<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).
세계 주요국들의 전력계통 운영 기관들은 재생에너지 출력제한 완화 를 위한 다양한 전략을 수립하고 이행하고 있다. 효과적인 출력제한 수행과 더불어 완화 전략을 이행하는 것은 재생에너지의 출력제한이
반의 발전량 확대로 온실가스 배출량이 증가하는 문제가 발생하기 때 문이다. 출력제한 완화 전략은 크게 세 가지로 구분할 수 있는데, 운영 적인 측면, 시장적인 측면, 기타로 구분할 수 있다(NREL, 2014a). 본 연구에서는 국내 출력제한 완화 전략을 수립하는 데에 참고할 수 있는 미국 내 주(州)의 전략들을 <표 3-5>와 같이 정리하였다.
구분 방법 기관 및 계통운영자
운영 측면
풍력 등 재생에너지 Balancing을 위한 AGC로 활용 ERCOT, PSCO 출력제한 된 발전자원을 예비력으로 활용 PSCO 일반 발전기의 최소 발전용량 수준 감소 HECO(Maui) 계통운영 스케줄링 빈도수 증가(주기 감소) WAPA
시장 측면
재생발전자원 시장 참여(시장기반 출력제한) ERCOT, MISO, SPP 발전기 입찰을 억제하는 Negative 입찰을 이용해
경부하시 과잉공급 방지
CASIO, ERCOT, MISO, PJM, ISO-NE
Balancing 시장 도입 CAISO, PacifiCorp
기타
풍력발전 증감발 up management system을 통한
풍력발전 제어 AESO
송전 용량 확장을 통해 풍력발전 출력제한 완화 ISO-NE, ERCOT, MISO, PJM, SPP
예측수준 제고를 통해 풍력발전 출력제한 완화 ISO-NE, PSCO, NV Energy, SMUD
<표 3-5> 미국 주의 재생에너지 출력제한 완화 전략
출처: NREL(2014a, p.24)를 참조하여 재구성
운영적인 측면의 출력완화 전략에서는 재생에너지의 기술적인 측면 들을 활용한다. 구체적으로는 재생에너지를 AGC 및 예비력 자원으로 활용, 일반 발전기의 최소 발전용량 수준 감소, 계통운영 스케줄링 빈 도수 증가와 같은 방법들이 있다. 또한 해외 선진 전력시장에서는 재 생에너지를 시장에 참여시키는 방식으로 시장기반 출력제한을 수행한 다. 이외에도 Negative 입찰을 활용해 경부하 시간에 과잉공급을 방지 하고, Balancing 시장을 이용하는 등의 전력수급균형을 유지하기 위해 다양한 노력을 기울이고 있다(NREL, 2014a). 아래에서는 보다 상세한 대책을 살펴보도록 한다.
2.1. 예비력 및 급전 관리(Reserves and Generation Management)
PSCO는 2010년에 송전선 탈락에 의한 풍력 출력제한가 급격히 증 가했을 때의 풍력의 출력제한 비용과 기저부하 발전기를 운영하는 비 용에 대한 연구를 수행하였다. 이 연구에서 풍력의 출력제한 비용과 기저부하 발전기를 운영하는 비용이 거의 비슷한 것으로 분석되었는 데, 이에 풍력의 출력제한을 최소화하기 위해서 기저 부하 발전기를 정지하도록 결정하였다. 또한 PSCO는 양수발전기에 대한 급전 변경을 고려하고 있다(NREL, 2014a).
PSCO는 풍력발전설비들이 AGC를 갖추고 이들을 Balancing에 참여 하게 하여 풍력의 출력제한을 감소시켰다. ERCOT은 수동식 출력제한 을 자동 시스템으로 변경해서 보다 효율적으로 출력제한을 실시하도록 하였다(NREL, 2014a).
2.2. 최소 출력수준 감소(Reduction of minimum generation levels)
HECO는 풍력발전을 더 많이 활용하면서 출력제한을 줄이기 위한 전략을 채택하였다. 구체적으로는 기저 발전기의 최소 출력 감소, 발전 기들의 더 낮은 출력에서 작동, 주간에는 발전기를 정지할 수 있도록 변경, 신속한 기동(Quick Start)를 위한 예비력 감소, 수요반응(Demand
response)을 예비력에 포함, 소규모 태양광 발전의 제어 성능을 향상시
키는 방법들이 제시되었다. 그중 주요 전략으로는 수요를 증가시키는 프로그램 실시, 전기자동차 급속충전소 20개소 설치, 전기자동차를 이 용한 환경 여행 상품 개발 등이 있다(NREL, 2014a).
CAISO에서는 공급과잉이 발생하면 부하를 다른 시간대로 이전시키 는 방법을 고안 중이다. 또한, 기존의 동기발전기, 저장장치, 수요반응 등을 활용하는 방법을 고안하고 있다(NREL, 2014a).
2.3. 변동적 재생에너지 계통수용 확대(Integration of VRE into the market)
MISO는 2011년 중반에 급전 가능 변동적 자원(Dispatchable
intermittent Resources, DIR) 규정을 통해 출력제한을 경제급전에 포함 시키도록 하였다. ERCOT에서는 풍력발전을 시장에 통합하는 한편, 출력제한을 수동에서 자동으로 변경함으로써 효율적으로 급전 순서를 결정할 수 있도록 하였다. SPP에서는 2014년에 MISO의 방식과 유사 한 방식으로, 풍력발전을 하루 전(Day-ahead) 시장에 참여하게 하였다.
또한 출력제한을 자동으로 구현하는 시스템을 통해 출력제한 시간을 감소시키는 방식을 고안하고 있다(NREL, 2014a).