정책연구보고서
동북아 에너지협력 연구
국가간 전력망 연계 모의 분석과 평가(1차년도)
2006. 12
산업자원부 장관 귀하
본 보고서를 정책연구과제『동북아 에너지협력 연구』중 세부 과제
“국가간 전력망 연계 모의 분석과 평가(1차년도)”의 최종보고서로 제출합니 다.
2006년 12월
에너지경제연구원장
<참여 연구진>
□ 총괄책임자 : 방 기 열 에너지경제연구원장
□ 연구책임자 : 김 현 제 선 임 연 구 위 원
□ 원내참여자 : 노 동 석 연 구 위 원
이 근 대 연 구 위 원
□ 원외참여자 :
요 약 1
요 약
I. 서론
○ 유럽, 남미 등 세계 각지에서 전력시장의 통합과 다양한 방식의 전력 망 연계를 통한 전력부문의 협력이 추진되고 가시적인 성과(전력부문 의 효율성 증대 등)를 거두고 있음. 그러나 동북아 지역은 상당한 경 제적 편익이 기대됨에도 불구하고 역내 국가들의 다양한 이해관계와 현실적 제약요인 등으로 인해 전력망의 연계에 어려움이 지속되고 있음.
○ 동북아지역 국가간 전력부문 협력의 가능성에 대한 다양한 대안이 제 시되고 있으나 각국의 전력수급 여건 변화에 따른 검토는 지속적으로 요구되고 있음. 본 연구는 국가간 계통연계분석에 널리 활용되고 있 는 GTMax(Generation and Transmission Maximization) 프로그램을 사용하여 가상저인 동북아 전력망연계 프로젝트의 모의를 통해 전력 망 연계 프로젝트가 구체화할 경우를 대비하는 기반구축 작업을 시도 하고자 함.
○ 1차년도의 연구범위로서 동북아 전력연계 프로젝트에 대한 검토 작업 을 수행하기 전에 GTMax 프로그램에 대한 이해를 제고하고 실제 국 내 전력계통에 적용할 때 북상조류와 같은 우리 계통의 문제점을 제 대로 해석할 수 있는 지 여부를 판단하는 모의 운용을 시도하고 있 음.
○ 나아가 국내 전력계통의 기초자료와 함께 러시아, 북한 등에 대한 수 요, 공급, 송전 등에 대한 관련 자료를 입수하여 GTMax 프로그램을 구동할 수 있는 기반구축이 사전에 이루어져야 함.
○ 따라서 본 연구에서는 GTMax 프로그램에 대한 이해를 제고하고 실 제 국내계통에서 동 프로그램을 활용하기 위한 모의운용 및 평가 작 업을 1차년도 과업으로 상정하고 이를 수행하였음. 이와 함께 GTMax 프로그램을 활용하여 전력계통 연계의 타당성과 혜택을 분석 한 해외사례에 대한 정리를 통해 동북아 전력협력 프로젝트 추진에 대한 시사점을 도출하였음.
II. GTMax 프로그램 소개 및 운용
○ GTMax 프로그램은 미국 에너지부 산하의 국립연구소인 Argonne National Laboratory에서 개발한 경쟁적 전력시장 분석에 매우 유용 한 도구임.
○ 동 프로그램은 지역 혹은 국가의 발전과 송전을 포함한 전체 전력시 스템을 분석대상으로 물리적, 제도적 제약 하에서 전력거래와 계통운 용의 균형이 이루어질 때 순수입을 최대로 하는 모형임. GTMax 프 로그램은 시간대별 전력거래량, 비용, 수입에 기초하여 경쟁적 전력시 장에 참여한 사업자의 전략 수립에도 기여함.
○ GTMax 프로그램은 사용자의 이용에 편리하도록 지리정보시스템 (Geographical Information System: GIS)을 채택하고 있음. 그래서 동 프로그램의 사용자는 실제 발전원과 수요지 등의 다양한 전력시스템 에 해당하는 요소들을 지도상에 표시할 수 있으며, 이 지도에는 매 시간별 에너지 흐름과 특정 전원의 발전량, 고정계약, 현물시장 거래
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량, 인수지점 등이 나타남. 또한 에너지와 재무적 결과 등이 프로그 램의 산출물로 편리하게 표나 그래프의 형태로 제시될 수 있음.
GTMax 프로그램을 이용하여 분석의 대상인 특정 전력시스템의 계 통도를 구축할 수도 있음.
○ 실제 GTMax 프로그램이 활용된 사례를 간단하게 살펴보면 다음과 같음.
- 대규모 미국 전력회사들의 시간별, 주간별, 계절별 전력공급량, 발전 형태, 현물시장 거래, 전력교류, 탁송 등에 대한 의사결정
- 미 연방정부에서 수력발전이 환경에 미치는 영향을 고려한 경제적 재무적 비용을 도출하는데 기여
- 대규모 미국 에너지거래회사의 새로운 시장환경 하에서 기업의 자산 가치를 최적화 하는 운영전략 수립
- 국제적인 에너지회사가 발주한 발칸지역에서 두 가지 송전선로 건설 프로젝트의 재무적 가치 평가
- 폴란드 정부(Polish Energy Market Agency)에서 추진한 새로운 폴란 드 전력시장에서의 소규모 가스열병합발전의 경쟁력 평가
- 미국 전력회사의 Open Access Same-time Information System (OASIS)에서의 미래 송전가능용량 추정
○ GTMax 프로그램을 활용한 계통연계의 효과를 본 보고서의 제2장에 제시되어 있는 가상의 두 전력계통을 상정하여 나타낼 수 있음. 우선 동부와 서부의 두 전력계통이 개별적으로 운영되는 경우와 전력망을 연계하여 운영되는 경우로 구분하여 계통연계의 효과를 설명할 수 있음.
○ 두 전력계통 사이에 전력교류가 있는 경우에 서부계통에서 동부계통 으로 송전하는 것을 표시하고 있음. 이 경우 서부계통의 저렴한 전력
이 동부계통으로 유입되게 되면 상대적으로 비싼 동부계통의 발전소 들이 발전하지 않게 되어 두 계통간의 전력가격 차이가 더 이상 발 생하지 않게 됨. 가격차이가 해소됨과 동시에 두 계통에서 전력수급 의 균형이 달성됨.
○ 이상에서 서술한 두 전력계통은 가상의 전력시스템을 상정한 것이지 만 실제 전력계통의 연계로 인해 저렴한 발전원이 더 많이 가동되면 서 효율적인 전력시스템의 운영으로 편익을 기대할 수 있음. 이러한 계통연계의 효과는 동북아 전력연계에서도 동일하게 기대할 수 있는 데, 특히 러시아 극동지방의 저렴한 수력발전이 대규모 개발되어 국 내 전력계통에 유입될 수 있다면 북한을 경유하는 장거리 송전망에 대한 투자비를 감안하더라도 경제성이 있을 것으로 판단됨.
III. GTMax 프로그램 적용사례
1. 발칸 3개국의 계통연계
○ 마케도니아, 불가리아, 알바니아 등 3개국의 전력시스템 간의 전력융 통의 잠재력과 그리스로 전력의 수출 잠재력을 평가하기 위한 분석 사례임.
○ 현재 이들 3개 전력 시스템과 남쪽으로는 그리스와 북쪽으로는 세르 비아, 몬테네그로를 연결하는 강력한 남북 연계 선로들이 있음. 그러 나 마케도니아, 불가리아, 알바니아를 연결하는 동서간 연계선로는 주로 110kV로 구성되어 약하고 송전능력이 제한적임.
○ 제안되고 있는 새로운 송전선로는 Dubrovo-Radomir간 400kV와 Vrutok-Burrel간 220kV로서 동서간의 연계를 강화하는 것이며, 3개국
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전력시스템간의 송전능력을 상당히 증대시킬 것으로 기대됨. 이 제안 된 선로의 경제적, 재무적 편익은 거래되는 에너지의 양과 이러한 거 래로 예상되는 비용 절감액의 함수로 표현될 수 있음. 이 편익은 선 로의 건설비용과 비교됨.
○ GTMax는 세 가지 시나리오로 운용됨.
- 첫 번째 시나리오는 고립 시스템 시나리오로서 각 시스템은 독립적 으로 운영되고 시스템 간 전력융통이 없는 것으로 가정됨.
- 두 번째 시나리오는 연계 시스템 시나리오로서 불가리아와 마케도니 아 시스템이 용량 1,000MW로, 알바니아와 마케도니아는 용량 250MW의 선로가 연계된 것으로 전제됨. GTMax 모형은 시스템간 시간대별 구입/판매전력량을 계산하는데 이러한 거래는 용량부분을 제외하고 에너지부분만을 포함하는 단기융통을 전제한 것임. 이 시 나리오에서 개별 시스템은 각자의 수요에 맞추어 발전설비를 건설해 야 하며 다른 시스템에서 정전이 발생할 경우 협력할 수 없음.
- 세 번째 시나리오는 협력시스템 시나리오임. 세 개의 전력시스템은 하나의 통합된 시스템 또는 전력풀로서 간주됨. 변동비가 비싼 발전 기는 정지(cold standby)되고 변동비가 싼 발전소는 이용율을 높일 수 있는 추가적인 편익이 발생함. 부하의 다양성에 의한 편익도 발 생하는데 첫 번째와 두 번째 시나리오에서는 나타나지 않는 편익임.
협력시스템 시나리오에서 시스템간의 정보교환과 에너지 거래는 신 뢰도가 매우 높은 것으로 전제되었음.
○ 다양한 발전소 입지와 연계선로에 대한 시장 가격이 계산됨. 시장가 격은 특정지역에 공급하는 한계비용으로 가정됨. 연계선로를 통하여 거래되는 모든 에너지는 동일한 시장가격이 부과됨. 총구입비용과 판 매수익은 시장가격에 에너지양을 곱한 값과 같도록 설정되었음.
○ 개별 시스템이 수력에 상당히 의존하고 있어 GTMax는 3가지의 수력 조건(갈수, 정상, 풍수)하에서 운용되었음. 전력공급을 위한 예상비용 은 발생확률을 가중치로 하여 3개 조건의 평균비용을 기초로 하였음.
○ 가중평균 연간 비용절감액은 두 번째 시나리오에서 2005년에 $21.2백 만, 2010년에 $23.3백만이 발생하며, 세 번째 시나리오에서는 2005년 에 $41.7백만, 2010년에 $55.3백만이 발생함.
2. 발칸지역 전력시장 통합 운영
○ 본 프로젝트는 유럽연합이 용역비를 제공하고 2004년 일년간 경영컨 설턴트인 PwC의 주관으로 공동으로 수행되었음. 본 연구의 목적은 발칸지역을 중심으로 한 남동유럽지역의 전력시장 통합 운영을 위한 발전 및 송전 등 기반시설의 투자에 대한 우선순위를 파악하고자 추 진되었음. 특히 2005년부터 2020년까지 증설되는 발전설비와 주요 송 전망 연계에 대한 투자 우선순위를 조사하는데 있음.
○ 한편 이 연구용역을 통해 발칸지역을 하나의 전력시장으로 통합하여 운영하면서 이 지역에 평화와 화합을 도모해 보려는 정치적 의도가 있음.
○ 본 프로젝트는 전원개발의 3가지 대안에 대한 분석을 포함하고 있음.
첫 번째 대안은 지역전력시장과 무관하게 발칸지역 국가들이 각자 비 용최소화 원칙에 따른 전원개발을 하는 경우임. 이 경우에는 지역통 합에 의한 혜택을 전혀 누릴 수 없음. 두 번째 대안은 지역전력시장 을 통해 해당 지역에 속한 모든 국가들이 전혀 제약이 없이 발전설비 를 추가하거나 송전망을 운영하게 됨. 이 대안은 가장 이상적인 시나 리오이며, 최적의 지역전력시장을 운영하는데 있어 송전제약이나 발 전설비 추가에 대한 제약이 전혀 없음. 세 번째 대안은 두 번째 대안
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에서 제시한 발전소 설비 추가와 송전망 연계를 실제 지역전력시장에 서 실현된 것으로 상정하고 2010년과 2015년의 구체적인 시간대별로 모의운영 하는 경우임.
○ 첫 번째 대안은 지역전력시장 통합 운영의 혜택을 추정하기 위해 각 국가별로 전력시스템을 개별적으로 운영하는 경우를 상정하고 2005년 부터 2020년까지의 분석기간에 건설과 운영에 소요되는 모든 비용의 순현재가치(Net Present Value)를 계산하면 약 371억 유로로 계산됨.
- 그리고 2020년까지 신규 발전소 추가는 15,488MW이며, 수명연장과 개선은 11,574MW 규모로 전망함.
- 2005년 가격기준으로 신규건설을 위한 투자비는 121억 유로이며, 수 명연장과 개선을 위한 투자비는 58.6억 유로로 추산
○ 두 번째 대안의 경우 전력수요에 대한 전망과 수자원의 상태에 대한 전망 등을 고려한 다양한 시나리오 분석에 따라 발전소의 신규투자비 와 수명연장 등에 대한 비용이 차이가 나게 되어 전체 순현재가치는 최대 341억 유로에서 최소 319억 유로로 추산
○ 세 번째 대안에서 고려한 최대부하 전망과 전력수요 전망을 살펴보면 다음과 같음. 연평균 전력수요의 성장률은 기준수요의 경우 2.1%이 며, 고성장의 경우 2.9%이며 저성장의 경우 1.3%임. 2020년 기준으로 고성장의 경우 기준수요에 비해 전력수요가 14% 높고, 저성장의 경 우 기준수요에 비해 전력수요가 15% 낮음.
○ 세 번째 대안에서 신규설비 추가는 11,000MW이며, 수명연장 및 개선 되는 설비는 11,574MW임. 세 번째 대안에서 발전설비의 건설과 운영 에 소요되는 비용의 순현재가치는 341억 유로로 추산됨.
○ 세 번째 대안에 대한 GTMax 프로그램의 분석결과는 각 국가별, 각 주간별(대표적인 4개 주), 그리고 수자원 상태별로 제시되는데, 총수
요, 전원별 발전량, 총발전량, 전력수출입량, 발전비용, 지역한계가격 으로 나타남. 여기에서 지역한계가격은 연료비와 변동비 성격의 운전 유지비만을 고려한 것임.
○ 지역한계가격은 분석대상인 9개 국가에서 모두 동일하게 나타나는데 이는 GTMax 프로그램을 구동할 때 송전제약이 전혀 없다는 것을 의 미함. 송전제약이 없는 경우 지역한계가격은 추가로 전력 1MW를 발 전하기 위해 매 시간마다 가장 저렴한 발전기의 연료비와 변동비 성 격의 유지보수비로 결정됨.
- 주간 평균 지역한계가격은 2010년 25.9유로/MWh에서 2015년 22.6유 로/MWh로 낮아짐. 이는 2010년과 2015년 사이에 추가로 건설되는 발전기의 더 저렴한 발전비용에 기인한 것임.
○ 지역내 전력수출입 실적을 살펴보면 불가리아와 코소보가 중요한 전 력 수출국이며 알바니아, 크로아티아, 루마니아는 전력 수입국임. 불 가리아는 2010년과 2015년 모두 가장 중요한 전력수출국이며 루마니 아의 경우 2015년에 더 많은 전력을 수입하는 것으로 나타남.
○ 세 번째 대안인 지역통합 운영시 2010년의 연간 총운영비(연료비와 변동비 성격의 유지보수비)를 살펴보면 풍수(평균 이상의 강수량)인 경우 20억 유로에서 갈수(평균 이하의 강수량)의 25억 유로로 계산됨.
2015년에는 풍수기 23억 유로에서 갈수기 28억 유로로 나타남.
○ 2010년과 2015년의 지역한계가격을 강수량 상태에 따라 나타내면, 전 술한 대로 국가별 지역한계가격은 차이가 없지만 주간별 그리고 강수 량의 상태에 따라 지역한계가격은 많은 차이를 보이고 있음. 2010년 기준으로 지역한계가격은 17.1유로/MWh에서 35.0유로/MWh 사이로 결정되었음을 알 수 있음. 2015년의 지역한계가격은 16.9유로/MWh 에서 29.2유로/MWh로 2010년 보다 약간 낮아졌음.
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○ 첫 번째 대안과 세 번째 대안을 비교해 보면 우선 신규설비의 추가 규모가 11,000MW(지역통합운영)에서 15,488MW(개별 국가단위로 운 영)로 4,488MW 만큼 늘어남. 이는 지역통합운영시 효율적인 설비의 이용으로 추가 설비의 증가를 감축할 수 있다는 점을 반영한 것임.
- 대안별 전체 건설비와 운영비를 비교해 보면 2005년에서 2020년까지 2005년 경상가격 기준으로 약 67억유로를 절약할 수 있음을 알 수 있음. 이는 개별 국가단위로 전력시스템을 운영하는 경우 총비용의 약 10%에 해당하는 크기임.
IV. GTMax 프로그램 시험운용
○ 국가간 전력연계 모의 및 평가의 1차년도 단계로서 GTMax 프로그램 의 국내 전력시스템에의 적용성 및 유용성을 점검하기 위해 시험운용 을 실시
○ 국내 전력시스템(발전설비 및 송전선로)를 5개의 node로 구분하여 프 로그램 운용
- 제3차 전력수급기본계획의 수요예측결과 및 제2차 전력수급기본계획 의 지역별 수요예측결과의 비중 활용
- 대상연도 : 동북아 계통연계가 성사될 경우 연계공사 완료 최단시기 인 2017년을 대상으로 함.
○ 본 검토에서는 GTMax 프로그램의 시험운용과 유용성 파악을 위하여 다음 case별 프로그램 운용을 시행함.
- Case 1 : 국내 전력시스템을 5node로 구분하여 node간의 전력이동과 LMP 분석
- Case 2 : 경인지역으로 송전하는 두개 선로(영동-경인, 중부-경인)의 용량이 증설되었을 때의 node간 전력이동 및 LMP 분석
․Case 2-1 : 중부-경인간의 송전선로용량이 10,000MW에서 15,000MW 로 증설
․Case 2-2 : 중부-경인간의 선로용량이 10,000MW에서 15,000MW로, 영동-경인간의 선로용량이 4,000MW에서 6,000MW로 증설
․Case 2-3 : 중부-경인간의 선로용량이 10,000MW에서 17,000MW로, 영동-경인간의 선로용량이 4,000MW에서 8,000MW로 증설
- Case 3: 선로연계에 의해 러시아로부터 전력이 수전되는 경우의 node간 전력이동 및 LMP 분석
․Case 3-1 : 2,000MW의 전력이 경인지역으로 직접 공급되는 경우 ․Case 3-2 : 2,000MW의 전력이 영동지역으로 공급되는 경우 ․Case 3-3 : 수전용량이 충분히 큰(9,000MW) 경우
○ 이상의 사례에 대한 모의를 통하여 다음의 주요결론을 도출함.
- 경인지역을 제외한 나머지 node의 공급력이 수요를 초과하여 각 송 전선로는 경인지역에 전력공급을 위해 한 쪽 방향으로 전력을 송전 함.
- 송전제약으로 경인지역의 LMP가 타지역에 비해 높게 발생함. 전국 단일요금제하에서 경인지역의 소비자들은 상대적으로 값 싼 전기를 소비하고 있음.
- 선로용량이 충분히 커져 송전제약이 없어지는 경우 모든 node의 LMP는 동일해지고, 전체적인 비용은 감소되지만 node 역내의 전력 생산비용이 낮은 지역(특히 영남지역)의 소비자들은 선로제약하에 비해 LMP가 높아짐.
요 약 11
- 러시아로부터 수전은 낮은 가격으로 전기가 공급되는 경우에도 경인 지역으로 직접 연계되는 것이 전체적인 비용절감 폭을 크게 할 것임.
영동지역과 연계되는 경우 영동-경인간 선로용량의 증설이 불가능하 다면 수전전력은 중부지역의 발전량을 대체하게 되어 수전의 상대적 이득이 감소하게 됨.
- 러시아로부터의 수전량이 2,000MW(2017년의 국내 설비용량은 90,000MW 이상으로서 2,000MW는 2% 내외에 불과)일 경우 절대량 이 미미하여 국내 전력시장에 미치는 영향이 거의 없음.
- 전력망 연계에 의해 큰 폭의 비용절감을 도모하기 위해서는 수전량 이 전체의 10% 수준이 될 정도로 커 질 필요가 있음.
V. 요약 및 시사점
○ 발칸지역 9개국을 대상으로 한 연구용역에서 제시된 아래의 권고사항 은 발칸지역에만 국한되기보다는 동북아지역 전력협력에서도 시사하 는 바가 많음.
○ 첫째, 해당지역 전원개발계획의 지속적인 검토 필요
- 대개 2년마다 새롭게 수립하는 전원개발계획에 따라 새로운 설비의 증설, 설비개선, 신규 프로젝트 등에 대한 검토 필요
- 2년 주기로 해당지역의 전력수요 예측과 수정
- 해당지역 관련 프로젝트에 대한 정보와 기초자료를 수집하고 보강하 는 작업 또는 데이터베이스 구축
○ 둘째, 지역협력기구의 마련
- 지역전력시장의 개발에 필요한 목표와 기존 송전설비의 효율적인 활
용 절차 등에 대한 논의와 협력체제를 구축
- 해당지역의 전력계통운영기구와 공동으로 송전관련 문제의 해결 및 신규 발전 및 송전설비 투자 등에 대한 조정과 조화를 이룰 수 있도 록 협력
- 동북아지역에서는 아직도 이런 구체적인 움직임이 없지만 향후 중국 과 러시아의 전력부문 협력이 성과를 나타내기 시작하고 북한과 러 시아의 전력협력 프로젝트도 진전이 이루어지면 지역전력시장을 위 한 통합운영기구가 필요하게 될 것임.
○ 셋째, 핵심 변수에 대한 지속적인 관찰
- 해당지역 전원개발계획에 대한 검토와 수정의 일환으로 설비투자의 속도를 조정할 수 있도록 수급상황을 모니터링
- 환경개선 및 관련 비용의 모니터링
○ 마지막으로, 전원개발이 송전망에 미치는 영향 검토
- 향후 추진될 특정 송전망에 대한 계통 보강이 지역 전체의 전력망의 운영에 미치는 영향을 구체적으로 조사
- 신규 전원설비가 지역 송전망과 전력시스템에 미치는 장기적인 영향 을 정기적으로 평가
- 수급균형을 모니터하기 위해 지역 발전설비의 급전에 대한 정기적 분석
○ 한편 프로그램의 운용 측면에서 WASP/VALORAGUA, GTMax 모형 은 국제적으로 상용화되어 있어 범용성이 있으며, 전력산업 구조개편 에 따라 형성되는 전력시장 분석을 위해서도 유용하게 사용될 수 있 음. 단, 이 모형들은 지역별(node별)로 세부적인 입력자료를 요구하고 있어 동북아 국가들간의 전력계통 연계를 검토하는 본 연구에서는 자
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료의 수집 내지 정비의 이유로 단기간 내에 활용이 어려울 것으로 판 단됨. 그러나 이러한 모형의 구성 및 운용에 의한 결과 도출은 전력 계통 연계 프로젝트의 타당성 분석을 추진하는데 도움을 줄 수 있을 것으로 기대됨.
○ 본 연구의 2차년도 후속과제를 충실히 하기 위해서는 다음의 한계점 을 극복할 필요가 있음.
- 1차년도의 시험운용 및 사례분석을 통해 GTMax 프로그램의 유용성 이 확인되었으며, 동 프로그램의 충분한 활용을 위하여 프로그램 운 용 및 data 처리 등의 문제에 보다 숙달의 필요가 있음.
- 국내 발전기 및 송전선로에 대한 보다 상세한 자료의 구축, 특히 GTMax 프로그램에서는 수력 및 양수발전소에 대해 기존의 자료에 비해 세부적인 기술적 자료를 요구하고 있음.
- 본격적인 전력망 연계의 편익/비용 분석을 위해서는 연계의 대상국 내지 통과국인 러시아 극동지역과 북한의 전력시스템 자료의 확보가 필요함.
․러시아와의 전력망 연계시 통과국으로서 선로통과의 허용가능성 또 는 통과료 문제
․북한, 러시아와의 연계시 북한 전력계통에 대한 상세한 자료 ․러시아 극동지역의 발전 자원(특히 수력) 분석 및 공급가격 ․송전선로 건설비용, 손실 등
Summary
I. Introduction
○ There are many successful cases in power interconnection among European and South American countries. However, that is not the case in Northeast Asian countries. Even though there will be a considerable benefit in power interconnection in Northeast Asian countries, there will be some difficulties due to various interest relationship and realistic restraint among countries in Northeast Asia.
○ There have been various proposals for cooperation among Northeast Asian countries in area of electric power. However, a concrete analysis reflecting specific characteristics by each countries has been not done. Hence, this study tries to construct infrastructure performing simulation and evaluation of power interconnection projects for Northeast Asian countries using GTMax program which has been utilized for analyzing power interconnection projects among countries.
○ First, a simulation judging problems of power network system in Korea such as south-to-north flow and enhancing understanding of GTMax program when applying it to power network system in Korea should be set forth beforehand.
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○ Furthermore along with obtaining fundamental data on power network system in Korea and related-data on demand, supply, transmission of Russia and North Korea, the infrastructure to run GTMax program should be prearranged.
○ This study tried to enhance understanding of GTMax program and perform simulation and evaluation work as first-year task for utilizing GTMax program in actual power network system. In addition, we summarized foreign countries' experience analyzing feasibility and benefit of power interconnection among countries by utilizing GTMax program and derived lessons from them.
II. Introducing and Running GTMax Program
○ GTMax program is a very useful tool to analyze competitive electricity market and is developed by Argonne National Laboratory under the Department of Energy in USA.
○ This program is a computer software to maximize net revenue when an equilibrium for power trade and operation of power system is reached under the physical and institutional constraints.
And it also contributed to building strategies based on hourly trade volumes, costs, revenues by players participating in competitive electricity market.
○ GTMax program adopted Geographical Information System (GIS) for the convenient use of program users. Hence, a user of GTMax program put icons representing locations of actual power plant
and load centers marks on map and this map shows every hourly energy flow and generation produced by a specific power plant, fixed contract, spot market trade volume and delivery point. And, energy and financial output as outputs by this program can be provided in the form of Table and Figure for convenient purposes.
By using GTMax program, we can construct specific power network system which is the object of analyzing.
○ The followings are summaries of the cases actually utilized by GTMax program.
- decision-making on hourly, weekly, seasonal power generated, types of generation, spot market transactions, electric power interchange, power wheeling by large-scale electric utility
- contribute to derive economic and financial costs considering impacts on environment by hydro-power in US Federal Government
- build operation strategy to optimize asset values of enterprises by large-scale energy trading corporations under new market environment
- evaluate financial value of two projects building transmission line in Balkan area ordered by a major international energy corporation.
- evaluate competitiveness of small-scale gas-fired cogeneration pursued by Polish Energy Market Agency under new polish electricity market environment
- estimate future inter-transfer capability by US electric utility under
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Open Access Same-time Information System (OASIS)
○ Effect of power interconnection by utilizing GTMax program can be represented assuming two hypothetical power network systems provided in Chapter 2 in this study. Effect of power interconnection can be explained to differentiate two cases. First case is about power network system of East and West run without interconnection. Second case is about power network system of East and West run with interconnection.
○ In the event of power exchange between two power networks, it means the power transmission from West to East. In this case, when the cheap power from west power network is transmitted to east power network, then relatively expensive power plants located in East no longer generate and the prices between these areas do not differ any more. It means that price difference does not exists and at the same time demand equals supply in two power networks.
○ Even though the two power networks stated above are assumed as hypothetical power networks, more benefits due to efficient operation of power system are expected as cheap power plants generate more power due to power interconnection. The effect of power interconnection can be applied to Northeast Asia region.
Especially if the cheap power from hydro-power plant in Russia Far East is developed as a large-scale project and can be transmitted to power network in Korea, it will be cost-effective even though considering huge investment on long-distance power transmission via North Korea.
III. The Cases of GTMax Program Application
1. Power Interconnection among Balkan 3 countries
○ The main objective of the power market analysis is to determine the potential for power transactions among the electric power systems of Macedonia, Bulgaria, and Albania, as well as the potential for possible electricity exports to Greece.
○ At present, the opportunities to import and export electricity between the three countries are very limited. Currently, there are strong interconnection lines in a general north-south direction, connecting these three utilities with the electric power systems of Serbia and Montenegro in the north and Greece in the south.
However, the transmission links in the east-west direction are rather weak, mainly consisting of 110 kV lines with limited power transfer capabilities.
○ The proposed new transmission lines 400 kV Dubrovo-Radomir and 220 kV Vrutok-Burrel would strengthen the east-west interties between Macedonia, Bulgaria, and Albania, and would significantly increase transfer capabilities between the three utilities. The economic and financial benefits of these proposed lines are a function of both energy transaction volumes and the cost savings that can be attributed to these transactions. These benefits can be compared with the cost of building the transmission lines.
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○ GTMax program is utilized to develop expansion plans for three main scenarios.
- The first scenario is a expansion of isolated utility systems. In the isolated utility systems scenario, the expansion analysis was conducted separately for each of the three isolated systems.
- Under the second scenario, Interconnected Systems, a transmission line connects Bulgarian and Macedonian systems with an operational transfer capability of up to 1,000㎿. A second line connects Albania and Macedonia with a transfer capability of 250
㎿. GTMax program computes the amount of energy that is purchased and sold via these transmission lines on an hourly basis under the assumption that all transactions are under short-term non-firm agreements. These agreements are energy-only transactions with no firm capacity component. Unit commitments under this scenario are identical to the Isolated Systems Scenario under the assumption that each individual system would be self-sufficient in the event that a non-firm transaction with another country is interrupted.
- The third scenario, Coordinated Systems, is identical to the second scenario, except that there is short-term (weekly) coordinated planning operators in the three systems. This entails determining unit commitments based on a single integrated system or power pool. Additional benefits can be gained by placing unit that are expensive to operate on cold standby and allowing less expensive units to operate at higher capacity factors.
○ In addition, by taking advantage of load diversity, more units can
be placed on cold standby than under the first and second scenarios. Under the Coordinated Systems scenario, it is assumed that there is a fairly high level of communication among the systems and that energy transactions are very reliable.
○ Since each of the three systems relies on hydro-power plants to serve a significant portion of its load, the GTMax program was run under three different hydrological conditions: dry, normal, and wet. Expected expenditures for serving loads are based on the average costs for the three conditions weighted by the possibility of occurrence.
○ The weighted average annual cost savings increases from $21.2 million in 2005 to $23.3 million in 2010 under the Interconnected Scenario and increases from $41.7 million in 2005 to $55.3 million in 2010 under the Coordinated Scenario.
2. Integrated Operating of Balkan Electricity Market
○ This project has been financed by the EC and project-managed by the PwC in 2004. The main objective of this study is to identify an indicative priority list of investments in power generation and related electricity infrastructure from a regional perspective; i.e. in line with the objectives of the regional electricity market in South East Europe. Some objectives of this study are to determine the optimal timing, size and location of future generating capacity in the region over the period 2005-2020 and to identify investment priorities on main transmission interconnection lines between the
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countries and sub-regions to help optimize investment requirements in power generation over the study horizon.
○ The first scenario consists of individual least cost plans for generating capacity expansion plans in each power system, i.e., utilities in each jurisdiction, without the benefits of regional cooperation. The second scenario is an unconstrained least cost development plan for capacity expansion for all power systems in the REM operating as a completely integrated regional power system. The second scenario corresponds to an ideal case in which no transmission or other system operation constraints limit an optimal generation dispatch in meeting the regional demand. The third scenario is based on a detailed hourly market simulation for two years (2010 and 2015), and models the actual operating conditions in the REM based on the candidate capacity projects identified as regional priorities in scenario B, as well as the proposed regional transmission interconnections.
○ The first scenario (Scenario A) consists of individual least cost plans for generating capacity expansion plans in each power system, i.e., utilities in each jurisdiction, without the benefits of regional cooperation. The NPV (Net Present Value) of all construction and fuel costs during the period from 2005 to 2020 is estimated at €37.1 billion.
- 15,448㎿ of new capacity would be required in the individual jurisdictions by 2020 and 11,574㎿ of rehabilitated plant is planned over the period to 2020.
- Construction cost of new capacity would be €12.1 billion (in
constant 2005 Euro) and total construction cost would be €18 billion (in constant 2005 Euro)
○ The second scenario (Scenario B) analyzes all jurisdictions in a fully integrated regional power system. Scenario B corresponds to an ideal scenario with no transmission interconnection constraints or limits in optimal unit dispatch to meet regional demand. Case 1, based on the rehabilitation program given by the utilities, has a total net present value of €34.1 billion. Case 2 shows a reduction in total net present value of €2.2 billion or 6.4%, when compared to Case 1.
○ Peak demand forecast considered in the third scenario is as follows; The reference case forecasts 2.3% regional electricity demand growth to 2020. The low case forecasts a 1.3% average growth and the high case a 3.1% average growth to 2020. The three demand forecasts demonstrate the impact of these forecast growth rates on electricity demand. They capture a wide range of possible paths; the impact on regional demand in Case 1 is -15%
below the reference case, and 14% above in Case 3. There is significant difference among the jurisdictions; the largest decrease in Case 1 from the reference case is -30% while the largest increase in Case 3 from the reference case is 20%.
○ Key findings from the third scenario analysis are 11,000㎿ of new capacity would be required by 2010 and 11,574㎿ of rehabilitated plant is planned over the period to 2020. The total net NPV of the total system investment and operating costs amounts to at €34.1 billion.
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○ Scenario C results were presented for each countries, weekly (four-typical week), hydrological conditions and shown in total demand, generation by fuel-type, total generation, import, export and LMPs. LMP was considered only fuel and variable O&M cost.
○ The average LMPs were uniform throughout the region, which means that no transmission congestion were observed when running GTMax model for these various cases. Hourly marginal production costs are computed from the fuel and variable O&M costs associated with the least-cost unit that would produce the next ㎿ above current regional demand.
- Average LMPs decreased from €25.9/MWh in 2010 to
€22.6/MWh in 2015. This is due to new capacity coming on line between 2010 and 2015 and a cheaper unit available to meet an incremental demand.
○ Results of export and import within region show that Bulgaria and Kosovo are major export countries in electric power and Albania, Croatia and Rumania are import countries. Bulgaria remains a main exporter to the region for 2010 and 2015 and Rumania imports power more in 2015.
○ Operating costs (fuel and variable O&M) under different hydrological conditions are the following; Under the wet (above the average) condition, annual operating cost in 2010 is estimated to €20. On the other hand, under the dry (below the average) condition annual operating cost in 2010 is estimated to €25.
However, under the wet condition, annual operating cost in 2015 is estimated to €23. On the other hand, under the dry condition
annual operating cost in 2015 is estimated to €28.
○ The average LMPs under 2010 and 2015 and under the three hydrological conditions are the following; There is quite a variation from week and from dry to average and wet conditions. In 2010, the LMPs vary from €17.1 to €35.0/MWh in 2015, the range is from €16.9 to €29.2/MWh.
○ Scenario A would require a total capacity of 15,488㎿ for new power plans, or an increase of 4,488㎿ as compared to Scenario C.
- The difference in total costs of the reference case and scenario A means that the benefit of considering investment and operation on a regional basis is €6.7 billion in constant 2005 Euro, a saving of almost 10%.
IV. Trial testing of GTMax Model
○ Perform trial simulation to verify applicability and usefulness by GTMax program to domestic electric power system as the 1st year task and interconnection among countries.
○ Run program by differentiating domestic electric power system into 5 nodes
- Utilize demand forecasting in the 3rd Baseline Power Planning and regional demand forecasting in the 2nd Baseline Power Planning
- Target year : 2007, the final year of interconnection project in
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Northeast Asia power connection
○ This study runs the following simulation cases for verifying usefulness and trial testing of GTMax program.
- Case 1 : by differentiating domestic electric power system into 5 nodes, analyze power transfer among nodes and LMP
- Case 2 : analyze power transfer among nodes and LMP when upgrading two transmission lines with power transfer capabilities (YoungDong-KyungIn, Jungbu-KyungIn)
․Case 2-1 : upgrade transmission line with power transfer capabilities between JungBu-KyungIn region from 10,000㎿ to 15,000㎿
․Case 2-2 : upgrade transmission line with power transfer capabilities between JungBu-KyungIn region from 10,000㎿ to 15,000㎿ and upgrade transmission line with power transfer capabilities between YoungDong-KyungIn region from 4,000㎿ to 6,000㎿
․Case 2-3 : upgrade transmission line with power transfer capabilities between JungBu-KyungIn region from 10,000㎿ to 17,000㎿ and upgrade transmission line with power transfer capabilities between YoungDong-KyungIn region from 4,000㎿ to 8,000㎿
- Case 3: analyze power transfer among nodes and LMP when importing power from Russia through power interconnection
․Case 3-1 : supply 2,000㎿ power directly to KyungIn region ․Case 3-2 : supply 2,000㎿ power to YoungDong region
․Case 3-3 : power transfer capabilities is greater than 9,000㎿
○ Derive main conclusions through simulation on above cases.
- All transmission lines send power to KyungIn region in a unilateral direction when supply exceeds demand in other nodes except KyungIn region.
- Due to transmission constraint, LMP in KyungIn region was higher than that of other regions. The customers in KyungIn region consumed relatively cheap power under national uniform tariff system.
- When line transfer capabilities become large enough to remove transmission congestion, then the LMPs in all nodes are the same and overall costs are reduced. However, consumers located in region where the production cost of generation is lower than other regions, specially YoungNam region, would pay higher LMP than with transmission constraint.
- It would be better to supply power directly to KyungIn region in reducing overall cost when the power by importing from Russia are sold at low price. In the case of interconnecting Young-Dong region, if it is not possible to upgrade transmission line with power transfer capabilities between YoungDong-KyungIn region, then the power by importing from Russia can replace power produced in JungBu region and the relative benefit of importing power can be reduced.
- When the power by importing from Russia is 2,000㎿ (domestic installed capacity in 2017 is greater than 90,000㎿, so 2,000㎿ is
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around 2%), there is no impact on domestic electricity market because of small power transfer.
- The power by importing from Russia should be large enough for achieving greater cost reduction by power interconnection.
V. Summary & Lessons
○ The following recommendations suggested by the Study on Balkan 9 countries can be true not only to Balkan regions but only to Northeast Asia regions in power interconnection cooperation.
○ First, it is necessary to continue reviewing electric power development in each region.
- It is necessary to continue reviewing new capacity expansion, capacity refurbishment, and new planned project due to electric power development plan in each region established in every two years
- Forecast and amend demand for applicable region by two-year cycle
- Collect and reinforce basic data & information on applicable region and build database
○ Second, set up regional cooperation organization
- Construct a cooperation regime for discussing necessary objectives in developing regional electricity market and for establishing efficient procedures to utilize current transmission network and
capacity.
- Solve transmission-related matters together with regional transmission organization for applicable region and cooperate to achieve coordination and harmony on new generation and transmission investment.
- It will be necessary to establish integrated operation organization for regional electricity market when the cooperation between Russia and China would see visible result and the project between Russia and North Korea would shape up even though there is no concrete movement in Northeast Asia region.
○ Third, observe key variables persistently
- Monitor situation of demand supply balance for adjusting speed of capacity investment as part of reviewing and revising electric power development planning for applicable region
- Monitor environment improvement and related costs
○ Finally, review impacting electric power development on transmission network
- Investigate impact by future transmission network reinforcement on operation of power network concretely
- Evaluate long-run impact by new generation capacity on regional transmission network and electric power system regularly
- Analyze dispatch of regional generation capacity to monitor balance of demand and supply
○ On the other hand, from the perspective of running the model,
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GTMax program is commercialized internationally and can be applied universally. It can be used for analyzing electricity market formed by the restructuring of electricity power industry. However, it is understood that it is difficult for us to utilize it in the short run because these models require specific input data by nodes and there is some difficulties in collecting data about power system among Northeast Asia countries. However, results through constructing and running these models can be expected to contribute to pursue feasibility analysis of interconnection project on electric power system.
○ It is necessary to overcome the following limitations to do better in the 2nd year follow-up task.
- The usefulness of GTMax program is verified through trial testing and case studies. And it is needed that we'd better in areas of running program and data processing for sufficient utilization of the GTMax model.
- Detailed data on domestic generation unit and transmission line, especially GTMax program requires more specific technical data than current data for hydro and pumped-storage power plant.
- It is necessary to obtain data on power system of North Korea and Russia Far East Area, interconnection target country or transit country, for the analysis of benefit/cost of interconnection project.
․Solve the matter of line trespassing and transmission charge in interconnecting Russia power network
․Detailed data on power system of North Korea in the case of
interconnecting North Korea and Russia are needed.
․Analysis on generation resource (specially hydro-power) and supply price in Russia Far East Area
․Construction cost of transmission line and transmission loss, etc
i
제목 차례
제1장 서론 ··· 1
제2장 GTMax 프로그램 소개 및 운용 ··· 2 제1절 GTMax 프로그램의 소개 ··· 2 1. GTMax 프로그램의 구조 ··· 2 2. GTMax 프로그램의 적용 ··· 4 제2절 GTMax 프로그램의 운용 ··· 8 1. 자료의 입력 ··· 8 2. 전력시스템의 구축 ··· 12 3. GTMax 프로그램의 구동 및 결과의 해석 ··· 14 제3절 GTMax 프로그램 사용설명 ··· 18 1. GTMax 시작 ··· 18 2. 케이스의 표현 ··· 21 3. Node의 활용 ··· 22 4. 송전선 연결 ··· 26 5. 수력발전의 연결 ··· 29 6. 간단한 네트워크 만들기 ··· 32 7. 시스템 투입자료 입력 ··· 43 8. Node별 투입자료 입력 ··· 54 9. 송전선 투입자료 입력 ··· 61 10. 시스템 분석 결과 ··· 62 11. 개별 결과 보기 ··· 68
제3장 GTMax 프로그램 적용사례 ··· 70 제1절 발칸 3개국의 계통연계 ··· 70 1. 발칸 3개국의 전력시스템 ··· 70 2. 분석방법 ··· 71 3. 전원계획 검토 ··· 74 4. 전력시장분석 ··· 76 5. 재무분석 ··· 78 6. 시사점 ··· 79 제2절 발칸지역 전력시장 통합 운영 ··· 81 1. 개요 ··· 81 2. 시나리오 설정 ··· 83 3. 분석전제 ··· 85 4. 분석결과 ··· 88 5. 시사점 ··· 93
제4장 GTMax 프로그램 시험운용 ··· 96 제1절 운용전제 ··· 96 1. 기본전제 ··· 96 2. Node별 자료의 구축 ··· 96 제2절 운용결과 ··· 105 1. Case 설정 ··· 105 2. Case1 운용 ··· 106 3. Case2 운용 ··· 111 4. Case3 운용 ··· 119 5. 시험운용 결과종합 ··· 124
iii
제5장 요약 및 시사점 ··· 127 1. 요약 ··· 127 2. 정책적 시사점 ··· 136
참고자료 ··· 140
<표 차례>
<표 3-1> 최대부하 예측 ··· 89
<표 3-2> 연간 전력수요 예측 ··· 89
<표 3-3> 지역통합운영의 총운영비(2010년, 2015년) ··· 91
<표 3-4> 지역통합운영의 평균 지역한계가격(2010년, 2015년) ··· 92
<표 3-5> 대안별 총비용 비교(단위: 10억유로) ··· 92
<표 4-1> 전력수요예측결과 ··· 97
<표 4-2> 지역별 수요 ··· 98
<표 4-3> Node별 발전량 배분결과 ··· 99
<표 4-4> Node별 시간대별 부하(2017년 8월 셋째주 화요일) ··· 100
<표 4-5> 5개 node를 연결하는 송전선로 ··· 101
<표 4-6> 송전선로 증설계획 ··· 103
<표 4-7> 전원구성(제3차 전력수급기본계획) ··· 104
<표 4-8> Node별 발전설비용량 ··· 104
<그림 차례>
[그림 2-1] GTMax 프로그램의 구조 ··· 3 [그림 2-2] 전력계통 연계의 효과(1) ··· 5 [그림 2-3] 전력계통 연계의 효과(2) ··· 6 [그림 2-4] 입력 node의 아이콘 ··· 8
v
[그림 2-5] 발전입찰 개념도 ··· 10 [그림 2-6] 양수발전 예시 ··· 11 [그림 2-7] 복합송전용량 ··· 13 [그림 2-8] 전력시스템 예시 ··· 14 [그림 2-9] 가상의 전력시스템 ··· 15 [그림 2-10] 지역한계가격의 결정 ··· 17 [그림 2-11] 데이터베이스 선택 ··· 19 [그림 2-12] 최초 선택 케이스 ··· 19 [그림 2-13] 케이스 예시 ··· 20 [그림 2-14] 네트워크 도구 목록함 ··· 21 [그림 2-15] Node 아이콘 ··· 22 [그림 2-16] Node 지명하기 ··· 23 [그림 2-17] Node 조작 ··· 25 [그림 2-18] 편집 메뉴 ··· 27 [그림 2-19] 송전선 목록 ··· 28 [그림 2-20] Cascade 연결 ··· 30 [그림 2-21] Cascade 연결 선택 ··· 31 [그림 2-22] Cascade 연결 제거 ··· 32 [그림 2-23] 새로운 케이스 만들기 화면(1) ··· 33 [그림 2-24] 새로운 케이스 만들기 화면(2) ··· 33 [그림 2-25] 메시지 함 ··· 34 [그림 2-26] 빈 네트워크 화면 ··· 34 [그림 2-27] 수요 node ··· 35 [그림 2-28] Node 이름 만들기 화면 ··· 37 [그림 2-29] 네트워크 화면상의 Node ··· 39 [그림 2-30] 송전선으로 연결된 네트워크 화면 ··· 41 [그림 2-31] 모든 Node와 송전선 ··· 42
[그림 2-32] 연결된 모든 node ··· 43 [그림 2-33] 시스템 투입자료 선택 화면 ··· 44 [그림 2-34] CTC의 선택 ··· 45 [그림 2-35] CTC에 추가 ··· 46 [그림 2-36] CTC 선택 ··· 46 [그림 2-37] CTC 투입자료 선택 화면 ··· 46 [그림 2-38] 시간대별 CTC 투입자료 양식 ··· 48 [그림 2-39] CTC 제거 ··· 48 [그림 2-40] Node 할당 화면 ··· 49 [그림 2-41] 시스템 송배전 손실 ··· 50 [그림 2-42] 송전비용 화면 ··· 51 [그림 2-43] 케이스 정보 화면 ··· 51 [그림 2-44] 구동 선택 화면 ··· 52 [그림 2-45] 자료 추출된 구동 선택 화면 ··· 53 [그림 2-46] 프로그램 구동 아이콘 ··· 54 [그림 2-47] 구동 메시지 ··· 54 [그림 2-48] 투입자료 선택 화면 ··· 55 [그림 2-49] 입력 양식 아이콘 ··· 56 [그림 2-50] Debug 정보 ··· 56 [그림 2-51] 시간별 최대발전량 입력 양식 ··· 57 [그림 2-52] 투입자료의 정리와 단위 ··· 58 [그림 2-53] 추출된 정보와 입력 양식 ··· 59 [그림 2-54] 변동비와 입찰가격함수 화면 ··· 60 [그림 2-55] 함수 편집 화면 ··· 60 [그림 2-56] 네트워크 도구박스 목록함 ··· 62 [그림 2-57] 시간별 에너지 밸런스와 하류 댐의 높이 ··· 64 [그림 2-58] 분석결과 보고 선택 화면 ··· 66
vii
[그림 2-59] 분석결과 보고 양식 ··· 67 [그림 2-60] 총지출과 총수입 ··· 67 [그림 2-61] 개별 분석결과 보고 선택 화면 ··· 68 [그림 2-62] 개별 분석결과 보고 양식 ··· 69
[그림 3-1] 발칸 3국의 계통도 ··· 71 [그림 3-2] 모델 구성 체계도 ··· 72 [그림 3-3] 발칸지역 전력계통도 ··· 83
[그림 4-1] Node별 수요곡선 ··· 99 [그림 4-2] Case 1의 시스템 구성 ··· 107 [그림 4-3] Case 1 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 109 [그림 4-4] Case 1 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 평균) ··· 111 [그림 4-5] Case 2-1 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 113 [그림 4-6] Case 2-1 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 평균) ··· 114 [그림 4-7] Case 2-2 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 116 [그림 4-8] Case 2-2 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 평균) ··· 117 [그림 4-9] Case 2-3 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 평균) ··· 118 [그림 4-10] Case 3-1 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 120 [그림 4-11] Case 3-2 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 122 [그림 4-12] Case 3-3 모의결과(2017년 8월 셋째주 화요일 오전 6시) ··· 124
제1장 서론
○ 유럽, 남미 등 세계 각지에서 전력시장의 통합과 다양한 방식의 전력 망 연계를 통한 전력부문의 협력이 추진되고 가시적인 성과(전력부문 의 효율성 증대 등)를 거두고 있음. 그러나 동북아 지역은 상당한 경 제적 편익이 기대됨에도 불구하고 역내 국가들의 다양한 이해관계와 현실적 제약요인 등으로 인해 전력망의 연계에 어려움이 지속되고 있 음.
- 2002년 4월 북한내각 조창덕 부총리가 러시아 하바로브스크에서 연 해주-청진간 선로 연계 및 전력공급에 합의함으로써 동북아 전력망 연계의 가능성이 높아지고 있음1)
- 동 프로젝트는 블라디보스톡-청진간 500MW, 375km 계통 연계하는 것 으로 초기에는 북한계통 분리 후 AC 50Hz, 220kV로 전력을 공급하고 500kV 선로로 승압하는 계획을 포함하고 있음.
- 위와 다른 프로젝트로 ‘극동러시아-북한-남한’간 연계에 대한 검토를 위해 3자회의를 진행하는 등 다자간 논의가 추진되었으며, 이 프로젝 트의 타당성을 평가하고 대비하는 차원에서 ‘동북아 전력계통 연계를 위한 기반구축 연구’ 가 2003년부터 3년에 걸쳐 수행된 바 있음.
○ 2006년 3월 중ㆍ러 정상회담에서 중ㆍ러간 전력망연계에 대해 국가전 망공사(國家電網公司)/RAO-UES는《중-러 전력교역 확대 타당성연구 협 정》체결 3단계로 전력무역 강화를 합의한 바도 있음.
- 1단계: 국경 Back-to-back 변환소 건설, 극동러시아-흑룡강성(省) 송
1) 이 프로젝트 추진의 최대 걸림돌은 송전투자비의 조달문제인데 이 부분에 대해 당사국들은 한국 의 투자를 기대하고 있음.
2
전, 용량 60-72만㎾, 송전량 36억-43억㎾h/년
- 2단계: 2010년부터 ±500kV 직류송전, 극동러시아-요녕성(遼寧省) 송 전, 송전용량 300만㎾, 송전량 165-180억㎾h/년
- 3단계: 2015년부터 ±800kV 직류송전, 극동러시아 혹은 시베리아-동북 (東北) 혹은 화북(華北) 지역 송전, 송전용량 640만㎾, 380억㎾h/년
○ 동북아지역 국가간 전력부문 협력의 가능성에 대한 다양한 대안이 제 시되고 있으나 각국의 전력수급 여건 변화에 따른 검토는 지속적으로 요구되고 있음. 본 연구는 국가간 계통연계분석에 널리 활용되고 있 는 GTMax(Generation and Transmission Maximization) 프로그램을 사용하여 가상저인 동북아 전력망연계 프로젝트의 모의를 통해 전력 망 연계 프로젝트가 구체화할 경우를 대비하는 기반구축 작업을 시도 하고자 함.
- 본 연구는 3개년에 걸쳐 수행할 계획이며 본 보고서는 1차년도의 연 구결과를 수록하고 있음.
○ 1차년도의 연구범위로서 동북아 전력연계 프로젝트에 대한 검토 작업 을 수행하기 전에 GTMax 프로그램에 대한 이해를 제고하고 실제 국 내 전력계통에 적용할 때 북상조류와 같은 우리 계통의 문제점을 제 대로 해석할 수 있는 지 여부를 판단하는 모의 운용을 시도하고 있 음.
○ 나아가 국내 전력계통의 기초자료와 함께 러시아, 북한 등에 대한 수 요, 공급, 송전 등에 대한 관련 자료를 입수하여 GTMax 프로그램을 구동할 수 있는 기반구축이 사전에 이루어져야 함. GTMax 프로그램 에서 요구하는 자료의 대강은 다음과 같음.
- 수요 자료: 시간별, 일별, 주간별, 지역별 전력수요, 용도별 수요, 전 력가격
- 공급 자료: 전원별 설비량, 가용용량, 발전비용, 전원설비의 기술적 특성 자료
- 계통 자료: 전력계통도, 송전용량, 송전비용, 송전손실
- 전원개발 전망: 장기 전력수급 계획의 주요 투입 및 산출 자료 등
○ 따라서 본 연구에서는 GTMax 프로그램에 대한 이해를 제고하고 실 제 국내계통에서 동 프로그램을 활용하기 위한 모의운용 및 평가 작 업을 1차년도 과업으로 상정하고 이를 수행하였음. 이와 함께 GTMax 프로그램을 활용하여 전력계통 연계의 타당성과 혜택을 분석 한 해외사례에 대한 정리를 통해 동북아 전력협력 프로젝트 추진에 대한 시사점을 도출하였음. 또한 GTMax 프로그램의 활용도를 제고 하기 위해 해당 프로그램의 매뉴얼에 대한 간략한 소개를 포함하고 있음.
○ 본 보고서의 구성은 제2장에 GTMax 프로그램의 소개와 운용을 위한 핵심 내용 및 사용 설명을 제시하고, 제3장에서 GTMax 프로그램을 통한 계통연계 사례를 소개함. 그리고 제4장에서 GTMax 프로그램을 운영하고 있으며 7가지 시나리오를 설정하고 운용결과에 대해 분석하 였음. 마지막으로 제5장에서 분석결과의 요약 및 정책적 시사점을 제 시하고 있음.
제2장 GTMax 프로그램 소개 및 운용
제1절 GTMax 프로그램의 소개
1. GTMax 프로그램의 구조
○ GTMax 프로그램은 미국 에너지부 산하의 국립연구소인 Argonne National Laboratory1)에서 개발한 발전 및 송전을 모의하는 프로그 램으로서 경쟁적 전력시장 분석에 매우 유용한 도구임.
○ 동 프로그램은 지역 혹은 지역간의 발전과 송전을 포함한 전체 전력 시스템을 분석대상으로 물리적, 제도적 제약 하에서 전력거래와 계통 운용의 균형이 이루어질 때 순수입을 최대로 하는 모형임. GTMax 프 로그램은 시간대별 전력거래량, 비용, 수입에 기초하여 경쟁적 전력시 장에 참여한 사업자의 전략 수립에도 기여할 수 있음.
○ GTMax 프로그램은 사용자의 이용에 편리하도록 지리정보시스템 (Geographical Information System: GIS)을 채택하고 있음. 따라서 동 프로그램의 사용자는 실제 발전원과 수요지 등의 다양한 전력시스템 에 해당하는 요소들을 지도상에 표시할 수 있으며, 이 지도에는 매 시간별 에너지 흐름과 특정 전원의 발전량, 고정계약, 현물시장 거래 량, 인수지점 등이 표현될 수 있음. 또한 에너지와 재무적 결과 등이 프로그램의 산출물로 편리하게 표나 그래프의 형태로 제시될 수 있 음. GTMax 프로그램을 이용하여 분석의 대상인 특정 전력시스템의
1) 미국 시카고에 소재한 아르곤연구소는 1943년 설립되어 1946년에 국립연구소가 되었으며 현재 시 카고대학이 운영하고 있는데 약 3,200명의 직원에 연간 5억불의 예산으로 다양한 연구를 진행함.
계통도를 구축할 수도 있음.
○ 이상에서 서술한 GTMax 프로그램에 대한 설명은 아래의 그림에서 투입물과 산출물의 형태로 도식화 할 수 있음. 그림에서 진하게 표시 된 위쪽 부분의 변수들은 동 프로그램의 구동을 위해 필요한 투입자 료들임. 그리고 이러한 투입자료를 가지고 실제 프로그램을 구동하여 얻게 되는 산출물은 아래에 연하게 표시된 것들임.
[그림 2-1] GTMax 프로그램의 구조
○ GTMax 프로그램의 투입자료는 수력과 화력 발전소, 운영제약요소, 시장가격, 고정계약물량, 수력댐의 연계 특성, 수요와 수요관리, 송배 전시스템 등에 대한 정보가 해당됨.
○ GTMax 프로그램을 통해 특정 전력시스템에 대한 분석결과로 에너지 및 절약된 에너지의 가치, 송전가능용량, 시간별 발전량, 수입과 지출, 구입과 판매, 전력조류와 지역별한계가격(Locational Marginal Price:
LMP), 수력댐 운영 등에 대한 정보를 얻을 수 있음.
2. GTMax 프로그램의 적용
2)○ GTMax 프로그램을 활용하여 다음과 같은 이슈를 분석하고 평가할 수 있음.
- 새로운 전력시장에서 어떤 발전소가 가동될 것이며, 어떤 발전소가 좌초될 것인가?
- 특정 시간대에 어느 정도 발전을 할 수 있으며 얼마만큼 판매할 수 있을 것인가?
- 현물시장에서 언제 전력을 구입하거나 판매해야 하는가?
- 수력댐에서 저수된 물의 한계가치는 얼마인가?
- 수요관리 프로그램의 가치는 어는 정도인가?
- 특정 지역에서 송전가능용량은 어느 정도로 예측되는가?
- 발전 혹은 송전에 대한 현재의 투자가 얼마만큼의 수익을 낼 수 있 는가?
○ 실제 GTMax 프로그램이 활용된 사례를 간단하게 살펴보면 다음과 같음.
- 대규모 미국 전력회사들의 시간별, 주간별, 계절별 전력공급량, 발전 형태, 현물시장 거래, 전력교류, 탁송 등에 대한 의사결정
- 미 연방정부에서 수력발전이 환경에 미치는 영향을 고려한 경제적 재무적 비용을 도출하는데 기여
- 대규모 미국 에너지거래회사의 새로운 시장환경 하에서 기업의 자산 가치를 최적화 하는 운영전략 수립
2) GTMax 프로그램의 구체적인 적용사례는 다음 장에서 보다 상세하게 설명하고 있음.
- 국제적인 에너지회사가 발주한 발칸지역에서 두 가지 송전선로 건설 프로젝트의 재무적 가치 평가
- 폴란드 정부(Polish Energy Market Agency)에서 추진한 새로운 폴란 드 전력시장에서의 소규모 가스열병합발전의 경쟁력 평가
- 미국 전력회사의 Open Access Same-time Information System (OASIS)에서의 미래 송전가능용량 추정
○ GTMax 프로그램을 활용한 계통연계의 효과를 다음과 같은 가상의 두 전력계통을 상정하여 나타낼 수 있음. 우선 동부와 서부의 두 전 력계통이 개별적으로 운영되는 경우와 전력망을 연계하여 운영되는 경우로 구분하여 계통연계의 효과를 설명할 수 있음.
[그림 2-2] 전력계통 연계의 효과(1)
○ [그림 2-2]는 두 전력계통이 각각 별도로 운영되는 경우를 나타 내는데 서부계통의 경우는 저렴한 수력발전이 상대적으로 많이 이용되어 동부계통에 비해 전력가격이 훨씬 낮음. 서부의 경우
$27.9/MWh인데 비해 동부의 경우 $124.7/MWh로 $96.8/MWh 의 차이를 나타냄. 이는 동부의 경우 발전비용이 비싼 화력 위 주로 전원이 구성되어 있음을 반영함.
[그림 2-3] 전력계통 연계의 효과(2)
○ [그림 2-3]은 두 전력계통 사이에 전력교류가 있음을 나타내는 경우인 데 서부계통에서 696MWh를 동부계통으로 송전하는 것을 표시하고 있음. 이 경우 서부계통의 저렴한 전력이 동부계통으로 유입되게 되 면 상대적으로 비싼 동부계통의 발전소들이 발전하지 않게 되어 두 계통간의 전력가격 차이가 더 이상 발생하지 않게 됨. 가격차이가 해 소됨과 동시에 두 계통에서 전력수급의 균형이 [그림 2-2]와 같이 동 일하게 달성됨을 알 수 있음.
