일본 용량시장 도입 동향
일본 용량시장 도입 동향
  • 류재근
  • 승인 2020.09.09
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류재근 한국전력공사 경영연구원 선임연구원

❶ 일본 용량시장 도입 배경

일본은 2011년 3월 원전사고에 따른 공급력 부족을 해결하기 위해 2012년 7월 발전차액지원제도(FIT)를 도입했고 이로 인해 신재생에너지 설비가 급속히 확산됐다. 한계비용이 낮은 태양광 등의 신재생 증가는 도매전력시장가격을 하락시켜 발전사업의 수익성을 악화시키기고 투자비용 회수를 어렵게 하는 ‘미싱머니 문제(missing money problem)’를 야기한다. 투자회수가 불투명하면 신규 발전투자를 위축시켜 장기적으로는 설비 부족사태를 초래할 수 있다. 게다가 2016년 4월 시작된 판매시장 전면자유화로 인한 경쟁 심화로 발전력의 대부분을 가지고 있는 대형전력회사의 경영이 악화되고 있어 가동률이 낮은 노후 화력발전소를 폐지하는 사례가 증가하고 있다. 광역계통운영추진기관(OCCTO, 이하 광역기관)의 공급계획에 따르면 2021년 8월에 적정 공급예비율(8%)을 하회하는 시간대가 발생할 것으로 예상되는 등 장기적 관점에서 적정 공급력 유지에 대한 우려가 증가하고 있다. 적정 시기에 발전투자가 이루어지지 못하면 수급위기를 초래할 수 있으며 이 시기 시장가격의 급등으로 인해 전기요금이 상승할 가능성도 있다. 일본 정부는 이러한 공급력 확보 문제를 해결하기 위해 지난 7월 용량시장을 도입했다.

❷ 용량시장 운영 방식

가. 용량시장 운영 개요

광역기관은 4년 후의 공급력(kW)을 거래하는 용량시장을 개설해 향후 국가 레벨에서 필요한 공급력을 효율적으로 확보함과 동시에 용량의 시장적 가치를 산정한다. T-4시점 (2020.7)에 최초 경매를 시행하며 필요시 T-1시점(2023년)에 추가경매를 시행할 수 있다. 전력이 부족할 경우에는 특별경매도 실시할 수 있다. 발전기뿐만 아니라 ESS/DR 등 다양한 공급 자원이 참여 가능하며 오키나와 지역은 계통이 분리되어 있어 용량시장에 포함되지 않는다. 광역기관은 모든 판매사업자로부터 용량비용(분담금)을 징수하여 시장에서 낙찰된 전원(발전 사업자 등)에게 용량정산금을 지불한다.

나. 용량 경매 메커니즘

경매는 단일가격(singleprice), 청산가격 보상(pay-ascleared), 미공개 입찰(sealedbid)3) 형태로 운영된다. 입찰가 중 최고가로 낙찰되나 입찰자들로 하여금 실제 비용에 근접한 입찰가를 제출하도록 하기 위해 다음의 두 경우는 예외로 한다.

용량 확보 주체인 광역기관은 오키나와를 제외한 전국의 필요한 공급력 등을 감안하여 목표 확보 용량 및 수요곡선을 설정하고 용량 공급 주체인 발전사업자는 전원별로 입찰량과 입찰가격을 정하여 공급입찰을 시행한다. 목표 확보용량은 용량 확보시점(T)에 예상되는 최대 전력수요에 기상·사고·발전기 예방정비 등을 고려한 여유 용량을 더해 설정한다. 여기서 FIT 용량은 제외하는데 이는 FIT 매입단가에 용량 보상금이 포함되어 있어 용량시장 참여대상이 아니기 때문이다.

발전사업자가 제출한 입찰가격을 낮은 순서대로 쌓은 공급 곡선과 광역기관이 설정한 수요곡선이 만나는 교점에서 용량가격이 결정되며 용량가격보다 낮게 입찰한 전원은 낙찰 전원이 된다. 입찰은 최저 입찰가격(0엔/kW)과 최고 입찰 가격(1만 4,138엔/kW, 2020년 경매) 사이에서 1엔/kW 단위로 가능하며 최고 입찰가격은 극단적으로 높은 입찰가를 방지하기 위한 목적으로 설정됐다. 낙찰전원은 후술하는 요구조건(requirement) 충족 여부 등을 고려해 용량 보상금을 지급받게 된다.

다. 시장 참여 전원

용량시장은 공급력을 제공할 수 있는 모든 전원이 참여 가능한 자발적 참여 시장이며 발전사업자는 요구조건 및 페널티를 고려하여 시장 참여를 자유롭게 결정할 수 있다. 또한 용량시장(kW)에서 낙찰된 전원이라도 거래 상품이 다른 시장에 참여가 가능하여 에너지시장(kWh), 예비력시장 (△kW + kWh)에 참여할 수 있으며 쌍무계약을 체결중인 전원도 용량시장에 참여할 수 있다. 용량시장 참여 전원은 안정전원/변동전원/급전지시전원으로 분류할 수 있으며 참여기준을 표 2에 정리했다. FIT 전원은 고정매입가격에 투자비 보상이 포함되어 있으므로 용량시장 참여가 불가하나 FIT 매입기간이 만료(주택용 10년)된 전원은 참여할 수 있다. 자가발전은 역조류가 있는 경우 역조류량만큼을 다른 전원과 동일하게 인정해 시장 참여가 가능하다. DR(수요자원)은 Aggregator를 통해 합계 1MW 이상인 경우에 참여 가능하며 낙찰된 Aggregator는 실수급 2년 전까지 DR 참여자 리스트(소비자)를 제출하거나 실효성 시험을 통과해야만 한다.

라. 용량 확보 비용 부담

상술한 바와 같이 용량시장 운영자인 광역기관이 용량시장에서 필요 공급용량(kW)을 확보하는데 용량 확보에 드는 비용은 판매사업자로부터 징수한다. 판매사업자는 공급 전력량(kWh)뿐만 아니라 중장기적으로 공급능력(kW)의 확보 의무를 가지기 때문에 용량 확보에 대한 비용 부담 의무를 가진다. 판매사업자별 부담액은 지역별 최대수요 발생 시의 판매 사업자별 kW 비율(점유율)로 산정한다. kW 비율은 실수급 전년 하계·동계 피크 실적을 적용하고 산정 이후 비율 변동에 대해서는 조정을 시행한다. 지역 간 연계 선로 용량이 충분하지 않아 송전제약에 따른 시장분리가 일어날 경우에는 용량 확보 비용을 지역별로 산정하며 실수급기간부터 연간 비용을 12등분해 매월 청구하는 방식으로 진행된다.

또한 판매사업자의 급격한 부담증가를 방지하기 위해 표 3에 보이는 바와 같이 2024년부터 2029년까지 완화계수를 설정해 용량 분담금 산정에 적용한다. 2024년의 42%(발전사 수익은 58%)를 시작으로 연도별 완화계수는 작아지고 2030년에는 완화계수가 사라져 발전사 수익은 100%가 된다.

판매사업자의 용량 분담금 산정방법은 그림 4와 같다.

마. 요구조건과 페널티

용량시장에서 낙찰된 전원은 요구조건(requirement)을 만족해야 공급력 제공을 인정받고 보상금을 받을 수 있으며 요구조건은 표 4에 보이는바와 같이 전원의 종류(안정/변동/급전지시) 및 실수급기간 전후 수급상황에 따라 다르다. 각 요구조건별로 평가(assessment)가 이루어지며 요구 조건을 만족하지 못하는 경우에는 페널티가 존재한다.

낙찰전원이 실수급기간에 낙찰용량만큼의 공급력을 제공하지 못한 경우에는 계약변경(용량변경) 또는 해약이 필요(시장 퇴출)하다. 시장 퇴출 시의 페널티는 퇴출용량과 퇴출 시기에 따라 결정된다. 실수급 개시가 2024년 4월(경매는 4년 전인 2020년 시행)인 경우 용량확보계약이 성립되는 2020년 10월부터 실수급 1년 전인 2023년 3월까지 용량 변경·해약 확인기간 동안 퇴출되면 5%의 페널티가, 그 이후에는 10%의 페널티가 부과된다.

바. 기존 쌍무계약과 용량시장 참여

용량분담금은 쌍무계약의 유무와 관계없이 모든 판매사업자가 지불하므로 쌍무계약을 체결 중인 판매사업자는 용량분담금이 추가 발생하며, 발전사업자는 쌍무계약을 체결 중인 경우에도 용량시장 참여가 가능해 낙찰시 추가 수입(용량정산금)을 얻을 수 있다. 쌍무계약 대신 용량시장 참여를 유인하기 위한 것으로 대부분의 발전기를 가지고 있는 대형 전력회사의 발전자회사-판매자회사 간 내부 계약을 줄이고 용량시장을 통해 거래하도록 하기 위한 방안이다. 이를 통해 용량시장뿐만 아니라 에너지시장 및 2021년 도입 예정인 예비력 시장 참여도 높일 수 있을 것으로 기대된다.

❸ 용량시장 도입 영향 및 시사점

용량시장 도입을 통해 장기적으로 안정적이고 효율적인 발전설비 도입을 유도하고 시장 활성화가 더욱 가속화될 전망이다. 특히 쌍무계약을 체결 중인 판매사업자에게도 용량분담금을 의무화함으로써 용량시장 참여를 유인하는 정책은 용량시장 뿐만 아니라 에너지시장 및 2021년 도입 예정인 예비력시장에의 참여를 높일 수 있어 일본 정부가 추진 중인 전국규모 전력시장 체제를 더욱 가속화할 것으로 예상된다. 한편 일본 정부는 용량비용(kW↑)이 증가하는 만큼 에너지시장 입찰가격이(kWh↓) 하락해 중장기적으로 판매사업자의 부담 증가가 미미할 것으로 예상하고 있다. 이와 달리 판매사업자들은 이상적인 시장이라면 판매사업자의 총 부담액(용량+에너지)이 비슷한 수준으로 수렴할 수는 있으나 이에 대한 보장이 없으며, 또한 신규 판매사의 경우 단기적인 경영악화를 감내하기 쉽지 않아 실제로는 상당한 부담이 될 것으로 예상하고 있다. 2020년 용량 시장 낙찰가격이 광역기관이 제시한 목표가격 9,425엔/kW·년에 이르고 에너지시장가격이 동일한 경우 판매사업자의 부담은 약 0.93~1엔/kWh 상승하게 되는데 이는 지난해 주택용 전기요금의 약 4%, 산업용 요금의 약 6% 수준에 상당한다.

발전력의 대부분을 가지고 있는 대형전력사는 용량 보상금으로 수입이 증가하고 발전력이 없는 통신회사 등 신규 판매사는 용량 분담금을 지불해야 하므로 비용이 증가한다. 수입이 증가하는 대형전력사는 내부보조(발전자회사→판매자회사)를 통해 판매시장 경쟁 우위를 위한 저가 공세를 전개할 가능성이 증가하는 반면, 신규 판매사는 용량 분담금 부담으로 인해 신규 고객 확보가 불리해질 것으로 전망 된다. 특히 신규 판매사의 자유요금과 대형전력사 규제요금의 차이가 약 1엔/kWh인데 2020년 용량시장 목표가격이 전기요금에 그대로 반영될 경우 이와 비슷한 수준(0.93엔~1엔/kWh)의 전기요금 상승이 초래될 것으로 예상돼 용량시장으로 인해 대형전력사와 신규 판매사의 요금 차이가 줄어들 여지가 있다. 일본의 용량시장 도입으로 효율적인 발전 투자 신호를 제공할 수 있는지 여부와 시장참여자간 수입 및 비용 발생에 따른 경쟁력 변화, 이를 극복하기 위한 사업전략 변화 측면에서 귀추가 주목된다.

 


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