KWI Insight · Capacity factor
Korean offshore wind sites: where do differences in capacity factor come from?
Net capacity factors (P50) across 78 Korean offshore wind projects range from 26.4% to 39.8%. Gross capacity factor follows wind speed and differs by sea area. Wake loss, the largest loss, varies from project to project with almost no link to sea area. Projects with a similar gross capacity factor can therefore end up as much as 8.0 points apart on net capacity factor.
1. Overview
This report compares the capacity factors of the 78 fixed-bottom projects in the September 2026 national snapshot of Engine ARA. The median gross capacity factor, before any losses, is 44.5%. After wake and all other losses, the median net capacity factor (P50) is 33.6%; half of the projects fall between 31.3% and 35.3%, and the full range runs from 26.4% to 39.8%. Losses between gross and net have a median of 25.4% (17.0% to 36.5%), and the largest single item is wake loss, with a median of 11.3%.
Capacity factor starts from the hub-height mean wind speed covered in the first insight. Engine ARA optimises a turbine layout for each project and applies a wake model to calculate wake between turbines within the project. The model also calculates wake from neighbouring projects that are operating, under construction or have won an auction, and from projects being developed alongside it by the same developer. It then applies availability, electrical, turbine performance, environmental and curtailment losses to obtain the net capacity factor. Net capacity factors in this report are P50 values.
First insight: hub-height mean wind speed →
Project Data HubEngine ARAIndependent. Comparable. Neighbouring wake included.One calculation chain takes each project from wind and site to an optimised turbine layout, energy yield net of wake and generation cost, under the same rules for every project.Engine ARA reports are not investment advice.
KWI 인사이트 · 이용률
국내 해상풍력 사업지,
이용률 차이는 어디서 나오는가?
국내 해상풍력 78개 사업의 순 이용률(P50)은 26.4~39.8%다. 손실 전 총이론 이용률은 풍속을 따라 해역별로 갈리지만, 손실 가운데 가장 큰 후류는 해역과 거의 무관하게 사업마다 달라, 총이론 이용률이 비슷한 사업끼리도 순 이용률은 8.0%p까지 벌어진다.
1. 개요
엔진아라 2026년 9월 전국 스냅숏의 78개 고정식 사업을 대상으로 이용률을 비교하였다. 손실을 빼기 전 총이론 이용률의 중앙값은 44.5%다. 후류와 그 밖의 손실을 모두 뺀 순 이용률(P50)의 중앙값은 33.6%이며, 사업의 절반이 31.3~35.3%에 있고 전체 범위는 26.4~39.8%다. 총이론 이용률에서 순 이용률까지의 손실은 중앙값 25.4%(17.0~36.5%)이며, 그 가운데 가장 큰 항목은 후류 손실로 중앙값이 11.3%다.
이용률은 1편에서 다룬 허브 높이 평균풍속에서 출발한다. 엔진아라는 사업마다 터빈 배치를 최적화한 뒤 후류 모형으로 단지 안 터빈 사이의 후류와, 운영·건설 중이거나 낙찰된 이웃 단지, 그리고 같은 개발사가 함께 개발하는 사업에서 오는 후류를 계산한다. 여기에 가용률, 전기, 터빈 성능, 환경, 출력제한 손실을 곱해 순 이용률을 구한다. 이 보고서의 순 이용률은 모두 P50 값이다.
Project Data Hub엔진아라독립 분석. 같은 기준 비교. 이웃 단지 후류 반영.하나의 계산 체계로 모든 사업을 같은 규칙에 따라 분석합니다. 바람과 입지에서 출발해 최적 터빈 배치, 후류를 뺀 발전량, 발전 원가까지 계산합니다.엔진아라 보고서는 투자 자문이 아닙니다.
