송전요금개편을 통한 효과적인 지역적 가격신호 제공방안 연구: icrp … ·...

수시연구 보고서

16-09

안 재 균

송전요금개편을 통한

효과적인 지역적 가격신호 제공방안 연구:ICRP 도입을 중심으로

참여연구진

연구책임자 : 부연구위원 안재균

연구참여자 : 전남대학교 교수 전우영

요약 i

1. 연구의 필요성 및 목적

우리나라는 수도권 지역의 전력소비 비중이 높은 반면에 대부분의

전력공급은 비수도권에서 이루어지는 북상조류 형태이다. 2차 에너지

기본계획에 따르면 현재의 송전망 여건은 포화 상태이며, 국토 여건과

지역주빈 반대로 대형 송전선의 추가 건설은 쉽지 않는 상황이다.

이러한 시스템은 원인은 현형 전국 단일 전력요금제(uniform

pricing)를 들 수 있다. 전국적으로 동일한 가격은 지역 간 전력수급

불일치 현상을 심화시키기 때문인데 이는 다음과 같은 장·단기적 경

제적 비효율성을 초래한다.

첫째, 수요지역으로부터의 원거리 송전 시스템은 전력거래에 있어

서 단기적으로 자원이 최소의 비용으로 최적 배분되는 경제적 효율성

을 저해한다. 수도권으로 향하는 송전용량이 부족하게 될 경우 원거리

에 위치한 연료비가 낮은 발전기 대신에 연료비가 보다 높은 발전기

가 가동하게 되어 추가적인 비용 상승을 유발하게 된다.

둘째, 장기적으로는 원거리 송전선로를 추가적으로 설치해야 하는

투자비를 유발하게 된다. 최근에는 송전설비 관련 건설비용은 지가,

보상금액, 환경민원으로 증가하고 있다. 이러한 비용이 지속적으로 증

가하게 될 경우, 전통적인 원거리 송전방식과 결합한 대규모 발전설비

시스템의 경제적 우위성이 점차 감소할 수 있다.

지역 간 전력수급의 불균형 현상이 초래하는 경제적 비효율성을 해

ii

소하기 위해서는 지역별로 전력시장 요금을 차별하는 요금제 도입이

필요하다. 따라서 본 연구는 전력요금을 대상으로 지역별 가격신호를

제공하기 위한 요금제의 특성을 분석하는데 목적을 두고 있다. 구체적

인 방법으로 전력시장도매가격과 송전요금제를 통한 지역별 차등화

방법을 고찰토록 한다.

2. 주요 내용

지역별한계가격(LMP)은 단기 경제적 효율성을 충족시키는 방법으

로 평가받는다. LMP는 에너지비용에 지역별 혼잡비용과 손실비용을

포함한 가격이다. 본 연구는 국내 전력시스템을 대상으로 LMP 추정

하였다. 추정 결과는 다음과 같다. 국내 LMP는 일부 지역인 제주 및

강원을 제외하고, 수도권과 비수도권간의 지역 간의 격차는 크지 않

다. 따라서 LMP 제도를 통한 지역별 전력가격의 차등효과는 미미할

것으로 예상된다.

그러나 이는 LMP가 불필요하다는 것으로 해석하는 것은 옳지 않

다. 단일요금제로는 추후 혼잡 및 손실비용을 가격에 반영하는데 한계

가 있기 때문이다. 이에 반해 LMP는 이론적으로 완성도가 높고 실제

적으로 미국 등 주요 국가에서 전력도매시장은 LMP 이론을 기반으로

운영되고 있다. 따라서 현행 SMP의 단일 전력도매가격은 LMP 제도

로 대체하는 것이 바람직하다.

장기적인 경제적 효율성을 보장하기 위해서는 LMP 도입만으로는

불충분하다. 해결방안으로는 송전요금제의 원칙에 부합하는 송전이용

요금제 도입이다. 요금제 원칙은 송전비용의 완전한 회수를 보장하고

단기적 경제적 효율성을 저해 않지 않고 전원 및 부하의 입지선정에

요약 iii

대해 적합한 지역신호 제공 가능으로 요약할 수 있다. 또한 현실적으

로 요금산정 방법이 투명하고 이해당사자가 이해하기 쉽고 결과 또한

합의가 가능한 수준이어야 한다.

주요 송전망이용요금은 총괄비용법과 한계비용법으로 구분할 수 있

다. 총괄비용법은 선로별 비용 부담 기준으로 여려 형태를 지닌다. 그

중 대표적으로 우편요금제, 거리용량병산제, 조류추적법이 있다. 이러

한 요금제는 송전망 비용의 완전한 회수가 가능하다. 반면에 비용유발

요인(cost causality)을 반영한 요금책정과 총 계통비용을 해소할 수 있

도록 발전사업자 및 수용가에게 신규 입지 선택에 대해 적정한 신호

를 제공하는 데에는 한계가 있다. 반면에 장기한계가격 방식 중 영국

및 브라질이 도입한 ICRP 요금제는 장기 경제적 효율성 달성에 보다

우수한 요금제로 평가된다.

현행 국내 송전이용요금제를 평가해 볼 때, 총비용을 회수하면서 지

역별 차등효과를 일부 발휘할 수 있지만 그 효과는 미미하고 안정적

인 가격 신호를 제공하기에는 부족한 것으로 판단된다. 근본적 원인은

개별 선로가 전체 계통비용에 미치는 영향 정도를 반영하지 못하고

있기 때문이다. 따라서 추후 적정한 장기 가격 신호를 제공하기 위해

서는 선로의 장기한계비용에 근거한 요금제 원리를 응용하는 것이 필

요할 것으로 보인다.

차례 i

제목 차례

제1장 서론 ···················································································· 1

제2장 지역별한계가격 분석 ·························································· 5

1. 개요 ································································································· 5

2. 전력도매시장 가격결정 이론 ························································· 6

가. 계통한계가격 결정구조 ································································ 6

나. 지역별 한계가격의 발생이유 및 특성 ········································ 8

다. 지역별 한계가격 구성요소 ························································ 10

라. 지역별 한계가격 예제 ································································ 17

3. 지역별 한계가격 추정 ·································································· 29

가. MPSOPF의 배경 및 이론적 구조 ············································· 29

나. 한국 전력계통망 자료 구조 및 특성 ········································ 30

다. 지역별 LMP 추정 분석 결과 ·················································· 33

라. 지역별 한계가격의 한계 ···························································· 38

제3장 송전비용의 특성과 요금제 고찰 ······································· 39

1. 송전비용의 특성과 요금제 설계 원칙 ········································ 39

2. 네트워크 산업의 요금제 종류 및 특성 ······································ 41

가. 한계비용 가격설정 ··································································· 41

나. 평균비용 가격설정 ··································································· 43

다. 램지 가격설정 ··········································································· 45

ii

라. 이부요금 제도 ··········································································· 47

3. 송전 요금제 종류 및 특성 ·························································· 49

가. 총괄비용법 ·················································································· 50

나. 한계비용법 ················································································ 58

제4장 국내 송전 요금제 평가 ····················································· 73

1. 국내 송전 요금제 개요 ······························································· 73

2. 국내 송전 요금제 평가 ······························································· 74

제5장 결론 ·················································································· 79

참고문헌 ······················································································ 81

차례 iii

표 차례

3-Bus System의 주요 가정 및 특징 ··································· 18

MPSOPF 목적함수와 제약조건의 개념적 형태 ················· 29

한국형 MPSOPF 모형 104-Bus System Bus별 지점 정보 ··· 32

동절기 LMP(원/kWh) 분석 비교 ········································· 36

송전 요금제 구분 및 특성 ··················································· 49

송전 요금제 구분 및 특성 ··················································· 56

Improved ICRP 개선사항 ····················································· 61

영국 지역별 발전측 송전이용요금 현황 ····························· 65

영국 지역별 수요측 송전이용요금 현황 ····························· 66

Improved ICRP 개선사항 ····················································· 68

현재 송전망 이용 요금규정(2017.3.29.) ······························ 74

iv

그림 차례

[그림 1-1] 전력설비 밀집도 국제 비교 ·················································· 1

[그림 2-1] 전력거래소의 시장가격 결정절차 ········································ 6

[그림 2-2] 시간별 계통한계가격(SMP) 결정 구조 ································ 7

[그림 2-3] 한국 전력계통도 (2013년 기준) ··········································· 9

[그림 2-4] 3-Bus 시스템 ······································································· 12

[그림 2-5] NY 지역별 LBMP(Location-Based Marginal Price)와 구성요소별 가격 ·· 17

[그림 2-6] 3-Bus System 예제 ····························································· 18

[그림 2-7] 3-Bus 전력시스템에서 전력송전 방식 ······························· 19

[그림 2-8] Bus C에 200MW의 수요 발생 케이스 ········· 20

[그림 2-9] 의 전력 송전 결정 매커니즘 ···························· 22

[그림 2-10] Bus B에 50MW, Bus C에 200MW 수요 발생 사례· 22

[그림 2-11] 의 전력 송전 결정 매커니즘 ··························· 24

[그림 2-12] 의 LMP 도출 매커니즘 ···································· 25

[그림 2-13] Bus B에 75MW, Bus C에 325MW 수요 발생 사례 · 26

[그림 2-14] 송전선 A-B 용량제약 100MW ······················ 27

[그림 2-15] 한국형 MPSOPF 모형 104-Bus System 지도 ················ 31

[그림 2-16] 한국 104-Bus 시스템 상 모선별 일일 LMP 패턴 ········· 33

[그림 2-17] 겨울철 지역별(시,도) 순유입 및 순유출(MWh) ············· 34

[그림 2-18] 겨울철 지역별(시,도) 일일 LMP 평균가격 ····················· 35

[그림 2-19] 연도별 SMP 추이 ······························································ 37

[그림 3-1] 한계비용 가격결정 ······························································· 43

[그림 3-2] 평균비용 가격설정 ······························································· 44

차례 v

[그림 3-3] 램지 가격설정 ······································································ 46

[그림 3-4] 이부요금제도 ········································································ 48

[그림 3-5] Proportional sharing principle ············································ 53

[그림 3-6] 4-Bus 시스템 ····································································· 54

[그림 3-7] 3-모선 전력 시스템 ····························································· 57

[그림 3-8] 발전 측 송전요금지역구분 ·············································· 63

[그림 3-9] 수요 측 송전요금지역구분 ·················································· 64

[그림 3-10] 3-Node 시스템(ICRP) ····················································· 67

[그림 3-11] 3-Node 시스템 발전량 보정(ICRP) ······························· 68

[그림 3-12] 3-Node 시스템 선로별 최대 전력량 ································ 70

[그림 3-13] 3-Node 시스템 조류량 변화 ··········································· 71

[그림 4-1] 국내 송전요금의 구성 체계 ················································ 73

[그림 4-2] 발전 측 사용요금 추이 분석 결과 ···································· 76

[그림 4-3] 수요 측 송전사용요금 추이 분석 결과 ····························· 76

제1장 서론 1

제1장 서론

우리나라 전력시스템의 주요 특성은 ‘북상조류’ 의 단어로 그 성격

을 잘 대변해 준다. 즉, 수도권의 전력 수요의 비중이 높은 반면에 대

부분의 전력 공급은 수요 지역에서 멀리 떨어진 남부 지역에서 이루

어져 수도권으로 송전하는 시스템을 뜻한다.

제2차 에너지기본계획에 따르면, 우리나라는 “전력 다소비지역과

발전소 소재지역간의 불일치로 수도권 방향의 송전망(북상조류)은 포

화 상태”이며, “국내 송전망 밀집도는 세계최고 수준으로 좁은 국토여

건과 일부 지역주빈 반발로 대형 송전선의 추가 건설은 쉽지 않는 상

황”이다(산업통상자원부, 2014a, p.65).

[그림 1-1] 전력설비 밀집도 국제 비교

출처: 산업통상자원부(2014a, p.65)

2

이러한 현상의 근본적 원인은 현형 전국 단일 전력요금제(uniform

pricing)이다. 전국적으로 동일한 가격은 지역 간 전력수급 불일치 현

상을 심화시키기 때문이다.

경제적 측면에서 지역 간 전력수급 불일치 현상은 다음과 같은 경

제적 비효율성을 초래한다. 첫째, 수요지역으로부터의 원거리 송전 시

스템은 전력거래에 있어서 단기적으로 자원이 최소의 비용으로 최적

배분되는 경제적 효율성을 저해한다. 수도권으로 향하는 송전용량이

부족하게 될 경우 원거리에 위치한 연료비가 낮은 발전기 대신에 연

료비가 보다 높은 발전기가 가동하게 되어 추가적인 비용 상승을 유

발하게 된다. 둘째, 장기적으로는 원거리 송전선로를 추가적으로 설치

해야 하는 투자비를 유발하게 된다. 최근 송전설비 관련 건설비용은

지가, 보상금액, 환경민원으로 증가하고 있다. 이렇게 송전 관련 비용

이 지속적으로 증가하게 될 경우, 전통적인 원거리 송전방식과 결합한

대규모 발전설비 시스템은 경제적 우위성이 점차 감소할 수 있다.

상기 지역 간 전력수급의 불균형 현상이 초래하는 경제적 비효율성

을 해소하기 위해서는 지역별 전력시장 요금의 차등을 두는 요금제

도입이 필요하다.

본 연구의 목표는 전력요금을 대상으로 지역별 가격신호를 제공하

기 위한 요금제의 특성을 분석하는데 있다. 보다 구체적으로 전력시장

도매가격 및 송전요금제를 통한 지역차별화 제도를 고찰토록 한다. 실

증분석으로 현재의 전력계통을 상황을 반영하여 지역별 한계가격

(Locational Marginal Price, LMP)을 추정하였고 지역별 송전사용요금

제의 도입 필요성 여부를 살펴보았다. 마지막으로 현행 송전요금제의

특성을 분석하고 경제적 효율성 보장에 있어서 적합여부를 평가하였다.

제1장 서론 3

본 연구는 다음과 같이 구성되어 있다. 서론에 이어 제2장에서는 모

선별 한계가격 이론을 살펴보고 실증분석을 수행한다. 제3장은 송전

비의 특성과 설계원칙을 알아보고 주요 요금제의 장단점을 분석한다.

제4장은 우리나라 송전요금제의 적합성을 평가토록 한다. 마지막 결

론에서는 전체 내용을 요약하고 시사점을 제시한다.

제2장 지역별 한계가격 분석 5

제2장 지역별한계가격 분석

1. 개요

전력요금제도의 지역별 차등화의 대표적인 방법으로는 전력도매시

장가격(wholesale market price) 또는 송전요금(transmission tariff)을

지역별로 구분하여 산정하거나 상기 두 가지 방법을 혼용하는 방법이

있다.

본 장에서는 첫 번째 방법인 도매시장의 전력가격을 지역별로 차등

화하는 방법을 검토한다. 지역별 차등화 효과를 지니는 전력도매가격

결정은 각 모선(Bus)의 한계발전가격(Marginal generation price)이 발

전 및 수요의 지역적 위치와 송전제약 및 손실 등에 따라 모선마다 다

른 값을 가지는 모선별 한계가격(Nodal pricing) 이론에 바탕을 두고

있다. 여기서 한계가격은 한 단위 전력수요 증가량을 만족시키기 위해

서 추가적으로 소요되는 비용을 뜻한다. 이러한 모선별 한계가격제는

단기적인 전력거래에 있어서의 최적 배분을 보장하는 장점이 있다. 반

면에 해당 제도의 적용으로는 총 송전비용의 회수가 불가능한 단점이

존재한다. 또한 장기적인 측면에서 송전망 인프라의 효율적 이용을 위

한 투자 신호제공에 미흡하다는 평가를 받는다. 따라서 해당 가격제를

채택하고 있는 나라에서는 송전비용의 완전한 회수를 위해서 보완적

인 송전요금제를 두고 있다.

아래에서는 전력도매시장의 가격결정 원리를 살펴본다. 다음으로

우리나라 계통구조를 반영하여 지역별 한계가격을 추정하여 지역별

차등효과를 위한 대안으로 장단점을 도출토록 한다.

6

2. 전력도매시장 가격결정 이론

가. 계통한계가격 결정구조

우리나라의 주요 전력시장구조는 일일 전에 예측된 전력수요를 기

준으로 발전기들에게 공급입찰을 요청하는 일일전 시장(Day-ahead

market) 개념으로, 다음날 24시간의 예측수요와 발전사들의 공급곡선

이 교차하는 지점에서 전력가격이 결정 된다. 이때 비용우선순위

(Economic dispatch) 원칙에 따라 공급입찰에 참여한 발전기 중 낮은

발전비용 순서대로 발전출력량을 결정하게 되는데, 이때 발전출력을

하는 발전기중 가장 높은 발전비용을 가진 발전기가 한계　발전기가

된다. 이때 이 발전비용이 해당 시간대의 계통 한계　가격(System

Marginal Price, SMP)을 결정하게 된다.

[그림 2-1] 전력거래소의 시장가격 결정절차

출처: 한국 전력거래소 홈페이지(www.kpx.or.kr/www/contents.do?key=75)


[그림 2-1]은 전력거래소의 시장가격 결정절차를 Flow Chart로 보

여주고 있다. 앞서 설명했듯이 먼저 일일전시장 관점에서 다음날 24

시간의 수요예측과 함께 각 발전사들로부터 공급가능용량을 입찰 받

는다. 그 다음 가격결정발전계획(비제약발전계획)을 수행하고, 발전기

별 발전가격을 계산한 후, 한계가격 결정발전기를 선정하게 되고, 한

계가격(SMP)을 결정하게 된다.

[그림 2-2] 시간별 계통한계가격(SMP) 결정 구조


[그림 2-2]는 SMP 결정 구조의 예제를 보여주고 있다. 우리나라의

24시간 전력수요패턴은 일반적으로 새벽시간 전력수요가 낮고, 낮 시

간 전력수요가 높은 구조를 가지고 있다. 이 때 한 시간 단위로 일일

전 시장에서 발전에 참여하는 발전기를 결정할 때, 비용우선순위 원칙

8

에 따라 발전비용이 가장 낮은 원자력이 먼저 선택되고, 석탄 발전,

중유, LNG 순으로 결정이 되게 된다. 이 과정에서 시간별 전력수요수

준에 따라서 새벽시간에는 석탄발전이 한계발전기로 결정되고, 낮 피

크시간에는 LNG 발전기가 한계발전기로 결정되면서 24시간 동안의

계통한계가격(SMP)이 차등적으로 결정이 되게 되고, 이 계통한계가격

이 전력의 시장가격을 결정짓게 된다.

나. 지역별 한계가격의 발생이유 및 특성

현실의 전력시스템에서는 각 지역별 전력수요를 만족시키는 한계가

격이 SMP와 같은 하나의 가격에 의해서 결정되는 경우는 극히 드물

다. 우리나라 전력시스템은 발전기와 전력수요 등이 위치해있는 모선

(Bus)1)과 각 모선을 연결하는 송전선으로 결합된 거대한 네트워크 구

조를 가지고 있다. [그림 2-3]과 같은 네트워크 구조의 한국 전력계통

망에서 모든 도시에서 발생되는 전력수요가 동일한 한계발전기에 의

해서 결정되기 위해서는 송전선을 통한 전력흐름이 전혀 제약이 없어

야 하는데, 현실에서는 각 송전선별로 제한적인 송전용량을 가지고 있

기 때문에 전력시스템의 각 모선이 단일한 SMP를 갖는 경우는 거의

불가능하다.

지역에 따른 상이한 SMP, 즉 LMP2)를 가지는 대표적인 예가 바로

육지와 제주도 사이의 LMP 차이이다. 제주도는 두 회선의 HVDC 송

전선으로 육지와 연결되어 있지만 이 송전용량은 제주 전체의 전력수

요를 충족시키기에는 부족하기 때문에 제주 전력수요의 절반가량은

1) 모선의 물리적 의미는 발․변전소 등에서 발전기, 변압기, 차단기, 송전선 등이 접속되는 중심이 되는 도체를 의미한다(전력거래소, 2003).

2) LMP는 “노드별 가격“이라는 뜻의 Nodal price라고 불리기도 한다.


자체적인 발전기로 충당을 하고 있다. 하지만 제주도 발전기는 대부분

발전비용이 비싼 중유로 구성되어 있기 때문에, 2016년 기준으로 주

로 석탄화력 발전에 의해서 한계가격이 결정되는 육지와는 상당히 차

이가 나는 LMP 패턴을 가지고 있다.

[그림 2-3] 한국 전력계통도 (2013년 기준)


10

지역간 LMP는 비단 육지와 제주도뿐만 아니라, 서울·경기 지역에

전력수요가 밀집되어 있어 북상조류의 특성이 강한 우리나라 전력시

스템에서는 송전용량이 부족할 경우 수도권과 비수도권에서 큰 차이

가 발생할 수 있다. 즉, 수도권에서는 보다 높은 한계가격이 형성된다.

따라서 지역별 LMP는 수도권 지역에 대해서 높은 가격신호를 보냄으

로써 전력수요는 감소시키고 발전은 보다 증가시킬 인센티브를 제공

하게 되는 것이다. 이에 반해, SMP와 같이 단일가격제(uniform

pricing)는 송전혼잡 및 손실이 야기하는 비용을 내재화할 수 없으며,

장기적으로는 송전망 투자비의 효과적 배분, 신규 발전소 및 대규모

수용가의 입지 선택에 효율적 자원배분을 유도하는 가격신호로 작동

할 수 없다.

다. 지역별 한계가격 구성요소3)

지역별 한계가격(LMP)은 이론적으로 크게 3가지 구성요소로 분해

할 수 있다. 첫째는 기준 버스(reference Bus)에서의 한계가격, 두 번

째는 송전망 손실로 인한 한계가격(송전선에서의 열손실에서 기인하

는), 세 번째는 송전망 용량 제약으로 인한 송전망 혼잡에서 기인하는

한계가격이다. 이 LMP 요소들은 최적조류모형(Optimal Power Flow,

OPF)을 통해서 도출하게 된다. OPF란 송전제약을 고려하여 총비용을

최소화시키도록 발전기들의 출력을 결정하는 것이다. OPF의 목적함

수는 발전비용 최소화이며, 제약조건으로는 모선별 수급제약, 발전기

출력제약, 전압제약, 선로조류 제약이 있다.

3) 지역별 한계가격의 구성요소 설명은 California ISO(2005)를 인용하였다.


실제적으로 전반적인 전력거래는 교류(Alternating Current, AC)이

나 대규모 전력시스템에서 LMP 계산에서는 효율적인 수리적 계산을

위해 직류(Direct Current, DC)로 근사화(approximation)한 최적조류계

산(Optimal Power Flow, OPF) 모형을 적용한다. 직류조류의 주요 가

정은 다음과 같다. DC-OPF의 주요 가정은 다음과 같다. 첫째, 각 모

선의 전압 크기는 정격값과 동일하다. 선로의 저항은 무시할 수준이

다. 둘째, 위상각(voltage angle, θ)의 차이는 미미하다. 셋째, 선로의

저항, r은 리액턴스(reactance), x에 비해 매우 작다. 이러한 가정에 따

라 모선 i에서 j로 흐르는 조류(Pij)는 다음과 같이 위상각 차이와 리액

턴스간의 항등식이 성립한다.

(2-1)

송전손실을 무시할 경우, 각 모선에서 유, 출입되는 전력의 합은 일

치하므로 각 모선의 조류는 다음과 같은 항등식이 성립된다.

≠ (2-2)

상기 수식 (2-1)과 (2-2)은 susceptance matrix( )를 이용해 아래

와 같이 간단히 표현할 수 있다.

(2-3)

여기서, ,

,

는 각각 위상각, 출력, 수요 vector를 나타낸다.

12

[그림 2-4] 3-Bus 시스템

[그림 2-4]와 같이 3-Bus 시스템이 주어졌을 때, 수식 (2-3)의 행렬

은 은 다음과 같이 표현된다.

(2-4)

상기 기술한 직류조류 항등식에 따라 DC-OPF 모형은 아래와 같은

목적함수와 주요 제약식을 갖는다.


min

(2-5)

subject to

(2-6)

≤ max (2-7)

여기서, 목적함수는 발전 비용의 최소화로 하첨자 i는 모선(Bus) 번

호를, Pg는 발전기의 출력을, c는 발전비용을 나타낸다. 제약식 (2-6)

은 에너지 밸런스 조건으로 총 발전량과 손실량의 합은 수요량(Pd)의

총합과 일치함을 뜻한다. 제약식 (2-7)의 좌변은 수식 (2-1)의 또 다른

형태로 선로j의 조류량(Power flow)을 나타내며 우변은 선로의 최대

용량(Fjmax)을 나타낸다. SFji는 GSF(generation shift factor) 또는

PTDF(power transfer distribution factor)로 불리며, Bus i의 발전량 증

가분의 j번째 송전선에 흐르는 조류량 변화분(즉, △Fj/△Pi)을 뜻한

다4).

4) SF의 상세한 계산 방법은 Wood, A.J., et al.(2013), p336~338와 Soroudi(2017), p236~246을 참조할 것.

14

상기 목적함수와 제약식으로 라그랑지 방정식을 세우면 다음과 같다.

max

(2-4)

식(4)로 LMPi=

를 계산하면 다음과 같다.

여기서, LMP는 아래와 같이 3가지 요소로 구성 된다5).

1) : Energy component

2)

: Loss component

3)

: Congestion component

1) 기준 Bus에서의 한계가격()

기준 Bus에서의 한계가격은 모든 Bus에서 한계가격 결정시 기준이

5) LMP 요소별 분해 과정은 Ramach, P., and Senthil, R.(2010)와 Wood, A.J., et al.(2013), p376~382를 참조할 것.


되는 가격이다. 이 기준 Bus에서의 LMP는 송전 네트워크의 잠재적인

혼잡을 감안하여 다음 한 단위의 전력수요를 공급하기 위해 필요한

한계가격으로, 이런 관점에서 송전망 혼잡을 내재적으로 반영하고 있

는 가격이다. 이 LMP는 전력시스템이 무한대의 송전망 용량을 가진

다는 가정 하에서 관측될 수 있는 지역별 가격이다.

2) 기준 Bus에서 i번째 Bus로의 송전손실로 인한 한계가격(

)

예를 들어 1MW를 기준 Bus로부터 유출하고, i번째 Bus로 1MW를

유입할 경우 송전량 변화뿐만 아니라 송전손실에 대한 변화도 뒤따른

다. 이 경우 송전 전력 한 단위(1MW)증가에 따른 송전손실의 변화량

(△LOSS/△Li)을 으로 나타나게 되고 이 값이 송전

손실로 인한 한계가격부분을 나타낸다. Li는 손실 증가가 있을 경우

양의 값을 가지고, 손실 감소가 발생할 경우 음의 값을 가지게 된다.

3) 기준 Bus에서 i번째 Bus로의 송전혼잡으로 인한 한계가격(

)

송전망 혼잡으로 인한 LMP 부분은 Σ(μj×SFji)로 표현된다. μj 는 송

전용량 제약이 발생하는 제약식의 잠재가격(shadow price)로써, 이

shadow price의 값은 송전제약이 발생하는 제약식에 의해서 유발되는

LMP 증가분과 같아지게 된다. SFji는 j번째 송전선의 제약 때문에

Bus i로 들어가는 추가적인 전력량을 나타내는 값이다. 즉

는

송전망 용량 제약으로 송전흐름 변화량과 그로 인해 발생한 shadow

16

price의 곱셈으로 나타나는 송전망 혼잡으로 인한 LMP 부분을 설명

한다.

아래 수식은 3가지 LMP 요소별로 어떻게 값이 결정되는지 예제로

보여주고 있다. 예제에서 1) 기준 Bus에서의 LMP 가격은 $50/MWh,

2) 기준 Bus(reference Bus)에서 Bus i로 가는 송전 손실로 인한 LMP

가격 설명분은 -$1/MWh, 3) 기준 Bus(reference Bus)에서 Bus i로 가

는 송전선로의 혼잡으로 인한 LMP 가격 설명분은 -$9/MWh로 나타

나고 있다. 이 세가지 요소를 모두 더하면 Bus i에서의 nodal price,

$40/MWh를 도출하게 된다.

기준한계가격 손실한계가격혼잡한계가격$40/MWh = $50/MWh - $1/MWh + $9/MWh

[그림 2-5]는 New York 지역별 전력가격인 LBMP(Location-Based

Marginal Price)의 특정 시간대 구조와 지역별 LBMP가 앞서 설명한

세가지 LMP 구성요소 각각에 의해서 어떤 비율을 가지고 있는지 보

여준다. 첫 번째 LMP 구성요소인 기준 Bus에서의 가격은 약

$30/MWh수준에서 모든 지역에 대해 동일하게 나타나고 있다. 두 번

째 요소인 송전손실에 의한 LMP는 약 +, - $3/MWh 수준에서 지역별

로 형성되고 있다. 세 번째 요소인 송전망 혼잡에 의한 LMP는 지역

마다 가장 큰 편차를 보이는 요소로써, New York주의 가장 끝에 위

치하기 때문에 상습적으로 송전망 혼잡이 발생하는 Long Island에서

는 약 $45/MWh 가 관측되고 있고, 높은 전력 수요 집중도로 역시 상

습 송전망 혼잡유발 지역인 맨하탄 인근 뉴욕시(NYC)에서도 약

$30/MWh에 이르는 높은 가격이 관측되었다.


[그림 2-5] NY 지역별 LBMP(Location-Based Marginal Price)와

구성요소별 가격

출처: California ISO(2005, p.44)

이 세 가지 LMP 구성요소들을 모두 합한 최종 LBMP는 역시 송전

망 혼잡 LMP 증가분의 영향을 가장 크게 받은 Long Island, NYC 그

리고 NYC에 인접한 Dunwood 순으로 높게 관측되었다. New York

은 가장 높은 LMP($75/MWh, Long Island)와 가장 낮은

LMP($28/MWh, O H)간의 격차가 약 $50/MWh에 이를 정도로 높은

LMP 이격을 보이고 있다. 이는 대부분 송전망 혼잡에서 기인하는 영

향 때문인 것으로 관측된다.

라. 지역별 한계가격 예제6)

지역별 한계가격(LMP)의 이론적 결정구조를 설명하기 위해 단순한

6) LMP의 예제 설명은 California ISO(2005)를 참조하였다.

18

전력시스템 구조인 노드가 3개인 3-Bus System을 생각해보자. 3-Bus

System의 주요 가정과 특징은 과 같이 요약될 수 있다.

주요 가정 세부 내용

전력수요 Bus Bus B(Load1), Bus C(Load2)발전기 Bus Bus A(Gen1), Bus C(Gen2)발전기 용량 및

발전비용Gen1(500MW, $10/MWh), Gen2(500MW, $20/MWh)

송전선 용량 A-B(300MW), A-C(200MW), B-C(400MW)

송전선 관련 가정3개 송전선은 모두 같은 impedence를 가지고 있으며 송전손실이 없다

3-Bus System의 주요 가정 및 특징

[그림 2-6] 3-Bus System 예제



이때 [그림 2-6]에서 Bus A에서 1MW가 발전되고 Bus C에 1MW

의 전력수요가 있을 때, FlowAB = 1/3MW, FlowBC = 1/3MW,

FlowAC = 2/3MW를 송전 할 수 있게 된다. 즉 Bus간의 이동에서, 같

은 Bus에서 출발하여 동일한 Bus로 전력송전이 이루어질 경우, 거치

는 Bus없이 직접 가는 송전의 전력량은 Bus를 한 번 거쳐 가는 전력

의 송전량의 두 배만큼 송전을 해야 하는 전력시스템의 물리적인 특

성이 있다. 같은 이유에서 [그림 2-7]의 두 번째 그래프에선 Bus B에

1MW가 발전되고, Bus C에서 1MW의 수요가 있을 경우 FlowBA =

1/3MW, FlowAC = 1/3MW, FlowBC = 2/3MW 형태의 송전패턴을

보이게 된다.

[그림 2-7] 3-Bus 전력시스템에서 전력송전 방식


[그림 2-7]에서 상정한 3-Bus System에서 위와 같은 물리적 특성으

로 전력이 송전된다는 것을 알 때, 다음 3가지 Case에 대해서 Bus별

로 LMP가 어떻게 결정되는지 살펴보도록 하자.

20

1) Case 1 : Bus C에 200MW의 수요 발생(Load2=200MW)

[그림 2-8]은 기본적으로 가정된 3-Bus System에서 Bus C에서

200MW의 수요가 발생한 상황을 가정한 의 결과를 보여주

고 있다. 에서는 앞서 살펴본 3-Bus System에서 전력 송전

의 물리적 법칙에 따라, FlowAB = 67MW, FlowBC = 67MW,

FlowAC = 133MW을 송전하게 되고, 따라서 Bus A에 위치한 발전기

Gen1에 의해서 200MW의 수요가 충족되면서 3개의 Bus에서 동일한

LMP인 $10/MWh가 발생하게 된다.

[그림 2-8] Bus C에 200MW의 수요 발생 케이스


FlowAB = (1/3 * 200 MW) = 67MW

FlowAC = (2/3 * 200 MW) = 133MW


FlowBC = (1/3 * 200 MW) = 67MW

2) Case 2 : Bus B에 50MW, Bus C에 200MW 수요 발생(Load1=50MW,

Load2=200MW)

[그림 2-9]에 나타난 의 전력 송전은 다음의 방정식으로

구해질수 있다.

FlowAB = (1/3 * 200 MW) + (2/3 * 50 MW) = 100MW

FlowAC = (2/3 * 200 MW) + (1/3 * 50 MW) = 150MW

FlowBC = (1/3 * 200 MW) - (1/3 * 50 MW) = 50MW

이런 형태의 전력송전 흐름이 발생될 경우 Bus A의 Gen1에서

250MW의 발전이 이루어진다. 이는 Bus B의 50MW, Bus C의

200MW를 모두 만족시키면서, 송전용량 제약을 모두 만족시킨다. 이

럴 경우 [그림 2-10]과 같이 Gen1의 발전한계비용인 $10/MWh가 Bus

A, B, C의 LMP를 결정하게 된다.

22

[그림 2-9] 의 전력 송전 결정 매커니즘


[그림 2-10] Bus B에 50MW, Bus C에 200MW 수요 발생 사례




Load2=325MW)

와 같은 수요가 발생했을 경우 송전선로별 송전량은 앞에

서 소개한 공식에 따라서 다음과 같이 도출된다.

FlowAB = (1/3 * 325 MW) + (2/3 * 75 MW) = 158MW

FlowAC = (2/3 * 325 MW) + (1/3 * 75 MW) = 242MW =>

송전제약초과

FlowBC = (1/3 * 325 MW) - (1/3 * 75 MW) = 83MW

하지만 이 경우 FlowAC에서의 송전량이 242MW가 되어서

FlowAC의 송전용량인 200MW를 초과하게 된다. 이 경우 Bus C에

위치한 Gen2에서 발전을 가동해야 시스템은 주어진 수요를 만족시킬

수 있게 된다. [그림 2-11]은 공식에 의해서 산정된 송전량이 송전용

량을 초과할 경우 어떤 식으로 Gen1과 Gen2의 발전량이 재 산정되고

그에 따라 각 송전선의 송전량이 결정되는지 보여주고 있다. Gen2의

새로운 발전량을 도출하기 위한 식은 다음과 같다.

FlowAC = 2/3 * (325 - G2 MW) + (1/3 * 75 MW) = 200MW

24

[그림 2-11] 의 전력 송전 결정 매커니즘


위 제약식을 통해 도출된 Gen2의 발전량(G2)는 62.5MW가 되고,

이로 인한 Gen1의 발전량(G1)은 337.5MW가 된다. 이때 Bus A와

Bus C의 LMP는 각각에 위치한 발전기의 한계발전비용에 따라서 각

각 $10/MWh, $20/MWh가 된다.

[그림 2-12]는 Bus 2의 LMP 결정 매커니즘을 보여주고 있다. LMP

은 그 이름에서도 알 수 있듯이 한계가격의 개념으로, 추가적으로

1MW의 수요가 더 발생했을 때 한계가격이 어떻게 되는지를 살펴보

면 된다. 1MW의 수요가 추가적으로 발생했을 때 Gen1의 추가발전량

을 △G1이라고 한다면 △G2=1-△G1 가 된다.


[그림 2-12] 의 LMP 도출 매커니즘


A-C 송전선에 발생되는 추가적인 송전량은 다음과 같이 된다.

△FlowAC = (1/3 * △G1) - (1/3 * (1-△G1)) = 0

위 A-C 송전선에 발생되는 추가적인 송전량은 이미 송전량이 송전

제약에 의해 제한되고 있는 상황이기 때문에 0이 되어야 한다. 위 식

을 만족시키는 △G1=0.5MW가 되고, 따라서 △G2=0.5MW가 되게

된다. 따라서 추가적인 1MW의 수요에 의해 결정되는 Bus B의 LMP

는 다음의 식에 의해 결정되게 된다.

LMP BusB = (1/2MW) * $10/MWh + (1/2MW) * $20/MWh

= $15/MWh

26

[그림 2-13] 위에서 도출된 값들에 의한 의 결과를 나타내

고 있다. 이 LMP 결정 과정의 핵심은 송전선 A-C가 송전망 제약에

걸리면서, 가장 발전비용이 낮은 Gen1 으로만 전력수요를 충족시킬

수 없게 되자, 발전 비용이 높은 Gen2에서 발전을 하게 되면서 사용

되는 발전소의 종류에 따라 지역별 발전비용 이격이 생겨나는 것이다.

그러면서 Bus C의 LMP는 Gen2의 발전비용을 따르게 되고, Buc B의

LMP는 전력수요를 충족시키는 전력이 어느 발전기로부터 공급되었

는지의 비율을 따져서 weighted average 개념으로 결정 된다.

[그림 2-13] Bus B에 75MW, Bus C에 325MW 수요 발생 사례

출처: California ISO Market Operations(2005, p.88)



Load2=325MW), 송전선 A-B 용량 100MW

여기서 주의할 것은 송전제약이 추가적으로 발생할 경우, 해당 모선

의 LMP는 G2의 발전비용, $20/MWh를 초과할 수 있다는 것이다. 마

지막 예제로 [그림 2-14]와 같이 A-B의 송전선 용량 제약이 100MW

로 주어졌을 때 모선 B의 LMP가 어떻게 결정되는지 살펴보자([그림

2-14] 참조).

G1, G2 발전기의 각 발전량은 DC-OPF7)에 따라 225MWh,

175MWh로 결정된다. LMP는 A-B의 송전선에 추가적인 송전량 항등

식은 다음과 같이 주어진다.

△FlowAC = (2/3 * △G1) + (1/3 * (1-△G1)) = 0

[그림 2-14] 송전선 A-B 용량제약 100MW

출처: California ISO Market Operations(2005, p59)에 A-B 송전선에 추가적인

제약 부여(200→100MW)하여 재구성

7) 최적화 프로그램 GAMS을 사용하여 LP 모형으로 DC-OPF 해를 구하였다. DC-OPF의 LP 모형 설명은 Soroudi(2017), Chapter 6을 참조할 것

28

위 A-B 송전선에 발생되는 추가적인 송전량은 송전제약에 의해 제

한되므로 0이 된다. 위 식을 만족시키는 △G1는 -1MW가 되고, 따라

서 △G2는 2MW가 되게 된다. 따라서 추가적인 1MW의 수요에 의해

결정되는 Bus B의 LMP는 다음의 식에 의해 결정되게 된다.

LMP BusB = -1MW * $10/MWh + 2MW * $20/MWh

= $30/MWh

이는 75MW 수요가 발생하는 Bus B에서 한 단위 수요 증가에 따

라 송전망 용량 제약으로 가장 저렴한 발전기 G1의 출력이 1MW 감

소하고 가장 비싼 발전기 G2의 출력이 2MW 증가에 따른 것이다.


3. 지역별 한계가격의 추정

국내 모선별 한계가격 추정을 위한 모형으로는 기본적으로 Optimal

Power Flow(OPF) 방법론에 기반한 Multi-Period Super OPF(MPSOPF)

를 사용하였다.

가. MPSOPF의 배경 및 이론적 구조

MPSOPF는 에너지밸런스, 발전기 제약, 송전선로의 용량제약 등의

제약조건을 모두 충족하면서 총 비용을 최소화하는 안전도 제약 최적

조류 모형(Security-Constraint Optimal Power Flow, SCOPF)이다.

구 분 내 용

목적함수

주어진 제약을 만족시키며 전력시스템 운영비용(Expected

System Cost including Energy and Reserve Cost)을 최소

화하는 발전계획 도출

제약조건

1) 전력 수요 패턴

2) 발전기제약

3) 전력시스템 안정성 제약

4) 네트워크 제약 (송전망 제약)

5) 신재생에너지 변동성

6) 상정사고(Contingency)

MPSOPF 목적함수와 제약조건의 개념적 형태

출처: 안지운(2016, p.22)

30

MPSOPF의 목적함수와 제약조건은 와 같이 주어진다.

MPSOPF의 형태는 전력수요가 확률적 혹은 비확률적으로 주어지고

발전기제약, 전력시스템 안정성 제약, 네트워크 제약, 신재생에너지

변동성, 사고 상황 등의 제약조건을 충족시키면서 발전비용과 예비력

비용의 기대값의 합으로 구성된 총비용을 최소화하는 해를 찾는 것이

다8).

나. 한국 전력계통망 자료 구조 및 특성

모형에서 입력 자료는 발전기, 송전선로, 수요로 구성된다. 발전기

는 279개로 해당 기술(최소출력, 최대출력, ramp up, ramp down, 최

소운전시간, 최소정지시간 등), 비용, 위치 자료를 반영하였다. 송전선

로는 총 2,334개 송전선로로, 전압별로 765kV 11회선, 345kV 341회

선, 154kV 1,982회선으로 구성된다. 지역별 전력수요는 지역별 3,138

개 변전소의 시간별 데이터를 이용하였다.

모형의 수리적 계산을 위해 다음과 같은 축소를 단행하였다. 송전망

은 765kV와 345kV로만 보고 154kV는 제외하였다. 따라서 지리적 기

준에 의거, 154kV에 해당되는 모선들은 해당 지역에 귀속하여 [그림

2-15]가 나타내는 104-Bus System을 완성하였다. 은 104-Bus

시스템에서 모선 이름을 보여준다.

8) MPSOPF의 자세한 특성은 안지운(2016)을 참조할 것.


[그림 2-15] 한국형 MPSOPF 모형 104-Bus System 지도

출처: 안지운(2016, p.32)

32

Bus 번호

Bus 이름

Bus 번호

Bus이름

Bus 번호

Bus 이름

Bus 번호

Bus 이름

1 신가평 27 가정 53 태안TP 79 북대구

2 신파주 28 신안성 54보령TPC

C80 대구

3 신덕은 29 신탕정 55 무주PP 81 고령

4 양주 30 서안성 56 세종 82안동C

C5 포천CC 31 화성 57 신김제 83 청송6 신의정부 32 평택TP 58 군산 84 신영일

7 동두천CC 33 신성남 59 신옥천 85신고리

NP8 성동 34 서서울 60 신계룡 86 신온산9 미금 35 신수원 61 청양 87 울산TP

10대우포천

CC36 신용인 62 신당진 88 북부산

11 중부 37 곤지암 63 아산 89 서부산12 신포천 38 신진천 64 신남원 90 신양산13 영서 39 신온양 65 영광 91 신울산

14 동서울 40 청원 66 여수TP 92삼천포

TP15 영등포 41 신태백 67 신강진 93 신고성16 신양재 42 신한울 68 신화순 94 의령17 신경서 43 양양PP 69 신광주 95 산청PP18 영흥TP 44 신양양 70 광양CC 96 하동TP19 신김포 45 삼척TP 71 광양 97 신녹산20 서인천CC 46 신영주 72 북경남 98 신마산21 신가좌 47 예천PP 73 월성NP 99 신김해22 인천CC 48 동해 74 울주 100 해남CS23 신안산 49 신제천 75 신경산 101 진도CS24 신시흥 50 신충주 76 선산 102 북제주25 신부평 51 당진TP 77 신포항 103 서제주26 포스코CC 52 신서산 78 서대구 104 남제주

한국형 MPSOPF 모형 104-Bus System Bus별 지점 정보

출처: 안지운(2016, p.33)


다. 지역별 LMP 추정 분석 결과

겨울철 피크일 (2016년 2월 9일)의 전력수요 상황에서 국내 전력계

통망 모형을 통해 최적화를 수행하여 지역별 LMP 분석과 지역별 전

력흐름을 분석하였다. 우리나라는 겨울철 피크일이 여름철 피크일보

다 전력수요가 더 높게 형성되면서 전력계통망에 많은 부담을 유발하

기 때문에 겨울철 피크일에 지역별 LMP를 연구하는데 중요한 시사점

을 제시해 준다.

[그림 2-16]은 104-Bus 시스템 상 모선별 겨울철 일일 LMP 패턴을

보여주고 있다. 분석 결과, 각 모선의 LMP 변동이 관측되는데 본 모

형에서는 양수발전을 배제하고 최적화를 수행했기 때문에 피크시간에

부하 평준화(load smoothing)가 되지 않는 결과로 판단된다.

[그림 2-16] 한국 104-Bus 시스템 상 모선별 일일 LMP 패턴

34

겨울철 전력수요패턴은 여름철과 달리 밤과 낮 시간의 전력수요 차

가 크지 않고 일일 평균적으로 평평한 전력수요를 가지고 있기 때문

에 LMP 패턴도 상대적으로 평평한 형태를 보여주고 있다. 102번 Bus

의 제주도에서 140원/kWh에 이르는 높은 LMP를 보여주고 있다.

[그림 2-17] 겨울철 지역별(시,도) 순유입 및 순유출(MWh)

[그림 2-17]은 지역 시도별 피크 시간대 전력수요, 발전량, 순유입,

순유출량을 보여주고 있다. 발전량은 석탄화력이 집중되어 있는 충남

과 다수의 복합화력이 위치한 인천이 가장 높은 것으로 나타났고, 원

전이 많은 강원과 경남, 부산·울산 지역도 상대적으로 높게 나타났다.

전력수요에서 발전량을 뺀 순유입, 순유출 기준으로는 충남과 강원이

가장 높은 순유출을 나타내고 있고, 경기남부와 서울강남지역이 가장

높은 순유입량을 보여주고 있다.


[그림 2-18] 겨울철 지역별(시,도) 일일 LMP 평균가격

[그림 2-18]은 겨울철 지역별 일일 LMP 평균가격을 보여주고 있다.

제주의 일일 평균 LMP가 약 88원/kWh로 14개 지역중 가장 높고, 강

원의 평균 LMP가 약 47원/kWh로 가장 낮게 나타나고 있다. 전체적

으로 경기와 서울지역을 중심으로 한 지역에서 평균 70원/kWh대로

상대적으로 높은 LMP 군을 보이고 있으며, 경북, 경남, 부산울산 지

역은 평균 63원/kWh대로 조금 낮은 LMP 군을 형성하고 있다.

이러한 연구결과의 타당성을 검증하기 위해 선행연구로 국내 계통

을 대상으로 LMP 분석을 수행한 산업통상자원부(2014)의 결과와 비

교토록 한다. 동 연구는 2013년 기준으로 동, 하절기 peak, off-peak

시간대 LMP를 도출하였다. 본 연구의 분석일은 동절기에 해당하므로

선행연구의 동절기 분석결과와 비교토록 한다.

36

구 분Peak Off-Peak

본 연구 산업자원부(2014) 본 연구 산업자원부(2014)서울 83.46 136.81 54.32 127.20경기 83.66 136.68 54.95 122.62인천 83.51 134.79 54.49 119.91강원 74.09 122.02 24.18 83.04충북 81.77 122.32 48.88 185.32충남 83.08 125.11 53.08 69.29전북 82.10 134.26 49.93 123.17전남 81.91 133.59 49.33 125.84경북 79.74 125.38 42.36 82.17경남 81.53 132.49 48.12 124.39부산 80.95 130.52 46.25 119.77제주 136.14 182.28 62.05 171.75

동절기 LMP(원/kWh) 분석 비교

자료: 산업통상자원부(2014)의 동절기 결과는 p.92~93을 인용

[그림 2-19]가 나타내듯이, 본 연구의 분석기간인 2016년의 평균

SMP(실적)은 약 77원이며, 비교 대상 연구의 분석기간인 2013년 평

균 SMP(실적)은 약 152원을 기록하여 절대적인 비교는 불가하다.

2016년의 SMP 하락은 원자력, 석탄화력 설비 확충과 LNG 가격하락

에 기인한다. 따라서 두 연구의 절대적인 비교는 불가하므로 지역간

LMP 격차 위주로 비교할 필요가 있다.


[그림 2-19] 연도별 SMP 추이

출처: 한국전력거래소(2017)

는 본 연구와 선행연구의 결과를 비교한다. 2016년 본 연

구의 동계 peak시 LMP는 제주도, 강원도 지역을 제외한 지역에서 약

80원/kWh 대를 기록하여 지역간 가격차이는 미미한 수준을 보였다.

2013년 분석 연구(산업통상자원부, 2013)의 동기간 LMP 분석 결과는

제주지역을 제외하고 120~130원 대의 대동소이한 LMP 결과를 나타

내었다. 본 연구의 off-peak시 LMP는 제주, 강원 지역을 제외하고

40~50원대를 나타냈고, 비교 대상 연구결과는 제주, 강원, 충남, 경북

지역을 제외하고 약 120원대를 보였다. 이러한 연구결과를 통해 일부

지역을 제외하고 수도권과 비수도권의 LMP 격차는 크지 않다는 것을

유추할 수 있다.

38

라. 지역별 한계가격의 한계

본 연구의 분석결과와 선행연구와 비교를 통해, LMP는 강원, 제주

지역을 제외하고 지역 간 큰 차이는 나타나지 않는 것으로 보인다. 특

히, 수도권은 피크가 발생하는 시기에 LMP는 송전혼잡으로 인해 큰

폭으로 증가하지 않았다. 이는 국내 송전혼잡을 일으키는 송전망 용량

이 부족 현상이 존재하지 않다는 것을 나타낸다.

주의할 것은, 상기 결과는 지역별 한계가격의 도입의 필요성이 미약

하다는 것을 의미하지 않는다. 선행연구와 본 연구의 최근의 당진지역

의 송전제약 현상이 심화되는 요인을 고려하지 못하였다. 또한 앞서

LMP의 이론을 살펴보았듯이 LMP는 설비투자가 고정된 상황에서 최

소비용으로 발전기별 발전량을 결정하여 송전망 특성과 발전기 및 전

력수요의 제약조건을 만족하므로 단기적인 측면에서 자원배분의 경제

적 효율성을 충족시킨다. 반면에 현 상태의 단일가격은 추후 발생할

송전혼잡 또는 손실로 인한 비용을 나타내어 단기적 자원배분의 효율

성을 보장할 수 없다. 따라서 본 연구에 따른 LMP 추정 결과는 다음

과 같이 해석해야 한다.

국내 전력도매시장에서 지역별 한계가격 적용은 단기적 경제적 효

율성을 보장할 수 있으므로 도입이 필수적이라 할 수 있다. 반면에,

장기적인 측면에서는 송전망 투자비용에 대한 공정한 배분과 신규 발

전기 및 수용가의 입지 의사결정에 적정한 가격신호를 제공하기 위해

서는 지역별 송전요금제 적용이 필요할 것으로 보인다.

제3장 송전 비용의 특성과 요금제 고찰 39

제3장 송전 비용의 특성과 요금제 고찰

1. 송전 비용의 특성과 요금제 설계 원칙

송전 비용은 발전사업자가 생산한 전력을 소비자에게 전달하기 위

해서 수반되는 제반비용으로 정의한다. 이러한 송전비용의 주요 특성

은 다음과 같다.

첫째, 전력조류(power flow)의 물리적 법칙(physical law)이 존재하

여 송전혼잡(congestion)과 손실(loss)에 따른 변동비를 발생한다. 송전

과정에서 전력조류의 물리적 법칙으로 인해 두 가지 변동비를 발생시

킨다. 첫 번째는 저항 손실(Ohmic loss)로 인해 송전량이 증가할수록

저항이 커지며 이에 따라 손실이 일어난다. 이에 따라 소비자가

1MWh를 소비하기 위해서는 발전사는 송전 손실분(L)을 고려하여

(1+L)MWh를 발전해야 한다. 또한 전력조류는 키르히호프의 법칙

(Kirchhoff’s rules)에 따른다. 해당 법칙에 따라 전기는 저항이 낮은

선로를 택해 보다 많은 조류가 흐르게 된다. 만약 송전선로의 용량 부

족으로 송전혼잡(congestion)이 발생하여 전력 소비와 생산이 최적으

로 배분되지 못하게 된다. 이때 최적 배분상태보다 더 많은 비용을 유

발시키게 된다. 이러한 상기 비용들을 한계 가치(marginal value)를 통

해 가격을 설정하게 될 경우 수익(revenue)이 발생하는데 이를 고정비

를 회수하는데 쓰일 수 있다. 그러나 일반적으로 고정비를 완전히 회

수하기에는 부족하므로 송전 요금제가 부과된다(Crampes, 2013).

40

둘째, 송전부문은 규모의 경제가 발생하는 네트워크 산업에 해당되

어 송전 비용의 장기 평균비용곡선이 하락한다. 따라서 평균비용은

한계비용이 보다 높게 된다. 또한 송전 비용은 총 비용에서 고정비의

비중이 매우 높은 특성을 지닌다. 전력을 수송하는데 소요되는 변동비

에 비해서 송전 선로 및 철탑 등과 같은 설비의 고정비가 매우 크기

때문이다. 송전 시스템과 같이 규모의 경제가 발생하는 산업에서는 통

상적으로 이부요금 제도 방식의 요금이 적용되는데, 이부 요금제는 자

원배분의 효율성을 저해하지 않고 총비용의 완전한 회수를 보장하기

때문이다.

셋째, 전력조류의 해당 물리적 법칙으로 인해 통상적인 원가 발생

인과관계 원칙(cost causality principle)에 따른 요금 설정이 용이하지

않다는 점이다. 이 원칙은 사용자가 네트워크에서 제공한 서비스를 사

용한 비용뿐만 아니라 해당 사용자가 유발한 외부효과에 대해서도

비용을 지불해야 하는 것으로 확대된다. 해당 원칙은 최적 급전계획

및 송전계통망의 신규 투자에 올바른 인센티브를 제공하는데 중요한

역할을 담당한다. 그러나 이러한 원칙을 송전요금에 적용할 때에는 현

실적인 어려움이 발생한다. 전기는 일반 재화와는 다르게 불가분성

(indivisibility)을 지니며, 앞서 설명한 전력조류의 물리적 법칙으로 인

해 외부효과와 기회비용을 측정해야 하는 복잡성을 띄게 된다.

이러한 특성을 고려할 때, 송전요금의 핵심은 전력조류의 물리적 법

칙 기반으로 네트워크 비용 발생의 인과관계를 반영하여 변동비 및

고정비를 사용자에게 정확히 할당하는 것이다. 이에 따라 송전요금은

아래와 같은 원칙(principle)을 준수해야 한다9).

9) Green(1997)의 6개의 송전요금 원칙을 재구성하였다.


첫째, 비용회수를 보장해야 한다. 송전회사의 투자비용 및 기타 소

요 비용을 완전히 회수 가능해야한다.

둘째, 경제적 효율성 제고해야 한다. 신규 송전설비 투자 여부에 대

한 가격신호 제공, 전원 및 부하의 입지선정에 대한 장기 지역신호를

제공해야 한다. 또한 단기적 자원배분에 있어서 일일 계통운영에서 송

전한계비용(송전손실과 혼잡비용)을 최소화해야 한다. 중요한 것은 송

전망 설비에 대한 비용 배분관련 송전요금이 단기 최적 배분을 목적

으로 하는 계통운영을 왜곡해서는 안 된다.

셋째, 송전요금 계산체계 및 방법이 계통이용자들이 이해하기 쉽고

산정 결과가 투명해야 한다.

넷째, 정치적인 측면에서 송전서비스 관련 이해당사자들이 합의할

수 있는 수준이어야 한다.

아래에서는 일반적인 네트워크 산업에서의 요금설정 방법 중 한계

비용 및 평균비용에 의거한 가격설정, 램지 가격설정, 이부요금 제도

를 살펴본 후, 실제적으로 송전요금제로 활용하고 있는 가격이론의 장

단점을 분석토록 한다.

2. 네트워크 산업의 요금제 종류 및 특성10)

가. 한계비용 가격설정

외부성이 존재하지 않고 소득분배상태가 완전하며 규모의 경제가

발생하지 않는 완전경쟁시장에서 자원을 효율적으로 배분하기 위해서

는 가격이 한계비용과 같아야 한다(P=MC). 이러한 조건에 입각하여

10) 네트워크 일반적 요금제 설명은 김성순·김흥원(2007)를 참조하였다.

42

재화 또는 서비스의 한계비용을 기준으로 가격을 설정하는 것을 한계

비용 가격설정(marginal cost pricing)이라 한다.

송전요금은 앞서 살펴본 규모의 경제가 발생하는 송전 비용 구조로

인해 한계비용 가격결정 방식을 채택하게 될 경우, 송전 비용을 완전

히 회수하지 못해 송전 회사가 손실을 입게 되는 문제점이 발생한다.

이를 도식화하여 설명하면 다음과 같다.

[그림 3-1]에서와 같이 규모의 경제가 발생하는 경우 한계비용과 평

균비용은 우하향11)한다. 이는 일정 수준 이상 송전설비를 설치하면

전력을 수송하는 데 비용이 절감되는 것을 뜻한다.

각기 비용에 따른 가격설정 시 기업의 수입의 차이가 발생한다. 한

계비용 가격설정은 수요곡선(D)과 장기한계비용곡선(LMC)이 일치하

는 e점에서 생산량을 결정하여 해당 재화 또는 서비스의 가격을 한계

비용과 동일하게 P0로 정하는 방식이다. 송전 설비가 증가함에 따라

평균비용이 감소하는 특성으로 한계비용 가격설정 방법에 따라 q0의

수송량에 P0로 송전 요금을 설정하면 사각형 P1P0e’e의 면적인 □α 만

큼의 적자가 발생한다. 평균비용이 감소할 때 평균비용곡선이 한계비

용곡선의 상방향에 위치하므로 수송량 q0의 평균비용은 한계비용 P0

보다 높은 P1 이므로 (P1-P0)Q0 만큼의 손실이 발생하게 된다.

11) 일반적인 경우 비용곡선은 생산량이 증가할수록 비용이 증가하는 우상향 형태를 지닌다.


[그림 3-1] 한계비용 가격결정

나. 평균비용 가격설정

상기 사례와 같이 규모의 경제가 발생하는 경우 한계비용 가격설정

방식을 적용하게 되면 제반 비용을 완전히 회수하지 못하는 문제가

발생한다. 이를 해소하는 대표적인 요금제 대안으로는 평균비용 가격

설정(average cost pricing)이 있다. 이 가격설정 방법은 총비용을 모두

회수할 수 있는 장점이 있는 반면에, 사회후생(social welfare)이 감소

하는 단점이 존재한다.

[그림 3-2]에서 나타내듯이, 평균비용 가격결정 방식에 따라 수요곡

선(D)과 장기평균비용곡선(LAC)과 교차하는 q0점에서 수송량이 결정된

다. 이때의 가격은 평균비용과 일치하는 P0로 결정 된다. 이 가격에서

는 평균수입이 평균비용과 일치하므로 적자가 발생하지 않는 장점이

44

있다. 그러나 한계비용 가격결정 방식과 사회후생을 비교할 경우, 수송

량이 q0로 감소하며 삼각형 면적인 △α 만큼의 사회후생 손실이 발생한

다.

[그림 3-2] 평균비용 가격설정

사회후생은 소비자 잉여(Consumer Surplus, CS)와 생산자 잉여

(Producer Surplus, PS)로 구성된다. 평균비용 가격설정에 따른 소비자

잉여( )는 소비자들의 지불 용의에서 실제 지불한 가격 차이의 합

으로 아래와 같은 수식으로 표현한다.

(1)

이때 생산지 잉여( )는 기업의 이윤으로 총수입(total revenue)에

서 총비용(total cost)을 차감한 값으로 아래와 같이 주어진다.


×

(2)

총수입은 생산량에 시장에서 판매 가격을 곱하여 계산하며, 총비용

은 한계비용 함수를 적분하여 구할 수 있다. 따라서 사회후생 손실분

(△α)은 아래와 같이 계산한다.

∆

(3)

이러한 평균비용 가격설정 방식의 장점인 해당 서비스 비용의 완전

한 회수를 보장하고 단점인 사회후생 극대화를 보완하는 가격 결정

방법은 대표적으로 램지 가격결정(Ramsey pricing rule)과 이부요금제

(two-part tariff)가 있다.

다. 램지 가격설정

램지 가격설정은 소비자후생 손실을 극소화하고 기업의 손실이 발

생하지 않는 조건하에서 각 재화의 수요의 가격탄력성(Price elasticity

of demand)을 고려하여 가격을 정하는 방법이다.

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[그림 3-3] 램지 가격설정

예를 들어, 두 재화, x, y가 있으며 이에 대한 수요의 가격탄력성이

각각 , 로 주어지고(단, 탄력성의 크기는 ) 두 재화의 한계

비용을 동일하다고 가정한다. 이때 두 재화에 대해 동일한 가격(p*)을

설정하면 아래의 [그림 3-3]에서와 같이 각 재화의 순후생손실

(deadweight loss)은 면적 ∆α, ∆β와 같다. x재의 순후생손실(∆α)이

y재(∆β) 보다 큰 이유는 x재의 수요가 보다 탄력적이므로 수요량이

더 큰 폭으로 줄어들기 때문이다.

따라서 총수입을 유지하면서 전체 순후생손실을 최소화하기 위해

램지가격을 설정할 경우 x재의 가격은 인하하고 y재의 가격은 인상시

킨다. 램지 가격을 설정할 경우, 다음의 수식(4)과 같은 항등식을 만족

시킨다.


(4)

각 재화의 가격이 한계비용으로부터 괴리를 나타내는 러너지수

(Lener)간의 비율은 각 재화 수요의 가격탄력성간의 비율과 동일하다

는 조건이 도출된다.

램지 가격설정 방법은 기업의 손실을 발생시키지 않고 사회후생의

손실을 최소화 시킬 수 있는 장점도 있지만 고정비가 대부분을 차지

하는 송전부문에서 램지가격 방식을 적용하여 수요의 가격 탄력성을

기준으로 소비자를 차별하여 고정비를 할당하기는 바람직하지 않다.

첫 번째 이유로는 투명성과 수용성 문제가 발생한다. 두 번째로는 노

드별, 수요자별 탄력성 정보가 과다하게 요구된다. 마지막으로 램지

가격차별에 따른 결과는 최선의 결과(the first best)를 보장할 수 없기

때문이다. 이러한 이유로 송전요금으로 이부 요금제 방식이 선호된다

(Crampes, 2003).

라. 이부요금 제도

이부요금 제도는 재화 또는 서비스 사용량과 총 지불액간의 관계가

비선형적인 가격설정 방법이다. 이부요금은 기본요금과 사용요금으로

구성된다. 기본요금은 사용량과 관계없이 일정한 금액으로 부과하며,

사용요금은 단위 사용량에 의거 요금을 부과한다. 아래 도식을 통해

사용요금과 기본요금의 가격설정 방법을 살펴본다.

[그림 3-4]와 같이 재화의 한계비용과 동일한 p0로 설정하여 자원배

분을 효율적으로 이루어지게 한다. 이때의 소비자잉여는 면적,

48

∆(α+β)이 되는 반면에 기업에게는 면적, ∆(β+γ) 만큼의 적자가 발

생한다. 따라서 적자, ∆(β+γ) 만큼의 기본요금을 부과하게 되면 비용

을 완전히 회수하여 적자를 방지하게 된다.

[그림 3-4] 이부요금제도

이러한 장점으로 인해, 규모의 경제가 발생하는 송전부문에서 자원

배분의 효율성을 저해하지 않고 비용회수를 보장하기 때문에 이부 요

금제는 적합한 방법으로 평가된다. 그러나 사용요금과 기본요금이 자

원의 희소성 신호를 왜곡하지 않고 사용자에게 정확히 전달하기 위해

서 어떠한 방식으로 두 요금간의 비중을 적절하게 조정해야 한다는

점은 여전히 중요한 문제로 남게 된다. 이러한 이유로 많은 국가에서

의 송전요금은 이부요금 제도를 기반으로 하며, 변동비와 고정비 부분

의 구체적 설계는 전력시장 구조와 각국의 상황에 따라 매우 다양한


형태를 지닌다12). 다음 장에서는 주요 국가들이 채택하고 있는 대표

적인 송전요금 제도를 분석토록 한다.

3. 송전 요금제 종류 및 특성

송전요금제는 접속요금과 송전이용요금으로 구분한다. 본 연구는

발전부문 및 수용가를 모두 포함하여 지역적 가격신호 제공 방안에

목적으로 두므로 송전이용요금제에 대해 면밀히 살펴본다.

송전망 이용요금은 아래의 와 같이 비용을 배분하는 방식

에 있어서 총괄비용법, 장·단기 한계비용법으로 구분할 수 있다.

구 분 특 성 대표적 방법

총괄비용법

.평균비용 개념에 근거

.송전제반비용을 일정한 규칙에 의해 배분

.우편요금제

.거리용량병산제

.조류추적법

단기, 장기한계 비용법

.계통편익 극대화 목적함수 기반.LMP .LRMC (ICRP)

송전 요금제 구분 및 특성

12) 해외 전력시장 형태와 송전요금제 비교는 최근의 연구인 산업통상자원부(2014), 부록 C를 참고할 것.

50

가. 총괄비용법(Embedded cost allocation method)

1) 우편요금제(Postage stamp rule)

송전계통 전체를 하나의 시스템으로 가정하여 최대출력(MW) 또는

전력량(MWh) 기준으로 송전시스템의 총비용을 배분하는 방식으로

최대송전전력 기준 방법(MW-base Rule)과 송전전력량 기준 방법

(MWh-base Rule)으로 구분된다.

전력 기준 방법은 비교적 장기 송전거래에 주로 사용되며 아래와

같다.

원

여기서, P: 송전요금, C: 연금화된 송전비용, Q: 계통최대전력

송전전력량 기준 방법(MWh-base Rule)은 단기송전거래에 주로 사

용되며 아래와 같이 주어진다.

송전요율 :

원

이러한 우편요금제는 적용이 용이한 반면에, 지역적 차별성을 띌 수

있는 가격신호를 제공치 못하므로 장기적인 경제적 효율성을 보장할

수 없다.


2) 거리용량병산제(Megawatt-Mile rule)

거리용량병산제는 전력조류(Power flow)의 흐름을 산출하여 송전선

별 사용비중으로 총비용을 배분한다. 대표적으로 방법으로

MW-Mile(MWM)법이 있으며 아래와 같다.

여기서, P(u) : 계통진입자 u에게 부과되는 비용

u : 계통진입자 index

k : 송전선 number

Ck : 송전선-k의 총비용

fk(u) : 송전선-k에 대한 계통진입자 u의 전력조류

Tk : 송전선-k의 송전용량(line capacity)

상기 MWM법은 송전비용의 완전한 회수를 보장할 수 없는 단점이

존재한다. 이러한 단점을 보완하기 위해 고안된 방법이 Modulus

Method(MM)법이다. 동 방법은 총비용의 완전회수를 보장하나 효율

적인 송전망 운영 및 설비투자에 관한 인센티브를 발생시키지는 않는

다. 이밖에, Zero-Counterflow Method(ZCM)법과 Dominant Flow

Method(DFM)법이 있다. 전자는 최종 전력조류의 방향과 동일한 방향

으로 조류를 유발하는 송전거래에 한해서 비용을 부과하는 방식이다.

역조류는 요금에서 제외되는데, 역조류는 기존의 조류량을 감소하게

되어 계통 전체의 이익이 되기 때문이다. 그러나 계통신뢰도와 안전성

등을 제공하는 예비용량은 송전망 이용자가 모두 지불해야 하는 비용

52

으로 간주할 때 ZCM법은 공평성 문제를 야기한다. 후자인 DFM법은

사용량 요금과 예비력 요금으로 구분하여 부과함으로써 ZCM법이 지

니는 공평성 문제를 완화한다13).

이러한 거리용량병산제는 1980년대 미국에서 탁송요금(Wheeling

charge)14)의 방법으로 널리 활용되었다. 거리용량병산제 유형의 요금

제는 우편요금제와는 다르게 지역차별화 효과를 발생시킬 수 있으나

송전망 이용자들에 미래 송전망 투자소요에 대한 신호를 차별적으로

제공하지 못하고 비용유발 관계(cost causality)를 반영하지 못하는 단

점이 존재한다(Li, 2015).

3) 전력조류 추적법(Power flow tracing method)

전력조류 추적법이란 모선의 발전기로부터 생산한 전력이 어느 모

선에 부하로부터 전달되는지 또는 모선의 부하에서 소비한 전력이 어

느 모선의 발전기로부터 생산한 것이지 추적하는 기법이다. 동 기법의

가장 대표적인 방법은 Bialek의 추적법(Bialek, 1999)이라 할 수 있다.

동 추적법의 기본 전제는 Proportional sharing rule의 성립이다. 해

당 법칙을 설명하기 위해 [그림 3-5]와 같은 계통을 예로 들어본다15).

모선 j와 모선 k에서 모선 i로 전력이 각각 60MW, 40MW가 유입

된다. 모선 i에서 모선 n과 모선 l로 각각 70MW, 30MW의 전력이 유

출된다. 이럴 경우, 선로 i에서 l로 흐르는 전력은 아래의 수식과 같이

13) 거리용량병산제 유형의 다양한 요금 산정방법에 관한 보다 상세한 설명은 김발호·이원구(1999)를 참조할 것.

14) 탁송이란 발전사와 송전망을 소유하는 회사의 설비를 이용하는 것이며, 송전은 송전망만을 보유하는 송전회사의 설비를 이용하는 것이다(노경수, 2002).

15) Proportional sharing rule의 설명은 한국전력거래소(2012)를 참고하였다.


모선 j, k로부터 모선 i로 유입되는 전력 비중으로 분배한다.

[그림 3-5] Proportional sharing principle

From Busj to Busl : ×

From Busk to Busl : ×

즉, 선로 i-l으로 총 유입되는 30MW는 모선 j로부터 18MW, 모선 k

로부터 12MW로 구성된다는 것을 나타낸다. 이러한 Proportional

sharing 법칙에 따라 각 송전선로에서 흐르는 전력량에 대해서 각 모

선의 부담 비중을 계산하여 이를 기반으로 송전요금 부과가 가능해

진다.

이밖에, 국내에서 적용하고 있는 수정 조류 추적방법이 있다. 동 방

법은 부하지속곡선(Load duration curve)을 기준으로 대푯값을 선정한

다. 다음으로 대푯값을 기준으로 Wu et al.(2000)의 조류 추적법16)을

적용하여 송전요금을 산정한다. 마지막으로 송전선로의 이용률로 요

54

금을 보정한다. 보다 명확한 이해를 위해 [그림 3-6]과 같은 4개의 선

로를 지닌 4-Bus 시스템을 가정한다17).

[그림 3-6] 4-Bus 시스템

출처: 김현종 외(2007, p.1376)

상기 4-Bus 시스템에서 조류추적법에 따라 선로 #1,2,3은 G1만이

사용한다. 선로 #4는 발전기 G1는 1MW를, G2는 60MW를 사용한다.

각 송전선로 용량은 100MW로, 각 선로별 회수 비용은 $5,000으로

주어진다. 이 때 발전기 G1과 G2에 할당되는 비용은 아래와 같이 계

산된다.

G1 부담 비용 : $5,000(선로#1) + $5,000(선로#2) + $5,000(선로#3)

+ $5,000×1/61(선로#4) = $15,082

G2 부담 비용 : $5,000×60/61(선로#4) = $4,918

16) 부하지속곡선을 이용한 대푯값 선정 방법의 자세한 설명은 산업자원부(2005) 부록 E.를, Wu et al.(2000)의 조류추적법은 동 보고서 부록 D를 참조할 것.

17) 4-Bus 시스템 예제를 통한 국내 송전요금 계산은 김현종 외(2007)를 참조하였다.


발전기 G1와 G2가 발전량이 비슷함에도 부과되는 송전요금은 매우

큰 차이가 나는 것을 알 수 있다. 비록 1MW이지만 선로 #1괴 #3은

발전기 G1만이 사용함으로써 해당 선로의 모든 비용이 G1에게만 할

당되기 때문이다.

이러한 문제를 해소하기 위해 수정조류 추적법은 다음과 같은 보정

단계를 거친다. 첫 번째 단계로 다음의 수식과 같이 각 선로의 회수비

용()에 선로부하율(m ax)을 곱하여 이용률 보정 회수비용을 구

한다.

×max

이렇게 될 경우 선로의 이용률이 낮은 선로의 회수비용을 경감시킬

수 있지만 선로의 총 회수비용($20,000)을 모두 회수할 수 없는 문제

가 발생한다. 이를 추가로 보정하기 위하여 아래와 같이 회수비용의

총합()에 이용률 보정 회수비용 비중()을 곱하여 각 선로의

최종 보정 회수비용()을 구한다.

×

는 각 단계별 회수비용의 결과를 나타낸다.

56

구분 회수비용() 선로부하율이용률 보정

회수비용()

최종 보정

회수비용()

선로 #1 $5,000 1% $50 $161.3

선로 #2 $5,000 61% $3,050 $9,838.7

선로 #3 $5,000 1% $50 $161.3

선로 #4 $5,000 61% $3,050 $9,838.7

소 계 $20,000 - $6,200 $20,000

송전 요금제 구분 및 특성

출처: 김현종 외(2007, p.1376)

마지막으로 발전기별 할당 비용은 아래와 같이 계산된다.

G1 최종 부담 비용 : $161.3(선로#1) + $9,838.7(선로#2) + $161.3(선

로#3) + $9,838.7×1/61(선로#4) = $10,322.6

G2 최종 부담 비용 : $9,838.7×60/61(선로#4) = $9,677.4

계산 결과, 유사한 수준의 발전량을 지닌 두 발전기의 송전이용 요

금이 비슷해지는 것을 알 수 있다. 부수적으로 송전이용률이 낮은 위

치에 송전비용을 감소시켜 해당 지역에 신규 발전기를 유도할 수 있

는 효과를 발생시킨다.

이러한 조류추적법은 비교적 용이하게 각 모선별 선로 이용률을 추

정할 수 있는 장점이 있다. 그러나 이러한 방법은 학술적인 연구(대표

적으로 Kirschen et al, 1997, Strbac et al, 1998; Bialek, 1999; Wu

et al., 2000)로 광범위하게 수행되었지만 실제적으로 전력시장에 널리


적용되지는 못하였다. 반면에 칠레는 공동 관할지역(Area of Influence)

에 부담률을 계산하기 위해 보다 이론에 입각한 GGDF(Generalised

Generation Distribution Factros)을 적용하였다(Araneda, 2002).

Wu et al(2000) 유형의 조류추적법은 선로의 이용률에 따라 요금을

부과할 수 있으므로 일부 지역별 차등효과를 발휘할 수 있으나 송전

망 비용 유발 관계를 파악할 수 없는 이론적 한계를 지닌다.

[그림 3-7] 3-모선 전력 시스템

보다 명확한 이해를 돕기 위해 [그림 3-7]의 단순한 계통을 가정한

다. 대규모 수용가가 모선 1에 위치하고 발전기 2, 3은 각각 모선 2, 3

에 있다. 모선 2에서 1 방향으로 흐르는 L12 선로의 용량부족이 발생

할 경우, 모선 3에서 1로 흐르는 선로 L13의 이용률이 높아지게 된다.

만약, 선로 이용률에 따른 송전이용요금을 적용할 경우 모선 3에 위치

한 발전 측의 송전사용요금 또한 상승하게 된다. 이렇게 될 경우, 수

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요지와 모선 3의 거리는 모선 1보다 근거리임에 불구하고 송전이용요

금이 동일하게 되어 해당 입지로 신규 발전소를 유치할 수 없게 된다.

또한 대규모 수용가 인근에 위치한 발전기 G2가 피크 담당 발전기

이어서 사용하는 선로 L13의 이용율이 낮은 경우를 가정해 보자. 통상

적으로 대규모 수용가 지역은 지중선로로 회수비용이 가공선로보다

높다. 선로 L13이 지중선로로 가정할 때 G2는 L13 이용률이 낮음에도

불구하고 고가의 지중선로 회수비용으로 인해 G1 이용료보다 높은 비

용을 지불하게 되는 모순되는 현상이 발생할 수 있다.

나. 한계비용법

1) 단기 한계 비용법

한계비용법은 송전설비가 고정되었을 때의 단기(short-term)와 그렇

지 않을 경우인 장기(long-term)로 구분된다. 2장에서 설명하였듯이

지역별한계가격(LMP)은 단기 한계비용법으로 송전설비의 고정을 전

제하고 기준 모선에서 임의의 모선에서 한 단위 전력을 수송하는 데

필요한 비용의 증가분을 송전비용으로 부과하는 것이다. 이러한 단기

한계비용법은 Schweppe et al(1988)에 의해 이론이 개발되어 미국 여

러 주의 전력시장에서 LMP 요금제의 근간이 되고 있다. 이러한 단기

한계비용법은 전력시장 운영에 효율성을 가져다주지만 계통 상황에

따라 변동성이 커 예측이 쉽지 않아 장기적인 입지 선택에 적합한 신

호를 제공하지 못한다. 또한 총 송전비용을 완전히 회수하지 못해 추

가적인 송전요금을 부과해야 한다. 그리고 송전망 사업자가 계통제약

을 완화시키기 위해 신규 설비투자에 유인을 제공하지 못하는 단점을

지닌다(Green, 1997).


2) 장기 한계비용법

장기한계비용은 한 단위 전력수요가 증가했을 때 이를 최적으로 충

족하기 위해 추가적으로 소요되는 한 단위 에너지 공급 비용의 증가

분으로 정의한다. 여기서 공급비용은 설비 투자비와 운영비를 포함한

다(Tabors, 1994).

실제적으로 장기한계비용의 정확한 계산은 매우 어려우므로 기본

가정을 두고 모형을 통해 한계비용을 구한다. 영국 국영 전력공사

(British National Grid Compary, 이하 NGC)는 최초의 Investment

Cost Related Pricing(ICRP) 방법을 1993/94에 개발하였다. 2004년에

는 DC 조류계산을 추가하였다. 동 방법은 다음과 같은 가정을 둔다.

첫째, 최적의 네트워크는 기존의 네크워크상의 경로(route)를 이용하

며 최적 전력수요를 기준으로 건설된다. 둘째, 최적 네트워크는 동일

한 형태이며 비용은 선로의 길이에 비례하고 지상선로와 비교하여 비

용을 조정한다(즉, 지중화 선로의 보다 높은 비용을 반영한다). 셋째,

계통 안전을 위한 여분의 선로(Redundancy)를 고려하지 않고 선로 확

장은 연

송전요금개편을 통한 효과적인 지역적 가격신호 제공방안 연구: icrp … ·...

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