2.1 발전기의 급전계획 초과 발전량에 대한 정산

현행 우리나라 CBP 전력시장에서는 발전기의 시간대별 급전계획량을 초과한 발전량에 대해 $GSCON_{i,\:t}$ 또는 $SCON_{i,\:t}$ 정산금으로 보상하고 있다^[4]. $GSCON_{i,\:t}$은 식 (1)과 같이 자기제약 사유로 인해 발생한 $t$-시간대, $i$-발전기의 급전계획 초과발전량 $GSCONQ_{i,\:t}$에 대한 정산금으로, 시장가격 기반의 정산금 $MPGS_{i,\:t}$과 발전기의 변동비 기반으로 산출된 정산금 $SCGS_{i,\:t}$ 중 낮은 값으로 결정된다. 이때 발전기의 공급가능용량 $RA_{i,\:t}$, 급전량 $MGO_{i,\:t}$, 열전비 $HR_{i}$, 열과 전기 동시 생산에 대한 표시 $EEF_{i,\:t}$ 를 고려하여 출력에 대한 무부하비용 $NLPC_{i}$ 의 일부 보상금이 $GSCON_{i,\:t}$에 포함된다. 식 (2)와 같이 $SCON_{i,\:t}$는 계통제약 사유로 인해 발생한 $t$-시간대, $i$-발전기의 급전계획 초과발전량 $SCONQ_{i,\:t}$에 대한 정산금으로, 시장가격 기반의 정산금 $MPCON_{i,\:t}$과 발전기의 변동비 기반의 정산금 $SCCON_{i,\:t}$ 중 높은 값으로 결정된다.

일반적으로 발전계획량을 초과한 발전기의 변동비는 시장가격 SMP보다 크다. 따라서 발전기는 계통제약 사유의 $SCON_{i,\:t}$ 정산금으로 최소한 자기변동비는 회수할 수 있는 반면, 자기제약 사유의 $GSCON_{i,\:t}$ 정산금으로는 자기변동비를 완전히 회수하기 어렵다.

2.2 수도권 열병합발전기의 송전혼잡완화 편익

열병합은 수요 집중 지역의 소비자에게 열과 전기를 모두 공급하며, 열수요에 대한 공급의무로 인해 전력시장에서는 실급전 시 하루전 가격결정발전계획의 급전계획량을 초과하여 발전하는 경우가 빈번히 발생한다. CBP시장은 이러한 열병합의 초과발전량을 자기제약 사유의 초과발전으로 정의하여 $GSCON_{i,\:t}$으로 보상하고 있다. 그러나 열병합이 자기제약의 사유로 초과 급전하였더라도 계통의 물리적 제약을 완화하는데 기여했다면 초과발전량에 대해 현행의 $GSCON_{i,\:t}$ 정산규칙만 적용하여 보상하는 것은 불합리할 수 있다.

대표적 사례가 수도권 열병합의 송전혼잡완화에 대한 보상이다. 우리나라 전력수요의 약 40\%는 수도권에 집중되어 있지만 생산단가가 낮은 기저발전기는 대부분 비수도권에 분포하므로 송전계통은 비수도권에서 수도권 방향으로 북상조류가 발생한다. 만약 북상조류의 증가로 송전혼잡이 발생하면 비수도권 발전기는 급전계획량 이하로 출력이 조정되며, 그에 상응하는 용량만큼 수도권의 발전기는 급전계획량을 초과하여 발전해야 한다. 만약 송전혼잡 발생 시 수도권 내 열병합의 자기제약 사유의 초과발전량이 존재하지 않는다면 수도권 LNG복합 발전기 또는 유류 발전기로 (LNG복합 발전기의 용량 부족 시) 송전혼잡에 대한 초과발전 요구량을 모두 감당해야 한다. 이는 계통의 총 생산비용을 증가시킬 수도 있으며, 전력시장의 총 정산금을 증가시킬 수 있다. 여기서 발전연료비 증가분의 경우 열병합의 계통운영 관점의 편익으로 정의할 수 있으며, 정산금 증가분은 열병합의 전력회사(한전) 관점의 편익으로 정의할 수 있다.

수도권 열병합이 자기제약 사유로 초과발전 하더라도 타 발전기처럼 계통제약을 완화하는데 기여하고 있다면, CBP시장에서는 해당 시점의 수도권 열병합에 대한 보상을 현행의 GSCON 정산이 아닌 다른 형태의 합리적인 정산규칙이 적용되어야 한다. 다만 송전혼잡 발생 시 열병합이 CBP 시장에서 전력계통 관점 또는 전력회사 관점에서 편익을 제공하고 있는지의 여부는 정량적 분석을 통해 판단이 필요하다. 본 논문에서는 2016년 전력시장 거래 실적을 기반으로 열병합의 송전혼잡완화 편익 제공 여부와 편익의 수준을 확인한다.

2.3 편익 산정 절차

전력계통 관점, 전력회사 관점의 수도권 열병합의 송전혼잡완화 편익은 각각 그림. 1의 절차에 따라 추정할 수 있다. 시나리오-1에서는 기존 실적을 기초로 수도권 열병합, LNG복합발전기의 에너지 생산 연료비와 정산금을 각각 계산한다. 시나리오-2에서는 송전혼잡이 발생하는 시간에 수도권 열병합이 자기제약 사유의 급전계획 초과발전을 하지 않을 경우를 가정하여 수도권 내 열병합, LNG복합발전기의 에너지 생산 연료비와 정산금을 각각 계산한다. 이때 시나리오-1에서 거래된 열병합의 송전혼잡완화에 기여한 자기제약 사유의 급전계획 초과발전량은 수급균형 유지를 위해 수도권 발전기를 대상으로 분배(재급전) 한다. 계산된 시나리오-1과 시나리오-2의 결과 비교를 통해 열병합의 송전혼잡완화편익을 추정할 수 있다. 본 논문에서는 전력계통 관점에서 열병합의 송전혼잡편익은 연료비절감편익으로 정의하였으며, 전력회사 관점에서 열병합의 송전혼잡편익은 에너지정산금절감편익으로 정의하였다. 여기서 시나리오-2의 총 에너지생산비용 또는 정산금이 시나리오-1보다 크면 수도권 열병합은 전력계통 또는 한전에 송전혼잡편익을 제공하고 있다고 판단할 수 있다.

3.1 열병합발전기 열제약 사유 초과발전량

그림. 2는 2016년 전력시장에서 거래된 수도권 LNG 열병합의 자기제약 사유 급전계획 초과발전량 GSCON_Q를 보여주고 있다. 2016년 수도권 열병합의 연간 GSCON_Q 거래량은 총 8,209GWh 이다. 그러나 수도권 열병합의 모든 GSCON_Q 거래량이 송전혼잡완화에 기여하는 것은 아니다. 전력거래 실적을 기반으로 송전혼잡완화에 기여한 열병합의 GSCON_Q를 추출하기 위해서는 두 가지 절차가 필요하다. 먼저 수도권 LNG복합이 계통제약 사유의 급전계획 초과발전량(SCON_Q)이 발생한 시간대의 열병합 GSCON_Q를 계산한다. 수도권 LNG복합발전기의 SCON_Q가 발생하였다는 것은 계통제약이 발생하였다는 것을 의미하므로, 송전혼잡제약 발생시간은 수도권 LNG복합발전기의 SCON_Q 발생시간 내에서만 존재한다. SCON_Q 발생을 유발하는 계통 제약은 송전혼잡제약, 예비력제약, 수요예측 오차, 전압제약 등이 있으므로 수도권 LNG복합의 SCON_Q가 발생한 모든 시간대에서 송전혼잡이 발생하였다고 볼 수는 없다. 그러나 LNG복합이 송전제약으로 인해 SCON_Q가 발생하였다면, 그 시점의 열병합의 GSCON_Q 또한 송전혼잡완화에 기여하고 있다고 판단할 수 있다. 따라서 두 번째 절차는 LNG복합의 송전혼잡제약 원인의 SCON_Q를 추출하는 것이다. 이러한 두 가지 절차를 통해 열병합의 송전혼잡완화에 기여한 GSCON_Q를 얻을 수 있다. 이때 LNG복합의 SCON_Q는 열병합의 GSCON_Q 만으로는 송전혼잡을 완전히 해소하지 못하기 때문에 발생한 추가적인 송전혼잡완화 목적 초과발전량이므로, 본 절차는 열병합의 송전혼잡완화 기여 GSCON_Q 거래량을 추정하는 보수적인 접근 방법이다.

3.2 열병합발전기 송전혼잡완화 기여 용량

2016년 전력거래 실적에서 연간 계통제약으로 인한 수도권 LNG복합의 SCON 발생시간은 총 8590시간으로, 이는 윤년인 2016년(8784시간)의 약 97.8\%에 해당한다. 이때 연간 수도권 LNG복합의 총 SCON_Q 거래량은 8,765GWh이다. 앞서 언급한 대로 송전혼잡 제약으로 발생한 수도권 LNG복합의 SCON_Q 거래량만 계산하기 위해서는 예비력확보, 수요예측오차 등 타 원인으로 발생한 SCON_Q 거래량은 배제할 필요가 있다. 그러나 전력시장 거래실적 상으로는 개별 제약에 따른 SCON_Q 거래량을 확인하기 어려우므로, 본 논문에서는 몇 가지 가정 하에 송전혼잡 원인으로 발생하는 LNG복합의 SCON_Q 거래량 및 발생시간을 추정한다.

수도권 LNG복합의 총 SCON_Q는 계통의 각 제약을 모두 만족하는 조건으로 결정된다. 따라서 그림. 3과 같이 개별 계통제약이 수도권 LNG복합에 요구하는 SCON_Q 중 가장 큰 값이 총 SCON_Q를 결정한다. $t$-시간대, $i$-LNG복합의 계통제약 사유 초과발전량 $SCONQ_{i,\:t}^{\ln}G$를 송전혼잡제약, 수요예측오차, 예비력확보 등 각 제약 사유별로 구분할 수 있다고 가정하면, $SCONQ_{i,\:t}^{\ln}G$는 식 (3)과 같이 송전혼잡제약 사유 초과발전량 $SCONQ_{i,\:t}^{\ln}G,\:C$과 기타제약(수요예측오차, 예비력확보 등) 사유 초과발전량 $SCONQ_{i,\:t}^{\ln}G,\:O$ 중 큰 값으로 결정된다. 송전혼잡 제약을 제외한 수요예측오차, 예비력확보 등의 제약은 매시간 발생 또는 고려되어야 하는 제약이므로 식 (4)와 같이 육지수요의 $x\%$ 또는 그 이하를 수도권 LNG 복합의 기타제약 사유의 초과발전량 $\sum_{i=1}^{I}SCONQ_{i,\:t}^{\ln}G,\:O$으로 가정하면, 식 (5) 통해 $t$-시간대의 송전혼잡발생 유무를 판단할 수 있다.

$t$-시간대에서 송전혼잡 사유로 수도권 LNG복합 SCON_Q 이 발생하였다 함은, 자기제약 사유로 이미 급전계획 초과발전이 결정된 수도권 열병합의 GSCON_Q 만으로는 송전혼잡을 해소하지 못하였기 때문이다. 따라서 $t$-시간대에서 LNG복합의 SCON_Q 가 송전혼잡완화에 기여하고 있다면, 즉 $U_{t}^{C}=1$이라면, 동 시간대 수도권 열병합의 GSCON_Q 또한 송전혼잡완화에 기여하고 있다고 판단할 수 있다.

위 절차로 추정한 2016년 송전혼잡 발생시간, 열병합 송전혼잡완화 기여 총 GSCON_Q의 결과는 그림. 4와 같다. 여기서 x-축은 육지계통 수요에 대한 기타제약 사유의 LNG복합 SCON_Q 요구량의 비율을 가정한 값이다. 즉 육지수요의 $x$\%는 기타제약 원인으로 발생한 LNG복합의 SCON_Q 거래량을 의미한다. 본 논문에서는 이를 기타제약 오차율로 정의한다. 송전혼잡제약 원인에 의한 수도권 LNG복합의 SCON_Q 발생시간이 결정되면, 최소한 해당 시간대만큼은 수도권 열병합이 자기제약으로 인해 GSCON으로 거래되었다고 하더라도 LNG복합과 함께 송전혼잡완화에 기여하였다고 할 수 있다.

4.1 송전혼잡완화 기여 열병합발전기 GSCON 재급전

본 사례분석에서는 2016년 CBP 시장 거래 실적을 활용하여 수도권 열병합의 송전혼잡완화 편익을 추정한다. 앞서 수도권 열병합의 송전혼잡 완화 편익을 전력계통 관점의 발전연료비절감 편익과, 한전 관점의 에너지정산금절감 편익으로 구분하였다. 각 관점의 편익은 그림. 1의 편익추정 절차에 따라 시나리오-1, 시나리오-2의 발전연료비, 에너지정산금을 계산할 수 있다.

시나리오-1은 기존 2016년 거래실적을 기반으로 산출이 가능하나 시나리오-2의 경우 송전혼잡 발생 시점의 열병합의 GSCON 발전량을 재급전해야 한다. 가장 이상적인 방법은 수도권 내 발전기의 출력 현황 및 발전기의 비용함수 및 제약조건 등을 고려한 기동정지계획 및 경제급전의 최적화를 수행하는 것이다. 그러나 이는 전력거래소의 RSC (Resource Scheduling and Commitment) 프로그램과 같은 별개의 급전계획 최적화 모델이 요구될 뿐만 아니라, 최적화 모델이 존재한다고 해도 2016년의 모든 계획일에 대한 장기간의 시뮬레이션 시간이 소요된다. 또한 정보의 불완전성으로 인해 전력거래소에서 설정한 시뮬레이션 초기조건을 동일하게 설정할 수는 없으며, 최적화 모델의 알고리즘 구성의 차이 등으로 RSC 프로그램과 완전히 동일한 결과를 얻기는 힘들다. 따라서 유사한 해를 빠른 속도로 찾을 수 있는 방법론으로 발전량 재분배를 수행할 수 있는 효율적 대안 적용이 필요하다. 본 논문에서는 우선순위법 (Priority Method)[5]을 적용하여 시나리오-2의 재급전을 수행하였다. 우선순위법은 발전기의 출력구간별 증분비용(또는 증분비용함수)을 활용하지 않기 때문에 최적의 결과는 얻을 수 없지만 별도의 최적화를 수행하지 않고 간단히 급전계획을 수립할 수 있는 장점이 있어 전력계통 및 전력시장 분석 시 최적화의 대안으로 여전히 널리 활용되고 있다. 우선순의법의 또 다른 한계는 발전기의 증감발률, 최소운전시간, 최소정지시간, 기동시간 등의 기술적 제약 반영이 어렵다는 것이다. 그러나 급전량 재분배 대상은 기저발전기에 비해 상대적으로 기술적 제약조건에서 자유로운 열병합 및 LNG복합으로, 기술적 제약을 배제하고 비용함수만을 고려하더라도 제약조건을 고려한 결과와 차이가 크지 않으므로 편익 발생 유무 및 그 수준 등을 확인하는데 무리가 없을 것으로 판단된다.

열병합의 송전혼잡완화 기여 GSCON_Q 거래량의 재급전 대상은 공급가능 용량의 여유가 있는 수도권 LNG복합 및 열병합이다. 기존의 GSCON_Q 거래량이 제외된 열병합이라 하더라도 평균비용 비교 결과 우선순위가 높은 열병합은 LNG복합과 경쟁이 가능하므로 재급전의 대상이 될 수 있다. 시나리오-2에서는 송전혼잡 발생 시점의 수도권 열병합 GSCON_Q 거래량의 재급전 결과로 수도권 열병합 및 LNG복합 각각의 조정된 급전량을 얻을 수 있다. 시나리오-1에서 열병합, LNG복합의 급전량을 각각 $MGO_{i,\:t}^{CHP,\:O}$, $MGO_{i,\:t}^{\ln}G,\:O$, 시나리오-2에서 재분배를 반영한 열병합, LNG복합의 급전량을 각각 $MGO_{i,\:t}^{CHP,\:N}$, $MGO_{i,\:t}^{\ln}G,\:N$으로 정의하면, 다음과 같이 표현할 수 있다.

여기서, $\Delta p_{i,\:t}^{\ln}G$, $\Delta p_{j,\:t}^{CHP}$은 각각 송전혼잡발생 시 시나리오-2에서 열병합의 GSCON_Q를 재급전 할 경우 LNG복합, 열병합의 추가 급전량이다.

그림. 5는 시나리오-2에서 송전혼잡에 기여한 수도권 열병합의 GSCON_Q 재급전 결과이다. 재급전을 통해 일부는 전기생산 효율이 좋은 열병합으로 대체되었으며, 나머지는 LNG복합으로 대체되었다. 재급전에 따라 조정된 열병합, LNG복합 각각의 급전량 $MGO_{i,\:t}^{CHP,\:N}$, $MGO_{i,\:t}^{\ln}G,\:N$에 따라 시나리오-2의 발전연료비, 정산금을 계산할 수 있다.

4.2 전력계통 관점의 발전연료비절감 편익 추정 결과

2016년 거래 실적에 기초한 시나리오-1, 시나리오-2의 수도권 열병합 및 LNG복합의 급전량에 대한 연간 발전연료비 산출 결과는 표 2와 같다. 2016년 전력거래 실적인 시나리오-1의 연간 총 발전비용은 57,549억 원이다. 이중 열병합은 17,234 억원으로 약 29.9\%의 비중을 차지하고 있으며, LNG복합은 40,315 억원으로 약 70.1\%의 비중을 차지하고 있다. 시나리오-2의 발전연료비는 기타제약 오차율 2.0\%, 2.5\%, 3.0\%, 3.5\%를 적용 시, 각각 57,256억원, 57,367억원, 57,441억원, 57,486억원이다. 이는 시나리오-1의 총 발전연료비보다 적은 값이다. 따라서 열병합의 전력계통 관점의 발전연료비절감 편익은 부(-)의 편익이 발생하고 있음을 확인할 수 있다. 기타제약 오차율 2.0\%, 2.5\%, 3.0\%, 3.5\%를 적용한 연간 발전연료비절감 편익은 각각 –293억원, -182억원, -108억원, -63억원이다.

송전혼잡완화에 기여한 열병합이 부(-)의 편익을 가진다는 것은 전력계통의 관점에서 송전혼잡제약의 완화는 수도권의 열병합보다 LNG복합으로 기여하는 것이 더 효율적이라는 것을 의미한다. 전기생산에 대한 효율은 일반적으로 LNG복합이 열병합에 비해 높기 때문에 이는 자연스러운 결과이다. 그러나 사회적인 관점으로 넓게 해석하면 열병합은 열과 전력을 동시에 공급하는 자원으로 에너지 종합효율은 약 80\% 수준이다. 반면 전기만 생산하는 LNG복합의 효율은 약 50\% 내외로 열병합에 비해 낮은 에너지 종합 효율을 갖는다. 만약 열과 전력을 동시에 고려한 연료비를 비교한다면 열병합은 정(+)의 편익이 발생할 것이다. 따라서 본 분석의 결과는 사회적 측면에서 열병합은 정(+)의 편익을 가지지만 열공급을 배제한 전력계통 측면만 해석하였을 때는 부(-)의 편익이 발생하고 있다는 것을 의미한다.

4.3 전력회사 관점의 에너지정산금절감 편익 추정 결과

다음은 수도권 열병합의 송전혼잡완화에 대한 한전 관점의 에너지정산금절감 편익을 추정한다. 시나리오-2의 결과에서 열병합 및 LNG복합의 급전량 변화는 에너지 정산금에도 영향을 미친다. CBP 시장에서 에너지공급에 대한 정산금은 SEP, GSCON, SCON, COFF, SUAP 으로 구분된다. 여기서, SEP는 발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산금, COFF는 실제 계량된 전력량이 발전계획량을 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금, SUAP는 발전기의 기동비(SUC)에 대한 정산금이다. 이때 SEP, GSCON, SCON, COFF은 급전계획량(PSE)과 급전량(MGO)의 결과에 따른 전력량 정산금이며, SUAP는 발전기 기동비용에 대한 정산금이다. 전력량에 대한 정산금에 비해 기동비용은 매우 적은 비중을 차지하고 있어 본 연구에서는 산정 대상에서 제외하였다. 따라서 본 사례 연구에서 한전 관점의 에너지정산금절감 편익은 시나리오-1과 시나리오-2 각각의 전력량에 대한 정산금 SEP, GSCON, SCON, COFF를 비교하였다.

표 3은 2016년 수도권 열병합 및 LNG복합 거래 실적에 기초한 시나리오-1, 시나리오-2의 에너지정산금 산정 결과이다. 시나리오-1의 연간 수도권 에너지정산금은 총 58,806억원이다. 여기서 열병합은 27.8\%, LNG복합은 72.2\%의 비중을 가진다. 시나리오-2에서 기타제약 오차율 2.0\%, 2.5\%, 3.0\%, 3.5\%를 각각 고려한 연간 에너지정산금은 59,015억원, 59,022억원, 59,015억원, 59,014억원으로 추정되었으며, 모두 시나리오-1의 에너지정산금에 비해 높은 정산금이 발생하고 있다. 따라서 연간 발생하는 수도권 열병합의 송전혼잡완화 기여에 대한 에너지정산금절감 편익은 정(+)의 편익이 발생하고 있음을 확인할 수 있다. 특히 기타제약 오차율 2.5\%로 가정 시 에너지정산금절감 편익은 216억원으로 가장 높은 편익 수준을 보였다. 이때 수도권 열병합, LNG복합의 SEP, GSCON, SCON, PCOFF의 항목별 정산금은 그림. 7에서 확인할 수 있다.

그림. 8은 기타제약 오차율에 따라 발생하는 에너지정산금절감 편익의 추이를 보여주고 있다. 2016년의 전력시장 실적에서는 기타제약 오차율을 약 2.5\%로 가정하였을 때 가장 큰 에너지정산금절감 편익이 발생하였음을 확인할 수 있다. 그림에서 에너지정산금절감 편익은 기타제약 오차율이 일정수준까지 커짐에 따라 증가함을 확인할 수 있다. 이는 오차율이 증가함에 따라 송전혼잡이 발생하지 않는 시간대는 점차 제거되었다는 것으로 해석할 수 있다.

기타제약 오차율 2.5\% 기준으로, 2016년 수도권 열병합 GSCON_Q의 송전혼잡완화 기여에 대한 에너지정산금절감 편익 평균 단가는 2.66원/KWh이다. 이때 송전혼잡발생시간은 2,255시간이며, 연간 수도권 열병합의 총 GSCON_Q 거래량은 8,109GWh, 연간 가중평균 SMP는 76.91원/kWh 이다. 그림. 9와 그림. 10은 각각 2010년에서 2017년까지 한국가스공사(KOGAS)의 발전용 LNG의 연도별 평균 판매단가^[6], 육지계통의 연간 가중평균 SMP의 변화를 보여주고 있다^[7]. 발전기가 SMP를 결정하는 비율이 가장 높기 때문에 SMP는 LNG 연료비 변동과 유사한 추이를 가진다. 2016년은 2010년 이후 낮은 LNG연료비로 인해 SMP가 가장 낮은 해이다. 2017년 이후 연료비 상승으로 인해 SMP 또한 증가하고 있는 추세이다. 만약 동일한 조건에서 LNG 연료비가 증가하여 연간 가중평균 SMP가 100원/kWh이라면, 수도권 열병합 GSCON_Q의 송전혼잡완화 기여에 대한 에너지정산금절감 편익 평균 단가는 3.46원/KWh 으로 증가한다. 따라서 연간 발생하는 수도권 열병합의 송전혼잡완화 편익 또한 약 280억원으로 증가한다.