월간전기



[나침반]재생에너지 발전량 예측제도 도입

2020-10-01

재생에너지 발전량 예측제도 도입 전력계통 운영 효율, 신사업 확산에도 기여할 것 팬데믹의 여파로 글로벌 전체의 전력 생산량은 줄었지만, 태양광과 풍력 등 재생에너지 발전 비중은 꾸준히 상승하고 있다. 한국 역시 계통에서 재생에너지의 비율이 증가해 왔으며, 한국판 뉴딜 정책과 맞물려 그 비중의 더욱 높아질 것으로 전망된다. 문제는 재생에너지의 출력 변동성과 불확실성이다. 이에 대응하기 위해 발전량의 계측과 예측의 중요성이 날로 커지고 있다. 이에 따라 계량이 되지 않는 자원을 시장으로 유인하고 중개사업자에 재생에너지 출력을 예측하는 역할을 부여하기 위해 ‘예측제고 정산금 제도’등이 논의돼 왔다. 정리 강창대 기자 자료 산업통상자원부, 한국에너지공단 산업통상자원부와 한국전력거래소는 재생에너지 확대에 따른 출력 변동성 대응을 위해 재생에너지 발전량 예측제도를 도입한다고 밝혔다. 재생에너지 발전량 예측제도(이하 예측제도)란 20 ㎿ 이상 태양광 및 풍력 발전사업자 등이 재생에너지 발전량을 하루 전에 미리 예측하여 제출하고, 당일 날 일정 오차율 이내로 이를 이행할 경우 정산금을 지급하는 제도이다. 오차율 8% 이하, 정산금은 3~4원/㎾h 예측제도의 참여 대상은 ① 20 ㎿ 이상 태양광 및 풍력발전사업자 또는 ② 1 ㎿ 이하 태양광 및 풍력을 20 ㎿ 이상 모집한 집합전력자원 운영자(소규모 전력중개사업자)이다. 예측제도에 참여하기 위해서는 참여 사업자 예측능력의 신뢰성 담보를 위해 등록시험에 통과해야 한다. 등록시험의 통과기준은 1개월 동안 평균 예측오차율 10% 이하여야 한다. 정산기준은 예측오차율이 8% 이하인 경우 태양광 및 풍력 발전량에 3~4원/㎾h 정산금을 지급한다. 예측오차율은 전력시장 운영기관인 전력거래소의 중앙예측 오차율이 약 8%인 점을 감안해 정한 것이다. 그리고 정산금의 수준은 ‘재생에너지 예측정확도 증가에 따른 계통편익 연구’의 결과 (ETRI 주관, 건국대 수행)에 따랐다. 산업부와 전력거래소는 예측제도 도입을 위해 올 3월에 열린 ‘소규모 전력중개사업자 대상 설명회’와 8월에 개최된 ‘예측제도 전문가 간담회’등 업계, 이해관계자 의견수렴 및 전문가 간담회 등을 거친 후 전기위원회 심의(9.18일) 등을 통해 전력시장운영규칙 개정안을 확정했다고 설명했다. 재생에너지 설비규모가 확대됨에 따라 안정적 계통 운영을 위한 정확한 재생에너지 발전량 예측의 중요성이 점차 커지고 있는데, 국제에너지기구(IEA)도 개별 태양광·풍력 발전기의 예측발전량 확보를 권고한바 있다.[표 2]. 예측제도가 안착될 경우, 재생에너지 발전량 예측능력을 제고함으로써 재생에너지 변동성으로 인하여 발전기를 추가로 기동 및 정지하거나 증·감발 하는 비용을 절감하는 등 보다 효율적인 전력계통 운영이 이루어질 것으로 예상된다. 더 나아가, 발전량 예측을 위한 ▲기상정보의 수집·처리·활용, ▲사물인터넷 기술을 통한 실시간 정보 취득, ▲전기저장장치 등을 활용한 발전량 제어 등 새로운 사업모델 확산에도 기여할 것으로 전망되고 있다. 해외 주요국가에서는 이미 풍력발전량 예측오차에 대한 인센티브·패널티 제도(영국), 재생발전량 입찰제도(독일), 재생발전량 자체 예측기술 평가제도(호주) 등 이와 유사한 제도를 시행 중이다. 금번 전력시장운영규칙 개정으로 제도도입을 위한 기반을 마련했으며, 산업부와 전력거래소는 10월 중에 사업자 설명회 및 실증시험(2020년 11월부터), 전력거래소의 관련 전산시스템을 구축 등을 거쳐 내년 상반기부터 예측제도를 본격 시행할 예정이다. 아울러, 예측제도는 재생에너지를 일반발전기와 같이 전력시장 및 전력계통에서 활용할 수 있도록 하기 위한 재생에너지 발전량 입찰제도의 시범 모델이 될 전망이다. 예측제도 도입 후 운영성과를 감안하여 재생에너지 발전량 입찰제도 도입방안을 검토할 예정이다. 예측정확도 편익과 정산단가 올해 3월에 전력거래소가 개최했던 ‘전력중개사업자 대상 온라인 간담회’에서 소개된 중개사업자에게 지급할 수 있는 보상의 산출 방식을 정리하면 다음과 같다. 재생에너지 발전량이 예상과 크게 다를 경우, 계통 운영에 있어 상당한 추가적 비용이 발생한다. 따라서 정확한 예측은 비용을 절감할 수 있고, 이에 따른 보상이 가능하다. 이때의 보상은 예측 오차가 존재하는 경우의 발전 비용과 예측 오차가 존재하지 않는 경우의 발전비용을 각각 산출하여 비교함으로써 비용 절감분을 구하여 산정할 수 있다. 이를 위해 전력거래소는 용역을 실시해했고, 이날 발표된 사례는 태양광에 한정하여 시뮬레이션한 결과였다. 그리고 이 같은 시뮬레이션은 1년 전체 기간에 수행하기에는 현실적인 조건과 시간적 제약 때문에 계절별로 1주일씩 총 4주일에 대해 진행됐다. 한국은 거래일 하루 전에 예측 수요와 입찰한 발전기 공급가능용량을 바탕으로 최적화된 발전 계획을 수립하고, 거래 당일에 이 계획을 참조하여 실시간으로 급전운영을 한다. 만약, 거래일 하루 전에 거래 당일의 태양광 발전량을 정확하게 예측할 수 있다면, 실시간 급전시 예상치 못한 태양광발전량의 변동이 없다는 것을 의미하고, 비용을 최소화해 수립한 전일의 발전 계획대로 운영하게 된다. 또한, 이는 임기응변적 발전기 추가 기동이나 정지 그리고 계획과 다른 발전기별 증발(Ramp Up) 또는 감발(Ramp down)이 없기 때문에 추가비용이 발생하지 않는 것을 의미한다. 이와 반대로 그림에서 ‘케이스2’와 같이 거래일 하루 전의 태양광 예측 발전량이 당일의 실제 발전량과 차이가 존재하는 경우, 거래 당일에 실시간 급전에 추가 기동 및 정지 또는, 증감발이 발생한다. 만약, 태양광 발전량을 과대 예측을 하였다면, 오차로 인한 공급부족량이 발생하여 빨리 계통연결이 가능한 가스터빈 등의 전원을 기동함으로써 당초 최적화한 발전계획과는 달리 비용이 증가하는 이벤트가 발생한다. 반대로, 태양광 발전량을 과소 예측을 하였다면 오차로 인한 공급 과다량이 발생하게 되고, 이미 기동하여 계통에 연결되어 있는 발전기를 갑자기 정지하는 일 등이 생길 수 있습니다. 이 경우 또한 필요 없는 발전기를 기동, 운전 및 정지하는 것이기에 추가적인 비용이 발생한다. 이는 태양광 과대 예측처럼 거래 전일의 발전계획 수립 시 산정되었던 비용보다 더 큰 비용을 유발하게 된다. 따라서 ‘케이스 1번’과 ‘케이스 2번’을 비교하면 추가적인 유발 비용을 산정할 수 있으며, 예측정확도 제고로 추가적인 유발 비용을 줄일 수 있으므로 그만큼의 편익을 계통 운영에 기여한다고 볼 수 있다. 즉, ‘케이스 2번’의 발전 비용에서 ‘케이스 1번’의 발전비용을 뺀 값이 예측제고로 인한 총 편익이고, 예측제고에 대한 보상의 근거인 셈이다. 그리고 총 편익을 태양광 발전량으로 나누어 단가화한 것이 예측제고를 위한 정산단가이다. 이처럼 예측제고 정산금 단가는 계통운영 비용절감 편익을 고려하여 가이드라인이 마련돼 온 것으로 보인다. 지급조건의 경우 계통에 유요한 영향을 주는 정도를 감안하여 일정 이상의 이용률을 넘는 시간대를 대상으로 하며, 해당 시간대에 대해서 각 중개사업자가 제출한 예측량과 실제 발전량을 통해 산정되는 오차율이 기준 오차율 이하인 경우에 정산금을 지급하도록 했다. 지급 조건이 만족되면 시간대별로 발전량과 정산금 단가를 곱한 금액을 합산하여 정산금이 지급된다. 그리고 제출하는 데이터에 정확성이 일정 수준 이상 보장되어야 하기 때문에 일정기간 테스트를 통과한 중개사업자만 지급대상 풀(pool)에 편입된다. 당시 전력거래소는 정산금 단가를 계통운영상의 비용 절감에 대한 총 편익을 발전량으로 나눈 값인 ‘3원/㎾h’정도로 잠정적으로 산정했었으나 이번 정부의 발표에서는 정산금은 3~4원/㎾h 수준으로 발표됐다. 다음으로 오차율 기준은, 당시 전력거래소는 오차량(실제발전량-예측량)을 설비용량으로 나눈 값을 오차율 기준으로 정했다. 정산금은 전력거래소 태양광 예측의 연평균 오차율인 8% 이하인 경우에 지급하게 된다. 테스트를 통과해 지급대상 풀에 편입한 경우에는 전력거래소의 태양광 예측 연평균 오차율인 8%보다 1.2배 수준인 10%로 정했다(2020년 3월 당시). 테스트의 경우, 최초 편입하고 2개월의 테스트를 거쳐서 10% 오차율 이하인 경우에 정산금 지급대상 풀에 편입하게 되고, 편입한 사업자라도 예측 오차율이 테스트 통과 기준이었던 10%를 넘는 경우, 다시 지급 풀에서 탈락하여 다시 테스트를 받아야 한다. 다만, 다시 테스트를 받을 때에는 사업자의 기존 예측능력을 일정부분 감안하여 2개월이 아닌 1개월의 테스트 기간을 적용 받는다. 그리고 이용률 기준은 개통에 영향을 주는 주요 태양광발전 시간을 고려하여 10%로 정했다(2020년 3월 당시). 한편, 예측 오차가 클 경우 패널티가 발생할 수 있다. 외국의 경우, 예측에 대한 인센티브보다는 패널티가 추가되고 있지만, 우리나라 여건을 감안하여 예측오차율이 기준보다 큰 경우에도 직접적인 패널티는 없도록 할 방침이라고 한다. 다만, 정산금 지급 기준 오차율인 8%에 미달하는 경우에는 정산금이 지급되지 않고 또, 1개월 평균 오차율이 테스트 통과 기준 오차율인 10% 초과 하는 경우에는 정산금 지급 풀에서 제외되어 다시 테스트를 통과해야 정산금 지급 대상이 될 수 있는 간접적인 패널티를 적용할 예정이다. 예측치 제출은 실제 거래일 전일 10시(발전기 초기입찰 마감 시점 고려) 와 17시(20시 운영발전계획 재수립 고려)에 2회에 걸쳐 제출한다. 실제 발전량이 개량된 후에 각각 제출한 회차별, 시간대별 예측 오차율을 평균하여 그 값이 기준 오차율인 8% 이하일 경우 정산금을 지급 받게 된다. 이상으로 올해 3월에 전력거래소가 개최했던 ‘전력중개사업자 대상 온라인 간담회’에서 발표된 내용을 정리해 보았다. 어디까지나 재생에너지 발전량 예측제도와 관련해 논의된 내용을 복기해 이해를 돕기 위해 다시 정리한 것일 뿐, 변동 사항이 발생할 수 있다는 점을 감안해야 한다. 계통운영의 비용 측면에서의 편익 분석(출처: 2020년 사업자 대상‘예측제고 정산금 제도 간담회’, 전력거래소)예측제도의 프로세스(출처: 2020년 사업자 대상‘예측제고 정산금 제도 간담회’, 전력거래소) < Energy News >