송전 제약 및 계통 특성에 따른 지역별 차등 전력 가격(LMP)의 형성 원리와 그에 따른 전기요금 차등화에 대한 분석 및 소비자 인식 연구 doc_id PCY_201610210241354831_2

영국 송전의 특징은 전체 수요의 50%가 런던을 중심으로 한 남부에 위치하고 있으나 저렴한 발전원의 대부분은 북부에 위치하여 국내송전현황의 북상조류와 유사한 남하조류 현상이 심화된 것이라고 하겠다. 북부의 발전량 증가는 북에서 남으로의 조류를 한층 더 증대시켜 전압강하와 손실의 증대를 초래하며 송전설비를 더욱 증강시켜야 하는 상황을 야기한다. 영국의 송전선 사용요금에는 이러한 요소가 반영되어 발전 측 요금은 북부에 매우 높고 반대로 남부는 마이너스(-) 가격이 설정되어 있으며, 수요 측 요금은 이와 반대의 형태를 띠고 있는 것이 특징이다. 영국의 송전요금은 크게 접속료와 이용료로 구성된다. 접속료는 개별 사용자가 송전계통에 접속하기 위한 설비의 건설 및 운영에 관한 비용을 회수하기 위해 부과하는 요금이며, 이용료는 기간송전계통의 건설 및 운영비를 회수하기 위해 부과하는 요금으로써 발전 측과 수요 측 분담비율은 27:73정도로 구성된다. 앞서 언급하였듯이 계통구성상 북부에서 남부로 전력조류가 형성되므로, 발전 측 이용료는 북부에서 높고 남부에서는 낮은 27개 지역별 요금(+에서 -까지)이, 그리고 수요 측 이용료는 북부가 낮고 남부가 높은 14개 지역별 요금(+에서 0까지)이 적용되어 지역별 차등신호를 제공한다. 송전혼잡비용은 송전망 용량한계 등에 따른 송전제약을 비용으로 환산한 결과로서 이는 송전제약을 고려하지 않은 경제급전 우선순위에 의한 싼 발전기 대신 비싼 발전기가 전력을 생산함으로써 소요되는 추가적인 비용을 의미한다. 우리나라와 같이 전력수요가 수도권 지역에 밀집한 경우에는 송전제약으로 인해 비수도권 지역에 위치한 싼 발전기 대신 가격결정계획에 없었던 수도권 지역에 위치한 비싼 발전기가 전력을 생산하는 경우가 생기는데 이를 제약발전(Constrained on, CON)이라고 한다. 제약발전이 생기는 경우에는 자연스럽게 제약비발전이 생기게 되는데, 제약비발전(Constrained off, COFF)은 가격결정계획에는 있었으나 송전제약으로 인해 발전을 하지 못한 경우로써 이런 경우에는 발전을 하지 못해 생겨나는 손실, 즉 기회비용의 보상이 필요하다. 송전혼잡가격은 위에 언급한 바와 같이 제약발전과 제약비발전에 의해 발생한 비용을 의미한다. 모선별 가격은 각 모선에서 단위 수요가 증가할 때 전체 계통의 비용의 증가분으로 정의할 수 있으며 송전손실과 송전제약에 의해 각 모선별로 차이가 발생한다. 따라서 모선별 가격은 기준가격, 혼잡가격 그리고 손실가격의 합으로 표현할 수 있다. 이와 같이 3가지의 다른 요소로 구성된 모선별 가격은 송전제약과 같은 계통의 제약조건을 고려한 최적조류계산(optimal power flow)에서 산출된다. 전력계통을 해석할 때 사용하는 조류계산이라는 개념이 있는데 이는 주어진 발전기 출력과 부하 그리고 전압 등을 이용하여 선로에 흐르는 조류를 산정하는 방법이다. 조류계산은 복잡한 비선형방정식의 해를 구하는 방법이다. 이에 비해 최적조류계산은 조류계산과 달리 발전기의 출력을 미리 정하지 않고 비용이 최소가 되는 발전기의 출력을 최적 해를 통해서 구하며 이때 선로에 흐르는 조류가 선로용량 이하가 되도록 제약으로 고려한다. 최적조류계산은 모델링 방법에 따라 AC OPF와 DC OPF로 구분된다. AC OPF는 선로 조류를 교류형태로 표현하는 것이며 DC OPF는 선로 조류를 보다 간단한 직류 형태로 표현한다. DC-OPF는 기동된 발전기를 대상으로 최적화를 수행하는 것으로 결국 발전기의 기동 정보가 필요하다. 발전기의 기동을 결정하는 것까지 최적화에 포함하면 결국 모선별 가격은 DC-OPF가 반영된 발전계획을 통하여 구할 수 있다. 본 연구에서는 발전계획에 DC-OPF를 탑재하고 이를 이용하여 우리 계통의 모선별 가격을 추정하였다. 모선별 가격 모의는 다음과 같은 과정을 통하여 수행되었다. 첫째, 모의를 위한 기본 데이터를 구성하였다. 기본 데이터는 모선별 수요, 송전선로의 정보 그리고 발전기에 대한 정보로 구성된다. 발전기들의 정보와 계통 수요는 KPX의 정보를 이용하였다. 그리고 계통해석에서 사용하는 PSS/E의 테이터를 통해 송전선의 정보 즉 선로 용량이나 선로의 리액턴스 등을 반영하였다. 모선별 가격을 구하기 위해서는 모선별 수요를 반영하여 최적화를 수행해야 한다. 모선별 수요는 시간별로 패턴이 상이하나 아직 모선별 수요에 대한 명확한 정보가 공개적으로 제공된 바는 없다. 한국전기연구원(2014)이 수행한 연구결과에 의하면, 2013년 하계 Off-Peak의 경우 전력계통에 연결되어 운전되는 발전소가 전력수요보다 많아 다른 분석 기간에 비해 현저히 낮은 LMP 수준을 보인다. 동계의 경우, Peak보다 Off-Peak 간의 차이는 하계에 비해서 크게 줄어든 모습이며 수도권과 비수도권 간의 LMP는 크게 차이가 나타나고 있다. 특히 동계 비 Peak때는 수도권과 비수도권의 LMP가 약 22원/kWh 정도의 차이를 기록하며 다른 기간보다 크게 나타났다. 2013년에는 예비력의 부족으로 수도권 발전기가 상당 부분 실제 발전을 하고 있었으므로 수도권과 비수도권의 차이가 상대적으로 작게 나타났으며 또한, 첨두부하 시간대보다 비첨두부하 시간대의 지역적 차등이 상대적으로 크게 나타났다. 그리고 비수도권 내에서도 상당한 지역적 가격의 차이가 존재하므로 단순히 수도권, 비수도권 등의 분류는 상당한 주의가 필요함을 인식할 필요가 있다. 비수도권의 경우 지역 내의 모선수는 467개이고 피크수요 시간대인 12시 기준으로 모선수요(MW) 총합이 42,461 MW를 기록하였으며 모선수요(MW)의 평균(467개수/42,461MW)은 90.9 MW로 수도권에 비해 약 10% 정도 낮은 것으로 모의되었다. 비수도권의 지역별로 평균 모선수요를 살펴보면 충남이 113MW로 가장 높은 수치는 기록하였고 부산이 100.3MW를 기록하며 두 번째로 높은 지역으로 나타났다. 경부하시간대인 24시의 평균 모선수요(MW)는 수도권이 89.7MW, 비수도권이 83.0MW로 피크수요인 12시에 비해서 그 차이가 조금이나마 줄어드는 것을 알 수 있다. 이와 같은 결과는 동절기 및 하절기와 같은 높은 수요의 시기가 아닌 경부하의 시기, 즉 봄과 가을에는 수도권과 비수도권의 차이가 그리 심하지 않음을 유추할 수 있는 결과이기도 하다. 더불어 국내 송전설비는 현재 상태에서는 송전손실과 송전혼잡이 크게 나타날만큼 부족하지 않다는 것을 의미한다고 볼 수 있다. 현행 전기요금에 실제 공급비용과 사회적 비용을 반영하여 지역별로 차등화하는 문제에 있어서 전력 소비자의 인식은 매우 중요한 부분이다. 지금까지 단일 전기 요금체계에 익숙해져 있는 소비자에게 전기요금 차등화가 어떤 의미로 인식되고 있는지, 차등화에 대한 의견은 어떠한지 분석할 필요가 있다. 전기요금의 지역별 차등에 대하여 적극적인 지자체는 그 이유로 전력 공급비용의 차이와 발전소로 인한 사회적 비용의 지역적 불균형 해소를 들고 있다. 발전시설로 가까이 있으면 전기를 공급받는 비용이 저렴하기 때문에 전기요금 인하가 가능한 점이 있고, 발전시설로 인해서 사회적 비용(오염과 위험)이 발생하기 때문에 낮은 전기료로 보상받아야 한다고 목소리를 내고 있다. 그러나 실제로 전력 소비자가 전력자급률, 전력 공급비용의 차이, 발전소로 인한 사회적 비용 또는 위험을 전기요금 차등으로 해소할 것인지에 대해서는 분석이 전무한 실정이다. 따라서 본 연구의 설문조사를 통해 전기 소비자가 지역별 전기요금 차등화에 대해서 어떠한 생각을 하고 있는지 우리사회가 차등요금을 받아들일 준비가 되었는지 분석하는 것은 올바른 정책 수립에 중요한 기초 자료가 될 것이다.