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해상풍력발전 현황과 금융조달성(bankability) - 한국, 대만, 일본 중심으로(2)

원정호기자
- 16분 걸림 -

<이 글은 배인성 한국해양대 해양금융대학원 겸임교수의 기고글입니다.  배 교수는 전 수출입은행 프로젝트금융부장이며, <국제 프로젝트 파이낸스(범서북스)>의 저자입니다.  이 글은 배교수의 블로그 <프로젝트랑 파이낸스랑> 에서도 볼 수 있습니다.>

배인성 한국해양대 겸임교수

[ 타리프(Tariff) 구조 ]

재생에너지발전 지원 제도에는 발전차액지원제도(FIT: feed in tariff)공급의무화제도(RPS: renewable portfolio standard)가 있습니다.  FIT는 정부가 고시한 기준가격 또는 경매(auction, 입찰, 공모)로 결정된 가격을 보장하는 제도입니다. RPS는 전력판매자나 발전사업자가 공급하는 에너지의 일정 부분을 재생에너지로 공급하도록 의무화하는 제도입니다.

대만과 일본은 FIT, 우리나라는 RPS 제도를 기본으로 채택하고 있습니다.  대만은 매년 정부가 기준가격을 고시해 왔으며, 2022년 6월 이후에는 경매에 의해 FIT 가격을 결정할 예정입니다.

불과 3~4년 만에 정부 주도 시장(regulated tariff market)에서 경쟁 시장(auction market)으로 급격히 변화한 것입니다. 또한 기업에게 직접 전력을 판매하는 CPPA(corporate power purchase agreement)도 추진하고 있습니다.  2021년 TSMC 등 최소 2개 기업이 다국적 발전사업자와 CPPA를 체결했습니다. CPPA를 체결한 기업이 이행불능 상태가 되면 CPPA 체결 시점의 FIT 가격으로 대만전력회사(Taiwan Power Company, TPC)가 전력을 인수하는 조건도 있는 것으로 알려져 있습니다.

일본도 경매(입찰)에 의해 기준가격(FIT)을 결정하는데, FIT의 변형 형태인 FIP(feed-in premium) 제도를 도입해 시행(2022년 4월) 하고 있습니다. 다만 해상풍력발전 사업에는 FIT 입찰 방식을 기본으로 하고 FIP를 선택적으로 사용할 수 있도록 했습니다.

전력가격 인하보다 해상풍력발전 사업의 금융 적합성(뱅커빌리티)을 먼저 고려한 결과입니다. 2023년부터는 해상풍력발전 사업에도 FIP 제도가 적용될 것으로 예상됩니다. FIP 제도에서 발전사업자의 전력판매 가격은 시장가격에 프리미엄(정부 보조금)을 가산한 금액이 되며, 발전사업자가 직접 전력 구매자와 계약하거나 전력도매시장에 판매하게 됩니다.

* 2021년 독일에서는 3건 0.96GW 해상풍력발전 프로젝트의 경매가 이루어졌는데, 모두 정부 지원금이 없는 "제로 지원금(zero subsidy)" 조건입니다. 프로젝트 수익은 도매전력가격에 한정됐습니다. 독일은 영국과 유사한 CfD(contract for difference) 제도로 이행을 검토하고 있습니다.

우리나라 해상풍력 발전사업의 수익은 전력거래소에 계통한계가격(전력도매가격, SMP)으로 판매한 전력 수익과 공급인증서(REC) 판매 수익으로 구성됩니다.

대부분의 해상풍력발전 사업은 공급의무자인 발전 공기업이 국내 대기업이나 재생에너지 전문 다국적 기업과 공동으로 추진합니다.  그러면서 사업주이자 REC 구매자인 공급의무자(발전 공기업), 또는 다른 공급의무자와 고정가격계약(20년)을 체결합니다.

* 고정가격계약(LFPC: long-term fixed price contract) : 신재생에너지 공급인증서 가격에 계통한계가격(전력 거래가격)을 합산한 가격을 고정가격으로 하여 체결하는 계약입니다. 이 경우 신재생에너지 공급인증서의 계약단가는 고정가격에서 전력 거래가격을 차감하여 매월 산정합니다.

​* 신재생에너지 발전사업 수입 : SMP + REC,  일반 발전사업 수입 : SMP + 용량요금(CP, 고정비 보상)

공급의무자가 전력거래소로부터 정산 받는 REC 가격은 해상풍력 REC 결정을 위한 가중치에 의해 결정됩니다. REC 가중치는 연계 거리, 수심, 주민 지분출자, 기자재 국산화율 등에 연계되어 완공 시점(상업운전 시점, 설비확인 시점)에서 최종 확인이 가능합니다.  예상 가중치 확인 신청 제도가 있으나 실효성이 부족하며, 가중치는 3년마다 변경하도록 되어 있어 REC 가격의 불확실성이 큽니다.

이러한 제도로 장기 고정가격계약이라 할지라도 REC 가중치를 확정하기 위해서는 공급인증서 발급대상 설비의 확인이 이뤄져야 하며, 이 확인이 완공 시점에 이루어지므로 채권자 관점에서는 실사( due diligence) 기간에 프로젝트 수익 규모와 그 안정성을 파악하기 어렵습니다.

결국 국제 금융시장에서 대만이나 일본의 FIT 제도에 비해  우리 풍력사업의 금융 적합성(bankability)이 부족한 것으로 판단됩니다.

​​

[ 출력제한(curtailment) 가능성과 대책 ]

해상풍력발전은 비상상황이나 기술적 문제, 또는 계통망 안전상의 이유로 출력제한(curtailment)이 이뤄집니다. 일반적으로 TSO(계통운영자) 또는 전력 인수자가 재생에너지를 우선적으로 인수(priority dispatch) 하므로 전력 수요가 충분하고 전력시스템이 잘 갖춰져 있다면 출력제한 문제가 발생할 가능성은 크지 않습니다. 그러나 출력제한이 발생하고, 이에 대한 보상이 없으면 발전사업자의 수익이 감소해 사업성에 부정적인 영향을 미칩니다.

최근 제주도 내 전력 생산 발전량이 수요량을 초과해 지난 2015년부터 풍력발전 대상 출력제한이 발생하고 있고 2019년 이래 급격히 증가하는 추세입니다.

우리나라 제도상 이에 대한 보상은 지원되지 않으므로 출력제한 위험도 무시할 수 없습니다. 전력 수급 동향과 함께 전력계통 신뢰도 유지와 출력제한 완화를 위한 계통 안정화 계획, 재생에너지 출력 변동성과 불확실성 대응을 위한 재생에너지 출력 감시, 예측, 평가 및 제어 시스템 구축 등을 평가해야 합니다.

* 출력제한 문제를 해결하기 위해 위에서 언급한 시스템 구축과 함께 내륙과 연계망 및 ESS 설치 등이 추진되고 있습니다.

[ 사업주 경험과 개발 역량 ]

대만 해상풍력발전사업은 모두 다국적 기업이 주도했습니다. 현지 전력투자 기업이 부재하고 전반적으로 사업개발 경험과 역량이 부족한 탓으로 보입니다.  다만 Zhong Neng 해상풍력 프로젝트(300MW)만 현지 대기업(CSC: China Steel Corp.)이 주도해 지난 2021년 12월 금융조달을 완료했습니다.

이와 달리 일본은 마루베니, 미쓰비시 등 현지 대기업이 주도하고 있습니다. 다국적 기업이 주도하는 사업은 아직 보이지 않고 있습니다. 또한 사업주 컨소시엄에 10개 안팎 기업이 참여하는 구조로 2 ~ 3개 주력 기업을 제외하면 대부분 10% 미만의 소액 출자자로 구성됩니다.

우리나라의 경우 제주 한림 풍력발전사업은 한국전력을 중심으로 국내 기업만으로 구성됐으나, 현재 개발단계에 있는 많은 프로젝트는 한국전력 및 발전 공기업 등 국내 기업이 해상풍력 전문 다국적 기업과 합작해 추진되고 있습니다. 우리나라 한국전력과 발전 공기업, 그리고 일부 대기업은 국제 재생에너지 시장에서 대만 기업보다 상대적으로 많은 경험을 가지고 있습니다.

개발 단계 또는 건설 기간에 개발사(사업주)의 지분을 매각할 수 있는 기준과 조건을 명확히 하여 기업의 개발 투자 참여를 촉진하는 것도 중요합니다.

대만의 경우 건설기간 중에 다국적 개발사의 지분 매각이 승인된 프로젝트가 있으며, 특히 오스테드( Ørsted, 덴마크 다국적 전력회사)는 자신이 개발 중인 대만 창화(Changhua) 1 OWF 프로젝트의 지분 50%를 홀드코 레벨 파이낸싱(holdco-level financing) 방식으로 매각했습니다. 유럽에서는 일반적인 금융 방식이지만 아시아 시장에서는 최초의 사례로 알려져 있습니다. 일본은 건설 기간에는 개발사 투자 지분 ⅓ 미만까지 매각이 허용되며, 운영 기간에는 50% 미만의 지분 매각이 허용됩니다.

개발사 투자 지분의 처분은 프로젝트 안정성에 부정적인 영향을 미칠 수 있지만, 자본투자비용을 낮춰 프로젝트 사업성을 높이는 효과가 있습니다.

[금융시장 경험과 역량]

대만 해상풍력발전사업의 PF 차입금 조달은 ECA(수출신용기관)와 국제상업은행이 주도하고 있습니다. 대만 금융시장의 풍부한 유동성을 고려할 때 현지 금융기관의 소극적 참여는 이례적입니다. 2021년 말에 금융조달이 완료된 Zhong Neng 해상풍력 프로젝트만 현지금융기관이 주도하였습니다. 이것은 현지 대기업인 China Steel Corp.이 주 사업주이기 때문인 것으로 해석하고 있습니다.

일본 금융기관은 국제 PF 금융시장에서 선도 역할을 하고 있습니다. 여기에 일본 금융시장의 풍부한 유동성과 일본 대기업의 사업개발 주도 상황을 볼 때 국제금융기관이 참여할 여지는 크지 않습니다.

2012년부터 시작한 태양광 사업에 대한 현지 은행의 exposure가 최근 감소하고, 여기서 나온 유동성이 해상풍력발전 사업으로 이동하는 모습도 보이고 있습니다. 향후 시장규모가 커지면 집중화 위험(concentration risk)을 피하기 위해서 국제금융기관을 포함한 다양한 참여자가 필요할 것이라는 시각은 있습니다.

우리나라 금융시장도 일본에는 다소 뒤지지만 유동성이 풍부하고 해외 유사 프로젝트에 대한 경험을 가지고 있습니다. 제주 한림 해상풍력발전 프로젝트에는 국내 은행만 참여했습니다. 향후 대형 프로젝트가 진행되고 시장규모가 커지면 일본과 같이 집중화 위험을 피하기 위해서 국제금융기관의 참여가 필요할 수 있습니다.

그러한 경우라도 우리나라는 대만과 같이 외국 수출신용기관(ECA)의 선도적 참여가 요구되지는 않을 것이며, 국내 PF 시장을 주도하는 국내 은행이 경쟁관계에 있는 국제상업은행과 어느 정도 협조관계를 가지느냐가 관건일 수 있습니다.

* 세계 최대 해상풍력발전 단지인 영국  도거은행(Dogger Bank) OWF 프로젝트는 유럽 ECA(Bpifrance, EKN, GIEK)가 선도 역할을 했습니다.

한편 해상풍력발전 사업에 대한 금융시장은 대출(loan) 방식이 중심이 되고 있어 기관투자자의 채권(bond) 투자는 아직 제한적입니다.

기관투자자의 보수적 성향과 완공위험을 고려할 때 채권 발행을 통한 자금조달은 완공 이후 시점에서만 가능할 것으로 보입니다. 다만 일본은 보험사를 비롯한 기관투자자가 PF 시장에 익숙해 채권과 함께 대출 시장에도 참여하는 모습을 보이고 있습니다.

프로젝트 소요자금에 대한 자본조달 구조(타인자본 대 자기자본 비율)는 80대20 ~ 70대30 수준으로 3국이 모두 비슷합니다. 이것은 일반 민간전력산업(IPP)과 다르지 않습니다.

​​

[ 기타 금융 적합성 이슈 ]

우리나라 해상풍력발전사업의 투자 적합성(investability)이나 PF 금융 적합성(bankability)에는 또 다른 몇 가지 쟁점사항이 있습니다.

​먼저 인허가 절차가 복잡하고 투명성이 떨어진다는 지적이 있습니다. 주민 수용성 문제와 인허가 절차에 지연이 없다는 조건에서도 사업개발에 통상 6년이 소요됩니다. 제주 한림 해상풍력발전 사업은 10년 이상 걸렸습니다. 대만보다 제도의 투명성이 부족하다는 평가도 있습니다. 이를 해결하기 위하여 현재 통합적 행정절차를 규정한 이른바 원스톱법이 발의돼 있습니다.

​일본도 최종 승인까지 실제 약 8년이 소요되는 것으로 알려져 있습니다. 입찰과정에서도 투명성이 부족하다는 지적이 있습니다. 2022년 1월 Mitsubishi 중심 컨소시엄이 입찰을 거쳐 3건의 해상풍력발전 프로젝트(1.76GW)를 수주했는데, 입찰평가 기준과 방법의 투명성과 공평성이 결여됐다는 비난이 일었습니다. 이에 따라 일본 정부는 입찰평가 기준의 변경을 검토하고 있습니다.

PF 채권자의 주요 채권보전장치인 계약해지보상금(termination payment)과 직접계약(direct agreement)에 대한 법규가 미비되어 있다는 점도 지적되고 있습니다.

​어업손실 보상, 주민 지역 지원, 주민 참여와 이익 공유 등 주민 수용성도 중요한 쟁점사항입니다. 제주 한림 해상풍력사업은 농산어촌개발사업, 수원리 마을 종합 계획 및 신재생에너지 특성화 마을 조성 등을 약속하고 아울러 배당금 총액의 17.5%를 제주도 신재생에너지 발전 기금에 기부하도록 했습니다.

​이와 함께 지방자체단체장의 지지율 하락 우려와 과도한 민원 등으로 지자체 조례가 발전사업자에게 지나치게 불리하게 되는 경우(지역주민 100% 동의, 도로 및 주거지역 일정 이격 거리 의무화 등)도 있습니다.

​아시아 지역의 해상풍력발전 사업은 사업개발 역량, 기술, 금융 등 여러 측면에서 유럽에 비해 떨어져 있지만 국가별 정책과 제도, 그리고 환경과 경험 등을 바탕으로 나름 최선의 방향으로 나가고 있습니다. 또한 기업의  RE100 운동, 금융기관의 기후전환금융 중점 추진 등의 분위기도 긍정적으로 작용하고 있습니다.

하지만 아직 기술적 타당성과 재무적 사업성에 불확실한 점이 많아 기업이나 금융기관은 여러 측면에서 보다 신중한 접근이 필요하기도 합니다.

이 과정에서 국제 PF 시장에서 영향력이 있는 국제금융기관의 시각만이 최적의 접근 방법이나 해결책이 아닙니다. 각국의 환경에 적합한 금융의 다양성을 찾는 노력이 필요할 것입니다.

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원정호기자

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