1. 서 론

전력은 일반적인 재화와 달리 수요와 공급의 수급균형이 빛의 속도로 이루어지는 특성이 있다. 또한 현재까지도 계통안정성 및 경제성을 함께 갖춘 저장수단이 마땅치 않아 실시간 수요변동을 공급을 통해서 수급을 맞추어가는 상황이다. 이러한 순시 수급균형에 대한 감시지표의 하나로 사용하는 것이 주파수이다. 우리나라의 전력계통 주파수는 60Hz로, 계통안정성 확보를 위하여 정부 고시를 통하여 평상시에는 ± 0.2Hz 범위를 유지하도록 전력거래소에 대하여 역무를 부여하고 있다⁽¹⁾. 계통 주파수는 전력수요가 증가하거나 전력을 공급하던 발전기가 고장 등의 이유로 탈락할 경우 기준치인 60Hz보다 낮아지게 되는데, 이를 정상적인 수준으로 다시 복구시키기 위하여 긴급하게 출력을 변동시킬 수 있는 추가적인 발전능력 확보가 필요하다. 이를 계통운영자는 예비력이라는 형태로 운영하게 된다.

예비력은 평상시 계통주파수 유지를 위하여 사용되는 주파수제어예비력과 고장발생시 계통주파수 회복에 사용되는 주파수회복예비력으로 나누어지며, 주파수회복예비력은 동작시간 및 출력유지 기간에 따라 각각 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력으로 나누어진다. 이러한 예비력을 확보하기 위하여 계통운영자는 매시간 발전설비의 출력을 일정규모 감소시켜 운전시킨다. 이러한 운영예비력 확보 필요량에 대해서는 전력시장운영규칙을 통하여 예비력별로 그 소요량을 정하고 있다⁽²⁾.

이러한 운영예비력 구분 방법은 Ela et al.(2011)이 주장한 운영예비력 구분 중 각각 regulation reserve와 contingency reserve에 해당되며 contingency reserve는 다시 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력으로 구분된다⁽³⁾. 또한 이러한 예비력 구분은 국가별로 상이한데 우리나라의 경우도 당초 주파수조정예비력과 대기·대체예비력으로 구분되어 있었다. 북미 NERC(Noth America Electric Reliability Corporation)의 경우는 각각 regulation, frequency response reserve, spinning reserve, non-spinning reserve, supplemental reserve로 구분하고 있으며, 유럽의 UCTE(Union for Coordination of Trans- mission of Electricity)는 이를 primary control reserve, secondary reserve, tertiary reserve로 구분하고 있다.

표 2를 통하여 알 수 있듯이 평상시의 주파수 변동에 대응하기 위하여 개설된 주파수제어예비력은 미국의 경우 regulation reserve라는 별도의 형태로 사용되고 있으며, 순간적인 수요와 공급의 불균형상태를 해소하는 수단으로 사용하고 있다. 반면에 유럽의 경우는 상시주파수 제어를 위한 예비력을 2차예비력에 포함시켜서 운영하고 있다.

유럽의 전력계통운영자인 ENTSO-E에서는 정상상태 하에서의 주파수변동과 설비고장에 따른 주파수변동에 함께 대응하기 위하여 FCR(Frequency Containment Reserves)과 FRR(Frequency Restoration Reserve) 등의 예비력 소요량 산정 시 계통고장 규모를 고려한 확정적 접근법과 발생확률을 고려한 확률적 접근법을 위험수준에 따라 종합하는 방식을 제시하고 있다⁽⁴⁾. 이중 확률적 접근법은 고장이 발생하지 않은 정상상태에서 발생할 수 있는 불균형의 확률분포와 N-1 규모의 상정고장에 따른 고장확률을 결합하여 예비력 소요량을 산정하는 방법이다.

전력거래소에서도 운영예비력 산정을 위하여 2017년 한국전력과 함께 연구를 진행하였으며, 이중 정상상태에서의 부하추종 예비력(regulation reserve) 산정에 확률적 접근법을 사용하여 2016년 5분 단위 부하 변동량 기준 변동량의 99% 변위 값인 670MW을 소요량으로 제안하였다⁽⁵⁾. 현재 전력거래소에서 사용하고 있는 주파수제어예비력 산정방법도 동일한 방식에 기반을 두고 있는 것으로 보인다.

정부의 신뢰도 고시 및 전력거래소의 전력시장운영규칙에서 정의하고 있는 주파수조정예비력은 “평상 시 안정적 주파수 유지를 위한 예비력”으로 정의되고 있어 실시간 급전을 대상으로 하는 것으로 판단된다. 다만 발전기 기동정지 결정 및 전반적인 발전출력에 대한 계획을 수립하는 하루 전 운영발전계획에서는 여러 가지 불확실성이 존재하므로 보다 많은 양의 예비력이 필요할 것으로 보인다. 이러한 고민은 전력시장운영규칙에서도 찾아볼 수 있는데, 시장운영규칙에서는 운영예비력 최소 요구기준량의 합계인 4,500MW보다 많은 5,500MW 수준의 공급예비력이 확보되지 않을 경우 추가적인 대책을 수립하도록 하고 있다. 다만 전력수요를 초과하여 확보하는 공급능력인 공급예비력은 단순히 거래당일 발전이 가능한 용량으로 실시간 계통운영에서 필요한 운영예비력 수준의 동작 및 유지시간을 만족시킬 수 있는지에 대한 불확실성이 존재한다. 이는 전적으로 급전원의 판단에 의지하게 되므로 발전기의 추가적인 기동정지에 따른 가격변화 가능성 및 계통운영비용 증가에 대한 논란의 소지가 존재한다.

본 연구에서는 유럽의 ENTSO-E 및 전력거래소와 한국전력에서 사용하였던 확률적 접근법을 사용하여 하루 전 운영발전계획 수립 시 확보가 필요한 평상시 안정적인 주파수 유지를 위한 예비력 수준을 점검해보고, 별도의 수급불균형 요소를 고려한 2030년 기준 정상상태에서 소요되는 예비력 수준을 확률적 접근법을 통하여 추정하였다.

본 논문 중 2장에서는 최근의 자료를 기준으로 주파수제어예비력 수준을 재검토하고 미래 소요규모를 추정하였으며, 3장에서는 운영예비력 규모산정 시 고려가 필요한 사항을 요인별로 검토하였다. 4장에서는 요인별 소요량을 종합한 하루전 기준 운영예비력 규모를 추정하였고, 5장에서 본 연구에 대한 종합의견과 향후 추가연구에 대해 의견을 제시하였다.

2. 주파수제어예비력 소요량 추정

전력거래소가 규칙을 통해 확보하고 있는 700MW의 주파수제어예비력은 2017년도에 수행한 연구결과를 기반하고 있다. 이러한 수요 변동분을 기준으로 한 예비력 소요량은 전체 수요수준에 따라 커질 가능성이 높아 매년 주파수조정예비력의 규모를 재산정할 필요가 있다. 본 연구에서는 수요증가가 따른 현재의 예비력 수준과 미래 소요량을 2016년부터 2018년까지의 5분 순시수요를 대상으로 점검하였다.

대상기간에 대한 5분 수요변동분은 종모양 형태로 정규분포와 유사하게 나타났다. 다만 앞에서도 언급한 바와 같이 매년 전력수요가 증가하는 우리나라의 경우 미래 소요량 추정을 위해서는 표준화가 필요한데, 이를 해결하기 위하여 일중 최대전력 기준으로 표준화하였다.

이렇게 표준화된 5분 수요편차를 확률분포로 만들기 위하여 본 연구에서는 비모수 추정방법 중 하나로 Rosenblatt(1956)와 Parzen(1962)이 제안한 KDE(kernel density estimation)를 이용하였다⁽⁶⁾⁽⁷⁾.

또한 커널함수 Kh로는 Gaussian 함수를 사용하였고, 계산의 편의성을 위하여 Silverman(1986)이 제안한 rule of thumb에 따른 h값을 사용하였다⁽⁸⁾.

표준화된 5분 수요변동율 확률분포를 기준으로 검토한 결과 99% 변위값은 최대전력의 0.8% 수준으로 나타났다. 이를 검토 당시의 기준연도인 2016년의 최대전력치인 85,183MW에 적용하면 주파수제어예비력 소요량 수준은 약 680MW로 나타나 기존 연구와 유사한 결과를 얻을 수 있었다. 또한 이 기준을 2018년 최대전력인 92,478MW에 적용하게 되면 740MW 수준으로 예비력 소요량이 증가하며, 다시 8차 전력수급기본계획 상의 2030년 연중 목표수요 최대전력 전망치 100,498MW에 반영하면⁽⁹⁾, 2030년 기준 주파수제어예비력 소요량은 약 800MW 정도로 나타난다. 이러한 검토결과에 따르면 현재 규칙상의 700MW 주파수제어예비력은 계통규모가 증가함에 따라 추가적으로 확보가 필요하며, 미래 수급상황을 고려할 때 약 100MW 추가확보가 필요한 것으로 나타났다.

3. 정상상태에서의 요인별 운영예비력 소요량 추정

5분 수요변동분을 고려하여 산정된 주파수제어예비력 소요량은 정상상태 하에서의 실시간계통운전 시 순수 수요변동에 대응하기 위하여 필요한 예비력 수준을 의미한다. 하지만 발전계획 수립단계에서는 정상상태 하에서도 다양한 변동요인을 고려할 필요가 있다. ENTSO-E도 이러한 주파수변동에 대한 원인으로 불규칙한 수요변동 외에 설비 고장, 수요 및 재생에너지 예측 오차, 발전계획과 수요와의 차이 등을 지적하고 있으며, 이를 예비력 소요량 산정에 함께 반영하고 있다.

반면에 우리나라의 경우는 정상상태의 예비력인 주파수제어예비력은 불규칙한 수요변동에 대응하고, 상장고장에 대한 예비력은 주파수회복예비력은 설비 고장에만 대응하고 있어, 발전계획과 수요와의 차이나 예측오차로 인한 변동에 대응이 빠져있는 상황이다.

4. 하루 전 발전계획수립 시 고려하기 위한 정상상태 기준 운영예비력 소요량 추정

실시간 운영예비력은 하루 전에 수립된 발전기 기동정지 계획에 따라 확보가능한 수준이 사실상 결정된다. 따라서 운영발전계획 수립 시 발생하는 다양한 예측오차나 수요변동 등을 고려하여 추가적인 예비력 확보가 필요하다.

지금까지 검토된 하루 전 기준 운영예비력 소요 요소인 5분 수요편차와 수요예측오차, 태양광출력 예측오차 등을 전반적으로 검토하기 위해서는 각각의 확률분포를 합성시켜서 하나의 확률분포로 만들어야 한다. 본 연구에서는 합성곱(convolution)을 통하여 각각의 확률분포들을 하나로 합성하였다.

이중 태양광예측오차는 오차규모가 설비규모에 따라 결정되므로 최대전력 기준으로 작성된 다른 예비력 소요량 분포들과 결합하기 위해서 재조정해야 한다. 이를 위해 태양광오차분포를 2030년 태양광설비계획량인 33,530MW를 이용하여 오차량 기준으로 분포기준을 바꾼 후 다시 2030년 최대전력 전망치인 100,498MW 기준으로 다시 오차분포를 표준화하는 2단계 변환작업 후 합성하였다.

합성된 결과에 따르면 발생확률 1% 수준으로 하루 전 발전계획 수립 시 고려가 필요한 예비력 소요량은 최대전력의 7.5% 수준으로 2030년 기준 약 7,500MW 규모의 예비력이 필요한 것으로 나타났다. 발생확률을 95% 수준으로 높일 경우에는 하루 전 소요 운전예비력은 최대전력의 5.0% 수준으로 추정되며 이는 2030년 기준으로 약 5,000MW로 추정된다.

이와 같이 추정된 하루 전 발전계획 수립 시 종합적으로 필요한 정상상태의 예비력 수준은 현재의 예비력 기준과 비교할 때 상당히 높은 수준이다. 또한 상정사고가 아닌 정상상태에서의 주파수제어를 위한 소요예비력이라는 성격을 볼 때 주파수제어예비력을 추가로 확보해야하는 것으로 보인다.

하지만 주파수제어예비력이 실시간 수요변동에 대응하기 위한 예비력이라는 점을 고려할 때 위에서 추정된 정상상태 기준 하루 전 발전계획에서 고려될 예비력 소요량은 별도의 예비력으로 확보여부를 검토하는 것이 적절하다. 또한 하루 전 발전계획에서 불확실성을 고려하여 확보된 예비력은 실급전 상황, 즉 경제급전이 일어나는 5분 단위 실시간에 접근하면서 점차 불확실성이 제거되어 필요성이 사라지므로, 최종적으로 기존 방식으로 추정된 800MW 수준의 주파수제어예비력을 통해 수급균형 유지가 가능할 것으로 판단된다.

따라서 미래 불확실성 등을 고려한 예비력 확보는 하루 전과 실시간에서 각각 다른 규모로 확보할 필요가 있으며, 이를 유연하게 운영하기 위해서는 정상상태에서 필요한 추가적인 운영예비력 소요량을 주파수회복예비력에 포함시켜 운영하고, 이를 시간흐름에 따른 위험도에 따라 순차적으로 조정할 필요가 있다. 물론 주파수회복예비력이 상정사고를 고려하여 확보되는 예비력인 것을 감안하여 단계별로 필요성이 사라진 정상상태의 운영예비력을 순차적으로 상정사고를 위한 예비력으로 편입시키는 형태로 유연하게 운영할 필요가 있다. 특히 발전계획과 실제수요 간의 편차를 고려한 1,400MW의 예비력을 제외한 예측오차로 인하여 소요되는 예비력 3,600～6,100MW는 30분 내에 확보를 하는 방안도 유효하므로 3차예비력까지 유연하게 활용할 필요가 있다.

이를 위해서는 해외 전력시장에서 도입하고 있는 당일시장 및 당일발전계획을 통하여 하루 전 예측오차로 인한 불확실성을 제거한다면 정상상태 운영예비력 소요량은 1,400MW로 축소되므로, 하루 전부터 당일, 실시간으로 연결되는 예비력 조정체계를 도입할 경우 보다 효과적으로 예비력 운영이 가능할 것으로 예상된다.

5. 결 론

본 연구에서는 전력계통 운영 시 고장이 발생하지 않은 정상상태에서 필요한 운영예비력 수준에 대하여 확률적 접근법을 통해 주요 시점별로 검토하였다. 시점별 예비력 소요량 추정은 비모수 추정방법으로 산출된 예비력 소요 확률분포를 기준으로 1% 및 5% 수준의 발생확률을 활용하는 방법을 사용하였다.

연구결과에 따르면 주파수제어예비력은 2030년 기준으로 약 800MW 정도 필요한 것으로 나타났으며, 1시간 단위 발전계획과 5분 단위 실제 급전실적 간의 차이로 인하여 확보가 필요한 예비력 수준은 2030년 기준 약 1,400MW 수준으로 추정되었다. 또한 하루 전 발전계획 수립 시 필요한 예비력 규모로 1시간 단위 발전계획과 5분 단위 경제급전 편차 간의 확률분포와 수요예측오차 분포, 태양광발전 예측오차 분포 등을 모두 고려한 합성확률분포를 통해 2030년 5,000∼7,500MW를 제시하였다.

본 연구는 기존 연구들이 계통고장 시 주파수 회복을 위해 필요한 자원으로서의 예비력 규모에 중심을 두고 있는 것과는 달리 정상상태에서 상시 발생할 수 있는 다양한 현상에 대응하기 위한 예비력 규모를 제시하였다는 점에서 차별점이 존재한다. 또한 실시간 운전상황에서 필요한 예비력만이 아닌 하루 전 발전계획 수립단계부터 단계적으로 확보가 필요한 예비력 기준을 제시하였다는데 본 연구의 기여점이 존재한다.

하지만 본 연구에서는 정상상태의 예비력 소요량만을 제시하고, 정상상태 외의 계통고장 발생 시 필요한 예비력 소요량을 종합적으로 고려한 예비력 소요량을 제시하지 못해 한계점을 나타낸다. 또한 태양광 외의 풍력이나 ESS 등으로 인해 발생가능한 예비력 수준에 대한 부분도 연구에 반영하지 못하였다.

따라서 본 연구의 확장을 위해서는 계통고장 규모 및 설비고장 확률 등을 고려한 상정고장 시 소요예비력에 대한 확률분포 추정과 추정된 고장시의 확률분포와 본 연구에서 추정된 정상상태의 확률분포를 결합한 계통신뢰도 확보를 위한 예비력 수준을 제시할 필요가 있다. 또한 풍력발전과 ESS로 인한 불확실성을 함께 고려하기 위하여 풍력 예측방법론과 풍력예측오차, ESS 특성을 고려한 수요변동 등을 예비력 산정에 고려하는 방법론 연구도 향후 과제로 제시하고자 한다.