영국의 역사학자 아놀드 토인비는 인간의 역사를 도전과 응전이라는 키워드로 설명한다. 즉, 외부의 도전에 효과적으로 응전했던 민족이나 문명은 살아남았지만 그렇지 못한 문명은 사라진다. 제레미 리프킨은 ‘수소 혁명’이라는 저서에서 인류의 에너지 역사는 탄소를 줄이는 방향으로 전개되어 왔다고 주장한다. 나무, 석탄, 석유, 천연가스 순으로 이어진 탈탄소화를 언급하면서 그 종착지가 수소라고 주장한다. 신재생에너지로부터 생산되는 발전량이 2017년 기준 2% 이하인 우리나라의 현실을 감안한다면 탈탄소화 신재생에너지의 비중을 2030년에 20%까지 확대하겠다는 정부의 정책 목표는 담대한 도전 목표라 할 수 있다.

신재생에너지 보급은 독점 전력회사를 중심에 두는 규제적 수직통합체계를 통하거나 발전과 판매 부문의 경쟁을 전제로 하는 자유화된 시장경쟁체계를 통하거나 모두 가능하다. 미국의 일부 주에서는 독점 전력회사를 중심으로 신재생에너지가 보급되고 있다. 한편, 미국의 나머지 주와 유럽의 경우에는 시장경쟁체계를 통해 신재생에너지가 보급되고 있다. 우리나라의 경우는 2001년에 전력부문에 경쟁체제가 도입됐다. 따라서 시장경쟁체제 하에서 신재생에너지의 보급을 위해 어떠한 응전의 태세를 갖추어야 할 것인가를 고민할 필요가 있다. 이는 곧 현재 운영되고 있는 전력시장제도를 어떻게 3020 정책 목표에 맞게 개선할 것인가에 대한 고민을 의미한다.

전력시장제도는 넓은 의미로 저탄소 발전 투자 체계, 단기 현물 전력시장 제도, 전력계통 공급신뢰도 확보 체계, 용량 시장 체계, 수요 반응 제도, 배전망 규제 체계, 소매 요금 체계 등을 포함한다. 이 중 전력계통 신뢰도 유지와 장기투자 신호 제공의 측면에서 중요도가 높은 단기 현물 전력시장 제도를 신재생에너지 3020 목표를 달성하기 위해서는 어떻게 개선해야 하는가를 네 가지 측면에서 논의하고자 한다. 첫 번째로 신재생에너지 3020 목표가 달성가능한지를 되짚어 보고, 두 번째로는 이를 위해서 단기 전력시장 제도는 어떠한 모습이어야 하는지를 살펴본다. 세 번째로는 단기 전력시장 제도를 어떠한 과정을 통해 개선할 것인가를 살펴본다. 마지막으로 향후 나아가야 할 방향을 제시하고자 한다. 이 가운데에서 특히 두 번째 사항인 어떤 시장 제도를 마련해야 할 것인가에 대해서는 전 세계적으로 일정한 정도의 의견 일치가 이루어진 듯하다. 따라서 세 번째 사항인 단기 전력시장 제도를 어떠한 과정을 통해 개선할 것인가가 중요하다고 할 수 있다.

1. 신재생에너지 3020 목표는 달성가능한가?

우리나라는 에너지의 약 97%를 해외에 의존하고 있다. 국내 조달이 가능한 신재생에너지의 비중을 확대하는 것은 에너지 안보 차원에서도 중요하다. 그러나 현재의 신재생에너지 보급 현황을 살펴보면 신재생에너지 3020 목표는 만만하지 않은 목표라는 것을 알 수 있다. 표1에서 살펴볼 수 있는 바와 같이 현재 대비 2030년까지 향후 13년 동안 태양광과 풍력은 설비용량 기준으로는 4.49배와 10.14배 발전량 기준으로는 5.50배와 16.29배씩 각각 증가해야 한다.

태양광과 풍력 관련 지리적 여건에서 우리나라와 차이점을 보이기는 하지만 해외의 신재생에너지 보급 사례를 통해 신재생에너지 3020 목표가 달성 가능한지의 여부를 살펴보자. 그림 1은 1960년에서 2014년 사이에 유럽의 OECD 국가에서 발전기술별로 추가된 설비용량 추이를 보여 준다.태양광과 풍력 관련 지리적 여건에서 우리나라와 차이점을 보이기는 하지만 해외의 신재생에너지 보급 사례를 통해 신재생에너지 3020 목표가 달성 가능한지의 여부를 살펴보자. 그림1은 1960년에서 2014년 사이에 유럽의 OECD 국가에서 발전기술별로 추가된 설비용량 추이를 보여 준다.

신재생에너지 발전설비 용량이 2000년대 중반 이후 폭발적으로 증가하는 것을 살펴볼 수 있다. 기후변화에 대응하기 위해서 2000년 이후 신재생에너지 보급을 촉진하기 위한 다양한 정책이 강구되었다. 주요한 신재생에너지 보급 촉진 제도를 살펴보면 2000년에 독일 신재생에너지법(EEG)이 발효됐고, 2005년에는 교토 의정서가 발효되었으며 2009년에는 유럽에서 탄소가격 제도가 시행됐다. 보통 발전설비를 구성하는 다양한 전원은 각기 다른 방식으로 건설되는데 가스 화력 발전기는 주로 전력시장을 기반으로 투자가 이루어지며, 석탄 화력 발전이나 원자력 발전은 규제 체계 하에서 건설되고 신재생에너지는 지원 제도에 의해 건설된다. 그러므로 신재생에너지는 보급지원제도에 의해 급속하게 증가할 수 있다는 것이다.

OECD 국가 가운데 에너지 전환에 성공한 대표적인 국가인 독일의 신재생에너지 보급 사례를 통해 보조금이 신재생에너지 보급에 미치는 영향을 살펴보면, 독일의 신재생에너지 비중은 1998년 5%였지만 2017년 36%로 2010년에 설정한 2020년 목표인 35%를 초과달성하는 등 20년 사이에 약 7배 성장했다. 독일에서는 2000년에 신재생에너지법(EEG)법이 통과되었고, 이 법에 따라서 신재생에너지에 대한 보조금이 지급됐다. 표2는 신재생에너지 보조금과 재생에너지 비중은 비례관계가 있음을 보여준다.

현재, 우리나라의 신재생에너지 보급량을 살펴보면 신재생에너지 3020 목표에 대한 회의적인 시각이 있을 수 있으나, OECD 국가들과 독일의 사례를 통해 신재생에너지 보급 촉진 제도에 따라서는 그것이 2030년에 실체로서 다가올 수도 있다는 것을 알 수 있다. 그렇다면 단기 전력시장 제도 측면에서 신재생에너지 보급을 촉진하려면 현재의 전력시장 제도는 어떠한 모습으로 바뀌는 것이 바람직한가를 다음 절에서 살펴보자.

2. 신재생에너지 3020을 달성하기 위해서 바람직한 전력시장 제도는 무엇인가?

신재생에너지 중 태양광과 풍력 발전의 가장 두드러진 특징은 원자력, 석탄, 가스 발전 등의 재래 발전원에 비해 기상 조건에 따라서 발전 여부가 좌우된다는 것이다. 신재생에너지의 보급은 전력수요와 전력설비 고장 등 기존의 불확실성에 신재생에너지의 간헐성에 따른 불확실성을 추가시켜 전력계통 운영을 더 어렵게 할 수 있으며, 이는 신재생에너지 보급 촉진에 걸림돌로 작용할 가능성이 있다. 이러한 가중된 불확실성에 대처하는 방법은 전력수요와 신재생에너지 발전량을 예측 정확도와 더불어 예측 빈도를 높이는 것이다. 그리고 신재생에너지의 간헐성에 대비할 수 있는 전력계통의 유연성 자원(발전자원, 수요자원, 에너지저장장치 등)을 최대한 활용할 수 있도록 시장 제도를 개선함으로써 이러한 불확실성에 보다 경제적으로 대처할 수 있다.

경제적 대처 방법을 예를 들어 불확실성에 대비하기 위해 예비전력을 단순히 증가시키는 경우의 비용을 살펴보자. 불확실성에 대비하기 위해 적정 설비예비력보다 4GW 정도의 발전설비를 초과해 확보하는 경우 그에 따른 비용은 얼마일까? 발전설비가 연간 약 85%정도 가용하다고 가정한다면 현재 전력시장에서 용량요금 단가가 10원/kW·h이므로 연간 약 3,000억 원의 비용(10원/kW·h × 8,760시간/연 × 85% × 4,000MW)을 전기소비자는 추가로 지불해야 한다. 이러한 논리는 운영예비력의 추가 확보에 대해서도 유사하게 적용된다. 그러나 전력수요와 신재생에너지 발전량 예측 정확도와 예측 빈도를 높이고, 그에 맞게 발전계획과 전력시장 가격을 더 자주 갱신할 수 있는 시장제도를 마련한다면 이런 추가적인 예비력 소요량을 줄여 비용을 낮출 수 있다. 즉, 신재생에너지 변동성에 대처하는 것은 예비력의 단순한 추가가 아니라 기존 전력시장 제도의 개선을 통해 일정 부분 경제적으로 대처가 가능하다.

이러한 논의는 보다 상위 수준에서 전력시장 제도 개선에도 이어질 수 있다. 예비력 등의 현실적 여건을 반영하지 않고 하루 전에 한 번 전력시장 가격을 만드는 현 전력시장 제도하에서도 신재생에너지 3020 목표를 달성할 수 있다. 그러나 수요예측 과 신재생에너지 발전량 예측에 대한 불확실성이 완화된 시점에 임박해 전력시장 가격을 만드는 전력시장 제도를 통해서는 신재생에너지 3020 목표를 보다 높은 비용 효과적으로 달성할 수 있다. 문제는 신재생에너지의 불확실성에 대하여 전력시장 제도 개선을 통해 대처할 것인가 아니면 예비력의 추가 확보 등의 비용 유발 방법으로 대처할 것인가이다. 바람직한 신재생의 간헐성 대응 방법은 우선적으로 전력시장 제도 개선을 통하는 것이며, 필요시에 예비력을 추가로 확보하는 것이다.

신재생에너지의 변동성을 다루기 위해 기존의 전력계통이 가지고 있는 유연성을 최대로 활용하기 위한 기회를 전력시장 제도가 얼마나 잘 활용하고 있는지를 가늠할 수 있는 세 가지 질문이 있다. 이 세 가지 질문은 전력시장 설계가 신재생에너지의 간헐성에 대응하기에 충분한지를 판단할 수 있는 여섯 가지의 기준들과 맞닿아 있다.

전력시장 설계 기준을 우리나라의 현재 전력시장 제도에 적용해 보자. 우리나라의 전력시장은 현재 하루 전 시장만 존재하기 때문에 ①번 기준을 충족하지 못한다. 또한, 에너지와 예비력을 순차적으로 계획하므로 ②번 기준도 충족하지 못한다. 하루 전에는 다수의 거래구간에 걸쳐서 발전계획을 수립하나 하루 중과 실시간에서는 단일 거래구간만을 대상으로 발전계획을 수립하고 있으므로 ③번 기준도 충족하지 못한다. 우리나라의 전력계통은 외부 전력계통과 연계되어 있지 않기 때문에 ④번 기준은 충족되지 못하나 향후, 동북아 전력계통 연계 등을 통하면 충족될 수 있다. 하루 전에는 전력시장에서 수요자원을 고려한다. 하루 중과 실시간에서는 계통운영자 관점에서는 고려하나 시장운영자 관점에서는 고려하지 않으므로 ⑤번 기준을 충족하지 못한다. 현재, 비용평가에 기반을 둔 전력시장을 운영하고 있으므로 시장지배력의 발휘 기회는 적다고 할 수 있으나 시장제도가 가격기반 입찰방식으로 개선된다면 ⑥번 기준이 충족되도록 시장제도가 마련되어야 한다. 이상의 분석을 통해 우리나라의 현재 전력시장 제도는 신재생에너지 3020 목표를 달성하는데 적합하지 않은 시장 구조를 가지고 있다는 것을 알 수 있다.

국제에너지기구(IEA)는 신재생에너지의 보급 확산을 위해 전력시장 제도 전반에 대한 개선을 권고하고 있다. 특히, 주목할 것은 단기 에너지 시장제도를 시간적으로 세분화하라는 권고이다. 즉 하루 전 시장뿐만 아니라 하루 중 시장과 실시간 시장을 도입하고, 만일 이러한 시장이 기존에 있다면 거래단위를 더 세분화(예를 들어 30분에서 15분 또는 5분 단위로)하라는 권고이다.

표4는 전력계통의 유연성을 확보하기 위한 단기 도매시장 제도 설계의 두 가지 흐름인 미국과 유럽의 단기 전력시장 제도를 하루 전 시장 제도, 하루 중 시장과 실시간 시장 제도, 운영예비력 제도, 송전혼잡처리 제도, 시장지배력 완화 제도의 다섯 가지 측면에서 비교한 것이다.

연방 국가인 미국은 중앙 집중적인 시장 제도이며 독립 국가 연합체인 유럽은 분산적인 시장 제도이다. 그러나 IEA의 권고 사항과 유럽의 최근 시장개선 동향을 살펴보면 미국 방식의 중앙 집중적인 방식으로 전력시장 제도 개선 방향이 잡혀가고 있는 듯하다. 우리나라의 전력시장 제도는 발전자원을 중앙에서 가동하고 발전력을 분배한다는 측면에서 미국의 전력시장 제도에 가깝다. IEA의 권고, 우리나라 전력시장의 중앙 집중적 운영방식 그리고 유럽의 전력시장 개편에 대한 최근의 동향을 감안해 신재생에너지 3020에 대응하기 위한 단기 전력시장 제도 개선의 기본 방향을 표5와 같이 정리할 수 있다. 물론, 전력시장 개선 과정에서 규제기관이 선택할 수 있는 다양한 구체적인 대안들은 추가적인 검토가 필요하다. 이러한 측면에서 현재 진행되고 있는 캐나다 온타리오 전력시장의 재설계 과정은 참고할 만한 가치가 있다.

3. 전력시장 개선안을 어떻게 구현할 것인가?

전력시장을 둘러싼 이해관계자들은 전력시장의 제도 개선에 대해 다양한 이해관계를 가진다. 첫째, 정부는 단기적인 관점에서 전기요금 증가에 대해 우려한다. 둘째, 일부 대형 발전회사들은 제3의 경쟁 발전사업자들의 시장진입에 대한 장벽을 제거하는 시장 제도 변화에 대해 무관심하다. 셋째, 일반 전기소비자들은 시장개선으로부터 편익을 거둘 수 있지만 그 편익이 개별적으로는 적기 때문에 세력화된 활동가 집단으로 등장하기는 어렵다. 개별 전기소비자의 편익과 관련해 앞선 예의 용량요금 3,000억 원의 증가에 대해 2,000만 가구가 개별적으로 부담하는 비용은 연간 15,000원에 불과하다. 넷째, 좋은 계통운영 절차를 마련하고 있는 계통운영자는 시장의 투명성에 대해 우호적이지만 그렇지 않은 계통운영자는 투명성이 확보되는 시장 제도의 개선을 반대할 수 있다. 다섯째, 신재생에너지 제작사들은 시장제도 개선으로 유연성이 강화되면 신재생에너지의 접속이 용이하게 되므로 시장제도 개선으로부터 편익을 거둘 수 있다. 마지막으로 기술개발사는 계통운영과 수요관리를 위한 신기술에 대한 명확한 연계규칙을 규정하는 투명한 시장규칙으로부터 편익을 거둘 수 있다.

전력시장 제도 개선을 둘러싼 이러한 이해관계자를 설득하고 조율하는 과정에서 특별히 우리나라에서 중요한 것은 다음의 세 가지 사항에 대한 답을 제시하는 것이 될 듯하다. 이 세 가지 사항에 대한 답이 구체적으로 제시된다면 전력시장 제도 개선 로드맵을 본격적으로 논의할 수 있는 여건이 마련되었다고 할 수 있다. 첫째, 현행 전력시장 대비 차기 전력시장 설계는 신재생에너지 3020 목표를 달성하는데 얼마나 비용 효과적인가? IEA에 따르면 신재생에너지의 점유율을 높이는 것은 기술적으로 문제가 없다(Seamless Power Markets, 2014, IEA). 즉, 현행 전력시장으로도 신재생에너지 3020을 달성할 수 있다. 그러나 차기 전력시장은 훨씬 비용 효과적으로 이를 달성할 수 있다. 전력시장 제도 개선을 둘러싼 규제기관은 이를 계량화된 지표로 제시하고 이해관계자를 설득할 필요가 있다. 둘째, 기존의 전력시장 체제가 유리했던 전력시장 참여자가 차기 전력시장 체계에서는 불리하게 될 수가 있다. 예를 들면 표6은 전력시장의 거래주기가 1시간에서 5분으로 세분화되었을 경우의 시장참여자간 이해득실을 비교한 것이다. 시장제도 개선은 변화에 따른 이해관계의 조정을 조율하는 과정을 수반한다.

셋째, 물가 안정 차원에서 관리되고 있는 소매전력요금에 대한 인상 우려를 해소하는 것이다. 독일의 사례에서와 같이 신재생에너지 보급을 위해서는 전기요금 중에서 보조금의 비중이 높아져야 하고, 이는 전력요금 상승으로 이어진다, 이러한 비용 상승 요인을 완충하려면 단기 에너지시장 제도 개선뿐만 아니라 전력시장을 구성하고 있는 다른 하부 전력시장에 대한 영향까지 포함하여 비용 편익을 평가해야 한다. 미국 동부지역에 있는 전력시장인 PJM의 사례는 전력시장 제도 개선 시에 다각적인 측면에서 비용편익을 평가해야 한다는 것을 보여준다. PJM은 경제급전을 위해 선택된 모든 자원들이 유연성을 제공하는지 여부에 관계없이 시장가격을 설정할 수 있는 자격을 부여하는 방향으로 에너지시장 가격제도의 개편을 고려하고 있다. 이 과정에서 에너지시장뿐만 아니라 용량시장을 포함해 비용편익을 분석했다. 이 분석에 따르면 에너지시장에서 추가 인센티브를 제공할 경우 발전자원들이 에너지시장에 잔류하게 되고, 따라서 적정한 설비용량이 확보돼 용량시장 비용이 감소하게 되어 하부 전력시장들을 고려했을 경우 전체적으로 순편익이 발생한다.

앞서 언급한 세 가지 사항에 대한 답을 찾는 과정에서 다음의 세 가지 측면을 정량적으로 분석할 필요가 있다. 첫째로 돌릴수록 손해를 보고 있다는 첨두부하 담당 발전기들에 대한 발전비용 보상을 정상화시킴에 따른 비용의 상승을 분석해야 한다. 둘째, 에너지와 예비력을 순차적으로 할당하는 현 방식에서 동시에 할당하는 방식으로 전환할 경우 보다 자원을 효율적으로 사용함으로써 발생하는 편익을 분석해야 한다. 셋째, 하루 전 시장에 하루 중 시장과 실시간 시장을 추가함으로써 불확실성이 해소되고 이에 따라 설비예비력과 운영예비력 확보가 합리화됨으로써 발생하는 장·단기적 편익을 분석해야 한다. PJM 사례와 같이 이 세 가지를 동시에 고려할 경우 신재생에너지 3020을 달성하기 위해 전력시장 제도를 개선하는 것이 반드시 비용 증가로 이어지지 않을 수 있다. 표8과 표9는 2017년 1월의 전력시장 운영실적을 바탕으로 시장제도 개선 전후의 발전비용과 시장정산금을 분석한 내역이다. 이를 일반화하기 위해서는 더 많은 전산 모의와 분석이 필요하지만 시장 개선을 통해 발전비용과 시장정산금이 절감될 수도 있다는 가능성을 보여준다. 이 비용 절감은 현 시장에서 가동된 발전기의 정격을 선제적으로 5% 만큼 줄여 예비력을 순차적으로 확보하므로 상당한 양의 부가정산금이 발생하지만, 차기 시장에서는 에너지와 예비력이 동시에 최적으로 확보되는 등 경제적으로 발전자원이 운영되는 것에 기인한다.

이상에서 살펴본 바와 같이 전력시장 제도 개선안을 구현하는 과정은 전력시장 제도 개선 대안들에 대한 다양한 분석을 통해 전력시장을 둘러싼 이해관계자들을 설득하는 과정이라고 할 수 있다. 우리나라에서 신재생에너지 3020 목표를 달성하기 위한 전력시장 제도 개선이 본격적으로 논의되지 않는 것은 아직 신재생에너지 비중이 낮아서 간헐성 대처 필요성이 피부에 와 닿지 않기 때문일 수도 있다. 또한, 제도 개선 추동력을 확보하기 위한 선제적인 세부적 분석이 충분히 이루어지지 않고 있기 때문일 수도 있다.

4.시장제도 개선을 향한 과제

앞서 제1절에서 신재생에너지 3020 목표가 달성가능한지를 되짚어 보았다. 우리나라의 현재 낮은 신재생에너지 발전량에도 불구하고, IEA 등의 자료에 따르면 신재생에너지 3020 목표는 달성이 가능하다. 제2절에서는 신재생에너지 3020 목표를 달성하기 위해 단기 전력시장 제도는 어떠한 모습이어야 하는지를 살펴보았다. 단기 전력시장 개선 모델에 대하여 국제적으로는 어느 정도 합의에 도달한 상태이다. 따라서 우리나라의 경우 미국 북동부 전력시장 모델을 중심으로 전력시장 재설계를 하는 것이 바람직하다고 본다.

제3절에서는 단기 전력시장 제도를 어떠한 과정을 통해 개선할 것인가를 살펴보았다. 전력시장을 개선하려면 다양한 이해관계자를 설득하는 과정이 필요하다. 이를 위해서 전력시장 개선에 따른 영향을 계량화된 자료로 이해관계자에게 제공할 필요가 있다. 즉, 현 전력시장 제도로도 신재생에너지 3020을 달성할 수 있지만 차기시장 제도가 훨씬 비용 효과적으로 이 목표를 달성할 수 있다는 것을 제시할 필요가 있다. 또한, 전력계통의 유연성을 최대한으로 활용할 수 있는 전력시장 제도 개선을 통해 전반적인 전력계통 운영비용이 절감된다는 것을 계량화된 자료를 통하여 보여줄 필요가 있다.

한편, 이러한 자료를 바탕으로 규제기관과 정책기관은 전력시장 제도 개선을 위한 명확한 방향을 설정할 필요가 있다. 이러한 방향 설정이 이루어진 후 시장참여자와 이해관계자간의 공개적인 논의 과정을 통해 전력시장 개선에 대한 로드맵을 만들고 세부적인 설계의 과정에 들어갈 필요가 있다. 이렇게 될 경우 전력시장 측면에서 신재생에너지 3020 목표를 달성하기 위한 구체적인 성과가 산출될 것이다.