2019년 4월 국무회의에서 최종확정한 제3차 에너지기본계획에 따르면 2040년 태양광및 풍력발전의 비중은 30~35%를 차지할 전망이다.
이러한 재생에너지의 비중이 대폭 증가한 시스템을 안정적으로 운영하기 위해서는
국내 현행 전력시장제도를 어떠한 방향으로 개선해야 할 것인가?
글 에너지경제연구원 안재균 연구위원
변동적 재생에너지의 특성과 영향
태양광 및 풍력발전은 기상조건에 따라 출력이 변화하므로 변동성과 불확실성을 지닌다. 이러한 특성으로 동 에너지를 변동적 재생에너지 Variable renewable energy, VRE 로 불린다. VRE의 변동성은 아래 <그림-1>과 같이 상향 및 하향으로 구분할 수 있다. 상향 변동성의 경우에는 일반 발전기의 감발 또는 부하 이전, VRE의 출력제한 Curtailment 을 수행해야 한다. 반대로 VRE의 하향 변동성에 대응하기 위해서는 일반 발전기의 증발 또는 수요반응자원을 통한 수요 감축 등이 요구된다. 반대로 상향 변동성의 경우에는 일반 발전기의 감발 또는 부하이전, VRE의 출력제한을 수행해야 한다. 이러한 수단을 전력계통 유연성 Power system flexibility 제공 자원(이하, 유연성 자원)이라 한다. 여기서 전력계통 유연성은 비용 효과적으로 전력수급을 일치시키는 능력으로 정의한다.
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오 늘 날 의 4 차 산 업 혁 명 이
가 져 올 미 래 전 력 산 업 의
변 화 양 상 은 어 떠 할 까 .
VRE의 비중이 높은 전력계통을 안정적으로 운영하기 위해서는 이러한 유연성 자원의 확보가 필수적이다. 불확실성에 관해서는, VRE는 본질적으로 기상조건에 의존하므로 하루 전 시점에서의 발전량 예측은 오차가 발생한다. 기존 전력시스템은 수요 변동 및 발전기 고장 등에 대처하기 위해 운영예비력을 확보하는데 VRE의 불확실성이 기존 요소에 더해져 전력계통 신뢰도에 부정적 영향을 줄 수 있음으로 운영 예비력의 확대가 필요할 수 있다. 또한 VRE의 불확실성은 발전량 예측오차를 발생시켜 부가정산금 Uplift 을 증가시키는 요인으로 작용할 수 있다.
국내 현행 전력시장제도의 특성
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우리나라의 전력시장은 1999년 전력산업 구조개편 기본계획에 따라 2001년 한국 전력공사의 발전부문을 6개 자회사로 분할, 한국전력거래소를 설립하는 발전부문의 경쟁 도입 단계에 개설되었다. 당시 도입한 전력거래제도는 변동비반영 시장 Cost based
pool, CBP 이다. CBP 제도의 주요 특징은 첫째, 발전경쟁시장으로 발전사업자가 비용기반으로 입찰에 참여한다. 둘째, 하루 전 시장인 가격결정발전계획에서 예측 수요와 일치하는 발전기의 변동비에 의해 계통한계가격 System marginal price, SMP 이 결정된다. 셋째, 계통상황을 고려하는 운영발전계획을 세우고 가격결정발전계획과의 차이는 부가정산금 Uplift 으로 정산한다.
유연성 자원 확보 면에서의 현행 제도의 한계점
- VRE 대응에 필요한 유연성 제공 자원 확보를 확보하는데 있어서 CBP 제도의 한계는 다음과 같이 두 가지 문제를 들 수 있다. 첫째, 부가정산금 처리방식이다. 현행 정산 규칙에 따르면, 가격결정발전계획과 운영발전계획와의 편차가 발생하는 해당 발전기의 발전 및 미발전량에 대해서는 부가정산금이 지급되는데, 해당 정산금은 제약발전 전력량 정산금 Constrained-on energy payment. CON 과 제약비발전 전력량 정산금 Constrained-off energy
payment, COFF 이다. <표-1>은 두 정산금의 정의와 산정수식을 나타낸다.
<표-1> 제약발전(CON) 및 제약비발전(COFF) 전력량 정산금
* 출처 한국전력거래소 정산규 칙해설서(2014)를 토대로 필자 작성
| 구분 |
내용 |
제약발전 전력량 정산금
(CON) |
정의 |
하루 전 가격결정발전계획을
초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금 |
| 산정 수식 |
MAX[(시장가격×해당 발전량),
변동비] |
비제약발전 전력량 정산금
(COFF) |
정의 |
하루 전 가격결정발전계획에
포함되었으나, 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금 |
| 산정 수식 |
(시장가격×발전하지 못한 전력량)-변동비 |
현행 CBP 시장은 보조서비스 시장이 부재하여 보조서비스에 대한 가격결정이 이뤄지지 않기 때문에 예비력 제공에 대한 보상 규정이 명확하지 않아 정확한 가치 산정 및 응동 시간에 대한 차별화가 불가능한 한계가 발생한다. 발전기의 예비력 제공은 보조서비스에 해당하는데 현행 제도에서는 COFF 정산금을 적용한다. COFF 산정 수식에 따르면 예비력 제공량에 SMP를 곱한 후 변동비를 차감하여 지급한다. 이에 따른 문제는 변동비가 낮은 기저발전기의 수익이 더욱 크게 발생하고 응동 속도는 빠르나 변동비가 높은 유연성 설비는 수익이 발생하지 않는 차별이 발생한다는 점이다. CON의 경우 VRE의 예상치 못한 출력의 감소가 발생할 경우에는 기존 전원이 하루 전 시장에서의 계획발전량을 초과하여 발전하게 될 때 발생한다.
둘째, 계통한계가격 System marginal price, SMP 은 발전량에 대해 한계비용과 평균비용으로 구성된다. 평균비용의 항으로 발전량이 감소하여도 비용은 증가하는 시장가격의 역진성이 발생할 가능성이 있다. 이로 인해 수요반응자원이 시장에 참여하여 수요를 감축시켰을 때 오히려 시장가격이 상승하는 현상이 나타날 수 있으므로 전력판매사는 수요반응자원을 활용할 유인이 발생하지 않는다.
국내 현행 전력시장제도의 개선 방향
향 후 급 격 히 증 가 할 것 으 로
예 상 되 는 분 산 형 자 원 들 은
실 제 전 력 계 통 과 가 장 근 접 한
상 황 을 반 영 하 는 실 시 간 가 격 을
해 당 자 원 들 에 게 전 달 하 여
전 력 수 급 의 균 형 에 효 과 적 으 로
기 여 하 도 록 유 도 해 야 한 다 .
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첫째, Cascading 방법에 따른 에너지-예비력 동시최적화 방식의 보조서비스 시장 도입이다. 동 동시최적화 방법은 2000년 초반 미국 CAISO에서 개발한 것으로 체계적인 최적화 과정으로 예비력을 확보하고 에너지를 결정하기 때문에 비용 최소화가 실현되며 응동 속도가 빠른 예비력가격이 더 높게 형성되어 적정 보상이 가능하다는 장점이 있다.
둘째, 실시간 시장의 도입을 적극적으로 검토해야 한다. 하루 전 시장만을 운영하는 제도에서 부가정산금을 한계발전기에 부여하는 현행 방식의 단점은 판매사업자가 가격신호를 전달받고 수요반응을 운영할 시도가 애초부터 차단된다는 것이다. 또한 향후 급격히 증가할 것으로 예상되는 분산형 자원들은 주로 배전단에 연결되어 계통운영자가 직접 제어할 수 없음으로 실제 전력계통과 가장 근접한 상황을 반영하는 실시간 가격을 해당 자원들에게 전달하여 전력수급의 균형에 효과적으로 기여하도록 유도해야 한다.
마지막으로, 현행 전력시장의 가격결정 방식인 SMP의 개선이 요구된다. SMP는 가격의 역진성 현상이 존재하여 수요반응 자원의 활성화에 장애가 될 수 있다. 이에 대한 해결책으로 미국 MISO가 2014년에 도입한 가격결정방식인 ELMP 도입을 고려할 수있다. ELMP는 출력제약이 걸린 기동이 빠른 가스 터빈이 가격 결정을 가능하게 하여 실제 계통 상황을 반영하는 가격신호를 제공하여 부가정산금을 감소시키는 장점이 존재한다.
