울릉도 복합전력시스템 보급타당성 분석
백민호1)· 김수덕1)*
A Pre-feasibility Study on the Promotion of Hybrid Power System in Ulleung Island
Minho Baek and Suduk Kim*
(Received 6 November 2015; Final version Received 12 February 2016; Accepted 25 February 2016)
Abstract : This paper analyzes the economic pre-feasibility of the promotion of renewable energy hybrid system in Ulleung Island. The constructed renewable hybrid energy system reflects the renewable energy resources, power system operation, components cost, and local government's development plan. The result shows that the levelized cost of energy of hydro-diesel hybrid power system and diesel only system are $0.243/kWh and $0.246/kWh, respectively. It is also shown that wind-hydro-diesel power is more economically feasible in the case of high diesel price over $1.39/L and high wind speed condition over 6 m/s.
Key words : Ulleung island, Hybrid power system, Renewable energy, Hybrid optimization of multiple energy resources, Pre-feasibility study
요 약 : 본 논문은 울릉도를 대상으로 신재생에너지 자원현황 및 발전소 운영실적, 전력수요시설 개발 계획을 검토하여 복합전력시스템을 구성하고 발전용 디젤가격과 풍속 민감도 분석을 통해 신재생복합발전시스템의 보 급타당성을 분석하였다. 분석결과 2010년 울릉도 공급연료비 기준으로 소수력-디젤내연발전시스템의 발전량당 비용은 $0.243/kWh로 디젤내연단독발전시스템의 발전량당비용 $0.246/kWh 보다 낮으며, 연료가격 $1.39/L이 상, 평균 풍속 6 m/s 이상의 조건에서 풍력-소수력-내연발전 시스템의 발전량당 비용이 여타 시스템에 비해 낮아지는 것을 확인하였다.
주요어 : 울릉도, 복합전력시스템, 신재생에너지, HOMER, 예비타당성분석
1) 아주대학교 에너지시스템학과
*Corresponding Author(김수덕) E-mail; [email protected]
Address; Dept. of Energy Systems Research, Ajou University, Suwon, Korea
서 론
우리나라 도서지역은 전력의 대부분을 디젤내연발전에 의존하고 있으며, 유가 변동 및 환경오염에 대한 우려가 증 가하면서, 도서지역 전력시스템에 신재생에너지를 도입하 는 녹색섬 사업이 진행되고 있다. 이 사업에서 주로 검토되 고 있는 재생에너지 중 태양광에너지, 풍력에너지 등은 화 석연료에 비해 공해가 적고, 자원이 무한하며, 연료비용이 적은 장점이 있으나, 에너지 밀도가 낮고, 간헐적이라는 단 점이 존재한다. 신에너지는 공해가 적지만 투자비용이 높 다는 단점이 있다(KIER 2015). 이러한 특성을 고려할 때, 도서지역에 신재생발전설비 보급을 위해서는 전력망의 안 정적인 운영을 위해 기존 디젤 내연발전 설비에 신･재생에
너지원 발전설비를 통합, 운영하는 신･재생에너지 복합전 력시스템(hybrid power system)의 도입이 타당할 것으로 보인다.
녹색섬 사업의 모델로 대표적인 신재생에너지 자립섭인 덴마크의 삼소섬(Samsø)은 육지와 연계된 안정적인 전력 계통을 바탕으로 풍부한 풍력, 바이오매스 자원을 이용하 여 에너지를 자립하고 있다(Jørgensen et al., 2007). 캐나다 의 라미아섬(Ramea)은 풍력-수소 실증사업 1단계에서 풍 력-디젤내연발전 통합시스템 구축, 2단계에서는 풍력터빈 -수소-디젤내연발전 시스템을 구축하고, 통합된 전력망 운 영을 실증하였다(NRC, 2013).
국내 도서지역 신･재생에너지 전력시스템 보급연구는 기존에 설치된 디젤 내연발전에 풍력터빈, 태양광패널 등 의 신･재생에너지 발전설비를 추가하여 신재생에너지 자 원과 연료의 불확실성을 반영한 복합발전시스템 분석연구 가 진행되었다(Jang and Kim, 2006; Lee et al., 2011). Lee 등(2009)에서는 독립전원시스템이 필요한 도서지역을 대 상으로 신재생에너지를 이용한 복합발전 전력계통 운영과 연구논문
Table 1. Summary of Electricity Grid Operation in Ulleung island (Ulleung Gun, 2006, 2011; KEPCO, 2011c)
Year Capacity (kW)
Power Generation
(MWh)
Power Consumed
(MWh)
Peak load (kW)
Reserve Rate (%)
Cost (Billion won)
Revenue (Billion
won)
Deficit (Billion
won)
2001 10,900 22,692 21,699 5,505 98.0 6.6 2.3 4.3
2002 10,900 26,820 24,003 6,389 70.6 6.7 2.4 4.3
2003 10,900 28,469 25,330 5,530 97.1 7.0 2.6 4.4
2004 10,900 31,844 27,771 5,875 85.5 11.4 2.7 8.7
2005 10,900 34,780 30,324 6,393 70.5 11.4 3.3 8.1
2006 10,200 36,926 35,934 9,149 11.5 13.8 3.3 10.5
2007 13,200 41,043 35,454 9,207 43.4 14.2 3.6 10.6
2008 13,200 43,838 38,275 7,555 74.7 15.2 3.8 11.4
2009 13,200 47,784 41,479 8,623 53.1 14.0 4.2 9.8
2010 13,200 51,657 51,939 8,393 57.3 15.7 4.9 10.8
탄소제로 시스템 보급의 우선순위를 분석하였으며, 울릉 도는 우선순위가 가장 높은 것으로 평가되었다. MOTIE (2015)에 의하면 전국의 62개 도서지역을 대상으로 에너지 자립섬 사업자를 공모하였으며, 5개 도서에 대해 친환경 발 전을 담당할 사업자를 최종 선정하였다. 또한 KEPCO (2015)에 따르면 최근 울릉도 친환경 에너지자립섬 조성사 업이 착공되어 2020년까지 약 3,900억 원을 투자하여 전체 전력의 30%를 신재생에너지로 공급하는 세계 최대 규모의 친환경 에너지자립섬을 조성할 예정이다.
본 논문은 울릉도의 시간대별 전력수급실적을 이용하여, 기존 전력시스템(소수력-디젤내연발전)에 풍력, 태양광, 수소 연료전지시스템을 추가로 구성하고, 풍속과 디젤연 료가격에 대해 민감도 분석한다. 분석결과에서 나타난 복 합전력시스템의 운영결과를 비교하여 에너지자립섬 사업 의 기초연구로 제시하고자 한다.
울릉도 전력시스템 현황
MKE(2010)에 의하면, 일반적으로 도서지역은 소규모 계통의 특성상 신규부하, 기상조건에 따라 작은 부하변동 에도 전력수요가 민감하게 반응하는 특징이 있다. 과거 울 릉도는 가을철 오징어 건조에 의해 최대부하가 발생(Rhee and Chae, 2002)하였으나, 최근 관광객 증가로 인해 전력 수요는 관광서비스, 특산물 가공용 수요를 중심으로 증가 하고 있다.
Ulleung Gun(2006, 2011)에 의하면 울릉도의 전력망은 내연력과 소수력으로 운영되고 있다. 총 발전량 중 내연발 전량은 90%이상을 차지하고 있으며, 소수력 발전량은 평 균 8.6%이다. Table 1에서 확인할 수 있듯이 2001년부터
2010년 사이 발전량은 2.28배 증가하였으며, 연평균 발전 량 증가율은 8.6%이며, 발전소의 소내전력량과 배전손실 량을 제외하고 소비자에게 판매된 전력량 증가율은 연평균 9.1%이다. 울릉도의 전력망은 최근 첨두부하의 증가가 이 어지고 있으나, 설비용량 증설로 인해 높은 설비예비율을 유지하고 있다. 또한 발전원가보다 낮은 가격으로 전기를 판매하여, 전기판매수익에 의한 운영비 보전비율은 약 30%이며, 운영비의 60% 이상이 연료비로 사용되고 있다.
최근 울릉도의 전력수요 증가와 연료비 상승 등은 디젤내 연발전 중심의 울릉도 전력망 운영비용의 상승 요인으로 작용하고 있다.
울릉도 복합전력시스템 분석전제
발전량 계산
MKE(2010, 2013)의 도서지역 전력수급계획에 의하면, 도서지역의 첨두부하 수요예측은 최대수요 실적데이터의 추세분석, 구조분석(전력량, 부하율 등을 이용한 회귀분석 의 평균)과 신규수용 사업계획(전체의 50%를 반영)의 합 으로 계산하고 있다. 해당 계획에서는 울릉도의 설비예비 율을 25%로 설정하고 있다. MKE(2010)에서는 2012년까 지 신규 전력수요 설비개발계획을 6,900 kW로 산정하고, 2009～2014년의 첨두부하를 예측하였다. Kim과 Seol(2010), MKE(2012)에서는 각각 2010～2014년까지 16,550 kW 와 2011～2015년까지 18,305 kW의 전력수요시설 개발계 획을 제시하였다.
본 논문에서는 시뮬레이션에 사용할 발전량과 첨두부하 계산을 위해 선행연구의 전력수요 설비개발계획, 2010년 울릉도의 시간대별 전력수급 실적(KEPCO, 2011b), 한국
Fig. 1. Scaled Wind Speed to Annual Average 7 m/sec (Based on KMA, 2006).
Fig. 2. Monthly Solar Radiation in Ulleung Island (Source:
NASA Atmospheric Science Data Center Solar Map).
전력의 송배전 손실의 항목별 산식(KEPCO, 2011a) 등의 자료를 참고하였다. 구체적으로 위의 자료에서 2010년 최 대 전력수요와 선행연구의 신규전력수요 계획의 50%, 울 릉도의 송배전 손실률, 울릉도의 설비예비율 25% 등을 감 안하여 시뮬레이션에 사용할 발전량과 첨두부하를 계산하 였다. 아래에는 전력수요를 바탕으로 발전량을 계산하는 과정을 설명하였다.
발전소의 총 발전량()은 소내전력량()과 송전단전 력량()의 합으로 구성되고, 송전단전력량은 판매전력 량()과 배전손실량()의 합으로 식 (1)과 같이 나타낼 수 있다.
(1)
배전손실량은 송전단전력량()과 판매전력량()의 차이이며 배전손실률()은 배전손실량을 송전단 발전량 으로 나눈 값( )이며 송전단전력량과 전 력판매량의 관계는 식 (2)와 같다.
(2)
소내전력량()은 발전량()과 송전단전력량()과 의 차이이며 소내전력률()은 소내전력량을 발전량으로 나눈 값( )이며 발전량과 송전단전력량 의 관계는 식 (3)과 같다.
(3)
식 (2)와 식 (3)에서 발전량을 산정하는 식 (4)와 같이 정 리할 수 있다.
(4)
위의 식 (4)의 계산에서는 2006～2010년 울릉도 전력망 운영현황을 참고하여 평균 소내전력률(3.10%)과 배전손 실률(9.13%)을 반영하였다. 최종적으로, 계산된 최대전력 량은 약 24 MW로 2010년 첨두부하 8.4 MW에 비해 약 2.8 배 크다.
신재생에너지 자원
복합전력시스템 구성을 위한 풍력, 태양광, 소수력 자원 은 각각 KMA(2006), NASA, KEEI(2009)의 자료를 참고 하였다. 풍력자원은 울릉 도동기상대에서 측정한 2006년 의 시간대별 풍속을 이용하여 풍속 변화에 따른 민감도 분 석을 위해 평균 4∼10 m/s로 변환하였다. Fig. 1은 평균 풍 속을 7 m/s로 변환하여 나타난 결과이다.
태양광자원은 울릉도의 위치정보를 바탕으로 HOMER 의 사용자환경에서 제공하는 미국 NASA(2015)의 Atmos- pheric Science Data Center의 Solar Map을 이용하였다.
Fig. 2는 해당 데이터베이스에서 제공하는 월별 청명도와 태양에너지 복사량을 나타낸다.
소수력 자원은 Ulleung Gun(2009)에서 추산수력 발전 소별 사용수량을 참고하여 일정한 값으로 가정하고, Ulleung Gun(2006, 2011)의 추산수력 운영현황에서 파악한 60%
수준의 설비이용률을 가정하였다.
전력시스템 구성 및 분석 모형
울릉도의 전력시스템은 Fig. 3과 같이 현존하는 발전시 스템(좌측)과 현존 시스템에 풍력, 태양광, 수소연료전지 를 추가(우측)하여 구성하였다. 복합전력시스템의 운영을 분석하기 위해 미국 NREL(National Renewable Energy Laboratory)에서 개발한 복합전력시스템 설계 및 운영분 석 프로그램인 HOMER(Hybrid Optimization for Multiple
Fig. 3. Existing Diesel-Hydro Hybrid Power System and Diesel-Hydro-Wind-Solar-Hydrogen Hybrid Power System (Source: HOMER User Interface).
Energy Resources)를 사용하였다. 이 프로그램은 시간대 별 발전량, 소규모 전력망의 계통연계 상태, 태양광, 풍력, 소수력 등 다양한 재생에너지 자원, 디젤발전설비와 에너 지저장장치, 설비의 자본비용, 교체비용, 운영 및 유지비용 과 수명 등을 반영하여 발전설비를 정의하고 전력시스템을 디자인하여 프로젝트 기간 동안 순 현재비용(Net Present Cost) 이 낮은 순서대로 발전설비의 조합을 찾는 최적화 모 듈을 포함하고 있다(Georgilakis, 2006).
울릉도의 전력시스템을 구성하는 각 발전설비의 용량은 MKE(2010)의 도서지역 전력수급 계획을 참고하여 디젤 내연 발전설비용량을 25 MW를 설정하였고, 소수력발전 은 KIER(2011)의 연구를 바탕으로 나리분지 용출수 지류 하천을 이용한 설치가능한 용량으로 검토된 1,700 kW를 추가하여 2,400 kW로 구성하였다. 풍력터빈 등은 KIER (2011)를 참고하여 설비용량을 4 MW에서 6 MW 수준으 로 설정하였다. 수소탱크, 연료전지, 전해조 등의 발전설비 용량 또한 KIER(2011)을 참고하여 설정하였다.
복합전력시스템의 설비별 투자비와 운영비, 설비수명 EIA(2011), IPCC(2011), KIER(2011)과 MKE(2010) 자 료를 참고하여 구성하였다. EIA(2011)와 IPCC(2011)에서 는 공통적으로 설비의 단위용량당 비용을 제시하고 있으 며, 또한 IPCC(2011)에서는 설비수명과 초기투자비의 일 정비율로 전제한 운영 및 유지비용을 제시하고 있다. 발전 설비의 운영 및 유지비용에 대해 EPRI(2010)에서는 많은 발전설비의 운영 및 유지비용이 알려지지 않았다고 언급하 고 있으며, EERE(2010)에서는 태양광발전설비의 다양한 부품으로 구성된 특성, 운영 및 유지비용이 장기적으로 관 측되어야하는 점, 계획 유지보수, 불시 유지보수 등으로 운 영 및 유지비용의 산정이 복잡함을 설명하고 있다.
본 논문에서는 위에서 설명한 문헌의 발전설비 단위용량
당 비용을 바탕으로 도서지역의 운반 및 설치비용을 감안 하기 위해 투자비용과 운영 및 유지비용을 산정하였다. 풍 력터빈은 EIA(2011)의 육상풍력형 터빈의 단위용량당 비 용 최대값을 2배 가중하였으며, 교체비용은 일부 설비만을 교체하는 것으로 가정하여 가중하지 않은 투자비용의 80%
로 하였다. 운영 및 유지비용은 IPCC(2011)의 육상풍력형 터빈 운영비용의 최대값에 2배 가중하였다. 태양광발전설 비의 초기 자본비용은 IPCC(2011)와 EIA(2011)의 비용 범위안에 KIER(2011)의 국내 계통연계형 태양광 발전설 비의 비용이 포함되어 있어 이를 직접 사용하였다. 교체비 용은 초기 투자비용이 발전설비 비용에서 50% 가중된 것 으로 보고, 설비가격을 $3,843/kW의 80%인 $3,075/kW로 하였다. 운영 및 유지비용은 IPCC(2011) 주거용 태양광 패 널의 운영유지 비용의 평균에 50% 가중하였다. 소수력터 빈은 IPCC(2011)의 소수력터빈 투자비용의 최대값에 50% 가중하여 $4,500/kW로 하였다. 운영 및 유지비용은 평균 비용에 50%가중하여 $75/kW로 하였다. 연료전지와 관련된 자료는 IEA(2007)의 자료를 바탕으로 단위용량당 비용을 $1900/kW로 정하고, 이를 1.5배 가중하여 설정하 였으며, 교체비용과 운영유지비용은 각각 80%, 2.5% 수준 으로 설정하였다. 수소탱크와 전해조와 관련된 비용은 KIER(2011)의 자료를 참고하였다. 국내 발전설비 비용은 2011년 평균환율 1127.41원을 적용하여 달러로 환산하였 으며, 디젤내연발전의 초기투자비는 MKE(2010)에서 도 서지역의 신규투자용량과 신규투자비용을 바탕으로 단위 용량당 투자비용을 산정, 운영･유지비용은 한국전력 울릉 지점 운영실적 중 연간 운영유지비를 시간당으로 변환하여 적용하였다. 이와 같이 정리한 단위용량당 투자비용, 교체 비용, 운영유지비용과 설비수명을 Table 2에 정리하였다.
복합전력시스템의 운영비용 분석을 위해 시스템의 투자 비, 설비교체비, 운영 및 유지비용에 할인율을 적용하여 현 금흐름을 현재가치화한 순 현재비용(Net Present Cost, NPC)을 최소화하는 목적함수(식 (5))를 사용한다.
(5)
또한 발전원가의 비교를 위해 전력시스템의 총 연간비용
()을 총 전력부하 제공량 ()로 나누어 kWh당
전력 생산비인 발전량당 비용(Levelized Cost of Energy) 은 아래 식 (6)과 같다.
(6)
Table 3. Sensitivity Analysis Results of Diesel Power System Operation
Diesel Price ($/L)
NPC ($1,000)
LCOE ($/kWh)
0.770 433,720 0.246
0.924 508,072 0.289
1.08 582,425 0.331
1.23 656,777 0.373
1.39 731,130 0.415
1.54 805,482 0.458
Table 4. Sensitivity Analysis Results of Hydro-Diesel Hybrid Power System Operation
Diesel Price ($/L)
NPC ($1,000)
LCOE ($/kWh)
0.770 426,935 0.243
0.924 497,772 0.283
1.08 568,610 0.323
1.23 639,447 0.363
1.39 710,284 0.404
1.54 781,121 0.444
Table 2. Components Cost Information for Analysis
Components Source Investment cost ($/kW)
Replacement Cost ($/kW)
O&M Cost
($/kW-yr) Lifetime Remark
Wind EIA(2011) 4,806 1,922 4.6 20yr Onshore
PV KIER(2011) 5,765 3,075 97.5 25yr Grid-connected
Hydro IPCC(2011) 6,000 2,400 75 60yr
Fuel Cell IEA(2007) 2,850 2,280 0.008$/hr 20,000hr PEM Type
Hydrogen Tank KIER(2011) 2,875$/kg 2,300 72 25yr
Electrolyzer KIER(2011) 695 556 17 6.27yr
Disel Generator MKE(2010) 1,345 1,076 0.0115$/hr 20～30yr
연간화를 위한 실질이자율은 KDI(2008)의 연구를 참조 하여 5.5%, 프로젝트 연한은 20년으로 하였다. 민감도 분 석을 위해 풍속 4 m/s∼10 m/s, 연료공급단가는 $0.77/L∼
$1.54/L로 2010년 연료보급단가에서 20%씩 상승하는 것 으로 설정하여 분석하였다.
분석결과
분석결과는 유휴설비없는 시스템의 발전시스템 구성, 순 현재비용, 발전량당 비용(LCOE), 신재생에너지 발전량 비 율, 연료사용량, CO2배출량 등을 정리하였다. 복합전력시 스템 보급비용을 평가하기 위해 추가로 디젤단독 발전시스 템을 분석하여 비교하였다.
디젤내연시스템
디젤내연만으로 전력을 생산하는 경우 설비용량은 첨 두부하 용량인 25 MW로, 디젤발전시스템의 초기 자본 비용은 $33,625,000이고, 연료사용량은 40,401,072 L/yr, 연간 CO2 배출량은 106,389 ton로 나타났다. Table 3은 디젤가격 민감도 분석결과 가격이 $0.77/L에서 $1.54/L로 상승하면서 순 현재비용은 $433,719,808에서 $805,482,112 로 약 86% 증가하고, 발전량당 비용은 $0.246/kWh에서
$0.458/kWh로 증가함을 보여준다. 연료비 $0.77/L에서 의 발전량당 비용인 $0.246/kWh으로 2010년 울릉도의 발전원가인 $0.269/kWh과 $0.023의 차이가 났다.
소수력-디젤복합시스템
소수력-디젤발전시스템의 최적설비용량은 2.4 MW의 소수력, 25 MW 디젤발전설비로 이루어진다. 시스템 운영 결과 초기자본비용은 $43,825,000이 소요되고, 신재생전 력 비율은 8%, 디젤사용량은 38,490,992 L/yr, CO2 배출량 은 101,359 ton/yr 등으로 나타났다. Table 4에서 확인할 수 있듯이 소수력-디젤발전 시스템의 연료가격 민감도 분석
결과 연료가격 상승에 따라 순 현재비용과 LCOE는 증가하 지만, 디젤발전시스템보다 발전량당 비용이 더 낮으며 연 료가격이 상승할수록 디젤발전과 그 차이가 점차 증가한다.
민감도분석 결과
Fig. 4는 민감도 분석을 위한 풍속-연료비의 조합이다.
(a) 영역은 소수력-디젤복합발전 시스템이 최적발전설비 구성인 영역이고, 어두운 영역은 풍력-소수력-디젤복합발 전 시스템을 최적발전설비인 영역이며, 셀 안의 수치는 풍
Table 5. Sensitivity Analysis Results of Wind-Hydro-Diesel Hybrid Power System Operation
Wind Speed (m/s)
Diesel Price ($/L)
NPC ($1,000)
LCOE ($/kWh)
Wind Capacity (MW)
Renewable Penetration
(%)
Diesel Consumed
(kl)
CO2 Emission (ton/yr)
6 1.54 780,414 0.443 5 14 37,132 97,781
7 1.54 778,742 0.443 6 16 36,777 96,846
8 1.39 709,735 0.403 4 13 37,284 98,181
1.54 777,688 0.442 6 16 36,720 96,695
9 1.39 709,183 0.403 5 15 36,957 97,320
1.54 776,962 0.442 6 16 36,680 96,591
10 1.39 708,855 0.403 5 15 36,937 97,268
1.54 776,962 0.441 6 16 36,658 96,532
Fuel Cost Wind Speed
$0.77 /L
$0.92 4/L
$1.08 /L
$1.23 /L
$1.39 /L
$1.54 /L 4 m/s
5 m/s
6 m/s 5 MW
7 m/s (a) 6 MW
8 m/s 4 MW 6 MW
9 m/s 5 MW 6 MW
10 m/s 5 MW 6 MW
Fig. 4. Fuel cost and Wind Speed Sensitivity Analysis Combination and Results (a: Hydro-Diesel Power System dominant area; Shaded: Wind-Hydro-Diesel Power System dominant area).
력터빈 용량이다. 상대적으로 고연료가-고풍속 조건에서 풍력터빈을 포함한 풍력-소수력-디젤 복합발전이 비용 면 에서 우세하다.
Table 5는 Fig. 4의 연료가격 $1.39/L, 풍속 8 m/s 이상의 조합과 연료가격 $1.54/L, 풍속 6 m/s 이상의 조합에서 풍 력-소수력-디젤 복합발전의 운영비용을 정리한 것이다. 동 일한 풍속에서 연료가격 상승은 순 현재비용, 발전량당 비 용을 증가시키는 반면, 동일한 연료가격에서 풍속의 증가 는 연료비용이 없는 풍력발전량의 증가로 이어져 순 현재 비용, 발전량당 비용 감소효과가 있다.
결 론
신재생복합전력시스템은 화석연료에 의존하는 기존의 발전시스템에 비해 태양, 수자원, 풍력 이외의 다양한 신재 생에너지 자원을 활용하여 전력생산 방식 다변화, 오염물 질 배출 저감, 연료비 절감 등의 장점이 있다. 본 논문은 울
릉도를 대상으로 전력수요를 산정하고, 현존 전력시스템 인 소수력-디젤내연발전 시스템, 디젤내연발전 시스템과 현존 전력시스템에 태양광, 연료전지 시스템을 추가한 신 재생 복합전력시스템을 구성하여 디젤연료가격, 풍속에 대해 민감도 분석하고 최적 발전설비의 구성과 운영에 대 해 분석하였다.
분석결과 가장 비용 효과적인 신재생복합전력시스템은 소수력(2.4MW)-디젤 복합발전(25MW) 시스템이다. 소수 력-디젤 복합발전 시스템은 디젤연료 가격 변화에 의한 민 감도 분석에서도 초기비용, 순 현재비용에서 디젤내연 단 독운영 시스템보다 순현재비용이 낮다. 울릉도의 2010년 발전용 연료보급단가인 리터당 867.67원을 2010년의 평균 환율($1=1127.41원)을 감안하여 $0.77/L로 변환하여 분 석했을 때 소수력-디젤내연 복합발전 시스템의 발전량당 비용은 $0.243/kWh로 2010년 울릉도의 실제 발전원가인 304원(약 $0.269/kWh)에 비해 약간의 우위를 보인다. 이 는 초기설비투자비용이 높지만 간헐성이 적으며, 연료비 가 발생하지 않는 소수력발전의 전력생산 비중이 증가하면 서 디젤내연발전시스템에 비해 총 비용면에서 유리하기 때 문이다. 디젤연료비 상승과 고풍속을 전제로 한 민감도 분 석결과, 5MW 이상의 풍력발전설비를 포함한 신재생복합 발전시스템이 디젤내연 단독운영, 소수력-디젤 복합발전 시스템보다 발전량당 비용이 낮았다.
향후 본 연구는 각종 에너지자립섬 사업의 예비타당성을 평가하는데 연료가격, 신재생자원의 불확실성을 감안한 민감도 분석 시나리오 연구에 적용될 수 있을 것으로 보인 다. 단기적으로 각종 발전설비의 효율개선 경향을 반영하 고 KIER에서 개발하고 있는 고해상도 신재생에너지 자원 지도를 이용하는 경우, 신재생 자원의 불확실성을 일부 해 소할 수 있을 것으로 보이며, 에너지자립섬 사업 대상 도서 지역에서 적용될 전력거래계약, 용량요금 등을 감안한 예
비타당성 연구가 후속연구로 진행될 수 있을 것으로 보인 다. 또한 장기적으로 신재생에너지복합전력시스템 보급지 역의 전력과 열부하의 계량분석, 투자 및 운영비용, 도서지 역 발전소 설치 공간제약, 풍력자원의 간헐성에 의해 발생 하는 전력생산의 변동성이 ESS와 디젤발전설비의 피로도 누적에 의한 수명단축과 전력시스템에 미치는 문제에 대한 기술 타당성 검토가 보완되는 연구가 이어져야 할 것으로 보인다.
References
EERE (Energy Efficiency & Renewable Energy), 2010, 2008 Solar Technologies Market Report, U.S. Department of Energy, Washington D.C., pp. 69-72.
EIA (Energy Information Administration), 2011, Assumptions to Annual Energy Outlook 2011, U.S. Department of Energy, Washington D.C., p. 168.
EPRI (Electric Power Research Institute), 2010, Electric Energy Storage Technology Options: A White Paper Primer on Applications, Costs, and Benefits, Technical Update, Palo Alto, California, p. A-35.
Georgilakis, P. S., 2006, “State-of-the-art of Decision Support Systems for The Choice of Renewable Energy Sources for Energy Supply in Isolated Regions,”
International Journal of Distributed Energy Resources, Vol. 2, No. 2, pp. 129-150.
IEA (International Energy Agency), 2007, Energy Technology Essentials- Fuel Cells. OECD, Paris, pp. 1-4.
IPCC, 2011, IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change [O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y.
Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T.
Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlömer, C. von Stechow (eds)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 1075 pp.
1004-1018.
Jang, H.N. and Kim, S.D., 2006, “A Pre-Feasibility Test of Introducing Renewable Energy Hybrid Systems -Case Studies for 3 Off-Grid Islands-,” Environmental and Resource Economics Review, Vol.15, No. 4, pp. 693-712.
Jørgensen, P.J., Hermansen, S., Johnsen, J., Nielsen, J.S., Jantzen, J. and Lundén, M., 2007, Samsø - a Renewable Energy Island 10 years of Development and Evaluation, PlanEnergi and Samsø Energiakademi 2007, Denmark, pp. 1-64.
KDI (Korea Development Institute), 2008, A Study on General Guidelines for Pre-feasibility Study (5th Edition), KDI,
Seoul, pp. 1-455.
KEPCO (Korea Electric Power Corporation), 2011a, Statistics of Electric Power in Korea, KEPCO, Seoul, pp. 170-174.
KEPCO (Korea Electric Power Corporation), 2011b, Ulleung Island Grid Operation 2001~2010 (Internal Material), KEPCO, Seoul, p. 1.
KEPCO (Korea Electric Power Corporation), 2011c, Ulleung Island Hourly Power Generation Data 2006~2010 (Internal Material), KEPCO, Seoul, p. 1.
KEPCO (Korea Electric Power Corporation) Press Release, 2015.10.23., http://home.kepco.co.kr/kepco/PR/ntcob/ntcob- View.do?pageIndex=1&boardCd=BRD_000117&boardSe q=21021162&menuCd=FN06030103
KIER (Korea Institute of Energy Research), 2011, A Study on the Establishment of the Master Plan to Convert Ulleung Island into a Green Island (Renewable Energy Progress Report), KIER, Daejeon, pp. 1-5.
KIER (Korea Institute of Energy Research) Energy Information, 2015.10.29., http://www.kier.re.kr/energy/new_energy_list.
jsp.
Kim, K.H. and Seol, H.S., 2010, The green island project of Ulleungdo and Dokdo : energy and environment, Daegu Gyeongbuk Development Institute, Daegu, pp. 1-55.
KMA (Korea Meteorological Administration), 2006, Ulleung- Gun Do-dong Regional Meteorological Office Wind Speed, KMA, Seoul, p. 1.
Lee, K.H., Moon, S.J., Moon, K.H., Rhew, H.W., Lee, T.W., Park, J.P., Choi, J.H., Park, T.S. and Yoo, K.B., 2009, “An Evaluation on the Demonstration Site Selection for Green City Using AHP,” Spring Convention of Korea Society for New & Renewable Energy, Lotte Hotel, Jeju, South Korea, June 25-27, pp. 204-207.
Lee T.K., Nam Y.Y., Kim J.D. and Han J.W., 2011, “An Economic Feasibility Study of Wind-Diesel Hybrid Power Systems for an Island in the Yellow Sea,” Journal of Navigation and Port Research, Vol. 35, No. 5, pp. 381-385.
MKE (Ministry of Knowledge Economy), 2010, The 5th Basic Plan for Long-term Electricity Supply and Demand (2010~2024), Ministry of Knowledge Economy, Seoul, pp. 41-96.
MKE (Ministry of Knowledge Economy), 2012, A Study of the Rational Response on the Bulk Elctricity Supply Application of the Self-generation Islands’ Special Electricity Business Operator, Ministry of Knowledge Economy, Seoul, pp. 1-57.
MKE (Ministry of Knowledge Economy), 2013, The 6th Basic Plan for Long-term Electricity Supply and Demand (2010~2024), Ministry of Knowledge Economy, Seoul, pp.66-84.
백 민 호
2010년 아주대학교 사회과학부 경제학과 경제학사
2012년 아주대학교 대학원 에너지시스템 학과 경제학석사
현재 아주대학교 에너지시스템학과 박사과정수료 (E-mail; [email protected])
김 수 덕
1984년 서울대학교 경제학부 경제학사 1993년 Ph.D. in Economics, Department
of Economics, Rutgers, the State Univ. of NJ at New Brunswick
현재 아주대학교 에너지시스템학과 교수 (E-mail; [email protected])
MOTIE (Ministry of Trade, Industry and Energy) Press Release(2015.7.3), 2015.10.20., http://www.motie.go.kr/
motie/ne/presse/press2/bbs/bbsView.do?bbs_seq_n=1573 64&bbs_cd_n=81
NASA, Atmospheric Science Data Center Solar Map, 2015.
10.30., https://eosweb.larc.nasa.gov/
NRC (Natural Resources Canada), 2013.10.20., http://www.
nrcan.gc.ca/energy/renewable-electricity/wind/7319 Rhee, C.H. and Chae, S.Y., 2002, “A Study on the Electricity
Demand Forecasting in Island,” Fall Convention of The
Korea Society for Energy Engineering, The Korean Federation of Science and Technology Societies Conference Room, Seoul, South Korea, November 13, pp. 271-280.
Ulleung Gun, 2006, Statistical Year book of ULLEUNG GUN, Ulleung Gun, Gyeongbuk, pp. 107-108.
Ulleung Gun, 2009, Ulleung Gun New and Renewanle Energy Feasibility Study, Ulleung Gun, Gyeongbuk, pp.
1-224.
Ulleung Gun, 2011, Statistical Year book of ULLEUNG GUN, Ulleung Gun, Gyeongbuk, pp. 115-117.
