이며, 건축연면적은 5천㎡로 계획되어 있다.풍력기술연구센터의 총사업비 추정은 부지조성비, 건축공사비, 장비비, 시설 부대

경비, 예비비 등의 항목으로 구성하고자 하며 세부 항목 및 추정 방법은 아래의 표와

같다.

비용 항목 추정방법

A. 공사비 - ㆍ한국감정원, 조달청 등 발간 자료 참고

B. 시설부대경비

A-1. 조사비 ㆍ예비타당성조사 지침(5판)ㆍ엔지니어링 사업대가의 기준

ㆍ건설공사 감리대가

A-2. 설계비

A-3. 감리비

C. 장비비 - -

D. 부지조성비 - ㆍ새만금 산업단지 공급단가

E. 예비비 -ㆍ예비타당성조사 지침(5판)ㆍ(∑ A ~ D) * 10%

F. 총사업비 - -

<표 Ⅲ-24> 비용 추정 항목

1) 공사비기본계획에는 교육과학기술부 “2008년 시설비 기준단가” 및 조달청 “공사 유형별

공사비 분석”에서 제시한 ㎡당 단가를 참고하였으며 매립 지역에 들어서는 특성상

기초파일 공사비가 추가 될 것을 고려하여 ㎡당 200만원을 적용하였다.본 연구진은 연구센터 내에 위치하게 되는 각 시설의 특성을 고려하여 크게 연구

시설, 교육시설, 행정시설로 구분하여 조달청 공사유형별 공사비 분석 에서 제시하

는 시설별 단위공사비의 평균치를 적용하였다. 또한 매립지에 위치하는 특성을 고려

하여 마산 자유무역지역 확대사업 예비타당성조사(KDI) 에서 적용한 파일공사비의

보정금액 ㎡당 8.2만원을 건축 단위공사비에 합하여 추정하고자 한다.아래의 “<표 Ⅲ-24> 건축공사비”에서 보는 바와 같이 상기의 기준을 적용하여 공

사비를 산출 할 경우 풍력발전 모니터링 연구센터의 건축공사비 추정 결과 약 99억원 정도가 소요 될 것으로 추정되었다.


구분 세부시설 소요면적 단가 소요공사비 비고

1층

변전설비 800 2.243 1,795

* 연구소단위공사비

적용

기기실험실 300 2.243 673

창고/공조실 200 2.243 449

측정실험실 200 2.243 449

공용면적 500 2.243 1,122

소계 2,000 　 4,486 -

2층

대세미나실 300 1.425 428

* 교육시설단위 공사비

적용

중세미나실 180 1.425 257

문헌정보관리실 50 1.425 71회의실(소) 50 1.425 71

전산실/방송실 180 1.425 257

중세미나실 180 1.425 257

휴게실/식당 80 1.425 114

센터사무실 180 1.786 321* 공공청사단위공사비

적용개인연구실1 80 1.786 143

개인연구실2 80 1.786 143

2층

개인연구실3 80 1.786 143 * 공공청사단위공사비

적용공용면적 560 1.786 1,000

소계 2,000 3,204

3층

모니터링실 100 2.243 224

* 연구소단위공사비

적용

풍력설계실 80 2.243 179공용연구실1 80 2.243 179

공용연구실2 80 2.243 179

외부업체사무실 80 2.243 179

공용연구실3 80 2.243 179

숙직실(주방포함) 180 2.243 404

공용면적 320 2.243 718

옥상면적 - - -

소계 1,000 - 2,243

합계 5,000 - 9,933 -

<표 Ⅲ-25> 건축공사비


주: VAT 제외


2) 시설 부대경비시설부대경비는 조사비, 설계비, 감리비로 구분되며 지식경제부 공고 제2008-109

호「엔지니어링 사업대가의 기준」에서 제시하는 요율을 적용한다.

가) 조사비조사비는 측량비 및 조사비로 구성되며 예비타당성조사 표준지침의 수정ㆍ보완

사항에 따라 공사비의 1%를 별도로 계상하여 산출하였다.

구분 총공사비 적용요율(%) 금액

조사비 9,933 1.00 99


(단위: 백만원)

나) 설계비설계비는 설계 또는 계획의 검토, 자료의 수집 및 정비, 설계 요강의 결정, 설계지침

의 작성, 도면 및 계산서 작성, 시방서 및 예정공정표 작성, 공사수량 산출 및 공사비 내

역서 작성 등 공공건설사업 시행절차 규정에서 정하는 사항 등에 소요 되는 비용이다.설계비는 앞서 추정한 공사비를 기준으로 건설부문 요율에 대입하여 산정하며 직선보

간법에 의하여 50억원과 100억원의 공사비 내에서 산정한 요율을 대입하여 적용하였다.


기본설계비 9,933 1.51 150실시설계비 9,933 3.01 299


(단위: 백만원)

다) 감리비감리비도 설계비와 동일하게 지식경제부 엔지니어링 사업대가의 기준의 건설부

문 감리 요율에 대입하여 산정하며 직선보간법에 의하여 산정하였다.


감리비 9,933 5.93 589


(단위: 백만원)


3) 장비비기본계획에서 풍력기술연구센터의 장비비는 연구 및 교육용 장비, A/S 교육설비

6억원, 풍력소재 시험설비 9억원, 풍력모니터링 및 성능시험장비 계측장비에 7억원, 집기 비품 2억원 등 총 24억원을 책정하였다.

기본계획에서 제시한 각종 기자재 구입비의 적정성을 검토하기 위하여 연구 기자

재 관련 업체에 견적을 의뢰하였지만 연구 기자재의 경우 실시 하고자 하는 시험의 종

류와 성격, 시험의 범위, 실험시 필요로 하는 Spec 등이 구체적으로 제시되어야 적정한

기자재 선정이 가능하기 때문에 현재는 견적이 불가능하다는 의견을 제시하였다.또한 하나의 예를 들자면 기본계획에서 제시한 600KN급 만능재료시험기는 국내

에서 제작 하는 회사는 없어 외국 제품을 구입하여야 하는데 국내에서 제작한

1,000KN급 만능재료시험기보다 오히려 비용이 더 비싼 것으로 파악되었다.이렇듯 연구의 성격, 범위 등이 제시되지 않은 현 단계에서 사양도 더 높고 단가

도 더 저렴한 1,000KN급 만능재료시험기가 적정하다고 판단하는 것은 무리인 것으

로 판단하여 기본계획에서 제시한 연구기자재 구입비를 적용하고자 한다. 단, 연구

기자재 구입비가 고가의 장비시설에 한하여 제시되어 있는 것으로 판단되고 향후 기

자재 구입비의 증가를 초래 할 수 있으나 증가분에 해당하는 금액은 연구비로 충당

한다고 가정하여 기본계획에서 제시한 기자재 구입비용 24억원을 사업 초기에 투입

하는 것으로 산출하였으며 법인세법 시행령 별표 2에서 제시하는 시험 연구용 자산

의 내용 연수표 기준에 의거하여 5년 마다 재투자 하는 것으로 고려하였다.

항목 장비명 규격 수량 단가 금액

연구, 교육용장비 및

A/S교육설비

연구교육용풍력터빈 100KW 1 300 300연구/교육보조장비

각종지그/접근설비Set 1 300 300

소 계 600

풍력소재시험

설비재료시험

기외3종

만능재료시험기 600KN 1 250 250

2축피로시험기 500KN 1 230 230

피로시험기 500KN 1 200 200

SEM+EDPS 3차원측정및분석용 1 220 220

소 계 900

<표 Ⅲ-29> 장비비

(단위: 백만원)


항목 장비명 규격 수량 단가 금액

풍력모니터링

및

성능시험장비

계측장비

모니터링측정장비 SKFWindConPackage 3 50 150

InterrogatorSMF-28Equivalent

25nm∓0.1mm3 50 150

오일센서 - 3 8 24

데이터저장장치 - 2 0.5 1

가속도계 B&K4518 10 15 150

측정용케이블 - 10 0.3 3

DAQ시스템(대용량)DEWEtron

24CH,DEWEsoft1 50 50

변위계 BentlyNeveda 2 2 4

원격데이터수집장치 6ch.,20kHz,24bit 1 25 25

모니터링및신호분석GUI - 2 15 30

광센서(FBQ) +/-20000mStrain 10 10 100

중앙관제센터용스크린 25㎡ 1 6.5 13

소 계 700

집기비품연구, 부대시설 사무용 집기시설 200

소 계 200

합 계 2,400

<표 계속>

(단위: 백만원)

4) 부지조성비사업 주무관청이 제시한 기본계획에는 연구센터의 부지를 매입하는 것으로 제시

되어 있으나 해당 지역은 현재 매립공사를 통하여 바다를 육지로 조성하는 작업이 진

행 중이기 때문에 부지매입비의 개념보다는 부지조성비의 개념으로 접근하고자 한다.당초 사업 주무관청이 제시한 연구센터의 부지면적은 16,000㎡로 ㎡당 공급단가

160천원을 적용하여 26억원을 산정하였다. 그러나 2009. 7월 클러스터 조성사업 계획

의 수립으로 인하여 본 연구진에게 제출된 자료에는 연구센터의 부지면적이 16,005㎡로 변경되었다.

따라서 본 연구진은 최종 계획으로 제출된 자료에서 제시된 면적을 기준으로 부

지조성비를 산출하고자 하며, 해당 지역이 기존 바다를 육지로 전환하기 때문에 예


비타당성조사 지침 등에서 제시하는 감정평가에 의해 제시된 금액이나 사업장 주변

기 보상된 자료를 인용하여 산출하는 것이 곤란하기 때문에 풍력기술연구센터 대지

면적 16,005㎡의 부지조성비는 현재 진행 중인 매립공사의 공급단가를 준용하여 산

정하고자 한다.

구분 면적 공급단가 금액

부지조성비 16,005 0.1610 2,576

<표 Ⅲ-30> 부지조성비


주 : 사업주무관청에서 제시한 자료임.

5) 예비비예비타당성조사에서 발생 할 수 있는 사업비의 오차 및 이에 따른 영향을 최소화

하기 위하여 기 산출된 총 사업비(공사비 + 부대비 + 장비비 + 부지조성비)의 10%를

의 10%를 예비비로 추정하였다.


예비비 15,828 10% 1,583


(단위: 백만원)


6) 풍력기술연구센터 사업비 종합

구분 세부시설기본계획 검토안

금액 VAT 소요예산 금액 VAT 소요예산

A.공사비 9,091 909 10,000 9,933 993 10,926

　 A-1.건축공사비 9,091 909 10,000 9,933 993 10,926

B.시설부대경비 - - - 1,137 114 1,251

B-1.조사비 　　 - 99 10 109

B-2.설계비 　　 - 449 45 494

B-3.감리비 　　 - 589 59 648

C.장비비 2,182 218 2,400 2,182 218 2,400

C-1.교육용설비 545 55 600 545 55 600

C-2.시험설비 818 82 900 818 82 900

C-3.모니터링설비 636 64 700 636 64 700

C-4.비품구입비 182 18 200 182 18 200

D.부지조성(매입)비 2,600 - 2,600 2,576 - 2,576

D.예비비 - - - 1,583 133 1,715

F.총사업비 13,873 1,127 15,000 17,411 1,458 18,869

<표 Ⅲ-32> 연구센터 총사업비 비교

(단위: 백만원)

주: 기본계획의 부지조성비는 부지매입비로 제시된 금액임.


다. 풍력클러스터 산업단지풍력산업 클러스트 산업단지조성은 경제자유구역 새만금 산업단지 신재생에너지

용지 1,202천㎡에 조성되며 산업시설용지 840천㎡, 지원시설용지 16천㎡, 공공시설용

지 347천㎡ 등으로 구성되어 있다.사업 주무관청이 제시한 총사업비는 부지조성비 1,450억원으로 부지조성비에는

부지매립과 관련하여 소요되는 비용과 기반시설구축비 등이 포함되어 있다.비용추정시 부지조성비, 예비비 항목으로 구성하고자 하며 총사업비와 총비용 또

한, 동일한 항목으로 추정하고자 한다.

비용 항목 추정방법

A.부지조성비 - ㆍ새만금 산업단지 공급단가

B.예비비 -ㆍ예비타당성조사 지침(5판)ㆍ(∑ A ~ C) * 10%

C.총사업비 - -

D.상부건축공사비

F-1.공사비ㆍ한국감정원, 조달청 등 발간 자료 참고

ㆍ엔지니어링 사업대가의 기준

ㆍ예비타당성조사 지침(5판)F-2.시설 부대경비

F-3.예비비

E.총비용 - -

<표 Ⅲ-33> 비용추정 항목

1) 부지조성비본 사업대상지는 한국농촌공사가 이미 산업단지 조성 사업 시행자로 지정되어 현

재 일부구간에 대하여 매립공사를 진행 중이며, 본 사업대상지는 향후 2011년에서

2014년까지 매립지 단지기반 조성 계획이 수립되어 있다.또한 한국농촌공사가 사업제안시 해당 지역을 약 16여만원에 분양하기로 발주처

와 협의가 되어 있는 상태이기 때문에 공급단가를 기준으로 부지조성비를 검토하는

것이 적절할 것으로 판단된다.여기서 부지조성비는 부지매입비의 개념으로써 본래 해상이 지역을 매립을 통하

여 단지를 조성하는 것이기 때문에 부지조성비로 접근하는 것이다.


한국농촌공사비는 산업단지 공급가격을 1㎡당 약 160,970원을 제안하였다26). 이

금액을 본 사업 대상지인 신재생에너지용지 1,202천㎡에 적용하면, 193,536백만원이

산정된다.당초 사업 주무관청이 제시한 총사업비 1,450억원은 아래의 표와 같이 부지조성

공사비와 기반시설비로 구성되어 있으며 아래의 표에 제시되어 있는 세부 공사비의

각 공종별 수량 및 공사비는 새만금 산업단지의 사업 시행자인 한국농촌공사가 사업

제안 시 제시한 사업비 내역을 토대로 작성한 것으로서 새만금 산업지구 전체 면적

18,700천㎡ 중 신재생에너지 용지 1,202천㎡가 차지하는 비율 6.4%를 새만금 산업지

구 전체 면적에 소요되는 사업비 22,651억원에 적용하여 1,450억원을 산출 한 것이며

공종별 수량 또한 동일한 방법으로 산출 한 것이다.

구 분 예산액 구 분 예산액

기반시설비 국비 공사비 지방비+민자

배수지 5,429톤/일 24토공(토취포함) 6,579천㎡ 737상하수도공 3,426천㎡ 132구조물공 528m 8

용수인입관로 1.8㎞ 38 도로및포장공 1,142천㎡ 60교량공 1,142천㎡ 43

폐수종말처리장 4,777톤/일 57 호안축조공 1,548m 18하천공 55천㎡ 31

폐기물처리장 10천㎡ 26 조경공 1,142천㎡ 42전기공 1,142천㎡ 14

산업단지진입로 1㎞ 95부대공 - 54

기타관리비 - 71계 - 240 계 - 1,210

<표 Ⅲ-34> 기본계획의 산업단지 조성공사비

(단위: 억원)

본 연구진은 사업주무관청이 제시한 공사비를 검토하기 위하여 사업 주무관청과

동일한 비용 항목과 수량을 유지하면서 유사 사업과의 비교 검토를 통하여 공사비의

적정성을 검토하고자 하였다. 그러나 사업 주무관청이 제시한 공종별 수량을 유지한

상태에서 국내 유사 사업의 단위 공사비를 적용하여 비용을 추정할 경우 수조원의

비용이 추정 되는데 이는 본 연구진이 사업 주무관청의 계획을 유지하고자 했던 도

26) [부록 F] 참고


로 및 포장공, 교량공, 조경공, 전기공 등의 수량 1,142천㎡가 신재생에너지용지

1,202천㎡ 중 하천을 제외한 전체 면적에 해당하는 면적이기 때문에 비용이 수조원

산정되는 것이다.이러한 이유를 근거로 사업주무관청에 신재생에너지 용지에 해당하는 시설별 수

량을 요구하였으나, 사업주무관청에서는 신재생에너지 용지만의 수량을 파악 할 수

없다는 의견을 제시하였기 때문에 현 단계에서 공사비를 추정하는 것은 의미가 없는

것으로 판단되며, 본 연구진이 부지조성비의 기준으로 판단한 해당 산업단지의 공급

단가는 조성원가가 포함되어 있는 것으로서 조성원가에는 매립공사비, 기반시설비

등이 포함 된 것이기 때문에 별도의 공사비 및 시설 부대경비 등의 비용은 추정하는

않는다.

2) 예비비한국개발연구원의 예비타당성조사 지침(5판)의 기준에 따라 예비비를 추정하여야

하나, 본 연구진은 공사비 및 시설 부대경비 등의 비용은 추정하지 아니하였으며, 한국농촌공사의 단지 공급단가를 적용하여 부지조성비를 검토하였기 때문에 해당 공급

단가에는 공사비 및 시설부대경비 뿐만 아니라 예비비 또한 포함되어 있을 것으로

판단되어 별도의 예비비 추정은 진행하지 않고자 한다.

3) 상부시설 공사비앞서 기술한 내용은 사업 주무관청이 요구한 총사업비이며, 이와 별도로 경제성

분석을 위한 사회적 비용 측면에서 상부시설 설치시 소요되는 비용에 대한 검토를

진행하고자 하는데 이는 총비용 개념으로 접근하여 총사업비와 구분하고자 한다.총비용은 사업 주무관청이 제시한 산업시설용지 및 공공시설용지에 설치되는 시

설들의 공사비와 이에 따른 시설 부대경비 등을 추정하며 이를 위하여 기본 가정 단

계를 거쳐 유사 사업의 사례를 통한 공사비를 산출하고 공사비를 기준으로 시설 부

대경비 및 예비비 등을 산출하는 단계로 진행하고자 한다.

가) 기본가정사업 주무관청이 제시한 풍력산업 클러스터 산업단지 관련 계획에는 부지면적만

제시되어 있다. 따라서 총비용을 추정하기 위한 공사비 등을 산출하기 위해서는 건

축물의 시설연면적이 파악되어야 하며, 이를 위하여 기본 가정단계가 필요하다.풍력산업클러스터 산업단지는 산업시설용지와 공공시설 용지로 구분되며 부지

면적은 아래의 표와 같다.


구분 면적 구성비(%)

산업시설용지 839,533 69.8풍력시스템 제조업체 362,822 30.2풍력시스템 부품업체 375,212 31.2

임대산업부지 65,680 5.5R&D 시설지구 35,819 3.0

공공시설용지 346,773 28.8도로 128,768 10.7공원 91,572 7.6녹지 83,054 6.9주차장 20,170 1.7

공공시설용지 23,209 1.9지원시설용지 16,005 1.3

풍력기술연구센터 16,005 1.3합계 1,202,311 100

<표 Ⅲ-35> 토지이용계획표

(단위: ㎡)

주: 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성 사업 풍력산업단지 조성계획 보완자료, 2009.08.21

상기의 표에서 제시된 시설 중 지원시설용지 내의 풍력기술연구센터는 앞서 별도

의 비용 추정이 진행되었기 때문에 본 검토에서는 제외한다. 그 외 산업시설용지와

공공시설용지 내 공공시설 용지는 건축물이 설치 될 것으로 판단되기 때문에 건축연

면적을 가정하여야 한다. 이를 위하여 본 연구진은 “국토의 계획 및 이용에 관한 법

률”에서 제시하고 있는 용도지역별 용적율을 적용하여 건축연면적을 가정하고자 하

는데 산업시설용지는 전용공업지역으로 가정하여 용적율 150%를 적용하고 공공시설

용지는 근린상업지역으로 가정, 200%를 적용하여 건축연면적을 산정하고자 한다.

구분 면적 건축연면적 비고

산업시설용지 839,533 1,259,300 -362,822 544,233풍력시스템 제조업체

용적률 150%풍력시스템 부품업체 375,212 562,818임대산업부지 65,680 98,520

R&D 시설지구 35,819 53,729공공시설용지 23,209 46,418 -

공공시설용지 23,209 46,418 용적률 200%합계 862,742 1,305,718 -

<표 Ⅲ-36> 건축연면적 산출

(단위: ㎡)

주: 용적률은 국토의 계획 및 이용에 관한 법률 시행령 “제85조(용도지역 안에서의 용적률)” 참고함


나) 공사비공사비는 건축공사비 및 토목공사비, 조경공사비로 구분하여 산출하고자 하며, 건

축공사비는 앞서 기본가정 단계에서 산출한 건축연면적을 토대로 유사사례 단가를

적용하여 추정하고자 하며, 토목공사비, 조경공사비는 사업 주무관청에 제시한 부지

면적을 유지하면서 유사사례 단가를 적용하여 산출하고자 한다.

(1) 건축공사비우선 건축공사비를 추정하기 위한 유사사례 단가를 적용하기 위해서는 건축구조

가 파악되어야 한다. 하지만 향후 입주하게 될 업체의 업종 유형에 따라 건축 구조

및 설비를 포함한 건축 설계 내용이 다르게 적용 될 것이며 이에 따라 공사비 또한

영향을 받을 것으로 판단된다. 하지만 현 단계에서는 건축구조를 판단하기 어렵기

때문에 산업시설용지 중 풍력시스템 제조업체와 부품업체, 임대산업부지에 해당하는

건축공사비는 인근 군장산업단지를 참고하고자 한다.군장산업단지의 경우 현재 입주하여 있는 업체의 주 업종은 조선업 및 기계관련

제조업으로서 공장의 주 건축구조는 철골구조가 주를 이루고 있다.27) 이를 근거로

한국감정원 건물신축단가표에서 제시한 철골구조의 일반 공장을 기준으로 기본건축

공사비에 전기기본공사비, 전기설비, 위생/급배수설비, 소화설비 등의 부대설비 보정

단가와 매립 지역에 위치하게 되는 특성을 고려하여 마산자유무역 예비타당성조사

보고서에서 적용하였던 연약지반 공사비를 포함한 단가를 본 사업에 적용하여 산출

하고자 한다.그 외 R&D 시설지구는 일반 연구센터 수준으로 접근하며 공공시설용지는 소규

모 공공청사 수준28)으로 접근하여 조달청 공사유형별 공사비 분석에서 제시한 연구

센터 2개소 및 소규모 공공청사 2개소의 평균 단가를 적용하여 공사비를 추정하고자

한다.본 사업의 비용 추정 시점은 2008년으로 조달청에서 제시한 단가와 비용 산출 시

점 차이가 있기 때문에 이를 한국은행 경제통계시스템에서 제시하는 건설업 GDP 디플레이터 지수를 적용하여 2008년으로 환산하여 적용하였다.

아래의 표와 같이 건축공사비는 산업시설용지에 들어서는 건축물을 설치하게 될

경우 약 1조 9,542억원, 공공시설용지에 들어서게 될 건축물의 건축공사비로 850억원

이 소요 될 것이다.

27) 새만금 군산 경제자유구역청 문의

28) 공공시설용지는 산업단지 지원을 위한 소규모 관공서 위치(전북도청 의견 참고)


구분 연면적 단가 공사비

산업시설용지 1,259,300 - 1,954,184풍력시스템 제조업체 544,233 1.525 829,782풍력시스템 부품업체 562,818 1.525 858,118

임대산업부지 98,520 1.525 150,212R&D 시설지구 53,729 2.160 116,072

공공시설용지 46,418 - 85,018공공시설용지 46,418 1.832 85,018합계 1,305,718 -　 2,039,202

<표 Ⅲ-37> 건축공사비


(2) 토목공사비 및 조경공사비토목공사비는 공공시설용지에 위치하게 될 도로와 주차장이 해당 되며, 조경공사

비는 공원 및 녹지공간이 해당된다.각 시설의 비용 추정을 위한 단가는 유사 사례 단가를 참고하고자 하며, 비용 추

정 시점을 2008년도로 일치시키기 위하여 건축공사비와 마찬가지로 건설업 GDP 디플레이터 지수를 적용하였다.

구분 면적 단가 공사비

토목공사비 148,938 -　 7,046도로 128,768 0.0365 4,706

주차장 20,170 0.0791 2,340

조경공사비 174,626 -　 9,164공원 91,572 0.0231 7,241녹지 83,054 0.1160 1,922

합계 323,564 -　 16,210

<표 Ⅲ-38> 토목 및 조경공사비


토목공사비 중 도로의 경우 산업단지 부지조성 공사 후에 진행되기 때문에 토공

사와 관련된 비용이 크게 소요 되지 않을 것으로 판단되며, 공원은 기존 예비타당성


보고서의 잔디광장과 비슷한 수준의 단가를 책정하였다.상기의 표에서 보는 바와 같이 토목공사비는 70억원, 조경공사비는 91억원 가량

소요 될 것으로 판단된다.

다) 시설 부대경비시설부대경비는 지식경제부 공고 제2008-109호「엔지니어링 사업대가의 기준」

에서 제시하는 설계 및 감리요율을 적용한다.

(1) 조사비조사비는 측량비 및 기타 조사비로 구성되며 예비타당성조사 표준지침의 수정ㆍ

보완 사항에 따라 공사비의 1%를 별도로 계상하여 산출하였다.


조사비 2,055,412 1.00 20,554


(단위: 백만원)

(2) 설계비클러스터 조성사업의 공사비에 소요되는 비용은 5,000억원 이상이기 때문에 직선

보간법 이외의 방법으로 요율을 산정해야 한다.기본설계비는 “2.75 × (공사비)-0.0265 - 0.006822”의 방법을 이용하여 1.86의 요율

을 산정하였으며 실시설계비는 “5.0 × (공사비)-0.0229”의 방법을 이용하여 3.58의 요

율을 산정하였다.


기본설계비 2,055,412 1.86 38,314실시설계비 2,055,412 3.58 73,672


(단위: 백만원)

(3) 감리비감리비도 “3.4816 × (공사비)-0.0386 - 0.00084”의 방법으로 요율을 산정하여 산출


하여야 하는데 본 사업의 공사비에 적용하면 1.98이 산정된다.


감리비 2,055,412 1.99 40,815


(단위: 백만원)

라) 예비비예비타당성조사에서 발생 할 수 있는 사업비의 오차 및 이에 따른 영향을 최소화

하기 위하여 기 산출된 총공사비(공사비+부대비)의 10%를 예비비로 추정하였다.


예비비 2,228,767 10 222,877


(단위: 백만원)

7) 클러스터 조성사업 총비용 종합

구분 세부시설 기본계획 검토안

A.부지조성비 145,000 190,960B.예비비 - -C.총사업비 - 190,960D.상부시설공사비 - 2,696,808

D-1.공사비 - 2,260,953D-2.시설부대경비 - 190,690D-3.예비비 - 245,164

E.총비용 145,000 2,887,768

<표 Ⅲ-43> 클러스터 산업단지 총비용 비교

(단위: 백만원)

주: 부가가치세 포함.


라. 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 총사업비 비교1) 총사업비 비교

앞서 제시된 예비타당성조사 범위의 사업인 풍력발전 시범단지와 풍력기술연구

센터의 총사업비 비교표를 살펴보면 다음과 같다. 시범단지의 경우 약 150억원 가량 증액 되었는데 이는 풍력발전기 구입비의 증가

및 기본계획에서 제시되지 않았던 공유수면 점⋅사용료와 예비비 등이 추가됨에 따

라 증액된 것이다.또한 연구센터의 경우 건축공사비가 연약지반임에도 불구하고 다소 적게 산정되

어 있어 이에 대한 건축공사 단가의 변경으로 인하여 증액된 것이다.풍력산업 클러스터 산업단지의 경우 총사업비는 부지조성비만 해당 되며, 기본계

획에서는 산업단지 사업비 중 신재생에너지용지가 차지하는 면적의 비율만큼을 적용

한 것으로서 조성원가를 적용한것과 같으나, 본 연구진은 산업단지의 공급단가를 기

준으로 적용하였기 때문에 부지조성비가 증액된 것이다.

2) 총비용 비교총비용은 총사업비와 별개로 경제성 분석을 위한 사회적 비용 측면에서 접근하여

산출 한 것으로서 사업 주무관청에서 별도의 예산을 요구하지 않은 부분을 본 연구

진이 추가적인 검토를 진행 한 것이다.풍력발전시범단지의 경우에는 육상에서 풍력발전기 설치 현장으로의 접근에 대

하여 소요되는 비용을 총비용으로 고려하였으며, 풍력클러스터조성사업의 경우에는

부지조성 및 기반시설 구축 외에 입주기업체의 공장 및 공공시설 등의 시설을 설치

하는데 소요되는 비용을 총비용으로 접근하였다.


3) 총사업비 비교표


1.풍력발전

시범단지



C.부지매입비(점용료) - 191 +191D.예비비 - 14,735 +14,735E.소계 134,000 162,089 +28,089

2.풍력발전

연구센터

A.공사비 10,000 10,926 +926건축공사 10,000 10,926 +926


C.장비비 2,400 2,400 -D.부지조성(매입)비 2,600 2,576 -24E.예비비 - 1,715 +1,715F.소계 15,000 18,869 3,869

3. R&D 기술지원 21,000 - -21,000

4.풍력산업

클러스터

산업단지


B-1.조사비 - - -B-2.설계비 - - -B-3.감리비 - - -

C.부지조성비 145,000 190,960 +45,960D.예비비 - - -E.소계 145,000 190,960 +45,960

5. 총사업비 종합 315,000 371,918 +56,918

<표 Ⅲ-44> 사업별 총사업비 비교표

(단위: 백만원)






1.풍력발전

시범단지



C.부지매입비(점용료) - 191 -D.예비비 - 14,735 +14,735E.총사업비 소계 134,000 162,089 +28,089F.바지선 및 예인선사용료 - 2,956 +2,956G.총비용 소계 134,000 165,045 +31,045

2.풍력발전

연구센터

A.공사비 10,000 10,926 +926건축공사 10,000 10,926 +926


C.장비비 2,400 2,400 -D.부지조성(매입)비 2,600 2,576 -24E.예비비 - 1,715 +1,715F.총사업비 15,000 18,869 +3,869

3. R&D 기술지원 21,000 - -21,000

4.풍력산업

클러스터

산업단지


B-1.조사비 - - -B-2.설계비 - - -B-3.감리비 - - -

C.부지조성비 145,000 190,960 +45,960D.예비비 - - -E.총사업비 소계 145,000 190,960 +45,960F.상부시설공사비 - 2,696,808 +2,696,808

F-1.공사비 - 2,260,953 +2,260,953F-2시설부대경비 - 190,690 +190,690F-3.예비비 - 245,164 +245,164

G.총비용 145,000 2,887,768 +2,742,7685. 총 비용 종합 315,000 3,071,681 +2,756,681

<표 Ⅲ-45> 사업별 총비용 비교표

(단위: 백만원)





3. 연차별 투입계획

가. 총사업비 투입계획아래의 표는 건설기간 동안 년간 사업비 투입계획이다. 년간 사업비 투입계획을

수립하기 위해서는 우선적은 공정계획이 수립되어야 할 것이나, 현 단계에서는 공정

계획을 수립 할 수 없기 때문에 사업 주무관청이 제시한 년간 투입계획을 참고하여

투입 비율을 산정하여 본 연구진이 추정한 사업비에 적용하였다.

구분 2010 2011 2012 2013 2014 계

투입

비율

시범단지 2.2 24.4 24.4 24.4 24.6 100연구센터 - - 10.0 40.0 50.0 100산업단지 - 27.4 27.4 27.4 17.9 100

<표 Ⅲ-46> 연차별 투입계획

(단위: %)

주 : 1) 시범단지, 연구센터 투입비율 : 경제성분석 자료보완_전라북도(04.24)2) 산업단지 투입비율 : 풍력산업단지 조성계획 보완자료(08.11)

사업별 세부항목 2010 2011 2012 2013 2014 소계 총계

풍력발전

시범단지

공사비 3,130 35,133 35,133 35,133 35,348 143,876

162,089부대비 72 803 803 803 808 3,287

부지조성비 　 48 48 48 48 191

예비비 320 3,598 3,598 3,598 3,620 14,735

풍력기술

연구센터

공사비 - - 1,093 4,371 5,463 10,926

18,869

부대비 - - 125 500 625 1,251

부지조성비 -　 -　 2,576 -　 -　 2,576장비비 -　 -　 -　 - 2,400 2,400

예비비 - - 379 727 609 1,715클러스터

산업단지부지조성비 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 190,960


(단위: 백만원)

주: 부가가치세 포함


나. 총비용 투입계획총사업비 외에 추가로 산출한 총비용 항목은 풍력발전시범단지에서는 바지선 및

예인선 등을 활용한 접근방법과 클러스터 조성사업의 상부시설공사비 등이 있다.바지선 및 예인선을 활용한 년차별 투입계획은 2013~2014년도에 걸쳐 풍력발전기가

설치되는 기본계획에 따라 2013년도에 바지선구입비, 용접가공비가 소요되는 것으로

가정하였으며, 그 외 설치기간에 영향을 받는 예인선임대료 및 운영관리비는 2013년에

약 7개월, 2014년에 약 7개월이 소요 될 것으로 가정하여 투입계획을 재수립하였다.이 외에 클러스터 산업단지의 총비용 항목은 상부시설공사비, 시설 부대경비, 예

비비 등이며, “<표 Ⅴ-47> 시나리오별 유효가동률”에 운영기간동안에 발생하는 비용

이기 때문에 본 항목에서는 별도의 검토를 진행하지 않는다.

구분 2010 2011 2012 2013 2014 계

시범단지 2.2 24.4 24.4 24.4 24.6 100바지선 사용 - - - 60.2 39.8 100

연구센터 - - 10.0 40.0 50.0 100산업단지 - 27.4 27.4 27.4 17.9 100


(단위: %)

주 : 1) 시범단지, 연구센터 투입비율 : 경제성분석 자료보완_전라북도(04.24)2) 산업단지 투입비율 : 풍력산업단지 조성계획 보완자료(08.11)

사업별 세부항목 2010 2011 2012 2013 2014 소계 총계

풍력발전

시범단지

공사비 3,130 35,133 35,133 35,133 35,348 143,876

164,776부대비 72 803 803 803 808 3,287

부지조성비 　 48 48 48 48 191예비비 320 3,598 3,598 3,598 3,620 14,735

바지선 사용 - - - 1,618 1,068 2,687

풍력기술

연구센터

공사비 - - 1,093 4,371 5,463 10,926

18,869부대비 - - 125 500 625 1,251

부지조성비 -　 -　 2,576 -　 -　 2,576장비비 -　 -　 -　 - 2,400 2,400예비비 - - 379 727 609 1,715

클러스터

산업단지부지조성비 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 190,960


(단위: 백만원)


4. 운영비 추정

가. 풍력발전시범단지 및 연구센터사업을 추진하며 발생하는 운영비를 유사 연구기관의 사례를 참고하여 실제 운영

시 소요되는 비용을 추정하고자 한다.본 검토를 위해 본 센터와 유사한 성격을 지닌 것으로 판단되는 국책 연구기관(한

국기계연구원, 한국에너지기술연구원)의 재무제표를 근거로 하였으며, 재무제표만으

로 측정하기 어려운 자료에 대해서는 관련된 부속명세서와 예산서를 참고하여 각 항

목을 측정하였다.

1) 인건비가) 운영 인원기본계획29)에서는 본 시설의 운영을 위하여 센터장, 책임연구원급, 선임연구원급,

연구원급, 기능직 등으로 투입 인원을 구분하였으며 총 운영 인원은 15명으로 제시

하였다.인건비 산정을 위한 운영 인원의 수는 기본계획에서 제시한 각 직급별 인원을 준

용하여 인건비를 추정하고자 한다.

구분 시범단지 운영팀 성능평가 연구팀 기업지원 연구팀마케팅 지원팀 총 인원

센터장급 1

15

책임급 1 1 1 1

선임급 1 1 1 1

원급 2 1 1 1

기능직 - - - 1

소계 4 3 3 4

<표 Ⅲ-50> 운영인원

(단위: 명)

29) 전라북도, 새만금 풍력산업 기술연구센터 사업계획(안) , 2009.4, , 추가자료, 2009.6


나) 연간급여<표 Ⅲ-50> 운영 인원에서 제시한 운영인원에 대한 연간 급여는 유사 국책 연구

기관의 인건비를 비교하여 반영하고자 한다.인건비는 연구기관에서 근무하는 인력에 지급된 급여 및 이에 관련된 법정부담금

을 포함한다. 인건비의 구조를 보면 크게 급여와 법정부담금으로 나눌 수 있다. 급여

는 기본급여(정액급, 연구 활동비), 성과 급여(평가 성과급, 속인성 수당, 직무 관련

수당, 기타 수당, 특별 능률 성과급 등), 법정 수당(연월차수당, 시간외 수당 등)으로

구성된다. 법정부담금은 국민연금, 건강보험료, 고용보험, 퇴직충당금적립액의 기관

부담액으로 측정한다. 여기서 과제 인센티브, 기술료 인센티브, 명예 수당 등은 제외

하였다.유사기관의 인건비 산정을 위해 연구기관의 재무제표에는 내부인건비와 외부인

건비가 혼합되어 있기 때문에 부속명세서인 인건비성경비명세서를 참고하여 추출하

였으며, 인건비는 내부인력 인건비만을 대상으로 하며, 연구 인력과 지원 인력으로

구분하여 측정하였다.

구분구분 기계연 에너지기술연 2006년

평 균

2008년보정 평균연도 2005 2006 2005 2006

급여

합계

(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)

Ⅰ. 기본급여 14.5 15.8 10.6 11.4 13.7 14.6

Ⅱ. 성과급여 10.9 9.5 5.2 7.6 8.6 9.2

Ⅲ. 법정수당 - - 0.4 0.4 0.2 0.2

IV. 급여 합계

(연구인력)25.5 25.3 16.2 19.5 22.4 24.1

인건비

합계

(IV+V)

V. 법정부담금 3.2 3.4 2.5 2.7 3.1 3.3

VI. 인건비 합계

(연구인력)28.7 28.7 18.7 22.2 25.5 27.3

VII. 연평균 연구인력

(man-year) 355 377 271 287 332 356

1인당

금액

(천원)

1인당 급여

(IV/VII)71.9 67.1 59.9 67.9 67.6 72.5

1인당인건비

(VI/VII)80.8 76.2 69.1 77.3 76.8 82.4

<표 Ⅲ-51> 유사연구기관의 내부 연구인력 인건비 비교

(단위: 백만원)



평 균

2008년보정 평균연도 2005 2006 2005 2006

급여

합계

(Ⅰ+Ⅱ+Ⅲ)

Ⅰ. 기본급여 3.5 3.6 1.9 2.1 2.9 3.1

Ⅱ. 성과급여 2.6 2.5 1.0 1.5 1.9 2.1

Ⅲ. 법정수당 0.009 0.02 0.07 0.08 0.05 0.05

IV. 급여 합계

(연구인력)6.1 6.1 2.9 3.7 4.9 5.3

인건비

합계

(IV+V)

V. 법정부담금 0.7 0.8 0.5 0.5 0.6 0.7

VI. 인건비 합계

(연구인력)6.9 6.9 3.5 4.2 5.6 5.9

VII. 연평균 연구인력

(man-year) 88 91 54 58 75 80

1인당

금액

(천원)

1인당 급여

(IV/VII)68.8 66.9 55.5 64.1 65.6 70.3

1인당인건비

(VI/VII)77.5 75.7 64.1 72.7 74.2 79.6

<표 Ⅲ-52> 유사연구기관의 내부 지원인력 인건비 비교

(단위: 백만원)

상기의 표에서 산출된 기능별 평균 급여를 본 사업의 운영인원의 수에 적용하면

아래와 같이 연간 인건비가 약 12억원이 산정된다.

구분 연구인력 지원인력 합계

인원 6 9

1,210.21인당 인건비 82.3 79.6

소계 493.8 716.4

<표 Ⅲ-53> 인건비

(단위: 명, 백만원)

2) 연구개발비연구개발비는 해당 연구기관의 연구 활동을 수행하기 위해 필요한 직접비용으로

정의한다. 연구 활동을 수행하기 위해서는 인건비, 직접비, 위탁연구개발비, 간접비가

소요되나, 인건비와 경상운영비는 별도로 추정하기 때문에 제외한다. 따라서 연구비


에 해당하는 비용은 직접비, 위탁연구개발비로서 연구 활동의 수행에 필요한 순직접

연구비만을 의미한다. 연구 과제를 수행하는 데에 소요되는 직접비는 손익계산서의

연구사업원가로 측정할 수 있는데, 여기서 연구부문 인건비와 간접비는 제외하였으

나, 연구 수행 중에 취득한 연구비취득자산은 연구비로 포함하였다. 연구비 추정자료

는 연구원가명세서와 손익계산서를 기준으로 작성하였다.


평 균

2008년보정 평균연도 2005 2006 2005 2006

연구비합계

연구사업원가(a) 91.7 96.0 67.8 70.5 83.2 89.4

연구비취득자산(b) 9.1 10.7 6.6 15.6 13.2 14.1

연구부문인건비(c) 28.7 28.7 18.7 22.2 25.5 27.3

연구비(a+b-c) 72.1 77.9 55.7 63.9 70.9 76.1

연평균총인원 (man-year) 443 468 325 345 407 436

연평균연구인력인원 (man-year) 355 377 271 287 332 356

1인당금 액(천원)

총인원1인당연구비 162.9 166.6 171.4 185.3 175.9 188.9

연구인력1인당연구비 203.3 206.8 205.6 222.7 214.7 230.5

<표 Ⅲ-54> 유사 연구기관의 연구비 현황

(단위: 백만원)

유사 연구기관의 연구인력 1인당 연구비는 2008년 기준 230.53백만원으로 산출되

었으며, 본 사업의 총 운영 인원 15명 중 순수 연구 인력으로 판단되는 성능평가 연

구팀, 기업지원 연구팀의 인원 6명30)에게만 적용하여 연구개발비를 산정하였다.

구분 인원 연구개발비(인당) 연구개발비

검토안 6 230.5 1,383.2

<표 Ⅲ-55> 연구개발비


주: 2008년도 기준으로 보정된 금액임.

30) 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사 요구서 , 2009.3 , 새만금 풍력산업 기술연구센터 사업계획(안) , p.27, 2009.4


3) 경상운영비경상운영비는 실제 기관의 운영을 위해 소요되는 인건비와 연구비를 제외한 제경

비로 정의된다. 경상운영비는 주로 기관운영을 위한 제반 간접성 경비인데, 앞서 인

건비를 산정하였기 때문에 해당 인건비를 제외한 기관 운영 및 관리경비 등이 포함

되며 유사 연구기관의 예산서 상의 경상운영비로 측정하였다.


평 균

2008년보정 평균연도 2005 2006 2005 2006

경상운영비 6,473 6,967 3,337 3,683 6,675 7,166 연평균총인원 (man-year) 443 468 325 345 407 436

1인당

금 액

총인원1인당

경상운영비14.6 14.9 10.2 10.7 12.8 13.7

<표 Ⅲ-56> 유사연구기관의 경상운영비 현황

(단위: 백만원)

구분 인원 경상운영비(인당) 연구개발비

검토안 15 13.7 205.8

<표 Ⅲ-57> R&D 연구센터의 경상운영비


주: 2008년도 기준으로 환산된 금액임.

이 외에 시범단지의 공유수면 점⋅사용료를 경상운영비에 포함하고자 하는데 건

설 기간 중 발생 할 것으로 가정한 공유수면 점⋅사용료 대상 면적(블레이드 회전반

경, 케이블 매설면적)이 운영기간에도 동일하게 발생할 것으로 판단된다.따라서 건설 기간 중 매년 발생할 것으로 판단된 점⋅사용료 48백만원이 운영기

간 동안에도 매년 동일하게 발생할 것으로 판단하였다.

구분 면적 점용료(원/㎡) 점ㆍ사용료(년간) 합계(년간)

블레이드 회전반경 58,019 805 46.748

해저케이블 매설 면적 193 4,829 0.9

<표 Ⅲ-58> 직접 점ᆞ사용료


위의 표에서 보는 것과 같이 인원 수에 따른 경상운영비는 15명 기준으로 2억원


가량 산정되었으며 공유 수면 점ㆍ사용료는 년간 48백만원 가량 산정되어 매년 경상

운영비는 2.48억원 가량 소요 될 것으로 판단되었다.

4) 시설장비 유지보수비가) R&D 연구센터R&D 연구센터의 시설장비 유지보수비는 시설 설립이후, 장비 운영 및 노후화에

따라 추가적으로 소요되는 비용으로 정의된다. 따라서 설립초기의 시설장비 유지보

수비는 제외되며, 건물이나 토지취득비용도 제외한다. 비용을 추정하기 위해 유사 연

구기관의 시설보수 및 장비교체 그리고 연구 환경 개선 예산으로 설정된 금액을 측

정하여 예산 비율을 산정하였다. 본 비용은 재무제표 상으로는 측정할 수 없기 때문

에 각 해당 연구기관의 예산서 상에서 해당 경비로 산출하였다.

구 분구분 기계연 에너지기술연 2006년

평균

2008년보정평균연도 2005 2006 2005 2006

유 지

보수비

시설 보수 및

장비교체1.6 1.8 1.3 1.8 0.9 0.9

연구동 환경

개선 사업1.2 1.2 - - 0.6 0.7

소계(a) 2.9 3.0 1.3 1.8 1.5 1.6

관 련

예 산

규 모

기관 예산

총액(b)102.5 105.9 85.4 92.3 99.1 106.4

기관 시설비

총액(c)11.8 4.0 2.8 5.3 4.7 5.0

기관 총자산

금액(d)191.2 193.2 90.9 109.4 151.3 162.4

관 련

예 산

대 비

비 율

예산 비율

(a/b)2.83% 2.84% 1.53% 1.96% 1.54% 1.54%

시설비 비율

(a/c)24.58% 75.02% 46.98% 33.76% 32.63% 32.63%

총자산 비율

(a/d)1.52% 1.55% 1.44% 1.65% 1.01% 1.01%

<표 Ⅲ-59> 유사 연구기관의 시설 장비 유지보수비 현황

(단위:백만원)

유사 연구소의 시설장비 유지보수 비율을 살펴보면 기관 예산대비 2~3%, 총자산

비율 1~2%을 보이고 있다. 본 사업의 R&D 센터의 시설장비 유지보수비를 산출하기

위해서는 유사기관의 예산대비 비율을 적용하고자 하나, 아직 확정된 예산이 없기

때문에 사업계획서에서 제시된 연간 R&D 지원예산을 기관예산 총액으로 가정하고,


그에 따른 요율을 적용하여 시설장비 유지보수비를 산출하고자 한다.사업계획서에 따르면 R&D 지원을 위해 2010년부터 2014년까지 210억원의 예산

을 요구하였으며 이는 연간 42억원(= 210억원 / 5년)으로 기관 예산 총액 대비 유지

보수비율(1.54%)을 적용하면 64.68백만원으로 추정될 수 있다.

구분 연간 예산(추정) 요율(%) 유지보수비

유지보수비 4,200 1.54 64.68

<표 Ⅲ-60> R&D 연구센터의 유지보수비

(단위: 백만원)

나) 풍력발전 시범단지풍력발전 시범단지에 설치되는 풍력발전기의 유지보수비는 풍력발전기의 구입

및 설치비의 1%를 기준으로 산정하고자 한다. 이는 국내 운영 중인 풍력발전단지의

내역서 상에 기재된 금액을 토대로 본 연구진이 산정한 것이다.국내 운영 중인 OO풍력발전단지의 풍력발전기 구입 및 설치비는 약 570억원 정

도였으며 유지보수비는 매 10년마다 주요 점검이 필요한 것으로 가정하여 11년째에

구입 및 설치비의 10%인 57억원을 유지보수비로 산정하였다. 이를 본 연구진은 매년

유지보수비가 발생하는 것으로 가정하여 풍력발전기의 구입비와 설치비의 1%를 매

년 발생하는 유지보수비로 산정하였다.또한 야적 및 작업공간으로 활용하기 위하여 조성하는 작업장은 조성비의 2%로

산정하였는데 이는 해상에 조성되는 시설물의 특성으로 고려하여 기존 한국개발연구

원에서 진행한 예비타당성조사 중 해상 토목시설물의 유지보수비 기준을 준용하여

산정한 것이다.

구분 구입비 설치비 요율(%) 유지보수비

풍력발전기 73,320 12,185 1 855작업장 - 9,988 2 200

<표 Ⅲ-61> 풍력발전 시범단지 유지보수비

(단위: 백만원)

풍력발전 시범단지는 공유수면 상에 설치 되므로 운영기간 동안 이에 접근 할 수

있는 방안이 강구되어야 한다. 건설기간 동안에는 바지선을 구입하고, 예인선을 임대

하는 방안을 택하였으나 운영기간동안에는 별도의 선박을 추가로 구입하여 사용하고


자 하는 계획을 사업 주무관청에서 제시하였는데 선박의 견적가는 약 30백만원 수준

이며 유류비 및 일반관리비 등의 운영관리비도 매년 천만원 정도 소요되는 것으로

나타나 본 연구진이 풍력발전기의 유지보수비 산정한 8.5억원에 이러한 방안이 포함

되어 있는 것으로 접근하여도 무방할 것으로 판단된다.상기의 표에서 보는 바와 같이 풍력발전기의 유지보수비는 년간 8.5억원, 작업장

의 연간 유지보수비는 2억원 가량 소요 될 것으로 판단된다.

5) 재투자비국제 전기 표준 회의(ICE)에서는 풍력발전기의 설계 수명을 20년으로 제시31)하고

있으며 국내외 모든 업체에서는 이러한 기준을 준용하고 있는 것으로 파악되었다.따라서 본 사업의 풍력발전기의 재투자비 산정시 풍력발전기의 경제수명을 20년

으로 판단하여 매 21년째에 풍력발전기의 구입비 및 설치비가 추가로 소요 되는 것

으로 가정하여 재투자비를 산정하였다.

구분 내용년수 구입/설치비 재투자비(1회) 비고

풍력 발전시스템 20년 85,505 85,505 국제 표준

<표 Ⅲ-62> 재투자비

(단위: 백만원)

6) 운영비 종합

구분 검토안 (연간) 비 고

인건비 1,211 유사시설 인건비 준용연구비 1,383 유사시설 연구비 준용

경상운영비 253 유사시설 경상운영비 준용유지보수비 1,119 유사시설 유지보수비 산출기준

<표 Ⅲ-63> 운영비 종합

(단위: 백만원)

31) international standard(Part 1 : safety requirements, wind turbine generator systems)1999_ICE


나. 풍력발전클러스터 조성사업앞서 언급하였듯이 풍력발전클러스터 조성사업의 운영비는 경제성 분석을 위하여 진

행하는 것으로서 유사시설을 바탕으로 인건비, 기본경비, 주요 사업비를 추정하고자 한다.

1) 인건비가) 운영인원풍력발전클러스터 조성사업의 운영인원은 일반직과 청원경찰로 구분하여 산정하

며 청원경찰의 인건비는 위탁관리비로 기본경비에 포함하고자 한다. 운영인원의 수

는 복수의 산업단지 예비타당성조사 보고서를 참고하였다.

구분 면적일반직

정원 1인당 관리면적

검토안 1,186 28 43유사사례 1,297 30 43

<표 Ⅲ-64> 운영인원 산정

(단위: 명, 천㎡)

위의 표에서 보는 바와 같이 본 사업 대상 면적 1,186㎡를 관리하기 위한 인원은

일반직 28명으로 산정되었다.

나) 인건비현재 단계에서는 일반직 28명에 대한 투입계획이 수립되어 있지 않기 때문에 인

건비 산정에 어려움이 있으므로 유사사례의 일반직 인건비를 준용하고자 한다.율촌 산업단지의 경우 일반직 1인당 인건비는 46백만원이었는데 이는 2006년 단

가로 2008년도 단가로 환산하면 약 49백만원 정도인 것으로 판단된다.

구분 인원 1인당 인건비 인건비

일반직 28 49 1,352

<표 Ⅲ-65> 인건비 산정



2) 기본경비기본경비는 경비위탁비 를 포함하고 경비위탁비 이외에 유사시설의 ㎡당 기본경

비 단가를 적용하여 산출한 금액을 추가하고자 한다.율촌 산업단지의 경우 경비 위탁비로 718백만원을 산정하였는데 이는 30인을 기

준으로 한 것으로 1인당 약 24백만원 정도의 연간 인건비가 소요 될 것으로 판단된

다. 본 사업도 이와 동일하게 경비 위탁을 가정하여 인원 30명, 경비 위탁비로 718백만원을 산정하고 소비자 물가지수를 반영하여 2008년도 환산한 위탁비 753백만원을

적용하였다. 이외의 기본경비는 약 329백만원 정도가 산정되는데 이는 유사시설의

천㎡당 기본경비 단가 0.274백만원을 적용하여 산정한 것이다.이에 따라 연간 경비위탁비 7.5억원과 기타 기본경비 329백만원을 합한 10.8억원

을 본 사업의 기본 경비로 적용하고자 한다.

3) 주요사업비주요 사업비는 유지관리비와 동일한 개념으로서 통상적으로 공사비(토목공사+건

축공사)의 2%를 적용하나 본 사업은 복수의 산업단지 면적당 공공시설 유지관리 기

준단가 507원/㎡에 물가지수를 적용한 531원/㎡를 적용하여 479백만원을 산정하였다.그 외 상부건축물의 유지관리비는 총 건축공사비의 2%를 적용하고자 한다.

4) 운영비 종합


인건비 1,352기본경비 1,081 *경비 용역비 포함

주요사업비 479 *상부건축물 유지관리비 제외

합계 2,912

<표 Ⅲ-66> 운영비 종합

(단위: 백만원)

상기의 표 중 상부건축물에 해당하는 유지관리비는 년간 운영비에 포함하지 않았

는데, 상부건축물의 경우 입주 시나리오에 의하여 매년 투입되는 건축공사비가 다르

기 때문에 연간 운영비에는 포함하지 않았다.


5. 잔존가치잔존가치는 풍력발전기와 부지조성비에 한하여 고려하고자 하며, 풍력발전기는

내구년수 20년을 고려하여 경제성 분석 종료 시점인 30년째에 풍력발전기의 구입비

의 절반을 잔존가치로 고려하였으며, 연구센터의 부지조성비 26억원과 클러스터 조

성사업의 부지조성비 1,935억원을 잔존가치로 고려하였다.이 외에 현장으로 접근하기 위하여 구입한 바지선의 경우는 일반적으로 내구년수

는 약 40년으로 접근하여, 이러한 일반적 기준에 따라 바지선 구입비 5억원 중 경제

성 분석기간 종료시점에서 약 10년간의 기간에 대한 잔존가치를 고려하여 1.25억원

을 잔존가치로 고려하고자 한다.

제Ⅳ장수요 추정

제1절 풍력산업 클러스터 수요추정의 필요성과 한계풍력산업 클러스터 부분은 예비타당성조사 범위에는 포함되지 않지만, 추진부처

에서 추가 분석을 요청으로 인하여 경제성 분석을 수행하며 편익을 추가로 제시하기

위해 별도의 수요조사를 수행하였다.본 사업은 경제자유구역내 산업클러스터 개발 사업으로서 기본적으로 산업단지

구축과 유사한 사업이다. 따라서 본 사업의 수요란 산업클러스터 지역의 입주수요를

의미한다. 이와 같은 단지 개발사업의 입주수요는 구체적으로 입주예상 업체 수 또

는 공급면적대비 입주기업의 면적, 즉 입주율로 나타낼 수 있다.하지만 입주수요의 추정에는 다양한 어려움이 존재한다. 사업의 정형성이 비교적

높은 교통 분야의 공공투자사업의 경우 교통량 데이터나 물동량 변화추이가 비교적

안정적 추세를 갖으며 변화하기 때문에 수요추정이 상대적으로 용이한 반면, 본 사

업과 같은 산업클러스터 또는 단지개발 사업의 경우 단지의 입주수요가 전적으로 민

간기업의 의사에 의존하기 때문에 예측의 어려움이 발생하기 때문이다. 이러한 한계

로 말미암아 산업단지형 사업의 경우 학계에서 인정되는 정형화된 추정기업이 존재

하지 않으며, 분석지침 역시 아직 개발되지 않은 상태이다. 현실적으로도 사전에 추

정된 입주율이 실제 입주율과 같을 것이라는 보장 역시 없다. 기본적으로 산업단지

에 대한 입주여부는 경제상황의 변동에 따라, 또는 기업의 투자전략 변화에 따라 달

라질 것이기 때문에, 예측입주율과 실제입주율에 차이가 있을 수 있기 때문이다. 결국 사전적인 수요추정은 본질적으로 실제수요와 일치할 수는 없는 것이며, 그

럼에도 불구하고 주어진 조건(given condition)하에서 가장 개연성 있는 수요를 추정


하여 최적의 선택을 해야 하는 것이 본 사업과 같은 단지개발형 사업 수요분석상의

어려움이라 할 수 있다.

제2절 수요추정의 방법론 및 적용방법

1. 수요추정의 방법론전술한 바와 같이 단지개발형(국가 및 지방산업단지, 산업클러스터, 자유무역지역

등) 사업의 수요추정결과는 입주율의 형태로 추정되어진다. 단지개발형 사업의 수요

추정 방법으로 알려진 기법들은 분석의 요건에 따라 거시모형을 이용하는 방법, 예측모형을 이용하는 방법, 설문조사를 이용하는 방법 등 3가지 방법이 거론된다. 거시

모형을 이용하는 방법이란 해외투자액과 국내기업투자액 등 거시적 요인에 따른 단

지부지면적을 추정하는 기법이다. 예측모형을 이용하는 방법은 기업체의 특성요인에

따른 단지부지면적을 추정하는 방법이다. 설문조사를 이용하는 방법은 확장의사를

가지고 있는 기존 입주업체와 신규투자의사를 가지고 있는 기업체의 현황을 설문조

사를 통해 파악하여 신규단지 면적을 추정하는 방법이다.

2. 수요추정의 적용방법본 사업은 국지적, 산업적 특성이 강하며 거시적인 면과 미시적인 면이 복합적으

로 구성되어 있다. 기본적으로 거시 및 예측모형법은 단지의 최적면적(optimal space)을 추정하는 기법이다. 따라서 단지의 면적이 사전적으로 지정되어있는 본 사업의

특성과는 부합하지 않는 측면을 가지고 있다. 결국 거시모형법이나 예측모형법 등의

분석기법들은 본 조사의 수요추정에는 적합하지 않은 분석기법이라 평가된다. 본 과

업에서는 수요추정을 위해 설문조사 방법을 적용하기로 한다. 전술한 바와 같이 설

문조사법은 실제 경제활동을 영위하고 있는 기업들을 대상으로 새만금 풍력클러스터

지역의 입주희망 의사를 묻고, 이를 토대로 입주수요를 추정하는 방법으로, 연구자의

주관적인 판단을 최대한 배제하여 보다 신뢰성 있는 추정결과를 얻을 수 있다는 장

점이 있다. 또한 실제 경제활동을 수행하고 있는 기업들을 대상으로 입주의사를 묻

기 때문에, 모형분석을 통한 가상의 추정법보다 신뢰성 높은 추정결과를 얻을 수 있

어 과업의 수요추정에 적합하다. 물론 설문조사법은 입주가능성이 높은 실제 기업들

을 선별하고 또 이를 대상으로 입주의사를 타진하기 때문에 비용과 시간이 상대적으

제Ⅳ장 수요 추정 225

로 많이 소요된다는 단점도 존재하며, 설문조사법을 사용한다 하더라도 이를 통해

예측된 입주수요와 실제 입주수요와의 편이(bias)로부터 완전히 자유롭지는 못하다는

단점이 있다. 이상에서 설명한 바와 같이 설문조사법은 현실적으로 사용가능한 가장 신뢰성 높

은 추정기법이기는 하지만, 그럼에도 불구하고 추정결과와 실제치의 오차는 존재할

것으로 예상된다. 즉, 입주를 계획했다하더라도 경제상황의 변화나 기업의 투자계획

이 변경되는 경우 입주계획도 변화할 수 있고, 또한 기업의 입장에서도 강제적 입주

의무가 있는 것이 아니기 때문에 추정오차가 존재할 수 있다. 하지만 이러한 추정오

차는 본 사업과 같은 단지건설사업 뿐 아니라, 모든 수요추정에 해당되는 오차라 할

수 있으므로 추정단계에서 제어(control)하기 어려운 분석의 한계로 인식함이 바람직

하다.

제3절 수요추정 결과

1. 설문조사의 개요본 사업에서 수행한 입주수요 설문조사는 KDI 공공투자센터의 협조를 통해 KDI

경제정보센터에서 2009년 5월에 수행하였으며, 그 구체적인 내용은 다음과 같다.

가. 조사대상 및 표본이 조사는 전라북도 새만금․군산 경제자유구역 산업단지 내 신재생 에너지용지

에서 추진 중인 ‘새만금 풍력산업 클러스터’에 대한 기업들의 입주수요조사를 위한

것이다. 따라서 조사대상은 새만금 풍력산업 클러스터 유치대상 업종에 해당하는 기

업들이다. 유치대상 세부 업종은 아래 제시된 <표 Ⅳ-1>과 같다. 2009년 5월 21일부터 6월 5일까지 진행되었던 조사에서 170개의 기업이 설문에

참여했다. 조사결과 나타난 170개 기업의 표본구성은 다음의 <표 Ⅳ-2>와 같다.전체 170개의 기업 중 대기업은 10개사(5.9%)가, 중소기업은 160개사(94.1%)가 설

문에 참여했다. 다음으로 외국인투자기업 21개사(12.4%), 순수 국내 자본으로 운영되

는 국내기업 149개사(87.6%)가 설문에 응답하였다.


분류코드 업 종

222 플라스틱제품 제조업

241 1차 철강 제조업

242 1차 비철금속 제조업

243 금속 주조업

259 기타 금속가공제품 제조업

261 반도체 제조업

272 측정, 시험, 항해, 제어 및 기타 정밀기기 제조업; 광학기기 제외

281 전동기, 발전기 및 전기 변환 · 공급 · 제어 장치 제조업

283 절연선 및 케이블 제조업

289 기타 전기장비 제조업

291 일반 목적용 기계 제조업

292 특수 목적용 기계 제조업

351 전기업

<표 Ⅳ-1> 유치대상 업종

구 분 기업 수 비중

규모대기업 10 5.9%

중소기업 160 94.1%

외국인

투자유무

외국인투자기업* 21 12.4%

국내기업 149 87.6%

<표 Ⅳ-2> 설문조사 대상기업 개요

주: 외국인 투자 비중: ‘10% 미만’(9개사, 5.3%), ‘10~30% 미만’(5개사, 2.9%), ‘30~50% 미만’(4개사, 2.4%), ‘50% 이상’(3개사, 1.8%)


나. 표본설계 및 추출조사 대상이 풍력산업 클러스터 유치대상 업종이므로, 표본 설계 및 추출에 있어

서도 대상 업종에 대한 현황파악이 최우선 과제였다. 이를 위해 ‘한국신용평가(한신

평) 기업DB'를 이용해 대상 업종에 해당하는 기업들을 목록화하여, 일종의 모집단 풀

을 구축하였다. 다음으로 구축된 기업들의 풀을 기본으로, 지역별 기업수 비중을 기

준으로 지역단위별로 표본을 추출하였다. 특히 ‘새만금 풍력산업 클러스터’가 국내

최초로 도입되는 풍력산업 클러스터 단지인 만큼, 제주도를 제외한 전국 시도를 기

준단위로 삼았다.풍력산업 클러스터 유치대상 업종에 해당하는 기업은 제주도를 제외한 전국 시도

지역에 8,867개사(‘한신평 기업DB’ 기준)였다. 한편 이번 새만금 풍력산업 클러스터

입주수요조사의 전체 표본 기업수는 분석에 필요한 구성 요건과 조사비용 들을 감안

하여 170개로 설정하였다. 설정한 전체 표본기업수와 지역별 모집단 기업수를 감안

하여 책정한 지역별 표본수는 다음의 <표 Ⅳ-3>과 같다.

지역 요약 비중 표본수

강원 47 0.53 1 경기 3098 34.94 59 경남 1086 12.25 21 경북 509 5.74 10 광주 176 1.98 3 대구 373 4.21 7 대전 110 1.24 2 부산 619 6.98 12 서울 796 8.98 15 울산 196 2.21 4 인천 866 9.77 17 전남 107 1.21 2 전북 132 1.49 3 충남 436 4.92 8 충북 316 3.56 6

총 합계 8,867 100.0 170

<표 Ⅳ-3> 조사 표본 설계 및 실제 표본


다. 조사방법본 조사는 조사원이 조사대상 기업을 직접 방문해 대인면접(Face to Face

Interview)방식으로 진행되었다. 조사원은 피면접원의 이해를 돕기 위한 ‘설명 및 보

기카드’를 이용해, 지시된 순서에 따라 직접 조사를 진행하는 것을 원칙으로 세웠다. 조사가 연구의 목적 및 기획원칙에 부합하게 이루어지도록 하는 한편 조사원들의

개인성향이 반영되는 것을 최소화하여 일관성 있게 진행될 수 있도록, 조사에 참여

하는 모든 조사원을 대상으로 면접원 교육을 실시하였다. 면접원 교육은 2009년 5월

18일부터 20일까지 진행되었다.

2. 주요 설문조사 결과본 설문은 새만금 풍력클러스터 조성사업에 대한 민간기업들의 견해 및 입주수요

를 파악하기위한 설문조사로서 주요 결과는 다음과 같다.먼저 새만금 풍력클러스터 조성사업의 추진필요성에 대해서는 추진이 필요하다

는 견해가 응답기업의 80%를 상회하는 것으로 나타나, 많은 기업이 사업추진에 대해

긍정적인 것으로 나타났다. 그 이유로 ‘풍력산업이 향후 우리나라의 신재생에너지 산

업발전 및 녹색성장에 중요한 역할을 수행할 것으로 평가되어서’라는 응답비율이

80%에 육박하는 것으로 나타났다. 반면 사업추진이 불필요하다는 응답비율도 20%가

량 되는 것으로 나타났으며, 그 이유로는 ‘풍력산업발전을 위해 인위적인 정책추진이

불필요하다고 생각되어서’라는 응답비율이 가장 높았다.본 사업에 대한 입주의향은 전체 응답기업들 가운데 16.5%가 긍정적인 답변(입주

할 의향이 매우 높다: 1.8%, 향후 입주를 고려해볼 수도 있다: 14.7%)을 했으며 83.5%가 입주의향이 전혀 없다고 답하여 입주의향이 그리 높지 않은 것으로 나타났다. 입주에 긍정적인 입장을 피력한 기업들의 입주고려 이유로는 ‘새만금지역에 풍력클러

스터가 조성될 경우 동지역에서 발전할 수 있는 산업적 기반을 활용할 수 있어서’라는 응답이 주류(53%)를 이루는 가운데, ‘동 지역의 양호한 자연적 조건’(10%)이라는

이유와 ‘양호한 사회적 인프라’(10%) 때문이라는 응답도 있었다. 반면 입주를 전혀

고려하지 않는 기업들이 그렇게 생각한 이유에 대한 질문에 대해서는 ‘해당지역에

풍력관련 산업기반이 취약해서’라는 견해가 가장 높게(50%) 나타나 입주를 고려하는

기업들이 본 사업에 대해 생각하는 바와 정반대인 것으로 조사되었다.


입주에 대해 긍정적인 입장을 피력했던 응답기업들의 경우 ‘신규투자:이전투자’의 비율은 67.9%:32.1% 인 것으로 나타나, 신규투자의 비율이 상대적으로 높은 것으

로 조사되었다. 또한 자본의 성질에 대한 질문에 대해서는 87%가량이 국내자본으

로, 13% 가량이 외국자본인 것으로 나타나 본 사업지역에는 대부분 국내기업들이 입

주를 희망하는 것으로 조사되었다. 한편, 긍정적인 입주의사를 나타낸 기업들이 필요로 하는 분양면적은 기업에 따

라 50㎡에서 50,000㎡로 매우 다양한 것으로 나타났으며, 1개 기업이 평균적으로 희

망하는 입주면적은 8,341㎡인 것으로 분석되었다. 본 설문조사를 통해 파악된 총 입

주수요면적은 234,000㎡로 본 사업추진을 통해 공급되는 생산가능면적(연면적) 1,205,571㎡의 19.4% 가량인 것으로 나타났다. 다음은 설문조사의 중요결과를 요약

한 표이다

(단위: 개사, %)설문항목 응답구분 응답수 비율

입주희망여부입주의사가 강하다 3 1.8고려해볼 수도 있다 25 14.7입주의사가 없다 142 83.5

투자형태신규투자 19 67.9이전투자 9 32.1

국내외기업구분국내자본 21 87.5외국자본 3 12.5

입주시기(부지완성 후)

2년이내 8 28.65년이내 14 50.015년이내 5 17.815년이후 1 3.6

주: 1) 입주희망여부의 경우만 제외하고, 다른 설문의 표본은 입주희망여부를 밝힌 28개 업체임. 2) 응답수의 합이 28개 이하인 경우에는 무응답한 경우임.

<표 Ⅳ-4> 새만금 풍력 클러스터 조성산업의 입주수요조사 결과

제Ⅴ장편익 추정

제1절 풍력산업 시범단지 편익 추정

1. 개요편익의 추정을 위해 고려하게 되는 사항에는 크게 두 가지가 있다. 첫 번째로 풍

력발전에 의한 생산된 전력을 판매함으로서 얻어지는 전력판매수입이 그것이며, 두

번째로는 풍력발전을 통해 화석연료사용을 저감함으로써 얻어지는 이산화탄소 배출

저감량과 이에 따라 획득하게 될 것으로 보이는 배출권수입이 이에 해당하게 된다.따라서 다음 제2절에서는 전력판매수입을 결정하게 되는 풍력발전량을, 제3절에

서는 미래 전력가격에 대한 예측방법과 결과, 제4절에서는 이산화탄소 배출량 산정

및 배출권 가격시나리오에 따른 배출권수입의 산정에 대해 차례대로 살펴보고, 최종

적으로 제5절에서 새만금사업의 편익을 산정한다.

2. 새만금사업의 풍력발전량 산정

가. 새만금 풍력사업 발전량산정 개요새만금 풍력발전단지의 전력생산량을 앞서 검토한 평가결론을 종합하여 다음과

같은 방식으로 추산하였다. 첫 번째로 새만금 지역의 풍력자원은 2등급 수준으로 유

럽 대비 평균이하의 저풍속 영역임이 반복하여 검증되었으므로 전력생산량 및 설비

제Ⅴ장 편익 추정 231

이용률 추산결과 이러한 점이 반영될 것이란 기본가정을 적용하였다. 두 번째로 장

기간 변동성을 고려하는 것이 중요하기 때문에 한국에너지기술연구원의 풍력자원조

사 측정 자료보다 한국에너지기술연구원의 국가바람지도를 이용하여 새만금 풍력발

전단지의 전력생산량을 예측하기로 한다. 이는 풍력자원조사 측정 자료는 1개년의

단기간자료인 반면 국가바람지도는 3개년의 장기간자료이며 2005년으로부터 2007년까지 기상변동성 기간을 포함하고 있기 때문이다. 그러나 동일 기간에 대해서는 이

두 자료에 의한 예측은 유사하여야 함을 전제로 한다. 세 번째로 국가바람지도를 이

용하여 새만금 풍력발전단지와 더불어 군장 풍력발전단지 전력생산량과 설비이용률

을 예측함으로써 국가바람지도의 정확도를 검증하기로 한다. 이때 새만금 풍력발전

단지에 설치될 풍력발전기 기종은 국산 풍력발전기만을 적용하기로 한다. 참고로 본

검토에서는 국제인증을 획득한 국산 풍력발전기인 (주)유니슨의 U88 및 U93 풍력발

전기와 현대중공업의 2.5MW급 풍력발전기 AV928 및 두산중공업의 3MW급 풍력발

전기의 저풍속형 모델인 WinDS 3000-100을 고려하였다. U88과 U93은 동일한 2MW급 풍력발전기이지만 U93은 풍력발전기 날개길이를 증가시켜 전력생산량 효율을 향

상시킨 저풍속형 풍력발전기이며 WinDS 300-100도 그러하다. 참고로 난류강도 및 극

한풍속에 따른 풍력발전기의 구조적 풍속등급에 대한 판단은 하지 않았다. 현대와

두산의 풍력발전기는 제작사에서 제공한 설계단계에서의 이론 성능곡선을 이용하였

고 각종 손실률을 고려하여 연간에너지생산량 및 설비이용률을 계산하였다. 현대의

HHI-2.5MW AV928 모델은 2.5MW급이며 블레이드 직경 93.2m, 허브높이 80m이고

두산의 WinDS 3000-100 모델은 저풍속형 3MW급으로 블레이드 직경 100m, 허브높

이 80m이다. 참고로 DEWI 등의 풍력발전기 성능평가 전문기관에서는 초도 생산된

풍력발전기의 경우 최소한 4개소의 각기 다른 풍력발전단지에 설치되어 성능곡선이

확인되기 이전까지는 상당한 불확도를 적용하여 보수적인 전력생산량 추산을 할 것

을 권고하고 있으나 본 해석에서는 국내 중공업사의 탁월한 기술력을 고려하여 이와

같은 페널티는 적용하지 않았다. 한편 개발 중인 풍력발전기의 성능곡선은 개발사의

업무보안에 해당되는 자료이므로 이에 대한 자료는 제작사의 요청에 따라 보고서 상

에서는 공개하지 않았다. 네 번째, 군장단지 및 새만금단지의 풍력발전기 배열에 따

른 후류영향은 간편한 예측이 가능한 WAsP 프로그램을 이용하여 약식으로 산출하

여 고려하기로 한다.

나. 손실율 적용풍력발전 시 수반되는 여러 가지 손실요인 중 반드시 고려하여야 할 손실요인으

로는 후류손실(wake loss), 설비가동률(availability; 풍력발전기 가동률, 계통 가동률


등), 전기손실(electrical loss; 계통손실, 자가전원 소모 등), 풍력발전기 성능손실(성능

곡선 보정, 고풍속 히스테리시스 등), 환경손실(icing, dust degradation 등) 등이 있다. 본 평가에서는 해외 풍력발전단지 타당성 평가보고서를 참조하여 평균적인 손실률을

적용하였다. 즉 총 손실률은 10.58%이며 각각의 손실률은 다음과 같다.

- 설비가동률: 97% (손실 3%)

- 후류손실: 4%

- 전기손실: 3%

- 기타손실: 1% (먼지에 의한 성능저하 등)

풍력발전기 날개 후방에서는 바람의 운동에너지가 날개의 회전력으로 변환됨에

따라 풍속이 줄어들 뿐 아니라 날개회전에 의하여 매우 복잡한 와류가 유도되는 후

류(wake) 영역이 발달하게 된다. 이러한 후류영역은 풍력발전기 날개 후방으로부터

상당한 거리까지 지속되므로 후류영역에 인근의 풍력발전기가 위치한다면 그 풍력발

전기에 입사되는 풍속은 감속된 상태가 되며 이는 전력생산량의 손실로 이어지게 된

다. 따라서 풍력발전기 배치를 결정할 때 이러한 후류영향에 의한 전력생산량의 손

실을 최소화하기 위하여 풍력발전기를 일정간격으로 이격시켜서 설치하게 된다.아래의 그림은 각각 군장 풍력발전단지 및 새만금 풍력발전단지의 설치배열을

WAsP 프로그램에 입력한 결과이다. 새만금 풍력발전단지는 군장산업단지 방조제로

부터 2km 이격되어 4호 방조제의 내측 500m 지점에서 풍력발전기간 간격 500m로

총 14기가 설치되는 것으로 제안되었다. 이때 수치지형도 및 인공위성영상을 이용하

여 정확한 좌표로 보정하였다. 참고로 WAsP 프로그램은 덴마크 리소연구소에서 개

발한 선형적 이론식을 이용하여 풍속분포를 간편하게 계산할 수 있는 풍력발전단지

국소배치 및 국소바람지도 프로그램으로 본 해석과 같이 주위의 지형지물 영향을 배

재할 수 있는 평탄한 지형이나 해상 풍력자원 예측에 활용할 수 있다. WAsP 해석결

과에 의하면 군장 풍력발전단지의 후류손실은 전체 평균으로 7% 수준인 반면 새만

금 풍력발전단지의 후류손실은 4% 수준인 것으로 분석되었다. 이는 군장 풍력발전단

지의 풍력발전기간 이격거리가 새만금 풍력발전단지의 경우보다 매우 촘촘히 구성되

었기 때문이다. 본 검토에서는 배열손실에 대하여 제안된 배열 이외의 최적화 배열

은 고려하지 않았으나 상세설계 시에는 최적배열로 설계변경을 할 경우 다소간의 후

류손실을 저감할 수 있을 것이다.


[그림 Ⅴ-1] 군장 풍력발전단지 해석사례

[그림 Ⅴ-2] 새만금 풍력발전단지 해석사례


다. 기초평가결론국가바람지도를 이용하여 군장 풍력발전단지 전력생산량을 예측하고(실선) 이를

실제 운영기록과(막대그래프) 비교한 결과를 그래프로 제시하였다. 전력생산량 운영

기록과 국가바람지도 예측결과는 평균적으로 상관계수 0.80 ± 0.07의 매우 높은 상관

도를 보이며 일치하고 있으며 운영기록에 의한 설비이용률 15.9 ± 0.6% 대비 국가바

람지도 예측에 의한 설비이용률 15.6%로 좋은 일치를 보이고 있다. 이를 바탕으로

군장 풍력발전단지 실제 운영기록으로 검증한 바에 의하면 국가바람지도의 신뢰도가

높음을 확인하였으므로 이를 새만금 풍력발전단지에 적용함으로써 새만금 풍력발전

단지의 전력생산량 및 설비이용률을 신뢰성 있는 수준에서 예측할 수 있다고 판단하

였다. 유니슨, 현대 및 두산 풍력발전기에 의한 전력생산량 및 설비이용률을 표로 정

리하였다. 또한 평가의 공정성을 확보하기 위하여 국가바람지도의 3년간 장기간 자

료 및 한국에너지기술연구원에서 수행한 비응도 1년간 관측자료를 모두 사용하여 계

산하였으나 두 결과간의 차이는 미소하였으며 이를 통하여 검토한 결과의 타당성을

재차 확인하였다. 앞서 언급한 바와 같이 국가바람지도 예측은 2005~2007년 3년간의

자료를 이용하였기 때문에 기후변화에 의한 풍속약화가 본격화 된 것으로 판단되는

2006년 이후의 기상이변 상황을 고려한다면 본 검토에서 제시된 전력생산량은 향후

2~4% 감소할 가능성도 충분히 있다.

[그림 Ⅴ-3] 국가바람지도에 의한 군장 풍력발전단지 발전량 예측결과 비교


WTGS


Time AtZero Output

Time AtRated Output



Net CapacityFactor

(m/s) (%) (%) (kW) (kWh/yr) (%)Unison

U885.97 13.77 5.43 416.3 3,646,808 20.8

UnisonU93

5.97 12.70 8.59 448.7 3,930,228 22.4

HyundaiAV928

5.97 21.51 6.90 588.6 5,155,779 23.5

Doosan WinDS-100

5.97 21.49 4.60 626.3 5,486,405 20.9

<표 Ⅴ-1> 국가바람지도에 의한 새만금 풍력발전단지 발전량 예측결과

주: 발전량 예측 시 국가바람지도 2005-2007년의 3개년 자료를 이용하였음.

WTGS


Time AtZero Output

Time AtRated Output



Net CapacityFactor

(m/s) (%) (%) (kW) (kWh/yr) (%)

HyundaiAV928

5.96 18.64 5.61 575.0 5,037,171 23.0

손실률 0% 643.0 5,632,961 25.7

Doosan WinDS-100

5.96 18.61 3.44 608.3 5,328,949 20.3

손실률 0% 680.3 5,959,251 22.7

<표 Ⅴ-2> 비응도 측정자료에 의한 새만금 풍력발전단지 발전량 예측결과

주: 발전량 예측 시 비응도 1999년 7월 ~ 2000년 8월 관측자료를 이용하였음

라. 초과확률 분석풍력발전단지의 발전량 예측 시 여러 가지 고려요건 및 평가방식 등에 따라 상이

한 불확도(uncertainty)가 포함된다. 사업타당성 및 경제성 평가 시에는 불확도의 영향

도를 고려한 전력생산량을 산출하여 평가에 이용함으로써 사업위험도 요인을 최소화

하게 된다. 본 평가에서도 일반 대규모 풍력발전단지 경제성 분석의 절차에 따라 연


간에너지생산량의 초과확률을 산출하여 경제성 분석의 위험도를 반영하는 것이 필요

하다. 참고로 유럽의 풍력발전 단지개발에 자금을 지원하는 은행에서는 사업위험도

를 고려하여 전력생산량 예측을 초과확률 90% 수준 즉 P90을 인정하지만 본 평가에

서는 기초 사업성 평가라는 점에서 긍정적인 평가를 위하여 초과확률 75% 수준 즉

P75를 적용하였다. 엄격하게는 초과확률 평가를 위해서는 불확도에 대한 정량분석이

선행되어야하나 이는 실제 타당성 평가에서 이루어져야 할 내용이다. 대신 유럽지역

풍력단지 개발 시 적용되는 평균적인 불확도인 12.5%보다 낮은 10%를 적용하였다. 참고로 4번 이상의 현장적용 성능평가가 이루어지지 못한 신제품 풍력발전기는 높은

불확도를 적용하여야 하지만 국내 발전기 개발회사가 향후 경쟁력 있는 기술개발능

력을 확보할 것을 전제로 하여 이러한 전력생산량 차감요인은 배제하였다.손실률, 불확도, 초과확률 등의 제반 정보는 유럽 풍력단지개발 전문컨설팅 회사

인 kfw, Elsam, GH, Lahmayer, DEWI 등의 최근 보고서 및 개발은행의 사업위험도 경

영을 위한 포트폴리오 등을 참조하였다.

WTGS

초과확률 50% 초과확률 75% 초과확률 90%

AEPCapacityFactor

AEPCapacityFactor

AEPCapacityFactor

(MWh/yr) (%) (MWh/yr) (%) (MWh/yr) (%)HyundaiAV928

5,156 23.5 4,843 22.1 4,561 20.8

Doosan WinDS-100

5,486 20.9 5,153 19.6 4,853 18.5

<표 Ⅴ-3> 새만금 풍력발전단지 발전량 초과확률 예측결과

라. 새만금 풍력발전량 평가결과 종합새만금 풍력발전량 평가의 특징은 다음의 몇 가지로 정리해 볼 수 있다. 풍력발전량 산정에서 1개년의 단기간자료인 풍력자원조사 측정자료 대신 3개년

의 장기간자료를 포함하는 국가바람지도를 사용함으로써 상대적으로 장기간의 기상

변동성을 고려하였다는 점이다. 또 국가바람지도의 사용이 합당하다는 점도 검증하

는 절차를 거쳤다. 즉, 새만금 풍력발전단지와 더불어 군장 풍력발전단지 전력생산량

과 설비이용률을 예측 비교하여 그 결과가 거의 동일하게 나타남을 확인함 으로써

국가바람지도의 정확도를 검증하였다. 새만금단지의 풍력발전기 배열에 따른 후류영

향은 WAsP 프로그램을 이용하여 고려하였으며, 후류손실은 4% 수준인 것으로 분석


되었고 발전량산정에 반영하였다. 불확도 기준으로 초과확률 75% 수준의 발전량산

정에서도, 또 설비노후화에 따른 효율저하와 이에 따른 발전량 감소가능성 등도 명

시적으로 반영하지 않아 실제 예상되는 발전량에 비해 본 연구의 결과가 다소 과다

평가되었을 가능성을 배제할 수 없음을 밝힌다.본 연구에서는 간략히 검토되고 문제점만 지적하였으나 향후 구체적으로 고려되

어야 하는 요인들로는 새만금방조제의 풍속증감 및 난류강화 영향평가와 새만금 개

발계획에 따른 새만금 풍력발전단지 후방 고층건물군 조성계획 등이 있다. 해수면

기준으로 11.5m(EL)이지만 해당지역의 조위차를 고려할 때 최대 14.5m(SL)가 될 것

으로 예상되는 새만금방조제의 영향평가는 향후 풍력자원평가 시 정밀하게 분석되어

야 할 것이다. 또 새만금 개발계획에 따른 새만금 풍력발전단지 후방 고층건물군 조

성계획은 장기적으로 도시화에 따른 풍속약화가 예상되는 부분이지만 구체적으로 고

려하지 않았다. 하지만 이들 요인들은 상기에서 제시하는 발전량 산정결과를 저감시

키는 요인으로 작용할 것이라는 점을 지적한다.

4. 2045년까지의 전력가격 예측

가. 전력가격 예측의 개요미래 전력가격을 예측하기 위해서는 미래의 시장구조에 대한 전제가 필요하다.

앞서 논의된 바 향후의 전력시장구조는 구조개편의 논의와 맞물려 어떤 형태로 진행

될 것인지를 예측하기 힘들다. 따라서 현재와 같은 변동비시장인 CBP(Cost Based Pool) 시장형태가 그대로 유지된다는 전제 하에서 전력가격의 예측방법을 살펴보기

로 한다.CBP시장에는 기저발전원으로 원자력, 유연탄 발전소가 있으며, 첨두발전원으로

중유, LNG발전소 등이 존재한다. 대표시간대의 수요가 주어지는 경우, 각 발전원을

발전단가가 저렴한 순서대로 정렬시킨 공급공선(Merit Order)과 해당 시간에 주어진

수요가 만나는 점의 변동비가 전력시장의 도매가격인 계통한계가격 또는

SMP(System Marginal Price)가 된다. 따라서 CBP시장형태가 그대로 유지된다는 전제

하에서 미래의 전력가격을 예측하기 위해서는 미래의 전력시장 공급곡선과 수요를

추정하는 것이 필요하다. 미래의 전력시장 공급곡선의 추정에는 향후 발전설비의 건설계획 및 폐지계획 등

을 감안한 설비규모의 산정과 발전설비별 변동비 단가를 추정하는 것이 필요하다. 각 발전소의 효율을 이용하여 변동비를 추정하기 위해서는 미래의 발전단가를 전망


하여야 한다. 미래의 대표시간대 수요를 추정하기 위해서는 국가에너지기본계획, 전력수급계획 등에서 제시되는 수요를 기본전제로 하였다. 하지만 모든 발전설비가 항

상 전력을 생산하지 않기 때문에 실적을 감안한 조정이 필요하게 된다. 따라서 이 절에서는 CBP 시장과 기준년도 공급곡선의 구성, 발전설비규모의 산

정, LNG 국제유가전망 등의 전제를 통해 발전설비의 변동비예측방법 등을 고려하여

공급곡선의 추정방법에 대해 상세히 설명한다. 또 수요측면의 추정에서 발생하는 여

러 가지 고려사항과 년도별 SMP의 추정방법에 대해 논의한다.

나. 기준년도 공급곡선의 구성우리나라의 CBP 시장은 발전부문만이 분할되고 배전이나 판매부문은 아직 분할

되지 않아서 완전한 양방향 입찰제도를 도입할 수 없는 상황에서 임시적으로 운영할

목적으로 도입되었다. 앞서 설명한 바와 같이 발전자회사들이 입찰한 용량을 낮은

변동비 순으로 배열하면 일종의 공급곡선이 형성된다. 반면에 수요는 수요 측의 입

찰에 의해서 결정되는 것이 아니라 일정한 공식에 의해서 결정되는 예측 수요에 의

해서 결정된다. 이 예측수요는 가격에 대한 탄력성이 없기 때문에 수직선으로 나타

난다. 예측수요과 공급곡선이 만나는 지점의 발전기를 한계발전기라 부르고, 이 발전

기의 변동비용이 SMP로 결정된다. SMP 보다 낮은 변동비를 갖는 모든 발전기들은

급전대상이 되고 발전량에 대하여 SMP만큼의 변동비에 대한 보상이 이루어진다. 2008년의 각 발전기의 연평균 변동비를 구하기 위해서 2008년 2월 각 발전기의

열량단가(천원/Gcal)와 SMP(원/KWh)를 이용하여 heat rate(전기 1KWh를 생산하는데

필요한 열량)을 구하였다. 이렇게 구해진 heat rate는 발전소의 효율을 뜻하며 값이 쉽

게 변하지 못한다. 그러므로 2008년 각 발전소는 일정한 heat rate를 가진다고 볼 수

있다. 이를 이용하여 2008년 각 발전소의 변동비를 구하고 이를 Merit-Order로 나열하

여 공급곡선 구성한다. 이 공급곡선을 전체 설비대비 8.5%의 전원용량만큼 좌측으로

이동시켜 2008년 변동비를 구성하였다. 관련한 구체적인 설명은 아래의 ‘전력수요와

대표시간대 가중평균수요 추정’ 부분에서 상세히 기술한다.


[그림 Ⅴ-4] 2008년 변동비

다. 미래의 발전설비규모의 산정2009년부터 2022년까지의 공급곡선은 기본적으로 2008년 변동비기준 공급곡선을

기본으로 하되 1차~4차 전력수급 기본계획을 참조하여 건설 중이거나 건설 확정된 발

전소를 추가함으로서 구성하였다. <표 Ⅴ-4>는 발전소 건설계획이며, 이를 근거로 추

가되는 발전소를 공급곡선에 추가하였고 <표 Ⅴ-5>은 발전소 폐지계획이며, 이에 따

라 폐지되는 발전소를 공급곡선에서 제거하였다. 아래 표는 3, 4차 전력수급계획상의

발전설비 건설계획과 4차 수급계획상 발전소 폐지계획을 정리한 것이다.


연 도 한전 자회사(6개) 민간기업

2007당진#7,8(동서, 1,000)태안#7(서부, 500)

-

2008

태안#8(서부, 500)영흥#3(남동, 870)

보령#7,8(중부, 1,000)하동#7(남부, 500)

부곡복합#2(GS EPS, 500)

2009

영흥#4(남동, 870)인천복합#2(중부, 500)군산복합(서부, 700)하동#8(남부, 500)

-

2010영월복합#1,2(남부, 900)신고리#1(한수원, 1,000)

포스코복합#2(포스코, 1,000)

2011

서울복합#1,2(중부, 1,000)신월성#1(한수원, 1,000)예천양수#1,2(남동, 800)신고리#2(한수원, 1,000)

고덕복합(SK ENS, 700) 양주복합#1(대림, 700)

부곡복합#3,4(GS EPS, 1,000)

2012신월성#2(한수원, 1,000)인천복합#3(중부, 700)

송도복합#1(대림, 1,000)율촌복합#2(메이야, 550)

2013제주복합(미정, 300)

신고리#3(한수원, 1,400)당진#9(동서, 1,000)

양주복합#2(대림, 700)

2014영흥#5,6(남동, 1740)

신고리#4(한수원, 1,400)당진#10(동서, 1,000)

-

2015태안CCT(서부, 300)

신울진#1(한수원, 1,400)-

2016 신울진#2(한수원, 1,400) -

2018 신고리#5(한수원, 1400)

2019 신고리#6(한수원, 1400)

2020 신울진#3(한수원, 1,400)

2021 신울진#4(한수원, 1,400)

2022

<표 Ⅴ-4> 3, 4차 전력수급계획상의 발전설비 건설계획

(단위: MW)


구분기력 내연력 폐지용량

무연탄 중유 LNG 중유 경유

2008

2009제주화력#

1(10)인천화력#

3,4(650)662.75

2010

2011영남화력#

1,2(400)서울화력#4,5(387.5)

제주화력

G/T#3 (55)

842.5(5기)

2012인천화력

#1,2 (500)

남제주내

연

#1～4(40)

544.96(8기)

2013영동화력

#1(125)125

(1기)

2014서천화력

#1,2 (400)울산화력

#1～3(600)1,000(5기)

2021평택화력

#1,2 (700)700

(2기)

<표 Ⅴ-5> 4차 수급계획상 발전소 폐지계획

라. LNG 발전설비의 변동비예측1) 국제유가전망 전제

2008. 8. 27에 발표된 제1차 국가에너지기본계획( 2008 ~ 2030)에 따르면 유가 변

동의 불확실성을 고려한 에너지수요 전망을 위해 미국 EIA(2008)의 장기 유가시나리

오를 채택하였다고 보고되고 있다. EIA(미국에너지부 산하 에너지정보청, Energy Information Administration)는 2006년 기준 실질유가 전망에서, 2030년 유가를 고유가

시 배럴당 118.7달러, 저유가시 42.4달러, 기준유가는 배럴당 70.5달러 수준으로 전망

하였으며, 우리나라는 EIA 유가시나리오 중 고유가안인 2030년 118.7달러에 따라 국

가에너지 기본계획 작성하였다.


　구분　 2006 2010 2015 2020 2025 2030

기준가실질가격 66 74.0 59.9 59.7 64.5 70.5

명목가격 66 80.0 70.6 77.9 93.3 113.1

저유가실질가격 66 71.5 44.1 39.1 40.2 42.4

명목가격 66 77.3 52.2 50.8 57.5 67.1

고유가실질가격 66 79.0 90.4 102.1 109.3 118.7

명목가격 66 85.7 107.5 132.1 154.5 185.7

(고유가기준)실질상승율 　 4.60% 2.73% 2.46% 1.37% 1.66%

명목상승율 　 6.75% 4.64% 4.21% 3.18% 3.75%

<표 Ⅴ-6> 시나리오별 장기 유가 전망

(단위: US$/배럴)

주: 실질가격 2006년 기준

자료: 미국에너지부 에너지정보청(DOE/EIA), Annual Energy Outlook 2008.

[그림 Ⅴ-5] 미국 EIA의 장기 유가전망 (2006년 실질가격 기준)

본 연구에서 사용될 화석연료가격 산정은 상기의 국제유가 전제에 따른다. 단 상

기의 전제가 2006년 실질가격을 기준으로 한 점을 감안, 고유가 기준에 따라 산정된

명목상승율을 이용, 2008년 말 기준 실질가격 시리즈를 구하여 연구에 적용한다.


2) 국내 LNG 도입가격 전망국내 발전용 LNG가격은 국제 LNG가격과 유가에 다음과 같이 연동하는 것으로

알려져 있다.32)

×

국제 LNG 가격

: 국제 유가

통상 값은 $1.5 정도로 알려져 있다. 다음은 국제유가와 국내 LNG도입단가 추

이를 나타낸 것이다.

[그림 Ⅴ-6] 국제유가와 국내 LNG도입단가 추이

하지만 상기의 그림이 유가와 LNG도입단가와의 관계를 직관적으로 나타내고 있

지 못해 2002년 1월을 1로 하여 아래에 다시 그림으로 제시하여 보았다.

32) 박영선, LNG Market Up to 2015 , 한국가스공사


[그림 Ⅴ-7] 국제유가와 국내 LNG도입단가 비교 (2002년 1월 = 1)

상기와 같은 국제유가와 LNG도입단가의 연동공식은 시장상황에 따라 바뀌어 왔

으며 그 결과는 단순회귀분석의 결과로 잘 나타난다. 상기의 식이 국제유가와 LNG도입단가 간의 단순회귀분석의 모형임에 따라, 이러한 모형을 통해 과거 자료를 이

용, 절편과 기울기를 산정해 보면 그 결과는 다음과 같이 나타난다.

×

: 0.784570676 : 0.783198514F : 571.7772939

* 괄호 안은 표준오차

따라서 본 연구에서는 국내 LNG도입단가 산정을 위해 다음의 방법을 사용하기로

한다.

×

국제 LNG 가격

: 국제유가 전망 시나리오


3) 발전용 LNG 가격 전망국내 발전용 LNG가격은 가스공사가 독점적으로 공급하는 가격이지만 그림에서

볼 수 있는 것과 같이 국내 LNG공급단가는 단기적인 변동성이 커서 발전용 공급가

격을 상회하는 경우(예, 2008년 6월)가 나타난다. 이는 저장시설의 수급상황을 고려

한 것으로 보이며, 장기적으로 국내 발전용 LNG의 가격은 향후 구조개편 등을 통해

국제가격에 수렴할 것이라는 가정을 해 볼 수 있다.

[그림 Ⅴ-8] 국내 LNG도입단가와 발전용 LNG가격

주: 2008년 이전에는 톤당 1,238 ㎥ 2008년 이후에는 1,246 ㎥ 1mmbtu =0.0193ton 2008년 월평균 대미환율 적용 - 통계청 (2008년 평균: $1 = 1102.05)자료: 공급단가는 한국가스공사 사업보고서

환율은 2008년 통계청의 월평균환율을 평균하여 나타난 $1=1102.05원을 사용하였다.본 연구에서는 2009년 이후의 발전용 LNG가격을 국제 LNG의 국내도입단가로 적

용하되, 국내 LNG도입단가는 상기의 시나리오에 따라 산정되는 것으로 하였다. 결과

로 나타난 발전용 LNG가격은 아래와 같다.


[그림 Ⅴ-9] 산정된 발전용 LNG 단가

마. 미래 공급곡선의 구성상기에서 제시된 시나리오의 미래 발전단가를 이용하여 2009~2030년의 각 발전

기의 변동비를 추정했다. 이에 따른 2010년의 변동비를 추정하였으며 여기에 전체

전원설비 대비 8.5%를 좌측으로 이동시켜 2010년 변동비를 완성하였다. 이를 아래그

림에 나타내었다.


[그림 Ⅴ-10] 2010년 추정 변동비

바. 미래의 전력수요와 대표시간대 가중평균수요 추정1) 미래의 전력수요

미래의 시간대별 전력수요패턴을 이를 확인하기 위해서는 위해 3차 이후의 전력

수급 기본계획을 반영하여 이에 합당한 시간대별 전력수요패턴을 산정하는 것이 필

요하다. 이를 위해 최근의 시간대별 전력수요 자료가 필요하다. 아래는 4차 전력수급

기본계획에 나타난 자료를 토대로 2022년까지, 그리고 국가에너지기본계획을 바탕으

로 2030까지의 발전량과 피크 부하에 대한 필요한 전제를 작성하여 본 것이다.


구 분　 전력소비량(GWh) 발전량(GWh) 최대부하(MW) 부하율(%)2008 389,745 425,783 62,794 77.40 2009 409,029 447,107 67,881 75.19 2010 425,020 463,891 70,827 74.77 2011 438,762 478,587 73,442 74.39 2012 449,798 490,192 75,873 73.75 2013 458,982 499,965 78,256 72.93 2014 466,856 509,263 80,448 72.26 2015 472,966 517,867 82,554 71.61 2016 478,337 527,154 84,566 71.16 2017 483,034 532,737 86,449 70.35 2018 487,219 537,360 88,075 69.65 2019 491,214 541,851 89,495 69.12 2020 494,527 545,894 90,719 68.69 2021 497,559 549,855 91,937 68.27 2022 500,092 553,297 93,126 67.82 2023 511,606 566,036 95,270 67.82 2024 523,120 578,775 97,414 67.82 2025 534,634 591,514 99,558 67.82 2026 546,149 604,253 101,703 67.82 2027 557,663 616,993 103,847 67.82 2028 569,177 629,732 105,991 67.82 2029 580,691 642,471 108,135 67.82 2030 592,205 655,210 110,279 67.82

<표 Ⅴ-7> 전력수요전망

주: 2022까지의 부하율, 발전량 추이는 4차 전력수급기본계획을 기본으로 하되 제1차 국가에너지기본

계획(2008)을 근거로 재작성

위의 수치들은 제4차 전력수급기본계획의 발전량, 소비량, 수요관리전 최대수요

를 기준으로 삼았으나, 부하율 값의 산정이 올바르지 않은 것으로 확인되었다. 부하

율은

부하율 피크부하평균전력량

×

로 표시되는데, 상기 지적된 문제점에 따라 발전량과 수요관리전 최대수요를 기

준으로 부하율을 다시 산정하였다. 제4차 전력수급 계획기간이 넘는 2022년 이후의


자료는 제1차 국가에너지기본계획상 제시된 2030년의 전력수요량을 근거로 동기간

같은 증가율을 감안 2030년의 발전량을 산정한 뒤, 이를 단순 interpolation 하는 방법

을 사용하였다. 최대부하는 2022년의 부하율이 향후에도 그대로 적용된다고 가정하

고 계산하였다.이러한 전제를 기반으로 신재생전원이 피크타임 수요에 미치는 영향을 분석하기

위해 미래의 전력수요패턴의 산정은 다음과 같은 방법을 사용하였다.

각 년도의 8760시간의 시간대별 Load Profile 에 대한 전제

기준년도의 표준화된 시간대별 Load Profile

L it : t 년도 i 시간의 시간평균 load i= 1,2,⋯,8760

L Mt : t 년도 시간대별 load profile L it 중 최대값

L t : t 년도 시간대별 load profile의 평균값

G t=∑L it : t 년도의 년간 발전량

L t=G t

8760

이라고 두면 2008년의 시간대별 load profile 을 이용하여

I= { I 1,I 2,⋯,I 8760}= { L 1

G 2008

,I 2

G 2008

,⋯,I 8760G 2008

}여기서 ∑I i=1 의 조건을 만족하는 형태로 표준화될 수 있다.

기준년도 이후 년도의 표준화된 시간대별 Load Profile 작성

기준년도 이후 어떤 연도 t 시점의 발전량 G t 과 최대전력수요 L Mt를 충족시

키는 시간대별 load profile은 일단, t 시점의 발전량 G t를 만족하는 load profile L t̂

를

L t̂=G t×I

와 같이 구하고,

dL it̂= L it̂- L t̂


dL maxˆ= max {dL it̂}, i= 1,2,⋯,8760

으로 정의하여 새로운 시리즈

L it̃=dL it̂

max{dL it̂}×(L Mt- L t̂)+ L t̂

를 생성해 낼 수 있으며 이는 우리가 요구하는 연간 발전량, 최대피크를 동시에

만족시키는 새로운 수요패턴을 만들어내는 여러 가지 중의 한 가지 방안이 될 수 있

다.

2) 단순대표시간대수요와 가중대표시간대수요, 그리고 SMP의 결정수요곡선의 경우 2002년~2008년까지는 전력소비량(MWh)의 실제 실적을 8760(h)

으로 나누어 수요용량(MW)으로 환산하였고 2009년~2022년까지는 1차~4차 전력수급

기본계획에서 수요전망부분을 참조했다. 2030년의 경우는 아직 전력수급 기본계획에

전망되지 않은 관계로 국기본의 자료를 참조하였다.이를 근거로 전력시장의 공급곡선과 수요곡선을 구성한 후 두 곡선의 균형가격을

해당년도의 평균 SMP로 계산하였다. 아래 그림은 이렇게 구해진 2008년 SMP를 도

시하였다.


[그림 Ⅴ-11] 2008년도 단순평균 SMP

하지만 2008년의 발전량(MWh) 실적의 단순평균은 Merit Order 상에서의 가중평

균 SMP 값을 결정하는데 한계가 있음을 확인하였다. 따라서 가중평균 SMP 값을 좀

더 잘 반영할 수 있도록 SMP 기준 대표시간대 수요는 다음과 같은 방법으로 산정하

였다. 가중평균 SMP를 8,760시간의 SMP값과 시간대별 전력량의 표준화된 가중치의 곱

의 합으로 정의한다.

가중평균

×

SMP기준 대표시간대 수요를 8,760시간의 시간대별 전력량과 SMP의 표준화된 가

중치의 곱의 합으로 정의한다.

기준대표시간대수요

×

여기서

: t 년도 시간대의 전력수요


: t 년도 시간대의 SMP

,

이다.

와 는 표준화된 가중치에 해당되며,

이 된

다.

이렇게 구한 결과 2008년 가중평균SMP는 115.06[￦/KWh]로 계산되었다. 이는

2008년 실적치인 전력거래소의 평균 SMP값 122.57[￦/KWh]와 7.51[￦/KWh]만큼 오

차가 있다. 이를 아래그림에 도시하였다. 이렇게 오차가 발생한 이유는 여러 가지가

있겠으나, 그 중 하나는 주어진 년도에 확인되는 설비 모두가 주어진 시간대에 발전에

입찰하는 것은 아니라는 점이다. 예를 들어 2009년 4월의 경우, 기저발전기의 85.81%, 일반발전기의 62.18% 만이 입찰에 참여하고 있고, 발전율은 평균 79.96%에 이른다는 것을

해당월 시장보고서(0904 시장보고서.xls, KPX 홈페이지 참조)에서 알 수 있다.


[그림 Ⅴ-12] 2008년 실제 SMP와 SMP기준 대표시간대의 수요

따라서 상기의 방법으로 그림에서와 같이 SMP기준 대표시간대 수요를 적용하여

실적 SMP(아래 그림에서 실제 SMP와 변동비곡선이 만나는 점)가 결정될 수 있도록

Merit Order중 평균적으로 발전에 참여하지 않는 규모를 주어진 년도의 전체에 대비

하여 산정해 냈다.


[그림 Ⅴ-13] 2008년 추정 SMP

그 결과 전체 설비의 8.44%에 해당하는 5,604MW가 평균적으로 발전에 참여하지

않는다고 추정하였으며, 미래의 SMP를 추정할 때는 전체 설비대비 약 8.5%의 비중

이 향후에도 지속적으로 발전에 참여하지 않을 것이라 가정하여, 변동비 곡선(공급곡

선)을 좌측으로 8.5%만큼 이동시킴으로써 추정SMP를 산정했으며 위의 그림은 2008년도 추정 SMP를 보여주고 있다.

사. SMP추정방법 요약 및 추정결과상기에서 논의된 SMP를 구하는 방법은 다소 복잡한 과정을 거쳤다. 여기서는 이

를 다시 요약하여 SMP의 추정방법을 순서대로 정리해 본다.

1. 기준년도 2008년의 수요와 공급곡선을 구성

2. 2008년 8760시간의 발전량과 SMP 가격자료를 이용, 기준년도 가중평균 SMP


값을 추정

3. 추정결과를 2008년 실제 SMP값과 비교

4. 실제 SMP : 122.5[￦/KWh]와 추정 SMP : 115.06[￦/KWh]의 차이에 해당하는

전체 설비대비 8.5%의 전원용량만큼 전력공급 곡선을 좌측으로 이동(2009년 4월의 경우, 기저발전기의 85.81%, 일반발전기의 62.18% 만이 입찰에 참여하고

있고, 발전율은 평균 79.96%에 불과 하므로 실제 설비에 참여하는 발전기만 공

급곡선에 참여 하는 것으로 설정)

5. 4차 전력수급계획(2009~2022)와 제1차 국가에너지기본계획(2009년~2030)을 참

조하여 수요곡선을 구성

6. 미국 EIA의 유가전망을 기준으로 작성된 국가에너지기본계획상의 실질유가시

나리오를 선택, 발전변동비인 발전용 LNG가격을 추정한 후, 이에 따라 확인되

는 년도별 증가율을 유연탄을 포함한 모든 전원설비별 발전단가를 적용하여

미래 공급곡선을 추정. 이 방법은 유연탄과 중유 등 여타에너지의 가격상승을

별도로 추정하지 않았다는 지적이 있을 수 있으나 SMP의 결정이 LNG전원설

비에서 나타나기 때문에 별 다른 문제가 없음.

7. 4차 전력수급계획(2009~2022)에 나타난 발전량, 최대부하를 충족하는 8760시간의 시간대별 발전량을 산정하고, 기준년도 SMP 가중치를 감안, 2009년~2030년 가중평균 SMP값을 추정. 단 2022년 이후는 2022년 부하율을 그대로 유지한

다는 전제로 같은 계산을 진행할 수 있음.

8. 4번에서 얻어진 결과만큼의 전원용량을 조정함으로써 보정된 미래 SMP값을

추정

미래의 SMP를 추정하기 위하여 상기의 방법대로 2010, 15, 20, 25, 30년의 공급곡

선과 수요곡선을 구성하였다. 이렇게 구성된 변동비와 전력수요선이 만나는 균형가

격을 미래의 SMP로 결정하였다.









다음은 위의 시나리오에 대해서 5년 단위로 산정하여 본 SMP를 선형 interpolation 하여 얻은 결과이다.

년도 추정 SMP 년도 추정 SMP2008 122.58 2020 119.01 2009 97.26 2021 120.70 2010 101.11 2022 122.39 2011 102.45 2023 124.09 2012 103.79 2024 125.78 2013 105.13 2025 127.47 2014 106.47 2026 129.49 2015 107.81 2027 131.51 2016 110.05 2028 133.52 2017 112.29 2029 135.54 2018 114.53 2030 137.56 2019 116.77

<표 Ⅴ-8> 연도 별 추정 SMP


2009년의 추정 SMP 값이 상대적으로 급격한 하락을 나타내고 있는 이유는 다음

과 같다. SMP의 추정은 기준년도 이후 5년 단위로 추정하게 되어 2009년의 경우, 2008년과 2010년의 평균치인 111.84를 사용하는 경우, 발전용 LNG 가격의 변동 추이

를 잘 반영하지 못한다는 점에서 이를 감안하여 2010년 추정 SMP를 기준으로 조정

하여 계산된 값을 제시하였다.구체적으로는 발전용 LNG평균단가가 2009년 기준으로 2010년에 약 3.88% 증가

하는 것으로 추정되고 있으나 다른 년도에 적용한 것과 같이 5년 단위의 추정치를

interpolation 하는 경우, 실제의 변동을 반영할 수 없는 문제가 있다. 따라서 2009년은

별도로 상기의 발전용 LNG 평균단가의 변동율을 감안, 추정 SMP를 97.26 원/kWh로

조정하였다. 아래는 2008년과 2009년 최근 SMP의 일별 추이를 나타낸다. 2008년 유가는 두바

이 기준으로 1월 $87.27/bbl 이후 계속 상승하여 석유공사의 석유정보망에 의하면

Dubai유 07월 04일, Brent 07월 03일, WTI 07월 14일, Iran Heavy(I/H) 07월 11일이라

는 점이다.. 이 때의 SMP 가격은 100원/kWh 대 초반에서 등락을 보이고 있다다는데

주목할 필요가 있다. 일견 2009년의 추정 SMP가 다소 낮게 나타나는 것으로 보인다. 하지만 유가의 상

승은 최근 1-2개월사이의 일이라는 것과 작년 최고유가기록이 LNG 발전단가의 연동

에는 3개월 이상의 시차를 갖고 나타나며, 최근의 유가 동향은 $70/bbl에서 등락을 거

듭하고 세계경기의 흐름을 감안하더라도 작년과 같이 폭등할 가능성은 크지 않을 것

이며, 상기의 추정 SMP가 2008년 기준 실질가격임을 감안한다면, 상기의 추정 SMP를 최근의 변동추이와 비교하는 경우, 이를 어느 정도 반영하고 있는 것으로 판단된

다.참고로 이러한 논의는 실제 편익계산에는 전혀 영향을 미치지 않음을 지적한다.

왜냐하면 풍력발전의 시작년도가 2015년으로 예정되어 있기 때문이다. 2010년 이후

의 추정 SMP는 이러한 별도의 조정과정을 거치지 않았음을 밝힌다.


[그림 Ⅴ-19] 2008년의 SMP 일 최대, 평균, 그리고 최소의 변동추이

[그림 Ⅴ-20] 2009년의 SMP 일 최대, 평균, 그리고 최소의 변동추이


5. 이산화탄소 배출량 산정 및 배출권 가격시나리오 산정

가. 새만금사업에서 얻어지는 배출권의 성격 새만금 풍력산업 클러스터 조성으로부터 나오는 경제적 편익 중 화석연료를 사용

하지 않음으로써 발생되는 이산화탄소 저감량에 대해 credit을 인정받을 수 있는 여

러 가지 방법에 대해 살펴본다. 앞서 살펴보았던 것처럼, 국내외 배출권시장현황을

감안할 때, 새만금사업에서 얻어지는 배출권은 교토의정서의 시장원리에 입각한 온

실가스 감축수단인 CDM(Clean Development Mechanism) 사업을 통한 CER(Certified Emission Reduction)가격과 CDM사업으로 인정받지 못하는 경우 예상되는 배출권가

격으로 구분해 볼 수 있다.CDM 프로젝트가 국가승인을 받지 못하거나 등록되지 못하는 경우, 프로젝트가

CDM등록대상이 아닌 경우, 다양한 감축프로젝트를 통해 감축된 배출량은 독립된 검

증기관의 표준화된 기준을 통해 온실가스 배출권으로 인증되며, 우리나라의 kCER이

여기에 해당된다. 국내배출권거래를 통해 얻어지는 kCER가격은 현재 전력거래소(KPX)에서 진행한

모의거래의 결과로 나타난 가격이 있고, 국제시장에서는 Chicago Climate Exchange(CCX)에서 거래되는 VER(Voluntary or Verified Emission Reduction) 가격이

있다. 특히 최근 CCX는 전력거래소, 에너지관리공단과 함께 국내 배출권거래소 설립

과 관련한 상호협조를 주요 내용으로 하는 양해각서(MOU)를 체결한 바 있다. CCX는 유럽과 달리 미국이 아직 교토의정서를 채택하지 않아 배출권의 강제적 감축의무

가 없지만 자발적 할당방식에 따라 거래되고 있는 시장이다. 따라서 본 연구에서는

가격이 가장 저렴한 CCX의 VER, 전력거래소의 모의거래 결과 얻어진 배출권거래가

격 평균, 그리고 가능성은 낮지만 CDM사업으로 인정되는 경우 확보할 수 있는 CER가격을 시나리오로 설정하여 보았다.

나. 새만금사업을 통한 온실가스 저감량 산정새만금사업을 통한 온실가스 저감량 산정방법은 영덕 풍력발전사업이 CDM사업

으로 인정받기 위해 제출한 project design document (Version 04 - in effect as of: 1 July, 2004)를 참고할 수 있다. 그 구체적인 방법은 아래에 설명되어 있다. baseline emission factor를 구해서 새만금 사업에서 발생되는 발전량에 곱하면 이 사업을 통한

온실가스 저감량을 산정할 수 있지만 baseline emission factor를 구하는 작업은 좀 복


잡한 과정을 거친다. 즉 Operational Margin emission factor와 Build Margin emission factor를 평균한 값으로 구하였는데 이들 Margin emission factor 들의 산정을 위해서는

원자력을 제외한 화력발전소의 효율, 발전량을 통해 확인되는 연료사용량을 최근 3년에 대해 모두 확인하고 이들의 평균값을 구해야 한다.

본 사업의 경우, 이러한 어려움을 감안, 영덕 풍력발전사업이 CDM으로 인정받을

당시 2002-2004년 기준으로 산정된 baseline emission factor 0.621344를 그대로 적용하

기로 한다. 이는 원자력을 포함하여 국내(에너지경제연구원)에서 사용하는 0.424 TCO2/MWh에 비해 훨씬 큰 값으로 풍력사업의 경우, 원자력을 제외하고 산정된 이

러한 배출계수를 사용하도록 허용되고 있음을 알 수 있다.

×

Baseline emissions (t CO2e)

Annual electricity supplied by the project to the grid (MWh)

baseline emission factor (t CO2e / MWh)

주어진 해당 년도

××

Operational Margin emission factor (t CO2e / MWh)

Build Margin emission factor (t CO2e / MWh)

Operation Margin weight, 0.5 적용

Build Margin weight, 0.5 적용

여기서, 은 다음과 같이 산정한다.

×

즉, 주어진 년도에 번째 발전원에서 사용된 번째 화석연료의 사용량 (GJ 단위)에 해당 연료의 배출계수 (t CO2/GJ)를 곱해 합산하고, 이를 주어

진 년도의 각 번째 발전원에서의 발전량 (MWh)을 에 대해 모두 합산한

값으로 나누어 얻어진다. 단 발전원 에서 전력망에 전력을 공급하는 발전원으로


low-cost, must-run, 그리고 carbon-financed 발전원은 제외한다.

Build Margin emission factor 인

×

는 상기와 비슷한 방법으로 주어진 년도에 대해 분자를 계산하게 되지만 발전원

은 가장 최근에 지어진 설비로 발전설비의 20%에 해당되는 발전원만 포함한다.

구 분 Per Year

Operating Margin Emissions Factor(in tCO2/MWh)2002 0.7794



Operating Margin Emission Factor(in tCO2/MWh)2002~2004 0.7709

Build Margin Emissions Factor(in tCO2/MWh) 0.4717

Baseline Emissions Factor(EFyintCO2/MWh) 0.621344

Electricity Generated by Project(EGMWh)

Unison U88 3,426

Unison U93 3,692

Hyundai 2500 4,366

Doosan WinDS 4,773

Baseline Emissions(BEtCO2) from Wind PowerGeneration(tCO2/year)

Unison U88 2,128.72

Unison U93 2,294.00

Hyundai 2500 2,712.79

Doosan WinDS 2,965.67

Project Emissions(PEtCO2) 0

<표 Ⅴ-9> 프로젝트 기간 중 예상되는 온실가스 저감량 추정

주: 영덕 풍력발전 CDM 사업기준

자료: Project 0290 : Youngduk Wind Park Project, UNFCCC


다. 배출권 가격시나리오 설정국내배출권을 국제 배출권거래 시장에서도 판매할 수 있을 것이라는 가정 하에

편익산정을 위해 아래 표에서 보는 바와 같이 3가지 시나리오별 판매가격을 가정할

수 있다. 앞서 논의한 바와 같이 본 연구에서는 가격이 가장 저렴한 CCX(Chicago Climate Exchange)의 VER(voluntary emission Reduction), 전력거래소의 모의거래 결과

얻어진 배출권거래가격 평균, 그리고 가능성은 낮지만 CDM사업으로 인정되는 경우

확보할 수 있는 CER가격을 시나리오로 설정하여 보았다.

1) 시나리오1 : CCX 가격 중앙값

[그림 Ⅴ-21] CCX 가격 추이

자료: http://www.chicagoclimatex.com/

평균 중앙값 최대 최소 표준편차

2.596971 2.05 7.4 0.73 1.442119

<표 Ⅴ-10> CCX 가격의 기술적 통계량

(단위: USD)

주: 1) CCX 가격의 중앙값(Median)을 채택(2달러)2) 2003.12.12~2009.6.19 기간 기준


2) 시나리오2 : KPX 모의실험 평균가격

구 분 배출권가격(원/tCO2)

평균가 9,820

종가 15,000

최고가 30,000

최저가 5,000

<표 Ⅴ-11> 시나리오2 배출권 가격 추이

주: 전력거래소(KPX)의 2008년 모의실험결과 기준

3) 시나리오3 : Point Carbon Secondary CER OTC (over-the-counter) assessment의 중앙값

[그림 Ⅴ-22] Point Carbon Secondary CER OTC

자료: http://www.pointcarbon.com

평균 중앙값 최대 최소 표준편차

15.50392 16 23 7 3.411379

<표 Ⅴ-12> Point Carbon Secondary CER OTC assessment의 기술적 통계량

(단위: EUR)

주: 1) Point Carbon Secondary CER OTC assessment의 중앙값(Median)을 채택(16유로)2) 2007.6.21~2009.6.19 기간 기준


라. 배출권 가격 시나리오


판매가격

($/tCO2),(원/tCO2)

구 분




<표 Ⅴ-13> 시나리오별 가격

주: 1) 시나리오1은 2003.12.12~2009.06.19 기간 기준

2) 시나리오2는 2008년 기준

3) 시나리오3는 2007.6.21~2009.6.19 기간 기준

4) 원-달러 환율은 2009년 6월 5일 매매기준율 1,245원 적용

5) 1EUR=1.4075USD(기준일 : 2009/06/12, 고시회차 : 33 회차 )


6. 새만금사업의 편익산정

가. 개요새만금사업은 2.5MW 풍력발전기 4기와 3MW 풍력발전기 10기로 구성한 총

40MW 규모의 설비로 예상하고 있다. 현재 이러한 규모의 국산풍력발전기로는 현대

의 2.5MW, 그리고 두산의 3MW 풍력발전기가 분석대상으로 선택되었다

발전량 산정의 경우, 새만금단지의 풍력발전기 배열에 따른 후류영향은 WAsP 프로그램을 이용하여 고려하였으며, 후류손실 4% 등 대표적 손실요인은 발전량산정에

반영하였다. 하지만 상세한 추가연구가 필요한 방조제의 영향에 대한 분석결과는 발

전량 산정에 반영하지 않았으며, 적용된 현대 및 두산 풍력발전기의 효율은 미완성

제품의 성능곡선 신뢰도를 100% 인정한 예외적인 사례이므로 발전량은 과대예측의

가능성이 존재함을 밝힌다. 그리고 분석기간은 예비타당성조사 지침에 부합하기 위

해 30년으로 제시하였으나, 풍력발전 시스템이 30년간 운전하면 기계적 성능은 아무

리 유지보수를 하여도 점진적인 저하가 불가피한데 저하에 정도에 대해 명확한 기준

을 제시하기 어렵기 때문에 이러한 손실요인은 본 해석에서 고려되지 못하였다. 또

새만금 개발계획에 따른 새만금 풍력발전단지 후방 고층건물군 조성계획은 장기적으

로 도시화에 따른 풍속약화가 예상되는 부분이지만 구체적으로 고려하지 않았다. 이러한 도시화의 영향 및 기상이변 등에 따른 풍속약화는 현재의 발전량산정이 경우에

따라서 2~4%이상 과다 산정된 결과를 반영하였을 수도 있음을 지적한다.편익의 산정은 각 설비 1기별로 예상되는 발전량과 이에 따른 판매수입을 각각

SMP의 예측결과를 기준으로 배출권의 가격에 대한 세 가지 시나리오의 결과를 각각

포함한다.설비별 편익이 산정되면 이를 새만금사업의 규모에 대해 환산하고 (2.5MW 풍력

발전기 4기와 3MW 풍력발전기 10기), 할인율 5.5%를 적용하여 최종편익을 구한다. 최종편익 역시 배출권 가격 시나리오 3개의 결과를 포함하게 된다.

분석이 가능한 기간은 2030년 제1차 국가에너지기본계획의 기본적인 전망내역이

제시된 기간까지이다. 이후의 기간에 대해서는 직전년도의 편익증가율을 감안, 그대

로 2044년까지 확장하는 방법으로 편익을 계산하였음을 밝힌다.


나. 각 설비형태별 편익산정1) 현대 2.5MW 설비기준

구 분발전량(Q)

(MWh)

발전판매

수입 (PxQ)

(천원)

온실 가스

저감량

(tCO2)

배출권판매액(천원) 총편익(천원)　

s1 s2 s3 s1 s2 s3

2008 　　

2009 　　

2010 　　

2011 　　

2012 　　

2013 　　

2014 　　

2015 4,843.0 522,123.8 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 530,361.7 551,673.9 612,740.7 2016 4,843.0 532,972.2 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 541,210.1 562,522.2 623,589.1 2017 4,843.0 543,820.5 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 552,058.4 573,370.5 634,437.4 2018 4,843.0 554,668.8 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 562,906.7 584,218.8 645,285.7 2019 4,843.0 565,517.1 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 573,755.0 595,067.1 656,134.0 2020 4,843.0 576,365.4 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 584,603.3 605,915.5 666,982.3 2021 4,843.0 584,559.8 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 592,797.7 614,109.8 675,176.7 2022 4,843.0 592,754.1 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 600,992.0 622,304.2 683,371.1 2023 4,843.0 600,948.5 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 609,186.4 630,498.5 691,565.4 2024 4,843.0 609,142.9 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 617,380.8 638,692.9 699,759.8 2025 4,843.0 617,337.2 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 625,575.1 646,887.2 707,954.1 2026 4,843.0 627,110.4 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 635,348.3 656,660.4 717,727.3 2027 4,843.0 636,883.6 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 645,121.5 666,433.6 727,500.5 2028 4,843.0 646,656.7 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 654,894.6 676,206.8 737,273.6 2029 4,843.0 656,429.9 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 664,667.8 685,979.9 747,046.8 2030 4,843.0 666,203.1 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 674,441.0 695,753.1 756,820.0 2031 4,843.0 676,121.8 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 684,359.7 705,671.8 766,738.7 2032 4,843.0 686,188.1 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 694,426.0 715,738.2 776,805.0 2033 4,843.0 696,404.3 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 704,642.2 725,954.4 787,021.3 2034 4,843.0 706,772.7 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 715,010.6 736,322.7 797,389.6 2035 4,843.0 717,295.4 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 725,533.3 746,845.4 807,912.3 2036 4,843.0 727,974.7 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 736,212.6 757,524.8 818,591.6 2037 4,843.0 738,813.1 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 747,051.0 768,363.1 829,430.0 2038 4,843.0 749,812.8 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 758,050.7 779,362.9 840,429.7 2039 4,843.0 760,976.3 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 769,214.2 790,526.3 851,593.2 2040 4,843.0 772,306.0 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 780,543.9 801,856.0 862,922.9 2041 4,843.0 783,804.4 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 792,042.3 813,354.4 874,421.3 2042 4,843.0 795,474.0 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 803,711.9 825,024.0 886,090.9 2043 4,843.0 807,317.3 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 815,555.2 836,867.3 897,934.2 2044 4,843.0 819,336.9 3,009.2 8,237.9 29,550.0 90,616.9 827,574.8 848,887.0 909,953.8

<표 Ⅴ-14> 현대, 2.5MW


2) 두산 3MW 설비기준

구 분발전량(Q)

(MWh)

발전판매

수입 (PxQ)

(천원)

온실가스

저감량

(tCO2)

배출권판매액(천원) 총편익(천원)　

s1 s2 s3 s1 s2 s3

2008 　　

2009 　　

2010 　　

2011 　　

2012 　　

2013 　　

2014 　　

2015 5,153.0 555,544.9 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 564,310.1 586,986.5 651,962.2 2016 5,153.0 567,087.7 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 575,852.9 598,529.2 663,504.9 2017 5,153.0 578,630.4 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 587,395.6 610,071.9 675,047.7 2018 5,153.0 590,173.1 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 598,938.3 621,614.6 686,590.4 2019 5,153.0 601,715.8 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 610,481.0 633,157.3 698,133.1 2020 5,153.0 613,258.5 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 622,023.7 644,700.1 709,675.8 2021 5,153.0 621,977.4 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 630,742.6 653,418.9 718,394.7 2022 5,153.0 630,696.3 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 639,461.5 662,137.8 727,113.6 2023 5,153.0 639,415.2 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 648,180.4 670,856.7 735,832.4 2024 5,153.0 648,134.0 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 656,899.2 679,575.6 744,551.3 2025 5,153.0 656,852.9 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 665,618.1 688,294.4 753,270.2 2026 5,153.0 667,251.7 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 676,016.9 698,693.2 763,669.0 2027 5,153.0 677,650.4 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 686,415.6 709,092.0 774,067.7 2028 5,153.0 688,049.2 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 696,814.4 719,490.7 784,466.5 2029 5,153.0 698,447.9 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 707,213.1 729,889.5 794,865.2 2030 5,153.0 708,846.7 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 717,611.9 740,288.2 805,264.0 2031 5,153.0 719,400.3 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 728,165.5 750,841.8 815,817.5 2032 5,153.0 730,111.0 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 738,876.2 761,552.5 826,528.2 2033 5,153.0 740,981.1 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 749,746.3 772,422.7 837,398.4 2034 5,153.0 752,013.1 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 760,778.3 783,454.7 848,430.4 2035 5,153.0 763,209.4 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 771,974.6 794,650.9 859,626.7 2036 5,153.0 774,572.3 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 783,337.5 806,013.9 870,989.6 2037 5,153.0 786,104.4 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 794,869.7 817,546.0 882,521.7 2038 5,153.0 797,808.3 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 806,573.5 829,249.8 894,225.6 2039 5,153.0 809,686.3 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 818,451.5 841,127.9 906,103.6 2040 5,153.0 821,741.2 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 830,506.5 853,182.8 918,158.5 2041 5,153.0 833,975.6 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 842,740.8 865,417.2 930,392.9 2042 5,153.0 846,392.2 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 855,157.4 877,833.7 942,809.5 2043 5,153.0 858,993.6 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 867,758.8 890,435.1 955,410.9 2044 5,153.0 871,782.6 3,201.8 8,765.2 31,441.5 96,417.3 880,547.8 903,224.1 968,199.9

<표 Ⅴ-15> 두산, 3MW


7. 최종 편익산정 결과

구 분


구 분




s1 s2 s3 s1 s2 s3

2008 2027 9,444.6 9,756.7 10,650.7

2009 2028 9,587.7 9,899.7 10,793.8

2010 2029 9,730.8 10,042.8 10,936.8

2011 2030 9,873.9 10,185.9 11,079.9

2012 2031 10,019.1 10,331.1 11,225.1

2013 2032 10,166.5 10,478.5 11,372.5

2014 2033 10,316.0 10,628.0 11,522.1

2015 7,764.5 8,076.6 8,970.6 2034 10,467.8 10,779.8 11,673.9

2016 7,923.4 8,235.4 9,129.4 2035 10,621.9 10,933.9 11,827.9

2017 8,082.2 8,394.2 9,288.2 2036 10,778.2 11,090.2 11,984.3

2018 8,241.0 8,553.0 9,447.0 2037 10,936.9 11,248.9 12,142.9

2019 8,399.8 8,711.8 9,605.9 2038 11,097.9 11,409.9 12,304.0

2020 8,558.7 8,870.7 9,764.7 2039 11,261.4 11,573.4 12,467.4

2021 8,678.6 8,990.6 9,884.7 2040 11,427.2 11,739.3 12,633.3

2022 8,798.6 9,110.6 10,004.6 2041 11,595.6 11,907.6 12,801.6

2023 8,918.5 9,230.6 10,124.6 2042 11,766.4 12,078.4 12,972.5

2024 9,038.5 9,350.5 10,244.6 2043 11,939.8 12,251.8 13,145.8

2025 9,158.5 9,470.5 10,364.5 2044 12,115.8 12,427.8 13,321.8

2026 9,301.6 9,613.6 10,507.6

<표 Ⅴ-16> 최종 편익산성 결과


제2절 R&D 센터 및 지원 편익 추정

1. 편익 산정 방법풍력기술연구센터는 풍력발전 시범단지의 운영․모니터링 및 풍력발전기 실증․

성능평가 등의 기술지원 및 R&D 지원을 계획하고 있다. 운영주체는 전라북도이며, R&D 지원은 위탁(연구소 및 산학연 컨소시엄)으로 계획되어 있다.

R&D 센터를 통한 시범단지 모니터링과 운영을 위한 기능은 Track Record를 확보

하기 위한 시범단지의 정상적인 운영에 필수적인 역할이므로 이 부분에 대한 사회적

편익은 모두 시범단지의 편익에 포함된 것으로 볼 수 있으므로, R&D 투자에 대한

편익을 본 사업의 편익으로 추정하였다.본 조사에서는 연구개발 활동이 창출하는 부가가치는 R&D 투자에서 창출되는

부가가치로 계상하였다. 즉 R&D 센터 추가 연구비 투자, 사업화 성공률, R&D 투자

대비 매출액 비율, 해당 산업의 부가가치율 곱하여 R&D 센터 연구개발 활동이 창출

하는 부가가치를 산출하였다. 이때 연구개발 투자가 매출로 이어지기까지 3년의 회

임기간이 걸린다고 가정하고, 응용 연구개발의 성격을 지닌 본 사업은 투자로부터 3년째33) 되는 시점부터 편익을 산정하였다.


= 연구개발투자액 × 사업화 성공률 × R&D 투자 대비 매출액

비율 × 산업의 부가가치

33) 한국산업기술평가원, 2008년도 산업기술개발사업 성과활용현황조사 결과보고서 , 2008 및 이우성

외, 성장잠재력 제고를 위한 기술혁신 전략과 과제 , 과학기술정책연구원, 2007, p.8 참조.두 번째에 제시된 보고서에서는 기초 R&D 투자의 경우 실제 상업화와 부가가치 창출에 영향을 미

치는 것은 5년이 걸린다고 가정하였고, 응용 R&D 투자는 3년, 개발 R&D 투자는 2년의 lag 기간을

둔다고 가정하였다.


가. 연구개발투자액주무부처에서 제출한 기본계획서에서는 풍력기술연구센터 구축 및 풍력산업

R&D 기술지원에 대해 360억원의 예산을 요구하였다. 요구예산을 살펴보면, R&D 센터 건립을 위해 150억, R&D 지원에 210억원이 요구되어 있다.

구 분 계 2010 2011 2012 2013 2014

풍력기술

연구센터

계(100%) 150 - - 50 50 50

국 비(70%) 105 - - 35 35 35

지방비(30%) 45 - - 15 15 15

R&D 지원

계(100%) 210 42 42 42 42 42

국 비(70%) 147 30 30 29 29 29

지방비( 5%) 10 2 2 2 2 2

민 자(25%) 53 10 10 11 11 11

합 계 360 42 42 92 92 92

<표 Ⅴ-17> R&D 센터 및 지원의 예산요구 내역서

(단위: 억원)

본 사업의 예산의 투입시기를 살펴보면, R&D 센터가 완성되기 이전, 사업착수 1년차부터 연구비가 지원으로 계획되어 있다. 연구센터가 완공되기 이전에 연구를 수

행하는 것으로 계획된 현재의 사업계획서는 사업현실화에 부합되지 않으므로, 본 조

사에서는 연구센터가 완공된 후 연구비가 투입되며 이로 인한 편익이 발생하는 것으

로 가정하였다.연구비의 경우 2010 ~ 2014년까지 매년 42억원, 총 210억원이 지원하고, 사업기간

이후에는 시범단지를 통한 발전차액과 전북도의 지원 및 추가되는 위탁과제 연구비

로 충당을 통해 자체 운영되는 것으로 계획하고 있다. 국고가 계획된 2010 ~ 2014년의 기간 동안은 국비 70%, 지방비 5%, 민자 53%로 예산 210억원이 요구되었고 구체

적인 연구과제는 아래의 표로 제시되어 있다.R&D 지원을 통한 세부과제 내용을 살펴보면 전라북도가 운영주체가 되어 세부

과제에 대해 위탁을 통한 연구를 수행하는 것으로 계획되어 있다. 과제의 내용과 과

제를 수행을 예정한 곳을 살펴보면, 실제 R&D 센터가 연구의 기능을 수행하기 보다

는 과제를 발굴하고 위탁연구를 위해 연구비를 지원하는 기능에 초점을 맞추고 있음


을 알 수 있다. 또한 위탁연구의 추진을 위해 R&D 센터의 운영을 현재 존재하고 있

는 정부출연연구소에 위탁으로 계획하는 것으로 사업 설명 자료를 제출하였다. 그러

나 실제 R&D 예산으로 국고가 투입되기 위해서는 국가 R&D 로드맵을 바탕으로 연

구개발 세부과제가 기획, 공모, 과제선정, 수행 등의 과정을 거쳐야 하나, 현재 제출

된 사업계획서에 내용은 해당 절차를 거치지 않았으므로 국가 R&D 과제와 중복성

문제가 발생할 수 있으며, 초기 5년간 국고 지원을 통한 연구비 지원은 타 지자체 및

국가 출연연구소간의 형평성 문제를 발생시킬 가능성이 존재하며, 이 문제에 대해서

는 추후 정책적 분석에서 제시될 예정이다.

과제명 연구내용 예산 비고

풍력발전기 핵심요소부품 신뢰성 향상기술 연구(100억원/5년)

블레이드 소재개발, 초대형 블레이드

최적화 설계 및

시험 기술연구

∘블레이드 구성소재 국산화 개발 연구

∘블레이드 구성소재의 특성 평가 및 대단위 시험

평가 연구

∘차세대형 및 황해 적응형, 저풍속형 블레이드의

최적화 설계 및 시험기술 연구(공역학, 구조설계

독자기술개발)

13억/년

65억원

지역대학

및 기업, 연구소

참여

증속기, 발전기 및

Power train 실운전

재현시험 및

성능평가 기술연구

∘Full scale 증속기 및 발전기 실운전 성능시험

연구

∘Power train 조합 실운전 성능시험 및

서브제어시스템 기술 및 설비 개발

7억/년

35억원

지역대학,기업, 연구소

참여

풍력발전시스템 인증 및 성능 측정평가, 미래기술 연구(110억원/5년)

풍력발전시스템

인증 및 성능평가

기술연구

∘풍력발전시스템 국제(IEC)인증 요구 성능시험

연구

∘풍력발전 환경영향 요인(소음, 진동, 낙빙 등) 실운전 시험 연구

12억/년

60억원

지역대학, 연구소

참여

황해 및 연안

적응형

풍력발전시스템

기반연구

∘서해안 연약지반 지지기초 및 건설기술 연구

∘해상 부유식 풍력발전시스템 원천기술 및 모형

시험연구

∘대규모 단지 전력계통연계 기술연구

10억/년

50억원

지역대학,기업, 연구소

참여

총 요구 예산(2010 ~ 2014)42억/년210억원

<표 Ⅴ-18> 2010~2014 R&D 지원 예산요구에 대한 세부 연구과제

자료: 전라북도, 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 예비타당성조사 요구서 , 2009.4 , 새만금 풍력기술연구센터 사업계획(안) , 2009.4


또한 추진지자체에서는 추가 자료를 통해 위탁을 계획하고 있는 특정연구소가 기

존 연간 60억원 이상의 연구 과제를 위탁받아 수행한 것을 근거로 향후 예산확보의

가능성을 제시하였다34). 그러나 위탁연구를 통하여 발생하는 R&D 편익은 이전편익

으로 사회적으로 신규 창출되는 편익으로 볼 수 없기 때문에 본 조사에서는 R&D 센터의 연구인력 1인당 연구비를 본 사업에서 발생하는 연구개발투자액으로 산정하였

으며, ‘제3장 비용 추정’에서 제시된 근거를 따라 추정하였다.R&D 센터의 운영인력 총 15명으로 이 중 순수 연구 인력으로 계획된 ‘성능평가

연구팀’, ‘기업지원연구팀’에서 제시된 6명으로 조사되었다. 앞서 제시된 바와 같이

유사시설의 사례를 통하여 연구인력 1인당 연구비를 산출하였다. 2006년 기준으로

한국기계연구원의 연구인력 1인당 연구비는 206.78백만원, 한국에너지기술연구원

214.74백만원으로 집게 되었으며, 이를 평균하여 2008년도 기준으로 환산하면 203.53백만원으로 산정되었다.

본 사업에서 발생하는 연구개발투자비는 연간 1,383백만원(= 6명×230.53백만원)으로 추정되었다.

구분 시범단지운영팀 성능평가연구팀 기업지원연구팀 마케팅 지원팀

센터장급 1

책임급 1 1 1 1

선임급 1 1 1 1

원급 2 1 1 1

기능직 - - - 1

소계 4 3 3 4

합계 15

<표 Ⅴ-19> R&D 센터 운영인원 계획

(단위: 명)

34) 현재 추진지자체에서는 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터(사업기간 2006~2011)에 위탁하여 운영

하는 것을 계획하고 있으나, 특정 연구소를 지정하여 위탁하는 것은 일정 법적․행정적 절차를 거쳐

야 하며, 이는 확정된 것이 아님.게다가, 기계연구소의 풍력핵심기계연구센터(사업기간 2006~2011)가 운영주체가 될 경우 이로 인해

발생하는 것은 이전편익이므로 사회적으로 신규 창출되는 편익으로 볼 수 없음.


나. 사업화 성공률본 보고서에서 적용한 사업화 성공률은 한국산업기술평가원(2008)에서 제시한 사

업화 성공률이며, 동 보고서는 ‘사업화 성공’을 일반적으로 기술개발의 결과를 활용

하여 매출액 등의 경제적 성과가 발생한 경우를 의미한다.

근거 정의 비고

기술이전촉진법 제2조‘사업화’라 함은 개발된 기술을 이용하여 제품의

개발, 생산 및 판매를 수행하거나 그 과정의

관련기술의 향상에 적용하는 것을 말한다.

미국 ATP(Advanced Technology

Program)

ATP 지원자금으로 개발한 기술을 통해 매출이

발생하였거나 생산비의 절감이 이루어진 경우

매출 발생뿐만 아니라 비용절감도 사업화로 간주

매출발생과

비용절감을

사업화로

간주

미국 SBIR(Small Business

Industrial Research)프로그램

사업화(commercialization)는 시장에 도달(reaching the market)하는 것을 의미하며 최초 매출

발생여부에 의하여 판단 가능

국가연구개발사업

자체평가지침

(표준성과지표)

‘사업화’는 기술개발 결과를 제품화한 경우, ‘상용화’는 기술개발로 인해 매출이 발생한 경우

‘사업화’와

‘상용화’를

구분

<표 Ⅴ-20> 사업화 성공의 정의

자료: 한국산업기술평가원, 2008년도 산업기술개발사업 성과활용현황조사 결과보고서, 2008

한국산업기술평가원(2008)보고서에 따르면 분석대상 건수 2,292건 중 기술료 징

수대상과제 1,885건의 사업화 성공률을 45.1%로 보고하고 있다. 따라서 해당 보고서

의 분석대상이 된 전체과제 2,292건의 사업화 성공률은 45.1%에 1,885(제출과

제)/2,292(전체과제)를 곱한 37.09%로 산정된다.

사업화성공 사업화 준비 중 사업화 포기 및 기타

45.1% 40.2% 14.6%

<표 Ⅴ-21> 사업화 추진 단계별 성과

자료: 한국산업기술평가원, 2008년도 산업기술개발사업 성과활용현황조사 결과보고서 , 2008.


풍력산업은 기계소재산업 등의 일부로 볼 수 있으므로 아래 표에서 제시된 데로

사업화성공률은 약 48%로 적용하는 것이 적절할 수 있을 것이다. 문제는 이러한 사

업화 성공률은 기술료 징수대상과제에 대한 사업화 성공률이므로 전체과제에 대한

사업화 성공률 보정이 어렵다는 데 있다. 또한 정부출연금 투자비만 제시되어 있고

민간부담 투자비가 제시되어 있지 않아 적용이 불가능 하였다.

기술

분류

과제수

(건)

정부

출연금

(억원)

사업화

과제(%)매출액

(억원)

정부출연금

1억원당

매출액(억원)

기계소재 633 2,798 48 22,630 8.1

섬유화학 660 2,119 44 8,937 4.2

전기전자 365 1,791 41 8,629 4.8

정보통신 226 1,474 39 3,517 2.4

<표 Ⅴ-22> 기술분야별 사업화 성공률


따라서 본 조사에서는 한국산업기술평가원보고서(2008)의 분석대상이 된 전체과

제 2,292건의 사업화 성공률은 45.1%에 1,885(제출과제)/2,292(전체과제)를 곱한

37.09%를 사업화성공률로 적용하기로 한다.

다. R&D 투자대비 매출액 비율한국산업기술평가원보고서(2008)에 보고된 R&D 투자(정부출연금)대비 매출액은

다음과 같다.


종료년도 2003 2004 2005 2006 2007 전체

과제수 282 370 424 457 352 1,885

정부출연금 1,145 1,305 1,720 2,184 1,836 8,189

총매출액 11,608 13,461 10,881 5,120 2,643 43,723

1억원당 매출액 10.1 10.3 6.3 2.3 1.4 5.3

연평균 1억원당

매출액2.0 2.6 2.1 1.2 1.4 1.8

연도보정 매출액 11,608 16,965 18,060 13,104 12,852 72,589

<표 Ⅴ-23> 연구개발투자비(정부출연금) 대비 매출액 비율

(단위: 억원)


위와 같이 발생된 전체 매출성과를 기준으로 보면, 연구개발 1억원 투자 대비 매

출액 비율은 5.3배임을 알 수 있다. 그러나 이는 일반적으로 연구개발과제가 5년 정

도는 매출이 발생한다는 사실을 모두 반영하지 못한 내용이라고 볼 수 있다. 예를 들어 2007년 과제의 경우 과제 1억원당 매출액이 1.4억원에 불과한데 이는

과제종료일로부터 1년만이 경과하여 동 과제로부터의 매출액이 충분이 반영되지 못

하였기 때문이다.따라서 2003년 매출액이 과제종료 후 5년간의 매출액을 반영한 것이므로 비교가

능성을 위해 이후 종료과제들도 모두 5년간 매출액이 발생하는 것으로 하여 보정된

매출액은 72,589억으로 기존의 매출액보다 크게 증가함을 알 수 있으며 이는 정부출

연금당 매출액이 약 9배 정도 발생한다는 의미이다.이상에서 산출된 투자비 대비 매출액은 전체투자비 즉 정부부담분과 민간부담분

그리고 사업화를 위한 추가투자비를 포함하여 발생한 매출이다. 따라서 투자비 1억당 정확한 매출액 성과를 산정하기 위해서는 총투자비 중 정부부담비율을 반영하여

야 한다.즉 9억원의 매출 효과에는 정부출연금 1억원 이외에 민간부담분 사업비와 개발기

술 사업화 성공을 위해 추가적으로 투자된 투자비가 포함된 것이다. 또한 추가적으

로 기술개발 이후 기술개발결과를 공정개선 등에 적용하여 발생된 비용절감 효과도

고려하여야 한다.


과제수

정부출연금 민간부담금추가

투자비

비용

절감총투자비

정부출연금/총투자비

(A) (B) (C) (D)(E)

=(A+B+C-D)(A)/(E)

2,179건 8,700 5,762 6,572 3,363 17,671 49.23%

<표 Ⅴ-24> 성공화된 과제의 총투자비(비용절감 반영) 중 정부부담 비율

(단위: 억원)

자료: 한국산업기술평가원, 2008년도 산업기술개발사업 성과활용현황조사 결과보고서, 2008

이러한 세 가지 추가 혹은 절감 비용을 고려하여, 연구개발 총투자비 1억원당 순

매출액을 산정하면 약 4.43억(=9억x49.23%)이 된다.이는 사업화 성공률을 고려했을 때, 연구개발비를 1억원 투입하였을 경우 약 4.43

억원의 매출액 발생 효과가 있음을 의미한다. 따라서 사업화 성공률을 감안하지 않

을 경우 R&D 투자대비 매출액 비율은 11.95배(=4.43/37.09%)가 된다.이때, 매출액 발생의 효과는 1년에 모두 나타나는 것이 아니라 여러 해에 걸쳐 나

타나므로 이를 감안하기 위해 매출 지속년도에 대한 가정이 필요하다. 해당 보고서

에 따르면 2003년도 종료과제 중 매출 성과가 발생된 과제들의 매출 지속기간을 살

펴보면 대부분 3년 이상 매출성과가 지속되고 있음을 알 수 있다. 2005년 이전에 최

초 매출이 발생한 과제 113건 중 매출 지속연수가 3년에서 5년까지 발생하는 과제가

대부분임을 알 수 있다. 그리고 ITEP 보고서에서는 과제종료 후 매출액이 5년간 발

생하는 것으로 제시하고 있으므로 본 조사에서는 연구개발투자의 매출발생기간이 5년간 지속되는 것으로 가정하였다.


구분 1년 2년 3년 4년 5년 6년 합계

2001 1 2 3

2002 1 1 2 9 13

2003 1 4 5 5 27 42

2004 2 1 8 25 36

2005 1 3 15 19

2006 5 5

2007 4 4

합계 9 14 28 31 29 11 122

<표 Ⅴ-25> 03년도 종료과제의 사업화 매출 지속연수


동 보고서에 따르면, 매출발생이 이루어진 과제는 과제 종료년도 후 2년 이하에

이루어진 비율은 98%, 1년 이하의 비율은 90%를 상회하는 등 단기간에 사업화가 이

루어지는 경우가 대부분으로 나타났다.따라서 본 조사에서도 연구비 투입 3년차 시점부터 매출이 발생하는 것으로 가정

하였다.

과제 종료 후 매출 발생까지 기간 비 율

~ 과제 완료년도 60.7%90.5%

98.1%과제 완료년도 + 1 29.8%

과제 완료년도 + 2 7.6%

과제 완료년도 + 3 1.3%

과제 완료년도 + 4 0.4%

합 계 100.0%

<표 Ⅴ-26> 최초 매출 발생 시기 분포



라. 부가가치율부가가치율은 통계청에서 발표한 해당업종의 부가가치 3년 평균치(37.15%)를 적

용하였다.

시도별 산업별2005 2006 2007

부가가치율(부가가치/출하액)

전 국

　　플라스틱제품 제조업 37.06% 36.70% 36.24%　　1차 철강 제조업 32.97% 31.59% 27.88%　　1차 비철금속 제조업 22.20% 19.66% 18.17%　　금속 주조업 34.87% 34.61% 33.79%

　　기타 금속가공제품 제조업 43.57% 43.29% 42.11%　　반도체 제조업 63.24% 65.68% 59.68%

　　전동기, 발전기 및 전기 변환 · 공급 · 제어 장치 제조업

35.71% 34.89% 35.39%

　　절연선 및 케이블 제조업 28.93% 31.47% 23.46%　　기타 전기장비 제조업 40.55% 40.63% 41.82%　　일반 목적용 기계 제조업 37.44% 36.80% 38.11%　　특수 목적용 기계 제조업 38.40% 39.68% 39.24%

<표 Ⅴ-27> 산업분류별 부가가치(5인이상)

자료: 통계청, 국가통계포털

2. 연도별 연구개발비 투입대비 발생 편익앞서 제시된 편익 추정방법을 정리하면 다음과 같다.


= 연구개발투자액 × 사업화 성공률(37.09%) × R&D 투자 대비 매출액

비율(11.95) × 산업의 부가가치(37.15%)

연구비 투입과 부가가치가 발생하기까지 일정의 시차가 발생하므로 편익 종료 마

지막년도에는 기투입된 연구개발비에 대해 할인(예비타당성조사 일반지침의 사회적

할인율 5.5% 적용)하여 편익으로 반영하였으며, 연구개발 활동이 창출하는 편익은

다음 제시된 표와 같다.


년도 연구비 연구개발편익

2015 1,383 -

2016 1,383 -

2017 1,383 456

2018 1,383 911

2019 1,383 1,367

2020 1,383 1,822

2021 1,383 2,278

2022 1,383 2,278

2023 1,383 2,278

2024 1,383 2,278

2025 1,383 2,278

2026 1,383 2,278

2027 1,383 2,278

2028 1,383 2,278

2029 1,383 2,278

2030 1,383 2,278

2031 1,383 2,278

2032 1,383 2,278

2033 1,383 2,278

2034 1,383 2,278

2035 1,383 2,278

2036 1,383 2,278

2037 1,383 2,278

2038 1,383 2,278

2039 1,383 2,278

2040 1,383 2,278

2041 1,383 2,278

2042 1,383 2,278

2043 1,383 2,278

2044 1,383 8,321

<표 Ⅴ-28> 연구개발 활동이 창출하는 편익

(단위: 백만원)


3. 풍력산업 클러스터 조성 편익 추정

가. 개 요산업클러스터 조성과 같은 단지개발사업은 명시적으로 제시되어있는 편익항목이

별도로 존재하지 않으며, 이에 따라 이러한 범주에 해당하는 경제적 편익의 정의자

체도 명확하지 않은 편이다. 개념적으로 산업클러스터 지역의 편익이란 사업추진으

로 인해 발생하는 바람직한 경제적 효과라 할 수 있지만 이와 같은 유무형의 실체가

존재하는지에 대한 논란은 여전히 존재한다. 또한 이와 같은 편익을 무리 없이 계량

화하여 화폐가치(monetary value)로 추정할 수 있는 것인지에 대한 어려움 역시 상존

한다.이러한 한계를 전제하고 산업클러스터 조성사업의 편익을 정의해보면 ‘클러스터

조성으로 인해 추가적으로 창출될 것으로 기대되는 경제활동상의 부가가치’라 할 수

있을 것이다. 경제활동상의 부가가치라 함은 개념상 산업활동의 활성화로 창출되는

경제적인 부가가치의 총합이라 할 수 있다. 이러한 정의는 상당히 광범위할 수 있으

나 보다 구체적으로 살펴보면 연관산업들의 집적으로 인한 수평, 수직적 계열화와

이를 통해 발생하는 각종 경제적 편익의 증가라고 할 수 있다. 부수적으로 외국인직

접투자의 증가, 외화획득, 수출증가 등 수출입활성화와 관련이 있는 편익도 기대할

수 있다.

나. 산업클러스터 조성사업의 편익항목산업클러스터 조성사업의 편익은 그 성격에 따라 직접편익과 간접편익으로 구분

할 수 있을 것이다. 직접편익이란 사업추진으로 인해 직접적으로 발생하는 편익, 즉

영업이익의 증가나 근로자들의 임금상승 등을 의미한다. 반면 간접편익이란 사업추

진 자체에서 발생하는 편익이라기보다는 부수적, 간접적으로 얻어질 수 있는 편익을

의미한다. 간접편익의 대표적인 예로서 유관기업들의 경영활동에서 얻어질 수 있는

기술발전이나 이전편익, 경영기법의 습득편익, 기술 및 연구개발편익 등을 꼽을 수

있을 것이다. 대체적으로 직접편익은 화폐가치로 전환될 수 있는 계량편익(tangible benefit)으로, 간접편익은 화폐가치로 전환하기 어려운 비계량편익(intangible benefit)으로 인식되는 것이 보편적이다. 하지만 이러한 구분은 단지 개념적인 차원에서의 구

분일 뿐이며, 편익의 개별 항목들은 상호 유기적으로 연관되어 있어 현실적으로 이

를 엄밀히 구분할 수는 없다. 예컨대 기술이전에 따른 효과나 선진경영기법의 습득


과 같은 간접편익의 결과는 영업이익의 증가나 고용증가, 매출증가 등과 같은 직접

편익으로 체화되어 나타나게 되는 것이며, 이들을 엄격하게 구분할 수 없다. 따라서

‘직접편익=계량편익’, ‘간접편익=비계량편익’이라는 식의 일반화는 성립하지 않는 것

이다. 결국 경제성을 분석할 때에는 직접편익과 간접편익의 구분 없이 전체 편익 개

념에서 접근해야하며, 이 가운데 객관성을 확보할 수 있는 부분만을 화폐단위로 계

량화하여 적용할 수밖에 없다.

1) 유사선행연구에서의 편익항목산업단지개발사업의 타당성 평가를 위해 수행되었던 예비타당성조사 보고서들에

서는 대체로 산업단지 개발을 통해 발생하는 부가가치액을 편익으로 간주한 바 있다. 산업단지개발과 유사한 성격을 가지고 있는 자유무역지역 사업의 경우, 사업추진으

로 발생하는 편익을 ‘외화가득액’ 또는 ‘부가가치액’을 통해 추정한 바 있다. 전자는

2000년대 초반에 많이 사용되었고 후자는 2005년 이후에 주로 적용된 바 있다. 하지

만 ‘외화가득액’ 역시 구체적인 세부항목은 부가가치 세부구성항목과 유사하므로 양

자간의 실질적인 차이는 없다고 보는 것이 타당할 것이다. 또한 추정된 부가가치를

경제성 분석에 적용하는 과정에서는 기준 단위당 가치를 적용해야 하는데, 선행보고

서들에서는 편익가치를 단위면적(평 또는 ㎡)으로 환산하여 적용한 바 있다.


사업명 성격 편익가치 편익가치의 세부항목

군장(2000) 수출자유지역면적당

외화가득액원부자재, 임금, 임대료

마산(2002) 자유무역지역면적당


대불(2002) 자유무역지역면적당


광양(2005) 자유무역지역면적당

부가가치액

경상이익,임금,순금융비용,임대료,감가상각비

인천(2006) 자유무역지역면적당

부가가치액

경상이익,임금,순금융비용,임대료,감가상각비

율촌(2007) 자유무역지역면적당

부가가치액경상이익,임금,순금융비용,임대료

울산(2007) 자유무역지역면적당


마산(2008) 자유무역지역면적당


김제(2008) 자유무역지역면적당


주: 2005년 이후 사업의 경우 국내외 기업별로 적용된 부가가치 항목이 다름.

<표 Ⅴ-29> 선행 예비타당성조사 사례에서의 편익항목 정리

2) 본 사업에서의 편익항목 본 사업은 풍력산업 클러스터 조성사업으로 기본 개념상 산업단지개발사업과 유

사한 특성을 갖는다. 산업단지개발사업은 일정한 면적을 갖는 토지의 활용가치를 증

대시키는 것을 목적으로 추진된다. 토지의 활용가치를 증대시키는 것은 단위면적당

생산성의 증가로 나타나게 될 것인데, 이는 단위면적당 창출되는 부가가치의 증가라

고 할 수 있다. 이러한 맥락에서 평가할 때, 본 조사에서의 편익은 ‘부가가치액’으로

설정함이 합리적이라 할 것이다. 부가가치액이 생산성 증가의 추정지표로써 최적의

대안인지에 대한 논란은 여전히 존재할 것이지만, 현실적인 대안이 부재한 상황에서

부가가치액은 최소한 차선의 선택이라 할 수 있다. 특히 부가가치액은 경제성 분석

을 위한 기초 데이터가 상대적으로 풍부하게 축적되어 있고, 부가가치액의 추정기법


역시 정형화되어 있기 때문에 자료의 신뢰성이 충분히 확보될 수 있다는 장점도 가

지고 있다. 결국 편익항목으로서 부가가치액을 적용하는 것은 분석을 위한 시간적/공간적 제약을 감안할 때, 선택 가능한 최선의 대안으로 평가되며, 추정결과의 신뢰성

까지 고려한다면 현실적으로 가장 합리적인 추정방법이라 평가된다.물론 본 보고서 상의 부가가치 추정액은 사업추진 이전에 산출되는 부가가치액이

므로 사업추진 이후에야 확인될 수 있는 사후적 부가가치액과 정확히 일치할 수는

없으며, 이에 따라 가장 개연성 있는 상황을 전제한 후 부가가치액을 추정하는 과정

으로 인식됨이 바람직할 것이다.

다. 부가가치의 원단위 추정1) 부가가치 원단위 추정의 필요성

사업의 경제적인 타당성을 평가하기 위해서는 사업추진을 통해 얻을 수 있는 편

익을 화폐가치로 계량화하는 과정이 필요하다. 또한 분석상의 편의를 위해서는 편익

가치를 원단위화 하는 과정 역시 필요하다. 편익가치의 원단위화는 다양한 상황에

대해 분석이 가능하게끔 하여 분석결과의 활용도를 높일 수 있을 뿐 아니라, 분석결

과의 객관성을 제고해준다.본 사업의 원단위가치는 사업의 특성을 고려하여 단위면적당 부가가치창출액(이

하 부가가치)으로 설정하기로 한다. 주지하는 바와 같이 본 사업은 산업클러스터 조

성사업으로 기본적으로 산업단지 개발사업과 유사한 특성을 갖으며, 본질적으로 일

정한 토지면적의 활용가치를 증대시키는 것을 목적으로 추진된다. 이러한 맥락에서, 사업추진으로 인해 개발되는 토지면적당 부가가치액을 편악가치의 원단위로 설정하

는 것은 사업목적에 따른 편익의 개념과 적절히 부합한다고 볼 수 있다.

2) 원단위 가치의 추정과정앞서 설명한 바와 같이 본 조사의 원단위 가치는 단위면적당 부가가치 창출액이

며, 이는 다음과 같은 과정을 통해 도출할 수 있다.

∙ 입주예상산업의 선정

∙ 입주예상산업의 평균 부가가치액 추정

∙ 입주예상산업의 단위면적당 평균부가가치액 추정


가) 입주예상 산업의 선정대부분의 산업단지들과 마찬가지로 본 사업 역시 설립목적과 이에 따른 입주산업

의 특성이 존재한다. 대부분의 산업단지들은 사업계획서에 중점입주 산업을 명시하

고 있으며, 이는 정책적 목적이나 주변지역의 산업동향을 반영하는 것이 일반적이다. 새만금 풍력클러스터 조성사업 역시 중점입주대상 산업군이 존재하며, 이는 사업계

획서 상에 명시되어 있다. 본 사업의 사업계획서 상에 나타난 중점입주대상 산업은

기본적으로 풍력발전업과 그 유관산업으로 명시되어 있다. 구체적으로는 발전(전기

업), 철강산업, 금속산업, 일반 및 특수목적용 기계제조업, 전기장비, 반도체 및 전자

부품 제조업 등으로 구성되어 있다.본 분석에서는 입주산업군을 선정함에 있어서 사업계획서상의 입주산업군과 수

요조사 결과를 준용하였다. 물론 수요조사는 설문의 계획, 작성 단계에서 사업계획서

의 내용을 반영하게 되므로 양자사이의 근본적인 차이는 없다. 다만, 사업계획서 상

의 입주예상산업군과 실제 입주수요조사시에 입주의향을 나타낸 산업이 완전히 동일

하지는 않으며, 이를 적극적으로 반영한다는 차원에서 양자를 모두 준용하였다. 수요

조사에서 입주의향을 밝힌 사업군으로는 플라스틱제조업, 제1차 철강산업, 제1차 비

철금속산업, 금속주조업, 기타금속가공제품제조업, 반도체제조업, 측정시험항해및기

타정밀기기제조업, 전동기발전기및전기변환장치제조업, 절연선및케이블제조업, 기타

전기장비제조업, 일반목적용기계제조업, 특수목적용기계제조업, 전기업(발전) 등이

었다. 이 가운데 입주가 유망한 산업은 본 사업의 기본목적인 풍력발전과 밀접한 관

계를 갖고 있는 전동기발전기및전기변환장치제조업과 일반및특수목적용기계제조업, 그리고 전기업(발전) 등이라 할 수 있다.

입주산업군의 선정을 위한 기초 작업은 다음과 같다. 산업군을 선정하기 위해서는

산업분류 기준을 설정해야하는데, 본 과업에서는 객관성을 확보할 수 있는 통계청의

산업분류기준을 이용하였고, 이때 분석의 구체성 및 분석결과의 신뢰도를 고려하여

중분류(3단계)를 사용하였다. 입주예상산업군의 선정은 사업추진 이전에 이루어지는

작업이기 때문에 불확실성에 항상 노출되어 있다. 분석결과의 구체성을 높이기 위해

서 보다 구체적인 단계(4단계 또는 5단계)로 세분화할 수 있으나, 이 경우 사업추진

이전 단계에서 지나치게 상세한 세부업종을 선정하게되어 분석결과의 위험도를 높일

수 있는 문제가 존재한다. 반면 분류단계를 낮추는 경우에는 입주산업에 대한 예측위

험이 낮아지는 효과는 있으나, 분석결과의 정밀성을 어느 정도 희생해야한다. 결국 분

석결과의 안정성과 결과의 정밀성 사이에는 불가피한 상충관계가 존재하는 것이며, 조사의 성격과 여건에 따라 적절하게 조정할 필요가 있는 것이다.


산업 입주희망 업체 수 입주타당성 근거

플라스틱제품 제조업 2 보통사업계획서

수요조사결과

제 1차 철강산업 1 보통사업계획서

수요조사결과

제 1차 비철금속산업 1 보통사업계획서

수요조사결과

금속 주조업 2 보통사업계획서

수요조사결과

기타금속가공제품 제조업 7 보통사업계획서

수요조사결과

반도체 제조업 2 낮음사업계획서

수요조사결과

전동기, 발전기 및 전기변환장치 5 높음사업계획서

수요조사결과절연선 및 케이블 제조업 0 보통 사업계획서

기타 전기장비 제조업 1 높음사업계획서

수요조사결과

일반목적용 기계 제조업 3 높음사업계획서

수요조사결과

기타 특수목적용 기계 제조업 2 높음사업계획서

수요조사결과

전기업(전력생산) 2 높음사업계획서

수요조사결과

<표 Ⅴ-30> 입주대상 사업군의 선정

주: 전기업의 경우 전력생산 및 판매업을 의미함.

나) 입주산업의 단위면적당 평균부가가치액 추정입주산업의 단위면적당 평균부가가치액은 최근 3년간 해당산업이 창출한 부가가

치액과 산업별 점유부지 면적을 통해 산출하였다. 산업별 부가가치는 통계청의 광업

제조업통계조사보고서 상의 산업분류별 부가가치액(5인이상 사업장)을 통해 산출하

였다. 부가가치액은 경기상황 변동에 따라 해마다 편차가 존재하며, 이러한 문제를

보완하기 위해 최근 3년간의 연평균 부가가치를 계산하였다. 본 조사에서는 분석이

진행되는 시점에서 취득가능한 최근 3년간의 통계인 2005년, 2006년, 2007년의 부가

가치액 통계를 사용하였다. 이때 기간별 물가상승률을 고려하기 위해 2005년과 2006년의 부가가치액에는 한국은행의 생산자물가등락률(2006년 0.9%, 2007년 2.3%)을 복

리로 적용하였다.


(단위: 백만원)

구 분 2005년 2006년 2007년 평균

플라스틱제품 제조업 10,854,779 11,482,696 12,024,333 11,658,503

제 1차 철강산업 20,189,173 19,165,500 19,853,441 20,099,718

제 1차 비철금속산업 3,929,875 4,750,869 5,079,159 4,665,247

금속 주조업 1,344,601 1,374,039 1,637,653 1,477,067

기타금속가공제품 제조업 10,641,486 11,465,882 12,892,193 11,868,669

반도체 제조업 20,621,788 22,525,508 22,254,209 22,194,586


전기변환장치5,311,804 5,553,149 5,936,203 5,699,985

절연선 및 케이블 제조업 1,645,935 2,287,687 2,040,667 2,026,639

기타 전기장비 제조업 448,909 527,595 546,975 516,691

일반목적용 기계 제조업 12,076,756 12,993,019 15,667,209 13,808,260


제조업11,197,200 12,497,291 12,974,996 12,439,184

전기업(전력생산) 2,481,111 2,433,366 2,384,699 2,478,351

주: 1) 2005년~2007년의 부가가치액은 보고서상에 나타난 당해연도 부가가치액. 2) 3년간의 평균은 해당기간동안의 물가상승률(한국은행 생산자물가 상승률: 2005년 기준으로

2006년 0.9%, 2007년 2,3%)을 모두 적용하여 산정하였음. 3) 공공재인 전기업(전력생산)의 부가가치는 통상적인 세무기법에 따라, 업종 대표기업인 한국

전력의 매출에서 비용을 차감한 것을 부가가치로 간주하였음.자료: 통계청, 광업제조업통계조사보고서, 각연도, 통계청, 국가통계정보시스템(KOSIS)

<표 Ⅴ-31> 입주산업별 부가가치 추이

산업별 점유부지 면적은 제조업의 경우 통계청 산업분류별부지면적 및 임차료보

고서를 통해 산출하였다. 제조업의 산업별 부지면적에 대한 조사는 산업총조사가 실

시되는 해에만 수행되며(년도의 끝자리가 3과 8인 해), 이에 따라 본 조사가 진행되

는 시점에서 가장 최근자료로 활용할 수 있는 것은 2003년도 자료이다. 한편, 전기

업(전력생산)의 면적자료는 신뢰할 수 있는 데이터를 확보하기 어려워, 대체지표로서

업종 대표기업인 한국전력의 소유부지면적을 적용하였으며, 업체당 평균면적은 발전

소의 부지면적 가운데 가장 적합한 면적을 전문가의 자문과 연구자의 판단에 따라

적용하였다35).

35) 전기업(전력생산)에서 발전소의 업체당 평균면적은 어떠한 종류의 발전소가 들어갈 지와 발전량에


산업분류

최근3년간

부가가치평균

(단위: 백만원)

사업체수

(단위: 개)부지면적

(단위: ㎡)

업체당

평균면적

(단위: ㎡)

단위면적당

부가가치

(단위:원/㎡)플라스틱제품

제조업10,854,779 7,322 22,634,401 3,091 515,079

제 1차 철강산업 20,189,173 1,372 48,159,329 35,102 417,359 제 1차 비철금속산업 3,929,875 647 7,912,165 12,229 589,630

금속 주조업 1,344,601 614 2,272,916 3,702 649,856 기타금속가공제품

제조업10,641,486 9,931 16,447,756 1,656 721,598

반도체 제조업 20,621,788 350 6,441,948 18,406 3,445,322 전동기, 발전기 및

전기변환장치5,311,804 1,451 3,964,015 2,732 1,437,932


제조업1,645,935 601 3,253,185 5,413 622,971

기타 전기장비

제조업448,909 850 2,063,968 2,428 250,338


제조업12,076,756 5,990 15,955,144 2,664 865,443

기타 특수목적용

기계 제조업11,197,200 6,638 12,789,631 1,927 972,599

전기업(전력생산) 2,481,111 186 18,000,000 300,000 137,686

<표 Ⅴ-32> 부가가치액 기본원단위 추정과정

추정된 산업별 단위면적당 평균부가가치액은 다시 부가가치 세부구성요소의 합

으로 추정될 수 있으며, 본 조사에서 요소별 구성요소 비율은 한국은행의 기업경영

분석상의 최근 3년간(2005, 2006, 2007) 분석결과의 가중평균을 적용하였다. 3년간의

평균을 적용한 이유는 업종별 부가가치 구성요소 비율이 업종에 따라 큰 폭의 등락

을 보이기 때문이다. 실제로 어떤 산업의 특정 부가가치구성 항목의 경우 그 구성비

율이 1년 사이에 50%p. 이상 급변하는 편차를 보이기도 하였다. 이에 본 조사에서는

최근 3년간의 변화추이를 적용하여 급격한 변화로 인한 문제를 제어하고자 하였다.

따라 달라지며, 이에 따라 업체평균의 개념을 적용하는 것은 합리적이지 않음. 또한 현실적으로도 우

리나라 전체 발전소 면적에 대한 자료가 없어 평균면적을 구하는 것은 가능하지 않음. 본 조사에서는

사업지 인근의 군산화력발전소의 총면적 292,000㎡를 기준으로 전력판매 등의 영업면적까지를 추가적

으로 고려한 300,000을 대체추정값으로 적용하였음.


이때 상대적으로 최근의 추세를 보다 강하게 반영하는 것이 합리적이라 판단하여, 근년의 결과에 더욱 큰 가중치(2007년 50%, 20061년: 30%, 2005년: 20%)를 부여하였

다.부가가치 구성요소는 경상이익, 인건비, 순금융비용, 임차료, 조세공과, 감가상각

비로 구분될 수 있다. 업종별 부가가치구성요소 비율은 산업마다 모두 다르며, 구성

요소별 부가가치액 역시 산업별로 상이하다. 이의 추정은 앞서 추정된 산업별 단위

면적당 부가가치액을 부가가치 구성요소별 점유비율을 곱하여 추정할 수 있다. 한편

한국은행의 기업경영분석은 2007년도부터 경상이익과 임차료를 합하여 ‘영업이익’이라는 신규지표로 발표하고 있어 기존자료와 차이를 보이고 있다. 즉 2006년까지는

경상이익과 임차료 항목이 별도로 구분되어 발표되었으나 2007년에는 발표포맷이

변경된 것이다. 이는 최근 3년간 부가가치 구성항목별 비율을 도출하는데 장애로 작

용한다. 본 조사에서는 이러한 문제를 제어하기 위해 2007년도의 영업이익비율 항목

을 경상이익과 임차료 비율로 구분하는 보정작업을 수행하였다. 본 조사에서는

2005년과 2006년의 경상이익과 임차료 자료를 가중평균하여 2007년의 경상이익과

임차료 비율로 적용하였다36). 이상의 과정을 거쳐 도출된 최근 3년간 부가가치 구성

항목별 비율과 산업별, 구성항목별 부가가치액 추정결과는 다음과 같다.

36) 이와 같은 기법의 적정성을 검토하기 위해 실측자료가 있는 2004년과 2005년의 데이터를 통해 2006

년의 결과를 추정해 보았으며, 그 결과 추정결과와 실제치가 근사함을 확인하였음.


(단위: %)

산업별경상

이익인건비

순금융

비용임차료

조세

공과

감가

상각비

플라스틱제품 제조업 54.25 3.69 1.59 12.18 2.10 26.21

제 1차 철강산업 27.26 3.13 0.84 19.30 0.70 48.78

제 1차 비철금속산업 36.42 6.06 0.97 17.26 0.49 38.80

금속 주조업 65.33 6.96 1.76 14.78 2.82 8.35


제조업60.00 5.76 1.58 14.03 1.53 17.10

반도체 제조업 31.70 1.28 0.86 32.19 0.56 33.41


전기변환장치66.29 4.13 2.01 11.60 1.79 14.18


제조업38.81 7.20 1.54 11.73 0.67 40.05

기타 전기장비 제조업 61.26 4.99 2.11 15.91 1.47 14.26

일반목적용 기계 제조업 59.78 4.24 2.00 9.61 1.84 22.53


제조업60.95 4.09 1.91 12.46 1.39 19.19

전기업 20.77 4.59 1.07 36.75 0.51 36.32 자료: 한국은행, 기업경영분석(2005~7)

<표 Ⅴ-33> 입주산업별 부가가치 세부구성항목 비율 (부가가치 구성비 가중평균)


(단위: 원)

구 분

단위면적

당

부가가치

부가가치 세부항목

경상

이익인건비

순금융

비용임차료

조세

공과

감가

상각비

플라스틱

제품

제조업

515,079 279,420 19,027 8,210 62,757 10,817 134,987

제 1차

철강산업417,359 113,789 13,080 3,489 80,534 2,905 203,571

제 1차

비철금속

산업

589,630 214,755 35,720 5,708 101,758 2,901 228,782

금속

주조업649,856 424,551 45,230 11,437 96,062 18,339 54,269

기타금속

가공제품

제조업

721,598 432,988 41,535 11,401 101,255 11,026 123,386

반도체

제조업3,445,322 1,092,098 44,169 29,699 1,109,049 19,294 1,150,979


전기변환

장치

1,437,932 953,263 59,387 28,931 166,771 25,768 203,841

절연선 및

케이블

제조업

622,971 241,800 44,829 9,594 73,050 4,186 249,512

기타

전기장비

제조업

250,338 153,362 12,487 5,282 39,839 3,670 35,698

일반목적

용 기계

제조업

865,443 517,379 36,695 17,326 83,134 15,924 194,984

기타

특수목적

용 기계

제조업

972,599 592,819 39,818 18,577 121,205 13,500 186,681

전기업 137,686 28,597 6,317 1,476 50,605 697 50,001

<표 Ⅴ-34> 세부항목별 부가가치액


다) 편익가치 원단위의 추정이상에서 추정된 부가가치액 전체를 본 사업의 편익가치 원단위로 사용하기에는

여러 가지 불합리한 문제가 있다. 왜냐하면 이상의 추정결과는 해당 산업별 단위면

적당 ‘평균’부가가치액일뿐 경제적 타당성평가에 바로 적용할 수 있는 원단위 편익

가치로 보기에는 무리한 요소가 상존하기 때문이다. 따라서 추정된 부가가치액을 경

제성평가 용도에 적합하도록 전환시키는 보정작업이 필요하다. 이러한 과정은 투자

및 입주기업, 그리고 제조업의 성격을 분석과정에 보다 세밀하게 고려해주는 것이라

할 수 있다. 이를 구체적으로 살펴보면 사업추진의 경제적 효과를 추출하기 위해서

는 신규투자인지 이전투자인지, 국내기업의 경제활동 결과인지 외국기업의 경제활동

결과인지 등을 구분해야하며, 제조업 가운데에서도 일반제조업인지, 단순가공업인지

에 대한 구분도 필요한 것이다.

(1) 신규투자 비율의 고려상기 단위면적당 부가가치액은 신규투자와 이전투자를 고려하지 않은 것이므로

본 사업으로 인해 새로이 창출되는 경제적 효과만을 추정해야한다. 경제성분석시에

는 사업추진으로 인해 발생하는 신규투자효과만을 추출해야하며, 이에 따라 기투자

된 시설이 발생시키는 경제적 효과는 제외해야 한다.기존업체의 단순이전의 경우 우리나라 내에서 이미 창출되고 있었던 동일 또는

유사한 부가가치가의 단순이전에 불과할 것이므로 본 사업추진으로 인해 순수히 증

가하는 경제적 편익으로 볼 수는 없다. 이러한 맥락에서 볼 때, 기존투자시설의 이전

효과는 경제성분석시 배제함이 바람직하다.기업의 신규투자비율은 수요조사를 통해 나타난 신규투자의향 비율을 적용하였

다. 설문조사시 나타난 신규투자의향 비율은 67.9%, 이전투자의향비율은 32.1%로 조

사되었으며, 이와 같은 비율을 입주예상 산업에 고르게 적용하였다.

(2) 외국계 기업의 고려이론적으로 부가가치는 경상이익, 인건비, 순금융비용, 임차료, 조세공과, 감가상

각비 등 각 구성요소의 합으로 산출되지만 국내기업과 외국계기업의 부가가치가 완

전히 동일하다고 보기는 어렵다. 부가가치의 개념은 ‘경제활동의 결과로 창출되어 국

내경제에 기여하는 새로운 가치’이라 할 수 있으므로, 국내에 잔존하는 가치만을 부


가가치로 보는 것이 타당한 것이다. 그런데 현실적으로 외국기업의 경상이익과 순금

융비용은 국내에 잔존하는 부가가치로 보기에는 어려운 측면이 있으며 이에 따라 외

국기업의 부가가치액은 국내기업의 부가가치액과 동일하지 않을 것이다. 이러한 현

실적인 요소를 고려하기 위하여, 본 조사에서는 외국기업의 부가가치 항목가운데 경

상이익과 순금융비용을 차감하였다. 이는 단지개발형사업의 선행연구사례에서도 적

용된 기법으로서, 외국기업이 경제활동의 결과 얻게 되는 이익을 자국으로 가져갈

것이라는 점과 자본 조달을 자국에서 하는 경우 이에 따른 금융비용은 외국에 귀속

될 것이라는 점을 고려한 것이다. 한편 조세공과는 이전지출에 해당하는 요소이므로 부가가치산정에서 제외하는

것이 타당하다. 이는 국내기업과 외국기업에 공히 적용되는 부분이다. 또한 본 조사

에서는 감가상각을 국내기업과 외국기업의 편익항목에서 제외하였다. 이는 경제성

분석 시 설비투자비가 비용 산정에 적절히 고려되지 않음을 반영한 것이다. 현재의

경제성분석법에서는 비용부분에서 토지와 상부시설의 건축비용을 사업추진비용으로

고려하고 있다. 하지만 현실적으로 토지와 상부시설(건축물)만 건설된다고 하여, 부가가치가 발생하는 것은 아니며, 생산활동상의 부가가치가 창출되기 위해서는 공장

기계 등의 설비투자가 병행되어야 하는 것이다. 하지만 앞서 설명한 바와 같이 이와

같은 설비투자비용은 일반적으로 비용 추계시에 반영되지 않으므로, 이에 대한 적절

한 고려가 없는 경우 사업의 경제성을 과다추정할 가능성이 높아진다. 본 조사에서

는 이러한 문제를 인식, 편익항목의 감가상각을 설비투자비용의 대체지표로 간주하

여, 이를 차감하는 방식으로 분석의 합리성을 제고하였다. 이상과 같이 편익가치의 원단위를 산정하는데 있어서 국내외 기업에 대한 부가가

치요소 조정내용을 정리하면 국내기업의 부가가치는 전체 부가가치 구성요소에서 조

세공과와 감가상각을 차감하고, 외국기업의 부가가치는 추가적으로 경상이익과 순금

융비용을 차감하였다. 결국 국내기업과 외국기업의 부가가치 구성항목은 다음과 같

이 정리할 수 있다.

∙ 국내기업의 부가가치 = 경상이익+인건비+순금융비용+임차료

∙ 외국기업의 부가가치 = 인건비+임차료

(3) 단순가공업의 부가가치 고려상기 산출된 단위면적당 부가가치는 산업별 부가가치의 평균이지만, 단순가공 및

조립의 경우에까지 산업별 순수제조업 부가가치를 적용하는 것은 불합리하다. 실제


로 반제품의 단순가공이나 최종조립의 경우에 창출되는 부가가치액은 가공단계가 더

욱 긴 순수제조업의 부가가치보다 현저히 작을 것으로 보는 것이 더욱 타당하다. 만약 이를 적절히 고려해주지 않는 경우, 편익가치를 과도하게 계상할 수 있기 때문이

다. 하지만 본 조사에서는 단순가공업의 부가가치를 고려하지 않았다. 왜냐하면 본

사업의 경우 풍력발전 산업이 갖는 기본적인 정신, 즉 환경친화적인 고부가가치 산

업이라는 측면에서 단순가공업과는 거리가 멀다고 보았기 때문이다. 따라서 본 조사

에서는 단순가공업에 종사하는 기업은 입주하지 않는다고 간주하여 부가가치의 차감

을 적용하지 않았다.

(4) 부가가치 원단위의 최종 추정결과이상의 고려사항을 반영하는 경우 원단위가치(단위면적당 부가가치액)는 크게 총

4가지 범주로 구분되어 추정될 수 있다. 즉 국내 제조업기업의 부가가치, 외국계 제

조기업의 부가가치, 국내 물류기업의 부가가치, 그리고 외국계 물류기업의 부가가치

로 구분되어 진다. 본 조사에서는 분석의 정밀성을 제고하기 위하여 평균부가가치액

보다는 개별 산업들의 부가가치를 별도로 추정하였으며, 구체적인 추정결과는 다음

과 같다.

(단위: 원/㎡)

구 분국내기업


외국기업


플라스틱제품 제조업 215,565 197,071제 1차 철강산업 90,485 79,235

제 1차 비철금속산업 175,918 147,788금속 주조업 339,199 300,722

기타금속가공제품 제조업 337,429 301,485반도체 제조업 804,791 754,635

전동기, 발전기 및 전기변환장치 724,730 664,762절연선 및 케이블 제조업 203,978 167,025기타 전기장비 제조업 118,690 106,625일반목적용 기계 제조업 398,793 362,113

기타 특수목적용 기계 제조업 451,340 411,690전기업 25,182 19,891

<표 Ⅴ-35> 부가가치 원단위 최종 추정결과


라. 사업의 편익추정주지하는 바와 같이 본 사업추진으로 인한 편익은 풍력산업 클러스터 내에서 생

산활동을 수행함에 따라 창출되는 부가가치 총액이다. 따라서 편익가치의 총합은 세

분화된 단위면적당 부가가치액에 생산활동면적(조업면적)을 곱하여 산출할 수 있다. 그러므로 편익가치를 산출하기 위해서는 생산활동면적에 대한 추정이 선행되어야 한

다.

1) 생산활동면적의 추정생산활동면적은 기업이 실질적으로 생산활동을 수행하는 면적이므로, 기업의 입

주수요에 따라 계산됨이 바람직하다. 그러나 본 사업과 같이 입주수요면적에 대한

객관적 정보가 사전적으로 확보되지 않을 경우에는 신뢰성을 확보할 수 있는 차선의

대체지표를 통해 추정해야 한다. 본 분석에서는 표준업체 당 생산활동면적을 계산하

고 여기에 본과업의 수요조사결과를 토대로 도출된 입주가능업체수를 계산하여 생산

활동면적을 추정하였다.

1) 입주산업별 업체당 생산활동 표준면적(표준업체 면적)입주산업 1업체당 평균점유(생산활동)면적은 통계청의 ‘산업분류별 부지면적 및

임차료(5인이상 사업장) 보고서’ 상에 나타난 산업별 업체수와 점유면적 자료를 통해

산출하였다. 평균점유면적은 입주대상 산업의 총점유면적을 동 산업의 기업체수로

나누어 계산하였다. 총점유면적은 기업의 자기보유면적과 임대면적을 합하여 산출

하였다. 앞서 언급한 바와 같이 전기업(전력생산)의 경우에는 면적에 대한 객관성 있

는 자료를 확보하기 어려워 업종 대표기업인 한국전력의 소유부지면적과 인근 발전

소의 면적 등을 토대로 접근하였다. 다음은 입주대상업종의 업체당 평균부지면적에

대한 추정결과이다.


(단위: 업체수, ㎡)

구 분 사업체수부지면적

자기소유

부지면적

임차사용

업체당

평균면적

플라스틱제품 제조업 7,322 18,854,027 3,780,374 3,091

제 1차 철강산업 1,372 46,653,271 1,506,058 35,102

제 1차 비철금속산업 647 7,527,662 384,503 12,229

금속 주조업 614 1,976,946 295,970 3,702

기타금속가공제품 제조업 9,931 12,649,273 3,798,483 1,656

반도체 제조업 350 6,079,866 362,082 18,406

전동기, 발전기 및 전기변환장치 1,451 3,198,614 765,401 2,732

절연선 및 케이블 제조업 601 2,922,984 330,201 5,413

기타 전기장비 제조업 850 1,760,076 303,892 2,428

일반목적용 기계 제조업 5,990 13,248,551 2,706,593 2,664

기타 특수목적용 기계 제조업 6,638 10,216,035 2,573,596 1,927

전기업(전력생산) 186 18,000,000 300,000

주: 전기업의 사업체수는 한국전력의 지점 및 사업소 개수이며, 부지면적은 한국전력 공사가 소유하고

있는 부지 면적임.

<표 Ⅴ-36> 입주산업별 업체당 평균점유면적

나) 업종별 점유비율의 추정 및 입주면적 배분이상에서 추정된 단위면적당 부가가치 원단위는 입주업종별로 상이하기 때문에

총편익을 산정할 때, 세분화된 부가가치액을 충분히 반영하기 위해서는 풍력산업클

러스터에 입주하는 산업별로 입주면적을 안분해주어야 한다. 본 조사에서는 입주면적의 배분을 수요조사에서 나타난 업종별 기업수와 해당산

업별 표준업체의 면적을 고려하여 필요 입주면적 및 배분비율을 산출하였다. 업종별

배분면적은 본 사업을 통해 공급되는 생산가능면적 (1,205,571㎡)에 업종별 필요면적

의 비율을 곱하여 계산하였다. 이때 적용되는 생산가능면적은 사업추진으로 인해 확

보되는 토지면적(1,202,000㎡)의 개념이 아니라, 상부시설 건축물의 공급으로 제공되

는 실제생산가능 연면적을 의미한다.


다) 입주가능 기업수의 추정(최대 입주가능 업체 수의 추정)업종별, 형태별(국내, 외국)로 추정된 상이한 원단위가치를 보다 정교하게 반영하

기 위해서는 입주가능기업수가 추정되어야 한다. 이때 입주가능기업 수는 상기과정

에서 산출된 업종별 배분면적을 업종별 표준업체의 면적으로 나누어 산출할 수 있다. 산출된 입주가능 기업수는 다시 국내기업과 외국기업으로 안분되어야 하는데, 본 조

사에서는 수요조사에서 나타난 비율인 87.5:12.5(국내:외국)을 적용하였다. 한편 산업별로 할당된 면적에 해당산업의 표준업체를 배정하고 난 후의 잔존면적

에는 표준면적이 작은 다른 산업의 입주가 가능한 것으로 가정하여, 최대한 많은 기

업이 입주할 수 있도록 하였다. 이는 가급적 넓은 면적에서 부가가치가 발생할 수

있도록 한 것이다. 입주가능 기업수를 추정하는데 있어 기타 판단이 필요한 경우는

연구자가 합리적으로 판단, 적용하도록 하였다. 예컨대 수요조사 결과와 실제 분석

시 입주기업수를 안분한 기업수의 차이가 큰 경우는 보다 현실적인 결과가 나올 수

있도록 보정하였다. 실제로 표준면적이 넓은 발전소의 경우, 수요조사상의 결과로는

해당 지역에 입주가능 기업(발전소) 수가 3개에 육박하는 것으로 산출되나, 이는 현

실적으로 비합리적인 경우로 평가되어 1개만이 건설되는 것으로 가정하였다. 이때

확보되는 면적에 대해서는 상대적 부가가치가 높은 타 산업 기업들이 입주하는 것으

로 가정하였다. 또한 기타 입주가능 기업수가 1개뿐인 산업의 경우는 상대적 배분비

율이 높은 국내기업이 우선 입주하는 것을 원칙으로 하였다. 한편, 절연선 및 케이

블제조업의 경우에는 수요조사상 입주희망 기업이 한곳도 없는 것으로 나타났으나

광의의 의미에서 ‘발전’ 산업과 밀접한 관계를 갖는 것으로 평가되어, 해당산업의 표

준기업이 입주하는 것으로 가정하였다. 이상의 배분원칙에 따라 입주기업수를 추정하면 대부분의 면적을 철강 및 금속가

공업, 반도체 및 전기장비업, 그리고 발전업이 점유하는 것으로 나타났다. 구체적으

로 철강 및 금속가공업이 47.8%, 전기업(전력생산)이 24.9%, 반도체 및 전기장비업이

19%를 점유할 것으로 나타나 전체면적의 90% 이상을 차지할 것으로 나타났다. 이는

대부분 풍력 및 발전산업과 그 유관산업으로 평가되므로 적절한 입주분배인 것으로

평가된다. 기타의 경우에는 플라스틱제조업과 기계제조(일반목적 및 특수목적)업 등

을 포함한 것으로 전체면적의 8.2%가량을 차지하는 것으로 나타났다.


(단위: 업체수, ㎡)

산업 배분

면적

업체당

평균면적

입주가능

기업수

배분

기업수국내 외국

플라스틱제품

제조업17,046 3,091 5.5 13 11 2

제 1차 철강산업 96,780 35,102 2.8 10 9 1

제 1차

비철금속산업33,717 12,229 2.8 10 9 1

금속 주조업 20,413 3,702 5.5 13 11 2

기타금속가공제

품 제조업31,965 1,656 19.3 33 29 4

반도체 제조업 101,494 18,406 5.5 6 5 1

전동기, 발전기

및 전기변환장치37,661 2,732 13.8 22 19 3


제조업0 5,413 0.0 4 4 0

기타 전기장비

제조업6,695 2,428 2.8 15 13 2


제조업22,032 2,664 8.3 15 13 2

기타 특수목적용

기계 제조업10,625 1,927 5.5 10 9 1

전기업(전력생산) 827,143 300,000 2.8 1 1 0

합계 1,205,571 389,349 74 152 133 19

주: 1) 배분면적과 업체당 평균면적은 반올림한 수치임.2) 배분면적은 수요조사에서 나타난 산업별 입주의향을 반영한 배분면적임.

<표 Ⅴ-37> 입주가능기업수 추정결과


구 분반도체및

전기장비

전기업

(전력생산)철강 및

금속가공기계 및 기타

점유비 19% 24.9% 47.8% 8.2%

<표 Ⅴ-38> 상위분류상의 입주대상기업 분포비율

(단위: %)

라) 생산활동면적의 추정생산활동 면적은 이상에서 추정한 산업별, 국내외별 입주기업수와 업종별, 업체별

표준면적에 따라 추정할 수 있다. 각 업종별로 배분한 생산활동면적의 비중은 수요

조사에서 나타난 면적비중에 가급적 근사하도록 할당하였다.

산업 국내기업

입주면적

외국기업

입주면적 생산활동면적 비중

플라스틱제품 제조업 34,004 6,183 40,187 3%

제 1차 철강산업 315,914 35,102 351,016 29%

제 1차 비철금속산업 110,061 12,229 122,290 10%

금속 주조업 40,720 7,404 48,124 4%


제조업48,030 6,625 54,655 5%

반도체 제조업 92,028 18,406 110,433 9%


전기변환장치51,906 8,196 60,102 5%


제조업21,652 0 21,652 2%

기타 전기장비 제조업 31,567 4,856 36,423 3%


제조업34,627 5,327 39,954 3%


제조업17,341 1,927 19,267 2%

전기업(전력생산) 300,000 0 300,000 25%

합 1,097,849 106,253 1,204,103 100%

주: 총입주가능공급면적과 생산활동면적의 차이인 잔존면적(0.12%)은 표준업체의 입주가 불가능한

것으로 간주하였음.

<표 Ⅴ-39> 생산활동면적의 추정


2) 총편익의 산정본 과업와 같은 단지개발사업의 경우 편익가치는 단지내에서의 경제활동이 창출

하는 부가가치라 할 수 있다. 따라서 사업의 편익은 단위면적당 발생하는 편익가치

의 원단위에 생산활동면적을 곱하여 추정할 수 있다. 하지만 생산활동면적은 고정

되어있는 것이 아니고, 분석기간 동안 입주율 및 가동율의 변화에 따라 변화하게 된

다. 따라서 연차별로 변화하는 생산활동면적에 대한 추정이 필요한 것이다. 대체로

연차별 생산활동면적은 입주율로 대표되는 경우가 많지만, 현실에서는 입주속도와

입주율, 그리고 가동율 등에 영향을 받게된다. 본 조사에서는 생산활동면적을 추정

함에 있어서 입주율과 가동율을 동시에 적용하는 유효가동율 개념을 적용하기로 한

다.유효가동율을 추정하는 것은 쉽지 않다. 앞서 말한 바와 같이 입주속도와 입주율,

그리고 가동율을 사전적으로 예측하기 쉽지 않기 때문이다. 본 조사에서는 유효가

동율 추정상의 위험을 고려하여 현실적으로 개연성있는 몇 가지 시나리오를 설정하

여 접근하기로 한다.

가) 시나리오 선정을 위한 전제(1) 가동율의 고려(유효가동율의 추정)전술한 바와 같이 부가가치의 발생은 입주율에 크게 영향을 받지만 입주율만이

부가가치액을 결정하는 것은 아니다. 현실적으로 기업의 입주 자체만으로 부가가치

가 창출되지는 않으며, 업체의 가동율에 따라 창출되는 부가가치액수의 크기가 다르

게 나타날 수 있다. 가동율은 입주한 기업 가운데, 실제로 생산활동을 하는 업체의

비율을 의미한다. 실제로 이미 설치, 운영중인 유사선행 사업들의 경우를 살펴보면, 입주율과 가동율은 동일하지 않으며, 사업의 특성에 따라 큰 편차를 보임을 알 수 있

다.


년도별 총입주업체 가동업체 총공장면적(㎡) 임대면적(㎡) 입주율1970 4 0 649,540 28,016 4.3%1971 22 6 649,540 43,210 6.7%1972 70 26 649,540 253,403 39.0%1973 115 71 649,540 344,458 53.0%1974 110 98 649,540 571,675 88.0%1975 105 94 649,540 571,675 88.0%1976 99 94 636,763 612,098 96.1%1977 99 97 644,151 622,859 96.7%1978 97 95 632,915 626,624 99.0%1979 94 86 587,371 576,498 98.1%1980 88 85 602,512 594,855 98.7%1981 89 83 587,371 576,498 98.1%1982 83 80 587,371 576,498 98.1%1983 83 80 587,370 585,863 99.7%1984 79 77 587,370 585,863 99.7%1985 79 77 587,370 587,370 100%1986 76 75 598,414 598,414 100%1987 75 74 598,414 598,414 100%1988 75 73 598,414 598,414 100%1989 70 69 598,414 598,414 100%1990 72 70 598,414 598,414 100%1991 71 69 598,414 598,414 100%1992 68 67 598,414 598,414 100%1993 71 67 598,414 598,414 100%1994 76 72 598,414 598,414 100%1995 73 72 598,414 598,414 100%1996 74 72 598,414 598,414 100%1997 75 69 602,171 602,171 100%1998 78 71 602,171 602,171 100%1999 77 71 602,171 602,171 100%2000 78 74 602,171 602,171 100%2001 77 73 602,171 602,171 100%2002 79 75 602,171 602,171 100%2003 78 75 602,171 602,171 100%2004 76 74 602,171 602,171 100%2005 74 71 711,230 622,337 87.5%2006 79 74 711,230 622,337 87.5%2007 88 83 703,531 696,503 99.0%2005 74 71 711,230 622,337 87.5%2006 79 74 711,230 622,337 87.5%2007 88 83 703,531 696,503 99.0%

<표 Ⅴ-40> 생연도별 입주업체, 가동업체 현황 (마산자유무역지역)


(단위 :개사, ㎡)

년도별 총입주업체 가동업체 총공장면적 임대면적 입주율

2005 2 0 1,147,428 16,743 1.5%

2006 9 2 1,147,428 55,965 4.9%

2007 27 4 1,053,841 276,447 26.2%자료: 마산자유무역지역확대사업의 예비타당성조사보고서(2008)원자료: 지식경제부 마산자유무역지역 관리원

<표 Ⅴ-41> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (군산자유무역지역)

(단위 :개사, ㎡)


2005 10 4 910,580 605,790 66.52%

2006 22 9 910,580 799,802 87.83%

2007 29 15 928,076 914,621 98.55%

2008.2월말 30 15 928,076 928,076 100%자료: 마산자유무역지역확대사업의 예비타당성조사보고서(2008)원자료: 지식경제부 마산자유무역지역 관리원

<표 Ⅴ-42> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (대불자유무역지역)



1975 6 1

1980 12 11

1981 17 14

1982 16 15

1983 18 17

1984 19 19

1985 19 18

1986 20 18

1987 26 20

1988 25 21

1989 26 23

1990 25 24

1991 26 22

1992 26 21

1993 27 21

1994 24 24

1995 24 23

1996 22 20

1997 24 21

1998 26 24

1999 27 22

2000 32 24

2001 32 28

2002 32 28

2003 31 31 299,000 295,000 99%

2004 31 29 299,000 295,000 99%

2005 32 29 299,000 295,000 99%

2006 32 30 299,000 295,000 99%

2007 32 30 299,000 295,000 99%자료: 마산자유무역지역확대사업의 예비타당성조사보고서(2008)원자료: 지식경제부 마산자유무역지역 관리원

<표 Ⅴ-43> 연도별 입주업체, 가동업체 현황 (익산자유무역지역)


따라서 편익가치를 산정할 때에서는 입주율과 가동율을 함께 고려한 보다 객관적

인 지표가 필요하였다. 본 과업에서는 입주율과 가동율을 모두 고려하여 유효가동율

을 추정하였으며, 이를 입주율 시나리오의 기초데이터로 활용하였다.본 사업은 아직 우리나라에서 수행된 바 없는 경우로서 적절한 유효가동율 자료

를 확보하기 어렵다. 따라서 비교적 최근에 수행된 바 있는 유사 단지개발사업의 유

효가동율 추이를 대체지표(proxy)로 활용하도록 한다. 유효가동율 자료는 최근에 수

행된 바 있는 몇몇 자유무역지역 개발사업의 유효가동율 자료를 적용하였다. 전술한

바와 같이 유효가동율은 총공급면적과 입주면적의 비율인 입주율과 총입주업체수와

가동업체수의 비율인 가동율을 곱하여 산정하였는데 비교적 자료가 충실한 국가산업

단지와 자유무역지역의 자료를 활용하였다. 자유무역지역의 자료를 활용한 까닭은

본 사업이 가지고 있는 고부가가치 지향성을 반영하기 위함이다. 실제로 자유무역지

역은 산업단지에 비해 다양한 정책적 입주유인(incentive)이 부여되기 때문에, 일반적

으로 산업단지보다 유효가동율이 높은 것으로 평가된다. 한편, 본 과업에서는 사업지

의 지역적 특색을 적절히 반영하기 위한 자료도 활용하였다. 이를 위해 사업지 인근

과 호남지역의 국가산업단지 및 자유무역지역의 자료를 적용하였다.


년도별 총입주업체 가동업체 총공장면적 임대면적 입주율 유효가동율1970 4 0 649,540 28,016 4.3 0.0%1971 22 6 649,540 43,210 6.7 1.8%1972 70 26 649,540 253,403 39 14.5%1973 115 71 649,540 344,458 53 32.7%1974 110 98 649,540 571,675 88 78.4%1975 105 94 649,540 571,675 88 78.8%1976 99 94 636,763 612,098 96.1 91.2%1977 99 97 644,151 622,859 96.7 94.7%1978 97 95 632,915 626,624 99 97.0%1979 94 86 587,371 576,498 98.1 89.8%1980 88 85 602,512 594,855 98.7 95.3%1981 89 83 587,371 576,498 98.1 91.5%1982 83 80 587,371 576,498 98.1 94.6%1983 83 80 587,370 585,863 99.7 96.1%1984 79 77 587,370 585,863 99.7 97.2%1985 79 77 587,370 587,370 100 97.5%1986 76 75 598,414 598,414 100 98.7%1987 75 74 598,414 598,414 100 98.7%1988 75 73 598,414 598,414 100 97.3%1989 70 69 598,414 598,414 100 98.6%1990 72 70 598,414 598,414 100 97.2%1991 71 69 598,414 598,414 100 97.2%1992 68 67 598,414 598,414 100 98.5%1993 71 67 598,414 598,414 100 94.4%1994 76 72 598,414 598,414 100 94.7%1995 73 72 598,414 598,414 100 98.6%1996 74 72 598,414 598,414 100 97.3%1997 75 69 602,171 602,171 100 92.0%1998 78 71 602,171 602,171 100 91.0%1999 77 71 602,171 602,171 100 92.2%2000 78 74 602,171 602,171 100 94.9%2001 77 73 602,171 602,171 100 94.8%2002 79 75 602,171 602,171 100 94.9%2003 78 75 602,171 602,171 100 96.2%2004 76 74 602,171 602,171 100 97.4%2005 74 71 711,230 622,337 87.5 84.0%2006 79 74 711,230 622,337 87.5 82.0%2007 88 83 703,531 696,503 99 93.4%2005 74 71 711,230 622,337 87.5 84.0%2006 79 74 711,230 622,337 87.5 82.0%2007 88 83 703,531 696,503 99 93.4%

주: 유효가동율의 계산은 (가동업체/총입주업체)*입주율의 산식을 이용하였음.

<표 Ⅴ-44> 마산자유무역지역의 유효가동율의 계산


년도별 총입주업체 가동업체 총공장면적 임대면적 유효가동율

1975 6 1 　　 0.5%1976 　　　　 6.7%1977 　　　　 12.9%1978 　　　　 19.1%1979 　　　　 25.3%1980 12 11 　　 31.5%1981 17 14 　　 36.0%1982 16 15 　　 46.9%1983 18 17 　　 50.2%1984 19 19 　　 59.4%1985 19 18 　　 53.3%1986 20 18 　　 56.3%1987 26 20 　　 48.1%1988 25 21 　　 55.1%1989 26 23 　　 63.6%1990 25 24 　　 72.0%1991 26 22 　　 58.2%1992 26 21 　　 53.0%1993 27 21 　　 51.0%1994 24 24 　　 75.0%1995 24 23 　　 68.9%1996 22 20 　　 56.8%1997 24 21 　　 57.4%1998 26 24 　　 69.2%1999 27 22 　　 56.0%2000 32 24 　　 56.3%2001 32 28 　　 76.6%2002 32 28 　　 76.6%2003 31 31 299,000 295,000 96.9%2004 31 29 299,000 295,000 90.6%2005 32 29 299,000 295,000 82.1%2006 32 30 299,000 295,000 87.9%2007 32 30 299,000 295,000 87.9%

주: 유효가동율의 계산은 [(당해년도 가동업체)/(2007년 기준 총입주업체)] * [(당해년도 가동업체)/(당해년도 총입주업체)]의 산식을 이용하였음.

<표 Ⅴ-45> 익산자유무역지역의 유효가동율의 계산


(2) 연차별 입주속도 및 입주율 변화에 대한 가정총편익은 분석 전기간에 걸친 편익을 모두 합한 것으로 분석년도별 입주상황에

따라 편익산정결과가 달라질 수 있다. 본 사업의 부가가치는 새만금 풍력산업 클러

스터 조성사업이 완공된 후 업체의 설비투자가 완료되면서 발생하는 것으로 가정하

였다. 현실적으로 기업의 입주는 어느 한순간 완료되는 것이 아니라 서서히 진행되

는 것이 일반적이며, 이에 따라 입주율 역시 연차별로 점차 진행되는 것으로 가정하

는 것이 합리적이다. 실제로 기업이 부가가치를 창출하기 위해서는 시설투자가 선행

되어야 하는 것이며, 이는 경우에 따라 상당히 긴 시간이 소요될 수 있어 정상조업을

통한 부가가치 창출 역시 서서히 진행되는 것으로 보는 것이 보다 현실적이다. 이를

반영하기 위해 본 과업에서는 공사완료 후 입주가 개시되어 설비투자가 어느 정도

완성되는 1년 후부터 편익이 발생하는 것으로 보았다.

나) 입주율 시나리오의 설정전술한 바와 같이 본 조사의 입주시나리오 작성시 적용한 입주패턴은 사업적 특

성, 지역적 특성, 시간적/공간적 특성을 반영하도록 설계하였다. 본 사업의 특성과

지역적 특성을 반영하기 위해서는 자유무역지역(익산)과 산업단지(율촌)의 유효가동

율 추이를 적용하는 시나리오를 구성하였다. 아울러 본 사업의 시간적/공간적 특성

을 보다 적절히 반영하는 대안 구성을 위하여, 사업지 인근의 군장산업단지와 전주

과학산업단지의 입주율 추이를 적용한 시나리오도 구성하였다. 이상의 시나리오상

의 자료를 토대로, 본 분석에서 실제 적용한 유효가동율 추이는 회귀분석 기법을 활

용한 추세선 도출법을 사용하였다. 유효가동율과 관련된 분석시나리오별 특성은 다

음과 같다.

◦ 시나리오A: 본 사업의 사업적 특성과 지역적 특성을 복합적으로 고려하기 위

해 호남지역에 설치/운영되었던 익산자유무역지역과 율촌산업단지

의 유효가동율을 적용한 대안 (익산+율촌)

◦ 시나리오B: 본 사업의 시간적/공간적 특성과 산업단지의 특성을 반영하기 위

해 군장산업단지와 전주과학산업단지의 유효가동율을 적용하는

대안 (군장+전주)



입주율





<표 Ⅴ-46> 시나리오별 특징 요약

전술한 바와 같이 시나리오별 입주율을 도출하기 위하여 유효가동율 추이를 기본

으로한 회귀분석을 시도하였다. 이 과정에서 데이터 값이 없거나 데이터 값이 적정

한 범위를 넘어 도출된 추세선이 비현실적인 값을 나타내는 경우에는 모형의 설명력

을 제고하기 위해 유효가동율 자료의 보간 및 보정을 시도하였으며, 이때 예비타당

성조사의 기본정신을 고려하여 다소 보수적인 입장을 견지하였다. 시나리오별 회귀

분석식은 모형의 fitting을 반영하여 다항식을 적용하였으며, 시나리오별로 도출된 회

귀분석식은 다음과 같다.

◦ 시나리오A: y x x

◦ 시나리오B: y E x x


연 도 시나리오A 시나리오B2010 0.0% 0.0%

2011 0.0% 0.0%

2012 0.0% 0.0%

2013 0.0% 0.0%

2014 0.0% 0.0%

2015 0.0% 0.0%

2016 1.6% 2.7%

2017 3.3% 5.3%

2018 4.9% 8.0%

2019 6.5% 10.6%

2020 8.1% 13.3%

2021 9.8% 15.9%

2022 11.4% 18.6%

2023 13.0% 21.2%

2024 14.7% 23.9%

2025 16.3% 26.5%

2026 17.9% 29.2%

2027 19.5% 31.8%

2028 21.2% 34.5%

2029 22.8% 37.2%

2030 24.4% 39.8%

2031 26.1% 42.5%

2032 27.7% 45.1%

2033 29.3% 47.8%

2034 30.9% 50.4%

2035 32.6% 53.1%

2036 34.2% 55.7%

2037 35.8% 58.4%

2038 37.4% 61.0%

2039 39.1% 63.7%

2040 40.7% 66.3%

2041 42.3% 69.0%

2042 44.0% 71.7%

2043 45.6% 74.3%

2044 47.2% 77.0%

<표 Ⅴ-47> 시나리오별 유효가동율 변화


마. 대안별 편익추정 결과본 사업의 경제성분석기간 (사업기간 포함, 완공 후 30년)의 시나리오별 편익추정

결과는 다음과 같다.

(단위: 원)

대 안 국내기업창출편익 외국기업창출편익 총편익

시나리오A 1,606,221,008,062 230,960,970,091 1,837,181,978,153

시나리오B 2,618,132,142,692 376,465,216,473 2,994,597,359,165

<표 Ⅴ-48> 편익추정 결과

제Ⅵ장경제성 분석

예비타당성조사의 주요 분석범위는 크게 두 가지로 나눌 수 있다. 하나는 사업의

경제성에 관한 분석이고, 다른 하나는 정책적 차원에서의 분석이다. 경제성에 관한

분석은 일단 그 사업이 어느 정도의 경제적 가치가 있는 사업인지를 파악할 수 있도

록 함으로써 사업에 대한 정확한 이해를 돕게 된다. 나아가 사업의 경제성에 대한 분

석 결과는 정책적 차원의 분석에 있어서 가장 기본적이고 필수적인 자료로 활용된다.경제성 평가는 편익/비용 비율(B/C ratio), 순현재가치(NPV), 내부수익률(IRR) 등의

계산을 통하여 사업의 경제성․재무성을 파악하는 과정이며, 경제성 분석에 사용된

각종 추정치의 오차를 보완하기 위하여 주요변수의 변화가 경제성에 미치는 영향에

대한 민감도 분석을 수행한다.

제1절 분석의 전제

1. 분석기법편익/비용 비율(B/C ratio)은 개별 대안사업별로 편익의 현재가치를 비용의 현재가

치로 나눈 값이 가장 큰 대안을 선택하는 방법이다. 사업의 비용, 편익은 장시간에

걸쳐 투입되거나 발생하기 때문에 할인율을 적용하여 이를 특정기간(일반적으로 현

재년도)에 발생하는 것으로 환산하여 비교하게 되는데 이를 ‘현재가치화’라고 한다. 각 사업의 편익-비용비는 현재가치로 환산된 편익과 비용으로 나타내는 것이 일반적

이며 일반적으로 편익/비용 비율이 ≥1이면 경제성이 있다고 판단한다.

제Ⅵ장 경제성 분석 313

그러나 위 식에서 보듯이 편익/비용비율(B/C ratio)은 사업의 비용 1단위당 편익이

얼마인가를 보여주는 것이므로 자연히 소규모 사업이 상대적으로 높은 편익/비용 비

율을 갖게 되는 경우가 많으며 비용과 편익을 명확히 구분하기 어려울 때가 많다. 따라서 사업의 우선순위를 결정하는데 있어 편익/비용 비율기준만으로 큰 의미가 있다

할 수 없다.순현재가치(Net Present Value: NPV)는 현재가치로 환산된 장래의 연차별 순편익

의 합계에서 초기 투자비용 및 현재가치로 환산된 장래의 연차별 비용의 합계를 뺀

값을 의미한다. NPV>0이면 경제성이 있다고 판단한다.

NPV =

n = 1, 2, ... N

이 때, I : 투자액

NB : 순편익

r : 사회적 할인율

n : 경제성 분석 기간

내부수익률(Internal Rate of Return: IRR)은 편익과 비용의 합계가 동일하게 되는

수준의 현재가치 할인율을 의미한다. 즉, 어떤 사업의 순현재가치의 값을 ‘0’으로 하

는 특정한 값의 할인율을 의미한다. 내부수익율이 시장이자율보다 높은 경우 혹은

공공사업에 대해 사회적으로 용인할 수 있는 이자율보다 높게 나타나면 그 사업은

타당성이 있다고 평가를 한다.

이 때, I : 투자액

NB : 순편익

Π : 내부수익률

n : 경제성 분석 기간


각 방안별 문제점을 간략하게 지적하면 우선, B/C ratio와 IRR을 사용함에 있어

애매한 경우가 다소 있다. 구체적으로 B/C ratio는 재투자 비용이 드는 사업을 평가함

에 있어 재투자 비용을 비용측으로 산정할 것인지 혹은 음의 수익으로 산정할 것인

지에 따라 다른 값을 가진다. 그러나 이는 일관성 있는 지침을 활용함으로써 해결할

수 있다. 또한, IRR은 사업규모가 다른 경우 IRR만으로는 우열을 가리기 힘들다는

문제가 있으며 사업간 상호 독립적이란 가정 하에 도출하는데, 만약 사업간 상호배

타적인 경우, 즉 경쟁적 관계의 사업에서 다수의 IRR을 가지는 경우가 발생할 수 있

는 문제점이 있다. IRR 및 B/C ratio의 문제점으로 인해 일반적으로 NPV가 우월하다

고 알려져 있다. 그러나 NPV 또한 예산상 제약이 있는 경우 한계가 드러난다. 대규

모사업이 소규모사업에 비해 큰 순현재가치가 발생하게 되어 대규모사업이 통상 유

리하게 평가되는데, 예산제약으로 인해 하나의 대규모 사업과 여러 개의 소규모 사

업 중 선택해야 하는 경우가 있는데, 이 경우 NPV는 올바른 평가를 수행할 수 없다.결국 어떤 사업의 경제적 타당성의 유무판단기준으로서 어느 한 기준에 전적으로

의존하는 것은 문제가 있음을 인식해야 하며, 결론적으로 순현재가치, 내부수익률 및

편익/비용 비율 세 가지를 모두 적절하게 고려한 후 의사결정을 내리는 것이 타당하

다. 본 장에서는 세 가지 방법을 모두 이용하여 사업의 경제성을 평가한다.

2. 기본 전제

가. 분석시 전제사항경제성 분석에 있어 비용과 편익은 모두 사회적 비용 및 편익으로 간주할 수 있

는데 일반적으로 공공투자시설의 경우 비용은 실질적으로 투자되어 쓰여진 비용을

계상하는 반면 편익은 회수방법을 통한 실제수익이 아닌 사회적 편익을 기준으로 한

다.비용-편익 분석에 앞서 다음과 같은 조건을 가정한다. 첫째, 경제성분석의 모든

비용과 편익은 2008년도 불변가격으로 산정한다. 둘째, 편익의 발생기간은 투자완료

후 30년으로 전제한다. 셋째, 현재가격은 2008년을 기준으로 사업의 비용 및 편익에

적용하고 건설사업은 그 성격상 비용이 초기에 집중 발생하는 반면, 편익은 건설 후

장기간 동안 발생하기 때문에 분석기간 동안 예상되는 비용과 편익에 사회적 할인율

을 적용하여 현재가치로 환산하여 평가한다.


나. 사회적 할인율비용과 편익의 미래 흐름을 비교하기 위하여 사용되는 할인율은 자원의 기회비

용, 즉 투자사업에 사용된 자본이 다른 투자사업에 사용되었을 경우 얻을 수 있는 수

익을 추정하게 할 뿐 아니라 사람에 따라 혹은 사회에 따라 그리고 시대에 따라 다를

수 있는 시간의 객관적인 가치를 나타낸다. 할인율 개념의 적용에 있어서는 많은 이견이 있으나 특정 건설사업이 정부에 의

해 주도되는 경우에는 사회적 할인율의 개념을 적용하고 민간자본에 의해 추진되는

경우에는 시장이자율에 근거한 재무적 할인율을 적용하는 것이 일반적이다.사회적 할인율은 통상 시장이자율보다 낮은 수준으로 책정되는데 그 이유는 사회

적 할인율을 사용하여 사업타당성을 평가하는 주체가 주로 정부이며 정부로서는 미

래사업의 중요성이 더 높게 평가되어야 하기 때문이다. 대부분의 국가는 투자사업의

특성에 따른 할인율을 자국의 경제성장률, 물가상승률, 경제적 잠재능력 등을 고려하

여 개괄적인 방법으로 정부가 추정하여 사용하고 있는데 일반적으로 개발도상국 사

회간접자본의 경우는 7~8% 이상, 선진국의 경우는 보통 5~6% 수준을 적용하고 있다. 본 연구에서는 KDI의 예비타당성조사 수행을 위한 일반지침을 참조로 하여 사회

적 할인율 5.5%를 적용하기로 한다.

제2절 경제성 분석 결과<표 Ⅵ-1>은 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업의 경제성 분석을 수행한 결과이

다. 풍력산업 시범단지 유효가동률에 따라 시나리오를 설정하여 분석하였으며, 시나

리오 A는 47.2%, 시나리오 B는 77.0%의 유효가동률을 가정하였다.


유효가동률





<표 Ⅵ-1> 적용된 시나리오 요약표


전체 사업범위에 대하여 시나리오 A를 적용할 경우 총비용과 편익의 현재가치는

738,497백만원, 594,744백만원으로 추정되었으며 순현재가치는 -143,752.68백만원, 편익-비용 비율은 0.81로 나타나 경제적 타당성을 확보하지 못하는 것으로 분석되었다.

시나리오 B를 적용할 경우 전체 사업범위에 대해 총비용과 편익의 현재가치는

1,008,327백만원, 893,524백만원으로 추정되었으며 순현재가치는 -114,802.68백만원, 편익-비용 비율은 0.89로 나타나 시나리오 A를 적용했을 경우와 마찬가지로 경제적

타당성을 확보하기는 어려운 것으로 분석되었다.


새만금 풍력산업 클러스터

조성사업

시나리오 A 0.81 -143,752.68 3.4%

시나리오 B 0.89 -114,802.68 4.2%

<표 Ⅵ-2> 경제성 분석 결과

비용-편익 흐름의 추정결과는 <표 Ⅵ-3> ~ <표 Ⅵ-6>에서 제시하였다.


구분

연도

시범단지 RnD 센터 RnD 지원 클러스터(시나리오A) 비용 종합

공사비 부대비 운영비부지

조성비공사비 부대비 장비비 연구비 인건비

경상

운영비

부지

조성비공사비 부대비

유지

관리비

합계

(불변

가치)

할인액

(현재

가치)200820092010 3,130 72 3,202 2,876 2011 35,133 803 52 52,283 88,271 75,173 2012 35,133 803 52 2,834 1,093 125 52,283 92,323 74,525 2013 36,751 803 52 4,371 500 52,283 94,761 72,505 2014 36,416 808 52 5,463 625 2,400 34,109 79,874 57,928 2015 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 43,129 29,648 2016 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 880 46,460 30,274 2017 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 881 44,009 27,181 2018 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 927 44,056 25,792 2019 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 974 44,102 24,473 2020 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,069 46,650 24,537 2021 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,070 44,198 22,036 2022 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,116 44,245 20,909

<표 Ⅵ-3> 경제성 분석 결과(비용_시나리오A)

(단위: 백만원)


2023 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,212 46,792 20,960 2024 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,213 44,341 18,826 2025 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,259 44,388 17,864 2026 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,306 44,434 16,950 2027 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,401 46,982 16,988 2028 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,402 44,530 15,262 2029 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,448 44,577 14,481 2030 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,544 47,124 14,511 2031 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,544 44,673 13,039 2032 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,591 44,720 12,372 2033 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,638 44,766 11,739 2034 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,733 47,314 11,760 2035 85,505 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,734 129,265 30,455 2036 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,780 44,909 10,029 2037 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,827 44,956 9,516 2038 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 1,923 47,503 9,531 2039 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,923 45,052 8,568 2040 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 1,970 45,098 8,130 2041 1,102 1,383 1,211 206 38,436 3,242 2,065 47,645 8,141 2042 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 2,066 45,194 7,320 2043 1,102 1,383 1,211 206 36,175 3,051 2,112 45,241 6,945 2044 -36,785 1,102 -2,576 1,383 1,211 206 -190,960 - - 1,374 -225,044 -32,748 총계 109,778 3,287 117,685 258 10,926 1,251 2,400 41,495 36,328 6,174 0 1,067,170 90,006 42,982 1,529,740 738,497


구 분

연 도시범단지 R&D 센터 및 지원

클러스터

(시나리오A)

편익 종합

합계

(불변가치)할인액

(현재가치)

20082009201020112012201320142015 8,077 8,077 5,552 2016 8,235 4,223 12,459 8,118 2017 8,394 455 8,447 17,296 10,683 2018 8,553 911 12,670 22,134 12,958 2019 8,712 1,366 16,894 26,972 14,967 2020 8,871 1,822 21,117 31,810 16,731 2021 8,991 2,277 25,340 36,608 18,252 2022 9,111 2,277 29,564 40,952 19,353

<표 Ⅵ-4> 경제성 분석 결과(편익_시나리오A)

(단위: 백만원)


2023 9,231 2,277 33,787 45,295 20,289 2024 9,351 2,277 38,011 49,639 21,076 2025 9,470 2,277 42,234 53,982 21,725 2026 9,614 2,277 46,457 58,348 22,258 2027 9,757 2,277 50,681 62,715 22,676 2028 9,900 2,277 54,904 67,081 22,991 2029 10,043 2,277 59,128 71,448 23,211 2030 10,186 2,277 63,351 75,814 23,345 2031 10,331 2,277 67,575 80,183 23,403 2032 10,478 2,277 71,798 84,554 23,392 2033 10,628 2,277 76,021 88,927 23,320 2034 10,780 2,277 80,245 93,302 23,191 2035 10,934 2,277 84,468 97,679 23,014 2036 11,090 2,277 88,692 102,059 22,792 2037 11,249 2,277 92,915 106,441 22,531 2038 11,410 2,277 97,138 110,826 22,237 2039 11,573 2,277 101,362 115,213 21,912 2040 11,739 2,277 105,585 119,602 21,561 2041 11,908 2,277 109,809 123,994 21,187 2042 12,078 2,277 114,032 128,388 20,794 2043 12,252 2,277 118,255 132,785 20,385 2044 12,428 8,320 122,479 143,227 20,842 총계 305,372 65,254 1,837,182 2,207,808 594,744


구분

연도

시범단지 R&D 센터 R&D 지원 클러스터(시나리오B) 비용 종합

공사비 부대비 운영비부지

조성비공사비 부대비 장비비 연구비 인건비

경상

운영비

부지

조성비공사비 부대비

유지

관리비

합계

(불변

가치)

할인액

(현재

가치)200820092010 3,130 72 3,202 2,876 2011 35,133 803 52 52,283 88,271 75,173 2012 35,133 803 52 2,834 1,093 125 52,283 92,323 74,525 2013 36,751 803 52 4,371 500 52,283 94,761 72,505 2014 36,416 808 52 5,463 625 2,400 34,109 79,874 57,928 2015 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 70,097 48,187 2016 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 1,353 68,999 44,959 2017 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 1,478 71,575 44,207 2018 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 1,508 69,153 40,484 2019 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 1,633 71,729 39,803 2020 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 1,662 69,307 36,454 2021 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 1,787 71,884 35,838 2022 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 1,816 69,461 32,825

<표 Ⅵ-5> 경제성 분석 결과(비용_시나리오B)

(단위: 백만원)


2023 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 1,941 72,038 32,268 2024 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 1,971 69,616 29,558 2025 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,095 72,192 29,053 2026 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,125 69,770 26,615 2027 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,250 72,347 26,159 2028 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,328 72,425 24,822 2029 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,358 70,003 22,741 2030 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,483 72,579 22,349 2031 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,512 70,157 20,477 2032 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,637 72,734 20,122 2033 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,667 70,312 18,438 2034 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,791 72,888 18,117 2035 85,505 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,821 154,868 36,488 2036 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 2,946 73,042 16,312 2037 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 2,975 70,620 14,949 2038 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 3,100 73,197 14,686 2039 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 3,130 70,775 13,460 2040 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 3,254 73,351 13,223 2041 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 3,333 73,430 12,547 2042 1,102 1,383 1,211 206 58,785 4,958 3,363 71,008 11,501 2043 1,102 1,383 1,211 206 61,046 5,149 3,487 73,584 11,297 2044 -36,785 1,102 -2,576 1,383 1,211 206 - 190,960 - - 2,242 -224,177 -32,621 총계 109,778 3,287 117,685 258 10,926 1,251 2,400 41,495 36,328 6,174 0 1,740,934 146,831 70,047 2,287,394 1,008,327


구 분

연 도시범단지 R&D 센터 및 지원

클러스터

(시나리오B)

편익 종합

합계

(불변가치)할인액

(현재가치)

20082009201020112012201320142015 8,077 8,077 5,552 2016 8,235 7,003 15,239 9,930 2017 8,394 455 13,747 22,597 13,957 2018 8,553 911 20,751 30,215 17,689 2019 8,712 1,366 27,495 37,573 20,850 2020 8,871 1,822 34,498 45,191 23,769 2021 8,991 2,277 41,242 52,510 26,180 2022 9,111 2,277 48,246 59,634 28,181

<표 Ⅵ-6> 경제성 분석 결과(편익_시나리오B)

(단위: 백만원)


2023 9,231 2,277 54,990 66,497 29,786 2024 9,351 2,277 61,993 73,621 31,258 2025 9,470 2,277 68,737 80,485 32,391 2026 9,614 2,277 75,740 87,631 33,428 2027 9,757 2,277 82,484 94,518 34,176 2028 9,900 2,277 89,488 101,665 34,843 2029 10,043 2,277 96,491 108,811 35,349 2030 10,186 2,277 103,235 115,698 35,627 2031 10,331 2,277 110,239 122,847 35,856 2032 10,478 2,277 116,983 129,738 35,893 2033 10,628 2,277 123,986 136,891 35,898 2034 10,780 2,277 130,730 143,787 35,740 2035 10,934 2,277 137,733 150,945 35,563 2036 11,090 2,277 144,477 157,845 35,250 2037 11,249 2,277 151,481 165,007 34,929 2038 11,410 2,277 158,225 171,912 34,493 2039 11,573 2,277 165,228 179,079 34,058 2040 11,739 2,277 171,972 185,989 33,528 2041 11,908 2,277 178,976 193,160 33,006 2042 12,078 2,277 185,979 200,335 32,447 2043 12,252 2,277 192,723 207,252 31,817 2044 12,428 8,320 199,726 220,474 32,083 총계 305,372 65,254 2,994,597 3,365,223 893,524


제3절 민감도 분석민감도 분석(Sensitivity Analysis)이란 공공투자사업에서 불확실한 외생요인의 변

화가 건축사업의 경제성에 어떤 영향을 미치는가를 검토하는 것을 의미하며 이러한

요인들로는 할인율의 변화, 공사비의 증감, 편익의 증감 등이 있다.

1. 분석조건에 대한 민감도 분석본 분석에서는 사회적 할인율을 5.5%로 가정하여 경제성 분석을 수행하였다. 할

인율은 미래의 비용과 편익을 현재가치로 환산하는데 사용하는 이자율로써, 할인율

의 변화는 본 과업의 경제적 타당성을 변화시킬 수 있기 때문에 할인율 변화에 따른

민감도 분석을 수행할 필요가 있다.분석된 결과를 바탕으로 할인율, 비용, 편익의 변화에 따른 민감도 분석을 수행하

였다. 할인율의 변화는 5.5%를 기준으로 ±1%를 상하 2개씩 적용하여 총 5개에 대하

여 민감도 분석을 수행하였으며, 비용과 편익의 변화를 -10% ~ +10%로 설정하여 분

석을 하였다.

구분 B/C NPV(백만원)

할인율

3.5% 1.07 88,933 4.5% 0.97 -31,459 5.5% 0.89 -114,803 6.5% 0.81 -171,612 7.5% 0.74 -209,393

비용

-20% 1.11 86,863 -10% 0.98 -13,970 0% 0.89 -114,803 10% 0.81 -215,635 20% 0.74 -316,468

편익

-20% 0.71 -293,508 -10% 0.80 -204,155 0% 0.89 -114,803 10% 0.97 -25,450 20% 1.06 63,902

<표 Ⅵ-7> 기본안(시나리오 B 적용시)에 대한 민감도 분석


2. 사업범위에 대한 민감도 분석본 사업은 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클러스터 조성’으로 구

성되어 있다. 일부 사업에 대해서는 운영 및 모니터링 등의 기능을 수행하며 공통된

목적을 수행하는 사업도 있지만, 쟁점과 정책적 분석에서 제시된 바와 같이 독립적

인 스케줄에 따라 운영되는 사업도 존재한다.그러므로 전체의 사업의 경제성 평가 외에도 사업 범위에 따른 경제성 분석 결과

를 제시하여 정책판단에 참고자료가 되고자 한다.앞서 제시된 바와 같이 개별 3개의 사업을 전체로 경제성 분석을 수행하였을 경

우 시나리오에 따라 각각 0.81, 0.89의 결과가 제시되었다.반면, 시범단지와 연구개발지원만 단독으로 볼 경우 경제성 분석 결과 0.65로 제

시되어 전체 사업보다 낮은 결과가 제시되었다. 클러스터의 경우 시나리오에 따라

0.86, 0.94로 제시되어 일부 시나리오에 대해 경제성을 확보하는 것으로 분석되었다. 이는 사업규모가 큰 풍력산업 클러스터 조성사업이 전체 사업범위의 경제성 분석 결

과를 이끌어 가는 것으로 해석할 수 있다.앞서 제시된 전체 사업의 경제성 분석 결과가 받아지기 위해서는 사업 구성이 유

기적인 관계가 되어야 하는데, 현재 본 사업의 구도는 해당 관계 설정이 긴밀하게 이

루어 지지 않아 해석상 주의가 필요하다.


시범단지, 풍력기술연구센터 건립 및

R&D 지원0.65 -66,259.94 1.1%

<표 Ⅵ-8> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 시범단지 및 연구개발지원

구 분 B/C NPV IRR

풍력산업 클러스터

조성

시나리오 A 0.86 -48,542.74 4.8%

시나리오 B 0.94 -77,492.74 4.0%

<표 Ⅵ-9> 사업범위에 대한 민감도 분석 : 풍력산업 클러스터 조성


제4절 재무성 분석 및 민자 유치 가능성 검토

1. 검토의 배경 및 목적본 절에서는 『예비타당성조사 수행을 위한 일반지침 수정·보완연구(제4판)』에

따라 재무성 분석 및 민자유치 가능성 검토를 수행하여 해당 개별사업을 재정사업으

로 추진할 것인지, 또는 민간투자사업으로 추진할 것인지를 검토하게 된다.예비타당성조사에서 재무성 분석을 수행하는 목적은 당해 사업을 민간투자사업

으로 추진했을 경우 수익성 여부 및 최소 재정지원비율을 개략적으로 제시하여 민간

투자사업 추진 여부를 결정할 때 기초적인 정보를 제공하고자 함이다. 사업의 구체

성이 부족하고 민간투자사업 평가를 위한 자료가 미비함에도 불구하고, 이를 통해

사업의 초기단계에서부터 민간투자사업으로 추진할 가능성이 높은 사업을 선별하여

민간투자사업 추진의 효율성 제고를 기대할 수 있을 것이다.한편 예비타당성조사에서 재무성 분석은 민간투자사업 추진 가능성을 판단하기

에는 한계를 내재하고 있다. 즉, 예비타당성조사 재무성 분석을 통해 개별 사업에 대

해 산출한 최소 재정지원 규모 분석은 민간투자사업 추진의 적합성을 판단하는 데

있어 수익성 이외에 서비스 질 향상, 관리의 용이성, 위험분담 효과, 파급효과 등 정

성적 요소를 종합적으로 고려하지 못하고 있다.그럼에도 불구하고 예비타당성조사 단계에서 재정사업으로 추진할 것인지 또는

민간투자사업으로 추진할 것인지를 판단하는 연계방안의 검토가 필요하다. 민간투

자사업 기본계획 (기획재정부, 2008. 1)에서는 재정사업으로 추진 중인 사업 가운데

재정여건, 시급성, 수익성 등을 고려할 때 민간투자사업으로 전환할 타당성이 있는

사업 중 적정 수준의 재정지원으로 수익성 확보가 필요한 사업은 민간투자사업으로

전환 가능하도록 규정하고 있다. 또한 민간투자사업 기본계획 (기획재정부, 2008. 1)에서는 예비타당성조사 수행시 당해 사업의 추진방식(재정사업 또는 민간투자사업)에 대한 의견을 제시하도록 하고 있다.

2. 예비타당성조사에서의 민자연계방안민자연계방안은 ①‘민간투자 가능성’ 검토와 ②‘민간투자 적격성 조사’의 2개의

부분으로 구분한다. [그림 Ⅵ-1]에서 제시한 절차에 따라 우선 최적 대안에 대한 경제


성 분석 결과, B/C가 0.9를 상회하는 사업에 대해서는 1단계 Check List와 2단계 정성

적 평가 및 재무성 분석을 통해 ①‘민간투자 가능성’ 검토를 수행한다. 다음으로 ①

‘민간투자 가능성’ 검토에서 재정사업보다는 민간투자사업으로 추진하는 것이 적절

한 것으로 평가되고 예비타당성조사의 종합평가에서 타당성을 확보한 사업(AHP≥0.5)에 대해서는 ②‘민간투자 적격성 조사’를 수행한다.

현 예비타당성조사 단계에서는 ①‘민간투자 가능성’ 검토만을 실시하고, 그 결과

민간투자사업으로 추진가능하다고 판단된 사업은 추후 기획재정부 협의를 통해 결정

될 예비타당성조사 이외의 절차에 따라 ②‘민간투자 적격성 조사’를 별도로 수행할

예정이다.

[그림 Ⅵ-1] 예비타당성조사의 민자연계방안 검토 절차


3. 민간투자 가능성 검토민간투자 가능성 검토에서는 최적대안의 B/C가 0.9 이상인 개별 예비타당성조사

사업을 대상으로 1단계 Check List 및 2단계 정성적 평가 설문을 수행한다. 민간투자

가능성 검토 절차와 각 단계별 평가 항목은 [그림 Ⅵ-2]와 <표 Ⅵ-10>와 같다.

[그림 Ⅵ-2] 민간투자 가능성 검토 절차


단 계 평가 항목 평가 내용 검토 기준 비 고

1단계

Check List

법적·정책적

타당성

·해당사업이 민간투자법의 제2조에 정의된 민

간투자 대상시설의 45개 유형에 포함 여부 등

해당사업의 법적 적합성 여부

·사회간접자본시설 관련 중장기계획, 국가 또는

주무관청의 투자정책과 투자우선순위에 부합

여부필수항목

“예”로

체크되어야

다음 단계로

이동

민자가능

유형 판단

·민간투자사업의 선정원칙에서 수익자 부담능

력원칙과 수익성원칙의 성립여부에 따라서

BTO 사업과 BTL 사업의 구분

2단계

정성적

평가

사업의

경제성

확보

·민간투자사업의 적격성을 판단하기 위해서는

우선 총사업비의 Value for money의 확보 가능

성과 경제성 유무를 확인

검토항목에

대해

정성적

평가

관리의

용이성

·해당서비스의 제공 및 관리운영에 있어서 독

립적으로 추진할 수 있는지 여부와 성과요구

수준을 맞출 수 있는 지 확인

창의성

및 효율성

·민간의 창의를 활용한 SOC건설․운영의 효율

성 제고, 정부재정시설과의 경쟁 촉진으로 서

비스의 질 제고 등이 기대

위험배분

·정부 입장에서 볼 때, 민간자본으로 사업을 추

진할 경우 위험의 적절한 배분이 이루어질 수

있는지 여부와 해당사업의 규모와 시설면에서

서비스제공을 위한 제약요인이 있는지 파악

공공성

확보

·민간사업자 참여로 인해 공공부문으로의 기술

및 경영능력 등의 파급효과가 기대되는지 여부

<표 Ⅵ-10> 예비타당성조사의 민자연계방안 평가항목

가. 1단계 Check List 평가1단계 Check Kist 평가에서는 ‘법적·정책적 타당성’과 ‘민자가능유형 판단’을 검토

한다. 먼저 법적 검토에서는 민간투자법상의 민간투자대상이 되는 ‘사회기반시설 유

형’에 속하는지 여부를 검토한다. 민간투자법상의 민간투자대상이 되는지 여부는 동

법 제2조의 사회기반시설 유형에 속하는지에 대해 검토하되, 필요한 경우 민간투자

법에 제시된 각 ‘관계법률’(예: 도로법, 유료도로법 등)과 사례를 참조하여 검토한다.


분 야 소관부처 사회기반시설 유형

도 로 분 야(3) 국토해양부 도로 및 도로부속물, 노외주차장, 지능형 교통체계

철 도 분 야(3) 국토해양부 철도, 철도시설, 도시철도

항 만 분 야(3) 국토해양부 항만시설, 어항시설, 신항만건설 대상시설

공 항 분 야(1) 국토해양부 공항시설

수자원분야(3)국토해양부 다목적댐, 하천시설

환 경 부 수도 및 중수도

정보통신분야(4)방송통신위원회 전기통신설비, 정보통신망,초고속정보통신망

국토해양부 지리정보체계

에너지분야(3) 지식경제부 전원설비, 가스공급시설, 집단에너지시설

환 경 분 야(5) 환 경 부 하수도 및 공공하수처리시설, 폐기물 처리시설, 폐수종말처리시설, 재활용시설, 공공처리시설

유 통 분 야(2) 국토해양부 물류터미널 및 물류단지, 여객자동차터미널

문화관광분야(9)

문화체육관광부 관광지 및 관광단지, 청소년수련시설, 생활체육시설, 도서관, 박물관 및 미술관, 국제회의시설, 문화시설

교육과학기술부 과학관

국토해양부 도시공원

교육분야(1) 교육과학기술부 학교

국방분야(1) 국방부 군 주거시설 및 그 부속시설

주택분야(1) 국토해양부 공공임대주택

복지분야(3)보건복지가족부 노인주거복지시설․노인의료복지시설․재가노인복지

시설, 공공보건의료시설, 보육시설

산림분야(2) 농수산식품부

산림분야(2) 농림수산식품부(산림청) 자연휴양림, 수목원

<표 Ⅵ-11> 사회기반시설 유형(민간투자법 제2조)

자료: 기획재정부, 민간투자사업 기본계획 , 2008.

정책적 타당성 평가에서는 SOC 관련 중장기 계획, 국가 또는 주무관청의 투자정

책방향과 투자우선순위 등에 적합한지에 대하여 평가한다. 정책적 타당성 평가시 예

비타당성조사의 의뢰와 함께 제시된 사업주무부처의 ‘사업계획서’, 조사를 수행하는

과정에서 수집ㆍ분석한 기초자료, 상위 및 관련계획과 정책자료, 사업과 관련되는 이

해 당사자들과의 면담자료, 조사의 주요 쟁점을 종합적으로 고려한다. 여기서, 정책


적 타당성은 예비타당성조사의 평가항목인 ‘정책적 타당성 평가’와 구분되며, 사회기

반시설과 관련된 중장기 계획 및 국가투자우선순위에 부합하는 사업으로서 수익자부

담원칙37), 수익성원칙38), 사업편익의 원칙39), 효율성원칙40) 등의 민간투자사업 선정

원칙에 부합하여 국가정책상 민간투자방식으로 추진하는 것이 더 효율적이라고 인정

되는 사업에 대해서 정책적 타당성을 평가한다.

유 형 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ

1. core service ○ ○ ○ △ × ×

2. user fee ○ ○ × ○ ○ ×

3. 수익성 ○ ×/△ × ○ × ×

사 례

고속도로

경전철

항만

환경

처리시설

철도

국도

하수관거

테마파크

공공

임대주택

박물관

과학관

학교

군부대시설

복지시설

민자가능유형 BTO BTL/BTO BTL BTL/BTO BTL BTL

<표 Ⅵ-12> 민자가능유형 판단 : BTO 및 BTL 유형

다음으로 ‘민자가능유형 판단’에서는 당해 사업이 민간투자 대상사업으로서

BTO(수익형 민자사업) 또는 BTL(임대형 민자사업) 유형을 판단한다. ‘법적ㆍ정책적

타당성 평가’의 모든 문항에서 'Yes'일 경우 민간투자 대상사업으로 판단하고, ‘민자

가능유형 판단’ 평가를 수행한다. ‘민자가능유형 판단’에서 모든 문항에 ’Yes'일 경우, BTO 사업군에 해당하는 것으로 판단한다. Check List에서 BTL 사업으로 평가된 사

업에 대해서는 재무성 분석을 수행하지 않으며, 예비타당성조사 단계에서 민간투자

사업으로서 ‘민간투자 유치 가능성’이 없는 것으로 평가한다.한편 사업주무부처의 ‘사업계획서’에서 특별히 BTL유형의 민자사업으로 제시된

사업은 ‘민자가능유형 판단’에서 BTL 유형을 충족하는지 여부를 검토한다.

37) 수익자부담원칙(BTL 사업은 예외): 기존 저부담의 이용시설에 대비해 양질의 서비스를 제공가능하

고, 이용자가 이러한 고편익에 상응하는 고부담 사용료를 부담할 의사가 있다고 판단되는 사업

38) 수익성원칙(BTL 사업은 예외): 정부가 허용가능하고 이용자가 지불 가능한 사용료, 정부가 지원 가

능한 건설보조금 수준 하에서 민간사업자가 투자를 충족시킬 수 있는 수익률을 확보할 수 있는 사업

39) 사업편익의 원칙: 정부재정사업 추진 시 예산제약 등으로 조기 시설건설과 서비스 제공이 어려우나, 민간투자사업으로 추진 시 목표연도 내 사업을 완료함으로써 사업편익의 조기 창출효과가 날 사업

40) 효율성 원칙: 민간의 창의를 활용한 SOC 건설・운영의 효율 제고, 정부재정 시설과의 경쟁 촉진으로

서비스 질제고 등이 기대되는 사업


나. 재무성 분석1단계 Check List에서 ‘법적ㆍ정책적 타당성’을 확보하며, 동시에 BTO 사업으로

추진 가능한 사업에 한하여 재무성 분석을 수행한다. 반면 1단계 Check List에서 BTL 사업으로 추진하는 것이 적절한 것으로 평가된 사업이나 사업주무부서의 사업계획서

에 BTL 사업으로 제시된 사업은 재무성 분석을 수행하지 않는다. 재무성 분석은 예

비타당성조사 수행을 위한 일반지침 수정·보완 연구(2004, 제4판) 에 따라 수행한다.

다. 2단계 정성적 평가2단계 정성적 평가는 1단계 Check List 평가에서 민간투자 대상사업으로서 ‘법적

ㆍ정책적 타당성‘을 확보하며, BTO 사업으로 분류된 사업 또는 사업주무부서의 사업

계획서에 BTL 사업으로 제시된 사업을 대상으로 수행한다.한편 2단계 정성적 평가에서는 경제성 분석 및 재무성 분석의 결과와 기초자료

분석, 파악된 쟁점, 유사사업의 사례 등을 고려하여 각 설문항목(사업의 경제성 확보, 관리의 용이성, 창의성 및 효율성, 위험배분, 공공성 확보)에 대하여 정성적 평가를

수행한다.

4. 민간투자 가능성 검토 결과새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 은 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’,

‘풍력산업 클러스터 조성’ 사업으로 구성되어 있다. 이 중 ‘풍력산업 클러스터 조성’은 이미 민자사업(사업 시행사: 한국농촌공사)으로 조성이 추진되고 있으므로 재무성

분석 및 민자 유치 가능성 검토 대상에서 제외하고 분석을 수행하고자 한다.민간투자 가능성에 대한 검토는 최적 대안의 B/C가 0.9를 상회하는 사업에 한하

여 1단계 Check List와 2단계 정성적 평가 및 재무성 분석을 통해 수행하나, ‘풍력발

전 시범단지’, ‘연구개발지원’은 경제성 분석결과 0.65로 분석되어 별도 민간투자 가

능성 검토를 수행하지 않는다.법적 요건에 대하여 추가적으로 살펴보면, ‘풍력기술연구센터’의 경우 사회기반시

설에 대한 민간투자법 제2조의 시설 유형에 연구시설은 포함되지 않는다.다만, 정부는 최근 민간투자사업심의위원회(위원장 : 기획재정부 장관)의 심의를

거쳐 제2차 민자사업 활성화방안을 마련한 바, 동 방안에서는 에너지 다소비형 제조

업 중심의 경제체제로는 지속적 발전이 어려움에 따라 저탄소․녹색 경제구조로의

전환이 시급하다는 판단하에 녹색기술, 녹색산업 등 녹색성장 분야에 대한 투자 활


성화가 필요하고 지적하며 민간이 녹색인프라 프로젝트에 적극 투자할 수 있도록 자

전거 도로, 신재생 에너지 시설 등을 민간투자 대상사업에 추가하는 계획을 발표한

바 있다41). 그리하여 신재생에너지시설 등 녹색기반시설을 민자사업 대상으로 확대

하기 위해 민간투자법 시행령 개정계획을 밝히고 있다. 이러한 의결에 비추어 조만

간 「신․재생에너지 개발․보급․이용 촉진법(이하 ”신재생에너지법“)」 제2조에

따른 신재생에너지설비42) 등이 민간투자 대상시설로 추가될 예정으로 알려졌다.민간투자사업심의위원회에서 의결한 이와 같은 신재생에너지시설에 대한 민간투

자 유치의지는 민간투자 정책을 의결하는 민간투자사업심의위원회의 지위43)에 비추

어 볼 때 향후 본 사업은 민간투자 대상시설로 포함될 수 있을 것으로 판단된다.

41) 2009. 8. 12. 기획재정부(예산실 민간투자정책과) 보도자료(제목 “사회기반시설에 대한 제2차 민자사

업 활성화방안 마련- 사업구조 개선 등으로 적극적인 투자 환경 조성 -”) 참고

42) 신재생에너지법상 신재생에너지설비는 다음 각 호의 설비 및 그 부대설비를 말한다. (제2조)1. 태양에너지설비

가. 태양열설비 : 태양의 열에너지를 변환시켜 에너지원으로 이용하는 설비

나. 태양광설비 : 태양의 빛에너지를 변환시켜 전기를 생산하거나 채광에 이용하는 설비

2. 바이오에너지설비 : 생물유기체(유기성폐기물을 포함한다)를 변환시켜 바이오디 젤·바이오에탄올·바이

오가스·바이오액화유·합성가스·땔감·우드칩·펠렛·목탄 및 바이오매스 등의 에너지원을 생산하는 설

비

3. 풍력설비 : 바람의 에너지를 변환시켜 전기를 생산하는 설비

4. 수력설비 : 물의 유동에너지를 변환시켜 전기를 생산하는 설비

5. 연료전지설비 : 수소와 산소의 전기화학 반응을 통하여 전기 또는 열을 생산하는 설비

6. 석탄을 액화·가스화한 에너지 및 중질잔사유를 가스화한 에너지 설비 : 석탄·중질잔사유의 저급연료를

액화 또는 가스화시켜 전기 또는 열을 생산하는 설비

7. 해양에너지설비 : 해양의 조수·파도·해류·온도차 등을 변환시켜 전기 또는 열을 생산하는 설비

8. 폐기물에너지설비 : 폐기물을 변환시켜 연료 및 에너지를 생산하는 설비

9. 지열에너지설비 : 물, 지하수 및 지하의 열 등의 온도차를 변환시켜 에너지를 생산하는 설비

10. 수소에너지설비 : 물이나 그 밖에 연료를 변환시켜 수소를 생산하거나 이용하는 설비

43) 민간투자법상 민간투자사업심의위원회의 심의사항은 다음과 같다.(법 제5조)1. 사회기반시설에 대한 민간투자와 관련된 주요정책의 수립에 관한 사항

2. 제7조의 규정에 의한 민간투자사업기본계획의 수립 및 변경에 관한 사항

2의2. 제8조의2의 규정에 의한 민간투자 대상사업의 지정에 관한 사항

3. 대통령령이 정하는 일정요건에 해당하는 민간투자시설사업기본계획의 수립 및 변경에 관한 사항

4. 제13조의 규정에 의한 사업시행자의 지정에 관한 사항

4의2. 제47조제1항 후단의 규정에 의한 공익을 위한 처분에 관한 사항

5. 제50조의 규정에 의한 대상사업의 지정취소에 관한 사항

5의2. 제51조의2제3항에 따른 민간투자 사업에 대한 종합평가

6. 기타 민간투자사업의 원활한 추진을 위하여 기획재정부장관이 부의하는 사항

제Ⅶ장정책적 분석

제1절 정책적 분석의 개요예비타당성조사의 분석 내용은 크게 경제성 분석과 정책적 분석으로 구성된다.

정책적 분석은 경제성 분석에는 포함되지 않으나 사업의 타당성을 평가하는데 고려

하여야 할 평가요소들을 포함한다. 경제성 분석은 사업시행으로 인한 국민경제적 효

과를 편익 또는 비용으로 계량화 및 화폐가치화하여 비용-편익 분석의 틀을 이용하

여 그 결과를 도출한다. 한편, 정책적 분석은 사업시행으로 인한 사회적 편익 또는

비용의 계량화나 화폐가치화가 곤란하여 비용-편익 분석 틀 속에 포함시킬 수는 없

으나 사업의 시행 여부를 판단하는 데 있어서 고려하여야 할 평가요소들에 대한 분

석을 포함한다. 예를 들어 지역균형발전이라는 사회적으로 합의된 가치를 반영하여

사업의 시행여부를 판단하기 위하여 해당지역의 낙후정도를 반영하기 위한 지역낙후

도 분석, 해당 사업의 시행이 지역경제에 미치는 파급효과를 분석하기 위한 지역경

제파급효과 분석 등을 수행한다.정책적 분석에 포함해야 할 평가내용은 모든 예비타당성조사 대상사업에 공통적

으로 적용되는가 여부에 따라 ‘기본 평가항목’과 ‘사업특수 평가항목’으로 구분할 수

있다. 기본 평가항목이란 해당사업의 내용과 무관하게 모든 예비타당성조사대상 사

업에 대한 평가에 있어 공통적으로 포함하여야 할 평가항목들이다. 기본평가항목을

사전적으로 설정하는 가장 중요한 이유는 사업의 성격에 관계없이 예비타당성조사

대상사업이 제한된 국가재정을 투입할 때 일반적으로 고려하여야 할 공통사항이 존

재하며, 사업간 평가의 일관성을 기하기 위해서는 평가항목 선정에 어느 정도의 통

일성을 기하여야 할 필요성이 있기 때문이다.


예비타당성조사에서는 정책적 분석의 ‘기본 평가항목’으로 지역균형발전을 위한

지역낙후도, 지역경제 활성화, 관련계획 및 정책방향과의 일치성, 사업 추진의지 및

선호도, 재원조달 가능성, 환경성 평가 등을 고려한다. 사업특수 평가항목은 해당 사

업을 평가하는 데 특히 중요하게 고려하여야 할 특수한 평가항목으로서 사업 내용에

따라 다양할 수 있다.기존 지침에서는 정책적 분석에 포함되는 평가항목을 기본 평가항목과 사업특수

평가항목으로 범주화하였다. 이와 같은 범주화 방식은 사업간 평가의 일관성에 주안

점을 둔 것으로서 일관된 자료 수집이 용이한 장점이 있다. 그러나 이와 같은 평가

구조는 AHP 분석에 의한 종합평가에 있어 제약이 발생할 수 있다. 즉, 평가 내용 면

에서 상호 연계되어있는 평가항목들이 기본 평가항목과 사업특수 평가항목으로 분리

되어 있음으로써, AHP 분석기법에 익숙하지 않은 평가자들이 평가요소에 집중하여

평가를 수행할 수 있다. 이와 같은 문제점을 개선하기 위하여 예비타당성조사 일반

지침(제4판) 에서는 정책적 분석 평가항목을 평가내용에 따라 지역균형발전, 정책의

일관성 및 추진의지, 사업추진상의 위험 요인, 사업특수 평가항목 등 4개 중분류 항

목으로 범주화하여 평가 구조를 설정하도록 하고 있다. 4개 중분류 항목으로 범주화

한 내용은 다음의 <표 Ⅶ-1>과 같으며, 본 조사의 정책적 분석 항목의 범주화는 다음

과 같다.

중분류 세부 평가항목

지역균형발전∙지역낙후도

∙지역경제 파급효과

정책의 일관성 및 추진의지

∙관련계획 및 정책방향과의 일치성

∙사업추진 의지 및 선호도

∙사업의 준비 정도

사업추진상의 위험 요인∙재원조달 가능성

∙환경성

특수평가항목∙시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대

효과

<표 Ⅶ-1> 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 정책적 분석 항목의 범주화

제Ⅶ장 정책적 분석 337

제2절 지역균형발전 분석사업의 타당성을 평가할 때, 대상사업의 B/C로 표현되는 경제성 분석 결과만을

기준으로 평가하면 지역 간 불균형 상태가 심화될 우려가 있다. 왜냐하면, 경제성 분

석은 구조상 지역발전이 부진한 낙후지역일수록 사업의 타당성이 낮게 평가되기 쉽

기 때문이다. 예를 들어, 낙후지역 내 도로사업의 타당성을 평가할 경우, 해당 지역

인구가 적고 교통량도 상대적으로 적어 도로건설의 편익은 작게 나타나므로 사업의

경제적 타당성이 떨어지기 마련이다. 따라서 그 지역에 대한 투자기회는 적어지고

경제성이 높게 평가된 다른 지역으로 투자가 집중되는 현상이 지속되어 지역 간 빈

익빈 부익부 현상이 심화될 수 있다.따라서 본 예비타당성조사에서는 이 같은 현상을 방지하기 위해 지역균형발전이

라는 상위의 국가정책을 평가에 반영하여 사업의 타당성을 평가한다. 지역균형발전

효과를 평가하기 위하여 지역낙후도지수를 개발하고, 사업 시행의 지역별 파급효과

를 분석하기 위한 다지역투입산출모형(MRIO: Multi-Regional Input-Output Model)을

이용하였다. 이와 같은 분석을 수행하는 근본적인 이유는 낙후지역에서 수행되는 공

공투자사업, 그리고 해당지역에 대한 파급효과가 큰 사업에 대해서 일종의 가점을

부여함으로써 경제성이 다소 낮은 사업이라 할지라도 사업 추진이 가능하도록 하여

지역 간 불균형 상태가 심화되지 않도록 하는 것이다.

1. 지역 낙후도예비타당성조사에서 B/C로 표현되는 사업의 효율성을 중요시 하는 경제적 분석

만을 기준으로 사업 추진의 타당성을 판단할 경우 재정지원사업의 중요한 사항인 정

책적 판단과 지역균형발전에 대한 고려가 제외된다. 가령 일반적으로 지역 낙후도가

심한 곳에 사업이 위치할수록 경제적 타당성이 떨어지는 현상이 나타나게 되며, 이에 따라 지역 간 격차가 확대되는 결과가 초래된다. 이에 따라 종전의 정책적 판단에

포함되어 분석되던 지역균형발전 분야를 최근 예비타당성조사 일반지침의 수정을 통

해 분리하여 독립적으로 다룸으로써 재정지원사업의 지역균형발전 기여도에 대한 중

요성을 한층 강조하였다.지역균형발전 분석은 사업의 시행여부를 판단함에 있어 지역균형발전이라는 상

위의 국가정책목표에 부합하는 지를 판단하기 위하여 사업 대상지역의 낙후정도를

살펴보는 지역 낙후도 분석과 함께 해당사업의 시행 후 지역경제에 미치는 파급효과


를 가늠하기 위한 지역경제파급효과 분석을 포함한다. 따라서 지역균형발전 측면에

서 볼 때 타 지역에 비하여 해당사업지역의 낙후도가 심각할수록, 해당사업 시행 후

지역경제 활성화의 효과가 클수록 긍정적인 평가가 이루어지게 된다.예비타당성조사 일반지침에 따르면 지역 낙후도에 대한 평가는 낙후지역에 수행

되는 공공투자사업의 경우 가산점을 부여하는 방식으로 진행되며, 이는 다소 경제성

이 낮은 사업이라도 사업추진을 통해 지역균형발전이라는 상위의 국가정책 목표에

부합하도록 하고자 함이다.지역낙후 정도를 평가하기 위해서는 현재의 지역별 낙후 정도에 대한 객관적인

평가가 선행되어야 한다. 지역낙후정도를 평가할 수 있는 가장 대표적 변수는 지역

소득이지만, 이에 대한 시․군․구별 자료를 구하기 어렵기 때문에 예비타당성조사

에서는 사업 시행지역의 상대적 낙후정도를 나타내기 위하여 낙후정도를 구성하는

지표들의 가중평균인 지역낙후도지수를 사용한다.지역 낙후도 지수의 구성 지표는 2003년도 (舊)건설교통부가 개발촉진지구 지정

에 사용한 8개 지표를 사용하였으며, 각 지표는 다음과 같다.

부문 지표 측정 방법 자료 출처

인구 인구증가율 최근 5년간 연평균 인구증가율통계청, 시․군․구

주요통계지표

산업 제조업종사자 (제조업종사자수/인구) ×100각 시도, 사업체

기초통계조사 보고서지역

기반

시설

도로율 (법정도로연장/행정구역면적)×100 각 시도, 통계연보

교통승용차

등록대수(승용차등록대수/인구) ×100 각 시도, 통계연보

보건․

사회

보장

인구당의사수 (의사 수/인구)×100 각 시도, 통계연보

노령화지수 (65세 이상/0～14세 인구) ×100통계청, 시․군․구

주요통계지표

행․재정

․기타

재정자립도(지방세+세외수입/일반회계 세입총계)×100;

최근 3년간 평균

행정자치부, 지방재정연감

도시적토지

이용 비율

[지목상(대지+공장용지+학교용지)/행정구역

면적]×100한국감정원, 지적통계연보

<표 Ⅶ-2> 지역 낙후도 지수 산정에 사용되는 지표의 개요

자료: (舊) 건설교통부, 지역개발사업에 관한 업무지침 , 2003. 2. 21.

지역 낙후도 지수 산정을 위해서는 지표별 가중치를 설정하여야 한다. 가중치 설


정을 위하여 관련 학회, 연구소, 예비타당성조사 수행경험자 등을 대상으로 설문조사

를 수행하여 <표 Ⅶ-3>과 같이 지표별 가중치를 설정하였다.

지표 가중치(%) 지표 가중치(%)

인구증가율 8.9 승용차 등록대수 12.4

노령화지수 4.4 도로율 11.7

재정자립도 29.1 인구당 의사수 6.3

제조업종사자 비율 13.1 도시적 토지이용비율 14.2

<표 Ⅶ-3> 지역 낙후도 지수 산정을 위한 지표별 가중치

위 기준에 따라 산정된 지역낙후도지수를 보면 본 대상사업이 위치한 전라북도는

전체 16개 시․도별 중 종합순위 15위이며, 의사 수를 제외한 모든 지표에서 낮은 순

위를 보이고 있다. 특히 재정자립도는 15위로서 향후 사업을 추진할 때 각별한 주의

가 필요할 것으로 보인다.풍력산업 클러스터 조성사업 이 계획된 전라북도 군산시는 전국 168개 시․군별

중 종합순위 59위이며, 대부분의 지표가 중․상위권을 나타내고 있다. 특히 도로율과

도시적 토지 이용률이 상위권을 나타내고 있어 개발계획이 진행 중임을 짐작할 수

있다. 아래의 <표 Ⅶ-4>는 전라북도 및 전라북도 군산시의 지역 낙후도 지수 및 순위

를 자세히 제시하고 있다.

구 분

인 구 경 제 기 반 시 설 종 합

인 구

증가율

(0.089)

노령화

지 수

(0.044)

재 정

자립도

(0.291)

제조업

종사자

비 율

(0.131)

승 용 차

등록대수

(0.124)

도로율

(0.117)의사 수

(0.063)

도시적

토 지

이용률

(0.142)

지역

낙후도

전 북지수 -1.138 62.409 21.136 4.341 20.954 0.810 0.143 3.048 -0.787

순위 15 13 15 13 14 12 6 11 15/16

전

북군산시

지수 -1.018 48.721 28.185 5.562 22.871 2.045 0.086 9.405 0.174

순위 88 58 70 71 48 26 69 25 59/168

<표 Ⅶ-4> 사업 지역의 지역 낙후도 지표 및 순위

주: ( ) 안의 숫자는 AHP분석을 통해 얻어진 8개 지표의 상대적 가중치임.자료: 한국개발연구원, 예비타당성조사 수행을 위한 일반지침 수정․보완 연구(제5판) , 2009


2. 지역경제파급효과 분석

가. 분석모형의 개요1) 지역산업연관모형(MRIO)의 개요

산업연관모형(Input Output Model)이란 한 경제에서 생산되는 재화와 서비스의 산

업간 거래관계, 즉, 일정기간 중 생산된 모든 재화와 서비스의 각 산업간 거래(최종

수요와 산업간의 거래 및 원초적 투입요소와 산업간의 거래)를 일정한 체계에 따라

정리한 일반균형 통계체제를 말한다.44) 국민경제에 대한 산업연관모형 분석은 Wassily W. Leontief가 미국경제를 대상으

로 모든 재화와 서비스의 흐름을 일괄 표현한 경제표의 작성을 시도하여 그 분석결

과를 1936년 미국경제체계에서의 수량적인 산업연관관계 (Quantitative Input-Output Relations in the Economic System of the United States, Review of Economics and Statistics, August 1936)라는 논문으로 발표함으로써 시작되었다.45) 산업연관모형 분석

에 관한 기본적인 착상은 경제주체간의 거래관계를 체계적으로 기록하고자 하였던

F. Quesnay의 경제표(Tableau Economique : 1758)나 K. Marx가 시도한 바 있는 재생산

표식(Reproductions Schema)에 기초를 두고 있으며, 그 이론적 근거는 L. Walras나 V. Pareto의 일반균형모형에서 찾을 수 있다.

산업연관모형(Input Output Model)을 한 국가경제를 대상으로 하지 않고 그 국가

내의 특정지역을 대상으로 작성하게 되면 ‘지역산업연관모형(Regional Input Output Model)’이 된다. 한 국가경제를 대상으로 하는 ‘산업연관모형’의 경우는 산업간 거래

가 국내 산업간 거래와 국외 거래뿐이지만, 한 국가 내의 특정지역을 대상으로 하는

‘지역산업연관모형’의 경우는 지역내 산업간 거래와 국외 거래 이외에 국내 다른 지

역간의 거래가 추가된다는 특징이 있다.현재 미국, 일본 등 선진국들은 지역별로 자체적인 지역산업연관모형을 개발하기

시작하였으며, 현재 각종 지역경제 분석에서 지역산업연관모형이 널리 활용되고 있

다.

44) 영어의 ‘Input Output Model’을 산업연관모형 혹은 투입산출모형 등으로 부르고 있는데, 여기서는 한

국은행의 관례(전국 ‘산업연관표’ 등)를 따라 전자의 방식을 채택하기로 한다.45) 전국적 산업연관모형 분석방법의 개발과 발달과정에 관한 논의는 한국은행, 1995년 산업연관표 편제

방법, 1998, pp.2～12에 잘 정리되어 있다.


2) 지역산업연관모형의 종류지역산업연관모형 분석은 크게 단일지역모형(Single Region Model) 혹은 지역내

산업연관모형(Intra-Regional Input Output Model)에 관한 연구와 다수 지역모형(Many Region Model)에 관한 연구로 나뉘며, 다수지역모형은 모형구축방식에 따라 다시 지

역간 산업연관모형(Inter-Regional Input Output Model과 다지역 산업연관모형

(Multi-Regional Input Output Model)에 관한 연구로 나누어 볼 수 있다. 지역내 산업연

관모형이란 문자 그대로 한 지역을 대상으로 작성되는 지역산업연관모형을 말하며, 지역간 혹은 다지역 산업연관모형이란 동시에 두 지역 이상을 대상으로 구축되는 지

역산업연관모형을 말한다.산업연관모형은 수입부문의 처리방식에 따라 경쟁수입방식과 비경쟁수입방식으

로 양분되기도 하는데, 지역산업연관모형의 경우에도 지역간 거래를 수출 및 수입에

대응하여 이출 및 이입이라는 부문으로 설정하고, 수출․입과 같은 방식으로 처리하

는 것이 가능하다. 따라서 지역산업연관모형은 대상지역 및 이입부문에 대한 작성

방식에 따라 다음의 네 가지로 분류할 수 있다.

∙ 지역내 경쟁이입형 산업연관모형

∙ 지역내 비경쟁이입형 산업연관모형

∙ 지역간 경쟁이입형 산업연관모형

∙ 지역간 비경쟁이입형 산업연관모형

이와 같은 분류 이외에 여러 지역을 대상으로 하는 다수지역산업연관모형의 경우

지역투입계수의 산출방법에 따라 다시 두 가지 형태로 나눌 수 있다. 그 하나는 직접

조사방식(survey)에 따라 지역투입계수를 산출하고 모형을 작성하는 것으로 IRIO 모형(Inter-Regional Input Output Model)이라 하며, 다른 하나는 비조사방식(non-survey)에

따라 기술계수 및 교역계수를 통해 간접적으로 지역투입계수를 산출하는 모형으로

MRIO 모형(Multi-Regional Input Output Model)이라고 한다.46) IRIO 모형은 W. Isard(1951)에 의해 최초로 제시되었기 때문에 아이자드 모형이라고도 하며, MRIO 모형은 H.B. Chenery, L.N. Moses에 의해 개발되어 체너리-모제스 모형이라고 한다.

IRIO 모형을 구축하려면 각 재화의 공급 원천과 사용부문 모두에 관하여 지역별

및 산업별 거래에 관한 상세한 직접조사 자료가 필요하므로 IRIO는 실제로 활용되는

46) IRIO와 MRIO에 관한 자세한 논의는 R. Miller and P. Blair, Input-output Analysis:Foundations and Extensions, 1985, p.54 및 J. Hartwick,"Notes on the Isard and Chenery-Moses Interregional Input-Output Models," Journal of Regional Science, Vol. ll, 1971, pp.77～86을 참조.


경우가 극히 드물다. 반면 MRIO 모형은 비조사방식에 의존해서 지역별ㆍ산업별 거

래자료를 추정하므로 이용도가 훨씬 높지만, 비조사방식에 의존하는 만큼 추정방법

및 자료의 신뢰도에 있어서 의문이 제기되는 경우가 종종 있어 왔다. 지역내 산업연관모형은 특정 지역을 대상으로 하므로 분석대상이 당해 지역에 한

정되지만, 다지역산업연관모형은 분석대상 지역을 포함한 모든 관련지역을 대상으로

하고 특히 전국의 모든 지역을 포함하여 작성되는 경우 전국 및 각 대상지역에 대하

여 동시에 정합성이 있는 분석을 할 수 있다는 장점이 있다. 특히 지역경제는 개방성

(openess)이 그 중요한 특징으로 지역경제 문제는 전국 및 타 지역과 연관성을 가지

게 되므로 이들이 종합적으로 파악되어야 하는데 다지역산업연관모형 분석이 바로

이러한 목적에 부합한다고 할 수 있다. 다지역산업연관모형에서는 몇 가지 기준에 의해서 지역구분을 하는데, 그 기준은

첫째 지형, 기후, 위치 등 지리적 구분, 둘째 도, 시, 군 등 행정적 구분, 셋째 각종 경

제권역별 구분이 있다. 다지역산업연관모형의 대부분은 행정적 구분에 의해 작성되

는데, 지역모형이 반드시 행정적 구분에 의해 작성될 필요는 없을 것이다. 예를 들어

공해문제의 산업연관분석에는 지형적 구분이 적절하며, 도로, 항만건설 등의 경제효

과 분석에는 경제권 단위의 구분이 적합할 수 있다. 그러나 실제 기초자료의 대부분

이 행정구분에 따라서 구축되고 있으며 또한 이용면에서도 행정목적과 관련한 것이

대부분이기 때문에 행정구분에 의한 지역모형이 주로 작성되고 있다.

3) 균발위·동북아 다지역산업연관모형 개요본 예비타당성조사에서는 2004년 동북아 경제중심추진위원회와 국가균형발전위

원회에서 2000년 한국은행 산업연관표를 기준으로 작성한 다지역산업연관표를 보완

하여 지역경제 파급효과를 분석한다. 균발위·동북아 MRIO모형의 구조, 산업분류, 대상지역, 투입계수 및 교역계수 작

성 방법 등 본 모형의 특성을 결정짓는 주요 항목은 다음과 같다.

가) 모형의 구조균발위·동북아 다지역산업연관모형(MRIO)은 작성기준시점에서 볼 때 2000년도

기준의 전국산업연관표(이하 전국IO)가 2003년 하반기에 한국은행에서 발표된 바 있

기 때문에 전국IO와의 정합성을 가지는 가장 최근의 다지역산업연관모형이라고 할

수 있다.MRIO 모형은 지역기술계수, 지역별․산업별 부가가치, 지역별 최종수요, 지역교

역계수 등의 추정부문들을 결합․작성하여 구축되며, 이를 2지역(L, M), 3산업(1, 2, 3)을 가정하여 단순한 형태로 예시(例示)해 보면 <표 Ⅶ-3>과 같다.


산출

투입

중간수요 최종수요총

수

요

수

입

순

이

입

총

산

출

지역 L 지역 M 소

비

등

수

출산업 산업 산업

1 2 3산업 산업 산업

1 2 3

중

간

투

입

지

역

L

산업 1산업 2산업 3

10 15 20 20 10 40 20 25 10

5 10 15 15 25 20 10 35 15

405085

153545

130215245

5105

-25 5-10

150200250

지

역

M

산업 1산업 2산업 3

5 20 10 25 10 30 10 35 30

40 50 30 70 30 90 60 80 80

8070100

953025

330355420

51010

25-510

300350400

부가 가치 60 85 110 100 120 150

총 투 입 150 200 250 300 350 400

<표 Ⅶ-5> MRIO 구조의 예시(2지역, 3산업, 경쟁이입형)

주: 1) 순이입 = 이입-이출.2) 수입, 순이입은 공제항목임(음의 값을 갖는 경우는 이출이 더 큰 경우로, 총수요와 합하면 산업별

총투입과 총산출이 일치함).

나) 균발위·동북아 MRIO의 지역 및 산업분류균발위·동북아 MRIO는 <표 Ⅶ-4>에서와 같이 서울특별시를 포함한 6대 광역시와

9개 도를 총괄하는 16개 지역모형이며, 각 지역경제는 독립적인 지역경제로 기능하

면서 상호 영향을 주게 되며, 지역간 교역구조에 의하여 상호 연계된다.


구 분 지역

특별시 서울

광역시

부산

대구

인천

광주

대전

울산

도

경기

강원

충북

충남

전북

전남

경북

경남

제주

<표 Ⅶ-6> 지역분류표

산업부문은 <표 Ⅶ-7>에 나타낸 바와 같이 총 34개 산업으로 구성되어 있는 경쟁

형 다지역산업연관모형으로 내생부문이 (544×544)에 달한다. 균발위·동북아 MRIO 산업분류는 기본적으로 2000년 전국산업연관표(이하 전국 IO)의 산업분류 기준으로 되

어 있다. 한국은행 산업연관표를 34개 산업으로 재분류하였으며, 균발위․동북아

MRIO모형은 지역별 전략산업의 효과계측을 주목적으로 하였다. 즉 생물산업이 포함

된 정밀화학산업(9), 메카트로닉스가 포함된 기계산업(12), 광산업이 포함된 정밀기기

산업(16), 관광, IT 소프트웨어를 포함하는 문화산업(28) 등을 별도로 분류하였다.


시산표분류 한국은행 IO code (404)1 농림어업 1101-11442 광업 2101-21373 음식료 및 담배 3101-31914 섬유 3201-3219, 3231-32335 의류 3221-3226, 3241-3243, 32466 신발 3244-32457 목재종이 3301-33198 석유화학고무 3501-3604, 3621-3622, 3671-36839 정밀화학(생물산업 포함) 3611-3612, 3631-366810 비금속광물 3701-373611 1차금속및금속(철강) 3801-391112 기계(메카트로닉스 포함) 4001-402913 전기및가전 4101-4108, 4141-414514 반도체 4113-411415 정보통신기기 4111-4112, 4115-413216 정밀기기(광산업 포함) 4201-420617 자동차 4301-430718 조선 4311-431319 항공우주 432220 기타수송장비 4321, 4323-432421 가구및기타제조 4401-441722 전력가스수도 5101-511323 건설 5201-522224 도소매 6101-610225 음식숙박업 6201-620226 물류 6301-6304, 6307-6308, 6310, 6312-631327 해상물류 6305-6306, 6309, 631128 문화(관광,IT소프트웨어포함) 3401-3404, 6404-6405, 6901-690629 정보통신서비스 6401-640330 금융및보험 6501-650531 부동산및사업서비스 6601-662032 공공행정및국방 6701-670233 교육및사회보장 6801-681734 사회및기타서비스 6911-6918

<표 Ⅶ-7> 균발위·동북아 MRIO와 전국 IO의 부문 비교


다) 추정방법상의 특성 ① 지역기술계수

a. 추정방법론상의 특성

보통 지역기술계수 추정을 위해 생산물조합법(product mix approach), LQ방법, RAS방법, 부가가치율조정법 등의 방법이 이용되는데 균발위․동북아 MRIO모형은

부가가치율조정법, LQ방법, RAS방법을 혼용하여 작성하였다.생산물조합법의 경우 보다 세분화된 지역별·산업별 정보를 이용하였다는 장점이

있는 반면 지역간의 생산구조의 격차가 단지 하부산업의 생산액 비중차이에 따라 결

정되는 문제가 있다. 즉 전국표의 하부산업 중간투입비율이 모든 지역에 적용되며, 따라서 하부산업의 부가가치가 일률적으로 모든 지역에 동일하게 적용되는 문제가

있다. LQ방법은 불비례조정의 문제가 있으며, RAS방법은 지역산업별 중간투입 및

중간수요자료가 있어야 가능한데 보통 지역산업별 중간수요 조사자료는 없기 때문에

추정된 중간수요 자료의 신뢰성에 의해 전체 모형의 신뢰성이 크게 의존한다고 할

수 있다. 부가가치율조정법은 지역산업별 부가가치의 차이를 반영한다는 장점은 있

지만 이 역시 부가가치자료의 신뢰성에 크게 의존한다. 한편 균발위․동북아 MRIO모형에서는 부가가치율조정법(fabrication effects)을 우

선 적용하여 지역산업별 부가가치율의 차이를 반영하였고, 중간수요 추정에는 LQ방

법을, 기술계수추정에는 RAS방법을 이용하여 조정하였다.

b. 유용성 및 신뢰성

기본적으로 지역기술계수 추정방법은 지역자료의 가용성 여부에 달려 있고, 추정

방법 역시 자료의 가용성에 따라 방법론이 개발되어 왔다고 해도 과언이 아니다. 따라서 어떠한 방법을 이용하였느냐가 모형의 신뢰성을 판단하는 기준이 아니라 얼마

나 많은 지역 기초자료를 이용하였느냐가 모형의 신뢰성을 담보할 가능성이 높다.그렇지만 지역자료의 정확성을 신뢰하지 못하는 우리나라의 여건상 보다 많은 지

역자료를 이용하였다고 하더라도 상대적으로 정확성이 높으리라는 보장도 없는 것이

현실이다. 이는 한국은행 IO와 같이 공신력있는 국가기관의 직접조사에 의한 다지역

산업연관표가 없기 때문에 객관적으로 비교평가가 어렵기 때문이다.지역산업별 부가가치율을 반영하였다는 점에서 지역생산물조합법에 비해 상대적

으로 지역산업연관표를 만드는 본래의 목적과 부합할 수 있는 반면, RAS 방법에 의

해 부가가치율조정법의 단점이 어느 정도 개선되는 지는 분명치 않다. 즉 부가가치

율조정법은 지역별 부가가치율의 차이를 반영하므로 지역의 생산성 격차를 식별한다

는 의미가 있지만 부가가치율이 낮은 산업은 모든 중간투입이 일률적으로 증가되는


반면 부가가치율이 높은 산업은 모든 중간투입이 일률적으로 감소하게 된다. 초기

중간수요액의 추정을 LQ방법에 의해 추정함으로써 전국평균에 비해 상대적으로 비

중이 낮은 지역산업의 경우 중간수요액이 과소평가되고, 비중이 높은 산업의 경우

전국평균과 같게 만드는 불비례조정방법의 문제가 있다. 다만 RAS 조정과정에서 이

러한 왜곡현상이 어느 정도 시정되는 것인지는 불분명하다.따라서 각 방법의 장점을 취한 측면도 있지만 각 방법의 단점이 모두 내재되어

있는 측면도 있기 때문에 새로운 시도로서의 의미는 크지만 그 유용성에 대해 평가

하기는 아직 이르며 이에 대한 심도있는 연구가 필요하다고 할 수 있다.결론적으로 지역기술계수 추정에 있어 어느 방법으로 구축한 모형이 보다 현실

설명력이 높은 것인가를 판단할 수는 없지만 다지역산업연관표의 작성 목적이 지역

별 생산구조의 차이를 파악하는 데에 있다는 점에서 균발위․동북아 MRIO의 방법

이 유용성이 높다고 할 수 있다. 다만 이 경우에도 지역산업별 부가가치 자료의 신뢰

성이 높은 경우에만 타당하다고 할 수 있다.

② 지역교역계수

a. 추정방법

지역간 교역계수는 다지역 IO 모형구축의 핵심부분이라고 할 수 있으나 지역간

거래를 파악할 수 있는 자료는 매우 제한적이므로 연구자에 의하여 추정방법이 다르

다.보통 농림어업 및 제조업부문은 KOTI의 물동량조사자료를 이용하여 추정하고,

서비스부문은 여러 가지 방법에 의하여 추정에 의존하고 있는 실정이다. 기존모형의

경우 서비스업을 제외한 농림어업 및 제조업은 KOTI의 물동량조사자료(1997년)를

이용하고, 서비스업부문은 단순 LQ방법(locational quotients method), 중력모형(gravity model), 엔트로피 극대화 모형 등을 이용한다.

균발위․동북아 MRIO모형은 전산업에 걸쳐 엔트로피 극대화 모형(entropy maximization model)을 이용하여 추정하였다.


b. 추정방식의 장단점

a) 기존방법

농림어업 및 제조업부문에 있어 직접 조사자료를 이용한다는 점에서 지역간 상품

거래관계를 보다 잘 파악할 수도 있다고 할 수 있다. 그런데 KOTI의 물동량조사 자

료는 화물집배송 단지 혹은 시설을 중심으로 지역간 상품거래를 파악한 조사자료로

실제 생산지역과 수요지역이 일치하지 않는 문제가 있고, 또한 물동량자료의 경우

물량개념으로 되어 있어 가격변환에 있어 상품별 가격을 적용해야 한다.

b) 균발위․동북아 모형

엔트로피 모형을 구성하는 주요 변수로 지역별․산업별 생산, 수요, 지역간 단위

당 운송비 등이 포함되는데 상품별 운송비에 대해서는 연구자의 자의성에 의존하게

된다.이 중 총운송비는 예산제약과 같은 기능을 하게 되는데 총운송비 범위내에서 지

역간 거래를 최적화하는 균형해를 찾는 것이다. 지역별․산업별 생산 및 수요 자료

는 비교적 기존통계를 기초로 일정한 방식에 의해 구해지므로 연구자의 자의성이 개

입될 소지가 거의 없지만, 지역간 운송비는 지역간 거리, 상품별 운송비에 대한 여러

가정을 통해 산출되는 수치이므로 연구자에 따라 달라질 수 있다. 그렇지만 엔트로

피 극대화 모형은 최근 지역간 상품거래, 지역간 교통수요 등의 추정에 통용되어 오

고 있으며 지역간 거래 파악을 위해 가장 발전된 모형으로 평가받고 있는 것은 사실

이다.그런데 서비스산업의 경우 엔트로피 모형을 통해서 나온 지역간 거래결과가 현실

성이 있는가 하는 점에서 다소 의문의 여지가 있다. 예를 들어 사업서비스 등은 지역

간 거래가 이루어지지만 교육 및 문화 서비스 등은 지역내 공급이 부족하다고 하여

단기간에 지역간 이동이 발생하는 것으로 파악하기는 어렵기 때문이다.결론적으로 지역간 거래를 파악할 수 있는 자료의 제약으로 실제조사에 의하지

않고는 어떠한 방법이든지 상대적인 우열을 판단하기는 매우 어려운 것이 현실이다.다만 기존모형의 추정방법은 직접 조사자료이나 지역간 거래파악에 있어 제약이

있고, 또한 서비스업 추정에 있어 LQ방법의 일반적인 문제를 지니고 있으나, 상대적

으로 엔트로피 모형은 생산, 수요, 거래비용 등의 제약하에 지역간 거래의 최적화를

도출하는 이론 모형이고 보편적으로 이용되는 검증된 모형이라는 강점이 있다.


③ 모형의 정합성

균발위․동북아 MRIO모형은 한국은행의 전국IO를 지역산업별 중간수요와 최종

수요를 각각 추정하여 배분하였으므로 지역별 산업연관표의 합계가 전국산업연관표

와 일치되도록 구성하였다는 점에서 전체모형의 정합성은 갖추었다고 할 수 있다.또한 민간소비, 고정자본 형성 등 최종수요 항목별 추정으로 상대적으로 많은 지

역정보를 담고 있어 보다 폭넓은 활용을 기대할 수 있다.

나. 건설 세부문별 분석방법앞에서 설명한 바와 같이 균발위․동북아 MRIO모형의 산업분류는 건설업을 1개

부문으로 통합되어 있어, 기존의 KDI MRIO모형에서와 같이 건축, 도로, 철도, 항만, 공항 등 건설부문별로 구분하여 직접 분석할 수가 없다.

따라서 한국은행 산업연관표상 건설업 세부부문별 중간투입 구조를 이용하여 각

산업에 투자지출을 배분47)하여 분석하는 간접적인 방법을 사용하여 해결할 수 있다. 그리고 이 방법은 분석절차가 1단계 추가된다고 해도 건설부문을 <표 Ⅶ-6>의 17개

부문으로 세분화하여 분석할 수 있다는 장점이 있다. 특히 본 모형이 일반적인 지역

산업연관표의 이용목적에도 적합하지만 공공투자의 지역경제 파급효과 추정에 1차적인 목적이 있기 때문에 보다 세밀한 분석을 위해서 이러한 방법을 이용하는 것도

유용하다고 할 수 있다. 도로사업을 예로하면 도로투자 지출액을 한은IO의 도로시설의 산업별 중간투입

비율(총중간투입을 1로 한 백분비)로 각 산업(여기서는 34개 산업)에 나누어서 외생

수요가 증가하는 것으로 취급하는 것일 뿐 분석과정은 기존과 동일하다.

47) <표 Ⅶ-5> 도로부문 1,000억원 투자시 산업별 투자지출 배분표 참조.


대분류 중분류(77부문) 소분류(168부문) 기본부문(404부문)

건

설

건축 및 건축보수

주택건축철근철골조 주택

기타주택

비주택건축철근철골조 비주택

기타비주택

건축보수 건축보수

토목건설

교통시설건설

도로시설

철도시설

지하철시설

항만시설

공항시설

기타 토목건설

하천사방

상하수도시설

농림수산토목

도시토목

전력시설

통신시설

기타건설

<표 Ⅶ-8> 한국은행 산업연관표상의 건설부문 분류


구 분 투자지출12345678910111213141516171819202122232425262728293031323334

농립어업

광업

음식료담배

섬유

의류

신발

목재종이

석유화학

정밀화학

비금속광물

1차금속

기계

전기및가전

반도체

통신기기

정밀기기

자동차

조선

항공우주

기타수송

가구 및 기타

전력수도

건설

도소매

음식숙박업

물류

해상물류

문화

정보통신

금융및보험

사업서비스

행정및국방

교육및사회보장

사회및기타서비스

7.012.80.00.50.70.314.036.45.9

303.4242.010.913.40.00.72.85.60.00.00.00.44.20.231.00.015.52.12.76.137.8208.80.09.225.6

계 1,000

<표 Ⅶ-9> 도로부문 1,000억원 투자시 산업별 투자지출 배분

(단위: 억원)


다. 지역경제파급효과 분석을 위한 유발계수산업연관분석은 최종수요의 변동(소비 혹은 투자)이 각 산업의 생산활동에 미치

는 직․간접의 파급효과를 계측하는 것이다. 최종수요 변동으로 인한 경제적 파급효

과는 보통 세 가지, 즉, 생산 유발효과, 부가가치 유발효과, 고용 및 취업 유발효과

측면에서 파악한다. 부가가치 유발효과는 다시 부가가치를 구성하는 항목별로 각각

의 유발효과로 나눌 수 있다. 여기에서는 생산, 부가가치, 고용, 취업, 그리고 부가가치 항목 중 임금에 대한 유

발효과 계측을 위하여 각각의 유발계수를 설명하기로 한다. 나아가 지역 내․외의

파급효과 등에 대해서도 살펴보기로 한다.

1) 생산 유발계수가) 외생부문(최종수요)의 파급효과유발계수, 즉 승수는 분석목적에 따라 다양하며 또한 산업연관표의 형태에 따라

다르게 된다. MRIO 모형은 국산품과 수입품을 구별하지 않는 경쟁형 다지역산업연

관모형이므로 기본구조는 식(1)과 같으며, 생산 유발계수는 우변에서 Y를 제외한

( I - CA)-1C 이다. 이 형태는 일반적인 생산 유발계수 (I - CA)- 1에 C행렬을

곱한 형태인 바, 여기에서 C는 최종수요 Y를 지역별로 배분하는 역할을 담당하는 것

이다.

X = (I - CA)-1C․Y ………………………………………

(1)

예를 들어 2지역(L, M) 2산업(1, 2)의 경우를 상정하고, L지역 1산업의 자급률을

70%라고 하면,48) 이 식에서 C․Y의 의미는 L지역 1산업에 100억원의 최종수요가 발

생하면 70%는 L지역 1산업에서 유입되고, 30%는 M지역 1산업에서 유입되므로 이를

L지역 1산업에 70억원, M지역 1산업에 30억원의 최종수요가 발생하는 것으로 미리

배분하여 파급효과를 계측한다는 것이다.그런데 새로운 수요가 한 지역에 국한된다면 C․Y = Y가 되어, 생산 유발계수는

식 (2)에서와 같이 ( I - CA )-1가 된다.

48) L지역 1산업의 1단위 생산을 위해서는 L지역에서 0.7단위, M지역에서 0.3단위 공급된다는 것을 의미

한다.


X = (I - CA)-1․Y ……………………………………(2)

생산 유발계수는 식 (1) 및 (2), 두 가지 모두 사용 가능하나 식 (1)의 경우는 특정

지역의 최종수요의 변동을 해당지역뿐만 아니라 전 지역, 전 산업에 투입계수를 통

하여 배분한 후 생산 유발효과를 계측하는 것이고, (2)의 경우는 특정지역의 최종수

요 변동을 특정지역 내 전 산업에만 투입계수를 이용하여 배분한 후 생산 유발효과

를 계측하는 것이다.따라서 생산 유발계수로 식 (1)을 사용하면 특정지역의 최종수요 변동을 관련되

는 다른 지역의 산업으로 배분하여 추계하므로 지역내 파급효과가 식(2)에 비해 현저

히 낮아지게 된다. 보통 지역경제 파급효과 계측시 식 (2) 형태의 생산 유발계수를

이용한다.

나) 내생부문(중간수요 부문)의 파급효과최종수요가 아닌 내생부문의 파급효과 계측을 위한 유발계수는 최종수요의 경우

와 다르다. 예를 들어 특정부문의 투자로 인한 산업간 파급효과를 산정하는 경우 유

발계수는 아래와 같다.

X = (I -CA)-1A h․Y

여기서 Ah는 특정부문의 중간투입계수 벡터 …………………(3)

이 경우 식 (3)의 유발계수 역행렬 (I - CA)- 1 부분 대신 특정산업부문을 제외

한 역행렬을 이용하여 구하는 방법도 있다.49) 이 경우에는 해당 특정부문이 다른 산

업에 미치는 효과만을 고려하는 것으로, 자기 산업에 미치는 영향은 제외되므로 파

급효과가 과소평가될 수 있다.

49) 이 방법은 한국은행, 산업연관분석 해설-원리와 이용 , 1987, pp.121～124를 참조.


2) 부가가치 유발계수최종수요의 증가는 생산활동을 통하여 부가가치를 창출하게 된다. 따라서 산업

연관모형을 이용하여 최종수요의 변동과 부가가치와의 기능적 관계를 파악하는 것이

부가가치 유발계수이다.부가가치 부문은 총생산의 일정부분이므로 지역별 부가가치를 대각화한 계수행

렬을 AV(n×n 대각행렬), 총생산을 X라고 하면 부가가치벡터는 V=AV․X 가 된다.

이 식에 식 (1)을 대입하면 식 (4)가 되고 부가가치 유발계수는 AV ( I - CA)-1 이다.

V=AV (I - CA)-1C․Y ……………………………………(4)

그런데 부가가치 유발계수는 국내와 해외부문의 구분이 없는 모형의 경우 항상 1이 된다. 왜냐하면 공급측면에서의 총생산량 X는 아래와 같고 양변에 AV를 곱하면

부가가치는 식 (5)와 같이 되기 때문이다.

X = ( I - CA )-1․CY

AVX =AV ( I - CA )-1․CY ……………………(5)

그리고 투입측면에서의 총생산량 X는 다음과 같이 정의된다. 이를 AV에 관해 정

리하면 다음과 같다.

X =C AX +AVX

AVX =(I - CA)X

AV= ( I - CA ) …………………………………………(6)

식 (6)을 식 (5)에 대입하면

AVX= ( I -C A )․( I -C A )-1CY

AVX=CY ……………………(7)

식 (7)을 식 (5)에 대입하면 AV ( I - CA)-1 = I 이 된다.


그런데 국산품과 수입품이 구분되는 비경쟁형 다지역산업연관모형에서는 지역부

가가치의 합은 1이 되지 않는다. 이 경우는 지역수입 유발계수와 지역부가가치 유발

계수를 더하면 1이 되는데 이는 지역최종수요 변화에 의한 생산 유발효과의 일부는

지역수입으로 유출되고, 나머지는 지역부가가치로 나타난다는 것을 의미하는 것이

다.50)

한편 부가가치를 항목별로 보면 피용자보수(임금), 영업잉여, 고정자본소모, 간접

세 등인데 각각에 대한 유발계수는 부가가치 유발계수 중 AV를 각각의 대각행렬로

대치하면 된다.

3) 고용 및 취업 유발계수생산 활동은 기본적으로 중간재에 자본이나 노동 등 본원적 생산요소를 결합하여

이루어진다. 수요증가에 따른 관련 산업의 생산 활동은 노동의 수요를 수반하게 되

므로 노동의 산업별 파급효과 계측은 노동수요 예측 및 계획수립에 있어 중요한 자

료를 제공할 수 있다.고용 유발계수는 기본적으로 부가가치 유발계수와 동일한 방법으로 계산된다.

즉, 생산 유발계수와 노동계수를 결합하여 구할 수 있다. 노동계수의 대각행렬을 l 이

라고 하면 아래의 식에서 l ․(I - CA)-1 이 노동 유발계수이다.

l․X = l․ (I - CA)-1․Y …………………………………(8)

노동계수는 일정기간 동안(여기서는 1년) 생산 활동에 투입된 노동량을 총생산액

으로 나눈 계수로서, 한 단위(여기서는 백만원) 생산에 소요된 노동량을 의미하므로

노동생산성과는 역수관계에 있다.노동계수는 포함되는 노동량의 범위에 따라 고용계수와 취업계수로 나눌 수 있는

데, 고용계수는 고용된 유급노동자를 의미하는 피용자만을 포함한 개념이고, 취업계

수는 피용자에 자영업자와 무급가족종사자를 포함한 개념이다.

50) 한국은행, 1990년 산업연관표(작성보고서) , 1993. 12, pp.30～31을 참조.


4) 지역 내 ․ 외 파급효과 승수특정지역에 수요가 발생할 경우 지역산업의 생산 활동은 해당지역의 산업은 물론

이․출입을 통하여 다른 지역산업의 생산 활동을 유발하게 된다. 전체적인 유발효

과 중 해당지역 내 산업에 미치는 영향인 지역내 파급효과와 해당지역을 제외한 기

타지역에 미치는 효과인 지역 외 파급효과로 구분할 수 있다.다지역산업연관모형에서 지역 내․외의 파급효과의 구분은 생산, 부가가치, 임금,

고용 등 모든 부문의 유발계수로부터 구할 수 있다. 예를 들어 2지역(L, M), 3개 산

업의 생산유발계수 행렬이 다음과 같다고 하자.

( I - CA)-1 =

αLL αLM

αML αMM

=

1.126 0.447 0.300 ⋮ 0.479 0.418 0.153

0.628 1.317 0.606 ⋮ 0.552 1.115 0.323

0.512 0.526 1.100 ⋮ 0.335 0.470 0.247⋯ ⋯ ⋯ ⋮ ⋯ ⋯ ⋯

0.625 0.369 0.250 ⋮ 1.223 0.455 0.217

0.237 0.384 0.205 ⋮ 0.278 0.649 0.167

0.472 0.444 0.589 ⋮ 0.594 0.529 1.232

여기서 αLL은 L지역 산업에 최종수요가 1단위 증가했을 경우 L지역 산업에 미

치는 생산 유발계수를 나타내는 것으로, 이를 열로 합하면 L지역 각 산업의 지역내

파급효과를 나타내는 것이다. αLL행렬 (3×3) 각 열로 합한 벡터 (1×3)를 O LL라고

하면 L지역내 각 산업의 지역내 파급효과는 다음과 같고, M지역의 경우( αMM)도 마

찬가지로 다음과 같이 정리 할 수 있다.

OLL = [ ]2.226 2.290 2.005 , OMM= [ ]2.094 1.633 1.615

그리고 αML은 L지역 산업에 대한 최종수요 1단위의 증가로 인한 M지역의 생산

유발효과, 즉 지역외 파급효과(혹은 지역간 파급효과)를 나타내고, αLM은 반대의 경

우를 나타낸다.

OML = [ ]1.334 1.197 1.043 , OLM= [ ]1.365 2.003 0.724


그리고 L지역 최종재에 대한 수요증가로 인한 전체 생산 유발효과를 OL, M지역

의 경우를 OM이라고 하면 지역 내․외의 총생산 유발효과는 다음과 같다.

OL = OLL + OML = [ ]3.599 3.487 3.048

OM= OMM+ OLM= [ ]3.459 3.636 2.339

라. 분석모형의 한계 및 해석상 유의점다지역산업연관모형(MRIO 모형)이 지역경제 분석과 관련하여 유용한 정보를 제

공해 주는 것이 사실이지만, 다른 한편으로 모형 자체가 갖는 한계점을 비롯하여 모

형의 정립 과정 및 추정결과의 해석상에 있어서 여러 가지 제약을 내포하고 있는 것

또한 사실이다.우선 모형 자체가 갖는 한계 때문에 두 가지 비판이 제기될 수 있을 것이다. 첫째,

MRIO 모형은 산업연관표의 기본가정, 즉, 투입계수의 안정성을 위한 가정인 생산물

이 동질적이고, 규모의 경제가 존재하지 않는다는 가정의 제약에 직면한다는 비판이

제기될 수 있다. 그러나 이러한 비판은 산업연관분석에 있어서 원천적으로 내재되어

있는 제약이며 특별히 본 모형만이 갖는 제약은 아니라고 할 수 있다. 더구나 생산물

의 질적 차이가 없다는 가정이나 규모의 경제가 존재하지 않는다는 가정 등은 경제

분석에서 일반적으로 직면하는 제약의 범위를 크게 벗어나지 않는다고 할 수 있으므

로 큰 문제가 되지 않으리라고 판단된다.둘째, MRIO 분석은 사업비 지출에 따른 정(正)의 파급효과만을 분석할 뿐이며 재

원조달에 따른 부(負)의 파급효과를 함께 고려할 수 없는 모형이라는 비판이다. 즉, 지출을 위해서는 이를 위한 재원조달이 필요하며 다른 곳에 투자할 재원이 현재의

사업으로 투입됨에 따라 여타 투자가 위축되는 구축효과(crowding out effect), 즉, 기회비용이 발생하게 되는데 산업연관분석은 이를 고려하지 못하는 모형이라는 비판이

다. 구축효과는 분명 발생한다고 보아야 할 것이다. 그러나 구축효과까지를 완벽하게

고려해 주는 모형은 대단히 드물며, 모든 파급효과를 동시에 분석해 주기 위해서는

다지역ㆍ다부문모형의 정립이 필요하게 된다. 현재 지역의 시계열 자료의 축적이 상

당히 열악한 상태에서 다지역ㆍ다부문모형의 정립은 단계적으로 접근해야 할 과제라

고 판단된다.한편 모형의 정립과정과 관련한 문제점도 지적될 수 있다. 즉, MRIO는 지역간 서

비스부문의 교역계수 추정시 어떤 모형을 쓰느냐, 즉, 본 모형에서처럼 엔트로피 모

형을 쓰느냐 아니면 중력모형을 쓰느냐 등에 따라 그 추정결과가 매우 상이하게 나


올 수 있다는 점이 약점으로 지적될 수 있다. 지역간 서비스 거래를 추정하는 방식을

어떻게 정의하느냐에 따라 지역간 거래량 추정결과가 좌지우지된다는 것은 모형이

갖는 큰 결점이 아닐 수 없다. 그렇더라도 이것 역시 본 모형만이 고유하게 갖는 문

제는 아니며, 현재와 같이 지역간 거래량을 추정하기 위한 완벽한 지역데이터가 아

직 개발되어 있지 못한 상황 등을 고려한다면 더 좋은 대안을 찾는 것도 쉽지 않다는

점을 지적하지 않을 수 없을 것이다.이상의 문제점 등을 고려하여 다지역산업연관모형의 추정결과를 해석할 때에는

다음과 같은 점에 항상 유의하여야 한다.첫째, MRIO 모형은 사업비 지출에 따른 간접효과를 분석하는 것이므로 그 사업

으로 인해 발생하는 경제적 편익, 즉, 사업의 완료 후 얻을 수 있는 파급효과를 추정

하는 것은 아니라는 점이다. 따라서 지역경제 파급효과를 비용편익분석에서 이용되

는 사업 완료후의 경제적 편익(예를 들어, 도로건설로 인한 통행시간 절감효과)과는

다른 것이다.둘째, 투입계수의 안정성과 관련하여 사업비 지출의 분석기간 중 투입계수는 지

속적으로 불변인 것으로 가정하므로, 시간의 경과에 따라 산업구조 및 생산기술 등

이 변화하여 발생할 수 있는 동태적 경제적 파급효과를 파악하는 것은 불가능하다는

점이다. 동태적 파급효과 분석은 모형의 동태화 작업이 선행되어야만 가능하게 될

것이다.셋째, 사업비 지출에 따른 정(正)의 파급효과만을 분석할 뿐이며 재원조달에 따른

부(負)의 파급효과를 함께 고려하지 않기 때문에, 여러 사업들간에 사업비의 지출에

따른 경제적 파급효과의 상대적 비교는 가능하나 서로 다른 사업간 절대적 비교나

특정사업에 대한 효과의 절대적인 크기를 판단하는 데는 그 유용성에 한계가 있다는

사실이다.한편 서로 다른 사업간의 상대적 파급효과 비교시에도 비교의 목적이 지역간 파

급효과의 상대적 크기에 있다면 사업간 특성의 차이에 따른 투입구조 및 투자 배분

구조의 차이 등에 따른 파급효과의 차이가 항상 내재되어 있다는 점도 잊지 말아야

할 것이다.


마. 지역경제파급효과 분석 결과산업연관분석은 최종수요의 변동(소비 혹은 투자)이 각 산업의 생산활동에 미치

는 직․간접의 경제적 파급효과를 계측하는 것이다. 최종수요 변동으로 인한 경제적

파급효과는 생산 유발효과, 부가가치 유발효과, 고용(취업) 유발효과 측면에서 파악

할 수 있으며, 부가가치 유발효과는 다시 부가가치를 구성하는 항목별로 각각의 유

발효과로 나눌 수 있다. 여기에서는 생산, 고용, 그리고 부가가치 항목 중 임금 유발

효과에 대하여 지역 내․외 경제파급효과를 살펴보기로 한다.

1) 투자비 내역MRIO 분석에 반영한 투자비는 <표 Ⅶ-10>과 같으며, 완공 후 유지관리비 및 실제

투자액이 아닌 예비비 및 단순이전 성격의 비용(부가세 등)을 제외한 금액을 기초로

본 사업의 시행에 따른 파급효과를 산출하였다.

투입부문 비용항목기본안

전라북도

건설

도시토목

공사비 1,935.36

부대비 41.25

소계 1,976.61

전력시설 공사비 574.77

철근철골비주택 공사비 99.33

제조업 전기 및 가전 풍력발전기 733.20

총투자비 3,383.91

<표 Ⅶ-10> 투자비 내역

(단위: 억원)

주: 1) MRIO분석을 위한 총투자액은 순공사비와 부대비를 합산한 것임.2) 대안별 총투자액은 본 모형의 지역구분과 산업부문분류에 따라 전북 건설(도시토목, 전력시설,

철근철골비주택) 및 제조업(전기 및 가전)부문에 투입됨.3) MRIO분석에서는 건설기간 중의 경제적 파급효과만을 추계하므로 완공 후 유지관리비는 제외함.4) 사업비중 용지비는 이전소득이므로 제외

5) 사업비 추계시 포함된 부가세는 비용-편익분석과 마찬가지로 제외하여 분석함.


2) 지역별 파급효과다음 <표 Ⅶ-11>은 본 사업에 따라 발생하게 될 각 지역별 경제적 파급효과를 보

여주고 있다. 결과를 보면 본 사업의 지리적 입지 연건으로 말미암아 대부분의 지역

경제 파급효과가 전라북도 지역에서 발생하는 것으로 나타났다. 전국적으로 생산유

발효과는 7,943.25억원, 임금유발효과는 1,317.11억원, 고용유발효과는 4,736명, 취업

유발효과는 6,924명으로 나타났다.

항 목

생산유발효과 임금유발효과 고용유발효과 취업유발효과

유발액

(억원)지역별

비중(%)유발액

(억원)지역별

비중(%)고용자수

(명)지역별

비중(%)고용자수

(명)지역별

비중(%)

지

역

별

파

급

효

과

서울 508.34 6.40 107.49 8.16 457.36 9.66 721.08 10.41

부산 489.28 6.16 98.59 7.49 347.53 7.34 465.77 6.73

대구 117.79 1.48 24.68 1.87 98.73 2.08 157.23 2.27

인천 136.71 1.72 20.41 1.55 77.01 1.63 109.82 1.59

광주 124.89 1.57 25.94 1.97 96.54 2.04 160.36 2.32

대전 225.85 2.84 39.06 2.97 141.78 2.99 200.35 2.89

울산 230.98 2.91 21.40 1.63 76.40 1.61 97.17 1.40

경기 487.39 6.14 82.23 6.24 300.77 6.35 429.05 6.20

강원 43.29 0.54 9.84 0.75 35.81 0.76 62.29 0.90

충북 181.45 2.28 29.63 2.25 108.85 2.30 158.14 2.28

충남 381.56 4.80 51.30 3.90 193.25 4.08 284.16 4.10

전북 3,752.71 47.24 641.39 48.70 2,176.95 45.96 3,069.50 44.33

전남 770.06 9.69 80.92 6.14 320.68 6.77 506.03 7.31

경북 192.03 2.42 30.34 2.30 111.03 2.34 180.78 2.61

경남 272.46 3.43 47.12 3.58 167.98 3.55 259.84 3.75

제주 28.46 0.36 6.75 0.51 25.65 0.54 62.83 0.91

전국 7,943.25 100.00 1,317.11 100.00 4,736.30 100.00 6,924.40 100.00

<표 Ⅶ-11> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 지역별 파급효과 추계 결과


3) 지역경제 활성화 효과지역경제 활성화 정도를 가늠하기 위하여 조사대상 사업의 해당지역인 전라북도

지역의 지역내 총생산으로 나누어 본 결과 지역경제 활성화 지수는 0.5475%로 나타

났으며, 이는 2007년도 40개 예비타당성조사의 평균값인 0.17796% 보다 높게 나타났

다<표 Ⅶ-12 참조).

구분 전북투입액 3,383.91

지역내 부가가치 유발액 1,630.78 지역내 총생산

(GRDP, 2008년 잠정)297,884.10

지역경제 활성화 효과 지수 0.5475%

<표 Ⅶ-12> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 지역경제 활성화 효과

(단위: 억원)

주: 1) 투입액 및 지역내 총생산은 모두 2008년 기준가격임

2) 지역경제 활성화 효과 지수는 AHP 설문지 응답을 위한 것으로서 위 투입액에 대한 사업 해당지역인

전북의 지역내 부가가치 유발액을 사업해당지역의 GRDP 추계액으로 나눈 지수임.3) 2007년 40개 예비타당성조사사업의 지역경제 활성화 효과 지수의 평균은 0.17796%임.


제3절 정책의 일관성 및 추진의지

1. 관련계획 및 정책방향과의 일치성공공투자사업에 대한 예비타당성조사가 시행되기까지는 통상 여러 단계의 중앙

정부 혹은 지방자치단체의 계획과정을 거치게 된다. 구체적인 사업구상이 이루어지

기까지 사업추진 주체가 얼마나 체계적으로 해당사업을 추진하고 있는지를 평가할

수 있을 것이다. 사업추진주체가 단독으로 단기간에 계획을 수립하여 추진하는 사례

는 오히려 예외적이다. 구체적인 사업계획이 수립되기까지 거치는 일련의 준비 작업

은 상위 또는 관련계획에 반영된다. 따라서 해당사업이 상위 또는 관련계획에 반영

되어 있는가를 분석함으로써 해당사업이 정책적 일관성을 가지고 추진되었는가를 판

단할 수 있다.본 사업과 관련된 관련법, 국가계획 및 지역계획의 내용은 앞서 사업개요 및 기초

자료 분석에서 정리한 바 있다. 본절에서는 앞서 제시된 내용을 바탕으로 각종 상위

및 관련계획에 본 새만금 풍력산업 클러스터 조성사업이 어떻게 반영되어 있는가를

검토하여 관련계획과의 일관성 및 일치성 여부를 평가한다.새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 은 크게 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지

원’, ‘풍력산업 클러스터 조성’으로 구분할 수 있다. 각 사업별로 관련계획 및 정책방

향과의 일관성을 살펴보고자 한다.풍력발전 시범단지의 경우 앞서 제1장 사업개요의 추진 경위와 상위 계획에서 제

시된 바와 같이 구체적인 지원근거법과 상위계획이 존재하며 및 중앙정부의 정책 방

향과 일치함을 알 수 있다. 추진 근거 및 국고지원 근거로서는 신에너지 및 재생에

너지 개발․이용․보급 촉진법 및 시행령 에 따라 최대 70%51)까지 국고 지원이 가

능하다. 새만금 국산 풍력발전 시범단지와 관련하여 제2차 신재생에너지 기술개발

및 이용 보급 기본계획(舊 산업자원부, 2003) , 제1차 국가에너지 기본계획(지식경

제부, 2008) , 그린에너지 산업 발전 전략(지식경제부, 2008) , 기후변화대응 종합

기본계획(국무총리실, 2008) , 이명박 정부 100대 국정과제(국무총리실, 2008) , 새

만금지역 신에너지단지 계획(국무회의, 2008) , 제3차 신재생에너지 기술개발 및 이

51) “단, 사업성격 등을 감안하여 지식경제부장관이 지원 비율이나 금액을 별도로 정할 수 있음”으로 언

급되어 있음.


용․보급 기본계획(지식경제부, 2008) , 2009년도 신재생에너지 11대 중점 프로젝트

(지식경제부, 2009) 등의 관련 계획이 존재한다.다만, 상위계획은 본 사업을 풍력발전 시범단지로 계획하고 있으며, 최근 발표된

제5차 녹색성장위원회 회의결과(09.8.24)에 따르면 ‘육상풍력 Track Record 확보’를

위한 당면 과제를 바탕으로 본 사업을 추진하는 점에 주목할 필요가 있다.연구개발지원은 크게 연구개발비 지원, 풍력기술연구센터 건립으로 나눌 수 있다.

우선 연구개발비 지원에 대하여 살펴보면, 중앙정부는 한정된 국가 R&D 재원을 효

율적으로 활용하기 위해 지식경제부에서는 국가 R&D 로드맵을 바탕으로 신재생에

너지기술개발사업을 추진하고 있으나, 본 사업은 해당 절차를 진행하지 않았다. 관련

사업에 대하여 동일 부처에서 추진되고 있는 만큼 국가 R&D 재원 투자 정책에 대한

중앙부처의 정책 방향의 입장정리가 필요할 것으로 사료된다.풍력기술연구센터의 경우, 중앙정부 차원에서 수행이 가능한 연구센터의 기능을

구체적인 로드맵 없이 지자체가 국비 지원을 받아 건립하여 운영주체가 되는 것은

타 연구시설과의 형평성 문제를 야기할 수 있으며, 이와 관련하여 중앙정부의 정책

방향의 입장정리가 필요한 것으로 사료된다. 또한 해당 시설을 추진하기 위하여 추

진부처에서 국고지원 근거로 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 및

시행령 을 제시하였다. 해당 법률을 살펴보면, 기반구축사업, 설비보급사업에 대해서

는 사업 성격에 따라 국가가 일정비율을 지원할 수 있도록 되어 있다. 그러나 풍력기

술연구센터의 경우 시범단지 운영과 교육 등의 기능 외에 연구개발 및 지원을 위한

기능이 계획되어 있는데, 해당 법률상에는 연구개발 및 지원을 위한 국고 지원근거

가 제시되어 있지 않다. 상기 언급된 내용을 종합하면 연구개발지원은 상위계획 및

중앙정부의 R&D 투자 정책방향과의 일치성이 낮음을 볼 수 있다.풍력산업 클러스터 조성사업의 경우 새만금 경제자유구역 산업용지에 사업추진

을 계획하고 있으므로, 새만금 경제자유구역법에 따라 사업 시행의 경우 국고 지원

을 받을 수 있다. 다만, 상위계획으로 볼 수 있는 새만금 산업지구 토지이용계획 에

따르면, 해당 부지는 ‘생산용지’, ‘신재생에너지 용지’, ‘R&D 용지’ 등 여러 기능을

수행할 수 있는 토지이용계획이 수립되어 있으며, 세부계획은 다음 [그림 Ⅶ-1]과 같

다. 제시된 세부계획을 살펴보면 풍력산업 클러스터 조성이 계획된 1-2공구는 ‘폐수

종말처리시설’, ‘폐기물처리시설’, ‘생산공간’으로 계획되어 있고, 지자체에서 제출한

‘신재생에너지 용지’는 사업계획서에서 제시한 1-2공구와는 위치 차이가 존재함을 알

수 있다. 게다가 새만금 산업지구 토지이용계획상 ‘생산용지’의 구체적인 활용계획은

언급되어 있지 않으며, ‘신재생에너지 용지’는 산업적 활용이 아닌 ‘연구개발공간’으로 계획되어 있으므로 현재 사업계획서에서 제시된 사업내용과는 다른 것을 확인 할

수 있다.


이와 관련하여 전라북도와 새만금 경제자유구역청에서는 사업을 추진하기 위해

현재 수행 중인 ‘새만금 산업지구 실시계획(2009.12월말 수립승인 목표)’에서 수정계

획에 대해 의견전달을 하였으나, 사업계획서에 대해 예비타당성조사 현재 시점에서

확정된 사실을 바탕으로 평가하는 원칙에 비춰볼 때 풍력산업 클러스터 조성사업 또

한 상위계획과의 일치성이 낮은 것으로 판단된다.이상의 결과를 종합하여 살펴보면, 풍력발전 시범단지는 상위법과 관련계획이 존

재하며, 정책 방향과 일치성을 보이는 반면, 연구개발지원은 상위계획 및 정책방향과

의 일치성이 낮으며, 풍력산업 클러스터 조성의 경우 국고지원근거는 존재하나, 상위

계획과 일치성은 낮은 것으로 판단된다.

[그림 Ⅶ-1] 새만금 산업지구 토지이용계획

자료: 새만금 경제자유구역청 홈페이지


2. 사업 추진의지 및 선호도공공투자사업의 경우 사업이 시행되는 공간적 장소와 이로 인한 파급효과에 대하

여 사업시행부터, 지역주민, 그리고 기타 이해관계자의 사업에 대한 태도를 고려할

필요성이 있다. 예를 들어 지역주민의 숙원사업이라 할지라도 예산제약과 국가경제

의 차원에서 우선순위가 낮을 수도 있으며 반대로 중앙정부 차원에서 필요한 사업이

라 할지라도 지역주민의 입장에서 바람직하지 않은 사업이 있을 수 있다. 또한 최근

의 여러 대형 공공투자사업에서 보듯이 직접당사자인 사업시행주체 및 지역주민뿐만

아니라 특정 이익집단에 의해 사업의 추진이 영향을 받는 경우도 있다. 따라서 사업

주무부처, 지역주민, 이익집단의 의견은 사업추진 여부뿐만 아니라 사업의 타당성이

인정된다 하더라도 사업추진 과정에서 많은 영향을 미치게 된다.본 조사팀은 예비타당성조사 과정에서 사업담당 주무부처의 의견과 지방자치단

체, 경제자유구역청을 방문하여 의견을 직접 청취하였으며 관련 자료를 참고로 사업

에 대한 추진의지와 선호도를 파악할 수 있는 기회를 가졌다.사업수행주체인 전라북도는 사업 전반에 관하여 사업추진의지가 강한 것으로 판

단되나, 주관부처인 지식경제부에서는 계획된 사업별로 차등적인 입장을 가진 것으

로 확인되었다.우선 사업수행주체인 전라북도에서는 신재생에너지와 새만금 개발계획을 바탕으

로 3차례 추가 사업계획서 변경을 통하여 ‘풍력발전 시범단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클러스터 조성’을 하나의 유기적인 관계 사업을 추진하고자 하며 추진의사에

대하여 매우 적극적인 의사를 전달하였다.그러나 지식경제부의 경우 전반적인 사업 추진에 의지를 가지고 있으나, 연구개

발비 지원에 있어 제출된 사업계획서와 이견이 있는 것으로 확인되었으며, ‘연구비

지원사업’에 대해서는 사업 추진 방식 및 지원에 대해 재검토하겠다는 입장을 서면

제출하였다. 또한 ‘풍력발전 시범단지’, ‘풍력산업 클러스터 조성’에 관련해서도 추진

의지는 존재하나, 사업 추진방식에 조정이 필요하다는 의견을 제시하였다.풍력발전 시범단지의 경우 신재생에너지 보급과 관련하여 사업수행주체와 관련

부처가 꾸준한 교류를 통하여 어느 정도 합의된 사업계획과 추진의사를 가진 것으로

판단된다. 그리고 연구개발지원과 관련하여 지식경제부 R&D 사업의 정책방향과 대

치되는 부분이 지적되므로 내부 정책방향을 명확히 결정한 후, 사업추진에 대한 방

향성이 제시되어야 할 것으로 사료된다.


3. 사업의 준비정도본 사업을 추진하기 위해 사전용역을 수행하였으나, 예비타당성조사 과제 도중에

추가로 3차례의 사업계획 변경이 이루어졌다. 잦은 사업계획 변경은 당초 사업계획

의 준비정도가 낮았음을 보여주는 것이다.


('08. 1.)1차 변경

('09. 4. 21)2차 변경

('09. 7. 30)3차 변경

('09. 8. 11)

총사업비 1,750 1,700 3,042 3,150

․ 풍력발전 시업단지 1,390 1,340 1,340 1,340

․ 연구개발지원 - R&D 지원 210 210 210 210

- 풍력기술연구센터 150 150 150 150


1,342 1,450 민 자: 1,342 국 고: 240

지자체: 148민 자: 1,062

<표 Ⅶ-13> ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 사업계획서 변경 내역

(단위: 억원)

또한 신재생에너지 지방보급과 경제자유구역 조성, R&D 투자가 혼합되어 있어

향후 지식경제부 내에서도 여러 담당 부서의 정책적 판단 및 참여가 필요할 것으로

보인다.3차 변경된 사업계획서를 바탕으로 살펴보면, 추진 지자체에서는 ‘풍력발전 시범

단지’, ‘연구개발지원’, ‘풍력산업 클러스터 조성’을 하나의 유기적인 사업으로 추진

을 계획하고 있다. 그러나 현재 사업계획서상으로는 풍력발전 시스템이 선정된 후, 클러스터에 분양이 시작되기 때문에 각 사업이 독립적으로 진행되는 것으로 나타났

다. 사업계획서상에서 주장하는 유기적인 관계가 되기 위해서는 풍력발전 시범단지

와 클러스터 분양 시점 및 참여 방식 등이 수정․보완되어야 할 것으로 사료된다.


사업

내용

년 도

풍력발전 시범단지풍력산업 클러스터

조성

연구개발지원

R&D 센터연구비

지원

2010 기본조사 - -

연구비

지원

2011 풍력발전 시스템 선정매립 공사

-매립공사

2012

단지 조성

분양 시작

2013 단지

조성공사건축공사

2014

2015 이후 시범단지 운영기업체

입주

R&D 센터

운영

<표 Ⅶ-14> 주무부처에서 제시한 사업계획의 추진 계획

태동단계에 있는 풍력산업의 기업을 지원을 위한 ‘시범’단지의 경우 새로운 시설

의 설치를 시험하고 Track Record 확보를 위한 목적으로 추진되고 있으나, 계획된 14기를 한 번에 설치하는 방식은 추진 목적에 부합되기 어려우므로 사업 추진 계획에

대한 재검토가 필요할 것으로 판단된다. 또한 시범단지의 경우 사업계획서상에서는 수의계약 방식을 통한 사업추진을 제

안하였다. 관련 기업52)에게 문의한 결과 수의계약으로 구매된 풍력발전기의 Track Record도 인정되는 것으로 확인되었으나, 사업추진시 WTO 국제법에 위배 될 가능성

이 존재하며53), 재정을 투입하여 Track Record를 확보하게 될 일부 국내 풍력 관련

기업에게 편익을 발생 할 수 있는 여건을 만들어주는 사업의 성격상 수의계약방식은

여러 가지 논쟁과 문제를 발생시킬 가능성이 존재하므로 적정한 사업방식으로 보기

는 어려운 것으로 판단된다.현재의 사업계획서에 제시된 풍력발전 시범단지는 방조제 안쪽에 조성되는 것으

로 계획되어 있는데, 이는 해상풍력발전시스템으로 보기는 어려우며, 현실적으로 해

상 풍력 Track Record가 아닌 육상 혹은 Near Shore 실적으로서 인정될 가능성이 높

다. 현재 조사된 결과에 따르면, 비용측면에서는 해상 설치에 준하는 비용이 발생하

나, 편익은 육상에 설치하는 방식과 유사하게 산출되고 있다. 이때, 태동단계인 국내

52) 현대중공업, 두산중공업, 효성중공업에 납품실적 인정 여부를 문의하였다. 문의 결과 Track Record는

제품이 안정적으로 설치․운전되고 있는지를 입증하는 근거로서 요구되며, 구매 주체 및 방법과는

큰 관련이 없는 것으로 의견 전달을 받았다.53) 조달청에 문의한 결과 수의계약이 불가능한 것은 아니나, 수의계약이 진행되기 위해서는 구체적인

근거, 규정, 관련 문서가 필요하나, 현재 의 사업계획서를 바탕으로는 가부 여부를 판단할 수 없으나, 적정한 사업추진 방식으로 보는 것은 어렵다는 의견을 전달받았다.


풍력산업의 Near Shore에 대한 설비 경험 축척에 대한 효과를 주장할 수 있으나, 본

사업이 해상풍력 ‘실증’단지가 아닌 ‘시범’단지 조성이 목적임을 상기할 때 최적의

사업추진 방식으로 보기 어려운 것으로 판단된다54).

제4절 사업 추진상의 위험요인

1. 재원조달 가능성새만금 풍력산업 클러스터 조성사업 의 사업계획서에 의하면 요구 총사업비

3,150억원 중 국고 1,430억원(45.4%)에 대해 전력산업기반기금으로 국고를 신청하였

다. 개별 사업별 요구 총사업비와 분담비율을 <표 Ⅶ-13>에서 제시된 바와 같다.


총 계3,150

(100%)1,430

(45.4%)605

(19.2%)1,115

(35.4%)


(2~3㎿ 14기, 40㎿)

새만금


일원, 2천㎡)

1,340(100%)

938(70%)

402(30%)

-

연구

개발

지원

R&D 지원

새만금․군산


일원(1-2공구, 1,202천㎡)

210(100%)

147(70%)

10(5%)

53(25%)


(산업단지내, 16천㎡)150

(100%)105

(70%)45

(30%)-



1,450(100%)

240(17%)

148(10%)

1,062(73%)

<표 Ⅶ-15> 새만금 풍력 클러스터 조성사업의 사업계획서 요약

(단위: 억원)

주: 1) 3차 변경된 사업계획서 기준임.2) 사업기간은 2010 ~ 2014(5년)까지임.3) 괄호 안은 예산의 비율임.4) 사업계획서에서는 국고 지원에 대하여 전력산업기반기금으로 예산 신청됨.

자료: 지식경제부, 새만금 풍력산업 클러스터 조성 변경 사업계획서, 2009. 8

54) 참고로 해상풍력발전과 관련해서는 현재 지식경제부에서 R&D 사업으로 해안(Near Shore) 복합단지

최적설계 및 신뢰도 향상기술개발(남동발전) , 국산 해상풍력발전기 실증 및 해상풍력단지 조성(두산중공업) 이 추진되고 있음.


사업계획서에 의하면 전체 예산의 45.4%가 전력산업기반기금으로 요구되었는데, 이는 풍력발전 시범단지, 연구개발 지원사업만 해당 되는 것으로 확인되었다. 풍력

클러스터 조성사업은 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립 및 승인절차

가 아직 이뤄지지 않았기 때문에 예산 항목이 확정되지 않았다.

구 분 2010 2011 2012 2013 2014 소계 총 계

풍력

발전

시범

단지

공사비 3,130 35,133 35,133 35,133 35,348 143,876

162,089 - 국 고 70% - 지방비 30%

부대비 72 803 803 803 808 3,287 부지조성비 48 48 48 48 191 예비비 320 3,598 3,598 3,598 3,620 14,735 소 계 3,522 39,582 39,582 39,582 39,824 162,089 국 고 2,465 27,707 27,707 27,707 27,877 113,462 지방비 1,057 11,875 11,875 11,875 11,947 48,627

풍력

기술

연구

센터

공사비 - - 1,093 4,371 5,463 10,926

18,869 - 국 고 70% - 지방비 30%

부대비 - - 125 500 625 1,251부지조성비 -　 - 2,576 - - 2,576장비비 -　 - - - 2,400 2,400예비비 - - 379 727 609 1,715소 계 - - 4,173 5,598 9,097 18,868 국 고 -　 - 2,921 3,919 6,368 13,208 지방비 -　 - 1,252 1,679 2,729 5,660

클러

스터

산업

단지

부지조성비 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 190,960- 국 고 17%- 지방비 10%- 민 자 73%

소 계 - 52,283 52,283 52,283 34,109 190,960 국 고 - 8,888 8,888 8,888 5,799 32,463 지방비 - 5,228 5,228 5,228 3,411 19,096 민 자 - 38,167 38,167 38,167 24,900 139,401

<표 Ⅶ-16> 총사업비 연차별 투입계획

(단위: 백만원)

주: 1) 부가가치세 포함

2) 풍력발전 시범단지, 기술연구센터는 정률지원이며, 풍력클러스터 산업단지는 시설별 지원임.3) 풍력 클러스터 산업단지의 경우 시설별 지원이기 때문에 별도 산출이 필요하나, 시설계획이 확정

되지 않았기 때문에 항목별로 분리 산출하는 것이 불가능하여 사업계획서에 제시된 비율을 따름.

우선 전력산업기반기금으로 예산이 요구된 ‘풍력발전 시범단지’ 및 ‘풍력기술연

구센터’는 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 및 동법 시행령 에 따

라 국고 70%를 요구하였다. 본 사업을 추진하기 위한 추정 총사업비는 1,809.58억원

으로 사업시행 첫해 35.22억원부터 48.92억원의 투입이 요구되며, 이 중 전력산업기

반기금은 매년 24.65억원 ~ 34.25억원의 투입이 예상된다. 그러나 <표 Ⅶ-15, 16>에

따르면 매년 증가추세를 보이긴 하나, ‘신재생에너지설비보급기반구축사업’ 을 위한


예산 집행이 최대 37억원임을 감안할 때, 본 사업 추진을 위한 중앙정부의 재원이 충

분하다고 보기는 어려울 것으로 판단된다.

구 분 2007년 2008년에너지안전관리 775 830국내외자원개발 1,806 3,555전력경쟁력강화․수급안정 6,588 6,726원전사업 및 발전소 주변지역 지원 1,819 2,024국내외자원개발(융자) 650 1,240전력경쟁력강화․수급안정(융자) 1,246 1,027전력경쟁력강화․수급안정(운영) 90 97여유자금 운용 5,696 2,412공공자금관리기금 예탁 1,000 700

합 계 19,670 18,610

<표 Ⅶ-17> 전력산업기반 기금 현황

(단위: 억원)

자료: 지식경제부 내부자료

구 분 2006 2007 2008전력수요관리사업 141,792 139,149 149,003발전소주변지역지원 187,997 132,257 151,905원자력발전기술개발 - - 50,800전력연구개발지원 163,330 123,387인프라구축지원사업 41619 49,112 51,732국제행융합실험로공동개발사업 - - 29,000전기안전관리지원 67,336 79,989 84,317융자사업 185,716 199,331 226,725전원개발 및 전력공급지원 사업 409,170 366,966 319,606전력연구개발사업 144,612 - -전력기술사업화 15,000 - -신재생에너지개발,보급사업 174,272 180,600 355,480

신재생에너지기술개발 90,288 92,900 355,480신재생에너지인력양성 6,000 8,500 8,830신재생에너지설비보급기반구축 2,700 3,200 3,700태양광발전보급지원 49,000 49,000 49,000신재생에너지발전차액지원 26,284 27,000 126,550

기금운영비 8,972 9,461 10,494합 계 1,376,486 1,320,195 1,552,449

<표 Ⅶ-18> 전력기반조성 기금의 세부 사업 현황

(단위: 백만원)

자료: 전력기반조성사업센터 홈페이지(http://www.etep.re.kr/)


반면, 지자체 분담비율은 30%로 매년 10.57억원 ~ 14.68억원이 요구되는데, 이는

2009년 지방세 수입 기준으로 연간 약 0.2~3% 내외 수준이므로 재원조달에는 큰 무

리가 없을 것으로 판단된다.

연도별 2005 2006 2007 2008 2009세입․세출

예산규모25,307 23,686 25,989 29,801 30,689

지방세 수입 3,536 3,849 4,396 4,320 5,000

<표 Ⅶ-19> 전라북도 세입․세출 예산 추이(일반회계 기준)

(단위: 억원)

자료: 전라북도 예산실

그러나 앞서 언급된 바와 같이 풍력발전 시스템의 경우 지방보급사업으로 국고가

최대 70%까지 지원가능하나, 시설의 수혜자인 민간 부담이 전혀 없는 것은 타 보급

사업과의 형평성 문제가 발생할 수 있으므로 적정 재원분담비율에 대한 검토가 수행

되어야 할 것으로 판단된다. 풍력기술연구센터의 경우 사업계획서에 제시된 지원근

거법상 해당시설에 대한 지원내역이 존재하지 않으므로, 지원법 및 국고 분담비율에

대한 결정이 선행되어야 할 것으로 사료된다.‘풍력산업 클러스터 조성사업’의 경우 일괄발주 턴키방식으로 2009년 2월에 사업

시행자가 한국농촌공사로 선정되어 현재 단지조성이 공공투자 방식으로 진행됨에 따

라 재원조달에는 어려움이 없을 것으로 예상된다. 반면, 중앙정부는 경제자유구역의

지정 및 운영에 관한 특별법 제18조 및 동법 시행령 제17조 6의 ②55)에 따라 국고

지원이 가능하다. 다만 새만금 산업지구 실시계획 및 지구단위 계획 수립 및 승인이

확정된 후 전체 산업지구 면적에 대하여 시설별로 예산 회계 항목으로 투입56)이 예

정되어 있어 현 시점에서는 재원조달 가능성에 대하여 판단할 근거가 부족하다. 지방자치단체 부담분에 대해서는 본 사업이 위치한 지역에 대하여 연간 최대 52.28억원의 지원이 필요하나, 이는 앞서 살펴본 바와 같이 지방자치단체의 예산 규모 안에

서 지원이 가능할 것으로 판단된다. 다만, 전라북도의 재정자립도가 전국 최하위 순

위(15/16)로 분석되었으므로, 향후 사업 추진시 지방비 분담 및 재원 운영에 각별한

55) 국가는 기반시설에 제1항 각 호의 기반시설에 대하여 건설비용의 100분의 50의 범위내에서 이를 재

정 지원할 수 있다. 다만, 경제자유구역의 활성화를 위하여 필요하다고 인정하는 경우에는 위원회의

심의․의결을 거쳐 건설비용의 100분의 50을 초과하여 전액까지 지원할 수 있다.56) 공급처리시설(용수공급시설, 하․폐수종말처리시설 등)은 환경부 지원사업, 산업단지 외곽 진입도로,

내부 주요 간선도로 등은 지식경제부 경제자유구역단 사업비 지원 등으로 시설별 관련 부처의 예산

으로 추진되는 것으로 확인되었다.


주의가 필요할 것으로 사료된다.향후 ‘풍력발전 시범단지’와 ‘풍력기술연구센터’는 시범단지의 생산전력판매 및

배출권 판매 수익으로 운영되는 것으로 계획되어 있다. 앞서 추정된 결과에 따르면

연간 28억 정도의 운영비가 요구되나, 연간 80억원 이상의 수익금이 발생할 것으로

분석되어 시설의 운영비 충족은 가능할 것으로 예상할 수 있다. 풍력산업 클러스터

의 경우 분양을 통하여 민간의 투자를 확보하여 운영되어야 하는데, 이는 국내외 경

제 상황, 기업 투자 유인 등 여러 가지 변수가 복합적으로 영향을 미칠 것이므로 불

확실한 부분이 존재한다. 향후 추진부처 및 지자체에서는 활발한 기업의 투자를 위

하여, 분양 후 실제 운영 및 가동이 이뤄질 수 있도록 적극적인 투자유치가 필요할

것으로 판단된다.

2. 환경성예비타당성조사에서의 환경성 평가 목적은 사업시행으로 인해 환경에 미치는 영

향을 개략적으로 파악하는데 있으며, 추후 기본 및 실시설계 등 세부설계 단계에서

주변지역에 대한 환경을 조사․분석하여 영향을 미칠 수 있는 범위 및 정도를 사전

에 예측 분석하기 위함이다.풍력산업 클러스터 조성 공사시 사전환경성 검토ㆍ협의가 이루어져야 한다. 이는

개발사업의 인ㆍ허가 등을 함에 있어 환경 측면의 적정성 및 입지의 타당성 등을 검

토하여 환경오염과 환경훼손을 예방하고 환경을 적절하고 지속가능하게 관리 및 보

전하기 위함이다. 풍력발전 시범단지의 개략적인 환경성 검토를 위해 기준이 되는 관련부처의 자료

는 육상 풍력발전단지를 중점적으로 제시하였으나, 해상풍력에 대하여 구체적인 기

준이 별도 제시되지 않았기 때문에 현재 제시된 기준에 따라 검토하고자 한다. 검토

대상으로는 풍력발전의 경우 발전용량이 100MW 미만일 경우에 한하며 그 이상인

경우에는 환경영향평가의 대상이 된다. 주요 검토 사항으로는 대기, 소음, 수질, 해역

등이 있으며 기준은 <환경정책기본법 시행령 별표1>에 제시되어 있다.또한 신재생에너지센터에서 발간한 신․재생에너지 발전사업 안내서 중 풍력발

전 환경가이드라인에 소음, 경관, 조류 위해성 등에 관련되어 발전단지 조성 공사시

고려되어야 할 사항을 다음과 같이 제시하였다.

1) 소음소음의 경우 현행법 상 별도의 규정을 두고 있지는 않지만 소음ㆍ진동 규제법에

의하여 공장ㆍ사업장의 소음 규제 기준에 부합하여야 한다.


시간별 소음원 아침ㆍ저녁 낮 밤

공장ㆍ사업장 50이하 55이하 45이하

<표 Ⅶ-20> 소음․진동 규제법 시행규칙 별표 제7의2, 생활소음 규제기준)

(단위 : dBA)

일반적으로 풍력발전기는 기종에 따라 다르지만 음원강도가 100~106dBA 정도이

며, 200~300m의 이격거리에서 50dBA 이하로 감소하는데 충분한 이격거리를 확보함

으로써 소음에 관한 기준을 만족 할 수 있으며 본 사업 대상지는 해상으로서 소음에

관하여 큰 문제는 없을 것으로 판단된다.

2) 경관풍력 발전단지 건설시 주관적인 느낌에 따른 반대로서 가장 많이 제기되는 것이

경관의 파괴이다. 이런 문제에 대한 해소 방안으로는 유럽 풍력학회의 풍력발전단지

건설시 고려사항을 제시 할 수 있는데 그 내용은 다음과 같다.1. 경관을 고려하여 발전기를 일관성 있게 배치한다.

(타워 높이, 기종, 회전 방향 등)2. 풍력발전단지로의 진입로를 최소화한다.3. 전력선을 가능한 범위 내에서 지중화 한다.4. 단지개발 공사 후 산림의 식생이 가능토록 환경복구를 실시한다.5. 고장난 풍력발전기는 신속히 수리한다.

3) 조류 위해성다음은 조류 위해성의 문제가 대두 될 수 있는데 해외 연구 결과에 따르면 대부

분의 지역에서 풍력발전은 조류에 큰 피해를 입히지 않으나 특정지역(철생의 이동

로)에 풍력발전기가 집중적으로 세워질 경우 새들의 이동이 영향을 받는다는 결과가

나와 있다. 국내에서도 야생 동ㆍ식물 보호법에 의해 멸종 위기 야생 동ㆍ식물을 보

호하기 위한 보호 구역을 지정하여 개발을 제한하고 있으나 해외 연구 결과 등을 토

대로 철새의 이동경로를 피해서 단지를 조성하고, 지정된 주요 지정된 주요 조류 서

식지에 대해서는 1km 이상의 거리를 두고 단지를 개발함으로써 조류 위해성의 문제

를 해소 할 수 있을 것으로 판단된다.


제5절 사업특수 평가항목: 시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과본 예비타당성조사에서는 정책적 분석 단계에서 추가로 고려해야할 사업의 특수

평가항목으로 ‘시범단지를 통한 Track Record 확보 기업의 매출증대 효과’를 설정하

였다.풍력산업 클러스터 조성사업 은 신재생에너지 보급 및 현재 태동단계로 제품의

실적확보 문제를 해결하지 못하여 수출산업화에 어려움을 격고 있는 풍력산업의 지

원 성격의 일부로 추진되었다.현재 제출된 사업계획서에 따르면, 새만금 풍력발전 시스템 시범단지에는 국내 2

개 업체의 2~3㎿ 규모 14기 풍력발전기를 설치하여 해당 풍력발전기의 Track Record 확보할 수 있도록 조성 계획이 수립되어 있다. 이 경우 참여하게 되는 기업에게는 일

정기간동안의 Track Record가 안정적으로 확보되어 향후 수출산업화에 밑받침이 될

것이며, 이는 해당 기업의 매출 증대 효과로 이어질 것을 기대할 수 있다.다만 추가로 분석되는 이 매출증대 효과는 아직 출발점에 있는 국내 풍력산업 전

반에 걸쳐 발생되는 것이 아니라, 사업계획서에 제시되어 있는 풍력발전 시범단지

조성으로 인하여 참여하게 될 2개 국내 풍력발전 업체에게서 발생이 예상되는 것으

로 기대할 수 있다.

<간 지>

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부록A. ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 입주수요조사 설명 및 보기카드

부록B. ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 입주수요조사 설문지

부록C. 1차 사업계획서 변경 : 2009. 4. 21부록D. 2차 사업계획서 변경 : 2009. 7. 30부록E. 3차 사업계획서 변경 : 2009. 8. 11부록F. 새만금산업지구 사업제안서 사본

부 록

<간 지>

부록A. ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 입주수요조사 설명 및 보기카드

부 록 381


부 록 383


부 록 385


부록B. ｢새만금 풍력산업 클러스터 조성사업｣ 입주수요조사 설문지

부 록 387


부 록 389


부록C. 1차 사업계획서 변경 : 2009. 4. 21

부 록 391

부록D. 2차 사업계획서 변경 : 2009. 7. 30


부록E. 3차 사업계획서 변경 : 2009. 8. 11

부 록 393

부록F. 새만금산업지구 사업제안서 사본


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