자체 연구 보고서
21-02
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국가 간 전력거래와의 연관성 분석: 동북아 지역에 대한 시사점
김 남 일 이 성 규
유럽 국가의 변동적
재생에너지 비중 증가와 국가 간 전력거래와의 연관성 분석
:동북아 지역에 대한 시사점
유럽 국가의 변동적 재생에너지 비중 증가와 국가 간 전력거래와의 연관성 분석:
동북아 지역에 대한 시사점
김남일·이성규
저 자
김남일, 이성규연 구 진
연구책임자 김남일(에너지경제연구원 선임연구위원) 이성규(에너지경제연구원 선임연구위원)
제1장 서론 1
1. 연구 배경 및 목적 1
2. 연구 방법과 선행 연구 3
3. 보고서의 구성 4
제2장 유럽 국가 간 전력거래 현황 및 특징 7
1. 유럽의 국가 간 전력거래 및 전력망 연계 현황 7
1.1. 국가 간 전력거래 현황 7
1.2. 국가 간 전력망 연계 현황 15
2. 주요국의 주변국 간 전력거래 18
2.1. 해양국가: 영국, 아일랜드 18
2.2. 북유럽 국가: 덴마크, 노르웨이, 스웨덴 22
2.3. 서유럽 내륙국가: 독일, 프랑스 28
2.4. 남유럽 국가: 스페인, 포르투갈 35
3. 국가 간 전력거래 장애요인 39
제3장 유럽의 중장기 국가 간 전력망 연계 확충 계획 43
1. EU와 ENTSO-E의 전력망 연계 확충 노력 43
1.1. EU의 유럽공동이익사업 43
1.2. ENTSO-E의 10개년 네트워크 개발계획(TYNDP) 45
2. 중장기 국가 간 전력망 연계 확충 계획 50
제4장 변동적 재생에너지 발전비중과 국가 간 전력거래와의 연관성 분석 55
1. 변동적 재생에너지 비중 증대에 의한 부정적 영향 55
1.1. 변동적 재생에너지의 출력제한 55
1.2. 변동적 재생에너지 비중 증대와 계통위험 60
2. 국가 간 전력망 연계 통한 출력제한 감소 및 계통유연성 확보 63
2.1. 출력제한 감소 효과 63
2.2. 계통유연성 확보 방안과 국가 간 연계 67
3. 국가 간 전력거래, 풍력발전 비중, 출력제한율 간 연관성 분석 75
3.1. 주요 6개국의 풍력발전 비중과 출력제한율 76
: 독일, 덴마크, 영국, 아일랜드, 스페인, 이탈리아
3.2. 국가 간 풍력발전 비중, 출력제한율, 전력거래 비중 연관성 88
제5장 결론 및 동북아지역에 주는 시사점 93
1. 결론 93
2. 동북아지역에 주는 시사점 96
참고문헌 103
<표 4-1>계통운영기관의 재생에너지 출력제한의 주요 원인 56
<표 4-2> IEA의 변동적 재생에너지(VRE)의 계통 점유율에 따른
단계 분류 62
<표 4-3> 계통 유연성 자원 종류 및 확보 방안 68
<표 4-4> 계통 유연성 확보 방안별 비용(재생에너지 확산 1단계) 71
<표 4-5> 독일의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2009년~2020년) 76
<표 4-6> 덴마크의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2009년~2020년) 78
<표 4-7> 영국의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2009년~2020년) 80
<표 4-8> 아일랜드의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2011년~2020년) 83
<표 4-9> 스페인의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2009년~2020년) 85
<표 4-10> 이탈리아의 풍력발전 비중 및 출력제한율(2009년~2020년) 87
<표 5-1> 3가지 가설에 대한 분석 결과 95
그림 목차 [그림 2-1] 유럽의 전력거래 변화 추이(1980년~2019년) 9 [그림 2-2] 유럽의 발전믹스 및 풍력비중 변화 추이(1980년~2020년) 10 [그림 2-3] 유럽 국가별 발전믹스 및 풍력비중 변화 비교(2000년,
2019년) 10
[그림 2-4] 유럽의 발전원별 발전량 변화 수준(2015년~2024년) 11 [그림 2-5] 유럽의 해상풍력 발전량 변화 추이(2000년~2019년) 12 [그림 2-6] 유럽 국가의 국경간 송전용량(수출량/총발전량)
현황(2015년) 13
[그림 2-7] 유럽 주요국의 전력수요 증가율 변화 추이 및
2024년까지 전망 14
[그림 2-8] 유럽 5개국의 2020년 월별 전력소비 증감률 14 [그림 2-9] ENTSO-E에 포함되는 5개 권역 전력망 16 [그림 2-10] 유럽의 역내 전력망 17 [그림 2-11] IEA 회원국 간 전력요금 비교(산업용, 가정용) 19 [그림 2-12] 영국의 국가별 전력 순수입량 변화추이
(1998년~2021.3월) 20 [그림 2-13] 영국과 아일랜드의 전력망 21 [그림 2-14] 북해 연안국의 전력망 연계 (운영 중, 건설 중, 계획) 23 [그림 2-15] 북유럽지역 국가 간 계통 연계 현황 24
[그림 2-16] 노르웨이의 수력 발전 변동성 26
[그림 2-17] 스웨덴의 전력 수입 및 수출(2020년) 28 [그림 2-18] 독일의 주변국과의 전력거래 (2000년~2017년) 31
[그림 2-19] 프랑스의 주변국과의 전력거래 34
[그림 2-20] 프랑스의 주변국과의 연계선로 건설 계획 34 [그림 2-21] 스페인의 주변국과의 전력거래 현황(2000년~2019년) 37 [그림 2-22] 포르투갈-스페인-프랑스간 송전선 연계선로
(2000년~2019년) 38
[그림 2-23] ENTSO-E가 분류한 유럽 내 주요 전력거래 경계 41
송전사업 현황 48 [그림 3-3] 2010년 유럽 국가 간 전력거래 현황 49 [그림 3-4] 2018년 유럽 국가 간 전력거래 현황 50 [그림 3-5] EU 회원국의 연계수준 (2017년)과 ENTSO-E의 2040년
새로운 목표 51
[그림 3-6] 잠재적 해상풍력 개발지역과 2040년에 필요한 국경 간
송전용량 53
[그림 4-1] 유럽의 해상풍력단지 개발사업 현황(2022년 2월 현재) 58 [그림 4-2] 출력제한율과 변동적 재생에너지 발전비용 간의 관계 59 [그림 4-3] 송전망 확충 투자에 따른 출력제한 감소 효과
(2030년, 2040년) 63 [그림 4-4] 유럽 국가별 2030년에 출력제한 감소 효과 64 [그림 4-5] 송전망 확충 투자에 따른 탄소배출 감축 효과
(2030년, 2040년) 65 [그림 4-6] 유럽 국가별 2030년에 탄소배출 감축 효과 65 [그림 4-7] 송전망 확충 투자에 따른 발전원별 한계비용 감소 효과
(2030년) 66
[그림 4-8] 국가별 발전원별 한계비용 감소 효과(2030년) 66 [그림 4-9] 포르투갈, 독일, 아일랜드의 계통 유연성 강화 방안 비교 69
[그림 4-10] 계통 유연성 강화방안별 비용 비교 71
[그림 4-11] 2050년까지 유럽-지중해-중동지역의 슈퍼그리드의 기본구상 73 [그림 4-12] 북･서유럽지역의 2030년까지 국가 간 송전망 확충 계획
(시나리오) 74
[그림 4-13] 독일의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이
(2009년~2019년) 77
[그림 4-14] 덴마크의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이
(2015년~2019년) 78 [그림 4-15] 영국의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이
(2011년~2019년) 81 [그림 4-16] 영국 Balancing Mechanism에 참여하는 풍력단지 설비용량과 풍력단지별 출력제한 현황(2015년~2016년) 82 [그림 4-17] 아일랜드의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이
(2014년~2019년) 83 [그림 4-18] 아일랜드의 월별 풍력발전 급전 상황(2013년) 84 [그림 4-19] 스페인의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이
(2009년~2019년) 85 [그림 4-20] 이탈리아의 풍력발전 비중 및 출력제한율 변화 추이 (2009년~2019년) 87 [그림 4-21] 주요 6개국의 풍력발전 비중과 풍력발전 출력제한율의 변화추이 비교(2009년~2019년) 89 [그림 4-22] 덴마크의 발전량과 전력거래 비중(수출량/발전량)
변화 추이(2009년~2019년) 90 [그림 4-23] 독일, 이탈리아, 아일랜드, 영국, 스페인의 전력거래 비중(수출량/발전량) 비교(2009년~2019년) 91
[그림 5-1] 중국과 유럽 6개국의 풍력발전 비중 및 출력제한율
변화추이 비교 98
[그림 5-2] 덴마크 Kriegers Flak 해상풍력사업과 북유럽 국가 간
연계 송전선로 사업 99
[그림 5-3] 중국과 일본의 해상풍력발전 개발 현황 100
요약
유럽 국가의 변동적 재생에너지 비중 증가와 국가간 전력거래와의 연관성 분석
1. 연구 배경 및 목적
연구 배경
○ 세계 각국은 에너지전환 및 탄소중립 실현을 위해 재생에너지 비중을 빠르게 증대시키면서 이전에 경험하지 못했던 전력수급 및 계통 불안정 상황에 직면 - 2021.2월 미국 텍사스에 전례 없는 한파에 의한 대규모 정전, 2021.9월 영
국 해상에서 바람이 불지 않아 풍력발전기의 가동률 급락
- 중국은 석탄발전 비중을 줄이려는 국가시책과 규제 거버넌스(governance) 의 미비로 2021.9월 광둥, 랴오닝 등 4개 성에서 순환 정전, 일본은 2021.1월 기록적인 한파로 전력수요 증가 및 매우 높은 전력가격 등 경험
○ 현재 빠르게 확대되고 있는 변동적 재생에너지원(특히 풍력)은 그 변동성으로 인해 에너지 공급안보의 새로운 위협요소로 작용할 수 있음.
- 변동적 재생에너지는 그 자체로서 전력망 시스템의 불안정을 높이기 때문에 유연한 전원과 연계 운영되는 것이 필수적임.
- 그래서 유럽지역에서는 국경을 넘어선 변동적 재생에너지원과 유연성 전원
의 연계, 또는 변동성 전원이 영향을 미칠 수 있는 범위 등 변동성을 관리하 는 거버넌스 문제가 TSO과 ENTSO-E의 가장 커다란 현안으로 되어 있음.
연구 목적
○ 이러한 최근의 세계 에너지 시장의 역동적 변화를 염두에 두면서, 유럽 국가들 이 특히 변동적 재생에너지의 보급이 확대 과정에서 자국의 전력 수급 및 계통 안정성을 확보했는지를 국가간 전력망 연계를 바탕으로 살펴 봄.
○ 이를 위해 일반적으로 예상할 수 있는 변동적 재생에너지의 발전비중과 변동 적 재생에너지의 출력제한율 간의 연관성을 3가지 가설로 나타냈고, 그리고 이 러한 가설이 실제로 실현되었는지, 국가마다 차이점은 있는지를 풍력발전 보급 이 빠르게 이루어진 덴마크, 독일, 영국, 아일랜드, 스페인, 이탈리아 등 6개국 의 사례분석을 통해 살펴 봄.
- 첫째, 변동적 재생에너지 발전비중이 증가하면 출력제한도 함께 증가 - 둘째, 변동적 재생에너지 발전비중이 낮은 수준에서는 변동적 재생에너지 발
전비중 증가속도가 변동적 재생에너지 출력제한 증가속도를 상회
- 셋째, 변동적 재생에너지 비중이 높은 수준에서 국가마다 변동적 재생에너지 의 출력제한율이 서로 다를 수 있음.
2. 연구내용 및 주요 분석 결과
변동적 재생에너지 비중 증가에 따른 계통 유연성 강화 방법
○ 유럽의 변동적 재생에너지 발전비중과 국가 간 전력거래는 대체적으로 1990 년대 에너지시장 자유화, 2000년대 기후변화 대응 및 재생에너지 보급 확대 정책, 그리고 2010년대 대규모 해상풍력발전단지 사업추진 등에 의해서 크게 증가
○ 변동적 재생에너지 비중 및 출력제한이 증가하는 상황에서 정부와 TSO는 자국의 전력수급 상황 및 여건에 적합한 계통 유연성을 강화하기 위한 방법을 선택･추진
- 발전믹스, 비용부담능력, 기술수준, 주변국과 시장통합 및 전력망 연계와 관 련된 제반 여건(지리적･지형적, 국가 간 신뢰, 시장자유화) 등 고려
- 풍력발전 비중이 높은 국가들의 경우, 독일과 덴마크는 주변국과의 전력망 연계를, 아일랜드는 CCGT(combined cycle gas turbine) 도입을, 포르투 갈은 수력발전을 우선적으로 증대시켜서 계통 유연성 확보
- EU와 ENTSO-E는 국가 간 전력망 연계 확충 및 전력시장 통합을 최우선적 인 정책으로 추진
○ 재생에너지 보급이 증대되는 초기에는 전력망 운영 개선, 주변국가 간 계통 연 계, 재생에너지 발전예측 개선, 그리고 전력수요반응(demand response)제도 개선 등이 가장 비용효율적인 유연성 확보 수단으로 분류될 수 있음.
- 대체적으로 계통 유연성 강화를 위한 비용은 운영개선, 수요반응, 공급측 유 연성, 그리드 인프라, 에너지 저장장치, 섹터커플링(sector coupling) 순으 로 높음.
[가설 1] 변동적 재생에너지 비중이 증가하면 출력제한도 함께 증가
○ 분석기간(1999~2019년)에 독일, 덴마크, 영국, 아일랜드, 스페인, 이탈리아 등 6개 국가 모두에서 풍력발전 비중과 풍력발전 출력제한율이 대체적으로 비 슷한 방향으로 움직였음.
○ 다만, 이탈리아에서는 풍력발전 비중이 5%를 상회하면서 풍력발전 비중과 풍 력발전 출력제한율이 반대 방향으로 움직였음.
[가설 2] 변동적 재생에너지 비중이 낮은 수준에서는 변동적 재생에너지 발전비 중 증가속도가 변동적 출력제한 증가속도를 상회
○ 재생에너지 보급 초기에 풍력발전 비중이 10% 미만인 경우에는 풍력발전 비 중이 증가해도 풍력발전 출력제한율은 정체 또는 감소하였음.
- 풍력발전 비중이 10% 미만이었던 2010년대 초반의 이탈리아와 영국에서는 이러한 현상이 뚜렷하게 나타났음.
○ 풍력발전 출력제한율이 감소하다가 증가하는 시점에서의 풍력발전 비중은 국 가마다 상이했음.
- 풍력발전 비중이 10%를 상회하면, 송전망 확충이 풍력발전설비 증가에 맞춰 서 비슷한 속도로 이루어져야 하는데 여러 국가들에서 송전사업에 대한 지 역주민 반대, 장거리 송전에 따른 경제성 악화, 그리고 환경 문제 등의 이유 로 충분하게 실현되지 못했음.
- 독일의 경우에는 대규모 풍력발전 개발지역인 북부에서 남부의 주요 전력소 비지까지 장거리 송전망 확충사업이 원활하게 추진되지 못해서 풍력발전단 지와 인접한 주변국으로 잉여전력을 송전해서 출력제한 문제를 일부 해결하 기도 했음.
- 현재 덴마크, 독일, 스페인, 영국 등은 재생에너지 비중 확대를 위해 주 변 국가들과 공동으로 대규모 신규 풍력발전 개발 및 연계송전선로 건 설 사업을 활발히 추진하고 있음.
[가설 3] 변동적 재생에너지 비중이 높은 수준에서 국가마다 변동적 재생에너지 출력제한율이 서로 다를 수 있음.
○ 풍력발전 비중이 20%를 넘은 국가들 가운데 덴마크, 스페인, 포르투갈 등은 매우 낮은 출력제한율을 유지하고 있음.
- 덴마크의 경우에 풍력발전 비중이 현재 30%~40%에 있음에도 불구하고 풍 력발전 출력제한율이 풍력 비중이 10%~20%에 있는 국가들과 비슷함.
- 스페인은 풍력발전 비중이 15%를 상회하는 상황에서도 풍력발전 출력제한 율이 1% 대 미만에 계속 머물러 있음.
- 포르투갈의 경우에도 풍력 비중이 20% 대에 있음에도 불구하고 풍력발전 출력제한율은 2020년에 거의 0%를 기록했음.
○ 주된 요인은 이들 3국 정부가 송전망 확충 사업의 적기 추진, 주변국들과 전력 시장 통합 및 연계전력망 확충 등의 풍력발전 보급 확대정책을 상당히 적극적 으로 추진한데 있음.
3. 결론 및 정책제언
○ 유럽 국가 간 계통연계는 재생에너지 출력제한 감소 등의 편익으로 나타나고 있는 바, 동북아지역에서 국가 간 계통연계 사업도 재생에너지 발전원 운영 및 제어라는 측면에서 각국에 분명한 에너지 및 경제적 이익과 위기상황의 공동 대처라는 효과를 가져다 줄 것으로 봄.
- 이와 관련해서 여러 사업 참여자(정부, TSO, 지역주민, 투자자 등)들이 받아 들일 수 있는 비용편익 분석방법이 마련되어야 함. 유럽의 경우, ENTSO-E 와 개별국의 TSO들을 중심으로 비용편익 분석방법론이 지속적으로 개발･개 선되고 있음.
- 동북아 지역에서도 ENTSO-E 및 TSO들의 비용편익 분석방법을 벤치마킹 하여 동북아 지역에 맞는 방법론을 역내 TSO 간에 합의･도출하기 위한 노 력이 필요함.
○ 유럽에서는 풍력발전 비중이 약 10%를 넘어서부터 출력제한 문제가 심각하게 발생하였는데, 현재 동북아 3국의 풍력발전 비중은 2019년에 중국 5.6%, 일 본 0.8%, 한국 0.5%로 매우 낮은 수준에 있음.
- 유럽의 경우에는 변동적 재생에너지 비중이 10% 이상으로 넘어서는 과정에 서 출력제한 문제를 국가 간 전력시장 연계 및 연계선로의 확충을 통해 일정 수준 해결할 수 있었음.
- 동북아 지역에서도 풍력발전 비중이 일정 수준 이상으로 증가해도 출력제한 율을 계속 낮은 수준으로 유지하기 위한 방안으로 역내 국가 간 전력망 연계 를 검토할 필요가 있음.
○ 덴마크와 독일을 중심으로 추진되고 있는 대규모 해상풍력개발 위한 다국간 사업은 동북아 3국이 공동으로 추진할 수 있는 사업의 좋은 원형(prototype) 으로 생각해 볼 수 있음.
- 물론, 다국간에 HVDC 연계선로를 이용한 대규모 해상풍력발전 사업의 경우에 진동(oscillation)과 컨버터 상호작용(converter interaction)이 자주 발생하고, 계통이 약화(weak grid)되는 문제가 존재함. 그래서 여
러 유형의 사례들을 다양하고 면밀하게 수집･분석하는 노력들이 지속적 으로 요구됨.
- 현재 동북아 국가들도 개별국가 차원에서 대규모 해상풍력단지 개발사 업을 활발히 계획･추진하고 있는 바, 먼저 3자간에 유망한 해상풍력 개 발지역에 대한 조사, 국제금융기관이 참여한 예비타당성 조사 및 비즈니 스 모델 도출 등을 추진
○ 마지막으로 국가 간 전력망 연계가 이루어지게 되면 필연적으로 인접국의 전력 수급 및 송전 위험도 전력과 함께 수입될 수도 있는 바, 동북아 지역 내 민관 전문가 그룹을 구성해서 이와 관련된 연구를 사전에 충분히 수행 함.
- 유럽에서는 관련 국가들이 전력거래와 관련된 국가간 마찰을 최소화하기 위 해 변동적 재생에너지 개발 및 지원정책 추진속도의 조정, 연계 송전선로의 적기 확충 등의 방안을 공동으로 마련･추진
- 또한, 송전망 연계 정부 및 TSO들이 재생에너지 확대, 변동성 해소, 전력망 안정성 제고 등의 내용을 담은 송전협력 협정을 체결
- 동북아 지역에서도 관련 연구결과를 추후에 정부 및 TSO간 수송협력 협정 내용을 작성･확정할 때에 활용
제1장
서론
1. 연구 배경 및 목적
지난 몇 년 사이 각국이 앞 다투어 에너지전환과 탄소중립 정책을 표방하며 재생 에너지 확대에 박차를 가하면서 이러한 움직임이 대세로 정착되어 가는 흐름이다.
더욱이 COVID-19로 인한 경제활동 및 에너지소비 감축이 더해지며 공급믹스 측면 의 에너지전환이 가속화되는 듯하였다. 이러한 분위기를 주도한 것은 물론 EU 중심의 유럽 국가들이다. 그러나 2021년 들어 발생한 여러 가지 돌발변수들은 에너지전환이라는 새로운 흐름이 결코 쉽지 않은 과정이 될 것임을 예고하기에 이른다. 2021년 2월 미국 텍사스에서 발생한 전례 없는 한파로 ERCOT(Electric Reliability Council of Texas) 공급권역 내 약 400만 가구가 정전을 겪은 사태1), 그리고 2021년 9월 중순 영국 해상에서 바람이 불지 않아 약 30% 달하는 풍력발전기가 멈추게 되어 이전에 경험해 보지 못한 새로운 유 형의 전력부족 사태가 발생하였다.2) 이러한 예상치 못한 상황들이 시사하는 것 중의 하나는 기후변화에 대응하기 위한 수단으로서 확대되고 있는 재생에너지
1) 이러한 한파로 인해 전기난방 수요는 급등했지만, 유전이 폐쇄되고, 가스파이프 설비가 동파되었고, 풍력발전기 터빈의 55%가 저온으로 작동하지 않게 되는 상황을 겪었음. 미국의 경우 2020년 8월 캘리포니아 지역의 극단적 고온으로 인해 전력공급 부족 사태를 이미 겪은 바 있어, 기상이변으로 인한 에너지위기 대처 능력에 대한 의문이 벌써부터 제기되고 있었음.
2) 이로 인해 100유로 수준에 있던 전력가격이 400유로/MWh를 넘어가는 극심한 가격폭등을 경험하게 됨.
원은 그 변동성으로 인해 에너지 공급안보의 새로운 위협요소로 작용할 수 있 다는 점이다.
따라서 세계 각국은 에너지전환 및 탄소중립 정책을 지속적으로 원활하게 추진하 기 위해서 다양한 돌발변수에 대비하여 각자 나름의 보다 정교하고, 유연한 대비책 을 중･단기적으로 확보하지 않으면 안 된다는 점을 인식하고 있다.3) 또한, 2022년 2월 발발한 러시아-우크라이나 전쟁은 2021년부터 예고되기 시작한 에너지 공급안 정성 이슈를 새로운 국면으로 몰아넣고 있다. 유럽 국가들은 러시아 석유･가스 의존 도를 낮추고 에너지 공급안정성을 높이기 위한 방안으로 재생에너지 보급속도를 높 이고, 국가간 전력망 연계 및 거래를 확대하려고 한다.
미국과 유럽 이외에도 중국과 일본 등 우리 주변의 동북아지역 국가들의 전력 수 급 상황도 큰 변화를 겪고 있다. 중국은 석탄발전 비중을 줄이려는 국가시책과 규제 거버넌스(governance)의 미비 등으로 인해 전력부족 사태가 벌어지면서 2021년 9 월 중국의 광둥, 랴오닝 등 4개 성들이 순환정전을 경험한 바가 있다.4) 일본의 경우 도 2021년 1월에 기록적인 한파로 인해 전력수요가 증가하고 LNG 부족사태를 겪 으면서 $2.24/kWh라는 매우 높은 전력가격을 기록한 바가 있다.5)
이에 본 연구는 이러한 최근의 세계 에너지 시장의 역동적 변화를 염두에 두면서, 유럽의 재생에너지 확대 속에 에너지 공급 안정성을 확보하는 하나의 방안으로서 국가간 전력망 연계를 살펴보고자 한다. 유럽처럼 거의 모든 전력망이 연결되어 있 는 경우, 재생에너지원의 풀링(pooling) 범위가 매우 넓어 변동성의 불안정성을 해 소할 여지가 상당히 크다고 볼 수 있다. 하지만 변동적 재생에너지는 그 자체로서 전력망 시스템의 불안정을 높이기 때문에 유연한 전원과 연계 운영되는 것이 필수 적이다. 따라서 국경을 넘어선 변동적 재생에너지원과 유연성 전원의 연계, 또는 변 동성 전원이 영향을 미칠 수 있는 범위 등 변동성을 관리하는 거버넌스 문제는 유럽 개별 회원국의 전력망 운영사와 이들 운영사간 연합체인 ENTSO-E(European
3) 특히 한국의 경우 뒤처진 에너지 시장규제 체계를 선진화하여 유연한 에너지 생태계가 형성될 수 있도록 해야 할 필요성이 높아지 고 있음.
4) 중국의 이런 순환정전은 NDRC에 의해 전기요금이 규제되어 있는 반면 전력공급은 지역정부의 책임으로 이원화되어 있는 상태에 서, 석탄비중 감소시책의 압박과 시장의 높은 석탄가격이 맞물려 발생된 것임. 중국의 석탄발전 비중은 약 63%(2020년 기준)로 발전소의 석탄재고 감소는 잠재적 전력위기를 암시한다고 볼 수 있음.
5) 일본은 2022년 1~3월 동안에도 월평균 $1.8/kWh의 기록적인 전력가격을 경험하였는데, 2021년 9월에 평균 전력가격은
$0.61/kWh이었음. Japan Electric Power Exchange 홈페이지(www.jepx.org) 및 The Asahi Shimbun(Apr.14, 2022), “4 major utilities refusing new contracts due to rising fuel costs”, https://www.asahi.com/ajw/articles/14598206 (검색 일: 2022. 4. 2.) 참조.
Network of Transmission System Operators for Electricity)의 가장 큰 관심 사 중의 하나이다. 구체적으로 본 연구에서는 주요 유럽 국가들에서 국가 간 전력거 래, 재생에너지(특히 풍력발전) 비중, 변동적 재생에너지 출력제한, 그리고 계통안정 화 수단 간의 상호 연관성을 비교･분석함으로써 동북아 지역의 전력망 연계사업에 주는 시사점을 도출하려고 한다. 한･중･일 3국이 모두 대규모 변동적 재생에너지 발전 개발사업을 계획･추진하고 있는 상황에서 국가 간 전력망 연계사업에 영향을 미치는 요인들을 분석하는 것은 커다란 의미가 있다고 생각된다.
2. 연구 방법과 선행 연구
일반적으로 변동적 재생에너지 비중이 증가하면 출력제한 수준도 함께 증가하게 되는데, 이런 상황에서 변동적 재생에너지 발전비중과 변동적 재생에너지 출력제한 율간의 연관성에 대해 우리가 예상할 수 있는 3가지 가설은 다음과 같다. 첫째, 변 동적 재생에너지 발전비중이 증가하면 출력제한도 함께 증가한다. 둘째, 변동적 재 생에너지 발전비중이 낮은 수준에서는 변동적 재생에너지 발전비중 증가속도가 변 동적 재생에너지 출력제한 증가속도를 상회한다. 셋째, 변동적 재생에너지 비중이 높은 수준에서 국가마다 변동적 재생에너지의 출력제한율이 서로 다를 수 있다.
이상의 세 가지 가설을 염두에 두고 본 연구에서는 풍력발전 개발 및 보급이 활 발한 유럽의 주요 6개 국가(덴마크, 독일, 영국, 아일랜드, 스페인, 이탈리아)들을 비 교 분석해서 가설에 대한 입증 결과를 제시한다. 분석 기간은 변동적 재생에너지 보 급이 활발히 이루어진 기간(2009년~2019년)으로 한정하였는데, 그 이유는 2021년 이후의 에너지 상황은 앞서 언급한대로 정치외교･경제･에너지 측면에서 여러 혼란 (disturbances)들이 뒤섞여 나타나고 있어서 별도의 분석이 필요하다고 판단되기 때문이다.
또한 본 연구에서는 기본적으로 ENTSO-E에서 제공하는 역내 국가 간 전력거래 자료와 선행연구에서 사용된 자료를 활용하여 재생에너지 공급량, 출력제한량, 그리 고 전력거래 등이 상호 간에 갖는 연관성을 계량적으로 분석하였다.6) 그리고 EU와
6) 변동적 재생에너지 출력제한 수치는 EU 통계청, ENTSO-E, IRENA 등에서 공개적으로 제공되고 있지 않아서, 본 보고서에서는 유럽 주요국들을 대상으로 출력제한 문제를 분석한 선행연구(주로 Yasuda et al.(2022))들의 자료를 활용했음.
회원국 정부 차원에서의 재생에너지 공급 증대 정책과 국가 간 전력거래 전략을 분 석하였다. 그리고 본 연구를 수행하는데 있어서 한전 실무자를 포함한 외부 전문가 들과 연구협력을 긴밀히 추진하였다. 이를 통해 유럽의 사례가 한-중-일 전력망 연 계사업을 추진하고 있는 기업에게 어떤 측면에서 실질적인 유익한 정보를 제공할 수 있는 지를 얻고자 했다.
변동적 재생에너지 비중 확대 또는 출력제한과 국가 간 전력거래 및 전력망 연계 간의 관계를 분석한 유럽 사례 연구들은 2010년대 들어서 상당히 많이 이루어졌다.
대표적 연구로는 Denny E. et al(2010), Gerard Wynn(2018), L. Bird et al.(2016), J. Cochran et al.(2012), E. Robles et al.(2019), D. I.
Makrygiorgou et al.(2020), J. B. Bejerano et al.(2019), Y. Yasuda(2013), Y.
Yasuda et al.(2022), Rui Flora et al.(2014) 등이 있다. 이들 선행연구들은 유럽 사례를 대상으로 국가 간 전력망 연계 및 전력거래가 변동적 재생에너지의 출력제 한 및 계통불안정 문제를 해소시키는데 긍정적인 영향을 미쳤음을 입증했다.7)
국내에서는 안재균(2019)과 이태의(2020)는 국내 변동적 재생에너지 출력제한량 을 추정하고, 해외 주요국들의 출력제한 완화를 위한 출력제한 보상, 계통 및 발전 소 운영방식 개선, 그리고 P2G(Power-to-Gas) 활용방안 등을 분석하였다.8) 이성 규･김남일(2019)은 유럽의 국가 간 전력연계 과정과 장애요인, 그리고 역내 전력시 장통합을 위한 EU의 역할을 살펴보았다.9)
3. 보고서의 구성
본 보고서는 전체적으로 1장 서론과 5장 결론 및 정책적 시사점을 포함해서 총 다섯 개의 장으로 구성된다. 2장은 유럽의 국가 간 전력거래의 현황, 특징, 그리고 장애요인 등을 살펴본다. 국가마다 상이한 전력거래 비중을 각국의 전력믹스, 지리 적･지형적 특성, 그리고 정부의 정책 등을 통해서 설명한다. 3장에서는 EU와 ENTSO-E의 유럽 역내 중장기 국가 간 전력망 연계 확충 계획을 설명한다. EU와
7) 이에 대한 자세한 설명은 Denny et al.(2010) 참조.
8) 안재균(2019), 저탄소 전력시스템으로의 전환을 위한 전력시장 제도개선방안(2/3). 에너지경제연구원, 이태의(2020), 재생 에너지 변동적 대응을 위한 P2G 활용방안 연구. 에너지경제연구원 참조.
9) 이성규･김남일(2019), 유럽 전력망 연계의 확대과정과 장애요인, 에너지경제연구원
ENTSO-E는 유럽 단일전력시장 형성, 탄소중립 달성, 그리고 사회･경제적 편익 극 대화 등을 만족시키는 국경 간 송전망 건설 사업들을 계획･검토하여 중장기 개발계 획을 발표하고, 여기에 포함된 사업들을 중심으로 기술･금융 지원을 우선적으로 실 행하고 있다. 4장은 유럽의 국가 간 전력망 연계를 통한 변동적 재생에너지 출력제 한 감소와 계통유연성 확보를 위한 방법들을 살펴보고, 이러한 방법 중에서 국가 간 전력망 연계가 국가마다 어떠한 역할을 하는지를 설명한다. 그리고 풍력발전 비중이 높은 독일, 덴마크, 영국, 아일랜드, 스페인, 이탈리아 6개국의 풍력발전 비중, 풍력 발전 출력제한율, 그리고 국가간 전력거래 비중 간의 연관성을 국가간에 비교 분석 한다. 마지막으로 4장의 분석 내용을 바탕으로 5장에서는 국가 간 전력망 연계 및 전력거래의 초기 단계에 있는 동북아지역에 주는 시사점을 도출한다.
제2장
유럽 국가 간 전력거래 현황 및 특징
1. 유럽의 국가 간 전력거래 및 전력망 연계 현황
유럽은 여러 국가들이 내륙으로 연결되어 있고, 국가 간 송전선로의 거리가 비교 적 짧으며, 일정 규모 이상의 인구밀도가 높은 국가들이 국경을 맞대고 있어서 다른 세계 지역에 비해서 국가 간 교역이 활발하고, 국가 간 연계 제품･에너지 수송 망도 오래전부터 발달되어 있었다. 그래서 유럽은 국가간에 전력망 연계가 상 당히 용이하게 추진될 수 있었다.10)
양국의 국경의 연결하는 송전선을 통한 국가 간 전력거래는 초기에 국경지역에 한정되어 이루어졌으나, 1990년대 에너지시장 자유화, 2000년대 기후변화 대응 및 재생에너지 보급 확대 정책, 그리고 2010년대 대규모 해상풍력발전단지 사업추진 등의 영향을 받아 크게 증가하였다. 이하에서는 이와 같은 3가지 요인을 중심으로 유럽의 국가 간 전력거래 현황과 특징을 설명한다.
1.1. 국가 간 전력거래 현황
유럽의 국가 간 전력거래는 2000년대 중반까지 빠르게 증가하다가 이후에는 둔
10) 유럽의 전력망 연계 및 전력거래 추진과정에서 대한 자세한 내용은 이성규･김남일(2019) 참조.
화하는 모습을 보였다. 1980년~1999년 동안 유럽의 국가 간 전력 수출 증가율은 6.3%로 상당히 높았는데, 이는 당시에 유럽 국가들에서 추진된 전력시장 자유화 조 치가 국가 간 전력거래를 증대시키는 요인으로 작용했을 것으로 분석된다. 전력시장 자유화 초기에 국경 간 전력거래는 수직통합된 유틸리티 기업과 장기 쌍무계약에 의해 주로 이루어졌다. 그러나 국경 간 연계선로의 송전용량에 대한 할당이 투명하 며 자유로운 접근이 보장되는 경매입찰 방식에 의해서 이루어지면서 연계선로 용량의 최적화가 이루어지고, 국경 간 송전사업에 투자가 활성화되기 시작했다.
현재는 국가간에 통합된 하루 전 시장, 당일 시장, 그리고 밸런싱 시장을 바탕 으로 양국 및 권역 간 전력거래가 이루어지고, 연계선로의 송전용량도 할당되 고 있다.
Bejerano et al.(2019)은 국가 간 교역 분석에 사용되는 중력모형(gravity model)을 국가 간 전력거래에 적용하여 국가 간 전력거래량과 국가 간 시장통합간 의 연관성을 분석했다.11) 분석결과에서는 국가 간 통합시장 규모가 크면 클수록 전 력거래량은 증가하는 것으로 나타났다. 이는 전력거래에서도 규모의 경제가 작용하 는 것을 의미한다. 또 다른 결과는 통합시장 규모가 크면 클수록 에너지의 효율적 사용이 커지는 것으로 나타났다. 시장 내에 더 많은 참여자가 있게 되면 경쟁의 원 리가 더 작용하게 되어 자원의 효율적 배분이 이루어짐을 의미한다. 또한 국가 간 전력거래는 과도한 예비용량을 줄일 수 있는 기회를 제공할 뿐만 아니라 발전비용 에서 비교우위를 가진 국가로부터 전력을 수입할 수 있는 기회를 제공한다. 통합된 전력시장에 참여하는 국가의 수가 증가하게 되어도 이것이 역내 시장에서 국가 간 전력거래를 증가시키는 요인으로 작용할 것이다. 이탈리아는 독일과의 전력시장 연 계를 통해 스위스를 통과해서 독일의 잉여전력을 수입할 수 있으며, 독일은 북유럽 전력시장에 참여해서 덴마크를 통해 노르웨이의 저렴한 수력전력을 수입할 수 있게 되었다.
11) Bejerano et al.(2019), “Energy Market Integration and Electricity Trade,” Economics of Energy and Environmental Policy, Vol.8, No.2. 참조.
[그림 2-1] 유럽의 전력거래 변화 추이(1980년~2019년)
(단위: TWh)
자료: ENTSO-E, Power Statistics 홈페이지, EIA, International Energy Statistics 홈페이지, (검색일: 2022. 2. 21.)
2000년대 들어서 유럽 국가들이 재생에너지 보급 확대를 위한 각종 지원정책을 추진하면서 특히 풍력과 태양광 발전량 및 발전비중이 빠르게 증가하기 시작했다.
유럽의 풍력발전 비중은 2000년까지 1% 미만을 기록했었는데, 2020년에 14.1%까 지 증가했다. 풍력 잠재량이 풍부한 덴마크(2019년 풍력발전 비중 55.4%), 아일랜 드(33.6%), 포르투갈(27.1%), 벨기에(23.1%), 독일(21.8%), 스페인(21.2%), 영국 (20.8%) 등이 정부의 적극적인 지원정책을 기반으로 20% 이상의 풍력발전 비중을 보이고 있다.
[그림 2-2] 유럽의 발전믹스 및 풍력비중 변화 추이(1980년~2020년)
(단위: %)
자료: ENTSO-E, Power Statistics 홈페이지, EIA, International Energy Statistics 홈페이지, (검색일: 2022. 2. 21.)
[그림 2-3] 유럽 국가별 발전믹스 및 풍력비중 변화 비교(2000년, 2019년) (단위: %)
자료: ENTSO-E, Power Statistics 홈페이지, EIA, International Energy Statistics 홈페이지, (검색일: 2022. 2. 21.)
유럽 국가들은 상호 보완적인 전원믹스를 기반으로 하는 전력거래를 통해 전력 수급 안정과 전력가격 인하 효과를 얻고 있다. 네덜란드는 전원구성에서 가스화력발 전 비중이 높은데, 주변국과의 연계선로를 통해 노르웨이의 수력, 프랑스의 원자력 발전으로 생산된 저렴한 전력을 수입하며, 또한, 네덜란드는 출력 증감발 속도가 빠 른 가스화력발전의 조정력을 기반으로 노르웨이나 프랑스의 계통 유연성을 개선시 켜 준다. 수력발전 비중이 매우 높은 노르웨이는 저수량이 적어 수력발전량이 줄어 드는 기간에 네덜란드 가스화력 전력을 수입해서 수급안정을 달성하려고 한다.
[그림 2-4] 유럽의 발전원별 발전량 변화 수준(2015년~2024년)
자료: IEA(Jan 2022), Electricity Market Report, p.71
초고압직류송전(High Voltage Direct Current, HVDC) 관련 기술개발이 빠르 게 이루어져서 해상을 포함한 장거리 송전이 경제성을 갖게 되었고, 이를 기반으로 대규모 해상풍력발전단지와 여기서 생산되는 전력을 여러 국가들이 이용할 수 있는 국경 간 HVDC 연계선로 건설이 여러 국가들에서 추진되었다. 해상풍력 발전량은 2010년 들어서 빠른 증가세를 보이고 있으며, 영국(2019년 32.0TWh), 독일(2019 년 24.7TWh), 덴마크(6.2TWh), 벨기에 (4.6TWh), 네덜란드(3.6TWh) 등이 유럽 에서 주요한 해상풍력 개발 국가들이다. 최근 들어서는 핀란드, 아일랜드, 스웨덴, 스페인, 노르웨이 등에서도 해상풍력 개발사업이 계획･추진되고 있다.
[그림 2-5] 유럽의 해상풍력 발전량 변화 추이(2000년~2019년)
(단위: GWh)
자료: IRENA, Data and Statistics, www.irena.org/Statistics (검색일: 2022. 2.5.)
그러나 아직까지 유럽 전체적으로 전력거래 수준은 낮은 편이라고 할 수 있다. 아 래 [그림 2-6]은 총 발전량에서 수출량이 차지하는 비율을 국가별로 나타낸 것이며, 국가마다 크게 차이가 나는 것을 볼 수 있다. 총발전량 대비 수출량으로 나타낸 전 력거래 비중은 유럽 전체 평균으로 1980년에 4.2%에서 1990년에 7.0%, 2000년에 9.1%, 2010년에 9.6%, 그리고 2019년에 11.9%로 계속 증가하였다. 그러나 2000 년 이후에 이 수치의 증가세는 크게 둔화되었다. 국가별로 보면, 동유럽 및 발틱 지 역 국가들이 매우 높은 전력거래 수준을 보이고 있는데, 이는 과거 구소련시대부터 국가 간 경제 및 에너지 분야에서 연계가 긴밀히 이루어진데 기인한다. 그 다음으로 Nord Pool을 통한 전력거래가 활발한 북유럽 국가(핀란드 제외)들이 높게 나타났 다. 그러나 영국, 아일랜드, 그리고 남유럽 국가들은 매우 낮은 수준을 보이고 있다.
주요 서유럽 국가들의 경우, 2019년에 프랑스는 13.4%, 독일 12.6%, 영국 1.1%, 이탈리아 2.1%, 스페인 4.5% 등이었다.
[그림 2-6] 유럽 국가의 국경간 송전용량(수출량/총발전량) 현황(2015년)
자료: ENTSO-E, Power Statistics 홈페이지; Bejerano et al.(2019), “Energy Market Integration and Electricity Trade,”
Economics of Energy and Environmental Policy, Vol.8, No.2, pp.59에서 재인용
한편, IEA(2022)의 전력시장보고서(Electricity Market Report)에 의하면, 유럽 의 전력수요는 코로나19로 인해 2019년에 전년 대비 1.3%, 2020년에 4% 각각 감 소했고, 2021년에는 코로나 사태로부터 회복되어 전년 대비 4% 이상 증가할 것으 로 예상되고 있다. 2022년에도 전력수요는 계속 증가할 것으로 예상된다. 국가별로 2020년에 이탈리아(-6%), 영국(-6%), 스페인(-6%), 프랑스(-5%), 독일(-5%) 등이 가장 큰 전력소비 감소를 보였다. 유럽의 전력소비는 전반적으로 2000년대 중후반 까지 증가하다가 그 이후부터는 정체 상태를 보이고 있다. 유럽의 전력소비가 중장 기에 감소세로 전환하게 되면, 이것은 국가 간 전력거래 증가에 부정적인 영향을 미 치게 될 것이다. 유럽의 계절별 전력소비 패턴을 보면, 동절기에 전력소비가 증가하 고, 하절기에 감소한다. 유럽의 주요 국가들은 4월에 전력소비가 크게 하락하고, 8 월과 11월에 전력소비가 크게 증가하는 모습을 보인다.
[그림 2-7] 유럽 주요국의 전력수요 증가율 변화 추이 및 2024년까지 전망
자료: IEA(Jan 2022), Electricity Market Report, p.70
자료 : IEA(Dec 2020), Electricity Market Report
[그림 2-8] 유럽 5개국의 2020년 월별 전력소비 증감률
탄소중립 및 에너지전환 목표 달성을 위해 재생에너지 개발 및 송전망 확충 관련 투자가 증가하고, 정부의 재생에너지 보급지원 규모도 증가하여 전기요금은 계속 상 승하는 추세이다. 그럼에도 불구하고 현재 재생에너지 발전을 기반으로 한 국가 간 전력거래는 증가하고 있다. 현재 유럽에서 재생에너지의 순발전량(net generation) 과12) 소비량의 약 15% 정도가 국가 간 전력거래를 통해 처리되고 있는 것으로 추 산되고 있다. 이는 유럽에서 증대되는 재생에너지 변동성이 국가 간 전력거래를 통 해 일정 부분 해소되고 있음을 알 수 있다.13)
1.2. 국가 간 전력망 연계 현황
유럽 국가 간 총 전력 수출량은 2015년에 472TWh로 최대치를 기록한 뒤에 2019년에 436TWh로 약간 감소하였다. 2019년에 주요 전력 순수출국은 프랑스(전 력 순수출량 57.5TWh), 독일(32.7TWh), 스웨덴(26.1TWh), 체코(13TWh) 등이 고, 주요 전력 순수입국은 이탈리아(전력 순수입량 38TWh), 영국(21.2TWh), 핀란 드(20.0TWh) 등이다. 2018년 기준, ENTSO-E 회원국간 계통 연계선로는 AC 393 회선, DC 30회선으로 총 423회선이다. 유럽 대륙 내 위치한 프랑스, 독일, 이탈리 아는 국가 간 계통 연계선로가 많으나, 섬으로 이루어진 영국의 경우에는 상대적으 로 적은 편이다.
2018년 현재, 프랑스의 연계선로는 27개(AC 25개, DC 2개, 영국, 벨기에, 룩셈 부르크, 독일, 스위스, 이탈리아, 스페인), 독일 35개(AC 33개, DC 2개, 덴마크, 스 웨덴, 폴란드, 체코, 오스트리아, 스위스, 프랑스, 룩셈부르크, 벨기에, 네덜란드), 이 탈리아 19개(AC 16개, DC 3개, 프랑스, 스위스, 오스트리아, 슬로베니아, 그리스), 그리고 영국 3개(DC 3개, 아일랜드, 프랑스, 네덜란드)이다.14)
ENTSO-E가 관할하는 유럽지역은 Continental Europe(프랑스, 독일, 이탈 리아, 스페인, 포르투갈, 그리스, 동유럽 국가들), Nordic(노르웨이, 스웨덴, 핀 란드), Baltic(에스토니아, 리투아니아, 라트비아), UK(영국), Ireland(아일랜
12) 순발전량(net generation)은 발전기가 생산하는 총발전량(total generation)에서 발전기 운영을 위해 사용되는 전력을 뺀 발전 량을 의미함.
13) 특히, 독일 북부지역에서의 잉여 풍력발전량이 주변국들로의 수출을 통해 상당부분 해소되고 있는 것으로 나타나고 있음. 전력 거래소(2020a), 『2020 해외 전력기술 동향: 1권 전력계통･전력시장』, p.193 참조.
14) ENTSO-E, Power Statistics 홈페이지 www.entsoe.eu/data/power-stats/ 자료 참조
드) 등 총 5개의 권역으로 계통이 분리되어 운영된다. 5개 권역에는 여러 개의 TSO들이 존재하며, EU와 5개 권역 전력망들은 권역 전력망 간의 동기화 (Synchronous)를 지속적으로 추진하고 있다. 특히 재생에너지 공급이 빠르게 증대되면서 잉여전력의 주변 국가 및 권역으로의 송전을 위한 국경 간 또는 권 역 간 전력망 연계 사업들이 활발히 계획･추진되고 있다.
[그림 2-9] ENTSO-E에 포함되는 5개 권역 전력망
자료: ENTSO-E 홈페이지 /www.entsoe.eu/ (검색일: 2022. 2.5.)
최근에는 재생에너지 보급 확대를 위해 북해 연안 10개국(아일랜드, 영국, 프랑 스, 베네룩스 3국, 독일, 덴마크, 스웨덴, 노르웨이)이 대규모 해상풍력 발전단지를 건설하여 여기서 생산되는 전력을 연안국 간에 HVDC 연계를 통해 상호 융통하는 NSCOGI(North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative)을 활발히 추진하고 있다. 그리고 Nordic 국가(노르웨이, 덴마크, 핀란드, 스웨덴)와 Continental Europe 국가(독일, 네덜란드, 폴란드 등)의 TSO들은 ‘Voluntary Regional Group Northern Europe’을 조직하여 HVDC 연계망의 안정적 운영을 도모하고 있다. 송전기술의 발달, 대규모 재생에너지 단지 건설, 대용량 송전 등이 국가 간 DC 연계를 증대시키는 주된 요인으로 작용하고 있다.
국가 간 연계선로의 송전용량은 장기용량과 단기용량으로 구분되어 할당된다. 장 기용량은 1년, 1개월 단위로 TSO들에 의해서 조정･확정된다. TSO들은 전력거래가
이루어지기 전에 단일한 송전용량 방식에 대한 합의를 하게 된다. 이렇게 합의된 송 전용량 할당방식은 지역조정센터(Regional Coordination Centers, RCCs)를 통해 운영된다. 지역조정센터는 통일된 송전용량 할당방식에 기초해서 연계선로 이용에 대한 다양한 시나리오 분석을 하게 되고, 이를 기반으로 할당방식을 더욱 개선시켜 나간다. 연계선로의 단기 용량할당은 국가 간 상호 연계된 하루전 시장과 당일시장 에서의 전력거래에 의존한다. TSO들은 매시간 발전량, 부하, 연계선로의 송전 상태 등에 대한 사전에 예측된 자료에 기초해서 시간단위로 연계선로의 송전용량을 할당 한다.
[그림 2-10] 유럽의 역내 전력망
자료: ENTSO-E(2021b), Completing the map: Power system needs in 2030 and 2040, TYNDP(Ten-Year Network Development Plan) 2020, p.56
<표 2-1> 유럽 국가 간 DC 연계 현황
자료: 전력거래소(2020a), 『2020 해외 전력기술 동향: 1권 전력계통･전력시장』, p.191
2. 주요국의 주변국 간 전력거래
유럽지역에서 지리적･지형적 조건으로 대륙과 격리되어 있는 영국, 아일랜드, 스 페인, 포르투갈, 핀란드 등이 국가 간 전력거래 비중이 작고, 여러 국가들과 국경을 맞대고 있는 독일, 프랑스, 그리고 역내 풍부하고 저렴한 수력발전을 공동으로 사용 하고 있는 북유럽 국가들이 주변국과의 전력거래가 활발한 편이다.
2.1. 해양국가: 영국, 아일랜드
영국의 전력망은 계통운영자인 NGESO(National Grid Electricity System Operator)와 4개의 송전망 운영자인 National Grid Electricity Transmission (잉글랜드, 웨일스), SP Energy Networks(남스코틀랜드), Scottish & Southern Electricity Network(북 스코틀랜드), Northern Ireland Electricity Networks (북아일랜드)에 의해 관리･운영되고 있다. 북아일랜드 송전망은 SONI(System Operator for Northern Ireland)에 의해 운영되고, 아일랜드 송전망과 연계되어 있다. 주요 발전기업은 EDF Energy(프, 2019년 총발전량에서 차지하는 비중
연계노선(A, B) 전압(kV) 송전용량(MW)
(A→B) FEDA(노르웨이) - EEMSHAVEN(네덜란드) ±450 700 KRISTIANSAND(노르웨이) - TJELE(덴마크) ±250 500
350 350
GRAIN(영국) - MAASVLAKTE(네덜란드) ±450 1,000 MANDARINS(프랑스) - SELLINDGE(영국) ±270 2,000 LUCCIANA(프랑스) - SUVERETO(이탈리아) ±220 600 LINDOME(스웨덴) - VESTER HASSING(덴마크) ±285 720 HERRENWYK(독일) - KRUSEBERG(스웨덴) 400 600 RAUMO(핀란드) - FINBOLE(스웨덴) 500 800 RAUMO(핀란드) - FORSMARK(스웨덴) 400 550 ESPOO(핀란드) - HARKU(에스토니아) 150 350 SLUPSK(폴란드) - STARNO(스웨덴) ±450 1,200
24%), RWE Npower(독, 15%), SSE(영, 7%), Drax(영, 7%), Uniper(독, 5%), EPH(체코) 등이다.
[그림 2-11] IEA 회원국 간 전력요금 비교(산업용, 가정용)
자료: IEA, Energy Prices and Taxes 2019 (database), www.iea.org/statistics. (검색일: 2021. 10. 5.)
영국의 발전량은 2003년 이후 계속 감소하고 있으며, 풍력 및 태양광 발전량은 빠르게 증가하고, 석탄 및 가스 발전량은 감소세를 보이고 있다. 2020년에 재생에 너지 비중 43.1%(풍력 24.3%, 태양광 4.1%), 가스 36.7%, 원자력 16%이다.15) 영 국 정부는 2050년 탄소중립, 2035년까지 발전부문의 완전 탈탄소화, 2030년까지 해상풍력 40GW까지(2020년에 10GW) 보급 확대 등의 목표를 설정했다.
전력소비량은 2006년에 404TWh로 최고치에 이른 후에 현재까지 감소세를 보이
15) BEIS(2021), Digest of United Kingdom Energy Statistics; OECDiLibrary(2022), IEA Extended World Energy Balances.
산업용
가정용
고 있다. 영국의 도매 전력가격은 유럽 대륙의 평균보다 높으며, 일반소비자용 소매 전기요금도 EU 15개 주요국 가운데 7번째로 높으며, 세금 및 환경비용을 제외하면 3번째로 높다.
그래서 영국은 전력 수출보다 수입을 훨씬 더 많이 하고 있는데, 주로 유럽대륙으 로부터 전력을 수입하고, 일부 전력을 아일랜드로 수출하고 있다. 전력수입량은 2011년에 8.7TWh에서 2015년에 23.9TWh로 크게 증가하였고, 2019년에 24.6TWh를 기록했다. 전력 수출량은 2011년에 2.5TWh에서 2015년에 1.8TWh, 2019년에 3.4TWh로 변동하였다. 전력 순수입량은 2011년에 6.2TWh에서 2015 년 21.1TWh로 크게 증가하였고, 2019년에 21.2TWh을 기록했다. 영국은 전력소 비량(304TWh, 2019년 기준)에서 약 8%를 인접국으로부터의 수입을 통해 충당하 고 있다. 최대 전력 수입국은 프랑스이며, 2018년에 총 전력 수입량의 약 61%(13.9TWh)을 프랑스로부터 수입했다. 영국은 주변국과의 연계선로 (Interconnectors)를 통해 하절기에 크게 발생하는 재생에너지 발전의 변동성 문제 를 전력수입을 통해 해소하고 있다. 영국 계통운영사인 NGESO는 전력 순수입량이 2025년에 77TWh까지 증가할 것으로 전망했다.
[그림 2-12] 영국의 국가별 전력 순수입량 변화추이(1998년~2021.3월)(단위: GWh)
자료: BEIS, Electricity statistics, www.gov.uk/government/collections/electricity-statistics 홈페이지 (검색일: 2021. 12. 23.)
영국의 주변국간 연계선로 송전용량은 2021년 말 현재 6.4GW이다. 현재 운영 중인 연계선로는 IFA(프랑스, 2,000MW), Moyle(북아일랜드, 500MW), BritNed (네덜란드, 1,000MW), East West(아일랜드, 500MW), NEMO(벨기에,
1,000MW), 그리고 최근에 건설된 North Sea Link(노르웨이, 1,400MW) 등이다.
영국과 프랑스간 연계선로 IFA는 1961년에 가동되기 시작했고 1986년에 확충되었 다. 영국의 자국영토인 북아일랜드와 연결되는 Moyle는 2001년에 가동되기 시작했 다. 2010년까지 해저 송전선 건설사업이 진행되지 않다가 유럽 전체적으로 기후변 화 대응에 대한 노력이 본격화되면서 EU 차원에서 영국을 포함한 역내 국가 간 전 력망 확충 사업이 활발히 계획･추진되기 시작하였고, 이를 기해서 2011년 네덜란드 와의 BritNed, 2012년 아일랜드와 EWIC, 그리고 2019년에 벨기에와 NEMO 연 계선로가 가동되기 시작했다. 또한 계획･건설 중인 연계선로는 Eleclink(프랑스, 1,000MW, 건설 중), IFA-2(프랑스, 1,000MW, 건설 중), Aquind(프랑스, 2,000MW), FAB Link(프랑스, 1,400MW), NorthConnect(노르웨이, 1,400MW, 건설 중), Greenlink(아일랜드, 500MW), Viking(덴마크, 1,400MW), IceLink(아 이슬란드, 1,000MW), NeuConnect(독일, 1.4GW) 등이 있다.16)
[그림 2-13] 영국과 아일랜드의 전력망
자료: IEA(2019b), Energy Policies of IEA Countries: UK 2019 Review, EIRGRID 홈페이지, The Crown Estate(2018), Electricity interconnectors,
https://www.thecrownestate.co.uk/en-gb/media-and-insights/stories/2018-electricity-interconnectors/
(검색일: 2022. 2. 5.)
16) IEA(2019b), Energy Policies of IEA Countries: UK 2019 Review, 참조
한편, 영국은 Brexit로 인해 EU 역외국가로 취급되어 역내국가로서 면제 또는 지 원 혜택을 받았던 것들을 상실하게 되었고, 그로 인해 EU 회원국과의 전력거래 및 송전망 연계사업 추진 시에 추가적인 비용을 부담하게 되었다. 과거에는 자국과 주 변국간 전력가격 차이에 기반을 둔 전력수입을 통해 경제적 이득과 수급안정을 확 보할 수 있었지만, 이러한 편익이 줄거나 소실될 수도 있는 것으로 예상되고 있다.
특히, 현재 계획 중인 주변국과의 송전망 연계사업의 경우에는 경제성이 악화될 수 도 있을 것이다.
다음으로 아일랜드도 변동적 재생에너지의 발전량 비중이 31.1%(2019년 기준)로 높은 편이다(가스화력 51%, 석탄 15%). 전력계통은 아일랜드와 북아일랜드(영국)로 나뉘어져 있으며, 아일랜드 계통 운영은 EIRGRID Group이 맡고 있다. 재생에너지 원에서는 풍력이 대부분을 차지한다.
현재 운영 중인 연계선로는 East West(영국, 500MW)이며, 계획 중인 것은 Greenlink(영국), Celtic Interconnection(프랑스)이 있다. 전체적으로 아일랜드는 전력 순수입국(2019년 수입 2.2TWh, 수출 1.5TWh, 2020년 수입 1.8TWh, 수출 1.9TWh)이다. 아일랜드 전력 소비량에서 전력 수입량이 차지하는 비중은 2020년 에 5.7%로 낮은 편이다. 향후 변동적 재생에너지 비중 확대에 따른 계통 불안정성 및 출력제한 문제가 더욱 심화될 것으로 예상되고 있다. 이에 대한 대응책으로 아일 랜드는 현재는 영국하고만 전력거래를 하고 있는데, 이를 프랑스와도 전력망을 연계 해서 주변국(영국, 프랑스 등)과의 연계선로를 확충하고, 에너지저장설비(ESS)의 증 설을 고려하고 있다. 아일랜드는 2004년부터 해상풍력발전설비가 가동되기 시작했 고, 2019년 현재 해상풍력 발전량은 81GWh이다.
2.2. 북유럽 국가: 덴마크, 노르웨이, 스웨덴
북유럽 국가들은 개별국가 차원의 전력시장 자유화, 국가 간 전력망 연계, 그리고 지역전력시장(Nord Pool) 운영 등을 바탕으로 변동적 재생에너지 보급 확대와 상 대적으로 낮은 수준의 출력제한을 달성하고 있다. 북유럽 3국인 노르웨이, 스웨덴, 덴마크를 포함한 북해 연안 지역에는 독일, 네덜란드, 벨기에, 룩셈부르크, 영국 등 이 추가된다.
한편, 북해 연안지역은 전력 순수출지역이다. 네덜란드가 북해 연안국들 가운데
가장 큰 전력수출국이고, 그 다음이 독일이다. 주요한 전력수입국은 영국과 벨기에 이다. 연안국들 간에 전력거래가 활발하다고 해서 각국이 다른 국가들로부터 에너지 를 크게 의존한다고 말할 수는 없다. EU의 2017년에 발표된 보고서에 의하면, EU 회원국 가운데 11개 국가가 아직 전력망 연계 목표치인 2020년에 10%에 이르지 못했다. 북해 연안국 가운데서는 독일과 영국이 포함된다. 국가별 연계수준을 보면, 벨기에 19%, 덴마크 51%, 독일 9%, 네덜란드 18%, 스웨덴 26%, 영국 6%였다.17) 덴마크는 주변국과의 연계선로가 14개로 가장 많고, 연계수준도 가장 크다. 이는 덴 마크의 전력믹스에서 커다란 풍력 비중을 유지･확대시킨 것과 깊이 연관되어 있다.
스웨덴과 노르웨이는 최근 들어 매우 빠르게 주변국과의 연계를 확대하고 있으며, 영국과 독일도 다수의 신규 연계선로를 계획하고 있다. 북해 연안지역에 위치한 EU 의 PCI에 포함된 사업으로는 NorthConnect(영국 스코틀랜드-노르웨이), North Sea Link(영국-노르웨이), COBRAcable(덴마크-네덜란드), NordLing(독일-노르웨 이), 그리고 Viking Link(덴마크-영국) 등이 있다.
[그림 2-14] 북해 연안국의 전력망 연계 (운영 중, 건설 중, 계획)
주: 원안에 숫자는 연계선로 개수임.
자료: EU Interreg(2017), “North Sea Region interconnection”,
https://northsearegion.eu/northsee/e-energy/north-sea-region-interconnection/ (검색일: 2022. 2. 21.)
17) European Commission(2017), EU Interreg, “North Sea Region interconnection”,
https://northsearegion.eu/northsee/e-energy/north-sea-region-interconnection/ 에서 재인용 (검색일: 2022. 2. 21.)
[그림 2-15] 북유럽지역 국가 간 계통 연계 현황
* Zealand-Sweden(AC), KONTEX(Zealand-독일, HVDC), Konti-Skan(Jultand-스웨덴, HVDC), Skagerrak(Jutland-노르웨 이, HVDC), Jutland-Germany(AC), Sweden-Bornholm(AC), Great Belt(Jutland-Zealand, HVDC)
자료: 전력거래소(2020a), 『2020 해외 전력기술 동향: 1권 전력계통･전력시장』, p.192, p.382.
2.2.1. 덴마크
덴마크는 변동적 재생에너지 발전량 비중이 약 58%(풍력 55%, 태양광 3%, 2019 년 기준)로 유럽에서 풍력발전 보급이 매우 활발한 국가에 속한다. 이렇게 육상 및 해상 풍력발전설비의 증가가 빠르게 대규모로 이루어질 수 있었던 것은 주변국 들(북유럽 국가, 독일 등)과의 전력망 연계 및 전력거래가 활발히 이루어진 데 기인한다. 덴마크는 노르웨이, 스웨덴, 독일과 전력망이 연계되어 있으며, 전체 발전설비 용량 대비 연계선로 비중이 약 50% 수준에 이른다. 영국, 이탈리아, 프랑스, 독일 등 유럽 주요국의 전체 용량 대비 연계선 비중이 10% 이하에 불 과하다.
덴마크는 주변국과의 전력망 연계와 전력시장 통합에 매우 적극적이다. 덴마크의 주변국가들과의 전력거래 용량은 피크수요의 약 80%에 달한다. 이것은 특정 시점에 높은 재생에너지 비중으로부터 발생할 가능성이 높은 잉여전력 또는 전력부족 문제 가 주변국과의 전력거래를 통해서 비교적 용이하게 해결될 수 있다는 것을 의미한 다. 물론 덴마크는 계통 규모와 발전설비용량 규모도 작아서 Nord Pool과 전력망 이 연결되어 있는 일부 서유럽 국가들의 계통운영에 미치는 영향이 적을 수 있다는
점도 존재한다.
덴마크는 스웨덴과 연결선로 Konti-Skan(수입 680MW, 수출 740MW)과 DK2-Sweden(수입 1,300MW, 수출 1,700MW)을 통해 전력융통을 하고 있다. 덴 마크와 노르웨이 간 연계선로(송전용량 1,700MW)는 현재 1개이며, 덴마크와 독일 간 연계선로(DK1-Germany(1,700MW), Kontek(600MW)는 2개이다. 덴마크는 추가적으로 네덜란드, 독일, 영국 등과 연계선로를 신설･확충하려고 한다. 덴마크는 발트해와 북해에 여러 개의 대규모 해상풍력단지를 건설･운영하고 있으며, 이를 중 심으로 북유럽 지역 내 전력 및 수소 거래 허브로 성장하려고 한다. 현재 덴마크는 주변국인 네덜란드, 독일, 영국 등과 북해의 NSWPH(Dogger Bank, 설비용량 10~15GW)와 Vind∅(3GW~10GW), 발틱해의 Bornholm에서 대규모 해상풍력단 지 개발사업을 추진 중이다.
덴마크 TSO인 Energinet는 다른 북유럽 TSO들과 북유럽 전력시장 설계･운영을 담당한다. 이들 TSO들은 북유럽 전력시장 발달 목표 중에 하나로 권역 내 재생에너 지 보급 증대 및 변동적 재생에너지의 통합적･효율적 관리를 설정하고 있다. 또한, 지역전력시장 형성은 국가 간 전력거래 증가, 계통 안정성 제고, 비용절감 등의 효과를 얻을 수 있다. 2010년에는 북유럽 국가와 중･서유럽 국가 간 전력시장 통합이 ‘Interim Tight Volume Coupling(ITVC)’의 도입을 통해 개시되었다. 각 국에서 풍력발전 비중이 증가해서 가변성과 불확실성이 증가하는 상황에서도 상 당히 긴밀하고 효율적으로 운영되는 지역전력시장을 통해 발전업자, TSO, 그리 고 전력구매자들은 전력거래를 확대시킬 수 있었다. Nordel Grid Code는 2007 년에 도입되어 북유럽 전역에 적용되었다. 덴마크의 풍력발전 관련 내용이 포함 된 계통규정은 1999년에 도입되었는데, 당시에는 풍력발전설비의 전압과 주파 수가 비정상적인 경우에는 계통과의 연결을 끊도록 요구했었지만, 1999년에 해 상풍력의 대규모 개발･보급 확대를 위해 세계 처음으로 풍력발전설비의 출력이 비정상적인 경우에도 계통에 계속 접속되도록 하였다. 그리고 잉여전력은 북유 럽 국가들과 독일 등지로 보내기 위한 국가간 송전망도 확충하였다. 한편, 북유 럽 전력시장과 중･서부유럽 전력시장은 유사한 메커니즘에 의해 상호 연계되어 있으나, 지역/국가 간 가격차이가 특정 수준에 이를 때에만 동조화가 활성화되 도록 되어 있다.
2.2.2. 노르웨이
다음으로 노르웨이의 2020년 발전 설비용량은 37,732MW, 발전량은 153.2TWh, 이중에서 수력발전 설비용량은 33,055MW(전체 용량의 87.6%), 수력 발전량은 136.4TWh(전체 발전량의 89%)이다. 풍력발전용량은 3,977MW이고 전 체 설비용량의 10%를 차지한다. 풍력발전량은 13.1TWh이고, 전체 발전량의 8.6%
를 차지한다. 현재 노르웨이 정부는 해상풍력발전 보급 확대를 위해 노력 중이며, 현재 12GW을 2030년까지 60GW로 확대하려고 한다. 발전 설비용량의 75%가 낮 은 비용으로 발전을 빠르게 증감할 수 있는 유연성 자원이다.
[그림 2-16] 노르웨이의 수력 발전 변동성
자료: 전력거래소(2020a), 『2020 해외 전력기술 동향: 1권 전력계통･전력시장』, p.200
노르웨이 전력망은 다른 Nordic 회원국 전력망과 연계되어 있다. 노르웨이의 다 른 나라와의 전력거래 용량은 6,200MW이며, 이는 전체 발전설비용량의 약 20%에 해당된다. 또한 Nordic 전력시장은 국경 간 연계선로를 통해서 네덜란드, 독일, 발 틱3국, 폴란드 그리고 러시아와 연계되어 있다. 노르웨이는 강수량이 많은 하절기에 전력을 주변국인 네덜란드, 덴마크, 스웨덴, 핀란드, 그리고 독일 등에 수출하고, 강 수량이 적은 동절기에는 인접국에서 전력을 수입하고 있다. 핀란드는 2020년에 자 국 전력 수요의 20%를 수입했는데, 이중 대부분이 노르웨이 전력이다. 수력발전 단 가가 상대적으로 저렴하기 때문에 주변국들은 노르웨이로부터 수력에서 생산된 전 력을 최대한 많이 수입하려고 한다. 그리고 노르웨이 서쪽에는 발전설비가 집중되어
있고, 동쪽에는 부하가 집중되어 있다. 그래서 서쪽 발전지역에서 동쪽 전력소비지 로 송전 시에 조류 과다에 따른 혼잡 문제가 발생할 수 있다. 그래서 수력발전에서 발생한 잉여전력을 일시적으로 다른 주변국가들로 송전할 수 있는 연계선로가 필요 하다. 예를 들면, Skagerrak (Norway-Denmark) 연계선로는 노르웨이와 덴마크 의 재생에너지 비율 증가에 기여하고 있다.
최근에 노르웨이는 독일과 해저로 송전선 연계(NorLink 사업, 송전용량 1.4GW) 를 완료했다. 그리고 노르웨이는 현재 영국과 해저 송전선 연결 사업(1.4GW)을 추 진 중에 있다. 신규 연계선로 사업이 완료되면 노르웨이의 총 전력거래 용량은 9,000MW로 증가하게 될 것이다. 이는 다른 유럽 국가들과 비교해서 매우 높 은 수준에 속하는 것이다.18) 국영기업인 Statnett가 대부분의 송전망을 소유･
운영하는 TSO이다. Energy Facts Norway
2.2.3. 스웨덴
스웨덴은 재생에너지 자원이 풍부하며, 이를 기반으로 정부는 2040년까지 총 발 전량에서 재생에너지 비중을 100% 달성하는 것을 목표로 설정하고 있다. 총 발전 량은 166TWh(2019년), 이중에서 원전 비중은 39%, 수력 39%, 풍력 12%, 태양광 0.4%이다. 발전설비용량은 약 42GW이다. 2020년에 스웨덴은 전력 순수출 25TWh(수출 36.8TWh, 수입 11.8TWh)를 기록했는데, 주로 핀란드, 리투아니아, 덴마크, 폴란드 등에서 전력을 수출했고, 노르웨이와 덴마크 등에서 수입했다. 스웨 덴과 이들 주변국가들과의 전력거래 규모는 전력가격 차이에 의해서 변화하고 있다.
2020년에 스웨덴의 총 발전량에서 전력 수출량이 차지하는 비중은 23%로 상당히 높은 편이라고 할 수 있다. 전력수출은 현재까지 계속 증가하는 추세인데, 특히 2009년~2012년 동안 커다란 증가를 보였다(2009년 수출량 9.1TWh, 2012년 31.3TWh).
18) Energy Facts Norway, The Electricity Grid, Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, https://energifaktanorge.no/en/norsk-energiforsyning/kraftnett/ (검색일: 2022. 2. 21.)
[그림 2-17] 스웨덴의 전력 수입 및 수출(2020년)
(단위: TWh)
자료: Swedish Energy Agency(2021), “Energy in Sweden 201: An overview”, p.12
2.3. 서유럽 내륙국가: 독일, 프랑스
2.3.1. 독일
독일은 주요 전력생산지와 소비지가 지리적으로 멀리 떨어져 있어서 송전혼잡이 심각한 편이다.19) 더군다나 국가 내에서 송전사업에 대한 주민들의 반발이 상대적 으로 큰 편이다. 풍력발전 설비가 집중되어 있는 북동부지역은 풍력비중이 유럽에서 가장 높은 덴마크와 전력망이 연계되어 있다. 독일과 인접해 있는 덴마크 Jutland지 역에서는 풍력비중이 100%인 시간대도 있다. 그래서 덴마크 Jutland지역과 독일 북부지역에 풍향 및 풍속이 좋을 때에는 북해 연안 지역 전체에 송전 혼잡이 가중될 수 있다. 또한, 정부는 전력믹스에서 원전과 석탄 발전 비중을 줄이는 대신에 재생 에너지 비중을 증대시키는 정책을 추진했는데, 이는 남부지역의 원전 발전량이 감소 하고, 풍력발전 잠재력이 높은 북동부 및 해상지역에 풍력발전량이 증가하여 독일 계통에서 국가 지방간 그리고 국가 간 전력의 조류가 변화하는 결과를 초래했 다. 그리고 유럽에서는 재생에너지 보급이 본격적으로 이루어지기 전부터 국가
19) EU는 Capacity Allocation and Congestion Management (CACM)에 관한 규정(2015/1222)에서 혼잡(congestion)을 ‘물 리적 혼잡’(physical congestion)과 ‘구조적 혼잡’(structural congestion)으로 구분하고 있음.
