원전과 태양광 발전 Yes, 풍력 발전 No
전력은 산업의 쌀이자, 특히 제조업 수출 중심인 우리나라에는 매우 중요한 원가 요소입니다. 전력의 품질, 공급 안정성, 그리고 단가는 우리나라 기업의 수출 경쟁력과 해외 기업 국내 유치에 직접적인 영향을 미칩니다. 특히 전력 단가 변동은 철강, 석유화학, 반도체, 제지업계처럼 전력비 비중이 큰 곳에는 더욱 민감한 사안입니다.
따라서 우리나라의 에너지원별 전력 Mix, 전력 공급 및 수요 예측과 관리는 매우 중요하며, 어떤 방향으로 전력 정책을 수립하느냐에 따라 우리 기업과 경제에 미치는 영향이 지대합니다. 한 번 정해진 정책은 변경하기 쉽지 않고, 사후 문제 해결에 많은 비용이 소요되므로 올바른 정책 수립이 무엇보다 중요합니다.
에너지 정책에 대한 우려
후보가 1차 토론회에서 보인 에너지(전력) 정책은 매우 우려스럽습니다. 그동안 문재인 정부의 탈원전 정책에서 벗어나는 듯한 뉘앙스의 발언을 자주 했고, 민주당 역시 그런 방향으로 나아갈 것처럼 보였으나, 1차 토론회에서 후쿠시마, 체르노빌 원전 사고를 언급하는 것을 보면 원전에 대한 이해가 아직 부족한 것 같습니다.
또한, 대규모 해상풍력단지를 건설하여 데이터센터를 유치하고 신재생에너지 비중을 대폭 늘리겠다고 밝히는 것으로 보아 후보와 민주당은 여전히 탈원전 기조를 유지할 것으로 보입니다. 물론 문재인 정부처럼 원전 연장 운영 허가를 내주지 않거나 원전 조기 폐쇄하는 완전한 탈원전으로 가지는 않겠지만, 신규 원전을 건설하거나 SMR(소형 모듈형 원자로) 개발을 적극적으로 추진할 생각은 없는 것으로 판단됩니다.
중국 원전에 대한 모순된 침묵
후보는 후쿠시마와 체르노빌 원전 사고를 언급하며 원전의 위험성을 강조하지만, 우리나라 서해와 인접한 중국 동부 해안에 집중된 102기의 원전에 대해서는 침묵하고 있습니다. 후보의 논리대로라면 중국 동부 해안 원전 사고 시 우리나라는 막대한 피해를 입게 되는데, 원전의 위험성을 말하면서 중국 원전에 대해서는 한마디도 못 하는 것은 모순입니다.
극동 아시아의 바람은 주로 서에서 동으로 붑니다. 최근 경북 지역 산불이 의성에서 영덕까지 서에서 동으로 번진 사례나 백두산 화산 폭발 시 남한보다 일본이 더 큰 피해를 볼 것이라는 예측도 이를 뒷받침합니다. 만약 중국 원전이 사고가 나면 중국보다 한국이 더 큰 피해를 입게 될 것입니다. 한국 원전의 안전성을 부정한다면, 후보는 중국 정부에 강력하게 항의해야 하는 것이 아닌가요?
해상풍력 발전의 비현실성
후보가 신재생에너지 발전 비중을 크게 늘리고, 특히 대규모 해상풍력발전소를 건설해 풍력발전 설비 용량을 대폭 늘리겠다고 밝혔는데, 과연 우리나라가 해상풍력 발전에 적합한 바람의 질을 갖고 있는지, 해상풍력 발전소 건설에 드는 비용과 발전 원가는 얼마나 되는지 알고 있는지 의문입니다.
또한, 향후 풍력발전 원가가 낮아져 Grid parity에 도달할 수 있는지, 해상풍력 발전 산업에서 우리나라 기업들이 경쟁력을 가질 수 있는지, 해상풍력 발전소 건설 시 어떤 국가가 수혜를 입게 되는지 따져 보았는지 의심스럽습니다. 대규모 풍력 발전에 따른 간헐성 문제를 어떻게 해결할지에 대한 대책도 없는 것 같습니다.
풍력발전 설비 산업은 중국이 세계 1위이고 경쟁력도 높아 우리나라 풍력발전단지의 계획부터 설비 공급, 건설, 운영 등 전반에 걸쳐 중국 기업들이 관여하고 있습니다. REC(재생에너지 공급인증서) 2.5~3.5를 부여하여 풍력 발전을 지원하면 그 비용은 고스란히 전력 요금에 반영되어 우리 기업과 국민이 부담하지만, 그 이익은 중국 기업이 취하게 됩니다.
풍력발전은 한국에 적합하지 않은 에너지원
우리나라는 풍황이 좋지 않아 용량 이용률이 북유럽 국가들의 절반 수준밖에 되지 않습니다. 8.2GW 규모의 대규모 해상풍력발전소 건설을 추진 중인 신안 앞바다의 경우, 평균 풍속이 6.5~7.0m/s 수준으로 용량 이용률이 약 25%로 예상됩니다. 반면 덴마크나 영국 등은 40~55% 수준으로 두 배나 높습니다. 또한, 한국은 태풍이 잦아 이 기간 동안 풍력 발전을 할 수 없을 뿐 아니라 피해로 인해 유지보수비도 더 들어갑니다.
한국의 해상풍력 발전 전력 생산 원가(LCOE, 균등화 발전 원가)는 2024년 기준, 271~300원/kWh 수준으로, 다른 재생에너지보다 월등히 높습니다.
<표 1. 해상풍력 발전원가 비교>
| 구분 | 2022년 세계 평균 LCOE | 2022년 한국 LCOE |
| 해상풍력 발전원가 | 102원/kWh | 295원/kWh (약 3배) |
서남해 해상풍력단지의 실제 전력 판매 단가 사례를 보면, 2023년 1분기 기준, 전력 판매 단가는 357원/kWh로 원자력(46원), 석탄(160원), LNG(279원)보다 훨씬 높았습니다. 이는 우크라이나 전쟁으로 인한 일시적인 석탄, LNG 가격 폭등 시기였음에도 불구하고 현재의 석탄 발전 단가(110원/kWh)와 LNG 발전 단가(약 150원/kWh)와 비교하면 거의 3배 수준입니다. 1MW급 태양광 발전소의 BEP(손익분기점) 발전 생산 원가가 80원~100원/kWh인 것을 감안하면 태양광 발전보다도 3배에 이르는 수준입니다.
우리나라 해상풍력 발전 원가가 높을 수밖에 없는 것은 바람의 질이 좋지 않은 것이 근본적인 이유이며, 해상풍력은 설치와 유지보수에 드는 비용이 높아 전체 LCOE의 62~65%를 차지하고, 다른 신재생에너지 발전에 비해 운영비도 30원/kWh 정도로 많이 들어가기 때문입니다. 태양광 발전의 운영비는 10~12원/kWh 정도입니다.
해상풍력 발전소 건설 비용과 경제성 분석
우리나라에서 1GW 규모의 해상풍력발전소를 건설하는 데는 약 7조 원의 비용이 소요됩니다. 이는 1,400MW(1.4GW) 2기의 원전을 지을 수 있는 비용과 맞먹습니다.
<표 2. 1GW 해상풍력 발전소 건설 비용 구성>
| 항목 | 비용 (조 원) |
| 풍력발전 설비 | 2.4 |
| 주요 설비 설치 (터빈, 타워, 나셀, 로터 등) | 1.4 |
| 인허가 (하부 구조물, 해상 설치 작업, 공유수면 점용료, 환경영향평가, 전기사업허가 등) | 0.3 |
| 계통 연계 (변전소 건설, 해저 케이블 설치 등) | 1.2 |
| 송전선로 구축 (육상 송전망 연결, 접속 설비 구축 등) | 1.0 |
| 총계 | 7.0 |
물론 이러한 비용 구조는 프로젝트의 위치, 해양 조건, 기술 사양 등에 따라 차이가 있지만, 대략 1GW 해상풍력발전소 건설에 7조 원 정도가 들어가는 것으로 알려져 있습니다.
1GW 해상풍력발전소의 연간 운영 및 유지보수 비용은 약 486억 원이며, 연간 발전량은 1GW * 365일/년 * 24시간/일 * 25%(용량 이용률) = 2,190GWh로 추정됩니다. 해상풍력발전소의 설계 수명은 일반적으로 20~25년입니다.
위 사항들을 종합하여 우리나라 해상풍력발전소(1GW)의 생산 발전 원가를 추정해 보겠습니다.
건설비 7조 원, 연간 운영비 486억 원, 연간 발전량 2,190GWh, 사업 기간(풍력발전소 수명) 25년, 조달 금리(이자율) 4%로 가정하여 연간 총비용을 산출해 봅시다.
투자비 7조 원 전액을 감가상각하는 것으로 하고 감가상각 기간을 사업 기간인 25년으로 하면 연간 감가상각비는 2,800억 원입니다. 감가상각비를 매년 투자비 상환하는 것으로 했을 경우 연간 평균 금융 비용(이자)은 7조 원 * 4%/년 * 1/2 = 1,400억 원입니다. 연간 운영비 486억 원을 합치면 총 연간 비용은 4,686억 원이 됩니다.
연간 발전량이 2,190GWh이므로 1kWh 생산 발전 원가는 4,686억 원 / 2,190GWh = 214원/kWh입니다.
1GW 해상풍력발전소 경제성 분석 (추정)
| 항목 | 값 | 비고 |
| 건설비 | 7조 원 | 1,400MW (1.4GW) 원전 2기 건설 비용과 유사 |
| 연간 운영 및 유지보수 비용 | 486억 원 | |
| 연간 발전량 추정 | 2,190 GWh | (1GW * 365일 * 24시간 * 25% 용량 이용률) |
| 설계 수명 | 20~25년 | |
| 가정된 사업 기간 | 25년 | |
| 가정된 조달 금리(이자율) | 4% | |
| 연간 감가상각비 | 2,800억 원 | (7조 원 / 25년) |
| 연간 평균 금융 비용 (이자) | 1,400억 원 | (7조 원 * 4% * 1/2) |
| 총 연간 비용 | 4,686억 원 | (감가상각비 + 금융 비용 + 운영비) |
| 1kWh 생산 발전 원가 (추정) | 214원/kWh | (4,686억 원 / 2,190 GWh) |
향후 해상풍력발전 건설 비용이 줄어든다고 해도 우리나라는 풍황이 좋지 않은 근본적인 한계 때문에 해상풍력발전은 Grid Parity를 달성하기 어렵습니다. 풍력발전 설비가 확대되면 전력 요금의 대폭 인상은 불가피하고, 간헐성 문제도 심각해져 전력의 안정적인 공급이 어려워지게 됩니다.
해상풍력 단지 인근 데이터센터 유치의 어려움
후보가 해상풍력단지 인근에 데이터센터를 유치하겠다는 것도 망상에 불과합니다. 후보는 데이터센터는 신재생에너지 발전 전력 사용이 세계적 표준이라며 풍력발전 전력으로 데이터센터를 운영하겠다고 합니다.
만약 풍력발전단지(해남, 신안) 인근에 데이터센터를 짓고 풍력발전 전력만을 사용한다면 이 데이터센터가 제대로 운영될 수 있을까요? 풍력 발전의 간헐성 문제를 해결하고 안정적인 전력 공급을 위해서는 풍력발전 설비의 3배 가까운 ESS(에너지 저장 장치) 설비를 갖춰야 할 것입니다. 1MW ESS의 가격이 8억 원이고 그 수명이 15년이 안 된다면 그 설치 비용이 얼마나 될까요? 1GW의 해상풍력발전소라면 3,000개의 1MW ESS 설치가 필요하니 그 비용만 2조 4천억 원이고, 풍력발전 수명이 25년이고 ESS 수명이 15년이니 한 번의 ESS 교체가 있어야 하므로 4조 8천억 원의 ESS 설치 비용이 들어가게 됩니다.
이럴 경우 데이터센터가 풍력발전소로부터 공급받는 전력 단가가 350원/kWh을 넘어갈 텐데, 어느 기업이 데이터센터를 해남이나 신안에 짓겠습니까? 앞서 살펴본 대로 ESS 설비를 하지 않는다 하더라도 풍력발전 전력 생산 원가는 200원/kWh이 넘어가는데, 이 전력 요금을 부담하면서 데이터센터를 해남이나 신안에 지을 AI 기업이 있을까요?
AI 전용 데이터센터는 고성능 AI 칩과 대규모 서버를 운영하며, 이에 따라 막대한 전력을 소비합니다. NVIDIA의 AI 전용 칩인 DGX H100은 한 대당 약 10kW의 전력을 소비한다고 합니다. 현재 한국의 데이터센터 1개당 평균 연간 전력 소비량은 약 57.2GWh이며, 하계 최대 전력 수요는 7.5MW에 달합니다. (한국에너지경제연구원)
<표 3. 전력 단가 차이에 따른 데이터센터 전력비 변화>
| 전력 단가 차이 | 연간 전력비 차이 (평균 연간 전력 소비량 57.2GWh 기준) |
| 10원/kWh | 5억 7천2백만 원 |
| 100원/kWh | 57억 2천만 원 |
전력 단가에 민감할 수밖에 없는 데이터센터가 한전으로부터 수전하는 전력 요금보다 2배 이상 비싼 지역에 왜 데이터센터를 짓겠습니까?
앞으로 우리나라 IT, AI 기업이나 해외 AI 기업이 국내에 지을 데이터센터는 현재보다 훨씬 규모가 클 것으로 보여(해외 대형 데이터센터는 300MW, 연간 전력 사용량 2,628GWh) 더욱더 전력 단가에 민감할 수밖에 없고, 안정적인 전력 공급을 요구할 텐데 후보의 주장에 따라 해남이나 신안에 신규 데이터센터를 지을까요?
상기에서 살펴본 대로 후보의 공약처럼 우리나라 에너지(전력) 정책이 수립된다면, 전력의 안정적인 공급도 장담하지 못할 뿐 아니라 전력 단가의 급등으로 우리나라 제조업, 특히 수출 제조업은 전력비 부담으로 급격히 경쟁력을 상실하게 될 것이고, 물가 상승도 부추겨 가계 살림이 어려워질 것입니다.
태양광 발전에 대한 오해와 현실
참고로, 태양광 발전이 많은 장점이 있음에도 불구하고 일부 친원전주의자들이 태양광 발전을 폄하하여 원전 확대만 주장하고 태양광 발전 육성과 확대는 반대하는 경향이 있습니다. 태양광 발전에 대한 오해를 줄이기 위해 태양광 발전 원가 중심으로 태양광 발전에 대해 설명하겠습니다.
저는 친원전주의자이고, 문재인 정부의 탈원전에 대해 극렬하게 저항한 사람임을 먼저 밝힙니다. 하지만, 우리나라의 원전 발전 비중은 40%가 적당하고, 태양광 발전도 적정 수준(전체 발전 비중의 약 10%)까지는 확대해야 한다고 생각합니다. 2024년 기준 태양광 발전 비중은 4.7%입니다. 지금보다 2배 정도 태양광 발전 설비 용량이 늘어나도 괜찮다고 보는 것이죠.
원전 비중을 40% 이상, 태양광 발전을 10% 이상 높게 Mix를 하면 원전의 경직성과 태양광 발전의 간헐성을 해결하기 위해 많은 비용이 소요될 뿐 아니라 전력의 수요 공급 관리에 문제가 생겨 블랙 아웃의 위험이 있습니다.
나머지 50%는 수력, 바이오매스, 연료전지 등의 간헐성이 없는 신재생에너지 10%, LNG 발전 30%, 석탄 발전 10%가 2038년까지는 적정한 에너지원 Mix라고 봅니다. 향후 SMR 개발 정도, 수소 가격 하락 정도를 보아 SMR과 수소 발전(연료전지)이 석탄 발전을 전면 대체하고, LNG 발전의 일부량을 대체하는 것이 바람직하다고 봅니다. 하지만 LNG 발전 설비는 적정 수준 이하로 축소해서는 안 되고 원전, 태양광 발전의 경직성과 간헐성을 커버하기 위해 설비 용량은 일정 정도 유지해야 합니다.
많은 분들이 태양광 발전에 대해 오해를 하고 있습니다. 태양광 패널에 중금속이 있고, 세척에 의한 토양 오염을 유발한다는 등 태양광 발전 괴담을 이야기하지만 다 허위입니다. 태양광 발전은 전력 요금 인상의 원흉이라고 주장하지만 사실은 태양광 발전 생산 원가는 그렇게 높지 않아 향후 전력 요금 인상 부담을 주지 않을 것입니다.
체결(낙찰)된 태양광 발전 장기 계약 단가를 봐도 이를 알 수 있습니다. 2021년 상반기 낙찰 평균 단가가 136원/kWh입니다. 평균 단가가 이 정도이니 낙찰된 태양광 발전소 중에는 130원 이하도 있다는 이야기이고, 130원만 되어도 사업성이 나온다는 이야기이죠.
혹자는 2022년, 2023년, 2024년 상반기에는 낙찰가 평균이 150원 이상이고, 응찰한 태양광 발전소가 적다며 마치 태양광 발전 생산 원가가 높기 때문에 이런 일이 일어난 것처럼 이야기하지만, 그 이유는 다른 데 있습니다. 이 시기는 우크라이나 전쟁으로 인해 석탄과 LNG 가격이 폭등해 SMP(계통한계가격, 200원 상회)가 폭등한 시기이고 REC 가격도 50원/kWh 정도여서 태양광 발전 사업자들이 단기적으로 장기 계약을 할 이유가 없어 높은 SMP와 REC 판매가 당장은 훨씬 유리했기 때문이고, 응찰에 임한 태양광 발전 사업자들은 우크라이나 전쟁에 따른 일시적 SMP 폭등은 오래가지 못할 것이니 SMP+REC 장기 계약 단가가 자신들의 발전 생산 원가에 적정 마진만 생기는 수준이라면 장기 계약에 응하는 것이 좋다고 생각했기 때문에 응찰한 것뿐입니다.
태양광 발전소의 경제성 분석
<표 4. 1MW 태양광 발전소 경제성 분석 (조달금리 4%, 수명 25년 기준)>
| 항목 | 값 | 비고 |
| 건설 비용 | 약 15억 원 | (부지 구입비 미포함) |
| 연간 운영비 | 1,500만 원 | |
| 연간 발전량 | 130만 kWh | (하루 3.6시간 발전 기준, 용량 이용률 15%) |
| 연간 감가상각비 | 6천만 원 | (15억 원 / 25년) |
| 평균 연간 금융 비용 (이자) | 3천만 원 | (15억 원 * 4%/년 * 1/2) |
| 총 연간 비용 | 1억 5백만 원 | |
| 1kWh당 발전 생산 원가 (BEP 원가) | 80.8원 | (1억 5백만 원 / 130만 kWh) |
여기에 이윤 40원/kWh을 더해 120.8원 정도에 판매해도 연 3.5% 수익률은 나옵니다. 만약 자신의 자금 5억 원을 투자하고, 10억 원을 대출받아 1MW 태양광 발전소를 지어 운영하면 120원/kWh에 판매할 경우 연간 수익이 8천1백만 원, 수익률은 16.2%가 나옵니다.
1MW 태양광 발전소 건설비(부지 구입비 포함)가 20억 원이 소요된다고 하더라도 BEP 발전 원가는 144.8원/kWh입니다. 태양광 발전은 LNG 발전 원가보다 낮아 이미 Grid Parity를 달성했습니다.
태양광 발전 1차 사업을 25년 동안 한 후에 그 자리에 2차 태양광 발전을 하게 되면 태양광 발전 원가는 원전 발전 원가와 비슷한 수준으로 떨어지게 될 것입니다. 2차 사업을 할 때는 1차 사업 시에 소요되었던 부지 구입비, 인허가 비용, 민원 해결 비용, 계통 연계비, 개발 부담금, 부지 조성비, 부지 경계 설치비 등이 들어가지 않기 때문에 폐태양광 패널 철거 등의 비용을 포함한다고 하더라도 1MW에 10억 원도 들어가지 않게 될 것입니다.
1MW 태양광발전소를 10억 원에 건설하면 발전 원가는 58원/kWh으로 뚝 떨어지게 됩니다. 거의 원전 발전 원가와 비슷해지는 것이죠. 제가 2차 태양광 발전을 하는 사업자에게는 REC 등 일체의 지원을 하지 말 것을 주장하는 이유도 이것 때문입니다.
미국, 호주 등이 원전보다 태양광 발전 원가가 싸다고 하는 것은 과장이 아닙니다. 이들 국가들은 원전 건설 비용과 운영 비용이 우리나라보다 더 들어가기 때문에 원전 발전 원가는 우리보다 1.5배 이상 비싸지만, 일조량이 많아 태양광 발전 용량 이용률이 높고, 인허가 등 규제도 적어 태양광 발전소 건설 비용은 우리보다 저렴하기 때문에 태양광 발전 원가는 우리나라보다 낮습니다.
친원전주의자들이 원전을 강조하는 것도 이해하고, 원전 비중을 확대해야 한다는 것에도 동의하지만, 태양광 발전을 실제와 다르게 폄하하는 것은 곤란합니다.
원전과 태양광 발전의 상호보완적 관계
원전과 태양광 발전은 상호 보완 관계이기도 하고 경쟁하거나 배척하는 관계이기도 합니다. 평일의 경우 낮 시간대는 전력 수요가 많고, 심야 시간대는 적기 때문에 낮 시간대의 태양광 발전 시에는 실시간으로 사용하고, 심야에는 원전 발전으로 남아도는 전력을 양수 발전이나 ESS에 축전하면 되어 원전의 경직성과 태양광 발전의 간헐성이 양수 발전이나 ESS 이용에 충돌하거나 혹은 중첩되지 않습니다.
하지만 봄, 가을의 토, 일, 공휴일의 낮 시간대는 전력 수요가 적기 때문에 원전과 태양광 발전은 양수 발전이나 ESS를 이용해야 하는 경쟁 관계에 놓이게 되어 원전과 태양광 발전을 동시에 출력 제어 하거나 한 에너지원만 출력 제어 해야 하는 상황이 발생합니다.
원전과 태양광 발전이 경쟁하는 시간은 봄, 가을의 토, 일, 공휴일의 낮 시간대만이고 그 외의 계절과 시간대는 충돌하지 않습니다. 따라서 충돌하는 시간대의 출력 제어를 해야 하는 에너지원에 대해 적정하게 보상하는 제도만 주어지면 공급 관리가 될 수 있습니다.
기존 원전은 출력 제어가 쉽지 않고 출력 제어를 하게 되면 부작용이 많기 때문에 양 에너지원이 공급 시에 충돌이 생길 경우, 원전보다는 태양광 발전소의 출력 제어를 하는 것이 바람직하다고 생각합니다.
DR 제도(전력 수요 관리)와 반대로 전력 공급 관리 제도를 만들어 출력 제어에 동의하는 태양광 발전소에 대해서는 적정 보상을 하여 전력 공급 과잉이 발생할 때 출력 제어를 원만히 할 수 있게 할 필요가 있습니다. DR 제도는 수요 관리를 위해 수요가 많은 시간대에 공급이 부족할 것이 예상될 때에 이 제도에 가입한 기업이 조업을 중단하고 전력 사용을 하지 않음으로써 전체 전력 수요를 줄여 블랙 아웃을 예방하고, 대신에 이 제도에 가입하고 긴급 절전에 응한 기업에게는 적정한 보상을 해주는 수요 관리 제도입니다.
이와 유사하게 공급 관리 측면에서 전력 공급 과잉이 예상될 때에 태양광 발전 출력 제어를 하여 전체 전력 수요와 공급의 균형을 맞춰 공급 과잉에 의한 블랙 아웃을 예방하는 공급 관리 제도를 만들 필요가 있습니다. 이런 제도를 도입하고 출력 제어에 대한 보상책을 마련하면 태양광 발전업체의 자발적인 가입을 유도할 수 있고, 공급 관리를 보다 용이하게 할 수 있을 것입니다. 현재는 한전이 일방적으로 출력 제어 지시를 내리고 강제 이행을 실시하지만, 아무런 보상책이 없어 태양광 발전업체의 불만이 극에 달하고 소송전도 벌어지고 있는 형국입니다.
몇 가지 첨언
1. 해상풍력 투자비 절감 가능성
해상풍력 15MW 터빈을 33기 설치한 500MW 단지를 한 단위로 하여 계획 개발하면 총 투자비를 5억 원/MW 이하로 낮출 수 있다고 합니다 (최근 상업운전 시작한 전남해상풍력 1단계는 7억 원/MW 수준, 발전 원가 300원/kwh 수준). 그리고 해상 풍력은 특성상 계통 접속 투자비가 많이 들어가는데, 향후 repowering(재발전)을 하거나 단지를 확장하면 (접속 선로를 공동 이용) 이 비용을 대폭 절감할 수 있습니다. 원 저자가 밝혔듯이 재생에너지 LCOE(혹은 계약 단가)는 1차 사업 기간 이후 repowering 단계에서는 상당히 많이 떨어지는데, 장기간의 개발 과정에서의 soft cost(간접 비용)가 대폭 줄기 때문입니다. 그래서, 20년간 해상풍력 단지를 한 번 운영하고 20년을 동일 사이트에서 다시 운영(repowering)할 경우 40년 평균하면 150~170원/kwh로 발전 가능합니다.
2. 태양광 발전 원가 하락 잠재력
태양광 발전 원가 (혹은 LCOE 혹은 계약 단가)는 발전 기간을 어떻게 잡느냐에 따라 차이가 큽니다. 국내 기관들은 20년 기준으로 평가하는 경우가 많지만 패널 수명이 30년 이상이고, 고정 구조물이라는 특징을 고려하면 2번의 repowering이 가능합니다. 그 사이 패널의 에너지 전환율도 현재 20%에서 미래에는 최대 40%까지 높아지고, 패널의 가격도 지속적으로 하락할 것입니다. 이 경우 60년 평균 발전 원가는 60원/kwh 이하로 떨어집니다.
3. 한국 해상풍력의 풍질 문제와 운영 효율성
풍질의 문제는 한국 해상풍력의 약점이라고 이야기되지만, 발전 실적을 보면 크게 우려할 수준은 아닙니다. 사업자들이 잘 공개를 하지 않지만, 어렵사리 확인해본 제주 해상풍력발전소들의 실제 발전 데이터를 보면 이용률이 30%에 육박합니다. 사업자들이 금융을 위해 보수적으로 예측한 수치보다는 발전기의 실제 가동률, 이용률, 발전량은 높고 cut-out 풍속이 20m/s여서 태풍이 오는 계절이면 풍력 발전기들이 돈을 많이 법니다. 물론 북해나 대만 동부 같이 좋은 바람은 아닙니다. 하지만, 해상풍력 발전기 사업의 성패는 바람의 질과 함께 얼마나 오랫동안 발전기를 잘 관리하느냐도 중요한데, 조선업 인프라가 발달하고 3면의 바다를 확보한 우리의 여건이 그렇게 나쁜 것은 아닙니다.
4. 중국산 해상풍력 터빈 도입의 경제성
논란이 있지만, 만약 중국산 해상풍력 터빈을 적극 채택하고 대규모로 단지 개발을 하면 1단계 해상풍력 사업이라도 지금 당장 총 투자비를 5억 원/MW로 낮출 수 있고, 발전 원가는 250원/kwh 이하로 낮출 수 있습니다. 요즘 판매되는 현대 쏘나타 택시는 중국에서 만들어져서 완차로 수입됩니다. LNG 발전소의 터빈은 독일, 일본, 미국산 제품들입니다. 중국산 해상풍력 터빈을 경계하는 논리도 이해되고 반중/혐중 정서도 이해되지만 싸고 좋은 제품을 무조건 막는 것이 능사이고 정답일까요?
출처
Hyungrok 