1. 서 론

기후변화의 결과로 세계 여러 지역에서 기상, 기후 및 강수의 극단적인 현상이 증가하고 있으며 앞으로 더 빈번하고 심각해질 것이라고 세계기상기구에서는 말하고 있다⁽¹⁾.

우리나라도 예외는 아니다. 기상청 보도자료 ‘기후변화가 바꾼 우리나라 사계절과 24절기’에 따르면 최근 30년(1991~2020년)은 과거 30년(1912~1940년)에 비해 연평균기온이 1.6℃ 상승하였고, 10년마다 0.2℃로 꾸준히 상승하였다⁽²⁾. 제주지역에서도 이러한 기후변화 현상을 볼 수 있다. 제주지방기상청의 ‘제주도 기후변화 특성 분석집’에 따르면 분석 기간 1961~2018년 동안의 연평균기온은 0.29℃/10년씩 상승하였음을 보여주며, 장기적인 기온상승 경향은 모든 계절에서 뚜렷이 나타났다⁽³⁾.

이러한 급격한 지구온난화 진행에 따라 전 세계적으로 화석연료 사용이 야기하는 다양한 문제를 해결하기 위해 다방면으로 대책 검토가 이루어지고 있으며, 온실가스를 배출하지 않는 깨끗한 에너지로의 전환 경향이 확산하고 있다.

우리나라는 유엔기후변화협약사무국에 2030년 국가 온실가스 감축목표와 2050년 장기 저탄소 발전전략을 2020년 12월 30일에 제출하였다⁽⁴⁾. 이 자료에 따르면 2030년 국가 온실가스 감축목표로 2017년 배출량 대비 24.4% 감축 제시한 바 있다. 그 후 국제적인 감축목표 상향에 대한 압력과 세계적인 경향에 따라 2021년에 우리나라는 2018년 기준 40% 감축으로 상향된 목표를 제시하였다. 건물 부문에 있어서는 제로 에너지 건물 건축과 그린리모델링의 확대 기조하에 에너지효율 향상, 고효율 기기 보급, 수요관리, 스마트 에너지 관리, 청정에너지 보급 확대 등을 통해 2018년 대비 32.8% 감축을 목표로 하고 있다⁽⁵⁾. 한편, 제주에서는 신재생에너지 발전시설, 특히 태양광발전 시설의 설치가 확대됨에 따라 전력계통의 불안정한 운전을 막기 위해 신재생에너지 발전시설에 대한 출력제한이 증가하는 추세이다. 이런 상황 속에서 2022년 2월 탈핵·기후 위기 제주 행동은 “에너지 다소비 건물 업체명 공개 기자회견”을 통해 2020년 기준 제주지역 에너지 다소비 건물 현황에 대한 자료를 발표했다⁽⁶⁾. 최근 10년 제주지역의 건축물은 대형화 및 고층화 경향이 두드러지고 있으며, 그로 인해 건물 부문의 전기에너지 소비 역시 두드러지게 증가하고 있다.

태양광발전 시스템에 대한 설계, 시공, 운영, 유지보수 및 경제성 분석에 관해 연구가 다양하게 이루어지고 있으며 최근 기후 위기가 점차 고조됨에 따라 각 분야에서 심층적으로 연구가 수행되고 있다. 소정훈 외(2007)는 태양광발전 시스템의 모듈 및 PCS(Power Conditioning System)의 성능개선, 설계시공 및 사후 운영관리의 유용성을 위해서 계측데이터를 이용한 태양광발전 시스템의 성능 특성을 평가 분석하는 연구를 수행하였다⁽⁷⁾. 현수진 외(2014)는 제주대학교 건물 옥상에 설치된 29.5° 경사 고정식 약 1MW 태양광발전소를 대상으로 2012년 5월부터 2014년 2월까지의 시간대별 발전량 데이터를 활용하여 시간대별, 월별, 계절별 이용률과 피크시간대의 기여도 등을 분석하였다⁽⁸⁾. 박규호 외(2017)는 제주도와 육지부의 SMP(System Marginal Price) 차이를 검토하고, SMP와 실제 판매단가인 kWh당 판매가격을 비교·분석하며, 연도별 SMP 변동이 전력공급이 목적인 태양광발전소의 전기에너지 판매금액에 미치는 영향에 대해 분석하였다⁽⁹⁾. 심민정 외(2020)는 대학 캠퍼스 건물 중 공동주택 용도의 기숙사 건물을 대상으로 시뮬레이션을 통해 태양광 발전시스템을 설치했을 때의 경제성 평가와 초기 투자비, 연간 발전량, 전력 판매단가 등을 분석해 투가 회수 기간과 최적 설치 및 운영 기법을 도출하였다⁽¹⁰⁾. 이 외에도 경제성에 대한 예측, 발전용량의 최적화 기법, ESS (Energy Storage System) 용량산정 등 태양광발전 시스템에 대한 많은 연구가 진행되고 있다.

최근까지 온실가스 감축을 위한 노력에 대한 연구관점이 주로 전기에너지 공급자 측면에서 검토되었고, 전기에너지 수요자 측면에서는 검토가 부족한 실정이다. 본 연구에서는 기존의 전력 판매를 목적으로 한 태양광 발전사업자 입장에서의 분석에서 벗어나 태양광발전으로 발전된 전기에너지를 자가 소비하는 전력수요자 측면에서 실제 운영 결과 데이터를 분석하고자 한다. 본 연구는 제주첨단과학기술단지 내 3개 빌딩 옥상 태양광발전시스템의 운영 결과 분석을 통해 자가소비자 입장에서의 경제성 분석과 이용률, 온실가스배출 감축 효과 등을 검토한다.

2. 연구 대상의 개요

태양광발전 시스템이 적용되는 부하는 다양한 형태가 존재하며, 부하의 종류에 따라 지상용 시스템과 우주용 시스템으로 나뉘며, 지상용 시스템은 계통연계형 시스템과 독립형 시스템으로 분류할 수 있다. 그리고 다른 신·재생에너지 시스템(디젤, 풍력, 지열, 가스, 바이오, 연료전지, 2차전지 등)과 결합한 하이브리드 태양광시스템이 있다.

독립형 시스템에서 오지, 도서 지역 주택 전력공급용으로 가정용 독립형과 통신, 펌프 등 소규모 전력공급용인 비가정용 독립형이 있으며, 계통연계형 시스템은 주택, 건물 전력공급용으로 분산배치 계통연계형과 발전소 대치 또는 배전망 보강용으로 집중배치 계통연계형이 있다. 이처럼 다양한 설치 환경에 따라 여러 가지 활용이 가능하며, 대규모 발전소의 경우 발전단가 측면에서의 장점이 있지만 넓은 설치 부지와 송배전망을 확보해야 한다. 따라서 별도의 공간 확보가 필요하지 않은 환경 맞춤형 태양광발전 보급도 확대되고 있다. 주택형의 경우 단순 지붕 부착형에서 주택 디자인과의 일체화를 추구하는 제품도 최근에 개발되고 있다. 주차장 부지를 활용하는 경우 별도의 공간이 불필요하며 주차 편의를 증대할 수 있는 장점이 있다. 건물에 적용할 경우를 세부적으로 분류하자면, 가장 흔히 볼 수 있는 건축물 옥상 등에 설치하는 건물설치형, 건축물 경사 지붕 또는 외벽 등에 밀착하여 설치하는 건물부착형, 건축자재와 태양광 패널의 기능이 합해져 일체화된 건물일체형이 있다.

연구대상 태양광발전시스템이 설치되어 있는 제주첨단과학기술단지는 제주 산업구조의 자립도 향상 및 지역산업 활성화를 목적으로 2004년 10월 국가산업단지 지구 지정 및 사업시행자 지정, 2006년 12월 관리기본계획을 승인받아 2010년 6월 단지가 준공되었다. 공공기관인 국제자유도시개발센터가 운영 중인 제주첨단과학기술단지 내 빌딩 옥상 태양광발전시스템은 공공부문 온실가스·에너지 목표관리 목적으로 운영되고 있다. 3개 빌딩의 옥상 태양광발전시스템은 모두 건물에 설치되어 건물의 전력공급용으로 사용되는 분산배치 계통연계형 시스템이다.

2.1 연구 대상의 설치 위치

제주첨단과학기술단지는 Google Earth 위성지도에서 보면 그림 1과 같이 제주도의 중산간 위치에 있으며, 표 1에서 연구대상이 될 3개 빌딩 개요에 대해 보여주고 있다. 연구대상인 옥상 태양광발전시스템은 총 290kW급으로서, 3개의 업무시설 및 연구시설 빌딩 옥상에 설치되어 가동 중이다.

표 1. 빌딩개요와 태양광발전시스템 설치 위치와 용량

Table 1. Summary of the buildings and specification of the photovoltaic systems

Category	S Building	E Building	Y Building
Main Structure	reinforced concrete	reinforced concrete	reinforced concrete
Number of Floors	B1F ~ 5F	B2F ~ 5F	B1F ~ 5F
Gross Floor Area	28311 ㎡	19873 ㎡	22634 ㎡
Building Use	Business & Production Facilities	Business Facilities	Business & Research Facilities
PV system Capacity	75kW	45kW, 30kW	140kW
Installed year of PV system	2015	45kW:2010 30kW:2021	2020
Investment cost (x106Won)	188	45kW:No Data 30kW:92	354
Location	Rooftop of B zone	Rooftop	Rooftop of A zone
	33.45°N, 126.54°E	33.45°N, 126.57°E	33.44°N, 126.57°E

그림. 1. 제주첨단과학기술단지 위치

Fig. 1. Location of the Jeju Science Park

2.2 설비 구성과 제원

그림 2는 대표적으로 S 빌딩의 75kW급 태양광발전 시스템의 구성을 보여주고 있다. 각 빌딩의 태양광발전 시스템 설비 구성은 그림 2와 같이 태양광 어레이와 DC 접속반을 거쳐 각 시스템의 인버터를 통해 전기실의 수변전설비 저압반에 연결되어 각 부하 설비로 전력을 투입하는 구성으로 설치되어 있으며, S 빌딩 75kW급 태양광발전 시스템은 15 직렬, 20 병렬 구성으로 300장의 모듈이 설치되어 있다. E 빌딩 45kW급 태양광발전 시스템은 221W 모듈 204장, 30kW급 태양광발전 시스템은 9 직렬, 8 병렬 구성으로 420W 모듈 72장, Y 빌딩 140kW급 태양광발전 시스템은 14 직렬, 14 병렬 구성과 14 직렬, 13 병렬 구성으로 370W 모듈 378장으로 구성되어 있다.

그림. 2. S 빌딩 75kW 태양광 발전시스템 설비 구성

Fig. 2. Configuration of the S building 75kW PV system

표 2. 태양전지 모듈 사양

Table 2. Specifications of the solar cell module

Specification	Category
	S Building 75kW	E Building		Y Building 140kW
		30kW	45kW
Maximum Power (Pmax)[W]	250	420	221	370
Maximum Power Voltage(Vmp)[V]	29.7	43.7	29.1	39.8
Maximum Power Current(Imp)[A]	8.42	9.62	7.60	9.29
Open Circuit Voltage(Voc)[V]	37.3	53.2	39.0	47.5
Short Circuit Current(Isc)[A]	8.86	10.13	8.38	9.76

3. 연구 방법과 성능측정 결과 및 분석

실제로 청구되는 전기요금은 계약전력에 따른 기본요금과 전력사용량에 따른 전력량 요금의 합계에 부가가치세 10%와 전력산업기반기금 3.7%, 기후환경요금 등이 포함되어 있다. 본 논문에서는 태양광발전 시설 도입에 따른 전력량 요금 절감분을 계산하여 제시한다. 또, 초기 투자비 회수 기간을 제시하고, 2021년 변경된 제주지역 전기요금체계 즉 부하시간대 구분기준의 변경이 수용가 입장에서 태양광발전 도입에 따른 경제성에 미치는 영향을 분석한다.

3.1 전기요금 절감 분석

먼저 태양광발전 시스템에서 생산된 전력량에 해당하는 전력량 요금 절감분을 검토한다. 태양광발전 시스템의 발전으로 전기요금 절감 효과 분석을 위해 각 빌딩의 계약 종별에 따른 제주지역 계절별, 시간별 kWh당 단가를 적용하여 절감 정도를 산출하였다.

실제 전기요금표에서 명시된 각 빌딩의 계약 종별, 계절별, 시간별 요금 단가는 표 4, 5와 같다.

표 4에서 나타나듯이 산업자원부는 2021년 9월 1일부터 제주지역 부하별 시간대 구분기준 규정을 변경하였다. 이에 개정 전과 개정 후의 구분기준이 태양광발전으로 인한 전기요금 절감분에 미치는 영향도 함께 분석하였다. 2021년도 발전량 데이터를 대상으로 개정 전·후 부하시간 구분기준을 적용하여 기준 개정 전·후 전기요금 절감분을 계산하여 비교하였다.

표 4. 제주지역 TOU 개편 전후 부하시간대 구분

Table 4. Classification of TOU time zone before and after TOU rule revision in Jeju

	Before TOU rule change ( ~ 2021.Aug.)		After TOU rule change (2021.Sep.~)
	Winter	Spring, Summer, Fall	All Seasons
off- peak	23:00~09:00	23:00~09:00	22:00~08:00
mid- peak	09:00~10:00 12:00~17:00 20:00~22:00	09:00~10:00 12:00~13:00 17:00~23:00	08:00~16:00
on- peak	10:00~12:00 17:00~20:00 22:00~23:00	10:00~12:00 13:00~17:00	16:00~22:00

표 5. 각 빌딩 계약종별 계절별 요금 단가

Table 5. Energy charge by season, time-of-use and contract type (Spring:Mar∼May, Summer:Jun∼Aug, Fall:Sep∼Nov, Winter:Dec∼Feb)

S Building, E Building		Industrial(B) High-Voltage(A) OptionΙ General(B) High-Voltage(A) OptionΙ (Unit : won/kWh)
	Winter		Spring, Fall	Summer
off-peak	68.60		61.60	61.60
mid-peak	114.70		84.10	114.50
on-peak	172.20		114.80	196.60
Y Building		General(B) High-Voltage(A) OptionⅡ (Unit : won/kWh)
	Winter		Spring, Fall	Summer
off-peak	63.10		56.10	56.10
mid-peak	109.20		78.60	109.00
on-peak	166.70		109.30	191.10

하루 기준 부하별 발전량 총합은 식(1)과 같이 계산할 수 있으며, 각 부하 시간대 발전량에 그 시간대의 전기요금 단가를 곱해 식(2)에서와 같이 전기요금 절감분(발전수익)을 계산할 수 있다. 또, 연간 전기요금 절감분(발전수익)은 식(3)을 통해 구할 수 있다.

(1)

\begin{align*} G_{Tday}=\sum_{ft}G_{ft}+\sum_{mt}G_{mt}+\sum_{ot}G_{ot}[k Wh]\\ \\ G_{Tday}: Generated electric energy amount for one day (1일 발전량) [k \mathrm{Wh}] \end{align*}

여기서, Gft, Gmt, Got 는 각각 경부하, 중간부하, 최대부하 시간대 발전량[kWh]이다.

(2)

\begin{align*} R_{eday}=\sum_{ft}G_{ft}\bullet B_{ft}+\sum_{mt}G_{mt}\bullet B_{mt}\\ \\ +\sum_{ot}G_{ot}\bullet B_{ot}[Won]\\ \\ R_{eday}: Electric generation revenue \\ for one day[Won]\\ (1일 발전수익,\: 1일 전기요금 절감액)\\ \end{align*}

1일 발전수익(전기요금 절감액)[Won]은 식(2)와 같이 계산할 수 있으며, Bft, Bmt, Bot는 각각 경부하, 중간부하, 최대부하 시간대 전기요금 단가[Won/kWh]이다.

(3)

\begin{align*} R_{eyear}=\sum_{i=1}^{12}\sum_{j=1}^{m}R_{eday ij}[Won]\\ \\ R_{eyear}: Annualele ctric generation \\ revenue[Won]\\ (연간 발전 수익,\: 연간 전기요금 절감액) \end{align*}

식(2)에서의 1일 발전수익을 1년 월별 일수에 따라 식(3)에서와 같이 구할 수 있으며, 여기서 $i$는 월, $j$는 일, $m$은 월별 일수를 말한다. 제주지역 전기요금 계시별 구분기준 변경 전·후 하루 24시간 기준 부하별 전기요금 단가 패턴을 그림 3, 4에 나타냈다. 그림 3, 4에서 볼 수 있듯이, 하루 중 07시~18시 태양광발전이 시작되는 시점에서 종료까지 구간을 보면 개정 후 중간부하시간대가 늘어나 중간부하의 전기요금 단가가 더 우세하게 바뀐 것을 볼 수 있다. 이는 개정된 2021년 기준 적용에 따라서 전기요금 절감의 정도가 달라지고 이는 향후 비용의 투자 대비 회수 기간에도 영향을 미칠 수 있을 것을 예상할 수 있다

그림. 3. 제주지역 계시별 전기요금 단가 개정 전 패턴

Fig. 3. The pattern of the unit price of the electricity bill by time before the revision in Jeju Island

그림. 4. 제주지역 TOU 규정 개정 후 전기요금 단가 패턴

Fig. 4. The TOU price pattern after the TOU rule revision in Jeju Island

그림. 5. 제주지역 계시별 요금제 개정 전·후 부하구간별 발전량 및 전기요금 절감 비교

Fig. 5. Comparison of energy generation amount and saving amount of energy cost in each time-of-use period before and after the revision

제주지역 계시별 요금제의 개정으로 수용가 입장에서 분석이 달라지는 부분을 확인하기 위해 그림 5와 같이 2021년 각 시간대의 발전량에 계시별 전기요금 개정 전·후 적용을 달리하여 비교하였다. 부하 구간별 발전량과 전기요금 절감액 정도가 그림 4에서 발전시간 구간의 패턴 변화와 일치하게 중간부하 시간대에 비중이 늘어남을 확인할 수 있다. 발전량 부분에서 S 빌딩은 개전 전과 후를 비교하면 경부하가 2.3%감소, 중간부하가 43%증가, 최대부하는 40.7%감소하였고, E 빌딩 45kW급은 경부하 3.6%감소, 중간부하 48%증가, 최대부하 44.5%감소, 30kW급은 경부하 2.2%감소, 중간부하 41%증가, 최대부하 38.8%감소 경향을 보였다. 그리고 Y 빌딩은 경부하 6.1%감소, 중간부하 52.1%증가, 최대부하 46%감소하였다. 이에 비례하여 전기요금 절감액 즉, 수용가 입장에서의 발전수익 역시 비슷한 경향성을 띠는 것을 볼 수 있었다. 이를 바탕으로 개정 전·후 빌딩별 총 전기요금 절감액 정도를 비교한 것이 그림 6에 나타냈다.

그림 6에서 보여주듯이 2021년도 태양광 발전량 데이터를 가지고 제주지역 계시별 전기요금 체계의 변화에 따라 개정 전과 비교하여 S 빌딩의 경우 약 17%, E 빌딩은 약 18%, Y 빌딩의 경우 약 20% 전기요금 절감액이 감소하는 것을 볼 수 있다.

그림. 6. 2021년 TOU 개정 전·후 빌딩별 총 전기요금 절감액의 비교

Fig. 6. Comparison of total electricity charge savings by building before and after the revision of TOU rule

다음은 2021년도 태양광발전에 따른 각 빌딩 별 전기요금 절감액을 계산하여 보자. 21년 중간에 전기요금 부하시간대 구분 기준이 변경되었으므로 8월까지 시간대 별 태양광발전량에 대해서는 구 요금 기준을 적용해 전기요금 절감액을 계산하고 9월 이후 시간대 별 태양광발전량에 대해서는 신 요금기준을 적용해 전기요금 절감액을 계산하였다.

태양광발전으로 발전된 전기에너지를 자가 소비하는 구조이고 설치된 용량이 전력사용량에 크게 미치지 못하기 때문에 태양광발전을 통해 발전된 전기에너지 중 일부가 계통으로 보내지는 경우는 무시하였다.

그림. 7. 2021년도 빌딩별 전기사용량 대비 태양광 발전량과 발전에 따른 요금 절감액

Fig. 7. Ratio of PV generation amount to consumed electric energy and ratio of money saving amount to electricity charge cost in each building according to PV generation in 2021

태양광발전 설비를 설치하지 않았을 경우 빌딩에서 소모되었을 예상 전기에너지는 설치 후 빌딩에서 소모된 전기에너지에 태양광발전으로 발전된 전기에너지량을 더하면 되고, 태양광발전 설비를 설치하지 않았을 경우 빌딩에 부과되었을 예상 전기요금은 부과된 요금에 태양광발전 설비 도입으로 절감된 요금을 더하면 되는 구조이다.

먼저, 각 빌딩의 2021년 전기사용량은 한전 파워플래너 데이터를 사용하였으며, 연간 사용량은 S 빌딩이 1,605MWh, E 빌딩이 857MWh, Y 빌딩이 1,399MWh이었다. 여기에 태양광발전으로 발전된 전기에너지를 더하면 태양광발전 설비를 설치하지 않았을 경우 각 빌딩의 전기사용량이 구해지며, S 빌딩이 1,696kWh, E 빌딩이 938kWh 그리고 Y 빌딩이 1,581kWh이다. 이 결과를 그림 7에 나타내었다. 태양광발전 설비를 도입하지 않았을 경우 소비되었을 전기에너지 대비 태양광발전으로 발전된 전기에너지 비율은 S 빌딩이 약 5.7%, E 빌딩 약 9.2% 그리고 Y 빌딩 약 13.0%이었다.

태양광발전 설비를 도입하지 않았을 경우 21년 365일 각 시간대별 전기사용량을 계산하고 그 값들에 시간대별 전기요금 단가를 곱하여 태양광발전 설비를 도입하지 않았을 경우의 전기요금 추정량을 얻었다. 한전으로부터 부과된 전력량 요금 대비 태양광발전 설비 도입을 통한 전기요금 절감비율은 S 빌딩이 약 6.2%, E 빌딩이 약 10.6%, Y 빌딩이 약 14.8%이었다.

3.2 누적발전량과 경제성

각 빌딩의 태양광발전 시스템의 발전개시로부터 2022년 9월 누적 발전량의 추이를 그림 8에 나타냈다.

전기요금 절감 계산방식으로 3개 빌딩의 태양광 발전시스템의 발전개시로부터의 2022년 9월까지 누적 발전량과 초기 투자비와 비교한 데이터를 표 6에 나타내었다.

그림. 8. 발전개시일로부터 연간 발전량 추이

Fig. 8. Annual generation amount trend after generation started

표 6. 누적 발전량과 절감된 전기요금

Table 6. Cumulative generation amount and generation revenue after PV generation started

Category	S building (75kW)	E Building		Y Building (140kW)
		30kW	45kW
Cumulative generation amount (MWh)	614	78	536	508
Initial investment cost (x106Won)	188	92	no data	354
Reduced electricity charge (x106Won)	86	9	68	54
Operating Period (month)	84	24	153	33

표 6의 운영 기간과 누적 발전량을 바탕으로 그림 9에 투자 회수 기간에 대한 내용을 나타내었다. 본 연구의 경제성 분석에 있어 연간 유지보수비, 물가 상승률, 이자율 등과 패널의 효율 저하에 대한 변수는 고려하지 않고 운영 기간에 따른 초기 투자비용 회수 기간을 산정하였다.

그림. 9. 초기투자비 대비 누적 발전수익과 투자회수 기간

Fig. 9. Cumulative generation revenue and payback period compared to the initial investment cost

그림 9에서 운영 기간이 가장 긴 발전시스템은 E 빌딩 45kW이며, E 빌딩 30kW급 태양광발전시스템이 가장 최근에 설치되어 발전되고 있음을 볼 수 있다. 각 태양광발전시스템의 운영 기간에 따른 발전수익 대비 초기 투자비용 회수 기간을 산정해보면 S 빌딩 75kW급이 약 15년, E 빌딩 30kW급은 약 21년, Y 빌딩 140kW급은 약 18년으로 추정해 볼 수 있다. 제주지역 계시별 요금제 변경 전의 요금 단가로 산정해보았을 때 투자비용 회수 기간의 변화를 보면 S 빌딩 75kW급이 19년, E 빌딩 30kW급은 약 24년, Y 빌딩 140kW급은 약 21년으로 회수 기간의 늘어남을 볼 수 있다.

3.3 설비이용률

연간 태양광발전 설비이용률(Capacity Factor)은 일 년 중 발전시스템이 100% 출력으로 가동된 시간의 비율로, 태양광발전 시스템의 경우 연간 발전 시간의 비로 계산되며 식(4)와 같다.

(4)

\begin{align*} CF_{1year}=\dfrac{PG_{1year}}{IGC\times 8760hour}\times 100[\%]\\ \\ CF_{1year}: Annual capacity factor \\ (연간설비이용률)[\%] \end{align*}

여기서, PG1year는 연간발전량[kWh], IGC는 설비용량[kW]을 의미한다.

태양광발전 시스템의 발전량은 어레이의 지지 형태 방식이나 경사각, 방위각에 의존하며⁽¹¹⁾, 설치 지역의 기상 조건에 따라 일사량 또는 일조시간에 비례함을 알 수 있다. 황충구 외(2015) 연구에서는 발전량이 일사량보다는 일조시간 변수에 더 의존하여 비례적으로 연동됨을 보여주고 있다⁽¹²⁾.

각 빌딩에서의 연간 설비이용률은 표 7, 월별 설비이용률과 일조시간 데이터는 그림 11과 같은 경향을 보인다.

표 7. 연간 설비이용률

Table 7. Annual Capacity Factor

PV system	Power generation (kWh)	Capacity Factor (%)	Tilt angle (°)
S building 75kW	90,873	13.83	0~20
E building 45kW	38,749	9.83	0
E building 30kW	40,236	15.31	30
Y building 140kW	182,498	14.88	11

태양광발전은 주간 시간대에만 가동되며, 일사량이 적은 새벽, 저녁 시간에는 전력 생산이 없다. 이러한 특성으로 설비이용률이 25%를 넘기기 어려우며, 전력 통계 정보시스템(EPSIS)에 따르면 2021년 제주지역 태양광발전소 이용률은 13.9% 정도이다.

표 7에서 S 빌딩의 경사각이 0~20°이라고 되어 있다. 이는 그림 10에서 볼 수 있듯이 태양광 패널이 아치형 구조로 설치되어 있기 때문이다. 그림 11에서 E 빌딩의 45kW 태양광 발전시스템인 경우 다른 발전시스템에 비해 설비이용률이 현저히 낮은 것을 볼 수 있는데, 다른 시스템에 비해 설비 노후화가 상당히 진행된 패널이며, 그림 12에서 볼 수 있듯이 패널이 경사각이 0°로 구조물 옥상 평면에 평행으로 패널이 설치되어 있어 설비이용률이 상대적으로 낮게 나왔다고 추정할 수 있다.

그림. 10. S 빌딩 태양광 패널의 아치형 구조

Fig. 10. Arched structure of S Building solar panel

그림. 11. 월별 설비이용률과 일조시간

Fig. 11. Monthly capacity factor & hours of daylight

그림. 12. E 빌딩 옥상 45kW 태양광 발전시스템

Fig. 12. E Building rooftop 45kW PV system

그림 11은 설비이용률은 일조시간, 패널 경사각과 외기온도에 영향을 받아 봄철이 설비이용률이 가장 높으며, 일조시간에 비례하여 발전하였음을 보여준다.

3.4 피크시간대 태양광발전 이용률

수용가의 전기요금 중 기본요금은 계약용량에 좌우되며, 계약용량은 연간 피크전력 이상으로 산정하여야 한다. 따라서 태양광발전 설비 도입에 따라 피크전력 감소 가능성을 검토할 필요가 있다. 본 연구에서는 수요자 입장에서 각 빌딩의 분산전원을 활용한 부하관리에 있어 피크시간대에서 태양광설비의 이용률 분석을 통해 피크 감축 가능성을 검토하였다. 피크시간대를 결정하기 위해 2022년 각 빌딩의 전기요금표 데이터에서 월별 최대수요전력 추이 현황이 나타낸 것이 그림 13과 같다.

그림. 13. 각 빌딩 월별 최대전력수요 추이

Fig. 13. Monthly maximum power demand for each building

연구대상 빌딩의 경우 여름철과 겨울철에 전력수요가 최대가 되기 때문에 2021년 11월 ~ 2022년 10월까지 전력수요를 조사하여 그림 13에 나타내었다. S, Y 빌딩인 경우 겨울철(1~2월), 여름철(7~8월)에 최대전력수요가 발생했으며 E 빌딩의 경우 겨울철의 패턴이 11월, 2월로 다른 빌딩과 차이가 있다. 전력 사용이 급증하는 시간대는 한전 파워플래너의 선택기간별 사용량 패턴을 확인한 결과를 표 8에 나타내었다.

(5)

\begin{align*} CF_{Peaktime}=\dfrac{G_{ap}}{IGC}\times 100[\%]\\ \\ CF_{Peaktime}: capacity factor during peak time \\ (피크시간대의 태양광발전 이용률)[\%] \end{align*}

표 8. 각 빌딩별 피크 시간대

Table 8. Peak time zone for each building

Category	Winter [hour]		Summer [hour]
	2022. Jan.	2022. Feb.	2022. July.	2022. Aug.
S Building	11~12	9~10	9~10	9~10
E Building	(2021.Nov.) 9~10	9~10	16~17	9~10
Y Building	10~11	10~11	10~11	14~15

피크시간대의 태양광발전 이용률을 구하기 위해 식(5)를 이용하였으며, 여기서 Gap는 시간당 발전량[kWh/ hour]이며, IGC는 설비용량[kW]을 의미한다. Gap는 실효용량이라 볼 수 있으며, 설비이용률이 특정 시간 동안의 발전량과 정격용량에 의해 정의되는 척도인 반면, 실효용량은 피크전력 수요 시점에 동원될 수 있는 발전량이라는 점에서 차이가 있다^(13,14). 표 8에서 연중 최고 피크시간대는 S 빌딩이 8월 9~10시, E 빌딩이 7월 16~17시, Y 빌딩이 2월 10~11시이며 식(5)를 사용하여 계산한 결과, S 빌딩이 38.8%, E 빌딩 45kW급 22.7%, 30kW급 19.5%, Y 빌딩은 35.1%로 계산되었다. 이때의 실효용량을 계산해보면 S 빌딩 29.1kW, E 빌딩 45kW급 10.2kW, 30kW급 5.8kW, Y 빌딩은 49.1kW이다.

3.5 온실가스배출 저감 효과

본 연구에서 태양광발전시스템 운영에 따른 온실가스배출 저감 효과를 평가하기 위해서 공공부문 온실가스·에너지 목표관리 운영 등에 관한 지침의 외부감축 사업 온실가스 감축량 산정 방법론에 명시되어 있는 조정 전력 배출계수 0.45941 tonCO2eq./MWh를 적용하여 온실가스배출 감축량을 계산하였다⁽¹⁵⁾. 또한 탄소배출 감소 효과를 쉽게 비교하기 위해 산림청의 국내 주요 산림 수종의 표준 탄소흡수량 자료를 사용하였다.

산림청 자료에 따르면 우리나라의 대표적인 나무인 30년생 소나무 숲 1ha는 매년 10.8ton의 CO2를 흡수하며, CO2 배출 1ton 상쇄에 필요한 소나무 평균 식재 그루 수는 7.16그루라고 한다^(16,17). 이 지표를 기준으로 각 빌딩 옥상 태양광 발전시스템의 연간 발전량에 해당하는 온실가스배출 감축 효과를 분석하였다.

표 9. 온실가스배출 저감 효과

Table 9. Peak time zone for each building

PV system	Generation amount (MWh)	CO2 reduction (tonCO2eq.)	Pine grove (ha)	Number of plants (trees)
S Building (75kW)	90.9	41.8	3.9	299
E Building (45kW)	38.8	18.5	1.7	132
E Building (30kW)	40.2	17.8	1.6	127
Y Building (140kW)	182.5	83.8	7.8	600

그림. 14. 설비용량 10kW당 온실가스배출 저감효과와 소나무 식재 효과

Fig. 14. Effect reducing greenhouse gas emissions and planting pine trees per the facility capacity of 10 kW

제주첨단과학기술단지 내 3개 빌딩의 2021년 약 352.4MWh의 전력을 생산하였고, 이는 161.9tonCO2eq.의 온실가스배출 저감을 의미한다. 이는 우리나라 대표적인 30년생 소나무 숲 15.0ha가 흡수하는 탄소량이며, 3개 빌딩 연면적을 합친 면적의 약 2배 면적에 달한다. 그리고 연간 소나무 1,159그루의 식재 효과로 볼 수 있다. 그림 14는 태양광발전 설비용량 10kW당 온실가스배출 저감 효과와 소나무 식재 효과를 보여주고 있다.

4. 결과고찰

연간 설비이용률에 있어서는 연구대상 태양광발전시스템이 구름이 자주 끼어서 기상 조건이 불리할 수 있는 제주지역 중산간에 위치함에도 불구하고 제주지역 태양광발전소 평균 설비이용률과 비교하였을 E 빌딩 45kW급을 제외한 나머지 3개 태양광발전시스템은 약 14% 이상으로 큰 차이가 없음을 보여주었다.

2021년 빌딩별 전기사용량 대비 태양광발전 전기에너지 비율은 Y 빌딩이 약 13%, E 빌딩이 9.2%, S 빌딩이 5.7%이었으며, 이에 따른 전기요금 중 전력량 요금 절감분 비율은 Y 빌딩이 14.8%, E 빌딩이 10.6%, S 빌딩이 6.2%이었다. 태양광발전이 이루어지는 낮 시간대가 전기요금 부하구분기준 변경 전에는 “피크시간대”로 변경 후에는 “중간부하시간대”로 지정되어 있기 때문에 발전량 비율보다는 전기요금 절감금액 비율이 더 높게 나왔다.

태양광발전소들의 투자회수기간은 3개의 발전소가 15, 18, 21년으로 계산되었다. 계산함에 있어 피크시간대 피크전력 감소분은 고려하지 않았고 또한 투자비의 이자와 운영비를 고려하지 않았기 때문에 정확한 계산은 아니다.

제주지역 전기요금 체계 중 부하시간대 구분기준이 변경되었는데 낮 시간대가 피크타임시간대에서 중간부하시간대로 변경되었고, 낮 시간에 주로 발전이 이루어지는 자가 태양광발전 운영자에게는 불리하게 되었다. 대략 태양광발전을 통한 전력량 요금 절감분이 20% 정도 줄었다. 결과적으로 태양광발전에 대한 투자 회수 기간도 길어지는 결과를 낳게 되리라 예상한다.

피크시간대 태양광발전소의 이용률이 S 빌딩이 38.8%, E 빌딩 45kW급이 22.7%, E 빌딩 30kW급이 19.5%, Y 빌딩은 35.1%이었으며, 수용가 입장에서 피크전력 시간대에 태양광발전 설비의 이용률이 높으면 전력설비 운영면에서 부담을 줄일 수 있으므로 바람직하다. 그러나 한국전력(주)이 15분 간격으로 검침하여 15분 평균전력이 계약전력을 초과할 경우 두 번째 초과할 때부터 벌금이 부과되기 때문에 태양광설비의 이용률로만 계약전력의 감소를 예상하기 어렵다.

본 연구에서는 각 발전시스템에서 모니터링 시스템에서의 데이터 추출 기능의 제한으로 인해 일조시간과 설비이용률 데이터를 비교 분석하는 데 한계가 있었다.

5. 결 론

본 연구에서는 제주첨단과학기술단지 내 빌딩에 설치된 4개의 태양광 발전시스템을 운영하여 얻은 데이터를 활용하여 발전된 전기에너지를 판매하는 발전사업자 입장이 아니고 자가 소비하는 자가소비자 입장에서 태양광발전시스템의 경제성을 분석하였다. 태양광발전시스템 설치에 따른 전기요금 절감액, 태양광발전시스템의 설비이용률과 빌딩 자체 피크타임 동안의 태양광발전 이용률 및 온실가스배출 저감량을 확인하였으며, 2021년 변경된 제주지역 시간대별 차등요금제에서 부하시간대 구분의 변경에 따른 자가 수용가 입장에서 태양광발전의 경제성 변화를 조사하였다.

초기 투자비용 대비 회수 기간은 S 빌딩 태양광발전시스템이 15년, E 빌딩 30kW 태양광발전시스템은 21년, Y 빌딩 태양광발전시스템은 18년으로 산정되었다. 설치 위치가 산악지역임에도 불구하고 E 빌딩 45kW급을 제외한 나머지 3개 태양광발전시스템 설비이용률은 제주지역 태양광발전소 평균 설비이용률 정도인 약 14%이었다. 각 빌딩의 자체 전력피크타임 동안의 태양광발전시스템의 이용률은 약 18%에서 38% 범위의 값을 가졌다. 4개 태양광발전시스템의 2021년 총 온실가스 배출감축량은 약 161.9 $"ton"CO_{2}eq.$이었다. 2021년 제주지역 부하시간대 구분 규정의 변경이 자가소비형 태양광발전 수용가에게는 전기요금 절감액의 축소로 이어지고 투자비 회수 기간을 연장시키는 것으로 드러났다. 이는 제주지역이 관광지이어서 태양광발전이 잘 이루어지는 주간에 전력수요가 낮기 때문에 발생하는 현상으로 제주의 지역적인 부하특성에 기인하는 것이다.

지구온난화를 조금이라도 늦출 수 있는 가장 강력한 방안 중의 하나가 재생에너지의 활용이다. 태양광발전 설치비 저하에 따라 빌딩과 주택에 설치되는 자가소비형 태양광발전은 비약적으로 늘어날 전망이다. 이러한 시점에서 좀 더 자가소비형 태양광발전 시설의 보급을 촉진하기 위해선 이들 설치와 운영에 따른 경제성 향상에 관심을 가질 필요가 있다. 본 연구가 자가소비형 태양광발전의 경제성을 이해하는데 도움이 되기를 희망한다.