2.1 전력저장 기술의 중요성 및 역할 분담 필요성

발전량의 시간적·지역적 수급 불일치는 (1)계통용량을 확대하여 융통하는 방법 또는 (2)에너지저장 매체를 운용하는 방법을 생각해 볼 수 있다. 계통용량을 확대하는 방법은 기존 기술로 대응할 수 있는 방법으로 선호되지만, 원자력·화석연료 기반의 기저용량이 추가 확보되어야 할 가능성과 송전선로 구축 시 환경적·사회적 민원 발생 요소가 부담이다. 재생에너지의 변동성 문제를 전력저장 기술로 대응 시에는 경제성과 함께 대규모 확장 용이성, 안전 및 신뢰성 확보 여부, 향후 GW급 재생에너지 공급 시기에 맞춰 상용화가 가능한지 등이 동시에 고려되어야 한다.

태양광 발전은 하루의 시간적 변동에 더하여 계절, 날씨, 구름의 그림자에 의해 발전량이 크게 변화하는데, 상기의 다양한 변동 요소에 의해 태양광 발전의 연평균발전량은 설비용량의 12~18%로 알려져 있다.^[16] 경제성을 극대화하기 위해 생산된 발전량 전부를 계통에서 실시간으로 매전(賣電)해야 한다. 그러나 발전 설비 용량이 커질수록 한정된 계통 수급 조건에서 재생에너지 발전량의 전량 판매가 불가능한 상황이 발생할 확률이 높다.

일례로, 2018년 10월 큐슈전력은 일본 전력망 역사 최초로 태양광 발전 사업자에 7시간 출력을 제어(전력망 접속 금지)하는 조치를 실시했다. 해당 조치로 큐슈일대의 430 MW에 달하는 태양광 설비의 계통망 접속이 차단되었다.^[2] 가을철 일사량이 높은 날, 전력 수요를 초과한 발전량이 계통으로 유입되면서 전체 블랙아웃을 방지하기 위한 조치였다. 재생에너지원의 계통 접속 차단은 해당 발전사업자의 경제성에 심각한 영향을 미칠 수밖에 없으며, 계통접속 차단의 우선순위와 선정 기준에 관한 논란 등 사회적 비용 또한 증가할 것으로 전망된다.

Fig. 1은 에너지 저장시스템의 방전지속시간(discharge duration time)과 용량(capacity)에 따른 에너지 저장 시스템의 활용처를 구분 도시하고 있다.^[3-6] 고온의 열을 이용하는 전력저장 시스템은 재생에너지원의 통합 및 용량 확대, 송배전 혼잡완화 및 설비투자지연, 차익거래, 수요 이전 및 피크수요 저감을 위한 목적에 적합하다. 상기의 목적들은 기본적으로 방전지속 시간이 8시간 이상이어야 하며 최대 100시간을 목표로 한다. 배터리 기반의 에너지 저장시스템, 양수발전, 축열발전 기술 등은 서로 경쟁하는 배타적 기술이 아니라 전력 계통의 경제성과 신뢰성을 높이기 위한 목적에 부합하도록 적절한 용도에 선택 적용됨으로써, 서로의 장단점을 보완하는 기술로 인식되어야 한다.

Fig. 1. Classification of the use of electricity storage system according to the discharge duration time and capacity.

2.2 고온 전력저장 기술 연구개발 동향

본 연구에서 다루고자 하는 500℃ 이상의 고온 전력저장 기술은 상대적으로 글로벌 실증 사례가 아직은 충분히 확보되지 않은 기술성숙도(TRL) 3수준의 기술로 판단된다. 2017년 Siemens Gamesa가 시도한 600℃급 고온 전력저장 프로젝트, 2018년 Google Alphabet이 Spin-Off 시킨 Malta X 프로젝트, 2018년 미국 에너지부(Department of Energy)의 대규모 고온 전력저장 시스템 혁신연구인 DAYS 프로젝트, 2018년 Man Turbo-Diesel사와 ABB사의 Three-way Energy-Storage System 구축 프로젝트 등이 고온 전력저장 기술을 확보하고자 하는 글로벌 선진사의 최신 동향이다.

상기 연구개발 프로젝트를 분석해보면 다음의 3가지 공통점을 갖는다. (1) 고온 열에너지 저장 온도를 500 ~ 600℃ 이상으로 확보하고, (2) 고온 축열만이 아닌 저온 축냉(畜冷)으로도 작동 온도 범위를 확장하며, (3) 이를 통해 방전 시 작동하는 발전사이클 효율을 극한으로 향상시키는 것이다.

목표시장은 공통적으로 재생에너지 변동성에 대응하는 전력저장 분야이다. 재생에너지의 공급 확대는 기존의 주 수익원이었던 원자력, 증기터빈, 가스터빈 기술을 소외시키는 직접적 원인이 되고 있는데, 고온 전력저장 기술은 글로벌 선진사의 이러한 고민을 반영한 결과로 보인다. 우리나라 기계설비 산업 또한 이미 보유하고 있는 핵심기술들을 재정비함으로써 향후 재생에너지 확대에 부응하는 신산업을 만들어낼 수 있을 것으로 기대된다.

2.3 고온 전력저장 기술의 연구개발 이슈

고온의 에너지를 저장하는 재료적 관점에서 기존의 열염(熱鹽; molten salt) 기술은 500℃ 내외에서 상용성이 이미 확보된 기술이다. 그러나 500℃ 이상의 온도에서 분해될 수 있기 때문에, 20년 이상의 재료적 안정성을 갖기 위해서는 600~700℃ 수준에서도 열분해되지 않는 기술이 필요하다. 더 높은 온도를 확보하기 위해서는 용융금속이나 실리콘 계열의 재료 등 경제성과 신뢰성을 확보할 수 있는 소재기술의 탐색이 요구된다.

저장한 에너지를 다시 전력으로 변환하는 기술로 스팀 또는 바이너리 발전이 이용될 수 있다. 스팀발전의 경우, 높은 발전효율을 위해 초임계압 사이클 적용이 선호된다. 기존 화력 발전에서는 대개 해수나 냉각탑 등으로 5~32℃ 수준의 열침원을 조달하였는데, 상기 글로벌 선진사의 최신 연구개발 접근은 -100℃ 수준에 이르는 열침원을 조달하는 cold storage 기술도 포함하고 있다. 높은 터빈 입구 온도와 낮은 열침원 온도는 발전 사이클의 효율을 극대화 시킬 수 있다. 극저온의 열침원을 이용하는 시스템의 경우, 스팀 발전 이외의 초임계 CO₂를 이용하는 발전 사이클이 적용될 수 있다. Organic Chemical을 작동유체로 이용하는 경우에는 가연성 및 폭발성 작동유체에 대한 관리 요소가 부담이 될 것이다.

발전 사이클과 히트펌프의 조합은 발전 배열을 120℃로 고급화하여 작동유체를 예열해주는 것만으로도 이론적으로 효율을 3~4% 향상시킬 수 있으며, 냉각수 사용량도 절감할 수 있기 때문에 지속적으로 검토되어 왔다.^[7,14] 수십 MW급 대형 고온 터보 히트펌프 기술은 400~500℃ 이상의 압축기 토출온을 필요로 한다. 기존 히트펌프 기술의 압축기 토출온도 한계는 200℃ 수준인데, 기존 기술을 크게 뛰어넘는 혁신이 필요하다. 히트펌프의 효율(COP; coefficient of performance)은 전체 시스템의 충방전효율(RTE; roundtrip efficiency)을 향상 시키는데 중요 변수이다.

4.1 발전 효율 및 히트펌프 성능계수에 따른 RTE 변화

본 연구에서 제안하는 고온 전력저장 기술의 경우, 발전 측 효율과 히트펌프 측 효율 변화에 따라 전체 RTE (충방전효율)가 결정된다. 미국 DOE의 DAYS 프로젝트에서는 정부 보조금을 받지 않아도 경제성이 확보되는 RTE 목표를 50% 수준으로 제안하였으며,^[8] 시스템의 단순성과 운영 특성에 따라 Siemens Gamesa는 RTE 30%를 경제성 확보 가능 최소수치로 제안하였다.^[9]

Fig. 3은 고온 전력저장 시스템의 충․방전 시 에너지 흐름에 관한 도시이다. 충전 시 고온히터와 히트펌프의 압축기로 재생에너지 전력이 공급되며, 히트펌프로 방전 시 발전 배열을 회수하여 추가적으로 승온 저장한다. 저장되는 에너지 총량은 A+B+C에 해당하는 열량이다. 방전 시 발전되는 전력량은 X이며, 열수지 측면에서 Y의 발전 배열이 배출된다. 각종의 열손실 등은 고려하지 않을 때, RTE를 높이기 위한 본 연구의 사이클 핵심 설계변수는 (1) 스팀발전 효율과 (2) 히트펌프의 COP, (3) 히터와 히트펌프 압축기의 열에너지 공급 기여비율 (contribution rate : A/B)로 선정하였다.

Fig. 3. Energy Balance Description of the high-temperature thermal energy storage system.

Fig. 4는 발전효율 30%(Fig. 4(a))와 40%(Fig. 4(b)) 조건에서 초임계 스팀발전(22 MPa, 550℃)이 적용된 고온 전력저장 시스템의 RTE 변화에 관한 시뮬레이션 결과이다. 발전배열을 회수하여 고급화시키는 히트펌프가 이론적 효율인 Carnot COP 수준에서 작동한다고 가정할 때, 전기히터를 적게 사용할수록(히트펌프가 열공급을 주로 담당할수록) RTE는 발전효율보다 크게 증가할 것으로 예측된다. 그러나 실용적으로 접근할 수 있는 효율 수준인 Carnot COP의 60% 수준에서는 히트펌프를 통한 RTE의 개선이 크지 않으며, 오히려 RTE가 낮아진다.

Fig. 4. Roundtrip efficiency variation as a function of contribution rate of heater for the target temperature of storage : (A) power generation efficiency of 30%, (B) power generation efficiency of 40%.

이를 통한 시사점은 크게 세 가지로 요약되는데, 첫째, Carnot COP의 최소 65% 이상의 효율로 작동할 수 있는 고효율 히트펌프의 적용과 이를 위한 기술개발이 반드시 요구된다. 둘째, RTE를 결정하는데 가장 큰 영향을 미치는 요소는 발전효율이다. 우선적으로 발전효율이 높은 시스템 용량과 온도대역의 선정이 필요하다. 셋째, 히트펌프를 통한 RTE 향상은 실용적 관점에서 발전효율의 최대 15% 이하가 될 것으로 분석된다. 전기히터와 히트펌프의 열공급량 분담 비율에서 히트펌프의 성능이 좋을수록 전기히터의 사용량을 줄이되, 전기히터의 가격이 매우 저렴하기 때문에 단순히 성능뿐만 아니라 경제성까지 고려된 최적화 연구가 필요하다.

현재의 히트펌프 기술수준으로는 200℃ 내외의 토출온도 확보가 가능하다. 따라서 본 연구에서 제안하는 400~500℃ 수준의 압축기 토출온도를 확보하면서 동시에 Carnot COP의 70% 수준의 효율 또한 확보 가능한 기술 개발이 요구된다. 고효율의 스팀발전을 위해서는 주로 100 MW급 이상의 발전용량에서 본 전력 저장 기술이 적용될 수 있을 것으로 전망되며, 이때의 히트펌프 소모동력은 해당 설비용량의 1.04~1.76배(104~176 MW) 수준 정도로 예측된다. 이는 고효율의 수백 MW급 대용량 multi-stage 터보 압축기술 개발이 필요함을 시사 한다. 관련 기술은 Siemens와 GE, Man Turbo & Diesel 등이 시장우위를 갖고 있는 분야이다.

4.2 전력저장 시스템의 LCOS 경제성 분석

전력의 생산비용은 통상 LCOE(균등화발전비용; levelized cost of electricity)로 대표되는데, 발전에 소요되는 모든 비용을 한 시점으로 모아 평가하는 방식으로 발전단가라고도 하며, 특정전원이 전력시장에서 받아야 하는 최소수익이라 할 수 있다. LCOE는 초기자본투자비, 자본비용, 연료비, 운전유지비, 탄소가격 등의 직접 비용과 할인율을 고려해 추정된다. 2018년 IEA는 World Energy Outlook 2018 보고서^[10]에서, 태양광 발전의 LCOE는 2012년부터 2017년까지 5년간 65% 하락, 육상풍력은 약 15%, 해상풍력은 25% 하락한 것으로 분석했다. IEA는 재생에너지 LCOE가 앞으로도 계속 하락할 것으로 전망했으며, 중국과 인도의 경우 태양광은 석탄과 동등한 경쟁력을 지니게 돼 가장 경쟁력 있는 발전원으로 부상할 것이라 전망했다. 이러한 전망을 기반으로 다양한 재생에너지원의 확대와 기저전원화를 위한 신뢰성 높은 전력저장 기술의 확보가 필요함을 지적했다.

본 연구에서는 Fig. 5에 도시된 바와 같이, LCOS(levelized cost of storage)를 구조화하고, 다양한 운영조건을 가정하여 개략적인 수치를 산출해보고자 하였다. 본 연구의 LCOS 접근법은 전력저장 기술과 관련된 미국 DOE의 최근 분석 방법에 근거를 두었다.^[8] 단, 탄소가격, 파이낸싱 비용, 시스템 수명을 고려한 할인율 등 사회경제적비용에 대한 고려는 제외하여 기술적 성능 변화에 따른 경제성 변화의 추세를 중심으로 살펴보고자 하였다.

Fig. 5. LCOE and LCOS of high temperature electricity storage system.

Fig. 5의 LCOS 구조는 크게 3가지의 비용 요소를 고려하고 있는데, (1) RTE에 의한 효율손실비용(CEL; cost of efficiency loss), (2) 운영 및 유지보수 비용(cost of O & M), (3) 발전소 건설 시 소요되는 투하자본(순건설비용; overnight capital cost) 이다. 실제적인 투자 및 사업계획을 세울 때는 예측 가능한 발전플랜트의 수명과 국가 전력수급 전망, 자본조달에 소요되는 각종 비용, 할인율, 탄소가격 등을 고려해야 하지만, 본 연구에서는 기술적 요인에 따른 경제성 변화를 상대적으로 비교하는데 중점을 두어 LCOS를 산출하였다.

4.2.3 고온 전력저장 시스템 LCOS 경제성 분석 결과 및 시사점

전력저장 시스템은 운영의 방법에 대한 결정이 경제성에 큰 영향을 미친다. 에너지 플랜트 시스템은 빠른 투자회수를 위해 가동률을 가능한 높여야 한다. 양수발전이나 배터리 기반의 충전 시스템은 기술 특성상 저장부와 발전부가 일체화되어 있으므로 설비용량을 2배로 하지 않는 이상 충전과 방전이 동시에 이루어지기 어렵다. 충전을 수행한 후, 방전을 순차로 수행하는 것이 통상의 운영 방법이기 때문이다. 그러나 본 연구에서 분석대상으로 하는 고온 전력저장 기술은 저장 파트와 발전 파트가 독립되어 있어 재생에너지원을 연속적으로 저장 및 발전할 수 있어 연중 연속운영이 가능하고, 재생에너지원을 기저발전화하기 위한 궁극적 수단을 제공할 수 있다.

재생에너지원으로서, 1,500 MW급 대규모 태양광 발전플랜트를 가정하였다. 연평균 발전량은 총설비용량의 15% 수준으로 가정하였으며, 태양광 발전설비의 연간총합이용률이라 할 수 있는 capacity factor는 90%로 가정하였다. 이 경우 연간 발전량은 1,774 GWh에 달한다.

발전량이 전량 전력시스템에 매전되어 안정된 출력으로 발전되는 시나리오에서 LCOS는 Table 1과 같이 산출되었다. Battery storage 방식 또는 양수발전(PSH; pumped storage hydropower) 방식의 LCOS가 고온 전력저장 기술 대비 현저히 높다. 배터리 기반의 저장 기술과 PSH의 설비용량당 투자비용이 Case I~Ⅲ에 근거한 고온 전력저장 기술 대비 고가이기 때문으로 분석된다. RTE가 높은 기술일지라도 높은 순건설비용으로 인해 LCOS의 경제성을 확보하는데 한계가 명확하다. 기존의 스팀터빈․가스터빈 기반의 기술들은 오랜 기간 검증되었고, 원가 또한 지속적으로 절감된 기술로 단위 전력량을 생산하기 위한 순건설비용이 배터리나 양수발전 대비 매우 저렴하기 때문에 Case I~Ⅲ 수준의 낮은 LCOS를 확보하는데 유리할 것으로 보인다.

Table 1. LCOS calculation result according to the types of power plant

	Case I : cost estimation based on gas-turbine combined cycle power plant type (EIA, 2019)	Case II : cost estimation based on gas combustion turbine power plant type (EIA, 2019)	Case Ⅲ : cost estimation based on distributed generation plant type (EIA, 2019)	Comparative case
				Battery Storage (EIA, 2019)	Battery Storage (NREL, 2018)	PSH (NREL, 2012)
RTE	40%	40%	40%	75%	75%	80%
Storage System Capacity (MW)	101.3	101.3	101.3	189.8	189.8	202.5
Fixed O & M cost (billion won)	1.2	1.4	2.1	7.5	1.9	6.9
Overnight capital cost (billion won)	108.1	113.5	184.0	412.7	598.5	496.7
$P_{c}$ (￦/kWh)	25	25	25	25	25	25
Levelized CEL (￦/kWh)	37.5	37.5	37.5	8.3	8.3	6.25
Levelized fixed O & M cost (￦/kWh)	1.7	2.0	3.0	5.7	1.4	11.8
Levelized overnight capital cost (￦/kWh)	152.4	160.0	259.4	310.2	449.9	350.0
LCOS (￦/kWh)	191.6	199.5	299.5	324.2	459.6	368.05

전력저장 기술 분야에서 중요하게 거론되는 RTE는 실제적으로 CEL(Cost of efficiency loss)에만 영향을 미친다. Fig. 6과 같이 LCOS에서 CEL이 미치는 영향은 제한적이다. 전력저장 기술의 경제성을 결정하는 가장 중요한 비용 요소는 1kWh 방전 당 순건설비용이다. 전력저장 시스템의 수명이 짧아 설비 재투자 비용이 증가할수록 LCOS 또한 증가할 것이다. 전력저장 기술은 사용목적에 따라 적절히 기술을 선택해야 하지만, 합리적인 투자 경제성을 위해서는 1 kWh 방전 전력량 당 순건설비용이 낮고 연간 가동률이 높은 기술이 유리하다. 한편, 전력저장 기술에서 운영 및 유지보수 비용은 LCOS에 거의 영향을 미치지 않을 것으로 판단된다.

Fig. 6. Comparison of LCOS of high temperature electricity storage system for various power plant types.

Table 1의 LCOS 수준은 2019년 현재 우리나라의 계통한계가격을 고려할 때, 보조금 없이 경제성을 확보하기 어렵다. 그러나 재생에너지원이 대규모로 확대 공급되고 지속적인 LCOE 하락으로 안정적이고 신뢰성 있는 전력저장 기술이 절대적으로 필요한 시점에서는 투자 우선순위 측면에서 고온 전력저장 기술이 경제성 높은 매력적인 저장 기술 방안으로 평가된다.

미국 DOE의 2018년 DAYS 프로젝트에서는 20년의 시스템 수명과 RTE 50% 조건에서 연간 100회의 충방전을 수행할 때, LCOS는 5￠/kWh 수준을 제시하고 있다. 상기의 목표를 달성하기 위해서는, 현재 본 연구에서 제시된 overnight capital cost를 최소 1/3 이하로 낮추어야 한다. Case I에서와 같은 기존 gas-turbine combined cycle power plant type의 순건설비용은 약 10.7억 원/MW으로, 1/3 목표 수준은 약 3.6억 원/MW에 달한다. 미국 DOE의 상기 목표는 전력저장 기술이 정부의 보조금 없이 시장에서 자립 운영될 수 있는 수준을 제시한 것으로, 현재의 기술 수준보다는 중장기적인 기술개발이 필요함을 시사한다.

RTE가 감소함에 따라 CEL은 증가한다. 특히 재생에너지 충전 조달 비용이 고가일수록 RTE가 일종의 증폭 변수로 영향을 미쳐 CEL이 LCOS에서 차지하는 비율을 증가시킨다. Fig. 7은 RTE가 50%, 40%, 30%로 낮아짐에 따른 LCOS 변화를 도시하고 있다. 순건설비용으로 인한 자본비용이 LCOS 산정에 있어 여전히 가장 큰 비율을 차지하지만, 충전 전력의 매입가격이 증가함으로 인해 LCOS가 악화될 수 있으며, 낮은 RTE로 인해 그 효과가 증폭된다.

Fig. 7. Comparison of LCOS of high temperature electricity storage system for various RTE.

따라서 순건설비용이 낮은 전력저장 기술일지라도 높은 RTE를 최대한 확보하도록 기술 개발이 요구된다. 특히 재생에너지 충전을 위한 전력매입 가격이 고가일수록 RTE가 높은 기술이 유리함은 부인할 수 없다. Fig. 7(c)의 조건에서 재생에너지 충전을 위한 매입가격이 75원/kWh 수준에 이르면 순건설비용이 저렴한 기술(Case I, Ⅱ, Ⅲ)이더라도 RTE 30% 수준에서는 LCOS 관점에서 배터리 타입의 축전지나 양수발전과 비교 시 경제적 이점이 크지 않을 수 있다. 따라서 RTE가 낮은 전력저장 기술일수록 순건설비용을 낮추고, 저렴한 충전용 전력을 조달하는 비즈니스 모델을 세우는 것이 사업성을 결정짓는 가장 큰 요인이 될 것으로 보인다.