ARTICLE 제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 명호산 *,*** 김형철 ** 강남호 ** 김영환 ** 김세호 *** *** SK D&D *** 한국전력거래소 *** 제주대학교전기공학과 Analysis of the Load Contribution of Wind Power and Photovoltaic Power to Power System in Jeju Ho-San Myung *,*** Hyung-Chyul Kim ** Nam-Ho Kang ** Yeong-Hwan Kim ** Se-Ho Kim *** *** SK D&D *** Korea Power Exchange *** Department of Electrical Engineering, Jeju National University Corresponding author: hosk@jejunu.ac.kr OPEN ACCESS Journal of the Korean Solar Energy Society Vol.38, No.1, pp.13-24, February 2018 https://doi.org/10.7836/kses.2018.38.1.013 pissn : 1598-6411 eissn : 2508-3562 Abstract As part of the Carbon free Island 2030 policy, the local government of Jeju Island is currently working to reduce carbon through renewable energy supply. However, renewable energy is difficult to predict due to intermittent characteristics. If the share of renewable energy increase, it is difficult to plan of supply of electricity to grid due to that characteristic of renewable. In this paper analyze the fluctuation rate and the capacity credit of wind power and PV to find out how much wind power and PV contribute to supply of electricity of power system in Jeju. As a result mean value of variation rate of wind power and PV is about 3%, 5% and capacity credit is about 10% and 2% respectively. Keywords: 풍력발전 (Wind Power), 태양광발전 (Photovoltaic Power), 점유율 (Penetration), 피크기여도 (Peak Load Contribution), 용량신뢰도 (Capacity Credit), 스무딩효과 (Smoothing Effect), 변동률 (Variation Rate), 전력계통 (Power System) Received: 31 October 2017 Revised: 18 January 2018 Accepted: 09 February 2018 Copyright C Korean Solar Energy Society This is an Open-Access article distributed under the terms of the Creative Commons Attribution NonCommercial License which permits unrestricted non-commercial use, distribution, and reproduction in any medium, provided the original work is properly cited. 1. 서론신재생에너지의확장은빠르게진행되어, 2012년이미덴마크와독일그리고스페인은신재생설비의점유율이각각 49%, 23%, 그리고 32% 에다다랐다. 그리고 EU의의회는 Energy Load map 2050" 을제시하고 2030년도까지 EU의최종에너지의 27% 를신재생에너지로생산하고, 2050년까지 50~80% 까지점유할것을목표로하고있다 1). 국내또한 2030년까지신재생에너지의설비용량을전체전력설비의 20% 까지끌어올 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 13
한국태양에너지학회논문집 리는로드맵을제시하며, 신재생에너지의보급및확대를본격적으로추진하고있으며, 제주지역역시 Carbon free Island 2030 의일환으로 2030년까지제주에서필요로하는전력을신재생에너지로 100% 충당하는목표로신재생에너지개발에더욱힘쓰고있다 2). 이처럼탄소배출을줄이고, 에너지자립도를높이려는노력으로제주지역의신재생에너지의점유율은점차증가하고있으며, 특히풍력발전과태양광발전의점유율이높아지고있는실정이다. 하지만그수요와발전설비가한정되어있는제주지역계통의특성상신재생에너지의간헐적특성에의한발전량예측의어려움은신재생에너지의확대에어려움을줄것이다. 다시말해신재생에너지발전량예측의어려움을해결하지못한다면신재생에너지의점유율을높이는것은어려운일이될것이다. 하지만신재생에너지가설비용량에따라부하에어느정도의기여를하고있는지안다면, 설비용량에따른대략적인발전량의예측이가능하고적정설치용량또한분석이가능할것이다. 본논문에서는제주지역에서의 2014년부터 2016년까지실제시간별수요데이터와풍력및태양광발전량데이터를사용하여, 풍력발전과태양광발전의설비용량증대에따라얼마만큼의점유율을가지며, 발전설비로써제주지역의부하에얼마만큼의기여를하고있는지를알아보기위하여피크기여도, 용량신뢰도그리고변동률을분석하였다. 2. 제주지역의전력설비및계통수요현황 2.1 제주지역공급설비현황 2017년 10월기준제주지역의신재생에너지를제외한공급설비를 Table 1에나타내었다. 공급설비용량은총 990 MW로 HVDC (High Voltage Direct Current, 직류고압송전설비 ) 가약 40% 로가장많은점유율을차지하고있으며, 중앙급전발전기로는기력이 35%, 복합화력 11%, 내연 8%, 가스터빈 6% 의순으로점유율을차지하고있다 3). Table 1 Supply of electricity facility Facility Installed capacity (MW) Capacity rate (%) HVDC 400 40 Thermal 350 35 Internal combustion 80 8 Gas turbine 55 6 Combine 105 11 Total 990 100 14 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018
제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 _ 명호산외 2.2 제주지역계통수요현황 Table 2 는 2014 년부터 2017 년 8 월까지의제주지역총수요량과첨부부하를나타낸것이다. 총수요량은 2015 년, 2016 년대비각각약 4.7% 6.7% 로점차증가하였고, 최대수요도해마다증가하는것으로나타나고있다. Table 2 Demand in Jeju (2014~2017.08) Year Demand Product (GWh) Increasing rate (%) Peak (kw) Increasing rate (%) 2014 4,580-756,517-2015 4,791 4.6 762,266 6.6 2016 5,112 6.7 839,685 10.2 2017.08 3,635-921,479 9.7 2.3 제주지역풍력및태양광발전설치현황 Table 3은제주지역의풍력및태양광의설비용량을나타낸것으로, 2017년 8월까지풍력발전의설비용량과태양광발전의설비용량은 267 MW, 103 MW이다. 풍력발전의설비용량은 2015년도와 2016년도에각각약 62 MW, 52 MW 증가하였으며, 태양광발전의설비용량은 2015년도와 2016년도에각각약 24 MW, 30 MW 증가하였다 3). Table 3 Installed capacity of wind power & PV Source 2014 2015 Wind power 152 (MW) 216 (MW) PV 49 (MW) 73 (MW) 현재의풍력발전과태양광설비용량은약 267 MW, 103 MW 정도의수준이나, 제주도의 Carbon free Island 2030 정책에의해향후풍력발전은약 2.3 GW 이상, 태양광 1.4 GW 이상의태양광설비를설치할전망이다 2). 3. 제주지역풍력및태양광발전의부하기여현황분석풍력및태양광발전의증대에따른영향을파악하기위하여 2014년도부터 2016년까지 3년간제주지역의실제수요데이터와신재생에너지발전량을분석하였고, 풍력및태양광의확대가제주계통에미치는영향을알아보았다. 수요가가장높은시간대인 14시와 15시그리고 19시부터 21시까지의수요를이용하여피크기여도를알아보았고, 제주지역의풍력과태양광의발전량분석을통하여출력변동률과스무딩효과를분석하였으며, 풍력발전및태양광발전의출력이제한되는사례를제시하였다. Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 15
한국태양에너지학회논문집 3.1 풍력및태양광의점유율 Table 4는 2014년부터 2016년까지제주지역에설치된풍력발전과태양광발전의에너지점유율을나타낸것이다. 2016년도풍력발전과태양광발전의점유율은각각 7.9%, 1.7% 로현재까지에너지점유율은다소낮은것으로보인다. 에너지점유율은총전기소비량에대하여풍력발전에서생산된연간에너지이며, 일반적으로연간총수요의 5% 이하이면낮은점유율을, 10% 이상이면높은점유율을의미한다 4). Table 4 Penetration ratio of wind power & PV in Jeju_Yearly Year Demand Wind power PV (GWh) Product (GWh) Penetration (%) Product (GWh) Penetration (%) 2014 4,609 262 5.7 30 0.7 2015 4,822 322 6.7 74 1.5 2016 5,128 405 7.9 89 1.7 Table 5 는풍력및태양광발전의계절별평균점유율을나타낸것으로, 2015 년겨울과 2016 년겨울모두평 균점유율이 10% 이상인높은에너지점유율을보이며, 설비용량의증가에따라신재생에너지의에너지점유 율이점차높아지고있음을알수있다. Table 5 Penetration of wind power & PV in Jeju_Seasonal Year 2014 2015 2016 Season(month) Demand Wind power PV (GWh) Product (GWh) Penetration ratio (%) Product (GWh) Penetration ratio (%) Spring (3, 4, 5) 1,145 68.6 6.0 6.8 0.6 Summer (6, 7, 8) 1,110 38.7 3.5 7.4 0.7 Fall (9, 10, 11) 1,068 57.9 5.4 11.4 1.1 Winter (1, 2, 12) 1,284 96.9 7.5 4.8 0.4 Spring (3, 4, 5) 1,195 69.3 5.8 20.8 1.7 Summer (6, 7, 8) 1,177 44.3 3.8 20.6 1.7 Fall (9, 10, 11) 1,115 74.9 6.7 20.5 1.8 Winter (1, 2, 12) 1,333 133.7 10.0 12.3 0.9 Spring (3, 4, 5) 1,219 87.4 7.2 28.1 2.3 Summer (6, 7, 8) 1,334 49.6 3.7 26.0 1.9 Fall (9, 10, 11) 1,174 101.5 8.6 18.4 1.6 Winter (1, 2, 12) 1,398 166.4 11.9 16.7 1.2 3.2 풍력및태양광의피크기여도 제주지역피크시간대는다른지역과는달리낮시간과저녁시간두번으로나타난다. 낮시간은 14 시부터 15 16 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018
제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 _ 명호산외 시그리고저녁시간은 19시에서 21시까지로최대수요시간을정하고있으므로, 정해진피크시간대에대하여태양광과풍력발전의피크기여도를산정하였다. Table 6은 19시부터 21시까지풍력과태양광의피크기여도를나타낸것이다. 풍력은겨울철인 1, 2, 12월에서 10% 가넘는피크기여도를보이고, 6, 7, 8월에는약 3% 의피크기여도를보이며계절적인영향이많이나타난다. 저녁시간대이므로태양광의피크기여도는무시한다. Table 6 Peak load contribution of wind power & PV (19 h~21 h) (Unit : %) Month 2014 2015 2016 Wind power PV Wind power PV Wind power PV Jan. 9.7 0.0 9.3 0 5.9 0 Feb. 11.6 0.0 8.9 0 6.1 0 Mar. 8.1 0.0 4.9 0 7.2 0 Apr. 5.6 0.0 5.2 0 4.7 0 May. 4.7 0.0 4.2 0 4.3 0 Jun. 3.6 0.0 3.1 0 2.0 0 Jul. 3.3 0.2 4.0 0.2 2.6 0.1 Aug. 3.4 0.1 3.1 0.1 3.7 0 Sep. 4.2 0.0 5.1 0.0 3.6 0 Oct. 8.8 0.0 5.5 0.0 5.3 0 Nov. 11.6 0.0 6.6 0.0 5.5 0 Dec. 13.9 0.0 8.3 0.0 7.8 0 Table 7 Peak Load Contribution of Wind Power & PV (14 h~15 h) (Unit : %) Month 2014 2015 2016 Wind Power PV Wind Power PV Wind Power PV Jan. 10.6 2.9 11.2 3.3 8.2 0.9 Feb. 14.4 5.8 11.2 3.7 7.2 0.9 Mar. 9.7 7.1 6.4 5.2 8.7 1.5 Apr. 7.3 6.8 4.8 4.8 6.5 1.8 May. 4.3 7.1 3.7 6.6 5.8 2.3 Jun. 4.8 4.3 3.5 4.2 2.8 1.9 Jul. 4.4 4.4 4.7 4.8 3.1 1.6 Aug. 4.8 5.4 3.3 4.5 4.6 1.7 Sep. 4.8 4.6 5.4 5.9 3.8 2.6 Oct. 9.1 4.1 7.5 7.5 7.1 3.8 Nov. 11.8 5.5 8.1 3.3 6.2 3.6 Dec. 12.9 5.1 10.2 3.6 9.5 2.5 Table 7 은제주지역의낮피크시간대인 14 시부터 15 시까지풍력과태양광의피크기여도를나타낸것이다. 풍력 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 17
한국태양에너지학회논문집 은저녁피크시간대와마찬가지로계절별영향이많이나타나는것으로나타난다. 태양광의경우낮시간의피크기여도의경우 3월과 5월에 7% 이상의피크기여도를보이고있으나, 풍력에비해낮은피크기여도를보이고있다. Fig. 1은풍력발전과태양광발전의의연간피크기여도를나타내고있다. 풍력은 2014년 5.51% 에서 2016년 7.81% 로증가하였고, 태양광발전의피크기여도는 1.05% 에서 2016년도 2.64% 로증가하였다. 현재피크기여도는전력수급계획에서공급설비를계획하는데있어서지표로사용되고있으며, 정확한피크기여도의분석을통하여공급설비계획시과도한전력설비산정으로인한불필요한투자를막을수있을것이다. Fig. 1 Trend of yearly peak contribution 3.3 풍력및태양광의용량신뢰도 (Capacity Credit) 해외에서는용량신뢰도 (Capacity Credit) 로발전설비의공급신뢰도를판단하고있다. Table 8은해외전력회사들은용량신뢰도산출방법중시간대별기법을이용하여신재생에너지의기여도를평가하는방법을나타낸것이다. 시간대별기법은다양한시구간에대하여계산할수있기때문에적절한시구간을설정하는것이용량신뢰도의산정에있어서가장중요하다 4). 용량신뢰도를산정하기위하여제주지역의피크시간대인 14시부터 15시그리고 19시부터 21시까지를피크시간대를선정하였고, 2014년부터 2016년도까지의실적을기준으로이용하여용량신뢰도를산정하였다. 용량신뢰도 피크시간대의신재생에너지의평균출력 (1) 신재생에너지의설비용량 Table 9는연도별풍력발전의용량신뢰도를나타낸것이다. 풍력발전의경우계절별로차이를보이고있으며, 이용률 (CF) 이높은겨울철의신뢰도가가장높은것으로나타나고있다. 풍력과태양광모두해마다용량신뢰도가증가하고있으며, 현재태양광발전의용량신뢰도는약 2% 정도이고, 풍력발전의용량신뢰도는약 7% 정도로나타나고있다. 18 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018
제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 _ 명호산외 Table 8 Method of estimation for capacity credit Power company ERCOT PJM MAPP Idaho power PSE and Avista SPP Method Peak period (16:00~18:00, July~ Aug.) Peak period (15:00~19:00, July~ Aug.) Montly peak time : standard 4 hour 16:00~20:00, July 20% Rated capacity or 2/3 of capacity rate in Jenuary Top10 of monty load Table 9 Capacity credit of wind power & PV (Unit:%) Source Wind power PV Season (month) 2014 2015 2016 Credit CF Credit CF Credit CF Spring (3, 4, 5) 5.4 20.4 5.2 19.8 6.4 18 Summer (6, 7, 8) 3.1 11.5 3.3 9.2 3.3 10.3 Fall (9, 10, 11) 4.6 17.4 5.7 15.7 6.6 17.2 Winter (1, 2, 12) 8.1 30.5 10 38.2 11.1 36.1 Spring (3, 4, 5) 0.5 6.2 1.6 12.8 2.1 12.3 Summer (6, 7, 8) 0.6 16.9 1.6 12.8 1.7 11.4 Fall (9, 10, 11) 0.9 10.7 1.6 12.9 1.2 8.2 Winter (1, 2, 12) 0.5 5.3 1.0 7.9 1.1 7.6 신재생에너지는자연에너지에의존하여중앙급전발전기와는달리최대수요시설비용량만큼의출력을낼 수가없어이를예비력으로산정하기에는어려움이많다. 그러나신재생에너지가최대수요시얼마만큼기여 를하고있는지를나타내는용량신뢰도가분석이된다면예비력을산정하는데도움이될것이다 5). 3.4 풍력및태양광의출력변동률신재생에너지의간헐성은점유율이높아질수록계통의안정적인운영을위하여더욱고려되어야하는대상이다. 간헐적인에너지원에의하여출력이급격히감소하거나증가한다면기존의발전기를통하여출력변동에대한응동을해야한다. 하지만신재생에너지의변동률에대한정확한예측이어렵기때문에계통의운영에어려움이발생할수있다. 출력변동률 현재시간출력 전시간의출력 (2) 설비용량 Table 10 은 3 년동안의제주전체와각지역별최대상 하향출력변동률을나타낸것으로, 지역별로각기다 른최대상 하향출력변동률을보이고있다. Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 19
한국태양에너지학회논문집 Table 10 Peak Variation Rate of Wind Power In Jeju_2014-2016 Year '14 '15 '16 Variation Rate (%) North East West South East Total Variation (MW) Rate (%) Variation (MW) Rate (%) Variation (MW) Rate (%) Variation (MW) Upward 51 20 29 15 50 38 16 49 Downward 64 16 63 16 56 37 18 43 Upward 68 30 53 14 50 56 36 64 Downward 52 31 57 13 57 49 41 79 Upward 30 36 82 36 48 56 32 86 Downward 39 29 54 22 58 47 35 76 Fig. 2 는출력변동률의빈도를나타낸것이다. 대부분의변동률이 0~10% 사이에들어있으며, Table 10 에나 타나는최대상 하향출력변동률이나타나는빈도는매우적다. Fig. 2 Distribution variation of wind power Table 11 Mean variation rate of wind power in Jeju_2014-2016 (Unit : %) Year Variation North East West South East Total '14 Upward 7.0 8.6 7.5 4.8 Downward -3.7-5.1-4.8-2.3 '15 Upward 5.0 5.1 4.8 3.7 Downward -4.6-4.7-4.6-3.6 '16 Upward 2.5 4.5 4.6 2.7 Downward -2.7-4.2-4.7-2.7 따라서위의변동률분포를반영하여 3 개년간의제주지역별연도별변동률의평균치를구해보면 Table 11 과같이변동률이현저히떨어지는것을볼수있다. Fig. 3 에서보면풍력발전단지가지형적으로넓게퍼져있는 20 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018
제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 _ 명호산외 경우, 지역별로변동률이서로상쇄되어변동률의작아지는것을볼수있는데이를 스무딩효과 라고하며, 풍 력발전의계통연계시과도한예비력이산정되는것을피하기위해이러한효과를분석하기도한다. Fig. 3 Smoothing effect Table 12 는 3 년간의제주지역의연도별풍력발전과태양광발전의변동률을나타낸것이다. 2014 년부터 2016 년까지의풍력및태양광의설비용량의증대에의한변동률변화는크게없으나, 풍력과태양광의발전량 이합쳐지며변동률이감소하여풍력발전과태양광발전간의스무딩효과를볼수있다. Table 12 variation rate of wind power & PV (Unit:%) Source 2014 2015 2016 Wind (upward / downward) 32/28 30/37 32/28 PV (upward / downward) 28/31 28/30 32/28 Wind+PV (upward / downward) 25/22 21/27 23/20 풍력발전의출력변동뿐만아니라태양에너지를이용하는태양광발전또한날씨에의한출력의급감혹은급증으로계통운영에어려움을주기도한다. Fig. 4는태양광발전의일일시간당평균발전량을나타낸것으로, 일몰시태양광발전의출력이급감하고, 정오가가까운시간대에출력이급증함을알수있다. 특히급격한감소는 15시와일몰시간대인 17시에발생하고급격한증가는 10시와 13시에발생하며, 최대 30% 전후의변동률로나타난다. 하지만이렇게출력이급격히변하여변동률이커지는빈도극히적다. Fig. 5에서보듯이대부분의변동률은상 하향으로 0%~10% 에몰려있는것을알수있다. Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 21
한국태양에너지학회논문집 Fig. 4 Total accumulated PV_2014-2016 Fig. 5 Distribution of variation of PV Table 13 은 3 년간제주지역태양광발전의평균변동률을나타낸것이다. 2016 년평균변동률은 5~6% 정도 로나타나고있으며, 3 개년도의변동률을살펴보았을때계절별혹은설비용량증가에따른변동률의증감은뚜 렷하게나타나지않고있다. Table 13 Variation rate of PV in Jeju (Unit : %) Year Variation Spring (3, 4, 5) Summer (6, 7, 8) Fall (9, 10, 11) Winter (1, 2, 12) '14 Upward 3.2 3.4 5.0 2.1 Downward 3.1-3.2-6.4-1.9 '15 Upward 5.1 6.7 5.6 7.4 Downward -5.0-2.8-5.7-7.6 '16 Upward 6.3 5.2 4.9 5.2 Downward -6.1-4.9-4.9-5.0 22 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018
제주지역풍력발전및태양광발전의전력계통부하기여분석 _ 명호산외 10시에서 13시까지의시간대에서는출력이급격히증가하는만큼태양광설비용량의변동량만큼을감발할수있는발전설비가필요할것이며, 여의치않을경우태양광발전의출력제한을고려해야할것이다. 반대로출력이급격히감소하는 15시부터 17시사이에는급격히감소하는출력에대하여일정이상의예비력을확보하여즉시응동가능한공급설비를확보해야할것이다. 3.5 풍력발전및태양광발전의출력제한신재생에너지의점유율이급격히증가하게되면전력수급의불균형으로인하여신재생에너지의출력을더이상계통이수용하지못하는경우가발생한다. 이러한경우발전하고있는발전기의출력을제한하는경우가발생하게된다. 제주지역의출력제한은경부하혹은풍력발전의출력이부하에비하여큰경우출력제한을실시하고있고, 태양광발전의출력이급증하는경우출력제한또한고려하고있다. Table 14는제주지역의발전설비들이최소발전운전을하였지만풍력발전의발전량이너무많거나, 수요가적어한국전력거래소 (KPX) 제주지사에서급전지시를통하여풍력발전의출력을제한시켰던기록이다. 현재풍력및태양광의점유율이높지않은상황에서도출력의제한이발생하고있다. 출력제한은특히풍력발전의발전량이높고, 수요가낮은새벽시간에주로발생하였으나, 태양광의설비용량증가로인하여낮에도풍력발전의출력의제한이발생하고있다. 향후풍력발전과태양광발전의설비용량이점차증가할경우이러한출력의제한의빈도가더욱많아질것이다. 계통운영의어려움을해결하기위하여전력수요뿐만아니라풍력발전과태양광발전의발전량예측의정확도및신뢰도를높여이처럼출력이제한되는상황에대비를해야한다. Table 14 History of limit of wind power record by KPX Year Date Count 2015 08. 25.01:00~06:00 10. 02. 01:00~05:00 10. 11. 02:00~05:00 3 2016 04. 17. 13:00~14:00 05. 16. 01:00~06:00 10. 29. 01:35~04:30 11. 01. 02:15~15:48 11. 08. 3:49~04:14 11. 05. 02:50~04:50 6 03. 21. 12:15~15:10 04. 01. 14:30~16:10 04. 14. 11:25~13:16 2017 05. 26.11:51~14:45 09. 11. 02:30~06:00 09. 16. 03:00~05:00 8 10. 13. 02:00~04:40 10. 16. 02:30~04:30 4. 결론 2014 년부터 2016 년까지제주지역의실제수요데이터와신재생에너지인풍력및태양광발전을분석하여, 풍력및태양광발전의점유율이증가할경우부하에대한기여도및신뢰도가어떻게변하고있는지를알아보았다. 풍력발전과태양광발전이제주계통에서차지하고있는에너지점유율은각각 8% 와 2% 이며, 설비용량의증 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018 23
한국태양에너지학회논문집 대로인하여연도별로점유율이올라가고있다. 하지만피크기여도는신재생에너지원의간헐적인특징으로인하여풍력발전은바람이좋은겨울철에만 10% 이상, 태양광은평균 2% 수준으로현재까지는그기여도가미미한수준이지만설비용량이늘어날수록증가하는추세를보이고있다. 용량신뢰도의경우풍력발전은 8~10%, 태양광발전은 1~2% 로나타나고있으나, 설비용량이증가에따른변동을보이고있어, 보다정확한용량신뢰도의확보를위해서는향후추가적인분석이필요할것으로보인다. 변동률의경우에는풍력발전과태양광발전모두시간당최대상 하향변동률이 30% 정도로나타나고있고, 평균변동률은각각약 3% 와 5% 로나타난다. 현재제주지역은전력공급과잉으로인하여새벽시간에풍력발전에급전지시를내려출력을제한시키는사례가몇차례발생하였다. 그리고이와같이계속해서신재생에너지의발전량예측이어렵다면, 신재생에너지의설비용량및점유율의증가할수록더많은출력제한사례가발생할것이다. 하지만피크기여도, 용량신뢰도및변동률분석을통하여신재생에너지가월별로어느정도의전력공급을일정하게해줄수있는지를예측할수있다면, 전략적인공급계획의수립을통하여보다안정적인전력공급설비로서제주지역의전력공급에보다많은기여를할수있을것이라고사료된다. 후기 이논문은제주대학교학술연구지원사업에의하여연구되었음 (This was supported by the research grant of the Jeju National University). REFERENCES 1. Analyzing major challenges of wind and solar varability in power system, Falko Ueckerdt, physics Faculty Publication, 2015. 2. Jeju Special Self-Governing Province, Carbon Free Island Jeju by 2030, 2012. 3. Electricity Market Operation Report_2017.08_KPX. 4. Power System Requirements for Wind Power, Hannele Holttinen and Ritava Hirvonen, Wind power in Power systems, 2005. 5. Reliability Assessment of Renewable Energy_KSNRE, The 2006 Spring Conference pp.339~342_yang, Min-Seung. 24 Journal of the Korean Solar Energy Society Vol. 38, No. 1, 2018