1. 서 론
2. 건물 전기차 충전 운영 구조
2.1 이해관계자 구성
2.2 운영 유형
3. 건물 PV-EV 운영의 제도적 고찰
3.1 전력 요금제 구조
3.2 운영 유형별 구조적 특성
4. 운영 유형별 에너지 자립률 분석
4.1 분석 대상 및 케이스 설정
4.2 일간 전력 수급 프로파일 분석
4.3 운영 유형별 에너지 자립률 및 전기요금 분석
5. 결 론
1. 서 론
탄소중립 2050 달성을 위해 수송 부문과 건물 부문에서는 전기자동차(EV, Electric Vehicles, 이하 전기차)와 제로에너지건축물(ZEB, Zero Energy Building) 보급에 주목하고 있다1). 국내 전기차 등록 대수는 2021년 10만 427대에서 2024년 14만 6,902대로 급증하였으며, 전기차 충전기는 2022년 9만 8,504기에서 2024년 10만 9,377기로 증가하고 있다2). 정부는 2030년까지 누적 420만 대 전기차 보급을 목표로 전기차 구매 보조금 지원, 충전 인프라 의무 설치 등 관련 제도를 지속적으로 강화하고 있다. 동시에 제로에너지건축물 의무화 로드맵에 따라 에너지 자립 건물 대상이 단계적으로 확대되고 있다3). 특히 태양광발전시스템(PV, Photovoltaics System)은 ZEB 인증의 핵심적인 에너지 생산 수단으로 자리잡고 있으며, 건물일체형 태양광(BIPV, Building-Integrated Photovoltaics)을 포함한 다양한 형태로 건물에 적용되고 있다.
현재 국내 건물에 설치된 전기차 충전 인프라의 상당 부분은 「환경친화적 자동차의 개발 및 보급 촉진에 관한 법률」(이하 친환경자동차법)에 따른 의무 설치 규정의 이행 결과이다4). 즉, 건물 내 전기차 충전 인프라 보급은 건물 에너지 관리 정책과 별개의 경로를 통해 진행되어 왔으며, ZEB 인증 체계와 전기차 충전 의무화 정책은 현재까지 상호 연계 없이 병렬적으로 운영되고 있다. 현행 ZEB 인증 체계에서는 전기차 충전 부하와 콘센트 부하가 건물 에너지 사용량 산정에서 제외되어 있으나, 물리적으로는 전기차 충전 설비가 건물 전력 계통에 연결된 추가 부하로 작용하며 별도 계량기를 통해 건물 부하와 독립적으로 정산된다. 전기차 충전 의무 설치가 확대될수록 실제 수전량은 증가하나 ZEB 인증 기준 자립률 산정에는 반영되지 않아, 제도적 평가와 실질적 에너지 자립 수준 간의 차이가 커질 수 있다.
건물 PV와 전기차 충전의 연계를 다룬 선행 연구에서 Kim et al. (2021)5)은 실측 주행 데이터 기반 몬테카를로 시뮬레이션을 통해 공동주택의 전기차 충전 수요 패턴 및 보급률별 건물 최대부하 변화를 정량화하였다. Fachrizal et al. (2022)6)와 Luo et al. (2024)7)는 건물에서 PV-EV 통합 시스템의 스마트 충전 제어 및 V2B (Vehicle-to-Building) 운영을 통한 에너지 성능과 경제성 향상 효과를 평가하였다. Barone et al. (2020)8)과 An et al. (2026)9)은 커뮤니티 단위에서 PV, EV, ESS (Energy Storage System, 에너지저장시스템)를 포함한 복합 에너지 시스템의 에너지 자립률 및 통합 운영 성능을 분석하였다. 기존 연구들은 PV-EV 통합 시스템의 기술적 운영 전략, 스마트 충전 제어, 또는 V2B 기반 에너지 관리에 주로 초점을 두고 있다. 실제 건물 환경에서는 전기차 충전 운영 주체(건물주, 충전서비스 제공사업자)에 따라 적용 요금제와 계통 연계 구조가 상이함에도 불구하고, 이러한 운영 유형의 차이가 에너지 자립률 산정 및 전기요금에 미치는 영향은 기존 연구에서 충분히 다루어지지 않았다. 특히 국내에서는 ZEB 인증 체계와 전기차 충전 운영 유형의 상호작용에 관한 연구는 현재까지 전무하다.
본 연구는 건물 PV-EV 시스템에서 전기차 충전 운영 유형에 따른 전력 수급 구조와 에너지 자립률, 전기요금의 차이를 비교 분석하는 것을 목적으로 한다. 본 연구의 기여는 운영 유형 분류 프레임의 제시와 함께, 동일한 물리적 설비 조건에서도 운영 유형에 따라 에너지 자립률 산정 기준이 달라진다는 점을 정량적으로 확인한 것으로, 전기차 충전 부하의 계통 포함 방식이 에너지 자립률 평가에 미치는 영향을 분석한 점에서 차별성이 있다. 이를 위해 전기차 충전 운영 유형을 분리형, 통합형, 개인형으로 구분하고, 국내 업무용 건물을 대상으로 태양광과 전기차 설비를 포함한 PV-EV 시스템을 가정하여 운영 유형별 일간 전력 수급 패턴, 에너지 자립률, 전기요금을 비교 분석하였다.
2. 건물 전기차 충전 운영 구조
2.1 이해관계자 구성
건물 내 전기차 충전 설비는 복수의 이해관계자가 관여하며, 각 주체는 전력 정산 및 수익 구조 측면에서 상이한 역할을 담당한다. 건물주는 충전 설비가 설치되는 부지와 건물을 소유하는 주체로, 한국전력공사(KEPCO, Korea Electric Power Corporation, 이하 한전)와의 전력 공급 계약을 체결하고 전기요금을 납부한다. 충전 설비를 직접 운영하는 경우 충전 수익이 건물주에게 귀속되며, 충전서비스 제공사업자에게 부지를 임대하는 경우 임대료 또는 수익 배분을 통해 간접 수익을 얻는다. 충전서비스 제공사업자는 친환경자동차법에 따라 등록된 사업자로, 한전과 전기차충전용 전력 요금제로 별도 계약을 체결하여 전기차 차주에게 충전서비스를 제공한다. 충전요금은 사업자가 자율적으로 결정하되 상한 규제가 적용되며, 수익은 충전요금 수입에서 전력구매비 및 운영비를 차감하여 산정된다. 전기차 차주는 충전서비스의 최종 소비자로, 충전서비스 제공사업자 또는 건물주에게 kWh당 단가 기준으로 충전요금을 납부한다. 개인형의 경우 차주와 건물주가 동일 주체가 되어 별도의 충전요금 정산이 발생하지 않는다. 한전은 전력 공급 및 계량의 주체로, 건물주 및 충전서비스 제공사업자와 각각 독립적으로 전력 공급 계약을 체결하며, 운영 유형에 따라 단일 계량기 또는 복수 계량기 구조가 적용된다.
2.2 운영 유형
이해관계자 간 역할 분담 방식에 따라 운영 유형은 분리형(Type 1), 통합형(Type 2), 개인형(Type 3)의 세 가지로 구분된다. 분리형(Type 1)은 건물주와 충전서비스 제공사업자가 분리된 구조로, 국내 건물 내 충전 인프라에서 가장 일반적으로 적용되는 방식이다. 건물주는 부지를 제공하고 임대료 또는 수익 배분 계약을 통해 수익을 얻으며, 충전서비스 제공사업자는 한전과 별도 계약을 체결하여 독립적으로 운영한다. 차주에 대한 정산은 충전서비스 제공사업자가 운영하는 앱, 회원카드, 신용카드 등을 통해 이루어지며, 건물주와 충전서비스 제공사업자 간에는 사전 계약에 따라 임대료 또는 충전 수익의 일부를 배분하는 방식으로 정산된다. 이 유형에서는 V2B 기술 적용 시 이해관계자 간 이익 상충이 심화될 수 있다. 건물주는 별도 계량 구조상 V2B로 인한 피크 저감 편익을 기본요금 절감으로 직접 수취하는 반면, 충전서비스 제공사업자는 최대부하 시간대에 구매한 전력을 방전에 소비함으로써 수익 손실이 발생할 수 있어 이해관계자 간 별도의 편익 배분 합의가 사전에 요구된다.
통합형(Type 2)은 건물주가 충전 설비를 직접 소유·운영하는 방식으로, 전기요금 부담과 충전 수익이 단일 주체에 귀속된다. 최적화 목표가 건물 총 전기요금 최소화로 단순화되며, V2B 기술 적용 시 피크 저감에 따른 전기요금 절감 편익이 건물주에게 집중된다. 공동주택의 경우 충전 사용량을 관리비 고지서에 포함하여 입주민에게 청구하는 방식이 적용되기도 하나, 현재까지 일부 사례에 한정된다. 자사 건물 내 임직원 복지 충전의 경우 별도 요금 없이 무상으로 제공되기도 한다.
개인형(Type 3)은 건물주와 전기차 차주가 동일 주체인 개인으로, 별도의 충전서비스 제공사업자 없이 자가 충전이 이루어지는 방식이다. 주택용 전력 요금제(누진제)가 적용되며, 전기차 충전은 전기차충전용(자가소비용) 요금제로 별도 계약하여 정산된다. Table 1은 운영 유형별 주요 특성을 정리한 것이다.
Table 1
Comparison of EV Charging Operation Type Characteristics
3. 건물 PV-EV 운영의 제도적 고찰
3.1 전력 요금제 구조
계통 측면에서는 태양광 발전 비중이 증가하면서 주간 순부하가 급격히 낮아지고 일몰 후 저녁 시간대에 급격히 상승하는 덕커브(Duck Curve) 현상이 심화되고 있다. 이는 계통 운영자인 전력거래소(KPX, Korea Power Exchange)에 주간 수요 증대와 저녁 시간대 급속한 출력 증가 대응이라는 이중 과제를 부과한다. 전기차 충전 부하는 시간 이동이 가능한 유연한 부하로서 태양광 발전이 집중되는 주간 시간대에 충전을 유도할 경우 계통 안정성을 향상시킬 수 있는 주요 수단으로 주목받고 있다.
국내 전기차충전용 요금제는 충전서비스 제공사업자용과 자가소비용으로 구분되며, 기본요금과 계시별(ToU, Time-of-Use) 전력량요금으로 구성된다. 계절에 따른 경부하, 중간부하, 최대부하의 세 구간으로 구분되어 요금이 차등 적용되며, 충전서비스 제공사업자용 고압 선택I 및 자가소비용 고압 기준 요금표는 Table 2와 같다10).
현행 전기차충전용 요금제에서 정의된 최대부하 시간대는 태양광 발전 집중 시간대와 중복된다. 즉, 계통 측면에서는 태양광 발전이 많은 주간 시간대에 전기차 충전을 확대하는 것이 바람직함에도 불구하고, 요금제 측면에서는 동일 시간대에 가장 높은 전력량 요금이 부과되는 구조가 형성되어 있다. 이로 인해 태양광 발전을 전기차 충전에 직접 활용하고자 하는 물리적·기술적 가능성과, 충전서비스 제공사업자의 경제적 의사결정 간에 차이가 존재한다. 이러한 구조는 충전서비스 제공사업자와 차주 모두에게 주간 충전을 유도하는 경제적 유인을 제공하지 못하며, 이는 운영 유형에 따라 상이하게 나타난다.
Table 2
ToU Rate Structure of EV Charging Electricity Tariff (High Voltage Option I)
3.2 운영 유형별 구조적 특성
분리형(Type 1)은 계시별 요금이 충전서비스 제공사업자 단계에서 차단되어 차주에게 전달되지 않는다. 차주는 충전 시간대와 무관하게 동일 단가를 지불하므로 충전 시간대를 조정할 경제적 유인이 없으며, 충전서비스 제공사업자는 주간 충전 시 전력 구매 비용이 증가하여 주간 충전 유도를 기피한다. 결과적으로 건물주, 계통 운영자, 충전서비스 제공사업자, 차주의 목표가 각각 피크 저감, 주간 수요 증대, 전력 구매 비용 최소화, 충전 편의성으로 불일치하며 통합 운영이 저해된다.
통합형(Type 2)에서는 비주거용 건물의 경우 계약전력 기준 기본요금 구조상 피크부하 저감이 우선적 목표가 되며, 주거용의 경우 누진제 구조상 월간 총 사용량 저감이 주요 목표가 된다. 이에 따라 주간 PV 발전량을 전기차 충전에 직접 활용하는 운영이 경제적으로 유리하며, 충전서비스 제공사업자를 거치지 않고 건물주가 직접 충전 부하를 관리하므로 요금제 선택과 충전 시간대 조정 측면에서 운영 자율성이 높다. 다만 최적화 목표가 건물 단위에 한정되므로 계통 차원의 주간 수요 증대와 피크 저감에 대한 기여는 제한적이다.
개인형(Type 3)은 자가소비용 요금제가 적용되어 통합형과 유사한 구조적 특성을 가진다. 이와 같이 운영 유형에 관계없이 건물 에너지 자립률 향상과 계통 기여를 동시에 달성하는 데 있어 구조적 한계가 존재한다.
4. 운영 유형별 에너지 자립률 분석
4.1 분석 대상 및 케이스 설정
본 연구의 분석 대상은 주간 시간대에 건물 부하가 집중되고 태양광 발전 피크와 시간대가 일치하는 국내 업무용 건물이다. 대상 건물은 연면적 4,800 m2, 3층 규모의 가상 중규모 건물로11), 건물 피크 부하는 200 kW이다. 계약전력은 건물 피크 부하(200 kW)와 전기차 최대 동시 충전 부하(71 kW)의 합산인 271 kW로 설정하였으며, 이는 300 kW 미만에 해당한다. 건물 에너지 소비 패턴은 7 ~ 8월의 냉방 부하가 포함된 국내 업무용 건물의 부하 프로파일을 참고하였다12). 태양광발전시스템은 옥상 PV 77 kW와 외벽 BIPV 33 kW를 포함한 총 110 kW 용량을 설치하는 것으로 가정하였다. 모듈 550 W를 기준으로 옥상 PV는 옥상 면적의 70% 이내, 모듈당 설치 필요면적 8 m2를 적용하여 140장으로 설정하였으며, 외벽 BIPV는 60장 설치로 33 kW로 하였다. 태양광 발전 패턴은 KPX에서 제공하는 2024년 서울시 시간대별 태양광 발전량 데이터를 활용하였다13). 전기차 충전 설비는 연면적 기준 법정 주차 대수의 의무 설치 비율을 상회하는 수준으로 완속 충전기(7 kW) 3대, 급속 충전기(50 kW) 1대를 기준으로 하며, 이용률은 설비 용량이 전력 수급 구조에 미치는 영향을 명확히 비교하기 위해 최대 부하 조건을 가정하여 100%로 설정하였다. 실제 업무용 건물의 전기차 충전설비 이용률은 100%보다 낮으며, 이용률 감소에 따라 전기차 충전 부하가 감소하면 케이스 간 에너지 자립률 및 전기요금 차이의 절대적 규모도 축소될 수 있다. 충전 패턴은 한전에서 발표한 업무용 건물의 시간대별 이용 현황을 참고하였다14). 본 분석에서는 운영 유형에 따른 전력 수급 구조의 차이를 비교하는 것을 주요 목적으로 하므로, 설비 효율 손실 및 충전 효율에 따른 세부 변동은 고려하지 않고 이상적인 조건을 가정하였다. 건물 전기요금은 일반용(갑) II 고압A 선택I을 기준으로 하였으며, 전기차 충전 전기요금은 분리형의 경우 충전서비스 제공사업자용 고압A 선택I, 통합형의 경우 자가소비용 고압을 적용하였다(Table 2). 전기차 차주의 충전요금은 기후에너지환경부의 전기차 충전요금 정보 기준 100kW급 미만 단가인 324.4원/kWh를 적용하였다15). 분석에서는 사용량 기반 전력량요금만을 대상으로 하였으며, 기본요금은 포함하지 않았다. 또한 본 분석은 단방향 충전(V1G, Vehicle-to-Grid 단방향) 조건으로 한정하며, V2B 시나리오는 분석 범위에서 제외하였다.
분석 케이스는 3개로 구성하였다. 운영 유형은 2장에서 제시한 분리형(Type 1)과 통합형(Type 2)을 대상으로 하였으며, 개인형(Type 3)은 주택용 건물에 적용되는 유형으로 본 연구의 분석 대상인 업무용 건물에 해당하지 않아 분석에서 제외하였다. Case 1은 PV 및 전기차가 없는 기준 케이스로, 업무용 건물의 순수 건물 부하만을 반영한다. Case 2는 분리형(Type 1) 운영 구조를 적용한 케이스로, PV와 전기차 충전 설비가 설치되나 충전서비스 제공사업자가 독립적으로 운영하므로 전기차 충전 부하는 건물 부하에 포함되지 않는다. 주간 충전 시 충전서비스 제공사업자에게 최대부하 요금이 적용된다. Case 3은 통합형(Type 2) 운영 구조를 적용한 케이스로, 건물주가 충전 설비를 직접 운영하여 주간 PV 발전량을 전기차 충전에 직접 활용하는 운영이 가능하다. Case 2와 Case 3는 동일한 PV 및 전기차 충전 설비 사양을 적용하여 물리적 전력 수급 구조는 동일하나, 운영 주체와 적용 요금제가 상이하다. 다만, 에너지 자립률 산정 시 적용되는 총 부하 범위가 운영 유형에 따라 달라진다는 점을 고려해야 한다.
4.2 일간 전력 수급 프로파일 분석
여름철 평일 기준 건물 부하, 태양광 발전, 전기차 충전 부하의 일간 시간대별 프로파일은 Fig. 1과 같다. Fig. 1(a)의 건물 부하는 심야 시간대(00:00 ~ 07:00)에 약 50 kW 수준의 기저 부하를 유지하다가 출근 시간대(08:00 ~ 09:00)에 급격히 상승한다. 점심 시간대(12:00 ~ 13:00)에는 소폭 감소 후 14:00경 약 200 kW의 피크에 달하고, 18:00 이후 점진적으로 감소하는 패턴을 보인다. Fig. 1(b)의 태양광 발전은 일출 후 급격히 증가하여 12:00 ~ 13:00경 최대 100 kW에 달하며, 이후 감소하여 전형적인 주간 집중 패턴을 나타낸다. Fig. 1(c)는 완속 및 급속 충전기별 전기차 충전 부하 프로파일로, 완속 충전기는 출근 시간대(09:00 ~ 10:00)에 접속이 집중되고 이후 업무시간 동안 점진적으로 감소하는 패턴을 보이며, 급속 충전기는 업무시간 동안 이용이 집중되다가 퇴근 직전(17:00 ~ 18:00)에 최대 이용률을 보이는 패턴이다. 한편 심야시간대의 충전 이용은 공용차량 충전 등에 의한 것이다. Fig. 1(d)는 완속 및 급속 충전기를 합산한 총 전기차 충전 부하로, 출근 시간대 이후 주간 시간대에 걸쳐 비교적 일정한 수준을 유지하는 패턴을 보인다.
4.3 운영 유형별 에너지 자립률 및 전기요금 분석
Fig. 2는 3개 케이스별 일간 순부하 패턴을 나타낸 것이다. Case 1 (기준)은 PV 및 전기차 없이 건물 부하만 반영한 순부하로, 주간 시간대에 최대 약 200 kW에 달한다. Case 2 (분리형)는 PV 발전이 건물 부하를 직접 상쇄하여 주간 시간대(10:00 ~ 15:00)에 순부하가 Case 1 대비 감소한다. Case 3 (통합형)는 전기차 충전 부하가 추가되어 전 시간대에 걸쳐 Case 2 대비 순부하가 높게 나타나며, 퇴근 시간대(17:00 ~ 18:00)에는 급속 충전기 이용 집중으로 인해 순부하가 Case 1의 피크 수준을 초과한다. 주간 시간대에는 PV 발전이 전기차 충전 부하의 일부를 직접 충당하여 수전량 증가가 부분적으로 억제된다. Fig. 2의 배경 음영은 전기차충전용 요금제의 계시별 구간을 나타내며, 이 중 주황색 음영이 최대부하 시간대(11:00 ~ 12:00, 13:00 ~ 18:00)에 해당된다. 해당 구간에서 Case 2 (분리형)는 PV 발전에 의해 순부하가 감소하나, 충전서비스 제공사업자에게 최대부하 요금이 적용되어 주간 충전 유도가 경제적으로 불리한 구조가 형성된다. 반면 Case 3 (통합형)는 동일 구간에서 PV 발전이 전기차 충전 부하를 부분적으로 상쇄하여 수전량 증가가 억제되며, 주간 시간대 전기차 충전 부하 활용을 통해 덕커브 심화에 따른 계통 부하 불균형 개선에 기여할 수 있음을 보여준다.
케이스별 에너지 자립률과 전기요금 산정 결과는 Table 3과 같다. 에너지 자립률은 PV 발전량을 동일 기간 총 전기에너지 사용량(건물 부하 + 전기차 충전 부하)로 나눈 값으로 산정하였다. 단, 분리형(Case 2)의 경우 전기차 충전 부하가 건물 계통에 포함되지 않으므로 총 부하 산정 시 건물 부하만을 적용하였다. 이 값은 운영 유형에 따른 수전량 범위의 차이를 반영한 비교 지표로 활용한다. Case 2의 에너지 자립률은 27.6%로, PV 발전량 776.1 kWh/day가 건물 부하를 부분적으로 충당한다. Case 3의 에너지 자립률은 19.4%로, 전기차 충전 부하 추가에 따른 총 부하 증가로 자립률이 감소하였다. PV 발전량(776.1 kWh/day)은 전기차 충전 부하(1,193.6 kWh/day)의 약 65% 수준으로, 시간대별 발전과 충전 수요의 불일치로 인해 실제 직접 활용 비율은 이보다 낮다. 이를 정량화하면 Case 3 (통합형)에서 PV 발전량 중 전기차 충전에 직접 활용되는 비율은 70.1%로 산출된다. 그러나 Case 3은 주간 PV 발전을 전기차 충전에 직접 활용함으로써 수전량 증가를 억제하는 효과를 보이며, 주간 시간대 전기차 충전 부하를 활용함으로써 덕커브 심화에 따른 계통 부하 불균형 완화에 기여할 수 있다. 주간 시간대(09:00 ~ 18:00) 기준 Case 3의 순부하는 Case 2 대비 595.6 kWh 증가하여, 태양광 발전 집중 시간대의 계통 순부하 증대에 기여함을 확인하였다. 한편 두 케이스 간 에너지 자립률 차이는 운영 유형에 따라 산정에 적용되는 총 부하 범위가 상이한 데 따른 결과로, 현행 ZEB 인증 체계에서 전기차 충전 부하의 포함 여부가 에너지 자립률 산정 결과에 직접적인 영향을 미친다는 점을 확인할 수 있다.
Table 3
Energy Self-Sufficiency Rate and Electricity Cost by Operation Type
건물 전기요금은 운영 유형에 관계없이 건물 부하에 대한 요금이 독립적으로 산정되기 때문에 3개 케이스 모두 394,168원/일로 동일하다. 전기차 충전 전기요금은 운영 유형에 따라 상이하다. 분리형(Case 2)에서는 충전서비스 제공사업자에게 일간 146,872원이 한전에 납부되며, 전기차 차주는 충전서비스 제공사업자에게 387,205원을 별도 납부한다. 통합형(Case 3)에서는 건물주가 자가소비용 요금제로 160,118원을 한전에 납부한다. 따라서 Table 3의 전기차 차주 충전요금(Reference EV User Charging Cost) 항목은 분리형(Case 2)에만 해당하며, 통합형(Case 3)에서는 별도의 충전서비스 제공사업자가 없어 해당 항목이 발생하지 않는다. 한전 납부 기준 총 전기요금은 Case 1이 394,168원, Case 2가 541,040원, Case 3가 554,285원이다. Case 2와 Case 3의 총 전기요금은 Case 1 대비 각각 37.3%, 40.6% 증가하였으며, 두 케이스 간 차이는 13,245원으로 크지 않다. 다만 본 분석은 전력량요금만을 대상으로 하였으며, 기본요금(7,170원/kW)10) 적용 시 Case 3의 계약전력(271 kW)이 Case 2 (200 kW) 대비 증가하여 월간 약 509,000원(일 환산 약 16,970원/일) 추가 비용 차이가 발생한다. 따라서 기본요금을 포함할 경우 두 케이스 간 전기요금 차이는 전력량요금 기준(13,245원/일)보다 크게 확대된다. 분리형의 경우 전기차 차주가 충전서비스 제공사업자에게 납부하는 충전 비용(387,205원)은 충전서비스 제공사업자가 한전에 납부하는 전력 구매 비용(146,872원)을 크게 상회하며, 이는 충전서비스 제공사업자의 운영비 및 수익이 충전요금에 포함되기 때문이다. 반면 통합형에서는 건물주가 단일 주체로 비용을 부담하는 대신 주간 PV 발전과 전기차 충전의 연계 운영이 가능하여 수전량 관리 측면에서 유리하다. 이와 같은 결과는 전기차 충전 운영 구조가 단순한 전기요금 정산 방식의 차이를 넘어 건물 에너지 운영 전략과 에너지 자립률 산정에 실질적인 영향을 미칠 수 있음을 보여준다. 본 분석에서는 여름철 기준으로 수행되었으며, 봄·가을철의 경우 최대부하(94.9원/kWh)와 중간부하(91.0원/kWh) 간 요금 차이가 3.9원/kWh로 여름철(21.3원/kWh)에 비해 현저히 작아 운영 유형 간 전기요금 차이가 축소될 수 있다.
5. 결 론
본 연구는 건물 내 전기차 충전 운영 유형을 이해관계자 구성과 전력요금 적용 방식에 따라 분리형, 통합형, 개인형으로 체계적으로 분류하고, 각 유형의 구조적 특성과 V2B 편익 귀속 구조를 정리하였다. 또한 콘센트 부하 및 전기차 충전 부하를 총 에너지 사용량에 포함하는 조건을 가정하여 국내 업무용 건물을 대상으로 분리형과 통합형에 따른 건물 PV-EV 시스템의 에너지 자립률과 전기요금을 분석하였으며, 주요 결과는 다음과 같다.
첫째, 동일한 PV 및 전기차 충전 설비 조건에서도 전기차 충전 운영 유형에 따라 에너지 자립률의 차이가 확인되었다. 분리형 운영 구조에서는 전기차 충전 부하가 건물 계통과 분리되어 건물 부하만을 기준으로 자립률이 산정되는 반면, 통합형에서는 전기차 충전 부하가 건물 계통에 포함되어 총 부하 증가에 따라 자립률이 낮게 산정된다. 이는 동일한 설비 조건에서도 전기차 충전 부하가 건물 전력 수급 구조에 포함되는 방식에 따라 에너지 자립률이 다르게 평가될 수 있음을 의미한다.
둘째, 운영 유형에 따라 전기요금 부담 주체와 정산 구조가 구분되었다. 분리형 구조에서는 충전서비스 제공사업자가 독립 사업자로서 차주에게 별도 충전요금을 부과하여 최종 소비자 부담이 커지는 반면, 통합형 구조에서는 건물주가 충전 부하와 건물 부하의 전기요금을 직접 부담하는 구조이다.
셋째, 현행 전기차 충전 전력요금제는 태양광 발전이 집중되는 주간 시간대에 최대부하 요금을 적용하고 있어, PV 발전량을 전기차 충전에 직접 활용하는 운영을 경제적으로 유도하기 어려운 구조임을 확인하였다. 특히 분리형 운영 구조에서는 충전서비스 제공사업자가 전력 구매 비용 증가를 부담하게 되어 적극적으로 주간 충전 확대를 유도하기 더욱 어렵다.
이와 같은 결과는 건물 PV-EV 시스템의 운영 방식과 전기차 충전 전력요금 구조가 전력 수급 및 에너지 자립률에 복합적으로 영향을 미침을 보여준다. 기존 PV-EV 연구들이 기술적 운영 전략에 집중한 반면, 본 연구는 제도적 경계 정의가 에너지 자립률 평가에 미치는 영향을 분석한 점에서 차별성이 있다. 실질적인 건물 에너지 자립을 달성하기 위해서는 운영 유형별 부하 통합 범위와 전기요금 구조를 함께 고려한 ZEB 인증 체계와 전기차 충전 정책의 연계 설계가 필요하다. 이를 위해 계시별 요금 구조 개선 및 이해관계자 간 편익 배분 체계 마련이 요구된다. 향후에는 계절별·요일별 부하 변동과 실제 전기차 이용률을 반영한 분석, 운영 유형별 수요반응 및 전기요금 체계 설계, 그리고 V2B 시나리오를 포함한 정량 분석에 관한 연구로 확장할 예정이다.
