지난해 10월~11월 영국에서 열린 제26차 유엔기후변화협약 당사국총회 (Conference of the Parties, COP26)에서 글래스고 기후조약이 채택됐다. 기후위기 대응을 위해 석탄발전을 단계적으로 감축하고 선진국은 기후변화 적응 기금을 2배로 확대하는 내용을 포함하고 있다. 우리나라도 2030년까지 2018년 대비 온실가스 40% 국가온실가스감축목표(National Determined Contribution, NDC)를 제시했다. 정부는 2020년 12월 7일 발표한 2050 탄소중립 추진전략에서 경제구조의 저탄소화, 신 유망 저탄소산업 생태계 조성 및 탄소중립 사회로의 공정전환을 기반으로 탄소중립을 위한 제도적 기반강화를 더해 탄소중립을 달성할 것을 제시했다. 또한 2050탄소중립위원회에서는 탄소중립 달성을 위해 지난해 8월 2050 탄소중립 시나리오 초안 발표에 이어 같은해 10월 18일 ‘2050 탄소중립 시나리오’ 최종안을 최종 심의 · 의결했고 동년 10월 27일 국무회의에서 심의 · 확정했다.

탄소중립 시나리오에서 A안과 B안 두 개가 제시됐다. A안은 화력발전의 전면 중단을, B안은 화력발전 중 LNG 일부가 잔존하는 것을 가정하고 있다. 각각의 경우에서 에너지원 중 재생에너지는 60.9%(B안)~70.8%(A안)에 이르게 된다. 이러한 목표의 달성 가능성과 달성 방법에 대한 의견은 분분하지만, 재생에너지가 지속적으로 확대될 것이라는데 대한 이견은 없는 상황이다.

태양광, 풍력 발전과 같은 재생에너지 비중 확대는 총량적인 관점에서 탄소배출의 저감에 직접적인 역할을 할 수 있지만, 재생에너지 발전의 변동성, 간헐성은 필요할 때 재생에너지가 부족하거나 필요없을 때도 발전하는 문제가 있다. 즉 재생에너지 발전이 총량(kWh) 관점에서는 탄소중립을 달성하더라도 필요할 때 발전할 수 있는지의 관점도 충족을 해야 하는데, 아직은 기술적으로 경제적으로 한계가 있는 상황이다.

재생에너지 확산과 문제점

미국 캘리포니아의 전력시스템운영자인 CAISO(California Independent System Operator)는 재생에너지의 확산에 따른 계통운영의 문제를 2012년부터 제기한 바 있다. 태양광 발전을 중심으로 보았을 때 일몰 시점에서 모든 태양광 발전소가 발전을 멈추게 됨에 따라 급속하게 감소하는 발전량을 다른 발전소를 사용해 채워야한다. 2020년에는 요구되는 발전량의 변동 속도가 3시간 동안 13GW에 이를 것으로 예측했다. 잘 알려진 덕커브 (Duck Curve) 문제이다.

이러한 문제를 해결하기 위해 다양한 연구가 이뤄지고 있는데, System Integrated Storage (SIS)를 이용하는 것이 대표적인 예다. SIS는 전력망이나 발전소에 저장장치를 설치해 과도한 출력의 변동을 제한하는 솔루션이다.

국내에서 도입됐던 태양광 연계형 저장장치와 동일한 개념으로 볼 수 있다. SIS의 도입을 통해 덕커브는 그림 1과 같이 완화되는 것을 볼 수 있다. Sunverge Energy 사에서 제시한 바에 따르면, 2020년 예로 SIS가 있을 때와 없을 때에는 peak ramp rate가 59%까지 낮아지는 것을 볼 수 있다.

전술한 예와 같이 재생에너지의 도입으로 인한 계통의 변동성 혹은 수용성의 문제는 기술적으로 상당부분 해결 가능하다. 다만 문제는 비용이다. 일몰로 인한 태양광발전의 급격한 변동성을 저감하기 위해 SIS를 도입하는 경우 태양광 발전량이 많을 때 적절히 저장했다가, 발전량이 감소할 때 적절히 출력하도록 함으로써 변동성을 완화해 계통운영의 부담을 저감할 수 있다. 하지만 이를 위해서는 SIS를 도입하고 운영하는 비용이 추가된다.

미국에서는 재생에너지사업자에게 배터리에너지저장장치(Battery EnergyStorage System, BESS)설치를 의무화하고, 태양광 출력의 이동 뿐만이 아니라 ramp rate를 제어하는 제도의 도입을 검토하거나 도입하고 있다. 이와는 조금 다른 문제이지만 우리나라 제주도에서도 재생에너지의 발전이 많은데 부하가 낮은 날에는 출력제한(Curtailment)을 통해 발전된 재생에너지 전력을 버려야하는 상황이 수시로 발생하고 있다. 2020년에만 77회가 발생했으며, 추가적인 조치를 하지 않는 경우 재생에너지의 지속적인 확산과 더불어 출력제한도 계속 증가할 것으로 예측하고 있다.

이러한 출력제한을 감소시키기 위해 부하를 추가로 사용하면 보상하는 플러스DR, SIS의 도입 등의 다양한 프로그램을 개발하고 있다. 발전한 전기를 버리는 것보다는 미리 사용하게 하거나, 저장했다 사용한다는 측면에서 바람직하나 마찬가지로 문제는 이를 구현하기 위해 추가적인 비용이 발생한다는 것이다.

재생에너지 확산에 따른 전력계통 진화의 필요성

탄소중립 달성을 위한 핵심적인 솔루션이라는 관점에서 재생에너지 확산의 긍정적인 측면은 너무나 당연하므로 차치하고, 변동성이 높은 재생에너지의 수용을 위한 고민에 대해 살펴보자. 재생에너지의 보급이 크지 않을 때에는 계통관점에서 별다른 고민을 할 필요가 없이 재생에너지를 수용하면 된다. 태양광발전의 경우 일반적으로 산업이나 일반 부문의 부하가 높은 낮 시간에 발전하므로 부하 피크를 저감하는 긍정적인 측면이 더 기대된다. 하지만 재생에너지의 확산(혹은 Penetration)이 확대되면 이야기는 조금씩 달라진다.

앞에서 언급한 덕커브와 같이 예상하지 못한 문제가 발생하기 시작한다. 덕커브는 국가 단위의 총량적인 관점에서의 문제 제기였다면, 재생에너지의 확산에 따른 문제는 지역단위로 퍼져나간다. 재생에너지가 전국에 걸쳐 골고루 설치되는 것이 아니라 수익성의 확보를 위해 조금 더 발전을 많이 할 수 있는 지역, 햇볕이 많이 들거나 바람이 많이 부분 지역에 더 많이 보급되게 된다. 이러한 접근은 특정 지역에 더 많은 재생에너지가 설치되도록 해 전국적인 관점에서 볼 때에는 문제가 발생하지 않지만, 해당지역에서는 문제가 발생하는 지역성(Locality) 문제가 발생한다. 이제는 송전단위에서의 문제뿐만 아니라 배전단위에서의 문제가 더욱 빈번하게 발생할 수 있다는 것을 의미한다. 제주가 그 일례이며, 이러한 상황이 점차 내륙으로도 확산될 것이다.

계통운영 관점에서는 재생에너지의 확산이 높아짐에 따라 더 고도화된 운영체계를 필요로 한다. Lawrence Berkeley National Lab (LBNL)에서는 그림 2와 같이 재생에너지 기반의 분산에너지 도입에 따라 단계별로 배전시스템의 진화 필요성을 제시했다. 도입량이 낮은 1단계에서는 스마트그리드에 대한 투자와 낡은 인프라의 대비로 대응 가능하나 점차 분산에너지 자원의 보급이 증가하는 2단계에서는 분산자원을 통합하고 최적 관리해야 하며 이를 위한 배전 관리 체계가 필요하다고 제시했다.

또한 대량의 분산에너지자원이 보급되는 경우에는 다양한 당사자간 시장을 통한 거래 기반의 시장 중심 운영 체계가 필요하다고 제시하고 있다. 단순히 배전망의 자원을 모니터링하고 제한적인 운영을 하는 단계에서 벗어나 보다 적극적으로 분산 자원을 운영하고 보상하는 체계를 통해 전력망을 유연하게 운영해야 한다는 것을 의미한다.

배전망의 진화방향에 대해서는 다양한 모델들이 제시되고 있으며 아직 국가별로 논의 단계에 있으나, 한 가지 확실한 것은 새로운 운영체계가 필요하며 전통적인 설비투자로는 경제적인 운영에 한계가 있다는 점이다. 공통적인 점은 과도한 설비투자를 회피하고 새로운 산업의 활성화를 위해 소비자가 보유한 분산자원을 보다 적극적으로 활용함으로써 사회적 투자를 최적화하는 동시에 신산업을 활성화한다는 방향성을 제시하고 있다는점이다. 본고에서는 배전망을 중심으로 살펴봤으나 이는 송전 계통운영 관점에서도 마찬가지다.

현재의 재생에너지 보상 방법과 한계

국내에서 재생에너지는 아직 그리드패리티에 도달하지 못하고 있는 상황이다. 그리드패리티는 재생에너지로 인한 발전비용이 생산된 전력의 판매가격과 같아지는 조건을 의미하며, 그리드패리티를 달성했다고 하는 것은 발전비용이 판매가격보다 낮아지는 것을 의미한다. 이는 재생에너지원의 설치, 운영비용을 포함해 산정하게 되는데 재생에너지 발전에 유리한 나라일수록 그리드패리티에 빨리 도달하게 된다. 그리드패리티에 도달하는 경우 국가는 재생에너지에 대해 보조금을 지급할 필요가 없어지고 발전사업자는 전력시장에 발전된 전기를 판매함으로써 수익을확보하게 된다.

하지만 우리나라는 아직 그리드패리티에 도달하지 못한 상황이라 전력의 판매만으로는 수익성을 확보할 수 없으므로 보조금을 지급하게 된다. 재생에너지 원가는 평준화 에너지비용(Levelized Cost of Energy, LCOE)을 통해 도출되는 것이 일반적이다. LCOE는 다양한 형태로 정리될 수 있지만, 일상적 분류는 그림 3과 같이 협의의 발전소 단위 비용을 중심으로 산정된다.

발전소 건설과 관련된 제반 자본비용, 연료비, 운영유지비용 및 내재화된 환경비용, 계통비용 등이 고려된다. 이 비용을 전체 사업기간에 대해 산출하고 총발전량으로 나눠 단위 전력 생산에 소요되는 비용을 산출하는 방법이다. 국내에서는 계통비용과 외부비용은 제한적으로 고려되고 있다. 전력판매가격(SMP)과 이를 보조하기 위한 REC(Renewable Energy Certificate)를 합해 LCOE를 고려한 적절한 수익이 확보될 수 있도록 REC를 설계하고 있다. 즉, 지급되는 보조금은 재생에너지의 사회적 편익을 기반으로 도출하는 것이 아니라 재생에너지 발전소를 구축하고 운영하는데 들어가는 비용을 기반으로 적정한 이윤을 보장하는 수준을 고려해 결정된다.

전술한 바와 같이 그리드패리티에 도달하지 못한 경우 재생에너지에 대한 보상은 재생에너지발전사업자가 직접적으로 소요되는 비용을 기반으로 비용을 산정해 이뤄지므로 사업자가 지불하지 않는 비용은 제외되는 한계가 있다. 다시 말하면, 재생에너지사업자는 보상을 받지 못하는 비용에 대해 책임을 지지 않아도 된다는 신호를 주고 있는 것이다. 하지만 재생에너지의 확산에 따라 이의 수용을 위해 계통에 투자돼야 하는 비용이 지속적으로 증가해야 한다는 것은 너무나 명백한데도 불구하고 LCOE에는 포함되지 못하는 한계가 있다.

재생에너지 수용을 위한 비용

재생에너지의 확산에 따른 문제의 해결을 위한 비용은 시스템통합비용(System Integration Cost, SIC)으로 정의된다. 연구에 따라 조금씩 다르게 정의되고 있지만, SIC는 크게 백업비용, 균형비용, 계통접속비용으로 구성된다. 백업비용(Backup Cost)은 재생에너지의 발전량이 계획에 미치지 못하는 경우 이를 보완하기 위한 발전 설비투자 및 운영비용을 의미한다. 밸런싱 비용(Balancing Cost)은 재생에너지의 불확실성으로부터 유발되는 비용으로 재생에너지의 변동성으로 인해 발생하는 변화에 대응하기 위한 예비력 자원을 필요로 한다. 계통 비용(Grid Cost)은 재생에너지설비를 수용하기 위한 망보강을 포함한 계통 설비 투자비용을 의미한다.

재생에너지의 수용을 위해서는 SIC가 고려돼야 함에도 불구하고, LCOE에서는 계통비용 중 극히 일부인 사업자가 지불하는 접속 비용만을 포함하고 있다. 이것이 의미하는 바는 재생에너지의 확산에 따라 발생하는 시스템통합비용은 재생에너지 사업자가 아니라 전력시스템 운영자 측에서 부담해야 한다는 것이며, 국내의 경우 전기요금으로 반영될 것이다.

재생에너지 확산에 따른 SIC 연구는 독일, 벨기에, 영국 등에서 다양하게 이루어진 바 있다. 독일의 경우 2030년 재생에너지 보급률이 65%인 경우 재생에너지원에 따라 SCI는 5~26EUR/MWh로 나타났다. 벨기에의 경우 2030년 기준으로 9.1~25.1EUR/MWh로 나타났다.

영국에서는 변동성 자원의 확산비율에 따라 보다 심층적인 연구를 수행했다. 유연성 옵션이 제한된 시나리오로부터 적당한 유연성이 있는 시나리오, 높은 유연성을 갖는 시나리오 등을 수립하고 태양광, onshore 풍력, offshore 풍력에 대해 원자력을 채택하는 경우 발생하는 SIC를 기준으로 상대비용을 각각 도출했다. 그림 4는 변동성 자원의 도입 확대에 따라 SIC가 증가하는 것을 보여주고 있으며, 시스템에 보급되는 유연성 자원의 조합에 따라 비용이 현저하게 감소할 수 있다는 것을 보여주고 있다. Moderate한 시나리오에서 원자력 대비 SIC는 태양광의 경우 11.8 £/MWh, Onshore, offshore의 경우 각각 7.3, 5.5 £/MWh로 나타났다.

국내 연구에서도 재생에너지 3020 계획에 따를 경우 2030년 발전량 대비 20% 중 태양광과 풍력이 88%일 때 SIC는 발전원에 따라 13.94~32.63원/kWh로 나타났다. 국내에서도 LCOE의 산출에는 사업자가 지불하는 접속 및 송전비용 만이 제한적으로 고려돼 낮은 SIC를 부담하고 있다. 또한 수정계획 전의 2030년을 기준으로 추정된 것이라 재생에너지의 보급이 증가할 경우 SIC 또한 지속적으로 높아질 것이다.

맺음말

재생에너지 보급 활성화라는 측면에서 현재의 LCOE에 기반한 보상체계가 적절하다고 할 수 있으나, 향후 전력계통에 미치는 영향을 고려할 때는 재생에너지 확산에 따른 수용성 확보를 위한 의무와 수반되는 비용에 대한 보다 심층적인 검토가 필요하다. 재생에너지의 확산에 따라 발생하는 SIC를 계통운영자에게만 부담시키는 경우, SIC 해결방법의 선택권이 계통운영자에게 귀속되며 그 비용은 전기요금의 일부로 전체 소비자에게 부가될 것이다. 하지만 SIS 등을 통해 재생에너지 사업자에게 계통안정화 기여 의무를 부가하는 경우, 계통운영자가 직접적으로 투자해야 하는 비용은 줄어드는 대신 발전사업자의 부담이 증가할 것이므로 발전사업자에게 추가적인 보상을 제공해야 할 것이다. 즉, 부가되는 의무에 따라 비용도 증가하게 되는데 어느 정도가 적정한 기준이 될 것인지에 대한 검토가 필요하다.

영국의 연구 사례에서 선택하는 유연성자원의 수단에 따라 SIC는 큰 폭으로 변화할 수 있는 것을 보았다. 전통적인 방법만으로 변동성을 해소하는 것이 가장 비용이 많이 들고, 다양한 변동성 자원을 조합하는 경우 비용을 줄일 수 있다는 것을 보여줬다. 이 때 사용되는 유연성 자원은 에너지저장장치, 수요관리, 계통연계 등이 사용됐고 계통투자와 적절히 조합했을 때 최소의 비용으로 재생에너지를 수용할 수 있는 것을 보았다.

국내에서도 재생에너지 기반의 분산자원의 효율적인 운영에 대한 다양한 고민이 이뤄지고 있다. 분산자원을 통합해 급전 자원화하고자 하는 노력이 그 중의 하나다. 가상발전소라로 불리기도 하는 통합운영사업자에게 재생에너지의 변동성을 줄이고 예측 가능하도록 운영하는 의무를 부가하는 모델이다. 하지만 이러한 방향이 바람직하다고 해도 부가적인 기능을 갖추기 위한 비용의 부담주체가 아직은 모호한 상황이다. 통합운영사업자가 전력시장을 통해 계통안정화에 기여하는 부분을 인센티브 혹은 용량요금의 형태로 지불하는 방안이 고려되고 있다. 하지만 여전히 시장에 자발적으로 유입되지 않는 재생에너지발전원에 대한 동인은 부족한 상황이며, 계통 수용성을 위한 비용은 전통적 전기요금으로 납부를 하게 될 것이다.

사회적인 관점에서 재생에너지의 확산에 따라 발생하는 혹은 발생할 SIC의 일부를 통합에너지사업자에게 지불하고, 이에 상응하는 계통 안정화 기여를 의무화하는 것도 하나의 방법이 될 것이다. 이러한 방법을 도입하는 경우 SIC는 전기요금이 아니라 기후환경요금 중 재생에너지의무이행비용의 일부 혹은 새로운 항목이 될 것이다. 또한 재생에너지사업자의 원가에 반영되는 대신 재생에너지사업자는 적절한 계통안정화의 의무를 가지게 되므로 계통의 보강과 민간 영역의 투자가 동시에 발생할 수 있어 최적의 비용효과를 추구하는 동시에 새로운 산업이 발현할 수 있는 기반이 될 수도 있을 것이다.

손성용 가천대학교 전기공학과 교수 keaj@kea.kr