2.1 분산에너지 특화 지역 후보지 선정 체계

3.1 사례 기반 검증과 적용

본 절에서는 앞서 제시한 단계들을 포항시에 적용하여, 포항시의 특성에 맞춘 분산에너지 사업모델을 도출해 보고자 한다. 포항시를 사례로 삼아, 각 단계에서 수집된 데이터와 분석 결과를 바탕으로 포항시 특화 에너지 모델을 제안하고, 이를 통해 본 연구가 제시하는 특화 지역 선정 절차의 실효성을 검증한다.

첫 번째 단계로, 포항시의 전력 소비량 기반 주요 지역 산업을 분석하였다. 그림 2 (a)와 (b)는 각각 2202년 경상북도 시군 내 계약종별, 산업차수별 전력 수요를 나타낸다. 경상북도의 전체 전력 소비량은 44,197,670 MWh로 추산되었으며, 이 중 포항시가 차지하는 전력 소비량은 10,044,444 MWh로 약 22.73%를 차지한다. 포항시는 경상북도 내에서도 전력 소비 비중이 가장 큰 지역 중 하나이며, 특히 제조업 중심의 소비 패턴이 두드러진다. 포항시의 전체 전력 소비량 중 91.13%가 산업 부문에서 발생하며, 그중 2차 산업인 제조업의 비율이 84.30%에 달한다. 이 분석 결과는 포항시가 산업용 전력 수요가 높은 지역으로서, 자급자족형 에너지 시스템을 도입할 시 자립 모델의 성공 가능성이 높음을 시사한다. 또한, 포항시와 같은 대규모 전력 소비 지역에서는 분산에너지 전환을 통해 장거리 송전망 의존도를 낮추고, 전력망의 안정성을 강화할 수 있다.

두 번째 단계로, 포항시의 대표 전력 소비 패턴을 도출하였다. 이를 위해 포항시 내 54개 법정동의 주택용 및 대표 산업군의 전력 소비 데이터를 수집한 후, 법정동별 소비 특성을 분석하였다. 분석에는 k-means 클러스터링 기법을 활용하여 서로 유사한 속성을 가진 데이터를 군집화하였고, 군집의 최적 개수를 도출하기 위해 Elbow Method를 적용하였다. 이를 통해 주간형, 오전형, 심야형의 세 가지 대표 소비 패턴이 도출되었으며, 분석결과는 그림 3을 통해 확인 가능하다. 주간형 소비 패턴은 제조업과 건설업이 위치한 법정동에서 주로 관찰되었으며, 오전 10시부터 오후 13시 사이에 소비가 집중되는 M자 형태를 보였다. 오전형 소비 패턴은 보건업 및 사회복지 서비스업이 위치한 법정동에서 주로 관찰되었으며, 오전 시간대 전력 소비가 타 산업보다 높았다. 심야형 소비 패턴은 1차 금속 제조업, 어업, 농업이 위치한 지역에서 주로 관찰되었으며, 새벽 시간대에 소비가 집중되는 특징을 보였다.

이와 같은 분석 결과는 포항시 내 각 법정동의 소비 특성을 반영한 분산에너지 시스템 도입의 기초 자료로 활용될 수 있으며, 향후 포항시의 전력 자급자족 모델 설계와 에너지 전략 수립에 중요한 근거가 될 것이다.

세 번째 단계로, 포항시의 발전량과 신재생에너지 공급량을 분석하여 에너지 자립 가능성을 평가하였다. 경상북도 내 신재생에너지 발전 설비는 태양광, 풍력, 수력, 해양에너지, 바이오, 폐기물, 연료전지, 그리고 IGCC 등 다양한 에너지원으로 구성된다. 반면, 석탄, 가스, 석유, 원자력, 양수 발전 설비는 신재생 외 발전 설비로 분류된다. 평가 결과는 표 1을 통해 확인 가능하다.

경상북도 내 전력 자립률이 100%를 초과하는 지역은 경주시 706.34%, 안동시 188.35%, 영양군 559.28%, 울릉군 114.43%, 울진군 7298.31%, 청송군 284.11%로 나타난 반면, 포항시의 자립률은 1.84%로 현저히 낮은 수치를 보였다. 이는 포항시가 신재생에너지 공급 확대를 위한 전략적 계획이 필요함을 의미하며, 분산에너지 시스템 도입 시 자원 확보에 주안점을 두어야 한다.

네 번째 단계로, 포항시 법정동의 전력 자립률과 관련 지표를 분석하였다. 전력 자립률은 지역 내 전력 소비 대비 공급량을 나타내는 중요한 지표로, 자급자족형 전력망 구축 가능성을 평가하는 데 활용된다. 표 1에 따르면, 포항시의 전력 자립률은 1.84%로, 청송군(42.46%)이나 울진군(7298.31%)과 같은 다른 시군에 비해 극도로 낮은 수치를 기록하고 있다. 이는 포항시가 신재생에너지 발전 비중이 낮고 기존 전력망에 대한 의존도가 높음을 의미한다.

특히, 포항시는 철강 및 제조업 중심의 산업 구조로 인해 전력 수요가 매우 집중된 지역으로, 전력 공급의 안정성을 확보하기 위해 자급자족형 전력망 구축이 시급한 상황이다. 이에 따라, 포항시는 분산형 전원 발전 비중과 변동성 재생에너지(VRE) 공급 비중을 확대할 필요성이 있다.

이러한 분석 결과를 바탕으로, 포항시는 자급자족 산업단지형 특화모델을 적용하는 것이 적합한 전략으로 평가된다. 이를 실현하기 위해서는 신재생에너지 공급 확대, 에너지 저장 시스템(ESS, Energy Storage System) 도입, 그리고 가상 발전소(VPP, Virtual Power Plant) 기술과 같은 구체적인 대안이 요구된다.

다섯 번째 단계는 포항시 기존 전력 설비의 특성을 분석하는 것이다. 본 연구에서는 포항시 내 변전소, 주변압기, 배전선로별 신재생에너지 설비의 접속 가능 용량을 조사하였다. 표 2를 통해 포항시 내에 변전소 신재생에너지 접속 가능 용량을 확인 할 수 있다. 포항시에는 총 21개의 변전소가 있으며, 이 중 상*(Sang*), 양*(Yang*), 서**(Seo**), 영*(Yeong*) 등 4개 변전소는 2024년 기준으로 신재생에너지 설비 접속이 불가능한 것으로 확인되었다. 다음 단계로 신재생에너지 설비의 접속 가능 용량을 변압기 단위로 분석했다.

분석 결과는 표 3을 통해 확인 가능하다. 포항시에는 총 41개의 주변압기가 존재한다. 상* 변전소-#2변압기, 양* 변전소-#1변압기, 서** 변전소-#1변압기 등 3개의 주변압기가 추가 접속이 불가능한 것으로 나타났다.

다음으로 포항시 배전선로의 기준 접속 여유 용량에 대한 분석을 실시하였다. 접속 여유 용량은 배전선로가 신재생에너지 설비를 추가로 접속할 수 있는 이론적인 총 여유 용량을 나타내며, 물리적으로 신재생에너지 설비를 연결할 수 있는 잠재적 용량을 의미한다. 하지만 실제 접속 가능 용량은 배전선로의 상시 이용률과 같은 변수들을 고려하여 배전계통 연계 기술 기준에 따라 산정된다. 따라서, 이론적 용량보다 실질적으로 접속가능한 용량은 다소 줄어들 수 있다.

이 분석을 바탕으로, 포항시 배전선로의 신재생에너지 설비 접속 여유 용량을 조사한 결과 포항시 내 배전선로는 총 131개로 나타났으며, 이 중 강원, 진제, 단구, 감포, 장사 지역의 5개 선로는 신재생에너지 설비의 추가 접속 여유 용량이 없는 것으로 파악되었다. 포항시 배전선로의 총 접속 기준 용량은 1,659,000 kW로 조사되었으며, 접수 기준 접속 용량은 242,288 kW, 접속 계획 반영 기준 용량은 202,132 kW로 나타났다. 이는 표 4를 통해 확인할 수 있다.

결론적으로, 포항시 배전선로의 접수 기준 접속 여유 용량은 1,416,712 kW, 접속 계획 반영 기준 접속 여유 용량은 1,456,868 kW로 산정되었다. 이 접속 여유 용량은 배전선로의 설비 접속 가능성을 평가하는 중요한 기준이지만, 실제 신재생에너지 설비의 접속 가능 여부는 전력망 운영과 여러 변수들을 종합적으로 고려해야 한다. 특히, 접속 여유 용량 대비 실제 접속 가능 용량의 비율이 40%를 초과하는 지역은 포항시 54개 법정동 중 제철동, 기계면, 기북면, 흥해읍 등 7개 지역에 불과하다.

여섯 번째 단계는 포항시 법정동별 적합한 분산에너지 특화모델을 도출하는 것이다. 이를 위해 앞선 단계에서 분석한 각 법정동의 전력 소비 패턴과 전력 자립률을 활용해 에너지 수급 특성을 파악하고, 이를 바탕으로 ESS 활용 방안을 포함한 세 가지 주요 모델을 제시하였다. 첫 번째로, 재생에너지 변동성 완화형은 변동성이 큰 신재생에너지가 많이 발전하는 지역에 적용되며, 재생에너지의 초과 발전 시 발생하는 전력 변동성을 완화하는 것을 목표로 한다. 이를 위해 ESS에 저장하여 전력계통의 부담을 줄이며, 신재생에너지, VPP, 섹터커플링 기술이 적용된다. 두 번째로, 수요지 인근 도심형은 전력 소비량이 많은 도심 지역에 적합한 모델로, 3차 산업과 주택용 전력 수요가 높은 지역에서 분산형 전원을 확대하는 것을 목표로 한다. 이 모델은 다양한 분산자원을 모집하여 전력 수요를 충족시키며, 신재생에너지, ESS, VPP, 수요 반응(DR, Demand Response), 구역 전기, 전기차 충전기술 등이 적용된다. 세 번째로, 자급자족 산업단지형은 2차 산업 중심의 전력 소비가 많은 산업단지에 적합한 모델로, 산업단지 내 전력 자립률을 높이는 것을 목표로 한다. 이를 통해 산업단지 내 전기, 가스, 열 등 유틸리티를 최적화하며, 신재생에너지, ESS, VPP, DR, 마이크로그리드와 같은 기술이 적용된다.

이 외에도 추가적인 특화모델을 개발하여 각 법정동의 특성에 맞춘 에너지 전략을 수립하였다. 특성별 전략으로, 전력 수요 유치를 목적으로 하는 전력 수요 유치형, 전력 자립률을 목표로 설정하여 분산에너지를 유치하여 전력 공급을 증대시키는 공급 자원 유인형, 분산된 전력 자원을 정보통신기술(ICT, Information and Communication Technology)과 연계하여 새로운 비즈니스 모델을 발굴하는 신사업 활성화형과 같은 모델이 있다. 이러한 다양한 특화모델은 각 법정동의 특성에 맞추어 적용되며, 전력망 효율성과 에너지 자립성 향상에 기여할 수 있다.

일곱 번째 단계는 포항시 내 분산에너지 특화 지역 후보지를 도출하는 것이다. 앞선 단계에서 분석한 데이터를 바탕으로 전력 자립률이 낮은 영일만 산업단지, 블루밸리 산업단지, 철강 산업단지의 세 개 후보지를 선정하였다. 각 산업단지의 특성에 맞는 분산에너지 사업모델을 도출하는 것이 이 단계의 핵심이며, 후보지 선택에 있어 고려된 주요 기준은 연간 및 상시 전력 수요, 배전선로 개수 및 용량과 이용률, 에너지 설비 접속 가능 용량이다.

결과는 표 5를 통해 확인 가능하다. 첫 번째 기준인 연간 및 상시 전력 수요에서 철강 산업단지는 연간 4,026,304,772 kW, 상시 전력 수요 459,624 kW로 나타나 가장 높은 수요를 보였으며, 연간 1,031,620,024 kW, 상시 117,765 kW인 영일만 산업단지와 연간 105,025,384 kW, 상시 11,989 kW인 블루밸리 산업단지보다 현저히 높음을 확인할 수 있다.

두 번째 기준인 배전선로 개수, 용량, 이용률에서는 철강 산업단지가 배전선로 95개, 총 용량 950,000 kVA, 이용률 48.38%로 높은 용량과 이용률을 보였다. 영일만 산업단지는 배전선로 26개, 용량 260,000 kVA, 이용률 45.29%를, 블루밸리 산업단지는 배전선로 12개, 용량 120,000 kVA, 이용률 9.99%를 나타내어 상대적으로 낮은 이용률을 보였다.

세 번째 기준인 에너지 설비 접속 가능 용량에서는 철강 산업단지가 접속 여유 용량 1,076,904 kW, 최대 접속 가능 용량 475,000 kW, 실제 접속 가능 용량 459,624 kW로 가장 높은 수치를 나타냈다.

반면, 영일만 산업단지는 접속 여유 용량 274,984 kW, 최대 접속 가능 용량 130,000 kW, 실제 접속 가능 용량 117,765 kW이며, 블루밸리 산업단지는 접속 여유 용량 1,076,904 kW, 최대 접속 가능 용량 60,000 kW, 실제 접속 가능 용량 11,989 kW로 가장 낮았다.

이와 같이 연간 및 상시 전력 수요, 배전선로 용량과 이용률, 에너지 설비 접속 가능 용량을 종합적으로 고려한 결과, 철강 산업단지가 분산에너지 특화 지역으로서 가장 적합한 후보지로 도출되었다. 이 분석을 바탕으로 영일만, 블루밸리, 철강 산업단지 각각에 적합한 분산에너지 사업모델을 도출함으로써 포항시의 분산에너지 사업의 효율성을 극대화하고, 지역 전력 수요와 공급 특성에 맞는 사업 전략을 수립할 수 있다.

마지막 여덟 번째 단계로, 포항시의 특성을 고려한 맞춤형 분산에너지 사업모델을 구체적으로 제안하였다. 본 연구에서는 포항시가 분산에너지 특화 지역 후보지로 선정될 경우를 가정하여, 8단계 후보지 선정 모델을 적용해 포항시의 특성에 최적화된 분산에너지 사업모델을 도출하였다. 이 모델은 단기, 중기, 중장기 계획을 통해 포항시의 전력 자립률을 높이고 지속 가능한 에너지 전환을 촉진하는 것을 목표로 한다.

단기적으로는, 군위군, 상주시, 영양군 등 인근 재생에너지 분산화율이 높은 지역과 전력 구매 계약(PPA, Power Purchase Agreement)를 체결하여 포항시로 전력을 조달하고, 산업단지 내 공장 지붕과 유휴 부지에 200MW 규모의 지붕형 태양광 프로젝트를 추진한다. 이를 통해 송배전망에 대한 부담을 줄이고, 단기적으로 분산에너지의 자립성을 높일 수 있을 것으로 기대된다.

중기 계획으로는, 2030년까지 포항시 인근 구룡포 및 장기면 해상에 총 1.5GW의 해상풍력 발전 단지를 개발하여 철강 및 블루밸리 산업단지에 전력을 공급하는 방안을 포함한다. 추가적인 태양광 발전소 설치와 함께 배전선로 용량 부족 문제를 해소하고, 전력 공급 단가를 절감하는 On-site PPA 방식을 통해 운영하는 것을 목표로 한다. 이러한 중기 계획을 통해 포항시 산업단지의 전력 수급 안정성과 자급자족 비율을 크게 향상시킬 수 있을 것이다.

중장기적으로는, 포항 블루밸리 산업단지에 이차전지와 수소연료전지 산업을 유치하여 장기적인 전력 자립 체계를 구축하는 방안을 제시한다. 이차전지와 수소연료전지 발전을 통해 산업단지 내 RE100 목표를 달성하며, 약 3만여 가구의 연간 전력 수요를 충족시킬 수 있는 발전량을 제공함으로써, 포항시의 지속 가능성과 에너지 자립도를 높이는 데 기여할 수 있다.

이와 함께 포항시는 한전과 PPA 계약을 맺은 태양광 발전 사업자의 잉여 전력을 VPP 자원으로 등록하여 전력시장에 입찰하고, 전력망의 유연성을 확보하는 모델을 구체화하였다. 태양광 발전 사업자가 생성한 잉여 전력은 VPP를 통해 집합되며, 한전과의 직접 PPA 계약을 통해 확보된 전력은 전력시장에서 거래되는 공급형 VPP 자원으로 활용된다. 이를 통해 포항시는 다양한 신재생에너지원의 전력 자급자족을 극대화할 수 있으며, 장거리 송전망에 대한 의존도를 줄여 전력망의 안정성을 더욱 강화할 수 있다.

이 모델의 성공적인 운영을 위해서는 VPP 운영 프로그램과 KPX(Korea Power Exchange) 계량기와 같은 주요 장비에 대한 투자가 필수적이다. KPX 계량기를 통해 각 발전사업자의 실시간 발전량 및 잉여 전력을 모니터링하고 관리함으로써 안정적인 VPP 운영과 전력 거래의 효율성을 높일 수 있다. 다만, 현재 법적 제한으로 인해 1,000kW 이상의 발전 설비를 갖춘 발전사업자와 300kW 이상의 계약 전력을 보유한 전기사용자만이 VPP 및 PPA 계약을 통한 전력 거래에 참여할 수 있어, 소형 태양광 발전소 등 다양한 전력 자원의 확대 방안이 필요하다.

본 연구에서는 8단계 후보지 선정 프로세스를 적용하여 포항시를 대상으로 특화지역 후보지를 도출하고, 이에 최적화된 분산에너지 사업모델을 개발하였다. 분산에너지 특화지역 후보지 선정을 위한 초기 분석 단계에서는 법정동 단위를 기반으로 데이터를 분석하여 넓은 범위에서 후보지를 선별하였다. 이에 따라 프로세스는 법정동 단위를 기반으로 설계되었으나, 지역별 행정적 구조와 특성에 따라 분석 단위를 탄력적으로 조정할 수 있는 유연성을 가진다. 또한, 후보지 도출 이후에는 산업단지, 대규모 시설, 주요 전력 소비 지역과 같은 특정 부하를 구체적으로 결정한 뒤, 결정된 특정 부하를 대상으로 하는 사업 모델을 도출하는 데 활용될 수 있다.

또한, 본 연구에서 제안한 8단계 프로세스는 특정 지역에 국한되지 않고, 다양한 지역 특성에 맞는 유연한 적용 가능하다. 제안된 프로세스는 분산에너지 특화지역의 선정과 사업모델 도출을 위한 데이터 기반 접근법으로, 지역별 전력 소비 패턴, 발전원 가용성, 부하 분포 등 다양한 특성을 종합적으로 분석할 수 있도록 설계되었다. 이를 통해 특정 지역의 에너지 수급 상황과 분산에너지 자원 활용 가능성을 평가하는 데 기초 자료를 제공하며, 향후 다양한 지역에서의 적용을 통해 방법론의 실효성과 범용성을 검증할 수 있을 것이다. 더 나아가, 분산에너지 특화지역 선정 및 사업모델 개발에 구체적인 가이드라인으로 활용되어 전국적인 분산에너지 활성화에 기여할 수 있을 것이다.

3.2 비즈니스 모델 경제성 분석

본 연구는 제한된 연구 범위와 자원을 고려하여, 다양한 사업모델 중 저장전기판매사업의 경제성을 중심으로 검토하였다. 기존 연구에서는 태양광 및 풍력을 활용한 재생에너지 전기 공급 사업의 경제성 분석이 다수 수행된 반면, ESS 기반 저장전기판매사업에 대한 연구는 상대적으로 미흡하다. 이에 본 연구는 ESS 활용 가능성을 평가하여 분산에너지 특화지역에서의 새로운 비즈니스 모델 가능성을 탐색하는 데 중점을 두었다.

본 절에서는 ESS를 활용한 전력판매사업의 경제성을 분석하고, 비즈니스 모델로서의 적합성을 검토하였다. 저장전기판매사업은 다음 세 가지 요인으로 선정되었다. 첫째, 분산에너지 특화 지역 내 ESS 활용 가능성으로 인해 신재생에너지 저장 및 판매의 시장 기회가 열렸다. 둘째, 일본 사례에서 ESS 없는 사업자의 수익성이 정책 변화에 의존한다는 점이 나타났다. 셋째, 분산에너지특구 법률에 따라 ESS 구축 시 전력계통영향평가에서 가점을 받을 수 있다는 점이 고려되었다.

경제성 및 비즈니스 모델의 적합성을 검토하기 위해, 계통한계가격(SMP, System Marginal Price)과 한전의 전력판매요금(TOU, Time of Use)의 변화가 저장전기판매사업에 미치는 영향을 분석하였다. 이를 위해 두 가지 시나리오를 설정하였으며, ESS에 저장된 신재생에너지에 대한 재생에너지 인증서(REC, Renewable Energy Certificates) 발급 여부는 결정되지 않았다는 점을 고려하여 분석에서 제외하였다. Case A에서는 연도별 SMP를 주요 변수로 설정하고 TOU 요금제를 고정 요소로 두었으며, Case B에서는 TOU 요금제를 변수로 설정하고 SMP를 고정 요소로 분석을 진행하였다. 분석 대상은 대규모 수용가를 기준으로 하였으며, 전력 거래 방식은 전력 시장을 통한 방식을 채택하였다.

본 연구는 SMP와 TOU 요금제의 차이를 중심으로 단순화된 시나리오 분석을 진행하였으며, 연구 범위 내에서 단순화된 경제성 분석을 제시하고자 ESS 구축 초기 비용은 이미 구축된 ESS나 정부 지원금을 활용한 사업을 가정하여 제외하였다.

분석 결과는 [표 6]를 통해 확인 가능하다. [표 6]은 각 Case의 계절별 판매수익을 나타낸다. Case A에서는 2020년과 2021년 SMP가 한전 TOU 요금제보다 낮은 수준을 유지하면서 전력 판매에 따른 수익이 발생하였으나, 2022년 SMP가 급등함에 따라 수익이 발생하지 않았다. 반면, Case B에서는 전력 소비자의 TOU가 증가함에 따라 수익 역시 증가하는 경향을 보였다.

본 연구는 저장전기판매사업의 경제성을 검토하는 데 초점을 맞추었으며, 연구 범위 내에서 단순화된 접근을 통해 SMP와 TOU 요금제 차이를 분석하였다. 현재 분석에서는 REC 가격, 망 이용료, ESS 설치 및 운영비용, 전기 소비자의 RE100 달성을 위한 정량적 요인 등이 고려되지 않았다. 따라서, 추후에는 회수기한(PP, Payback Period) 및 내부수익률(IRR, Internal Rate of Return)과 같은 심층적인 경제성 분석이 필요할 것이다.