optimization process models of chp and renewable energy ... · renewable energy hybrid systems in...

†To whom corresponding should be addressed.Tel : 02-970-6280 E-mail : [email protected]

에너지공학, 제26권 제2호(2017)

Journal of Energy Engineering, Vol. 26, No. 2, pp.99~120(2017)https://doi.org/10.5855/ENERGY.2017.26.2.068

구역전기 사업시 CHP와 신재생에너지 하이브리드 시스템의

최적공정 모델

이승준․김래현*†

서울과학기술대학교 에너지환경대학원 에너지융합 학과, *†서울과학기술대학교 화공생명공학과

(2017년 5월 30일 접수, 2017년 6월 13일 수정, 2017년 6월 16일 채택)

Optimization Process Models of CHP and Renewable Energy Hybrid Systems in CES

Seung Jun Lee, Lae Hyun Kim*†

Seoul National University of Science&Technology,

*†Department of Chemical & Biomolecular Engineering, Seoul National University of

Science&Technology

(Received 30 May 2017, Revised 13 June 2017, Accepted 16 June 2017)

요 약

한국지역난방공사 SS지사에서는 시설용량 전기 99MW, 열 98Gcal/h 규모의 열병합(Combined Heat & Power) 발전소를 구역전기사업으로 운영하고 있다. 이 지역은 경기불황과 수요감소로 하절기 6~9월 사이에 잉여열 처리문제가 발생하여 발전기를 가동하기 곤란한 상황이므로 경제성 있는 에너지 신사업모델 개발이 절실하다.본 연구에서는 이곳의 실제 운영자료를 기반으로 신재생 에너지 하이브리드 시스템을 도입하여 최적화 운영모델

을 개발하고자 한다. 특히 신재생에너지 중에서도 입지제약이 작고 열과 전기를 동시에 생산할 수 있는 연료전지(Fuel Cell)발전과 대표적인 신재생에너지인 태양광(Photovoltaic)발전과 심야발전시 전력을 저장하여 주간에 전력을 방출 할 수 있는 ESS(Energy Storage System)의 조합을 검토하였다. 이에 따른 최적화 모델 선정은 HOMER(Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources) 프로그램을 활용하였다. 경제성 분석을 수행한 결과, 순 현재비용(NPC) 측면에서는 기존의 99MW 열병합발전이 가장 경제적이지만 신재생에너지를 사용하여 발생되는 탄소배출권 거래와 REC(Renewable Energy Certificate) 거래를 포함한 측면에서는 99MW의 CHP와 5MW의 연료전지, 521kW의 태양광을 하이브리드 시켜서 전력과 열을 공급하는 것이 99MW의 CHP 열병합발전만으로 전력과 열을 공급하는 것보다 최대 2,475억원 경제적인 것으로 나타났다. 구역전기사업에서 최적화 공정모델로 연료전지와 신재생에너지 하이브리드 시스템을 도입함으로써 경제성을 개선시킬 수 있는 결과를 확인하였다.

주요어 : 구역전기사업, 신재생에너지 하이브리드, 에너지 신사업, HOMER

Abstract - In SS branch of Korea District Heating Corporation, Combined Heat & Power power plant with 99MW capacity and 98Gcal / h capacity is operated as a district electricity business. In this region, it is difficult to operate the generator due to the problem of surplus heat treatment between June and September due to the economic recession and the decrease in demand, so it is urgent to develop an economical energy new business model.

In this study, we will develop an optimized operation model by introducing a renewable energy hybrid system based on actual operation data of this site. In particular, among renewable energy sources, fuel cell (Fuel Cell) power generation which can generate heat and electricity at the same time with limited location constraints, photovoltaic power generation which is representative renewable energy, ESS (Energy

이승준․김래현

에너지공학 제26권 제2호 2017

100

Storage System). HOMER (Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources) program was used to select the optimal model.

As a result of the economic analysis, 99MW CHP combined cycle power generation is the most economical in terms of net present cost (NPC), but 99MW CHP in terms of carbon emission trading and renewable energy certificate And 5MW fuel cells, and 521kW of solar power to supply electricity and heat than the supply of electricity and heat by 99MW CHP cogeneration power, it was shown that it is economically up to 247.5 billion won. we confirmed the results of the improvement of the zone electricity business condition by introducing the fuel cell and the renewable energy hybrid system as the optimization process model.

Key words : Community Energy System, Renewable Energy Hybrid, Energy New Business, HOMER

1. 서 론

CES(Community Energy System)란 열생산시설에

서 도시보다 규모가 작은 일정구역내에 집중되어 있는

주택, 업무 등 건물의 냉난방용, 급탕용 열 또는 열과

전기를 공급하는 구역전기사업을 말하며, 구역형 집단

에너지사업이라고도 한다. 이 구역전기사업은 열과 전

기를 동시에 생산하고 이를 특정구역 소비자에게 공

급함으로써 에너지사용 효율향상, 온실가스 저감, 전력

다소비지역의 공급안정성을 높이기 위해 도입한 대표

적인 분산형전원 사업모델이다. 우리나라는 2003년

12월 전기사업법을 개정하여 분산형 전원시스템인 구

역전기사업을 출범시켰으나 활성화되지 못하여 분산

형전원으로서의 기여가 미흡한 상황이다. 특히, 최근

수도권 과밀화, 송전망 부하증가, 송전선로 건설을 둘

러싼 사회적 갈등은 지속적으로 증가하고 있어 분산

형전원으로서 구역전기사업의 역할이 더욱 강조되는

시점이다.[1]

그러나 사업허가를 받은 국내 32개 사업장 중 19개

사업장은 수익성 문제로 사업을 전환‧포기하는 등 제

도는 급격히 위축되고 있다. 현재 CES 사업은 원자력,

석탄 등 기저부하 비중 및 예비율 증가로 인한 SMP

(System Marginal Price; 계통한계가격) 하락으로 수익

성이 악화되고 있는 실정이다. 여기서 SMP란 각 시간

대별 수요를 충족시키기 위하여 발전이 할당된 발전

기별 발전가격(변동비) 중 가장 비싼 값을 의미하며, 모

든 발전기가 동일하게 발전에 대한 대가로 이 가격을

적용받는다.[2] 또한 최근 경기 불황으로 수도권 신도

시내 업무용 사무실 수요 감소와 계절적인 열부하의

동고하저로 하절기(6~9월) 잉여열 처리 문제가 발생

하여 발전기를 가동하기 곤란한 상황이므로 경제성

있는 에너지 신사업모델 개발이 필요하다.

이에 본 연구에서는 먼저 구역전기사업자의 경영

현황과 구역전기사업의 운영제도를 검토하여 구역전기

사업이 활성화되지 못하는 주요 원인을 분석하고, 이어

서 구역전기사업에 신재생에너지를 하이브리드 시켜서

지난 2015년 12월 합의 된 파리기후협정(COP21)에

따른 온실가스 감축과 RPS(Renewable Portfolio Stan-

dard; 500MW 이상의 시설을 보유한 발전 사업자에

게 총 발전량에서 일정비율을 신재생에너지로 공급하

도록 의무화하는 제도. 국내는 2012년 1월 1일부터

시행) 제도 도입으로 미래 에너지원으로 부각되는 신재

생에너지원을 접목한 CHP Hybrid System의 합리적

인 운영방안을 도출하고자 한다.[3]

본 연구에서는 최적공정 모델의 경제성 분석 프로

그랩으로 미국의 NREL (National Renewable Energy

Laboratory)에서 개발한 HOMER(Hybrid Optimization

of Multiple Energy Resources)를 사용하였다. HOMER

에서 경제성 분석을 하기 위해서 각 구성요소에 대한

초기투자비(Capital Cost), 교체비(Replacement Cost),

운영유지비(O&M Cost)를 입력해주고, 그 결과 발전단

가 비용(COE: Cost of Energy)과 순 현재비용(NPC:

Net Present Cost), 그리고 잔존가치(Salvage Value)

등이 계산되어진다. HOMER는 여러 가지 변수에 따

라 발전설비들을 조합해 봄으로써 부하량을 만족시키

는 발전 설비들의 최적 용량을 결정한다. 또한 일사량,

천연가스 연료 가격 등을 변화시킴으로써 민감도 분

석이 가능하다. 시뮬레이션 결과는 총 순 현재비용이

증가하는 순으로 시스템 구성이 나열되며, 이들 중 총

순 현재비용이 가장 작은 시스템 구성 항목이 최적 설

계 값을 나타낸다.[4]

구역전기 사업시 CHP와 신재생에너지 하이브리드 시스템의 최적공정 모델

Journal of Energy Engineering, Vol. 26, No. 2 (2017)

101

시뮬레이션N.G.

대상지역 선정

계통도 작성

전력부하 및 열부하 산정

(1년치를 월별로 시간단위로 입력)

Generator 변수 입력

(CHP, Fuel Cell)

- 용량 범위 설정- 설치비, 교체비, 운영비- 연료선정, 연료비- 연료소모율, 효율- 설계수명, 열회수율

Component 변수 입력

(PV, ESS, Converter, Grid, PLB)

- 용량 범위 설정- 설치비, 교체비, 운영비- 설계수명, 효율

결과 비교 분석

(CASE Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ)

O.K.

민감도 분석

(CASE Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ)

결 론

Fig. 2.1 시뮬레이션 흐름도

2. 시뮬레이션 진행절차

시뮬레이션 진행과정을 [Fig. 2.1]에 나타내었다. 시

뮬레이션 계획시 대상지역을 선정한 후 CASE별로 계

통도(시스템을 구성하는 설비들을 간단한 도형으로 표

시하고 그들 상호간을 선이나 화살표 등으로 연결해

서 설비 전체의 구성을 나타내는 도면)를 작성하는 것

이 가장 중요하다. 계통도를 작성 후 선정된 대상지역의

전력부하 및 열부하 1년치를 월별로 시간단위로 입력

하고, 논문에서 연구하고자 하는 CASE별 계통도의

Generator와 Component를 선택하여 각 설비들의 연료

선정, 연료 소모량, 효율, 설계수명, 열회수율 등과 같

은 변수와 전력부하 및 열부하에 대응하는 적절한 용량

범위 등 운전 제한조건을 입력해 준다. 이때 설비들의

용량범위를 너무 넓거나 좁지 않게 선정하는 것이 중

요하다. 그리고 각 설비들의 설치비, 교체비, 운영비와

연료단가를 실제와 유사하게 입력한다. 그 후 시뮬레

이션 결과를 바탕으로 실제로 예상하는 기대효과와

비교분석 한 뒤 경제성분석과 민감도 분석을 검토하

는 순으로 진행하였다.



102

설 비 명 설비용량 및 수량 비 고

열 생 산시 설

열병합발전설비○ 99MW + 98Gcal/h - GT : 25MW급 × 2기 - ST : 49MW급 × 1기

가스복합발전방식

첨두부하보일러(온수보일러)

○ 68Gcal/h × 3기 중온수보일러

히트 펌프 ○ 4.7Gcal/h

소 각 로 ○ 4Gcal/h 은평자원회수시설

소 계○ 전기 : 99MW○ 열 : 310.7Gcal/h

열 저 장및

수송시설

축 열 조 ○ 20,000㎥ × 1기

열 배 관 ○ 45㎞ × 2열 관경(32A~700A)

배전시설

간선시설(특고압) ○ 370㎞(12회선)

지상개폐기 ○ 148대

지상변압기 ○ 115대

Table 3.1 SS지사 열병합발전시설 현황

3. 대상지역 분석 및 시뮬레이션 모델 제안

3.1 시뮬레이션 대상지역 선정현재 한국지역난방공사에서 운영중인 구역전기사업

은 총 4개 지역이다. 이중에서 설비규모가 가장 크지만

하절기 열부하가 적어서 하절기인 6~9월 사이에 CHP

가동이 곤란한 지역이면서 사업장 내 녹지나 주차장

등 인근의 유휴부지 활용이 가능하여 신재생에너지 설

비 설치가 가능한 SS지사를 시뮬레이션 대상지역으로

선정하였다. 상기 지사가 위치하는 ○○택지개발지구

는 정부의 향후 10년간“국민임대주택 100만호 건설”정

책의 부응과 수도권 지역의 무주택서민 및 저소득층

의 주거생활 안정과 고양시 동부지역의 균형성장 목

적으로 추진되고 있는 지역이며, 지속적인 인구유입으

로 전력 및 열부하의 꾸준한 증가가 예상되는 곳이다.

한국지역난방공사는‘07. 8월에 구역전기사업 허가를

취득하여‘11. 12월 최초 전기와 열을 공급하여 현재

(‘14. 12월말) 3,034호에 전기와 열을 공급중에 있다.

3.2 시뮬레이션 모델본 논문에서는 가장 최적화된 마이크로그리드 에너

지시스템 설계를 위하여 총 세가지 시스템을 구성하여

비교하였다. CASE Ⅰ의 경우 기존의 CHP만을 운전하

는 경우이고, CASE Ⅱ는 CHP에 연료전지를 하이브리

드 시켰으며, CASE Ⅲ는 CHP와 연료전지에 기타 신재

생에너지 하이브리드 시스템을 설계해 보았다. 여기서

기타 신재생에너지원은 태양광을 사용하였다. 일반적

으로 연료전지, 태양광, ESS는 직류(DC)전원으로 연결

되며 CHP발전은 교류(AC)전원으로 연결된다. 따라서

직류전원을 교류전원으로 바꿔주는 인버터가 필수적이

다. CASE별 시뮬레이션 구성에 대한 비교를 [Table.

3.2]에 나타내었다.

3.3. 선정지역 전력부하 및 열부하 패턴 분석3.3.1 전력부하 분석

부하란 아파트 중심의 주택용 그리고 개별 기업체

등의 영리를 목적으로 하는 업무용과 학교 등 사회복

지를 목적으로 하는 공동용 전기 및 열 수요를 말한



103

구 분 1월 2월 3월 4월 5월 6월 7월 8월 9월 10월 11월 12월

’14년

평균전력 9,038 8,961 8,372 7,784 7,639 7,959 8,698 8,701 8,288 8,979 10,765 13,399

최대전력 11,739 12,007 10,874 10,060 9,990 10,500 10,450 12,524 11,227 12,384 14,019 17,860

부하율 77 75 77 77 76 76 83 69 74 73 77 75

‘13년

평균전력 4,374 4,537 4,348 4,343 4,290 4,744 5,310 5,939 5,102 5,416 6,690 8,348

최대전력 5,380 6,040 6,061 5,583 5,631 6,570 7,370 8,244 6,760 6,565 9,504 11,086

부하율 81 75 72 78 76 72 72 72 75 82 70 75

Table 3.3 최대수요전력 및 평균전력 현황 (단위 : kW, %)

구 분 CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

계통도

설 비 CHP + PLBCHP + PLB + Fuel Cell +

ConverterCHP + PLB + Fuel Cell + PV +

ESS + Converter

Project Lifetime 25년 25년 25년

Discount Rate 6% 6% 6%

Inflation Rate 0% 0% 0%

Annual Capacity Shortage

5% 5% 5%

Currency Korean Won(￦) Korean Won(￦) Korean Won(￦)

Table 3.2 시뮬레이션 구성 비교표

다. 일반적으로 전력수요는 산업시설의 경우 유치업종

별 부지면적당 전력 원단위를 적용하여 전력수요를

산출하며, 기타시설(건축물)의 경우 단위연면적당 전

력원단위를 적용하여 전력수요를 산출한다. 또 공공시

설의 경우 설비용량을 산출한 후 부하율을 적용하여

전력수요를 산출한다.[5]

본 논문에서 시뮬레이션 대상지역으로 선정한 SS지

사는 택지개발지구 특성상 입주 초기에는 주택, 업무

용 빌딩, 상가 등의 입주 지연으로 전력부하가 많지

않았으나, 2014년도에 사용고객 증가추세로 [Table

3.3]에서 보는 바와 같이 최대수요전력(어느 일정기간

동안의 1시간 평균전력이 최대인 전력수요)과 평균전



104

구 분 1월 2월 3월 4월 5월 6월 7월 8월 9월 10월 11월 12월

’14년

최대열부하 86 91 65 42 31 14 11 16 17 45 69 97

평균열부하 52 46 33 19 12 8 6 6 8 15 30 60

판매량 37,240 29,729 23,361 12,657 7,964 4,678 3,522 3,365 4,324 9,892 21,125 43,472

‘13년

최대열부하 51 54 39 24 18 8 7 9 10 27 42 59

평균열부하 31 28 20 12 7 5 4 4 5 9 18 36

판매량 17,875 15,052 12,132 7,062 4,473 2,789 2,149 2,297 2,662 5,967 13,128 27,084

Table 3.4 실적열부하 및 열판매량 현황 (단위 : Gcal/h, Gcal)

력(일정기간의 전력량을 그 기간의 총 시간수로 나눈

값)이 2013년도에 비해 약 60% 정도 증가하였다.

그럼에도 불구하고, ○○택지개발지구는 지난 몇

년동안 경기불황으로 아직 택지분양이 진행 중에 있

고, 입주 및 건물 건축 진행단계로 전력사용 패턴은

동절기(11∼2월)와 하절기(7∼8월) 증가하는“W”유형

으로 다소 불안정하게 나타났다.

3.3.2 열부하 분석

○○택지개발지구는 집단에너지사업자에 의한 구역

전기사업 지역이므로 모든 주택과 업무용 빌딩, 상가

의 난방과 급탕은 지역난방에 의존하고 있어 [Table

3.4]와 같이 전형적인 ‘동고하저’의 패턴을 보이고 있다.

3.4. 시뮬레이션 조건본 논문에서는 시뮬레이션을 하기 위해 필요한 연

간 전력부하(Electric Load) 사용량, 연간 열부하(Ther-

mal Load) 사용량, 열병합(CHP), 연료전지(Fuel Cell),

태양광발전(Photovoltaic), 배터리(ESS), 컨버터(Con-

verter), PLB(Peak Load Boiler), 그리드(Grid)의 조합

을 모델링 하였다. 현재 한국지역난방공사 SS지사의

경우 계통연계형 Microgrid로 운영 중이므로 Grid와

연결하여 시뮬레이션을 진행하였고, 동절기 Peak 열

부하를 감당하기 위한 PLB를 설정하였다. 첫 번째 시

뮬레이션은 현재 가동중인 CHP 단독 열병합발전일

때를 고려하였으며, 두 번째 시뮬레이션은 CHP와 연

료전지 열병합발전일 때를 고려하였으며, 세 번째 시

뮬레이션은 CHP와 연료전지, 그리고 신재생에너지와

의 하이브리드 열병합발전일 때를 고려하여 어떠한

조합이 최적인지 분석하였다.

3.4.1 부하 모델링

3.4.1.1 전력부하

HOMER 프로그램을 사용하여 경제성 분석을 실시

할 때 가장 먼저 해야 할 일은 선정된 대상지역의 부하

를 산정하는 것이다. 앞서 1장과 2장에서 시뮬레이션

대상지역을 선정하였으며, ○○택지개발지구의 2013~

2014년도 실제 전력 판매량 데이터를 바탕으로 월별

평균전력과 최대전력을 살펴 보았다. HOMER 프로그램

전력부하 입력시 1년치의 월별 평균전력 부하를 사용

해도 되지만 보다 정확한 분석을 위하여 [Fig. 3.1]와

같이 소형 열병합발전시스템을 통해 전기와 열을 공급

받고 있는 대구지역 C 주택 669세대에 대한 2004년

1월~12월까지의 월별 시간별 에너지 부하패턴을 적용

하여 [Table 3.5]와 같이 2014년도 실적치를 바탕으로

월별 시간별 전력부하를 모델링하였다.[6]

SS지사의 전력부하를 모델링한 데이타 [Table 3.5]

를 HOMER 프로그램에 입력하여 [Fig. 3.2] 및 [Fig.

3.3]과 같은 그래프를 도출하였다.[7]

3.4.1.2 열부하 모델링

열부하 역시 전력부하와 똑같은 방식으로 월별 시

간별 에너지 부하패턴을 적용하여 [Table 3.6]과 같이

2014년 실적치를 바탕으로 열부하를 월별 시간별로

모델링하였다. HOMER 프로그램은 열부하 입력시 칼

로리 단위를 지원하지 않기 때문에 1MWh = 0.86Gcal

를 적용하여 kWh 단위로 열부하를 변경하여 산출하

였다.



105

Fig. 3.1 대구지역 C 주택 2004년 1월~12월까지의 에너지 부하패턴

Fig. 3.2 SS지사 월별 시간별 전력부하 그래프



106

Table 3.5 SS지사 전력부하 모델링 (단위 : kWh)

Table 3.6 SS지사 열부하 모델링 (단위 : kWh)



107

Fig. 3.4 SS지사 월별 시간별 열부하 그래프

Fig. 3.5 SS지사 Daily 및 Seasonal 열부하 Profile

Fig. 3.3 SS지사 Daily 및 Seasonal 전력부하 Profile

SS지사의 열부하를 모델링한 데이이타 [Table 3.6]

를 HOMER 프로그램에 입력하여 [Fig. 3.4] 및 [Fig.

3.5]과 같은 그래프를 도출하였다.

3.5 하이브리드 시스템 모델링3.5.1 CHP 모델링

CHP의 고정 지출 비용은 다음 식(3-1)과 같이 정리

된다.



108

Fig. 3.6 CHP Fuel Flow

Fig. 3.7 CHP Efficiency

(3-1)

(Com,G : CHP 운영유지 비용, Crep,G : CHP 교체 비용,

RG : CHP 가동시간[s], F0 : 연료곡선의 절편계수,

YG : CHP 용량[kW], Cfuel,eff : 연료의 양에 따른

가격[원] )

본 논문에서 말하는 CHP란 Gas Turbine, 배열회수

보일러(Heat Recovery Steam Generator ; HRSG),

Steam Turbine의 조합을 말하며, 실제 SS지사의 Heat

Balance Diagram(-12℃, 운전모드 Ⅰ, 2GT×100%, 조

연)의 연료 소비량대비 출력과 효율을 HOMER 프로

그램에 입력하여 [Fig. 3.7] 및 [Fig. 3.8]과 같이 현장과

가장 유사하게 연료곡선(Fuel Flow)과 효율(Efficien-

cy)을 산정하였다.

연료는 LNG이며, 도시가스사의 집단에너지 CHP 발

전요금을 1년간 평균한 521.06원/N㎥을 적용하였다.

상기 Heat Balance Diagram을 근거로 시간당 연료

23,551㎥를 소비할 때 최대 출력 106,440kWh로 CHP

Fuel Flow를 산정하였다.

전기 효율은 상기 Heat Balance Diagram을 근거하

여 40.88%, 열 효율은 45.01%로 전체 효율 85.89%로

CHP Efficiency를 산정하였다.

시뮬레이션에 사용된 CHP의 수명은 30년, 용량은

실제 SS지사의 설비 규모인 99,000kW로 범위를 한정

하였다.

CHP는 연료 에너지를 전기나 열 둘 중 하나로 변환

할 수 있고, 열 회수율을 지정해주면 전기와 열을 동

시에 공급한다. 여기서 열 회수율 이란 열부하량을 공

급하기 위해 저장되는 열의 분율이다.

3.5.2 연료전지(Fuel Cell) 모델링

연료전지의 고정 지출 비용은 다음 식(3-2)와 같이

정리된다.



109

Fig. 3.8 연료전지 Fuel Flow

Fig. 3.9 연료전지 Efficiency

(3-2)

(Com,G1 : 연료전지 운영유지 비용,

Crep,G1 : 연료전지 교체 비용,

RG1 : 연료전지 가동시간[s],

F0 : 연료곡선의 절편계수,

YG1 : 연료전지 용량[kW],

Cfuel,eff : 연료의 양에 따른 가격[원] )

국내에서 발전용 연료전지로 사용할 수 있는 시스

템은 용융탄산염 연료전지(MCFC)와 인산형 연료전지

(PAFC)가 있다. 본 논문에서는 2017년부터 상업운전

개시 예정인 ○○○○에너지(주)의 용융탄산염 연료전

지 설계 데이터를 바탕으로 연료 소비량대비 출력과 효

율을 HOMER 프로그램에 입력하여 [Fig. 3.8] 및 [Fig.

3.9]과 같이 설계 데이터와 가장 유사하게 연료곡선

(Fuel Flow)과 효율(Efficiency)을 산정하였다.[8]

연료는 LNG이며, 도시가스사의 연료전지 발전요금

을 1년간 평균한 519.72원/N㎥을 적용하였다. 상기

설계 데이터를 근거로 시간당 연료 489㎥를 소비할

때 최대 출력 2,500kWh로 연료전지 Fuel Flow를 산

정하였다. 전기 효율은 47.0%, 열 효율은 24.2%로 전

체 효율 71.2%로 연료전지 Efficiency를 산정하였다.

시뮬레이션에 사용된 연료전지의 수명은 10년, 용

량은 전력부하와 열부하를 감안하여 5,000kW부터

20,000kW까지 범위를 설정하였다.

3.5.3 태양광발전(Photovoltaic) 모델링

일사량 데이터의 경우에는 NASA와 연동되어 프로

젝트 디자인 첫 페이지 지도에서 위치를 지정하면 주



110

Fig. 3.10 태양광 일사량과 청명도

소, 위도와 경도, Timezone이 자동으로 설정되고 직

접 NASA 서버에 접속하여 1년간의 위성으로 측정된

일사량과 청명도 데이터를 제공하여 준다. 제공된 연

간 일사량은 [Fig. 3.10]와 같다. 이 일사량의 연간 평

균 청명도는 0.52, 하루 평균 일사량은 4.05(kWh/㎡

/day)이다.

태양광발전의 1년당 지출비용(CPV)은 식(3-3)과 같

이 정의된다.

×

(3-3)

(APPV : 태양광발전기의 원금,

COM : 운영 및 유지보수 비용,

i : 연간 이자율[%],

n : 프로젝트기간[yr] )

시뮬레이션에 사용된 태양광 어레이의 용량은 발전소

유휴부지 면적을 고려하여 500kW부터 2,000kW까지

선택할 수 있는 것으로 제한하였으며, 추적시스템은 사

용하지 않는 것으로 가정하고 수명은 25년으로 설정

하였다.

3.5.4 ESS(Energy Storage System) 모델링

신재생에너지의 출력변동성과 공급 불안정성을 해소

시키기 위해서 에너지 저장장치인 배터리는 필수적

이다. HOMER에 사용되는 배터리에는 부하추종 급전

방식 (Load-following dispatch)과 순환충전 급전 방식

(Cycle-charging dispatch)이 있다. 부하추종 급전 방식

은 발전기는 배터리를 충전시키지 않고 신재생에너지

발전으로 충전하는 방식이고, 순환충전 급전 방식은

발전기에서 부하가 필요로 하는 양보다 더 많은 양의

전력을 생산하여 과잉 전기에너지로 배터리를 충전하

는 방식 이다. 여기서 Battery wear cost는 다음의 식

(3-4)와 같이 계산할 수 있다.[11]

(3-4)

(CRcp,Batt : 배터리 뱅크 교체 비용,

NBatt : 배터리 뱅크의 배터리 수,

QLifetime : 배터리의 하나의 수명[kWh] ηRt : 충‧방전 효율 )

배터리는 일반적으로 많이 사용되는 1kWh Li-Ion 전

지를 사용하였으며, 효율은 90%, 수명은 15년, 용량은

1,000kW부터 5,000kW까지 범위를 설정했다.

3.5.5 첨두부하 보일러(Peak Load Boiler ; PLB)

모델링

HOMER는 열에너지를 제공할 수 있는 구성요소로

보일러를 제공한다. 그러나 시스템에서 열부하 보다는

전기부하를 더 우선적으로 공급하기 때문에 전기 에

너지를 생산하기 위해 발전기를 가동하고 남는 열을

회수하여 열에너지를 생산한다. 열부하가 전기부하에

비해 상대적으로 높은 경우에는 부족한 열부하에 대

한 보일러 가동이 불가피하므로 보일러는 발전기가

공급하지 못한 열부하를 공급함을 의미하며, 열부하가



111

구 분 규격 설치비 교체비 운영비

CHP kW당 2,635,000 2,108,000 10원/hr

Fuel Cell kW당 4,000,000 3,200,000 12원/hr

Photovoltaic kW당 1,500,000 1,200,000 10,000원/yr

ESS(kWh) kWh당 1,200,000 1,000,000 9,000원/yr

Converter kW당 300,000 200,000 2,000원/yr

Table 3.7 구성 시스템의 설치비, 교체비, 운영비

구 분 규격 CHP Fuel Cell PLB

LNG ㎥/원 521.06 519.72 664.53

Table 3.8 구성 시스템의 연료비

구 분 규격(kW) 순 현재비용(억원) 발전단가 비용(원/kWh)

CHP 99,000 4,518 98.49

Table 4.1 CHP 단독 발전 Cost Summary

많은 동절기에 주로 이용이 되어 첨두부하 보일러라

고 불린다.

3.5.6 컨버터(Converter) 모델링

컨버터는 DC전원에서 AC전원으로 변환하는 인버

터와 AC전원에서 DC전원으로 변환하는 정류기가 포

함된 통합형 시스템이다. HOMER에는 solid-sate와 회

전식의 두가지 종류의 컨버터가 있다. 인버터의 용량을

나타내는 결정변수인 컨버터의 사이즈는 장치가 DC전

원을 발전시킴으로써 생산할 수 있는 교류전력의 최대

량을 말한다. 시스템에서 컨버터는 단일종류이며 비용

과 용량, 효율, 수명만을 가정할 수 있다. 인버터와 정류

기의 효율은 90%, 수명은 15년, 용량은 1,000kW부터

30,000kW까지 범위를 설정했다.[9],[10]

3.6 비용 모델링시뮬레이션에 가정된 각 구성 요소들의 비용과 연료

비는 [Table 3.7], [Table 3.8]과 같다. 순 현재비용의 변

수에서 연간이자율(할인율)은 6%, 감가상각율은 5%, 프

로젝트 기간은 25년으로 고려하였다. 각 구성 시스템들

의 비용은 국내에 설치된 발전소나 유사한 시설에서 집

행된 비용의 개략적인 평균값으로 설정했고, 연료비는

CHP, 연료전지, PLB별로 도시가스사의 지난 1년간의

평균치를 적용했다. 또한, HOMER에서는 각 나라의 화

폐단위로 변경할 수 있으므로 기본 설정값인 달러에서

국내 원화로 바꿔서 적용하였다. Grid에서 전력거래시

매매비용은 100원/kWh으로 적용했다.

4. 결과 및 고찰

4.1. 시뮬레이션 결과4.1.1 CHP 단독 열병합발전시스템 (CASE Ⅰ)

HOMER에서 시뮬레이션 결과는 순 현재비용(Net

Present Cost ; NPC)이 낮은 순서로 용량별로 나열되

지만, 본 논문에서는 SS지사와 가능한 동일한 조건으

로 시뮬레이션하기 위해 CHP용량은 99,000kW로 한정



112

Fig. 4.2 CHP 단독 발전 열 생산량

Fig. 4.1 CHP 단독 발전 전력 생산량


CHP 99,000

4,846 112.24Fuel Cell 5,000

Converter 3,000

Table 4.2 CHP + 연료전지 발전 Cost Summary

하여 단독 발전시스템으로 시뮬레이션한 결과 [Table

4.1]과 같이 순 현재비용은 4,518억원이고, 발전단가

비용(Cost Of Energy ; COE)은 98.49원/kWh으로 분

석되었다.

현재 SS지사에서는 열부하 추종하여 CHP를 가동

하고 있으나 우리나라 계절적인 특성상 하절기(6~9월)

에는 열부하가 적어 CHP를 가동하지 못하는 실정이다.

HOMER 분석 결과도 실제와 마찬가지로 [Fig. 4.1]과

같이 하절기에는 전량 그리드에서 전력부하를 담당하

는 것이 경제적인 것으로 분석되었고, 열부하는 [Fig.

4.2]와 같이 PLB에서 담당하는 것이 경제적인 것으로

분석되었다.

4.1.2 CHP + 연료전지 열병합발전시스템 (CASE Ⅱ)

CHP + 연료전지 발전시스템 일 때 시뮬레이션한 결

과 연료전지는 5,000kW, Converter는 3,000kW가 선정되

었으며, [Table 4.2]와 같이 순 현재비용은 4,846억원이

고, 발전단가 비용은 112.24원/kWh으로 분석되었다.



113


CHP 99,000

4,830 113.98

Fuel Cell 5,000

Photovoltaic 521

ESS(kWh) 500

Converter 4,650

Table 4.3 CHP + 연료전지 + 신재생에너지 발전 Cost Summary

Fig. 4.3 CHP + 연료전지 발전 전력 생산량

Fig. 4.4 CHP + 연료전지 발전 열 생산량

분석결과 연료전지의 설비규모가 5MW로 부하에

비해 상대적으로 작아 전량 부하를 담당하지 못하였

으나, 연료전지는 [Fig. 4.3], [Fig. 4.4]와 같이 연중

가동되어 기저 발전원으로 사용되었음을 알 수 있다.

4.1.3 CHP + 연료전지 + 태양광 열병합발전시스템

(CASE Ⅲ)

CHP + 연료전지 + 신재생에너지 발전시스템 일 때

시뮬레이션한 결과 연료전지는 5,000kW, Photovoltaic

은 521kW, ESS는 500kW, Converter는 4,650kW가



114

Fig. 4.5 CHP + 연료전지 + 태양광 발전 전력 생산량

Fig. 4.6 CHP + 연료전지 + 태양광 발전 열 생산량

선정되었으며, [Table 4.3]과 같이 순 현재비용은 4,830

억원이고, 발전단가 비용(Cost Of Energy ; COE)은

113.98원/kWh으로 분석되었다.

분석결과 연료전지의 설비규모가 5MW로 부하에

비해 상대적으로 작아 전량 부하를 담당하지 못하였

으나, [Fig. 4.5], [Fig. 4.6]와 같이 연중 가동되어 기저

발전원으로 사용되었음을 알 수 있다.

4.2. 시뮬레이션 결과 비교 분석시뮬레이션 결과 케이스별 최적의 조합을 나타내는

발전기별 용량은 [Table 4.4]에 정리하였다. CHP 발

전만으로 전력과 열공급을 하는 경우 CASE Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ

에서 CHP 용량은 최대 99MW 이어야 하고, CASE Ⅱ

에서 연료전지가 추가될 경우 CHP 용량은 99MW 미만

으로 감소해야 하지만 향후 최대 부하량을 감안하여

CHP 용량은 감소시키지 않는 경제적인 연료전지 용

량은 5MW이고 컨버터의 용량은 3MW이다. 여기서

다른 신재생 에너지를 포함시킬 경우 CASE Ⅲ처럼

태양광의 용량이 521kW로 증가하고 ESS는 500kWh

로 증가하며 컨버터 역시 4.65MW로 증가한다.

부하 모델링을 통한 하루 평균 전력부하량은 9.435

MWh, 첨두부하는 21.337MWh이고, 하루 평균 열부

하량은 24.688MWh, 첨두부하는 105.997MWh로 전

력부하에 비해 열부하가 월등히 높은 구조이다. 이때

CASE Ⅰ의 경우 전력부하는 74.6%만 CHP로 전력공

급을 하고 하절기는 전력망에서 25.4%를 담당하는데

이는 하절기 감소된 열부하 때문에 CHP를 가동할 수

없기 때문이다. CASE Ⅰ의 열부하는 71.3%만 CHP로

열공급을 하고 하절기에는 PLB로 28.7%를 담당한다.

CASE Ⅱ의 경우 전력부하는 CHP 72.7%, 연료전지

11.0%, 전력망 16.3% 비율로 전력을 공급한다. CASE

Ⅱ의 열부하는 69.4%만 CHP로 열공급을 하고 연료

전지 4.5%, PLB로 26.1 %를 담당한다. 또한 CASE

Ⅲ의 전력부하는 CHP 71.2%, 연료전지 16.4%, 태양광

0.4%, 전력망 12.0% 비율로 전력을 공급한다. CASE

Ⅲ의 열부하는 67.6%만 CHP로 열공급을 하고 연료



115


CHP 142,266(74.6%) 138,656(72.7%) 134,994(71.2%)

Fuel Cell - 20,972(11.0%) 31,098(16.4%)

Photovoltaic - - 732(0.4%)

Grid 48,554(25.4%) 31,088(16.3%) 22,694(12.0%)

Table 4.5 CASE별 최적 전력부하 분담률 비교 ( 단위 : MWh/yr )

0.00.20.40.60.81.0

CASE I CASE II CASE III

CHP

Fuel Cell

Photovoltaic

Grid

0.0

0.5

1.0

CASE I CASE II CASE III

CHP

Fuel Cell

PLB

구 분 단위 CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

용량

CHP kW 99,000 99,000 99,000

Fuel Cell kW - 5,000 5,000

Photovoltaic kW - - 521

ESS kWh - - 500

Converter kW - 3,000 4,650

순 현재비용 억원 4,518 4,846 4,830

발전단가 비용 원/kWh 98.49 112.24 113.98

Table 4.4 CASE별 최적 용량 및 비용 비교

전지 6.6%, PLB로 25.8%를 담당한다.

시뮬레이션 결과를 비교 분석하면 전력생산량은

CASE Ⅰ에서 CASE Ⅲ로 갈수록 CHP와 전력망 비

중이 줄어드는 것을 볼 수 있고, 반대로 연료전지의

비중은 높아지는 것을 알 수 있다. 열생산량은 CASE

Ⅰ에서 CASE Ⅲ로 갈수록 CHP와 PLB의 비중이 줄

어드는 것을 볼 수 있고, 반대로 연료전지의 비중은

높아지는 것을 알 수 있다.



116


Hours of operation hrs/yr 2,607 2,483 2,359

Number of starts starts/yr 547 547 578

Operational life yr 101 106 111

Marginal generation cost ₩/kWh 117.76 117.76 117.76

Electrical production kWh/yr 142,266,048 138,656,192 134,994,472

Mean electrical output kW 54,571 55,842 57,225

Min. electrical output kW 27,876 29,466 30,500

Max. electrical output kW 99,000 99,000 99,000

Fuel consumption ㎥/yr 32,152,127 31,336,299 30,508,751

Specific fuel consumption ㎥/kWh 0.23 0.23 0.23

Fuel energy input kWh/yr 317,502,254 309,445,957 301,273,913

Mean electrical efficiency % 45 45 45

Table 4.7 CHP 운전 비교


CHP 71.3% 69.4% 67.6%

Fuel Cell - 4.5% 6.6%

PLB 28.7% 26.1% 25.8%

Table 4.6 CASE별 최적 열부하 분담률 비교

본 논문에서는 하절기의 감소된 열부하를 추종하여

가동할 수 있는 연료전지를 기반으로 한 신재생에너

지 하이브리드 시스템에 대한 최적의 공정모델을 제

시하는 것이 목표이기 때문에 [Table 4.7]과 [Table

4.8]에는 CHP와 연료전지 운전 상태를 비교해 보았

다. CHP는 CASE Ⅰ에서 CASE Ⅲ로 갈수록 CHP

가동시간이 줄어들어 기기수명과 평균출력은 약간 증

가하여 비용적인 측면에서 유리하다는 것을 알 수 있

다. 또한, 연료전지는 CASE Ⅱ와 CASE Ⅲ의 가동시

간이 1년 8,760시간동안 쉬지 않고 가동되어 똑같지

만 ESS와 하이브리드한 CASE Ⅲ의 경우 전력생산량

이 연간 10,125,250kWh 증가한 것으로 보아 신재생

에너지 하이브리드 시스템에 ESS는 필수라는 사실을

확인할 수 있었다.

4.3 경제성 분석시뮬레이션의 NPC 경제성 분석결과를 정리하면

[Table 4.9]와 같다. CASE Ⅰ의 CHP 단독 열병합발전



117

Components CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

Capital 260,924 281,824 283,701

Replacement - 14,173 14,519

O&M -47,513 -61,801 -71,015

Fuel 275,002 289,496 295,590

Salvage -36,574 -39,058 -39,696

Total 451,839 484,634 483,099

Table 4.9 CASE별 NPC 경제성 분석 결과 (단위 : 백만원)


Hours of operation hrs/yr - 8,760 8,760

Number of starts starts/yr - 1 1

Operational life yr - 10 10

Marginal generation cost ₩/kWh - 93.55 93.55

Electrical production kWh/yr - 20,972,752 31,098,002

Mean electrical output kW - 2,394 3,550

Min. electrical output kW - 3,085 3,085

Max. electrical output kW - 3,333 5,000

Fuel consumption ㎥/yr - 3,860,505 5,683,050

Specific fuel consumption ㎥/kWh - 0.18 0.18

Fuel energy input kWh/yr - 38,122,491 56,120,122

Mean electrical efficiency % - 55 55

Table 4.8 Fuel Cell 운전 비교

의 경우 발전기가 CHP 한 종류이므로 설치비와 연료

비가 상대적으로 가장 작고 전체 비용도 가장 낮다.

CASE Ⅲ의 CHP+연료전지+태양광+ESS의 경우 발

전기가 다양하여 설치비와 연료비가 가장 크고, 설계

수명이 CHP인 경우 30년이므로 교체비용이 발생하지

않지만 연료전지, 태양광, ESS인 경우 설계수명이 25

년 이하이므로 교체비용이 발생한다. 하지만 CASE

Ⅲ는 CASE Ⅱ에 비해 전력 생산량이 많아 O&M 비

용에서 9,214백만원이 작아 전체 비용은 1,534백만원

이 낮아진다. CASE Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ 모두 O&M 비용은 남는

전기를 전력망에 판매하는 비용이 발생하므로 수익이

창출되므로 ‘-’로 표시되는데 전력 생산량이 가장 많

은 CASE Ⅲ가 CASE Ⅰ보다 O&M 비용은 23,502백

만원이 더 유리하다. 경제성 분석 결과에서 가장 큰

비용을 차지하는 연료비는 전력생산량이 가장 작은

CASE Ⅰ이 CASE Ⅲ보다 20,588백만원 더 적다. CASE

별 NPC의 경제성 측면에서만 고려해 봤을 때 CHP

단독 발전인 CASE Ⅰ이 가장 경제적으로 나타났고,



118

구분 단위 CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

Fuel Cell REC/yr - -41,944 -62,196

Photovoltaic REC/yr - - -1,464

Total REC/yr - -41,944 -63,660

연간 비용 천원 - -7,262,016 -11,021,837

25년간 비용 백만원 - -181,550 -275,545

Table 4.11 CASE별 REC 거래 경제성 분석 결과

구분 단위 CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

탄소배출량 ton/yr 36,397 31,293 29,221

탄소배출량 상대비교 ton/yr - -5,104 -7,176

연간 비용 천원 - -91,872 -129,168

25년간 비용 백만원 - -2,297 -3,229

Table 4.10 CASE별 탄소배출권 거래 경제성 분석 결과

경제적인 순서를 나열하면 CASE Ⅰ > CASE Ⅲ >

CASE Ⅱ 로 분석되었다.

우리나라는 2015년 1월 12일 한국거래소(KRX)에

서 탄소배출권 거래(정부가 기업에 온실가스(CO2) 배출

량을 할당하고, 여유분 또는 부족분을 다른 기업에 현

금ㆍ주식처럼 사고 팔 수 있게 한 제도)를 시작했다.

이번에는 [Table 4.10]에서 CASE별 Carbon Dioxi-

de(CO2) 배출량을 비교해 보았다. CASE Ⅰ의 CHP 단

독 열병합발전의 경우 CO2 배출량이 가장 높게 나왔고,

CASE Ⅲ의 CHP+연료전지+태양광+ESS의 경우 CO2

배출량이 가장 낮게 나왔다. CO2 배출량을 비교해 보

면 CASE Ⅰ을 기준으로 CASE Ⅱ는 연간 5,104ton

이 감소되었고, CASE Ⅲ는 연간 7,176ton이 감소되

었다. 2016년 9월 현재 ton당 18,000원인 탄소배출권

거래가격을 감안하면 CASE Ⅰ을 기준으로 CASE Ⅱ

는 연간 5,104ton이 감소되어 연간 91,872천원의 경

제적인 이득을 볼 수 있고, CASE Ⅲ는 연간 7,176ton

이 감소되어 연간 129,168천원의 수익이 발생하는 것

으로 분석되었다. 따라서, CASE Ⅰ에서 CASE Ⅱ나

CASE Ⅲ로 열병합 발전시스템을 구축하는 것이 환경

적인 측면에서나 경제적인 측면에서나 모두 이익이라

할 수 있다. CASE별 탄소배출권 거래의 경제성 측면

에서만 고려해 봤을 때 CASE Ⅲ이 가장 경제적으로

나타났고, 경제적인 순서를 나열하면 CASE Ⅲ > CASE

Ⅱ > CASE Ⅰ 로 분석되었다.

전력판매 수익구조는 SMP판매와 REC판매로 구분

된다. SMP는 앞선 제2장에서 언급한 바와 같이 Sys-

tem Marginal Price의 약자로 계통한계가격이라 한다.

이 SMP는 NPC 경제성 분석에서 O&M 비용 중 전력

판매 비용에 포함되어 있으므로 여기서는 제외시켰다.

REC란 Renewable Energy Certificate의 약자로 신재

생에너지 공급 인증서라 한다. 1 REC는 신재생에너

지 전력생산량(㎿h)에 가중치를 곱해 부여하는 단위를

의미하며, 본 논문에 이용된 REC가격은 현물시장에

서 2016년 10월 거래 가격의 평균값인 173,136원을

사용하였다. 연료전지의 가중치는 2.0을 사용하였고,

태양광의 가중치는 1.0을 사용하였다.

CASE별 REC 거래의 경제성 측면에서만 고려해

봤을 때 CASE Ⅲ이 가장 경제적으로 나타났고, 경제

적인 순서를 나열하면 CASE Ⅲ > CASE Ⅱ > CASE Ⅰ

로 분석되었다.

마지막으로 NPC, 탄소배출권 거래, REC 거래 경



119

구분 CASE Ⅰ CASE Ⅱ CASE Ⅲ

NPC 451,839 484,633 483,099

탄소배출권 - -2,297 -3,229

REC - -181,550 -275,545

계 451,839 300,786 204,325

Table 4.12 CASE별 경제성 분석 종합 결과 (단위 : 백만원)

제성을 분석한 결과를 종합적으로 [Table 4.11]에 나

타내었다. NPC의 경제성 측면에서만 고려하면 CASE

Ⅰ이 가장 유리하지만, 탄소배출권 거래와 REC 거래

를 감안하여 경제적인 순서를 나열하면 CASE Ⅲ >

CASE Ⅱ > CASE Ⅰ 로 분석되었다.

5. 결 론

본 논문에서는 많은 장점을 가졌음에도 불구하고

수익성이 악화되고 있는 대표적인 분산형 전원인 구

역전기사업에 한국지역난방공사 SS지사의 실제 운영

자료를 기반으로 한 에너지 신사업 모델인 신재생에너

지 하이브리드 시스템을 도입한 운영모델을 개발하고

자 HOMER 프로그램을 이용해 최적조합과 발전 용량

산정 그리고 경제성에 대한 연구를 수행한 결과, 다음

과 같은 결론을 얻을 수 있었다.

1. 기존의 99MW CHP와 신재생에너지를 조합하여

HOMER 프로그램을 수행한 결과, 5MW의 연료전지

와 521kW의 태양광을 하이브리드 시키는 것이 최적

의 조합으로 나타났다.

2. NPC만으로 경제성을 분석한 결과, 99MW의

CHP 열병합발전만으로 전력과 열을 공급하는 것은

99MW의 CHP와 5MW의 연료전지, 521kW의 태양광

을 하이브리드 시키는 것보다 최대 313억원 경제적이다.

3. 그러나, 탄소배출권 거래만으로 경제성을 분석한

결과, 99MW의 CHP와 5MW의 연료전지, 521kW의

태양광을 하이브리드 시켜서 전력과 열을 공급하는

것이 99MW의 CHP 열병합발전만으로 전력과 열을

공급하는 것보다 최대 32억원 경제적이다.

4. 마찬가지로, REC 거래만으로 경제성을 분석한

결과, 99MW의 CHP와 5MW의 연료전지, 521kW의

태양광을 하이브리드 시켜서 전력과 열을 공급하는

것이 99MW의 CHP 열병합발전만으로 전력과 열을

공급하는 것보다 최대 2,755억원 경제적이다.

5. 그러므로, 종합적인 경제성 분석결과는 99MW

의 CHP와 5MW의 연료전지, 521kW의 태양광을 하

이브리드 시켜서 전력과 열을 공급하는 것이 99MW

의 CHP 열병합발전만으로 전력과 열을 공급하는 것

보다 최대 2,475억원 경제적이다.

6. 연료비를 -10 ~ +10% 변화하면서 민감도를 분

석한 결과, NPC는 연료비의 변동에 따라 정비례하는

결과가 도출되었다.

구역전기사업이 시행된 2004년 이후 변동비의 대부

분을 차지하는 LNG가격은 수년간 급등하였으나, 전

기요금은 인상이 제한되었고, 집단냉난방사업자의 경

우 현재 발전원가가 상대적으로 높은 150MW 규모

이하의 발전기로 사업규모가 제한되어 있어 규모의

경제 실현이 어렵고, 비중앙급전발전기로 분류되어 고

정비인 용량요금 회수가 불가능한 점 때문에 구역전

기사업자의 수익성을 크게 악화시키는 결과를 초래하

였다. 하지만 본 연구에서 확인한 바와 같이 기존의

구역전기사업 CHP 열병합 발전기에 신재생에너지를

하이브리드 시켜서 운영한다면 온실가스 배출권 거래

와 REC 거래까지 포함하여 연 평균 99억원의 비용을

절감할 수 있고, 친환경적인 효과와 경제적 효과를 동

시에 가져 올 것으로 기대된다.



120

사 사

본 연구는 서울과학기술대학교 교내연구비 지원으

로 이루어졌습니다.

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