최종보고서 - mewebbook.me.go.kr/dli-file/096/007/002/5527755.pdf · 2015-10-30 · 제 출 문...

해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발

최종보고서

2012.07

제 출 문

한국환경공단 이사장 귀하

본 보고서를 ｢해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발｣ 연구용역의 최종보고서로 제출합니다.

2012년 7월(주)다스솔루션즈 대표이사

- 목 차 -

요 약 문 ·························································································································ⅰ

제 I 장 개 요 ····················································································································1

1. 과업개요 ·····································································································································1

1.1 개요·················································································································································1

1.2 범위 및 내용····································································································································3

1.3 추진체계···········································································································································5

1.4 추진경과···········································································································································6

2. 사업개요 ·····································································································································7

2.1 개요·················································································································································7

2.2 추진현황···········································································································································8

3. 국가현황 ···································································································································11

3.1 필리핀 개황····································································································································11

3.2 주요 사회 ․ 개발지표······················································································································12

3.3 주요 경제지표·································································································································13

3.4 주요기관의 국가신용등급 평가추이··································································································14

제 II 장 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 조사 ·····················15

1. 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업 추진현황 ·······································································15

1.1 필리핀 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업····················································································15

1.2 유사사업 추진사례··························································································································19

1.3 사례검토를 통한 시사점··················································································································27

2. CDM사업 추진현황 ··················································································································28

2.1 필리핀 CDM 등록 프로젝트············································································································28

2.2 분야별 추진현황·····························································································································32

2.3 지역별 추진현황·····························································································································32

2.4 폐자원 및 바이오매스 에너지화 추진현황························································································33

제 III 장 사업 추진시 주요 고려사항 ···············································································35

1. 관련 정책, 제도 및 국가 종합계획 검토 ··················································································35

1.1 필리핀 국가개발계획·······················································································································35

1.2 에너지 증진 정책····························································································································36

1.3 신재생에너지 증진 정책··················································································································38

2. 사업추진 관련 법규 및 법적 규제사항 검토 ············································································40

2.1 에너지 관련····································································································································40

2.2 신재생에너지 관련··························································································································40

2.3 환경관련·········································································································································40

2.4 외국인 투자 관련····························································································································41

2.5 인프라 관련····································································································································41

3. CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토 ·······················································································43

3.1 국가승인기구(Designated National Authority) ···············································································43

3.2 국가승인 절차·································································································································44

3.3 국가승인 비용 및 소요기간·············································································································46

4. 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 시장잠재력과 진출유망분야 ···················································47

4.1 세계 동향·······································································································································47

4.2 필리핀············································································································································48

5. 국가 위협요인 및 기회요인 ······································································································49

5.1 위협요인·········································································································································49

5.2 기회요인·········································································································································49

제 IV 장 해당 사업의 타당성 평가 ···················································································51

1. 사업추진구도 ····························································································································51

1.1 사업추진체계 및 참여기관···············································································································51

1.2 사업추진구도 검토··························································································································53

1.3 사업추진구도 선정··························································································································56

2. 사업예정부지 타당성 ················································································································57

2.1 사업대상지 고려사항·······················································································································57

2.2 사업대상 후보지·····························································································································58

2.3 사업대상부지 조사··························································································································59

2.4 타당성조사 결과·····························································································································62

3. 연료(폐기물 또는 바이오매스) 수급 타당성 ············································································64

3.1 연료 검토 및 선정··························································································································64

3.2 선정연료 특성·································································································································66

3.3 연료 수급 방안·······························································································································68

3.4 연료비용·········································································································································72

4. CDM사업 타당성 검토 ·············································································································78

4.1 CDM 시장동향 및 전망···················································································································78

4.2 적용 방법론 선정····························································································································79

4.3 방법론 적용····································································································································81

4.4 탄소감축량 산정·····························································································································81

5. 전력판매 타당성 ·······················································································································85

5.1 전력판매구조··································································································································85

5.2 전력판매방안··································································································································86

5.3 전력판매단가··································································································································88

6. 기술적 타당성 ··························································································································90

6.1 적용기술선정··································································································································90

6.2 기타 시스템 고려사항·····················································································································98

6.3 에너지 및 물질 수지·······················································································································99

7. 환경분야 타당성 ·····················································································································105

7.1 주요환경기준································································································································105

7.2 환경영향평가································································································································111

8. 행정분야 타당성 ···················································································································118

8.1 법인 설립·····································································································································118

8.2 전력 판매권 획득··························································································································123

8.3 신재생에너지 개발사(RE Developer) 등록····················································································125

8.4 노무규정·······································································································································127

8.5 세무규정·······································································································································131

9. 법률적 타당성 ························································································································134

9.1 해외투자·······································································································································134

9.2 신재생에너지································································································································136

10. 경제적 타당성 검토 ·············································································································139

10.1 타당성 검토방법 선정·················································································································139

10.2 총 사업비(안) 산정·····················································································································140

10.3 운영유지비용(안) 산정················································································································142

10.4 수익 산정···································································································································144

10.5 재무모델 및 경제성 분석·············································································································145

10.6 재원조달방안 ·····························································································································150

제 V 장 사업추진 세부계획 수립 ···················································································153

1. 주요 일정 수립 ······················································································································153

2. 사업 전체 세부추진일정 ·········································································································155

제 VI 장 한국환경공단 참여방안 ····················································································157

1. 재정투자방안 ··························································································································157

1.1 Equity 투자(바이오그린에너지펀드 활용) ······················································································157

1.2 타당성 조사 투자비 활용 방안·······································································································158

2. 사업참여방안 ··························································································································160

2.1 사업개발자 측면···························································································································160

2.2 투자자 측면··································································································································160

3. 한국환경공단의 향후 해외사업 추진 활성화를 위한 제언 ·····················································162

제 VII 장 사업추진 체크리스트 ·······················································································165

부 록 ································································································································169

- 표 목차 -

[표 1.1] 사업 추진 현황 ·····························································································································10

[표 1.2] 필리핀 일반현황 ···························································································································12

[표 1.3] 필리핀 주요 사회개발지표 ·············································································································12

[표 1.4] 필리핀 주요 경제지표 ···················································································································13

[표 1.5] 필리핀 국가신용등급 ·····················································································································14

[표 2.1] 필리핀 폐자원 및 바이오매스 에너지화 우수 프로젝트····································································15

[표 2.2] 프로젝트 개요································································································································23

[표 2.3] 연료공급 단가(운송비 포함) ·········································································································25

[표 2.4] Clean Energy One Biomass Power Plant 보일러 사양································································26

[표 2.5] Clean Energy One Biomass Power Plant 터빈 사양···································································26

[표 2.6] 필리핀 CDM 사업 등록현황···········································································································28

[표 2.7] 필리핀 UNFCC 등록 연도별 CDM 사업 현황 ················································································34

[표 3.1] 시설용량 증대 요건(2009~2030) ··································································································36

[표 3.2] 소규모 발전그룹(Small Power Utilities Group, SPUG) 운영 향상 프로그램 ································38

[표 3.3] 신재생에너지 목표 및 정책·············································································································39

[표 3.4] CDM 신청 비용 및 소요기간··········································································································46

[표 3.5] CDM 프로젝트 단계별 소요기간·····································································································46

[표 4.1] 현지 주요이해관계자 및 사업참여범위 ···························································································52

[표 4.2] 국내 주요이해관계자 및 사업참여범위 ···························································································52

[표 4.3] 사업추진구성안 비교 ·····················································································································56

[표 4.4] 사업 대상 후보지 주요 현황···········································································································59

[표 4.5] 코코넛 허스크와 프론드 연료특성 ·································································································67

[표 4.6] 노던 사마르 토지사용 현황·············································································································69

[표 4.7] 2007~2010 코코넛 허스크와 프론드 생산량··················································································70

[표 4.8] 수집센터별 연료수급 가능량 ·········································································································74

[표 4.9] 트럭별 운반비용 산정·····················································································································75

[표 4.10] 수집센터 비용산정·······················································································································76

[표 4.11] 연료공급계약(안) ·························································································································77

[표 4.12] 2011~2012년 탄소시장 거래현황································································································78

[표 4.13] CDM 방법론의 유형 ···················································································································79

[표 4.14] 방법론 비교 분석·························································································································81

[표 4.15] AMS I.D 베이스라인 산정식 ······································································································82

[표 4.16] 전력베출계수 산정방법·················································································································82

[표 4.17] 프로젝트 연료 소비량···················································································································83

[표 4.18] 탄소감축량(Emission Reduction) 산정 ·······················································································84

[표 4.19] 노던 사마르 전력 수요 예측량······································································································87

[표 4.20] 보일러 기술 적합성 비교 ············································································································91

[표 4.21] 냉각기술 방식의 비교 ·················································································································96

[표 4.22] 주요설비 리스트···························································································································96

[표 4.23] 열 모델 적용 연료특성·················································································································99

[표 4.24] 열 모델 적용 환경조건···············································································································100

[표 4.25] 시나리오별 모델링 결과·············································································································101

[표 4.26] 필리핀 환경관련 법률·················································································································105

[표 4.27] 대기오염 기준····························································································································106

[표 4.28] 대기배출물질 기준·····················································································································107

[표 4.29] 수질오염 기준····························································································································108

[표 4.30] 소각재 구성성분·························································································································109

[표 4.31] ECP와 NECP분류······················································································································112

[표 4.32] ECA와 NECA···························································································································113

[표 4.33] 프로젝트 분류에 따른 환경영향평가····························································································114

[표 4.34] 그룹 II의 프로젝트 규모에 따른 EIA 보고서 유형······································································116

[표 4.35] 현지법인과 지사의 비교·············································································································119

[표 4.36] 필리핀 노동률 현황····················································································································128

[표 4.37] 2009년 지역별 노동참여율, 실업률, 불완전 고용률 ···································································128

[표 4.38] 지역/업종별 최저임금/일 현황 (2011.5월 기준) ·········································································129

[표 4.39] 주요 과세 항목별 세율 요약표 ··································································································131

[표 4.40] 원천징수세율······························································································································133

[표 4.41] Negative List A: 헌법 및 법률에 의거 외국인 지분이 제한되는 분야 ·······································134

[표 4.42] Negative List B: 안보, 국방, 보건, 윤리, 중소기업 보호 관련 외국인 지분 제한························135

[표 4.43] 사업 예산(안) ····························································································································142

[표 4.44] 연간 운영유지비용 구성·············································································································143

[표 4.45] 경제성 분석 주요 가정치············································································································145

[표 4.46] 경제성 분석 결과(25년 운영기준) ······························································································147

[표 4.47] 총 투자비 변화에 따른 사업 IRR································································································147

[표 4.48] 바이오매스 연료 가격 변화에 따른 사업 IRR··············································································148

[표 4.49] 전력 단가 변화에 따른 사업 IRR································································································148

[표 4.50] 자금 조달계획(안) ·····················································································································151

[표 4.51] 바이오그린펀드 참여기관 ··········································································································152

[표 4.52] 금융기관별 차관의 장단점 ·········································································································152

[표 5.1] 사업주요일정 ······························································································································153

[표 7.1] 사업추진 체크리스트····················································································································165

- 그림 목차 -

[그림 1.1] 과업추진체계 모식도·····················································································································5

[그림 1.2] 사업개요 ·····································································································································7

[그림 1.3] 노던 사마르 주정부와 (주) 다스솔루션즈와의 LOI ·········································································8

[그림 1.4] 노던 사마르 전력구매업체, 코코넛 생산농장, 주정부 방문······························································9

[그림 1.5] 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자 MOU 체결···············································9

[그림 1.6] 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자 MOU·····················································10

[그림 1.7] 필리핀 위치도·····························································································································11

[그림 1.8] 필리핀 GDP추세(Billion USD) ···································································································13

[그림 2.1] 폐자원 에너지화 사업 폐자원 현황······························································································19

[그림 2.2] Clean Energy One Biomass Power Plant 전경········································································23

[그림 2.3] Clean Energy One Biomass Power Plant 공정도·····································································24

[그림 2.4] 연료 관련시설 ···························································································································25

[그림 2.5] 발전소 설비 현황························································································································26

[그림 2.6] Clean Energy One Biomass Power Plant 수처리 시설·····························································27

[그림 2.7] 필리핀 CDM 사업 분야별 현황 ··································································································32

[그림 2.8] 필리핀 지역별 CDM 프로젝트 현황·····························································································33

[그림 2.9] 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업 현황···················································································34

[그림 3.1] Visaya 지역 공급 수요 예측(자료: 필리핀 전력개발계획) ····························································37

[그림 3.2] 일반적인 BOT 사업구조 ············································································································42

[그림 3.3] 필리핀 국가승인 구조 ················································································································43

[그림 3.4] CDM 사업국가승인절차···············································································································45

[그림 3.5] 세계 폐기물 에너지화 기술 시장 규모(2015) ············································································47

[그림 4.1] 사업추진체계 및 참여기관···········································································································51

[그림 4.2] 사업추진구도 1안·······················································································································53

[그림 4.3] 사업추진구도 2안 ······················································································································54

[그림 4.4] 사업추진구도 3안 ······················································································································55

[그림 4.5] 노던 사마르 주요 코코넛 잔여물 발생지역···················································································57

[그림 4.6] 노던 사마르 주요 인프라 현황·····································································································57

[그림 4.7] 사업대상 후보지 현황·················································································································58

[그림 4.8] 사업대상부지······························································································································59

[그림 4.9] 사업대상부지 현장조사 모습········································································································61

[그림 4.10] 사업대상부지 연료수급 가능성 ·································································································62

[그림 4.11] 사업대상부지 도로현황 ············································································································62

[그림 4.12] 코코넛 및 벼 잔여물의 원료 특성 ····························································································64

[그림 4.13] 노던 사마르지역 코코넛 잔여물 발생현황··················································································65

[그림 4.14] 노던 사마르지역 벼 잔여물 발생현황·························································································65

[그림 4.15] 연료 성분 분석표······················································································································67

[그림 4.16] 코코넛 허스크와 프론드 ···········································································································68

[그림 4.17] 노던 사마르 토지사용 현황·······································································································69

[그림 4.18] 코코넛 생산 현황······················································································································72

[그림 4.19] 연료공급 시스템 ······················································································································73

[그림 4.20] 필리핀 전력판매구조·················································································································85

[그림 4.21] 노던 사마르 전력 수요 예측 ····································································································87

[그림 4.22] 시나리오 1 모델링 결과··········································································································102

[그림 4.23] 시나리오 2 모델링 결과··········································································································103

[그림 4.24] 시나리오 3 모델링 결과 ·······································································································104

[그림 4.25] 노던 사마르지역 침수가능성 지도(source:NAMRIA) ·······························································110

[그림 4.26] 프로젝트 단계에 따른 환경영향평가 과정················································································111

[그림 4.27] 환경영향평가 절차··················································································································115

[그림 4.28] 기업등록 및 감독위원회(SEC)등록 절차··················································································121

[그림 4.29] Mayor’s permit 신청절차예시(Makati City) ········································································123

[그림 4.30] 총투자비, 바이오매스가격 및 전력 단가의 민감도 ···································································149

[그림 4.31] 전력 단가 연간상승률에 대한 민감도·······················································································150

[그림 6.1] 환경공단 Equity 투자 비율 1안································································································157

[그림 6.2] 환경공단 Equity 투자 비율 2안································································································158

타당성 조사 최종보고서

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요 약 문

제 1장 개요

o 과업개요ü 바이오매스는 화석연료를 대체하는 신재생에너지원 중 하나이며, 국제적인 고유가

현상과 에너지고갈 및 기후변화 대응수단으로써 전세계적으로 관심 및 해외진출 기회가 증대되고 있음.

ü ㈜다스솔루션즈는 2010년부터 필리핀 노던 사마르 지역 주정부와 바이오매스 발전사업에 대해 논의하며 사업개발을 해왔으나 초기 재원조달의 어려움으로 적극적인 진출이 어려웠음.

ü 한국환경공단이 국내 환경기술의 해외진출 활성화를 위한 초기 연구비용 지원 및 재원조달 등 체계적인 해외 진출 시스템을 마련하여 국내기업의 해외진출 기회를 제공하고자 만든 ‘해외 폐자원 에너지화 사업 및 CDM 사업 지원’ 과제를 통해 ㈜다스솔루션즈는 필리핀 노던 사마르 지역 내 농업폐기물(코코넛, 벼 잔여물)을 연료로 하는 바이오매스 발전소 사업을 개발의 타당성 분석 및 마스터플랜 수립을 수행하고자 함.

ü 본 사업을 통해 필리핀 진출 사업의 모범사례를 만들고, 향후 유사 사업을 추가적으로 진행하여 사업 개발의 효과를 극대화하며, 나아가 전력공급을 통해 필리핀 지역사회 발전 및 지속가능한 사회발전에 이바지하고자 함.

ü 본 과업에서 해당 사업의 예비타당성 평가, 사업대상지역의 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 조사, 사업 추진 시 주요 고려사항, 해당 사업의 타당성 평가, 사업추진 마스터플랜 수립, 사업추진 시 공단의 참여방안 수립, 사업추진 시 바이오그린에너지펀드 활용계획 등의 과업내용을 수행함.

ü 본 과업은 자문회의를 통해 예비타당성 조사 결과를 바탕으로 이후 과업 진행여부를 결정하였고, 이후 중간보고 및 자문회의를 통해 타당성조사 결과를 공유하였으며, 추가적인 보완 및 마무리 작업을 진행하여 최종보고를 수행함.

해외 폐자원 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발

ii ㅣ

ü 향후 타당성 조사 완료 이후 바이오그린에너지 펀드에 사업제안을 진행할 예정임.

o 사업개요ü 본 사업은 ‘필리핀 노던 사마르 바이오매스 발전 및 CDM 사업’으로 발주처는

노던 사마르 주정부인 총 투자금액 1,557 million PHP(405억 원), 공사기간 22개월의 코코넛 부산물을 연료로 한 발전사업임.

ü 본 사업에 대해 ㈜다스솔루션즈는 2010년 4월 노던 사마르 주정부와 사업추진 의향서(LOI)를 제출하여 주정부의 서명을 받았으며, 2012년 4월 노던 사마르 주정부, 한국환경공단과 3자 MOU를 체결하고 발전소 건설을 위한 협력 및 지원을 논의하는 등 협력구도를 발전시켜옴.

ü 또한 수차례 현지출장을 통해 현지 이해관계자(정관계인사, NGO, 전력 off-taker, 기술업체, 연료공급처 등) 및 유관기관(DoE, PCA, 필리핀개발은행 등)과 논의를 진행함.

o 국가현황ü 필리핀은 북쪽으로 대만, 남쪽으로 말레이시아, 인도네시아가 근접한 7,107개의

크고 작은 섬들로 구성된 군도임.ü 1인당 경상국민총소득은 1,790달러, 1인당 CO2 배출량은 800kg, 1인당

에너지소비량(석유환산)은 455kg으로 대한민국의 10% 이하 수준임.ü 국가 GDP와 1인당 GDP는 대한민국 보다 현저히 낮지만, 경제성장률은 필리핀이

훨씬 높은 수준을 유지하고 있음.ü 지속적인 경제개혁 조치로 경제성장을 거듭하여 필리핀 국가신용등급은 Moody’s

기준 ‘긍정적’인 수준으로 계속 향상됨.


ㅣ iii

제 2장 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업 추진현황

o 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업 추진현황ü 필리핀은 넓은 농경지와 유리한 기후조건, 풍부한 자원 등을 보유하여

농업·축산업이 발달하였으며 이에 따른 바이오매스 자원이 풍부하며, 도심지역에서는 폐기물 발생량이 높아 바이오매스 및 폐기물 활용 사업이 가능함.

ü 필리핀 에너지부가 선정한 성공적인 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업은 총 42개이며, 전반적으로 다양한 농업 잔여물을 활용하는 경우가 60% 이상임.

ü 특히 사탕수수 부산물인 바가스를 이용한 열병합 발전사업이 두드러짐.

o 유사사업 추진사례ü 본 사업과 유사한 추진사례로는 필리핀 내 벼 부산물을 활용하는 2가지

사업(전력/열)과 바가스를 활용한 열병합 사업, 태국에서의 코코넛 부산물을 활용한 발전 사업, 총 4가지 사업에 대해 분석하였음.

ü 필리핀 내 바이오매스 에너지화 사업의 규모는 10MW 내외로 크지 않으며, 주로 스팀 보일러가 활용되고 있음.

ü 바이오매스 발전에서 주연료 외 대체연료를 선정 및 활용할 때 연료 수급 안정성을 증대할 수 있으며, 연료 품질관리를 위해 연료공급계약에 함수율 및 크기에 대한 기준을 제시하여 인센티브/패널티를 부과하는 것이 효과적일 것으로 판단됨.

ü 한편 바이오매스 소각 후 소각재를 다시 수집하여 비료로 주변 농가에 무상 공급하는 사례와 같이 지속가능한 방식으로의 소각재 처리방안으로 고려할 수 있음.

o CDM 사업 추진현황ü 필리핀에서 등록된 CDM 프로젝트는 총 58개로 전세계 9위이며, 동남아시아 중

7위 수준임.


iv ㅣ

ü 주요 CDM 사업분야는 폐자원 활용인데, 특히 축산폐기물을 이용한 메탄회수 유형이 66%를 차지하며, 주요 사업대상지역은 중앙 루존지역임.

ü 등록된 CDM 사업 중 폐자원을 활용한 사례는 약 84%이며, 이 중 메탄을 회수하는 사업이 66%, 매립지 가스 활용이 9%, 농업잔여물을 이용한 바이오매스 사업이 9%로 구성됨.

제 3장 사업 추진시 주요 고려사항

o 관련 정책, 제도 및 국가 종합계획 검토ü 2011~2016년 필리핀 국가개발계획에 따르면 에너지 및 전력관련 계획은 인프라

개발 증진 부문에서 다루고 있으며, 주요 전략은 다음과 같음.ü 신재생에너지와 환경친화적인 자원/기술을 개발하고 활용을 강화하여 에너지

안정화를 증진시키고, 국가에너지원을 다양화하고 전력관련 정책/계획/법률을 실행하여 전력의 신뢰성과 안정성을 증진시키며, 가정 및 지방의 전력보급율을 높이기 위한 전력사업 프로그램을 추진함.

ü 필리핀의 에너지 증진정책으로는 에너지개혁정책의 일환인 전력개발계획, 2009 지방 전력보급개발계획이 있음.

ü 전력개발계획에서는 향후 필리핀의 전력시설용량 증대를 계획하며, 지방 전력보급개발계획에서는 오래된 발전시설의 교체하거나 소규모 발전그룹 운영향상 또는 독립발전 그룹의 참여를 위한 프로그램을 운영함.

ü 필리핀 에너지부는 신재생에너지 증진을 위하여 신재생에너지 목표와 관련정책을 수립함.

ü 신재생에너지 목표는 2013년 신재생에너지 100% 성장이며, 세부적으로 바이오매스, 태양열, 조력에너지를 131MW까지 증진시키고자함.

ü 위 목표를 달성하기 위해 신재생에너지의 종류를 다양화시키고, 시장에 인센티브를 부여하여 독립분야 투자를 유도하는 등의 정책을 수립하고 있음.


ㅣ v

o 관련 법규 및 법적 규제사항 검토ü 2001 전력산업 개혁법에서 전력발전사업의 전반적인 규정을 정하고 있는데,

국영발전사 소유 발전소 민영화, WESM 설립, 국가 송전망 민간 위탁, 전력산업 민영화, 경쟁도입을 통한 전력가격 인하, 지방 전력 보급률 향상 등의 제도를 추진하고 있음.

ü 필리핀은 신재생에너지법 제정을 통해 FIT, RPS, Green Energy Option, Net-metering 등을 도입하여 신재생에너지발전사업을 촉진시키고자 함.

ü BOT법에서는 BOT, BOO, BT 등 다양한 방식의 인프라 사업 추진에 대한 전반적인 사항을 다루고 있으며, 발전소 건설이 이에 속함.

ü BOT 방식에 의한 발전사업 개발시 개발/건설 단계 및 운영단계에서 100% 해외지분을 허용하나, 재생에너지 발전사업의 경우 해외지분은 40% 이하로 제한됨.

o CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토ü 필리핀은 개도국으로 교토의정서 상 탄소의무감축국은 아니지만 뛰어난

자연조건을 바탕으로 재생에너지, 바이오에너지 분야에 강점을 가지고 있어 국내외 투자유치를 통한 CDM 사업을 국가차원에서 활발히 추진하여, 20012년 5월까지 총 58개 사업을 등록하였음.

ü 필리핀에서의 CDM 사업 절차는 일반적인 CDM 사업 프로세스를 따름.ü 필리핀에서 사업 신청 비용 및 기간(중대형/소형)은 10,600/5,600PHP,

20~25일/15~20일이며, 등록까지의 소요기간은 6~7개월/5~6개월 정도 걸림.

o 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 시장잠재력 및 진출유망분야ü 폐기물 에너지화 기술은 최근 전세계적으로 신재생에너지 비율 확대, 런던협약에

따른 폐기물 해양투기 금지 등에 따라 그 시장이 확대되고 있은 추세이며, 특히 열처리 기술 시장이 규모가 큼.

ü 필리핀은 인구수가 1억명에 달하며, 도시 인구밀도가 높아 폐기물 처리 문제가 심각해지고 있음.


vi ㅣ

ü 2004 필리핀 에너지 개발계획에 따라 도시폐기물을 에너지원으로 활용하기 위한 다양한 CDM 사업을 추진 중이며, 폐기물 발전분야가 진출 가능성이 높은 분야 중 하나임.

o 국가 위협요인 및 기회요인ü 필리핀에서는 과격단체활동, 군중시위 등 정치/사회적 불안 요인, 신재생에너지

관련 법적/제도적 위험성, Post2012 체제의 불확실성 및 CER 가격 급락에 따른 CDM 사업 불확실성 등이 위협요인으로 작용함.

ü 필리핀은 안정적인 국가 경제, 풍부한 자연조건을 바탕으로 한 매력적인 입지, 신재생에너지 분야에 대한 필리핀 정부의 지원과 규제완화 정책 강화, 전력 수요 급증, 친산업환경 등 다양한 기회요인이 있음.

제 4장 해당 사업의 타당성 평가

o 사업추진구도 타당성ü 사업개발단계별 참여 이해관계자가 달라는데, 투자자에는 크게

바이오그린에너지펀드, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈, 국내외 전략적 투자자, 건설적 투자자, 재무적 투자자의 참여를 고려함.

ü 현지 주요이해관계자에는 노던 사마르 주정부(사업 지원), 노사멜코(전력 구매자), EVPRD(연료공급 FS 수행 및 향후 공급업체 조성 지원), 코코넛 농가/PCA(코코넛 잔여물 공급사), 모트맥도날드(FS 사업 수행, 향후 건설 PM 용역), DoE(PPA 계약 및 인허가 업무 지원), Aboitiz(현지 지분 투자자), 현지 은행(론 제공기관) 등 이 있음.

ü 국내 주요이해관계자에는 ㈜다스솔루션즈(사업 개발 전반, 공사기간 중 PM/CDM 서비스, 연료공급회사 지분/운영 참여), 한국환경공단(사업개발 FS 발주처), 국내 투자자 및 금융기관 등이 있음.

ü 필리핀 신재생에너지법에 따라 신재생에너지 개발자로 등록은 현지업체 또는 외국지분이 40% 이하인 업체가 가능하기 때문에, 향후 SPC의 사업추진 구도는


ㅣ vii

현지투자지분 대 한국투자지분이 60% 대 40% 구성이 가장 적절할 것으로 사료됨.

ü 이 경우 한국투자자들의 EPC 참여나 발전소 운영 등 사업참여에 제한적일 수 있으나 현지법인으로 인정되어 사업 이행이 안정적이며, 현지 사정에 밝은 현지투자자들을 통해 사업추진이 원활할 것으로 판단함.

o 사업예정부지 타당성ü 연료 수송 용이성, 도로 및 그리드와의 접근성, 용수 확보 가능성 등을 기준으로

사업대상 후보지들을 평가하여, 잠정적으로 팜부한을 사업예정부지로 확정하였음.ü 팜부한 사업부지는 주요 코코넛 농장이 위치하고 있는 지역의 중심에 위치하여

연료 수송에 유리하며, 주도로 및 강의 하류와 인접하여 연료 운송 및 접근성이 아주 높음.

ü 또한 사업부지에서 반경 600m 이내에 69kV 송전탑이 위치하고 있어, 발전 후 그리드 연결에 유리하며, 사업대상부지 내 지하수층이 발달해 있어 향후 20~50m 깊이의 대수층에서 지하수를 활용할 수 있을 것임.

ü 팜부한의 사업대상부지는 총 15ha로 향후 매매 시 약 35.2 mPHP (915.2 백만원) 정도가 소요될 것임.

ü 부지 주변에 학교가 운영되고 있으며, 병원설립 계획이 있어 향후 대기질 규제 준수 및 환경 영향에 문제가 없도록 주의가 필요함.

o 연료 수급 타당성ü 본 사업에서는 코코넛 잔여물과 벼 잔여물의 원료특성 및 발생량을 비교 분석한

결과를 토대로 발열량이 높고 연료공급 안정성이 더 높다고 판단되는 코코넛 잔여물(허스크, 프론드)을 주연료로 결정하였음.

ü 코코넛은 노던 사마르 지역의 주요 농사 작물(85%)이고 재배면적은 약 131,260ha, 총 14,346,719 그루에 이르며 코코넛 산업에 대한 정부의 관심 및 지원정책 또한 증가되는 추세임.


viii ㅣ

ü PCA에서 조사한 결과에 따르면 노던 사마르 지역에서 코코넛 잔여물은 매월 총 35,422.58 Mton가 발생되며, 수집가능한 량(50%)은 590.14 ton에 이를 것으로 추정함.

ü 노던 사마르에는 코코넛 거래상들이 162명이 등록되어 있으며, 이들을 향후 발전소 연료 수급에 유리한 방향으로 활용할 수 있을 것으로 기대함.

ü 코코넛 잔여물에 대한 농부들의 기대가격은 약 1PHP(현장가)이며, 발전소까지의 운송거리에 따라 최종도착가가 달라질 수 있음.

ü 발전소까지의 연료공급시스템은 코코넛 농장에서 1차 수집센터, 2차 수집센터, 발전소로 연결되는 구조인데, 주시스템은 8개의 1차 수집센터 및 2개의 2차 수집센터로 구성하고자 하며 이 때 수집가능한 연료량은 약 344.25 MT/day 임.

ü 발전소는 위 연료공급시스템을 구축한 연료공급회사와 장기 연료공급계약을 맺고자 하며, 초기 연료공급회사의 취약한 자본구조 및 운영체계 리스크를 최소화하기 위해 ㈜다스솔루션즈가 연료공급회사에 지분투자 또는 운영참여를 수행하고자함.

ü 본 사업에서 제시하는 연료공급계약(안)은 10년단위 장기 독점계약, 코코넛 잔여물 단가 1,500 PHP/ton(COD 시점기준, 전력단가 연 escalation과 연동), 발전소 수익 공유 10% (전년도 세후 수익 기준, income statement), 연료 품질 보장 인센티브 및 패널티 등이 포함됨.

ü 위 시나리오로 연료공급회사의 경제성을 간단히 분석한 결과, 자본회수기간은 약 7~10년, IRR은 15~20% 수준으로 연료공급회사의 사업성 또한 충분한 것으로 나타났음.

o CDM 사업 타당성ü 국제탄소시장은 2009년 코펜하겐 정상회담의 부진, 금융위기 상황, 기후변화에

대한 정치적 상황 등을 원인으로 불확실성이 증대되었으며, CER의 가격 또한 최근 3 유로/톤으로 하락 추세임.

ü 필리핀은 2012년 6월 기준 총 58건의 CDM 사업을 등록하였으며, 이를 통해 연평균 11,382,000 tCO2e 의 온실가스를 감축할 전망임.


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ü 본 사업에 적용가능한 방법론을 분석한 결과 AMS I.D 소규모 방법론이 소요기간 및 비용 측면에서 유리하며 적용된 사례도 많아 적합한 것으로 보임.

ü AMS I.D를 이용하여 CDM 사업을 추진할 경우 본 사업에서의 연간 온실가스 저감량은 31,336 tCO2로 산정되며, 이는 현재 탄소 배출권 시세(3유로/tCO2, 1유로 = 1,463원)로 보면 연간 약 138 백만원의 경제적 가치를 지님.

ü 본 사업에서는 최근 CDM 시장동향과 투자대비 효율성을 고려하였을 때 CDM 사업을 선택사항으로 보고, 기본 시나리오에서는 CDM 사업을 전제하지 않음.

o 전력판매 타당성ü 필리핀의 전력산업구조는 발전, 송전, 배전, 공급사로 분리되어 있으며 대부분

민영화가 진행 중임.ü WESM은 시장에 의한 투명한 전력가격 형성을 위한 전력도매거래시장

(발전사-송배전업자)으로 Luzon지역과 Visayas 지역에서 운영 중임.ü 필리핀의 전력요금구조 상 배전회사가 보편적으로 공급의무를 이행하고 있으며

발전, 송전, 배전, 판매 개별요금을 책정하고 있는데, 신재생에너지로 발전하는 전력의 경우에는 신재생에너지법에 따라 RPS, FIT 제도 등이 도입되게 되면 기존의 전력체계와는 다른 형태가 될 예정임.

ü 본 사업에서는 생산된 전력을 배전사업자인 노사멜코에 우선적으로 판매하고자 하나, 이외 WESM 판매 또는 대규모 전력 소비자 직접 판매 또한 가능함.

ü 노사멜코의 최근 자료에 따르면 발전사로부터 노사멜코가 구매한 전력단가가 2011년 약 6.56 PHP/kWh이었으며, 노사멜코와의 미팅을 통해 이 수준의 전력단가에 대한 구매의사를 확인하였음.

ü 나아가 신재생에너지 전력의 비과세 혜택(12%수준)과 발전소 전력판매 시점(2015년 이후), 노사멜코의 안정적인 전력공급처 부재 상황 등을 고려했을 때, 본 사업의 전력판매단가는 FIT 제도 없이도 충분히 6.5~7.0 PHP/kWh 수준에서 형성될 수 있으리라 판단하고 6.895 PHP/kWh를 기본가로 논의 중임.


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o 기술적 타당성ü 소각기술의 경우 그레이트를 사용한 스토커 시스템 중에서도 이동형 방식이 가장

적합하며, 그레이트의 냉각방식으로는 수냉식이 적합한 것으로 예상됨.ü 소각시스템은 환경적 측면에서 배출되는 연기와 입자상 물질을 위해 백필터가

필요할 것으로 보이며, HCl 의 배출량이 문제가 될 수 있어 생석회와 같은 물질을 투입하고 높은 굴뚝을 설치하여 예방조치가 필요할 것으로 보임.

ü 스팀터빈 기술은 본 프로젝트에서 도입리스크가 적은 기술인데, 설계 상 기어박스, 발전기 용량이 10MWe 이상, 발전기 터미널 전압은 6.6kV 정도가 요구되며, 콘덴서를 위한 냉각수는 급수 32℃, 배수 42℃가 적절함.

ü 냉각기술은 습식냉각탑의 기계통풍 방식이 가장 적절하며, 본 사업에서는 보수적으로 시간당 약 128 m2의 용수 공급이 필요할 것으로 추정함.

ü 습식 냉각을 위해 필요한 용수는 일일 3,072 m3이며, 이외에도 화재에 대비한 소방용수 등이 요구되는데, 본 사업에서는 사업부지 내 20~50m 깊이의 대수층 지하수를 우선적으로 활용하고자 함.

ü 또한 지하수 활용을 보완하기 위해 사업부지 내 저수지를 만들어 약 202,500m3 (300m x 225m x 3m)정도의 우수를 저장하여 활용할 예정임.

ü 투입연료량은 연료 특성 분석에 따르면 하루 약 230톤 정도 예상되나 프로젝트 설비 성능 저하 및 환경조건 변화 등을 고려할 때 약 280톤까지 요구될 수 있으며, 연료저장창고는 연료 투입 시 10일 가량의 예비연료를 저장하고자 하므로 약 67,200톤을 저장 가능해야함.

ü 흡수제의 투입용량은 연료의 Cl 성분 최대치에 따라 결정되며 플루가스를 정화하고 백하우스에 포집됨.

o 환경분야 타당성ü 필리핀 내 주요 환경기준을 제시하고 있는 법률은 환경관리법, 환경영향평가법,

대기관리법, 수질관리법, 고체폐기물 관리법, 유독성 폐기물 관리법 등이 있음.ü 대기오염물질은 본 사업 건설단계에서 건설자재 가림막, 최소 자재 관리, 물

뿌리기 등을 통해 예방 가능하며, 운영단계에서 발생되는 대기오염물질 중에서는


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HCl 배출이 우려되며 이를 방지하기 위해 생석회를 공급하고, 구체적인 배출물질에 대한 분석을 통해 필요한 배출관리시설 및 굴뚝 높이를 결정하고자 함.

ü 수질오염물질은 건설단계에서 건설 중 표면노출지역 최소화 등의 관리를 통해 예방 가능하며, 운영 중에 배출되는 냉각수의 경우에는 모래필터 및 물탱크 등 간단한 수처리시설로 관리하며, 생활하수의 경우에는 근처 하수관거시스템이 없을 경우 배출기준을 준수할 수 있는 처리시설이 필요할 것임.

ü 건설기간 중 발생되는 건설폐기물을 관리하기 위해서 폐기물 처리업체와 계약을 통한 관리가 필요함.

ü 본 사업에서는 바닥재 및 소각재가 일일 15~19톤 가량 생산될 것이며, 이에 대한 관리가 필요함.

ü 소각재를 재사용하는 것이 가장 적절한 것으로 판단하며, 비산재는 비료성분으로 활용될 수 있어 이에 대한 검토가 필요함.

ü 본 사업에서의 환경영향평가 적용 여부 및 수준을 알아보기 위해 자체적으로 확인한 결과, 환경적 영향이 치명적인 ECP 그룹에 속하지는 않으나 홍수 위험지역으로 환경적으로 치명적인 ECA 지역에 위치하고 있어 환경영향평가가 필요하며, 10MW 폐기물 에너지화 사업 규모인 경우 환경조사수준인 IEER 또는 IEEC를 수행하여 ECC를 발급받는 것이 적절한 것으로 보임.

o 행정분야 타당성ü 필리핀 상법 상 외국인 지분율 40% 이하인 법인은 외국인의 경영참여가

불가능하며, 배당금 송금시 배당소득세는 원천징수 35%임.ü 필리핀 내 법인 설립을 위해서는 SEC 등록, 필리핀 국세청 납세자 등록, 관할

지자체 사업자 등록, 필리핀 투자유치기관(PEZA, BOI, SBMA, CDC 등)에 등록해야함.

ü 법인설립 이후, 필리핀 현지에서 전력을 판매하기 위해서는 에너지부 COE 및 에너지규제위원회의 COC를 획득해야함.


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ü 신재생에너지 개발사 등록을 위해서는 RE 계약을 체결해야하는데, 이는 에너지부와 민간 개발사간 서비스 계약으로 에너지부가 개발사에 대해 일정기간동안 탐사, 개발, 특정지역 이용에 대한 독점적 권리를 부여하는 것임.

ü RE 개약을 위해서는 필리핀 법인 또는 필리핀인이 60% 이상 지분을 소유한 법인만 체결 가능하며, 바이오매스 자원의 탐사, 개발, 이용권은 RE 운영계약만 있음.

ü 필리핀은 양질의 노동력이 풍부하며, 인건비 상승률이 안정적이어서 경쟁력이 있음.

ü 연평균 최저임금 인상률은 매년 2.9% 정도로 물가상승률에 다소 못미치는 안정세이며, 2012년 현재 사업대상지역(Region VIII)에서의 비농업부문 최저임금은 253 PHP/일, 실질임금은 189.94 PHP/일 수준임.

ü 일반적인 내국법인의 과세율은 법인소득세 30%, 이자소득세 20%, 배당소득 0%, 외화예금 이자소득 7.5%, 부동산 거래에 따른 자본소득 5% 등이나, 이는 신재생에너지 개발사의 경우 인센티브에 따라 달라짐.

o 법률적 타당성ü 외국인 투자법에 따라 본 사업에서는 BOT 사업일 경우 프로젝트 제안 및 운영에

외국인 지분소유가 40% 이하로 제한됨.ü 본 사업은 신재생에너지법에 의해 해당사업으로 분류되므로 법에 규정된 각종

규제들을 준수하고 인센티브를 받을 수 있으며, 이를 위해서는 에너지부로부터 신재생에너지 개발자로서의 승인을 받아야함.

ü 금전적 인센티브로는 소득세면제(7년간, 3회), 관련 기계/장비/원료 수입시 관세 면제(10년간), 기계 및 장비에 특별 재산세 적용, 영업손실액 공제(3년간), 법인세 10%로 우대, 가속감가상각 적용, 부가세 영세율, 탄소배출권 세금 면제, 관련 장비 및 서비스 거래 시 세금공제 등이 있음.

ü 기타 바이오매스 원료 경작 농민과 기업도 재생에너지법 발효 이후 10년간 관련 장비에 대해 수입관세 및 부가세가 면제되며, 재생에너지 전력 구매 소비자는 부가세(12%)가 면제되는 혜택이 있음.


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ü 신재생에너지법에서 신재생에너지 개발사의 정부지분제공 의무화 규정은, 바이오매스사업의 경우 제외됨.

o 경제적 타당성ü 총 사업비는 약 1,557 million PHP(405억원)이며, EPC는 110,000 PHP/kW임.ü 본 사업에서 EPC 금액에는 주로 보일러, 터빈, 냉각수시스템, 수처리시스템,

연료처리 및 소각재 처리시설, BOP, 전기/장비/제어시스템 등이 포함되며 사업부지의 다양한 자연재해 리스크 및 염분에 의한 부식 리스크 등 환경적 요인에 의해 보수적으로 높게 책정되어 있음.

ü EPC 외 금액은 개발비, 재무비, 보험비, 송전선 설치 비용, 토지매입비 등과 운전자본, 예비비, IDC 비용으로 구성되며 약 456.7 million PHP(11,873백만원) 수준임.

ü 연간 운영유지비용은 연료비용, 운영비, 관리비, 수익공유금으로 구성되는데, 전체 운영기간 중 연료비의 비율이 61.43%로 가장 높으며, 이중에서도 바이오매스 연료 비용이 80% 이상을 차지함.

ü 운영비 내 예비비에는 예비성 자금 외 발전사에서 의무적으로 납부해야하는 지역사회기금(PHP 0.01/kWh)과 자발적 CSR 활동자금이 포함됨.

ü 수익산정은 전력단가 6.895 PHP/kWh 기준, 물가상승률 3%(20년간), 4%(이후 5년)을 적용하여 계산됨.

ü 본 프로젝트의 대출조건 하에서 투자자의 기대수익률이 약 15~18%일 때 할인율이 9.5~10.5% 수준으로 결정되며, 일반적으로 발전프로젝트에서 할인율은 10%를 적용하므로 본 사업의 재무모델에서도 10%를 적용함.

ü 경제성 분석 결과, 프로젝트 관점에서 NPV는 약 739 million PHP(19,230백만원), IRR은 16.7%이며, Equity 관점에서 NPV는 약 633 million PHP(16,458백만원), IRR은 17.5%로 사업성이 충분한 것으로 사료됨.

ü 본 사업의 총 투자비, 바이오매스 연료가격, 전력단가를 주요요인으로 보고 민감도 분석을 한 결과, 총 투자비에서는 EPC 업체의 선정이 매우 중요한 한편,


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다른 조건들은 고정된 조건 하에서 바이오매스 연료 단가가 PHP 1,500/ton 보다 높거나, 전력 단가가 PHP 5.5/kWh 보다 낮으면 사업성이 없을 것으로 추정됨.

ü 경제성 분석을 토대로 자금은 자기자본 30%, 타인자본 70% 로 조달하고자 하며, 자기자금의 60%는 현지조달, 40% 국내조달 하고자 함.

ü 즉, 자기자본은 총 467 million PHP(12,141백만원)이며, 이중 국내 투자지분은 186.8 million PHP(4,857백만원)이며, 국내 투자지분은 바이오그린에너지펀드를 주축으로 조달할 예정임.

ü 한편 개발지분은 자기자본 총액의 10% 수준으로 잡으며, 그 중 국내 개발자로서 다스솔루션즈(2%) 및 한국환경공단(2%)과 현지이해관계자(6%)를 포함하고자함.

제 5장 사업추진 세부계획 수립

o 본 사업은 발전소 착공시기를 2013년 7월을 목표로 하고, 건설기간은 약 22개월 가량 소요될 것으로 예상함. 따라서 발전소는 2015년 5월 상업운전을 개시할 계획임.

o 세부 일정은 사업 고유의 상황에 따라 변동가능성이 높으며, 특히 사업 계획의 인허가 및 자금조달에 걸리는 시간은 사업 간에 큰 차이가 있을 수 있음.

제 6장 한국환경공단 참여방안

o 재정투자방안ü 한국환경공단은 바이오그린에너지펀드를 활용하여 equity 투자가 가능하며,

투자비 규모는 equity의 국내지분 40%에 해당하는 186 milion PHP(4,857백만원) 내에서 다양한 비율 구성이 가능함.

ü 본 사업은 사업구도가 필리핀 현지업체가 대주주로서 사업운영권을 갖는 형태이므로 국내 투자자들의 경영권 확보를 위한 지분투자가 불필요하며 한국환경공단은 공기업 위치에서 큰 금액의 투자는 어려울 것으로 사료됨.


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ü 따라서 지분투자비율은 10% 수준, 투자금액은 47 milion PHP(1,214백만원) 정도가 적당할 것으로 보임.

ü 한편 본 사업에 대한 타당성조사 투자비의 경우, 이후 본격적인 사업 진행이 이루어지면 CDM 사업의 CERs로 회수하거나 투자금액만큼의 사업 지분 소유를 통해 회수 가능함.

o 사업참여방안ü 한국환경공단은 사업개발자 측면에서 경험이 부족한 기업들에게 해외사업개발

노하우를 전수하여 개발리스크를 줄이고, 정부의 공기업으로써 개발국가 및 지역과 협약을 추진하여 프로젝트의 신뢰도를 높일 수 있으며, 환경관련 기술자문 역할을 수행할 수 있음.

ü 한국환경공단은 투자자 측면에서 다양한 프로젝트들의 타당성 조사 진행을 관리 감독 및 검토하면서 해당 타당성 조사에 대한 신뢰도를 높일 수 있으며, 조사 완료를 통해 프로젝트에 대한 보증을 간접적으로 할 수 있음.

o 향후 해외사업 추진 활성화를 위한 제언ü 한국환경공단에서는 환경분야 오염 방지 및 에너지화 사업을 위한 연구 개발을

활발히 진행 중인데, 이를 통해 사업개발의 기회와 가능성이 증대될 수 있음.ü 기존 환경시설 관리감독에서 시공 감리, 나아가 사업개발자 및 자원 연구/발굴

역할에 이르는 업무영역의 확대가 필요함.ü 한국환경공단은 해외사업 발굴 및 지원에 그치지 않고 바이오그린에너지펀드에

참여하여 직접적인 사업투자를 할 계획을 가지고 있으며, 향후에는 나아가 금융 기능을 확대하여 관련 금융 상품 개발 주체가 되어 해외사업을 더욱 적극적으로 추진할 수 있을 것임.

ü 선행 개발사업을 통해 발생되는 투자수익을 활용하여 추가적인 해외사업개발 연구 또는 전문인력 양성을 수행할 수 있음.

ü 한국환경공단 이미지 제고를 통해 해외 폐자원에너지화 사업의 이미지 제고에도 기여할 수 있음.


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제 I 장 개 요

1. 과업개요

1.1 개요

1.1.1 과업명

◦ 해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발

1.1.2 과업기간

◦ 2011년 7월 8일 ~ 2012년 7월 6일

1.1.3 과업비

◦ 구천칠백이십만원(97,200,000원), 부가가치세 포함

1.1.4 추진배경 및 필요성

◦ 최근 국제적으로 지속가능 발전 및 자원순환형(Zero-Waste) 사회 구축을 위한 폐기물 관리체계 전환이 요구됨과 함께 장래 화석연료의 고갈 및 지구온난화에 대비한 대체에너지의 개발 및 보급 필요성이 부각됨에 따라 폐기물을 새로운 자원으로 인식하고 이의 에너지화를 추구하는 정책이 현 시대가 처한 복합적 난제를 해결할 수 있는 유용한 수단으로 인식되고 있음.

◦ 한편 바이오매스는 화석연료를 대체하는 탄소 중립적이며 지속가능한 신재생에너지로 평가 받으며 폐자원 에너지화와 함께 국제적인 고유가 현상과 에너지고갈 및 기후변화대응수단으로서 전세계적으로 연구/개발 및 사업개발의 수요가 늘고 있어 국내 바이오매스 폐기물 자원화 업계에 해외진출의 기회가 증대되고 있음.

◦ 나아가 개도국의 환경관리도 강화됨에 따라 폐자원 및 바이오매스 에너지화사업이 시작되어 활성화 되고 있으며, 이와 연계한 국내 기업의 해외진출도 활발히 시도되고 있음.

◦ 해외 폐자원 에너지화 사업 및 CDM사업은 그 기대효과가 높아 국내 기업의 진출이 활발하게 시도되고 있으나, 사업 당사국에 대한 이해와 전문성 부족 그리고 재원조달의 어려움으로 인하여 해외진출이 미흡한 상황임.


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◦ 발주처인 환경공단은 국내 환경기술의 해외진출 활성화를 위한 초기 연구비용 지원과 바이오그린에너지펀드를 활용한 재원조달 등 체계적인 해외진출 시스템을 마련하여 국내 기업의 해외진출 기회를 제공하고자 본 과업을 추진하게 됨.

◦ ㈜다스솔루션즈는 본 과업 시작 이전인 2010년부터 필리핀 내 노던 사마르(Northern Samar) 지역 주정부와 네트워크를 형성하고, 지역 사업환경 및 가능한 바이오매스 발전 사업 구도 등에 대해 자체적으로 검토하며 사업 개발을 해왔으나, 초기 재원조달의 어려움으로 적극적인 진출이 어려웠음.

◦ 따라서 해외 폐자원 에너지화 사업 및 CDM사업 지원을 통해 (주)다스솔루션즈는 필리핀 노던 사마르 지역의 풍부한 농업폐기물인 코코넛 허스크(Coconut Husk), 왕겨(Rice Husk) 등을 연료로 하는 바이오매스 발전소 건설·운영 사업을 통해 동 지역의 극심한 전력 부족 문제를 해소하고, 온실가스 저감 및 탄소배출권(CERs) 획득을 통해 필리핀의 바이오매스 발전 CDM사업 진출 기회의 발판을 마련하고자 함.

필리핀은 지리적으로 대한민국과 가까이 위치하며, 폐기물 바이오매스가 상당히 풍부하여 폐자원 및 바이오매스 사업개발의 기회가 많음.

필리핀 동부 사마르섬 북부에 위치한 노던 사마르는 필리핀에서 가장 경제적으로 낙후된 지역 중 한 곳으로, 만성적으로 심각한 전력 부족을 겪고 있음.

동 지역의 배전업체인 Northern Samar Electric Cooperative, INC.(이하 NORSAMELCO)사는 인근에 위치한 레테섬의 지열발전소를 운영하고 있는 전력생산업체인 Green Core Geothermal Incorporation(이하 GCGI)사로부터 연간 87,600 MWh(10 MW 용량) 내외의 전력을 공급받고 있으나, 금년(2012년) 까지만 계약이 연장된 상황임.

2013년부터는 전력공급이 불확실한 상황으로서 노던 사마르는 다른 지역의 IPP 사업자로부터 베이스전력을 구매해야하며, 피크전력은 전력도매시장(WESM)을 통해 더 높은 단가의 전력을 공급받아야하는 상황이 되어 전력난이 더욱 심화될 것으로 예상됨.

◦ 나아가 본 개발 사업을 통해서 필리핀에 국내기업들이 함께 동반 진출하는 모범 사례를 구축하여, 향후 인근 지역 또는 국가에 이와 유사한 사업을 추가적으로 진행하여 사업 개발의 효과를 극대화하고자 함.

◦ 이러한 사업의 성공적인 추진을 위해 당사가 추진 중인 ‘필리핀 노던 사마르 바이오매스 발전소 건설 및 CDM사업’에 대한 체계적인 타당성 분석을 실시하고 이를 토대로 사업 추진을 위한 마스터플랜을 수립하고자 함.

◦ 나아가 성공적인 사업 개발을 통해 필리핀 내 바이오매스 발전을 통한 전력을 공급하여 지역사회 발전 및 지속가능한 사회 발전에 기여하고, 국내 참여기업들의 해외 진출 성과를 이루고자 함.


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1.2 범위 및 내용

1.2.1 과업범위

◦ 예비 타당성조사 및 평가 사업 수행의 안정성, 수익구조 등 기본적인 사업구조에 대한 조사 실시 최소한의 조사결과를 근거로 타당성 여부를 평가한 후 본 타당성조사 과업의 계속 수행여부

판단◦ 타당성조사

사업대상지역(국가 및 자치단체 등 하부조직 포함) 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 관련 정책, 제도, 법적 규제와 지원 현황 당해사업의 기술적 타당성 분석 투자비용 및 재원조달, 수익성 검토 등 경제적 타당성 분석 당해사업의 법률적 타당성 분석 설립 예정법인의 인허가, 전력판매, CER 및 조세관련 고려사항 등

◦ 주요 일정 및 일정별 계획 등 사업추진 마스터플랜 수립◦ 기타 한국환경공단의 역할 및 바이오그린에너지펀드 활용계획 등◦ 해당 사업 추진 주요 Check List

1.2.2 과업 내용

1) 해당 사업의 예비 타당성 평가

◦ 사업 수행 안정성, 수익구조 등 기본적인 사업구조에 대한 조사◦ 제안사업 실체 및 수주활동 사실(계획) 검토

2) 사업대상지역 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 추진현황 조사

◦ 폐자원 에너지화사업 추진현황 사업기간, 사업범위, 진행현황, 사업비, 향후 추진계획 등

◦ CDM사업 추진현황 사업기간, 사업범위, 진행현황, 향후 추진계획, 관련 소요비용 등

3) 사업 추진시 주요 고려사항

◦ 관련 정책, 제도 및 국가 종합계획 검토


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◦ 사업추진 관련 법규 및 법적 규제사항 검토◦ CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토◦ 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 시장잠재력과 진출유망분야◦ 해당국가 기회요인과 위협요인 파악◦ 기타 요구사항 및 애로사항

4) 해당 사업의 타당성 평가

◦ 사업추진구도(방식) 적정성 검토◦ 사업예정부지 및 원료(폐기물 또는 바이오매스) 수급 타당성 검토◦ 경제적 타당성 검토◦ CDM사업 타당성 검토◦ 기술적, 환경적, 행정적 타당성 검토◦ 법률적 타당성 검토◦ 해당 사업 추진단계별 주요 위험 분석

5) 사업추진 마스터플랜 수립

◦ 세부 추진 일정 수립◦ 본사업 및 CDM사업 일정별 세부 실행계획 및 추진방안

6) 사업추진 시 공단의 참여방안 수립

◦ 재정투자방안◦ 사업수행방안

7) 사업추진 시 바이오그린에너지펀드 활용계획

◦ 바이오그린에너지펀드 지원방식 선정 및 투자금액 산정◦ 바이오그린에너지펀드 지원에 따른 행정적, 법률적 타당성 및 조세관련사항 검토


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1.3 추진체계

◦ 본 과업은 착수보고를 거쳐 예비타당성 조사를 한 후 사업의 진행 여부를 환경공단 내부 전문가 및 바이오그린에너지펀드 참여사 및 외부 전문가들로 이뤄진 자문위원의 배석 하에 예비타당성 보고회를 통해 결정하였음.

◦ 이어 본 타당성조사에서 좀 더 구체적인 사업추진구도, 기술, 원료, 사업부지, 경제성, 환경/행정/법률, CDM 측면에서 검토를 하고 내외부 전문가들로 구성된 자문회의를 통해 중간보고를 함.

◦ 이후 사업타당성에 대한 보완 및 세부추진계획을 통해 공단 참여방안 및 바이오그린 에너지펀드 활용계획을 수립하였음.

◦ 자문회의를 통해 최종보고를 마치고 타당성 조사를 완료한 후 바이오그린에너지 펀드에 본 사업을 제안할 예정임.

예비타당성조사

착수보고/자문

타당성조사

바이오그린에너지펀드활용계획

공단참여방안

세부추진계획수립

사업추진구도 사업부지원료기술

경제성 CDM환경/행정

/법률

기본계획 환경 분석 경제성 분석 우선 순위

용역 완료

사례 조사

폐자원 에너지화사업

CDM 사업

예비타당성보고/자문

중간보고/자문

최종보고/자문

바이오그린에너지펀드신청(제안서제출)

[그림 1.1] 과업추진체계 모식도


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1.4 추진경과

◦ 2011년 7월 한국환경공단‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’용역 계약 체결 착수보고회 개최 및 예비타당성 조사 착수

◦ 2011년 8월 타당성조사 외주용역 관련 필리핀 현지 엔지니어링 업체 미팅 및 제안서 요청

◦ 2011년 9월 예비타당성 조사 보고서 완료 및 자문회의 개최

◦ 2012년 1월 현지 타당성 조사(Mott MacDonald), 연료 타당성 조사(EVPRD) 수행 시작 노던 사마르 사업대상부지 현장조사 필리핀 현지투자자(전력회사 Aboitiz) 미팅 및 투자의향정보 입수

◦ 2012년 2월 ‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’ 중간보고회 개최

◦ 2012년 4월 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자간 MOU체결

◦ 2012년 6월 ‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’ 최종보고회 개최

◦ 2012년 7월 ‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’ 보고서 보완 및 용역 완료(예정)

◦ 2012년 8~9월 바이오그린에너지펀드 신청 및 제안서 제출(예정)


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[그림 1.2] 사업개요

2. 사업개요

2.1 개요

◦ 사 업 명 : 필리핀 노던 사마르 바이오매스 발전·CDM사업 ◦ 발 주 처 : 필리핀, 노던 사마르(Region VIII) 주정부◦ 사 업 지 : 노던 사마르(Northern Samar) Province, 팜부한(Pambujan) Municipality,

카밥투-안(Cababtu-an) Barangay◦ 투자금액 : 약 1,557 million PHP(한화 405억 원, 1 PHP = 26원 기준)◦ 공사기간 : 금융 약정 후 약 22개월 예상◦ 주요연료 : 코코넛 부산물(Husk, Fronds) ◦ 생 산 물

연평균 70,956MWh의 전력을 생산하며, 이중 63,860MWh의 전력을 노던 사마르주의 Grid에 판매 예정

연 31,336tCO2의 CERs 발생 예상 (ASM.I.D 방법론 베이스라인 기준)


8 ㅣ

2.2 추진현황

◦ ㈜다스솔루션즈는 2010년부터 노던 사마르 주정부에서 제공하는 정보 및 주관기관의 책임자의 유사 사업 경험을 토대로, 노던 사마르의 사업 환경과 가능한 바이오매스 발전 사업 구도 등을 내부적으로 검토하여 사업 가능성을 확인함.

◦ 내부 사업 타당성 분석 결과를 토대로 개략적인 노던 사마르의 전력 공급 사업을 제안하면서 노던 사마르의 주지사에게 사업 추진에 대한 의향서 (LOI)를 제출 (2011년 4월 25일)하고, 이에 대한 주정부의 Acknowledgement Signature를 획득함(그림 1.4참조).

[그림 1.3] 노던 사마르 주정부와 (주) 다스솔루션즈와의 LOI

◦ 이후 사업 가능성을 구체적으로 파악하기 위해, 2011년 4월 말 현장 방문을 하였고, 차량 및 지역전문가 등 노던 사마르 주정부의 적극적인 지원을 바탕으로 1차 현장 답사 및 현지 이해관계자 (정관계인사, NGO, 전력 Off-Taker, 기술업체, 예상 연료공급처 등)와의 미팅을 진행하고, 마닐라 소재 유관기관 (DoE, Philippine Coconut Authority(PCA), 필리핀개발은행, PNOC-RC 등)과의 면담을 진행함.


ㅣ 9

[NORSAMELCO 방문] [Coconut 농장 방문] [N.Samar 주정부와 LOI 체결]

[그림 1.4] 노던 사마르 전력구매업체, 코코넛 생산농장, 주정부 방문

◦ 2011년 7월, 한국환경공단과 본 사업의 타당성 평가 지원 사업(용역명: 해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발)의 계약을 체결하였으며, 필리핀 무역투자진흥국(Board of Investment, BOI), 필리핀 DOE, 현지 발전사업자, 은행, 엔지니어링, 컨설팅 업체 등과의 미팅을 통해 본 사업의 지원 및 참여에 대한 긍정적인 의사를 이끌어 내고 있음.

◦ 2012년 4월에는 프로젝트 착수를 위해 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자간에 프로젝트 추진 지원을 위한 MOU를 체결하고 노던 사마르 발전소 건설을 위해 협약하였음.

◦ MOU에는 각 당사자들이 프로젝트 추진에 지원할 수 있는 내용과 그를 위해 노력한다는 내용으로 이루어져 있으며 각 기관의 대표들이 서명하였음.

[그림 1.5] 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자 MOU 체결


10 ㅣ

[그림 1.6] 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자 MOU

시 기 내 용

'10. 10월 ž 노던 사마르 주정부의 전력 인프라사업 컨설턴트와의 미팅, 주정부의 사업 의향 정보 입수

'10. 12월 ž 주정부로부터 사업지 및 사업에 대한 추가적 정보 입수

'11. 2월 ž 주정부 정보 및 당사 유사 사업 사례를 토대로, 사업에 관한 Conceptual Proposal 초안 작성

'11. 4월 ž 주정부 대표와 LOI 체결

'11. 7월ž 한국환경공단‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’용역 계약 체결 및

예비타당성 조사 착수

'11. 8월

ž 필리핀 대사관 무역투자진흥국 방문(NIC S. BAUTISTA 상무관 미팅)

ž 타당성조사 외주용역 관련 필리핀 현지 엔지니어링 업체 미팅 및 제안서 요청

ž DOE(Department of Energy) 관계자 미팅을 통해 필리핀 신재생에너지 정책 및 투자 전망

파악(투자홍보과, Hazel Jeanne O. Vicencio)

'11. 11월 ž 타당성조사 외주용역 관련 필리핀 현지 엔지니어링 업체 미팅(Poyry, Berkman)

'12. 1월

ž 메인 타당성 조사(Mott MacDonald), 연료 타당성 조사(EVPRD) 수행 시작

ž 노던 사마르 사업대상부지 현장조사

ž 필리핀 전력회사 Aboitiz 미팅 및 의향정보 입수

'12. 4월 ž 노던 사마르 주정부, 한국환경공단, ㈜다스솔루션즈 3자간 MOU체결

'12. 7월 ž ‘한국환경공단‘해외 폐자원·바이오매스 에너지화 및 CDM 사업개발’ 타당성 조사 완료

'12. 8~9월 ž 바이오그린에너지펀드 제안서 제출

[표 1.1] 사업 추진 현황


ㅣ 11

3. 국가현황

3.1 필리핀 개황

[그림 1.7] 필리핀 위치도

◦ 북쪽으로 대만, 남쪽으로 말레이시아, 인도네시아가 근접해 있으며, 필리핀 군도는 7,107개의 크고 작은 섬들로 구성되어 있음.

◦ 정식 명칭은 필리핀 공화국(Republika ng Pilipinas)이며, 수도는 마닐라임.◦ 따갈로그어, 영어를 사용하고 있지만, 수많은 지방의 토착언어가 존재하고 있음.◦ 인구의 80%이상이 로마 카톨릭 신자들이며 이슬람교도들도 상당수 있음.◦ 경제는 관광산업을 기반으로 하는 서비스업과 제조업, 농업 등을 통해 성장하고 있음.◦ 필리핀은 수세기에 걸쳐 스페인의 지배를 받았으며 반세기 동안 지속된 미국의 통치하에

그들의 영향을 강하게 받았지만 동남아 고유의 정신은 여전히 이어져 오고 있음.


12 ㅣ

일반

위 치：남중국해상 도서국

면 적：300,179㎢ (한반도의1.3배)

기 후：고온다습한 아열대성

인 구：102백만 명 (’11)

수 도：Manila (11.4백만 명)

민 족：말레이족, 네그리토족, 인도네시아족, 중국, 메스티조

언 어：타갈로그어, 영어 (공용어), 기타 지방어

종 교：가톨릭 (81%), 기독교 (12%), 이슬람교 (5%)

정치

독 립 일：1946. 7. 4. (미국)

정 치 체 제：대통령중심제

국 가 원 수：Benigno Simeon Cojuangco Aquino Ⅲ 대통령

의 회：양원제 (상원 24석, 하원 250석)

주 요 정 당：자유당 (LP), Lakas-Kampi-CMD, 국민연합당 (NPC)

국제기구가입：UN, IMF, WTO, APEC, IBRD, ADB, ASEAN 등

경제

화 폐 단 위：Peso (P)

회 계 연 도：1. 1. ~ 12. 31.

산 업 구 조：(’10) 서비스업 54.8%, 제조업 31.3%, 농업 13.9%

주요 수출품：(’10) 반도체 및 부품류, 수송장비, 의류, 구리제품

주요 수입품：(’10) 반도체 및 부품류, 전자제품, 철강제품, 기계 및 운송장비

주요부존자원：동, 금, 니켈, 석유, 목재

경제적 강점：풍부한 천연자원 및 노동력

경제적 약점：지역간 ․ 계층간 심한 소득격차, 취약한 수출구조

자료 : 2011 세계국가편람, 한국수출입은행 해외경제연구소

[표 1.2] 필리핀 일반현황

3.2 주요 사회 ․ 개발지표

◦ 1인당 경상국민총소득(Gross National Income, GNI), 1인당 CO2 배출량은 대한민국의 9% 수준이며 1인당 에너지 소비량은 대한민국의 10% 수준을 나타내고 있으나, 백명당 이동통신가입자 수는 81명 수준(대한민국 98명)으로 높은 수준을 나타내고 있음.

평균 수명 72세 (‘09) 1인당 GNI 1,790달러 (‘09)

절대빈곤계층비율 26.5% (‘09) 1인당 CO2 배출량 800kg (‘07)

이동통신가입자수(백명당) 81명 (‘09) 도로포장률 10% (‘03)

인터넷사용자수 (백명당) 6명 (‘09) 1인당 에너지소비량

(석유환산) 455kg (‘08)


[표 1.3] 필리핀 주요 사회개발지표


ㅣ 13

3.3 주요 경제지표

◦ 국가 GDP와 1인당 GDP는 대한민국의 각각 20%, 10% 수준을 나타내고 있으나, 경제 성장률은 대한민국보다 높은 수준을 유지하고 있으며, 페소화는 달러화에 대해 하락할 것으로 예측되고 있음.

경제지표 단위 2007 2008 2009 2010 2011

국내

경제

국가 GDP1) 억 달러 1,440 1,674 1,609 1,815 1,872

1인당 GDP1) 달러 1,624 1,851 1,746 1,931 2,347

실질 GDP 성장률1) % 7.2 3.7 1.1 7.3 3.7

소비자 물가1) % 2.8 9.3 3.2 3.8 4.8

실업률1) % 7.3 7.4 7.5 7.3 7.4

대외

거래

환율 (달러당, 연중)1) P 46.55 44.47 47.64 45.11 43.31

경 상 수 지2) 백만 달러 7,112 3,627 9,358 8,465e 6,051e

경상수지/GDP2) % 4.9 2.2 5.8 4.5f 2.6f

자료 : 1)www.kotra.or.kr 내 마닐라 무역관 국가정보 검색 – 경제동향 및 전망(2012.06.11. 검색결과)

2)2011 세계국가편람, 한국수출입은행 해외경제연구소, e 추정치 (estimates), f 전망치 (forecasts)

[표 1.4] 필리핀 주요 경제지표

[그림 1.8] 필리핀 GDP추세(Billion USD)

(자료 : http://www.tradingeconomics.com/philippines/gdp)


14 ㅣ

3.4 주요기관의 국가신용등급 평가추이

◦ 2011년 6월 Moody's 는 필리핀 정부가 시행 중인 경제개혁이 긍정적인 효과를 내고 있으며 대외 지급 여건이 강화되는 등 거시경제 안정성이 지속되고 있다는 이유로 국가 신용등급을 상향함.

◦ 이후 현 아키노 대통령의 지속적인 경제개혁 조치로 경제성장을 거듭하고 있어 Moody’s는 2012년 5월 말에 국가신용등급 전망을 기존 ‘안정적’에서 ‘긍정적’으로 상향 조정하였으며, Fitch도 필리핀의 국가신용도를 BB에서 BB+로 상향 조정함.

평가기관 2008 2009 2010 2011

한국수출입은행 C3 C3 C3 C2

S & P BB- BB- BB BB

M o o d y ' s B1 Ba3 Ba3 Ba2

F i t c h BB BB BB BB


[표 1.5] 필리핀 국가신용등급


ㅣ 15

Island/

ProvinceProvince

City/

MunicipalityProject Name Company Name Type　

Potential

Capacity

(MW)

Installed

Capacity

(MW)

Luzon /

ILa Union Rosario

1 MW Biomass Energy

Project for Pepsi Rosario,

La Union

Sure PEP, Inc. 기타 1 0

Luzon /

IIIsabela Alicia

7.2 MW Rice Hull

Gasification

Lucky PPH

International, Inc.왕겨 3.6 3.6

　　San

Mariano

9 MW Bagasse-fired

Cogeneration Power Plant

Green Future

Innovations Inc.바가스 19 0

Luzon /

IIIBataan Samal

12.5 MW Bataan 2020 Rice

hull-fired Cogen PlantBataan 2020 Inc. 왕겨 0 12.5

　　 Mariveles18 TPH Reciprocating Grate

Steam Boiler

Philippine Resins

Industries, Inc.기타 0 0

　 BulacanSan

Ildefonso

Excel Farm Methane

Recovery and Electricity

Generation Project

Solutions Using

Renewable Energy

Inc.

축산분뇨 0.2 0

　　 San Miguel0.9 MW RF#12 Biogas

Power Generation System

Hacienda

Bio-Energy Inc.주정폐기물 0 0.9

　　 Sta. Maria

Amigo Farm Methane

Recovery and Electricity

Generation Project

Solutions Using

Renewable Energy

Inc.

축산분뇨 0.15 0

[표 2.1] 필리핀 폐자원 및 바이오매스 에너지화 우수 프로젝트

제 II 장 폐자원 및 바이오매스 에너지화 및 CDM 사업

추진현황 조사

1. 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업 추진현황

1.1 필리핀 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업

◦ 필리핀 에너지부(Department of Energy)는 2012년 4월 30일 자국 내에 모범적으로 이루어지고 있는 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업을 선정하여 그 리스트를 발표하고 상을 수여하였음.

◦ 선정된 프로젝트는 총 42개 프로젝트로 사탕수수 잔여물(바가스), 왕겨, 매립지 가스, 바이오가스 등을 이용한 프로젝트로 다음과 같음.


16 ㅣ

Island/

ProvinceProvince

City/


Potential

Capacity

(MW)

Installed

Capacity

(MW)

　Luzon

/ IIIBulacan　 Bocaue

1 MW Bocaue Biogas to

Electricity Facility

Sage Equipment

and Consulting

Group, Inc.

축산분뇨 1 0Z

Pampang

aPorac

2.8 MW Sweet Crystals

Bagasse Cogeneration Plant

Sweet Crystals

Integrated Sugar

Mill Corp.

바가스 0 2.8

　　

San

Fernando

City

2.50 MW BASECOM

Bagasse Cogeneration

Facility

BASECOM Inc. 바가스 0 2.5

Luzon /

IIITarlac Tarlac City

9.5 MW CAT Bagasse

Cogeneration Plant

Central Azucarera

De Tarlac바가스 0 9.5

　Nueva

Ecija

San Jose

City

9.9 MWe (net) SJCiPower

Rice husk-Fired Biomass

power Plant Project

San Jose City I

Power Corporation왕겨 11 0

Nueva

Ecija

San

Leonardo

17.5 MW Nueve Ecija

Multi-Fuel Biomass Power

Generation Facility

Green Power Nueva

Ecija Phils. Inc.멀티 17.5 0

Luzon /

IVBatangas Nasugbu

25.52 MW CADPI Bagasse

Cogeneration Facility

Central Azucarera

Don Pedro, Inc.바가스 0 25.52

　　 Sto. TomasMSCI Biomass Gasifier

Project

Mariwasa Siam

Ceramics Inc.기타 30 15

　 CaviteGeneral

Trias

1 MW Cavite Pig City

Biogas Waste to Energy

Facility

Cavite Pig City Inc. 축산분뇨 0 1

　　 Silang2 MW Eurotiles Rice Hull

Gasification Facility

Eurotiles Industrial

Corporation왕겨 0 2

　 Laguna San Pedro

4 MW San Pedro Landfill

Methane Recovery and

Electricity Generation

Bacavalley Energy

Inc.매립지 가스 0 4

　 Quezon Unisan

11.2 MW Unisan Biomass

Power Plant using Coconut

Wastes

Unisan Biogen

Corporation코코넛 11.2 　

　 Rizal Rodriguez

14.8 MW Montalban Landfill



Montalban Methane

Power Corporation매립지 가스 0 14.8


ㅣ 17

Island/

ProvinceProvince

City/


Potential

Capacity

(MW)

Installed

Capacity

(MW)

Luzon

NCR

Metro

ManilaQuezon City

1.2 MW Payatas Landfill


Power Generation Facility

Pangea Green

Energy Philippines,

Inc.

매립지 가스 1 0.2

Visayas

/ VIAklan Banga

12 MW Aklan Multi-Fuel

Biomass Power Plant

Asea One Power

Corp.멀티 12 　

　 Capiz Pres. Roxas

5.8 MW Capiz Sugar

Central Bagasse


Capiz Sugar

Central, Inc.바가스 0 5.8

　 Iloilo Ajuy

30 MW Ajuy Multi-Fuel

Biomass Power Generation

Project

Asea One Power

Corp.멀티 30 0

　　 Mina

35.0 MW Mina Multi-Fuel

Biomass Power Generation

Facility

Green Power Panay

Phils., Inc멀티 35 0

Iloilo Passi City

15 MW CASA

Bagasse-Fired Cogeneration

Facility

Central Azucarera

de San Antonio바가스 0 15

Negros

OccidentalBinalbagan

19.5 MW BISCOM Bagasse

Cogeneration Plant

Binalbagan-Isabela

Sugar Milling

Company, Inc.

바가스 0 19.5

　　La Carlota

City

10 MW CACI Bagasse


Central Azucarera

dela Carlota바가스 10 10

　　　4 MW RBC Bagasse


Roxol Bioenrgy

Corporation바가스 0 4

　　 Sagay City

10.0 MW Lopez Sugar

Corp. Bagasse

Cogeneration Plant

Lopez Sugar

Corporation바가스 0 10

　　　

4.2 MW Sagay Central

Bagasse Cogeneration

System

Sagay Central, Inc. 바가스 0 4.2

　　San Carlos

City

8 MW SCBI Bagasse

Cogeneration Plant

San Carlos

Bioenergy Inc.바가스 0 8


18 ㅣ

Island/

ProvinceProvince

City/


Potential

Capacity

(MW)

Installed

Capacity

(MW)

Visayas

/ VI　

Negros

Occidental

San Carlos

City　

18 MW SCBiopower

Bagasse-Fired Power

Generation Project

San Carlos

Biopower Inc.바가스 18 0

　　 Silay City6.5 MW HPCo Bagasse

Cogeneration Plant

Hawaiian Philippines

Company바가스 0 6.5

　　 Talisay City21 MW FFHC Bagasse

Cogeneration System

First Farmers

Holding Corp.바가스 0 21

　　Victorias

City

26 MW VMCI Bagasse-Fired

Cogeneration Plant

Victorias Milling

Company Inc.바가스 0 18

Visayas

/ VIICebu Consolacion

Consolacion Landfill



Asian

Energysystems

Corporation

매립지

가스4 0

Visayas

/ VIIILeyte Kananga

11 MW HISUMCO Bagasse


HIDECO Sugar

Milling Co., Inc.바가스 0 11

Mindano

/ XBukidnon Quezon

24.4 MW BUSCO Bagasse

Cogeneration System

BUSCO Sugar

Milling Co., Inc.바가스 0 24.4

　 Bukidnon Maramag21 MW CSCI Bagasse-Fired


Crystal Sugar

Company, Inc.바가스 0 21

Mindano

/ XI

Davao Del

SurHagonoy

10.0 MW Davao Sugar

Central Bagasse

Cogeneration System

DavaoSugarCentralC

o.,Inc 바가스 0 10

◦ 선정된 프로젝트의 폐자원 및 바이오매스 현황을 살펴보면 42개 프로젝트 중 설탕을 만들기 위해 사용되는 사탕수수 잔여물인 바가스를 이용한 프로젝트가 21개로 50%를 차지하였으며 유기성 폐기물 등에서 생산되는 바이오가스를 이용한 프로젝트가 4개로 10%, 매립지 가스를 이용한 프로젝트가 5개로 9%를 차지하였음.


ㅣ 19

항 목 내 용

사업명 12MW Banga Biomass Power Plant

개발사 ASEA One Power Corporation

위치 Philippine Aklan Banga

규모 12MW

연료/생산품 바이오매스, 왕겨, 볏짚 / 전력(판매)

기술재생형 사이클 스팀터빈 발전

(Regenerative Cycle Steam Turbine Power Plant)

[그림 2.1] 폐자원 에너지화 사업 폐자원 현황

◦ 외에도 왕겨를 사용한 프로젝트, 우드칩 등 여러 연료를 함께 사용하는 멀티 연료 프로젝트, 코코넛 잔여물을 사용하는 프로젝트도 있었음.

◦ 전반적으로 필리핀의 자연환경으로 생산된 여러 농업 잔여물을 에너지화 한 경우가 60% 이상인 것으로 나타남.

1.2 유사사업 추진사례

1.2.1 필리핀 ASEA One Power Corporation 프로젝트


20 ㅣ

항 목 내 용

사업비 PHP 3 billion (USD 23 million)

사업기간프로젝트 시작 : 2009년 12월

건설 : 착공 2012년 4월 ~ 준공 2014년 5월

기타

탄소배출량 : 예상 감축량 약 40,000 tCO2/y

전력요금 : 5.9PHP/kWh 예정

연료공급 : 지방정부 LGU와 MOA PHP 11.8billion에 200ha


ㅣ 21

항 목 내 용

사업명 San Carlos Renewable Energy Project

발주사 San Carlos Bioenergy, Inc.

위치 Philippines, Negros Occidental, San Carlos City

규모 8MW

연료/생산물 바이오매스, 바가스 / 전기(설탕공장), 스팀(설탕공장)

기술 콘덴싱 스팀 터빈 열병합발전

사업비 USD 10.5~11million

사업기간 건설 : 착공 2007년 1월 ~ 준공 2008년 11월(상업운전)

기타 탄소 감축량 : 37,658tCO2/y

1.2.2 필리핀 San Carlos Renewable Energy 프로젝트


22 ㅣ

항 목 내 용

사업명 First Farmers Holding Corporation (FFHC) Bagasse Cogeneration Plant

발주사 San Carlos Bioenergy, Inc.

위치

Philippines, Metro Manila,

CLI –- Tunasan, Muntinlupa City

KSLI –- Bagumbayan, Quezon City

규모 16.5MWThermal

연료/생산물 바이오매스, 왕겨 / 스팀(세탁소 판매)

기술 스팀 보일러(Thermax Huskpac)

사업기간 건설 : 착공 2006년 10월

기타 탄소 감축량 : 20,269tCO2/y

1.2.3 필리핀 First Farmers Holding Corporation (FFHC) 프로젝트

1.2.4 태국 Clean Energy One Biomass Power Plant

◦ 태국 Southern Thailand주에 위치한 Clean Energy One Biomass Power Plant는 코코넛 허스크와 프론드 그리고 우드칩을 연료로 하는 발전 플랜트를 건설하여 2011년 9월에 설비 시운전을 실시하고 있음.


ㅣ 23

◦ 이 태국 Clean Energy One Biomass Power Plant사례를 본 프로젝트 F/S 수행 및 마스터플랜 수립에 있어 벤치마크 대상으로 선정하여 현지답사를 수행함(2011년 10월 2일~4일).

[그림 2.2] Clean Energy One Biomass Power Plant 전경

1) 프로젝트 개요

◦ Clean Energy One Biomass Power Plant는 그레이트 보일러와 스팀터빈발전기로 구성된 9.4MW규모의 발전 플랜트로, 연료로는 코코넛 허스크와 프론드, 우드칩을 혼소하여 사용하고 있음.

항 목 내 용

사업명 Clean Energy One Biomass Power Plant

운영사 Clean Energy Thapsakae Ltd.

위치 Southern Thailand (Thapsakae)

규모 9.4MW

기술 Step grate Boiler + STG

연료

Coconut Husk (Moisture Content 40%)

+ Coconut Frond (Moisture Content 28%)

+ Wood Chip (Moisture Content 35%)

혼소비율 ; Coconut Husk 60% + Coconut Frond 20%, + Wood Chip 20%

기타EPC 업체 : Sbang Corporation Ltd.

(태국 내 다수의 바이오매스 Project 수행업체)

[표 2.2] 프로젝트 개요


24 ㅣ

Fuel Preparation

Clear water tank

Fuel Storage

Fuel Conveyor

Clarifier

Combustion

Boiler

Dust collector(Bag filter)

Raw water pond

Sand filter

Treated water tank

EDI Demi water tank

Feed water Tank

R.O UnitEvaporator

pond

Cooling tower

StackerI.D Fan

Gen.

Low pressure steam

CondenserInlet

Outlet

(Intake hopper)

Turbine

Fuel Delivery

[그림 2.3] Clean Energy One Biomass Power Plant 공정도

◦ 주요 플랜트 설비로는 연료 창고, 우수 저장시설, 수처리시설, 보일러, 터빈 발전기 및 기타 설비 등이 있음.

2) 연료확보

◦ 연료는 주변의 코코넛 농장 및 가공공장에서 계약을 통해 수급하고 있음. ◦ 코코넛 가공공장의 규모가 소규모이므로 20개 이상의 다수의 코코넛 공장과

공급계약으로 공급리스크를 분산하고 있으며(계약기간은 2-3년), 허스크의 경우 저장성이 좋아 큰 연료저장 창고에 보관하여, 연료저장량을 증가시킴으로 연료 리스크를 감소시킴.

◦ 추가적인 코코넛 허스크는 농장 또는 밀(Mill)에서 섬유질을 뽑아낸 코코더스트 형태로 분쇄하여 공급을 받고 있으며, 코코넛 프론드는 약 2-3년, 우드칩은 1-2년 계약기간을 체결하여 공급 받고 있음.

◦ 수분측정기로 모든 트럭의 내부 함수율을 측정하여 30%-40%(허스크) 정도의 가이드라인으로 현장반입을 하고 있으며 수분이 많으면 연료비를 인하하는 방식으로 함수율을 컨트롤함에 따라 별도의 건조 장비는 설치되지 않음.


ㅣ 25

[연료 하중 측정] [연료 저장창고] [연료 투입장치]

[그림 2.4] 연료 관련시설

◦ 함수율이 1% 증가될 때마다 톤당 가격을 약 20바트(약 USD 0.66)를 감소시키는 계약조건을 가지고 있어 현재 반입되는 연료들이 어느 정도 수분조절이 되어 들어오고 있는 상황임.

◦ 태국의 경우 이러한 계약을 통해 각 밀이나, 농장주, 관리인들의 수준에서 함수율 관리가 된다고 전해짐.

Coconut Husk Coconut Frond Wood Chip

공급단가 8.03USD/tons 16.07USD/tons 28.92USD/tons

[표 2.3] 연료공급 단가(운송비 포함)

◦ 또한 별도의 비상연료 장치 또한 고려되지 않았는데 이는 발주처가 소유하고 있는 코코넛 밀을 통해 코코넛 허스크의 수급을 조정할 수 있는 별도의 공급비율 (약 30%전후)을 가지고 있기 때문이며, 투자자들 또한 이러한 연료공급 구도를 안전장치로 받아들임.


26 ㅣ

3) 발전기술

◦ 보일러는 45ton/h 용량으로 설치되었으며, 소각로(Combustion chamber)와 보일러 부분은 독일 LAWI Engineering사의 기술을 채택하였음, 터빈은 브라질 NG metalurgica사, 발전기는 일본 Toyo Denki사 제품을 사용하고 있음.

[Boiler-Combustion Chamber] [Steam turbine] [Generator]

[LV 판넬] [발전소 컨트롤룸] [발전소전경]

[그림 2.5] 발전소 설비 현황

Boiler Unit Value

Rated capacity TPH 45

Outlet pressure Bar 43

Outlet temperature Deg C 450

Type Moving step grate

Efficiency % 86.66%

Manufacturer LAWI Engineering

[표 2.4] Clean Energy One Biomass Power Plant 보일러 사양

Turbine Unit Value

Rated capacity MW 9.4

Inlet pressure Bar 41

Inlet temperature Deg C 420

Type Condensing

Manufacturer NG metalurgica

[표 2.5] Clean Energy One Biomass Power Plant 터빈 사양


ㅣ 27

4) 수처리 및 방지시설

◦ 발전 공정에 사용되는 용수는 주변에 하천이 없어 저수지를 파고, 약 200,000㎥ 정도의 우수를 저장하여 활용하고 정수처리 후 공정수로 사용(약 4-5개월 사용량). 일일 약 1,500㎥의 용수를 사용하고 있음.

◦ 폐수는 별도의 폐수 처리 없으며 소각 후 발생하는 재의 처리는 Wet ash collector로 콘크리트 탱크로 수집하여 침전시켜 주변에 농부들에게 무상으로 공급하고 있음(Zero Discharge).

[우수 저수지] [정수처리 후 용수 저장 탱크] [폐수 침전 탱크]

[그림 2.6] Clean Energy One Biomass Power Plant 수처리 시설

◦ 비산재(Fly ash)를 포집하기 위한 백필터 이외에는 다른 방지장치(SOx, NOx, 기타)는 없는 것으로 확인됨.

1.3 사례 검토를 통한 시사점

◦ 필리핀에서의 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업은 주로 농업 잔여물을 이용한 사례가 많으며, 그 규모는 10MW 내외로 크지 않음.

◦ 바이오매스 발전소 사례에서 주로 적용되는 기술은 스팀 보일러임.◦ 연료의 품질 관리는 연료공급계약에 함수율 기준을 넣어 인센티브 및 패널티를

적용하여 컨트롤 가능함.◦ 코코넛 잔여물 소각 후 소각재를 다시 수집하여 비료로 주변 농가에 무상 공급하는

사례가 있으며, 이처럼 본 프로젝트에서도 발생되는 소각재를 CSR 활동의 일환으로 배포하거나, 판매하여 수익창출에 기여할 수 있을 것임.


28 ㅣ

연번 승인일 프로젝트명 지역

예상CERs

(CO2-t)종류

1 2006-09-10 North Wind Bangui Bay Project Llocos 56,788 Wind

2 2006-10-01

Wastewater treatment using a Thermophilic

Anaerobic Digestor at an ethanol plant in the

Philippines

Southern Tagalog 95,896 Methane

avoidance

3 2006-10-21Gold Farm Livestocks Corporation Methane

Recovery and Electricity GenerationCentral Luzon 2,929

Methane

avoidance

4 2006-10-23 Joliza Farms Inc. Methane Recovery Central Luzon 3,656 Methane

avoidance

5 2006-10-28Uni-Rich Agro-Industrial Corporation Methane


Methane

avoidance

6 2006-10-30 Gaya Lim Farm Inc. Methane Recovery Central Luzon 3,130 Methane

avoidance

7 2006-12-10 20 MW Nasulo Geothermal Project Central Visayas 74,975 Geothermal

8 2007-01-31Paramount Integrated Corporation Methane


Methane

avoidance

9 2007-04-13 San Carlos Renewable Energy Project Western Visayas 37,658 Biomass

energy

10 2007-05-05Philippine Sinter Corporation Sinter Cooler Waste

Heat Recovery Power Generation ProjectNorthern Mindanao 61,702

EE own

generation

11 2007-08-26D&C Concepcion Farms, Inc. Methane Recovery

and Electricity Generation ProjectCentral Luzon 3,348

Methane

avoidance

12 2007-09-07 Superior Hog Farms Methane Recovery Central Luzon 3,346 Methane

avoidance

[표 2.6] 필리핀 CDM 사업 등록현황

2. CDM사업 추진현황

2.1 필리핀 CDM 등록 프로젝트

◦ 현재 필리핀에서 UNFCCC에 등록된 프로젝트는 총 58개임(2012년 6월 1일 기준).◦ UNFCCC에 등록된 프로젝트 수는 총 4,170개로 중국 2,026개, 인도 834개, 브라질

202개, 멕시코 138개, 베트남 117개, 말레이시아 106개, 인도네시아 76개, 태국 69개, 한국 67개, 필리핀 58개로 전체 9위이며 동남아시아 7위를 차지하고 있음.

◦ 필리핀에서 등록된 CDM 프로젝트 현황은 다음과 같음.


ㅣ 29


예상CERs

(CO2-t)종류

13 2007-09-07Bondoc Realty Methane Recovery and Electricity

Generation ProjectSouthern Tagalog 1,785

Methane

avoidance

14 2007-09-08

Goldi-Lion Agricultural Development Corporation

Methane Recovery and Electricity Generation

Project

Central Luzon 3,994 Methane

avoidance

15 2007-12-17

The Anaerobic Digestion Swine Wastewater

Treatment With On-Site Power Bundled Project

(ADSW RP1001)

Southern Tagalog &

Northern Mindanao5,806

Methane

avoidance

16 2008-02-01Quezon City Controlled Disposal Facility Biogas

Emission Reduction Project

National Capital

Region116,339 Landfill gas

17 2008-03-16

Laguna de Bay Community Waste Management

Project: Avoidance of methane production from

biomass decay through composting -1

Southern Tagalog 6,058 Landfill gas

18 2008-06-06Hedcor Sibulan 42.5 MW Hydroelectric Power

ProjectSouthern Mindanao 95,174 Hydro

19 2008-06-24Makati South Sewage Treatment Plant Upgrade

With On-Site Power

National Capital

Region28,729

Methane

avoidance

20 2008-09-10First Farmers Holding Corporation (FFHC) Bagasse

Cogeneration PlantWestern Visayas 119,787

Biomass

energy

21 2009-03-10Excel Farm Methane Recovery And Electricity

Generation ProjectCentral Luzon 12,526

Methane

avoidance

22 2009-03-10Montalban Landfill Methane Recovery And Power

Generation ProjectSouthern Tagalog 589,993 Landfill gas

23 2009-03-15 Biomass Boiler Project In The PhilippinesNational Capital

Region18,529

Biomass

energy

24 2009-03-25Amigo Farm Methane Recovery And Electricity

Generation ProjectCentral Luzon 5,761

Methane

avoidance

25 2009-04-06Anaerobic Digestion Swine Wastewater Treatment

With On-Site Power Project (Adsw Rp2001)Southern Tagalog 2,403

Methane

avoidance

26 2009-04-17Lanatan Agro-Industrial Inc. Methane Recovery

And Electricity Generation ProjectSouthern Tagalog 3,227

Methane

avoidance

27 2009-04-20Rocky Farms, Inc. Methane Recovery And

Electricity Generation ProjectSouthern Tagalog 3,201

Methane

avoidance


With On-Site Power Project (Adsw Rp2003)Southern Tagalog 8,063

Methane

avoidance


30 ㅣ


예상CERs

(CO2-t)종류


With On-Site Power Project (Adsw Rp2004)Central Luzon 4,395

Methane

avoidance


With On-Site Power Project (Adsw) Rp2006Central Luzon 2,773

Methane

avoidance



Methane

avoidance


With On-Site Power ProjectCentral Luzon 2,679

Methane

avoidance


With On-Site Power Project (ADSW RP1003)Southern Tagalog 1,802

Methane

avoidance


With On-Site Power Project (ADSW RP2008)Central Luzon 1,415

Methane

avoidance



Methane

avoidance



Methane

avoidance



Methane

avoidance


With On-Site Power Project (ADSW RP1006)Northern Mindanao 6,442

Methane

avoidance



Methane

avoidance



Methane

avoidance

41 2010-03-01Secondary catalytic reduction of N2O emissions at

ONPI nitric acid plant in Bacong, the PhilippinesCentral Visayas 39,203 N2O

42 2010-10-07 Metro Clark Landfill Gas Capture System Central Luzon 160,425 Landfill gas

43 2010-11-06Family Choice and Golden Season 2MW Rice

Husk Projects

Cagayan Valley &

Central Luzon14,948

Biomass

energy

44 2010-12-118 MW Cabulig River Mini-Hydroelectric Power

ProjectNorthern Mindanao 31,962 Hydro



Methane

avoidance


ㅣ 31


예상CERs

(CO2-t)종류


With On-Site Power Project (Adsw Rp 3003)Central Luzon 36,005

Methane

avoidance



Methane

avoidance



Methane

avoidance

49 2011-01-12Republic Cement Corporation Teresa Plant Waste

Heat Recovery ProjectSouthern Tagalog 11,811

EE own

generation

50 2011-02-09 Commonal-Uddiawan Mini-Hydro Power Project Cagayan Valley 5,347 Hydro

51 2011-02-10Sumilao SUREE co Energy PhilippinesInc.Biogasto

Energy Project Northern Mindanao 43,839

Methane

avoidance

52 2011-03-11Bataan 2020 12.5 MW Power Rice Hull

Cogeneration ProjectCentral Luzon 38,652

Biomass

energy

53 2011-03-18Binga Hydro Electrical Power Plant (BHEPP)

rehabilitation project

Cordillera

Administrative

Region

22,266 Hydro

54 2011-03-18Ambuklao Hydro Electric Power Plant (AHEPP)

rehabilitation project

Cordillera

Administrative

Region

160,322 Hydro

55 2011-04-15Cebu City Landfill Gas and Waste to Energy

Project.Central Visayas 53,712 Landfill gas

56 2011-09-08Swine Farm Methane Capture and Combustion/

Utilization Project IDES20091

Central Luzon &

Southern Tagalog

& Central Visayas

51,363 Methane

avoidance

57 2011-09-12Swine Farm Methane Capture and Combustion

Project IDES20091

Central Luzon &

Southern Tagalog

& Central Visayas

28,403 Methane

avoidance

58 2012-02-17Fil-Am Foods, Inc. Methane Recovery and

Electricity Generation ProjectCentral Luzon 25,000

Methane

avoidance

자료 : UNFCCC, 2012년 6월 1일 기준


32 ㅣ

2.2 분야별 추진현황

◦ 필리핀의 주요 CDM 프로젝트는 메탄회수 분야로 농장 등의 폐기물을 활용하여 메탄을 회수하여 활용하는 프로젝트로 38개로 66%를 차지하여 가장 많이 부분을 차지하고 있음.

◦ 이 외에 매립지 프로젝트와 바이오매스 에너지, 수력이 각 5개로 9%를 차지하고 있으며 외에도 풍력, 자가에너지 활용, 질소 회수 프로젝트가 추진되고 있음.

Methane avoidance, 66%

Landfill gas, 9%

Hydro, 9%

Geothermal, 2%

EE own generation, 3%

Biomass energy, 9%

N2O, 2%

Wind, 2%

[그림 2.7] 필리핀 CDM 사업 분야별 현황

2.3 지역별 추진현황

◦ 필리핀 내에서 주로 프로젝트가 이루이지는 지역은 중앙 루존(Central Luzon) 지역으로 전체 43%의 프로젝트가 진행되고 있음.

◦ 외에는 남부 타갈로그(Southern Tagalog)지역이 12개 21%를 차지하고 있으며 북부 민다나오(Northern Mindanao)가 4개로 7%, 중앙 비자야스(Central Visayas)와 중앙 수도지역(National Capital Resion)이 3개로 각 5%를 차지하고 있음.

◦ 기타 지역으로는 중앙 루존 & 남부 타갈로그 & 중앙 비자야스에서 2개, 서부 비자야스(Western Visayas)에서 2개, 카가얀 밸리(Cagayan Valley), 카가얀 밸리 & 중앙 루존, 남부 민다나오 & 남부 타갈로그 & 북부 민다나오에서 각 1개씩의 프로젝트가 진행되고 있음.


ㅣ 33

[그림 2.8] 필리핀 지역별 CDM 프로젝트 현황

2.4 폐자원 및 바이오매스 에너지화 추진현황

◦ 필리핀은 넓은 농경지와 유리한 기후조건, 풍부한 원료작물 등을 보유하여 농업, 축산업이 발달하였으며 이에 따른 농업 잔여물 등의 바이오매스 자원이 풍부하여 일찍부터 이를 활용한 프로젝트가 추진되고 있음.

◦ 도심지역의 경우 인구집중도가 높아 생활쓰레기 등 폐기물들의 발생량이 높아 이를 활용한 폐기물 발전이 추진되고 있음.

◦ 필리핀에서 CDM 프로젝트로 등록된 사업들 중에서 메탄회수, 매립지가스, 바이오매스는 모두 폐자원을 이용한 프로젝트로 볼 수 있음.

◦ 이러한 폐자원 활용 CDM 프로젝트는 CDM 등록 비율로는 전체 필리핀 CDM 등록 프로젝트의 84%이며 이 중 메탄을 회수하는 메탄회수 프로젝트 66%, 폐기물 매립을 활용한 매립지 가스는 9%, 농업잔여물을 이용한 바이오매스 프로젝트는 9%를 차지하고 있음.


34 ㅣ

기타, 17%

Methane avoidance, 66%

Biomass energy, 9%

Landfill gas, 9%

폐자원활용, 83%

[그림 2.9] 폐자원 및 바이오매스 에너지화 사업 현황

프로젝트유형/년 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 합계

바이오가스(축산 폐기물) 4 6 18 2 5 1 36

바이오가스(하수처리) 1 1 2

매립지가스 회수 활용 2 1 1 1 5

바이오매스(왕겨) 1 1 1 3

바이오매스(바가스) 1 1 2

지열 1 1

수력 1 1 3 5

시멘트 (대체연료) 1 1

폐가스/폐열 활용 1 1

풍력 1 1

N2O 1 1

합계 7 8 5 20 6 11 1 58

주 : 2012년 6월 1일 기준

자료 : CDM Pipeline

[표 2.7] 필리핀 UNFCC 등록 연도별 CDM 사업 현황

◦ UNFCCC에 등록된 필리핀 CDM 사업현황을 살펴보면 축산 폐기물을 이용한 바이오가스 활용이 36건으로 가장 많았고 매립지가스 활용이 5건 등 폐기물을 활용한 프로젝트가 전체 프로젝트 중 83% 이상을 차지하고 있음.


ㅣ 35

제 III 장 사업 추진시 주요 고려사항

1. 관련 정책, 제도 및 국가 종합계획 검토

1.1 필리핀 국가개발계획

◦ 필리핀은 2010년에 2011~2016 필리핀 개발계획(Philippine Development Plan)을 경제/개발청에서 발표하였음.

◦ 주요내용은 거시경제 증진 정책부터 산업과 서비스 섹터, 농업/어업 섹터, 인프라 개발 증진, 정부 방향, 평화와 안전, 환경보호 등의 내용을 포함하고 있음.

◦ 에너지 및 전력관련 계획은 인프라 개발 증진 부문의 전략계획 및 초점으로 내용은 다음과 같음.

필리핀 개발계획(Philippine Development Plan)

05. 인프라 개발 증진(Accelerating Infra Structure Development)

Energy Strategy and Focus

에너지 안정화 증진

Ÿ 새로운 분야 탐구 및 개발을 위해 필리핀 에너지 계약 위원회(Philippine Energy Contracting Round,

PECR)을 통한 계약 증진

Ÿ 신재생에너지와 환경친화적인 대안 자원/기술의 개발과 활용 강화

Ÿ 대안 연료의 활용 증대

Ÿ 에너지 효율과 보전 법률 제정

전력의 신뢰성과 안정성 증진

1. 국가의 에너지원을 다양화 함. 특히 민다나오 지역에서는 기후변화대응 차원에서 수력을 장려한다.

2. 전력부문에서 대안 기술을 연구함.

3. 기후변화와 자연재해에 대비하여 에너지 시설의 취약점을 분석함.(엘니뇨, 라니냐 등)

4. ASEAN1)의 유사 또는 관련있는 에너지 정책들을 비료 분석함.

5. 수요 집단에 초점을 맞추어 전력회사들과 계약함.

6. 송전개발계획(Transmission Development Plan, TDP)을 실행함.

7. EPIRA2)(전력산업개혁법) 및 IRR3)(실행법 및 규칙) 재실행(ex.보호아래 발전소의 재커미셔닝,

보급라인율과 보조금 등)

8. 취약한 독립섹터 이자율에 정부의 발전소 건설을 허가하는 방안 수립

정부의 전력사업 프로그램 증진

1. 가정의 전력보급율을 높임. 정부는 신재생에너지 시스템을 이용한 지방(시골)의 전력보급 프로그램을

확장하여 가정 전력보급율을 2017년까지 90%이상을 목표로 함.

2. 지방의 전력보급을 위하여 ERC4)(에너지 규제 위원회)에서 승인된 지방전력보급금액(Universal Charge

for Missionary Electrification, UCME) 적용

3. 지방 주정부의 지웝 협정

4. 전력부문에서 사용가능한 펀드의 접근할 수 있도록 주정부의 능력 강화


36 ㅣ

1.2 에너지 증진 정책

1.2.1 에너지개혁정책(Energy Reform Agenda, ERA)

1) 전력개발계획(Power Development Plan)

◦ 전력개발계획에서는 에너지 수요와 최고치 예측을 통해 시설용량 증대를 계획하고 있음.

[단위 : MW]

Year　

Luzon Grid Visayas Grid Mindanao Grid

Plant TypeTotal

Plant TypeTotal

Plant TypeTotal

Baseload Midrange Peaking Baseload Midrange Peaking Baseload Midrange Peaking

2009 　　　　　　 150 150 　　　　

2010 　　　　　　　　　　 50 50

2011 　　 300 300 　　　　　　 50 50

2012 　 300 　 300 　　　　 200 　　 200

2013 　　　　　　　　 100 　　 100

2014 　 300 150 450 　　　　 100 　　 100

2015 　　 450 450 　　　　 100 　　 100

2016 　 300 150 450 　　　　 100 　　 100

2017 500 　　 500 　　　　　　　 0

2018 　 300 300 600 　　 100 100 100 　　 100

2019 500 　 150 650 100 　 50 150 100 　　 100

2020 500 　　 500 100 　　 100 100 　　 100

2021 500 　 150 650 100 　 50 150 　　 100 100

2022 500 　 150 650 100 　　 100 100 　　 100

2023 500 　 150 650 100 　 50 150 100 　 50 150

2024 500 　 300 800 100 　 50 150 100 　 50 150

2025 500 　 150 650 100 　 50 150 100 　 50 150

2026 500 300 　 800 100 　 100 200 100 　 50 150

2027 　 600 300 900 100 　 50 150 100 　 50 150

2028 500 300 　 800 100 　 100 200 200 　　 200

2029 　 600 300 900 200 　　 200 100 　 50 150

2030 　 900 　 900 200 　　 200 200 　　 200

자료 : 필리핀 전력개발계획(Power Development Plan)

[표 3.1] 시설용량 증대 요건(2009~2030)

1) ASSEAN : 동남아시아 연합(Association of Southeast Asian Nations)2) EPIRA : 전력산업개혁법(Electric Power Industry Reform Act)3) IRR : 실행법 및 규칙(Implementing Rules and Regulations)4) ERC : 에너지 규제 위원회(Energy Regulatory Commission)


ㅣ 37

[그림 3.1] Visaya 지역 공급 수요 예측(자료: 필리핀 전력개발계획)

2) 2009 지방 전력보급개발계획(Missionary Electrification Developoment Plan 2009)

◦ 전력발전산업개혁법(Electric Power Industry Reform Act of 2001, EPIRA or Republic Act No. 9136)에 따라 에너지부에서 국가발전연합 소규모발전 그룹(Small Power Utilities Group Of The National Power Corporation, NPC-SPUG), 신 개인발전 제공자(New Private/Power Providers, NPPs), 독립발전자(Independent Power Producers, IPPs), 송전시설업체(Distribution Utilities, DUs), 적격한 제3자(Qualified Third Parties, QTPs)와 함께 기획하였음.

◦ 2009 지방 전력보급개발계획은 정부의 정책과 프로그램을 실행하기 위한 계획으로 적절성, 신뢰성, 안정성을 갖춘 전력을 전력 미공급 지역으로 제공하기 위해 세워졌음.

◦ 다음의 활동을 통해 신뢰성 있고 안정적인 전력공급 프로그램을 진행함. 오래되고 신뢰성 없는 발전시설 교체 시설용량의 파악 및 분석을 통해 효율적인 전력 송전 및 배전

◦ 주요 프로그램은 소규모 발전그룹(Small Power Utilities Group, SPUG) 운영 향상 프로그램과 독립발전 참여 프로그램(Private Sector Participation Program, PSP)

소규모 발전그룹(Small Power Utilities Group, SPUG) 운영 향상 프로그램 : 총 53.75MW의 추가적인 시설용량이 제공될 것이며 설비 및 시설 향상을 위한 지원이 확대됨.

독립발전 참여 프로그램(Private Sector Participation Program, PSP) : 신 독립발전 제공자(New Private/Power Providers, NPPs) 확대를 위해 소규모 발전그룹(Small Power


38 ㅣ

Utilities Group, SPUG)운영을 피크 시간대만 운영하고 신 독립발전 제공자(New Private/Power Providers, NPPs)로 변환하면서 서서히 신 독립발전 제공자(New Private/Power Providers, NPPs)를 늘리는 프로그램

Area

Schedule of Requested/Planned Expansion and Capacity Addition

Existing Service Hour

2009 2010 2011 2012 2013

Almagro, Samar 6 6

(0.15MW )8 12 12 12

Biri, Samar 1212

(0.24MW )16 16 20

20

(0.5MW)

Caluya, Antique 16 16 20 24 24 24

Capul, Northern Samar 8 8

(0.24MW )8 12 12 16

Doong, Cebu 8 8

(0.15MW)12 12 12 16

Gigantes, Iloilo 8 8 12 12 12 16

Guintarcan, Cebu 8 12 12

(0.15MW )16 16 20

Limasawa, Leyte 8 12 1620

(0.15MW )24 24

Maripipi, Biliran 12 12 1212

(0.24MW )16 16

Pilar, Cebu 1616

(0.24 MW)16 20 20 24

San Antonio, Northern

Samar 18 18 20 20 20 24

San Vicente, Northern

Samar 6 6 8 8 12 12

Sto Niño, Samar 12 12 12 24 24 24

Tagapul-an, Samar 6 6 6 6 8 8

자료 : 2009 지방 전력보급개발계획(Missionary Electrification Developoment Plan 2009)

[표 3.2] 소규모 발전그룹(Small Power Utilities Group, SPUG) 운영 향상 프로그램

1.3 신재생에너지 증진 정책

◦ 현재 필리핀 에너지부는 신재생에너지 증진을 위하여 신재생에너지 목표(RE Goals)와 신재생에너지 관련 정책을 정립하여 따르고 있음.

◦ 에너지청의 신재생에너지 목표와 정책은 다음과 같음.


ㅣ 39

신재생에너지 목표(RE Goals) 신재생에너지 정책(RE Policy and Strategy)

Ÿ 2013년 까지 신재생에너지 100% 성장

- 세계 1위 지열발전국가 목표

- 동남아시아 1위 풍력발전국가 목표

- 2013년 까지 수력 2배 성장 목표

- 바이오매스, 태양열, 조력에너지 131MW까지

성장 목표

Ÿ 10년간 신재생에너지의 전력외 에너지사용량을

10MMBFOE1)까지 증대

Ÿ 에너지 종류를 여러 신재생에너지로 다양화

Ÿ 큰 규모의 신재생에너지를 기술 및 연료대안으로

장려

Ÿ 네그로 섬을 신재생에너지 개발 및 활용

시범사업화

Ÿ 필리핀을 PV 셀 생산 및 개발의 허브로 성장

Ÿ 마켓의 인센티브 부여 등을 통해 독립(private) 분야

투자 개발 유도

Ÿ 신재생에너지 발전을 위한 즉각적인 마켓 매커니즘

형성

Ÿ 환경적 영향을 최소화 하는 효과적인 목재활용

운영 프로그램 구축

자료 : 필리핀 에너지청(Department of Energy, http://www.doe.gov.ph/)

[표 3.3] 신재생에너지 목표 및 정책

1)MMBFOE : 석유환산백만배럴 (Million Barrels of Fuel Oil Equivalent)


40 ㅣ

2. 사업추진 관련 법규 및 법적 규제사항 검토

2.1 에너지 관련

2.1.1 2001 전력산업 개혁법(Republic Act 9136)

◦ 전력산업개혁법(Electric Power Industry Reforms Act, EPIRA)은 2001년 8월 발효된 법으로 전력사업 구조개편에 대한 내용을 포함하고 있음.

◦ 주요내용은 발전 및 송전에 대한 섹터를 규정하고 있으며 전력발전산업의 각종 규정을 정하고 있음.

◦ 국영발전사(National Power Corporation, NPC 또는 NAPCOR) 소유 자산(발전소 민영화), NAPCOR-IPP 계약 건 민영화, WESM(Wholesale Electricity Spot Market) 설립, 국가 송전망 민간 위탁, 전력산업 민영화, 경쟁도입 통한 전력가격 인하, 합리화 추진 등 전력산업발전을 위한 각종 제도를 도입하였음.

◦ 특히 지방(Rural)의 전화(電化)를 촉진하는 섹션을 넣어 지방전력 보급율을 높이고자 하고 있음.

2.2 신재생에너지 관련

2.2.1 신재생에너지법(Republic Act 9513)

◦ 필리핀의 에너지 자립도를 제고하고 화석연료 의존을 축소하고자 법을 제정하였음. ◦ 주요내용으로는 On-grid 신재생에너지발전사업의 촉진을 위한 FIT, RPS, Green

Energy Option, Net-metering 등을 도입하고, 정부 지분(1~1.5%), 인센티브 등의 내용을 포함하고 있음.

2.3 환경관련

2.3.1 환경영향평가법(Presidential Decree 1586)

◦ 환경영향평가법은 필리핀 환경보호를 위하여 환경영향평가 시스템을 도입하기 위해 제정되었음(Philippine Environmental Impact Statement System, PEIS).

◦ 이 법에서는 환경에 큰 영향을 미치는 사업에 대해 환경영향평가를 실시하도록 정하고 있으며 이를 지원하는 규정으로는 DENR Administrative Order (DAO) 03-30이 있으며, 실행과 절차에 대한 가이드라인/매뉴얼이 있음.


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2.4 외국인 투자 관련

2.4.1 외국인투자법(Foreign Investment Act)

◦ 외국인, 외국기업의 투자 및 설립에 관한 규정을 정하고 있는 법으로 1991년 Republic Act (RA) 7042로 제정되었으나 1996년 Republic Act (RA) 8179로 개정되었음.

◦ 특징으로는 Negative List와 이 외의 업종을 분류하고 다시 하위로 분류하여 외국인의 투자 및 지분소유에 대한 제한을 정하고 있음.

2.5 인프라 관련

2.5.1 BOT(Build Operate Transfer)법

◦ BOT법은 Republic Act 6957 이후 1994년에 RA 7718로 개정, 13개 조항과 시행령으로 구성되어 있음.

◦ BOT(Build Operate Transfer), BOO(Build Operate Own), BT(Build Transfer) 등 다양한 방식의 추진 건에 대한 계약자 평가 및 선정 방법, 프로젝트 수행 방법, 참가 자격 등에 대한 사항을 다루고 있음.

◦ 필리핀은 1990년 동남아 국가 중 최초로 BOT법을 제정하여 다양한 국가 인프라 사업을 BOT 방식으로 추진하고 있음.

◦ 필리핀 정부는 발전소 건설, 수자원 관리, 철도 도로 건설, 공항 프로젝트 등에 대해 BOT 방식을 활용 중임.

◦ 특히 전력 부문은 BOT 방식을 채택, 전력부족 문제를 그나마 해소해온 대표적인 분야로, 필리핀 발전용량의 47%인 5,627MW가 BOT 방식으로 민간이 설립한 발전소에 의해 생산된바 있으며(2004 기준), 현재는 전력산업개혁법(2001.6) 안으로 NPC-IPP (BOT방식)의 발전소가 민영화 단계에 있음.

◦ BOT 방식에 의한 인프라 개발시 외국인 100% 지분을 허용하고 있으나 이는 개발/건설 단계로, 운영 단계에서는 외국인 지분 40% 이하로 제한하고 있음.

◦ 단, 발전 부문은 소매가 아닌 도매 행위로 간주하여 O&M(Operation & Management) 사업의 경우도 외국인 지분 비율 100% 허용하고 있으며 BOT 방식 적용의 발전소 건설시 외국인 100% 지분 참여를 허용하고 있지만 재생에너지 발전사업의 경우 외국인 지분은 40% 이하로 제한됨.


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◦ 필리핀 BOT방식은 일반적으로 아래와 같은 프로젝트 수행 구조를 가짐. 발주처(Principal): 발주 정부기관으로 동 기관은 민간사업자가 제안한 단일 제안서에 대해 승인

여부 결정하고, 주계약자와 계약 체결, 필요시 일부 비용 지원 등 투자 수행 양수자, 주계약자(Concessionaire): 주계약자는 일반적으로 컨소시엄 형태를 띠며, 디자인, 금융,

건설, 운영, 관리 업무 수행 투자기관(Investors): 지분 참여자(Equity Sponsors), 대부자(Lender) 형태 시공사(Contractors): 컨트렉터(contractor)가 컨소시엄 멤버로 참여키도 함. 운영사(Operator): 운영사 역시 컨소시엄 멤버로 참여하기도 함.

[그림 3.2] 일반적인 BOT 사업구조

(자료 : KOTRA, 필리핀 투자 실무)


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3. CDM 사업 추진 주요 고려사항 검토

◦ ’97년 교토의정서 비준 당시부터 UNFCCC(United Nations Framework Convention on Climate Change)를 주도할 정도로 기후 변화협약 시대에 선도적으로 대응해 왔음.

◦ 필리핀은 개도국으로 아직 교토의정서 상 탄소의무감축국은 아니지만 뛰어난 자연조건을 바탕으로 재생에너지, 바이오에너지 분야에 강점을 갖고 있어 국내외 투자유치를 통한 CDM사업을 국가차원에서 활발히 추진 중임.

3.1 국가승인기구(Designated National Authority)

◦ 필리핀의 CDM 국가승인기구는 환경자원부(Department Environment and Natural Resources)로 2006년부터 2012년 5월까지 총 58개 CDM 사업 프로젝트가 등록되었음.

[그림 3.3] 필리핀 국가승인 구조


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3.2 국가승인 절차

3.2.1 프로젝트 지원

◦ 지원자는 호스트 국가 승인을 위해 DNA CDM 사무국인 EMB-DNER(Environmental Management Bureau – Department of Environment and Natural Resources)에 지원서를 제출함.

◦ CDM 사무국은 지원서 작성의 완성도를 검증하며, 이 과정이 끝나고 승인 수수료를 지불하면 지원서의 접수가 완료됨을 알림.

3.2.2 프로젝트 평가

◦ CDM 사무국은 지원서 분석을 위해 적절한 기술분석위원회(Technical Evaluation Committee, TEC)로 전달함.

◦ 기술분석위원회는 국가 승인 표준인 DAO(Departmental Administrative Order) 2005-17에 따라 지원서를 평가함.

◦ 분석을 진행하면서 기술분석위원회는 추가적인 정보나 문서의 수정을 요청할 수 있음.

3.2.3 프로젝트 심의

◦ 평가결과에 따라 기술분석위원회는 CDM 사무국을 통해 결과를 운영위원회(CDM Steering Committee, CDMSC)로 전달함.

◦ CDM 사무국은 CDM 운영위원회를 소집하여 심의를 진행하며 이 기간 동안 추가적인 정보나 수정이 요청될 수 있음.

◦ 심의 결과에 따라 CDM 운영위원회는 CDM 사무국을 통해 DNA 총장에게 보증 보고서(Endorsement Report)를 제출함.

3.2.4 프로젝트 승인/거부

◦ DENR(Department of Environment and Natural Resources)의 장은 DNA의 총장으로 CDM 운영위원회의 보고서와 지원문서들을 바탕으로 최종 승인을 결정함.

◦ 승인이 거부되는 경우에 프로젝트 제안자는 승인거부 통지를 받은 날로부터 15일 안에 지원하는 문서와 함께 재심의를 요청할 수 있음.


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[그림 3.4] CDM 사업국가승인절차

3.2.5 DNA 제출문서

◦ 필리핀 DNA 승인을 위해 제출하는 문서는 모두 필리핀 CDM DNA 웹페이지(http://cdmdna.emb.gov.ph) 를 통해 다운로드 받을 수 있으며 서류는 다음과 같음.

Sustainable Development Benefits Description (SDBD) Form Interim Guidelines for the Conduct of the Stakeholders' Consultations Documentary Requirements Checklist Format of Application Letter for Host Country Approval Note to Project Developers & Owners


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3.3 국가승인 비용 및 소요기간

◦ CDM 프로젝트 승인까지 걸리는 기간은 프로젝트 규모, F/S 방법 등에 따라 달라지지만 일반적인 단계별 소요기간은 아래와 같음.

◦ 아래 단계를 반드시 독립적으로 수행할 필요는 없으며, 가능하다면 동시 진행도 가능함.

구분 비용(페소) 소요시간(영업일 기준)

신청비용 600 -

검토비용(중대형 프로젝트) 10,000 20~25일

검토비용(소형 프로젝트) 5,000 15~20일

자료 : DAO(DENR Administrative Order) No.2005-17 Section 10.1 and Annex I on “Schedule of Fees”

[표 3.4] CDM 신청 비용 및 소요기간

단계소요기간

중대형 프로젝트 소형 프로젝트

Project Development New methodology

production and approval`6개월 통상적으로 불요

The PDD production 1~2개월 1~2개월

The DNA approval (Philippines) 20~25일 15~20일

Validation 1개월 1개월

UNFCCC public comments 1개월 1개월

Registration 8주 4주

자료 : 필리핀 CDM 사무국 (Environmental Management Bureau, Department of Environment and Natural Resources,

EMB-DENR)

[표 3.5] CDM 프로젝트 단계별 소요기간


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4. 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 시장잠재력과 진출유망분야

4.1 세계 동향

◦ 폐기물 에너지화 기술은 유기계 폐기물이 가지고 있는 에너지를 이용하는 기술로서 최근 세계적으로 신재생에너지 비율 확대, 런던협약에 따른 폐기물해양투기 금지 등에 따라 폐기물 에너지화 시장이 확대되고 있는 추세임1)(환경부, 2011).

폐기물 에너지화 기술은 1970년대부터 시작되었으며, 크게 3개 분야로 구분·물리적 기술·열처리 기술: 연소, 열분해, 가스화, 플라즈마가스화 등·생물학적 기술: 메탄 포집, 바이오가스 플랜트, 발효 등

◦ 글로벌 컨설팅회사인 M&M은 세계 폐기물 에너지화 시장이 ‘08년 약 207.5억 달러에서 ‘15년 299.8억 달러로 성장하며, ‘10에서 ‘15년 까지 연평균 성장률이 5.5%에 이를 것으로 전망함.

◦ 또한 ‘15년 열처리 기술 시장이 전체 시장의 약 63.7%를 차지하고, ‘10~‘15년 생물학적 기술 시장의 평균 성장률이 8.8%로 물리적 기술 및 열처리 기술에 비해 성장률이 높을 것으로 전망함.

물리적 기술

19%

열처리 기술

64%

생물학적 기술

17%

폐기물에너지화 세계시장('15)

[그림 3.5] 세계 폐기물 에너지화 기술 시장 규모(2015)

(자료: M&M, Global Waste to Energy Technologies Market, 2010)

1) 환경부,2011, 환경사업 해외진출 촉진 중장기 기본계획


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◦ 물리적 기술은 석탄 부존량이 적고 가격이 상승하는 지역에서 활발히 이용되고 있으며, 석탄이 풍부하고 가격이 저렴한 미국이나 인도에서는 물리적 기술의 도입이 느림.

◦ 아시아-태평양 지역은 폐기물 에너지화 기술시장이 2010~2015년 7.0%의 연평균 성장률을 보이며 약 94.8억 달러의 시장으로 성장할 전망이며, 특히 중국, 일본, 인도, 호주에서 급속한 성장률을 보임.

◦ 아시아 지역에서는 열처리 기술이 전체시장의 절반 이상을 차지하고 있음.

4.2 필리핀

◦ 필리핀 정부는 국가 신재생에너지 활용을 적극 장려하고 있으며 각종 계획 및 규정들을 정립하고 있어 폐자원 에너지화 및 CDM 사업 사업 추진에 유리한 여건을 조성하고자 하고 있음.

◦ 필리핀 국민의 1인당 1일 평균 폐기물 배출량은 도시, 농촌이 각각 0.3kg, 0.5kg이며 메트로 마닐라(Metro Manila) 비즈니스 중심지인 마카티 시(Makati City)의 경우 0.71kg으로 최고치를 기록했음1)(KOTRA, 2010).

◦ 필리핀 전역 16개 지역 중 마닐라를 중심으로 한 수도권의 폐기물 배출비중은 총 폐기물양(1,000만톤)의 23%를 차지하며 이 중 40% 정도가 수거되고 나머지는 강이나 도로에 버려져 환경오염의 주요인이 되고 있음.

◦ 필리핀은 ‘Ecological Solid Waste Management Act of 2000(RA9003)’에 의거하여 2008.9월 기준, 총 30개 도서지역에서 317개의 지방정부(LGUs, Local Government Units)와 2,680개 바랑게이2)가 폐기물 관리 시스템을 운영하고 있음.

◦ 2004 필리핀 에너지 개발 플랜(The Philippine Energy Plan Projects 2004)에 의거 도시폐기물을 에너지원으로 활용키 위한 다양한 CDM 사업을 추진 중임.

◦ 필리핀 인구는 1억 명에 달하며 인구의 도시집중도가 높아 폐기물 처리 문제가 심각하며 메트로 마닐라에는 2개의 쓰레기 소각장이 가동 중이나 용량 포화로 추가 소각장 신설을 검토하고 있으며, 폐기물 발전분야는 경쟁력과 경험을 갖춘 분야로 진출 가능성이 높은 분야중 하나임.

1) KOTRA, 2010, 아시아·대양주 녹색시장 현황 및 협력방안 2) Barangay, 필리핀의 가장 작은 행정구역으로 우리나라의 동/읍에 해당


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5. 국가 위협요인 및 기회요인

5.1 위협요인

❏ 정치/사회적 불안 요인

◦ 필리핀은 전통적으로 국내 과격단체들에 의한 납치, 테러 및 무장충돌 등이 자주 발생하여 사회 불안요인이 상존해 왔음.

◦ 또한 고질적인 부정부패, 높은 실업률, 빈곤층의 불만 등으로 인해 대 정부 항의시위가 빈번히 발생하고 있으며, 정치적 문제로 인한 군중시위도 자주 발생하는 편임.

❏ 법적/제도적 위험성

◦ 환경사업 및 신재생에너지 관련 사업은 법과 제도의 변화에 따라 매우 큰 영향을 받을 수 있음.

◦ 재생에너지법에 규정된 FiT 인센티브가 현재 3년째 시행 지연 상태이며, 2012년 들어서는 ‘입찰을 통한 재생에너지 사업권부여 및 FiT 시행을 논의하는 등 정책의 일부 변동이 예상됨.

❏ CDM 사업 불확실성

◦ 세계적인 금융위기와 Post-2012 체제의 불확실성으로 인해 CDM 시장은 '08년 하반기부터 다소 냉각되어 탄소배출권 가격이 하락함.

◦ 특히 매립가스 발전시설은 CDM 사업으로의 추진여부가 사업의 경제성 확보에 굉장히 중요한 부분이기 때문에, 사업 발굴 시 CDM에 대한 검토가 병행되어야 함

5.2 기회요인

❏ 경제 안정성 및 시장성

◦ 최근 5개년간의 GDP 성장률과 현 GDP 규모를 기준으로 100개 국가를 선정했을 때 필리핀은 18위로 상위국가임(대한민국 57위, 말레이시아 50위).

◦ 뉴욕의 e스탠다드 포럼(eStandard Forum of New York)이 실시한 조사에 따르면, 필리핀은 재정 시스템과 관련한 12가지의 주요 기준을 모두 충족하였으며, 총 81개 국가 중 26위를 차지했음.


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◦ 필리핀의 국가신용등급은 지속적으로 상향되고 있으며, 현재는 안정적인 상태인 ‘BB+’ 등급임.

❏ 매력적인 입지

◦ 필리핀은 넓은 농경지와 유리한 기후조건, 풍부한 원료 작물, 1억에 육박 하는 인구를 보유하여 CDM 및 신재생에너지 프로젝트 개발 잠재력이 매우 높음.

◦ 필리핀은 국제 무역 및 항공의 교차로에 위치하며, 우리나라와도 평균 비행시간이 4시간 정도로 짧아서 해외사업진출하기에 용이함.

❏ 신재생에너지 분야에 대한 정부 지원(인센티브) 및 규제완화 정책 강화

◦ 2007년에는 바이오에너지법을, 2008에는 재생 에너지법을 발효시켜 해당 분야 산업 육성과 국내외 투자유치에 노력하면서 외국기업과의 협력도 적극 권장함.

◦ 에너지부는 2013년까지 현재 대비 100% 이상 재생에너지 생산 능력을 확대하는 골자의 장기목표를 세움.

◦ 뿐만 아니라 에너지부는 2003년 ‘재생에너지정책 기본구상(REPF, Renewable Energy Policy Framework)’을 발표하여 2014년까지 가용 재생에너지 자원을 100% 활용하고, 재생에너지의 비전력분야 기여를 원유 1천만 배럴 상당 수준으로 높인다는 계획을 수립함.

◦ 2014년 FiT 발효가 현실화되면서 기시행된 재생에너지에 대한 금전적 인센티브(법인세, 부가세, 수입관세 면제, 감면 등)에 더해 당초 재생에너지법에 명시된 비금전적 인센티브(RPS, bi-meter제 등) 제도들도 2014년부터 시행 예상됨.

❏ 전력 수요 급증

◦ 필리핀은 지속적인 경제발전 과정에서 전력 수요는 매우 큰 폭으로 증가하나 공급이 이에 미치지 못해 만성적인 전력 부족에 직면함.

◦ 필리핀 에너지부(DOE; Department of Energy)는 자국의 전력 수요가 매년 4.8% 증가하는 것으로 추정하며 2030년까지 1만6550MW 용량발전소 증설이 필요함.

❏ 친산업환경

◦ 숙련된 기술자 인력이 풍부하며, 노동자의 학력수준이 높음.


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제 IV 장 해당 사업의 타당성 평가

1. 사업추진구도

1.1 사업추진체계 및 참여기관

◦ 국내외 기술/금융 네트워크 및 현지 정부/NGO와의 긴밀한 협조가 이루어 질 수 있는 추진체계를 구성하고, 본 사업의 가능성을 높게 보고 있는 국내외 전략적 투자자, 건설적 투자자 및 재무적 투자자의 참여를 고려함.

DeveloperSPC

Sponsors

Equity

한국환경공단/다스솔루션즈

바이오그린에너지펀드

Construction

Pre-Construction

PM/QS EPC

국내 건설사

Pre-FS

다스솔루션즈

사업발굴

다스솔루션즈

PDD 컨설팅

다스솔루션즈

FS

한국환경공단

다스솔루션즈

Post-Construction

Fuel Supply

다스솔루션즈+Local

Plant O&M

현지운영사

CDM 자문

다스솔루션즈

전기off-taker

Norsamelco / NGCP

탄소배출권

환경공단/ 그외

Mott MacDonald

EVPRD

국내투자자

PCC

다스솔루션즈

Mott MacDonald

F/S: Feasibility StudyPCC: Pre-Construction ConsultantPM/QS: Project Management & Quantity Surveying

EPC: Engineering, Procurement, ConstructionSPC: Special Purpose CompanyFSC: Fuel Supply Company

Lenders

Loan

Local / Int’l Bank

국내은행

Principal, Government

N Samar PG

다스솔루션즈/한국환경공단

Mott MacDonald

국내건설사

바이오그린에너지펀드

NS LGUs

현지투자자

[그림 4.1] 사업추진체계 및 참여기관


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참여기관 사업참여범위

노던 사마르 주정부행정지원, 전력가격 보증 지원, 발전소 안전 강화, 송전선로 확보, 비상시 연

료 운송 등 적극적인 지원

NORSAMELCO 노던 사마르 주의 배전사업자로 발전소로 부터 전력 구매하여 최종 수용가에

배전사업

EVPRD

바이오매스 발전 사업에서 가장 큰 리스크 중 연료 공급 및 수송 부분에 대한

별도 FS 수행하고, 향후 연료 공급을 위한 지역 협동조합 조성을 통한 지원

약속

코코넛 농가

/Philippine Coconut Authority코코넛 허스크 및 프론드 공급사, 소각재를 활용한 비료의 잠재적 구매자

Mott MacDonald글로벌 엔지니어링 용역 업체로 pre-FS, FS 사업 단계에서 현지 보고서 작성

및 향후 건설 단계 PM 용역 서비스 제공

필리핀 DoE PPA 계약 및 관련 인허가 업무의 신속한 지원

Aboitiz

필리핀 내 3대 전력발전사업자 중 하나이며, 필리핀 전역에서 신재생에너지원

인 지열 및 수력 발전 사업에 많은 투자를 하고 있음. 본 프로젝트에 대주주로

서 현지 지분 참여 (완공 후 발전소 운영 예정이며 현재 노던 사마르 주정부

배전사업의 민영화에 대해서도 논의 중)

ADB / 필리핀 현지 은행 본 프로젝트에 론 제공기관으로 참여

[표 4.1] 현지 주요이해관계자 및 사업참여범위

참여기관 사업참여범위

다스솔루션즈

사업개발, Pre-FS/FS, 현지 이해관계자 조율, 프로젝트 투자자 섭외, 공사 기간 중

PM 및 CDM 서비스 제공

바이오매스연료의 공급안정성을 높이기 위해 연료공급회사 지분 또는 운영 참여

한화 전략적 투자자로서 지분 참여 및 주요 기자재 공급

코오롱글로벌주식회사 건설적 투자자로서 지분 참여 및 EPC 수행

국내금융기관 본 사업 관련 국내 론 제공기관(및 FI)

한국환경공단 사업개발 Pre-FS/FS 용역 발주처로 향후 CER 및 운영 수익 일부 공유

[표 4.2] 국내 주요이해관계자 및 사업참여범위

◦ 필리핀의 법인 설립요건, 외국인 투자법에 의해 외국인의 지분소유를 제한하고 있으며 이는 현지 프로젝트 사업추진구도에 큰 영향을 주고 있음.

◦ 본 프로젝트를 위한 현지법인을 설립하기 위해서는 외국인 지분이 40%이하가 되어야 하며 외국인 투자법에 의해 BOT 프로젝트로 분류되어 외국인 투자금액 역시 40%이하로 제한되어 있음.


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◦ 이로 인해 현지 SPC 설립을 위해서는 60%이상의 현지지분 조달을 위해 다양한 각도로 사업추진구도를 구상할 필요가 있음.

1.2 사업추진구도 검토

1.2.1 사업추진구도 1안

◦ 사업추진구도 1안은 현지 법률에 명시된 대로 현지 투자자를 통해 60% 현지지분을 구성하고 나머지 40%에 대해 한국지분을 구성하는 방식임.

◦ 이 방식은 필리핀 법률을 명확하게 이행하였기 때문에 법률적으로는 매우 안정적인 구조이나 현지 투자자들이 지분의 60%이상을 소유하고 있기 때문에 이에 따른 리스크가 존재하고 있음.

[그림 4.2] 사업추진구도 1안

◦ 현지 투자자들이 60%이상의 지분을 소유하여 운영권을 확보할 경우 프로젝트 추진에 있어 EPC 선정 등을 비롯하여 주요 결정들이 필리핀 현지 투자자들에 의해 결정될 가능성이 큼.

◦ 이러한 현상이 발생할 경우 한국의 투자자들은 40%지분 투자 외에는 EPC 참여, 운영 등 프로젝트 참여에 제한이 되어 한국투자자들의 사업참여 및 이에 따른 혜택이 현저히 줄어들게 될 가능성이 높음.


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◦ 사업추진구도 2안에서는 한국지분을 60%이상 확보하는 방안으로 현지에 하위법인을 설립하여 이에 현지지분 60%, 한국지분 40%를 투자하고 이를 다시 본 프로젝트 SPC 지분으로 참여하는 방식임.

◦ 현지법인 지분으로 60% 책정되어 있어 프로젝트 SPC상으로는 현지지분 60%를 만족하는 합법적인 지분구성으로 보이나 현지법인 하위로 내려갈 경우 실제적인 지분은 한국 지분이 총 64%임을 알 수 있음.

NSP (60%) 한국지분 (40%)

NS Bio-Power (SPC)

현지지분 (60%) 한국지분 (40%)

Ÿ 현지 환경/엔지니어링 회사 등

투자자

Ÿ 토지주 (현물출자)

Ÿ 연료공급자 (무상)

한국지분: 총 64%로 경영권 확보

Offshore (한국 or 제 3국)

Korean Investment Vehicle

Ÿ 바이오그린에너지펀드

Ÿ 국내투자자

Ÿ 개발자 지분: 다스솔루션즈,

한국환경공단


◦ 한국 지분 64%로 실제적으로 한국 투자자들이 운영권을 확보할 수 있으며 이는 프로젝트 추진 및 운영에 있어 한국 투자자들이 결정권을 가질 수 있음.

◦ 하지만 외국인 지분 40%이하일 경우 경영권에 참여할 수 없다고 법적으로 정해져 있어 하위 현지법인 60%가 경영권을 가지게 되면, 하위 현지법인에 한국지분이 40% 지분구성이 되어 있다 하더라도 역시 경영권이 없어 전체적인 경영권이 하위 현지법인 36%에 넘어갈 확률이 있음.

◦ 하지만 이 방식은 기술적으로 따진다면 필리핀 현지 법률을 위반한 것임으로 법률적인 리스크가 존재함을 알 수 있음.


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◦ 사업추진구도 3안은 필리핀 현지 법률을 명확히 이행하면서 한국에서 운영권을 확보할 수 있는 방식으로 한국 투자자들이 컨트롤이 가능한 현지업체/변호사로 하여금 지분투자를 유도하는 방식임.

◦ 여기서 중요한 점은 한국투자자들이 컨트롤이 가능한 업체 또는 변호사여야만 한국의 결정사안을 같이 추진할 수 있음.


◦ 단순한 협력관계 등을 통해서는 향후 상대방이 현지투자자와 의견을 같이 한다거나 독립적인 방향을 취할 수 있기 때문에 한국에서 프로젝트의 운영권 및 결정권을 행사하기 위해서는 반드시 컨트롤이 가능한 현지업체/변호사 등을 활용하여야 함.

◦ 이 구성방식에서는 현지 법률을 이행하고 있으면서도 한국 투자자들의 운영권 및 결정권을 확보할 수 있어 매우 안정적인 구조임.

◦ 하지만 현지투자자 지분 40%, 한국 투자자 40%로 구성되어 있어 중요 결정사안에 대해 현지 투자자대 한국투자자의 의견이 맞설 경우 현지지분 20%를 구성하고 있는 현지업체/변호사가 큰 역할을 맡게 될 것이며 만약 이에 대한 컨트롤을 잃을 경우 운영권 및 결정권을 모두 잃는 상황이 발생할 수도 있는 리스크가 있음.


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1.3 사업추진구도 선정

◦ 사업추진구성안의 비교결과 사업추진구도 1안이 법적으로 가장 안정적이고 리스크가 적으며, 필리핀 사정에 밝은 현지 투자자들로 인해 프로젝트 추진이 원활할 것으로 예상되어 가장 적절한 사업추진구도로 선정함.

특성 사업추진구도 1안 사업추진구도 2안 사업추진구도 3안

한국 지분 40% 64% 40%

한국 운영권 제한적 있음 있음

현지 법률 이행 전면적 이행 부분적 이행 전면적 이행

장점

Ÿ 현지법률의 전면적

이행으로 안정적

Ÿ 현지 사정에

밝은(정치 및 경제)

현지투자자들로 인해

사업추진 원활

Ÿ 한국 지분이 64%로

경영권 확보 가능성

높음

Ÿ 현지 지분 20%를

컨트롤하여 경영권을

확보할 수 있음.

리스크

Ÿ 운영권 및 결정권이

전적으로 필리핀 현지

투자자들에게 있어

한국투자자들이

결정권을 행사하지

못할 위험

Ÿ EPC, 운영 등 한국

투자자들의 프로젝트

참여율이 낮을 위험

Ÿ 법률적으로 지분소유

구성이 드러날 위험성

있음.

Ÿ 하위 법인이 경영권을

가지게 될 경우 하위

법인의 지분

60%(SPC 기준 36%)

소유자가 경영권을

가지는 상황 발생가능

Ÿ 기본적으로는 운영권

및 결정권이 한국

투자자들에게 있지만

20%지분을 구성하고

있는 현지업체/

변호사들에 변화가

생길 경우 운영권이

현지로 넘어갈 위험

존재

[표 4.3] 사업추진구성안 비교


ㅣ 57

2. 사업예정부지 타당성

2.1 사업대상지 고려사항

◦ 연료 수송 : 연료 발생지와의 거리를 고려한 최적지 선택. 도로 현황, 차량 연료비 등으로 인해 물류비 증가 가능성 높음.

[그림 4.5] 노던 사마르 주요 코코넛 잔여물 발생지역

[그림 4.6] 노던 사마르 주요 인프라 현황


58 ㅣ

◦ 도로와의 접근성: 중간 집하장까지의 동선 확보를 위해서는 주도로 뿐 아니라 실제 이용되는 지방도로나 지도에서 확인이 불가능한 작은 도로까지 현장 실사를 통해 파악 후 비교 검토

◦ 그리드와의 거리: 국가 정책에 따라 세부 내용은 다를 수 있으나, 일반적으로 발전소의 서브 스테이션에서 그리드에 연결된 서브 스테이션까지 연결 비용은 발전 사업자의 부담임을 감안하여 연결지점(Tapping Point)또는 서브 스테이션까지의 거리 확인

◦ 용수 확보 가능성: 발전에 필요한 용수 확보 가능성과 더불어 수질 확인도 필요함. 염도가 높은 수자원의 경우 담수화, 추가 수처리 등의 프로세스가 필요하기 때문에 EPC 비용 증가 요인이 됨.

2.2 사업대상 후보지

◦ 예비타당성 조사에서 선정된 팜부한(Pambujan) 외에 라완(Lawaan)과 시모라(Simora)가 추가적으로 후보지에 선정되었으며 이 부지들에 대해서도 검토를 실시하였음.

[그림 4.7] 사업대상 후보지 현황


ㅣ 59

항 목 Pambujan Lawaan Simora

연료(코코넛 부산물)발생량 Abundant Abundant Abundant

공항과의 거리(Km) 40 53 62

항구와의 거리(Km) 5 6 13

그리드 연결망과의 거리 (Km) 0.5 0 7

Capital Town과의 거리 (Km) 40 53 62

인근 하천과의 거리(Km) 0 3 0

기 타 해안지역, 강 인접 배전망 변전소 인접 강 인접

[표 4.4] 사업 대상 후보지 주요 현황

◦ 공항과의 거리, 항구와의 거리, 그리드 연결망까지의 거리 등에서 팜부한이 모두 우수하여 최종 사업대상부지를 팜부한으로 결정하였음.

[그림 4.8] 사업대상부지

2.3 사업대상부지 조사

2.3.1 사업대상부지 일반 현황 분석

❏ 크기

◦ 사업필요부지는 약 15ha로 토지소유주가 다른 12ha(Major Part, MP)와 3ha(Passage Part, PP)로 구성됨.


60 ㅣ

❏ 소유관계

◦ MP는 개인소유주로 직계비속들이 공동으로 소유하고 있으나, 토지주가 전권대리권을 가지고 있어 협상과 사용권에 큰 문제는 없는 것으로 사료됨.

◦ PP 또한 특별한 용도 없이 판매 목적으로 부동산 매물로 올라와 있음.❏ 현재용도

◦ 현재 벼농사 하는 소작농들에게 일부 부지 임대를 주고 있으며 벼농사는 우기 1모작이 가능하고 토지 임대/매매 계약 시에 특별한 문제는 없는 것으로 판단됨.

❏ 사업대상부지 굴곡 및 수해가능성

◦ 토지에 특별한 굴곡이 없고 상토는 유기물이 많이 함유된 검은 회색빛이 도는 토질로 부지의 대부분은 잡초로 뒤덮여 있고 일부는 벼농사 부지로 사용됨.

◦ 필리핀 섬들의 해안가에 접혀있는 부지에서 많이 발견되는 토사로 건기에는 물 빠짐이 양호하다고 함.

◦ 향후 토목공사비는 크지 않을 것으로 예상되고 하천에 면한 일부 1-2ha 정도의 부지는 우기나 태풍 발생 시에는 수해 가능성이 있어 추후 기본설계 단계에서 측량 및 지질 조사가 필요할 것으로 보임.

❏ 용수확보측면

◦ 주변 농가들은 4-6m 깊이로 파이프를 심어 핸드펌프로 식수를 끌어올리고 있어 지하수를 통한 용수확보에는 큰 문제가 없어 보이나 추후 조사가 필요할 것으로 보임.

◦ 소방수 및 비상시 용수 확보 등을 위해 부지에 저수지 조성 필요할 것으로 보임.

2.3.2 시설 및 주변 현황 조사

❏ 그리드

◦ 3.75MVA 라인에 접속 송전탑과 직선거리로 약 600m 떨어져 있으며 추후 송전탑 및 substation 접속 관련 NORSAMELCO와 협의가 필요함

❏ 주변 도로

◦ 주도로에서 지방 도로로 부지가 바로 연결되어 접근성 양호함.◦ 부지 남서쪽이 하천에 면해 추후 하천을 이용한 연료 수송도 가능하나 접안 시설

공사가 필요하여 공사비 증가할 수 있음.


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❏ 주변 현황

◦ 인가 주변에 극빈층 2-5가구가 토지주 허락 하에 기거하고 있으며 토지 계약시에 문제가 없도록

토지주의 책임 하에 처리하도록 해야 할 것으로 보임.◦ 학교

인근에 학교가 있어 소음 및 대기 관련 환경에 문제가 없도록 주의가 필요함.◦ 병원시설

현재 주변에 병원이 없으나 부지 주변 1-3km 떨어진 거리에 진료, 요양, 시술을 간단하게 할 수 있는 병원을 설립하려고 하는 안이 있음.

대기모델링 등을 통해 부지 내 설비 레이아웃 설계 및 발전소 운영 시 대기질 규제 준수 및 환경 영향에 문제가 없음을 체크해야 할 것으로 보임.

2.3.3 토지가격조사

◦ 토지거래 조건 토지매입과 임대 조건이 있으나 현재 팜부한 부지의 토지주는 매매를 더 선호하고 있음. 참고로 다른 후보지의 토지주들은 임대를 더 선호하고 있음.

◦ 매매조건 토지 일괄 매매의 경우 약 35.2 milion PHP (915.2 백만원)(MP, PP 포함 15ha 기준)

[그림 4.9] 사업대상부지 현장조사 모습


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[그림 4.10] 사업대상부지 연료수급 가능성

2.4 타당성조사 결과

2.4.1 연료수급

◦ 해당 사업부지는 주요 코코넛 농장이 위치하고 있는 지역의 중심 쪽에 위치하여 바이오매스 연료의 수송에 유리한 것으로 판단됨.

2.4.2 도로와의 접근성

◦ 사업대상부지는 주도로와 맞닿아 있어 연료운송 및 접근성이 아주 높음.◦ 사업을 위하여 도로를 새로 개설할 필요가 없을 것으로 판단되며, 강의 하류가

위치하고 있어 강을 이용한 물류 운반도 가능할 것으로 보임.

[그림 4.11] 사업대상부지 도로현황


ㅣ 63

2.4.3 Grid와의 거리

◦ 사업부지에서 600m 떨어진 곳에 69kV 송전탑이 위치하고 있어 발전 후 Grid 연결에 유리한 것으로 보임.

◦ Grid 연결에 대한 자세한 조건 및 비용은 지역송배전업체인 NORSAMELCO와의 논의를 통해 결정되어야 할 것임.

2.4.4 용수 확보 가능성

◦ 사업대상부지 내에 작은 우물 등 지하수층이 발달해 있으며 향후 사업을 위하여 새로 20~50m 깊이의 대수층 지하수를 개발하고자 함.

◦ 추가적으로 우수 등을 저장할 수 있도록 부지 내에 저수지를 설치하여 용수확보를 할 계획임.

◦ 사업대상부지 옆에 강이 흐르고 있으나 바다에 가까워 조수간만의 영향 및 우기/건기에 따라 염분의 농도가 달라져서 항시 발전소 용수로 사용하기에는 부적합하며, 담수시설을 설치한 후 이용가능 할 것으로 보임.


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3. 연료(폐기물 또는 바이오매스) 수급 타당성

3.1 연료 검토 및 선정

◦ 본 프로젝트에서는 노던 사마르 지역 전반에 농업 폐기물로 버려져 방치되는 농업 잔여물 바이오매스 자원을 활용하고자 함.

◦ 이를 위해 노던 사마르의 대표적인 농업 부산물로서 바이오매스 자원으로의 활용성이 높은 코코넛 잔여물(허스크, 프론드)과 벼 잔여물(왕겨, 볏집)의 원료 특성, 발생량 등을 비교 분석을 수행함.

[그림 4.12] 코코넛 및 벼 잔여물의 원료 특성

◦ 열량의 경우 무게를 기준으로 저위발열량을 비교했을 때 문헌1) 및 현지조사에서 코코넛 잔여물의 발열량(LHV2))은 3,039~4,300kcal/kg (수분함량 5~30%)인 반면, 벼 잔여물은 3,069~3,344kcal/kg (수분함량 10~15%)으로 코코넛 잔여물이 벼 잔여물에 비해 약 1.5배까지 높게 나타났음.

◦ 수확시기는 벼는 2모작을 하여 1년에 2번 수확을 하여 벼 수확시기에 벼 잔여물이 집중적으로 발생하고 코코넛의 경우 수확시기가 정해져 있지 않고 1년 내내 수확하는 것으로 나타남.

1) Bhattacharya ea '93 ; www.biofuelsb2b.com ; Orkide Akgün et al. 20112) LHV : Low Heating Value


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[그림 4.13] 노던 사마르지역 코코넛 잔여물 발생현황

[그림 4.14] 노던 사마르지역 벼 잔여물 발생현황

◦ 생산량의 경우 코코넛 잔여물의 생산량이 벼 잔여물 대비 7배 많은 것으로 났으며, 벼의 경우 개별 농가의 규모가 매우 작고, 넓은 지역에 걸쳐 분포 되어 있어 수거에 용이하지 않음.


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◦ 또한, 연중 수확 가능한 코코넛의 특성에 반해, 벼는 강수량에 대한 영향이 커서, 강수량에 따라 수확량이 30% 이상 변동 발생하여 연료 확보의 안정성에 영향을 미칠 것으로 예상됨.

◦ 이러한 결과를 토대로 발열량이 높고, 연료 공급 안정성이 높다고 판단되는 코코넛 잔여물을 주연료로 하는 것으로 결정함.

3.2 선정연료 특성

❏ 코코넛허스크

◦ 코코넛 허스크는 코코넛 내용물을 감싸고 보호하고 있는 섬유질로 이루어진 껍질임.◦ 일반적인 코코넛에서 코코넛 한 개 평균 무게 당 허스크 비율은 33~41.0%1)

정도이며 노던 사마르의 코코넛의 경우 하나의 무게가 1.72kg/nut 일 때 허스크는 33.9%2)로 0.6kg/nut임.

◦ 문헌3) 및 현지조사에서 코코넛허스크의 발열량(LHV4))은 3,989~4,300kcal/kg (수분함량 5~10%)으로 나타났으며, 본 연구에서 직접 샘플을 한국화학융합시험원을 통해 분석한 결과, 그 값은 3,788kcal/kg (수분함량 7.15%)으로 문헌자료에 비해 다소 낮게 측정되었으나 바이오매스 열병합 발전의 이상적인 연료 조건을 갖추고 있었음.

❏ 코코넛프론드

◦ 코코넛 프론드는 코코넛나무에서 코코넛 잎을 지탱하는 줄기로 하나의 코코넛 나무에서 한달에 1개씩 자라나며 총 28~39, 평균 32개가 나무 한 그루에서 생겨남.

◦ 프론드는 자라기 시작하여 떨어지기 까지 약 18개월 동안 나무에 붙어 있으며 한 달에 1개씩 일년동안 총 12개가 나무에서 떨어짐.

◦ 프론드의 무게는 코코넛 나무의 질에 따라 다르나 보통 1.5~1.8kg 정도이며, 건강한 나무의 경우 크고 긴 프론드와 많은 코코넛을 생산함.

◦ 코코넛프론드의 발열량(LHV)에 대한 공식적인 분석결과는 없으나, 현지업체에서 제공한 정보에 따르면 3,039~3,945kcal/kg(수분함량 30%) 정도로 추정되며, 본

1) Bhattacharya, e.a., 19932) PCA, Philippine Coconut Authprity3) Bhattacharya ea '93 ; www.biofuelsb2b.com 4) LHV : Low Heating Value


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연구에서 직접 샘플을 한국화학융합시험원을 통해 분석한 결과, 코코넛프론드의 발열량은 3,422kcal/kg (수분함량 7.42%)로 나타남.

특성 단위 허스크 프론드

저위 발열량 kcal/kg 3,788 3,422

고위 발열량 kcal/kg 4,440 4,067

회분 % 3.5 5.17

수분 % 7.15 7.42

H % 5.84 5.96

N % 0.53 0.78

C % 52.9 48.9

O % 34.0 37.8

S % 0.05 0.07

Cl % 0.83 0.09

자료 : 한국화학융합시험원, 2012.03.21

[표 4.5] 코코넛 허스크와 프론드 연료특성

코코넛 허스크 코코넛 프론드

[그림 4.15] 연료 성분 분석표


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코코넛 허스크

코코넛 프론드

[그림 4.16] 코코넛 허스크와 프론드

3.3 연료 수급 방안

3.3.1 연료생산지(Source)

◦ 노던 사마르에는 총 24개 지역에서 코코넛을 생산하고 있으며, 노던 사마르의 총 569바랑게이1) 중 약 75%가 코코넛 농사에 종사하고 있음.

◦ 농사를 짓는 가구의 약 85%는 코코넛 농사를 짓고 있는 것으로 나타났으며2) 이들 중 65%는 소작농이며 나머지 35%는 소규모 자체소유 농장임.

◦ 필리핀 코코넛 위원회(Philippines Coconut Authority) 조사에 의하면 2007년에서 2010년까지 코코넛 경작지 면적 규모의 변화는 없었으나 생산량은 2007년 366,874,618개에서 2010년 383,405,957개로 증가한 것으로 나타남.

1) 바랑게이 : barangay, 필리핀의 지역단위 중 가장 작은 단위로 한국의 동/리와 비슷하다고 볼 수 있음.2) Philippine Coconut Authprity


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◦ 필리핀 코코넛 위원회 조사에서 노던 사마르 토지의 약 131,260ha의 면적이 코코넛 재배에 사용되고 있으며 총 14,346,719그루의 코코넛이 재배되고 있는 것으로 나타남.

◦ 재배되고 있는 코코넛 나무들 중 약 83%는 열매를 맺고 있는 나무이며 나머지 17%는 열매를 맺지 못하는 나무이며 열매를 맺는 나무들 중 약 9%는 오래된 나무로 열매 생산량이 저조함.

◦ 따라서 열매를 맺는 83%의 나무에서 허스크를 수급하는 한편 오래된 나무에서는 프론드를 수거하여 연료로 사용할 수 있음.

토지사용 면적 비율

주거지 6,303 1.8

농지 206,307 58.98

생산용 산림 99,004 28.30

보호용 산림 13,423 3.84

보호 완충지대 10,278 2.94

기타 14,458 4.14

합계 349,800 100

[표 4.6] 노던 사마르 토지사용 현황

[그림 4.17] 노던 사마르 토지사용 현황


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(단위 : ha, t)

구역코코넛 농장

규모(ha)코코넛

나무 수1

평균 코코넛 허스크와 프론드 생산량(mt)

월간2 일간 50% 수집시4

허스크 프론드 허스크 프론드

1구역 68,423 6,842,300 8,210.76 10,263.45 273.68 335.08 307.82

LOPE DE VEGA 16,930 ,693,000 2,031.60 2,539.50 67.72 84.65 76.18

CATARMAN 13,159 1,315,900 1,579.80 1,973.85 52.66 65.79 59.23

LAVEZARES 5,634 563,400 676.00 845.10 22.53 28.17 25.35

BOBON 5,230 523,000 627.60 784.5 20.92 26.15 23.53

SAN ISIDRO 4,654 45,400 558.48 698.10 18.61 23.27 20.94

MONDRAGON 3,565 356,500 427.80 534.75 14.26 17.82 16.00

VICTORIA 3,409 340,900 409.08 511.35 13.63 10.04 15.33

ALLEN 3,171 317,100 380.52 475.65 12.68 15.85 14.26

SAN JOSE 2,636 263,600 316.32 395.40 10.54 13.18 11.86

CAPUL 2,240 224,00 268.80 336.00 8.96 11.20 10.08

ROSARIO 2,191 219,100 262.92 328.65 8.76 10.95 9.85

SAN ANTONIO 2,019 201,900 242.28 302.85 8.07 10.09 9.08

BIRI 2,005 200,500 240.60 300.75 8.02 10.025 9.02

SAN VICENTE 1,580 158,000 189.60 237.00 6.32 7.9 7.11

2구역 62,837 6,283,700 7,521.64 9,426.09 251.31 314.18 282.32

LAOANG 11,684 1,168,400 1,402.08 1,752.60 46.73 58.42 52.57

PALAPAG 9,633 963,300 1,155.96 1,444.95 38.53 48.16 43.34

CATUBIG 9,556 955,600 1,146.72 1,433.34 38.22 47.78 43.00

GAMAY 7,707 770,700 924.84 1,156.05 30.82 38.53 34.67

SILVINO LOBOS 5,260 526,000 613.20 789.00 21.04 26.30 23.67

PAMBUJAN 4,769 76,900 572.28 715.35 19.07 23.84 21.45

MAPANAS 4,304 430,400 516.48 645.60 17.21 21.52 19.36

LAPINIG 4,140 414,000 496.00 621.60 16.56 20.72 18.64

LAS NAVAS 3,275 27,500 393.00 491.25 13.10 16.37 14.37

SAN ROQUE 2,509 250,900 301.08 376.35 10.03 12.54 11.25

[표 4.7] 2007~2010 코코넛 허스크와 프론드 생산량

3.3.2 연료 생산량

◦ 코코넛 나무 한 그루당 한 달에 약4kg의 코코넛을 생산하고 있으며 이는 약 2개의 열매로 코코넛 나무 한 그루당 2.4kg의 허스크(2개의 허스크 질량)와 1.2~1.8kg의 프론드가 생산된다고 볼 수 있음.

◦ 위의 가정을 가지고 PCA에서 코코넛 허스크와 프론드의 생산량을 조사한 결과는 다음과 같음.


ㅣ 71

(단위 : ha, t)

구역코코넛 농장

규모(ha)코코넛

나무 수1

평균 코코넛 허스크와 프론드 생산량(mt)

월간2 일간 50% 수집시4

허스크 프론드 허스크 프론드

TOTAL 131,260 3,126,000 15,733.04 19,689.54 524.99 649.265 590.14

주 : 1 .2007-2010 조사결과

2. 허스크 비율 0.6kg/nut 무게 1.2kg, 프론드 무게 1.5kg/frond로 가정하여 계산

3. 월간 생산량을 30일로 나눈 수

4. 일별 생산되는 바이오매스 50% 수집한다는 가정임.

자료 : 2007 ~ 2010 PCA Statistics, Region 8

3.3.3 연료 생산자와 거래상

◦ 현재 노던 사마르의 21개 지역1)(Municipality)에서 162명의 코코넛 거래상이 PCA에 등록되어 있으며 이 외에도 바랑게이에서 활동하는 등록되지 않은 거래상들이 있음.

◦ 바랑게이의 거래상들은 농장에서 코코넛을 수집하고 지역단위로 활동하는 거래상들은 바랑게이 거래상들로부터 코코넛을 수집하며 대부분 도시에 위치하고 있음.

◦ 지역단위 거래상들은 대부분 코코넛을 수출하거나 코코넛 제품생산자들과 거래를 하고 있음.

◦ 다량의 코코넛을 거래하고 있는 거래상들을 발전소의 연료수급에 유리한 방면으로 활용할 수 있을 것으로 판단됨.

3.3.4 연료수급의 지속가능성

◦ 기후변화와 친환경적인 제품 선호도 높아짐에 따라 코코넛 제품에 대한 선호도도 상승되고 코코넛 산업에 대한 정부의 관심과 지원 정책도 늘어나는 추세임.

◦ 특히 농림부에서는 코코넛의 다양성을 높이고 생산량을 높이기 위해 프로그램을 개발 중에 있음.

◦ 노던 사마르의 코코넛 생산량은 2002년 351,776,931kg에서 2008년 377,884,271kg으로 2010년 383,405,957kg으로 증가하는 추세임.

1) 지방 : Municipality, 필리핀의 지역단위로 바랑게이(Barangay) 바로 위 단위이며 한국의 읍/면 정도임.


72 ㅣ

[그림 4.18] 코코넛 생산 현황

◦ 현재 연구되고 있는 코코넛 생산량 향상과 비료사용 프로그램이 적용될 경우 코코넛 생산량은 더욱 증가될 것으로 PCA는 예측하고 있음.

3.4 연료비용

◦ 연료가 되는 코코넛 허스크와 프론드의 가격은 현장에서 직접 구매하는 비용과 구매한 연료를 발전소까지 운반하는 비용, 전처리하는 비용까지 포함하고 있음.

◦ 바이오매스 연료의 경우 석유나 석탄 등 화석연료처럼 한 곳에서 집중 생산하여 운반하는 것이 아니라 넓게 분포되어 있는 원산지에서 연료가 되는 바이오매스를 수집하여 발전소까지 운반해야 하므로 연료운반에 드는 비용이 연료구매에 있어 중요함.

◦ 노던 사마르 코코넛 농장 및 지역 직접 조사를 통해 코코넛 허스크와 프론드의 가격을 조사하였으며 노던 사마르 현지 상황에 맞추어 운반비까지 산정하였음.

3.4.1 연료가격

◦ 현장조사를 실시한 결과 허스크와 프론드는 kg당 판매가격이 거의 동일한 것으로 나타났으며 농부들과 거래상들은 농장입구에서 거래소까지 운반하는 비용을 포함하여 1kg당 약 1~5페소 정도로 기대하고 있었음.

◦ 연료가격에 크게 영향을 미치고 있는 것은 농장에서 거래소(바랑게이 단위 거래 시)까지의 거리와 운반상황 등임.


ㅣ 73

◦ 농장이 2km이내에 있고 접근가능한 도로나 강이 있어 노동력이 필요하지 않을 경우 1kg당 1페소 정도이며 2km 이상의 거리에서 운반하며 노동력까지 필요할 경우 1kg당 5페소 정도임.

◦ 노동비의 경우 50kg의 자루 당 30페소 이상 소요되며 이는 1kg당 약 0.6페소로 앞서 가장 저렴한 연료가격인 1kg당 1페소보다 더 낮음을 알 수 있음.

3.4.2 연료공급시스템(안)

◦ 바이오매스가 여러 지역에 걸쳐 넓게 분포되어 있어 발전소로 공급하기 위해서는 연료를 운반하는 시스템 또는 체인이 필요함.

◦ 이를 위해 연료공급시스템을 구성하였으며 이는 다음과 같음.

[그림 4.19] 연료공급 시스템

◦ 먼저 1차 수집센터에서는 바랑게이단위로 코코넛 허스크와 프론드를 수집한 뒤 이를 다시 2차 수집센터로 집하하여 이를 발전소까지 운반하는 시스템임.

◦ 이렇게 구성된 시스템은 6개의 클러스터으로 구성되며 1차 수집센터와 2차 수집센터에서 수집가능한 연료와 발전소까지의 거리는 다음과 같음.


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클러스터 1차, 2차 수집센터수집가능한 연료량

(t/일, 50% 수급시)

발전소까지

거리(Km)

클러스터 1

1차 수집센터 50.53

Allen 14.26 90

San Isidro 20.94 111

Victoria 15.33 98

2차 수집센터 75.881

Lavezares 25.35 76

클러스터 2

1차 수집센터 121.42

Bgy. Geratigan, Lope de Vega 76.18

Bgy. Paticwa. Catarman 14*

Bobon, 23.53 46

San Jose 11.86 54

Rosario 9.85 62

2차 수집센터 180.652

Catarman 59.23 36

클러스터 3

1차 수집센터 50.92

Mondragon 16.00 22

San Roque 11.25 7

Silvino, Lobos 23.67 36

2차 수집센터 72.373

Dona Anecita, Pambujan 21.45

클러스터 4

1차 수집센터 109.94

Bgy. Bobolusan, Laoang 52.57 16

Catubig 43.00 28

Las Navas 14.37 36

2차 수집센터 182.314

Dona Anecita, Pambujan 21.45

클러스터 5

1차 수집센터 116.01

Bgy. Mapno, Palapag 43.34

To be

determined

Mapanas 19.36

Gamay 34.67

Lapinig 18.64

2차 수집센터 159.355

Palapag 43.34

클러스터 6

1차 수집센터 35.29

Biri 9.02 76*

San Antonio 9.08 98**

Capul 10.08 90***

San vicente 7.11 111****

2차 수집센터 111.176

Lavezares 75.88 76주 :

* 수집지점 Lavezares 1-3,5 1차, 2차 수집센터 합계 Sum of PCCs and SCC

** 수집지점 Victoria 4. 1차 수집센터와 2차 수집센터 주변 3~4군데 추가 합계

*** 수집지점 Allen 6. Lavezares 2차 수집센터와 섬지역 합계

****수집지점 San Isidro

[표 4.8] 수집센터별 연료수급 가능량


ㅣ 75

◦ 이 중에서 발전소 부지로부터 35~40km 내에 위치하고, 고속도로나 강을 통하여 연결될 수 있는 지역 범위가 주 공급 시스템으로 구성될 수 있으며, 이는 발전소 서쪽 Pambujan, Silvino, Lobos, San Roque, Mondragon과 동쪽 Palapag, Mapanas, Gamay, Lapinig이 포함됨.

◦ 그러나 발전소 동쪽 지역은 발전소까지 항상 강을 통과해 운반을 해야하므로 운반 리스크 및 비용이 증대되어 현실적으로 적절하지 않기에 발전소로부터 좀 더 멀리 떨어져 있지만 이동이 용이하고, 연료량이 많은 Lope de vega, Bobon, Catarman을 포함하고자 함.

◦ 위 지역들로 주 공급시스템을 구성했을 때 약 344.25 MT/day를 수집할 수 있으며, 이는 발전소 필요량에 충분함.

◦ 위와 같은 연료공급 시스템을 적용하여 발전소까지 운반할 경우의 거리 및 경유, 사용트럭 종류에 따른 운반비용을 산출할 수 있음.

◦ 사용가능한 트럭은 6t을 운반가능한 엘프트럭(Elf truck)과 20t 운반가능한 10휠(10 wheeler truck)이 있으며 6t 트럭은 6km/liter, 20톤 트럭은 4km/liter를 소비한다고 가정하고 노던 사마르 현지 경유 가격인 51.85PHP/liter를 적용하였을 경우 결과는 다음과 같음.

1차

수집센터

2차

수집센터

거리(km)경유소비량 & 운반비/t

경유소비량(liters) 연료가격 연료t당 운반비용

1차-2차 발전소 6t트럭 20t트럭 6t트럭 20t트럭 6t트럭 20t트럭

Rosario

Catarman

26 - 4.33 6.5 224.68 337.02 37.44 16.85

San Jose 18 - 3 2 155.55 103.70 25.92 5.18

Bobon 10 - 1.6 2.5 82.96 129.65 13.82 6.42

Lope de Vega 35 - 5.8 8.75 302.45 453.68 50.40 22.68

Bgy. Paticwa 14 40 2.3 3.5 120.98 181.47 20.16 9.07

Mondragon

Pambujan

- 22 3.66 5.5 190.11 285.17 31.68 14.25

San Roque - 7 1.66 1.75 60.49 90.73 10.08 4.53

Silvino Lobos - 36 - - - - - -

Las Navas

Pambujan

36 - 6 9 311.10 466.65 51.85 23.33

Catubig 28 - 4.66 7 241.96 362.95 40.32 18.14

Laoang 16 - 2.66 4 138.26 207.40 23.04 10.37

[표 4.9] 트럭별 운반비용 산정

◦ 산정결과에 따르면 20t트럭이 경유소비비용에서 6t 트럭에 비해 약 1/2가격의 운반비가 소요되는 것을 알 수 있음.


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◦ 발전소 운영을 위해서는 주공급시스템을 구성할 필요가 있는데, 여기에는 8개의 1차수집센터 및 2개의 2차수집센터가 포함될 계획임.

◦ 각 수집센터 설립 및 운영을 위한 비용은 [표 4.10]에서 기술하며, 주공급시스템을 운영하기 위한 전체 자본금 및 운영비용은 향후 더 구체적인 연료공급조사가 이루어져야 의미 있는 결과로 산정될 수 있음.

1차 수집센터 2차 수집센터

센터건물비용

1. 투자비 : 3,950,000PHP 1. 투자비 : 4,083,000PHP

① 6톤 트럭 비용 : 750,000PHP/대, 총 5대

② 저장소 : 100,000PHP/소, 2소

① 20톤 트럭 비용 : 1,200,000PHP/대, 총 2대

② 창고 : 1,188,000PHP/소

③ 건조기 : 400,000PHP

④ 분쇄기 : 80,000PHP

⑤ 저울 : 15,000PHP

운영비용

2. 운영비 : 115,750PHP 2. 운영비 : 183,525PHP

① 토지 임대비용(500㎡) : 5,000PHP/월

② 인건비

- 운전수(5) :300PHP/일 x 5명 = 1,500PHP/일

- 작업자(5) :185PHP/일 x 5명 = 925PHP/일

= 합계 62,050PHP/월

③ 연료비용

- 트럭연료비용

: 1,834PHP/일 x 26일

= 47,699PHP/월

①토지 임대비용(1,500㎡) : 10,000PHP/월

② 인건비

- 운전수(2) : 300PHP/일 x 2명 = 600PHP/일

- 작업자 (2) : 185PHP/일 x 2명= 370PHP/일

- 운영관리자(1) : 300PHP/일

- 경영/재무(1) : 500PHP/일

- 합계 : 46,020PHP/월

③ 연료비용

- 트럭연료 소비량

: 5,288.69PHP x 26일

= 137,505PHP/월주 : 환율 1PHP = 26 KRW 기준

*각 1개의 1차 수집센터와 2차 수집센터 산정결과

※본 계산은 현재 현황을 기준으로 산정하였으며 발전소 설립시에는 정확한 계산을 위하여 최신 비용으로 업데이트해야 할

것임.

[표 4.10] 수집센터 비용산정

3.4.3 연료공급계약

◦ 현재 코코넛 부산물에 대한 상업시장은 형성되어 있지 않으며 본 사업에서 제시한 연료공급시스템 또한 마련되지 않은 상황임.

◦ 본 사업의 원활한 연료공급을 위해서는 별도의 연료공급회사 또는 기관이 설립되어 NS Power Plant에 장기 연료공급계약을 통해 안정적인 공급이 이루어져야 함.


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◦ 연료공급회사(기관)은 현지에서의 설립 및 운영을 기본으로 하되, 초기 투자비 및 운영 리스크를 줄이기 위해 SPC 또는 ㈜다스솔루션즈에서 지분투자 형태로 참여하고자 함.

◦ 발전소의 연료 수급 안정성과 연료공급회사의 수익성, 두 가지 목표를 함께 달성하기 위해 본 사업에서는 아래와 같은 연료공급계약(안)을 제시함.

항목 조건

계약 기간 장기 독점계약 (10년단위)

연료 단가코코넛 허스크 및 프론드 1,500 PHP/ton (COD 시점 기준)

전력단가와 연동하여 동일한 연간 escalation 적용

수익공유발전소의 전년도 세후 수익의 10%를 받음(income statement

기준)

기타 조건 연료품질 인센티브&패널티: 함수율, 크기 기준

[표 4.11] 연료공급계약(안)

◦ 위 조건으로 간단히 연료공급회사의 경제성을 분석해 본 결과, 연료공급회사는 연료 판매 및 수익공유금을 통해 투자금을 회수하는 데 약 3~5년이 걸리며 IRR은 약 20~30% 수준으로 추정되어 사업성이 있는 것으로 판단됨.


78 ㅣ

4. CDM사업 타당성

4.1 CDM 시장동향 및 전망

4.1.1 국제 동향

◦ 탄소시장은 2009년 코펜하겐 정상회담의 부진, 금융위기 상황, 기후변화에 대한 정치적 상황 등을 원인으로 불확실성이 증대되고 있음.

◦ 이러한 상황에서 후속협약에 대한 합의가 이루어지지 않은 채 교토의정서 상의 1차 공약기간(2012년)이 만료될 경우 CER 가격은 3~8€/ton 수준(Point Carbon, 2010)으로 비관적으로 전망되고 있음.

◦ 한편 탄소시장의 효율성에 대한 문제가 제기되면서 CDM 등 기존 메커니즘 개선이 검토되고 있는 상황임.

◦ 현재 전세계 탄소배출권 거래의 약 80%를 차지하고 있는 EU-ETS(EU Emissions Trading System)의 경우 개정지침 Phase III(’13~’20)을 통해 CER의 사용인정한도 축소하여 2012년 이후 등록사업의 CER은 최빈국에서 생성된 것만 수용 가능 하도록 함.

Secondary Market

분류2011 2012

6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5

EUA 가격 15.18 12.58 12.18 11.7 10.3 9.4 7.4 6.9 8.5 7.6 6.94 6.64

EUA 거래량 4,111 4,498 6,109 4,551 3,003 2,499 2,718 1,908 3,821 3,206 3,383 2,983

CERs 가격 11.71 9.99 8.66 8.39 7.4 6.6 4.81 3.9 4.5 4.2 3.87 3.49

CERs 거래량 3,952 1,055 2,921 2,439 2,528 1,256 1,618 1,546 2,640 1,311 1,699 579

자료 : Bluenext

[표 4.12] 2011~2012년 탄소시장 거래현황


ㅣ 79

유 형 특 징

통합방법론

(Consolidated

Methodology)

• 재생에너지 이용 사업 또는 매립가스 사업 등과 같이 CDM 사업이 활발히 진행되고 상

대적으로 많은 방법론이 개발되는 분야에 대해 이미 승인된 방법론들을 모아서 만든 방

법론

• 통합 방법론에 흡수된 기 승인 방법론들은 폐기됨

• Approved Consolidated Methodology 의 약자로 ACM이라는 앞글자와 넘버가 붙음

• 2012년 6월 현재 20개의 방법론이 승인되어 있음

대규모 방법론

(Large Scale

Methodology)

• 통합방법론과 소규모 방법론을 제외한 일반적인 방법론

• Approved Methodology 의 약자로 AM이라는 앞글자와 넘버가 붙음


[표 4.13] CDM 방법론의 유형

◦ EU-ETS 개정지침을 비롯한 탄소시장 미래에 대한 불명확성으로 인해 최근 탄소시장 가격은 2011년 6월 이후 급격히 하락하였음.

◦ 2012년 초 CERs 가격은 최저가격인 3유로대로 내려갔으며 이후에도 뚜렷한 상승세 없이 계속 3유로 대를 유지하고 있음.

4.1.2 필리핀 동향

◦ 필리핀은 개도국으로 아직 교토의정서 상 탄소의무부담국가 (Annex I)은 아니지만 뛰어난 자연 조건을 바탕으로 신재생에너지 분야의 강점이 있어 ‘97년 교토의정서 비준 당시부터 UNFCCC를 주도할 정도로 기후변화협약에 선도적으로 대응해 왔음.

◦ 2012년 6월 기준, 필리핀은 세계 9위의 CDM 프로젝트 등록국가로서 총 58건의 CDM사업이 UNFCCC에 등록되었으며, 등록된 사업은 대부분 재생에너지분야에 집중되어 있음.

◦ 이를 통해 연평균 11,382,000 tCO2e(2012년 기준)의 온실가스를 감축하게 될 전망임.

4.2 적용 방법론 선정

4.2.1 방법론 검토

◦ 현재 UNFCCC에는 존재하는 방법론은 통합, 대규모, 소규모 등 3가지 종류의 방법론이 있으며 이들 중 프로젝트 규모와 종류에 맞는 적절한 방법론을 찾는 것이 매우 중요함.


80 ㅣ

유 형 특 징

소규모 방법론

(Small Scale

Methodology)

• 소규모 방법론은 규모가 작은 사업들에 대하여 절차와 비용을 간소화 시킨 방법론

• 소규모 방법론을 사용하기 위해서는 몇 가지 조건을 만족하여야 함

a. 최대발전용량이 15MW(또는 상당분) 이하의 재생에너지 사업

b. 연간 60GWh(또는 상당분) 이하의 에너지를 감축하는 에너지 효율 향상 사업

c. 연간 배출 감축량이 60kt CO2eq. 이하의 사업

• Approved Small Scale Methodology 의 앞글자 ASM과 각 분야를 나타내는 로마자 (I,II,

III 등)와 함께 넘버가 붙음.


◦ 바이오매스 발전 CDM 사업은 UNFCCC에 의해 규정된 Scope 1. 에너지 산업 (신재생 에너지, 비 신재생에너지 포함)에 해당하는 분야로 관련 방법론은 통합 방법론 ACM0006 및 소규모 방법론 ASM.I.D 외 2-3개가 존재함.

◦ 본 프로젝트에 적용가능한 ACM0006 방법론의 경우 여러 방법론이 통합된 방법론으로 P(Power), H(Heat), B(Biomass), BG(Biogas) 등 4가지 시나리오 옵션이 있으며 이들 중 수행하려는 프로젝트에 관련된 부문을 선택/조합하여 베이스라인을 설정할 수 있음.

◦ ASM.I.D의 경우 베이스라인은 분류요건에 적합한 사항을 선택하여 설정할 수 있으며 코코넛 허스크 Case Study 대상인 태국 Clean Energy One Biomass Power Plant Project의 경우 본 방법론을 통해 CDM 등록을 추진하고 있음.

◦ 적용가능한 방법론인 ACM0006과 AMS I.D 2가지 중 비교 분석을 통해 방법론을 선정하였음.

◦ 분석항목은 다음과 같음. CDM 프로젝트 소요기간 : 프로젝트 전체 일정에 큰 영향을 미치며 기간이 짧을수록 유리함. CDM 적용건수 : 방법론을 이용한 프로젝트 진행 건수로 프로젝트 적용 빈도가 높을수록

검증되었을 확률이 높음. CDM 프로젝트 소요비용 : 프로젝트 비용에 영향을 미치며 비용이 적을수록 유리함.


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분석항목 ACM0006(통합방법론) AMS.I.D(소규모 방법론)

소요기간* 1년 정도 6개월 정도

적용건수** 348 2,696

소요비용

필리핀 CDM사업 신청 및

검토 수수료약 30만원 (10,600 페소) 약 16만원 (5,600 페소)

컨설팅 비용*** 1억 2000만원~1억5000만원 7000만원~9000만원

모니터링 및 현장검증*** 2억~2억5000만원 1억5000만원

* 제4장 [표 4.14] CDM 프로젝트 단계별 소요기간 참조

** CDM Pipeline (http://cdmpipeline.org/), 2012년 6월 1일 기준

*** 참조:etnews.com (http://www.etnews.com/news/detail.html?id=200906120171

[표 4.14] 방법론 비교 분석

◦ 방법론 비교 분석결과 AMS I.D 소규모 방법론이 소요기간 및 비용 면에서 유리하며 적용건수도 많은 것으로 나타나 AMS I.D 방법론을 결정하였음.

4.3 방법론 적용

◦ 적용 방법론은 AMS I.D로 카테고리는 태양광 발전, 수력, 조력, 파력 및 지열 발전과 바이오매스 등의 재생에너지를 이용하여 전력연계체제를 구축하는 것임.a) 전력을 국가 또는 지역 그리드에 연결하여 공급b) 전력을 계약에 의해 정해진 소비자의 시설에 국가/정부 그리드를 이용하여 공급

◦ AMS I.D에서 적용가능한 분야는 총 4개 분야가 있으며 이는 다음과 같음.a) 신재생에너지를 이용한 발전 프로젝트 활동이 없는 곳에 새로운 발전소를 짓는 행위b) 시설용량의 증대c) 현존하는 플랜트의 설비 개보수d) 현존하는 플랜트의 설비 교체

◦ 본 프로젝트는 a)신재생에너지를 이용한 발전 프로젝트가 없는 곳에 새로운 발전소를 짓는 행위로 적용이 가능함.

4.4 탄소감축량 산정

4.4.1 베이스라인


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◦ 방법론 AMS I.D에서 문단 10. ‘그리드로 연결하여 전력을 공급하는 프로젝트 행위’로서 이 프로젝트가 없었을 경우 그리드에 연결된 발전소로부터 전력을 공급받았을 것이라는 시나리오를 사용할 수 있음.

BEy = EGBL, y * EFCO2, grid ,y

BEy = y년도의 베이스라인 배출량(tCO2)

EGBL,y = CDM 프로젝트에서 그리그로 연결하여 공급하는 전력의 y년도 전력량

EFCO2,grid,y = 그리드의 y년도 CO2 배출계수(tCO2/MWh)

[표 4.15] AMS I.D 베이스라인 산정식

◦ 그리드의 배출계수는 보수적이고 명확한 방법으로 정해지며 산정방법은 UNFCCC의 방법론 툴 “Tool to calculate the emission factor for an electricity system”을 사용하여 계산할 수 있으며 내용은 다음과 같음.

Step 1. 전력이 연결된 시스템을 파악

Step 2. 오프그리드 발전소를 포함시킬지 결정

Step 3. 운영마진(Operating Margin, OM) 산정방법 결정

a) Simple OM

b) Simple adjusted OM

c) Dispatch data analysis OM

d) Average OM

Step 4. 선정된 방법으로 OM 계산

Step 5. 건설마진(Build Margin, BM) 계산

Step 6. 통합마진(Combined Margin, CM) 계산

a) Weighted average CM

b) Simplified CM

[표 4.16] 전력베출계수 산정방법

◦ 본 프로젝트가 위치하고 있는 노던 사마르 지역은 Luzon-Visayas 그리드를 사용하는 지역으로 최근 이 지역에서 진행되고 있는 San Lorenzo Guimaras 54MW Wind Power Project CDM 프로젝트의 Luzon-Visayas 지역 전력배출 값인 0.515를 적용하여 배출감축량 산정을 하였음.

◦ EGBL,y 값은 사업 전력 총 생산량 중에서, 자가사용하는 1MW를 제외한 그리드에 연결하여 제공하는 9MW 연간 전력생산량을 63,860.4MW로 산정하고, EFCO2,grid,y 값은


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1차 수집센터

(6톤트럭)

2차 수집센터

(20톤트럭)스타트업 연료

일간운행횟수(trip) 47 15 -

운행회수당 평균 거리 20 23.75 -

1리터당 운행거리 (km/liter) 6 4 -

연간 경유 소비량 111,860 120,003 360,000

연간 발전소 운영일 329

경유 순발열량(MJ)(IPCC) 35.4

경유탄소배출계수

(tCO2/TJ)(IPCC)74.1

프로젝트에미션(tCO2/year) 294 315 944

연간 총 프로젝트에미션 1,553

주 : 일일 코코넛 허스크, 프론드 운반량 약 300톤 기준으로 산정

[표 4.17] 프로젝트 연료 소비량

Luzon-Visayas 그리드의 전력배출계수인 0.515를 적용할 경우 베이스라인 BEy 값은 32,888tCO2임.

4.4.2 프로젝트 배출량

◦ 프로젝트 배출량은 프로젝트를 진행하면서 발생하는 탄소량을 책정한 것임. ◦ 본 프로젝트에서는 바이오매스 연료 운반을 위해 사용되는 차량의 연료인 경유와

플랜트의 스타트업 연료로 사용되는 경유에 대해 탄소가 배출한다고 볼 수 있음.◦ 바이오매스 연료 운반에 소비되는 경유의 경우 원료 수급타당성 분석에서 가정한 6톤

트럭, 10톤 트럭의 경유소비량을 기준으로 계산하였을 경우 1년에 소비량은 약 231,863리터가 소비됨.

◦ 발전소의 스타트업 연료는 1회당 약 15,000리터가 소비될 것으로 예상되며 월간 2회 정도 스타트업 하여 연간 약 360,000리터 발생할 것으로 예상됨.

◦ 경유소비량에 경유의 발열량(IPCC) 35.4MJ/liter, 경유 탄소배출계수(IPCC) 74.1tCO2/TJ을 적용할 경우 1,553tCO2/year의 탄소가 배출됨.


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4.4.3 탄소감축량(CERs)

◦ 탄소감축량 계산은 베이스라인에서 프로젝트 배출량을 뺀 것으로 계산결과는 총 31,336tCO2을 연간 감축할 수 있음.

항 목 내 용

발전 규모 (예상 규모) 10MWe

그리드 내 전력 판매량 9MWe

발전 운영 시간 7,096h/year

연간 전력 판매량 63,860MWh/year

Luzon-Visayas Grid Emission Factor

(CM, Combined Margin)0.515tCO2/MWh

베이스라인 감축량 32,888tCO2/year

프로젝트 배출량 1,553tCO2/year

연간 온실가스 저감량 31,336tCO2/year

총 온실가스 저감량 (사업 기간 : 21년) 658,047tCO2

[표 4.18] 탄소감축량(Emission Reduction) 산정


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5. 전력판매 타당성

5.1 전력판매구조

5.1.1 필리핀 전력산업구조

◦ 필리핀은 2001년 전력개혁법 제정을 통해 경쟁제도를 도입하였으며 국영발전사(National Power Company, NPC)를 발전, 송전, 배전, 공급사 부문으로 분리하였음.

◦ NPC의 송전사업 부문은 TransCo(National Transmission Corporation)를 신설하여 이관하였으며 현재는 민영화 되어 운영되고 있음.

◦ 전력공급의 효율화와 경쟁도입을 위해 WESM(Wholesale Electricity Spot Market), PEMC(Philippine Electricity Market Corporation) 등을 설치하고 NPC, TransCo 설비의 민영화 및 민간자본을 활용한 발전, 송배전 설비건립을 지속적으로 추진 중임.

◦ WESM은 발전업자와 송배전 업자(전기사업자와 브로커)가 실시간으로 전기를 사고 팔 수 있는 마켓으로 경제성이 높은(단가가 낮은) 전기를 우선 사용하고 시장에 의한 투명한 전력가격 형성을 통해 전력분야 투자와 경쟁을 유도하기 위해 설치되었으며 Luzon지역과 Visayas지역에 운영을 추진 중임.

◦ PEMC는 WESM의 운영 정부기관으로 마켓 운영자 역할을 수행하며 도매전력 시장의 효율화 추구를 위해 설립되었으며 WESM 관련 규정을 재개정 하고 있음.

[그림 4.20] 필리핀 전력판매구조


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◦ 배전의 경우 발전소에서 생산된 전기가 송전선로를 따라 최종소비자인 고객에게 도달되기 위해 배전을 담당하는 19개의 DU(Distribution Utility)와, 119개의 EC(Electric Cooperative, 배전협동조합)이 존재함.

◦ DU는 사기업이 운영하는 배전회사로 Meralco(메트로마닐라), Veco(세부지역), DLPC(다바오지역) 등 각 지역의 전력공급을 담당하고 있으며, Electric Cooperatives는 국가전화청(NEA)의 관할 하에 있음.

◦ 지역배전회사는 해당지역 네트워크에 연결된 최종 사용자에게 전기를 판매할 수 있는 독점적인 권한이 있으며 ERC의 승인이 있을 경우 제3자로부터 전력을 구매하여 판매할 수 있음.

5.1.2 필리핀 전력요금구조

◦ 필리핀의 요금구조에 있어서 배전회사가 보편적으로 공급의무를 이행하고 있으며 발전, 송전, 배전, 판매 개별요금(Unbundling)을 책정하고 있음.

◦ 규제기관(Electricity Regulatory Commission, ERC)에서 개별요금을 승인하는 방식임.◦ 한편 도매시장에서는 WESM등을 통하여 강제적 가격입찰시장을 형성하고 있으며

단일 Standard Market Price에 Price Cap(62PHP/kWh)가 설정되어 있음.◦ 소매시장에서는 프랜차이즈 지역배전회사는 지역 지역내 판매독점을 하고 있으나

배전회사의 동의와 ERC승인에 따라 제3자로부터 전력 구매가 가능함.◦ 신재생에너지로 발전하는 전력의 경우 신재생에너지법(Renewable Energy Act 2008)에

의해 RPS, FIT제도 등이 도입되고 있어 기존의 전력체계와는 다른 요금제가 적용될 예정임.

5.2 전력판매방안

5.2.1 NORSAMELCO 판매

◦ 노던 사마르 지역은 현재 지역 내에 발전소가 없으며 지역 배전사인 NORSAMELCO가 전력의 전량을 외부로부터 송전 받아 배전하는 방식임.

◦ NORSAMELCO는 노던 사마르 지역의 전력판매를 독점적으로 운영하고 있으며 제3자로부터 전력을 구매하여 판매도 가능함.


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◦ 현재 노던 사마르 지역은 전력 소비량이 증가하고 있으며 이에 따라 NORSAMELCO의 수배전량도 높여야 할 필요성이 늘고 있음.

◦ 뿐만 아니라 현재 NORSAMELCO가 구매하고 있는 발전업체와의 계약이 2012년 12월 부로 만료될 예정으로 재계약 또는 새로운 발전업체와의 계약이 필요한 상태임.

YEAR

DEMAND (kW) ENERGY VOLUME (kWh)

BASE LOAD +

INTERMEDIATEPEAK LOAD

BASE ENERGY +

INTERMEDIATEPEAK ENERGY

2011 6,911 5,128 57,121,970 6,741,995

2012 7,797 5,785 64,446,110 7,607,479

2013 8,873 6,585 73,343,286 8,659,728

2014 10,165 7,544 84,023,020 9,922,742

2015 11,699 8,682 96,696,903 11,418,456

2016 13,498 10,017 111,572,439 13,172,888

2017 15,590 11,568 128,858,100 15,211,089

2018 17,999 13,354 148,764,307 17,556,162

2019 20,751 15,393 171,503,225 20,229,467

2020 23,879 17,695 197,326,917 23,212,461

[표 4.19] 노던 사마르 전력 수요 예측량

[그림 4.21] 노던 사마르 전력 수요 예측


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◦ 하지만 NORSAMELCO는 현재 재정현황이 불안정하여 장기적인 전력공급계약 할 경우 향후 전력판매대금 수금에 대한 리스크가 존재하고 있음.

◦ 이를 해소하기 위한 방안으로 주정부가 전력판매 대금 회수에 대한 보증의사를 표시하고 있어 그 진행방향을 주시할 필요가 있음.

◦ 아울러 필리핀 현지투자자로써 주 스폰서 역할을 고려하고 있는 Aboitiz사가 NORSAMELCO를 통한 발전요금 수금 형태보다는 독자적인 배전사업 추진 또는 NORSAMELCO 인수까지 고려하고 있어, Aboitiz와 주정부 사이에 본 발전사업과 배전사업까지 포함하여 논의 중임.

5.2.2 WESM 판매

◦ WESM은 필리핀 전력도매시장으로 가격경쟁입찰을 통해 전력의 판매와 구매가 가능함.

◦ 신재생에너지 발전의 경우 발전단가가 높아 가격경쟁에서 뒤쳐질 위험이 있지만 필리핀 정부에서 신재생에너지법에 의해 RPS와 FIT 도입을 제정하였기 때문에 이 두 가지 프로그램만 시행된다면 가격경쟁과 상관없이 전력판매가 가능할 것으로 보임.

◦ 아울러 신재생에너지도 일반 전력도매거래시장인 WESM과 유사한 형태의 별도 신재생에너지 전용 전력도매거래시장의 개설이 필리핀에서 논의되고 있음.

5.2.3 대규모 전력 소비자 직접 판매

◦ 필리핀 내 1 MW 이상의 전력을 소비하는 소비자는 배전사업자가 전기를 공급 할 의무가 없어짐.

◦ 따라서 대규모 전력 소비자와 직접 계약인 PSA(Power Supply Agreement)를 통해 판매 가능할 것으로 봄.

5.3 전력판매단가

◦ NORSAMELCO에서 제공한 자료에 따르면, NORSAMELCO가 발전사로부터 구매한 전력단가는 2009년에 4.9305 PHP/kWh, 2010년에 6.5388 PHP/kWh 였으며, 2011년에는 6.56 PHP/kWh 수준으로 정해질 것으로 추정하였음.


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◦ 따라서 노사멜코는 6.5 PHP/kWh 정도의 전력단가에는 충분한 구매의사가 있으며, 이를 미팅을 통해 직접 확인하였음.

◦ 나아가 신재생에너지 전력의 비과세 혜택, 발전소의 전력판매시점(2015년 이후), NORSAMELCO의 안정적인 전력공급처 부재 상황 등의 조건을 고려했을 때, 본 사업의 전력판매단가는 6.5~7.0 PHP/kWh 수준에서 충분히 형성될 수 있으리라 판단함.

◦ 본 프로젝트에서는 기본 전력판매단가(COD 시점 기준)를 6.895 PHP/kWh로 계획하고, 노던 사마르 지방정부 및 NORSAMELCO와 긴밀히 논의 중임.


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6. 기술적 타당성

6.1 적용기술선정

6.1.1 소각기술

◦ 현재 논의되고 있는 적용기술은 그레이트(Grate)1)를 사용한 스토커 시스템(Stoker)으로 그 중에서도 이동형 그레이트(Chain Grate Stoker 또는 Moving Grates Stoker)와 경사형 진동 그레이트(Inclined Vibrating Grates)2) 방식이 적합한 기술로 나타남.

◦ 위의 기술들은 본 프로젝트와 비슷한 규모의 발전 프로젝트에서 빈번히 도입되고 있으며 성공적으로 운영되고 있는 것으로 나타남.

◦ 유압식 계단형 그레이트(Hydraulic Stepping Grates)방식도 후보로 올랐으나 이 방식은 단단하여 연소가 어려운 바이오매스에 사용되고 있으며 마모, 부식 등의 리스크가 있어 배제되었음.

◦ 그레이트가 사용되지 않는 부유연소 시스템(Suspension Combustion)의 경우 연소가 쉬운 바가스(Bagasse), 왕겨 등에 사용되며 코코넛 허스크와 프론드 연소에는 적합하지 않은 것으로 나타남.

◦ 살포식 스토커(Spreader Stoker) 시스템은 연료를 공급하는 방식으로 보통 이동형 그레이트(Chain Grates) 또는 진동형 그레이트(Vibrating Grates) 방식에 사용되고 있으며 연소가 어려운, 크고 두꺼운 바이오매스를 연소시킬 경우 오랜 체류시간이 필요하다는 단점이 있음.

◦ 유동층 시스템(Fluidized Bed Combustion)은 다양한 바이오매스에 널리 사용되고 있는 기술이지만 포타슘 함유 수치가 높은 코코넛 프론드를 사용할 경우에는 소각재가 용융되는 온도가 낮아지는 단점이 있음.

1) 보일러 내에서 고체연료를 배치하기 위해 일정간격으로 나열한 봉으로 화격자라고도 볼림.2) 연료를 아래쪽으로 이동시키기 위해 주기적으로 진동하는 그레이트


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종류 그림 장점 단점 적격성

스토커

시스템

(Stoker

Combustion)

이동식 그레이트

(Chain Grate)

• 빈번히 도입

되고 있는

방식

• 그 레 이 트

(Grate) 마모

부 식 이 잘

일 어 남 .적합

경사형

진동 그레이트

(Inclined

Vibrating

Grates)

적합

유압식 계단

그레이트

(Hydraulic

Stepping

Grates)

• 크고 단단한

바이오매스

사용가능

• 그 레 이 트

(Grate) 마모

부 식 이 잘

일 어 남 .부적합

부유연소 시스템

(Suspension Combustion)

• 입자가 작고

연소가 쉬운

바 가 스

(Bagasse),

왕겨 등에

사용됨.

• 입자가 클

경우 체류시

간이 길어

짐.

부적합

유동층 시스템

(Fluidized Bed Combustion)

• 다양한 바이

오매스에 널

리 사용되고

있음.

• 포타슘이 수

치가 높은

바이오매스

의 경우 소

각재용융온

도가 낮아짐

• 보일러 튜브

마모가 빈번

히 일어남.

부적합

[표 4.20] 보일러 기술 적합성 비교


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◦ 체인 그레이트(Chain Grates)와 진동형 그레이트(Vibrating Grates) 모두 1차 공기(primary air, PA)는 그레이트(Grate)를 통해 위쪽으로 투입되며 2차 공기는 살포식으로 위에서 공급됨.

◦ 그레이트를 냉각시키는 방법은 1차 공기 투입으로 냉각시키는 공랭식 방법을 사용하거나 수냉식 방법을 사용하여 냉각할 수 있음.

◦ 발열량이 3,100~4,300kcal/kg으로 높을 경우에는 수냉식이 빈번히 사용되고 있으며 그보다 낮은 1,900~3,100kcal/kg의 발열량을 가진 경우에는 공랭식이 적합함.

◦ 본 프로젝트에 사용되는 코코넛 허스크와 프론드는 약 3,039~4,300kcal/kg 수준의 발열량을 가지고 있어 수냉식이 적합할 것으로 예상됨.

◦ 그레이트 스토커 시스템에서는 다양한 크기와 다양한 발열량을 가진 바이오매스 연료를 사용할 수 있으나 그레이트 위로 바이오매스 분포를 균일하게 하여야 하며 그레이트가 과열되지 않도록 해야함.

◦ 이를 위해서 바이오매스 연료 투입 시스템과 그레이트의 냉각방식 선정이 중요시됨.◦ 주어진 바이오매스 연료의 특성, 사이즈, 발열량에 따라 적절한 소각온도가 요구되며

이는 1차/2차 공기주입 비율, 공기예열수준, 그레이트 이동속도 등의 조정을 통해서 맞출 수 있음.

◦ 바이오매스 연료의 특성은 계절별 수분함량 등이 달라질 수 있으므로 이에 따른 조정이 필요함.

◦ 노던 사마르 프로젝트의 경우 코코넛 허스크와 프론드는 비슷한 연료특성을 지니고 있어 적절한 사이즈로 준비할 경우 특별한 조정은 필요하지 않을 것으로 보임.

◦ 따라서 코코넛 허스크와 프론드 2가지 바이오매스를 혼합하여 사용하는 조건에서도 좋은 효율을 발휘하는 소각 시스템이 적용가능할 것으로 보임.

◦ 이동형, 진동형 그레이트 시스템은 볏짚, 우드칩 소각 등 세계적인 바이오매스 발전사업에 널리 사용되고 있음.

◦ 이 시스템은 단독 소각시스템에서 적용가능한 최대용량은 20MWe로 바이오매스 연료 균일 투입이 가능한 소각로의 크기에 따른 것이며 노던 사마르 발전용량은 20MWe보다 작으므로 문제없이 잘 적용할 수 있음.

◦ 한편, 환경적 측면에서는 NOx는 큰 영향이 없으나 배출되는 연기와 입자상 물질(PM)에는 백필터(Bag filter)가 필요할 것으로 보임.


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◦ 그리고 HCl이 문제가 될 수 있으며 안전한 배출을 위해서는 석회 또는 유사한 물질을 투입하여야 하며, 투입 후에도 HCl<100mg/Nm3 기준은 만족시키기 어려울 것으로 보여 예방차원에서 높은 굴뚝을 설치해야 할 것으로 보임.

6.1.2 스팀터빈

◦ 스팀터빈 기술은 본 프로젝트에서 도입 리스크가 적은 기술로 판단되며 산업용 또는 발전용 터빈 중에서 프로젝트에 적합한 용량으로 선정 가능함.

◦ 일반적인 고압스팀의 온도는 450℃, 압력은 40bar 정도이며 냉각기술 종류에 따라 콘덴서 압력은 0.07~0.13임.

◦ 스팀터빈은 싱글 수평 실린더, 임펄스 타입, 탈기(脫氣)와 공급수를 데우기 위한 다단계 축 플로우 장비(4bar)가 필요함.

◦ 연료의 건조를 위해 스팀터빈으로부터 저압 스팀을 추출하여 사용할 수도 있음. 이 방법은 샤프트의 파워를 낮추는 단점이 있으나 보일러의 효율은 높여 결과적으로는 플랜트의 효율을 높이는 효과가 있음.

◦ 스팀터빈은 일반적으로 약 5,000rpm으로 작동하며 기어박스를 통해 발전기에서 샤프트의 속도가 약 1,500~3,000rpm으로 줄어듬.

◦ 스팀터빈의 설계에서 기어박스, 발전기의 용량은 10MWe이상이 요구되며 콘덴서를 위한 냉각수는 사업지역의 여건에 맞추어 급수 32℃, 배수 42℃ 정도가 적절함.

◦ 적절한 발전기 터미널 전압은 6.6kV 정도이며 고체연료를 사용하는 발전소의 특성인 먼지가 많은 단점을 해결하기 위해서 내부 공기 순환이 될 수 있도록 냉각수가 필요함.

6.1.3 냉각기술

1) 관류 냉각(Once through cooling)

◦ 이 기술은 적은 비용과 공간차지로도 콘덴서의 좋은 냉각성능을 낸다는 장점이 있으나 많은 물의 순환이 필요하여 지역 환경규정 등에 의해 제한될 수 있는 기술임.

◦ 본 프로젝트에 관류냉각을 사용할 경우 시간당 약 4,000㎥의 물이 필요할 것으로 보이며 400~600mm 지름의 관을 통해 지하로부터 공급하는 것이 적절할 것으로 보임.


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◦ 관류냉각은 근본적으로 취배수 배관 및 구조를 설치하고 운영해야 함으로 본 사업과 같이 상대적으로 작은 프로젝트 규모를 감안하면 본 기술이 채택되기 전에 기술적으로 더 많은 검토가 필요함.

2) 습식 냉각탑(Wet cooling tower)

◦ 관류 냉각의 도입이 어려울 경우 습식 냉각탑이 좋은 대안으로 적절함.◦ 습식 냉각탑에서는 온수가 콘덴서로부터 냉각탑으로 오는 중에 대기에 의해 온도가

낮아지며 이 물은 아래에 수조로 모였다가 밀폐형 루프(Loop)를 통해 다시 콘덴서로 들어감.

◦ 가장 일반적인 습식 냉각탑은 기계통풍 디자인으로 이 디자인의 냉각탑에서는 위쪽에 기계적인 팬을 설치하여 공기순환을 함.

◦ 100MW 이상의 플랜트에서는 자연통풍 타워를 설치하기도 하지만 10MW의 용량에서는 냉각탑의 크기와 비용, 공간활용, 미관상 적절하지 않은 것으로 보임.

◦ 냉각 중에는 공기로 인해 증발 되는 등 약 3~6%의 물 손실이 일어나는데 이를 위해 추가로 물을 공급해야 하며 본 프로젝트에서는 보수적으로 시간당 약 128㎥이 필요한 것으로 추정함.

◦ 전반적으로 습식 냉각탑은 본 프로젝트 부지에 적합한 것으로 판단되며 추가공급 물(128㎥)을 공급할 방안은 필요한 것으로 보임.

3) 공랭식/건식 냉각탑(Dry cooling tower)

◦ 프로젝트 대상부지에서 물 공급이 어려울 경우 비용 등을 고려하지 않는 다면 건식 냉각탑이 적절한 것으로 보임.

◦ 건식 냉각탑은 습식 냉각탑과 같은 기능을 하지만 직접적으로 공기와 접촉시키지 않고 냉각탑 내부에 열교환기를 설치하여 냉각시키는 방식임.

◦ 기술 검토 결과 부지에 물이 부족할 경우 비용이 허락하는 한 건식 냉각탑도 적절한 방안으로 보임.

4) 혼합식 냉각탑(Hybrid cooling tower)

◦ 습식 냉각탑에서 흔히 볼 수 있는 수증기 기둥이 문제가 된다면 혼합식 냉각탑이 고려될 수 있음.


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◦ 혼합식은 습식과 건식이 혼합된 냉각시스템으로 열교환을 한 후에 건조된 공기를 냉각탑으로 넣어서 건조된 공기와 습한 공기가 섞이게 하여 냉각탑에서 나오는 공기의 습도를 줄여 눈에 띄일 수 있는 수증기 기둥으로 응결되는 것을 감소시키는 것임.

◦ 수증기 기둥이 잘 보이지 않게 할 수 있는 장점이 있지만, 이로서 투자 및 운영비용이 늘어나게 되며, 지역의 환경규정, 안전이나 지역주민의 민원 문제까지 고려했을 때 이 기술은 본 사업에서는 적합하지 않음.

5) 헬러 냉각 시스템(Heller cooling system)

◦ 헬러 냉각 시스템은 물이 부족한 지역에서 적용 가능한 건식 냉각탑의 대안임.◦ 헬러 냉각 시스템에서는 직접 접촉식 콘덴서의 응축수가 건식 냉각탑에서 냉각되고

탑에서 냉각된 물은 콘덴서로 다시 보내져 배기 스팀에 분사됨.◦ 이는 콘덴서 배관 표면의 비용을 절감하고 탑의 공간 및 예비 전력 소모를

감소시키는 장점이 있으나 아직 시스템을 도입하여 운영하는 프로젝트가 적음.◦ 검토결과 건식 냉각탑보다 비용면에서 고가이고 도입된 횟수도 적은 면에서

고려대상이기는 하나 최적은 아닌 것으로 판단됨.

6) 공랭식 응축기(Air cooled condenser)

◦ 공랭식 응축기는 배기 스팀을 직접적으로 응축하기 위해 주변의 공기 흐름을 사용하는 것으로 순환되는 물의 밀폐된 루프를 이용함.

◦ 공기를 이용한 열교환은 효율이 낮으므로 표면적이 넓어야 하며 추가 전력의 소모도 높아짐.

◦ 본 프로젝트의 규모에서 공랭식 응축기를 사용할 경우 적은 용량이 요구되며 물의 필요량도 최소화되어 보일러를 위해 필요한 물의 양은 하루에 20㎥ 정도로 예상됨.

◦ 이 기술은 물 공급이 부족하여 습식 냉각탑을 적용하지 못할 때 선정 가능한 옵션으로 판단됨.

7) 선정결과


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No. 기술 기술/용량 수량

1 스팀터빈

싱글 수평 실린더, 임펄스 타입, 다단계 플로

장비, 컨덴싱 타입

10MW 용량 이상

1

2 스팀터빈 기어박스샤프트 속도 1500rpm으로 경감

10MW 용량 이상1

3 표면 콘덴서 프로젝트 적절하게 선택 1

[표 4.22] 주요설비 리스트

◦ 냉각기술 검토 결과, 습식 냉각탑의 기계통풍 방식과 공랭식 응축기 방식이 본 프로젝트 플랜트에 적절한 냉각을 제공하는 실용적인 방안으로 리스크가 적은 것으로 판단되어 선정함.

종류 장점 단점 비용 적격성

관류 냉각

• 전력 소비 적음

• 프로젝트 도입 경험 많음.

• 성능 좋음

• 공간차지 작음.

• 연기기둥 없음

• 물 필요량 많음

• 환경 규정 위반 가능성 있음.

• 물 공급 및 배수를 위한 공사

필요

작은 규모의

프로젝트에는

큰 비용 발생

부적합

습식

냉각탑

기계통풍• 공간차지 작음

• 물 필요량 중간

• 전력 소비 많음.

• 수증기기둥 보임중간 적합

자연통풍 • 해당사항 없음 • 10MW 규모에 부적절 해당사항 없음 부적합

건식

냉각탑

기계통풍• 공간차지 작음

• 물 필요량 적음

• 전력 소비 많음

• 프로젝트 도입경험 적음매우 높음 부적합

자연통풍

• 전력 소비 적음

• 적은 물 필요량

• 연기기둥 없음

• 프로젝트 도입경험 적음

공간차지 많음 매우 높음 부적합

혼합식 냉각탑• 수증기기둥 적음

• 물 필요량 중간

• 전력소비 많음매우 높음 부적합

헬러 시스템 • 물 필요량 적음

• 공간차지 많음

• 프로젝트 도입 경험 적음

• 미관상 영향 있음매우 높음 부적합

공랭식 응축기 • 물 필요량 적음• 공간차지 많음

• 미관상 영향 있음.높음 적합

[표 4.21] 냉각기술 방식의 비교

6.1.4 주요설비 리스트


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4 수직펌프(CEP) 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

5 스팀터빈 조속기 10MW 용량 이상 1

6진동 모니터링 시스템

프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

7 보일러흡착제 시스템 포함한 이동형 그레이트 또는

경사 진동형 그레이트 시스템1

8 백 필터 25 mg/Nm3 이상의 성능 필요 추후 설계에서 결정

9 보일러 인발 펌프 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

10 보일러 팬 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

11 고압 밸브 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

12 기타 밸브 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

13 모터 액츄에이터 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

14 컨트롤밸브 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

15 안전밸브 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

16 수트 블로어 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

17 탈기기 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

18수펌프

(원심펌프)프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

19 모터 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

20 공기 압축기 프로젝트 적절하게 선택 1

21 물처리 시스템 프로젝트 적절하게 선택 1

22 냉각탑콘덴서 최고온도 10°C

여름 기후 습구온도 기준추후 설계에서 결정

23 냉각탑 팬 기어박스 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

24 연료 관리 시스템 연료 분쇄시스템을 포함한 운반시스템 1

25 연료 컨베이어 기어박스 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

26 기어 모터 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

27 소각재 관리 시스템 소각재 수집 시스템 2

28 스팀터빈기어 발전기최종 전압 6.6 kV

수냉식 냉각(4 x 50%)1

29 변압기 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

30스위치기어 & 전기

밸런스프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

31 모터 컨트롤 센터(MCC) 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

32 컨트롤 시스템(DCS) 플랜트 컨트롤 1

33 프로그램 로직 컨트롤러(PLC) 프로젝트 적절하게 선택 1


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34 필드 장비 프로젝트 적절하게 선택 추후 설계에서 결정

35 무정전 전원장치 안정적 운영 및 정전 예방 1

36 비상 디젤 발전기 프로젝트 장기 운행정지 예방 1

6.2 기타 시스템 고려사항

6.2.1 연료 저장창고

◦ 투입연료량는 연료의 특성 분석에 따르면 하루 약 230톤 정도로 예상되나 프로젝트 기간인 25년 동안 설비의 성능 저하 및 환경조건 변화 등을 고려할 때 약 230~280톤 정도로 예상할 수 있음.

◦ 연료의 투입 시 10일 정도의 예비연료를 저장하기 위한 연료저장 창고가 필요함.

6.2.2 연료투입 용량과 로의 규모

◦ 로의 규모는 연료의 최저 발열량으로 최대 투입 용량을 기준으로 설정하여야 함.◦ 연료의 혼합 및 연료 종류의 유연성을 갖출 수 있도록 연속최대출력의 약

110%정도로 디자인 함.

6.2.3 용수 확보

◦ 습식 냉각을 기본 전제로 할 때, 필요한 용수는 시간당 약 128m3, 일일 3,072 m3 임. ◦ 본 사업에서는 필요한 용수를 사업 부지 내에서 20~50m 깊이의 대수층 지하수를 활

용하여 확보하고자 함.◦ 지하수 부족 시 또는 추가적으로 필요한 용수 확보를 위해 사업 부지 내 저수지를 만

들어, 약 202,500 m3 (300m x 225m x 3m)정도의 우수를 저장하여 활용하고자 하며, 15 ha 의 사업부지 내 충분한 공간이 있음.

◦ 사업부지 근처에 인접한 강수의 활용은 염분이 함유되어 담수화가 필요하기 때문에 비용이 높아 고려하기 어려우나 향후 추가적인 조사를 통해 활용가능성을 타진해 볼 수 있음.


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6.2.4 소각재

◦ 투입되는 연료의 크기 및 특성에 따라 바닥재(bottom ash)와 비산재(Fly ash)로 2종류의 소각재가 발생함.

6.2.5 흡수제 투입 용량

◦ 흡수제의 투입용량은 연료의 클로린 성분 최대치에 따라 결정되며 플루 가스를 정화하고 백하우스에 포집됨.

6.3 에너지 및 물질 수지

◦ 이 챕터의 내용은 다양한 종류의 플랜트 설정을 모델링 하는 소프트웨어 Gatecycle(Version 6.1.0)을 사용하여 나온 결과임.

◦ 투입 연료의 열역학적 설계와 설비의 가정을 통해 열수지 및 시스템의 성능을 기반으로 소프트웨어에서 결과를 도출하였음.

6.3.1 모델링 설정 여건

1) 투입 연료 특성

◦ 투입연료의 특성은 아래와 같음.

Coconut Husk Coconut Fronds

Fraction in the total

mixture40% 60% 100%

% as received

Carbon 48.0 38.6 42.3

Hydrogen 4.1 2.9 3.4

Nitrogen 0.0 0.2 0.1

Sulphur 0.0 0 0.0

Chlorine 0.9 0.18 0.5

Moisture 10.0 30.0 22.0

Ash 1.7 9.7 6.5

Oxygen 35.4 18.42 25.2

TOTAL 100.0 100.0 100.0

LHV (kcal/kg) 4,347 3,153 3,631

자료: 모트맥도날드 엔지니어링 분석 기준

[표 4.23] 열 모델 적용 연료 특성

◦ 모델링에 적용된 값은 앞서 연료특성 분석에서 살펴본 문헌, 현지자료, 시료분석 결과를 종합하여 일반적인 코코넛 허스크 및 프론드의 특성 값을 추정한 것임.


100 ㅣ

2) 환경조건

◦ 모델링에 설정된 주변환경 현황은 다음과 같음.

변수 디자인 조건

건기 온도(℃) 30

상대 습도(%) 80

습기 온도(℃) 27

부지 경사(m) 0

[표 4.24] 열 모델 적용 환경조건

3) 스팀 사이클

◦ 스팀 사이클의 설정은 40bar, 온도 450℃이며 공급수의 온도는 101℃/102kcal/kg으로 설정하였음.

◦ 프로젝트 규모와 도입기술을 고려하여 스팀터빈의 효율은 82%, 보일러 효율은 85% 설정하였음.

4) 냉각기술

◦ 냉각기술은 이전에 기술된 냉각기술들 중에서 프로젝트 도입에 적절한 것으로 판단되었던 관류 냉각, 습식 냉각탑 기계통풍 냉각, 공랭식 응축기 3가지를 선정하여 3가지 시나리오별 결과를 도출하였음.

6.3.2 모델링 결과

◦ 시나리오별 모델링 결과는 다음과 같음.


ㅣ 101

가정 및 결과 단위시나리오 1 시나리오 2 시나리오 3

습식 냉각탑 기계통풍 공랭식 응축기 관류 냉각

가정

보일러 배출 온도 ℃ 155 155 155

보일러 저위 발열량 효율 % 85 85 85

스팀터빈 등온위 효율 % 82 82 82

스팀터빈 배출 압력 mbar 0.09 0.13 0.07

스팀 온도 ℃ 450 450 450

스팀 압력 bar 40 40 40

결과

스팀터빈 발전량 MWe 10 10 10

총 보조 부하 MWe 1.0 1.2 0.7

순 발전량 MWe 9.0 8.8 9.0

연료 흐름ton/h 9.23 9.54 9.01

ton/day 222 229 216

플랜트 저위발열량 순효율 % 23.08 21.84 23.67

플랜트 순 열소비율 KJ/KWh 15,595 16,111 15,208

감압 ton/h 98 0 6,400

추가 물공급량ton/h 128x 0 6,400

㎥/day 3,077 0 153,600

적격성 적합 부적합 부적합

[표 4.25] 시나리오별 모델링 결과

◦ 냉각방식 시나리오에 따른 모델링 결과 전체적으로 발전량은 비슷하였으나 순 발전량은 시나리오 2 공랭식 응축기가 약간 적게 나타났음.

◦ 총 보조부하의 경우 시나리오 2 공랭식 응축기가 가장 높았고 시나리오 3 관류냉각이 가장 낮게 나타났으며 연료흐름의 경우 시간당, 일일 연료소비량은 시나리오 3 관류 냉각이 가장 적어 플랜트 저위발열량 순 효율 면에서 가장 높았음.

◦ 하지만 추가 물 공급량 부분에서 시나리오 3 관류냉각은 매우 많은 양을 필요로 하여 부적절한 것으로 보이며 순 발전량, 연료흐름 등을 모두 고려하였을 때 시나리오 1 습식 냉각탑 기계통풍이 가장 적절할 것으로 보임.


102 ㅣ

[그림 4.22] 시나리오 1 모델링 결과


ㅣ 103

[그림 4.23] 시나리오 2 모델링 결과


104 ㅣ

[그림 4. 24] 시나리오 3 모델링 결과


ㅣ 105

7. 환경분야 타당성

7.1 주요환경기준

◦ 필리핀의 주요 환경기준을 제시하고 있는 법률은 다음과 같음.

No. 법률명 관련분야 주요내용

Presidential

Decree 984

환경관리법

(Pollution Control Law)환경

국가 오염관리 위원회 (National Pollution

Control Commission, NPCC) 설립과

위원회의 역할, 책임 등을 규정

Presidential

Decree 1586

환경영향평가법

(The Environmental Impact

Statement, EIS)

환경영향평가 환경영향평가 (EIS systems) 제도의 실행

Republic Act

8749

대기관리법

(Philippine Clean Air Act of

1999)

대기

(소음포함)

국가 대기배출 물질 기준 제시

국가 대기배출원 관리

자동차 배출물질 기준

소음기준 등 제시

Republic Act

9275

수질관리법

(Philippine Clean Water Act of

2004)

수질 수질 관리기준 등

Republic Act

9003

고체폐기물 관리법

(Ecological Solid Waste

Management Act of 2000)

고체 폐기물관리 기준 수치는 없으나 매립지, 비료

등에 관한 준수 내용

Republic Act

6969

유독성 폐기물 관리법

(Toxic Substances and

Hazardous and Nuclear

Wastes Control Act of 1990)

유독성 폐기물 유독성 폐기물 분류

[표 4.26] 필리핀 환경관련 법률

7.1.1 대기배출 관리

◦ 대기오염 및 배출 기준으로는 필리핀 법률 규정(National Ambient Air Quality Standards, NAAQS)과 국제적으로 통용되는 국제 금융 공사(International Finance Corporation, IFC)의 기준이 있음.

◦ 대기오염 기준은 단위 시간당 오염물질을 나타내는 것으로 필리핀 기준과 IFC의 기준은 다음과 같음.


106 ㅣ

오염물질 평균시간필리핀 기준1)(㎛/㎥)

(NAAQ2) 가이드라인)국제(IFC3)기준(㎛/㎥)

이산화황 (SO2)

10분 - 500

30분 470 -

1시간 340 -

24시간 180 20

연간 80 -

이산화질소 (NO2)

30분 375 -

1시간 260 200

24시간 150 -

연간 - 40

고체상물질 <2.5μm

(PM2.5)

24시간 - 25

연간 - 10

고체상물질 <10μm

(PM10)

1시간 200 -

24시간 150 50

연간 60 20

오존 일일 8시간 최고치 - 100

총부유물질(TSP)

1시간 300 -

24시간 230 -

연간 90 -

일산화탄소 (CO)1시간 35,000 -

1시간 10,000 -

염화수소 (HCl) 30분 200 -

1) 필리핀 기준 – 대기관리법 시행규칙,

2) NAAQS : National Ambient Air Quality Standards

3) IFC : International Finance Corporation

[표 4.27] 대기오염 기준

◦ 필리핀 현지 법률기준과 국제금융공사의 기준을 비교한 결과 이산화황, 이산화질소 고체상물질 등은 모두 국제기준이 크게는 300% 적게는 15% 정도 더 높은 것으로 나타남.

◦ 한편 대기오염 배출기준은 시설 등에서 배출되는 오염물질에 대한 배출기준으로, 본 프로젝트에서 반드시 준수하여야 할 기준임.

◦ 필리핀 현지 대기배출 기준은 필리핀 대기관리법에 나와 있으며 국제기준은 국제금융공사 규정을 기준으로 하였음.


ㅣ 107

Pollutant필리핀 기준1)

(mg/Nm3)

국제(IFC) 기준

(mg/Nm3)

이산화황 (SO2) 700 900-1500 @ 6%O2 함유

이산화질소 (NO2) 500 510 @ 6%O2 함유

고체상물질 (PM) 150 50 @ 6%O2 함유

일산화탄소 (CO) 500 -

염화수소 (HCl)일일평균 : 10

30분당 : 60-

1) 필리핀 기준 : 대기관리법(Philippine Clean Air Act of 1999) 시행규칙

2) IFC 기준- “EHS Guidelines for Thermal Power Plant”, 2008년 12월 19일

[표 4.28] 대기배출물질 기준

◦ 본 프로젝트에서는 공사기간 중 오염물질이 배출될 가능성이 높으나 이는 건설자재 가림막, 최소 자재 관리, 물 뿌리기 등 건설과정에서의 관리를 통해 예방할 수 있음.

◦ 바이오매스의 소각 단계에서 배출되는 오염물질의 경우 바이오매스는 이산화황, 이산화질소 등의 치명적인 환경오염물질의 배출이 적은 것으로 알려져 있으나 추후 분석을 통해 구체적인 오염물질 배출 여부확인이 필요함.

◦ 연료성상 분석 결과를 바탕으로 봤을 때는 염화수소(HCl)의 배출이 가장 우려되는 것으로 나타났으며 염화수소 생성을 방지하기 위해서는 시멘트 공장으로부터 생석회 등을 공급받아 해결할 수 있음.

◦ 사업대상부지에서 가장 가까운 시멘트 회사는 노던 사마르 바로 위쪽에 있는 섬 비콜 지역에 위치해 있으며 직선거리로 약 150km이며 운송거리상으로는 육상거리 16km, 해상거리 150~200km정도임.

◦ 참고로 노던 사마르 섬 내에서도 석회 공급을 받기 위해 현지의 채굴장에서 원료 채취하여 마닐라에서 실험 중임.

◦ 석회를 공급 받기 위해서는 시멘트회사와 추후 논의가 이루어져야 할 것으로 보임. ◦ 또한 배출물질의 구제적인 분석을 통해 프로젝트에 필요한 배출관리 시설, 굴뚝을

높이를 결정함.

7.1.2 수질관리

◦ 필리핀 현지 수질 오염 기준의 경우 수질관리법과 환경자원부의 수질오염 배출물질기준이 있으며 국제 기준은 국제금융공사의 기준을 비교하였음.


108 ㅣ

◦ 비교결과 필리핀 현지 기준이 더 상세하고 명확히 나와 있었으나 국제 기준보다는 더 오염기준이 낮은 것으로 나타남.

오염인자필리핀 기준 (Class C)1)

(mg/L 명시된 물질 제외)

국제(IFC) 기준2)

(mg/L 명시된 물질 제외)

색 150PCU -

온도상승 3℃ 상승 환경평가 기준에 따름

수소이온농도(pH) 6.5–9.0 6.0–9.0

화학적 산소요구량(COD) 100 -

침강성 물질 (1hour) 0.5 -

생물학적 산소요구량(5일간 20°C) 50 -

총부유물질(TSS) 70 50

총 용해성 고형물 - -

계면활성제 5 -

유류 5 10

페놀물질 0.1 -

총대장균군 10,000 MPN/100ml -

기타 유해물질

비소 0.2 0.5

카드뮴 0.05 0.1

크롬 0.1(6가 크롬) 0.5(전체)

시안화물 0.2 -

납 0.5 0.5

수은 0.005(전체) 0.005

폴리염화비닐 0.003 -

포름알데하이드 1.0 -

1) 필리핀 기준 – 환경자원부 (Department of Environment and Natural Resources) Administrative Order No.

1990–35.“Revised Effluent Regulations of 1990” 의 새로운 산업 기준

2) IFC 기준- “EHS Guidelines for Thermal Power Plant”, 2008년 12월 19일

[표 4.29] 수질오염 기준

◦ 본 프로젝트에서는 건설기간 중에는 점토 물질 등이 강 등으로 흘러가지 않도록 건설 중 표면노출지역 최소화 등의 관리를 통해 예방할 수 있음.

◦ 운영 중에 배출되는 냉각수 등의 경우 모래필터, 물탱크 등 간단한 수처리시설로 배출기준을 만족시킬 수 있으며 유류가 포함된 폐수는 거의 없을 것으로 보이나 분석을 통해 확실히 할 필요가 있음.


ㅣ 109

◦ 프로젝트에서 배출되는 생활하수의 경우 시설근처에 폐수를 배출할 만한 하수관거시스템 등이 있을 경우 배출이 가능하나 없을 경우 강이나 바다로 배출 전에 기준을 만족시키기 위한 물처리 시스템이 필요할 것으로 보임.

7.1.3 고체 폐기물 관리

◦ 고체 폐기물의 경우 산업 등에서 폐기물 배출에 대한 기준은 존재하지 않으며 지방정부에서 폐기물을 수집하도록 하는 의무규정이 있음.

◦ 본 프로젝트에서는 건설기간 중에 건설폐기물이 많이 배출될 것으로 보이며 이를 체계적으로 배출하기 위해 폐기물 처리업체와 계약을 통해 관리해야 할 것으로 보임.

◦ 운영 중에는 국제적으로 통용되는 폐기물 처리방법인 재활용 폐기물을 분류하여 배출함.

7.1.4 소각재 관리

◦ 본 프로젝트에서는 바닥재(Bottom ash), 비산재(Fly ash)가 하루에 약 15~19톤 정도 생산될 것으로 보이며 이를 처분해야 하므로 소각재 관리가 필요함.

◦ 코코넛 허스크와 프론드를 소각할 경우 남은 소각재는 다음과 같음 물질들로 구성됨.

물질 코코넛 허스크(%) 코코넛 프론드(%)

이산화규소 (SiO2) 26-40 70-80

산화철 (Fe2O3) 1-3 0.7-1.2

산화알루미늄 (Al2O3) 2.5-3.5 3-4

산화칼슘 (CaO) 18-24 21-24

산화마그네슘 (MgO) 0.3-0.5 0.1-0.4

산화나트륨 (Na2O) 6.5-21.0 0.1-0.4

산화칼륨 (K2O) 22-30 0.1-0.3

삼산화황 (SO3) 0.01-0.07 0.01-0.06

오산화인 (P2O5) 0.0 0.0

자료 : 내부자료

[표 4.30] 소각재 구성성분

◦ 소각재를 가까운 매립지 등에 폐기할 경우 침출수 등이 생길 우려가 있어 위생 매립지로 폐기가 권고되며 이 위생 매립지는 남쪽 레이테 지방에 위치하여 운반에 많은 비용이 필요함.


110 ㅣ

◦ 따라서 소각재를 재사용하는 것이 가장 적절할 것으로 보이며 이를 위해서는 각 소각재의 종류에 따라 적절한 곳에 사용할 방안이 필요함.

◦ 비산재(Fly ash)의 경우 비교적 오염성분이 적고 산화칼슘 등은 좋은 비료 성분으로 비료로 재사용될 수 있으며 농림부(Department of Agriculture) 산하의 비료 및 농약 부서의 자문을 통해 이루어질 수 있을 것으로 보임.

◦ APCR(Air Pollution Control Residue)은 대기오염관리 장치에서 나오는 물질로 소각재와 함께 흡착제(솔벤트) 등이 섞여있어 품질에 따라 비료 또는 시멘트 추가물질로 사용할 수 있음.

7.1.5 침수관리

◦ 본 프로젝트는 침수위험지역에 위치하여 침수에 대한 대비 및 관리가 필요할 것으로 보임.

[그림 4.25] 노던 사마르지역 침수가능성 지도(source:NAMRIA)

◦ 필리핀은 태풍발생지역이며 폭우를 동반한 태풍이 6~9월에 발생할 확률이 매우 높음.◦ 노던 사마르 지역은 극심한 홍수에 의해 빈번히 피해를 입음.◦ [그림 4.25]은 NAMRIA로부터 얻은 노던 사마르 지역의 홍수재해지도로부터 본

사업의 대상지를 확인할 수 있으며, 그 결과 빈번한 강우/폭우로 홍수가 발생할 확률이 매우 높음.


ㅣ 111

◦ 따라서 사업대상지에 발전소를 세우기 위해서는 EPC 계약자가 홍수평가를 수행해야하고, 홍수로 인한 피해 위험을 피하거나 견딜 수 있도록 발전소 설계를 해야함.

7.2 환경영향평가

◦ 필리핀의 환경영향평가(Environmental Impact Analysis, EIA) 관련 법률은 1978년 환경영향평가법(Presidential Decree No.1586)이 처음 설립되었고 이후 이를 지원하기 위한 법안들도 계속 발의되었으며 환경영향평가 시스템을 강화시켜 왔음.

◦ 1978년 발효된 법에서는 환경에 치명적인 영향을 끼치는 사업(Environmentally Critical Projects)과 환경보전지역(Environmentally Critical Areas)을 정의하고 프로젝트 종류와 지역에 따라 환경영향평가가 필요함을 명시하였음.

[그림 4.26] 프로젝트 단계에 따른 환경영향평가 과정

(자료 : EMB- EIAMD1), Revised Procedural Manual)

7.2.1 환경영향평가 수준 결정

◦ 2003년 발효된 DENR Administrative Order No.30의 2007년 재개정된 환경영향평가 절차 매뉴얼(Revised Procedural Manual)이 발간되었으며 이 매뉴얼에서는 환경에

1) Environmental Management Bureau-Environmental Impact Assessment and Management Division


112 ㅣ

치명적인 영향을 끼치는 프로젝트(Environmentally Critical Projects, ECP)와 적은 영향을 끼치는 프로젝트((Non Environmentally Critical Projects, NECP)로 분류하고 환경보전지역(Environmentally Critical Areas, ECA)와 그 외 지역(Non Environmentally Critical Areas, NECA)로 분류하여 각 프로젝트 종류와 위치한 지역에 따라 환경영향평가 시 제출하는 문서를 다르게 정하고 있음.

◦ 환경영향평가 수준을 결정하기 위해서는 프로젝트가 환경영향 수준과 지역에 따라 결정되며 프로젝트 환경영향 별 분류와 환경보전지역은 다음과 같음.

Environmentally Critical Projects(ECP) Non Environmentally Critical Projects(NECP)

I. Heavy Industries

a. Non-ferrous metal industries

b. Iron and steel mills

c. Petroleum and petro-chemical industries

including oil and gas

d. Smelting plants

II. Resource Extractive Industries

a. Major mining and quarrying projects

b. Forestry projects

1. Logging

2. Major wood processing projects

3. Introduction of fauna (exotic-animals) in

public/private forests

4. Forest occupancy

5. Extraction of mangrove products

6. Grazing

c. Fishery Projects

1. Dikes for fishpond development projects

III. Infrastructure Projects

a. Major dams

b. Major power plants (fossil-fueled, nuclear

fueled, hydroelectric or geothermal)

c. Major reclamation projects

d. Major roads and bridges.

IV. All golf course project

1. Agriculture industry

2. Building, storage facilities & other structures

3. Chemical industries

4. Cottage industries

5. Demonstration & pilot projects

6. Environmental enhancement & mitigation project

7. Food & related industries

8. Packaging materials & miscellaneous products

industries

9. Pipeline projects

10. Textile, wood & rubber industries

11. Tourism industries

12. Transport terminal facilities

13. Waste management

14. Water supply, irrigation or flood control projects

15. Treasure hunting in NIPAS area

16. Wildlife farming or any related project as

defined by PAWB

자료 : EMB- EIAMD, Revised Procedural Manual, Annex 2-1a, EIA Coverage & Requirements Screening Checklist

[표 4.31] ECP와 NECP분류


ㅣ 113

Environmentally Critical Areas(ECA)Non Environmentally Critical

Areas(NECA)

1. All areas declared by law as national parks, watershed reserves, wildlife

preserves and sanctuaries;

2. Areas set aside as aesthetic potential tourist spots;

3. Areas which constitute the habitat for any endangered or threatened

species of indigenous Philippine Wildlife (flora and fauna);

4. Areas of unique historic, archaeological , or scientific interests;

5. Areas which are traditionally occupied by cultural communities or tribes;

6. Areas frequently visited and/or hard-hit by natural calamities geologic

hazards, floods, typhoons, volcanic activity, etc.

7. Areas with critical slopes;

8. Areas classified as prime agricultural lands;

9. Recharged areas of aquifers;

10. Water bodies characterized by one or any combination of the following

conditions;;

a. tapped for domestic purposes;;

b. within the controlled and/or protected areas declared by appropriate

authorities;

c. which support wildlife and fishery activities.

11. Mangrove areas characterized by one or any combination or the

following conditions:

a. with primary pristine and dense young growth;

b. adjoining mouth of major river systems;

c. near or adjacent to traditional productive fry or fishing grounds;

d. which act as natural buffers against shore erosion, strong winds and

storm floods;

e. on which people are dependent for their livelihood.

12. Coral reef characterized by one or any combination of the following

conditions:

a. with 50% and above live coralline cover;

b. Spawning and nursery grounds for fish;

c. Which act as natural breakwater of coastlines

ECA 외 지역

자료 : EMB- EIAMD, Revised Procedural Manual, Annex 2-1a, C EIA Coverage & Requirements Screening Checklist

[표 4.32] ECA와 NECA

◦ 위에서 분류된 프로젝트 성격과 프로젝트 대상부지의 현황에 따라 환경영향평가의 수준 및 제출문서가 결정됨.

◦ 프로젝트 분류에 따른 환경영향평가 수준별 제출문서는 다음과 같으며 모두 환경관리국(Environmental Management Bureau)의 환경영향평가 시스템에 제시된 서식을 활용함.


114 ㅣ

EIS(Environmental Impact Statement) : 환경영향평가 리포트로 리스크분석, 환경관리계획, 모니터링 등의 내용을 포함함.

EPRMP(Environmental Performance Report and Management) : 환경오염물질배출 현황 및 관리에 대한 문서

IEER(Initial Environmental Examination Report) : 환경영향평가 수준이 낮은 프로젝트에 대해 전체적인 환경영향평가 보고서가 아닌 낮은 수준의 환경영향분석을 기술한 문서

IEEC(Initial Environmental Examination Checklist prescribed by th EMB1)) : 환경영향평가 수준이 낮은 프로젝트에 대해 전체적인 환경영향평가 보고서가 아닌 체크리스트와 사업설명 등을 기술한 문서

PDR(Project Description Report) : 프로젝트에 대한 상세기술을 한 문서

프로젝트 분류 프로젝트 종류 필요문서1) 결과문서최대소요

기간

I. ECA, NECA

위치한 ECP

I.A 신규사업 단독 프로젝트 EIS ECC2) 120일

I.B 기존사업의 개보수 단독 프로젝트 EPRMP ECC 90일

I.C ECC 없이 운영 단독 프로젝트 EPRMP ECC 90일

II. ECA 위치한

NECP

II.A 신규사업 단독 프로젝트

EIS ECC 60일

IEER ECC 60일

IEEC ECC 30일

PDR CNC3) 15일

II.A 신규사업

(증대 또는 경감 프로

젝트)

단독 프로젝트 PDR CNC 15일

II.B 기존사업의 개보수 단독 프로젝트EPRMP ECC 30일

PDR CNC 15일

II.C ECC 없이 운영 단독 프로젝트 EPRMP ECC 30일

III.NECA위치한

NECP

III.A1.신규사업

(환경 보전관련 사업)단독 프로젝트 PDR CNC 15일

III.A2. 신규사업

(그룹II의 모든 프로젝

트)

단독 프로젝트 PDR 옵션 CNC 15일

주 : IV~V번 항목은 공동부지(Co-located)프로젝트로 본 프로젝트와 무관하여 생략하였음.

1) 필요문서는 다음 문단에 설명

2) ECC : Environmental Compliance Commitment, 환경영향평가 승인 문서

3) CNC : Certificate of Non-Coverage, 환경영양평가 불필요 승인 문서

자료 : ADB Bank, A Brief Guide for the Industry Sector and EIA Reviewers on the Revised Procedural Manual of DAO

2003-03

[표 4.33] 프로젝트 분류에 따른 환경영향평가

7.2.2 환경영향평가절차

◦ 필리핀의 기본적인 환경영향평가 절차는 다음과 같음.1) Environmental Management Bureau


ㅣ 115

① 프로젝트 선별(Project Screening) : 환경영향평가 필요성 및 평가수준 확인② 프로젝트 검토(Project Scoping) : 프로젝트가 환경영향에 미치는 필요한 주요 이슈 사항 검토③ 환경영향평가 수행 및 보고서 작성(Conduct of EIA Study and Preparation of EIA Report) ④ 환경영향 평가 및 분석(Review and Evaluation)⑤ 환경영향평가 결과 결정(Decision on EIA application)

환경영향평가 통과 승인서(Environmental Compliance Commitment, ECC) 환경영향평가 불필요 확인서(Certificate of Non- Coverage, CNC) 승인거부문서(Denial Letter)

[그림 4.27] 환경영향평가 절차

(자료 : ADB Bank, A Brief Guide for the Industry Sector and EIA Reviewers on the Revised

Procedural Manual of DAO 2003-03)


116 ㅣ

7.2.3 대상사업에서의 환경영향평가 적용

◦ 본 프로젝트를 EMB-EIAMD 매뉴얼의 체크리스트를 자체적으로 확인한 결과 환경적 영향이 치명적인 프로젝트인 ECP에 속하지 않으나 홍수 위험지역으로 환경적으로 치명적인 ECA 지역에 위치하고 있어 환경영향평가가 필요한 것으로 보임.

◦ [표 4.33]에 따르면 그룹 II, 신규사업으로 II.A.신규프로젝트 분류에 속하여 EIS(Environmental Impact Statement), IEER(Initial Environmental Examination Report) IEEC(Initial Environmental Examination Checklist prescribed by th EMB), PDR(Project Description Report) 등의 4가지 제출 문서 옵션이 존재함.

◦ 제출 문서 옵션은 프로젝트 유형 별 규모에 따라 그 수준이 달라지게 되며, NECP 중에서 ‘사회기반 사업 중 분류되지 않은 발전소 기타’ 유형들의 세부 기준은 아래 [표 4.34]와 같음.

프로젝트 분류프로젝트 규모

파라미터

프로젝트 규모에 따른 EIA 보고서 유형

/결과 문서

Environmental Impact

Statement(EIS) /ECC

Initial Environment Examination

(IEER or IEEC) /ECC

Project Description

Report/CNC

Group II.

NECPs in

ECAs

Other Power Plant & Power Facilities

Small power planttotal power

production capacity

≤ 1MW

unless

specified

below

Power bargetotal power

production capacity

>1MW but <10

MW≤ 1MW

Power transmission linespower carrying

capacity≥ 138 kV

Renewable energy projects

such as ocean, solar, wind,

tidal power except

waste-to-energy and biogas

projects

total power

production capacity≥ 100 MW

≥ 5 MW but

<100 MW< 5 MW

Substations/switchyard power output > 220 kV ≤ 220 kV

Waste-to-energy projects

including biogas projects

total power

production capacity≥ 50 MW

>1MW but <50

MW≤ 1MW

Wind farms/Wind projectstotal power

production capacity

≥ 5 MW but

<100 MW< 5 MW

주 : Group II 이외의 Group 유형, 그룹 내 프로젝트 유형 중 본 프로젝트와 무관한 내용은 생략하였음.

자료 : The Revised Procedural Manual of DAO 2003-03; Annex 2-1b Project grouping matrix for determination of EIA

report type new single & co-located projects.

[표 4.34] 그룹 II의 프로젝트 규모에 따른 EIA 보고서 유형


ㅣ 117

◦ 본 프로젝트는 코코넛 부산물을 활용하여 10MW의 전력을 생산하므로 위 기준에서 ‘Waste-to-energy project’에 속함.

◦ 따라서 초기 환경조사수준(IEE)인 IEER 또는 IEEC를 수행해야하며, 2개월 이내(업무일 기준)의 승인절차를 통해 환경영향평가 승인문서(ECC)를 획득할 수 있음.


118 ㅣ

8. 행정분야 타당성

8.1 법인 설립

8.1.1 법인 설정

◦ 필리핀 상법(The Corporation Code of the Philippines)에 의거 회사는 주식회사 (Stock Corporation), 비주식회사(Non-Stock Corporation) 및 개인회사로 분류하고 있음.

❏ 주식회사(Stock Corp.)

◦ 주식을 발행하고 이에 따른 배당을 행하는 기업, 5~15인 발기인, 5~15인 이사가 필요하며, 발기인 및 이사는 최소 1주 이상의 주식 보유해야 함.

◦ 외국인 지분율(100%, 40% 등)에 관계없이 발기인(incorporater), 이사(Director, board)의 과반은 필리핀 거주자(Resident)1)여야 함.

◦ 외국인 지분율(100%, 40% 등)에 관계없이 상법에 의거 사업대표자(Corporate Secretary)는 필리핀 국적자여야 하며, 재무책임자(Treasurer)경우 외국인 지분 40% 이하인 경우 법인 등기 전에는 외국인이 가능하나, 등기 완료 후에는 필리핀 국적자로 교체해야 함.

◦ 외국인지분 40% 초과 시 외국기업으로 간주, 재무책임자는 외국인으로 선임 가능함.◦ 주식은 의결권이 없이 배당에 있어 우선권을 갖는 우선주(Preferred stock),

자본금2)(Capital stock), 의결권이 없는 주식 등으로 분류하고 있음.◦ 자본금은 수권자본금, 청약자본금(수권자본금의 25% 이상), 납입자본금(청약자본금의

최소 25% 이상)으로 구성, 주금납입증명서에는 필리핀 내 은행에 최소 5,000페소 이상의 잔고 증명이 필요하며, 이는 내국법인 간주 시 법적 최소자본금 요건이나 이민국으로부터 취업비자 발급 위해서는 실제적으로 약 625,000페소(한화 약 13백만 원) 이상의 자본금(건설업의 경우 100만 페소) 납입을 요구받게 됨.

◦ 이사의 교체, 정관 변경 등 주요 사항 결정 관련 의결 정족수는 2/3 이상, 참석자의 과반수가 찬성해야 가능함.

❏ 비주식회사 (Non-Stock Corp.)

1) 거주자, Resident의 판정기준은 체류 일수에 상관없이 적법한 비자를 발급 받은 지 1년 경과시 거주자로 인정함.2) Capital stock, 액면금액을 갖지 않고, 법인 채무에 책임 면제, 배당금 없음


ㅣ 119

◦ 주식회사 이외의 모든 회사 지칭, 즉 주식을 발행하지도 않고, 따라서 배당을 실시할 필요도 없는 기업임.

◦ 비주식회사는 비영리법인(교육, 자선, 종교, 문화 단체 등)에서 주로 나타남.

❏ 기타

◦ Representative Office(Liaison Office) 등이 있으며 이 지점은 영업활동 불가능함.◦ 외에도 건설, 에너지 프로젝트 수행 시 Joint Venture 등의 형태가 사용됨.

법인(Corporation) 지사(Branch)

지분제한(Ownership

Restrictions)

Foreign Investment Act 에 의거

업종별 외국인지분 소유제한 적용

외국인 지분 소유제한 업종

참여 불가능(경제특구 입주시 가능)

외국인의 경영참여

(외국인의 경영진취임)

외국인 지분율40% 미만시 경영 참여

불가능가능

이사선임외국인 지분 비율만큼 외국인이사 선임

가능해당 없음

소득세 과세 소득 범위필리핀 및 기타국(전 세계)에서 발생한

소득필리핀에서 발생한 소득만 과세대상

이익배분시 과세

(소득세 납부 후 이익금에

대한추가과세 방법)

-배당금 송금시배당소득세

원천징수- 35%

: 조세조약에 의거10~15% 적용

-타법인투자에따른 배당소

득 발생시 배당세면제

-지점이익송금세(Branch

Profit Remittance Tax) - 15%

* 조세조약에 의거 10% 로 감면가능

* PEZA 등록시 면제

-수출 제조업만 면제, 물류 기업 등은

여전히 납부

Improperly Accumulated

Earnings Tax (IAET) 적용여부적용 미적용

각종비용공제 제약 존재 광범위(조세협약 적용시)

자본소득세(Capital Gain Tax) 과세(5~10%) 비과세

투자인센티브 수혜 가능

여부(투자인센티브 기관 등록) 가능 PEZA, CDC, SBMA 가능/BOI 불가능

최소납입자본금

업종별상이

* 외국인지분 40% 이상시 20만불

-50 인 이상고용 또는 advanced

technology 업종 투자시: 10만불

-단 소매업은250 만불

* 단 PEZA, CDC, SBMA 등록시

4만불도 가능

20만불

* 단 PEZA, CDC, SBMA 등록

시 4만불도 가능

법인설립비용 및 설립 기간 과소법인에 비해 과대

(각종 번역/공증 등) 자료 : KOTRA, 필리핀 투자 실무, 2011

[표 4.35] 현지법인과 지사의 비교


120 ㅣ

8.1.2 법인 설립 절차

◦ 필리핀 내 사무소 법인 설립 위해서는 다음 기관에 등록하여야 함. SEC(Philippines Securities Exchange and Commission, 필리핀 기업등록 및 감독위원회)

등록(법인 등기, 법인 등기 후 각종 계약 체결 등 영업활동 수행 가능) 필리핀 국세청(Bureau of Internal Revenue) 납세자 등록 관할 지자체(시청, Barangay등)에 사업자등록 필리핀 투자유치기관 (PEZA, BOI, SBMA, CDC 등)에 등록(각종 투자인센티브를 수혜가능)

◦ 인센티브 등록 대상 업종 투자기업 경우 법인 등기 이전부터 해당 투자유치기관을 접촉, 필요한 절차를 밟을 수 있음.

◦ 필리핀에서 외국기업이 40% 초과 지분 보유 시 이는 외국기업으로 간주, 각종 법규 적용상 내국기업(필리핀 국적자 60% 이상 지분 보유)과 다른 대우를 받게 됨.

◦ 일례로 외국인 지분이 40% 이하인 경우 이는 필리핀기업으로 간주, 외국인은 이사회의 이사, Chairman, Technical Officer를 제외한 어떤 직위도 가질 수 없고 (President, Vice President, Manager 등, 단, 투자유치기관에 등록시 외국인 취업제한 규정 완화), 최소자본금 요건도 20만불로 적용됨.

◦ 사무소 설립시 최소자본금 요건은 아래와 같이 사무소 법적성격에 따라 달라짐.◦ 즉 외국인 지분이 40% 초과한 외국법인 및 지사, 지역운영본부(ROHQ), J/V의 경우

내수기업은 20만불, 수출기업은 PHP5천 (advancet technology 채택 또는 50명이상 직접 고용시 10만불로 완화), 연락사무소는 운영자금조로 매년 3만불 이상, 지역본부(RHQ)는 5만불 이상 송금해야 함.

◦ 단, PEZA, CDC, SBMA 등록시 자본금 요건은 4만불 이상으로 완화될 수 있음.

1) 필리핀 기업등록 및 감독위원회(SEC)등록

◦ SEC 측은 홈페이지에 온라인 등록이 가능한 것으로 안내하고 있으나 최근에야 활발해지기 시작하는 상태임.

◦ SEC 웹페이지(http://www.sec.gov.ph/) 방문하여 online transactions → register →corporation 클릭하여 정보를 입력할 수 있음.

◦ 온라인 등록에서는 다음을 수행할 수 있음. 회사의 사명 등록 가능 여부(동일 회사명 존재 여부 확인) 확인된 사명의 등록


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회사 등록의 지원서 작성(정관과 법인 등기 신청서 제출) 비용없이 SEC 폼을 등록서류를 인쇄 가능

◦ 등록이 되기까지는 신청 완료 후 등기까지 1~2주 소요되며, 세부 제출 서류 및 유의 사항 소요기간은 다음과 같음.

[그림 4.28] 기업등록 및 감독위원회(SEC)등록 절차

(자료 : KOTRA, 필리핀 투자 실무, 2011)


122 ㅣ

2) 납세자 등록

◦ 모든 사업자는 국세청(BIR, Bureau of Internal Revenue)에 납세자 등록해야함.◦ 국세청등록 위해서는 소정의 Certification Fee와 인지세(청약자본금의 0.5%)를

납부해야 함.◦ 신청서는 BIR Form 1903 - Application for Registration for Corporations/

Partnerships (Taxable/Non Taxable) 문서를 작성하여 제출함.◦ 구비서류로는 앞서 발급한 SEC의 법인등록 서류와 사업자 등록증(Mayor’s Permit)

또는 사업자 등록을 신청한 문서가 필요함.◦ 등록 절차

① BIR Form 1903 신청서를 작성하여 구비문서와 함께 제출② 연간 등록비용 500페소를 지역세무서에 등록된 은행에 납부 ③ 등록 수수료 15페소, 등록인세 15페소 납부④ 지역세무서에서 등록증을 발급함(Form 2303)⑤ 납세자는 반드시 NIRC 섹션 175에 따라 인세(the Documentary Stamp Tax on the

Articles of Incorporation)를 매월 5일 납입해야함(per RR 4-2000).

3) Mayor's Permit(Business Permit, 사업자등록)

◦ Mayor's Permit 또는 Business Permit로 부르는 사업허가서는 각 해당 지방정부 (City, Municipality, Barangay 등)가 발급함.

◦ 여기에는 사무소에 대한 각종 위생, 소방 점검 등이 포함되며, 동 절차가 끝나면 사무소 설립 절차가 일단락 되게 됨.

◦ 동 서류 역시 매년 갱신해야 하며, 갱신시 매출, 순익에 따라 지방세를 납부하게 됨.


ㅣ 123

[그림 4.29] Mayor’s permit 신청절차예시(Makati City)

8.2 전력 판매권 획득

◦ 법인설립 이후 필리핀 현지에서 전력을 판매하기 위해서는 에너지부, ERC 승인 단계를 거쳐야 함.

8.2.1 에너지부 COE(Certification of Endorsement) 획득

◦ 에너지부(Department Of Energy, DOE)에서는 COE(Certification of Endorsement)라는 문서 획득이 필요함.

◦ 이 승인문서를 획득하기 위해서는 2003년 3월 7일에 발효된 ERC(Energy Regulatory Commission)에 따라 다음의 문서들을 제출해야함.

letter of request company profile article of incorporation project background and description(exact location, official name of


124 ㅣ

the facility, commissioning date, off-taker of electricity) historical power generation data(for existing generation facility)

◦ COE 발급 절차는 다음과 같음. LOI와 필요서류를 DOE 장관 및 전력담당 차관에게 제출 에너지부 Electric Power Industry Management Bureau(EPIMB)-Power planning and

development division 사업평가 시작, EPIMB-Rural Electrification Administration and Management Division(REAMD) MOA 초안 작성

REAMD가 MOA 초안 작성 MOA의 내용은 Establishment of “"Trust Account for the Financial Benefits Accruing from the Electricity Sales”" of the proposed power generating facility.

프로젝트 제안사와 MOA 검토, 문구 조율. 에너지부 장관 MOA 최종 서명후 Power Planning and Development Division (PPDD) CoE

작성. 장관 승인 후 최종 COE 발급.

8.2.2 에너지규제위원회(ERC) COC(Certificate of Compliance)획득

◦ ERC는 발전소의 전력공급계획, 안정성, 환경적합성 등을 종합 평가하여 COC를 발급함.

◦ COC 획득을 위해서 ERC에 제출하는 문서는 다음과 같음. Form 1 - Application for COC Form 2 - Company Profile Form 3 - Operator Information Sheet Form 4 - Three-Year Operational History Form 5 - Affidavit of Compliance with PGDC Form 6 - Affidavit of Compliance with WESM Rules Form 7 - Affidavit of Compliance with Cross Ownership and Market Share Restrictions Form 8 - General Plant Description Other Documentary requirements

: Certificate of DOE/NPC Accreditation, when applicable;SEC Registration, Articles of Incorporation, General Information, Sheet(SEC Form), DENR - ECC/PTO and Audited Financial Statement for the last 2 years)


ㅣ 125

◦ ERC의 COC 신청절차는 다음과 같음.① Application form (ERC 웹페이지에서 다운로드 가능) 작성 및 필요서류(2 hard copy, 1

soft copy)를 Licensing & Market Monitoring Division(LMMD)Office에 제출.② 신청서 제출 후 5장 Assessment form 동 사무실에서 수령.③ Cashier에 COC 신청 수수료 지급 및 5장 Assessment form 제출 후 영수증과 3장

Assessment form 받음.④ LMMD Office에 영수증과 2장의 cashier 사인이 있는 Assessment Form제출.

◦ COC 신청기간은 대략 30일 이상이 소요됨.

8.3 신재생에너지 개발사(RE Developer) 등록

8.3.1 RE 계약(Contract)

◦ RE 계약이란 에너지부와 민간 개발사간 서비스 계약(Service agreement)으로 에너지부가 개발사에 대해 일정기간동안 탐사, 개발, 특정지역 이용에 대한 독점적 권리를 부여함.

◦ 바이오매스 자원의 탐사, 개발, 이용권은 RE Operating Contract(RE 운영계약)에 의해 다뤄짐.

8.3.2 RE Contract 체결단계

◦ RE Contract은 아래 2개 단계로 구분하여 체결됨 사전개발단계(Pre-Development Stage) : 예비타당성 평가 (preliminary assessment and F/S)

단계로, 금융 조달 완료까지의 단계 개발/운영 단계(Development/Commercial Stage) : RE 프로젝트 가동까지의 단계로 관련 설비

건설, 설치 재생에너지 자원의 개발, 생산, 이용 단계 포함◦ 사업자의 상업화 선언(Declaration of Commerciality)과 에너지부에 의한 실사가

완료되면 사업자는 사전개발 단계 계약기간 종료 전 개발/운영 계약으로 전환 신청, 상업화 선언은 사업자의 F/S, 탐사활동에 근거함.

◦ 이 단계에서 사업자는 Environmental Compliance Certificate(ECC, 환경적합인증서), Certificate of Non-Coverage(CNC), Water Rights Permit, Free and Prior Informed Consent(FPIC), Certificate of Non-Overlap, Local Goverment Unit(LGU) endorsement 등 관련된 각종 인허가 취득이 필요함.


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8.3.3 RE Contract 신청 요건

◦ RE 또는 병합(Hybrid) 프로젝트 추진 위한 사전개발 단계, 개발/운영 단계 계약 당사자는 필리핀 법인 또는 필리핀인이 60%이상 지분을 소유한 법인만 체결 가능함.

◦ 본 프로젝트는 위의 조건을 만족하며 DOE와 RE Contract 체결을 위해서는 해당 신청서와 LOI 제출함.

법적 요건 : 내국법인 RE Contract 추진에 대한 이사회 결의서, 정관, 법인등기서 등 제출 기술적 요건 : RE Contract 체결사는 관련 기술적 역량을 보유하고 있음을 증명하는 서류 제출

필요(Track Record or Experience, Work Program, Key Personnel Experience, List of Existing Company 등을 증명하는 서류 제출)

Financial 요건: 프로젝트 추진에 필요한 재원 조달 능력 평가 서류(최근 2년간 재무제표, 은행잔고증명, Cash Flow statement, 자회사 현황 등)

8.3.4 사업자 선정 방식

◦ RE Contract 사업자 선정 방식은 공개경쟁 입찰방식을 원칙으로 하며, 필요시 지명협상방식(direct negotiating) 채택 가능

◦ 공개경쟁입찰(Open & Competitive Selection) 방식은 다음과 절차를 따름.① 입찰공고 : DoE 웹사이트(www.doe.go.ph)에 공고, 프로젝트 진행현황 상세 공고, 아울러 입

찰공고문은 최소 2개 신문사에 매주 1회씩 3회 이상 게재② DOE 심사위원회(review committee) 구성 ③ 평가 기준 및 기간 : 재정, 기술, 법적 요건 충족 정도 검토, 그 밖에 재생에너지 원료, 계약

단계, 프로젝트 규모, 위치 등을 평가하며, 평가에 소요되는 기간은 서류제출 완료 후 DOE가 사업자에게 통보하게 됨.

◦ 지명협상(Direct Negotiation) 방식은 Frontier Area(미개발/미탐사 지대)의 경우 또는 공개경쟁 입찰 후 제안서를 제출한 기업이 없거나 제안서를 제출한 기업들이 필요조건을 충족시키지 못한 경우에 한해 재생에너지국(REMB) 확인을 거쳐 지명 협상 방식으로 사업자를 선정할 수 있음.

8.3.5 등록절차

◦ 신재생에너지법에 명시된 각종 인센티브의 혜택을 받기 위해서는 에너지부(Department Of Energy)로 부터 신재생에너지 개발사(RE Contract)로 승인을 받아야 함.


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◦ 신재생에너지 개발사 등록절차는 다음과 같음.① RE 계약자 선정 (Award of RE Contract) : 심사위원회는 최종 심사후 1주일내 에너지부

장관에게 RE 계약 승인 권고, 이후 DoE 가 사업자 선정 결과와 계약 스케줄 공표. 효력 발생일은 계약서에 명기되어 있으며 해당 계약 건이 대형 프로젝트에 대한 FTAA(Financial or Technical Assistance Agreement, 금융기술지원 포함 계약) 인 경우 필리핀 대통령 승인 필요

② 이행보증증권 (Performance Bond) 제출 : 계약 발효후 60일내, 그리고 매년 이행보증증권 등을 공탁 필요

③ 개발사 등록 (Registration as an RE Developer) : 사전개발단계, 개발/운영 단계 계약에 관계 없이 RE Contract 발효 즉시 에너지부는 RE Developer 등록인증서를 발급, 동 인증서 획득시 관련 법에 의한 인센티브 수혜 가능

8.3.6 RE Contract 기본구성

◦ 계약 기간은 최대 25년, 종료 후 25년에 한해 연장 가능, 사전개발단계, 개발/운영 단계 계약기간을 합쳐 50년 이하여야 함.(사전개발단계 계약기간은 통상 2년이며, 1년간 연장 가능)

◦ 개발사 의무사항(obligation) : 각종 협약 및 관련법을 준수, 고용 시 해당지역의 필리핀 국민을 우선 고용해야 하며 하청 또는 구매 계약 시 해당 지역의 필리핀 기업을 우대함, 정해진 기간에 Performance Bond를 납부, 기술/재무 기록 작성, DoE 양식에 의해 작성 후 제출 후 DoE 현장 실사 보장 등

◦ 분야별 특별 조항 바이오매스(Biomass Operating Contract) : 바이오매스 프로젝트 추진기업은 별도의

사전서비스계약 단계 없이 운영계약(Operating Contract) 만 체결, 동계약은 프로젝트 개발/상용화, 건설, 운영 등의 활동을 포함

8.4 노무규정

8.4.1 노무환경

◦ 필리핀의 노동력은 인구 95백만 명으로 양질의 노동력 풍부하며 원활한 영어 구사함.


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내용 2009년 2008년

15세 이상 인구수(Population 15 Years and over, 명) 59,327 57,848

노동참여율(Labor Force Participation Rate, %) 64.0 63.6

취업률(Employment Rate, %) 92.5 92.6

실업률(Unemployment Rate, %) 7.5 7.4

불완전 고용률(Underemployment Rate, %) 19.1 19.3

자료: 필리핀 통계청

[표 4.36] 필리핀 노동률 현황

(단위:%)

지역 노동참여율 실업률 불완전고용율

필리핀 전국 평균 64.0 7.5 19.1

National Capital Region 61.5 12.8 12.4

Cordillera Administrative Region 66.6 4.6 17.6

Ⅷ-Eastern Visayas 66.1 5.4 26.4

자료: 필리핀 통계청

[표 4.37] 2009년 지역별 노동참여율, 실업률, 불완전 고용률

❏ 실업률

◦ 2004년 10.9% 기록 후 2006년까지 낮아지다가 미국발 금융위기, 세계 경기 침체 영향으로 2007~2009년까지 0.8% 증가, 2009년 7.5% 기록

◦ 지역별로는 지방보다 대도시 지역 실업률이 높게 나오는데 이는 필리핀 내 공단과 경제특구가 주로 대도시 이외 수도권 및 지방중심도시 인근에 형성되기 때문

◦ 실제 실업률은 상기 통계보다 높은 것으로 인식, 따라서 노동력 확보에 큰 어려움이 없는 것으로 파악, 구인방법은 인터넷, 신문, 구인광고지 등을 활용

❏ 인건비

◦ 인력 수준(영어사용, 뛰어난 손기술, 친절한 국민성 등) 및 가파른 동남아시아 주변국들의 인건비를 감안, 필리핀 인건비 상승률은 안정적이며 중장기적으로 경쟁력이 있는 것으로 평가

❏ 급여수준

◦ 생산직 초임 경우 최저임금 수준


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◦ 급여외 법적 의무 지급비용은 3대 고용보험(SSS; 사회보장보험, Philhealth; 국민의료보험, Pagibig; 주택연금보험)과 연말보너스(13th month, 1개월분 급여)가 전부

◦ 급여 수준에 따라 3대 보험 관련 고용자 부담분이 결정, 최저임금 수준에서는 월 급여 1만페소 가정시 약 10%인 1천 페소 정도가 3대 보험 비용으로 지급

지역

비농업부문

(단위: 페소,

세부지역별 상이)

농업부문

플랜테이션

(단위:페소)

비플랜테이션

(단위:페소)

수도권지역 (National Capital

Region, 마닐라 포함)

409-446

(COLA: 22포함)

409

(COLA 22 포함)

409

(COLA 22 포함)

코딜레라 행정구(바기오 포함)

(Cordillera Administrative Region)263.00 - 280.00 246.00 - 262.00 246.00 - 262.00

Region VIII 253.00 228.00-234.00 213.50

주: 지역 내 세부적으로 실질 임금은 다를 수 있음.

자료: National Wages and Productivity Commission, Department of Labor and employment

http://www.nwpc.dole.gov.ph/pages/statistics/stat_current_regional.html)

주: 종업원 10인 이하 소매/서비스업 경우 상기보다 낮은 별도의 최저임금 적용, NWPC 웹페이지/ 지역별 최저임금표에서

확인 가능

[표 4.38] 지역/업종별 최저임금/일 현황 (2012.6월 기준)

◦ 급여 외 급식비(meal allowance, 하루 PHP30~50), 교통비(transportation allowance 또는 통근버스 제공) 등의 수당 지급, 기숙사 등 제공하는 기업도 있으나 수당지급은 의무사항이 아님.

◦ 임금 상승률은 2006~2010년간 연평균 최저임금 인상률은 매년 2.9% 정도로 물가 상승률에 다소 못 미치는 안정세, 필리핀 내에서는 수시로(주로 1~2년마다) 최저임금이 인상되지만, 실질적인 급여 수준은 지난 5년간 큰 변화가 없는 것으로 인식됨.

◦ 사업대상지가 포함된 Region VIII에서 2012년 현재 비농업부문의 최저임금은 253 페소/일 이지만, 실질임금은 189.94 페소/일, 최저임금 기준의 75% 수준에 그침.

8.4.2 필리핀노동법 주요 규정

◦ 임금/3대 고용보험 규정 최저임금(Minimum Wage Rates) : 업종별로 상이, 동 임금은 소작농, 가내재봉업, 가내수공업

종사자에게는 적용되지 않음


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❏ 임금지급(Payment of Wages)

◦ 임금은 반드시 법정통화로 지급 (노동부 규정에 따른 예외 상황에는 그에 상응하는 방법으로 임금 지급 가능)

◦ 임금은 2주마다 1회 또는 월 3회 분할 지급◦ 임금은 반드시 직원에게 직접 지급돼야 함 (불가항력상황 발생 시 예외 적용)◦ 정직원 수 10명 이하의 소규모 서비스 업체 제외, 모든 사업체는 정규 공휴일 일급과

동일한 유급 수당 지급해야 함.◦ 연말보너스 (13th month pay) 규정 : 모든 고용주는 고용 상태에 관계없이 월

1000페소 미만의 본봉을 받는 직원에게 매년 12월 24일 이전 본봉의 1/12에 해당하는 연말 보너스 지급

◦ 3대 고용보험 관련 규정 : 사회보장제도, 국민건강보험, Pag-IBIG (주택개발뮤추얼펀드) 분담금

❏ 근로시간/초과(야간, 휴일) 근무 규정

◦ 적용범위 : 동 근무시간 관련 규정은 모든 영리/비영리 기업/ 기관에 적용, 단 공무원 정부, 정부산하단체, 공기업 근무자, 경영 관련 직원 에게는 적용되지 않음.

◦ 근로시간 : 근무시간 8시간/일, 48시간/주 이하◦ 초과근무/과소근무 시간 상계 금지 규정 ◦ 임금지급, 승진등에 있어 성차별 금지

❏ 해고/퇴직 규정

◦ 적용범위 : 동 조항은 모든 영리/비영리 기업/기관에 적용됨. (교육, 의료, 자선, 종교단체포함), 단 정부기관, 정부산하 정치단체, 공기업(Government, Political Subdivision of the Government, Government‐owned or Controlled Corporations) 정규직원(regular employment)에게는 적용되지 않음.

◦ 직원 분류 : 정규직/비정규직/견습직

❏ 노조/파업 규정

◦ 비거주 외국인 (Non-resident Aliens) /가사보조인 /미성년자의 고용


ㅣ 131

◦ 분쟁해결 (고용주-피고용인 간) 등

8.5 세무규정

8.5.1 세무 관련 기본법

◦ 세무 관련 기본법은 다음과 같음. The Tax Reform Act of 1997(R.A. 8424) Amendments to the Tax Reform Act of 1997, RA9337(2005.11.1.발효) RA9504, RA9504(2008.7.6.발효) 등이 있음.

8.5.2 과세 대상 기업 분류

◦ Domestic Corporation(내국법인): 필리핀법에 의거 설립된 법인, 전 세계에서 발생하는 이익에 대해 과세

◦ Resident Foreign Corporation(거주외국법인): 지사(Branch) 등, 필리핀 내 발생 순이익에 대해 과세

◦ Non-resident Corporation(비거주법인): 외국기업, 필리핀 내 총이익에 대해 과세

8.5.3 주요 과세 항목

과세 대상 소득 내국법인/필리핀 내외국법인 필리핀외 외국법인

법인소득세 30% 30%

이자소득세/펀드투자수익/로열티 수익 20% 35%

외국차관(외화대출)에 의한 이자소득 N/A 20%

외화예금 이자소득 7.5% N/A

배당소득 0% 15%/35%

비상장주식 거래소득

5%/10%

(거래소득 10만 페소 이하 시

5%, 초과시 10%)

5%/10%

(거래소득 10만 페소 이하 시 5%,

초과시 10%)

비업무용 토지, 빌딩 거래에 따른

자본소득6%

[표 4.39] 주요 과세 항목별 세율 요약표


132 ㅣ

❏ 소득세(Income Tax)

◦ 법인(corporation) : 내국법인과 동일 필리핀 법에 의거 필리핀 및 해외에서 발생한 소득에 대해 과세

◦ 지사(Branch) : 필리핀에서 발생한 순소득(Net Philippine-source income)에 대해 과세◦ 외국기업(Non-resident Corporation) : 필리핀에서 발생한 총소득(gross Philippine -

source income)에 대해 과세◦ 소득세율은 30%, 단 로열티, 이자, 배당 등 기타 영업 외 소득에 대해서는 별도 세율

적용(교육, 비영리법인에 대해서는 10% 소득세율 적용)◦ 외화예치기관 및 Offshore 은행과 비거주자 간 외환거래에서 발생한 소득에는 비과세.

외화예치기관 및 Offshore의 국내거주자에 대한 외화대출로 발생한 이자소득에 대해서는 10% 과세

❏ 최소법인소득세(Minimum Corporate Income Tax, MCIT)

◦ 연간 총소득이 ‘0’ 또는 마이너스 이거나 영업개시 후 4년 이후에도 소득세가 최소법인소득세 이하인 경우 Gross Income의 2% 최소법인소득세 (MCIT) 적용, 초과분은 이월되어 3년간 과세대상소득에 공제

❏ Withholding Tax (조세협약에 의한 원천징수세율)

◦ 소득의 일정 비율 원천징수. 일례로 Supply 2%, Brokerage Fee 10% 등 거래 형태에 따라 원천징수 후 Tax Credit으로 처리

◦ 기타 원천징수세


ㅣ 133

배당소득(%)

이자소득(%) 로열티(%)Portfolio

투자시

Substantial

Holdings 투자시

한-필 조세협약

(이중과세 방지협정)25

10

(25% 이상

지분 보유시)

10 (공공채권이자)/

15(기타)

10

(필리핀 투자 유치

기관 등록시)/15

협약

미적용시

내국인 10 10 7.5~20 10/20

외국인

*사업관계 또는 필리핀

에 180일 이상 체류시

20 20 20 10/20

기타외국인 25 25 25 25

국내법인 및 필리핀 내

외국법인N N 7.5/20 20

국외 외국법인 15/35 15/35 20/35 35

[표 4.40] 원천징수세율

❏ Percentage Tax◦ 부가세가 면제되는 특정 업종의 경우 총 매출(Gross Income, Gross Receipts)의 일정

%를 세금으로 부과, 주식거래의 경우 거래세 0.5%, IPO 1~4% 부과

❏ 부가가치세(VAT): 12%

◦ 부가세 적용: 건설, 주식, 부동산 거래, 임차료, 전화 및 각종 유틸리티 요금, 금융서비스 등 각종 서비스와 수입품(제품 수입시)에 대해 12% 적용

◦ 부가세 미적용: 비식용 농림수산물, 엔진, 부품 수입 등◦ 본 프로젝트는 신재생에너지법에 의해 0% 세율을 적용함.

❏ 자본소득세(Capital Gains Tax)◦ 비상장 주식 거래에 따른 자본 소득 발생시 소득 규모에 따라 5~15%의 자본소득세

납부(주식 매각 차익이 P100,000인 경우 5%, 초과시 10% 적용), 참고로 필리핀 증권거래소(Philippine Stock Exchage) 주식 거래세는 거래액의 0.5%

◦ Documentary Stamp Tax(인지세)◦ 지방세 : 재산세(Property Tax), 부동산 거래 등


134 ㅣ

외국인 지분 0% (외국인 지분 보유 불허용)

1. Mass Media (recording 업종은 제외) (Art. XVI, Sec. 11 of the Constitution; Presidential Memorandum

dated 04 May1994)

2. 전문직: 엔지니어링, 의사, 회계, 건축, 형사, 화학, 세관중계, 환경설계, 조림업, 지질학, 인테리어

디자인, 조경, 법률, 사서, 해양 사무관(Marine De나 Officer), 해양 엔지니어(Marine Engine Officer),

배관공, 설탕 기술자, 사회사업, 교사, 농부, 어부

3. 납입자본금 U$250만불 이하 소매기업(Sec. 5 of RA No. 8762)

4. 민간경호회사(Sec. 4 of RA 5487)

5. 소규모 광산개발업(Sec. 3 of RA 7076)

6. 다도해, 영해, 배타적 경제수역 내 해양 자원 이용, 강, 호수, 만, 석호 내 소규모 천연자원 이용(Art. XII,

Sec. 2 of the Constitution)

7. 조종석(Cockpit)에 대한 소유, 운영, 관리권(Sec. 5 of PD 449)

8. 핵무기의 제조, 수리, 비축, 유통(Art. II, Sec. 8 of the Constitution)3

9. 생화학/방사능 무기 및 대인 살상용 지뢰 제조, 수리, 보관, 유통

10. 폭죽 및 기타 관련 제품의 제조(Sec. 5 of RA 7183)

외국인 지분 20% 이하

1. 민간 무선 통신 네트워크(RA No. 3846)


1. 국내외 인력 송출업(Art. 27 of PD 442)

2. RA 7718 내 인프라/개발 프로젝트, 국외 자금 조달 또는 지원 통한 국제경쟁입찰프로젝트(Sec. 2(a) of

[표 4.41] Negative List A: 헌법 및 법률에 의거 외국인 지분이 제한되는 분야

9. 법률적 타당성

9.1 해외투자

◦ 외국인투자법(Foreign Investment Act)에 따라 프로젝트 투자에 대한 제한이 존재하고 있음.

◦ 본 프로젝트는 Negative List A에서 BOT 프로젝트 관련 프로젝트 제안 및 시설 운영 (Art. XII, Sec. 11 of the Constitution; Sec. 2(a) of RA 7718)에 해당하여 외국인의 지분소유가 40%이하로 제한되어 있음.

9.1.1 Foreign Investment Negative List

◦ 외국인 지분 제한 분야를 60%까지 가능한 분야, 40%, 30%, 25%, 20%, 0%(아예 지분 소유 금지) 열거하고, 원칙적으로 여기에 해당하지 않으면 외국인 지분 100%를 허용한다는 입장임.

◦ Negative List는 매 격년제로 검토, 필요시 업데이트 되며, 현재 적용 중인 Negative List 최근발표는 2010년 2월에 있었으며 내용은 다음과 같음


ㅣ 135

RA No. 7718)를 제외한 국내 자금 조달 공공사업 건설 및 보수 계약(Sec. 2(a) of RA 7718)은 외국인

지분 25% 이하 소유 가능(Sec. 1 of Commonwealth Act No. 541, Letter of Instruction No. 630)

3. 국방 관련 건설 계약(Sec. 1 of CA 541)


1. 광고업(Art. XVI, Sec. 11 of the Constitution)


1. 천연자원 탐사, 개발, 활용(Art. XII, Sec. 2 of the Constitution)

2. 사유지 소유(Art. XII, Sec. 7 of the Constitution; Ch. 5, Sec. 22 of CA 141; Sec.4 of RA 9182)

3. 공공사업 운영 및 관리(Art. XII, Sec. 11 of the Constitution; Sec. 16 of CA 146)

4. 교육 기관 소유, 설립, 운영(Art. XIV, Sec. 4 of the Constitution)

5. 쌀과 옥수수의 재배, 생산, 도정, 거래(소매 제외) 관련 사업(Sec. 5 of PD 194; Sec. 15 of RA 8762)

6. 정부 소유, 국영기업 및 기관에 제품 공급 계약(Sec. 1 of RA 5183)

7. BOT 프로젝트 관련 프로젝트 제안 및 시설 운영 (Art. XII, Sec. 11 of the Constitution; Sec. 2(a) of

RA 7718)

8. 상업용 심해 어선 운영(Sec. 27 of RA 8550)

9. 보험조정(Insurance Adjustment companies) (Sec. 323 of PD 612 as amended by PD 1814)

10. 콘도 관련 프로젝트 투자 진출 시 콘도 Units에 대한 소유(Sec. 5 of RA 4726)


1. 필리핀 기업감독및관리위원회(SEC, Securities and Exchange Commission)의 규제 받는 금융사(Sec. 6

of RA 5980 as amended by RA 8556)

2. 필리핀 기업감독및관리위원회(SEC, Securities and Exchange Commission)의 규제 받는 투자사(Sec. 5

of PD 129 as amended by RA 8366)


1. 필리핀 국립경찰(PNP, Philippine National Police) 승인을 필요로 하는 관련 제품

및 원자재의 제조, 수리, 보관, 유통(탄약, 화약류 등)

2. 필리핀 국방부(DND, Department of National Defense)의 승인을 필요로 하는

관련 제품의 제조, 수리, 보관, 유통 (총포류 등)

3. 유해 약물 제조, 유통(RA 7042 as amended by RA 8179)

4. 공중보건, 윤리상 문제로 법의 규제를 받은 사우나, 마사지 클리닉, 기타 유사 업종

(RA 7042 as amended by RA 8179)

5. 경마 등 도박 관련 업종(RA 7042 as amended by RA. 8179)

6. 납입자본금 U$20만불 이하(RA 7042 as amended by RA 8179)

7. 납입자본금 U$10만불 이하, 선진기술 활용, 직원 50명 이상 직접 고용

(RA 7042 as amended by RA 8179)

[표 4.42] Negative List B: 안보, 국방, 보건, 윤리, 중소기업 보호 관련 외국인 지분 제한

9.1.2 외국인 100% 지분 투자 허용 경우

◦ Negative List에 명시되지 않은 수출기업 : 수출 비중 60% 이상, 최소자본금P5,000


136 ㅣ

◦ Negative List에 명시되지 않은 내수기업: 자본금 10~20만불 이상◦ BOT Law에 의한 Infrastructure 개발 프로젝트◦ 외국차관 지원 국제경쟁입찰 프로젝트: SPC, Special License 취득◦ 소매업 (Retail trade enterprises): 납입자본금 250만불 이상 매장당 투자비용

8.3만불 이상, 고가품매장(high end or luxury products))의 경우 납입자본금 25만불

9.2 신재생에너지

◦ 본 프로젝트는 폐기물로 버려지고 있는 코코넛 허스크와 프론드를 이용하는 프로젝트로 신재생에너지 활용으로 분류됨.

◦ 이에 따라 신재생에너지법(Republic Act 9513)에 규정된 각종 규제들을 준수하고 인센티브의 혜택을 받을 수 있음.

◦ 이 법의 효력을 받기 위해서는 에너지부(Department Of Energy, DOE)로부터 신재생에너지 개발자(Renewable Energy Developer)로서의 승인을 받아야 함.

◦ 신재생에너지 개발사로 등록된 후에는 신재생에너지 법의 다음과 같은 프로그램 및 인센티브에 대해 혜택을 받을 수 있음.

◦ 한편 신재생에너지법에서는 각종 인센티브 정부지분을 제공해야 한다는 규정이 명시되어 있어 주목을 할 필요가 있음.

9.2.1 RPS(Renewable Portfolio Standard) 프로그램

◦ 전력 공급자에게 공급 전력의 일정 비율을 재생에너지 생산전력 공급 의무화, 이에 따라 WESM (Wholesale Electricity SpotMarket) 개념의 신재생에너지 시장을 설립 예정

◦ 도입에 대해서는 법률로 정하였지만 현재 필리핀 정부에서는 RPS의 구체적인 비율 및 실행에 대해 공표하지 않고 있는 상태임.

9.2.2 FIT(Feed In Tariff) 시스템

◦ 신재생에너지를 이용해 발전한 전력에 대해 프리미엄 가격을 부여하여 혜택을 주는 시스템임.


ㅣ 137

◦ 생산된 전기를 일정 가격에 일정 기간 동안(12년 이상) 구매 보장해 주는 제도로 발전 프로젝트 인센티브의 일환임.

◦ 풍력, 태양열, 바이오매스, ocean, run-of-river수력 발전 프로젝트에 대해 적용◦ 역시 도입은 정해졌지만 구체적인 전력가격 및 실행에 대해서는 공표되지 않은

상태임.

9.2.3 금전적 인센티브

◦ 소득세면제(Income Tax Holiday, ITH) 기 추진 중인 RE 프로젝트 에 대해 상용화 이후 7년간 소득세 면제(단, 재생에너지법 발효

시점에서 이미 7년 이상 상용화, 운영 중인 프로젝트는 제외) 신규 RE 투자 건에 대해서도 신규 투자에 따른 프로젝트 상용화후 7년간 소득세 면제(기

재생에너지 법인으로 등록된 기업의 신규 추진 재생에너지자원 탐사, 개발, 프로젝트 포함) 기존 또는 신규 프로젝트의 추가 투자 건에 대해서는 3회에 한해 소득세 면제 해택 부여. 즉, 한

개 프로젝트에 대한 총 소득세 면제기간은 21년임.◦ 관련 기계, 장비, 원료 수입시 관세 면제

신재생에너지 프로젝트 개발 인증서(RE Projects & Activities Developer's Certificate of Registration) 획득 시 10년간 관련 기계, 장비, 원료 수입시 관세 면제.

◦ 기계 및 장비에 특별 재산세 적용 신재생에너지 발전 설비에 소요되는 장비, 기계류에 대해서는 당초 비용,

감가상각누계차감액(less accumulated normal depreciation) 또는 순 장부가치의 1.5%만 재산세로 부과(Real property Tax)

RE 자원개발과 발전 설비 통합 프로젝트인 경우 동재산세는 발전 설비에 대해서만 부과.◦ 영업손실액(Net Operating Loss Carry-Over, NOLCO)

재생에너지 프로젝트 상용화 후 첫 3년간 발생하는 순 영업손실액은 이후 7년간 발생한 총 수익(gross income)에서 공제

◦ 법인세(Corporate Tax Rate) 소득세 면제기간(ITH, 7년) 종료시 필리핀 에너지부(DOE)에 등록하면 순이익(net income)의

10%를 법인소득세로 부과하는 우대 혜택 부여.◦ 가속감가상각

관련 설비, 기계, 장비에 대해서 일정 조건 충족 시 가속감가상각(Accelerated depreciation) 적용


138 ㅣ

◦ 부가세 영세율 재생에너지 기업의 특정 거래에 대해서는 부가세 영세율 적용(Zero-rate VAT), 일례로

재생에너지로 생산된 연료, 전력을 판매, RE 설비 건설을 위한 상품/서비스의 필리핀 국내 구매, RE 자원 탐사 ․ 개발, contracter 와의 서비스 계약비 등에 대한 영세율 적용.

◦ 탄소배출권(Carbon Credit) 세금 면제 탄소배출권(Carbon Credit) 거래 시 관련 세금 모두 면제

◦ 관련 장비 및 서비스 거래 시 세금공제 관련 자본재, 서비스 국내 거래시 납부한 부가세, 해외로부터 원료, 자본재 수입시 납부한

관세에 대해 일정 조건 충족시 100% 세금공제 혜택 부여

9.2.4 기타 인센티브

◦ 수력, 병합발전(재생에너지, 비재생에너지 혼합 발전) 시스템 활용 프로젝트 developer도 REPA(Renewable Energy Project & Activities developer)들이 받는 상기 혜택을 동일하게 적용

◦ 필리핀 내에서 제조된 RE 장비, 부분품의 제조, 조립, 공급업자들도 일정 수준까지 Tax, 관세 면제 해택을 받을 수 있음

부가가치세액, 중간재 수입 시 납부 관세액의 100% 세액 공제, 에너지부로부터 해당 기업 순이익에 재생에너지 관련 장비/서비스 매출에서 발생했다는 증명서 발급 이후 7년간 법인소득세 면제(ITH), 국내 상품/서비스 거래 시 부가세 영세율 혜택 부여.

◦ 바이오매스 원료 경작 농민과 기업도 재생에너지법 발효 이후 10년간 관련 원료 장비에 대해 수입관세 및 부가세 면제.

◦ 재생에너지 전력 구매 소비자에 대해서는 부가세(12%) 면제 해택 부여

9.2.5 정부 지분 제공

◦ 신재생에너지법에서는 신재생에너지 개발사의 정부 지분 제공을 의무화 하고 있음.◦ 지분제공은 프로젝트의 총 소득에서 1%를 제공해야 하며 지열에너지 사용하는 경우

1.5%를 제공해야 함.◦ 정부운영 신재생에너지를 제외한 프로젝트의 경우 지분은 비율로 분류하여 정부와

주정부로 제공함.◦ 하지만 바이오매스는 정부지분 제공에서 제외되는 항목으로 본 프로젝트는 해당되지

않음.


ㅣ 139

10. 경제적 타당성 검토

10.1 타당성 검토방법 선정

◦ 본 사업의 경제성 분석에는 내부수익률법(Internal Rate of Return), 자금 회수 기간법(Payback Period), 순현재가치법(Net Present Value) 등이 사용되었음.

❏ 내부수익률법(IRR)

◦ 내부수익률은 플랜트의 내구연수 중 지출의 현재가격환산액과 모든 수익의 현재 가격 합산액이 같게 되는 할인율로 정의됨. 즉, 내구연수 동안 현재 가격으로 환산된 수입 지출의 차가 0이 되는 할인율임.

여기서, It : t년도 예상 수입액

Qt : t년도 예상 지출액

n : 기간

r : 내부수익율(IRR)

◦ 일반적으로, 내부 수익률이 투자자금 이자율 보다 높을 때 그 사업은 타당성이 있는 것으로 판단됨.

❏ 자금회수 기간법(Payback Period)

◦ 투자에 소요된 모든 비용을 회수하는데 걸리는 기간을 말하는 것으로 운전자본이 포함된 순현금 흐름을 가지고 계산함.

◦ 투자의사결정을 할 때는 투자의 현금흐름으로부터 계산된 투자회수기간이 사업에서 설정한 회수기간이 사업에서 설정한 회수기간보다 짧으면 그 투자안에 대해서 투자가치가 있다고 평가함.

❏ 순현재가치법(Net Present Value)

◦ 투자로 인하여 발생하는 미래의 모든 현금 흐름을 자본비용으로 할인하여 계산한 순현가를 구하여 투자를 결정하는 기법으로 순현가는 현금유입의 현가에서 현금유출의 현가를 뺀 것임


140 ㅣ

◦ 투자의사결정의 기준은 NPV가 0보다 크면 투자자가 요구하는 수입보다 더 높은 수익률을 올릴 수 있다고 여겨져 투자가치가 있다고 평가 할 수 있음

순현금흐름의 현가

여기서, NCFt : Net Cash Flow

K : 자본비용(%)

N : 사업기간

t : 횟수

10.2 총 사업비(안) 산정

◦ 총 사업비(안)은 폐소(PHP)로 산출되었으며, 2011년 평균환율을 기준으로 1USD=44PHP, 1PHP=26원을 적용하였음.

◦ 총 사업비는 크게 EPC 금액과 그 외 금액으로 구성되며 EPC의 kW 당 단위비용은 110,000 PHP/kW, IDC를 포함한 총 투자비용은 약 1,557 million PHP(405억원)으로 각 세부항목에 대한 명세는 [표 5.41]에 분류됨.

◦ EPC 금액은 주로 보일러, 터빈, 냉각수시스템, 수처리시스템, 연료처리 및 소각재 처리시설, BOP(Balance of Plant, 주기기를 제외한 총 발전소 설비), 전기/장비/제어시스템 등으로 구성됨.

◦ 경험적으로 소규모 바이오매스발전소에서의 EPC 가격 원단위는 약 79.2~110 PHP million/MW로 적용되는데, 본 프로젝트에서는 보수적으로 높은 수준을 책정하였으며, 그 이유는 사업부지가 다양한 환경적 리스크에 노출되어 있기 때문임.

지진, 쓰나미, 홍수 등과 같은 자연재해 리스크는 기초공사 강화 및 내진시스템 건설 등 더욱 광범위한 설계를 요구하게 됨.

또한 사업부지 근처에 바닷가가 위치하여 향후 발전기기의 부식의 위험 또한 있어 이를 방지하기 위한 코팅작업 또는 더욱 신중한 부품 선택이 요구될 것임.

◦ EPC 외 금액은 크게 개발비, 재무비, 보험비, 송전선 설치 비용, 토지매입비 등이 포함된 Pre-operating 비용, 운전 자본, 기타 사업 예비비, IDC 비용으로 구성되며 총 EPC 외 금액은 약 456.7 million PHP(11,873백만원)로 총 투자비용의 약 29.3%에 해당함.


ㅣ 141

개발비는 사업개발과정에서 요구되는 각종 자문 및 컨설팅 비용과 사업개발자 또는 기관의 사업개발에 대한 보상금을 포함하고 있으며 사업개발보상금 수준은 총투자금액의 6% 수준임

재무비는 부대수수료(front-end fees), 재무자문 비용 등으로 구성되었으며, EPC의 약 1.5% 로 재무모델에 반영함

경비는 송전선 설치 및 건설 중 보험비의 합이며, 총 투자비용의 1.1% 수준으로 송전선 작업은 사업대상지에서 약 600m 떨어진 그리드로부터 69kV 선을 설치하는 것을 고려함.

보험비는 EPC의 약 1% 수준으로 책정됨. 사업대상지가 자연재해 위험이 높은 지역이므로 보험비를 충분히 높게 보고 보수적으로 접근함.

토지매입비용은 토지가격 및 토지매입관련 각종 행정비용(토지가격의 최대 11.25%)을 포함하여 약 39.1 million PHP(10.2억원)이며 이는 본 사업에서 우선협상대상지인 팜부한 사업부지를 기준으로 한 것임.

운전자금에는 건설기간 중 발생하는 훈련비용, 임금, 행정비용, 기타 소규모 경비 지출 등이 포함되며, 연료비축금 또한 포함됨.

연료비축금액은 바이오매스와 화석연료를 합해서 연간 약 8 million PHP(208백만원)가 소요될 것으로 예상하며 이는 코코넛 허스크 및 프론드의 10일간 운영가능량과 3달치 사용가능한 화석연료 저장량을 기준으로 함.

예비비는 EPC의 5%로 환율이나 원자재 가격변동, 기타 예상치 못한 예산 변동의 위험을 대처하기 위해 포함함.

IDC는 건설기간 중 발생하는 이자금액을 의미하며, 이와 연관된 대출 수수료 및 관련 비용들을 포함하여 총 투자비용의 13% 수준으로 고려함: IDC는 연 8% 금리 기준, loan arrangement fee는 첫 12개월 간 대출금의 0.75%, loan commitment fee는 3.4 million PHP로 추정함.


142 ㅣ

(1PHP=26원)

항 목금 액

Thousand PHP 천원

총

사업비

EPC

01) Boiler/Combustion 484,000 12,584,000

02) Turbine/Generator 176,000 4,576,000

03) Water System 77,000 2,002,000

04) Fuel Treatment System 110,000 2,860,000

05) Balance of Plant (BOP) 55,000 1,430,000

06) Electrical/Instrument/Control System 198,000 5,148,000

소 계 Ⓐ 1,100,000 28,600,000

Pre-Oper

ating

08) 개발비 121,000 3,146,000

09) 재무비 16,500 429,000

10) 송전선 설치비 5,000 130,000

11) 공사보험료 11,000 286,000

12) 토지비 39,160 1,018,160

소 계 Ⓑ 192,660 5,009,160

13) Working Capital Ⓒ 20,000 520,000

14) 사업 예비비(EPC의 5%) Ⓓ 55,000 1,430,000

금융비 15) 금융비용 Ⓔ 189,000 4,914,000

총 계 (Ⓐ + Ⓑ + Ⓒ + Ⓓ + Ⓔ) 1,556,660 40,473,160

[표 4.43] 사업 예산(안)

10.3 운영유지비용(안) 산정

◦ 연간 운영유지비용은 연료 비용, 운영비, 관리비, 수익 공유의 4가지 부문으로 나뉘며 세부적인 사항은 아래 [표 4.44]에서 나옴.

◦ [표 4.44]에서는 전체적인 비율 구성을 보기위해 각 비용 단가 및 금액을 발전소 운영기간인 25년간의 평균값을 기준으로 추정하였음.

◦ 각 세부 운영유지비용 항목들에 대한 상술에서는 정확한 단가기준 및 적용시점의 차이를 반영하여 보기 위해 COD 시점에서의 비용을 산정 및 서술하였음.


ㅣ 143

항 목연간 비용

비율(%)Thousand PHP 천원

연료비바이오매스 연료비 208,419 5,418,884 61.43%

화석연료비 30,196 785,094 8.90%

운영비

운영 및 행정비 18,773 488,095 5.53%

보험료 8,859 230,332 2.61%

예비비 22,995 415000 4.70%

관리비관리비 24,805 644,930 7.31%

대수선비 11,866 308,517 3.50%

수익 공유(Profit sharing)* 20,411 530,688 6.02%

총 계 346,324 8,821,541 100%

[표 4.44] 연간 운영유지비용 구성

10.3.1 연료비용

◦ 바이오매스 연료 비용이 발전소에서의 연간 운영유지비에서 주요함. ◦ 본 사업 발전소는 연간 약 92,000톤의 코코넛을 소비하며, 이 중 40%는

코코넛허스크, 60%는 코코넛 프론드로 조달할 것임. ◦ 코코넛 가격은 전력단가가 COD 시점 기준 6.895 PHP 일 때 톤 당 1500 PHP (30%

함수율 기준)로 추정하며 전력단가 상승률과 동일하게 연간 상승하는 것을 조건으로 하는데, 이 경우 연간 코코넛 연료 소비금액은 약 137,980 thousand PHP(3,587백만원)으로 추정됨.

◦ 화석연료는 발전소 내에서 start-up 연료로 소비되며, oil 가격이 liter 당 45 PHP(매년 5%의 가격 상승) 일 때 연간 화석연료 소비금액은 약 15,547 thousand PHP(404백만원)으로 추정됨.

10.3.2 운영비용

◦ 운영 및 행정비는 발전소 운영에 필요한 인력고용비(임금 및 직원복지), 훈련비, 행정비를 포함하며 연간 3%의 물가상승률을 반영함.


144 ㅣ

◦ 운영 보험료는 EPC 비용의 0.5% 수준으로 산정하여, 연간 6,010 thousand PHP(156백만원)으로 추정됨.

◦ 예비비는 운영기간동안 예상치 못한 위험에 대비하기 위한 자금 외 발전사에서 의무적으로 납부해야하는 지역사회기금(PHP 0.01/kWh)과 자발적인 CSR 활동자금이 포함되어 있음.

10.3.3 관리비용

◦ 연간 관리비용은 수선 및 고장예방을 위한 노동비와 소모품비 등으로 구성되며, EPC의 1.4% 수준인 연간 약 16,828 thousand PHP(438백만원)정도 소요됨.

◦ 대수선비는 주요장비 및 기계 교체를 의미하며, 매 6년마다 EPC의 4% 수준인 44,000 thousand PHP(1,144 백만원)정도 소요될 것으로 예상함.

10.3.4 Profit sharing

◦ 본 사업은 연료수급의 안정성을 높이기 위해 연료공급회사와의 장기계약을 도모함.◦ 장기계약에서는 바이오매스 연료가격을 고정하여 안정화하는 반면, 발전소 수익의

일부를 연료공급회사에 배당하여 win-win 전략을 수립하고자함. ◦ 연료공급회사는 연간 발전소의 전년도 세후 수익(income statement 기준)에 대해 약

10%를 추가 수익으로 얻는 조건임.

10.4 수익 산정

◦ 본 사업은 필리핀 정부의 신규 FIT 정책을 전제로 하고 있으나, FIT가 없는 경우에도 전력판매가 가능함.

◦ 발전소에서 생산된 전력은 매달 NORSAMELCO 사에 단일 단가(base load 기본)로 판매할 예정임. 전력 판매 수익은 25년 운영기간을 전제로 계산됨.

신재생에너지 사업분야에 대한 정부정책의 불확실성이 있기에, 본 사업에서는 FIT를 전제로 하더라도 향후 20년간 전력판매단가를 현재 전력단가와 유사한 PHP 6.895 수준 고정단가(COD 기준)로 결정하고(5.3 장 참고), 물가상승률에 따른 매년 3% 의 증가를 고려함. 20년 이후에는 국가 연료가격지수를 근거로 4%의 증가를 가정함.


ㅣ 145

항 목 적용치(가정) 근 거

0. 발전소 일반정보

발전소 수명 25년

발전소 수명은 평균 30년까지 볼 수 있으나(Mott

MacDonald) 본 프로젝트에서는 25년까지로 가정함

(감가상각은 연 5%로 적용함)

발전용량 10MW Project plan

소내전력소비 1MW 발전소 내부 사용량(발전용량의 10%)

발전소 Load factor 90% 일반적으로 75~90%

연간 가동시간 7,884 시간/년연간 약 1개월 가량은 유지보수

2015년은 5월부터 가동(5,270 시간/년) 가정

바이오매스 소비량 280 ton/year

발전용량을 기준으로 했을 때 약 230 ton이 요구

됨. 환경조건(계절)에 따라 230~280 ton이 필요할

것으로 판단함. 본 재무모델에서는 보수적으로 280

ton을 적용함

** 연료특성(플랜트 모델링 적용 연료특성 기준)

Husk LHV: 4,347kcal/kg (함수율 10%)

Frond LHV: 3,153kcal/kg (함수율 30%)

1. 투자비용

EPC 가격110,000 PHP/kW

(2,860천원/kW)

필리핀CDM 및 신재생에너지 프로젝트 진출가이드

(2009)에 따르면 83,600 PHP/kW 정도 소요됨.

추가적으로 토지구입비, 예비비와 Reservoir 건설비

용, 물가상승률 등을 고려하여 보수적으로 정함

2. 운영비용

보험비용 EPC 비용의 0.5% Escalation 3%

인력자원 및 행정비 연간 12,736,000 PHP

직원 월급 및 복지비용 (내부자료&필리핀투자실무

가이드2011)

-Director 1인, Manager 8인, Worker 20인 기준

운영유지비 연간 EPC 비용의 1.4% 설비유지보수, 화학처리비용, 생석회 구입비용 포함

정기장비검진 및 보수 EPC 비용의 4% 6년 주기

3. 가격

전력판매단가6.895 PHP/kWh

(연간 3% escalation)

필리핀 Feed-in Tariff가 시행될 예정임. 바이오매

스의 경우 전력가격이 약 7 PhP/kWh로 예측됨.

바이오매스 연료구입비용

(발전소까지 운송비용

1,500 PHP/ton


2010년 Northern Samar feedstock collections

system 자료 및 EVPRD Feedstock Supply Report

[표 4.45] 경제성 분석 주요 가정치

10.5 재무모델 및 경제성 분석

◦ 본 사업의 재무모델에 적용한 주요 가정치는 아래 [표 4.45]과 같음


146 ㅣ

항 목 적용치(가정) 근 거

포함) 결과 반영

화석연료 구입량 및 비용

360,000 liters/yr

39 PHP/liters


내부 현지 F/S 보고서

4. 융자상환조건

융자 vs 자기자본 비율 70:30 사업계획

이자율 8% 국제적으로 평균 8~9.5%

거치/상환기간 2년/8년 Project plan

5. 기타

소득세 7년간 면제, 10% 필리핀 재생에너지법

환율1USD = 44 PhP

1PHP = 26 KRW2011년 평균값

Escalation 3~5%2011년 1/4분기 평균 물가상승률은 4.1%였으며

HSBC는 연평균 물가상승률 5.4% 전망

10.5.1 할인율(Discount rate)

◦ 투자가치에 영향을 주는 중요한 파라미터인 할인율은 가중평균비용(Weight Average Capital Cost, WACC)를 통해 결정될 수 있으며, NPV와 IRR을 계산하는 데 활용됨.

◦ 일반적으로 발전프로젝트의 평가에서는 10% 의 할인율을 적용하는데, 이 비율은 이자율과 대출 비중에 따라 달라질 수 있음.

◦ 본 프로젝트의 경우, 총투자비의 70%를 대출받고, 나머지 30%를 자기자본으로 구성하며, 대출 이자율은 8%로 가정하고 있음.

◦ 투자자의 기대수익율이 약 15~18%라고 가정할 때, 할인율은 9.5~10.5% 정도가 되므로, 본 프로젝트에서는 할인율을 10%로 적용함.

10.5.2 경제성 분석 결과

◦ 경제성 분석 지표로 회수기간법(PBP), 순현재가치법(NPV), 내부수익률(IRR)등을 사용하여 경제적 타당성을 분석하였음.

◦ 프로젝트 관점에서 NPV(10% WACC)는 약 739 million PHP(19,230 백만원)이며, IRR은 16.70%로 사업성이 높음.


ㅣ 147

총투자비 (% change) % IRR

-20% 21.05

-15% 19.8

-10% 18.67

-5% 17.64

Base Case 16.7

+5% 15.84

+10% 15.03

+15% 14.29

+20% 13.59

[표 4.47] 총 투자비 변화에 따른 사업 IRR

◦ Equity 관점에서 NPV(10% WACC)는 약 633 million PHP(16,448 백만원)이며, IRR은 17.51%로 사업성이 높음.

항 목분석내용

Project Equity

NPV(million PHP) 739 633

PBP(년) 8.20 10.37

IRR 16.70% 17.51%

주 : Cash Flow [부록 2] 참조

[표 4.46] 경제성 분석 결과(25년 운영기준)

10.5.3 민감도 분석 결과

◦ 재무모델에 적용된 기본 가정들의 상당수는 시장 가격, 규제, 국제금융, 기술발전 등 다양한 요인에 의해 변동될 수 있음.

◦ 민감도 분석은 주요 가정치가 변화되었을 때 사업이 재무적으로 타당한지를 검토하는데 유용함. 본 보고서에서는 총 투자비, 바이오매스 연료 가격, 전력 단가를 주요 요인으로 보고 분석함.

◦ 총 투자비: 총 투자비 변화가 IRR에 미치는 효과를 보기 위해 그 범위를 –20% ~ +20%로 다양하게 분석함.


148 ㅣ

바이오매스 연료 가격 (% change) % IRR

-20% 18.54

-10% 17.63

Base Case (1,500 PHP/ton) 16.7

+10% 15.75

+20% 14.78

[표 4.48] 바이오매스 연료 가격 변화에 따른 사업 IRR

전력 단가 (% change) % IRR

-20% 10.27

-10% 13.65

-5% 15.2

Base Case (6.895 PHP/kWh) 16.7

+5% 18.16

+10% 19.5

+20% 22.32

[표 4.49] 전력 단가 변화에 따른 사업 IRR

◦ 바이오매스 연료 가격: 연료 가격 및 공급량의 불확실성은 사업에 매우 중요한 이슈이며, 연료 가격은 로지스틱스 비용, 계절, 인력, 또는 그 외 예상치 못한 상황 등에 따라 변화될 수 있음.

◦ 민감도 분석은 COD 기준 1,500 PHP/ton을 베이스라인으로 하여 이루어짐.

◦ 전력 단가 : 필리핀 정부가 신재생에너지에 대한 새로운 전력 단가를 확정하기 전까지, 전력 단가에 대한 불확실성이 있음.

◦ 경제성 분석에서는 6.895 PHP/kWh를 기본 가정함.

◦ 개별 민감도 요인 별 분석을 통해 의사 결정에 앞서 중요한 요인이 무엇인지 알고, 어떤 조건 하에서 프로젝트가 타당하지 않은지를 가늠할 수 있음.


ㅣ 149

[그림 4.30] 총투자비, 바이오매스가격 및 전력 단가의 민감도

◦ [그림 4.30]에서 IRR에 대해 음(negative)의 변화 관계를 갖는 요인들 중에서 총투자비가 가장 주요한 요인임.

◦ 투자비 감소는 바이오매스 가격 감소보다 수익 증대에 더 큰 영향을 미치는데, 만약 사업에서 EPC 비용을 20% 감소시키면(총 투자비용의 약 15% 수준) IRR은 3.57%까지 증가될 것임.

◦ 따라서 EPC가 전체 총투자비용의 가장 큰 부분을 차지하기 때문에 EPC 선정이 매우 중요함.

◦ 바이오매스 가격이 베이스라인(1,500 PHP/ton)보다 20% 이상 상승(1,800 PHP/ton)하면, 본 프로젝트는 실현가능성이 낮아지지만, 이와 같은 높은 연료 가격은 효율적인 장비, 유리한 환율, 더 높은 전력단가, 보조금 등 다른 요인들이 사업에 긍정적으로 작용한다면 수용가능해질 수도 있음.

◦ 전력단가는 살펴본 요인들 중에서 가장 민감한 것으로 분석되며, 전력 단가가 10% 상승하면 IRR은 19.5%인 반면, 10% 하락하면 13.65%로 떨어짐.

◦ 따라서 본 사업에서는 만약 전력 단가가 PHP 5.5/kWh (COD 시점 기준) 보다 낮으면 사업타당성이 없을 것으로 추정함.


150 ㅣ

◦ 전력가격에 영향을 주는 요인에는 전력가격 상승률이 있으며, 이 또한 사업의 IRR에 영향을 주는데[그림 4.31], 최악의 경우 전력 단가가 물가상승률 고려 없이 고정된다면 IRR은 7.31%로 감소하여 사업가능성이 없음.

◦ 반면 상승률이 본 재무모델의 베이스라인(20년간 3%, 이후 4%)보다 더 높게 되면 IRR은 더 높게 개선될 것이며, 전력 가격이 5%씩 매년 증가하면 IRR은 21.11%에 달함.

[그림 4.31] 전력 단가 연간상승률에 대한 민감도

10.6 재원조달방안

◦ 경제적 타당성 검토를 통해 프로젝트의 소요자금규모와 사업자금 투입비율에 대한 안을 선정하였는데, 본 사업에서는 자기자본 및 타인자본 비율을 30%, 70%로 구성하여 레버리지 효과 및 사업 투자 안정성을 적절히 고려하고자 함

◦ 총 사업비는 1,557 million PHP(40,473백만원)이며, 이 중 자기자본금액은 30% 비율인 467 million PHP(12,141백만원), 타인자본금액은 1,090 million PHP(28,331백만원)으로 추정됨. 이에 따른 재원조달계획은 다음과 같음.


ㅣ 151

자 금 원 참여자 투자율 금액 비고

자기자본

(30%)

국내 투자자

- 바이오그린에너지펀드, 한국환경공단,

㈜다스솔루션즈 등

40%4,857

백만원외국인지분제한(40%)에

의거 지분의 40% 이하

보유. 나머지 지분 60%

이상은 현지에서 조달

현지 투자자

- Aboitiz(필리핀 발전업체) / PNOC-RC /

Berkman Int’l, Provincial Govt. 등

60%7,284

백만원

타인자본

(70%)

현지/외국 은행

- ADB/LBP-

28,331

백만원국내 은행

- 바이오그린에너지펀드 참여 금융사

[표 4.50] 자금 조달계획(안)

10.6.1 자기자본

◦ 자기자본 즉 Equity에 해당하는 금액은 467 million PHP(12,141백만원)이며, 국내 투자가 가능한 금액은 전체 자기자본의 40%인 186.8million PHP(4,857백만원) 이내임.

◦ 현재 자기자본의 국내 투자지분은 바이오그린에너지펀드를 주축으로 조달할 예정임. ◦ 바이오그린에너지펀드의 경우 참여하는 기관들 중 각 사업체/기관의 역할 및

투자목적에 따라 참여구도가 달라질 수 있음. ◦ 현지 투자자의 경우 최근 Aboitiz가 참여의향을 밝힌바 있어 Aboitiz에서 운영의

역할과 함께 대주주로써 60%인 280.2 million PHP(7,284백만원)을 투자할 가능성이 높음.

◦ 자금원(source)에 따른 국내투자 및 현지투자 구분과는 별도로 자기자본 내에는 개발지분이 포함되어 있는데, 자기자본 총액의 10% 수준으로 잡음.

◦ 개발지분은 본 사업을 발굴한 다스솔루션즈(2%) 및 한국환경공단(2%)와 향후 사업을 원활히 성공적으로 추진하기 위해 고려해야하는 이해관계자(6%, 필리핀 현지 개발자, 연료공급회사, 주정부 및 지방정부 등) 지분으로 구성되어 있음.

❏ 바이오그린에너지펀드


152 ㅣ

◦ 바이오그린에너지펀드는 정부공공기관, 재무적 투자자, 전략적 투자자, 건설적 투자자들이 온실가스 감축지원 대상국가의 폐자원에너지화, CDM 사업에 대해 투자를 위해 조성한 펀드로 약 7,500억원 규모이며 2011부터 2020년까지 계획되어 있음.

◦ 국내외 폐자원 에너지화 사업을 활성화하고 국가 성장동력으로 폐자원 에너지화 산업을 육성하기 위한 목적으로 조성되었음.

◦ 참여기관은 다음과 같음.

구분 기관명

정부 및 공공기관 환경부, 한국환경공단

재무적 투자자 기업은행, 신한금융투자

전략적 투자자 에코아이, 한화, 한전KPS, GS칼텍스

건설적 투자자

도화엔지니어링, 대한송유관공사, 코오롱베니트, 포스코건설, 태영건설,

한솔이엠이, 한라산업개발, 한화건설, 현대엔지니어링, 효성에바라엔지니어링,

건화엔지니어링

[표 4.51] 바이오그린에너지펀드 참여기관

10.6.2 타인자본

◦ 타인자본은 즉 금융기관 또는 다른 기관으로부터 자본을 차관하는 방식으로 본 프로젝트에서는 다양한 금융기관의 차관을 검토하고 있음.

금융기관 국내상업은행 현지상업은행 아시아개발은행(ADB)

장점

Ÿ 자국 프로젝트에 대한 이

해도가 높아 프로젝트에

위험도가 높아도 기꺼이

참여하려함.

Ÿ 외환위험을 감소

Ÿ 정치적 위험 완화

Ÿ 국제은행으로 자금규모 및

유동성 높음.

Ÿ 차관(Loan), 상업은행보증

역할 등 다양한 역할 수행

가능

단점

Ÿ 국제금융보다 조달비용이

높고 유동성 부족으로 조

달규모가 소규모일 가능성.

Ÿ 외환(달러)으로 차관 받을

경우 외환위험 존재

[표 4.52] 금융기관별 차관의 장단점

◦ 바이오그린에너지펀드 내 금융기관이 참여하게 되는 경우, 일정 비율 대출이 발생할 수 있음.


ㅣ 153

제 V 장 사업추진 세부계획 수립

1. 주요 일정 수립

◦ 본 사업은 바이오매스발전소의 착공을 2013년 7월을 목표로 하고, 건설기간은 약 22개월 가량 소요될 것으로 예상함. 따라서 발전소는 2015년 5월 상업운전을 개시할 계획임.

◦ [그림 5.1]은 사업의 각 단계를 보여주는 상위수준의 일정임. 세부적인 각 일정 별 기간은 사업 고유의 상황에 따라 매우 달라질 수 있음. 특히 사업 계획의 인허가 및 자금조달에 걸리는 시간은 사업 간에 큰 차이가 있을 수 있음.

구

분작업 이름 기간 시작 완료

2012 2013 2014 2015

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9

1Preconstruction

Phase517일 11-07-08 13-07-01

1.1 Feasibility study 250일 11-07-08 12-06-21

1.2 Planning 135일 12-06-01 12-12-06

1.3Development of

EPC contract71일 12-10-29 13-02-04

1.4 Tendering 105일 13-02-05 13-07-01

1.5 Financing 516일 11-07-08 13-07-01

2EPC contract

period484일 13-07-01 15-05-07

3Commercial

Operation Date0일 15-05-07 15-05-07

[표 5.1] 사업주요일정


ㅣ 155

2. 사업 전체 세부추진일정


ㅣ 157

제 VI 장 한국환경공단 참여방안

1. 재정투자방안

1.1 Equity 투자(바이오그린에너지펀드 활용)

◦ 한국환경공단은 바이오그린에너지펀드를 통해 투자가 가능하며 Equity에 대한 투자비 규모는 다양한 비율이 가능함.

◦ 현재 Equity는 현지 지분이 60%, 국내 지분은 40%로 이루어질 계획이며, 국내 지분 중 4%는 개발지분(다스솔루션즈 2% + 한국환경공단 2%)로 할당될 것임.

◦ 즉 국내투자자의 투자금액은 Equity(총 투자액의 30%)의 40%에 해당하는 186 million PHP(4,857백만원)에 달함.

◦ 본 사업에서는 ㈜한화, 코오롱글로벌 주식회사 등과 같은 SI/CI/FI 성격의 기업들로부터 Equity의 약 20~30%의 지분투자를 이끌어 낼 예정이며, 이들은 바이오그린에너지펀드를 통하거나 독립적으로 직접 참여가 가능함.

◦ 환경공단의 경우 바이오그린에너지펀드를 통하여 10~20% 수준의 투자를 기대하고 있으며, 이는 47~93 million PHP(1,214~2,428 백만원)에 달함.

◦ 타기업 및 기관의 참여 수준에 따라 두 가지 시나리오로 환경공단의 재정투자(안)을 제시하고자 함; (1안) SI/CI/FI 30%, (2안) SI/CI/FI 20%

◦ 1안의 경우 공단의 Equity 비율은 10%, 투자금액은 47 million PHP(1,214 백만원)이며, 2안의 경우에는 20%, 93 million PHP(2,428 백만원)임.

[그림 6.1] 환경공단 Equity 투자 비율 1안


158 ㅣ

[그림 6.2] 환경공단 Equity 투자 비율 2안

◦ 본 사업은 사업구도가 필리핀 현지 업체가 대주주로서 사업운영권을 갖는 형태이므로 국내 투자자들의 경영권 확보를 위한 지분투자는 불필요하며, 한국환경공단의 경우 공기업으로 큰 금액의 투자는 어려움.

◦ 따라서 1안의 제안형태가 더 적절할 것으로 사료되며, 이 외에도 대내외적인 상황(한화/코오롱글로벌주식회사 참여수준, 펀드참여사 투자여부, 환경공단 내 예산 등)에 따라 다양한 비율로 유연한 참여가 가능함.

1.2 타당성 조사 투자비 활용 방안

◦ 한국환경공단이 타당성 조사 지원사업을 수행한 것은 프로젝트가 실행될 경우 재정적으로 투자한 것으로 볼 수 있으며 프로젝트가 본격적으로 실행될 경우 이 투자비에 대해 회수할 수 있음.

1.2.1 CDM 사업의 CERs 회수

◦ 본 프로젝트는 CDM 사업을 고려하는 프로젝트로 필리핀의 CDM 사업현황을 비롯하여 프로젝트의 탄소감축량(CERs)량도 산정되어 있음.

◦ 한국환경공단은 환경 친화적 국가발전에 이바지하기 위하여 설립된 공공기업으로 투자에 대한 회수를 CERs로 회수할 경우 기후변화와 탄소감축에 기여한다는 기업이미지 상승과 향후 환경관련 사업 추진에 모범이 될 것이며 녹색성장의 동력으로 전환되어 새로운 국가발전 전략에 기여할 것임.


ㅣ 159

◦ 하지만 최근 CDM 사업은 불황기를 겪고 있으며 CERs 가격은 최저치로 떨어져 그 가치가 매우 낮아진 상태임.

◦ 이렇게 CERs 가치가 매우 낮아진 상태에서 프로젝트 자체적으로도 CDM 사업개발비를 투자하여 UN에 등록할 가치가 있는지도 의문스러운 상태이며 향후 CDM 사업이 지속 가능성에 대해서도 확신이 없는 상태임.

◦ 한국환경공단 역시 CERs로 회수한다는 방안은 현재 조건에서는 매우 불확실한 상황으로 투자비에 대해 100%이상 회수할 수 있는 다른 방안을 찾는 것이 필요함.

◦ 한편으로 CERs의 전망을 밝게 보고 가치가 매우 떨어진 현재 시점에서 CERs 선거래 계약을 진행한다면 향후 CERs 가격이 상승하였을 대 그 가치는 매우 큰 수익이 발생할 수도 있음.

1.2.2 투자금액에 대한 프로젝트 지분소유

◦ 한국환경공단이 타당성 조사에 대한 투자금액을 회수하는 가장 안정적인 방법으로는 지분소유가 있음.

◦ 한국환경공단이 타당성 조사에 투자한 금액에 해당하는 만큼 개발지분으로 제공받을 수 있는데, 본 사업구도에서는 초기 사업개발 공로를 인정하여 Equity 금액의 약 2%인 2.4 억원에 해당하는 지분 할당을 고려함.

◦ 이는 매우 안정적인 방안이나 프로젝트 전체 금액에 비해 매우 낮은 비율을 차지하므로 지분소유로 인한 수익은 적을 것으로 예상됨.

◦ 해외개발사업에 한국환경공단이 기여했다는 상징적 의미로서 지분을 소유하고 있거나 CERs이 발행되는 경우에 CERs과 교환될 수 있음.


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2. 사업참여방안

◦ 본 프로젝트에서 한국환경공단은 사업개발자와 투자를 목적으로 하는 기업을 연결하는 역할을 하고 있다고 볼 수 있으며 사업추진이 원활히 이루어 질 수 있도록 각 방면에서 다양한 지원을 할 수 있음.

2.1 사업개발자 측면

2.1.1 해외사업개발 노하우 전수

◦ 한국환경공단은 현재 다양한 해외사업개발 지원사업을 진행하고 있으며 각 사업들에서 얻은 사업개발의 노하우를 가지고 있음.

◦ 사업개발 경험이 부족한 사업개발기업에게 사업개발에 필요한 각종 정보들과 리스크 등에 대해 공유하여 개발사업의 리스크를 줄이는 역할도 할 수 있음.

2.1.2 개발국가 및 지역 협약 추진

◦ 한국환경공단은 대한민국 환경부 산하의 공기업이며 이는 국내 프로젝트가 해외로 진출시 국가 공기업으로서의 신뢰도를 향상시키는 효과를 줄 수 있음.

◦ 프로젝트 추진을 위해 필요한 각종 협약 등에 사업개발자, 일반기업이 단독으로 협약을 체결하는 것보다 국가 공기업과 함께 협약을 추진함으로서 프로젝트에 대한 신뢰도가 높아지고 진행도 원활하게 이루어짐.

◦ 또한 사업이 추진되기 위해서는 각종 등록, 인증 등의 과정이 필요하며 한국환경공단이 프로젝트를 지원하고 있다는 사실은 큰 도움이 될 수 있음.

2.1.3 기술 자문

◦ 프로젝트가 실행되는 시점에서 한국환경공단은 기술자문 역할을 수행할 수 있음.◦ 한국환경공단의 해외사업개발 노하우를 바탕으로 프로젝트 진행에서 발생할 수 있는

각종 위험들을 예방, 관리하는 역할을 수행하며 원활히 진행되도록 기술자문 역할을 할 수 있을 것으로 사료됨.

2.2 투자자 측면

2.2.1 프로젝트 타당성 검토


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◦ 투자자들은 개발되는 프로젝트가 성공여부와 수익여부 등에 많은 관심이 있으나 긍정적인 결과를 보여주는 타당성 조사의 결과만으로는 판단하기 어려운 면이 있음.

◦ 이 때 한국환경공단은 프로젝트 타당성 조사 진행을 관리 감독하면서 그 수행절차의 적절성과 결과의 타당성을 검토하고 분석하여 타당성조사에 대한 신뢰도를 높일 수 있음.

◦ 이러한 타당성 조사 결과는 투자자들이 펀드에 투자하는데 검토하는 필요한 프로젝트의 신빙성 있는 기초자료로 활용할 수 있음.

2.2.2 프로젝트 보증

◦ 한국환경공단이 개발초기부터 프로젝트를 관리, 감독하고 타당성 조사결과 분석을 바탕으로 프로젝트가 개발에 적합하다고 판단을 내린 것이므로 프로젝트에 대한 성공을 보증할 것이라고 볼 수 있음.

◦ 이러한 한국환경공단의 보증 및 지원은 투자자들에게 있어서도 신뢰도 있는 프로젝트로 인식될 수 있음.


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3. 한국환경공단의 향후 해외사업 추진 활성화를 위한 제언

3.1 해외사업 연구개발 확대

◦ 한국환경공단에서는 대한민국의 토양, 대기, 수질 등의 환경오염지표를 조사 분석하면서, 나아가 오염 방지 및 에너지화 하는 사업으로의 연구개발을 활발히 진행 중임.

◦ 특히 최근에는 탄소중립, 에너지 자립화 사업 등을 통해 하수처리시설, 폐기물 처리시설 등 폐자원을 처리하는 시설에서 폐자원을 에너지화하는 사업을 연구개발 중임.

◦ 국내 연구개발을 토대로 해외로 그 적용 대상을 확대하여 대상 국가가 지닌 농업잔여물, 폐기물 등의 연구개발 확대를 통해 사업발굴의 기회를 증대시킴.

3.2 펀드(금융) 개발 투자확대

◦ 한국환경공단은 현재 바이오그린에너지 펀드의 투자대상 사업을 발굴, 검토, 분석을 수행하는 것뿐만 아니라 바이오그린에너지 펀드에 참여하여 펀드 구성의 주축 역할을 수행하며 직접적인 투자도 할 계획임.

◦ 해외사업발굴 및 개발과정의 참여를 통해 개발자 역할을 하고, 바이오그린에너지 펀드에서는 투자자의 역할을 하여 해외사업개발에 다양한 구도로 참여하고 있음.

◦ 개발자로서는 한국의 기업들이 해외사업개발에 있어서 필요한 각종 지원 정책 및 방안들을 파악할 수 있고, 투자자로서는 해외사업개발의 각종 장벽, 리스크, 위협요인 또한 파악할 수 있음.

◦ 이를 토대로 개발자와 투자자를 위한 각종 금융 상품의 구성 및 개발이 가능함.◦ 직접적인 노하우로 개발자들에게는 사업개발의 기회를 증대하고 투자자에게는

투자위협요인을 감소시켜 금융 투자를 촉진함.

3.3 사업개발 업무영역 확대

◦ 사업개발자 역할 , 새로운 자원 연구, 개발, 발굴 등의 역할◦ 시공 감리 등의 역할◦ 환경시설 관리 감독 역할


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3.4 수익활용구조 개선

◦ 한국환경공단은 공공기업으로, 수익창출을 목적으로 하지 않고 공공의 이익을 목적으로 하고 있어 한국환경공단에서 시행하는 사업들 중 수익이 발생하는 사업들이 많지는 않음.

◦ 하지만 해외사업개발은 사업개발자 역할 뿐만 아니라 바이오그린에너지 펀드를 통한 투자로 인해 어느 정도의 수익이 발생할 것으로 예상됨.

◦ 이러한 수익을 어떻게 활용할지에 대한 구체적인 방안과 계획의 수립이 요구됨.◦ 수익활용의 방안으로는 한국환경공단의 해외사업개발 연구개발 비용으로 활용하거나

환경전문인력 양성 비용으로 활용 가능함.

3.5 한국환경공단 이미지 제고

◦ 1980년 한국자원재생공사 설립이후 한국환경공단은 하수처리시설 관리, 환경오염방지 연구개발 등 대한민국의 환경시설 및 환경오염방지 관리시설로서 이미지가 널리 알려진 편임.

◦ 하지만 현재 한국환경공단은 각 지역의 환경사업소 관리 뿐만 아니라 환경을 기초로 한 다양한 사업을 운영하고 개발 중임.

◦ 그 중에서도 해외 폐자원·바이오매스 에너지화는 그 영역을 세계적으로 넓혀 한국환경공단의 역량을 발휘하는 것으로 국가의 온실가스 감축 및 환경기술을 널리 알리는데 이바지 할 수 있음.

◦ 이를 통해 한국환경공단의 이미지를 글로벌 환경사업개발 기업 및 환경분야 서비스 기업으로서 거듭날 수 있으며 나아가 국가의 온실가스 감축 및 폐자원 에너지화 이미지 제고에도 기여할 수 있음.


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유형 항목 세부항목 검토 내용 및 비고

프로젝트

위험

개발자

신뢰도명성/경력, 신재생에너지 프로젝트 수행경험, 실

무진 확인

수행이력유사프로젝트 완료여부, 사업대상지, 규모, 계약

자 등 비교

상업성

전력수요처 파악 전력 구매의향서

경쟁사 파악 유사프로젝트 벤치마크 분석

전력판매단가 과거 전력단가/향후 전망 자료

EPC 및 연료 공급 가격 현실성 유사프로젝트 벤치마크 분석

완료 장애요인 및 대응방안발전소용 송전망, 도로연결 필요여부 파악 및

대응책 마련여부

기술기술방식 및 설계 소각기술, 스팀터빈, 냉각기술

주요설비 기술 및 용량

완료 위험

사업부지 취득 및 접근성

토지 계약서(임대/매매)

토지 소유주 검증

도로 및 수로 인접 여부 및 상태

인프라 연결거리

매매 비용 및 절차 파악

인허가

프로젝트

EIA 진행 여부 및 계획

건설허가 여부

운영허가

투자 및 자금조달투자 허가

환율 관리 전략

정부지원협약 N.Samar 주정부의 사업지원

EPC

계약

위험

EPC 업체 자격수행실적

자격증명단계

계약가격

신용위험

건설비 투자비의 주요유형 별 구성비, 관리방안

[표 7.1] 사업추진 체크리스트

제 VII 장 사업추진 체크리스트

◦ 본 장에서는 사업을 성공적으로 추진하기 위해 검토되어야 하는 사항들을 체크리스트화함.

◦ 개발자로서 성공적인 사업 개발을 위해서는 리스크 관리가 매우 중요하며, 투자자로서 대상사업에 대한 주요 투자요건 중 하나는 리스크 파악 및 저감/관리방안임.

◦ 따라서 아래 체크리스트는 본 보고서의 사업타당성 평가 내용을 바탕으로 사업추진 을 위해 사전 검토되어야 할 항목들을 리스크 중심으로 기술함.


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초과EPC 가격

프로젝트 스케줄 변동 가능성

사업대상지 조건(오염물 처리, 지형학적 특성

등)

설계명세내역의 확정 및 변동 가능성

예비비 포함 여부

공사

지연

EPC 공사 지체상금

불가항력 보험, 정부지원협약

COD 정의 각종 계약

스케줄 계획 사업진행 스케줄 유연성, 실현 가능성

불충분한 성능 성능보장조건

제 3자

위험

필요라인/시설연료수송라인, 용수공급라인, 전력송전라인, 수

송도로 등 계획

민원인(이의제기) 지역민 거부(님비현상)

환경 위험

주변 자연환경 발전소 건설/운영 중 미치는 영향

대기오염 SO2, NO2, HCl 규제기준 및 관리방안

용수 용수확보방안, 방류수 처리

폐기물 소각재 처리

운영 위험

사업 운영

운영조직. 현지인 채용계획

O&M 계약

보험

운영비

초과

연료비 장기공급계약

대출상환비 상환 계획

운영율 주요장비의 유지관리기간

유지 관리 대수선자금 계정

성능 저하

수익 위험

offtake contracts계약 조건 및 기간

계약 해지 대안

판매가격 경쟁력타 발전소와의 비교우위(투자비, 자금조달 구조,

효율, 연료비용)

연료공급

위험

공급자 신뢰도연료공급회사 선정

원료공급의향서

공급원

코코넛의 연료가치(발열량)

요구 연료량 vs. 공급 가능 연료량

공급가능성(로지스틱스 파악)

가격 조율안, 장기계약

공급량 및 타이밍 공급시점 vs 필요시점

연료의 질 도착시점의 함수율 기준

공급실패저장고, 대체연료원, 계약구조, 보험

정부지원 여부

제 3자 운송 위험 운송방식(직접운송/위탁운송)

용수원 필요량, 확보계획

불가항력

정의 여러 가지 계약 상

보험보험, 정부지원협약

자연재해 가능성 파악

투자자

위험투자 구도(조건)


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수익율 프로젝트 예상 수익률

투자비 회수 전략

금융 위험

인플레이션 (+)/(-) 영향 필리핀 인플레이션 전망/ 재무모델 반영

이자율 hedging 방안

환율 hedging 방안 건설/운영 단계

국가 위험

투자 위험

화폐 교환/송금

국가 신용도

거시적 경제상황

지불 균형(balance)

외채 수준

정부 제재/몰수 정부지원/협력 협약

전쟁/폭동 보험, 정부지원 협약

법률/행정

현지 규제 사항

법률 변동정부지원 협약,

예비비/ 요금단가 반영

CDM 위험

완료 위험 등록 지연

CDM 사업 타당성평가

추가성 확보 여부

정부 지원 협약

전문가 수급 여부 확인

CER 판매

위험

불가항력 UNFCCC 협약 변동 가능성

CER 시장 불안정성 향후 CER 가격 전망 자료

부 록

1. 재무모델 _ Financial Statement

2. 노던 사마르 LOI

3. 노던 사마르 주정부, 한국환경공단,

㈜다스솔루션즈 3자간 MOU

4. 예비타당성 조사 보고서

Financial Statement : Cash flow

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[부록2] Financial Statement

최종보고서 - mewebbook.me.go.kr/dli-file/096/007/002/5527755.pdf · 2015-10-30 · 제 출 문...

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