이동 제한, 물류 차질로 설치량 기대치 하회
중국 시장을 제외한 2021년 글로벌 풍력 설치량은 43.4GW로 당초 예상치였던 50GW를 하회하였다. 코로나로 인한 국가 간 이동 제한, 물류 차질이 주요 원인이다. 특히 풍력의 경우, 태양광 발전보다 발전기의 크기가 크므로 제품 수송이 까다롭다. 2022년 중국 외 지역에서 풍력 발전 신규 설치량은 50.6GW로 이연 수요로 인해 양호한 성장세가 기대되나, 최근 신규 수주 부진과 계속되는 물류 차질로 인해 설치량이 이를 하회할 가능성도 존재한다.
비용 상승으로 수익성도 훼손, 2022년 상반기까지 수주 위축 불가피
풍력발전은 다른 재생에너지 발전원 대비 발전기가 크므로 원재료 가격 상승 및 운송비 상승으로 인한 수익성 악화도 부담 요인이다. 제품 가격 상승을 통해 이러한 비용 상승을 전가하려고 하나, 금리 인상으로 인해 금융 비용이 상승하면서 프로젝트 수익성이 일부 훼손된 상황에서 제품 단가 인상도 부담 요인으로 작용한다. 2021년 하반기 통과가 기대되었던 미국의 BBB(Build Back Better) 법안을 통한재생에너지 보조금 연장 법안이 계속 표류하면서 미국 풍력 시장이 위축된 것 또한 우려 요인으로 작용한다. 상반기까지는 풍력 전체 밸류체인에 걸쳐, 수주 위축이 나타나고 있다.
해상풍력이 새로운 기회
단기 비용 증가 및 수익성 악화에도 불구하고 풍력 시장은 중장기 새로운 성장 동력을 충분히 보유하고 있다. 기존 육상 풍력의 한계점인 설치 제약 문제를 해결할수 있는 해상풍력이 새로운 성장 시장으로 부상하고 있다. 중국을 제외한 글로벌해상풍력 시장은 전체 풍력 시장의 10~15% 수준에 불과하나, 장기적으로는 해상풍력의 비중이 50%까지 높아질 전망이다. 이미 기존 핵심 시장인 유럽을 넘어, 대만, 한국, 일본, 미국 등이 새로운 해상풍력 시장으로 떠오르고 있으며, 해당 지역내 해상풍력 개발을 위한 사전조사가 활발히 진행되고 있다. 이미 설치를 진행하기로 결정한 프로젝트들은 2024년부터는 본격 착공에 돌입할 계획이다.
풍력 터빈 대형화 블레이드 경량화 및 내구성 강화 진행 중
해상풍력의 효율성을 높이기 위해서는 소용량의 다수의 터빈을 설치하는 것보다는 대용량의 터빈을 소량 설치하는 것이 투자 비용을 절감할 수 있다. 이에 글로벌 풍력 터빈 기업들은 15MW급 이상의 대형 풍력 터빈을 개발하여, 실증 테스트를 시작하였다. 또한 풍력 날개(블레이드)도 경량화, 내구성 강화를 위하여 소재를 기존유리 섬유에서 탄소 섬유로 변경하는 시도를 하고 있다. 장기적으로 하부 구조물관련 기술이 개발될 경우, 해상풍력 설치 방식이 기존 고정식에서 부유식으로 확대되면서 더욱 더 가파른 성장세를 보일 전망이다.
해상 풍력과 수소 생산 설비 결합 전망
최근 개발되는 15MW급 대형 터빈의 경우, 가동률이 60%를 상회할 수 있어 상대적으로 태양광 대비 안정적인 전력 보급이 가능하다. 또한 대규모 해상풍력 단지와수소 생산을 결합할 경우, 친환경 대규모 그린 수소 생산 시스템 구축도 가능하다. 이미 유럽을 중심으로 해상풍력과 그린수소 생산 설비가 결합된 프로젝트가 개발단계에 돌입했다. 향후 태양광이 소규모 분산형 전원으로의 역할이 부각되고, 해상풍력은 대규모 유틸리티급 전원으로써 역할이 확대될 전망이다.
육상풍력의 한계를 뛰어넘고 있는 해상풍력
육상풍력은 해상풍력에 비해 설치비용이 저렴하고, EPC가 상대적으로 용이하다. 또 발전소 운영과 유지보수가 쉽다는 점도 장점이다. 다만, 주거공간과 겹치며 발생하는 민원과 제한된 설치 공간 등 때문에 육상풍력은 무분별하게 확대될 수 없다. 반면, 해상풍력은 이미 육상풍력 2~3배 용량의 설비가 활용되고 있고, 2025년부터는 14MW 이상 초대형 해상풍력도 상업운전이 시작될 전망이다. 2017년부터 2020년 사이 Ørsted 주도로 진행된 육상풍력과 해상풍력 프로젝트를 살펴보면, 육상풍력은 3MW 이하, 해상풍력은 8MW 이상 터빈이 사용되고 있다. 총 프로젝트 규모도 해상풍력이 육상풍력보다 3~4배 이상 크게 개발되고 있다. 참고로, Hornsea 1 해상풍력 프로젝트 개발에 사용된 면적은 407㎢(가로, 세로 각각20km)로 동일한 규모의 육상풍력이 진행된다면 이보다 큰 부지가 필요하고, 이마저도 토지보상 이슈 등으로 한계가 있다.
화석연료 대비 저렴해진 해상풍력
2020년 12월 기준 영국(10.4GW), 독일(7.7GW), 중국(6.4GW, 1H20 기준), 네덜란드(2.6GW), 벨기에(2.3GW), 덴마크(1.7GW)가 대표적으로 해상풍력을 설치한 국가로, 2020년 LCOE는 2014년 LCOE 대비 55% 이상 하락했다. 국내 해상풍력은 어느 정도 설비 이용률에서 화석연료와 발전단가가 유사해질까? 현 시점 해상풍력이용률이 40% 이상만 된다면 해상풍력 발전단가가 석탄발전 발전단가보다 낮다. 만약, 중장기적으로 RPS 비율과 ETS 유상할당 비중이 증가한다면 화석연료와 발전단가가 유사해지는 해상풍력 이용률의 수준은 낮아질 전망이다. 다만, 해상풍력이용률은 터빈과 하부구조물 등 전반적인 기술 진보, 원양으로 이동하는 프로젝트등으로 점차 개선될 것이다. 참고로 발전단가 계산을 위해 연료비, 감가상각비, 환경비용을 반영했고, 석탄발전 이용률은 미세먼지 등 규제를 고려해 70% 이하로 가정했다.
금리 인상을 해결할 대형화와 부유식
Ørsted(3사 평균 BBB+)와 한국전력 별도법인(3사 평균 AA)의 회사채 발행 시 조달 금리는 150bp 이상 차이난다. 그러나 Ørsted가 프로젝트를 추진하는 북해 지역과 한국전력 별도법인이 추진할 서남해 지역의 해상풍력 설비이용률(load factor)도10%p 이상 차이난다. 같은 조달 금리 수준이라면 IRR(내부수익률)은 7%p 가까이 차이 난다.
반면, 현실적인 해상풍력 설비이용률과 조달 금리 차이를 감안하면 IRR 차이는4%p로 줄어 수익성은 개선될 전망이다. 만약, 해상풍력 이용률을 5%p 이상 개선시키면, Ørsted의 북해지역 프로젝트와 한국전력 별도법인의 서남해 프로젝트와의 수익성 차이는 없을 것으로 추정된다. 추가로 그린본드까지 활용한다면 수익성은 더욱 개선될 전망이다.
따라서 북해지역 대비 불리한 풍속 때문에 발생하는 부진한 설비 이용률로 국내에서 해상풍력 프로젝트의 수익성은 조달 금리에 따라 달라질 수밖에 없다. 공기업 대비상대적으로 조달 금리가 높은 민간기업이 주도로 국내에서 해상풍력 프로젝트를 진행할 경우 불리할 수밖에 없는 구조라 판단된다.
잠재력이 충분한 부유식 해상풍력 시장
부유식 해상풍력은 다른 부분들은 고정식 해상풍력과 유사하지만, 하부구조물이 해저에 고정되지 않고 바다에 떠 있다는 측면에서 형태가 다르다. 설치되는 지역의수심 제한이 없기 때문에 고정식 해상풍력보다 원해에 설치될 수 있다. 해상풍력개발이 가능한 80% 이상 지역은 수심 60m 이상으로 부유식 해상풍력이 활성화된다면, 해안에서 멀리 떨어져 구조물이 눈에 보이지 않아 민원이 발생할 가능성이 낮고, 안정적이면서 동시에 고풍속의 바람을 발전에 사용할 수 있다. 참고로 북미지역 역시 수심 60m 이상의 해상풍력 잠재력은 58%로 해당 지역 내에서 부유식 해상풍력이 가능하다.
고정식 해상풍력이 어려운 국가들 중심으로 성장할 전망
GWEC(Global Wind Energy Council)의 Global Offshore Wind Report 2020에 따르면, 해상풍력은 유럽과 아시아 중심으로 성장할 전망이다. 특히 아시아 시장 내성장이 가파르게 나타날 것으로 예상된다. 부유식 해상풍력만 따로 살펴보면 2030년까지 한국, 프랑스, 노르웨이, 영국, 일본이 1GW 이상 설치해 해당 시장을 선도할 것으로 예상된다.
2009년 Equinor가 노르웨이에서 실증 사업을 진행한 이후 Shell과 Total과 같은메이저 석유기업들이 부유식 해상풍력에 관심을 갖는 등 프로젝트가 본격화 되며 사업성은 빠르게 개선되고 있다. Equinor, Shell, Total은 유틸리티 디벨로퍼 등과협력하는 구조로 진행할 예정이다. 특히, Equinor와 Shell은 울산시와 한국석유공사에서 추진 중인 부유식 해상풍력 프로젝트에 참여하고 있다. 다만, 부유식 해상풍력은 고정식 해상풍력보다 약 2배 비싸고, 고정식 대비 표준화와 상업화가 더뎌 아직은 추가적인 개선이 필요한 상황이다.
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