1/2 일본 에너지 동향 - 해상풍력

일본 해상풍력 입찰시장 2 Round 공모결과

(https://project.nikkeibp.co.jp/energy/atcl/19/feature/00007/00111/?P=2)

早くも体力勝負に突入した洋上風力、ラウンド2公募結果を読み解く｜日経エネルギーNext

 

대학원생's Commentary : 2023년 12월 13일, 자원 에너지청은 2회째가 되는 해상 풍력 공모(이하 라운드 2, R2)의 입찰 결과를 발표했습니다. 4개 지역 중 3개 지역의 낙찰자가 선정되었으며, 특히 9개 사업자 중 6개가 제로 프리미엄인 3엔/kWh 수준으로 투찰한 것으로 분석되어 시장에 큰 충격을 주었습니다. 이는 국가 주도의 입찰시장에서 최소한의 가격을 제시함과 동시에, 초기 시장을 선점하고자 하는 개발사들의 의지가 반영된 것이나, 일본 해상풍력 입찰시장의 설계 오류와 불안정한 일본 해상풍력 생태계를 동시에 시사합니다. 해상풍력 부지를 통한 입찰로 선도적인 사례를 제시한 일본이나, 평가지표의 구성 및 전략적인 투찰로 인해 왜곡된 형태를 보이고 있는 일본은 한국 해상풍력 생태계에도 많은 문제점을 미리 보여주는 사례가 됩니다. 하지만, 일본과 같은 대형 국내 개발사가 없는 실정은, 일본에 비해 더욱 심도있고 복잡한 문제를 야기할 수 있을 것으로 예상됩니다. 

 

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1. 해상풍력 입찰시장의 결과

2 Round의 대상 4지역 중 3개 해역은, “아키타현 오가시·가타카미시·아키타시 오키”(이하 오가시), “아키타현 야미네마치·노시로시 오키”(이하 야미네마치), "니가타현 무라카미시·태내시 앞바다"(이하 무라카미시) 입니다. 모두 모노파일 방식으로, 자원에너지청 조달가격 등 산정위원회가 정한 입찰 시 ‘공급 상한가격’은 19엔/kWh으로 설정되었으며, 이 외 "나가사키현 니시카이시 에지마 앞바다"(이하 니시카이)는 재킷 방식을 채택하여 공급 상한 가격이 29엔/kWh으로 지정되었습니다. 

 

위 4지역 중 컨소시엄 선정이 이루어진 지역은 3개소로, 야미네마치를 제외한 지역에서 선정이 완료되었습니다. (야미네마치의 경우는 항만 이용 등의 사유로 인해 2024년 3월까지 결정이 연기되었음.) 오가시에서는 3개 컨소, 무라카미시에서는 4개 컨소가 입찰에 참가하였으나, 총 7개 컨소시엄 중 6개 컨소시엄이 3엔/kWh이라는 최소 가격을 제출하여 운전 개시 시점에 따라 선정이 이루어지게 되었습니다. 

 

오가시의 경우, [JERA, 이토 타다 상사, J 파워, 토호쿠 전력] 컨소시엄, 무라카미시에서는 [미쓰이 물산, RWE, 오사카 가스] 컨소시엄이 선정되었으며, 니시카이의 경우, 사업실현성에서는 낮은 점수를 기록하였으나, 가격평가로 28점의 차이를 기록한 [스미토모 상사, 도쿄전력 리뉴어블파워] 컨소시엄이 채택되었습니다. 

 

2. 원인 분석

2 Round에서 이러한 결과가 도출된 사유에 있어서는 가격 평가를 둘러싼 FIP 제도가 주요한 영향을 준것으로 분석되고 있습니다. 1 Round의 경우,  가격 평가는 R1은 FIT 제도를 채용하고 있었지만, R2에서 FIP 제도로 변경되어 FIP 가격으로 경쟁하게 되었습니다. FIP란 FIT의 후계 제도로, 판매처에 대한 걱정을 할 필요가 없는 FIT와는 달리, (1) 재생에너지 발전사업자가 스스로 판매처를 찾고, (2) JEPX(일본전력거래소) 스팟시장에 매전할 경우 정부가 정하는 기준가격보다 시장가격이 저렴하면 차액을 프리미엄으로 받을 수 있다는 구조를 지닙니다. 

일본 정부는 당초 FIP 기준가격의 제출을 통한 가격 입찰로 하여금 제로프리미엄 수준을 3엔/kWh으로 함께 정해놓은 상황입니다. 즉, 낙찰가보다 시장가격이 밑돌면 프리미엄을 받을 수 있음에도, 3엔 이하로 응찰한 경우는 프리미엄을 받을 수 없고, 보조 제로의 완전하게 자립한 전원으로서의 운용이 된다는 것을 의미합니다. 3엔/kWh가 최저가로 형성된 이러한 환경에서, 1 Round에 미쓰비시 상사가 최저가로 무조건의 낙찰을 달성한 것은, 대부분의 컨소시엄이 2 Round에서 3엔/kWh을 제시하게끔하는 유인으로 작용하였습니다. 

 

 

3. 향후 전망

그렇다면, 이러한 입찰결과를 통해, 해상풍력 사업자들은 충분한 비용을 회수할 수 있을까요? 1 Round에서 일본 정부가 제시한 상한가격은 29엔/kWh, 2 Round에서는 19엔/kWh 수준입니다. 2 Round의 벤치마크 가격을 기준으로 할 때, 자본비는 35.4만엔/kW 수준이며, 통상 해상풍력 발전기 터빈의 조달비용은 kW 당 20만엔 내외임을 감안하여 BOP를 15.4만엔/kW로 수행하는 시나리오 등이 검토 가능합니다. 하지만, 이러한 것에 대해서는 인플레이션 등으로 인해 보증되는 시나리오라고 간주할 수 없으며, 미국에서는 낙찰 가격과 인플레이션 후의 실제 비용의 괴리가 커져 사업자가 정부에 재검토를 요구하는 움직임이 있기도 하였습니다. 즉, 현재의 제출 가격 수준은, 비용 회수를 위해 턱없이 부족한 수준이라고 할 수 있을 것입니다. 

 

영국의 경우는, 현재의 일본과 같이 굉장히 낮은 수준의 입찰을 추진한 바가 있습니다. 하지만, 영국 4 Round에서의 경향을 5 Round에서도 답습한 결과, 무응찰을 맞이하는 경우도 존재한 바 있습니다. 또한, 이에 대해서는 여론의 비판 수위도 높아, 영국 정부는 6 Round에서 해상풍력 상한가격을 66% 인상한바 있습니다. 현재 일본은 오히려 3 Round에서 더욱 낮은 상한가격을 부여할 방침이며, 영국과 같이 인플레이션에 따라 가격을 재조정하고자 하는 에스컬레이션 조항 또한 고려되고 있지 않은 상황입니다. 

 

너무 낮은 수준의 낙찰가는 해상풍력산업의 발전에 부정적으로 일할 가능성이 높습니다. 1 Round에서 낙찰한 미쓰비시상사나 2 Round에서 낙찰한 JERA, 미쓰이물산 등 기업은 모두 자본력이 큰 기업이며 사업 초창기에 저가격으로 낙찰할 만큼의 체력이 있습니다만, 공급망에서는 그렇지 않습니다. 낙찰 사업자가 손실을 스스로 부담해도 공급망에 적절한 가격으로 주문한다면 문제 없지만, 손실을 공급망에 전가하려고 할 가능성도 높습니다. 해상풍력 사업의 원활한 활성화를 위해서는 이러한 쟁점사항에 대해 종합적으로 검토하고, 보다 지속가능한 생태계 조성을 위해 노력하여야 할 것입니다.