국내외 조류발전 LCOE 분석사례 조사 및 저감 방안 고찰

1. 서 론

세계적으로 2050년까지 탄소중립 목표를 달성하기 위하여 기존의 석탄, 가스 등 화석 연료를 이용한 발전에서 탈피하여 친환경적이고 안전한 재생에너지로의 에너지 전환이 이루어지고 있다. 유럽, 미국 그리고 중국에서는 국가적 차원에서 해양에너지 개발을 시행하고 있고 대규모 조류발전단지 구축계획을 통해 조류발전 시장을 선점하기 위한 R&D 투자가 집중되고 있다. 영국의 SIMEC Atlantis Energy사는 500kW급 조류터빈을 일본 나가사키현 고토섬 인근 해역에 설치하여 5개월 동안 90MWh 이상의 전력을 생산하였으며, 또한 스코틀랜드 북부에서의 MeyGen Project를 통하여 2016년부터 25년의 운영기간 동안 약 450GWh의 전기를 생산할 것이라고 예측하였다(MeyGen[2020]). 또한 미국의 ORPC(Ocean Renewable Power Company)는 알래스카 주의 소규모 지역사회에 35kW 급RivGen 장치를 배치하여 전기를 생산함으로써 디젤 소비를 60~90% 줄일 수 있었다(Renewables now[2021]).

우리나라는 울돌목(명량수도)을 비롯하여 장죽수도, 거차수도, 맹골수도 등 육지와 섬 또는 섬과 섬 사이에 빠른 유속의 수로가 형성되어 있어 조류에너지 자원량이 높고 예로부터 세계적인 조류발전 적지로 평가되고 있다. 우리나라의 경우 기술적으로 설치 가능한 조류발전 설비용량은 전체 재생에너지의 기술적 설비용량 5,025GW의 1.4%에 해당되는 72GW로 평가되며, 기술적 연간 발전 환산량은 전체 재생에너지의 연간 발전 환산량인 7,730TWh의 8.1%에 해당되는 633TWh로 평가되고 있다(KEA[2021]). 이와 같이 국내 연안에 풍부하게 존재하는 조류에너지를 적극적으로 개발하여 2050 탄소중립 목표달성에 기여하는 것이 필요하다.

현재 태양광발전과 풍력발전은 상용화 단계에 도달하였으며 2020년 기준 전 세계 누적설비용량은 각각 760GW, 745GW이다(Renewables now[2021]). 전 세계 누적설비용량 지표에서 알 수 있듯이 국내외에서 많은 발전단지가 운영되고 있고, 그에 따른 균등화발전비용(Levelized Cost of Energy, LCOE) 관련 자료들이 많이 나오고 있다. 이와 달리 아직 상용화 단계에 진입하지 못한 조류발전의 경우 국내외에서 운영 중인 조류발전 프로젝트 규모는 약 16MW 수준이며, 개발 중인 조류발전 프로젝트 규모는 약 45MW 수준으로 시설 설치 및 운영 사례가 거의 없고 아직은 경제성보다 기술 수준을 높이기 위한 연구가 주로 수행되고 있다(IEA-OES[2022]). 또한 운영 중인 조류발전단지가 매우 제한적이어서 경제성 분석에 필요한 신뢰성 높은 LCOE 분석 역시 어려운 상황이다. LCOE는 일정한 양의 전기를 생산하기 위해 초기투자비용부터 운영유지비용까지 얼마만큼의 비용이 필요한지를 나타내는 지표로써 재생에너지와 기존의 발전원에 대한 발전 비용을 비교하기 위해 일반적으로 사용되고 있다.

조류발전 LCOE에 대한 선행연구사례에서 조류발전의 LCOE는 2016년 기준 ￡237/MWh~￡494/MWh 수준에서 2030년에는 ￡171/MWh~￡365/MWh로 감소할 것으로 예상되었다(Arup[2016]). 한편, 조류발전단지의 누적설비용량이 10MW인 경우 LCOE는 ￡300/MWh지만 누적설비용량이 200MW, 1GW로 증가할 경우 각각￡150/MWh, ￡90/MWh로 감소할 것으로 예측되었으며(ORE Catapult[2018]), 1기의 정격출력이 1.1MW인 조류발전시스템 1기, 50기, 100기를 설치할 경우 LCOE는 각각 $1990/MWh, $200/MWh 그리고 $170/MWh로 분석된 바 있다(NREL[2015]). 한편 조류발전의 초기투자비용이 설치 비용과 연관이 깊다는 가정과 로터, 터빈 구조, 제어 및 계측, 그리고 그리드 연결과 관련된 모든 비용이 기초 유형에 관계없이 각 터빈 설계에 대해 동일하다고 가정했을 때 수심 25m의 1MW급 고정식 조류발전과 수심 35m의 2MW급 부유식 조류발전 초기투자비용(Capital expenditure, CAPEX)은 각각 €8.6million, €3.75million으로 추정되었으며 할인율을 15%로 고려할 때 LCOE가 각각 €0.91/kWh, €0.45/kWh로 추정된 바 있다. 또한 고정식, 부유식 조류발전 LCOE에 대해 CAPEX, OPEX(운영유지비용, Operating expenditures), 보험료 그리고 이용률의 증감률에 대한 LCOE 민감도는 CAPEX가 10% 감소시 LCOE가 5%, 50% 감소시 30% 감소되는 것으로 확인되었다(Andres et al.[2017]).

조류발전 LCOE 저감 방안에 대하여 진행된 선행연구에서는 블레이드 등 조류발전시스템의 구조 및 로터 부분의 제조 및 설계의 향상에 대하여 강화 플라스틱과 같은 강철 이외의 재료 사용에 대한 연구와 3엽 터빈에서 벗어난 새로운 유형에 대한 연구가 필요하며, 또한 지지구조물 부분에서는 해상풍력발전으로부터 설치 기술, 모노파일 및 석션 버킷 기술, 그리고 소음 완화 등의 기술을 도입하는 것이 제안된 바 있다(SI Ocean report[2013]). 또한 발전기(generator) 부분에서는 기존의 회전자와 고정자 사이의 공기를 해수로 대체한 발전기(flooded or wet-gap)를 적용함으로써 발전기 내부의 온도 상승을 억제하고 OPEX를 감소하는 결과가 제시한 바 있다(Wani et al.[2020]). 한편 전술한 발전기는 고압의 밀봉 작업이 필요하지 않으며 해양생물을 포함한 대형 입자가 발전기 내부로 들어가는 것만 차단함으로써 터빈에 대한 수밀 비용이 상대적으로 저렴하고 나셀 내부에 전력변환장치를 설치하는 경우 LCOE를 약 29% 저감시킬 것으로 예상된 바 있다(Wani[2021]).

이 연구에서는 국내외 조류발전 LCOE 선행연구로부터 추정된 누적설비용량에 따른 LCOE 범위를 분석하고 국내에서 추정한 바 있는 LCOE를 재검토하였다. 또한 LCOE 관련 구성요소에 따른 민감도 분석을 수행하고, LCOE를 저감할 수 있는 방안에 대하여 고찰하였다. 조류발전 LCOE 추정치에 대한 국내외 연구 결과를 통하여 누적설비용량이 단일기에서 1GW급으로 확대될 때 LCOE는 평균 ￦709/kWh에서 평균 ￦193/kWh으로 감소할 것으로 분석되었음을 알 수 있다(NREL[2012]; SI Ocean report[2013]; JRC[2019]; Ocean Energy Europe[2020], TIGER[2022])*. LCOE 분석 기관에 따라 CAPEX에 대한 구성 항목을 다르게 보기 때문에 이를 보다 쉽게 파악하기 위해 공통적인 항목으로 재분류하였고 CAPEX의 공통항목 중 상위 항목들과 국내외 4개 기관의 조류발전 LCOE 자료를 기반으로 LCOE에 영향을 미치는 요소들의 민감도를 분석하였다. 분석 결과 이용률과 할인율 그리고 CAPEX의 공통 항목 중 발전설비 비용의 민감도가 높은 것을 확인하였다. 또한 LCOE 저감을 위해 터빈 용량 증대에 따른 효과, 터빈 및 블레이드 성능 향상에 따른 효과, 규모의 경제, 조류발전 터빈배치, 그리고 발전단지의 체계적인 유지보수 계획의 중요성에 대한 선행연구 결과를 고찰하였다. 추가로 조류발전 보급을 늘리기 위한 요인으로 제도적 지원에 대해서 발전차액지원제도와 신재생에너지 의무할당제를 고찰하였다.

2. 이론적 배경

LCOE는 Eq. (1)과 같이 발전단지에서 전기를 생산하는 동안 소모되는 총 비용을 운영기간 동안의 총 전력 생산량으로 나눈 값으로, 해당 발전원에서 일정한 량의 전기를 생산하기 위해 얼마의 비용이 필요한지 알 수 있다(Koh and Park[2011]).

Eq. (1)에서 Investment는 초기투자비용이며 발전단지 건설에 필요한 설계 비용, 터빈 비용, 건설 비용, 계통연계 비용 등이 포함되는 값이다. OPEX는 해당 발전단지를 운영 및 유지하는데 소모되는 비용으로 해상이나 해안에서의 작업 비용이나 부품 교체, 보험, 설치 후 관리 비용 등이 여기에 포함된다. Fuel은 연료 비용으로 석탄이나 우라늄 등의 비용이 포함된다. Carbon은 탄소세(carbon tax) 등과 같은 탄소 비용이며, 이는 탄소 배출에 대하여 비용을 부여한 것이다. Decommissioning은 폐로 비용으로, 수명이 다한 발전단지를 처분하는데 소모되는 비용이다. 한편 AEP(Annual Energy Production)는 연간에너지생산량을 의미한다. r은 할인율(discount rate)로 미래시점의 가치를 현재 가치로 변환하기 위해 사용되는 값이고, n은 발전단지의 운영기간이다.

LCOE는 Eq. (1)과정에서과 같이 계산할 수 있지만, 발전단지의 특성에 따라 부분적으로 수정하여 적용할 수 있다. 재생에너지의 경우 연료비용이나 탄소 비용은 고려할 필요가 없고 폐로 비용은 무시하거나 OPEX에 포함시키는 경우 Eq. (2)와 같이 LCOE를 계산할 수 있다. 조류발전 및 파력발전과 같은 해양에너지 역시 일반적으로 Eq. (2)를 적용하여 계산하고 있다(IEA-OES[2015]).

3. LCOE 분석

3.1 선행연구 결과 분석

조류발전 LCOE 관련 선행연구 결과를 조사하여 조류발전 LCOE 범위에 대해 분석하였다. Fig. 1은 국내외 여러 기관의 연구 결과를 통하여 추정된 조류발전 누적설비용량(cumulated installed capacity)이 1MW에서부터 1GW까지 증가하는 경우의 조류발전 LCOE 분석 결과이다. 누적설비용량이 단일기에서 1GW급으로 확대될 때 LCOE는 평균 ￦709/kWh에서 평균 ￦193/kWh으로 감소할 것으로 분석되었다(NREL[2012]; SI Ocean report[2013]; European Commission[2016]; ORE Catapult[2018]; JRC[2019]; Ocean Energy Europe[2020]; TIGER[2022]). 한편 국내에서도 경제성 분석 조건 및 변수를 적용하여 10MW급 고정식 조류발전단지의 LCOE를 분석한 바 있다(KIOST[2018])(Table 1 참조). Eq. (2)를 사용하여 예측한 10MW급 고정식 조류발전 LCOE는 외국 여러 기관에서 적용한 할인율인 10%를 고려할 경우 평균 ￦463/kWh으로 다른 기관들의 결과와 유사한 값을 보였으나, 국내에서 예비타당성 조사에 적용되는 할인율인 4.5%로 고려하였을 때 평균 ￦340/kWh로 낮게 분석되는 것을 확인할 수 있다(KIOST[2018]). 고정식 조류발전과 달리 부유식 조류발전의 경우 단지 규모가 42MW, 70MW, 168MW로 증가하는 경우 LCOE는 각각 ￦215~477/kWh으로 분석된 바 있다(KIOST[2020]).

Fig. 1.

Estimated LCOE (￦/kWh) according to the cumulative installed capacity (Applied exchange rate : $1=￦1100, €1=￦1300, £1=￦1600).

Table 1.

Basic assumptions and applied variables for economic analysis in KIOST

3.2 LCOE 민감도 분석

Eq. (2)와 같이 재생에너지의 LCOE는 크게 CAPEX, OPEX, 그리고 AEP로 구성되며, 이외에 운영기간과 할인율을 고려하여 계산한다(Table 4 참조). 이 절에서는 LCOE 민감도 분석을 위하여 CAPEX, OPEX, 이용률, 운영기간, 할인율에 대하여 구성항목을 고려하여 각각을 변수로 고려하였고, 세부적인 사항은 아래와 같다.

3.2.1 CAPEX의 구성항목 분류

CAPEX의 경우 국내외 주요 기관의 연구 사례를 조사하여 구성 항목을 Table 2와 같이 발전설비(device) 비용, 지지구조물(substructure) 비용, 설치(installation) 비용, 전력계통(cable and grid connection) 비용 그리고 기타 비용의 5가지 항목으로 고려하였다. 각 기관별 CAPEX 구성항목이 전체 비용에서 차지하는 비율을 단순 평균하면 발전설비 비용, 설치 비용, 전력계통 비용의 CAPEX 구성 비율은 각각 평균 43.2%, 18.3%, 16% 수준이며, 발전설비 비용이 가장 높음을 알 수 있다(KIOST[2018]; SNL[2014]; MeyGen[2020]; IEA-OES[2015])(Table 2 참조). 국내 하부구조 비용은 평균 대비 10% 낮은 반면, 설치 비용은 10% 높은 것으로 나타났다. 하부구조의 비용은 수심, 지지구조물 형식에 따라 영향을 받을 수 있으며, 국내 연구에서 고려한 하부구조는 콘크리트 중력식 지지구조물이며, 수심이 20 m 내외로 얕아, 하부구조물 비용이 작게 평가된 것으로 사료된다. 또한 풍부한 제작 및 설치 관련한 인프라를 보유한 외국과 다르게 국내의 경우 조류발전기를 설치하는 과정에서 PSV(Platform Service Vessel) 대여 비용 등이 추가적으로 발생할 수 있어 설치비용은 상대적으로 높게 평가된 것으로 사료된다.

Table 2.

Components of CAPEX for tidal current energy projects

3.2.2 OPEX 관련 변수

CAPEX와 함께 비용으로 고려되는 OPEX의 경우 전술한 바와 같이 조류발전단지 운영에 대한 자료가 부족하여 대부분의 연구에서 연간 OPEX를 CAPEX의 일정 비율로 고려하고 있다. 본 연구에서 민감도 분석을 위해 참조한 주요기관의 연간 OPEX를 보면, CAPEX의 2.7%~4.5%까지 고려하고 있음을 알 수 있다(Table 3 참조). 이 연구에서 민감도 분석을 위한 기준 값으로 평균 비율인 CAPEX의 3.7%를 고려하였다.

Table 3.

Conditions of LCOE for tidal power generation of four organizations

3.2.3 AEP 관련 변수

AEP는 발전단지 규모 및 설비이용률(capacity factor, C.F)을 이용하여 아래 Eq. (3)과 같이 계산할 수 있다.

$\[ AEP=8760\times C.F.\times P_r \]$

(3)

여기서 P_r은 발전단지의 규모, 즉 설비용량(installed capacity)이며, 8760은 1년을 시간 단위로 고려한 값이다. 즉, AEP는 이용률에 비례하며, 이 연구에서는 민감도 분석 시 AEP 대신 이용률을 변수로 고려하였다. 또한 민감도 분석을 위한 이용률의 기준 값으로 주요 기관의 이용률 평균값인 31%를 고려하였다.

3.2.4 기타변수

LCOE를 구성하는 Eq. (2)를 보면 CAPEX, OPEX, AEP 외에 운영기간인 n과 할인율 r이 포함되어 있으며, 본 연구에서도 이들을 민감도 분석 시 변수로 고려하였다. 민감도 분석을 위하여 적용한 운영기간과 할인율의 기준 값은 주요 기관에서 고려한 값들의 평균으로 각각 21년과 7%로 고려하였다.

3.2.5 LCOE 민감도 분석 결과

Table 3은 국내외 4개 기관의 발전설비 비용, 설치 비용, 그리고 전력계통 비용 등 CAPEX와 연간 OPEX, 이용률, 운영기간, 할인율에 대한 각각의 자료와 평균값이며, 평균 8.1MW 규모의 CAPEX는 ￦85억/MW로 추정되었다(Table 3 참조). 한편 연간 OPEX와 이용률과 할인율, 그리고 운영기간의 평균은 각각 CAPEX의 3.7%와 31%, 7% 그리고 21년으로 산출되었다. 민감도 분석 시 이러한 평균값을 기준으로 사용하였다.

Fig. 2는 민감도 분석 결과로 발전설비 비용, 설치 비용, 전력계통 비용, OPEX, 이용률, 운영기간, 그리고 할인율에 대한 LCOE의 민감도((￦/kWh)/%)는 각각 1.6657, 0.7082, 0.6173, 1.1583, -3.9942, -1.2073, 1.341로 분석되어 이용률과 CAPEX 항목 중 발전설비 비용, 그리고 할인율의 영향이 가장 큰 것을 확인할 수 있다. 본 연구에서는 현재 실증단계에 있는 조류발전의 자료를 토대로 수십 MW급 소규모 발전단지에 대한 경제성을 분석하였다. 조류발전이 상용화 단계로 진입하여 수백 MW급으로 발전단지 규모가 확대되는 경우, 시공비용과 계통연계비용의 비율이 감소하는 등 CAPEX 구성 항목의 비율이 달라질 수 있을 것으로 사료된다. 따라서 향후 수백 MW급 대규모 발전단지를 개발하고자 하는 경우 이러한 사항을 반영하여 민감도 분석을 추가적으로 수행하는 것이 필요할 것으로 사료된다.

Fig. 2.

Multivariate sensitivity according to components of LCOE.

또한 선행연구 중 CAPEX, OPEX, 이용률 그리고 할인율에 대한 조류발전 LCOE의 민감도 분석 사례와 비교하여 이 연구의 민감도 분석에 대한 적절성을 검토하였다. Vazquez and Iglesias[2016]는 CAPEX를 세부항목으로 분류하지 않고 전체 CAPEX와 OPEX, 할인율과 이용률에 대한 민감도를 분석한 바 있다(Vazquez and Iglesias[2016])(Table 5 참조). 따라서 이 절에서는 선행연구와의 비교를 위하여 3.2.1절에서 설명한 CAPEX 세부 구성 항목 대신 CAPEX 자체를 변수로 고려하여 민감도 분석을 추가적으로 수행하였다. Fig. 3와 Fig. 4는 각각 민감도 분석을 추가적으로 수행한 결과와 선행연구에 대한 민감도 분석 결과이며, 이 결과에서 확인할 수 있듯이 두 결과 모두 이용률의 민감도가 제일 높았고, 다음으로 CAPEX와 할인율의 민감도가 높다는 점에서 서로 일치하였으나 OPEX의 민감도가 선행연구에서 매우 낮은 차이를 보였다. 이는 선행연구에서 이용률 35%, CAPEX 68.8억원, 할인율은 10%로 추정하였으며 연간 OPEX를 CAPEX의 1.4%로 매우 낮게 고려하여 LCOE를 추정하였기 때문인 것으로 이해할 수 있다.

Table 4.

Results of LCOE sensitivity analysis of tidal power generation

Table 5.

Sensitivity parameters in reference (Vazquez and Iglesias [2016])

Fig. 3.

Multivariate sensitivity according variation of input parameter.

Fig. 4.

Multivariate sensitivity analysis result in the reference (Vazquez and Iglesias [2016]).

4. LCOE 저감 방안

LCOE는 비용이나 연간발전량, 그리고 할인율 등에 복합적으로 영향을 받는다. 본 연구에서는 LCOE 저감 방안에 대하여 터빈의 배치 및 용량 증대와 터빈 및 블레이드 성능 향상에 따른 LCOE 저감 방안, 규모의 경제와 발전단지의 체계적인 유지보수의 중요성에 대해 먼저 고찰하고 조류발전의 보급 활성화를 위한 제도적 지원에 대해 알아보았다.

한편 LCOE에 영향을 미치는 요인 가운데 할인율은 시스템 개발사의 노력에 의해 줄일 수 있는 부분이 아니지만 기술 성숙도와 안정적인 재정투자로 낮은 할인율을 적용할 수 있는 가능성이 있다(Arup[2016]). 안정적인 국가 소유의 전력회사가 투자하는 사업의 경우 3%대의 할인율을 적용할 수 있고 민간 투자자에게 입증되지 않은 새로운 기술에 대한 투자 위험이 있는 경우 10%의 할인율을 적용할 수 있다. 따라서 불확실성이 높은 사업일 경우 이보다 조금 더 높은 할인율을 적용할 수 있다(NEA[2015]). 현재 우리나라의 경우 기획재정부에서 발표한 예비타당성 조사 수행 총괄지침 제 50조에 따라 4.5%의 사회적 할인율을 적용하고 있다(Ministry of Economy and Finance[2019]). 조류발전의 경우 상용화 이전의 기술 개발 단계이다. 지속적인 기술 개발로 투자에 대한 불확실성이 낮아지면 더 낮은 할인율의 적용으로 인한 LCOE 저감 효과를 기대할 수 있다. 공공사업에서 경제적 타당성을 분석할 때 사용하는 사회적 할인율과 달리 민간에서는 기업 재무적 매개변수로 가중평균자본비용(Weighted Average Cost of Capital, WACC)을 사용하고 있다. 최근 TIGER 프로젝트에서 LCOE 분석 시 WACC를 고려한 바 있다. 조류발전의 상용화로 인하여 발전단지의 규모가 커지고 은행과 투자회사에서의 기술에 대한 투자 위험이 감소할 경우 WACC를 낮게 고려할 수 있는데, WACC를 현재 8%에서 6.4%로 약 20% 감소하는 것으로 고려하면, LCOE가 9.6% 감소하는 것으로 분석되었다(TIGER[2022]).

5. 결 론

본 연구에서는 국내외 주요기관에서 발표한 자료를 분석하여 누적설비용량 증대에 따른 LCOE를 추정하였고, 조류발전 LCOE에 대한 민감도 분석을 위해 CAPEX, OPEX, AEP 등을 세부적으로 고찰하였다. CAPEX의 경우, CAPEX를 구성하는 구성 항목을 발전설비 비용, 지지구조물 비용 등으로 재분류하였고, 연간 OPEX의 경우 CAPEX에 대한 비율, 그리고 AEP의 경우 이용률을 변수로 고려하여 조류발전 LCOE에 대한 민감도 분석을 실시하였다. 추가로 조류발전 LCOE의 저감 방안과 조류발전 활성화를 위한 제도적 지원 방안을 고찰하였다. 본 연구의 결론을 요약하면 다음과 같다.

(1) 조류발전 LCOE는 1MW급 단일기에서 1GW급까지 누적설비용량이 증가할 때 ￦520~800/kWh에서 ￦142~285/kWh으로 감소하는 것으로 추정되었다.

(2) 조류발전단지 건설을 위한 투자비용, 즉 CAPEX에 대한 자료를 정리하여 CAPEX의 구성 항목을 발전설비, 지지구조물, 설치, 전력계통 그리고 기타 부분의 5개 세부 항목으로 구분하였고, 해당 비용 검토 결과 발전설비의 비용이 가장 크고, 다음으로 설치, 전력계통 등의 순으로 비용이 소요되는 것으로 나타났다.

(3) 국내외 4개 기관의 조류발전 LCOE 주요 구성요소, 즉 발전설비 비용과 전력계통 비용, 설치 비용, OPEX, 설비 이용률, 운영기간 및 할인율에 대한 민감도를 분석하였다. 민감도 분석 결과 이용률, 할인율 및 발전설비 비용의 민감도가 높은 것으로 나타났다.

(4) 조류발전 LCOE 저감 방안에 대하여 터빈 용량 증대에 따른 LCOE 저감 효과와 조류발전 시스템 출력 향상 방안, 규모의 경제, 발전단지의 체계적인 유지보수 계획과 대규모 조류발전단지의 효율적인 터빈의 배치의 중요성 그리고 제도적 지원에 대하여 검토하였다. 터빈 용량의 증대에 따라 CAPEX도 어느 정도 증가하지만, AEP가 더 크게 증가하여 전체적으로 LCOE를 17~38% 수준으로 줄일 수 있는 것으로 보고되었으며, 대규모 조류발전단지의 경우 터빈의 간격을 가능한 넓고 열의수를 줄이는 배치를 참고하는 것이 필요하다. 초기 태양광발전에 대한 정부의 지원과 그에 따른 태양광발전 R&D투자 증가 및 기술 수준 향상 등으로 최근 태양광 발전의 LCOE가 크게 감소한 것과 같이 조류발전 또한 적극적인 정부의 지원으로 기술 수준을 높이고 사업 투자에 대한 불확실성을 제거하기 위해 FIT 제도 등의 지원 방안이 필요할 것으로 사료된다.

이 연구를 통하여 누적설비용량 증대에 따른 조류발전 LCOE 범위를 확인할 수 있었고, LCOE에 대한 민감도 분석을 통하여 발전설비, 지지구조물 등의 CAPEX 구성항목과 OPEX, 이용률, 운영기간, 할인율의 변화가 LCOE에 미치는 영향을 정량적으로 분석할 수 있었다. 한편, 조류발전 LCOE의 저감 방안과 보급 활성화 방안을 위한 제도적 지원 등 본 연구를 통해 도출된 결론은 향후 조류발전에 대한 기술 개발 방향 제시 및 경제성 분석 시 기초자료로 활용될 수 있을 것으로 기대된다. 또한 추후 분야별 기술수준, 기술개발 시급성 및 필요성 등에 대한 추가적인 분석을 통하여 기술개발 방향을 구체적으로 제시하는 것이 필요하리라 사료된다.

Acknowledgments

이 연구는 2022년도 해양수산부 재원으로 해양수산과학기술진흥원의 지원을 받아 수행된 연구임(20190499, 1MW급 조류발전 상용화 시스템 개발).

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