고정식 해상풍력 연계 해양그린수소 생산시스템의 기술경제성 분석 연구

2.1 해양그린수소 생산시스템의 정의

해양그린수소 생산시스템은 해양에서 획득가능한 재생에너지를 활용하여 청정 수소를 생산하는 시스템을 일컫는다. 본 연구에서는 해양그린수소 생산시스템이 크게 네 가지 요소로 구성된다고 가정하였다. 첫 번째는 수전해 장비 가동에 필요한 전력을 공급하는 발전 설비이다. 해양 재생에너지원으로는 해상풍력, 파력, 조력 등이 있으며, 본 연구에서는 기술 성숙도 및 상용화 수준을 고려하여 해상풍력 발전 설비를 적용하였다. 두 번째는 수전해 설비로, 발전 설비로부터 공급된 전력을 이용해 물을 전기분해하여 수소를 생산하는 핵심 장치이다. 본 연구에서는 수전해 본체 외에 전력변환장치 및 담수화 설비를 수전해 설비의 범주에 포함하였다. 세 번째는 발전 설비 및 수전해 설비를 해상에서 지지하는 하부 해양구조물이다. 하부구조물은 고정식과 부유식으로 구분되며, 본 연구에서는 비교적 얕은 수심에서 적용 가능한 고정식 재킷(jacket) 구조물을 가정하였다. 네 번째는 발전설비에서 생산된 전력 및 수전해 설비에서 생산된 수소를 각각 전송하기 위한 전력케이블과 수소 파이프라인이다. 이 외의 저장설비 등은 본 연구의 분석 범위에서 제외하였다.

2.2 해양그린수소 생산시나리오

해양그린수소 생산시스템은 수전해 설비의 배치 방식, 하부구조물 형식, 수소 수송 방법 등에 따라 다양한 시나리오로 구성될 수 있다. 수전해 설비의 배치 측면에서는 개별 풍력터빈마다 소규모 수전해 시스템을 분산 설치하는 방식과 풍력단지 인근에 중앙집중식 수전해 시스템을 별도 설치하여 전력케이블로 전력을 공급받는 방식으로 구분할 수 있다. 하부구조물 형식 측면에서는 일정 수심 이내의 해역에 적합한 고정식 구조물과 심해 적용이 가능한 부유식 구조물이 가능하다. 생산된 수소의 수송 방식으로는 해저 파이프라인을 통해 육상으로 직접 수송하는 방법과 수소 운반선을 활용하여 항만을 경유하는 방법이 대표적으로 고려된다.

본 연구에서 가정한 해양그린수소 생산시나리오를 Fig. 1에 나타내었다. 기존 해상풍력단지 인근 해역에 중앙집중형 고정식 해양그린수소 생산시스템을 별도로 설치하고, 해상풍력단지로부터 전력케이블을 통해 공급받은 전력을 이용하여 해상에서 수소를 생산하는 방식을 가정하였다. 생산된 수소는 해저 파이프라인을 통해 육상으로 수송되며, 육상 수소 저장설비는 분석 범위에 포함하지 않았다.

Fig. 1.

Techno-economic assessment boundary (solid box: included in analysis, dashed box: indirectly included, storage tank: excluded)

경제성 분석 시 해상풍력단지 구축 비용 및 육상 수소 저장설비 비용은 직접 비용 항목에서 제외하였다. 다만, 해상풍력단지로부터 공급받는 전력의 단가는 해당 풍력단지의 균등화발전비용(Levelized Cost of Energy, LCOE)을 계산하여 적용함으로써, 해상풍력단지 구축 비용이 전력 구매비용을 통해 간접적으로 반영되도록 하였다.

3.1 경제성평가 지표

고정식 해양그린수소 생산시스템의 경제성 평가 지표로 균등화 수소비용(LCOH)을 활용하였다. LCOH는 아래 식과 같이 산정된다.

여기서 CAPEX (Capital Expenditure)는 자본 지출 비용, OPEX (Operational Expenditure)는 연간 운용 비용, C_elec은 해상풍력 LCOE를 바탕으로 계산된 연간 전력비용, M_H2는 연간 수소 생산량, N은 운영 연수(year), r은 할인율을 각각 의미한다. OPEX와 C_elec은 운영기간 동안 매년 동일하다고 가정하였다. 설비 운영 연수 25년을 가정하였고, 할인율은 한국개발연구원(KDI)의 공공투자사업 사회적 할인율 권고값인 4.5%를 적용하였다. CAPEX 및 OPEX 비용 산정을 위해서 국내외 문헌 데이터를 활용하였으며, 모든 비용은 물가 변동을 반영하여 2025년 기준 단가로 환산하여 적용하였다. 환율은 2025년 평균 환율인 1,423.32원/USD 및 1,609.81원/EUR를 적용하였다.

3.2 CAPEX 산출 방법

3.2.1 풍력발전기

풍력발전기 비용은 선행연구^6,7)를 바탕으로 로터, 구동계 및 나셀, 타워, 하부구조물, 전력케이블, 기타 비용 등 세부 구성요소별로 구분하여 산정하였다.

로터, 구동계 및 나셀, 타워의 비용은 선행연구⁶⁾를 바탕으로 풍력터빈의 로터 반지름 및 정격용량을 변수로 하는 회귀함수 형태로 추정하였다.

하부구조물은 재킷(jacket) 형식을 가정하였으며, 주요 구조 부재인 main lattice, truss, pile, secondary steel의 중량을 선행연구^7,8)에 따라 각각 산출한 후 부재별로 상이한 단위 중량당 단가를 적용하여 재료비를 산정하였다.

구조물 설치비용은 터빈 상부구조와 하부구조로 구분하여 산정하였으며, 구조물을 설치하는 데 요구되는 기간에 대한 선박 용선료, 항만이용료, 인건비를 고려하여 산정하였다. 터빈 상부구조 설치에는 최대 800톤 리프트 용량의 WTIV (Wind Turbine Installation Vessel)인 현대프런티어호가 사용됨을 가정하였으며, 재킷 하부구조 설치에는 리프트당 3,000톤 용량의 대형 해상크레인선(Heavy Lift Vessel, HLV) 및 바지선이 사용됨을 가정하였다. 각 설치선의 일일 용선료는 WTIV는 300,000 $/day, HLV 및 바지선은 280,000 $/day를 가정하였다. 설치 인건비는 2025년 하반기 기준 건설업 평균 노임단가인 267,306원/day를 적용하고, 100명의 인부를 가정하였다.

전력케이블 비용은 케이블 허용전력용량에 따른 단위길이당 단가를 기준⁷⁾으로 산정하였으며, Fig. 2와 같이 m기의 풍력터빈이 직렬로 연결된 열이 n개 배치된 구조를 가정하여 총 케이블 비용을 계산하였다.

Fig. 2.

Layout of offshore wind turbine array

기타 비용에는 보증보험, 해양화(marinization), 인허가, 침식방지, 개인보호장비 등의 비용이 포함되며, 선행연구⁶⁾를 기준으로 산정하였다.

3.3 OPEX 산출 방법

OPEX는 각 구성요소의 CAPEX에 대한 일정 비율로 산출하였으며, 비율 값은 선행연구⁷⁾를 참조하였다. 구성요소별 OPEX 비율은 Table 1에 정리하였다. PEM 스택의 1회 교체비용은 선행연구¹³⁾를 바탕으로 전해조 장비비의 25%로 적용하였으며, 스택은 누적 운전시간 60,000시간마다 교체하는 것으로 가정하였다. 운영기간 중에 발생하는 스택 교체비용은 등가 연간비용으로 환산하여 OPEX에 반영하였다.

Table 1.

OPEX assumptions

3.4 연간 전력비용 및 수소 생산량 산출 방법

연간 전력비용(C_elec)은 앞선 방법에 따라 연계 해상풍력발전의 CAPEX 및 OPEX 값을 바탕으로 추정한 균등화 발전원가(LCOE)를 바탕으로 계산되었다. LCOE는 아래 식으로 산출되었으며, Annual Energy Production (AEP)는 풍력발전으로 생산된 연간 에너지 생산량을 의미한다.

이를 바탕으로 수소 생산량은 수소 1 kg 생산에 필요한 비전력소비량을 적용하여 아래 식과 같이 산정하였다. 여기서 39.4 kWh/kgH₂는 고위발열량(Higher Heating Value, HHV) 기준 수소의 에너지 함량이며, η_HHV는 고위발열량 기준 전해조 효율을 의미한다. 본 연구에서는 전해조 효율을 70%로 적용하였으며, 이에 대응하는 비전력소비량은 약 56.3 kWh/kgH₂이다.

연간 수소 생산량(M_H2)은 수전해 용량과 운영시간을 고려하여 아래 식으로 산출하였다. P_PEM은 PEM 전해조의 정격 용량(MW), CF_PEM은 수전해 설비의 이용률, 8,760은 연간 총시간(h/year)을 의미한다. 시간 경과에 따른 설비 성능 열화는 별도로 모사하지 않았으며, 이에 따른 효율 저감은 적용된 전해조 효율 70%에 반영된 것으로 가정하였다.

4.1 해석 조건 및 입력 변수

경제성 분석의 대상 해역으로 제주 서쪽 해역을 선정하였다. 제주도는 국내에서 해상풍력 보급이 가장 활발하게 이루어지고 있는 지역 중 하나로, 여러 풍력발전단지가 설치되어 있으며 추가 설치 계획 또한 지속적으로 수립되고 있다. 한편, 제주도는 재생에너지 설비의 급격한 확대로 인해 전력 공급이 수요를 초과하는 상황이 빈번하게 발생하고 있으며, 이를 해소하기 위한 출력제어가 상시화되고 있는 실정이다. 선행연구¹⁴⁾에 따르면 현재의 재생에너지 보급 추세가 지속될 경우 2030년에는 출력제어율이 20% 수준에 달할 것으로 전망된다. 본 연구에서는 출력제어로 인해 계통에 공급되지 못하는 잉여전력을 수전해 시스템의 전력원으로 활용하는 시나리오를 가정하였다.

다만 경제성 분석에서는 해당 전력을 무상 전력으로 간주하지 않고, 해상풍력 발전설비를 포함한 통합시스템의 전체 비용을 회수하는 관점에서 해상풍력 LCOE를 적용하였다. 따라서 본 연구의 기준조건은 출력제어 전력을 수전해 설비 에너지원으로 활용하되, 해당 전력의 발전비용을 전액 반영한 보수적인 비용 가정에 해당한다. 실제 전력 조달비용 또는 기회비용이 이보다 낮은 경우의 영향은 4.3절의 LCOE 민감도 분석을 통해 검토하였다.

이를 바탕으로 정격용량 1 GW의 해상풍력단지를 대상으로 이용률 25%를 적용하였으며, 보수적 추정을 위해 출력제어율 전망치의 절반 수준인 10%를 적용하였다. 이에 따라 연간 출력제어 에너지는 약 219 GWh로 산정되며, 이를 연간 8,760시간으로 나눈 등가 평균전력은 25 MW이다. 본 연구에서는 이를 기준으로 수전해 시스템의 정격용량을 25 MW로 설정하였다. 기준 분석에서는 산정된 연간 출력제어 에너지가 수전해 설비에 모두 공급되는 이상적인 조건을 가정하였으며, 실제 수전해 설비 이용률 변화에 따른 영향은 민감도 분석을 통해 추가로 검토하였다. 경제성 분석에 적용된 주요 변수 및 가정값은 Table 2에 정리하였으며, 시스템 배치도를 Fig. 3에 나타내었다.

Table 2.

Main assumptions for techno-economic analysis of offshore green hydrogen production system

Fig. 3.

Schematic layout of green hydrogen production system

4.2 LCOE 및 LCOH 산정 결과

제주 해역 해상풍력단지의 LCOE는 252원/kWh로 산정되었다. 이는 에너지경제연구원의 분석을 바탕으로 국가에너지통계 종합정보시스템(KESIS)에서 제시하고 있는 2025년 기준 해상풍력 LCOE 범위인 250.9∼285.4원/kWh 이내에 해당하는 값으로, 본 연구의 추정 결과가 타당함을 확인할 수 있다.

산정된 LCOE를 CAPEX 기여분과 OPEX 기여분으로 구분하면 각각 205.5원/kWh 및 46.6원/kWh로, 약 4.4:1의 비율로 나타났다. 해상풍력단지의 CAPEX 및 OPEX 구성요소별 비중은 Fig. 4에 나타내었다. CAPEX 구성요소 중에서 풍력터빈 제작비용과 하부구조물 비용이 지배적인 항목으로, 두 항목의 합이 전체 CAPEX의 약 70%를 차지하는 것으로 나타났다. 설치비용은 전체 CAPEX의 약 10% 수준이었다. OPEX 구성요소 중에서 해상풍력 운영비용이 가장 높은 비중을 차지하였다. 이러한 결과는 풍력터빈 및 하부구조물의 제작단가가 LCOE를 결정하는 주된 비용 요소임을 시사하며, 경제성 개선을 위해서는 해당 항목의 비용 절감이 요구됨을 의미한다.

Fig. 4.

Breakdown of CAPEX and OPEX components for offshore wind farm LCOE estimation

산정된 LCOE를 전력 구매단가로 적용하여 추정한 해양그린수소 생산시스템의 LCOH는 약 17,723원/kgH₂로 산정되었다. 이 값은 에너지경제연구원의 선행연구¹⁵⁾에서 제시한 26,400원/kgH₂ 대비 상대적으로 낮은 수준이나, 산업통상자원부의 ｢제1차 수소경제 이행 기본계획｣에서 제시한 2030년 국내 그린수소 생산단가 목표치인 3,500원/kgH₂와 비교하면 약 5.1배 높은 수준으로, 경제성 확보를 위한 추가적인 기술 개발 및 정책적 지원이 필요하다.

LCOH의 CAPEX 및 OPEX 구성요소별 비중은 Fig. 5에 나타내었다. 산정된 LCOH를 CAPEX, OPEX 및 전력비용 기여분으로 구분하면 각각 1,911.5원/kgH₂, 1,622.2원/kgH₂ 및 14,189.4원/kgH₂로, 전력비용이 전체 LCOH의 약 80%를 차지하는 지배적인 비용 항목으로 나타났다. 이는 재생에너지 연계 그린수소 생산시스템에서 LCOE의 저감이 LCOH 절감을 위한 가장 핵심적인 요인임을 의미한다. CAPEX 및 OPEX 내에서는 전해조 장비비, 전력변환장치 비용 및 담수설비 비용을 포함한 수전해 설비 관련 비용이 80% 이상을 차지하여, 수전해 설비의 제작단가 인하 또한 경제성 개선을 위한 중요한 과제로 확인되었다. 결과적으로 해양그린수소의 경제성 확보를 위해서는 재생에너지 발전 단가 절감과 수전해 설비의 기술 성숙도 향상이 병행되어야 한다.

Fig. 5.

Breakdown of CAPEX and OPEX components for offshore green hydrogen production system LCOH estimation

4.3 주요 변수별 민감도 분석

본 절에서는 산정된 LCOH에서 지배적인 비중을 차지하는 LCOE 및 수전해 설비 비용, 수소 생산량에 직접적인 영향을 미치는 수전해 설비 이용률, 전해조 효율 및 설비 용량을 주요 변수로 선정하여 민감도 분석을 수행하였다. 각 변수는 나머지 변수를 고정한 상태에서 독립적으로 변화시키는 방식으로 분석하였다.

4.3.1 LCOE

LCOE를 현재값 대비 10% 간격으로 단계적으로 감소시키며 LCOH의 변화를 산정하였으며, 그 결과를 Fig. 6에 나타내었다. LCOH 산정식에서 전력비용이 선형적으로 반영되기에 LCOE 감소에 따라 LCOH 또한 선형적으로 감소하는 경향을 보였다. 전력비용이 0인 이상적 가정 하에서 LCOH는 3,534원/kgH₂까지 감소하였으며, 이는 수전해 설비 CAPEX 및 OPEX만으로 구성된 최솟값에 해당하며, 단순 LCOE 감소만으로는 2030년 국내 그린수소 생산단가 목표치인 3,500원/kgH₂ 달성이 불가능한 것으로 나타났다. 곧, 수전해 설비 비용 절감, 설비 효율 향상 등 복수 변수의 복합적인 개선이 요구됨을 뜻한다.

Fig. 6.

Effect of LCOE and water electrolysis system cost on LCOH of offshore green hydrogen production system

4.3.3 전해조 효율

전해조 효율을 현재값(70%) 대비 5% 간격으로 단계적으로 증가시키며 LCOH 변화를 산정하였으며, 그 결과를 Fig. 7에 나타내었다. 효율이 이상적인 100%에 도달하는 경우에 LCOH는 12,406원/kgH₂ 수준까지 감소하였다. 이는 효율 향상에 따라 동일한 전력 투입량 대비 수소 생산량이 증가하고, 단위 생산당 전력비용이 감소하기 때문이다. 하지만 2030년 목표단가 달성이 어려웠으며, 다른 변수와 복합적인 개선이 요구된다.

Fig. 7.

Effect of electrolyzer efficiency on LCOH of offshore green hydrogen production system

4.3.4 수전해 설비 이용률

실제 출력제어 전력은 시간에 따라 간헐적으로 발생하므로, 수전해 설비 이용률 변화가 LCOH에 미치는 영향을 검토하였다. 수전해 설비 이용률은 기준조건인 100%에서 10% 간격으로 감소시켜가며 LCOH를 산정하였으며, 그 결과를 Fig. 8에 나타내었다. 본 민감도 분석에서는 이용률의 독립적인 영향을 검토하기 위해 스택 교체비를 포함한 연간 OPEX를 기준조건과 동일하게 유지하였다. 따라서 낮은 이용률 조건의 LCOH는 다소 보수적으로 산정될 수 있다.

Fig. 8.

Effect of water electrolysis system capacity factor on LCOH of offshore green hydrogen production system

분석 결과, 수전해 설비 이용률이 50%로 감소하는 경우 LCOH는 21,257원/kgH₂로 약 19.9% 증가하였다. 또한 이용률이 낮아질수록 LCOH가 급격히 증가하는 경향을 보였으며, 이는 연간 수소 생산량이 감소함에 따라 설비의 CAPEX 및 OPEX 부담이 단위 수소 생산량당 증가하기 때문이다.

4.3.5 수전해 설비 용량

수전해 설비 용량을 25 MW(기준값)에서 50, 100, 250, 500, 1,000 MW로 단계적으로 증가시키며 LCOH 변화를 산정하였으며, 그 결과를 Fig. 9에 나타내었다. 기준 해상풍력단지의 공급 가능 전력을 초과하는 수전해 설비 용량에 대해서는 전해조 용량에 맞추어 해상풍력 발전설비가 추가로 확충되는 시나리오를 가정하였다. 본 분석은 수전해 설비 규모 확대에 따른 경제성 변화를 검토하기 위한 독립적 민감도 분석으로, 해상풍력단지의 확대에 따른 규모의 경제 및 LCOE 변화는 반영하지 않고 기존 LCOE 값을 동일하게 적용하였다.

Fig. 9.

Effect of water electrolysis system capacity on LCOH of offshore green hydrogen production system

대량 생산 및 공급망 효율화에 따른 수전해 설비의 단가 절감효과를 반영하지 않은 경우와 반영한 경우를 구분하여 분석을 수행하였다. 단가 절감 효과를 반영하지 않은 경우는 수소 생산량 증가에 따른 고정비 분산효과만을 의미하며, 반영한 경우에는 스케일링 법칙을 적용하여 설비 용량 증가에 따른 단위 비용 감소를 고려하였다. 여기서 C_ref는 수전해 설비의 기준 용량(P_ref)에서의 총비용이며, C는 수전해 설비의 대상용량 P에서의 총비용을 의미한다. 스케일링 계수 b는 0.80을 사용하였다.

$\[ C=C_{ref}\times {\left(\frac{P}{P_{ref}}\right)}^b \]$

분석 결과, 수전해 설비 용량이 25 MW에서 1,000 MW까지 증가한 경우 LCOH는 단가 절감효과를 반영하지 않은 경우 17,057원/kgH₂, 반영한 경우 15,997원/kgH₂로 산정되어, 기준값 대비 각각 약 3.8% 및 9.7% 감소하는 것으로 나타났다. 이는 다른 분석 변수들에 대비해 미치는 영향이 상대적으로 미미한 것을 뜻한다.

4.4 경제성 확보 방안 고찰

앞서 수행한 단일 변수 민감도 분석 결과, 어느 단일 변수만으로 2030년 목표단가 달성이 어려운 것으로 나타났다. 이에 주요 변수들을 복합적으로 고려한 다변수 시나리오 분석을 수행하였으며, 설정된 시나리오를 Table 3에 정리하였다.

Table 3.

Input parameters for multi-variable scenario analysis

보수적 시나리오는 현재 대비 유의미한 개선이 이루어지지 않은 경우로서, 본 연구의 기준 경제성 분석에 적용한 현재 추산값을 사용하였다. 기준 시나리오는 현재 기술 개발 추세에 따른 예상 개선이 실현된 경우를 의미한다. 기준 시나리오의 각 변수는 다음과 같이 설정하였다. LCOE는 에너지경제연구원 KESIS에서 제시한 2030년 해상풍력 LCOE 전망치인 204.7원/kWh를 적용하였으며, 수전해 설비 비용은 선행연구⁷⁾의 수식에 따른 2030년 예상 절감률인 15%를 반영하였다. 전해조 효율은 미국 에너지부(Department of Energy, DOE)의 단기 비전력소비량 목표에 근접한 약 75%로 설정하였으며, 수전해 설비 용량은 현재와 동일한 25 MW로 가정하였다.

낙관적 시나리오는 기술 및 비용 개선이 기준 전망을 상회하는 경우를 의미한다. LCOE는 국제 해상풍력 발전비용 수준과 전망을 고려하여 100.0원/kWh로 설정하였으며, 수전해 설비 비용에는 IRENA에서 제시한 단기 비용저감 가능 범위를 참고하여 40%의 절감률을 적용하였다. 전해조 효율은 DOE의 단기 및 궁극 비전력소비량 목표 사이의 개선조건인 80%로 설정하였으며, 수전해 설비 용량은 대형 상용화 조건을 가정하여 100 MW로 선정하였다.

목표 달성 시나리오는 미래의 기술 수준을 직접적으로 전망하기 위한 것이 아니라, 2030년 국내 그린수소 목표단가 달성에 필요한 변수 조합을 탐색하기 위해 설정하였다. 수전해 설비 비용은 IRENA에서 제시한 장기 비용 저감 가능범위를 고려하여 70% 감소하는 것으로 가정하였으며, 전해조 효율은 DOE의 궁극 비전력소비량 목표에 근접한 약 85%를 적용하였다. 수전해 설비 용량은 장기적인 GW급 설비 확대를 고려하여 1,000 MW로 설정하였다. LCOE는 이러한 기술 및 규모 조건에서 목표 LCOH를 달성하기 위해 요구되는 수준을 역산하여 적용하였다. 각 시나리오에서 수전해 설비 용량 증가에 따른 단가 절감 효과는 수전해 설비의 단가 절감률에 이미 포함된 것으로 가정하였으며, 수전해 설비 이용률 100%를 공통적으로 적용하였다.

시나리오별 LCOH 산정 결과를 Fig. 10에 나타내었다. 보수적 시나리오에서는 현재 대비 개선이 크게 이루어지지 않은 경우이기에 LCOH가 17,723원/kgH₂로 산정되었다. 기준 시나리오에서는 현재 대비 23.5% 감소한 13,567원/kgH₂ 수준으로 산정되었으며, 낙관적 시나리오에서도 현재 대비 65.2% 감소한 6,176원/kgH₂ 수준으로 목표 단가인 3,500원/kgH₂ 대비 약 1.8배 높은 값으로 나타났다. 목표 달성 시나리오에서는 3,446원/kgH₂으로 2030년 국내 그린수소 생산단가 목표치인 3,500원/kgH₂에 도달하는 것이 확인되었다. 다만 목표 달성 시나리오는 LCOE 65원/kWh, 수전해 설비 비용 70% 절감, 전해조 효율 85%, 설비 용량 1,000 MW가 동시에 실현되어야 하는 조건으로, 2030년까지 목표 달성을 위해서는 기술 개발 가속화 및 제도적 기반이 마련되어야 함을 시사한다. 또한 실제 이용률이 100%보다 낮은 경우에는 목표 단가 달성을 위해 추가적인 비용 및 성능 개선이 요구될 수 있다.

Fig. 10.

LCOH comparison across economic feasibility scenarios for offshore green hydrogen production system

이러한 결과는 수전해 시스템의 기술적 개선만으로는 목표단가 달성이 어려우며, 전력비용의 유의미한 절감이 병행되어야 함을 뜻한다. 따라서 해양그린수소의 경제성 확보를 위해서는 기술적 개선과 함께 해상 수전해 시스템에 공급되는 전력비용 절감을 위한 정책적 지원이 병행되어야 함을 시사한다.