수요자원의 전력 시장 참여 효과 분석

KOREA ENERGY ECONOMICS INSTITUTE www.keei.re.kr

정 연 제 김 남 일

수요자원의 전력 시장 참여 효과 분석

기본 연구 보고서

15-05

정 연 제 김 남 일

수요자원의 전력 시장 참여 효과 분석

기본 연구 보고서

15-05

참여연구진

연구책임자 : 부연구위원 정연제

선임연구위원 김남일

연구참여자 : 전문연구원 신힘철

외부참여자 : 가천대학교 김진호

<요 약>

1. 연구필요성 및 목적

최근 들어 사정이 많이 좋아지긴 했지만 지난 3~4년 동안 우리나라 가 겪었던 예비력 부족 문제로 인해, 전력 수요 관리의 중요성은 다른 어느 때보다 부각되고 있다. 생활 수준의 향상, 에너지 다소비형 산업 구조화, 원가를 제대로 반영하지 못하는 전기 요금으로 인해 전력 수 요가 매년 크게 증가하는 추세인 반면, 원전에 대한 국민의 불안감과 부품 비리 등의 사건들로 인해 대용량 발전소의 건설이 매우 어려운 실정이며, 장거리 송전망 건설에 대한 어려움은 더욱 고조되고 있다.

이러한 상황에서 전력의 안정적 확보 수단으로서 수요 측 자원이 크 게 주목받고 있다.

기존 국내에서 실시된 수요 관리 프로그램은 요금제 기반 제도와 인센티브 기반 제도로 구분할 수 있으며, 국내에서 실시하고 있는 수 요 관리 제도는 대부분 전력기반 기금을 바탕으로 한 정부 주도형 형 태를 띠고 있다. 하지만 이러한 정부 주도형 수요 관리 제도는 정부 지원 예산에 따라 사업의 지속성이 결정되며, 자율적 참여 위주의 제 도로 인해 감축 용량의 신뢰성 확보가 어려운 면이 있다.

이러한 문제점을 해결하기 위한 방안으로 2014년 11월 25일부터 국내에서 수요자원 거래 시장이 개설되어 운영 중이다. 수요자원 거래 시장은 전력 시장에서의 수요자원 거래를 통해 전력 시장의 효율성을 높이고 전력 수급 불안을 해소하고자 하는 목적을 갖고 있기에, 본 보 고서를 통해 해당 제도의 논리와 그 효과에 대해 살펴보고자 하였다.

이를 위해 본 보고서는 먼저 수요 관리 제도의 현황을 검토하고 수 요자원의 전력 시장 참여에 따른 파생 효과들을 분석하고자 한다. 특 히 수요자원의 시장 참여에 따른 합리적인 보상 수준에 대한 논쟁이 많기에 시장의 효율성을 훼손하지 않는 최적의 보상 수준을 어떻게 정해야 할 것인지에 대해 살펴본다. 또한 제도 시행 초기에 발생하는 여러 문제점들에 대해 살펴보고 향후 제도 개선 시 참고해야 할 사항 들에 대해 종합적으로 분석하고자 한다.

2. 내용 요약

본 연구는 먼저 1장에서 수요 반응 프로그램의 역사를 살펴보기 위 해 그간 우리나라에서 시행되었던 수요 관리 제도에 대해 소개하고 있다. 그와 함께 국내에서 새로이 시행되는 수요자원 거래 시장 제도 의 구체적인 운영 방식에 대해 설명하고 있으며, 지난 1년간 수요자원 거래 시장의 실적 자료를 바탕으로 하여 그 성과를 분석해 본다.

3장에서는 수요자원 시장이 도입된 배경에 대해 살펴보기 위해 도 매 시장과 소매 시장의 특징에 대해 살펴보며, 특히 미국 전력 시장에 서 수요자원 거래 시장이 개설되기까지의 과정 및 그 이후의 법률적 분쟁에 대해서도 간략히 언급한다.

4장에서는 수요자원 거래 시장과 관련한 쟁점들의 이론적 배경 및 개선 방안에 대해 분석하고 있으며, 이를 바탕으로 5장에서는 수요자 원 시장의 개선 방안을 제시하고 있다. 특히 순편익가격 테스트와 수 요자원 보상 수준에 대한 문제점을 살펴보고 이를 개선할 수 있는 방 안을 제시하고 있으며, 더 나아가 도매 시장과 소매 시장 간의 연계를 강화할 수 있는 방안이 무엇인지 모색해 본다.

3. 정책제언

국내 CBP 시장은 연료비가 비싼 발전기의 비중이 상대적으로 높으 며 발전원별 발전단가의 차이가 커 전력 공급 곡선이 계단 형태의 불 연속성을 보이고 있다. 이로 인해 국내 전력 시장은 순편익가격 (NBTP)이 기저 부분과 피크 부분 두 군데에서 형성될 가능성이 생긴 다. 기술적인 이유로 인해 국내 전력 시장에서는 기저가 아닌 피크 부 분에서의 순편익가격을 채택하여 수요자원 거래 시장의 참여 조건으 로 정하고 있지만, 기저 전원의 비중이 커지고 SMP가 하락하고 있는 추세를 고려한다면 향후 수요자원 거래 시장이 운영될 기회가 감소될 가능성이 높다. 따라서 국내 전력 시장의 전원 구성 및 시장 가격 변 동 추이 등을 고려하여 순편익가격의 산정 기준 및 절차를 합리적으 로 개선하는 것이 필요하다.

한편 수요자원 거래 시장의 당초 개설 목적은 도매 전력 시장 거래 에 최종 전력 소비자가 참여하여 도매 시장 전력 가격을 낮추고 이를 통해 전력 시장의 효율성을 높이는 것이다. 하지만, 국내 전기요금 체 계는 도매 전력 시장 가격인 SMP와 소매 요금 간에 연계가 부족하여 수요자원 거래 시장의 도입 목적과 다른 결과가 나타날 가능성이 존 재한다. 따라서 TOU 제도를 개선하여 도매 시장과 소매 시장의 가격 이 유기적으로 연결되도록 해야 할 것이다.

무엇보다 수요자원 거래 시장은 도매 시장에 초점을 맞춘 것이 아 니라 소매 부문의 효율적 운용을 위한 제도임을 고려해 볼 때, 소매 전력 시장의 다양한 요금제 및 인센티브 기반 수요반응 프로그램이 필요하다고 보여진다. 최근 국내에서 시범적으로 실시하고 있는 피크 요금제(CPP)의 인센티브 수준과 운영 방식 등에 대한 재검토를 통해

피크요금제를 선택한 소비자에 대한 지원 수준이 과도하게 설정되지 않도록 해야 할 것이며, 수요자원 거래 시장에 참여하는 소비자와의 형평성 문제도 고려하여 전력 시장에서 제공하는 인센티브가 어느 한 쪽으로 쏠리지 않도록 해야 할 것이다.

수요자원 거래 시장이 본래의 목적에 맞게 제대로 운영되기 위해서 는 수요자원 거래 시장에만 국한해서 생각할 것이 아니라 전력 시장 전반에 걸친 제도 개선이 수반되어야 한다. 발전 시장의 가격입찰 허 용을 통해 각 발전기에 정상적인 전력 시장의 가치를 보상해야 하며, 이를 통해 발전자원과 경쟁하는 수요자원의 거래 역시 활발해질 것이 다. 또한, CBP 시장의 가격 결정 과정과 정산 구조 개선 작업을 통해

SMP가 적절한 시장 신호를 제공할 수 있도록 해야 할 것이며, 현물

시장 위주의 수요자원 거래 시장이 예비력을 포함한 AS 시장 전반으 로 확대될 수 있도록 해야 할 것이다.

ABSTRACT

1. Research Purpose

Although recently the situation has substantially improved, the past 3-4 years of reserve power shortage experienced in Korea has brought into attention the importance of electricity demand manage- ment more than ever. Despite large annual increases in electricity de- mand due to increasing standards of living, the energy-guzzling in- dustrial structure, and electricity prices that do not properly reflect production costs, it remains difficult to construct high-capacity power plants due to issues such as people’s anxiety on nuclear power as well as the corruption in the procurement of the parts for such plants. The construction of long-distance power transmission net- works is met with even more difficulty. Under such circumstances, demand-side resources are drawing great attention as a way to secure stable power supply.

The existing domestic demand management program can be cate- gorized into fee-based systems and incentive-based systems. Most do- mestic demand management programs in place are driven by the government, based on electricity infrastructure funds. However, this

kind of government-led demand management system makes the con- tinuity of projects dependent on the national budget, and due to its voluntary nature of its programs, there is difficulty in reliably re- ducing capacity.

As a measure to resolve this problem, a domestic demand-side re- source market has been established and is now operational as of November 25^th 2014. The goal of the demand-side resource market is to improve the efficiency of the electricity market through the trad- ing of demand-side resources, and resolve the instabilities in supply and demand of electricity. This study attempts to examine the effects of the logic of the corresponding policy.

As such, this report will first review the present state of demand management systems and analyze the secondary effects of the partic- ipation of demand-side resources in the energy market. Since there is much dispute on what constitutes fair compensation for the market participation of demand-side resources, the report will look into de- termining ideal levels of compensation without damaging market efficiency. Also, the report attempts to examine several problems en- countered during the early stages of the system and analyze certain aspects that must be referenced during future efforts to improve the system.

2. Summary

First, Chapter 1 of this study introduces demand management pro- grams that have been pursued in Korea, in order to outline the his- tory of demand response programs. Alongside, detailed operations method of the newly implemented domestic demand-side resource market are described, and its outcome is analyzed based on the past year’s performance data of the demand-side resource market.

Chapter 3 examines the characteristics of wholesale markets and retail markets in order to examine the background behind the in- troduction of the demand-side resource market. Particularly, the proc- ess of how the demand-side resource market was established in the U.S. electricity market, and the legal conflicts that ensued thereafter will be briefly mentioned.

Chapter 4 analyzes the theoretical background of issues related to the demand-side resource market, as well as plans for improvement.

Based on this, Chapter 5 proposes an improvement plan for the de- mand-side resource market. Particularly, it examines problems related to the testing of net prices and the level of compensation for de- mand-side resources, and proposes a plan for improving such problems. Moreover, the study seeks to find a plan that can strength- en the connection between the wholesale market and the retail market.

3. Research Results and Policy Suggestions

In the domestic Cost-Based Pool (CBP) market, the proportion of generators reliant on high-cost fuels is relatively high, and there are big gaps between costs of generation by each power source.

Therefore, the electricity supply schedule takes the form of a step curve, displaying discontinuity. As a result, there is possibility that the net benefit threshold price (NBTP) of the domestic power market may form at the base and the peak. Due to technological reasons, the domestic electricity market employs the peak rather than the base as the NBTP and requires it as a condition for participation in the demand-side resource market. However, considering the trend in which the proportion of base-load power supply is increasing and the system marginal price (SMP) is decreasing, there is high possibility that the opportunity for the operation of a demand-side resource mar- ket will diminish thereafter. Hence, the assessment standards as well as the procedure for determining the NBTP must be adjusted to be more practical, through considering factors such as the power supply composition of the domestic electricity market, as well as the course of market price changes.

Meanwhile, the original objective of establishing a demand-side re- source market was to motivate the participation of end consumers of

electricity in the wholesale electricity market, thereby lowering wholesale electricity prices, and as a result improving the efficiency of the electricity market. However, for the domestic electricity pric- ing system, there is lack of connection between the SMP, which is the wholesale electricity market price, and the retail price. Thus, there is the possibility of results that differ from the intended effects of a demand-side resource market. Therefore, the Time-of-Use (TOU) system must be improved to achieve a closer link between wholesale and retail prices.

More importantly, considering that the demand-side resource mar- ket is a system for the efficient operation of the retail market, rather than focusing on the wholesale market, there needs to be a diverse pricing system as well as a demand response program grounded in incentives. Through re-examining the incentive levels and the opera- tional methods of Critical Peak Pricing (CPP), which has recently gone into trial in the country, subsidy levels for consumers who se- lected CPP must not be set excessively. Furthermore, issues with fairness for consumers that participate in the demand-side resource market must also be considered, so that the incentives offered by the electricity market do not become lopsided.

In order for the demand-side resource market to operate properly in a manner that fulfills its original objective, rather than limiting

one's focus on the demand-side resource market, overarching struc- tural improvements in the electricity market will also be needed.

Each power plant must be remunerated according to its appropriate electricity market value by allowing price bidding for the power gen- eration market. This would vitalize transactions in demand-side re- sources which would compete with supply-side resources.

Furthermore, the CBP market price decision process, as well as its settlement structure, must be improved so that the SMP can send ap- propriate market signals. Meanwhile, the demand-side resources mar- ket, which is mainly a spot market, should be allowed to expand overall towards the AS market that includes reserves.

제목 차례

제1장 서론 ··· 1

제2장 우리나라의 수요자원 거래 시장 ··· 3

1. 수요반응의 역사··· 3

가. 우리나라의 수요 관리 제도··· 3

나. 부하 관리 요금 제도 현황··· 6

2. 국내 수요자원 거래 시장 운영 현황··· 11

가. 수요반응 및 수요자원 거래 시장의 정의··· 11

나. 수요자원 거래 시장 도입 배경 및 추진 현황··· 13

다. 수요자원 거래 시장의 참여자 및 기본방향··· 15

라. 수요자원의 거래··· 20

3. 수요자원 거래 시장의 운영 성과 분석··· 22

가. 경제성 DR 월별 낙찰 일수 및 낙찰 시간 추이··· 22

나. 월별 경제성 DR 입찰량 및 낙찰량 추이··· 24

다. 경제성 DR 거래량 수준··· 25

라. NBTP 및 SMP 추이··· 26

마. 경제성 DR 거래 시장 운영에 따른 소매 부문 영향··· 29

바. 수요관리사업자 등록 현황··· 30

제3장 수요자원 시장의 도입 배경 ··· 37

1. 수요반응의 필요성··· 37

가. 도매 시장··· 37

나. 소매 시장 가격 규제 및 가격 경직성··· 39

다. 수요 반응을 통한 시장 기능 회복··· 43

2. 수요 반응의 기본 논리와 FERC Order 745 ··· 44

제4장 수요자원 참여에 따른 주요 쟁점 ··· 49

1. 수요자원의 보상 수준··· 49

가. 수요자원 시장의 활성화··· 49

나. 전력 구매 비용 감소··· 50

2. 순편익테스트 (NBT: Net Benefits Test) ··· 53

가. 기본 논리··· 54

나. NBT에 대한 비판··· 57

제5장 수요자원 시장의 개선 방안 ··· 61

1. NBTP 문제점 및 개선 방안··· 61

가. 국내 전력 시장 NBTP와 정산조정계수··· 61

나. 국내 전력 시장 공급 곡선과 NBTP ··· 62

2. 경제성 DR 고려한 TOU 설계 방안··· 65

가. 도매 요금과 소매 요금 불일치에 따른 문제점··· 66

나. 경제성 DR 운영방식 개선안··· 69

3. 요금제 DR 제도 도입 방안 검토··· 76

4. 경제성 DR 정산 방식 개선 방안··· 80

5. 기타 ··· 83

제6장 결론 ··· 87

참고문헌 ··· 91

표 차례

<표 2-1> 수요관리 요금 제도 연혁··· 5

<표 2-2> 수요관리기기 보급 연혁··· 6

<표 2-3> 지정 기간 수요 조정 제도··· 7

<표 2-4> 주간 예고 수요 조정 제도··· 8

<표 2-5> 긴급 절전 수요 조정 제도··· 9

<표 2-6> 상시 수요 관리 제도··· 10

<표 2-7> 수요자원 거래 시장 도입 추진 일정··· 14

<표 2-8> 수요반응 참여 고객 등록 기준··· 21

<표 2-9> 4/5월 전력수급현황··· 24

<표 2-10> 수요관리사업자 명단(2015년 8월 기준) ··· 32

그림 차례

[그림 2-1] 수요 관리 프로그램 분류··· 12

[그림 2-2] 수요자원 거래 시장 참여자별 역할··· 16

[그림 2-3] 수요자원의 전력 시장 참여로 인한 전력 시장 변화1 ··· 17

[그림 2-4] 수요자원의 전력 시장 참여로 인한 전력 시장 변화2 ··· 17

[그림 2-5] 수요자원 거래 시장의 기대효과 1 ··· 18

[그림 2-6] 수요자원 거래 시장의 기대효과 2 ··· 19

[그림 2-7] 수요자원 거래 시장의 기대효과 3 ··· 19

[그림 2-8] 수요자원의 감축량 측정··· 21

[그림 2-9] 월별 수요자원 낙찰 일수 및 낙찰 시간 추이··· 23

[그림 2-10] 월별 입찰량 및 낙찰량 추이··· 25

[그림 2-11] 전력 월 거래량 및 수요자원 낙찰량 추이 ··· 26

[그림 2-12] NBTP 및 SMP 추이··· 27

[그림 2-13] 수요자원 거래 시장 운영에 따른 소매 부문 재무영향 분석··· 30

[그림 2-14] 업종별 참여 고객 수 점유율 분포··· 33

[그림 2-15] 업종별 감축용량 비중··· 34

[그림 3-1] 동/하계 일별 SMP 변화 추이··· 40

[그림 4-1] 경제성DR 거래 시장 개념··· 55

[그림 5-1] 전원구성과 경제성DR 관계··· 64

[그림 5-2] 경제성 DR 운영사례(2015년 1월 19일) ··· 66

[그림 5-3] 선택형 수요 관리 요금제 개요··· 78

제1장 서 론

2014년 11월 25일 개설한 수요자원 거래 시장은 에너지신산업의

대표 모델로 꼽히며 많은 주목을 받고 있다. 과거 전력 수급 위기 상 황을 통해 우리나라의 전력 정책이 공급 위주에서 수요 위주로 바뀌 어야 한다는 인식과 더불어, 기존 전통 화석 연료에 기반을 둔 발전소 가 온실가스 배출의 주범으로 몰리며 전원 구성에 대한 근본적인 정 책 전환이 필요한 시대적 배경으로 인해 더 주목을 받은 것이 사실이 다. 또한, 기존에 없던 새로운 비즈니스 모델을 창조하였다는 언론의 찬사를 받는 점까지 고려하면 수요자원 거래 시장에 대한 기대가 얼 마나 큰지를 쉽게 가늠해 볼 수 있을 것이다.

그러나 끊임없이 제기되고 있는 현행 CBP 체제에 대한 비판과 더 불어 셰일가스 혁명 등으로 인해 SMP가 하락하고 있는 상황에서 추 진되고 있는 현 수요자원 거래 시장은 어딘가 모르게 불편함을 안기 고 있다. 수요 반응을 통해 소비자가 전력 소비를 조절하게끔 하여 시 장에서의 가치가 제대로 반영된 효율적인 시장 구조를 창출하겠다는 원래의 정책 목표는, 우리가 처해 있는 현실을 바라보면 너무 과한 옷 을 입고 있는 게 아닐까 하는 염려를 낳게 한다.

본 보고서에서는 수요자원 거래 시장의 이론적 근거를 경제학적인 관점에서 살펴보고자 하는 게 주목적이다. 시장의 효율성을 확보하기 위함이라는 목적을 제대로 달성하기 위해서는 실제 제도의 운용이 시 장 원칙에 기반을 두어야 함은 자명한 사실이다. 이를 위해 국내의 사 례뿐만 아니라 해외 전력 시장에서 이뤄지고 있는 논의를 바탕으로

하여 수요자원 거래 시장에 대해 이론적 분석을 실시하는 것이 첫 번 째 목적이며, 그 분석 결과를 바탕으로 하여 개선 방안을 도출하는 것 이 두 번째이자 주요 목적이라 할 수 있을 것이다.

본 보고서는 다음과 같이 구성된다. 2장에서는 국내의 수요반응 및 부하 관리 프로그램의 역사에 대해 간략히 살펴보고, 작년 11월부터 시행 중인 수요자원 거래 시장의 제도, 현황 및 그간의 운영 성과에 대해 논하고자 한다. 3장은 수요자원 거래 시장의 이론적 배경에 대해 살펴보고, 이와 관련해 미국에서 벌어지고 있는 법률적 분쟁 과정과 주요 쟁점 분야에 대해 간략히 소개하고자 한다. 4장은 수요자원 거래 시장의 문제점에 대해 특히, 경제학적인 관점에서 논의를 진행해 볼 것이다. 5장은 향후 성공적인 제도 운용을 위해 수요자원 거래 시장을 어떻게 개선해야 할 것인가에 대한 제언을 담고 있으며, 마지막 6장에 서는 모든 논의를 종합하여 결론을 맺고자 한다.

제2장 우리나라의 수요자원 거래 시장

1. 수요반응의 역사

가. 우리나라의 수요 관리 제도¹⁾

전력 수요 관리를 위한 정책은 크게 부하 관리와 효율 향상으로 구 분할 수 있다. 부하 관리는 전력 공급 설비의 이용 효율을 향상하기 위하여 피크 수요를 억제하고 심야 수요를 증대시킴으로써 최대 부하 와 최저 부하 간의 차이를 감소시켜 부하의 평준화를 도모하는 제도 이고, 효율 향상은 전기의 이용 효율 향상을 통하여 전력 수요를 절감 시켜 에너지자원을 절약하는 것을 의미한다.²⁾

우리나라도 요금제도 등을 통한 부하 관리와 기기 보급을 통한 효 율 향상 두 가지 분야에서 수요 관리를 진행해 왔다. 1973년도까지는 사용량이 많을수록 적용 단가가 낮아지는 체감제 요금을 적용하였으 나, 1973년 1차 석유 파동 이후 연료비 부담 증가 및 전력 소비 절감 을 위하여 전등 수용 및 비산업용 동력 전력량 요금에 대해 체감제를 폐지하고 단일 요금제를 적용(’73. 12월)하였다. 이후 주택용 누진제 시행³⁾ 및 기타 종별 기본요금제 체감제 폐지(’74. 12월), 주택용 누진

1) 우리나라 수요관리 정책의 역사를 정리하기 위하여 김정훈(2009, pp. 5-7)과 정한경 (2002, pp. 137-138)을 참고하여 기술하였다.

2) 한국전력공사 사이버지점의 “수요관리일반”에 대한 설명을 참조하였다.

(http://home.kepco.co.kr/kepco/CY/K/htmlView/CYKAHP002.do?menuCd=FN0207 010102) (최종방문일 2015.8.20.)

3) 주택용과 업무용에 대한 3단계 누진제는 최초의 실제적인 수요 관리 제도로 평 가된다.

제 확대 및 일반용 누진제 시행(’75. 12월), 전 종별 체감 요금제 폐지

(’78. 9월) 등 70년대에는 체감제 폐지 및 누진제 시행 등 전력 소비

절감을 위한 요금 제도를 시행하였다. 1980년대에는 전력 수요가 지 속해서 증가함에 따라 부하를 관리하기 위한 요금 제도로 변화하기 시작하였다. 특히 1981년에는 처음으로 연중 피크 전력이 겨울철이 아닌 여름철에 발생하였다. 이에 따라 하계 휴가·보수 기간 조정제도 (’85. 7월) 및 심야 전력 요금제도(’85. 11월)를 시행하게 되었다. 1980년 대의 부하 관리를 위한 요금제 도입에도 불구하고 전력 수요는 빠르 게 증가하였으며, 신규 산업 시설의 급격한 증가로 전력 수요의 급증 이 예상되는 분위기였으나, 건설 파이낸싱 문제와 환경 문제가 제기되 기 시작하면서 전력공급을 위한 신규 발전소 건설은 더 어려운 상황 에 부닥치게 된다. 이에 따라 전력 수요 관리를 위한 정부 정책이 활 발히 진행되었다. 부하 관리 요금제도로 하계 휴가 보수 지원 제도

(1985년), 부하 이전 지원 제도(1990년), 자율 절전 요금 지원 제도

(1995년)가 도입되었다. 그리고 사용자의 실시간 부하를 측정할 수 있

는 전자식 계량기가 5,000kW 이상 고객에 대해 보급되기 시작(1995 년)하여 1,000kW 이상 고객으로 확대(1996년)되었으며 이를 통한 시 간대별 차등 요금을 도입하였다.

시행 시기 개요 비고

1974. 12. 주택용, 일반용 누진제 시행

1977. 12. 계절별, 시간대별 차등 요금제 시행

1978. 01. 기본 요금 피크 연동제 시행

1985. 07. 하계 휴가·보수 기간 조정제도 시행 폐지(’09.05.)

1985. 11. 심야 전력 요금 제도 시행

1990. 04. 부하 이전 지원 제도 실시 폐지(’04.05.)

1995. 05. 자율 절전 지원 제도 실시 폐지(’09.05.)

2001. 05. 직접 부하 제어 제도 실시 폐지(’12.11.)

2002. 12. 비상 절전 제도 실시

2005. 07. 최대 전력 관리 장치 지원 제도 실시

2009. 05. 지정 기간 수요 조정 제도 실시

2009. 05. 주간 예고 수요 조정 제도 실시

2011. 12. 긴급 자율 절전 수요 조정 제도 실시 폐지(’12.11.)

2012. 11. 긴급 절전 수요 조정 제도 실시

<표 2-1> 수요관리 요금 제도 연혁

자료: 한국전력공사 홈페이지.

부하 관리를 위한 전력 요금 제도의 변화와 함께 효율 향상을 위한 기기 보급 및 개발 활동 역시 병행되었다. 먼저 1985년 심야 전력의 도입과 함께 축열식 난방 기기 및 온수기기 보급 사업이 시작(’86. 1 월)되었다. 심야 전력은 낮 시간대에 집중되는 전력 부하를 전력 사용 이 적은 심야 시간대(밤 11시 ~ 오전 9시)로 부하 이전시키기 위한 요 금 제도이다. 특히 심야 전력 기기⁴⁾에 사용된 전력에 대하여 적용되 며 심야 전력 기기를 이용하여 열, 온수, 얼음 등을 생산하여 급탕, 난 방 및 냉방에 이용할 수 있다.

4) 심야 전력 기기란 축열식 난방, 온수기기, 축열식 냉난방 설비를 말한다. (한국전 력공사 사이버지점.

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시행시기 개요 비고

1986. 01. 축열식 난방 온수기 보급 개시

1991. 03. 축냉식 냉방설비 보급 개시

1994. 01. 고효율 조명 기기 보급 지원 제도 실시

1997. 05. 고효율 자동 판매기 보급 지원 제도 실시 폐지(’09.01.)

1999. 07. 원격 제어 에어컨 보급 지원 제도 실시

2001. 03. 고효율 인버터 보급 지원 제도 실시

2005. 01. 고효율 전동기 보급 지원 제도 실시

2005. 07. 고효율 변압기 보급 지원 제도 실시 폐지(’12.)

2009 고효율 LED 보급 지원 제도 실시

2010 건물 냉난방 원격 관리 시스템 보급 지원 제도 실시 2011 고효율 냉동기 보급 지원 제도 실시

<표 2-2> 수요관리기기 보급 연혁

자료: 한국전력공사 홈페이지

( h t t p : / / h o m e . k e p c o . c o . k r / k e p c o / C Y / K / h t m l V i e w / C Y K A H P 0 0 4 . do?menuCd=FN02070102). 최종방문일: 2015. 8. 20.

나. 부하 관리 요금 제도 현황⁵⁾

현재 시행되고 있는 부하 관리 요금 제도는 지정 기간 수요 조정 제 도, 주간 예고 수요 조정 제도, 긴급 절전 수요 조정 제도, 상시 수요 관리 제도 네 가지이다.

먼저 지정 기간 수요 조정 제도는 전력 수요가 집중되는 여름철(7, 8 월)에 대상이 되는 수요자가 한전과 약정을 체결한 기간에 일정 수준 이 상 전력 수요를 감소시키고 이에 대한 지원금을 지원받는 제도이다.

5) 현재 시행되고 있는 부하 관리 제도의 현황은 한국전력공사(2015a)를 참고하여 작성하였다.

구분 내용

도입 연도 2009년 5월

적용 대상

- 고압 이상의 전압으로 전기를 공급받는 산업용, 일반용 전력 수요자

- 원격 검침 시스템에 의한 사용량 확인이 가능한 수요자

- 산업용: 수요 조정 시간의 1시간 평균 전력을 CBL 대비 30% 이상 또는 3,000kW 이상 감축할 수 있는 수요자

일반용: 수요 조정 시간의 1시간 평균 전력을 CBL 대비 10% 이상 또는 3,000kW 이상 감축할 수 있는 수요자

수요 조정 시간 및

방법

7월 1일 ~ 8월 31일 중 정부 및 한전이 결정한 기간 1일 5시간 이내(11시~12시, 13시~17시)의 시간을 신청하며, 전자식 계기로 신청 시간의 1시간당 평균 전력을 확인

조정 전력 CBL – 해당 일의 수요 조정 시간대별 평균 전력

지원금

지원금 = 수요 조정 전력(kW) × 지원 단가

목표량(kW) 150만 초과 150~100만 100~70만 70만 미만 단가(원/kW) 120 100 80 60

참여 신청량과 수요 조정 전력 간 이행 비율에 따라 지급률을 차등 적용

이행률 50% 미만 50%이상 ~

90%미만

90%이상 ~ 110%이하

지급률 0% (이행률-50%)×2.5 100%

<표 2-3> 지정 기간 수요 조정 제도

자료: 한국전력공사(2015a).

주간 예고 수요 조정 제도는 한전과 약정을 체결한 수요자가 전력 수요가 집중되는 기간에 일정 수준 이상 전력 사용을 줄이고 이에 대 한 지원금을 지급 받는 제도이다.

구분 내용

도입 연도 2009년 5월

적용 대상

- 고압 이상의 전압으로 전기를 공급받는 산업용 전력 수요자 - 원격 검침 시스템에 의한 사용량 확인이 가능한 수요자 - 수요 조정 시간의 30분 평균 전력을 CBL 대비 5% 이상 또는

3,000kW 이상 감축할 수 있는 수요자

수요 조정 시간 및

방법

- 전력 수급 상황에 따라 한전이 시행을 예고하는 기간의 수요 조정 시간의 매 시각 정시, 15분, 30분, 45분에 개시하여 30분간 지속할 경우 1회

- 기록형 전자식 계기로 조정 시간의 차감된 평균 전력을 30분 단위로 확인

조정 전력 CBL – 수요 조정 시간 중 각 30분의 평균 전력

지원금

지원금 = 수요 조정 전력(kW) × 지원 단가(원/kW·시간)

구분 150만 이상 149~100만 99~77만 70만 미만

당일 900 770 510 330

1일 전 700 600 400 260

2일 전 540 460 310 200

3일 전 460 390 260 170

4일 전 380 330 220 140

5일 전 340 290 190 130

참여 신청량과 수요 조정 전력 간 이행 비율에 따라 지급률을 차등 적용 이행률 50% 미만 50% 이상 ~ 90%

미만

90% 이상 ~ 120%

이하

지급률 0% (이행률-50%)×2.5 100%

<표 2-4> 주간 예고 수요 조정 제도

자료: 한국전력공사(2015a).

긴급 절전 수요 조정 제도는 전력 수급 불균형 상황 발생에 대비하 여 사전에 한전과 수요자가 수요 조정 약정을 체결하고, 필요할 때 한 전의 요청으로 수요자가 일정 수준 이상의 전력 사용을 줄이는 방법 으로 부하를 조절하는 제도이다.

상시 수요 관리 제도는 한전과 약정을 체결한 고객이 전력 수요가 집중되어 전력 시장 가격이 높은 기간에 일정 수준 이상 전력 사용을 줄이는 방법으로 부하를 조절하는 제도이다.

구분 내용

도입 연도 2009년 5월

유형

A형 (22.9kV이상 전용 공급선로 공급 고객으로 전력 수요를 3,000kW 이상 또는 CBL의 20%이상 감축할 수 있는 경우)

B형 (22.9kV이하 일반 공급 선로 공급 고객으로 전력 수요를 500kW 이상 감축할 수 있는 경우) 적용 대상

- 고압 이상의 전압으로 전기를 공급받는 일반용, 교육용, 산업용 전력 수요자 - 원격 검침 시스템에 의한 사용량 확인이 가능한 수요자

- 한전이 요청하는 시간대에 전력 수요를 500kW 이상 감축할 수 있는 수요자

시행 방법

참여를 원하는 수요자는 한전과 1년 약정을 체결

- 긴급 절전 수요 조정이 필요한 경우 한전은 1시간 전까지 시행을 예고하고 약정 체결 수요자는 약정 내용에 따라 전력 수요를 감축

- 수요 조정의 종료는 한전이 종료시각 30분 전까지 예고 - 시행 시간은 1일 최소 1시간, 최대 4시간

- 기록형 전자식 계기로 수요 조정 이행 여부 확인

지원 금

기본

기본 지원금(연간) = 약정량(kW) × 기본 지원 단가(원/kW)

유형 A형 B형

지원 단가

(원/kW·연) 500원 500원

실적

긴급 절전 수요 조정을 시행한 경우 약정 이행률에 따라 지원 단가가 차등 적용되며, 수요 조정 횟수별 합산

실적 지원금 = 수요 조정전력(kW) × 실적 지원 단가(원/kW·시간)

구분

약정 이행률별 실적 지원단가(원/kW) 60%

미만

60% 이상 ~ 80% 미만

80% 이상 ~ 100% 미만

100%

이상 A형 중 순환

단전 제외 고객

0원 1,500원 2,000원 2,500원

순환 단전 대상 A형 및

B형

0원 1,800원 2,400원 3,000원

위약금

시간대별 약정 이행률이 50% 미만인 경우 위약금을 부과

위약금(원) = 약정량(kW) × 기본 지원금 지원 단가의 150% × 위약 횟수/시행 횟수)

<표 2-5> 긴급 절전 수요 조정 제도

자료: 한국전력공사(2015a).

구분 내용 도입

연도 2009년 5월

적용 대상

- 고압 이상의 전압으로 전기를 공급받는 산업용 전력 수요자 - 원격 검침 시스템에 의한 사용량 확인이 가능한 수요자 - 산업용: 시행 시간의 1시간 평균 전력을 CBL 대비 10% ~ 50%

이상 또는 3,000kW 이상 감축할 수 있는 수요자

- 산업용 이외: 시행 시간의 1시간 평균 전력을 CBL 대비 5% ~ 50% 이상 또는 3,000kW 이상 감축할 수 있는 수요자

수요 조정 시간 및

방법

- 수요 조정 시간대에 수요자가 수요 조정을 개시한 시각부터 종료한 시각까지

- 한전에서 예고하는 수요 조정 시간의 매 시각 정시에 시작하여 1시간 이상 지속되어야 하며 1시간 지속시 1회

조정전력 CBL – 수요 조정 시간 중 각 1시간의 평균 전력

지원금

지원금 = 수요 조정 전력(kW) × 지원 단가(원/kW·시간) 지원 단가는 수요 조정 당일 전력 시장의 가중 평균 SMP이며, 아래의 감축 고객을 대상으로 CBL 대비 50% 이하의 부하 감축분에 대하여 지급

- 산업용: CBL 대비 10%~50% 또는 3,000kW 이상 감축 수요자에게 CBL 대비 50% 이내의 감축분에 대하여 지급 - 산업용 이외: CBL 대비 5%~50% 또는 3,000kW 이상 감축 수요자에게 CBL 대비 50% 이내의 감축분에 대하여 지급

입찰 대비 감축 이행률에 따라 지급 단가를 차등지급 이행률 50% 이하 50% 초과 ~ 90%

이하

90% 초과 ~ 120%

이하 지급률 불지급 지원단가×

(이행률-50%)×2.5 지원 단가의 100%

<표 2-6> 상시 수요 관리 제도

자료: 한국전력공사(2015a).

2. 국내 수요자원 거래 시장 운영 현황

가. 수요반응 및 수요자원 거래 시장의 정의

수요자원 거래 시장에 앞서 수요반응(DR: Demand Response)의 정 의를 먼저 살펴볼 필요가 있다.

“수요반응이란 전력 수요의 주체가 전기 요금이나 전기 요금 이외 의 금전적 유인에 반응하여 정상적인 전력 소비 패턴을 조정하는 것 으로써 도매 전력 시장 가격이 높아 전력 소비를 줄이도록 하거나 계 통 신뢰성 확보를 목적으로 한다.⁶⁾”

쉽게 말해, 전력 소비자의 자발적인 소비 패턴 조정을 통하여 절약 된 전력을 거래하는 시장이 수요자원 거래 시장이다.⁷⁾ 즉 수요자원 거래 시장이란 전력 소비자가 인센티브에 따라 자발적인 수요반응으 로 전력 소비를 절감하고, 등록된 수요 관리 사업자는 이를 모아 전력 시장에 입찰함으로써 전력 시장에 참여하도록 하는 자발적인 수요관 리 제도이다.

수요자원 거래 시장은 수행 목적에 따라 여러 가지 형태로 존재하

6) 장인의 공간(2014, p.6) 재인용, Lee et al. (2012) 인용. 원문의 표현에 따르면 다음과 같다. “Demand Response(DR): Changes in electric use by demand-side resources from their normal consumption patterns in response to changes in the price of electricity, or to incentive payments designed to induce lower electricity use at times of high wholesale market prices or when system reliability is jeopardized.”

7) 수요자원 거래 시장 개설 초기 산업통상자원부 보도자료에 의하면 ‘아낀 전기’를 전력 시장에 팔 수 있다는 것으로 설명하기도 하였다 (산업통상자원부 보도자료,

“‘아낀 전기’ 전력 시장에 팔 수 있다,” 2014. 11. 3.).

지만 [그림2-1]과 같이 수행 목적에 따라 크게 경제성 DR 시장과 신 뢰성 DR 시장으로 구분할 수 있다.

[그림 2-1] 수요 관리 프로그램 분류

출처: 장인의 공간(2014, p.12) 재인용. NERC(2013) 인용.

경제성 DR은 발전기와 동등하게 전력 시장에 참여하여 발전 연료 비와의 가격 경쟁을 통해 낙찰 받아 운영된다. 이러한 경제성 DR은 자연스럽게 전력 시장 가격을 인하하는 효과가 있게 되며, 우리나라에 서는 요금 절감 DR로 불리고 있다. 신뢰성 DR은 계통 운영 신뢰성 확보 및 미래 피크 발전기 신규 투자를 회피하는 것이 주요한 목적이 다. 수급 상황 악화로 전력 시장의 예비력이 감소할 때 비싼 발전기를 가동하는 대신 사전에 등록된 수요자원에 감축 지시를 하여 예비력을 확보하는 형태로 운영된다. 현재 우리나라는 신뢰성 DR을 피크 감축 DR로 부르고 있다.

나. 수요자원 거래 시장 도입 배경 및 추진 현황

그동안 우리나라의 전력 산업은 ‘안정적인 전력 수급’을 목표로 하 는 공급자 중심의 제도였다. 이를 위해 ‘에너지기본계획’과 ‘전력수급 기본계획’을 통하여 먼저 전력 수요를 예측한 후 이에 따른 전력 공급 을 위한 발전소 및 송전선 건설 등을 정부 주도로 계획하고 수행해 왔 다. 하지만 이러한 공급자 중심의 전력 정책은 전력 수요 예측의 타당 성에 대한 지속적인 문제 제기와 발전소 및 송전선 건설 과정에서 발 생하는 사회적 비용이 점차 증가함에 따라 정책의 불확실성이 높아지 고 있는 상황이다. 이에 따라 정부는 ‘ICT를 활용한 에너지 수요 관리 신시장 창출방안’(’13. 8월)을 통하여 공급자 중심의 전력 정책에서 수요 관리 중심으로 정책 패러다임의 변화를 시작하였으며, ‘기후 변 화 대응 에너지 신시장 창출 방안’(’14. 7월)을 발표하면서 전력 수요 관리 사업, 에너지 통합 서비스 사업 등의 에너지신산업 육성을 위한 계획을 발표하는 등 수요자 중심의 에너지 정책을 지속해 오고 있 다.⁸⁾ 이런 분위기 속에서 민간이 자발적으로 참여할 수 있는 전력 수 요 관리 방안인 수요자원 거래 시장을 개설(’14. 11월)하면서 ‘효율적 인 전력 수급’으로 정책의 전환을 이어 오고 있다. 또한, 이후 정부가 발표한 ‘에너지 신산업 및 핵심 기술 개발 전략 이행 계획’(’15. 4월) 에 수요자원 거래 시장 활성화가 8대 대표 사업 중 하나로 선정되는

8) 에너지신산업은 “기후변화대응, 에너지안보, 수요관리 등 에너지 분야의 주요 현 안을 효과적으로 해결하기 위한 ‘문제 해결형 산업’으로서, 시장의 흐름에 맞추 어 가용 가능한 신기술·정보통신기술(ICT) 등을 신속하게 활용하여 사업화하는 새로운 형태의 비즈니스군”으로 정의되며, 주요 사업 모델로는 수요자원거래 시 장, ESS 통합서비스, 에너지자립섬, 태양광대여, 전기자동차, 발전소 온배수열 활 용, 친한경에너지타운, 제로에너지빌딩 등이 있다(에너지신산업 공식 홈페이지, www.energynewbiz.or.kr 2015. 7. 12 최종 방문).

등 수요자원 거래 시장은 정부의 주요 에너지 수요 관리 정책으로 자 리 잡아가고 있는 분위기이다.

수요자원 거래 시장의 국내 도입은 ‘전기사업법 의원입법 발의’(’13.

4월, 전하진 의원)로부터 시작되었다. 해당 발의는 수요 관리 사업자 의 전력 시장 참여를 허용하고, 수요 자원과 발전 자원을 전력 시장에 서 동등하게 취급하는 것을 주요 내용으로 삼고 있다. 이어 국회 산업 통상자원위원회 상임위를 통과(’13. 12월)하여 전기사업법이 개정(’14.

4월)되고, 전력 시장운영규칙 개정(’14. 10월), 전기사업법 시행령 개

정(’14. 11월)의 순서로 관련 제도를 정비해 왔다. 또한, 향후 시장 운 영상 나타나는 문제점은 시장 고도화를 통해 개선해 나갈 계획이다.

구분 일정 주요 내용

제도정비

2013.4월 전기사업법 의원입법 발의

2013.12월 국회 산업통상자원위원회 상임위 통과

2014.4월 전기사업법 개정(완료)

2014.10월 전력 시장운영규칙 개정

2014.11월 전기사업법 시행령 개정

시장개설

2014.5~8월 규칙 관련 DR 사업자 의견수렴 설명회(3차)

2014.5~11월 수요반응자원의 전력거래운영 시스템 구축

2014.5~11월 한전의 계량데이터 정보공유 인프라 구축

2014.11.25 수요반응자원 거래 시장 개설

시장고도화 2015. ~ 수요관리 체제 개편(단계적 통합)

<표 2-7> 수요자원 거래 시장 도입 추진 일정

자료: 김진호(2015a)

다. 수요자원 거래 시장의 참여자 및 기본방향

앞서 말한 바와 같이 수요자원 거래 시장은 전력 소비자가 인센티 브에 따라 자발적인 수요 반응으로 전력 소비를 절감하고, 등록된 수 요관리 사업자는 이를 모아 전력 시장에 입찰함으로써 전력 시장에 참여하고, 낙찰 시 감축 정산금을 통하여 수익을 창출하도록 하는 제 도이다. 이러한 수요자원 거래 시장의 운영을 위해서는 [그림 2-2]와 같이 크게 네 부분으로 구분되는 참여자가 필요하다.

먼저 수요반응자원 참여 고객은 수요 관리 사업자와 계약을 체결하 고, 수요 감축 지시가 있는 경우 전력 소비를 줄여 아낀 전기를 수요 관리 사업자에게 제공함으로써 거래 시장에 참여하게 된다. 이때 수요 관리 사업자와 맺은 사전 계약 조건에 따라 전력 소비 감축량에 비례 하여 이익을 얻게 되는 구조이다.

수요 관리 사업자는 빌딩, 아파트, 공장 등 수요자원을 발굴하여 예 상되는 전기 소비 절감량을 전력 시장에 입찰하게 되며, 전력 시장에 서 발전기보다 가격 경쟁력이 있는 경우 낙찰을 받는다. 그 후 해당 일에 전력거래소의 감축지시에 따라 고객에게 수요 감축을 지시하여 절약된 전기를 전력 시장에 판매하고, 판매수익을 고객에게 정산금의 형태로 배분하는 역할을 한다.⁹⁾ 특히 정부는 수요 관리 사업자가 고 객의 전기사용량에 대한 실시간 모니터링이 가능하므로 고객의 효율 적인 에너지 사용을 위한 컨설팅이나, 실적 관리 등의 역할을 수행하 여 에너지 신시장 창출에 이바지할 것으로 기대하고 있다. 전력거래소 는 등록된 수요자원에 대한 신뢰성 검증, 감축 지시 및 모니터링, 감

9) 설명한 일련의 과정은 경제성 DR의 운영 순서이며, 신뢰성 DR의 경우 수집된 수요자원을 사전에 전력거래소에 등록한 후, 수급 상황 급변 시 전력거래소의 감 축 지시에 따라 전력 소비를 줄이는 방식으로 운영된다.

축량 산정 및 정산금 지급 등의 역할을 하며, 마지막으로 한전은 구매 한 수요자원에 대한 비용을 지불하게 된다.

[그림 2-2] 수요자원 거래 시장 참여자별 역할

자료: 한국전력공사(2015b).

수요자원 거래 시장의 도입으로 인한 전력 시장의 변화는 [그림 2-3]

을 통해 간략하게 이해할 수 있다. 현행 전력 시장 체제에서는 필요한 전력 수요만큼의 전력을 발전소의 발전을 통하여 생산해야 하므로 필 요할 경우 발전 단가가 높은 발전기도 가동해야 한다. 이 경우 전력 시장에서 SMP의 상승과 예비력이 하락하게 된다. 하지만 수요자원 거래 시장을 통하여 전력 수요가 절감될 경우 발전 단가가 높은 발전 기가 발전시장에 참여하는 대신 소비자들이 수요를 감축하여 추가적 인 SMP 상승을 방지할 수 있으며, 예비력 확보도 가능해진다.

< 현행 > < 수요자원 거래 시장 >

➜

[그림 2-3] 수요자원의 전력 시장 참여로 인한 전력 시장 변화1

출처: 산업통상자원부 보도자료, “‘아낀 전기’ 전력 시장에 팔 수 있다”(2014.11.3.).

[그림 2-4] 수요자원의 전력 시장 참여로 인한 전력 시장 변화2

자료: 전력거래소(2014a)

수요자원 거래 시장이 제대로 작동할 경우 시장의 각 참여자는 경 제적인 이익을 얻을 수 있다. 먼저 수요 반응 자원 참여 고객은 수요 감축에 따른 정산금을 받아 수익을 창출하게 되며, 수요 관리 사업자 는 정산금과 수요자원을 전력 시장에 입찰 대행 등의 역할을 통해 수 수료 수익을 얻을 수 있다. 그리고 한전은 [그림 2-5]와 같이 SMP가 하락함에 따라 전력 구매 비용을 절감하게 되며, 전체 전력 소비자에 게 연료비에 따른 전기 요금 상승 부담을 최소화시키는 역할을 기대 할 수 있게 한다.

[그림 2-5] 수요자원 거래 시장의 기대효과 1

자료: 전력거래소(2014a).

추가적인 수요자원 거래 시장의 기대효과로는 용량가격 인하를 들 수 있다. [그림 2-6]과 같이 수요자원의 감축 용량이 공급 용량에 반영 됨에 따라 발전 설비가 증가하는 효과가 있게 되며, 이는 중·장기적으 로 발전 설비의 투자 회피와 노후 발전기를 퇴출시키는 등의 신호를 제공하게 된다.

[그림 2-6] 수요자원 거래 시장의 기대효과 2

자료: 전력거래소(2014a).

또한, 발전기 고장이나 수요 예측 오차와 같은 전력 수급 위기 상황 발생 시 수요자원의 전력 소비 감축을 통하여 [그림 2-7]과 같이 빠른 대처가 가능하게 된다.

[그림 2-7] 수요자원 거래 시장의 기대효과 3

자료: 전력거래소(2014a).

라. 수요자원의 거래

일반 고객이 수요자원 거래 시장에 참여하기 위해서는 <표 2-8>의 등록 기준을 충족시켜야 하며 특히 전기 소비 편차(RRMSE: Relative Root Mean Squared Error) 테스트에서 일정한 기준을 통과해야 등록 할 수 있고, 시장에 등록한 이후에도 이를 유지하기 위한 신뢰성 검증 을 지속해서 충족해야 한다. 전기 소비자의 전기 소비 패턴에 불규칙 성이 클 경우 정확한 감축량 평가가 어려우므로 RRMSE 검증이 필요 하다. RRMSE의 테스트는 소비자의 시간대별, 검증 대상 일별 부하와 고객 기준 부하(CBL)와의 편차를 측정함으로써 전기 소비 패턴이 얼 마나 규칙적인지를 살펴보는 테스트이다. RRMSE 테스트를 위한 계 산식은 다음과 같다.



∈∈



_{ }_{ }^

÷   × 

∈



_{ }

D: 검증 대상 일, D(n): 검증 대상 일 개수

T: 검증 대상 시간대, T(n): 검증 대상 시간대 개수 CBLd,t: d일 t시의 고객 기준 부하

Loadd,t: d일 t시의 소비 전력량

식에서 알 수 있듯이 CBL과 실제 계량된 소비 전력량의 편차가 작 을수록 RRMSE 값이 낮아지게 된다. 이는 해당 소비자의 소비 패턴이 규칙적이라는 의미로 해석할 수 있으며, 이 경우 신뢰성이 높다고 평 가할 수 있다. 미국 PJM의 경우 20%를 기준으로 그 이하이면 테스트 를 통과할 수 있으나 우리나라는 도입 초기임을 고려하여 30%를 기준 으로 하고 있다.

1. 2개 이상의 수요반응 자원에 중복하여 등록할 수 없다.

2. 긴급절전제도를 제외한 비상수급 수요조절제도와 중복하여 참여할 수 없다.

- 기존 주간예고와 긴급절전제도를 중복하여 참여한 방법과 동일하게 거래

시장의 의무감축용량과 긴급절전 약정용량을 동시에 이행할 수 있어야 함 3. 15분 단위의 소비전력량을 검침할 수 있는 과금용 전력량계가 설치되어

있어야 한다.

4. 5분 단위의 실시간 소비전력량을 검침할 수 있는 감시기기가 설치되어있어야 한다.

5. RRMSE 결과가 30% 이하이어야 한다. (등록 시 선택한 CBL 산정방식으로

산정)

<표 2-8> 수요반응 참여 고객 등록 기준

자료: 전력거래소(2014a).

[그림 2-8] 수요자원의 감축량 측정

출처: 산업통상자원부 보도자료, “‘아낀 전기’ 전력 시장에 팔 수 있다”(2014. 11. 3).

3. 수요자원 거래 시장의 운영 성과 분석

이번 절에서는 국내에 수요자원 거래 시장이 도입된 이후의 운영 성과를 살펴보고자 한다. 수요자원 시장이 개설된 지 1년도 채 되지 않은 시점이라 의미 있는 분석을 수행할 수 있을 정도의 자료가 생성 되지 않은 시점이긴 하지만, 현시점까지의 운영 실적 분석을 통해 수 요자원 시장의 성과를 간략하게 평가해 보고자 한다.

가. 경제성 DR 월별 낙찰 일수 및 낙찰 시간 추이

국내 수요자원 거래 시장 개설 후 월별 운영 현황은 다음과 같다.

수요자원 거래 시장은 2014년 11월 25일에 개설되어 2015년 1월 19 일을 기점으로 경제성 DR이 작동하기 시작하였다. 2015년 1월에는 3 일 동안 총 3시간의 수요자원이 낙찰되었고 2월에는 3일 동안 총 5시 간이 낙찰되어 사업 초기인 점을 참작하더라도 저조한 실적을 보였다.

3월부터는 수요자원 낙찰 일수 및 낙찰 시간이 큰 폭으로 증가하여 전체적으로는 낙찰 일수와 낙찰 시간 모두 증가하는 추세를 보였고, 다만 5월에는 수요자원 낙찰 일수 및 낙찰 시간이 4월에 비하여 약간 감소하였다. 경제성 DR 거래 시장 실제 운영 성과는 1월부터 5월까지 총 누적 61일에 작동하였으며, 시간으로는 총 412시간 동안 경제성 DR이 작동되었다.

아래 [그림 2-9]는 2015년도 1월부터 5월까지 경제성 DR 거래 시 장의 운영 실적을 요약하여 보여 주고 있다.

[그림 2-9] 월별 수요자원 낙찰 일수 및 낙찰 시간 추이

자료: 한국전력공사 내부 자료.

3월 이후 경제성 DR 거래 시장의 낙찰 일수 및 낙찰 시간이 증가

한 이유는 경제성 DR 입찰 하한가인 NBTP(Net Benefits Test Price) 산정 방식에 정산조정계수를 반영하지 않도록 시장 규칙을 변경하여

NBTP가 하락한 결과에 기인한다.¹⁰⁾ 반면, 5월 들어 경제성 DR 거래

시장의 낙찰 일수와 낙찰 시간이 약간 감소한 이유로는 예비력 증가 에 따른 SMP 인하 효과를 꼽을 수 있다.

즉, 전월과 비교해 볼 때 공급 능력은 1.7% 감소하였으나 최대 전

10) NBT(Net Benefits Test)란, “수요반응이 유발한 도매 시장의 가격 하락으로 발 생하는 판매 사업자의 이익이 수요자원에게 LMP로 보상하는 비용보다 크게 되 는 최소의 도매 시장 가격을 찾는 방법(장인의 공간, 2014, p.93)”을 말하며, 이 때 산정된 임계 가격을 NBTP(NBT Price)라고 한다. NBT의 이론적 근거 및 문 제점 등에 관한 내용은 다음 장에서 자세히 다루고자 한다.

력 수요가 3.8% 감소하여 공급예비력은 9.1%, 공급예비율은 2.6% 증 가하였다. 예비력 증가와 SMP 인하가 수요자원 활용도 하락과 직접 적인 상관관계를 가진 것은 아니다.

다만, 예비력이 높을 때는 예비력이 낮을 때보다 상대적으로 연료비 가 저렴한 발전기가 발전하여 SMP가 낮을 확률이 높고, 따라서 경제 성 DR 자원과 발전기가 경쟁한다는 측면에서 볼 때 예비력이 낮아

SMP가 높을 때보다는 경제성 DR 자원의 낙찰 가능성이 줄어들었다

고 판단할 수 있다.

전력공급능력 최대전력 수요 공급예비력 공급예비율

4월 7,963.5 6,658.2 1,305.3 19.6%

5월 7,830.7 6,406.9 1,423.8 22.2%

<표 2-9> 4/5월 전력수급현황

(단위: MWh)

자료: 전력통계시스템(epsis.kpx.or.kr).

나. 월별 경제성 DR 입찰량 및 낙찰량 추이

한편, 경제성 DR 거래 시장의 월별 입찰량과 낙찰량 추이는 월별 수요자원 낙찰 일수 및 낙찰 시간 추이와 유사한 형태를 보인다. [그 림 2-10]을 통해 알 수 있듯이, 1월과 2월에는 입찰량과 낙찰량이 적 었으나 3월부터는 증가하는 추세를 보이다가 5월에는 약간 준 것처럼 보이나, 실제 입찰량 대비 낙찰량인 낙찰률은 줄지 않아 수요자원 거 래 시장이 확대 운영되고 있음을 확인할 수 있다.

2015년 1월부터 5월까지 누적된 수요자원의 입찰량은 103,426MWh 였고 낙찰량은 49,153MWh로써 평균 약 48%의 낙찰률을 기록하고 있다.

[그림 2-10] 월별 입찰량 및 낙찰량 추이

자료: 한국전력공사 내부자료

다. 경제성 DR 거래량 수준

다음으로 수요자원 거래 시장을 통한 경제성 DR 자원의 낙찰량이 전체 전력 거래량에서 차지하는 비율을 살펴보면 다음과 같다. 1월은 사업 초기라 제외하였고, 2월부터 4월까지는 그 양이 급격히 증가하 였으며, 5월에는 4월에 비해 약간 감소한 형태를 보였다.

[그림 2-11]에서 보는 바와 같이 전력 거래량에서 수요자원 낙찰량 이 차지하는 비율이 아직 높지는 않지만(약 0.5에서 0.7% 수준), 피크 시간대 SMP를 줄이는 것이 경제성 DR의 주목적이므로, 그러한 면에 비추어 볼 때 충분한 역할을 하는 것으로 판단된다.

2월 경제성 DR 거래량은 57MWh 수준에서 4월과 5월 각각

26,716MWh와 19,559MWh 수준까지 증가하여, 월 총전력 거래량

(4개월 평균 40,190,000MWh)에서 경제성 DR이 차지하는 비율이 2월

0.0001%에서 4월과 5월 각각 0.0681%와 0.0509%로 증가하였음을 알 수 있다.

[그림 2-11] 전력 월 거래량 및 수요자원 낙찰량 추이

자료: 한국전력공사 내부 자료.

라. NBTP 및 SMP 추이

다음으로 NBTP 및 SMP 추이를 보면 2014년 12월 이후 NBTP와

SMP는 모두 감소하고 있는 형태를 보이고 있다. 구체적으로 보면 2

월에는 전년 동월 대비 2.4% 하락에 그쳤으나 5월은 전년 동월 대비 23.8%의 큰 폭으로 하락하였다.

SMP 하락은 기저 발전 증대와 연료비 하락에 기인한 것으로 간주 되며, 여기에서는 이에 대한 자세한 분석은 생략하기로 한다. NBTP가 지속해서 감소한 요인은 크게 두 가지로 나누어 볼 수 있는데, 첫째로

는 SMP 하락으로 NBTP도 동시에 하락하였으며, 둘째로는 정산조정 계수 제외를 통한 NBTP 산정 방식의 변화에 기인한다.

[그림 2-12] NBTP 및 SMP 추이

자료: 한국전력공사 내부자료.

NBTP가 감소한 첫째 요인인 SMP 하락은 기저 발전 증대와 LNG

가격의 하락에 있다. 우리나라 전력 산업은 연료의 수입 의존도가 높 아 국제 에너지 시장 환경 변화에 큰 영향을 받는데, 일 년 새 국제 유가와 가스 가격이 상당 수준으로 하락하였다. 우리나라 전력 시장은 LNG 발전기가 SMP의 상당 시간을 결정하기 때문에 LNG 가격의 하 락은 공급 곡선을 변화시켜 SMP 및 NBTP의 하락으로 연결되게 된다. 기저 설비의 신규 진입도 NBTP를 하락시키는 데 기여하는 한 요인 이 될 수 있겠지만, 우리나라 전력 시장은 연료원 간 연료비 차이가 크고 피크 설비에 해당하는 공급 곡선 구간에 대해 Curve fitting을 통 해 NBTP를 산정하기 때문에 LNG 가격의 변화가 NBTP에 더 큰 영 향을 미친다.

둘째, 수요자원의 순편익가격(NBTP) 산정기준을 개정하였기 때문 이다. 즉, 2014년 11월 수요반응 거래 시장이 개설된 후 2015년 1월 이 되어서야 첫 경제성 DR 거래가 성사되었고 그마저도 적은 양에 불과하여 시장 활성화를 위해 NBTP 산정 시 보정 계수를 제외하기로 하였다.¹¹⁾

보정 계수는 석탄, 원자력 등 발전원에 따라 다르게 적용하는 가격 조정률로써 발전 자회사들을 대상으로만 적용되며 전력을 거래할 때 기준 가격보다 저렴하게 구매하기 위해 적용하는 일종의 할인 지수이 다. 보정 계수가 낮아질수록 한전이 발전 자회사들에게 지급하는 전력 구매 비용이 줄어들게 되는 장점이 있지만, 수요자원 거래 시장에서 보정 계수가 적용되면 시장 가격의 하락이 판매 사업자의 이익과 직 결되지 않으며 NBTP가 높아지는 문제점이 있었다.

NBTP는 수요반응이 유발한 도매 시장의 가격 하락으로 발생하는 판매 사업자의 이익이 수요 자원에게 시장 가격으로 보상하는 비용보 다 커지는 최소의 도매 시장 가격으로 사회적 순 편익이 발생하는 최 소 금액이자 수요 반응 자원을 보유한 수요 관리 사업자가 전력 시장 에 입찰할 수 있는 최소 가격이다. 따라서 NBTP의 상승이 경제성

DR의 활성화를 막는 장애물로써 작동되었지만 NBTP 산정 시 보정

계수를 제외함으로써 NBTP가 하락해 경제성 DR이 활성화될 수 있는 기반이 되었다.

11) 전력거래소(2015)의 “비용평가 세부운영규정” 중 수요반응자원의 순편익가격 산 정 기준에 대해 기술하고 있는 제19장을 살펴보면, 순편익가격을 산정하기 위 한 절차를 “추정된 공급곡선에서 거래 월의 순편익가격을 산정한다.”라고 명시 하여, 정산조정계수에 대한 언급을 삭제하였다 (2015.3.1. 개정).

마. 경제성 DR 거래 시장 운영에 따른 소매 부문 영향

경제성 DR은 전력의 도매 시장에서 이뤄지는 거래이다. 경제성 DR 자원의 도매 시장 거래를 통해 도매 시장 거래 가격을 인하하고 이를 통해 전기 소비자의 이익을 도모하는 것이 경제성 DR의 주요 정책 목표이다.

따라서 도매 시장에서 거래되는 경제성 DR에 의해 소매 시장 전기 소비자에게 이익이 발생하는지 따져 볼 필요가 있다.

이런 관점에서 본 연구에서는 도매 시장 경제성 DR 운영 결과가 소매 시장 단일 판매 사업자인 한전의 재무 영향에 미치는 수준을 살 펴봄으로써 이를 관찰하고자 한다. 이에 대한 자세한 분석은 뒤에서 더 자세히 다루기로 하고 여기에서는 간략하게 재무 영향 결과만을 살펴보기로 한다.

경제성 DR 거래 시장 운영에 따른 소매 부문(한전의 판매 부문) 재 무영향을 분석해 보면 다음과 같다. 시장 분석 모형을 활용하여 수요 자원 입찰 시행 전과 후를 비교해 구입비 증감액, 판매 증감액, 영업 이익 증감액 그리고 SMP 증감을 산출하는데, 구입비 증감액에는 발 전 자회사와 발전 민간사의 정산금과 수요자원의 정산금이 포함되어 있고, 판매 증감액에서 구입비 증감액을 제외한 결과를 영업이익 증감 액으로 표시하였다.

분석 결과, 경제성 DR 거래 시장 운영을 통해 1월에는 SMP를 평 균 0.05원/kWh 감소시켰으며 구입비를 2.6억 원 감소시켜 판매 감소 액을 고려한 영업이익에 미치는 효과는 약 +2.6억 원이었다. 2월에는 평균 SMP를 감소시키지 못했지만, 시간당 22백만 원의 구입비 감소 효과를 보여 판매 감소액을 고려하여도 약 +1.1억 원의 이익을 얻었다.

3월에는 그 효과가 더욱 증대되어 평균 SMP를 0.09원/kWh 감소시켰 으며 11억 원만큼 전력 구매 비용이 감소하여 총 약 +9억 원의 이익 이 증가하였다.

[그림 2-13] 수요자원 거래 시장 운영에 따른 소매 부문 재무영향 분석

출처: 비공개자료¹²⁾

바. 수요관리사업자 등록 현황

2014년 11월 시장 개설 당시 11개사였던 수요 관�