발전 프로젝트의 상업운전 달성 과정과 O&M 계약의 주요 조건 및 전력구매·연료공급 계약 간의 위험 배분 구조 doc_id PCY_201806260802583041_5

상기 시험들은 전력구매계약상 발전사업자가 전력구매자에게 보여주는 것이지만, 실상은 EPC계약자의 책임하에 수행하는 것이기에 EPC계약의 시험절차와 내용이 일치되어야 한다. 그러나 EPC계약자가 발전소 시운전 경험이나 역량이 부족할 경우, 발전사업자는 운영자에게 시운전을 의뢰하기 위해 O&M계약상 운영자의 용역범위에 포함시키기도 한다. 또한 EPC계약자가 운영자와 시운전계약을 체결하여 EPC계약에 포함되어 있는 시운전 업무를 운영자에게 양도하여 수행하기도 한다. 이러한 검사들이 모두 통과되고 그 밖의 다른 부가 조건들이 충족되면 상업운전일이 달성되게 된다. 상업운전일이 달성되면 비로소 전력구매계약상의 용량요금 및 에너지요금이 지급되어 발전사업자는 매출이 발생하게 되고, 대출원리금 상환이 가능하게 되며 수익을 포함한 투자금의 환수도 가능해진다. 또한 연료공급자는 석탄공급계약에 따라, 그리고 발전소 운영자는 O&M계약에 따라 매출이 발생하게 된다. 상업운전일이 발생하고 난 후, 매년 운영자는 O&M계약상 신뢰용량시험을 통해 신뢰용량을 발전사업자에게 보고하고 발전사업자는 이를 전력구매자에게 보고하여 그 해의 용량요금이 결정 된다. 발전사업자는 기본적으로 발전소 및 부대시설을 전력구매계약 계약기간이 종료될 때까지 계약조건, 전력산업의 관행 및 관련 법규에 따라 운영, 보수 및 수리할 의무를 부담한다. 발전사업자는 이러한 운영관리 의무를 자신 스스로가 이행하기도 하지만 대부분은 별도 발전소 운영자와 O&M계약을 통해 위임한다. 전력구매계약 계약기간 동안 발전소의 운영 및 관리가 적절히 수행되지 않았을 때(그리하여 약정된 용량, 열효율 및 가동대기율이 유지되지 않으면), 프로젝트회사의 현금흐름에 막대한 영향을 미친다. 따라서 O&M계약은 프로젝트의 장기적인 성공을 위해 발전사업자에게는 물론 금융지원타당성을 고려해야 하는 대주에게도 아주 중요한 계약이다. 프로젝트회사와 O&M계약을 맺는 운영자는 발전소가 완공되기 이전 적절한 시점부터 운영관리 준비에 돌입해야 한다. O&M계약에서는 소위 ‘준비기간(mobilization)’이라고 해서 시운전 일정과 발전소 인수 기간을 감안하여 미리 준비기간을 운영자에게 부여하고 그에 따른 대가를 지급한다. (i)확정금액 계약방식(fixed price)은 운영자가 고정금액을 수령하는 것이 일반적이나, 물가상승률이나 산업지수(industry index) 등을 주기적으로 반영하여 용역대금을 재조정하기도 한다. 이 방식은 발전소 운영경비 추가 발생 부분이 충분히 반영되지 않을 수 있어 운영자에게 부담이 될 수 있다. (ii)확정금액 플러스 비용방식(cost plus fee)은 운영자가 운영관리에 대한 대가를 주로 확정된 용역대금으로 지급받고, 발전소 운영관리에 들어가는 모든 비용은 발전사업자의 승인하에 집행되도록 하여 발전사업자가 비용을 통제할 수 있는 방식이다. 이 방식은 발전사업자가 가격상승 위험이 있는 운영관리비용의 변동위험을 부담하고, 운영자는 적정 수익을 보장받게 되는 방식이기에 운영자가 선호한다. 때문에 이 방식을 채택한다 하더라도 발전사업자는 여러 가지 제한장치를 두려고 한다. 한편 용역대금 지급방식 중 어떤 것을 취하더라도 주기적으로(대략 5-6년 간격) 또는 가동시간에 따라 발생하는 발전소 주기기의 대규모 정비(major overhaul) 에 수반되는 비용을 어떻게 처리할 것인지 다뤄져야 한다. 발전사업자 입장에서는 그 비용을 운영자가 요구하는 만큼 무제한 지급할 수 없을 것이고, 운영자 입장에서는 어느 정도까지 해당 비용을 확보하려 할 것이다. 대주는 발전사업자가 앞으로 있을 대규모 정비비용을 충당하느라 그 시점의 원리금상환에 지장을 초래할 수 있기 때문에 이를 대비하여 금융계약상 ‘보수비용유보계좌(maintenance reserve account, MRA)’를 개설하도록 하여 전력구매계약상 매출의 일정금액을 미리 적립하여 5-6년 주기의 대규모 정비비용을 충당하도록 하고 있다. 운영자의 책임사유로 인해 발전소의 가동대기율 미달, 고장정지, 보증성능, 출력 및 열효율 미달 등이 발생하더라도, 발전사업자는 전력구매계약상 전력공급의무를 위반하게 된다. 전력구매계약상 발전사업자가 전력구매자에게 물어야 하는 손해배상예정 조항을 둔다면, 이러한 손해가 운영자가 야기한 것이라면 발전사업자는 이를 O&M계약에 백투백으로 이전하려 할 것이다. 그러나 전술하였듯이 O&M계약 운영자의 보상수준이 상대적으로 적기 때문에 운영자에게 물릴 수 있는 손해배상예정액이 제한될 수밖에 없는 문제가 있다. 발전사업자 입장에서는 이를 얼마만큼 적절히 확보하여 전력구매계약상 부담하는 위험을 운영자에게 전가하느냐가 관건이 될 것이고, 반면 운영자 입장에서는 합리적인 선에서 책임제한이 책정되도록 해야 할 것이다. 그럼에도 불구하고 어느 정도의 차이가 발생하기에 발전사업자는 그 차이를 메꾸기 위해 보험을 활용하여야 한다. 전력구매자는 연간 최소한도의 급전지시를 내릴 것을 확약하는데, 발전사업자는 이에 맞추어 필요한 연간 최소석탄구매량을 확정할 수 있고 그에 대한 연료비 지급을 석탄공급자에게 확약하게 된다. 그러나 전력구매자가 그러한 확약을 하지 않고, 그 연간 최소한도의 급전지시를 하도록 ‘노력한다’ 라는 정도에 그치는 경우도 있다. 물론 발전사업자 입장에서는 전자의 경우가 바람직하다. X 사업에서 최소한도의 연간 급전지시는 4,000시간을 넘지 않도록 하고 있다. 그러나 전력구매자가 그 연간 정해진 시간동안 반드시 급전지시를 할 것을 확약하지 않고 있고, 쌍방간 매년 회기연도가 끝나기 60일 전에 급전지시량에 대한 회의를 하도록 하고 있다. 그 회의에서 아직 모자란 급전지시 시간과 그로 인해 발생한 사용되지 않고 남게 될 연료의 처리 방향에 대해 협의하는 것이다. 발전사업자에게 그리 우호적이지는 않다. 석탄공급자는 계약체결시 공급량에 대해 확정해줄 것을 요구하나, 발전사업자 입장에서는 장기간의 석탄공급계약상 주문량을 조기에 확정하기 어렵다. 주문하게 될 석탄수량은 전력구매자의 연간 급전지시 시간에 따라 달라질 수밖에 없기 때문이다. 그래서 절충안으로 발전사업자는 석탄공급자에게 연간 최소수량구매의무를 부담하고, 발전사업자는 최소수량구매의무를 전력구매계약에 그대로 반영하여 동일 메카니즘으로 전력구매자에게 그 책임을 전가하고 최소수량구매에 따른 연료비를 지급받으려 한다. 이에 발전사업자는 전력구매자로부터 받은 연료비로 석탄공급자와 약정한 최소수량구매의무에 따른 석탄대금을 지급할 수 있게 된다. 석탄의 가격산정 기준을 중량에 따라 결정하는 경우 고려해야 할 요소가 있다. 석탄공급이 발전소와 인접한 지역에서 공급받는 것이 아니고 원거리 해상운송에 의해 공급받는 경우라면, 선적시점의 무게와 바다를 건너오게 되면서 습기를 머금게 되어 무게가 늘어나 야적장에서 재는 무게가 달라지게 된다.