국내 풍력 발전의 경제성 분석
A Study on the Domestic Wind Power Generation and Its Economic Feasibility
초록/요약
본 논문에서는 영덕, 제주 행원 및 한경, 태백의 국내 4개 풍력단지에 대하여 에너지 기술 연구원의 풍속 자료를 이용하여 연간 풍력 발전량 및 설비이용률을 계산하고, EWEA(2003)의 투자비 및 유지보수비 자료를 토대로 내부수익률 등의 현금흐름 및 주어진 할인율에서 순현재가치를 0로 만드는 전력판매가격 등을 분석해 보았다. 아울러 1년간의 풍속 자료를 무작위 추출하는 bootstrap 방법을 적용하여 90%의 신뢰구간을 만족하는 풍력발전량이 어느 정도인지, 또 풍속분포가 Weibull 분포함수를 따른다고 할 때 연평균풍속이 어느 정도 이상이어야 수익성이 있는지도 분석해 보았다. 4개 풍력단지의 평균풍속은 5.25～8.19m/s로 분석되었고, 종합손실률을 19.56% (RETScreen에서 제공한 범위의 중간 값)로 적용하면 풍력터빈의 설비이용률은 19.72～34.62%로 계산되었다. 4개 분석대상 단지 중 풍속이 가장 좋은 태백(850kW급)의 경우 bootstrap방법에 의한 90% 신뢰구간을 만족하는 발전량은 연간 대당 2423～2732MWh로 분석되었고, 이때의 설비이용률은 32.5～36.7%로 나타났다. 4개소 중 풍속이 가장 좋지 않은 것으로 분석된 제주 한경(1500kW급)의 경우 bootstrap방법에 의한 90% 신뢰구간을 만족하는 발전량은 연간 2560～2977MWh로 분석되었고, 이때의 설비이용률은 19.5～22.7%로 나타났다. 한편 종합 손실률을 미국 DOE의 예상을 적용하여 13%로 한 경우에는 설비이용률이 태백의 경우 37.5%, 한경의 경우 22.7%로 다소 나아졌다. 제주한경의 2004년도 설비이용률이 전력거래소 통계자료에 의하면 23.9%이므로, 평균풍속의 변화를 감안하면(4.4.3절 참조) 본 논문에서 종합손실률을 13%로 가정한 경우와 근접한 것이라고 할 수 있겠다. 종합 손실률을 19.56% 및 13%를 적용한 경우, 내부수익률은 각각 영덕은 7.18% 및 8.22%, 행원은 9.83% 및 11.0%, 한경은 8.04% 및 9.12%, 태백은 15.93% 및 17.44%로 분석되어 현 우선구매제도가 계속 유지된다면 이 4개 풍력단지는 다소 경제성이 있을 것으로 예상된다. 이 분석결과는 초기투자비에 대해 부채가 없다고 가정하였으나, 신재생에너지 보급을 위한 정부의 자금지원(5년 거치. 10년 분할상환. 이자율 2%)을 고려한다면 수익률 등은 더 향상될 것이다. 연평균풍속이 얼마나 되어야 적정 이윤을 확보할 수 있는지도 분석하였다. 손실률을 19.56%로 적용할 경우 1650kW 풍력터빈의 경우 연평균풍속이 5.8m/s이상 되면 7.89% 이상의 수익률을 얻을 수 있을 것으로 나타났고, 이는 온실가스 배출권을 고려하지 않은 것이므로 배출권이 인정되어 수익으로 환원되면 수익률은 향상될 것이다.
more초록/요약
This study analyzes, based upon the investment and maintenance costs from EWEA(2003), the economic feasibility of 4 domestic windfarms such as Youngduk windfarm using wind speed data observed and distributed by KIER(Korea Institute of Energy Research). Annual energy reflecting local atmospheric pressure, temperature, and some losses like array losses, etc is calculated so as to analyse the economic feasibility of those windfarms. The main results include the coefficients of Weibull distribution function, capacity factor, net present value, IRR and the price of electricity produced by windfarms that makes NPV 0 at a given discount rate. Annual energy which meets confidence interval of 90% was calculated using bootstrap method. The capacity factors of those windfarms are analysed to be 19.72～34.62% with total losses of 19.56% while average wind speeds of those are calculated to be 5.25～8.19 m/s. This study assumes the total losses to be 19.56%(mean value of RETScreen) and 13%(anticipated to be 2005 by DOE). The capacity factor of Taebaek windfarm which has wind turbine of 850kW and the best wind speed among 4 windfarms is estimated to be 32.5～36.7% under total losses of 19.56% by means of bootstrap method. On the other hand, that of Hankyeong windfarm which has wind turbine of 1500kW and the worst wind speed among 4 windfarms is analysed to be 19.5～22.7%. IRRs of 4 windfarms are estimated to be as follows under total losses of 19.56% and 13% respectively. 7.18% and 8.22% for Youngdeok, 9.83% and 11.0% for Hangwon, 8.04% and 9.12% for Hankyeong, 15.93% and 17.44% for Taebaek. It seems that some domestic windfarms has some economic feasibility according to these results. In addition, it was analysed how much average wind speed to be for a windfarm to have economic feasibility under a given discount rate. A windfarm with 1650kW turbine is analysed to have IRR of more than 7.89% if annual wind speed would be more than 5.8m/s under total losses of 19.56% and shape factor of 2.0.
more목차
1. 서론 = 1
1.1. 연구배경 및 목적 = 1
1.2. 연구 내용 및 방법 = 3
2. 풍력발전의 개요 = 2
2.1. 풍력발전 원리 = 2
2.2. 풍력발전 보급 현황 = 4
3. 분석모형과 자료 = 10
3.1. 분석모형 = 10
3.2. 분석을 위한 자료 = 16
4. 풍력발전사업의 경제성 분석 결과 = 21
4.1. Wind Shear Exponent = 21
4.2. Weibull 분포함수에서의 shape factor = 22
4.3. Bootstrap 방법에 따른 풍력발전 경제성 검토 = 28
4.4. 온실가스 저감량 검토 = 31
4.5. 풍력발전단지별 경제성 분석 = 34
4.5.1. 영덕 풍력단지 = 34
4.5.2. 제주 행원 풍력단지 = 39
4.5.3. 제주 한경 풍력단지 = 42
4.5.4. 태백 풍력단지 = 45
4.5.5. 풍속 및 shape factor에 대한 민감도 분석 = 49
5. 결론 = 52
