에너지저장장치(ESS) 활용 촉진 요금제도에 대한 경제성 분석

2.1 ESS 경제성분석을 위한 대표 수용가 설정

ESS의 경제성은 수용가의 계약종 선택에 따른 전력요금과 부하패턴에 따라 크게 달라진다. 본 연구에서는 요금변화에 반응하는 계약종별 대표적인 수용가의 시간대별 부하패턴 정보를 확보하기 위해, 한국전력공사(2011.09)^[10]의 연구결과인 RTP(Real Time Pricing) 모형^[11]을 사용하였다. RTP모형은 16개 본부별로 14,149개 기업에 대해 전력부하자료와 34,206개 기업의 고객정보를 이용하여, 36개의 계약종별, 35개의 산업군별 연간 부하패턴을 시간대별로 분석할 수 있다. RTP모형은 패널분석방법을 활용하며, 외생변수로는 계약종별 계시별 요금정보, 산업생산지수, 도시가스 또는 석유제품 실질가격, 온도 및 습도 그리고 주중, 주말, 공휴일, 추석, 설날 등을 구분할 수 있는 더미변수들을 활용한다. 사용 데이터는 2005년 1월 1일부터 2009년 12월 31일까지의 시간대별대 자료이다. 이는 시간대별 부하자료와 각 해당시점의 고객정보 및 종별 요금정보를 매칭시킨 결과로 8,645개 소비자들이 1,826일 간 사용한 전력부하 정보이다.

Table 1은 ESS 경제성분석을 위해 사용된 계약종별 부하 및 요금제를 정리한 것이다. 예를 들어 Table 1에서 첫 번째 경우는 RTP모형을 통해 일반용(갑) 고압A 선택(I) 계약종 중 ‘보건, 예술, 기타개인’ 산업군에 해당하는 2015년 부하정보를 추정하여, 현재 일반용(갑II) 고압A 선택(I)의 전력요금(기본요금과 전력량요금)을 적용하는 경우이다. Table 1에서 제시한 부하와 요금 중에서 다음의 사항은 연구를 위하여 변경하였다. 첫째, RTP모형에서 사용하는 과거 계약종 분류와 현재 계약종 분류가 다르기 때문에 시점 간의 계약종 매칭이 필요하다. 예컨대, (갑II) 계약종은 2013년 1월 14일부터 생겨난 계약종이며, 반대로 (병) 계약종은 2012년 1월 1일부터 폐지되었다. 둘째, RTP모형 내에서 계약종별로 특정 산업군을 선택할 때, 각 계약종 내에서 전력사용량이 가장 많은 산업군을 기준으로 삼았다. 예를 들면 일반용(갑) 고압A 선택(I) 계약종 중 전력사용량이 가장 많은 산업군은 ‘보건, 예술, 기타개인’이다. 셋째, RTP모형에서 교육용(을) 고압B 선택(I) 계약종 중 부하정보가 존재하는 산업군은 없었다. 따라서 교육용(을) 고압B 선택(I) 계약종의 부하정보를 활용하는 경우는 분석대상에서 제외하였다.

Table 1.

Load and Tariff for ESS feasibility Analysis

2.2 ESS 경제성분석 모형

경제성 분석에 적용된 ESS 충방전 알고리즘의 기본전제는 다음과 같다. 첫째, ESS의 충･방전은 평일 하루에 한 번씩 이루어진다. 둘째, 경부하 시간대에 충전하고, 최대부하시간대에 방전한다. 셋째, 방전은 Fig. 1과 같이, 하루 중 최대부하전력을 가장 최소화하도록 이루어진다.

Fig. 1.

Effect of ESS DischargingSource: KEPCO(2011.09)[10]

ESS 경제성분석에 적용한 기본전제는 Table 2와 같다. 산업통상자원부(2016.03.23.)^[6]에 따르면, ESS 및 PCS 설치비용은 1MW기준으로 ESS 배터리가 5억원, 출력장치(PCS)가 3억원이다. 산업통상자원부(2016.03.23.)^[6]의 발표시점을 감안하여 본 분석에서는 ESS에 PCS를 포함시켜서 5억원/MW로 전제한다. ESS의 운영은 수요관리사업자와는 별개로 진행할 수 있지만, 본 연구에서는 소규모 ESS Aggregator가 존재하는 것을 고려하여 그 제공서비스에 대한 지불수수료를 명시적으로 포함시킨다. ESS의 운영비용, 수명, 충･방전 효율 그리고 PCS 용량 전제는 선행연구^[1]를 참조한다. ESS의 용량은 계약전력 대비 10%로 전제한다. 이는 한국전력공사^[9]의 조건 중에 ESS 할인금액이 1.0배만큼 적용되는 경우이다. 할인율은 지식경제부(2017.08.11.)^[12]에 근거하여 4.5%를 적용하였다. ESS의 설치시점은 2018년 1월 1일로 가정하였다. ESS 설치시점이 주어지면 할인제도가 만료되는 시점을 통해 충전요금 및 기본요금 할인이 적용되는 기간이 정해진다. 즉 충전요금 할인은 향후 3년간 적용하고, 나머지 12년 동안은 충전요금할인 적용이 안된다. 기본요금 할인은 향후 3년간은 그대로 적용이 되며, 3년이 지난 시점부터 5년 3개월간은 할인 금액의 3분의 1이 적용되며, 나머지 6년 9개월간은 할인 적용이 안된다.

Table 2.

Assumptions on ESS System Characteristics

경제성평가방법으로는 순현재가치(NPV), 비용･편익비율, 내부수익률, 투자비 회수기간 등이 있다. 본 연구에서는 NPV를 구한 뒤, B/C ratio를 제시한다. 순현재가치(NPV)를 도출하는 식은 다음과 같다.

$$ {NPV}_i\begin{array}{l}=\sum _{t=1}^T\frac{B_{t,i}-C_{t,i}}{{\left(1+r\right)}^t}-I_{0,i}\\ =\left(\sum _{t=1}^T\frac{B_{t,i}}{{\left(1+r\right)}^t}\right)-\left(\sum _{t=1}^T\frac{C_{t,i}}{{\left(1+r\right)}^t}+I_{0,i}\right)=B_i-C_i\end{array}$$

여기서 T는 ESS의 수명, t는 매 기간으로 연 단위, i는 계약종, r은 할인율, I₀는 최초시기의 설치투자비용이다. i계약종에 대해 t기에 발생하는 편익인 B_t,i와 비용 C_t,i는 다음과 같다. ESS 할인요금제를 통한 비용절감효과는 비용항목에 포함시키지 않고, 편익항목에 포함시킨다.

여기서 B^discharge는 최대부하시간 ESS 방전 및 자가소비로 인한 차익거래 편익, B^peak_reduc는 최대수요전력 절감을 통한 요금적용전력 감소 편익, B^dc_charge는 충전요금할인 편익, B^dc_base는 기본요금할인 편익, C^charge는 ESS 전력충전비용, C^O&M는 ESS 유지보수비용, C^fee는 수요관리사업자에게 지불하는 비용이다.

편익의 각 항목은 다음과 같이 구성된다.

$$ \begin{array}{l}{B}_{t,i}^{discharge}=\sum _d\left(P_{d,t,i}^{elec}\times Q_{d,t,i}^{discharge\_elec}\right)\\ B_{t,i}^{peak\_reduc}=\sum _{m=1}^{12}{P}_{d,t,i}^{elec}\times \left(Q_{m,t,i}^{old-peak}\times Q_{m,t,i}^{new-peak}\right)\\ B_{t,i}^{dc\_base}=\left\{\begin{array}{ll}\sum _{m=1}^{12}{P}_{t,i}^{base}\times Q_{m,t,i}^{Aug\_Peak\_Red}\times 3& \mathrm{i}\mathrm{f} t\le 2020\\ \sum _{m=1}^{12}{P}_{t,i}^{base}\times Q_{m,t,i}^{Aug\_Peak\_Red}& \mathrm{i}\mathrm{f} 2021\le t\le 2026.03\\ 0& otherwise\end{array}\right.\\ B_{t,i}^{dc\_base}=\left\{\begin{array}{ll}\sum _{off\_h}{P}_{off\_h,i}^{elec}\times Q_{off\_h,t,i}^{charge\_elec}\times 0.5& \mathrm{i}\mathrm{f} t\le 2020\\ 0& otherwise\end{array}\right.\end{array}$$

여기서 d는 ESS 방전시점, P^elec는 전력량요금, Q^{discharge_elec}는 ESS를 통해 방전한 전력량, m은 월단위의 기간{1,2,...,12}, P^base는 기본요금, Q^old_peak는 ESS 설치 이전의 요금적용전력, Q^new_peak는 ESS 설치 이후의 요금적용전력, B^dc_base 계산 시 적용된 3은 기본요금할인의 3배 적용, off_h는 경부하 시간, Q^charge_elec는 ESS에 충전한 전력량, B^dc_charge 계산 시 적용된 0.5는 충전전력요금의 50% 할인 적용, Q^Aug_Peak_Red는 월평균 최대수요전력 감축량이며, 다음과 같다.

$$ \begin{array}{l}{Q}_{m,t,i}^{Aug\_Peak\_Red}\\ =\frac{\sum _{peak\_h}\left(Q_{peak\_h,m,t,i}^{discharge\_elec}-Q_{peak\_h,m,t,i}^{charge\_elec}\right)}{weekda{y}_{m,t}}\end{array}$$

여기서 weekday는 평일 일수, peak_h는 최대부하시간이다.

첫 번째 비용항목 $$ C_t^{charge}$$는 다음과 같다.

$$ C_t^{charge}=\sum _{charge\_hour}\left(P_{charge\_hour,i}^{elec}\times Q_{charge\_hour,t,i}^{charge\_elec}\right)$$

두 번째 비용항목 는 설비투자비(I₀)의 3%로 전제한다. 세 번째 비용항목 $$ C_t^{fee}$$는 $$ C_t^{charge}$$과 합의 10%로 전제한다.

3.1 시나리오 설정

ESS 경제성 분석을 위한 시나리오는 4 가지로 설정한다. 첫째, No DC 시나리오는 ESS 할인요금 제도를 적용하지 않으며, 이는 ESS 할인요금 제도의 필요성 여부를 알 수 있다. 둘째, Charge DC 시나리오는 ESS 충전요금할인제도만 적용하며, 충전요금할인제도의 효과를 알 수 있다. 이 경우는 일반용(갑II), 산업용(갑II), 그리고 교육용(을)이 현재의 제도 하에서 적용되는 조건과 동일하다. 셋째, Base DC 시나리오는 ESS 기본요금할인제도만 적용하며, 기본요금할인제도의 효과를 알 수 있다. 넷째, Both DC 시나리오는 ESS 충전요금할인과 기본요금할인을 모두 적용하며, 두 가지 요금할인의 효과를 알 수 있다. 이 경우는 일반용(을)과 산업용(을)이 현재의 제도 하에서 적용되는 조건과 동일하다. 각 시나리오에 대한 설명은 Table 3과 같다.

Table 3.

Scenarios for ESS Feasibility Analysis

3.2 ESS 경제성 분석 결과

Table 4는 B/C ratio로 표시된 ESS 경제성분석 결과이다. No DC 시나리오의 경우, 경제성이 확보되는 계약종은 없었다. NO DC 시나리오에서 경제성이 가장 나쁜 계약종은 산업용(갑II) 고압B 선택(I)으로 B/C ratio가 0.56이고, 경제성이 가장 좋은 계약종은 산업용(을) 고압B 선택(III)으로 B/C ratio가 0.98이다. ESS 할인요금제가 없는 경우에 1보다 큰 B/C ratio를 갖는 계약종이 없다는 결과를 고려하면 ESS의 경제성을 확보하기 위해서는 ESS 할인요금제도가 필요하다.

Table 4.

ESS Feasibility Results in B/C ratio

Charge DC 시나리오의 경우에 No DC 시나리오에 비해서 B/C ratio는 평균적으로 0.02 정도 개선된다. 그러나 여전히 ESS의 경제성이 확보되는 계약종은 없다.

Base DC 시나리오의 경우에 No DC 시나리오에 비해서 B/C ratio는 최소 0.29, 최대 0.47, 그리고 평균 0.36 정도 개선된다. 이는 Charge DC 시나리에서 반영한 충전요금할인제도 효과의 18배이다. 일반용(갑II) 고압B 선택(I)과 산업용(갑II) 고압B 선택(I)을 제외한 나머지 27개의 계약종들은 ESS의 경제성을 확보한다.

Both DC 시나리오의 경우에 Base DC 시나리오에서 경제성을 확보하지 못하였던 일반용(갑II) 고압B 선택(I)과 산업용(갑II) 고압B 선택(I)이 여전히 ESS의 경제성을 확보하지 못한다.

Fig. 2는 ESS에서 발생하는 편익과 비용의 세부항목별 비중을 나타낸다. 편익을 보면, 요금적용전력 편익이 36%, 기본요금 할인 편익과 전력회피 편익이 31%, 충전요금 할인 편익이 2% 이다. 기본요금 할인 편익의 비중이 충전요금 할인의 비중보다 15배 높다. 이러한 결과는 ESS 기본요금 할인(Base DC 시나리오의 결과)이 충전요금 할인(Charge DC 시나리오의 결과)보다 B/C ratio를 더 개선시킨다는 결과와 같은 의미이다.

Fig. 2.

Proportion by components

비용을 보면, ESS 및 PCS 설치비용이 62%, 유지보수비용이 19%, 충전전력비용이 16%, 수요관리사업자에 대한 수수료가 3% 이다. 이는 ESS의 경제성 확보를 위해서 초기투자비용을 절감하는 것이 중요하다는 것을 의미한다.

Fig. 3은 계약종별로 NPV가 0이 되기 위해 필요한 ESS 기본요금과 충전요금의 조합을 현재 할인요금 대비 비율(%)로 나타낸 것이다. Fig. 3 a), b), c)의 X축과 Y축은 동일하다. Fig. 3에서 X축은 ESS 기본요금 할인금액의 현재 대비 비율을 나타낸다. Y축은 ESS 충전요금 할인금액의 현재 대비 비율을 나타낸다. X축 혹은 Y축이 100이라면 현재 ESS 활용촉진 요금제를 적용한 경우이다. 그래프의 선은 식 (1)을 만족시키는 X와 Y의 조합들의 집합이다.

Fig. 3.

a) Combinations of the Discount on ESS charging rae and base tariff discount for NPV=0, b) The best case, c) The worst case; Note: The black dots at figure a) represent current ESS promotion programs by government

Fig. 3 a)을 보면 현재의 제도에서 충전요금 할인만을 적용하고 기본요금 할인은 적용하지 않는 산업용(갑II), 일반용(갑II), 교육용(을) 계약종의 경우에 y절편은 모두 100(%) 이상이다. 이는 현재의 충전요금할인만으로는 ESS의 경제성을 확보하지 못한다는 것을 의미한다. 따라서 ESS의 경제성 확보를 위해서 지금보다 충전요금할인혜택을 늘리거나 혹은 기본요금 할인혜택도 주어야 한다. Fig. 3 c)에는 산업용(갑II) 고압B 선택(I) 계약종이 ESS의 경제성을 확보하기 위해 필요한 할인제도의 조합이 제시되어 있다. Y축에 있는 (0,1952)는 기본요금 할인혜택은 받지 않고 충전요금 할인혜택을 현재 수준의 19.52배(1952%)만큼 받는 경우이다. X축에 있는 (142,0)은 기본요금 할인혜택을 현재 수준의 1.42배(142%)만큼 받고 충전요금 할인혜택은 받지 않는 경우이다. (0,1952)와 (142,0)을 연결한 선상의 점들은 무수한 조합의 경우들이다.

현재의 제도에서 충전요금과 기본요금 할인을 모두 적용하는 산업용(을)과 일반용(을) 계약종의 경우에 X와 Y 모두 100(%)보다 작은 곳에도 그래프의 선들이 위치하여 있다. 이는 현재의 충전요금과 기본요금 할인혜택이 줄어도 ESS의 경제성을 확보 한다는 것을 의미한다. 예컨대 Fig. 3 b)에는 산업용(을) 고압B 선택(III) 계약종이 ESS의 경제성을 확보하기 위해 필요한 할인제도의 조합이 제시되어 있다. Y축에 있는 (0,0.001)은 기본요금 할인혜택은 받지 않고 충전요금 할인혜택을 현재 수준의 0.00001배(0.001%)만큼 받는 경우이다. X축에 있는 (0.00005,0)은 기본요금 할인혜택을 현재 수준의 0.0000005배(0.00005%)로 받고 충전요금 할인혜택은 받지 않는 경우이다. (0,0.001)과 (0.00005,0)을 연결한 선상의 점들은 무수한 조합의 경우들이다.

앞서 설명한 두 가지 예는 경제성이 가장 좋은 경우와 가장 나쁜 경우이다. 하지만 대부분의 경우에 X절편은 100보다 작은 곳에 위치하고, Y절편은 100보다 큰 곳에 위치한다. 예컨대, 산업용(을) 고압C 선택(I) 계약종(➑)의 Y축에 있는 (0,750)은 기본요금 할인혜택을 받지 않고 충전요금 할인혜택을 현재 수준의 7.5배(750%)만큼 받는 경우이다. X축에 있는 (51,0)은 기본요금 할인혜택을 현재 수준의 0.51배(51%)만큼 받고 충전요금 할인혜택을 받지 않는 경우이다. (0,750)과 (51,0)을 연결한 선상의 점들은 무수한 조합의 경우들이다.