해당 비용은 영국 공급망에 관한 가설을 바탕으로 작성되었다. 따라서 일본과 한국의 비용은 구체적인 지역 요인에 따라 달라질 수 있다. 본 섹션에는 풍력발전단지 비용(수명 비용 및 세부 비용 분석)과 균등화발전비용(LCOE)에 대한 정보가 포함되어 있다.
비용
부지 정의
당사는 다음과 같은 부지 조건과 가설을 토대로 부유식 해상 풍력발전단지의 비용을 계산했다.
| Guide categories | Rounded cost | Unit |
|---|---|---|
| Year of FID | 2028 | |
| First operation date | 2030 | |
| Wind farm rating | 1000 | MW |
| Turbine rating | 15 | MW |
| Water depth at site | 100 | m |
| Annual mean wind speed at 100 m height | 10 | m/s |
| Distance from offshore substation to shore | 75 | km |
| Distance from shore to onshore substation | 10 | km |
| Distance from wind farm to construction port | 75 | km |
| Distance from wind farm to O&M port | 75 | km |
| Floating substructure material and type | Steel semi-submersible | |
| Mooring system | 6 point mooring with drag embedment anchors | |
| Floating substructure manufacturing location | Asia | |
| Floating substructure assembly location | Europe | |
| Offshore substation foundation type | Fixed jacket foundation | |
| Ground conditions | Benign, allowing a piled substructure for the substation and drag embedment anchors for the floating offshore wind turbines |
| パラメーター | データ | 単位 |
|---|---|---|
| 最終投資決定 (FID) の年 | 2028 | |
| 最初の稼働日 | 2030 | |
| 風力発電所の定格出力 | 1000 | MW |
| タービン定格 | 15 | MW |
| サイトの水深 | 100 | m |
| 高度100m での年間平均風速 | 10 | m/s |
| 洋上変電所から海岸までの距離 | 75 | km |
| 海岸から陸上変電所までの距離 | 10 | km |
| 風力発電所から建設港までの距離 | 75 | km |
| 風力発電所から O&M ポートまでの距離 | 75 | km |
| 浮体式基礎構造物の材質と種類 | 鋼製セミサブ型 | |
| 係留施設 | ドラッグ式埋め込みアンカーによる 6 点係留 | |
| 浮体式基礎構造物の製造拠点 | アジア | |
| 浮体式基礎構造物の組み立て場所 | 欧州 | |
| 洋上変電所基礎の種類 | 着床式ジャケット基礎 | |
| 地盤条件 | 好適であり、変電所のパイル基礎構造物が使用可能であり、浮体式洋上風力タービンについてはドラッグ式埋め込みアンカーを使用可能 |
| 매개변수 | 데이터 | 단위 |
|---|---|---|
| FID 연도 | 2028 | |
| 최초 운영일 | 2030 | |
| 풍력발전단지 등급 | 1000 | MW |
| 터빈 등급 | 15 | MW |
| 부지 수심 | 100 | m |
| 100m 높이 연간 평균 풍속 | 10 | m/s |
| 해상 변전소부터 해안까지의 거리 | 75 | km |
| 해안에서 육상 변전소까지의 거리 | 10 | km |
| 풍력발전단지에서 건설 항구까지의 거리 | 75 | km |
| 풍력발전단지에서 O&M 항구까지의 거리 | 75 | km |
| 부유식 하부 구조믈 자재 및 유형 | 강철 반잠수식 | |
| 계류 장치 | 매립식 드래그 앵커를 사용한 6점 계류 방식 | |
| 부유식 하부 구조물 제조 위치 | 아시아 | |
| 부유식 하부 구조물 조립 위치 | 유럽 | |
| 해상 변전소 기초 구조물 유형 | 고정식 재킷 기초 구조물 | |
| 지면 조건 | 변전소의 파일형 하부 구조물 및 부유식 해상 풍력 터빈용 매립식 드래그 앵커가 가능할 만큼 양호해야 함 |
수명 비용
아래 원형 차트는 위 표의 부지 조건 및 가설을 바탕으로 부유식 해상 풍력발전단지의 총 수명 비용에 대한 각 주요 비용 요소의 기여도를 보여준다.
세부 비용 분석
일반적인 비용에 대한 보다 자세한 분석은 아래 표에서 확인할 수 있다.
- 모든 가격은 실제 2025년 가격이다.
- 표시된 수치는 반올림한 수치이므로 합계가 하위 항의 합계와 같지 않을 수 있다.
- 특정 시기, 지역 문제, 환율, 경쟁 및 계약 조건 때문에 프로젝트 간 모든 요소의 가격 범위가 다양할 수 있으므로 제시된 값은 참고만 해야 한다.
- 대형 구성품 가격에는 공급업체에 가장 가까운 항구로 배송하는 비용과 보증 비용이 포함된다.
- 개발업체 비용(내부 프로젝트 및 건설 관리, 보험, 일반적인 예비비, 간접비 포함)은 최상위 수준에 포함되지만 항목별로 구분하지 않았다.
| Category | Rounded cost | Unit |
|---|---|---|
| Development and project management | 202,000 | $/MW |
| Development and consenting services | 94,000 | $/MW |
| Environmental impact assessments | 14,000 | $/MW |
| Development activities and other consenting services | 80,000 | $/MW |
| Environmental surveys | 11,000 | $/MW |
| Animal surveys (benthic, fish, shellfish, mammals and birds) | 10,000 | $/MW |
| Onshore environmental surveys | 2,000 | $/MW |
| Human impact studies | 1,000 | $/MW |
| Resource and metocean assessment | 9,000 | $/MW |
| Structure | 5,000 | $/MW |
| Sensors | 4,000 | $/MW |
| Maintenance | 1,000 | $/MW |
| Geological and hydrographical surveys | 12,000 | $/MW |
| Geophysical surveys | 3,000 | $/MW |
| Geotechnical surveys | 6,000 | $/MW |
| Hydrographic surveys | 2,000 | $/MW |
| Engineering and consultancy | 12,000 | $/MW |
| Project management | 63,000 | $/MW |
| Wind turbine | 1,755,000 | $/MW |
| Nacelle | 1,084,000 | $/MW |
| Rotor | 468,000 | $/MW |
| Tower | 202,000 | $/MW |
| Balance of plant | 3,143,000 | $/MW |
| Dynamic array cable | 149,000 | $/MW |
| Export cable | 350,000 | $/MW |
| Cable accessories | 104,000 | $/MW |
| Interface | 39,000 | $/MW |
| Cable protection | 5,000 | $/MW |
| Buoyancy | 3,000 | $/MW |
| Connectors and joints | 56,000 | $/MW |
| Floating substructure | 1,706,000 | $/MW |
| Structure | 1,434,000 | $/MW |
| Secondary steel | 68,000 | $/MW |
| Systems | 119,000 | $/MW |
| Corrosion protection | 85,000 | $/MW |
| Mooring systems | 411,000 | $/MW |
| Anchor systems | 45,000 | $/MW |
| Mooring lines and chains | 227,000 | $/MW |
| Jewellery | 128,000 | $/MW |
| Topside connection | 7,000 | $/MW |
| Installation aids | 4,000 | $/MW |
| Offshore substation | 366,000 | $/MW |
| HVAC electrical system | 104,000 | $/MW |
| Auxiliary systems | 17,000 | $/MW |
| Topside structure | 160,000 | $/MW |
| Foundation | 85,000 | $/MW |
| Onshore substation | 57,000 | $/MW |
| Electrical system | 40,000 | $/MW |
| Buildings, access and security | 17,000 | $/MW |
| Installation and commissioning | 1,789,000 | $/MW |
| Inbound transport | 200,000 | $/MW |
| Mooring and anchoring pre-installation | 199,000 | $/MW |
| Floating substructure - turbine assembly | 93,000 | $/MW |
| Crane and lifting equipment | 44,000 | $/MW |
| Technician services | 14,000 | $/MW |
| Marshalling port | 28,000 | $/MW |
| Other | 6,000 | $/MW |
| Floating substructure - turbine installation | 148,000 | $/MW |
| Offshore cable installation | 223,000 | $/MW |
| Onshore export cable installation | 11,000 | $/MW |
| Offshore substation installation | 68,000 | $/MW |
| Onshore substation construction | 38,000 | $/MW |
| Offshore logistics | 17,000 | $/MW |
| Sea-based support | 8,000 | $/MW |
| Marine coordination | 3,000 | $/MW |
| Weather forecasting and metocean data | 1,000 | $/MW |
| Marine safety and rescue | 6,000 | $/MW |
| Contingency and insurance | 793,000 | $/MW |
| Operation, maintenance and service | 127,000 | $/MW/Year |
| Operations, maintenance and service port | 1,000 | $/MW/Year |
| Operations | 44,000 | $/MW/Year |
| Operations control centre | 2,000 | $/MW/Year |
| Training | 3,000 | $/MW/Year |
| Onshore logistics | 2,000 | $/MW/Year |
| Technical resource (onshore and off) | 9,000 | $/MW/Year |
| Admin and support staff (onshore) | 10,000 | $/MW/Year |
| Insurance | 18,000 | $/MW/Year |
| Offshore logistics | 9,000 | $/MW/Year |
| Maintenance and service | 74,000 | $/MW/Year |
| Turbine maintenance and service | 53,000 | $/MW/Year |
| Balance of plant maintenance and service | 19,000 | $/MW/Year |
| Statutory inspections | 1,000 | $/MW/Year |
| Decommissioning | 584,000 | $/MW |
| Floating hull - turbine decommissioning | 193,000 | $/MW |
| Mooring and anchoring decommissioning | 159,000 | $/MW |
| Cable decommissioning | 178,000 | $/MW |
| Substation decommissioning | 54,000 | $/MW |
| ガイドのカテゴリー | 四捨五入後のコスト | 単位 |
|---|---|---|
| 開発とプロジェクトの管理 | 202,000 | $/MW |
| 開発および承認サービス | 94,000 | $/MW |
| 環境影響評価 | 14,000 | $MW |
| 開発活動およびその他の承認サービス | 80,000 | $/MW |
| 環境調査 | 11,000 | $/MW |
| 洋上生物種および生息地調査 | 10,000 | $/MW |
| 陸上環境調査 | 2,000 | $/MW |
| 人間活動影響調査 | 1,000 | $/MW |
| 風資源と気象海象評価 | 9,000 | $/MW |
| 構造物 | 5,000 | $/MW |
| センサー | 4,000 | $/MW |
| メンテナンス | 1,000 | $/MW |
| 地質・水文調査 | 12,000 | $/MW |
| 物理探査 | 3,000 | $/MW |
| 地質調査 | 6,000 | $/MW |
| 水文調査 | 2,000 | $/MW |
| エンジニアリングとコンサルティング | 12,000 | $/MW |
| プロジェクト管理 | 63,000 | $/MW |
| 風力タービン | 1,755,000 | $/MW |
| ナセル | 1,084,000 | $/MW |
| ローター | 468,000 | $/MW |
| タワー | 202,000 | $/MW |
| 周辺設備 | 3,143,000 | $/MW |
| アレイ ケーブル | 149,000 | $/MW |
| エクスポートケーブル | 350,000 | $/MW |
| ケーブル付属品 | 104,000 | $/MW |
| インターフェース (接続) | 39,000 | $/MW |
| ケーブル保護 | 5,000 | $/MW |
| 浮力 | 3,000 | $/MW |
| コネクタとジョイント | 56,000 | $/MW |
| 浮体式基礎構造物 | 1,706,000 | $/MW |
| 一次鋼構造物 | 1,434,000 | $/MW |
| 二次鋼構造物 | 68,000 | $/MW |
| 基礎構造物補助システム | 119,000 | $/MW |
| 腐食保護 | 85,000 | $/MW |
| 係留施設 | 411,000 | $/MW |
| アンカー | 45,000 | $/MW |
| 係留索 | 227,000 | $/MW |
| 接続ジョイント | 128,000 | $/MW |
| 上部接続部 | 7,000 | $/MW |
| 設置補助 | 4,000 | $/MW |
| 洋上変電所 | 366,000 | $/MW |
| 高圧交流 (HVAC) 電気システム | 104,000 | $/MW |
| 補助システム | 17,000 | $/MW |
| 上部構造物 | 160,000 | $/MW |
| 基礎構造物 | 85,000 | $/MW |
| 陸上変電所 | 57,000 | $/MW |
| 電気システム | 40,000 | $/MW |
| 建物、アクセス、警備体制 | 17,000 | $/MW |
| 設置と試運転 | 1,789,000 | $/MW |
| 搬入輸送 | 200,000 | $/MW |
| アンカーと係留策の事前設置 | 199,000 | $/MW |
| 浮体式基礎構造物 - タービンアセンブリ | 93,000 | $/MW |
| 重量物吊り上げ・移動設備 | 44,000 | $/MW |
| 技術者サービス | 14,000 | $/MW |
| マーシャリング港湾 | 28,000 | $/MW |
| その他 設置 | 6,000 | $/MW |
| 浮体式基礎構造物 - タービン設置 | 148,000 | $/MW |
| 洋上ケーブル敷設 | 223,000 | $/MW |
| 陸上エクスポートケーブルの敷設 | 11,000 | $/MW |
| 洋上変電所の設置 | 68,000 | $/MW |
| 陸上変電所の建設 | 38,000 | $/MW |
| 洋上物流 | 17,000 | $/MW |
| 海上支援 | 8,000 | $/MW |
| マリンコーディネーション | 3,000 | $/MW |
| 天気予報と気象海象データ | 1,000 | $/MW |
| 海上安全と救助 | 6,000 | $/MW |
| 不測の事態への予備費と保険 | 793,000 | $/MW |
| 運用、保守管理、サービス | 127,000 | $/MW/年 |
| 運用、保守、サービス港湾 | 1,000 | $/MW/年 |
| オペレーション | 44,000 | $/MW/年 |
| 運用管理センター | 2,000 | $/MW/年 |
| トレーニング | 3,000 | $/MW/年 |
| 陸上ロジスティクス | 2,000 | $/MW/年 |
| 技術リソース (陸上および洋上) | 9,000 | $/MW/年 |
| 管理者およびサポートスタッフ (陸上) | 10,000 | $/MW/年 |
| 保険 | 18,000 | $/MW/年 |
| 洋上アクセス船とロジスティクス | 9,000 | $/MW/年 |
| メンテナンスとサービス | 74,000 | $/MW/年 |
| タービン保守管理・サービス | 53,000 | $/MW/年 |
| 周辺設備のメンテナンスおよびサービス | 19,000 | $/MW/年 |
| 法定検査 | 1,000 | $/MW/年 |
| 廃止 | 584,000 | $/MW |
| 浮体式基礎構造物 - タービンの廃止 | 193,000 | $/MW |
| 係留およびアンカーの廃止 | 159,000 | $/MW |
| ケーブルの廃止 | 178,000 | $/MW |
| 変電所の廃止 | 54,000 | $/MW |
| 가이드 범주 | 반올림한 비용 | 단위 |
|---|---|---|
| 개발 및 프로젝트 관리 | 202,000 | $/MW |
| 개발 및 인허가 서비스 | 94,000 | $/MW |
| 환경영향평가(EIA) | 14,000 | $/MW |
| 개발 활동 및 기타 인허가 서비스 | 80,000 | $/MW |
| 환경 조사 | 11,000 | $/MW |
| 동물 조사(저서생물, 어류, 조개류, 포유류, 조류) | 10,000 | $/MW |
| 육상 환경 조사 | 2,000 | $/MW |
| 인체 영향 연구 | 1,000 | $/MW |
| 자원 및 해양기상 환경 평가 | 9,000 | $/MW |
| 구조물 | 5,000 | $/MW |
| 센서 | 4,000 | $/MW |
| 유지보수 | 1,000 | $/MW |
| 지질 및 수로 조사 | 12,000 | $/MW |
| 물리탐사 | 3,000 | $/MW |
| 지질탐사 | 6,000 | $/MW |
| 수로 측량 | 2,000 | $/MW |
| 엔지니어링 및 컨설팅 | 12,000 | $/MW |
| 프로젝트 관리 | 63,000 | $/MW |
| 풍력 터빈 | 1,755,000 | $/MW |
| 나셀 | 1,084,000 | $/MW |
| 로터 | 468,000 | $/MW |
| 타워 | 202,000 | $/MW |
| 발전보조기기 | 3,143,000 | $/MW |
| 동적 내부망 | 149,000 | $/MW |
| 외부망 | 350,000 | $/MW |
| 케이블 부속품 | 104,000 | $/MW |
| 인터페이스 | 39,000 | $/MW |
| 케이블 보호재 | 5,000 | $/MW |
| 부력체 | 3,000 | $/MW |
| 커넥터 및 접합 장치 | 56,000 | $/MW |
| 부유식 하부 구조물 | 1,706,000 | $/MW |
| 구조물 | 1,434,000 | $/MW |
| 보조 강철 구조물 | 68,000 | $/MW |
| 시스템 | 119,000 | $/MW |
| 부식 방지 | 85,000 | $/MW |
| 계류 장치 | 411,000 | $/MW |
| 앵커 시스템 | 45,000 | $/MW |
| 계류삭과 체인 | 227,000 | $/MW |
| 부속품(Jewellery) | 128,000 | $/MW |
| 상부 연결장치 | 7,000 | $/MW |
| 설치 보조 도구 | 4,000 | $/MW |
| 해상 변전소 | 366,000 | $/MW |
| HVAC 전기 시스템 | 104,000 | $/MW |
| 보조 설비 | 17,000 | $/MW |
| 상부 구조물 | 160,000 | $/MW |
| 기초 구조물 | 85,000 | $/MW |
| 육상 변전소 | 57,000 | $/MW |
| 전기 시스템 | 40,000 | $/MW |
| 건물, 접근 시설, 보안 | 17,000 | $/MW |
| 설치 및 시운전 | 1,789,000 | $/MW |
| 인바운드 운송 | 200,000 | $/MW |
| 계류 및 앵커링 사전 설치 | 199,000 | $/MW |
| 부유식 하부 구조물 - 터빈 조립 | 93,000 | $/MW |
| 크레인 및 인양 장비 | 44,000 | $/MW |
| 엔지니어 제공 | 14,000 | $/MW |
| 집하 항구 | 28,000 | $/MW |
| 기타 | 6,000 | $/MW |
| 부유식 하부 구조물 - 터빈 설치 | 148,000 | $/MW |
| 해상 케이블 설치 | 223,000 | $/MW |
| 육상 외부망 설치 | 11,000 | $/MW |
| 해상 변전소 설치 | 68,000 | $/MW |
| 육상 변전소 건설 | 38,000 | $/MW |
| 해상 물류 | 17,000 | $/MW |
| 해상 지원 | 8,000 | $/MW |
| 해양 조정 활동 | 3,000 | $/MW |
| 일기 예보 및 해상기상 데이터 | 1,000 | $/MW |
| 해양 안전 및 구조 활동 | 6,000 | $/MW |
| 비상 상황 및 보험 | 793,000 | $/MW |
| 작동, 유지보수, 정비 | 127,000 | $/MW/년 |
| 작동, 유지보수, 정비 항만 | 1,000 | $/MW/년 |
| 운영 | 44,000 | $/MW/년 |
| 운영 제어 센터 | 2,000 | $/MW/년 |
| 교육 | 3,000 | $/MW/년 |
| 육상 물류 | 2,000 | $/MW/년 |
| 기술 리소스(육상 및 해상) | 9,000 | $/MW/년 |
| 관리 및 지원 인력(육상) | 10,000 | $/MW/년 |
| 보험 | 18,000 | $/MW/년 |
| 해상 물류 | 9,000 | $/MW/년 |
| 유지보수 및 정비 | 74,000 | $/MW/년 |
| 터빈 유지보수 및 정비 | 53,000 | $/MW/년 |
| 발전보조기기 유지보수 및 정비 | 19,000 | $/MW/년 |
| 법정 검사 | 1,000 | $/MW/년 |
| 해체 | 584,000 | $/MW |
| 부유식 선체 - 터빈 해체 | 193,000 | $/MW |
| 계류 및 앵커링 해체 | 159,000 | $/MW |
| 케이블 해체 | 178,000 | $/MW |
| 변전소 해체 | 54,000 | $/MW |
균등화발전비용(LCOE)
균등화발전비용의 목적
풍력발전단지의 수명 기간 동안 할인율(WACC라고도 함)과 동일한 투자 수익률을 달성하기 위해 필요한 수익(출처에 관계없이)으로 정의된다. 세금과 인플레이션은 고려하지 않는다. 즉, 생산되는 에너지의 수명 기간 동안의 평균 비용이다.
LCOE는 서로 다른 기술과 다른 위치에서 전기 생산 비용을 평가하고 비교하는 데 사용되며 생산된 에너지 단위(메가 와트 시간당 달러- $/MWh) 비용을 비교하는 좋은 방법이다. LCOE는 수요와 공급 균형 관련 비용을 고려하지 않는다.
LCOE를 낮추면 전기 소비자(발전 사업자에 보조금이 지급되는 경우 세금 납부자)에게 이익이 되므로 LCOE를 낮추는 것이 해상 풍력 산업의 주요 목표이다.
LCOE는 비용과 에너지 생산을 개별적으로 비교하는 대신 비용과 에너지 생산을 하나의 지표로 결합한다. 이는 기술업체 및 산업 지원 주체가 주로 사용하는 지표지만 일반적으로 프로젝트 투자자들은 세금과 같은 회사별 특징을 더 고려하여 투자의 내부 수익률(IRR) 또는 순현재가치(NPV)에 더 관심이 있을 수 있다.
영국에서는 해상 풍력발전단지 보조금이 현재 영국 정부의 차액계약거래(CFD) 경매를 통해 제공되고 있다. CFD 입찰 가격은 개발업체가 15년 동안 추구하는 매출($/MWh)이다. 그 이후의 수익은 오픈마켓에서 창출할 것이다. 미래 시장 가격에 대한 입찰자의 예측과 위험 및 경쟁에 대한 접근 방식에 따라 CFD 입찰 가격 결정 방법이 달라진다. 따라서 CFD 입찰 가격은 LCOE와 같지는 않지만 둘 사이에 관련성이 있다. 시장마다 프로젝트 개발업체의 공급 범위와 경쟁 조건이 다르기 때문에 CFD 입찰 가격과 LCOE 간 관계가 다르다는 의미이다.
일본에서는 재생에너지 해역 이용법(2019)에 따라 제정된 해양재생에너지 공공경매시스템을 통해 해상풍력발전 단지에 대한 보조금을 제공하고 있다. 일본의 경제산업성(METI)과 국토교통성(MLIT)이 경매를 담당하고 있다. 개발업체는 일반적으로 20년이라는 일정 계약 기간의 공급 가격 (¥/kWh)을 제안하여 입찰한다. 해당 기간이 지나면 수익은 시장 상황에 따라 결정된다. 미래의 전기 가격, 위험 관리 전략, 경쟁 포지셔닝에 대한 개발업체의 기대가 입찰 가격에 영향을 준다. 따라서, 입찰가는 반드시 전기의 균등화발전비용(LCOE)과 같지는 않지만, 둘 사이에 상관관계가 있다. 입찰가와 LCOE의 관계는 시장구조, 사업범위, 지역별 경매 규칙에 따라 달라진다.
한국에서는 산업통상자원부(MOTIE)가 관리하는 신재생에너지 공급의무화 제도(RPS) 및 프리미엄을 가산한 입찰제도(FIP)를 통해 해상풍력 보조금을 제공한다. 다른 시장의 경쟁 입찰과 달리, 한국의 RPS는 대형 전력 회사에게 일정 비율의 재생 에너지 전기를 공급하도록 요청한다. 개발업체는 재생에너지 인증서(REC) 및 전기 판매를 통해 수익을 창출하며, 해상 풍력 프로젝트는 높은 REC 가중치를 적용받아 유리하다. 2022년에 도입된 FIP 제도는 고정 관세 대신 도매 시장 가격보다 높은 프리미엄을 제공하여 시장 주도적 가격 책정을 허용한다. 균등화발전비용(LCOE)과 입찰가 사이에 상관관계가 존재하기는 하지만 입찰가에는 전기 가격, 위험 전략, 경쟁에 대한 예측이 반영되어 있어 직접적으로 동일하지는 않다. 한국은 가격과 비가격적 요소를 모두 고려한 2단계 평가 프로세스를 요약한 로드맵을 통해 해상풍력 경쟁입찰로 전환하고 있다. 이러한 변화는 현재의 RPS 및 FIP 프레임워크를 재구성하여 프로젝트 경제성과 투자 역학에 영향을 미칠 수 있다.
LCOE 정의
LCOE의 기술적 정의는 다음과 같다.
의미:
It t년도의 연간 투자 지출
Mt t년도의 연간 운영, 유지보수, 정비 비용
Et t년도의 연간 에너지 발전량
r 할인율(또는 WACC),
n 프로젝트 수명(년 단위)
LCOE의 동인
LCOE 절감은 비용 절감, 에너지 생산량 증가, 자금 조달 및 프로젝트 수명 변경으로 인해 발생할 수 있다. 제조, 설치, 운영 단계에서 프로세스 또는 기술 변경으로 비용을 절감할 수 있다. 기술이나 더 나은 운영 프로세스를 통해 에너지 손실을 줄임으로써 에너지 생산 증가를 달성할 수 있다. 자금 조달 비용에 영향을 미치려면 프로젝트 위험도를 줄여야 한다.
아래 차트는 BVGA의 LCOE 2027(영국의 차기 상용화 이전 부유식 해상 풍력발전단지가 가동될 것으로 예상되는 시점)부터 2035년까지 부유식 해상 풍력에 대한 예측을 보여준다. 개별 프로젝트마다 LCOE가 다르긴 하지만 시간이 지남에 따라 전반적인 LCOE가 크게 감소하고 있다. 이 밴드는 다양한 부지 조건, 지원 메커니즘, 모든 LCOE에 영향 미치는 현지 요건에 따라 달라지는 부유식 해상 풍력 프로젝트에 발생할 수 있는 LCOE의 변동성을 보여준다. 업계가 서로 다른 기술 및 관련 제조, 설치 및 유지보수 프로세스를 표준화함에 따라 이러한 변동성은 더욱 줄어들 것으로 예상된다. 아래 표시된 비용 분석 내역은 2020년 이후 업계가 경험한 높은 상품 가격과 변화된 시장 역학을 반영한다. 미래에는 상품 가격이 어느 정도 하락할 것으로 예상되지만, 그 시기나 규모에 대해서는 명확하지 않다.
비용의 주요 동인 중 일부는 다음과 같다.
부지 조건
깊이가 70m 미만인 수역의 일부 부유식 하부 구조물 유형의 계류 설비는 이처럼 얕은 수역의 파도에 대한 동적 반응 때문에 더 비싸다
경사가 완만하고 균질하거나 단단한 점토로 이루어져 암석이 거의 또는 전혀 없는 밀도 높은 모래와 같은 쉬운 지반 조건은 다양한 앵커링 솔루션을 사용할 수 있고 장기적인 계류 장치 안정성에 대한 높은 신뢰도를 제공하므로 비용상 이점이 있다. 까다로운 조건에서는 석션식 또는 파일형 앵커와 같은 대체 설계 및 설치 방법의 필요성을 유발하여 비용을 크게 증가시킬 수 있다.
바람 및 파도 조건, 조수 범위, 조수 흐름도 LCOE에 영향을 미친다. 평균 풍속이 높을수록 비용이 증가하지만 에너지 생산량이 증가하여 LCOE에는 순이익이 된다. 일본과 한국에서는 태풍 발생으로 인해 설계 변경을 유발하여 비용이 추가될 수 있다. 해수면에서 터빈 블레이드 팁까지의 간격을 항상 최소로 유지해야 하므로 계류 장치에서 더 많은 유연성이 필요하고 이에 따라 조석 차가 크면 비용이 증가할 수 있다. 특히 악천후의 조수와 파도로 인해 계획되지 않은 유지보수 및 수리 활동 시 터빈에 접근하기가 더 어려워지므로 비용이 증가하고 에너지 생산이 감소한다.
마찬가지로 해안가에서 멀리 떨어진 프로젝트는 접근하는 데 시간이 오래 걸리므로 비용이 추가되고 가동중단시간이 증가하여 에너지 생산이 줄어든다. 약 60km씩 매일 항구를 오가는 인력수송선박(CTV)보다 해상에서 몇 주를 보내는 정비 작업 선박(SOV)을 사용하는 것이 가장 비용 효율적일 수 있다. 해안에서 더 멀리 떨어진 프로젝트도 일반적으로 전력망 연결 거리가 더 길어져서, 송전 CAPEX 및 OPEX가 증가한다.
시간이 지남에 따라 정부는 해상 풍력 지원 방식을 합의한 고정 가격 시장 메커니즘 제공에서 프로젝트 개발업체가 생성할 전력 가격을 입찰하는 경매 방식으로 전환해 왔다. 이러한 변화는 프로젝트 수준에서 경쟁을 촉진하고 공급망 전체로 이어진다. 또한 산업이 성숙함에 따라 과거에는 고도로 차별화된 공급 영역이 상품화되어 경쟁이 더욱 치열해진다.
터빈 공급과 같은 일부 공급망 영역은 전 세계적으로 경쟁하는 공급업체가 손에 꼽을 정도로 시장 규모가 충분히 크지 않다. 이로 인해 경쟁이 제한적이다. 케이블이나 기초 구조물 같은 다른 영역에서는 운송 비용이 충분히 낮아서 지리적으로 다양한 공급 중심 업체들이 공급을 위해 입찰할 수 있다. 항구 흘수가 부유식 하부 구조물-터빈 설치에 적합하고 O&M 항구 서비스 제공을 지원할 수 있는 지역에서는 풍력발전단지까지의 거리가 경쟁의 핵심 요소가 되어 지역 경쟁을 유발한다.
선박 용선료는 범부문 경쟁의 영향을 보여주는 좋은 예시이다. 대형 부유식 선박이나 일반 예인선을 고려할 때 지역 풍력 및 석유 및 가스 활동의 주기적 변동은 가격에 상당한 영향을 미칠 수 있다.
공급망 진화
시간이 지남에 따라 공급망은 고정식 해상 풍력에서와 마찬가지로 성숙할 것이며, 더 큰 규모를 운영하는 기업이 더 넓은 범위와 더 많은 위험을 감수할 것이다. 한 공급업체 내에서 범위가 확대됨에 따라 비용 절감을 위한 다분야 간 협업이 가능해졌다. 또한 대량 생산이 이루어지면 대량 공정 반복에 적합한 설계, 제조, 설치 공구 세공에 대한 투자가 용이해졌다. 대형 해상 풍력발전단지는 100세트의 동일한(또는 유사한) 구성품을 사용할 수 있다는 점에서 석유 및 가스 분야의 일반적인 관행인 일회성 건설과는 상당히 다르다.
기술 개발
현재까지, 에너지 생산 절감 비용의 가장 큰 동인은 시간이 지남에 따라 개발되는 새로운 기술이었다. 가장 눈에 띄는 징후는 터빈 발전량의 증가이다. 20년 전 2MW 터빈을 사용했지만 2028년 FID에 도달한 프로젝트의 경우 15MW 터빈까지 사용될 예정이다.
대형 터빈은 부유식 하부 구조물, 설치, 운영의 MW당 비용을 낮추는 데 도움이 되며, 동시에 더 높은 풍속 영역에 도달하여 MW당 에너지 생산이 증가한다. 해상 풍력 터빈은 모든 산업에서 직렬로 제조되는 가장 큰 주조품, 베어링, 발전기, 복합 구조물을 사용하므로 대형 터빈은 부품 수준에서 기술 개발의 필요성을 불러일으킨다.
부유식 하부 구조물 설계 및 제조 기술 개발은 LCOE에 큰 영향을 미칠 것이다. 이 비용 요소는 부유식 해상 풍력에 특화되어 있으며 현재 CAPEX의 매우 큰 비중을 차지하고 있다. 산업이 확장되고 부유식 하부 구조물이 최적화됨에 따라 고정식 해상 풍력의 비용 구성과 마찬가지로 비용 절감이 상당할 것으로 예상된다. 보다 가볍고 최적화된 설계와 같은 기초 하부 구조물에 대한 혁신은 필요한 강철 및 기타 재료의 양을 줄이고 자재 및 제작 비용을 낮출 것이다. 터빈과 기초 구조물 설계를 통합하면 비용 절감에도 도움이 될 수 있다. 산업이 확장됨에 따라 규모의 경제와 공급망 간소화로 비용은 더욱 낮아질 것이다. 또한 프로젝트 경험 증가와 설치 기술 향상으로 시간이 지남에 따라 부유식 해상 풍력을 보다 저렴하고 상업적으로 실현 가능하도록 만드는 데 기여할 것이지만, 이는 보급 속도에 따라 달라진다.
업계에 디지털, 자율, 인공 지능,기타 적용 가능한 기술을 통합해 특히 풍력발전단지의 운영 및 제어 개선을 통해 상당한 비용 절감을 가능하게 하고 있다.
시간
위에서 설명한 공급망 및 기술 요소를 고려할 때 LCOE는 시간이 지남에 따라 감소할 것으로 예상된다.
아래 차트는 BVGA의 LCOE 2027(영국의 차기 상용화 이전 부유식 해상 풍력발전단지가 가동될 것으로 예상되는 시점)부터 2035년까지 유럽의 부유식 해상 풍력에 대한 예측을 보여준다. 아시아 태평양 지역의 LCOE도 비슷한 추세를 따를 것으로 예상되지만 절댓값은 변할 수 있다. 개별 프로젝트마다 LCOE가 다르긴 하지만 시간이 지남에 따라 전반적인 LCOE가 크게 감소하고 있다. 이 밴드는 다양한 부지 조건, 지원 메커니즘, 모든 LCOE에 영향 미치는 현지 요건에 따라 달라지는 부유식 해상 풍력 프로젝트에 발생할 수 있는 LCOE의 변동성을 보여준다. 업계가 서로 다른 기술 및 관련 제조, 설치 및 유지보수 프로세스를 표준화함에 따라 이러한 변동성은 더욱 줄어들 것으로 예상된다. 아래 표시된 비용 분석 내역은 2020년 이후 업계가 경험한 높은 상품 가격과 변화된 시장 역학을 반영한다. 미래에는 상품 가격이 어느 정도 하락할 것으로 예상되지만, 그 시기나 규모에 대해서는 명확하지 않다.
부유식 해상풍력의 LCOE는 산업의 규모와 기술이 성숙함에 따라 크게 하락할 것으로 예상되지만, 대부분의 경우 고정식 바닥형 해상풍력보다는 높게 유지될 가능성이 높다. 규모의 경제와 혁신으로 인해 부유식 풍력에 대한 LCOE가 감소하는 상황에서도 고유의 기술적 과제와 자재 요구 사항으로 인해 고정식 바닥형 프로젝트보다는 비용이 계속 증가할 것이다. 이는 부유식 기초 구조물, 계류 장치, 동적 케이블 설치의 복잡성이 가중되고 심해에서의 특수 설치 및 유지보수 전략이 필요하기 때문이다. 또한 고정식 및 부유식 해상풍력은 보급 위치가 다르다. 부유식 풍력은 고정식 바닥형 기술이 도달할 수 없는 더 깊은 바다와 기술적으로 까다로운 부지에 접근할 수 있도록 설계되었다. 이러한 입지는 종종 더 가혹한 해양기상 조건, 더 많은 인프라 요구 사항, 더 복잡한 엔지니어링 요구 사항으로 인해 비용이 증가한다.