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전력산업의 변화와 미래
2014. 9
전력거래소김영환
1. 에너지분야 주요이슈 및 정책변화
2. 전력산업의 현재와 미래
3. 제주 전력산업 현황
4. 풍력발전의 전력계통 연계
5. 에너지저장장치의 활용
목 차
에너지분야 주요이슈 및 정책변화1
4
제2차 에너지기본계획 시사점
■ 2035 원전비중 20%대로 축소v 경제성 사회적 수용성 등을 감안v 찬반 양측 7~35% 입장차 -> 22~29% 로 조정
■ 송전선로 건설 최소화v 안정성 및 사회적 갈등완화를 위해 불가피한 경우만 건설v 발전-송전건설 패키지화, 발전사업자에 송전 가이드라인 제시v 발전소 송전요금 차등화, 중장기 지역별 전기요금 차등화
■ 분산형 전원 확대( 현재 5% -> ’35년 15%)v 집단에너지 사업자 수익성과 형평성 우선고려, 사업다각화v 신재생+ESS 유도 및 보급사업 소비자중심 질적 개선
■ 수요관리 중심의 정책전환(’35년 수요 15% 감축)
v 저가격 정책탈피 합리적인 소비유도, 누진제 단순화, 선택요금제
v 발전용 유연탄 과세, LNG와 등유의 세금은 경감 등으로 상대가격 조정
으로 에너지소비 전기집중화 억제
v 총에너지의 전기에너지 비중(현 19% -> 28.1%)
5
원전 비중의 변화 전망
■ 석유파동과 함께 원전 대폭 확대v 원전 설비점유율 40%, 발전량 점유 50% 로 낮은 전기요금 실현
v 전력수요 급성장과 함께 40/50 -> 30/40 으로 점유비 감소
v MB정부 원전 건설비중 60%로 계획(5차 전력수급기본계획)
■ (산업부)낮아진 원전비중에도 현 원전공급기조 불가피v 현 20기 원전운영, 2035년 15% 수요감축에도 41기 필요, 향후 18~23기
추가건설 필요(앞으로도 현재 운영중인 용량만큼 건설해야)
v 원전의 현비중 26%, 전기요금 인상요인 등 공급기조 유지불가피
■ 원전공급기조 불가피성과 국민수용성 저하 정도에 따라v 후꾸시마 원전사고 여파로 최소한의 원전비중 (겨우) 유지
v 소형원자로(SMART) 안정성 및 경제성 확보 기술이 관건
6
기저발전원의 확보와 발전시장가격
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전력설비 적기건설 심화 및 전력요금 현실화
■ 민간발전소 건설지연 또는 중지시 제제 없어v 계속되는 전력난으로 발전사업 안정적 고수익 보장 등으로 6차계획
민간 8개사 1176만kW(’25년 25% 시장점유)
v 기형적 발전시장구조로 민간발전사업 수천억대 영업권 보장인식, 민자발전소 건설 지연 또는 중지시 제제조치 한계, 전력수급난 지속 가능성 높음
v 송전선로 경과지역 주민 반대 심화, 송전투자비 증가 및 건설 지연
■ 에너지가격 체계 정상화v 환경오염 배출하는 유연탄 발전원에 별도의 세금부과, LNG와 등유
는 과세 완화, 원전 사후관리 및 폐기비용 반영
v 전원믹스에서 원전과 유연탄 건설은 제약, LNG복합 증설은 유리
v 송전거리에 비례한 지역별 전기요금 차등화(서울, 제주 가격상승)
v 누진제 완화, 전압별 요금제, 선택형 요금제 등 전기요금 현실화
8
(일본) 에너지기본계획 3차개정안
■ (추진경과) ’03년 에너지기본계획 최초수립, ’07년, ’10년 개정
v ’12년 민주당 정권에서 탈원전 방향으로 개정안이 마련되었으나 자민당으로 정권이 교체되어 내용이 전면 재검토
■ 에너지믹스(전원믹스)는 원전 재가동여부, 신재생에너지 고정매수가격제도 도입결과, 지구온난화에 대한 국제논의상황등을 고려 추후 결정
Energy Security, Economic Efficiency, Environment + Safety
■ 1차 에너지원별 정책방향
v (재생에너지) ’13년부터 3년간 고정가격매수제도를 통해 도입을 확대하되, 향후 경제성과 균형을 이룬 개발을 추진
v (원자력) 안정성 확보를 대전제로 에너지수급구조의 안정성에 기여할중요한 기저전원으로서 재가동을 추진하되, 재생에너지 도입 및 화력발전 고효율화 등에 따라 원전의존도를 저감
v (석 탄) 지정학적 리스크가 낮고 저렴하다는 점에서 중요 기저전원으로 재평가되며, 최신 기술의 도입 및 고효율화를 추진
v (천연가스) 국제적으로 높은 가격으로 LNG를 도입하고 있어 과도한의존을 피하고, 열병합 등 전원 분산화 및 수소원으로 활용
v (석 유) 피크전원 및 조정전원으로서의 일정한 역할이 요구되며, 재해시 최후의 보루가 되므로 견고한 공급망을 확충 필요
(일본) 에너지기본계획 에너지원별 정책방향
■ 2차 에너지원별 정책방향
v (전기) 특정 전원에 대한 의존도가 과도하지 않도록 하되, 저렴하고안정적인 기저전원을 국제적으로 손색없는 수준으로 확충하고 적정수준의 예비력 및 조정력을 유지
- 대규모 재해를 상정한 전력공급의 견고성 관점에서 천연가스 인프라정비와 연계한 지역 전원의 분산화도 추진
- 전원과 계통을 전국적으로 광역화 · 효율화하는 체제의 확보
v (열) 설비도입비의 과다, 불충분한 열수요, 수요와 공급의 불일치 등열병합 보급의 장애요인을 고려 지역 특성을 살린 이용대책을 추진
v (수소) 기술혁신을 감안, 수소를 에너지로 이용하는 “수소사회”에 대한 포괄적인 검토가 필요한 시점으로서, 수소의 제조부터 저장 · 수송, 이용에 이르는 공급망 전체를 아우르는 전략을 마련
(일본) 에너지기본계획 에너지원별 정책방향
■ 유연하고 스마트한 소비활동 실현
v (효율향상) ’30년까지 고효율조명기기 100% 보급, ’30년까지 신축 주택의 제로에너지하우스 실현, ’30년까지 차세대자동차 판매점유율70%달성, BEMS 도입 촉진
v (수요 반응) ’20년대 초반까지 스마트미터 보급 완료, 수요관리사업자(Aggregator) 육성
■ 재생에너지 도입의 가속화
v (풍력) 입지에 대한 규제완화, 광역계통운영기관의 설립을 통한 전국단위의 주파수 변동 제어, ’20년까지 대형 축전지의 비용을 절반 수준으로 저감, ’18년까지 부유식 해상풍력 상업화
v (재생에너지 분산형 시스템) 태양광, 소수력, 소규모 지열발전, 목질바이오매스 등 소규모 재생에너지를 조합한 분산형 에너지 시스템을구축하고, 역조류 계통운영에 대한 기술혁신 시행
v (고정가격매입제도) 재생에너지 증가에 따른 비용부담 증가를 감안, 비용저감실적을 바탕으로 조달가격을 주기적으로 재검토
(일본) 에너지기본계획 에너지수요시책
(일본) 에너지수급상 주요 시책
■ 화석연료의 효율적 · 안정적인 이용을 위한 환경 정비v (고효율 석탄발전) 환경영향평가 소요기간 단축, 차세대 고효율 석탄
발전 개발 · 실용화, ’20년까지 CCS 실용화, CCS Ready 조기 도입 검토, 고효율 석탄발전기술의 해외 수출
v (석유산업 사업기반 재구축) 국내 석유수요 감소 및 북미의 셰일 혁명에 따른 사업기반 약화→자원개발 · 발전 · 가스 · 수소를 아우르는 종합 에너지산업으로 전환 및 해외 석유콤비나트 사업 진출
■ 안정공급 및 지구온난화를 감안한 2차에너지 공급구조v (열병합 및 축전지 도입) 열병합 도입 지원책 및 전기 열 거래 원활화,
축전지의 저비용 · 고성능화를 통해 ’20년까지 세계 축전지시장(20조엔)의 50%를 일본이 점유
v (차세대 자동차 보급) 전기차의 충전기 보급확대 및 소매자유화를 통한 효과적인 비즈니스 모델의 창출, 연료전지 자동차를 위한 수소 충전소 정비 →’30년까지 신차판매량의 70%를 차세대 자동차로 점유
v (수소 사회의 실현) 가정용 연료전지 확대(현 6만대 →’20년 140만대, ’30년 530만대), ’15년까지 연료전지 자동차 상용화를 위해 4대도시권에 100군데의 수소충전소 설치, ’14년 봄까지 수소사회 로드맵마련
전력산업의 변화와 미래2
14
전력산업의 환경변화
소비자가 참여하는 전력시장을 통해서 달성 가능
환경변화
공급자 위주
과거(’90 이전)
안정적 공급
보편적 서비스
효율적 공급+CO2절감
소비자 선택적 서비스
電化 사업
망 독점
에너지 고갈
화석연료 중심
기후 문제
IT 기술발전소비자 위주
소비자 참여(전력시장)
망 개방(개방 시스템)
저탄소연료 (RPS, ETS)
최근(’90-’10년)
저 탄소에너지시스템
구축
모든 에너지를전기 중심으로
사용
향후
Smart Grid(SG)
신재생확대(RPS)
탄소배출권거래(ETS)
전력거래(전력시장)
(과거) 공급자 중심 시대 è (현재) 소비자 참여 시대 è (미래) 전기 중심 에너지 시대
시대가 변하더라도, 전력의 “공급안정 기능”은 가장 중요
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■ 최근 글로벌 이슈
전력산업의 미래
모든 에너지의전기에너지 중심 사용
(Electrification)
v 에너지 고갈 문제 → (가격폭등) → 소비절약, 효율향상, 대체기술v 기후변화 문제 → (탄소감축) → 원전확대, 신재생확대(RPS), 배출권거래(ETS) v 소비자 참여 욕구 → (소비자선택권) → 전력자유화v 전력분야의 BM 창출 → (결합상품) → 전력자유화, Smart Grid
■ 새로운 도전
v 에너지 부족, 탄소 감축, 소비자 참여의 문제 해결을 위한 미래에너지 솔류션 제시è 새로운 미래 에너지 시대 창출
■ 새로운 비전
u 에너지 부족 시대u 탄소 감축의 시대u 소비자 참여 시대
원전/신재생/신기술소비절약, 효율향상자원개발, 시장체제
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전력산업의 새로운 비전
■ 비전v 에너지 부족의 시대와 기후변화의 시대를 저탄소 녹색성장 정책과 소비자 참
여를 통해 극복
v 이에 대한 대안을 전기에너지를 중심으로 마련
■ 목표v 모든 에너지를 미래에너지/중앙집중적 에너지이면서 다양한 대체 발전원을
가지고 있는 ‘전기에너지’로 대 융합을 이루어내어 미래 에너지시대 개막
■ 전략v ‘전기에너지화’를 위한 ‘미래 국가에너지 플랫폼’을 구축v 플랫폼은 1)에너지부족, 2)탄소감축, 3)소비자참여 시대에 효과적 대응 가능할 것
☞ 이를 위한 ‘미래 국가에너지 플랫폼’이 바로 ‘Smart Grid’
ü 전기에너지는 미래에너지로서, 소비자 선호도가 가장 우수
ü 전기에너지는 중앙집중적 에너지로서, 탄소저감 등 통제가 가능
ü 전기에너지는 원자력, 석탄, 석유, 가스, 태양광, 풍력 등 다양한 대체 발전원이 존재하여 에너지부족시 유일한 대체 가능 수단이며, 모든 분야(수송, 산업, 냉난방, 취사 등)에 적용 가능
‘전기 중심 에너지시대’의 근거
17
스마트그리드의 역할
Smart Grid란, 1)에너지 Security의 확보, 2)저탄소 녹색성장의 구현, 3)소비자 참여의 구현을 달성하기 위한 『국가에너지플랫폼』으로 정의될 수 있으며,이를 통해 궁극적으로 모든 에너지의 전기에너지화를 창출
<공급측>• 해외자원개발• 원전• 신재생• 신기술• 전기자동차• 분산형전원
<수요측>• 소비절약• 효율향상• 수요반응(DR)• 수요관리• 프로슈머(전기차)
• 결합상품(전기/가스/통신)
Smart Grid(에너지플랫폼)
전력시장
<에너지플랫폼의 기능>* 에너지부족 관련 공급측/수요측에서 탄력적 대응기반 제공* 탄소감축을 위한 공급측/수요측에서 탄력적 대응기반 제공* 소비자참여 관련 공급측/수요측에서 탄력적 대응기반 제공
RPS ETS EERS
<국가 에너지플랫폼 개념도>
RPS(Renewable Portfolio Standard), ETS(Emission Trading System), EERS(Energy Efficiency Resource Standard)
제주 전력산업 현황3
면적 : 1,825 ㎢
육지와의 거리
2013년 관광객 수
서울-제주 : 453km
부산-제주 : 298km
목포-제주 : 141km
천혜의 자연환경▶ 유네스코자연과학분야3관왕
- 생물권 보전 지역(2002년)
- 세계 자연 유산(2007년)
- 세계 지질 공원(2010년)
▶ 세계 7대 자연 경관(2011년)
▶ 총 관광객수 1,085.4만명
▶ 외국인 233.3만명(21.5%)
인구 : 604,670명(2013. 12. 31기준)
제주특별자치도 개요
단위 : 만kW
회원사별 설비 현황회원사별 설비 현황
3
제주 전력설비 현황(1)
구 분 용량(만kW) 소계
중부발전
제주기력 #2,3 15.0
28.7제주G/T #3 5.5
제주내연 #1,2 8.0
태양광 0.2
남부발전
남제주기력 #1,2 20.0
34.6한림복합 10.5
풍력 4.1
기타
풍력 8.17
11.5태양광 3.04
매립지가스,소수력 0.27
발전설비 합계 * 74.8 74.8
중부발전28.7(38.4%)
남부발전34.6(46.2%)
기타11.5(15.4%)
발전소 위치 및 설비용량발전소 위치 및 설비용량
제주 전력설비 현황(2)
중 부 : 28.7 / 1개소
남 부 : 34.6 / 4개소
합 계 : 74.8 만kW
(단위:km/회선)
#2 HVDC : 113 / 2
154kV (가공) : 374 / 18
22.9kV : 123 D/L 건설예정 : 44.1/ 9개소
(단위:만kW)
2.1한경풍력
0.17
월정풍력1.15행원풍력
0.15
2.0성산풍력
삼달풍력
신창풍력
1.5
3.3
0.15
한림해상풍력 10
대정해상풍력
16.8
2.1월령풍력
2.1제주상명풍력
2
어음풍력
김녕풍력
3가시리풍력
2.1
수망육상풍력
3
기력15.0기력15.0
G/T5.5G/T5.5
내연8.0내연8.0
기력15.0
G/T5.5
내연8.0
연계선 #115.0연계선 #115.0
연계선 #220.0연계선 #220.0
연계선 #115.0
연계선 #220.0
복합10.5복합10.5
기력20.0기력20.0
복합10.5
기력20.0
안덕
서제주변환소
신제주
산지
신서귀
한라
조천
제주변환소
남제주화력
표선금악CS
동제주
제주화력
한림복합화력
한림CS
성산
기 타 : 11.5 / 116개소
154kV (지중) : 60 / 9
#1 HVDC : 101 / 2
0.3행원풍력 #170.2행원마을풍력
김녕풍력 실증단지1.05
0.2한림변전
3
동복풍력
연도별 수급 실적 및 전망
제주 전력수급 실적 및 전망
20
40
(만kW)
100
60
80
’07 ’08 ’09 ’10 ’11 ’12 ’13 ’14 ’15
55.2(7.2%)55.2
(7.2%)
62.4(-0.2%) 62.4
(-0.2%) 57.8(4.5%)57.8
(4.5%)55.3(0.2%)55.3
(0.2%)
62.5(8.1%)62.5
(8.1%)
75.0(2.5%)75.0(2.5%)68.9
(-3.8%)68.9(-3.8%)
73.273.277.777.7
73.773.780.180.1 79.379.3
78.078.0
84.184.1
91.791.7100.1100.1
18.018.0 19.919.918.418.4 17.617.6 16.816.811.111.1 12.512.5 22.822.8
26.326.3
66.9(7.2%)66.9
(7.2%)
71.6(7.0%)71.6
(7.0%)
공급능력최대전력(증가율)
예비력
§ ’13년 : 24,677만kWh, 정산금 521.4억원
§ 연평균 이용율 : 26.0%
- 겨울 : 37.5%, 봄, 가을 : 26.2%, 여름 : 14.1%
§ ’13년 : 24,677만kWh, 정산금 521.4억원
§ 연평균 이용율 : 26.0%
- 겨울 : 37.5%, 봄, 가을 : 26.2%, 여름 : 14.1%
§ ’13년 정산가격 평균 : 247.9원(전국 : 87.8원)
§ ’13년 SMP 평균 : 213.7원(전국 151.1원)
§ ’13년 정산가격 평균 : 247.9원(전국 : 87.8원)
§ ’13년 SMP 평균 : 213.7원(전국 151.1원)
§ 제주지역 발전기 시장가격결정 편입에 따른 한전의
전력구입 비용 증가에 대한 해소책의 일환
§ 연계선 송전제약시 제주․육지 별도 SMP 적용
§ 제주지역 발전기 시장가격결정 편입에 따른 한전의
전력구입 비용 증가에 대한 해소책의 일환
§ 연계선 송전제약시 제주․육지 별도 SMP 적용
§ 한전 및 발전공기업(3) : 한전, 중부발전, 남부발전§ 공공기관(4) : 제주에너지공사, 제주시청,
에너지기술연구원, 제주도 수자원본부§ 민간발전회사(87) : 한신에너지, 서희건설,
STX에너지, 태양광사업자 등
§ 한전 및 발전공기업(3) : 한전, 중부발전, 남부발전§ 공공기관(4) : 제주에너지공사, 제주시청,
에너지기술연구원, 제주도 수자원본부§ 민간발전회사(87) : 한신에너지, 서희건설,
STX에너지, 태양광사업자 등
제주지역 정산가격및 SMP
풍력발전거래량
지역별 가격제도 도입으로전국시장에서 분리
(’10.1.1부)
제주지역 회원사(총 94개사)
제주지역 회원사 현황
• 2014년도에만 태양광사업자59개사 증가(300개 사업장 대기중)
풍력발전의 전력계통 연계4
풍력한계용량풍력발전설비 현황
• 풍력접속 운전 한계용량
• 한계용량 산정 고려기준
- 기력발전기 최저부하 유지- 대용량 설비 상정고장
- 예비력 증감발량
- 주파수변동 완충 능력
구분 ’14 ’15 ’16 ’17 ’18 ’19 ’20
운전한계용량
138 386 396 605 616 621 624
• 운영현황
- 123㎿
(8개사업자, 13개단지, 65기)
• 건설예정현황
- ’15년까지 풍력발전사업자에
의해 추진중인 설비현황
: 육상 101㎿, 해상풍력 300㎿
- ’20년 제주특별자치도
건설목표 : 1,300㎿
풍력발전 전력계통 접속한계용량
① 발전기 최소출력 제약① 발전기 최소출력 제약
제주 풍력발전 접속한계용량 산정(1)
27
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1 25 49 73 97
Demand Wind Power Control creteria Constrained Power Actual Creteria[MW]
[Hour]
제주풍력발전 운영 시뮬레이션
v 2020년 풍력설비 용량 1200MW
스페인 풍력발전 사례1
설비용량
(스페인) 풍력발전 사례
전력계통 특징
u 발전설비 과투자
- 최대수요 대비 2배 이상의 설비용량
u2000년 전후 풍력을 포함한 신재생 발전 및 복합화력
(Combined-cycle)설비가 급격히 증가
u수력발전/복합화력의 발전량 비중이 17/24% 수준
- 전력계통 운영의 유연성이 높음
- 풍력 등 신재생 발전비중 상향 가능
u 최근 전력수요 감소 (4000~4300만kW 수준)
(스페인) 풍력발전 사례
u CECRE는 스페인 계통에 연계된 모든 풍력발전기의 운전 정보
를 취합하고 Centralized forecasting Service를 제공하며,
풍력발전기가 계통의 운전 정보 및 상황에 따른 연계 운전을 수행
할 수 있도록 하는 역할
u 2007.6월 이후에는 일정 규모 이상(10MW)의 풍력발전 단지의
경우 반드시 CECRE와 직접적으로 연계/제어할 것을 연계 기준
을 통해 규정하고, 풍력발전단지가 15분 내에 CECRE의 제어 지
령에 따라 운전할 수 있는 기술적 요건을 갖출 것을 의무화
스페인 신재생 운영센터(CECRE)
(스페인) 풍력발전 사례
제주전력관제센터(JEMS)
기존의대용량 발전기
풍력발전사업자종합운영센터
(WFMS)
ESS
Link & Command
풍력단지제어(WPP Cluster Controller)
ESS
Link & Command
풍력단지제어(WPP Cluster Controller)
ESS
Link & Command
풍력단지제어(WPP Cluster Controller)
신재생제어센터(W-EMS)
전력거래소ㅇ 풍력자원 모니터링 및
한계용량초과시 제어ㅇ 풍력단지 ESS 원격제어ㅇ 풍력예측시스템연계
국산풍력기제작사- Grid-code 및 연계계통환경에 대응 가능한 풍력제어기술 확보
풍력발전사업자- 국내외 다기종 풍력발전기종합제어기술 확보
- ESS 운영전략에 따른경제성 제고
- 시장규칙요구 대응
※ 개발대상
u 계층적 제어방법
제주풍력발전 제어구조
32
■ 풍력발전이나 태양광발전의 연계시에는 송전선과 변전소 변압기 전력조류가설비용량을 초과하지 않도록 함이 필요
- 풍력발전소가 대량 연계되어 조류가 설비용량을 초과하면 송전선이나 변압기과열 등으로 인해 문제가 발생해 정전 발생 우려
■ 풍력발전은 수요규모가 적은지역에 입지가 많고, 송전선과 변압기 용량도 적기때문에 조류면의 문제가 지역에 따라 현저하게 차이가 있음
(일본 북해도전력) 풍력발전 확대 대책
1. 조류측면의 문제1. 조류측면의 문제
33
■ 전력회사와 발전소나 변전소의 전압을 조정해서 전기사업법에서 정해진
범위(101±6V, 202±20V)로 전압을 유지해 고객에게 공급
■ 풍력발전이나 태양광발전의 출력변동에 의해 전압변동이 크게 발생하면
고객에게 악영향(조명 깜빡임, 기기오동작, 기기손상등)이 발생할 우려
2. 전압변동 측면의 문제2. 전압변동 측면의 문제
■ 조류나 전압변동에 대책
- 조류: 발전출력억제나 송전선,변압기의 신증설 등
- 전압변동 : SVC(정지형무효전력보상장치) 설치나 송전선 증설등
3. 조류, 전압변동 문제해결3. 조류, 전압변동 문제해결
(일본 북해도전력) 풍력발전 확대 대책
34
■ 풍력발전의 도입확대를 향한 새로운 활동(수급조정 측면의 문제에 대응)으로서동경전력과 공동으로 지역간 연계선을 이용한 실증시험을 실시
■ 실증시험에서 30분 단위의 풍력발전출력 예측에 따라 지역간 연계선을 통하여동경전력에 전기를 송전함으로서 풍력발전에 따른 비교적 주기가 긴 출력변동을 흡수
■ 北本 연계설비 정지시 등에는 출력제어를 실시■ 실증시험의 실시에 있어서 2011.12월 20만㎾ 풍력설비 모집
4. 주파수조정 문제해결4. 주파수조정 문제해결
(일본 북해도전력) 풍력발전 확대 대책
35
■ <북본연계설비> 60만㎾×3회선 증설,
공사비 5천억엔 정도
■ <동북기간계통> 동북전력 북부지역에
풍력발전 편중, 북해도계통으로 부터
풍력발전 등의 전력이 유입되는 것을
감안
- 일본해방면 500㎸ 송전선 450㎞ 신설,
공사비 3,300억엔 정도
■ <동북동경간연계선> 500㎸ 제2연계선
(60㎞정도) 신설, 공사비 700억엔 정도
(일본) 풍력발전량 확대를 위한 송전선로 건설 계획
북해도의 약 270만㎾의 풍력•태양광발전 및 동북전력의 약320만㎾의 풍력
발전 전력을 혼슈지역의 대규모 소비지로 송전하기위한 계통보강 계획
36
■ 사업명 : 신재생에너지 계통연계 확대를 위한 ESS시스템
■ 적용지역 : 이끼(壹岐)섬
(일본)풍력단지 및 ESS가 연계된 구주전력 지역계통 운영사례
v 신재생에너지 출력변동에 의한 전력조류 및 주파수변동 억제v 높은 주파수 추종성을 갖는 국내최대의 리튬이온전지 적용v 축전지 용량(4㎿, 1.6㎿h), 발전기 2기(16.5㎿, 24㎿)
■ 특징 :
(제주)풍력발전 경제적 한계용량 검토37
년도 풍력설비용량 제약량 제약률 이용률
2018
500 0 0.00 25.40
600 47,768 0.00 25.40
700 1,802,691 0.12 25.37
2020
800 4,973,867 0.28 25.33
1,000 62,149,924 2.87 24.69
1,200 204,485,586 8.29 23.45
2025
1,400 41,356,562 1.35 25.06
1,600 139,842,410 4.09 24.40
1,800 291,749,366 7.86 23.55
2030
1,800 118,028,655 3.04 24.65
2,000 249,813,042 5.95 23.97
2,300 522,109,066 11.36 22.81
풍력 건설용량별 예상이용률풍력 건설용량별 예상이용률
☞ 1) 2013년 제주풍력설비 평균이용률 (25.4% 기준)2) 육상풍력이용률 대비 해상풍력이용률로 보정
(제주) 풍력발전 경제적 한계용량 검토38
판매 요구단가(원/kWh)
내부수익률
8% 10%
이용률
22% 213.92 239.87
24% 195.55 219.33
26% 180.00 201.95
28% 166.67 187.05
30% 155.12 174.14
32% 145.01 162.84
34% 136.09 152.88
육상풍력 판매요구단가 검토육상풍력 판매요구단가 검토
☞ 1) 제주지역 발전시장가격(SMP) 점차 하락 예상2) 풍력발전설비 건설용량에 따라 운전한계용량 초과에 따른 이용률 감소가 예상되므로
매년 육상풍력발전기 이용률 및 SMP를 고려한 풍력설비 건설한계용량 설정 필요
(제주) 풍력발전 경제적 한계용량 검토39
투 자 비(억원/MW)
이용률(%)
수익률에 따른 판매요구단가(원/kWh)
7% 8%
45
38 227.94 242.13
36 240.97 255.95
34 255.53 271.40
50
38 254.00 269.77
36 268.48 285.13
34 284.66 302.29
해상풍력 판매요구 단가 검토해상풍력 판매요구 단가 검토
☞ 1) 2013년 제주풍력설비 평균이용률(25.4% 기준) 해상풍력이용률로 보정2) 유지보수비 5%, 원가회수기간 10년 기준3) 향후 전력수요, 해상풍력발전의 투자비, 이용률, REC, SMP 등을 고려하여 매년 풍력발전
사업허가 용량을 고시하여야 하겠음
전력저장장치의 활용4
41
□ 전력계통에서 전력저장장치의 활용
풍력발전기 출력평탄화
주파수조정 및 예비력 제공전력피크시간 이전(전력사용량 평준화)
전력저장장치 활용분야41
Energy Storage 개요
v 정의 : 에너지를 저장하여 과부하時 또는 비상時 전력을 공급, 전력 품질 및 에너지
사용 효율을 제고할 수 있는 장치
전력안정 : 안정된 전력공급을 통한 전력 품질 제고 (Frequency Regulation, UPS)
부하평준 : 수요/공급의 단기/장기적 편차 축소를 통한 에너지 사용의 효율 제고
(新 재생 Storage, 가정用/대용량 Storage)
분류개념
발전소
발전량
심야발전심야발전
Storage 활용한
전력 공급
주간발전
주간발전
에너지
수요
Storage 적용 時
발전량 감소전력저장
EnergyStorage
전력안정화
부하평준화
대용량 Storage대용량 Storage
가정용 Storage가정용 Storage
UPSUPS
Freq. RegulationFreq. Regulation
• 전력 품질 제고
• 에너지 효율의
제고
新 재생 Storage新 재생 Storage
42
43
BESSBESS
계통운영자계통운영자
* 서울대 문승일 교수 “왜 스마트그리드 인가” 발표자료중
§ 전력품질 향상 : 불규칙 전원(풍력,태양광) 제어• 신재생에너지 확대에 기여
§ 풍력발전설비 증가에 따른 주파수 조정력 확보 필요• 주파수조정력 풍력발전설비용량의 40% : 풍력 2GW 운영시 800MW 확보
(제주)풍력+ESS, 풍력출력평탄화
44
충전량부족확률반영
755,521.1 788,521.1 4.2 4.0 601,657.2 624,445.5 3.6 3.3 797,621.3 813,046.6 1.9 1.3 611,287.4 644,241.1 5.1 4.5 691,521.8 717,563.6 3.7 3.3
(제주)풍력+ESS, 전력수요 피크감축44
45
투자비 총투자비 1MW 10.0억원
유지비용
이자비용 5% 0.5억원
유지보수 5% 0.5억원
감가상각 10년 1.0억원
비용합계 2.0억원
매출
ESS효율 85%
3.6억원충전확률 90%
연간발전량 279,225
REC판매 1,396,125 0.8억원
판매요구단가 1kWh 416.27원/kWh
(제주)풍력+ESS 연계운영 전략
ESS 경제성 검토 (피크감축운용시)ESS 경제성 검토 (피크감축운용시)
☞ 1) ESS 피크시간 방전, REC가중치 5, REC예상판매가 6만원/MWh, 3시간/일 운용 가정2) 풍력발전기에 의해 경부하시간 ESS 충전후 피크시간 방전, 1일 1회 운영하는 것으로 전제
구 분 수익모델 설명 비고
발전시장가격차액거래
(시간대별요금반응)
Arbitrage : 발전시장가격(SMP)가 낮을 때 충전하여 비쌀 때판매
발전사업자 수익모델수익성 양호
수요관리자원(용량DR시장,수요자원시장)
Demand Response Resource : 수용가 내부의 마이너스 부하로 작용하여 전력거래소/한전의 수요관리 자원으로 활용
전력소비자, 구역전기사업자 수익모델
수익성 양호
전기요금차액 이용(시간대별요금반응)
Arbitrage : 저렴할 때 충전하여 비쌀 때 발전(한전의 일반용 및 산업용 시간대별 전기요금에 반응하여 요금 절감 및 계약용량 감소)
전력소비자 수익모델
주파수조정보조서비스
Frequency Regulation : 실시간으로 변하는 주파수에(60Hz)즉각적인 충·방전으로 전력균형(Power Balance)유지
발전사업자수익모델배터리열화 적음
예비력제공Spinning Reserve : 전력계통 발전력 부족시 10분이내의 즉각적인 발전력 제공으로 비상시 대처
발전사업자수익모델배터리열화 적음
신재생발전원보조전원
Renewable with BESS : 단속적인 풍력, 태양광 발전원의 출력보정용, 급전지시 응동 가능
활용성 양호
자체기동전원 Black Start : 전계통 정전시 대규모 발전소에 시동전원 공급 수익성 양호
무효전력제공원
Var Compensator : 계통에 무효전력을 공급하여 전압조정 국내보상 안함
전력저장장치(ESS) 수익모델46
47
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
공급가능용량
원자력
석 탄
수요곡선
144.346,70715시
170.50
6,35623시
144.346,67418시
144.22
20시
144.346,816 12시
143.196,5969시
121.016,6035,813
5시
128.936,0202시
시장가격(원/kWh)
전력수요(만kW)
거래시간
시장가격 복 합 (LNG)
중 유무연탄
2011년1월26일
§ 발전시장가격 결정• 당일 전력수요에 맞추어 발전비용이 낮은 순서대로 발전기 운전 투입
• 시간대별 수요에 경합하는 발전기 변동비에 따라 시장가격 결정
발전시장가격 차액거래
구분 지정기간수요조정제도
주간예고수요조정제도 수요자원시장 직접부하제어 지능형 DR
시행시기 피크부하시(하계 10~15일간)
피크부하시(예비력:450만㎾미만)
피크부하시(예비력:450만㎾미만)
수급경보 주의(예비력:300만미만)
피크부하시(예비력:450만㎾미
만)
자원등록기준 300kW이상 300kW이상 300kW이상 300kW이상 100kW이상
통보시점 2개월전 전주 금요일 ~ 전일 전일 15시 ~ 3시간전 발생 시 1시간 전
제어방식 수동 수동 수동 자동 자동/수동
참여의무 자율 자율 자율 강제 강제
지원방식 실적급 실적급 실적급 고정급+실적급 고정급+실적급
가격결정 약정 약정 입찰에 의한 가격경쟁 약정 입찰에 의한가격경쟁
지원단가(원/kWh)
560 ∼ 680원/kWh
540(5일전) ∼ 900원(하루전)/kWh
1,072원/kWh(2011년 실적)
기본급연간2,000원/kW
실적급 최대3,400원/㎾h
기본급 연간64,000원/kW
실적급 550원/kWh
□ 수요관리제도/수요자원시장의 종류
수요자원시장 참여
빌딩
ADR자원
ADR자원 빌딩고객
공장고객
거래소자원등록, 자원할당, 감축지시 통지, 실시간 전력량 취득, 수요감축모니터링, 계량데이터 취득 및 정산, 정보공개 등
부하관리사업자(LA서버)수요자원 발굴 및 관리, 자원할당, 감축지시, 실시간 전력량 취득 및전송, 계량, 정산 등
수요자원부하감축 프로그램 설계, 감축지시에 따라 부하감축 시행
부하관리사업자
거래소
직거래사업자
Semi-ADR자원
감축지시(시스템 통신, SMS)
실시간전력량전송
자원할당,감축지시(SMS) 실시간
전력량전송
스마트미터기계량값 전송
감축지시(SMS, OpenADR,)
한전 i-smart데이터 전송
한전 i-smart, 스마트미터기 전력량 데이터 전송
자동제어수동제어 ADR자원거래소 감축지시에 따라 10분이내자동 부하감축Semi-ADR자원거래소 감축지시에 따라 30분이내수동 부하감축
자동제어
스마트미터기 계량값 전송
□ 지능형 수요자원시장 구조
지능형 수요자원시장 참여
□ 한전의 계시별 전기요금 차액 활용
- 계시별(TOU) 요금제 적용대상 : 일반용(을), 산업용(을), 교육용(을)
전기요금 차액 이용
127kW
기본요금 = 127kW * 6,470원
기본요금 손실은 얼마나= 27kW * 6,470원 * 12개월= 210 만원/년
100kW
전기요금 차액 이용
전기요금 차액 이용
최대전력관리장치 설치 전
최대피크 614kW최대피크 614kW 최대피크 500kW최대피크 500kW
설치전 최대전력 – 설치후 피크전력 614kW - 500kW = 114kW
절감전력 X 기본요금(7,430원) X 부가세(1.1)
월 절감액 X 12개월
931,722원
11,806,664원
절감전력절감전력
월 절감액월 절감액
년 절감액년 절감액
최대전력관리장치 설치 후
ü 사 례 [00군청, 일반용전력(을) 선택Ⅱ 요금제]
• 수요측 반응(DR)을 통해 신재생에너지(Renewable) 및 충전기(전기자동차) 등을 최대한 수용하면서 일간 부하패턴이 가능한한 Flat 해지도록(A è B) 소비패턴을 유도하여 peak 감축, 설비이용률 증대 (è 전력시장의 진화가 필수 요소)
• 수요반응을 위한 실시간 요금제도(RTP) 개념
현재 우리나라 SG 시행방향1) Smart Place : DR 가전기기의 보급2) Smart Transportation : 전기자동차3) Smart Renewable : 신재생에너지4) Smart Grid : 전력망5) Smart Electricity Service : 전력시장(가격신호)
수요반응 시스템 및 요금제도 도입
24h
A
B
MW
24h
MW 수급패턴에 따른 실시간 가격신호
전통적 요금제도(Traditional Tariff system)
RTP하에서 소비자 평균 지불요금 (è 소비자 saving발생)
수요반응 요금제도- TOU(Time of Use) - RTP(Real Time Pricing) 등
§ (SG작동핵심)실시간 가격신호에 의한 공급측/수요측 반응
전기요금 차액 이용
