우리나라 전력시장의 구조와 전력거래소의 전력시장 및 전력계통 운영 업무 프로세스, 그리고 효율적인 급전지시를 위한 발전비용 산정 및 운영상의 과제 doc_id CNTS-00118873679_1

우리나라는 전력을 생산하는 자와 전력을 구매하는 자 사이의 거래가 실시간으로 이루어질 수 있도록 2001년 4월부터 전력시장을 운영하고 있다. 한국전력거래소(이하 “전력거래소”라 한다)는 전력을 생산하는 발전사업자, 전력을 수요지까지 전달하는 송배전사업자, 전력을 구매하여 판매하는 판매사업자, 전력을 사용하는 소비자 등으로 구성되는 전력시장에서 전력의 판매 및 구매 활동을 실시간으로 운영·감시하는 “전력시장 운영 업무”와 전력 수요에 맞춰 전력 생산량을 결정하고 이를 안정적으로 수요지에 공급되도록 하는 “전력계통 운영 업무” 등을 전담하고 있다. 최근 폭염 등에 따른 전력수요의 증가, 전력계통의 대규모화 및 복잡화 등으로 경제적이고 안정적인 전력 공급에 대한 사회적 요구가 높아지고 있으며, 전력시장에 참여하는 발전사업자 등 개별 참여 주체들의 전력거래 활동을 관리·감독하는 전력거래소의 역할 또한 중요해지는 추세이다. 그러나 전력시장 및 전력계통 운영 업무를 전담하는 전력거래소가 발전비용을 부실하게 산정하거나, 발전사업자의 불공정한 전력거래 행위를 제대로 관리·감독하지 못하는 등 전력시장 및 전력계통 운영에 비효율 등이 초래되고 있다는 우려가 지속적으로 제기되고 있다. 우리나라 전력시장의 구조는 크게 발전부문, 송전·배전 및 판매부문, 소비부문으로 구분할 수 있다. 발전소를 운영하여 전기를 생산하는 발전사업자는 발전부문에 해당되고, 발전사업자가 생산한 전기를 구매하여 수요자에게 공급하는 한국전력공사(이하 “한전”이라 한다)는 송전·배전 및 판매부문에 해당되며, 한전으로부터 전기를 구매하여 사용하는 소비자는 소비부문에 해당된다. 우리나라의 전력시장은 석탄, 원자력, 액화천연가스(Liquified Natural Gas, 이하 “LNG”라 한다) 등 발전기의 종류별로 발전 비용을 산정해 이를 기초로 전력의 가격을 결정하는 변동비반영시장(CBP: Cost-Based Pool)에 해당된다. 전력거래 과정을 보다 자세히 설명하면 발전사업자들이 전력공급 당일 하루 전에 당일 공급 가능한 전력 용량을 시간대별로 전력시장에 입찰하면 전력거래소는 전력 공급 당일 시간대별 전력수요를 반영하여 시간대별 전력 시장가격과 발전기별 발전량을 결정한 후 발전사업자들에게 전력공급 등을 지시하고 실제 발전량에 따라 대금을 지급한 다음 한전에 대금을 청구하는 과정으로 진행된다. 변동비반영시장에서는 전력의 시장가격이 발전기의 전력 생산비용에 따라 결정되고, 전력시장에 참여하여 전력을 생산한 발전사업자에게 지급되는 정산금(이하 “전력 정산금”이라 한다)도 실제 발전비용 보상을 원칙으로 산정된다. 따라서 전력거래소는 열량단가, 입출력 특성계수, 기술적 특성자료, 각종 계수 등 실제 발전비용을 정확히 산정하기 위한 자료를 필요로 하는바, 개별 발전사업자들로부터 ｢전력시장 운영규칙｣ (이하 “｢운영규칙｣”이라 한다)과 ｢비용평가 세부운영규정｣ (이하 “｢비용규정｣”이라 한다)에 따라 매월·매분기·매년 발전기별 발전비용 자료를 작성·제출받아 전력거래소 관련 부서의 검토 및 비용평가위원회의 심의·의결을 거쳐 확정하고, 이를 시장가격 결정, 급전지시, 정산금 산정 등에 활용한다. 전력시장에 참여하고자 하는 발전사업자는 매일 발전기가 공급 가능한 다음 날의 시간대별 전력 용량 등을 전력거래소가 운영하는 입찰 시스템을 통해 입찰한다. 전력거래소는 매일 발전사업자가 입찰한 시간대별 전력 공급가능용량, 전력 예측수요, 발전기별 발전비용 등을 고려하여 가격결정발전계획을 수립한다. 가격결정발전계획은 전체 발전비용이 최소화되도록 시간대별 전력 예측수요량에 맞춰 발전비용이 낮은 순서대로 발전기별 발전량을 할당함으로써 수립되는데, 시간대별 전체 발전량(발전기별 발전량의 누적량)이 시간대별 전력예측수요량에 도달하는 때의 발전기 발전비용을 해당 시간대의 계통한계가격(System Marginal Price, 이하 “SMP”라 한다)으로 결정하며, 이는 곧 시간대별로 투입되는 발전기 중에서 가장 가격이 비싼 발전기의 발전비용이라고 할 수 있다. 전력거래소는 가격결정발전계획 수립 시 고려된 시간대별 발전기별 공급가능용량, 전력 예측수요, 발전기별 발전비용 등에 발전기별 예비력, 발전 및 송전제약 등을 추가로 고려하여 발전기별 실제 운영 계획인 운영발전계획을 수립하고, 이를 바탕으로 당일 실시간 전력 수요와 공급의 균형을 안정적으로 유지하기 위해 발전회사 등에 실시간으로 급전(給電)지시를 한다. ｢운영규칙｣ 제5.3.1조와 제5.3.4조에 따르면 전력거래소는 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 또는 분리, 유효전력 및 주파수 조정, 발전출력지시, 무효전력 및 전압조정 등에 대해 급전지시를 할 수 있고, 급전지시의 방법으로는 전화, 문서, 자동발전제어 등이 있다. 전력거래소는 급전지시 등 전력계통 운영 업무를 자동화하기 위해 계통운영시스템(Energy Management System, 이하 “EMS”라 한다)을 구축·운영하고 있다. 전력거래소는 발전기의 성능시험을 통해 측정되는 발전기의 열소비율로부터 발전기 출력과 발전비용의 관계를 나타내는 입출력 특성곡선식(2차 곡선)을 도출하고, 입출력 특성곡선식을 미분(微分)한 증분비 함수식을 EMS에 적용하여 발전기별 증분비를 산정하고, 실시간 계통운영에서 증분비를 고려하여 실시간 ED 계획 수립 및 급전지시를 하고 있다. 한편, 원자력발전기나 일반적인 화력발전기의 경우 각 발전기가 단일 발전기이므로 발전기마다 하나의 입출력 특성곡선식과 증분비 함수식에 따라 증분비를 산정할 수 있다. 반면, 복합화력발전기의 경우에는 GT(가스터빈)와 ST(증기터빈) 2종류의 발전기로 구성되어 있고, 발전기에 따라 GT와 ST의 비율이 1:1에서부터 5:1까지 다양한 조합으로 이루어져 있으며, GT와 ST의 비율이 2:1 이상인 다(多)조합 발전기는 전력거래소의 급전지시 출력 값에 따라 저출력 구간에서는 1:1로 운전하고 고출력 구간에서는 GT를 추가 기동하여 다조합 운전을 하게 되는데 이때 복합발전기의 입출력 특성곡선식과 증분비 함수식도 운전 조합별로 다르게 나타나게 된다. 한편, ｢운영규칙｣ 제5.2.2조에 따르면 전력거래소는 SCED 기능이 결정한 출력 상·하한 범위 내에서 ED 기능을 통해 매 1분마다 발전기별 급전지시 기준 값을 결정하도록 되어 있고, 이와 별도로 EMS에는 전력거래소의 급전원이 수동으로도 급전지시 기준 값을 입력(이하 “수동 급전지시”라 한다)할 수 있는 기능이 구축되어 있다. 그러나 일반적으로 전력거래소의 급전원이 수동 급전지시를 할 때에는 “발전기별 연료비 단가표(원/㎾h)”를 참조하는데, 위 단가표는 발전기의 최대출력에서 산정된 연료비를 단위출력(㎾h)으로 나누어 구한 단가로서, 위 단가표에 따라 급전지시를 할 경우 출력 변화에 따른 증분비 변화가 반영되지 않으므로 EMS가 실시간으로 산정한 증분비와의 차이로 인해 최적의 경제적인 급전지시가 될 수 없다.