공급가격의 수정불가능 공급전력은 수정가능 OQ1if i i OPn OPn&lt

(1)

1

실시간 가격결정기능을 구비한 전력현물시장

호주 전력시장에서 유사한 모델이 성공적 운영

수요자측의 참여 : 자율조정(Self dispatch)

: 경쟁시장의 가격신호에 대응한 수요관리기회 제공

입증된 핵심 특성에 한국상황 고려

D.1 TWBP의 특징

2

공급자와 수요자에 대한 급전방법 차이

- 공급자(발전기) : 중앙급전지시(Centrally dispatched) - 수요자 : 자율조정(Self-Dispatch)

수요자 (Demand)입찰의 의의

- 사전에 예고되는 시장가격(MCP)에 반응하여 수요자입찰 - 시장가격 및 수요전력량 결정에 수요자 참여

D.2 공급(Demand)과 수요(Supply)

3

매일 오전 10:00 까지 제출

(전력거래소와 합의로 다른 방법도 가능)

발전사업자

발전기 파라메터 공급가격 입찰서

Offer Set

거래일(D)

모든 UFMD 계획기간에 대해 작성 공급

입찰

KPX

D.3 발전 사업자의 전력 공급 입찰

4

공급입찰량 Set 공급가격 (Won/MWh)

공급전력 (MW) OP1i = 0 OQ1if

1

OP2i OQ2if

2

OP3i OQ3if

3

OP4i OQ4if

4

OP10i OQ10if

10

OP5i OQ5if

5

OP6i OQ6if

6

OP7i OQ7if

7

OP8i OQ8if

8

OP9i OQ9if

9

발전기 i

대상 거래일의 48개

거래주기(30분)에 대해서 제출

가격-발전출력Set(최대10개)

:자체급전출력

(단조증가)

공급가격의 수정불가능

공급전력은 수정가능

OQ1

if

i

i OPn

OPn< +1

공급 가격 입찰서

(2)

5

공급가격 (Won/MWh)

공급전력 (MW)

OP2_i

OP7i OP8i OP9i OP10i

OQ1if OQ2if OQ3if 4if 5ifOQ6if OQ7if OQ8if OQ9ifOQ1 0if

OP3_i OP4_i OP5_i OP6_i

OQ OQ

6

발전기발전기파라메터파라메터SetSet 발전 증발율 (MW/min) RUR_if 발전 감발율 (MW/min) RDR_if

최소 정지시간 (min) MDT_if

발전기 최소 안정출력 (MW) MG_if

최소 운전시간 (min) MRT_if

Pool 규칙과 정산규칙에서 참조

급전규칙에서 참조

발전기 파라메터

7

입찰방법

- 거래예정일(D)의 각 시간대별

- 각 발전기의 발전량과 가격set (최대10개) - 전력거래소에 입찰자료로 제출

입찰자료의 주요 내용

- 발전기 가용용량(Availability) : 24시간(48거래주기) - 송전단 공급 전력량 및 가격

- 발전기 동적특성 (출력 증/감발율, 최소 기동/정지 시간)

8

입찰자료의 특성

- 가격/발전량 범위(Band)를 입찰자료로 제출할 수 있음 - 가격은 출력에 따라 상승곡선형태로(Monotonically) 증가 - 1일전 입찰자료에 제시된 가격은 변경불가(Firm Price) - 발전출력값은 변경가능

- 중앙급전 발전기들의 실제 운전 특성을 적절히 반영 - 거래주기(30분)에 대한 시장가격(MCP)은 그 거래주기에

속하는 각 급전주기(5분)에 대한 발전시장가격(GMCP)을 가중치로 평균한 값으로 정의

(3)

9

매일 오전 10:00 까지 제출

(전력거래소와 합의로 다른 방법도 가능)

전력 구매자

KPX

구매 가격입찰서

구매입찰서

거래일 (D) 수요

입찰

D.4 수요자측 입찰

10

구매가격 (Won/MWh)

구매전력 (MW) BP1s BQ1st

1

BP2s BQ2st

2

BP3s BQ3st

3

구매입찰량 Set

BP4s BQ4st

4

BP10S BQ10st

10

BP5s BQ5st

5

BP6s BQ6st

6

BP7s BQ7st

7

BP8s BQ8st

8

BP9s BQ9st

9

전력구매자 S

각 거래기간,t(30분)

가격-구매전력Set(최대10개)

BPn_s>BPn+1_s(단조감소)

구매 가격 입찰서

11

방법

- 거래예정일 각 시간대별

- 구입전력량과 가격set (최대 10개) - 전력거래소에 입찰자료로서 제출

입찰자료로 제출된 구입전력량

- 송전과 배전 경계지점에서 소비되는 전력량 - 배전손실 포함

12

입찰자료의 특성

- 가격/발전량 범위(Band)를 입찰자료로 제출 - 가격은 전력량에 따라 하강곡선 형태로 단조 감소 - 거래주기가 시작되기 4시간 이전에 변경가능

- 일입찰자료에 기재된 가격대의 수 및 그 금액은 변경불가

입찰자료 제출기한 - 1일전 10시까지 제출

(4)

13 공급/수요

입찰

비제약급전계획 가격결정

시장 가격

계통운영 정보

송전/배전 가격

정 산

송전망 운영 정보

예방정비 계획 예방 정비 계획 제안

계약/합의서 품질유지서비스 월간 주간 일간 안정성 해석

운영발전계획

사전급전 MOS/EMS

1일전 사전급전 당일 사전 급전 5분 사전 급전

5분 급전

계획 실시간 급전

전력계통

계획 규정 접속규칙 계량정보

kW/kVar kWh/kVarh 수요예측

발전계획

발전비용 판매비용 송전비용 송전비용 잔여 FMCP

FMCV 비제약선행

급전계획

양방향 입찰 전력시장 (TWBP) 규칙 개요도

14

예상시장가격 (FMCP_t)

예상시장거래전력 (FMCV_t)

KPX

^다음^다음거래기간 이전 또는 이후에 생길^사항은^사항은^고려하지^고려하지^않음^않음 수 있는 사건들

발전기 파라미터, 계통 또는 송전망의 제약

보조서비스 요구사항

발전사업자 전력구매자

• 매 거래주기, t

• 거래일, D

최종 제출된 수정입찰자료

D.5 예상시장가격 (Forecast MCP) 결정

15

공급가격 (Won/MWh)

공급전력 (MW) OP1i = 0 OQ1if

1

OP2i OQ2if

2

OP3i OQ3if

3

OP4i OQ4if

4

OP10i OQ10if

10

OP5i OQ5if

5

OP6i OQ6if

6

OP7i OQ7if

7

OP8i OQ8if

8

OP9i OQ9if

9

거래기간 평균입찰량

ITOQ1it

ITOQ2it

ITOQ3it

ITOQ4it

ITOQ10it

ITOQ5it

ITOQ6it

ITOQ7it

ITOQ8it

ITOQ9it

f=1,…,6 평균 평균

예상Stack 공급가격 FSOP1it

FSOP2it

FSOP3it

FSOP4it

FSOP10it

FSOP5it

FSOP6it

FSOP7it

FSOP8it

FSOP9it

Stack공급 전력(MW) SOQ1it

SOQ2it

SOQ3it

SOQ4it

SOQ10it

SOQ5it

SOQ6it

SOQ7it

SOQ8it

SOQ9it

가격순 가격순 정렬정렬

i=1,…,n 발전기i의f(5분)시간 공급가격 입찰서

16

예상Stack 공급가격 FSOP11t

FSOP12t

FSOP13t

FSOP21t

….

FSOP22t

FSOP23t

FSOP31t

FSOP32t

FSOP33t

Stack공급 전력(MW) SOQ11t

SOQ12t

SOQ13t

SOQ21t

….

SOQ22t

SOQ23t

SOQ31t

SOQ32t

SOQ33t

가격순 오름차순 정렬 ^공급전력^{공급전력(MW)}^(MW) 공급가격공급가격(Won)(Won)

(5)

17

구매/공급 가격 발전사업자

입찰데이터

전력판매사업자 입찰데이터

Forecast Market Clearing Price

Forecast Market Clearing Volume

누적 발전출력 (MW) 손실을 고려한 수요 손실을 고려한 발전

손실을 고려: 기준모선을 기준으로 환산

1. 송전망접속발전기와 부하 : 입찰구매가격을송전손실계수로 나눈 값 2. 배전망접속발전기와 부하 : 입찰구매가격을송전손실계수와배전손실계수의

곱으로 나눈 값

18

G1(40)

입찰입찰

G2(44) G3(45)

손실 계수 손실

계수

TLF1=5% TLF2=10% TLF3=5%

OQ OP

42.1 47.4 48.9

(손실 무시) (손실 고려)

손실 고려 손실 고려

OQ OP

40 44 45

G1=40/(1-0.05)=42.1 G2=48.9 G3=47.4

G1 G2 G3 G1 G3 G2

손실의 처리

19

G R D

TLF₁ TLF₂

OQ OP’

BQ

BP’

OP’ = OP/(1-TLF

₁

) BQ’ = BQ*(1+TL

_t

)

전력 입찰

정산

송전손실

G*MCP*(1-TLF₁) 잉여금 D*MCP*(1+TLF₂)

FMCP

FMCV

20

입찰자료(Bids and Offers)에 근거하여 30분마다 산출 STEP 1. 전력거래소는 수요측 입찰자료를 수집, 합산

⇒ 예상 전력수요량을 결정

STEP 2. 결정된 예상전력 수요량에 송배전 손실량 반영

⇒ 전체 전력수요량 재산출

STEP 3. 공급곡선도 마찬가지로 작성

예상시장가격 결정 절차

(6)

21

STEP 4. 예상 시장 가격 (Forecast Market Clearing Price:FMCP) 결정 - 공급과 수요곡선이 교차하는 점에 해당하는 가격/전력량 기준 - 30분 간격으로 가격 예측

- 송전제약을 고려하지 않은 것임

⇒

Unconstrained Dispatch Schedule

22

발전회사 발전회사

3 3

50 50

MW -

MW

-

25

25천원천원

/

/MWhMWh 발전회사

발전회사

1 1 50

50

MW -

MW

-38천원

38

천원//MWhMWh

100

MW -

MW

-15천원

15

천원//MWhMWh 발전회사 발전회사

2 2 50

50 MW

MW --20천원

20

천원//MWhMWh

예상시장가격결정

23

100 MW 100 MW 50 MW 50 MW 50 MW 50 MW 50 MW 50 MW

15 15 천원천원/ / MWhMWh 20 20 천원천원/ / MWhMWh 25 25 천원천원/ / MWhMWh 38 38 천원천원/ / MWhMWh

발전회사

발전회사11 발전회사발전회사22 발전회사발전회사33 용량용량

시간 시간 12:00

12:00 12:3012:30 13:0013:00 13:3013:30 14:0014:00 14:3014:30 15:0015:00 15:3015:30 16:0016:00

예상시장가격결정 예 (1) – 입찰가격 순으로 누적

24

용량 용량

시간 시간 50 MW

50 MW 100 MW 100 MW 150 MW 150 MW 200 MW 200 MW 250 MW 250 MW

12:00

12:00 12:3012:30 13:0013:00 13:3013:30 14:0014:00 14:3014:30 15:0015:00 15:3015:30 16:0016:00

예상 시장 가격 결정 예(2) - 수요예측

(7)

25

발전회사

발전회사11 발전회사발전회사22 발전회사발전회사33 12:00

12:00 12:3012:30 13:0013:00 13:3013:30 14:0014:00 14:3014:30 15:0015:00 15:3015:30 용량

용량

시간 시간

16:00 16:00 15

15 1515 1515 2020 3232 3838 3838 2525

예상시장가격 예상시장가격 ( (천원천원/ / MWhMWh))

가중평균가중평균 이용 이용

예상 시장 가격 결정 예(3) - FMCP

26

14:00

14:0014:0514:0514:1014:1014:1514:15 14:3014:3014:3514:35 14:4014:4014:4514:45 용량용량

시간시간

15:00 15:00

발전회사

발전회사11 발전회사발전회사22 발전회사발전회사33 14:20

14:2014:2514:25 14:5014:5014:5514:55 2525 2525 2525 3838 3838 3838 3838 3838

입찰가격 입찰가격 천원

천원/ / MWhMWh 3838 3838 3838 3838

예상 시장 가격 결정 예(4) - 가중평균이용

27

비제약 선행 급전계획

각 거래주기 (30분)마다 비제약 선행 급전계획 작성

중앙 급전 발전기 및 부하 : 일일 입찰자료 사용

비중앙 급전 발전기 및 부하 : 예측값 사용

Forecast Market Clearing Price (FMCP) 계산

Forecast Market Clearing Volume (FMCV) 계산

비제약 급전계획

각 급전 주기 (5분)마다 연속된 6개의 급전주기에 대한 비제약 급전 계획을 작성

중앙 급전 발전기 및 부하 : 운영 계량값 사용

비중앙 급전 발전기 및 부하 : 중앙 급전 발전기 및 부하의 운영 계량값을 사용하여 간접적으로 산정

발전시장가격(Generation Market Clearing Price: GMCP) 계산

GMCP를 가중평균 하여시장가격(MCP) 계산

D.6 시장 가격 결정

28 수요 관리/주파수 제어

전압 제어

KPX 네트워크 제약조건

시스템 제약조건 Offer/ Bid

데이터

FMD

•열용량 사전급전

DPDS SPDS FPDS

•과도상태

• 동적상태

• 전압

• 열용량

•전압

• 열용량

•열용량

발전사업자

실시간 급전

전력계통 Metering

시스템 운영자 재량에 의한 조치 전기사용자 (A/S)

•AGC

•Electronic Display

•Manual

D.7 급전 절차

(8)

29

FMD DPDS SPDS FPDS

발 표 D-1 5분전

16:00 2시간전 5분전

시간단위 30분 30분 5분 5분

대상시간 발표다음

5분 D,D+1

(48시간)

발표다음

4시간

발표다음

1시간

실시간급전 사전급전

사전급전계획 및 실시간 급전 비교

30

0:00 16:00 0:00 16:00 0:00 0:00

24:00 24:00

D-1 D0 D+1

DPDS 1일전 사전급전계획

-2h 0 +2h -4h

-5m 0 m +5m +55m +60m

≈

SPDS 당일 사전급전계획

FPDS 5분 사전급전계획

비고 적용 시간 발표시간과

적용시간간의 차이

반복 실시

사전 급전 Time Frame

31

제약 급전의 예

비제약 급전 45

G8 G9 G10 G11 G12 총부하: 950MW

제약 급전 45

G8 G9 G10 G11 G12 G9가 constrained off되고 G11이 50MW 출력

반 환 G9의 이익

G11에게 지불

32

입찰내용

변동비

가격

기동정지 Self Commitment

(입찰자료에 반영)

중앙지시

(연료제약 등 고려)

시장구조 양방향입찰

(발전/수요)

단방향입찰

(발전경쟁)

전력가격형성 발전자정산: 5분

거래가격 : 30분

1시간단위

비교항목

CBP

TWBP

D.8 CBP와 TWBP의 비교

(9)

33

E. CBP 시장의 개선 방안

34

(1) 용량 가격 차등 지급

경인 (41%)

비경인 (58%)

제주 (1%)

12,600MW

150MW 46.26 (원/kWh)

단일가격제 (2007년)

51.92 (원/kWh)

38.96 (원/kWh)

100.0 (원/kWh) 지역별가격제

(2007년) 3개 지역 구분

시기별 용량 가격 차등 지역별 용량 가격 차등

최대 수요 기간(1,7,8,12월)과 일반 기간의 CP 차등 효과 : 피크 기간의 공급 용량 확보

경인, 비경인, 제주 지역으로 구분 효과 : 지역별 적정설비예비율 유도

부하집중 지역 발전기 투자 유인

35

(2) 송전손실계수 적용

MLF(한계손실계수) = (송전망 손실변화 + 부하의 변화)/(부하의 변화)

= 1 + △loss/△load increment

= 1 + 0.06/1

= 1.06

발전기 송전손실 부하

103MW 3MW 100MW

발전기 송전손실 부하

104.6MW 3.06MW 100MW + 1MW

<부하 증가 전>

<부하 증가 후>

36

(2) 송전손실계수 적용 예

발전기별 전력량 정산가격 = 현물 시장가격(SMP) * MLF

발전기 입찰가격 = 현재 발전기 입찰가격 / MLF

부하 모선 발전기 모선

MLF > 1 MLF < 1

수요집중지역에 발전기 유인을 통한 에너지 자원의 효율성 향상

영광 송전망 송전망 서울

순유입 순유출

(10)

37

(3) 이중 시장 구조 폐지

단일 SMP 제도 도입

-기저한계(BLMP) 폐지, 기저 CP폐지-

일반 발전 시장

계통한계가격(SMP) 용량가격(CP)

기저발전기 시장신호 개선

발전원간 경쟁 연료 절감 인센티브

발전회사

소비자 배전회사 전력거래소

배전 서비스 + 소매판매

요금지불 발전회사와

배선회사간 CfD

발전회사와 배전회사간 장기공급계약 풀가격 지불 풀에 판매

풀가격 (풀가격+부대비용)

지불 풀로부터 구매 정산차액지불 (풀가격>계약가격)

정산차액지불 (풀가격<계약가격)

38

끝

39

전력 시장 운영 절차

40

전력 시장 구조

(11)

41

전력 거래 가격 구성

공급가격의 수정불가능  공급전력은 수정가능 OQ1if i i OPn OPn&lt

D.1 TWBP의 특징

D.2 공급(Demand)과 수요(Supply)

KPX

D.3 발전 사업자의 전력 공급 입찰

OQ1

공급 가격 입찰서

발전기 파라메터

KPX

D.4 수요자측 입찰

구매 가격 입찰서

양방향 입찰 전력시장 (TWBP) 규칙 개요도

KPX

D.5 예상시장가격 (Forecast MCP) 결정

G1(40)

G2(44) G3(45)

TLF1=5% TLF2=10% TLF3=5%

G1=40/(1-0.05)=42.1 G2=48.9 G3=47.4

손실의 처리

OP’ = OP/(1-TLF

) BQ’ = BQ*(1+TL

)

송전손실

FMCP

FMCV

예상시장가격 결정 절차

Unconstrained Dispatch Schedule

3 3

50 50

MW

25

/

1 1 50

50

MW

38

100

100

MW

15

2 2 50

50 MW

20

예상시장가격결정

예상시장가격결정 예 (1) – 입찰가격 순으로 누적

예상 시장 가격 결정 예(2) - 수요예측

예상 시장 가격 결정 예(3) - FMCP

예상 시장 가격 결정 예(4) - 가중평균이용





D.6 시장 가격 결정

D.7 급전 절차

FMD DPDS SPDS FPDS

5분 D,D+1

(48시간)

4시간

1시간

사전급전계획 및 실시간 급전 비교

≈

사전 급전 Time Frame

제약 급전의 예

변동비

중앙지시

(연료제약 등 고려)

단방향입찰

(발전경쟁)

1시간단위

CBP

D.8 CBP와 TWBP의 비교

E. CBP 시장의 개선 방안

(1) 용량 가격 차등 지급

(2) 송전손실계수 적용

(2) 송전손실계수 적용 예





(3) 이중 시장 구조 폐지

공급가격의 수정불가능 공급전력은 수정가능 OQ1if i i OPn OPn&lt