2.1 국내 전력시장의 주요 특징

시장을 통해 전력수급을 조절하는 선진화된 전력시장은 발전설비 투자와 같은 장기적인 자원투입부터 실시간 운전에 이르는 초단기적인 의사결정에 이르기까지 그림 1에 나타난 선도시장, 하루전시장, 실시간시장 등과 같은 다양한 유형의 하부시장 구조를 갖추고 있다. 그러나 국내 전력시장은 구조개편 중단에 따른 경쟁구조의 한계 및 가격규제적인 현물시장의 특성으로 인하여 선도시장이 형성되지 않고 있다. 현물시장의 경우에도 하루전시장만을 운영하고 있으며, 실시간 수급여건에 맞추어 하루전 계약포지션을 조정하는 실시간시장은 운영하지 않고 있다.

그림. 1. 국내외 전력시장 하부구조 비교

Fig. 1. Comparison of domestic and overseas electricity market structure

국내 전력시장의 또 다른 특징은 비제약 발전계획(이하 ‘가격발전계획’)에 의한 전력거래량 낙찰 및 가격결정이다. 표 1에서 보듯이 가격발전계획은 송전제약, 예비력, 열병합 운전, 시운전 등 실계통 여건을 고려하지 않으므로, 현물계약량 그대로는 실물인도가 이루어질 수 없으며 실계통 운영을 위한 발전계획(이하 ‘운영발전계획’)이 별도로 수립되고 있다.

2.2 국내 전력시장의 주요 문제점

2.2.1 시장계약의 기능적 역할 약화

하루전시장의 거래제도가 이처럼 실계통 여건을 고려하지 않고 있어서 시장계약을 위한 가격발전계획과 실계통운영을 위한 운영발전계획의 괴리가 크다. 실계통운영을 위한 운영발전계획은 예비력 확보, 전압 유지, 열병합 필수, 송전망 인출제약 등으로 인하여 더 많은 발전기를 더 비싸더라도 가동하여야 한다. 표 2는 가격발전계획과 운영발전계획의 실제 비교 사례로서, 가격발전계획 대비 운영발전계획은 30여기의 더 비싼 발전기가 가동되고 있음을 나타내고 있다.

그림. 2. 가격발전계획과 운영발전계획의 발전기 대수 비교 (2020.2.5. 10시)

Fig. 2. Comparison of committed generating units between pricing schedule and operational schedule (2020.2.5. 10hr)

대부분 발전기가 하루전시장에 따른 계약량과 다르게 운영되므로, 시장계약 외적인 전력량에 대한 정산금(이하 제약정산금)이 크게 발생한다. 예비력 확보, 송전망 인출제약 등으로 시장계약량 대비 실제전력량이 감소하는 제약비발전(Constrained OFF: COFF)이 나타나고, 열공급 운전, 전압 유지를 위한 필수운전 등으로 시장계약량 대비 실제전력량이 증가하는 제약발전(Constrained ON: CON)이 발생한다. 최근에는 열병합발전기 증가, 송전제약 개소 증가 등으로 제약정산금이 더욱 증가하고 있다.

표 2. 제약정산금(CON/COFF) 연차별 추이 (억원)

Table 2. Annual trend of CON and COFF payment (hundred million KRW)

구분	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
CON	5,163	4,420	3,623	2,578	4,109	5,260	5,297
COFF	2,792	3,656	4,469	5,271	7,072	6,127	7,184
계	7,955	8,076	8,092	7,849	11,181	11,387	12,481

실계통 여건을 반영하지 않는 현행 시장의 이 같은 문제점으로 인하여 시장계약 외적인 제약정산금이 크게 나타남으로써 계약을 통한 전력수급 달성이라는 전력시장의 근본적 취지를 제대로 살리지 못하고 있다.

2.2.2 연료비에 치중된 에너지 가격제도

하루전시장의 계통한계가격은 그림 3과 같이 실계통의 수급조건을 다수 누락하고 있어 그 정당성과 합리성이 결여된다. 예비력 요구량 및 송전망 인출제약을 고려하지 않는 측면에서 적정 수준 대비 가격을 저평가한다는 지적이 제기되었다. 그러나 열병합 운전, 전압 유지, 안정도 유지 등 필수운전 전력량으로 인한 가격하락 요인도 반영되지 않고 있어 제반 수급조건을 모두 반영하는 경우 가격이 반드시 인상된다고 볼 수만은 없다. 그림 3에서 발전비용 저평가는 변동비 평가기준의 문제이다. 현행 비용평가제도는 변동비로서 연료비를 반영할 뿐 수선유지비는 전액 투자비로 처리하여 변동비에서 제외하고 있다. 그러나 수선유지비는 발전기의 기동 및 운전시간에 따라 증가하는 비용이므로 대부분 변동비에 해당한다. 이번에 추진하는 시장제도 개편은 계약제도 및 가격제도를 대상으로 하며, 변동비 평가에 관한 제도개선은 추후 따로 추진될 필요가 있다.

그림. 3. 계통한계가격에 반영되지 않은 제반 수급조건

Fig. 3. Supply and demand conditions not reflected in System Marginal Price

에너지 가격제도의 문제는 가격수준의 적정성에 국한되지 않는다. 현행 에너지 가격제도는 연료비 우선순위만을 고려하므로, 기저발전기에 유리하고 첨두발전기와 같은 유연성 자원에 불리하다⁽³⁾. 그림 4는 실계통 운영에 따른 제약정산금의 산정원리를 나타낸다. 송전인출제약과 예비력 확보를 위해 석탄발전량이 감소된 반면, 석탄발전량을 대체하기 위해 LNG발전량은 증가된 경우, 석탄발전기는 실제 전력수급에 기여하지 못한 인출제약량을 포함하는 감소된 전력량에 대해서 시장가격과 연료비의 차이를 COFF 정산금으로 받는다. 이에 반하여LNG 발전기는 대체전력량을 공급함으로써 실제 전력수급에 기여하였지만 마진이 없이 자신의 연료비만을 CON 정산금으로 받고, 예비력에 대해서는 어떠한 대가도 없이 무료로 공급하고 있다.

그림. 4. 석탄발전기에 유리한 제약정산금 제도

Fig. 4. COFF payment favorable for base load coal generating units

2.2.3 에너지 종속적인 보조서비스 가격제도

주파수조정 보조서비스는 출력조정을 위한 여유용량 즉 예비력과 실제 주파수 변동에 대한 출력제어가 필요하다. 해외 시장의 경우에는 예비력 확보에 따른 기회비용과 실제 출력제어에 따른 직접비용을 합산하여 보조서비스 시장가격으로 정산하지만 국내 시장에서는 각각을 분리하여 별도로 정산하고 있다. 예비력 확보에 따른 기회비용은 앞에서 살펴본 COFF로 정산되고, 출력제어에 소요되는 직접비용은 보조서비스 정산금을 별도로 지급하고 있다. 통상 주파수조정 보조서비스의 기회비용이 직접비용보다 훨씬 크다. 미국 PJM의 주파수조정서비스(Regulation) 사례에 의하면 2020년도 평균가격을 기준으로 기회비용에 관한 용량가격(capability price)은 $12.68 \$ / \mathrm{MW}$에 달한 반면 직접비용에 관한 성능가격(performance price)은 $0.88 \$ / \mathrm{MW}$에 불과하다⁽⁶⁾.

에너지 COFF 정산금과 보조서비스 정산금으로 이원화된 보조서비스 가격제도는 세 가지 문제를 초래하고 있다. 첫째, COFF는 예비력, 송전망 인출제약 등 여러 요인이 복합되어 발생하므로 예비력의 공급가치를 분리하는데 어려움이 있다. 둘째, COFF는 시장가격과 개별 발전기의 연료비 차이로 정산하므로 동일한 예비력에 대하여 발전기별로 서로 다른 가격을 지불하는 가격차별의 문제가 발생한다. 셋째, 에너지를 제공하지 않고 보조서비스만을 제공하는 신자원(ESS 등)과 양수발전과 같이 연료비가 없는 경우에는 COFF 정산금이 적용되지 않으므로 예비력 공급가치를 보상받을 수단이 없다. 따라서 전력시장운영규칙으로 주파수조정용 ESS의 시장진입을 허용하고 있으나 송전설비로서 상업운전을 한 한전분을 제외하고는 진입사례가 없는 실정이다.

그림. 5. LNG복합발전기 연차별 기술특성 추이(2001-2018)

Fig. 5. Annual trend of CCGT technical characteristics (2001-2018)

연료비에 치중된 계통한계가격과 COFF 가격제도는 출력유연성에 대한 과소투자를 초래한다. 그림 5는 시장 개설 이후 LNG복합발전기 평균의 기술특성 추이를 분석한 것으로서, 연료비를 절감하기 위한 발전효율은 향상되고 있지만, 최소발전수준과 기동소요시간은 증가하여 출력유연성이 악화되고 있음을 알 수 있다.

3.1 실계통기반 시장계약 및 시장가격

시장계약의 기능적 역할을 제고하고, 실제 수급여건을 반영하도록 시장가격을 합리화하기 위해서는 실계통에 기반하는 전력거래제도여야 한다. 이에 그림 6과 같이 가격발전계획을 폐지하고 운영발전계획에 따라 시장계약량 및 시장가격을 결정하도록 거래제도를 개선하였다.

그림. 6. 하루전시장의 계약량 및 가격 결정체계 변경

Fig. 6. reformed contract and price setting process in day-ahead market

실계통 여건을 모두 고려하는 운영발전계획으로 계약량을 결정하므로, 예측오차에 따른 차이를 제외하면 실적 발전량은 하루전 계약량과 비슷한 수준이 될 것이다. 한편 COFF 및 CON 제약정산 제도는 비제약 계약량을 전제하는 것이므로 운영발전계획에 의한 제약기반 계약량으로 전환함에 따라서 이를 폐지하게 되었다.

3.2 계통한계가격 제도의 근간 유지

운영발전계획에 따른 시장계약량을 바탕으로 시장가격을 결정하되, 가격결정은 현행 계통한계가격(SMP: System Marginal Price)의 제도적 근간을 유지하기로 하였다. 현행 운영발전계획은 네트워크 모델을 기반하고 있지 않아 송전혼잡을 반영하는 모선가격제 등의 도입이 기술적으로 곤란하고, 지역별로 에너지 가격을 차등할 것인지에 대한 정책 판단도 필요하므로, 추후 실시간시장 도입시 재검토 하기로 하였다. 다만 이번 개편을 통하여 송전망 인출제약에 대한 COFF 정산금 지급을 폐지한 바, 혼잡에 대한 가격신호가 일부 마련되었다고 할 수 있다.

한편 계통한계가격을 한계발전기의 증분비로 할 것인지 아니면 평균연료비(증분비+무부하비+기동비)로 할 것인지에 대해서도 현행의 평균연료비 방식을 유지하기로 하였다. 각각의 방식은 나름대로의 근거와 장단점이 있다^(7-9). 특히 증분비에 의한 가격결정으로 전환하는 경우에는 모든 발전기에 평균연료비와 증분비의 차이를 측면지원금(side payment)으로 지급해야 하므로 부가정산금이 과다하게 증가하는 문제가 있고, 가격제도 변경으로 계통한계가격이 갑자기 하락하는 것도 바람직하지 않다고 판단되었다.

다만, 계통한계가격 제도를 유지하므로, 전압 유지, 안정도 확보, 과부하 방지 등 지역적인 계통사유로 인하여 가동되는 발전기(must-run generations)는 가격결정에서 제외할 필요가 있다. 왜냐하면 계통한계발전기는 전체 계통의 수요증감을 가장 경제적으로 공급하는 발전기여야 하는데, 특정 지역의 계통사유로 가동된 발전기는 한계발전기의 경제성 요건을 만족시킬 수 없기 때문이다. 계통사유로 가동되는 발전기를 가격결정에서 제외하는 것은 영국, 아일랜드 등의 flagging rule과 유사하다^(10-11). 계통한계가격을 결정할 수 없는 발전기 기준에 대한 신구대비는 표 3과 같다.

전력거래소는 송전망 해석(network analysis)을 통해 계통의 전압, 안정도, 과부하 등을 분석하고, 지역적인 발전기의 필수운전이 필요한 경우 이를 발전기 그룹에 대한 운전제약으로 표현하는데 두 가지 형태로 구분된다. 첫째는 발전기 그룹의 출력합계가 일정 수준 이상으로 유지되어야 하는 그룹발전량 제약이다. 둘째는 발전기 그룹의 가동대수가 일정 대수 이상으로 유지되어야 하는 그룹대수 제약이다. 그룹발전량 제약의 경우, 운영발전계획의 그룹발전량이 제약수준으로 운전되는 경우에는 그룹내의 모든 발전기가 계통한계가격을 결정할 수 없고, 그룹발전량이 제약수준을 초과하는 경우에는 그룹내의 모든 발전기가 계통한계가격을 결정할 자격을 가진다. 그룹대수 제약의 경우, 운영발전계획의 그룹대수가 제약대수로 운전하는 경우에는 그룹내의 모든 발전기가 계통한계가격을 결정할 수 없고, 그룹대수가 제약대수를 초과하는 경우에는 그룹내의 모든 발전기가 계통한계가격을 결정할 자격을 가진다. 표 3에 의한 계통한계가격 결정의 세부 사항은 전력시장운영규칙 제2.4.2조에 기술되어 있다.

3.3 보조서비스 예비력 가격 신설

현행 제도에서는 주파수조정 보조서비스의 예비력 제공에 따른 기회비용을 COFF 정산금으로 처리하고 있으나, 운영발전계획에 의한 시장계약으로 전환함에 따라 COFF 정산금이 폐지되므로 이를 대체하기 위하여 보조서비스 정산항목에 ‘예비력 용량가치 정산단가’를 신설하였다.

예비력 용량가치는 에너지 가격에 대한 기회비용이다. 증분비만을 고려하는 경우 예비력의 시장가격은 발전계획의 예비력 요구량에 대한 잠재가격으로 도출할 수 있다⁽⁴⁾. 그러나 국내 시장에서는 잠재가격을 예비력 가격으로 적용할 수 없다. 왜냐하면 첫째, 국내 계통한계가격은 무부하비를 포함하는 평균연료비 수준이므로, 예비력 기회비용은 계통한계가격과 평균연료비의 차이여야 한다. 둘째, 현행 운영발전계획은 예비력 확보를 위해 발전기 공급가능용량을 순동비(5%)로 선차감하므로 예비력 요구량 제약만이 아니라 순동비 제약이 적용되기 때문이다. 따라서 에너지 계통한계가격의 산정 절차를 따로 규정한 것과 마찬가지로 예비력가격 산정 절차를 별도로 규정하였다. 그림 7은 예비력 가격을 산출하는 원리를 나타내고 있다. 각 발전기의 예비력 용량가치는 계통한계가격과 자신의 평균연료비의 차이가 되고, 이를 계통한계가격 산정 절차와 마찬가지로 메리트 오더순으로 나열하여 예비력 시장가격을 시간대별로 산정할 수 있다.

그림. 7. 예비력 기회비용 및 용량가치 정산단가 산정원리

Fig. 7. Lost opportunity cost of reserved generating unit and price setting principle of reserve capacity

1단계 시장개편은 하루전시장의 개편에 주안점을 두었기 때문에, 예비력 용량가치에 대한 현물가격이 아니라 분기별 요금표를 개발하는데 목적을 두었다. 개정된 전력시장운영규칙의 정산단가는 예비력 현물가격과는 다음 차이가 있다. 첫째, 발전기별 예비력 용량가치는 메리트 오더의 한계가격이 아니라 평균가격을 적용하였다. 둘째, 시간대별 현물가격이 아니라 분기별로 사후실적을 평균화한 요금이다. 셋째, 석탄발전기의 예비력 용량가치는 산정된 기회비용에 정산조정계수를 곱하여 적용하였다.

3.4 시장가격 및 실적발전량에 의한 정산산식

실계통 운영발전계획으로 계약량과 시장가격을 결정하고 제약정산 제도는 폐지하였다. 그러나, 예측오차 및 여건변화로 인한 실시간 편차가 불가피한데, 아직 실시간시장은 도입하지 않았으므로 실적 전력량을 모두 하루전가격으로 정산하였고, 이를 ‘전력량 정산금(MEP: Metered Energy Payment)’이라고 하였다. 또한 가격결정 자격이 없는 최소출력운전, 필수운전 등의 경우에는 계통한계가격을 초과하는 연료비가 발생하므로 이를 보전하기 위한 ‘변동비보전 정산금(MWP: Make Whole Payment)’을 도입하였다. 그림 8은 현행 CON 케이스에 대한 정산제도의 변경을 개념적으로 도시한 것이다.

한편, 하루전 계약량 대비 계통사유로 실시간 발전량을 감소시키는 경우, 하루전 계약으로 확보한 마진을 지급하지 않으면 급전지시를 이행하지 않으려 할 것이므로 ‘하루전 기대이익 정산금(DAMAP: Day-Ahead Margin Assurance Payment)’ 제도를 마련하였다. DAMAP의 정산방식은 현행 COFF와 동일하지만 현행과 달리 예비력, 송전제약 등에 의해서는 발생하지 않고 예측오차 및 수급여건 변화에 의해서만 발생하므로 그림 9와 같이 정산대금이 크게 줄어들 것이다.

그림. 8. 현행 SEP, XGESMP 및 SCON 대비 개편 MEP 및 MWP의 정산개념

Fig. 8. Settlement concept diagram of new MEP and MWP compared with old SEP, XGESMP and SCON

그림. 9. 현행 SEP 및 COFF 대비 개편 MEP 및 DAMAP의 정산개념

Fig. 9. Settlement concept diagram of new MEP and DAMAP compared with old SEP and COFF

하루전 계약량 대비 계통운영을 위한 발전량 증가 및 감소에 대해서는 MWP와 DAMAP를 지급함이 타당하지만, 발전사 귀책 사유로 인한 발전량에 대해 이를 지급하는 것은 합리적이지 않다. 그림 10은 열병합발전과 같이 자기사유에 대한 발전량에 대해서는 시장가격에 의한 MEP만을 지급하고, 계통사유로 인한 발전량에 한정하여 MWP를 추가로 지급하는 정산 개념을 나타낸 것이다.

마찬가지로 계통사유가 아니라 발전사업자의 사유로 인한 발전량의 감소(불시정지 등)에 대해서는 DAMAP를 지급하지 않아야 한다. 그림 11은 자기 사유로 인한 발전량의 감소에 대해서는 DAMAP를 지급하지 않고 계통사유로 인한 경우에만 지급하는 정산의 개념을 보여준다.

그림. 10. 발전사 귀책 발전량에 대한 현행 GSCON 대비 MWP 정산개념

Fig. 10. Settlement concept diagram of new MWP for self scheduled generation compared with old GSCON

그림. 11. 발전사 귀책 발전량감소에 대한 현행 COFF 대비 DAMAP 정산개념

Fig. 11. Settlement concept diagram of new DAMAP for self constrained generation compared with old COFF

실시간시장을 도입하는 경우에는 자신의 사유로 인하여 하루전 계약량을 이행하지 못한 실시간 전력량 즉 임밸런스에 대해서는 실시간가격으로 정산함으로써, 하루전 현물계약량에 대한 이행 유인을 크게 제고할 수 있다. 개편한 정산산식은 자기사유로 인한 임밸런스 전력량에 대해 MWP 및 DAMAP를 지급하지는 않지만, 실시간가격에 대한 리스크 없이 하루전가격으로 발전하거나 되사는 것을 허용함을 의미한다.

4.1 거래대금 분석자료

하루전시장 제도개편에 따른 거래대금 영향을 분석하기 위한 기초자료는 표 4와 같다.

4.2 시장가격 전망

4.2.1 에너지 계통한계가격

시장개편에 따른 가격 및 거래대금 영향을 분석하기 위해 1절의 기초자료를 이용하여 3장 2절에서 제시된 가격결정 방법론으로 계통한계가격을 도출하고, 그림 12와 같이 현행 계통운영한계가격과 비교하였다.

가격발전계획 대비 운영발전계획은 예비력, 송전제약 등의 시장가격 인상요인과 함께 필수운전량(열병합, 전압, 안정도 등)에 따른 시장가격 인하요인을 모두 포함하고 있다. 이에 따라 실계통 기반의 하루전시장으로 전환하더라도 계통한계가격의 연간 평균은 유사한 수준으로 나타났다.

그림. 12. 현행 대비 시장개편에 따른 육지 계통한계가격

Fig. 12. Simulation result of mainland SMP

계통한계가격의 계절별 패턴을 살펴보면, 하계를 비롯한 대부분의 기간에 예비력, 송전제약 등으로 시장가격이 상승하는 것으로 전망된 반면, 동계에는 열병합 발전량이 많아 시장가격이 하락하는 것으로 분석되었다.

그림. 13. 현행 대비 시장개편에 따른 제주 계통한계가격

Fig. 13. Simulation result of Jeju-island SMP

제주도는 HVDC로 연계된 계통이므로 육지와 구분하여 계통한계가격을 산정하고 있다. 제주도는 HVDC 상정사고 등을 대비한 필수운전 발전기가 많아, 제주 계통한계가격은 그림 13과 같이 크게 하락하는 것으로 분석되었다. 제주도에서 재생에너지 흡수 여력 부족으로 출력제한이 빈발하게 발생하는 상황을 고려하면 제주 계통한계가격의 하락은 합리적인 결과이다.

4.2.2 보조서비스 예비력가격

전력거래소 EMS는 발전기별 예비력 공급현황을 실시간 산정(매1분)하고 있다. 분기별 대표 1주에 대한 EMS 기초자료를 활용하여 3장 3절과 같이 발전기별 예비력 공급에 따른 기회비용을 도출한 후, 시장의 평균가격을 산정하였다.

예비력 용량가치는 에너지 공급에 대한 기회비용이므로 대체로 LNG복합발전기가 계통한계가격을 결정하는 상황을 감안할 때, LNG와 석탄의 연료비 차이가 용량가치를 결정하는 가장 중요한 요인이 된다. 그림 14는 각 분기를 대표하는 1주에 대한 예비력 용량가치를 산정한 것이다. 2020년 예비력 용량가치가 하락한 원인은 COVID-19에 따른 LNG 연료비 및 SMP 하락으로 석탄발전기와의 연료비 차이가 줄어 SMP와 연료비의 차이로 산정되는 예비력의 기회비용이 전반적으로 감소하였기 때문이다.

그림. 14. 주파수조정 예비력가격 시산 결과

Fig. 14. Simulation result of reserve capacity price

4.3 거래대금 전망

실계통 수급조건을 반영하는 운영발전계획으로 시장계약을 전환하는 한편 거래대금 정산제도를 계통한계가격 및 실적발전량 중심으로 변경하였으므로 전력량 정산금이 증가하는 반면 부가정산금(CON/COFF→MWP/MAP)은 크게 감소하였다. 또한 COFF 정산금으로 지급되던 예비력 기회비용을 보조서비스 정산금으로 전환하여 보조서비스 정산금이 10배 수준으로 증가하였다.

계통한계가격의 평균수준이 유사하였던 것과 마찬가지로 거래대금 총계는 유사한 것으로 나타났다. 그림 15는 현행 대비 제도 개편에 따른 정산금의 변화를 보여주고 있다. 여기서 신재생에너지를 비롯한 비중앙발전기의 거래대금은 포함하지 않았다. 송전망 인출제약으로 실계통에 기여하지 않는 석탄발전기의 COFF가 감소되었고, 보조서비스 정산금은 실계통 기여도에 맞게 전원별로 고르게 배분되었다. 그림 16은 부가정산금(업리프트) 및 보조서비스 정산금을 확대 도시한 것이다.

그림. 15. 제도 개편에 따른 정산항목별 거래대금 전망

Fig. 15. Simulation result of total settlement amount

그림. 16. 개편에 따른 부가정산금 및 보조서비스 거래대금

Fig. 16. Simulation result of uplift components