완전 재생 유럽 전력망, 안정성은 어떻게 확보될까

초록

이 논문은 2050년 유럽을 대상으로, 완전 재생 에너지만으로 구성된 전력·수소 시스템을 경제적으로 최적화한 ‘VoLL/CONE/RS’ 적정성 평가를 적용한다. 결과는 평균 손실 부하율이 0.03 %에 불과해 화석 기반 시스템과 동등한 신뢰성을 보이며, 추가 비용은 0.17 % 수준에 머문다. 주요 정전은 산업·서비스 부문에 집중되고, 지역별로는 가치 손실(Voll)이 낮은 동유럽 국가에서 더 많이 발생한다. 수소 터빈 용량을 10 %·배터리 용량을 15 % 확대하면 완전한 안정성을 확보할 수 있다.

상세 분석

본 연구는 고해상도 에너지 시스템 모델 ETHOS.modelBuilder를 활용해 250개 지역(행정구역)·시간(시간 단위) 수준에서 2050년 유럽 전체 전력·수소 시스템을 설계했다. 모델은 풍력·태양광을 주 전원으로 하고, 수소 전해·저장·수소 가스 터빈을 장기·단기 유연성 옵션으로 포함한다. 전력망 확장, 배터리(리튬이온) 및 수소 파이프라인을 통한 지역 간 전력·수소 흐름도 동시에 최적화한다. 비용 함수는 전력·수소 생산·전송·저장 비용과 손실 부하 비용(VoLL) 사이의 트레이드오프를 반영한다. VoLL은 CEPA 2018 데이터를 국가별 GDP·전력 수요 비례로 2050년까지 외삽했으며, 부문별 가중 평균을 적용해 평균 7.3 €/kWh를 산출했다.

최적화 결과, 전체 전력 생산량의 60 %는 온shore 풍력, 39 %는 태양광이 차지한다. 설치 용량은 PV 2 709 GW, 풍력 2 585 GW, PEM 전해 1 116 GW, 수소 가스 터빈 501 GW에 달한다. 이는 현재(2023‑2024) EU 전체 설비 대비 약 10배 규모이며, 연간 시스템 비용은 91.6 €/MWh이며, 비용 비중은 풍력 44 %, PV 14 %, 수소 인프라 22 %, 전력망 15 %, 배터리 1 %이다.

신뢰성 측면에서 평균 손실 부하율은 0.03 %이며, 지역별 최대 0.54 %까지 변동한다. 낮은 VoLL(≤3 €/kWh) 국가, 특히 동유럽(불가리아·헝가리·루마니아 등)에서 정전 빈도가 높다. 정전 지속 시간은 대부분 5‑10 시간이며, 연 평균 2.2회의 부분 정전이 발생한다. 10 시간 이상 지속되는 정전은 12년당 1회 수준이다. 최대 순간 전력 미공급은 7 %이며, 연간 20시간 동안 5 % 수준의 전력 손실이 발생한다.

두 가지 주요 정전 패턴이 확인되었다. 첫 번째는 서유럽(스페인·아일랜드·영국)에서 풍력 저하가 발생해 중앙 유럽으로의 전력·수소 수출이 감소하고, VoLL이 낮은 포르투갈·프랑스에서 부분 정전이 일어난다. 두 번째는 동유럽에서 풍력 저하가 발생해 중앙 유럽의 잔여 부하가 급증하고, 전력망 혼잡으로 인해 동유럽의 잉여 전력이 수소로 전환·수송되지만 수소‑전기 변환 용량 제한으로 활용되지 못한다.

신뢰성을 100 % 확보하기 위해 수소 가스 터빈 용량을 10 %, 배터리 용량을 15 % 확대하면 추가 비용은 0.17 %에 불과하다. 이는 수소 기반 백업이 시스템 안정성의 핵심 역할을 함을 시사한다. 또한, VoLL이 높은 서유럽에서는 정전이 거의 없으며, 전력·수소 교환 경로를 최적화하고, 저 VoLL 지역에 대한 보조금·가격 신호 설계가 필요함을 강조한다.