1. 서 론
우리나라는「2050 탄소중립 추진전략」을 수립하고 2050년 탄소중립 목표 달성과 경제구조의 저탄소화를 위해 각 부문에서 세부 방안을 마련하거나 진행 중에
* 한국전력공사 해상풍력사업단
** 한국전력공사 해상풍력사업단 (교신저자)
*** 케이이아이씨
E-mail : [email protected]
DOI : https://www.doi.org/10.33519/kwea.2021.12.3.009 Received : July 27, 2021, Revised : September 9, 2021, Accepted : September 9, 2021
있다 [1]. 에너지공급부문은 우리나라 온실가스 배출량 의 약 36 %를 차지 (2017년 기준)하는 주요 배출부문 으로 에너지공급부문에서 온실가스 배출을 줄이는 것 은 2050 탄소중립 목표를 달성함에 있어 핵심적인 요 건 중 하나다 [2]. 에너지공급부문의 온실가스 배출을 줄이기 위해서는 기존 화석연료 중심의 발전방식을 재 생에너지 중심으로 전환해야 한다. 우리나라는 이를 달성하기 위해「재생에너지 3020 이행계획」등 정책목 표를 수립하고 다양한 정책수단을 도입하고 있다 [3].
「재생에너지 3020 이행계획」에서 2018∼2030년 사이 태양광 30.8 GW, 풍력 16.5 GW를 신규 건설 목표로 설정하는 등 태양광과 풍력이 우리나라의 재생에너지 확대에 주요 전원으로 활용되고 있다.「제9차 전력수
풍력에너지저널 pp. 80~87
해상풍력 공동접속설비 비용분담방안 조사 및 분석1)
배주호
*
․김근성**
․김범조***
Research and Analysis on a Cost Sharing Method for Power Collector Systems of Offshore Wind Farms
Bae Ju-ho
*
, Kim Keun-seong**
and Kim Bum-jo***
Key Words : Power collector system (공동접속설비), Collector bus (공동접속모선), Integrated transmission line (공동접속선로), Cost sharing method (비용분담방안)
ABSTRACT
A power collector system is a very effective way to connect several offshore wind farms to a power system.
Currently, many power generators using power collector systems share costs according to contract capacity, but recently, the method of power transmission operators investing in a power collector system in advance and users paying slowly later is being considered. In this case, offshore wind power operators are expected to be able to connect offshore wind farms to power systems more easily. When a power transmission business makes a pre-investment in a power collector system, there may be a difference in the method of sharing the installation cost compared to when the user is predetermined and when it is not determined, and there are also many other things to consider. In this study, we want to analyze the cost sharing plans of power collector systems at home and abroad and find out what should be considered for cost sharing when pre-investing is carried out by power transmission businesses.
급기본계획」에서 풍력발전은 2020년 1.8 GW에서 2020∼2030년 사이 총 15.8 GW가 신규 보급될 계획이 며 이 중 12 GW가 해상풍력으로 설치되는 등 기존 육상풍력 중심 보급에서 해상풍력 중심으로 변화될 것 으로 예상된다 [4, 5].
하지만 이러한 목표에도 불구하고 목표를 초과 달 성하는 태양광과 달리 해상풍력은 2021년 7월 현재까 지 총 124.5 MW 만이 보급되는 등 목표 대비 부진한 진척 상황을 보이고 있다. 해상풍력의 부진한 보급에 는 풍황조사, 어업실태조사 등 입지개발 단계, 환경영 향평가, 공유수면 점사용 허가 등의 인허가 단계, 주민 과 어민 등의 수용성 확보단계 등에서 제약요인이 작 용하고 있는 것으로 나타났다 [6]. 이외에도 계통접속 에 대한 부담 또한 사업진행에 있어 장애요인으로 제 기되고 있는 상황이다. 해상풍력은 대규모 발전단지로 조성되는 경우가 많아 계통 및 접속설비 확보에 장기 시간과 대규모 투자비 지출이 요구되는 반면 기존 화 석연료 발전대비 낮은 이용률로 인해 계통 관련 비용 의 부담이 높은 한계점을 가지고 있다.
계통접속 제약요인에 대한 대응방안으로 인접지역에 위치한 해상풍력발전사업자가 접속설비를 공동으로 건설 하고 이용하는 방안 즉 공동접속설비 활용이 제기되었으 며 이러한 방안을 활용함으로써 접속설비의 중복 설치로 인한 국토 난개발 방지, 설비확보 기간 단축 및 비용 절 감 등의 효과를 얻을 수 있을 것으로 기대되고 있다.
전력계통의 송전설비 사용에 따른 송전요금 부과방 식에 대해서는 다양한 연구가 추진되었다. 2015년 에 너지경제연구원에서 수행한「합리적 송전망 비용회수 방안 연구」에서는 지역별로 차등된 송전요금을 적용 했을 때 지역별 부담액의 변화 등을 분석하여, 현재 수도권, 비수도권, 제주권 등 3∼4개 지역으로 구분되 어 있는 지역 구분을 지역별 전력수요, 발전설비 및 발전량에 비례하여 세분화할 필요성을 제기하였다 [7].
2016년「송전요금개편을 통한 효과적인 지역적 가격신 호 제공방안 연구」에서는 평균비용에 기초한 현행 국 내 송전이용요금제는 부분적으로 지역별 차등효과를 얻을 수 있으나 효과가 크지 않고 안정적인 가격 신호 를 제공하기에는 부족한 것으로 평가하며 장기 가격 신호를 제공하기 위해 장기한계비용에 근거한 요금제 도입을 제안하였다 [8]. 2018년 고압직류송전 접속설비 건설에 대한 합리적 비용분담 방안에 관한 연구에서는 전력조류 민감도 분석 (line outage distribution factor, LODF)과 모의계통에 대한 시뮬레이션 (PSS/E)을 통
해 고압직류송전 (high voltage direct current, HVDC) 송전망 건설 시 발전사와 계통운영자간 비용분담 방안 을 제시하였다 [9]. 위와 같이 선행 연구는 개별 혹은 복수의 이용자가 전용으로 사용하는 접속설비에 대한 비용분담 방안이 아닌 공용송전망 건설 시 비용분담 혹은 요금 적용방안에 대한 연구가 중점적으로 추진되 어 전용설비에 대한 이용자간 비용분담에 대한 연구는 부족한 것으로 평가되었다.
이에 본 연구는 해상풍력의 공동접속설비를 활용하 기 위하여 요구되는 접속설비 이용자간의 비용분담 방 안, 접속설비 건설 및 관리자의 재무적 영향에 대한 처리방안을 살펴보는 것을 목적으로 한다. 특히 정부 가「해상풍력 발전방안」과「제5차 신재생에너지 기술 개발 및 이용보급 기본계획」에서 제시한 바와 같이 대규모 재생에너지 개발 과정에서 전력공기업이 공동 접속설비를 구축하는 경우 이용자가 확정되지 않은 여 유용량을 선투자 했을 때 비용회수 방안을 검토하였다 [10, 11]. 2장에서는 발전사업자의 계통접속설비에 대한 일반적인 원칙과 해상풍력에서 공동접속설비 이용의 형태에 대해 살펴보며, 3장에서는 일반적인 형태와 여 유용량에 대한 선투자가 이루어지는 경우 공동접속설 비의 비용분담방안을 살펴보고 4장에 연구 결과와 정 책제언을 제시하고자 한다.
2. 해상풍력 공동접속설비 이용형태에 대한 이해
2.1 해상풍력 발전단지의 연계행태 구분
해상풍력의 계통연계설비 구성은 발전단지의 특성
에 따라 다르게 결정되나 풍력터빈 간 케이블에 대한
내부망, 해상변전소, 연계점으로 구분 가능하며 내부망
과 해상변전소를 내부전력망, 해상변전소에서 연계점
까지를 외부전력망으로 구분한다. 특히, 다수 발전단지
가 외부전력망을 공동이용하는 경우 외부전력망에서
일종의 개폐소인 집합모선 (collector bus)를 활용할 수
있다. 일반적으로 발전사업자의 계통연계에 대한 비용
과 책임부담의 범위는 초경부담접속 (super shallow),
경부담접속 (shallow), 중부담접속 (deep)으로 구분할
수 있다. 이와 같은 구분은 법적 용어가 아닌 실무적
분류방식으로 정의에 따라 차이가 있지만 초경부담은
발전사업자가 내부전력망을 책임지며 해상변전소 이후
공용송전망까지의 접속은 송전사업자가 책임지는 형태
로 분류된다.
Fig. 1 Facility configuration from offshore wind farm to grid
이에 비해 경부담은 발전사업자가 내부망과 외부전 력망을 책임지는 형태로 초경부담에 비해 발전사업자 의 부담이 증가하는 방식이며, 중부담은 해당 발전사 업의 계통접속으로 인한 공용송전망의 설비 보강의 일 정 수준까지 발전사업자가 책임지는 방식으로 분류된 다.
2.2 해외 해상풍력 발전단지 연계형태
유럽 9개국을 대상으로 해상풍력 발전단지 연계형 태를 조사한 결과, 초경부담 방식을 채택하고 있는 국 가는 3개국 (덴마크, 독일, 네덜란드), 경부담 방식을 채택하고 있는 국가는 5개국 (벨기에, 프랑스, 영국, 아 일랜드, 노르웨이), 중부담 방식을 채택하고 있는 국가 는 1개국 (스웨덴)이다 [12]. 유럽 국가들은 대부분 초 경부담 또는 경부담의 방식을 채택하고 있으므로 해당 방식을 운용하고 있는 독일, 영국 및 덴마크의 해상풍 력 발전단지 연계형태를 중점적으로 살펴보겠다.
독일은 해상변전소까지의 건설비용만을 발전사업자 가 부담하는 초경부담 방식으로 해상풍력 발전단지를 연계하고 있다. 독일의 경우 기술·경제적 관점에서 가 장 가까운 연계점까지의 접속비용은 발전사가 부담하 지만, 이외의 지점까지의 접속 또는 공용송전망 보강 은 망 운영자 (TSO)가 비용을 부담하며 망 운영자에 게 부과된 모든 비용은 소비자 요금에 전가되어 회수 된다.
영국은 육상변전소까지의 건설비용을 발전사업자가 부담하는 경부담 방식으로 해상풍력 발전단지를 연계 한다. 영국의 경우 접속설비 건설 시 발전사 건설 및 OFTO (제3자 사업자) 건설 등 두 가지 방식이 있으나 OFTO 건설 사례는 없다. 이는 발전단지 및 접속설비 건설이 이원화되면 발전단지와 접속설비의 준공 시점 이 불일치될 수 있는 점을 우려하기 때문이다. 발전사 가 접속설비 건설 시 OFTO가 경쟁입찰을 통해 해상 풍력 계통 소유 및 운영·관리 권한을 확보한다.
Table 1 Europe connection type of offshore wind farms [13]
Type Country
Super Shallow Denmark(part), Germany(part) Shallow Belgium, France, United
Kingdom, Ireland, Norway
Deep Sweden
발전사가 건설한 접속설비를 OFTO에 이전하는 이 유는 발전사업자의 송전설비 소유를 금지하여 송전 부 문의 독립성을 보장할 수 있도록 하기 위함이다. 한편, 비용 회수 구조는 발전사업자가 송전망 이용요금을 망 사업자 (NETSO)에게 지불하고, 망 사업자는 발전사업 자들로부터 받은 송전망 이용요금을 통해 OFTO에게 비용을 지급하는 구조로 되어있다.
덴마크는 일반적으로 경부담 방식을 채택하고 있으 나, 해상풍력에 한해 초경부담 방식으로 발전단지를 연계한다. 또한, 일괄적으로 해당 방식을 적용하는 것 이 아니라 해상풍력 규모에 따라 정부 주도 개발 및 사업자 주도 개발 방식으로 구분하여 두 가지 방식을 병행하고 있다. 정부 주도로 개발하는 경우, 계획입지 방식의 대규모 단지로 초경부담 방식을 적용하고 있다.
즉, 공용망부터 육상변전소, 육상 변환소, 해상 변환소 및 해상변전소까지의 연계비용을 망 운영자 (TSO)가 부담하는 방식이다. 반면, 사업자가 주도하여 개발할 때는 연안에 위치한 소규모 단지로 경부담 방식을 적 용하고 있다. 2019년 이전, 해안가 인근에 소규모 단지 개발 시 망 운영자가 해상변전소를 포함한 모든 설비 개발을 담당했었으나 2019년 이후 사업자 간 경쟁을 통한 개발비용 절감 및 신재생 보급속도 증진 등의 정 책효과를 기대하며 경부담 방식을 적용한 ‘사업자 개 발’ 모델로 전환하였다. 한편, 접속설비에 연계하기 위 한 비용은 발전사업자와 망 사업자 및 정부가 분담하 고 있다.
2.3 우리나라 해상풍력 발전단지 연계형태
우리나라는 전기사업법 및 관련 규정에 따라 경부
담이 송배전설비 이용의 원칙이며 해상풍력 또한 동일
한 기준이 적용되고 있다. 구체적으로 살펴보면 전기
사업법 제15조에 따라 송전사업자의 전기설비를 이용
하려는 자는「송배전용전기설비 이용규정」(이하 ‘이용
규정’)상 정해진 송전용 전기설비 이용조건에 따라 송
전설비를 이용해야 하는데 이용규정 제54조에 따르면
발전사업자는 재산한계점인 접속점 이전 고객 측 전기 설비뿐만 아니라 접속점과 연계점 사이 접속설비 또한, 고객이 비용을 부담하는 것을 원칙으로 정하고 있다.
다만 한전이 관리와 운영을 목적으로 접속설비를 소유 하도록 하고 있다. 따라서 발전사업자는 재산한계점인 접속점까지의 설비뿐만 아니라 접속점과 연계점 사이 의 접속설비의 건설 및 운영비용을 부담해야 하는 경 부담방식을 채택하고 있는 것으로 분류된다.
2.4 공동접속설비의 활용
발전단지로부터 접속점까지의 필요 계통은 발전단 지의 위치에 따라 정해지므로 발전사업자가 공동으로 설비를 이용하기 어려운 설비지만 접속점 이후 연계점 까지의 설비는 발전사업자가 공동으로 이용하기 적합 한 특성이 있다. 한전의 송배전용 전기설비 이용규정 제2조 5호에서도 2 이상의 특정고객이 공동으로 이용 하는 접속설비를 공동접속설비로 정의하고 제65조에서 접속하는 이용자 간 합의가 이루어지는 경우 공동으로 접속설비를 이용할 수 있도록 허용하고 있다. 기존 화 력 발전사업자 중에는 2013년 한국남부발전과 한국수 력원자력이 협약을 통해 345 kV 울동 T/L 송전용 접 속설비를 공동 이용하였다. 양사는 협약을 통해 계통 연계에 따른 송전접속 비용 관련 사항, 전력계통 안정 화를 위한 고장파급방지장치 설치사항, 협약과 관련한 분쟁 해결사항 등을 정하였다 [14]. 최근에는 새만금 육상 및 수상 태양광 사례와 같이 대규모 태양광 발전 사업자가 접속설비를 공동으로 구축하여 이용하는 공 동접속설비 활용 사례가 나타나고 있다.
기존 이용자와 합의에 따라 공동접속설비로 전환되 는 기설설비의 경우 이용규정 제65조에 따라 신규 고 객은 접속시점의 잔존장부가액, 운전유지비 등을 기존 이용자와 계약전력 비례로 분담하게 된다. 다만 이용 자간 합의에 따라 계약전력 이외의 방식으로도 비용분 담방식을 적용할 수 있다.
2.5 공동접속설비 활용방식 구분 및 비용분담방식 차이 공동접속설비 관련 비용의 분담방안은 복수의 실제 시설이용자가 필요한 용량의 공동접속설비를 이용하는 경우와 향후 출현 가능한 잠재이용자의 계통 확보를 목적으로 여유용량을 포함하여 공동접속설비를 이용하 는 경우로 구분 가능하다. 전자는 일반적인 형태의 공
동접속설비 활용방식 (이하 실사용자 분담방식)인 반 면 후자는 발전사업자가 적기에 계통을 확보 가능하도 록 전력공기업 등이 계통 인프라를 선투자하는 특수한 형태의 공동접속설비 활용방식에 (이하 여유용량 확보 방식) 해당한다. 여유용량 확보방식은 해상풍력의 계통 확보에 대한 제약요인을 해소하는 방안으로「제5차 신 재생에너지 기술개발 및 이용보급 기본계획」에서 전 력공기업의 여유용량에 대한 선투자가 제안되어 관심 이 높아지고 있다. 특히 현재까지 공동접속설비 활용 은 실사용자 분담방식으로 이루어짐에 따라 여유용량 확보방식에서 비용분담 방안이 마련되어야 하는 상황 이다.
3. 공동접속설비 비용분담 방식
실사용자 분담방식과 여유용량 확보방식의 가장 주 요한 차이는 비용부담의 주체가 정해지지 않은 접속설 비 여유용량 관련 투자·운영비용의 부담주체와 분담방 식을 정하는 것이다. 미확정 용량 관련 항목을 제외하 면 실사용자 분담방식과 여유용량 확보방식은 유사한 내용으로 구성된다. 따라서 3장에서는 3.1에서 실사용 자 분담방식을 기준으로 공동접속설비의 비용분담방식 을 살펴보며 3.2에서 여유용량 확보방식에서 추가 고 려해야 할 요소를 제시하고자 한다.
3.1 실사용자 분담방식 3.1.1 비용분담 기준
공동접속설비 관련 비용은 최초 투자비, 필요 시 발 생하는 대규모 수선 및 업그레이드 비용, 대체 투자비 및 철거비 등의 투자비 관련 요소와 경상 운영비, 법 규에 따른 주변지역지원금 등 운영비 관련 요소로 구 분된다. 관련 비용은 각 비용항목의 원가동인을 기준 으로 시설이용자의 원가동인 유발수준을 기준으로 비 용을 분담하는 것이 합리적이다.
망 구성에 따라 차이가 존재하나 초기 투자비 대비
주변지역지원금을 포함한 연간 운영비는 초기 투자비
의 0.6 %∼0.9 % 수준으로 공동접속설비 관련 원가는
송전량에 관계없이 비용이 발생하는 고정비의 비중이
매우 높은 원가 특성을 보인다. 따라서 관련 비용의
설비 투자비 규모를 정하는 요소인 설비용량에 따라
분담하는 것이 일반적이며 이러한 이유로 이용규정 제
Table 2 Costs related to power collector system of KEPCO
Business Case
Circuit number
(345kV) DistanceEstimated investment cost(won)
Estimated annual
O&M cost(won)
O&M ratio to Investment
cost
#1 2 50 km 330
billion 3.2 billion 0.96 %
#2 2 80 km 820
billion 5.1 billion 0.63 %
65조에서도 공동접속설비의 비용분담 기준으로 계 약전력을 제시하고 있다.
용량을 기준으로 비용을 분담하는 공동접속설비와 달리 송전망 이용요금의 경우 용량에 따라 부과되는 기본요금과 송전량에 따라 부과되는 사용요금 나눠진 이부요금체계로 운영되고 있다 (이용규정 별표1)[15].
또한 해외 송전망 이용요금에서도 전력량을 주요 요금 부과기준으로 활용하고 있다 [16]. 전력량요금 중심의 송전이용요금체계는 용량기준 요금 부과시 소비자간 연도별 원가부담의 변동성이 커지는 점을 고려한 것으 로 판단된다. 이와 달리 사업자간 비용부담 기준으로 는 원가발생 동인을 보다 충실하게 반영하는 것이 적 정하다.
공동접속설비에 대한 비용분담액은 연도별, 월별 등 의 주기로 산정될 수 있으나 회계정보에 기초하여 분 담액이 정해지는 점을 고려할 때 산정주기는 연단위가 적합한 방안으로 판단된다.
연단위 비용분담액은 투자비 관련 분담액과 운영비 관련 분담액으로 구분되며 투자비 관련 부담액은 초기 투자비, 주요 업그레이드 비용 등을 이용기간 동안 균 등화하여 연간 부담액을 산정한다. 개별 이용자의 투 자비 관련 분담액은 전체 이용자의 연간 부담액을 공 동접속설비를 이용하는 이용자의 전체 발전설비 용량 중 해당 이용자의 발전설비 용량의 비율로 정한다.
특정이용자의 연간 투자비 분담액
투자비 총액 ×
×
× 전체 이용자의 발전설비 용량 발전설비 용량
(1)
식 (1)에서 r은 보수율을 나타내며 이는 투자 및 운 영을 담당하는 사업자의 금융비용 부담액 및 사업 위 험에 대한 보상을 포함한 수익률을 나타내며 이는 이 용자간의 협의에 의해 결정된다. 공공요금산정기준, 전 기요금산정기준 등에서 활용되는 가중평균자본비용 (weighted average cost of capital, WACC)과 자본자
산가격결정모형(capital asset pricing model, CAPM)을 활용할 수 있다. 다만 공동접속설비를 건설·운영하는 주체가 접속설비 건설을 위해 증자 등 명확한 자기자 본의 투자가 이루어지지 않는 경우 전체 투자비를 차 입을 통해 조달한 것으로 판단하게 되며 이 경우 보수 율은 타인자본에 대한 이자율 수준으로 정해진다. 그 리고 운영과정에서 발생하는 위험과 기회비용에 대한 보상을 위해 타인자본이자율 외 추가 보수율을 이용자 간 협의를 통해 정할 수 있다.
다음으로 n은 설비의 이용기간을 나타내며 이용자 간 협의에 의해 정해지나 발전설비의 수명기간에 따라 정해질 것이다. 또한 최초 투자 이후 주요 계통 보강 등 대규모 자본적 지출이 이루어질 경우 해당 자본적 지출에 대해서도 위와 동일한 형태로 별도의 분담액 산정식을 적용할 수 있으며, 이 때 이용기간은 이용자 간 합의에 의한 이용기간의 잔여기간과 자본적 지출의 경제적 내용연수를 고려하여 산정한다.
연간 운영비 관련 분담액은 연간 운영비를 전체 이 용자의 발전설비 용량 중 개별 이용자의 설비용량 비 율로 나누어 정하며 연초 예산 기준으로 비용분담 수 준을 확정한 이후 차기 연도 요금 산정시 예산과 실적 의 차이분에 대한 정산을 포함하게 된다.
특정이용자의 연간운영비 분담액
당해연도 예상 운영비 전년도 운영비 정산액
× 전체이용자의 발전설비 용량 발전설비 용량
(2)
상기와 같이 산정된 연단위 분담액의 실제 청구와 지급 시점은 이용자간 협의에 의해 정해지나 일반적 상업거래 주기와 투자와 운영을 담당하는 기업의 자금 회전을 고려할 때 월단위 청구·지급이 적합한 방안으 로 평가된다.
3.1.2 비용분담 체계
비용분담수준은 이용자의 설비용량을 기준으로 정 하되 세부 부과체계는 다양한 요인을 고려하여 정해진 다. 본 연구에서는 비용분담 체계의 결정요인으로 지 역별(지점별) 차등, 시간대별 차등 및 손실률 반영에 대해 추가적 검토를 수행한다.
송전이용요금에서는 지역을 고려한 지역별 차등요
금이 활용될 수 있다. 이용규정 별표1에서도 송전이용
요금에 대해 발전측과 수요측 모두 사용량 요금을 지
역별로 차등 적용하고 있으며 해외에서도 영국, 아일 랜드, 노르웨이 등 일부 국가에서 송전요금에 대해 지 역별 요금을 차등 적용한다 [17]. 따라서 공동접속설비 에 대해서도 지역별 혹은 지점별 차등 여부를 고려할 수 있다. 송전망 이용요금에서 지역별 차등을 적용하 는 것은 지역별 망의 투자 차이 등을 고려하기 위한 목적이므로 지역별 구분이 명확히 전제되어야 한다.
따라서 공동접속설비 비용분담에 대한 지점별 차등의 여부 또한 이용자별로 공동접속설비의 물리적 이용범 위의 차이가 존재하며 이를 명확히 구분 가능한 경우 고려할 수 있다. 하지만 현재 논의되고 있는 해상풍력 의 공동접속설비는 Hub 방식을 중심으로 검토되고 있 으므로 모든 이용자가 활용하는 공동접속설비의 범위 가 동일하므로 지점별 차등은 필요하지 않다. 다만 향 후 Hybrid 방식 등이 도입되어 물리적 구분이 이루어 지는 경우 지점별 차등을 고려해야 한다.
다음으로 시간대별 차등은 개별 이용자의 공동접속 설비 이용시간대 혹은 피크발생 시간대에 따라 비용분 담액을 차등 적용하는 방안이다. 접속설비, 송배전 설 비 등은 최대용량을 기준으로 설비투자가 이루어지므 로 동일한 용량의 발전설비를 운영하더라도 공동접속 설비의 최대용량 변화를 유발하는 이용자와 그렇지 않 은 이용자간 비용분담액을 차등할 수 있다. 이용규정 에서는 송배전 이용요금에 있어 시간대별 차등은 도입 하고 있지 않으나 벨기에, 프랑스, 스페인 등의 국가에 서 계절별 혹은 계시별 차등을 적용하고 있다.
마지막으로 분담액 산정 시 손실률의 고려여부는 전력량에 따라 비용을 분담하는 경우 주요 고려사항으 로 용량 중심 분담방식에서는 검토 필요성이 상대적으 로 낮은 항목이다. 이용자의 발전설비용량을 공동접속
설비 최대 접속용량으로 정하지 않고 손실에 따른 실 제 활용 용량 감소를 고려할 수 있다. 예를 들어 발전 설비 용량이 동일하다 하더라도 공동접속설비와 발전 단지가 근거리인 이용자의 실제 공동접속설비 최대이 용용량은 상대적으로 손실이 큰 원거리 이용자의 실제 이용용량에 비해 크게 되므로 손실률을 반영해야 한다.
해상풍력 발전단지의 경우 고압으로 송전이 이루어지 는 점을 고려할 때 실제 손실의 차이는 크지 않을 것 으로 예상되나 장거리 해저케이블로 전력을 송전하면 서 원거리의 이용자가 분명히 불리한 점이 있으므로 운영 중 실측을 통해 손실률 적용 필요성을 검토해 보 아야 한다.
3.2 여유용량 확보방식
여유용량 확보방식은 이용자가 확정되지 않은 접속 용량을 전력공기업 등이 선투자하는 형태로, 미확정 용량 관련 투자비와 운영비의 회수방안이 마련되어야 한다는 점에서 실사용자 분담방식과 주요한 차이점을 보인다. 다만 이용규정에 따른 접속설비 구성기준을 충족하는 과정에서 여유용량이 발생할 수 있으나 이는 여유용량 확보방식과는 투자목적 및 비용분담 방안의 적용에 있어 차이점이 존재한다.
일반적으로 공동접속설비를 활용하는 경우 비용회 수의 불확실성으로 인해 미확정 용량에 대한 선투자가 이루어지기 어려운 점이 있다. 전력공기업이 이용자로 참여하고 접속설비를 건설·운영하는 경우라 하더라도 비용회수의 불확실성이 해소되지 않는 한 자발적으로 선투자가 이루어지기는 어렵다. 따라서 여유용량을 선 투자 하기 위해서는 이를 강제하는 동시에 비용회수를 보장하는 내용을 담은 법규가 규정되어야 한다. 이를 위해 전기사업법 및 관련 규정 중 송전용 전기설비의 요건을 정하는「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기 준 (산업통상자원부 고시)」에 관련 내용을 반영하는 것이 타당하다.
고시 개정안의 주요 사항은 선투자에 대한 명령과 관련 비용의 회수를 보장하는 것이다. 산업통상자원부 장관이 요구하는 경우 전력공기업은 여유용량에 대한 선투자를 시행해야 한다는 강제규정과 이에 대한 비용 보상방식과 재원을 규정해야 한다.
여유용량에 대한 비용분담액은 실사용자 분담방식 에서의 이용자별 비용분담액 산정과 동일한 방안-설비 용량 기준-을 적용한다. 다만 여유용량을 확보하는 과
Hub Offshore Substation
Fig 2 Hub System of power collector system
Onshore A
Onshore B
Fig. 3 Hybrid System of power collector system
정에서 선로의 추가 등으로 인해 공동접속설비의 규모 가 변화하는 경우 변경되는 설비용량에 따른 비용은 원인자 부담을 고려하여 여유용량의 분담비용으로 산 정하는 것이 타당하다. 예를 들어 여유용량을 제외한 전체 이용자의 필요 용량이 2.8 GW인 경우 이용규정 별표5[18]에 따라 345 kV 2회선으로 설비를 구성 가능 하나 500 MW의 여유용량을 확보하기 위해서는 선로 의 추가증설이 필요하며 이로 인해 비용이 증가하게 된다. 이 경우 이용자는 변화된 설비 구성에 따른 비 용을 분담할 이유가 없으므로 접속설비를 공동이용하 지 않게 된다. 다만 향후 인근지역의 대규모 발전소 출현으로 인해 변경된 설비 용량에 대한 공동이용이 이루어질 경우에도 신규 이용자의 출현에 따른 비용감 소 효과는 타 이용자의 비용분담액 산정에 포함하지 않는다.
여유용량에 대한 비용을 보전하기 위해서는 관련 재원이 정해져야 한다. 재원으로는 전력산업기반기금, 에너지및자원사업특별회계를 고려할 수 있다. 이 중 전력산업기반기금의 목적이 전력산업의 지속적인 발전 과 기반조성이며, 기금의 주요 사용용도로 신․재생에 너지 보급이 포함되어 있는 점을 고려할 때 여유용량 에 대한 비용분담 재원으로 타당한 것으로 평가된다.
에너지및자원사업 특별회계는 회계의 목적이 에너지의 수급 및 가격 안정과 에너지 및 자원 관련 사업의 효 과적인 추진이며 전력사업 뿐만 아니라 자원관련 사업, 에너지효율사업, 에너지복지사업 등이 포함되어 있음 을 고려할 때 전력산업기반기금에 비해 활용재원으로 적합도가 낮은 것으로 평가된다.
한편 전기요금의 총괄원가로 여유용량에 관련 비용 을 포함할 수 있으나 여유용량에 대한 선투자 주체가 전기판매사업자가 아닌 경우 비용회수가 불가능한 문 제점이 있다. 또한 전기판매사업자가 선투자 주체가 되는 경우라 하더라도 현재의 전기소비자가 이용하지 않는 여유용량 관련 비용을 총괄원가에 포함할 경우 전기공급에 직접 기여하지 않는 자산에 대한 비용이 전기요금에 포함되게 된다. 이로 인해 전기요금산정기 준 제11조 정하고 있는 ‘성실하고 능률적인 경영하에 서 전력의 공급에 소요되는 적정원가에 이에 공여하고 있는 진실하고 유효한 자산에 대한 적정투자보수’라는 총괄원가의 요건을 충족하기 어려운 문제점이 존재한다.
선투자를 통해 계통접속 관련 장애요인을 해소함으 로써 해상풍력의 보급확대에 기여하여 온실가스 배출감 축 등의 편익을 얻을 수 있다. 하지만 선투자된 여유용
량이 장기간 활용되지 못할 경우 사회적 비용이 증가하 게 된다. 따라서 선투자 시행여부, 시기, 규모 등에 대 한 의사결정은 계통확보를 통해 얻을 수 있는 사회적 편익과 여유용량으로 인한 비용에 대한 분석에 기초하 여 이루어져야 할 것이다.
4. 결론 및 정책제언
지금까지 공동접속설비는 대형 전통발전설비 활용 과정에서 간헐적으로 활용되거나 이용자간 협의가 이루 어지는 경우에 한해서만 제한적으로 활용됨에 따라 비 용분담 등에 대한 논의 필요성이 크지 않았다. 하지만 향후 재생에너지 보급 촉진을 목적으로 재생에너지 사 업자간 공동접속설비가 활성화 될 수 있으며 일부의 경 우 여유용량에 대한 선투자가 이루어질 수 있어 본고에 서는 이에 적용 가능한 비용분담 방안을 살펴보았다.
공동접속설비는 투자비 중심의 원가구조로 이용자 별 접속설비의 이용용량을 기준으로 비용을 분담하는 방안을 활용할 수 있다. 다만 여유용량에 대한 선투자 가 이루어지기 위해서는「전력계통 신뢰도 및 전기품 질 유지기준 (산업통상자원부 고시)」를 개정하여 전 력산업기반기금을 활용하여 여유용량에 대한 비용보전 이 이루어짐을 명확히 규정해야 한다.
본 고에서는 비용분담을 중심으로 공동접속설비 관 련 이용조건을 살펴보았으나 실제 공동접속설비 이용 과정에서는 비용분담 외 이용자간 책임과 면책, 사고 영향에 대한 보상 등에 대한 규정이 마련되어야 하므 로 비용분담 외 주요 사항에 대한 추가적 검토가 이루 어져야 할 것이다.
후기
This work was supported by the Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning (KETEP) grant funded by the Ministry of Trade, Industry & Energy(MOTIE) of the Republic of Korea (No.20203020020080).
참고문헌
