유럽 자원의 보고, 북해
대서양 동북부의 연해이며 발트해와 닿아 있는 북해(North Sea)는 유전과 좋은 어장인 도거뱅크가 유명하며 영국 해협과 함께 배들의 운항 밀도가 세계적으로 가장 높은 지역 중 하나다.
이곳에서 나오는 원유는 북해 최초의 유전인 브렌트 유전에서 따와서 북해산 브렌트유로 칭하며, 오늘날 브렌트유의 가격은 WTI, 두바이유와 함께 국제 유가의 지표로 여겨진다. 이처럼 북해는 인근 국가들이 석유 · 가스 · 모래 채굴, 항해, 군사연습, 어업 등 다양한 목적으로 사용되어 오다 2000년 최초로 영국 블리스(Blyth) 에서 풍력발전설비를 건설한 것이 북해 지역의 풍력발전의 시초가 됐다. 현재는 약 12GW의 해상풍력 발전설비가 운영 중에 있다.
이처럼 영국 · 독일 · 벨기에 · 네덜란드 · 덴마크 · 노르웨이는 자국 전력망의 탈탄소화를 위해 북해 지역에 자본 · 시간 · 노력을 들여 해상풍력을 대규모로 건설하고 운영해왔다. 북해 지역은 평균풍속 초속 11m/s 이상의 영역을 보유하고 있어 풍력자원이 우수한 지역이며, 2016년 북해의 인근 국가들은 해상풍력 개발을 위해 에너지협력 강화를 위한 정치선언문(Political Declaration on Energy Cooperation between the North Seas Countries)과 액션플랜에 합의하기도 했다. 각국은 ① 북해 지역의 한정된 공간을 효율적으로 활용하기 위한 공간계획 ② 해상인프라 건설관련 협력 ③ 풍력발전 지원제도의 조화 ④ 관련 기술 및 규제의 국가 간 조화 등에 대해 중점적으로 협력하기로 했다. 지난 5월에는 최근 불거진 러시아 에너지 의존도를 낮추기 위해서 북해 지역에 2030년까지 65GW, 2050년까지 150GW 이상의 해상풍력을 건설하기로 결정한 바 있다.
세계 전력시장에 생긴 문제들
북해 지역 중 영국으로 우리의 관심을 좁혀보면 2021년이 되면서 북해 지역에 많은 해상풍력 발전설비를 보유하고 있는 영국 전력시장은 이전에는 볼 수 없는 상황을 목격하게 됐다. 바로 재생에너지의 발전량이 감소하게 된 것이다. 2021년의 태양광 · 풍력의 발전비중은 전년 대비 4%p 감소한 26%였는데, 이는 태양광 · 풍력발전 설비용량이 증가했음에도 불구하고 이용률이 감소한 결과로 나타난 현상이었다.
풍력발전의 경우는 2016년을 제외하고 처음으로 발전량이 감소했으며 태양광 발전은 전력시장에 진입한 이후 처음으로 발전량이 감소하게 됐다. 2001년부터 2020년의 영국의 풍속은 8.8노트(knot)였으나 2021년의 풍속은 12% 하락한 7.8노트였으며, 태양광의 2021년 발전량은 전년대비 8% 하락했다. 여기에 추가적으로 영국과 프랑스를 연계한 해저연계선이 고장난 결과 영국 전력시장은 천연가스 발전에 대한 수요가 급격하게 증가하게 됐다.
그동안 유럽 각국은 탄소중립을 위해 태양광 · 풍력발전 등의 재생에너지 비중을 높이고 기존 전원 중에서는 천연가스의 비중을 높이는 Two-track 전략을 사용해 왔다. 천연가스는 동일한 발전량 생산 시 석탄 · 원유 대비 온실가스 배출량이 적기 때문이다. 참고적으로 IPCC Working Group III의 공식 보고서인 ‘Mitigation of Climate Change, AnnexIII에 의하면, 발전원별 전주기 배출은 중간 값 기준으로 석탄(820gCO2eq/kWh)이 가스복합(490gCO2eq/kWh)보다 높은 상황이다.
이처럼 천연가스 수요가 증가하던 와중에 대규모 풍력발전소가 들어선 북해의 바람이 멈추면서 천연가스 가격이 급격하게 상승하게 됐으며 천연가스 부족사태는 석유 · 석탄의 수요 급증으로 귀결됐다. 여기에 지난 2월 러시아의 우크라이나 침공으로 인한 에너지 공급망 리스크 확대로 인해 호주탄의 경우 2019년 톤당 78달러 정도였으나 2021년 평균은 138달러, 2022년 5월에는 500달러를 상회하는 수준이며, 천연가스의 경우도 유럽 기준으로 2019년 mmbtu당 2.57달러에서 지난 4월 기준 32.2달러로 급상승한 상황이다.
우리나라 전력시장의 개편방향은?
우리나라가 미래 어느 시점에 태양광 · 풍력 등 재생에너지 발전설비가 증가한 상황에서 2021년 영국 전력시장에 일어난 현상들이 일어나게 될 경우 현재 국내 전력시장 구조에서 이러한 현상을 받아들일 수 있을지 두 가지 관점에서 생각해보자.
첫째, 현재 재생에너지 비중이 증가하면서 출력 불확실성 및 실시간 변동성이 증가하는 추세지만 우리나라는 해외 전력 시장과 달리 현물시장(하루전시장)만을 운영하고 있다. 이러한 하루전 전력시장 체제만으로는 재생에너지 증가로 인한 급격히 변화하는 실제 수급여건을 반영하기 어려워 실시간 수급여건을 반영할 수 있도록 구조적 변화가 필요하다.
둘째, 우리나라는 선도시장(계약시장)의 부재로 연료가격 변동성에 노출돼 있다. 해외의 경우는 ‘선도시장(공급안정성) +하루전시장(운전계획) + 실시간시장(오차조정)’으로 구성돼 앞서 언급한 재생에너지 출력변동성 및 해외 연료가격의 급등 등에 대해 사전에 대비하기 국내보다 용이한 상황이다. 우리나라는 발전설비 투자 및 운영 단계의 계약시장 미비로 사업자에게 투자 및 연료비 변동리스크가 직접적으로 전달되는 구조다. 즉, 현물시장은 이미 투자가 완료된 설비에 대한 운영시장이므로 리스크 관리가 어렵게 된다. 앞서 언급한 재생에너지의 출력 불확실성과 선도시장(계약시장)의 부재를 고려하면 우리나라 전력시장을 어떻게 개선해야 할지 방향성이 나올 수 있다.
우선 최근 재생에너지 급격한 증가를 고려해 재생에너지 설비의 전력시장 진입을 대비한 방안을 생각하면 다음의 사항들을 고려할 수 있다.
첫째, 현재의 하루전시장을 개편해야 한다. 에너지전환이 성공적으로 이뤄지기 위해서는 재생에너지의 변동성과 간헐성에 대응할 수 있는 유연성 자원에 대한 인센티브가 제공돼야 하나 현 체제로는 대응이 어려운 상황이다. 다행히도 현 하루전시장을 실계통기반 하루전시장으로 개편하기 위해 전력시장운영규칙을 2020년에 개정했으며 오는 7월부터 시행할 예정이다. 현재 하루전시장은 계통여건을 고려하지 않고 연료비가 낮은 순서대로 발전기가 운전하는 것으로 가정하고 시장가격을 결정한 후, 실제와의 차이는 부가정산금(CON/COFF)1)으로 처리해 왔으며 이는 유연성발전기에 불리한 제도다.
실계통기반 하루전시장을 통해 가격결정발전계획을 계통여건을 고려한 발전계획으로 전환하고 그에 따른 전력거래량 낙찰로 전력시장을 계통에 일치시킬 예정이다. 즉, 발전기 자기제약, 송전제약, 예비력 요구량 등 실제 계통여건을 반영한 발전계획을 수립하고 이 발전계획을 통해 시장가격을 결정해야 한다. 보조서비스에 대해서는 현재는 예비력 용량가치 정산금은 없고 COFF에 일부가 반영된 상태로 예비력 제공의 가치가 저평가 되어 있었다. 따라서 실제로 예비력을 공급한 발전기가 제공한 예비력 서비스에 대해 보상 받을 수 있도록 정산항목을 신설하고 예비력을 위해 에너지로 판매하지 않고 남겨둔 용량에 대한 기회비용인 예비력용량가치 정산금을 신설했다.
좀 더 상세한 설명을 위해 하루전시장 개편 전인 현재 상황을 본다면 석탄B 발전기는 송전제약으로 인해 실제로는 발전도 못하고 예비력도 제공 못하지만 150MW(500-350)에 대해 COFF(150MW×100원)로 정산 받으며, LNG 발전기는 예비력 150MW(500-350)를 무상으로 제공하고, 석탄이 예비력 제공을 위해 발전 못한 에너지를 메꾸기 위해 50MW를 추가 발전하고 자기연료비인 CON(50MW×100원)으로 정산 받고 있는 상황이다.
실계통기반 하루전시장이 시행되면 석탄B 발전기는 송전제약으로 실제로 발전 및 예비력을 제공하지 못하는 부분(송전제약 미발전량)에 대해서는 정산하지 않게 돼 실제 계통에 기여하지 못하는 부분에 대해서는 전력시장에서 정산을 받지 못하게 된다. 반면 LNG발전기는 예비력 150MW(500-350)를 제공하고 예비력단가(150MW×15원)로 정산 받게 되며, 하루전시장에 예비력 확보량이 반영되므로 LNG 발전계획량이 증가해 전력시장가격(50MW×100원)으로 정산 받게 돼 해당 발전설비가 계통에 기여할수록 많은 정산을 받을 수 있게 된다. 이처럼 계통여건을
전력시장이 고려하도록 개선돼 계통안정성 확보에 기여하며, 시장외정산금(CON/COFF)이 축소돼 시장효율성을 강화하게 되며 추가적으로 예비력용량가치 신설로 유연성 자원에 대한 인센티브 제공이 가능하게 된다.
둘째, 해외 주요국과 유사하게 실시간시장을 도입해야 한다. 최근 재생에너지 발전량 비중이 증가하면서 예측 불확실성 및 실시간 변동성이 증가하는 추세이므로, 현재의 하루전 전력시장 체제만으로는 급격히 변화하는 전력시장이 실제 수급여건을 반영하기 어려워 실시간 현황을 반영할 수 있도록 구조적 변화가 필요한 시점이다. 실시간 시장의 기본개념은 하루전 시장에서 계획된 수요와 공급의 차이를 반영하고 계통운영자가 실시간으로 예측한 전력수요를 토대로 15분 단위로 에너지를 거래하는 시장이다. 즉, 현재 1시간 단위로 다음날 24시간에 대해 1번 개설하는 하루전시장에서 15분단위로 개설하는 ‘하루전시장 + 실시간시장’으로 구성하는 것이다.
실시간시장을 통해 신재생 변동성 등 수급여건을 반영해 정확한 전력의 가치를 산정하고 보상이 가능하다. 하루전시장은 기동하는데 많은 시간이 필요한 원자력, 석탄화력, 복합화력 등 기저발전기의 운영계획을 결정하고, 실시간시장은 실시간 전력의 생산과 소비를 맞추기 위해 빠르게 움직일 수 있는 유연성 자원의 추가 투입 등 실시간 출력 조정이 가능하다. 실제적으로 재생에너지 변동성, 송전선 불시고장 등은 하루 전에 예측할 수 없는 요소이므로 실시간시장은 이러한 실시간 상황을 반영해 가격이 결정되므로 시장원리에 의해 안정적으로 전력망이 운영된다는 점에서 매우 중요하다고 할 수 있다.
또한 신속하고 유연한 자원에 대한 수익제고 기회를 제공하고 기저발전기에 대해서는 계약이행 유인을 강화함으로써 재생에너지 수용성 확대에 기여할 수 있다. 실시간시장은 재생에너지 비중이 높은 제주를 대상으로 2023년부터 시범운영을 계획하고 있으며 2025년에 전국으로 확대 적용을 계획하고 있다. 또한 현 전력시장에서는 계통 유연성을 공급하는 피크자원에 대한 정당한 보조서비스 대가를 지급하지 못하는 상황이므로 실시간시장과 함께 15분 단위의 보조서비스 시장을 도입해 예비력을 상품화해 실시간으로 거래하는 것을 고려중에 있다.
지금까지 재생에너지 설비의 전력시장 진입을 대비한 전력시장 개선방향에 대해 검토해봤다. 선도시장 혹은 계약시장을 통해서는 재생에너지 설비의 확대 등 정책구현이 가능하다고 생각할 수 있는데 최근의 화두인 전력시장의 온실가스 감축을 구현하기 위한 방안을 마지막으로 살펴보겠다. 바로 석탄발전의 총량을 제한해 전력부문의 온실가스 총량을 제한하는 석탄발전상한제에 관해 알아보겠다.
현재 2030년 온실가스 배출량 국가 목표는 4억 3,700만 톤(전력부문 1억 5,000만 톤)이며, 국가 온실가스 35%를 차지하는 전력부문의 온실가스 감축목표 달성을 위해 ①온실가스 목표달성 ②비용최소화 ③공급안정성 등 3가지 측면에서 최적의 대안인 석탄발전상한제를 검토 중에 있다. 석탄발전상한제는 9차 수급계획을 통한 노후석탄 폐지와 별개로 현재 운영 중인 잔여 석탄발전기의 출력을 목표 달성 수준으로 제약하며 이를 위해 석탄발전기 대상으로 온실가스 배출 등 환경성을 고려한 기본물량 배분, 탈락 발전기에 대한 보상최소화 등 노후설비에 대한 De-merit를 적용하고, 선도시장 대상전원에 LNG를 포함하도록 함으로써 노후석탄의 퇴출시그널을 강화해 조속한 조기전환이 가능토록 시장을 설계 중에 있다. 또한 선도시장 도입을 통한 선제적인 연료원 확보(사전 기본물량 배정, 연(분기)간경매제도 운영 등)로 안정적 전력수급 및 계통운영이 가능해 국가경쟁력 강화에도 도움이 된다고 볼 수 있다.
우리나라는 한시적으로 도입했던 CBP 시장을 20년째 유지함에 따라 동반 운영된 정산조정제도 등 효율성을 저하시키는 규제적인 제도를 운영 중에 있다. 특히 기저발전원인 석탄은 그간 석탄간 경쟁이 미흡했으나 석탄발전상한제 내 가격입찰제(PBP)4)를 도입해 경쟁촉진이 가능하며, PBP 도입 시 낙찰된 가격으로 정산함에 따라 총괄원가를 평가해 초과이익을 회수하던 정산조정제도는 불필요하게 될 것으로 전망되는 석탄발전상한제 도입은 전력시장 개편의 시발점으로 볼 수 있을 것이다.
다만 지난 5월까지도 석탄발전상한제의 선결 조건인 전기사업법 개정안이 통과가 되고 있지 않아 앞으로도 추가적인 검토가 필요한 상황이다. 추가적으로 최근 많은 관심을 받고 있는 수소, LNG 발전기 등 저탄소전원에 대해 투자 단계의 경쟁을 통한 원가절감 유인을 위해 영국 전력시장에서 운영 중인 UK-CfD(장기저탄소계약)를 벤치마킹하는 것을 고려할 필요가 있다.
영국은 이미 2014년에 전력시장개편(EMR, Electricity Market Reform)을 통해 기존 현물가격 중심으로 운영되는 전력시장을 저탄소전원에 대산 장기투자에 적합한 체제로 전환하기 위해 ①장기저탄소계약 ②용량시장 ③탄소가격하한제도 ④탄소배출기준을 도입했고 이를 통해 저탄소 전원의 투자 가속화 및 요금안정이라는 가시적인 성과를 얻을 수 있었다. 즉, 장기저탄소계약을 통해 고비용의 저탄소 발전설비로부터 생산되는 전력에 일정수준의 가격을 보장하여 저탄소 발전설비 투자를 촉진하고 경쟁 입찰을 통해 효율적인 투자 유인, 낙찰가격 결제방식으로 현물가격 상승 시 소비자 요금 안정화 기여하고 있는 상황이다.
지금까지 해외 전력시장에서 발생한 문제를 토대로 우리나라 전력시장이 개선돼야 할 방향에 대해서 알아봤다. 오는 7월 시행되는 실계통기반 하루전시장과 2025년 실시간시장이 개설되면 우리나라 전력산업 내에서 재생에너지가 실제적으로 확대되고 전력시장은 이를 받아들일 수 있는 여건을 마련하고 해외 주요국가와 같이 재생에너지가 주전원으로 반영될 수 있다고 생각한다.
또한 석탄발전상한제를 통한 선도시장은 다른 국가의 선도시장(forward market)과는 개념이 다른 상황이지만 정부정책을 구현할 수 있는 계약시장의 한 형태라고 볼 수 있겠다. 최근 상용자가 발전소를 설치 및 운영하려는 기업이 점차 증가하고 있는 추세이며 업종도 기존 철강 · 비철, 석유화학 회사에서 반도체, 자동차회사까지 확대되고 있다. SK하이닉스 등 4개社에서 새로 계획 중인 발전설비 규모는 총 1,944MW로 現 자가발전 설비용량의 43.5%에 해당한다. 이는 각 기업들이 에너지가격 상승에 따른 전력비용 절감, 전력의 안정적인 공급, 간접적인 전력 · 열 판매 사업을 추진하기 위한 방안으로 보인다. 즉, 재생에너지 증가, 원자재 가격 급등에 대해 전력시장 개선이 원활하지 않자, 해당 기업들이 자발적으로 전력시장에 대한 개선 방안을 모색한 것이다.
다행스럽게도 대통령직인수위원회에서는 지난 4월 에너지정책 정상화를 위한 5대 정책방향을 제시했으며, 주요 내용으로 기저전원 · 저탄소전원(수소 등) 대상 계약시장, 보조서비스 시장 도입 등 전력시장 다원화를 추진하고 경쟁기반의 전력시장을 강화하겠다는 내용을 담은 바 있다. 우리나라에 전력시장이 개설된 지 20년이 지났지만, 그동안 의미 있는 변화가 있었던 적은 없었다. 실시간시장이 개설되는 2025년까지 우리나라 전력시장에게는 중요한 의미가 있는 시간이 될 것이다. 우리나라도 저탄소경제 전환 · 대규모 투자 유인 조성 · 전력공급 안정성 확보 하에 지속적으로 제도 개선을 통해 전력시장이 계속적으로 진화될 수 있도록 노력해야 할 것이다.
윤호현 전력거래소 선도시장팀장 keaj@kea.kr
