국제에너지기구 국제에너지기구 (IEA) 는석유 가스 석탄수급, 재생에너지, 전력시장, 수요관리, 에너지효율, 에너지접근성등에너지산업전분야에걸친심도있는분석을통해 30 개회원국과 7 개의준회원국이지속가능하고, 신뢰성있는에너지시스템을구축하는데에기여하고있다. IEA 가다루는

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2 국제에너지기구 국제에너지기구 (IEA) 는석유 가스 석탄수급, 재생에너지, 전력시장, 수요관리, 에너지효율, 에너지접근성등에너지산업전분야에걸친심도있는분석을통해 30 개회원국과 7 개의준회원국이지속가능하고, 신뢰성있는에너지시스템을구축하는데에기여하고있다. IEA 가다루는 4 대핵심영역 : 에너지안보 : 에너지수입경로의다변화, 에너지수급의유연성제고및에너지효율향상 경제성장 : 에너지빈곤을없애고, 경제성장을효과적으로지원하기위한에너지시장구조설계 지속가능성 : 기후변화방지및대기오염저감을위한정책방안분석 국제협력 : 회원국뿐만아니라전세계주요개발도상국들이다양한에너지현안을논의하는협력의장마련 IEA 회원국 : OECD/IEA, 2018 International Energy Agency Website: 본출간물은그사용과배포에있어특정한제한을받고있음에주의하십시오. 관련조건및조항은다음주소에서온라인으로확인할수있습니다 : 호주오스트리아벨기에캐나다체코덴마크에스토니아핀란드프랑스독일그리스헝가리아일랜드이탈리아멕시코일본대한민국룩셈부르크네덜란드뉴질랜드노르웨이폴란드포르투갈슬로바키아스페인스웨덴스위스터키영국미국 유럽연합집행위원회역시 IEA 의업무에참여하고있다. Secure Sustainable Together

3 번역본발간에기여하신분들 한국어번역본을발간하는데다음과같은분들이기여를하였습니다. 요지 : 양민승님, 송경자님제1장 : 양민승님, 송경자님제2장 : 양민승님, 송경자님제3장 : 양민승님, 신선용님제4장 : 양민승님, 신선용님제5장 : 조강욱님, 신선용님, 이강재님제6장 : 조강욱님, 이강재님제7장 : 조강욱님, 이강재님제8장 : 전유정님, 백선희님제9장 : 전유정님, 백선희님제10장 : 조강욱님, 백선희님 한국어번역본전체에대하여용어의일관성을확보하여주신조강욱님, 김영호님에게감사의말씀을드립니다. 또한한국어번역본의완성도를높여주신 IEA에파견근무중인 SK E&S 의김근형님등 IEA의한국인직원분들에게도감사의말씀을드립니다. 그리고그림, 도표배열등한국어번역본의전반적인구조를검토하여주신김동준님에게감사의말씀을드립니다. 이한국어번역본은이출판물의공식버전인영문판과그의일본어번역본인일어판을참 고로하였습니다. 본문에서사용된주석가운데에서일어판의주석은 일주 로표기하였습 니다. 3

4 서문 2015년 IEA 각료회의는 IEA를세계적청정에너지기술의허브로전환하기위한새로운전략적인비전을수용하였다. 중요한것은이새로운비전은에너지확보라는 IEA의핵심임무를유지ž강화하도록한다는점이다. 청정에너지와에너지의확보에가장큰영향을미치는것은규제정책과전력시장의설계분야이다. 에너지확보의문제를가장상징적으로보여주는것은대도시의정전이다. 소비자의행복이조명과가전제품에의존하듯이, 정보통신과기계장치로서로연결되는경제는고품질의전력공급에달려있다. 지난세기는이산화탄소배출량이많은중앙집중형전력계통이문명을밝혀왔지만, 그대가는세계이산화탄소배출의 1/3에이르렀다. 탈탄소화에대한전폭적인사회적, 정치적지원을얻기위해, 사회가기대하는안정적인공급을양보할수는없다. 브라질, 프랑스등일부국가는대규모의전통적인저탄소화기술을토대로한탈탄소전력계통을만들고있다. 이들은독특한부존자원과정책적인면에서혜택을받고있는예외적인나라이다. 현재가장유망한기술발전은풍력발전과태양광발전에서나타나고있으며, 최근저탄소화보급의대부분을차지하고있다. 하지만간헐성을가진이재생에너지자원은전력계통운영과규제의관점에서는기존자원과는질적으로다르다. 풍력과태양광발전은다양한지역과다양한연계수준에서중앙급전발전기를대체하고있다. 따라서이러한전환을위해서는전력계통운영과규제의개선이수반되어야한다. 이것때문에전환을중지할수는없다. IEA의선행보고서인 The Power of Transformation 에서유연성자원을활용함으로써재생에너지발전을안정적이고경제적인방법으로높은점유율까지전력계통에통합하는것이기술적으로가능하다는것을보여주었다. 저탄소전력, 수요반응, 에너지저장의급속한기술개선은더똑똑하고더효율적이고더안정적인전력계통으로이어졌지만, 그잠재력을최대한실현하기위해서는정책과규제에서새로운접근이필요하다. 기술이크게발전하고있지만, 송배전망인프라의개발은이에뒤처지고있다. 혁신은스마트미터뿐만아니라수많은전기소비자를포함한새롭고유연한비즈니스모델을위한스마트한 4

5 규제도필요하다. 중앙집중전력계통에서한방향으로전력을보내고, 일년에한번만계량치를읽는다는전제로설계된기존규제패러다임으로는새로운기술과새로운저탄소전력계통이필요로하는실시간유연성을제대로구현할수가없다. 규제체계, 시장설계, 전력계통운영이기술보급에뒤처지게되면, 전력의공급안정과궁극적으로저탄소에너지시스템으로전환자체도손상될것이다. 이보고서는저탄소전력계통을위한전력시장의구조를분석한 IEA의첫공식간행물이다. 이는전력시장설계와관련된모든사항을언급하고있지만, 특히정책결정자가유지해야하는혁신과경쟁간의균형을강조하고있다. 이책에서는에너지전환을위한시장설계의적합성기준, 즉유연성과자원적정성 (adequacy) 에대한적정한가격신호와경쟁적조항을가지고있어야한다는점을기술하고있다. 또한전력망이라고하는사회에서무엇보다필수적이면서개혁을필요로하는, 세계에서가장크고가장복잡한기계에관련된정책과규제의관점에관하여상술하고있다. 이책은 IEA의 Electricity Security Action Plan(ESAP) 의가장중요한보고서이자파리협정후에너지변화에대한 IEA의주요한공헌이다. Fatih Birol Executive Director International Energy Agency 5

6 목차 서문 4 감사 14 요지 17 서장 25 제1장전력시장의리파워링 : 배경과주요과제 전력산업의구조개편 에너지전환에있어전력부문이직면한과제 전력시장의리파워링 49 제2장저탄소발전에투자 전력시장설계와저탄소전력의정합 : 무엇을목표로할까? 시장가격과탄소가격의불확실성은저탄소투자를방해한다 규제의전환 : 저탄소투자의지원수단 86 제3장단기시장 변동출력의대규모분산자원도입에따른새로운운영요건 : 유연성증대 시장설계의세분화정도 재생에너지의높은점유율에적합한단기시장설계 : 초안 129 제4장신뢰도 자원적정성 공급부족시가격 신뢰도에관한규제 시장설계에대한의미 : 공급부족시가격 158 제5장용량시장의설계 용량메커니즘의확산 용량목표기반의용량메커니즘 시장기반의용량메커니즘 광역단위시장및용량거래 218 제6장수요반응 (Demand Response) 수요반응의편익 수요의전력시장참가 동적가격제도 247 7

7 제7장지역간송전망연계 전력시장의근간으로서의전력망 송전망현황 새로운연계선에대한투자 시장기반의송전망인프라투자 282 제8장배전망의규제 분산형자원을위한규제재검토 분산형자원의시장플랫폼설계 DSO 규제 2.0을향해 304 제9장소매요금 소매요금 : 경쟁과계량기후단의발전 소매요금개편 334 제10장종합적결론과주요제언 346 약어모음집 357 8

8 그림목록 그림 1.1 전력산업의구조 32 그림 1.2 세계각국의자유화현황 33 그림 1.3 유럽 OECD 국가에서기술별전원증설추이 1960년 ~ 2014년 36 그림 1.4 연간 CO2 배출량의요인별감축기여도 (6 C 2 C 시나리오 ) 37 그림 1.5 탈탄소화가급전우선순위에미치는영향 (450 시나리오, EU의 2015 년 ~2040 년 ) 38 그림 1.6 변동성재생에너지의점유율증가에따른순전력부하의변화 43 그림 1.7 대륙, 지역, 분산수준의전력시장 45 그림 1.8 전력시장의각종구성요소의개관 52 그림 1.9 PJM의전력공급비용의내역 55 그림 2.1 시장과기술의매트릭스 67 그림 2.2 영국에서 2020 년까지전원별균등화발전원가의내역 ( 할인율 7%) 69 그림 2.3 풍력발전프로젝트의현금흐름 (US$/MWh) 71 그림 년동계 3주간전력시장가격 72 그림 2.5 ETP 시나리오에근거한모델에의한 2050년의가격지속곡선 73 그림 2.6 분산형자원을최적화하기위한올바른가격과구조 76 그림 2.7 독일, 프랑스, 네덜란드의일년전선도시장가격추이, 2008 년 ~2015 년 79 그림 2.8 탄소가격, 가스가격에대한전력가격의민감도분석 2020 년 ~2050 년 80 그림 2.9 FIT( 왼쪽 ) 와시장가격플러스보조금 ( 오른쪽 ) 개념도 ( 예시 ) 87 그림 2.10 지원수단별재생에너지점유율 (OECD 유럽, 2005년 ~2014년 ) 90 그림 2.11 독일의풍력및 PV 점유율과시장가치의관계 92 그림 2.12 도매시장가격에연동하는조정프리미엄지원수준 ( 도해 ) 94 그림 2.13 육상풍력의 IRR의확률분포 ( 지원 & 미지원의경우 ) 97 그림 2.14 육상풍력의 IRR의확률분포 ( 지원제도별 ) 98 그림 년독일의풍력과 PV의부하지속곡선 110 그림 3.2 캘리포니아 ISO의장기수급전망시나리오 2024년 3월 24일 112 그림 년독일의실시간 24시간전다양한인자의예측오차 115 그림 3.4 집중식시장과비집중식시장의시간표 122 그림 3.5 지점별가격제도 131 그림 3.6 조정시간대의가격변화 132 그림 3.7 비용을반영한복합입찰 133 9

9 그림 3.8 조정시간의타임라인 ( 예시 ) 134 그림 3.9 전력시장설계의진화개요 136 그림 4.1 각국의정전시간추이 (2008년 ~2012년 ) 157 그림 4.2 호주 (NEM) 의공급부족시가격 163 그림 4.3 ERCOT의운영예비력수요곡선 ( 안 ) 165 그림 4.4 시장가격이입찰상한에도달한월별시간 167 그림 4.5 투자사이클과신뢰도기준 170 그림 4.6 2월의일주일간네지역의모델링가격 171 그림 4.7 가스화력발전기추가규모에따른전체신뢰도비용의변화 173 그림 5.1 간단한의사결정구조, 에너지단일시장對용량메커니즘 181 그림 5.2 전략적예비력이있는경우도매시장의공급곡선 ( 참고 ) 189 그림 5.3 스웨덴전략적예비력의추이 193 그림 5.4 PJM의도매시장가격의구성 197 그림 5.5 PJM용량시장에서수익의전원별내역 198 그림 /18 년인도기간의 PJM의자원수요곡선 200 그림 5.7 LDA별 RPM 청산가격 206 그림 5.8 NYISO의 2014/15년도 ICAP수요곡선 213 그림 5.9 NYISO의 ICAP시장현물가격추이 214 그림 년영국의용량시장에서낙찰자 216 그림 6.1 EU의 2050년에서 DR의공급곡선모델 229 그림 6.2 재생에너지 (RE) 높은점유율에서 DR의다양한역할 ( 시뮬레이션 ) 230 그림 6.3 PJM(2014/15 년 ) 의 DR자원 234 그림 6.4 DR 기법 236 그림 6.5 PJM의 년 DR수익 241 그림 6.6 고객기준부하수준산정기법사례 245 그림 6.7 DTE Energy에서평일의전기요금 249 그림 6.8 Xcel Energy 콜로라도의최대수요시리베이트 250 그림 7.1 송전과배전망계획의 3대도전요소 (trilemma) 257 그림 7.2 신정책시나리오 년의투자 257 그림 7.3 유럽각국의 2014년 12월발전전력량점유율 260 그림 7.4 유럽 16개국의최대수요 262 그림 8.1 미래의송배전망과전력조류의구조

10 그림 8.2 독일의전형적인분산형재생에너지계획 295 그림 8.3 이탈리아의전압별고객수 300 그림 8.4 배전시장과도매전력시장의인터페이스 303 그림 8.5 배전망규제의핵심과제와새로운목적 305 그림 8.6 독일풍력발전의연간출력지속곡선 308 그림 8.7 프랑스배전사업자 (ERDF) 의 2014년 ~17년허용수익과투자계획 310 그림 8.8 호주의일부주의송배전망요금의변천 311 그림 9.1 신정책시나리오 (NPS) 에서의 EU산업부문의평균전기료와비용내역 323 그림 9.2 미국, 프랑스, 독일의평균가정용전기요금추이 324 그림 9.3 프랑스 (CSPE) 와독일 (EEG) 의 MWh당부가금추이 325 그림 9.4 미국의소매판매사업자의매출비중 326 그림 9.5 대표국가에서 2014년의소매사업자전환율 328 그림 년 2 월 5 일스페인에서소규모소비자용자발적가격 330 그림 9.7 독일의 PV 균등화발전원가와평균소매가격의비교 333 그림 9.8 대표적인소매가격 ( 파리, 베를린, 암스테르담의평균 ) 의비용요소와요금구조 334 그림 9.9 자가소비를향한 미끄러운사면 335 그림 9.10 스페인의송배전망접속요금구조추이 337 그림 9.11 가정용부하와 PV출력의시간별변화양상사례 341 그림 10.1 기존전원, 저탄소전원, 송전인프라의잠재적인시장수익 (%) 347 지도목록 지도 5.1 PJM의 LDA 206 지도 5.2 NYISO의부하영역 211 지도 5.3 서유럽주요국의인접한용량시장 218 지도 5.4 미국북동부의용량시장들 220 지도 7.1 미국의 PV 자원 ( 왼쪽 ) 과풍력자원 ( 오른쪽 ) 비교 259 지도 7.2 RTO, ISO, NERC 지역운영주체 266 지도 7.3 현재 PCI가완성된후 2020년 EU의연계수준 267 지도 7.4 PCI에근거한송전선로, TYNDP 지도 7.5 텍사스주경쟁적재생가능에너지지역 (CREZ)

11 표목록 표 1.0 탈탄소화를위한시장틀의중요한특징의개관 18 표 2.1 발전소프로젝트관련주요위험의배분과완화책 103 표 3.1 시장운영의기술적세분화정도 119 표 4.1 유럽의신뢰도기준 154 표 4.2 북미특정지역의신뢰도기준과측정지표 155 표 4.3 복수의영역을포함한대규모정전 156 표 5.1 주요시장에서용량메커니즘의경험 183 표 6.1 PJM의 DR 제도개요 240 표 7.1 두기간의 Pentalateral 지역의 LOLE 비교 263 표 7.2 연계선의상업용송전선에대한투자절차를가진관할구역 283 표 8.1 배전망의투자비용산정 291 표 8.2 분산형발전기술의예 292 표 8.3 배전망운영자 (DNO) 성과평가를위한산출물예시목록 314 표 9.1 송배전요금구조 338 표 10.1 탈탄소시장시스템의개요 348 글상자목록 글상자 년전력가격의모델링을통해무엇을배울수있을까? 72 글상자2.2 탄소가격, 가스가격에대한전력가격의민감도 80 글상자2.3 독일의재생에너지변동프리미엄제도 89 글상자2.4 미국의다양한정책 93 글상자 2.5 몬테카를로시뮬레이션을이용한다양한지원제도의투자위험에대한모델링 96 글상자3.1 전력계통의기술적ž경제적특성 : 물리법칙과자산의장기성 109 글상자3.2 모선가격방식을채택한하루전시장 - 미국의사례연구 120 글상자4.1 공급지장비용 (VoLL) 144 글상자4.2 유효수요대응능력 (ELCC: Effective Load Carrying Capability) 148 글상자4.3 시장은정전을최적화할수있을까? 159 글상자4.4 ERCOT의공급부족시가격

12 글상자4.5 재생에너지의높은점유율하에서자원적정성의경제학적모델링 171 글상자5.1 CONE 추정을위한참조기술 202 글상자6.1 프랑스의 DR 237 글상자6.2 벨기에의 DR에대한공평한시장 242 글상자7.1 동부연계망강화 264 글상자7.2 ENTSO-E 의송전망개발 10개년계획 268 글상자7.3 텍사스주의재생에너지통합과송전망계획 277 글상자8.1 기존의분산형발전방식 293 글상자8.2 장래의배전망운영자의역할 : 유럽의관점 306 글상자8.3 영국의산출물규제 316 글상자9.1 스페인의전기요금개혁

13 감사 이책은 IEA 의가스 석탄 전력국 (GCP) 이 IEA 의다른부서의협력을받아추진하였다. 이 책은국의책임자인 Laszlo Varro 와에너지시장 안보부문이사인사다모리케이스케씨의 감독하에 Manuel Baritaud 씨가담당했다. 주요저자및분석담당은 Manuel Baritaud (Chapters 1, 2, 3, 4, 6), Sylvia Spruck (Chapters 5, 7, 8, 9), Christelle Verstraeten (Chapters 6, 9), Matthew Wittenstein (Chapter 5) Simon Muller (Chapter 2) Noor Miza Razali (Chapter 9), Jesse Scott (Chapter 2) 그리고 Charlotte Vailles (Chapter 4) 이다. 또한 Jessica Isaacs, Tomi Motoi 와 Luis Munuera 의기여와지원에대해특별히감사를드립니다. Janet Pape는이책의전반에걸쳐일관성있는편집체계를잡고, 행정적인지원을하였다. 이책의집필에있어서는많은 IEA 전문가, 특히 ( 알파벳순 ) Marco Baroni, Simon Bennett, Sylvia Beyer, Paolo Frankl, Christina Hood, Cedric Philibert, Keisuke Sadamori, Daniele Sinopoli, Johannes Truby, Brent Wanner, 그리고 Dave Wilkinson 씨등으로부터많은조언을받았다. Justin French-Brooks 와 Therese Walsh 는이책의주요편집을맡았다. IEA Communication and Information Office 의문서편집과출판에관한조언, Bertrand Sadin 의도표작성의도움에감사를드린다. 14

14 전문가에의한검토및기여 이책의공식검토자는경제협력개발기구 (OECD) 의 Richard Baron 이맡았다. 또한아래에 알파벳순으로열거한많은고위정부관계자, 국제전문가들이보고서에대한의견과초안을 검토하였으며, 이들의의견과제안은귀중한역할을하였다. Carsten Lehmkoester (Amprion GmbH), Gonzalo Saenz De Miera (Director of Energy Policy at Iberdrola), Stefan Ulreich (E.ON), Bernard De Clercq (Elia System Operator, Belgium), Juan Alba (Endesa, Spain), Juan Perez (EPEX Spot), Philippe Vassilopoulos (EPEX Spot), Tom Howes (European Commission), Manuel Sanchez Jimenez (European Commission), Matti Supponen (European Commission), Matt Wieckowski (European Commission), Richard Lavergne (Ministere de l Ecologie, du Developpement Durable et de l Energie, France), Mark Pickup (Ministry of Business, Innovation and Employment, New Zealand), Tomasz Dabrowski (Ministry of Economy, Poland), Doug Arent (National Renewable Energy Laboratory NREL, USA), Jan-Horst Keppler (Nuclear Energy Agency), Craig Glazer (PJM Interconnection), Stephen Woodhouse (Poyry), Graham Weale (RWE), Katrin Schaber (Stadtwerke Munchen SWM), Elaine O Connell (Department of Energy & Climate Change DECC), Mike Hogan (The Regulatory Assistance Project, United States), Marion Labatut (The Union of the Electricity Industry - EURELECTRIC), 15

15 Avi Gopstein (U.S. Department of State) and Michael Grubb (University College, London). 본연구에기여한개인과기관은여기에기술된의견이나판단에대해어떤책임도지지않으 며, 모든오류와결함은 IEA 의책임이다. 본연구는세계의많은정부기관, 기구, 기업의도움없이는이루어질수없었고, 일본 ( 경제 산업성 ) 에서후원을받았다. 워크숍 IEA 전력공급안정자문위원회 (Electricity Security Advisory Panel: ESAP) 하에서수차 례의워크숍과회의가파리에서열려본검토에대한기본적인지식을제공해주었다. 1) 참가자 는본연구에귀중하고새로운통찰, 피드백, 데이터를제공해주었다. 전문가워크샵Ⅰ: 공급부족가격과 유연성 의가격 2014년 7월 2일 전문가워크샵 Ⅱ: 수요반응 2014년 7월 3일 전문가워크샵 Ⅲ(EPRI와공동워크샵 ): 장기탈탄소화를위한전력시장설계 2014년 10월 8일 전문가워크샵 Ⅳ(CEER과의공동워크샵 ): 송배전망투자와규제 2015년 1월 14일 전문가워크샵 Ⅴ(CEER과의공동워크샵 ): 통합자원공급적정성 2015년 1월 15일 전문가워크샵 Ⅵ: 자원적정성과신기술의통합 2015년 9월 28일 이문서에대한의견이나질문은 Manuel Baritaud (manuel.baritaud@iea.org) 에게하기 바란다. 1) 이워크샵의회의기록은다음사이트를참고할것 16

16 요지 전력생산의탈탄소화필요성은경쟁적전력시장에도전이되고있다. 2015년 12월 UNFCCC COP21 파리협정타결로인해기후변화와저탄소에너지로전환에대한정부대책이새롭게강화될것으로기대된다. 그러나도전은만만치않다. OECD 회원국에대한 IEA의예측에의하면세계의기온상승을 2 이내로제한하기위해서는전력의이산화탄소배출원단위를 2015년의 411g/kWh 에서 2050년에는 15g/kWh 로감소시켜야한다. 또한많은연구에의하면이감소는기술적그리고경제적으로가능하지만, 그러기위해서는새로운시장설계가필요하다. 이책에서는전력시장설계가공급안정성을확보하면서최소의비용으로저탄소전력계 통으로의전환을어떻게가능하게할것인가에대해검토한다. 저탄소전력계통을위한시장설계에관한논의는종종대조적인두정책옵션을제시한다. 즉, 하나는높은탄소가격을적용한도매전력시장의옵션이고, 다른하나는특정기술에대응하는정책과규제의옵션을말한다. 그러나시장과정책양쪽에실패가염려되고있다. 이러한두옵션중의하나를선택하는것은시장체계 ( 프레임 ) 를정의하는데있어서더이상충분하지않음이점점명확해지고있다. 저탄소전력계통으로전환은탄소와지원정책을일관된전력시장체계에넣을필요가있다. 경쟁시장은중요한도구이지만, 최소의비용으로저탄소전력으로전환하기위해서는규제에의한보완이절대적으로필요하다. 표 1.0은탈탄소화를위한전력시장체계에대한개요, 즉정부의규제형태와전력시장의역할을나타낸다. 17

17 목적정책규제의유형경쟁시장 저탄소투자 운영효율 / 신뢰도와자원적정성 송배전망효율 소비자 표 1.0 탈탄소화를위한시장틀의중요한특징의개관 탄소가격 추가정책 : 지원방식 단기에너지시장 추가정책 : 요량시장 규제 소매요금 탄소규제 저탄소장기지원 시장규칙공급부족시가격신뢰도기준용량요구량 DR 상품의정의지역계획송배전망비용배분망요금구조세금및부가금 탄소가격 ( 거래방식 ) 장기계약경매에의한지원수준결정시장에통합에너지시장의지리적세분화에너지시장의시간적세분화동적가격제도용량가격 DR 참여송배전망혼잡수입송전경매경쟁적소매요금분산지원 장기적으로전력시장의설계는활용가능한기술포트폴리오에달려있다. 전력의저탄소 화를실현하기위한시장설계를완벽하게만들어주는절대적인해답은없다. 대신에시장은 점진적으로진화하며, 기술과시장규칙의상호작용을반영한다. 본보고서는오늘날의유럽과미국을중심으로이루어지는전력시장설계의모범사례를조사해서, OECD 회원국과그외모든국가에서전력시장재구축과정에적용할수있는실현가능한다음단계로의시사점을제공한다. 본보고서를통해서발견한주요내용은다음과같다. 저탄소화에대한투자 : 장기지속적인지원과시장가치의파악 저탄소발전기는가능한한전력시장에참여하는것이필요하며, 거기에서수익의대부분을창출해야한다. 발전기의시장참여에의해중요한가치평가과정이형성되고, 다양한저탄소화기술의가치를분명히할수있다. 저탄소화에대한지원이주요수익원인현상황을개선해, 저탄소기술에대한투자자도어느정도전력가격의불확실성에노출되게할필요가있다. 전력계통운영의의사결정왜곡을피하기위해전력의가치가마이너스인시간과지역에대해서는발전인센티브가제공되지않아야한다. 현행전력시장가격은필요한양의저탄소투자를적시, 최소비용으로유인할수없을 정도로너무낮다. 오늘날대부분국가의전력가격은재생에너지및원자력발전을포함한 18

18 다양한저탄소기술투자비용을회수하기에는너무낮다. 높고안정된탄소가격이필요하지만, 그러한것을도입하거나또는기존탄소가격을높이는것은시간이걸리고사회적수용성에대한문제가발생해정치적결단을내리기어려워장래투자리스크가된다. 더욱이 2030년까지저탄소목표달성을위해서는저탄소기술의도입을기존전원의예상폐지시기가도래하기전에도입해야하는것을의미하고, 이런상황, 즉기존발전기에새로운저탄소발전기가추가되어용량과잉이된상황은에너지전환기의가격하락을초래한다. 따라서충분한양의저탄소전원을유인하기위해서는정부지원에의한장기시책이여전 히필요하다. 저탄소투자는자본집약적이며비용구조는단기한계비용구조와잘조화되 지않는다. 투자자의위험감소와금융비용을낮추기위해서는장기적인접근법이필요하다. 탄소가격과저탄소투자지원책을포함한새롭고일관된시장의틀이필요하다. 투자위험은투자자, 소비자, 정부가분담해야한다. 예를들면시장가격의등락에따라지원금수준을조절하고, 시장가격이나탄소가격이상승할때는부분적으로지원금을감축하는구조를만들어서서로위험을분담할수있다. 필요한지원수준을결정하기위해경매방식을도입하는것도하나의방안이될수있다. 경매방식은저탄소발전기의비용정보와시장가격간의정보비대칭을완화하여가장경 쟁력있는저탄소기술을찾아낼수있어서보급용량을비용효과적으로제어할수있다. 단기시장 : 시장가격의지리적, 시간적세분화강화 단기시장은중추적역할을한다. 전력계통의필요에따라분산형자원, 수요관리사업자, 인접시장의자원이잘반응하도록유인하기위해서는시장가격이실시간계통운영수시간전까지수급상황에상응하여변동해야한다. 풍력발전과태양광발전의점유율이높아짐에따라발전기의출력변화에신속하게대응하고, 또한이러한높은변동성에의한송전혼잡을해소하고, 수요예측오차에도대응해야할필요성이높아진다. 하루전, 당일, 실시간수급, 보조서비스 (AS) 시장으로이루어진전력시장은시장가격에의해단기적으로전력계통을최적화하고전력의가치를찾아주는장이다. 이는결과적으로장기투자의가치를찾아주는곳이다. 시장설계에는시간적, 지리적가격세분화가필요하다. 계통운영자는공급안정을확보하 19

19 기위해다수의운영의사결정을내리고, 이러한것들이전력시장가격에반영되도록단기전력시장의진화가필요하다. 또한언제, 어디에서발전하고투자할지에대한올바른인센티브를제공하기위해서는지역별가격과시간별가격이세분화되어야하고투명하게운영되어야한다. 지역별로세분화된가격제도가하루전시장과실시간시장에서모선가격 (Nodal Pricing) 의형태로미국여러지역에서이미시행중이다. 이모선가격은모든 ISO와 RTO에서점진적으로채용하고있다. 하지만, 유럽과달리미국은하루전가격및실시간가격사이의당일시장 (intra-day) 은없다 2). 향후가능한변화는지역별가격이당일시장에서도적용되고, 투명하게공개되도록시장제도가진화할수있을것이다. 유럽에서는하루전시장에서지리적으로더세분화된가격제도는시행되지않고있다. 여기에는여러가지이유가있지만, 혼잡이적고지리적으로경쟁이없기도하나, 더중요한이유는한국가내에서는도매전력가격이균일하기를바라는정치적요구때문이다. 모든전력계통은동일한물리법칙에따르며대부분의유럽밸런싱시장 ( 미국의실시간시장에해당 ) 은이미계통운영자에게수급균형을유지하고송전혼잡을해결하도록발전기별정보를제공하고있다. 따라서향후단기시장설계에서개선이필요한점은지점별가격과실시간에근접한시간까지한계비용의변화를보다투명하게반영하는것이필요하다. 기존시장의모범사례를통해서위에서언급한개선사항들을도출할수는있지만, 한가 지제도가어디에나다통용되는것은아니다. 따라서더심도있는진화를위해서는심층적 이고다양한분석이필요하다. 자원적정성 (adequacy): 소비자를위한신뢰도가격 OECD 국가에서전력의공급안정의수준은매우높으며, 이는디지털경제의필수조건 이다. 최근의대규모정전은송전망사고로인해초래되었지만, 대부분의정전은배전망수 준에서발생하고있다. 풍력발전과태양광발전의도입은기존전원의노후화와함께신뢰 2) 역주 : 이책의집필당시에는미국에당일 (intra-day) 시장이없었으나, PJM 은 2017 년 11 월당일시장을개설하였다. 20

20 도에새로운과제를제기하고있다. 정부는에너지전환과정에서도지속적으로높은신뢰도기준을정의할필요가있다. 수요를포함한모든자원이가장필요로할때제대로역할을할수있도록유인하기위해서공급부족시가격 (scarcity price) 은필수적이다. 그러나이공급부족시가격에는규제기관의개입이불가피하다. 전력계통운영이어려운상황은드물게발생하지만, 시장참여자가이를예측하기는어렵다. 또한, 발전사업자는이시간대에시장지배력을행사하고정책담당자는일반적으로가격급등을용인하지않기때문에, 많은전력시장에서높은신뢰도기준에대응하기위해필요한수준보다상당히낮은가격상한이설정되어있다. 하나의가능한방안은규제기관이사전에공급부족시가격을설정하는것이다. 호주의전력시장과미국 ERCOT 에서는규제기관이시장체계를정교하게정의하고있다. 공급부족시가격은공급지장비용 (10,000~20,000US$/MWh) 을상한으로부하차단가치와공급지장확률을반영하고있다. 규제기관은일정연수 ( 기간 ) 의누적수익이일정치를초과하지않도록시장지배력완화규정을사전에설정할수도있다. 용량시장 : 안전망구축 대부분의규제완화된전력시장은단기시장에서공급부족시가격뿐만아니라, 장기공급적정성을보장하기위한소위용량메커니즘제도를포함하고있다. 저탄소로전환과정에정책의불확실성과불충분한수요반응에직면했을때, 용량메커니즘은안전망을제공할수있어장기신뢰도목표를충족시키기위한도구로생각된다. 전략적예비력과같은용량목표제도는단기공급안정의과제에대한유용한수단이다. 새로운발전기나폐지되었을발전기를전략적예비력으로계약함으로써용량확보문제를신속하고간단하게해결할수있다. 그러나이것으로는투자위험을해결할수는없고, 도리어신규투자를미래의새로운용량을모집할때까지지연시키는인센티브로작용한다. 시스템전반에영향을미치는용량시장제도는장기적인자원적정성의목표달성에는유 용하지만, 전력계통에광범위하게영향을미치므로비효율성을피하기위해서는잘설계되어 야한다. 용량시장은기술에대해중립적이어야하고, 공급측자원뿐만아니라수요측자 21

21 원도포함해야하며, 미래지향적이어야한다. 계약한용량의가용성을보장하기위해서는 적절한페널티도필요하다. 용량메커니즘에서월경 (cross-border) 용량의참여는구역을확장함으로써자원적정성을획기적으로개선할수있다. 이를위해서는통합지역차원의자원적정성예측이필요하며, 용량상품에대한정의가서로모순되지않아야한다. 월경용량 ( 가용성과송전능력의관점에서 ) 의최대기여량과공급부족시에효과적인전력조류를계산하는것이필수적이다. 구역간의용량제도가일관성이유지되지않으면월경거래를저해하고경쟁을왜곡하게된다. 수요반응 : 동적가격제도의적극적인활용 시장설계에있어서오랜역사를가진또다른특징은전력소비의가격탄력성이매우 낮다는점이다. 현재까지가격에대한반응은주로도매전력시장에직접참여하는대규모 소비자에한정되어왔다. 이상황은탈탄소화및신기술개발에따라변하고있다. 새로운정보기술과자동화기술을통해소규모소비자가도매전력가격의변동에반응하여보다유연하고낮은비용으로전력계통에기여할수있게된다. 이로인해전력생산을에너지서비스및에너지저장과더잘결합할수있어, 출력이변동하는재생에너지를통합하고전력공급안정을개선하기위한전력계통전체의유연성을높일수있다. 소매사업자는동적가격제도를활용하고다양한구성의부하를공급하기위해도매전력시장에참여하면서수요반응 (DR) 잠재력을개발하는데필수적인역할을한다. 수요반응을에너지와용량에서발전기와동등하게취급하는진일보한개념이적용되고있다. 수요반응시장이일부지역 ( 미국의 PJM 등 ) 에서이미시작되었다. 그러나수요반응을발전기처럼급전하기위해서는복잡한시장규칙이필요하다. 수요반응은통상적으로사용하는고객기준부하수준 (CBL) 에의해서만감축량을평가할수있다. 고객기준부하수준에의한평가는감축량을정의하기가쉽지않아서숨겨진보조금이될가능성이있다. 수요관리사업자에대해적절한보상을설정하는것은매우복잡한절차이다. 대신에스마트미터등새로운계량과자동화기술을이용한동적가격을장려해야한다. 22

22 송전선투자 : 지역이해를넘어 전력망은전력시장의규모와경쟁의정도를결정한다. 분산형자원의증가에도불구하고 여전히송전망은풍력과태양광발전의높은점유율을가능하게해주는비용효과적인수단 이다. 또한, 송전망은전력공급안정을위해필수적이라는데변함이없다. 많은송전선프로젝트는그비용이상의편익이있지만, 주민의수용성문제로인해개발이제한된다. 송전선을건설하는것이풍력이나태양광발전의건설보다더장기간소요되어종종송전망혼잡을야기한다. 정부는신설송전선특히관할구역경계간의송전선건설에높은우선순위를두어야한다. 정부는여러관할구역을통합한넓은범위의편익을고려하여적절한규제를하여야한다. 상업용송전선건설에대한유력한방안은송전선경매이다. 수익성이예상되는송전선의건설ž소유자를결정하는경쟁적절차는적용가능한방법이다. 송전선은여전히규제대상이지만, 경매제도를도입함으로써혁신을유도하고기존송전사업자를경쟁에노출되도록할수있다. 배전망규제 2.0 태양광발전, 에너지저장, 전기자동차, 히트펌프, 마이크로터빈, 수요반응등의분산형자원 (DER) 을도입하기위해배전망의규제를현대화할필요가있다. 새로운배전모델은정보기술에큰투자가필요하며, 운영비용 (OPEX) 은증가하지만, 기존모델에비해배전선이나변압기에대한자본비용 (CAPEX) 은절감할수있다. 이런의미에서규제는산출물을기준으로해야하며, 이렇게함으로써배전사업자는투자의효율적인수준을탐색할수있게된다. 규제체계는분산형자원이지역적소매시장과도매시장에모두참여할수있도록해야할필요가있다. 현재여러모델이제안되고있다. 배전운영자가분산형자원을통합하는기존모델을포함하여분산형자원에대한지역수준의시장플랫폼에기초한시장기반모델 ( 뉴욕의 에너지의미래상개혁 과같은 ) 등이다. 이런진화에는배전망의규제체계의현대화가필요하다. 23

23 소매요금 : 소비자에게제공하는올바른신호 소매요금제도는비용구조와그수준을제대로반영할수있도록당장개선되어야한다. 현재적용되는모든시간에동일한요금과세금이부과되는구조는비효율성을야기한다. 전기요금이전력계통에대한회피비용을적절히반영하지않기때문에분산형자원에대한투자는비효율성을내포할수있다. 태양광과소규모에너지저장장치의건설과대규모인프라의건설에소요되는기간이큰차이가발생하여이문제를악화시킬가능성이있다. 소매경쟁은요금제도와서비스에서혁신을유도한다. 경쟁적인소매요금은도매시장가 격을거쳐서최종적으로소비자에게전가된다. 이렇게함으로써소비자입장에서본소비와 투자의시장가치를요금에적절히반영할수있다. 특히송전요금은고정비요소를더잘반영할수있도록재설정하는것이필요하다. 소매 요금구조는에너지에대한시간대별차등가격외에도, 분산형자원의투자및운영에서도 효율성을기할수있도록소비자에게올바른신호를제공하는것이필요하다. 24

24 서장 에너지부문의미래는상당부분전력부문의진화에의해형성될것이다. 따라서전력부문의발전은기후변화에대한대책을검토하는대부분의논의에서중심적인주제가되고있다. 이것은놀라운일이아니다. 2014년에경제협력개발기구 (OECD) 회원국내에서소비된 1차에너지의약 40%, 에너지관련 CO2 배출량의 42% 를전력부문이차지하고있다. 또한수력발전, 원자력발전, 풍력발전, 태양광발전 (PV), 바이오매스발전, 탄소포집저장 (CCS) 등매우중요한저탄소에너지기술이전력생산과연관되어있다. 이미실용화된저탄소발전기술과수송및열분야전기화가능성으로인해, OECD 각국의전력부문은 2050년목표달성을위한기후정책의최전선에있다. 2015년 12월에개최된 UNFCCC COP21 회의에서파리협정이체결된것은향후기후변화와저탄소에너지로의전환정책에신호가되어투자자에게명확한메시지를제공할것이다. 필요한변화는화석연료에기초한구조에서저탄소전력을기초로한새로운구조로전환이필요하다. 이러한창조적파괴는다른산업에서는이미경험한과정이다. 교통분야에서는 20세기에증기엔진이내연기관에의해혁신되었고, 통신분야에서는인터넷과무선통신이기존시스템을대체하였다. 현행저탄소발전기술은여러측면에서화석연료발전보다우수하지못해전력의탈탄소화가복잡해지고있다. 재생에너지는지속적인비용절감에도불구하고탄소가격없이는가스화력발전이나석탄화력발전보다더비싼경우가많다. 원자력발전은 CO2 를배출하지않지만여러나라에서안전성에대한우려에서단계적으로폐지하는방향에있고, 재생에너지와는반대로가격이상승하고있다. CCS는대규모상용화에이르지못하고있다. 또한풍력과 PV 등핵심적인발전기술은날씨에따라출력이변동하여, 전력계통의새로운제약이되기도한다. 이러한문제는많은주목을받고있으며, 국제에너지기구 (IEA) 의몇몇연구에서이러한변동성에대해분석을하였다 (Grid Integration of Variable Renewables[GIVAR], World Energy Outlook[WEO], Energy Technology Perspectives[ETP]). 현재저탄소전력으로전환이기술적으로실현가능하다는점에는이의가없다. 25

25 그러나이러한변화가실제로실현가능할지는적합한시장설계와규제체계에달려 있다. 전력계통은많은나라에서구조가개편되어, 자유경쟁체제이다. 오늘날대부분의대규모전력계통은기능적으로분할되어독점적송배전망과경쟁에노출된발전사업자로구성된다. 풍력발전, PV, 바이오매스발전은상대적으로규모가작아서대부분의투자는소규모프로젝트개발자에의해이루어진다. 일반가정에서도자가용발전기를설치할수있고, 대개상계계량 (behind the meter) 으로요금을정산한다. 역사적으로볼때전력시장제도는효율적인운영을확보하고, 효율적인투자를촉진하며, 최적화된신뢰도를유지하고자하는 3개의목표를동시에달성하고자하는취지에서도입되었다. 시장제도와시장가격은기능이분리되어분화된산업구조에서의사결정의조화를찾는데있어서핵심적인역할을한다. 그러나정책결정자는전력시장이두번째와세번째의목적을담당하는것을허용하지않았다. 첫째, 공급의신뢰도는강력한규제하에있고, 둘째, 탄소가격은유럽과다른지역에서도입되었지만시장기반의저탄소투자를촉진하는성과를보여주지는못했다. 공평하게말하면, 규제기관은제대로작동하는전력시장을구현하는데실패하였다. 전력시장구조는여전히중앙집중적이고, 규제기관은도매전력가격에대한강한통제를행사하여수급이어려운상황에서효율적인가격결정을방해해왔다. 그리고아직도많은관할구역에서소매요금에대한지속적인규제가유지되고있다. 아무튼정책은올바른방향으로변화해야하는것이여전히필요하다. 탄소가격은기후변화의외부성을내부화하는효율적인수단이될수있다. 탄소가격제도가국제규모로확실하게실시될경우산업부문과국가를넘어최소비용으로 CO2 배출량을절감하게될것이다. 유럽연합 (EU) 에이어국제기구의노력을통해더많은국가나주 ( 州 ) 가탄소가격을도입할것으로예상된다. 그러나지금까지강구한시책은실제로효과를거두기에는불충분했다. 시책이시행되고있는국가에서탄소가격은 CO2 1톤당 20달러를밑돌아, 상대적으로낮은경향이있다. 그원인은 2008년에시작된경제위기와 CO2 배출량을줄이도록한다른기후정책때문이다. 높은탄소가격이야기한소득분배효과와높은가격에대한부담능력 26

26 은정책적인이슈가되고있다. 장기적으로안정된탄소가격이아직은확립되지않았다. 그러나배출량감소는전력정책목표들중의하나일뿐이다. 특히디지털경제시대에 전력의안정적인공급은매우높은수준으로요구된다. 탄소가격제도는절대적으로필요하나, 아직까지는필요한행동을실행하도록하는 데는불충분한수준이었다. 또한기존시장설계도저탄소화기술에적정한투자를유발 하기에는불충분하였다. 시장설계에대해서는관점의전환이요구되고있다. 현행전력시장은가스복합화력 (CCGT) 이기존의석탄ž가스발전기에비해저렴해짐으로써가능해졌고, 이는기본적으로대규모화력발전기위주의기존기술을적용한발전기를최소비용으로운영하도록하는것이다. 이에반해, 미래전력시장은저탄소화전환기에신기술을효율적으로도입할수있도록설계되어야한다. 이러한신기술은풍력과 PV, DR, 에너지저장, 수력, 바이오에너지및기타재생에너지뿐만아니라국가에따라서는원자력발전, 그리고잠재적으로 CCS도포함된다. 자유시장 대 전력회사규제 또는 비집중적인결정 대 중앙집권적인계획 이라고하는일반적이고단순한양자택일을넘어서서생각하면, 전력계통의탈탄소화를 달성하기위해서는여러수단을조합할필요가명백해지고있다. 그럼에도불구하고전력시장이필요하다는것에는거의의심의여지가없다. 첫째, 시장가격은지역적범위나여러제어구역에걸치는광대한지리적범위에서분산형자원을조율할수있도록해준다. 또한시장가격은자원이최소비용으로운영되도록하고전력계통에서가장필요한시점에반응하도록인센티브를제공한다. 더욱이시장가격은서로다른발전기술들의계통에대한상대적인가치를평가하여우선순위를결정하고가격의투명성을부여한다. 전력부문의개혁을성공적으로추진하기위해서시장제도와규제사이의적절한균 형을찾는것은여전히필요하다. 전력부문은지금까지도항상강하게규제되어왔고앞으로도규제는지속될것인데, 송배전망인프라뿐만아니라전원믹스가규제대상이다. 원자력발전에대한투자는여 27

27 전히정책에의해결정되어왔으며, 대부분의경우재생에너지도마찬가지이다. 전력시 장의지역간통합역시시장의자발적인움직임과업계의자연스러운융합이아니라정 치적결정에의한영향이컸다. 또한경쟁전력시장에서투자자들이늘규제기관보다더좋은성과를보여줬는지는분명하지않다. 가스로의질주 (dash for gas) 시기에민간투자자는전력수요의성장률을과대평가하고재생에너지의보급속도를과소평가했다. 그비용은소비자와납세자가부담할이유는없다고하더라도, 과잉설비, 좌초자산과낮은투자수익률의요인이되었다. 이책의주제는저탄소전력계통으로전환을최소비용으로그리고효과적으로추진하 고, 규제형태를띤정책과경쟁시장의성과사이의균형점을모색하는것이다. OECD 각국이전력시장제도와규제의 30년역사에서얻은하나의중요한교훈은하나의방법으로모든문제를해결할수없다는사실이다. 이책에서는저탄소전력계통으로전환에종사하는정책결정자를위해벤치마크가될수있는모범사례를조사하였다. 이책의목적은시장제도와규제간에균형을유지하는, 적용가능한해결책을모색하는것이다. 28

28 이책에대하여 이책은전력의공급안정과시장설계에대한 IEA의준비작업에기초한지식을집대성한것으로, 2011년에개최된 IEA 회원국각료회의에서처음으로승인된활동의성과이다. 2014년과 2015년에는 IEA 전력공급안정자문위원회 (ESAP: Electricity Security Advisory Panel) 의틀안에서여러워크숍이개최되고있다 (IEA ESAP 의 Web 페이지참조 3)). 이책은 OECD 각국에있어서자유경쟁이이루어지고있는전력시장에관한시장설계과제에초점을맞춘것이다. 또한전력자유화의모든것을망라하고있지는않지만 OECD 국가이외에도전력시장의자유경쟁을지향하는국가나시장에도움도될것이다. 따라서이책은전력산업의구조에대한지식을가진독자를대상으로하고있다. 이책은전체전력계통의주요요소에대해설명한다. 제1장에서는이책의배경과주요과제를소개한다. 제2장에서는저탄소발전에대한투자에대해고찰한다. 제3장에서는전력계통의단기운영을위한시장을검토한다. 제4장에서는신뢰도, 자원적정성및공급부족시가격규제를제시한다. 제5장에서는용량시장의설계에대해서술한다. 제6장에서는수요반응 (DR) 을분석한다. 제7장에서는전력망과연계선투자에대해논의한다. 제8장에서는배전망의규제를다룬다. 제9장에서는소매요금경쟁및소매요금개혁을개략적으로해설한다. 마지막장에서는결론및주요권고사항을정리한다. 3) 역주 : 29

29 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제 1 장 전 력 시 장 의 리 파 워 링 : 배 경 과 주 요 과 제 요약 발전부분은 CO2 배출량삭감노력을기울여야할핵심분야이다. 많은국가에서지난 30년간전력시장개혁을추진하고있으며, 그대부분에서전력의탈탄소화를확실하게하기위해서는새로운개혁이필요하다. 저탄소로의전환은타이밍이중요하다. 탈탄소화를촉진하기위해석탄발전을줄일필요가있다. 저탄소발전의투자또한탈탄소화를꾸준히유지하기위해촉진되어야한다. 안정적인공급이보장되지않으면탈탄소화를할수없다. 주요위기대책이우선시되어다른목적은지연되기쉽다. 효율적인시장은저탄소전력계통으로전환기에필요하며, 에너지효율과마찬가지로저렴한전기요금을유지하는데도움이될것이다. 전력시장은장기적으로오늘날우리가알고있는것과는전혀다른것이될수있지만, 전력시장체계는저탄소투자를가능하게하고저탄소전력으로전환시에내제된불확실성에대처하기위해필요하다. 이장에서는저탄소전력계통으로전환에적합한전력시장설계에대한중요한과제를소개하 고그개요를설명한다. 경쟁적인전력시장은 1980 년칠레, 1990 년영국에서도입되어많은지역으로확산되고있 다. 일본과멕시코는현재전력계통의개혁과경쟁적인전력시장의도입을추진하고있다. 지금 까지겪은많은시행착오들이다른지역의전력시장설계에도움이될것이다. 지난 10년간전력부문의탈탄소화정책은전력시장에큰영향을주었다. 앞으로도이러한상황은계속될듯하다. 탄소가격제도는유럽과미국의일부지역에서시행되고있고저탄소화에영향을주었지만, 가장큰영향을끼친것은재생에너지지원정책이다. 구체적으로는풍력발전과태양광발전은전력시장에서중요한요소가될정도로규모가커지고있다. 탈탄소화 30

30 제 1장 배경과 주요 과제 정책이지속됨에따라, 재생에너지, 원자력발전, 탄소포집저장 (CCS) 기술이성장할것으로 전망된다. 이장에서는제1.1절에서경제협력개발기구 (OECD) 회원국및비 OECD 국가에서전력산업구조개편의중요성에대해기술한다. 제 2절에서는탈탄소화가전력시장에제기한중요한이슈에대해고찰한다. 마지막절에서는탈탄소화에의해발생한과제를해결하는데있어서전력시장의다양한구성요소들이어떠한역할을할수있는지에대해서설명한다. 1.1 전력산업의구조개편 대부분의나라에서전력산업구조개편시행 지난 20 년간 OECD 국가뿐만아니라비 OECD 국가의아주많은전력산업구조는심대한변 화가있었다 (Sioshansi, 2013)( 그림 1.2). 이절에서는지금까지시행된다양한구조개편의개 요를설명한다. 역사적으로전력산업은규제산업이며, 수직통합체제이었다. 1990년대까지대부분의국가가이형식을채용하고있었으며, 지금도이형태는대부분의아프리카국가와전력사용이제한되어있는다수작은국가에서발견된다. 이같은전력회사는거의국영이거나정부에속한다. 국제에너지기구 (IEA) 의분석에따르면, 이런순수독점체제는 2012년세계전력소비의 6% 에불과하다. 경쟁의가장초보적인수준은수직통합전력회사가독점하는시장에독립발전사업자 (IPP) 를허용하는형태이다. IPP는발전기를건설, 소유, 운영하고사전에설정된가격으로지역의전력회사에전력을판매한다. 미국의회가 1978년에통과한공익사업규제정책법 (PURPA) 에따라 IPP 참여를허용하였는데, 이구도는여전히미국의많은주에서볼수있다. 또한 IPP는인도네시아와태국등아시아대부분의국가와많은중동국가들에서도인기가있다. 전력시장구조개편의다음단계는수직통합회사를기능에따라별도의회사로분리하는것이 31

31 전 력 시 장 의 리 파 워 링 다. 즉각회사는발전자산또는송전망과배전망을소유또는운영하며관련서비스를제공한다 ( 그림 1.1). 대규모전력계통에서이러한접근은종종시장기반메커니즘의도입을위한첫번째단계이다. 예를들어중국의 2002년의개혁은국가전력공사를두개의송배전망회사와다섯개의발전회사로분리하였다 (Andrews-Speed, 2013). 이는 2012년 TWh 의총전력소비를기록한세계최대의구조개편된전력계통이었다. 또다른사례로인도에서전력부문은인도전력망공사 (Power Grid Corporation of India) 를중심으로구성되어있으며, 이는국가에서운영하는전력회사와발전회사를연계하고있다 (Sen and Jamasb 2013). 대부분의경우모든회사를국가가소유하고있어서구조개편으로인해발생할수있는분리된기관간의조율문제를피할수있다. 그림 1.1 전력산업의구조 요 점 : 종 래 수 직 통 합 전 력 회 사 는 분 리 되 어, 송 배 전 분 야 는 규 제 된 독 점 체 제 로 남 았 지 만 발 전 회 사 는 경 쟁 체 제 로 되 어, 소 비 자 는 공 급 자 를 선 택 할 수 있 게 되 었 다. 구조개편의중요한목적중하나는전력계통을보다광역화된경쟁적도매시장으로통합하는것이다. 하지만기능별로분할되고광역화된전력계통을효율적으로조율하는것은매우복잡한일이다. 현재까지의욕적인구조개편이 OECD 국가에서추진되었다. 미국의일부주에서전력산업구조가개편되었다 (Joskow 2007; Borenstein, 2014). 또한미연방의회는 1992년에전력산업에경쟁을도입하는국가에너지정책법을제정하고이에따라독립발전사업자 (IPP) 는전 32

32 제 1장 배경과 주요 과제 력회사에전력을판매할수있도록하였다. 미국의일부관할구역에서는소규모의수급균형기관들을하나의큰도매시장으로통합하기위한목적으로전력시장이개설되었다 (IEA, 2014A). 독립계통운영자 (ISO) 나지역송전기관 (RTO) 은송전제약을고려하여발전기의입찰자료를기초로발전기에게급전지시를하는중앙기구이다. 예를들어미국 PJM은 14개이상의주에걸쳐 150GW의부하에대한전력공급을담당하는 RTO이다. 송전망을수직통합에서분할하고, 더나아가단일소유의발전자산은복수회사로분할되었고이분할된발전사들은전력공급을놓고서로경쟁하여야한다. PJM은안전도 (security) 제약을고려한경제급전 (SCED: Security Constrained Economic Dispatch) 알고리즘을적용하여수요를충족하는최종발전기의입찰가격을토대로지점별한계가격 (LMP) 을산출하고, LMP는시장에서낙찰된모든발전기에동일하게적용하여보상한다. ISO와 RTO 는미국의소비전력량의약 60% 를차지한다 (EIA, 2011). 그림 1.2 세계각국의자유화현황 출 처 : IEA 및 재 생 에 너 지 및 에 너 지 효 율 파 트 너 십 (REEEP) 정 책 데 이 터 베 이 스 요 점 : 경 쟁 의 정 도 가 다 르 기 는 하 지 만 대 부 분 지 역 에 서 전 력 산 업 구 조 개 편 이 이 루 어 졌 다. 유사한시스템이뉴질랜드, 폴란드에도입되었고, 멕시코에서도도입을추진중에있다. 호주 에서는주별조직을통합해 (4,000km 에이르는 ) 지리적으로세계최대의시장인 National Electricity Market(NEM) 을설립하였다 (Glachant and Leveque, 2009). 유럽국가들은전 33

33 전 력 시 장 의 리 파 워 링 력시장의국가간통합에중점을두는색다른접근법을채택하였다. 유럽연합 (EU) 은수차례 EU 지침 (Directive) 을통해서모든회원국에구조개편을의무화하도록했다. 첫번째명령이 1996년, 두번째는 2003년, 세번째는 2009년에발령되었다 (IEA, 2014b). 그러나유럽의일부국가는자국의전력회사를여러발전회사로분할하지않기로결정함에따라경쟁은주로국가간전력융통에한정되기도한다. 유럽의시장결합은다양한국가간의전력시장을통합하기위한방법으로사용되었다 (Glachant, 2010). 시장결합과정은 2010년에프랑스, 독일, 베네룩스에서시작되었다. 이러한구도에서는도매시장의전력가격은국경을넘어주고받을수있는송전용량을고려하되각국가별전력시장플랫폼별 ( 전력거래소 ) 로동시에계산된다. 유럽의역내전력시장은 17개유럽국가에서송전망운영자와전력거래소사이의강한협력관계위에구축되어있다. 2014년남서유럽 (SWE) 과북서유럽 (NWE) 의하루전시장의완전한가격결합이달성되었다. 도매전력시장에소매경쟁을추가하는것은시장자유화의마지막단계이다. 대부분의 OECD 국가에서소매경쟁이도입되었지만, 아직까지는상업혁신과신규시장참여자의시장 점유율의관점에서제한적이다 ( 제 9 장참조 ). 경쟁의정도가다른것은국가별로전력시스템과그목표가국가마다다른데서기인하며, 이러한차이에따라시장구조도차이를보이고있다. 일부시장에서는자유화정책이후퇴하기도하였다. 2001년캘리포니아전력위기의여파로자원적정성과신뢰성을확보하기위해기존의도매전력시장외에용량만을구매하는시장 ( 용량시장 ) 을채택하기도하였다 (Joskow 2001). 캘리포니아사태는규제실패로인해엔론사가전력시장을조작하는사태를초래했고, 그로인해결국강제부하차단을일으켜소비자에게높은요금을부과하게되었다. 마찬가지로, 브라질은 1990년대에전력부문을자유화했지만, 새로운시장은충분한투자를유인하지못했다. 가뭄으로 2001년 ~2002년에역사상가장심각한에너지위기에직면했던브라질은전력부문에대한장기종합계획을수립하였다 (Pinguelli et al., 2013). 이위기는가뭄으로인한수력발전부족, 신설발전기의준공지연과송전선문제로인해발생하였다. 34

34 제 1장 배경과 주요 과제 마지막으로, 영국에서는최근전력시장개혁이다시규제강화추세로가고있다 (Newbery, 2012). 충분한신뢰도용량을확보하기위해용량시장을도입하였지만, 훨씬더시장기반의녹색인증서제도를대체하고원자력발전에대한투자를지원하기위해차액계약제도 (CFD) 를도입하였다. 이러한부침에도불구하고, 새로운국가들이현재전력산업구조개편을추진하고있다. 최근 에는일본과멕시코가자국의전력계통을개혁하고경쟁을도입하기로결정했다. 경쟁전력시장의성과 규제완화와구조개혁은더큰시장을창조하고전력거래를촉진하여전력계통의전반적인비용을절감한다는당초목표를달성했다. 북미와유럽에서전력거래가증가하고있는것이실증적으로보여준다. 또한구조개편은설비운영의효율성을향상과관련이있다 (Davis and Wolfram 2012). 이는주로발전기의고장정지빈도와정지시간의감소로나타난다. 경쟁적전력시장도역시비교적단기간가스도매가격의하락이나지역전력회사의전원다양화요구등의요인에영향을받아가스화력발전기에대한투자붐을일으켰다. 예를들어, 영국에서이름붙여진 가스로의질주 (dash for gas) 는새로민영화된전력회사에의한 1990 년대의가스화력발전기건설에대한정책전환을상징하고있다. 그요인은북해가스의개발이었다. 1990년에는가스발전기는영국의설비용량의 4.5% 에불과했지만, 2002년새로운가스복합발전기 (CCGT) 는설비용량의 30.9% 로증가하였다. 기후변화대책의요구로인해오늘날정책결정자의전력분야의두드러진의제는탈탄소화로전환이며, 이는전력시장의역할에대한관점을크게변화시켰다. 시장에서는주로가스화력발전에투자가이루어지고있지만 ( 그림 1.3), 시장기반의저탄소발전기에대한투자는극히일부였다. 2000년독일의재생에너지법 (EEG) 채택, 2005년교토의정서실시에따라정부들은전력시장에의미있는영향을미치는배출감축정책을도입하기시작했다. 유럽에서는탄소가격이 2006 년에도입되었고, 2009년에는 EU의 기후및에너지패키지로강화되었다. 35

35 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 1.3 유럽 OECD 국가에서기술별전원증설추이 1960 년 ~2014 년 요 점 : 시 장 기 반 투 자 는 주 로 가 스 화 력 발 전 기 에 이 루 어 지 는 한 편 석 탄 화 력 발 전 이 나 원 자 력 발 전 은 규 제 체 계 하 에 건 설 되 고, 재 생 에 너 지 는 지 원 제 도 에 의 해 건 설 된 다. 이러한상황에서지난 10 년동안재생에너지에대한투자의대부분은지원제도와보조금등 정부주도로이루어졌다. 많은나라에서재생에너지의확대는해당산업분야의챔피언을만들어 그기술을수출하는것을지향하는산업정책과관련이있다. IEA의 세계에너지전망 (WEO) 의특별보고서인 에너지및기후변화 2015년 (IEA, 2015a) 에의하면, 에너지전환의속도는재생에너지용량증가와관련된다. 여러 OECD 국가에서전력수요는감소하거나정체하고있어서과잉설비의상황은 10년후에도지속될것으로생각된다. 그결과석탄화력발전기와최근가스화력발전기는도태되고이로인해증가한좌초비용은더깨끗한에너지추진을위한대가로지불되어야할것이다. 이러한맥락에서화석연료발전기의폐지에대한속도와형태는새로운과제가되고있다. 1.2 에너지전환에있어전력부문이직면한과제 여기서는지속가능성, 공급안정, 경제성이라는에너지시스템이직면하는세가지본질적인과제를검토한다. 첫째, 전력계통은크게 CO2 배출량을획기적으로감축해야한다. 둘째, 전력을안정적으로공급해야한다. 셋째, 탈탄소비용을최대한저렴하게유지하기위해효율성을확보해야한다. 36

36 제 1장 배경과 주요 과제 CO2 배출저감 첫번째목표인전력부에서저탄소로의변화는주로정책주도과정이다. 원칙적으로탄소가격을활용한기후정책은다양한결과를기대할수있다. 즉, 높은에너지가격에의한수요감소, 고배출시설에대한투자억제, 저탄소발전에대한인센티브와지원, 그리고고배출설비의운영중단등이다. 그러나 EU 배출권거래제 (EU Emissions Trading System: EU ETS) 에서그러하듯, 대부분의관할구역에서탄소가격이의미있는효과를얻기에는너무낮은상태이다. 그림 1.4 연간 CO2 배출량의요인별감축기여도 (6 2 시나리오 ) 출 처 : IEA, 2015b. 요 점 : 에 너 지 의 탈 탄 소 화 는 근 본 적 으 로 전 력 의 생 산 과 소 비 의 기 술 에 달 려 있 다. 한편, 높은탄소가격이이론적으로가져오는효과를구현하기위해다양한구체적시책들이채택되고있다. 이러한기술과관련된정책은 2030년을향한 EU의목표 와같은정책목표에의지하고있다. 이러한접근법은시장기반접근법과잘조화되지않고, 심지어는해당전력시장의기능을훼손할수도있다. 일반적으로기후정책은불확실성을내포하고있어서, 투자자는규제위험이증가하는것을우려하고있다. OECD 여러국가에걸쳐서탈탄소정책은운영과투자양면에서장기적인투명성 (visibility) 을충분히보여주는데실패했다는비판을받고있다. 37

37 전 력 시 장 의 리 파 워 링 전력수요예측 : 감소냐증가냐? 전력수요는 2008년경제위기이후많은 OECD 국가에서감소하고있다. OECD 국가의 2014년총발전전력량 ( 양수발전량포함 ) 은 10,773TWh 이었다. 이는 2013년대비 0.8%, 2010년대비는 1.4% 감소한것이다 (IEA, 2015c). 이는건물의가전기기에대한효율표준과전력소비산업의에너지효율화가부분적으로기여했다. 향후다수 OECD 국가에서 GDP와전력수요의상관관계가낮아질것으로예상된다. 수송부문과건물의냉난방부문으로부터배출량의대폭감축이기대됨에도불구하고, 새로운요인은수요를증가시키는방향으로작용한다. 2015년전기자동차의보급률은 0.1% 미만으로 (Cobb, 2015), 미래의수요성장전망은불확실하다 (IEA, 2013). WEO의평가에따르면유럽 OECD 국가의전력수요는신정책시나리오하에서연간 0.4% 증가가예상된다 (IEA, 2015b). 한편 450 시나리오 4) 하에서연간성장률은 0.2% 로, 이는연간평균전력이신정책시나리오대비 25GW 감소함을의미한다 ( 그림 1.5). 그림 1.5 탈탄소화가급전우선순위에미치는영향 (450 시나리오, EU 의 2015 년 ~2040 년 ) 참 고 : 괄 호 안 의 GW 값 은 450 시 나 리 오 하 에 서 2040 년 의 발 전 용 량 을 나 타 낸 다. 풍 력 과 태 양 광 의 평 균 이 용 률 은 각 각 29%, 13% 이 며, 이 에 상 응 하 여 해 당 설 비 용 량 을 감 소 하 여 반 영 함. 요 점 : 탈 탄 소 화 는 전 력 시 장 가 격 의 기 초 가 되 는 발 전 기 의 급 전 우 선 순 위 에 큰 변 화 를 준 다. 4) IEA WEO 450 ppm 시나리오는대기중온실가스를약 450 ppm CO2 제약함으로써세계의온도상승을 2 로제한하는목표와일관성있는에너지의향후추이를제시하고있다. 38

38 제 1장 배경과 주요 과제 미래의수요성장과감소에영향을미치는각종요인은아직잘밝혀지지않았다. 미국에너지정보청의기준시나리오에따르면, 미국의전력수요는 2012년부터 2040년까지매년평균 1% 이하의성장이예측되고있다 (EIA, 2014). 이에비해저수요시나리오의경우는 2040년의미국의전력수요량은 2012년보다조금상승할것으로예측되고있다. 이경우이미계획된설비가준공되면더이상의신규설비는거의필요없다. 전력수요성장에대한불확실성은투자소요에막대한영향을준다. 수요감소의시나리오는정체하고있는전력계통에새로운투자는거의필요하지않음을의미한다. 과잉설비가 1~2년내에다해소되는고성장국가와달리, 이과잉설비를다시흡수하려면적어도 10년이상소요되며그결과높은경제적비용및좌초자산을초래한다. 수요가예상보다높고투자가부족한경우에는용량부족과공급안정의위험은물론, 전력가격이상승하여소비자에게막대한경제적부담을준다. 정부는본질적으로보수적이며, 과잉투자의경향이있다. 확실히 1980년대에전력부문을괴롭힌 호화설비 (gold plating) 와과잉설비의비용을회피하고자하는것이시장자유화의주요원동력이었다. 그러나지난수십년의경험에의하면시장참여자들이정부보다수요를잘예측할수있는지는분명하지않다. 석탄화력발전축소 고탄소배출로부터저탄소배출로전원믹스의전환은수요전망보다훨씬더심도있게분석되었다. 2050년까지 80% 에서 95% 의배출량을감축하기로한 EU의배출목표와같은정책선언은저탄소투자시나리오의기초가된다. 이는현재의전력포트폴리오에대한명확한출발점이되지만, 상당한불확실성도있다. 오늘의 OECD 국가에서높은탄소배출발전의가장큰원천은석탄화력이며그시설은노후화되고있다. WEO 450 시나리오에서는 OECD 유럽에서석탄화력발전용량의총제외량은 140GW로 2013년설비용량의 73% 이다. 전력부문의투자는석탄화력발전기에적용되는단계적폐지및설비개조 (retrofit) 에대한일련의정책이기후변화목표와탈탄소전환사이에어느정도의일관성을요구할필요가있다. 정책에일관성이없는경우개정되어야할까? 미국은환경청 (EPA: Environment Protection Agency) 이청정발전계획 (CPP: Clean 39

39 전 력 시 장 의 리 파 워 링 Power Plan) 에의해각주의전력분야의발전포트폴리오의전체배출량을제한하는성능기준을부과하고있으며, 이로인해고배출발전기의비중이낮아지고있다. 영국은신규발전기의배출성능기준으로서기저부하운전시발전기에서 450gCO2/kWh 수준이도입되어 (DECC 2014) 있어, 사실상 CCS를갖추지않은석탄화력발전기의건설을막고있다. 또한네덜란드에서는배출성능기준이 360gCO2/kWh 로설정되어있다. 독일에서는 2015년 7월기후예비력 (Climate Reserve) 의신설과 2.7GW의석탄화력발전기의폐지에합의했다 (German Energy Blog, 2015). 석탄화력발전의미래는전력시장의기능에대한몇가지이슈를제기한다. 석탄화력발전기의폐지시기가불확실하다는것은미래투자소요를파악하는데불확실성을준다. CCS 기술은탈탄소화에이바지할것으로예상되고있지만, 이기술은다른저탄소기술과는달리상업적규모에서는아직이용할수없다. 또한 CCS는전력계통에서재생에너지와함께운영하기에충분한유연성이있는지여부가분명하지않다. 마지막으로높은 CO2 배출량에도불구하고, 석탄은많은나라에서국산연료이며, 연료의안정적공급에기여하고, 탄소가격만고려하지않으면다른어떤기술보다저렴하다. 기저부하전원으로석탄화력발전은전력망의관성, 안정성및필요시유연성을제공한다는의미에서여전히중요하다. 석탄화력발전기를줄여나갈때는시장이이러한목적을달성할수있을지를정부가확실히할필요가있다. 저탄소발전에대한투자인센티브 최대과제는에너지전환시저탄소발전에대한대규모투자자금을확보하는것이다. 예를들어, WEO에의하면유럽에서 450 시나리오에따라 2015~2040 년사이에재생에너지는 731GW, 원자력발전은 66GW 신설된다고추정하고있다. 풍력과 PV의한계비용 ( 그림 1.5) 은매우낮기때문에재생에너지발전기는바람과햇빛이있는한전력을생산한다. 예상되는신규용량은도매전력가격을낮출것으로생각된다. 5) 에너지시장에서저탄소투자는가능한가? 이론적으로에너지단일시장 (Energy Only Market) 과충분히높은탄소가격과의조합을통해장기적으로탈탄소화를보장할수있을것이 다. 그러나일반적인경제이론이그렇듯이, 외부효과의완전한교정, 효율성과공정성 / 배분목 5) 일주 : 2016 년 5 월 12 일독일시장에서는 PV 와풍력발전점유율이 80% 를기록하고동시에시장가격 (EPEX spot intraday continuous power prices) 은 유로 /MWh 까지하락하였다. 40

40 제 1장 배경과 주요 과제 표의분리, 비용함수의우상향 (convexity) 과완전경쟁등의전제조건을충족하여야한다. 그러 나실제로는이러한전제조건이모두충족될수는없고, 그결과시장기반의저탄소투자는 많은어려움에직면하고있다. 첫번째문제는현재의전력시장가격이너무낮은것이다. 미국에서는가격이 30~40US$/MWh, 유럽에서는 30~50 유로 /MWh이며, 저탄소를포함한투자를유인하기에충분한수준은아니다. 효율성이증가하고저탄소발전을보급함으로써전력계통의탈탄소화가순조롭게진행되면가격은향후몇년간낮은상태가예상된다. 에너지전환을위해장기적인투자를이끌어내기위해서는 2008년 ~2009년의가격 ( 약 80유로 /MWh) 까지올라야하지만중단기적으로는그럴것같지않다. 두번째문제는전력시장은단기한계비용을토대로가격을설정하는것이다. 한계비용에의한가격은가격불확실성으로이어져재생에너지, 원자력, CCS 등의고정비회수를보장할수없다. CO2 1톤당 100달러이상의매우높은탄소가격을설정하면이론상으로는고정비를회수가능한수준으로시장가격이올라갈수있지만, 대부분정부는이로인한높은가격시나리오의신뢰성을훼손하는불로소득, 가격의적정성, 경쟁성등의문제를우려한다. 또한대부분의재생에너지등단기비용이낮은기술의급속한보급은도매전력가격을더욱더낮춰재생에너지가대량도입되면시장가격이제로가되는시간도나온다. 이문제에대해서는제2 장에서자세히분석한다. 마지막으로, 정부는각기술의보급을위한개별목표를가지고있다. 정부에게 CO2 배출량감축이라는단일목표만있다면, 시장과탄소가격이탈산소와에너지믹스를결정하도록내버려두는것은그자체로문제가되지않는다. 그러나정부는일반적으로복합적인목표를가지고있으며, CO2 배출량보다더우선적으로재생에너지인가원자력발전인가를선택한다. 여러국가들이정책적으로원자력발전중지또는단계적인폐지를검토하고있다. 일부국가는가스발전에대한의존도를줄이는것을선호할수도있다. 왜냐하면가스는수입되고소비자를장기적인가격리스크에노출하기때문이다. 또다른나라는 PV를선호할수도있을것이다. 전원믹스에관한주요결정은국가차원의에너지정책의영역임을인식할필요가있다 지금까지기존저탄소전원은규제체계하에건설되었다. OECD 회원국에서저탄소전원의 41

41 전 력 시 장 의 리 파 워 링 80% 를차지하고있는원자력발전이나수력발전모두경쟁적전력시장도입전에건설됐다. 나머지 20% 는재생에너지지원제도에의해지원을받았다. 보조금이없는시장기반의저탄소 전원에대한투자는무시할정도로미미하다. 저탄소재생에너지에대한지원은과도적인수단으로 2000년이후도입이되었다. 이는재생에너지가완전히성숙한단계에서는경쟁력을완전히확보하거나그에근접한수준이되겠지만보급초기나걸음마단계에서는과도적으로지원이필요하기때문이다 (IEA, 2011). 정부는보급초기단계에서보조금을지급하면결과적으로대량보급이필요할때가격을낮출수있는이점이있기때문에보조금지급의필요성을인식하였다. 여러유럽국가에서는육상풍력과 PV가비싼가격에빠른속도로도입되었다. 이정책은투자비용절감에성공했다. 육상풍력과 PV는이제성숙한기술이며, OECD 국가에서는풍력과 PV가매년 50GW 이상도입되고있다. 그러나스페인, 이탈리아, 영국을포함한여러정부에서비용이충분히하락하지않은상태에서지원을중단하여신규도입이멈춰있다. 이예는특정기술에대한지원제도와관련된위험을잘보여주고있다. 전력의안정적공급 OECD 국가의전력계통은안정적이고적정가격으로필요할때전력을공급한다. 탈탄소화는기본적인전력서비스의품질을개선하고자하는의도보다는, 도리어오늘날전력공급방식에서야기되는해로운영향을감소하는것이목적이다. 전력부문의전환은노후화된기존전원을폐지하고이를재생에너지와다른자원으로보충하는것을포함한다. 전환의규모와속도는관심이고조되는높은신뢰도를유지해야하는필요성과함께새로운도전을제기한다. 실제로전력의공급안정은전환을추진하는데있어서의우선되는제약이다. OECD 경제에 서매우높은수준의안정적공급은현대디지털경제의기반이다. 전력의공급안정에문제가 생기면탈탄소화의실현을어렵게할것이다. 신뢰도를당연것으로받아들여서는안된다. 전력의공급안정은연료확보, 전력계통안전도, 그리고자원적정성이라는여러관점을포함한다. 42

42 제 1장 배경과 주요 과제 연료의안정적확보 연료의안정공급은가장직관적으로이해할수있는부분이며, 이시점에서재생에너지등 저탄소발전은유럽국가들, 일본, 한국에서수입연료, 특히천연가스에대한의존도를낮추는 데기여할수있다. 또한우라늄은저장이용이해서원자력발전은연료확보를강화할수있다. 전력계통의안전도 전력계통의안전도는전력계통의안정성유지에필수적이다. 이런관점에서, 풍력과 PV를전력계통에통합시키는것은그출력이날씨에영향을받아변화하고예측하기어려워서수많은문제를일으킨다 ( 그림 1.6). IEA 보고서 (2014c) 에따르면풍력과 PV의점유율을높이는것은기술적으로문제가없는것으로평가되었다. 풍력발전은이미덴마크발전믹스의 40% 를차지하고, 스페인은풍력과 PV를합해서 2014년발전믹스의 1/3에달한다. 이것은 2050년까지풍력과 PV를합한비중을 31.5% 로하는탈탄소화목표를이미달성한셈이다. 그림 1.6 변동성재생에너지의점유율증가에따른순전력부하의변화 주 : 전 력 부 하 및 풍 력 은 ~16 독 일 의 자 료 이 다. 그 림 의 풍 력 발 전 자 료 는 2.5~10% 로 규 모 를 조 정 하 였 다. 실 제 연 간 풍 력 발 전 의 점 유 율 은 7.3% 이 다. 규 모 의 조 정 은 변 동 성 의 영 향 을 과 대 평 가 할 수 있 다. 이 도 표 는 예 시 목 적 이 다. 요 점 : 풍 력 과 PV 의 변 동 성 으 로 인 해 전 력 의 공 급 안 정 확 보 를 위 해 서 는 전 력 계 통 의 중 대 한 변 화 가 필 요 하 다. 높은유연성을유지하기위해서는날씨에좌우되는출력변동성을잘소화할필요가있다. 기술적유연성은수요, 송배전망, 에너지저장, 전통적인발전을풍력발전과 PV와통합한전력계통의모든요소에서기인한다. 한편, 상업적유연성은비용구조와시장수익에의한인센티브에달려있다. 풍력발전이나 PV와같이한계비용이매우낮은기술은상업적으로유연성이 43

43 전 력 시 장 의 리 파 워 링 낮은경향이있다. 전력계통의안전도를유지하면서유연성의잠재력을발휘하도록하기위해서 는단기전력시장제도에대한설계개선이필요하다 ( 제 3 장참조 ). 유연성을높이기위해서는전력계통의보다근본적인변화가필요하다 (IEA, 2014c). 장기적으로전력계통을재최적화할필요가있다. 계통에풍력과 PV가증가함에따라기저부하발전량이적어진다. 장기적으로기존가스화력발전기는필요하지만풍력과 PV가부족하지않을때는정지하거나낮은출력으로가동될것이다. IEA WEO 450 시나리오하에서 EU에도입되는가스화력용량은 2040년총 315GW( 이중 128GW는순증가용량, 그림 1.5) 가되며, 이때연간가동시간은 1,081시간으로평균부하율은 12% 가된다 (IEA, 2014a). 자원적정성 저탄소전력으로전환시공급설비가예상수요를충족할수있을까하는질문은여전히숙제로남는다. 전력계통의신뢰도기준을충족하기위해서는충분한발전용량과가격에반응하는수요가필요하다. 향후 25년동안설비용량의약 40% 가폐지될전망이며전체원자로의절반은기술적인수명을다할것이다. World Energy Outlook Investment Report 2015 (IEA, 2015a) 에따르면환경상의이유로약 610GW의석탄화력발전기는단계적으로폐지된다. 또한전력산업은최근에건설했지만비효율적인가스발전기의가동을중단하거나폐지함으로써용량이감소하고있다. 항상과잉설비가유지될거라고기대할수는없다. 풍력과 PV를보완하는기존의발전기는향후발전량과가동빈도가감소할것으로예상된다. 지금까지사례는시장기반으로투자된가스복합발전기는주로기저부하전원으로역할을했다. 전력시장이중간부하전원과첨두부하전원에대한투자인센티브를줄수있는지여부는전력시장설계에관한가장활발한논란거리중의하나이다 ( 제4장의신뢰도, 자원적정성과공급부족시가격, 제5장용량시장참조 ). 효율성 경쟁적전력시장의주요목적은전력계통의효율향상이다. 향후전력산업의여건을예상할 때, 최소비용으로에너지전환을달성하려면점점복잡해지고다양하면서기능이분할된전력 계통을효율적으로조율하는것이필요하다. 시장은분산형자원을통합할수있도록국지적 44

44 제 1장 배경과 주요 과제 (local) 수준에서설계되어야한다 ( 그림 1.7). 또한운영과투자가적절한장소에서이루어질수 있도록설계될필요가있다. 아울러풍력과 PV 자원의변동성에대응하기위해서는대륙 (continent) 수준의전력시장통합이필요하다. 그림 1.7 대륙, 지역, 분산수준의전력시장 요 점 : 국 지 적 수 준 에 서 대 륙 규 모 까 지 효 율 적 인 상 호 조 율 이 필 요 이러한모든지리적수준에공통된것은전력망이다. 전력망은분산형전원이보급되어도없 어지는것은아니고, 반대로전력계통의근간으로남게된다. 전력망비용은총비용의 30~50% 를차지하기때문에송배전망에대한규제는주목을받을만하다. 분산기술의수용 전력계통에서소규모자원의역할이점점더중요해지고있다. 가스화력, 석탄화력및원자력발전기는송전망에연결되는반면 PV나풍력발전은배전망에연결되어있다. 예를들어독일은풍력과 PV의발전용량의 90% 가중 저전압망에연결되어있다. 정보기술 (IT) 의발전으로풍력과 PV의통합에필수적인유연성을향상시킬수있는소규모가전기기나전기저장장치의원격조작도가능하다. 분산기술의진보에따라시장설계에큰변혁이요구되고있다. 전력소비자는전통적으로수동적이며, 재생에너지정책으로인한비용의충당등을위해높은세금이부과되는요금의지불자정도로인식되어왔다. 분산전원기술의발달로인해적극적인소비자는전기생산설비를설치하여요금을절감할수있다. 이런소비자가전기요금을절감하기위해고액의분산설비에투자했지만전체전력계통의비용은감소하지않은역설적인현상이발생할수있다. 45

45 전 력 시 장 의 리 파 워 링 전력소매요금은시장가격요소뿐만아니라정책비용회수를위한부가금이나세금과같은 규제요소가추가되어있어서이러한현상이발생할수있다. 분산형자원은점유율이높아져서배전계통은물론기간전력계통에대한계통운영과시장운영에있어서중요성이높아지고있다. 시장기반의보급과조율의가능성은국지적수준의시장에서는완전히새로운경지이다. 따라서유럽과일본에서실증시험이다수수행되었고, 뉴욕, 캘리포니아, 하와이에서도분석중이다. 어쨌든배전계통에연결되는소규모전원, 수요반응 (DR) 및저장기술은배전망에접속되지만도매전력시장에통합되어야한다. 지점별신호 배전망, 송전망, 기타어디에접속되는지에관계없이전력계통에서신규발전원의접속위치는중요하다. 새로운저탄소전원은신규부지에건설될가능성이높지만역사적으로중앙집중식전원을위해개발된기준송배전망에접속해야한다. 이런전력망비용은 2~3US$/MWh 에서약 10US$/MWh 에달하는높은금액이다 (IEA/NEA, 2015). 효율적인저탄소화를지향하기위해서는발전과송배전망비용을관리해야한다. 신규전원입지는시장의설계와규제요건에따라영향을받는다. 재생에너지와전력망은모두규제대상이라는점을고려하면, 투자결정을위한상세한통합자원계획은중요한의미가있다. 규제기관은재생에너지입지선정에영향을미치는접속요금과재생에너지허가에대한변수를결정해야한다. 지점별가격은위치에따라다른전력의가치를보여주고, 투자및운영의판단을위한기준을투명하게제공한다. 따라서통합자원계획 (IRP) 과지점별가격신호에따른시장기반투자결정의사이에서적절한균형을잡을필요가있다 ( 즉, 계획대시장사이의균형 ). 전환을위해필요한변화수준을감안하면, 기능분할된송배전망과발전사이에원활한조율이필요하게된다. 하지만통합자원계획은중앙기관이이를담당해야한다는것을의미하는것이아니며, 오히려공개된시장정보를기반으로한의사결정을위한투명성을확보하는중요한도구로봐야한다. 46

46 제 1장 배경과 주요 과제 광역제어구역에걸친전력시장의통합 저탄소로전환은여러지역에걸친시장들을광범위하게통합할필요가있으며, 이는풍력과 PV가대규모로보급된경우에는특히중요하다. 전력시장의발전은지역의통합과불가분의관계이다 (IEA, 2014c). 예를들어, 미국의 PJM 및 MISO, 호주 NEM 등의대형 RTO는다수의소규모제어지역을하나의큰시장으로통합하는것을목적으로창설되었다. 유럽에서도유사하게주로국경간의전력거래를실현하기위해전력시장이설계되었다. 2014년 12개국의시장통합을실현한것은주요한성과로평가된다. 재생에너지의변동성과예측오차에대응하기위해서는시장통합을더강화할필요가있다. 일부지역에서는수급균형범위를확대할필요가있는데, 예를들어, 밸런싱시장 (balancing market) 은캘리포니아가불균형에너지를해소하기위해인접지역과수급자원을공유할수있도록해준다. 다른지역의경우, 하루전시장의통합은상당한성과를보이고있지만, 더나아가당일시장, 실시간시장까지도통합하는것이바람직하다. 이러한상황은대부분의유럽시장에해당된다. 여러수급균형지역을통합한광역시장의효율성을높이기위해서는이들간의강력한협조와통합이필요하다. 전력시장의광역통합에는여전히많은장벽이있다. 시장통합의효율성이중요하다면이에따른배분의문제도중요하다. 예를들어, 통합의효율성에비해개별시장에서전력가격의상승이더클수있다. 규제기관은시장통합을위한새로운연계선에대한투자를결정할때 ( 제 7장 ), 국지적인소비자의이해관계를넘어서통합시장의광범위한영향을고려해야한다. 즉광역시장은광역적인관점에서판단이필요하다. 효율적인전력망투자 전력계통의전환은전력망과관련된분야에서도도전이된다. 일부상업용송전선을제외한전력망은광범위하게자연독점으로간주되어규제영역에속한다. 1990년대유럽에서는규제개편이이루어져독립경제규제기관이설립되고시장의원리를구현하고자하는목적으로인센티브기반의규제가도입되었다. 그럼에도불구하고규제기관과정부는규제체계를탈탄소화에적합하도록완전히변모했다고볼수없다. 47

47 전 력 시 장 의 리 파 워 링 앞서언급한바와같이, 전력시장의지역통합의이점을완전하게누리기위해서는국경을 넘어서전체적인범위에서판단해야하는데, 아직은실현되지않고있다. 또한규제는기술의진보에보조를맞출필요가있다. 분산형자원과스마트그리드가가져다주는새로운가능성을효율적으로활용하고통합해야한다. 예를들어, 배전망에접속된재생에너지를적극적으로관리함으로써배전망에대한투자를줄이거나늦출수있다. 이것이잘작동하지않으면비효율성을초래하여, 재생에너지를공급하는배전망용량증설이필요한반면, ( 재생에너지로인해 ) 순소비전력량은줄어들어요금기저가감소하여결과적으로단위전력요금의상승요인이될수있다. 호주가경험한것처럼새로운배전망에대한투자가전기요금의대폭상승으로이어질수있다 ( 제8장 ). 합리적인전력요금 저탄소전력계통으로전환기에저렴한전기요금을유지하는것은제1 우선순위로유지되어야한다. 일부국가에서는 2005년 ~2014년에걸쳐가정용전력요금이크게상승했다. 예를들어, 미국의약 150US$/MWh 에비해, 덴마크와독일에서는 300유로 /MWh에달한다 ( 제9장 ). 저탄소정책을가장의욕적으로추진하는국가에서도합리적인요금문제는중요하다. 한가지중요한문제는에너지전환비용을납세자가부담하거나, 완전히전력소비자가부담할것인가의판단이다. 미국은재생에너지는세액공제형태의보조금이지급되어재정수익을감소시키고있다. 한편, 유럽에서는재생에너지정책비용은완전히전력소비자가지불하는데, 꼭소비량에비례하는것은아니다. 유럽의접근법은전력소비자가전력비용을모두부담하지만, 여기에는산업정책의비용이나재생에너지에관련된연료의공급안정정책비용도포함된다. 그러나전기요금을올리는것은에너지부문전체에서 CO2 배출량을줄이기위해필요한운송부문과열 (heat) 의전기화를막게된다. 마지막으로, 정책당국자는효율성만보는것이아니라사회적형평성도고려한다. 원칙적으로는과도한전기요금은소득분배의왜곡을초래하는데, 이는일반과세나재분배에의해서해소되어야지, 가격의왜곡을통해서하면안된다. 현실적으로정책입안자는특히전력등공공서비스에대해서저렴한가격을유지하는것을중시하는경향이있다. 48

48 제 1장 배경과 주요 과제 경쟁시장에서발전기의전망 많은 OECD 국가의전력회사는운의변화를겪어왔다. 2000년대에는안전하고높은수익성과낮은투자위험으로간주되었으나, 현재는금융기관으로부터투자위험은높고수익은나지않는부문으로평가되고있다. 유럽의전력부문은 ' 투자부적격 ' 으로판단되어 (Financial Times, 2014), 5,000억유로를잃었다 (Economist, 2013). 2000년대에신규발전기건설및인수에수십억유로를투자한많은전력회사는향후투자를더추가할경우신용평가는더떨어질것이다. 이러한상황은경제위기, 수요감소와송전망같은규제대상자산의매각등다양한요인에서기인한다. 또한, 이는재생에너지, 분산자원의대두등탈탄소화와도관련이있으며, 시장설계를검토할때중요한영향을미친다. 원론적으로전력회사의전통적인역할은전력시장과관련된리스크를관리하는것이다. 만약전력회사가이러한리스크를점점회피한다면, 점점더저탄소투자는기존전력회사와다른위험수용범위를가진투자자에의해서이루어질것이다. 1.3 전력시장의리파워링 도매전력시장의중추적인역할 대체로저탄소전력계통을위한미래시장설계에대한논의는종종상반된두진영으로나뉜다. 순수시장주의자 는시장가격을왜곡하는정책개입을모두제거하고, 기후변화의외부성을높은탄소가격으로내부화하고싶어한다. 한편 기후변화계획주의자 는저탄소발전프로젝트의전력구매계약을경매를통해체결하도록하여투자자를투자위험으로부터격리하여투자에대한금융비용을최소화하고자한다. 후자의논리를따르면, 궁극적으로시장경쟁의포기로이어진다. 탄소가격이미흡한것에더불어경쟁시장자체에는문제가없을까? 에너지단일시장이 2050 년의탈탄소전력계통에서목표달성에적합하지않을경우, 한계비용에기초한시장설 계를재고해야할까? 이문제에대한관심이점점높아지고있다. 49

49 전 력 시 장 의 리 파 워 링 저탄소화기술은선투자된고정비가높지만, 문제는시장은본질적으로변동성이크다는점에있다. 하지만탄소가격이높고안정적인경우에도, 저탄소발전기가장기적으로불안정한가스가격하에서투자비용을회수할수있는보장은없다. 결과적으로시장리스크가증가함에따라자본비용이상당히증가한다. 풍력과 PV의점유율이높은시장에서이들의발전량이과도할경우도매시장가격이떨어지기때문에이문제는더욱심각해진다. 그러므로에너지단일시장에서탈탄소화비용이높아져, 탈탄소화목표달성을위태롭게할수있다. 이러한투자관련문제에도불구하고, 시장참여자증가와함께더욱복잡해진대규모전력계 통을제대로기능하도록하기위해서는도매전력시장이어느때보다더필수적이고필요하다는 데는의문의여지가없다. 도매전력시장은다음과같은역할을한다. 수백만의분산형자원 (DR 및저장장치를포함 ) 을한지역관점이나연계된다수의광역관점에서자원을최적으로조율한다. 성과인센티브를제공하여운영비용을최소화하고전력계통이자원을가장필요로할때이용가능하도록한다. 다양한자원, 특히재생에너지자원이전력계통에제공하는상대적인가치에대한투명성과자원선택을위한정보를제공한다. 전력계통을혁신하도록인센티브를제공한다. 이상의사항에대한좀더깊이있는논의는다음과같다. 시장이필요한첫번째이유는많은자원간의조율이필요하기때문이다. 탈탄소화는자원이더다양해지고, 더많은자원이소비지에서더떨어져국지화되고분산화됨을의미한다. 이상황은송전혼잡이더자주발생하도록한다. 전력시장이동적인거래를촉진하도록하는것은저탄소전력계통운영의효율화와비용최소화를촉진하는가장확실한방법이다. 시장메커니즘에의한자원의배분이없는시기에는수직통합형의독점기업이비교적효율적으로이역할을해왔지만, 수직통합의경우는제어지역에있는수십개의발전기만이대상이되었다. 현재는분산형자원의점유율증가와함께수천또는수백만의분산형자원 (DR, 비상용전원등 ) 에대해서급전해야한다. 50

50 제 1장 배경과 주요 과제 또한전력계통의규모의편익을거두기위해서는상당히지리적으로광범위한규모의시장이필요하다. 정확하게말하면, 북미의 ISO와 RTO의 1차목적은단편화된제어지역간의전력거래를실현하는것이었다. 마찬가지로유럽권역시장을설립한것은국가간전력거래를통해편익을거두고자하는가장중요한하나의목적을위해서였다. 대규모시장은재생에너지의변동성과예측의어려움을완화하고, 풍량과일조량이풍부한지역의잠재력을이끌어내며, 최소비용으로급전을하고, 가능한한탈탄소화비용을낮게유지한다. 매시간또는 15분마다변화하는거래스케줄에매번상응해나가기위해서는투명한시장이필수적이다. 전력시장이필요한두번째이유는효율적으로발전기를운전하기위함이다. 많은실증연구를통해시장이효율성을높이는것으로알려져있다. 시장참여자를시장가격에노출시키는것은발전기와 DR자원이시장에서가치가가장높은때에이용가능할수있도록하는인센티브를제공한다. 만약전기요금이높을때발전기가운전못하면발전기의소유자는수입을잃게된다. 그러나규제를받는총괄원가제도하에서는어떤상황에서도수익이보장된다. 전력시장이필요한세번째이유는전력시장이투자신호를보내는것이다. 이유는제2장에서자세히언급하고있지만현재의시장은저탄소투자에충분한인센티브를주지않는다. 그것은전력시장에영향을주는탄소가격과관련된정책의불확실성때문이다. 그러나저탄소투자의가치를노출하기위해서시장은필요하다. 풍력과 PV의점유율이높은경우에도시장에서거둔수익은투자비용회수에필요한총수익의큰비중을차지하며시장에서수익이클수록투자효율은높다. 예를들어, 평균도매시장가격은 50US$/MWh 일때, 새로운풍력발전기의평균시장수익은매우낮아 20US$/MWh 를밑도는경우를가정해보자. 이것은이미충분한풍력발전기가보급된상태에서새로운풍력발전기가투입되어가치가낮아졌을때발전함을의미한다. 이는풍력과다른출력양상 (profile) 의저탄소기술이선호된다는신호이다. 예를들어, PV는총괄원가가풍력발전기보다높지만출력패턴의차이에의해서시장에서수익은 50US$/MWh 이다. 비록이시장수익만으로는비용을완전히회수하지못하더라도, 이러한가치의차이는투자판단시에충분히고려되어야한다. 마지막으로, 전력시장은전력부문의혁신을촉진하는기능을한다. 신규참여자는새로운 저탄소기술과수요측기술중에서선택할수있다. 또한시장이없다면업계를독점하는수직 통합독점기업은탈탄소화속도를늦추어자기자산이매몰되지않도록하려할것이다. 51

51 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시장은혁신기술이시장으로최대한진입하도록인센티브를제공한다. 혁신은 2050년전력시장이운영되는방식을변화시킬것이다. 즉배터리가전력을저장하고소비자가공급에따라수요를증감할수있게되면, 가격은더안정되고단순한시장구조로도충분히그기능을할수있을것이다. 그리고현재는풍력과 PV가주목을받고있으나, 바이오에너지가여러시나리오에서중요한역할을할것이다. 도매전력시장의정의 전력시장은지금까지언급한과제를해결하는데도움을제공하며, 단기, 중기, 장기의세단 계로구분된다 (Cramton 2015). 단기시장 ( 분단위에서시간단위까지 ) 단기시장은모든전력시장의토대이며, 대부분하루전시장과실시간시장으로구성된다. 하루전시장에서는다음날매시간단위의전력거래를위해시장참여자는입찰을하고, 시장은입찰자료에기초하여시장을청산하고시간대별가격을결정한다. 발전기는이러한가격에기초하여기동되고, 그이후하루동안계속변동되는수급상황에따라부하조절이이루어져야한다. 이러한조절은계통운영자혹은발전기에의해이루어진다. 유럽에서는시장참여자는실시간전에당일시장이있어서, 계통운영자가수급균형시장의청산가격을정하기전, 당일시장에서전력을거래할수있다 ( 그림 1.8). 한편, 북미에서는계통운영자가실시간가격을 5분마다계산한다. 6) 그림 1.8 전력시장의각종구성요소의개관 요 점 : 일 련 의 상 호 관 련 된 시 장 이 단 기, 중 기, 장 기 의 수 급 균 형 을 잡 는 다. 6) 역주 : 이책의집필당시에는미국에당일 (intra-day) 시장이없었으나, PJM 은 2017 년 11 월당일시장을개설하였다. 52

52 제 1장 배경과 주요 과제 또한계통운영자는발전기와송전선의고장정지의경우에도지속적으로전력계통의균형을맞추기위해충분한유연성을확보해야한다. 계통운영자는주파수를회복하기위해운영예비력을포함한여러종류의계통운영보조서비스 (Ancillary Service, AS) 를조달한다. 명칭은시장마다다르지만운영예비력은일반적으로주파수응답예비력또는 1차예비력, 순동, 대체예비력을포함한다. 이러한예비력은전력계통에사고가발생하면매순간수급조정을위해사용된다. 예비력은일반적으로총비용에서차지하는비중은작다 ( 그림 1.9 참조 ). 수급균형서비스에대한정확한정의는복잡하며나라마다다르다. 단기시장가격은발전기의위치와수요의위치에따라달라진다는점에서, 위치차원을가진다고할수있다. 미국은지점별한계가격을채택하고, 유럽에서전력가격은대부분국경으로설정되는큰영역내에서균일하다. 송전혼잡과송전손실이없는전력계통에서는위치가달라도가격이동일하지만, 송전혼잡이나송전손실을고려하면가격은위치에따라다르다. 가격의위치차원은송배전망의각기다른지점의한계비용에기초하여수요와공급에대한신호를제공한다. 단기시장은전력계통의유연성을유인하는데있어서중요한역할을하며, 그설계의세부내용에따라재생에너지의통합범위에영향을미친다. 또한단기시장은광역에걸친전력계통들을통합하는데필수적이다. 단기시장가격은중장기적인가격에대한참조가격이되며, 단기적, 그리고장기적으로시장참여자에게동기를부여한다. 전압조정, 광역정전복구를위한자체기동설비, 1 차주파수조정예비력등의특정기술적 계통운영보조서비스에대해서는양적측면에서상대적으로중요도가낮은점과그복잡성과 다양성을고려하여이책에서는언급하지않겠다. 중기시장 ( 월단위에서 3 년 ) 중기시장에서는소비자들이가격위험을잘관리할수있다. 잘작동하는시장에서는몇달 에서 3~4 년전에대부분의에너지가거래된다. 중기적인시장은선물이나선도의표준화된상 품을공식적이고조직화된시장에서장외거래하거나, 비공식적인시장에서거래자또는소매 53

53 전 력 시 장 의 리 파 워 링 사업자간에임의로합의된규모나조건으로거래된다. 유럽유동성시장에서에너지의약 90% 는중기시장에서거래된다. 단기시장은계약은했지만소비되지않는중기시장의가격과사전에계약하지않았지만사용하기위해구매하는현물시장간의가격차이를해소하여두가격을수렴하도록하는필수적인역할을한다. 장기투자시장 (3 년 ~25 년 ) 장기투자는 3 년을초과하여운영하는장기자산에대한의사결정이포함된다. 장기투자자 를위해서는장기수요성장, 전원믹스의변화, 연료가격등시장가격에영향을미칠수있는 모든요소에대한장기예측을해야한다. 장기시장에는두종류가있다. 첫째는용량시장이며, 둘째는사전에정한가격으로에너지 를거래하는장기계약시장이다. 용량시장은전형적으로 3~4년전에계통운영자가필요한용량 (MW) 을구매하거나소매사업자에게용량의무를부과하는메커니즘이다. 용량입찰에는다양한자원, 즉발전기는물론수요반응 (DR), 때로는에너지저장장치나송전선증설용량등이참여하여공급할용량가격을입찰한다. PJM의용량시장은발전사업자의수익의약 20~30% 를차지하며 ( 그림 1.9), 용량은실제로전력을생산함을의미하지않고다만요구되는경우에가용할수있음을의미한다. 전력의장기공급계약은전력구매계약 (PPA: Power Purchase Agreement) 또는고정가격매입제도 (FIT) 가있다. 계약기간은원자력발전기와같은장기투자에대해서는 10~35년정도이다. 이런계약은전력회사와독립발전사업자 (IPP: Independent Power Producer) 간쌍방계약의형태를띠기도한다. 그러나신규투자를촉진하기위한목적으로의무를부과하거나규제가격의형태로정부의개입이흔하게발생한다. 이러한장기계약은경매와같은조달절차의결과에따라체결할수있다. 54

54 제 1장 배경과 주요 과제 그림 1.9 PJM 의전력공급비용의내역 요 점 : 발 전 사 업 자 는 주 로 에 너 지 시 장 과 ( 용 량 시 장 이 존 재 하 는 경 우 ) 용 량 시 장 에 서 대 부 분 의 수 익 을 얻 는 다. 규제 규제영역에는주로송전망과배전망이해당된다. 발전사업자와소비자가지불하는송배전 망의사용요금은경제적규제의대상이자투자수익률등의모든합리적인비용의회수방안이 다. 규제된요금은접속요금, 계획과계통투자를포함한다. 규제기관은일반적으로단기및장기시장에대한시장규칙을승인한다. 수급균형과보조서비스를위한기술적규칙을세세하게정함으로써피규제사업의비용을증가시킬수있고, 이사업의보수는규제기관의승인을받아야한다. 예를들면, 용량시장의도입은자발적으로이루어진것이아니라, 법률또는행정명령에따라정부나규제기관에의해서결정된다. 또한규제기관은다양한시장에서시장지배력을완화한다. 또한장기계약의가격은일반적으로새로운투자를확보하기위해규제되고, 적용된기술의투자비용에따라정해진다. 현재까지재생에너지의요구사항을충족하기위해계약된고정가격매입제도나전력구매계약과같은장기가격은시장가격보다높게설정되었다. 이러한추가비용은규제기관에의해계산되어부가금의형태로최종소비자에게전가된다. 55

55 전 력 시 장 의 리 파 워 링 소매시장 소매시장에서소비자가지불하는요금은지금까지설명한시장과규제활동에서발생하는모든비용을포함한다. 이요금은에너지비용, 용량요금, 송배전망비용, 다양한요구사항에따른비용그리고특히재생에너지에대한세금등을포함한다. 대규모산업수요를제외하고일반소비자는전력시장에직접참여하지는않고, 소매사업자로부터필요한전력을구매한다. 매우소수의소비자만이단기시장에서가격변동에노출된다. 소매사업자는일반적으로단순한가격구조의소매요금체계를제공한다. 유럽, 호주, 미국의일부주에서는소매시장의자유경쟁을도입하였다. 이제도하에서소매사업자는경쟁을통해전력을소비자에게공급하고, 최종소비자가선택할수있는다양한요금제도를제공한다. 요금제도는전력의속성 ( 예를들면, 재생에너지인지아닌지등 ), 평균가격, 요금구조와시간대등에따라다양하게제공된다. 또한일부소매사업자는에너지소비를관리해주거나더나아가상계계량 (behind the meter) 으로처리되는전기를생산하거나저장하는서비스들을통합하여제공하기도한다. 저탄소정책과전력시장의상호작용 저탄소전력계통으로전환하는것은시장설계및규제체계에큰도전을야기한다. 탄소시장이도입되면단기및중기시장가격에그리고어느정도는장기계약가격에반영된다. 그러나정부는동시에에너지절약, 재생에너지, 그리고경우에따라서는원자력발전과 CCS도추진하고있으며, 정책의다각화는이미복잡한시장들을더욱복잡하게한다. 저탄소정책과전력시장설계의상호관계는의도하지않은결과를가져올수있다. 탄소가격이전력시장에서가격을상승시키는한편, 재생에너지정책과에너지절약정책이전력시장가격을하락시키는상반된효과를초래하고있다. 이로인해서전력시장은투자자가원자력발전이나 CCS 심지어재생에너지에도투자할인센티브를제공하기어렵게만든다. 마찬가지로, 재생에너지의증가는저탄소발전을증가시키고, 유럽에서배출한도를준수하기 쉽게함으로써탄소가격을하락시킬가능성이있다. 따라서전력시장은저렴한화력발전기를 56

56 제 1장 배경과 주요 과제 우선급전하고, 탄소배출은적지만더비싼가스화력발전기를도태시킬가능성이있다. 이는재생에너지가성장해도 CO2 배출량을줄일수없다는모순이발생하게된다. EU의배출권거래제도에서탄소가격의붕괴는경제위기와국제적인온실가스배출감축사업을통해벌어들인배출권의유입이늘어난결과로초래되었다. 탄소시장설계를통해서이러한문제를해결할수있다. 즉 EU ETS에서시장안정화준비제도 (MST: Market Stability Reserve) 를 7) 채택한것은외부요인이나정책들의상호작용에의해야기된위험에대해탄소시장을안정화시키는것을목표로하고있다. 재생에너지지원정책은재생에너지의도입에성공하였지만, 여러국가에서재생에너지는전기요금을크게증가시켰다. 풍력과 PV의급속한보급은기존화력발전의퇴출을초래하여결과적으로재생에너지가최대수요를충족하는공급자원으로서제한적으로만기여하였다. 제2 장과제4장에서설명하고있는바와같이이사실은용량시장의도입을정당화하는이유중하나가되고있다. 반대로, 용량시장은다양한정책수단간에부정합을보여주는또다른예이다. 전문가의분석에의하면, 용량시장의도입은석탄화력의발전량을감축해야하는상황에서, 석탄화력발전기가잔류할수있도록추가적인수익을제공하는역설적인상황을초래한다는것이다. 이결과석탄화력발전기는생존이가능하며, 발전기를더오랫동안가동할수있어서그만큼 CO2를더배출하여미래의탄소가격을상승시킨다. 용량에대한보상메커니즘은 CO2의배출량을감소하기위한목적은아니지만, 다양한목적을성취하기위한정치적산물이다. 다양한정책들은상호작용을하고, 때로는의도하지않는방향으로영향을미쳐전력부문이 지향하는변혁에항상부합하는것은아니라는점은분명하다 (OECD, 2015). 7) 역주 : 시장안정화준비제도 (MST: Market Stability Reserve) 는배출권거래시장에서유통되는배출권량이일정수미만일때는비축량을풀어서시장에투입하고, 일정수이상일때는배출권을흡수하여거래가격의안정화를목표로하고있으며, 2019 년부터발효될예정이다. 57

57 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 Andrews-Speed P. (2013), Reform Postponed: The Evolution of China s Electricity Markets in Sioshansi P. Ed., Evolution of Global Electricity Markets, Elsevier. Borenstein (2014), The U.S. Electricity Industry after 20 Years of Restructuring, Cobb J. (2015), "One Million Global Plug-In Sales Milestone Reached". HybridCars.com Cramton P. (2015), Market Design in Energy and Communications ommunications.pdf. Davis L. W. and Wolfram, C. (2012), "Deregulation, Consolidation, and Efficiency: Evidence from U.S. Nuclear Power", American Economic Journal: Applied Economics, Vol. 4, No. 4. DECC (Department of Energy and Climate Change) (2014), Implementing the Emissions Performance Standard: Further Interpretation and Monitoring and Enforcement Arrangements in England and Wales, DECC, United Kingdom, lementing_emissions_performance_standard.pdf. EIA (Energy Information Administration) (EIA)(2014), Annual Energy Outlook for 2014, EIA, United States. 58

58 제 1장 배경과 주요 과제 The Financial Times (FT) (2014), Lobbyist s take on renewables causes it to lose friends", axzz3qltge1dy German Energy Blog (2015), Climate Reserve Agreement on Closing 2.7 GW of German Lignite Fired Power Stations Expected Closure Costs EUR 1.61 Billion, Glachant, J.-M. (2010), The achievement of the EU electricity internal market through market coupling, European University Institute, EUI Working Paper RSCAS 2010/87. Glachant, J.-M. and F. Lévêque (eds.) (2009), Electricity reform in Europe, Edward Elgar. IEA (International Energy Agency) (2015a) World Energy Outlook (WEO) Special Report, Energy and Climate Change 2015, OECD/IEA, Paris. IEA (2015b), Energy Technology Perspectives, OECD/IEA, Paris. IEA (2015c), Electricity Information IEA (2015d), World Energy Outlook 2015, IEA/OECD, Paris. IEA (2014a) Energy policy of IEA countries - the European Union, OECD/IEA, Paris, ion. IEA (2014b), World Energy Outlook2014, OECD/IEA, Paris. IEA (2014c), Seamless Power Markets: Regional Integration of Electricity Markets in 59

59 전 력 시 장 의 리 파 워 링 IEA Member Countries, Insights paper, OECD/IEA, Paris, pdf. IEA (2013), The Global EV Outlook, OECD/IEA, Paris, IEA (2011), Deploying renewables, OECD/IEA, Paris. IEA/NEA (Nuclear Energy Agency) (2015), The Projected Cost of Generating Electricity, OECD Publishing, Paris, Joskow, Paul L. (2001), California's Electricity Crisis, Oxford Review of Economic Policy, Oxford University Press, Vol. 17, No. 3. Joskow P. J. (2007), Lessons learned from electricity market liberalisation, Newbery, D.M. (2012), Reforming Competitive Electricity Markets to Meet Environmental Targets, Economics of Energy and Environmental Policy, Vol. 1, No. 1, pp OECD (2015), Aligning Policies for the Transition for a Low-Carbon Economy, OECD publishing, Paris. PJM (2015), Annual report Financial report, PJM, -report.ashx. Pinguelli Rosa L. et al. (2013), The Evolution of Brazilian Electricity Market, in Sioshansi P. Ed., Evolution of Global Electricity Markets, Elsevier. 60

60 제 1장 배경과 주요 과제 REEEP (Renewable Energy and Energy Efficiency Partnership) (2013), Policy Database , Sen A. and T. Jamasb (2013), Not Seeing the Wood for the Trees? Electricity Market Reform in India, in Sioshansi P. Ed., Evolution of Global Electricity Markets, Elsevier. Sioshansi F. P. (ed.), (2013), Evolution of Global Electricity Markets, Elsevier. The Economist (2013), How to lose half a trillion euros, stential-threat-how-lose-half-trillion-euros. 61

61 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 요약 저탄소발전에대한신규투자를유치하기위해높은탄소가격의도입이필요하며, 이는기후변화의외부성을내부화하는효율적인방안이다. 그러나정부가알아야할것은이러한노력은시간이오래걸릴가능성이높고잠재적인투자자에게시장위험의인식을높인다는것이다. 2050년까지, 탄소가격을포함한에너지가격에의존하는에너지단일시장은일부시나리오하에서저탄소전력계통으로전환을추진하는동력이될수있다. 이는탄소가격과가스가격에기초한도매시장가격이보조금을포함한저탄소투자비용을회수할만큼상승하거나, 수요반응이지속적으로발전하고에너지저장비용이내려가는 8) 경우에가능해질수있다. 다른시나리오들은기본적인방법으로에너지단일시장설계에도전한다. 예를들어, 풍력발전과태양광발전의점유율이매우높은시나리오의경우, 도매시장가격이하락해높은투자비를회수하기어렵게만든다. 유사하게, 분산전원이신규투자를주도하는경우는소매시장가격의역할도현저하게증가할것이다. 어떤경우에도시장은시장가격을통해다양한저탄소기술의상대적인가치에대해매우중요한가치평가과정을제공할수있다. 저탄소발전은그수익의상당부분을시장에서얻을수있다. 저탄소발전을시장에완전히통합함으로써저탄소프로젝트가전력계통에대한자신의가치를극대화하도록하는인센티브를제공할수있다. 그러나전력시장에서수익만으로는필요한속도와규모로저탄소투자가실현되지않을가능성이있다. 현재유럽과북미의도매전력가격은 30~50US$/MWh 의범위에있다. 현재도매전력가격은투자비용을회수하기에너무낮고, 급격한저탄소투자로인해설비과잉기간이장기화되면, 대부분의전환기간동안낮은상태로유지될우려가높다. 저탄소발전으로전환기에장기적인구도를위해정부의개입이필요하다. 저탄소투자는자본집약적이며비용구조는탄소가격위험과화석연료가격위험이존재하기때문에, 62

62 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 단기한계비용과는잘어울리지않는다. 이에비해장기적인구도는미래에대한예측가능성을주고, 투자자의위험을완화해자금조달비용을낮게유지할수있다. 이러한구도는발전기술별로차별화해야할것이다. 예를들면, 탄소가격을높여조정되는시장프리미엄의형태로지원을제공하는것은시장가격위험을완화하면서저탄소투자를시장에통합하는데기여할것이다. 시장가격에추가로지원해야할보조금수준을결정하는데경매제도를도입할수있다. 경매제도는비용에대한정보와시장예측의비대칭을완화할수있다. 저탄소발전기건설에자본을유치하는것은투자자에게는저탄소전환과관련된정책과기술에대해 내기 (making a bet) 하도록하는것과같다. 저탄소발전기에대한일부투자는탄소배출감축목표와는상관없이순전히비용경쟁에따라이루어진다. 그러나비용경쟁으로투자가부족할경우에는현재는정책당국과규제기관은저탄소투자를촉진하고, ' 내기 ' 를장려하기위해두가지접근법을채택하고있다. 첫번째는화석연료발전에대해탄소배출규제를부과하며, 이는탄소가격에한정되지는않는다. 두번째는장기전력구매계약 (PPA) 을포함한다양한형태의우대제도이다. 전력부문을탈탄소화하기위한정책의개시초기에많은정책입안자는탈탄소화를보장하기위해높은탄소가격도입에초점을맞췄다. 이전략은기후변화의외부성을교정한다는교과서적인시각에서따라도입되었으며, 탄소세나캡 & 트레이드방식의배출권시장형태가있다. 이러한방안은 2003년에유럽연합 (EU), 2008년부터미국의일부와캐나다, 2015년 1월부터는한국에도도입되었고, 2016년부터 2020년의제13차 5개년계획의일환으로국영탄소시장이중국에도도입되었다 (World Bank, 2015). 이론적으로는탄소가격의신호를강화하고그적용을확대함으로써미래저탄소발전에대한투자를장려해 2050년목표달성을충분히가능하게할것으로생각된다. 그러나이방안은도매전력가격을매우높이는동시에불안정하게할수있어, 탄소가격제도는여러나라에서정치적으로도전적인것이라고입증되었다. 사실, 새로운저탄소화기술 ( 풍력, 태양광, 바이오매스발전등 ) 에대한최근투자는탄소가 격뿐만아니라일반적으로저탄소화기술도입을촉진하기위한고정가격매입방식과같은 PPA 형태의추가적인우대를받고있다. 이러한장기계약의대부분은어떤형태로든정부에 8) 역주 : 역설적으로들리지만, 수요반응이나저장비용이내려가면재생에너지를효과적으로쓸수있어서시장가격의지나친하락을방지할수있기에가능해진다. 63

63 전 력 시 장 의 리 파 워 링 의해지원되고있다. 이러한계약은종종저탄소투자에보조금을줄뿐아니라전력시장의위험 으로부터투자자를보호한다 년수력발전이외의재생에너지는 OECD 국가의발전전력 량의 6.3% 에달했다. 이모델은수직독점전력회사가직접자금을조달하여건설한원자력발전기나수력발전기로구성된과거저탄소발전믹스와는상당히다르다. 원자력이나수력발전기는결국폐지되기때문에새로운저탄소전원의도입이필요해진다. 특히노후화된원자력발전기를다른설비로대체하지않거나수명기간이전에폐지하기로한국가에서는더욱필요하다. 최근원자력과수력발전은 OECD 국가의총발전량의약 1/3을차지하고있으며 (2014년기준 31.9%), 원자력발전만으로 2014년에는약 18.4% 로 (2005년 22.4% 에서감소 ), 수력을제외한재생에너지의발전량의 3배이다. 또한지난 10년동안유럽의경험은에너지정책과경제전반의상호작용에서발생한많은의외의결과로대표될수있다. 이는기후정책을둘러싼불확실성을더욱가중시킨다. 유럽에서전통적인전력회사의경영자들은전력부문은 투자부적격 이며 (Magritte Group, 2015), 현재정책틀은신규저탄소투자를 EU 로드맵시나리오하에서예견되는규모로실현하기에충분한인센티브를제공할것같지는않다고말한다. 그결과탄소가격접근법과장기 PPA 접근법사이에서눈에띤긴장이나타고있다. 이해관계자입장에서보면, 주로우대 PPA를통해서저탄소투자를촉진하려고하면시장을양분시킬수있다. 즉저탄소발전에대한규제시장과기존발전에대한경쟁시장으로분리될수있다. 한편, 탄소가격 일변도 의기후변화정책으로는불충분하다는주장도있는데, 그이유는기존정책의목적은기후목표외의다른목표도달성해야하며, 높은탄소가격은정치적으로부담이되기때문이다. 이장에서는이러한상황하에서탈탄소발전의투자요구와관련된시장설계에관해간단히논의한다. 먼저제2.1절에서는최종목표, 즉 2040년또는 2050년에탈탄소화된전력부문을구성하는기술종류와이들각각의기술이시장기능에대해갖는의미를생각한다. 다음제2.2 절에서는전환기간동안저탄소발전에대한투자감소를야기한다양한시장과규제실패에대해논의한다. 이후제2.3절에서는야심찬탈탄소화를비효율적인 엉금엄금기다가전력질주 하는식이아닌꾸준한 보행속도 로달성하기위해서는정부의개입이필요하다는점을결론으로제시하고, 다양한실현수단과그것의장단점을설명한다. 64

64 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 2.1. 전력시장설계와저탄소전력의정합 : 무엇을목표로할까? 탈탄소화에대한투자를촉진할수있는전력시장설계는다면적인과제이다. 핵심목표는외 부성에대한가격설정, 자본집약적인기술투자를가능하게하는보상제공, 기존고탄소발전 의단점극복, 또한유연성자원에대한충분한투자를촉진하면서운영효율성의확보등이다. 탈탄소전력계통을촉진할수있는전력시장을설계할때이러한과제의두가지요소를구별 할필요가있다. 첫째는미래완전히탈탄소화된전력계통의최종전원믹스는어떤모습일까라는질문이다. 이는저탄소전력계통에서어떤기술을사용할수있는지를중심으로논의한다. 이는현재모두개발이진행중인후보기술인, 재생에너지, 원자력발전, 탄소포집저장 (CCS), 전력저장장치, DR의상대적인가치와비용에대해서고려해야한다. 두번째요소는첫번째요소와연관되어, 전력시장설계의현재패러다임이미래의상황하에서어는정도까지유효할까하는문제이다. 이점에대해자주논의되는문제는단기한계비용에따른가격으로는기술에대한비용이 필요로하는높은수준의자본지출을충당할수없다는것이다. 이것은탈탄소의정도에관계 없이모든시나리오의특징이다. 이것은진정한도전인가? 아니면오해인가? 저탄소시장의설계와기술의선택 전력은다른상품과달리기존전력계통설계를형성하는현저한 3가지특징이있다. 첫째, 전력수요는변동성이높고단기적으로는가격탄력성이낮다. 둘째, 전력계통의품질 ( 주파수등 ) 을유지하기위해실시간전력수급의균형이유지된전력망을통해서만전력을수송할수있다. 셋째, 전력에너지는현재합리적인비용으로대량으로저장할수없다. 이러한결과도매전력시장의가격은변동성이높고, 전력거래는송배전망의물리적요건에의해제약을받는다 년이들제약의대부분은기술진보에의해서극복될가능성이있다. 첫째, 축전기술은 몇초에서몇시간의단기이용과 PV 에게핵심인낮에저장하고밤에방전하는주야간이용의 65

65 전 력 시 장 의 리 파 워 링 양측면에서발전하고있다. 수일의기상패턴과계절주기에대응하는장기에너지저장기술도연구되고있다. 단기축전지에대한막대한투자는전기자동차, PV와모바일정보기술 (IT) 의적용을통한시너지로인해서탄력을받고있다. 저장기술은실시간전력의공급과수요의균형의필요성을배제하는하는것은아니지만, 첨두부하및중간부하전원을크게줄일수있어, 자본집약적인전원설비를보다효율적으로활용할수있도록해준다. 더과감한시나리오에서는저장기술이발전믹스에큰영향을미쳐출력이변동하는전원이훨씬높은비율로보급되는것을가능하게해준다. 둘째, 대규모산업용수요에어느정도유연성을제공하는 DR 기술은이미성숙한기술이다. 비용이지속적으로감소하면서폭발적인능력을가진 IT 덕택에규모는더크지만훨씬파편화 된업무용과가정용부문으로확대가가능해지고있다. 축전과마찬가지로, DR은첨두및중간부하를담당하는발전기를줄일수있으며, 기저부하발전기의발전시간대에수요를증가시킴으로써발전설비의과잉을완화할수있다. 축전및수요반응기술은수십년동안전력부문의 ' 성배 (holly grail)' 였으나, 기술의진보는이를현실로만들어줄가능성을보여주고있다. 공급측면에서는, 다양한저탄소발전기술을사용할수있다. 저탄소로전환과현재기술진보의과정을고려할때, 미래전력산업은출력이변동하는재생에너지 (VRE) 가전력생산의큰비중을차지할가능성이농후하다. 그러나 VRE 발전의변동성을보완하는원자력발전과 CCS 의상대적인역할은불투명하다. 이러한모든대안은적어도저렴한비용을확보해야하는점을포함하여기술개발의불확실성이있으며, 또한사회적수용성이나소비자의선택에관한의문도있다. 이용가능한기술을제한하면, 시장설계에있어서합리적인가정을설정하는것이갑자기복잡해진다. 원자력발전이받아들여지지않을경우, 또한 CCS에의한 CO2를저장할저장소가없을경우, 바이오매스발전을지속가능한방법으로이용함에있어제약이있는경우에는, 다른대안은배제되고풍력과 PV가해결책이될수있다. 여러연구에서보듯이재생에너지로전력수요를 100% 충당하는것이기술적으로는가능하다는결론이지만, 이러한시나리오는 DR 과에너지저장이없는 VRE를상정하지는않는다. 발전량을저장할수없는저한계비용발전기 ( 공급측에에너지가저장되지않는 VRE) 만이단기현물시장입찰에참여하게되는시나리오에서는경쟁시장환경에서비용을충분히회수할정도의수익을얻을수없다. 66

66 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 향후기술의가용성과수용성에관한불확실성이장기적인시장설계에대한논의를압도한다. 가능성을고려한다양한미래는그림 2.1에두축의매트릭스로나타낸네가지기술적인발전으로대표될수있다. 가로축은이용가능한저탄소발전기술의수를나타내며, 수력, 풍력, PV뿐만아니라바이오매스, 원자력, CCS도포함된다. 세로축은수요와저장기술에의한유연성을높여주는기술개발의정도를나타낸다. 현재이러한기술수준은비교적낮지만향후수십년에걸쳐발전이기대된다. 그림 2.1 시장과기술의매트릭스 이매트릭스는시장설계에있어서의네가지의 가능한미래 를나타낸다. 공급다변화 는가용한저탄소기술의비용구조가상이한데기인한다. 다양한공급기술의단위투자비는현재기술보다일반적으로높지만, 이론상으로기존시장제도는높은탄소가격이안정적으로유지된다면잘작동할수있을것이다. 이렇게하면탄소를감축하지않는가스발전이생존가능하여, 탄소배출이낮기는하지만제로는아닌배출상태로귀결된다. 한정된기술 은수요반응과전력저장기술의유연성은제한적인상황에서, 풍력과 PV(VRE 발전 ) 가지배적으로주도하고, 몇몇국가에서는원자력발전을폐지하기로결정했지만, CCS는상업용규모로실용화되지않은상태를상정한다. 이경우탈탄소화는설비용량이첨두수요보다훨씬많아서, 거의모든시간대에서낮은한계비용의발전기가시장가격을결정하는상황을의미한다. 이시나리오하에서, 한계비용에의한시장가격의결정은투자비용을충분히회수하기어려울것이다. 그러나이는제어가능하고기저부하전원이되는재생에너지, 즉, 수력, 지열발전, 바이오매스발전에대한혁신과투자를유도하는압력으로작용할것으로기대된다. VRE + 유연성 은 VRE와유연성높은저장기술과수요반응의조합을나타낸다. 67

67 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이조합은비교적장기간전력을저장할수있다. 이시나리오에서는높은유연성이전력가격의변동을평활화하지만시간대별시장가격의차이는저장기술과수요반응에대한투자를촉발하는데여전히중요한역할을할것이다. 상품 은다양한기술이상용화되고, 전력의저장은가능하고, 수요는전력의공급에따라조절이가능한상태의미래를의미한다. 간헐성자원, 기저전원을막론하고제약없이최대출력으로발전할수있다. 이에따라전력시장은다른상품시장 ( 가스등 ) 과훨씬흡사하게되어, 시장가격은며칠또는몇개월단위에서는변동성이훨씬줄어든다. 이러한가능한미래중에서, 한정된기술 에서 VRE + 유연성 또는 공급다변화 로전환함으로써이용가능한기술의포트폴리오를확대하게되는이점은분명하다. 이러한이용가능한기술의선택은에너지저장과수요반응의정도에따라결정적인영향을받는다. 저장기술의비용이현저하게낮아지고, 수요가가격에더잘반응하면 상품 시나리오의실현가능성은더높아진다. 만약풍력과 PV의출력을경제적으로저장할수있으면, CCS를갖춘전원이나원자력발전등 24시간언제든지발전할수있는전원의출력을저장하는것도용이하게된다. 이 상품 시나리오에서는전력의수요와공급의변동을서로일치시키기위한비용이전력시장가격의변동성을충분히완화할수있을정도로낮아져야한다. 현재수력발전이지배적인전력계통은 상품 시나리오하에서전력계통이어떻게작동할것인가에대한흥미로운통찰을제공한다. 예를들어, 브라질에서는수력발전이 1~2 주간의시장가격을매우안정된상태로유지시킬수있다. 저수지의수량이충분하지않으면, 가스화력을가동해야한다. 이가스발전기가수력의기회비용을결정한다. 단기전기요금의변동은완전히없어지지는않지만현저하게감소된다. 그러나최근브라질에서는계속된가뭄때문에이모델은어려운상황에봉착하였다. 이러한상황은 2 시나리오에서조차, 심각해진기후변화의결과로세계일부지역에서자주발생하게될것으로생각된다. 수력발전이지배적인전력계통의다른예는캐나다와노르웨이에서나타난다. 이들전력계통의사례는계절과연간에걸친공급측면의변동성을부각시킨다. 수력의연간변동성이풍력이나태양광보다더크다. 요약하면, 2050년의저탄소전력시장설계는중요한기술을사용할수있는지여부에달려있다. 더많은 VRE 자원이전력계통에통합됨에따라신규투자비용을회수하기위한한계비용에의한가격설정에기반을둔시장의기능은점점더중요한도전이되고, 이기능의실현은 DR과에너지저장기술진보에의존할것이다. 68

68 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 자본집약적인투자 : 인프라에대한자본조달을둘러싼수수께끼 오늘날저탄소발전기술은균등화발전원가에서투자비가차지하는비율이가스화력발전기보다보통 2~5배높은것이특징이다 ( 그림 2.2). 가동시간이늘어나면높은자본비용은, 풍력, PV, 원자력발전의낮은연료비에의해어느정도상쇄될수있지만, VRE 기술은바람이불든가태양이비칠때만발전하기때문에 PV나풍력발전설비이용률은상대적으로낮으며, PV는 9%~30%, 풍력은 20%~50% 의범위에있다. 후술하는바와같이, 높은초기비용은시장구조가어떠하든저탄소투자에관련된큰위험이다. 저탄소투자프로젝트의규모와성숙도는다양하다. 수력과원자력발전은많은전력회사가충분히이해하고있고, 대규모프로젝트로개발된다. PV와육상풍력은좀더최근기술이지만, 현재점점더많은시장에서성숙단계에있다. 해상풍력발전과 CCS는성숙도가상대적으로낮고, 대규모로개발되며, 기술적리스크가상존하고있다. 대규모비용절감에도불구하고대부분의저탄소화기술은아직상대적으로설비비가비싸고일부는저탄소전력계통으로전환기에도여전히비싼채로남을가능성이있다 (IEA 2015 참조 ). 다. 따라서일반적으로정책당국은저탄소투자프로젝트의자금조달을촉진하는데관심이있 그림 2.2 영국에서 2020 년까지전원별균등화발전원가의내역 ( 할인율 7%) 출 처 : IEA/NEA, 재생에너지에대한투자는주로전력회사나프로젝트개발자의재무제표를기초로한기업 금융을통해이루어지고앞으로도그럴것이다. 이런프로젝트는개발자의재무상태에근거해 69

69 전 력 시 장 의 리 파 워 링 대출을받기때문에, 개발자의부채와자산을구입하고자하는투자자의의지, 그리고개발자의신용도와재무제표의건전성에의존한다. 특히자본이안정된국유기업은그재무제표를토대로한금융을통해프로젝트를위한대출을잘받을수있는여건이다. 그러나개발자의재무상태가문제가있다면, 기업금융대신프로젝트금융을대안으로생각할수있다. 자본집약적투자자금을낮은금융비용으로조달하려면확실한수익성이요구된다. 예를들어, 육상풍력은브라질과미국은약 50US$/MWh, 이집트에서는 41US$/MWh 에입찰이된다고알려졌다. PV 프로젝트는두바이에서 58.4US$/MWh, 남아프리카에서는 63US$/MWh 에입찰된다 (IEA, 2015). 자본집약적투자의자금조달은수익이불확실해도가능은하지만이경우자본비용이높아진다. 장기적인불확실성이존재하는한저렴한자본비용으로자본집약적프로젝트의자금을조달하는것은매우어려운문제이다. 저탄소에너지로전환을실현하기위해서는새로운해결책이필요하다. 높은고정비용의존재그자체는시장실패가아니기때문에그것이규제개입을정당화하는이유가되지않는다는점을유의하라. 종종 높은고정비용을수반하는산업은한계비용기반의시장설계에서그비용을회수할수없다 고말하고있다. 예를들어, 풍력발전기는고정비용은높지만, 발전의한계비용은반비례해서낮은것이사실이다. 그러나이것은재생에너지가자연독점임을의미하는것은아니다. 태양광과풍력처럼대부분저탄소전원의건설은모듈형구조로되어있어서, 투자위험부담을줄이면서전력시장에서투자비용을충분히회수할수있는수익을벌어들일수있을때건설된다. 인프라설비의금융조달에관한골치아픈문제는, 대부분투자보수를포함한투자비용의 회수를위해필요한현금흐름과관련된위험으로부터발생한다. 대표적인프로젝트의현금흐 름은그림 2.3 에서보는바와같다. 전력가격중최초 20US$/MWh 는운전유지비를충당할수있다. 80US$/MWh 의시장가격이확실시된다면, 이것은투자비용의 75% 에해당하는프로젝트채무의원금과이자를상환할정도의금액이된다. 대출금이이금액을초과하게되면보장된시장수익으로는상환능력이미달하게되므로, 대출기관은더이상대출을거부할것이다. 70

70 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 따라서나머지투자금액은자기자본으로충당되어야한다. 이자기자본투자자가투자를확신하기위해서는적정한투자보수를확보할수있는수준인 100US$/MWh 의시장가격이충분한빈도로발생해야한다. 시장가격이 80US$/MWh 에머무르면자기자본투자자는투자금을회수할수없다. 시장가격이 80US$/MWh 이하가되면차입금을상환하기에불충분한현금흐름이되어, 프로젝트금융의경우는결국채무불이행으로귀결된다. 그림 2.3 풍력발전프로젝트의현금흐름 (US$/MWh) 석유와같은시장가격위험이높은산업에서는일반적으로프로젝트가수익성이충분히높아야한다. 예를들어, 새로운석유프로젝트는시장가격이 80~100US$/ 배럴인경우에도일반적으로기준손익분기점이 40~50US$/ 배럴수준으로개발된다. 저탄소투자의경우에는 ( 자본비용이낮은경우에도 ) 비용을회수하고시장가격위험에상응하는보상을확보하기에충분할정도로시장가격이높지않다. 이론적으로는시장가격에탄소가격을추가하면문제를해결할수있다. 그러나탄소가격의변동성을일정범위이내로완벽하게제한한다고가정해도 ( 가격의상ž하한이없다면캡 & 트레이드제도하에서이러한안정성을실현하기어려움 ), 화석연료가격에따라변동하는시장가격의위험을보상할수있도록탄소가격이충분히높아야한다. 리스크가높은투자를유인하고보상하기에필요한탄소가격수준은지금까지의어떤탄소시장가격보다훨씬높을가능성이있다. 탈탄소화를위한핵심적인성공요소는탈탄소화비용을가능한한낮게유지하는것이다. 이어려운숙제에대한답은고위험투자의금융조달에저리의자금을끌어들이는것이다. 71

71 전 력 시 장 의 리 파 워 링 분산형발전과소매요금의설계 재생에너지발전은대체로송전망보다배전망에접속되는경향이있다. 풍력, PV, 바이오매스발전이전력망운영방식을변화시킬지라도, 여전히전통적인규제체제는상당히견고하게남아있다. 발전된전력은일반전력망으로송전되어다른고객에게공급된다. 이발전전력은계량되고정산되며, 중요한점은과세대상이기도하다. 글상자 년전력가격의모델링을통해무엇을배울수있을까? 가격문제를살펴보기위해단순화된급전모델의도식적인사례가사용되었다. 이사례에서는유럽의 2월에대한시장가격근사예측치를제공하기위해 IEA의 ETP( 에너지기술전망 ) 모델에서나온데이터를사용하였다. 시나리오는앞 ( 그림 2.1) 에서설명한매트릭스중 ' 공급다변화 ' 시나리오에상당하다. 즉, 발전기술은다양화되었지만 DR과저장용량은성숙되지않은상태이다. ETP 2014의 IEA 2 시나리오 (2DS) 에서전력은 2050년경거의완전히탈탄소화된다. 기존화석연료발전은유럽에서는거의사라진다. 전력의 60% 이상은원자력발전 (21.5%), 풍력 (31%), PV(11%) 등모두낮은한계비용기술의조합이다. 그림 2.4에나타낸바와같이, 풍력발전및 PV 출력의변동으로인해 60분단위가격은높은가격시간사이에깊은협곡이있는 협곡의풍경 양상이다. 가스화력발전이나석탄화력발전 (10%) 은대부분의경우 CCS를설치하여, 이들이급전될시간대의가격은높다. 한편, 풍력및 PV 출력이큰시간대에서가격은 0 또는매우싼값이된다. 공급이수요를초과할때어느정도의출력통제가일상적으로적용되는데, 송배전망의안정성제약이있는경우는공급안정을위해출력이제한된다. 그림 2.4_ 2050년동계 3주간전력시장가격 72

72 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 ETP2014 에서제시된 IEA 2 시나리오 (2DS) 에서전력은 2050 년거의탈탄소화된다. 풍력및 PV 출력은날씨에의존하기때문에이유형의모든발전기는동시에운전되는경향이 있다 ( 이는일명자기상관효과또는동족상잔 (cannibalization) 효과라고함 ). 풍력및 PV 출력 이높을경우전력시장가격은시스템의유연성수준에따라아주낮거나 0 수준이된다. 그림 2.5와같이시간대별도매시장가격은연간 8,760시간에대해가격이높은순으로정렬한가격지속곡선으로나타낼수있다. 전력계통의안정성유지를위해계통에운전중인발전기의 20% 는전통적인발전기가담당한다고가정하면, 2050년의도매가격은연간약 1,000 시간동안은 0, 연간약 3,000 시간또는연간 1/3 시간동안은 0~20US$/MWh 의매우낮은가격이형성되고, 풍력과 PV가전체발전량의 43% 를차지한다. 이점을넘어서면, 도매가격이 0인시간은더욱증가한다. 이 ' 가격억제 ' 효과에의해발전사업자가기대할수있는시장수익이감소한다. 2050년평균도매가격은 78US$/MWh 로비교적높은수준을유지하는것으로추산되고있다. 한계비용 0의발전시간증가에따라시장가격은 100달러 /t-co2 이상의높은탄소가격으로벌충되어야한다. 이는 3,500시간이상에서시장가격을 100US$/MWh 이상으로끌어올릴것이다. 개별가격은변동성은크지만, 평균가격은지속가능한범위에서유지된다. 평균가격은 VRE의증가에따라감소하지만, 대부분의전통적인기술과원자력발전은 공급다변화 시나리오하에서거의완전한탈탄소전력계통이되어도상당한수익을기대할수있다. 그림 2.5 ETP 시나리오에근거한모델에의한 2050 년의가격지속곡선 73

73 전 력 시 장 의 리 파 워 링 풍력및 PV 발전이많아져전력가격이낮아지거나 0 이되는결과, VRE 가시장에서얻는 수익도평균시장가격이하로급속하게하락한다. 2050년풍력발전이발전전력량전체의 31% 를차지하기까지그시장에서수익은평균 40US$/MWh 또는평균시장가격의 50% 가된다. 이것은 2050년 60US$/MWh 정도가될것으로보이는육상풍력발전의균등화발전원가 (LCOE) 의 2/3이다. 이모델은과거풍력발전추세를확대하여적용하였고, 이는신규터빈모델보다는풍력발전기의점유율이높을때시장가격을낮추는경향이있다는점을유의할필요가있다. PV 는 2050 년전력의 11% 를차지하는데그쳐, 시장에서수익은평균 70US$/MWh 또는평 균시장가격의 90% 가된다. PV 시장수익은 2050 년대용량 PV 의 LCOE 에근접한다. 이런상황에비추어볼때, 2050년저탄소전원의수익에서전력시장수익이차지하는비중은상대적으로높은것으로해석될수있다. 이모델의결과는이해하기쉽지만그것은서로다른방향으로영향을미칠수있는다수의단순화된가정에기초하고있다. 한편, 이러한결과를이끌어낸모델은높은출력증발비용과기동비용을유발하는전통적인전원의기술적제약을완전히모사하지않았고, 또한전형적인한해만을대상으로했다. 다른한편, 이모델은높은전력가격을야기하는이상수요증가를고려하지않았고, 평균전력가격을상승시키는에너지저장및수요반응에대한더낙관적인가정을고려하면전력가격이 0인시간이줄어든다. 아무튼, 이모델은틀릴것이거의확실하지만불확실성은서로다른방향으로작용한다. 더욱결정적인것은이모델은외생적전원 ( 기존용량, 증설및폐지예정용량 ) 믹스를사용한다는것이다. 풍력발전과 PV의점유율이매우높은시나리오에서는평균전력가격이하락하고, 풍력과 PV의시장수익감소로이어진다. 이와는대조적으로모든저탄소기술에대해필요한모든비용을전력시장을통해서충족하도록하려면, 2050년까지전원믹스는크게달라져야한다. 예를들어, Lion Hirth(2013) 는다양한가정하에서풍력발전의최적점유율을산정하고있다. 바람의변동성이계산결과에큰영향을미치므로다양한세부사항들을고려해야한다. 74

74 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 주 : 이 모 델 의 주 요 가 정 은 에 기 술 되 어 있 다. 이 단 순 화 된 모 델 은 전 력 계 통 의 안 정 성 을 확 보 하 기 위 해 서 는 최 소 한 의 재 래 식 자 원 을 운 전 하 여 야 하 고, 신 속 하 게 출 력 변 동 이 가 능 해 야 한 다 고 가 정 하 고 있 지 만, 발 전 기 고 유 의 기 동 비 용 이 나 출 력 증 감 발 률 이 시 장 가 격 에 미 치 는 영 향 은 고 려 하 지 않 았 다. 대조적으로, 소규모분산형발전의부상은전력부문에더파괴적인잠재력을가지고있다. 구체적으로는옥상 PV나소형발전기는수용가의계량기후단 (behind the meter) 에설치할수있으며, 직접일반배전망에접속되지않는다 ( 그림 2.6). 분산형축전지, 전기자동차, 스마트온수기등의분산형전원은가정에서사용하는전기를자체발전할수있다. 일부소비자는이미보다더 자급자족 할수있도록투자하려고하고있다. 더미래를생각하면, 계량기후단의발전, 다수의마이크로그리드, 극소규모전력회사, 작은협동조합을통해전력계통이단편화될가능성이있다. 이러한경향은종종다양하게정의되는 그리드패리티 의개념과관련이있다. 그것은어떤경우에는 PV 등의기술이대안적기술에비해경쟁력을갖는것을의미한다. 또다른경우에는패리티의개념을소매요금의관점에서사용한다. 혼란을피하기위해 IEA는주어진기술 ( 예를들어 PV) 의균등화발전원가가전력계통으로부터공급되는 kwh당소매가격 ( 즉소비자의전기요금종량단가 ) 이하로떨어지는점을 소켓패리티 라는용어로나타낸다. 많은시장에서소켓패리티가달성되었다. 그러나 PV의발전과고객의수요사이의시간적불일치로인해직접자가소비할수있는전력량은제한적이다 (IEA, 2014A). 에너지서비스기업의발전으로인해특히 PV에대한혁신적인금융솔루션의발전이더욱더가속화될것으로기대된다. 예를들어, 미국의솔라시티는건물옥상의 PV 투자를위해 2~4% 금리의 태양본드 형태로수억달러의자금을조달하였다 (Greentech Media, 2014). 계량기후단의발전의경제성분석을어렵게하는또다른측면은발전기소유자가자가발전에매기는경제적가치가불확실하다는점이다. 송배전망에접속된발전기와는달리계량기후단의발전의보급은도매전력가격이아닌소매가격에의존한다. 이관점에서가장중요한것은다음과같은사항을고려하여소매요금을설계하는것이다. 1) 발전량과소비량을상계한순전력의계량 ( 상계계량, net metering) 능력, 2) 요금구조 ( 고정요금, 용량요금, 종량요금 ) 3) 에너지정책비용을충당하기위한부가금 4) 75

75 전 력 시 장 의 리 파 워 링 전력에대한과세. 특히중요한요소는집중형과분산형자원의기여도에형평성을유지하기 위해서는소매시장과도매시장간의가격신호 ( 실시간가격, 동적가격제도 ) 가정합되어야한 다 ( 제 8 장, 제 9 장 ). 그림 2.6 분산형자원을최적화하기위한올바른가격과구조 효율적인탈탄소화의길을확실하게하기위해서는계량기후단의발전및저장기술의도입에대한인센티브가전력계통에대한비용과편익에부합하여야한다 ( 그림 2.6). PV가전력계통전반에제공하는가치는연료비용의회피, 송배전비용의증감, 용량가치 ( 즉, PV의도입으로다른추가적인발전기용량의추가필요성감소가치 ), 송배전손실감소, 외부성 (CO2 및기타배출등 ) 에대한가격설정을포함한수많은요소에의존한다. 또한전력가격은올바른투자에대한신호를 미터 에서제공해야한다. 결론 : 강력한탄소가격신호를갖춘에너지단일시장은, 2050 년까지저탄소전력계통을위한 투자를가능하게할까? 본절에서는에너지단일시장에탄소가격을더한것에기반을둔현행전력시장설계의패러다임이탈탄소화의자본집약적인전력계통에서제대로작동할것인지에대해논의했다. 이분석을통해서, 시장은탈탄소화에가용할기술과에너지믹스에따라설계해야한다는명백한시사점에이르렀다. IEA 의장기가정하에서, 높은탄소가격과 DR 과에너지저장뿐만아니라재생가능에 너지 원자력 CCS 가스화력등의전원믹스구조에서저탄소자원의고정비회수에필요한 수익의대부분은전력시장에서충당할것이다. 이결과는 2050 년까지 2 시나리오의경우도 76

76 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 마찬가지이다. 에너지단일시장은충분히높은탄소가격이있다면, 이러한조건에서저탄소 투자를유인에대해적절하게기능할것이다. 다른시나리오하에서는, 탄소가격이있는에너지단일시장에만의존해저탄소화로전환 하는것은불가능하였다. 주된이슈는 기술제약 시나리오에서투자비용을회수하는 문제나소매수준에서올바른투자신호를제공하는문제중의하나가된다. 원자력, CCS, 지속가능한바이오매스발전이현저히제한되는경우, 탈탄소화는풍력과 PV를중심으로할수밖에없다. 에너지저장비용의대폭적인절감이없으면, 부하를발전력에따라조절할필요가있다. 그리고매우큰저탄소설비용량이필요하게되어, 한계비용이낮은발전기가아주빈번하게시장가격을정하게된다. 이시나리오에서는에너지의한계비용에의한시장가격으로선행투자비용을확실하게회수하기어렵다. 이시나리오는현재의시장설계에대한더근본적인도전이된다. 아직그럴것같지는않지만, 계량기후단의발전기가급속하게보급되면, 아직그럴것 같지는않지만, 문제는더이상도매전력시장의설계문제만이아니게되며전반적인소 매요금설계와소매요금의도매시장과의연계가더중요해진다 ( 제 9 장참조 ). 이상의분석은, 장기시장설계에관한논의는대상기술의향후가용성과수용성에대한불확실성에크게좌우된다는것을보여주고있다. 도달점이서로다른기술시나리오는시장설계에있어서현저하게다른의미를갖는다. 2050년에일어날수있는하나의시나리오에서는현재시장에안정적인탄소제약을추가함으로써장기저탄소투자를실현가능하지만, 다른시나리오에서는현재의틀은더이상적용할수없어투자프레임의더근본적인재설계가필요하다. 이런불확실성을감안할때, 시장설계에대한보다적절한접근법은이를진화과정으로취급하는것이다. 현재단계에서는단기적인효율개선만을위한것이라면, 에너지단일시장과탄소가격이있으면좋지만, 장기적으로저탄소화를지원하는추가정책이없으면불충분하다는것은널리공감되고있다. 또한탈탄소화실현은시장설계규칙이현재시장현실하에서향후 15 년간과도기에저탄소 발전에대한새로운투자를유인해야한다는것을의미한다. 따라서시장에대한보완이필요하 다는점으로결론을내리기에앞서저탄소투자에대한현재의문제를검토할필요가있다. 77

77 전 력 시 장 의 리 파 워 링 2.2. 시장가격과탄소가격의불확실성은저탄소투자를방해한다. 저탄소프로젝트에대한시장기반투자를고려하는투자자는다음네가지의중요한문제점에직면하고있다. 즉, 현재너무낮은도매전력시장가격, 높은탄소가격실현의불확실한전망, 불확실한화석연료가격, 그리고자본시장이투자위험을감수하거나그위험을분산시킬준비가되어있지않다는점이다. 도매전력가격은전환과도기에도낮을것이다 VRE를비롯한한계비용이낮은전력공급이증가함에따라, 전력거래가격이하락하고있다. 많은저탄소화기술은일단건설되면저렴한비용으로발전이가능하며, 즉, 급전우선순위가가장높은전원이다. 그결과, 저탄소발전이출력하는시간에는도매전력시장가격이하락하고모든전원은수익이적을수밖에없다. 자유화된시장에서는새로운저탄소전원이수요증가와노후인프라의교체에대응하기위한신규투자필요성보다빠른속도로진입하면모든전원의수익에악영향을미친다. 그결과연료비가상대적으로높은기존전원은, 보다높은수요성장이나신규전원진입이완만한상황과비교하면, 운전시간이감소하게된다. 또한과잉설비에의해도매전력시장에서공급부족시가격 (scarcity price) 을무력화시킨다 ( 제4장참조 ). 이도매시장가격하락은수요성장은정체되면서인센티브에의해풍력과 PV가급속히성장하는시장에서볼수있는경제적도전에대한이유가된다. 이러한상황은기존자원과신설발전원모두의가치를저하시키고, 저탄소전원과전통적전원에대한투자환경을악화시킨다. 결과적으로점점더많은발전기, 특히가스터빈은운영을계속하기위한재무적인문제나휴지보전의위험에직면할것이다. 이는전력계통의신뢰도와자원적정성문제로이어진다 ( 제4장 ). 78

78 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 그림 2.7 독일, 프랑스, 네덜란드의일년전선도시장가격추이, 2008 년 ~2015 년 출 처 : Bloomberg. 유럽 ( 그림 2.7) 과북미에서현재도매전력시장가격은하락하고있으며, 이것은주로낮은가스, 석탄, CO2 가격과과잉설비가원인이다. 이전의분석에의하면, 도매가격은낮은상태로유지되고, 과잉설비상황은노후발전기가서서히폐지될때까지계속될것이다 (Green and Léautier 2015). 저탄소발전에적합한시장설계의개선을추구함에있어서, 효율적인저탄소발전에대한투자를유인하기위해과도적인과잉설비문제를해결하는것이중요하다. 탄소가격책정의신뢰성 195 개국의정부는유엔파리협정을채택하고지구평균기온을산업혁명이전수준에서 2 이하상승을목표로억제할것을약속했다. 이다자간협약은투자자에게새롭고명확한장기적인신호를제공한다. 그럼에도불구하고, 이약속을대책과행동으로옮기기위해서각국정부가씨름해야할하나의결정적인문제는탄소가격설정과관련된정책적위험이다. 유럽에서는 2003 년 EU 배출권거래제도 (EU ETS) 에의해배출상한이도입되었지만배출량의억제기준이너무느슨한것이밝혀지고있다. 또한지금까지 EU ETS 공급메커니즘은경제상황과수요와무관하게운영되고있으며, 탄소가격수준은운영과투자의의사결정어디에도영향을미치기에는너무낮은상황이다. 새로운시장안정화준비제도 (MST: Market Stability Reserve) 가배출권거래제도를강화할의도로도입되었지만, 탄소가격은아직 10유로 /t-co2 를밑돌고있다. 또한 EU 정상들은 2030년및그이후의장기적인예측가능성을투자자에게 79

79 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제공하기위해, EU ETS 배출상한의감소율을의미있게강화시킨다는주요목표에합의했다. 글상자 2.2 탄소가격, 가스가격에대한전력가격의민감도 탄소가격이나가스가격에따른전력가격의불확실성을정량화하기위해, 글상자 2.1 에 나타난단순화된급전모델을통해서 2020 년, 2030 년, 2040 년, 2050 년의다양한가정가격 에대해분석하였다. 그림 2.8 탄소가격, 가스가격에대한전력가격의민감도분석 2020 년 ~2050 년 도매시장의평균가격은 2030년까지탄소가격에따라 55~117US$/MWh 의범위로산출되었다. 2050년까지저탄소발전이늘어남에따라그영향은다소줄어들지만, 탄소가격은도매전력가격에중대한영향을계속미칠것이다. 이에따라발전사업자는일반시장리스크이외에에너지전환기간동안매우높은정책리스크에처할수도있다. 장기가스가격가정에의하면, 낮은가스가격과높은가스가격의시나리오사이의도매전 력가격편차는 2030 년까지 20US$/MWh 로전망된다 년이후는에너지믹스에서가스 의중요성이낮아짐에따라이폭은작아진다. 한편, 영국과호주에서는탄소가격설정이투자자에게불확실성의원인이되고있다. 영국에서는정부가 2011년에 ETS에세금을추가하여탄소가격의하한을도입했고, 이것은 2030년 70파운드 /t-co2에달할것으로보였다. 도입한 1년후인 2013년정부는하한가격의이행을 2020년까지연기하기로결정했다. 호주는탄소가격을 EU ETS와연계할목적으로 80

80 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 23AU$/t-CO2 의초기고정가격으로배출권거래제도가 2012년도입되었다. 그후 2013년에선출된새정부는이정책을중단했다. 미국의경우는 2010년연방정부차원에서탄소가격도입을시도하였지만, 왁스맨마키법안은상원을통과하지못해무산되었다. 州단위지역온실가스이니셔티브 (RGGI: Regional Greenhouse Gas Initiative) 와캘리포니아 ETS 같은지역적계획들이개발되었지만, 시현된탄소가격은 5~15달러 /t-co2로상당히낮은상태이다. 탄소가격제도를도입한지 10년이상경과한이시점에서, 이정책은 2 시나리오로전환에실패하고있다고말하는것은타당하다. 예측가능하고높은탄소가격에의해기후의외부성을교정하기위한정부의실패에는근본적인원인이있다. 탄소가격은승자 ( 기존저탄소생산자 ) 와잠재적인패자 ( 저탄소프로세스를개발하지않는고배출산업 ) 를양산해낸다. 이렇듯이해관계가얽혀있어서집중적인로비활동으로인해서투명한정책수립이반복적으로궤도를벗어나곤하였다. 높은탄소가격은잠재적으로큰분배효과와경쟁효과가있다. 예를들어, 탄소가격이 50달러 /t-co2보다높을경우, 평균도매전력가격은약 20~40US$/MWh 정도증가해원자력발전이나수력발전등기존저탄소발전에큰초과이익을안겨준다. 예를들어, 50달러 /t-co2의탄소가격으로전력가격이 20US$/MWh 상승한다고가정하면, 원자력 1기의수익은연간약 1.5억달러증가한다. 현재까지정부는 CO2 배출의사회적비용을투자결정에적절하게내부화되도록하는데실패하였다. 가다말다 한정책적인경험도탄소가격의신뢰성을훼손하고있다. 전반적으로, 높고안정적인탄소가격이여러관할구역에서예상가능한미래에고탄소발전의폐지나저탄소발전의투자에대한유일내지중요한추진력이될것으로예견하기는어려운상황이다. 현재상황에서는탄소가격말고도저탄소투자에대한인센티브를제공하는수단이필요하다 그럼에도불구하고탄소가격은중요한역할을해야하며, 정부는탄소가격을도입하고강화하는노력을계속해야한다. 특히, 국제적인기후협정을지원하기위해탄소시장을글로벌범위로연계할가능성이있고, 배출권경매에서얻은수익으로국내또는국제적인저탄소투자를위한금융재원으로제공할수있다. 81

81 전 력 시 장 의 리 파 워 링 탄소가격첵정은현재여러어려운문제가있기때문에, 일부정부는직접규제하는방법으로제한하는대안적조치를시행하고있다. 이것은 2 시나리오로전환을위한촉매로는유용하지만, 저탄소발전사업자에게충분한수익은보장하지못하고, 전력시장에참여하는투자자에대한규제리스크로작용할것이다. 직접적인규제의일례로미국오바마행정부는, 환경보호국 (EPA) 에의한청청발전계획 (CPP: Clean Power Plan) 9) 을통해전력부문의 CO2 배출량을제한하는규제를시행하고있다. CPP는발전기에서탄소배출에대한국가적기준을책정하고, EPA는州단위의배출목표치를설정하며, 각주는거기에맞게배출량을감소하기위한계획을수립하고시행한다. 주는기술적관점이나전력시장관점에서아주다양한메커니즘을시행할수있다. 기술적인관점에는발전설비개량, 운전의제한, 에너지절약또는재생에너지투자가있고, 전력시장의관점에는탄소배출가격설정, 탄소세, 주와주를넘는월경배출권거래사업등을들수있다. 화석연료가격의불확실성 탄소가격뿐만아니라화석연료가격도전력가격의장기적인불확실성의큰원인이된다. 특히천연가스는완전한탈탄소화시나리오를향한움직임속에서많은시간대에한계연료가되어전력시장가격을결정할것으로예상되며, 더욱이향후가스가격과 CCS 비용은저탄소발전이도매전력시장에서고정투자비용을회수하는정도를결정할것이다 (Newberry, 2012). 그러나가스가격의불확실성은지역에따라약간다르다. 미국에서는 2000년부터천연가스가격의하락세가천연가스산업자체는물론발전투자의수익성에까지영향을미치고있다. 천연가스가격은 2008년에 12.7달러 /MBtu로정점을찍은후 2013년 3달러 /MBtu로하락했다. 현재는셰일가스의풍부한매장량으로인해향후수십년동안천연가스의가격이 3~7.5달러 /MBtu의비교적낮은범위에머물것으로예상되지만, 향후 30년간천연가스가격이그범위보다높거나낮아질가능성을배제할수없다. 9) 역주 : 트럼프행정부는 CPP 에대해반대입장이며, 17.3 행정명령을통해 EPA 로하여금 CPP 폐지를검토토록하였으며, EPA 는 CPP 폐지를위한법률개정입법예고를하였으며, 공식적인절차는 2 년정도소요될것으로전망된다. 82

82 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 아시아에서는액화천연가스 (LNG) 의가격은장기계약을통해원유가격에연동되고있으며, 따라서원유가격의변동에따라변한다. 유가가 100달러 / 배럴수준에있던몇년간천연가스가격도약 12달러 /MBtu에달했지만이후 2015년에는절반으로되었다. 아시아의새로운거래허브의출현 (IEA, 2012) 에의해원유가격을지표로사용하는방식은줄어들가능성이있지만, 이러한노력이장기천연가스가격의불확실성을줄일것으로기대할수는없다. 유럽에서도가스가격은주요공급국가 ( 러시아, 네덜란드, 노르웨이, 알제리 ) 와장기계약의경우에는원유가격에부분적으로연동하고있다. 천연가스가격은미국보다높지만가격변동은작고안정적인경향이있다. 말할것도없이글로벌시장에서의 LNG를이용가능성과러시아의천연가스공급관을통한수입에의존과같은이슈는유럽의전원믹스에서가스화력발전의역할을고려할때매우중요하다. 장기가스가격의전제는일반적으로 CO2 배출시나리오와일치해움직인다. 대부분의에너지시장의모형분석에따르면, CO2 배출량감소에따라가스사용량도감소하고그결과가스가격도떨어질것이다. 이런상관관계는 IEA 세계에너지전망 (WEO: World Energy Outlook) 의시나리오에나와있으며, 가스가격의전제는현행정책시나리오에비해서 450ppm 신정책시나리오에서도리어 3달러 /MBtu 정도낮다. 탈탄소화시나리오가 BAU 시나리오보다비용이결코높지않다는결론에이르기위해서는이러한반비례관계가종종중요하다. 그러나저탄소경제로전환기에는천연가스사용은정책에의해증가될수있다. 예를들어, 미국에서는 CPP가중기적으로천연가스의수요를촉진할수있다. 그러나기후정책시나리오는가스탐사비용곡선 ( 셰일가스혁신에서보여준것처럼 ), 15 년 이상에걸친투자사이클, 석유지표에의한가격산정방식의존속, 알제리아, 카타르, 러시아 와같은가스수출국가의지정학적상황등과같은가스에관한불확실성의한측면일뿐이다. 이러한배경과반대로, 저탄소투자가천연가스가격변동위험에노출될경우의기회에대해서도심층적인논의가이루어지고있다. 투자자는기본적으로화석연료가격변동위험에노출되어있다. 사실, 석유및가스사업자체, 광업, 전기통신업계등의다른산업에서도장기불확실성하에서설비투자는이루어지고있으며, 그리고이런투자는통상수익성이있는것으로기대된다. 기대되는보상이충분히높다라면화석연료의가격위험을떠안고기꺼이투자할투자자를찾을수있을것이다. 결국, 문제는가스가격의변동에노출되어있는저탄소프로젝트에대한투자를촉진하기위해서는높은탄소가격이필요하다는것이다. 83

83 전 력 시 장 의 리 파 워 링 자본시장의제약 과거금융기관은다양한대형전력회사에대한투자는위험도가낮은것으로간주하였기때문에큰전력회사는필요로하는만큼많은자금을차입할수있었다. 전통적인규제시장에서전력회사의건전한대차대조표는전력부문의성장에필요한대출을위한기준이었다. 이러한전통적인규제하에있는전력회사는요금을인상하여소비자에게전가함으로써새로운설비를위한투자비용을충당할수있었다. 일반적으로투자보수율은재무적투자가장려될수있고, 경쟁력있는수준으로허용된다. 또한전력회사는프로젝트포트폴리오나지역적포트폴리오를통해서위험을분산할수있기때문에프로젝트고유의위험을흡수할수있다. 그러나이전통적인모델은현재난관에봉착했다. 한편, 많은시장에서규제완화는전력회사의투자전략에변화를주었으며, 대차대조표에근거한기업금융보다는프로젝트금융을선호하고있다. 다른한편, 저탄소발전에대한투자는변화된금융규제환경의맥락 ( 가장눈에띄는것은자기자본비율규제를강화한바젤 III) 에서추진되어야한다. 이러한변화는신용평가를필요로하고, 위험이높은투자에대출하는것을어렵게만들고있다. 대차대조표에기록되는어떠한신규투자도대규모전력회사는물론최대규모전력회사조차도그신용등급에영향을주기때문에현재는대출자 ( 은행등 ) 에의해신중하게심사된다. 그결과신규발전기의투자는마치프로젝트금융처럼그자체의가치를기반으로평가되는경향이있다. 정보의불완전성때문에자본시장에어려움이생긴다. 일반적으로대출자는차입자에비해프로젝트의위험과전력시장의기능에대한정보가적다. 또한대부분의기관투자자는당연히위험을회피한다. 이것은전력부문에만특유한것은아니지만통상대출자는 PPA나시장위험이적거나전혀없는위험도가낮고알기쉬운프로젝트를좋아한다. 현재까지기관투자자의에너지인프라에대한투자는증권시장을통한참여이외에는그다지활발하지않다. 하지만기관투자자는장기투자를지향하고, 에너지인프라에대한투자와부합하기때문에이에대한풍부한자금원이될수있다. 투자기회를찾고있는기관투자자의보유자산은 2013년에 926조달러로 (OECD, 2015b), 이는 450ppm 시나리오에서지속가능한에너지에대해요구되는투자액 88조달러 (IEA, 2014b) 의열배도넘는다. 그러나연기금과국부펀드는장기책임을이행해야하고, 일반적으로위험회피를바라고있어그들은가격이보장되는장기계약에서이익을전제로인프라에투자한다. 84

84 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 이러한경향은 OECD 국가에서현재국채금리가매우낮은현실에서더강해지고있다. 유 럽에서는일부국가에서실질금리는마이너스조차있어서, 장기채무를이행해야하는기관 투자자에게높은수익을달성하도록포트폴리오를다양화하도록하는압력을가하고있다. 지분투자자는투자지분에대해더높은수익을추구한다. 지분은채무 ( 원금및이자 ) 를갚은후에만 보상이되기때문에프로젝트의현금흐름위험의대부분이지분투자에집중된다. 지분이 30~40% 를차지하는전형적인프로젝트의지분투자자는무위험수익률보다 6~8% 이상더높은프리미엄을기대하고있다. 또한투자자가프로젝트의복잡성을완전히이해하지못하는경우는자본비용에위험프리미엄을추가하는것이일반적이고편리한관행이다. 이로인해더큰위험이있는프로젝트에는투자가부족해지는현상으로이어진다. 궁극적으로높은위험은저탄소투자의자본비용의문제뿐만아니라자본조달자체가문제가되기도한다. 프로젝트나기술이위험이높은것으로판단되면, 투자자금을끌어들일수없다. 저탄소정책의설계에있어서기금이나자본조달의잠재적인출처에대한이해를높이는것이중요하다. 금융부문의역할은자금원과투자필요처중간에서여러프로젝트나경제전체에걸쳐위험을분산하는방식으로금융적중개를하는것이다. 현재상황하에서금융부문이이러한역할을충분히할수없었다. 저탄소투자를유인할때다양한자금원과그자본비용을신중하게평가할필요가있다. 결론 : 저탄소발전투자를장려하는정책은몇가지핵심적인문제를해결해야한다. 저탄소발전에대한투자를촉진하기위해서는몇가지중요한문제에대한해결이필요하다. 첫째, 도매전력가격은현재낮고그로인해저탄소화로전환시에도낮을수있다. 저탄소발전에대한투자를효과적으로추진하는방법을고려할때이문제를인식하는것이필요하다. 둘째, 많은정부가탄소가격을도입하고있지만저탄소전력으로전환을추진할만큼높은탄소가격이실현될것이라고는생각지않는다. 셋째, 화석연료가격은변동하고그예측이어려워저탄소발전에대한투자자는화석연료의가격위험에노출될수있다. 넷째, 저탄소발전에대한투자전망은유동적이며정책결정자는정책에따라다양한투자자를어떻게유인할수있을지를검토해야한다. 85

85 전 력 시 장 의 리 파 워 링 2.3 규제의전환 : 저탄소투자의지원수단 불확실성하에서도자금조달비용을낮게유지하면서저탄소투자를유인하려면 ( 즉, 위에서언급한인프라대출의까다로운문제 ) 앞에서설명한바와같이에너지전환기간동안지속적인정책개입이필요하다. 도매전력가격은현재매우낮고에너지전환기간에발전설비가더증가하면낮은상태에머물것으로예상된다. 가스가격은장기적으로상승할것으로예상되는데이전망은여전히 불투명하고자본시장이이런위험을감수할능력은제한적이다. 많은정부는탄소가격의도입이나기존체제를강화하겠다고천명한상태로있다. 그러나또한정부는탄소가격의신뢰성을회복하기에는시간이걸린다는점을인식할필요가있다. 이는투자자의관점에서규제리스크가그대로포함되게된다. 요약하면저탄소투자를정체시키는요인으로인해서 2 시나리오목표를충족하는데필요한진전이방해를받고있다. 따라서추가대책이필요하다. 실제로정부는저탄소투자를유인하기위해이미개입을하고있다. 현재의저탄소화지원정책은주로재생에너지보급에적용되며, 저탄소수익을늘리거나일정비율의청정에너지를의무화하는방식을통해작동한다. 많은경우이러한지원방식은투자자에게가시성을제공하는장기계약의형태를취하거나투자자들이 PPA를체결할적절한상대를찾을수있는상황을조성해준다. 그렇게함으로써저탄소발전사업자가위험을회피할수있도록해준다. 우리는그간재생에너지지원정책의경험으로부터저탄소로전환기에전력시장이추가적인지원수단으로서기능할수있도록시장제도를보완하는방법에대한귀중한시사점을얻을수있다. 그러나이러한수단은이들의새로운역할을반영하여심도있게개발되어야한다. 즉, 미성숙기술의큰비용격차를메워주는데서벗어나에너지전환기의수익의예측성과가시성을제공하는방향으로개발되어야한다. 저탄소투자를지원하는기존유형 저탄소투자를지원하는수단은다양한방식으로설계할수있고, 이방식에따라시장리스 크를정부, 투자자, 저탄소발전사업자사이에서분담하는형태가다양해진다. 발전과가장관 련이깊은위험의범주는전력시장으로부터온다. 즉, 가격위험, 발전량및불균형 (imbalance) 86

86 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 리스크이다. 정책스펙트럼의한극단은이러한모든리스크로부터저탄소발전사업자를완전 히보호하는것이고, 다른극단은저탄소발전사업자가이들세리스크를다떠안는것이다 ( 그 림 2.9). 수익의확실성을제공하는수단은매출량을보장하고불균형비용을사회적비용화를통해 투자자에게미래가격에대한완전한예측가능성을제공한다. 고정가격매입제도 (FIT: Feed in Tariff) 가이범주에속한다 ( 더자세한논의는후술 ). 시장수익에보조금을추가로지원하는것 ( 시장가격플러스보조금 ) 은투자자의저탄소에너지프로젝트의비용을줄여주거나시장가격에추가적인보조금을지원함으로써보급률을높이려는수단이다. 미국의생산세공제 (PTC: Production Tax Credit) 와같은세제혜택은시장플러스보조금의수단이다. 이러한수단은투자자의수익을증가시키지만투자자를모든시장위험에노출시킬수있다 10). 그림 2.9 FIT( 왼쪽 ) 와시장가격플러스보조금 ( 오른쪽 ) 개념도 ( 예시 ) 이두극단사이에는당사자간에위험을분담하는다양한중간접근법이존재한다. 정책, 특히탈탄소화정책이진화함에따라이러한수단에의한위험배분도다양해진다. 따라서적절 하게위험을배분하기위해지원정책을재검토하고정비할필요가있다. 기존정책의사례는차세대저탄소화지원수단을개발하기위한기초를제공할수있다. 따 10) 엄밀히말하면, 시장수익에고정된보조금을지급하면, 발전기는자기의실제단기한계비용을밑도는입찰을할인센티브가생기기때문에, 발전기의발전량위험을완화해준다. 그러나시장가격이마이너스인구간의프리미엄요금지불을제외하는규정을도입할수도있다. 87

87 전 력 시 장 의 리 파 워 링 라서이하에서상세하게논의하고자한다. 저탄소발전사업자는시장가격, 발전량, 불균형위험과같은수익에영향을줄수있는다양한위험에직면한다. 다음리스트는다양한저탄소에대한재정적지원수단을소개한다. 첫째는, 위험에서발전사업자를보호하는정책, 둘째는, 위험공유제도, 셋째는, 발전사업자가모든리스크를부담하는시스템이다. 시장위험에서발전사업자를보호하는고정가격제도 : FIT는일반적으로표준화된장기 PPA와마찬가지로전력회사또는송배전사업자와계약하고정부가이를보증한다. 그러나 FIT의안정성과일관성은그것을지원하는법률의연속성에따른다. 11) 지원비용은일반적으로전기요금에대한부가금의형태로소비자가부담한다. 우선급전과출력제한시보상을하게되면, 이는투자자에게사실상모든시장위험을제거한다. 그러나건설위험과기술위험은여전히투자자에게있다. FIT는새로운재생에너지용량을급속하게도입하기위한유효한수단이되어왔다. 2009년부터 2013년까지 OECD 국가는 75GW의풍력발전용량과 91GW의 PV 용량을도입하였고이는 OECD 국가들의발전용량의 36.4% 에해당한다. FIT는종종재생에너지인증서 (REC) 거래에기반을둔제도보다저렴한비용으로재생에너지개발을촉진하였다. 그러나 PV의최근경험에서나타난바와같이통제할수없는급속한도입을피하기위해안전장치의도입이필요하다. FIT의장점은자금조달비용을낮추어소규모프로젝트개발자라고하더라도큰부채의사업자금조달이가능하다는점이다. 예를들어, 자본비용이실질기준으로 8% 에서 6% 로떨어지면풍력발전의 LCOE는 100US$/MWh 에서 90US$/MWh 로감소한다. 도매전력시장위험으로부터투자자를보호하는것은보조금의비용을가능한낮게유지하는데도움을준다. 위험공유제도 : 영국의차액계약제도 (CfD: Contracts for Difference) 와독일의재생에너지에대한변동프 리미엄제도 ( 글상자 2.3) 와같은변동프리미엄제도는재생에너지를위한 - 최근에는원자력 11) 법률의연속성이문제가될경우에는정부가보증하는기업간의계약법규를따른계약으로시행된다. 이는투자자에게장기계약의효력을유지하는힘을제공한다. 88

88 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 발전도포함 - 표준화된장기 PPA를제공한다는점에서 FIT와유사하다. FIT와차이점의하나는발전사업자는변동프리미엄의대상이되는전력을전력시장에직접판매하기때문에발전량에차질이발생한경우는밸런싱위험에노출됨을의미한다. 시장수익이예정가격 ( 행사가격 ) 에미달하는경우에는투자자는시장수익과보조금수익을합한것이행사가격과동일하도록추가보상을받는다. 반대로시장수익이행사가격을초과할경우투자자는행사가격을초과한금액을환불해준다. 글상자 2.3_ 독일의재생에너지변동프리미엄제도발전기가전력을직접전력시장에판매하여, 밸런싱위험을부담하도록시장프리미엄제도를확립하는것은강화된시장통합으로향한첫조치로볼수있다. 프리미엄수준은특정기술 ( 예를들어풍력발전 ) 의평균발전기가시장수익과시장프리미엄을통해받아야하는금액이 FIT( 그림 2.9 왼쪽 ) 와전력시장에판매하기위해소요되는관리비용을합한금액이되도록산출한다. 독일프리미엄제도의중요한특성에주목해야한다. 주어진기술에대해서평균적인발전에대해 MWh당프리미엄수준이계산되기때문에발전기가평균보다더높은가치 ( 시장가격 ) 로발전할경우추가이익을올리는것이가능하다. 이렇게함으로써전력가격이특히높은때즉가치있을때발전할수있도록발전기의위치를찾아서건설하도록하는동일유형의발전기간에경쟁이일어난다. 시장수익에보조금추가 : 직접현금교부, 리베이트, 세금우대, 세액공제는투자비용을절감하도록하여투자자의수익성을개선한다. 현금교부제도에서재생에너지프로젝트의개발자는투자비용의일정비율을현금으로회수한다. 이것은납부할세금을경감해줌으로써동일한효과를거둘수있다. 세금우대및세액공제는종종투자자의관점에서재생에너지프로젝트의비용절감에사용된다. 이메커니즘에는설비및전력판매에대한세율경감이나면제가해당된다. 때로자산에대한가속감가상각의형태로우대를제공하기도한다. 가속감가상각처럼세금을납부하는시점을조정해주는것은위험배분에영향을미친다. 고정시장프리미엄 (fixed market premiums) 은발전전력량에따라고정프리미엄을투자 89

89 전 력 시 장 의 리 파 워 링 자에게지불해서전력시장에서수익을보충하고자하는것이다. 이것은직접보상하거나미국의 PTC처럼납세의무의경감을통해서할수있다. 세법을통해이루어지는경우발전사업자가아닌사업자에게도납세의무경감혜택을제공하는수많은재정적인수단이있을수있다 ( 글상자 2.5). 거래가능한청정전력증서 (TGC: Tradable Green Certificates) 와함께운영되는저탄소발전량할당제도는저탄소자원에의해생산되어야하는전력량을설정한다. 이의무는일반적으로판매사업자에게부과된다. 이의무를보다효율적으로준수할수있도록하기위해, 생산된청정전력량에상응하는만큼발행되는 TGC를위한시장이형성되고이를거래하면, 저탄소발전의소유자는추가적인소득을얻을수있다. 청정전력증서시장은실제전력의가치와그 청정성 의가치를분리한다는개념에바탕을둔부가적인시장이다. 전력으로서가치는전통적인자원과마찬가지로예를들면, 도매전력시장의거래를통해서보상을얻는다. TGC 제도는일반적으로의무가있는기업이충분한증서를구입하지못하면페널티를부과한다. 대부분의경우이페널티는청정전력증서의가치의상한을결정한다 ( 글상자 2.5). 모든저탄소투자가지원되는것은아니다. 금융지원정책이없지만저탄소에너지가비용경쟁력이있을때, 저탄소발전사업자는장기계약을체결하지않고상업적전력판매, 즉현물시장에서직접판매하게되는완전히시장가격위험에노출된다. 유럽에서 2005년 ~2014년에지원없이도입된용량은불과 2.4GW이었다 ( 그림 2.10). 그림 2.10 지원수단별재생에너지점유율 (OECD 유럽, 2005 년 ~2014 년 ) 기존저탄소지원제도는투자위험을완화 ( 보조금 ) 하거나투자위험을시장에완전히노출 ( 시 장가격 ) 시키는것이었다. 유럽에서는위험공유제도를통해서저탄소발전사업자가임밸런스 90

90 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 리스크에노출되도록하였지만, 전원믹스의장기전망과탄소가격, 가스가격의불확실성리 스크에대해서는노출되어있지않다. 다음절에서는시장위험의일부를전가하는중간단계의 지원제도에대해서설명한다. 시장리스크의부분적전가를향해 : 조정프리미엄 고정가격제도의문제는전력계통에서저탄소전원프로젝트의가치를최대화하도록하는인센티브가없다는것이다. 따라서투자결정을할때발전된전력의가치를고려하도록하는인센티브가작동하지않는다. 반대로, 시장플러스보조금제도는탄소가격위험을포함한시장가격위험에투자자를완전히노출시킨다. 정부가탄소가격을강화하면저탄소발전사업자에게뜻밖의이익을가져다줄수도있다. 어떤경우이든이러한지원제도는투자자를탄소가격리스크에노출시키게되어, 금융비용을과도하게상승시키는요인이된다. 자금조달비용을낮게유지하는것은저탄소투자가불필요한정책리스크에노출되어서는안된다는것을의미한다. 많은관할구역에서 FIT에서갑자기시장기반구조로완전히전환시키는것은무리한조치이며, 이는지속적인저탄소투자실현에실패하였음을증명하게될가능성이있다. 또한, 시장가격은다양한자산이전력계통에제공하는가치에대한유용한평가수단을제공하고, 따라서올바른방향으로가게하기위해필수적이다. 예를들어, VRE의시장가치는전력계통의유연성을높이기위한조치가없는경우에는보급률의증가에따라그시장가치가크게저하될가능성이있다 ( 그림 2.11)(IEA, 2014a). 저탄소발전사업자를모든시장위험으로부터보호하는제도와장기적인가격의불확실성에완전히노출시키는제도의사이에서, 전부는아니지만일부의전력시장가격위험에저탄소발전기를노출시키는제도를찾을수있다. 이러한제도를채택하기위해서는시장가치에대한평가수단을유지하는것과자본집약적인투자에대한확실성을제공하는것사이의균형점을찾는것이필요하다. 한가지방법은여러제도의특성을결합하는것이다. 이러한조합은 조정프리미엄 (modulated premium) 이라부를수있다. 이유형의제도는투자자관점에서시장가격위 91

91 전 력 시 장 의 리 파 워 링 험을완화함으로써저탄소프로젝트의도입을촉진하면서저탄소프로젝트를전력시장에통합한다. 조정프리미엄은고정가격제도와시장플러스보조금제도의중간유형의제도이다 ( 그림 2.10). 이러한조정프리미엄시스템은투자자에게전가되는위험의정도를조정할수있도록하는다양한방법의집합이라고생각한다. 따라서그들은시장의신호를완전히무효화하지않고투자인센티브를주는유망한대안이다. 그림 2.11 독일의풍력및 PV 점유율과시장가치의관계 출 처 : Hirth, 유럽에서는 FIT의점진적개선과시장프리미엄제도도입등더바람직한시장통합을위한작은조치들이이미착수되었다 ( 글상자 2.4 참조 ). 예를들어, 시장가격이마이너스가되는과잉발전의경우 FIT 프리미엄을지불하지않는것은이러한조치의일환이다. 저탄소사업자는기상조건으로인한발전량위험은물론전력판매량에대한시장위험을부분적으로지게된다. 주목해야할것은일부유럽국가가더정교한시장프리미엄제도로개선하는것은, 해당기술에대한최적입지를선택하고, 다른저탄소기술에비해우위를확보하기위해운영을개선하며, 전력시장가치가낮은기간동안정기보수를추진하도록인센티브를제공하게되었다. 그럼에도불구하고전력시장에서장기가격은투자자의가장큰위험원이다. 낮은가격이투자자에게전가되는정도는투자자가감내해야하는위험수준에직접적인영향을미친다. 따라서규제기관은발전사업자가실제로노출될수있는것보다더높은수준의시장위험 ( 불확실성 ) 을부과하는것과자금조달비용을낮게유지하기위해충분한확실성을부여하는것과사이에균형을찾아야한다. 92

92 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 글상자 2.4_ 미국의다양한정책 미국은재생에너지도입을촉진하는다양하고중첩된정책을시행하고있으며, 이정책들덕 택에시장이크게성장하였다. 미국의정책을살펴보면, 다양한촉진책과인센티브가재생에 너지의실질적인성장의견인차노릇을했음을확인할수있다. 미국재생에너지도입의가장중요한촉진자는 30개주에서채택하고있는재생에너지공급의무제도 (RPS: Renewable Portfolio Standards) 이다. 이는부하의일정비율을재생에너지로공급하도록하는제도이다. RPS를채택한주의절반은전통적인규제를받는지역이고, 나머지절반은구조개편이되어부분적으로규제가완화된지역이다. RPS 준수메커니즘은두종류의시장에따라아주다르다. 전통적인규제를받는주에서는전력회사가직접프로젝트를소유하거나재생에너지사업자와장기 PPA를계약하는경향이있다. 구조개편된시장에서는소매사업자 (LSE: Load-Serving Entity) - 이들은수직통합전력회사일수도있고아닐수도있음 - 는미래수요예측능력이높지않아서, 재생에너지인증서 (REC: Renewable Energy Certificate) 를구입하여 RPS의무를이행하는경향이있다. RPS 정책은종종대체이행부담금 (ACP: Alternative Compliance Payment) 제도를두고있으며, ACP는사실상 REC 가격상한역할을한다. ACP는통상 50~100달러사이에있으며, 고비용의기술을별도로구분하기도한다. 예를들어태양광과같은고비용기술에대한할당량을별도로구분하는주와같은경우는이에대한별도의 ACP를정한다. 구조개편된시장의경우, 한프로젝트에서나온전력과 REC는별도로판매되고, 따라서재생에너지프로젝트는잠재적으로시장가격위험에노출된다. 하지만구조개편된주에서개발된프로젝트도 PPA 계약을체결하기도한다. 계약상대자는전력회사나상업회사가될수있는데, REC를구입해야하는의무가없는회사가될수도있다. 신용이있는구매자와 PPA 체결은종종재생에너지사업의자금조달에필수적이지만, 일부지분투자자는장기 PPA를체결하지않고단기계약이나현물시장에판매함으로써에너지가격위험이있는프로젝트에투자하기도한다. 이런경우는주로풍력분야에서발생하며, 2014년이런용량의대부분은텍사스에서투자되었는데, 이곳의경우는풍력발전이도매전력시장에서가격경쟁력이있고 ( 생산세액공제의적용이전에도 ), 다양한시장장치들이위험회피를가능하게해주었다. 일반적으로이와같은소위 상업적 프로젝트는프로젝트소유자의위험을줄이기위해 10~12년의가격변동위험을대비하는수단을포함한다. 93

93 전 력 시 장 의 리 파 워 링 미국에투자하는재생에너지의대부분은재생에너지산업을지원하는세제혜택을받고있다. 이러한세제는발전량에따라세액을공제해주는생산세액공제 (PTC), 투자비에대해세액을공제해주는투자세액공제 (ITC: Investment Tax Credit), 재생에너지투자에대한가속상각이포함된다. 이러한정책은재생에너지비용을절감하고, ACP 대신재생에너지투자를통한 RPS의이행을가능하게하고, 투자위험을줄여준다. 특히 PV 분야의일부프로젝트는에너지부의대출보증의혜택을받았고, 이는자본에대한접근성을높였다. 이러한다양한인센티브는재생에너지투자에대한전력가격위험을줄이는데도움을준다. 이러한지원정책은 RPS와함께미국의재생에너지분야에막대한투자를촉진하는데도움이되고있다. 그러나최근에는재생에너지의많은투자는 RPS 의무에의해서가아니라사업의수익성, 전력회사의지속가능성목표또는기업의자발적인구매와같은자발적인동기에의해서이루어지고있다. 도매전력시장으로부터나온가격신호 ( 그림 2.12) 에전부는아니지만부분적으로노출시키는조정프리미엄제도는이러한균형을맞춰주는역할을한다. 조정프리미엄은실제시장가격에상응하여변동한다. 그림에서와같이높은시장가격일때는낮은프리미엄이된다 ( 시장가격이 20US$/MWh 일때조정프리미엄은 60US$/MWh, 시장가격이 60US$/MWh 일때프리미엄은 40US$/MWh, 시장가격이 100US$/MWh일경우프리미엄은 20US$/MWh 정도가된다 ). 이러한지원방식은필요수익과실제시장수익과의격차를부분적으로보상함으로써시장수익을보충하기위한목적을가지고있다. 그림 2.12 도매시장가격에연동하는조정프리미엄지원수준 ( 도해 ) 94

94 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 전력시장가격에연동하여조정하는방식이아닌다른대안은실제탄소가격에연동하여프리미엄을조정하는것이다. 탄소가격이높으면프리미엄은낮아진다 ( 예를들어, 조정사전프리미엄은탄소가격이 0인경우에는 60US$/MWh, 25달러 /t-co2인경우 60US$/MWh 로, 50 달러 /t-co2보다높은경우는 0으로 ). 탄소가격지수에따라조정하는것은사실상탄소가격위험을투자자로부터소비자나납세자에게전가한다. 이는규제위험과이를가장잘완화할수있는수단을잘결합한것이다. 이는탄소가격위험에상응하여투자자가요구하는시장가격위험프리미엄을낮추고, 결과적으로자본조달비용을낮게유지하는데기여할것이다. 조정프리미엄은시장가격위험의일부는저탄소투자자에게전가한다. 글상자 2.4에서설명하는바와같이, 지원금을조정하는체계하에서프로젝트의리스크수준은매우위험이높은프로젝트와 FIT의혜택을입어어떤시장위험에도노출되지않는프로젝트의중간에존재한다. 지원금을조정하는체계는다음과같이인센티브를개선할것이다 : 프로젝트개발자에게는저속풍력발전기같이전력계통이선호하는설비를선택하고, 풍 질이양호한위치에발전기를설치하도록하는인센티브를제공한다. 투자자에게는극단적인손실의위험을줄이도록조정상환방식으로설계할수있도록한 다. 예를들어, 위험공유계약에하한이나손절조항을도입하면꼬리위험 (tail risk) 12) 을방지할수있다. 정부에게는보다예측가능한재생에너지도입정책을수립하고탄소가격상승을촉진하 기위해위험분담계약을활용하도록한다. 이러한정책은소비자가부담해야할조정 지원제도의비용을줄여준다 ( 탄소가격이높아짐에따라지원을적게한다 ). 조정프리미엄제도는시장가격이나탄소가격과프리미엄수준과의관계를결정해야하는 등의제도자체의시행상과제도있다. 저탄소에너지도입을최적화하기위한정책들의적절 한조합을찾아내기위해서는해당시장상황에대한면밀한분석이필요하다. 시행상의과제 12) 역주 : 꼬리리스크는발생가능성이낮고예측하기어렵지만한번발생하면큰영향을미친다. 사람의키나몸무게등많은자연현상은대개특정한평균치를중심으로대칭을이루는종모양의정규분포곡선을따른다. 바깥쪽으로갈수록높이가낮아지는꼬리모양을이루는것이다. 그러나경우에따라발생확률이적은현상이나타나면서빈도가정규분포가예측하는것보다훨씬커져꼬리가굵어질경우꼬리리스크가발생한다. 95

95 전 력 시 장 의 리 파 워 링 는다음사항들을잘결정해야하는것이다. 즉프리미엄수준과보급량의결정, 제도의기술 중립성대기술특정성, 위험을분담하는조정수식의결정이다. 그러나전부는아니지만일부 시장위험에투자자를노출시키는일반원칙이다양한상황에서유효함을입증해야한다. 글상자 2.5 몬테카를로시뮬레이션을이용한다양한지원제도의투자위험에대한모델링투자위험의정량화는위험에상응하는자본비용을계산하기위한금융권의리스크프리미엄의평가를포함한다양한기법을사용한다. 경제학에서는위험회피라는개념이사용되지만정량화는더어렵다. 다른널리사용되는방법은확률론적몬테카를로시뮬레이션을실행하는것이다. 이글상자에서언급하는분석은순수한시장의체제와다양한지원메커니즘하에서육상풍력발전프로젝트의내부수익률 (IRR) 을계산하는몬테카를로시뮬레이션을이용한확률론적분석이다. 위의글상자에서언급한매시간급전모델에 2020년에운전을개시하는발전기의사업계획을계산하기위한 2개의모델구성요소와 Crystal Ball이라는소프트웨어를이용하여몬테카를로분석을수행하기위한모듈이추가되었다. 시뮬레이션에서는네가지확률변수가고려되고있다. 가스가격은 9~14달러 /MBtu에서균일분포확률로변동한다. 탄소가격은중앙값이 25달러 /t-co2이고표준편차가 13인대수 ( 對數 ) 정규분포를따른다 ( 이는약 5~100 달러 /t-co2의범위가된다 ). 연료가격불확실성뿐만아니라재생에너지도입속도도불투명하다. 예를들어, 첨두수요가 56GW의계통에서설비용량 (ICAP: Installed Capacity) 은 2030년까지풍력발전은 27~35GW의범위, PV는 16~18GW의범위에서변화한다. 이상의다양한변수는서로상관관계가없다. 육상풍력발전은투자비용은 1,479달러 /kw, 수명은 25년이고, 풍차의이용률은 23% 로가정한다. 이러한수치는 "Projected Costs of Generating Electricity 2015"(IEA/NEA, 2015) 를바탕으로했다. 96

96 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 그림 2.13 육상풍력의 IRR 의확률분포 ( 지원 & 미지원의경우 ) 이일련의가정하에도매가격만으로수익을얻는풍력발전기의 IRR은거의항상큰음수가된다 ( 그림 2.13). 높은가스가격과높은탄소가격시나리오의경우 IRR이경미하게양수가되는데, 이는대부분의투자자가프로젝트에조달하는자본비용을크게밑돌고있다. 이예시에는시장기반의투자는이루어질수없다. 투자를유인하기위해서는 IRR 이대부분의시간에서자본비용을상회하는수준에있도록 지원제도를통해수익을늘려줘야한다. FIT 같은고정수익제도는자본비용 ( 여기에서는건설및운영위험은고려하지않음 ) 에 IRR을정확하게설정할수있다. 이시뮬레이션의경우 FIT를 104US$/MWh로설정한경우의 IRR은 7% 가된다. 그러나이제도를사용하는경우에는그림 2.14의수직막대 ( 그래프는 0.3 에서잘려져있지만, 확률은 1임 ) 로표시된것처럼투자자는모든시장위험에서격리된다. 고정프리미엄 ( 투자프리미엄도동일한효과 ) 과같은보조금은 IRR을증가시키지만투자를시장가격위험에완전히노출시킨다. 보조금은대부분의시간에수익을확보하기위해서는충분히높아야한다. 이계산에서는 58US$/MWh의고정프리미엄은 90% 이상의확률에서 IRR 7% 이상을보장한다. 보조금을지급하는경우에대하여, 빨간색으로표시된수익률은낮은경우도있지만, IRR의확률분포는요구수익률 7% 보다높은 8.5% 정도이다. 97

97 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 2.14 육상풍력의 IRR 의확률분포 ( 지원제도별 ) 그러나탄소가격과가스가격이높고 VRE 보급률이낮은시나리오에서, 보조금의 IRR은약 10% 정도이다. 이러한수준의보상은해당투자에대한리스크가아주높다고생각되는경우에도그위험을감수할수있다. 이는정부가탄소가격을높이는정책을쓰면생길수있는시나리오이다. 조정프리미엄은도매전력가격에의존한다. 이계산으로는도매전력가격이 65US$/MWh의경우프리미엄이 55US$/MWh로설정되어있기때문에총수익은 115US$/MWh가된다. 시장위험은투자자와 50 대 50으로공유된다. 따라서예를들어도매가격이 25US$/MWh로떨어지면프리미엄은 (65-25)/2 = 20이증가되어 75US$/MWh되고총수익은경우 = 100US$/MWh로된다. 따라서투자자는시장가격변동위험에노출되어있다. 도매전력시장가격이높을경우프리미엄이감소함에따라 IRR의확률분포의폭은좁아진다. 그결과조정프리미엄제도는저탄소투자를전력시장에통합시키면서비록무위험수준은아니지만자본비용을낮추는데기여한다. 몬테카를로시뮬레이션에사용된모델가정의자세한내용은 IEA 의웹사이트 ( 에있다. 98

98 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 지원방법의설계 저탄소투자지원메커니즘을시행하는경우, 일부의설계요소는단기시장가격과다양한 기술의선택에영향을미치게된다. 제2.2절에서언급한바와같이저탄소발전기의도입은급전우선순위와기존발전기에도영향을미친다. 또한프리미엄의설계와그수준도저탄소발전기의입찰양상을변화시키고, 나아가단기시장가격에영향을미친다. 프리미엄을받기위해서자신의한계비용이하로입찰하는발전기때문에마이너스의시장가격이발생하고, 기존발전기의유연성부족으로더욱가중되는현상이일부전력시장에서경험되었다. 독일시장의경우는풍력과 PV를합해약 15% 의점유율에서마이너스가격이발생하는것은 2013년과 2014년에연간 64시간, 즉전체의 0.7% 로서매우드물게발생하였다. 정부에게또다른중요한문제는저탄소자원의도입속도를조절하는것이다. 많은국가에서는 PV의도입은비용이아직매우높은상태에서예상보다훨씬높은수준에도달하였다. 이는소비자에게는발전기의수명기간인 20년간높은비용을견뎌내야하는유산으로작용하기때문에, 많은나라에서갑작스런정책변경이나중단으로이어졌다. 독일에서는 2010년 ~2012년에연간 7 GW를도입하였지만정부의목표치는약절반이었다. 또한 FIT 의빈번한개정에도불구하고, 정부는때때로 PV 비용하락에보조를맞추는데실패하였고, 이는예상보다더많은용량이진입해목표치를초과하게되었고, 이는투자비에대해더많은보상을해야하는결과로이어졌다. 특히스페인, 이탈리아, 일본에서이런현상이발생하였다. 풍력및 PV 비용에대한정보비대칭을줄이기위해미국의전력회사와유럽의정부는신규건설에대해경쟁적인경매절차를도입하고있다. 이런경매제도는프랑스에서는 2004년부터바이오매스발전기에대해적용하고있고, 2012년최초의해상풍력발전프로젝트가경매에서 150유로 /MWh의가격에낙찰되었다. 2015년 4월독일에서 100kW~ 10MW 규모의육상 PV 발전기에대해최초의경매가진행됐다. 이경매에서보상수준은 84.8~94.3 유로 /MWh(96~106US$/MWh) 로결정되었다. 경매는투자단계에서최소비용의프로젝트를선택하도록하는경쟁압력을가함으로써재생에너지의보급량과속도그리고수반되는비용을더잘통제할수있도록해준다. 99

99 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그러나이상의논의는기술특정적인접근법을전제로하고있는데, 이는지원해야할특정한기술을정한상태에서, 탄소배출이 0이거나낮은기술을장려하는방법이다. 정책결정자는학습에의한비용절감, 최종소비자요금인하가능성, 전체전력계통에대한각기술의가치등을이유로특정기술을선택하는것이바람직한것이라고판단할수도있다. 이런맥락에서, 기술의최적조합을결정하는것은쉬운일이아니고, 이를위해서는전체전력계통에대한기술의가치를평가하는것이필수적이다. 경제적효율성의관점에서기술중립적인정책은최소비용의기술을선택하도록장려하여, 결과적으로최소비용으로의무를이행하도록하고, 특정기술을선택해야하는정치적인부담을덜수있다. 조정프리미엄의시행은다양한프로젝트가투자를위해필요로하는단위발전량당프리미엄을결정해야한다. 따라서프로젝트의시장가치가낮은경우에는도매시장수익이낮기때문에요구프리미엄은높을것이다. 이것은다양한저탄소기술사이에오로지비용만을기준으로하지않는경쟁을도입하는길을연다. 이경쟁을통해서다양한기술과프로젝트가전력계통에주는가치를확인할수있다. 예를들어, 어떤기술이균등화발전원가기준으로는풍력발전보다저렴할수있다. 그러나만약이기술이시장에서수익이적을경우다른프로젝트보다높은프리미엄을붙여입찰할필요가있으며이는그프로젝트가선택되어서는안된다는것을의미한다. 여름철수요가최대인전력계통에서의 PV의사례가이러한효과를나타내고있다. 100US$/MWh 의비용이드는 PV가 80US$/MWh 의평균시장보상밖에받지못하는경우 20US$/MWh 의프리미엄이필요하다. 85US$/MWh 걸리는육상풍력발전이시장에서 60US$/MWh 를받을경우 25US$/MWh 의프리미엄을필요로한다. 이예에서는풍력발전의 FIT는낮지만전력계통에대한풍력발전의가치는 PV보다낮은것이다. 필요한프리미엄의수준에관한기술간의경쟁의결과 PV에대한지원이더낮은수준에서도문제없다는것이명백해진다. 풍력발전은 PV보다낮은비용이지만비용과시장수익간의격차를벌충하기위해더높은프리미엄을필요로한다. 풍력과 PV 시장가치는도입되는전력계통에따라다르며, 점유율이증가하면하락하기때문에이러한고려사항은특히중요하다 ( 그림 2.12, Hirth 2013; Mills and Wiser 2012; NEA, 2012; IEA, 2014a). 다양한기술의시장가치가아닌전력계통상의가치요인을고려하는경매시스템의사례가 멕시코에서시행중이다. 이제도하에서발전기는기저가격으로입찰을하고, 이기저가격은 100

100 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 해당발전기가전력계통에 15년간발전량을제공하는가치를반영하여조정된다. 전력이가장가치를지니는장소와시간에전력을공급하는기술은입찰기저가격에더하여주어지는프리미엄을받는다. 이것은동일한경매에서다양한기술의비교를가능하게한다. 그러나기술의전력계통가치를계산하는문제는발전의다양한장소와시간에따라기저가격에더하여지급되는프리미엄의정확한값을결정하는것으로바뀌었다. 위험배분 위험의크기는고정이아니다. 위험의배분방법에따라위험을감수해야하는이해관계자에게위험을줄이는인센티브를주어위험의전반적인수준을줄일수있다. 일반적으로각위험 ( 표 2.1) 을줄일조치를취할수있는이해관계자에게프로젝트에관련된위험을배분하는것이가장효율적이다. 예를들어, 프로젝트의건설위험은프로젝트개발자가책임을짐으로써올바른설비제작사를선택하고프로젝트와그의건설을효과적으로관리하도록하는인센티브를줄것이다. 특히탄소가격은이런맥락에서의의가있다. 정부는투자자에비해탄소가격에서유래된규제리스크에대처하기에좋은입장에있다. 이관점에서탄소가격에따라지원수준을조절하는지원제도에서이위험은정부및소비자에게할당해야한다. 이경우정부는탄소가격설정규칙을변경할때, 이러한영향을고려할것으로기대된다. 투자자는이러한규제리스크에노출되면, 높은프리미엄을요구하고, 이는자본비용을불필요하게증가시킨다. 이와대조적으로, 탄소가격에따라프리미엄의수준을조정하는것은이것의본래책임자인정부에게그위험을할당하는것이당연할것이다. 그러나실제로는위험분석은복잡한작업이며다양한위험을분리하고독립적으로배분하는것은쉽지않다. 예를들어, 일반적으로탄소가격위험, 재생에너지보급, 화석연료와수요의위험은전부도매전력시장가격위험에영향을미치므로, 현실적이고논쟁의여지가없는방법으로이러한위험을개별적으로평가하는것은불가능하다. 예들들면, 현실적으로전력시장가격에대한탄소가격의영향을분리하는것은어렵지만, 만약그렇게한다면상황은단순한위험공유메커니즘으로환원된다. 101

101 전 력 시 장 의 리 파 워 링 결론 : 다수의유력한대안과함께탄소가격을넘어선지원정책이필요 이론적으로탄소가격은저탄소에너지도입의효과적인추진력이지만, 실제로는 2 시나리오목표를달성하기에필요한충분한신규저탄소발전용량을확보하기위해서는추가적인장기지원제도를개발하고시행해야한다. 여기에는고정가격제도, 위험공유제도, 시장수익에보조금을추가하는제도등이포함될수있다. 다양한지원제도는저탄소에너지투자를다양한위험수준에노출한다. 미래전력가격에대해높은불확실성을특징으로하는환경하에서관련된모든위험 ( 예를들어, 과도적인과잉설비에의한가격하락, 탄소가격의불확실성, 전력계통의유연성을유지할수있는방안에대한불투명성 ) 을저탄소발전사업자에게전가하는것은저탄소투자를방해하거나, 잠긴투자를열기위해서는높은자본비용의보상이필요해매우높은지원수준으로이어질수있다. 순수한시장기반의수익전망이더명확해질때까지는조정프리미엄제도등의지원메커니즘은과도기적위험을보상하고, 저탄소투자를본류로확산하기에적절한중간단계의지원정책이될수있다. 102

102 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 표 2.1 발전소프로젝트관련주요위험의배분과완화책 103

103 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 Greentech Media (2014), "SolarCity starts selling 'solar bonds'online to public investors -Offering-of-SolarBonds. Green, R. and T-O. Léautier (2015), Do costs fall faster than revenues? Dynamics of renewables entry into electricity markets, Working paper, Toulouse School of Economics, July Hirth, L. (2015), The market value of variable renewables: The effect of solar and wind power variability on their relative price, personnal communication. Heptonstall, P. et al. (2012), The cost of offshore wind: Understanding the past and projecting the future, Energy Policy, Vol. 41, pp IEA, (2015), Medium-Term Renewable Energy Market Report, OECD/IEA, Paris. IEA (2014a), The power of transformation: Wind, sun and the economics of flexible power systems, OECD/IEA, Paris. IEA (2014b), Attracting finance for low-carbon generation, in Energy Technology Perspectives 2014, OECD/IEA, Paris. IEA (2012), Developing a natural gas trading hub in Asia, AsianGasHub_WEB.pdf, OECD/IEA, Paris. IEA/NEA (Nuclear Energy Agency) (2015), Projected Costs of Generating Electricity, 2015 Edition, OECD/IEA, Paris. 104

104 제 2 장 저 탄 소 발 전 에 투 자 Magritte Group (2015), Magritte group call for more convergence and integration in European Energy Policy, vergenceand-integration-in-european-energy-policy.pdf. Mills A. and R. Wiser (2012), Changes in the economic value of variable generation at high penetration levels: A pilot case study of California, Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, NEA (Nuclear Energy Agency) (2012), Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems, OECD Publishing, Paris, Newbery, D.M. (2012), Reforming competitive electricity markets to meet environmental targets, Economics of Energy and Environmental Policy, Vol. 1, No. 1, pp OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development) (2015a), Aligning Policies for the Transition to a Low-Carbon Economy, OECD Publishing, Paris. OECD (2015b), Mapping channels to mobilise institutional investment in sustainable energy, OECD report to G20 finance ministers and central bank governors, Paris, utional-investment-in-sustainableenergy.pdf. The World Bank (2015), carbon pricing is expanding: Initiatives now valued at nearly $50 billion billion. 105

105 제 3 장 단 기 시 장 요약 풍력발전과태양광발전 (PV) 의도입으로계통운영자는새로운운영요구조건을충족시켜야한다. 재생에너지발전은바람과햇빛이없을때는전력수요를충족시키는데기여할수없고, 풍부할때는과잉발전으로이어질수있기때문에이들의변동성과예측오차를관리해야하는것이중요하다. 기존시장설계는두범주에속한다. 세분화의정도가높은시장은미국의지점별한계가격 (LMP) 과같이송전망제약과한계발전비용에대한세분화된시간별, 지점별가격정보를제공한다. 세분화의정도가낮은시장은유럽에서발달했으며, 비집중식이며국경간의전력거래를성공적으로촉진하였다. 탈탄소전력시스템의수급변동성이더커짐에따라계통운영자는실제한계발전비용에부합하는시장가격이형성되도록해야한다. 시장설계는전력망의물리적실재를세분화의정도가높게표현할필요가있다. 단기시장은개선되어야하는데, 당일시장과실시간시장은다음원칙에따라개선될수있을것이다. 즉혼잡가격을더정확하게반영할수있도록지리적으로세분화의정도가높인다. 수급균형에사용되는모든실시간에너지에대해서는한계비용을반영하기위해균일가격을사용한다. 수시예측을반영하고, 실시간의몇시간전까지계속적으로가격을갱신한다. 단기시장에서가격기능을향상함으로써분산형자원이전력시스템의필요에어떻게기여하고, 복잡한대규모전력시스템간의조정에협조해야하는지를파악할수있다. 이러한개선은기존시장기반위에구축될수있는데, 기존시장을당일시장으로확대하고, 정보를보다투명하게제공할수있다. 본장에서는탈탄소전력시스템의안정적이고효율적인운영을확보하기위해필요한전력시 장설계에주목한다. 안정적인전력공급은현대의기술중심경제에필수적이나새로운기술 106

106 제 3 장 단 기 시 장 도입과탈탄소화정책으로인해전력시장의미래가불안정해지고있다. 일부시장은이미송전수준에서의전력시스템운영의물리적실재를반영하기위해정교한 제도를실시하고있지만, 다른시장은물리적실재를지나치게단순화한모델에기반하고있는 데이는기존시장구조개편시점에송전혼잡이낮았기때문이다. 그러나빠른속도로증가하고있는날씨에좌우되는분산형발전량을수용하기위해선기존 시장제도에다음과같은개선점이필요하다. 첫째, 저탄소전력시스템은분산화되는경향이있다. 육상풍력과 PV 는중압혹은저압수 준, 어떤경우는계량기후단에접속된다. 계통운영자는특히수급이빠듯한기간에이러한자 원을직접또는간접적으로제어할필요가있다. 둘째, 풍력과 PV의출력은날씨에의존하기때문에전력시스템이필요로할때공급할수없는제약이있다. 그출력은일사량 (PV) 과기상패턴에의해크게변동하여비교적큰변화를보일수있으며, 전력시스템과조류에대한예측오차를야기한다. 변동성증가와예측력감소로인해계통운영자는전력시스템의안정운영을확보하기더어려워진다. 셋째, 저탄소전력은이미연계되어안전성과신뢰도측면에서상호의존하는대규모광역전력시스템으로통합된다. 이결과한편으로는시장의범위가확장되어재생에너지의변동성을평활화하고예측오차감소에기여하고, 다른한편으로는밸런싱지역이나국가간의전력의융통으로인해서전력조류가불안정해지며, 이는전력시스템의안정운영을더어렵게한다. 이러한문제는국제에너지기구 (IEA) 가출판한 The Power of Transformation (IEA, 2014) 에서기술과비용의관점에서분석되었지만, 이장에서는새로운에너지패러다임에필요 한운영상의안정성과유연성을제공하기위한단기시장의설계에초점을둔다. 본장제3.1절에서는출력이변동하는분산형전원의점유율이높은전력시스템에서필요로하는새로운운영요건에대해논의한다. 제3.2절에서는단기시장설계를보다상세하게설명하고출력이변동하는재생에너지 (VRE) 의점유율이높은상황에서전력시스템을안정적으로운영하기위한능력에대해분석한다. 107

107 전 력 시 장 의 리 파 워 링 3.1 변동출력의대규모분산자원도입에따른새로운운영요건 : 유연성증대 NREL(2015), PJM(2014), IEA(2014) 등여러기술적연구에의해출력이변동하는재생에너지를받아들이는데필요한유연성이다각도에서상세하게분석되었다. 연구결론은점유율이높은풍력과 PV를수용하는것은기술적으로가능하다는것이며, 이는실제로여러전력시스템에서경험으로확인되었다. 이절에서는효율적인시장설계를위한주요요구사항과운영상의문제를검토하고자한다. 전력시스템은기존의집중형발전의기술적특성을활용하여발전해왔다. 규모의경제는오 랫동안전력산업의금과옥조이었지만육상풍력과 PV 로대표되는분산형자원의열기는전력 부문에서새로운패러다임을제시한다. 전체설비가재생에너지도입과발을맞춰조화롭게개선된다면저탄소화비용을낮출수있을것이다.(IEA, 2014). 하지만설비의긴수명기간을고려할때, 기반설비는적응속도가완만하여, 저탄소전력의급속한도입에뒤쳐질수있다. 몇 GW 규모의태양광이나풍력발전은 1년이내에계통에진입할수있지만, 통상적으로전력시스템은이러한급속한자원을수용하도록설계되지않았다. 전력시스템은재생에너지의진입속도에맞춰변화될수없기에전력시스템의운영이어려운것이다. 대부분기존발전기는 20~40년전에건설되어그용량의절반은기저부하로서가동하도록설계되었기때문에풍력발전이나 PV의출력변동에추종할수없다. 경제협력개발기구 (OECD) 회원국의기존설비용량의 55% 는 2030년에도여전히가동될것이다. 그러나보다길게보면 2050년까지대부분노후인프라를교체할필요가있다. 이는전력부문을효율적으로변화시킬수있는기회를의미한다. 단기시장의설계를저탄소발전으로전환하기위해서는여러운영상의문제 ( 예를들어, 분산형발전전력의제어성, 단기자원적정성, 과잉발전, 출력증감발에대한요구사항, 예측오차, 송배전망혼잡 ) 를해결해야한다. 이러한도전요인을검토한결과, 전력시스템이효율적이고안정적으로기능하기위해서는단기시장이실시간운영수시간전까지큰조정을수용할수있어야한다는결론에이른다. 108

108 제 3 장 단 기 시 장 글상자 3.1 전력시스템의기술적 ž 경제적특성 : 물리법칙과자산의장기성 재생에너지의대규모보급은전력시스템이이를감당할수있는수준까지발전했는지와무관 하게실현될수있다. 전력시스템관리에있어두물리적특성을주의할필요가있다. 첫째는교류전기는수요와공급이목표수준의주파수 (50Hz 또는 60Hz) 를유지하도록초단위로수급균형을유지해야한다. 둘째, 전기는물리법칙 ( 키르히호프의전기회로법칙 ) 에따라전력망을통해흐르고, 물리적법칙에의해정해진한도내에서만제어될수있다. 현대식제어설비의도움이없이는전기흐름을효과적으로제어할수없다. 전력시장설계는이러한물리적실재를반영할필요가있다. 또다른두가지물리적특성이오랫동안전력시장을대표하였지만, 지금은이로인한제한성이낮아졌다. 첫째, 전력수요는전통적으로가격에대한탄력성이매우낮았고당분간은이특성이유지될것으로생각되지만, 향후정보기술에의해가능해진수요반응 (DR) 은수요탄력성을향상시킬것이다. 둘째, 전기저장비용은여전히비싸지만, 새로운기술에의해전지에대한비용은계속감소하고있다. DR 및전력저장가능성은전력시장의설계를크게변화시키고전력은가스또는다른상품과동일하게될가능성이있다 ( 제2장과제6장참조 ). 이러한네가지특징 ( 실시간수요와공급의일치, 키르히호프법칙, 비탄력적수요, 고가의전력저장 ) 에서기인한운영상의과제는새삼스러운것이아니다. 전력시스템운영은수요예측오차, 발전기나송전선의고장등에도대비해야한다. 또한자류식수력발전도출력이변동한다. 풍력과 PV의점유율이매우높은경우, 변동성과비예측성은수력발전의경우보다크며, 기존운영상과제에추가적인문제를야기한다. 배전망은부하패턴에따라설계되었고분산형발전을수용하기위해설계되지는않았다. 하지만배전망에대한투자는매우고가이며기존케이블과전선을최대한활용할필요가있다. 송전선의신규건설은잘해도 5년, 인근주민등의심각한반대에직면할경우에는보통 10 년에서 20년이걸린다. 그결과송전망은필요에적절하게대응하지못하는경향이있고송전혼잡이나전압문제가더빈발할것으로예상된다. 출력이변동하는분산형발전의보급률이높은저탄소체제로급속한전환은운영상의많은제약에직면할가능성이있다. 109

109 전 력 시 장 의 리 파 워 링 분산형발전의예측과제어능력 출력이변동하는분산형발전의주요운영요건은실시간가시성, 예측성, 그리고제어력이다. 보급률이낮은단계에서는출력이변동하는분산형발전은큰운영상의제약없이항상전력시스템에수용되었고, 풍력과 PV는송전망으로부터공급되는에너지를줄일뿐이다. 정확하게예측하는것 ( 실시간에적절한측정이필요하다 ) 을제외하고는절차를별도로바꿀필요는적다. 재생에너지의우선급전은문제없이처리할수있고, 분산형자원의출력을조절할필요가없다. 그림 3.1에보이는바와같이풍력과태양광은짧은시간에출력이집중되는경향으로인해, 풍력과 PV의점유율이증가함에따라전력망에제약을초래한다. 풍력과 PV로부터출력이동시에발생함으로해서배전망과송전망에국지적으로취약개소 ( 전압또는열적제약 ) 가발생한다. 따라서분산형발전의출력제어는전력시스템안전도에중요하다. 스마트기술은 1kW 이하부하를원격제어할수있도록해주었는데, 이는몇 kw 급발전기 를충분히제어할수있다는것을의미한다. 따라서충분한양의분산형발전기에양방향통신 시스템을구비하여원격제어를가능하게하는것이중요하다. 그림 년독일의풍력과 PV 의부하지속곡선 110

110 제 3 장 단 기 시 장 재생에너지의출력을부분적으로억제하는것이송전망인프라를재정비하는것보다비용효과적일경우가많다. 분산형발전의출력억제는풍력과 PV 접속용량을크게증가시켜그보급을가속할수있다. 독일배전사업자 EWE Netz의연구에따르면, PV에서발생한에너지의 5% 를동적으로억제함으로써새로운송전망투자없이접속용량이약 225% 증가했다 (EWE Netz 2015). 프로젝트개발자에게는쉽게이해가되지않을수있는부분이지만, 출력억제는전체비용을줄일뿐아니라풍력발전과 PV의보급을가속화할수있다. 급전가능발전기의필요성 풍력과 PV 의가용여부에관계없이수요와공급의균형을위해선충분한발전설비가필요하 다. 이설비는전력시스템이필요시이용가능해야하고때로는매우촉박한급전지시에도대응 해야하며, 신속하게출력을올릴수있어야한다. 발전기의출력증감발과기동ž정지의빈도도늘어날것으로예상된다. 예를들어, PV의점유율이높은전력시스템에서중간부하담당전원의기동정지는하루에한번이아니라두번이될것이다. 즉아침수요가증가할때가동해일조가강한시간대에는운전을정지한후, 저녁부하에운전을재개한후다시야간에정지하는것처럼. 이렇게운전하면기동비용이증가하고발전기의기술적수명이줄어들것이다. 특정운영조건은해당전력시스템의특성에달려있다. 하계첨두수요가있는전력시스템에서최대수요는냉방이이루어지는낮에발생하므로 PV는수요를낮춤으로써전력시스템의필요에기여한다. 반대로동계첨두수요가있는전력시스템에서최대수요는전혀햇빛이없는야간에발생한다. 따라서풍력발전과 PV의용량이증가할수록자원적정성에대한기여도가낮아진다. 그결과전통적인설비는여전히필요하지만, 부하율과이용률은감소할것이다. 저탄소전환기에전통적설비의부하율하락은전통설비와신규설비모두에게문제가된다. 특히중간부하전원 ( 예를들어, 유럽의가스화력 ) 은저탄소로전환과정에시장에서퇴장될것으로보인다. 이는주로많은나라에서설비가과잉되고, 수요가감소한결과지만, 이보고서에서검토된야심찬기후정책하에서는과잉설비를해소한경우에도전통적인발전기이용률이낮아질것이다. 이용률저하로인해서당초기저부하로설계된발전기는투자비용을제대로회수할수없게된다. 111

111 전 력 시 장 의 리 파 워 링 과잉설비가넘치면오래된발전기는폐지되고, 더새로운발전기는휴지보전상태가될것이다. 전력회사에서신규발전기의이설을검토하기도했지만, 이는비경제적인것으로전망되어실제사례는매우드물다. 노후화되어오염물질을더많이배출하는발전기를폐지하는것은예상가능한탈탄소화과정의결과이다. 수년간휴지보전된발전기는과잉설비를줄이는역할을하고, 이런발전기는전력시스템이필요로하면운전이가능한상태로신속히복귀할수있다. 발전기휴지보전의경제성은복잡하다. 발전기재가동을위해서는직원을유지할필요가있으며 30달러 /kwž년의전형적인유지관리비를상정하더라도기존발전기는상대적으로낮은전력가격에서도운전을지속할수있다 (IEA/NEA, 2015). 제4장자원적정성에서논의하는바와같이첨두부하또는중간부하설비의투자에대한인센티브를주는것은또다른문제이다. 과잉발전 과잉발전은낮은수요시간대 ( 예를들면, 공휴일및극한대지역의여름 ) 에풍력과 PV의출력이높은경우에발생할수있다. 그림 3.2는캘리포니아 ISO가모델링한 2024년봄의하루를보여주고있다. 낮에 PV 발전에따라순수요는 5GW까지감소하고, 그값은이그림에서열병합발전 13), 원자력발전, 지열발전, 소규모재생에너지의출력을합한것보다작다. 과잉발전은비용이매우낮거나 0인전력이수요를초과하는것을의미한다. 그림 3.2 캘리포니아 ISO 의장기수급전망시나리오 2024 년 3 월 24 일 출 처 : CAISO, ) Co-generation 은열병합복합발전을가리킨다. 112

112 제 3 장 단 기 시 장 과잉발전의시간대에서는이러한저비용전원의출력을억제할필요가있다. 실제계통운영자는특히시장이이러한운영상의제약을반영하지않는경우에는풍력과 PV의출력을억제하는이유를전력시스템의안전도때문이라고말한다. 원리적으로는그런시간대의시장가격이매우낮거나음수가될수있고, 발전기는출력을삭감하는것을선택할수있다. 순수한기술적요건이외에도예를들면, 우선급전원칙이나열병합발전기의출력기반보상과같은계약상조건으로인해서전력시스템운영이경직되기도한다. 마지막에진입한전원인풍력과 PV를출력제한하도록하는것이실용적인기술적해결책이지만, 이렇게하면최소비용에맞출수없게된다. 효율적인전력시스템운영에서는과잉발전이있을때에도연료비뿐만아니라발전기의기동비용, 출력증감발률, 최저전력, 기타기술적특성을고려하면서수급을일치시킬필요가있다. 최적화를위해계통운영자는각각의비용을비교하면서다양한기술을사용하는다수의분산전원을고려하는것이필요하다. 분산형전원과저장시설의숫자가증가하면계통운영자는더이상모든정보를통합관리할수없다. 시장가격은분산화된조율을위한수단으로서중요한역할을한다. 출력증감발률요건 수요변동성의영향은풍력과 PV의변동성과겹쳐서전력시스템의불안정성을가중시킨다. 예를들어, 한국가에서사람들이깨어나조명이나난방을켜고, 일을시작하는아침시간에는전력수요가한시간에 10% 씩증가할수있다. 예를들어프랑스에서는 2012년 3월 22일 5시 15분부터 7시 45분사이에수요는 52GW에서 64GW로증가했다. 이러한변화가풍력발전의출력감소와동시에발생하는경우전통적인발전설비는수요에의해발생하는변화보다큰변동을보상하여야한다. 전력시스템의변동성은시간당 MW 단위로표시되는순부하 ( 수요에서풍력과 PV의출력을뺀나머지값 ) 의변동률로표시된다. 그림3.2는저녁시간대에해가져서 PV의발전은급감했지만사람들은여전히근무중이어서조명을밝힌상태이기때문에, 캘리포니아가씨름해야할출력의급증이필요한상황을보여준다. 하나의근본적인문제는계통운영자가 5GW에서 20GW 이상으로 400% 순부하변화에직면하면기존전원은매우낮은출력에서출력을증가 113

113 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시켜야한다. 그러므로전력시스템운영상의새로운도전은낮은출력에서출력을급격히증가시키는능력이다. 기술적인관점에서는급출력증감발을충족시킬다양한해결책을활용할수있다. 예를들면, 유연성발전설비, 지리적범위확장에따른변동성의완충, 수요반응이나에너지저장, 그리고재생에너지발전기자체의출력을조정하는것등이다. 특히일몰이나바람이그치기직전에풍력혹은 PV 출력을조절하거나감소시킬수있다. 이와같은재생에너지의출력제어는신뢰도높은전력시스템운영에도움이되는것으로입증되었다 (Smith et al., 2010). 예측가능성과예측오차 풍력과 PV의불확실성은수요의불확실성보다크거나적어도동등한수준이다.( 그림 3.3). 예측정확도는향상되고있으며, 예측프로그램을개발하는회사는 24시간전에 5% 이내의예측오차율을달성할수있다고한다. 기상예보정보를일원화하면넓은지리적영역에걸친집합적인예측의불확실성은감소한다. 그러나배전망수준에서예측오차는높은상태이다. 신뢰도관점에서, 매우드문경우지만극단적인현상의가능성에대해서도분석이필요하다. 극단적인예측오차의확률은기동정지계획이나운영의다양한단계에서전력시스템에서유지해야할송전선의마진과예비력의크기를결정한다. 또한너무강한바람으로풍력발전기가자신의필요에의해자동으로탈락되는경우는전력시스템의안정운영에심각한위험을제기한다. 스페인 REE(Red Eléctrica de España) 는 10GW의풍력발전을위해추가 500MW의예비력이필요하다고추정했다. 마찬가지로독일의에너지기관 DENA는 36GW의풍력발전을위해 3GW의예비력을추가해야할것으로예상했다 (DENA, 2010). 풍력및 PV에의해서가해진전력시스템운영에대한새로운기술요건은시장설계에중요한의미가있다. 일반적으로전력시스템이더불안정할경우는실시간운영수시간전에도발전계획을더자주조정하는것이유용하다. 운영범위가지리적으로확장됨에따라변동성이완화될수있다. 114

114 제 3 장 단 기 시 장 그림 년독일의실시간 24 시간전다양한인자의예측오차 참 고 : 오 차 의 90% 는 상 자 의 범 위 내 에 있 다. 직 선 의 양 끝 은 오 차 의 최 대 / 최 솟 값 을 의 미 한 다. 예 를 들 어, 부 하 의 경 우 실 제 부 하 는 5% 의 시 간 수 에 서 2.83GW 이 상 의 양 (+) 의 예 측 오 차 가 발 생 하 였 다. 출 처 : EEX-transparency ENSO-E 데 이 터 에 근 송배전망의혼잡 재생에너지가주도하는급속한탈탄소화는송전과배전모두에서혼잡이발생할가능성이증가한다는것을의미한다. 계통운영자는변동성은높아지고조류의예측성은하락한전력시스템을관리하면서운영의안정성을확보해야한다. 기존인프라를효율적으로사용할수없다면, 탈탄소화의비용은극적으로증가할것이다. 송전과연계 저탄소전원이분산형이라는사실에도불구하고저탄소체제로전환은배전과송전을포함한전체전력망에서의혼잡을야기할것이다. 오랜역사를가진기존송배전망과신설탈탄소전원위치가서로어울리지않기때문이다. 또한가공송전선에대한강한반대와지중송전선의높은비용은송배전망을확충하는데제약이된다. 신설저탄소전원은폐지되는고탄소배출전원과동일한위치에건설되는것은아니다. 역사 적으로는수직통합전력회사에의해대규모집중형전원과송전선이조화될수있도록계획적 으로설치되기때문에전력회사의공급영역내에서송전혼잡은낮은수준이었다. 115

115 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이러한송배전망과자원의협력은구조개편된규제환경에서더욱어려워졌다. 접속요금및탁송요금이일반적으로발전기건설위치에영향을미칠만큼의중요한지리적요소로작용하기않기때문에, 발전과송전의분할은발전기를송전선과관계없이유리한장소에설치하게됨을의미한다. 신설가스화력발전기는기존부지나소비지에가까운위치에건설할수있는반면, 풍력및 PV는대부분장거리송전을필요로한다. 광역수급균형지역에서는 VRE 전원의효율적인통합이가능하여수요변동이완화될수있다. 또한대수 ( 大數 ) 의법칙에따라대규모전력시스템에서는집합화에의해예측오차를줄일수있다. 풍력과 PV를광역규모에서통합하면전력조류는제어구역간에, 날짜에따라, 시간에따라크게변동한다. 송전인프라건설이용이하고비용이싼경우라할지라도, 상시송전제약이없도록송전선을건설하는것, 특히연간몇시간만사용되는극단적인상황에대응하기위한경우는비용이너무많이든다. 즉최소비용으로송전혼잡을해소한다는것은실제송전망의혼잡을어느정도허용한다는것을의미한다 ( 제7장참조 ). 또한 PV의건설은 1년, 육상풍력발전은 2년 ( 허가절차에따라그이상 ) 정도가필요하다. 새로운송전선의건설기간은종종 10년을넘는다. 건설과정이계획대로진행되어도, 송전망을준공하기전에풍력발전기가준공되는경우가많다. 이경우풍력발전기는처음몇연간은출력을제한해야할것이다. 마지막으로대규모신설가공송전선에대한지역단체의반대또한고려되어야한다. 지역단체의반대논리는새로운송전선이건강과자연경관에영향을준다는것이다. 기술적장애물로는지중선에의한직류송전은가능하지만, 이는가공송전선보다 4~5배비싸송전혼잡을완화하기위해대규모로건설할수없다는점이다. 배전 배전망도점점혼잡해질것이다. 잘알려져있는것과는달리 PV나풍력발전등의분산형발전이도입되어도배전망이사라지게되는일은없을것이다. 오히려도입이일정수준을초과하면대량의분산형 PV는배전망의양방향전력조류를필요로하며, 배전망의전압제약이나열제약을유발한다. 배전망을지중화하는경우는특히그길이나관련토목공사에의해배전망비용이높아진 116

116 제 3 장 단 기 시 장 다. 배전망비용은전력부문의총투자액의 40% 에이른다 ( 제8장참조 ). 새로운옥상 PV가설치될때마다, 배전망을보강하는것은비용이너무높다. 그러므로분산형발전을고려하여계획기준을미래의요구에맞추도록하는것이중요하다. 또한맑은여름날발전이과잉될경우, 발전량의마지막 1kWh까지전력망에서수용해야하는것은비경제적이다. 배전망의혼잡문제는분산형전원을활용하되필요시는 PV나풍력발전의출력을차단하고, 백업전원인가스화력과석유화력, 수요반응, 분산전력저장장치등을활용하여관리할필요가있다. 기타기술적과제 탈탄소시나리오의다른기술적측면인전력시스템의관성, 전압제어, 공통모드고장 (common mode failure) 이나광역정전복구기능도신중하게분석할필요가있다 (O'Malley, 2015). 이러한중요한기술적인사항들이안정운영에무시할수없는위험이되지않도록하기위해서는이들을과소평가해서는안된다. 그러나시장제도를통해서이러한기술적인문제를어느정도까지해결할수있을지는명확하지않다. 대안으로기술적인규제나접속계약조건등을통해서전력시스템의안정운영을확보할필요가있다. 결과 : 운영직전몇시간전까지조정을강화 기상조건에따라출력이변동하는전원에의한송배전망의혼잡이증가함에따라실시간효율적인전력시스템운영과안전도유지가보다중요해질것이며이점에서기존시장제도의여러요소에대한개선이필요하다. 기존전력시스템은하루전의예측에근거해운영되며, 이어지는 24시간에약간의편차를관리하는것을전제로한다. 출력이변동하는재생에너지의도입에따라향후전력시스템은더많은조정이실시간직전의몇시간, 즉실제운영의 3~12 시간전에실시간조정을필요로한다. 더동적으로된전력시스템에서는출력의변동과전력망의혼잡을완화하기위해발전기의출력증감발의빈도를증가해야하며, 더가팔라지며, 긴박한지시에의한기동이가능해야한다. 이런맥락에서향후시장제도개선에서는이러한기술적인현실을반영해비집중적시장제도가시스템안정도를훼손하지않고달성가능한목표를정의해야한다. 117

117 전 력 시 장 의 리 파 워 링 3.2 시장설계의세분화정도 이절에서는 VRE 비중이높은저탄소전력시스템의모범사례를찾아내기위해기존전력시장제도에대해서설명하고자한다. 향후 OECD 국가전력시스템탈탄소화가예상됨에따라서로유사한물리적도전에직면할것이다. 한가지대책이모두에들어맞게할수는없지만, 공동으로직면한과제를해결하기위해서는다양한시장에가장효과적인공통규칙을찾아낼수는있을것이다. 시장설계 : 높은수준의세분화대낮은수준의세분화 전력시스템의효율적인운영을위해서는전력시스템의제약을고려하면서부하를충족하기위해가장저렴한비용의발전기를사용하는것이필요하다. 더기술적으로는전력시스템의주파수를 50Hz 또는 60Hz로유지해야하고, 또한송전선이갑자기차단된경우에도안정적으로전력을공급할수있도록전력조류를일정한허용범위내로제한해야한다. 구조개편이된전력시스템에서이러한역할은계통운영자의책임이다. 전력을공급하는비용은일반적으로위치에따라분단위로변한다. 예를들면, 이를이해하기위해소비자가정오에에어컨스위치를넣는것을생각하자. 이소비자가타소비자들이 PV 를많이설치한중압송전선에접속된경우에어컨에의한전력사용량의증분비용은매우낮고, 만약발전이과잉상태라면아마도 0 또는마이너스가될것이다. 반대로만약 PV가거의설치되지않고, 바람이없고기온이높은날에소비자가에어컨을켜게되면이때의증분비용은훨씬높을것이다. 이에어컨이필요한전기를공급하기위해 300달러 /MWh의한계비용을가진값비싼석유화력발전기가가동되어야하기때문이다. 만약더이상의발전기가없다면계통운영자는소비자의요구를충족하기위해산업체고객의부하를강제로감축해야되는상황으로몰리고, 이에대해 1,000달러 /MWh 또는그이상의가격으로보상해야할것이다. 전력시스템의운영은최종적으로는물리법칙에따르지만, 이런종류의운영상문제를해결 하는방법은전력시장의설계에따라상당히달라진다. 118

118 제 3 장 단 기 시 장 기존시장은도입당시에가장두드러진현안을해결하도록설계되었다. 미국에서는북동부의 PJM 등의지역송전기관 (RTO) 의첫번째목적은연계가부족한소규모제어지역간의조율을확실히하는것이며, 유럽에서는각국의대규모제어지역간의국경을초월한전력거래를가능하게하는것이었다. 이러한사정등으로인해시장설계에큰차이있음은놀랄일이아니다. 일부시장에서는세분화정도가낮은단순한시장설계를채택했다. 즉기본적인전력시스템의물리적특성은거의반영되지않고, 계통운영자가처리하도록남겨둔다. 다른시장에서는전력시스템의물리적실재를시장가격의결정에반영하도록세분화정도가높은시장설계를채택했다. 여기서말하는세분화정도는지리적세분화 ( 모선가격대광역가격 ) 와시간적세분화 (5 분단위실시간가격은현시장에서최대로세분화된가격이다 ) 를가리킨다. 또한세분화의개념은당일시장에서시장정보의품질을포함한다. 세분화정도가높은시장설계는미국약절반의주 ( 州 ) 에서시행되고표 3.1 에나타낸바와 같이전력시스템을여전히간략하기는하지만, 훨씬더상세하게표현하고있다. 이시장설계 는시장참여자에게는더복잡하고까다롭다. 표 3.1 시장운영의기술적세분화정도 높은수준의세분화 낮은수준의세분화 중간수준의세분화 ( 낮은지리적세분화, 높은시간적세분화 ) 시장의예시 PJM 독일호주 전력시장플랫폼시스템운영자전력거래소전력거래소 입찰정보발전기, 복합입찰포트폴리오, 통합입찰발전기 지리적세분화지점별단일가격 ( 국가전체 ) 지역적 초기시장실시간시장하루전시장실시간 실시간밸런싱가격단일한계가격비대칭적가격단일한계가격 급전지시간격 5 분 15 분이상 5 분 운영예비력에너지와동시최적화개별시장개별시장 세분화정도가낮은시장설계는유럽에서볼수있다. 전력가격은실제전력시스템의경제적인상황을개략적으로표현한다. 세분화정도가낮은전력시스템의가장큰장점은단순함에있으며, 이는유럽에서하루전시장에서전력의국가간거래를촉진하도록전력시장에경쟁을도입했던 1990년대에적합한제도였다. 119

119 전 력 시 장 의 리 파 워 링 세분화정도가높은시장설계 세분화정도가높은전력시장은실제전력시스템운영상태를경제적으로정확하게모사하고자한다. 이를위해계통운영자는시장운영시스템 (MMS: Market Management System) 이라는소프트웨어를사용하여입찰이수집되는시장플랫폼을관리한다. 예를들어 PJM은 Alstom Grid가개발한 e-terramarket 라는소프트웨어를사용하고있다. 각발전기는변동비, 기동비, 최소가동시간과같은복잡한자료를포함하여입찰한다. 또한계통운영자는각발전기의기동소요시간과출력증감발률을고려한다. 계통운영자는시장운영시스템소프트웨어를사용하여안전도제약을고려한최소비용급전 (LCSCD: Least Cost Security Constrained Dispatch) 계획을수립하고, 이결과에따라서실시간의시간별가격이달라진다. 예를들어 PJM은 10,000개이상의가격모선이 12개의입찰허브로재구성된다. 중앙집중식알고리즘은방대한양의정보를적용하여각모선별 5분단위전력가격을계산한다. 세분화정도가높은시장설계의중요한시장분야는실시간시장이다. 예를들어 PJM은전력시스템의실제상황에따라 5분단위로지점별한계가격 (LMP: Locational Marginal Price) 을산출하고, 10분이내에 PJM의웹사이트에게시해시장참여자가알수있게한다. 구매자와판매자사이의거래는시간단위로정산되고, 청구서는일주일단위로시장참여자에게발행된다. 실시간가격은특정지점에서추가 1MW를공급하기위한비용을시장참여자에게알려준다. 이가격의계산에서는전력시스템제약을고려하면서, 공급비용이최소가되는발전기의조합을찾아낸다. 지점별한계가격결정에서전력시스템의운영상황과전력조류를반영함으로써전력망의효율적인사용을촉진하고, 신뢰성을향상시킬수있다. (PJM, 2015) 글상자 3.2 모선가격방식을채택한하루전시장 - 미국의사례연구 경쟁적도매전력시장이도입된미국의지역에서 ISO와 RTO는하루전시장과실시간시장을개설하고있다. 연방에너지규제위원회 (FERC) 에따르면거래의 95% 는하루전시장에서결정되고, 나머지 5% 는실시간시장에서이루어진다. 실시간시장에서는 5분단위가격이결정되고, 정산은시간단위로이루어진다. 120

120 제 3 장 단 기 시 장 다양한물리적 ( 즉, 선도 ), 금융적 ( 즉, 선물 ) 상품이시장에서취급된다. 전력의거래는다양한형태가있는데, ISO의물리적거래뿐만아니라쌍무계약을통한거래도있으며, 또한뉴욕상품거래소 (NYMEX) 나대륙간거래소 (ICE) 를통한거래도종종이루어진다. 통상거래소를통한거래는장기상품이다. ISO/RTO 는또한물리적발전자산을가지고있지않은경우에도재무적거래자가하루전시장에금융참가 ( 거래 ) 를할수있는가상입찰을제공한다. 구체적인예로 PJM은하루전시장과실시간시장의에너지시장, 보조서비스시장, 용량시장, 재무적송전권 (FTR: Financial Transmission Right) 시장을가지고있다. FTR은송전혼잡비용을회피하는계약이다. FTR 소유자는특정송전선의송전혼잡비용을지급받으며 FTR 은일반적으로경매를통해배분된다. PJM에서는송전권경매수익권리 (ARR: Auction Revenue Right) 가소매사업자 (LSE: Load Serving Entity) 에게주어진다. 소매사업자는 FTR 경매에서거둔수익을취하거나 ARR을 FTR로전환할수있는권리가있다. 또한 FTR은매우적은양이지만쌍방시장에서거래되기도한다. PJM의에너지가격은모선에따라정해지는 ( 송전혼잡이가격에포함된 ) LMP를채택하고있기때문에, FTR 시장은시장설계의매우중요한요소이다. PJM 의전력시스템은 20 개송전망제어영역 (zone) 에걸친 10,000 개이상의가격모선이있 다. 전력거래는개별모선, 여러모선의집합, 수백개의모선을포함한 12 개허브, 다른제어 지역과사이에전력을인출 ž 인입하는 17 개의연계지점에서가능하다. 미국의 PJM과다른전력시장의거래는하루전시장에서청산이되고, 하루전과실시간가격이서로수렴되도록한다. 특히, 가상입찰시장에서거래자는하루전시장에증분입찰 (INC), 감소입찰 (DEC) 또는혼잡완화거래 (UTC) 를제안할수있으며, INC는발전기입찰을, DEC 는수요입찰을모사하며, 시장청산시이들이포함된다. UTC는전력시스템내의두점사이의혼잡과손실을사는것이다. 이러한입찰은하루전시장의발전계획 ( 기동정지및출력할당 ) 과가격결정에영향을미친다. 모선가격제도는실시간시장에서발전력의조정, 변동성자원과 DR의효율적인활용, 그리고특정발전기에의한시장지배력의제한을도모할수있다. 121

121 전 력 시 장 의 리 파 워 링 PJM 하루전시장은선도시장이며거기에서는발전측이입찰한에너지양, 소비측이필요로하는에너지양, 그리고구매자와판매자의쌍방간에사전에약정된거래를반영하여다음날시간별, 지점별한계가격이산출된다. 하루전시장가격은선물가격이라는점을이해하는것이중요하다. 그림 3.4는하루전과실시간시장사이의연결을나타낸다. 일련의단시간시장의단순화된예시에서수요와발전의예측오차가작으면실시간시장과하루전시장의가격이동일한것은명확하다. 실제로는수요예측오차외에도, 수급균형을위한발전기가소수이고, 이발전기는비용이높은경향이있다는사실을감안해야한다. 실시간직전에변동이생기면비용이더높을수있지만, 하루전시장가격은실시간시장가격의최선의예측이며양자는본질적으로상관관계가있기때문이다. 그림 3.4 집중식시장과비집중식시장의시간표 참 고 : ERCOT = Electric Reliability Council of Texas; OTC = 장 래 (over the counter) 계통운영자는발전기의불시고장정지및예상치못한수요변동에대해서도전력시스템의수급균형을유지할수있어야한다. 이를위해계통운영자는운영에필요한계통운영보조서비스 (AS) 의일부로서운영예비력을계약해순동예비력, 주파수제어예비력과같은서로다른범주의운영예비력을사용한다. 시장에따라전력시스템의수급균형을맞추는데필요한계통운영보조서비스상품에대한정의가다르다. 시장설계의관점에서이러한운영예비력은실제로발전을하는것대신발전이가능한용량의 형태를취한다. 일부시장에서는예비력은실시간전력가격을계산할때동시에최적화된다. 이 알고리즘은중앙집중식이며, 최소공급비용원칙에따라에너지와예비력을통합하여최적화한다. 122

122 제 3 장 단 기 시 장 세분화정도가높은시장에서는고도의집중관리가이루어진다. 수천모선의가격을실시간으로 5분마다계산하기위해시장운영시스템은송전망제약을준수하면서모든발전기의입찰과송전망의상태에대한모든정보를통합관리한다. 알고리즘의복잡성은복잡한시장청산절차를반영하기때문이다. 또한계통운영자는발전기의운전을직접 ( 즉발전회사가아닌 ) 지시하고개별발전기를매순간제어해야한다. 이와같이전력시스템의고도의집중화때문에, 분산형자원이참여하기위해서는개선이필요하다. 작은발전기와 DR 자원은세분화정도가높은시장에직접참여하기위한최소규모를충족한것은아니다. 그이유는 a) 이러한복잡한전력시스템에서입찰과급전지시를받기위해서는거래비용이높고, b) 안전도제약급전알고리즘은실시간으로처리할수있는입찰과참여자의수에기술적인한계가있기때문이다. 사실상분산형자원의입찰은개별분산형자원단위가아닌집합적포트폴리오단위로하고, 계통운영자가개별적으로분산형자원을직접제어하지않는다는의미에서분산형자원의참여로인하여집중형시스템은더이상집중형시스템이아니다. 대신 DR과재생에너지의집합관리자가입찰을하도록함으로써집중화된시스템에서분산형자원을효과적으로수용할수있다. 어떤경우에계통운영자는실시간몇시간전에비상 DR을발령해왔다. 이는실시간시장에서가격급등을억제할수있는효과가있다. 재생에너지의도입확대에따라풍력과 PV의예측오차를보완하기위해하루전시장과실시간사이에발전계획을조정해야할필요성이높아진다. 당일시장가격신호가없으면재생에너지의집합관리자나다른시장참여자가전력시스템의수급균형에효과적으로기여하기위해자신의발전계획을재조정할인센티브가없어진다. 사실, 재생에너지가발전한도를정해서입찰함으로써스스로유연성을제공할수도있다. 그러나이러한입찰은전력시스템상태에대한최신정보가알려진즉시, 예를들어실시간 6~2 시간전에실행되어야한다. 세분화정도가높은집중화된전력시장에도당일기간에가격신호가없는곳도있다. 이집중화된모델은많은시장에서채택되지않았는데, 그이유는지방정부나규제기관이이러한집중화를과도한것으로간주하고, 자신의통제권상실을수용할준비가부족한탓이다. 미국전력시장의약 2/3는 ISO나 RTO가운영하고있다. 하지만많은지역에서는 2001 년 ~2003년 FERC가제안한표준시장설계기준을이행하지않고있으며, 전력시스템이매우단편화된상태로남아있어서, 약 130개의제어지역은서로조율되지도않고, 풍력과 PV의높은점유율을수용할대비가되어있지도않다. 123

123 전 력 시 장 의 리 파 워 링 세분화정도가높은시장설계의또다른단점은송전선혼잡이적은경우에도시스템이복잡하다는점이다. 예를들어, 유럽국가에서는대부분국내시장은최근까지국내송전혼잡문제가발생하지않았다. 프랑스에서는두지역 ( 브레타뉴, 프로방스- 아루프- 코트다쥴 ) 이구조적인혼잡을겪고있지만비용에미치는영향은제한적이다. 마찬가지로독일에서는북부에풍력발전이개발된 2011년이후국내송전혼잡문제가발생하지않았다. 벨기에, 스페인등다른유럽국가또한지금까지국내송전혼잡을경험하지않았다. 재생에너지의높은점유율에도불구하고스페인은 2000년대송전선에대한집중적인투자와 2007년경제위기이후전력수요의감소덕택에큰혼잡이발생하지않았다. 유럽에서는아직까지지점별한계가격제도는시행되지않은상태이다. 세분화정도가낮은시장설계 유럽에서는단순화된비집중식시장설계 ( 여기서는세분화정도가낮은전력시장설계라칭함 ) 를채택하고있다. 유럽전력시장의제1의목적은국경간에전력거래를가능하게하는것이었다. 제어지역은 RTO나 ISO의도입전의미국제어지역보다훨씬크다. 기존전력회사는여러발전회사로수평분할되지않고, 발전회사간경쟁은주로국경간거래를통해서이루어지고있다. 동일한가격구역 (price zone) 내에서전력가격은계통운영자가아닌전력거래소가송전혼잡과전력시스템제약을고려하지않고산출한다 ( 실제발생하는혼잡은더비싼발전기를급전함으로써처리하지만, 이는시장가격에영향을주지않는다 ). 가격구역간에발생하는혼잡은역사적으로매우간단한방식으로처리되었다. 자주언급했던바와같이, 유럽시장의목적은궁극적으로전체영역에대해하나의가격을갖게하는것이다. 예를들어, 프랑스와독일에서는에너지소비와침두수요측면에서 PJM에필적하는크기를갖지만유럽의경우에는각국가는가격이하나인반면 PJM은수천개이다. 이가격구역은일부국가에서개량되었다. 예를들어, 스웨덴은 2010년에다섯개의가격구역을도입하였다. 유럽에서는더많은입찰영역을도입하여전력시장에서사용되는전력시스템의지리적표현의세분화수준을높이기위한절차가진행중이다. 재생에너지의증가에따라송전망의부하와혼잡을예측하는것이더어려워질것이라는점을감안하면, 더욱동적인방법으로이러한가격구역을정의할필요가있을것이다. 세분화정도가낮은시장설계에서핵심적인시장은하루전시장이다. 대부분거래는장외 124

124 제 3 장 단 기 시 장 거래를통한쌍방거래나직접적인공급계약으로이루어진다. 그결과보통하루전시장에서의유동성은예외적인경우를제외하고는그리높지않다. 2014년독일과오스트리아소비의 50% 가 EPEX 현물시장에서거래되었지만, 프랑스는 15% 에불과했다 (EPEX Spot, 2015). 스페인에서 2013년에 78% 가 OMIE 현물시장에서거래되었고, 북유럽국가에서는 85% 가 Nordpool 현물시장에서거래되었다 (ACER/CEER, 2012). 그럼에도불구하고일반적으로전력시장가격은시장참여자에게준거가격역할을한다. 유럽에서하루전시장의결합은유럽전력시장의주요성과이며현재 Nordpool 지역, 영국, 중앙서유럽 (CWE), 이베리아반도, 이탈리아가연계되어있다. 동일한알고리즘이전역에걸쳐동시에가격결정을위해사용되며, 이는항상전력이더낮은가격구역에서높은가격구역으로흐르도록한다. 2015년서유럽국가에서도입된조류기반의시장결합은이전보다송전망에대해더정교하게표현함으로써국경에걸쳐서발생했던루프조류문제를완화하는데도움을주고있다. 흥미로운점은유럽의당일시장및밸런싱시장은세분화정도가높은시장과는달리서로독립적이고, 상대적으로작은자투리시장으로간주된다. 이시장은전력시스템의수급균형을맞추기위해필요한몇 GW 정도에한정된다. 시장참여자들은이러한서로다른시장에입찰해야하며, 그결과는예측하기어렵다. 당일시장에관한유럽모델의목표는전력을연속적으로거래하는것이다. 거래는쌍방거래이며, 최상의가격을토대로이루어진다. 2014년 EPEX Spot 당일시장의연속된거래량은독일, 오스트리아, 스위스, 프랑스전체에서 30.7TWh 를기록하고있다 (EPEX Spot, 2015). 사실상유동성을갖춘유일한당일시장은독일에만있는데그것은재생에너지의시장거래때문인데, 풍력발전의예측오차를조정하는거래가당일시장의유동성의주요원천이다. 당일시장의입찰마감은점점실시간에가까워지고있으며현재는국경을넘지않는거래는 30분전에, 국경간의당일거래는 60분전으로되어있다. 시장참여자는입찰마감까지입찰할수있다. 입찰마감을실시간에가깝게함으로써시장참여자자신의불균형을감소시켜결과적으로전력시스템전체의불균형도감소된다. 하지만계통운영자는시스템을안정적으로운영하기위해대응할시간이더짧아진다. 결과적으로, 계통운영자가수급균형을관리할시간이짧아져서, 수급불균형을줄이기위해 많은밸런싱시장이도입되었다. 수급균형책임자 ( 대개대규모공급자 ) 가자신의발전과부하의 포트폴리오를맞추도록인센티브가주어진다. 인센티브는밸런싱시장의정산에균일한한계 125

125 전 력 시 장 의 리 파 워 링 가격을사용하지않고평균가격이나 pay-as-bid( 입찰한가격대로지급 ) 방식을적용하고비대칭적인가격시스템을채택하여발생한다. 예를들어, 네덜란드에서는평균적으로출력을증가시키는에너지의가격은하루전시장가격보다높은데비해, 출력을낮추는에너지는더낮다. 시장설계에관하여, 밸런싱가격은한계발전기의한계비용을반영하지않는다. 그러나실제로는계통운영자는안정적으로전력시스템의제약을해소하기위해발전기를재급전하는최후 1분까지기다릴수없다. 많은계통운영자는입찰마감전혹은종종하루전시장기간에발전기출력증감을지시할필요가있다. 이러한재급전지시는분명히단기시장기간외의시간에서발생하여시장가격에반영되지않는다. 시장설계와계통운영자의요구사이에는큰차이가존재한다. 일부경우재급전지시는시장에의한급전보다자동화되어있지않다. 재생에너지도입등에의해송전혼잡이증가하면, 시스템의안정운영에위험을초래할수있다. 운영예비력은서로다른시장에서거래된다. 거래자와발전사업자는입찰여부와어떤시장에입찰할지를결정해야한다. 서로다른시장간에상관관계와예측가능성이낮기때문에, 실시간에너지와예비력을동시에최적화하는알고리즘을적용하는집중형보다거래결정이훨씬복잡하다. 또한거래결정은상대적으로소수의자원포트폴리오를대상으로행해지고, 예비력상품은실시간에임박해서거래될수없다. 비집중적시장에서는대규모자원이선호되므로전체적인효율이저하된다. 세분화정도가낮은전력시장은집중도를낮출수있어정치적환경이단일시장을도입하는것이여의치않을경우에는이점이있는설계로인정된다. 세분화정도가낮은시장은강제적이지않고, 상대적으로비용이적게들며, 지리적으로넓은지역에걸쳐전력거래를할수있다는이유에서널리사용되고있다. 세분화정도가낮은방식의단점은시장이송전혼잡을관리할수없어시장과는별도로대응이필요한것이다. 계통운영자는입찰마감전에가격구역내에서재급전지시를하는데이는시장가격에비효율적인영향을끼친다. 따라서세분화정도가낮은시장설계는재생에너지의도입증가와함께송전망의혼잡이증가하면비효율성이증가할것이다. 궁극적으로전력시스템운영과시장이연계되지않으면재생에너지의점유율증가에따라전 력시스템의안정운영에대한위험이증가한다. 유럽의계통운영자는시장에의한송전망을고 려하지않는발전계획이증가하는문제에직면하고있다. 시장참여자가송전망의물리적상태 126

126 제 3 장 단 기 시 장 를고려하지않으면전력시스템운영은더어려워지고더많은개입이필요해진다. 특히이런 상황은실시간운영의불과 1 시간전에입찰을마감하여계통운영자가발전계획을조정할수 있는시간이극히짧기때문에전력의안정공급에문제를일으킬수있다. 사실계통운영자는전력거래소와긴밀히협조하여안전도분석을시행하고, 두시장플랫폼즉전력거래소와브로커에의해운영되는당일시장, 그리고계통운영자에의해운영되고전력시스템수급조정에사용되는밸런싱시장을활용한다. 독일에서는추가적인시장플랫폼이있어서계통운영자가재급전을할수있도록한다. 세분화정도가낮은시장은수평적시장의복잡한조합에의존하고있으며전력시스템이요구하는유연성을충족하기위해지속적으로새로운시장상품을도입하고있다. 이것은시장설계를더복잡하게해플랫폼간의상호작용과협력의문제를일으킨다. 유럽에서는이미독일국경에서이러한문제를경험하고있다. 전력조류기반시장의결합이아직실시되지않은국가에서는예상치못한전력조류가발생할수있다. 예를들어, 독일오스트리아는국경에서의상호연계선용량이비교적작음에도불구하고양국은같은가격구역에속한다. 이때문에폴란드와독일간의연계선에서발생하는대규모계획되지않은전력조류는전력시스템의안정성에대한우려를높이고, 폴란드와독일간의거래기회를저하시키고있다. 비슷한문제는독일과체코의국경에서도 2012년부터 2015년에발생하고국경간의흐름을제어하기위해위상조정변압기가설치되었다. 요약하면, VRE의도입을높여저탄소체제로전환하는것은송전혼잡과하루전시장의시간프레임에서의예측오차를증가시키기때문에세분화정도가낮은시장설계는단기시장의모범사례가아니다. 세분화정도가낮은시장을낙관적으로평가하는경우에도이는가격에반영되지않은전력시스템운영을초래한다. 이런현상이자주발생하면, 계통운영자는송전선여유용량을증가시키고, 전력시장에서사용할수있는송전용량을감소시키게되며이는단지안정운영이라는이유로자산의비효율적인사용으로이어진다. 이러게송전망인프라의활용이불충분하면저탄소체제로전환비용이증가하고그실행을 더욱어렵게한다. 마지막으로시장의세분화수준과물리적실재사이의괴리는공급안정에 문제를야기할가능성을높인다. 127

127 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시장지배력과단기시장의지리적세분화수준 전력시장은시장지배력에취약하고, 단기시장에서송전혼잡을완화하기위해자주급전되는특정발전기가시장지배력을향유한다. 많은경제학자는세분화정도가높은시장은시장지배력에덜취약하다고주장한다 (Holmberg and Lazarczyk, 2012; Green, 2007). 그러나시장지배력과전력시장의상호작용의분석은너무복잡하고동일한소유자의각발전기의지리적분포에의존한다. 예를들어, 시장지배력이있는발전기의수익을늘리는한편같은발전기소유자의다른발전기의수익을감소시킨다. 궁극적으로시장지배력의과제는각전력시장에서발전기각각에대한규제조치로완화해야한다. 미국 ISO/RTO 시장에서에너지입찰은보통 1MWh 당 1,000달러의상한이부과되어, 발전기입찰에기초하여시장지배력을가지고있다고판정되는경우시장지배력완화규정이적용된다. 일반적으로이경우당년도발전기의입찰값은그당시연료가격에따라해당발전기에대해정해진기준까지감소된다. 또한국지적시장지배력은넓은영역에걸쳐균일가격을가진세분화정도가낮은시장에존재한다. 2000년부터 2001년캘리포니아전력위기당시제어구역내혼잡이하루전시장에의해서가아니라재급전지시에의해서만해결되었기때문에지역단위방식, 즉세분화정도가낮은가격설정시스템이게이밍에취약하다는것이소위재급전지시게임 14) 에의해밝혀졌다. Alaywan et al(2004) 은캘리포니아가지역가격제에서모선가격제로전환하여시장지배력문제가감소했다고밝혔다. 유럽에서는독일이지역적시장지배력에대해매우상세한규정을시행하고있는데, 발전기는재급전플랫폼상에서한계비용으로입찰해야한다. 마찬가지로프랑스에서는프로방스- 아루프- 코트다쥴지역에서존재하는시장지배력을해결하기위해두개의발전기와장기계약을체결하여규제기관의감독하에사전에정해진바에따라입찰하도록하였다. 세분화정도가낮은단계에서세분화정도가높은단계로시장설계전환그자체만으로는지역적시장지배력문제를해소하는것은아니다. 이문제를해결하는방법은미국과독일에서채택하고있듯이, 발전기각각에대한규제개입이다. 세분화정도가높은시장설계에서는발전기는사전에가격을입찰해야하고 ( 그림 3.4 참조 ), 실시간에임박하여송전제약을악용할수있는여지가감소한다. 직관적으로세분화정도가높은시장은송전망인프라를잘활용할것으 14) 이게임은송전망혼잡배후에있는발전기가통상송전제약으로송전할수없음을알고있어서, 하루전시장에서는낮은가격으로입찰하여낙찰을받고, 실제는송전제약으로발전하지않거나출력을낮추도록재급전지시를받음으로써시장가격으로보상을받을수있는것을말한다. 128

128 제 3 장 단 기 시 장 로인식되고, 원리상송전혼잡의빈도를줄여서시장지배력에대한전력시스템의취약성을 완화한다. 새로운송전선의투자만이시장지배력을구조적으로감소할수있다 (Wolak 2014). 이상기존시장설계의배경에대하여기술하였지만, 다음절에서는유럽과북미및저탄소 VRE 의보급률이높은경쟁적인전력시장에서시행된모범사례를보여준다. 이러한모범사례 는모든상황에적용할수있는 ' 청사진 ' 은아니지만유용한교훈으로제시하고자한다 재생에너지의높은점유율에적합한단기시장설계 : 초안 이절에서는전력시장설계를개선하고자하는정책결정자를위한로드맵을보여준다. 앞절에서언급한기존시장설계의특징은제1절에서언급한다섯가지도전 ( 자원적정성, 과잉발전, 출력변화속도의유연성, 예측가능성, 송전혼잡 ) 에반드시적합하지않다. 시장설계에서는어느경우에도들어맞는만능의대책은존재하지않지만모범사례를찾아내는것은처한상황에가장적합한시장규칙을찾아내는데도움을줄것이다. 북미에서발생한문제는유럽과는다르다. 북미에서는기존 RTO는이미세분화정도가높은시장설계를시행하고모범사례를수집하고있다. 유럽과비교하면북미의전력시장은분산형자원시장참여를도와줄당일가격신호의도입으로개선될것으로생각된다. 그러나북미의 ( 구조개편되지않은 ) 규제된시장에서는인접한제어지역을더크게통합하는것이필요하며, 유럽에서의비집중식전력시장경험이유용할것이다. 유럽에서시장설계는세분화정도가낮으며진화가, 특히당일과밸런싱시간대에서필요하다. 외관은달라도북미와유럽시장사이에는유사점도있다. 물리법칙은모든전력시스템에서동일하며계통운영자는실시간운영의 45~60 분전에전력시스템의제어를집중방식으로전환해야한다. 이단계에서는계통운영자는모든대형발전기의급전을위한가시성과원격제어를할수있고, 개별발전기에대한정보는재급전지시를위해항상접근가능해야하며, 변전소는제어또는차단이가능해야한다. 실제운영한시간전에계통운영자가이용할수있는시장정보는대체로동일하다. 이러한유사점과기존시장구조를바탕으로전력시장을개선해나갈수있다. 129

129 전 력 시 장 의 리 파 워 링 조정시간대 ( 실시간운영직전의마지막몇시간 ) 의시장설계원칙 이조정시간은실제운영바로전몇시간이고그사이에재생에너지와수요예측정확도가 크게향상된다. 또한계통운영자는송전망제약이고려되는지확인해야한다. 이조정시간은 지리적으로큰영역에걸쳐재생에너지의통합과전력시스템의안정운영에중요하다. 단기시장을풍력과 PV의점유율이높은저탄소체제에적응토록하는것은주로조정시간대의시장을개선하는것과관련된다. 이를위해시장이충족해야할상위수준의 5가지원칙을제안한다. 1) 지점별가격제 2) 균일가격제 3) 비용반영입찰 4) 신뢰도에대한행정가격설정 5) 당일시장의투명성 1) 지점별가격제 송전제약에의한발전비용의차이를반영하기위해지리상지역별로전력가격을세분화하는 제도 모든전력망은송전혼잡이발생할때는조정시간대의한계발전비용이위치에따라다른점을반영하여운영되고있다. 이는안정적인공급을확보하기위한기술적인요구사항이다. 지점별가격의도입은가격이공개되고상응하는재무적인정산에서전력시스템의실제조건이충분히반영된다는것을의미한다. 기존여러시장설계는지점별가격의정확성과단순성사이의절충을반영하고있다. 지점별한계가격이시행되어도거래허브 ( 예 : PJM Western Hub) 에서거래되는것도일반적이다 ( 상자글3.2). 이거래허브는종종다수인접모선에서가격과동일하고, 높은유동성이있다. 송전제약이항상같은송전선에서발생하거나방사형송전망의경우, 호주에서처럼지역별가격은송전망의물리적실재를충분히반영한다. 그러나적절한지리적세분화로지점별한계가격을보여주지않으면시장효율성의문제가발생할수있다. 예를들어, 그림 3.5과같이네개의 2GW 발전기 A, B, C, D의한계비용이각각 1MWh당 30달러, 50달러, 30달러, 80달러인경우를가정해보자. 부하는모선 1에서 1GW, 모선 2에서 4GW이며, 1GW의용량의송전선에접속되어있다고한다. 균일가격제도라면그시장은 50달러 /MWh로청산된다. 그러나이시장의결과는송전선용량의제약조건을 130

130 제 3 장 단 기 시 장 위반하고있다. 계통운영자는송전제약을해소하기위해발전기 B의출력을 1GW에서 0GW로줄이고발전기 D의출력을증가하도록재급전지시한다. 즉, 발전기 B 대신발전기 D의 80달러 /MWh의전력을요구한다. 재급전후시장가격 50달러 /MWh는이전력시스템의한계비용 80달러 /MWh를반영하지않은것이다. 발전기 A는 30달러 /MWh 받아야하지만, 50달러 /MWh를받게된다. 발전기 B는 50달러 /MWh를받지만발전을하지는않는다. 발전기 C와 D는위치는동일하지만, 가격은다르게받는다. 소비자는이러한가격에노출되지않아서, 노드 2에서과잉소비를하게되고, 도리어노드 1에는용량이남게된다. 풍력및 PV는전력조류의변동성을증대하여송전혼잡을야기할것으로예상되며, 아직은대규모송전혼잡이발생하지않은전력시스템에서도효율적인지점별가격은필요하다. 이러한송전혼잡이조정시간대에나타난다는점을감안하면, 지점별가격은실제운영의한시간전뿐만아니라몇시간전에도필요하다. 그림 3.5 지점별가격제도 또한효율적인지점별한계가격을산출하는것은계통운영자가송전용량, 특히국경간의송전용량에대해과도한공급안정여유를남겨두지않도록보장하는유일한해결책이다. 예를들어, ERCOT는 2010년의지점별한계가격을시행하여제어지역전체가동일한가격이되는시간이증가하고있다. 즉, 모순이있는것처럼들리지만, 물리적송전망을충분히이용하고기술적으로가능한한자주모선별가격의수렴을유도하기위해서는지점별가격설정알고리즘을채택할필요가있다. 2) 균일가격제 어떤지역에서수급균형에사용된한계자원의한계비용을반영할수있도록, 실시간에너지에 131

131 전 력 시 장 의 리 파 워 링 대해균일가격을적용 전체조정시간대에균일가격이적용되어야한다. 이균일가격은지역각각의수급균형에사용된한계자원의한계비용을반영하여야한다. 이렇게함으로써자원들이스케줄을조정하도록올바른신호를보낸다. 이것은현재유럽의많은시장에는다적용되지는않는다. 이런시장에서밸런싱가격은한계가격이아닌평균가격이적용되어, 하루전시장에비해 50% 낮거나높은경우가종종발생한다. 원칙적으로단일가격을적용하면당일시장과밸런싱의시간프레임에서가격이상관관계가형성된다. 간단한급전우선순위를가진시스템을생각해보자 ( 그림 3.6). 하루전시장에서, 수요와재생에너지의순발전에대한최상의정확한예측을가정하면, 시장청산가격은발전기의한계비용을반영한다. 그러나예측오차때문에순부하가실시간에더높아져도이예제에서는한계비용은변하지않는다. 따라서이예제에서당일및실시간의가격은동일해야한다. 그림 3.6 조정시간대의가격변화 그러나현실적으로는기동정지문제와전원믹스의경직성으로한계비용이하루전시장과실시간시장에서일치하는것은드물다. 어떤발전기는출력증감발률이작고, 기동비용이높아서예측오차를보완하는데사용할수없다. 이러한제약은전력시스템운영전체비용을증가시킨다. 그림 3.6에나타낸바와같이, 전력시스템의한계비용은수요를충족하는마지막발전기의한계비용에달려있는데, 이한계비용은수요에따라변하지만예측오차가발생한경우에급격하게변동하지는않는다. 하루전, 당일및실시간가격은매우근사한값이되어야한다. 132

132 제 3 장 단 기 시 장 3) 비용을반영한입찰 전조정시간대에걸쳐각각의위치에상응하는한계자원의한계비용을반영한입찰을도입 경쟁적인전력시장에서한계비용에의한가격설정은시장참여자의비용을반영한입찰이어야한다. 세분화정도가높은시장설계에서는이개념은입찰이지점별로행해지는것을의미한다. 이입찰은집중형전원의경우발전기기반으로, 분산형자원과가상발전기의경우는위치단위로집합하여포트폴리오기반으로해야한다. 또한이상적으로볼때, 이러한입찰은한계비용의변동성분과기동비용또는집합된 DR의동원에소요되는비용과같은운전비용의고정비부분을반영해야한다. 이러한기동비용은발전기가급전지시되었을때는에너지가격에반영된다 ( 그림 3.7). 그림 3.7 비용을반영한복합입찰 시장가격이결과적으로음수가될수있다. 이것은일부발전기는마이너스가격을받는것 보다출력을줄이는것이비용이더클수있다는사실을반영한다. 또한계통운영자는출력 변화속도등의다른기술적인제약을고려하여야한다. 규제기관은경우에따라서는특정장소에서시장지배력을누리는발전기의입찰을규제할 필요가있다. 그러나지점에의한시장지배력은지점별가격제나균일가격제에관계없이존재 하고행사될수있어서, 시장설계와는별개이다 ( 제 3.2 절시장지배력논의참조 ). 133

133 전 력 시 장 의 리 파 워 링 4) 공급부족시규제적가격 용량부족상태즉부하와예비력요구를충족할용량이부족할때전력가격을규제하는것 공급부족시규제가격은정부의전력시장개입의한형태이다. 정부가전력의공급안정에충분한노력을함에도불구하고, 드물기는하지만용량부족이발생할가능성이있다. 다시말해, 용량부족이절대발생하지않는것은설비과잉을의미한다. 용량부족은강제부하차단의위험을증가시킨다 ( 그림 3.8). 그림 3.8 조정시간의타임라인 ( 예시 ) 공급부족시간 ( 제4장참조 ) 에가격을정확히형성할수있도록일정형태의공급부족시규제가격이필요하다. 시장참여자가매우높은가격으로입찰할수있도록허용하면, 이는아주높은시장가격으로이어지고많은문제를야기한다. 첫째, 대규모시장참여자는사후에불공정경쟁행위로조사받는것을원하지않는다. 하지만일부소규모소비자는아주높은가격으로입찰을하고, 이결과가공급부족시가격이되는데, 이는안정된가격이아니다. 둘째, 용량부족상황이실제로는거의발생하지않기때문에대부분전력거래자는그것을예측하는큰노력을기울이지않기때문에, 공급량이부족하지않은경우에는가격이높고, 반대로부족시에는가격이낮은불합리한결과가종종발생한다. 공급부족시가격설계의구체적인내용은기존시장의설계에따라다양하다. 시간프레임에따라가격의상관관계가잘유지되는경우에는운영예비력부족시가격규제로충분할수있다. 운영예비력부족시가격은실시간가격에영향을미치고, 실시간가격은당일가격에, 당일가격은하루전시장가격에영향을미친다. 134

134 제 3 장 단 기 시 장 신뢰도에대한가격제도의실시에관한자세한논의는제 4 장을참조하기바란다. 규제가격 의당위성, 규제가격곡선의구성에대한착안사항, 시장지배력완화규칙의적용경험등에 대하여자세하게논의하고있다. 5) 당일시장의투명성 당일시장가격의투명성은한계비용을모든시장참여자들에게알리기위해필요하다. 유럽및북미의시장모두에서투명성의개선은중요하다. 당일가격정보의투명성이증가한 덕택에, DR 이나가상발전기등의분산형자원모집자는재생에너지점유율증가에따라발생하 는당일시간대의수급변동에대응하여비집중식으로발전계획을조절할수있다. 급작스런발전기의동원은대개는비용이더높은발전기를사용해야하기때문에, 조정시간동안지속적으로발전계획을갱신하는것이중요하다. 계통운영자는실제수요와변동성발전기의출력에대한확실한정보를입수하는대로최소비용자원이이용되도록해야한다. 분산형발전이풍부한전력시스템에서는당일가격을지속적으로갱신하여분산형자원들이가격에확실하게반응하도록해야한다. 요약하면, 저탄소전력시스템에서시장설계는수요와발전에대한예측이조정되는시간대에 서중요하다. 그림 3.9 에나타낸바와같이 IEA 국가의경험을통해시장참여자와계통운영자의 운영단계에대한모범적인사례를다음과같이도출할수있다. 하루전시장직후시장참여자는그한계비용을반영한지점별입찰을제출한다. 시장운영시스템은조정시간전체에걸쳐동일한자료를적용함으로써전력수급이빠듯한경우에도게임을방지할수있다. 입찰시간이지나면시장참여자는입찰을변경할수없지만, 당일가격의변화뿐만아니라, 발전기의가용성, 각지역의풍력발전과 PV의예측오차등에대응할수있도록발전계획을지속적으로갱신할수있다. 전력시장운영자는발전기의기동 ( 준비 ) 시간, 비용, 출력증감발률등의기술적제약을고려하여공급비용최소발전계획을지속적으로계산하기위해이용가능한모든정보를사용한다. 135

135 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시장운영자는지속적으로갱신되는지점별당일가격을공표한다. 발전계획조정용시장의입찰은실시간운영약 1시간전에마감된다. 그이후시장운영자는지점별실시간균형가격을계산한다. 모든입찰이마감된후계통운영자는예비력에의존하여수급을맞춘다. 이절에서는유럽과북미양측의경험을바탕으로효율적인시장설계에대한자세하고구체적인몇몇예를들어설명했다. 내용은세세하게기술되었지만, 제안된시장의기본적인틀은기존시장설계의큰변경은아니며실제로는기존구조위에구축된것이다. 기존시장설계에필요한변경사항은사실최소한이될수있다. 그림 3.9 전력시장설계의진화개요 기존시장설계에대한최소한변경 기존전력시장의모범사례를수집한결과에따르면, 전력시스템운영에대한권고사항은 다음과같다 북미 RTO/ISO 에의한전력시장은이보고서에나타난모범사례의대부분을시행하고있지만, 심 화된발전을위해서는당일시장시간대에지점별가격변화의투명성을제고할필요가있다. 136

136 제 3 장 단 기 시 장 이렇게함으로써 DR 및가상발전기의모집자가전력시스템의필요에더욱잘부응하고자원의 스케줄을비집중식으로조정할수있도록도와준다. 한편북미의규제시장은조정시간대의모범사례를도입하는것을고려할수있다. 이를통해높은자율성과분권화를유지하면서제어구역을통합한이점을취할수있다. 예를들어, 특정제어지역에서는발전기단위가아니라포트폴리오단위로참여할수있게하는등다양한형태의시장참여가가능하도록하는유연성이필요하다. 유럽시장 밸런싱시장에관하여대부분시장설계는송전망의혼잡을완화하기위해발전기단위의입찰에의존하고있다. 독일에서는발전기를재급전하기위한특별한플랫폼이있다. 시장정보와입찰인터페이스는이미모든시장에존재하고있다. 수급조정을위해필요한유일한변화는균일가격의도입과각각지점에서의정보공개이지만현재는재급전가격이공개되지않고있는실정이다. 따라수급조정가격정보의더높은투명성이요구된다. 유럽당일시장에서도핵심적인변화가요구된다. 당일시장은비교적규모가작고최근에 도입되었음에도, 전력망규정의변화에따라빠른개선이필요하고, 일부에서는이미개선을완 료했을수도있다. 이장에서주창한원칙은당일시장은균형시장의확장이라는점이다. 밸런싱시장처럼, 계통운영자는송전제약과기술적제약에대한상세한정보를바탕으로경제급전을준수해야한다. 경제급전에서는모든자원에대해동일하게발전기별입찰자료를사용하고, 각지점의당일가격을지속적으로공표하여야한다. 137

137 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 ACER/CEER (Agency for Cooperation of Energy Regulators/Council of European Energy Regulators) (2012), Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2011, ACER, Ljubljana. Alaywan, Z., Wu, T. and Papalexopoulos, A.D. (2004), Transitioning the California market from a zonal to a nodal framework: An operational perspective, Power Systems and Exposition 2, pp CAISO (California ISO) (2015), CAISO Energy Imbalance Market, presentation given by CAISO at the IEA Electricity Security Advisory Panel (ESAP) and CEER Workshop on Regional Resource Adequacy, DENA (Deutsche Energie-Agentur) (2010), Integration of Renewable Energy Sources in the German Power Supply System from with an Outlook to 2025, DENA, tudy_ii final_report.pdf. EPEX Spot (2015), Annual report 2014, EPEX%20SPOT_Annual%20report_2014_SD.pdf. EWE Netz (2015), EWE s approach to double grid connection capacity by using DER flexibility, presentation to co-operation workshop on energy on 19 March 2015, units/set/ide4l/ewe_% _aachen_merkel.pdf. Green R. (2007), Nodal pricing of electricity: how much does it cost to get it wrong? Journal of Regulatory Economics, Vol. 31, pp

138 제 3 장 단 기 시 장 Holmberg, P. and E. Lazarczyk (2012), Congestion management in electricity networks: Nodal, zonal and discriminatory pricing, Cambridge Working Papers in Economics 1219, Faculty of Economics, University of Cambridge, IEA (International Energy Agency) (2014), The Power of Transformation, IEA/OECD, Paris, IEA (2013), Electricity Networks: Infrastructure and Operations, IEA Insights Series, AL.pdf. IEA/NEA (2015), Projected Costs of Generating Electricity, OECD Publishing, Paris. NREL (National Renewable Energy Laboratory) (2015), Western wind and solar integration study, O Malley (2015), Integration of variable renewables: What the market can do to help or hinder, Presentation at the conference, Elements of a New Target Model for European Electricity Markets, PJM (2015), Locational Marginal Pricing, fact sheet, newsroom/fact-sheets/locational-marginal-pricing-fact-sheet.ashx. PJM (2014), Renewable Integration Study Reports, subcommittees/irs/pris.aspx. Smith J.C. et al. (2010), Impact of Variable renewable energy on US Electricity Markets, Power and Energy Society General Meeting, Conference publication, 2010 IEEE, xpls/abs_all.jsp?arnumber=

139 전 력 시 장 의 리 파 워 링 Wolak, F, A. (2014), Measuring the Competitiveness Benefits of a Transmission Investment Policy: The Case of the Alberta Electricity Market, sites/default/files/alberta_transmission_benefits-energy-policy-wolak.pdf 140

140 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 요약 현재경제협력개발기구 (OECD) 회원국에서전력공급신뢰도의수준은매우높다. 사실, 대부분의정전은배전수준에서사고로인해야기된다. 신뢰도의기준은특히수요반응 (DR) 과같은신기술개발과함께진화해야한다. 당분간신뢰도의기준은여전히필요하고, 출력이변동하는재생에너지는확률적인방법이적합하다 ( 예를들어, 미국에서 10년에 1회, 또는프랑스, 영국, 벨기에의 1년에 3 시간의공급지장기대치 (LOLE: Loss of Load Expectation)). 신뢰도기준을정할때, 이것은복잡한문제이지만, 정부는보수적인값을채택하는경향이있다. 이것은과잉투자를초래하지만, 추가비용은다른정책보다상당히낮고전기요금에미치는영향도상대적으로제한적이다. 공급부족시가격은신뢰도를확보하는데중요한역할을하고있다. 수요측면에서는높은요금이수요를감소시키는데효과적이다. 발전측면에서는공급부족시가격이가장필요할때발전기를사용가능하도록장려하고, 첨두발전기고정비용의회수를가능하게한다. 정치적문제와시장지배력의문제를해소하면서적정한공급부족시가격형성을개선하기위해, 규제자는용량부족시신뢰도에가격을매기고, 시장지배력을해소할수있는공급부족시가격제도를개발해야한다. 신뢰도기준을충족하는데충분한 DR이있으면, 공급부족시가격에의해평균적인자원적정성을확보할수있지만, 항상높은신뢰도기준을충족하기위해서는용량메커니즘등의추가적인수단이필요하다 ( 제5장참조 ). 오늘날일상경제에서전력은매우중요하며, 정전은산업, 업무, 가정의모든수요에큰영향 을미친다. OECD 각국정부가전력의안정적인공급을중요사항으로내걸고있는것은놀라 운일이아니다. 전력의공급안정은광범위한개념이며세가지범주로구성된다. 141

141 전 력 시 장 의 리 파 워 링 연료의공급안정 ( 예를들면, 전력생산을위한가스 ž 석탄 ž 원자력 ž 수력의가용성 ) 전력시스템운영안전도 ( 정전방지 ) 자원적정성 ( 용량부족으로인한부하차단방지 ) 극단적인열파와한파가더빈번하게발생하여발전기의가용성과송배전망의열용량에영향 을미치고, 극단적인수요를유발하기도하는상황에서, 기술적인신뢰도기준을설정할때전력 시스템의회복탄력성은점점더중요해지고있다. 오늘날전력이안정적으로공급되게된성과와이에대한규제체계는주로 1960년대 1970년대투자의유산이다. 그러나가까운장래전력의공급안정을확보하는것은어려운과제가될수있다. 노후전원은교체가필요하며, 이상적으로는전력의탈탄소화추세속에서교체는경쟁환경하에서이루어져야한다. 이러한상황이전력의공급안정에있어서폭풍을몰고올수있다. 전력의공급안정은시장설계에서새로운요소가아니다. 전력산업구조개편으로인해공급안정을확보하기위해필요한새로운투자를시장이유인할수있는가라는질문이제기되었다. 이문제는용량시장의지지자에반해에너지단일시장을주장하는순수주의자의의견에반대하는치열한학술적인논쟁을일으켰다. 이장에서는자원의적정성문제에초점을맞춘다. 전력시스템운영의안전도에관한논의는단기시장을다룬전장에서다루어졌다. 연료의공급안정과탄력성또한전력의공급안정에중요하지만시장설계에직접관련되지않기때문에이책에서는자세히설명하지않는다 (IEA, 2013; IEA, 2014A 참조 ). 142

142 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 4.1 신뢰도에관한규제 신뢰도에대한규제프레임은대규모전력시스템에대한기준을사전에설정하고사후에실적을보고하는것을광범위하게포함한다. 15) 공급지장기대치 (LOLE: Loss of Load Expectation) 혹은공급되지않는에너지를정의할때규제기관은기준을정의하고, 그기준은시장에우선한다. 간단히말해서 LOLE는임의기간에사용가능한발전용량보다첨두수요가높은시간의수로정의된다. 스마트전력기술은소비자스스로신뢰도의수준을선택할수있는능력을준다. 반면에, 신 뢰도의규제는오늘날강제부하차단을피할수없는것을전제로하고있다. 전력산업이외의다른많은산업에서는신뢰도는시장에의해설정된다. 예를들어자동차산업에서엔진이기동될확률을 % 로하도록정하는규제기관은존재하지않는다. 구매자는더욱신뢰도가낮은즉, 어느날아침움직이지못하게되는위험을가진자동차도자유롭게선택할수있다. 통신산업에서도마찬가지로통신선로의고장이나과부하로인해전화통화가불가능할확률이존재한다. 예를들어 12월 31일자정시간은종종통신망이혼잡해진다. 왜신뢰도를규제하는가? 전력산업이시작된이래실시간검침기술이없었기때문에소비자에게실시간요금부과는불가능했다. 전력수요의비탄력성과에너지저장에고비용이소요되어, 부하차단이나순환정전과같이보상하지않고수요를통제하는방식에의존하는위험이상존하고있다. 신뢰도의규제는이러한기술적인제약속에서발전해왔다. 15) 북미전력신뢰도협의회 (NERC: North American Electric Reliability Corporation) 에따르면, 신뢰도기준은안정적인전력시스템을지원하고유지하기위한계획과운영상의규칙이다 (NERC 2014). 신뢰도에대한 NERC 의전통적인정의는자원적정성및운영신뢰도이라는두개념에근거한다. 자원적정성은 전력시스템요소의계획정지및합리적으로예상가능한불시정지의기대치를고려하여소비자의전력및에너지요구량을공급하기위한전력시스템의능력 을말한다. 운영신뢰도는 단락사고나예기치않은시스템요소의사고등갑작스런외란에견딜전력시스템의능력 으로정의된다. 신뢰도와적정성은크게다른시간스케일을가진다. 시스템의적정성은송전및발전의적정성의관점에서분석된다. 후자는전력시스템의수요에맞는발전능력으로정의된다. 이것은수요측자원의역할증대를감안하여, 일반적으로자원적정성이라고불린다. 143

143 전 력 시 장 의 리 파 워 링 스마트기술이큰변화를가져올수있다. 원리적으로는도매전력가격이높을때소비자가가격에반응하여수요를줄일수있다면항상수급균형을유지할수있다. 공급력이부족한경우공급능력과균형을맞추는수준으로충분히수요가감소될때까지가격이상승한다. 소비자는강제공급할당 (rationing) 을당할일이없고, 신뢰도는항상보장된다 (Cramton, Ockenfels, Stoft 2013). 결국에는소비자가전력공급의품질에대해서로다른선호를가질수있는상황을예상할수있다. 일부소비자는자신의전력소비를줄이지않기때문에높은요금지불의사가있고, 다른소비자는싼전기요금을위해종종전력소비를줄이는것을받아들일가능성이있다. 우리는후자의소비자를신뢰도에관해낮은선호도를가진소비자로파악할수있다. 왜냐하면그소비자는전력소비의일부를자진삭감하는것을허용하기때문이다. 다양한범주의소비자의공급지장비용 (VoLL: Value of Lost Load) 을평가하는것은각소비자가신뢰도에대해가지는가치의유효한지표가된다 ( 글상자 4.1). 글상자 4.1 공급지장비용 (VoLL) 신뢰도기준을설정할때규제기관은소비자가공급신뢰도에두는가치와전력시스템의전체비용사이의득실을확인하지않으면안된다. 높은신뢰도기준은공급중단과관련된비용을줄일수있지만, 소비자의지불을증가시킨다. 신뢰도기준은소비자가원하는신뢰도를최소비용으로제공하는것을목표로한다. 공급지장비용 (VoLL) 은전력시장에서유효하고중요한평가기준이다. VoLL은평균적인소비자가정전을피하기위해지불할의사를나타내고있다. 전력시장에있어서 VoLL은보통달러 /MWh 단위로측정된다. VoLL은주로시장의계획과운영의두측면에서사용된다. 계획측면에서 VoLL은발전, 송전, 배전에대한투자비용 편익분석에사용된다. 운영측면에서 VoLL은자원적정성규칙과공급부족시가격책정의알고리즘을평가할때사용된다. 정전시에는전력이공급되지않기때문에 VoLL을계산할수있는아무런거래정보가없다. 대신에 VoLL의평가는계량경제학적분석에의존할수밖에없다. 경제학적 VoLL을평가하기위해 4가지주요방법론, 즉선호도조사, 선택의향조사, 거시경제분석, 사례연구분석이사용된다. 144

144 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 선택된방법에상관없이 VoLL은 1) 수요부문또는소비자의유형, 2) 정전발생시각, 3) 정전지속시간, 4) 정전과그준비를위한사전통지시간에따라크게변한다 (Ofgem, 2012). 평가방법, 정전지속시간과발생시각, 소비자유형에따라 VoLL은, 예를들어 713~59,000파운드 /MWh의큰범위에서변화하는것으로밝혀지고있다 (London Economics, 2013). 많은나라에서약 10,000달러 /MWh의범위가대표적인값으로사용되며, 일부국가에서는 20,000달러 /MWh까지비싼값이사용되고있다. 영국에서용량메커니즘의도입을준비하는과정에서, London Economics가소비자의 VoLL 을평가했다 (2013). 그들은다양한방법을사용했지만가정및중소기업에게두시나리오중에서하나를선택하게함으로써정전을수용할수준에대한의지를평가하는선택실험에초점을맞췄다. 결과는겨울평일첨두수요시 VoLL은가정에서 10,289파운드 /MWh, 중소기업은 35,488파운드 /MWh가되었다. 중소기업의값이비싼것은가정에비해생산물의시간당가치가높고, 첨두시간대에전기를사용하지않는활동으로대체할가능성이적은때문으로추측된다. 산업용과상업용의소비자에대해서는, 최대손실액접근법으로추정한결과평균 VoLL은 1,400파운드 /MWh 정도로나타났다. 공급부족시계통운영자는정전을피하기위해전압을낮추어운영하도록배전사업자에지시할수있다. 영국에서는약 500MW의수요감소가전압저하에의해이루어진다. 전압저하에의한비용분석결과, 법령에따른전압범위와최대 6% 의전압감소를고려하면가정용및중소기업의소비자는큰비용이들지않을것이란점을시사한다. London Economics(2013) 는정전을당할소비자를지정하거나선호도에따라그순서를정할수없다는점을감안하면, 공급신뢰도계산을위해서는동계첨두수요날의가중평균 VoLL이가장적절한수치라고제안하였다. 더나아가대규모산업및상업용소비자는현재또는장래에수요반응 (DR), 자가발전등의자위방법을선택할수있다는점을고려하여, 가정및중소기업의소비자의 VoLL만을 London Economics 평가의기준으로사용하였다. 이계산결과영국의겨울첨두수요가중평균 VoLL 값은 16,940파운드 /MWh이다. 145

145 전 력 시 장 의 리 파 워 링 신뢰도규제의당위성 계량, 검침, 청구에관한기술의큰발전에도불구하고가격에반응하는수요구현의실현에 는제도적장벽이가로막고있다. 첫째, 전력소비량데이터통신에개인의사생활문제가있고일부국가는배전혹은소매사 업자가 ( 가정용 ) 소비자가가전제품을쓰는시간을추적하는것을꺼린다. 둘째, 스마트미터가설치되어실시간전력가격에따라청구된다하더라도소비자가가격에반응하지않을수있다. 그이유는반응에필요한시간과노력에비해수요를조정하는편익이작기때문이다. 이문제는소비자의수요감축의자동화를통해경감될수있지만, DR의개발속도는완만한상태이며, 이는결과적으로신뢰도관점에서 DR이없는상태가계속되는셈이된다. 셋째, 일반적으로전기는공공서비스측면을지니고있어시장기반솔루션의역할이제한된다. 실시간요금도입과차단가능한계약의도입은서비스의질저하로간주되어그결과혁신적인전기요금은더효율적이되어도그도입은대중과정치적인저항에직면하기쉽다. 소매요금구조의혁신은아주천천히진행된다 ( 제9장 ). 그러나신뢰도의규제에더많은이유가있다. 그것은대규모정전이나전체전력시스템붕괴의위험이다. 전력시스템붕괴는더이상작동할시장이없음을보여주고있다. 만약전력이수송되지않으면거래는발생하지않으며시장기반의가격도있을수없다 (Joskow and Tirole, 2007). 이러한시장실패는지속적인규제의개입을정당화한다. 당분간전력신뢰도는시장만의문제라기보다는규제기관의문제로남을것이다. 발전설비나수요반응이불충분하여시장청산과가격결정이불가능한시간이지속될수도있다. 시장에서청산가격이형성되지않으면, 시장은최적의설비용량을결정할수없어규제기관이신뢰도를규제하기위해개입한다. 신뢰도규제는항상과잉용량을초래하는가? 실제로, 많은전력시스템은신뢰도기준을엄격하게충족하기위해필요한용량보다많은용 146

146 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 량을가지고있다. OECD 국가의신뢰도가매우높은상황을설명하는몇가지이유가있다. 첫째, 계통운영자및정책당국은보수적인경향이있으며넉넉한설비예비율을가짐으로써 안전한쪽을선호한다. 계통운영자의 CEO 는용량부족이생겼을경우에는해임당할가능성이 있지만과잉설비를신경쓰는사람은거의없다. 둘째, 용량이부족한경우대규모정전위험은예견가능한위험이며, 계통운영자는충분한발전용량을가지는것을선호한다. 비록계통운영자가발전용량의부족에의해발생하는대규모정전을방지하는방법을알고있다하더라도큰충격이될수도있기때문에이런상황은피하고싶어한다. 셋째, 신설전원은예상보다빨리배치되어과잉설비를초래할수있음에도불구하고수요예측이과대해지는경향이있다. 신규발전기의건설에필요한기간 ( 가스터빈의 2년부터원자력발전의 8~10년까지 ) 을감안하면, 수요성장은미래자원적정성검토에중요한역할을한다. 전력수요증가의불확실성하에서보수적인정책당국과계통운영자는마음편히낙관적인수요예측에따라전력시스템을구축하는것을선호한다. 마지막으로, 그리고이것이아마가장중요한이유이지만, 과도한신뢰도는그리비싸지않다. 여러정량분석에따르면, 예비력목표를몇 %p 늘려도연간평균비용은조금밖에증가하지않는반면큰대가를요구하는사건을경험할가능성을크게감소시킨다. (Brattle Group and Astrape consulting, 2013). 국제에너지기구 (IEA) 의계산에따르면, 비록최후의 1MWh의전력비용이 60,000달러 /MWh이었다해도전기의평균비용증가는몇센트이다. 재생에너지지원제도같은다른전력정책의목적에소요되는비용에비해, 과도한신뢰도는분명히 100분의일정도의작은문제이다. 정부가시장이전력의공급안정의수준을결정하게하지않고, 신뢰도를안전한쪽으로오차 를유발하려는경향이있는것은놀라운일이아니다. 자원적정성의이론적의문에대한관심에 도불구하고정부는충분한용량을확보하기위한실용적이고간단한해결책을선호한다. 풍력및태양광발전의점유율증가에따른신뢰도 풍력발전과태양광발전 (PV) 의빠른보급에따라가스화력과석탄화력의많은발전기가동 147

147 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시간이줄어들고일부발전기에서손실이발생하고있다. 예를들면, 스페인에서 2014년에기존발전기이용률이가스화력발전기와석탄화력발전기에서각각 15% 이하, 40% 이하로떨어졌다. 이러한경향은재생에너지점유율이상당한에너지단일시장에서는전통적인발전설비의신규건설을유인할수없고, 그결과전력시스템의신뢰도를확보할수없다는논란을불러일으켰다. 출력이변동하는에너지 (VRE) 가전력의안정적인공급에대한우려를초래하는이유는다음과같이정리할수있다. 첫째, 풍력및 PV의공급안정에대한우려는이들의출력변동특성에기인한다. 풍력및 PV 출력은변화하고그용량을이용하고싶을때이용할수있는것은아니어서첨두수요에대한기여는제한적이다. 최대전력수요가조명및전기난방스위치가켜지는겨울저녁시간에발생하는유럽의 PV가이에해당된다. 그결과 VRE 에대한투자는신뢰도에거의기여하지않는다. 낮은보급수준에서계통운영자 는통상첨두시간대에풍력과 PV 출력의기대치를고려하여재생에너지의용량가치를계산한 다. 풍력발전의첨두수요기여도는설비용량의 8%~12% 범위이다. 글상자 4.2 유효수요대응능력 (ELCC: Effective Load Carrying Capability) ELCC 의목적은어떤발전기가전체전력시스템의자원적정성에기여하는정도에따라용량 값을산출하는것이다. ELCC 의개념은모든유형의자원에적용가능하지만, 발전기가동률 을기반으로용량가치를평가하기어려운 VRE 발전의경우에특히적합하다. ELCC는수요의증가또는동등한발전용량으로계산된다. ELCC는일반적으로 LOLE에근거하여산출되거나, 공급부족전력량 (EUE) 과같은다른적합한신뢰도기준을사용하여산출되기도한다. 예를들어 LOLE에근거하여풍력발전의 ELCC는다음과같은단계를거쳐계산된다 (NERC, 2011). 풍력발전기를제외한상태에서신뢰도목표 ( 예 : 0.1일 / 년 ) 를충족할수있도록전력시스템의소요용량을계산 부하의시계열에서풍력발전의시계열을차감 신뢰도목표에다시합치할때까지부하를추가 148

148 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 이추가된수요가풍력 ELCC 이다. 이방법으로계통운영자는풍력발전의전체전력시스템 에기여는정격의 8% 로계산하였다. 풍력발전시스템에추가되는용량의증가에따라재생 에너지의용량가치는감소한다. 그러나용량가치의산정은풍력과 PV의보급률이높을수록정확하지않다. 전력시스템스트레스가높은기간이반드시수요가최대가되는기간과일치하지않고, 풍력및 PV 출력은낮은데수요는상당이높은시기인연중 1,000~2,000 시간에발생할수있다. 따라서신뢰도에재생에너지의기여도를분석하는데에는재생에너지가있는전력시스템에더해지는추가첨두수요를평가하는유효수요대응능력 (ELCC)( 글상자 4.2 참조 ) 과같은더정교한확률적인수법이필요하다. 둘째, VRE의변동성으로인해중간부하및첨두부하전원에대한투자수요를증가시킬것이다. 재생에너지는전통적인전원의이용률을낮추고발전량과전력가격의변동을증가시켜가스발전에대한투자위험을높인다. 중간부하및첨두부하전원의시장기반투자실적은거의없다.( 도리어최근시장기반투자는주로기저부하운전이예상되는가스화력발전기와석탄화력발전기가중심이다.) 이로인해공급부족기간의가격형성은용량비용을회수하기위한미래투자에있어서특히중요하다. 셋째, VRE가신뢰도에영향을미치는이유는그출력의변동특성이아니라개발속도가상대적으로불안정하다는사실과관련이있다. 다양한이익단체가압력을가해정책의관점이변함으로해서재생에너지의도입시기, 장소, 종류에대해큰불확실성이초래된다. 재생에너지는유럽의전통적인전원의경제성악화를설명하는데의심의여지가거의없지만, 기존가스화력발전의낮은부하율은탄소가격의침체, 전력수요의감소, 투자판단의잘못에의해설명된다. 한편투자자는전통적전원에대한투자기회, 미래의에너지믹스, 미래의가격과관련된규제불확실성의증가에직면하고있다. 이로인해조율된투자결정또는예를들어적어도용량시장등에의한안전망을구축하는것이유용할것이라는주장이힘을받고있다. 또한 VRE 전원은전력시스템을기상조건의영향에노출시킨다. 송배전망은항상폭풍과홍수로인한피해와기상으로인한수요변동에노출되어왔기때문에이문제는새로운것이아니다. 그러나풍속이너무커지면다수의풍력발전이자동으로일제히차단되어전력시스템에스트레스를준다. 눈이내리는경우에 PV는갑자기출력이떨어진다. 2015년 3월 20일유럽에 149

149 전 력 시 장 의 리 파 워 링 서일식은극단적인출력변화를가져와독일전력시스템의유연성을실제시험하게되었다. 또한, PV 의효율은높은온도가되면저하한다. 예를들어, 2015 년에스페인에서기록적인 폭염으로수요가급증했지만 PV 출력은열때문에더떨어졌다. 이것은전력시스템신뢰도유 지에새로운과제가된다. 풍력과 PV의보급률이증가하면계통운영자의전력시스템관리방법도달라진다. 이러한재생에너지진입으로인해기존발전기의기동과급속한출력증감발의빈도와그폭이증가해, 발전기의최저출력에서운전이빈발해진다. 또한예측오차에대처하기위해더많은운영예비력을필요로한다. 이러한현상의대부분은이미제3장에서논의했다. 마지막으로, VRE에의해주파수와지역단위전압을소정의범위내에유지하는데문제가생긴다. 기존배전시스템에서 VRE 발전은전압을허용수준이상으로상승시킬가능성이있다. 이문제는 PV 인버터에제어기능을추가하거나변압기에온라인탭절환장치를설치하여 VRE 에대응할수있는능력을제고함으로써완화할수있다 (IEA, 2014A). 송전망제어시스템의속도가단주기주파수등락을보상하는데불충분하면주파수편차가발생할수있다. 전력시스템주파수가감소하면 (SCADA 같은 ) 제어시스템은급전을늘려불균형을개선해야한다. 주파수안정도가심각한기간에안정도문제를해결하기위해 VRE 전원의출력을차단하는것은주파수변화에대응하는기술적능력이없는발전기에한정할수있다. 신뢰도규제와시장의범위 신뢰도를관리하는조직의권한은국가와국가간경계에한정되지만이상황은수십년간의시장발전을감안하면분명부적절하다. 신뢰도를위한제도의틀은시장의범위 ( 확대 ) 에상응하여그범위를확대할필요가있다. 시장과신뢰도규제의영역을보다잘조화시키기위해자원적정성전망은상응하는지리적수준에서이루어져야한다. 유럽 연합 (EU) 의전력시장통합과정에서공급안정은보완성의원칙 (subsidiarity principle) 16) 에속한다고천명하는것말고는별다른주의를기울이지않고시장통합에치중하 16) 역주 : 보완성의원칙 (subsidiarity principle) 은어떤사안에대한조치가회원국개별국가에의해서보다는유럽연합에의해서취해지는게바람직하다는원칙이며각회원국에대해배타적행사가보장되는것은아니다. 이는유럽연합의중요한원칙중의하나이다. 150

150 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 였다 ( 공급안정에관한지침 2005/89/EC). 그결과유럽규제프레임은매우세분화되어있으 며따라서많은유럽국가들이현재대부분협조없이자국의용량시장을도입하고있는것은 놀라운일이아니다. 이상황은신뢰도확보의전체비용을증가시킬가능성이있다. 미국에서는신뢰도의지역수준의협조가더개선되고있다. 약 50년전에정의된 NERC 지역과 10년전에설립된 RTO의제어지역은그범위가일치하지않는다. 이제는잘확립된통합적평가는국가와주경계에관계없이여러 RTO 및제어구역의범위에걸쳐서자원적정성을평가하고있다. 신뢰도와그규제에관한조사 1960년대와 1970년대의전력수요가높은성장을보여주는시기에정부는일반적으로적시에적절한투자가가능한수직통합형으로규제된독점에의존하고있었다. 정부규제는비교적가벼운것으로충분하였고, 안정적인공급과신뢰도기준에관한법제를적용한나라는몇개국에불과했다. 그러나경쟁적전력시스템의시작과함께공급안정의확보책임을명확하게할필요성이생겼 다. 본절에서는 IEA 회원국에서사용되는신뢰도기준의조사결과를보여주고, 최적신뢰도의 개념과신뢰도기준을설정하는다양한접근법을논의한다. 신뢰도는다양한맥락에따라다양한의미로해석된다. NERC 의정의는전력의공급안정을 두가지차원, 즉전력시스템운영의안전도와자원적정성으로규정하고있다. 신뢰도기준의 개념은일반적으로강제부하차단의위험을나타내는지표를의미한다. 신뢰도기준 IEA 대부분의회원국에서신뢰도기준은정부에의해명확하게설정되어있다. 조사한 30 개 국중 22 개국이신뢰도기준을가지고있다. 이조사는일본, 한국, 뉴질랜드가포함되어있지 않다. 이러한기준의설정방법은결정론적방법또는확률론적방법이있다. OECD 국가의전력시스템에적용되는신뢰도기준은최종사용자의공급지장의연간기대치 로표현되고, 이는전체전력시스템에서연간평균몇분이하로규정된다 (Brattle Group and 151

151 전 력 시 장 의 리 파 워 링 Astrape Consulting, 2013). 예를들어, 호주의신뢰도기준 (0.002%) 은소비자가일년에부 하차단되는시간이평균 10 분임을의미한다. 공통으로사용되는결정론적기준은 계획예비력마진 (planning reserve margin) 이다. 그것은정상적인기후조건하에서첨두수요를만족하는데필요한공급능력을초과한이용가능한용량을측정하는것이다 (NERC, 2013a). NERC는독립적으로신뢰도를평가하고주로화력발전으로구성된전력시스템에대해서는 15%, 수력발전으로구성된전력시스템에대해서는 10% 의기본예비력목표를가진다. 17) 이것은 100GW의정상적인첨두수요를가진화력발전시스템은적어도 115GW의설비용량이필요하다는것을의미한다. 유럽의 ENTSO-E 또한예비력마진에대해결정론적정의를이용하고있다. 이기준의명백한이점은개념이이해하기쉽기때문에, 정책결정자에게단순함을제공한다는것이다. 그러나이결정론적기준은 VRE가첨두수요에기여하는정도가날씨에따라달라지기때문에 VRE 전원용량에대해적용하기는적합하지않다. 일반적으로사용하는다른방법은확률적인방법이며, 이기준은수요를충족할정도를예측 하는확률모델의결과이다 (NERC, 2012). 가장일반적인확률론적지표는다음과같다. LOLE(Loss of Load Expectation): 연간정전발생횟수의기대값 (Astrape Consulting, 2013) LOLP(Loss of Load Probability): 정전이발생할확률, 일반적으로 연간총시간 에대한정전시간의비율로표시 (Astrape Consulting, 2013), 혹은 주어진기간 동안수요가가용한발전용량을초과할확률 (NERC, 2013b) LOLH(Loss of Load Hours): 연간정전기대시간수 EUE(Expected Unserved Energy): 정전기대치를전력량 (MWh) 단위로표시되는연간정전기대치, 정전의규모를고려할수있음 결정론적방법과확률론적방법은서로관계가있으며계획단계의예비력확보의목표를확 률론적으로검토에서얻는다하더라도결정론적방법과같은결과가될수도있다. 규제측면에 17) NERC 는자원적정성을위한신뢰도기준 ( 예비력마진기준 ) 을설정하거나, 전원이나송전선의건설을지시할수있는권한을가지고있지않다. 152

152 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 서볼때정책결정자에게익숙한방법으로신뢰도를설명하는것도중요하다. 따라서규제기 관은일반적으로간단한방법을선호한다. 유럽 신뢰도의규제는유럽내에서통일되어있지않다. 신뢰도기준이없는나라도있고, 신뢰도 기준은존재해도구속력이없는나라도있다. 표 4.1 에일부유럽국가의공급신뢰도기준을 나타낸다. 유럽의다양한신뢰도기준은확률론적인것으로정전시간기대치를사용해표현되는내용이 늘어나는추세다. 벨기에, 영국, 네덜란드, 프랑스등일부국가는연간 3~4 시간이라는유사한 기준을가지고있다. 유럽역내에너지시장 (European Union Internal Energy Market) 이설립되어많은 시장과기술규칙의협조가진행되고있지만안정적인공급은 EU 내각국의권한으로남아있다. 유럽국가는송전계통운영자 (TSO: Transmission System Operator) 가자원적정성을모니터링하고보고하는책임을진다 (CEER 2014). ENTSO-E 는개별 ENTSO-E 회원국, 지역블록, ENTSO-E 구역전체등의세가지다른수준에관한 유럽의전원적정성전망 (European generation adequacy outlook) 을공표하고있다 (ENTSO-E, 2015). 그러나이결과는회원국을구속하는것은아니다. 일부유럽국가는지역그룹으로신뢰도를정의하는노력을하고있으며, Pentalateral Energy Forum에서는지역수준의안정적인공급을평가하는일반적인방법을검토하고있다. 18) 또한, 역내에너지시장틀에서전력공급보장에관한지역협력의정치적선언 에, 독일, 덴마크, 폴란드, 체코, 오스트리아, 프랑스, 룩셈부르크, 벨기에, 네덜란드, 스웨덴, 스위스, 노르웨이가서명했다. 이선언은공급안정에관한것을포함한각국의에너지정책의새로운협력을도모하는정치적합의를규정하고있다. 18) Pentalateral Forum 은중서유럽지역적인협력을위한틀이다. 이것은국경간전력거래의협력을추진하기위해 2005 년에베네룩스국가, 오스트리아, 독일, 프랑스 ( 스위스는영구옵서버 ) 의에너지장관에의해설립되었다. ( /press-release_ip _en.htm). 153

153 전 력 시 장 의 리 파 워 링 표 4.1 유럽의신뢰도기준 북미 북미에서는명시적인신뢰도기준과기준값이사용되는경우가많다. 대부분시장은예비력마진산정에결정론적방법을이용하고있지만그방법은 (10년에 1번이라고했다 ) 확률론적인기준치로부터도출되거나확률론적인기준치에대해벤치마킹한것이다. 일부지역에서는경제적인방법을사용한다. 예를들어소비자의비용을최소로하는수준으로신뢰도목표를설정하는등이다. 수력발전에크게의존하고있는시장에서는가뭄의발생을관리하기위해에너지기준치를가지고있다. 표 4.2에나타낸북미의예에서는 10년에한번정전이라는기준이널리사용된다. 이는 10년에한번 (0.1 LOLE) 또는 10년하루 (2.4 LOLH) 로해석될수있다. NERC 는북미전역에서신뢰도규제의협조를담당하고있다. NERC 는 1965 년의대정전이후 154

154 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 에비영리국제규제기관으로설립되었으며그임무는북미의기간전력시스템의신뢰도를확 보하기위한것이다. NERC 는발전기수준의세부데이터에직접접근할수있는권한을가지고 있으며, 각지역의계절별또는장기신뢰도를매년평가한다. 표 4.2 북미지역의신뢰도기준과측정지표 호주 호주의신뢰도규제는호주에너지시장위원회 (AEMC: Australian Energy Market Commission) 의신뢰도위원회에의해감독되고있다. 신뢰도기준은 EUE 의최대치, 즉소비자 에게공급되지않을위험이있는전력량의기대치의최댓값으로정의된다 (Hendersonten 2014; 155

155 전 력 시 장 의 리 파 워 링 AEMC 2014). EUE는본질적으로소비자의공급신뢰도가치와신뢰도수준을달성하기위해필요한전력시스템전체의비용사이의절충을반영한다. EUE은 GWh의단위로측정되고해당지역의연간수요전력량에대한비율 (%) 로표현된다. 현재신뢰도기준은 0.002% 로설정되어있다. 이것은수요가 100,000MWh 의수요에공급되지않는전력량을 2MWh 이하로억제하라는것을의미한다. 신뢰도의실상 기간전력시스템전력시스템의성능은일반적으로공급의연속성을사용하여평가된다. 전력시스템신뢰도지표는정전빈도, 지속기간, 영향의정도에초점을맞춘다. 그지표는전력시스템의성능에대한전체적이고결과지향적인관점을제공하고일반적으로거시적인해석이나적용이용이하다. 이러한지표는계통운영자와규제기관에의해수집된다. 그러나신뢰도의규제와실제의신뢰도는일치하는것은아니다. 앞절에서논의한신뢰도기준 ( 예를들어일년에서너시간또는 10년에한번 ) 은기간전력시스템에적용되며, 발전용량의적정성을결정하기위해주로이용된다. 실제로는 OECD 대부분의국가는최근수십년간큰자원적정성문제는경험하고있지않다. 2006년 11월에유럽 7개국은송전선의개폐로인한대규모정전을경험했다. 최근에는 2011년의일본과 2013년의한국에서, 후쿠시마사고의영향으로인한원자력발전기의가동중지등으로정전이발생했다. 표 4.3 복수의영역을포함한대규모정전 출 처 : IEA,

156 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 IEA 회원국의전력시스템에서최근발생한대부분대규모정전은계통운영자간의조율부족 이근본원인이었다 ( 표 4.3). 예를들어, 2003 년이탈리아의대규모정전은이태리와스위스사이 에조율의문제가있었다 년북미북동부대규모정전의결과 1968 년 NERC 가설립되었다. 배전 실제로각소비자의연간정전시간은평균수백분이되는데그주된원인은배전선사고이다. 배전수준의정전은일반적으로국지적인문제이다. 이러한정전은폭풍이나눈등의국지적인기상현상의결과로종종발생한다. 이러한영향이비교적한정되어있으며배전회사는서둘러비상용발전기를투입하고선로를복구할수있다. 이러한이유로배전수준의정전은일반적으로전국신문의헤드라인에게재되는일은없다. 2013년 IEA는정전빈도, 지속시간영향에관한조사를실시했다. 그림 4.1은각국의사고정전시간의추이를나타내고있다. 정전시간은핀란드, 독일, 스위스는연간 20분미만인반면폴란드는 400분에임박한해가 2년이나있는등국가에따라연도에따라크게차이가있다. 이러한차이는정전시간의지표에크게영향을미치는예외적인사건과각각의전력시스템의특성차이등여러요소의조합을반영하고있다. 전력시스템의차이로는전력망의규모와구성, 소비자의분포, 지표의작성에사용되는데이터수집및계산방법의차이가포함된다. 그림 4.1 각국의정전시간추이 (2008 년 ~2012 년 ) 참고 : 호주, 독일, 그리스의 데이터는 예 적인 경우를 제 하였다. 장기에 이탈리전의 데이터는 배전리에 대한 자료는 제 되었다. 장기에 데이터는 소비 고링 수에 가중치를 워고 있다. 호주의 데이터는 파제전하였다. 1과경: 요로배주전의 2008년 데이터, 스위스의 2008년, 2009년의 데이터, 이탈리전의 2012년의 데이터는 점래되었다. 157

157 전 력 시 장 의 리 파 워 링 출처 : CEER 2012; Ofgem 2012; EnelDistribuzione 배전망의신뢰도규제는종종신뢰도보다는품질규제가되며이에대한대응은주로신규투자를필요로한다. 예를들어, 기상이변에대한배전망의탄력성개선에투자하고중간전압의배전망다중연계와지중화등이다. 이같은방안은규제기관이규제된배전망운영자의투자계획을승인할때고려하지않을수없는비용을수반한다 시장설계에대한의미 : 공급부족시가격 시장설계의주요목적중하나는장기적인전력시스템의요구에맞는자원의적절한공급을 확보하기위한것이다. 여기서는신뢰도와자원적정성확보에있어서에너지가격의역할을논 의한다. 이관점에서첫번째생각해야할점은효과적인공급부족시가격 (Scarcity Pricing) 의도입이다. 이아이디어는종종에너지단일시장이라고불린다. 미국의 ERCOT과호주의전력시장 (NEM: National Energy Market) 의경험은공급부족시가격이제대로작동하려면다음과같은사항이충족되어야한다. 신뢰도기준과일치한높은가격상한 시장지배력사전완화 전력시스템의스트레스가높은기간의공급부족시가격형성에대한규제 또한여기서는가격스파이크의발생이드물고전력산업에투자사이클이존재한다는전제하에효율적인공급부족시가격이신뢰도기준을충족시킬수있는지에대해논의한다. 이책에서는저탄소전력시스템으로전환될때까지, 효과적인공급부족시가격에추가해안전망으로서의용량메커니즘이필요할수있다는결론에이르고있다 ( 제5장 ). 공급부족시가격에대한시장의실패와규제의실패 에너지단일시장이전력시스템신뢰도를유지하기에충분한투자를촉진시킬수있는지의 여부에대해서는많은문헌이있고, 일반적으로두가지의에너지시장의 ' 결함 ' 이주목된다. 158

158 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 첫째, 에너지단일시장에충분한 DR이 ( 적어도현재는 ) 없기때문에항상시장청산이되는것은아닐수가있다. 특히대부분소비자는물리적기반도시장적기반도없어서실시간전기요금에노출되어있지않다. 도매전력시장에가격상한이없다고해도전력시장에서청산이되지않을수도있다. 이러한특별한경우에발전용량은한정되어있기때문에, 계통운영자가붕괴적인대정전을방지하는유일한방법은부하차단이다. 게다가전력시스템의고장또는정전시에는발전기는전혀보상을받을수없기때문에시장은대규모정전의위험을최적화할수없다 ( 글상자 4.3 참조 ). 글상자 4.3 시장은정전을최적화할수있을까? 경제학논문들에서얻을수있는하나의중요한통찰은전력시장은정전이나부하차단의지속시간을최적화할수없다는것이다. 그이유는정전시간은그것을피하기위해건설된발전용량에따라결정되고정전을피하기위해발전기를건설하는인센티브는정전시에지급되는가격에의해결정되지만정전사이에경쟁시장가격은존재하지않는다. 정전시에발전기에지불하는가격은행정규칙에의해설정해야한다. 정전을최적화할수없는시장의실패는순환정전에한정되지는않는다. 예를들어, 용량이부족한경우전력망의붕괴확률이높아진다 (Joskow and Tirole, 2007; Joskow, 2008). 그러나전력망의붕괴는시장의붕괴를의미한다. 왜냐하면전력시스템붕괴시에는전력이소비자에게공급되지않기때문에소비자는대가를지불하지않기때문이다. 이결과시장메커니즘은붕괴적인정전비용을파악할수없고, 정전발생을최적화할수없다. 최대수요와공급부족시가격그리고전력시장의투자인센티브에관한문헌은 Boiteux(1949) 가처음이다. 공급부족시가격은시장청산가격에의존하고있다. 기본적인개념은사용가능한전원이모두사용되는경우물리적으로발전가능한최후발전기의한계비용에상응하는시장가격에서수요가공급을초과할수있다. 이러한공급부족시에는공급이수요를충족시킬수없기때문에수요측은시장이청산가능한수준까지구매입찰가격을올릴필요가있다. 공급부족시가격 의결과전력을공급하고있는모든발전기는공급부족시초과수익 (scarcity rent) 을얻을수있고, 이는발전기의고정비를회수하는데소용된다. 이메커니즘은모든에너지시장에서투자인센티브를주기위해필요불가결하다 (Grimm and Zött, G, 2013). 그러나이메커니즘은수요측의결함으로인해시장청산가격이존재하지않을가능성이있는경우는정전을최적화한다든지효율적인가격을찾아낸다든지하는 159

159 전 력 시 장 의 리 파 워 링 것은불가능하다. 자원적정성문제는궁극적으로수요측의시장결함의결과이지규제가격 억제에의한결과는아니다 (Cramton, Ockenfels, Stoft 2013). 둘째, 우선에너지시장가격은최대치가제한되어, 부하차단을피하기에충분한발전에대한투자를촉진할수없다. 일년에몇시간밖에가동하지않는발전기에대한투자는투자자가짧은가동시간동안에투자비용을회수해야한다는것을의미한다. 이러한발전기는 ( 대부분의발전기가그렇지만 ) 변동비차익에의해고정비용을회수할수없고이몇시간사이에가격이한계비용을초과할수있도록하지않으면안된다. 바꾸어말하면이러한발전기가어느정도시장지배력을행사하는것을허용해야함을의미한다. 이러한높은가격은대부분경우정치적으로수용하기어려운것으로간주되고, 시장지배력의남용을계속해서억제할수있는자연적인메커니즘이없기때문에, 종종규제기관은도매전력시장가격에상한가격을설정하여왔다. 그러나공급부족시가격을제한하는것은자원적정성을위해필요한첨두전력에대한투자인센티브를잃게한다. 또한도매전력시장만으로는자원에대한투자비용을회수할수없는이른바 잃어버린돈 (missing money) 의문제를초래한다. 가격상한의존재는용량시장도입에대한가장잘알려진설명이된다. 최근몇몇연구가 이논쟁을새롭게조명하고있다 (Hogan, 2013; Brattle Group, 2013; Cramton, Ockenfels and Stoft 2013; FERC 2014; RTE, 2014). 규제의관점에서에너지단일시장도용량시장도모두규제기관이나계통운영자의높은수 준의개입을수반한다. 순수하게비집중적 19) 시장만으로는신뢰도기준을충족하는데필요한 정확한공급부족시가격을제공할수없을것이다. 신뢰도기준에상응하는가치로가격상한인상 심각한수급상황에서공급부족시가격형성을개선하기위해서는, 규제기관은시장지배력 을억제하고, 에너지단일시장에개입하거나규제자가정한공급부족시가격곡선 (scarcity 19) 역주 : 미국 ISO 의집중적인시장에대한유럽의상황차이를의미한다. 160

160 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 price curve) 을도입하는등의시장에개입할필요가있을것이다. 에너지단일시장에서는발전기는발전하는경우에만수익을창출한다.( 엄밀하게는에너지단일시장에서발전기는적은부분이기는하지만용량단위의운영예비력에대한수익을거둔다.) 에너지수익만을기초로한시장은 1990년대에미국과유럽에서도입되었고, 호주동부, 미국텍사스, 일부유럽국가에서는현재도사용되고있다. 이러한시장에서는신뢰도를보장하기위해필요한발전기는일년에몇시간밖에가동되지않는다. 연료및탄소가격에따라다르지만일반적으로 30~50 달러 /MWh의범위에있는도매전력시장의평균가격에비해, 원리적으로발전기의비용을회수하기위해필요한현물시장가격은 10,000달러 /MWh 또는그이상으로튀어오르지않으면안된다. 이는시장가격이가장비싼발전기의한계가격을크게초과하여상승하지않으면안되는것을의미한다. 당연하게도, 가격스파이크에관련한여러가지우려를제기했다. 첫째, 한계발전기의한계비용을초과하는가격은발전기에의한시장지배력의행사에기인하나이는원칙적으로는경쟁법에서금지되어있다. 게다가극단적인가격발생은신문의헤드라인에올라정치적개입을야기한다. 둘째, 가격스파이크는기대했던것보다자주발생하지않고가격도낮고첨두수요시간의가격형성에대한의문을야기했다. 셋째, 비록가격형성이옳았다하더라도실제로이러한스파이크가격에의한수익에의존하는신규설비가얼마나투자될지는확실하지않다. 시장지배력은사전에규제해야한다. 모든발전기가수요를충족하기위해필요한기간에대해모든발전기는시장지배력을향유 하고자신의한계비용을초과하는가격으로입찰할수있다. 그러나이것은이론적으로는효율 적이긴하지만현실적으로어렵다. 가격스파이크는전력수요가가격에반응하지않기때문에발생할수있다. 발전기는 1,000, 10,000, 100,000 달러 /MWh 의응찰도가능하며소비자들에게는높은비용으로연결된다. 예를 161

161 전 력 시 장 의 리 파 워 링 들어가격이 10,000 달러 /MWh 에도달하면 1kW 의전기히터를한시간멈추면 10 달러절약할 수있다. 그러나대규모산업용수요를제외한소비자는실시간가격에직접영향을받지않기 때문에보통은소비행태를바꾸지않는다. 더한우려는빈번한첨두수요가격이발전기에매우높은이익을가져오는것이다. 이론적으로가격스파이크가첨두부하전원의고정비회수에필요하다고해도일반적으로시장지배력의행사는법률로금지되어있다. 사후에법적으로고소를피하기위해시장참여자는한계비용을초과하는가격으로입찰을억제한다. 또다른우려는극단적인첨두가격은일반적으로신문의헤드라인을장식하여, 정책결정자로하여금다시그러한일이발생하지않도록하는조치를취하는계기가될것이다. 시장참여자의시장지배력완화를위해일부규제기관은가격이나입찰가격에상한을도입했다. 예를들어, 높은발전기의한계비용에상한을설정하면높은가격은 300달러 /MWh 정도가된다. 이상황에서는첨두부하전원은변동비용은회수할수있지만고정비용은결코회수할수없을것이다. 사실, 대부분기존가격상한은 2,000~3,000 달러 /MWh로설정되어있다. 이로인해수익은증가하지만이가격수준은연간세시간밖에가동하지않는발전기에있어서는 6,000~9,000 달러 /MW 수익으로, 연간 60,000~90,000 달러 /MW의범위에있는연간고정비비용을회수하기에는너무낮다. 현존하는신뢰도기준에상응하도록하기위해, 적절한가격상한수준은 VoLL로설정해야한다. 이방식은호주의 AEMC에서채택하고있으며, 0.002% 의공급부족전력은 13,500$/MWh 의가격상한으로환산된다. 이론적으로시장균형상태에서이가격에의해첨두부하전원을포함한최적화된모든용량은고정비용을회수할수있어야한다. 시장은결코균형을이룰수는없고용량부족은최고가격을빈번하게발생시켜기존발전기에높은이익을주는것으로알려져있다. 따라서호주와텍사스의규제기관은첨두가격기간에발전기가얻을수있는수익에상한을설정하고있다. 호주에서규제기관은가격의누적값에임계치를도입했다. 만약미리정한 336개의거래 ( 단위 ) 구간에서현물가격의합계가 201,900$ 를초과하면가격상한은당초 13,500$/MWh 에서 300$/MWh 로인하된다 ( 그림 4.4). 162

162 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 그림 4.2 호주 (NEM) 의공급부족시가격 출 처 : Henderson, 텍사스의경우 2014년공익사업위원회가 ERCOT 지역의가격상한을 2011년 3,000달러 /MWh에서 2015년이후서서히끌어올려최종으로 9,000달러 /MWh까지끌어올리기로결정했다. 이장의뒷부분에서논의되는다른기술적인조치와함께, 가격상한인상은예비력을회복하도록새로운투자를촉진할것으로기대되고있다 (Potomac Economics, 2015). 요약하면, 가격스파이크와시장지배력은불가분이며여전히도매전력시장의과제이다. 공급부족시가격규제의필요성 전력시스템의신뢰도는최종적으로는계통운영자의책임이다. 계통운영자는대규모정전을방지할책임이있다. 따라서모든시장설계에서순수하게분권적인운영에의존하는것이아니라전력시스템의제어권한을계통운영자에맡기고있다. 그리고이러한계통운영자는대형사고를방지하기위해운영규약을개발했다. 계통운영자는부하차단및대규모정전을피하기위해예방조치를취한다. 즉, 긴급 DR 계약, 또는차단가능한계약의발동, 운영예비력의일부활용등이다. 또한계통운영자는수요 감소와같은효과가있는일시적인전압저하조치도할수있다. 시장의관점에서는이러한모든대응이 시장외부에서 실행될위험이있다. 사실, 운영상의의사결정들이어떤방식으로든문서화되었어도, 여전히 회색지대 는상존할수있다. 왜냐하면빠듯한수급상황은발생이드물고, 그것은대부분예상치못한상황에서유발되기때문이다. 예를들어 PJM은긴급 DR의발동으로몇 GW 수요를줄일수있으며실시간시장의 163

163 전 력 시 장 의 리 파 워 링 공급부족시가격을억제할수있다. 또한운영예비력의감축및전압저하와같은시장외의 운영상결정도가격억제효과를가진다. 실시간시장가격을낮추는효과를가진모든전력시 스템운영은금전적보상과무관하다. 더어려운것은일반적으로전력거래자는전력시스템의정확한상태에대한정보가부족하다. 예를들어프랑스에서최근 2,000유로 /MWh의최고첨두가격이 2012년 2월9일오전 10 시 ~11시발생했지만실제첨두수요는그전날 19시발생했다. 거래시장은공급부족시에가격을적절하게매기는데필요한자원을항상가지고있는것은아니다. 이것은특히분산적인시장에서는문제가된다. 빈약한가격형성의또다른예는 2014년미국에서 극지한파 (Polar Vortex) 기간에보인다. 전력가격이몇시간동안단지 800달러 /MWh에불과했지만, PJM은운영신뢰도를보장하기위해 시장밖 의조치를취해야했다. 그결과 1월 21~30일비용은 4.38억달러에달했지만특정시장참여자에할당할수는없어 부가비용 (uplift) 으로모든사용자에게균등하게할당했다. 극지한파를계기로해서가장정교한 RTO 시장에서조차심각한수급상태에서전력가격을정확하게매긴다고하는시장에내재된어려움을돌아보게된다. 극지한파에의한한파이후미국연방에너지규제위원회 (FERC) 는일련의기술회의를하고 이문제에대한기술보고서를발행했다 (FERC 2014). FERC의설명에의하면, 계통운영자가시스템의요구를충족할수없는때는그비용이시장가격에반영되는것을보장하는규제적가격설정규칙을적용한다. 그비용은최소운영예비력을충족시키지못하여발생한비용등을포함한다. 개념적으로이가격은강제부하차단을피하는데대한소비자의가치평가를반영한다. 이러한상황에서는가격이상승해서, 발전자원의성능을높이도록유도하고수요의감소를촉진하여, 계통운영자가신뢰도를유지하기위해강제로부하를차단하지않도록해준다. 소비자의신뢰도가치와계통운영자의신뢰도유지를위해취하는조치에대한가치가시장에서적절하게반영되지못하면, 에너지시장과보조서비스시장가격은비효율적으로되어전력시스템자원의이용효율을낮추고투자신호를약화시킬수있다. 이러한비효율성을줄이는것은더신뢰할수있고더경제적인전력서비스로이어진다. 164

164 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 규제기관은공급부족시가격형성을개선하기위해개입할수있다. 예를들어텍사스주공익사업위원회가그림 4.3에표시된공급부족조건에서가격을행정적으로설정하는운영예비력수요곡선 (ORDC: Operating Reserve Demand Curve) 을 2014년 6월 1일부터도입하기로결정했다 (Hogan, 2013; Pfeifenberger 2014). 그림 4.3 ERCOT 의운영예비력수요곡선 ( 안 ) 출 처 : Potomac Economics, 규제적인공급부족가격의제도를시행하는경우규제기관이이가격을설정한다. 이것은순수한시장기반가격결정과대조되는에너지시장에대한규제개입의한형태이다. 실시간에너지의가격과운영예비력을동시에최적화하여계산하는시장에서는운영예비력에대한규제가격을높게설정하면에너지가격도상승한다. 높은운영예비력의가격은실시간가격, 하루전가격, 선도가격으로파급된다. 유의해야할것은이러한공급부족시가격곡선이있으면실제부하차단이없을지라도운영예비력이고갈되면공급부족시초과이익 (rent) 이증가한다. 따라서가격스파이크의시간수는정전시간수보다많아지고, 그결과발전기의공급부족시의수익이증가한다. 공급부족시수익을연간 30,000달러 /MW, 예비력부족에서얻은수익을 20,000달러 /MW라고가정하면총수익은연간 50,000달러 /MW된다. 공급부족시가격곡선은예비력이부족할수록수익을증가시키도록정해진다. 공급부족시가격은가격에대한사전규제이다. 공급부족시가격을도입하는규제기관은 가격스파이크를용인한다는뜻으로, 그규제의개념은장기에걸쳐안정되어야한다. 그러면 165

165 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이러한높은가격이출현해도정책입안자나규제기관이개입하지않는다고보장함으로써투자 자를안심시키는데기여한다. 유의해야할것은규제에의한공급부족시가격은용량시장을가진시장에도채택할수있는것이다. 수급조건이심각한상태에서정확한가격형성은원칙적으로에너지시장에서수익을증가시키고그결과용량시장에서발전기의입찰가격을인하시킨다. 전체적으로공급부족시가격형성을개선하여용량가격을인하하고용량시장의상대적인중요성을낮출수있다. 뉴질랜드는수력발전이지배적이어서한정된저수량과강우에의존하여에너지제약이있는전원구성의특성을반영하여공급부족시가격을채택하였다. 긴급부하차단이일어날때공급부족시가격은 10,000NZ$/MWh 로설정되어있다. 또한, 만약공급중단의위험이 10% 를초과하는경우에는계통운영자는공적인절전캠페인을요구할수있다. 만약이런일이발생하면소매사업자는고객에게절전을의뢰하고주당 10.50NZ$/kWh 를상한으로해서보상금을지급한다. 이것의의도는소매사업자가충분한발전기와계약하도록인센티브를제공하는것이다. 에너지에만규제가격을설정하는것으로 DR 과충분한발전용량에대한새로운투자가촉발 될지 ( 용량시장이있으면용량가격은제로가된다 ) 는추가검토가필요하다. 글상자 4.4 ERCOT 의공급부족시가격 ERCOT는에너지단일시장의도매전력시장을운영하고있으며명시적인용량보상제도 ( 제 5장참조 ) 는없다. ERCOT는 10년에한번정전이라는신뢰도기준에따라 13.75% 의예비력마진목표를가지고있다 ( 의무는아님 ). ERCOT의경우 10년에한번이라는것은 10년에한번의부하차단으로정의되어있으며상대적으로보아엄격한기준이다. 20) DR은전일도매전력시장에서직접입찰을통해발전자원과경쟁한다 (Pfeifenberger 2014). 집중형용량시장이없으면발전기는고정비용과변동비용을회수하기위해도매전력시장에서충분한수익을필요로한다. 따라서 ERCOT는공급부족시가격메커니즘을도입하고도매가격은가상의첨두발전기가충분한수익을확보할수있는충분한수준까지상승한다. ERCOT의도매시장에서판매입찰은전력시스템전체의입찰상한가격에제한을받고있으 166

166 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 며, 사실상이상한가격이도매전력가격의상한역할을하고이상한을초과한입찰은거부된다. 판매입찰상한은 2011년의 3,000달러 /MWh에서 2014년 7,000달러 /MWh까지대체로매년인상되고있다. 2015년 6월 1일상한은 9,000달러 /MWh로인상되었다 (PUCT 2012). 이상한은표준첨두전원의순이익이연간총 300,000 달러 /MW에도달하면자동으로인하된다. 그림 4.4는 2011년 1월 ~2014년 12월기간에시장가격이전체전력시스템의판매입찰상한에도달한시간을보여준다. 2011년이후실적을보면공급부족현상은상대적으로드물게발생하였고, 일반적으로도매가격은상대적으로낮았다. 2014년에는도매가격이 300달러 /MWh를초과한것은 34시간에불과하였다. 최근 2013년, 도매전력시장은예비력마진목표를충족하기위해전력분야에대한투자를촉진하기에충분한수익을제공하지못한다는우려가있어 ERCOT는 2017년까지예비력마진이목표를밑돌것으로예측했다. 그러나최근 ERCOT는예상과는반대로첨두수요가감소하는현상을반영하여수요예측을수정하였다 (Potomac Economics, 2015). 최근예측에따르면, 예비력마진은적어도 2020년까지는목표치를웃돌것으로전망된다. 그림 4.4 시장가격이입찰상한에도달한월별시간 출 처 : Potomac Economics, ) 일주 : 정전지속시간이짧더라도한번의부하차단으로간주한다. 예를들어 10 년에하루라는기준에비하면상대적으로엄격한것이다. 167

167 전 력 시 장 의 리 파 워 링 가격스파이크의빈도와투자인센티브 가격스파이크빈도가낮은것은전통적발전기술에투자하는투자자에게심각한우려사항이다. 비록공급부족시가격이제대로형성되어도첨두가격예측은곤란하다. 1회 /10년혹은 3시간 / 년이라는신뢰도기준은높은가격은매우드물게밖에발생하지않는다는것을의미한다. 사실상높은가격은매년발생하는것은아니고평균몇년에한번이며기상조건의영향을받는다. 예를들어프랑스에서는 1956년과 1963년에수주간의한파를경험하고 1985년과 1987년에도경험했다. 프랑스에서는첨두수요가 2012년동계에 102GW가되었지만그만큼극단적인추위도아니었고기간도짧았다. 3시간 / 년이라는기준에근거하면정전기대치는 10 년에서 30시간정도이다. 투자자에게가격스파이크에서수익을얻을확률이낮다는것은매력적인투자제안은아니다. 3개월마다부채를상환해야하는독립발전사업자에의한상업적프로젝트를생각해보자. 첨두부하전원은예정된해에운전에들어가도첫수익이 5년후나 10년후가될지도모른다. 이러한발전기가이러한예측불가능한현금흐름만을기준으로자금을조달할수는없다. 극단적인기상조건의문제는전력산업에국한된이야기가아니다. 보험회사는사고의경우처럼거의발생하지않는극단적인현금흐름을상시적인현금흐름으로변환함으로써그러한위험을관리할수있는금융상품을제공하고있다. 보험및재보험업계는이러한방식으로위험을경제전반으로분산시키고, 예측할수없는사건에대한헤지수단을구입할수있도록해준다. 이관점에서, 첨두부하발전기는공급이빠듯할때전력을공급하도록하는옵션상품으로간주될수있다 (Pöyry 2015). 공급부족시가격이정확히형성된다면, 금융회사는잠재적투자자를위해더안정적인소득흐름을창출하는헤지상품을제공할수있고, 그렇게함으로써투자에대한인센티브를제공하게될것이다. 그러나현재까지이렇게순수하게금융적인방법은개발되어있지않다. 그런제품을개발하는데몇가지장벽이있다. 예를들어, 금융업계는전력시장가격스파이크의확률분포와정치적개입위험을평가하는정보가부족하다. 사실전력산업계는더나은정보를가지고있으며규제기관및계통운영자를포함한전력산업계내에서그해결책을찾아야할것이다. 168

168 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 이는결국가격스파이크의빈도가낮을경우투자에대한인센티브를어떻게제공할것인가라는당초의문제로환원된다. 에너지단일시장에서는정확한공급부족시가격이있다고해도, 투자자는여전히 투자판단의부담을져야하고, 이것은전력시스템의설비용량에영향을미친다. 금융위험이있으면투자자는높은위험프리미엄을요구한다. 예를들어, 실질자본비용이 12% 라고가정하면, 신규진입비용은연간 120,000 달러 /MW된다. VoLL을 20,000달러 /MWh 가정하면 6시간 / 년의정전기대치에상당해대부분의신뢰도기준보다정전시간이길어야한다. 즉, 에너지단일시장에서는규제기관이정한신뢰도기준을유지할수없을가능성이있다. 투자사이클과신뢰도기준의충족 신뢰도의규제는일반적으로적절한용량이기준을딱만족하는것을가정하지만실제전력시스템이평형상태에있는것은매우드물고발전투자의동학 (dynamics) 을관리할필요가있다 (RTE, 2014). 많은 IEA 회원국의시장은 20년이상설비과잉상태에있다. 이사실은왜실제신뢰도가기준보다높은지를매우잘보여준다. 과잉설비는자유화된시장에서도발생할수있다. 미국에서는 2000년경가스로의질주 (dash for gas) 가그후 15년지속적인설비과잉상태를만들어냈다. 유럽에서는 2010년대에운전개시한복합사이클가스터빈 (CCGT) 발전기투자러시가 2008년경제위기이후다시용량과잉상태를만들어냈다. 발전기수명은 25~30년이기때문에과도한투자는장기간과잉용량을낳을가능성이있다. 이것은특히수요가정체또는감소하는국가에서현저해진다. 이상황에서설비잉여는수요에의해재흡수되지않고설비의기술적인수명까지지속될수있다. 21) 설비과잉의결과가격스파이크빈도는낮아지고투자요구신호도발령되지않는다. 자원적 정성우려가없는경우에는정부는경제시그널을회복하기위해개입할이유는거의없다. 반대로자원적정성평가결과안정적인공급이위험에직면하게된경우에는정부가시장에 21) 경쟁적인전력시장에서는원칙적으로과잉설비는전력회사와투자자가과잉설비를폐지함으로써해소되어야한다. 그러나사실, 투자자는여러이유로잉여설비를곧바로폐지하지않는다. 그이유는폐지를금지하는정부규제나자본비용은매몰비용이되었지만, 투자자는최소한고정운영비용이라도회수하는것을바라기때문이다. 169

169 전 력 시 장 의 리 파 워 링 개입한다. 5년간은과잉설비로 LOLE가거의제로이고다음 5년간은 LOLE가 6시간 / 년인경우를가정하면, 정전은 3시간 / 년을초과하지않으며신뢰도기준을충족하게된다 ( 그림 4.5). 그러나 5년동안 6시간 / 년의정전기대치를경험한정부는개입할가능성이높다. 실제로정부는신뢰도기준을장기간에걸친평균치가아니라매년충족해야하는값을하한으로해서지키려는경향이있다. 그림 4.5 투자사이클과신뢰도기준 따라서에너지단일시장의경우신뢰도기준의하한값이항상충족되는일은거의없다. 설비잉여기간동안공급부족시가격과초과수익은불충분하다. 불안한수급상태가되면, 정부는신뢰도하한을충족하기위해개입하는경향이있다. 즉평균적으로보면이러한정부의개입결과, 적절한공급부족시가격이있었다고해도그발생빈도는너무낮아고정비용을회수하는데필요한수익을확보할수없게된다. 결론 시장설계에서정부의신뢰도규제방법을고려해야한다. DR이강제부하차단을줄이거나없앨수있는잠재력을가지고있을지라도, 물리적기반도시장적기반도미비하여대부분소비자는당분간그리고가까운장래에실시간전기요금에노출될일이없을것이다. 따라서신뢰도기준이필요하다. 공급부족시가격형성은관리되어야하며, 또한시장지배력의문제는수익상한등을설정하 여해소할필요가있다. 이런조건에서는정확한공급부족시가격을가진에너지단일시장에서 170

170 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 도시장메커니즘을통해필요한용량을확보할수있다. 그러나만약정부가더높은신뢰도를원하거나또는전력산업의투자사이클하에서도신뢰도의하한이하로내려가는것을원하지않는다면공급부족시가격형성이효율적이라고해도안전망으로서용량시장의도입이필요할수있을것이다. 글상자 4.5 재생에너지의높은점유율하에서자원적정성의경제학적모델링 이글상자는자원적정성유지에대한다양한솔루션의비용과이익을분석하기위해실시된모델링의주요결과에대해기술한다. 이분석에서는 Brattle Group and Astrape Consulting(2013) 에의해개발된방법론을이용하여강제부하차단비용과그저감대책의비용을고려했다. 발전비용의증가와강제부하차단의비용감축은상호절충의관계에있다. 이모델은에너지단일시장의설계에의해전력시스템의신뢰도를확보하는방법을보여주고있다. 모델에대한자세한설명은 IEA의웹사이트 ( 에서볼수있다. 그림 월의일주일간네지역의모델링가격 이모델은상호연계된가상의전력시스템에풍력및 PV 가대량도입되었다고가정하고있 다. 모델링된전력시스템은연계된지역으로구성되며각영역은전원구성이상이하고어느 171

171 전 력 시 장 의 리 파 워 링 정도연계되어있다. 이모델은지역간의사용가능한송전용량을고려하여전체지역의 동시최소비용발전계획을계산할수있다. 전력수급의스트레스는첨두전력가격으로나타난다. 그목적을위해모델은규제된공급부족시가격곡선을가정한다. 그림 4.6은 2007년 2월 1주의결과를보여주고있다. 2월 18일에영역 1과영역 2에서운영예비력이필요량에부족하고모델의가정에따라서부하차단이아니라운영예비력을사용하여발전하고시장가격을 5,000유로 /MWh로밀어올렸다. 2월 21일에구역 1에서부하를차단하지않으면안되어가격을 VoLL까지끌어올렸다. 수입용량이최대한이용되고그결과다른지역의가격을상승시켰다. 2월 26일에영역 1에서재생에너지가많이발전되어가격을 20유로 /MWh 이하로낮췄다. 이시나리오에서부하차단이필요했으며, 이는자원적정성문제가발생했다는것을의미한다. 분석목적상정확한이유의분석이중요하지는않지만, 이러한문제가발생한이유는예상보다높은수요증가, 계획되지않은원자력발전의폐지, 재생에너지도입의지연등을들수있다. 모델링된연간 17시간의 LOLE는합리적인신뢰도기준보다훨씬크다. 또한 ( 예비력마진이목표치보다낮은 ) 수급상황이빠듯한시간은연간 150 시간을넘어 2011 년의기상이변이있었던해는 500 시간에달했다. 그결과시장가격은극도로높아질 것으로예상되며신설용량투자촉진이기대된다. 자원적정성상황을회복하고신뢰도기준을충족하기위해신규발전기건설, DR 의증가, 연계강화등다른시나리오의시뮬레이션이이루어졌다. 더많은용량을건설하는것은자원적정성을회복하는 1차적선택이다. 영역 1( 설비용량 104GW) 의관점에서가스화력발전기를추가하는것이 신뢰도비용 을최소화할것이다 ( 그림 4.7 참조 ). 신뢰도비용이란부하차단의경우에있어서 VoLL 외에도신설한계발전기의투자비용, 한계발전기의발전비용, DR, 운영예비력저하및전압저하의비용합계로정의된다. 이러한계산에서신뢰도비용을최소화하는 LOLE는매우낮은 11분으로확인되었다. 이모델은 DR 을발전용량에대한대안으로고려한다. DR 은산업용첨두수요의 5% 로가정 172

172 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 하고연간 9~12유로 /kw 정도로비용이저렴한것으로가정한다. DR은가정용및소규모비즈니스소비자의첨두수요의 8.5% 로가정한다. 이러한가정에서 DR 개발은강제부하차단보다항상비용이적다. 그림 4.7 가스화력발전기추가규모에따른전체신뢰도비용의변화 마지막으로, 새로운연계선건설이발전투자대안이된다. 이모델은새로운연계선이 LOLE 를줄이는효율적인해결책이됨을보여주고있다. 전혀연계선이없으면발전설비용량의불과몇 %p의연계용량의증가가신뢰도를크게향상시킨다. 이미 5% 의연계용량이있는경우에는연계선의한계편익은감소한다. 그래도연계선은발전기신설보다비용이적다. 이결과의이면에있는직관은신뢰도는연계선의상대방자원적정성상황에의존한다는것이다. 특정국가에서용량수입이자원적정성에기여하는정도를평가할때는전체시스템의기존발전기와풍력및 PV의가용성, 수요수준을고려해야한다. 그결과, 연계용량은통상최대용량으로하지않고, 그보다낮은수준이된다. 전력시스템이자원적정성을유지하기위해필요한최적용량을정하는것은데이터집약적 인과제이다. 여기에소개된모델은단지참고용일뿐이며재생에너지를가진전력시스템에 173

173 전 력 시 장 의 리 파 워 링 필요한용량적정수준의권장사항과지침을주는것은아니다. 그래도일련의가정에따라이모델은신뢰성유지에대해 DR과연계용량의증가가발전기증설보다비용이적을가능성을보여주고있다. 만약 DR이충분히싸면강제부하차단을완벽하게방지할수있다. 또한이모델은신뢰도에대한과잉투자와관련된비용을정량화할수있다. 적용한신뢰도기준치를몇퍼센트포인트 (2~3%) 정도만초과한과잉설비가있으면요금에영향은적지만, 상기언급된바와같이빠듯한수급상태에서전력시장의기능에는큰영향을미친다. 174

174 제 4 장 신 력 도 시 자 원 적 정 성 시 공 급 부 의 시 가 격 참고문헌 AEMC (2014), Fact sheet: the NEM reliability standard, AEMC, efd-8b18-f3bc38b24fbb-0.pdf. Astrape Consulting (2013), The Economic Ramifications of Resource Adequacy White Paper, hitepaper_ Astrape_Final.pdf. Boiteux, M. (1949), «La tarification des demandes en pointe: Application de la théorie de la vente au cout marginal» [Pricing for advanced applications: Application of the theory of the sale at the marginal cost] Revue Générale d Electricité, Vol. 58, pp Brattle Group and Astrape Consulting (2013), Resource Adequacy Requirements: Reliability and Economic Implications, report prepared for FERC, consultant-report.pdf. CEER (Council of European Energy Regulators) (2014), Assessment of electricity generation adequacy in European countries, CEER_PAPERS/Electricity/Tab3/C13-ESS-32-03_Generation%20Adequacy%20Asses sment%20elec_ 10-Dec-2013.pdf. Cramton, P., A. Ockenfels and S. Stoft, (2013), Capacity Market Fundamentals, Economics of Energy and Environmental Policy 09/2013; Vol. 2, No. 2, ftp:// papers /cramton-ockenfels-stoft-capacity-market-fundamentals.pdf. 175

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178 제 5 장 종 용 량 시 장 의 설 계 요약 용량메커니즘또는용량시장은신뢰도요건을충족시키는것을목적으로일부전력시스템에도입되고있다. 시장의왜곡을방지하도록신중하게용량메커니즘을설계할필요가있다. 22) 용량메커니즘을도매전력시장의가격신호가제대로작동되도록하기위한대안이아니라, 오히려정책차원의신뢰도목표를달성하기위한안전망으로생각해야한다. 전략적예비력과같은용량목표기반의용량메커니즘은신속하게구축할수있으며, 단기적인전력공급안정의문제를해결하거나높은신뢰도수준을확보할수있다. 그러나용량메커니즘에의해전력시장에서장기적으로충분한투자의달성이보장되는것은아니다. 이러한사실을염두에둔다면, 시장기반의용량메커니즘은기술에대해중립적이어야하고, 공급측자원뿐만아니라수요측자원도포함해야하며, 미래지향적이어야한다. 계약한용량의가용성을보장하기위해서는적절한페널티도필요하다. 월경 (cross-border) 용량의참여가가능하도록, 인접지역의전원및단기월경전력조류의계약에관한명확하고투명한규칙, 특히각전력시장의신뢰도기준을반영하는규칙이필수적이다. 중장기적인전력의공급안정우려에부응하여자유화된전력시장을가진여러지역에서여러형태의용량메커니즘을도입하거나도입이검토되고있다. 용량메커니즘은자원적정성을확보하기위해자원에대한충분한투자를장려하거나경제적인이유에의한자원의퇴출을방지하려고한다. 용량메커니즘은신뢰도유지에필요한한계전원에만중점을둔용량목표기반예비력확보의무에서부터모든시장참여자를포함하는시장기반의메커니즘까지다양한형태가있다. 22) 용량메커니즘은시장을통한조달을행하는용량시장을포함하는보다넓은개념이다. 179

179 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이장에서는용량목표기반용량메커니즘과시장기반의용량메커니즘의두디자인요소를분석한다. 세계의많은지역이어떻게든용량메커니즘을도입하고있지만이장에서는 10년이상용량시장이도입되어온미국에서의경험과유럽의보다최근의발전에주로초점을맞추고있다. 5.1 용량메커니즘의확산 에너지단일시장對용량메커니즘 용량시장의도입에관한주요논점은에너지단일시장은자원적정성을보장하기에충분한 발전자원 ( 또는수요반응 (DR) 과같은발전자원의대안 ) 에대한투자를촉진할수없다는것이다 ( 세부논의는제 4 장참조 ). 즉, 공급부족시가격 (scarcity pricing) 이너무낮은수준으로제한되고수요반응이신뢰도기준을항상충족하기에불충분한경우에, 용량시장이필요하다. 그림 5.1은정책결정자를위한단순화된의사결정구조를보여준다. 즉, 공급부족시가격제도가없거나상한가격이너무낮은경우에는, 발전자원이고정비용을회수할수있도록용량메커니즘이필요하다. 이론적으로는충분한수요반응이있으면에너지단일시장에서는항상수급이균형을이루고시장가격이결정된다. 그러나공급부족시가격제도와어느정도의수요반응이있다고하더라도용량시장이필요할수있다. 용량시장의필요여부는신뢰도기준의수준과성격모두에의해좌우된다. 신뢰도기준이단지유도목표 (indicative target) 에불과하며정책입안자가제한된기간 ( 예를들어, 몇년간 ) 에걸쳐높은가격과낮은신뢰도를받아들이는경우에는, 공급부족시가격제도를갖춘에너지단일시장이수급균형과시장가격을결정하기에충분할수있다. 하지만항상충족되어야하는자원적정성의하한값으로서신뢰도기준이정의되는경우에는용량메커니즘이필요하게된다. 여기서는좀더구체적으로이의사결정구조를논의하고용량시장의설계개념을제시한다. 180

180 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 그림 5.1 간단한의사결정구조, 에너지단일시장對용량메커니즘 공급부족시가격 (scarcity pricing) 제도에의한용량비용의회수 도매에너지시장가격에가격상한이부과되는경우, 그상한은부하차단을피할수있을정도로충분한전원에대한투자를촉진하기에는너무낮은수준인경우가많다. 일년중몇시간밖에가동되지않는전원은그짧은가동시간에모든투자비용을회수하지않으면안된다. 즉발전기가변동비차익을얻을수있는다른기회가없기때문에그짧은시간동안의시장가격은발전기의한계비용보다높은값으로상승되도록허용되어야한다. 대부분의경우제한이전혀없는시장가격을허용하는것은정치적으로용인되지않는다. 그이유중하나는이러한한계발전기들이투자비용을회수하는데필요한수준이상으로시장가격을상승시킬가능성이있다는것이다. 이러한시장지배력의남용을방지할자연스런메커니즘이없기때문에규제기관은도매전력시장가격에상한값을종종적용해왔다. 그러나소비자들이느끼는신뢰도의가치를정확하게반영한적절한수준의가격상한을설정하는것은어렵다. 그이유를이해하기위해공급지장비용 (VoLL) 을 20,000달러 /MWh로가정한다. 한편가격상한은통상 3,000달러 /MWh에가까운값이다. 연간 3시간동안의공급지장용인이라는신뢰도기준인경우즉연간 3시간동안공급부족시가격이적용된다고가정하면, 한계첨두발전기의평균수익은연간총 9,000달러 /MWh가된다. 이경우 잃어버린돈 ( 공급지장비용과평균수익간의차이 ) 은 51,000달러 /MWh ((20,000-3,000) 3) 가된다. 23) 23) 공급지장비용은평균적인고객이전력공급의강제차단을회피하기위한지불의사용액을나타낸다. 실제값은고객또는지역에따라다르다. 공급지장비용의더자세한논의내용은제 4 장글상자 4.1 을참고. 181

181 전 력 시 장 의 리 파 워 링 따라서, 높은가격상승이정치적으로용인될수있도록공급부족시가격은사전에규정되어야한다. 신뢰도기준에부합하는충분한수준으로가격상한을설정함으로써가격결정산식을개선할필요가있다. 가격상한을공급지장비용수준으로설정하거나, 운영예비력수요곡선을도입할필요가있다. 규제적가격곡선에의해공급부족시가격을정의할필요도있다. 이경우이가격곡선은용량부족시소비자를대신하여가격을설정한다. ( 제3장과제4장참조 ). 일부지역에서는용량메커니즘의도입필요성을피하기위해이러한방법또는이와유사한방법을선택했다 ( 제4장글상자 4.1 참조 ). 또한용량메커니즘의설계와도입은과장하지않아도논쟁의대상이되고있다는것을주목할필요가있다. 선도용량메커니즘이도입된지역에서는신뢰도기준을충족시키는데필요한용량보다많은용량이확보될가능성이있다. 이것은 용량부족가능성을최소화하기위해더높은수준의자원적정성을요구하는정책입안자측의선호에따라용량메커니즘의도입이추진된다. 는사실을반영한다. 공급부족시가격제도의개선을통해 잃어버린돈 의문제가완화된다. 그렇지만예를들어현금흐름의불확실성등공급부족시가격제도로부터파생되는다른과제들은해소될수가없다. 공급부족시가격제도를선택하기전에 수요반응과신뢰도기준 의측면들을생각할필요가있다. 24) 수요반응 공급부족시가격제도를갖춘시장에서조차도가격기반의충분한수요반응이필요하다. 그러나지금까지에너지단일시장형태가직면한과제는공급부족상황에서수요반응이부족하다는것이다. 따라서가격상한이없는시장에서조차도시장이청산되기에충분히높은가격이없을수있다. 수요반응은수급균형을유지하는데필요한강제부하차단을감소시키거나심지어대체할가능성을내포하고있음에도불구하고, 물리적기반도시장적기반도없기때문에대부분의경우소비자는당분간실시간전력요금에노출될일은없다. 24) 분산의신뢰도옵션 (poyry,2015) 또는운영예비력수요곡선의채용 (Hogan,2013) 을포함한자원적정성을확보하고용량의비용을회수하는일부대체메커니즘이제안되고있다. 용량비용을회수하는모든방법과다양한대안을언급하는것은이책의범위를넘고있어모든시장에대응하는이상적인디자인을하나선택하는것이좋다. 따라서이장에서는지금까지소개되어왔던용량시장의경험에초점을맞춘다. 182

182 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 신뢰도기준 수요반응의부족은정책입안자가일반적으로소비자를대신하여계속해서신뢰도기준을정의하고설정한다는것을의미한다 ( 제4장참조 ). 신뢰도기준이유도목표인경우, 투자에따라신뢰도가더높은기간과더낮은기간이있지만평균적으로는신뢰도기준에도달하도록규제적가격곡선을설계할수있다. 반드시지켜져야할최소한의수준으로신뢰도기준이정의되는경우사전에정의된신뢰도기준을항상충족시키기에는규제적공급부족시가격제도만으로는충분하지않다. 전력산업에는투자주기가있어새로운투자결정이이루어지기전에시장에서는낮은신뢰도와높은공급부족시가격이몇년동안발생할수있다. 이러한여건하에서용량메커니즘을통하여저탄소전력시스템으로의전환과정에서수요와발전소폐지및신설의불확실성이증가하는와중에도자원적정성을확보할수있다. 더일반적으로용량시장은안전망을만들기위해필요할수있다. 특히전력시스템전환시 기와정책적으로설정된목표가있는시기에, 그리고정부가높은신뢰도수준을유지하고자 하거나혹은신뢰도가소정의수준을밑돌지않도록하고자하는경우에필요할수있다. 용량메커니즘의현황 용량메커니즘은자유화된시장에서다양한형태로속속도입되고있다. 표 5.1 에미국과유 럽연합 (EU) 의주요시장에서의용량메커니즘에대한경험이정리되어있다. 표 5.1 주요시장에서용량메커니즘의경험 지역 / 시장용량메커니즘내용 United States PJM 시장전체미국에서가장오래되고큰용량메커니즘 NYISO (New York ISO) ISO-NE (ISO-New England) 시장전체 시장전체 현물시장에서매달주목할만한점 수직적수요곡선사용 183

183 전 력 시 장 의 리 파 워 링 CAISO (California ISO) MISO (Midcontinent ISO) ERCOT (Electric Reliability Council of Texas) 유럽연합 용량입찰 용량입찰 뚜렷한용량메커니즘부재 안정성과유연성을충족한현재고려되고있는대체용량메커니즘 발전기들은밸런싱및에너지시장, 그리고수요반응이형성되어있는경매시장에서추가적인수익을얻음 영국시장전체용량입찰에대한참여선택가능 프랑스시장전체분산됨 이탈리아 독일 시장전체 목표한용량에기초한메커니즘 스웨덴목표한용량에기초한메커니즘전략적예비력 스페인목표메커니즘용량지급 벨기에목표한용량에기초한메커니즘전략적예비력 미국 미국에는완전하게규제되고수직통합된전력회사로구성된시장과, 부분적으로또는완전히재편된시장이혼재되어있다. 미국의많은지역은다양한지역송전기관 (RTO : Regional Transmission Organization) 과독립계통운영자 (ISO : Independent System Operator) 들에게속해있다. 즉 ISO 뉴잉글랜드 (ISO-NE : ISO New England), 뉴욕 ISO(NYISO : New York ISO), PJM ISO (PJM), Midcontinent ISO (MISO : Midcontinent ISO), 캘리포니아 ISO (CAISO : California ISO), Southwest 파워풀 (SPP : Southwest Power Pool) 및텍사스주전력신뢰도협의회 (ERCOT : Electric Reliability Council of Texas) 등이다. 이들중 ISO-NE, NYISO와 PJM은제대로된용량시장을가지고있다. MISO는용량경매형태로제한된기능의용량메커니즘을가지고있다. CAISO는판매사업자 (LSEs : Load Serving Entities) 에게용량확보의무를부과하고표준화된용량구매메커니즘을가지고있지만현재는정형화된용량시장을가지고있지않다. 그리고 ERCOT는에너지단일시장만을가지고있다. 25) 25) SPP 는스스로의신뢰도요구사항을충족완전한수직통합전력회사로구성되어있다. SPP 가정식적인예비율요건을가지고있지만, 그요건을확보하기위한강제적인방법은존재하지않는다. 184

184 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 이장에서는 PJM과 NYISO 두지역의용량시장을주로설명한다. 26) PJM 용량시장이가장오래되고성숙되어있기때문에이 PJM 사례를통하여용량시장에대한이론적논의의대부분을설명할수있다. PJM과 ISO-NE 가선도시장의개념을채택하고있는반면, NYISO의용량메커니즘은단기현물시장인것이다소독특하기때문에여기에소개한다. 유럽연합 용량메커니즘은유럽의개별국가내에서다양한형태로최근도입되어왔다. 영국, 이탈리아, 아일랜드, 스페인은용량지불방식 (capacity payment) 을이용하고있는반면, 스웨덴과핀란드는전략적예비력을 2003년에도입했다. 시간이지나면서일부메커니즘은폐지되었고일부는남아있다 (Süssenbacher, 2011). 최근에에너지공급안정의문제가다시부상하고있다. 영국, 프랑스, 이탈리아는시장기반의용량메커니즘을도입하기로결정했다. 반면벨기에는용량목표기반의용량메커니즘, 즉전략적예비력을선택했다. 아일랜드, 폴란드, 덴마크등의기타지역은어느방향으로나아갈지계획한메커니즘을도입할지여부를아직결정하지못했다. 유럽차원에서는용량메커니즘에관한포괄적지침이개별국가단위지원에관한지침 (EC, 2014a) 의형태로현재존재한다. 이지침은주로에너지공급확보에이바지할수있는기술들을위한공통의경쟁의장마련과이웃국가들에속한용량의고려방안에관련된것이다. 이지침은또한 EU 회원국들에대한용량메커니즘도입의전제조건, 예를들어에너지절약과수요탄력성을촉진하는조치를포함하고있다. 이지침은자원적정성문제의원인에대한상세한평가와규제적개입 27) 이없는경우시장에의한충분한용량확보가어려운이유에대한설명을요구하고있다. 용량메커니즘의체계 용량메커니즘은다양한형태를취할수있지만, 어떤경우에도자원적정성요건을충족하기 에충분한용량확보라는목적은동일하다. 유럽위원회는용량메커니즘을 1) 신뢰도목표치를 26) 논의에관련된경우, ISO-NE 의용량시장이예로서이용된다. 27) 용량메커니즘은시장개입으로간주하고있다. 185

185 전 력 시 장 의 리 파 워 링 충족하기위해필요한자원들에게시장의외부에서보상하는용량목표기반의용량메커니즘과 2) 시장에있는모든자원들에게보상하는시장기반의용량메커니즘의두가지범주로크게분류하고있다. 28) 이장에서는분류된두종류의용량메커니즘에초점을맞춘다. 용량목표기반의용량메커니즘 ( 범주 1) 시장기반의용량메커니즘, 생산자중심의모델 ( 범주 2) 이메커니즘들은미국과유럽의여러지역에서이미다양한형태로실시되고있으며, 다른 나라에서도도입될수있는메커니즘의대표적인예이다. 용량목표기반의용량메커니즘은공급부족상황에서만사용되는전원이나 DR과계약하기위한수단으로주로사용된다. 이때문에이메커니즘은전략적예비력또는용량예비력으로종종불린다. 이메커니즘아래에서는가까운장래에폐지또는운전정지될것같은전원이공급부족시에대비하여 사용가능한상태 로유지된다. 그러나이러한메커니즘하에서도신규전원이건설되는것또한가능하다. 사용가능한상태 는공급부족이발생할확률이높은단지몇개월정도에만요구되는것이보통이다. 이메커니즘은전원이나 DR에추가수익을제공하지는않지만, 계약을맺은전원은시장의왜곡을방지하기위해에너지시장에의참여가허용되지않기때문에이메커니즘은그들에게유일한수익수단이다. 시장기반의용량메커니즘은특정기간 ( 일반적으로전력시스템운영이어려운시기 ) 동안에사용가능한모든용량자원 ( 전원, DR, 기타기술 ) 에게수익을주도록설계된규제수단으로서광의적으로정의될수있다. 용량자원은시장에서의전력판매수익에더하여이용량메커니즘을통하여추가적인수익을거두게되어, 결과적으로최대수요를충족하기에충분한용량이 사용가능한상태 로유지될수있게된다. 특히이메커니즘은거의사용되지않고도매에너지가격상한에일반적으로직면하고있는첨두전원의고정비용회수를위한것이다. 시장기반의용량메커니즘은용량목표기반의용량메커니즘에서발생할수있는특정기술에대한편향성을피하기위해모든용량자원에게보상한다. 어떤시장참여자도이메커니즘에의해서우대받지는않는다. 이론적으로는이메커니즘에의해서다양한용량의구성이최소비용으로달성된다. 28) 이분류는명시적인용량요금을지불하지않는방법은제외한다. 예를들어, 공급부족시가격및신뢰도를위한옵션 ( 에너지시장수익을시간이지남에따라완화 ) 을가지는에너지단일시장 186

186 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 자원적정성을확보하기위해 신뢰도옵션 (reliability options) 을충분히마련하기위한수단이라고시장기반의용량메커니즘을해석할수도있다. 신뢰도옵션 은요구되는신뢰도를충족하기위해자원을가동시킬수있는권리 ( 의무는아님 ) 를말한다. 자원은 사전에설정된조건에따라서필요시가동되는데동의한다. 에대한대가로보상을받는다. 전반적으로, 메커니즘범주에관계없이용량메커니즘에는세가지기본요소가있다. 첫째, 용량에대한수요수준을결정해야한다. 총수요가개별의사결정의총합으로표현되는전형적인도매시장과는다르게, 소비자들의신뢰도에대한선호 (preference) 를집합적으로표현할수있는방법이현재없기때문에용량시장에서의수요는규제적으로결정되어야한다. 따라서용량에대한수요수준은어떤특정신뢰도기준 ( 예를들면 10년에한번정도는정전을용인 ) 을충족하기위해필요한예비력으로일반적으로정의된다. 수요를결정할때신뢰도유지비용을부담하는책임주체또한설정되어야한다. 예를들어미국에서는계통운영자가신뢰도소요량을결정하고판매사업자는그소요량을충족할의무를부담한다. 따라서판매사업자는용량시장에서발생하는비용을부담해야하며, 이러한비용은전기요금에가산하는형태로소비자에게종종전가된다. 둘째, 용량시장의관리자는용량가격을결정하기위한방법 ( 이상적으로는경매방식 ) 을개발하여야한다. 시장기반의용량메커니즘에서는이는앞에서설명한대로규제적으로결정되는용량수요곡선을개발하여야한다는것을의미한다. 그리고이수요곡선은자원적정성목표와자원의시장신규진입촉진을유인하기위한보상기대치에달려있다. 용량목표기반의용량메커니즘 ( 예를들어전략적예비력 ) 에서는관리자가어떤비용을입찰과정에포함시킬지를결정할필요가있다. 셋째, 용량상품을잘정의하여야한다. 용량은본질적으로전력을공급하기위한 신뢰도옵션 (reliability options) 이므로, 자원이제공할수있는용량의크기는통상적인시장상황에서실제로공급되는전력의크기와는다를수있다. 어떤발전소의용량은이것이확실하게공급할수있는예비력의크기이다. 예를들어천연가스발전기는실제운전조건에서는약간의시간밖에가동되지않지만, 확실하게가동될수있기때문에 사용가능한상태 를높은수준으로유지할수있다. 반면, 풍력발전기는비록실제부하율이높더라도긴급한경우 ( 첨두수요기간이거나공급이부족한경우등 ) 에극히일부의용량만이 187

187 전 력 시 장 의 리 파 워 링 확실하게이용된다면 사용가능한상태 를낮은수준으로유지하고있다고할수있다. 대상이되는기술의특성을용량상품에포함할수도있다. 설계에관계없이용량메커니즘의목적은자원적정성을확보하기위해도매전력시장을보완하는것이다. 도매전력시장의가격신호가제대로작동되도록하기위한대안으로용량메커니즘을보아서는안된다. 특히단순하게발전기의수익성을보장하기위한방법으로용량메커니즘을도입하여서는안된다. 수요에비해상대적으로용량이과다한경우 ( 시장도입전에이루어진과잉건설의잔재때문에혹은특정유형의발전기에대한과잉투자를유발하는장외시장구조때문에 ) 에모든발전기들이그들의비용을회수하기에는도매가격이불충분할지도모른다. 이런상황에서는수익성이없는발전기를시장에잔류시키기위한방법으로서용량시장을바라볼수도있다. 그러나용량시장이제대로기능하려면신뢰도목표를달성하기에충분한자원적정성을확보한다고하는유일한목표에집중해야한다. 전력시장특성이변화됨에따라 ( 특히출력이변동하는재생가능전원의대량도입등 ) 신뢰도 에대한정의가달라질수있다. 한계비용이 0인출력이변동하는재생에너지전원의확산은도매가격을낮추어 잃어버린돈 문제를악화시킬수있다. 또한공급과수요모두에대해유연성 (flexibility) 서비스의필요성을증가시킬수있다. 일부지역에서는출력이변동하는재생에너지전원의확산에따라전력시스템의신뢰도를확보한다는명확한목표를가지고용량메커니즘을도입하려고하고있다 용량목표기반의용량메커니즘 전략적예비력의일반원칙 용량목표기반의용량메커니즘으로서의전략적예비력은자칫시장에서철수하려는오래된전원과주로계약함으로써단기공급안정을확보하는유용한수단이다. 도입이빠르고도입과거래비용이적다. 그러나전략적예비력은미래의에너지정책과전력시장자체의불확실성때문에파생되는신규전원투자의장기적위험을줄이는것은아니다. 따라서투자자가시장위험이너무높다고지속적으로판단하고 DR이충분히개발되지않는경우, 전략적예비력을 188

188 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 도입하고있는국가는전략적예비력전원을증가시키거나신규전원에투자할수밖에없게될가능성이있다 (Cramton, Ockenfels and Stoft 2013). 이는에너지단일시장에참여하는시장참여자수를더욱감소시키고, 전략적예비력으로장기계약하는신규전원의수를증가시키는것으로귀착된다. 그러므로전략적예비력은단기적인신뢰도요구를해결하는데적합한메커니즘으로봐야한다. 도입목적이공급안정의최저수준을유지하는것이라면다른용량메커니즘이장기공급안정을보장하는데더적합할수도있다. 전략적예비력은본질적으로는신뢰도가위협받는기간 ( 즉시장수요에맞는공급능력을충분히제공할수없는기간 ) 에사용될수있도록 사용가능한상태 로배타적으로유지되는자원 ( 발전설비, 저장장치, 수요반응자원 ) 이다 ( 그림 5.2). 송전망운영자 (TSO: Transmission System Operator) 등독립기관이전략적예비력발전기를가동시킨다. 가동할자원의규모및종류등의구체적인사항은전력시스템신뢰도여건에대한특정한분석결과에일반적으로근거한다. 계약용량의규모는일반적으로다소제한되어있지만, 이규모는도매전력시장에적지않은영향을미친다. 그림 5.2 전략적예비력이있는경우도매시장의공급곡선 ( 참고 ) 전략적예비력은에너지시장이충분한용량을제공할수없는경우에만가동되도록되어있기때문에, 시장가격이공급부족을나타내는어떤기준을초과했을때예비력발전기를가동시켜야한다. 예비력발전기는하루전시장, 당일시장또는밸런싱시장에서사용될수있다. 전략적예비력의가동시기를결정하는규칙은시장가격에도또한직접영향을미친다. 189

189 전 력 시 장 의 리 파 워 링 예비력가동은일반적으로사전에결정된임계가격에연동되어있다. 이것은소비자를비싼공급부족시가격으로부터보호하면서 ( 임계가격이공급지장비용보다낮은경우에해당 ) 사실상시장의가격상한으로작용한다. 그결과투자자들이신규전원을건설하려는인센티브가줄어들수있다. 따라서공급지장비용을효과적으로평가하는것은어려운과제이지만전략적예비력의설계에있어서중요한요소이다. 전략적예비력용량은정해진규모 (MW) 에대한입찰을통해예를들어일년마다조달된다. 이러한입찰을발주하기전에경쟁적인입찰과정이되도록사용가능한용량이충분한지여부를 철저히평가하여야하며, 시장지배력을악용할가능성을제한하도록경매를설계하여야한다. 용량여유가빠듯한시장에서는도매시장차원에서시장교란과시장지배력이행사될가능성이있다. 예를들어발전사업자는가격을올리기위해공급을자제할가능성이있다. 전략적예비력은최후의수단으로서만가동되기때문에전략적예비력이있다고해서시장지배력남용의가능성이줄어들지는않을듯하다. 따라서에너지시장에서상당한가격스파이크가발생할가능성은남아있으므로, 공급부족상황에서시장지배력남용을줄이기위한수단이강구되어야한다. 낮은가격에서전략적예비력을가동시키는것은시장교란의기회를감소시키지만훨씬많은예비력이필요하게된다. 전략적예비력은기존전원또는예비용량을위해건설된신규전원으로구성되며 DR이포함될수도있다. DR은전력소비를줄이도록요청받았을때지정된수준까지전력소비를충분히신속하게줄이는의무를진소비자들로구성된다. DR을전략적예비력에포함할지여부는국가별상황에따라다르다. 사용가능한노후전원이넘쳐나는경우에 DR이충분한용량확보를위한최소비용의방법이라고는생각하기어렵다. 따라서 DR을포함할지여부는순전히정책적인선택이다. 예를들어스웨덴은전략적예비력의증가분을 DR로채우도록규정하였다. 전략적예비력공급자에대한보상방법은입찰서류에규정되고그내용은경우에따라다르며직접지불, 옵션형태의지불, 또는양자를조합한지불방법등이있다. 전략적예비력계약은통지기간이나가동시간등의규정을포함할수도있다. 이러한계약들이다양할수록전략적예비력은더복잡하게되어, 계약된용량이신뢰도목표를충분히만족시킬지를평가하는것이어렵게된다. 전략적예비력운영비용은일반적으로송전요금이나밸런싱요금을통해회수되며, 이후이 190

190 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 운영비용은사실상소비자에게전가된다. 원하는신뢰도수준을효율적인비용으로제공하는것은모든용량메커니즘에서중요한고려사항이다. 전략적예비력은공급부족에대비하여추가용량을확보함으로써원하는수준의공급안정을실현할수있다. 그러나전략적예비력제도를채택한다는것은예비력으로선정되지않는발전소가폐쇄를선택할수있다는위험을받아들이는것을의미한다. 이는신뢰도목표를달성하기에충분한용량을확보하기위해서예비력이점점더커져버리는 의도치않은결과 (slippery slope effect) 로귀결될수도있다. 에너지단일시장의경우발전소는급전우선순위즉단기한계비용에의한순서로가동된다. 그러나전략적예비력이도입되면일부발전소는에너지시장밖으로나가게되기때문에이급전우선순위는왜곡되고그결과사용가능한가장비용효율적인발전소들에의해서전력이생산되지않을수도있다. 그러나예비력이규모가작고예외적인상황에서만가동되는한전략적예비력에의해발생할수도있는시장의비효율성은적을것이다. 또한예비력이필요하지않은경우에, 구매된용량의규모가작고예비력자체가장기계약의 형태를취하지않는한퇴출비용은제한적이다. 스웨덴 스웨덴은출력변화가크고날씨에의존하는 ( 날씨는댐의저수정도와최대수요모두에영향 을미침 ) 수력발전의비율이높기때문에전략적예비력을 2003 년에도입했다. 초기에는 1 년 간의한시적조치로구상되었지만 2020 년까지연장되었다. 스웨덴 TSO인 Svenska kraftnät(svk) 는공급부족의경우에도사용할수있는충분한용량을확보할법적인책임이있다. SvK는동계기간 (11/16~3/15) 에대비하여매년입찰을실시한다. 전략적예비력에대한규제법률에입찰규모가기재되어있으며, 발전과 DR 모두가입찰에참여할수있다. 스웨덴법은최대 1,750MW 의전략적예비력을 2011년 ~2013년에는요구했지만, 현재계획으로는 2017~2020 년에는그규모가 750MW 까지감소하고그이후로는 0MW로될예정이다 ( 그림 5.3). 그러나예비력을 2020년이후까지연장하자는논의도있다. 최근입찰에서법적상한은 1,500MW이었다. 191

191 전 력 시 장 의 리 파 워 링 2014/15 년에대비하여 SvK은법적상한보다적은 1,346MW 를확보하는것을선택하였다. 전략적예비력은스웨덴최대수요인 26GW의 5.7% 이다. 수요측이전략적예비력에참여하기위한요구사항은다음과같다. 스웨덴전력망에접속되어있을것 단일수급지점에서적어도 5MW의수요규모가있을것 밸런싱책임당사자로서또는밸런싱책임대리인을통해밸런싱시장에서최소 5MW의입찰을한번이상지속적으로실시할것 기동시간이 30분미만일것 적어도두시간동안수요를감소할것 24시간이내에전력소비기기를재가동할수있을것 전력소비기기들이동일한입찰구간에있다면예비력은다양한전력소비기기들로구성될수있다. 수요측자원은 1MW당관리비용을입찰한다. 또한수요예비력이가동될수있고계약되어있는매시간에대해서수요측자원은밸런싱시장에서주파수조정입찰을한다. 입찰가격은변동비용과마진의합계이다. 전력소비기기소유자는지속적으로자원의상태를 TSO에보고하고, 자원이 사용가능한상태 가아닌경우신속하게 TSO에통지하여야한다. 수요측시장참여자는하루전시장에자원을입찰할수는있지만이경우 SvK는대가를지불하지않는다. 이를통해소비자는공급부족상황에서소비를감소시켜부하차단의위험을감소시킬수있다. 만약수요입찰이현물시장에서낙찰되지않는경우에그자원의소유자는주파수조정시장에그자원을입찰하여야한다. 주파수조정시장에서는다른모든가용자원이사용된후수요감축이사용되며, 가장높은입찰가격과사전에합의했던가격중높은값으로수요감축에대한가격이매겨진다. 전략적예비력가운데수요자원의점유율은당초 2017년에 100% 까지증가할예정이었다. 2014년 6월부터발효된규제법률에대한수정으로이요건은완화되었지만, 전략적예비력의단계적폐지에따른예비력규모와일정은유지되고있다. 이변경으로인하여 SvK는구매대안들을넓혔지만, 2014/15 년에대비하여 SvK는공급측면과수요측면의자원을거의 50:50 의비율로구매하였다. SvK은가동시간이긴예비력과반응이빠른예비력을적절한비율로유지하는것이중요하다는이유로수요감축의점유율변경을요청하였다. 단기에너지시장에수요자원의참여를높이기위한수단으로서전략적예비력을사용하려는목적은아직은실제로실현되고있지않다. 또한긴계획기간과항상 사용가능한상태 이어야한다는요건으로인하여수요감축은전략적예비력으로서는다소적합하지않게되었다. 192

192 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 그림 5.3 스웨덴전략적예비력의추이 출 처 : Svenska kraftnät (2015), (2012). 전략적예비력의가격은북유럽전력시장 ( 노르드풀 ) 의하루전경매시장인 Elspot에서가장높은입찰가격을기초로한다. Elspot 폐장후미사용전략적예비력용량이남아있으면그예비력은밸런싱시장에서 사용가능한상태 가된다. 밸런싱시장에서모든시장입찰이가동된후에만이예비력을이용할수있다. 전략적예비력의가동원칙은제한적이다. 주요기준은구매입찰이가용한판매입찰을초과하여야한다는것이다. 사용가능한옵션은수요입찰에따른부하차단또는전략적예비력사용중한가지이다. 전략적예비력은공급을한단위더증가시키는경우또는수요를한단위더감소시키는경우에대응하는입찰가격보다 0.1유로 /MWh 높은가격으로현물시장에입찰된다. 전략적예비력에속하는전원은시장에입찰할수없으므로시장에서벗어나있다. 그러나전략적예비력에속하는전원은시장상한가격보다낮은가격에서가동지시를받을수있어도매시장가격에영향을미칠수있다. SvK는또한기저부하전원에대한투자문제를전략적예비력으로해결하려고해서는안된다고생각한다. 전략적예비력은현물시장문제해소목적으로 2003년도입된후 2014년 5월까지총 8시간이용되었다. 즉 2009년 12월 17일 17시와 18시의 2시간동안 ( 약 1,400유로 /MWh), 2010년 1월 8일 8시, 9시, 10시의 3시간동안 ( 약 1,000유로 /MWh), 2010년 2월 22일 9시, 10시, 11시의 3시간동안 ( 약 1,400유로 /MWh) 에이용되었다 (Elforsk, 2014). 193

193 전 력 시 장 의 리 파 워 링 벨기에 2014년에벨기에는전력시장구조에우려를다룬전력법에의해전략적예비력을도입했다. 전략적예비력의목적은 2025년까지원자력발전 29) 의폐지가예상되는가운데원자력발전소와관련된단기적인문제발생시에도안정적공급을보장하는것이었다. 850MW의전략적예비력이 2014/15 년겨울동안계약되었고, 이는 750MW의발전과 100MW의 DR로구성되어있었다. 2015/16 년겨울에대비하여에너지부는전략적예비력의규모를 3,500MW 로늘릴것을결정했다 (Elia, 2015a). 벨기에송전운영자인 Elia는전략적예비력의입찰절차를관리한다. 집합거래자, 송전이용자또는송전접속담당자 ( 발전사업자, 주요소비자, 판매사업자또는거래자 ) 는전략적예비력입찰에참가할수있다. 매년겨울 5개월동안 사용가능한상태 에있어야하고, 통지시점으로부터 5.5시간이내에가동될수있어야발전용량자원은입찰에참가할수있는자격이있다. 벨기에제어지역내의이미폐지된발전기도입찰에참가할수있다. 계약된발전기는 Elia와계약한용량만큼시장외부에서가동될것으로간주된다. 개별적으로또는집합적으로부하는수요반응자원으로입찰에참가할수있다. 낙찰된 DR은일년단위계약을체결한다. 두가지종류의계약이수요반응에대하여고안되었는데, 첫번째종류의계약은 4시간이내에가동해 4시간동안지속되는계약으로연간가동횟수는최대 40 회이며, 두번째는 12시간이내에가동해 4시간동안지속되는계약으로연간가동횟수는최대 20회이다. 매년연방에너지장관은 EU 에너지총국 (DGE : Directorate-General for Energy) 의자문과공급안정에관한 Elia의통계분석을토대로 Elia로하여금전략적예비력을산정하도록지시할수있다. 장관은전략적예비력의규모 (MW) 를연간단위로설정한다. 동일한절차에따라서전략적예비력은필요에따라매년변화한다. 즉, 장관은필요한규모를결정하고시장은전략적예비력의가격을입찰을통하여설정한다. 29) 원자력은 2013 년발전량의 35% 에달했다. 194

194 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 전력시장에서에너지부족의위험이감지되면전략적예비력이가동된다. 하루전시장또는당일시장에서수요에비하여공급응찰총량이부족한것으로나타날경우, 벨기에전력거래소는전략적예비력으로부터의추가에너지를할당하기위한절차에착수한다. 이때에너지거래는 Belpex DAM (Belpex : 벨기에거래소, DAM : Day Ahead Market) 에적용되는상한가격 ( 현재 3,000유로 /MWh) 으로이루어진다 (Elia, 2015b). 5.3 시장기반의용량메커니즘 일반원칙 (PJM 의신뢰도가격모델기준 ) 시장기반의용량메커니즘에대한설계가다수존재하는가운데, PJM 메커니즘은풍부한경 험과흥미로운교훈을제공한다. 본절에서는 PJM 의예를사용하여시장기반의용량메커니즘 설계에필요한일반원칙을논의한다. PJM의신뢰도가격모델 (RPM : Reliability Pricing Model) 은미국에서가장규모가크고가장복잡한용량메커니즘이다. 그복잡성을감안할때그것은보다더작은목표 ( 예를들면, 신뢰도요건의일시적충족 ) 를추구하는지역에서의용량시장설계모델로는반드시들어맞지는않는다. 그러나신뢰도가격모델은여러가지이유로상세하게검토할가치가있다. 먼저신뢰도가격모델은시장의힘을사용하여용량에대한투자를촉진하려는가장발전된방안이다. 둘째, 신뢰도가격모델은매우크고복잡한지역의자원적정성을확보한다는기본적인목표를달성하는데성공하였다. 셋째, 그구조를분석하면메커니즘의형태에관계없이모든용량메커니즘에관련된중요한시사점을얻을수있다. PJM 은 1999 년에설립된현재미국에서가장큰 RTO 이다. PJM 은 13 개주와컬럼비아특별 구를관할구역으로포함하며, 2014 년 6 월에 141,673MW 의최대수요를기록했다 년의 설비용량은 183,724MW 이었다. 용량시장개설에대한필요성은시장개혁특히소매경쟁도입에부응하여 PJM 설립직후 195

195 전 력 시 장 의 리 파 워 링 에시작되었다. 신규판매사업자는기존의판매사업자와동일한용량확보의무를져야했다. 이는다른발전사업자와쌍방계약을체결하거나완전한본격적인전력회사가되어전원을건설해야한다는것을의미했다. 신규시장참여자들은자신의용량확보의무량이종종단일발전설비용량보다작았기때문에그용량확보의무가그들에게불리하게작용한다는것을깨달았다. 또한판매사업자의고객수는연중변하기때문에연간단위용량상품은용량확보의무를효과적으로이행하는데에는유연성측면에서적합하지않았다. PJM은도매에너지시장으로부터의수익은장기적으로신뢰도를유지하기에불충분하고단일용량시장가격으로는가장필요한곳에용량건설을촉진할수없다는것을인식하여, 2007 년에신뢰도가격모델을도입했다. 이모델내에서용량은연간단위상품으로정의되며용량확보의무는계속해서판매사업자에게부과되었다. 또한신뢰도가격모델은 3년후의용량을다루는선도시장, 가격에계통제약이반영되도록하는지역차등, 시장지배력행사가능성을줄이는사전규칙등으로특징지어질수있었다. 용량상품 용량상품의정의는모든용량시장설계에있어핵심적인사항이다. 가장일반적으로정의하면용량상품은신뢰도의필요성을충족시키기위해사용할수있는자원이다. 그러나신뢰도요건을충족시키는것과에너지를공급하는것은같지않다는것을특별히주목할필요가있다. PJM의용량상품은물리적상품이므로, 공급요청을받았을때실제로에너지를공급해야만한다. 예를들어금융상품으로용량확보의무를대체할수는없다. 그러나일반적인용량의정의에따르면, 다양한자원들 ( 급전가능한발전기, 가변출력의재생에너지발전기, DR과에너지효율등의수요측자원, 송전선투자등 ) 이용량시장에참여할수있다. 계통운영자의관점에서중요한것은용량상품이신뢰도요건을충족시키는데기여하여야한다는것이다. 즉용량상품은전력을생산하거나, 수요를줄이거나, 전반적인신뢰도필요를줄일수있다. 용량시장에참여한발전기는낙찰용량전체를에너지시장에일간단위로입찰하여야한다. 이에따라계통운영자는전원이 사용가능한상태 에있다는것을확신할수있다. 용량시장은에너지시장을보완하기위해구상된것이지에너지시장의대안으로서구상된것은아니다 (Bowring, 2013). PJM에서용량시장의비용은에너지비용에비해여전히적지만도매가격의상당한비율을차지하고있다 ( 그림 5.4). 196

196 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 출력변동자원도신뢰도에기여하지만, 계통운영자가그자원을필요에따라가동시킬수없기때문에실제등가용량을결정하는것은일반적전원보다어렵다. 첫번째과제는실제전력시스템운영에서출력변동전원의특성과동작에관한일반적인경험부족에서발생한다. 두번째과제는출력변동전원의동작특성이설치장소에크게의존한다는것이다. PJM 지역서부에있는풍력발전기의동작특성을알수있다고해도동부지역에있는풍력발전기의동작특성을분석하는데거의쓸모가없다. 따라서성능측정기준에는자원의종류이외에그위치에대한고려가포함되어야한다. 그러나계통운영자는자원이송전제약이있는지역에존재하여그지역밖에공급하지못하는것인지, 제약이없는지역에존재하여더넓은지역의자원적정성충족에기여할수있는지를알필요가있기때문에설치장소에관한정보만으로는등가용량을결정하는데불충분하다. 그림 5.4 PJM 의도매시장가격의구성 출 처 : Monitoring Analytics, PJM은신규출력변동자원에대해서기본등가용량계수를적용할예정이다. 기본등가용량계수는풍력발전에대해서는명판용량의 13%, 태양광발전 (PV) 에대해서는 38% 이다 (PJM, 2014A). 여기서유의해야할것은 PV의기본등가용량계수는 PV의전형적인연간부하율보다높다는것이다. 이것은 PV의발전시점과최대수요발생시점이일치하고있고양쪽모두날씨의영향을크게받기때문이다. 즉, PJM의최대수요는일반적으로여름의덥고맑은날에발생하는데, 이때 PV전원의발전량이많다. 197

197 전 력 시 장 의 리 파 워 링 일단재생에너지발전기가발전을시작한이후에는등가용량계수는실제동작특성에따라조정될수있다. PJM은자원의실제발전량의 3년이동평균과최대수요실적을비교하여이를조정한다. 자원의참가자격은용량시장을둘러싼논쟁거리의하나이다. 특히이문제는용량수익을기존자원도받을수있는것인지, 아니면신설자원만받도록해야하는가하는점을중심으로논의가전개되고있다. 그림 5.5 에나타낸바와같이기존자원이용량시장수익의대부분을얻고있다. 신규자원 은증가하고있지만, 2017/18 년에대한경매에서신규자원은 10 억달러이하를받은반면, 기 설자원은거의 60 억달러를받았다. 몇몇사람들은도매전력시장에서이미충분한소득을올린자원이용량지불의형태로추가혜택을받을필요가있는지에대해의문을제기한다. 하나의대답은에너지의공급이서비스인것처럼용량의제공을서비스로인식하는것이다. 도매에너지시장에서무슨일이있든지해당자원은용량시장에참여함으로써신뢰도필요를충족시키기위해 사용가능한상태 를유지하겠다고약속을하는것이다. 따라서이러한자원이용량시장에서수익을얻는것은합리적이다. 그림 5.5 PJM 용량시장에서수익의전원별내역 출 처 : Monitoring Analytics,

198 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 이문제를고찰하는또다른방법의하나는용량시장이없고또한도매전력시장가격상한이없다면어떻게될지생각해보는것이다. 공급부족기간동안에도매전력시장가격은시장의모든전원의한계비용을초과한값까지상승하고모든발전기는변동비차익을받는다. 용량시장은안정적인수익을제공함으로써공급부족기간에얻을변동비차익을대체또는상쇄시킨다. 도매에너지시장에참여하는특정자원에대한차별이없는것과마찬가지로용량시장에서도차별이없어야한다. 수요곡선 PJM 내에서부하측이용량에대한수요를명시적으로표현하는메커니즘은존재하지않는다. 따라서용량에대한수요는규제적절차에따라결정될필요가있다. 이것은조달해야하는용량의양과그에대응하는가격모두를결정하는것을의미한다. 용량시장의목적은자원적정성을확보하기위한충분한투자를촉진할수있도록하는것이기때문에, 자원적정성목표를용량수요량으로간주한다. 자원적정성목표는일반적으로최대부하에예비력마진 (IRM: Installed Reserve Margin) 을더한것이다. 그중가장간단한형태는모든가격에대해수요량이자원적정성목표에고정되는수직형수요곡선이다. 용량에대한실제가격은용량의공급곡선과수요곡선 ( 그림 5.6에표시된자원수요곡선 ) 의교차점에서결정된다. 그러나수요가고정되어있고또한사전에알려져있기때문에공급자는용량을철회하여고정비용회수에필요한수익을훨씬초과하는가격으로끌어올릴수있다. 또한용량시장은여러판매자가있지만구매자는하나이며구매자가시장지배력을남용하는구매자독점의문제가있다. 시장지배력완화내용은본장의뒷부분에서보다상세하게다루어진다. 수요곡선의관점에서보면시장지배력남용에대한대응책은용량가격의상한제한을적용하거나, 어떤경우에는용량가격의하한제한을적용하는것이다. 이상한제한은신뢰도를위해고객들이전체적으로지불할수있는최대치를의미한다. 이상한제한은공급지장비용으로종종설정된다. 199

199 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 /18 년인도기간의 PJM 의자원수요곡선 출 처 : PJM, 2014b. PJM의초기용량시장의설계에서는수직형수요곡선이사용되었다. 그러나수직형수요곡선은큰가격변동 ( 용량이매우적은경우가격상한을발생하고신설용량이가해지면즉시가격하한까지하락 ) 을일으킨다는것이곧밝혀졌다. 그이유는실제추가적인용량의필요량은종종매우작은 ( 수십 MW 수준 ) 반면신설발전기의용량은더큰데따른것이다. 이런상황에서예비력마진목표를충족하지못하는시장은신규전원의진입을유인하지는못하면서높은용량가격을지불하게되는어색한상태에놓이게된다. 왜냐하면일단진입하게되면신규전원은고정비용을회수하기에충분한기간동안높은용량가격을받을수없게되기때문이다. 수직형수요곡선에대한대안은조달할용량이가격에따라변화하는우하향수요곡선이다. 30) PJM은그림 5.6에나타낸바와같은가변형자원수요 (VRR : Variable Resource Requirement) 곡선이라고이름붙인오목형 (concave) 수요곡선을이용하고있다. PJM 의수요곡선은세개의점으로정의된다. 점 (a) 는가격상한선과의교차점이다. 이점은용량상한가격 [ 복합가스터빈 (CCGT) 의순신규진입비용 (net CONE : net Cost of New Entry, 신규진입비용에서에너지시장과계통운영보조서비스시장에서얻을수있는수익을제외한금액 ) 의 150% 와신규진입비용 (CONE) 의 100% 중큰쪽 ] 과 목표설비예비력마진 (IRM) - 3% 의교점이다. 31) 30) ISO-NE 는시간과함께가격이내리는경매로설정된가격을이용하여용량시장에서수직수요곡선을계속사용하고있다. 31) 이러한비용을살펴보면 PJM 의총신규진입비용은전체 143,000 달러 /MW 년 ( 또는 392 달러 /MW 일 ) 보다약간큰것으로추정되지만, 순신규진입비용은약 121,000 달러 /MW 년 ( 또는 332 달러 /MW 일 ) 로추정된다. 총신규진입비용과순신규진입비용은양쪽모두, 비용과수익양쪽의차이를고려하여지점별로측정할수있다. 200

200 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 점 (b) 는 IRM + 1% 로가격이순신규진입비용의 100% 에해당하는점이다. 점 (c) 는 IRM + 5% 로가격이순신규진입비용의 20% 에해당하는점이다. 예비력마진은공급지장기대치 (LOLE : Loss of Load Expectation) 가 10년에한번이되는값을기반으로계산된다. 우하향곡선을사용함으로써용량의공급이자원적정성목표보다작거나커져도가격상한과가격하한사이의어딘가에서시장이청산되므로용량가격변동가능성이작아진다. 우하향곡선은공급자가용량을철회할때가격에미치는영향을제한함으로써시장지배력의남용가능성을낮게한다. 그러나그림과같이우하향곡선을이용하면실제로필요로하는용량보다많거나적은용량을확보하게될수도있다. 따라서수요곡선의기울기는신중하게결정해야한다. PJM에서는수요곡선이오목형 (concave) 으로용량이예비력마진목표치를초과한구간에서는목표치이하의구간에비해보다기울기가급하게된다. 이것은용량초과의경우에는용량의가치가상대적으로작아지는것을의미한다. 이것이전원의과잉투자방지인센티브가된다. 그러나최적투자수준은예비력마진필요량을정확하게충족하는수준이지만, 신뢰도측면에서보면준최적 (sub-optimal) 의결과가운데에서는과소투자보다는과잉투자가더바람직하다. PJM은최적예비력마진필요량보다 1% 높은용량을명시적목표로설정하여이문제에대응하고있다. 그러나일부시장에서는볼록형 (convex) 수요곡선의도입을좋아할지도모른다. 볼록형 (convex) 수요곡선은공급이수요를초과할때용량가격의변동성을줄임으로써공급이신뢰도확보요구량보다상대적으로 ( 경제성이있는신규건설용량크기에비해 ) 적은용량만큼부족한때에도투자를촉진시키는데효과적이다. 신규진입비용 (CONE) 용량수요곡선의중요한구성요소는추정된신규진입비용이다. 왜냐하면이것은조달되는용량의규모와관계없이용량가격이새로운투자를시장으로유인하기에충분하여야하기때문이다. PJM에서는수요곡선의기울기는신규진입비용에의해결정된다. 따라서수요곡선이확정되기전에시장관리자는적절한신규진입비용을예측할필요가있다. 신규진입비용은경매에의해구입된용량이인도되는해에대한참조기술의균등화비용 예상값에근거한다. PJM 은용량이인도되는해로 3 년후를상정하고있다. 201

201 전 력 시 장 의 리 파 워 링 신규진입비용은총진입비용또는순진입비용중의하나로계산될수있다. 이상적으로는 순신규진입비용은기대수익에따라계산되어야하며과거수익에근거해서는안된다. 그것 은일시적시장상황이순신규진입비용분석에편향성을가할가능성을피하기위해서이다. 글상자 5.1 CONE 추정을위한참조기술 참조기술을결정하는것은 CONE 추정시에중요하면서도논란이되는사안이다. 이것은분명히시장의상황별로상이하다. 따라서이상적인자금조달상황과고려대상기간내에서해당시장에서건설될것같은설비를반영할필요가있다. 그러나일반적으로가스터빈 (CT) 또는복합가스터빈 (CCGT) 이참조기술이라고인정되어왔다 (FERC 2013a). 용량시장의목적이첨두수요를충족시키기에충분한용량을확보하는것이므로, CT가명백하게대안인것처럼보인다. 왜냐하면 CT는첨두수요용기술이며첨두수요를충족시키기위해서가동될가능성이높은기술이기때문이다. 그러나도매전력시장에서 CT 건설의사례가 CCGT 건설사례에비하여상대적으로많지않고따라서가용한비용자료가상대적으로적다. 따라서시장에서향후의실제신규 CT 건설비용을추정하는것이실제신규 CCGT 건설비용을추정하는것보다더어렵다. 첫번째대안은 Brattle Group이제안한바와같이 CCGT와 CT의평균비용에따라신규진입비용을추정하는것이다 (Pfeifenberger etal., 2014). 이는시장변동성이나추정오차의영향을저감할수있다. 두번째대안은전혀다른기술을선택하는것이다. 특히 DR ( 소비자가소비를차단하고자하는의향을반영하는대안기술로서간주될수있음 ) 의채택을지지하는논의도있을수있다. 그러나 DR 자격에해당할수있는수많은기술들이있기때문에, 다양한잠재적인신기술을대표하는단일신규진입비용을추정하는것은 (PJM의경우향후 3년간에대해실시 ) 극히곤란하다. 신규진입비용을추정하기위해시장관리자는전력과연료의미래가격, 운영유지보수비용, 건설비용등에대한가정을하여야한다. 신규진입비용은장소에따라다를수있다. 예를들어, 농촌지역보다인구밀도가높은지역에서새로운 CCGT를건설하는것이비쌀가능성이높다. 따라서시장이처한상황에따라서는다수의신규진입비용들이 ( 각신규진입비용은지점별용량시장경매에필요 ) 필요할수있다. 기술의선택에관계없이모든결정은반드시편향성을수반한다는것을인식해야한다. 잘 202

202 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 기능하는도매시장및용량시장을가정하면투자결정은장기간에대해최적의전원믹스를이끌어낸다. 한편예를들어중요한매개변수 ( 연료비용등 ) 의단기변동성이장기적으로지속될것이라고가정해버리는등만일신규진입비용이잘못된가정하에계산되어있으면, 특정기술또는기술의조합을단기적관점으로선택할경우과잉투자또는과소투자가발생할수있다. 기본적인시장의상황은시간의경과에따라변화하기때문에신규진입비용의전제조건들을규칙적으로갱신하여야한다. PJM에서신규진입비용은 3년에한번검토되지만물가상승률에따라서매년갱신된다. 신규진입비용을확립하는과정은다양한이해관계자를참여시키면서가능한한공개적이고투명하여야한다. 그럼에도불구하고이상적인절차에서조차도 CONE이특정기술에기반을두고있다는사실은긴안목으로보면그기술 ( 또는유사하거나낮은비용의기술 ) 이주요신규진입발전기로될수있음을의미한다 ( 글상자 5.1 참조 ). 우하향수요곡선을가진시장에서순신규진입비용은수요곡선과예비력마진목표값의교차점을나타낸다. 시장의용량이과소한경우청산가격은순신규진입비용보다크다. 이러한경우는이론적으로새로운전원의시장진입을촉진하게된다. 용량이과다한경우용량가격은전원신설을추진하기에불충분할수있으며, 일부기존용량이시장에서퇴출할정도로이상적으로는충분히낮아야한다. 장기적으로는용량가격은순신규진입비용으로수렴해야한다. 수렴하지않는다는것은순 신규진입비용의평가가잘못되었거나혹은어떤다른요인 ( 예를들어, 추가정책이나규제개 입 ) 이공급에영향을미치고있다는것을시사한다. 선도경매와이행기간 용량시장의개발에있어서두가지의시간개념에유의할필요가있다. 첫째, 목표는예상된미래의신뢰도요구를충족하기에충분한용량을확보하는것이다. 따라서용량시장은어떤용량이어느정도앞선시점 ( 선도기간 ) 에전력시스템에접속될지를명시하여야한다. 둘째, 용량시장은발전기가 사용가능한상태 를유지하는것에동의한것에대한대가로일정기간동안 ( 이행기간 ) 안정적인금액을지불하여야한다. 지불기간은투자자가지게되는위험 ( 용량가격이단기간밖에보증되지않으면가격의불확실성에직면 ) 과소비자가부담할위험 ( 장기간 203

203 전 력 시 장 의 리 파 워 링 용량지불의무비용을부담 ) 사이에균형을유지하는선에서결정된다. PJM 용량시장에서는향후신설전원이경쟁에참여할수있도록선도기간은 3년이다. 신설전원은미래어떤시점에일정한용량의제공을약속하고, 그대가로일정정도의가격확실성을보장받는다. 선도경매는기존전원에게도미래수익의확실성을높여운전지속또는폐지여부를결정하는데이바지하는점에서가치가있다. 투자자의관점에서보면더긴선도기간이더바람직할지도모른다. 더긴선도기간은송전망계획자에게도유익하다. 송전망계획자는송전확장계획수립에있어서장기공급가용성을알필요가있기때문이다. 그러나선도기간의장기화는예측에항상수반되는불확실성문제를유발한다. 투자자는특정기간에특정사양의전원을건설하기위해노력하지않으면안될뿐만아니라, 송전망계획자도 계통신뢰도 필요요건을결정하기에충분할정도로선도기간종료시점의 용량신뢰도 요건에대한자신의견해를신뢰할수있어야한다. 신뢰도필요성을과다예측할때 ( 예를들어높은수요증가로틀리게가정 ) 과잉투자를초래할수있다. 그러나과도한용량은전원의폐지로귀결되기때문에과잉투자는긴안목으로보면반드시문제가되는것은아니다. 계통운영자의관점에서더걱정스러운것은신뢰도필요성을낮게예측할가능성이다. 이것은과소투자를의미하며, 추가적인투자가불가능한기간동안에그런투자가필요할수도있다는것을의미한다. PJM의선도기간은신규 CCGT의예상건설기간에따라결정된다. CONE을결정하기위한참조기술의경우에서처럼, 선도기간결정과관련된기술의선택은특유의편향성을수반한다. 더긴건설기간을필요로하는전원 ( 예를들어원자력발전 ) 을검토하고있는투자자는용량시장이충분한가격확실성을제공한다고보지않을수도있다. 건설기간이비교적짧은기술 (PV, DR) 도장기선도기간으로인해불이익을받을가능성이있다. 해당기술투자자는용량요금을받기훨씬전에운전을개시시키거나실제이행기간에가까워질때까지투자를늦추거나중하나를선택해야하기때문이다. PJM이이런문제를해결하기위해취한방법중하나는 조정경매 를이용하는것이다. 이 조정경매 를통해계통운영자는시장상황변화를반영한신뢰도필요량을이행기간이도래하기전에갱신할수있으며, 투자자도투자자측의상황변화를반영하기위해입찰가격을갱신할수있다. 예를들면건설지연에직면한발전기는 조정경매 에서철회를선택하여약속한용량을제공할수없는것에대한페널티지불위험을피할수있다. 204

204 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 PJM 의기본이행기간은 1 년이지만, 송전제약이있는지역 ( 발전기한대추가로인해용량 가격이크게영향을받는지역 ) 에서시장참여자는받을수있는용량가격을최고 3 년동안 고정할수있다. 이행기간의길이는누가어떤위험을감수하는지에대해중요한의미를갖는다. 오랜이행기간은신뢰도유지관점에서는유리하고용량조달비용을줄일수있지만요금지불자에게는비용을장기간부담시키게된다. 그러나긴이행기간은투자자에게도위험을부담시킨다. 즉, 투자자들은시장상황에관계없이 사용가능한상태 로계속해서있어야만한다. 용량가격이어떤발전사업자에게있어장기적으로불충분하다는것이들어난경우그발전사업자는손실로보면서운전을계속하거나폐지후미이행페널티에직면할것인지를선택해야만할수도있다. 한편짧은이행기간은지불자측에는과잉지불위험을줄일수있지만더많은자본을필요로하는투자를줄이는인센티브로작용할가능성이있다. 만약투자자들이용량시장을충분한가격확실성을제공하는장소로간주하지않으면투자자들은초기투자가가장적은기술에투자함으로써전력가격위험에대한가장자연스러운헤지수단을선택하는수도있다. 그결과용량시장은신뢰도필요를충족시키기에충분한새로운투자를촉진하지못하게되고, 결과적으로용량가격이더높아질수도있다. 이행기간에대해유일한대답은아니지만다른시장이제대로기능하고규제의불확실성이억제되어있는한장기간보다단기간쪽이위험을더적절히분산시킨다. 이것은장기적인가격신호의필요성을부정하는것이아니라용량메커니즘 ( 신뢰도필요에중점을둠 ) 은장기신호를제공하는적절한방법이아닐수있다는것이다. 투자자들은장기간가격확실성을보장하는용량지불을선호할지도모르지만, 장기이행기간은위험을투자자로부터수요자로이전시켜버린다. 일부시장에서는시장의신규진입자에게만장기이행기간을선택할수있도록하는절충안이제시되었다. 지점별용량가격 PJM은전체적으로신뢰도목표를달성할수있지만, 일부수요중심지는송전제약으로인하여충분한신뢰도를확보하지못할수도있다. 이에대처하기위해 PJM 용량시장에서는송전제약지역 (LDA : Locational Deliverability Areas) 32) 의형태로지리적요소가포함된다. PJM에는총 27개의 LDA가있으며, 지역자체와지역의하위지역이여기에포함된다. 용량 205

205 전 력 시 장 의 리 파 워 링 시장의절차는 RTO 전체차원과마찬가지로 LDA 차원에서도수행되지만각 LDA 는지역상황 을반영하는자체신뢰도요건이있다. 지도 5.1 PJM 의 LDA 출 처 : 수 onitoring Analytics,2015. 그림 5.7 LDA 별 RPM 청산가격 출 처 : 수 onitoring Analytics,2015. RTO 차원의용량가격은각 LDA 차원의용량시장의용량가격하한치로작용한다. 만약 어떤 LDA 의지점별신뢰도요건을충족시키는데최소비용의용량자원이송전제약으로인해 이용될수없는경우, 해당 LDA 내의높은비용의용량자원이해당지역의용량가격을결정하 32) PJM 의송전사업자의관할구역. 206

206 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 며해당 LDA 의용량가격은 RTO 차원의용량가격보다높게된다. 실제로이러한상황은 PJM 의용량경매에서거의매번일어나고있다 ( 그림 5.7). PJM 지역밖의자원 2017/18 용량경매부터 PJM은 LDA 자원필요성에대한평가에외부용량수입한계량을포함한다. 따라서 PJM 외부의용량자원은국지적인신뢰도요건을충족시키는데기여할수있다. PJM 외부의용량자원은해당 LDA로인도될수있어야하므로 PJM은충분한송전용량이확보된다섯개의외부지역에한해서만 PJM 용량시장참여를허용했다. PJM은각외부지역에대해용량수입한계량을정의한다. 이한계량은 PJM으로수입될수있는용량의최대치를의미한다. 한편개별용량자원은세가지조건 (PJM으로의장기송전권을확보할것, PJM내의자원과동일하게입찰의무를준수할것, 물리적으로 PJM내에있는자원과똑같이재급전지시와지역별가격규칙을따를것 ) 을충족하면상기한계량적용에대한제외를신청할수있다. 성능요건 자원의종류에관계없이계통운영자가사용가능한자원을최대한정확히파악하는것은매우중요하다. 만일자원또는자원유형에대한용량인정량이너무작으면용량시장은과도한용량을확보하게되고, 만약용량인정량이너무큰경우계통운영자는 예비력은확보되고있다 는잘못된가정하에전력시스템을운영하게된다. 그러나용량자원의관점에서보면가능한한많은용량을입찰하는인센티브가있다. 검사를받지않는경우, 어떤자원은기대가용성을속이는행위로용량인정량에영향을미칠수있다. 시간이지나면실제운영을통해허위보고는서서히밝혀지지만, 계통운영자는우선적으로인센티브를제거하기위하여모든조치를취해야한다. 출력변동전원에대해기본용량인정값을사용하는것은조작의가능성을없앨수있지만용량의과소또는과잉구매의가능성을없앨수는없다. 이외에계통운영자는불이행에대해큰페널티를부과할수있다. 만약자원이용량의무에따라가동지시를받고서에너지를송전할수없거나또는의무보다적은에너지밖에송전할수없는경우에, 자원소유자는미달페널티를부담해야한다. 선도시장에서도만약전원이이행기간내에접속되지않으면페널티가부과된다. 207

207 전 력 시 장 의 리 파 워 링 PJM에서성능을발휘하지못하는용량자원은용량지불금이낮아지는형태로처벌을받는다. 용량지불금은불이행첫해에는 50% 로줄어들고, 불이행두번째해에는 25% 로줄어들고, 불이행세번째해에는 0% 로줄어든다. 이러한불이행에대한페널티는수력과출력변동자원 ( 풍력, PV) 에는부과되지않는다. 성능요건은비상시특히중요하다. 2014년미국에서극지한파시 PJM의최대수요는같은시기의정상적인수요보다 25% 증가하였고 (Paulos 2014), 동시에 PJM 용량의 22% 가기계적인고장과천연가스공급부족으로사용할수없게되었다. 따라서 PJM은 용량성능 이라는새로운상품을만들어일정성능요건을충족하는용량자원에게는용량가격을초과하여프리미엄을지불하도록하였다. 33) 용량성능 상품의도입으로사실상두가지범주의용량이생긴셈이다. 즉용량시장의최소요구사항을충족하는 기저 범주와가용성을보장하기위해추가조치를취한 신뢰 범주가생긴셈이다. 예를들어, 천연가스화력발전소는두종류의연료를사용하는기능을갖추거나연료공급고정계약을체결하는조치를취할수있다. 또풍력발전소는어떤저장장치를갖추는조치를취할수있다. 또한예를들어유연성없는원자력발전소와 DR을묶는등상호보완적인자원을결합하는조치를취할수있다. DR 자원자체도지금까지는여름철성능에초점을맞추고있었지만겨울철성능에도중점을두는조치를취할수있다. 시장지배력완화 용량시장은용량공급수준이용량수요에비례하기때문에일반적으로시장지배력남용가능성에노출되어있다. PJM 시장은구조적으로시장지배력의문제를안고있어 34) 전체전력시스템차원과 LDA 차원의거의모든경매에서 35) 주요공급 3사 (TPS : Three Pivotal Supplier) 테스트 는만족스럽지못하지만실제성능분석에서 PJM 용량시장은경쟁적이라고간주되고있다 (Monitoring Analytics, 2015). PJM 용량시장이경쟁적이라는첫번째이유는사전에시장지배력을완화하는규칙이있다 33) PJM 이 용량성능 상품을처음도입한것은아니다 년 5 월에연방에너지규제위원회 (FERC : Federal Energy Regulatory Commission) 는 ISO-NE 의 성능보상계획 (PI : Pay-for-Performance Initiative) 을승인했다. PI 하에서용량지불은두부분으로나누어져있다. 용량자원은, 먼저용량경매에의해결정된기본지불금을받는다. 다음으로, 실제공급부족시용량자원은스스로의의무에비해어느정도의용량을제공할수있는지에따라추가지불을받거나페널티를부과받는다. 34) 기본으로송전선혼잡이있다는것. 35) TPS 는시험대상공급자와가장큰 2 개의공급자없이도용량시장이청산가능한지를측정하는것. 208

208 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 는것이다. PJM 시장규칙에따르면 주요공급 3사테스트 를통과하지못한공급자는한계비용으로용량시장에자신의용량을공급해야한다. 이경우용량의한계비용은 자원의연간변동비용 - PJM의다른시장수익 + 용량시장에참여하기위해전원을온라인상태로유지하는데필요한모든고정비용 으로정의된다 (Bowring, 2013). 이러한비용은개별자원단위로산정될수있다. 또는자원보유자는각기술에대해 PJM이결정한기본비용을사용할수있다 ( 한계비용은여전히해당발전기의다른시장에서의수익을이용하여계산된다 ). PJM의용량은수요와공급모두의측면에서빠듯하기때문에구매자측시장지배력의가능성을줄이기위한규칙또한존재한다. 그래서구매자측시장지배력의가능성을줄이기위한규칙도있다. 최소입찰가격규칙 (MOPR : Minimum Offer Price Rule) 에따르면시장에신규로진입한천연가스자원은경매에참여하는첫해에최저가격으로자신의용량을입찰하여야한다. 이것은용량시장가격을낮추게만드는인위적인저가용량입찰을방지하기위함이다. 최소입찰가격은발전자원의순신규진입비용으로정해진다. 이규칙은천연가스발전에만적용되고석탄, 원자력, 재생에너지발전에는적용되지않는다. 이러한자원들은건설된사례가상대적으로적거나동일한발전기술내에서조차도자원별비용변동폭이커서기준가격을결정하는것이상대적으로어렵다는이유로적용되지않는다. 게다가원자력발전은건설에필요한착수기간이길기때문에용량가격을낮출목적으로건설된다고는생각하기어렵다는이유로적용되지않는다. 36) 마찬가지로재생에너지전원의용량인정량이상대적으로낮기때문에용량시장가격을낮출목적으로투자자들이재생에너지발전기를건설할리는없다. 수요측자원 일반적으로 DR과에너지효율화라는두가지수요측자원이용량경매에참여한다. DR은수요감축이필요할때 ( 일반적으로공급부족시 ) 계통운영자에의해가동되어, 결과적으로전력시스템신뢰도유지에필요한발전자원규모를줄여준다. DR은부하이전 ( 예를들면, 공장가동시간을첨두시간대에서기저부하시간대로이동 ) 의형태를종종띠기때문에, DR로인해총부하가반드시줄어들지는않는다. 에너지효율화자원은특히첨두수요시간대의에너지사용을영구적으로감소시킨다. 수요측자원은다양한정도로주요용량시장에포함되어있지만, 최소한물량의관점에서는 PJM이가장성공적이라고할수있다. PJM의 2017/18 년경매에서체 36) PJM Interconnection L.L.C. 의 EL 에답변 : 건설착수기간이길고자본집약적인기술인석탄화력발전소도같이말할수있다. 209

209 전 력 시 장 의 리 파 워 링 결량은 12GW를초과했다 (11GW의수요반응과 1.4GW의에너지효율화 ). PJM은 DR을실제가용성에따라연중형, 확장여름형, 제한형의세범주로나누고있다. 이는 DR이경제활동을억제하는적극적선택과관련이있고따라서가스화력발전기정도로가용성을유지하지는않는다는사실을반영한다. 연중형 DR자원은이름에서알수있듯이계통운영자가일년내내이용할수있는것이다. 확장여름형 DR자원은특정기간 ( 대략적으로말하면여름과그전후의몇달 ) 에서만가용하다. 마지막으로제한형 DR자원은주의특정요일 (PJM은공휴일을제외한평일 ) 에만가용하다. 각각의경우에서 DR 자원은부하감축지속시간과호출일수의두가지측면에서제한을받는다. 이러한 DR의분류는 DR과공급측자원을명확하게구분짓게한다. 용량시장에참여하는발전기는역사적으로그운전특성에따라구분되지않고, 오직용량인정량, 즉전력시스템에제공할수있는용량의크기를통해서만구별된다. DR은서비스가발동될수있는시간에따라구분되므로 DR을용량시장에통합시킬때문제가발생할수있다. 수요측자원을용량시장에참여시킬것인지여부와어떻게참여시킬지에대해서는지금도논의가이루어지고있다. 미국에서는용량시장이 DR에대한투자의주요견인차인것은분명하다 (IEA, 2013). 용량시장은수요관리사업자와기타 DR 공급자가수요반응참여자들에게대가를미리지불하는데사용할수있는안정적인미래현금흐름을제공한다. 그러나 DR자원은소매시장에도참여하고있기때문에소매전력회피비용의형태로추가적인혜택을얻는다 ( 제6장참조 ). 하나의해결책은 DR이공급측면에참가하는것을허용하는한편 DR이서비스의제공을요구받았을때소매요금상당액을계속지불하도록하거나또는소매요금상당액만큼용량요금지불액을줄이는것이다. DR 을용량시장에포함시키는것에대한다른해결책은 DR 의서비스 ( 첨두수요를줄이는데 기여하는한도만큼용량수요를줄임 ) 에대해별도의대가를지불하고수요측에 DR 을포함시키 는것이다. 37) NYISO NYISO 는설비용량 (ICAP : Installed Capacity) 시장을운영하는데, 이는 PJM 의신뢰도 가격모델과대조를이룬다. 신뢰도가격모델과공통의요소도있지만결정적인특징은단기 37) 미국에서이논쟁에대해 FERC 에관한소송에대한연방법원의판결이 2016 년 1 월에나왔다. 210

210 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 시장이라는것이다. ICAP 시장은장기적인자원적정성을확보하는것을목적으로하지만, 장기 가격신호도제공하지못하거나용량가격을수년간고정시키지도못한다. NYISO 는 1999 년 12 월에발족하였으며, 1 개주를서비스지역으로두고있는미국의 ISO 들 중하나이다 년에 NYISO 의설비용량은 41,297MW 이며, 예상최대수요는 33,666MW 이다. 용량시장은 2003 년에시작되었다. 지도 5.2 NYISO 의부하영역 출 처 : N 직 ISO, NYISO는 A에서부터 K까지이름이붙여진 11개의수요 지역 으로구분되어있지만, NYISO는 지점별 가격시장 (nodal pricing market) 이다. PJM과마찬가지로 NYISO의 ICAP시장은지점별요소를가지고있다. 뉴욕제어권역 (NYCA : New York Control Area) 전체를아우르는용량가격뿐만아니라뉴욕시 (J 지역 ) 와롱아일랜드 (K 지역 ) 의지점별용량가격이매겨질수도있다. NYISO 는 2014 년 4 월에 G, H, J 지역들을포함하는 허드슨밸리남부 지역 ( 뉴욕시를 하위지역으로서포함한다 ) 을새롭게추가했다. 211

211 전 력 시 장 의 리 파 워 링 용량경매및용량상품 NYISO 의 ICAP 시장은두가지의 6 개월단위이행기간 ( 겨울과여름 ) 을가진다. 용량은다음 의세가지경매를통해확보되며현물시장경매에는의무적으로참여하여야한다. 계절경매 (strip auction) : 다음이행기간에대한용량을조달하기위한경매 월간선도경매 : 현이행기간중남아있는모든달에대한용량을조달하기위한경매 현물경매 : 당월에대한용량을조달하기위한경매 신뢰도가격모델과는달리 ICAP시장은단기용량가격을제공하는것으로, 장기투자를위한신호를제공하지는않는다. 대신 ICAP시장은판매사업자가장기계약또는자체공급만으로는신뢰도요구사항을충족시킬수없을때신뢰도요구사항을충족하는방법으로기능한다 (Kirsch and Money, 2012). 그러나 ICAP시장은조달방법에관계없이계통운영자에게신뢰도요구사항이충족되었다고확신을줄수있도록용량상품을표준화하고있다. 용량자원으로자격을갖추기위해서각발전기는이행기간의 최대순보증용량 (DMNC : Dependable Maximum Net Capability) 검사 를받는다. 이것은신설전원에도동일하게 적용되므로자원의정상운전개시이전에는용량시장에참여할수없음을의미한다. 최대순보증용량검사는발전기술별로상이하여서로다른운전특성들에고려할수있고, 실제운영데이터를기반으로이루어진다. 기저부하전원인화석연료와원자력발전소들은최대출력을 4시간이상유지할수있음을입증하여야하며, 가스터빈은 1시간이상이면된다. 출력변동자원 ( 풍력과 PV, 자류식수력발전등 ) 의최대순보증용량은전체발전기들의순합성명판정격이다. 용량자원은운영데이터와유지보수일정을정기적으로보고하여야한다. 수요곡선 신뢰도가격모델과마찬가지로 ICAP시장은우하향수요곡선을사용한다. 그러나이러한곡선은변곡점을가지지않기때문에신뢰도가격모델보다다소더단순하다 ( 즉선형으로오목형 (concave) 이아니다 ). 4개 ICAP 지역들의각각은해당지역의예비력마진필요량을반영한수요곡선을가지고 ( 그림 5.8), 예비력마진필요량은 10년에한번의정전기대치 (LOLE) 기준 212

212 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 에따라뉴욕신뢰도협의회 (NYSRC : New York State Reliability Council) 에의해연간 기준으로결정된다. NYCA 의외부에있는자원도충분히송전가능함 ( 충분한송전용량이있고, NYISO 에피해 를주면서해당자원이속한제어지역에의해차단되지않음 ) 을보여줄수있다면 ICAP 시장에 참여할수있다. 그림 5.8 NYISO 의 2014/15 년도 ICAP 수요곡선 출 처 : NYISO, 용량가격과시장지배력완화 ICAP 시장의단기선도기간으로인하여가격불확실성이더커지고가격변동성이더커질 가능성이있다 ( 그림 5.9). 따라서투자의관점에서 NYISO 용량시장은장기적인가격변동위험을줄일도구로서가아니라, 가용한용량이단기신뢰도의요구를만족시킬수없을때투자필요성을나타내는가격신호로기능한다. 어떤식이든가격보증을원하는투자자는판매사업자와장기전력구매계약 (PPA : Power Purchase Agreement) 체결을선호하고, 판매사업자는자신의용량의무에이용량을추가할수있다 (Nelson, 2014). 그러나선도기간이짧으면기존의전원만용량시장에서경쟁하게된다. 이는용량공급의 잠재적총범위를제한하고나아가시장의유동성을제한한다. PJM 과마찬가지로뉴욕시장은 213

213 전 력 시 장 의 리 파 워 링 송전제약하에서비교적높은수요요구량을가지는지역들을포함하고있기때문에짧은선도기간은시장지배력에대한우려를더심화시킨다. 이대표적인예는수입용량에제한이있고신설전원용부지가한정되어있는뉴욕시이다. 이러한이유로 NYISO의 ICAP시장은시장지배력남용을방지하기위해시장지배력사전완화규칙이있다. 그림 5.9 NYISO 의 ICAP 시장현물가격추이 출 처 : NYISO, 영국 영국전력시장개혁의일환으로중앙집중형용량메커니즘이도입되었다. 2018/19 년겨울부터 1년동안용량을인도하기위한첫경매가 2014년에수행되었다. 매년용량경매실시여부가결정되며, 이결정은영국의 TSO인 National Grid가시행하는전력용량평가결과를기초로이루어진다. National Grid는유럽본토로부터기여용량과 DR을고려하여향후 15년간의예비력마진을평가하고신뢰도기준을충족하는데필요한용량규모를권고한다. 정부는그후용량경매의필요여부를판단한다 (EC, 2014b). 용량시장은예상되는수요를충족하기에충분한발전용량의가용성을항상확보할목적으로 214

214 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 도입되었다. 이는일정한인센티브가없다면, 에너지시장만으로는필요한용량을가용상태로유 지할수없을수도있다는영국정부의인식에따른것이다. 용량시장참여는의무는아니며, 전원과 DR 모두참가할수있다. 용량인도시점 4년전에 1차단일가 (pay-as-cleared) 경매가이루어진다. 용량지불금을받지않고전력시장에남아있거나혹은용량을인도하여야할해당년도이전에폐지예정발전소는불참을선택할수있다. 용량인도시점보다 1년앞서 2차단일가경매가이루어진다. 이경매는용량계약량의미세조정을가능하게하며, 건설기간이짧은 DR의참여여지를제공한다. 기설발전소는 1년동안의용량계약을체결한다. 대규모보수작업이필요한발전소는최대 3년동안의용량계약을체결할수있으며신설발전소는최장 15년의용량계약을체결할수있다. 용량지불금비용은전기사업면허를가진판매사업자가부담한다. 이비용은전력시스템의연간최대수요발생시각판매사업자의수요예측에따라배분되고, 계량기데이터를사용할수있게된시점에서판매사업자의수요실적에따라조정된다. 수급조정서비스 (relevant balancing service) 를제공하는발전기도용량시장에참여할수있다. 수급조정서비스 를제공하는발전기는수급이어려운기간에 National Grid의지시를따르는경우에너지를제공한것으로간주된다. 그러나이발전기가 수급조정서비스 에대한급전지시에응하지못할경우에용량시장과수급조정서비스계약모두로부터페널티를부과받는다. 시장참여자들이경매와용량인도기간사이에이차적인거래를통해계약량을조정할수있 도록이차시장이설립될예정이다. 용량시장은에너지의공급을요구한다. 즉, 용량공급자는공급안전확보가필요할때는언제든지에너지를공급하여야한다. 용량공급자가이에실패할경우페널티를부담한다. 이모델은용량에관한추가적인물리적검증을포함한다. 필요한횟수마다일정수준의용량을제공할수있음을입증할수없는경우입증될때까지용량지불금을몰수당한다. 기대수준이하의동작특성을보이는발전기는페널티를부과받는반면, 기대수준을초과 하여동작특성을보이는발전기는추가지불금을받는다. 페널티는다음의세가지요소로구 성된다. 215

215 전 력 시 장 의 리 파 워 링 용량공급자의월별용량수익의 200% 를월간페널티총액의상한액으로한다. 전력시스템수요에따른매월용량지불금액의대소에따라, 이상한액때문에공급자는어떤달에는연간수익의 20% 에이르는페널티를부과받는위험에처할수도있다. 연간페널티총액은연간용량소득의 100% 를초과할수없다. 페널티요율은공급자의연간용량지불금의 1/24로설정된다. 그림 년영국의용량시장에서낙찰자 출 처 : Ofgem (2015) 전력시스템의수급이빠듯한경우에발전하는데합의한또는수요감소를합의한시장참여자 는 National Grid 로부터 4 시간전에통지를받아그시한까지발전하거나또는수요를감소시 켜야한다. 그렇지않으면공급지장비용에연동된페널티를지불하여야한다. 2018/19년에대한첫번째용량시장경매에서는 19.4파운드 /kw의청산가격으로 49.3GW 의용량이구매되었다. 기존의용량은 54.9GW이며경매구매량보다 5.6GW 많았다. 새로운용량은 2.8GW가계약했지만 8.4GW의노후화된석탄화력발전소와 CCGT가용량계약을체결할수없어잠재적으로불안정한상태가되었다 (DECC, 2015). 프랑스 프랑스용량메커니즘의규칙은 2015 년 2 월에승인되었다. 이분산적용량메커니즘에서각 판매사업자는 2017 년 1 월부터최대수요기간동안에도모든고객들에게충분한전력을공급 216

216 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 할수있다는것을보증할수있어야한다. 판매사업자는발전사업자또는 DR운영자로부터용량인증서 (capacity certificate) 를구매할수있다. 프랑스는전기난방및급탕에크게의존하기때문에전력시스템은온도에매우민감하다. 1 의온도저하가 2.4GW의수요증가로이어지며이것은원자력발전소 2기이상의용량에해당한다. 한파가있었던 2012년프랑스는 102GW의최대수요를기록했지만 2014년최대수요는 82.5GW에불과했다. 이와관련국영 TSO인 RTE는향후공급예비력의저하가지속될것으로예상하고있으며 2015/16 년겨울에는 900MW, 2016/17 년의겨울철에는 2,000MW 가부족할수도있다고한다. 용량메커니즘에서 RTE는충분한발전용량을유지하는발전사업자와수요를줄이는수요관리사업자에게용량인증서를발행한다. 이메커니즘은가용성에따라모든발전자산에게보상을한다. 가용성은원자력발전소는약 80%, 가스화력발전소는약 85%, 풍력은 20~25% 정도이다 인증된용량은정해진최대수요기간에예상가용성을유지할의무를 2017년부터지닌다. 동시에판매사업자는해당최대수요기간에고객의수요에상응하는용량인증서를보유할의무가있다. 인증서는 EPEX 전력시장에서거래될수있지만, 당사자간에장외에서도거래될수있다. 이른바 최대수요기간 에대한정의는구조설계의중요한요소이다. 최대수요기간은연간 100~250 시간으로예상되며, 공급의안전이위험할수있는기간 ( 프랑스의경우겨울 ) 과일치한다. 최대수요기간일은하루전에통보되며수요조건 ( 최대수요가예상되는날 ) 에의해발동된다 광역단위시장및용량거래 미국과유럽, 그리고세계의다른지역에서도전력시장의상호연계가늘고있다. 그런환경 에서신뢰도요구를충족시키는것을더이상순전히하나의국가나관할구역관점에서만생각 217

217 전 력 시 장 의 리 파 워 링 할수없게되어있음에도불구하고, 신뢰도기준과용량시장은정치적경계로나뉘어져개발 되고있다. 유럽에서는국가단위의용량메커니즘도입이유럽차원의에너지시장을왜곡하고있는지에대한논의가진행되고있다. 이러한논의의주된등장배경은유럽의중심부에있는점점더많은국가들 ( 예 : 프랑스, 독일 ) 이공급안정을확보하는어떤메커니즘의필요성을논의하기시작한것이다. 이탈리아, 영국, 아일랜드같은나라도그러한메커니즘의도입을논의하거나이미도입하고있다 ( 지도 5.3). 지도 5.3 서유럽주요국의인접한용량시장 용량메커니즘은새로운현상은아니지만, 월경 (cross-border) 하는전력조류에관한국가간조율이하루전시장의통합을통해더긴밀해지면서국가단위의용량메커니즘들이상호작용을하여야하는가에대한의문이제기되고있다. 특히국가또는광역단위의용량시장으로인해광역단위간의에너지시장의기능이손상을입지는않는지그리고외부자원은어떻게용량시장에참여하는가하는문제가제기된다. 218

218 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 국가또는광역단위의용량시장으로인해광역단위간의에너지시장이손상을입지는 않는가? 용량시장은이상적으로는에너지시장과같은물리적인경계를가져야한다. 용량시장의영향으로공급부족시가격의발생빈도가줄어들가능성이있다. 공급부족시의이익을용량시장에서의수익으로대체하면수익변동의위험이줄어든다. 에너지단일시장 A국과용량시장을가진국가 B의두시장중하나를선택하려고하는투자자는용량시장을가진국가가더매력적이라고생각할것이다. B국의용량의증가는도매전력시장가격을하락시키지만 A국은 B국과연계되어있기때문에 A국또한도매가격하락의혜택을누릴것이다. 따라서광역단위도매전력시장중의일부영역에용량시장이존재하면모든시장참여자의도매가격이하락하는한편용량시장이있는영역내시장참여자만이수익손실을회수할수있다. 하나의광역단위에너지시장내에여러개의지역단위용량시장이있는경우, 용량시장설계 간에일관성이없는경우에는용량시장은다음과같은왜곡을낳을가능성이있다 (IEA, 2014). 1 : 설비용량의이용양상의변화 2 : 풍력및 PV가자원적정성에기여하는바의과소평가 3 : 용량시장자체내에서시장지배력남용가능성 4 : 신규투자위치선정에대한영향 외부용량이지역내의용량과동일한조건으로용량메커니즘에참여할수있다면용량의이용양상은더최적화된다. 예를들어, 한시장에서의잉여용량이용량부족을겪는다른시장에참여할수있는경우이다. 한편, 외부용량이참여하려면해당시장들간에이른바 이음매 문제를다루는방법에대해합의하여야한다. 즉시장규칙이해당시장들간에용량의이전을방해하거나제한하지않는다는것을보장해야한다. 여기에는송전용량의할당, 용량상품의정의, 송전선및발전기정지의협조등의과제가포함된다 (FERC, 2013b; MISO, 2012). 219

219 전 력 시 장 의 리 파 워 링 지도 5.4 미국북동부의용량시장들 미국의용량시장은외부용량의참여허용에대해풍부한경험을가지고있으나 ( 지도 5.4), 시장규제의틀이다를수있어이러한경험을다른지역에적용하기에는한계가있다. 다른용량시장간의상호작용과관할구역을넘는참여를고려하면관할구역을넘는참여 는매력적이지만참가자격및제도설계에대한여러과제가있다. 공급안정, 경제적효율, 경쟁에대한기여등의이점들이충분히정량화되어있지않다 (FTI Compass Lexecon 2015). 외부자원은어떻게용량시장에참여하는가? 용량시장의설계에서외부용량을고려하는방법에는여러선택지가있다. 가장간단한방법은시장참여를내부자원으로만제한하고외부자원을전혀고려하지않는것이다. 프랑스에서는연계선효과를통계적인방법으로일방적으로평가한다. 영국에서는 2014년에열린첫번째용량경매에서외부용량자원은참가하지못했지만 2015년에시작하는경매에입찰할수있다. 유럽위원회의압력에의해서양국시장은국가별용량시장에외부용량자원이명시적으로참가할수있도록하고있다 (State Aid Guidelines 2014). 또하나의방법은여러지역을아우르는용량시장을설계하는것이다 (FTICompass Lexecon 2015). PJM 의경우, 외부용량자원은지역내의용량자원과구별되는추가적인제약을부담한다, 220

220 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 즉외부용량자원은확정된송전용량을확보해자원의인도가능성을보여주어야한다. 계통운영자는내부의자원만을제어할수있으므로외부자원에대해서는요청했을때사용될수있다고가정할수밖에없다. 이때문에종종송전망에대한분석이수반된다. 예를들어, 미국에서인접한시장인 MISO와 PJM은지점간 (PtP : Point-to-Point) 분석을이용하여주어진지점에대한제약조건하에서완전히인도할수있는용량을산정한다. 그러나이러한분석은지역단위로개별적으로이루어지기때문에적어도방법론에대한지역간조율이필요하다. 그렇지않은경우한시장이어떤자원이공급할수있는용량을과대평가하는위험이있으며그결과용량수입지역의시장이확실히공급가능하다고생각했던자원을용량수출지역이공급을삭감해버릴가능성이생긴다. 또다른우려는에너지와용량각각에대한송전용량할당을구별하는것이다. 에너지공급자도용량공급자도확정된송전용량에대한권리를얻기위해입찰할수있다. 그러나공급부족시에는용량공급자만에너지를공급하는의무를진다. 미국에서는에너지단일시장과용량시장간의경쟁이용량수출에가용한용량의공급을제한하고있을가능성이있다. 송전권의할당이용량의의무와일치하지않으면시간축의문제도나온다. 외부용량이 1년단위이행기간으로 3년선도용량시장참여를희망하는경우미리 3년전에 1년간의확정된송전용량을확보하지않으면안된다. 따라서용량자원이외부의용량시장에참여하려면용량을수출하는측의시장은수입하는시장의요구사항을충족하는송전용량의할당규칙을정비할필요가있다. 계통운영자의관점에서보면외부용량자원의가용성에대한확실성이내부용량보다낮다는것에주의가필요하다. 공급부족상황하에서부하차단이이루어지는경우는일반적으로지역의소비자에게공급이우선되고연계선이먼저차단된다. 유럽의경우전력수출국가내에서부하를차단하지않으면안되는경우에이웃의수입국가가어떻게반응할지를예상하기는어렵다. 이관점에서관할구역간의부하차단절차를명확하게정의하는것은계통운영자간의상호신뢰를확보해서관할구역간용량거래여건을조성하는데선결조건이다. 두지역에용량시장이존재하는경우양측의자원이같은송전선을사용하여반대방향으로 용량을팔가능성이있다. 이것은송전선의초과할당을방지하기위해송전용량할당이동시 에양방향으로그리고선도적이고확정적으로조율되어야한다는것을의미한다. 221

221 전 력 시 장 의 리 파 워 링 용량시장의효율적인조율을위한원칙 외부용량이지역시장에최적으로참여하기위해상호연계된모든시장사이의송전능력을 결정하는공통적인방법이필요하다. 유럽에서는 Eurelectric( 유럽전기사업연합회 ) 이유럽전력시장을위한표준모델을개발했다 (Eurelectric 2015). 이 Eurclectric 은용량을가용성으로정의하고관할구역너머의용량시장참여는유럽차원의용량시장을향한발판으로간주하고있다. 용량시장의협력에대한논의는초기단계이며앞으로몇년간은더큰관심을끌것이다. 완벽한시장통합에미치지못하더라도용량시장통합의기초를닦기위한몇가지조치를 생각할수있다. 광역단위자원적정성예측을활용하여용량필요량을결정하여야하며, 이예측은에너지시장의영역과일치할필요가있다. 이광역단위자원적정성예측을활용하여연계선이다른지역시장에기여하는용량과연계된지역사이의용량의인도수준을산정하여야한다. 용량의월경거래가가능하도록용량상품에대한정의들간에모순이없도록한다. 용량 상품의정의는사용가능한기간, 선도착수기간, 페널티제도를포함한다. 수입용량 상품의인도가능성도중요한고려사항이다. 에너지의월경거래에대한간섭을피한다. 용량시장은도매전력시장의가격형성을왜곡하지말아야한다. 특히에너지의흐름의실제방향을결정하는선도, 하루전, 당일, 밸런싱시장등을왜곡시키지않도록관할구역너머의용량을용량예비력으로서삼지말아야한다. 결론 자유화된시장에서용량메커니즘은충분한자원적정성을확보하는데중요한역할을할수 있다. 용량메커니즘은공급측자원을위주로운영되는전력시장에대체자원들이참여하는 222

222 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 것을또한허용할수있다. 용량시장은적절하게설계된다면에너지시장을왜곡하지않으면서 잃어버린돈 문제를해결하는데도움이될수있다. 그러나도매전력시장의문제를해결하는도구로서용량시장을바라보아서는안된다. 용량시장이제대로기능하기위해서는도매전력시장의올바른설계가중요하다. 용량시장은에너지자원의수익부족을메울수있지만수익성을확보하는도구로생각되어서는안된다. 대신에용량시장은안전망으로서생각될수있으며에너지시장의공급부족시의이익을보완할수있다. 다양한종류의용량메커니즘을볼수있지만이장에서는주로유럽의일부에서볼수있는전략적예비력 ( 용량목표기반의용량메커니즘 ) 과미국의자유화된지역에서가장흔히볼수있는모델 ( 시장기반의용량메커니즘 ) 에주로초점을맞추었다. 형태에관계없이적절히설계된용량시장은세가지주요요소들을담고있다. 계통운영자에의한자원적정성의요구평가에근거하여미리정해진용량수요수준 경매형식등을통한가격결정방법 자원적정성에대한용량의기여량이고려되고가능한한기술중립적으로잘정의된용량상품 용량메커니즘은외부용량의참여를가능하게함으로써지역의다양한자원을활용해야한 다. 이에따라용량이관할구역너머로실제로인도되도록광역단위의협력이필요하지만용량 시장의메커니즘들이완벽하게상호조화를이루고있을필요는없다. 자원적정성확보의문제는한계비용이 0인출력변동전원의대량도입에의해더도드라지고있다. 용량시장은많은경쟁시장에서도입되어있기때문에가장높은신뢰도를제공할수있는방식으로, 최소의비용으로그리고가능한한시장친화적인방법으로용량시장을도입하는방법을더잘이해하는것이중요하다. 223

223 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 Bowering, J. (2013), Capacity Markets in PJM, Economics of Energy and Environmental Policy, Vol. 2, No. 2, Cramton P., A. Ockenfels and S. Stoft (2013), Capacity market fundamentals DECC (Department of Energy and Climate Change) (2015), Cross-border participation in gb capacity market, Elia (2015a), Adequacy calculations for Belgium Strategic reserve volume, Elia (2015b), The strategic reserve A mechanism to cover structural shortages in generation, 9_E_Strategic_Reserve.pdf. Elforsk (2014), Demand response in the strategic reserve - The case of Sweden, Eurelectric (2015), A Reference Model for European Capacity Markets, media/169068/a_reference_model_for_european_capacity_markets e.pdf. EC (European Commission) (2014a), Guidelines on State aid for environmental protection and energy , rom=en. EC (2014b), State aid: United Kingdom electricity market reform Capacity market, FERC (Federal Energy Regulatory Commission) (2013a), Centralized capacity market design elements, 224

224 제 5 장 용 량 시 장 의 설 계 FERC (2013b), Order on initiatives to address SEAMS issues, Docket Nos. AD , FTI Compass Lexecon (2015), Towards a European approach to capacity mechanisms, Dauphine_-_Target_Model_-_ pdf. Hogan, W., (2013) Electricity Scarcity Pricing through Operating Reserves, Economics of Energy and Environmental Policy, Vol. 2, No. 2, pp IEA (International Energy Agency) (2013), Energy provider-delivered energy efficiency: A global stock taking based on case studies, IEA (2014), Seamless Power Markets: Regional Integration of Electricity Markets in IEA Member Countries, Insights Paper, OECD/IEA, Paris, Kirsch, L. and Morey, M. (2012), New York state capacity market review, Christensen Associates Energy Consulting, 19 September 2012, 919_Final.pdf. MISO (Midcontinent Independent Transmission System Operator) (2012), Comments of the Midwest Independent Transmission System Operator, Docket No. AD , %20No.%20AD pdf. Ministry of the Environment and Energy Sweden (2015), The strategic reserve - why and how?, Monitoring Analytics (2015), PJM state of the market 2014, Nelson, E. (2014), Written statement of Emilie Nelson, Vice President Market Operations, on behalf of the New York Independent System Operator, Inc., FERC Docket No. AD

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226 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 요약 수요반응은전력시스템이불완전한상태일때수요를감소시키거나저탄소자원이풍부한시기로전력소비시점을조정함으로써전력시스템이안정적으로탈탄소화되는데있어서중요한역할을한다. 38) 대규모소비자는이미도매전력시장에직접참여하여가격에응답하고있다. 그들은사전에조달한예상전력소비량을단기시장에서재판매함으로써가격변동에대응한다. 이와함께스마트미터및자동화기술의발전은소규모소비자의가격민감도를높이고있다. 첨두가격제도 (CPP: critical peak pricing) 등의동적가격제도는이러한잠재력을활용하기위한직접적인방법이다. 그러나지금까지도매전력시장참여의수익은수요반응을개발하는데필요한설비투자의고정비를회수할수있을정도로충분하지는않았다. 다른대안은수요반응을전원으로취급하여도매전력시장에서 급전지시를받게하는 것이다. 용량시장에수요관리사업자의직접참여는미국의 PJM과같은몇몇시장에서수요반응을촉진시키는데효과적이었다. 그러나 DR을발전으로취급하는것은복잡한시장규칙을필요로한다. 예를들어수요반응량을평가하기위한고객기준부하수준을정의하여야한다. 수요반응에대한적절한보상수준을정의하는것은어렵고또한논란의여지가있을수있다. 마지막으로소비자의신뢰를확보하기위한데이터보호는수요반응의대규모확산을위한추가적이고중요한전제조건이다. 38) 기본은그대로이지만, 이책의범위에서는이를 30 분평균의동시응동량을상정한내용에그치고있다. 그러나수요반응의편익은다양한시간영역의수급균형에기여하는것임에주의가필요하다. 227

227 전 력 시 장 의 리 파 워 링 전력부문의변혁을성공시키는데있어전력시스템에신기술을통합시키는것은규제기관의 주요과제이다. 이는발전에관련된것뿐만아니라전력소비방식을변화시키는새로운기술을 포함한다. 수요반응 (DR: demand response) 39) 제도는전기소비자가가격신호에응답하거나인센티브를받고서의식적으로수요시간을바꾸거나수요자체를줄일수있는기회를제공한다. 현재까지 DR은주로대규모산업용소비자의전유물이었다. 하지만새로운스마트가전과기술로인하여이제는소규모소비자 ( 또는소비자를대신하여에너지서비스제공자 ) 도전력수요를스스로관리할수있게되었다. 많은스마트한기술이이미존재하지만다음의네가지주요과제가남아있다. 즉소비자의관심을얻을방법, 많은시장에서나타난지원규제체계의부족, DR 제도설계에고려되지않을경우실현에큰제약이되는개인정보보호및사이버보안문제, 그리고복잡함을가중시키는다수의단편화된이해관계자이다. 이장에서는우선제6.1절에서탈탄소화라는맥락에서 DR 개발의가능성과그편익에대해논의하고, 다음제6.2절에서수요자원이수요측또는발전측으로전력시장에참여하는것을살펴보고, 마지막으로제6.3절에서동적가격제도등의가격기반의 DR이향후어떻게개발될지에대해서다룬다. 6.1 수요반응의편익 DR을전력시스템의상태에따라부하를조정할수있는기회로간주할수있다. 풍력발전, 태양광발전 (PV) 의출력이작을때는수요를줄이고반대로발전량이넘칠경우에는수요를증가시킬수있다. 이수요측면의유연성이확보된다면미래전력시스템의탈탄소화를위한중요과제인출력변동전원의대규모통합이용이하게될수있다. 39) 수요를관리한다는넓은의미에서 Demand response 와동의어또는관련용어로 Demand side management 가있다. 미국의규제환경에서시작된 Integrated Resource Planning 에서사용되고있다. 228

228 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 미래의게임체인저 스마트그리드등새로운기술의개발덕분에오늘날의소비자는자동프로그래밍및에너지관리시스템을통해소비패턴을바꿀수있게되었다. DR은새로운개념은아니지만사회구조의지속적인변화로인해 DR 자원으로서기존의역할 (OECD 국가경제에서산업부문점유율감소 ) 은줄어드는추세이다. 다행히전력수요추이의변화, 새로운계량기술의보급, 계량기후단에설치된발전기들의증가등은 DR의대규모보급을위한새롭고도바람직한상황을만들어낸다. 그림 6.1 EU 의 2050 년에서 DR 의공급곡선모델 DR의잠재량은일반적으로첨두수요의약 15% 에이른다. 이잠재량은수요반응지속시간과빈도에대한시장에서거래되는상품의정의에따라다르지만, 국제에너지기구 (IEA) 는유럽연합에서 2050년까지잠재량이 150GW를초과할수있다고평가했다 ( 그림 6.1). DR의파급효과는소비의규모에비례하지만 DR은뚜렷이구별되는 4개부문에서아래와같은방법으로개발될수있다. 산업용부문 : 대규모공장에서에너지비용을감소시키기위해전력가격에따라생산공정을유연하게조정 업무용부문 : 일반적으로에너지비용절감을위해자동화된기술로에어컨과조명시스템을관리 229

229 전 력 시 장 의 리 파 워 링 가정용부문 : 혁신적인상용서비스, 예를들면스마트가전을통해소비자의일상생활에 미치는영향을최소화하면서에너지를절약 운송부문 : 전기자동차의보급 전기소비자는일반적으로전력가격에따라자신의소비패턴을변경하지않는다. 는사실은항상전력시장설계의과제가되어왔다. 최근까지이런종류의 DR이활용되도록적절한물리적기반또는시장기반이조성되지는않았다. 그러나이제경제전반에걸친정보통신기술의가속적인보급은전력수요를재편성하고있다. 스마트미터, 스마트가전, 에너지관리소프트웨어의발전은전력소비시점의최적화에필요한거래비용을감소시키고있다. 그림 6.2 재생에너지 (RE) 높은점유율에서 DR 의다양한역할 ( 시뮬레이션 ) DR 은그림 6.2 와같이다양한용도로사용가능하며다양한차원에서부하의유연성을높일 수있다. 첨두수요삭감 : 빠듯한수급기간동안첨두수요를줄여에너지와용량의필요성을완화하고나아가서첨두발전자산에대한투자필요성을줄인다. 수요이전 : 풍력발전또는 PV에서충분히출력을얻을수있는시간대에서소비를증가시키거나이시간대로소비를이전한다. 수요변화속도완화 : 전력시스템의제약이적은시간대로부하를이동하여첨두수요때의수요변화속도에대응할자원의필요량을줄인다. 40) 40) 재생에너지발전의사전억제에도효과적이다 230

230 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 향후 DR 기술은전력시장에서 게임체인저 가되고또한제4장에서언급한자원적정성과제의해결책이된다. 소비자가가격에응답하는것에관심을갖고그것에실제로응답할수있다면전력시장은소비자가전력소비에두는가치를반영하는가격으로항상청산된다. 이경우시장은항상수요와공급의균형을맞추는것이가능하다. 원리적으로는이러한유연성덕분에전력가격의변동성이줄어들며, 결과적으로전력도가스등과같은일반적인상품과유사하게될수있다. 마지막으로전력생산이더욱분산화되고있기때문에 DR도또한발전하고있다. 소비자들이자가발전기에대한투자를하면서소비자들은전력시스템사고의발생또는전력시장가격상승시에예비전력을사용할기회를늘릴수있게될것이다. 에너지관리시스템은도매가격, 송배전요금, 분산에너지저장장치, 예비발전기의연료비등에대응하여전체계통의전력수요를최적화할것이다. 이로인해전원의급전우선순위와전력망으로부터전력의공급안정에대해소비자가인정하는가치가변화될것이다. 송배전망의효과 전력망의관점에서는 DR 기술은전력시스템의안전도를향상시키고송배전망제약을완화시키는데기여할수있어결과적으로공급신뢰도에기여할수있다. 송전망운영자 (TSO) 는주파수의안정과전력수급의적절한균형을확보하기위한밸런싱목적에서 DR을사용할수있다. 점점배전망운영자 (DSO) 는능동적소비자, TSO, 발전사업자사이의정보의흐름을관리하는책임을갖게될것이다. 특정목적의 DR 제도는계통혼잡해소를위해확대해야하는송전용량투자를줄이는대안이될수도있다. 영국의경우전기자동차및히트펌프식난방의 100% 보급을통한수요반응이최적화된가상의전력시스템의경우에, 송배전망보강비용은그렇지않은경우에비하여약 3분의 1 더적은것으로추정되고있다 (Strbac G. 2008). 송배전망투자에대한 DR 편익은송배전요금에반영될수있다 ( 제9장참조 ). 수요반응자원으로서의에너지저장장치 전력시스템의관점에서에너지저장은수요의이전과유사한기능을가진다. 에너지저장기 231

231 전 력 시 장 의 리 파 워 링 술은축전과축열의두종류로분류될수있다 (IEA, 2014). 또한저장기간별로는단기, 장기, 또는분산형축전지로분류될수있다. 전력공급을제어하기위해서는전력을몇시간또는몇주동안저장할수있는장기응용기술이가장큰가치가있다. 계절단위저장장치를확보하는것은매우제한적이다. 이목적을위해사용할수있는대표적인기술은양수발전이며, 이것은오늘날가장완성도높고널리사용되고있는대안이다. IEA의 2014년추정에의하면전력저장용량의 99% 가양수발전이며, 전세계적으로적어도 140GW의양수발전기가송전망에접속되어있다. 압축공기에너지저장도과거에미국과유럽에서성공적으로사용되어왔지만그규모는작다. 마지막으로축전지등다른저장기술이전력을저장하여필요할때사용될수있도록하는새로운기회를제공하기시작했다. 에너지밀도, 안전성, 재활용성, 축전지의계통접속및기타문제에이르는일련의과제로인해축전기술은어려움을겪고있다. 축전기술은극히최근들어대규모로보급되기시작했지만그용도는풍력과 PV 등의출력변동재생에너지의보급과관련되어있다. 예를들어, 풍력발전기의새로운모델은단기간저장을가능하게하는축전지시스템을포함한다. 기존시스템에서는고가의풍력발전단지규모의배터리저장장치를필요로할수있었지만, 이새로운기술은풍력발전기시스템자체에배터리를통합시킨다. 이기술은발전사업자와풍력발전기가실시간으로데이터에접근할수있도록하여주는소프트웨어응용프로그램을포함하여, 단시간에대하여예측가능한출력을제공하여준다. 그러나상대적으로높은설비비용 ( 신뢰성있는비용회수메커니즘의도입이필요 ) 등에너지저장기술의대규모보급에는해결하여야할많은과제가있다 (Think, 2012). 이는전력시장의설계에영향을미친다. 즉, 에너지저장을발전자원적정성에서송배전망안정성등여러목적에활용가능하므로시장규제체계는에너지저장자산을발전기, 부하또는복합기능설비등으로명확히구분하여야한다. 이러한것들이명백하게됨으로써구조개편의맥락에서송배전요금적격성과저장장치의소유형태등의일정한기술적및경제적현안들의해결을용이하게할수있다 (Strbac, 2008). 에너지효율과탄소배출감소 DR 과에너지효율은상호연관되어있지만지향하는최종목표가다르다. DR 은주로가격이 나인센티브의신호에의해전력수요를이동하는것이주요목적이지만, 에너지효율은에너지 232

232 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 사용으로부터산출물을최대로이끌어내는것이다. 따라서관련기술들이서로다른목적을위 해쓰이기는하지만용도와규제의관점에서서로호환성이있는것처럼보인다. DR 기술은또한에너지수요를가스또는석탄화력발전에의존하는시간대에서더많은재생에너지와저탄소배출전원을사용할수있는시간대로전환하여 CO2 배출량감소에기여함으로써환경적편익을제공할수있다. 예를들어아임계석탄화력발전소의 1,000MW 의발전력을원자력발전으로대체함으로써 CO2 배출량을 71,000톤피할수있고, 이것은 19달러 /MWh의이익을얻는것에해당한다. 41) 유의미한탄소가격이라는더넓은맥락에서이러한이익을이해하는것이필요하다. 자동화및여러에너지부문의상호결합 DR의대규모보급은새로운에너지관리기술의일부로서자동화솔루션의개발을불가피하게필요로한다. 이러한솔루션은전력공급계약에포함된가격신호와연계될수있다. 예를들어자동적인소비차단은 TSO 또는수요관리사업자에의해전송되는사전에정의된신호를사용하여이루어질수있다. 여기에서주요기술로는에너지출력을미묘하게변화시킬수있는현장발전, 급탕, 디지털제어온도조절기, 자동조명시스템및제조공정과원격제어펌프등의빌딩관리솔루션을들수있다 ( 그림 6.3). 이러한조정기술은일상생활에매우제한적인영향밖에주지않으며, 상업센터와대규모산업현장에서는특히의의가있지만가정용부문에관해서는집합화수준에따라서점점유의미하게될수있다. 기존의시스템은일정에따라정해진날짜에사용자데이터를수집하고있지만, 새로운스마트미터는시간별데이터를수집할수있으며이것은엄청난변화가된다 (Cukier 2015). DR과스마트그리드기술의대규모보급은필연적으로수집데이터의정도향상및데이터수집범위의증가로이어진다. 주요과제는그러한기술의효율성을극대화하기위해이러한데이터를적절하게수집하고처리하는것이다. 빅데이터 는현재의시장요구와소비자행동을더잘평가할수있는적절한분석소프트웨어의개발을필요로한다. 데이터관리는지역별전원의특성과그것이배전망에미치는영향의파악을통해서분산전원이통합되는데도움을줄수있다. 41) 탄소가격 22 달러 /t-co 2 의가정에서 1,000MW 의아임계석탄화력발전소를원자력발전으로 800 시간대체하여 71 만톤의 CO 2 를줄일수있다. 233

233 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 6.3 PJM(2014/15 년 ) 의 DR 자원 출 처 : PJM, 빅데이터를관리하려면한편으로는계량시스템의보급이필요하며다른한편으로는대량의데이터를관리하고이용자를위해검증된유용한정보를추출할수있는전용소프트웨어가필요하다. 이런종류의소프트웨어는전력회사가아닌전문회사에의해개발되어왔으며, 따라서탈탄소화된전력시스템의관리에새로운시장참여자가등장하고있는것이다. 개인정보보호및사이버보안 소비자데이터를안전하게전송하고보호하는것은특히스마트그리드시스템과함께 DR을광범위하게보급하기위한중요한전제조건이다. 이들이효과적으로기능하기위해서는스마트미터와 DR은최종에너지소비에관한매우세밀한정보를이용할수있어야한다. 한편이정보는사업자, 사법기관그리고악의적인사람들에게까지관심을불러일으킬가능성이있다. 따라서이러한데이터의최대한의보호를보장하는것은규제기관이최우선으로하여야할일이다. DR 데이터는발전사업자, 전력회사, 최종소비자, DSO 그리고 TSO 사이에서취급이이루어진다. 이관계가제대로작동하도록최종소비자는전력소비에관한정보의공개에동의해야할필요가있고, 마찬가지로 DSO와 TSO는송배전망용량에대한데이터를그리고발전사업자는전력공급량과관련발전비용에대한데이터를공개할필요가있다. 다음의개인정보오용의두가지위험가능성은소비자신뢰에영향을미친다. 악의적인또는비악의적인송배전망공격 234

234 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 기기의고장이나사용자 / 관리자의오류등비악의적사이버보안사고 현재사이버보안사고의대부분은비악의적인것으로허리케인, 토네이도, 홍수, 태양활동 등자연현상으로인한것이다. 원인에관계없이파급효과는종종같다. 따라서위험평가절차 의개발이중요하다. 소비자가정보공유를동의하기위한명확한절차 ( 정보공유의사전허락 (opt in) 또는세부정보제공을기본으로하되 사후금지 (opt out) 가가능한방법 ) 를마련하는것이필수적이다. 소유자가데이터공개의비밀성수준에동의한후에는규제기관이비밀침해행위를다루기위한규칙을수립하고적절한규제대행자를지정할필요가있다 (CEER 2012). 유럽에서일부국가들은스마트그리드의경우독립적인플랫폼의설립을선택하고있는반면다른국가들은이기능을 DSO에게위임하고있다. 6.2 수요측의전력시장참가 전기소비자는다양한메커니즘에따라전력가격의변동성에반응할수있다 (Hogan, 2010). 동적가격제도에따라최종소비자가적극적으로가격에따라소비량을조절한다. 명시적계약을통해소비자가일정량의전력을구입하고소비하지않는잉여분을재판매한다. 발전등가 DR 에의해고객기준부하수준에따른개별소비량이추정되며그기준에따라계산된 DR이발전자원으로서시장에참여한다. 처음두형식은소비자가소비에대해한계가격지불에동의하는것으로서전력가격에대한 반응에대응한다 ( 그림 6.4, 왼쪽열 ). 이러한방법은직접적이지만그들은구조개편된전력시 장에서개발에시간이걸리고그결과는다양하다는것이들어났다. 따라서시장설계자는 DR 을발전자원으로취급하도록하는세번째대안을고려하게되었다 ( 그림 6.4, 우측열 ). 이것은공급부족과실시간에서의제약이단기시장가격에제대로연계되 어있지않을경우 ( 제 3 장과제 4 장참조 ) 또는동적가격제도를구현하기위한물리적및시장적 235

235 전 력 시 장 의 리 파 워 링 기반이없거나개발중인경우특히필요할가능성이있다. 이러한경우다양한에너지자원이 이용될수있도록수요반응요건을포함하여시장설계를갱신할필요가있다. DR 을발전자원으로취급하는이방법은 DR 의보급을촉진하기위해이미일부시장에서실 시되고있다. 그러나이로인해시장전체의설계는매우복잡해진다. 그림 6.4 DR 기법 도매에너지시장에참여 DR 을개발하는직접적인방법은고객을부하로서전력시장에참여할수있도록하고실시간 으로동적전력가격에반응할수있도록하는것이다. 이것은이미대규모산업용소비자의경우에해당한다. 사실산업용소비자는선도시장에서사전에예상되는전력을조달하고단기시장에재판매함으로써도매가격의변화에대응할수있다. 하루전또는당일의시장가격이매우높은경우소비자는그것을소비하지않고이전력을재판매한다. 소비자는실제로계량된전력에따라비용을지불한다. 소규모소비자에게있어도매전력시장에직접참여하는것은일반적으로가능하지않으며이역할은도매전력시장에참여하기전에많은소비자들의부하를통합하는소매사업자에게주어진다. 소비자중일부가가격에반응하는경우소매사업자는이러한소비자에의해소비되지않는전력을도매전력시장에재판매할수있다. 236

236 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 소매사업자는실시간가격, CPP, 또는첨두시간리베이트 ( 다음절참조 ) 등의다양한계약약정을제공함으로써가격에반응하는소비자의기반을마련할수있다. 소비자가스마트미터를설치한경우소매사업자는소비자가실제로반응하도록할책임이있다. 그렇지않은경우소매사업자는수급불균형에대해서책임을지고, 총부하에근거해수급불균형에대한비용을지불하여야한다. 42) 반복해서말하지만소비자는스마트미터에의해실제로계량된전기에따라요금을청구받는다. 글상자 6.1 프랑스의 DR 프랑스는시간대별요금과동적전력요금의실시에있어서선두주자이다. 1960년대에국영전력회사인 EDF는이미시간별 ( 낮 / 밤, 계절별 ) 로차이로둔전기요금을제안했다. EJP(effacement jour de pointe) 요금은 CPP의한형태이며, 2000년에 6GW의 DR 용량을개발했다. 시간이지나면서전력시장의자유화에따라이요금의이용가능성이떨어져서 DR 용량은 3GW까지떨어졌다. 프랑스에서 DR 은용량시장, 에너지시장, 밸런싱시장에참여할수있다. 프랑스에서 DR 운영자들이 2003년에업무용과산업용시장에진출하였고, 가정용시장에는 2007년에진출했다. DR 운영자들은금전적보상에대한반대급부로소비자의전력수요를관리할권한을소비자에게제안하였다. 프랑스 TSO인 RTE는에너지시장과밸런싱시장에 DR도참여할수있도록했지만참여자격을갖추기위한최소기준이 10MW이어서, 가정및중소기업의직접참여는자동으로제외되게되었다. 한가지중요한문제는새로운 DR 운영자에의해계약된부하이전 (load shifting) 의보상에관한것이다. 이를위해프랑스에서는 2012년에 NEBEF(notifications d' echange de blocs d' effacement) 라는새로운규칙을도입하였고, 이규칙으로인하여 RTE는부하이전을위한입찰과응찰을매개하는유일한중개자가되었다. 이제도의도입시소비되지않는전력에설정된가격은다른발전원에견주었을때특별한매력은없었다. 2015년 1월프랑스에서용량보상메커니즘이도입되면 DR은시장에참여할완전한자격을갖추게될것이며, 규제된인센티브메커니즘은폐지될것이다. DR 운영자는시장에참가하 42) 스마트미터없이는소비자의소비특성은평균으로계산되고소매사업자는소비자가전기요금에반응했는지여부를알수없다. 237

237 전 력 시 장 의 리 파 워 링 여용량메커니즘에의해보상을받게된다. 또한지원메커니즘이도입되어 DR 운영자는 규제전력요금으로충당되는금전적인센티브를받을수있게되었다. DR을소비자가이러한제도에적극적으로참여할정도로충분히매력적으로만들기위해서해결하여야할과제는바로보상문제이다. 도매전력시장가격은소비자가부하를줄일정도로충분한보상수준을대변하지못할수있는데, 이는소비되지않는에너지한단위의구입을정당화할정도로시장가격이충분히높지않기때문이다. 그결과도매전력시장참여에의한수익은 DR을개발하기위해필요한계량및기타스마트장치또는자가발전기투자에수반되는고정비용을충당하기에충분하지못했다. 용량시장에참여 용량시장은 DR을개발하는데에너지시장보다더효과적이었다. 제5장에서논의했듯이용량메커니즘은최대수요를충족하기위해사용할수있는충분한자원을최소비용으로확보하기위해개발되어왔다. 용량시장에서 DR의유일한중요한역할은부하삭감에의한전력시스템의자원적정성에대한기여이다. 에너지소매사업자는동적가격제도를개발함으로써용량의무량을줄일수있다. 에너지시장참여이외에소매사업자는또한가격에반응하는소비자기반을개발함으로써총소비자집단의첨두수요를줄일수있다. 동적가격제도는소매사업자가용량에대해지불하는가격을도매에너지가격에추가로반영시킬수있다. DR은소매사업자나판매사업자가용량시장에서의무적으로계약해야할용량을줄일수있다. 그러나가장효과적인해결책은수요관리사업자가용량시장에직접참여하는것이다. 이를통해 DR를확보하는데필요한선행투자자금을댈수있는예측가능한수익원이만들어진다. 이해결책에의해다른자원들과동일한수준에서 DR의가능성을최대한받아들이는방식으로용량보상메커니즘을설계할수있다. DR 을용량시장에효과적으로참여하도록하기위해서는몇가지조건이충족되어야한다. 첫째, 가용한 DR 상품이명확한정의되어야한다. 또한시장참여과정은계통운영자, 수요관리 238

238 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 사업자와소비자간계약관점에서도충분히투명하여야한다. 유사한서비스를제공하기위해 역사적으로사용되어온많은수급조정계약도용량시장에수용되어야한다. 둘째, 용량보상메커니즘은대규모기업과가정소비자여부에관계없이소비자의초기투자 를정당화할만큼충분히높은예측가능한경제적인센티브를제공하는경우에만 DR 자원의 개발을성공적으로촉진할수있다. 셋째, DR의가치는대규모산업용또는가정용고객인지여부에직접적으로좌우되지않지만, 다양한고객의도매전력시장참여를동일한규칙으로활성화시킬수는없다. 수요관리사업자는 DR 프로그램참여자들을조직화하고시장에서의수익을재분배하는운영자로서여기에서중요한역할을한다. 시장규칙은수요관리사업자의역할, 책임과의무, 그리고그들이어떻게 DR 참여에영향을미치는지를명확하게정의할필요가있다. 미국에서는 DR 의용량시장참여는 2007 년부터 PJM 에의해서뿐만아니라, 2010 년 6 월부 터선도용량시장하의 ISO 뉴잉글랜드 (ISO-NE) 43), 4 가지프로그램하의뉴욕 ISO(NYISO) 에의해서실시되고있다. 44) PJM의경우에용량메커니즘의도입으로 DR 개발이강력하게추진된것으로확인됐다. 용량시장은 PJM 신뢰도가격모델 (RPM) 에서정의된바와같이발전설비나기반설비투자에확실성과가시성을제공하도록도매전력가격과함께장기적인투자신호를도입할목적으로 2007년 PJM에의해도입되었다. 신뢰도가격모델은 3년후의용량인도이행약속에근거한선도시장이다. 43) 2010 년 6 월부터 ISO-NE 는선도용량시장에 DR 을통합했다. ISO-NE 는능동적 DR 자원 (ISO-NE 에서의지시후 30 분에응답하는실시간 DR) 및수동적 DR 자원 ( 여름첨두수요와계절첨두수요에대한자원 ) 을구별하고있다 년 6 월에능동적 DR 자원은전력시장에참여하기에적합한것으로될것이다 년부터이행기간에시장참여자는하루전지점별한계가격에부하의저감을제공할수있다. 수동적 DR 은 ISO-NE 의전력시장참여에는적합하지않다. 44) NYISO 는 ICAP ( 특수케이스자원과신뢰성 DR 프로그램이라는프로그램에있어서 ) 발전의부족으로공급신뢰도가손상될가능성이있는경우 DR 은신뢰성자원으로적격이다. 이경우대량의소비자가자발적으로그소비전력의저감을약속하고 NYISO 에서 ( 프로그램에서부하차단하기전후에 ) 대가를받는다. DR 은하루전 DR 프로그램에자격을갖추어부하의저감이 네가왓트 로간주되며, 보상은시장결제가격에고정된다. 마지막으로 DR 은계통운영보조서비스시장상품이되어, 소비자는실시간시장에자신의부하감소용량을입찰하고운영예비력과주파수제어서비스에추가자원을제공한다. 이경우발전계획에들어있던입찰은이서비스의시장결제가격에의해지불받는다 239

239 전 력 시 장 의 리 파 워 링 지난몇년동안 PJM의 DR 보급량은계통첨두부하의 6% 를커버하는규모에달했다. 이것은 100만이상의최종소비자의부하에해당하는규모이다. PJM에서 DR의용량시장참여는 경제성 과 비상용 이라는두가지종류 ( 표 6.1) 로이루어진다. 어떤소비자도상황에따라하나또는두가지모두에참여할수있다. 표 6.1 PJM 의 DR 제도개요 긴급부하반응프로그램 경제적부하반응프로그램 시장용량용량및에너지에너지에너지 용량시장 RPM 에서 DR 정산 RPM 에서 DR 정산 RPM 에미포함 RPM 에미포함 급전요구의무감축의무감축자발적감축급전감축 불이익 RPM 상황또는시험준수페널티 RPM 상황또는시험준수페널티 적용불가 적용불가 용량지불 ( 정산 ) RPM 정산가격에기초한용량지불 RPM 정산가격에기초한용량지불 적용불가 적용불가 발전지불 ( 정산 ) 없음 PJM 이긴급상황시의무감축을선언할때최소급전가격과 LMP 중더높은가격으로에너지정산금지불 PJM 이긴급상황시의무감축을선언할때최소급전가격과 LMP 중더높은가격으로에너지정산금지불 급전감축시간동안의최대 LMP 에너지정산금에기초하여에너지정산금지불 Notes: 합 수 P 는 locationalmarginal price 사 NA 는 not applicable. 출처 : Monitoring Analytics, 그러나지금까지는비상용 DR이발전용량, 송전망보강, 에너지효율과더불어 PJM 용량시장에서청산되는대표적인상품이다. 이상품은예를들어송전망운영자가전력시스템의용량과신뢰성의관점에서비상사태를선언하면발동된다. 일반적으로부하차단은정해진기간 ( 일년 ) 에걸쳐제한된횟수 ( 계약에연간최대 10회 ) 까지이루어지며, 5월에서 9월까지의휴일이아닌평일에최대여섯시간동안이루어진다. 2012/13 인도기간동안총 8GW의 DR이거의모든부문 ( 가정, 상업, 산업, 정부, 교육, 산업 ) 에서가동되었고, 이것은이기간동안 PJM 의최대수요의 5% 에해당한다. 비상용 DR 의주된목적은전력공급의신뢰도를보장하기위해전력시스템의부하를줄이는 240

240 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 것이다. 비상용 DR 제도는미이행시에고객에게페널티가부과되는의무적인이행계약이다. PJM은최종전력소비자와의직접적인관계를가지고있지않다. 그접점은수요관리사업자이며, 수요관리사업자는고객을위해 DR 참여기회를발굴하고필요한장비와절차를마련하는책임을진다. PJM 의다른두종류의 DR 프로그램은용량요금을지불하지않는다 ( 표 6.1). 비상용 DR 은 자발적으로도가동될수있지만이경우에는용량시장기반으로대가가지불되지는않는다. 경제성 DR 프로그램은도매에너지시장에서경제적목적으로가동되는상품이다. 소비자는도매가격에따라일정한시간동안부하를자발적으로줄인다. 이프로그램의경우 DR은발전자원과직접경쟁한다. 이 DR은하루전계획예비력, 순동예비력, 주파수조정예비력등서로다른형태로도매전력시장에계통운영보조서비스를제공할수도있다. 신뢰도가격모델의도입은 PJM 의 DR 개발보급의핵심이되었다. 그림 6.5 에나타낸바와 같이 PJM 의 DR 의대부분수익은용량메커니즘에서얻어진다. 그림 6.5 PJM 의 년 DR 수익 출처 : Monitoring Analytics, 년 5월에는컬럼비아특별구항소심연방법원은연방에너지규제위원회 (FERC) 의 DR 에대한행정명령 (Order 745) 에대해 연방기관인 FERC는 DR 공급자에대한州별지급규칙을강제할수있는권한을가지고있지않다 고의견을밝혔다. 대법원이판결을뒤집었지만 241

241 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이는 DR 을도입하기전에다양한형태의규제의차이를피하기위해명확한규칙과책임을설정 하는것이중요함을보여준다. 45) 대법원은또한 PJM 및다른 RTO 들이시장청산가격 ( 지점별 한계가격전액 ) 으로 DR 자원에게지불하도록규정하고있는 FERC 의보상규칙을비판했다. 글상자 6.2 벨기에의 DR에대한공평한시장최근원자력발전소의사고정지와원자력발전의장기간에걸친단계적폐지로인해벨기에는 2014/15의겨울에전력공급부족의위험을경험했다. 예상부족량은동계기간중약 1.2GW의첨두용량이었다. 그결과벨기에의규제기관은발전과 DR (DR에서최소 50MW 를계약하도록함 ) 을대상으로전략적예비력을확보했다. 입찰결과 TSO는 850MW 용량을계약하였고그중 100MW는 DR이었는데, 이것은대기업을포함한 50개벨기에기업과연계한수요관리사업자에의해공급되었다. 벨기에에서현재의공급부족의위험은향후겨울철에도지속될것으로보여그것이원자력의단계적폐지계획의개정과시장설계개정논의를일으키고있다. 밸런싱및계통운영보조서비스시장에참여 DR은전력시장이초단기적으로직면하는수급불균형에대한해결책이기도하다. 이러한수급불균형은일반적으로밸런싱시장과계통운영보조서비스시장에서다루어진다. 밸런싱시장은특히당일시장의입찰이마감된후에예상치못한전력수요변화나발전설비및송전선고장을주요원인으로하는수급균형의단기적이고일시적인변화를다룬다. 계통운영보조서비스란 TSO가전력시스템의안전성을보장하기위해계약하는일련의계통운영기능들 ( 정전복구기능, 순동예비력, 무효전력, DR을포함한기타서비스 ) 이다 (ENTSO E, 2015). 45) PJM 은 2015 년 5 월에개최된 베이스잔류경매 (Base Residual Auction) 에서판매사업자 (LSP : Load Serving Entities) 및기타수요관리사업자 (CSP : Curtailment Service Provider) 가수요절감을입찰하고, 이를통해 PJM 이필요로하는용량자원의양을줄임으로써이상황에대처했다. 이 PJM 에의해제안된소위 일시적벗어남 의대응책은판매사업자로부터의 DR 입찰이아직 PJM 용량시장에서가능하다는사실에근거하고있지만, 수요측의제안에머무르고있기때문에, 용량자원으로서는취급되지않는것으로생각된다. 따라서확보된용량에대한보상은도매시장에서직접가져온것은아니다. 대신, 주프로그램이나기타금융인센티브프로그램에서소개된것처럼회피비용및채무에서직접적으로경제성과인센티브가초래된다. 즉, DR 에의한삭감이전력시장에서실행되도록요구되는경우전력시장으로부터추가지불을받을수는없지만, 수요감소에따른에너지비용을회피할수는있다 (PJM, The evolution of Demand Response on the PJM Wholesale market, p. 6). 집필시점에서는 PJM 은대법원의판결에응답하지않았다. 242

242 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 계통운영보조서비스용 DR 은 1 초미만에서수분에이르는기간내에반응할수있는장비를 필요로한다. 기존 DR 과보조서비스시장용 DR 간에는통지시간단축, 계측속도및정확도등 의측면에서차이가있다 (MacDonald et al. 2010). 계통운영보조서비스용 DR 은네가지유형의상품을거래하는계통운영보조서비스시장에참 여할수있다. 주파수조정서비스 : 계통운영시스템의자동발전제어신호에의한매순간수급균형유지를통한전력시스템주파수제어기능. 예를들어, 산업용물전기분해설비는이미이런종류의서비스를제공하고있다. 순동예비력 : 계통에접속된용량자원이 10분이내에제공할수있는미사용잔여용량 비순동예비력 : 기동지시후 10분이내에제공될수있는용량. 대체예비력 : 기동지시후 30분이내에제공될수있는용량. 그러나모든유형의 DR 이신뢰할만한계통운영보조서비스를제공할수있는것은아니다. 이것은응답시간, 지속시간, 수요증가예상여부등에요구되는조건에따라좌우된다 (RAP, 2013). 계통운영보조서비스시장에참여하는 DR의가치를평가하기위한유일한현실적인방안은이자원을발전자산으로취급하여급전지시하는것이다 ( 그림 6.4). 매우짧은통지시간 ( 몇분또는몇초 ) 과요구되는계측속도및정확성을감안하면, 실제로 DR이실시간가격에응답할가능성이있다고상상하기는곤란하다. 시장설계에서는 DR의금전적보상과시장규모등일련의요소들이신중하게다루어져야한다. 신규시장참여자가 DR을수급조절용계통운영보조서비스로서입찰하려는생각이타당할정도로시장가격은충분히높아야한다. 이와관련밸런싱시장과계통운영보조서비스시장에참여할목적으로 DR을통합하는것 ( 항상해당되지는않지만 ) 이시장규칙에의해허용되는경우에, 이러한규칙은 DR의규모를증가시키는데도움이되어결과적으로 DR이다른자원과유의미하게경쟁할수있게된다. 한편실시간계량에대한일정한요구조건 (RTO가 DR 잠재량을평가하도록하기위해서 ) 으로인하여 DR 운영자에게추가적인적지않은비용이발생할수있는데, 이는수많은소규모고객들을가지고계통운영보조서비스시장에진입하려는 DR 운영자의사업방식을약화시킬수있다. 243

243 전 력 시 장 의 리 파 워 링 도입의과제 수요관리사업자의역할 소규모고객을포함한대규모 DR 개발과가정부문의시장참여는새로운유형의서비스를필요로한다. 이서비스란많은개별 DR의참여기회를모아서도매전력시장에서거래될수있는상품으로통합전환시키는것이다. 수요관리사업자는전력공급자와이용자사이의중개자역할을하여, 발전력과함께실시간전력수요를최적화하는데도움을줄수있다. 따라서소비자와의계약에근거한수요관리사업자는최종이용자의직접적조치없이특정장치를부분적으로켜거나끌수있다. 이런방식으로수요관리사업자는최종소비자가실시간가격을따라야한다는부담감과번잡함이없이 DR을이용할수있도록하여준다. 이렇게수요관리사업자는전력시스템의유연성을증가시키는데핵심적인역할을한다. 그러나수요관리사업자는발전기나소비자와는달리전력망에대한물리적접속점을가지고있지않다. 수요관리사업자의전력시장참여는전력망개방, 데이터관리, 실시간계량등을전제로한다. 이를위해서는시장규칙과전력망개방규칙을변경시킬필요가있다. 이러한규칙의변화는거래비용을낮추기위해서필요하며보통 DR에국한된다. 또한수요관리사업자는전력공급자로부터이용자로향하는대량의데이터에접근하여이를 관리하여야한다. 이는전력시스템이이를위해필요한데이터관리소프트웨어를가지고있으 며, 데이터상의개인정보또한보호될것이라는것을의미한다. 고객기준부하수준의설정 DR 이발전자원으로서고려되는경우, 그가동에대한보상수준은소비되지않는에너지양을 기초로계산되어야한다. 이것을계산하기위해서는 DR 이발동되지않았을경우에소비되었을 전력량에해당하는고객기준부하수준을결정할필요가있다. 고객기준부하수준은 DR 의잠재적성능을결정하기위해서그리고사후적으로 DR 의실제성 능을평가하기위해서모든시장에대해서핵심적인사항이다. 244

244 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 다수의고객기준부하수준계산방법이실시되고있거나시험되고있다 ( 그림 6.6). 다양한수십개의방법을정의할수는있지만, 가장일반적인것은단순한것이며실제계량데이터와의비교에근거한것이다. 회피된에너지소비량은가동직전또는직후에계량된소비량에근거하여추정된다. 유사사용자그룹의실제소비량또는유사소비조건 ( 계절, 온도, 평일대주말등 ) 하의다른시기의소비량을사용하는방법도가능할수있다. 선언된소비량을사용하는것도하나의방법이다. 어떤방법은 DR의비교적정확한통계적추정이가능하지만일반적으로대량의데이터가필요하고구현이복잡하다. 반대로다른방법은구현이비교적간단하다 ( 예를들어, 전후시간대의소비또는과거의소비에따라계산된고객기준부하수준 ). 그러나이방법으로실제 DR량이과대또는과소평가될수있으며이로인해소비자는고객기준부하수준을변화시키기위해소비패턴을변화시킬인센티브를갖는다. Leautier(Crampes and Leautier, 2015) 가인용하고있는바와같이이것은볼티모어의야구장관리자들에의해서시현되었다. 즉그들은수요반응량과그에따른보상금을늘리기위해경기장의조명을낮에켜서고객기준부하수준을인위적으로증가시켰다. 실제로이러한다양한방법중어느하나를선택한다는것은계산의정확성, 데이터의이용가능성, 그리고결코가볍게볼수없는사항인고객에대한설명력사이에서절충점을찾는것이다. 고객기준부하수준을계산하기위한방법론을선택할때, 게이밍또는잘못된행동에대한위험을고려하는것도중요하다. 고객기준부하수준을과대평가하려는인센티브를없애도록수요관리사업자와소비자간계약서에상호양해조건이포함될수도있다. 그림 6.6 고객기준부하수준산정기법사례 출 처 : Based on RTE,

245 전 력 시 장 의 리 파 워 링 실제로구현된방법에따라계통운영자는 DR이예상대로응답하지않을수있다는것을인식할필요가있다. 수요관리사업자는일반적으로 DR 자원의대규모포트폴리오를관리함으로써이문제를해결한다. 즉, 통계적으로는집합적 DR에대한급전지시량을충족할확률을높은신뢰도로평가할수있다. DR 에대한보상 DR 을발전자원으로서에너지시장에대규모보급하는것은수요관리사업자에게지급되는 금전적대가의수준에달려있다. DR을위한공정한경쟁환경을완전히조성하기위해서는원칙적으로기준점은도매시장가격이어야한다. 그러나특히 DR의초기단계에서는이가격이기술의대규모도입에필요한투자와거래비용을완전히충족시킬수없을가능성이있다. 따라서규제기관과계통운영자의과제는보조금에의해시장을왜곡하지않으면서 DR에대한보상을어느정도로해야하는가이다. 이중지급의과제 DR의부적절한도입은이중지불과발전기의불완전한보상등의문제를유발시켜시장을왜곡시킬수있다. 이중지불문제는소비하지않는전력량에대한과잉보상을얻을수있을지도모른다는생각으로돌아간다. 소비자가 MWh당고정전기요금을지불하고이전력의일부를 DR로첨두전력가격에재판매하는경우소비자는소비되지않은에너지에대한소매요금의절약과다른한편으로는이소비되지않은에너지를시장에서재판매해얻어지는추가적인이익을이중으로얻게된다. 즉지불하지않은에너지를다시판매함으로써두가지방법으로이익을얻게된다. 이러한경우최종소비자가 DR 목표에의해의도하지않은행동을취할수있다. 특히, 소비자는발전을저렴한비용으로이용할수있는가능성이있으면서도어떤이익을취하기위해그소비를줄일수있다. 또한이는최종소비자와의계약관계에따라미리정의된전력량을제공할것을약속한판매사업자의수익에도영향을준다. 246

246 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 발전사업자에대한보상 DR이외부운용자또는수요관리사업자에의해발동되면공급회사가손실의발생을주장하는것이정말있을수있다. 수요예측에따라발전사업자는미리규정된가격으로고객에게보내는일정량의발전을한다. 수요관리사업자가 DR을발동하면전력은최종소비자에게판매되지않고원래의밸런싱메커니즘에따라발전회사의수급은불균형이발생하여밸런싱시장의비용이발생한다. 실제소비자는수요관리사업자에에너지를판매하지만그러기위해서는자신의공급자로부터그에너지를구입할필요가있다. 따라서공급자는수익손실에대한어떤형태의보상을필요로한다. 따라서수요관리사업자가존재하는시장에서는전력을공급하는발전사업자의정당한대가를보장하기위해시장규칙을명확히할필요가있다. 보상은한계가격과같을수는없으며그보다낮게하여 DR에대한과잉보상을피해야한다 (Chao, 2009). 6.3 동적가격제도 동적가격제도는소규모의소비자로부터 DR을실현하는직접적인방법이다. 여기서는소비패턴의변화가전기요금에관계하는것에대하여소매사업자가전력소비자에게어떤신호를제공하는방법에대해설명한다. 이신호는균일요금제에의해서는제공되지않는다. 균일요금은한계발전비용과전력가격이크게변동하는탈탄소전력시스템에서는그다지적합하지않다. 동적가격제도또는시간기반가격 (Time-based pricing) 은도매시장가격변동의적어도일부를최종소비자에게전가하는전력소매가격이다. 하나의예는실시간가격제도로여기에서는도매전력가격이최종소비자에게적용되고, 계량되는시간당소비에따라지급금액이계산된다. 동적가격결정의배후의발상은발전의한계가격변동을소매가격에연계하는개념을도입하는것이다. 정의에의해이러한변화는수요의변화, 발전및전력저장의비용이외에시스템의밸런싱등일련의비용을내부화한다.(Joskow and Wolfram, 2012). 247

247 전 력 시 장 의 리 파 워 링 가격은고객친화적이어야한다. 종래의시간대별 (ToU : Time of use) 요금은풍력및 PV( 대량도입시 ) 고유의도매전력 가격의변동을충분히반영할수없다. 미리지정된시간대별요금에의한가격설정은가변출 력의재생에너지의점유율이높은시스템에서전력가격의동적특성을반영할수없다. 물론출력이변동하는전원에서전력생산의한계비용은매우낮고도매가격에영향을미치고그가격이몇시간동안 0이되는경우가발생한다 ( 제3장참조 ). 반대로풍력및 PV 출력이낮은시간대는부하를충족하기위해기존전원에의해발전하고전력가격은높아진다. 발전비용이낮을때전력을사용하거나그시간대에수요가이동하도록소비자동기를부여하기위해동적가격제도에의한신호를보낼필요가있다. 시간대별요금에는여러전력가격이적용되는고정적인시간대가미리설정된다. 시간대별요금의가격설정의고전적인예는첨두 / 비첨두전기요금이며밤에는요금이낮아진다. 이요금체계는최종소비자의소비패턴에영향을주는것을목표로하고있다. 그러나시간대별요금의가격은단순화되어있고계절사이의가격차이는잘반영되지않고또한출력이변동하는재생에너지가도입된시스템에는적합하지않다. 풍력및 PV 출력은도매전력시장에서기존의첨두 / 비첨두의가격차이를크게변화시킨다. 전력의실시간가격설정은이미여러시장에서의이미정해진옵션이지만아직도많은경우, 보다소규모의소비자에도입하려면너무복잡하다고생각된다. 실시간요금은시간당변화하는실제도매가격을소비자에게적용한다. 이가격은하루의각시간에서의발전비용을보다정확하게반영하고있으며이점에서이요금은최종소비자에게가격신호를제공하는가장순수한방법이며, 송전망이가장혼잡하고발전비용이높은시간대에소비절감을위한인센티브가된다. 실시간가격선택은예를들면스페인의소규모소매소비자를위한것등많은시장에서기본요금선택안이다 ( 제9장참조 ). 그러나실제로는공급업체는통상이해하고예상하기쉬운 CPP나다른형태의동적가격제도등단순화된가격체계에의존하고있다. 소비자는실시간속도에노출되지않고단순화된이해하기쉬운요금구조가제공되고있다. 공급자간의경쟁으로소매요금의새로운차별화가이루어지는것이기대되고있다. 어떤공급자는정액을제공해도다른공급자는일정부분연구 248

248 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 한동적가격을제공할가능성이있다. CPP는도매가격이일년중가장높은날에전력요금이매우높을것같은최대요금을올리는특별한추가요금이다. 이특별요금에따라전력회사는첨두수요시간대에에너지소비감소를소비자에게동기부여할수있다. 이러한 CPP의발생횟수와기간은일반적으로제한된다. 극단적인기상상황에의한첨두수요의위험이나또는에너지상품가격이높은첨두수요예측에대응하도록설계된다. 두경우모두 CPP 동안에는소비자는훨씬높은첨두요금이일정기간적용되는것이통지되어그소비를줄이도록권고받는다. CPP 제도가행해질경우소비자는그제도에동의하거나 CPP가초기설정으로적용되는경우는거기에서자발적으로탈퇴할수도있다. 두경우모두소비자는프로젝트의일부이며 CPP 요금적용이몇시간전에통지된다. 이방식은자동 DR 기술을갖춘가정분야에서특히중요하다. 그림 6.7은미국미시간주의 DTE Energy 고객에적용되는전기요금을나타낸다. 동적가격은소비자의반응을이끌어내기위해일반요금보다 10배이상높은것이필요하다. ( 이것은 1,000달러 /MWh의요금을의미한다.) 첨두요금은일정또는첨두부하에따라달라질수있으며도매가격의변동을반영하고그결과로변동첨두요금으로작동한다. 그림 6.7 DTE Energy 에서평일의전기요금 출 처 : IEA, DTE Energy website, accessed 첨두수요리베이트요금은 CPP 의변형이다. 이소매요금구조는최대부하저감에대해 소비자에게보상의가능성이제공된다. 예를들어그림 6.8 은콜로라도의 Xcel Energy 고객들 249

249 전 력 시 장 의 리 파 워 링 의요금모델을보여주고있다. CPP와마찬가지로이러한이벤트는부정기적이다. 그러나첨두수요시의전력을소비하지않은것에대한금전적대가가벤치마크로서의기준을가정하고있음을감안할때이요금계산은어떤불확실성을가질수있다. 앞서언급한바와같이다른해의일일같은시간에 보통 의전력소비량을나타내는적정한기준을정의하기에는너무복잡하다. 그림 6.8 Xcel Energy 콜로라도의최대수요시리베이트 출 처 : IEA, Xcel Energy website, accessed 동적가격결정의가능성은제한되어있지만모든소비자가가격에반응할필요는없다. 분석 에따르면고객의 20% 미만밖에동적가격결정을선택한경우일지라도 DR 이익의대부분을 거두어질수있다 (Borenstein, 2011). 구조개편된전력시장에서의동적가격제도의과제 이론적인장점이나타나는데에도불구하고동적가격제도제안은소매경쟁전력시장에서실 제로잘발전하지않는다. 설상가상으로자유화된전력시장에서는과거의 CPP 프로그램 ( 글상 자 6.1) 에의해 DR 이저하될가능성이있다. 동적가격결정발전에실패한이유는도매가격의변동이비교적작고극단적인첨두가격또 는마이너스의가격이존재하고 ( 또는아주적은값 ) 또는송배전망의요금구조가동적가격을 항상허용하는것은아니라는것이다. 250

250 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 가격변동과낮은빈도의극단적인가격 대부분의전력시장은낮 / 밤의가격차이는크지않다. 그이유중하나는 PV 의전개로낮의 순수요와나아가도매가격이하락하는상황이다. 그결과하루또는일주일중높은가격시간 에서낮은가격시간대로소비를이전시킨경우의이익은제한된다. 하지만이러한상황은일시적인것으로예상되며도매가격의변동은가변성재생에너지점유율의증가로확대될것으로생각된다. 가격급등은매우드물고대부분의시장에서첨두가격은충분히높지않기때문에가격급등에대응하는 DR의전개도늦어지고있다. 유럽에서기록된최근첨두가격은 2012년 2월어느두시간으로프랑스에서발생했으며 2,000유로 /MWh 수준에달했다. PJM은 2014년극지한파에의한가격은 3,000달러 /MWh로상승했다. 관리적인공급부족시가격의도입은가격기반 DR 발전에기여한다. 제4장에서언급한바와같이더양호한공급부족시가격형성이충분히기능하는시장의기본적인구성요소가된다. 가격이 10,000달러 /MWh의첨두가격에도달하면, 한시간동안수요를이동하거나전기난방부하를 1kW 감소하는경우에가정소비자는 10달러를절약할수있다. 그러나제4장에서언급한바와같이이가격이실제로발생하는기회는거의없다. 마찬가지로마이너스또는 0 가격도거의발생하지않는다. 2012년독일에서마이너스의가격은하루전시장에서는 15일동안 56시간, 당일시장에서는 10일동안 41시간기록되었다. 지금까지이런빈도로는이러한낮은가격현상에서비용을회수하기에는충분치않다. 예를들어전기보일러에대한투자를정당화하기에는충분하지않다. 물론동적가격제도도입의중요한과제는고객이극단적인가격현상빈도에일정한예측가능성을지니는것이다. 높은전기요금에대응할수있는시설에투자하기위해서소비자는평균매년도수익또는가능한절약을평가할수있어야한다. 극단적인가격이너무드물게밖에발생하지않는다면, DR은비경제적인것이되어발전하지않을것으로생각된다. 공급자는일반적으로소비자를실시간가격에노출시키지않고동적가격제도를실시하는경우에도단순화된요금체계를이용하고있다. 동적가격제도가제대로작동하기위해서는그것이소비자에게어느정도예측가능하고, 가격의큰변화가정기적으로발생할필요가있다. 251

251 전 력 시 장 의 리 파 워 링 공급자는전력가격의변동을평활화하는요금을제공하고특정연도의전력시스템의요구에대응하고있지않더라도실제로지불을줄일수있는시간예측치를제공하는요금옵션을제공할수있다. 도매전력시장과소매시장간의중개역할에서공급자는예를들면통계적방법을사용하여동적가격제도를설정할수있다. 송배전망비용의분리및할당 현재의동적가격제도의제한된전개는자유화된전력시스템의전력부문의서로다른부문간에가격구조를연계시키는것이어려운것도한원인이되고있다. 최종소매가격은송배전요금, 도매가격, 소매사업자마진 / 이익의합으로계산된다. 송배전요금은일반적으로발전비용의시간변화를반영하지않기때문에동적가격은도매가격의시간변화에서만유래해그변화가작기때문에동적가격결정에참여하는소비자의동기를꺾게된다. 평균적으로는도매전력은통상최종전기요금의 50% 미만이다. 수요반응동기를부여하기위해동적가격제도는소매전기요금의에너지분만반영시킬수있다. 결과적으로발생하는높은가격과낮은가격의시간대의차이는고객에게가격반응동기를부여할정도로충분히높아야만한다. 송배전요금구조는동적가격제도가경쟁적전력시장에서불완전한형태로남아있는또다른이유이다. 이역설은규제하의수직통합전력회사는송배전비용을배분하기때문에보다쉽게 DR을수행할수있는훨씬더큰유연성을가지고있다는점이다. 그러나규제기관은송배전망비용의이러한할당이가격에반응하는소비자에게내부보조를줄수있는가능성이있음을고려해동적가격제도나발전량에대응하는 CPP를위한특별한송배전요금정의는일반적으로소극적이다. 이문제를해결하고수요반응에바람직한가격신호를회복하기위해서는소비자의다양한범주에서송배전망비용할당을선택할수있도록해야할지도모른다. 이러한측면에대해서는요금구조개정시에신중하게평가하고송배전망용량에대한미래의투자와관련하여분석할필요가있다 ( 제9장참조 ). 252

252 제 6 장 수 요 반 응 ( 통 emand Response) 결론 탈탄소화과정에서 DR 등의새로운기술도입이필요하다. 이러한기술은전력시스템이풍력 과 PV 의변화에반응하는데도움이되며이들의통합을지원하는한편최종소비자가스스로 의유연성에서이익을얻을수있는힘을주게된다. 수요가도매전력가격에반응하도록시장인프라를형성하기에는최종소비자는대규모고객 을위한직접적또는대리인을통한간접적인가격에반응하는옵션을가질필요가있으며이에 따라동적가격제도의실시를장려해야한다. 또한용량시장에 DR 의참여는수요관리사업자의수익을보장하기에는유효하다. 이경우 DR 은발전소와마찬가지로급전할수있게된다. 이것은복잡한실시문제를안고있고적절한 규제틀을정의하는것은어려운것으로밝혀지고있다. 마지막으로소비자의신뢰와이해의구축을위해소비자의권리보호에대해신중하게평가해 야하며소비자는대규모 DR 을포함한전력시스템의성공에결정적인역할을한다. 253

253 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 Borenstein S. (2011), Effective and equitable adoption of opt-in residential dynamic electricity pricing, National Bureau of Economic Research, accessed on 13 October CEER (Council of European Energy Regulators) (2012), CEER Benchmarking Report on Meter Data Management Case Studies, Council of European Energy Regulators, portal/page/portal/eer_home/eer_publications/ceer_papers/customers/tab 3/C12-RMF-46-05_BR_MDM_07Nov2012.pdf. Chao H. (2009), An Economic Framework of Demand Response in Restructured Electricity Markets, Harvard Kennedy School, Harvard University, /Demand%20Response%20in%20Restructured%20Markets% pdf, accessed on 13 October Crampes C. and Leautier T. L. (2015), This disappearing demand response bonus, Toulouse School of Economics Debate, accessed on 13 October Cukier K. (2015), Big data and the future of business, MIT Technology Review, accessed on 13 October DTE Energy (2015), Rate programs, Payment and Usage, dential/rates-and-meters/rate-programs. ENTSO-E (2015), Balancing and ancillary services markets, default.aspx. Hogan W. (2010), Demand response pricing in organized wholesale markets, accessed on 13 October

254 IEA (International Energy Agency) (2014), Technology Roadmap Energy Storage, Energy Technology Perspectives, OECD/IEA, Paris, TechnologyRoadmapEnergystorage.pdf, accessed on 14 October Joskow P. L. and Wolfram C. D. (2012), Dynamic pricing of electricity, f, accessed on 13 October MacDonald J. et al. (2010), Demand response providing ancillary services: A comparison of opportunities and challenges in the US wholesale markets, The GridWise Architecture Council (GWAC), accessed on 13 October Monitoring Analytics (2014), PJM Market Monitoring Report 2014, PJM (2015), The role of demand response in electric sector decarbonisation, presentation at EPRI-IEA Challenges in Electricity Sector Decarbonisation Expert Workshop: Integrating New Technologies While Maintaining Resource Adequacy, 28 September, Paris, RAP (2013), Demand Response as a Power System Resource: Program Designs, Performance, and Lessons Learned in the United States, Regulatory Assistance Project, Synapse Energy Economics Inc. RTE (2014), Demand response settlement and market design, presentation by F. Galmiche at EDF Workshop on Demand Response, Clamart. Strbac G. (2008) Demand side management: Benefits and challenges, Energy Policy, Vol. 36, Issue 12, December 2008, Pages Think (2012), Electricity storage: How to facilitate its deployment and operation in the European Union, Final Report, June 2012, European University Institute Documents/Thinktopic/THINKTopic8online.pdf, accessed on 14 October Xcel Energy (2015), RPTR residential Peak time rebate (closed), webpage: Xcel Energy Colorado, 255

255 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 요약 풍력발전과 PV의점유율이높은전력시스템의수급균형을위해필요한재래전원의신설을줄이려고하는경우에, 새로운지역간의송전망연계는다른자원투자에비해비용효율적인대안이다. 경계간 (cross-border) 투자를촉진하기위해서지역별자원적정성평가과정과송전망개발계획에서보다더강력한조율과협력이필수적이다. 연계지역간의규모와복잡성으로인하여자원적정성평가와송전망개발계획은상향식과하향식의두과정모두로수행될필요가있다. 비용과편익을가늠하기위해서는관련지역간협력과모든주요시장참여자 ( 발전사업자, 수요관리사업자, 소비자등 ) 의참여가필요하다. 개별관할구역은일반적으로더넓은지역의전반적인편익이아니라개별관할구역의이익만을살피기때문에, 지역간송전망투자비용을배분하는원칙은신중하게만들필요가있다. 탈탄소화목표를달성하기위해서는국가또는州간에전력을수송하여줄뿐만아니라풍력과 PV를부하지역과연결시켜주는강력하고신뢰할만한송전망이필요하다. 재생에너지는정확한의미에서분산형은아니지만, 많은경우양질의풍력발전또는 PV의위치는수요지에가깝게자리잡고있지않아이러한자원을개발하려면새로운송전선이필요하다. 또한송전망은공급안정성을확보하고최소비용으로전력을생산하는데중요하다 ( 그림 7.1). 풍력발전이나 PV 등의출력이변동하는재생에너지자원은오늘날상당한양의전력을생산하지만재래전원에비해일반적으로신뢰성이낮다. 연계선은경제협력개발기구 (OECD) 회원국에서누리는높은전력공급안정성을유지할필요성과 VRE의높은비중을결합시키기위한가장비용효율적인해결책이다. 송전선이있는경우전력시스템의수급균형을위해서 256

256 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 필요한새로운발전용량에대한필요성이줄어든다. 그림 7.1 송전과배전망계획의 3 대도전요소 (trilemma) 재생에너지의도입을위해필요한투자자본과같은규모의투자가송배전망에대해서도필요할것이라는것은주목할만하다. IEA 세계에너지투자전망 2014의신정책시나리오 (NPS: New Policies Scenario) 에따르면 (IEA, 2014a) OECD 국가에서 2035년까지 5,460억달러의송전망투자가필요하고, 그중 55% 가기설설비의대체에사용되는반면 15% 미만이재생에너지와구체적으로관련되어있다. 송배전비용은 OECD 국가의재생에너지, 기존발전, 송배전망등에대한전체투자비용의 37% 에이른다 ( 그림 7.2). 그림 7.2 신정책시나리오 년의투자 출 처 : IEA, 일반적으로전력시장은어떤제약이나송전혼잡이없이동작해야한다고말한다. 원칙적으로 전력시장에서는송전망에의해서시간별전력가격이넓은지역에걸쳐동일한수준이될수도 257

257 전 력 시 장 의 리 파 워 링 있다. 그러나실제로는많은송전선을필요로하기때문에동일한수준의전력가격이라는목표 를달성하려면많은비용이필요하고구현하기도어렵다. 송전선의비용과편익을특히전반적 인정책목표에비추어신중하게평가할필요가있다. 송전망의자유로운개발에는여러가지요인이영향을미친다. 대부분의 OECD 국가에서는국가차원의송전선투자를촉진하기위한방안을개발하여왔지만, 새로운송전선의건설은주로인허가과정때문에통상 6~10년때로는더긴기간을필요로한다. 정부는종종송전선건설에대한지역의반대에직면하고있다 (NIMBY 와 BANANA 효과 46) ). 송전망보강절차의지연은또한탈탄소화의목표달성을어렵게할수도있다. 일부지역에서는재생가능자원의발전량을보다넓은지역에보낼수없기때문에특정시간에는재생에너지발전량을차단할필요가벌써생기고있다. 출력차단은어느정도까지는효율적으로여겨진다. 예를들어, 독일의육상풍력발전은최대출력으로 220시간동안운전한적이있다. 이는연간총풍력발전량의 10% 에해당한다 ( 제8장참조 ). 그러나출력차단필요성은송전망계획에서고려하여야하며송전선건설인허가지연이발전출력차단을유발해서는안된다. 송전망에대한투자는이미각국또는각주에서의큰과제이지만, 더큰과제는그들사이의연계를강화하는것이며이는이장의주제이다. 송전망연계프로젝트는복수의당사자를관여시키고, 각당사자는많은경우전반적인효율성과사회적편익이아니라개별지역또는국가단위의관점을취한다. 월경투자촉진을위한개발을 OECD가권장하고있지만, 최소비용으로탈탄소를달성하기위해지역간송전망계획과규제체계를개선할여지가있다. 7.1 전력시장의근간으로서의전력망 송전망은넓은지리적영역에걸쳐서전력시장을발전시키고국경을넘어전력시장을더넓게통합시키는데있어기본이되는것이다. 시장통합의수준은다양한제도적규제적틀을반영하므로 OECD 국가에따라크게다르다. 새로운송전선의건설은일반적으로신뢰성과효율성을고려하여이루어진다. 먼저발간된 Seamless Power Markets(IEA, 2014b) 과 Electricity Networks: Infrastructure and Operations(IEA, 2013) 을토대로여기서는 OECD국가의연 46) NIMBY: Not In My Back Yard, BANANA: Build Absolutely Nothing Anywhere Near Anything 258

258 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 계선강화에관한핵심논의상황을살펴본다. 분산형 vs 집중형발전 통설과는달리저탄소재생에너지전원을개발하는것은그자체로분산화는아니며, 바람과햇빛등천원자원의위치에좌우된다. 풍력과 PV에적합한장소는균등하게분포되어있지않다. 많은국가에서는바람또는일사량이좋은위치에신속하게 VRE를보급하는경향이있고, 그위치는수요지에서먼경우가많다. 유럽에서는예를들어, 북해해안에서발전한전력을각국가의주요수요지역에수송하려면송전망에막대한투자가필요하다. 각전력시스템간의수요패턴과비용차이가월경전력거래를통해상호보완됨으로인하여전력시스템의전체비용이절감되기때문에더넓은지역에걸쳐시장을통합하면편익이높아진다. 지도 7.1 미국의 PV 자원 ( 왼쪽 ) 과풍력자원 ( 오른쪽 ) 비교 이 지 도 는 어 회 영 되 의 지 위 나 주 분, 국 제 국 경 과 경 계 의 제 한, 영 되, 도 서 어 는 지 역 의, 송 을 야 해 하 지 않 된 규 다. 출 처 : NRE 합, 지도 7.1에서와같이미국에서 PV에적합한지역은남서부텍사스, 뉴멕시코, 애리조나, 캘리포니아등이다. 육상풍력의경우텍사스와중서부지역이최대의잠재량을가지고있다. 풍력발전으로미국전체전력의 20% 를공급할수있다는 NREL(National Renewable Energy Lab) 의연구등많은연구에서송전선과연계선을보다효율적으로활용함으로써이러한자원을최소의비용으로이용할수있다고언급하고있다 (NREL, 2008). 259

259 전 력 시 장 의 리 파 워 링 발전비용의절감 시장의통합을통해전반적으로공급비용이감소하는것은잘알려져있다. 각시간대의수요를충족시킬때비용을최소화하는방법은가장저렴한전원 ( 풍력, PV, 자류식수력, 원자력발전 ) 부터사용하기시작하여이후한계비용이증가하는순서로발전기들을사용하는것이다. 따라서더광범위하고더다양한발전기포트폴리오에부하를배분할때전체발전비용이더낮아진다. 전원믹스는유럽전체에걸쳐크게달라서국가간전력거래에대한많은기회를만들어내다. 2013년에폴란드, 네덜란드, 이탈리아, 영국, 덴마크에서는전력의 60% 이상이화석연료에의해생산되었다 ( 그림 7.3). 반대로노르웨이, 스위스, 오스트리아는상당한수력자원을가지고있고이를발전에사용한다. 프랑스, 벨기에, 스웨덴, 체코는대규모원자력발전용량을가지고있다. 유럽에서독일과덴마크는풍력발전의대부분을차지하고, 독일과이탈리아는 PV 발전의대부분을차지한다. 이다양한전원믹스는각국의에너지정책과자연환경차이에서발생한다. 각국의에너지정책은종종유사한목적을추구하지만실제전원믹스는달라지는경향이있다. 송전인프라는넓은지역에분포하는풍력과 PV 의변동성을완화시킬수있다. 넓은지역에 분포하는재생에너지의합산부하율 ( 정격전력대비첨두전력의비율 ) 은한발전소의개별부 하율보다높다. 그림 7.3 유럽각국의 2014 년 12 월발전전력량점유율 출 처 : IEA,

260 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 전원은일단설치되면시간이지남에따라최적성이떨어지더라도수십년간계속운전된다. 따라서연료비의차이를활용하기위해연계선과전력거래를늘리는것은전체비용을줄이고 안정적인공급을강화하므로일반적으로유익하다. 북미발전원의구성을보면캐나다는상당한양의수력발전용량을가진다. 한편미국은중부의파우더강유역 (Powder River Basin) 에저렴한석탄이있고동해안에는상당한양의원자력발전이있다. 중서부에는보다양질의풍력자원이있으며, 애리조나와뉴멕시코의사막지대는 PV와태양열발전에최적인장소이다. 그러나셰일가스개발이북미에서의에너지지형을빠르게바꾸고있다. 다양한장소에서확인된셰일가스자원은연방차원의파이프라인망에대한대규모투자와함께가스수송의병목현상을해소하고미국의천연가스가격을지리적으로균일하게하였다. 그결과여러전력시장은비슷한낮은가격의가스를사용한전력생산을선택하고있다. 가스를파이프라인으로수송하는것이송전선으로수송하는것보다저렴할수있기때문에, 이상황은가스와전력인프라를잘조율시켜야한다는과제를제기한다. 전력시스템안전 모든 OECD 지역의전력시스템은기기의손상이나연쇄정전으로이어질수있는주파수변동의문제를해결하기위해강력한기술표준과규범을만들어왔다. 오늘날전원믹스에서풍력발전과 PV의점유율이증가하면서월경전력조류는더욱변동성이커지고예측도어려워지는경향이있다. 따라서월경전력조류와전력거래를관리하는것은더복잡해진다. 지금까지의경험에따르면계통운영자간의조율부족이 OECD 국가의전력시스템에서발생하는거의모든주요정전의근본원인이다. 미국에서는 1965년의북동부대정전에대한반성에서북미의핵심전력시스템의신뢰성확보를위해 1968년에북미전력신뢰도협의회 (NERC : North American Electric Reliability Corporation) 가설립되었다. 유럽 대륙에서는인접제어지역간협조운영은 1951년에 UCPTE(Union for the Co-ordination of Production and Transmission of Electricity) 의설립으로시작되었다. 이기구는현재는 ENTSO-E(European Network of Transmission System Operators) 로전환되었다. 최근에는여러지역에걸친송전망의실제상황을더광역적이고실시간에가까운시점에서파악할 261

261 전 력 시 장 의 리 파 워 링 수있도록 2006 년에 CORESO(Coordination of electricity system operators) 이, 2008 년에 TSC(TSO Security Cooperation) 이설립되어국가단위송전망운영자를지원하고있다. 전력시스템안전과관련된몇몇과제에도불구하고전력시장의통합을통해공급원의다양화로인한상당한편익이발생하였고, 충분한발전용량을유지하기에필요한비용이절감되었다. 계통운영자간의강력한협력은이러한대규모동일주파수연계지역시스템의안정성을유지하는데필수적이다. 지역의자원적정성 지역을상호연계시킴으로써자원적정성확보와예비력유지를위해필요한비싼용량자원을공동으로이용할수있다. 더넓은지역의전원포트폴리오를활용하여계획정지, 비계획정지, 안전문제등으로인해사용할수없게된발전소를대체할수있는용량을쉽게찾을수있다. ENTSO-E 는새로운시장통합의진전에따라유럽전체에서전력가격의균등화가촉진되어 2~5유로 /MWh의도매가격감소가시현될것으로생각하고있다 (ENTSO-E, 2014). 이로인해적정한용량을유지하는비용을줄이고전력시스템의신뢰도를향상시킬수있다. 그림 7.4 유럽 16 개국의최대수요 출 처 : ENTSO-E, IEA. 최대전력수요는일반적으로인접지역별로다른시간대에발생한다. 북유럽과캐나다에서 는전기난방과급탕에의해겨울에, 남유럽과미국은냉방에의해여름에첨두수요가발생한 262

262 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 다. 2013년에중앙유럽국가들전체의동시최대수요는국가별최대수요의합계보다 5% 가적었다 ( 그림 7.4). 이는 30GW에달하는용량이다. 상호연계의완결성의한계로동시최대수요를완벽하게줄일수는없었지만연계선과국가별송전망을확충한다면공동으로이용할수있는전원의범위를넓힐수있다. 유럽에서 Pentalateral 에너지포럼 47) 은 2015/16 년겨울과 2020/21 년겨울의 Pentalateral 지역의공급안전성분석결과를발표하였다. 이보고서에따르면이미잘연계된지역에서조차도예상되는 VRE의증가로인해연계선의중요성이높아지는것으로나타났다. 연계된지역에서전원과수요를조율함으로써공급지장기대치 (LOLE: Loss of load Expectation) 가상당히줄어들수있다. 예를들어프랑스의경우연계된시스템의공급지장기대치는독립된시스템과비교하여 2015/16 년겨울에 217시간에서 14시간으로감소된다 (Pentalateral Energy Forum, 2012). 표 7.1 두기간의 Pentalateral 지역의 LOLE 비교 공급지장기대치 ( 시간 ) 2015/ /21 독립 연계 독립 연계 벨기에 프랑스 오스트리아 스위스 1, ,086 0 독일 뉴질랜드 룩셈부르크 8, ,760 0 출 처 : Pentalateral 독 or 로 m, 장기적인지역단위화효과를이용한연계지역의공급안정성확보를위한지역단위의자원적정성평가분석은전력망계획에적합한기본정보를제공한다. 이러한자원적정성평가시에는연계선뿐만아니라지역내에서의송전망제약을적절하게반영하여야한다. 이러한자원적정성평가에는전력망확충과발전용량에대한향후의요구사항이포괄적으로제시되어야한다. 47) 벨기에, 네덜란드, 룩셈부르크, 프랑스, 독일, 오스트리아, 스위스의 7 국간의정부간이니셔티브. 263

263 전 력 시 장 의 리 파 워 링 VRE의점유율의증가에따라자원적정성은전력시스템에서더이상결정론적인개념이아니라는것에주목하여야한다. 지역간의자원적정성분석시에는전력수요와수력, 풍력, PV 발전의확률적특성을반영해야한다 ( 제4장참조 ). 그런확률적시뮬레이션의결과는시간별확률분포, 이용률, 국가별기상조건의상관관계에관한많은가정에좌우된다 송전망현황 송전망연계의시초는 1920년대로거슬러올라간다. 전력시스템간의연계로설비고장, 예기치않은수요, 예방정비등의시기에전력예비력이확보됨으로써신뢰도가더높아질수있다는것이이시기에밝혀졌다. 또한예비력을공유하고공급안정성을증가시키는다양하고도저렴한전원을사용할수있어서비용이절감되었다. 이러한연계선은양자또는다자간협정과수직통합된전력회사와정부사이의장기계약에따라주로건설되었다. 이러한연계송전선의개발로상호연계된대규모전력시스템 ( 동기주파수 50Hz 또는 60Hz) 이나타나게되었다 (NREL 2012). 북미 현재북미서부, 동부, 텍사스주, 알래스카주, 퀘벡연계망등 5개의공동주파수지역이존재한다. 이들주파수지역은서로동기화되어있지않다, 즉교류연계선으로연결되어있지않고연계용량은고압직류송전선 (HVDC : High Voltage Direct Current) 의물리적인용량에의해제한되어있다. 현재약 2GW 용량의몇개의직류선로가서부연계망과동부연계망사이에, 그리고 2.6GW 용량의직류선로가동부연계망과텍사스연계망사이에존재한다. 글상자 7.1 동부연계망강화 DOE의의뢰를받아 NREL은동부연계망내의여러계통운영자들의관할구역에대한송전선의소요량을평가했다. Eastern Wind Integration and Transmission Study (NREL, 2011) 보고서에는 2024년까지 20%~30% 의풍력발전의보급에필요한송전망및연계선의개발필요성과전력시스템운영에미치는영향이분석되어있다. 이연구는이러한종류의것으로서는미국에서최초이다. NREL은이에이어다양한풍력및 PV의도입전략과운영패러다 264

264 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 임이전력시스템운영에미치는영향을평가하고있다. 이연구에서는 1%~7% 의차단율로풍력발전을통합하기위해필요한연계망요건을평가하기위해세가지시나리오와다양한풍력발전위치및기술을사용했다. 시나리오 1은원격지의대초원지대 (Great Plains) 에있는최고의육상풍력자원을이용할목적으로여러관할구역을통과하는최대한의연계선을건설하는시나리오이다. 반면시나리오 3은주로해상풍력발전을이용하고나머지는필요한만큼수요중심지에가까운육상풍력발전으로충당하는시나리오이다. 시나리오 2는육상과해상풍력자원의균형을취하는혼합시나리오이다. 이연구에따르면시나리오 1하에서여러관할구역에걸친연계선의활용, 송전망보강, 거래량증가로인해다른두시나리오에비하여전력시스템비용이최소였다. 송전망경제성분석에따르면기존시스템의제한적인보강이아니라 765kV급까지의교류 송전선과 400kV 및 800kV급의 HVDC를포함하는대규모송전망의개발이바람직하다. 그러나시나리오 1과시나리오 2는각각 1.22과 1.09의편익 / 비용비율이있는것으로나타났지만, 시나리오 3에서는발전비용감소가송전망비용증가를웃돌지못하였다. 미국에너지부 (DOE) 는미국의송전투자는증가할것으로예상하고있다. 주식이공개된전력회사 (IOU: Investor Owned Utility) 는 2013년에송전부문에 169억달러라는기록적인금액을투자했고이것은 2001년의 58억달러보다증가한수치이다. 송전투자는 1990년부터 2010년까지의 20년간침체하여연간약 1,000마일 ( 회선기준 ) 이었다. 그러나신규송전선투자는총송전투자금액의약절반이고나머지지출은변전설비, 철탑, 지중케이블등에대한투자였다 (DOE, 2015). 단편적이고중복된규제는송전망의개발을방해할우려가있는것으로널리알려져있다. 북미에서는연방, 지역, 주단위의제도와규제구조가점점중복되고있다 ( 지도 7.2). 송전망의물리적복잡성이더해지면서이러한규제상황으로인해새로운연계선개발에대한커다란제도적과제가발생한다. 예를들어텍사스연계망과서부연계망사이에는연계선이없다. 두지역의총발전용량과 비교하여연계선의용량은거의무시할수있는정도의적은양이다. 265

265 전 력 시 장 의 리 파 워 링 또한미국과캐나다의대부분의연계망은더작은지역들로더나눠진다. 이작은지역에서는단일기관이독자적으로전력시스템운영과송전망계획을담당한다. 이중최대규모지역들은종종여러주를관할하는 ISO 또는 RTO에의해서운영되고있으며, 시장기반제도들을지속적으로개발하면서미국의 2/3과캐나다의 1/3의전력수요를공급하고있다. 이러한지역간송전선은단일전력시스템계획관할구역을넘어서때로는전력시스템에대한정책이서로다른여러주에걸치므로연계선과동일한역할을하면서동일한문제에직면하고있다. 지도 7.2 RTO, ISO, NERC 지역운영주체 본 지 도 는 어 체 한 영 되 의 지 위 어 는 주 분, 국 경 및 남 회 에 대 한 한 계 설 정, 기 타 어 체 한 영 되, 도 시 어 는 지 역 의, 송 에 대 한 편 만 을 가 지 는 았 은 전 규 다. 출 처 : IEA, 2014d. 266

266 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 유럽 유럽에서는국가간연계선에의해서유럽대륙의동부로뻗어가는거대한동기주파수 (50Hz) 지역이형성되었다 ( 지도 7.3). 연계선의용량은유럽국가전체발전용량의 11% 에달한다. 그러나지역별차이가존재한다. 예를들면발트해에서는공급안정성의향상과발전사업자의시장지배력감소를위해서연계선에대한상당한요구가있다. 유럽의전력망연계의개선으로시장의괄목할만한혜택이유럽시민에게주어질수있다. 즉소비자들은 2030년까지연간 120억유로에서 400억유로를절약할수있다 (Booz & Co, 2013). 지도 7.3 현재 PCI 가완성된후 2020 년 EU 의연계수준 출 처 IEA, 년에유럽위원회는 EU 회원국간의연계를 15% 로확대하는목표에대해논의했다. 이 목표에따라연계선문제가가시화되었지만, 연계선의비용과편익은투자의관점뿐만아니라 267

267 전 력 시 장 의 리 파 워 링 실제송전선건설에필수적인공공의수용성과이해관점에서도철저하게평가할필요가있다. 철저한비용 / 편익분석을통해서연계선프로젝트에서얻을수있는편익을보여줄수있을때에만공공의수용성이확보될수있다. 목표점유율달성만을위한연계선프로젝트가진행된다면수용성측면에서곤경에처할것이다. 글상자 7.2 ENTSO-E 의송전망개발 10 개년계획 ENTSO-E 는 EU 의에너지정책목표의달성에필요한송전망확장계획을살펴볼수있는 10 개년전력망개발계획 (TYNDP) 을 2 년마다공표하고있다. TYNDP 2014 에서 2030 년의재생에너지점유율이 40%~60% 인여러시나리오 ( 비전 이 라고함 ) 에서필요한송전선과연계선개발사업을분석했다. 비전 1의재생에너지점유율이 40% 로낮은경우에서는연계선과송전선의요구가낮게나타났다. 비전 4의재생에너지보급률이 60% 로높은경우에서는더장거리에걸친대규모전력조류가발생하였다. 이중제안된투자의대부분은재생에너지의직접연계또는수요지로전력전송을위한공용망확충의재생에너지통합문제를해결하려고하는것이다. TYNDP에따르면사회적, 경제적편익을제공하기위해 2030년까지유럽전역의연계용량을두배로늘려야한다. ENTSO-E 가분석한이연계용량은두전력시장사이의송전혼잡을줄여경제적으로효율적인방식으로전력을거래할수있는능력으로특징지어진다. 두입찰지역간송전용량의증가로인해전력가격이비싼지역에속한소비자의에너지비용이줄어들고전력이최소의비용으로생산될수있다. 물론경제적편익은 ENTSO-E 가전기요금을책정하는시나리오에달려있다. 재생에너지통합은또한송전망보강에의해영향을받는다. 시나리오에따라새로운접속의실현또는송전혼잡완화중하나에의해 TYNDP의 44%~80% 의프로젝트는에너지시스템에서재생에너지를증가시킬수있다. 출 처 : ENSO-E,

268 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 호주 호주 6개관할구역 ( 퀸즐랜드, 뉴사우스웨일즈, 호주수도특별자치구, 빅토리아, 사우스오스트레일리아, 태즈매니아 ) 은경쟁적국가단위에너지시장 (NEM : National Energy Market) 의창설에합의하였고, 이는 1996년국가전력법에의해실시되었다. 1998년 NEM은운영을개시하였다. 2000년 ~2001년퀸즐랜드주는두개의송전선에의해 NEM와물리적으로연계되었다. 2005년태즈매니아는 NEM에가입하였다. 2006년 4월에태즈매니아에서빅토리아간 HVDC 해저연계케이블이상업적투자프로젝트로완성되었다. 이로인해현재모든관할구역은물리적으로최소한하나의연계선으로접속되어있다. NEM은지리적으로는 5,000km 의지역에걸쳐 40,000km 의교류송전망을가진세계최장의교류연계시스템이다. 일본 일본의전력시스템의주파수는 50Hz와 60Hz로동서가다르다. 전력사업의초기에도쿄지역은독일제발전기를, 오사카지역은미국제를선택한역사적인경위가이차이의원인이되었다. 이주파수차이에의해일본의교류송전망은분할되어있으며이동서의전력시스템을연계하는 동서전력망연계 로알려진주파수변환시설 (FCF : Frequency Converter Facilities) 이필요하다. 2014년 8월기준 3개의 FCF( 시즈오카현의사쿠마 FCF와히가시-시미즈 FCF 그리고나가노현의신-시나노 FCF) 가총 1.2GW의연계용량으로운영되고있다. 역사적으로수직통합된전력회사는자기영역에서충분한공급력을유지하여야했다. 따라서 10개공급지역간의계통연계는약하며주로계통운영안정성목적으로이루어졌다. 따라서후쿠시마지진의직접적영향을받은지역에서는전력부족이발생하였지만, 일부지역에서는전력이남아돌게되었다. 이러한연계선의제약은현재까지후쿠시마원전사고의영향을받은지역으로전력을공급하는데큰문제가되고있다. 동서전력망연계 용량은 2020 년까지총 2.1GW 까지확장될계획이다. 여기에는중부전 력이 2013 년 2 월에완성한히가시 - 시미즈 FCF 의 300MW 의증가용량을포함한다. 269

269 전 력 시 장 의 리 파 워 링 7.3. 새로운연계선에대한투자 새로운연계선에대한투자는정책과규제, 제도, 계획, 이용권, 비용할당등다른송전선에 대한투자와유사한장벽에직면하고있다 (IEA, 2013). 여러지역의관여는그자체로복잡성을더하며투자와규제의단계에서뿐만아니라계획단계에서모든이해관계자간의협력과조율이더필요하게된다. 안정된규제제도의확립을통해전력망보강을제때에그리고당사자들간의우호적인여건하에서마칠수있다. 안정된규제틀에는조율된계획, 안정적비용 편익분석방법론, 투명하고공정한비용할당방법이포함된다. 연계선건설에대한장벽 유럽과미국은연계선에대해다른접근방식을선택하고있다. 전력시장의통합은유럽위원회의중요한정치적의제이며, 유럽위원회는 2009년부터제3차에너지패키지정책을통해연계선에대한투자를촉진하기위한조치를강구해왔다. 이에반해미국연방에너지규제위원회 (FERC) 의규정은제어지역이나 RTO 간의상호논의에더의존하고있다. 관할구역을넘어서는송전선의부족은해당지역의지리적여건을종종반영하지만다른장벽에기인할수도있다. 제도간의차이를극복하는것은시장을통합하는데있어큰어려움중하나이다. 국가내 ( 예를들어미국과호주 ) 의시장통합도州차원의제도와규제의차이들로인하여이미매우어려운상황이다. 국가간 ( 예를들어유럽이나아시아 ) 의시장통합은훨씬더큰도전에직면한다. 오늘날정부와규제기관은국가단위또는개별주단위에한정된목표를가지고해당지역의소비자편익과전력공급안정에초점을맞추고있다. 따라서일부규제기관들은국내와국제수준모두에서사회적편익의최적화를목적으로한정책이시장통합의핵심요소라고생각하고있다. 생각을더하여야할것은새로운연계선과시장통합의심화로인해전력수출지역의전력 가격이때때로높아질수있다는것이다. 이것은또한시장통합에대한잠재적인장벽이다. 연계선용량의증가로송전선혼잡이해소되고동시에도매가격이서로수렴하게된다. 이것은 270

270 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 전체적편익이라는측면에서는편익을가져오지만지역별로가격조정을일으켜해당지역소비자와생산자의편익배분에큰영향을미친다. 값싼석탄화력발전, 원자력발전, 수력발전의혜택을누리는지역은전력시장의통합혹은심지어자유화에관여하기를꺼린다는강한경험적근거가있다. 국가목표에중점을둔정부는인접국을고려할인센티브가제한적일수있다. 마지막으로새로운송전프로젝트는종종지역의반대에직면한다. 사람들은전자기장의영향을우려하고 ( 이러한우려는입증되지않음 ), 송전선에의해주거용부동산가치가저하될가능성을두려워한다. 이러한저항에직면하면가공송전선보다 5~10배의비용이드는지중케이블의도입이필요한경우가있다. 결과적으로이런대안은비용 편익분석에서비용요소를증가시켜경제성이있는것으로판단되는프로젝트의수가제한되게된다. 이러한상황에서는연계선과송전선용량의증가는제한적일수있다. 대륙에걸쳐산재되어있는풍력과 PV의변동성을완화시키면수십 GW의송전용량의도입이추가로필요하다. 그러나 2015년에시작된프랑스와스페인사이의연계선 48) 의예에서볼수있듯이하나의 1.2GW 급송전선건설에 30년까지의시간이걸리는것이현실이다. 한편저탄소발전자원이전력시스템에더많이보급됨에따라기존송전망의효율적인이용에대한필요성이늘어날것이다. 전력망계획의협조 연계선에대한협조계획수립은지역간의규모로유럽 (TYNDP 에의해 ) 과북미 ( 양자간협 약이나위원회에의해 ) 에서이미진행중이다. 이러한노력의대부분은자연적으로발생한것이 아니라유럽위원회와 FERC 에의한정책적인요청의결과이다. ENTSO-E 지역내범유럽차원의협조송전계획인 TYNDP 2014에는이미송전혼잡이있거나향후보강이없는경우송전혼잡이발생할수있는약 100곳이적시되어있다. TYNDP 의모든시나리오에서발트 3국과 EU 인접국간의연계용량을세배로증가시킬필요가있다고예상된다. 아일랜드및영국과유럽대륙사이의기존의 3GW의용량을적어도두배로증가시킬필요가있으며, 더높은재생에너지연계시나리오에서는세배로증가시킬필요가있다고예상된다 (ENTSO-E, 2014). 48) 271

271 전 력 시 장 의 리 파 워 링 2013년유럽은 공통이익에근거한프로젝트 49) (PCI : Projects of Common Interest) 로알려진 최우선에너지기반설비프로젝트를위한 EU 지침 을 Energy Infrastructure Package (Regulation EU 347/2013) 의일환으로채택했다. 여기에포함된프로젝트는인허가절차상의편의, 규제조건의개선, Connecting Europe Facilities(CEF) 로부터 2014 년 ~2020년간총 58.5억유로의재정지원등의혜택이주어진다. EU는 2013년 10월에전력인프라에대한 PCI 프로젝트의첫번째목록을발표했다. 50) 이러한 PCI 프로젝트는 ENTSO-E의 TYNDP와일관성을유지하고있다 ( 지도 7.4). 지도 7.4 PCI 에근거한송전선로, TYNDP 2014 출 처 : ENSO-E, 미국에서는 FERC Order 1000(2011) 에의해광역단위송전계획담당기관들에게새로운요구사항이부과되었다. 이요구사항에따르면광역단위송전계획담당기관은데이터를적어도매년상호교환하고, 모델의전제와모델자체를일치시기위한공동작업을수행하고, 지역간의프로젝트와비용편익평가를일치시켜야한다 (FERC, 2011). 광역단위송전계획수립과정을통하여지역송전계획 (LTP : Local Transmission Plans) 에서제시된방안보다효율 49) PCI 50) 2016 년 7 월발표. htps://ec.europa.eu/energy/en/news/latest-map-key-eu-crossborder-energy-infrastructure-projects-published 272

272 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 적으로또는비용효과적으로해당지역의요구를충족할가능성이있는송전망대안을담은 광역송전계획 을보다상세하게수립하여야한다. 동시에송전에의하지않는대안을송전대안과동등한기준으로검토하여야한다. 송전망대안이지역송전계획의방안보다효율적이거나비용효과적인경우에는이송전망대안을광역단위비용배분을위해광역계획에포함시킬수있다. FERC Order 1000은지역간협조에관한요구는많지않고, 지역간송전계획의수립또는연계망전체에대한송전계획참여를요구하지는않는다. 그대신에인접하는두개의송전계획지역은각각의요구사항에대한정보와그에대한해결방안을공유하여야하고, 이들지역의요구에대한더효율적이거나비용효과가있는해결방안을제시하는지역간송전설비를파악하여공동으로평가하여야한다. 미국의여러지역에서는단일계통운영지역단위계획의일부로서또는이와병행하여연계선계획을상호협조적으로수립하고있다. 이러한협조적계획추진활동은공동실시협약 (ISO-NE, NYISO, PJM간의북동부 ISO/RTO 계획협조규약등 ) 이나공동위원회 ( 공동운영계약 (PJM and MISO, 2008) 에근거한 PJM과 MISO의지역간송전계획관계자자문위원회 (PJM, 2013) 등 ) 를기초로실시된다. 호주에서는국가송전계획기관인호주에너지시장운영자 (AEMO) 51) 에의해협조된연계선계획이수립된다 (AEMO, 2014). AEMO는매년갱신되는국가개발계획을발표하여호주에너지시장에서송전계획과에너지부문간조율에관한국가차원의전략적시사점을제공한다. AEMO는한발더나가서송전망이외의대체방안도평가한다 (AEMO, 2014). 주변에복수의전력시스템계획담당자가있기때문에계획과정에서강력한협조가필요하다. 대규모연계지역의모델링은규모가크고복잡하기때문에상향식과하향식두절차가동시에필요하다. 상향식계획에서는자세한지역정보에의거지역또는광역송전계획을통합한다. 하향식계획에서는전체의관점을가지는주체가참여하여지역간연계선의후보를특정한다. 그러나각각의계획방법만으로는부족하다. 상향식방식은광역적프로젝트를발굴하는데적합하지않으며하향식방식은광역송전망의중요한측면을간과할가능성이있다. 이때문에두가지방식을조합하는것이최선의해결책으로여겨진다. 51) 해외에서흔히볼수있는 AEMO 는전력과가스를관할한다

273 전 력 시 장 의 리 파 워 링 미래에대비하여송전망을모델링한다는것은불확실하고변화하는세계에서복잡한송전망구성에대한변경대안들을평가하는것이다. 즉, 엄청난불확실성하에서다각적인측면으로수많은대안들가운데선택을하는것이다. 구조개편과송전과발전계획의분리에의해서이불확실성은증가한다. 또정책, 부하패턴, 기술, 그리고이들에의한장래전원믹스는 50년의송전투자기간동안내내확실히안정적일수는없다. 견고한송전망설계를하려면송전계획자는 후회최소화 투자를발굴해낼필요가있다. 송전망계획의가장중요한변수중하나는재생에너지의점유율, 특히전력시스템전체와지역별재생에너지의점유율이다. 재생에너지에대한명확한목표를가진나라는이불확실성을줄일수있어송전망계획과정의어려움을완화할수있다. 공급안정, 유연성확보, 도매시장확대, 시장지배력완화등의다른송전망보강기준에대해서도위와동일한논리가적용될수있다. 기준과목표를보다명확히함으로써에너지시스템의미래요건을충족하는송전망계획을수립하는것이용이하게된다. 그럼에도불구하고필요한송전망보강사항을결정에서는견고하고투명한방법론을적용하여야한다. 여기에서견고성 52) 이란어떤경우에필요한프로젝트를명확히파악하기위해다양한시나리오하에서송전망계획을하는것을의미한다. 많은관할구역에서통합계획수립틀을마련하는데진척을보여왔다. 효율적인지역간 송전망계획절차를지원하기위해서다음측면들을조율할필요가있다. 일관성있는데이터세트를사용하는것 다양한계획입안모델들을모으는것 신뢰도요건들을조화시키는것 유럽에서는전력망사용조건에관한규제 (Regulation EC 714/2009) 에서전력망과연계선의개발에관련되는규칙들을조화시키려하고있다. 그목적은 EU에서의송전망계획이상호조율이되고충분히미래지향적일수있도록하고, 송전시스템 ( 연계선을포함 ) 이흠결없이기술적으로진화하도록하기위한것이다. 인프라설비계획과규제승인절차를제때에일관되게조율하려면여러가지비용 편익분 석내용을폭넓게조율하여야한다. 예로서 유럽에너지기반설비우선집행지침 에따르면 52) 여기에서견고성이란 계획의수많은불확실성, 시나리오에영향을받지않고안정한 이라는의미로이용하고있다 274

274 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 ENTSO-E 는단일의연계평가기법을개발하여야한다 (EU, 2013). 호주에서는단일의규제적투자평가를시행하고있다 (AER, 2010). 더욱이여러주에걸친프로젝트는고도의협조를필요로하고인허가를받는것이종종어렵기때문에, 규제기관에따라서는보다높은투자이익률을제공함으로써그러한프로젝트에혜택을주려고한다. 예를들면미국 FERC는각주공익사업규제위원회의지원을받는프로젝트에대한보상보다는여러주에걸친프로젝트에대하여실질적으로더높은투자보수를허용하고있다. EU에서이탈리아는보다높은투자보수율을제공하여연계선에대한우선투자를유도한다. 비용 편익분석 새로운송전선과관련된비용과편익을신중하게평가하려면엄격한비용 편익분석 (CBA: cost-benefit analysis) 방법을적용하여야한다. 어떤프로젝트의경제적편익에는특히다음사항이포함된다. 예비력의공유 신뢰성과공급안정의제고 경쟁의강화 생산과운영비용절감 용량요건에의한용량의절감 좌초된투자 ( 부분적인것도포함 ) 의회복 탄소배출량감소등의환경영향저감 송전선혼잡비용저감 어떤프로젝트의직접비용에는설비투자비용이포함되며, 간접비용에는송전투자에따른사 회적환경적비용이포함된다. 전력시장참여자의관점에서는전력망인프라개발은많은변화를종종가져온다. 가장직접적인변화중하나는각기다른전력시장가격을가졌던두지역간에연계선을추가하는것이다. 발전측에서는더넓은지역의부하에게보다높은가격으로전력을판매할수있어연계선은시장가격이낮은지역발전사업자에게이익을가져온다. 동시에시장가격이높은지역의 275

275 전 력 시 장 의 리 파 워 링 한계발전기는발전할기회가줄어들수있고이에따라수익이줄어들수있다. 만일두지역간에충분한송전용량이있다면이러한공급의변화로인하여두지역의전력가격은조정될것이다. 수요측에서는승자와패자가뒤바뀐다. 시장가격이높은지역의소비자는공급비용감소로이익을얻고시장가격이낮은지역의소비자는공급비용의증가에직면한다. 전력수송에따른편익이새로운송전선의비용을웃도는경우에만그송전선의투자는경제 적으로타당하다고평가된다. 대부분의신규전력망투자에는특히중요한두가지원칙이있다. 편익과비용을모두포함하는순이익평가에는신규투자가전력시장전반에미치는영향을일반적으로포함한다. 식별된수익자에상응하는투자비용의사전할당은자금조달불확실성을완화하고프로젝트수용성을향상시킬수있다. 수익자를사전에식별한결과가투자비용할당과정에반영되면비용을내재화시킬필요성이 줄어들고프로젝트의수용성을향상시킬수있다. 위에서설명한투자필요성평가와병행하여, 정해진권리와책임뿐만아니라이해관계자그 룹내의자원의가용성을고려하면서다양한시장참여자와협의하여비용편익분석을하여야 한다. 비용편익분석을계획과정에포함시킴으로써투명성이확보되고시장참여자와의협의가가 능해져, 장래의비용과편익을결정할중요한요인들에대한상호수용가능한전제를이끌어 낼수있다. 투자계획은예상되는개발사업들을바탕으로수립되기때문에, 미래상황에대한그러한전제를잘조율하여설정하는것이필수적이다. 그러나전제에서의불확실성으로인하여편익이바뀔수있으므로그러한전제는또한리스크평가를동반해야한다 ( 예를들어매년송전확장계획의일환으로 MISO가실시하는검토처럼 )(MISO, 2014). 리스크란수요, 연료, 공급용량등의모든관련된전제들에관한가격또는물량리스크라할수있다. 276

276 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 먼장래의이익을예상하는경우불확실성의수준이증가한다. 새로운송전선은종종 40~60 년간에걸쳐서장기적인편익을가져올수있다. 그러나계획기간이이렇게장기화되는경우불가피하게계획의불확실성은증가할것이다. 이는편익을과소또는과대평가할수있는리스크를낳는다. 경제적계획원리에장기적편익과위험을평가하기위한적절한방안을포함하는것은규제적의사결정영역에서는충분히개발되어있지않다. 모든투자는지역적영향을반영하고부하와발전은다양한특성을지니므로, 사전비용-이익계산은현지상황에따라달라야한다. 예를들어일부발전기또는부하에대한계약상의결정내용에따라서는추가투자의혜택을못받을가능성이있기때문에시장설계에따라발전기및부하별조건을포함하는것도적절하다. 모든시장참여자를최대한포함시키게되면, 단일전력망계획자 (FERC(2010) 가지정한수익자들의자발적인참여만을요구함 ) 의정보처리능력이초과될가능성이있다. 53) 글상자 7.3 텍사스주의재생에너지통합과송전망계획 텍사스주의계통운영자 (ERCOT) 는새로운송전인프라비용배분에대해서 수익자부담 원칙이아니라얼핏보면 사회전체의부담 으로보이는방식을선택했다. 텍사스주전력시스템은다른주로부터분리되어있어 ERCOT는 FERC의규제는안받는다. 텍사스주서부와 Panhandle 지역의대규모풍력자원을활용하려면휴스턴등의부하중심지로송전하기위한새로운송전선이필요하다. 텍사스주행정규칙에따라아래의기준을충족하는경쟁적재생에너지지역 (CREZ: Competitive Renewable Energy Zones) 이만들어졌다. 재생에너지자원과이를개발하기에충분할정도의적합한부지 발전사업자의재무적의무수준 기타기준, 예를들면, 소비자에게전력수송을위한송전건설추정비용, 재생에너지자원의예상에너지출력, 해당지역재생에너지발전의편익 ERCOT는원격지의 CREZ에서부하중심지로전력을공급하는데가장비용효과적인송전투자를결정하기위한최적방안을검토하였다 (ERCOT, 2008). 최종적으로 CREZ의약 18,456MW의풍력발전을전송하기위해 49.3억달러의비용이소요되는송전계획이수립되 53) 그러나 FERC 가 그수익자가 ISO 나 RTO 에자주적으로참가하지않은경우라하더라도무임승차를피하기위해, 송전프로젝트의수익자로서특정의주체를지정하기를마다하지않는다. 라고표명한것은주목할만하다. 예를들어 FERC 는 MISO 와 PJM 에어떤서비스지역에서서로영향을미치는프로젝트에관해서는공동비용배분방법개발을촉구했다 (FERC, 2010). 277

277 전 력 시 장 의 리 파 워 링 었다. 계획에는매년약 64,031GWh 의풍력발전량을공급하기위해총 2,334마일의 100개이상의 345kV송전선프로젝트들이포함된다. 송전수익은투자비용을충당하는데사용되며고객이사회적비용으로서지불한다. 그러나송전투자가 ERCOT 전체소비자에게미치는전반적인상당한효과로인해이경우에도 수익자부담 의원칙이적용되고있다고할수있으므로, 이경우의 사회적비용 이란표현은야간의오해를낳을수도있다. ERCOT 는 CREZ에서모든지역까지연결되는새로운송전투자의편익을검토하고있다. 일정한수정과조정을통하여다른지역에도유사한방법을적용할수있겠지만, 다수의주와다수의국가의경우에이방법을그대로사용하는것은어려울수있다. 지도 7.5 텍사스주경쟁적재생가능에너지지역 (CREZ) 출 처 : P로blic 지tility Commission of exas,

278 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 비용배분 정확한바용편익분석을적용하는한편수용가능한비용배분방법을찾아내는것은여전히 효율적이고수용가능한신규투자를실현하는데근본적인장애요인중의하나이다. 비용배분의문제는지역간의송전망투자와특히관련성이깊다. 이는여러주또는국가의다양한관계자들이관련되고, 그들은통상보다더넓은지역의전반적인편익보다개별지역또는국가단위현안에더초점을맞추기때문이다. 특히여러지역에중요한송전선은시장상황에상당한영향을주는경향이있어시장참여자는연계선의혜택에무임승차하고싶은생각을가질수있다. 연계선의비용배분문제는송전투자자의인센티브를배제하거나소비자나지역의수용성의부족을유발한다든지해서자주어려움을야기한다. FERC은부정확한비용배분이월경 (cross-border) 투자에대한큰장애가되는것을지적하고있다 (FERC, 2011). 그래서규제기관의투자승인에관한명확한사전규칙과지역또는국가간비용배분에관한명확한규칙이필요하다. 송전비용은주로송전망이용자로부터회수된다. 다양한비용배분의원칙이대부분의 OECD 국가들에서현재이용되고있다. 각지역이배분된비용을송전망이용자에게더세분화하여배분하는방법은월경송전계획과정에는별로중요하지않지만, 송전망투자에대한사회적수용성을확보하는데에는대단히중요하다. 미국의 FERC는지역의상황에차이가있는경우에는지역내와지역간비용배분에다른방법을사용할수있다고밝혔다. 즉, FERC Order 1000에서는송전서비스제공자가다음여섯개의비용배분원칙을준수하도록하는원칙기반방법을정의하고있다. 이것은주로지역내의비용배분에초점을맞춘것이지만일부는지역간의비용배분에도적용된다. 1. 편익과거의상응하도록비용배분을한다. 2. 편익을얻지않는사람에게원치않는비용배분이있어서는안된다. 어떤지역에위치한지역간송전설비로부터혜택을받지않은지역에는그설비비용을배분해서는안된다 3. 만일임계치가사용되는경우편익과비용의한계치는 1.25를넘어서는안된다. 그러나편익과비용의한계치를사용하는것은의무적인것은아니다. 4. 해당지역외의지역이자발적으로비용부담을동의하지않는한송전계획이이뤄지는 279

279 전 력 시 장 의 리 파 워 링 지역내에서비용을배분해야한다. 5. 비용배분방법은편익결정과수익자특정의관점에서투명성이없으면안된다. 6. 다양한비용배분방법이다양한목적 ( 예를들면, 신뢰성, 경제성, 공공정책등 ) 의송전설비에대해서사용될수있다. 지역간비용배분에대해서 FERC Order 1000은상호연계되고인접한송전서비스제공자들은지역간협조와비용배분절차를개발하도록규정하고있다 (FERC, 2010). 그러나 FERC 는특정방법론은의무화하지않고위에서언급된원칙기반방법을요구한다. 이는각지역은적절한비용배분을결정하기위해서다양한방법을필요로할수있다는인식때문이다. 또지역간비용배분방법은각송전서비스제공자의지역내배분방법과달라도된다. 협력이의무화되어있지만, PJM, NYISO, ISO-NE 등의송전서비스제공자는모든잠재적편익이실현될수있으려면조율된계획이중요하다는것을스스로인식하고있다 (ISO-NE, NYISO and PJM, 2014). 관할구역을넘지않는투자라도경계간전송용량에큰영향을미칠수있음에유의하는것도중요하다. 예를들면독일송전망과독일-오스트리아간연계선보강은폴란드와체코의송전망에큰영향을준다. 스페인과프랑스간의월경연계선은프랑스와스페인국내의송전망증강을필요로한다. 그래서비용배분원칙은관할구역을넘어서는송전선에한정할필요는없고, 지역이나국내의송전망증강에도적용할수있으며이에따라인접지역혹은국가들과의연계가더나아질수있다. 이는호주에너지시장위원회 (AEMC) 의예에서도나타났는데, 지역내의모든송전제약의약 2/3는지역간송전제약부분을포함하고있다 (AEMC, 2011). 유럽에서는국가간비용배분은송전선의영향을받는국가간의상호합의에의해서이뤄지며, 대상이되는송전선은반드시물리적으로국경양쪽을잇는송전선일필요는없으며인접국의송전망에큰영향을미칠수있는한국가내의송전선일수도있다. 유럽위원회제 3차에너지패키지 (the third energy package) 와 용량배분과혼잡관리 (CACM: Capacity Allocation and Congestion Management) 54) 에관한전력망규칙 55) 의도입으로유럽에너지규제기관협 54) EU 의비용배분은 TYNDP 에도포함되어있으며 ACER 는규칙 (EU)No. 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-european energy infrastructure and repealing Decision No. 1364/2006/EC and amending Regulations(EC)No. 713/2009,(EC)No. 714/2009 and(ec)no. 715/2009 에규정된것처럼법정권한을갖는다. 55) ENTSO-E Capacity Allocation and Congestion Management(CACM) 280

280 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 력청 (ACER: European Agency for the Cooperation of Energy Regulators) 은 EU 회원국 이비용배분방법을서로합의하지못할경우그것을결정할권한을갖게되었다. 호주에서도새로운송전프로젝트비용은편익에따라서일부가지역간에배분된다. AEMC 는 2013년에지역간송전비용청구에관한최종결정과규칙을발표했다 (AEMC, 2013). 새로운협약은지역간에너지흐름을지원할때송전의편익을보다잘반영하지만각송전사업의총수익에영향을주지는않는다. 기대되는주요편익은기업이송전투자를추구하는인센티브가증가한데서비롯된다. 기업이인접지역의소비자로부터투자비용의일부를회수할수있기때문에비용은주로자신의지역에서떨어지지만혜택은인접지역에서떨어진다. 게다가소비자가송전서비스에지불하는가격은실제비용을더적절하게반영하여야한다. 지금까지비용은편익에비례해서배분해야한다는공통의이해가있다. 이방법의장점중하나는공동의계획과함께모든관할구역에충분한누적편익을가져오지않는프로젝트에대한과잉투자의예방이다. 수익자부담 원칙의또다른이점은계획및평가과정에서각이해관계자그룹에게충분한정보를제공하여새로운연계선투자에대한수용성을높인다는것이다. 이방법의어려움중하나는모든수혜자를확인하는것이다. 그것이안될때에는충분한편익이특정되지않기때문에비용회수의전망이서지않고본래가치있는프로젝트를실시하지못할가능성이있다. 이때문에 사회적비용화 라는열등한원칙이지역내뿐만아니라국가간에도비용을분산시키는데계속해서널리사용되고있다. 그러나사회적비용화는전력망투자에대한위치신호를감소시키고불필요한투자를유도하고비용규율을감소시킬수있다 (Kaplan, 2009). 반대로, 탈탄소화와관련된모든불확실성과함께편익의추정은높은수준의불확실성을포함하며미래의기술개발에대한광범위한가정에의해영향을받는다. 평균수명이약 40년인오늘날전력망투자는에너지소비및생산에서의커다란변화를경험하게될것이다. 이상적으로는 수익자부담 원칙을적용해야하지만결국에는결과가 비용의내재화 방법과유사할수있다는점을받아들여야한다. 281

281 전 력 시 장 의 리 파 워 링 7.4. 시장기반의송전망인프라투자 시장간장기가격차이가있는지역의시장당사자는혼잡수익을얻거나연계선자체를사용하기위해새로운연계용량에투자하는데관심을가질수있다. 이러한연계선은일반적으로 상업적연계선 이라고한다 (De Jong and Hakvoort, 2006). 다른경우에는계통운영자가새로운자산의건설을위한경쟁경매를실시한다. 상업용송전선에대한투자 송전인프라의상업적투자자는경쟁, 자유진입및송전서비스의시장기반가격결정과같은투자를관리하기위한일련의전제조건에의존한다. 상업적투자자는추가송전용량에대한투자에대해혼잡수익을거둘수있다. 이혼잡수익은투자에따른두지점간증분송전용량과관련된에너지가격의차이와같다. 혼잡수익은상업적투자자가투자자본및운영비용을충당하기위해받는수익을나타내며 시장기반 송전투자를유도하는재무적인센티브를제공한다 (Joskow and Tirole, 2005). 오늘날새로운전력망인프라구축은대부분규제에의해지원된다. 규제는효율적인시장기반전력망인프라투자가직면한장벽, 즉불확실성및잠재적매출부족에대한해결책을제공한다. 대부분의 IEA 회원국에서송전투자자는규제당국이계산한수익에따라보상을받는다. 투자계획과규제적수익계산및배분은불확실성과잠재적인수익부족을줄이는것을목표로한다. 상업적투자에대한추가적인장벽으로는지속적인시장지배력에의한가격편차, 거래비용상승또는제3자투자제안을거부할수있는기득권을둘수있다 (Joskow and Tirole, 2005, Littlechild, 2011, IEA, 2013). 그러나이러한각장벽은국가별또는프로젝트별로보인다. 현실의프로젝트의경험과이로인한정책적함의에대해학술적으로계속논의되고있다. 실제프로젝트를관찰한결과불완전한시장정보가상업적송전투자 ( 상호연결된지점사이의예상가격편차가실제로낮은것으로판명된투자 ) 의주요장애물로확인되었다 (Littlechild, 2011). 호주에서는처음에는상업적프로젝트로시작한 Murraylink 와 Directlink 의두연계선이지역간가격차이가사라졌을때규제영역으로전환되었다. Basslink 는호주 NEM에서상업적연계선으로남아있다. 이러한 282

282 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 사례에도불구하고상업적기반의송전투자에대한장벽을지속적으로규명하고가능하면제거하는것은가치가있는것으로보인다. 결과적으로그러한투자가증가하면투자절차를지원하기위한규제개입의필요성이줄어든다. 이를통해모든규제투자절차에내포된잠재적인오류를완화하고경제적효율성, 혁신, 기술중립성, 공급및재원에대해서향상된결과를가져올수있다 (Joskow, 2010). 새연계선건설경쟁 송전선및연계선에대한또다른경쟁형태는계통운영자가새로운자산을건설하기위해실시하는경매이다. 추가전송선또는연계선에대한필요성이계획을통해확인되면 ISO는새로운자산을만들고소유하기위해입찰절차를마련한다. 엄밀한상업적투자와달리수익은특정자산에대해크게규제된다. 표 7.2 연계선의상업용송전선에대한투자절차를가진관할구역 경쟁절차를따르는관할구역 브라질모든송전프로젝트는경매에붙여짐 (1999 년이후 ) 영국미국의지역계획온타리오앨버타 해저송전망프로젝트의입찰 텍사스에서의경쟁적재생에너지 FERC 관할구역의모든형태의경쟁절차 현재까지 1 개사례의송전입찰 경쟁절차가진전 송전소유자간의경쟁은미주지역에서잘발달되어있다 ( 표 7.2참조 ). 이러한경쟁과정의주요이점은전력시스템계획이 ISO에의해착수되는동안다른잠재적송전소유자가보다비용효율적인해법을제안할수있다는것이다. 그러나유럽의경우계통운영자는대부분송전소유자이며모든새로운송전자산은규제기관의감독하에 TSO에의해결정되고주로구축된다. 그럼에도불구하고 EU 지침 (Directive 2009/72/EC) 에서는송전소유자가 TYNDP에서예측하지못한송전선을건설하고그에대한책임을지는경우필요한송전선을입찰에붙일수있다. 이옵션이실제로유럽에서가능한지의여부는의문의여지가있다. 우선 TSO에의해송전선의지연이발생했음을증명하기가어렵다. 또한송전망의소유자와운영자가동일한것은 283

283 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제삼자에게는장벽으로작용한다. 그래서유럽의경우경쟁입찰과정은지금까지는영국의해 상풍력발전의연계선용으로만개발되어왔다. 2010년부터영국가스전력시장국 (Ofgem) 은해상송전사업면허가부여될수있는경쟁적기반을결정하기위해입찰에대한법적틀을제공했다 (UK Gov, 2010). 해상풍력발전소의해상전력망인프라구축을위해입찰을사용하는이유는적정한품질의송전선을적절한시기와적절한비용으로구축하는것이었다. OFGEM의경쟁입찰과정에서는처음에발전사업자와소비자에대한유의미한비용절감액추정치를분석한뒤해상송전사업자 (OFTO: Off-shore Transmission Owner) 를선정한다 (OFGEM, 2009). 입찰규칙에따르면풍력발전소투자자와전력망개발자모두자산개발이가능해발전사업자는자산개발에관한유연성을가진다. 발전사업자가연계선을건설할경우건설완료후에해상송전사업자에게자산을이양해야한다. 해상송전사업자는 20년간의감가상각기간동안육상송전망운영자인 National Grid(NGET) 에의해지급되는수익흐름에대해서사전의투명성을가지므로그이상의수익규제는없을것이다. 수익흐름에는금융비용, 설계 / 건설 ( 해당되는경우 ), 운영, 유지및폐지와관련된모든관련비용이포함된다. 전력망요금을통해 NGET는이러한비용을모든전력망사용자에게할당한다. 이들의입찰결과신규시장참여자와이분야에관심을표시하는새로운융자기관과함께투자자의참여를성공적으로얻을수있었다. 처음의입찰에서 43개자산들에투자된 17.5억달러에관련해거의 64억달러에이르는자금이제안되었다 (OFGEM, 2012). 이로써가격통제방식에비하여약 3억 3.85억달러의비용이절감되었다.(CEPA/BDO, 2014) 브라질에서는광산에너지부가연방에너지계획회사인 EPE와국가송전망운영자인 ONS에의한검토를바탕으로송전망확장을결정한다. 그뒤국가전력규제기관 ANEEL 이결정사항을집행하고새로운프로젝트에대한경매를실시한다. 전력시스템필요를충족하기위해서필요한모든시설 (230kV이상 ) 은경매에붙여져서건설, 운영, 소유자가결정된다. 경매절차는 ANEEL이최대연간허용수익금액인 RAP(Receita Anual Permitida) 을설정하는것으로시작되며, 낙찰자는가장낮은 RAP를제안한입찰자가된다. 각송전선면허는 30년간부여된다. 15년후에 RAP 금액은 50% 만큼줄어든다. 프로젝트를앞당겨서완성하고높은가동률을유지하는 ( 수익증가를얻음 ) 경우인센티브도있다 (RAP, 2013). 284

284 제 7 장 지 역 간 송 전 리 연 계 브라질에서는지금까지 50,000km 이상의신규송전선 (230kV 이상 ) 이경매에의해건설되어 왔다. 총투자액은 280 억달러에이른다. 제안된수익필요금액은 44.5 억달러 / 년이었으나실제 수익필요금액은 33.5 억달러 / 년으로나타났다 (Brattle Group, 2014). 결론 전력공급안정성을확보하고최소비용으로저탄소발전을확대하는데송전망의역할은더욱중요해지고있다. 풍력발전이나 PV 같은출력변동성이큰전원이오늘날전력의상당량을생산하지만이들출력은일반적으로기존의발전방식정도까지는안정되어있지않다. VRE의점유율이높은경우에공급안정을유지하기위해서는연계선이대부분의경우에가장비용효율이높은방안이다. 연계선은인구밀도나지형에따라좌우되기는하지만수급균형을유지하는데필요한신규재래전원의발전량을줄인다. 여러지역에걸친프로젝트에는많은이해관계자가있으며, 그들은대부분전반적인효율과사회적편익보다는자신의나라나지역의관점을중시한다. 이는많은경우여러지역에걸친송전망프로젝트와그프로젝트가지역단위송전망에미치는긍정적인효과에대한과소평가로이어진다. 연계선투자를촉진하기위해서는공동송전망계획그리고비용편익분석및비용배분에대한합의가필수적이다. 광범위하게연계된지역을모델링하는것은규모도크고복잡하기때문에상향식과하향식의절차가동시에수행되어야한다. 지역이나지방송전망에대한영향을고려해송전망확장을공동으로계획할필요가있다. 전력수송에따른순편익이비용을웃도는경우에한해신규송전선의투자는경제적으로정당화된다. 정량화의방법론을포함한모든관련된편익을정확히정하는것을모든관련된시장참여자에게정보를제공하는수단으로쓸필요가있다. 수익자부담원칙은프로젝트의편익이여러지역에걸친다는복잡성에도불구하고신규송전선프로젝트를위한뛰어난수단이다. 마찬가지로비용의정확한배분은당사자가더넓은지역전체의편익이아니라개별지역또는국가과제에초점을맞추기쉬운지역간연계선투자를위해서는특히중요하다. 탈탄소에관련한모든불확실성의관점에서편익의추정은높은수준의불확실성을포함하며미래의기술개발에대한광범위한가정에의해영향을받는다. 285

285 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 AEMC (Australian Energy Market Commission) (2015), The regulatory investment framework for transmission in Australia, AEMC, presentation to the IEA ESAP workshop on Regional Resource Adequacy, 15 January 2015, AEMC (2013), Rule changes: Completed inter-regional transmission charging, ng.html. AEMC (2011), Transmission frameworks review First interim report, 20Report-13e3ed2c-888f-4f78-b7d3-4586b0b1efb9-0.PDF. AEMO (Australian Energy Market Operator) (2014), National Transmission Network Development Plan, AEMO, / NTNDP/2015/2015%20NTNDP_FINAL.ashx. AER (Australian Energy Regulator) (2010), Regulatory investment test for transmission, AER, Booz & Company et al. (2013), Benefits of an integrated European energy market, Booz & Company, report prepared for DG Energy, retrieved on 11 February 2014 at its.pdf. The Brattle Group (2014), Competition in transmission: Planning and development, sion_planning_and_development.pdf? CEPA/BDO (Center for European Policy Analsis) (2014), Evaluation of OFTO tender round 1 benefits, Ofgem, 286

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289 제 8 장 배 전 리 의 규 제 요약 그간수동적으로운영되는측면이컸던배전망은에너지전환의중심적역할을하면서변화하고있다. 배전망은태양광발전 (PV), 전기자동차, 마이크로가스터빈, 분산형자원, 수요자원과같은분산형자원이미래에도입될수있게만든다. 배전망의능동적이고최적화된운영은배전망투자를줄이거나연기할수있다. 만약배전망의규제체계가진화하지못한다면, 이러한기회를놓치게될것이다. 스마트한배전망구축을위해서는새로운배전망규제체제가필요하다. 새로운규제는분산형자원이경쟁에서중립적인역할을유지할수있는시장플랫폼의생성을가능하게한다. 언제, 어디서, 어느정도자동화를할지의배전망개선결정은지역적상황에맞게이루어져야한다. 그러므로배전망의규제는배전망운영자와소유자에게부정적 ( 비용효과 ) 혜택과긍정적 ( 기술적투자 ) 혜택의균형을이루도록할필요가있다. 전력부문의탈탄소화를향한많은논의는발전부문의자유화에초점이맞춰져왔지만규제되고있는송배전망의성능또한매우중요하다. 배전요금은전형적으로는전기요금의 20~40% 를차지한다. 세계에너지투자전망 (IEA, 2014a) 의새정책시나리오에서제시된접근방식과정책, 규제의적용을상정하면 OECD 회원국에서 2035년까지전력부문의총투자의약 30% 가배전망에대해이루어진다. 게다가배전망의규제요소는경쟁적인부문에영향을미친다. 왜냐하면첫번째요소는두번째요소가기반으로삼는인프라플랫폼을제공하기때문이다. 현재, 배전망관리는송전수준의관리와는크게다르다. 송전망운영자 (TSO) 의관점에서, 배전망은기존에는송전단계에서말단의고객에게전력을보내는거의수동적인하나의부하로 서기능해왔다. 최근까지규제기관이나정책입안자에게배전수준의문제는큰관심사항이 290

290 제 8 장 배 전 리 의 규 제 아니었다. 전력시스템의변혁기에서, 세가지과제가배전망관리에서중요하다. 오늘날새로운출력변동성이큰재생에너지 (VRE) 와전기자동차의통합 고객의시장활동촉진 송전망과배전망연계 배전망에서는대규모투자가필요하지만 ( 표 8.1) 이들은가끔상세한규제감독을받지않는다. 아마그것은다수의개별배전망개발자의투자계획을감시하는것이규제기관에게시간적부담이되기때문이다. 규제틀에는각각독자적인과제가있다 (IEA, 2013). 많은다양한배전망을최대한효율적으로취급할수있도록설계할필요가있다. 이장에서는배전망운영자 (DSO: Distribution System Operator) 의새로운과제를살펴본 후, 배전망규제 2.0 에필수적인요소를제시해본다. 표 8.1 배전망의투자비용산정 신정책시나리오 에서의배전망투자 (10 억달러, 2012) OECD 추가분합계정비신규수요재생에너지 1, ,062 미대륙 미국 유럽 EU 아시아, 오세아니아 일본 출 처 : IEA, 2014a 291

291 전 력 시 장 의 리 파 워 링 8.1 분산형자원을위한규제재검토 분산수요반응 (DR) 과발전기술 ( 표 8.2), 에너지저장, 배전망에서더스마트한기술이나능동 적관리기법등분산형자원 (DER: Distributed Energy resource) 의도입증가로배전망관 리와운영과규제에도새로운과제가주어지고있다. 표 8.2 분산형발전기술의예 태양광 (PV) 육상풍력 재생에너지 비재생에너지 소규모수력목질계바이오매스도시형고체폐기물 ( 재생성분 ) 천연가스연료전지소형왕복엔진소형, 마이크로형천연가스터빈 3kW에서 50MW사이의 DER은이미소비자와가까운배전망에연계되어있거나, 심지어는전기설비계량기후단에연결되어있다. 이것은전기 ( 때로는열에너지 ) 를제공하는소규모의모듈화된기기로구성되어있으며, 화석연료나재생에너지기술, 에너지저장장치 ( 예 : 축전지, 플라이휠 ) 그리고열병합 56) 시스템을포함하고있다. 분산형발전은정전이나전압저하 (brownout), 에너지안보우려, 전압품질문제, 더욱엄격한배출기준, 전력망의병목현상, 에너지비용의통제와같은오늘의전력시스템과관련된많은문제들에대해해결책을제시한다. 향후이러한기술과수요반응, 전기자동차의추가도입은중요한역할을맡게될것이다. 이기술들의확대와그배치는미래배전망에대한필요성을규정하고, 그러므로도입과투자에대한보상을결정하는데에영향을주게된다. 결과적으로, 배전망의투자와운영에대한규제체계는배전망규제에대한문제일뿐아니라, 장래의전체전력시스템에도영향을미친다 ( 그림 8.1). 56) 열병합 (co-generation) 이란열과전력을함께생산하는것을말한다. 292

292 제 8 장 배 전 리 의 규 제 그림 8.1 미래의송배전망과전력조류의구조 신뢰성을높이는급전가능분산형발전 전기소비자, 예를들면병원이나데이터센터그리고큰규모의건물은전력설비의안전성을높이기위해백업디젤이나천연가스발전기를사용할수있다. 예비전원은정전의영향이큰곳이나전력공급자의정전복구가늦어지는곳에사용된다. 열병합발전과재생에너지의인센티브증가와전기요금의불안이커지면서, 비용절감과낮은탄소배출량은새로운목표가되었다. 아래와같이많은기술과연료의조합이가능하다 ( 글상자 8.1). 글상자 8.1 기존의분산형발전방식디젤엔진발전세트 * 는비용효과적이며, 신뢰성이높고널리쓰이는기술로약 1kW에서 10MW까지의폭넓은용량으로제작되고있다. 이것은첨두부하용발전기로서자주운전되거나부하추종발전기로쓰이며, 또한독립계통에서기저부하로서도운전될수있다. 가장큰결점은배출량이높다는점과엔진소음을줄일필요가있다는것이다. 293

293 전 력 시 장 의 리 파 워 링 이중연료엔진발전세트는천연가스와디젤연료의혼합물을사용할수있는디젤엔진이다. 적은양의원료로도압축점호로서사용이가능하고, 천연가스를높은비율로혼합하여디젤엔진보다훨씬낮은배출량을자랑한다. 다른부분을비교해도, 이중연료엔진은디젤엔진과비슷하다. 천연가스엔진발전세트는왕복천연가스엔진과유사하다. 많은측면에서천연가스엔진은디젤이나이중연료엔진보다적은배출가능성을가지면서도비슷한기능을수행한다. 이것은수 kw부터약 5MW까지이용가능하다. 연소터빈은가스나액체연료를연소시킨다. 이것은왕복기관보다기동시간이몇분더소요된다. 가스터빈은주로첨두부하시, 부하추종시에사용되며대용량기기에서는기저부하운전도한다. 설비도입비용은왕복기관보다높지만, 설비유지에드는비용은적다. 터빈은효율적이고비교적깨끗하다. 약 300kW에서몇백MW까지사용가능하다. 마이크로터빈은소형, 저효율의연소터빈이며, 약 kW 의범위에서사용된다. 마이크 로터빈은소규모산업이나상용시장을대상으로하며, 크기가작고적당한가격과신뢰도를 갖추었으며모듈식이며간단하게설치할수있다. 연료전지는열화학적인과정에의해직류로발전하며, 배전망에서의운영을위해교류로변환된다. 부산물은열, 물그리고이산화탄소이며연료전지는발전시에가장배출물이적은것중하나이다. 현장까지수소를수송하지않아도수소는천연가스또는프로판같은연료를개질하여얻을수있지만이과정에서환경배출물이발생할수있다. 이것은몇 W부터 200kW까지사용이가능하다. 발 발 전 쟁 트 는 발 전 에 사 용 되 는 비 소 구 동 장 치 이 다. 출 처 : 통 OE, 2002 변동성이큰재생에너지분산발전과집중현상 변동성이큰재생에너지 (VRE) 를통합확대하는것은배전망서비스에대한새로운수요를 창출한다. 지구평균기온상승을 2 이하로억제하는국제적합의를달성하기위한정책을담 294

294 제 8 장 배 전 리 의 규 제 은세계에너지전망 2014(IEA,2014) 의 450ppm 시나리오에따르면, 전체발전에서재생에너지 가차지하는비율이 2040 년에 30% 로상승할것이다. 전력부문에서, 이비율은 2040 년에 51% 까지올라간다. 국가나지역별목표는종종이러한수준을넘는다. 일부국가에서는이미배전망에상당한양의재생에너지발전을도입해왔다. 예를들어독일에서는, 배전망운영자들이약 61GW를이미연계해왔으며이것은독일의전체배전망에연결된재생에너지의약 98% 에해당된다. 독일의성공적인 VRE 도입사례는신규전원을배전망에접속시킬법적의무와효율적인모니터링, 분쟁해결관리가있어가능했다. 덧붙여이러한성공은대부분자체발전설비를가지고있지않거나운영하지않는배전사업자내에서이루어져왔으며, 그로인해이해관계의충돌을피할수있었다. 그림 8.2 독일의전형적인분산형재생에너지계획 참 고 : 독 일 의 배 전 리 개 발 계 자 용 시 나 리 오 체 계 의 시 나 리 오 B 대 응 한 다. 정 부 의 재 생 에 너 지 목 표 에 가 까 운 대 표 적 인 시 나 리 오 로 생 각 된 다. 출 처 : BNet 공 A, 재생에너지의설비용량은지역과국가에따라크게다르다. 예측에따르면, 독일의정책목표를달성하려면재생에너지전원설비는 2032년까지 2배이상설치되어야한다. 독일의정책목표를달성하기위해재생에너지전원설비는 2032년까지두배이상설치될것이며, 독일의각연방주가자체목표를달성할경우세배가될수도있다 ( 그림 8.2)(BMWi, 2014년 ). 풍력발전을위한특정지역을지방자치단체와지방당국에서자주지정해줄필요가있기 때문에법률도재생에너지의도입에영향을미친다. 이러한특정지역의지정은해당지역에 VRE 의집중현상을불러올수있다. 예를들어, 독일에서는소수의배전망운영자들이현재접 295

295 전 력 시 장 의 리 파 워 링 속점에서첨두수요를넘은양의재생에너지용량을처리해야하는상황이다. 분산형에너지의저장으로인한첨두수요삭감 전력회사들은주로축전지를변전소에무정전전력공급을위해서나, 백업설비를가동시킬때 사용한다. 또한축전지는일정시간동안부하의평준화와첨두수요삭감을가능하게하며정전 시백업설비로서가정과상업, 산업수요자의전력품질과신뢰성을높인다. 가정용온수탱크는오늘날가장보편적인열에너지저장기술중하나이다. 얼음과냉수저장과같은다른기술들은전력회사가첨두부하와전기요금을줄이기위한방안으로서호주, 미국, 중국, 일본과같은몇국가에서중요한역할을하고있다. 지하열저장시스템 (UTES) 는캐나다, 독일그리고다른많은유럽국가에서흔히볼수있다 (IEA, 2011). 전기자동차로인한첨두수요증가 전기자동차 (EVs) 와플러그인하이브리드자동차 (PHEVs) 는대규모시장진출에시간은걸 리지만, 새로운전력수요원으로떠오르고있다. 각국정부의정책목표에따르면, 대략 2 천만 대의전기자동차가 2020 년에주요경제권에서사용될것이라고한다 (ICCT, 2013). 이러한차종은현존하는배전망인프라에영향을미칠것이고, 특히 2025년까지 150만대의배출량이 0인차량의도입이예상되는캘리포니아와같이보급비율이높은주와지역에서곧기존의배전망구조에영향을미치기시작할것이다. 전기자동차의충전은충전시간이각자다른최소 3가지의모드가논의되고있다. 저속충전인레벨 1은최대 2.4kW의수요용량을만들고, 레벨 2는이미 19.2kW의용량을필요로한다. 그리고세번째는아직정의되지않은레벨이지만대략 20kW에서 250kW까지의수요를발생시킨다 (NREL, 2010). 비교를위해, 평균적으로가정의첨두수요는 3.5kW에서 5kW이다. 전기자동차충전의영향은크게첨두수요시간에의해결정된다. 가정의전력수요는일반적으로근무시간이끝난후에최고가되는데, 이는사람들이집으로돌아온후가전기기의스위치를켜기때문이다. 만약조정도되지않고고속충전기능도없다면, 전기자동차는대부분의운전자들이집으로돌아와몇시간에걸쳐다시충전하기때문에전력의첨두수요에큰영향을 296

296 제 8 장 배 전 리 의 규 제 줄것으로통상적으로예상되어왔다. 만약 2020년에, 모든캘리포니아의전기자동차가동시에충전을시작하면, 3.6GW( 레벨1) 에서 30GW( 레벨3, 하한값 ) 의용량수요급증이첨두수요 52GW의전력시스템에발생할수있다. 이용량수요가배전망의기존첨두수요와겹쳐질경우, 이것은전력시스템에첨두수요를더하고대폭적인배전, 송전망인프라의확충을필요로할것이다. 전기자동차충전을위한실시간가격제도는이상황을크게개선할수있다. 한연구 (CEC, 2009) 에따르면, 2020년까지캘리포니아의배전망에 200MW 의첨두수요증가가있을것으로계산했다. 충전인프라를특히가정수준에서도입하면최대수요의영향은줄이면서도선택은소비자가할수있도록만들수있다. 실시간가격신호의또다른이점은배전과송전망에미칠큰첨두수요의영향을예방할수있다는것이나, 이것은전기자동차의연결을위해새로운기술에의한기기를필요로한다. 지역별점유율에따라가격신호는선택의자유와고객의유연성을동시에확보할수있다. 실시간가격이있는경우첨두수요에주는영향을피하기위한중앙제어방식의충전은필요하지않다. 시장제도하에서배전망운영자는혼잡및신뢰성의문제를피하기위해첨두시간의전기자동차부하를줄이는것이가능할것이다. 그러나이방법은고객의잠재적충전패턴의불확실성을증가시킬수있으며, 전기자동차의매력에영향을미칠수있다 (IEA, 2013). 배전망의요구를해결하는 DR 수요반응서비스는전력시장과배전망모두에유익하다. 예를들어만약, 과잉된재생에너지발전량이생겨그로인해시장가격이저하하면추가적인수요를발생시킬수있고, 이수요는오늘의배전망용량을초과하고또한배전망의추가적인투자요구를촉진할수있다 (DENA, 2012). 이예는수요자원의시장기반이익과배전망기반이익의협조가필요할수있다는것을보여준다. 다양한저장기술의도입과이용에도비슷한영향이예상된다. 배전망과전기에너지에대해 다르게가격을매기는이중화된실시간가격제도를도입한다면, 수요반응및에너지저장제공 서비스를전력시장및배전망과잘조화시킬수있다. 297

297 전 력 시 장 의 리 파 워 링 8.2. 분산형자원의시장플랫폼설계 분산자원의시장참가 마이크로그리드와신기술의가능성 지역적인전력시스템으로시장모델을확장시킬가능성에대한관심이높아지고있다. 과거수십년에걸쳐규모의경제와중앙집중화가우선시되어온것과는대조적으로, 오늘날은더많은발전기가중저압으로연결되고, 수요반응과저장이가능해졌다. 배전망운영자와규제기관은배전망의새로운운영방법을모색하고있다. 자립형마이크로그리드는새로운개념이아닌틈새시장으로여겨진다. 이것은신뢰도향상을위해서배전망을대체하기위한것이며, 주로군이나대학또는산업용으로개발되어왔다. 그러나이러한비연계망을위해기존의기기를개조하는것은비교적많은비용이든다. 완전히새로운지역이나산업도시가건설될경우에는비용이저렴할수있지만, 저성장 OECD국가에서그런경우는드물다. 게다가, 마이크로그리드는지역에있는전기기기의중앙제어를가능하게하는주요해결책이지만, 시장플랫폼이되도록기획된것은아니다. 한편, 규제기관과정책입안자들또한그들관할구역에서에너지자립에대한생각을적극적으로추진하고있다. 이것은지방정부의권한에따라시, 군, 구, 부또는주차원에서이루어진다. 이런경우, 전력시스템은마이크로그리드보다큰규모가된다. PV의급속한발전으로맑은시간대의여분의전력을이웃과거래하고, 축전지를이용해저장도해둘수있는기회가나타나고있다. 가장잘알려진정책은뉴욕의공익사업위원회의 에너지미래의개혁 (REV: Reforming the Energy Vision 이라는이름하에추진되어왔다. REV는전력회사에대한규제를점검하고배전차원의새로운에너지시장을설계함으로써에너지절약과재생에너지로의전환속도를높이고자한다. 이계획의일환으로, 분산시스템기반제공자 (DSPP: Distributed System Platform Provider) 의역할을하는전력회사는고객의소비행동을적극적으로조율하여한다. 298

298 제 8 장 배 전 리 의 규 제 그목적은소비자가전력사용량을더제어할수있게하고, 전력을생산할수있게하는것이다. 경쟁적인에너지서비스제공자는 DSPP의기능을보완한다. 발전사업자와소매사업자모두그들의사업을확장하여 DSPP가조율하는 DER 시장에참여하는것이유리하기때문이다. REV의추진동인중의하나는배터리, PV, 백업전원과같은지역의자원과수요의활발한참여를통해비용소요가큰배전투자를지연시켜비용을최소화하는것이다. 같은구상이유럽에너지규제자위원회 (CEER) 에의해서도개발되었는데, 이는새로운시장에근거한서비스개발을가능하게하고, 안전한전력시스템운영을보장하는중립적인시장촉진자로서배전망운영자의개념을제시한다 (CEER, 2015). 이를위해서배전망운영자는스마트그리드솔루션을채택하고혁신적인투자를창출해배전망을적극적으로운영할필요가있다. 송배전망협조문제는배전망운영자 (DSO) 와송전망운영자 (TSO) 사이에서조정될것이다. 게다가, DSO는그들의배전망을전기자동차충전소나천연가스충전소와같은새로운수요에도적합하게할필요가있다. 사이버보안, 데이터관리와개인정보보호는절대로간과해서는안되는중요한문제로인식되어왔다. 사물인터넷 (IoT: Internet of Things) 은이러한전망에서중요한역할을한다. 인터넷으로인해보편적인정보와통신기술이경제의모든부문에퍼지고있음은의심의여지가없다. 이점에서전력부문은유망한후보이면서도후발주자라고할수있다. 현재는가정의전자제품부터난방, 조명까지대부분의전기기기들에대해값싼양방향통신시스템의적용이가능하다. 새로운사업모델도이른바무료로시작할수있는게임과마찬가지로휴대전화소액거래를기반으로한다. 전력부문에서는향후수십년안에거대한변화가예상된다. 소규모소비자와생산자를위한시장참가절차단순화 이러한기술들을다룰수있는대규모의사업모델은아직발견되지않았다. 실제예를들어 300기의발전기와 1000개의대규모소비자를조율하기위해개발된솔루션을 3천만고객들 ( 각고객은십여종류의제어가능한전기기기, 축전지, PV 등을저압배전망에연결함 ) 로구성된대규모시장에적용할수는없다 ( 그림 8.3). 299

299 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 8.3 이탈리아의전압별고객수 출 처 : 수 assimiano, 수. (2015) 거래비용은분산자원이기존시장구조에참여하는데에있어큰장벽이된다. 도매전력시장은보통수 MW이상만입찰할수있도록참여를제한하는데, 이는시장운영시스템을추적가능하게하고, 거래비용을절감하기위함이다. 분명한것은소규모의지붕설치 PV가하루전시장의 5분단위거래에절대참여하지않을것이라는것이다. 전력시장은전문시장참여자에게도너무복잡하다. 따라서간단한해결책이필요하다. 더욱이, 시장참여에의한이익은보통상대적으로작다. 예를들어, 활발한 DR참여는전기요금의몇 %, 예로최대 50달러를절약할가능성이있지만, 대부분의소비자는이정도의절감을위해많은시간이나에너지를쏟지않을것이다. 사람들이이일에신경써야할시간을줄이기위한단순하고확장가능한해결책을찾을필요가있다. 더중요한것은, 시장참여에따른이익이가늠하기어렵고, 투자를정당화할충분한대가가없을경우소비자나소규모발전사업자들은참여하지않을것이라는데에있다. 단시간에복잡하고불분명한이익에대해이해할순없다. 다시말하지만, 복잡한 1시간단위시장에바로참여하는것은불가능하므로단순한해결책이강구되어야한다. 이러한점에서소매사업자, 배전사업자, 수요관리사업자는복잡한전력시장과소규모생산자, 소비자사이의연결점을제공하는데에중요한역할을한다. 이들의해결책으로는투자를정당화하기위한장기적인계약을포함할가능성이높다. 이계약은부하차단계약, 시간대별첨두가격제도 (CPP) 와유사한계약, 자동화에의한해결책등과같은단순한조항들을포함할수있다. 보다정교한접근방법은이러한해결책을쾌적도수준조절과같은에너지서비스로변환 300

300 제 8 장 배 전 리 의 규 제 시키는것이다. 쾌적한온도를더낮추면요금은덜비싸지만, 건물온도는겨울에더낮아지게 된다. 더상세한논의는제 6 장의수요반응에서거론하고있다. 분산시장플랫폼과단기도매전력시장의협조 복잡성증가 : 배전망과소매사업자의분리 분산자원시장플랫폼의개발은스마트미터 (AMI: Advanced Metering Infrastructure), 계량데이터관리시스템 (MDMS: Meter Data Management System), 수요자전용웹포털및예방정비관리시스템 (OMS: Outage Management System) 의도입에의해서촉진될수있다. 이들시스템은기존의스마트그리드기능을기반으로하여고객들에게이전에이용불가능했던옵션을제공한다. 예를들어, 스마트미터는고객이첨두부하를줄이고한달전기요금을낮추는데도움이되는시간기반요금프로그램을실시할수있게한다. 새로운 OMS와스마트미터의통합으로정전관리와복구작업이개선된다. 이고도의기술과새로운데이터분석능력의조합을통해, 배전망의보다효율적인설계와운영이가능하며서비스품질의차별화로이어진다. 소매경쟁이없는관할구역에서는배전사업자는동시에에너지소매사업자이기도하다. 미국대부분의스마트그리드관련실증이소매경쟁이없는주에서실시된것은놀라운일이아니다 ; 수직적통합은산재된작은이익의조정을더쉽게만든다. 예를들어수십만의수요자를대상으로실시된첫실증은콜로라도주, 사우스다코타주, 메인주, 와이오밍주에서이루어졌다. 이러한스마트그리드사업에대한대부분의자금이 2009년의미국재건 재투자법에의해서제공되었다. 이와대조적으로, 배전사업자와소매사업자의분리는상황을더욱복잡하게한다. 분산형자원은배전사업자에게도 ( 투자를늦춤으로써 ) 소매사업자에게도 ( 청구액을낮춤으로써 ) 각각이익을가져온다. 그러므로배전사업자가얻을이익 ( 투자를늦출수있다는점 ) 과소매사업자에게돌아갈이익 ( 전력비용절감 ) 을사전에정해둘필요가있다. 실제로, 이는배전망접속요금설계와소매사업자의상업적서비스상품에대한정의에문제를일으킨다. 접속요금과상업적서비스상품은도매전력시장과배전망의관점에서기대이익을가능한반영하면서단순하 301

301 전 력 시 장 의 리 파 워 링 여야한다. 일단합의되어도입이이뤄지면, 분산형자원은계측이가능해야하고, 비상시에송배전망운영자가제어할수있어야한다. 이는통신기술 (IT) 의비용을증가시키고, 이용에차별을만들수있다. 예를들어, 분산형자원이작동되어야하는시간의정의는배전망의관점과소매사업자의관점에서다른경우가있어잠재적갈등이나비효율성을낳을수있다. 수요관리사업자와다른시장참여자가섞이게되면구도는더욱복잡해진다. 비록계약상 구조에서원리적으로는이러한문제를해결한다고해도, 규제기관은배전망과수요관리사업자 참여의관점에서규칙을정의할필요가있다고여겨진다. 분산형시장플랫폼과도매전력시장의결합 분산형시장플랫폼은실제로는모선별한계가격요금제 ( 제3장참고 ) 보다더지리적으로세분화된국지적시장가격을만들것이다. 국지적수준에서전원의중앙급전을상정한기존의지역한계가격을실현하는것은어렵다고생각된다. 컴퓨터의성능이향상된다고해도중앙급전에서컴퓨터로실시간제어를하는데는한계가있다. 몇몇실현가능한모델을통해이문제를우회할수있다. 첫째는국지적발전과부하를각분산형시장플랫폼으로집합하고접속점에서순부하또는순발전으로도매전력시장에참여하는것이다. 배전사업자는시장관점에서중요한하나의자원으로간주될수있으며, 각접속점에서부하에맞추어도매전력시장에발전및소비의입찰이가능하다. 그러나이모델은소매경쟁과는어울리지않아보인다. 또다른가능성은도매전력시장플랫폼과지역분산형서비스플랫폼에동시에참여가능하게하는것이다. 이모델은더복잡하지만소매경쟁모델과호환되며, 이미유럽의상황은 CEER 에의해서분석되고있다. 분산형시장플랫폼은소매사업자와수요관리사업자의도매전력시장참여에더해배전망의필요성을충족시키기위해서그들이개발한기능을구현할수있도록해준다 ( 그림 8.4). 사실상이것은특정지점을명시해야전력시장에입찰이가능함을보여준다. 집합화는배전망의목적을활성화시키기위해시장전반에걸쳐서나지역적으로이뤄질수있 302

302 제 8 장 배 전 리 의 규 제 다. 입찰은발전기에만특정되어있진않지만, 자원의포트폴리오와위치는특정될수밖에없고 필요하다면배전선수준까지세분화하지않으면안된다. 배전단계와도매단계의협조는더욱복잡해졌다. 일반적으로배전은수동적이며부하예측은온도와날씨에따라달라진다. 배전망이능동적이면, 도매시장차원의부하예측이변화하며배전사업자가그관할범위의부하를줄인다면도매전력시장의부하도줄어들게된다. 이로인해지속적인정보의갱신이필요하다. 반대로, 분산자원은당일시장과하루전시장의시간범위내에서도매전력시장의요구를해결하는데기여할수있다. 소매사업자와수요관리사업자가도매전력가격에반응함으로써배전망의지역혼잡문제를일으킬수있다. 그림 8.4 배전시장과도매전력시장의인터페이스 투명한단기시장은분산형자원, 배전망, 도매전력시장간의안전한조율에유용하게쓰일수있다. 소매사업자와배전사업자는자원포트폴리오를활성화하여당일가격의변화에반응할수있어야하며, 그러한반응은단기시장의최신일정에반영되어야한다. 이러한분산된반응에필요한조건은당일가격이투명성을갖고분산형자원이지역의특성을따를수있도록, 특히지리적으로최대한세분화된자원의한계비용을반영하는것이다. 분산형전력시장과단기도매전력시장간의조율은중앙집중식급전계획과분산형발전및수요계획수정간의균형을맞추는것이다. 투명한지점별당일시장가격은중앙집중형자원, 분산형자원, 수요관리사업자, 배전사업자와소매사업자사이에가격에조율되도록하는데중요하다. 303

303 전 력 시 장 의 리 파 워 링 8.3. DSO 규제 2.0 을향해 비용최소화를위한규제만이아니라투자인센티브를주기위한규제도점점중요하게되고 있으며새로운목적이되었다. 서비스품질, 스마트기술의도입, 혁신등에대한중요성도높아 지고있다. 인센티브규제구조나가격상한은 1990년대에도입되었다. 이러한대책의목적은효율개선에의해많은이익을얻으려는동기와전력회사의정보력을이용해시장의인센티브를대체하려고하는것이다. 이방법으로규제기관은전력회사의행동에대한통제는덜하는대신성과에대해서는보상을한다 (Vogelsang, 2002). 규제된부문에한해서지만인센티브규제는 1990 년대의전력산업구조개편의중요한편익이라는것이입증되었다 (Joskow, 2008). 인센티브규제메커니즘에의해서피규제기업들은비용을절감하려고하고, 비용효과적으로서비스질을높이려고하고, 새로운제품과서비스를도입하려하고, 규제대상인송배전망인프라서비스에대한투자와가격제도를효율화하려고할것이라고예상되었다. 그리고그것은전반적으로성공을거두었다. 특히송배전망운영의효율향상과비용절감에관해서성공을거두었다. 배전망과그규제는수많은과제와직면해있다 ( 그림 8.5). 많은 OECD국가에서, 배전망은노후화되었고, 기술의변화가배전망과그규제의전망에큰불확실성을가져온다. 현단계에서, 미래의에너지기술믹스를예측하는것은매우어렵고, 정책상의장벽이나인센티브, 규제에큰영향을받을것이다. 배전망에연결될실제 DER의용량은굉장히크거나빠르게변할수있다. 덧붙여송배전망요금은앞으로높아질전망이다. 예를들면독일에서는배전망비용이 2032년까지최소 10% 증가할것으로예상된다. 이것은개별배전망에더욱큰비용상승을야기할수있다. 중요한것은구분된투자결정들은배전망전체의요구에정확히맞는배전용량의지속적인증가를가져오기는어렵다는것이다. 투자는일정규모단위로이루어지기때문에종종투자와수요사이에시간적으로불균형이발생할수있다. 304

304 제 8 장 배 전 리 의 규 제 그림 8.5 배전망규제의핵심과제와새로운목적 배전망규제는 DER의건설과이용을촉진할수도있고방해할수도있다. 규제는투자에신경쓰지않고운영비용감축을위한인센티브에만주력하는규제는피하여야한다. 배전망투자는규제에서점점더중요한부분이되고있다. 효과적인규제의틀은운영 유지비용과투자의최적균형을목표로하며, 전력망이전력시장을원활히기능하게할수있다는사실을고려해야만한다. 결과적으로, 규제의틀을바꿀때전력시스템전체를보는관점이필요하다. 배전망규제는전력시장의탈탄소화를위해다음과같은활동을포함할필요가있다. 배전망운영자가실행할수있는새로운활동의정의와 TSO 와의협력 배전망계획의감시와투자및접속의승인 규제된수익과대응된배전망요금수준의설정 건전한규제시스템의구축으로배전망소유자와운영자가 DER 과신기술의통합을발전시키 기위한적절한인센티브를갖게될수있다. DSO 에새로운역할을부여할시장플랫폼 PV, 배터리, 수요반응에의한용량이배전망에접속됨에따라, 분산형자원의도입에의해규제받는배전망회사의활동범위가확장되어야한다. 규제기관은이제규제활동과가격규제및시장활동사이의경계를재정의하여신기술의도입을촉진함과동시에규제활동이시장기반활동에다하는교차보조를막아야한다. DSO 가 중립적인시장조정자 역할을해야한다는것은미국과유럽에서널리논의되어 왔다 (CEER, 2015). 소매사업자, 정보통신기술 (ICT) 업체와계측기업을비롯해폭넓은시장 305

305 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참여자가밸런싱시장, 보조서비스시장, 전력시장에서거래하고있다. DER의증가에따라새로운시장참여자수도늘어나고있으며, 새로운비즈니스모델이시장참여자에게다양한에너지서비스를제공하고다양한자원을집합하면서등장할것이다. 결과적으로, 전력시스템은더욱복잡해지고 DSO의역할은공평한활동무대를만들어새로운시장참여를촉진하도록명확히정의되어야한다. 의심의여지없이 DSO 의주요업무는여전히배전망의투자, 유지, 운영이며이업무들은독 점적인성격으로인해명확히규제될필요가있다. 그러나시장플랫폼으로서의기능이나데이 터관리와같은활동에는몇가지형태의조직이출현하고있다. 이러한몇가지새로운업무는시장참여자, DSO 또는 ( 규제를받거나받지않는 ) 제3자에의해이뤄지는것으로계량기의소유와관리, 데이터취급, EV 충전시스템등을포함한다. 여기에서 IT에관한의사결정은시장참여자가지역에너지단일시장에실시간에가깝게참여하도록할수있기때문에중요한문제가된다. 다양한각시장참여자의책임을정의하는것은몇가지예상되는기술의폭넓은도입을촉진하는데에중요하다. 현재뉴욕에서논의되는 DSPP 계획은배전차원에서발전사업자와소비자의능동적인참여를조정하는최초의실용적인단계중하나이다. DSPP는고객과사회의요청에응할수있도록다양한자원을통합해안전하고신뢰성이있고효율적인전력서비스를제공하는지능적인시장플랫폼이될것으로기대된다. DSPP는도매전력시장및기간전력시스템과조화를이루면서능동적인고객과제3자의개입을가능하게함으로써전력시스템과사회가치에수익을창출해내는시장활동의폭넓은발전을의도하고있다. 글상자 8.2 장래의배전망운영자의역할 : 유럽의관점 EU는증가하는 DER로인하여 DSO는새로운역할을수행하여야한다는공통인식에의하여 DSO의장래역할에대해서계속적으로논의하고있다. DER는단기적인배전망혼잡관리에이용되고, 장래의배전망투자의회피나연기와연결됨으로써단순히배전망운영상의해결책을제공하는것만이아닌장기적인배전망투자계획에적극적인영향을준다. 306

306 제 8 장 배 전 리 의 규 제 전반적으로 DER은폭넓은새로운수단을 DSO에제공하지만 DSO는이를효율적으로사용하기위해적극적인역할을다할필요가있다. 이것은 TSO가수급밸런싱과보조서비스를촉진하기위해하는것과유사한조달절차를통해가능하다. DER 기술은소매사업자나수요관리사업자와같은다른시장주체에대해서도서비스를제공하며, 그들은 TSO의보조서비스에이를사용하거나전매할수도있다. 따라서 DSO는 DER 서비스의다른전력시장참여자와직접경쟁하는데, 이는 DSO가시장촉진자로서의역할을남용할위험성을의미한다. 그러므로배전수준에서명확히정의된전력시스템서비스를 DSO가투명한방법으로조달할수있도록새로운시장플랫폼을장려하기위한명확한규제가필요하다. DSO 와 TSO 의양방향협력 DER 도입률이높아지면, TSO와 DSO간의구조화된정보교환이필요해질것이다. 재생에너지 ( 특히출력변동이큰풍력과 PV) 가특정지역에집중된나라에서는배전망에서송전망으로의조류흐름이송전망의부담을증가시킨다. 그러므로 DSO의계획과관리를 TSO가고려할수있도록두시스템사이의공조와커뮤니케이션고도화가필요하다. 전력시스템의수급조정을위해집중형발전소는 TSO에운전계획을보내지만배전단계에서 DSO는현재분산형발전기로부터동일데이터를받는시스템이없다. DSO가분산형발전의예측과계획에대한정보를취득한다면 DSO는지역배전망제약을관리할수있게된다. 이정보에기반을둔 DSO의행동은송전망관리에유용하지만, 때때로송전망운영을더복잡하게만들수있다. 마찬가지로기간전력시스템의밸런싱시장에참여하고있는유연한전원은 DSO 수준에예상 치못한혼잡을일으킬수있다. 따라서한쪽의행동이다른쪽에새로운걸림돌이되지않도록 긴밀한협력이단기시장운영에서필요하다. 송전과배전사이의양방향인터페이스는전력시스템의계획수립과단기운영에서위한보다 고도화된협동을필요로한다. 307

307 전 력 시 장 의 리 파 워 링 재생에너지를포함한배전망의투자계획 배전망계획에서한가지중요한측면은재생에너지전원출력삭감이나억제기능이다. 배전 사업자에게분산자원의제어및억제능력을한정된범위로갖게한다면기반시설을강화하는 비용은크게절감되고그에따라풍력이나 PV 의통합을가속화할수있다. 몇몇규제구조에서는배전망개발자가재생에너지발전의전량을배전망으로통합시키기위해재생에너지전원접속을설계하고전력시스템전체의혼잡을완화하는것과더불어, 재생에너지발전기에게사라진수익을보상할의무가있다. 이방법에서는재생에너지발전기에대한추가투자확실성을보증하는한편, 새로운비경제적배전망투자결정으로이어질수있어결과적으로전력시스템과그이용자에게과도한비용이들수있다. 유럽차원에서는배전망기반시설투자가보통풍력과 PV발전의 100% 연계를가능하게할필요성에의해생긴다. 독일의연간육상풍력설비이용률은약 25% 에달한다. 풍력발전용량전체의연간설비이용률곡선 ( 풍력지속곡선 )( 그림 8.6) 은급격한감소를보이는데, 이는설비이용률이 50% 를넘는것은연간 500시간미만임을나타낸다. 그러나이급격한감소는또한연간설비이용률이가장높은 220시간의발전이연간풍력발전량의 10% 의기여에머무르는것을나타내고있다. 이점에서, 비용대비효과를평가해효율적인배전망인프라투자결정을하는것은분명히중요하다. 그림 8.6 독일풍력발전의연간출력지속곡선 출 처 : EEX transparency. 308

308 제 8 장 배 전 리 의 규 제 몇시간동안의높은출력대비를목적으로한배전망증강을피하기위해풍력이나 PV 발전 과같은재생에너지의관리가고려되어야한다. 이짧은시간동안의최대발전량에맞추어배 전망인프라를확장하는것은비용대비이익에적합하지않는투자가된다. 배전망계획측면에서는풍력과 PV 발전량감축요구사항이고려되어야한다. 전력망의관리측면에서는 TSO가일정수준의유연성을일상적으로가질수있도록 DSO는재생에너지의발전을더욱감축할수있어야한다. 이러한출력억제의효율성을보장하고각발전기가편중되게출력억제를받지않도록, 정지순서는경제적, 기술적기준을따라야할필요가있다. 이렇게함으로써저비용으로공급안정을확보할수있다. 규제체계는배전망운영자들간의차이도고려할필요가있다. 풍력발전이나 PV의확대로필요한배전망투자는전력시스템전체에고루분포하지는않는다. 배전망확장에미치는영향은필연적으로차이가생긴다. 배전망의구성과스마트기술을활용한관리에대한결정권은지역적인수준인 DSO에있어야한다. 배전망계획, 발전운영관리, 새로운전압조정변압기의도입등을적절히조합하면배전망보강의필요성을줄일수있다. 예를들면독일의경우비용은 20%, 배전망의확장은 60% 정도를삭감할수있다고하는연구결과가있다 (DENA, 2012). 그러므로비용효과의측면에서규제는통합계획과스마트기술모두를촉진해야한다. 더고도화된계획을이용하면전체비용을절감할수있는한편운전비용은증가한다. 결과적으로, 운전비용을삭감해단기적이익에중점을두는 DSO에게혜택을주는규제체계는도움이되지않을것이다. 그러나규제기관에게투자규제는어려운과제로남아있다. 배전망투자는비싸고일정규모단위로이루어지며규모도작아규제기관과피규제기관간에투자비용에관한정보의비대칭성이생긴다. 더욱복잡한것은투자는분산형자원의장래도입가능성의예상에근거해시행해야한다는것이다. 허용수익금의규제 규제되는활동의정의와투자계획승인후에는허용수익결정이경제적규제의근간이 309

309 전 력 시 장 의 리 파 워 링 다. 규제된수익은규제기관에의해서 ( 프랑스, 스페인 ) 또는피규제회사에의해서 ( 독일, 영국 ) 배전망가격을계산하는데사용된다. 아래그림 8.7과같이수익은자산의감가상각과자본의보수측면에서배전망의투자비용과관련이있다. 배전망관리가매우자본집약적인활동임을감안하면이는놀랄일이아니다. 실제로, 규제기관은피규제기업에대해서비대칭적인정보를기반으로투자를승인한다. 이것은이후수십년에걸쳐허용수익금과배전망요금을높이는과잉투자를초래할수있는어려운일이다. 그림 8.7 프랑스배전사업자 (ERDF) 의 2014 년 ~17 년허용수익과투자계획 참 고 : (e) 는 estimate ( 급 정 치 ) 출처 : CRE, 현재의배전망요금은배전기능의범위, 지리적요인 ( 단가는인구밀도가높은나라일수록낮다.), 배전망의연식등에따라많은나라에서전기요금의 20%~40% 를차지한다. OECD 각국의기존배전망은 1960년 ~1970년대에주로건설되었는데이는설비의대부분이상각을마쳐요금이비교적낮게유지되고있음을의미한다. 앞으로전기요금은대규모배전망투자에의해크게상승할것으로전망된다. 예를들면호주에서는남호주주, 퀸즐랜드주, 뉴사우스웨일스주의송배전요금은 2008/09 년과 2014/15 년사이에 2배이상늘어났다. 이요금상승은경제의저성장, 에너지효율개선, 배전사업자에의한청구기준의완화로이어지는계량기후단의발전 ( 제9장참조 ) 등의복합적시유로인하여전력시스템의전력소비가거의안정되었지만종종줄어들때에발생했다. 어느시점에서, 규제기관이허용수익액을결정할때송배전망투자의무시할수없는좌초위험을피하기위해소비자로부터거둬드리는수익액을인상할수있다는것을염두에둘필요가있다. 310

310 제 8 장 배 전 리 의 규 제 그림 8.8 호주의일부주의송배전망요금의변천 Notes: NSW 는 New So로t를 Wales사 선합통 는 선로eensland사 SA 는 So로t를 A로straliaAS 사 는 asmania사 VIC 는 Victoria. 출 처 : C 수 E, 2015 DER, 특히풍력발전과 PV에서의역할이늘어나면서 DSO의총비용도영향을받는다. ICT 와 DER이배전망을더잘운영하여국지적혼잡을최소화할수있도록하는새로운일련의수단을만들어낼가망성이있지만, DER을접속함에따라서새로운전력조류, 전력조류의변동성, 수요변동등에대처하기위한배전망투자가필요하다. 이러한맥락에서 DSO의운영비용 (OPEX) 과자본비용 (CAPEX) 사이의균형또한변화하기시작했다. DER이제공하는서비스로비용이더드는내부운영을대체할수있기때문에운영비용단가를절감할수있을것이다. 자본비용의관점에서는 DER의활용에의한배전선수요를줄임으로써투자수준을제한할수있다. 한편더스마트한배전망에는역시스마트기기에대한추가적인투자가필요하다. 전통적인인센티브기반의규제에서 DSO에대한보수는보통일정기간의특정범위의서비스에대해서규제를받는다. 대응하는자본비용과운영비용은개별적으로나일괄해서총비용 (TOTEX) 로다루어진다. 배전망기술의장래투자를규제하는데있어서직면한실무상의문제중하나는어떤규제기간에투자가진행되고투자에대한편익은그다음규제기간에처음으로전액회수가가능하다는것이다. 이회계문제는혁신기술투자에방해가될가능성이있어규제기간의변경, 벤치마크절차의개선, 산출물기반규제의역할증대와같은규제개선을필요로한다. 311

311 전 력 시 장 의 리 파 워 링 배전망참조모델을이용하여효율적인배전비용추정과배전망계획을하는혁신적인배전망투자평가방법이스페인에서도입되었다. 이방법은운영비용과자본비용에대한전통적인벤치마크방식의대안이될수있다. 다른방법으로영국에서는성과기반규제와규제기간연장이스마트인프라에대한 DSO의투자촉진을위해도입되었다. 벤치마킹 DSO 의비용벤치마킹은적정인센티브를주기위한규제설계의중요한부분이며, 이는 인센티브규제 로알려진다. 벤치마킹을위한정보수집으로규제기관은 DSO 의비용구조 에대해보다깊이있게살펴볼수있다. DSO는재생에너지와분산형발전에의한상반된과제에직면하고있어벤치마킹상의지표나평가기준의선택이중요하다. 특히, 벤치마킹이 DSO의전체적인효율성을사실적으로보여주도록더스마트한배전망설비투자를고려할필요가있다. 첨단기술에의한대안이비용이덜들고, 배전망증가를줄일수있고, 배전망의효율적인사용을유도할수있기때문에배전망이단순히길어지는것만이최적의대책은아니다. 오늘날배전망과가스망의규제구조는단순하고상당히유사하다. 즉, 효율을평가하고어떻게효율을수익으로환산하느냐에초점이맞춰지고있다. 인센티브규제구조를잘구축하느냐의여부는정보수집, 감사, 회계방법등에좌우된다. 즉비용에대한벤치마킹이기본이된다. 인센티브규제구조는이점에서전통적인서비스비용규제나수익률규제와공통점을갖고있다 (Joshow, 2008). 벤치마킹을통해 DSO 의성과를다른동급 DSO 의성과와비교하고상대적인성과에따라 페널티나보상을평가한다. 예를들어규제기관은다수의유사한사업자를파악하여이들의 비용효과를비교해다음과같이규제할수있다. 가장효율적인운영자가벤치마크기준이되며, 이운영자는확인된비용을 100% 회수하 는것이허용되며, 그와동시에비용절감에따른이익을거두어들일수있다. 효율성이낮은운영자는차기규제기간에더낮은비율의초기비용회수만인정받는다. 배전망운영자에대한벤치마킹시주요과제중하나는각자가직면하고있는환경이다르다 312

312 제 8 장 배 전 리 의 규 제 는것이다. 즉운영자의상황이비슷하다는것을확인하고운영자가제어할수없지만정량화되 어야만하는모든차이를보정하는통계기법을이용하는것이중요하다. 소규모 DSO 에대한 OECD 국가의몇몇배전망규제에서는규제비용절감을위해서벤치마 킹절차를면제하거나단순화하는것이허용된다. 그러나공정한대우를보장하는것이중요하 다. 즉면제와단순화의범위는한정적이어야만한다. 규제기간연장 규제기간의길이는인센티브규제의중요한요소이다. 한편규제기간은배전망소유자가비용을줄일수있고그결과적정한규제기간으로이익을얻을수있도록충분히길어야한다. 반면에규제기간이길수록고객은더좋은결과의이익을얻기위해더오래기다려야한다. 그러므로 OECD국가들의규제기간은 4년에서 5년정도이다. 배전망규제의역사가긴국가들에서는효율적인이익을실현하는주요방법이이미진행되어왔다. 이들국가에서는규제기간을늘림으로서일정한이익을가져올가능성이있다. 시간범위를좀더길게함으로써배전사업자의인센티브가더잘기능하게된다. 왜냐하면배전사업자는더장기적인투자및경영의사결정에의해이익을더많이얻을수있기때문이다. 규제확실성을높이는것또한배전망계획을개선하고혁신적인투자를키우는데도움이된다고본다. 입력물기반對산출물기반규제 인센티브규제는비효율적경영이이루어진이후에비용을삭감하는방식으로효율향상을가져왔다. 대부분의현행규제체제는오늘날 DSO끼리그리고자체의과거성과와비교하는데에초점을맞췄다. 배전망규제의초점은이를넘어더진화시키는것이다. 향후 DSO는새로운기능을수행하고분산형발전의변화에대처할것으로기대된다. DSO는최소의비용으로배전망의효율성과안정성을유지하기위한투자를실시할필요가있지만현재규제구조의대부분은모든기술적또는경영상의옵션을활용할수있는인센티브를 DSO에주도록되어있지않다. 현재까지의성공은최적의성과로평가된적이거의없다. 몇몇규제제도에서는배전망의 313

313 전 력 시 장 의 리 파 워 링 품질을높게유지하도록하기위해품질요소가인센티브규제에추가되어있다. 그러나이요 소는통상적으로중요도가낮은규칙이다. 왜냐하면대부분의 OECD 국가에서낮은품질이문제 가되었던적은없었기때문이다. 배전망규제는 DSO가성과에더주목하도록더큰인센티브를부여해야한다. 산출물기반모델은고객가치나서비스품질과같은장기적인결과를위해서노력하는방향으로 DSO의초점을옮기는것이다. 규제체계는사회의요구에대한기여를반영한것이어야한다. 이관점에서, 측정된 DSO의산출물은투명성이있어평가와계측을쉽게할수있는광범위한정량지표들을포함해야한다. 표 8.3은그러한산출물지표를열거한목록을나타낸다. 표 8.3 배전망운영자 (DNO) 성과평가를위한산출물예시목록 환경 DNO 운영및고객에의한환경영향을최소화하기위한방법 : 저탄소화기술이적절한가격 으로시기적절하게접속됨을보증하는것, 손실의관리, 기업의탄소발자국최소화, 이외 의배출량최소화, 멋진자연과국립공원등아름다운경관에대한이해관계자기반의방법활용, 지방자치단체의통합에너지계획에관한 DNO 가할수있는잠재적인모든역할의장려. 신뢰도 현재와미래의고객에대한운영성과를유지하기위해기존의신뢰성지표를개선하고산출물지표가배전망의리스크와제약을포함하도록확장. 정전시간에관한인센티브계획과보증된기준을이용하여신뢰도에따라인센티브를주고서비스에관한실적지표가가장나빠진고객에주위를기울이는것 접속 고객과판매사업자를적시에비용효과적으로연결하고투명한방법으로고품질의전력정보를제공, 산출물기준또는인센티브의방법으로접속지연의사회적비용을포함하는것. 고객서비스고객만족도의광범위한측정을통해고객만족도수준유지. 안전성영국안전위생청의요청준수. 사회적의무연료빈곤층에대한대응계획. 출 처 : Ofgem, 이개요에서산출물파라미터의설정은그지표에관한과거실적이없다면어려운일임을 알수있다. 게다가인센티브간에틈이생기는것을막기위해서다양한파라미터를만들어 낼필요가있다. 그렇지않으면 DSO 가어떤특정지역과측정기준에만주목하고인센티브에는 314

314 제 8 장 배 전 리 의 규 제 포함되지않았던다른중요한영역을무시할수있다. 더욱인식해야할것은순수하게산출물기반방식으로는 DSO 측에과다한리스크를줄수 있다는것이다. DSO 의중요한기능과그부문의막대한투자소요를고려한다면입력물도계속 규제할필요가있다. 입력물파라미터와산출물파라미터의균형을유지하는것이중요하다. 인센티브기반규제에서산출물기반규제로의전환을관리하는것은피규제기업에더불확 실성을낳는다. 이전환을순조롭게추진하기위해서산출물기반성과지표를배전망서비스 품질규제의한요소로서단계적으로도입할수있다. 인센티브의대칭성 : 중요한요소 대체로인센티브에바탕을둔규제에있어서인센티브는다음을전제로설정된다. 즉, DSO는배전망을운영하고그것에투자할의무가있으므로그비용을회수하고투자에대한충분한이익을얻을기회가주어져야한다. 이인센티브는단방향이고네거티브방식이다. 즉, 어떤요건이충족되지않으면수익이감소한다. 이방법에서 DSO는이미충분한자기자본수익률을얻을수있기때문에규제기관은긍정적인센티브가불필요한이익이라고여긴다. 이방법의결과는 DSO가기본적의무와실제가해지는모든품질규제를달성할수있는범위에서가급적지출을삭감하게되는것이다. 과거에이방법은송배전망의효율향상에좋은성과를올려왔다. 그러나배전망의 ' 스마트화 ' 가증가하는가운데, 이방식으로는더나은서비스를제공하고전반적인경제적목표를충족시킬수있는인센티브가제공되지않는다. 배전망범위의변화중특히신기술투자필요성에따라인센티브에관해더대칭적인방법을생각할필요가있다. DSO는혁신과고객서비스향상면에서좋은결과를냈다면보상받아야마땅하다. 단기적인비용절감을확실히하고정책산출물을전반적으로달성할있도록규제체계는입력물수준을최적화시킬필요가있다. 자본비용대운영비용 : 혁신을위한규제 현재규제는설비투자를합리적인수익률로보상한다. 이방법에서는 DSO 가지속적이고더 스마트한배전망에투자했을때의인센티브가없다. 오히려 DSO 는배전선용량을증가시키기 315

315 전 력 시 장 의 리 파 워 링 위해더저렴한해결책을찾았을수있더라도전통적인배전망자산에대한투자를계속한다. 이는장래의 DER 의효율적이용에는어긋난다. 그러므로규제측은 DSO 가규제목적달성을 위해자본비용과운영비용을효율적으로배분할수있도록하는방법을고려하여야한다. DSO는실패위험이나효율저하가충분히적고, 규제과정에서사용되는벤치마킹에영향을미치지않는경우에만혁신적이고스마트한기술에일반적으로투자한다. 여기서문제는 DSO 가규제기간에충분한이익을확보할수있는것에만투자를결정한다는것이다. 더스마트한배전망기술에대한추가투자를촉진하기위해서는추가적인인센티브나지원이필요하게될가능성이있다. 글상자 8.3 영국의산출물규제 영국의배전망운영자 (DNO: Distribution Network Operators) 는 24.2만 의약 2800만고객에게전력을공급하고있다. 배전망은 132kV까지로길이가 76.7만 에이른다. 영국에서는 14개의 DNO가배전망을운영하며그것은여섯개사기업에의해소유, 운영되고있다. DNO의고객규모는 60만에서 330만까지다양하다. 영국은 1990년대초에시행된소위 RPI-X규제를통해인센티브규제에대한폭넓은경험을가지고있으며, 그후 10년간그것의감시와벤치마킹을개선해왔다. 산출물에대한초기인센티브와신규투자에대한추가인센티브가혁신과사회적및환경적책임을촉진하기위해시행되었다 년에는 RIIO( 수익 = 인센티브 + 혁신 + 산출물 ) 절차가배전망의효율적운영만이아니라혁 신과투자에관심을중대시키기위해서시작되었다. 규제기간을 8년으로연장하는것은 DNO가장기적인계획을가지도록동기를부여하는것을목적으로한다. 산출물지표에대한의존성이높아지는것과관련하여, 연장된규제기간은 DNO에게명료한정책목표로향하는노력을하도록강한신호를보내야만한다. 또한수익상한, 통제불능비용, 불확실성및투자부족등을매년재조사할수있도록하는형태의안전망도구현되었다. 산출물요소외에이절차는 DNO에게수입을안겨줄수있는인센티브를포함한다. 이에따라서산출물에대한관심이증가한다. 총비용 (TOTEX) 에의한방법은전체비용절감과동등한인센티브를낳는것을목적으로한다. 덧붙여, 혁신에의한높은 316

316 제 8 장 배 전 리 의 규 제 투자위험이있음을증명하면 Ofgem 은가중평균자본비용 (WACC: Weighted average cost of capital) 을증가시킬수있다 (Ofgem, 2010). 가장중요한변화는산출물기반의인센티브시스템으로가는것이다. DNO 는이산출물에 대한요구목표를달성하면금전적비금전적보상을받을수있다. 다음의산출물파라미터가 고려된다. 비금전적보상은예를들면평판을좌우하는정보의공개이다. 금전적인센티브는수익한도의증감또는허용수익률의증감으로부터나온다. 공급신뢰도는전력시스템의평균연간사고정전건수 (SAIFI: system average interruption frequency index) 및연간사고정전시간 (SAIDI: system average interruption duration index) 으로계산된다. 가능한수익의증감은가중평균자본비용 (WACC) 의 ±1.5% 에서 ±2% 이다. 새로운제도의최초규제기간은전력과가스부문 TSO에대해서는 2013년에, 전력부문 DNO에대해서는 2015년에적용되기시작했기때문에, 비용과결과는아직평가할수없다. 배전망운영자의수가비교적적기때문에 Ofgem은향후각배전망운영자를신중하게평가할수있을것이다. 혁신을위한인센티브는혁신적사업과실증시험에금전적지원을위한입찰형식을취하는경우가있다. 공적자금으로이뤄질경우이시험결과는다른 DSO에게도공개된다. 영국에서는혁신을두가지방법으로지원하고있다. 첫째는전력망운영자가국가규제기관인 Ofgem ( 영국가스전력시장국 ) 에대해서뛰어난혁신적전략임을증명하면그자기자본비용수익률을 0.5% 에서 1% 까지올릴수있다. 둘째, 전력망운영자는 전력망혁신경쟁프로그램 ( 송배전망운영자용 ) 을통해혁신보조금입찰에참가할수있다. 현재규제기간의최초의 2년간은 1년에 9,000만영국파운드가확보되어있다. 전력망운영자는최대 3개의프로젝트를제출할수있고 1개프로젝트당최대 1,000만영국파운드를받을수있다. 보다성숙한기술일지라도 DSO에게통상적인기술에대한투자보다여전히위험이더높을수있다. 따라서이의실시와보급에는추가적인인센티브가필요할수있다. 2011년이탈리아에서는배전망의현대화를위해가중평균자본비용에추가적인보수를도입하여부하및발전설비와전기자동차충전기의제어, 규제, 관리를촉진하였다. 317

317 전 력 시 장 의 리 파 워 링 결론 배전망의역할은변화하고있다. 역사적으로 DSO는거의전기를송전차원에서최종고객까지한방향으로전달하는통로를제공했다. 장래에배전망은크게세가지과제에직면할것이다. 즉, 현재의새로운가변성에너지자원과향후의전기자동차를전력망에통합하는것, 고객의시장참여를촉진하는것, 기간송전망및도매전력시장과연계하는것이다. 이들과제에모두대응하기위해서는규제체계가다수의특성이다른배전망을효율적으로다룰수있게설계되어야한다. ICT의도입은매우중요하다. 이것에의해서시장참여자, DSO, 혹은제3자조차분산형자원관리와관련된새로운업무들을할수있게되었다. 풍력발전이나 PV와같은가변성재생에너지원의출력제어와관리가능성을계획단계에서고려하여값비싼배전망보강사업을피할수있도록해야한다. 그러나배전사업자의투자의사결정은규제에의한인센티브에의해서형성되고지속된다. 국지적투자적합성평가는어느것이든규제기관에있어서는매우어려운일이며그결정은 DSO차원에서결정되어야한다. 이런관점에서, 배전망규제에추가적인산출물파라미터를도입하는것은배전망구조에필요한변화를촉진하며스마트기술의추가도입에대한인센티브를제공한다. DER 의도입이늘면서송배전요금의설계와구조의재구성은매우중요한과제이다. 제 9 장 에서더논의하도록한다. 318

318 제 8 장 배 전 리 의 규 제 참고문헌 BMWi (Federal Ministry of Economy and Energy) (2014), Moderne Verteilernetze für Deutschland [Modern distribution networks for Germany], study commissioned by the Federal Ministry of Economy and Energy (BMWi], BnetzA (2013), Genehmiung des Szenarioahmens fuer die Netzentwicklungsplanung und Offshore- Netzentwicklungsplanung, Charlie/Szenariorahmen/Szenariorahmen2024_Genehmigung.pdf? blob=publication File. CEC (California Energy Commission) ( 2013), Integrated Energy Policy Report 2013, F.pdf. CEC (2009), Transportation energy forecasts and analyses for the 2009 integrated energy policy report, PDF. CEER (Council of European Energy Regulators)(2015), The Future Role of DSOs: A CEER Conclusions Paper, Cross-Sectoral/Tab1/C15-DSO-16-03_DSO%20Conclusions_13%20July% pdf. CME (2015), Network tariffs applicable to households in Australia: Empirical evidence, ICS-.pdf. 319

319 전 력 시 장 의 리 파 워 링 CRE (2013), Projet de décision relative aux tarifs d utilisation d un réseau public d électricité dans le domaine de tension HTA ou BT, Délibération de la Commission de Régulation de l Energie du 13 Novembre 2013 [Draft decision on the tariffs for the use of a public electricity network in the area of voltage HTA or BT, Deliberation of the Committee of Regulation of energy from 13 November 2013], ation. DENA (German Energy Agency) (2012), Integration der erneuerbaren Energien in den deutschen/europäischen Strommarkt [Integration of renewable energies in the German/European electricity market], Deutsche Energie-Agentur GmbH, n_ee.pdf. Eurelectric (2013), Power Distribution in Europe Facts & Figures, Union of the Electricity Industry ICCT (International Council on Clean Transportation) (2013), Electric vehicle grid integration in the U.S., Europe, and China: Challenges and choices for electricity and transportation policy, IEA (2014a), World Energy Investment Outlook, OECD/IEA, Paris. IEA (2014b), World Energy Outlook 2014, OECD/IEA, Paris. IEA (2013), Electricity networks: Infrastructure and operations too complex for a resource? OECD/IEA, Paris, IEA (2011), Technology Roadmap: Energy Efficient Buildings: Heating and Cooling 320

320 제 8 장 배 전 리 의 규 제 Equipment, OECD/ IEA, Paris, France. Joskow, P (2008), Incentive Regulation and Its Application to Electricity Networks, NREL (2010), Plug-in electric vehicle infrastructure: A foundation for electrified transportation, Massimiano, M. (2015), Autorità per l Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico, personal communication. Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) (2012), Open letter consultation on the way forward for the next electricity distribution price control review RIIO-ED1 Ofgem (2010), RIIO: A new way to regulate networks, Factsheet, Vogelsang (2002), A 20-year perspective on incentive regulation for public utilities, 321

321 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제 9 장 소 택 요 할 요약 소비자는도매전력요금이아니라실제로받은소매전기요금가격신호를토대로소비와투자결정을실행한다. 많은국가에서, 추가부담금을재원으로저탄소정책을시행하고그로인해최종소매전기요금은상승하게된다. 에너지요금은모든전력비용의일부일뿐으로, 예로유럽에서는 43% 이다. 소매사업자간경쟁은많은시장에서도입되었지만, 여전히서비스와요금에서혁신을장려하기위해소매경쟁의장벽이최소화되어야한다. 한편, 지붕설치 PV와에너지저장장치같은분산형자원은계량기후단에급속도로도입되고있으며, 전력요금을절약하는방법이될수있다. 이러한자가소비자는송배전망에접속되어있다고해도송배전망비용을덜유발할수있다. 이는분배효과를지녀전력계통의지속가능성에영향을줄가능성이있다. 이때문에소매요금개혁이절실히필요하다. 소매요금은시간과장소에맞게송배전망사용자와분산형자원양쪽에적정한인센티브를줄필요가있다. 특히송배전요금은인프라비용을회수하도록해야한다. 송배전망의효율적사용을위한신호를보내고모든이용자에게비용을배분하는간단하고투명한방식으로산출되어야한다. 지역의발전량을반영한실시간가격제도개발은분산형자원의투자, 운영을위한적절한신호를주기위해서촉진되어야한다. 소매전력요금은발전비용과공급비용, 소매사업자의이익, 송배전요금, 계량과결제비용, 에너지세금등일정범위변수의합으로결정된다. 탈탄소화의맥락에서소매요금은탈탄소화에관련된비용신호를최종소비자에게전달한다. 소매요금은이상적으로는소비와투자결정을이끌어내어비용의절감과보다효율적인투자에기여한다. 계량기후단의분산형발전및수요반응의비용감소에따라소매요금수준과구조는소비자 322

322 제 9 장 소 택 요 할 의선택기회와응답성향상을반영하도록진화할필요가있다. 그래서소비자를가격탄력성이없는전기요금지불자로취급하는사고방식에서벗어나는것이중요하다. 그대신소매요금은계량기후단의발전과저장에대한의사결정에효과적인신호를보내기위해서전력의가치가변동한다는사실을반영해야한다. 이번장은제9.1절에서소매경쟁의역할과소매요금의진화에대한설명으로시작한다. 제9.2절에서는동적가격제도의도입및에너지세제와송배전요금의개혁을포함한소매요금개혁에대해서말한다. 9.1 소매요금 : 경쟁과계량기후단의발전 소매요금의변천 전기요금은산업용 ( 그림 9.1) 이든가정용이든탈탄소화에따라오를것으로예상된다. 탈탄소화로도매전력가격이저하하는경향이있지만 ( 제2장 ), 유럽에서의전력세금및저탄소정책에대한자금지원을위한추가부담금은증가할것으로생각된다 ( 그림 9.1). 한편미국에서탄소가격이현재설정되지않은곳, 천연가스가격이낮은곳, 또는재생에너지의이익이주로세액공제인곳은, 전기요금이대부분의유럽국가보다낮게움직일것으로예상된다. 그림 9.1 신정책시나리오 (NPS) 에서의 EU 산업부문의평균전기료와비용내역 단 기 도 택 전 력 가 격 이 기 초 비 용 을 제 전 게 반 영 하 지 있 할 수 있 어, 오 었 다 유. 연 합 의 경 우 처 이 자 본 회 수 가 파 출 분 한 수 준 에 서 그 A 가 능 성 이 있 다. 출 처 : IEA, 2015a. 323

323 전 력 시 장 의 리 파 워 링 최종소비자의전기요금에는커다란불일치가있다. 일반적으로요금은네개의주요구성요소즉발전, 송배전, 전력세금, 부가가치세 57) 로분류할수있다. 각요소의상대적크기는나라마다다르다. 예를들면 2012년에는유럽의평균전기요금전체지출에서소매사업자의이익을포함한발전비용은불과 43% 이며, 송배전부분이 30%, 전력세가 13%, 부가가치세가 14% 였다 (Vassa ETT, 2013). 이런상황에서는도매전력가격이나발전사업자비용이어떻게변해도소비자가내는요금에는별로영향을미치지못한다. 그결과소매요금은국가별, 소비부문별로크게달라지는세제체계에의해중대한영향을받게될수있다. 예를들어그림 9.2와같이독일의요금은상당한세금과부가금에의해전력소비가비과세인미국과비교해훨씬높아졌다. 지금까지의추세를보아도요금증가율은독일의전력계통이더높다. 미국은주에따라다르지만재생에너지공급의무화제도 (RPS: Renewable Protfolio Standard) 제도의일부비용이나기타재생에너지투자비용이전기요금인상형태로소비자에게전가되어왔다. 연방정부의많은정책이나주에따른인센티브는재생에너지비용을소비자에게비용을직접부담시키지않고낮출수있다. 유럽의여러나라는 EU 지침 (Directive 2009/28/EC) 에따라서고정가격매입제도또는 재생에너지의무화와같은기타지원계획에대한자금조달을위해서소매요금에부과금또는 전력세금을가해왔다. 그림 9.2 미국, 프랑스, 독일의평균가정용전기요금추이 출 처 : IEA, 2015b 57) 미국에서는부가가치세 (VAT) 가없다. 324

324 제 9 장 소 택 요 할 예를들면, 독일의재생에너지법 (EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz) 에따라이른바 EEG 부가금 은재생에너지가송배전망에접속하는비용을회수하도록해준다. 이법은독일의판매사업자는 EEG 설비로생산된전력을구입할의무가있음을규정하고있다. 그림 9.3 에서는 EEG 부가금이증가하고있음을보여주고있다. 그러나독일시장으로유입되는대량의재생에너지가도매전력시장의전력비용을실제로감소시키고있다. 소매요금상승은가정용전력소비자가이러한가격하락의혜택을받고있지못함을보여주고있다. 프랑스에서는전력회사가공공서비스의무를수행할때발생한비용을회수할수있도록전력공공서비스기금 (CSPE: Public Electricity Service Contribution) 이고객에게부과되고있다. 총 CSPE 중 71% 는재생에너지와열병합 58) 발전에대한융자, 5.5% 는사회전기요금, 23.5% 는국가전체요금균등화에사용되고있다 (U. Lomas, 2013). 그림 9.3에서볼수있듯 CSPE는현재 19.5유로 /MWh에한정되어있으며, 이액수는아직공공서비스의무의총비용인 25.9유로 /MWh보다낮다. 그림 9.3 프랑스 (CSPE) 와독일 (EEG) 의 MWh 당부과금추이 출 처 : CRE, 2015 사 B 로 ndesnet 공 agent 로 r, 2010, 2011, 2012, 2013 and 이러한요소의수준을고려하면, 경쟁이작용하는곳은 EU의가정용전기요금의 50% 미만이다. 더욱이규제된부분들은에너지정책비용과세금으로인해증가할것으로예상된다. 이는소매사업자사이의경쟁에서도, 계량기후단의발전에서나타나는경쟁에대해서도함의하는바가있다. 58) 열병합 (co-generation) 이란열과전력을함께생산하는것을말한다. 325

325 전 력 시 장 의 리 파 워 링 소매경쟁 전력시장전반에서소매경쟁의도입정도는크게다르다. 예를들면미국에서는 50개주가운데 29개주에서는소매경쟁이존재하지않는다 (Borenstein and Pushnell, 2015년 ). 소매선택프로그램이있는 21개주에서는거의모든활동이북동부에집중되어있고전력소비에서도미국내에서큰비중을차지한다. 주목할만한선두주자는텍사스州로세계경쟁시장에서지속적으로상위를차지하고있는시장중하나이며, 소매전력판매자 59) 매출이전체소매매출의 60% 를넘는수준을보이고있다. 그림 9.4는각주의총소매전력매출액대비소매전력사업자의사업자매출비율을나타낸다. 그림 9.4 미국의소매판매사업자의매출비중 59) 소매전력사업자 (A retail power marketer) 는전력을사고파는마케팅에종사하는기업체로정의된다. 소매전력사업자는보통발 송전설비를보유하지않는다. 이러한기업체는연방에너지규제위원회 (FERC: Federal Energy Regulatory Commission) 에소매전력사업자자격신청서를제출한다. ( 출처 : The Retail Energy Supply Association). 326

326 제 9 장 소 택 요 할 유럽에서는 EU 지침 2003/54/EC 에따라소매경쟁이모든회원국에서의무적이다. 그러나소매경쟁의강도는나라마다크게다르다. 유럽위원회및규제기관의노력에도불구하고전력이라는상품이고유성이부족하고균일하며차별화의여지가제한되어있기때문에신규사업자의시장점유율은아직도비교적한정되어있다. 평균전기요금의불과 43% 만이에너지가격 ( 그리고소매사업자의영업비용 ) 이고경쟁에노출되어있으므로, 소매사업자전환 (switching) 에의한소비자관점에서의이익은대체로미미하다. 소매사업자전환 (switching) 은보통요금또는서비스혹은그양쪽이소비자가전환하기에충분히매력적인때에만일어나므로, 일정기간소비자의전환횟수는시장경쟁정도의지표가될수있다. 그러나어느시장이든전환방법이얼마나간단하느냐가전환율에크게영향을미친다는점을유의해야한다. 전환율이중간이나낮은정도라면소매사업자가현재소비자를고객으로묶어두는데성공했다는것을보여준다. 사람들은일반적으로전환절차의번거로움을피하고싶으므로최저가보증전략, 경쟁력있는보상프로그램, 고객의계약협상의유연성등은매력적이다. 전환율을정리한예를그림 9.5에나타낸다 (VaasaETT, 2015). 60) 2014년에무려 19% 의전환율을기록한뉴질랜드는수년동안상위를차지하고있다. 한편유럽에서는벨기에가주요견인차가되고있다. 양국모두전환활동은헌신적이고협력적인규제기관, 공공의식제고캠페인및활발한마케팅활동에의해강화되어왔다 (Metering International, 2013). 60) 소비자가현소매사업자가아니라다른소매사업자로전환한경우에만전환은기록된다. 전환은다시전환된경우도추가적으로포함하는데, 즉같은기간동안이라해도소비자가여러번전환한경우와다시전환해이전의소매사업자로되돌아와도그것을전환에포함시킨다. 327

327 전 력 시 장 의 리 파 워 링 그림 9.5 대표국가에서 2014 년의소매사업자전환율 발 Co 로 ntries wit 를 2013 data. 출 처 : VaasaE, 소비자전환을방해하는요인으로잠재적인절약에대한인식부족을포함할수있다. 특히전환으로인한절약비용이전기요금에서극히소액에한정되어있는경우는더그렇다. 한연구 (VaasaETT, 2013) 에따르면, EU 회원 15개국 61) 의가정용전기사용자가표준계약을종료하고 2012년에가장저렴한전기요금으로전환했을경우 14% 의전기요금을절약했을가능성이있다. 한편소비자가전기요금절약이가능함을알고있다고해도전환절차가복잡하게느껴져전환의욕이꺾일가능성도있다. 또하나의큰요인은소비자의현소매사업자에대한충성도인데, 특히소매사업자의경쟁 에지자체공급업체들이있을때그러하다. 소비자들은다른소매업체, 특히신규진입업체들 이정전시에적절한기술지원과서비스를제공하지못할수도있다는인상이있을수있어 61) 오스트리아, 벨기에, 덴마크, 핀란드, 프랑스, 독일, 영국, 그리스, 아일랜드, 이탈리아, 룩셈부르크, 네덜란드, 포르투갈, 스페인, 스웨덴 328

328 제 9 장 소 택 요 할 자신이알고있거나신뢰하는지자체공급업체를고집하는경향이있다. 규제요금의단계적폐지 규제요금은자유화된전력시장의대부분에서경쟁적인소매요금과공존하고있다. 예컨대가정용최종소비자를대상으로하는규제요금은 2013년 12월시점에서 EU 회원 28개국중 15개국에존재했다 (ACER/CEER, 2013). 몇몇전력시장에서소매경쟁은특정용량이상의고전압소비자만이용가능하며그로인해가정소비자들은아직규제요금하에있다. 예를들어일본에서는 2000년에초고압의소비자 (2MW이상 ) 가전력공급업체를선택할수있게되었고, 500kW 이상의고압소비자는 2004년 4월에, 고압 50kW이상의소비자는 2005년 4월에선택할수있게되었다. 현재진행중인전력계통개혁의 2단계로완전한소매자유화는 2016년에실시될것이고이시장진입규제는폐지될것이다. 더욱이기존전력회사의소매요금규제는 2018년부터 2020년까지단계적으로폐지될예정이다. 규제요금의존재가소매경쟁을왜곡시킨다. 매우빈번히규제되는이요금은지금까지의기업들이자신들의서비스를지속하는데필요한비용보다낮아서, 결과적으로 요금적자 를야기한다. 이러한요금적자는정치적결정에서비롯될수있다. 스페인의경우에는인플레이션을제어하고싶다는욕구로인해규제요금을확정하는절차를강하게규정해왔다. 규제요금을폐지하거나규제요금을소매사업자가제안한요금과같음을보증함으로써경쟁이촉진된다. 호주의뉴사우스웨일스주를예로들면, 정부가 2014년 7월 1일에소매요금규제를철폐했다. 그날, 시장계약으로전환하지않았던모든소비자가자동적으로과도기요금을이행하게되었다. 이철폐이전에도가계와중소기업의약 60% 인 200만소비자가이미규제요금계약에서시장계약으로전환하고있었다 (NSW GOV, 2014). 소매경쟁과혁신적인소매요금 일반적으로소매경쟁의목적은전기요금을줄이고혁신적인소매요금제를장려하며새롭고 창의적인서비스를통해소비자에게선택권을향상시키는데있다. 일부국가에서는도매전력시장가격에근거한실시간가격책정이모든소비자에게적용된다. 329

329 전 력 시 장 의 리 파 워 링 스페인의경우정부가초기설정요금에시장가격을반영해야한다고결정했다 ( 글상자 9.1). 이로써도매전력가격이적절하게소매사업자의요금제안에의해직접또는간접으로최종소비자에게적절히전달되는것이보증된다. 실시간가격책정하에서요금은시장상황에따라변화한다. 그결과전력사용량을조정할의사가있는소비자는어느정도절약을할수있다. 그러나대부분의소비자는언제전기요금이상승하는지에대해잘알지못해특정한달에요금의급격한상승으로이어질가능성이있다. 예를들어 2014년 1월에미국북동부는이른바극지한파의내습으로혹한의날이몇주동안계속됐다. 전력사용량증가와발전부분의요금급등이겹쳐펜실베이니아주의일부가정소비자전기요금은평상시의세배를넘었다 (McCloskey, 2014). 따라서대부분의소매사업자는 12개월또는 24개월과같은일정기간동안고정요금을제공함으로써소비자요금의큰변동성을줄여주고있다. 확실히고정요금은안정성을제공하지만, 역설적으로이확실한금액으로인해소비자가변동요금제하에서지불해야할것보다훨씬비싼비용을부담하는결과를부를수도있다. 글상자 9.1 스페인의전기요금개혁 2014년 4월스페인은소비자용전기요금제도를변경했다. 이전의제도는스페인산업부가실시하는경매를근간으로하며, 경매결과로하루대부분의시간에적용되는기준요금과첨두요금이결정되었다. 이요금은스페인소비자의대부분에적용되며최종요금은종종실제도매전력시장가격에서 6% 에서 20% 정도로상당히벗어났다. 2014년에발효된새로운시스템은유럽에서이런종류로는기준요금을설정하는최초의시스템이었으며, 1,570만소비자를직접도매전력시장가격과그한시간마다의변동에노출시키고있다 ( 그림9.6). 그림 년 2 월 5 일스페인에서소규모수용가용자발적가격 330

330 제 9 장 소 택 요 할 Note: kw를 는 kilowatt를o로r사e 소규모 수용가 I 및 10 kw 이하의 발전 용량을 가소 고링. 출 처 : Red Electricade Espana, 그러나어느소비자든이시스템에서이탈해임의의공급자나계약구조에가입할수있다. 이새로운요금시스템은소비자들이하루동안의요금변동에노출되고그것에전력소비패턴을맞출필요성을나타내고있다. 스마트미터및자동화솔루션은이런행동을촉진하는데에도움이될것이다. 스페인은현재스마트그리드와스마트미터기기의도입이충분히진행되고있다. 2015년 10월 1일시점에스마트미터를가지는소비자는시간별실제소비량에따라요금이부과되고, 스마트미터를가지지않는소비자는 TSO인스페인전력망운영사업자 (REE: Red Electrica de Espan) 가정한표준소비패턴에따라서부과되었다. 스마트미터의완전한도입은 2018년말까지완료예정이다. 현물시장가격제공은예를들어북유럽국가등몇몇시장에서도행해지고있다. 이들나라에서현물시장가격계약을맺고있는소비자는전형적으로 Nordpool 전력거래소의월별평균현물가격에판매이익금을더한값을지불한다 (VaasaETT, 2013). 이런종류의계약이소비자에게는, 공급자간의판매이익금차이가소매사업자전환으로인한잠재적이익이된다. 소매사업자는또한프리미엄을지불할의사가있는소비자에게그린상품 ( 재생에너지에의한 발전력 ) 을제공한다. 제도실시형태는나라마다다르다. 62) 그린상품임을보증하는능력은투 명하고신뢰할수있는제도의존재에따라크게달라진다. 과거에는소매경쟁이혁신적인요금체계로이어진경우가드물었고, 이는소매경쟁을지지한사람들에게실망스러운일이었다. 그이유중하나로특히동적가격책정또는시간대별요금의복잡한요금구조를생각할수있다. 실제로, 지금까지의요금체계와시간대별요금은경쟁업체들이전기요금을책정하는방식을계속해서변화 형성시키고있다. 예를들어프랑스와영국에서는대부분의공급자가고정또는가변적인할인으로 피크 / 오프피크요금 이나 이코노미 7 요금 을제안하고있다. 오늘날까지세밀한동적가격책정구조에따른차별화 62) 예를들어, 독일의소비자들에게제안된그린상품의경우는주로노르웨이의수력발전이며일부는오스트리아와스위스의수력발전이다 (Hast et al., 2014). 그이유는독일재생에너지지원제도인 EEG 로보상받는전력이그린파워로선전되어보상받는것을금지하기때문이다. 331

331 전 력 시 장 의 리 파 워 링 된소매요금의개발은실패해왔다. 혁신적인요금제안의개발이장려되어야한다. 특히동적가격책정으로공급부족시가격규칙의진행 ( 제3장참조 ), 도매전력가격변동증가와과잉발전시간대의낮은전력가격을더잘반영할수있다. 이러한변화는점점더실시간으로요금에반응하고지붕설치 PV 및저장장치에투자할수있는소비자들에게효율적인신호를보내기위해서필요하다. 새로운형태의경쟁 : 계량기후단의발전 계량기후단의발전에대한투자신호는규모와구조의의미에서그대부분이소매전기요금 에서나온다. 가정용자가소비자에게 PV의손익분기점은소비자비용이소켓패리티에다다른때라고일반적으로생각되어왔다. 소켓패리티는균등화발전원가가전력계통으로부터전력을구입할때의 kwh 단가 ( 즉소비자의전기요금중변동부분 ) 까지떨어지거나그것을밑도는점을말한다 (IEA,2014). 특히단순한사용량비례소매요금제도를가지고있고높은세금이부과되는시장에서는, 그리고상계계량이허용되는곳에서는더많은가정에서전기요금삭감을목적으로지붕설치 PV에투자할가능성이있다. 그러나이방법은지붕설치 PV에투자할때소비자의가치평가를반영하지만단점이있으며, 지붕설치 PV 기술의경쟁력을실제로반영하는것은아니다. 전력계통의관점에서는 PV를가진가정이전력계통전체비용에대한자신의부담을줄이고, 그것을 PV가없는가정에떠맡기는셈이다 (IEA,2013). 확실히소비자개인의요금은감소하지만, 실제로 PV로인해전력계통의비용이줄어드는곳은불과몇지점에불과하다. 소매전기요금이지점별, 시간별전력비용을정확히반영하고있을때에만소켓패리티는분산형기술경쟁력의정확한지표라고생각된다 (IEA, 2014). 그러나실제로 kwh당전기요금은충분히시간적 공간적으로세분화되어있지않거나높은비율을차지하는고정비를충분히반영하고있지않다. 역사적으로전기요금은전력이공공서비스이며전력의이용은보편적으로필요하다는생각 332

332 제 9 장 소 택 요 할 을포함한몇가지고려사항에기초하여설계되어왔다. 이때문에몇몇나라에서는장소에무관하게균일요금을내게하거나 ( 예를들어프랑스에서는 perequation tarifaire, 즉요금균등화가있다 ) 각이용자별공급비용을잘반영하지못한소비자분류를만들어냈다. 또전력소비량은지금까지가격탄력성이없었다. 분산형자원의급속한도입에의해이상황은줄어들고있다. 더중요한것은소매요금이통상다양한비용요소로구성되기때문에도매전력시장으로부터온투자신호도상당히약해져분산형자원투자에부정확한인센티브를준다는것이다. 그러므로소켓패리티에도달하는것은 PV의비용이전력계통에서의 PV 가치보다떨어졌음을나타내는것은아니다. 많은경우, 전력계통에대한회피가능비용이소비자의전기요금절감분보다훨씬적다. 차감계량같은몇가지의규제가분산형자원을설치하는소비자에대한암묵적인지원이되면서소매요금논의는더복잡해진다. 특정관할구역에서는소비자가전력을소비하지않고지붕설치 PV시스템이발전하고있는경우에도소비전력량을줄일수있다 ( 실제로역조류때역방향으로회전해전기요금을감소시키는미터도있다 ). 차감계량은 PV비용과관계없으며소매요금의가변부분수준에서설정된어떤의미로 고정가격매입제도 이다 ( 그림 9.7). 그림 9.7 독일의 PV 균등화발전원가와평균소매가격의비교 출 처 : 합 COE: IEA/NEA, 2015 사 평 균 소 택 가 격 : 수 onitoring report,2014 사 B 로 ndesnet 공 agent 로 r für Elektri 공 it ät, Gas, elekomm 로 nikation, Post 로 nd Eisenba 를 nen. 333

333 전 력 시 장 의 리 파 워 링 실제로분산형전원도입이증가함에도불구하고송배전망은아직필요하다. 소비자는 PV 가 발전하지않는시간대에전력계통이공급하는신뢰도에서혜택을받는다. 전력계통에서완전히 분리될용의가있는소비자는실제로매우적다. 그러므로에너지 ( 발전량 ) 부분의가격산정방법과적정한비용회수가가능하고소비자에게 적절한신호를보낼수있는송배전요금의재설계를포함해소매요금체계의개혁이필요하다. 9.2 소매요금개편 이론적으로소매요금설정의체계는공급자이익이나에너지세금을포함한송배전망의비용 과에너지비용을회수할수있어야한다. 가장넓은의미에서소매요금설계는이들비용을 다른요금구성요소에배분하는것이라고할수있다 ( 그림 9.8). 그림 9.8 대표적인소매가격 ( 파리, 베를린, 암스테르담의평균 ) 의비용요소와요금구조 수직통합형규제에의한독점에서소매요금은비교적단순한경향이있어일부시장에서는완전히사용량에비례해부과하는제도설계였다. 그러나그와다른규제시장에서는정교한소매요금시스템을갖고있었다. 예를들면, 프랑스 EdF( 프랑스전력공사 ) 의요금은부하율, 시간대별요금, 피크가격제도 (CPP) 등을반영한다양한선택지를갖추고있다. 통합된전력회사는상당히높은유연성으로소비자그룹에비용을할당할수있었으며종종그것이내부보조금 334

334 제 9 장 소 택 요 할 으로이어졌다. 전력산업구조개편은전력소매요금의설계에새로운제약을불러왔다. 요금은송배전요금과에너지 ( 발전량 ) 가격의합으로계산해야하고, 에너지가격은시간별도매전력시장의시간당요금에통상적으로소매요금종량부분에자동으로 MWh에비례해과세되는에너지세금을더한것이다. 소매경쟁이존재하는곳에서, 소매요금구조는대부분그것을구성하는근본요소로인한결과이다. 분산형발전을고려한송배전요금구성 송배전요금의재설계는분산형자원의비용이줄어드는상황에서필수적이다. 실제로분산형발전이송배전망으로부터공급되는전력량을감소시키지만, 소비자들은아직대부분의시간에송배전망을필요로한다. 소비자가송배전망에서분리될준비가된경우를제외하고는배전선과변압기는반드시유지되어야한다. 이러한비용중일부는소비전력량으로인해결정되는반면, 대부분은고정되어있거나전체소비자의동시최대수요에좌우된다. 그림 9.9 자가소비를향한 미끄러운사면 335

335 전 력 시 장 의 리 파 워 링 기존의비용배분방법은 PV나축전지와같은분산형자원을설치한소비자에게유리한편향성을낳는경향이있다. 그결과미흡한소매요금설계가전력산업의지속성문제를야기한다. 소비자들은전력계통에서받는전기의소비는줄이고그것을계량기후단의발전으로대체해인센티브를받기때문에, 지불해야하는전력세금을피하고고정비용과공통비용에대한부담을줄인다. 전기요금부과기저의축소에직면한전력회사는요금을인상할수밖에없고, 그만큼자가소비가전력회사에요금을지불하는것보다저렴하게되는경계점이증가한다. 이것이소비자에게계량기후단의발전을도입하는동기를더부여하게된다. 이상황을나타내는것이그림 9.9이다. 소비자들이송배전망비용절감을위해분산형자원으로옮겨가 미끄러운사면 이형성되고있으며, 송배전망비용을지불하는소비자는점점적어진다. 또 PV시스템을설치할여유가없거나자기집이없는한정된더적은소비자에게고정비용회수가집중됨으로써기존의비용배분방법은분배효과와소비자간의이익재배분문제를야기한다 (Borenstein and Bushnell, 2015). 이런상황은지속가능성이없다. 결과적으로송배전망요금이송배전인프라비용구조를보다잘반영하도록사용량비례기준에서용량기준으로수정할필요가있다. 미국캘리포니아주와스페인을포함한몇몇곳의전력회사와규제기관은이미소매전기요금의고정비용요소를올리기위한조치를강구하고있다. 스페인은이미이러한변화를진행시키고있고, 용량요소로부터회수되는송배전망비용의비중을평균적으로 2011년 34% 에서 2014년 68% 로증가시켰다 ( 그림 9.10). 규제기관은대개이러한변화를실행시키는것이느리지만, 스페인의예는요금구조가급격히변할수있다는것을보여준다. 일부이해관계자들이이제도를분산형자원의촉진을지나치게저해한다고보고있는것과같이, 이러한움직임이다양한반응에직면하는것은놀라운일도아니다. 용량부과금은소매요금의사용량비례부분을줄이고, 그에따라계량기후단의발전으로인한요금절약의규모도줄어들게한다. 물론모든소비자가이러한용량부가금의영향을받는다. 이부가금은때로는소규모지붕설치 PV시스템의투자수익률에영향을미치는소급적인변화로여겨졌다. 스페인과미국일부지역에서는일부 PV 협회와이익단체들이이제안된방법을 태양세 라고하였다. 336

336 제 9 장 소 택 요 할 그림 9.10 스페인의송배전망접속요금구조추이 출 처 : Iberdrola,2015. 송배전요금에서고정비분이늘어나게하는재조정은계량기후단의자원의발달을방해하려는것은아니고또반드시방해가되는것도아니다. 규제기관이나정책입안자는효율적인한계량기후단의발전의개발을촉진시킬방법을찾아야한다. 이런관점에서비용 편익분석 (CBA: Cost-Benefit Analysis) 은어떤조건에서계량기후단의발전이바람직한가를평가하는데도움이될수있다. 이에대한답으로전력망과발전의장기한계비용을반영하는소매요금을설정하는것이포함된다고생각한다. 규제기관은이러한비용 편익분석을시행하고분산형발전의개발을위한규정을정하는데있어서, 배전사업자들이분산형자원을받아들이고효율적인틀을추구하기보다는그들의현재사업모델에도전하는분산형전원의보급을자신의시장지배력과정보력을이용해제한할수있다는것을알아야한다. 계량기후단의발전의효과적인개발을위한적정한규제의틀에는상당한미해결문제가남아있다. 만약 PV가실제로집중형전력계통을대체하거나개발하는장기적비용보다저렴하다면, 실제로가장효율적인선택은 PV를더욱보급하는일인지도모른다. 소비자는계량기에서의소매요금에근거해의사결정을하므로, 소매요금은각소비자의효율적인의사결정을보증하는열쇠가된다. 337

337 전 력 시 장 의 리 파 워 링 송배전요금구조 2.0 을향해서 지속가능한규제틀을확보하고송배전망이용자와 DER 양쪽에적정한인센티브를주기위해서, 송배전요금은기존의비차별적인패러다임을보완하는아래원칙에근거해설계할필요가있다. 1) 송배전요금은필요한인프라의총비용을회수하도록해야한다. 2) 송배전요금은송배전망을효율적으로사용하기위한신호를보낼필요가있다. 3) 송배전요금은고정비용과공통비용을반영해야하며, 비용을전력계통으로부터받는전력의소비량을줄일수없는소비자에게더청구할것이아니라, 자가발전보유자를포함한모든소비자에게배분해야한다. 4) 송배전요금은단순하고투명성높은방식으로산출할필요가있다. 상기의처음세가지원칙을충족하는송배전요금은전체가구에서스마트미터사용을요구할듯하고, 또한정교한송배전망모델링과관리를통해서운영상의그리고미래의투자필요성에대한상세한계산에근거하여야한다. 네번째원칙 ( 단순하고투명성높은방법론의사용 ) 을실현하는것은요금체계가간소화되어야한다는것을의미한다. 가능성있는요금과실재하는요금제도의몇가지예를표 9.1에나타낸다. 위에서말한바와같이, 단순한상계계량과결합된순수사용량비례요금은분산형자원에 유리한편향성을낳는경향이있다. 이런요금구조하에서분산형자원의이용에따라소비자 가절약한비용은전력계통에서의절약분보다클가능성이있다. 표 9.1 송배전요금구조 송배전요금종류 사용량비례요금용량요금다중요금기타 고정요금시간대별요금용량수준에따른변동요금시간대별요금고정, 사용량비례, 용량요금의조합수급조정이가능한요금 에너지단가 (kwh) 소비시간또는발전시간에따른가격 다양한용량수준에대해정의 : 용량별가격 소비시간대별 kwh 단가 일정부하의제어를수용함으로서송배전요금감액 338

338 제 9 장 소 택 요 할 대조적으로, 순수용량요금 ( 소비자가일정용량을사용하기위해고정요금을지불하는경우 ) 은예를들어통신과같이다른분야에서널리채용되고있는단순한방법이다. 소비자는간단하게용량요금을이해하지만이들요금은비용의변동요소를반영하지못하고있어소비자의참여의식을높이지못해전력소비증가로이어진다. 게다가순수용량요금은계약용량삭감을위해축전지를설치하는소비자에게과도한보상을줄가능성이있다. 고정요금과사용량비례요금으로구성된 2 부요금제는더나은해결책이다. 대부분의배전 망에서는이 2 부요금제나다부요금제를채택해야한다. 또한송배전요금은송배전망의실제비용을반영시키기위해시간과위치차원에따라차별화될수있다. 실제로보다더고도화된계량기투자를통해시간에더민감하게반응하는요금제도까지도예상될수있다. 이론적으로알고리즘은거래되는모든상품과각소비자에대해서신뢰도비용과전반적인시스템효율성을계산할수있다. 그러나송배전요금이합리적으로도달할수있는복잡성의정도에는한계가있다. 복잡성증가로요금을이해하기어려워지면서거래비용이증가하고공공서비스인프라접속에관한수용성문제가생길수있다. 송배전망의효율적이용, 전체비용의회수, 비용배분과투명성의원칙을충족하는송배전요금설계에는추가적인평가가분명히필요할것이다. 전력망으로의초기접속 접속요금부과방법은 OECD 회원국마다다르다. 일부시장에서는이른바 단순 (shallow) 접속요금 은배전망의가장가까운지점에대한직접접속비용만을대상으로한다. 이경우신규접속에따른전체시스템에대한총비용이접속요금을초과했을경우신규고객이실질적으로는보조금을지급받는셈이지만, 이러한비용은배분되기어렵다. 다른시장에서접속요금은상위전력망인프라에대한영향과신규이용자를위한전력망보강에해당하는 복합 (deep) 접속비용 을포함한다. 이러한 복합 (deep) 접속요금 은새로운송배전망이용자에위치신호를제공하지만, 나중에송배전망에참여하는이용자가이전의이용자가지불한인프라에무임승차할가능성이문제가된다. 네덜란드를포함한일부국가에서는두요금부과방식을병용하고있으며, 일정한임계용량이상의발전기는 복합 (deep) 접속요금 으로부과를하는한편, 보다소규모의발전기는 단순 (shallow) 접속요금 만낸다. 339

339 전 력 시 장 의 리 파 워 링 동적 / 실시간가격제도 제6장에서말했듯이전기요금체계는소비자의소비패턴에직접영향을줄수있다. 실제로실시간가격은아마도계량기후단에 PV나저장장치를설치할수있는소비자 ( 프로슈머 ) 에게더깊게관련이있다. 실시간가격은이러한소비자에게전력계통으로부터받지않는전력이나역으로내보낸전력에대한시장가치를알려줄수있다 ( 제2장참조 ). 기존의시간대별 (ToU: Time of use) 요금은지금까지는연간매일정해진시간동안낮과밤 을따로나누어요금을부과한다. 이런첨두나비첨두요금은풍력발전이나 PV 의변동을반영 하지않는다. 실시간가격은재생에너지원의가치를측정할수있는유용한수단이된다. 실시간가격은발전비용의실시간변동을정확히반영하고, 소비자에게그런가격에반응하여거래차익을남길수있도록하여주는저장장치와발전기를설치할인센티브를제공한다. 예를들어 PV가대량으로발전해전력을보내는등의이유로여름낮에전기요금이매우낮아질경우, 이시간동안에는실시간소매요금도저하할수밖에없다. 소비자는 PV패널추가로는전기요금을줄일수없을지모르지만, 대신현재비용수준에서유의미한감소를예상해축전지를설치할수도있다. 이러한실시간요금정보가없을경우, 발전투자의사결정은평균에너지시장가격, 평균 전력망비용, 세금등을기초로이루어지기때문에발전투자의사결정이왜곡되고, 과잉투자 나경우에따라서는과소투자로이어지는경향이있다. 앞서서술한바와같이, 스페인에서도입된요금개혁사례가특히관련이깊다 ( 글상자 9.1 참조 ). 스페인정부는실시간가격제도가소비자 ( 및소매사업자 ) 에대한요금청구의기본옵션이될것이라고결정했다. 소비자는간소화된경쟁요금표를선택하면실시간가격제도에서빠질수있다. 스마트미터는현재많은나라에서도입되고있으며전력에대한실시간가격제도도입을가 속화할수있다. 가정용부하와 PV 출력의시간별변화양상은지붕설치 PV( 그림 9.11) 로부터 생산되는계량기후단의발전에대하여가격을효과적으로매기는데사용될수있다. 실시간 340

340 제 9 장 소 택 요 할 가격은또한소비자의소비패턴에관한의식을높이는데도움이된다. 그러나간혹 PV와에너지저장장치를가진프로슈머라하더라도실시간가격에의해도매전력가격의변동에직접노출되면복잡성이대폭늘어난다. 소비자의대부분은이가격정보를사용하고있지않고, 계량기와매시간전기요금을확인할시간이없다. 실제로는수 MW의소규모전원조차요금계산의복잡성을줄이고투자수익을정량화하기위해서고정요금계약을선호한다. 그림 9.11 가정용부하와 PV 출력의시간별변화양상사례 참 고 : 이 예 는 전 형 적 인 5kW 정 격 의 PV 가 설 치 된 주 택 을 나 타 너. 그러므로전력공급자는국지적전원믹스에따른발전추이를반영한다양한요금선택사항을갖춘 동적시간대별 요금표를개발할필요가있다. 스마트그리드와자동화시스템같은지능화장치가도입됨으로써수요자의참여가촉진되고이처럼단순화된형태로가격신호에노출되는것이늘어날것이다. 향후계량기후단의발전기보급에는다음과같은옵션들을생각해볼수있다. 지점별도매전력가격의전가 : 예를들어실시간가격제도등을통해도매전력가격에소비자가노출됨으로써효율적인경우소비자가계량기후단의발전을도입하도록인센티브를제공할수있다. 동적시간대별요금 : 공급자는요금구조와가격변동을반영한동적가격과같은간소화된요금표를제공한다. 소비자는이간소화된요금표에근거해계량기후단의발전에투자할것인가를결정할수있다. 341

341 전 력 시 장 의 리 파 워 링 서비스베이스의선택사항 : 에너지서비스기업도복잡한도매전력시장과소비자를잇는 데중요한역할을한다. 공급자와에너지서비스기업은소비자의간소화요구를충족시키 는제품이나서비스를제공할수있다. 분산형발전과저장기술의경우, 계량기로제공되는전기요금메뉴는미래규제틀에서핵 심적인부분이될것이다. 전력에대한과세 소매전기요금수준은세금에따라상당히좌우된다. 총전력요금중세금과부가금 ( 경우에따라부가가치세포함 ) 의비율은 EU내에서도국가에따라크게다르다. 예를들어, 연간전력소비량이 2,500~5,000kWh 인표준적인중간규모가구의경우부가세, 세금, 부가금이최종요금에서차지하는비율이덴마크에서는 56.8%, 독일은 51.6%, 포르투갈은 41.7% 이다 (Eurostat, 2015). EU에서영국, 몰타두국가만이최종전기요금에서세율이한자릿수이다. 전력과세의장기적인방향성과적절한과세정책의결정방법에대해서는논란이이어지고있다. 유럽에서는재생에너지도입정책비용을포함한전력비용을소비자에게부과해해결하고자해왔다. 독일에서는재생에너지부가금 (Renewable Energy Levy) 의부과기저에자가발전의소비도포함되도록이미확장되어있다. 63) 기타논의중인과세정책에는환경목적 ( 기후변화완화, 연구 개발, 보급지원 ) 의자금은부가금또는일반세수로부터조달되어야하는가에대한것이다 (Newbery, 2015). 보다일반적으로, 높은수준의세금과부가금은전기요금을증가시키고전력소비를줄이는 데, 에너지효율의관점에서유익하다고볼수있다. 그러나높은세금은동시에에너지분야에 서탈탄소화의열쇠인이동수단에서의전기의활용과열의전기화를억누를수있다. 63) 2014 년 9 월 30 일이후에설치된 PV 시스템을대상으로, 설비용량이 10kW 이하이며자가소비량이 10MWh/year 인것은제외된다. 독립시스템과 100% 자급자족으로송배전망에공급한전력에대해재정적인보상을요구하지않는경우도제외된다. 더욱이부가금은자가소비전체에는적용되지않는다. 부가금은현재는재생에너지부가금의 30% 에서 2016 년에 35%, 2017 년이후에는 40% 로증가할것이다 (Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz, 2015). 342

342 제 9 장 소 택 요 할 결론 소매요금상승, 지붕설치 PV와그보다정도는덜하지만저장장치의가격저하에따라계량기후단의발전이급속히증가하고있는국가에서소매요금개혁의필요성은매우시급하다. 실제로최종소비자요금은소비와투자의사결정을좌우하고있다. 소매요금개혁의목적은일부프로슈머의무임승차가능성을삭감하는것이다. 그일부프로슈머는비효율적인요금구조하에서다른소비자를희생시켜전력망고정비를덜부담하고재생에너지정책비용을덜부담한다. 요금구조, 과세방법, 시간대별선택요금의부재등이기존소매요금제에서의주된비효율적요소들이다. 전력망요금은전력량요금에서고정비요소와용량요소를중시하는방향으로재조정되어야한다. 소매요금은이비용구조와도매전력가격을가능한한반영하여, 소비자가보다적극적으로시장에참가하도록유인하여야한다. 이런관점에서, 충분한경쟁상태에이르렀을때에규제요금을단계적으로폐지함으로써서비스혁신과선택요금표개발이장려되도록하여야한다. 소매사업자는실시간도매시장가격과지역발전상황모두를요금에반영해소비자에게전력계통상황과발전의실제가치를전달할수있어야한다. 343

343 전 력 시 장 의 리 파 워 링 참고문헌 ACER/CEER (Agency for Cooperation of Energy Regulators/Council of European Energy Regulators) (2013), Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2013, ACER/CEER. BnetzA (2013), Genehmiung des Szenarioahmens fuer die Netzentwicklungsplanung und Offshore- Netzentwicklungsplanung [Approval of the scenario framework for network development planning and offshore grid development planning], Study on behalf of the Federal Ministry of Economy and Energy (BMWi), 024_Genehmigung.pdf? blob=publicationfile. Borenstein, S. and B. Bushnell (2015), The U.S. Electricity Industry after 20 Years of Restructuring, Energy Institute at HaasWorking Paper 252R, WP252.pdf. Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (2015), Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2014) 61 EEG-Umlage für Letztverbraucher und Eigenversorger, 61.html. Bundesnetzagentur (2010, 2011, 2012, 2013 and 2014), Monitoring report (2010, 2011, 2012, 2013 and 2014), Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen. CRE (2015), «Commission de régulation de l'énergie» [Energy Regulatory Commission], website, Eurostat (2015), Energy price statistics, Frontier Economics, Hast, A. et al. (2015), Review of green electricity products in the United Kingdom, Germany and Finland, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 42, February, pp Iberdrola (2015), Electricity tariff structure Spanish experience, network investment and regulation, 14 January 2015, presentation by Francisco Laverón, 344

344 제 9 장 소 택 요 할 Direction of Energy Policies, Iberdrola, IEA Electricity Security Advisory Panel (ESAP) Expert Workshop IV, Network Investment and Regulation, Wednesday, 14 January IEA (International Energy Agency) (2015a), World Energy Outlook 2015, OECD/IEA, Paris. IEA (2015b), Energy Prices and Taxes 2015, [3rd Quarter 2015], IEA (2014), World Energy Outlook 2014, OECD/IEA, Paris. IEA (2013), Electricity Networks: Infrastructure and Operations Too Complex for a Resource? IEA/NEA (2015) Projected Costs of Generating Electricity 2015, OECD Publishing, Paris. McCloskey, T.J. (2014), Retail choice in Pennsylvania and the impacts of the polar vortex, presentation for NARUC Subcommittee on Accounting and Finance, 18 September Metering International (2013), New Zealand now the most active energy market globally, Newbery D, (2015), Reforming UK energy policy to live within its means, EPRG working paper 1516, New South Wales Government (2014), Removal of electricity price regulation (deregulation): More competition for NSW electricity consumers, Department of Industry Resources and Energy, NSW Government, al-of-electricity-price-regulation. Red Electrica de Espana (2015), e.sios website, accessed 16 November VaasaETT (2015), World Energy Retail Market Rankings 2014, VaasaETT Utility Customer Switching Research Project, VaasaETT Oy Ab Ltd, VaasaETT (2013), European Residential Energy Price Report, VaasaETT Oy Ab Ltd. port-2013_final.pdf. 345

345 전 력 시 장 의 리 파 워 링 제 10 장 종 합 적 생 에 과 주 요 제 재 전력시장리파워링은많은정부와규제기관이전력시장을이해하는방식의변화를의미한다. 경쟁영역의발전과자연독점영역의송전망이라고하는지금까지의이분법적구별로는시장의틀을설명하기엔충분하지않다. 저탄소전력시스템으로전환하려면탄소정책과재생에너지지원정책을일관성있는전력시장의틀에넣어통합할필요가있다. 경쟁적전력시장의구조는가능한한모든시장영역에서더개발되어야한다. 도매전력시장가격은많은전력부문의의사결정에대한수익및정보의주요한원천이다 ( 그림 10.1). 시장가격은전력을생산하거나신뢰도를위해가용한상태를유지하도록하는인센티브를제공하고, 발전소, 에너지저장장치, 수요반응 (DR) 등의전력시장에참여하는여러자원의가치를들어내준다. 송전가치도시장가격으로부터산출되는혼잡수익의크기로일정부분표현할수있다. 그러나최소의비용으로효과적인전환을하기위해서는전력시장은규제적개입에의해보완되어야한다. 정도의차이는있지만, 전력시스템의모든부문은규제와시장구조의두가지요소를갖추고있다. 예를들어규제기관은여전히시장규칙을정의하고시장지배력을줄일필요가있다. 신뢰도를규제하는방식에따라서는용량시장을도입할필요가있을수있다. 재생에너지가완전히시장으로통합된뒤 ( 그림 10.1) 에도재생에너지와 CO2 배출목표를달성하는데저탄소화지원책이필요하다. 이지원책으로인해투자자의탄소가격위험이나보다일반적인시장가격위험이줄어들수있다. 346

346 제 10 장 종 합 적 생 에 과 주 요 제 재 그림 10.1 기존전원, 저탄소전원, 송전인프라의잠재적인시장수익 (%) 이상황을감안하면저탄소전력으로의전환은기존의시장구조및규제수단을고도화함으 로서가능하게된다. 필요한고도화사항은기존유럽전력시장, 호주국영전력시장, 북미전력 시장의모범사례에서볼수있다. 더장기적으로는시장설계는에너지저장, DR, 수요자가설치하는분산형자원등의기술에의해서모습이갖추어질것이다. 그러나이런사례는아직없고, 당분간시장설계에는패러다임변화가필요하지않다. 이를감안하면전환기는기술과시장규칙의상호작용을바탕으로한진화의과정이될것이다. 시장구조의포괄적인이해를향해 리파워링 은전반적인시장구조를유지하고시장규칙을현대화하는저탄소및재생에너지 발전을시장에들어오도록하는것을의미한다. 저탄소로전환하는동안전력시장에는규제와 경쟁적시장의관계를정의하는일련의정책이필요하다 ( 표 10.1). 347

347 전 력 시 장 의 리 파 워 링 목적정책규제의유형경쟁시장 저탄소투자 운영효율 / 신뢰도와자원적정성 송배전망효율 소비자 탄소가격 추가정책 : 지원방식 단기에너지시장 추가정책 : 요량시장 규제 소매요금 표 10.1 탈탄소시장시스템의개요 탄소규제 저탄소장기지원 시장규칙공급부족시가격신뢰도기준용량요구량 DR 상품의정의지역계획송배전망비용배분망요금구조세금및부가금 탄소가격 ( 거래방식 ) 장기계약경매에의한지원수준결정시장에통합에너지시장의지리적세분화에너지시장의시간적세분화동적가격제도용량가격 DR 참여송배전망혼잡수입송전경매경쟁적소매요금분산지원 표 10.1 에정리한시장구조는구현될경우이하의절에서기술한것과같이작동할것이다. 저탄소화투자 ( 제 2 장 ) 탄소가격제도는여전히저탄소화투자의경쟁력을높이기위한주요수단이다. 정부규제는탄소세도입이나 CO2 배출권시장도입으로이루어진다. 경쟁적인탄소거래시장에의해서 CO2 배출권가격이설정된다. 그가격이신뢰할수있고효율적이면시장참여자는새로운저탄소화투자 ( 예를들면풍력발전이나태양광발전, 원자력발전등 ) 에대한민간차원의전력구입계약등의장기계약을체결할수있다. 그러나특히용량의급격한증가, 불확실한장기가스가격전망, 탄소가격정책의불확실성등에따른전력가격의장기불확실성에의해서이러한저탄소화투자는지장을받는다. 그결과세액공제와기타지원제도등의재생에너지를지원하는추가적인정책이도입된다. 이런지원제도에의해예측가능성이장기적으로확보되고시장리스크및탄소가격변동리스크가줄어든다. 시장차원의경쟁을유발하고필요한지원수준을설정하기위해서대규모프로젝트에대한경매가시행될수있다. 장기지원제도는시장에통합되어시장수익을보완하는것으로시장수익을대체하는것은아니다. 저탄소발전사업자는수익의상당부분을시장에서얻는다. 이수익은특히출력이변동되는풍력발전이나태양광발전과같은다양한저탄소화기술의상대적가치에관한매우중요한시장지표가된다. 지원수준은탄소가격과어쩌면시장가격추이에맞게조정된다. 348

348 제 10 장 종 합 적 생 에 과 주 요 제 재 운용의효율, 신뢰도, 자원적정성 ( 제 3 장 ~ 제 6 장 ) 신규저탄소화투자의대부분은풍력발전이나태양광발전에관한것으로신뢰도와자원적정 성을유지하면서자원들을전력망에효율적으로통합하여야한다. 1990년대에많은나라에서도입된단기에너지시장은계속해서전력시장의기반이되고있다. 이들에너지시장은자발적으로시장규칙을형성하지않는다. 즉, 규제기관이거래상품을정의함으로써시장규칙이정하여진다. 높은점유율을보이는풍력발전이나태양광발전을더효율적으로통합할수있도록하기위해단기시장에서거래되는상품은지리적 시간적으로세분화되어정의된다. 에너지시장에서의자원간의경쟁으로인해전력가격은발전계획간격이짧은상황에서지점별한계비용을반영하게된다. 신뢰도를유지하는것은단기에너지시장의또하나의중요한역할이다. 용량이부족한기간의가격은이부족상황을반영하고다른차원에서규제를받는다. 가격상한은약 10,000달러 /MWh이상의공급지장비용을사용하여설정되고시장지배력규제사항은사전에정의된다. 규제기관은또운영예비력이고갈되었을때이부족상황이확실히단기시장에포함되도록단기가격을정의한다 ( 예를들면 ERCOT에서적용되는운영예비력가격곡선 ). 단기시장이잘돌아가도록하기위해서는시장가격과더불어예상미공급에너지 (EUE: Expected Unserved Energy) 의공급지장기대치 (LOLE: Loss of Load Expectation) 같은확률적기준을써서신뢰도기준을명시적으로규제할필요가있다. 이들기준은시장이청산될수없을경우에부하를차단할확률을정의하며, 공급부족시가격에대한규제를설정하는기초가된다. 최종시장 ( 소매시장 ) 에서의동적가격제도에공급부족시가격을반영하는것이바람직하 다. 소매사업자는수요의도매전력시장참여를보장하는실시간가격제도옵션을개발하여 전력시스템운영효율향상과 DR 의더나은개발에기여한다. 그럼에도불구하고효율적인공급부족시가격제도가있더라도특히투자단계에서신뢰도기준을상시충족시키기위해서용량메커니즘이일반적으로도입된다. 규제의관점에서는용량시장은 ( 가격규제의한형태인공급부족시가격제도의규제와는다른 ) 용량의필요한규모를규제하는것이다. 경쟁적인용량시장에서는용량가격과다양한자원의참여수준이결정된다. 349

349 전 력 시 장 의 리 파 워 링 DR 는용량시장에참여하고있다. 규제기관에의한상품의정의 ( 즉, DR 을정량화하는데사 용되는고객기준부하수준의설정과보상규칙 ) 는용량시장에서청산되는 DR 의수준에영향을 준다. 송배전망의효율 ( 제 7 장 ~ 제 8 장 ) 가변성출력의재생에너지의점유율이높은저탄소전력시스템으로전환하려면단기전력시 장과더불어송전및배전차원에서효율적인전력망의개발이필요하다. 전체적인비용을최소화하기위해서송전망확장계획은재생에너지의보급과통합되는방식으로수립된다. 규제기관은여러지역에걸친광역적인계획을수립한다. 규제기관은비용 편익분석 (CBA) 에의해서새로운송전비용을다양한이해관계자간에할당할수있다. 효율적인송전투자가이루어는경우송전혼잡수준이최적으로달성된다. 전력시스템내의두지점간도매전력가격차이로부터수익을거두어들이는상업적송전투자는가능하지만, 실제사례는드물다. 비용편익분석에의해서새로운송전투자가필요하다고결론지어지는경우새로운자산을건 설, 소유, 관리하는주체를결정하기위해서송전경매같은경쟁적인방법을이용할수도있다. 배전망의규제는주로태양광발전뿐아니라소규모에너지저장및 DR 등의분산형자원개발과관련된다. 배전망은새로운시장플랫폼이다. 분산형자원에의해전력망투자가연기되거나대체될수있기때문에효율적인투자를장려하도록배전망의경제적규제는산출물기반으로이루어진다. 소비 ( 제 9 장 ) 소비자측면에서정책은경쟁적인소매요금제도를장려한다. 규제기관은소비전력량보다는고정비및용량의비중을높이도록하여비용을더잘반영하도록전력망요금구조를재조정한다. 소매사업자는경쟁적으로혁신적인서비스를제공해소비자의전력시장참여에따른이익을거두어들인다. 소비자는계량기후단의발전과에너지저장에의해서소비량을감소시킬수있으므로소매 350

350 제 10 장 종 합 적 생 에 과 주 요 제 재 요금에대해서지금보다더탄력적으로된다. 세금을포함한소매요금은다른전기소비자에대한무임승차를방지하면서분산형자원을보급하기위한인센티브로작용한다. 결과적으로소매요금을통해지속가능성이보장된다. 새로운형태의경쟁은소매사업자간이아니라분산형자원간에서일어난다. 전환을위한시장설계 여기서설명하는시장의틀은주로기존의시장에서보였던모범사례이다. 이틀에의해서 기존의시장구조를유지한채로시장설계를현대화하면서전체적인전력시장의틀안에서탄 소정책과지원정책이통합된다. 이런틀은대부분의시나리오에서저탄소전력전환의다음단계에서목적에적합하다고생각 된다. 이시장의틀은복잡하지만전력부문에있어서는불가피하다. 그러나필요하다면기술이 진보해나감에따라이시장의틀을발전시킬수있다. 주요제안사항 : 탈탄소를위한새로운시장구조 전력정책리파워링에관한정책제언에서는다음을고려해야한다. 첫째, 전력탈탄소화의성공에는공급안정을유지하고전력가격을적절하게유지할필요가있다. 소매요금이상승해도에너지효율의지속적인개선으로적절한요금을유지할수있다. 탈탄소화는공급안정성및적정가격과더불어에너지삼중고 (Energy trilemma) 의한요소이며현재까지탈탄소화는다른두개와절충될필요가있다. 둘째, 전력시장과규제체제는지역, 주, 대륙수준에서서로다른관할권의공동책임아래에있다. 탈탄소화의목표는전세계적차원이며전력시스템은관할구역을넘어서는상황이지만, 정부와지자체는여전히전력공급안정과시장설계를위한국가적, 제도적, 규제체제적문제에책임이있다. 그리고 모든것에맞는하나 의해법은없다. 셋째, 에너지부문중가장유망하고동시에가장복잡한부문인전력을탈탄소화하는과정에 서복잡성은불가피하다. 다행히과거 20 년동안이미많은노력이기울여졌고 OECD 지역전체 351

351 전 력 시 장 의 리 파 워 링 에서값진교훈을얻고있다. 저탄소로의전환을위한시장설계는서서히진행되고있으며시행착오에의한학습이포함된 다. 시장설계에대한초기변경에이어영국, 캘리포니아주, 브라질과프랑스의전력시장에서 많은추가적변경이이루어졌으며향후에도추가변경가능성이있다. 이보고서에서전개된분석결과, 전력시스템의저탄소로의전환이라는목적에적합한시장 설계와규제체제를만들기위해서이하의제언을검토해야한다. 1) 장기적인위험공유수단을이용해, 새로운저탄소투자에대한시장수익을보충한다. 저탄소발전과에너지절약의보급을장려하기위해서탄소가격도입또는기존제도의강화가필요하다는것은기본적인제언이지만, 탄소가격의신뢰성을확립하거나강화하려면시간이걸리고, 시장가격위험이더커질가능성이있는것도인식할필요가있다. 재생에너지정책목표를달성하려면재생에너지의도입을가속화할필요가있고그에의한전기요금상승을억제할가능성도있다. 그러므로저탄소전력으로의전환중에는저탄소화투자를지원할필요가있다. 탄소가격이강화되었을때이지원을조정하기위한규정을포함해지원제도는장기적인계약형태일수있다. 이에의해시장가격위험을줄이면서저탄소화투자사업을전력시장에통합할수있다. 2) 전력시스템운영전의시장조정기간중의가격의투명성과지리적차이를증가시킨다. 지점별한계가격 (LMP: locational marginal price) 은조정기간, 즉운영전마지막몇시간동안투명하여야한다. 당일시장및밸런싱 / 실시간시장은단일시장플랫폼에더잘통합되어야한다. 그리고당일시장가격은투명하여서, 예측오차가줄어둠에따라서시장참여자가운영계획을조절하도록신호를보낼수있어야한다. 공급부족시가격설정규칙은가격항목과시장지배력문제에대처하기위해서사전에정의할필요가있다. 잉여발전시의가격은실제한계비용을반영해야한다. 3) 장기적인위함공유수단을이용해, 새로운저탄소투자에대한시장수익을보충한다. 저탄소발전과에너지절약의보급을장려하기위해서탄소가격도입또는기존제도의강화가필요하다는것은기본적인제언이지만, 탄소가격의신뢰성을확립하거나강화하려면시간이걸리고, 시장가격위험이더커질가능성이있는것도인식할필요가있다. 재생에너지정책목표를달성하려면재생에너지의도입을가속화할필요가있고그에의 352

352 제 10 장 종 합 적 생 에 과 주 요 제 재 한전기요금상승을억제할가능성도있다. 그러므로저탄소전력으로의전환중에는저탄소화투자를지원할필요가있다. 탄소가격이강화되었을때이지원을조정하기위한규정을포함해지원제도는장기적인계약형태일수있다. 이에의해시장가격위험을줄이면서저탄소화투자사업을전력시장에통합할수있다. 4) 전력시스템운영전의시장조정기간중의가격의투명성과지리적차이를증가시킨다. 지점별한계가격 (LMP: locational marginal price) 은조정기간, 즉운영전마지막몇시간동안투명하여야한다. 당일시장및밸런싱 / 실시간시장은단일시장플랫폼에더잘통합되어야한다. 그리고당일시장가격은투명하여서, 예측오차가줄어둠에따라서시장참여자가운영계획을조절하도록신호를보낼수있어야한다. 공급부족시가격설정규칙은가격항목과시장지배력문제에대처하기위해서사전에정의할필요가있다. 잉여발전시의가격은실제한계비용을반영해야한다. 5) 공급부족시가격의설정규칙을정의하면서기준을설정함으로써신뢰도를규제하고사회안전망을구축하기위해서용량메커니즘을검토한다. 신뢰도기준은규제기관이설정해야하지만공급부족시가격이아직존재하지않을경우동시에이를개발할필요가있다. 용량메커니즘은잘설계된다면탈탄소화의불확실성에대처하기위한추가적안전망을제공해신뢰도기준이항상만족되도록할수있다. 6) 효율적인수요의참여를추진한다. 소매사업자는소규모소비자를위해시간에따라변화하는전기요금제도를제공하는중요한역할을한다. 도매전력시장에서의 DR에대해 급전지시를내리는것 ( 발전자원의급전지시와마찬가지방법으로 ) 은그복잡성과부당한보조금지급의우려가있어신생 DR시장의초기도입에한정되어야한다. 7) 연계선확충을위해서지역차원의협조를촉진한다. 저탄소발전이나송전망개발을위한입지계획은모든자원을이용하여여러관할구역에걸쳐서통합적으로실시할필요가있다. 지역차원의통합과새연계선이서로다른효과를가지는경우, 국제적인주체가새로운연계선의비용을평가하고지역단위의편익비율에따라서모든이해관계자에게그비용을배분할필요가있다. 8) 배전망의규제를현대화한다 ( 규제 2.0 ). 규제기관은더장기간에걸쳐서산출물 기반규제를실시해, 운영비용 (OPEX) 과자본비용 (CAPEX) 사이에서효율적인절 353

353 전 력 시 장 의 리 파 워 링 충이가능할수있도록하여새로운분산형기술의가능성을충분히이끌어내도 록하여야한다. 9) 비용을더반영시킬수있도록소매요금제도를시급히개혁한다. 분산형자원의효율적인보급을위해서소매요금 ( 전력세금과부가금을포함 ) 에는기저비용구조 ( 시간적으로변화하는전력가격과전력망의고정비용을포함 ) 가보다적절하게반영되어야한다. 354

354 약어모음집 2DS AEMC ANEEL CAPEX CBA CCGT CCS CEC CEER CEF CfD CHP CM CO2 CONE CORESO CPS CREZ CSPE CT DC DER DMNC DOE DSPP EEG ELCC ENTSO-E EPE EPEX ESAP EU ETS 2 degree scenario Australian Energy Market Commission national electricity regulator (Brazil) capital expenditure cost benefit assessment combined cycle gas turbine carbon capture and sequestration California Energy Commission Council of European Energy Regulators connecting Europe facility contracts for difference combined heat and power capacity market carbon dioxide cost of new entry Coordination of electricity system operators current policies scenario competitive renewable energy zone public electricity service contribution combustion turbine direct current distributed energy resources dependable maximum net capability Department of Energy (United States) distributed system platform provider renewable energy act (Erneuerbare-Energien-Gesetz) effective load carrying capability European Network of Transmission System Operators Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (Brazil) European power exchange Electricity Security Advisory Panel European Union emissions trading system 355

355 EUE EV FCF FCO2 FERC FIT FTR GIVAR GWh ICAP ICT IRR ISO ITC KWh LCOE LCSCD LDA LMP LOLE LOLH LOLP LSE LTP MBTU MMS MOPR MTEP MWh NEM NERC NEW NGET NPS NREL expected unserved energy electric vehicle frequency converter facility emissions of carbon dioxide Federal Energy Regulation Commission Feed-in tariff financial transmission rights grid integration of variable renewables gigawatt installed capacity information and communications technologies internal rate of return independent system operator investment tax credit kilowatt hour levelised cost of electricity least cost security constrained dispatch locational deliverability areas locational marginal price loss of load expectation loss of load hours loss of load probability load serving entity local transmission plans million British thermal units market management system minimum offer price rule transmission expansion planning megawatt hour National Energy Ministry (Australia) North American Electric Reliability Corporation Northwestern Europe national grid electricity transmission new policy scenario National Renewable Energy Lab 356

356 OCGT open cycle gas turbine OFGEM Office of Gas and Electricity Markets (UK) OFTO offshore transmission owner ONS system operator (Brazil) OPEX Operating expenses OTC over the counter P+P point to point PCI projects of common interest PHEV plug-in hybrid vehicle PPA power purchase agreement Ppm parts per million PTC production tax credit RAP reference annual revenue REV reforming the energy vision ROI return on investment RPM reliability pricing model RPS renewable portfolio standards RTO regional transmission operator SC steam cycle SCED security constrained economic dispatch SME small and medium enterprise SOS security of supply SWE Southwestern Europe TGC tradable green certificates TOTEX Total expenses TPS three pivotal supplier TWh terawatt hour TYNDP Ten-Year Network Development Plan UCPTE Union for coordination of production and transmission of electricity VAT value added tax VOLL value of lost load VRE variable renewable energy WEO World Energy Outlook 357

357 Online bookshop International Energy Agency Secure Sustainable Together PDF versions at 20% discount Global Gas Security series Energy Statistics series Energy Policies Beyond IEA Countries series Gas Energy Technology Perspectives series Coal Oil World Energy Outlook series Renewable Energy Energy Policies of IEA Countries series Energy Efficiency Market Report World Energy Investment series Medium- Term Market Reports series

358 Korean Translation of Re-powering Markets OECD/IEA, 2018 No reproduction, translation or other use of this publication, or any portion thereof, may be made without prior written permission. Applications should be sent to: 전력시장의리파워링 한국어번역본은공식출판물인영어원본에서번역되었다. IEA 는본출판물의영어원본의저자인반면, IEA 는이번역의정확성이나완전성그리고레이아웃에대한책임을지지않는다. 이출판물은한국전력거래소의단독책임하에번역및디자인되었다. This publication reflects the views of the IEA Secretariat but does not necessarily reflect those of individual IEA member countries. The IEA makes no representation or warranty, express or implied, in respect of the publication s contents (including its completeness or accuracy) and shall not be responsible for any use of, or reliance on, the publication. Unless otherwise indicated, all material presented in figures and tables is derived from IEA data and analysis. This publication and any map included herein are without prejudice to the status of or sovereignty over any territory, to the delimitation of international frontiers and boundaries and to the name of any territory, city or area. IEA/OECD possible corrigenda on: IEA Publications International Energy Agency Website: Contact information: Cover design: IEA; Photo credits: NASA

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