2.1 대상 시설과 계약 조건

대상은 SRT 역사(2016년 준공, 지하 2층·지상 3층, 연면적 62,404 m²)이다. 역사 건물은 22.9 kV로 수전하며 한전 계약은 산업용(을) 고압A 선택2, 계약전력 6,000 kW, 검침일 매월 30일이다. 옥상에는 2016년 설치된 태양광 202 kW가 있으며 단선결선도상 인버터 2×75 kW의 출력이 한전 계량기 후단의 저압 집합계량기함으로 들어가는 자가소비형이다. 2024년 발전량은 257,543 kWh(1,275 kWh/kW)였다(에너지사용량신고 2024). 열차 견인 전력과 신호·터널 계통은 별도 계약으로 범위 밖이다.

2.2 실측 데이터

전력 데이터는 한전 파워플래너의 시간별 사용전력량과 각 시간 안의 15분 최대수요이다. 이 값은 수전 모계량기(MOF, 배율 4,800)의 원격검침 총량으로 지침 증분과 배율의 곱이 시간별 합계와 일치함을 확인하였다. 총량은 입주 시설을 포함한 역사 건물 전체의 전력이며 입주자 개별 계량분을 차감한 청구 전력량과는 구분된다. 분석창은 2025년 8월 1일부터 2026년 7월 31일까지 8,760시간이며, PV비중이 4.1%로 작아 영향력이 제한적이며, 월별 합계는 파워플래너 월별 화면과 일치한다. 시각은 구간 시작 시각으로 표기한다(12시는 12~13시 구간). 이 고객번호는 15분 단위 원자료(AMI)가 제공되지 않아 시간별 사용량과 시간 내 15분 최대수요가 확보 가능한 최고 해상도이다.

PV의 시간별 실측 발전량은 없으므로 pvlib로 서울 표준기상연도(TMYx 2009~2023)의 시간별 발전 형상을 만들고 2024년 실측 연발전량으로 스케일하였다(스케일 계수 0.930). 계량기 값은 PV 자가소비가 빠진 순부하이므로 총부하는 계량기 값에 PV 추정치를 더해 복원하였다. 계시별 요금과 기본요금은 파워플래너 요금 화면(2026년 8월 31일)으로 현행 단가를 확인하였다.

3.1 태양광 발전 모델과 확장 시나리오

PV 발전량은 pvlib로 산출한다. 표준기상연도의 일사로부터 경사면 일사량을 계산하고 PVWatts 모델로 직류·교류 출력을 구한 뒤 종합 시스템 손실을 반영한다. 경사 30°·정남 고정형, 종합 시스템 손실 14%, 직류/교류 비 1.1을 가정하였고 인버터 정격에 따른 출력 제한은 반영하지 않았다. PV 확장은 기존 202 kW의 발전 형상을 용량에 비례하여 늘리는 방식으로 302~2,202 kW를 검토하였다.

3.2 ESS 모델

ESS는 충방전 효율, 충전상태(SOC) 한계, 정격 전력을 반영한 에너지수지 모델로 표현한다(식 1). 충전 시 $P < 0$이므로 저장 에너지는 증가한다.

$\eta$는 편도 효율(왕복효율 90%의 제곱근)로 충·방전 양단에 분배하며 $P$는 전력 명령(방전 양·충전 음)이다. SOC는 10~90%로 제한하고 초기 SOC는 50%로 두며 정격 전력·가용 에너지로 실제 충방전을 제약한다.

3.3 15분 피크 캡 소요 산정

기본요금은 요금적용전력에 단가를 곱하여 정해지므로 ESS의 첫 번째 가치는 연 15분 최대수요를 낮추는 데 있다. 목표 피크 $T$에 대해 필요한 ESS 출력과 하루 에너지는 식 (2), (3)으로 산정한다.

여기서, 위에 첨자 $+$는 양의 부분만을 취한다는 의미이다. 그리고, $P_{15,h}$는 시간 $h$ 안의 15분 최대수요, $P_{h}$는 시간평균 전력, $d$는 일이다. 시간평균이 목표를 넘는 시간에는 그 초과분을, 시간평균은 목표 아래이나 15분 최대수요가 목표를 넘는 시간에는 스파이크 한 번(15분)에 해당하는 초과분을 소요로 잡아 하루 단위로 합한다. 15분 원자료가 없어 한 시간 안의 스파이크 횟수를 알 수 없으므로 식 (3)은 실제 소요의 하한에 가까운 추정이며 운영 전략(3.4절)도 같은 정의로 하루 예비 에너지를 잡는다. ESS(kWh, kW)가 감당할 수 있는 최소 목표 피크는 $P_{req} \le \text{정격 출력}$이고 $E_{req} \le 0.8 \times \text{정격 용량}$(야간 경부하에 완전 재충전 가정)인 가장 낮은 $T$로 정한다. 목표 피크는 1,240 kW부터 10 kW 간격으로 낮추며 탐색한다.

3.4 운영 전략

PV 잉여 시에만 충전하는 대형 수요처용 전략은 잉여가 없는 이 부하에서 충전이 일어나지 않으므로 세 전략을 다음과 같이 정의하였다. 피크 캡(P)은 시간 내 15분 최대수요가 목표 $T$를 넘는 시간에만 초과분을 방전한다. 차익(A)은 경부하 시간대에 충전하고 최대부하 시간대에 부하 이하로 방전한다. 복합(PA)은 그날 남은 피크 캡 소요 에너지를 예비로 남긴 뒤 나머지로 차익 운전을 한다. 세 전략 모두 충전은 경부하(22~08시)에만 하고 충전 출력을 (목표 피크 $-$ 그 시간의 15분 최대수요)⁺ 이하로 제한하여 충전이 새로운 피크를 만들지 않게 한다. 각 전략은 자기 조건으로 달성 가능한 최소 목표 피크를 탐색한다. 등가 사이클은 연간 방전량을 가용 용량(정격의 80%)으로 나눈 값이다. 연간 시계열 전체를 사전 입력으로 하는 완전예지 운영이므로 결과는 실시간 운영의 상한이며 그 격차는 Schram 등^[6]의 완전예지 51% 대 휴리스틱 22%가 보여주듯 크다.

3.5 요금과 경제성

계시별 요금은 산업용(을) 고압A 선택2의 2026년 4월 16일 개편 단가(원/kWh, 여름·봄가을·겨울: 경부하 116.0·116.0·123.0, 중간부하 163.8·133.4·164.0, 최대부하 229.0·150.9·204.6)를 분석창 전 기간에 적용한다. 개편으로 비동절기 최대부하가 15~21시로 이동하고 경부하는 22~08시, 동절기 최대부하는 09~12시·16~19시이다. 한전 약관에 따라 토요일의 최대부하 시간대에는 중간부하 단가를, 일요일과 공휴일에는 전 시간 경부하 단가를 적용하였다^[11]. 기본요금은 8,320 원/kW·월이다. 현행 시행세칙의 ESS 요금 특례는 기본요금 할인뿐이며 2016년 4월 1일부터 2026년 3월 31일까지 적용되어 분석창 도중 종료되었으므로 반영하지 않으며 현행 일반 요금만 적용한다^[11]. 피크 저감에 따른 기본요금 절감은 식 (4)로 산정한다.

여기서 $P_{15,\text{base}}$는 ESS 설치 전 연 15분 최대수요, $c_{d}$는 기본요금 단가이다. 약관상 요금적용전력은 검침 당월을 포함한 직전 12개월 중 12·1·2·7·8·9월분과 당월분 최대수요전력의 최댓값이며 계약전력의 30%를 하한으로 한다^[11]. 식 (4)는 요금적용전력이 모계량기 연 15분 최대수요를 그대로 따른다고 가정한 상한 근사이다.

순현재가치(NPV)와 단순 회수기간으로 경제성을 평가한다(식 5).

$N$은 15년, $C_{\text{repl}}(t)$는 10년차 ESS 1회 교체 비용이며 연간 순절감액 $S_{\text{annual}}$은 계시별 전력량요금 절감과 기본요금 절감의 합에서 운영유지비(PV 설치비의 연 1.65%^[12], ESS 설치비의 연 1.5%, 가정값)를 뺀 값이다. 단가는 건물형 PV 1,090 천원/kW^[12], 할인율 4.5%^[12], ESS 시스템 단가 175·350·400 천원/kWh 세 구간을 적용한다. 국내 산업용 ESS 시스템 단가의 공개 1차 통계는 부재하므로 글로벌 시스템 단가에 국내 EPC(설계·조달·시공)·계통연계를 가산한 추정 범위이며 350 천원/kWh를 기준값으로 한다.

4.1 실측 부하 특성

분석창의 연간 사용전력량은 6,002 MWh, 평균전력은 685 kW이며 시간평균 최대·최소는 1,050·327 kW였다. 연 15분 최대수요는 1,245 kW로 2026년 1월 3일 12시에 발생하였고 이를 기준으로 한 부하율은 0.55, 시간평균 최대 기준으로는 0.65이다. 야간(01~05시) 평균 590 kW와 주간(11~16시) 평균 710 kW의 비는 0.83이고 평일 689 kW와 주말 677 kW의 차이는 1.7%에 그쳤다. 즉 밤낮·요일 차이가 작은 기저부하형 수요이다(그림 1). 겨울(12~2월)에 시간평균과 15분 최대수요가 함께 높고 월별 15분 최대수요는 4~7월 1,005~1,037 kW에서 1월 1,245 kW까지 분포하였다.

그림 1 계절별 일간 부하 프로파일(시간평균·시간 내 15분 최대수요 95 백분위)과 PV 202 kW 발전

Fig. 1 Seasonal daily load profiles (hourly mean and 95th percentile of within-hour 15-min peak) with 202 kW PV output

15분 최대수요와 시간평균의 비는 연 중앙값 1.09, 95 백분위 1.21, 최대 1.96으로 피크가 짧은 스파이크 형태임을 보였다. 부하지속곡선에서 시간평균 부하는 1,000 kW를 넘는 시간이 거의 없으나 15분 최대수요가 1,000 kW 이상인 시간은 203시간(2.3%), 1,100 kW 이상은 34시간, 1,200 kW 이상은 4시간이었다. 1,000 kW 이상 203시간 가운데 26시간은 00~01시 구간에 몰려 있어 설비의 동시 기동이 스파이크의 한 원인으로 추정된다. 요금대별 에너지 비중은 경부하 50.3%, 중간부하 32.1%, 최대부하 17.6%로, 일요일·공휴일 전 시간이 경부하로 계량되어 경부하가 절반을 차지한다. PV 202 kW의 추정 연발전량 257.5 MWh는 총부하의 4.1%, 정오(11~13시)에는 11.6%를 담당하였고 PV 출력이 총부하를 넘는 시간은 없어 역송은 발생하지 않았다.

4.2 옥상 PV 확장의 자립률 상한

PV를 202 kW에서 502 kW, 1,002 kW, 2,202 kW로 늘리면 자립률(총부하 대비)은 4.1%에서 10.2%, 20.4%, 36.2%로 증가하였다(그림 2). 약 1,000 kW까지는 자가소비율이 100%로 유지되어 발전량 전부가 역사 안에서 소비되며 회피 전력량요금은 38.5에서 190.8 백만원/년으로 늘어난다. 1,202 kW에서 역송이 119시간 발생하기 시작하고 2,202 kW에서는 역송 543 MWh, 자가소비율 80.7%로 떨어진다. 확장분 800 kW의 설치비 872 백만원에 대해 회피 요금에서 운영유지비를 뺀 순절감 138 백만원/년은 단순 회수기간 약 6.3년, 15년 순현재가치 +609 백만원에 해당한다. 기저부하가 낮 시간에도 600 kW 이상 유지되므로 일반 건물보다 훨씬 큰 PV를 역송 없이 흡수할 수 있으나 옥상 PV만으로 ZEB 자립률 60%에 이르는 경로는 없다. PV 확장은 정오에 발생한 연 15분 최대수요를 38 kW(3.1%) 낮추지만 그 다음 피크가 12월 23일 01시 구간의 심야 1,207 kW라 302 kW 이상에서는 더 내려가지 않는다. 피크 저감은 PV 확장이 아니라 ESS의 몫이다. 이 결과는 자가소비율을 높이면 자립률이 총수요의 5~10%에 머문다는 Simoiu 등^[5]의 지하철역 사례와 방향이 같다.

그림 2 옥상 PV 확장에 따른 자립률과 자가소비율(점선: ZEB 3등급 하한 자립률 60 %)

Fig. 2 Self-sufficiency and self-consumption ratio with rooftop PV expansion(dashed line: ZEB grade 3 lower bound, 60% self-sufficiency)

4.3 15분 피크 캡에 필요한 ESS 출력·용량

목표 피크별 소요는 표 1에 정리하였다. 목표 1,000 kW까지는 필요 출력 245 kW·하루 소요 에너지 86 kWh의 소용량이나 900 kW 아래로 내려가면 초과가 288~365일로 상시화되고 하루 소요 에너지가 293 kWh(900 kW), 1,005 kWh(800 kW)로 급증한다. 즉 피크 저감 대상은 약 900 kW를 경계로 짧은 스파이크 영역에서 기저부하 영역으로 바뀌며 그 경계까지가 소용량 ESS의 효율적 작동 범위이다. 기본요금 절감 상한은 목표 1,100·1,000·900 kW에서 각각 14.5·24.5·34.5 백만원/년이며 식 (3)의 기준으로 250 kWh/250 kW는 1,000 kW, 500 kWh/500 kW는 880 kW까지 감당할 수 있다.

4.4 운영 전략·용량별 경제성

세 전략의 용량별 결과를 표 2에 정리하였다. 차익(A) 단독은 100~2,000 kWh 어느 용량에서도 연 233 등가 사이클로 전력량요금을 1.1~21.4 백만원/년 절감하였으나 회수기간이 약 65년으로 일정하여 ESS를 정당화하지 못하였다. 여름철 최대-경부하 스프레드가 113 원/kWh에 그치고 일요일·공휴일에는 차익 자체가 없어 평탄한 부하에서는 부하 이동의 차익이 설치비를 회수하지 못한다. 반면 피크 캡(P)과 복합(PA)에서는 250 kWh/250 kW가 최적점이었다. 연 15분 최대수요가 1,245 kW에서 1,000 kW로 245 kW(19.7%) 낮아져 기본요금 절감 상한 24.5 백만원/년에 계시별 절감 2.6 백만원/년이 더해졌다. 회수기간은 ESS 단가 175·350·400 천원/kWh에서 1.7·3.4·3.9년, 기준 단가의 NPV는 +133 백만원이었다. 500 kWh/500 kW는 피크를 890 kW(28.5% 저감)까지 낮추어 절감 40.4 백만원/년, 회수기간 2.2~5.3년, NPV +118 백만원으로 절감액은 크지만 NPV는 낮았다. 1,000 kWh 이상에서는 복합 운전의 달성 피크가 890 kW에서 정체하고 NPV가 −140~−673 백만원으로 음(−)이었다. 정체의 원인은 차익 방전과 야간 충전 제약이 경합하는 복합 운전의 규칙에 있으며 피크 캡 단독으로는 840 kW까지 내려갔다(500 kWh/500 kW의 890 kW도 같은 이유로 식 (3)의 880 kW보다 높다). 890 kW에서 840 kW로 낮출 때 늘어나는 기본요금 절감은 약 5 백만원/년에 그쳐 용량 증가 비용을 회수하지 못하며, 4.3절의 경계대로 약 900 kW 아래에서는 하루 소요 에너지가 급증한다.

기준 단가 350 천원/kWh는 상업건물 PV-ESS의 NPV가 배터리 가격 약 250 US$/kWh(2021년 발표 기준) 미만에서 양(+)으로 전환된다는 Campana 등^[8]의 손익분기보다 높다. 그런데도 NPV가 양(+)인 이유는 편익의 90%가 기본요금에서 나오기 때문이다. 이는 도시철도 변전소 ESS의 경제성이 배터리 가격에 좌우된다는 Park 등^[2]의 결론과 부합하되 부하가 평탄한 역사 건물에서는 피크 저감이 전력량요금이 아니라 기본요금을 통해 편익이 된다는 점이 다르다. 전력량요금 절감이 총 전력량요금 851 백만원/년의 0.3%에 그친 결과는 변전소 ESS에서 약 5% 요금 절감을 보고한 Heo 등^[3]보다 훨씬 작고 견인부하의 회생·피크 구조가 없는 역사 건물에서 계시별 차익이 제한적임을 보여준다. 국내 건물 ESS의 경제성 분석^[4]이 전제한 특례요금도 종료되었으므로 현행 제도에서 ESS의 편익은 기본요금 저감으로 수렴한다.

기본요금 편익의 실현 정도에 따른 감도를 보면 250 kWh/250 kW·기준 단가에서 편익이 절반만 청구에 반영되면 회수기간 6.5년·NPV 약 0이고 전혀 반영되지 않으면 차익만 남아 회수기간 69년이다. 실시간 제어의 달성률이 완전예지 대비 0.43(Schram 등^[6]의 휴리스틱/완전예지 비)에 머무르면 회수기간은 8.5년으로 늘어난다. 출력 비가 큰 250 kWh/250 kW 구성에서 PCS 비용으로 시스템 단가가 기준값의 1.3배(455 천원/kWh)가 되면 회수기간 4.5년·NPV +85 백만원, 1.5배(525 천원/kWh)이면 5.2년·+54 백만원으로 결론은 유지된다. 회수기간 1.7~3.9년은 요금적용전력이 저감 피크를 그대로 따르고 완전예지로 운전하는 두 조건이 모두 충족되는 경우의 상한이다.

4.5 한계와 경계

요금적용전력이 모계량기 연 15분 최대수요를 따른다고 가정하였으므로 기본요금 절감은 상한이다. 실제 청구 요금적용전력은 2025년 8월부터 2026년 7월까지 1,350~1,360 kW로 계량 연 피크 1,245 kW보다 높고 월별로 거의 변하지 않았으며, 계약전력 6,000 kW의 30%인 1,800 kW보다 낮게 청구되고 있어 하한이 현재 구속하지 않는 것으로 관측되었다. 요금적용전력이 직전 12개월의 대상 월 최대값으로 정해지므로 ESS는 대상 월의 모든 15분 구간을 빠짐없이 캡해야 하며 한 번의 실패로 연간 절감이 소멸한다. 검침일 기준 직전 12개월 최대수요전력 산정구간이 본 연구의 분석기간(매월 1일~말일)과 일치하지 않아, 분석기간 밖의 과거 최대 수요전력으로 사용된다. 따라서, 계량 총량에는 입주 시설 전력이 포함되어 있어 절감액이 역사 운영자와 입주자 사이에 어떻게 귀속되는지는 계량 구조 확인이 필요하다. 피크 저감과 계시별 절감은 완전예지 상한이므로 실시간 제어에서는 낮아지고, 15분 원자료가 없는 계량 조건에서는 ESS 제어를 위한 전용 계측이 전제된다. ESS 단가는 kWh 단일항으로 PCS 비용을 분리하지 않았다. 분석창은 단일 연도이고 연 피크는 토요일인 2026년 1월 3일에 발생하였으며 배터리 열화는 10년차 교체로 가정하였다. PV 확장 용량은 가용 면적 확인 전의 탐색 범위이고 지하 역사 안의 ESS 설치 장소와 관련 안전 기준은 검토하지 않았다.