1. 연구의 필요성 및 목적

■ 연구의 필요성

○ 무탄소 전원과 전력 수요의 지리적 불일치는 송전망 확대를 요구되나, 송전설비는 밀양 송전탑 사건 이후 주민수용성이 급격히 낮아지고, 한전의 재무적 위기로 송전망 투자 여력이 악화되면서 확대가 쉽지 않음.

○ 이로 인해 동해안과 수도권을 연결하는 송전망 건설이 지연되면서 동해안 발전설비들이 제대로 가동이 되지 못하고 있음.

- 현재 동해안-수도권 송전용량은 11GW 수준인 반면 동해안의 발전용량은 원자력과 석탄화력을 포함해서 16GW이기 때문에 5GW가량의 발전설비가 가동되지 못하고 있음.

- 이 설비들은 2020년 이후에 지어진 최신 설비로 뛰어난 효율과 환경설비를 갖추었지만 운영이 되지 못하면서 상당한 사회적 비용이 발생되고 있음.

○ 이러한 전력수급 구조를 개선하기 위해서는 도매시장 가격을 지역별로 차등하는 지역별 한계가격(LMP)과 도매시장 가격에 할증 형태로 인센티브를 지급하는 할증조정제도(Feed-in Premium, FiP) 도입을 모색할 필요가 있음.

- LMP는 도매시장 가격에 송전망 용량 제약에 따른 한계비용과 송전망 손실에따른 한계비용을 더한 가격임.

- FiP제도에서는 재생에너지 발전사업자는 의무적으로 전력도매시장 거래에 참여하며, 프리미엄은 전력시장가격에 할증된 형태로 지급됨.

- FiP와 LMP가 결합되면, 재생에너지 발전사업자에게 입지 신호 제공이 가능하고 향후 지역별 제약 발생이 예상되므로 해당 장소 및 시간대에 ESS 운영 등의 요인이 강화될 것으로 예상됨.

■ 연구의 목적

○ 전력수급 안정화를 위한 LMP와 FIP 효과 및 도입방안을 제시하고자 함.

- 국내 전력계통을 반영한 LMP 및 FIP 분석 모델 구축 및 효과를 분석함.

- 국내 LMP와 FIP 제도 도입을 위한 정책방향을 제시함.

2. 연구내용 및 주요 분석 결과

■ 해외 사례

○ LMP 이론적 배경

- 지역의 전력 수요 증가로 발생하는 전력 계통의 혼잡과 손실을 고려하여 설정된 지역별 도매가격으로 정의함.

- 국내 계통의 계통한계가격(SMP)은 발전 자원의 변동비만을 고려하여 모든 지역에서 동일하게 적용, LMP는 지역별 차이가 존재함.

- 통상적으로 LMP는 nodal pricing과 zonal pricing으로 구분됨.

○ 미국 LMP 도입 사례

- 미국 전력시장 구조: 7개의 독립기관(ISO/RTO)이 각 관할 지역의 계통과 전력시장 운영

- PJM: 1998년 실시간시장에 nodal pricing 도입, 시장지배력 행사 및 가격변동 리스크 완화 조치 시행

- MISO: 2005년 하루전시장에 nodal pricing 도입, 2012년 E-LMP 도입

- ERCOT: 2002년 zonal pricing 도입 후 내부 송전혼잡 심화로 nodal pricing으로 전환

- CAISO: 1998년 zonal pricing 도입 후 nodal pricing으로 전환

○ EU 및 호주

- EU: 스웨덴, 노르웨이, 이탈리아에서는 송전제약을 고려해 하나의 국가에 여러 구역이 존재하여 지역별 가격 신호 제공

- 호주: 국가전력시장(NEM)에서 5개의 zone과 6개의 연계선로로 zonal pricing 운영, 지역별 가격은 기준 모선에서 결정

○ FiP 개념과 국가별 사례

- FiP는 재생에너지 발전사업자가 전력시장 판매가격에 프리미엄을 더한 가격으로 정산하는 제도임.

- 독일: 2014년부터 100kW 이상의 발전소는 직접판매와 FiP 의무화

- 영국: RO 중단 후 CfD로 전환, 차액 정산 방식 채택

- 일본: 2011년 FiT 도입, 2020년 FiP로 전환

○ 음의 가격 발생 시 대응 방식

- 독일: 하루 전 시장가격이 음수일 경우 프리미엄 미지급. 계약 연장

- 영국: 도매 전력 가격이 연속 6시간 이상 음수일 때 차액 미지급

- 일본: 0의 가격 발생 시 프리미엄 미지급. 다른 시간대에 보상

■ LMP 분석결과

○ 지역 효과 분석에서 2024년 기준 3개 지역으로 구분하였을 경우 수도권과 비수도권의 LMP격차는 약 19.5원/kWh로 나타남.

- 6개 지역으로 구분하였을 경우 수도권과 기타 비수도권(제주 제외)의 LMP 격차는 14.4원~54.7원/kWh 수준인 것으로 분석함.

○ 재생에너지 효과 분석에서 2030년 평균 LMP는 약 111.4원/kWh으로 해당기간 재생발전 1GW 보급당 약 0.162원/kWh의 LMP가 하락하는 것으로 분석됨.

- 2036년은 약 104.5원/kWh으로 해당기간 재생발전 1GW당 약 0.201원/kWh이 하락하는 것으로 분석함.

- 재생발전 보급이 계통수용의 임계점을 넘어가면 출력제한 확대로 0원인 LMP시간이 증가해서 빠르게 LMP가 하락하는 것으로 관찰됨.

- LMP 하락 폭은 현재와 같은 재생발전 입지선택이 지속될 경우 호남과 제주에서 두드러질 것으로 전망된다. 또한 수도권과의 LMP격차는 재생발전 보급수준이 높아질수록 더 커지는 것으로 보임.

■ LMP+FiP 결합효과

○ 전통적(Conventional) CfD(시나리오 b1~b3)는 지역 신호 및 시간 신호가 제공되지 않음을 실증적으로 확인됨.

- 이는 재생에너지 계약 방식의 설계에 따라 LMP 도입에도 불구하고 지역 신호가 제공되지 않을 수 있다는 것을 의미함.

- 재생에너지 입찰제도에 의한 시간 신호도 제공되지 않을 수 있으므로 LMP와 재생에너지 입찰제도로 대표되는 전력 시장제도 개편과 CfD-경매의 도입으로 대표되는 재생에너지 시장제도 개편 간의 연계성에 유의할 필요성이 존재함.

○ CfD는 FiP에 비해 동등, 혹은 낮은 수익성을 제공하는데 이는 참조가격이 행사가격 보다 높은 경우에 환수를 적용하는지 여부에 따른 차이임.

- 만약 CfD로 재생에너지 계약 방식을 설정하게 된다면 FiP 대비 CfD의 수익성이 상대적으로 낮다는 점을 경쟁입찰 상한가격 설정 시 고려할 필요가 있으며, 다만, CfD의 이러한 특성은 FiP에 비해 전기소비자의 비용 절감에는 더 기여할 수 있음.

○ 원별로 살펴보면 전반적으로 풍력에 비해 태양광에 대해 지역 신호와 시간 신호가 더 잘 작동할 수 있는 것으로 나타남.

- 이는 태양광 확대로 인한 전력 순수요 패턴의 변화 및 이로 인한 LMP 패턴 변화로 인한 것으로 유추할 수 있지만, 태양광은 시간 신호 도입 시 전반적으로 수익성이 하락하는데, 이는 태양광 발전 패턴이 LMP와 역의 상관관계에 있기 때문이므로, 제도 개편 시 이러한 전반적인 수익성 하락에 대해서는 보상 방안에 대한 검토가 필요할 것으로 보임.

- 풍력의 경우 지역 신호가 큰 반면, 시간 신호는 효과가 크지 않은 것으로 분석되어 지역 신호 위주로 계약 방식을 설계하여 운영하는 것이 효과적일 것으로 보임.

- 한편, 계절 가중평균과 연간 가중평균 시간 신호의 크기는 태양광, 풍력 모두에서 크지 않은 것으로 나타남.

○ 지역별로는 제주지역의 경우 수도권과 비수도권에 비해 지역 신호와 시간 신호가 상대적으로 큰 것으로 나타났음. 이는 제주 지역의 높은 LMP 변동성 때문으로 판단됨.

3. 결론 및 정책 시사점

■ 결론 및 시사점

○ 지역별 한계가격을 기반으로 한 지역가격신호는 재생발전 입지 선정에 유의미한 영향을 미칠 수 있을 것으로 판단됨.

- 본 연구는 2024년 기준 수도권과 비수도권의 SMP격차는 약 20원/kWh수준, 더 세분화 된 수도권과 비수도권지역의 LMP 격차는 약 14원~55원/kWh 수준임을 보였음.

- 이는 태양광 발전의 ’23년 선정 입찰상한가인 153.5원/kWh 기준 약 9%~36%에 이르는 비중임.

- 이근대·임덕오(2023)에 따르면 2023년 1MW급 태양광 발전의 국내 LCOE는 약 135원/kWh로 추정되며, 이 수치를 반영하면 선정입찰시장에 참여하는 1MW 규모의 태양광발전 사업자의 마진은 약 18.5원/kWh가 됨.

- 본 연구에서 추정된 지역별 LMP 격차는 사업자 마진 대비 77%~296% 수준으로 사업자의 수익에 매우 큰 영향을 미치게 되므로 이는 재생발전 사업자의 입지를 현재 송전망이 포화된 영동, 호남지역에서 수도권으로 유도할만한 경제적 유인을 제공할 수 있는 것으로 판단됨.

○ 마지막으로, LMP와 FiP 결합 시 고려해야 할 점은 지역 입지 및 시간 가격 신호와 재생에너지 발전사업자의 수익성 제공 여부임.

- 본 연구의 결과인 전통적(Conventional) CfD 방식은 두 신호가 제공되지않는 반면에, 지역 계절 또는 지역 연간 가중평균 LMP 방식은 두 신호가 제공됨을 고려하여 향후 재생에너지 지원제도를 설계 시 이를 고려할 수 있음.

- 이와 같이 고려해야 할 점은 원별 차별적인 효과가 존재한다는 점임. 태양광의 경우 지역 및 가격 신호를 발생할 수 있으나, 풍력의 경우는 지역 신호는 존재하나 가격 신호가 크지 않다는 점을 고려하여 계약 제도에 있어서 상이한 설계가 필요할 수 있음.

요약 ⅶ

제1장 서론 1

1. 연구 배경 및 목적 1

2. 연구 내용 5

제2장 해외사례 7

1. LMP 이론적 배경 7

1.1. 지역별 한계가격제 정의 및 유형 7

1.2. 지역별 한계가격제 구성 요소 및 산정 방식 8

1.3. 지역별 한계가격제의 이론적 구조 10

2. LMP 도입국가 사례 12

2.1. 미국 12

2.2. EU 18

2.3. 호주 19

3. FiP와 CfD의 이론적 배경 21

3.1. FiP 개념과 장단점 21

3.2. 진화된(Smarter) FiP 및 CfD 24

3.3. 척도 CfD (Yardstick CfD) 29

4. FiP/CfD 도입국가 사례 32

4.1. 독일 32

4.2. 영국 33

4.3. 일본 34

4.4. 음의 가격 발생 시 대응 방식 비교 35

제3장 LMP 분석 37

1. 연구 모형 37

2. 연구 데이터 38

2.1. 지역별 전원 구성 38

2.2. 열량 단가 40

2.3. 발전기 가동률 41

2.4. 지역별 재생발전 패턴 43

2.5. 지역별 잉여 무탄소 용량 및 송전 용량 46

3. 분석 시나리오 49

4. LMP 추정치 분석 51

4.1. 원자력 효과 및 SMP back testing 51

4.2. 지역 효과 54

4.3. 재생발전 효과 56

4.4. LMP 변동성 분석 60

제4장 LMP+FiP 가격 신호 분석 61

1. 참조가격 시나리오 설정 61

2. 시나리오별 참조가격 및 발전 패턴 65

2.1. 참조가격 65

2.2. 태양광, 풍력 발전 패턴 67

3. FiP 프리미엄 및 CfD 차액 분석 69

3.1. 태양광 69

3.2. 풍력 71

4. 보상 분석 72

4.1. 태양광 73

4.2. 풍력 76

제5장 결론 79

1. 요약 및 결론 79

참고문헌 85

부록 91