가. 제4차 전력수급계획 자료 기준
위 9개 계획안의 WASP 운용결과는 다음과 같다. OF11의 경우 2030년까지 CC7H 1기, C10H 8기, N14H 2기로 최적해가 도출되었다. 목적함수는 293조 원이다. OF12는 예상치 못하게 수요가 증가함에 따라 가스발전의 신규건설이 OF11에 비해 대폭 증가한다. 목적함수는 324조원으로 급증한다. OF3는 수요 가 예상보다 낮게 증가하였으나 취소 가능한 설비가 없어 신규설비 건설은 OF11과 동일하다. 다만 연료비가 OF11에 비해 적게 소요되므로 목적함수는 270조원으로 감소한다.
상한수요를 예상한 설비계획 OF21, OF22, OF23의 경우 신규설비 건설규모 는 동일하다. 2030년까지 신규설비는 CC7H 3기, C10H 9기, N14H 12기이다.
실현수요가 낮음에도 신규건설설비의 공기가 길어 취소가 불가하기 때문이다.
목적함수는 연료비 차이에 의해 284조원, 310조원, 264조원이 각각 발생한다.
하한수요를 예상한 설비계획 OF33의 신규설비는 C10H 5기이다. 기준수요 실현 시 CC7H 1기의 추가로 발생수요의 공급이 가능하지만 상한수요 실현 시에는 CC7H를 21기나 신규로 건설해야 한다. OF33의 목적함수는 272조원에 서 OF31 297조원, OF32 329조원으로 증가한다.
구분 신규설비(기) 신규용량 (MW)
목적함수 (조원)
CC7H C10H N14H
OF11 1 8 2 11,500 293
OF12 13 8 2 19,900 324
OF13 1 8 2 11,500 270
OF21 3 9 12 27,900 284
OF22 3 9 12 27,900 310
OF23 3 9 12 27,900 264
OF31 1 5 0 5,700 297
OF32 21 5 0 19,700 329
OF33 0 5 0 5,000 272
<표 8> WASP 운용 결과(1)
실현수요의 발생가능 확률값은 과거전력수급계획의 예측수요와 실적수요를 감안하였다.22) 각 case의 기대비용과 후회비용은 다음과 같이 계산된다. 후회
계획수립 실현수요
하안 기준안 상안 MAX Regret
OF1
목적함수(조원) 270 293 324
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 54 117 130
후회비용 1 3 6 6
OF2
목적함수(조원) 264 284 310
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 53 114 124
후회비용 0 0 0 0
OF3
목적함수(조원) 272 297 330
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 54 119 132
후회비용 1 5 8 8
<표 9> 후회비용 계산결과(1)
22) 10년 전에 수립된 제5차 장기전력수급계획의 예측수요와 실적수요를 비교하면 실적치 는 기준수요안과 상한수요안 사이의 증가를 보이고 있다. 예를 들어 동계획안의 2008 년도 수요예측치는 326,918GWh이었으나 실적치는 385,097GWh로서 기준예측안을 크 게 상회하였다. 그러나 상한예측안을 초과하여 발생하지 않았으므로 실현수요의 확률 로서 기준수요안과 상한수용안을 각 40%, 하한수요안의 확률을 20%로 부여하였다.
비용은 OF2의 각 case가 모두 ‘0’으로 계산된다. 최대후회비용은 OF1이 6조원, OF3가 8조원으로 나타났다. 따라서 상한수요에 의한 전원계획을 수립할 경우의 최대 후회비용이 최소화되는 것으로 나타났다.
나. 수요예측안의 조정
전력수요를 전력수요의 GDP 탄성치 가정을 전제로 재 예측하였다. GDP 탄성치는 기준안 0.8, 상한안 1.0, 하한안 0.6으로 가정하였다. 이 예측결과에서 하한안의 2030년 수요는 643,937GWh가 되어 제4차 수급계획의 520,826GWh 보다 약 24% 높은 수치가 전망된다.
구분 2010 2015 2020 2025 2030
GDP 4.9 4.9 4.5 3.9 3.4
하한안 2.9 2.9 2.9 2.9 2.0
기준안 3.9 3.9 3.6 3.1 2.7
상한안 4.9 4.9 4.5 3.9 3.4
<표 10> GDP 및 수요안별 증가율
(단위: %)
수요의 증가를 가정하므로 각 case의 목적함수는 대폭 증가한다. 신규설비 중 가스발전소 500MW급의 경쟁력이 회복된다. CC5H와 CC7H의 2030년 누 적신규대수는 OF12 16기, 9기, OF21 0기, 3기, OF22 4기, 3기, OF31 13기, 9기, OF32 34기, 35기로 구성된다.
후회비용의 계산결과에서 제4차 수급계획의 수요를 적용한 결과와는 달리 하한수요가 실현될 경우 후회비용이 가장 적은 계획수립수요는 기준안 수요 가 된다. OF33의 목적함수가 289조원으로 가장 높고, OF13의 목적함수가 281 조원으로 가장 낮다. 이전의 case에서는 하한수요가 실현되는 경우에도 상한 수요안에 의해 설비계획을 수립하는 경우의 목적함수가 가장 작았다. 수요안 별 발생확률값은 전과 동일하게 적용하였다. 최대 후회비용을 최소화하는 계
획수립 방법은 역시 상한안을 기준하여 계획을 수립하는 것이 가장 좋은 방 법으로 나타났으며 이때의 후회비용은 1조원이다.
구분 신규설비(기) 신규용량
(MW)
목적함수 가스 석탄1000 원자력1400 (조원)
OF11 0 17 41 74,400 313
OF12 25 17 42 88,700 359
OF13 0 17 41 74,400 281
OF21 3 23 56 103,500 311
OF22 7 23 56 105,500 346
OF23 0 23 56 101,400 283
OF31 22 8 28 60,000 333
OF32 69 8 28 88,700 388
OF33 0 8 28 47,200 289
<표 11> WASP 운용 결과(2)
계획수립 수요전망
실현수요
하안 기준안 상안 MAX Regret
OF1
비용(조원) 281 313 359
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 56 125 144
후회비용 0 1 6 6
OF2
비용(조원) 283 310 346
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 57 124 138
후회비용 1 0 0 1
OF3
비용(조원) 289 333 388
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 58 133 155
후회비용 2 9 17 17
<표 12> 후회비용 계산결과(2)
다. 연료비 조정
제4차 수급계획의 발전용 연료비는 세계적인 고유가 추세가 반영된 값이다.
제4차 수급계획이 수립된 2008년의 에너지가격은 제2차 수급계획 대비 석탄 272%, 가스 90.8%가 인상되었다. 만일 연료비가 2004년도 수준으로 낮아진다 면, 그 경우에도 앞에서와 같이 후회비용 최소화 방식에 의한 계획수립의 결 과가 동일할 것인가를 검토하였다. 전력수요는 GDP 탄성치 0.8을 적용하여 제4차 수급계획의 전망에 비해 더 빠른 증가를 전제하였다.
연료비 조정에 따라 설비구성에 큰 변화가 발생한다. 석탄의 경제성이 원자 력, 석탄에 비해 월등하여 신규전원의 거의 전부를 점유한다. 그러나 예측수 요 대비 실현수요가 증가할 경우 단공기 전원인 가스의 신설은 불가피하다.
다음 표에는 전체 가스발전의 신규기수가 표시되어 있으며, case별 CC5H와 CC7H의 구성은 OF12가 23기, 24기, OF31 15기, 15기, OF32 33기, 43기이다.
원자력은 최적해에서 나타나지 않는다.
구분 신규설비(기) 신규용량
(MW)
목적함수 가스 석탄1000 원자력1400 (조원)
OF11 0 58 0 58,000 183
OF12 47 58 0 86,300 209
OF13 0 58 0 58,000 168
OF21 0 86 0 86,000 184
OF22 0 86 0 86,000 199
OF23 0 86 0 86,000 174
OF31 30 40 0 58,000 192
OF32 76 40 0 86,600 229
OF33 0 40 0 40,000 168
<표 13> WASP 운용 결과(3)
이 case에서는 전제된 수요예측안과 실현된 수요가 일치할 때의 목적함수 가 가장 낮다. 이전의 분석에서는 전제된 수요예측안과 실현된 수요가 일치하 는 경우에도 목적함수가 가장 낮지 않은 결과가 도출된 바 있다. 최대 후회비 용은 OF1 10조원, OF2 6조원, OF3 30조원으로 상한수요안에 의한 설비계획 수립시 최대 후회비용이 최소화되는 결과는 동일하다.
계획수립 수요전망
실현수요
하안 기준안 상안 MAX Regret
OF1
비용(조원) 168 183 209
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 34 73 84
후회비용 0 0 4 4
OF2
비용(조원) 174 184 199
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 35 74 80
후회비용 1 1 0 1
OF3
비용(조원) 168 192 229
확률 0.2 0.4 0.4
기대비용 34 77 92
후회비용 0 4 12 12
<표 14> 후회비용 계산결과(3)
이밖에 예측수요의 실현확률을 20%, 40%, 40%가 아닌 30%, 40%, 30% 내 지 20%, 60%, 20%로 조정해 보았으며, 발전소 건설비를 현 수준 대비 20%
상승한 값으로도 분석을 시도하였으나 상한수요안을 전제로 계획수립시 최대 후회비용이 최소화되는 결과는 변함이 없었다.
Ⅴ. 결 론
전력수급계획에서 수요예측의 불확실성이 높을 경우 이를 설비계획에서 대 처하는 방법으로서 후회비용의 최소화기법을 이용한 분석을 시도하였다.
지난 5차례의 수급계획 수립결과에서 과소수요예측, 고부하율 적용에 의한 공급안정성 불안요인은 향후에도 지속될 가능성이 높다. 이러한 상황은 공급 안정성의 저하 뿐 아니라 전원구성의 왜곡을 가져올 수 있다. 또한 전력시장 의 에너지가격 정산방식도 전원간의 경쟁을 촉진하지 못하며 전원구성 왜곡 을 부축이고 있는 실정이다. 전원구성의 왜곡은 전기 공급비용을 크게 증가시 켜 소비자의 부담으로 이전되는데 이를 전력분야의 후회비용으로 볼 수 있다.
본 연구에서는 WASP 모형의 운용을 통해 수급계획이 후회비용을 분석하 였다. 분석에 활용된 기본자료는 제4차 전력수급기본계획의 주요입력이며, 주 요자료로서 전력수요전망, 주요 후보발전기별 건설비, 연료비, O&M 비용 등 의 비용자료와 열소비율, 사고율, 보수기간 등의 기술적 자료가 고려되었다.
공급신뢰도는 예비율 상한을 25%로, LOLP 지수는 1일/년을 설정하여 최적해 를 도출하였다.
본 연구의 후회비용 계산과정은 다음과 같다. 수요예측 각 안을 따라서 WASP의 최적계획안을 도출하고 목적함수를 계산한다. 계획수립 수요와 실현 수요가 다르게 되면 계획안은 과잉 내지 과소설비의 결과로 나타난다. 설비부 족 시에는 단공기 설비인 가스복합발전소를 추가로 건설하여 수요를 공급한 다. 이 때에는 적정구성비 대비 높은 가스발전의 비중으로 적정구성시에 비해 후회비용이 발생한다. 만일 수요가 예상보다 낮게 실현되어도 발생되는 과잉 설비는 건설공기가 긴 기저전원의 취소가 불가하여 그대로 유지되므로 이 경 우에도 과잉설비 보유에 따른 후회비용이 발생하게 된다. 각 경우를 비교하여 최대 후회비용을 최소화할 수 있는 계획안 수립방법을 찾는다.
계산결과 후회비용은 상황에 따라 최대 17조원까지 발생할 수 있는 것으로 나타났다. 분석 결과에 의하면 현재의 상황과 여건하에서 수급계획은 상한수 요를 예상하고 설비계획을 수립하는 경우 예상과 다른 수요가 실현되더라도 가장 적은 후회비용으로 전력공급이 가능해 진다. 전력수요예측치를 상향 조 정하여 모의하는 경우, 발전연료가격을 제2차 수급계획 수준으로 하향 조정한 경우에 대해서도 분석을 시도하였으나 상한수요안을 전제로 계획수립 시 최 대 후회비용이 최소화되는 결과는 변함이 없었다.
이러한 결과를 전력수급계획에 반영하기 위해서는 하나의 전력수요예측안 과 그에 대응하는 전원계획안을 제시하는 현행 전력수급계획 수립 방법에서 불확실성 요인을 고려할 수 있는 방법으로의 개선이 필요하다. 또한 후회비용 의 축소를 위해서는 현수준 LOLP 0.5일/년보다 엄격한 공급신뢰도 지수의 적 용(예비율은 높이고, LOLP는 낮추는 방법)이 필요한 것으로 판단된다.
접수일(2010년 2월 7일), 수정일(2010년 3월 4일), 게재확정일(2010년 3월 5일)
◎ 참 고 문 헌 ◎
한국전력공사. 1993. “전원개발계획에 있어서 공급신뢰도 기준 설정에 관한 연구.” 한 국전력공사.
한국전력공사 전력경제연구실. 1987. “전원개발계획기법에 관한 설명자료.” 한국전력공사.
__________________________. 1986. “적정예비력 결정이론에 관한 연구.” 한국전력공사.
__________________________. 1988. “최적투자와 신뢰도.” 한국전력공사.
__________________________. 1990. “발전원가 산정방법 해설.” 한국전력공사.
한국전력공사 전력경제처. 1993. “통합자원계획.” 한국전력공사.
______________________. 1994. “투자사업을 위한 경제성 평가.” 한국전력공사.
______________________. 1995. “미래 불확실성을 고려한 새로운 전원개발전략.” 한국 전력공사.
日本電力中央硏究所. 1992. “전원계획에 있어서의 신뢰도 평가기준.” 七原俊也, 高僑 一弘, 日本電力中央硏究所.
Hirst, E. 1991. “Comparison of Methods to Integrated DSM and Supply Resources in Electric-Utility Planning.” Oak Ridge National Lab.
ICF Consulting. 2002. "Economic Assessment of RTO Policy, prepared for FERC."
FERC.
Lin, M. 1989. "Comparison of Probabilistic Production Cost Simulation Methods." IEEE Trans. on Power Systems 4(4) : pp1326-1334.
Moore, T. 2001. "Energizing Customer Demand Response in California." EPRI Journal.
Sally Hunt. 2002. Making Competition Work. New York : John Wiley & Sons.
Stoll, H. G. 1989. Least Cost Electric Utility Planning. John Wiley & Sons.
U.S. Department of Energy. 2006. "Benefits of Demand Response in Electricity Markets and Recommendations for Achieving Them: A Report to the United States Congress Pursuant to Section 1252 of the Energy Policy Act of 2005." DOE EPAct Report.