Korean Offshore Wind Electrical Power Generation: Current Status and Prospects

Offshore wind power generation is recognized as an environmentally friendly and sustainable energy source, rapidly advancing with governmental support in many countries such as Denmark, China, Germany, and across Europe due to its high energy stability, potential, and economic benefits. South Korea has set a target of 17.7GW for wind power generation through its Renewable Energy 3020 Implementation Plan, aiming to supply 12GW of offshore wind power by 2030. However, Korea faces slower development compared to overseas counterparts due to various obstacles including lack of community acceptance, low business feasibility, complex approval processes, and insufficient supply chain. This study identifies fundamental reasons behind Korea's sluggish growth in offshore wind power generation and proposes the following solutions through comparison with leading international cases. 1) Strengthening positive communication with residents by clearly articulating the value and benefits of offshore wind power projects to address community acceptance issues. 2) Resolving low business feasibility issues through the establishment of government-led incentive programs and support measures. 3) Streamlining approval processes to mitigate delays and cancellations in project implementation. 4) Expanding domestic market size and enhancing efficient power interconnection to address supply chain deficiencies.

Key words: Offshore wind power, 2050 carbon neutral, Wind market changes, Benchmarking, Wind power generation business feasibility

요약

해상풍력발전은 친환경적이고 지속 가능한 에너지원으로 인정받고 있으며, 높은 에너지 안정성과 잠재력, 경제적 이점 등으로 덴마크, 중국, 독일, 유럽 등 많은 국가에서 정부 차원의 지원으로 빠르게 발전하고 있다. 우리나라는 재생에너지 3020 이행계획을 통해 풍력발전으로 17.7GW의 목표를 설정하였고 해상풍력 발전 방안을 통해 2030년까지 12GW의 해상풍력을 보급할 예정이다. 하지만 한국은 주민 수용성 부족, 낮은 사업성, 복잡한 인허가 과정, 공급망 부족 등 다양한 장애요인으로 인해 해외에 비해 발전이 더딘 상황이다. 본 연구에서는 국내 해상 풍력 발전사업이 더딘 성장을 보이고 있는 근본적인 원인을 밝히고, 국내 해상풍력이 나아갈 방안에 대해 해상풍력발전의 선두에 있는 해외 사례와의 비교를 통해 다음과 같이 제시하였다. 1) 주민 수용성 문제를 해결하기 위해 해상풍력발전 사업의 가치와 이익을 명확히 설명하고, 주민들과의 긍정적인 소통을 강화해야 한다. 2) 정부 주도적인 인센티브 제도와 지원책의 마련을 통해 낮은 사업성 문제를 해결해야 한다. 3) 인허가 절차를 일원화하여 인허가 과정에서의 문제를 해결하고, 사업의 지연과 취소를 방지해야 한다. 4) 공급망 부족 문제 해결을 위해 국내 시장 규모를 확대하고, 전력의 효율적인 연계가 필요하다.

주제어: 해상풍력, 2050 탄소중립, 풍력시장 변화, 벤치마킹, 풍력발전 사업성

1. 서 론

기후변화에 대처하기 위하여 이산화탄소를 배출하지 않는 친환경적인 재생에너지 기술 개발의 중요성이 점차 부각되고 있으며 이 외에도 기후변화와 환경위기에 대응하기 위한 다각도의 시도가 진행되고 있다[1-24]. 풍력발전이란 풍력 터빈을 이용해 바람이 가진 운동에너지로 전기에너지를 생산하는 것을 말한다. 이를 가능하게 하는 풍력발전기는 바람의 풍력에너지가 날개를 돌려 발생한 기계적에너지가 전기에너지로 전환되는 장치이고, 발전기, 날개, 변속장치로 구성되어 있다. 가장 먼저 날개는 바람이 가진 풍력에너지가 기계적 에너지로 변환되도록 하는 부분이다. 그 다음 변속장치는 날개가 바람에 의해 움직이며 발생한 힘이 중심 회전축을 거쳐 변속기어까지 전달된 뒤, 발전기가 필요로 하는 회전수로 회전속도를 높이는 장치이다. 마지막으로 발전기는 날개에서 변환된 기계적에너지를 최종적으로 전기에너지로 변환되는 장치이다[25].

세계 풍력발전시장은 육상풍력에서 해상풍력으로 급격한 변화가 일어나고 있다. 해상풍력은 풍력발전에서의 점유율이 아직은 저조하지만, 2017~2021년동안 369% 증가한 수준으로 매우 빠른 성장률을 나타내고 있다. 2022년 말 당시 세계 풍력 발전설비 누적량은 906GW였고, 이는 837GW 설치된 2021년과 비교해 보면 12.4% 증가한 수치이다. 전 세계에서 가동되고 있는 총 해상풍력은 64.3GW로 전체 풍력발전 설치량의 7.1%를 차지하고 있다. 또한 풍력발전의 종류에 따라 살펴보면 2022년에 비해 육상풍력은 7.9% 증가했는데, 해상풍력은 12.4% 증가했다. 신규 설비가 증가한 추세를 살펴보면 육상풍력은 감소한 반면, 해상풍력은 급속하게 증가하였다[26].

GWEC는 향후 10년 동안 32개 시장에 걸쳐 380GW 이상의 해상풍력이 추가될 것으로 예상했다[27]. 이러한 움직임에 맞춰 우리나라 풍력발전 업계도 삼면의 바다를 활용가능한 해상풍력으로 방향을 잡고 있다. 그러나 세계의 해상풍력발전 보급률은 늘어가는 반면, 한국의 풍력발전은 여전히 정체되어 있는 상태이다. GWEC에 따르면 우리나라는 지난 2년간 육상풍력만 160MW를 보급했다. 이에 반해 해상풍력은 신규 보급이 없었다[26]. 2023년 기준으로 국내에서는 20GW가 넘는 해상풍력사업이 전기사업허가를 받고 개발을 진행하고 있다. 하지만 주요 인･허가 절차를 모두 완료한 사업은 고작 2%에 불과한 것으로 나타났다[28]. 또한 2023년에 세계 최대 해상풍력 발전 기업인 오스테드가 인천 해역에서 대규모 해상풍력 발전단지를 조성할 계획임을 밝혔다[29]. 그러나 지역 주민들의 완강한 반대로 여전히 논란이 끊이지 않고 있다. 그 외에도 많은 사업들이 정책적 지원과 규제의 명확성 부족으로 인해 해상풍력발전의 설치가 느려지고 있는 실정이다.

따라서 발전가능성이 높은 해상풍력을 중심으로, 한국의 풍력발전이 더딘 이유를 자세히 살펴보고 국내외의 사례와 비교로 발전을 위한 개선방안을 고려해 보고자 한다.

2. 본 론

2.1. 해상 풍력발전의 종류

해상풍력은 해저면에 발전기를 고정하는 고정식과 수심이 깊은 바다 위에 띄우는 부유식으로 구분한다. 고정식 풍력발전기는 하부구조물의 형식에 따라 네 가지 종류가 있다. 중력식(Fig. 1(a))과 모노파일 타입(Fig. 1(b)) 은 강철 지지 구조물을 30 m 이하의 수심이 얕은 곳에 설치하는 방식이고 재킷(Fig. 1(c))과 트라이포드 타입(Fig. 1(d))은 다리가 3개 이상인 강철 재킷 구조를 사용하여 더 깊은 수심에서 안정성을 가진다. 현재 전 세계 해상풍력의 70% 이상이 모노파일 타입으로 되어 있으며, 30 m 이상의 깊은 수심에서는 재킷 타입의 구조물이 사용된다[30].

부유식 해상풍력 역시 네 가지 종류로 첫 번째는 해저에 고정된 부유체를 이용한 반잠수식으로 터빈의 중량이 부력과 작용해 구조물에 안정감을 주는 원리이다. 두 번째로 원통형(Fig. 1(g))의 경우 원통형 구조물을 사용하여 부력을 이용해 띄우는 방식, 세 번째로 인장각형(TLP) (Fig. 1(e))은 인장된 계류선을 해저에 고정한 구조물이다[31]. 마지막으로 바지형(Fig. 1(h))은 계류선으로 해저와 연결된 방식으로 얕은 수심에도 설치가 가능하지만 파도에 취약하다.

부유식 해상풍력 발전기는 하부 구조를 위의 네 종류처럼 부표식으로 만들어 최대 40 m/s 풍속과 20 m 수심의 파도를 견딜 수 있도록 설계되어 있어 넘어지지 않는다는 장점이 있다. 이로 인해 이 부표는 해저 지반에 고정 장치와 케이블로 연결되어 중심을 잡아줄 수 있고 고정식과는 달리 수심이 깊은 곳에서도 설치가 가능하므로 기존에는 접근이 불가했던 깊은 바다에서도 설치가 가능하며, 최대 수심 800 m까지 적용이 가능하게 되었다[32].

2.2. 국내 해상풍력의 발전 현황 및 제도

2.2.1. 발전 현황

최근 5년간 국내 풍력 설치 용량은 2018년 1299MW에서 꾸준히 증가하여 2022년에는 1803MW로 5년간 평균 9.7%로 성장했으며, 연말 기준 누적 단지 수는 98개에서 115개로 늘어났다.

국내 풍력발전소의 증가는 다른 재생에너지인 태양광에 비해 더딘 편이다. 우리나라의 지형은 산지의 비율이 높아 바람이 일정하게 부는 지역이 적고, 풍력발전기의 규모로 인해 설치의 제약이 있기 때문이다.

우리나라는 「재생에너지 3020 이행계획」에서 2030년까지의 목표를 총 63.8GW의 재생에너지 설비 중 17.7GW(28%)를 풍력으로의 구축을 목표로 설정하였으며, 「해상풍력 발전 방안」의 시행을 통해 12GW의 해상풍력을 2030년까지 보급할 예정이다[33]. 하지만 2022년 말 기준으로 풍력 누적 설치 용량인 1803MW 중 해상풍력 누적 설치 용량은 146MW에 불과하며 이는 풍력 누적 설치 용량의 8.1%에 그친 수준이다.

현재 대부분 육상 발전으로 설치되었지만 해상풍력으로 전환하려는 움직임이 나타나고 있다. 가장 많은 사업을 추진 중인 곳은 전남지역으로 총 41개소(11GW)가 설치 예정이며 부산과 울산이 16개소로 뒤를 잇고 있다.

2.2.2. 제도

풍력발전은 신재생에너지로 신･재생에너지 공급의무화제도(RPS)의 영향을 받는다. 이는 500MW 규모 이상의 발전설비를 소유한 사업자에게 총 발전량 중 일정 비율을 신재생에너지로 의무적으로 채우도록 하는 제도이다. 23년 기준 의무 공급량 비율은 10%이며 발전사들은 이 비율을 공급하지 못할 시 공급하지 못한 비율만큼 신재생에너지 공급인증서(REC)를 발전사업자로부터 구입해야 한다[34].

공급인증서(REC) 가중치는 경제성(발전원가)과 정책 측면(환경, 기술 개발, 산업 활성화 영향 등)을 고려하여 가중치(Supply Certificate Weight)를 부여한 것이다. REC가중치는 산업통상자원부에서 3년마다 재검토하며, 2023년 7월 개정사항에 따르면 해상풍력에 대한 REC 가중치가 상향되었다. 해상풍력의 경우 기존 2.0에서 2.5로 높아졌고 수심(water depth) 5 m 및 연계거리(connection distance) 5 km마다 0.4를 추가적으로 적용하였다(Table 1) [35]. 연계거리가 15 km를 초과하거나 수심 30 m를 초과하는 경우 3.7까지 가중치를 받게 되었다. 기존에는 연계거리만을 고려하여 산정했으나 높은 설치투자비가 발생하는 특성을 고려하여 수심에 따른 가중치를 복합적으로 부여하는 규정을 신설하여 해상풍력의 사업성을 대폭 개선되게 하였다.

국내 인허가 절차의 경우 산업부, 국방부, 해양수산부, 환경부 등 다양한 기관을 거쳐 약 30여 건의 단계를 밟아야 한다. 현재 해상풍력발전 인허가 과정을 살펴보면 입지 발굴부터 사전조사까지 15개월 → 발전사업허가 → 발전단지 기본설계 → 사업 인허가 절차 → 발전단지 상세설계 → 공사계획 과정을 거쳐야 한다. 이러한 절차들로 인해 사업의 시작을 위해서는 총 6년이라는 시간을 기다려야 한다[36,37].

2.3. 국내 해상풍력 발전의 필요성

한국은 에너지 수요가 높지만, 국내에서 자체적으로 생산되는 에너지량이 그 수요를 충당하기에는 부족하기 때문에 아직까지도 석탄과 원유의 에너지 수입에 의존하고 있다. 이러한 방법은 지구 온난화를 포함한 환경문제를 야기하므로 지속 가능한 에너지로의 전환이 매우 중요한데, 고갈의 걱정이 없는 풍력을 이용한 전력 생산은 매우 좋은 대안이다.

풍력발전은 육상풍력과 해상풍력으로 2가지가 있다. 육상 풍력발전의 평균풍속은 4~8 m/s이고 발전효율은 25%, 단지 평균 규모는 15MW이고 초기 투자비용은 850~1,350달러/kW이다. 이는 소음이 발생할 수 있으며 대단지 조성이 어려운 반면, 해상풍력발전의 평균풍속 8~12 m/s, 발전효율은 40%이고 단지 평균 규모는 300MW이다. 초기 투자비용은 1,200~1,900달러/kW이지만 설치가 용이하고 대단지 조성이 가능하다는 이점이 있다[38]. 대표적인 해상풍력발전단지인 영국 하이윈드 스코틀랜드는 가동 첫 1년 동안의 생산효율은 56%로써 육상풍력단지의 발전효율보다 약 35% 높았다[39].

해상풍력은 자연 에너지원으로 전력을 생산하므로 환경에 미치는 영향이 적고, 한국은 삼면이 바다이며 해안선이 길어 개발에 적합한 환경을 가지고 있다. 또한 해상풍력 산업은 건설 및 운영에서 지역 주민에게 새로운 일자리를 창출할 수 있고, 기술 발전을 촉진하여 대만 등의 해외 수출 시장에도 진출할 수 있는 가능성이 있으므로 한국에서 해상풍력 발전량을 확보하면 에너지 의존도를 감소시킬 수 있고, 환경 보호와 경제 발전을 동시에 추구할 수 있다.

2.4. 국외 해상풍력 발전 현황 및 제도

2.4.1. 중국

2.4.1.1. 발전 현황

중국은 2021년을 기점으로 해상풍력 발전기 설치량이 크게 증가했다. 전년에 비해 신규 설치용량은 452.3% 증가하여 16.9GW이고, 누적 설치량은 약 26GW이므로 2021년에 새로 추가된 설치량이 같은 기간까지의 약 2/3 비중을 차지한다[40]. 이는 2022년부터 건설되는 발전기에 대한 중앙정부 보조금 지급을 중지하기 때문이었다. 이러한 현상을 최소화하고자 각 지방정부는 자체적인 보조금 지급정책을 제정하였고 그 결과 발전의 움츠러듦을 저지했다. 이로 인해 2023년 해상풍력 발전의 생산량은 2021년보다 증가한 수치인 약 31GW로, 유럽 전체의 해상풍력 발전량을 모두 합친 것보다 많은 발전 수준이 되었다[41]. 또한 푸젠, 광둥, 장쑤, 산둥, 랴오닝 등 연해 7곳에서 대형 해상풍력단지 개발을 우선적으로 추진해 2035년에는 71GW, 2050년에는 132GW의 용량을 설치하겠다고 발표했다.

2.4.1.2. 제도

중국 정부는 해상풍력산업의 성장을 위해 정책 제정에 아낌 없는 노력을 쏟고 있다. 그 사례로 해상풍력발전기의 높은 설치량 및 모듈 제조 기술의 향상을 위한 장려정책을 제정했고, 재생에너지로 생산된 전력을 경쟁입찰을 통해 가격을 결정하여 소비자에게 혜택을 부여할 수 있도록 정책을 제정했다.

2.4.2. 영국

2.4.2.1. 발전 현황

영국은 ‘2050 탄소중립 달성’에서 세계 최초로 탄소중립으로의 전환을 공식 선언한 국가이다. 영국의 재생에너지 생산량은 2010년 이래로 5배 이상 증가했고, 그중 풍력은 영국이 가장 강점을 지닌 에너지원이다. 영국은 수심이 얕고 바람이 자주 부는 환경적 특성을 가지고 있어 해상풍력 에너지 확보에 큰 잠재력을 갖추고 있다.

영국 산업통상부(DBT)에 따르면 영국의 풍력설비 설치량은 총 27.9GW의 규모이고 이 중 해상풍력으로 공급된 전력은 13.9GW로 절반에 가까운 수치이고 2030년까지 발전량을 50GW까지 늘릴 계획을 가지고 있다. 현재 영국에서 진행되고 있는 80여 개의 풍력사업은 77GW의 해상풍력 에너지 생산과 9만 여개의 직간접적인 일자리 창출을 가져올 것으로 예기되고 있다[42]. 최근 5년 동안 영국의 해상풍력 신규 설치량은 7,866MW이다. 같은 기간 동안 우리나라는 육상 및 해상풍력은 576MW가 설치되었다[15]. 영국 재생에너지 연합단체인 영국 리뉴어블(RenewableUK)에 따르면 올해 해상풍력 설치량이 역대 최대 규모에 이르렀다고 한다. 작년에 비해 7GW가 증가하였으며 언론에서는 해상풍력 규모가 머지않아 100GW를 넘어설 것으로 기대하고 있다. 현지에서는 영국 해상풍력 산업이 정부 정책과 기술발전, 청정에너지 수요 등 여러 요인이 맞물려 가속화되었다며 영국의 재생 에너지 주요 원천이 해상풍력으로 전환되고 있다고 분석하였다[43]. 단순한 설치 확대 정책이 아닌 설계･개발･설치･유지보수 등 전반적인 해상풍력의 혁신적인 기술개발을 유도하는 산학연 협력체계를 구축한 것이 영국이 풍력발전의 강국이 될 수 있는 주된 이유에 속한다. 영국은 혼시2해상풍력단지와 부유식 해상풍력으로 현재 세계 최대 규모 타이틀을 갖고 있다. 작년 8월 말부터 가동을 시작한 영국의 혼시2 해상풍력은 세계 최대 규모이며 13.8GW의 설비용량을 갖고 있고 약 140만 가구가 1년간 사용할 수 있는 에너지를 생산한다. 이중 부유식 해상풍력은 2개로, 50MW용량을 가진 세계 최대 규모의 킨카딘과 30MW 용량으로 최초의 상업용 발전기인 하이윈드 스코틀랜드가 있다.

2.4.2.2. 제도

영국의 풍력발전에서 눈여겨볼 점은 정부가 체계적으로 해상풍력발전 계획으로부터 인허가, 주민 수용성, 계통연계 등을 관리함으로써 시장의 활성화를 안정적으로 지지하고 있다는 것이다. 그중 제일 눈에 띄는 것은 정부 주도로 추진한 리스 입찰과 인허가 절차이다. 경매 형태인 리스는 영구 정부의 해양 자산을 일정 기간 사용할 수 있게 경쟁입찰을 통해 사업자를 선정하는 방법이다. 영국 정부는 해상풍력단지 조성에 적합한 개발 지역을 선정해 ‘리스 라운드’로 불리는 이 절차를 2000년부터 도입하여 지금까지 5차례 진행했다. 개발권을 확보한 사업자는 개발 지역 중 최적 입지를 찾아 그 장소를 구축하게 된다. 이는 영국 정부 소유의 자산을 운영하는 공공기관인 크라운 에스테이트와 스코틀랜드 크라운 에스테이트가 정한 절차에 따라 진행된다. 해당 절차에는 어민과 주민 등 이해 관계자가 의사결정에 참여하는 과정이 포함되어 있다. 이 방법의 장점은 예측 가능한 시기에 대규모 해상풍력이 순차적으로 열리니 자본력을 갖춘 글로벌 기업들이 투자를 확대하여 경쟁력 있고 안정적인 공급망이 구축되는 선순환 구조가 만들어진다는 점이다.

2.4.3. 유럽

유럽은 그린딜 정책을 통해 2030년까지 재생에너지 사용률을 32%로 증가시키고 에너지 효율을 43.5% 이상 개선시켜 탄소배출을 40% 감축하는 것을 목표로 한다. 2023년 현재 해상풍력 발전을 늘리고 국가 간 그리드 (전력망) 연결망을 통한 사업을 진행 중이다. 2020년 기준 유럽의 해상풍력발전 용량은 총 25,014MW로, 12개국 116개의 발전소를 통해 5402개의 터빈을 연결하였다. 나라별 비중으로 살펴보자면 영국이 42%로 유럽 최대 발전 용량을 가지고 있고, 그 뒤로 독일 31%, 네덜란드 10%, 벨기에9%, 덴마크 7% 순으로 5개국이 유럽의 해상풍력 발전 대부분을 차지한다[44].

유럽의 해상풍력 발전단지는 발전소인 동시에 국가 간 전력 이동이 가능한 송전망으로 만드는 ‘하이브리드 해상풍력 발전단지’ 건설 논의가 진행되고 있다. 한 개의 국가가 한 개의 해상풍력단지에 연결된 전력망보다 여러 국가가 한 해상풍력단지의 전력을 사용하거나, 단지와 단지를 잇는 것이 설비의 설치비용을 줄이고 남는 전력을 효율적으로 사용하는데 유리하다. 이를 통해 2023년 32GW인 발전 용량을 450GW로 전력 수요량의 4분의 1만큼 2050년까지 늘릴 예정이다[45].

2.4.4. 독일

2.4.4.1. 발전현황

2020년 기준 독일의 해상풍력발전 용량은 7,689MW로 세계 2위(31%) 수준이다. 2020년 독일에는 신규 해상풍력발전기가 219MW의 용량으로 건설되었으며, 이는 지난 10년간 최저 수준이다. 북해지역에는 6700MW 용량의 해상풍력단지가 있고 이 중 4900MW 용량은 Nidersachsen, 1800MW 용량은 Schleswing-Holstein 소재이다. 발트해 지역에 1,100MW 용량 해상풍력단지는 Mecklenburg-Vorpommern에 위치해 있다. 2020년 해상풍력 에너지법을 개정해 앞으로 10년간 풍력발전량을 약 3배 증가시켜 2030년 20,000MW, 2040년 40,000MW의 해상풍력발전기 신설을 목표로 하고 있다.

2.4.4.2. 제도

독일은 재생에너지법 개정을 통해 해상풍력발전 사업 입찰 시스템을 변경하였다. 해상풍력 사업 입찰자들은 중앙시스템을 통해 계약을 진행하는데, 정부는 입찰자들에게 명확한 입찰 구역을 제시하고 입찰자들은 정해진 구역 내에서 입찰을 신청할 수 있다. 지원 방식이 중앙시스템으로 일원화되면서 이미 개발을 시작한 일부 기업들은 사업을 정부에 양도하고, 그 대가로 다음 입찰 단계에서 혜택을 볼 수 있는 제도를 채택하고 있다.

2.4.5. 덴마크

2.4.5.1. 발전 현황

덴마크는 1970년대까지 전체 에너지의 99%를 화석연료를 수입하여 사용하였지만, 1973년 석유파동으로 에너지 수입에 큰 타격을 받게 된 후 국가 주도적으로 신재생에너지 발전에 힘쓰기 시작하여 1991년에 세계 최초로 해상풍력단지를 설치하였다. 현재 전체 전력의 78.9%를 신재생에너지로 사용하고 있으며, 2021년 기준 풍력 발전량이 약 16 TWh로 덴마크 전력의 가장 큰 부분을 차지하고 있다. 덴마크는 2030년까지 총 전력 생산량의 55%를 신재생에너지로 대체하겠다고 발표하였으며, 2050년까지 전력 생산의 100%를 신재생에너지로 전환하려는 목표를 가지고 있다. 또 3개의 해상풍력발전단지를 추가로 설치해 최소 2,400MW의 용량을 늘리겠다고 선언했다[46]. 정부는 2030년까지 해상풍력 용량을 9GW으로 늘릴 것이라고 발표했으나 다수의 대형 터빈을 설치하여 그리드 연결 용량 허용치를 초과시켜 확장하려는 오버 플랜팅(Overplanting)이 도입된다면 14GW까지 확대될 것이라고 보았다[47]. 해상풍력 용량을 구체적으로 확대하기 위해 향후 세계 최초의 인공 에너지 섬을 구상 중이다. 육지에서 80 km 떨어진 Bornholm 섬에 2030년까지 3GW 규모의 해상풍력단지를 짓고, 덴마크 본토뿐만 아니라 유럽 전역으로 전력계통을 연결한다는 것이다. 이 계획에 따라 추후 해상풍력단지가 확대될 경우 덴마크 및 인근 국가의 약 1400만 가구에 전력을 공급하고 대규모 그린 수소 생산이 가능해질 전망이다[48,49].

2.4.5.2. 제도

덴마크의 [재생 에너지 촉진법] 3장에 의하면 덴마크에 해상풍력발전단지를 설립하려면 덴마크 에너지청의 권한 승인이 필요하다. 승인될 수 있는 권한은 총 3가지가 있는데 예비 조사를 수행할 수 있는 자격, 터빈 설치 허가, 일정 기간 동안 풍력 발전을 이용할 수 있는 면허 및 전기 생산 승인이다. 또한 사업이 환경에 영향을 미칠 것으로 예상되는 경우 환경영향평가(EIA)를 수행해야 한다. 덴마크의 신규 해상풍력발전소는 가능한 가장 낮은 비용으로 새로운 해상풍력 발전단지를 건설할 수 있도록 입찰 과정을 거쳐 설립된다. 입찰자들은 주어진 지역에서 예비조사를 수행할 수 있도록 신청서를 제출하여 허가를 받아야 하는 개별 사업자 신청(Open door) 제도를 채택하여 사업에 대한 설명, 예비조사의 예상 범위, 터빈의 크기와 개수 등이 포함된 신청서를 제출하는 형식으로 진행된다. 결정이 완료되면 신청인이 EIA를 포함한 예비조사를 수행할 수 있도록 승인서를 발급하는 과정을 거친다[50].

2.5. 해상풍력 최신 연구 트랜드

해상풍력 기술은 빠르게 진화하고 있으며, 특히 부유식 해상풍력 발전, 대형화와 고효율 터빈, 그리고 디지털화 및 스마트 유지보수라는 세 가지 핵심 트렌드가 주목받고 있다.

먼저, 부유식 해상풍력발전의 경우 기존 고정식 해상풍력 시장이 경쟁이 치열해지면서 새로운 대안으로 떠오르고 있다. 세계 해상풍력 자원의 80%가 수심 60 m 이상 심해에 위치에 있으며, 이는 고정식 구조물로는 접근이 어려운 지역이다. 2022년 말 기준 운영 중인 부유식 해상풍력은 전체 해상풍력 발전 용량의 0.3%에 불과했지만, 2030년 말에는 영국, 중국, 한국, 포르투갈, 노르웨이 등이 부유식 시장을 주도할 것으로 예상된다[47]. 2030년 이후에는 GW급 설비용량을 갖춘 부유식 해상풍력 프로젝트가 등장할 것으로 보이며, 2032년 말까지 부유식 해상풍력이 전체 해상풍력 설비용량의 6% 수준인 26.2GW에 이를 것으로 전망된다. 부유식 해상풍력 프로젝트는 현재 여러 국가에서 활발히 진행 중이다. 부유식 해상풍력의 단점인 높은 균등화 발전비용(LCOE)를 극복하기 위한 시도는 계속되고 있으며, 대표적으로 노르웨이에서 기존 석유 및 가스전의 설비를 활용하여 부유식 해상풍력 발전단지인 Hywind Tampen (88MW)을 성공적으로 개발한 사례가 있다[51]. 영국은 2030년까지 국가 전력의 40%를 해상풍력으로 조달할 계획이며, 매 2년마다 보조금 성격의 차액 계약(Contract for Difference)을 지원하여 비용을 절감하고 있다[52].

두 번째로, 대형화와 고효율 터빈은 해상풍력발전의 비용 절감을 위한 핵심 동향 중 하나다. 발전 단지의 용량이 증가하면 하나의 전력 계통을 통해 송전 가능한 전력량이 증가하여 동일한 전력 생산량 대비 비용을 절감할 수 있다. 따라서 터빈 용량의 대형화는 필수적인 추세이며, 터빈의 크기가 증가하면 개별 터빈당 전력 생산량이 증가하여 동일 용량 대비 설치하는 터빈의 수가 감소하게 된다. 이로 인해 유지보수 비용이 감소할 수 있다. 터빈의 대형화와 함께 블레이드의 건전성 모니터링 및 하중이 적은 기능성 블레이드에 대한 수요도 증가하고 있다. 이는 블레이드의 크기와 무게가 증가함에 따라 구조적 신뢰성을 개선하기 위한 기술적 요구가 커지고 있기 때문이다. 대형화된 풍력터빈은 설치 개수가 줄어들기 때문에 각 터빈의 가용성, 신뢰성, 효율, 수명이 매우 중요하다. 이러한 이유로 ICT 기술을 활용한 디지털화가 빠르게 진행되고 있으며, 유지보수 비용 절감, 설비 최적화 등 효율이 높은 발전시스템의 중요성이 드러나고 있다[53].

세 번째로, 디지털화와 스마트 유지보수는 해상풍력발전의 비용 절감과 효율성 향상을 위한 중요한 요소로 자리잡고 있다. 해상 작업은 강한 바람과 파도 등 가혹한 기상 조건에서 수행되며, 선박이 실제로 터빈에 접근해야 하는 어려움이 있기 때문에 육상 풍력발전단지와 비교할 때 신속한 대응이 더 어렵다. 이러한 배경에서 일본의 NEDO는 Toshiba ESS를 통해 2022년부터 드론과 로봇을 이용한 자동화 검사, 원격 모니터링, 예방 유지보수 기술을 개발 중이다. 현재 Shikoku Wind Power Co., Ltd. 소유의 Sozu Wind System 풍력 발전 단지에서 드론 기반 자동화 검사를 실증하고 있으며, 이 과정에서 드론은 비행 중에 풍력 터빈의 위치와 나셀의 방향, 블레이드의 정지 위치를 감지하는 기술을 사용한다. 이러한 기술을 통해 향후 15MW급 대형 풍력 터빈에 대한 완전 자동화된 테스트가 가능할 것으로 기대되며, 이는 해상 발전에 점점 더 많이 설치될 전망이다. 이처럼 해상풍력발전의 혁신적 운영 및 유지 보수 기술은 향후 재생 에너지의 주요 전력원으로서 해상풍력의 중요성을 더욱 부각시키고, 탄소 중립 달성을 위한 핵심적인 역할을 할 것으로 기대된다. 해상풍력 구조물 및 부품의 개발 또한 중요하며, 이는 전체 시스템의 신뢰성을 높이고 효율성을 극대화하는 데 기여할 것이다[54].

3. 해상풍력 발전 문제점

3.1. 주민 수용성

탄소중립 실현 과정에서 신재생에너지 확대를 위한 1차 관문은 주민들의 반대이다. 풍력발전 단지 건설에 따른 도시 경관 및 환경 훼손과 저주파 및 소음 유발, 생태계 교란 등의 문제 우려로 주민 반대에 부딪혀 제자리걸음인 상황이 대부 분이다.

3.1.1. 어업권

어촌 단체에서는 풍력발전기가 돌아가는 소리와 진동으로 인해 어업에 치명타를 줄 수 있다는 이유로 추진을 반대했다. 이렇게 국내 어민들이 경제적 손실을 크게 우려하는 이유로 한국의 높은 어선 밀집도를 꼽을 수 있다. 한국은 현재 영해의 규모에 비해 어선 수가 많은 편에 속하는데, 해양수산부 통계에 따르면 2022년 국내 어선 수는 63,669척으로, 같은 기간 유럽 연합에 등록된 약 8만 5천 척과 비교하면 높은 밀집도를 보인다[55]. 이처럼 좁은 해역에서 조업 경쟁을 벌이는 상황 속 해상풍력의 등장을 어민들은 새로운 경쟁자로 인식할 가능성이 크다. 해상풍력과 연안어업에 적합한 지역은 수심이 50 m 보다 얕고 풍속이 6 m/s인 지역으로 같은 조건이며, 지금 진행 중인 해상풍력 예정자는 어업활동이 활발하게 진행되고 있는 지역이 대부분이다[56]. 정부가 목표로 잡은 12GW의 해상풍력 이 설치된다면 2800의 해역이 상실되며, 이는 어민들의 반발을 단순하게 치부할 수 없게 된다. 특히 영광은 개발로 예정된 구역이 조업 구역이면서 원거리 어어사의 통항로라서 불만이 더 강하게 드러났다[57].

3.1.2. 해양 생태계

해상풍력발전기 운영으로 인한 소음과 진동이 해양 생태계에 미치는 영향으로 환경단체에서도 강력한 반대를 표명하고 있다. 가장 큰 반대를 불러일으키는 건 소음피해이다. 소음피해로 인해 물고기가 서식하기 어려운 환경이 되어 발전단지 주변으로는 고기가 오지 않는다는 주장이 존재했다. 이러한 소음 피해를 입증하기 위해 해양환경영향평가연구단(MESI)은 제주 탐라해상풍력단지의 수중소음을 측정했다. 측정 결과 풍력발전기 하부 자켓부분의 운영 소음은 수심 10 m에서는 평균 138.3dB이고, 같은 수심에서 발전기에서 약 400 m 거리의 배경소음은 평균 127.0dB로 측정되었다. 이는 발전기가 위치한 곳의 소음이 11.3dB가량 높게 측정된 수치이며, 잔잔한 바다와 뭍에서의 소음이 각각 100dB, 80dB 였음을 고려한다면 환경단체의 주장이 신빙성이 있다는 것을 알 수 있다.

제주 동일리에서 3년 만에 해상풍력사업을 재추진하려고 했으나, 해당 마을의 주민들 반대가 58%에 이르자 무산될 위기에 놓여 있었던 사례가 있다. 주민들의 주요 입장은 동일리 앞바다에 해상풍력발전 단지를 설립한다면 제주 남방큰돌고래들은 서식지를 잃고 제주 바다에서 사라지게 될 수 있다며 연안 생태계 보호를 위해 철회해야 한다는 것이다. 나아가 제주도청은 대정해상풍력사업이 다시는 추진되지 않도록 반대하며 제주 서남부 해역 일대를 해양생물 보호구역으로 지정해야 한다는 확고한 의사를 표명하였다. 그동안 난개발로 제주도 내 돌고래 서식지가 대부분 파괴된 와중에 대정해상풍력 입지 예정 구역이 현재 유일한 돌고래 서식지이기 때문이다[58].

3.1.3. 송전선로에 의한 전자파 노출

국내에서 부산은 각종 해상풍력 발전 사업 관련 부품과 기자재 수출에 있어 유리하며 해상플랜트 장비의 70%가 있어 해상풍력발전사업에 있어 잠재력이 크다. 코리오 한국총괄 대표는 부산에 해상풍력발전소를 설치하기 위해서는 주민 수용성이 관건이라고 강조하였다. 하지만 부산은 주민 반발로 인해 난관을 겪고 있다. 사례로는 부산 청사포 앞바다에 들어서는 해상풍력발전 단지 사업이 있다. 터빈이 설치되면 발생할 저주파 소음, 도시경관 파괴, 생태계 교란 등 문제뿐만 아니라 해운대를 관통하는 송전선로 때문에 전자파 노출 피해가 우려되었으며 특히 거주지와 불과 1.5 km 떨어진 거리에 설치될 예정이므로 주민 피해가 불가피한 상황이었다. 이에 주민들의 반발은 이어졌고 주민이 동의해야 사업 추진이 가능하기에 결국 사업을 진행하지 못하였다[59].

3.2. 풍력발전 사업성

3.2.1. 낮은 수익성

해상풍력의 판매단가가 올해 들어 사상 최고치를 기록하였는데 이는 원자력 발전 판매단가의 7배를 넘는 가격이다. 그 만큼 해상풍력으로 생산된 전기를 한전이 비싸게 사 온다는 의미이다. 앞서 언급했듯, 우리나라는 한전이 유일한 판매업자이기에 한국 전력에 의해 신재생 에너지를 공급받아야 하는 만큼 가격 인상은 부담이 될 수밖에 없다. 서남해 해상풍력의 2023년 1분기 전력판매 단가는 1 kWh당 357원으로 생산한 첫해인 2020년 234원이었던 것과 비교하면 52% 상승하였다. 다른 에너지인 석탄발전 (160원), LNG발전(279원), 태양광발전(200.5원)와 비교해도 해상풍력의 전력판매단가는 압도적으로 높았다. 왜냐하면 해상풍력에는 신재생에너지 공급 인증서(REC)의 가중치가 많이 부여되었기 때문이다[60]. REC란 신재생에너지를 통해 에너지를 공급했다는 점을 증명하는 인증 서로, 해상풍력의 기본 REC 가중치 값은 2.5이다. 특히 이는 수심과 연계거리에 따라 가중치가 추가되는데 이로 인해 서남해 해상풍력은 REC 가중치가 2.8이 된다. 이 수치는 소규모 태양광(100 kW 미만)의 값인 1.2보다 2배이상 큰 값이다. 한국전력이 발표한 자료에 따르면 지난 2020년 서남해 해상 풍력 실증단지의 총 발전량은 114.3 GWh로 이용률은 21.7%에 불과했다. 결국 생산한 전기를 판매하여 얻은 수익은 69억이지만, REC수익인 보조금으로는 무려 199억원의 수익을 얻어 전기를 판매해서 얻은 수익보다 보조금으로 얻게 된 수익이 3배가량 많은 꼴이다. 따라서 전문가들은 “국내에서 엄청난 비용을 투자해 풍력발전단지를 건설하는 것은 손해가 막대할 것”이라고 말하였다[61].

3.2.2. LCOE(균등화 발전원가, Levelized Cost Of Electricity)

LCOE는 발전설비 운영 기간에 발생하는 모든 비용을 수치화하여 생산된 전려단위(kWh) 당 평균 실질 발전비용을 계산한 값으로, 경쟁력을 갖춘 LCOE는 해상풍력 보급의 중요한 요소이다. LCOE는 낮을수록 경제적이며, 이를 수식으로 표현하면 아래와 같다[62].

LOCEt=CAPEXt+∑n=1TOMn+FCn(1+r)n∑n=1T(1-d)n×CF×365(days)×24(hours)×capacity(1+r)n

*CAPEX: 초기 투자비, OM: 운영유지비, r: 할인율, d: 효율 저하율, CF: 이용률, capacity: 설비용량, T: 발전기의 경제적 수명(년수)

세계 해상풍력 발전 LCOE는 2010년 162USD/MWh에서 2019년 115USD/MWh로 하락하여 194원/MWh인 화석연료 발전비용과 대등한 수준으로 진입하였다[33]. LCOE의 하락은 시장의 성장에 따른 규모의 경제실현, 풍력발전 산업에 특화된 공급망 구축이 큰 영향을 미치는데, 우리나라의 해상풍력 발전 LCOE는 283원/kWh인 것으로 추정되어 선도국에 비해 비싸다는 것을 알 수 있다[63]. 세부적으로 보면 설비비용(CAPEX)의 발전단가가 167~196원/kWh으로 LCOE 전체에서 차지하는 비중이 62~65%로 높게 나타났다. 이는 설비에 필요한 비용이 주요 발전국보다 21~22억원/MW 정도 높기 때문인데, 이러한 비용차이는 주로 기초 하부구조물을 제작, 설치, 계통 연계하는 분야와 기타 간접비에서 발생한다[64]. 이와 같은 수치가 나타난 이유는 국내 시장규모가 지난 10년간 1.3GW 밖에 안되었으며 견고한 공급망도 제대로 갖춰지지 않았기 때문이다. 또한 에너지･산업전환 정책 등을 수립하기 위해서 에너지원별 LCOE 계산과 그에 따른 예측 결과가 매우 중요하지만, 우리나라의 경우 검증이 완료된 객관적인 에너지원별 LCOE 통계자료를 지속적으로 제공하지 않고 있다. 관련 전문가들조차 매년 국내 LCOE 수준을 해외기관에서 발표된 자료를 통해 추정하고 있다[63].

3.3. 인허가 절차

복잡한 인허가 과정으로 인해 국내 해상풍력 보급이 지난 10년간 단 4건만 허가되었다. 2023년 국내에서는 20GW가 넘는 규모의 해상풍력사업이 허가를 받고 개발을 진행하고 있지만 주요 인허가를 모두 완료한 용량은 2%인 548MW에 불과하다[28].

한국의 경우 해상풍력 개발의 복잡한 인허가 과정은 풍력발전 사업에 발목을 잡는 주된 요소이다. 정부는 3020 재생에너지 이행계획으로 2030년까지는 17.7GW의 풍력을 새로 설비하여 보급하겠다는 목표를 설정했지만, 2022년 육상풍력은 1657MW, 해상풍력은 146MW로 목표 대비 10분의 1 정도에 그쳤다. 그러자 현행 RPS제도의 구조로 풍력발전 활성화에 어려움이 있다는 주장이 제기되었다. 재생에너지 공급의무를 전력판매 사업자에게 부과하는 다른 국가와는 다르게 우리나라는 이를 발전사업자에게 부과하고 있으며, 이러한 구조로 인해서 정상적이지 않은 재생에너지 구매 방식이 유지되고, 계약가격에 과도한 통제와 개입이 발생되어 풍력보급이 활성화되는 것을 저지하고 있다는 것이다. 또한 재생에너지 공급 계약 체결 과정에서 풍력발전 SPC는 공기업이 투자하는 사업이라 정부 관련 5개 기관의 이사회를 거쳐 사업 적절성을 평가받아야 한다. 해당 절차가 복잡하고 중복적인 측면이 있어 시간이 오래 걸릴 뿐만 아니라 기준이 불투명하여 과도한 개입이 초래될 가능성이 높다. 위의 심사 과정만 해도 8개월에서 2년정도 소요되어 풍력발전사업의 SPC 출자 및 REC 계약 추진이 지연되는 사례가 다수 나타났다[65].

현 국내의 인허가 절차의 경우 약 30여 개의 단계를 거쳐야 하는데, 사업 시작 전까지만 해도 소요 기간이 6년이므로 국내 해상풍력 사업 지연의 원인으로 꼽힌다. 사단 법인인 기후 솔루션에 따르면, 특히 우리나라의 경우 인허가 과정 중 ‘관련 행정기관과의 입지의 적절성 협의’ 단계에서 해상풍력사업의 최대 어려움을 겪고 있다는 결과를 내놓았다. 최근 이 단계에서 국방부는 군 전파･작전성을 이유로 풍력발전기 높이를 약 150 m 이하로 조정하라고 제시하였다. 이로 인해 3MW 이상으로 블레이드 길이가 긴 저 풍속 발전기조차 설치할 수 없게 되며 풍력발 전단지 조정에 차질이 발생하고 있어 발전업계 측은 일관성 있는 협의의 필요성을 주장하고 있다[26].

또한 인허가 절차의 긴 과정에서의 허점을 악용해 최근 인허가 획득 과정 중 공유수면의 사적 사용을 하는 면적이 급증하였다. 공유수면 점용 사용허가란 풍황 계측기 설치를 위한 절차로, 해양 환경에 영향을 미치는 다양한 활동을 검토하여 사업자에게 국가 소유인 공유수면을 이용할 수 있는 권한을 부여하는 것이다[66]. 해양수산부는 2022년 공유수면 점용 사용 허가 면적이 1억 613만 8,793 m3으로 2018년과 비교하면 4년 사이 4.3배 증가하였다고 발표했으나, 이 기간 동안 점용 사용료 부과액은 1.2배 증가에 머물렀다[67]. 또한 허가 기간을 초과하거나 불법으로 점용한 사례는 총 1,179건이 적발되었다[68]. 해상 풍력의 목적 이외에 건설 자재 및 중장비 보관, 부잔교 무단 설치 등의 용도로 불법 사용하고 있다는 것이다.

3.4. 공급망

현재 한국뿐만 아니라 세계적으로 풍력발전사업이 지체되는 이유로 공급망 문제를 꼽을 수 있다.

3.4.1. 자재

3.4.1.1. 공급 부족

세계풍력에너지협회(GWEC)는 풍력 에너지 제조를 위한 핵심부품에 대한 지속적인 수요 증가로 인해 2026년도부터 터빈 및 부품에 대한 공급 부족 현상을 겪을 가능성이 높다고 보고하였다. 한국은 전남 신안 지역에 1.5GW의 해상풍력사업 개발에 참여하고 있으며 전라남도에 따르면 2021년 기준 20개 단지에서 총 8.3GW 규모의 해상풍력사업이 추진 또는 계획되고 있는 것으로 나타났다. 신안 해상풍력은 2023년 예상 건설 용량이 약 926MW로 높은 수요를 가지지만 수요 대비 공급률은 풍력터빈 38%, 설치 선박 41%, 배후항만 65%로 공급망의 역량이 매우 부족한 상황이다[69].

3.4.1.2. 비용 상승

해상풍력발전 단지 설립은 대규모의 사업인 만큼 여러 가지 문제가 작용하지만 그중 공급망 전반의 인플레이션으로 인한 비용 상승이 크다. 인건비, 터빈과 같은 부품 및 장비를 포함한 해상풍력단지 건설 비용이 2022년에만 전년 대비 40% 이상 상승하였다. 특히 해상풍력발전은 높은 초기 투자비용으로 고금리 상황이 이어지며 자금 조달에 어려움을 겪게 되었다. 설치, 기초, 타워, 블레이드 및 너셀을 생산하기 위해 새로운 공급망에 약 1000억 달러 이상의 투자가 필요하며, 핵심 장비인 설치 선박은 터빈과 기초의 무게 증가로 기존 선박을 사용할 수 없어 약 20척 이상의 새로운 설치선이 필요하며 이를 위해서는 약 130억 달러의 투자가 필요한 상황이다[70].

이러한 세계의 공급망 인플레이션 현상은 국내에서도 그대로 적용되어 해상풍력 사업에 차질을 빚고 있다. 전남 ‘영광낙월 해상풍력단지’ 사업은 365MW 규모로 추진 중이며 ‘올해 상반기에 착공해 내년 12월 준공이 목표였으나 비용 상승 이슈로 언제 다시 착공을 시작할지 알 수 없는 상태다. 사업 초기 계획했던 비용이 2000억 원 가까이 상승하면서 부품 제조업체가 대부분 철수했고 사업주체인 서부발전마저 490억가량의 사업자금을 철회하여 난항을 겪고 있다. 해상풍력 구조물의 주 원자재인 구리와 철강은 2020년과 비교했을 때 30~50%가량 증가 후 지금까지도 안정화되지 않고 있다. 뿐만 아니라 인력난으로 인해 인건비 또한 오르며 자재 상승비용에 못지 않게 큰 피해를 입히는 중이다[71].

3.4.2. 전력

해상풍력단지 조성을 위해서는 전력망 인프라 구축이 필수이다. 바다 위 해상풍력단지에서 생산한 전력을 육지로 끌어오려면 송전망인 ‘해저 케이블’을 설치해야 한다. 이를 설치하기 위해서는 상당한 시간과 초기 투자비용이 필요할 뿐만 아니라 육상과는 다르게 운영･관리 비용도 만만치 않게 요구되어 해상풍력단지 조성에 큰 문제가 되고 있다[72]. 또한 태양광, 풍력과 같은 재생에너지를 이용한 전력 생산의 경우 설비용량에 맞춰 송전망을 설치해야 하기에 동급의 석탄화력발전소나 원자력발전소보다 2~3배가 되는 송전선 설치에 따른 비용이 요구된다. 원자력발전소의 경우 24시간 연속 일정한 전력 생산을 하기 때문에 발전량에 따라 송전선을 설치하면 되지만 풍력의 경우 날씨 및 계절에 발전량이 영향을 받기에 최적의 기후환경을 기준으로 최대 출력 100%에 맞춰 송전망을 넉넉히 구축해야 블랙아웃을 방지할 수 있기 때문이다. 또한, 일반적으로 해상풍력단지는 육상으로부터 약 10 km 지점에 설치되거나 최근에는 그보다 더 멀어지는 추세에 있기에 거리에 따른 비용이 더 많이 발생된다. 따라서 해상풍력단지 조성에 있어 저비용으로 안정적으로 전력을 이송할 수 있는 방안의 필요성이 절실하다[73].

4. 개선방안

4.1. 주민 수용성 개선방안

4.1.1. 어업권

어민들의 경제적 손실 우려를 해결하기 위해 손실을 해결할 만큼의 보상이 필요하다. 그 중 어업에 실제로 영향이 있는 경우에만 적절한 국외 사례를 통해 명확한 보상 방안과 기준을 세우는 것이 중요하다. 미국 북동부 로드아일랜드에 있는 Block 섬 근처에서 2016년부터 30MW 규모의 해상풍력단지가 건설되는 과정에서 지역주민들이 어업권과 해양생태계에 대한 우려를 제기하자, 약 7년에 걸쳐 해상풍력 건설이 영향을 미치는 지역과 그렇지 않은 지역을 선정하고 어류 변화를 모니터링하며 비교 분석을 진행했다. 그 결과 해상풍력은 해양 자원의 감소에 크게 영향을 미치지 않으며, 오히려 풍력발 전소 주변으로 대서양 대구, 검은 농어의 수가 증가하였다. 이처럼 확실한 조사를 통해 실제 경제적 문제를 겪는 주민들에게만 그에 따른 보상이 주어져야 한다.

다른 방법으로는 어민이 접근할 수 있는 일자리를 제시하여 경제적 손실을 막는 것이다. 어민이 보유한 자원을 바탕으로 해상풍력단지 건설 시 새로운 일자리를 창출해낼 수 있다. 영국 남부에 있는 Rampion 해상풍력단지는 공사가 완료된 후 어업권 주민들이 소유하던 보트를 완공 이후 어업에 종사했던 주민들이 기존에 소유하던 보트를 이용해 관광업으로 전환하거나 어업과 병행할 수 있게 하였다. 그 결과 해상풍력단지를 둘러보고 오는 관광 프로그램이 생겼고 약 140 m 높이의 풍력 터빈 116개를 가까이서 볼 수 있다는 특징으로 많은 관광객들이 찾는 경제적 효과를 낳았다[74].

4.1.2. 해양 생태계

소음에 의한 피해를 최소화할 수 있는 방안으로는 발전기가 운영될 때 발생하는 진동이 발전기의 타워에 전달되는 정도를 감소시키는 것이 있다. 이는 진동이 발전기의 회전으로 인한 기어박스 진동에 의한 것이므로 발전기 구조물을 진동에 강건한 것을 사용하거나 진동 흡수가 가능한 완충재를 장착하는 것으로 가능하다. 또한 타워로부터의 진동이 수중으로 전파되어 소음으로 인해 해양생물에게 악영향을 미치는 것을 차단하기 위해 타워 주변에 외피나 Foamed polymer로 이루어진 막을 설치하는 방안도 존재한다[75].

또한 국내 환경영향평가는 지역 주민이 요구하는 항목을 더 자세하게 조사해야 할 필요가 있으며, 이를 통해 국내에서의 경험을 축적하여 명확한 기준을 완성시켜야 한다. 독일의 Baltic1 해상풍력단지의 경우, 개발사는 환경 단체의 의견을 받아들여 환경 조사 범위를 확대했고, 버블커튼을 이용해 동물의 서식지에 피해를 끼치는 수중 건설 소음을 줄이려는 노력을 하였다. 현재는 흔하게 쓰이는 방식이지만, 그 당시는 혁신적인 아이디어였다. 이 사례는 개발자가 환경으로 인한 반대를 수용하고 적극 개선하려고 했다는 노력을 보여준다[76]. 독일의 Riffgat 해상풍력단지의 경우 환경 NGO가 개발사를 고소하면서 갈등이 심화된 바 있었는데, 개발사는 지방정부를 통해 실제로 2400마리의 가재를 터빈 근처에 방류하여 개발 과정에서 개체 수에 변화가 있는지를 실험을 했고 그 결과 개발 전보다 개체 수 밀도가 높아졌다. 이러한 개발자의 현장 실증을 통한 적극적 소통은 환경단체의 반대를 감소시킬 수 있는 방법이라고 할 수 있다[77].

4.1.3. 송전선로에 의한 전자파 노출

전력 인프라 건설에 따른 전자파 역시 주민 수용성에 부정적인 영향을 끼치는 요인 중 하나로, 송전망 회사는 토지, 농작물, 사람, 해양 자원에 미치는 영향을 자세히 검사하여 건설 후에도 전자파로 인해 지역주민들이 불안해하지 않도록 노력해야 한다. 이러한 사례로 독일의 TenneT는 송전망 정보 센터를 지중 송전망 건설 지역 인근에 운영하며 지역 수용성을 개선하려는 노력을 하고 있다. 정보 센터는 포스터를 전시하고, 그리드 계획, 지중화 건설, AC와 DC의 차이점, 토양 보호, 환경영향에 대한 설명을 진행한다. 개설이후 정보 센터는 투어, 강의, 정보전달과 같은 60가지의 이벤트가 진행되었고, 약 1,000명이 방문했다. 정보센터에는 현장에서 나타나는 갈등을 관리하는 담당자가 있어 지역주민들이 센터에 방문을 통해 토지 소유자와의 관계 개선에 긍정적인 영향을 끼친 것으로 나타났다.

4.2. 풍력발전 사업성 개선방안

4.2.1. 낮은 수익성

우리나라의 전기 요금 시스템의 경우 원자재 가격보다 저렴하여 그 부담을 온전히 한전이 떠안고 있어 전기 요금 정상화가 필요하다. 하지만 전기 요금만 올리면 국민 부담이 크므로 미국이나 유럽처럼 에너지를 절약하고 효율적으로 사용하도록 피크 기간 등 전력 수급 상황에 따라 인센티브 제도를 활용해야 한다.

최근 한전은 PPA제도를 통해 전용 요금제의 기본요금과 경부하요금을 올리되, 최대 중간부하 요금을 낮추었다. 직접 PPA전용요금제는 재생에너지 발전사업자가 전력시장을 거치지 않고 직접 전기 사용자에게 공급하고 판매하는 제도이다. 이는 에너지 가격 변동성 위험을 피하고 안정적으로 재생에너지를 조달할 수 있다. 또한 전기사용자와 기업이 직접거래를 하기 때문에 한국전력공사의 송전선 연결이 불필요해 거래비용이 절감되며, 이로 인해 직접 거래하는 비용이 한전을 거쳐 신재생에너지를 공급받는 비용보다 저렴할 수 있다[78].

4.2.2. LCOE(균등화 발전원가, Levelized Cost Of Electricity)

유럽 국가의 경우 2011년까지 해상풍력 산업화 촉진 지원정책을 시행했었지만, 사업 규모 증가에 따른 개발 복잡성 증가 및 부족한 공급망 문제로 인해 해상풍력 LCOE는 가격 경쟁력을 갖추진 못했었다. 하지만 이후 유럽 국가들은 시장 확대, 비용 절감과 공급망 육성에 집중적으로 투자하였고 그 결과 제로 보조금 해상풍력단지개발이 가능하게 하였다. 현재 유럽 국가뿐만 아니라 미국, 중국, 대만, 일본 등 세계 국가들이 자국의 해상풍력 발전산업육성을 위한 정책지원과 기술개발, 투자유치에 국가적 역량을 쏟고 있는 상황이다.

따라서 국내 LCOE의 가격 경쟁력 확보를 위해서는 시장규모 확대 및 견고한 공급망 구축 그리고 지속 가능한 지원정책이 필요하다. 그러기 위해서는 정부는 내수시장규모 확대 및 견고한 공급망 구축을 위한 지원 강화에 적극적으로 나서고, 해상풍력발전 사업자는 풍력발전단지 개발을 보조금 지원사업으로만 보는 것보다는 국내 산업육성과 함께 지역주민 상생협력 방안을 마련해야 한다. 내수시장 규모확대의 경우 단독으로는 산업경쟁력 강화에 어려움을 겪을 수 있으니 LCOE의 경쟁력을 확보하는 것에 집중하는 국가의 R&D 로드맵 전략과의 연계 및 전환이 필요하다. 또한 해외와 같이 모든 에너지원별 발전단가를 평가하고 예측하여 목표관리까지의 기능을 하는 국가발전단가 검증위원회를 출범시킬 필요가 있다[63].

4.3. 인허가 절차 개선방안

우리나라와 달리 덴마크, 독일 등의 해상풍력사업에 선두에 있는 국가들은 인허가 절차를 일원화하고 입지 인허가를 사전에 국가가 주도해 어업 및 환경, 풍황 등을 고려한 해상풍력 적정 입지를 지정한 후 사업자를 공모하는 방식을 도입하여 진행되고 있다.

영국은 해상풍력 개발 초기에는 해당 지역 인허가권을 가진 조직에게 관련 인허가를 받아야 했지만, 2008년에 정부 주도로 인허가를 일원화하는 계획 수립법을 도입하였다. 인허가 절차관리는 잉글랜드와 웨일스에서는 계획 수립 감독관이 책임지고 북아일랜드에서는 환경농림부(DAERA) 산하 조직에서, 스코틀랜드는 마린 스코틀랜드가 맡고 있다. 이러한 인허가 의사결정 구조의 도입으로 일관성 있는 기준 적용과 함께 투명한 처리를 할 수 있게 되면서 해상풍력 개발은 속도가 붙기 시작했다[79]. 덴마크의 경우, 덴마크의 해상풍력이 크게 발전할 수 있었던 이유에는 철저한 입지계획이 있다. 1995년 덴마크 에너지청이 설립한 해상풍력 지역계획 위원회는 해양자원에 얽힌 이해관계를 정확히 파악하고, 단지 조성 후의 영향을 평가한 뒤 입지를 선정한다. 이에 따라 국가계획으로 해상풍력발전단지 계획도를 작성하고, 입찰로 사업자를 선정하는 방식으로 진행한다. 공공기관이 먼저 적합한 입지를 선정하니 인허가 소요 기간도 평균 34개월로 유럽 평균 42개월에 비해 빠른 편이다. 덴마크의 인허가 권한은 에너지청이 모두 맡는 일원화 구조이다[80]. 이처럼 영국과 덴마크는 공공이 먼저 나서 입지를 선정하고, 사업자들의 인허가를 위한 사전 절차까지 돕는다. 대부분 책임을 민간에 맡기는 한국과는 대조되는 모습이다. 우리나라에서 나타나는 이러한 문제점을 개선하기 위해서는 영국과 덴마크와 같은 해외의 제도를 벤치마킹할 필요성이 있다. 공공기관에서 입지 선정부터 인허가까지의 모든 절차를 담당하는 원스톱(one-stop) 샵 제도 도입하여 민간 기업의 참여 비중을 줄여 위탁 비용, 인건비 등 중요도가 낮은 비용을 감소시켜 경제성을 확보할 수 있다. 또한 인허가 시 여러 부서를 거치치 않아도 되어 그동안 인허가 취득 절차로 지연되거나 취소되었던 풍력발전사업을 가속화시킬 수 있을 것이다.

입지 적절성 협의 단계에서 국방부의 요구와 발전사업의 현실적 제약 사이에서의 갈등이 초래되고 있는데, 이러한 입지 조성 문제에서 가장 필요한 것은 발전사업자와 관계 부처 간의 협의이다. 2023년 전북도는 서남권 해상풍력단지 개설 과정에서 국방부와의 협의를 위해 전파 영향 평가 연구를 진행하고 있으며, 해상풍력발전기의 규모가 군사 안보에 미치는 영향을 분석하여 전기 차폐와 같은 대응책을 마련하였다. 그뿐만 아니라 국방부와 발전사업자 간의 합의서 체결을 통해 군사 작전성을 최대한 고려한 입지 선정에 노력하고 있다. 이러한 노력이 향후 발전사업의 성공적인 진행의 토대가 될 것을 기대하고 있다. 앞으로 군사 작전성과 풍력에너지의 조화로운 발전을 위해서는 합의와 협력이 무엇보다 중요할 것이다[81].

또한 인허가 과정에서의 발생하는 불법 현상을 막기 위해서는 공유수면 사유화 금지를 위한 장기 임대하는 방식으로 제도를 전환하고 바다에 대해 사적 소유를 금지할 수 있도록 법률을 개정할 필요가 있다[82].

4.4. 공급망 개선방안

4.4.1. 자재

공급망 이슈에서 가장 주목해야 하는 나라는 중국이다. 중국은 정부 차원에서 지원하여 내수시장이 발전함에 따라 현재 풍력산업의 선두를 달리고 있으며, 시장조사업체 블룸버그 NEF에 따르면 2021년 기준 해상터빈 제조 시장에서는 1~4위를 독차지했다. 높은 공급망 점유율에 더불어 원자재 가격 상승으로 큰 변수를 겪은 미국과 유럽의 터빈 제조기업과는 달리 중국의 터빈 가격은 해외 기업보다 무려 40% 저렴하다[83]. 이처럼 단단한 내수 시장으로 경쟁력 있는 비용과 향상된 품질로 인해 중국 회사들은 중국 밖 시장 점유율의 큰 부분을 차지하고 있다.

폴란드의 경우, 2012년 최초의 해상 입지 허가 이후 해상발전단지 건설이 10년 동안 지연되었다. 이러한 문제의 원인인 공급망 문제를 해결하고자 최근 자체 해상풍력 터빈 공급망을 구축하고 있다. 풍력터빈 공장을 설립하여 육상 및 해상풍력 터빈 블레이드와 풍력터빈의 타워를 생산할 예정이다. 우리나라도 현재 해상풍력 발전 사업 장비 국산화를 위해 노력하고 있다. 2021년 9월에는 세계 최대 녹색에너지 투자사인 그린인 베스트먼트그룹(GIG)이 한국풍력산업협회와 여러 중공업 회사와 함께 ‘부유식 해상풍력 발전사업의 공급망 현지와 장비 국산화를 위한 업무협약(MOU)’를 체결했다. 참여한 기관들은 기술 관련 정보를 지속적인 교류를 통해 공유하고 발전시켜 해상풍력 기술 분야의 공동 연구와 개발에도 협력하고 있다[84]. 더욱 견고한 국내 시장을 구축하기 위해서는 정부 주도로 적절한 제도를 도입하는 것이 중요하다. 현행 LCR(Local Content Requirements; 국산 부품 반영 제도)의 개선을 통해 국산 제품의 발전을 유도하는 방법이 있다. LCR 기준 비율을 상향시키거나, LCR 비율 추가 달성에 비례하는 인센티브를 부여하는 등 LCR 정책의 재설계를 통해 해상풍력의 수요를 향상시킬 수 있으며, 이러한 수요로부터 창출된 수익을 핵심 기술의 개발에 투자하는 등 긍정적인 효과를 불러일으킬 수 있다[85]. 이처럼 한국은 국외 기업과의 협력, 국내 시장 확장 등의 여러 가지 방안을 바탕으로 해상풍력발전의 공급망 문제를 어떻게 해결할 것인지 고려해 볼 필요가 있다.

또한 자재의 공급 부족 및 비용 상승문제 해결을 위해 가장 필요한 것은 적절한 투자이다. 개발자들은 공급 자재에 필요한 수요 안정성을 제공하여 공급자들과의 혁신적인 파트너십을 유지할 필요가 있다. 다른 재생에너지 산업의 파트너십 사례를 보자면, 태양광 산업에서 인브에너지(invenergy, 미국의 재생에너지 기업)는 최근 세계 최대 태양광 모듈 생산업체 중 하나인 LONGi와 미국에 새로운 제조 시설을 건설하기 위해 합작회사를 설립했다. 인브에너지는 이 시설에 6억 달러를 투자했다. 또 다른 예로, 스페인 재생에너지 기업 이베르드롤라(Iberdrola)는 제조업체와 독점 계약을 체결하여 미래의 판매 확실성을 제공하고 있다[86].

4.4.2. 전력

해상풍력 공동접속설비 구축을 위한 한국전력의 선(先)투자 제도가 있다. 이는 공동접속설비를 송전사업자인 한전의 비용으로 건설하는 것으로 이때 한전이 부담한 설비 비용은 이용기간 내에 해상풍력 사업자에게 회수한다. 기존의 공동접속설비 비용은 송배전용 규정에 따라 발전사업자가 부담하는 것이 원칙이었지만 사업 특성상 초기투자 부담이 매우 크며 건설 리스크가 발생한다는 문제로 사업추진에 걸림돌이 되어 왔다. 한전의 선투자 제도가 실행되면 송전설비 비용은 한전이 부담하므로 초기 투자 부담이 크게 완화되어 해상풍력 사업 추진에 탄력을 받을 것으로 기대되며, 이로 인해 대규모 발전단지가 활성화되며 민간참여 또한 크게 확대될 것으로 전망된다. 하지만 이러한 국내의 선투자 제도는 경영 악화를 겪고 있는 한전에 부담을 준다는 한계가 있다. 향후 해상풍력 사업이 정상적으로 진행되지 못하거나 사업이 좌초될 경우 한전의 입장에서는 투자했던 비용을 전부 회수하지 못하게 되는 불상사가 발생할 수 있기 때문이다.

해외의 경우, 덴마크에서는 해상풍력 발전소들을 육지와 연결하거나, 덴마크 북부 지역과 NORDEL 지역 국가들과 해상에 위치한 발전소들끼리 상호연계장치를 설치하여 에너지를 교류했다. 그로 인해 전력을 균등하게 분배할 수 있게 전력의 안정성을 높였고, 연결 플랫폼과 케이블을 구축하여 국제적인 해상풍력 전력 네트워크에 참여했다[87]. 또한 유럽연합은 2011년 5월 네덜란드와 유럽을 연결하는 통합 전력 인프라를 구축하여 여유 전력을 다른 국가와 쉽게 공유하고, 에너지 수요자들이 더 큰 가격 협상력을 가질 수 있게 하였다[88].

5. 결론 및 시사점

세계 풍력시장은 최근 해상풍력으로의 전환 과정에 있으며, 매년 10% 전후의 성장율을 보이며 지속적으로 증가하고 있다. 한국은 삼면이 바다이며 해안선이 길어 해상풍력개발에 적합한 환경을 가지고 있으며, 해상풍력을 통해 화석연료의 수입 의존도를 자체 에너지 발전으로 대체할 수 있으며 많은 투자 및 고용 창출 가능성을 기대할 수 있다. 그러나 한국의 전체 에너지 발전량에서 풍력의 비중은 0.54% 수준이며, 그 중 육상풍력 92%, 해상풍력 8%로 풍력발전 강국인 덴마크, 독일, 영국, 스페인에 비해 크게 뒤처져 있는 상황이다. 이러한 국내 해상풍력사업의 더딘 발전 원인으로는 아래와 같다.

① 먼저, 해상풍력 설치 지역 주민의 반대가 있다. 해상풍력 발전 예정지가 주로 어업 활동이 활발한 지역이며, 발전기의 소음과 진동으로 인한 해양생태계 파괴, 송전선로의 전자파 노출이 반대의 원인이다.

② 해상풍력발전의 사업성 또한 논란이 되고 있다. REC의 해상풍력 가중치가 높아 수익성이 떨어지며, 균등화 발전원가가 283원/kWh으로 다른 선도국에 비해 높아 경쟁력이 떨어지고 있다.

③ 인허가 과정이 약 30여 단계의 절차로 6년 이상의 시간이 소요되고 다수의 기관이 관여하는 절차가 복잡하다는 점도 문제이다.

④ 자재와 전력 공급 부족 역시 큰 걸림돌이다. 자재 이송 및 가격 상승의 문제로 인해 예상 비용이 크게 증가하고 있다. 이러한 인플레이션으로 영광해상풍력단지 사업이 초기 계획했던 비용보다 2000억 상승하며 사업주체까지 철회하는 등 난황을 겪고 있다. 또한, 풍력 발전량의 변동성으로 인해 3배 이상 비싸고 긴 송전망을 구축해야 한다.

국내 해상풍력발전은 많은 과제와 어려움들을 안고 있지만 그만큼 큰 가능성과 발전 기회를 지니고 있다. 이는 국가적 안보와 에너지 자립성 강화뿐 아니라 새로운 산업 창출과 지속가능한 발전을 위한 중요한 전략적 선택이 될 것이다. 따라서 해외의 발전 사례를 바탕으로 이러한 문제점을 해결하고자 하였다. 먼저, 해상풍력발전을 위해 주민들과의 긍정적인 소통과 협력이 필수적이다. 사업의 사회적 가치와 경제적 이익을 명확하게 전달하고 공유하는 것이 중요하다. 정부 차원에서는 사업성을 높이기 위한 지원책과 인센티브 제도의 마련이 필요하며 인허가 절차의 간소화 및 투명성 확보 역시 필수적이다. 더불어, 자재와 전력 공급 부족 문제를 극복하고 지속 가능한 발전을 위해 국내 시장 구축과 효율적인 전력의 연계가 요구된다. 이 논문에 다뤘던 문제점 이외에도 아직 해결해야 할 과제는 많지만 최근 국내 해상풍력 활성화를 위한 노력들이 많이 부각되고 있다. 따라서 앞으로도 외국의 사례를 벤치마킹하여 적절한 지원과 제도를 도입함으로써 해상풍력 발전을 촉진한다면, 친환경적이고 에너지 안정성을 갖춘 미래를 기대할 수 있을 것이다. 위와 같이 원유추출기술을 비롯한 기후변화와 환경위기 극복을 위한 인류의 다양한 시도를 통해 인류가 지구에 영속할 수 있는 지속가능한 사회의 기반이 만들어 지기를 기대한다[89-105].

Acknowledgments

본 연구는 대한민국 과학기술정보통신부 재원으로 한국연구재단 중견연구자 지원사업(No. 2021R1A2C1013989) 및 2024년도 교육부의 재원으로 한국연구재단의 지원을 받아 수행된 지자체-대학 협력기반 지역혁신 사업(2021RIS-002)의 지원을 받아 수행되었습니다. 본 논문의 내용은 YouTube를 통해서도 볼 수 있습니다.https://youtu.be/zzbKyWz6d4s?si=npi7uyv_wQ_qqXMJ

Notes

Declaration of Competing Interest

The authors declare that they have no known competing interests or personal relationships that could have appeared to influence the work reported in this paper.

Fig. 1.

Types of offshore wind power generation.

Table 1.

Renewable Energy Certificates(RECs) Weight [35]

Wind power	Installation Type	Detailed criteria	Supply Certificate
	Land		1.2
	Sea		2.5(Default Weight)
		coastal waters	2.0(Default Weight)
		When the water depth and the connection distance increase	+0.4(compound)

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