태양광발전시스템의 경제성분석 · 2013. 12. 31. · 25만KW 63-85 직접보조지원없음 보조지원 없음 설비 규모 시화호조력발전기준, 25만kW, 투자비3,640억원

“신 재생에너지 전문가 연수교육”

에너지관리공단 신 재생에너지센터

2006. 6. 21.

부 경 진

에너지경제연구원

태양광발전태양광발전 시스템의시스템의경제성경제성 분석분석

차 례

경제성 분석의 이론적 배경

경제성 분석 방법론

정태적 분석 (Static Analysis)동태적 분석 (Dynamic Analysis)외부비용(Externality), 포트폴리오(Portfolio) 투자

종합 및 결론

경제성경제성 분석의분석의 이론적이론적 배경배경및및 분석방법론분석방법론


경제성 분석 방법론 (정태적 분석)

신 재생에너지 및 태양광발전의 경제성 분석

첨두부하 삭감용 태양광발전의 경제성


경제성 평가 (Economic Feasibility)- 투자 수익성 분석 (Benefit/Cost Analysis: BCA)

- 수명주기 분석(Life Cycle Analysis: LCA)

- 국민경제적 파급효과 분석 (Simulation Model)정태적 분석 (Static Analysis)- 기술진보, 시장변화, 경제구조 변화 무시

동태적 분석 (Dynamic Analysis)- 기술진보, 시장변화, 경제구조 변화 고려

외부비용 (Externality) 이론- 투자의 외부효과 (negative & positive) 분석

포트폴리오 (Portfolio) 이론- 투자수익성(Return)과 위험성(Risk)을 감안한 자산관리 기법

경제성 평가 방법 (정태적)

비교우위적 경제성 평가

- 비교가능한 대체기기를 상정, 에너지공급과 원가면에서

기존 에너지 공급과의 비교에서 상대적 우위를 판단

비용·편익분석(Cost/Benefit Analysis: BCA)

- 내부수익률 분석 (Internal Rate of Return: IRR)

- 투자회수기간분석 (Pay-Back Period: PBP)

- 투자수익률 분석 (Return on Investment: ROI)

- 순현가 분석 (Net Present Value: NPV)

정태적 경제성 평가 방법 (1)

실적원가 중심의 회계적 분석방법- 장 점 : 가정 등에서 타 연료를 사용하는 에너지공급설비와의

단순경제성을 비교

- 단 점 : 미래에 설치할 관련 부분 설비의 경비 등을 감안하지않음, 따라서 미래에 발생할 비용을 제대로 반영하지 못함

=단위당

생산원가=

연간 총 에너지 발생량

감가상각비+연간연료비+운전유지비+세금+보험료

연간 총 에너지 발생량

연간 총 투입 비용=실적원가


할인률을 적용한 경제성 분석 방법- 미래의 비용에 대한 순현금흐름을 사회적 할인률을 적용, 현재

가치화하여 현재의 비용으로 산입

- 자본회수계수(CRF: Capital Recovery Factor): 할인률과 제품의 수명을 고려

여기서, AK = 연간 소요비용, I0 = 초기투자비,

I0 ∙ CRF = 초기투자비를 설비수명기간 매년 회수하는 비용,

K0 = 연간유지비용(연료비 포함)

여기서, n = 수명기간, i=할인률

AK = I0 ∙ CRF + K0

i (1+i)n -1

i (1+i)n

CRF =


기타 경제성 분석- 초기투자비 산정시 차입금리와 연가 물가상승률 등을 고려하여

자본회수계수(CRF)를 결정한 다음,

- 연간운영비를 시산하여, 연간경상비를 결정

i

C

A

F

T

: 차입금리(%), k : 연간물가상승률 (%), n : 감각상각년수(년)

: 초기투자비(건설비+제반세금(부동산취득세 등))

: 변동비(제세공과금 + 연간에너지소비비용 + 유지수선비 등)

: 잔존단가

: 철거처리비

= C+A -(1+i)n-(1+k)n

(i-k)(1+i)n

(F-T){(1+i)n-(1+k)n}(1+k)

(i-k)(1+i)n에너지공급설비

연간 소요비용

에너지공급 설비 자체 B/C분석

비용/편익분석(Benefit/Cost Analsys: BCA): 설비수명기간의 자체 기기에 대한 총 편익과 총 비용을 비교- 비할인방법(non-discounted cash flow method)

- 현금흐름할인방법(discounted cash flow method)

순현재가치 방법 (Net Present Value: NPV) - 일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현금흐름의 차이를 할

인률을 적용, 현재시점으로 할인한 금액의 총합

내부수익률법(Internal Rate of Return: IRR)- 일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현재가치를 동일하게

하는 할인률(내부수익률)

비용/편익비율법(Benefit/cost ratio: BCR)- 할인률을 적용한 수입의 현재가와 지출의 현재가치를 비교하

여 비율로 표시

순현재가치 방법 (NPV)

일정기간의 수입(수익)과 지출(비용)의 현금흐름의 차이를 할인률을 적용, 현재시점으로 할인한 금액의 총합

(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)

Bn-Cn......... +B₁-C₂

+B₁-C₁

NPV = (B0-C0) +

(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)

NB..... +

NB₂+

NB₁NB +=

여기서, n: 사업기간, B: 편익, C: 비용, NB: 순편익, r: 할인률

투자의 경제성 조건 : NPV ≥0

내부수익률 방법 (IRR)

투자사업에서 발생하는 총 수익의 현재가치와 총 비용의 현재가치를 동일하게 하는 할인률

여기서, n: 사업기간, B: 편익, C: 비용, NB: 순편익, r: 할인률

투자의 경제성 조건 : λ ≥ 자본비용

t=0

∑n

t=0

∑(1+λ)(1+λ)

C=

Bn

0

t=0

∑(1+λ)

=NB

n

편익/비용 비율 방법 (BCR)

순현재가치(NPV)와 비슷하나 절대액에 의존하지 않고현금흐름을 지수로서 표시하여 투자가치를 평가

비용의 현재가치에 대한 편익의 현재가치의 비율, 즉, 수익률지수(Profitability Index) 방법이라고도 함

(1+λ)

B/C비율 =

t=0∑ Cn

t=0∑

(1+λ)

≥ 1

Bn

수명주기비용(LCC) 분석

제품의 생산과 사용, 폐기처분에 이르는 각 단계에서발생하는 비용을 합한 총비용 (Life Cycle Cost: LCC)

주목적은 제품을 구성하는 부품제조 과정의 환경영향을 총체적으로 평가

분석절차분석 목표 확인LCC 구성항목 조사

분석을 위한 기본가정

구성항목별 비용산정

전체 비용 종합자료축적 및 Feed-BackLCC분석에 근거한 의사결정(DM)

신 재생에너지의 경제성 분석

목 적: 신 재생에너지 원 또는 설비를 가지고 생산한 열(온열/냉열)이나 전기가 전통 에너지로 생산한 전기나열의 생산단가를 비교하여, 1) 신∙재생에너지 사용에 대한 소비자의사결정에 도움을 주거나,

2) 기업의 설비투자의사결정에 기초자료 제공하거나,

3) 설비투자에 대한 정부 지원수준(보조금, 발전차액)을 결정

방법 1: 신 재생에너지 설비에 투입되는 총 비용을 동일한 목적을 달성하기 위한 타 에너지 설비에 투입되는 총비용과 비교 (목적 1에 부합)

방법 2: 신 재생에너지 설비에서 생산된 전기나 열에너지의 생산원가와 타 에너지 설비에서 생산된 전기나 열에너지의 생산원가를 상호비교 (목적 2, 3에 부합)

신 재생에너지 생산원가 산출

(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)Qn ∙ Pn+ ∙ ∙ ∙ ∙ +

Q2 ∙ P₂+

Q1 ∙ P₁Q0 ∙ P0 +

(1+r)ⁿ(1+r)²(1+r)Cn

∙ ∙ ∙ ∙ ∙ ++C₂

+C₁

C0 +=

N = 사업기간(년)

Q = 생산물량(단위 : 전기 kWh, 열에너지 kCal)

P = 생산된 전기나 열에너지의 단가(전기: 원/kWh, 열에너지: 원/kCal)

C = 총 투입비용(설비투자, 감가상각, 설비교체, 운영비, 지급이자 등)

r = 할인률 (%)

(1+r)Qt

n

∑t=0t=0

∑n

(1+r)CtP(생산원가) =

태양광발전(PV)의 경제성 분석

10kW

90%70%30%0%

122~170133~185

437~646489~724

7%

할인률

227~328634~943252~365667~993716.40

(139)1)

3kW

직접 보조율기준가격

설비

규모

전력소비량이 월 300kWh 이하이고 투자비의 90% 이상 직접 보조시경제성 확보(주택용 전력가격 대비)- 월 500kWh 이상의 경우, 현재의 70% 보조지원으로도 경제성 확보

사업용은 현 기준가격에서 설비이용률이 높은 지역은 경제성 확보

Green Power의 이미지 제고, 현대화된 건축으로서의 상징성 등.

(단위: 원/kWh)

1) 월간 300kWh를 사용하는 가구의 주택용(저압) 평균전력가격(2004년 10월)

2) 10kW급 발전 판매비용의 경우는 토지임대비, 안전관리비, 행정비용은 미포함

풍력발전의 경제성 분석

직접보조지원 없음120128750kW

2MW

3547% 감면

법인세 직접 보조율

118

70%50%30%

179279107.66(139)1)

기준

가격

111

22937320kW

지원

없음

설비

규모

설비이용률 : 20% 기준

소 형 : 투자비의 85% 이상 직접 보조지원시 경제성 확보(가정용)

중대형 : 저리용자지원시 경제성 확보(상업용)- 단, 신규 풍력단지 건설의 경우 부대비가 포함되어야 함

(단위: 원/kWh)

1) 월간 300kWh를 사용하는 가구의 주택용(저압) 평균전력가격(2004년 10월)

소수력발전의 경제성 분석

3MW 76-8489-99

90

7% 감면

법인세 직접 보조율

115-128

70%50%30%

7373.69

기준

가격

110-122

22994200kW

지원

없음

설비

규모

설비이용률 : 200kW급은 60%, 3MW급은 30% 기준

200kW급 : 보조지원 30%, 기준가격 90원/kWh 이상시 경제성 확보

3MW급 : 보조지원 50%, 기준가격 116원/kWh 이상시 경제성 확보

(단위: 원/kWh)

조력발전의 경제성 분석

직접 보조율

70%50%30%

62.81

기준

가격

직접보조지원 없음63-8525만KW

보조지원없음

설비

규모

시화호 조력발전 기준, 25만kW, 투자비 3,640억원

정부의 정책적 기준가격, 할인률 5% 적용

순현재 가치 (NPV) 140억원

해양에너지 활용증대와 국가 이미지 제고

신재생에너지 전력 중 가장 저가의 전력

(단위: 원/kWh)

태양열(급탕용)의 경제성 분석

790-1,160

1,000-1,380

780-1,080

920-1,350

1,160-1,600

900-1,270

이중

단일

1,170-1,7401,650-2,470

1,480-2,0602,070-2,920진공관식

직접 보조율

70%50%30%

등유(1,131)

도시가스(689)

기준

가격

1,150-1,6301,620-2,310평판형

보조지원없음

설비

규모

분석대상 : 평판형 온수 저온 급탕용, 평판형

보조지원 50%시 : 등유보일러를 이용한 열공급 가격과 동일 수준

보조지원 75%시 : 도시가스 열공급 가격과 같은 수준

진공관식은 50-80% 보조지원시, 등유보일러 열공급과 동일 수준

(단위: 원/kWh)

지열이용의 경제성 분석

직접 보조율

70%50%30%

682-863763-945

등유

(1,119-1,135)도시가스

(684-703)

기준

가격

723-891916-1,15070RT

지원

없음

설비

규모

분석대상 : 급탕 및 냉난방용

정부 보조지원이 없는 경우에도 경유보일러 열공급과 동일 수준

보조지원 50% 이상인 경우 도시가스 열공급과 동일 수준

하절기 냉방용 피크전력 소비대체로 한전 설비 이용률 증대 효과

소비자 측면에서 가장 경제적(단위: 원/만kcal)

태양광발전의 경제성 분석

: 2,500원/5년축전지 교체비

: 32,500천원(3kW)시설투자비: 3kW 분리독립형시스템 용량

주) 설비이용률(Capacity Factor) = 연간 총 태양광 발전량/(설비용량X 8,760시간)

: 6%, 7%할인율: 12%, 15.5%설비이용률

: 투자비용의 1%연간운영비

: 0%, 30%, 70%, 90%보조율: 10%셀변환효율

경제적 분석 가정

감가상각

사업기간

: 정액(15년): 20-30년설비내구년수

: 20년, 30년: 10kW 계통연계형

: 95,00천원(10kW): 3kW 계통연계형

시스템 디자인

태양광발전(PV) 발전원가

18517217015840040490%36532532829459457070%72463264656498390230%--884768--법인세 감면

9938629438191,2751,1510%

12.0%

14313313112230931390%28225225422746044170%56048950043776169830%--684594--법인세 감면

7696677306349878910%

15.5%

20년30년20년30년20년30년(3kW, 3,000만원)(10kW, 9,500만원)(3kW, 3,250만원)

계통 연계형분리 독립형

정부보조설비

이용률

(할인율 7%)

태양광발전(PV) 발전원가

17816416415139540090%34430231027457554970%67657960351893484930%--823701--법인세 감면

925786878747120410740%

12.0%

13812712711730530990%26623424021244542570%52344846740072365730%--637543--법인세 감면

7166096805789328310%

15.5%

20년30년20년30년20년30년(3kW, 3,000만원)(10kW, 9,500만원)(3kW, 3,250만원)

계통 연계형분리 독립형

정부보조설비

이용률

(할인율 6%)

첨두부하 삭감용 PV 경제성-1

맑음

흐림

비

날씨에 따른 태양광발전량 변화

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

실제발전량/

정격발전량

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19시 간


분석대상 : 건물일체형 태양광발전 시스템 (BIPV), 첨두부하 삭감용

최대일사량과 건물 첨두부하가 불일치: 발전 축전기 저장 첨두부하시 공급

VM = [PD * (OkW + OBAT) + (PE + OkWh)] – KPV

VM : 시스템의 순 경제적 편익

PD : 전력사의 용량요금

OKW :건물의 첨두부하시 PV 출력 (kW)

OBAT : 건물의 첨두부하시 축전지 출력 (kW)

PE : 단위 에너지가격(원/kWh)

OkWh : 건물의 PV 출력(kWh)

KPV : PV 에너지관리시스템의 자본비




축전지는 건물의 비상전원(UPS)으로 활용가능 시스템경제성 제고

PV 시스템의 투자회수기간은 PV 시스템 본체 투자비에좌우되는 반면, BOS(축전지, 인버터, 제어판)은 UPS 기능으로 충족

VS = [(BEP - CEP) + VM) – CPV]

VS : 건물일체형 첨두부하 삭감용 PV 시스템의 순 경제적 편익

PD : 전력사의 용량요금

OKW : 건물의 첨두부하시 PV 출력 (kW)

OBAT : 건물의 첨두부하시 축전지 출력 (kW)


11,300천원시설투자비 :: 10kW시스템 설비용량

25%-80%보조율 ::

5-10%투자세액공제 ::

8년(거치 3년)융자기간 ::

5.5%이자율 ::

10%할인율 :: 75%축전지 전환효율

사업기간 :

경제적 분석 가정

최대융자비율 :

감가상각 :

90%: 25kWh축전지 용량

내구년수(25년): 10%셀변환효율

25년: 105㎡집광판 면적

시스템 디자인


6년7년7년6년PBP

10년11년11년11년PBP




0.780.75

0.580.55

호 텔

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

1.36

1.07

0.89

0.76

0.56

백화점 병 원사무실

1.141.101.0870%

1.451.411.4080%

0.940.910.8860%

0.8050%

0.5925%

보조금

(세액공제: 5%)


4년4년4년3년PBP

8년9년8년8년PBP




0.870.84

0.640.62

호 텔

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

B/C 비율

1.53

1.20

0.99

0.85

0.63

백화점 병 원사무실

1.271.231.2270%

1.631.571.5980%

1.051.021.0060%

0.8950%

0.6625%

보조금

(세액공제: 10%)

동태적동태적 경제성경제성 분석분석

신 재생에너지 및 태양광발전의 원가저감 추이

경험곡선(기술진보, 보급확대)에 의한 분석

경험곡선에 의한 신재생 및 PV의 발전단가 전망

동태적 경제적 분석 방법

<장기적 사회비용구조>

기존기술의 경우 각종 보조금

폐지로 인한 비용상승과 외부

비용(환경비용, 불편비용 등)

증가

신 재생에너지기술은 기술진

전 및 대규모 상용화에 따른

비용저감 예상

화석에너지

비용

신재생에너지

2012 2040

태양광

태양열

풍 력

소수력/조력

년도

경쟁력확보시점

화석에너지

비용

신재생에너지

2012 2040

태양광

태양열

풍 력

소수력/조력

년도

경쟁력확보시점

시간의 흐름에 따른 기술진보, 산업구조, 시장변화 (수요

및 공급요인)와 관련된 요인들을 고려

동태적 경제적 분석 방법

전통에너지 신 재생 전통에너지 신 재생

외부비용

각종 보조금

비용증가

비용감소

현행 비용 구조(직접비용)

장기적 비용 구조(사회적 비용)

발전원별 발전단가의 비교

신 재생에너지 발전코스트

최근의 고유가 장기화 및 천연가스, 석탄가격의 동반상승으로 입지조건이 양호한 수력, 지열, 바이오 등이 경쟁력을 확보

풍력의 경우 2010년에 경쟁력 확보 예상. 태양광발전의 경우도 입지가 양호한 지역에서는 조만간 경쟁력 확보 예상.

2-410-123-5850-1,700풍 력

2-36-122-51,200-5,000지 열

2

6-8

10-15

2

발전단가(2010)

2-3

10-15

18-20

2-3

발전단가(최저)

10-15500-4,000바이오

20-253,000-6,000집광형PV

25-804,500-7,000PVs

9-151,000-5,000소수력

발전단가(최대)투자비($/kW)에너지원

(단위: ¢/kWh)

신·재생에너지 원가저감의 추세

(자료: APERC, 2005. Renewable Electricity in the APEC Region)

1980 1985 1990 1995 2000 2005연 도

100

90

60

40

20

0

발전단가(

센트/kW

h)

태양광발전

풍력발전

바이오매스

지열발전

기술진보에 따른 원가저감

경험곡선(Experience Curve)에 의한 원가저감 추세의추적 및 전망(태양광발전 시스템)

원가저감속도

82% 80% 78%

화석연료

투자회수점

0.1 1 누적생산(GW) 10 100 1,000

10

1

0.1

가격($/kW)

1997

경험축적 투자

태양전지의 경험곡선(일차등식)

태양전지의 경험곡선(로그-로그)

경험곡선 공식

T 시점에서의 가격

P0 * X-E

여기서, P0 = 생산량(판매량)의 단위가격

E = 경험파라미터 (경험곡선의 기울기)

X = t 시점에서의 누적 생산량(판매량)

따라서 원가저감속도(Progress Ratio: PR)는

PR = [P0*(2X)-E]/[P0*X-E] = 2-E

학습진척도의 분포도

0

2

4

6

8

10

12

14

55-

56

59-

60

63-

64

67-

68

71-

72

75-

76

79-

80

83-

84

87-

88

91-

92

95-

96

99-

100

103-

104

107-

108

진척도

빈도

발전기술의 저감 추세

.01 .1 1 10 100 1,000누적발전(TWh)

10

1

.1

.01

가격(€/kWh)

1985

19801995

태양

광발

전(~65%

)

풍력발전-평균(82%)

바이오매스발전(~85%)

풍력발전-최고수준(82%) 초임계 석탄(97%)

1995 NGCC(96%)

경험곡선에 의한 PV의 원가저감 전망

태양전지와 모듈의 생산원가는 과거 20년간 연평균 전년대비 5% ↓2001년 €1.69/Wp 2010년 €1.12/Wp 2020년 €1/Wp

2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020연 도

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

유로/W

p

일본의 태양광 주택 보급과 설비단가 추이

자료 : 1) Renewable Energy World: 2004. 7.2) PV status Report, Research Solar Cell Production and Market Implementation in Japan,

USA, and the European Union)

0.320.350.440.560.922.311.962.813.13.76시스템당지원액

1.652.02.32.62.83.03.13.54.363kW단가(백만엔)

621,995420,995279,995188,995114,61456,92132,79813,3125,7761,860누적규모(MW)

168,468115,78577,50352,35231,47515,5969,2443,5901,604539호수(누적)

2003200220012000199919981997199619951994연 도

태양광 발전원가는 기술발전과 보급량에 의존

발전단가는 1994-03의 10년간 연평균 15.5% 씩 하락

정부지원도 점진적으로 축소

계통연계 Roof-top PVs 보급현황

1,1007002,900650,000세 계

404026050,000기타 EU

Million Solar Roofs Prog.151010520,000기타 주

2005년2004년

55

600

300

30,000

320,000

250,000

누적

호수

주정부프로그램: 투자비보조 $4.5/W $3.5/W. SMUD, LADWP)와 민간전력사의 RPS 실시

40140캘리포니아

(1998-2011)

10만호지붕. 저리융자와2003년까지 FIT 50유로센트/kWh. 2004년부터45-52센트/kWh로 차별화

3001,400독 일

(1999-03)

“Sunshine Program”투자비보조 50%(1994)

10%삭감(2003)2601,000일 본

(1994-04)

정책수단설비추가(MWp)2005년

누적(MWp)프로그램

공공R&D투자와 경험곡선

산업계R

&D

생

산

R&

D

기술축적

총

비

용

투 입 산 출

공공R&D 정책 보급 정책

경 험 곡 선 (Experience Curve)

+

+

-

-

++

+

+

기술구조의 변화

누적 생산량

보급대상 기술

옵션 A

A'

A

생산원가

기술혁신

보급대상 기술

옵션 A'

기술구조

변화

시장진입

시장구조의 변화

누적 생산량

고가격 유지

비 용

가 격

생산원가

시장안정기술개발시장변혁

PV 모듈의 시장구조 변화

[그림 13] PV 모듈의 시장구조 변화

태양광 발전코스트 전망

1995 2000 2005 2010 2020 2030연 도

45

40

35

30

25

20

15

5

0

연간매출(G

W)

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

설비단가($

/W)

외부비용과외부비용과 포트폴리오포트폴리오 이론이론

외부비용(Externality) 이론

외부비용을 감안한 신 재생 및 PV의 발전단가

포트폴리오(Portfolio) 이론

포트폴리오 이론을 응용한 신 재생의 경제성

외부비용(Externality) 이론

환경경제: 부(-)의 외부효과에 의한 시장실패

부의 외부효과: 거래가 거래당사자(생산자와 소비자, buyers or sellers) 외의 제 3자에게 미치는 효과

환경외부효과의 발생요인- 인류 공유자산(common resources: 원양어업)

- 공공재의 특성(public goods: indivisible common resources: 공기)

- 미래세대의 자산(future generation: 생태파괴 등)

이 경우, 개인적 수요공급 균형과 사회적 균형이 다르게나타남

전력수요의 최적 개인 및 사회비용


가

격

전력량

공급(외부비용 포함)

동일 수요에 대한사회적 균형

사회적 균형

공급(개인)

전력량

개인적 균형

전력생산의 기본적 외부비용


발전코스트 전망을 위한 비용가정


외부비용을 고려한 발전코스트


포트폴리오 이론

재무투자분석기법에서의 포트폴리오 (Portfolio) 이론을신 재생에너지 발전에 원용- Awerbuch(2000)가 최초로 발전부문의 위험-수익 분석에 활용

- 위험 연료: 석탄, 가스 등 전통에너지(위험 大-수익 大)

- 무위험 연료: 신·재생에너지 (위험 小 – 수익 小)

- 최적의 연료믹스 포트폴리오는 기존 화석연료믹스에 신·재생에너지패키지 비율을 증가시킴으로써 달성가능

분석결과는 신·재생에너지와 같은 무위험 기술이 효율적발전연료 포트폴리오에 더 많이 포함되어야 함을 시사

연료가격 위험과 비용 이외에 외부비용(에너지안보, 환경보전 등)이 포함된다면 신·재생에너지 위상은 더욱 제고

포트폴리오 이론의 배경

포트폴리오 선택은 일반적으로 Markowitz (1952)가 개발한평균-분산 포트폴리오 이론에 기초- 주어진 기대수익 수준에 대해 최소분산을 가진 포트폴리오 구성

- 효율적 포트폴리오: 주기적 수익의 표준편차(SD)로 측정되는 위험을 최소화

- 기대수익률은 과거 수익들의 표준편차로 정의되는 총 포트폴리오위험에 선형관계를 가짐

기대포트폴리오 수익, E(rp) = X1 E(r1) + X2 E(r2)- 여기서, X1,X2는 자산 1,2의 상대점유율(%), E(r1), E(r2)는 자산 1,2

의 기대수익

포트폴리오 위험, σp = √X12σ21 + X22 + 2X1X2ρ12σ1σ2- 여기서 ρ12은 두 개 수익흐름간의 상관계수, σ1σ2는 자산 1,2 각각

의 기대수익의 표준편차

포트폴리오 위험과 수익(상관계수 Rho=0.6)

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.5

위험: 포트폴리오 표준편차

포트폴리오

수익

A:100% 주식 A

포트폴리오 P

B: 100% 주식 B

18%

16%

14%

12%

10%

8%

6%

포트폴리오 V:

32% A+68% B

포트폴리오 R

포트폴리오 S:

90% A+10% B

두 개 자산 포트폴리오의 수익과 위험(상이한 상관계수 r하에서)

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10


기

대

수

익

자산 A

자산 B

12.5%

12.0%

11.5%

11.0%

10.5%

10.0%

9.5%

50%A, 50%B

무위험 포트폴리오

r=-1.0

r=0.0r=0.9 r=1.0

r=-0.4

무위험+위험 자산의 포트폴리오


기대수익

F

A

rf

H

K

M

B

포트폴리오M: (0% T-Bills:100%M)

H:50%T-Bills, 50%M

100% T-Bills

N

S

P

J

R

V

복수 위험자산의 효율적 프론티어

포트폴리오 위험

기대수익

A

B

C

D

위험자산 조합에 무위험 자산 추가


기대수익

B

D

rf

H

K

M

N

무위험 신재생이 포함된 발전 포트폴리오(재생에너지 발전단가: $0.12/kWh)


기대수익

F

A: 60% 가스

rf

H

K

M

B: 100% 석탄

K: 6% 신 재생에너지

석탄-가스 믹스:

77%:23%

M:최적 석탄-가스믹스(72%:28%)

H:50%신 재생에너지+50%M

K: 100% 신 재생에너지

석탄-가스 믹스:

65%:35%

무위험 신재생이 포함된 발전포트폴리오(재생에너지 발전단가: $0.08/kWh)

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45


기대수익(kW

h/

센트)

60% 가스

HM

B

25% 신 재생에너지

H:50%신 재생에너지+50%N

100%신 재생에너지

N

U

L

새로운 최적 석탄-가스믹스(55%:45%)

1990미국 석탄-가스 믹스(77%:23%)

.20

.18

.16

.14

.12

.10

.00

분석결과의 정책적 시사점

천연가스화력에 의존을 확대하려는 미국의 에너지정책은

비용저감에 비해 위험을 증대

발전단가가 상대적으로 높은(여기서는 $0.12/kWh) 재생

에너지 패키지(풍력, PV, 소수력, 바이오매스 등)를 옵션

에 포함시킨다면(3%-6%) 비용과 위험을 동시 감소

재생에너지 패키지 발전비용을 $0.08/kWh로 줄일 수 있

다면, 재생에너지 비율을 25%까지 확대시켜도 총 포트폴

리오 발전비용은 동일하나 위험은 현저히 감소

종합 및 결론

경제성 분석에 기초하여 신 재생에너지 보급확대를 위한

정부의 지원(보조금 및 발전차액) 수준의 결정

동태적 경제성 분석을 통해 기술 및 시장구조 변화에 따른

신 재생에너지의 원가저감 추세 및 전망이 가능

신 재생에너지 보급의 간접적 편익, 즉, 에너지안보 향상,

환경편익의 증대, 지역경제 활성화 등을 분석하여 신 재생

에너지의 지원에 대한 당위성 강조

향후 수명주기원가분석(Life Cycle Cost Analysis: LCCA)

의 정교화를 통해 설득력 있는 신 재생에너지 보급확대에

설득력 제고

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태양광발전시스템의 경제성분석 · 2013. 12. 31. · 25만KW 63-85 직접보조지원없음 보조지원 없음 설비 규모 시화호조력발전기준, 25만kW, 투자비3,640억원