전력 저장장치 특성을 반영한 합리적 운영예비력 제도 및 보상방안에 대한 연구

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기본연구보고서

17-23

● 조주현

K O R E A E N E R G Y E C O N O M I C S I N S T I T U T E

참여연구진

연구 책임자 : 부연구위원 조주현

연구 참여자 : 선임연구위원 이근대

부연구위원 안재균

위촉연구원 민해경

요약 i

<요 약>

실시간으로 변화하는 부하와 발전의 균형을 맞추기 위해 계통운영

자는 운영예비력을 활용한다. 수 초 ~ 수 분 동안의 수급불균형은 주

파수조정서비스(frequency regulation)로, 그 이상 불균형 지속 시는 대

기･대체서비스로 대응한다. 하지만 이로 인해 예비력으로 지정된 용량

의 기회비용, 예비력으로 지정된 용량만큼 추가 발전기 투입으로 인한

한계가격 상승의 문제가 발생한다.

배터리 전력저장장치(Battery Energy Storage System, BESS)는 전

력망에서 주파수조정용으로 활용할 수 있는 규모와 출력을 갖춘 정도

로까지 기술발전이 이루어지고 있다. 급전지시 시 수 초 이내에 응답

할 수 있는 속응성과 급전지시에 정확히 따를 수 있는 정확성이 장점

으로 꼽히나, 타 전원대비 높은 설비단가가 도입의 큰 약점으로 지적

된다. 한국을 포함해 전 세계적으로 BESS를 주파수조정서비스용으로

활용을 위한 실증과 시범사업이 진행 중이다.

본 연구에서는 현재 해외 전력시장에서 운영예비력 운영 및 정산제

도 분석과, 이를 바탕으로 한 현 국내의 운영예비력 제도 및 정산방식

에 대한 개선방안을 제시한다. 또한 현재 운영예비력을 확보를 위해

감발운전 중인 석탄발전 용량을 배터리 전력저장장치로 대체했을 때

의 편익을 분석하였다.

현 한국 운영예비력 제도의 이슈 및 편익분석은 다음과 같이 정리

할 수 있다.

○ (이슈 1) 운영예비력 서비스에 자발적 입찰제도 보완 필요

ii

한국에서는 전일시장에서 운영계획 수립 시 발전기들과 계통의 특

성을 고려해 전력거래소에서 예비력을 할당하고 이에 대해 각 서비스

에 대한 정산단가를 적용하여 정산하고 있다. 그러나 정산단가에는 각

서비스와 전원별 기회비용, 운영비 보상에 대한 명확한 규정이 있지는

않다. 이에 따라 발전사업자 입장에서는 오히려 자신의 발전자산이 예

비력으로 활용됨에 따라 발전기가 에너지시장에 참여하지 못함으로써

발생하는 기회비용과 예비력 제공을 위한 연료비용 등 기타비용을 입

찰로 제시하여 이러한 방법을 해결할 수 있을 것으로 보인다. 다만,

급진적으로 모든 서비스에 대해 입찰서비스를 도입하는 것 보다는 영

국의 경우와 같이 가장 많이 사용되는 주파수조정의 경우처럼 현재와

같은 방식을 유지하되, 그 이외의 서비스는 순차적으로 입찰방식 변경

을 고려하는 것이 안정적인 예비력 확보를 위해서 타당할 것으로 보

인다.

○ (이슈 2) 운영예비력 제도의 세분화 필요

현재 주파수조정서비스는 G/F과 AGC로 이루어져 있으나, 해외 선

진국의 주파수조정용 서비스 체계와 비교해 볼 때 이에 대한 세분화

가 필요한 것으로 보이며, 이는 배터리 전력저장장치의 진입을 도모할

수 있을 가능성이 있다. 또한, 대기･대체예비력의 경우 급전지시 후

20~30분 이내에 발전자원이 투입되는 것이 안정적 계통운영에 실질적

으로 기여할 것으로 보인다는 실무 및 전문가들의 의견을 반영한 제

도 개선이 필요한 것으로 보인다.

○ (이슈 3) 예비력 보상제도에서 용량과 실적 분리보상 필요

예비력서비스는 기존에 정해진 정산단가를 적용하여 정산하기 때문

에 기회비용과 운영비의 합리적 보상이 이루어지는지 명확하지 않다.

요약 iii

따라서 현재와 같이 자원의 응동성과 급전지시에 대한 정확성에 따른

차별적 보상을 유지하되, 해외 선진 계통운영 시장에서와 같이 발전자

원에 대한 투자비용, 실제 자원에서 사용한 에너지를 분리하는 개선

방향을 고려해 볼 수 있다.

○ (편익분석) 현행 운영예비력 확보를 위해 총 석탄발전 용량 중

5%를 감발운영 중이다. 이를 전력저장장치로 대체할 경우의 필요용량

과 이로 인한 편익을 분석해 보았다. 2016년 기준으로 석탄발전 증가

와 이로 인한 LNG발전량 감소로 약 6,600억 원의 연료비 감소가 추

산되었다. 이에 반해, 한전이 기존 ESS 실증사업비와 운영방법 (60%

SOC)을 바탕으로 1,300MW 규모의 리튬이온 배터리로의 대체를 가

정했을 때, 최소 2.2조원에서 최대 10조원의 투자비가 필요할 것으로

추산되었다.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Purpose

This research is motivated by technological development and

maturity of large scale battery ESSs and their multiple practices into

grid operations. As these technologies have been developed, as much

as to be applied for grid operation reliability. As a result, the BESS

now are participated in electricity markets for operating reserve

services, from short second frequency reserves to minutes-long

spinning reserves, depending on one’s output and electricity storage

capacity.

While South Korean battery manufactures, represented by LG

Chem. and Samsung SDI, are ranked among the world best battery

supplier in the World, South Korean electricity markets are trying to

adopt these new technologies in grid operations.

This research analyzes operating reserve services of the U.S, and

the U.K, which are considered to be two most advanced electricity

market mechanisms. From the analysis, policy suggestions are made

for improving current Korean electricity market’s operating reserve

services and payment schedules. In addition, a cost-benefit analysis is

made when the frequency reserves provided by coal-fired generators

are replaced by battery ESSs in the South Korean electricity market.

ii

In this case, the fuel costs from LNG will be saved while additional

expenditures are necessary for investing new battery ESSs consuming

additional coals for providing energy services from the released

capacity.

2. Research results and Policy Suggestions

The following three points are discovered for improving current

South “Korean electricity reserve operating systems.

First, a voluntary bidding mechanism for operating reserves needs

to be newly built in the Korean market. At this point, all operating

reserves capacities are mandatory to all suppliers; the system

operator assign necessary capacity in the day-ahead dispatch schedule

with pre-determined settlement prices for each service. Thus, an issue

arise that the pre-set prices actually covers opportunity costs for

capacities providing reserve services, as well as necessary marginal

costs for supplying operating reserves. A bidding system with price

and capacity would solve this ambiguity issue, as suppliers will

submit bids with prices which reflects their fixed and variable costs

incurred supplying reserve services. Still, a conservative approach is

required in adopting a bidding system into operating reserves

considering grid security and reliability, In detail, not all services

needs to be operated based on bidding bases. Rather, a U.K. case

needs to be considered where frequency reserves are maintained with

mandatory participation while other services are based on

Abstract iii

suppliers’biddings.

Second, a more detailed categorization of operating reserve

services is necessary for Korean system. Currently, frequency

reserves are made of Governor Free(G/F) and Automated Governor

Control(AGC). As G/F covers events immediately after an event to 5

minutes. And AGC provides service to cope with events whose

durations are from 5 to 15 minutes, these time frames within 15

minutes might have more products similar to other U.S. and U.K

markets. This will open entrance opportunity for battery ESSs which

are specialized for being able to be discharged immediately after an

event and to last supplying power for 15-30 minutes. For spinning

and non-spinning reserves in South Korea, the start-up time of 30

minutes needs to be shorten to 20-30 minutes, which are supported

by experts’opinions and other of benchmarking markets’practices.

Lastly, payment schedules on reserve services in the Korean

market needs to be separated. As pointed out above, the current

payment schedule does not differentiate between the capacity which

provides reserve services, and the actual energy cost which is

resulted for providing actual electricity power to the grid for a

reserve service to maintain reliability. So, these two different

components, capacity and energy, needs to be paid on a separate

bases, as other U.S. and the U.K. markets are practicing in

compensating for reserve services. We could suggest on the payment

system revision to separate the two components, while keeping

iv

current compensation differentiation within the service according to

the ramp-up speed and the accuracy of generators.

For the coat-benefit analysis, we assume the Constrained-OFF

(COFF) operation of the coal-fired generators is removed, and those

capacities and energies are supplied by Lithium-ion battery ESSs. To

estimate investment cost for installing new battery ESSs, necessary

capacities are calculated based on the power and the duration of the

storage. Here we assume the new storage will be used for frequency

regulations, with 60% S as KEPCO Battery ESS projects operations

(including 60% SOC) and costs are referred. For fuel costs a mixed

effect takes place from coal-fired and Combined-Cycle natural gas

fired generators from cascading effect on the merit order. Coal-fired

generators consumes more fuels to supply electricity with full rated

power. On the other hand, LNG burning turbines will be operated

less as much as coal-fired plants produce electricity, thus burning

less natural gas. These two effects are shown as the fuel cost change

as a result. The analysis finds that with 60% SOC, the investment

costs are projected to be 2.2 trillion to 10 trillion KRWs, depending

on the duration and necessary energy storage size. For the fuel

savings, approximately 660 million KRWs are estimated to be

reduced in a year based on the 2016 fuel cost data from the KPX.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ···················································································· 1

제2장 국내 운영예비력 제도 및 보상체계 ···································· 5

1. 국내 운영예비력 제도 ··································································· 5

가. 국내 운영예비력 제도 ······························································ 5

나. 국내 운영예비력 운영현황 ······················································· 9

2. 국내 전력저장장치 운영현황 ······················································ 10

가. 국내 양수발전 운영현황 ························································ 10

나. 배터리 전력저장장치 실증현황 ············································· 15

다. 현 국내 운영예비력 보상체계와 개선을 위한 제언 ············ 19

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용 현황 ·· 23

1. 미국의 운영예비력 제도 ······························································ 23

가. 미국 FERC의 운영예비력 관련 행정명령 ···························· 23

나. 미국 계통운영자들의 관련제도 현황 ···································· 26

2. 영국의 운영예비력 제도 ······························································ 34

가. National Grid의 운영예비력 제도 ········································· 34

3. 세계 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용 현황 ··················· 37

가. 활용 현황 ················································································ 37

ii

제4장 배터리 전력저장장치의 운영예비력 활용에 대한

편익분석 ··········································································· 41

1. 배터리 전력저장장치의 석탄 감발운전 대체에 대한 편익분석 ·· 41

가. 현행 석탄 감발운전과 배터리 저장장치 대체가능성 ·········· 41

나. 편익분석 방법론 및 가정 ······················································· 42

제5장 결론 ·················································································· 51

1. 국내 예비력 제도 개선을 위한 제언 ········································· 51

가. 다양한 예비력 자원의 시장 참여 유도를 위한 개선

방향 설정 ················································································ 51

나. 운영예비력 제도의 세분화 ····················································· 52

다. 운영예비력 보상요소의 구분 및 기술에 따른 차별화 ········ 53

2. 맺음말 ··························································································· 55

참고문헌 ······················································································ 59

차례 iii

표 차례

<표 2-1> 운영예비력 서비스 종류, 활용상황, 계통투입까지

시간, 확보용량 규모 ····························································· 6

<표 2-2> G/F의 용도, 최소충력요건, 특징 ········································· 7

<표 2-3> AGC의 용도, 최소충력요건, 특징 ······································· 7

<표 2-4> 대기·대체예비력의 용도, 최소충력요건, 특징 ···················· 8

<표 2-5> 2012~2016년 발전원별 연간 보조서비스 정산금액 ··········· 9

<표 2-6> 국내 양수발전설비 현황 ····················································· 11

<표 2-7> 발전방식별 종합효율 비교 ················································· 12

<표 2-8> 발전설비별 기동 및 정지 소요시간 비교 ························· 13

<표 2-9> 발전설비별 증감발률 비교 ················································· 13

<표 2-10> 구축용량 및 사업비 ·························································· 16

<표 2-11> G/F서비스 보상체계 ·························································· 19

<표 2-12> AGC 서비스 보상체계 ······················································ 20

<표 2-13> 20분 이내 활용 가능한 대기·대체서비스 보상체계 ······· 20

<표 2-14> 120분 이내 활용 가능한 대기·대체서비스 보상체계 ····· 20

<표 3-1> 미국 계통운영자 규모 및 현황정리 ·································· 27

<표 3-2> 미국 시장별 2차 주파수조정, spinning reserve,

non-spinning reserve 의 출력관련 규정 ···························· 31

<표 3-3> 미국 전력계통에서 예비력에 대한 가격체계 구성 및

명칭, 응동실적측정 명칭, 응동성능에 따른 가중치에

대한 명칭 비교 ··································································· 32

iv

<표 3-4> 영국의 운영예비력 서비스 종류, 최소용량, 응답시간,

출력 지속요구 시간 및 정산요소 비교 ····························· 36

<표 3-5> 배터리 전력저장장치 기술별 각 예비력 서비스

활용현황 ··············································································· 38

<표 3-6> 배터리 전력저장장치 기술별 출력지속시간 분포 ············ 39

<표 3-7> 배터리 전력저장장치 기술별 정격 출력 분포 ·················· 40

<표 4-1> M-Core의 가격결정발전계획과 운영발전계획 비교 ········· 43

<표 4-2> 석탄 감발용량 해체에 따른 석탄발전 가용용량 ·············· 44

<표 4-3> 2016년 각 발전원별 연료단가 ··········································· 44

<표 4-4> 석탄발전 감발해제 시 연료비 변동분석결과 ···················· 45

<표 4-5> 한전 주파수조정용 ESS 실증사업 비용개황 ···················· 46

<표 4-6> 각 발전원별 건설비 ···························································· 47

<표 4-7> 석탄발전 감발 완전해제 시 배터리 저장장치 필요용량 · 49

<표 4-8> 석탄발전 감발 완전해제 시 배터리 대체 시 필요

건설비용 ··············································································· 49

차례 v

그림 차례

[그림 2-1] 양수발전소 분포 ································································ 11

[그림 2-2] 2016년 시간대별 AGC 및 G/F ······································· 14

[그림 2-3] 2016년 양수발전 G/F 및 AGC 월별 정산금액 ············· 15

[그림 2-4] 주파수조절용 ESS 시설 전경 ·········································· 18

[그림 3-1] 미국 ISO/RTO 관할지역 현황 ········································· 26

[그림 4-1] 리튬이온 배터리 가격 예측치 ·········································· 45

제1장 서론 1

제1장 서 론

전력계통운영 중 운영예비력 서비스 (operating reserve service) 혹

은 보조서비스(ancillary service) 는 안정적인 전력수급을 위해 필수적

인 서비스이다. 계통의 균형은 주파수(Hz)로 측정되며, 계통운영자

(System Operator, SO) 는 운영예비력을 활용하여 수급을 조절하여

계통에서 미리 정한 주파수 기준과 그 오차 범위 내에서 운영되도록

하고 있다. 이에 따라 예비력으로 확정된 용량은 대기 상태에서 필요시

마다 실시간 혹은 주어진 반응시간 안에 필요한 전력을 공급한다. 운

영예비력은 크게 교류의 특징을 반영하여 크게 유효전력(active

power) 혹은 전압 유지를 위한 무효전력(reactive power)을 유지하기

위한 서비스로 구분된다. 특히 유효전력의 경우에 필요출력의 응답시

간, 규모, 지속시간에 따라 세분화되어 있다. SO는 주로 계통에 참여

하는 발전기 용량의 일부분을 혹은 전체를 수급조절을 위한 예비력으

로 확보하여, 필요시 마다 활용한다. 이 때 활용시간은 짧게는 수 초

길게는 수 시간까지로 이어질 수 있다.

발전용량 중 일부분이 운영예비력으로 활용되는 경우 그 용량이 예

비력으로 활용되는 시간만큼 에너지서비스에 참여하지 못하므로 이로

인한 기회비용이 발생하는 문제가 발생한다. 이와 동시에 예비력 용량

중 실제 에너지 제공에 대비해 운영을 유지하는 데 필요한 uplift cost

등 예비력 자원으로서 기술적 요건을 충족하기 위한 비용에 대한 보

상 또한 필요하다.

이러한 운영예비력 공급자원으로서 배터리 전력저장장치가 지속적

2

으로 주목을 받고 있다. 이는 속응성과 출력의 정확도가 높으며, 정격

출력까지 도달하기까지 수 초의 시간만이 필요하며, 예비력서비스, 특

히 주파수 조정용 서비스에서 요구하는 기술적 요구사항에 부합하는

특징을 지니고 있다. 이에 따라 전 세계적으로 배터리 전력저장장치를

운영예비력 서비스로 활용하기 위한 실증 프로젝트가 진행 중이다. 현

재 배터리 저장장치 기술의 발달로 대용량 및 고출력 배터리 저장장

치도 속속 등장하고 있으나, 배터리 단가가 높아 현 기술 보급에 걸림

돌로 작용하고 있다. 한국에서도 지속적으로 운영예비력 중 일부를 대

용량 ESS로 대체하려는 시도가 있었고, 한전에서 주파수조정용 ESS

실증사업을 수행 중에 있다.

이에 따라 본 연구에서는 한국의 운영예비력 및 배터리 전력저장

장치 활용 현황과, 선진적 전력시장제도와 정산제도를 갖추고 있는 미

국과 영국의 운영예비력 관련 규제와 보상제도 현황, 그리고 배터리

전력저장장치 활용 현황을 비교하고자 한다. 나아가 이를 바탕으로

한국의 운영예비력 및 보상제도에 대한 개선방향과 배터리 전력저장

장치의 활용적합성에 대해 제안하고자 한다. 또한 배터리 전력저장장

치를 실제로 예비력서비스, 그 중 석탄발전기가 담당하는 용량을 이로

대체했을 때 편익을 비교해보고자 한다. 필요한 용량을 추산하여,

2016년 자료를 바탕으로 배터리 저장장치의 투자비용과 석탄발전기

추가발전으로 인한 LNG 발전 연료비 감소를 비교한 편익을 분석해

보고자 한다.

본 보고서는 다음과 같은 순서로 구성되어 있다. 제 2장에서는 현재

한국에서 예비력제도 현황과 저장장치 활용 현황에 대해 소개하고자

한다. 제 3장에서는 전력시장 운영 선진국인 미국과 영국의 예비력 관

제1장 서론 3

련 운영제도를 소개하고, 이들의 특징과 장점을 논의하고자 한다. 제

4장에서는 현재 예비력제공을 위한 석탄발전 용량 해체를 대체하기

위한 ESS 활용 시의 편익을 분석하고자 한다. 마지막으로, 제 5장에

서는 결론을 지으며 운영예비력에 ESS 활용을 위한 도입 시 필요할

것으로 예상되는 정책에 대해 논하고자 한다.

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 5

제2장 국내 운영예비력 제도 및 보상체계

1. 국내 운영예비력 제도

가. 국내 운영예비력 제도

전력계통운영 중 운영예비력 서비스(operating reserve service)는 안

정적인 전력수급을 위해 필수적인 서비스이다. 이를 위해 한국의 전력

계통운영자인 전력거래소는 예비력을 다음과 같이 정의한다.

예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형

을 유지하지 못할 경우를 대비하여 최대부하를 초과하여 보유하는 발

전기의 출력여유분 및 전기저장장치의 주파수조정용량1)

다시 말해, 수요와 전력공급 간의 수급균형을 이루도록 항상 여유분

의 발전용량을 확보하여 이를 필요시 사용하여 안정적 계통운영을 수

행하는 데에 필요한 발전자원이라고 할 수 있다.

균형을 이루지 못하는 상황은 주로 수요가 공급을 초과할 때, 혹은

공급이 수요를 초과할 때 발생하며, 이는 주파수에서 벗어나는 형태로

나타난다. 한국의 경우 60Hz를 기준주파수로 사용하며, 이에서 벗어

나는 경우 각 상황에 맞는 예비력서비스를 사용하여 주파수를 회복시

킨다. 이러한 상황은 초단기부터 수 분 이상으로도 지속될 수 있으므

로, 그 규모와 지속시간에 따라 다른 예비력 자원을 준비하여 필요시

활용하고 있다.

한국의 경우 운영예비력은 총 4,000MW 이상 규모를 확보하도록

1) 전력거래소 전력시장운영규칙 (2016.12)

6

전력거래소 시장운영규칙에 규정되어 있으며, 그 중 주파수 조정용으

로 1,500MW 이상, 대기･대체예비력으로 나머지 2,500MW 이상을 확

보하여 계통운영에 따라 각 서비스가 필요할 때 마다 활용 중이다2).

각 서비스의 활용되는 계통상황, 계통투입까지 필요시간, 확보용량 규

모는 하기의 <표 2-1>과 같이 정리할 수 있다.

활용되는

계통상황

계통투입까지

필요시간

확보 용량 규모

동･하계

수급대책

기간

그 기외의

기간

주파수조정예비력

(G/F, AGC)수요변동 항시 응동 1,500 1,000

대기

예비력

운전상태 수요예측 오차 10분 이내 1,500 1,000

정지상태 단일 설비고장 20분 이내 1,000 1,500

대체예비력 다중 설비고장 2시간 이내

<표 2-1> 운영예비력 서비스 종류, 활용상황, 계통투입까지 시간, 확보용량 규모

(단위: MW)

츨처: 전력거래소 전력시장운영규칙 정리

주파수조정예비력은 다시 G/F(Governor Free) 와 AGC(Automated

Governor Control)로 나누어져 있으며, 각각의 서비스 용도, 출력요건,

특징은 각각 <표 2-2>, <표-2-3>와 같이 정리할 수 있다.

2) 전력시장 운영규칙 전력거래소, 2016.12

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 7

G/F (주파수 주총 혹은 1차 주파수 응답

(용도)주파수 변동 초기에 응동하는 주파수 조정용량임

(최소출력요건) 주파수 변동 시 10초 이내 발전력이 응동하여 30초 이상

출력유지가 가능한 자원

(특징)발전기의 Governor Free 및 전기저장장치의 주파수 응답능력을 활용

함

<표 2-2> G/F의 용도, 최소충력요건, 특징

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 정리

AGC (자동발전제어 혹은 2차 주파수 응답)

(용도) 1차 응답 후 정상주파수 유지범위로 회복시키기 위한 유효전력 제공

(최소출력요건) 주파수 변동 후 30초 이내 응동, 30분 이상 출력유지 가능

(특징) 발전기의 AGC 보유예비력 및 출력증가, 전기저장장치의 EMS 원

격제어로 주파수조정용량 및 출력조절에 의함

<표 2-3> AGC의 용도, 최소충력요건, 특징

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 정리

G/F의 AGC 경우 발전기가 항시 계통에 운영 중인 상태에서 주파

수 오차가 발생하는 즉시 실시간으로 발전기의 출력을 조절하여 주파

수를 60Hz 로 복귀시키기 위한 서비스이며, 이는 자동으로 정해진다.

주파수의 이상이 감지되면 즉시 G/F 서비스를 활용하게 되고, G/F를

활용함에도 주파수가 정상범위에서 30초 이상 계속하여 벗어날 시

AGC 서비스를 활용한다. 특히 AGC의 경우 EMS를 활용하여 매 5분

마다 계통을 분석하여 향후 여러 가지 사고에 대비하여 AGC 예비력

으로 확보된 발전자원의 운전을 조절함으로써 만일의 사고에 신속히

대비할 수 있도록 한다.3) 이 두 가지 서비스는 주파수 조정 시 바로

활용되는 서비스임에 착안하여 frequency regulation(주파수 조정) 혹

8

은 primary response(일차 응답) 으로 부르기도 한다.

G/F자원과 AGC 자원을 활용함에도 주파수가 정상범위로 회복되지

않는다면 대기･대체예비력을 활용한다. 이러한 경우는 발전기의 계획

되지 않은 정지, 예측 오차, 계통설비의 이상 등을 원인으로 들 수 있

다. 대기·대체예비력은 계통에 연결되어 운전 중이면 운전상태, 그렇

지 않으나 항시 계통운영자의 급전지시 이후 정해진 시간 안에 투입

이 가능하면 정지상태로 구분한다. 전력거래소 운영규칙에 따른 대기･

대체예비력의 특징은 <표 2-4>과 같이 정리할 수 있다.

대기･대체예비력

(용도) 전설비 불시정지 및 수요예측 오차, 발전소 및 송전설비 고장정지

등에 대비

(최소출력요건)

- 운전상태: 급전지시 10분 이내로 주파수조정 예비력을 초과한 만큼을

추가로 발전가능

- 정지상태: 급전지시 이후 120분 이내에 (동․하계 전력수급대책기간 20

분 이내) 계통에 연결되어 발전할 수 있는 상태

(총 용량) 대기･대체예비력의 용량은 2,500MW이상 확보되어있고, 동･하

계 수급대책기간 (피크시즌) 여부에 따라 운전상태와 정지상태인 예비력

확보량이 달라짐

<표 2-4> 대기·대체예비력의 용도, 최소충력요건, 특징

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 정리

3) 전력시장 운영규칙 전력거래소, 2016.12

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 9

나. 국내 운영예비력 운영 현황

<표 2-5>에서는 2012년부터 2016년까지 각 전원별 운영예비력 정

산금액을 나타내고 있다. 단시간 출력조절이 불가능한 원자력을 제외

한, 석탄, LNG, 유류, 뿐만 아니라 양수와 수력 또한 운영예비력으로

활용되어 보조서비스를 제공하고 이에 대해 보상을 받는 것을 볼 수

있다. 설비종류에 따른 연간 보상금액 규모는 LNG가 가장 많고, 석

탄, 양수, 수력, 유류의 순서를 보이고 있다. 총 정산금액 규모는 2012

년 450억 원에서 2013년 492억으로 증가하였으나, 이후 계속 감소하

여 2016년에는 407억 원 규모로 감소하는 추세이다.

이 중 석탄을 제외한 나머지 자원들은 출력조절 속도가 빠른 발전

자원인 것이 특징이다. 석탄의 경우는 기저발전임에도 감발운전을 통

해 주파수조정서비스에 활용되고 있다.

2012 2013 2014 2015 2016

석탄 110 107 113 127 112

LNG 142 190 190 187 186

유류 23 39 17 15 21

양수 100 105 78 50 50

수력 75 51 66 40 37

기저발전기 340 385 351 292 295

첨두발전기 110 107 113 127 112

총 정산금액 450 492 464 419 407

<표 2-5> 2012~2016년 발전원별 연간 보조서비스 정산금액

(단위: 억 원)

자료: 전력거래소 2012-2016 전력시장통계 정리

10

한국 전력시장에서 각 예비력 서비스에 대한 단가는 총 예비력서비

스에 해당하는 예산을 전년도의 실적을 고려하여 서비스별 정산단가

를 산정한다. 다시 말해, 당해 연도 서비스별 단가는 당해의 서비스

별 배정액을 전년도 서비스량 (MW)으로 나누어 산정한다고 할 수 있

다4).

또한 정산과정에서는 정지상태의 대체･대기예비력에 대해서만 예비

력으로 활용된 발전량에 대해 정산이 이루어지고 있다. 이는 운전상태

대기예비력의 경우에는 정산 시 제약감발보상 (COFF, constraint off)

이 이에 대한 보상을 하고 있다고 보기 때문이다5).

2. 국내 전력저장장치 운영현황

가. 국내 양수발전 운영현황

양수발전은 상부저수지와 하부저수지의 위치에너지 차이를 이용하

여 상부저수지의 물을 낙하시켜 발전기를 가동해 전력을 생산하고, 전

력이 남을 때는 하부저수지의 물을 양수하여 상부로 이동시켜 차후

전력생산에 대비하는 방식이다. 따라서 배터리 저장장치의 등장 전에

는 거의 유일한 전력에너지 저장장치라고 할 수 있다. 현재 국내에는

총 8곳의 양수발전소가 총 4,700MW 규모로 운영 중이며, 그 위치는

[그림 2-1]의 지도에서 확인할 수 있다.

4) 전력거래소 실무자 인터뷰 정리 2017.85) 전력거래소 실무자 인터뷰 정리 2017.3

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 11

발전소명

설비명

상 업 운 전 중

청송

양수

양양

양수

청평

양수

삼량진

양수

무주

양수

산청

양수

예천

양수

시설

용량

(MW)

600

(300MW

×2기)

1,000

(500MW

×2기)

400

(200M

W×2기)

600

(300MW

×2기)

600

(300MW

×2기)

700

(350MW

×2기)

800

(400M

W×2기)

건설

형식

표면

차수벽

식

석괴댐

콘크리

트

중력댐

기존

청평댐

이용

중앙

차수벽

식석괴

댐

중앙

차수벽

식석괴

댐

표면

차수벽

식석괴

댐

표면

차수벽

식석괴

댐

<표 2-6> 국내 양수발전설비 현황

자료: 투데이에너지 보도자료(2009.01.08.) 및 전력거래소 자료 참고 현황 업데이트

[그림 2-1] 양수발전소 분포

자료: 전력거래소 홈페이지, www.kpx.or.kr

12

양수발전의 가장 큰 특징은 발전효율과 빠른 발전출력시간, 그리고

증감발 비율 즉 응동성을 들 수 있다. 발전효율은 연료가 지니고 있는

열에너지 대비 실제 발전량으로 출력가능한 전력량을 측정하는 기준

인데, 석탄과 우라늄을 연료를 사용하는 일반화력과 원자력의 경우

30`40% 정도의 효율을 보이고 있다6). 즉, 연료가 지닌 총 에너지 중

30~40%만이 전력으로 변환된다고 할 수 있다. 이에 비해 양수발전의

경우 양수 때 저장한 위치에너지 중 70~80%를 발전량으로 생산할 수

있음을 뜻한다.

구분 양수 일반수력 복합화력 일반화력, 원자력

발전종합효율 70~80% 80~90% 40~50% 30~40%

<표 2-7> 발전방식별 종합효율 비교

자료: 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

빠른 발전기 기동시간은 정지상태인 발전기가 정격출력을 낼 수 있

을 때 까지 소요되는 시간이며, 각 발전기 별로 특성이 <표 2-8>에 정

리되어 있다. 복합화력의 경우 완전정지부터 정격츨력까지 내는 데에

60~120분, 운전 중 운전을 정지시키는 데에는 최소한 15분이 필요하

다7). 석탄 발전 경우는 이보다 더 긴 시간이 필요하다. 이에 비해 양

수발전은 완전정시에서 정격출력까지 기동에 3~5분, 그 반대의 경우

에는 1~2분밖에 소요되지 않는다. 즉, 완전정지 상태에서 급전지시에

따라 바로 투입과 해제를 할 수 있는 매우 유연한 자원이라고 할 수

있다.

6) 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

7) 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 13

구분 양수 복합화력 석탄화력 원자력

기동소요시간 3~5분 60~120분 6~10시간 수십 시간

정지소요시간 1~2분 15~60분 3~6시간 수십 시간

<표 2-8> 발전설비별 기동 및 정지 소요시간 비교

자료: 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

이는 <표 2-9>의 증감발률로도 나타나는데, 양수의 경우 1분 당

100-200MW 의 출력을 조절할 수 있다8). 주파수 조정용 서비스가 수

초, 수 분 단위의 출력조정을 요구하는 점을 반영한다면, 양수의 빠른

증감발률 또한 예비력 서비스, 특히 주파수조정용으로 적합함을 보여

주는 면이라고 할 수 있다.

구분 양수 복합화력 석탄화력 원자력

증감발률

(MW/분)100~200MW 10~20MW 2~4MW

0 MW

(출력고정운전)

<표 2-9> 발전설비별 증감발률 비교

자료: 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

[그림 2-2]와 [그림 2-3은] 2016 년 양수발전의 주파수 조정서비스

로의 활용 및 이에 대한 정산현황을 월별 및 시간대별로 정리하였

다9). 예비력으로 활용되었기 때문에 용량(MW)으로 측정이 되었다.

우선, 양수발전의 각 서비스별 활용량을 살펴보았다. 12개월 동안

공히 G/F로의 활용용량이 AGC 에 비해 월등히 높음을 [그림 2-2] 에

8) 계통신뢰도를 고려한 양수발전기 운영방안에 관한 연구(2013), 전력거래소

9) 전력거래소 내부자료를 월별 및 시간대별로 정리하였다.

14

서 확인해 볼 수 있다. 계절별로는 수요피크기인 여름철과 겨울철이

타 계절에 비해 활용도가 높음을 볼 수 있다.

시간대별 양수발전 활용시기를 보면 주로 아침 피크시기와 오후에 몰

려있음을 알 수 있다. 흥미로운 점은 저녁에도 많은 용량이 계속해서 활

용되고 있음을 그림에서 볼 수 있다. 시간대별 활용도에서도 주로 G/F로

활용되고 있음을 볼 수 있다. 그럼에도 오전 1시~6시 사이에는 타 시간

대에 비해 거의 활용되지 않는 모습을 보이는데, 이는 이 시간대에 주로

하부저수지의 물을 상부저수지로 펌핑하는 시간이기 때문인 것으로 추

측할 수 있다.

[그림 2-2] 2016년 시간대별 AGC 및 G/F

(단위: MW)

자료: 전력거래소 내부자료

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 15

[그림 2-3] 2016년 양수발전 G/F 및 AGC 월별 정산금액

(단위: 천만원)

자료: 전력거래소 내부자료

정산에 있어서도, 월별 정산에서는 G/F에 보상하는 금액 총액이

AGC에 비해서 월등히 높음을 볼 수 있다. AGC에 지출되는 보상금액

은 월에 관계없이 거의 일정한 반면, G/F 정산금의 경우 오히려 여름

에 낮고 겨울에 높음을 볼 수 있다.

나. 배터리 전럭저장장치 실증현황10)

산업통상자원부와 한국전력공사는 2014년부터 “주파수조정(F/R)용

ESS 사업”을 시행해오고 있다.

한전은 이 사업을 통해 정부의 에너지신산업 투자확대 정책에 부응

하고 ESS 관련 기업들의 경험과 실적을 쌓을 수 있는 기회를 제공하

10) 본 장은 한국전력공사의 “주파수조정(F/R)용 ESS 사업계획서” (2015)를 바탕으로 작성함

16

여 전력신산업 시장을 창출 및 확대하고 국내 기업들의 해외시장 진

출을 견인하겠다는 목표를 갖고 있다. 또한 한전은 주파수조정용 ESS

를 운영함으로써 전력구입비를 절감할 수 있으므로 경영개선에도 기

여할 것으로 기대하고 있다.

한전은 2014년 시범사업으로 52MW의 규모의 서안성변전소와 신

용인변전소를 설비를 완공하였고 2015년에는 184MW 규모로 신계룡

변전소 등 7개소의 설비를 완공하여 총 236MW 규모의 주파수조정용

ESS를 상업운전하고 있다. 2016년에는 사업자 선정 및 계통연계공사

를 진행하는 등 관련 사업을 추진하였다.

이 사업의 추진기간은 2014년 1월부터 2017년 12월까지로 사업내

역서상의 구체적 구축설비용량과 사업비는 다음과 같다.

구분 ‘14년 ‘15년 ‘16년 ‘17년 합계

설비량

(MW)52 184 140 124 500

예산

(억원)490 1,293 827 733 3,343

사업단계 완료 완료 진행중 계획 -

<표 2-10> 구축용량 및 사업비

자료: 2015년 주파수조정(F/R)용 ESS 사업계획서, 한국전력공사

한전은 2016년까지 총 376MW의 대용량 ESS를 보급하였으며,

2017년 하반기에 124MW 규모로 추가 발주가 남아있다. 그동안 한전

이 대용량 ESS 사업을 진행하면서 얻은 성과는 결코 적지 않다. 한전

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 17

이 정식 사업에 착수하면서 국내에서 ESS 연관 산업이 창출되기 시작

했다. 사업에 참여한 PCS 제작사들은 배터리 용량과 충·방전 속도, 에

너지밀도 등에서 기술력을 향상시킬 수 있었다. 또한, ESS의 가장 큰

단점이었던 경제성을 개선시킴으로써 ESS의 평균단가가 하락하였고

이는 결국 ESS에 대한 수요 확대로 이어졌다. 사업 참여 회사 중 중

소·중견기업들의 비율이 높다는 것도 주목할 만한 점이다. 사업 참여

를 통해 실적을 쌓은 국내 기업들은 약 1조원 이상의 해외 프로젝트

들을 수주하며 해외 시장에서의 기반을 넓혀나가고 있다.

[그림 2-4]는 배터리 저장장치 실증 프로젝트에 사용되는 배터리 저

장장치 현황을 보여주고 있다. 주로 컨테이너 박스에 보관되어 있으

며, 그 주변에 쿨링장치 및 PCS 가 연결되어 있는 모습을 볼 수 있다.

모두 변전소에 계통안정화 목적으로 설치 및 운영되고 있으며, 이는

수 초~수 분 단위의 주파수조정, 즉 G/F 와 AGC 서비스 대체용으로

사용됨을 알 수 있다.

18

(1) 경산 변전소 (2) 서안성 변전소

(3) 신계룡 변전소 (4) 신용인 변전소

[그림 2-4] 주파수조절용 ESS 시설 전경

(5) 신화선군 변전소 (6) 의령 변전소

(7) 울주 변전소 (8) 논공 변전소 자료: DOE Global Energy Storage Database, KoKam

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 19

다. 현 국내 운영예비력 보상체계와 개선을 위한 제언

우선 보상체계에 있어서 다음의 두 가지 현안에 대해 개선점을 고

려해 볼 수 있다. 우선, 주파수조정서비스와 대기･대체예비력에 대한

보상에 있어 1년에 주어진 예산을 전년도 실적에 따라 배분함에 따라

예비력으로 활용되는 발전기 용량에 대한 기회비용을 반영하지 못하

는 맹점이 존재한다. 물론, 주파수조정서비스에 대해서는 급전지시에

따른 발전기별 반응속도와 제어성과를 고려한 발전기별 차등적 보상

이 이루어지고 있으나, 그 기반이 되는 정산단가는 결국 보조서비스

예산에 의해 정해지고 있다. <표 2-11> ~ <표 2-14>는 전력거래소

시장운영규칙에 명시된 각 서비스에 대한 정산체계를 보여준다. 주파

수 조정용인 G/F 와 ACG서비스의 경우 서비스 가능용량과 정산단가

를 바탕으로 응동성에 대한 가중치가 추가됨을 볼 수 있다.

GFPi,t = GFRQi,t × SDWFi × DBWFi × GFSFi,t × GFHF × 운전시간

(분)/60GFPi,t: i 발전기의 t 시간대의 주파수추종서비스 정산금액

GFRQi,t: 주파수추종서비스 응답가능용량

SDWFi: 속도조정률에 따른 가중치

DBWFi: 부동대에 따른 가중치

GFSFi,t: 주파수추종서비스 운전상태

GFHF: 주파수추종서비스 정산단가

<표 2-11> G/F서비스 보상체계

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 별표 2 (2016.12)

20

AGCPi,t = AGCQi,t × CAWFi,t × CPWFi × AGCFAGCPi,t: i 발전기의 t 시간대의자동발전제어서비스 정산금액

AGCQi,t: 자동발전제어서비스 제어가능용량

CAWFi,t: 제어가용률에 따른 가중치

CPWFi: 제어성과에 따른 가중치

AGCF : 자동발전제어서비스 정산단가

<표 2-12> AGC 서비스 보상체계

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 별표 2 (2016.12)

SRPi,t = SRSCi,t × SRHFSRPi,t : i 발전기의 t 시간대의

20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산금액

SRSCi,t : 시간대별 지정된 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비

력(MWh)

SRHF : 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산단가

<표 2-13> 20분 이내 활용 가능한 대기·대체서비스 보상체계

자료: 전전력거래소 전력시장운영규칙 별표 2 (2016.12)

RRPi,t = RRSCi,t × RRHFRRPi,t : i 발전기의 t 시간대의

120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산금액

RRSCi,t : 시간대별 지정 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비

력(MWh)

RRHF : 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산단가

<표 2-14> 120분 이내 활용 가능한 대기·대체서비스 보상체계

자료: 전력거래소 전력시장운영규칙 부칙 (2016.12)

결국, 현 보상체계하에서는 시장에서 수요와 공급에 의해 운영예비력

에 대한 가치가 정해지고, 그에 따라 산정된 가격에 기반해 보상받을 수

있는 시장기반의 보상 매커니즘이 작동하지 않고 있다고 할 수 있다.

제2장 국내 운영예비력제도 및 보상체계 21

나아가, 현재 예비력에 대한 정산체계로는 예비력으로 사용되는 발

전용량(MW)과 실제 계통안정성 확보를 위해 사용되는 에너지를 분리

하여 보상하지 못하는 문제가 존재한다고 할 수 있다. 이는 설비와 에

너지 사용량을 분리해서 보상하여야 하는 총괄원가보상원칙에도 부합

하지 않는 요소로 여겨질 수 있다.

운영예비력 제도에 있어서도 크게 주파수조정의 경우 응답시간과

지속시간의 규모에 따라 G/F와 AGC로 구분은 되어있으나, 미국과 영

국 등의 해외 선진 전력시장 제도와 비교해 구체적으로 급전지시 후

반응시간 및 출력지속시간에 대한 명확한 수치가 시장운영규칙에 제

시되어 있지 않아 이에 대한 개선책 수립이 필요할 것으로 보인다. 일

례로 대기 대체예비력의 경우 120분 이내 계통진입을 요구하나 실질

적으로 20분 이내에 계통에 진입하지 못하면 계통 주파수 회복에 기

여하지 못하는 것으로 평가되기에, 이를 현실적으로 개선하는 방안이

필요할 것으로 보인다11).

배터리 저장장치의 예비력 자원으로의 활용 시 물리적 한계점 또한

고려하여야 할 사항이다. 한전의 주파수조정용 배터리 ESS 설비가

2016년 7월 석탄발전기 두 대의 연속고장으로 인한 주파수 저하가 발

생하였을 때, 기대 이하의 성과를 보인 점을 간과해서는 안 될 것이

다. 당시 첫 석탄발전기 고장 시 ESS가 바로 동작했으나, 약 8분 정도

밖에 출력을 유지하지 못하였다. 이는 배터리의 안전한 운영을 위해 저

장용량 중 일부만을 충전상태 (State Of Charge, SOC) 로 설정하여,

총 전력저장 가능용량 중 일부만을 사용하는 한계점에서 비롯되었다.

당시 ESS의 SOC를 65%로 설정해 놓았기 때문에 배터리 저장용량

11) 계통전문가 자문결과 2017.3. 2017.7, 2017.9

22

중 실제로는 65% 만을 실제 충･방전에 사용할 수 있었고, 결국 출력

은 예상에 비해 짧은 시간만 지속되었다12). 이와 같은 사고 위험성 때

문에 BESS를 주파수조정용으로 할당된 기존 화력발전용량 전량을 단

기간에 모두 대체하는 방안은 전력수급의 안정성을 위해 바람직하지

않을 것으로 보인다.

12) 수천억원 들인 주파수조정 ESS '민낯', 2017.6.18., 이투뉴스, 2017.6.18.,접속사이트: http://www.e2news.com/news/articleView.html?idxno=99064

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 23

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황

본 장에서는 미국의 예비력제도에 관한 행정명령과 각 계통운영자

들의 운영 및 보상제도, 영국에서 계통운영자인 National Grid의 운영

및 보상제도에 대해 알아보고자 한다. 전력시장 제도와 운영이 발달되

어 있는 미국과 영국의 운영예비력 관련 정책제도와 시장운영을 분석

하여 어떻게 시장의 효율성을 달성하는지를 분석하고자 한다. 두 시장

에서 다양한 발전자원이 공히 시장에 진입하여 수요와 공급의 최적

균형점을 찾을 수 있도록 유도하고 있다. 또한 제도적으로는 행정명령

등을 통해 정책적 방향을 제시하고, 시장에서는 주어진 정책방향에 맞

추어 운영 및 보상방안을 마련하고 있다.

1. 미국의 운영예비력 제도

가. 미국 FERC의 운영예비력 관련 행정명령

미국연방에너지규제위원회(Federal Energy Regulatory Committee,

FERC) 에서는 전력계통 운영 및 시장제도에 대한 행정명령 (Orders)

을 내리고 있으며, 각 계통운영자 (ISO, Independent System Operator

혹은 RTO, Regional Transmission Organization) 는 운영규칙과 정산

규칙을 이에 부합하도록 마련 혹은 개선해야 한다. FERC Order는 구

체적인 숫자를 제시하지는 않으나 시장운영 방향과 원칙을 제공하여,

보다 다양한 자원이 차별 없이 시장에 참여하고 경쟁을 통해 가장 효

24

율적으로 자원이 배분될 수 있게 하며 그에 상응하는 가치를 보상받

을 수 있도록 관련 제도들을 지속적으로 신설 및 개정해오고 있다. 실

제로, 1997년 FERC Order 888을 통해 계통에 자원의 무차별적 진입

을 도모하는 행정명령을 내린 이후, FERC Order 890, 1000등을 통해

지속적으로 이를 도모해 오고 있다. 따라서 예비력자원에 대해서는 행

정명령이 직접 혹은 간접적인 영향력을 행사한다고 볼 수 있다. 본 절

에서는 그 중 운영예비력 제도와 관련이 큰 FERC Order 755, 784에

대해서 설명하고자 한다.

FERC Order 755의 정식 명칭은 Frequency Regulation Compensation

in the Organized Wholesale Power Markets, 즉 “주파수조정을 위한 예

비력 자원의 보상에 대한 제도에 관한 행정명령” 이다. 본 제도는 예

비력을 제공하는 자원의 용량 (capacity)과 실제 제공된 서비스에 대한

실적(performance)에 대해서 보상이 이루어지도록 보상체계를 개선하

도록 명령하였다13). 이후 시장에서는 이러한 보상체계를 이행실적에 대

한 보상(pay for performance) 이라고 부르기 시작했다. 또한 실적에 대

해서 응동속도 등 서비스가 계통운영자의 출력조절 신호에 반응하는

정확도를 고려하여야 할 것을 명문화하였다. 하지만, 주파수조정 서비

스를 제공하기 위한 특정한 조건이나 구체적인 수치를 규정하지는 않

았다.

FERC Order 784는 제3자의 보조서비스 제공(Third Party Provision

of Ancillary Service)에 대한 행정명령이다. 이는 구조개편된

(restructured) 시장의 계통운영 보다는 구조개편이 이루어지지 않고

발전-송전-판매가 수직통합된 지역에 관련성이 높은 행정명령이라고

13) Frequency Regulation Compensation in the Organized Wholesale Power Markets, Federal Regulatory Commission, Oct. 20th, 2011

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 25

할 수 있다. 행정명령 발효 이전에는 해당 시장에 참여하지 않는 자원

의 보조서비스 제공이 금지되어 있었으며, 자가제공(self-supply) 보조

서비스에 대해서는 고정된 용량요금으로 보상되었다. 이에 Order

784에서는 보조서비스가 고정가가 아닌 시장기반 가격(market based

rates)으로 계통운영자에게 판매되어야 한다고 규정하였다14). 또한 계

통운영자가 예비력서비스에 필요한 속도와 정확도를 예비력 규정에

정하도록 하여, 자가제공자들이 자신의 서비스가 계통의 요구사항에

부합하는지를 확인할 수 있도록 하였다. 이에 따라 예비력 서비스를

자가제공하는 경우, 시장의 예비력제도 규정에 부합하는 매우 빠르고

정확한 반응속도를 지닌 자원을 소유한 경우, 이전보다 더 적은 예비

력 서비스량이 필요할 수 있게 되었다15). 나아가 본 행정명령은 다양

한 자원이 보조서비스를 제공하기 위해 시장에 참여할 수 있는 기회

를 제공한 것으로 해석된다.16) 이는 2015년 Order 819로 이어져 시장

기반 가격에 의해 보조서비스의 한 분야인 primary frequency

response service의 거래가 각 전력거래시장 혹은 시장가격에 기반을

한 계통운영에서 허용하도록 하는 행정명령으로 이어지게 된다.17)

14) Third-Party Provision of Ancillary Services; Accounting and Financial Reporting for New Electric Storage Technologies, Federal Energy Regulatory Commission, July 18, 2013

15) FERC Policy and Grid-Scale Storage, Bob Hllrich-Dawson, Energy conference 2015, available at https://www.eia.gov/conference/2015/pdf/presentations/hellrich_dawson.pdf, access date : 10.31.2017

16) FERC seeks input from ISOs on possible market barriers to energy storage, available at https://www.utilitydive.com/news/ferc-seeks-input-from-isos-on-possible-market-barriers-to-energy-storage/417629/, access date : 10/31/2017

17) FERC seeks input from ISOs on possible market barriers to energy storage, available at https://www.utilitydive.com/news/ferc-seeks-input-from-isos-on-possible-market-ba

26

나. 미국 계통운영자들의 관련제도 현황

현재 미국의 계통운영은 각 지역에 따라 계통운영자가 담당하고 있

다. 많은 지역이 구조개편 (restructuring)을 거치면서 발전과 판매사업

자의 분리가 이루어져, 발전사업자 간, 그리고 판매사업자 간의 경쟁

이 이루어진다. 이러한 구조개편이 이루어진 독립계통운영자

(Independent System Operator, ISO) 혹은 지역송전기구(Regional

Transmission Organization, RTO) 로 대표적인 7개를 꼽을 수 있다.

[그림 3-1]은 미국의 7개 ISO/ RTO의 관할지역을 표시하고 있다.

[그림 3-1] 미국 ISO/RTO 관할지역 현황

자료: http://sustainableferc.org/iso-rto-operating-regions/

rriers-to-energy-storage/417629/, access date: 10/31/2017

제3장

해외

운영

예비

력 제

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배터

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력저

장장

치 활

용현

황

27

또한 각

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, 설비용량

, 피크 등

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-1>에서 정

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다.

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설립연도

1997년

1996년

1997년

1996년

1999년 1

2월19

93년

1941

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(MW

)

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7 M

W

(201

7.6.

19.)

92,3

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W

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5)

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00M

W

(201

4)

174,

724M

W

(201

7.7.

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38,7

77 M

W

(201

7)

178,

563

MW

(201

6)

　83

,945

MW

(201

6)

발전량

혹은

송전량

(GW

h)

발전

:

205,

022

(201

4)

송전

:

242,

000

(201

2)

발전

:

351,

500

(201

6)

발전

:

124,

258

(201

6)

송전

:

526,

000

(201

2)

발전

:

160,

798

(201

6)

송전

:

163,

000

(201

2)

발전

:

812,

544

(201

6)

-

<표 3

-1>

미국

계통

운영

자 규

모 및

현황

정리

28

　C

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NY

ISO

PJM

SPP

관할지역

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6개 주

포괄

로드아일랜드

,

코네티컷

,

메사추세츠

,

뉴햄프셔

,

버몬트

, 메인

15개 주

포괄

알칸사스

, 일

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, 이이오

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, 미네소

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, 위스컨

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,

메니

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)

뉴욕 주

전체

5개의 구

역

(Zon

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구성됨

13개 주

포괄

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매릴랜드

, 뉴

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,댈라

웨

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캔터키

,

노스캐롤라이

나,오

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, 미

시간

, 테네시

,

버지니아

, 웨

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싱턴

D.C

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14개주 포

괄

노스다코다

,

사우

스다

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몬타나

,

와이오밍

, 미

네소타

,

네브

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타,

아이오와

, 캔

사스

, 미주리

,

오클

라호

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뉴멕시코

, 텍

사스

, 알칸사

,

루이지애나

제3장

해외

운영

예비

력 제

도 및

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리 전

력저

장장

치 활

용현

황

29

자료

: 미국 전

력산업 현

황 및

정책

, 세계 에

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사이트 제

15-

25호

, 20

15/0

7/03

(재인용

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201

7.

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ISO

PJM

SPP

2016년

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46,2

32M

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(16.

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6.8.

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W

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6 하계

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092

MW

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W

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152,

177M

W

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50,6

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W

(201

6.7.

21.)

관할지역

소비자 수

3,00

0만명

(201

5)

2,40

0만명

(201

5)

1,47

0만명

(201

6)

4,20

0만명

(201

7.3.

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2,00

0만 명

(201

6)

6,50

0만 명

(201

6)

1,75

0만

(201

6)　

30

미국 계통운영자들은 상기의 FERC Order에 부합하는 예비력 운영

및 정산제도를 개발 및 개선하기 위해 각 시장은 노력을 기울이고 있

다. 예비력 용량 확보는 시장참여자들의 자가 용량 활용 (self-arrange),

시장 외 제3자와의 계약, 혹은 필요용량을 계통운영자가 전일 및 실시

간 입찰시장을 운영해 구매하는 방법을 활용하고 있다. <표 3-2>에서

는 미국의 각 계통운영자들이 운영하는 운영예비력 서비스의 각 구성

요소와 자격요건을 정리하고 있다18).

미국 전력시장의 예비력 서비스 종류에 있어서 한 가지 특징은

secondary response에서 찾아볼 수 있다. 응답시간과 출력요구시간을

보면, 한국의 AGC에 해당하는 서비스이다. CAISO, ERCOT, SPP의

경우에는 출력의 방향성, 즉 출력 증가와 감소를 서로 다른 서비스로

구분하여 두 서비스에 대해 독립된 시장을 운영한다. 그에 비해 PJM

을 포함한 나머지 시장에서는 출력의 방향성에 대한 구분 없이 동일

한 서비스로 간주하여 입찰시장을 운영한다. 그 이외의 spinning

reserve 서비스와 non-spinning 서비스의 경우 급전지시를 받은 이후

계통 병입까지 10분 이내 투입을 요구하는 시장이 대다수임을 볼 수

있다. 한국시장에서 대기·대체서비스의 경우 20~120분 내에 투입을

요구하는 데에 비해 계통투입 요구 시간이 짧은 편임을 볼 수 있다.

18) Project Report: A Survey of Operating Reserve Markets in U.S. ISO/RTO-managed Electric Energy Regions, SANDIA REPORT, 2012

제3장

해외

운영

예비

력 제

도 및

배터

리 전

력저

장장

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용현

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31

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지 최

대시간 (분

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　60

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0.1M

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)30

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계통병합까지 소

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대시간 (분

)10

3010

1010

1010

정격출력 유

지 최

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<표 3

-2>

미국

시장

별 2

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, 20

12

32

특히 예비력 서비스를 시장에서 구매하는 경우를 반영하여 미국의

각 계통운영자는 시장에서 예비력서비스에 대한 보상체계를

pay-for-performance에 기반을 하여 개발 및 운영하고 있다. 미국의

Argonne National Lab.에서 발간한 “Survey of U.S. Ancillary

Services Markets” 보고서에서 따르면, 각 계통운영자가 주파수조정서

비스에 대한 보상체계와 그 구성요소인 응동실적 (mileage) 측정명, 성

과 측정기준에 대한 명칭은 각기 다르다19). 미국의 각 계통운영자가

응동실적 측정명과 성과 측정기준을 정리한 결과를 <표 3-3> 에서

비교하여 보여주고 있다.

계통

운영자

가격응동 실적

측정

응동 성능에

따른 가중치용량가격응동

(mileage)가격

PJMcapability

price

performance

price mileage

performance

score

NYISOcapacity

price

movement

pricemovement

performance

index

MISOcapacity

price milage price mileage

performance

accuracy

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England

capacity

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performance

score

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price mileage price mileage

accuracy

percentage

<표 3-3> 미국 전력계통에서 예비력에 대한 가격체계 구성 및 명칭,

응동실적측정 명칭, 응동성능에 따른 가중치에 대한 명칭비교

자료: Survey of U.S. Ancillary Services Markets, Argonne National Lab. 2016

19) Survey of U.S. Ancillary Services Markets, Argonne National Lab. 2016

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 33

<표 3-3>를 기준으로 각 계통운영자의 가격요소, 응동실적 측정명,

성능에 따른 가중치를 비교분석하여 다음의 특징들을 도출할 수 있다.

우선, 시장 간에 공통적으로 주파수조정에 참여한 용량과 실제 주파수

조정에 사용된 응동량을 구별하여 정산이 이루어지고 있음을 볼 수

있다. 또한 용량가격의 경우 각 시장별로 보상요소와 가중치가 다름을

볼 수 있다. CAISO, PJM, ISO-New England 에서는 참여용량에도 응

동성능에 따른 가중치를 부여해 용량가격으로 정산하고 있으며, 나머

지 시장에서는 참여한 용량 자체에 대해 정산하고 있음을 볼 수 있다.

또한, 주파수조정을 위해 발전기가 실제 응동된 실적을 보상하는 응

동가격의 경우 각 시장에서 불리는 이름은 mileage, movement 등으로

다르나, 공통적으로 주어진 발전기의 최대출력에 비해 출력조절을 한

정도를 측정한다. 즉 응동을 위한 출력변화 /최대출력 (△MW/ 최대

MW)로 계산되고 있다. 이 과정에서 응동실적에 대한 가중치는

performance index 혹은 performance score, accuracy percentage 로

불리며 0에서 1사이의 값을 갖는다.20) 이는 응동의 정확성에 대한 보

상가격에 반영되어 주파수조정을 위한 급전지시에 따르는 응동속도와

정확도에 따른 차별적 보상을 가능케 하는 요소로 작용한다. 특히

PJM의 경우는 특이한데, 전력저장장치를 Regulation D(Reg.D)로 분류

하여, 기존 대용량 발전기가 제공하는 예비력 서비스인 Regulation

A(Reg.A) 대비 주파수조정에 응동하는 성능에 비교한 해당 참여용량의

응동성능을 가중치로 계산해, 이를 응동가격 정산에 반영하고 있다.21)

20) Survey of U.S. Ancillary Services Markets, Argonne National Lab(2016)21) PJM Regulation Market, PJM State&Member Training Dept of PJM

Interconnect(2015), available at http://www.pjm.com/~/media/training/nerc-certifi cations/gen-exam60104-regulation-market.ashx, access date : 10/31/2017

34

2. 영국의 운영예비력 제도

가. National Grid의 운영예비력 제도22)

영국의 계통운영은 National Grid에서 담당하며 영국 및 아일랜드의

전력계통운영을 담당하고 있다. 영국은 유럽대륙과도 계통연계가 되

어 필요시 전력 수･출입을 통한 수급균형을 이루고 있다. National

Grid는 계통운영자의 역할을 하며, 미국과 달리 발전사업자와 판매사

업자가 동시에 예비력서비스에 참여할 수 있는 점이 특징이라고 할

수 있다. 이는 영국은 신재생 발전원, 특히 풍력발전의 비중이 크며,

이에 따른 단기 출력 변동성에 대비하기 위한 예비력서비스가 세분화

되어있는 것으로 풀이된다.

영국 시장에서의 예비력 서비스 운영제도는 다음과 같은 특징이 있

다. 발전사업자 외에도 판매사업자가 예비력시장에 참여해 서비스를 제

공할 수 있다. 구체적으로 주파수조정서비스 중 Mandatory Frequency

Response의 경우 National Grid는 발전사업자에게 각 사의 참여용량

을 바탕으로 주파수조정을 위한 용량을 지정하고 발전사업자들은 그

규모를 의무적으로 제공하는 방식으로 운영되고 있다. 또한 공급이 수

요를 초과하여 여유 발전량이 발생할 경우 이를 담당하는 footroom

서비스가 존재한다. 이는 초과발전 시 발전량을 curtail 하는 것과 반

대로 전력소비를 증가시켜 수급의 균형을 이루도록 증가한 부하에도

보상을 하는 서비스이다.

또 하나의 특징은 Mandatory Frequency Response를 제외한 모든

22) 각 서비스에 대한 설명은 다음 영국 National Gird 의 다음 webpage를 정리함 www2. nationalgrid.com/uk/services/balancing-services, access date : 10/31/2017

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 35

서비스가 참여자들의 자발적인 입찰로 이루어진다. 주파수서비스 중

의무참여인 Mandatory FR의 경우 시장에 참여하는 용량과 기술적 특

성에 따라 참여자가 제공하여야 하는 주파수조정용 용량이 정해진다.

Mandatory FR 중의 하나인 High Response는 유효전력 (active

power)을 지속적으로 감소시키는 것이 목적이나, 같은 서비스의

Primary Response와 Secondary Response 의 경우에는 active power를

증가 혹은 감소하기 위해 사용된다.

Short Term Operating Reserve 와 Footroom 를 제외하고는 모두 급

전지시 이후 수 초, 혹은 2 분 이내에 반응하여야 한다. 즉, 응동속도

가 매우 빠른 자원의 활용에 있어서 세분화된 서비스들을 활용하고

있으며, 대체예비력의 경우 그렇지 않은 모습을 보이고 있다. 정산요

소를 보면, 크게 대기한 시간 및 시간대에 따른 보상 (Availability fee,

Window initiation fee, Holding fee)과 대기 용량에 대한 정산

(Utilisation fee), 실제 예비력서비스에 사용한 유효전력에 대한 정산

(Response Energy fee)으로 구성되어 있다.

주파수 조정에 초 단위로 응답되어야 하는 서비스들 (Mandatory

FR, FRDM, FR)의 경우 에너지에 대해 보상을 하나, 오히려 응동속

도가 느린 FR이나 STOR의 경우 에너지에 대한 정산이 이루어지지

않고 있다. 이에 비해 시장참여자들의 자발적 입찰로 이루어지는

FRDM, FFR의 경우에 예비력으로 활용되는 시간대와 실제 에너지 제

공량에 대한 정산이 이루어지고 있다. 이에 비해 한국의 대기･대체예

비력에 해당하는 Fast Reserve 와 Short Term Operating Reserve의 경

우 대기용량에 해당하는 Utilisation fee 로 정산하는 것이 특징이다.

36

서비스 종류참여

최소용량

급전지시 응답

요구 시간

출력 지속

요구 시간정산요소

Short Term Operating Reserve (STOR)

3MW 240 분 이내2시간

~6.5시간 Availability fee (£/hour) Utilisation fee (£/MW/h)

Fast Reserve(FR)

50MW

급전지시 2분 이내 혹은 급전지시 해제 이후 2분 이내

15분 출력지속능력을

증명해야 함

Availability fee (£/h) Utilisation fee (£/MW/h),

Holding fee (£/h) (선택적)

Firm Frequency Reserve (FFR)

10MW매 필요시 마다 혹은 10초 이내

30분 이상

Availability fee (£/hour)Window initiation fee

(£/window)Nomination fee (£/hour)

Response energy fee(£/MWh)

Frequency Regulation by

Demand Management

(FRDM)

3MW 2초 이내0.5시간

~2.5시간

Availability fee (£/hour)Window initiation fee

(£/window)Nomination fee (£/hour)

Response energy fee(£/MWh)

Mandatory Frequency Response

(Mandatory FR)

　

Primary response : 10초

30초

Holding fee (£/hour)Response Energy fee

(£/MWh)Secondary

response : 30초30분

High : 10초 무기한

Footroom250kW

(for loads)30 min. 1~3시간

<표 3-4> 영국의 운영예비력 서비스 종류, 최소용량, 응답시간, 출력지속요구

시간 및 정산요소 비교

자료: National Gird webpage, www2.nationalgrid.com/uk/services/balancing-services

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 37

3. 세계 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용 현황23)

가. 활용 현황

미 에너지부에서 운영하는 Global Energy Storage Database는 전

세계에서 계획 중이거나 운전 중 혹은 운영을 마치고 폐지된 세계의

전력저장장치들에 관한 정보를 제공하고 있다. 2017년 전 세계에서

총 403개 곳에서 전기화학 방식을 이용한 전력저장장치(electro-chemical

storage), 즉 배터리를 활용 프로젝트가 운영중(operating) 이다. 이 중 기

술이 정확히 언급되지 않은 프로젝트를 제외한 총 391개의 배터리 전

력저장장치의 현황에 대해 본 장에서 활용 현황을 소개하고자 한다.

분석대상인 배터리 전력저장장치는 공통적으로 계속적인 충･방전이

가능한 2차전지를 사용하고 있으며, 주재료에 따라 분류해 보면 납,

리튬, 니켈, 나트륨, Vedanium(flow battery 형식), 아연을 사용하는

경우로 구분할 수 있다. <표 3-5> 에서 나타나듯이, 대부분의 배터리

저장장치 기술이 빠른 응동속도에 적합한 주파수조정(frequency

regulation)과 순동예비력(spinning reserve)으로 활용됨을 볼 수 있다.

frequency regulation은 주파수조정용, spinning reserve는 대기예비력,

non-spinning reserve는 대체예비력, load following은 부하 추종에 해당

한다. 또한 <표 3-5> 에서 각 서비스별로 비교할 때 좌측에 위치할수

록 요구되는 응동속도가 더 빠르며, 지속시간의 경우 우측에 위치할수

록 요구되는 출력지속시간이 길다.

23) 본 장에서 소개하는 배터리 저장장치 현황은 미국 에너지부 (Department Of Energy) 가 운영하는 Global Energy Storage Database 의 webpage .

(https://www.energystorageexchange.org) 자료를 활용하여 분석하였다.

38

frequency

regulation

spinning

reserve

non-spinning

reserve load following

납 14 4 2

리튬 89 32 6 21

니켈 1 2

나트륨 18 6 3 4

flow

battery4 1 3

아연 1

총 합계 127 45 9 30

<표 3-5> 배터리 전력저장장치 기술별 각 예비력 서비스 활용 현황

자료: 미 DOE Global Energy Storage Database 자료정리

<표 3-6>는 각 저장장치 기술별로 출력지속시간 분포를 분류하여

보여주고 있다 출력지속시간은 각 프로젝트에서 배터리들이 한 번 방

전 시 출력을 유지하면서 최대 방전할 수 있는 시간을 측정한 수치이

다. 리튬의 경우 출력지속시간이 15분 미만인 경우도 존재하나, 대부

분의 경우 기술의 성숙으로 인해 15분 이상의 출력지속시간을 보여주

고 있다. 특히 나트륨, flow battery, 아연의 경우 모두 1시간 이상 출

력을 지속할 수 있는 것으로 나타나고 있다.

제3장 해외 운영예비력 제도 및 배터리 전력저장장치 활용현황 39

15분 미만 15분~30분 30분~1시간 1시간 이상

납 3 4 22

리튬 2 44 46 195

니켈 2 1

나트륨 33

flow battery 14

아연 6

총 합계 2 49 51 270

<표 3-6> 배터리 전력저장장치 기술별 출력지속시간 분포

자료: 미 DOE Global Energy Storage Database

<표 3-7>은 각 기술별 정격출력을 분류하여 보여주고 있다. 정격

출력(rated power) 은 각 프로젝트에서 배터리들의 방전 시 출력을 측

정한 수치이다. 특히 정격출력이 10,000Kw(10MW) 이상의 경우 직접

계통에 소형발전원으로 활용 가능한 성능으로 평가된다.24) 리튬기반

배터리의 경우 출력이 소형과 대형으로 이분화되어 있는데, 이는 기술

개발 수준과 관련되었다고 볼 수 있다. 즉, 기술개발 초기에는 소용량

부터 시작하여 점점 그 규모를 확대하는 현상을 반영한다고 볼 수 있

다.

24) Electricity Energy Storage Technology Options: A White Paper Primer on Applications, Costs and Benefits ,Electric Power Research Institute, 2010

40

100Kw 이하

100Kw ~500Kw

500Kw ~1,000Kw

1,000Kw ~ 10,000

10,000Kw 이상

납 17 3 2 10 1

리튬 92 43 19 99 47

니켈 1 1 1

나트륨 2 5 22 5

flow

battery4 2 2 5 1

아연 2 2 3

총 합계 117 56 26 137 55

<표 3-7> 배터리 전력저장장치 기술별 정격 출력 분포

자료: 미 DOE Global Energy Storage Database

상기의 전력 지속시간과 정격출력을 고려해 볼 때 아연을 제외한

배터리 전력저장장치의 기술은 운영예비력으로 활용할 수 있을 정도

로 발전하고 있음을 볼 수 있으며, 동시에 주파수 조정용으로 대다수

사용됨을 볼 수 있다. 이는 배터리 전력저장장치의 특성인 빠른 응동

성에 기인한 것으로 보인다.

제4장 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용에 대한 편익분석 41

제4장 배터리 전력저장장치의 운영예비력 활용에 대한 편익분석

1. 배터리 전력저장장치의 석탄 감발운전 대체에 대한 편익분석

가. 현행 석탄 감발운전과 배터리 저장장치 대체가능성

현재 주파수조정 예비력을 위해서 계통운영자는 석탄발전기의 정격

용량의 일정부분을 감발하여 전일 운전계획에 반영한다. 그리고 운영

당일에 실시간 운영을 하면서 예비력으로 확보된 용량으로 예비력 서

비스를 제공하게 된다. 이를 위해 통상적으로 석탄발전기의 경우 정격

출력의 약 5%를 예비력으로 확보하는 감발운전을 계획하고 운영한

다.25)26)

본 장에서는 현재 주파수조정을 위해 감발운전중인 석탄발전 감발

용량을 배터리로 대체할 경우의 편익을 분석하고자 한다. 기술적으로

는 제 3장에서 세계 배터리 저장장치 활용 현황을 바탕으로 분석한

바와 같이, 2차전지가 실제로 주파수조정용으로 다수 활용되고 있음

을 보였다. 특히 리튬이온 배터리가 주파수조정용으로 다양한 실증 프

로젝트에 활용되고 있는 현황을 보였다. 이에 따라 석탄발전이 현재

제공하는 G/F와 AGC 서비스를 제공하는 데에 있어 기술적 적합도는

높은 것으로 판단되어, 리튬이온 배터리 전력저장장치가 석탄 감발운

전을 대체한다고 가정한다. 본 장에서는 석탄 감발운전을 배터리 저장

장치로 대체할 경우의 편익을 분석하고자 한다.

25) 전력거래소 실무자 자문 2017.3.26) ESS를 활용한 안정화 기술 방안, 에너지경제연구원 세미나자료(2014.10)

42

나. 편익분석 방법론 및 가정

우선, 석탄발전의 용량변화로 인한 연료비 변화를 분석할 필요가 있

다. 이를 위해 2016년 수요실측치를 기준으로 매 시간 운영 중인 석탄

발전의 감발용량을 해제하였을 때 그 용량만큼 석탄발전기가 계획발

전에 포함되어 발전하는 것을 가정하였다. 현 5% 감발을 해제하는 경

우뿐만 아니라 점진적인 감발용량 감소 또한 고려하여 3%, 1% 감발

운전 또한 가정하였다. 이와 같이 석탄발전기 감발을 해제함에 따라,

기존 석탄발전기의 공급용량과 발전량이 증가한다. 이는, 석탄발전의

연료비가 증가와 동시에 한계발전기인 가스 혹은 유류발전기의 연료

비 감소를 유발한다. 이를 배터리 저장장치 설치를 위한 투자비용과

비교함으로써 편익을 추정해 볼 수 있다. 본 장에서는 석탄 감발운전

해제에 대한 시나리오와 배터리 필요용량에 따른 투자비용을 비교하

고자 한다. 감발효과로 인한 발전량과 기타 전력시장 지표변화는

M-Core 로 2016년 실적자료를 바탕으로 전일시장의 시간대별 계획발

전 모의를 통해 도출하였다.

M-Core 모형은 발전기를 주어진 기간 동안 모의로 시간대별 SMP,

발전기별 발전량과 이에 따른 연료비용 등을 산출한다. 한국에서는 운

영 전일에 각 시간대별로 가격결정계획과 운영결정계획 두 가지를 세

우는데 가장 큰 차이는 송전과 예비력에 대한 제약 고려 여부라고 할

수 있다.27) 즉, 가격결정계획에서는 예비력으로 활용되는 발전용량을

고려하지 않은 채 다음 날 시간대별 SMP를 산출하기 위한 용도로 사

용되며, 운영계획발전에서는 예비력 제약 등 실제 운영을 위한 각 발

27) (재인용) 조성진, 박찬국, 원자력발전의 경제적‧사회적 비용을 고려한 적정 전원믹스 연구(3차년도), 에너지경제연구원 기본연구보고서 15-24

제4장 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용에 대한 편익분석 43

전기별 시간대별 운영계획을 세우는 데에 그 차이가 있다고 할 수 있

다. <표 4-1>에서 가격결정발전계획과 운영발전계획의 특징과 차이점

을 비교해서 보여주고 있다.

가격결정발전계획 운영발전계획

특징- 전력시장가격(SMP) 결정을 위한 가상의 계획

- 실제 운영을 위한 계획

입력자료- 시간별 계통 부하- 발전기특성 및 수력·양수 제약- 송전손실계수

- 시간별 지역별 부하- 발전기특성 및 수력·양수 제약- 송전손실계수- 송전제약, 자기제약과 예비력 조건

목적함수 발전비용 최소화

제약조건

- 부하수급 조건- 발전기특성(최소운전/정지시간)- 발전기 용량- 수력과 양수 제약- 제주 송전 제약

- 부하수급 조건- 발전기특성(최소운전/정지시간)- 발전기 용량- 수력과 양수 제약- 송전제약- 예비력제약- 자기제약(열제약, 연료제약)

<표 4-1> M-Core의 가격결정발전계획과 운영발전계획 비교

자료: 조성진, 박찬국, 원자력발전의 경제적‧사회적 비용을 고려한 적정 전원믹

스 연구(3차년도), 에너지경제연구원 기본연구보고서 15-24 재인용

<표 4-2> 는 2016년 현재 유연탄과 무연탄을 합한 석탄발전의 5%

감발용량을 고려한 에너지서비스 사용가능용량(맨 좌측) 과 이를 3%,

1%, 감발해제 시 에너지 서비스로 활용할 수 있는 석탄발전용량을 보

여준다.

44

　 5% 감발 3% 감발 1% 감발 감발해제

가용용량 24,648 25,167 25,686 25,945

<표 4-2> 석탄 감발용량 해체에 따른 석탄발전 가용용량

(단위: MW)

자료: 전력거래소 전력통계시스템, epsis.kpx.or.kr

연료비는 매 월 단위로 각 발전원별로 업데이트되며, 전력거래소 전

력통계시스템에 주기적으로 공표된다. 2016년의 각 전원별 평균 발전

연료단가 (원/KWh)는 다음과 같다. 유연탄이 가장 저렴하고 그 다음

무연탄, LNG 유류 순으로 연료단가가 상승함을 볼 수 있다.

유연탄 무연탄 유류 LNG연료단가 34.71 49.94 123.61 80.22

<표 4-3> 2016년 각 발전원별 연료단가

(단위: 원/KWh)

자료: 전럭거래소 전력통계시스템 epsis.kpx.or.kr

M-Core 시뮬레이션 결과로 석탄발전의 추가 계획발전으로 인한 석

탄, 유류, LNG 발전원의 2016년도 발전비와 연료비 변화는 다음 <표

4-3>과 같이 정리할 수 있다. 석탄발전기가 정격출력으로 계획발전에

참여함에 따라 석탄발전 연료비가 무연탄은 242억 원, 유연탄은 약 5

천억 원 증가하나, 가스발전 발전감소로 인해 LNG 연료비가 1.2조 감

소함을 보인다. 이에 따라 연료비 순 감소는 약 6천6백억 원에 이르는

것으로 추산된다.

제4장 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용에 대한 편익분석 45

무연탄 유연탄 유류 LNG

발전량

(MWh)

5% 감발 7,943,880 190,556,913 18,944,378 109,396,012감발

완전해체8,429,408 204,912,275 19,127,685 94,357,929

발전량 증가분 (MWh) 485,528 14,355,362 183,307 -15,038,083

연료비 증가분 (억원) 242.5 4,983.0 226.6 -12,063.2

연료비 변동규모 (억원) -6,611.2

<표 4-4> 석탄발전 감발해제 시 연료비 변동분석결과

배터리 가격은 Bloomberg New Energy Finance에서 분석 및 예측

한 자료가 널리 사용되고 있다. 자료에 따르면 2016년 현재 단가가

$273/KWh 이나 계속된 기술개발과 수요증가로 인해 가격은 계속 하

락할 것으로 전망하여 2025년에는 $109/KWh, 2030년에는 $73/KWh

수준으로까지 하락할 것으로 예상했다.

[그림 4-1] 리튬이온 배터리 가격 예측치

자료: Lithium-ion battery price survey, Blonberg New Energy Finance, 2016/12/14

46

하지만, 상기 자료는 전기자동차용 배터리 가격을 기초로 하여, 발

전설비를 대체할 MW의 대용량 배터리 가격으로 활용하기에는 무리

가 있는 것이 사실이다. 따라서 가격하락의 트렌드와 하락폭을 예측하

는 데에 참고자료로 활용하는 것이 적절할 것으로 보인다. 오히려, 배

터리 실증을 위해 설치한 시설의 실제 소요비용을 필요한 본 연구의

배터리 필요용량 확보를 위한 비용 산정에 반영하는 것이 현실적인

가격을 반영하는 측면에서는 적절한 것으로 보인다. 2장 현황에서 살

펴본 바와 같이, 국내에서 2014년 이후 한전에서 주파주조정용 ESS

사업을 실행해오고 있다. 한전은 두 개의 시설에 대해 장비비용을 공

개했는데, 그 사항은 다음과 같다.

자료: 한전 전력경제보고서, 2015/12

기존의 ESS 설치비용을 그대로 적용한다면, 1,300MW를 서안성 변

전소와 신용인 변전소와 동일한 배터리 저장장치 시설로 대체했을 때,

각각의 경우 약 4조와 1.46조의 고정비용이 발생할 것으로 추산된다.

배터리 전력저장장치의 건설비용은 타 전원의 건설비용(overnight

cost)과 성격이 유사하다고 할 수 있다. 발전원의 건설비용은 발전기

와 터빈을 포함한 설비구매 및 이를 건설 및 설치하는 비용을 순 현재

가치로 환산하여 나타낸다. 따라서 석탄발전의 감발용량을 대체하는

데에 필요한 배터리 저장장치지의 가격을 추정한다면, 타 전원과 고정

위치 출력 용도 비용서안성 변전소 8MW 1차응답, 15분 지속 250억 원신용인 변전소 24MW 2차응답, 30분 지속 270억 원

<표 4-5> 한전 주파수조정용 ESS 실증사업 비용개황

제4장 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용에 대한 편익분석 47

비를 비교하는 의미가 있다. <표 4-6>은 각 전원별 표준발전기의 건

설단가를 비교하였다. 1,300MW의 배터리 저장장치 건설에 2차 응답

용 단가(1,125 천원/KW) 으로 석탄 1,000MW의 건설단가와 비슷하

나, 1차 응답의 단가 (3,125천원/KW) 는 기존 전원 중 건설단가가 가

장 높은 원자력보다도 더 높은 것으로 추산된다.

원자력

1000MW

원자력

1400MW

석탄

1000MW

LNG

900MW

Oil

100MW

2,587 2,378 1,449 904 2,269

<표 4-6> 각 발전원별 건설비

(단위: 천원/KW)

자료: 에경연 내부자료 (7차 수급계획 건설비 가정)

하지만 여기에 방전지속시간에 대한 고려 또한 필요하다. 이는 에너

지 저장 가용용량 중 실제 충·방전에 사용할 수 있는 용량에 제약이

존재하기 때문에다. 기존의 발전기와는 배터리 전력저장장치는 저장

용량 중 가용저장용량이 정해져 있으며 충·방전 시 에너지손실로 인

한 충·방전 효율도를 고려하여야 한다. 저장장치의 최대 저장용량 대

비 현재 저장용량은 두 가지 척도에 의해 측정되는데, 한 가지는 전력

저장장치의 최대 전력저장량 대비 현재 전력저장량을 나타내는

SOC(State Of Charge)이며, 전력저장장치의 최대 전력저장량 대비 현

재 방전량을 나타내는 DoD(Depth Of Discharge)이다. 두 용어는 결국

배터리 용량의 여유분과 사용분을 나타낸다고 할 수 있다.

현재 한전에서 운영 중인 주파수조정용 배터리 저장장치가 SOC

65%로 운영된다는 것은 총 저장가능용량 중 65%는 항상 충전되어

48

있어야 한다는 뜻이다. 달리 말하면, 총 저장가능용량 중 35%만을 충·

방전으로 사용할 수 있음을 뜻한다. 이는 배터리 과열방지 및 장기적

안정적 운영을 위한 것이다. 그러나 SOC로 인해 배터리저장장치가

비효율적이라고 지적되기도 한다. 실제로 한전 주파수조정용 ESS 운

영 시 SOC를 60%로 설정하고 있어 실제 충·방전으로는 저장용량의

40% 만을 사용하게 되어 실효용량의 비경제성이 지적되는 부분이

다28).

이는 결국 배터리가 완전히 충전되었을 시 방전할 수 있는 시간과

직접적으로 연결된다. 일례로 1MW/1MWh 규모의 배터리를 50%

SOC로 운영한다고 하면, 실제 방전할 수 있는 에너지는 0.5MWh이

다. 이를 배터리 출력에 따라 1MW로 지속적으로 방전한다면 0.5시

간, 30분 만에 0.5MWh를 모두 방전하게 된다. 만약 SOC를 60%로

상향한다면, 가용한 전력량은 0.6MWh 로 증가하고, 이를 1MW로 방

전한다면 0.6시간, 즉 36분간 계속 방전할 수 있게 된다. 반대로 동일

한 1MW/1MWh SOC를 50%로 유지한 채로 1시간 동안 1MW를 지

속적으로 방전을 필요로 한다면 두 개의 1MW/1MWh를 각 30분씩

방전해야 한다. 결국 SOC와 배터리 전력저장장치를 활용하여 어느

정도의 방전시간을 기대하는지에 따라 필요한 실효용량이 결정되며,

이에 따라 필요한 배터리 설치비용이 결정된다고 할 수 있다. 이에 따

라 각 배터리로 구성했을 시 필요한 방전시간에 따라 추가적으로 배

터리를 구성해야 할 수도 있다. 이를 위해 SOC를 고려하여 정격출력

시 하루 총 방전시간에 대한 가정이 필요하다. 1,300MW 중 1차 응답

이 그 절반, 2차 응답이 나머지 절반을 담당한다고 가정하며, 1,2차 공

28) 수천억원 들인 주파수조정 ESS '민낯', 2017.6.18., 이투뉴스, 2017.6.18.,접속사이트: http://www.e2news.com/news/articleView.html?idxno=99064

제4장 배터리 전력저장장치 운영예비력 활용에 대한 편익분석 49

히 1시간까지의 전력공급을 가정하여 각 장치의 추가필요량을 산정하

였다. 1차 응답 배터리는 1기가 15분 방전과 SOC 60%를 기준으로,

2차 응답 배터리는 30분 방전과 SOC 60%기준을 적용하였다.

하루 중 방전시간 ~15분 15분~30분 30분~45분 45분~1시간

1차 응답 필요량 650MW 1기 650MW 2기 650MW 3기 650MW 4기

2차 응답 필요량 650MW 1기 650MW 1기 650MW 2기 650MW 2기

<표 4-7> 석탄발전 감발 완전해제 시 배터리 저장장치 필요용량

<표 4-8>에 추산된 필요량과 한전 ESS 실증사업에 투입된 건설비

를 적용하여 각 경우에 필요한 건설비를 다음과 같이 추산해 볼 수 있

다. 대체비용으로 총 2.7조원~10조원까지의 비용이 감발발전 용량 대

체를 위해 필요함을 살펴볼 수 있다.

하루 중 방전시간 ~15분 15분~30분 30분~45분 45분~1시간1차 응답

건설소요비20,312.5 40,625.0 60,937.5 81,250.0

2차 응답

건설소요비 7,312.5 7,312.5 10,968.8 21,937.5

총 합계 27,625.0 47,937.5 71,906.3 103,187.5

<표 4-8> 석탄발전 감발 완전해제 시 배터리 대체 시 필요 건설비용

(단위: 억 원)

이는 앞에서 지적한 바와 같이 배터리 저장장치의 단가는 석탄과

원자력발전 수준이나, 운영 중 SOC 설정으로 인해 가용 전력 저장용

량 중 일부만을 실제 충·방전에 사용할 수 있기 때문에, 결국 SOC를

50

초과하는 발전량에 대해서는 추가설비가 필요하게 되어 경제성이 급

속히 저하되기 때문으로 풀이된다.

앞 절에서 석탄발전 감발해제 시 석탄발전량 증가로 인한 석탄 연

료비 증분과 LNG 발전량 감소로 인한 LNG 연료비 감소가 합쳐져

연간 약 6천6백억 원의 절감분이 예측되었다. 이는 장기 수요 변동과,

전원구성, 그리고 연료가격에 따라 변동성이 존재하여 정확한 연료비

감소분 산출이 용이하지는 않다. 하지만, 현재와 같은 연료비 단가가

유지된다는 가정 하에, 이를 배터리 투자비용과 비교해 볼 수 있다.

지속적인 연료 감소 비용을 배터리 저장장치 신규 필요 설비에 투자

하면 위의 대체 시나리오별로 짧게는 5년, 길게는 15년 정도의 기간

에 회수가 가능하다고 볼 수 있다. 이와 같이 연료비용 감소분을 배터

리 저장장치의 용량요금으로 지급하는 방안을 검토해 볼 수 있을 것

이다.

제5장 결론 51

제5장 결 론

1. 국내 운영예비력 제도 개선을 위한 제언

가. 다양한 예비력 자원의 시장 참여 유도를 위한 개선 방향 설정

현재 국내에서는 전일 급전계획 수립 시 각 운영시간에 필요한 예

비력 서비스를 확보하는 식으로 예비력 서비스를 운영하고 있다. 하지

만, 이는 시장 매커니즘에 의해 발전사업자들이 스스로 시장에 용량과

가격을 제시하는 방식으로 이루어지고 있지는 않다. 현재는 시장에 공

급용량 참여 시에 발전용량 중 일부분을 예비력으로 공급하게 되어있

으며, 운영 중 급전시기에 따라 예비력을 위한 용량과 급전지시에 따

른 에너지를 공급하고, 후에 정산규칙에 의해 제공한 예비력에 대해

정산을 받는 방식으로 이루어지고 있다. 이에 따라 석탄발전의 5% 감

발이 이루어지고 이에 대해 COFF(비발전발전제약정산금)으로 보상을

받는 형식을 취하고 있다.

향후 시장참여자들에게 예비력서비스 제공에 대한 자율성을 보장해

시장에서 각 서비스에 해당하는 자원이 차별 없이 진입하여 최적화된

자원 분배를 유도할 수 있는 예비력서비스의 뒷받침이 필요할 것으로

보인다. 이를 위해 계통안정성과 시장참여자들의 자발적인 참여(발전

용량에 대한 의무적 예비력 참여가 아닌 선택적 참여)를 동시에 만족

하며 필요한 예비력을 확보해야 하는 두 가지 측면을 동시에 고려해

야 하는 쉽지 않은 문제가 있다. 하지만, 계통의 안정성을 위해 영국

과 같이 주파수조정 중 일부 서비스에 대한 참여는 의무화 하고, 여력

52

에 대해서는 용량입찰을 활용하는 방안을 고려해 볼 수 있을 것이다.

이를 통해 기저발전원의 G/F 및 AGC 참여로 인한 기회비용, 발전기

마모, 연료소비 절감 등을 고려하여 자발적으로 자신들이 제공하는 예

비력에 대한 가격을 설정해 예비력시장에 입찰할 수 있는 방안을 중

장기적으로 고려해 볼 수 있을 것이다. 이러한 개선은 동시에 미국과

같이 배터리 저장장치 등 주파수조정 서비스에 적합한 기술들이 진입

할 수 있는 기회가 증대를 기대할 수 있을 것이다.

나. 운영예비력 제도의 세분화

2장의 국내현황과 3장에서 미국과 영국의 예비력 서비스 제도를 비

교해 보았다. 두 제도를 비교하며 분석한 바와 같이 미국과 영국의 사

례와는 달리, 현재 국내의 주파수조정과와 대기･대체서비스 내부의 제

도가 아직 세분화가 필요함을 알 수 있다.

실제로 ERCOT 의 경우 RRS (Responsive Reserve Service) 가 담당

하던 급전지시 5초 이내에 응답, 5분 이내에 정격출력 도달, 1시간까

지 지속되는 서비스를 Fast Frequency Reserve 와 Primary Frequency

Reserve로 세분화하고, 지속시간을 축소하였고, Fast Frequency

Reserve 출력 지속시간 규정을 10분으로 단축하여 응동성은 높으나

출력시간이 짧은 자원의 시장 진입을 유도하고 있다29).

현 운영예비력 서비스 제도의 틀은 유지하면서 세분화를 추진할 경

우 다음과 같은 기회를 고려하여 개선을 추진해 볼 수 있을 것이다.

즉, 운영계획 수립 시 각 서비스별 필요용량을 정하고 운영할 수는 있

으나, 주파수조정의 특성상 수 초~20분 사이에 더 많은 세분화의 기

29) 전기저장장치의 주파수조정 활용 현황 및 과제, 전력거래소 발표자료 (2015/9)

제5장 결론 53

회가 있을 것으로 보인다. 특히 계통 주파수 저하 이후 양수발전이 급

전지시를 받고 정격출력에 도달할 수 있는 5~10분 이내 시간동안 예

비력을 제공할 수 있을 발전자원들이 진입할 수 있는 가능성이 있는

것으로 보인다. 이를 위해 확률론적 주파수조정예비력 소요량과 세부

서비스 산정에 대한 공학적 연구가 선행되어야 할 것이다. 또한, 대체

예비력의 경우 120분 투입가능 자원의 경우는 계통 안정성 회복을 위

한 투입시간으로는 너무 길다는 지적이 전문가들의과의 면담에서 공

통되게 등장하였다. 이에 대한 대안으로 미국과 같이 30분 혹은 이보

다 더 짧은 시간에 계통에 투입할 수 있도록 개선이 필요하다는 대안

을 참고할 만한 것으로 보인다.30)

다. 운영예비력 보상요소의 구분 및 기술에 따른 차별화

미국과 영국의 운영예비력 보상제도에서 비교했듯이, 예비력서비스

에 대해 용량과 사용된 에너지 사용을 구분하여 지급하는 제도에 대

한 고려가 필요할 것으로 보인다. 현재 국내에서는기존 제약비발전정

산금 (COFF)이 예비력 제공에 대한 기회비용을 보상하는 용도로도

지급되고 있다. 하지만, 제약비발전정산금은 본래 계통제약으로 인해

운영계획에 포함되었던 용량이 실제로 사용되지 못한 데에 대한 보상

을 목적으로 하는 것이기에 예비력 확보로 인한 보상과는 성격이 일

치한다고 보기는 어렵다. 이에 따라, 보상제도는 운영계획에 포함되었

던 용량이 실제로 사용되지 못한 데에 대한 보상을 추가해야 할 필요

가 있을 것이다. 이에 따라 예비력 공급을 위한 예비력 참여용량에 대

한 보상이 예비력 공급을 위해 대기상태로 운영하는 데에 추가되어

30) 외부전문가 면담 자료, 2017.3, 2017.7

54

보상되어야 할 필요가 있을 것이다.

현재 국내의 주파수조정서비스 보상제도에서 이미 속도와 정확도에

대해 계수를 통해 차별적으로 보상을 시행하고 있으며, 이를 용량과

에너지 보상 중 어디에 적용해야 하는지는 미국의 여러 시장에서 각

기 다른 모습을 보이는 점을 참고해야 할 필요가 있을 것이다.

일례로 PJM시장의 Regulation D 도입사례를 들 수 있을 것이다.

시장에서는 기존 석탄발전에 제공하던 주파수조정예비력을 응동성이

빠른 자원으로 대체하여 이러한 자원들을 Regulation D로 분류하고

기존 자원들인 Regulation A 와 달리 상대적 응동성 개선정도에 따라

용량에 대해 더 많은 보상을 하기 시작했다. 본래 속응성을 지닌 자원

의 참여를 유도하기 위한 유인제도로 시작되었으나 신규 발전자원에

대한 투자가 전력저장장치로 급속하게 편중되어, 기존 예비력으로 활

용되던 화력발전이 급속히 퇴출되었다. 더욱이 이는 퇴출된 기존 화력

발전이 제공하는 예비력 용량을 다시 전력저장장치로 채워지는 순환

결과를 초래하게 되었다. 이에 따라 PJM 시장감시보고서 (PJM

market monitoring report)31)에서는 지속적으로 이러한 악순환으로 인

해 예비력 정산금 증가와 계통 안정성 저하 우려 증가의 부작용을 지

적하였다. 이와 같이 속응성에 기반을 둔 차별적 보상제도 도입 사례

를 참고하여 한 자원의 진출이 과도하거나 잘못된 신호를 주지 않도

록 보상체계 설정 시 정교한 접근이 필요할 것으로 보인다.

31) 2016 State of the Market Report for PJM. Monitoring Analytics LLC 2017

제5장 결론 55

2. 맺음말

전력은 매 순간 수요와 균형을 이루어야 하나, 저장이 어렵기 때문

에 운영예비력을 활용하려 매 순간 수급균형을 맞추어 계통안정성을

확보해야 하는 어려운 숙제가 있다. 뱌터리 저장장치의 특징인 정격출

력으로의 순간도달 및 정확한 출력조절 가능성은 짧은 순간에 빠른

응동속도와 정확도를 필요로 하는 주파수조정서비스의 요구사항에 가

장 부합하는 것으로 보인다. 가장 기술수준이 발전한 리튬배터리 저장

장치의 경우에도 frequency regulation (주파수 조정)에 가장 많이 활

용되고 있는 사실이 이를 뒷받침하고 있다고 볼 수 있다. 하지만 높은

단가로 인해 타 전원에 비해 경제성이 높지 않은 단점이 존재하다. 이

외에도 잦은 충·방전으로 인한 화재위험, 안전성을 위한 충전가능용량

제한 등 아직 개선해야할 부분이 존재하는 기술이다. 특히 SOC로 인

해 총 저장용량 중 일부분만을 충·방전으로 사용해야 하는 기술적 한

계점은 존재하며, 이에 따라 SOC를 낮춰 충·방전 가능용량을 높이면

서 안정적 운영을 확보할 수 있는 재료공학 기술의 발전이 필요하다.

현재 한국에서 계통안정성 확보를 위해 응동속도와 지속시간을 고

려한 예비력제도와 이에 대한 보상제도가 운영 중이다. 하지만, 운영

예비력 확보를 위해 시장참여 발전용량에 대한 의무참여 용량이 의무

화 되어있으며, 의무참여에 대한 보상기준의 요소가 명확치 않아, 기

회비용에 대한 적절한 보상이 이루어지는지에 대한 의문이 존재한다.

이에 따라 보상제도의 개선의 여지가 크다고 볼 수 있다. 미국과 영국

의 사례를 참고해 볼 때, 예비력서비스의 의무적 할당이 아닌 발전자원

의 자발적 참여 유도를 위한 제도마련이라는 방향이 시장제도를 지향

하는 현 전력거래 시스템의 기조와 방향성에 부합하는 것으로 보인다.

56

이에 덧붙여 주파주조정서비스의 세분화와 용량요금과 에너지요금

을 구별하여 보상하는 보상체계의 개선이 필요한 것으로 파악되었다.

나아가 향후 배터리 저장장치의 단가 하락으로 인한 경제성 향상과

기술적 제약이 극복된다면, 운영예비력 서비스로의 진출이 증대될 것

으로 예상된다. 이에 따라 기존에 예비력을 담당하던 발전자원의 기회

및 운영비용 감소가 전력저장장치의 빠르고 정확도 높은 출력조절에

따른 차별적 보상으로 이어지도록 하는 정산제도 마련에 대한 지속적

인 연구와 토론이 필요할 것으로 보인다.

실제로 예비력 확보를 위해 시행 중인 석탄발전의 5% 감발운전을

전력저장장치로 대체 시 편익에 대해서 본 연구에서 진행해 보았다.

감발운전 해제 시 석탄발전기의 정격출력 운전으로 인한 석탄연료비

추가분이 발생하나, 이는 기존 LNG 발전량을 대체함에 따라 LNG 연

료비용 감소가 발생한다. 이와 같이 석탄연료비 증가와 LNG연료비

감소가 동시에 발생하여 2016년 연료비와 부하를 기준으로 하였을 때

최대 약 6천6백억의 연료비 절감효과가 발생하는 것으로 추정되었다.

동시에 약 1,300MW에 해당하는 석탄 감발용량을 전력저장장치로 대

체 시의 비용에 대한 추산이 필요하다. 이를 위해 한전 배터리 전력저

장장치 실증사업에 실제 지출된 비용자료를 활용하였다.

1,300MW를 1차 응답과 2차 응답 배터리로 구성하였고, 1차 응답

배터리는 1기가 15분 방전 및 SOC 60% 기준을, 2차 응답 배터리는

30분 방전과 SOC 60% 기준을 적용하였다. 이를 바탕으로 하루 동안

1,300MW 규모의 배터리 저장장치가 15분 이내, 15분~30분, 30분~45

분, 45분~1시간 출력한다고 가정했을 때, 배터리 설치에 최소 2.7조에

서 최대 약 10조 정도가 필요한 것으로 추정되었다.

제5장 결론 57

상기 편익분석에 한계점 또한 존재한다. 연료비와 배터리 가격, 배

터리 SOC가정 등에 따라 상기 연료비 감소분과 배터리 저장장치 투

자비는 달라지게 된다. 향후 LNG 가격 변동 불확실성과 대용량 전력

저장장치의 가격에 대한 전망치, 배터리 용량과 SOC에 대한 보다 정

확한 정보가 향후 제공된다면, 향후 연구에서는 위의 사항을 반영하여

보다 정교한 편익분석 연구가 가능할 것으로 기대된다.

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< 면담자료 >

서울. 전력계통전문가 자문. 2017년 8월 25일.

에너지경제연구원. 전력계통전문가 자문. 2017년 7월 4일.

서울. 전력계통전문가 및 전력거래소 실무자 자문. 2017년 3월 3일.

조 주 현現 에너지경제연구원 부연구위원

<주요저서 및 논문>

전문가를 활용한 에너지시설의 지진대응 체계 연구 (2016)

J. Cho and A Kleit, Battery storage systems in energy and ancillary markets: A backwards induction approach, Applied Energy 147 (2015), pp176–183

A Shcherbakova, A Kleit, and J Cho, The value of energy storage in South Korea’s electricity market: A Hotelling approach, Applied Energy, 215(2014), pp93-102

A Shcherbakova, A Kleit, S Blumsack, J Cho, and W Lee, Effect of increased wind penetration on system prices in Korea's electricity markets, Wind Energy, 2013

기본연구보고서 2017-23

전력 저장장치 특성을 반영한 합리적 운영에비력제도 및보상방안에 대한 연구

2017년 12월 29일 인쇄

2017년 12월 30일 발행

저 자 조 주 헌

발행인 박 주 헌

발행처 에너지경제연구원 44543, 울산광역시 중구 종가로 405-11

전화: (052)714-2114(代) 팩시밀리: (052)714-2028

등 록 1992년 12월 7일 제7호

인 쇄 (사)한국척수장애인협회 인쇄사업소 (031)424-9347

ⓒ에너지경제연구원 2017 ISBN 978-89-5504-653-3 93320

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울산광역시 중구 종가로 405-11 TEL I 052. 714. 2114 ZIP I 44543

7,000원

ISBN 978-89-5504-653-3