국외 재생에너지 출력제한 보상 제도

제3장 해외의 출력제한 보상 및 완화 제도

북미에서는 주로 전력구매자(Off-taker)와 발전사 간에 맺어진 전력 구매계약(Power purchasing agreement, PPA)에 따라 보상을 실시한다.

출력제한된 에너지의 보상은 Off-taker와 발전사 사이의 개별적으로 맺 어진 PPA에 의해 협상되고 규정된다. Take-or-pay을 한 경우, 전력구 매자(Off-taker)는 풍력사업자에게 출력제한된 에너지를 보상하는데, 대개는 손실된 세금공제(Tax credit, ex. PTC)의 가치를 보상한다. 무 조건대금지급계약을 한 경우에는, 비록 TSO가 출력제한 지시를 했다 하더라도, Off-taker는 발전소와 맺은 계약에 근거하여 보상에 대한 책 임을 진다. 의무인수계약(Take-or-pay)을 한 경우에도, 송전 제약, 계획 된 점검, 및 공급 과잉으로 인한 출력제한은 보상을 받을 수 있지만, 비상사태로 인한 보상은 받지 못할 수 있다. 최근에는 PPA에 의해서 출력이 제한되었음에도 불구하고, 일정량은 보상하지 않는 지역이 늘 어나고 있다. 각 주별 보상제도는 다음과 같다(NREL, 2014a).

PSCO에서는 의무인수계약(Take-or-pay) 방식이 바뀌고 있다. 서부

지역의 많은 발전회사에서 무조건대금지급방식을 이용하고 있지만, 최 근의 계약에는 보상 규정이 달라지고 있다. 새로운 PPA에서는 PSCO 는 계통 밸런싱(Balancing)에 의한 출력제한은 보상하지만, 일반적으로 송전제약 관련 출력제한은 보상하지 않는다. Balancing을 목적으로 출 력제한을 실시한 경우에는, 출력제한을 하지 않았을 때 발전기가 생산 할 수 있었던 에너지와 생산세액 공제(Production tax credit, PTC)의 가치를 보상한다. 최근 PSCO는 14개 중 5개의 풍력발전소와 연간 출 력제한 시간을 협상하였다(NREL, 2014a).

APS, NV Energy, HECO에서는 출력제한 보상에 상한을 설정하였 다. APS는 일반적으로 출력제한의 지령이 TSO로 오지 않으면, 출력제

한에 대한 보상을 했었지만, 최근에 어떤 계약에서는 APS가 연간 일 정 시간은 출력제한에 대하여 보상하지 않는 ‘긴급 단축 권한’을 포함 하고 있다. NV Energy의 경우 특정한 상황에서 출력제한를 시행한 경 우에는 보상을 했으나, 기존 발전기의 출력을 감소시킬 수 없을 경우 에는 보상하지 않고 풍력발전을 출력제한을 수행한다. HECO는 출력 제한에 대하여 직접적인 보상을 하지 않고, 매년 계약 시에 출력제한 비용을 반영하여 전기에너지 가격을 책정한다(NREL, 2014a).

BPA에서는 보상제도가 지속적으로 변화했다. 2012년 BPA에서는

출력제한을 초과공급 프로토콜(Oversupply management protocol, OMP)에 의거하여 수력발전의 운영과 관련하여 보상하는 제도를 만들 었지만, 발전기가 분담해야 하는 비용의 분쟁은 계속 논의되고 있다.

Balancing을 목적으로 풍력발전량을 계획적으로 출력제한을 시행할 수 있게 한 DSO 2016 프로그램에 의거, BPA는 출력제한한 양에 대하여 보상하지 않는다(NREL, 2014a).

AESO, ISO-NE에서는 발전소와 전력구매자(Off-taker) 간에 쌍방이

PPA에서 규정하지 않는 한은 출력제한에 대한 보상을 실시하지 않는 다. 시장에서 발전량은 경제급전을 기반으로 결정되는데, 가격이 마이 너스일 경우 풍력발전소는 발전할수록 손해이므로 발전할 수 없게 된 다. 어떤 경우에는 시장 안의 풍력발전사업자는 전력구매자(Off-taker) 가 시장 밖에서 보상해주는 계약을 맺을 수 있지만, AESO, ISO-NE의 시장에서는 그런 계약을 해주는 전력구매자(Off-taker)가 거의 없기 때 문에 출력제한 보상이 거의 없다(NREL, 2014a).

PJM에서는 풍력발전사업자가 출력제한 지침에 따르는 경우에, 출력 제한 전체를 보상한다. MISO에서는 풍력발전에게 시장가격에 기초하 여, 급전하는 시장 이전에 많은 양의 풍력발전기가 설치된 경우에 출 력제한에 대한 보상을 실시한다(NREL, 2014a).

1.1.2. 유럽

<표 3-2>는 유럽 출력제한에 대한 보상 현황을 나타낸다. 유럽의 각

국가별로 출력제한 보상에 대한 형태에는 조금씩 차이가 있다. 일반적 으로 시장 가치로 보상을 실시하며, 다른 유형의 지원으로 인한 수익 은 포함하지 않게 보상한다(아일랜드 및 루마니아가 이에 속함). 발전 기가 손실된 에너지의 일부분(15%~50% 또는 그 이상)을 보상하는 경 우도 있고, 그리스는 연간 출력제한 되는 에너지의 30%를 보상한다

(풍력 설비에만 적용). 출력제한이 발생하는 특정 유형에 대한 보상을

실시하는 경우가 있는데 벨기에 및 독일은 송전제약에 따른 제한은 보 상하지만, 계통 안정에 대한 보상을 하지 않는다. 또한 스페인은 실시 간으로 제어되는 출력제한에 대해서는(15%) 보상하지만, 기술적 제약 에 인한 출력제한은 보상하지 않는다(Windeurope, 2016).

보상범위 사업자부담 적용 국가

<총 기회비용 >

a) 하루전 시장 가격

+ 프리미엄

b) FIT

c) Green certificate

없음 (전액보상)

 독일 ⒜: 시스템 수준의 출력제약으로 인한 경우. 단, 3MW이상 발전기가 연속 6시간동안 음의 가격이었던 경우 제외

 ⒝ 이탈리아: 하루전 가격에 의해 추정 된 손실. 손해 본 인센티브를 보상하기 위해 지원 기간을 추가적으로 연장

 ⒝ 포르투갈: 출력제한 규모가 (정격용 량 × 50시간)을 초과하는 경우

 ⒞ 벨기에: 송전단 발생에 한함 95% ×

(하루전 시장가격 + 프리미엄)

5% × (하루전 시장가격 +

프리미엄)

 독일: 지역 송전선 제약으로 인한 경우

하루전 시장가격 프리미엄  덴마크: 육상풍력

 아일랜드 (2018년 이후 폐지) 15% ×

하루전 시장가격

85% ×

하루전 시장가격  스페인

양자간 계약 계약가격  덴마크: 해상풍력 (법안 추진중)

없음 총 기회비용

 아일랜드 (2018년 이후)

 스페인: 하루전 시장 이전에 출력제한 하기로 결정된 경우

<표 3-2> 유럽 국가의 출력제한 보상제도

출처: Windeurope(2016, p.15)

독일에서는 시스템 레벨에서 시행된 출력제한으로 인한 손실이 연간 수입의 1%를 초과하는 경우에는 (하루전 시장가격 + 프리미엄)을 보상 해 주기 때문에 풍력사업자의 손실은 없다(단, 3 MW이상이 되는 발전 기가 연속해서 6시간동안 Negative price이었던 경우는 제외됨). 지역 송전선의 제약으로 인한 경우에는 (하루전 시장가격 + 프리미엄)의

95%를 보상해 주기 때문에, 풍력사업자의 손실은 5%이다(Windeurope,

2016).

이탈리아에서는 하루전(Day-ahead) 가격에 의거하여 추정한 손실에

대해서 FIT(Feed-in-tariff)를 보상해 주기 때문에, 풍력발전 사업자의

손실은 없다. 손해 본 인센티브를 보상하기 위해서 지원 기간을 추가 로 늘린다(Windeurope, 2016).

덴마크 육상풍력의 경우에는 하루전 가격만 보상해 준다. 따라서 풍 력 사업자의 손실은 프리미엄이다. 해상풍력의 경우에는 양자간 계약 에 따라 달라지는 법안을 제기 중이다(Windeurope, 2016).

아일랜드는 2018년까지 하루전 가격만 보상해 준다. 따라서 풍력 사 업자의 손실은 프리미엄이다. 2018년 이후에는 보상이 없기 때문에, 풍력 사업자의 손실은 전체 기회비용이 된다(Windeurope, 2016).

스페인은 하루전 가격의 15%만을 보상해 주기 때문에, 풍력사업자 의 손실은 하루전 가격의 85%가 된다. 하루전 시장 이전에 출력제한 을 하기로 결정된 경우에는 보상하지 않는다(Windeurope, 2016).

기타 국가를 살펴보면, 포르투갈은 손실이 정격용량*50시간을 초과 한 후에, FIT를 보상해 주기 때문에, 풍력발전 사업자의 손실은 없다.

벨기에서는 송전계통에 접속한 풍력사업자에게는 Green certificate 전 액을 보상해 주기 때문에, 풍력발전 사업자의 손실은 없다. 최근에는

배전계통에 접속한 풍력사업자에게도 보상해 주는 방안을 논의 중이 다. 영국에서는 양자간 계약에 따라 달라지기 때문에 풍력 사업자의 손실은 협정 가격에 따라 달라진다(Windeurope, 2016).

1.1.3. 일본(구주전력)

구분 적용 대상 출력제어 보상

구 규칙

2015.01.25까지 연계 승낙 (태양광), 접속계약신청 (풍력)의 사업자 (대상: 500kW 이상 태양광 /풍력)

연간 30일까지 무보상 지정 규칙

(태양광만)

2015.01.26 이후 연계 승낙 사업자

(대상: 10kW 이상 태양광) 무제한 무보상

신 규칙 (풍력만)

2017.05.25까지 접속 계약 신청의

사업자 연간 720시간까지 무보상

<표 3-3> 일본(구주전력) 츨력제한에 대한 보상 현황

출처: 九州電力(2018, p.10)

<표 3-3>은 일본(구주전력)에서의 규칙들에 따른 적용대상 및 출력 제어 보상에 대한 내용을 나타낸다. 변동성 재생에너지의 비중이 높은 구주전력에서는 재생에너지에 대한 출력제한 기준을 구 규칙, 지정 규 칙, 신 규칙 대상 사업자로 구분하여 보상 규정을 달리하고 있다.

2015년 1월 25일 까지는 전력수급상황에 따라 태양광 발전설비의 출 력을 제어해야하는 경우 500kW 이상의 대규모 발전설비에 한하여 연 간 30일까지 출력을 제어하는 것이 인정되었으나, 새로운 규칙에 따르 면 출력제한 대상을 10kW~500kW미만의 발전설비로 확대하였고 연간

360시간까지 출력제한이 가능하다(九州電力, 2018).