ISSN 1975-8359(Print) / ISSN 2287-4364(Online) The Transactions of the Korean Institute of Electrical Engineers Vol. 63, No. 9, pp. 1192~1198, 2014 http://dx.doi.org/10.5370/kiee.2014.63.9.1192 국내해상풍력발전단지의경제성분석 Economic Evaluation of Offshore Wind Farm in Korea 민창기 * 허돈 ** 박종근 (Chang-Gi Min Don Hur Jong Keun Park) Abstract - With an increase in the penetration of offshore wind farm, the need of an accurate economic evaluation of offshore wind farm has become crucial. This paper presents an economic evaluation method of offshore wind farm in Korea reflecting the cost of offshore wind farm infrastructure (offshore substation, submarine cable and foundation) in its cost model. Each cost of offshore substation, submarine cable, and foundation is represented as a function of installed capacity, distance to shore, and water level, respectively. We have applied the method to the case study of offshore in Jeju Island and analyzed the economics under various conditions. The results show that the distance to shore is of importance in economics of offshore wind farm. Key Words : Economic Evaluation, Offshore Wind Farm, Offshore Wind Farm Infrastructure 1. 서론세계각국은에너지안보와환경문제에효과적으로대처하기위한수단으로서신재생에너지원의활용에높은관심을갖고있다. 그중에서도기술성과경제성측면에서우수한풍력발전자원의보급을늘리고있다. 최근풍력발전자원중에서도해상풍력이육상풍력보다더욱주목을받고있다. 왜냐하면민원문제, 부지제약, 대규모조성, 풍황등에서해상풍력이육상풍력보다유리하기때문이다. 2011년말기준유럽내에 3,812MW의해상풍력발전단지가조성되었고, 현재유럽에서는총 2,375MW의해상풍력발전단지조성프로젝트가진행중이다 [1]. 국내의현황을살펴보면, 제주도에는이미건설된 5MW의실증단지를포함하여 65MW의해상풍력발전단지가조성중이다. 서남해안일대에는 2013 년까지 100MW의시범단지가조성될계획이고, 이후 2019년까지총 2.5GW의단지가확충될예정이다 [2, 3]. 이러한해상풍력발전단지의조성을위해서는먼저적합한입지선정과정이필수적이다. 이과정에서발전사업자는입지의개발제약뿐만아니라수익성을고려한다. 실제로발전사업자가입지의수익성여부를판단하기위해경제성분석 (economic evaluation) 을수행한다. 대적인경제성분석의지수로서순현재가, 내부수익률등이있는데, 특별히에너지분야에서만활용되는지수로서에너지균등화비용 (Levelized Cost of Energy, LCOE) 가있다 [4]. 경제성분석에있어중 Corresponding Author : Dept. of Electrical and Computer Engineering, Seoul National University, Korea. E-mail : parkjk@snu.ac.kr * Dept. of Electrical and Computer Engineering, Seoul National University, Korea. ** Dept. of Electrical Engineering, Kwangwoon University, Korea. Received : Jaly 27, 2013; Accepted : May 23, 2014 요한것은수입과비용에대한산정이다. 따라서건설부터폐기까지소요된비용과생산된전력을전력시장에판매해서획득한수입을효과적으로산정하는것이필요하다. 해상입지조건은해상풍력발전단지의수입 (revenue) 과비용 (cost) 에큰영향을미친다. 입지조건에따라수입의차이를발생시키는요인은육상풍력과마찬가지로풍황에따른연간전력생산량이다. 연간전력생산량이많을수록상대적으로더많은수입을얻을수있기때문에, 정확한생산량예측이중요하다. 그간이와관련하여후류효과, 터빈들간의배열등을고려한연구들이진행되어왔다 [5, 6]. 한편, 입지조건에따라비용의차이를발생시키는요인은육상풍력과달리수심등의해상의특수조건과해안과의이격거리이다. 해상풍력은육지에서멀리떨어진해상에대규모로조성되기때문에, 터빈과기초지지대 (foundation) 의재료비및설치비비중이높으며, 해상접근성의문제로인해보수비용도적지않다. 그동안이러한입지조건을반영한비용모델링연구가진행되어왔다 [6-9]. 하지만기존문헌에서는해상변전소와해저케이블에관한비용들을종합적으로고려하지않았다. [8] 에서는해상변전소의비용을고려하지않았고, [9] 에서는해안과의이격거리에비례한형태로증가하는해저케이블의비용을반영하지않았다. 입지조건에따라이두가지요소의비중이작지않을수있기때문에이를효과적으로고려할필요가있다 [10]. 본논문에서는 [9] 의내용을바탕으로이두비용을종합적으로고려하였다. 본논문은해상인프라비용을효과적으로고려한해상풍력발전단지의경제성분석방법을제안한다. 이논문의핵심은두가지이다. 첫째, 해상풍력발전단지의비용모델링과정에해상인프라의비용을효과적으로고려했다. 해저케이블및해상변전소비용, 그리고기초지지대의비용을해안과의이격거리및수심과의관계로나타내었다. 둘째, 제안된경제성분석방법론을바탕으로수심, 해안과의이격거리등구체적인입지조건에따른경제성의변화를비교및분석했다. 1192
Trans. KIEE. Vol. 63, No. 9, SEP, 2014 본론의구성은다음과같다. 본론 2-1에서는해상풍력발전단지의경제성분석에관한기본개념을소개한다. 본론 2-2와 2-3에서는각각비용모델링과수입모델링을제시하고, 본론 2-4에서는사례연구를통해해상입지조건에따른수입및비용의변화를분석한다. 2. 본론 2.1 경제성분석의기본개념에너지균등화비용 (LCOE) 은풍력에너지에관한경제성평가지수이다. 이는단위에너지를생산하는데소요되는비용을의미하며, 아래와같이현할수있다. 펴보면, 터빈의재료비및설치비는구성요소중가장큰비중으로서약 47 % 를차지하고, 기초지지대 (foundation or support structures) 의재료비및설치비는약 28 % 를차지한다. 해저케이블의재료비및설치비는약 14 % 로터빈과기초지지대에이어세번째로큰비중을차지하고있다. 네번째로큰비중을차지하는요소는해상변전소의재료비및설치비로서전체비용의약 6 % 를차지하고있으며, 육상변전소의비용보다 2배이상을나타낸다. 터빈, 기초지지대, 해저케이블, 해상변전소의비용을모두합하면약 94 % 이다. 단지의규모배열, 해안과의이격거리에따라각요소별비중은달라질수있지만, 이요소들이비용의대부분을차지한다는점은유사하다. 따라서해상풍력발전단지의비용산정시이요소들을효과적으로고려하는것이중요하다. (1) AC y = Annual cost at year-y [$] ICC y = Initial capital cost at year-y [$] dr = Discount rate [%] LCOE = Levelized cost of energy [$/kwh] LI y = Loan interest at year-y [$] LLC y = Land lease cost at year-y [$] naep y = Net annual energy production at year-y [kwh] OM y = O&M cost at year-y [$] RC y = Replacement cost at year-y [$] tr = Tax rate [%] Y = Total periods [years] LCOE 산정시고려되는비용은 CAPEX(capital expenditure) 와 OPEX(operating expenditure) 이다. CAPEX 는고정자산의증설, 증축에관한비용이다. CAPEX는초기자본비용 (initial capital cost) 에의해발생된다. OPEX는고정자산의유지및보존에관한비용이며, AC에 OM, RC, LLC로반영된다. 한편, 순현재가 (net present value, NPV) 와내부수익률 (internal rate of return, IRR) 은경제성분석의대적인지수이다. 순현재가는할인율 (discount rate) 을통해미래의세후현금흐름 (after-tax cash flow) 을현재의가치로환산한값이다. 투자자는투자안의순현재가가양 (+) 의값인경우에그투자안은경제성이있다고평가하며, 순현재가가큰순으로투자의우선순위를정한다. 내부수익률은투자비용과미래의세후현금흐름이같아지는할인율이다. 투자자는투자안의내부수익률이투자자의목내부수익률보다큰경우에투자를결정한다. 2.2 비용그림 1은 500 MW 해상풍력발전단지의 CAPEX를구성요소별로나타낸것이다 [11]. 주요구성요소들의비중을살 그림 1 500MW 해상풍력발전단지의 CAPEX Fig. 1 CAPEX of 500MW Offshore Wind Farm 터빈은해상풍력발전단지의비용중가장큰비중을차지하며, 매우다양한구성요소로이뤄져있다. 구성요소는터빈의종류와무관하게로터 (rotor), 낫셀 (nacelle) 혹은드라이브트레인 (drive train), 제어및모니터링시스템 (control and monitoring system), 타워 (tower) 로크게구분할수있다. 그중에서낫셀이가장큰비용을차지한다. 터빈각구성요소의비용은설비용량, 로터의직경, 각요소별무게에관한함수로나타낼수있다 [9]. 본논문에서는터빈의각구성요소별비용을산정하고, 그비용들을합산하여터빈의한기의비용 (turbine cost) 을계산한다. 그에대한수식은다음과같다. (2) 여기서 는터빈의한기의비용 [$], 는터빈의구성요소의집합, 는터빈의설비용량 [kw], 은로터의직경 [m], 는터빈의구성요소-의무게 [kg], 는터빈의구성요소-의비용 [$] 을나타내는함수이다. 기초지지대의비용 (foundation cost) 은터빈의비용다음으로큰비중을차지한다. 기초지지대의유형은다양하다. 입지의수심, 파력 ( 波力 ), 해저지반등조건에따라적합한유형이다르다. 수심에따른유형별경제성을비교해보았을 국내해상풍력발전단지의경제성분석 1193
전기학회논문지 63 권 9 호 2014 년 9 월 때, 모든수심영역에서 Gravity base 유형이가장경제적인것으로알려져있다. 하지만이유형은오직해저지반이양호한조건에서만적합한유형이다. Monopile 유형은 20m 이내에서경제적이다. 하지만, 수심이 20m 이상이거나터빈의설비용량이 5 MW 이상인경우엔 Monopile의직경의증가로시공상제약이발생하여경제성이떨어진다. 이유형은 2010년기준으로전세계해상풍력기초지지대의약 67.5 % 를점유하고있다. Tripod와 Jacket 유형은수심이 20 m 이상인경우적합한유형으로검토되고있다. Tripod의경우수심이깊고터빈의설비용량이큰경우에적합하나다른유형에비해상대적으로고가이다 [12]. 본논문에서는가장널리활용되고있는 Monopile 유형을적용한다. 터빈한기에대한 Monopile 유형의기초지지대비용은다음과같은수식으로현할수있다. (3) 는터빈의설비용량의함수로나타낼수있다. 2.3 수입 수입은전력의판매단가 [$/kwh] 와연간전력생산량 (naep) 에의해결정된다. 연간전력생산량은풍력 (natural wind power) 을전기적출력 (electric power) 으로변환하는과정을통해추정한다. 그과정은네단계로구분할수있다 [9]. 첫번째, 허브높이에서의평균풍속을기준으로풍속의분포를구한다. 풍속의분포는와이블 (Weibull) 분포로가정하고, 와이블분포의모수는시뮬레이션프로그램인 Matlab R2012a의 wblfit() 함수를통해추출할수있다. 허브높이에서의평균풍속은다음과같이계산한다. (5) 여기서 는터빈한기에대한 Monopile 유형의기초지지대비용 [$], 는강철의밀도 [kg/m3], 는강철의구매단가 [$/kg], 는원주율, 는 Monopile의직경 [m], 는 Monopile의총길이 [m], 는터빈의구성요소인타워의두께 [m] 를의미한다. 이식은 Monopile 유형기초지지대의재료비를의미한다 [13]. 여기서주목할점은, Monopile 의총길이가수심에따라달라진다는것이다. 해저케이블및해상변전소관련비용은입지조건에따라달라진다. 먼저해저케이블은용도에따라내부케이블과외부케이블로나눌수있다. 내부케이블은터빈과터빈, 터빈과해상변전소사이의케이블을말하고, 외부케이블은해상변전소와육상변전소까지의케이블을말한다. 내부케이블의비용은풍력발전단지의레이아웃에따라서달라지고, 외부케이블은해안과의이격거리에비례하여그비용이증가한다. 또한, 해저케이블은전압수준에따라중압케이블, 고압케이블등으로나눌수있다. 중압케이블과고압케이블은모두내부케이블이나외부케이블로사용될수있다. 용도별, 전압수준별해저케이블의종류와그길이에대한정보를바탕으로해저케이블총비용을산정할수있다. 이를다음과같이수식으로현할수있다. in j (4) 여기서 은해저케이블총비용 ($), 는전압수준에따른해저케이블종류의집합, 는케이블-의단위길이당비용 [$/km], 는외부케이블중케이블-의길이 [km], inj 는내부케이블중케이블-의길이 [km] 를의미한다. 한편, 해상변전소비용은터빈의설비용량에비례하여증가한다고가정한다. 다만, 단지의규모와해안과의이격거리에따라해상변전소가불필요한경우도있다 [10]. 해상풍력발전단지의 OPEX는 bottom lease cost, O&M cost, replacement cost로구성되어있다. 첫번째는터빈이설치된해상공간의임대비용이고, 두번째는보수정비비용이고, 세번째는부품교체비용을의미한다. 첫번째요소와두번째요소는연간전력생산량에관한함수로, 세번째요소 여기서 는허브높이에서의평균풍속 [m/s], 는풍속전단지수 [dimensionless] 를의미한다. 두번째, 풍력 (natural wind power) 이로터의기계적힘 (mechanical power) 으로전달된값을계산한다. 로터의기계적힘은아래와같이풍속에따라달리계산한다. in V cu t in V V rated V rated V V cu t ou t P m D R P m V C p D R P m rated V cut ou t V P m 단, V rated C p 여기서 V 는풍속 [m/s], V cut-in 는시동풍속 [m/s], V cut-out 는종단풍속 [m/s], V rated 는정격풍속 [m/s], P m 는기계적출력 [kw], P m,rated 은기계적정격출력, 는공기밀도 [kg/m3], 은로터의직경 [m], 는동력계수 [dimensionless] 를의미한다. 공기밀도를구하는식 (6) 은 [9] 의내용을참고했다. 세번째, 발전과정의전기적손실을고려하여발전기의전기적출력 (electric power) 을계산한다. 여기서발전과정이란로터의기계적힘이전기적출력으로변환되는과정을말한다. 로터의기계적힘이풍속에따라달리계산되므로, 발전기의전기적출력또한풍속에따라달리계산된다. 로터의기계적힘과전기적출력의관계는다음과같다. (8) (6) (7) L (9) 여기서 는발전기의전기적출력 [kw], 는효율 1194
Trans. KIEE. Vol. 63, No. 9, SEP, 2014 [dimensionless], 는 2차손실계수 [dimensionless], 은 1차손실계수 [dimensionless], 는상수손실계수 [dimensionless] 를의미한다. 2차손실계수는동손 (copper loss), 1차손실계수는컨버터의스위칭손실, 상수손실계수는철손 (core loss) 과관련되어있다. 식 (9) 을보면, 로터의기계적출력에따라효율이변한다는사실을알수있다. 로터의기계적출력에따라효율이음의값을나타내는경우도발생할수있는데, 그경우엔발전기가전기적출력을내지않는다고가정한다. 네번째, 전송과정의손실률, 가용률, 터빈의수를고려하여연간총전력생산량을계산한다. 여기서전송과정이란각발전기의전기에너지가내부케이블과외부케이블을거쳐육상변전소로전송되는과정을말한다. 연간총전력생산량은다음과같이수식으로현할수있다. in (10) 여기서 는연간총전력생산량 [kwh], 은터빈의수, 는풍속에따른터빈한기의전기적출력 [kw], 는전기적출력이 일확률, in 은내부케이블손실률 [dimensionless], ou t 는외부케이블손실률 [dimensionless] 을의미한다. 전력의판매단가는에너지시장에서의시장가격을의미한다. 전력시장의종류나보조금제도등에따라에너지시장에서의수입외에추가수입이발생할수있다. 예컨대, PJM 관할지역등북미일부지역의풍력발전사업자는 2013년현재에너지시장외용량메커니즘을통해서추가적인수입을얻을수있다 [14]. 하지만각국의상황에따라적용되고있는제도나전력시장의종류는다르다. 국내해상풍력발전단지사업자는두가지수입원들 - REC(renewable energy certificate) 시장, 단일에너지시장 - 을고려할수있다 [15]. 비록 REC 거래시장을통해수입이발생할순있지만, 아직 REC 거래시장은과도기적형태를띠고있기때문에, 본논문에서는단일에너지시장수입만을고려하기로한다. 3. 사례연구 1은제주도서귀포시성산읍인근해상에대해해안과의이격거리에따른평균적인수심분포를나타낸것이다 [16]. 이격거리가 5 5.5 km인구간에서수심이급격이증가한다. 16 km 이상인구간에서는수심이최소 100 m 이상이다. 보통해안과의이격거리가멀어질수록풍황이좋아지는것으로알려져있지만 [17], 이에관한구체적인자료를획득할수없었다. 따라서본논문에서는해안과의이격거리가 1km 늘어날때 50 m 높이의연간평균풍속은 0.01 m/s씩커진다고가정하였다. 해안과의이격거리가 0 km인곳의 50 m 높이의연간평균풍속과와이블분포의모수는각각 4.3 m/s, 1.821로나타났다 [18]. 2는터빈, 터빈배열, 기타정보를나타낸다 [9, 19]. 터빈배열등일부값들은가정하였다. 총 36기의터빈을 3 12 ( 가로 세로 ) 로배열하되, 가로거리는 5 로세로거리는 10 로하였다. 1 에서확인할수있듯이, 사례연구대상입지의해상은특정이격거리마다수심이급격히변하는특성을갖고있다. 이러한특성에따른경제성평가결과의차이를확인하기위 1 성산읍인근해상의수심분포 Table 1 Water depth of sea areas of Jeju Island 해안과의이격거리, [km] 수심, [m] 0 5 0 5 5 5.5 5 50 5.5 16 50 100 16 100 100 200 2 터빈, 터빈배열, 기타정보 Table 2 Turbine, wind farm configuration, and other information Model Rated power Cut-in wind speed Rated wind speed Cut-off wind speed Rotor diameter Hub height 터빈 Vestas V90-3.0 MW 3000 kw 3.5 m/s 15 m/s 25 m/s 90 m 105 m Rotor max 0.55 Availability 98 % Loss coefficient 터빈배열 K Q=0, K L=0.055, K C=0.02 Size 3 12 Spacing 기타 5 10 Power law shear exponent 0.143 Altitude 0 m Marine cable losses in = 0.035, =0.05 3 Case 별입력정보 Table 3 Input information of each case Case 1 Case 2 Case 3 해안과의이격거리, [km] 5 5.5 16 수심, [m] 5 50 100 50m 높이의연간평균풍속, [m/s] 4.35 4.355 4.46 국내해상풍력발전단지의경제성분석 1195
전기학회논문지 63 권 9 호 2014 년 9 월 4 재무적가정 Table 4 Financial assumptions 전력판매단가, [$/kwh] 0.94 물가상승률, [%] 4 실질할인율, [%] 10 법인세율, [%] 25 대출비율, [%] 50 대출상환기간, [years] 10 대출이자율, [%] 8 감가상각 ( 정액법 ) 기간, [years] 10 건설기간, [years] 3 운영기간, [years] 20 해 3과같이총 3 가지 case를가정하여경제성평가를 수행했다. 4는경제성평가를위한재무적가정을보여 준다. 아울러, 본 연구에서 초기자본비용은 1차년도 초에 overnight cost로투입되며그외모든비용과수입은매차년도말에발생한다고가정한다. 5는 case별로초기자본비용의세부비용항목들을나타낸것이다. 이초기자본비용에는단지내모든설비에관한비용이포함되어있다. 터빈비용 (turbine cost) 은터빈의재료비를의미한다. Balance of station cost는터빈의재료비를제외한모든설비의설치비및재료비를의미한다. Others cost에는터빈의설치비도포함되어있다. Offshore warranty premium은터빈제조사가해상조건내터빈의신뢰도를보증해주는대가로받는비용이다. 터빈비용은터빈의수가동일하므로 case와무관하게고정된다. Case별로기초지지대비용 (foundation cost) 을터빈비용과비교하여살펴보면, 수심 5 m인 case 1과 2에서는기초지지대비용이터빈비용보다작지만, 수심이 100 m인 case 3에서는각각기초지지대비용이터빈비용보다약 1.5 배이다. 급격한수심변화에따라기초지지대비용이급상승하는것을확인할수있다. 또한, 해저케이블과변전소비용 (cables and 5 Case 별초기자본비용 Table 5 Initial capital cost of each case Case 1 Case 2 Case 3 Initial capital cost, [$] 148,472,520 181,268,091 256,022,127 Turbines cost, [$] 74,124,205 74,124,205 74,124,205 Balance of station cost, [$] 64,552,165 97,347,736 172,101,772 Foundations cost, [$] 18,573,392 49,692,096 115,273,511 Cables and substations cost, [$] 9,795,895 10,488,895 17,418,895 Other costs, [$] 36,182,878 37,166,745 39,409,366 Offshore warranty premium, [$] 9,796,150 9,796,150 9,796,150 6 (a) Case 1 의경제성분석결과 Table 6 (a) Economic evaluation result of case 1 Installation Period Operations Period 1st year 2nd year 3rd year 4th year 5th year 6th year 23rd year naep, [MWh] 107,808 107,808 107,808 107,808 Energy price, [$/kwh] 0.94 0.98 1.02 1.98 Revenue, [k$] 101,339 105,393 109,609 213,507 Operations cost, [k$] 4,109 4,273 4,444 8,656 ICC, [k$] 148,472 Loan balance, [k$] 74,236 74,236 74,236 74,236 69,112 63,577 Loan interest, [k$] 5,939 5,939 5,939 5,939 5,529 5,086 Loan principal, [k$] 5,124 5,534 5,977 Loan payment, [k$] 5,939 5,939 5,939 11,063 11,063 11,063 Depreciation, [k$] 14,847 14,847 14,847 Corporate Tax, [k$] 19,111 20,186 21,308 51,213 After-tax cash flow, [k$] -5,939-5,939-5,939 67,056 69,871 72,793 153,638 NPV, [k$] -79,428-83,965-87,932-48,782-13,123 19,351 289,203 IRR -0.0847 0.1005 0.1941 0.3588 Nominal LCOE, [$/kwh] 2.3970 1.2975 0.9336 0.3667 Real LCOE, [$/kwh] 2.0545 1.0950 0.7767 0.2656 1196
Trans. KIEE. Vol. 63, No. 9, SEP, 2014 6 (b) Case 2 의경제성분석결과 Table 6 (b) Economic evaluation result of case 2 Installation Period Operations Period 1st year 2nd year 3rd year 4th year 5th year 6th year 7th year 23rd year naep, [MWh] 108,170 108,170 108,170 108,170 108,170 Energy price, [$/kwh] 0.94 0.98 1.02 1.06 1.98 Revenue, [k$] 101,679 105,747 109,976 114,375 214,223 Operations cost, [k$] 4,116 4,281 4,452 4,630 8,672 ICC, [k$] 181,268 Loan balance, [k$] 90,634 90,634 90,634 90,634 84,378 77,621 70,323 Loan interest, [k$] 7,251 7,251 7,251 7,251 6,750 6,210 5,626 Loan principal, [k$] 6,256 6,757 7,297 7,881 Loan payment, [k$] 7,251 7,251 7,251 13,507 13,507 13,507 13,507 Depreciation, [k$] 18,127 18,127 18,127 18,127 Corporate Tax, [k$] 18,046 19,147 20,297 21,498 51,388 After-tax cash flow, [k$] -7,251-7,251-7,251 66,010 68,811 71,720 74,740 154,163 NPV, [k$] -96,972-102,512-107,355-68,816-33,698-1,703 27,443 266,376 IRR -0.1392 0.0450 0.1401 0.1965 0.3192 Nominal LCOE, [$/kwh] 2.9083 1.5703 1.1274 0.9083 0.4357 Real LCOE, [$/kwh] 2.4916 1.3239 0.9364 0.7439 0.3122 6 (c) Case 3 의경제성분석결과 Table 6 (c) Economic evaluation result of case 3 Installation Period Operations Period 1st year 2nd year 3rd year 5th year 6th year 7th year 8th year 23rd year naep, [MWh] 115,858 115,858 115,858 115,858 115,858 Energy price, [$/kwh] 0.98 1.02 1.06 1.10 1.98 Revenue, [k$] 113,263 117,793 122,505 127,405 229,449 Operations cost, [k$] 4,449 4,627 4,812 5,005 9,014 ICC, [k$] 256,022 Loan balance, [k$] 128,011 128,011 128,011 119,175 109,631 99,324 88,193 Loan interest, [k$] 10,241 10,241 10,241 9,534 8,770 7,946 7,055 Loan principal, [k$] 9,543 10,307 11,131 12,022 Loan payment, [k$] 10,241 10,241 10,241 19,077 19,077 19,077 19,077 Depreciation, [k$] 25,602 25,602 25,602 25,602 Corporate Tax, [k$] 18,419 19,698 21,036 22,436 55,109 After-tax cash flow, [k$] -10,241-10,241-10,241 71,316 74,390 77,579 80,887 165,327 NPV, [k$] -136,963-144,788-151,628-75,323-42,137-11,885 15,688 240,208 IRR -0.0306 0.0665 0.1258 0.1646 0.2683 Nominal LCOE, [$/kwh] 2.0572 1.4729 1.1838 1.0126 0.5578 Real LCOE, [$/kwh] 1.7323 1.2210 0.9669 0.8156 0.3942 substations cost) 도해안과의이격거리에따라증가하는것을확인할수있다. 한편, 본논문에서적용한 Monopole 유형은수심 20 m 이상에서경제성이떨어지는것으로알려져있다. 다른유형의기초지지대를사용한다면다른결과가도출될수있을것이다. 6 (a) (c) 는 case별경제성분석결과를보여준다. Case 1 3의순현재가 (NPV) 가양 (+) 의값을갖는시점은각각 6th year, 7th year, 8th year이다. 순현재가를기준으로볼때, 모든 case들은투자할가치가있다. Case 1 3의내부수익률 (IRR) 이양 (+) 의값을갖는시점은각각 5th year, 5th year, 6th year이고, case 1 3의운영기간마지막해인 23th year의내부수익률은각각 0.3588, 0.3192, 0.2683 이다. 마지막해의 LCOE 값을비교해보면, case 1부터 case 3 순으로비용효율성이좋다. 순현재가, 내부수익률, LCOE 정보를바탕으로종합적으로살펴볼때, case 1부터 case 3 순으로경제성이좋다. 이러한결과가도출된원인은, case 1에서 case 3로갈수록연간전력생산량을통한수입에비해초기자본비용 (ICC) 이월등히커지기때문이다. 기초지지대비용등초기자본비용이월등히커지는이유는, 이격거리에따른급격한수심의증가때문이다. 4. 결론본논문은해상풍력발전단지비용요소들 ( 해상변전소, 해 국내해상풍력발전단지의경제성분석 1197
전기학회논문지 63 권 9 호 2014 년 9 월 저케이블, 그리고기초지지대의비용 ) 을비용모델링에종합적으로반영한해상풍력발전단지의경제성분석방법을제안한다. 해상변전소비용, 해저케이블비용, 기초지지대의비용은각각설비용량, 해안과의이격거리, 수심의함수로나타냈다. 제주도서귀포시성산읍인근해상에대한사례연구를통해, 해안과의이격거리, 수심등해상입지조건에따른경제성의변화를분석했다. 대상입지에대한사례연구결과, 해안과의이격거리가경제성에미치는영향이크다는사실을확인했다. 그이유는해안과의이격거리에따라초기자본비용과풍황이달라지기때문이다. 본논문은해상특수성을고려한비용모델링에주안점을둔내용이었다. 후속연구주제는, 풍력의수용률증대를위한적정수준의용량요금에관해다룰계획이다. 감사의글 이논문은 2013년도정부 ( 미래창조과학부 ) 의재원으로한국연구재단의지원을받아수행된연구임 (No. 2010-0028509). References [1] European Wind Energy Association, The European Offshore Wind Industry Key 2011 Trends and Statistics, January. 2011. [2] The Windpower, Offshore (South Korea), Available from : http://www.thewindpower.net/ zones_en_23_ offshore.php, 2013, Accessed 30.04.14. [3] U.S. Energy Information Administration, South Korea, http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=ks, 2013, Accessed 30.04.14. [4] Walter Short, Daniel J. Packey, and Thomas Holt, A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency and Renewable Energy Technologies, NREL, March. 1995. [5] Matthew A. Lackner, and Christopher N. Elkinton, An Analytical Framework for Offshore Wind Farm Layout Optimization, Wind Engineering, vol. 31, no. 1, pp. 17-31, January. 2007. [6] Peter Fuglsang, Kenneth Thomsen, Cost Optimization of Wind Turbines for Large-scale Off-shore Wind Farms, Riso National Laboratory, February. 1998. [7] Christopher N. Elkinton, James F. Manwell, and Jon G. McGowan, Offshore Wind Farm Layout Optimization (OWFLO) Project: Preliminary Results, Proceedings of 44th AIAA Aerospace Science Meeting and Exhibit, 2006. [8] S. A. Herman, Offshore Wind Farms; Analysis of Transport and Installation Costs, ECN Wind Energy, February. 2002. [9] L. Fingersh, M. Hand, and A. Laxson, Wind Turbine Design Cost and Scaling Model, NREL, December. 2006. [10] Mi-Young Kim, Geo-Hwa Kim, and Mann-Eung Kim, Trends of Offshore Substations, Journal of Wind Energy, vol. 2, no. 2, pp. 24-29, December 2011. [11] Don Hur, An Economic Evaluation of Offshore Wind Resources, 2012 KIEE spring conference, May 2012. [12] The Research Council of Norway and Douglas- Westwood, Offshore Wind Assessment For Norway: Final Report, March. 2010. [13] Yuka Kikuchi, Takeshi Ishihara, An Assessment of offshore wind energy potential considering economic feasibility in Kanto region, Japan, EWEA 2012 Copenhagen, April. 2012. [14] PJM, PJM Manual 18: PJM Capacity Market, Jun. 2013. [15] New Renewable Energy Center, Korea Energy Management Corporation, RPS introduction, Available from : http://www.knrec.or.kr/knrec/12/ KNREC120700_02.asp, 2013, Accessed 30.04.14. [16] The National Atlas of Korea, Sailing Map, http://atlas.ngii.go.kr/map/territory.jsp?fcode=02, 2013, Accessed 30.04.14. [17] Sang-Eon Lee, Jin-Ho Park, Yong-Tae Jeong, Kyeong-Hoon Lee, Determinate AEP for Layout of Off-shore Wind Power Complex, 2012 KSCE Conference, October. 2012. [18] Korea Meteorological Administration, Wind Resource Map, Available from : http://www.kma.go.kr/weather/ climate/wind_map.jsp, 2013, Accessed 30.04.14. [19] Vestas, V90-3.0MW, November. 2009. 저자소개 민창기 ( 閔彰基 ) 1985년 7월 10일생. 2009년연세대학교전기전자공학부졸업. 2011년서울대학교대학원전기 컴퓨터공학부졸업 ( 공학석사 ). 2011년 현재동대학원전기 정보공학부박사과정 허돈 ( 許炖 ) 1974년 1월 17일생. 1997년서울대학교공대전기공학부졸업. 1999년동대학원전기공학부졸업 ( 공학석사 ). 2004년동대학원전기 컴퓨터공학부졸업 ( 공학박사 ). 2005년~현재광운대전기공학과교수 박종근 ( 朴鍾根 ) 1952년 10월 21일생. 1973년서울대학교전기공학부졸업. 1979년일본동경대학교공학계대학원졸업 ( 공학석사 ). 1982년동대학원졸업 ( 공학박사 ). 1983년 현재서울대학교공과대학전기공학과교수. 1198