[창간특집] 송전선 용량·전압문제 인한 송전제약 해결 필요
[창간특집] 송전선 용량·전압문제 인한 송전제약 해결 필요
  • 김병욱 기자
  • 승인 2021.09.13
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전력시장, 계통운영방법 변경 검토 필요
증발·감발시간대 분리해 예비력 소요량 검토
제약발전·제약비발전 정산금 매년 증가 추세
비용기반 거래시장, 비용최적화 측면서 효율적 운영 가능
우리나라 전력시장에서는 보다 간편한 사후 거래제도 적절

[투데이에너지 김병욱 기자] 태양광발전이 전력공급 능력에 기여를 하고 있다는 발표가 있었다. 산업통상자원부에 따르면 현재 전력시장에서 계측되고 있는 피크시간(오후 4~5시)의 태양광발전 비중은 약 1.7%이지만 전력시장외 한전PPA·자가용 태양광발전까지 포함하는 경우 실제 피크시간의 태양광발전 비중은 약 11.1%로 추계(전력거래소)되고 있다는 것이다. 
이는 한전PPA·자가용 태양광발전이 여름철 전력소비가 집중되는 오후 2~3시에 실제 총수요를 상쇄하는 것으로 나타났다. 특히 전력시장 참여 태양광은 전력공급에 포함되고 있으나 한전PPA·자가용 태양광은 전력시장 거래없이 한전과 직거래 또는 자체 소비돼 전력시장에서 전력수요를 상쇄하는 것으로 나타난다. 또한 정부는 안정적 전력수급을 위해 태양광발전 등 재생에너지 확대, 전기화 수요 등 환경변화 등을 종합 고려해 보다 정교한 전망 및 관리체계를 보완·개선해 나갈 계획이다. 
우선 산업부는 전력시장 참여 태양광발전에 더해 전력시장외 추계한 한전PPA·자가용 태양광발전을 포함한 전체 태양광발전 통계를 일·월별 산출·공개해 태양광발전의 전력수급 기여 현황을 보다 명확하게 검토해 나갈 예정이다. 
이에 국회 입법조사처가 발행한 입법과 정책을 통해 하루 전 발전계획 수립 시 상향 및 하향 예비력, 전력시장에서의 유연성 자원, 유연성 자원 유인을 위한 거래제도 등에 대해 살펴봤다.
-편집자 주

 

지난 2015년 12월 파리 협약(Paris Agreement)에 따른 신기후체제가 출범한 이래 전 세계는 온실가스 감축을 위한 다양한 노력을 기울이고 있다. 이러한 온실가스 감축노력 중 상당부분이 친환경에너지로의 전환에 집중되고 있으며 이에 따라 전 세계적으로 전력부문에서의 재생에너지 비중이 급격하게 확대하고 있다.

국회 입법조사처가 발행한 입법과 정책 제13권 제1호의 ‘태양광발전 확대에 따른 미래 증감발 예비력 소요량 추정 및 유연성 자원 유인을위한 거래제도 검토’(김완수 전력거래소 시장감시실 차장 제1저자, 조하현 연세대학교 경제학부 산학특임교수 교신저자)에 따르면 우리나라도 지난 2016년 현재 전체 발전량의 7.0% 정도 차지하는 재생에너지 비중을 오는 2030년 20%까지 높이기 위해 신규설비의 95% 이상을 재생에너지로 계획하고 있다.

이러한 정부의 계획이 실현될 경우 오는 2030년 기준으로 우리나라 전력부문에서의 재생에너지 설비 비중은 전체설비의 약 33.7%인 58.5GW에 달하게 된다.

또한 제9차 전력수급기본계획 초안에 따르면 재생에너지 설비규모는 오는 2034년 기준으로 전체 발전설비의 40%까지 증가하는 것으로 알려져 있으며 이러한 재생에너지 확대정책은 기존 전력시스템에 대하여 새로운 대응방안을 요구하고 있다.

현재 우리나라는 재생에너지로 인한 수요변화가 일어나는 2단계에 들어서고 있으며 재생에너지 발전비중이 20%에 도달하는 오는 2030년 이후에는 재생에너지로 인해 계통운전 패턴이 변화하는 3단계 또는 특정시기에 재생에너지가 발전의 대부분을 차지하는 4단계까지 도달이 가능할 것으로 전망된다. 특히 IEA가 지적하고 있는 3단계부터는 상당한 규모의 유연성 자원이 필요한 상황이며 계통안정도 문제로 계통운영방법 변경도 검토가 필요한 단계다.

이렇게 전 세계적으로 확대추세에 있는 재생에너지 중 자연에너지를 사용하는 태양광과 풍력발전의 경우는 자연 상태변화에 따라 출력이 변동되며 이중 태양광의 경우는 출력 수준이 일사량, 구름두께와 풍속 등과 같은 제어가 불가능한 기상요소에 따라 주로 결정된다. 

또한 태양광 발전출력의 대부분이 해가 떠 있는 낮 시간대에 발생하므로 기존의 발전기들을 통해 공급돼야 하는 부하수준이 특히 낮 시간대에 낮아지게 된다. 

이러한 순부하, net load 패턴변화는 태양광설비 증가에 따라 점차 심화될 것으로 전망된다.

특히 태양광 발전설비가 일정규모 이상이 될 경우 낮 시간대의 부하가 아침이나 저녁 시간대보다 낮아지는 덕 커브(duck curve) 현상이 발생한다. 이러한 duck curve 현상은 전력시스템에게 최저부하의 하락과 태양광 출력변화로 인한 급격한 부하변화 등에 대응하기 위한 유연성 자원 확보를 요구한다.

우리나라에서도 태양광출력 변화에 대응하기 위한 발전기 증발 및 감발 소요량에 대해 다양한 연구가 진행되고 있다. 

△발전기 증·감발

친환경 전원정책에 따른 미래 태양광발전설비 규모확대는 낮 시간대 부하차감 현상으로 인한 전력부하의 패턴변화와 이로 인한 발전기의 증발 및 감발소요량 증가로 이어진다.

발전기의 증발과 감발은 하루전에 1시간 단위의 발전계획을 통해 출력수준이 결정되며 계획량 대비 실시간에서의 부하수준 간 차이는 주파수변동의 형태로 나타난다. 산업통상자원부의 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준에 따르면 고장이 발생하지 않은 정상상태에서의 주파수 변동에 대응하기 위해 주파수 제어 예비력을 확보하도록 하고 있으며 전력거래소에서도 시장운영규칙을 통해 700MW 이상 확보하도록 하고 있다.

우리나라도 미국과 같이 상향예비력과 하향예비력을 분리해 확보하기 위해서는 증발시간대와 감발시간대로 각각 분리해 예비력 소요량을 검토할 필요가 있다.
 
우리나라 전력부하는 저녁시간부터 새벽시간까지 부하가 하강하고 아침시간부터 낮시간까지 부하가 증가하는 형태를 나타낸다. 

최근 태양광 발전설비가 증가하면서 태양광발전으로 인해 낮시간대 부하 수준이 점차 낮아지고 있으며 여름철 최대전력 발생시점 역시 지난 2016년부터 기온이 가장 높은 오후 3시에서 태양광 발전량이 줄어드는 오후 5시로 이동했다.
 
이러한 태양광으로 인한 부하패턴 변화는 향후 태양광 발전설비가 증가함에 따라 더욱 심화될 것으로 보인다.
 
예비력을 시간대별로 부하의 상승과 하강기로 분리해보면 부하상승기에는 대부분 발전기의 출력 증가로 상향예비력 확보가 어렵다. 반대로 부하하강기는 발전기 출력 감소로 반대로 하향예비력 확보가 어렵다. 

특히 발전계획 수립단계에서 발생 가능한 다양한 오차 요인을 고려한다면 예비력을 별도로 확보할 필요가 있다.

△전력시장 현황

우리나라의 전력시장은 전력산업의 효율성 향상을위해 지난 2001년 전력산업구조개편을 통해 독점사업자였던 한국전력공사로부터 발전부문을 분리시켜 발전자회사로 재편시키고 발전부문에 대한 경쟁체제를 도입하면서 출범했다. 

우리나라 전력시장은 소비자가 직접 거래에 참여하는 소매시장이 아닌 발전회사와 판매회사가 참여하는 도매시장으로 다수의 발전회사가 존재하는 공급측과는 달리 수요측은 단일구매자인 한국전력공사만 존재하는 구매독점 형태로 이뤄져 있다.
 
또한 설비용량이 20MW를 초과하는 상업용 발전기는 전력시장을 통해서만 거래가 가능한 의무적 시장이다.

구조개편 당시 이러한 단일구매자 기반 의무적 시장에 발전사업자의 한계입찰가격기준 거래방식인 영국식 pool 시스템을 반영할 경우 물가관리 및 산업정책 차원으로 낮은 전기요금을 유지하고 있던 우리나라의 경우 발전사업자의 전략적 행위가 없는 상황에서도 전기요금이 상승할 가능성이 매우 높았다.

당시 우리나라 전력산업구조개편 방안을 마련하는데 큰 역할을 했던 ABN AMRO Rothschild(1998)는 과도기적 조치로 Cost-Based Pool의 도입을 권고했다.

우리나라 비용기반 발전경쟁시장, CBP(Cost Based Pool)에서는 구매자의 시장지배력 행사를 차단하기 위해 수요독점자인 한전의 구매입찰을 금지시키고 전력수급 책임기관인 전력거래소의 예측치를 기반으로 수요량을 결정하며 회계적 방법으로 추산된 발전기의 한계비용 추정치와 개별 공급곡선 입찰을 통해 계통한계가격을 결정하고 에너지 거래를 수행한다.
 
전력시장은 계통운전의 측면에서 발전기 운영비용에 영향을 크게 미치는 발전기의 기동과 정지를 효율적으로 결정하기 위한 경제적 발전계획을 수립하는데 기여하는 기능을 가지고 있다. 
독점 수직통합체제 하에서의 발전기의 기동정지계획은 전체 발전연료비 최소화라는 목표에 따라 상당수 계통운전원의 경험과 지식에 따라 결정됐으며 특히 공기업 형태를 가지고 있던 한전체제 하에서는 비용최소화 및 경제적 운영에 대한 정밀한 분석 필요성에 대한 인센티브도 강하지 않았다. 

당시 한전 중앙급전소에서는 발전기에 대한 출력조정을 일부 발전기에 전담시키고 대부분의 발전기를 고정출력 운전하는 등 나름대로 발전비용 최소화를 위해 많은 노력을 수행했으나 대부분 급전원의 전문가적 판단에 의존하는 형태로 이뤄졌다.

당시의 전력계통 감시시스템의 기능상 한계 등으로 계통상황 급변 시 사용할 수 있는 실질예비력 확보도 제한적으로 이뤄져 사고 대응에 취약할 수밖에 없는 구조적 모순을 함께 가지고 있었다. 

발전기별 비용에 대한 보다 객관적인 평가 및 이를 통한 계통운영 효율성 개선을 각기 소유주체가 다른 발전기들의 경쟁입찰을 통해 확보하기 위한 목적으로 시장경쟁체제를 도입하게 된 부분도 존재한다.

현재의 우리나라의 전력시장은 전력시장가격 결정이 실제 계통환경 하에서의 발전기 운전계획과 동떨어진 이상적인 환경 하에서의 발전계획 기준으로 정해진다.

이를 우리나라 전력시장에서는 비제약발전계획(unconstraint unit commitment) 또는 가격결정발전계획이라고 부르며 순수하게 발전기들이 입찰한 발전가능용량과 기존에 제출된 발전기 특성자료, 전력거래소가 보유한 수요예측시스템을 통해 자동으로 산출된 익일의 수요예측수치 만을 이용해 다음날의 시간별 발전계획을 수립하고 이를 기반으로 시간별 시장가격을 산출한다. 

문제는 실제 계통환경은 송전용량 및 상정사고 시 계통안정성 등을 고려한 다양한 형태의 송전제약사항이 존재하며 지역난방공사의 열병합발전기와 같은 발전기 운영상의 경제성과 상관없이 열공급 등을 위해 발전우선권을 갖는 자기제약사항도 존재한다는 것이다.
 
이에 계통운영자는 이를 해결하기 위해 다양한 형태의 제약사항과 전문가들의 지식을 반영해 예측오차를 훨씬 감소시킨 수요예측값을 반영한 계통운영발전계획을 별도로 수립하고 이에 따라 발전기의 기동 및 정지, 출력 증감발을 지시하고 있다. 

이와 같이 실제 존재하는 제약사항들을 반영하지 않은 가격결정발전계획과 시장가격은 오히려 계통운전에게 시장신호를 보내 효율적으로 운영하기 위해 존재하는 전력시장의 존재가치를 훼손하고 있다.

전력거래소에서 진행됐던 연구과제에서는 이러한 비제약 발전계획이 구조개편 당시 1990년대 영국 시장을 참고하는 과정에서 설계에 잘못 반영된 가능성이 있다고 지적했다.

당시 영국 시장에서 비제약발전계획을 통해 가격을 수립한 이유로는 우선 컴퓨터가 보편화되기 이전인 당시로서는 가격결정에 모든 제약을 반영하는 것이 기술적으로 어려웠으며 송전제약을 고려한 모선별 가격개념이나 예비력 가격의 개념이 1990년 대 이후에나 등장했던 점을 들 수 있다.

현재 우리나라의 전력시장은 가격발전계획과 운영발전계획 간의 차이로 발생하는 추가정산금을 제약발전정산금(CON : Constrained ON)과 제약비발전정산금(COFF : Constrained OFF)을 통해 보상하고 있다. 

제약발전정산금은 가격발전 계획에는 반영돼 있지 않지만 실제 계통운영 시 강제로 운전된 발전기에 대한 보상금으로 자기제약 즉 열공급과 같은 발전기의 자체적인 이유로 운전된 발전기에 대해서는 하루 전에 결정된 전력시장 가격과 발전기의 발전비용 중 작은 금액으로 정산되며 송전제약 즉 실제 계통환경에 따라 계통운영자의 필요로 추가적으로 발전기가 기동된 경우 전력시장 가격과 발전기의 발전비용 중 큰 금액으로 정산하고 있다.

제약비발전정산금은 가격발전계획에 반영된 발전기 중 계통상황에 따라 출력을 감소시킨 용량에 대한 보상금으로 기회비용 즉 전력시장가격과 자신의 발전비용과의 차액을 정산해주고 있다. 이와 같은 제약발전 및 제약비발전에 대한 정산금은 전체 계통규모 확대에 따라 매년 증가하는 추세다.

 

△유연성 자원 유인의 한계

예비력은 평상시 계통주파수 유지를 위해 사용되는 주파수제어예비력과 고장 발생시 계통주파수 회복을 위해 사용되는 주파수회복예비력으로 구분되며 계통운영자는 이를 상시 확보토록 하고 있다. 

이중 평상시 주파수 유지를 위해 사용되는 자동발전제어(AGC : Automatic Generation Control) 기반인 주파수 제어 예비력과 발전기의 조속기 운전(Governor Free) 및 자동발전제어 기반인 1차·2차예비력은 기동된 발전기가 출력을 감발해 예비력을 제공하는 형태로 이뤄진다. 

특히 조속기 운전의 경우는 발전기의 보일러 터빈으로부터 증기량을 조절하므로 보일러 크기에 따라 운전 유지시간이 결정된다. 이는 대규모 보일러 설비를 보유한 발전기가 고장 시에 필요한 주파수 회복예비력 중 1차예비력 제공에 유리하다는 것을 의미하며 우리나라의 경우는이러한 발전기의 대부분이 기저발전기인 석탄화력 발전기다. 우리나라의 1차예비력은 대부분 석탄화력 발전기가 제공하며 이를 위해 연료비가 낮은 석탄발전기의 출력감발량 만큼 보다 연료비가 높은 발전기의 운전이 필요하게 된다.

이렇게 예비력 확보를 위해 출력 조정된 석탄화력 발전기들은 LNG 발전기 등으로부터 결정된 시장가격과 자신의 발전비용 간의 차이인 기회비용을 제약비발전(Constraint Off) 정산금으로 보전받는다. 

또한 제어성과에 따라 별도의 정산단가를 추가적으로 제공하는 형태로 예비력 용량확보를 위한 유인책을 쓰고 있다.

우리나라 전력시장에서 적용하고 있는 가격결정발전계획은 이상적 상황에서의 에너지 공급만을 반영하고 계통운영을 위해 필요한 예비력 확보등을 고려하고 있지 않으므로 예비력 확보를 위해 기저발전기의 출력을 감소시키고 보다 비싼 발전기의 기동 및 발전으로 인한 에너지시장가격 상승현상은 발생하지 않는다. 

또한 예비력 공급에 참여한 발전기에 대해서는 기회비용과 참여에 따른 보조금을 별도의 추가정산금(uplift)으로 정산하며 예비력 공급으로 인한 공급력 감소에 대응하기 위한 추가 발전기 투입 역시 발전비용을 추가정산금으로 정산한다. 

따라서 우리나라 전력시장에서는 GodoyGonzalezet al.(2020)에서 지적한 예비력확보에 따라 발생한 에너지시장가격 상승으로 인한 기저발전기의 추가이익은 존재하지 않는다. 다만 이러한 메커니즘에도 상대적으로 유연성이 풍부한 값비싼 LNG에 대해 상대적 불리한 점이 존재한다.

△유연성 자원 유인 거래제도

우리나라에서 운영되고 있는 하루 전 도매전력시장에서는 속응성 증감발자원에 대한 실질적인 별도의 인센티브가 없다. 현재의 전력거래 및 정산의 단위는 1시간으로 하루 전에 결정된 전력시장 가격을 기준으로 에너지를 정산하는 형태로 운영되고 있다. 

이러한 1시간 단위의 전력거래는 많은 해외전력 시장에서 운영하고 있는 실시간 시장의 거래단위인 15분 또는 5분과 비교를 할 때 발전원별 득실의 차이가 발생할 수 있으며 이러한 차이는 유연성자원과 기저자원 간의 수익배분에서 보다 기저자원에게 유리한 형태로 나타난다. 

우리나라도 남미와 유사하게 중앙계통운영자가 발전기의 모든 특성자료와 연료비를 기반으로 수급을 충족시키는 최적의 발전기 조합을 결정하고 이에 따라 산출되는 시간대별 shadow price를 이용해 시장가격을 결정하는 비용기반 경쟁시장을 운영하고 있다.

이러한 비용기반 경쟁시장의 배경에는 우리나라의 전력산업이 발전부문에만 경쟁을 도입하고 판매측은 독점을 용인해 구매자의 시장지배력 가능성이 있다는 점에도 원인이 있다. 특히 대부분의 발전기가 판매독점자인 한국전력이 지분의 100%를 보유한 발전자회사에 소속돼 있어 경매형태의 거래제도 도입 시 신규 발전사업자의 유입이 차단될 가능성이 높다. 

또한 전력소비지가 수도권에 주로 위치하고 있는 반면 전력의 생산지인 발전단지는 한반도 남측의 해안가에 주로 위치돼 있어 송전선 용량 및 전압문제로 인한 송전제약이 상시 발생하고 있다. 

우리나라 계통설비 구성 특성으로 지역별 발전사업자의 시장지배력 가능성이 존재하므로 오히려 비용기반 거래시장이 보다 유리한 점이 있다.

또한 비용평가가 정확하게 이뤄진다는 가정 하에서는 비용기반 거래시장이 가격입찰시장 보다 비용최적화 측면에서 효율적으로 운영이 가능하므로 도매시장가격 및 소매요금 안정화 측면에서도 유리한 면이 있다.

△현재 시장 조정 필요 

우선 현재의 송전제약이나 자기제약을 고려하지 않는 하루 전 비제약 발전계획 대신 실제 계통상황 및 다양한 제약조건을 고려한 실질적인 계통운영을 위한 계획인 운영발전계획을 기반으로 시장가격을 결정하고 정산하도록 재편해야한다. 

또한 에너지와 예비력을 동시 최적화해 발전계획을 수립하는 에너지 및 예비력 시장을 개설토록하며 특히 예비력의 경우는 현재의 상정고장 발생 시 주파수회복을 위해 확보해야하는 예비력 외에 1시간 단위 수요와 5분 수요와의 편차, 수요예측 오차, 태양광발전 예측오차 등을 고려한 정상상황에서의 미래 불확실성 대응 예비력도 함께 추가로 확보할 필요가 있다.

특히 예비력을 상향과 하향을 분리해 확보토록 해야 할 필요가 있다. 이러한 추가적인 예비력은 미래 발생 가능한 위험에 대한 회피성 자원이므로 이를 시간흐름에 따른 위험도 하락과 함께 점차 축소토록 발전계획을 재수립하는 형태로 처리해야 한다.

두 번째로 거래 당일 시장의 개설이다. 당일시장은 당일 수요와 계통환경 변화에 대응하기 위해 3~6시간 내에 기동이 가능한 발전기의 기동정지 결정하기 위한 발전계획 수립을 위한 시장이며 이때도 하루 전 시장과 동일하게 에너지와 예비력을 동시 최적화하는 형태로 구성해야 한다. 

이때 계획에 반영되는 예비력은 수요예측 오차와 태양광예측 오차가 상당히 해소된 상황일 가능성이 높으므로 단순하게 1시간 단위 발전계획과 5분 단위 수요 간의 편차 만을 고려해도 충분하다. 

다만 유럽이나 미국의 전력시장에서 고려하고 있는 30분 또는 15분 단위 시장거래를 반영한다면 예비력 규모는 다시 산정할 필요가 있다. 이 경우 1시간 단위 거래와 달리 거래단위를 축소시킬수록 시장가격이 미래 변동성에 보다 적극적으로 노출되므로 유연성자원에 대한 가격유인은 보다 강해질 가능성이 높다.

마지막으로 순시 수요변동 및 재생에너지 출력변동 가능성을 고려한 실시간 시장의 개설이다. 실시간 시장의 경우는 사전(ex-ante) 또는 사후(ex-post) 가격 및 정산방법론이 존재하며 서로 상이한 형태로 구성되나 우리나라 전력시장에서는 보다 간편한 사후 거래제도가 적절할 것으로 보인다. 


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