연구성과
연구보고서
보고서명
효율적 탄소중립 실현을 위한 에너지저장장치비용(LCOS) 전망 및 최적믹스 수립 시스템 구축 연구(2/3)
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국문초록
- 1. 연구의 필요성 및 목적
■ 연구의 필요성
○ 재생에너지 보급이 확대됨에 따라 전력계통의 안정적 운영이 더욱 중요해지고 있으며, 안정적인 전력수급 확보는 에너지전환 과정에서 핵심 과제로 부각되고 있음.
○ 에너지저장장치(ESS)는 재생에너지의 잉여전력을 저장하고 필요 시 방전함으로써 전력 수급의 유연성을 확보하고 피크 시간대 부담을 완화하며, 탈탄소 전력 시스템 구축에 핵심적인 역할을 수행함.
■ 연구의 목적
○ 재생에너지 확대에 따른 전력계통의 안정성 확보와 비용효과적 탄소중립 달성을 위해 ESS 기술별 LCOS 분석과 향후 비용 전망을 체계적으로 수행하고, 이를 바탕으로 경제적·효율적인 ESS 최적 믹스를 도출하는 것을 목적으로 함.
2. 연구내용 및 주요 분석 결과
■ (제2장) 단·장주기 ESS 기술 특성 분석
○ ESS 주요 기술 분류
- 전기화학적 저장 기술: 리튬이온(Lithium-ion), 납축(Lead-acid), 나트륨황(Sodium-sulfur), 바나듐 레독스 흐름전지(Vanadium Redox Flow Battery, VRFB) 등 전기화학적 반응을 이용하여 에너지를 저장하고 방전하는 기술
- 기계적 저장 기술: 양수(Pumped Hydro Storage), 압축공기저장시스템(Compressed Air Energy Storage, CAES), 플라이휠(Flywheel) 등 기계적 방식으로 에너지를 저장하고 필요 시 전력으로 변환하는 기술
- 화학적 저장 기술: 수소 저장(Hydrogen Storage), 메탄화(Methanation), P2G(Power-to-Gas) 등 화학적 변환을 통해 에너지를 저장하는 기술
- 열 저장 기술: 융염(Molten Salt), 축열(Thermal Energy Storage, TES) 시스템 등 열에너지를 저장하고 필요 시 전력 또는 열로 활용하는 기술
○ ESS 기술별 장·단점
- 양수발전(PHES): 기술 성숙도가 높아 신뢰성이 우수하지만, 설치 부지가 제한적이고 환경 영향을 고려해야 하며, 산간 지역 설치로 계통 연결 비용이 높음.
- 압축공기저장시스템(CAES): 지하 자연 저장공간을 활용할 수 있고 인공 저장공간 개발도 가능하나, 적합한 저장공간이 없으면 적용이 어렵고 압축 과정에서 발생하는 열과 온실가스 문제를 해결할 기술이 필요함.
- 리튬이차전지(Li-ion ES): 상업화 기술이 검증되어 신뢰성이 높지만, 여전히 화재 발생 위험이 존재함.
- 흐름전지(FWES): 화재와 폭발 위험이 낮아 안전성이 우수하나, 상업화 경험과 설치 업체가 제한적임.
- 나트륨황(NaS): 지구상에 풍부한 원재료(나트륨, 황)를 사용하지만, 상용화 기술이 특정 기업에 집중되어 있음.
- 수소저장(P2G): 대용량 장주기 에너지 저장이 가능하고 이상적인 기술로 평가되지만, 아직 상용화 모델이 확립되지 않은 개발 단계 기술임.
■ (제3장) 해외 ESS 현황 및 제도 분석
○ 글로벌 ESS 시장 동향
- 2030년 세계 ESS 시장규모는 약 1.2~1.5TW, 3~4TWh 수준으로 확대될 것으로 전망됨.
- 미국, 유럽, 중국을 중심으로 연평균 25% 이상 성장할 것으로 예상됨.
- 특히 장주기(10시간 이상) ESS의 비중이 빠르게 증가하는 추세를 보임.
○ 주요국의 장주기 ESS 확대 정책
- 미국 : 10시간 이상 장주기 에너지저장장치(LDES)의 비용을 10년 내 90% 절감하는 것을 목표로 DOE 프로그램을 운영하고, 캘리포니아주는 AB 2255 법안을 통해 GW 규모의 LDES 조달과 초기 시장 형성을 지원하고 있음.
- 영국 : Cap and Floor 제도를 통해 투자자의 최소 수익을 보장하고 과도한 이익은 제한하여 8시간 연속 전력 공급 능력과 기술 유형별 용량 기준을 충족하는 프로젝트를 지원하며, 2024년에는 17개 LDES 프로젝트(326MW/1.6GWh)를 선정
- 호주 : NSW주에서는 장기 에너지 서비스 협약(LTESA)을 통해 최소 수익을 보장하고 초과 수익은 공유하는 구조로 민간 투자를 유도하며, 대표 사례로 와라타 슈퍼 배터리(850MW/1680MWh)가 장기적 수익 안정성을 확보한 상태에서 운영되고 있음.
○ 주요국의 양수발전 지원제도
- 미국 : 「Energy Policy Act of 2005」를 기반으로 Section 242·247 인센티브 프로그램 운영., Inflation Reduction Act(2022) 적용으로 양수발전(PSH) 투자 시 최대 50% 세액공제 제공, FERC Hydropower Regulatory Efficiency Act(2013) 개정을 통해 중소형 수력 및 양수발전 인허가 절차 일부 단축
- 중국 : 2021–2035 양수발전 중장기계획에 따라 110개 프로젝트를 중앙정부가 지정·관리, 양수발전 운영에 이원요금제(two-part tariff) 적용(고정요금 + 시장연동 변동요금), “PSH-plus” 모델로 풍력·태양광 단지와 양수발전을 통합 개발하고 계통연계 효율화
- 유럽 : Paris Pledge on Pumped Storage Hydropower 발표로 Fast-Track Permitting·One-Stop Shop 제도 도입 권고., EIA Directive 2014/52/EU 개정으로 환경영향평가 절차 단계적 간소화, EU 기금(CEF Energy, State Aid) 활용 보조금 지원(스페인·핀란드·슬로바키아 중심 추진)
- 일본 : 경제산업성(METI)에서 중소형 수력 및 양수 사업 인허가 표준화 지침 수립 → 복수 법령 절차 단일화, 환경성은 단계별 환경영향평가(screening–scoping) 도입 → 처리기간 단축, 기존 댐 및 저수지 활용 확대, 지방 조례 통해 허가 간소화 추진
■ (제4장) LCOS 선행연구 방법론 및 결과 검토
○ LCOS 정의
- 전 주기비용(투자·운영·충전비 등)을 총 방전량으로 나눈 단위저장비용
- 균등화발전비용(LCOE)과 유사하나 저장·방전 효율과 사이클 수명을 핵심 변수로 포함
○ 주요 선행연구 비교
- Jülch(2016) : 운전시간 4~24시간 구간 LCOS 분석, 양수발전(PHS) 150~200원/kWh, 리튬이온(Li-ion) 300원/kWh 이상, 장주기일수록 PHS 유리
- Lazard(2021) : 100MW급 ESS 기준, 단주기 LFP 250~400원/kWh, 장주기 PHS 150~250원/kWh, 장기 운전에서 PHS 우위
- Schmidt et al.(2019) : 2015년 기준 2~6시간 방전, 연간 최대 100회로 첨두 대체 용도로는 90% 이상 확률로 PSH 선택 2050년 시나리오로는 6개 서비스 영역 중 4개에서 PSH가 리튬이온 배터리로 대체, 장주기 계절성 저장(24~2000시간)용 PSH 비중 감소, 점차 P2G 수소 저장으로 대체
- U.S. DOE(2022) : 1~1000MW, 2~100시간 범위 분석, 2021년에 가장 낮은 LCOS를 보이는 기술은 10시간~100시간에서는 PSH이었으며, 그보다 짧은 시간대에서는 LFP 순임. 2030년 8시간 이하 방전에서는 Li-ion LFP가 가장 낮은 LCOS를 기록, PSH는 비용과 성능에 큰 변화가 없을 것으로 전망
■ (제5장) 국내 기술별 LCOS 분석
○ 기준년도 ESS의 LCOS 분석 결과 (충전단가 0원/kWh 기준)
- 미국 비용 적용 시 4시간 방전 구간 : 리튬이온(LFP)이 가장 낮은 LCOS 280.5원/kWh 수준, 경쟁력 확보, 10시간 이상 장주기 방전 구간 : 양수발전(PHS) 우위(10시간: 184.9원/kWh, 24시간: 192.7원/kWh)
- 리튬이온 배터리는 방전 시간이 길어질수록 LCOS가 급상승하는 특성을 보임
* LFP 24시간 : 604.8원/kWh, NCM 24시간: 826.5원/kWh
- 바나듐 레독스 흐름배터리(VRF) : 4~6시간 방전 구간 LCOS 가장 높고, 10~24시간 방전 구간 NCM보다 낮음. 이에 따라 높은 CAPEX와 낮은 왕복 효율로 장주기 구간 경쟁력은 제한적일 것으로 예상
- 국내 비용 적용 시 : 동일 기술군 내 LCOS는 미국보다 낮음
* 충전비용 0원/kWh 기준 : LFP 218.2원/kWh, NCM 356.7원/kWh, PHS 172.7원/kWh
○ 2030년 비용전망에 따른 ESS LCOS 분석 결과
- 미국 비용 적용 시 : 양수발전을 제외한 모든 기술의 LCOS가 하락하며. 4~6시간 구간은 LFP가 우위, 7시간 이상 장주기 구간은 PHS가 우위를 유지함.
- 국내 비용 적용 시 : 비용 하락 시 LFP가 PHS를 대체하거나 보완 가능
* 충전비용 0원/kWh 기준 : LFP 169.5원/kWh, PHS 172.7원/kWh
* 충전비용 85원/kWh 기준: LFP 263원/kWh, PHS 275.1원/kWh
■ (제6장) ESS 믹스 분석
○ 제11차 전력수급기본계획을 기반으로, 국내 전력수급 특성과 재생에너지 보급목표, 전원믹스, 출력제어율 5%를 반영하여 잉여전력을 분석
○ 분석 대상은 2038년을 기준으로 하였으며, 잉여전력 발생과 이를 해소하기 위한 ESS 요구 규모를 평가
- 잉여전력 분석 결과 (2038년 기준) : 잉여전력 발생횟수 1,133회, 총 잉여전기량 약 12.5TWh를 기록
- 잉여전력를 해소하기 위해 필요한 ESS 규모: 출력용량 20GW, 저장 에너지량 119.4GWh
- ESS 최적 믹스 분석 : 2025년 비용 기준 시나리오에서는 리튬(LFP) 12GW / 63.4GWh, 양수(PHS) 8GW / 56GWh, 2030년 비용 전망 시나리오에서는 리튬(LFP) 14GW / 77.4GWh, 양수(PHS) 6GW / 42GWh
- 시사점 : 단기적으로는 양수발전(PHS) 확보에 중점을 두되, 중장기적으로는 리튬인산철(LFP)의 비용 하락 추세를 고려하여 LFP 중심의 보급 체계로 점진적 전환이 필요
3. 결론
■ 정책 시사점
○ 양수발전(PSH)의 역할 및 제도적 추진 기반 강화
- PSH는 장주기형 저장기술 중 가장 높은 신뢰성과 경제성을 갖춘 핵심 인프라로, 재생에너지 확대에 따른 계통 안정화에 필수적임.
- 초기 건설비는 높지만 단위 저장비용이 낮고 수명이 40년 이상으로, 장기적 투자 효율성이 우수함.
- 이에 따라 PSH를 전원개발사업의 우선 승인대상으로 명시하고, 환경영향평가·수자원·토지이용 등 복수 인허가 절차를 통합한 심사체계로 전환하여 사업기간을 단축할 필요가 있음.
- 또한, 투자 리스크를 완화하기 위해 정부 보증형 정책금융 제공 및 세제 혜택 등의 인센티브 제도 도입을 고려
○ 리튬이온(LFP) ESS의 중장기 경쟁력 강화
- 단기적으로는 PSH 대비 경제성이 낮으나, 기술 발전·효율 향상·단가 하락을 통해 중장기적으로 경쟁력 확보가 가능함.
- 중앙계약시장 등을 통한 장기 수요 보장 메커니즘을 마련하여, 사업자의 투자 불확실성을 완화하고 ESS 단가가 지속적으로 하락할 수 있는 시장 여건을 조성할 필요가 있음.
- 경쟁입찰체계의 효율적 운영을 통해 비용 절감 유인과 민간 투자 확대를 유도할 필요가 있음.