1. Introduction

19세기 말부터 시작된 전력산업은 1950년대 이후부터 대규모 발전소의 등장과 함께 급격하게 성장하기 시작했다. 전력산업의 시장 규모의 확장과 전력 수요의 증가에 따라 이를 감당하기 위한 전력설비들의 증설이 매년 꾸준히 증가하였다.

전력설비의 증가는 전력망을 이용하여 고객에게 전력 공급 서비스를 제공하는 유틸리티 회사에 더 많은 수익을 창출할 수 있는 기회를 제공하기도 하지만, 안정적인 전력 공급을 위한 유지보수 비용 또는 신규 전력설비 투자 비용의 증가를 야기하므로 유틸리티 회사는 수익 창출과 투자 비용에 대한 균형을 적절히 이룰 수 있도록 해야 한다.

특히 전력설비의 교체 및 신설을 위한 투자계획을 수립하기 위해서는 투자 대비 성과뿐만 아니라 자산 운용에 따르는 리스크를 최소화하기 위한 투자 전략 수립이 매우 중요하다. 예를 들어, 전력 변압기나 차단기와 같은 중전기 설비의 경우 사용기한이 넘어서거나 상태 진단 결과가 좋지 않음에도 불구하고 높은 투자 비용에 의해 교체 시기를 방치할 경우 사고에 의한 정전이 발생할 경우, 그에 따른 보상 비용, 수리 비용, 휴전 비용 등의 손실 비용이 더 크게 발생할 수 있다.

따라서, 유틸리티 회사는 전력설비에 대한 투자 계획을 수립함에 있어서 단순히 투자 비용 및 수익만 고려할 것이 아니라 리스크로 인해 발생하는 비용 및 사회적 이미지, 규제와 법적 비용 등까지 고려할 필요가 있으며, 이들을 고려하여 전력설비 투자의 우선순위를 결정해야 한다.

본 논문에서는 유틸리티 회사에서 전력설비에 대한 투자 계획을 수립함에 있어서 우선순위를 결정하기 위한 의사결정을 지원하기 위해 투자비용과 리스크를 기반으로 경제학적 접근 방법으로서, 순현재가치(Net Present Value) 방식과 편익-비용 비율(Benefit-Cost Ratio) 방식을 사용하여 실제 전력설비의 투자에 관한 사례 분석을 통해 우선순위를 선정하고 그에 대한 투자 가치 평가 방법을 비교 분석하였다.

2. Overview of Asset Management

유틸리티 회사가 보유하고 있는 전력설비를 효율적으로 운용하고 보호하여 가치 및 수익을 극대화하는 것을 자산관리(Asset Management)라고 한다. 자산관리를 통해 유틸리티 회사는 자산의 안정성, 효율성, 수명 등을 극대화하고 성능 최적화 및 유지보수 비용 절감, 전력 공급 안정화 등을 달성하고 자산 운용에 따르는 리스크를 최소화하여야 한다.

영국표준협회(British Standards Institution)에서 제정한 물리적 자산의 최적 관리를 위한 표준 프레임워크인 PAS 55에 따르면, 자산관리에 대해 조직이 자산을 최적으로 지속 가능하게 관리하기 위한 시스템적이며 조화로운 활동과 관행으로 정의하고 있고, 이는 자산의 수명주기 동안 자산의 성능, 리스크 및 지출과 관련하여 조직의 전략적 계획을 달성하기 위해 수행된다고 소개한다^[3]. 조직의 비전, 가치관, 비즈니스 정책, 내·외부의 요구사항, 리스크 관리를 기반으로 하는 전략적 계획은 최종적으로 자산의 취득-운용-관리-처분까지 이르는 수명주기에 대해 어떤 의사결정을 내릴지 결정하므로 조직의 운영 방향성에 있어 매우 중요한 요소 중 하나라고 볼 수 있다.

그림 1. PAS 55의 자산관리 시스템의 개요^[2]

Fig. 1. Overview of PAS 55's Asset Management System

2.1 Establishing Strategic Investment

자산관리는 크게 “운영적 단계(Operational Level)”, “전술적 단계(Tactical Level)”, “전략적 단계(Strategic Level)”의 3가지 단계로 구분된다^[1]. 운영적 단계에서는 자산의 일상적인 관리 및 점검, 가벼운 수준의 유지보수 활동을 기반으로 하는 관리 단계로, 자산을 직접적으로 운용하는 자산 운용자가 정해진 주기와 방침에 따라 수행한다. 전술적 단계에서는 보유하고 있는 자산에 대해 중기적인 관점에서의 관리 및 운영 지침을 계획하는 단계로, 자산의 수명주기와 리스크 관리를 통해 조직의 전체 자산 포트폴리오의 효율성 향상을 중점적으로 수행한다. 전략적 단계에서는 앞서 기술한 바와 같이 조직의 비전, 가치관, 비즈니스 정책, 내·외부의 요구사항, 리스크 관리를 기반으로 장기적인 관점에서의 자산을 관리 및 투자 계획을 수립한다.

자산의 장기적 전략 및 계획 수립에는 그림 2와 같이 국제 전지전자 표준위원회 IEC의 White Paper에서 조직 및 개인 조력자를 통해 수행하게 된다^[2].

그림 2. 자산관리의 개념적 모델^[2]

Fig. 2. Conceptual Model of Asset Management

2.2 Necessity of Prioritizing Investments

전력설비에 투자함에 있어 우선순위를 결정하는 것은 중요한 의사결정 중 하나이다. 전력설비는 일반적으로 물리적인 수명을 가지지만, 전력망의 운영에 따라 전기적 스트레스, 열적 스트레스 및 고장 파급 등에 의해 물리적 수명보다 빠르게 노후화되어 수명 종료(End-of-Life)에 도달하게 된다. 서론에서 서술한 바와 같이 노후화된 전력설비의 수리 및 교체를 제때 하지 못하면 해당 전력설비의 고장으로 인해 큰 비용 손실을 초래할 수 있다. 그러므로 자산의 소유하고 있는 유틸리티 회사의 오너 및 경영진은 노후화되거나 고장 발생 우려가 높은 전력설비를 대상으로 투자 우선순위를 정하여 원치 않은 비용 손실을 최소화하여야 한다.

3. Methods for Prioritizing Investments

자산의 투자 우선순위를 결정하기 위해 다양한 방법을 사용할 수 있는데, 본 논문에서는 전력설비 교체 미흡으로 발생할 수 있는 리스크에 대한 비용과 투자 비용 등을 기반으로 우선순위를 결정하기 위해 순현재가치 방식과 편익-비용 비율 방식을 사용하여 투자 가치 검토 및 우선순위를 결정하는데 사용하였다.

3.2 Benefit-Cost Ratio

편익-비용 비율(Benefit-Cost Ratio) 방식은 앞서 소개한 NPV와 동일하게 투자 및 비즈니스 사업의 경제적 투자 가치 평가하는데 사용되는 재무 분석 도구이다. NPV의 경우 투자 비용과 편익에 대해 현재의 가치로 판단하기 위해 할인율 등을 적용하는 등 시간 가치가 포함된 재무 도구라면, BCR은 투자의 총 기간 동안 발생하는 편익(Benefit)들의 합과 투자에 사용되는 비용(Cost)들의 합을 비율로서 나타내어 투자 및 사업의 수익성과 효율성을 직관적으로 표현 가능하다.

BCR 방식은 다음 형태의 수식을 통해 계산된다.

BCR의 결과값이 1.0 이상이면 투자 비용 대비 기대 수익률이 높은 것으로 판단하며, 1.0 미만이면 기대 수익률이 낮은 투자로 판단할 수 있다. 가장 일반적으로 이용되는 경제적 능동률의 척도이며, 한정된 자원으로 가장 효율적인 결과를 얻어야 하는 공공 프로젝트 등에서 많이 사용되는 기법이다.

3.3 Risk-based Cost Calculation

NPV 및 BCR을 이용하여 자산의 투자 가치 평가를 위해서는 해당 자산을 통해 얻을 수 있는 편익 계산이 우선적으로 필요하다. 그러나 전력망을 사용하여 전력 공급 서비스로 수익을 창출하는 유틸리티 회사의 경우, 전력망이 다양한 종류와 많은 수량의 전력설비 및 보조설비들의 하나의 변전 시설 및 송·배전 시설로 일체화되기 때문에 전력 공급 서비스로 얻은 편익을 해당 전력설비만의 편익으로 구분하기 어렵다. 또한, 최근 국제 유가의 변동 폭이 매우 커서 연료비에 영향을 많이 받는 전력 판매 요금은 정량화하기 쉽지 않다.

본 논문에서는 투자 대비 기대 수익률을 평가하기 위해 NPV에서 정의하는 시간 $t$ 동안의 현금 흐름 $C_{t}$와 BCR에서의 편익 $BCR$을 정량화하기 위한 방법으로 리스크 기반의 비용(Cost)을 사용하는 것을 제안한다.

리스크는 설비의 고장이 발생할 확률(Probability of Failure)와 설비가 고장 발생함에 따라 나타나는 결과(Consequence of Failure)의 곱으로서 표현할 수 있다. 해당 CoF는 결국 비용으로서 치환될 수 있으므로, 결국 NPV와 BCR의 이득은 설비의 교체로 인해 리스크 비용이 감소되는 것으로 표현될 수 있다.

여기서, $Po F$ = 설비의 고장 발생 확률(%)

$Co F$ = 설비의 고장에 따른 결과(＄)

위의 수식을 통해 NPV와 BCR의 편익을 계산하여 전력설비의 투자 가치 평가를 통해 타당성을 검토하고 이를 비교하였으며, NPV의 할인율의 경우 평균적인 연간 물가상승률을 고려하여 4%로 고정하여 계산하였다.

표 1 전력케이블 교체 사례 별 데이터 및 NPV, BCR 결과

Table 1 Power cable replacement case-by-case data and NPV, BCR results

4. Case Study

전력설비의 투자를 위한 의사결정 지원 전략으로 앞서 소개하였던 NPV와 BCR을 실제 전력설비들의 사례 데이터를 참조하여 분석을 실시하였다.

4.1 Prioritization of Power Cables using NPV and BCR

우선 사용년수가 최소 12년부터 최대 32년까지 22.9kV 배전선로에 사용되고 있는 전력케이블을 총 10개 선정하여 교체 사업 추진에 따른 투자 가치 평가를 수행하였다.

그림 3은 해당 교체 사례의 전력케이블의 50년간 고장 확률 곡선(PoF)를 나타낸다. 전력케이블은 일반적으로 생산과정 및 설치과정에서 불량 및 초기고장이 발생하지 않을 경우, 정상적인 운영상태에서는 기계적, 열적, 전기적 스트레에 크게 노출되지 않기 때문에 고장 확률이 빠르게 상승하지 않는 설비에 속하며, 그림 3에서 보는 바와 같이 수명이 약 50년에 도달하여도 PoF가 2% 정도로 매우 낮은 것을 확인할 수 있다.

표 1은 전력케이블 교체 사례 별 데이터(제작년도, 사용년수, 규격, 긍장거리, 교체비용, CoF 등)와 NPV 분석과 그에 따른 교체 우선순위, BCR 분석과 그에 따른 교체 우선순위를 보여준다. 사례 별로 다양한 사용년수를 가지고 있는 사례 데이터이며, km당 교체비용은 동일하나, 실제 사례 별 긍장거리(단위 : C-km)가 다르기 때문에 사례 별 실제 적용되는 교체비용은 다르게 선정된다. 전력케이블은 설치되는 위치에 따라 전력 공급의 중요도가 다르기 때문에 사례 별로 CoF의 비용 차이가 크게 발생함을 확인할 수 있다.

그림 3. 전력케이블의 PoF 곡선

Fig. 3. PoF curve of power cable

그림 3과 표 1을 통해 도출한 전력케이블의 사례 별 NPV와 BCR의 결과값과 그에 따른 교체 우선순위에 대해 비교 분석의 결과는 아래와 같다.

전력케이블에 대한 교체 10건에 대한 사례 데이터를 기반으로 NPV 분석 결과가 그림 4를 통해 나타나고 있으며, 일반적으로 각 전력케이블 간의 고장 확률이 크게 변화하지 않기 때문에 CoF가 높은 순으로 NPV의 교체 우선순위가 선정되는 경향을 보인다. 케이블 교체 사례 3과 6의 경우 다른 사례에 비해 고장 확률이 낮아 교체 후의 리스크 비용 저감량이 낮은 것을 판단하여 NPV 결과에서 CoF의 크기 대비 낮게 도출되는 것을 확인할 수 있다.

그림 4. 전력케이블 사례 별 NPV 결과

Fig. 4. NPV results by power cable case

그림 5는 전력케이블의 교체 사례 별 BCR 결과를 도식화한 것으로, CoF의 크기보다 BCR의 계산식 (2)에서 확인할 수 있듯이 교체비용이 주요 팩터로서 적용하여 일정하지 않은 패턴의 결과가 도출되어짐을 확인할 수 있다.

그림 6은 전력케이블의 교체 사례 별 NPV와 BCR의 우선순위를 하나의 그래프로 표현하여 결과로 도출되는 우선순위들의 차이를 확인할 수 있다. 앞서 기술한 바와 같이 NPV는 CoF가 높을수록 교체 우선순위가 높게 책정되는 반면에 BCR의 경우 CoF보다 교체비용에 더 큰 영향을 받는 것을 확인할 수 있다. 이는 결국 동일 전력설비들의 고장 확률이 유사하다고 가정하였을 때, 교체로 인해 얻을 수 있는 리스크 비용의 감소는 BCR에서 주요한 팩터로서 작용하지 못함을 의미하며, 이 경우에 BCR로 자산의 교체 우선순위를 선정하는 것은 비용 효율적인 자산관리 전략을 수립하지 못함을 의미한다.

그림 5. 전력케이블 사례 별 BCR 결과

Fig. 5. BCR results by power cable case

표 2 지중변압기 교체 사례 별 데이터 및 NPV, BCR 결과

Table 2 Power Transforemer replacement case-by-case data and NPV, BCR results

그림 6. 전력케이블 사례 별 NPV 및 BCR 우선순위 비교

Fig. 6. NPV and BCR Priority Comparison by Power Cable Case

4.2 Prioritization of Power Transformers using NPV and BCR

다음은 지중변압기의 10개에 대한 교체 사례로서, 사용년수는 2~15년으로 비교적 전력케이블보다 사용년수가 적은 편이이며, 그림 7은 지중변압기의 고장 확률(PoF) 곡선을 나타내고 있다. 지중변압기는 전력케이블에 비해 하위 컴포넌트가 더욱 다양하기 때문에 사용년수의 증가에 따라 더 빠르게 고장 확률(PoF)이 증가함을 확인할 수 있다. 사용년수가 약 30년에 도달할 경우 고장 확률은 약 3.5%에 도달함을 PoF 곡선을 통해 확인할 수 있고, 사용년수가 50년에 도달하면 고장 확률은 약 10%까지 상승하는 것을 확인할 수 있다.

표 2를 통해 지중변압기 교체 사례 별 데이터(제작년도, 사용년수, 정격전압, 교체비용, CoF)와 NPV 분석 및 그에 따른 교체 우선순위, BCR 분석과 그에 따른 교체 우선순위를 보여준다. 지중변압기의 경우 전력케이블과 다르게 1대씩 설치하기 때문에 교체 비용이 모든 교체 사례에 대해 동일하게 표현된다. 또한, 일반적으로 변압기와 같은 중전기 설비의 경우 여유율(Redundancy)를 고려하여 설치하며, 설비의 입출력 지점에 VCB, ACB 등의 차단설비를 동반하는 경우가 많기 때문에 CoF가 사례 별로 크게 차이가 발생하지 않음을 확인할 수 있다.

그림 7. 지중변압기의 PoF 곡선

Fig. 7. PoF curve of Power Transformer

그림 7과 표 2를 통해 도출된 지중변압기의 사례 별 NPV와 BCR의 결과에 따른 교체 우선순위 비교 분석은 그림 8~그림 10을 통해 확인할 수 있다. 표 2에서 지중변압기의 교체비용은 일정하고, CoF는 사례 별로 크게 차이나지 않음을 확인하였었다. 결국 그림 8에서 확인할 수 있듯이 CoF와 교체비용이 큰 차이를 가지고 있지 않을 때는 고장 확률 PoF가 높은 팩터로서 작용하여 우선순위에 영향을 미치는 것을 확인할 수 있다.

그림 8. 지중변압기 사례 별 NPV 결과

Fig. 8. NPV results by Power Transformer case

표 3 송전피뢰기 신규 설치 사례 별 데이터 및 NPV, BCR 결과

Table 3 Lightning Arresters replacement case-by-case data and NPV, BCR results

그림 9. 지중변압기 사례 별 BCR 결과

Fig. 9. BCR results by Power Transformer case

지중변압기의 NPV 결과와 BCR 결과에 따른 각각의 교체 우선순위를 그림 10을 통해 비교하였다. NPV 결과와 BCR 결과에서 확인할 수 있듯이 사례 별로 CoF의 차이와 교체비용이 일정하기 때문에 유사한 유형의 결과값이 도출되었으며, 이는 우선순위 비교에서도 크게 차이를 보이지 않음을 확인할 수 있다.

그림 10. 지중변압기 사례 별 NPV 및 BCR 우선순위 비교

Fig. 10. NPV and BCR Priority Comparison by Power Transformer Case

4.3 Prioritization of Lightning Arresters using NPV and BCR

마지막은 송전피뢰기에 대한 신규 설치 10개에 대한 사례로서, 154kV 및 345kV의 송전선로에 피뢰기를 신규 설치함에 따라 기존 송전선로의 리스크를 해소함으로 발생하는 이익을 기반으로 CoF를 산정하여 그에 따른 NPV 및 BCR 분석을 실시하였다.

그림 11은 송전피뢰기의 PoF를 나타내고 있으며, 송전피뢰기도 전력케이블과 유사하게 생산 단계에서의 불량 및 초기 설치에서의 고장 발생이 아니라면 설치 이후 파손까지 반영구적으로 사용할 수 있는 전력설비이므로 사용년수가 길어도 고장 확률이 크게 증가하지 않는다. 다만, 송전피뢰기는 낙뢰에 의한 파손이라는 다른 형태의 고장에 미치는 요소가 존재하므로 다른 설비들에 비해 초기 고장 확률이 다소 높게 선정되는 것을 확인할 수 있다. 그러나, 초기 고장 구간을 제외하면 고장 확률이 매우 완만하게 오르기 때문에 사용년수가 50년에 도달해도 2% 미만의 확률이 보이고 있음을 확인할 수 있다.

그림 11. 송전피뢰기의 PoF 곡선

Fig. 11. PoF curve of Transmission Arrester

표 3은 송전피뢰기 신규 설치에 따른 데이터(정격전압, 선로당 설치 수량, 설치비용, CoF 등)와 NPV 분석 및 그에 따른 신규 설치 우선순위, BCR 분석 및 그에 따른 신규 설치 우선순위를 나타낸다. 제작년도 및 사용년수는 신규 설치를 예정하고 있기 때문에 별도의 데이터가 없으며, 규격은 국내 송전선로의 정격전압에 따라 각각 154kV와 345kV로 구분된다. 수량은 송전선로에 따라 정해지며 일반적으로 국내의 송전선로에서는 1.5km마다 피뢰기를 설치하는 것으로 권장되어진다. 송전피뢰기는 PoF 곡선에서 설명한 바와 고장 확률은 매우 낮으나, 낙뢰 등으로 인한 사고 발생 시 대규모 정전 등 매우 큰 사고 파급을 유발하기 때문에 사례 별로 CoF가 매우 크게 차이 나고 있음을 확인할 수 있다.

그림 11과 표 3을 통해 송전피뢰기의 사례 별 NPV와 BCR의 결과와 교체 우선순위 비교 분석을 수행하여 그림 12~그림 14로 나타내었다. 앞선 전력케이블과 지중변압기와 다르게 송전피뢰기의 경우 모두 신규 설치에 대한 사례로 분석을 진행하였고, 아직 설치되기 전이기 때문에 실제 데이터 기반의 고장 확률이 아니라 제조사를 통한 설계 수명을 기반으로 하는 고장 확률이 적용되었기 때문에 모든 사례가 동일한 고장 확률 PoF를 사용하였다. 이는 CoF가 서로 다르다고 하더라도 PoF가 일정하기 때문에 결국 NPV의 결과는 CoF의 크기에 의해 결과값이 정해지는 경향을 보인다.

그림 12. 송전피뢰기 사례 별 NPV 결과

Fig. 12. NPV results by Transmission Arrester case

송전 피뢰기의 신규 설치에 대한 BCR 분석 결과, 다른 전력설비에 비해 송전피뢰기의 CoF가 사례 별로 매우 큰 차이를 가지므로, 사례 별로 교체 비용의 차이가 크더라도 워낙 CoF의 차이가 크기 때문에 지중변압기와 마찬가지로 송전피뢰기의 BCR도 송전피뢰기의 NPV와 결과와 비슷한 유형으로 도출됨을 그림 13을 통해 확인할 수 있다.

마지막으로 송전피뢰기의 사례 별 NPV와 BCR의 결과에 따른 우선순위를 비교하였을 때, NPV의 결과와 BCR의 결과가 유사하게 나타나고 있으므로, 신규 설치에 대한 우선순위도 NPV와 BCR이 비슷하게 도출되고 있음을 확인할 수 있다.

그림 13. 송전피뢰기 사례 별 BCR 결과

Fig. 13. BCR results by Transmission Arrester case

그림 14. 송전피뢰기 사례 별 NPV 및 BCR 우선순위 비교

Fig. 14. NPV and BCR Priority Comparison by Transmission Arrester Case

5. Conclusions

본 논문에서는 전력망을 운영하는 유틸리티 회사가 보유하고 있는 자산이 노후화되거나 자산 확장을 위해 설비 교체 및 신규 설치를 하기 위해 교체 및 신규 설치 우선순위를 선정함에 있어 의사결정을 지원하기 위해 투자 가치 평가를 검토하는 방안에 대해 제안하였으며, 이를 전력케이블, 지중변압기의 교체와 송전피뢰기의 신규 설치에 대한 사례 데이터를 기반으로 검증하였다.

자산의 투자에 대한 의사결정을 수행하는 전략적 단계에서 투자의 가치를 평가 및 검토하는 일은 매우 중요하며, 이를 위한 다양한 방법 중 투자 대비 이익을 직관적으로 확인할 수 있는 Net Present Value와 Benefit-Cost Ratio 방식은 투자에 대한 의사결정에 크게 기여할 수 있음을 사례 분석을 통해 확인하였다.

다만, 각 전력설비 별 NPV와 BCR의 결과 및 우선순위 비교 측면에서 서로 제한사항이 존재함을 확인하였는데, NPV의 경우 리스크 비용을 산출하기 위한 CoF의 크기에 결과값이 의존적인 경향을 보였으며, BCR은 설비의 투자비용에 의존적인 경향을 보인 것을 확인하였다. 이는 NPV가 좀더 리스크와 연관성이 높아 교체로 인해 리스크 비용을 크게 줄일수록 높은 우선순위를 보이기 때문에 설비의 교체를 위한 투자 전략을 수립할 때 리스크 기반의 투자를 선택해야할 경우 NPV 사용이 좋은 투자 결과를 불러올 것으로 예상된다.

반대로 BCR의 경우 투자비용에 큰 영향을 받는 검증 방식이므로 교체비용이나 설치비용이 낮은 설비에 투자할 때 사용하면 비용 효율적인 결과를 얻을 수 있을 것으로 예상된다.

본 논문에서는 전력케이블, 지중변압기, 송전피뢰기 3종에 대해 각각 10개의 사례만을 사용하여 검증하였기 때문에 향후 더 많은 사례 데이터가 확보될 경우, NPV와 BCR을 이용한 투자 가치 평가에 더 효율적인 결과를 도출할 수 있을 것으로 판단된다.