2.1 연계거리 및 높이에 따른 풍속 특성

풍속은 해상풍력 발전량에 직접적으로 영향을 미치는 요인이기 때문에 해상풍력단지의 특징이 반영될 수 있는 연구가 필요하다. 해안 연계거리에 따른 풍속을 모델링한 연구에 의하면 해안으로부터 멀어질수록 증가하는 경향이 나타난다^(6-8). 해안 거리에 따른 풍속 변동을 모델링한 기존 연구 중에서 국내 해안과 가장 가까운 일본 해안 풍속 모델링을 참고하여 식(1)과 같이 표현하였다⁽⁶⁾.

여기서 $x$는 해안으로부터 거리㎞, $v_{m}$은 기준 평균풍속, $a$, $b$, $c$는 회귀계수이며, 각각 0.2954, 0.7933, 5.3476이다.

또한 풍속은 해수면으로부터의 높이에 의해서도 영향을 받는다. 풍속을 계측하는 계측설비 위치와 풍력터빈의 Rotor 회전축이 위치하고 있는 높이가 다르기 때문에 높이에 따른 풍속 보정이 필요하다. 높이에 따른 풍력 보정은 식(2)를 적용하였다⁽⁹⁾.

여기서 $h$는 측정 높이, $z$는 보정 높이, $v'_{m}$는 $h$에서의 평균 풍속, $z_{0}$는 조도계수를 의미하며 보정 높이와 조도계수는 각각 100m와 0.2를 적용하였다.

남해안은 풍속이 7㎧ 이상이며, 수심이 100m 이내인 지역이 넓게 분포하는 것으로 판단하여 본 논문에서는 거문도의 풍속 데이터를 적용하였다⁽⁹⁾. 거문도의 평균 풍속은 8.06㎧이며, 계측 높이는 80m, 해안으로부터의 거리는 85㎞이다. 식(1)과 식(2)를 적용하여 높이 100m에서 해안 거리에 따른 풍속을 변환한 결과는 Table 1과 같다.

2.2 평균 풍속에 따른 발전 특성 모델

일반적으로 해상풍력단지에서 생산된 전력량 모델은 풍속에 관한 확률밀도함수와 풍력터빈의 츨력 특성 함수를 통해 얻는다. 풍속은 발전단지의 입지 특성을 나타내며, 풍력터빈의 출력은 터빈의 용량 및 출력 특성을 나타낸다. 특히 동일한 풍력터빈이 존재하더라도 풍력터빈의 블레이드가 움직이기 위한 최소 풍속인 cut-in 풍속과 풍력터빈 최대출력을 내는 풍속인 정격풍속이 낮을수록 낮은 평균 풍속에서도 더 많은 출력을 낼 수 있기 때문에 유럽에 비해 평균 풍속이 낮은 우리나라에서는 풍력터빈의 출력 특성을 고려하는 것이 매우 중요하다. 풍속 특성을 반영한 확률밀도함수와 풍속에 따른 터빈 출력 특성을 반영한 출력함수를 통한 연간 발전량 산출 연구는 비교적 널리 진행되어 왔다^(9,10).

풍속 특성을 반영한 확률밀도함수를 위해 Weibull 함수 풍속 특성을 반영한 확률밀도함수로써 Weibull 함수를 적용하는 방법이 일반적이지만, Weibull 함수를 표현하기 위해서는 Scale 및 Shape 파라미터라는 두 입력값이 필요하다. 본 논문에서는 평균 풍속에 따른 풍속 특성을 반영하고자 Rayleigh 함수를 적용하였고, 평균 풍속에 따른 확률밀도함수를 식 (3)과 같이 표현하였다⁽¹¹⁾.

여기서 $f(v)$는 풍속에 따른 Rayleigh 확률밀도함수이며, $v$는 풍속, $v_{m}$는 평균 풍속이다.

풍속에 따른 풍력터빈의 출력은 식 (4)와 같으며 블레이드와 기어박스, 발전기 효율을 반영하였다⁽¹²⁾.

여기서 $\rho$는 공기 밀도㎏/㎥, $A_{s}$는 블레이드 면적㎡, $C_{P}$는 블레이드 공력 효율, $\eta_{m}$은 풍력터빈 기어박스 효율, $\eta_{g}$는 풍력터빈 발전기 효율, $v$는 풍속㎧이다.

평균 풍속에 따른 Rayleigh 함수와 풍력터빈 출력함수를 이용하면 풍력터빈의 평균 출력 함수를 얻을 수 있다. 본 논문에서는 Table 1에서 산출된 평균 풍속을 풍력단지의 이용률 및 연간발전량(AEP : Annual Energy Production) 산출에 활용하였다.

2.3 연계거리에 따른 발전요금 분석

발전단지를 통해 경제성을 분석하기 위해서는 연간발전량에 발전요금을 적용한 발전수익을 산출해야 한다. 연간발전량은 앞 절에서 제시한 풍속과 풍력터빈 출력 특성을 통해 도출 가능한 것을 확인하였다. 태양광발전과 달리 해상풍력발전의 발전요금에는 SMP (System Marginal Price) 및 REC 가격 외에 REC 가중치가 크게 영향을 미친다. 정부에서는 2021년 7월, ‘신․재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리․운영지침’을 통해 해상풍력 기본가중치를 2.5로 늘리고 연계거리 및 수심에 따른 가중치를 추가하는 개정안을 시행했다. 이를 통해 연계거리 10~50㎞와 수심 40m 조건에서 개정된 REC 가중치를 산출한 복합 가중치 결과를 Table 2에 제시하였다.

SMP 및 REC 가격은 꾸준히 감소하는 추세에 있으나 최근 SMP의 경우 유가에 따라 상승하는 경향을 나타내고 있다. 본 논문에서는 이러한 추세를 반영하고자 2021년 월별 SMP 및 REC의 평균 가격인 85.7원/㎾h과 33.8㎾h/원을 적용하였다⁽¹³⁾. 따라서 해상풍력 발전량 산출을 위한 연계거리별 발전요금(원/㎾h)은 Table 3과 같다.

3.1 부유식 해상풍력 설비비용 모델

부유식 해상풍력발전은 부유식 풍력터빈과 내부전력망, 외부전력망, 해상변전소, 그리고 육상변전소로 구분할 수 있다. 부유식 풍력터빈은 해상풍력터빈과 부유식 플랫폼(Floating platform), 앵커(Anchoring) 및 계류(Mooring) 설비로 구성된다. 각 설비 자재비용과 구축비용은 프로젝트 초기에 발생하며, 준공 이후 연간 발생하는 유지보수 비용과는 현금흐름 발생 시점에 차이가 있다.

해상풍력터빈 설비비용은 식(5)와 같고 운반과 시공 비용을 포함하였다. 풍력터빈의 하부구조물에 해당하는 부유식 플랫폼과 이를 고정하기 위한 앵커 및 계류 설비비용은 식(6)과 식(7)에 각각 제시하였다⁽⁴⁾. 부유식 해상풍력 플랫폼은 반잠수식(Semi-Submergible), 원통식(Spar Buoy), 인장계류식(Tension Leg Platform) 등으로 분류되며, 본 논문에서는 풍력단지 용량에 따른 세 가지 형식의 평균 비용을 적용하였다⁽⁴⁾. 해상변전소 설비와 하부 플랫폼, 육상변전소 비용은 식(8), 식(9), 식(10)과 같으며, 해상변전소의 하부 플랫폼 비용은 125㎿ 부유식 해상풍력단지⁽⁴⁾에 사용된 비용을 선형보간법에 따라 적용하였다. 33㎸가 적용된 내부전력망을 구성하는 해저케이블의 ㎞당 비용은 도선 단면적에 따른 영향만을 고려하여 식(11)과 같이 표현하였고, 운반 및 설치비용은 5.48억원/㎞를 적용하였다. 또한 외부전력망은 154㎸의 500㎟ 해저케이블을 사용하였으며, 자재비용과 설치비용은 각각 8.51억원/㎞과 9.45억원/㎞을 적용하였다⁽¹⁴⁾.

여기서 $N_{w/t}$은 발전단지 내 풍력터빈 수량, $P_{MW}$은 풍력터빈 용량, $S_{TR}$은 해상변전소의 변압기 용량, $S$는 해저케이블의 단면적을 의미한다.

3.2 부유식 해상풍력 운용비용 모델

해상풍력단지를 가동함에 따라 연간 운용비용이 발생한다. 운용비용은 설비별 고장 및 유지보수, 전력손실, 그리고 설비 고장률 기반의 신뢰도 비용으로 구분된다. 본 논문에서는 운용비용을 풍력터빈의 유지보수, 내부 및 외부 전력망의 손실, 유지보수, 공급지장, 그리고 발전단지의 운용 및 해상 활동에 필요한 기타 부대설비 관리 비용으로 구분하였다. 공급지장 비용은 해저케이블의 고장으로 인해 풍력터빈에서 생산된 전력이 육상 계통으로 전송되지 못하여 발생하는 신뢰도 비용을 의미한다⁽¹⁰⁾.

해상풍력단지의 연계거리에 따라 풍속 변동으로 인해 전력손실 비용과 공급지장 비용이 영향을 받게 되며, 외부 전력망도 전력케이블 길이 변동에 따른 유지보수 비용에 변동이 발생한다. 운용비용은 설비비용과 다르게 연간 발생하는 비용이기 때문에 추후 경제성 분석에서는 운용 기간에 따른 현재가치(NPV : Net Present Value)로 환산하는 과정을 거치게 된다.

풍력터빈의 유지보수 비용은 식(12)와 같으며, 내부 및 외부 전력망에 대한 손실, 유지보수, 그리고 공급지장비용은 기본 모델을 인용하였다⁽¹⁰⁾. 발전단지 운용 및 해상 활동에 필요한 기타설비 관리 비용은 연간 발전량에서 4.05×103원/㎿h를 적용하였다⁽¹²⁾.

4.1 사례 연구를 위한 모의 조건

해상풍력단지의 연계거리 50～70㎞ 이상에서는 송전선로를 HVDC(High Voltage Direc Current)로 구성하기 때문에 부유식 해상풍력단지의 경제성 분석 모의를 위한 연계거리는 10, 20, 30, 40, 50㎞로 구분했다. 사례 연구의 다양성을 위해 발전단지의 풍력터빈 용량은 5㎿와 6㎿이며, 풍력터빈의 사양은 Table 4와 같다.

해상풍력단지의 내부전력망 구성에 따른 변동성을 낮추고자 Fig. 1과 같이 50개 풍력터빈으로 구성된 동일한 topology의 발전단지를 적용하였다⁽¹⁵⁾. 즉 5㎿ 풍력터빈으로 구성된 250㎿ 풍력단지와 6㎿ 풍력터빈으로 구성된 300㎿ 풍력단지를 통해 사례 연구를 진행하였다. 여기서 풍력터빈의 발전량 산출과 해상풍력단지의 설비구축 및 운용비용 산출을 위한 시스템 파라미터를 인용하였다^(10,15).

4.2 경제성 분석 지표

본 논문에서는 경제성 분석 지표로 AEP, NPV, 비용편익 비율(B/C ratio : cost-benefit ratio), LCOE (Levelized Cost of Energy)를 도입하였다. AEP는 연간 발전량이며, NPV는 풍력단지의 20년간 운용을 통해 얻은 수익과 지출(설비 및 운용 비용)을 현재가치로 환산한 금액이다. B/C ratio는 총 지출 대비 총 수익에 대한 비율이고, LCOE는 균등화 발전비용으로서 연간 총 에너지 생산량 대비 연간 발생하는 총 비용의 비율로 정의하며, 이를 표현하면 식(13)과 같다⁽¹⁵⁾.

여기서 $\operatorname{COST}_{C A P E \mathrm{Y}}$는 설비투자비용, $C O S T_{O P E X}$는 운용비용을 나타낸 것이며, $CRF$는 초기 설비투자비용을 연간 비용으로 환산하기 위한 자본회수계수(Capital Recovery Factor)를 의미하며, 본 논문에서는 4% 이자율을 적용했다.

4.3 연계거리에 따른 경제성 분석 결과

연계거리에 따른 대용량 해상풍력단지의 전력생산성에 따른 발전 수입, 설비 구축비용(CAPEX : Capital Expenditure)과 20년 운용에 따른 운용비용(OPEX : Operational Expenditure)은 Table 5부터 Table 10과 같다. 산출된 데이터를 통해 풍력단지 용량과 연계거리에 따른 NPV, B/C ratio, LCOE를 Table 11에 제시하였다.

Table 11의 결과를 통해 연계거리 20㎞ 이상에서 NPV와 B/C ratio가 각각 플러스 및 1.0 이상을 보인다는 점에서 20㎞ 거리가 사업성 확보를 위한 중요한 거리임을 확인할 수 있었다. 또한 Fig. 2와 Fig. 3의 결과와 같이 해상풍력단지 연계거리가 증가할수록 B/C ratio는 향상되고 LCOE는 감소하여 연계거리가 증가할수록 두 가지 해상풍력단지 모두 경제성이 향상됨을 알 수 있었다. 그러나 연계거리가 증가할수록 250㎿ 풍력단지의 B/C ratio가 300㎿ 풍력단지보다 높아지고 격차도 벌어지는 것을 확인하였고, LCOE에 있어서도 20㎞ 이상에서는 250㎿ 풍력단지가 유리한 것으로 분석되었다.