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기본

연구

보고

서 1

9-1

5

기본연구보고서 19-15

| 안재균·김남일 |

공급형 가상발전소(VPP)

활성화 방안 연구:

소규모전력중개시장 활용을 중심으로

공급

형 가

상발

전소

(VPP) 활

성화

방안

연구

: 소규

모전

력중

개시

장 활

용을

중심

으로

참여연구진

연구책임자 : 연 구 위 원 안재균

선임연구위원 김남일

연구참여자 : 연 구 위 원 이승문

연 구 위 원 정성삼

전 문 원 이민찬

외부참여자 : 부산대학교 이철용

부산대학교 김부권

한국능률협회컨설팅 허 진

㈜GRI 리서치 소진원

요약 i

<요 약>

1. 연구의 필요성 및 목적

□ 연구의 배경 및 필요성

⦁최근 에너지 전환 정책에 따라 소규모 태양광 사업자가 증가하고

있는 추세임.

- 1MW 이하의 소규모 태양광 발전의 용량은 2012년 약 197MW에서

2017년 4,367MW로 약 22배 증가하여 연평균 증가율 85.8%를

기록하였음.

[그림 A-1] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년)

자료: 한국에너지공단 신·재생에너지센터 통계자료(https://www.knrec.or.kr/pds/statistics.aspx)

ii

⦁이러한 소규모 태양광 발전은 계통운영자가 정확한 발전량을 알

수 없으므로(가시성 악화) 급전계획에 차질을 발생하여 관련 비용

(연료비, 기동비, 보조서비스)이 증가할 수 있으며, 변동적인 발전

특성으로 인해 전압 및 주파수 유지에 부정적인 영향을 주어 전력

품질이 떨어지는 문제가 발생할 수 있음.

⦁이러한 문제점을 해결하기 위해 소규모 태양광 발전소를 통합하여

발전량의 예측능력 강화(불확실성 해소), 전압제어, 예비력 제공

기능을 제공하는 공급형 가상발전소(Virtual Power Plant, VPP)의

필요성이 강조되고 있음.

⦁정부는 가상발전소 육성을 위한 첫 단계로 소규모전력중개시장

제도를 2019년 2월부터 운영을 시작하였으나 2019년 9월 기준으로

실제 운영 중인 중개사업자 수는 5개에 불과하며, 실제 거래 되는

용량은 11.1MW 수준으로 활성화되지 못하고 있는 설정임.

□ 연구의 목적

⦁본 연구의 목적은 소규모전력중개시장 제도의 개선방향을 모색

하여 공급형 가상발전소의 활성화 방안을 제시하는 것임.

- 주요 선진국의 전력중개시장을 통한 가상발전소 지원정책 조사를

통해 국내 정책적 시사점 도출

- 소규모 태양광 발전사업자를 대상으로 선택실험법을 적용하여

정책 시나리오별 효과 분석

- 정량 분석 결과를 토대로 공급형 가상발전소 활성화를 위한 제도

개선안 제시

요약 iii

2. 가상발전소(VPP) 유형

□ 공급형 VPP

⦁공급형 VPP는 소규모 신재생에너지 발전과 에너지저장장치 등

분산형 에너지 자원(Distributed Energy Resources, DER)을 정보

통신기술을 이용해 통합하여 하나의 발전소처럼 관리하는 시스템

을 의미

⦁공급형 VPP는 분산형 에너지 자원의 출력을 제어가 가능하여

안정적인 전력계통 운영에 기여

[그림 A-2] 공급형 VPP

출처: Frost & Sullivan(2017, p.9)

□ 수요형 VPP

⦁수요형 VPP는 전력 피크 시 에너지효율시스템 및 소프트웨어로

중앙집중형 전원의 전력 사용을 줄이는 기능을 제공

⦁소비자의 전기요금 절감과 피크 시간 대 도매전력 구입비용을

절감하는 효과가 있어 수요형 VPP는 DR 제도가 발달한 나라에

적합

iv

[그림 A-3] 수요형 VPP

출처: Frost & Sullivan(2017, p.9)

□ 융합형 VPP

⦁융합형 VPP는 공급형 VPP와 수요형 VPP를 융합하여 전력망에

분산형 에너지 자원을 통해 전기를 공급하고 수요자원을 효율적

으로 운영

⦁공급 및 수요반의 VPP 장점이외의 전력 수급 균형 서비스 제공

으로 전력 계통 안정화에 기여

[그림 A-4] 융합형 VPP

출처: Frost & Sullivan(2017, p.9)

요약 v

□ 공급형 VPP의 필요성과 활성화 방안

⦁공급형 VPP는 소규모 태양광 발전소의 확대에 대비하여 안정적인

전력계통 운영을 위한 효과적인 수단임.

⦁따라서 공급형 VPP를 활성화할 필요가 있으며 이를 위한 제도는

소규모 전력중개시장임.

- 소규모 전력중개시장은 중개사업자가 소규모의 분산형전원을 모아

전력도매시장에 거래하는 사업으로 독일, 호주, 미국 등의 해외

주요국에서 운영하고 있는 제도임.

- 소규모 전력중개사업자가 VPP 기능을 발휘하기 위해서는 하루

전 시장에서 발전량 입찰의 정확도를 높여 태양광 발전의 예측

불확실성 감소, 중장기적으로는 출력제어 및 ESS 활용으로

변동성 제어 기능으로 변동성을 완화하는 역할 담당 필요

3. 국내외 소규모 전력중개시장 제도

□ 독일의 중개사업자 지원 제도

⦁2014년 재생에너지법(Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) 개정을

통해 신재생에너지에 대한 정부지원을 축소하고 시장 중심의

인센티브 매커니즘으로 전환

- 재생에너지 발전사업자(500kW 이상)가 전력도매시장에서 직접

참여하여 상호 경쟁함으로써 보다 효율적인 재생에너지의 운영·

관리를 수행하도록 유인

- 중개사업자는 소규모 재생에너지의 전력도매시장 참여에 필요한

행정절차를 대신하여 거래비용을 절감

vi

구분 2012 2013 2014 2015 ~ 비고

풍력, 태양광(원격제어 불가능) 1.200 0.650 0.450 0.300

2015년 4월부터

폐지풍력, 태양광

(원격제어 가능) 0.750 0.600 0.400

바이오가스, 수력 등

0.300 0.275 0.250 0.200

<표 A-1> 전원별 Management Premium 추이

(단위: Cent/kWh)

자료: Netztransparenz 홈페이지(https://www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte, 최종접속일 2019.6.25.), Next-Kreftwerke 홈페이지(https://www.next-kraftwerke.de/wissen/managementpraemie, 최종접속일 2019.6.25.)

- 소규모 제생에너지 모집 및 중개시장 형성 촉진을 위해 계통운영

자는 재생에너지 발전사업자에게 Management premium을 제공

- Management premium 제도는 2015년부터 태양광 및 풍력발전

대상으로 원격조정이 가능 설비에만 지급하므로 이는 실질적으로

중개사업자 지원 제도로 볼 수 있음.

□ 호주의 SGA 제도

⦁호주는 중개사업자가 30MW 미만의 소형발전기를 모집하여

집합된 자원에서 생산한 전기를 전력도매시장에 판매하는 소규모

전력 중개사업자 제도(Small Generation Aggregator, SGA)제도를

신설

- SGA는 전력시장에 참여하고자 하는 소규모 발전기의 거래비용

을 감소시키기 때문에, 소형 발전기의 전력도매시장의 진입장벽

완화

- 또한 SGA 제도 도입으로 최대 부하 발전기를 소규모 발전기로

요약 vii

대체함으로써 단기적으로는 도매시장 가격의 급격한 증가를

방지하고 장기적으로는 신규 발전소 건설을 회피

[그림 A-5] SGA 제도하의 거래구조

출처: AEMC(2012, p.5)

- 호주의 전력도매시장은 설비투자비용을 에너지가격으로 회수하는

에너지단일시장으로 가격 스파이크를 허용하는데 이는 중개사업자가

전력도매시장 진출로 수익을 낼 수 있어 SGA 제도가 활성화가 될

수 있는 요인으로 작용

□ 미국 캘리포니아 DERP 및 SC 제도

⦁캘리포니아 계통운영자가 소매시장에 참여하는 분산형 에너지자

원을 직접적으로 관리 및 운영할 경우 과도한 비용 및 계통 내

발생할 수 있는 혼란을 방지하기 위해 DERP(Distributed Energy

Resource Provider)와 SC(Scheduling Coordinator) 제도 시행

viii

- DERP는 분산형 에너지자원을 모집·계량·정산을 일원화하여 운영

하며 개별 자원의 용량 및 운영특성 등을 전력시장 운영자와 공유

- SC는 분산형에너지자원을 제어하여 실제 시장에 참여할 수 있도록,

전력시장에 대한 입찰을 실시하고 계량데이터를 검증관리

[그림 A-6] DERP 및 SC제도 개념도

출처: 한전경제경영연구원(2017, p.9)

⦁DERP 및 SC 확산에 있어서 아래와 같은 세 가지 장애요인이 존재

- (첫 번째 요인) DERP가 전력도매 시장 참여시 여전히 다양한

규제가 존재함.

- (두 번째 요인) DERP 프로그램 참여시 이익이 충분하지 못하며,

특히 분산형에너지자원 모집 수가 작을 경우 이익 실현 가능성이

더욱 낮아짐.

- (세 번째 요인) 서비스 제공을 위해 계량시스템 구축이 필수로

요구되지만 기술적으로 어려운 수준임.

요약 ix

□ 국내 소규모 전력중개시장 현황

⦁정부는 2018년 12월에 전기사업법 및 시행령 개정을 완료하고,

소규모 전력중개사업 제도를 도입하였으며 2019년 2월부터 본격적

으로 운영 중

- (소규모 전력중개사업 정의) 1MW 이하의 소규모 전력자원에서

생산·저장한 전기를 중개사업자가 모아 전력시장에서 거래하는

사업

- (소규모 전력자원 구성) 1MW이하의 신재생에너지, 에너지저장

장치(ESS), 전기자동차(규모 제한없음)

- (중개사업자 업무) 중개사업자는 모집된 소규모 자원에서 생산

또는 저장된 전력을 모아서 거래하며 신재생에너지 공급인증서

(REC)의 거래대행 및 설비 유지보수 등의 서비스를 제공

[그림 A-7] 소규모 전력중개사업 개요

출처: 산업통상자원부(2018c, p.3)

x

- (중개시장 운영 현황) 실제로 운영 중인 중개사업자 수는 5개에

불과하며, 등록용량은 24.4MW로 이 중 현재 거래가 되는 용량은

11.1MW 수준임.

□ 국내 소규모 전력중개시장 활성화의 장애요인

⦁소규모 전력중개시장이 활성화 되지 못하고 있는 주요 원인은 소

규모 발전사업자의 거래유형 중 한전 PPA이 방식이 월등히 용이

하기 때문

구분 전력시장 판매(전력거래소) 한전 직접 판매(PPA)

대상· 1,000kW 초과 발전설비(의무)· 1,000kW 이하 발전설비 중 시장 참여 희망 설비(선택)

· 1,000kW 이하 발전설비 중 한전 판매 희망 설비

보급현황(1MW이하)

· 2,396기(4.9%)· 1,077.8MW(15.2%)

· 46,123기(95.1%)· 5,990.4MW(84.8%)

SMP 가격· 시간대별 SMP(PPA 대비 연간

20~30만원 수입↑) · 월평균 SMP (가중평균치)

등록비· 20,000kW 이하: 없음· 20,000kW 초과: 10만 원

· 해당 없음

연회비· 20,000kW 이하: 없음· 20~50MW: 120만 원

· 해당 없음

검침 · 시간대별 자동 검침 · 월별 수동 검침

통신 · 통신비 부담 · 해당없음

기타 · 6회 청구 및 결재

<표 A-2> 전력거래 방법 비교

출처: 보급현황 자료는 한국전력거래소 전력통계시스템(http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/), 전력시장 판매 사항은 한국전력거래소(2016), 한전 직접 판매는 한국전력(2015)을 참조하여 저자 작성

요약 xi

- 전력거래소를 통한 전력시장 판매방법은 한전 PPA에 비해 계량기 비

용이 높고, 정산 절차가 복잡하며, 연간 전력판매수입의 큰 차이가

없으며(20~30만원 높음).

- 현행 장기고정계약 정산방식에 따르면 전력거래의 수입이 증가

하면 총 정산금은 감소하거나 동일하므로 전력시장 판매에서 한

전 PPA로 변경할 유인이 발생함.

- 이에 따라 한전 PPA는 2019년 10월 기준으로 전체 1MW 기수

중에 약 95%, 용량 기준으로는 약 85%로 절대 다수를 차지

[그림 A-8] 용량별 태양광 발전기 용량(’19년 10월 기준)

자료: 한국전력거래소 전력통계시스템(http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/)

xii

4. 정량분석 결과

□ 소규모 태양광사업자의 효용분석

⦁본 연구에서는 선택실험법을 채택하여 소규모 태양광발전사업자를

대상으로 설문조사를 바탕으로 전력판매 방법에 대한 선호를 분

석하고 중개사업자의 활성화 정책 효과를 도출

- 소규모 태양광사업자 206명을 대상으로 설문조사를 실시, 속성

변수로는 판매단가, 계량기 비용, 거래 용이성, O&M 서비스, 수익

안정성을 채택하고 다중로짓모형으로 계수를 추정

변수 계수 표준오차 t-값

상수항(c) -15.188 1.229 -12.356***

O&M 서비스(OM) 0.365 0.091 3.999***

거래간편성

매우간편(CON1) 0.609 0.140 4.336***

간편(CON2) 1.262 0.136 9.268***

보통(CON3) 0.322 0.143 2.245**

수익안정성(SF) 0.530 0.100 5.281***

전력판매단가(PR) 0.158 0.014 11.029***

계량기설치비(ME) -0.004 0.000 -8.182***

<표 A-3> 추정결과

주) **: 5% 수준에서 유의함. ***: 1% 수준에서 유의함. 출처: 저자 작성

요약 xiii

- 양의 계수는 거래가 간편하고, 수익이 안정적이며, 판매단가가

높고, 계량기 비용이 낮을수록 효용이 높아짐을 나타냄.

- 거래 간편성 계수의 크기를 비교할 때, “간편”의 계수(0.882)가

“매우 간편”(0.418)보다 높은데 이는 REC 장기고정계약에 대한

효용이 보다 큰 것으로 해석함.

- 이는 소규모 태양광사업자의 전력선택방법의 주요 영향요인은

REC 장기고정계약 가능여부라 할 수 있음.

□ 소규모 태양광사업자의 전력판매방법 모의

⦁추정결과를 바탕으로 현행 CBP 제도를 전제하는 시나리오를

아래와 같이 구성하여 소규모 태양광사업자가 중개사업자를 선택할

확률을 모의

- 시나리오-1에서 예측정산금은 현재 논의되고 있는 사안으로,

하루전 시장에서 시간대별 태양광 발전량 입찰의 정확도를 높일

경우 추가 정산금을 지급하는 인센티브 제도

구분 내용

BAU 중개수수료(5원/kWh)

시나리오-1 중개수수료(5원/kWh), 중개사업자 O&M 서비스 제공, 예측정산금(5원/kWh), 계량기 비용 인하(350만원→50만원)

시나리오-2 시나리오1과 동일, REC 장기고정계약 허용으로 수익안정성 확보

<표 A-4> 추정결과

출처: 저자 작성

xiv

- 시나리오-2에서 가정한 제도는 중개사업자의 REC 장기고정계약

허용으로, 이는 현행 제도에서 불가능한 것으로 해당 제도의 조

건부 허용을 전제하여 적용

- (BAU의 결과) 현행 상태의 중개사업자의 점유율은 3.3%에 그

쳐 현행 CBP 제도에서 추가적인 인센티브 없이는 중개사업자

활성화가 매우 어려울 것으로 전망

- (시나리오-1) 중개사업자의 점유율을 24.1%로 대폭 상승하는데

이는 현재 추진 중인 계량기 비용 절감, 예측정산금 제도 실현 시

중개사업자는 비교적 활성화가 가능할 것으로 예상

- (시나리오-2) 중개사업자의 REC 장기고정계약 입찰 허용으로

수익 안정성을 확보한다면 시장점유율은 35%로 증가할 것으로

전망

구분 PPA+장기고정 PPA 전력시장 중개사업자

BAU 57.4% 33.8% 5.5% 3.3%

시나리오-1 45.1% 26.5% 4.3% 24.1%

시나리오-2 38.6% 22.7% 3.7% 35.0%

<표 A-5> 시나리오별 전력판매방법 점유율 모의

출처: 저자 작성

요약 xv

5. 정책 제언

□ 해외사례 조사를 통한 정책시사점

⦁CAISO와 같이 예측의무가 존재하는 선진화된 하루전-실시간 전

력시장에서라도 반드시 중개사업자의 활성화를 보장하지는 못하

므로 독일의 Management Premium과 같이 중개사업자(원격제어

수행)를 지원하는 제도 도입이 필요

⦁호주의 성공적인 중개사업자 활성화 요인이 에너지단일시장에

따른 판매수입 보장임을 고려할 때, 국내 CBP 시장에서 효과적

인 수단으로 예측능력 제고와 같은 편익제공에 상응하는 인센티

브를 부여하여 추가 수입원을 제공하는 방법이 필요

□ 국내 정책 제안

⦁공급형 VPP 활성화를 위해서는 단기적으로 소규모 전력 중개시장

활성화가 요구되며, 구체적 수단으로는 계통기여에 따른 인센티

브 제공, 중개사업자의 REC 집합체 거래를 통한 수익 제고, 수

익 안정성 확보를 위한 중개사업자의 REC 장기고정계약 참여

허용, 효과적인 전력거래 유인을 제공하는 장기고정계약 정산방

법의 개선을 들 수 있음.

⦁중장기적인 공급형 VPP 활성화 방안으로는 도매전력시장에서

보조서비스 시장참여로 인한 추가 수익확보가 필요한데 이는 관련

기술의 개발, 송배전단과의 협력체계, 정산 등의 제도 구축이 요

구되므로 중장기적 계획 마련이 요구됨.

Abstract i

ABSTRACT

1. Research Background and Objective

Recent energy transition policies are driving an increase in the number

of small photovoltaic (PV) generators. The capacity of PV generation units

of 1 MW or less has recorded an annual growth rate of 85.8%, representing

a 22-fold increase from around 197 MW in 2012 to 4,367 MW in 2017.

However, it is difficult for system operators to accurately anticipate the

amount of power generated from such small-scale PV generation, and this

may disrupt dispatch schedules and result in an increase in cost. In addition,

the fluctuations inherent in power generated this way may negatively impact

the maintenance of voltage and frequency, and the quality of power. The

need for a Virtual Power Plant (VPP) is emerging as a way of resolving

these problems, as it would integrate small-scale PV plants and eliminate

uncertainty about the amount of power generated, control voltage, and

provide power reserves. To offer initial support for the use of VPPs, the

Korean government launched the distributed energy resource (DER) market

system in February 2019, but by September that same year, there were

only five transmission system operators (TSOs) and together they traded

only 11.1 MW.

The aim of this study is to identify ways to improve the DER market

system and propose a plan to promote VPPs. In more detail, the first goal

ii

is to present implications for domestic policy by conducting a study on

policies that support VPPs through the DER market. Second, this study

will apply the choice experiment method to small-scale PV operators and

analyze the impact of different policy scenarios. Third, this study will

propose ways to improve the current system to promote VPPs based on

results of quantitative analysis.

2. Details of Research

1) Cases in Other Countries

Major factors in the DER system that have a positive impact on the

promotion of VPPs include Germany’s Management Premium System and

Australia’s power market structure, where entering the power wholesale

market ensures greater profits. Since 2015, the Management Premium

System has paid a market premium to solar and PV generation units that

can be controlled remotely, which is a type of support for TSOs.

Australia’s wholesale power market is a single energy market where

capital investment expenditures are recovered through energy prices. It

allows for price spikes, which creates an environment for greater

profitability for small generators entering the wholesale market through

TSOs.

On the other hand, the DER market in California (USA) has not been

vibrant for the following three reasons: 1) There are too many regulations

for TSOs participating in the wholesale power market; 2) It is not profitable

enough for TSOs participating in programs, especially since the likelihood

Abstract iii

of profitability is lower when only a small number of distributed resources

are solicited; and 3) It is difficult to construct a metering system for the

provision of services.

2) The Situation in South Korea

South Korea has been running a DER system since February 2019, but

there are only five TSOs in operation. Their registered capacity is 24.4

MW but only 11.1 MW have actually been traded, providing evidence that

the system is not actively utilized. Referring to the abovementioned cases

overseas, the reasons for the poor vibrancy in Korea was found to be, when

contrasting with Germany, the lack of a system to provide actual support

to operators, and when contrasting with Australia, the differences in power

market system that lead to lower profits in a wholesale market. In particular,

the fact that KEPCO’s Power Purchase Agreement (PPA) method is a

remarkably useful transaction type for small power generators actually

serves as a huge obstacle in the promotion of VPPs. Upon closer

examination, the sale of electricity through the Korea Power Exchange under

the current system results in higher metering costs than under KEPCO’s

PPA. The settlement procedures are complicated, there is not much

difference in annual profit margin (only KRW 200,000 – KRW 300,000

higher), and there no incentive to maintain this sales method when entering

into a long-term fixed-price REC (Renewable Energy Certificate) contract.

iv

3) Quantitative Analysis

According to the results of quantitative analysis, owners of small PV

generators show a very strong preference for a sales method where

profitability is dependable, such as long-term fixed-price REC contracts.

This coincides with the results of a survey which directly asked TSOs for

the factors behind their choices. Based on the responses, we estimated the

probability of the owner of a small PV generator to choose a TSO under

the current CBP (Cost-based Bidding Pool) system and a real-time market

system of the future. Under the current CBP scenario, the BAU market

share of TSOs stood at only 3.3%, and it was judged that it would be

extremely difficult to promote further TSO participation without further

incentives. In contrast, if the lowering of metering costs currently being

planned and the estimates settlement system (Scenario-C1) are implemented,

the market share of TSOs is expected to increase significantly to 24.1%,

raising expectations that additional incentives will prove effective.

Furthermore, if TSOs are permitted to bid for long-term fixed-price REC

contracts (Scenario – C2) and can secure profitability, their market share

is forecasted to increase to 35%.

3. Policy Proposal

The policy implications from a study of cases overseas are as follows.

First, even advanced day-ahead real-time power markets (such as in

California) with an obligation to conduct estimates cannot ensure the

promotion of TSOs. Therefore, introducing a system to support TSOs

Abstract v

(remote control) such as Germany’s Management Premium is imperative.

Second, given that the factor for success in promoting TSOs in Australia

is the assurance of profit in a single energy market, an effective way to

promote TSOs in the Korean CBP market is to provide additional profit

generation opportunities to them such as by offering stronger estimation

capabilities and other incentives.

There are two policy proposals based on results of the quantitative

analysis. First, successful promotion of VPPs requires activation of the DER

market in the short term. This can be achieved by, more specifically, the

provision of incentives according to each TSO’s contribution to the power

system, improvement of profitability through TSOs’ REC aggregation

transactions, and permission for TSOs to participate in long-term fixed-price

REC contracts to ensure consistent profit. Second, as a means to promote

VPPs in the mid- to long term, additional profits can be secured by enabling

TSOs to participate not only in the wholesale market but also the auxiliary

service market. This calls for the establishment of a mid- to long term plan

as it requires the development of related technology, construction of a

cooperative system with electricity transmission and distribution networks,

and establishment of settlement and other systems.

차례 i

제목 차례

제1장 서 론 ··················································································· 1

1. 연구의 배경 및 필요성 ·································································· 1

2. 연구의 목적 및 차별성 ·································································· 5

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 ····································· 7

1. 가상발전소 유형 ·············································································· 7

2. 공급형 가상발전소 사업 모델 ····················································· 11

3. 가상발전소 사업 및 정책 전망 ··················································· 17

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 ·························· 19

1. 독일의 관련 제도 동향 및 주요 내용 ········································ 19

2. 호주 관련 제도의 동향 및 주요 내용 ········································ 26

3. 미국 관련 제도의 동향 및 주요 내용 ········································ 29

4. 국내 소규모 전력중개시장 및 관련 현황 ··································· 33

제4장 분석모형 및 결과 ······························································ 41

1. 모형 개요 ······················································································· 41

2. 설문 설계 ······················································································· 46

ii

3. 기초통계 분석 ··············································································· 49

4. 추정결과 및 시뮬레이션 ······························································· 65

제5장 결론 및 정책제안 ······························································ 73

1. 주요 연구결과 ············································································· 73

2. 공급형 가상발전소 활성화를 위한 기본방향 ····························· 76

3. REC 제도개선을 통한 공급형 가상발전소 활성화 방안 ·········· 78

부 록 ···························································································· 83

참고문헌 ······················································································· 95

차례 iii

표 차례

<표 2-1> VPP 유형별 장·단점 ·························································· 10

<표 2-2> 공급형 VPP 참여자 역할 ···················································· 12

<표 2-3> 공급형 가상발전소 사업 모델 ············································· 14

<표 2-4> Next Kraftwerke 가상발전소 사업 현황 ···························· 15

<표 3-1> FIT·FIP 제도 스케줄 ··························································· 20

<표 3-2> EEG상 Market Premium 지급구조 ···································· 23

<표 3-3> EEG상 Market Premium 지급조건 ···································· 24

<표 3-4> 전원별 Management Premium 추이 ··································· 25

<표 3-5> 분산에너지자원 모집기준 ···················································· 29

<표 3-6> 분산에너지자원 모집기준 ···················································· 31

<표 3-7> 소규모 전력중개시장 고도화 방안 ····································· 35

<표 3-8> 전력거래 방법 비교 ··························································· 36

<표 3-9> 전력거래 방법 비교 ··························································· 37

<표 4-1> 전력판매방법 속성 및 수준 ················································ 47

<표 4-2> 응답자 특성 ·········································································· 50

<표 4-3> 태양광 발전소 설치 장소 ···················································· 53

<표 4-4> 태양광 발전 전력 판매 방법 ·············································· 55

<표 4-5> Q&M 서비스 월평균 비용 ·················································· 57

<표 4-6> 태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부 ······················· 59

<표 4-7> 대출상품 조건 중 O&M업체의 지정 포함 여부 ······················ 60

<표 4-8> 대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부···················· 62

<표 4-9> 추정결과 ················································································ 66

iv

<표 4-10> 시나리오 구성 ····································································· 68

<표 4-11> 시나리오별 전력판매방법 점유율 시뮬레이션 ················· 70

<표 5-1> 전력시장운영규칙 중 REC 재판매 금지 관련 규정 ········· 79

<표 5-2> REC 징기고정계약 입찰 참여 관련 규정 ·························· 80

차례 v

그림 차례

[그림 1-1] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년) ···························· 1

[그림 1-2] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년) ···························· 2

[그림 2-1] 공급형 가상발전소 ······························································ 7

[그림 2-2] 수요형 가상발전소 ······························································· 8

[그림 2-3] 융합형 가상발전소 ······························································· 9

[그림 2-4] 공급형 가상발전소 개념도 ················································ 11

[그림 3-1] 독일 중개업자 수익구조 비교 ··········································· 21

[그림 3-2] SGA 제도하의 거래구조 ··················································· 27

[그림 3-3] DERP & SC제도 개념도 ·················································· 30

[그림 3-4] 소규모 전력중개사업 개요 ··············································· 33

[그림 3-5] 용량별 태양광 발전기 용량(’19년 10월 기준) ·············· 38

[그림 4-1] 태양광 발전소 소재지 ························································ 51

[그림 4-2] 태양광 발전소 용량 ···························································· 52

[그림 4-3] 태양광 발전소 설치 장소 ·················································· 53

[그림 4-4] 태양광 발전 전력 판매 방법 ············································· 54

[그림 4-5] O&M 서비스 월평균 비용 ················································ 57

[그림 4-6] 태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부 ··················· 58

[그림 4-7] 대출상품 조건 중 O&M 업체의 지정 포함 여부 ··········· 60

[그림 4-8] 대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부 ······· 62

[그림 4-9] 전력판매방법 변경요인 중요도 ······································· 63

[그림 4-10] 중개사업자 선택요인 중요도 ········································· 64

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 1

제1장 서 론

본 장에서는 소규모 태양광 발전소의 급격한 증가 현황과 공급형 가상발전소의

등장배경 및 필요성에 대해 설명하였다. 이어서 본 연구의 주요 목적을 기술하고

선형연구와의 차별점을 강조하였다.

1. 연구의 배경 및 필요성

정부는 에너지 전환 정책의 일환으로 2030년까지 총 발전량의 20%

를 재생에너지로 보급한다는 ‘재생에너지 3020’ 이행계획을 2017년

12월에 발표한 바 있다. 동 계획에 따르면, 2030년까지 총 63.8GW의

재생에너지 보급목표를 수립하였다.

[그림 1-1] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년)

출처: 산업통상자원부(2017a, p.2)

2

이 중 태양광이 36.5GW(57%)로 가장 많은 비중을 차지하고 그 다음

으로는 풍력 17.7GW(28%), 폐기물 3.8GW(6%), 바이오 3.3GW(5%)

순이다. 제8차 전력수급기본계획에 따르면 이러한 신재생에너지의 총

설비용량 비중은 2017년 9.7%에서 2030년 33.7%로 증가할 전망이다.

실제 보급통계를 살펴보면, 태양광 발전의 보급이 대폭 증가하고 있음을

알 수 있다. 신재생에너지 공급의무화제도(Renewable Portfolio Standard,

RPS)1)가 처음 도입된 2012년의 누적 보급량, 126.6MW에서 2017년

약 5,835MW로 증가하여 연평균 증가율이 약 81.6%를 기록하였다.

[그림 1-2] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년)

자료: 한국에너지공단 신·재생에너지센터 통계자료(https://www.knrec.or.kr/pds/statistics.aspx)

1) RPS는 일정 규모 이상(50만kW)의 발전사업자(공급의무자)에게 총 발전량의 일정 비율 이상을 신재생에너지로 공급토록 의무화한 제도를 말한다.

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 3

여기서 주목할 점은 1MW 이하의 소규모 태양광 발전의 비중이 높

고 보다 빠르게 증가한다는 것이다. 1MW 이하 소규모 태양광발전 용

량은 동년기간 연평균 증가율 85.8%를 기록하여 2017년 태양광 총 누

적용량에서 약 74.9%를 차지하는 반면에, 1MW 초과 태양광 용량은

동년기간 연평균 증가율은 71.8%, 2017년 비중 25.1%를 기록하였다.

이러한 소규모 태양광 발전은 온실가스 감축수단이자 미래 분산에너

지 시스템의 주요 구성원이나, 적은 용량으로 산재되어 있어 현재의

전력시장운영 제도에서 전력도매시장에 진출이 용이하지 않다. 이에

따라, 급전계획을 마련하는 전력계통 운영 담당기관인 한국전력거래소

가 정확한 태양광 발전량을 사전에 알 수 없으므로 실제 계통을 운영

하는 시점에서 하루 전에 마련하는 급전계획에 차질이 발생하여2) 비

용의 증가를 초래할 수 있다. 해당 비용은 최적 급전계획에 차질 발생

에 따른 연료비 및 기동비의 증가와 실제 급전계획과의 차이에 따른

추가적인 정산금3)이며, 장기적으로는 불활성 대비에 따른 예비력 추가

확보 비용을 들 수 있다. 또한 태양광 발전의 변동적인 특성으로 인해

전압 및 주파수에 영향을 주어 전력품질이 떨어지는 문제가 발생할 수

있다.

이러한 소규모 태양광 발전소 증가에 대비하기 위해 우리나라를 비

롯하여 해외 주요국에서는 가상발전소(Virtual Power Plant, VPP)에

대한 프로젝트가 시작되었고 중개사업자(Aggregator) 형태의 사업이

2) 이러한 태양광 발전량의 영향을 ‘가시성의 악화’로 일컫는다. 3) 해당 정산금은 하루 전 가격결정발전계획을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금인

제약발전 전력량 정산금(Constrained-on energy payment. CON)과 하루 전 가격결정발전계획에 포함되었으나, 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금인 제약비발전 전력량 정산금(Constrained-off energy payment, COFF)이다. 보다 자세한 내용은 안재균(2018)의 p.45를 참조하기 바람.

4

전개되고 있다. 여기서 가상발전소 중 공급형은 소규모 태양광 발전기

를 비롯하여 비상용 발전기, 에너지장치(Energy Storage System, ESS)

등의 다양한 분산형에너지자원(Distributed Energy Resources, DER)을

정보통신기술(Information and Communication Technology, ICT)로 운

영 및 제어하는 시스템으로 볼 수 있다.4)

우리나라는 이러한 가상발전소의 역할과 중요성을 인식하여 재생에

너지 3020계획에서 에너지 신산업 실증사업으로 가상발전소를 활용한

소규모 분산전원 전력중개 서비스 도입 추진을 명시한 바 있다. 또한

2019년 6월에 발표한 제3차 에너지기본계획에서는 분산형 에너지 공

급 시스템 확충을 위한 주요 과제로 태양광, ESS, V2G 등 다양한 소

규모 분산전원을 모아 가상발전소로 참여하는 전력중개시장 활성화를

선정하였고, 더불어 분산전원 제어관리 강화 대책으로 스마트그리드

시범도시에서 가상발전소(VPP) 계통연계 모델 검증을 제시한 바 있다.

이러한 정책을 실현하고자 정부는 가상발전소 육성을 위한 첫 단계로

소규모전력중개시장 제도를 2019년 2월부터 운영하고 있다. 그러나

동년 9월 기준으로 실제 운영 중인 중개사업자 수는 5개에 불과하며,

등록용량은 24.4MW로 이 중 거래 되는 용량은 11.1MW 수준으로 활

성화되지 못하고 있는 설정이다.5) 이에 따라 소규모전력중개시장 제도를

통해 공급형 가상발전소의 활성화의 주요 장애요인 파악과 현실적인

대책을 모색하는 연구가 필요한 시점이다.

4) 가상발전소의 정의 및 유형에 관한 상세한 설명은 다음 2장을 참고하기 바람.5) 에너지데일리(2019.10.11.). “소규모전력중개시장 활성화돼야”, http://www.energydaily.

co.kr/news/articleView.html?idxno=102840.

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 5

2. 연구의 목적 및 차별성

본 연구의 목적은 소규모전력중개시장 제도의 개선방향을 모색하여

공급형 가상발전소의 활성화 방안을 제시하는 데 있다. 이를 위한 세

부 목표는 다음과 같다. 첫째, 국내 소규모전력중개시장 현황 조사를

실시하고 현재 활성화되지 못하고 있는 원인을 분석한다. 또한 해외

주요국의 제도를 조사하여 국내 정책적 시사점을 도출한다. 둘째, 소규

모 태양광 발전사업자를 대상으로 선택실험법을 적용하여 전력판매방

법에 대한 효용을 추정하고 중개시장 활성화를 위한 정책 시나리오의

효과를 분석한다. 마지막으로, 해외 사례 조사와 선택실험법 결과를 토

대로 소규모전력중개시장을 통해 공급형 가상발전소를 활성화하기 위

한 제도 개선안을 제시토록 한다.

본 연구에 앞서 가상발전소의 필요성을 인식하고 전력시장 참여를

유도하는 제도적 조치6)와 가상발전소의 최적 운영방안을 분석하는 연

구7)가 있어 왔다. 하지만 이러한 연구는 가상발전소의 구성 대상인 태

양광 발전사업자가 선호하는 전력판매방법의 체계적인 파악이 연구범

위에 반영되지 않아 구체적인 정책수단을 제시할 수 없는 한계를 갖는

다. 이에 반해, 본 연구는 선택실험법을 채택하여 소규모 태양광발전사

업자가 어떠한 전력판매방법을 선호하는지, 그렇다면 어떠한 요인에

의해서 전력판매방법을 선택하는지를 정량적으로 분석하였다. 이를 토

대로 앞으로 논의되고 있는 중개사업자 활성화 대책에 대해 모의하고

공급형 가상발전소가 활성화될 수 있는 구체적 방안을 제시하였다는

6) 대표적인 연구로는 정구형 외(2015)의 “스마트그리드 하에서 가상발전소의 전력시장 참여를 위한 제도적 선결요건에 관한 제언”이 있다.

7) 주요 연구로는 김지희·서인용(2017)의, “가상발전소 (VPP) 사업자 관점에서의 분산자원 최적배분 기초 연구”를 들 수 있다.

6

점에서 선형연구와의 차별점을 지닌다.

본 연구의 목적을 달성하기 위한 보고서의 구성은 다음과 같다. 2장

에서는 가상발전소의 정의와 유형을 분석한다. 3장은 공급형 가상발전

소를 활성화기 위한 정책으로 국내외 소규모 전력중개시장 제도를 살

펴본다. 또한 국내 소규모 전력중개시장이 활성화되지 못하는 주요 원

인을 분석한다. 4장에서는 소규모 태양광 발전사업자를 대상으로 한

선택실험법을 실시하여 공급형 가상발전소의 활성화 요인을 분석한다.

마지막 5장에서는 연구결과를 종합하고 정책적 시사점을 도출한다.

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 7

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석

본 장에서는 가상발전소의 세 가지 유형(공급형, 수요형, 융합형)의 특성을

고찰하였다. 이 중 본 연구의 분석 대상인 공급형 가상발전소는 소규모 태양광

발전소의 확대에 따라 시장 효율성 제고와 안정적인 전력계통 운영을 위한

필수적인 수단이며, 해외 주요국에서는 이러한 공급형 가상발전소 활성화를 위해

중개사업자 제도를 운영하고 있다.

1. 가상발전소 유형

1.1. 가상발전소 유형 및 정의

Frost & Sullivan(2017)은 가상발전소를 공급형, 수요형, 융합형으로

3가지 종류로 구분하고 있다. 이하에서는 각각의 유형을 구분하여 설

명한다.

[그림 2-1] 공급형 가상발전소

출처: Frost & Sullivan(2017, p.09)

8

공급형 가상발전소는 안정적인 전력망 운영을 위해 모집된 분산에너

지자원(DER)의 모니터링 및 제어하여 전력시장에 맞춰 운영된다([그

림 2-1] 참조).8)

수요형 가상발전소는 수요반응자원과 내부 분산에너지자원의 모니

터링 및 통제한다. 수요반응자원에는 난방기구·환기구·에어컨(HVAC)

등이 있다([그림 2-2] 참조). 내부 분산에너지자원에는 수요자 보유의

ESS, 비상발전기 등이 있다. 이러한 수요형 가상발전소는 수요반응 자

원시장이 발달한 국가에서 활성화가 가능하다. 대표적인 사례로는 미

국의 Sunverge, ENERNOC을 들 수 있다.9)

[그림 2-2] 수요형 가상발전소

출처: Frost & Sullivan(2017, p.09)

융합형 가상발전소는 공급 및 수요형 가상발전소가 통합된 형태로

모집된 분산전원으로부터 전력을 공급하고 수요자원을 효율적으로 운

영한다([그림 2-3] 참조). 동 가상발전소는 전력 수급 측면을 모두 고

려하여 최적 시스템을 제공한다.

8) 공급형 가상발전소에 관한 상세한 설명은 제2절을 참조

9) 수요형 가상발전소의 보다 자세한 사례는 조영혁 외(2018)를 참조

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 9

[그림 2-3] 융합형 가상발전소

출처: Frost & Sullivan(2017, p.09)

대표적인 사업으로는 테슬러가 호주에서 추진하는 프로젝트를 들 수

있다. 테슬라는 남호주의 지원으로 5만 가구에 가정용 태양광, ESS,

스마트 미터로 이루어진 네트워크를 개발 중에 있다. 최종 단계에는

250MW650MWh의 규모로 이는 세계 최대 규모의 가상발전소가 될

전망이다.10)

1.2. 가상발전소 유형별 장·단점

가상발전소는 유형별로 장·단점을 정리하면 <표 2-1>과 같다. 공급

형 가상발전소는 분산에너지자원(DER)을 기존 망에 연계하는 것은 용

이한 편이나 공급 위주로 서비스를 할 수 밖에 없다. 이에 반해 수요형

가상발전소는 수요반응 자원시장에서 수익을 낼 수 있지만, 시스템 구

축에 많은 비용이 소요된다는 단점이 있다. 융합형 가상발전소는 전력

10) Government of South Australia 홈페이지(https://virtualpowerplant.sa.gov.au, 최종접속일: 2019년 7월 2일)

10

수요 및 공급 측면을 동시에 접근하여 안정적인 시스템적인 측면에서

가장 효과적이지만, 동 시스템 구축에 가장 많은 비용이 소요된다. 다

음 절에서는 본 연구의 분석대상인 공급형 가상발전소를 보다 상세히

다루도록 한다.

구분 공급형 가상발전소 수요형 가상발전소 융합형 가상발전소

장점

분산에너지자원의

계통연계 용이

수요형 VPP 보다

낮은 투자비

전력수요를 줄여

전력요금을 절감

수요반응 자원시장

참여

전력안정화에 가장

효과적

가장 많은 장점을

보유

단점

전력 공급 위주로

구성

신재생에너지의

간헐성

높은 투자비용

개인 정보(수요) 노출

가장 높은 투자비용

개인 정보(수요) 노출

사례

Next Kraftwerke, Siemens, Enbala Power Networks, ABB, LichBlick, VPP Energy

Sunverge, ENERNOC, Blue Pillar, Viridity Energy, Restore, KiWi Power, AutoGrid

AGL, Tesla, 간사이

전력 외(VPP 구축 실증

사업), Green Charge

<표 2-1> VPP 유형별 장·단점

출처: Frost & Sullivan(2017, p.59)의 내용을 참고하여 저자 작성

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 11

2. 공급형 가상발전소 사업 모델

2.1. 사업모델 개요 및 기대효과

공급형 가상발전소는 지붕태양광, 풍력, ESS, V2G 등의 분산에너지

자원을 모아 가상발전소를 구성한다. 가상발전소 사업자는 분산에너지

자원을 모아서 전력시장에 파는 전력중개자 역할을 한다. 따라서 분산

에너지자원이 많은 나라에 적합하다. 최근에는 신재생에너지를 전력망

에 공급하기 위해 재생에너지 시설이나 ESS를 ICT·IoT 기술로 통합

및 운영하는 기술이 접목 중이다.

[그림 2-4] 공급형 가상발전소 개념도

출처: Siemens AG(2012, p.4)를 참조하여 저자 작성

[그림 2-5]에서처럼 공급형 가상발전소는 소규모 신재생에너지 발전

과 에너지저장장치 등 분산에너지자원을 클라우드 기반 소프트웨어를

이용해 통합, 하나의 발전소처럼 관리하는 시스템을 의미하며 수요 변

12

화에 효과적으로 대응할 수 있다. 가상발전소 사업자는 전력도매시장

뿐만 아니라 전력수요자에게도 직접 전력을 공급할 수 있지만 공급형

가상발전소의 주요 소비자는 전력도매시장이다.

공급형 가상발전소에서 가상발전소 사업자가 중개사업자가 되며, 분

산에너지자원의 모집 및 제어를 통해 전력을 판매하게 된다. 분산에너

지자원 사업자는 가상발전소 사업자는 분산에너지자원을 가상발전소

사업자에게 팔 수 있도록 위탁하는 구조이다(<표 2-2> 참조)

구분 사업 참여자 별 역할

VPP사업자(중개사업자)

분산에너지자원 제어를 통해 전력도매시장 참여 또는 전력수요자에게 전력 판매, 판매 수익은 수수료 수익을

제외하고 분산에너지자원 사업자에게 지급

분산에너지자원 사업자 VPP 사업자에게 분산에너지자원 제어 위탁

시장 운영기관 발전 전력 구매 및 전력 망 안정을 위한 VPP제어 지시

<표 2-2> 공급형 VPP 참여자 역할

출처: 저자작성

2.2. 사업화 배경

EU, 특히 독일과 영국에서 공급형 가상발전소가 창출된 배경은 신재생

에너지의 도입확대에 따른 제도변경(FIT에서 FIP 또는 자가소비로)과

수급조정시장의 공급력 확보라는 2가지 요인이 사업화의 주요 배경이다

(산업통상자원부b, 2018).

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 13

EU는 신제쟁에너지 등 분산에너지자원의 직접거래를 통해 시장프리

미엄을 지급하여 안정적인 수익을 보장토록 하는 FIP 제도를 도입하였다.

FIP 제도는 주로 신재생에너지 발전설비 보급이 크게 진전된 국가들,

즉 독일, 영국, 핀란드, 이탈이아 등에서 적용하고 있다(산업통상자원부,

2018b).

수급조정시장의 공급력 확보를 위해서는 신재생에너지 보급에 따른

배전망의 안정도와 전력품질이 낮아지는 것을 해결하고 전반적으로 계

통운영 효율을 향상시킬 필요성이 커지고 있다. 또한 소규모 발전사업

자의 직접 시장 거래 확대에 따라 전력시장 참여를 유도하기 위한 분

산형 자원을 통합 운영 및 분산에너지자원 사업자의 안정적인 시장 거

래를 보장할 수 있는 기술 플랫폼의 필요성이 증가하고 있다.

2.3. 공급형 가상발전소 사업 모델

분산전원을 모아서 전력시장 및 전력 구매자에게 판매할 수 있도록

중개 서비스를 제공하는 공급형 가상발전소 사업 모델을 비즈니스 캔

버스 모델로 정리하면 <표 2-3>과 같다.

공급형 가상발전소는 전력중개를 통해 분산에너지자원의 통합, 전력

공급의 안정, 친환경 전원공급의 가치를 제공한다. 이런 가치를 제공하

기 위해서는 전력 공급 및 수요의 균형 유지, 분산에너지자원의 운영

및 관리, 다양한 분산에너지자원의 최적화, 출력 제어 등의 활동이 요

구되기 때문에 높은 수준의 기술력을 갖추어야 한다. 또한 전력중개

채널은 전력중개 플랫폼 및 중개시장 통합 플랫폼 구축을 구축하여 운

영이 필요하다.

14

구분 내용

가치제안 분산에너지자원 통합, 전력공급 안정, 친환경 전원공급

핵심활동

Energy balancing: 전력 공급, 수요의 균형 유지

Power balance monitoring: 일정한 출력의 모니터링

분산에너지자원의 설비관리, 운영, 전력 거래 등

다양한 형태전력 최적화

핵심자원 전력중개시스템

분산에너지자원 운영 시스템

채널 전력중개 운영 플랫폼: 전력중개, 정산/결재

중개시장 통합 플랫폼: 전력거래

고객관계 전력시장 참여

REC 시장 참여

고객분류

전력시장

RPS 공급의무자

(RPS 의무자와 REC 거래) 분산에너지자원 발전사업자

수익흐름

전력시장정산금

보조금

전력중개수수료

비용구조

전력중개 운영비 (인건비, 관리비) 전력중개 운영

프로그램 개발비

분산에너지자원 모니터링 및

제어관련 비용

<표 2-3> 공급형 가상발전소 사업 모델

출처: 저자작성

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 15

2.4. 공급형 가상발전소 사례: Next Kraftwerke(독일)11)

독일에서 Next Kraftwerke는 2009년에 설립되어 유럽 최대 규모 전

력중개사업자로 성장하였다. 주로 중소규모 분산에너지자원을 모집하

여 전력거래를 중개하는 전력중개사업자로 분산에너지자원, IoT 계량

기 및 소프트웨어를 결합하여 가상발전소 시스템을 구축하였다. 바이

오가스, 풍력, 태양광 등 분산에너지자원의 안정적 전력공급으로 기저

부하(출력이 항상 일정한 발전원) 역할을 인정받고 있다.

모집된 분산에너지자원은 7,660개 정도이며 전력용략은 6,883MW이

며 전력거래량은 11.5TWh로 7개 TSO에 중개전력을 공급하고 있다(<표

2-4> 참조).

항목 내용 항목 내용

분산 자원 수 7,660개 거래 전력량

11.5TWh

전력용량 6,883MW 서비스 제공 지역 7 개 지역 TSO

매출액3.8억 유로

(2017년)설립일자

2009년

<표 2-4> Next Kraftwerke 가상발전소 사업 현황

출처: Next Kraftwerke 홈페이지(https://www.next-kraftwerke.com, 최종접속일 2019년 6월 25일)를 참조하여 저자 작성

11) Next Kraftwerke 내용은 홈페이지(https://www.next-kraftwerke.com, 최종접속일 2019년 6월 25일) 및 방문조사를 바탕으로 작성

16

가상발전소는 기본적으로 IoT 기술로 분산에너지자원을 연결하여

제어함으로써 하나의 가상발전소의 형태로 전력거래 시장에 참여한다.

IoT 센서와 빅데이터 분석 기술의 발전으로 소규모 신재생, 수요자원,

프로슈머 등 전력시장에 참여 가능한 가상발전소 자원이 다양화되고

실시간 제어가 가능하다.

NEXTRA, NEMOCS 등 자체 운영시스템을 통한 분산에너지자원

거래시장 내 시장 참여자들의 직접 전력거래, 실시간 전력모니터링 및

원격 자동 제어가 가능하며, 데이터 전송장치 Next Box를 통해 분산

에너지자원 발전량 데이터를 일괄적으로 관리한다.

운영시스템 중 NEMOCOS(Control system)은 분산에너지자원과의

연결 및 원격 자동 제어 기능을 제공한다. 시장 및 기상정보에 따라 최

적화된 스케줄링 제공, 자원 운영 최적화를 한다. 전력 소비자에게 DR

기능도 제공 가능하며, 분산에너지자원 종류별, 소비자 그룹별, 지역별

정보를 제공, 전력시장의 가격 신호와 TSO의 네트워크 신호 , 전자동

제어, 이상 신호에 대한 알림 정보를 제공한다. 표준화된 인터페이스를

사용하여 다양한 분산에너지자원을 가상발전소에 연결, 원격으로 통제

한다. Next Box(분산에너지자원 발전 기록 및 제어하는 데이터 전송장

치)를 통해 분산에너지자원과 소비자를 연결한다. 현재 용량, 자원의

상태 등을 실시간으로 확인 할 수 있다. 가상발전소 내의 가용 가능한

생산량 또는 소비량을 정확하게 파악할 수 있다.

운영시스템 중 NEXTRA(전력거래포탈)은 소비자 및 공급자가 직접

전력거래를 가능하게 하는 운영시스템이다. 전력시장(Spot market)에

서 부족한 전력을 구입 또는 남는 전력을 판매하고, 거래 모니터링, 정

보분석 및 예측자료 제공, 시장조사정보 등을 제공한다. 소비자·공급자

그룹관리, 분산에너지자원 또는 수요자원에 대한 관리를 한다.

제2장 가상발전소 정의 및 사업현황 분석 17

3. 가상발전소 사업 및 정책 전망

본 보고서의 2장에서는 가상발전소의 세가지 유형과 등장배경을 살

펴보았다. 가상발전소 사업의 발전은 소규모 태양광 발전의 보급 정도,

지원정책, 전기요금 수준 등의 영향을 받는다. 현재 우리나라의 태양광

발전을 대상으로 하는 가상발전소 유형은 소규모 분산형전원을 모아

관리하는 공급형 가상발전소 사업모델이 적합할 것으로 판단된다. 현

재 전기소비자가 보유하고 있는 소규모 태양광의 발전단가는 전기요금

보다 높으므로 수요 감축 수단으로 활용하기에는 비경제적이며, 추가

적인 수요관리 기술이 요구되기 때문에 태양광 발전을 수요형 가상발

전소 모델의 구성요소로 활용하는 것은 아직 어려운 상황으로 판단된

다. 이러한 이유로 DR 시장이 성숙한 미국을 제외하고 유럽 주요 국

가에서 공급형 가상발전소가 상대적으로 빠른 확산을 할 수 있었던 것

으로 판단된다. 장기적으로는 에너지정책과 기술혁신으로 전력수급 측

면을 모두 고려하여 분산형 에너지자원의 최적운영을 하는 융합형 가

상발전소 사업모델이 점차 증가할 것으로 예상된다.

공급형 가상발전소는 복수의 분산형전원을 확보하여 안정적인 전력

공급을 위해 출력 제어 기능을 제공하는 것이 핵심이다. 이런 점에서

볼 때 소규모 분산형전원을 매집 또는 위탁 형태로 모아 전력도매시장

에 진출을 장려하는 중개시장 제도는 공급형 가상발전소 육성을 위한

최소한의 제도로 볼 수 있다. 중개시장을 통한 단계별 공급형 가상발

전소 활성화 전략은 다음과 같이 구분할 수 있다. 첫 단계는 중개시장

을 개설하여 보다 많은 분산형전원의 전력도매시장 참여를 유도하여

급전계획의 가시성을 제고한다. 최종 단계는 중장기적인 기술개발과

18

제도마련을 통해 출력 제어 기능을 수행할 수 있는 중개사업자에게 보

조서비스 시장진입을 허용하여 최종적으로 공급형 가상발전소 기능을

발휘한다.

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 19

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석

본 장에서는 우리나라를 비롯하여 독일, 호주, 미국 캘리포니아 주의 소규모

분산에너지자원 중개시장 제도를 분석하였다. 본 장의 전반부에서는 독일이

운영하고 있는 중개사업자 지원방안으로서의 Management premium 제도, 호주의

중개시장 활성화 요인, 미국 캘리포니아의 중개시장 활성화 장애요인을 살펴보았다.

본 장의 후반부에서는 우리나라의 소규모 전력중개시장 현황을 소개하고 현재

활성화되지 못하는 주요 원인을 분석하였다.

1. 독일의 관련 제도 동향 및 주요 내용

1.1. 신재생에너지 지원제도

독일의 신재생 지원제도는 과거에는 FIT(Feed in Tariff; 발전차액지

원제도) 제도를 중심으로 운영되었다. 하지만 이로 인해 비용 부담이

급격히 증가하게 되었다. 2000년에서 2009년까지 재생에너지의 발전

비중을 확대시키기 위해 소규모 태양광발전에 상당한 FIT 보조금을

지불하였고 2009년에서 2012년까지 태양광 발전비용이 급격히 감소하

는 상황에서 태양광의 비중을 증가시키기 위하여 보다 적극적인 보조

금 지원정책을 운영하였다. 이러한 보조금 비용의 증가부담을 해소하

기 위해 2014년 재생에너지법(Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) 개

정을 통해 신재생에너지에 대한 정부지원을 축소하고 에너지원별 보다

효율적인 분배를 목표로 하는 시장 중심의 인센티브 메커니즘으로 전

환하였다(산업통상자원부, 2016).

20

독일의 에너지믹스에서 친환경 전원의 비중을 법적으로 상향하고 신

재생에너지에 대한 FIT 기준보상가격을 낮추고 있다. 또한 일정 규모

이상의 신재생에너지전원은 도매시장에 직접 판매(Direct marketing)

하도록 하고 있다. 즉, FIT의 재무적 부담완화, 경쟁제고 및 효율적인

운영과 관리를 유도하기 위해 신재생에너지 발전사업자의 직접적인 전

력시장 참여하고 있는 것을 알 수 있다(산업통상자원부, 2017b).

<표 3-1>은 연도별 설비용량에 따라서 FIT 제도에서 FIP 제도로 변

경 내용을 나타낸다. FIT를 점차적으로 폐지하여 신재생에너지의 보급

증가에 따른 재무 부담을 완화함과 동시에 중개사업자를 육성할 수 있

는 기회로 작용할 것으로 보인다.

설비용량 2014.8 2015 2016 2017 비고

500kW이상

FIPFIP

경쟁입찰

(시범도입) FIPFIP

경쟁입찰

· FIT는 FIP도

선택 가능

· 매월 FIT 혹은 FIP로

변경가능

500kW까지

FIT FIT100kW까지

FIT FIT

<표 3-1> FIT·FIP 제도 스케줄

출처: 한국환경산업기술원(2017, p.7)

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 21

1.2. 중개사업자의 업무 범위 및 수익구조

독일의 신재생 관련 법률은 재생에너지법(EEG)에 규정되어 있다.

EEG에는 소규모 전력 중개사업자의 구체적인 업무 범위 및 내용에 대

하여 명문화 되어 있지는 않다. 다만 직접판매사업자에 대한 규정을

통해 중개사업자의 업무 범위 및 내용을 추론할 수 있다. 재생에너지

발전사업자가 중개사업자에게 위임하거나 전기를 인도할 경우, 중개사

업자는 직접 시장에 참여할 수 있다. 이 경우 중개사업자는 Market

premium 지급 요구권을 발전사업자로부터 양도받을 수 있으며 계통운

영자로부터 Management premium을 제공받는다(산업통상자원부, 2016).

[그림 3-1] 독일 중개업자 수익구조 비교

출처: Siemens AG(2012, p.7)를 참조하여 저자 작성

22

[그림 3-1]은 FIT와 FIP 제도의 수입구조를 비교하고 있다. FIP제도

에서는 중개사업자의 수입은 에너지 정산금(Electricity price), Market

premium, Management premium으로 구성된다. 에너지 정산금은 전력

도매시장에서의 전기를 직접 판매함에 따른 수입을 의미한다. FIP의

수입은 Market premium과 Management premium이 고정가격이기 때

문에 에너지 정산금에 따라서 FIT제도 보다 크거나 적을 수 있다.

1.3. Market premium 및 Management premium

2012년 제생에너지법(EEG) 개정으로 Market premium 제도가 도입

되었다. 동 제도는 전력시장의 ‘가격신호’가 신재생에너지 사업자에게

도 전달토록 하며, 동 사업자를 전력시장으로 통합하기 위해 도입된

것으로 ‘고정된 공급보상’ 제도를 대체하는 정책이라 할 수 있다(산업

통상자원부, 2016).

<표 3-2>는 Market premium 지급조건을 나타낸다. Market premium

은 ‘FIT 기준가격 – 도매가격 + Management premium’으로 결정된다.

FIT 기준가격은 ‘거래시점 해당 신규전원에 적용되는 FIT 가격’으로

결정되며 Market premium은 매월 전원 별, 설비용량 별로 결정된다.

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 23

구분 내용

EEG 2014제34조

발전사업자는 재생에너지 또는 갱내가스로부터 산출된 전

기와 관련하여 계통운영자에게 Market premium을 요구할

수 있음

EEG 2014제19조 1항 1호,

제34조

전기에 대한 시장 수요가 높아 정부의 지원금 이상으로 전

력시장 가격이 책정되는 경우, 높은 시장가격으로 전력을

판매할 수 있도록 함으로써 재생에너지 발전사업자는 기존

발전차액지원제도를 통해 받을 수 있는 금액과 시장가격

판매금의 차이를 Market premium으로 보상받음

EEG 2014제24조

Market premium은 FIT에서 EPEX SOPT의 해당 신재생 에

너지 평균가격을 차감하여 계산한 가격으로 정함

Market premium 규정은 기존의 발전차액지원제도로 전기소

비자의 부담이 증가하자, 재생에너지 발전사업자에게 인센

티브를 지급하여 자신이 생산한 전력을 스스로 판매하도록

함으로써 능동적으로 전력시장에 참여하도록 유도하고 있음

<표 3-2> EEG상 Market Premium 지급구조

출처: 산업통상자원부(2016, p94)

Market premium은 일정 조건이 되는 발전사업자 또는 중개사업자에

게 지급이 된다. <표 3-3>은 EEG가 명시한 조건을 나타내고 있다.

24

구분 내용

EEG 2017제20조 1항

발전사업자 또는 중개사업자가 전기를 직접 판매

전력은 원격으로 제어 가능한 시스템에서 생성

EEG 2017제20조 2항

실제 공급 가능한 전력량을 예측할 수 있어야 함

전력을 공급할 수 있는 전원들을 원격으로 제어할 수 있어

야 함

계통운영자의 전력공급 요구에 따라 전력을 제공할 수 있어야 함

EEG 2017제14조 2항

발전사업자 또는 중개사업자는 하루 전까지 그 다음일 이후

전력공급의 예상시간, 공급량 및 기간이 예측되는 즉시 알

려야 함

EEG 2017제20조 3항

전력 유통시스템 호환 및 안전한 원격 제어 기술이 구비되어

야 함

<표 3-3> EEG상 Market Premium 지급조건

출처: EEG(2017, p.19, 21, 22)을 참조하여 저자 작성

또한, 계통운영자는 재생에너지 발전사업자에게 Management premium을

제공한다. Management premium은 중개사업자가 신재생에너지 발전사

업자로부터 위임을 받아 도매시장에서 판매할 경우에 지급될 수 있다.

재생에너지 발전이 기존 망에 연계됨에 따라 계통 안정성을 유지하

는 수단으로 재생에너지 사업자 또는 위임받은 중개사업자는 ‘전력공

급의 가격 및 기간의 예측’ 의무를 지닌다(산업통상자원부, 2016). 이

러한 전력거래로 인해 재생에너지 발전사업자 또는 중개사업자는 전력

거래 및 수요예측 실패에 대한 손실이 발생한다. 따라서 Management

premium은 이러한 수요예측 실패 및 전력거래 비용과 전력도매시장

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 25

참여에 소요되는 행정비용에 대한 보상으로 볼 수 있다(산업통상자원부,

2016).

<표 3-4>는 발전원별 Management premium 추이를 나타낸다. 2012

년 이후 Management premium이 하락추세를 보이고 있으며, 2015년 4

월부터는 원격으로 제어가 불가능한 풍력 및 태양광은 Management

premium을 받을 수 없게 되었다.

전원별 Management premium 차이가 발생하는 것은 발전원별 예측

력 차이를 반영하기 때문이다. 풍력 및 태양광은 기상 조건에 따라 출

력이 결정되기 때문에 예측이 어려운 반면에 바이오가스, 수력발전은

예측이 상대적으로 어렵지 않은 편이다.

구분 2012 2013 2014 2015 ~ 비고

풍력, 태양광(원격제어 불가능) 1.200 0.650 0.450 0.300

2015년 4월부터 폐지

풍력, 태양광(원격제어 가능) 0.750 0.600 0.400

바이오가스, 수력 등

0.300 0.275 0.250 0.200

<표 3-4> 전원별 Management Premium 추이

자료: Netztransparenz 홈페이지(https://www.netztransparenz.de/EEG/Marktpraemie/Marktwerte, 최종접속일 2019.6.25.), Next-Kreftwerke 홈페이지(https://www.next-kraftwerke.de/wissen/managementpraemie, 최종접속일 2019.6.25.)

26

2. 호주 관련 제도의 동향 및 주요 내용

2.1. 전력시장 및 관련 제도 동향

남호주 주(州)에서 대규모 정전이 2016년 9월에 발생하였다. 2016년

이후 전력수급 상황이 악화되면서, 각 주(州)의 평균도매가격이 2016

년 12월 기준 약 $30~50/MWh에서 2017년 4월 $100/MWh 이상으로

크게 증가하였다. 이러한 정전사태 발생 등 전력수급 불안정 문제가

발생함에 따라 호주 정부는 ‘국가에너지 보장(National Energy

Guarantee, NEG)’ 제도를 마련 중에 있다. 국가 에너지 보장(NEG)은

전력수급 안정성 제고와 기후변화 대응을 위한 국가 계획이라고 할 수

있다(에너지경제연구원, 2018).

또한 소규모 신재생에너지계획(Small-scale Renewable Energy Scheme,

SRES)을 시행하고 있다. 동 계획은 전력공급회사와 대향 전력수용가가

소비전력의 10%를 가정용 및 기업용 옥외태양광의 발전량으로 충당해

야 한다. 동 발전전력은 ‘소규모기술인증서(Small-scale Technology

Certificate, STC)’ 형태로 구매한다. 전력소매가격 인상(2017.7월)으로

부담을 느낀 전력수용가들이 태양광 발전설비의 구축을 확대하고 있으며,

전력소매가격 인상과 태양광발전설비 가격인하로 투자비회수기간이

크게 단축되어 태양광발전이 점차 증가할 전망이다(에너지경제연구원,

2018).

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 27

2.2. SGA(Small Generation Aggregator)제도

호주는 소규모 분산에너지자원의 원활한 전력시장 진입과 적극적인

능동적 참여를 도모하고 효과적인 전력시장에서 활용을 위해 소규모

발전사업자(Small Generation Aggregator, SGA) 제도를 도입하였다.

SGA 제도에서는 30MW 미만의 소형발전기를 모집하여 집합된 자원

을 전력시장에 판매하고 있다. 소규모전력중개 활성화를 위해 분산에

너지자원 발전사업자에게는 발전기 등록의무가 면제되는 등 절차를 간

소화하여 부담완화하고 중개사업자에게는 온실가스 배출규제 면제 등

혜택을 준다. SGA는 소규모 분산에너지자원 모집을 통하여 거래 효율

성을 증대, 수익 창출을 도모하고, 전력시장 운영자는 소규모 분산전원

의 시장참여로 피크수요 시 시장가격 인하가 가능하다(AEMC, 2012).

[그림 3-2] SGA 제도하의 거래구조

출처: AEMC(2012, p.5)

28

[그림 3-2]는 SGA제도의 운영 구조를 나타낸다. SGA는 소형발전기

를 모집하여 전력시장에 판매 하고, 시장가격(Pool price)으로 정산을

받는다. 기존 발전기는 전력을 시장에 판매하고, 시장운영자로부터 현

물가격(Spot price)으로 정산 받는다(AEMC, 2012).

2.3. SGA제도의 소규모 전력 중개시장 기여

호주에서는 재정정책과 신재생에너지 투자비용 감소로 신재생에너

지를 대상으로 하는 FIT가 축소 및 폐지되고 있다. 이에 따라 다수의

판매사업자와의 계약을 통해 거래하는 소규모 발전사업자는 전력도매

시장에 참여를 통해 수익 증대를 기대할 수 있으며, 동시에 효율적인

시장 운영을 도모할 수 있다(산업통상자원부, 2017b).

SGA 제도 도입을 통해, 소규모 발전사업자는 소규모 전력 중개사업

자를 통해 도매전력시장에 판매할 수 있는 선택권을 제공받는다. 동

제도는 소규모 발전기의 전력시장에서의 거래비용을 낮추어 전력시장

진입의 장벽을 완화시킨다. 그리고 계통운영자 입장에서는 소규모 발

전기가 피크부하 시 최대 부하 발전기를 대체하므로 시장운영의 효율

성을 제고할 것으로 예상한다(산업통상자원부, 2017b).

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 29

3. 미국 관련 제도의 동향 및 주요 내용

3.1. 캘리포니아 DERP 및 SC 제도

미국에서 가장 적극적으̄로 신재생에너지 도입을 추진하고 있는 캘리

포니아 주에서는 분산에너지자원이 미래 전원구성의 주요 부문으로 부

상할 것으로 예상하고 이를 위해 해당 자원의 전력시장 참여를 촉진하

기 위한 단계적 조치를 강구하고 있다. 캘리포니아 계통운영자

(California Independent System Operator, CAISO)는 분산에너지자원

의 전력도매시장의 진출을 허용하는 시장규칙 개정안을 연방에너지규

제위원회(Federal Energy Regulatory Commission, FERC)에 제출하였

다(산업통상자원부, 2017b).

구분 역할

계통운영자(ISO)

SC를 통해 발전계획량 대비 실제 발전량과 편차에 대한 밸런싱을 유지

스케줄관리자(SC)

분산에너지자원이 실제 시장에 참여할 수 있도록 전력시장 입찰 및 계량데이터 검증관리를 수행

분산에너지공급자(DERP)

소규모 분산에너지의 모집, 계량, 정산을 일원화하여 운영*개별 자원의 용량, 운영특성 등을 전력시장 운영자와 공유*SC역할 수행 또는 제3자에게 위탁가능

분산에너지자원(DER)

DERP가 모집하는 분산에너지자원의 용량 제약은 없음*전력시장에 직접 참여할 수 있는 0.5MW이상의 분산에너지자원도 DERP를 통해 간접적으로 시장참여 가능(DERP에 시장참여 스케줄과 운영 위임)

<표 3-5> 분산에너지자원 모집기준

출처: 한전경제경영연구원(2017, p.9)

30

해당 개정안은 분산에너지공급자(Distributed Energy Resource Provider,

DERP)와 스케쥴 관리자(Scheduling Coordinator, SC)를 전력시장에

참여하는 제도로 보다 효과적인 전력시장 운영을 목적으로 한다.

[그림 3-3]은 DERP 및 SC제도의 개념을, <표 3-5>는 이해관계자의

역할은 나타낸다.

[그림 3-3] DERP & SC 제도 개념도

주: ① SQMD(Settlement Quality Meter Data): 정산 시 요구되는 계량 데이터 ② AGC(Automatic Generation Control, 자동발전제어): 전력계통의 수요변화에

따라 발전기 출력을 자동으로 제어 ③ ADS(Automated Dispatch System): 자동 급전 시스템

출처: 한전경제경영연구원(2017, p.9)

DERP는 동일 또는 다른 지역에서 분산에너지자원을 모집할 수 있

으나 용량제한과 분산에너지자원 구성을 달리 해야 한다(<표 3-6> 참조).

동일지역의 경우에는 분산에너지자원 모집 용량 제한이 없으며 여러

종류의 분산에너지자원으로 구성된 자원의 모집이 가능하다. 하지만 다른

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 31

지역에서 분산에너지자원을 모집하는 경우에는 용량이 20MW 이내로

제한되며 동일 종류의 분산에너지자원만 가능하다(한전경제경영연구원,

2017).

지역분류 모집내용

동일지역

한 개의 PNode(Pricing Node) 내에서 분산에너지자원을 모집하

는 경우, 분산에너지자원 모집 용량의 제한 無 다른 자원(예: 발전자원*ESS)으로 모집 구성 가능

다른지역

다수의 PNode 내에서 분산에너지자원을 모집할 경우, 모집된

분산에너지자원의 총 용량은 20MW를 초과할 수 없음

동일 자원(예: 발전자원*발전자원)에 대해서만 모집 구성 가능

<표 3-6> 분산에너지자원 모집기준

주) Pricing Node(PNode): 지역한계가격(LMP: Local Marginal Pricing)이 산출되는 지점출처: 한전경제경영연구원(2017, p.09)

3.2. 소규모 전력중개시장의 활성화 장애요인

앞의 소절에서는 미국의 DERP 및 SC제도에 살펴보았다. 해당 제도

는 분산에너지를 전력시장에 참여시키으로써 다양한 가치를 제공할 수

있지만 다음과 같은 이유로 확산의 걸림돌이 되고 있다.

첫 번째 요인으로는 DERP가 전력도매 시장 참여시 여전히 다양한

규제가 존재한다는 것이다. DERP에게 기존 전원과 유사할 정도의 안

정성과 투명한 서비스를 제공하기를 요구하고 있으나, DERP의 한계로

요구되는 서비스 수준을 맞추기가 쉽지 않다. 또한, 계량 및 원격검침

32

시 요구되는 정확성, 전력시장과의 연결 시 절차의 복잡성, 진행이 신

속하지 못한 것도 포함된다(Energy Bar Association, 2018).

두 번째 요인으로는 DERP 프로그램 참여시 이익이 충분하지 못한

점이다. 특히 분산에너지자원 모집 수가 적을 경우 이익 실현 가능성

이 더욱 낮아진다. 또한 도매 PDR(Proxy demand response; 대리수용

반응) 또는 RDR(Reliability demand response; 신뢰성 수요반응) 프로

그램 참여 보다 이익이 오히려 적어질 수도 있다(Energy Bar

Association, 2018).

마지막으로 요구되는 서비스 제공을 위해 계량시스템 구축이 필수로

요구된다. DERP의 계량시스템은 전력시장에서 요구하는 서비스를 제

공할 수 있어야 하며, 내부적으로도 회계처리를 위한 정교한 정산시스

템을 갖추고 있어야 하는데 이는 기술적으로 어려운 수준이다(Energy

Bar Association, 2018).

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 33

4. 국내 소규모 전력중개시장 및 관련 현황

4.1. 소규모 전력중개시장

산업통상자원부는 2018년 12월에 전기사업법 및 시행령 개정을 완료하

고, 소규모 전력중개사업 제도를 도입하였으며 2019년 2월부터 본격적으

로 운영 중이다. 에너지 신사업의 하나로 2016년 도입키로 했던 소규모

전력중개사업 관련 전기사업법 개정안이 2019년 6월 개정되었고, 법 시

행시점인 12월에 맞추어 시행령 등 하위법령 정비를 완료한 바 있다.

소규모 전력중개사업이란 1MW 이하의 소규모 전력자원에서 생산·

저장한 전기를 중개사업자가 모아 전력시장에서 거래하는 사업을 뜻한

다. 동 사업의 주된 목적은 전력중개사업자를 통해 소규모 전력자원을

효율적으로 관리하여 전력계통의 안정성을 향상시키는 것이다.

[그림 3-4] 소규모 전력중개사업 개요

출처: 산업통상자원부(2018c, p.3)

34

중개사업자는 모집된 소규모 자원에서 생산 또는 저장된 전력을 모

아서 거래하는 업무를 주된 목적으로 하는 사업자로 초기에는 신재생

발전사업자의 생산 전력과 신재생에너지 공급인증서(REC)의 거래대행

및 설비 유지보수 등의 서비스를 제공한다([그림 3-4 참조]).

소규모 전력자원은 신재생에너지와 에너지저장장치(ESS), 전기자동

차(규모 제한없음)로 구성된다. 현재 1MW 이하 신재생 발전사업자는

①직접 전력시장에 참여하여 전력을 거래하거나 시장 참여없이 ②한

국전력과의 직접 전력수급계약(이하, 한전 PPA)을 통해 전기를 팔 수

있지만, 대부분 소규모 발전사업자는 거래절차 등이 복잡한 전력시장

보다 한전 PPA를 선호하는 상황이다. 그러나 앞으로는 전력중개사업

자를 통해 쉽게 전력시장에 참여할 수 있을 것으로 기대된다.

전력거래소는 소규모 전력중개시장 고도화를 위한 단계별 방안을 시

행할 계획이다. 1단계의 주된 목적은 중개시장 개설을 위한 규정, 제

도, 시스템을 마련하며 계량시스템 개선과 비용 절감과 실시간 설비운

영정보 취득을 위한 시스템 구축하여 시장참여 편의성을 제공하여 소

규모자원 소유자가 전문성을 가진 중개사업자와 중계계약을 통해 손쉽

게 전력거래 참여가 가능하게 하는 것이다(한국전력거래소, 2019a).

2단계에서는 소규모자원의 출력예측을 통한 계통안정성을 확보하여

소규모자원의 출력변동성 대응을 위한 예비력 확보량 최소화를 도모하

는 한편 계통기여도에 따른 중개사업 수익을 발생하도록 한다(한국전

력거래소, 2019a).

3단계에서는 IT, 제어, 통신기술 등을 활용한 가상발전소 모델로 고도화

하는 최종단계로 에너지 판매 외에 계통안정성 기여와 가상발전소 모델로

에너지시장과 보조서비스 시장 참여를 통해 발전, ESS, DR 등을 IT 기술

과 접목하여 활용가치 증대를 유도하고 있다(한국전력거래소, 2019a).

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 35

고도화 방안1단계

고도화 방안2단계

고도화 방안3단계

주요사항

중개시장 개설을 위한 규정, 제도 및 시스템 마련- 설비 운영 및 전력거래 등과 관련한 서비스 위탁

시장참여 편의성 제공을 위한 제도 개선- 계량시스템 개선을 통한 시장참여 계량비용 절감

- 실시간 설비운영정보 취득을 위한 시스템 구축 방안 마련

소규모자원 발전출력 예측 밑 조정가능성 검토- 예측정확도에 따른 계통기여도(계통편익) 분석

- 풍력 및 ESS 조합을 통한 발전출력 조정가능성 검토

※ 정부정책과제를 통해 실증 후 중개시장에 반영

- 분산에너지자원 중개시장서비스 상용화 기술 개발 및 실증

발전, ESS, DR 등을 IT 기술과 접목하여 활용가치 상승- 에너지 판매 외에 계통안정성 기여 역할 기대

- 가상발전기(VPP) 모델로 에너지시장과 보조서비스 시장 참여

소규모자원 활용성 증대로 송전손실 및 제약 감소- 분산된 소규모 자원의 활용도 제고로 손실과 제약 최소화

제공서비스

설비 O&M, 전력거래, 계산서 발행 등 운영업무 위탁

사업허가, 회원가입, 계량기 설치 등 서비스 범위 확대

소규모자원의 출력예측을 통한 계통안정성 확보- 소규모자원의 출력변동성 대응을 위한 예비력 확보량 최소화 가능

출력조정을 통한 예비력 제고 및 주파수 조정 역할

자원 활용도 제고로 송전손실 및 계통제약 해소

효과

소규모자원 소유자는 전문성을 가진 중개사업자와 중개계약을 통해 손쉽게 전력거래 참여가 가능→ 신재생 활성화 기대

출력변동성에 대비한 예비력 확보량 최소화 가능

계통기여도(편익)에 따른 중개사업 수익 발생 → 중개사업의 역할과 서비스 확대

IT 기술과 접목한 소규모자원 조합, 활용으로 다양한 전력서비스 제공 (비즈니스 영역 확대)→ 전력분야 신산업 창출 기대

<표 3-7> 소규모 전력중개시장 고도화 방안

출처: 한국전력거래소(2019a, p.)를 참고하여 저자 작성

4.2. 소규모 전력중개시장 활성화의 장애요인

현재의 소규모 전력중개시장 현황을 살펴보면, 운영 중인 중개사업

자 수는 5개로, 등록용량은 24.4MW로 이 중 현재 거래가 되는 용량은

11.1MW 수준에 불과하다.12) 이와 같이 소규모 전력중개시장이 활성화

되지 못하고 있는 주요 원인은 소규모 발전사업자의 거래유형 중 한전

PPA이 방식이 월등히 용이하기 때문이다.

12) 에너지데일리(2019.10.11.). “소규모전력중개시장 활성화돼야”, http://www.energydaily.co.kr/news/articleView.html?idxno=102840.

36

구분 전력시장 판매(전력거래소) 한전 직접 판매(PPA)

대상· 1,000kW 초과 발전설비(의무)· 1,000kW 이하 발전설비 중 시장 참여 희망 설비(선택)

· 1,000kW 이하 발전설비 중 한전 판매 희망 설비

보급현황(1MW이하)

· 2,396기(4.9%)· 1,077.8MW(15.2%)

· 46,123기(95.1%)· 5,990.4MW(84.8%)

SMP 가격· 시간대별 SMP(PPA 대비 연간

20~30만원 수입↑) · 월평균 SMP (가중평균치)

등록비· 20,000kW 이하: 없음· 20,000kW 초과: 10만 원

· 해당 없음

연회비· 20,000kW 이하: 없음· 20~50MW: 120만 원

· 해당 없음

계량기 비용 · 350만원 · 15만원

검침 · 시간대별 자동 검침 · 월별 수동 검침

통신 · 통신비 부담 · 해당없음

기타 · 월 6회 청구 및 결재

<표 3-8> 전력거래 방법 비교

출처: 보급현황 자료는 한국전력거래소 전력통계시스템(http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/), 전력시장 판매 사항은 한국전력거래소(2016), 한전 직접 판매는 한국전력(2015)을 참조하여 저자 작성

보다 구체적으로 살펴보면, 한전 PPA 계량기는 약 15만원인데 반하

여. 전력시장 판매를 위한 계량기 비용은 약 350만원 수준으로 매우

높다. 전력시장 판매의 주된 특징은 시간대별 SMP로 정산하는 것이

며, 월 6회 청구 및 결재 절차를 지닌다. 이에 반해 PPA는 월평균

SMP로 정산하고 월 1회 결재를 시행한다. 시간대별 SMP 정산에 따른

수입은 월평균 SMP 정산 수입 대비 연간 20에서 30만원 정도 높은

수준으로 크게 차이가 나지 않는다.

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 37

또한 현행제도에서 중개사업자를 통한 거래는 REC 장기고정계약이

불가능하다.13) 설령 중개사업자가 장기고정계약이 허용될지라도 현행

방식으로는 소규모 발전사업자가 중개사업자와의 계약을 유지할 유인

이 없다.

구분 내용

전제

설비 가중치 1.2인 월 10MWh 생산하는 태양광설비가 고정가격계약 경쟁입찰에 180,000원으로 선정, SMP가 계약후 첫달 80,000원 둘째달 90,000원일 경우(단, (SMP+1REC가격×가중치)계약을 위해 제시된 SMP가 100,000원 일 경우)

SMP+1REC

- 첫달 정산 ·SMP : 10MWh × 80,000원/MWh = 800,000원 ·REC : (180,000원 - 80,000원)×12REC = 1,200,000원 ·정산금 : 800,000원+1,200,000원 = 2,000,000원

- 둘째달 정산 ·SMP : 10MWh × 90,000원/MWh = 900,000원 ·REC : (180,000원 - 90,000원) × 12REC= 1,080,000원 ·정산금 : 900,000원+1,080,000원 = 1,980,000원

SMP+1REC×가중치

·고정가격 : 100,000원+(180,000원-100,000원)×1.2 = 196,000원

- 첫달 정산 · SMP : 10MWh × 80,000원/MWh = 800,000원 · REC : [(196,000원 -80,000원)÷1.2]×12REC = 1,160,000원 · 정산금 : 800,000원+1,160,000원 = 1,960,000원

- 둘째달 정산 · SMP : 10MWh × 90,000원/MWh = 900,000원 · REC : [(196,000원-90,000원)÷1.2] ×12REC = 1,060,000원 · 정산금 : 900,000원+1,060,000원 = 1,960,000원

<표 3-9> 전력거래 방법 비교

출처: 한국에너지공단(2017)을 참고하여 저자 작성

13) 중개사업자의 REC 장기고정계약이 불가능한 이유는 제5장 결론 및 정책제안을 참조할 것.

38

현재의 장기고정계약은 두 가지 정산방식이 존재하는데 “SMP+1REC”

와 “SMP+1REC×가중치”로 구분된다. “SMP+1REC”에서는 SMP 상승

등으로 전력시장에서 수익이 기준 SMP에 비해 커더라도 고정계약에

의한 총 정산금은 감소하게 된다. “SMP+1REC×가중치”에서는 총 정

산금은 SMP와 무관하게 동일하다([표 3-9] 참조). 이러한 정산방식에

서는 소규모 발전사업자가 전력시장에서 보다 많은 수익을 원하지 않

으므로 전력시장 판매 및 중개사업자와의 계약을 선택할 유인이 존재

하지 않는다.

[그림 3-5] 용량별 태양광 발전기 용량(’19년 10월 기준)

자료: 한국전력거래소 전력통계시스템(http://epsis.kpx.or.kr/epsisnew/)

이와 같은 제한은 REC 현물거래에 대한 불편과 변동성을 회피하여

안정적인 수익을 원하는 소규모 태양광 발전사업자는 REC 장기고정

계약이 가능한 전력판매방법을 채택하므로 중개시장 활성에 부정적인

요소로 작용한다. 즉, 계량기 비용이 매우 낮고 수입에는 큰 차이가 없

제3장 국내외 소규모 전력 중개시장 제도 분석 39

으며, 정산 및 결재 방법이 한전 PPA가 매우 간편하고 REC 장기고정

계약이 허용되므로, 소규모 태양광발전사업자들이 중개사업자를 비롯

한 다른 판매방법을 선택할 유인이 부족하다는 것이다. 이러한 이유로

한전 PPA는 2019년 10월 기준으로 전체 1MW 기수 중에 약 95%, 용량

기준 약 85%로 절대 다수를 차지하고 있다([그림 3-5] 참조).

제4장 분석모형 및 결과 41

제4장 분석모형 및 결과

본 장에서는 신규 제도 도입 이전에 가상적인 상황을 조성하여 소규모 태양광발전

사업자의 전력판매방법에 대한 선호요인을 파악할 수 있는 선택실험법을 소개

하였다. 본 연구의 목표에 부합하게 설문조사를 설계하고 이를 이행하였다. 본 장의

후반부에서는 설문조사를 통해 획득한 자료를 이용하여 소규모 태양광발전사업자의

전력판매방법에 대한 효용을 추정하였다. 이를 바탕으로 중개사업자 활성화를 위한

시나리오의 정책 효과를 모의하였다. 분석 결과, 수익 안정성을 보장할 수 있는 제도

마련 시 중개시장이 보다 활성화될 수 있음을 확인하였다.

1. 모형 개요

1.1. 모형 선택

제품 또는 정책에 대한 소비자의 선호를 파악하는 것은 각각 효과적

인 판매전략과 정책 수립에 중요한 참고자료 된다. 그러나 재화나 정

책이 시장에 출시가 되지 않았거나 시행되지 않았을 경우에는 관측 자

료가 부재하므로 이러한 상황에서 소비자의 선호를 파악하기 위한 적

합한 방법론을 모색할 필요가 있다.

소비자의 선호를 파악하는 방법은 크게 현시선호 접근법(Revealed

preference method: RPM)과 진술선호 접근법(Stated preference method:

SPM)으로 구분된다. 간접분석법(Indirect method)으로 불리는 현시선호

접근법은 실제 시장에서 거래되는 자료를 이용하기 때문에 소비자의

선택에 대한 자료의 현실성이 높다는 장점이 있으나, 소비자들의 선택

42

된 대안 이외에 다른 경쟁 대안들에 대한 정보를 이용할 수 없는 단점

이 있다. 또한 시장거래가 활발한 경우에 비교적 자료를 이용하기 쉽

지만, 시장거래가 활발하지 않은 의약, 보건, 환경 분야의 경우 자료가

누적되기까지 오랜 시간이 걸리게 되고, 그 시간 동안 선호가 변화할

가능성이 있으므로 선호의 일관성 문제가 존재한다. 이러한 문제를 해

결하기 위해 진술 선호 접근법이 널리 활용되고 있다(안지운·원두환,

2008).

진술 선호 접근법은 대표적으로 조건부 가치측정법(Contingent

Valuation Method, CVM)과 선택실험법(Choice Experiment, CE)으로

분류할 수 있다. 조건부 가치측정법은 비시장재화의 가치를 측정하는

방법으로, 가상의 시장을 만들어 소비자들에게 재화나 서비스에 대해

직접적으로 지불의사액(Willingness-to-pay)을 물어 이에 대한 가치를

추정하는 방법이다. 동 방법은 응답자의 심리적 측면에 의해 답변의

편향(Bias)이 발생할 수 있고 설문 이전에 방향설정이 이루어질 수 있

는 문제가 있다(안지운·원두환, 2008).

반면에, 선택실험법은 조건부 가치측정법과 달리 다양한 속성의 가

치를 동시에 고려할 수 있다. 또한 편의를 최소화하기 위해 피설문자

에게 가상의 상황에서 여러 대안들을 제시하여 이를 선택 혹은 순위를

부여하도록 한다. 이러한 과정에서 드러난 무의식적인 선호 조사를 도

출한다(안지운·원두환, 2008). 이러한 진술선호 방법론을 검토한 결과

본 연구에서는 소규모 발전사업자를 대상으로 다양한 속성들의 조합으

로 구성되는 대안들을 제시하는 방향으로 설문이 진행되기 때문에 선

택실험을 중심으로 분석을 진행하고자 한다.

제4장 분석모형 및 결과 43

1.3. 선행연구

이종수 외(2004)는 선택실험법을 이용하여 주거수용가의 전력서비스

의 전환비용을 추정하였다. 전력시장은 기술진보로 인해 점차 자연독

점에서 경쟁시장으로 변화하고 있다. 만약 경쟁시장으로 변화하더라도

고착현상(Lock-in effect)으로 인해 사업자간 이동이 용이하게 변화하

지 못하는 경우 실질적인 경쟁이 일어나지 않게 되므로, 해당 연구는

전력서비스의 전환비용을 추정하였다. 자료를 수집하기 위해 한국의

현실 및 정부가 계획한 구조개편 모형을 반영하여 전력서비스 판매회

사, 전력과 함께 다른 상품을 함께 공급하는지 여부인 통합·번들링 서

비스, 원격자동검침 서비스 여부, 전력가격 등 4가지의 속성을 이용해

설문지를 구성하였다. 이러한 속성을 이용해 순위로짓모형으로 추정해

각 속성의 계수와 전환비용을 추정하였다.

추정결과를 요약하면, 속성별 상대적 중요도는 전력가격이 가장 높

은 중요도를 나타내고, 판매회사, 가스·통신결합서비스 순으로 나타났

으며, 전환비용이 가장 낮은 중요도를 가지는 것으로 나타났다. 즉, 전

력가격이 서비스 전환에서 가장 중요한 요소로 작용하고, 판매회사의

브랜드 로열티에 따라 소비자의 신뢰도가 결정되는 것으로 나타났다.

위의 추정계수를 이용해 소비자 한계 지불의사액을 구하면, 전환비용

이 낮게 나타났다. 추가적으로 판매회사별 전환비용을 더해서 전환비

용을 계산하면, 기존의 한전배전회사에서 다른 소매판매자로 전환하는

경우 국내 에너지 대기업, 외국계 에너지 기업, 신규 중소기업 순서로

전환비용이 높은 것으로 나타났다. 이러한 결과를 종합하면, 전력서비

스 전환에서는 판매사업자의 브랜드 로열티가 가장 크게 작용하고 있

고, 절차상의 전환비용을 낮추기 위한 정책적 근거를 제공해주고 있다.

44

김미정·배정환(2012)은 무형의 비용과 근린효과를 반영해 펠릿 보일러

에 대한 시장점유율과 소비자 선호를 선택실험법을 이용해 분석하였다.

해당 연구에서는 펠릿보일러 사용자 집단과 일반보일러 사용자 집단으

로 분류하고, 사전 조사를 통해 보일러 분류를 등유보일러, 가스보일

러, 전기보일러, 펠릿보일러로 나누었다. 또한 보일러 가격, 월 연료비,

보일러 안전도, 연료의 저장공간, 온실가스 배출수준, 국산원료 비중

등 6가지 속성과 사회·경제적인 개인의 특성으로 설문설계를 구성하

였다. 이 중 무형의 비용으로 보일러 안전도, 연료 저장공간, 온실가스

배출수준, 국산원료 비중으로 네 가지로 구성하였다. 또한 펠릿 보일러

기술발전을 진입, 확산, 성숙 단계별 3가지 시나리오로 구분해 설문 응

답자들에게 펠릿보일러의 시장 점유율과 기술에 대한 인식 수준과 같

은 무형의 비용이 변함에 따라 소비자의 선호 및 시장점유율이 어떻게

변화하는지 다항로짓 모형을 이용해 분석하였다.

추정결과 보일러 선택 시 전체 사용자 집단의 경우 모든 시나리오에

서 보일러가격이 낮을수록, 연료비가 낮을수록, 연료저장공간이 작을

수록 선호도가 높은 것으로 나타났다. 또한 시장점유율의 경우 펠릿

보일러 사용자 집단과 일반 보일러 사용자 집단 모두 진입에서 확산

단계로 진행 될 때마다 펠릿 보일러 시장 점유율이 높은 것으로 나타

났다. 즉, 펠릿 보일러 인식수준과 시장점유율 증가와 같은 무형의 비

용이 감소할 때마다 펠릿보일러 선택확률이 증가했다. 또한 두 집단

모두 전기·가스보일러가 펠릿보일러와 대체관계에 있는 것으로 나타났다.

이러한 결과를 종합하면, 기술의 신뢰도와 같은 무형의 비용이 감소함

에 따라 펠릿보일러의 선택확률이 증가되기 때문에 펠릿보일러 보급에

대한 홍보 및 친환경 보일러에 대한 정책적 제언을 제시하고 있다.

제4장 분석모형 및 결과 45

배정환(2018)은 지역분산형 녹색 전력 구매제(Green pricing)에 대해

선택실험법을 이용해 소비자의 참여율을 분석하였다. 녹색 전력 구매

제를 위한 신재생에너지원은 태양광, 풍력, 연료전지, 바이오에너지로

구분하고, 녹색전력 공급비중, 거주지와 녹색전력 발전소의 거리, 녹색

전력으로 인한 신규 일자리 수, 월 추가 전기요금, 인센티브로 6가지

속성과 사회·경제적 개인의 특성으로 설문을 설계하였다. 특히 인센티

브로는 소득공제혜택, 탄소 마일리지 제공, 신재생에너지 테마파크 체

험, 녹색마크인증으로 구성하였다. 이러한 자료를 바탕으로 패널 로짓

모형으로 확률효과모형과 고정효과모형, 혼합로짓모형으로 추정하였

다.

추정결과 공급비중은 녹색 전력 선호확률이 특정 비중이 될 때까지

상승하다가 선호확률이 특정 시점 이상으로 증가하면 녹색 전력 공급

비중 감소하는 관계를 가지는 것으로 나타났다. 이는 신재생에너지의

공급비중의 증가로 전기요금 상승부담 또는 부정적 외부영향 등이 반

영된 것으로 보인다. 또한 거주지와의 거리가 멀수록, 창출되는 일자리

수가 많을수록 녹색 전력 거래제도 참여율이 증가하는 것으로 나타났

다. 이러한 추정결과는 신재생에너지 보급이 중앙집중식에서 지역분산

형 방식으로 전환이 필요함을 나타낸다. 그리고 탄소 마일리지에 대한

소비자들의 선호가 상이한 반면에, 소득공제 혜택이 가장 효과적인 수

단으로 추정되었다. 이는 정책설계 시 소비자의 이질성을 고려해야함

을 의미한다. 끝으로, 해외 전력산업구조와 기부문화 수준을 고려할

때, 국내에서 자발적 녹색전력 구매제가 확산될 가능성은 상대적으로

낮으므로 적합한 인센티브를 반영할 필요가 있음을 제시하였다.

46

2. 설문 설계

선택실험법을 적용하기 위해서는 설문조사를 통한 자료생성과정

(Data generating process)이 요구된다. 즉, 다수의 속성변수와 그에 속

한 수준들로 구성된 전력도매시장, 한전 PPA, 중개사업자와 같은 대안

들이 응답자(소규모 태양광사업자들의)의 선택확률에 영향을 주도록

선택대안집합(Choice sets)을 설계하는 것이다. 소규모 발전사업자들이

선호하는 속성을 파악하고 각 속성별 수준을 적합하게 결정하는 것이

매우 중요하다.

본 연구는 문헌조사와 전문가 면담을 통해 전력판매방법의 주요 속

성을 선정하는 데 있어 응답자들이 이해가 쉽고 간결하도록 하였다.

본 연구는 현행 전력판매방법에 대한 검토를 시행하였고 그 결과

O&M 서비스, 거래간편성, 수익안정성, 전력판매단가, 계량기 설치비

를 최종적인 속성들로 채택하였으며 속성 수준은 <표 4-1>과 같다.

O&M 서비스는 전력판매처 또는 중개사업자가 제공하지 않을 경우

소규모 태양광사업자가 별도로 O&M 서비스 제공업체를 직접 선별하

여 계약해한다. 여기서, O&M 서비스 비용은 유료이며 월 10~20만원

정도 수준으로 설정하였다.

거래 간편성의 경우 수준은 다음과 같이 설정하였다. ‘매우 간편’은

위탁거래로 발전사업자가 시장정보를 파악하여 직접 의사결정이 불필

요한 거래, ‘간편’은 판매사와 직접계약으로 전력판매가 비교적 간편하

고 REC 장기고정계약시장에 입찰하는 거래, ‘보통’은 전력시장거래

규칙을 준수하고 REC 현물시장에서의 입찰이 필요한 거래, ‘불편’은

향후 전력시장거래에서 실시간 시장 도입으로 하루전 발전량 예측의무

가 부과되고 REC 현물시장에서 입찰하는 거래이다.

제4장 분석모형 및 결과 47

속성 수준

O&M 서비스 있음 / 없음

거래간편성 매우 간편 / 간편 / 보통 / 불편

수익안정성 안정적 / 변동적

전력판매단가(원/kWh) 80 / 84 / 88

계량기설치비(만원) 15 / 50 / 350

<표 4-1> 전력판매방법 속성 및 수준

출처: 저자 작성

수익 안정성은 연간 전력판매수입과 REC 판매수입의 합이 20년간

고정될 경우 ‘안정적’이며, SMP와 REC 가격 변동에 따른 수익의 변

동이 있을 경우 ‘변동적’으로 구분하였다.

전력판매단가는 전력판매 방법에 따라 상이하므로 다음과 같이 설정

하였다. 월평균 SMP 정산일 경우 판매단가가 80원/kWh으로 시작하

여, 시간대별 SMP 정산, 지원정책, 보조서비스 시장 수입 등으로 다른

거래방식의 전력판매단가가 상승하는 것으로 설정하였다. 여기서, 판

매단가는 전력거래소 또는 중개사업자에게 지불하는 수수료를 제외한

것이다.

전력판매를 위해서는 각 전력판매방법마다 다른 유형의 계량기를 구

매해야 하므로 비용차이가 있다. 현재, 한전 PPA용은 15만원, 전력시

장 거래는 350만원 수준인데, 추가로 중개사업자 육성 정책으로 대량

발주에 의해 계량기 비용을 50만원으로 낮추는 안을 반영하였다.

본 연구에서는 5개의 속성과 그에 따른 각각의 수준이 존재하므로

48

대안별 조합이 144(2×4×2×3×3)개가 되는데 이를 모두 응답자에게 응

답을 요구한다는 것은 현실적으로 가능하지 않다. 따라서 현실적인 판

단과 대안들 간의 대체효과를 고려하여 현실적인 못하거나 우월한 대

안들은 소거하였다. 또한 주효과 직교설계(Orthogonal main effects

design)를 적용14)하여 계수 추정치가 다른 요인들에 의해 서로 독립적

이고 교란되지 않는 선택대안을 구성하였다.15) 이러한 직교설계방법은

실제분석에서 속성들 간의 높은 상관관계가 문제가 되는 것으로 알려진

현시선호 확률효용모형의 단점을 개선하여 준다(Hanley et al., 1998).

14) SPSS Ver19 프로그램의 주효과 직교계획을 이용하여 총 4개의 프로파일(선택집합)을 선정하였다.

15) 이러한 설계방법에 의해 작성된 선택대안지는 부록에 수록하였다.

제4장 분석모형 및 결과 49

3. 기초통계 분석

3.1. 소규모 발전사업자 특성

설문은 총 206명의 소규모 태양광 발전사업자들을 대상으로 진행되

었다. 응답자들의 연령대는 50대 응답자 30.6%, 60대 이상 응답자

30.6%로 50대 이상이 절반 이상을 차지하는 것으로 나타났다. 응답자

들의 직업을 살펴보면, 다른 직업을 겸업하지 않고 소규모 발전사업에

만 전념하는 응답자가 20.9%, 관리자가 15.5%, 전문가 및 관련 종사자

가 13.6%, 사무 종사자가 14.1%로 조사되었다. 가구 월 평균 소득 항

목에서는 응답자 중 700만원 이상이 17.5%로 가장 높은 비중을 기록

하였다.

소규모중개시장에 대한 인지 여부를 살펴보면, 설문조사 이전에 소

규모중개시장에 대해 들어본 적이 있다고 답변한 응답자가 31.1%, 없

다고 답변한 응답자가 68.9%로 조사되었다. 에너지정책 전력시장제도

인지 여부 조사에서는, 전혀 모른다는 응답자가 4.9%, 모른다는 응답

자가 18.0%, 보통이라는 응답자가 50.5%, 알고 있다는 응답자가

22.3%로 나타났다. 이를 종합해 보면, 소규모 발전사업자들이 에너지

정책 전력시장제도에 대해서는 비교적 잘 인지하고 있으면서도 소규모

중개시장에 대한 인식은 다소 낮은 수준임을 확인할 수 있다.

50

구분 사례수 TOTAL

전체 (206) 100.0

성별남성 (159) 77.2여성 (47) 22.8

연령대

30대 미만 (35) 17.040대 (45) 21.850대 (63) 30.6

60대 이상 (63) 30.6

최종 학력

중학교 졸업 이하 (7) 3.4고등학교 졸업 (49) 23.8

대학교(4년제 미만) 졸업 (34) 16.5대학교(4년제 이상) 졸업 (99) 48.1

대학원 석사 졸업 (15) 7.3대학원 박사 졸업 (2) 1.0

직업

겸업하지 않음 (43) 20.9관리자 (32) 15.5

전문가 및 관련 종사자 (28) 13.6사무 종사자 (29) 14.1

서비스 종사자 (16) 7.8판매 종사자 (6) 2.9

기능원 및 관련 기능 종사자 (2) 1.0장치/기계 조작 및 조립 종사자 (1) 0.5

기타 (49) 23.8

가구 월 평균 소득

200만원 미만 (23) 11.2200만원 이상~300만원 미만 (52) 25.2300만원 이상~400만원 미만 (32) 15.5400만원 이상~500만원 미만 (26) 12.6500만원 이상~600만원 미만 (26) 12.6600만원 이상~700만원 미만 (11) 5.3

700만원 이상 (36) 17.5소규모중개시장

인지 여부있다 (64) 31.1없다 (142) 68.9

에너지정책 전력시장제도 인지

여부

전혀 모른다 (10) 4.9모른다 (37) 18.0

보통이다 (104) 50.5알고 있다 (46) 22.3

<표 4-2> 응답자 특성

출처: 저자 작성

제4장 분석모형 및 결과 51

3.1.1. 태양광 발전소 소재지

운영하고 있는 태양광 발전소의 소재지에 대하여 분석한 결과, ‘전라

북도’의 비율이 23.3%로 가장 높게 나타났으며, 다음으로 ‘충청남도’

14.6%, ‘전라남도’ 11.7% 등의 순을 기록하였다.

[그림 4-1] 태양광 발전소 소재지

출처 : 저자 작성

52

3.1.2. 태양광 발전소 용량

운영하고 있는 태양광 발전소의 용량에 대하여 분석한 결과,

‘50kW~100kW’의 비율이 48.1%로 가장 높게 나타났으며, 다음으로

‘100kW~500kW’ 21.8%, ‘10kW~50kW’ 12.6% 등의 순을 보였다.

[그림 4-2] 태양광 발전소 용량

출처: 저자 작성

3.1.3. 태양광 발전소 설치 장소

태양광 발전소 설치 장소는 ‘토지(임야, 전, 답, 과수원, 목장용지 등)’

의 비율이 63.1%로 ‘건물(공장, 창고, 축사, 기타)’ 36.9%보다 높게 나

타났다. 태양광 발전소 용량별로 살펴보면, 50kW 미만에서는 ‘건물(공장,

창고, 축사, 기타)’의 비율이 70.3%로 높게 나타났으며, 50~100kW 미

만과 100W 이상에서는 ‘토지(임야, 전, 답, 과수원, 목장용지 등)’의

비율이 각각 69.7%, 71.4%로 높게 나타난 결과를 보였다.

제4장 분석모형 및 결과 53

[그림 4-3] 태양광 발전소 설치 장소

출처: 저자 작성

구분 사례수토지(임야, 전, 답,

과수원, 목장용지 등)건물(공장, 창고,

축사, 기타)전체 (206) 63.1 36.9

태양광 발전소용량

50kW 미만 (37) 29.7 70.350~100kW 미만 (99) 69.7 30.3

100kW 이상 (70) 71.4 28.6

대출상품이용 여부

예 (142) 71.1 28.9아니오 (64) 45.3 54.7

<표 4-3> 태양광 발전소 설치 장소

(단위: %)

출처: 저자 작성

태양광 발전소 투자시 대출상품을 이용한 사업자는 ‘토지(임야, 전,

답, 과수원, 목자용지 등)’ 비율이 71.1%로 높게 나타났으며, 미이용

사업자는 ‘건물(공장, 창고, 축사, 기타)’가 54.7%로 상대적으로 높은

결과를 보였다.

54

3.1.4. 전력판매방법

태양광 발전 전력 판매 방법은 ‘한국전력(장기고정 계약 포함)’의 비

율이 51.0%로 가장 높게 나타났으며, 다음으로 ‘전력거래소를 통한 전

력시장거래’ 48.1%, ‘중개사업자’ 1.0% 순을 기록하였다. 에너지정책

전력시장제도 인지여부별로 살펴보면, 에너지정책 전력시장제도 비인지

사업자들은 ‘전력거래소를 통한 전력시장거래’의 비율이 68.1%로 높게

나타났으며, 보통과 인지 사업자들은 ‘한국전력(장기고정 계약 포함)’의

비율이 각각 55.8, 60.0%로 상대적으로 높게 나타난 결과를 보였다.

[그림 4-4] 태양광 발전 전력 판매 방법

출처: 저자 작성

태양광 발전소 용량 기준으로 살펴보면, 50kW 미만 사업자들과

50~100kW 미만 사업자들의 경우 ‘한국전력(장기고정계약 포함)’ 비율이

각각 54.1, 54.5%로 더 높게 나타났다. 반면 100kW 이상 사업자들은

제4장 분석모형 및 결과 55

‘한국전력(장기고정계약 포함)’ 비율이 44.3%로, ‘전력거래소를 통한

전력시장거래’ 비율 55.7% 보다 낮았다.

가구 월평균 소득별로 살펴보면, 월평균 소득이 높은 가구일수록

‘한국전력(장기고정계약 포함)’ 선택 비율이 점점 높아지고 있다. 월평

균 소득 600만원 이상인 사업자들과 300~600만원 미만인 사업자들의

경우 ‘한국전력(장기고정계약 포함)’을 선택한 비율이 각각 55.3,

52.4%로 높게 나타났다. 그러나 200~300만원 미만 사업자들은 46.7%

가 ‘한국전력(장기고정계약 포함)’을 선택해, ‘전력거래소를 통한 전력

시장거래’ 비율 53.3%보다 낮은 수치를 보였다.

구분 사례수한국전력(장기고정계약 포함)

전력거래소를 통한

전력시장거래중개사업자

전체 (206) 51.0 48.1 1.0

태양광 발전소용량

50kW 미만 (37) 54.1 45.9 -

50~100kW 미만 (99) 54.5 43.4 2.0

100kW 이상 (70) 44.3 55.7 -

에너지정책전력시장제도

인지여부

비인지 (47) 29.8 68.1 2.1

보통 (104) 55.8 43.3 1.0

인지 (55) 60.0 40.0 -

가구 월 평균 소득

200~300만원 미만 (75) 46.7 53.3 -

300~600만원 미만 (84) 52.4 45.2 2.4

600만원 이상 (47) 55.3 44.7 -

<표 4-4> 태양광 발전 전력 판매 방법

(단위: %)

출처: 저자 작성

56

3.1.5. O&M 서비스 월평균 비용

O&M 서비스 월평균 비용에 대하여 분석한 결과, ‘받지않음’의 비율

이 65.5%로 가장 높게 나타났으며, 다음으로 ‘10만원 미만’ 21.8%,

‘10~20만원’ 6.8% 등의 순을 보였다.

태양광 발전소 용량별로 살펴보면, 용량이 증가할수록 O&M 서비스

에 월평균 10만원 이상 지출하는 사업자 비중도 함께 증가하는 것으로

나타났다. 50kW 미만 사업자들 중 10만원 이상 지출하는 비율은

2.7% (10~20만원 2.7%, 20만원 초과 0%)로 나타났지만, 50~100kW

미만 사업자들은 8.1% (10~20만원 5.1%, 20만원 초과 3.0%), 100kW

이상 사업자들은 24.3% (10~20만원 11.4%, 20만원 초과 12.9%)로 비

율이 점점 커지는 것을 확인할 수 있다.

가구 월평균 소득 기준으로 살펴보면, 월평균 소득이 클수록 O&M

서비스에 비용을 지출하는 사업자 비중이 점차 증가하고 있다.

200~300만원 미만은 26.7% (10만원 미만 18.7%, 10~20만원 4.0%, 20

만원 초과 4.0%), 300~600만원 미만은 38% (10만원 미만 20.2%,

10~20만원 10.7%, 20만원 초과 7.1%), 600만원 이상은 40.5% (10만

원 미만 29.8%, 10~20만원 4.3%, 20만원 초과 6.4%)가 O&M 서비스

에 비용을 지출하는 것으로 나타났다.

제4장 분석모형 및 결과 57

[그림 4-5] O&M 서비스 월평균 비용

출처: 저자 작성

구분 사례수받지 않음

10만원 미만

10~20만원20만원 초과

전체 (206) 65.5 21.8 6.8 5.8

태양광 발전소용량

50kW 미만 (37) 73.0 24.3 2.7 -

50~100kW 미만 (99) 57.6 34.3 5.1 3.0

100kW 이상 (70) 72.9 2.9 11.4 12.9

가구 월 평균 소득

200~300만원 미만 (75) 73.3 18.7 4.0 4.0

300~600만원 미만 (84) 61.9 20.2 10.7 7.1

600만원 이상 (47) 59.6 29.8 4.3 6.4

<표 4-5> Q&M 서비스 월평균 비용

(단위: %)

출처: 저자 작성

58

3.1.6. 태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부

태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부는 ‘예’의 비율이 68.9%로

‘아니오’ 31.1%보다 높게 나타났다. 소규모중개시장 및 에너지정책전

력시장제도 인지 여부별로 살펴보면, 인지하고 있는 사업자는 미인지

사업자보다 대출상품 사용 비율이 높게 나타난 결과를 보인다. 가구

월 평균 소득별로는 600만원 이상에서 74.5%로 가장 높으며, 가구 월

평균 소득이 높을수록 대출상품 사용 비율이 높은 경향을 보인다.

[그림 4-6] 태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부

출처: 저자 작성

태양광 발전소 용량별로 보면, 100kW 이상에서 사용 비율이 84.3%

로 가장 높으며, 태양광 발전소 용량이 클수록 대출상품 사용 비율이

높은 경향이 있음을 알 수 있다. 태양광 발전소 설치장소별로는 ‘토지

(임야/전/답/과수원/목장용지 등)’의 대출상품 사용 비율이 77.7%로 ‘건

제4장 분석모형 및 결과 59

물(공장/창고/축사/기타) 53.9%보다 높게 나타났다. 또한 주목해야할

부분은 한전 PPA(장기고정계약 포함)의 대출상품 사용 비율이 70.5%

로 가장 높다는 점이다. 금융권에서 대출을 허용하는 조건으로 장기고

정계약을 선정하고 있음을 유추할 수 있다. 이러한 대출 조건은 자기

자본 비율이 낮은 소규모 발전사업자가 한전 PPA 이외에 다른 전력판

매방법을 선택할 여지를 감소시킨다.

구분 사례수 예 아니오

전체 (206) 68.9 31.1

태양광 발전소용량

50kW 미만 (37) 48.6 51.4

50~100kW 미만 (99) 65.7 34.3

100kW 이상 (70) 84.3 15.7

태양광 발전소

설치장소

토지(임야/전/답/과수원/목장용지 등) (130) 77.7 22.3

건물(공장/창고/축사/기타) (76) 53.9 46.1

전력판매방법

한국전력(장기고정계약 포함) (105) 70.5 29.5

전력거래소를 통한 전력시장거래

(99) 67.7 32.3

중개사업자 (2) 50.0 50.0

소규모중개시장인지 여부

있다 (64) 78.1 21.9

없다 (142) 64.8 35.2

가구 월 평균 소득

200~300만원 미만 (75) 66.7 33.3

300~600만원 미만 (84) 67.9 32.1

600만원 이상 (47) 74.5 25.5

<표 4-6> 태양광 발전소 투자 시 대출상품 사용 여부

(단위: %)

출처: 저자 작성

60

3.1.7. 대출상품 조건 중 O&M 업체의 지정 포함 여부

대출상품 조건 중 O&M 업체의 지정 포함 여부로는 ‘아니오’의 비

율이 83.1%로 ‘예’ 16.9%보다 높게 나타났다. 태양광 발전 용량별로

살펴보면, 100kW 이상에서 대출상품 조건에 O&M 업체 지정이 포함

되는 비중이 23.7%로 가장 크고, 태양광 발전 용량이 높을수록 비율이

높아지는 경향을 보인다.

[그림 4-7] 대출상품 조건 중 O&M 업체의 지정 포함 여부

출처: 저자 작성

구분 사례수 예 아니오

전체 (142) 16.9 83.1

태양광 발전소용량

50kW 미만 (18) 5.6 94.450~100kW 미만 (65) 13.8 86.2

100kW 이상 (59) 23.7 76.3

<표 4-7> 대출상품 조건 중 O&M 업체의 지정 포함 여부

(단위: %)

출처: 저자 작성

제4장 분석모형 및 결과 61

3.1.8. 대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부

대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부에 대하여 분석한

결과, ‘예’의 비율이 54.2%로 ‘아니오’ 45.8%보다 높게 나타났다. 비

교적 ‘예’의 경우에는 대출 조건으로 O&M 업체가 고정으로 지정되어

있음을 나타낸다. 이러한 대출조건을 지닌 소규모 태양광 사업자는

O&M 서비스 차별화를 제공하는 중개사업자를 선택할 수 없게 된다.

소규모중개시장 인지 여부별로 살펴보면, 소규모중개시장에 대해 인

지하고 있는 사업자들 중에서는 70%가 대출상품 조건에 따라 O&M

업체를 변경할 수 있다고 응답한 반면, 인지하지 못한 사업자들 중에

서는 42.9%만이 업체를 변경할 수 있다고 응답하였다.

한편 가구 월평균 소득이 높을수록, 대출상품 조건에 따라 O&M 업

체 변경이 가능하다고 응답한 사업자 비율이 높아짐을 알 수 있다. 600

만원 이상에서는 62.5%가 변경 가능하다고 응답하였으나, 300~600만원

미만은 57.1%, 200~300만원 미만은 44.4%를 기록하였다.

62

[그림 4-8] 대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부

출처: 저자 작성

구분 사례수 예 아니오

전체 (24) 54.2 45.8

소규모중개시장인지 여부

있다 (10) 70.0 30.0

없다 (14) 42.9 57.1

가구 월 평균 소득

200~300만원 미만

(9) 44.4 55.6

300~600만원 미만

(7) 57.1 42.9

600만원 이상 (8) 62.5 37.5

<표 4-8> 대출상품 조건에 따른 O&M 업체 변경 가능 여부

(단위: %)

출처: 저자 작성

제4장 분석모형 및 결과 63

3.2. 전력판매방법 변경 및 중개사업자 선택 요인의 중요도

3.2.1. 전력판매방법 변경요인의 중요도

소규모 발전사업자가 전력판매방법을 변경함에 있어서 가증 중요한

요인은 REC 장기고정계약 가능여부, 전력대금 청구 및 결재 간편성,

REC 거래 회원가입 등 간편성, 전력판매처 신용 및 인지도, 전력거래

정산 및 조회 간편성 등의 순으로 나타났다. REC 관련 요인이 1위와

3위를 기록하여 소규모 발전사업자의 REC 판매가 전력판매방법 선택

에 많은 영향을 미치는 것을 알 수 있다.

[그림 4-9] 전력판매방법 변경요인 중요도

출처: 저자 작성

64

3.2.2. 중개사업자 선택요인의 중요도

소규모 발전사업자가 중개사업자를 선택함에 있어서 가증 중요한 요

인은 중개사업자 신용 및 인지도, REC 거래 간편성, 전력판매수입, 전

력거래 간편성, REC 판매수입 등의 순으로 나타났다. REC 거래 간편

성이 2위를 기록하여 소규모 발전사업자의 REC 판매가 전력판매방법

의 결과와 마찬가지로 많은 영향을 미치는 것을 알 수 있다. 또한 전력

판매 수입의 중요도는 전력거래 간편성 보다 높게 나온 결과와 다르게

REC는 거래 간편성이 판매수입 보다 중요하다고 도출되어 소규모 발

전사업들이 REC 거래에 어려움을 겪는다고 유추할 수 있다.

[그림 4-10] 중개사업자 선택요인 중요도

출처: 저자 작성

제4장 분석모형 및 결과 65

4. 추정결과 및 시뮬레이션

1.1. 선형 효용함수

이산선택모형을 이용한 모형의 효용함수는 다음과 같이 선형 효용함

수를 사용하였다.

c: 상수항

OM: O&M 서비스 여부 더미변수

CON1,2,3: 거래간편성 더미변수(1=매우간편, 2=간편, 3=보통)

SF: 수익안정성 여부 더미변수

PR: 전력판매단가(원/kWh)

ME: 계량기 설치비(만원)

여기서 사용된 변수들은 모두 컨조인트 카드에 기재된 가상의 속성

들이다. 더미변수 OM은 O&M 서비스가 있으면 ‘1’, 없으면 ‘0’이 된

다. CON으로 시작하는 더미변수들은 거래간편성 수준을 나타내는데

CON1은 매우간편, CON2는 간편, CON3은 보통일 경우 각각 1이 되

며 아닐 경우 0이 된다. 불편일 경우는 기준(reference)이 되어 생략된

것이며, (CON1, CON2, CON3)=(0,0,0)은 거래가 불편한 경우를 나타

내게 된다. SF는 수익안정성 여부를 지칭하는 더미변수로 수익이 안정

적일 경우 ‘1’, 변동일 경우 ‘0’의 값을 지닌다. PR 및 ME는 연속 변

수로 각각 전력판매단가와 계량기 설비치를 나타낸다.

66

1.2. 추정결과

이와 같은 효용함수를 이용하여 다항로짓 모형으로 추정한 결과는

다음의 <표 4-9>와 같다.

변수 계수 표준오차 t-값

상수항(c) -15.188 1.229 -12.356***

O&M 서비스(OM) 0.365 0.091 3.999***

거래간편성

매우간편(CON1) 0.609 0.140 4.336***

간편(CON2) 1.262 0.136 9.268***

보통(CON3) 0.322 0.143 2.245**

수익안정성(SF) 0.530 0.100 5.281***

전력판매단가(PR) 0.158 0.014 11.029***

계량기설치비(ME) -0.004 0.000 -8.182***

<표 4-9> 추정결과

주) **: 5% 수준에서 유의함. ***: 1% 수준에서 유의함. 출처: 저자 작성

속성별 추정결과를 살펴보면 통계적으로 5% 이하수준에서 모두 유

의한 것으로 나타났다. 추정계수의 부호는 사전적인 예상과 모두 일치

하게 나타났다. O&M 서비스, 거래간편성, 수익안정성, 전력판매단가

의 추정계수는 모두 양(+)의 부호를 갖고, 계량기설치비의 추정계수는

음(-)의 부호를 갖는 것으로 나타났다. 여기서 추정계수의 부호가 양

제4장 분석모형 및 결과 67

(+)은 소규모 발전사업자의 효용이 증가하여 해당 전력판매방법의 선

택 확률이 증가함을 뜻한다. 반대로 음(-)의 추정계수는 효용이 감소하

여 선택 확률이 감소함을 의미한다. 상수항은 음(-)의 부호를 띄는데

이는 현재 선택중인 전력판매방법에 만족하지 못하고 있으며 전력판매

방법의 변경을 원한다고 해석할 수 있다.

1.3. 소규모 발전사업자 선택 시뮬레이션

앞서 추정 결과를 이용하면 향후 소규모 발전사업자들의 전력판매방

법 선택에 대한 시나리오 분석이 가능하다. 현실 가능성 있는 시나리

오를 구성하고 아래의 식에 따라 각 전력판매방법에 대한 소규모 발전

사업자들의 선택 확률을 구할 수 있다. 이때의 선택 확률은 해당 전력

판매방법의 시장 점유율로 해석할 수 있다.

exp ′

exp ′

본 연구에서는 중개사업자의 활성화 조건을 모색하는데 목적이 있으

므로 현형 제도에서부터 정책적 지원, 미래 전력시장의 변화 등을 다

각적으로 고려하여 아래의 표와 같이 현행 CBP 제도(시나리오-C)와

실시간 시장도입(시나리오-S)으로 구분하여 시나리오를 구성하였다.

여기서 실시간 시장은 신재생에너지 사업자가 전력도매시장 진출 시

하루 전 발전량이 체결되었을 경우 이를 준수해야 해서 사전에 발전량

예측을 보다 정확하게 해야 할 유인이 발생하는 제도이다.

68

구분 내용

CBP시장

BAU · 중개수수료(5원/kWh)

시나리오-C1

· O&M 서비스 제공· 예측정산금(5원/kWh)· 계량기 비용 인하(350만원→50만원)· 중개수수료(5원/kWh),

시나리오-C2 · 시나리오1과 동일, 수익안정성 확보

실시간시장

시나리오-S1

· O&M 서비스 제공· 전력시장 및 중개사업자 보조금(5원/kWh)· 계량기 비용 인하(350만원→50만원)· 중개수수료(5원/kWh),

시나리오-S2 · 시나리오2와 동일, 수익안정성 확보

시나리오-S3

· O&M 서비스 제공· 중개사업자 보조서비스(10원/kWh)· 계량기 비용 인하(350만원→50만원)· 중개수수료(7원/kWh) ※ 보조서비스 수입 발생으로 수수료 2원/kWh 인상

시나리오-S4 · 시나리오3과 동일, 수익안정성 확보

<표 4-10> 시나리오 구성

출처: 저자 작성

BAU는 현행 전력시장제도인 변동비 반영 발전시장(Cost based

pool, CBP) 체제에서 중개사업자에 대한 인센티브와 계량기 비용 인

하 등의 정책이 부재하고 중개사업자 자체적으로 O&M 서비스와 같은

자체적 노력이 없는 환경을 대변한다. 시나리오-C1은 현행 CBP 체제

에서 중개사업자가 하루 전 시장에서의 입찰하는 발전량 예측정보가

제4장 분석모형 및 결과 69

오차허용범위에 들어올 경우 그에 따른 계통편익의 대가로 예측정산금

5원/kWh16)을 부여하여 중개사업자의 수익을 증대시키고 계량기 대량

발주 등으로 초기투자비를 350만원에서 50만원으로 인하시키는 정책

을 실행했을 때를 가정한다. 시나리오-C2는 시나리오-C1에서 설정한

환경과 동일하고 추가적으로 REC 장기고정계약 입찰 허용으로 수익

안정성을 확보했을 때를 가정한다.

시나리오-S1~S4은 국내 CBP 시장이 선진국의 전력시장제도와 같이

하루 전 시장 – 실시간 시장으로 개선된 환경을 가정한다. 이와 같은

전력도매시장에 참여하는 신재생에너지 사업자를 포함한 발전사업자

는 이중정산제도를 적용받아 하루전 시장에서의 계획 발전량과 실시

간 시장에서의 발전량 간의 오차를 줄이기 위해 발전량 예측능력을 제

고할 유인이 발생한다. 시나리오-S1에서는 독일 전력시장을 참조하여

예측능력 부재로 전력시장에서 거래 손실을 지원하는 보조금을 지급하

는 정책을 실행했을 때를 가정한다. 시나리오-S2에서는 시나리오-S1와

동일한 환경에 중개사업자의 비즈니스 모델 개발 또는 REC 장기고정

계약 입찰 허용으로 수익 안정성을 확보했을 때를 추가한다. 시나리오

-S3에서는 IT 기술개발로 중개사업자가 보조서비스 시장에 참여하여

전력시장에서의 판매수익이 최대화 되는 환경을 가정하였다. 마지막으

로 시나리오-S4는 시나리오-S3에 수익의 안정성을 만족하는 환경을 추

가하였다.

이에 따른 소규모 발전사업자의 각 시나리오별 선택확률은 다음의

표와 같다. BAU의 결과를 살펴보면 전력시장의 점유율은 5.5%를 기

록하여 현재의 비중과 유사한 수치를 보이고 있어 분석모형의 현실성

16) 예측정산금은 용량요금 수준이 약 8원/kWh임을 고려하여 이보다 낮은 수준으로 가정하였다.

70

을 신뢰할 수 있는 것으로 판단된다. 중개사업자의 점유율은 3.3%에

그쳐 현행 CBP 제도에서 추가적인 인센티브 없이는 중개사업자 활성

화가 매우 어려울 것으로 전망된다. 시나리오-C1에서의 중개사업자의

점유율을 24.1%로 대폭 상승하는데 이는 현재 추진 중인 계량기 비용

절감, 예측정산금 제도 실현 시 중개사업자는 비교적 활성화가 가능할

것으로 예상된다. 또한 중개사업자의 비즈니스 모델 개발 또는 REC

장기고정계약 입찰 허용으로 수익 안정성을 확보한다면 시나리오-C2

결과와 같이 시장점유율은 35%로 증가할 것으로 전망된다.

구분 PPA+장기고정 PPA 전력시장 중개사업자

CBP시장

BAU 57.4% 33.8% 5.5% 3.3%

시나리오-C1 45.1% 26.5% 4.3% 24.1%

시나리오-C2 38.6% 22.7% 3.7% 35.0%

실시간시장

시나리오-S1 44.0% 25.9% 6.7% 23.5%

시나리오-S2 37.8% 22.2% 5.7% 34.3%

시나리오-S3 39.8% 23.4% 2.7% 34.1%

시나리오-S4 32.1% 18.9% 2.2% 46.8%

<표 4-11> 시나리오별 전력판매방법 점유율 시뮬레이션

출처: 저자 작성

실시간 시장 도입에 따른 중개사업자의 점유율을 살펴보면 시나리오

-S1과 같이 독일과 같은 실시간 시장 및 원격조정 설비 지원제도에서

제4장 분석모형 및 결과 71

중개사업자의 점유율은 23.5%를 기록하였다. 이는 CBP 체제에서 인

센티브를 부여하는 시나리오-C1과 유사한 규모로 활성화가 가능한 것

으로 유추할 수 있다. 중개사업자의 수익이 최대가 되는 시나리오-3

에서는 중개사업자의 점유율이 34.1%를 기록하였는데 이는 보조서비

스 기능 수행으로 추가 수입이 확보될 경우 중개사업자는 장기고정계

약 규모와 유사한 규모로 확대 가능함을 알 수 있다. 수익안정성이 확

보되는 시나리오-S2와 S4에서는 중개사업자의 점유율이 약 10%를 상

승하는 효과를 나타내 소규모 발전사업자들의 전력판매방법 선택요인

에 중요한 부분을 차지하고 있음을 알 수 있다.

제5장 결론 및 정책제안 73

제5장 결론 및 정책제안

본 장에서는 앞 장에서 분석한 주요 연구결과를 요약하고 소규모 전력중개시장

활용을 통한 공급형 가상발전소를 활성화를 위한 정책을 제시하였다. 해외사례

연구에 따른 중장기적 정책방향과 정량분석 결과를 토대로 중개시장 활성화를 위한

방안을 제안하였다.

1. 주요 연구결과

본 보고서의 2장에서는 가상발전소의 세가지 유형과 등장배경을 살

펴보았다. 공급형 가상발전소는 소규모 신재생에너지 발전과 에너지저

장장치 등 분산에너지자원(DER)을 정보통신기술을 이용해 통합하여

하나의 발전소처럼 관리하는 시스템을 의미한다. 수요형 가상발전소는

전력 피크 시 에너지효율시스템 및 소프트웨어로 중앙집중형 전원의

전력 사용을 줄이는 기능을 제공한다. 융합형 가상발전소는 공급형 가

상발전소와 수요형 가상발전소를 융합하여 전력망에 분산형 에너지 자

원을 통해 전기를 공급하고 수요자원을 효율적으로 운영할 수 있다.

현재 우리나라의 태양광 발전을 대상으로 하는 가상발전소 유형 중

소규모 분산형전원을 모아 관리하는 공급형 가상발전소 사업모델이 유

효할 것으로 판단된다. 현재 전기소비자가 보유하고 있는 소규모 태양

광의 발전단가는 전기요금보다 높으므로 수요 감축 수단으로 활용하기

에는 비경제적이며, 추가적인 수요관리 기술이 요구되기 때문이다. 장

기적으로는 에너지정책과 기술혁신으로 전력 공급과 수요 측면을 모두

74

고려하여 분산형 에너지자원의 최적운영을 하는 융합형 가상발전소 사

업모델이 점차 증가할 것으로 예상된다.

전력중개시장은 소규모 분산형 전원을 매집 또는 위탁 형태로 모아

전력도매시장에 진출을 장려하는 제도로 공급형 가상발전소 육성을 위

한 최소한의 제도로 볼 수 있다. 즉, 최종적으로 공급형 가상발전소 확

대를 위한 첫 단계는 중개시장 개설로 통해 분산형전원의 전력도매시

장 참여를 유도하고, 최종 단계는 기술개발과 제도마련으로 중개사업

자에게 보조서비스 시장진입을 허용하는 것이다.

3장에서 분석한 해외사례 조사 결과, 중개시장 제도가 활성화에 긍

정적인 영향을 주는 주요 요인으로 독일의 Management premium 제도

와 호주와 같이 전력도매시장 진출 시 보다 큰 수익이 발생할 수 있는

전력시장구조를 들 수 있다. Management premium 제도는 2015년부

터 태양광 및 풍력발전 대상으로 원격조정이 가능한 설비에만 지급하

므로 이는 실질적으로 중개사업자 지원효과로 작용한다. 호주의 전력

도매시장은 설비투자비용을 에너지가격으로 회수하는 에너지단일시장

으로 가격 스파이크를 허용하는데 이는 소규모 발전사업자가 중개사업

자를 통해 전력도매시장 진출 시 보다 많은 수익을 낼 수 있는 환경을

제공한다.

반면에, 미국 캘리포니아의 중개시장은 다음과 같이 세 가지 요인에

의해 활성화되지 못하고 있음을 발견하였다. 첫째, 중개사업자가 전력

도매 시장 참여시 여전히 다양한 규제가 존재한다. 둘째로, 중개사업자

프로그램 참여시 이익이 충분하지 못하며, 특히 분산에너지자원 모집

수가 작을 경우 이익 실현 가능성이 더욱 낮아진다. 마지막으로 서비

스 제공을 위해 계량시스템 구축의 어려움이다.

제5장 결론 및 정책제안 75

우리나라는 2019년 2월부터 소규모 전력중개사업 제도를 운영하고

있으나 실제로 운영 중인 중개사업자 수는 5개에 불과하며, 등록용량

은 24.4MW로 이 중 현재 거래가 되는 용량은 11.1MW 수준으로 활

성화되지 못하는 설정이다.17) 해외사례를 참고하였을 때, 그 원인은

독일과 같이 실질적인 지원 제도가 부재하고 호주와 같이 전력도매진

출 시 보다 큰 수익을 보장하는 전력시장제도가 아니기 때문이다. 특

히, 국내 제도에서 소규모 발전사업자의 거래유형 중 한전 PPA이 방

식이 월등히 용이한 점은 공급형 가상발전소 활성화에 큰 걸림돌로 작

용한다. 구체적으로 살펴보면, 현행 제도에서 전력거래소를 통한 전력

시장 판매방법은 한전 PPA에 비해 계량기 비용이 높고, 정산 절차가

복잡하며, 연간 전력판매수입의 큰 차이가 없으며(20~30만원 높음),

REC 장기고정계약을 유지할 유인이 없다.

4장에서는 신규 제도 도입의 효과를 정량적으로 분석할 수 있는 선

택실험법을 통해 소규모 태양광 발전사업자의 전력판매방법에 대한 효

용을 추정하였다. 추정 결과, 소규모 태양광 발전사업자는 REC 장기

고정계약과 같은 수익 안정성을 보장하는 전력판매방법에 대한 선호가

매우 높음을 알 수 있었다. 이는 중개사업자의 선택요인을 직접적으로

설문한 결과와 일치한다.

추정결과를 바탕으로 현행 CBP 제도와 향후 실시간 시장 제도로

구분하여 소규모 태양광사업자가 중개사업자를 선택할 확률을 모의하

였다. 현재의 CBP 제도 시나리오에서 현행 상태(BAU)로는 중개사업

자 점유율은 3.3%에 그쳐 추가적인 인센티브 없이는 중개사업자 활성

화가 매우 어려울 것으로 전망되었다. 반면에, 현재 추진 중인 계량기

17) 에너지데일리(2019.10.11.). “소규모전력중개시장 활성화돼야”, http://www.energydaily.co.kr/news/articleView.html?idxno=102840.

76

비용 절감, 예측정산금 제도 실현 시(시나리오-C1) 중개사업자의 점유

율은 24.1%로 대폭 상승하여 추가적인 인센티브 제도의 효과가 발휘

될 수 있을 것으로 예상된다. 추가적으로 중개사업자의 REC 장기고정

계약 입찰 허용(시나리오-C2)으로 수익 안정성을 확보한다면 시장점유

율은 35%로 증가할 것으로 전망된다.

향후 실시간 시장 도입에 따른 효과를 살펴보면, 독일의 실시간 시

장 및 원격조정 설비 지원제도에서 중개사업자의 점유율은 23.5%를

기록하여 CBP 체제에서 인센티브를 부여하는 시나리오-C1과 유사한

효과를 지닌 것으로 추정된다. 이밖에, 보조서비스 기능 수행으로 추가

수입이 확보될 경우 최대 중개사업자의 점유율이 34.1%로 확대할 수

있음을 확인하였다.

2. 공급형 가상발전소 활성화를 위한 기본방향

본 연구의 선택실험범 결과를 토대로 중개사업자 육성을 통한 공급

형 가상발전소 활성화를 위한 기본 방향은 판매수익 증대와 안정적인

수익을 보장하는 것이다. 단기적으로 도입 가능한 방안은 계통기여에

따른 인센티브 제공, 수익 안정성 확보를 위한 제도적 개선을 들 수 있

다. 중장기적으로는 IT 기술개발로 도매전력시장에서 보조서비스 시장

참여로 인한 추가 수익확보가 필요하다. 소규모 발전사업자가 참여할

수 있는 보조서비스시장 마련은 송전단과 배전단에서 상호 안정적인

전력공급을 위한 협력체계 구축과 보조서비스의 정산 제도 마련이 필

요하므로 중장기 계획 수립이 요구된다.

이러한 기본방향과 더불어 향후 실시간 시장제도 도입 시 중개시장

을 어떻게 활성화할 것인가에 대한 대비가 필요하다. 해외사례 조사를

제5장 결론 및 정책제안 77

통한 주요 시사점은 다음과 같다. 첫째, 미국 캘리포니아와 같이 예측

의무가 존재하는 실시간 시장을 운영하고 있는 제도도 반드시 중개사

업자의 활성화를 보장하지는 못하므로 독일의 Management Premium

과 같이 원격제어를 수행할 수 있는 중개사업자를 지원하는 제도 도입

이 필요하다.

둘째, 현행 CBP 시장에서 소규모 태양광 발전량 예측능력 제고 시

인센티브를 부여하는 방안에 대한 방침이다. 이러한 방법은 현행 CBP

제도에서 현실적이고 효과적인 방안이나 계통편익에 따른 인센티브 산

정이 필요하고 향후 예측의무가 있는 실시간 시장 도입 가능성을 열어

두어야 하므로 한정적으로 CBP에 한해서 운영하는 제도임을 명시할

필요가 있다. 인센티브 정책과는 반대로 예측의무를 부여하는 방법이

있다. 여기서 주목해야 할 점은 향후 전력시장이 하루 전 – 실시간 시

장제도로 변화할 경우 변동적 재생에너지 사업자는 발전량 예측의무가

부여된다는 점이다. 그러나 현행 CBP 제도에서 재생에너지 사업자만

을 대상으로 예측의무 부여 시 신재생에너지 보급촉진에 있어서 부정

적인 영향가능성과 시장에서의 차별 문제 발생 가능성이 있다.

셋째, 실시간 시장 도입 시, 독일 Management premium 제도를 참조

하여 가상발전소 기술적 요소를 갖춘 중개사업자를 활성화하기 위해

전력거래 손실 보조금을 원격제어 가능 설비에 대한 보조금으로 전환

하는 정책을 도입할 필요가 있다. 추가적으로 실시간 시장제도를 운영

하는 선진국의 전력시장제도는 밸런싱 의무를 갖는 판매사업자는 소규

모 태양광 사업자와 PPA 체결 시 밸런싱 비용의 일부를 전가하거나

Ramping을 제한하는 계약을 체결하는 구조를 지닌다. 이러한 제도를

국내 PPA 규제에 있어서 벤치마킹을 할 필요가 있고 이를 통해 소규

78

모 발전사업의 PPA 쏠림현상을 해소하는데 기여할 수 있을 것으로 예

상한다.

3. REC 제도개선을 통한 공급형 가상발전소 활성화 방안

소규모 태양광사업자는 REC 거래를 위해서는 최소 1MWh 이상의

발전량을 축적해야 하다. 통상적으로 소규모 태양광 사업자는 1년 이

상 REC를 축적하고 현물시장에서 가격동향을 파악한 후 거래를 한다.

이에 따라 REC 가격이 유리한 시점에 판매할 수 있는 시점을 놓칠 수

있다. 반면에 중개사업자가 소규모 태양광 발전소들의 발전량을 모아

REC 인증을 받고 하나의 집합체로서 REC 판매를 허용하게 되면

REC 축적을 하는데 소요시간이 대폭 줄고 유리한 시점에 판매할 수

있어 보다 소규모 태양광사업자가 직접 REC를 거래하는 것보다 현금

화 하는 것이 빠르고, 시장측면에서 원활한 REC를 공급할 수 있을 것

으로 기대된다.

그러나 현행 제도로는 두 가지 이유로 이러한 중개사업자의 REC 집

합체 거래가 불가능하다. 첫째, 현행 규정상 REC는 한전이나 전력거

래소로부터 발전량을 통보받아 90일 이내에 REC 발급 신청서를 제출

하는 경우에 한해서 발급되기 때문이다. 즉, 서로 다른 발전기의 발전

량을 집합하여 REC를 발급을 허용하는 조항이 없기 때문이다.18) 둘

째, 중개사업자가 소규모 태양광발전사에게 REC를 취득한 후, 이를

시장에 판매하는 것은 현행 REC 재판매 금지 조항에 위반될 수 있다.

현행 전력시장운영규칙에서 REC 재판매 금지 규정은 아래 표와 같다.

18) 현재 제도상으로는 소규모 태양광 발전사업자가 REC를 발급받은 후 이를 중개사업자에게 판매를 위탁하여 중개사업자가 REC 거래를 대행한다.

제5장 결론 및 정책제안 79

6.6 공급인증서 소유권 이전 및 재판매 금지

6.6.1 매매체결에 따른 공급인증서의 소유권 이전 시점은 매수자의 거래대금 지급 등록 시점, 매도자의 거래수수료 납부 시점, 매수자의 거래수수료 납부 시점 중 가장 나중의 것으로 한다.

6.6.2 매수자는 반드시 매도자에게 거래대금 지급 후 거래대금 지급 등록을 하여야 하며, 전력거래소는 필요시 거래대금 지급과 관련한 증빙자료를 제출하도록 매수자에게 요구할 수 있으며, 매수자의 거래대금 지급여부 등을 확인하고 공급인증서의 소유권을 매수자로 이전할 수 있다.

6.6.3 거래시장을 통하여 매수한 공급인증서는 거래시장을 통하여 다시 매도할 수 없다.

<표 5-1> 전력시장운영규칙 중 REC 재판매 금지 관련 규정

출처: 한국전력거래소(2019a, p.518)

또한 중개사업자는 소규모 태양광 발전사업자가 전력판매방법 선택

에 있어서 중요하게 여기는 REC 장기고정계약 진입이 허용되지 않는

다. 이는 중개사업자를 통한 전기판매수입이 다른 판매방법보다 클지

라도 수익 안정성을 추구하는 성향이 지배적인 소규모 태양광사업자들

을 고려할 때 활성화에 큰 장애로 작용할 수 있다. 현재의 REC의 장

기고정계약 입찰 조건은 전기사업법 제7조에 따라 태양광 발전사업 허

가를 득한 발전설비로 제한되기 때문이다. 보다 상세한 REC 장기계

참여 조건은 다음의 표와 같다.

80

□ REC 장기고정계약 입찰자 및 그 입찰자의 설비는 다음 각 호의 조건을 만족하여야 함

① ｢전기사업법｣ 제7조에 따라 태양광 발전사업 허가를 득한 발전설비로 입찰용량이 3MW이상인 경우 개발행위 허가를 득한 설비

(임시 발전사업허가증은 입찰 불가)

② ｢전기사업법｣ 제7조제1항에 따른 발전사업 허가 단위의 공급인증서 발급대상 설비(태양광)로부터 전력을 공급받아 저장하고 계통으로 전력을 공급하는 전력저장 설비(ESS)로 공사계획의 인가 또는 신고를 완료한 설비

(단, 태양광을 제외한 ESS 설비 단독으로는 입찰 불가)

③ FIT, RPS 시범사업, RPS 태양광 판매사업자, 소형태양광 고정가격계약(한국형FIT) 또는 고정가격계약에 선정되어 계약이 체결된 발전소 등 기 계약 또는 그에 준하는 발전소에 해당 하지 않아야 함

④ 참여제한 발전소는 입찰에 참여할 수 없음. 단, 참여제한이 용량구분별 입찰기간 시작일 전일에 종료되는 경우 참여 가능

(참여제한 발전소를 타인이 양수한 경우에도 입찰 불가) ⑤ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급촉진법 제12조제2항에 의한 의무

화대상으로 설치된 설비가 아니어야 함

⑥ 신에너지 및 재생에너지 개발․이용․보급 촉진법 제13조에 의하여 인증된 태양광모듈을 사용하여야 함

⑦ 신·재생에너지센터 공고 제2019-1호 “공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙” 별표1에 따른 축전지, 전력변환장치(PCS)를 사용하여야 함

<표 5-2> REC 징기고정계약 입찰 참여 관련 규정

출처: 한국에너지공단(2019)

REC 해당 금지 조항에 에 대한 해결책으로는 관련 규정의 개선을

들 수 있으며, 해당 규정에서 예외 또는 단서 조항을 두는 방향으로 개

선을 추진을 모색할 필요가 있다. 또한 제4장에서 지적하였듯이, 중개

사업자가 REC 장기고정계약이 가능해지더라도 현행 정산방식에서는

제5장 결론 및 정책제안 81

소규모 발전사업자가 중개사업자와의 계약을 유지할 유인이 없다. 전

력거래에서 추가적인 수익이 발생하여도 장기고정계약에 따른 총 정산

금은 동일하거나 감소하기 때문이다. 이러한 정산방식을 개선하기 위

해서는 기본적으로 중개사업자가 효과적인 전력거래를 수행하여 계통

에 기여할 수 있는 유인을 제공해야 한다는 것이다. 이러한 중개사업

자의 노력으로 전력시장에서 추가적인 수익이 발생하였을 정산금이 증

가하는 정산방식이 새로이 마련되어야 한다.

끝으로, 본 연구에서는 소규모 태양광 발전소들을 효과적으로 관리

할 수 있는 공급형 가상발전소의 필요성을 인식하였다. 소규모 태양광

발전소들을 모아 전력도매시장에서 거래를 하는 중개사업자를 육성은

공급형 가상발전소 활성화를 위한 첫 단계라 할 수 있다. 이에 따라 중

개시장과 관련한 제도개선안을 모색하였다. 분석 결과, 전력판매방법

에 있어서 소규모 태양광 발전사업자의 수익안정성에 대한 효용이 매

우 크므로 REC 장기고정계약이 허용되는 전력판매방법을 선택할 확

률이 상대적으로 크다는 것을 발견하였다. 따라서 현형 REC 거래 특

성으로 중개사업자가 역선택이 되는 요인을 최소할 수 있도록 관련 제

도의 개선이 요구된다. 이를 위해서는 정부, 한국전력거래소, 한국에너

지공단 등의 유관기관과 이해당사자로 구성된 협의체를 구성하여 구체

적 논의가 필요한 것으로 판단된다.

부 록 83

부 록

선택실험법 설문지

소규모전력중개시장에 관한 설문조사 ID

안녕하십니까?

최근 에너지전환 정책에 따라 태양광 발전의 보급이 증가하는 가운데

보다 효과적인 전력계통 운영을 위해 소규모전력중개시장의 필요성이

제기되고 있습니다. 이에 에너지경제연구원*은 중개시장의 활성화 방

안을 도출하기 위해 소규모 발전사업자들을 대상으로 설문조사를 실시

하게 되었습니다.

귀하께서 작성하신 답변은 향후 전력 및 신재생에너지 정책 수립에

소중한 자료로 활용될 것입니다. 다소 번거로우시더라도 정확한 조사를

위해 제시된 문항에 심사숙고 후 작성 부탁드리겠습니다.

본 조사결과는 연구목적의 무기명 통계자료 이외에 다른 어떤 용도로도

사용되지 않음을 알려드립니다. 감사합니다.

※ 에너지경제연구원은 에너지 자원, 전력, 열 등의 에너지정책연구를

수행하는 정부출연 연구기관입니다.

2019년 8월에너지경제연구원장

조사주관기관: 에너지경제연구원 실사대행기관: ㈜GRI리서치 소진원 본부장 02)6263-6700

84

섹션A. 소규모 발전사업자 특성에 관한 질문

아래의 질문은 귀하께서 보유하고 계신 태양광 발전에 관해 여쭙겠습니다. (복수의 태양광 발전소를 운영하실 경우 용량이 가장 높은 발전소 기준으로

응답하여 주시기 바랍니다.)

AQ1. 귀하가 운영하고 계시는 태양광 발전소의 소재지는 어디인지요? ① 서울특별시 □ ② 부산광역시 □ ③ 대구광역시 □ ④ 인천광역시 □

⑤ 광주광역시 □ ⑥ 대전광역시 □ ⑦ 울산광역시 □ ⑧ 경기도 □

⑨ 강원도 □ ⑩ 충청북도 □ ⑪ 충청남도 □ ⑫ 전라북도 □

⑬ 전라남도 □ ⑭ 경상북도 □ ⑮ 경상남도 □ ⑯ 제주특별자치도 □

⑰ 세종특별자치시 □

AQ2. 귀하가 운영하고 계시는 태양광 발전소의 용량은 몇 kW인지요? ① 10kW 미만 □ ② 10kW ~ 50kW □ ③ 50kW ~ 100k □ ④ 100kW ~ 500kW □ ⑤ 500kW ~ 1,000kW □

AQ3. 귀하가 운영하고 계시는 태양광 발전소의 설치 장소는 어떻게 되는지요? ① 토지(임야, 전, 답, 과수원, 목장용지 등) □ ② 건물(공장, 창고, 축사, 기타) □

AQ4. 귀하가 운영하고 있는 태양광 발전의 전력 판매 방법은 어떻게 되는지요? ① 한국전력(장기고정계약 포함) □

② 전력거래소를 통한 전력시장거래 □

③ 중개사업자 □

AQ5. 귀하는 유료 태양광 발전 O&M 서비스를 받으시는지요? 그렇다면 O&M 서비스의 월평균 비용은 어떻게 되는지요?

① 받지않음 □ ② 10만원미만 □ ③ 10~20만원 □④ 20만원초과 □

부 록 85

AQ7. 귀하는 태양광 발전소 투자 시 대출상품을 받으셨는지요? ① 예 □ (AQ7.1로 이동) ② 아니오 □(섹션 B로 이동)

AQ7-1. 귀하의 대출상품 조건에는 O&M 업체의 지정이 포함되었는지요? ① 예 □ (AQ7.2로 이동) ② 아니오 □(섹션 B로 이동)

AQ7-2. 귀하의 대출상품 조건에 따르면 O&M 업체의 변경이 가능한지요? ① 예 □ ② 아니오 □

섹션B. 전력판매방법 설명 및 선호도 질문

본 설문은 전력판매 방법에 대한 응답자 여러분들의 선호를 알아보기 위한

것입니다. 현행 제도에서는 ① 한국전력과의 전력수급계약, ② 전력거래소를

통한 전력시장거래, ③ 중개사업자와의 계약이 있습니다. 각 계약별 주요

특성은 다음 표와 같습니다.

거래유형 설명

한국전력 전력수급계약소규모발전사업자(1MW 이하 설비)가

한국전력과 전력수급계약(PPA)을

맺고 월가중평균 SMP×발전량 정

산방식에 따라 전력을 거래합니다.공급인증서(REC) 판매를 위해서는

소규모발전사업자가 직접 발전량

확인 및 REC 발급절차를 진행해

야 하며 REC 현물, 계약, 장기고

정계약시장에서 인증된 REC 판매

를 통해 수익을 얻을 수 있습니다.

86

BQ1. 귀하는 현재의 전력판매 방법을 변경한다고 가정토록 하겠습니다. 위에서 설명드린 내용을 참고하여 새로운 전력판매 방법을 채택할 경우

아래 항목이 어느 정도 영향을 미치는지 평가해주시기 바랍니다.

전력거래소를 통한 전력시장거래소규모발전사업자가 전력거래소를

통해 전력시장에서 전력거래를 하는

방식으로 시간대별 SMP에 따라

정산을 받는 방식입니다.공급인증서(REC) 판매를 위해서는

소규모발전사업자가 직접 발전량

확인 및 REC 발급절차를 진행해

야 하며 REC 현물, 계약시장에서

인증된 REC 판매를 통해 수익을

얻을 수 있습니다.

중개사업자 소규모발전사업자와 중개사업자

간에 거래대행 및 수수료 등에 관

한 중개계약이 체결되면 중개사업

자는 위임된 전력과 REC를 대신

거래합니다. 중개사업자는 전력시장에서 위임

받은 전력을 시간대별 SMP로 판

매하며 REC는 현물시장 또는 계

약시장에서 판매합니다.

항목매우

중요하다중요하다 보통이다

별로상관없다

전혀상관없다

전력거래 준비사항 (프로그램 설치, 회원등록, 구비서류 제출 등)의 간편성

계량기 구입비 및 통신비계량기 설치 및 조회의 간편성

부 록 87

BQ2. 귀하가 중개사업자를 선택하게 된다면 아래의 항목들이 어느 정도

영향을 미치는지 평가해 주시기 바랍니다.

항목매우

중요하다중요하다 보통이다

별로상관없다

전혀상관없다

전력거래 정산 및 조회 간편성 전력거래대금 청구 및 결재의 간편성전력판매처의 신용 및 인지도

전력판매수입(수수료 차감)

하루전 발전량 입찰 의무 여부(신규 정책 도입 시)

O&M 서비스 제공(유료)

REC 거래 회원가입, 발급 신청, 거래 간편성REC 장기고정계약 가능 여부

항목매우

중요하다중요하다 보통이다

별로상관없다

전혀상관없다

중개사업자의 신용 및 인지도전력판매수입(중개수수료 차감)예측정산금, 보조서비스시장 등의 추가수입(중개수수료 차감)

계량기 구입비 및 통신비

전력거래 간편성

O&M 서비스 제공(유료)

88

섹션C. 전력판매방법에 관한 선택실험법 질문

지금부터는 전력 판매방법에 대한 소규모발전사업자의 선호를 조사하고자

합니다. 서로 다른 전력 판매방법은 전력판매단가, 계량기 구입비, O&M 서비스 유/무, 전력 및 REC 판매방법에서 차이가 발생합니다. 우선, 아래 속성

들에 대한 설명을 잘 읽어보시고 다음 장의 설문에 답해주시기 바랍니다. `

속성 수준 설명

O&M 서비스(월 10~20만원)

있음(계약에 포함)

전력판매방법에서 O&M 서비스를 포함하지 않을 경우 귀하는 별도로 O&M 서비스 제공업체를 직접 선별하여 계약해야합니다.여기서, O&M 서비스 비용은 유료이며 월 10~20만원 정도 수준입니다.

없음(타 업체와 계약 필요)

거래간편성

매우 간편거래 간편성은 아래와 같은 기준으로 구분하였습니다. ·매우 간편: 위탁거래로 발전사업자가 시장정보를 파악하여 직접 의사결정이 불필요한 거래·간편: 판매사와 직접계약으로 전력판매가 비교적 간편하고 REC 장기고정계약시장에 입찰하는 거래·보통: 전력시장거래 규칙을 준수하고 REC 현물시장에서의 입찰이 필요한 거래

간편

보통

불편

항목매우

중요하다중요하다 보통이다

별로상관없다

전혀상관없다

REC 판매수입(중개수수료 차감)REC 거래 간편성

부 록 89

속성 수준 설명·불편: 향후 전력시장거래에서 실시간 시장 도입으로 하루전 발전량 예측의무가 부과되고 REC 현물시장에서 입찰하는 거래

수익안정성

(변동성 유/무)

안정적(변동성 없음)

수익 안정성은 연간 전력판매수입과 REC판매수입의 합이 20년간 고정될 경우 ‘안정적’이며, SMP와 REC 가격 변동에 따른 수익의 변동이 있을 경우 ‘변동적’으로 구분합니다.

변동적(변동성 있음)

전력판매단가(평균 원/kWh)

80원/kWh(월평균 SMP)

전력판매 방법에 따라 전력판매단가 차이가 발생합니다. 월평균 SMP 정산일 경우 판매단가가 80원/kWh를 가정합니다. 시간대별 SMP 정산, 지원정책, 보조서비스 시장 수입 등으로 다른 거래방식의 전력판매단가가 상승할 수 있습니다.여기서, 판매단가는 전력거래소 또는 중개사업자에게 지불하는 수수료를 제외한 것입니다.

84원/kWh(월평균 SMP 대비 5% 상승)

88원/kWh (월평균 SMP 대비 10% 상승)

계량기 구입비

15만원전력판매를 위해서는 각 전력판매방법마다 다른 유형의 계량기를 구매해야하므로 비용차이가 발생합니다.

50만원

350만원

90

아래 제시된 카드는 위에 말씀드린 4가지 속성으로 구성된 가상의 전력

판매방법입니다. 지금부터 각 질문별로 4가지 유형의 가상적인 전력 판매방

법이 제시됩니다. 귀하께서는 전력 판매방법을 새로 고른다고 하실 때 다음에서 제시하는

카드를 보고 가장 마음에 드시는 카드를 선택하여 주세요.

CQ1. 다음 4가지 대안을 선호하는 순서대로 번호를 기입하여 주십시오

(최고 선호 1).

속성 전력판매방법 A

전력판매방법 B

전력판매방법 C

전력판매방법 D

O&M 서비스 있음 없음 없음 없음거래 간편성 보통 보통 간편 불편수익 안정성 안정적 변동적 안정적 안정적전력판매단가 88원/kWh 84원/kWh 80원/kWh 80원/kWh계량기구입비 50만원 15만원 15만원 15만원

순위(숫자로 표시)

CQ2. 다음 4가지 대안을 선호하는 순서대로 번호를 기입하여 주십시오

(최고 선호 1).

속성 전력판매방법 A

전력판매방법 B

전력판매방법 C

전력판매방법 D

O&M 서비스 없음 없음 있음 있음거래 간편성 불편 매우 간편 간편 매우 간편수익 안정성 안정적 변동적 변동적 안정적전력판매단가 84원/kWh 80원/kWh 80원/kWh 84원/kWh계량기구입비 50만원 50만원 50만원 350만원

순위(숫자로 표시)

부 록 91

CQ3. 다음 4가지 대안을 선호하는 순서대로 번호를 기입하여 주십시오

(최고 선호 1).

속성 전력판매방법 A

전력판매방법 B

전력판매방법 C

전력판매방법 D

O&M 서비스 없음 있음 없음 있음거래 간편성 보통 보통 매우 간편 간편수익 안정성 변동적 안정적 변동적 변동적전력판매단가 80원/kWh 80원/kWh 88원/kWh 84원/kWh계량기구입비 350만원 15만원 15만원 15만원

순위(숫자로 표시)

CQ4. 다음 4가지 대안을 선호하는 순서대로 번호를 기입하여 주십시오

(최고 선호 1).

속성전력판매방법

A전력판매방법

B전력판매방법

C전력판매방법

DO&M 서비스 없음 있음 있음 있음거래 간편성 간편 매우 간편 불편 불편수익 안정성 안정적 안정적 변동적 변동적전력판매단가 88원/kWh 80원/kWh 80원/kWh 88원/kWh계량기구입비 350만원 15만원 350만원 15만원

순위(숫자로 표시)

92

섹션D. 개인 사항에 관한 질문

마지막으로 몇 가지 질문을 드리겠습니다.다음의 정보는 비밀이 보장되며, 오로지 통계분석 목적으로만 사용됩니다.

DQ1. 귀하의 성별은 어떻게 되십니까? ① 남성 □ ② 여성 □

DQ2. 귀하의 연령은 만으로 어떻게 되는지요? ___세

DQ3. 귀하의 최종학력(졸업 기준)은 다음 중 어디에 해당합니까? ① 중학교 졸업 이하 □ ② 고등학교 졸업 □

③ 대학(교)(4년제 미만)졸업 □ ④ 대학교(4년제 이상)졸업 □

⑤ 대학원 석사 졸업 □ ⑥ 대학원 박사 졸업 □

DQ4. 귀하는 발전사업과 다른 직업을 겸업하시는 지요? 그렇다면 직업은

어떻게 되는지요? ① 겸업하지 않음 □ ② 관리자 □ ③ 전문가 및 관련 종사자 □

④ 사무 종사자 □ ⑤ 서비스 종사자 □ ⑥ 판매 종사자 □

⑦ 기능원 및 관련 기능 종사자 □ ⑧ 장치·기계 조작 및 조립 종사자 □

⑨ 기타 □

DQ5. 귀하 가구(가족전체)의 월 평균 소득은 얼마 정도 됩니까?(소규모 발전

사업의 수입은 제외) ① 200만원 미만 □ ② 200만원 이상 ~ 300만원 미만 □

③ 300만원 이상 ~ 400만원 미만 □ ④ 400만원 이상 ~ 500만원 미만 □

⑤ 500만원 이상 ~ 600만원 미만 □ ⑥ 600만원 이상 ~ 700만원 미만 □

⑦ 700만원 이상 □

부 록 93

DQ6. 귀하는 설문조사 이전에 소규모중개시장에 대해 주위에서 들어본 적이

있으신지요? ① 있다 □ ② 없다 □

DQ6. 귀하는 평소 우리나라의 에너지정책과 전력시장제도에 대해서 어느 정도

알고 계신지요?

끝까지 성심성의껏 응답해주셔서 대단히 감사드립니다.

94

Ⅷ. 개인정보제공 동의

【별문】소규모전력중개시장에 관한 설문조사를 위한 귀하의 개인정보(이름, 휴대전화번호 등)의 제3자 제공에 동의하십니까?

① 동의함 ② 동의하지 않음

[개인정보 제3자 제공동의 안내]

가. 개인정보를 제공받는 자: 에너지경제연구원, 설문조사 시행사

나. 개인정보이용 목적: 소규모전력중개시장 설문 조사

다. 제공하는 개인정보의 항목: 성명/휴대폰번호

라. 개인정보의 보유기간: 조사완료 및 최종보고결과 보고까지이며, 그

이후에는 즉시 폐기

※ 개인정보 제공에 동의하지 않는 경우, 답례품 지급이 되지 않습니다.

【별문2】답례품 지급을 위한 귀하의 개인정보(이름, 휴대전화번호)를

적어주세요

이름: ( ) 휴대전화번호: ( )-( )-( )

귀하의 개인정보는 에너지경제연구원 소규모전력중개시장 설문조사 목적으로

활용됩니다.

그 외 제3자에게 제공되지 않음을 약속드립니다. 입력하신 개인정보를 다시

한 번 확인하여 주시기 바랍니다.

끝까지 응답해 주셔서 대단히 감사합니다.

참고문헌 95

참고문헌

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안 재 균

現 에너지경제연구원 연구위원

<주요저서 및 논문>

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신재생에너지 보급 확산을 대비한 전력계통 유연성 강화방안 연구 , 에너지경제연구원 수시연구, 2017

김 남 일

現 에너지경제연구원 선임연구위원

<주요저서 및 논문>

8차 전력수급기본계획 상의 환경급전에 관한 연구 , 에너지경제연구원 수시연구, 2018

원전산업에서의 선발자 이득모형과 실증분석 , 에너지경제연구, 2013

기본연구보고서 2019-15

공급형 가상발전소(VPP) 활성화 방안 연구: 소규모전력중개시장 활용을 중심으로

2019년 12월 30일 인쇄

2019년 12월 31일 발행

저 자 안 재 균 ･ 김 남 일

발행인 조 용 성

발행처 에너지경제연구원

울산광역시 종가로 405-11 전화: (052)714-2114(代) 팩시밀리: (052)-714-2028

등 록 제 369-2016-000001호(2016년 1월 22일)인 쇄 디자인 범신

ⓒ에너지경제연구원 2019 ISBN 978-89-5504-742-4 93320

* 파본은 교환해 드립니다. 값 7,000원

본 연구에 포함된 정책 대안 등 주요 내용은 에너지경제연구원의 공식적인 의견이 아닌 연구진의 개인 견해임을 밝혀 둡니다.

기본

연구

보고

서 1

9-1

5

(44543) 울산광역시 중구 종가로 405-11(성안동, 에너지경제연구원)

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형 가

상발

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방안

연구

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력중

개시

장 활

용을

중심

으로

값 7,000원

9 788955 047424

93320

ISBN 978-89-5504-742-4