전력시장 제도개선 제주 시범사업 추진배경 및 주요내용
전력시장 제도개선 제주 시범사업 추진배경 및 주요내용
  • 김진이
  • 승인 2023.03.10
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하루 전 전력시장(Day-Ahead Market)을 열어 다음날 24시간에 대해 전력을 거래하는 현행 전력시장을 올해 말 제주도부터 실시간·보조서비스시장 병행체제로 전환한다. 재생에너지 또한 일반 발전기와 같은 전력거래 수익구조를 가질 수 있도록 입찰을 통한 전력시장 참여를 제주부터 허용한다. 2030 국가온실가스감축목표(NDC)를 향해 늘어나고 있는 재생에너지가 지난 20년간 꿈쩍도 하지 않던 전력시장 개편의 트리거로 작용했다. 낮·밤에 따라, 기상 여건에 따라 발전량이 크게 달라지는 재생에너지가 늘어나면서 화석에너지 중심의 하루 전 전력시장만으로는 실시간 변동성 대응을 위한 유연성 자원의 유인이 어려워졌기 때문이다.

제10차 전력수급기본계획에서 제시된 바와 같이 2030년 신재생 발전량 비중 21.6%, 원전 32.4%를 달성하면서 안정적으로 계통을 운영하려면 현행 전력시장의 혁신은 불가피하다. 원전은 안전성 문제로 출력조절이 어려운 경직성 전원이고, 재생에너지 역시 발전량 제어가 안되는 간헐성 전원이라 이를 보완할 유연성 전원에 대한 인센티브가 시장을 통해 제공돼야 하기 때문이다. 특히 매년 GW 단위로 늘어나는 재생에너지는 당장 2025년 전후로 계통운영의 어려움을 가중시킬 가능성이 높다. 봄·가을철 주말과 같이 전력수요는 낮은데 재생에너지 발전량과 원전 비중은 높고, 석탄도 더 이상 최소출력을 낮추기 어려운 지점이 이에 해당한다. 제주도의 경우 제주도 발전 설비용량의 40%, 발전량의 18.3%를 재생에너지가 담당하는 등 위에서 언급한 상황이 이미 발생하고 있어 문제해결이 시급하다.

국내 전력시장 현황

우리나라의 전력시장은 1999년 전력산업 구조개편 기본계획에 따라 2001년 한국전력공사의 발전부문을 6개 자회사로 분할, 한국전력거래소를 설립하는 발전부문의 경쟁 도입 단계에 개설됐다. 당시 도입한 전력거래제도는 초기 영국 전력시장의 모델을 토대로 한 변동비반영 시장(CBP, Cost based pool)이었다.  다음 단계로 양방향 전력시장(TWBP, Two way bidding pool) 도입이 예정돼 있었으나, 2004년 배전분할 계획이 중단되어 2001년 한시적으로 도입한 CBP 제도가 현재까지 운영되고 있다.

CBP 제도의 주요 특징은 다음과 같다. 첫째, 발전경쟁시장으로 발전사업자가 비용기반으로 입찰에 참여한다. 이때의 비용은 증분비, 무부하비용, 기동비용을 포함하는 변동비 기반이다. 둘째, 하루전 시장은 하루전 예측 수요와 일치하는 발전기의 변동비에 의해 계통한계가격(SMP, System marginal price)이 결정된다. 지난해 9월부터 예비력, 송전제약 등 계통상황을 고려한 시장으로 개선됐다. 셋째, SMP에 추가로 용량가격(Capacity payment)을 지불해 발전설비의 고정비 회수 루트를 제공한다.

현행 전력시장의 한계는 하루전시장 이후 재생에너지의 변화를 반영하지 못한다는 데 있다. 예를 들어 하루 전 예측보다 재생에너지 출력이 감소한 경우 유연성 자원이 하루 전 시장에서 낙찰된 발전량을 초과해 발전하게 된다. 이 경우 초과 발전량에 대해 변동비보전정산금(MWP)를 지급받는다. 변동적 재생에너지의 감소한 출력을 보완해 빠른 응동으로 전력수급 균형을 유지하는 유연성 자원은 통상적으로 부하추종능력이 우수하나 변동비가 높아 MWP만 적용되면 에너지 비용을 제외한 부대유지비 등을 회수할 수 없게 된다. 이는 현행 제도로는 유연성 자원에 적정 인센티브를 제공하지 못함을 의미한다. 또한 현재는 예비력시장이 부재해 예비력에 대한 가격이 정해지지 않기 때문에 정확한 가치 산정 및 응동시간에 대한 차별화가 불가능하다는 한계가 발생하고 있다. 발전기의 예비력 제공대가는 현재 예비력용량가치정산금으로 지급받는다.

예비력용량가치 정산단가는 전년 평균 기회비용을 기준으로 산정돼 실시간 예비력 과부족 상황을 가격으로 발현할 수 없다는 한계가 있다. 예비력이 부족할 때 예비력 가격이 상승하고, 예비력이 과다할 때 예비력 가격이 하락하여야 하나, 현재는 이와 같은 가격기능이 작동하지 못하고 있다.

제주 현황 및 추진배경

제주도의 경우 2015년 7% 수준이었던 재생에너지 발전 비중이 거의 20%까지 올라왔다. 재생에너지 보급이 크게 증가하면서 부작용도 속속 드러나고 있다. 가장 큰 문제는 전력계통이 불안정해진다는 것이다. 재생에너지는 시간이나 날씨의 영향으로 발전량이 달라지기 때문에 변동성이 클 수밖에 없다. 이에 따라 전력수급 불안정성도 증가하게 된다. 전력 생산량이 전력계통의 수용한계를 초과하면 발전소의 출력을 줄이는 출력제어가 불가피하다.

출력제어를 완화하기 위한 단기적 대책으로 제주에서 육지로의 HVDC 연계선 건설, 필수운전발전기의 최소출력 하향조정, 에너지저장장치의 보급 등이 추진 중에 있다. 그러나 제주도가 2030 카본프리아일랜드 목표를 달성하기 위한 보다 근본적인 대안은 중앙급전발전기의 발전 비중을 지금보다 줄이고 태양광과 풍력의 비중을 더 높여야 할 것이다. 이를 위해서는 재생에너지 또한 주요 발전원으로서 역할과 책임을 다해 안정적인 전력수급에 기여할 수 있는 기반이 마련돼야 하며, 중앙급전발전기는 간헐성·변동성에 대응하기 위해 더욱 유연한 자원으로 변모해야 한다.

지금과 같은 전력 당국의 강제적인 지시로 문제를 해결하기에는 한계가 있다. 시장이 작동해 스스로 움직이게끔 해야 한다. 이에 문제해결이 시급한 제주도를 대상으로 전력시장 제도개선 사업을 선 추진 후 안정화 단계를 거쳐 전국으로 확대 적용하고자 한다.

첫째, 실시간·보조서비스 시장을 도입해 현물시장 구조를 개선한다. 현재 하루전 1시간 단위 시장만으로는 수시로 변동되는 전력수급 및 계통상황을 시장에 반영하기 어려운 상황이었다. 이를 개선하기 위해 실시간에 가까운 실시간시장을 추가 개설하고, 예비력을 상품화하여 거래하는 보조서비스 시장의 개설을 추진한다.

둘째, 일정 요건을 만족하는 재생에너지가 가격입찰을 통해 전력시장에 참여할 수 있도록 허용해 사업자의 자율성을 보장하고 재생에너지의 주력 자원화를 유도한다.

에너지시장은 전력시장 규모 중 가장 큰 부분을 차지하는 중요한 시장이다. 에너지를 거래하는 시장을 현재의 하루전시장에서 하루전시장과 실시간시장의 이중구조로 전환하여 실시간 수급균형을 시장가격에 반영할 수 있도록 개선한다.

하루전시장(Day ahead market)

하루전 에너지시장의 거래단위는 1시간으로 하루전 수요예측을 만족시키기 위한 에너지 거래시장이다. 시장은 하루전 오전에 입찰을 마감하고 결과는 하루전 오후에 발표된다. 이때 시간대별 수요가 산정돼 발전기별 발전계획과 하루전 시장가격이 결정된다. 시장청산 엔진은 하루전발전계획으로 비용최소화를 목적함수로 최적화를 수행한다. 하루전 에너지시장은 실시간 시장에서의 부하예측 오차, 발전기 고장과 같은 임밸런스 문제로 발행할 수 있는 가격 변동성에 대한 안정장치로서 중요한 의미를 가진다. 하루전시장에서는 발전기가 발전비용을 복구하지 못할 경우에 대비해 부가정산금(Uplift)을 허용, 비용 회수를 지원한다. 하루전시장의 주요기능은 기동시간이 오래 걸리는 기력발전기가 사전에 준비해 운영당일 적기에 운전될 수 있도록 가격 인센티브를 제공하는 것이다.

실시간시장(Real time market)

실시간 에너지시장은 하루전시장 결과를 토대로 거래 당일 야간에 물리적 운영을 개시한다. 실시간시장의 역할은 실시간 수요와 계통여건에 발전력을 맞추기 위해, 하루전 시장에서 할당된 자원의 출력을 조정하고, 필요시 새로운 자원을 투입하는 것이다. 실시간시장은 제일 최근의 기상조건을 반영한 수요, 재생에너지 출력예측, 송전망 및 발전기의 예방정비, 불시 고장 등의 최신 정보를 반영한다.

실시간시장은 15분마다 15분 단위의 실시간 시장가격을 산출하며, 거래규모는 작지만, 실시간 시장가격 정보는 시장참여자 투자결정의 중요요소로 활용된다. 실시간시장은 안정적인 계통운영을 위해 적절한 가격신호를 제공해준다는 관점에서도 중요하다. 이러한 이유 때문에 일반적으로 실시간시장 가격은 하루전시장가격 보다 변동성이 크다. 하루전 보다 수요가 증가하면 실시간 시장가격이 상승해 유연성 자원에게 인센티브를 제공한다. 앞서 언급한 것처럼 현재 MWP로 지급되던 것이, 실시간 시장이 도입되면 실시간 시장가격(RT-SMP)으로 지급되기 때문이다. 또한 재생에너지 출력이 증가하여 공급이 수요를 초과하면 실시간 시장가격이 하락하여 사업자의 자발적 출력감축을 유도할 수 있다.

에너지에 대한 정산금 : 이중정산 처리

실시간시장의 정산은 하루전과 실시간의 발전실적의 차이를 토대로 계산된다. 예를 들어 A 발전기가 하루전시장에서 100MWh를 낙찰받았고, 실시간시장에 110MWh를 공급했다고 가정해보자. 이때 실시간 시장가격이 80원/kWh라면, 공급자는 에너지 차이(110-100)MWh인 10MWh에 대해 80원/kWh로 가격을 받아 80만 원을 실시간시장에서 벌게 된다. 반대로 발전기가 실시간에 하루 전보다 10MWh 적게 공급하면 그 발전사는 실시간시장가격으로 10MWh 만큼의 에너지를 되사서 계약량을 지켜야 한다. 즉, 하루전계약량을 이행하지 못한 경우 미이행량을 실시간가격으로 구매해 제공해야 하므로 발전사업자의 계약이행 유인을 강화할 수 있다. 이를 하루전시장과 실시간시장의 이중정산(two-settelment)라고 하며 수식은 아래와 같다.

◦ 이중정산 = (하루전계약량)×(DA SMP) + (실시간발전 실적량-하루전계약량)×(RT SMP)
실시간시장이 15분 단위로 거래되므로 에너지에 대한 정산 또한 15분 단위 정산으로 바뀌게 된다. 이는 재생에너지의 확대와 연관이 있다. 실시간의 가격 변동성이 높아지더라도 실시간 변화에 대응하는 자원의 성능을 시장가격에 반영해야 한다는 취지에서 15분 단위 정산 도입을 고려하고 있다.

부가정산금

부가정산금으로 ‘변동비보전정산금(make-whole payment, MWP)’과 ‘이익보전정산금(market assurance payment, MAP)’이라 불리는 보완장치가 있다. 이는 하루전시장, 당일발전계획, 실시간시장에서 할당된 자원이 시장에서 벌어들인 수익보다 비용이 큰 경우 지급 받게 되는 금액에 해당되는 MWP와 하루전시장에 낙찰된 발전사업자가 당일발전계획, 실시간시장에서 철회 요청을 받아 낙찰된 계약량과 달리 운영된 경우 이익을 보장해주는 MAP로 구분된다. 하루전시장 및 실시간시장의 부가정산금 체계는 현행 시장제도와 동일하다.

임밸런스 페널티

실시간시장에서는 실시간 수요에 대응해 발전력을 맞추는 것이 굉장히 중요한 요소이므로 해외에서도 이에 대한 여러 가지 방안이 강구되고 있다. 그중 대표적인 방식이 임밸런스 페널티 제도이다. 실시간시장의 계획에 따라 움직이지 못한 공급자에게는 페널티를 부여하는 것인데, 오차범위를 벗어나 계획량 이상으로 발전한 양에 대해서는 정산을 하지 않는 방법 등이 적용된다.
임밸런스 페널티 제도의 도입은 시범운영 기간을 걸쳐 오차범위의 설정 등을 검토할 예정이다. 에너지시장 개선방향을 북미 전력시장 구조와 비교하면 표 1과 같다.

보조서비스시장

보조서비스는 주파수, 전압유지 및 자체기동(Black start) 기능과 같은 전력계통의 신뢰도를 지원하는데 필요한 보조적서비스를 의미한다.

보조서비스에 대한 대가는 비용기반(Cost-based) 또는 시장기반(Marketbased)으로 구분할 수 있다. 예비력 공급자에게 지불되는 가격은 서비스를 제공하기 위한 한계 비용을 반영하는데 이는 예비력 서비스를 제공하기 위해 판매하지 않은 에너지에 대한 기회비용을 의미한다. 해외의 경우 통상 자체기동, 전압유지 등은 비용기반(Cost-based)으로, 주파수 유지를 위한 예비력의 확보는 시장기반(Market-based)으로 운영되고 있다. 이에 국내의 경우에도 예비력시장을 개설해 운영하고자 한다.

운영예비력의 정의와 분류

전력계통의 상태는 가변적이며 정확한 예측이 불가능하므로 운영예비력은 전력시스템의 주파수를 유지하기 위해 실제 수요 이상의 추가적 발전용량이 기동 중 또는 정지 중인 상태로 확보되도록 하는 예비 발전력을 의미한다. 운영예비력은 사용 목적이 다양하며 여러 가지 형태와 크기를 가질 뿐만 아니라 수급불균형의 규모와 지속시간에 따라 활용되는 예비력이 달라진다. 운영예비력은 ‘전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준’ 고시에 따라 정의 및 분류되며 예비력의 종류별 성능요건은 아래와 같다. 운영예비력이란 평상 시 안정적 주파수 유지를 위한 주파수제어예비력과 고장발생 시 주파수 회복을 위한 초속응성예비력, 1차예비력, 2차예비력, 제3차예비력을 말한다.

○ 주파수제어예비력이란 발전기의 자동발전제어(AGC) 운전을 통해 5분 이내에 동작해 30분 이상 출력을 유지할 수 있는 예비력을 말한다.
○ 초속응성예비력이란 전기저장장치, 수요자원 등을 통해 주파수변동 2초 이내 동작해 10분 이상 출력을 유지할 수 있는 예비력을 말한다.

○ 1차예비력이란 발전기의 조속기(Governor Free) 운전 및 전기저장장치의 주파수추종 운전을 통해 주파수 변동 10초 이내에 동작하여 5분 이상 출력을 유지할 수 있는 예비력을 말한다.
○ 2차예비력이란 발전기의 자동발전제어(AGC) 운전을 통해 10분 이내에 동작하여 30분 이상 유지할 수 있는 예비력을 말한다.
○ 3차예비력이란 중앙급전발전기를 통해 30분 이내에 확보할 수 있는 예비력을 말한다. 현재 주파수제어예비력 및 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력은 전력시장운영규칙에서 육지계통과 제주계통을 구분해 확보량을 정의하고 있으며, 초속응성예비력의 경우에는 확보량이 결정되지 않은 상태이다.

예비력 시장은 거래상품을 주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력의 4가지 상품으로 구성하고 실시간시장에서 에너지와 예비력의 동시최적화를 통해 예비력 확보량 및 예비력 종류별 가격을 책정하는 구조이다. 시장기반 서비스인 주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력 상품은 예비력 가격으로 청산되며, 에너지와 예비력이 동시 최적화된다. 발전기의 기회비용(에너지 제공시 수익을 얻게 되는 설비를 사용하지 않아 발생하는 손실)이 예비력 가격에 반영된다.

예를 들어 어떤 발전기가 예비력을 제공하기 위해 에너지를 덜 생산해야 한다고 가정해보자. 이 발전기의 변동비는 70원/kWh이고, 에너지시장가격은 80원/kWh라 하면, 이 발전기는 에너지를 덜 생산함으로써 기회비용 10원/kWh를 잃게 된다. 즉 예비력이 1MW 더 필요하게 되면 8만 원인 발전기가 1MW 더 줄여야 하고, 이와 같이 예비력 한계비용이 기회비용과 같아진다. 예비력시장은 예비력 상품을 함께 최적화하고 cascading 한다는 특징이 있다. Cascading의 개념은 응동 속도가 빠른 가치 있는 예비력이 가장 높은 시장가격으로 보상받도록 하는 것이다.

이를 위해서 다음의 두 가지 요건을 만족시켜야 한다. ①성능이 좋은 자원은 성능이 느린 자원을 대체할 수 있다. ②예비력 시장이 순차적으로 열리는 것이 아니라 통합 개설된다. 즉 주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력 시장이 순차적으로 열리는 것이 아니라 각각의 시장이 동시에 열려 함께 최적화 된다. 이렇게 구성하면 가격역전 현상이 발생하지 않는다.

예비력시장의 정산은 예비력 종류별 예비력 가격으로 아래와 같이 정산된다.

○ 주파수제어예비력 : 주파수제어예비력제공실적×주파수제어예비력가격
○ 1차예비력 : 1차예비력제공실적×1차예비력가격
○ 2차예비력 : 2차예비력제공실적×2차예비력가격
○ 3차예비력 : 3차예비력제공실적×3차예비력가격

자동발전제어(AGC, Automatic Generation Control)를 통한 예비력 제공은 발전기의 기회비용 상실에 대한 예비력 제공 가치(예비력시장 정산금으로 대가지급)와 실제로 움직인 응동실적에 대한 가치(마일리지 정산금으로 대가지급)으로 나뉜다. 응동실적은 발전기가 주파수를 맞추기 위하여 실제로 움직인 성능을 측정하여 지불하는 금액으로 어떤 발전기가 50MW에서 60MW로 움직이면 10MW로 측정되고, 50MW에서 60MW로 출력을 상승시켰다가 다시 50MW로 출력을 조정하면 20MW로 측정된다. 제주 시범사업의 경우 응동성과는 마일리지, 상관계수, 정확도 계수에 마일리지 정산단가를 곱해 지급하도록 설계했다. 예비력 시장이 도입되면 단가기준이 아닌 예비력 종류별 가격으로 결정되어, 예비력 부족시 예비력 가격이 인상되므로 예비력의 실시간 가치를 반영할 수 있다. 이는 재생에너지의 불확실성, 변동성 대응을 위한 유연성 자원 확보에 기여 할 수 있을 것으로 기대된다. 예비력시장 설계안을 북미 전력시장 구조와 비교하면 표 3과 같다.

재생에너지에 대한 가격입찰 허용

1MW를 초과하며 급전가능 한 재생에너지(단독형 또는 집합형(VPP)인 경우 ‘급전가능 재생에너지’로 자원을 등록하고 가격입찰을 통해 전력시장에 참여하는 것을 허용하고자 한다. 급전가능 재생에너지는 예측발전량과 입찰가격을 제출하고 일반 발전기와 동등한 지위에서 시장을 통해 낙찰량과 시장가격이 결정되며 계통운영자의 지시에 따라 제어성능을 이행할 책무가 부여된다. 수요보다 공급이 많아 출력제어가 필요한 경우 급전가능 재생에너지는 입찰한 가격이 높은 순서대로 출력제어를 이행하는 대신, 일반발전기와 같은 대가를 지급 받는다. 즉 에너지에 대한 정산금 이외에 용량정산금 및 부가정산금을 지급 받게 된다.

재생에너지 입찰제도가 도입되면 입찰한 가격에 따라 재생에너지 출력제어 순서가 결정되므로 시장을 통해 작동하는 재생에너지 출력제어 방안이 마련된다는 점에서 의미가 있다. 재생에너지도 발전량을 입찰하여 낙찰량에 맞춰 발전하게 되므로 재생에너지의 예측정확도가 향상되며 재생에너지 자체의 변동성 또한 저감을 꾀할 수 있다. 또한 재생에너지가 급전가능 한 자원으로 전환됨에 따라 재생에너지의 제어성능을 획득하고, 궁극적으로 시장을 통한 안정적인 전력공급 체계를 구현할 수 있을 것이다.

지금까지 국내 전력산업의 가장 큰 이슈인 기후위기에 대응한 탄소중립 달성을 위한 정책 기조로 재생에너지 확대에 따른 시장제도 개선, 특히 현물 도매시장 개선을 위한 실시간시장 및 예비력시장의 개설, 재생에너지 발전량 가격입찰제도의 주요 내용 및 의의에 대해 다뤘다.

우리가 준비해야 할 미래 전력시장은 불확실성의 증가와 전력계통의 복잡도 증가를 충분히 반영 할 수 있어야 한다. 따라서 현물시장 개선뿐만 아니라 유연한 전력망의 구성, 단·장주기 저장장치의 도입 등 하드웨어 보강과 선도시장 도입 등 전력시장을 다원화하고 가격기능이 작동할 수 있도록 지속적인 소프트웨어의 개선작업이 병행해 진행될 것으로 기대한다.

김진이 한국전력거래소 실시간시장팀장 keaj@kea.kr

 

 



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