아주대학교 에너지학과

2006 년 7 월 26 일 아주대학교 대학원 에너지학과

부교수 김수덕 ([email protected])

신∙재생에너지 시스템 경제성 분석 프로그램 개발 및 적용방안 연구

22

목 차

연구 배경 및 목적11

연구추진내용 :33

기존 프로그램 시연과 GUI 수정방향44

신∙재생에너지시스템 경제성 평가 , RFP (2004.3)연구 목적 및 내용

신∙재생에너지 원별 경제성 평가 방법도서지역 (off grid) 경제성 평가 방법신∙재생에너지 보급의 거시 경제적 효과 분석방법1,2 차년도 연구추진내용 비교

( 예제 ) 풍력의 경제성 분석

1, 2 차년도 주요 연구진행내역 및 성과정리22

신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램 개발 및 적용방안 연구

44

신재생에너지분야의 연구 : 에너지와 산업정책

수요( 사적 편익 )

공급( 사적 비용 )

사회적 비용

균형점*

*최적점

오염과 외부효과 비용

QOPTIMUMQMARKET

P

QO

수요곡선( 사적 한계가치 )

공급곡선( 사적 한계비용 )

사회적 한계가치

**

QOPTIMUMQMARKET

P

QO

부정적 외부효과 긍정적 외부효과

55

신∙재생에너지시스템 경제성 평가특정 에너지시스템의 경제성 분석 구축된 기술 DB 를 이용한 입력자료

확보 신∙재생에너지 원별 시스템 구축을

위한 경제성 분석 제주도 , 기타 지역 단위

에너지시스템 등 평가

국가 에너지밸런스 표 상의 fuel mix 의 변화 → 국민소득 , 물가 , 실업 , 산업별 영향 등 파악 필요

분석 목적에 따른 평가도구의 적절한 선택이 필요

c/kW

h

기존기술

신재생기술

기존기술

신재생기술

(a) 현재의 비용 구조(strict financial cost base)

(b) 장기적 사회비용 구조

외부비용 증가

보조금 폐지로인한 비용상승

상용화에 따른비용 감소

66

신재생에너지분야

기후변화협약

소비자

< 목표 : 지속가능한 에너지수급체계 구축 >

1. 해외자원의 안정적 확보대책 추진

2. 에너지이용의 합리화

3. 신 · 재생에너지 개발 및 보급의 확대

4. 기후변화협약에의 대응

5. 에너지정책의 효율적 추진기반 마련

정부 부처간 역할 ,

에너지특별회계 등

연구 분야

정부의 역할

생산자

도소매 시장 신재생화석연료

시장

77

신재생 전력분야의 분석구조 ( 예 )전력부문 <1>

풍력<1-1>

태양광<1-2>

소수력<1-3>

해양에너지<1-4>

<3> Off-grid

도서지역

Hybrid System

On-grid <2>

기존 전원설비에

미치는 불확실성

기술진보의

효과 <6>

경제적

파급효과 <7>

재원마련의 문제 <8>- 에너지특별회계

중기재정계획사회적 수용성 <9>

발전차액지원제도

RPS

<5-2>

FITs

<5-3>

정책 제도 <5>

신재생에너지 원별 시스템의 경제성 평가 <4>

주요 연구참여자의 연구업적

학술활동 및 연구논문 목표

주요 연구 실적

해외 연구기관과의 협력실적

기 발표된 논문의 표지

참고

사항

<10>

<5-1>

88

RFP (2004.3)

99

연구 목적 및 내용기존

국내실정에 맞는 신∙재생에너지시스템 경제성 분석 프로그램 선정 /개발 및 사례분석을

통한 성능검증

RFP 참조

새로운 연구목적 및 내용

풍속변화 , 일사량조건 , 지역별 대기압 , 온도 변화 등의 확률적 요소를 감안한 User

Friendly, Stand-Alone 신∙재생에너지시스템 경제성 분석 프로그램 개발

개별 신∙재생에너지시스템의 복합형태인 Hybrid 시스템 보급의 경제성분석

기술변화 가능성을 고려하여 신∙재생에너지 보급이 경제전반에 미치는 효과를

산업부문별로 파악하여 볼 수 있는 모형구축

1010

경제성 평가 프로그램의 개관적용분야 개발목적 개발기관 대표적 특징

RETScreen

신재생에너지

Renewable EnergyTechnology Screen NRCan

•신재생원별 기술 , 비용자료입력•세부적 자료 입력•NPV, IRR

HomerHybrid Optimization

Model for Electric Renewables DOE

NREL(Hybrid2 :

Massachusetts Uinv. 공동 )

•신재생원별 기술 , 비용자료입력•복합적 에너지체계 평가가능•NPC, 민감도분석용이•VIPOR 연계 , NPV 계산가능

ViporVillage Power

Optimization Model for Renewables

•Homer 자료 이용 , 지역 전력망 최적화 가능•지역에너지계획 등에 활용

Hybrid2 study a wide variety of hybrid power systems

•Homer 자료 이용 가능•신재생 기술 세부자료 활용

LEAP에너지

범용

Long-range Energy Alternatives Planning

system

Stockholm Environmental Institute

•에너지 이용에 따른 거시경제적 효과 파악 가능

NEMS National Energy Modeling System DOE EIA •국가 차원의 통합에너지

모형이면서 세부적 표현 가능

1111

프로그램 소개 : RETScreen신재생에너지시스템 설치 지역 조건

기후 조건 ( 풍속 , 측정 위치 , 기압 , 기온 등 )

설비 특성 전력망 연계여부 , Grid Peak Load(?), 발전용량 , 터빈수 ,

발전량 , hub 높이와 해당지점의 풍속 , 설비배치에 의한 발전량 손실 , airfoil soiling/icing loss, 정지로 인한 손실 , 생산회사 등

연간 에너지 생산량 설비특성으로부터 생산량이 계산되도록 하는 각종 계수 , 잉여

생샨량

비용 타당성 조사 ( 자원조사 , 환경평가 , 산출 비용 등 ) 개발비용 (PPA, 인가 , 부지확보 , 비용 조달 , 회계 등 ) 설계 ( 기계 /전기 /토목 설계 , 계약 등 ) 설비비용 ( 터빈 , spare, 수송 등 ) 설치비용 ( 설비의 설치 , 인력 , 건설 , O&M 등 )

GHG 저감 신재생에너지 사용으로 인한 GHG 저감량 산출 화석연료 종류 등

비용 산출 결과 연간비용 , 회피비용 (avoided cost), GHG 저감량 초기비용 , incentive, 채무 , 절감량 , 수입 cash flow from power production 비용 측면의 타당성 ( 세전 /후 IRR, NPV, GHG 저감비용 ,

생산비용 등 )

1212

프로그램 소개 : Homer & Vipor (1)다양한 전원구성 평가가능다양한 전원구성 평가가능 신재생에너지원신재생에너지원 , , 사용연료에 따른 발전원 사용연료에 따른 발전원

조합조합 , , 전력망 연계방법전력망 연계방법설비 특성 발전용량 , 발전량 , 설치 비용 , Power

curve, 생산회사별 설비 등수용가 특성수용가 특성 직직 //교류교류 , , 효율계수효율계수 , , 세부화된 수요세부화된 수요 (( 월월

별별 , , 주중주중 //주말주말 , , 시간별시간별 ))

자연조건 ( 고려된 신재생에너지원에 대하여 ) 월별 자원량 ( 풍량 , 조사량 등 )

경제적 조건 및 제약요인 이자율 , 전력부족 해소 비용 , 시스템 자본비용 및

O&M, 탄소세 최대 전력부족 비율 , 신재생기여 최소 비율 ,

예비전력 ( 기존 , 신재생 ), 부하추종 여부 , 화력발전사양

전원구성 최적화 결과 최저비용 발전원 최적화 각 발전원별 조건 변화에 따른 민감도 분석 비용 , 총 현가비용 , 발전단가 , 신재생 비율 ,

공급부족비율

1313

프로그램 소개 : Homer & Vipor (2)일정 지역에 대한 배전망 최적화 Homer 의 결과를 입력자료로 활용

발전설비용량이 200 킬로와트 이하인 경우 장외거래 가능 ( 시행령 제 19 조 ) - 신 · 재생에너지를 이용한 발전사업자로서 당해 발전설비용량이 200 킬로와트 이하인 경우에는 전력시장 ( 전력거래소 ) 을 통하지 않고 전기판매사업자와 전력을 거래할 수 있도록 하여 전력거래를 위한 계통연계 (2004.8.20 개정전기사업법 )

1414

프로그램 소개 : LEAP

1) LEAP(Long-range Energy Alternative Planning system)

• 개발자 : Stockholm Environment Institute • 프로그램 개요 - 시나리오에 기초한 energy-environment modeling tool - 사용자가 예상하는 인구 , 경제성장 , 기술 , 가격 등에 대한 조건하에서 에너지가 어떻게 소비되고 , 전환되며 , 생산되는지를 설명 - 역할 ․database : 에너지 정보를 종합적으로 관리 ․forecasting tool : 장기 에너지 수급 전망 ․policy analysis tool : 대체에너지 프로그램의 계획 , 투자 및 실행에 대한 물리적 , 경제적 , 환경적인 측면의 효과를 분석

1717

풍력단 관련 기업들남부발전 , 효성

기타

NREL EMFLBNLRutgersUNEPBerkeleyNat’l Univ. Rao

경제성평가연구과제

신재생에너지경제

산업자원부에너지경제연구원에너지기술연구원

전력거래소한국전기연구원한국해양연구원

한국전력공사한국가스공사

대구경북연구원에너지관리공단

건국대학교동덕여자대학교서울대학교인천대학교한양대학교홍익대학교

학

해외 관 / 연

산

신재생에너지정책

신재생에너지

기술

1.2 차년도 과제관련 성과

1818

1 차년도 과제관련 주요 진행 내역

3 월 29 일 : 과제계획서 제출4 월 13 일 : 관리공단 경제성 평가 발표 1:50~2:30p.m5 월 경 : 과제 선정6 월 1 일 : 과제 계약9 월 17 일 : 1 차 진도보고 , 아주대학교 ( 금요일 4 시 )11 월 4 일 : 산업자원부 후원 , 에너지관리공단 주최 , 제 16 회 신∙재생에너지 Workshop

하정우 , 김수덕 “대관령풍력단지의 풍력발전량 및 경제성 분석”12 월 3 일 : 자원경제학회 추계 학술대회 발표

김유진 , 장하나 , 하정우 “독일의 feed-in tariffs 제도를 통해본 한국의 발전차액 지원제도의 문제점” 논문 게재 신청 예정

12 월 28 일 : 중간보고 4 시 아주대학교1 월 12 일 : 3 차 진도보고 , 에너지 관리공단 2 시

참석자 : 이창호 소장 , 원장묵 , 김찬호 , 김성우 , 손창식 실장 간단한 GUI 구현된 프로그램 시연

1 월 21 일 UNEP 도서지역 hybrid system 보급 경제성 평가 kickoff3 월 18 일 산업자원부 중간보고 ( 프로젝트 개요 및 진행 현황 보고 )3 월 말 , UNEP 과의 도서지역 hybrid system 보급 경제성 평가 결과 산출 ( 초안 )4 월 21 일 4 차 보고- 1 차 연구결과 최종 보고서 draft 작성- 3 편의 관련논문 개제 및 작성 중5 월 18 일 현재 1 차년도 최종평가 보고회

1919

2 차년도 과제 관련 주요진행 내역2005 년 6 월 28 일 , LBNL (Lawrence Berkeley National Lab)

아주대학교 김수덕교수 , 신재생에너지 경제성 프로그램 과제관련 연구협의

2005 년 6 월 28 일 , Stanford 대 – Prof. Hill Huntington (Co-founder of EMF) 아주대학교 김수덕교수 , EMF 상호협력협의

2005 년 6 월 30 일 , Berkeley 대 - Daniel Kammen 교수 (ERG 신재생에너지연구소 소장 ) 아주대학교 김수덕교수 , 신재생에너지 경제성 프로그램 과제관련 연구협의

2005 년 7 월 1 일 ~8 일 , Rutgers 주립대 - H Tsurumi 교수 아주대학교 김수덕교수 , 석사과정 안재균 , 신재생에너지 경제성 프로그램 홍보 및 교육 , 향후 자문협의

2005 년 8 월 26 일 , 에너지기술연구원 에너지기술연구원 경남호 박사외 8 인 , 아주대학교 김수덕교수 , 석사과정하정우 , 김유진 , 장하나 , 세미나 발표 및 연구협의

2005 년 8-9 월 자문협의 경남호 박사 – 풍력에너지 계산방식 관련 자문협약 강용혁 박사 – 태양광 , 태양열 계산방식 관련 자문협약 신현준 박사 – 지열부문 연구자문협약

2005 년 10 월 19 일 , 아주대학교 에너지기술연구원 김현구박사 , 풍속전단 형태분석과 측정 - 보정 - 예측법 응용 교육

2005 년 11 월 24 일 , 대구경북발전연구원 김준한박사 ( 현 POSRI 소장 ) 초청 ‘국내신재생에너지 보급관련 연구’ 주제 발표

2006 년 1 월 9-13 일 , 아주대학교 : 신재생에너지경제성평가교육 시행 ( 교육일정표 첨부참조 ) 한국기술연구원 신현준박사 , 신재생에너지경제성평가교육 에너지관리공단 정수남실장 , 신재생에너지경제성평가교육 에너지관리공단 김인수실장 , 신재생에너지경제성평가교육

2006 년 2 월 3 일 , 아주대학교 에너지관리공단 김성우 , 류창기대리 , 업무인수인계

2006 년 2 월 22 일 , 에너지관리공단 정책연구과제 중간 진도보고

2006 년 3 월 8 일 내부과제평가회의 프로그램 compile 상의 문제 및 외부자문점검 ( 프로그램 compile 50% 진척 , 4 월 6 일 70% 확인 )

2006 년 4 월 21 일 NREL (National Renewable Energy Laboratory) Homer User Group 초대받음 2006 년 4 월 28 일 최종완료보고서 제출관련 공문 접수자문보고서 접수 ( 강용혁 5 월 17 일 , 경남호 , 김현구 5 월 10 일 , Prof. Tsurumi 1 차보고서 , 5 월 10 일 , 최종 5 월 25 일 , 신현준 , 최종 6 월 13 일 )2006 년 5 월 29 일 최종 내부평가회의

에너지관리공단 오후 4 시2006 년 6 월 24 일 기준가격제도 관련내용 update 요청 – 이창호박사 자문보고서 추가2006 년 7 월 5 일 신재생경제성분석 프로그램 CD 300 장 제작2006 년 7 월 현재 신재생경제성분석 프로그램 중국어버전 작업 진행중

2020

신재생에너지 경제성평가 교육일정표 (2006년 )

구분 1 월 9 일( 월 )

1 월 10 일( 화 )

1 월 11 일( 수 )

1 월 12 일( 목 )

1 월 13 일( 금 )

10:00 ~

11:00

입교식및 과정안내 기초통계학

김수덕( 아주대 )

풍력시스템 1경남호박사

( 에너지기술연 )

태양광시스템 강기환박사

( 에너지기술연 )폐기물 및 석탄의 가스화

전망과 기술 동향유영돈박사

( 고등기술연 )

11:00 ~

11:30신재생에너지

공공보급정수남실장

( 신재생에너지센터 )11:30

~ 12:00 경제성평가 개관

김수덕교수( 아주대 )

풍력시스템 2김현구박사


태양열시스템 강용혁박사

( 에너지기술연 )12:00 ~

13:00

신재생에너지민간보급

김인수실장( 신재생에너지센터 )

소수력의 개관이철형박사


13:00 ~

14:00점심

14:00 ~

16:00

선진국의 신재생에너지 정책

서주석 교수 ( 아주대 )

지열신현준박사

( 한국건설기술연 )

풍력시스템하정우

( 아주대 )

태양광 , 태양열시스템하정우 , 김환용

( 아주대 )

소수력시스템김환용

( 아주대 )

16:00 ~

18:00

신재생에너지개관김수덕 교수 ( 아주대 )

프로그램 평가수강생

프로그램 평가김수덕 , 하정우 ,

수강생( 아주대 )

프로그램 평가 수강생

프로그램 평가 수강생

2121

그간 연구의 성과신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 (( 과제수행책임과제수행책임 ), 2006. 6. ), 2006. 6. 산업자원부산업자원부 , , 최종보고서최종보고서 (( 평가용평가용 ))신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 : GAUSS & Visual C++ Code Book, (: GAUSS & Visual C++ Code Book, ( 과제수행책임과제수행책임 ), 2006. 6. ), 2006. 6. 산업자원부산업자원부 , , 최종보고서최종보고서 (( 평가용평가용 ))도서지역 신재생복합전력시스템 보급의 경제성 분석 - 3 개 도서지역 분석결과 ( 장하나 공동 ), 2006 년 한국 신재생에너지학회 춘계학술대회 발표 , 제주 신라호텔 제 4 강연장 , 2006.6.22신재생에너지보급과 발전사업 ( 김유진 , 손양훈 공동 ), under review for publication, 2006신․재생에너지 전원이 피크타임 전력 공급에 미치는 영향 ( 김영산 공동 ), 자원환경경제연구 , 제 15권 제 2 호 , pp.269-296, 2006.3신재생에너지보급과 발전사업 ( 김유진 , 손양훈 공동 ), 한국에너지기후변화학회 , 추계학술발표회 , 제주대학교 국제교류회관 , 12.15-16, 2005

신재생에너지보급과 발전사업 ( 김유진 , 손양훈 공동 ), 기후변화학회지 2006 ( 게재예정 )

도서지역 전화사업과 신재생복합 전력시스템 보급의 경제성분석 ( 장하나 공동 ), 산업조직연구 , 제 13집 , 제 4 호 , pp.79-104, 2005 장하나 - 2005 년 2 월 16 일 -24 일 , UNEP, Risoe, Denmark 파견연구 - 2005 년 10 월 27 일 , 제 2 회 기후변화협약관련 대학 ( 원 ) 생 논문공모 최우수상 ( 산업자원부 장관상 ) - 도서지역 전화사업과 신재생복합 전력시스템 보급의 경제성분석 ( 장하나 공동 ), 산업조직연구 , 제 13집 , 제 4호 , pp.79-104, 2005 - 2006 년 6 월 22 일 , “ 도서지역 신・재생복합 전력시스템 보급의 경제성 분석 - 3 개 도서지역 분석결과” 신재생에너지학회

발표예정

외국의 신재생에너지보급지원제도의 검토를 통한 신․재생에너지 발전차액지원제도 개선방향 , 김유진 ( 발표자 ) 공동 , 17 차 신재생에너지Workshop 발표 , 서울대학교 , 2005.11.11

김유진 - 2005 년 5 월 16 일 -18 일 , APERC 일본 파견 ( 공동연구 협의 ) - 2005 년 10 월 31 일 , 제 1 회 한국자원경제학회 , 산자부공동주최 대학 ( 원 ) 생 논문공모 우수상 ( 학회장상 )

신재생 에너지의 경제성 평가 , 에너지 포커스 , 제 2 권 제 4 호 , 2005.7대관령 풍력단지의 풍력발전량 및 경제성분석 , ( 하정우 공동 ), 에너지공학 , 제 14권 2 호 pp.82-97, 2005

하정우 - 제 1 회 기후변화협약관련 대학 ( 원 ) 생 논문공모 우수상 ( 에너지관리공단 이사장상 ) - 풍력발전이 전원설비에 미치는 영향분석 ( 논문작성 중 )

신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 (( 과제수행책임과제수행책임 ), 2005. 5. ), 2005. 5. 산업자원부산업자원부 , 1, 1 차년도 보고서차년도 보고서신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구신재생에너지시스템 경제성분석 프로그램개발 및 적용방안 연구 : GAUSS & Visual C++ Code Book, (: GAUSS & Visual C++ Code Book, ( 과제수행책임과제수행책임 ), 2005. 5. ), 2005. 5. 산업자원부산업자원부 , 1, 1차년도 보고서차년도 보고서

"신재생에너지 보급확대를 위한 필요조건 ", 기고 , 신재생에너지저널 ( 한국에너지정보센터 ), 2005. 3대관령 풍력단지의 풍력발전량 및 경제성 분석 , ( 하정우 , 공동 ), 제 16 회 신재생에너지 Workshop, 산업자원부후원 , 자원 /보급정책부문 발표 , 2004.11.4

2424

에너지량 계산

에너지량

On-grid 에너지공급량 Off-grid 에너지공급량 기타 시스템의 개별특성을 고려한 에너지 공급량

월평균일 풍속 , 일사량 등

신∙재생 에너지시스템의 기술적 특성반영

부하형태별 수요

(베터리 , 발전기 반영 )

2525

재무분석 Flowchart

2626

경제성 평가흐름의 재검토

현금흐름 계산 = 수입합계 - 비용합계

가장 단순한 수입의 미래가치를 살펴보면 , 우선 GHG 감축에 따른 이득을 제외한 경우

B(i) = Pi x Qi

여기서 Pi 는 신재생에너지의 기준가격 , Qi 는 해당 신재생에너지의 생산량이다 .

이 때 NPV = 0 로 두고 , 내부수익률 IRR(internal Rate of Return) 을 구하는 식을 다른 각도에서 살펴보면 우리는 기준가격 Pi 를 쉽게 구해 볼 수 있음을 알 수 있다 .

분석시 주어진 외기조건에 따라 Qi 가 주어지고 , 투자관련 비용 C0, OM(i) 그리고 필요 수익률 r 이 주어질 경우 , 위의 식을 이용하면 기준가격 Pi 를 산정할 수 있다 .

2727

불확실을 고려한 풍력발전 예측 – ANEMOS 모형 (1/12)

자유경쟁전력시장인 유럽에서 전력거래를 전제로 풍력 발전량 예측에 관한 연구가 진행중임 .

ANEMOS (Development of A next generation wind resource forecasting system for the large-scale integration of onshore and offShore wind farms) 대규모 풍력발전이 좀더 의존할만한 발전에너지가 되기 위해서는 하루 이틀 정도 이전에 좀 더 관련된 발전량을 예측하는 것이 중요함 .

기존의 방법보다 훨씬 예측력이 뛰어난 모형을 만드는 목적으로 , 현재로서는 특별한 도구가 존재하지 않는 해상풍력뿐만 아니라 복잡한 지형조건 , 최악의 기상조건과 같은 상황을 고려함 .

기술적 목표에 대한 해답을 제공하고자 하는 10 개의 연구패키지로 구성됨 . WP-1: Data collection & evaluation of needs (OVERSPEED) WP-2: Off-line evaluation of prediction techniques (CENER) WP-3: Development of statistical models (DTU-IMM) WP-4: Development of physical models (RISOE) WP-5: Off-shore prediction (UNIV-OLDENBURG) WP-6: Anemos prediction platform development (ARMINES) WP-7: Installation for on-line operation (END USERS) WP-8: Evaluation of on-line operation (UC3M) WP-9: Overall assessment and Dissemination (RAL) WP-10: Coordination (ARMINES)

2828

불확실을 고려한 풍력발전 예측 - HONEYMOON 모형 (2/12)

HONEYMOON Project (a High resolution Numerical wind Energy Model for On- and Offshore forecasting using ensemble predictions) HONEYMOON 에너지 , 환경 , 지속가능개발이라는 5 차 프래임워크

하에서 EU 의 지원을 받는 연구 프로젝트 연구예산은 2,125 백만 유로이며 , 이 중 1,083 백만유로는 환경과

지속가능발전이라는 하부 프로그램에 , 그리고 1,042 백만 유로는 1998-2002 년 기간동안 원자력을 제외한 에너지프로그램에 사용됨 .

분산형전원을 포함하는 주요 신재생엔너지원 ( 특히 바이오매스 , 풍력 , 태양광 기술과 연료전지 ) 에 대한 개발과 시연 , 풍력에너지의 최적화 , 기존 에너지시스템과 신재생에너지원의 통합 , 재생에너지원을 송전망과 연계여부에 관한 연구

정보 http://www.cordis.lu/eesd/home.html http://www.cordis.lu/eesd/src/proj_eng.htm

2929

불확실을 고려한 풍력발전 예측 - WILMAR 모형 (3/12)

WILMAR (Wind Power Integration in Liberalised Electricity Markets) 간헐적인 특성의 풍력과 같은 신재생에너지가 급속도로 보급됨에 따라 전원시스템에 기술적 , 경제적인

문제점이 발생 이는 지역적인 에너지수요와 전력망에 연결되어 불안정적인 전원공급을 갖는 풍력원간의 불균형과

풍력발전의 예측상 어려움으로 기인함 . WILMAR 프로젝트는 모델링 도구를 개발함으로써 SO(System Operator), 발전사업자 그리고

에너지감독기관에게 확고한 의사결정의 도구를 제공하여 이러한 문제를 해결 하는 것을 목적으로 함 . 연구의 기간 : 2002 년 11 월 ~2005 년 10 월까지 36 개월

기타 해외 연구현황 Akpinar, E.K. and Akpinar, S., 2004, "A statistical analysis of wind speed data used in

installation of wind energy conversation system.", Energy conversation and Management, In Press, Corrected Proof, Available online 2004

Dowell, A.C. and C.E. Oram, 1996, “A hysteresis-free wind pump, Wind Energy Conversion 1996, Mechanical Engineering Publications Limited”, 75~80

AWEA, 2003, "Global Wind Energy Market Report" http://www.awea.org EWEA, 2003, "WIND ENERGY AND THE ENVIRONMENT" EWEA, 2003, "WIND POWER TARGETS FOR EUROPE: 75,000 MW by 2010,"

http://www.ewea.org EWEA, 2003, "WIND POWER TECHNOLOGY" EWEA, 2003, “Wind Energy - The Facts Vol.2 Costs & Price EWEA, 2004, Wind Force 12. Jaramillo, O.A. and M.A. Borja, 2004, Wind speed analysis in La Ventosa, Mexico; a bimodal

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3131

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation

풍력 터빈 운영 현황 660kW X 4 기 터빈 설치 높이 : 50m

초기투자비

연간 유지보수비 21.315 원 /kWh (EWEA 적용 )

내 용 ( )비용 천원 점유율

사업 타당성 조사 비용 143,700 2.85% 설계 및 감리 용역 72,985 1.45%

풍력발전기 구입 1,595,415 31.68% 진입로 공사 99,287 1.97% 변전실 공사 412,825 8.20% 배전선로 공사 1,033,485 20.52% 타워설치 공사 844,104 16.76%

기타 834,760 16.57%계 5,036,561 100.00%

kw ( )당 투자비 원 1,907,788

기타 전제조건 전액 현금투자 가정 ( 부채율 0) 적용 할인율 :7.5% 전력구매가격 등의 상승률 0

기타 입력 자료

1) 경제성 분석을 위한 조건

항목 내용 비고

평균풍속(m/s)

6.19006 에기연 자료 (30m지점 )

평균온도 (OC) 6.4 2003 년 평균

평균대기압(kPa)

101.61 2003 년 평균

Wind shearExponent**

0.14 One seventh power law

Shap factor** 1.543

배열 손실율 10% 운영 실적에 의한 통계치를 확보 못해

임의 적용결빙 손실율 2%

보수 손실율 5%

기타 손실율 4%

3232

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation

풍속Shape Factor

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8

3 1640.40 1346.71 1079.99 864.05 696.98 569.27 470.89 393.79 332.22 282.14

3.5 2248.68 1992.01 1714.67 1464.63 1254.45 1083.46 945.88 834.89 744.41 669.64

4 2855.00 2680.18 2432.93 2182.06 1953.32 1754.89 1587.30 1447.45 1331.00 1233.62

4.5 3435.69 3375.93 3194.23 2974.70 2755.61 2552.37 2371.18 2213.47 2077.99 1962.26

5 3976.49 4053.00 3965.06 3804.16 3620.63 3436.65 3262.50 3103.27 2960.92 2835.42

5.5 4470.03 4693.22 4719.47 4638.89 4511.80 4367.98 4221.22 4078.96 3945.51 3823.05

6 4913.56 5285.04 5438.24 5454.42 5399.50 5311.59 5208.79 5100.33 4991.88 4887.10

6.5 5307.38 5822.12 6107.91 6232.37 6261.29 6240.06 6192.63 6130.58 6060.49 5986.79

7 5653.58 6301.98 6719.84 6959.26 7080.56 7133.28 7147.94 7139.92 7117.10 7084.39

7.5 5955.30 6724.86 7269.34 7625.71 7845.10 7976.97 8057.31 8106.68 8135.42 8149.18

8 6216.17 7092.85 7754.79 8225.85 8546.09 8760.93 8909.12 9016.55 9097.44 9159.07

8.5 6439.97 7409.17 8176.95 8756.73 9177.51 9477.77 9695.61 9860.84 9992.29 10100.17

9 6630.40 7677.68 8538.23 9217.88 9735.80 10122.12 10411.27 10634.39 10814.39 10965.32

9.5 6791.00 7902.55 8842.18 9610.79 10219.61 10690.44 11051.94 11333.80 11561.21 11752.04

10 6925.03 8087.96 9093.02 9938.43 10629.60 11180.95 11614.54 11956.32 12231.42 12460.31

단위 :MWH

2) 분석결과 : 연간 풍력 발전량

3333

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation3) 분석결과 :현금흐름 (Case1; 온실가스 배출권 거래가 =0)

햇수 초기투자비

유지보수비

부채상환비용

비용소계

전력판매수입

ghg거래수입

수익소계 순수익

0 5,038,184 0 0 5,038,184 0 0 0 -5,038,184

1 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

2 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

3 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

4 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

5 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

6 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

7 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

8 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

9 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

10 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

11 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

12 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

13 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

14 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

15 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

16 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

17 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

18 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

19 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

20 0 147,337 0 147,337 619,049 0 619,049 471,712

3434

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation4) 분석결과 :현금흐름 (Case2; 온실가스 배출권 거래가 =14.2천원 )

햇수 초기투자비

유지보수비

부채상환비용

비용소계

전력판매수입

ghg거래수입

수익소계 순수익

0 5,038,184 0 0 5,038,184 0 0 0 -5,038,184

1 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

2 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

3 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

4 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

5 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

6 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

7 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

8 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

9 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

10 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

11 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

12 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

13 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

14 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

15 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

16 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

17 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

18 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

19 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

20 0 147,337 0 147,337 619,049 41,803 660,852 513,515

3535

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation5) 분석결과 : Case 별 현재가치 및 내부수익률

구분 Case1( 온실가스 배출권 거래가 =0)

Case2( 온실가스 배출권 거래가 =10유로 )

현재가치 - 229.3 백만원 196.8 백만원

내부수익률 6.896% 8.010%

전력기준가 111.9 원 /kWH 104.7 원 /kWH

Case 별 현재가치 및 내부수익률

온실가스 저감량 저감계수 :0.5385tCO2/

MWh 저감량 : 2,941.8 tCO2/년

저감계수 산출용 요소

구분회피발전 비율

기존 발전 방식의

연료 전환 효율

CO2

배출 계수

(kg/GJ)

N2O 배출계수

(kg/GJ)

CH4

배출 계수

(kg/GJ)

석탄 38.83

0.35 94.6 0.003 0.002

수력 0.82 1 0 0 0

BC유 5.46 0.3 77.4 0.002 0.003

천연가스

17.43

0.45 56.1 0.001 0.003

원자력 37.46

0.3 0 0 0

3636

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation6) 평균풍속 및 shape factor 별 현재가치

풍속Shape Factor

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8

3 -3666.28 -3911.91 -4134.96 -4315.56 -4455.28 -4562.09 -4644.37 -4708.85 -4760.34 -4802.22

3.5 -3157.57 -3372.23 -3604.17 -3813.29 -3989.07 -4132.07 -4247.12 -4339.95 -4415.62 -4478.15

4 -2650.49 -2796.70 -3003.48 -3213.28 -3404.58 -3570.54 -3710.70 -3827.65 -3925.04 -4006.48

4.5 -2164.85 -2214.83 -2366.79 -2550.39 -2733.62 -2903.59 -3055.12 -3187.02 -3300.32 -3397.11

5 -1712.57 -1648.58 -1722.13 -1856.70 -2010.18 -2164.05 -2309.69 -2442.86 -2561.91 -2666.87

5.5 -1299.81 -1113.16 -1091.20 -1158.59 -1264.88 -1385.16 -1507.90 -1626.87 -1738.47 -1840.89

6 -928.87 -618.20 -490.08 -476.54 -522.48 -596.00 -681.97 -772.68 -863.38 -951.01

6.5 -599.52 -169.03 69.98 174.07 198.26 180.50 140.83 88.94 30.32 -31.32

7 -309.99 232.29 581.75 781.98 883.42 927.52 939.77 933.07 913.99 886.62

7.5 -57.65 585.95 1041.31 1339.35 1522.82 1633.11 1700.30 1741.59 1765.63 1777.14

8 160.52 893.70 1447.30 1841.25 2109.08 2288.75 2412.68 2502.53 2570.18 2621.73

8.5 347.69 1158.25 1800.36 2285.24 2637.15 2888.25 3070.44 3208.63 3318.56 3408.78

9 506.95 1382.81 2102.50 2670.90 3104.05 3427.14 3668.96 3855.56 4006.10 4132.33

9.5 641.26 1570.87 2356.70 2999.50 3508.67 3902.44 4204.77 4440.49 4630.68 4790.27

10 753.35 1725.94 2566.48 3273.51 3851.56 4312.66 4675.28 4961.12 5191.19 5382.61

단위 : 백만원

3737

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation7) 평균풍속 및 shape factor 별 내부수익률

풍속Shape Factor

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8

3 -5.35 -6.83 -8.39 -9.89 -11.27 -12.52 -13.64 -14.67 -15.62 -16.51

3.5 -2.800 -3.809 -5.006 -6.208 -7.340 -8.370 -9.293 -10.117 -10.855 -11.521

4 -0.684 -1.262 -2.122 -3.054 -3.969 -4.824 -5.601 -6.296 -6.912 -7.459

4.5 1.094 0.920 0.379 -0.301 -1.010 -1.700 -2.345 -2.934 -3.462 -3.932

5 2.599 2.803 2.568 2.133 1.623 1.097 0.584 0.101 -0.344 -0.747

5.5 3.877 4.431 4.496 4.298 3.982 3.619 3.243 2.871 2.516 2.184

6 4.965 5.840 6.192 6.229 6.104 5.901 5.663 5.409 5.152 4.902

6.5 5.892 7.056 7.682 7.951 8.013 7.968 7.865 7.731 7.579 7.418

7 6.680 8.100 8.984 9.480 9.729 9.836 9.866 9.850 9.803 9.737

7.5 7.349 8.994 10.113 10.828 11.263 11.522 11.679 11.776 11.832 11.858

8 7.916 9.754 11.085 12.007 12.625 13.035 13.316 13.519 13.671 13.787

8.5 8.395 10.395 11.912 13.027 13.822 14.382 14.786 15.091 15.332 15.529

9 8.796 10.932 12.610 13.897 14.860 15.569 16.096 16.499 16.824 17.094

9.5 9.132 11.376 13.189 14.629 15.747 16.600 17.249 17.752 18.156 18.493

10 9.409 11.739 13.663 15.233 16.491 17.480 18.250 18.853 19.336 19.736

단위 : %

3838

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation8) 초기투자비 및 전력판매 가격별 내부수익률

초기투자비

( 백만원 )

전력 구매 단가 ( 원 /kWH)

80.745 86.128 91.511 96.894 102.277 107.66 113.043 118.426 123.809 129.192

1431.302 5.529 6.682 7.790 8.860 9.898 10.910 11.899 12.867 13.819 14.755

1526.722 4.763 5.877 6.946 7.977 8.975 9.947 10.895 11.823 12.733 13.627

1622.143 4.066 5.146 6.181 7.177 8.141 9.077 9.990 10.882 11.756 12.614

1717.563 3.427 4.477 5.482 6.447 7.381 8.286 9.167 10.028 10.870 11.696

1812.983 2.839 3.862 4.840 5.778 6.684 7.562 8.416 9.248 10.062 10.859

1908.403 2.295 3.294 4.246 5.161 6.042 6.895 7.724 8.532 9.320 10.092

2003.823 1.788 2.765 3.696 4.589 5.448 6.279 7.085 7.870 8.636 9.386

2099.243 1.315 2.272 3.183 4.056 4.895 5.706 6.492 7.257 8.002 8.731

2194.663 0.872 1.811 2.704 3.558 4.379 5.172 5.940 6.686 7.413 8.123

2290.084 0.455 1.377 2.254 3.091 3.896 4.672 5.423 6.152 6.862 7.555

단위 : %

3939

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation9) 초기투자비 변화에 대한 내부수익률 및 기준가 변화 (GHG 비거래 )

초기투자비

( 백만원 )

전력 구매 단가 ( 원 /kWH)기준가

( 원/kWH)

80.75

86.13 91.51 96.89 102.28 107.66 113.04 118.43 123.81 129.19

1431 5.529 6.682 7.790 8.860 9.898 10.910 11.899 12.867 13.819 14.755 90.1

1527 4.763 5.877 6.946 7.977 8.975 9.947 10.895 11.823 12.733 13.627 94.4

1622 4.066 5.146 6.181 7.177 8.141 9.077 9.990 10.882 11.756 12.614 98.7

1718 3.427 4.477 5.482 6.447 7.381 8.286 9.167 10.028 10.870 11.696 103

1813 2.839 3.862 4.840 5.778 6.684 7.562 8.416 9.248 10.062 10.859 107.3

1908 2.295 3.294 4.246 5.161 6.042 6.895 7.724 8.532 9.320 10.092 111.6

2004 1.788 2.765 3.696 4.589 5.448 6.279 7.085 7.870 8.636 9.386 115.9

2099 1.315 2.272 3.183 4.056 4.895 5.706 6.492 7.257 8.002 8.731 120.2

2195 0.872 1.811 2.704 3.558 4.379 5.172 5.940 6.686 7.413 8.123 124.5

2290 0.455 1.377 2.254 3.091 3.896 4.672 5.423 6.152 6.862 7.555 128.8

4040

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation10) 초기투자비 변화에 대한 내부수익률 및 기준가 변화

투자비별 내부수익률 및 기준가격

0.000

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1431 1527 1622 1718 1813 1908 2004 2099 2195 2290

투자비(백만원/kW)

IRR

0

20

40

60

80

100

120

140

IRR(% at 107.66)

기준가(원/kWH)

4141

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation11) 할인율 7.5% 를 확보할 수 있는 전력판매단가 ( 원 /kWh,GHG 비거래 )

풍속shape factor

1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6 2.8

3 327.1 392.8 483.5 483.5 483.5 483.5 483.5 483.5 483.5 483.5

3.5 245.5 273.9 314.0 363.3 419.8 482.1 482.1 482.1 482.1 482.1

4 198.8 210.1 228.9 252.2 278.8 307.4 337.2 367.3 397.2 426.5

4.5 169.5 172.1 180.4 191.8 205.1 219.3 234.2 249.0 263.6 277.6

5 150.0 147.6 150.3 155.6 162.2 169.5 177.2 184.9 192.6 200.0

5.5 136.2 131.0 130.4 132.2 135.2 138.8 142.7 146.8 150.9 154.9

6 126.2 119.2 116.5 116.2 117.2 118.7 120.5 122.5 124.7 126.8

6.5 118.8 110.5 106.5 104.9 104.6 104.8 105.4 106.2 107.2 108.2

7 113.1 104.1 99.2 96.6 95.4 94.9 94.8 94.8 95.1 95.4

7.5 108.6 99.1 93.6 90.4 88.6 87.6 87.0 86.6 86.4 86.3

8 105.1 95.3 89.4 85.7 83.4 82.0 81.1 80.4 79.9 79.6

8.5 102.4 92.3 86.1 82.1 79.5 77.8 76.6 75.7 75.1 74.5

9 100.2 90.0 83.5 79.2 76.4 74.4 73.1 72.1 71.3 70.7

9.5 98.4 88.2 81.5 77.0 74.0 71.8 70.3 69.2 68.4 67.7

10 97.0 86.7 80.0 75.3 72.1 69.8 68.2 66.9 66.0 65.3

단위 :원 /kWH

4242

대관령 풍력발전단지에 대한 Simulation12)RETScreen 과의 비교

내 용 RETScreen (a) Gauss (b) 오차율 (a-b)/a

Unadjusted energy production 6,900 6,912 -0.18%

Renewable energy delivered 5,717 5,750 -0.58%

온실가스 저감계수 (tCO2/MWh) 0.5385 0.5385 0.01%

온실가스 저감량 (tCO2) 2,925 2,942 -0.58%

현금흐름 (GHG emission=0)

초기투자비 - 5,038,184 - 5,038,184 0.00%

1'st 468,116 471,712 -0.77%

2'nd 468,116 471,712 -0.77%

3'th 468,116 471,712 -0.77%

4'th 468,116 471,712 -0.77%

17'th 468,116 471,712 -0.77%

18'th 468,116 471,712 -0.77%

19'th 468,116 471,712 -0.77%

20'th 468,116 471,712 -0.77%

내부수익률 6.798% 6.896% -1.45%

4444

태양광 경제성 프로그램의 유용성 평가 (1)

검토방법

경제성 평가 시 중요한 변수로서 프로그램에서 계산되는 값은 경사면

일사량과 발전량이며 , 관측자료와 프로그램 계산 값의 비교를 통해

프로그램의 유용성 평가

경사각 변화에 따른 경사면 일사량 비교를 위해 대전지방의 관측자료

이용

발전량 비교를 위해 실제 태양광시스템으로서 조선대 기숙사 , 이우

학교 , 연구목적으로 설치된 전력연구원 등의 3 개 태양광시스템 조사

또한 , 미국 네브라스카주에 있는 목장의 Solar Pump 사례조사를

통해 Water Puming 량 비교

4545

태양광 경제성 프로그램의 유용성 평가 (2)

조선대 기숙사 (50kWp)

이우학교 (30kWp)

Kreitman 목장 (344Wp)전력연구원

연구용시스템

4646

태양광 경제성 프로그램의 유용성 평가 (3)경사면 일사량 비교 ( 대전 지역 경우 )

* T- 검정 결과 관측자료와 RETScreen, GAUSS 모사 프로그램 모두 통계적으로 일치 , 기각불가

15경사각 도

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

30경사각 도

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

45경사각 도

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

60경사각 도

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

75경사각 도

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

90경사각 도

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

관측

RET

Gau

경사각 15° 경사각 30° 경사각 45°

경사각 90°경사각 75°경사각 60°

4747

Case Study Ⅰ조선대 기숙사 발전량 비교

발전량 ( 계산값 어레이손실 10%) 발전량 ( 계산값 어레이손실 20%)

계산값(A)

실측값(B)

차이 (A-B)

계산값(E)

실측값(B)

차이 (E-B)

4 월 6,208 5,380 828 5,518 5,380 138

5 월 5,614 4,891 723 4,991 4,891 100

6 월 6,241 5,575 666 5,547 5,575 -28

7 월 4,882 4,288 594 4,339 4,288 51

일일평균( 연간 )

180.03 - - 160.02 - -

일일평균(4 월 ~7

월 )188.07 165.03

23.04(13.96%

)167.17 165.03

2.14(1.30%)

* ( ) 안은 오차율* 실측값은 4 월 ~7 월 기간의 에너지성능평가 자료 * 어레이손실은 형태와 표면의 이물질 등에 따라 달라지며 통상 0~20% 범위 , 조선대 기숙사의 경우 곡면 형태 로서 평면에서 보다 손실이 클 수 있음

단위 : kWh

4848

전력판매를 가정한 경제성 분석 ( 조선대 )

주요가정

검토기간 할인율 초기투자비 부채 설치보조 전력판매단가 유지보수비

30 년 7.5% 653백만원 없음 없음 716.4 원 /kWh

1 백만원 /년

분석결과

IRR 회수기간

5.28 % 14.2 년

* 물가상승율 등은 고려하지 않음

Case Study Ⅰ

4949

민감도 분석 ( 전력판매가격 , 내부수익율 )

Case Study Ⅰ

비율 (%) 전력판매가격 ( 원 /kWh) 내부수익율 (%)

75 537.30 2.56

80 573.12 3.14

85 608.94 3.70

90 644.76 4.25

95 680.58 4.77

100 716.40 5.28

110 788.04 6.26

120 859.68 7.19

5050

민감도 분석 ( 투자비 , 내부수익율 , 기준가 )

Case Study Ⅰ

비율 (%) 투자비 (백만원 ) 내부수익율 (%) 기준가 ( 원 )

75 490 8.22 673

80 522 7.51 716

85 555 6.87 758

90 588 6.29 800

95 620 5.76 842

100 653 5.28 884

110 718 4.41 969

120 784 3.66 1053

* 기준가 : 내부수익율과 할인율이 일치하게 되는 전력판매가격

5151

Case Study Ⅱ이우학교 발전량 비교

발전량 ( 계산값 어레이손실 10%)

계산값 (A) 실측값 (B) 차이 (A-B)

5 월 3,541 3,510 31

6 월 3,294 3,706 -412

7 월 2,561 2,786 -225

8 월 3,339 3,381 -42

9 월 3,018 4,123 -1,105

10 월 3,486 3,422 64

11 월 2,238 2,255 -17

12 월 2,398 2,234 164


100.94 - -

일일평균(4 월 ~7 월 )

97.45 103.74-6.29

(6.06%)

* ( ) 안은 오차율

단위 : kWh

5252

전력판매를 가정한 경제성 분석 ( 이우학교 )

주요가정

검토기간 할인율 초기투자비 부채 설치보조 전력판매단가 유지보수비

30 년 7.5% 450백만원 없음 없음 716.4 원 /kWh

1 백만원 /년

분석결과

IRR 회수기간

3.53% 17.7 년

* 물가상승율 등은 고려하지 않음

Case Study Ⅱ

5353

민감도 분석 ( 전력판매가격 , 내부수익율 )

Case Study Ⅰ


75 537.30 1.10

80 573.12 1.62

85 608.94 2.13

90 644.76 2.61

95 680.58 3.08

100 716.40 3.53

110 788.04 4.39

120 859.68 5.22

5454

민감도 분석 ( 투자비 , 내부수익율 , 기준가 )

Case Study Ⅰ

비율 (%) 투자비 (백만원 ) 내부수익율 (%) 기준가 ( 원 )

75 338 6.11 817

80 360 5.49 868

85 383 4.93 920

90 405 4.43 972

95 428 3.96 1024

100 450 3.53 1,075

110 495 2.76 1,179

120 541 2.09 1,282

* 기준가 : 내부수익율과 할인율이 일치하게 되는 전력판매가격

5555

Case Study Ⅲ전력연구원 연구용시스템 발전량 비교

발전량 ( 계산값 어레이손실 10%)


1 월 2,329 3,626 -1,297

2 월 5,752 5,291 461

3 월 6,491 6,093 398

4 월 6,208 5,971 237

5 월 5,876 6,306 -430

6 월 5,365 5,204 161

7 월 5,211 5,204 7

8 월 4,832 4,604 228

9 월 4,288 4,144 144

10 월 5,361 4,904 457

11 월 4,432 4,175 257

12 월 5,050 3,947 1,103


167.65 162.485.17

(3.18%)


단위 : kWh

5656

Case Study Ⅳ

Kreitman 목장 (Water Pumping)

일평균 펌핑량 ( 계산값 어레이손실 10%)


1 월 4,769 4,000 769

2 월 5,295 5,000 295

3 월 5,889 6,000 -111

4 월 6,872 6,000 872

5 월 7,250 7,000 250

6 월 7,732 6,000 1732

7 월 7,741 7,000 741

8 월 7,212 7,000 212

9 월 6,605 7,000 -395

10 월 5,684 6,000 -316

11 월 4,245 5,000 -755

12 월 4,217 4,000 217

일일평균 ( 연간 )6,130 5,833

297(5.1%)


단위 : gallon/day

5757

유용성 평가 결론

경사면 일사량의 경우 관측 값과 프로그램 계산 값이 통계적으로 일치

발전량의 경우에도 월별 계산 값은 실측 값과 다소 차이를 보이고

있지만 , 평균값을 비교할 경우에는 거의 유사함

- 계산 값의 경우 가장 가까운 지역에서 관측된 월별 일일 평균 수평면 일사량을 사용하며 ,

실제 기후환경과 설치된 장소의 모든 설비 특성을 반영하기 어려운 점 등으로 완전히

일치된 값을 도출하기는 어려움

경제성 평가는 연간 발전량을 기준으로 한 전력 판매수입 등을 기초로

하고 있으므로 태양광발전 프로젝트의 사전 타당성 검토에 적용 가능함

5959

모델 계산 체계외부기상조건 계산 ( 수평면 일사량 등 )

집열판 수열 에너지량(유창형 , 무창형 , 진공관형 )

시스템 소요 열부하 계산

필요 집열판 면적 및 재무분석

온수공급 ( 저탕조 포함 ) 온수공급 ( 저탕조 미포함 ) 수영장 (옥내 / 외 )

태양열 공급 가능 에너지 계산

6060

재무 분석

첫해투자비용

O/M 비용

균등상환비용

Credit 수입

GHG 감축수입

연료 절감수입

비용합계

+

+

+

+

수입합계 - = 현금흐름 계산

= =

6161

Simulation 결과조건지표 일사량 3.2017 kWH/㎡일60 도 4.600㎘의 온수를 매일 급탕 ( 주 7 일 사용 )기존 난방방식 : 전기 (68.05 원 / kWH, 저압전력 평균 )시스템 방식 : 유창형 (Glazed) 집열판 57 기 , 온수

저장고 초기투자비 :750천원 ( 에경원 보고자료 ’ 04.12) 유지보수비 ; 초기투자비의 2% ( 에경연 보고자료 ’ 04.12)

분석결과현재가치 : -75,045천원

6262

Simulation 결과 보고 (1)일사량 및 현장 조건 등

6363

Simulation 결과 보고 (2)민감도 분석

6464

모델 Simulation 비교RETScreen 결과값과 비교 : 오차율 0.05% 이내

구분 제주 서울 강릉 목포 대구

위도 33.52 37.57 37.75 34.78 35.88

beta 25 25 25 25 25

경사면 일사각 (r-g)/r

jan 0.002% 0.001% 0.000% 0.000% 0.000%

feb 0.001% -0.001% 0.001% -0.001% 0.000%

mar 0.000% 0.001% 0.000% 0.001% 0.000%

생략

nov -0.002% 0.001% 0.000% -0.001% 0.001%

dec 0.001% 0.001% 0.001% 0.002% 0.001%

계 0.006% 0.005% 0.002% -0.001% 0.002%

년간 집열량

RET 1.2209 1.2964 1.3965 1.5083 2.0138

Gauss 1.2209 1.2964 1.3965 1.5083 2.0138

error 0.002% 0.003% 0.002% 0.003% 0.000%

renewableEn dlvd

RET 5.6402 4.8335 4.9615 6.3134 7.8175

Gauss 5.6402 4.8335 4.9615 6.3134 7.8175

error 0.000% 0.000% -0.001% -0.001% 0.001%

NPV

RET 2202.3090 1431.7801 1555.4890 2846.7210 4284.5859

Gauss 2202.9162 1432.4050 1556.0999 2847.3110 4285.1653

error -0.028% -0.044% -0.039% -0.021% -0.014%

6666

소수력 발전 개념

영월 소수력발전소 (2.8MW)

소수력발전소 개념도

6767

국내 소수력 발전 현황 (1)

설비용량1 MW미만

1 MW~2MW 미만

2MW~3MW 미만

3 MW 이상

계

설치개소 13 10 9 3 35

발전량(GWh/year)

20.0(10.7%

)

45,3(24.1%)

73.3(39.1%)

49.0(26.1%)

187.6

소수력발전 현황 (2003 년 기준 )

출처 : 한국전기연구소

발전설비 및 발전량

2003 년 말 기준 국내 소수력 발전소는 35 개소이며 , 발전량은 연간 약 187.6 GWh임

이 중 2~3MW 급의 발전소에서 전체 소수력발전량의 39.1% 를 생산하고

있음

6868


소수력 발전소 경제성 ( 기존연구 )

토목과 설비를 합한 투자비는 최근 건설된 1.5MW 급 설비의 경우 kW 당 170 ~ 250만원이며 , 민간사에서는 최대 300만원까지로 추정

설비 이용률은 수자원공사가 운영하는 발전소의 경우 저수지나 댐을 이용한 설비로서 50~70% 에 달하지만 , 기타 발전소의 경우

20~36% 수준임

설비 이용률이 50% 이상이 되는 비교적 규모가 큰 발전소 (3MW) 의

경우를 제외하면 현행 기준가격 (73.69 원 /kWh) 하에서는 설치가 어려운

실정임

6969


각동 : 2.8MW(1998 년 )

안동 : 1.5MW(2003 년 )

용담 : 1.8MW( 건설 중 )

직접공사비 6,233토목 : 1,505 토목 : 1,199

( 토목공사 ) (3,233)

( 기계공사 ) (2,543)

기전 : 2,306 기전 : 1,985( 전기공사 ) (457)

제비용 935

보상비 195

총 사업비 7,363 3,811 * 3,184 *

투자비사례 ( 기존연구 )( 단위 : 백만

원 )

* 안동과 용담의 총사업비에는 자본비용 포함

출처 : 에너지경제연구원

7070


설비이용률

정부지원

200 kW 3000 kW

투자비(380만원 /kW)

투자비(270만원 /kW)

투자비(300만원 /

kW)

25.0무지원 - 138.5 153.9

법인세 5% 감면 - 132.2 146.9

30.0무지원 - 115.4 128.2

법인세 5% 감면 - 110.2 122.4

35.0무지원 - 98.9 109.9

법인세 5% 감면 - 94.4 104.9

50.0무지원 112.4 69.2 76.9

법인세 5% 감면 107.5 66.1 73.5

60.0무지원 93.6 57.7 64.1

법인세 5% 감면 89.6 55.1 61.2

소수력 발전원가 ( 기존연구 )

출처 : 산업자원부 , 신재생에너지 원별 경제성 분석과 통계체계 개선방안 연구 , 2004.12

( 단위 : 원 /KwH)

7171

소수력 발전 경제성 평가 체계

유량지속곡선(Flow Duration Curve)

터빈 선정 및 효율곡선(Francis, Kapllan 터빈 등 )

발전설비 용량

발전량(central-grid,

isolated-grid, off-grid)

투자비( 토목공사 , 설비 )

유지보수비

NPV(순현재가치 ), IRR( 내부수익율 )

민감도 분석(투자비 증감 , 전력판매단가 등 )

전력판매

온실가스 감축 효과

발전량 계산 경제성 분석

7272

Case Study Ⅰ ( 용담 (2) 소수력 발전소 )

구분 설비현황 프로그램 입력자료

유량지속곡선 자료 미확보 용담지역 강우량과 전북 임실의 일강수량최다 자료를 이용하여 추정

설비용량 1.8 MW × 1 기 프로그램에서 계산

전력생산량 11,400 MWh 프로그램에서 계산

수차형식 프란시스 수차 프란시스 수차

설비이용률 73 % 프로그램에서 계산

유역면적 456 km3 456 km3

설계유량 5.21 m3/sec 5.21 m3/sec

낙차 41.7 m 41.7 m

재무분석

검토기간 - 35 년

할인율 - 7.5 %

투자비 3,558 백만원 3,387 백만원 ( 프로그램에 입력된 단가에 의해 계산 )

전력판매단가 - 73.69 원 /kWh

* 유량지속곡선은 강우량 자료를 이용하여 단위면적당 월평균 유량을 계산한 다음 , 와이블분포를 이용하여 추정 ( 월평균 유량 계산을 위한 유출계수는 0.5 적용 )* 설비개요 출처 : 한국전기연구원

설비현황과 프로그램 입력자료

7373

Case Study Ⅰ ( 용담 (2) 소수력 발전소 )

설비현황과 프로그램 계산결과 비교

구분 설비용량 이용률 발전량

설비현황 1.8 MW * 1 기 73.00 % 11,400 MWh

프로그램 계산값 1.73 MW 62.84 % 9,523 MWh


75 55.27 12.64

80 58.95 18.83

85 62.64 15.00

90 66.32 16.16

95 70.01 17.30

100 73.69 18.43

110 81.06 20.66

120 88.43 22.87

재무분석 ( 민감도 분석 : 전력판매가격 , 내부수익율 )

* 설비현황과 프로그램 계산값의 차이는 실제유량지속곡선과 추정값의 차이 때문으로 판단됨

7474

Case Study Ⅱ ( 횡성 소수력 발전소 ) 설비현황과 프로그램 입력자료

구분 설비현황 프로그램 입력자료

유량지속곡선 자료 미확보 횡성지역 강우량과 강원도 원주의 일강수량최다 자료를 이용하여 추정

설비용량 0.5 MW × 2 기 프로그램에서 계산

전력생산량 5,600 MWh 프로그램에서 계산

수차형식 프란시스 프란시스

설비이용률 65 % 프로그램에서 계산

유역면적 209 km3 209 km3

설계유량 2.74 m3/sec(1.37 × 2)

2.74 m3/sec

낙차 43.0 m 43.0 m

재무분석

검토기간 - 35 년

할인율 - 7.5 %

투자비 2,504 백만원 1,840 백만원 ( 프로그램에 입력된 단가에 의해 계산 )

전력판매단가 - 73.69 원 /kWh

* 유량지속곡선은 강우량 자료를 이용하여 단위면적당 월평균 유량을 계산한 다음 , 와이블분포를 이용하여 추정 ( 월평균 유량 계산을 위한 유출계수는 0.5 적용 )* 설비개요 출처 : 한국전기연구원

7575

Case Study Ⅱ ( 횡성 소수력 발전소 )

설비현황과 프로그램 계산결과 비교

재무분석 ( 민감도 분석 : 전력판매가격 , 내부수익율 )

구분 설비용량 이용률 발전량

설비현황 0.5 MW * 1 기 65.00 % 5,600 MWh

프로그램 계산값 0.93 MW 51.70 % 4,232 MWh


75 55.27 10.76

80 58.95 11.76

85 62.64 12.74

90 66.32 13.70

95 70.01 14.65

100 73.69 15.59

110 81.06 17.43

120 88.43 19.25

* 설비현황과 프로그램 계산값의 차이는 실제유량지속곡선과 추정값의 차이 때문으로 판단됨

7777

도서지역 (Off-grid) 경제성 평가 다양한 전원구성 평가가능다양한 전원구성 평가가능 신신∙∙재생에너지원재생에너지원 , , 사용연료에 따른 발전원 사용연료에 따른 발전원

조합조합 , , 전력망 연계방법전력망 연계방법설비 특성 발전용량 , 발전량 , 설치 비용 , Power

curve, 생산회사별 설비 등수용가 특성수용가 특성 직직 //교류교류 , , 효율계수효율계수 , , 세부화된 수요세부화된 수요 (( 월월

별별 , , 주중주중 //주말주말 , , 시간별시간별 ))

자연조건 ( 고려된 신∙재생에너지원에 대하여 ) 월별 자원량 ( 풍량 , 조사량 등 )

경제적 조건 및 제약요인 이자율 , 전력부족 해소 비용 , 시스템 자본비용 및

O&M, 탄소세 최대 전력부족 비율 , 신재생기여 최소 비율 ,

예비전력 ( 기존 , 신재생 ), 부하추종 여부 , 화력발전사양

전원구성 최적화 결과 최저비용 발전원 최적화 각 발전원별 조건 변화에 따른 민감도 분석 비용 , 총 현가비용 , 발전단가 , 신∙재생 비율 ,

공급부족비율

7878

분석 모형 – Homer신ㆍ재생복합 전력시스템의 입력요소는 menu 를 선택하여 입력 . 부 하 는 일 반 부 하 (Primary Load), 지 연 부 하 (deferrable load), 열부 하(thermal load) 등이 있어 이 중에 선택 가능 ,발전원은 태양광 , 풍력 , 수력 , 수소탱크 , 발전기 , 배터리으로 선택 가능 .

주 : Homer 의 inputs 의 일부분

7979

분석 모형 – Homer1 차 부하 (primary load) 의 경우 위의 그림과 같이 부하종류 (AC/DC) 입력이 가능 , 월별 평균 부하량이 또는 1 년의 시간 별 데이터인 8,760 개의 부하 자료가 요구


8080

분석 모형 – Homer발전설비들의 입력의 경우엔 입력 인자로 발전용량 , 발전 단가 당 투자비 , 교체비용 , 유지보수 비용 , 연료명 , 구성성분 ( 기 입력된 DB 에 의해 자동 선정 , 수정가능 ) 이 있음


8181

분석 모형 – HomerWind Resource 와 Solar Resource

- 월별 평균 풍속과 평균 일사량을 Homer 에 입력하면 8,760hr 의 시간 별 풍속 Data 와 일사량 Data 를 Homer 가 종합적으로 나타냄 .


8282

분석 모형 – Homer시뮬레이션 결과는 총 순 현재 비용 (Total net present cost) 이 증가하는 순으로 나오며 총 순 현재 비용 (Total net present cost) 이 가장 작은 최적 설계를 선택

주 : Homer 의 Results 의 일부분

Simulation 의 최적 설계

8383

분석을 위한 자료부하량

- 복합 전력시스템 보급이 가능한 지역으로 규모를 축소시켜 산출 - 부하는 대부분 일반 가정에서 발생하는 것으로 가정 - 계절별 주중 , 주말의 8 일 데이터만을 보유 , 월별 평균 부하량이나 8,760 개의 시간 별

부하 자료를 얻는 데는 한계가 있음 . - 전국의 시간대별 수요패턴과 도서지역의 부하 패턴을 비교하여 , 전국의 수요량을

정규화시켜 도서지역의 실측 자료를 기반으로 8760 개의 시간 별 부하량 추정

풍속과 일사량

- 에너지기술연구원의 ‘풍력자원측정결과’에서 얻은 실측 데이터를 이용 . - 월별 평균 풍속 , 일사량 실측 데이터를 Homer 에 입력하면 8,760 시간의 시간 별 풍속 데이터 값을 Homer 가 나타내줌 .

디젤연료 가격

- 연간 연료 소요량과 연료비 소요액을 기반으로 산정 , 디젤연료가격은 645 원 /ℓ($0.645/ℓ) 으로 도출

발전설비비용

- 해외의 시장의 비용 자료를 이용 또는 Homer 에 있는 default 값을 사용

8484

1. 추자도추자도 - 상추자도와 하추자도의 큰 섬과 수령도 , 염도 , 추포도 , 흑검도 등의 부속도서 .

전력은 2,700kW 의 디젤 발전기로 공급 받고 있음 .

8585

추자도의 부하복합 전력시스템 보급이 가능한 지역으로 규모를 축소시켜 하추자도의 250 여 가구를 선택하여 부하를 산출

부하는 대부분 일반 가정에서 발생하는 것으로 가정 , 실측 자료를 기반으로 250 개 가구에 해당하는 추자도의 시간별 부하량 추정

[ 그림 ] 추자도 실측 부하패턴과 추정된 하추자도의 시간 별 부하 비교

주 : 박스 안의 그래프는 추자도의 실측 부하패턴이며 , 박스 밖의 그래프는 추정된 추자도의 시간별 부하 .

8686

추자도의 외기조건

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

풍속(m/s)

10.65

9.6

7.5

6.8

5.5

5.2

4.58

4.95

5.46

6.94

9.48

8.14

에너지기술연구원의 ‘풍력자원측정결과’에서 얻은 추자도 지역의 실측 데이터를 기반으로 한 추자도의 연간 평균 풍속은 7.05m/s.

에너지기술연구원의 ‘풍력자원측정결과’에서 얻은 추자도 지역의 실측 데이터를

기반으로 한 추자도의 월별 평균 일사량과 대기 청명도 지수를 나타냄 .

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

일사량(kWh/m2

/day)

2.990

2.310

3.879

4.652

5.164

5.054

5.190

5.62 4.67 3.83 2.33 2.225

청명도 0.568 0.352 0.465 0.464 0.465 0.439 0.460 0.541 0.525 0.541 0.420 0.458

출처 : 에너지기술연구원의 ‘풍력자원측정결과’

8787

추자도 Homer 분석 결과 디젤 발전기와 분석 결과 Ⅰ , Ⅱ 의 비교

시스템 구성설치비용

($)NPC($)

LCOE($/kWh)

신재생비율(%)

디젤 소비량(liter/year)

CO2

방출량(ton/yr)

250kW 디젤 발전기 218,750 4,314,437 0.335 0.0 397,863 1,047

분석결과Ⅰ (AOC 15/50 터빈 5

기 + 250kW 디젤 발전기

+ 200 Trojan L-16 배터리 + 100kW

인버터 )

733,673 3,580,359 0.278 49.0 255,869 673

분석결과 Ⅱ

(10kW PV + AOC 15/50 터빈 5 기 + 250kW 디젤 발전기 + 600 Trojan L-16 배터리 + 150kW

인버터 )

934,134 3,661,627 0.284 52.0 225,214 593

8888

2. 거문도거문도 - 고도 , 동도 , 서도 3 개의 섬 , 분석에서는 고도를 선정 .

전력 수급은 2,300kW 의 디젤 발전기로 공급 받고 있음 .

8989

거문도의 부하거문도의 170 여 가구가 있는 고도를 선택하여 부하를 산출 .

부하는 일반 가정에서 발생하는 것으로 가정 , 실측 자료를 기반으로 170 개 가구에 해당하는 거문도의 시간 별 부하량 추정

[ 그림 ] 거문도 실측 부하패턴과 추정된 고도의 시간 별 부하 비교

주 : 박스 안의 그래프는 고도의 실측 부하패턴이며 , 박스 밖의 그래프는 추정된 고도의 시간별 부하 .

9090

거문도의 외기조건

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

풍속(m/s)

7.17

6.47

6.37

5.2

5.5

4.5

5.33

6.17

6.77

6.83

6.07

7.03

거문도는 행원 , 추자도 , 거제도 세 지역의 중간 지점에 위치하고 있어 이 세 지역의 풍속 데이터의 실측값 이용 .

거문도의 연간 평균 풍속은 6.12m/s.

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

일사량(kWh/m2

/day) 2.285

3.277

3.879

4.652

5.164

5.054

4.636 4.16 3.843 3.761

2.637

2.225

청명도 0.497 0.549 0.492 0.476 0.467 0.437 0.410 0.407 0.452 0.577 0.539 532


9191

거문도 Homer 분석 결과 디젤 발전기와 분석 결과 Ⅰ , Ⅱ 의 비교


($)NPC($)

LCOE($/kWh)

신재생비율(%)


CO2

방출량(ton/yr)

200kW 디젤 발전기 175,000 3,778,966 0.299 0.0 365,855 963

분석결과Ⅰ (AOC 15/50 터빈 4 기 + 150kW 디젤 발전기


인버터 )

545,173 2,963,007 0.234 38.0 241,615 636

분석결과 Ⅱ

(10kW PV + AOC 15/50 터빈 4 기 + 150kW 디젤 발전기 + 100 Trojan L-16 배터리 + 100kW

인버터 )

625,173 3,042,479 0.241 39.0 239,497 630

9292

3. 영산도영산도는 전라남도 신안군 흑산면 영산리에 딸려있는 섬으로 500호 미만 소도서 중 하나

인구수는 100 여명 , 가구 수로는 45호 정도로 전력수급은 240kW 의 디젤 발전기로 공급 받고 있음

9393

영산도의 부하도서의 규모가 작기 때문에 영산도 전체의 부하를 그대로 이용

부하는 대부분 일반 가정에서 발생하는 것으로 가정 , 실측 자료를 기반으로 시간 별 부하량을 추정

[ 그림 ] 영산도 실측 부하패턴과 추정된 영산도의 시간 별 부하 비교

주 : 박스 안의 그래프는 영산도의 실측 부하패턴이며 , 박스 밖의 그래프는 추정된 영산도의 시간별 부하 .

9494

영산도의 외기조건

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

풍속(m/s)

3.936

3.418

3.318

3.055

2.744

2.22

2.7

2.497

2.146

2.284

2.673

2.587

풍 속 , 일 사 량은 영 산 도 근접지 역 인 목포의 에 너 지 기 술 연 구 원 풍력자원측정결과 데이터베이스 시스템에서 측정된 실측값을 이용

월 1 월 2 월 3 월 4 월 5 월 6 월 7 월 8 월 9 월 10 월 11 월 12 월

일사량(kWh/m2

/day) 2.141

3.544

4.282

5.206

6.386

5.478

4.381 4.524 3.796 3.560 921 2.525

청명도 0.419 0.553 0.520 0.523 0.575 0.475 0.388 0.437 0.431 0.512 0.542 0.538


9595

영산도 Homer 분석 결과 디젤 발전기와 Hybrid System 비교


($)NPC($)

LCOE($/kWh)

신재생비율(%)


CO2

방출량(ton/yr)

50kW 디젤 발전기 43,750 829,812 0.353 0.0 74,782 197

AOC 15/50 터빈 1 기 + 50kW 디젤 발전기


인버터 )

142,534 885,595 0.376 14 67,383 177

9696

결 론

추자도 - 신ㆍ재생복합 전력시스템은 LCOE 가 디젤발전시스템과 비교하여 $0.335/kWh 에서 $0.278/kWh 까지 , PV 모듈을 포함시킬 경우에는 $0.284/kWh 로 감소 .

거문도 - 신ㆍ재생복합 전력시스템은 LCOE 가 $0.299/kWh 에서 $0.234/kWh, PV 모듈을 포함시킬 경우에는 $0.241/kWh 로 발전단가를 낮춰 복합 전력시스템 보급이 상대적으로 경제적인 사업임을 확인 .

영산도 - 신ㆍ재생복합 전력 시스템의 발전단가가 디젤발전기만 이용할 때의 LCOE $0.353/kWh 보다 상승한 값인 $0.376/kWh 으로 분석 .

신ㆍ재생원이 조건에 맞을 경우에는 도서지역의 신ㆍ재생복합 전력 시스템 보급이 경제적인 사업이지만 그렇지 않을 경우엔 기존의 시스템보다 발전단가를 높일 수 있으므로 도서지역에 대한 충분한 모니터링 후에 부지를 선정 .

9898

신∙재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석 방법

독일식 FITs 에 준하는 경우로 평가 독일식 FITs 제도를 도입하되 , SO (System Operator) 가 신∙재생발전으로 인하여

증가되는 소비자가격의 상승 분을 소비자에게 부담시키는 경우를 분석함 . 도매시장구입가격은 아래 적용대상 전원 별 기준가격에 의거하여 SO 가 생산자에게 구입 이에 따른 추가적인 공급비용에 따른 소비자의 추가비용을 판단해 볼 수 있는 소매시장

가격상승과 그에 따른 최종소매가격 , 소비량의 변화를 살펴봄 그 이후 전력가격의 상승과 공급의 변화가 국민경제에 미치는 효과를 IO 표를 이용하여 분석

소매시장 전력가격의 산정의 단계 첫 번째 단계에서는 주어진 기준가격에 의거 , 신‧재생에너지 발전량의 공급단가가 될 것이며 이는 관련 신∙재생에너지를 이용한 발전량의 비율만큼의 가중치를 가지면서 소매가격의 상승에 영향을 주게 됨

두 번째 단계에서는 상승된 새로운 소매가격은 용도별 가격탄력성에 의해 용도별 전력 소비량에 영향을 주게 됨 .

세 번째 단계에서는 용도별 가격탄력성에 의해 영향을 받아 변화된 용도별 전력소비량에 대한 주어진 비율에 따라 새로운 가격이 결정되고 , 이는 다시 수요량에 영향을 미치는 과정이 계속적으로 반복되어 균형가격을 만들어가는 과정에 대한 분석이 필요함

9999


r: 할당비율 , j: 신∙재생에너지원의 종류

Pi : i 용도의 가격

Ti : i 용도의 총 판매량

Pi’ : i 용도의 새로운 평균단가** 여기서는 용도별 구분이 되지 않는 SMP 가격이 됨 . 최종소매가격의 변동은 용도별 평균기준가격에 SMP 가격기준 변화비중만큼 반영하여 결정함

소매시장 전력가격 산정

100100


최종 전력수요는 기준가격에 의해 신∙재생발전 구매에 따른 가격상승 효과를 반영하여 년 평균 소매가격 대비 수요변화를 감안하여 결정함 .

각 용도별 가격탄력성 값은 한국전력 경영통계 등의 자료를 이용함 .

소매시장 전력수요변화

101101


FITs 가 산업과 경제전반에 미치는 영향을 파악하기 위하여 산업연관표 ( 한국은행 , 2004) 의 404 개 부문을 39 개 산업부문으로 재 분류 (< 표 29> 를 참조 ) 하여 사용하였으며 최종수요의 가격탄력성은 Sonn and Kim(2002, p. 16) 로부터 구성 (< 표 30> 을 참조 )하였다 .

FITs 도입의 거시효과 분석

102102

내생부문 산출변화에 따른 부문별 생산유발효과내생부문 h 의 총 산출변화에 따른 생산유발효과를 측정하는 기본 식은

내생부문 h 의 총 산출변화에 따라 유발되는 부문별 생산유발효과의 크기는 다음과 같이 얻어진다 .

103103

신∙재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석 적용대상 전원 별 기준가격

대상전원 기준가격 ( 원 /㎾ h)

자가용설비 사업용 설비

태양광 716.40

풍력 계통한계가격 (SMP) + 일반발전기 용량정산금 (CP)

107.66

소수력 계통한계가격 (SMP) + 일반발전기 용량정산금 (CP)

73.69

조력 62.81

매립지가스 계통한계가격 (SMP) + 일반발전기 용량정산금 (CP)

20 ㎿ 미만 65.20

20㎿이상～ 50 ㎿ 이하 61.80

폐기물소각(RDF 포함 )

계통한계가격 (SMP) + 일반발전기 용량정산금 (CP)

출처 : 대체에너지 이용 발전전력의 기준 가격지침 (2002) 주 : 1) 전기사업법 제 31 조 제 2 항 , 동법 시행령 제 19 조 제 2 항에 따라 자가용전기설비를 설치한 자가 전력시장에서 전력거래를 할 수 있는 경우는 자기가 생산한 전력의 연간 총 생산량의 50% 미만의 범위 안에서 전력을 거래함 2) IGCC 의 경우 계획에는 잡혀있으나 현재 적용되는 기준가격이 정해져 있지 않다 . 시뮬레이션에서는 기존 화석연료발전설비의 3 배정도의 투자규모가 필요한 것을 감안 , 기준가격으로 100 원 /kWh 로 잠정 산정하여 보았다 . GUI 로 구현된 , 첨부되는 프로그램에서 기준가격 입력값을 변화시켜 민감도를 평가하여 볼 수 있다 .

104104

신∙재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석

용도별 평균전력가격 및 가격탄력성 (2003 년 기준 )( 단위 : 원 )

분석의 전제

가격 탄력성 비고

가정 88.00 0.025 주택용

상업 100.59 0.074 일반용 ( 계 )

산업 60.30 0.285 산업용 ( 계 )

기타 ( 수송 ) 60.30 0.074요금 ( 산업용 계 사용 )

단 탄력성은 일반용 원용

주 : 여기에 주어진 가격은 한국전력 경영통계 (2004) 를 기준으로 얻은 소매가격이다 . 식 (1) 에서의 SMP 에는 2002.8.1-2003.7.31까지의 기간 동안 확인된 시간대별 SMP 와 수요량 자료를 이용하여 얻어진 52.901384 원 /kWh 를 적용하였다 .

105105

신∙재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석분석의 기본시나리오

( 단위 : GWh))

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2015 2020

태양광 8 16 39 88 158 262 410 767 1365 1690 3096

풍 력 53 153 274 504 920 1445 2606 3526 5246 6494 11897

소수력 202 224 248 445 681 918 1194 1470 1786 2211 4050

LFG 616 1233 1849 2465 3081 3384 3698 4000 4314 5340 9784

IGCC 79 79 79 2138 4356 5392 9879

해양에너지 3 3 573 573 843 1726 2137 3915

소계 879 1625 2409 3504 4923 6661 8560 12744 18793 23264 42622

총발전량 288594 299981 311051 321179 330452 339452 347673 355321 362924 465277 532772

총발전량 (KEEI) 293780 312056 325161 339140 353304 367654 382826 398433 411802 465277 532772

소계비중 (%) 0.30 0.54 0.77 1.09 1.49 1.96 2.46 3.59 5.18 - -

소계비중 (%) (KEEI)

0.30 0.52 0.74 1.03 1.39 1.81 2.24 3.20 4.56 5.00 8.00

주 : 1) 총발전량 (KEEI)은 KEEI 내부자료를 이용한 것으로 앞의 표와 약간의 차이를 보인다 . 그러나 용도별 전력수요 예측 량이 구분되어 있고 2020 년까지의 전망이 포함되어 있으므로 , 본 연구의 목적상 이 자료를 기준으로 삼았다 . 2) 신‧재생에너지원으로는 분석의 편의를 위해 연료전지를 제외하고 , 현재 계획되어 있는 해양에너지 ,, IGCC 를 포함 , 태양광 , 풍력 , 소수력 , LFG 를 이용한 발전계획량만을 반영하여 기준시나리오로 삼는다 . 3) 2015, 2020 년의 기준설정은 2011 년 신‧재생에너지를 이용한 발전량 소계 중 이들 신∙재생원별 구성이 차지하는 비중이 그대로 유지된다는 가정 하에서 이루어졌다 .

106106

신∙재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석

2011 년 BAU 대비 1.0 배의 신∙재생 발전목표 시나리오 ( 단위 : GWh) 분석 결과

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2015 2020

태양광 8 16 39 88 158 262 410 767 1365 1690 3096

풍 력 53 153 274 504 920 1445 2606 3526 5246 6494 11897

소수력 202 224 248 445 681 918 1194 1470 1786 2211 4050

LFG 616 1233 1849 2465 3081 3384 3698 4000 4314 5340 9784

IGCC 79 79 79 2138 4356 5392 9879

해양에너지 3 3 573 573 843 1726 2137 3915

소계 879 1625 2409 3504 4923 6661 8560 12744 18793 23264 42622

총발전량 288594 299981 311051 321179 330452 339452 347673 355321 362924 465277 532772

총발전량 (KEEI) 293780 312056 325161 339140 353304 367654 382826 398433 411802 465277 532772

소계비중 (%) 0.30 0.54 0.77 1.09 1.49 1.96 2.46 3.59 5.18 - -

소계비중 (%) (KEEI)

0.30 0.52 0.74 1.03 1.39 1.81 2.24 3.20 4.56 5.00 8.00

주 : 1) 총발전량 (KEEI)은 KEEI 내부자료를 이용한 것으로 앞의 표와 약간의 차이를 보인다 . 그러나 용도별 전력수요예측량이 구분되어 있고 2020 년까지의 전망이 포함되어 있으므로 , 본 연구의 목적상 이 자료를 기준으로 삼았다 . 2) 신‧재생에너지원으로는 분석의 편의를 위해 연료전지를 제외하고 , 현재 계획되어 있는 해양에너지 ,, IGCC 를 포함 , 태양광 , 풍력 , 소수력 , LFG 를 이용한 발전계획량만을 반영하여 기준시나리오로 삼는다 . 3) 2015, 2020 년의 기준설정은 2011 년 신‧재생에너지를 이용한 발전량 소계 중 이들 신∙재생원별 구성이 차지하는 비중이 그대로 유지된다는 가정 하에서 이루어졌다 .

107107

신재생에너지 보급의 거시경제적 효과의 분석

108108

재원마련의 문제 (1/4)보급목표치를 달성하기 위해서는 개발비 , 보급비 , 융자 등을 모두 합해 2004~2012 년까지 11 조 8726억 원이 필요하며 이 중 발전차액지원제도에 의해 정부가 지원해야 할 차액지원금은 3 조 256억원으로 잠정 추산됨 . ( 단위 : 억원 )

구 분 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 계

ㅇ개발부문 950 1,130 1,405 1,625 2,025 2,460 2,895 3,335 3,820 19,645

- 기술개발 650 755 1,005 1,110 1,275 1,560 1,945 2,300 2,670 13,270

- 실증연구 200 225 235 315 450 550 600 650 700 3,925

- 성능평가 100 150 165 200 300 350 350 385 450 2,450

ㅇ보급부문 1,670 2,110 3,412 3,824 5,352 7,217 8,88812,10

814,28

058,861

- 차액지원 105 485 827 1,319 2,217 3,297 4,918 7,643 9,445 30,256

- 보급보조 1,565 1,625 2,585 2,505 3,135 3,920 3,970 4,465 4,835 28,605

소 계 2,620 3,240 4,817 5,449 7,377 9,67711,78

315,44

318,10

078,506

ㅇ보급융자 900 1,340 1,800 2,280 3,300 4,100 6,300 10,60

0 9,600 40,220

합 계 3,520 4,580 6,617 7,729 10,67

7 13,77

7 18,08

3 26,04

3 27,70

0118,726

ㅇ민간투자 1,300 4,900 7,000 9,000 12,40

0 18,30

0 21,70

0 28,50

0 30,10

0133,200

자료 : 산업자원부 (2003)

109109

재원마련의 문제 (2/4)전력산업기반조성기금의 제 1 차 계획기간 (2003~2005 년 ) 의 투자계획을 보면 대체에너지에 대한 지원을 포함하고 있는 타에너지지원사업 항목은 전체기금의 24% 를 차지하고 있는데 이 중 대체에너지발전지원을 위해서는 2.8% 가 소요될 전망임 . 2003~2005 년 동안 전체 전력산업기반조성기금에서 대체에너지지원으로 소요될 예산은 0.68% 다전력기반기금을 통한 차액지원금의 지원의 지속가능성 문제 발생 ( 단위 : 억원 )

구 분 2003 년 2004 년 2005 년 합 계

전력수요관리사업 1,433 1,669 1,940 3,102

전력산업연구개발사업 1,161 1,431 1,699 2,592

전력산업인프라구축지원사업 409 536 678 945

보편적전력공급지원사업 866 848 825 1,714

발전소주변지역지원사업 1,895 1,717 1,310 3,612

전기안전관리지원사업 810 830 850 1,640

전원개발지원사업 600 800 1,000 1,400

타에너지지원사업

국내무연탄발전지원사업 1,586 1,369 1,452 4,407

LNG 발전지원사업 - - - -

열병합발전지원사업 1,188 1,069 732 2,989

대체에너지발전지원 62 70 80 212

합 계 2,836 2,508 2,264 7,608

기금관리비 및 사업운영비 78 87 96 165

합 계 10,763 11,204 11,759 21,967

자료 : 산업자원부 (2002)

110110

기술개발이 없는 경우 , 필요한 발전차액 보전규모 (3/4)

독일식 FITs 적용시

111111

기술개발을 감안한 경우 , 필요한 발전차액 보전규모 (4/4)

독일식 FITs 적용시

113113

1 차년도 신∙재생에너지 경제성평가 프로그램 개발내용

신∙재생에너지 원별 경제성 평가 프로그램 개발 내용

풍력 : 에너지 산출량 및 경제성 분석 태양광 : On/Off Grid 방식에 대한 에너지 산출량 및 경제성 분석 태양열 : 급탕 /수영장 공급 방식에 대한 에너지 산출량 및 경제성 분석 소수력 : On/Off Grid 방식에 대한 에너지 산출량 및 경제성 분석

사용자 편의 위주인 GUI 환경 구축 완료

도서지역 경제성 평가 – 1 개 지역 ( 추자도 ) 분석

신∙재생에너지 보급의 거시 경제적 효과 결과 ( 독일 FITs 에 준하는 경우 )

분석의 전제 분석 시나리오 분석결과

114114

2 차년도 신∙재생에너지 경제성평가 프로그램 개발내용

신∙재생에너지 원별 경제성 평가 프로그램 개발 내용

기존의 풍력 , 태양광 , 태양열 , 소수력 시스템의 에너지 산출량 및 경제성 분석 프로그램에 지열부문 별도추가 분석 ( 신현준박사 )

외생변수의 확률적 변동성을 감안하여 기존의 경제성 분석 프로그램을 Stochastic 모형으로 변환

외부 전문가 ( 경남호 , 강용혁 , H. Tsurumi 등 ) 의 자문을 통해 에너지생산량 산정방식에 대한 자문 , Stochastic 모형 변환에 따른 문제점 자문

사용자 편의에 따른 GUI 환경개선

도서지역 경제성 평가 – 추자도 외 거문도 , 영산도 등 2 개 도서지역 분석추가 완료

신∙재생에너지 보급의 거시 경제적 효과 독일 FITs 에 준하는 경우에 대한 분석의 결과를 기술연구회의 신재생에너지 원별

기술발달에 따른 시나리오 감안 , 수정 , 보완

분석의 전제 분석 시나리오 분석결과

115115

2 차년도 추가사항 – 지열의 자문 보고서 한국건설기술연구원의 신현준 박사의 “지열원 열펌프 시스템”의 자문 보고서를 추가함

116116

2 차년도 추가사항 – 풍력 자문보고서

117117

2 차년도 추가사항 – 태양에너지 자문보고서

118118

2 차년도 추가사항 –자문보고서 ( 풍속추정방법 )

119119

2 차년도 추가사항 –자문보고서 ( 기준가격산정 )

121121

풍력 분석 모형 개요발전량 산출 부문

122122

풍력 발전량 계산분포를 이용한 추정방법

평균풍속 측정 높이와 풍력터빈 높이와의 차에 따른 풍속 보정

Vh = Vm × (Hh/Hm)a

a : wind shear exponent (0.1~0.4) 풍속 분포 계산 (Weibull 분포함수 )

p(x)= (k/C) × (x/C)(k-1) × exp[-(x/C)k] C : Vh / [gamma(1+1/k)] (scale factor)

년간 풍력 발전량 E = 24 * 365 * {∑ [Px × p(x)]}

Px: 풍속 x 에서의 터빈 출력 (kw) 대기압 및 온도 , 각종 손실율을 보정한 년간 풍력 발전량

Ere = E * Pm/Ps *Ts/Tm * (1-λa) * (1-λi) * (1-λd) * (1-λm)

높이보정된 풍속과 출력커브를 이용한 시간대별 추정 풍속 보정결과 얻어진 풍속자료 (Vh) 와 출력커브에 따라

예상되는 출력에 각종 손실률을 감안하여 추정하는 방법

123123

2 차년도 추가사항 – 풍력의 추가 내용기상대 관측 자료 이용 여부 ( ‘99~’04 년간 기상청에서 측정한 일부 지점의 시간별 풍속자료를 제공 함 )

‘ 기상대 관측 자료를 이용 한다’ 선택 시 특정 지역 및 Bootstraping 횟수 및 모집단의 신뢰구간을

입력해야 함 . Bootstraping 횟수가 많을수록 무작위로 표본 추출하는 횟수가

증가하여 분석 시간도 많이 소요됨 . 기상청 관측자료는 풍력발전 후보지에 대하여 풍속 측정한 것이

아니기 때문에 풍속이 다소 낮아 경제성이 없다고 분석될 가능성이 높음

실제 결과는 상기의 우려를 확인시킴 . 그러나 방법론 상의 기여

‘ 기상청 자료를 이용하지 않는다’를 선택 시 , 평균풍속 및 이것의 상하한 값 등을 입력해야함 . 평균값 및 상하한 값 3 가지의 경우에 대한 경제성 분석 결과를

제공함 .

124124

2 차년도 추가사항 – 풍력의 추가된 모형풍력의 추가모형

• Weibull 분포함수의 누적밀도함수

• Weibull 분포함수의 계수 추정

• Weibull 분포함수의 평균 풍속

Shape factor 및 연 평균풍속은

Weibull 분포함수의 누적밀도함수를

이용하여 이를 회귀분석 하여 추정함 .

125125

2 차년도 추가사항 – 추정된 풍속 결과표

평균 하한 상한 평균 하한 상한90 1.517 1.421 1.614 2.388 2.297 2.479 2.36495 1.187 1.143 1.230 1.630 1.559 1.702 1.75498 1.202 1.141 1.263 1.558 1.486 1.631 1.610100 1.475 1.414 1.536 3.953 3.770 4.136 4.191101 1.207 1.139 1.276 1.166 1.117 1.215 1.200105 1.617 1.523 1.711 2.808 2.686 2.929 2.858106 1.507 1.383 1.632 2.746 2.627 2.865 2.696108 1.586 1.486 1.685 2.046 1.961 2.130 2.137112 1.467 1.348 1.585 2.644 2.519 2.769 2.695114 1.200 1.156 1.244 0.957 0.916 0.997 0.975115 1.436 1.365 1.506 3.009 2.866 3.152 3.053119 1.352 1.242 1.462 1.805 1.720 1.889 1.920121 1.181 1.144 1.217 1.344 1.290 1.398 1.406127 1.214 1.158 1.270 1.546 1.481 1.611 1.599129 1.272 1.154 1.391 2.437 2.315 2.559 2.610130 1.767 1.546 1.987 3.723 3.524 3.922 3.523131 1.392 1.309 1.474 1.839 1.763 1.914 1.874133 1.266 1.142 1.390 2.169 2.057 2.281 2.217135 1.274 1.219 1.329 2.479 2.368 2.589 2.701136 1.213 1.170 1.256 1.466 1.407 1.525 1.531138 1.992 1.749 2.236 3.079 2.897 3.260 3.013140 1.533 1.446 1.619 3.927 3.727 4.126 3.907143 1.628 1.441 1.814 2.170 2.073 2.266 2.252146 1.619 1.500 1.737 2.074 1.980 2.168 2.132152 1.341 1.192 1.490 1.841 1.760 1.923 1.948155 1.413 1.181 1.645 1.802 1.731 1.872 1.931156 1.395 1.248 1.541 2.171 2.059 2.284 2.199159 1.670 1.506 1.835 3.494 3.309 3.678 3.541162 1.260 1.018 1.501 2.282 2.162 2.403 2.351165 1.584 1.445 1.723 4.080 3.840 4.320 4.028168 1.474 1.336 1.613 4.399 4.119 4.679 4.614169 1.619 1.406 1.832 5.719 5.289 6.149 5.627170 1.491 1.387 1.596 3.916 3.716 4.117 4.011184 1.550 1.209 1.891 3.357 3.151 3.563 3.220185 1.755 1.591 1.919 8.204 7.689 8.719 7.770189 1.693 1.519 1.867 3.049 2.867 3.232 2.993192 1.160 1.006 1.314 1.314 1.256 1.372 1.404201 1.367 1.300 1.435 1.632 1.566 1.698 1.723202 1.056 0.977 1.135 0.990 0.939 1.040 0.988203 1.207 1.117 1.298 1.272 1.216 1.328 1.300211 1.284 1.236 1.332 1.638 1.574 1.701 1.760212 1.105 1.047 1.164 1.056 1.013 1.100 1.075216 1.199 1.104 1.295 1.504 1.441 1.567 1.602221 1.182 1.127 1.238 1.437 1.378 1.495 1.515226 1.065 1.020 1.109 1.230 1.174 1.285 1.258232 1.216 1.159 1.273 1.607 1.537 1.677 1.674235 1.259 1.161 1.357 2.003 1.899 2.106 2.046236 1.134 1.061 1.207 1.213 1.164 1.263 1.239238 1.124 1.041 1.207 1.092 1.042 1.143 1.116243 1.166 1.049 1.283 1.377 1.315 1.439 1.421244 1.095 1.021 1.169 1.174 1.122 1.226 1.194245 1.090 0.965 1.214 1.025 0.975 1.076 1.023247 1.063 0.976 1.150 1.251 1.196 1.306 1.291248 1.184 1.117 1.251 1.505 1.440 1.569 1.621256 1.076 0.996 1.156 1.012 0.963 1.060 1.017260 1.174 1.095 1.253 2.030 1.930 2.130 2.164261 1.190 1.087 1.293 2.159 2.051 2.267 2.315262 1.122 1.069 1.175 1.450 1.374 1.526 1.490265 1.703 1.483 1.923 3.059 2.867 3.250 3.114271 1.187 1.102 1.271 1.206 1.163 1.249 1.247272 1.170 1.134 1.206 2.121 2.022 2.220 2.270273 1.231 1.183 1.279 1.574 1.508 1.639 1.628277 1.423 1.366 1.480 2.822 2.712 2.932 2.924278 0.952 0.885 1.019 0.958 0.907 1.010 0.942279 1.201 1.136 1.265 1.365 1.303 1.427 1.410281 1.194 1.127 1.261 1.655 1.581 1.729 1.762284 1.088 1.016 1.161 1.243 1.186 1.300 1.289285 1.046 0.843 1.249 1.109 1.037 1.181 1.152288 1.165 1.054 1.276 1.345 1.291 1.399 1.394289 1.017 0.978 1.056 1.456 1.367 1.545 1.514294 1.274 1.185 1.363 1.533 1.467 1.599 1.624295 1.247 1.105 1.388 1.519 1.450 1.589 1.539

5년산술평균풍속

shape factor 회귀분석에 의한 회귀분석에 의한 평균풍속관측지점

관측 지점별 shape factor 및 평균풍속 회귀분석 결과

126126

2 차년도 추가사항 – 풍속 관측지점 일람표

지상 기상 관측지점 일람표

127127

1 차년도 , 2 차년도 프로그램 비교 – 발전량 산출풍력시스템 발전량 산출 입력화면

1 차년도 2 차년도

128128

Bootstrapping 결과

129129

1 차년도 , 2 차년도 프로그램 비교 - 재무분석

풍력시스템 재무 분석 입력화면


130130

기준가격의 산정

131131

1 차년도 , 2 차년도 프로그램 비교 - 온실가스분석온실가스 분석


133133

프로그램 CD

134134

아주대학교 에너지학과

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