저탄소 전력시스템으로의 전환을 위한 전력시장 제도개선 방안 ... ·...

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저탄소 전력시스템으로의 전환을 위한

전력시장 제도개선 방안 연구(2/3)

| 안재균 |

기본연구보고서 19-23

참여연구진

연구책임자 : 연 구 위 원 안재균

연구참여자 : 전문연구원 김아름

외부참여자 : 고려대학교 주성관

고려대학교 이진영

고려대학교 이득영

광운대학교 손승호

부산대학교 김부권

한국전력거래소 이재욱

요약 i

□ 연구의 배경 및 필요성

⦁정부의 재생에너지 3020 비전에 따라 2030년 기준 신재생 발전량 비중은 20%, 설비용량은 60GW 수준으로 증가할 것으로 예상

- 태양광, 풍력발전과 같은 변동성 재생에너지(VRE)의 발전비중

은 약 13.5%, 설비용량은 약 51GW까지 확대될 것으로 예상

[그림 A-1] 전원별 설비용량(좌), 발전량 비중(우) 현황과 목표

출처: 산업통상자원부(2017, p.36, 79, 80, 83)를 참조하여 저자 작성

⦁변동적 재생에너지 출력제한(Curtailment)은 재생에너지의 출력변동성과 예측 불확실성을 완화하는 동시에 전력수급 불균형, 송전

제약, 계통 신뢰도 저하 등의 문제에 효과적인 방안으로 평가

⦁국내의 현행 제도에는 출력제한 수행방법에 대한 명시, 근거, 구

ii

체적 철자를 다룬 세부규정이 부재한 상황으로 합리적인 재생에

너지 출력제한 적용기준을 모색해야할 할 시점임.

□ 연구의 목적

⦁본 연구의 목적은 변동적 재생에너지 출력제한의 당위성을 검토하고 향후 출력제한량을 추정하는 한편 국내 적합한 출력제한 수

행방법을 제시

⦁또한 경제적으로 사회후생을 극대화할 수 있는 출력제한 보상제도 고찰과 재생에너지 출력제한 완화를 위한 방안을 모색

□ 주요 연구내용

⦁(출력제한 필요성) 출력제한 변동적 재생에너지의 계통수용비용(Integration cost)을 감소시키며 총 발전비용 감소로 사회후생을 증대

⦁(출력제한 수행방법) 대표적인 비시장적 방법은 LIFO(Last In First Out), Pro rata, Rota가 있음.

- LIFO(Last In First Out) 방식: 발전기 진입의 역순으로 출력제

한을 수행하는 방식

- Pro rata 방식: 발전기를 균등한 용량으로 출력제한하는 방식이다.

- Rota 방식: 사전에 정해진 순서로 순환해가면서 출력제한하는

방식

⦁(출력제한 보상) Jacobsen and Schröder(2012)의 경제적 최적 출력제한 달성을 위한 보상제도는 네트워크(송배전망) 제약과 확장

지연, 시스템 안전문제, 과잉발전으로 구분하여 상이한 보상 실시

요약 iii

구분출력제한 근거

상황 출력제한에 따른 보상안

1: 네트워크 제약(최적 출력제한)

네트워크 과잉투자 방지

합의되지 않은 수준의 출력제한

시장가격(보조금 손실분과 함께)

사전 협의된 수준까지 출력제한

∙ 합의 수준 미달: 보상 없음∙ 합의 수준 초과: 완전한 보상

2: 네트워크 확장(extension)지연

네트워크 증설지연 방지

우선 급전권기부여 발전설비

완전한 보상

우선 급전권 없는신규 발전설비

시장가격(보조금 제외)

3:시스템안전문제

예비력비용감소

시스템 안정성 목적(일반적 경우)

없음(비상조치 규칙에 의거)

기술적 원인에 의한 출력제한

(통제불가 경우)

시장가격(보조금 손실분과 함께)

4:과잉발전

(시장가격

iv

상이 필요 없으나 계통운영자가 기술적 원인을 알 수 없는 경우

에는 보상 필요

- (과잉발전) 전력수급 유지를 유도해야 하므로 보상이 불필요하나

자발적으로 출력제한을 유도를 필요한 상황에서는 보상이 필요

⦁(출력제한 완화 전략) 출력제한 증가 시 에너지 손실, 보조금, 온실가스 배출량 증가를 초래하므로 이를 억제하기 위해 완화 전략

수립 필요

- 출력제한 완화 전략은 운영적인 측면, 시장적인 측면, 기타로 구

분하며 주요 방법은 와 같음.

구분 방법 기관 및 계통운영자

운영측면

풍력 등 재생에너지 Balancing을 위한 AGC로 활용 ERCOT, PSCO

출력제한 된 발전자원을 예비력으로 활용 PSCO

일반 발전기의 최소 발전용량 수준 감소 HECO(Maui)

계통운영 스케줄링 빈도수 증가(주기 감소) WAPA

시장측면

재생발전자원 시장 참여(시장기반 출력제한) ERCOT, MISO, SPP

발전기 입찰을 억제하는 Negative 입찰을 이용해 경부하시 과잉공급 방지

CASIO, ERCOT,MISO, PJM, ISO-NE

Balancing 시장 도입 CAISO, PacifiCorp

기타

풍력발전 증감발 up management system을 통한 풍력발전 제어

AESO

송전 용량 확장을 통해 풍력발전 출력제한 완화ISO-NE, ERCOT, MISO, PJM, SPP

예측수준 제고를 통해 풍력발전 출력제한 완화ISO-NE, PSCO, NV

Energy, SMUD

미국 주의 재생에너지 출력제한 완화 전략

출처: NREL(2014a, p.24)를 참조하여 재구성

요약 v

⦁(미래 출력제한량 추정) 2040년 재생에너지 시나리오 4030, 4035에 따른 출력제한량은 각각 4.3%, 12.1%로 추정

구분4030 시나리오

(재생E 발전량 비중 30%)4035 시나리오

(재생E 발전량 비중 35%)

총 출력제한량 비율(연간) 약 4.3% 약 12.1%

시나리오별 출력제한량 산정 결과

출처: 저자 작성

본 연구의 추정결과와 네트워크로 인한 출력제한이 주요 원인인

해외사례를 모두 고려할 때, 국내 출력제한 관련 제도를 선제적

으로 갖춰나갈 필요가 있음을 시사

□ 정책제안

⦁(출력제한 제도 마련) 정부, 한국전력거래소, 송배전사업자와 이해당사자 등으로 구성된 협의체를 구성하여 관련 출력제한 규정 수

립을 위한 논의를 시작해야 할 것으로 판단

- (출력제한 수행) 본 연구에서 제시한 비시장적 방법으로 수행이

가능하므로 현행 전력시장운영규칙 급전지시에 출력제한 요청조

항 신설 필요

- (출력제한 보상) 송배전망 비용 최소화, 증설지연 방지, 안전도

제고, 과잉발전과 같이 출력제한 원인별로 상이하게 설계함으로

써 사회후생 극대화를 유도하는 것이 중요

⦁(출력제한 완화 기술개발 및 관련 제도) 실시간 측정 및 분석, 발전량 예측, 사전분석 및 출력제어를 위한 구분하여 각각의 기술개

발과 제도개선 사항은 아래의 표와 같음.

vi

기술개발 내용

실시간 측정 및 분석

기술개발

기존 계량기에 실시간 정보제공 기능 추가 기술 개발

IOT 기술을 접목한 재생에너지 자료 취득 기술 개발

제도개선

신재생 관제 권한 부여 및 데이터 제공 의무 규정

자료취득 규격 및 재생발전기 접속시 구비장치 장치 기준 규정

기관별 역할 및 자료취득 방안, 기관 간 정보공유, 정보공개 등 기준 규정

발전량 예측

기술개발

육지계통에 대한 신재생 출력 예측시스템개발

ICT 및 최신기술이론 등을 접목하여 신재생 출력 예측 능력 제고

제도개선

일정 규모 이상 재생발전기의 출력 예측정보 및 지역별 현장 정보 제공 의무 규정

사전분석및출력제어

기술개발

원활한 제어가 이루어지기 위해 구비 장치에 대한 기술적 표준 기준 마련

유·무효전력 출력제어 등 계통지원 기능이 적용된 인버터 기술개발

제도개선

신재생발전사업자의 접속 보장 수준을 고려한 송배전사업자의 설비화 기준 마련

사전분석, 제어절차 및 정보공개에 대한 세부 기준 명확화

기술개발 및 관련 제도개선 사항


Abstract i

1. Research necessity and purpose

Under the government’s Renewable Energy 3020 vision, the share of re-

newable energy as a portion of total energy generated by 2030 is expected

to rise to 20%, and capacity to 60GW. The share of variable renewable

energy, or VRE, such as solar PV and wind power, is expected to increase

to about 13.5% of total generation and capacity to about 51GW. Curtailment

of VRE, or reducing production below capacity, is believed to not only

relieve output variability and uncertainty around prediction of renewable

energy but also effectively deal with imbalance between the supply of power

and the demand for it, transmission constraints, and reduced grid reliability.

The power system in Korea lacks detailed regulations that cover specifica-

tions, provisions, or procedures concerning methods of renewable energy

curtailment. Therefore, it is advisable to develop reasonable rules and stand-

ards in this area.

This study aims to examine the necessity of curtailing VRE, estimates

the amount of optimal curtailment, and presents methods of curtailment suit-

able to Korea. Furthermore, it reviews the curtailment compensation system

that can maximize the economic impact of the social benefit and explores

strategies to mitigate the downside of renewable energy curtailment.

ii

2. Results of research and analysis

1) Curtailment methods

According to simulations and theory analysis, curtailment is justified as

it avoids the integration costs of the curtailed VRE and increases social

benefit through reduction of total generation costs. Major non-market means

of curtailment include LIFO (Last In First Out), pro rata, and rota. LIFO

curtails in reverse installation order, which leads to relatively large differ-

ences in average utilization factor per renewable generator. The pro rata

method curtails the output of renewable generators in equal amounts, result-

ing in smaller differences in average utilization factor per generator, but

increases the number of curtailments. The rota method curtails output in

a predetermined rotating order, which has the advantage of convenient

operation.

As for compensation, a system for economically optimal curtailment pro-

posed by Jacobsen and Schröder(2012) offered varying levels of compensa-

tion that considers transmission constraints and delay of grid operators in

capacity expansion, system stability issues, and oversupply of generated

energy. Transmission-related curtailment aims to prevent excessive invest-

ment in transmission grids and provides full compensation for curtailment

exceeding an agreed level and no compensation for curtailment below the

agreed level. Curtailment associated with a delay in grid expansion is de-

signed to prevent delays in such expansion by grid operators, and thus,

in the event that the grid operator is responsible for that delay, compensation

is in order, with the associated criteria varying by whether they possess

Abstract iii

dispatch rights. Curtailment to maintain system stability is justified as it

reduces the cost of reserves, and thus there is no need for compensation

in such cases, but if system operators fail to identify the technical reasons

for curtailments, compensation is due. Curtailments due to oversupply are

not compensated so as to encourage a balance in the power supply system.

Compensation is reserved for voluntary curtailment.

2) Strategies to mitigate curtailments

An increase in curtailments leads to energy loss, subsidy costs, and in-

creased greenhouse gas emissions. To avoid these, mitigation strategies are

necessary. These strategies can be developed in terms of operation, market

and other considerations. Those for operation include the use of automatic

generator control(AGC) for renewable energy(wind power) balancing, the

use of curtailed generation resources as reserves, a reduction of minimum

generating capacity for peak load generators, and increases in the frequency

of system operation scheduling(i.e., shorter cycles). Strategies to mitigate

curtailments from a market perspective include participation in the renew-

able generation resource market (market-based curtailment), avoidance of

oversupply at light load times through the use of negative bidding that con-

strains generation bids, and introduction of a balancing market. Other strat-

egies include control of wind generation, mitigation of wind energy curtail-

ment through expansion of transmission capacity, and improved forecasting.

3) Estimation of future curtailments

The amount of renewable energy curtailed in Korea can be divided into

iv

curtailments due to oversupply and curtailments due to volatility. The proc-

ess of estimating the amount curtailed consists of: 1) data collection, 2)

scenario setting, 3) residual load estimation, 4) unit commitment with prior-

ity list approach, and 5) analysis of power system flexibility. This paper

found that curtailments as per 2040 renewable energy scenarios 4030 &

4035 were estimated at 4.3% and 12.1% respectively. Considering these

estimation results and cases of other countries where transmission constraint

is the main cause of curtailment, a system related to curtailment in Korea

needs to be established as early as possible.

Table A-1. Results of Estimated Curtailments, by Scenario

Category Scenario 4030(share of renewable generation: 30%)Scenario 4035

(share of renewable generation: 35%)

Rate of curtailments(per year) 4.3% 12.1%

Source: Author

3. Policy proposal

As curtailment is justified as a means to enhance power system flexibility,

a consultative body comprising the government, Korea Power Exchange,

utility and grid operators and other stakeholders needs to be organized to

begin discussions on enactment of rules and regulations related to VRE

curtailment. Under the current CBP (cost-based pool), curtailment can be

implemented using non-market valuation methods proposed by this study.

Abstract v

This means it is necessary to create a new provision on curtailments in

the dispatch instruction section of the current power market operating rules.

Moreover, strategies related to compensation for and mitigation of curtail-

ment need to be developed. With regard to establishment of a curtailment

compensation system, it is important to maximize social benefit by minimiz-

ing grid costs, preventing delays in grid expansion, and enhancing safety.

Such a system also needs to address the causes of curtailment such as excess

generation.

Technology and systems needed to mitigate curtailment are as follows.

First, for real-time measurement and analysis of renewable generation,

a real-time data collection function needs to be added to electric meters

and IoT technology to access renewable generation data is required. Related

regulations should govern: (i) the granting of authority to control renewable

generation; (ii) mandatory data provision and access; (iii) the use of equip-

ment necessary to connect to renewable generators; (iv) definition of the

role of institutions and methods of acquiring data; and (v) sharing and dis-

closure of information among institutions.

Second, a renewable energy forecasting system needs to be developed,

and ICT-based forecasting capability based on the latest technological theo-

ries needs to be installed. Regulations should be enacted on mandatory pro-

vision of renewable generation forecasting data of generators whose capacity

exceeds a certain level and data of local generation plants.

Third, in order to ensure effective control through preliminary analysis

and curtailment technology, technical equipment standards need to be devel-

vi

oped, and inverters that support grids through active and reactive power

control devised. Standards on installation of facilities by grid operators need

to be prepared in tandem with a guaranteed grid integration level of renew-

able energy operators. Detailed guidelines regarding preliminary analysis,

control procedures and information provision should also be in place.

차례 i

제목 차례

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

제2장 변동성 재생에너지 특성 및 출력제한 필요성 ······················ 5

1. 변동적 재생에너지 특성 및 대응방안 ··········································· 5

1.1. 변동성 재생에너지 예측오차 및 변동성 ································ 5

1.2. 변동성 재생에너지 대응방안 ··················································· 8

2. 출력제한(Curtailment) 필요성 및 개요 ······································· 10

2.1. 출력제한 필요성 ····································································· 10

2.2. 출력제한 개요 ········································································· 17

2.3. 변동적 재생에너지의 기술적 출력제한 방법 ······················· 20

2.4. 해외 변동적 재생에너지 출력제한 방식 ······························ 25

3. 국내외 변동적 재생에너지 출력제한 현황 ································· 35

3.1. 국내 변동적 재생에너지 출력제한 현황 ······························ 35

3.2. 국외 변동적 재생에너지 출력제한 현황 ······························ 36

제3장 해외의 출력제한 보상 및 완화 제도 ································· 43

1. 국외 변동적 재생에너지 출력제한 보상제도 검토 ···················· 43

1.1. 국외 재생에너지 출력제한 보상 제도 ·································· 43

1.2. 출력제한 보상에 관한 연구 ·················································· 50

ii

2. 해외 주요국의 출력제한 완화 ······················································ 51

2.1. 예비력 및 급전 관리(Reserves and Generation Management) ···· 53

2.2. 최소 출력수준 감소(Reduction of minimum generation levels) ·· 54

2.3. 변동적 재생에너지 계통수용 확대(Integration of VRE into the market) ·· 54

2.4. 음의 가격 입찰(Negative bidding) ······································· 55

2.5. 에너지 임밸런스 시장(Energy imbalance market) ·············· 55

2.6. 풍력발전 증감발 관리(Wind Power ramp management system) ·· 56

2.7. 송전설비 증대 (Increase transmission capacity) ················· 56

2.8. 예측능력 제고(Improved forecasting) ··································· 57

제4장 변동적 재생에너지 출력제한 분석 ····································· 59

1. 변동적 재생에너지 출력제한 분석 개요 ····································· 59

2. 변동적 재생에너지 출력제한 분석 방법 ····································· 60

2.1. 공급과잉으로 인한 재생에너지 출력제한량 분석 방법 ······ 60

2.2. 변동성으로 인한 재생에너지 출력제한량 분석 방법 ·········· 61

3. 국내 변동적 재생에너지 출력제한량 예측 ································· 69

3.1. 자료 수집 및 시나리오 설정 ··············································· 69

3.2. Residual Load 산정 및 공급과잉으로 인한 출력제한량 ···· 72

3.3. 기동정지계획(Unit Commitment) 수행 ································ 72

3.4. 계통 유연성 분석 ··································································· 75

3.5. 시나리오별 출력제한량 산정 결과 ······································· 76

차례 iii

제5장 결론 및 정책제안 ······························································ 79

1. 주요 연구결과 ··············································································· 79

2. 변동적 재생에너지 출력제한 제도 제안 ····································· 80

3. 기술개발 및 관련 제도 제안 ······················································· 83

[부록] 미국 및 영국 전력시장에서의 Negative Price ················· 87

1. 미국 ································································································ 87

1.1. California Independent System Operator (CAISO) ············ 87

1.2. ERCOT ··················································································· 89

1.3. NYISO ···················································································· 90

1.4. PJM ························································································· 92

1.5. ISO-NE ··················································································· 93

2. 유럽 ································································································ 95

참고문헌 ······················································································· 97

iv

표 차례

경제적 최적 출력제한 보상안 ··············································· 3

미국 주의 재생에너지 출력제한 완화 전략 ························· 4

시나리오별 출력제한량 산정 결과 ······································· 5

기술개발 및 관련 제도개선 사항 ········································· 6

국외 풍력 출력제한의 Integration cost에 대한 영향 ········· 11

재생에너지 출력제한 주요 원인 ·········································· 17

북미지역 재생에너지 출력제한 방식 ··································· 25

유럽지역 재생에너지 출력제한 방식 ··································· 26

국외에서 적용 중인 재생에너지 출력제한량 분배 방법 ··· 27

유럽 국가별 변동적 재생에너지 출력제한 통계 자료 ······· 36

유럽 풍력발전 출력제한 현황 ·············································· 38

북미의 변동적 재생에너지 출력제한 현황 ························· 40

북미 출력제한에 대한 보상 현황 ········································ 43

유럽 국가의 출력제한 보상제도 ·········································· 47

일본(구주전력) 츨력제한에 대한 보상 현황 ······················· 49

경제적 최적 출력제한 보상안 ·············································· 51

미국 주의 재생에너지 출력제한 완화 전략 ······················· 52

발전기 개수에 따른 조합의 수 ············································ 64

모의 시스템 발전기 데이터 ················································· 68

우선순위 리스트 ···································································· 68

우선순위법에 따른 발전기 조합 ·········································· 68

우선순위법에 의한 가능한 기동정지계획의 해 ·················· 68

차례 v

2040년 국내 발전원별 설비용량 ········································· 69

2014년~2016년 변동적 재생에너지 월별 5분 최대변동률 ··· 70

시나리오별 재생에너지 설비용량 ········································ 70

2040년 양수발전 운영 방식 ················································· 71

시나리오별 출력제한량 산정 결과 ···································· 78

신재생 발전기에 관한 계통운영 및 관리 개정안 ·············· 80

전력시장운영규칙상의 급전지시 규정 ································· 81

전력시장운영규칙상의 정산 규정 ········································ 82

기술개발 및 관련 제도개선 사항 ········································ 84

vi

그림 차례

[그림 A-1] 전원별 설비용량(좌), 발전량 비중(우) 현황과 목표 ········· 1

[그림 1-1] 전원별 설비용량(좌), 발전량 비중(우) 현황과 목표 ·········· 1

[그림 2-1] 재생발전원의 증가에 따른 계통 변동성 증가 ···················· 6

[그림 2-2] 미국 캘리포니아 Duck Curve ·············································· 7

[그림 2-3] 변동적 재생에너지 대응방안 유형 ······································· 8

[그림 2-4] Henriot(2015)의 2기간 모형 ··············································· 12

[그림 2-5] 유연성 제약에 따른 공급함수 변화 ··································· 13

[그림 2-6] 송전망의 제약으로 인한 Curtailment ································ 18

[그림 2-7] 공급과잉으로 인한 Curtailment ········································· 19

[그림 2-8] 태양광 병렬연결을 통한 최종접속점 MOF 설치 ············· 21

[그림 2-9] SCADA를 이용한 태양광 발전단지 Curtailment ············· 22

[그림 2-10] 풍력발전기 유형별 특징 ················································· 23

[그림 2-11] SCADA를 이용한 풍력단지 출력 제어 ·························· 24

[그림 2-12] 출력제한 전 발전기별 발전량 ·········································· 29

[그림 2-13] LIFO 방법 예시 ································································ 30

[그림 2-14] Pro rata 방법 예시 ·························································· 31

[그림 2-15] Rota 방법 예시 ·································································· 32

[그림 2-16] 시장기반 출력제한 방법 예시 ········································ 33

[그림 2-17] 유럽 국가별 변동적 재생에너지 수용률에 대한 출력제한 비율·· 37

[그림 2-18] 북미(중국 포함)의 변동적 재생에너지 수용률에 대한 출력제한 비율··· 41

[그림 2-19] 북미의 여러 TSO의 출력제한의 비율 ··························· 42

[그림 4-1] 재생에너지 출력제한량 산정 흐름도 ······························· 59

차례 vii

[그림 4-2] 공급과잉으로 인한 재생에너지 출력제한량 산정방법 ····· 60

[그림 4-3] 변동성으로 인한 재생에너지 출력제한량 산정방법 ········· 62

[그림 4-4] 모의 시스템 부하곡선 ························································· 67

[그림 4-5] 발전기 기동정지계획 모형 ·················································· 73

[그림 4-6] 재생에너지 출력제한 추정량 모형 순서도 ························ 76

[그림 B-1] CAISO의 Negative Price 발생시간 비중 ························· 87

[그림 B-2] CAISO의 시간별 Negative Price 발생 빈도 ··················· 88

[그림 B-3] ERCOT의 Negative Price 발생시간 비중 ························ 89

[그림 B-4] ERCOT의 시간별 Negative Price 발생 빈도 ·················· 90

[그림 B-5] NYISO의 Negative Price 발생시간 비중 ························· 91

[그림 B-6] NYISO의 시간별 Negative Price 발생 빈도 ··················· 91

[그림 B-7] PJM의 Negative Price 발생시간 비중 ······························ 92

[그림 B-8] PJM의 시간별 Negative Price 발생 빈도 ························ 93

[그림 B-9] ISO-NE의 Negative Price 발생시간 비중 ························ 94

[그림 B-10] ISO-NE의 시간별 Negative Price 발생 빈도 ················ 94

[그림 B-11] 유럽국가들의 하루전시장에서 ······································· 95

[그림 B-12] EU국가들의 월별 도매전력시장에서 Negative Price 발생 일수·· 96

제1장 서론 1

제1장 서 론

정부의 제8차 전력수급기본계획은 에너지전환 정책의 일환으로 세

부 전원믹스를 결정한 바 있다. 동 계획은 원자력 발전을 단계적으로

감축하고 재생에너지를 2030년까지 발전량 비중을 20%로 증가한다는

내용을 담고 있다. 또한 고농도 미세먼지의 심각성이 점점 이슈화되면

서 이에 대한 대응책으로 노후 석탄발전원의 조기폐지 및 LNG 발전

으로 전환 등의 내용을 포함하고 있다(산업통상자원부, 2017).

[그림 1-1] 전원별 설비용량(좌), 발전량 비중(우) 현황과 목표

출처: 산업통상자원부(2017, p.36, 79, 80, 83)를 참조하여 저자 작성

제8차 전력수급기본계획에 따르면 2030년 기준 신재생에너지 발전

량 비중은 20%, 설비용량은 약 60GW 수준으로 증가할 것으로 예상되

고 있다. 특히, 동년 기준으로 태양광과 풍력발전과 같은 변동성 재생

2

에너지(Variable Renewable Energy, VRE)의 발전비중은 약 13.5%, 설

비용량은 약 51GW까지 확대될 것으로 예상된다([그림 1-1] 참조).

변동성 재생에너지(VRE)는 안전과 환경측면에서 에너지정책 기본방

향과 부합하고 있으나, 외부 환경변화에 따라 출력이 크게 변동되며,

짧은 시간에 가파르게 증가하는 출력문제, 전력수요가 낮을 때 재생에

너지 전원의 과잉 출력 문제를 동반하고 있다. 해외의 다수 기관 및 계

통운영자의 경우 이러한 문제를 해결하기 위해 시장제도 개선, 보조서

비스 시장의 참여조건 완화 및 보상 강화를 도입하는 추세이며 계통특

성과 규모에 따라 상이한 방식의 출력제한(Curtailment)을 통해 재생에

너지 출력 변동성에 대응하고 있다.

출력제한은 기본적으로 재생에너지의 출력을 제한하는 방식이므로

에너지 손실을 최소화하기 위해 각 계통의 특성과 규모를 고려하여 적

정한 출력제한량을 추정하는 과정이 선행되어야 하고, 추정된 출력제

한량을 바탕으로 효과적인 수행방안이 정립되어야 한다는 어려움이 있

지만 계통상황에 적합한 출력제한 방식은 재생에너지의 출력변동성과

예측 불확실성을 완화하는 동시에 전력수급 불균형, 송전제약, 계통 신

뢰도 저하 등의 문제에 효과적인 방안이 되고 있다(NREL, 2014a).

우리나라의 경우, 제주지역에서는 안정적인 계통운영과 전력수급 균

형 유지를 위해 일부 시간대에서 재생에너지의 출력제한을 시행하였으

나, 국내의 현행 제도에는 출력제한 수행방법에 대한 명시, 근거, 구체

적 철자를 다룬 세부규정이 부재한 상황이다. 향후 육지 지역에서도

재생에너지가 증가되어 출력제한 발생이 예상되기 때문에 합리적인 재

생에너지 출력제한 적용기준을 모색해야할 할 시점이다.

이에 따라 본 연구의 목적은 변동적 재생에너지 출력제한의 당위성

을 검토하고 향후 출력제한량을 추정하는 한편 국내 적합한 출력제한

제1장 서론 3

수행방법을 제시하는데 있다. 또한 해외 주요국의 출력제한 보상제도

를 조사하고 경제적으로 사회후생을 극대화할 수 있는 출력제한 보상

제도를 고찰토록 한다. 마지막으로 재생에너지 출력제한 완화를 위한

방안을 모색토록 한다.

본 연구의 구성은 다음과 같다. 2장에서는 변동적 재생에너지의 특

성에 따른 출력제한 개요, 필요성, 수행방법을 검토한다. 3장에서는 해

외 주요국의 출력제한 보상 및 완화 제도를 조사한다. 4장에서는 출력

제한량 분석 방법을 구축하고 미래 변동적 재생에너지보급 확대 시나

리오에 따른 출력제한량을 추정한다. 5장에서는 앞장에서의 주요 연구

결과를 요약하고 국내 제도개선을 위한 방향을 제시한다.

본 연구에 앞서 출력제한의 필요성을 인식하고 해외 제도를 분석하

고 국내 특정지역인 제주도를 대상으로 출력제한량을 추정하는 연구가

있어 왔다. 하지만 이러한 연구는 국내 적합한 출력제한 수행방법에 대

한 비교분석이 시도되지 못하였고 변동적 재생에너지 출력제한이 사회

후생을 증가시키는 차원에서 당위성을 갖는지에 대한 검토가 부재하였

다. 또한 출력제한 보상제도를 경제적 관점에서 어떻게 설계해야 하는

지에 대한 주제를 다루지 않고 있다. 이에 반해, 본 연구는 국내 전력시

장운영제도를 고려하여 적합한 출력제한방법을 모색하였고 출력제한을

대상으로 경제적 이론으로 접근한 연구를 조사하여 출력제한의 당위성

과 보상제도의 기본방향을 고찰하였다. 이를 토대로 국내 제도개선을

위한 방향을 제시하였다는 점에서 선형연구와의 차별점을 지닌다.

제2장 변동성 재생에너지 특성 및 출력제한 필요성 5

제2장 변동성 재생에너지 특성 및 출력제한 필요성

1. 변동적 재생에너지 특성 및 대응방안

1.1. 변동성 재생에너지 예측오차 및 변동성

태양광 발전 및 풍력 발전은 변동적 재생에너지(VRE)로서 출력의

불확실성과 변동성을 수반한다. 변동적 재생에너지는 일사량, 풍속 같

은 기후환경에 의해 출력이 결정되기 때문에 전력계통 운영상 다음과

같은 어려움이 초래될 수 있다.

첫째, 발전계획에 재생에너지의 발전량 예측치를 포함할 경우, 예측

오차로 인하여 급전량의 계획과 실제에 차이가 발생하고, 이는 운전예

비력의 증대나 신재생발전의 출력제한을 발생시킨다. 여기서 예측오차

는 과대예측과 과소예측으로 크게 구분된다. 재생에너지의 과대예측이

발생할 경우, 운전예비력 요구량이 증대되어 보조서비스 비용이 증가

한다. 이에 반해 과소예측의 경우에는 신재생발전의 출력제한으로 인

해 계통의 운영비용이 증가한다(Holttinen, 2008).

둘째, 불확실성을 지니고 있는 재생에너지 출력의 높은 변동성은 계

통의 수급균형 유지를 어렵게 한다. 각 시점의 순부하의 크기는 재생에

너지 출력의 변동성으로 인해 급격하게 변화하는데, 이를 해소하기 위

해서는 기존 전원의 높은 출력 증감발력이 요구된다. 다음의 [그림 2-1]

은 이러한 재생에너지 발전의 증가에 따른 계통의 영향을 설명한다.

6

[그림 2-1] 재생발전원의 증가에 따른 계통 변동성 증가

출처: NREL(2014b, p.2)

[그림 2-1]에서 보면, 재생에너지의 높은 변동성으로 인해 각 시점에

서 전력수요에서 변동적 재생에너지 발전량을 차감한 순부하(Net

load)의 단기 첨두(peak) 발생 빈도와 변동성이 급격히 증가한다. 이를

완화하기 위해서는 각 시점에 높은 증감발률(ramp rate)을 지닌 자원들

이 요구되지만, 이러한 전원들의 발전비용은 매우 높다는 단점이 있다.

태양광의 출력패턴에 따른 변동성의 대표적 예로는 미국 캘리포니아

덕 커브(Duck Curve)를 들 수 있다. 덕 커브(Duck Curve)란 전력계통

에서 태양광 발전의 증가로 인해 일출에서 일몰 사이에 순부하가 급감

하고 일몰 이후부터는 순부하가 급격히 증가하는 부하곡선을 의미한

다. 아래 [그림 2-2]은 이러한 덕 커브(Duck Curve)를 나타낸다.


[그림 2-2] 미국 캘리포니아 Duck Curve

출처: CAISO(2013, p.3)를 참조하여 재구성

[그림 2-2]에서 보듯이, 연도별 낮 시간대의 순부하 곡선은 태양광

발전이 증가하는 연도일수록 더 낮아진다. 이렇듯 순부하 곡선이 낮아

지면 과잉발전에 따른 위험(Over Generation Risk)이 발생하고, 일사량

이 감소하여 순부하 곡선이 다시 급증하게 되면, 그 만큼의 발전량을

빠르게 증가시켜야 하는 문제가 발생한다. [그림 2-3]에서와 같이 미국

캘리포니아에서는 일몰 이후 일사량이 감소하여 순부하가 급증하는 3

시간 동안 2020년 기준 13,000MW 수준의 발전량이 증가해야 할 것

으로 전망된다.

국내에서도 태양광 발전설비가 지속적으로 증가할 것으로 전망됨에

따라, 덕 커브(Duck Curve) 현상이 발생하고 점차 심화될 것으로 보인

다. 따라서 국내 전력계통 운영 및 시장에서도 이에 대한 효과적인 대

응수단을 마련해야 한다.

8

1.2. 변동성 재생에너지 대응방안

앞에서 살펴본 바와 같이 변동적 재생에너지(VRE)의 계통 내 유입

이 증가하면서 계통운영 측면에서도 몇 가지 문제점이 나타나고 있다.

이러한 문제에 대응하기 위해 전력계통 및 시장운영에서의 유연한 대

처, 수요반응자원, 유연성 발전자원, 송전 및 배전망 보강, ESS 등의

다양한 대응 방안이 제시되고 있다. [그림 2-3]은 이러한 변동적 재생

에너지에 대한 유형별 대응방안을 나타낸다.

[그림 2-3] 변동적 재생에너지 대응방안 유형

출처: NREL(2014b, p.11)

[그림 2-3]과 같이 변동적 재생에너지에 대한 대응방안은 크게 전력

계통 측면과 시장 측면으로 구분하여 살펴볼 수 있다. 전력계통 측면

의 대응 방안에는 재생에너지 발전량 예측 기술 개선 및 재생에너지

출력제어, 재생에너지 변동성을 고려한 예비력 기준 개선, 하루 전 발

전계획과 실시간 급전계획 사이의 당일 발전계획 등이 있다. 전력시장


측면의 대응방안에는 재생에너지 변동성에 대비하기 위한 유연성 자원

확보, 유연한 시장운영을 위한 실시간 시장, 보조서비스 시장(신 전력

자원의 보조서비스 참여조건 완화 및 보상강화), 재생에너지 출력제한

기준 및 보상규정 정립 등이 제시되고 있다.

미국, 유럽 등 세계 각국에서도 변동적 재생에너지의 불확실성에 대

응하기 위해 전력시장제도를 개선해나가고 있다. 세계 주요국의 전력

시장제도 개선 사례에 대해 검토한 결과, 전력 시장제도 개선방안은

다음과 같은 유형으로 구분될 수 있다.

전력시장 개선

가격결정방식 개선

전력계통운영 선진화

계통연계기준 강화

유연성 제공자원 확보

우선, 미국과 유럽에서는 전력시장제도를 개선하기 위해 실시간 시

장의 정산주기를 단축하고(미국) 당일시장을 개설하여(유럽) 운영 중이

며, 공통적으로 변동적 재생에너지 출력제한에 대한 규정을 수립하였

다. 가격결정방식에 대해서는 미국의 경우, 전력시장가격이 실제 운전

제약을 전량 반영하는 원칙과 함께 예비력 부족에 대한 희소가격제도

표준화를 수립하고 있다. 유럽의 경우에는, 희소가격결정(Scarcity

Pricing) 제도가 점차 확대되고 있다. 전력계통운영 선진화에 대해서는,

미국과 유럽에서 공통적으로 변동적 재생에너지 예측 시스템을 운영하

고 있다. 계통연계기준 강화에 대해서는, 미국과 유럽이 공통적으로 유

효 및 무효전력제어 능력, 전압제어와 같은 풍력 발전 계통연계 기준

10

을 수립하고 있다. 또한, 유연성 확보 측면에서는 수요자원 보조서비스

로 활용, 분산자원의 중개시장 개설 등과 같이 전력시장제도 개선에

기여하는 다양한 노력을 기울이고 있다.

2. 출력제한(Curtailment) 필요성 및 개요

2.1. 출력제한 필요성

앞서 2장 1절에서는 변동적 재생에너지 출력이 계통 및 시장에 끼치

는 영향에 대하여 분석하고, 이에 대응하기 위한 다양한 개선방안을

검토하였다. 그 중에서 변동적 재생에너지 출력제한(Curtailment)은 현

재 다수 해외기관에서 각기 상이한 방식으로 시행하는 운영방식이다.

재생에너지의 출력제한은 발전된 에너지 손실이 수반되는 것이기에 이

를 최소화해야한다. 하지만 변동적 재생에너지가 크게 증가할 때에는

재생에너지의 출력변동성과 예측 불확실성이 증가하기 때문에, 발전계

획 및 운영에서 출력제한을 반영함으로써 재생에너지의 급격한 출력변

동성이 완화되도록 할 수 있다. 다시 말해, 발전계획 단계에서 적절한

출력제한을 반영하는 것은 적절한 예비력을 확보하게 하는 동시에 기

존 발전기의 출력증가 및 감소능력을 확보하여 안정적인 전력공급이

되게 한다.

수급균형 측면에서, 기저발전의 최소발전용량에 재생에너지 출력을

더한 발전량이 수요에 비해 클 때에는 재생에너지 전원이 과잉 출력

되어 불균형이 초래된다. 이러한 경우에는 수요를 초과하는 재생에너

지 출력량을 제한해야 한다. 급작스러운 환경변화로 인해 단시간 내에

급격한 출력 증가가 발생할 수 있는 변동적 재생에너지의 특성을 고


려하면, 출력제한은 계통운영 측면에서 효과적인 대응책으로 판단될

수 있다.

은 재생에너지에 대한 출력제한이 재생에너지 계통통합비

용(Integration cost)에 끼치는 영향을 모의한 결과를 보여준다. 계통 내

풍력 발전설비 비중이 약 20%인 경우, 1% 정도의 에너지 출력제한만

으로도 풍력의 계통통합비용을 약 20% 이상 줄일 수 있다는 결과를

보여준다(EnerNex, 2007). 재생에너지의 계통통합비용(Integration

cost)란, 재생에너지의 변동성과 출력 불확실성에 기인하여 계통에서

추가로 예비력 등을 확보하기 위해 발생하는 비용과, 하루 전 예측과

실시간 운영 간 발전비용 차이 등을 합한 비용을 의미한다(EnerNex,

2007).

풍력 설비용량(MW)

계통 내 풍력설비 비중(%)

풍력출력제한량

(%)

풍력 위치

출력제한 시 Integration cost

($/MWh)

미 출력제한 시 Integration cost

($/MWh)

변화량(%)

100 5% 0.4%1

풍력단지

2.75 3.78 37%

200 10% 0.9%2

풍력단지

6.99 8.49 21%

400 20% 0.9% 넓게 퍼짐

6.65 7.98 20%

600 30% 1.4% 넓게 퍼짐

8.84 10.69 21%

국외 풍력 출력제한의 Integration cost에 대한 영향

출처: EnerNex(2007, p.48)을 참조하여 재구성

12

경제학적 분석방법을 활용한 대표적 연구로는 Henriot(2015)을 들

수 있다. 동 연구는 변동적 재생에너지의 불확실성을 고려한 2기간 기

동정지계획의 분석적 방법(Analytical method)로 출력제한이 사회후생

(Social welfare)을 증가시킴을 증명하였다. 해당 모형은 전력계통의 유

연성, 재생에너지의 변동성과 용량을 주요 변수로 채택하여 각 계수에

따른 최적 감축 수준 사이의 관계를 설명하였다. 또한 출력제한이 소

비자, 발전사와 같은 이해관계자들에 어떠한 영향을 미치는지에 대한

분석방법을 제공하였다.

[그림 2-4] Henriot(2015)의 2기간 모형

출처: Henriot(2015, p.372)

분석모형은 [그림 2-4]와 같이 A, B로 이루어진 2기간 문제로 주어

진다. 모형의 주요 가정은 다음과 같다. 전력 도매시장은 완전경쟁이

다. 각 기간의 전력수요(D)는 동일하며 전원은 화력발전과 불확실성을

지닌 변동적 재생에너지(r)로 구성된다. 변동적 재생에너지의 가용성


()은 확률 ν로 주어진다. 가용불가( )의 확률은 1-ν가 된다. 발전

사업자는 한계비용으로 입찰하며 설비용량은 단기 고정되어 있고 변동

적 재생에너지의 이용가능 용량(K)은 전력수요보다 낮다. 변동적 재생

에너지의 B기의 출력은 불확실하며 발전이 불가할 경우 화력발전이

출력을 증가해야 한다. 그러나 화력발전은 출력을 급격히 증가시키거

나 신속히 가동하는데 제한이 있다(즉, 유연성 제약)1). 이에 따라 B기

의 공급함수는 A기의 비해 더 가파른 기울기를 갖으며 모든 기간의

전력도매 가격을 결정한다([그림 2-5] 참조).

[그림 2-5] 유연성 제약에 따른 공급함수 변화

출처: Henriot(2015, p.373)

1) 모형의 단순화를 위해 화력발전의 감발비용은 없다고 가정하였다.

14

이러한 가정 하에 A기의 비용곡선은 다음과 같다.

∙

계수 a와 b는 전력 시스템 속성을 나타낸다. A기의 전력 도매시장

가격 는 전력수요 D를 충족하는데 가장 비싼 한계비용을 지닌 화력

발전기로 결정된다. 변동적 재생에너지의 발전량 이 주어질 때, A기

의 역수요함수는 다음과 같다.

∙

변동적 재생에너지가 B기 이용 불가능한 경우, 만큼 발전하는 화

력발전은 더 가파른 비용 함수와 한계비용,

을 초래하므로

이에 따른 비용곡선은 다음과 같이 주어진다.

∙

for ≤

∙

∙∙

for

여기서, 는 화력 발전기의 낮은 유연성을 나타내는 계수이다2).

2) 이러한 표준화된 표현은 유연하지 않은(inflexibility)비용을 완전히 반영하지는 못할 수도 있지만, 본 연구의 결과는 정확한 표현에 따라 근본적인 특성이 달라져서는 안 된다.


전력수요는 두 기간 모두 D와 같으므로, 변동적 재생에너지가 A기

의 발전량 을 생산한 경우와 B기에 변동적 재생에너지를 이용할 수

없을 때, 최종가격 은 다음과 같을 것이다.

∙∙∙

B기에서 변동적 재생에너지를 이용할 수 있는 경우, 최대 발전량은

이므로 화력발전의 발전량은 이고, 이는 A기에 화력발전의

발전량과 같거나 작아지므로 이때의 가격은 다음과 같다.

∙

최적 출력제한 수준은 A기의 변동적 재생에너지 발전량( )을 사회

후생 을 극대화하는 것으로 정의한다. 즉, 사회 후생은 두 기간의

발전비용 을 최소화하는 경우에 극대화된다. 따라서 목적함수는

다음과 같이 주어진다.

arg min subject to ≤ ≤

여기서,

∙

16

최적 출력제한에 따른 사회후생 효과(∆)는 다음과 같다.

∆

×

위와 같은 분석적 해(Analytical solution)는 다음과 같이 해석할 수

있다. 유연성()이 낮고 변동적 재생에너지의 불확실성(1-ν)이 큰 전

력시스템에서 변동적 재생에너지의 출력제한(Curtailment)은 총 발전비

용의 절감을 가져다준다. 그러므로 유연성이 부족한 화력발전의 기동

또는 급격한 증발 비용이 높을 경우에는 변동적 재생에너지의 출력을

제한하는 것이 합리적이라는 것이다. 이때, 전기 소비자는 최적의 출력

제한(Curtailment)에 따른 발전비용 절감으로부터 이익을 얻게 된다3).

이밖에, 네트워크 제약에 따른 Curtailment의 필요성을 언급한 연구

는 다음과 같다. Kane and Ault(2014)는 능동제어(active control)와 결

합된 형태로 출력제한을 수행함으로써, 더 많은 재생에너지 전원을 전

력망에 수용할 수 있다고 밝혔다. Brandstatt et al.(2011)은 자발적 출

력제약 협약(agreement)은 대규모 재생에너지를 효율적으로 수영할 수

있는 방법이라고 주장하였다. Huang and Soder(2017)는 출력제약에

대한 고려 없이 재생에너지 연계 전력망에의 투자가 적절하다고 판단

될 수 있는 경우는, 수요에 비해 발전이 매우 높은 연중 몇 시간에 불

과하므로 출력제한은 전력망의 투자비용을 감축시킨다고 보았다.

3) 도출한 최적 수준의 Curtailment 해(solution)는 보상 정책에 영향을 받지 않으므로 본 연구에서는 Henriot(2015)의 보상 부분 모형을 다루지 않았다. 보다 상세한 내용은 Henriot(2015)을 참고.


2.2. 출력제한 개요

재생에너지 출력제한(Curtailment)은 재생에너지의 공급과잉

(Oversupplying) 및 변동성(Variability)으로 인해 전력수급 안정을 위

해 인위적으로 재생에너지의 출력을 제한하는 것으로 정의할 수 있다.

전 세계 다수의 기관 및 계통운영자는 송전선로의 혼잡문제를 해결하

고 수급균형을 유지시키기 위해 재생에너지 출력제한을 수행한다. 일

부 기관 및 계통운영자는 계통안정도를 유지시키기 위해 재생에너지

출력제한을 수행한다. 재생에너지 출력제한의 원인과 이에 대한 상세

내용은 아래 와 같다.

출력제한 원인

내용 기관 및 계통운영자

송전선로 혼잡

송전망 건설 속도가 재생발전기 건축 속도보다 송전망 건설이 늦어지거나

노후화된 경우, 송전 가능용량 부족으로 발생

AESO, CAISO, ERCOT, MISO, NV Energy, PJM,

SPP, PSCO

수급 균형재생에너지 발전량은 많으나, 부하가 적은 시간대(심야시간)에 수급 균형을

유지하기 위하여 발생

AESO, BPA, CAISO, ERCOT, ISO-NE, NV Energy,

PSCO

계통안정도계통전압 및 주파수에 변동이 생길 시 재생에너지 출력제한으로 안정도 유지

ISO-NE, HECO

재생에너지 출력제한 주요 원인

출처: NREL(2014a, p.4)를 참조하여 재구성

18

2.2.1. 송전선로 혼잡에 의한 출력제한

송전망 건설속도는 변동적 재생에너지의 건설 속도보다 훨씬 느리

다. 이 때문에, 송전망의 송전용량이 변동적 재생에너지 출력을 모두

송전하기 어려운 문제가 발생한다. 따라서 풍력단지 등의 변동적 재생

에너지 출력을 연계송전선로 용량 이하로 제한한다([그림 2-6] 참조).

이러한 경우는 송전망 전체에 해당하는 것은 아니며, 혼잡이 발생하

는 송전선에만 해당하는 것으로 국지적인 특성이 있다. 또한, 이러한

경우에서는 송전망 운영자가 변동적 재생에너지 사업자에게 출력제한

요구 신호를 보낸다. 변동적 재생에너지 연계 송전선로의 설비이용률

은 매우 낮으므로 송전선로의 증설이 사업자에게는 불리한데, 이 때문

에 경제성 확보 차원에서 풍력단지 설비용량보다 작은 용량의 연계송

전설비를 구축하여 출력제한이 발생하는 경우도 있다(한전경영연구원,

2014).

[그림 2-6] 송전망의 제약으로 인한 Curtailment

출처: 한전경영연구원(2014, p.9)


2.2.2. 공급과잉에 의한 출력제한

송전제약에 따른 출력제한은 지역적인 특성을 갖는 반면, 공급과잉

에 따른 경우는 전체 계통 차원에서 기존 발전원의 유연성 부족 또는

예비력의 부족에 기인하여 발생한다. 심야시간에는 주간보다 상대적으

로 전력수요가 적지만, 풍력은 심야시간에 출력이 증가하는 특성으로

인해 전력계통의 전체 발전량이 계통 수요보다 높아지는 구간이 발생

하는 경우(공급과잉)가 발생한다. 한편, 원자력, 석탄발전과 같은 기저

발전은 재기동을 위해서는 긴 시간과 고비용이 소요되기에 기동상태를

유지하는 것이 비용 효과적이다. 이 때문에 [그림 2-7]과 같이 기저발

전기를 정지하기 보다는 변동적 재생에너지의 출력제한을 우선 시행한

다(한전경영연구원, 2014).

[그림 2-7] 공급과잉으로 인한 Curtailment

출처: 한전경영연구원(2014, p.9)

20

2.2.3. 기타 원인에 의한 출력제한

배전계통에서도 배전선로 혼잡의 완화를 위해 출력제한을 시행할 수

도 있지만, 이러한 경우는 아직까지는 매우 드물다. 또한 이러한 경우,

배전단내에서의 혼잡을 고려하고 이에 따른 출력제한을 정해야 하는

배전계통 운영자가 필요하게 된다. 또한, 미국 및 유럽 전력시장에서

풍력발전기가 보조서비스 시장 참여하게 될 경우에, 주파수 제어 등과

같은 보조 서비스(Ancillary service)를 수행하기 위해서 출력제한을 수

행하는 경우도 있다.

2.3. 변동적 재생에너지의 기술적 출력제한 방법

2.3.1. 태양광 발전의 출력제한 방법

태양광 발전은 연계 용량에 따라서 소용량은 저압, 대용량은 특고압

선로에 연계한다. 그중 소용량 발전원은 제어 대상에서 제외된다. 변압

기 용량에 따라서 MW급의 전력변환장치(Power conversion system,

PCS)와 변압기 세트를 병렬로 사용함으로써 용량을 확장하고 최종 접

속점에서 계기용 변성기(Metering out fit, MOF)를 설치한다([그림

2-8] 참조).


[그림 2-8] 태양광 병렬연결을 통한 최종접속점 MOF 설치


태양광의 출력제한 방법은 첫째, 개별 태양광 발전의 PCS에 지령값

이 전달될 때, PCS가 해당 지령값에 따라 유효전력을 제어하는 방법

이 있다. 여기서 유효전력 제어 가능 범위는, 0에서부터 현재 출력 가

능한 최대 출력량(Maximum power point, MPPT)이 된다.

둘째, 태양광 발전단지에 원방감시 제어 시스템(Supervisory control

and data acquisition, SCADA)를 활용하여 지령값을 전달하는 방법이

있다. 다수 개의 PCS가 병렬로 운전되는 발전단지의 경우에 PCS를 직

접 제어하지 않고, 발전단지 SCADA에 해당 발전단지가 만족해야 하

는 지령값이 전달될 시에, SCADA가 그 지령값을 개별 태양광 발전기

PCS에 분배하여 출력제한을 수행하게 된다([그림 2-9] 참조).

22

[그림 2-9] SCADA를 이용한 태양광 발전단지 Curtailment


마지막으로 AC 차단기를 이용한 출력제한 방법이 있다. 이러한 방

법은 출력량의 연속적인 조절이 불가능하고 과전압 발생 등의 우려가

있다. 직류단 차단기의 경우 설치되지 않는 경우가 많고 설치되어 있

더라도 과전압 발생 가능성이 높다. 수명 등을 고려했을 때, 직류단 스

위치를 출력제어용으로 사용하는 것은 바람직하지 않다.

2.3.2. 풍력발전의 출력제한 방법

풍력 발전은 연계 용량에 따라 연계 방법이 상이하다. 기본적으로

소형 발전(100kW 이하) 시스템은 저압에 연계하고, 대형(750kW 이

상) 발전 시스템은 고압에 연계 한다. 일부 20MW 이상의 대규모 단지

의 경우에는 송전 전압(154kV)으로 연계하기도 한다.

풍력발전 시스템의 전기적 출력특성은, IEC 규정에 따라 크게 4가지

로 구분한다([그림 2-10] 참조).


[그림 2-10] 풍력발전기 유형별 특징

출처: Muljadi et al.(2016, p.2)

Type1과 Type2는 정속운전하며 유/무효전력의 연속적 제어가 불가

능하다. 반면, Type3, Type4는 펄스 폭 변조(Purse width modulation,

PWM) 인버터를 사용하여 가변속 운전하고 출력의 연속제어가 가능하

다. 해외 그리드 코드의 강화로 인해서 유/무효전력의 연속적 제어가

불가능한 Type1, Type2 발전 시스템의 경우에는 설치가 급격히 감소

하였고, 최근 신규로 개발된 풍력발전기 대부분은 Type3, Type4로 개

24

발되었다.

이 때문에 풍력발전기의 출력제한 방법은 Type3, Type4 모델에 한

정하며, 크게 두 가지 방법에 의해 수행할 수 있다. 첫째는 출력제한

지령값이 풍력발전기의 PCS에 도달할 때, 풍력발전기 제어기는 지령

값을 맞추기 위해 PCS와 날개각 제어기(Pitch control)에 각각 적절한

제어 지령 값을 전달한다. 이어서 실제 풍력발전기의 유효전력과 블레

이드의 피치각도를 측정함으로써, 풍력발전기의 출력이 지령값을 따르

도록 제어한다.

[그림 2-11] SCADA를 이용한 풍력단지 출력 제어

출처: Yang et al.(2014, p.678)을 참조하여 저자 작성


두 번째는 풍력단지의 SCADA를 이용한 풍력단지의 출력제한 방식

이다. 다수 대의 풍력발전기가 있는 풍력단지에는 SCADA가 설치되어

있는데, 통상 SCADA를 통해 풍력발전기의 기동, 정지와 함께 풍력발

전기 출력의 지령값도 풍력발전기에 전달한다. 또한, 풍력단지의 연계

점에서의 유효전력의 값을 측정하고, 풍력단지의 출력이 지령값에 도

달하는지를 제어한다([그림 2-11] 참조).

2.4. 해외 변동적 재생에너지 출력제한 방식

앞서 살펴본 것과 출력제한의 원인은 계통의 규모와 특성에 따라 다

르다(IEA, 2017). 전 세계 다수 기관 및 계통운영자는 출력제한의 원

인과 계통의 특성을 고려한 출력제한 방식을 채택하여 시행한다.

구분 재생에너지 출력제한 방식

HECO 가장 최근 건설된 발전기부터 출력제한 Must-Run 발전기가 최소 출력을 내도록 한 뒤, 사전에 정해진

출력제한 순서에 따라 수행

CAISO 혼잡 해결에 가장 효과적인 발전기부터 출력제한

MISO 선로 혼잡에 기여하는 정도에 따라 출력제한

NYISO Economic bids(경제 입찰)에 따라 출력제한 Basepoint 신호를 5분 이내에 따르지 않으면 Penalty 부과

북미지역 재생에너지 출력제한 방식

출처: NREL(2010, p.4) 및 NREL(2014a, p.37,39,42)을 참조하여 재구성

26

에서는 북미의 출력제한 방식에 대해 기술하고 있다.

HECO에서는 Must-Run 발전기의 최소출력 지시 후에 신규 재생에너

지부터 출력제한하는 방식을 채택한다. CAISO와 MISO는 혼잡 문제

의 원인이 되는 발전기부터 출력제한을 수행하는 방식을 채택한다.

NYISO는 경제적 순서에 따라 출력제한을 시행하는 시장적인 방법을

채택하고 있다(NREL, 2010).

에서는 유럽 국가 중에서 스페인과 아일랜드의 재생에너지

출력제한 방식에 대해 기술하고 있다. 스페인의 경우, 전일 시장에서

출력제한량을 예측하고 당일 시장에서 실시간으로 출력을 제한한다.

출력제한 제어는 Generation Control Center(GCC)로부터 지시를 받고,

10MW 이상 대형 풍력발전기들이 출력제한에 참여한다. 아일랜드의

경우에는 Eirgrid Control Center(ECC)로부터 출력제한 신호를 받고,

10초 이내에 출력제어 지시를 이행해야 한다(NREL, 2010).

구분 재생에너지 출력제한 방식

Spain

10MW 이상 풍력 발전기들은 모두 Generation Control Center(GCC)로부터 통제됨

전일 시장에서 예정된 출력제한 및 당일 시장에서 실시간 출력제한 수행

Eirgrid(아일랜드)

석탄 발전기, 복합 발전기, 수력 발전기 다음으로 풍력 발전기 출력제한 수행

출력제한 대상 풍력발전기는 Eirgrid control center에 의해 제어되며 출력제한 신호에 10초 이내 반응해야 함

유럽지역 재생에너지 출력제한 방식

출처: NREL(2010, p.7)을 참조하여 재구성


국내의 경우에는 아직까지 재생에너지에 대한 출력제한량 분배 방법

에 대한 규정이 부재하다. 현재로서는 재생에너지로 인한 출력제한이

거의 없는 상황이나, 향후 재생에너지의 증가로 인하여 출력제한의 빈

도가 증가하여, 이로 인한 문제가 발생할 수 있을 것으로 예상됨에 따

라 이에 대한 규정 신설이 필요하다. 재생에너지 출력제한 분배 방법

에 따라서, 이해당사자들의 이득이 크게 달라질 수 있기에 이는 신중

하게 선택해야 한다. 에서 제시된 해외의 재생에너지 분배 방

법을 참고할 필요가 있다.

출력제한 원인

출력제한 방법

내용 해당 기관

송전선로 혼잡

(Local)- 혼잡 해결에 효과적인 지역 혹은

발전기들을 우선적으로 출력제한CASIO, MISO, SPP, ISO-NE

수급불균형(Global)

LIFO(Last In

First Out) 발전기의 역순으로 출력제한 UK, HECO

Pro Rata 진입순서, 설비용량에 상관없이 균등하게 출력제한

ISO-NE

Rota 사전에 정해진 순서대로 순환하여

출력제한. 계통 운영자의 재량으로 매 일/주/월 마다 바뀔 수 있음

PSCO, NSP, SPS

국외에서 적용 중인 재생에너지 출력제한량 분배 방법

출처: NREL(2014a, pp.37,39,40,42,47,50) 및 Kane and Ault(2014, p.69)를 참조하여 재구성

28

재생에너지 출력제한량을 분배하기 위해 각 기관 및 국가는 전력계

통 및 전력시장의 상황에 따라 서로 다른 재생에너지 출력제한 분배

방법을 채택하고 있다. 출력제한량 분배방법은 크게 비시장적인 방법

과 시장적인 방법으로 나뉜다. 재생에너지 관련 시장이 없는 국내의

경우 단기적으로는 비시장적인 방법을 채택하는 것이 효과적일 것으로

생각되며, 장기적으로는 재생에너지가 시장에 입찰하여 중앙급전으로

출력을 제한하는 시장적인 방법으로 나아가는 것이 효과적일 것으로

보인다.

에 나온 방법 외에도, 비시장적인 출력제한 분배 방법을 1)

LIFO, 2) Pro rata, 3) Rota, 4) Technical best, 5) Greatest carbon

benefit, 6) Most convenient, 7) Generator size 등으로 분류할 수 있다.

이 중 대표적으로 사용하는 방법은 LIFO(Last In First Out), Pro rata,

Rota 방식이며, 수행하는 방식은 다음과 같다(Kane and Ault, 2014).

LIFO(Last In First Out) 방식: 발전기 진입의 역순으로 출력제한

을 수행하는 방식이다.

Pro rata 방식: 발전기를 균등한 용량으로 출력제한하는 방식이다.

Rota 방식: 사전에 정해진 순서로 순환해가면서 출력제한하는 방

식이다.


[그림 2-12]는 출력제한을 시행하지 않을 때 발전기별 발전량을 보

여준다. 이는 출력제한량 분배방안에 대한 예시를 보여주기 위한 것으

로서, 각 발전기들의 특징은 아래 기술된 바와 같다.

- 신재생 발전기: A, B, C (총 3대)

- 발전기 설비용량: 15MW로 모두 동일

- 출력제한 전 전체 발전량: 33MWh

- 출력제한 전 A 발전기 발전량: 9MWh

- 출력제한 전 B 발전기 발전량: 12MWh

- 출력제한 전 C 발전기 발전량: 12MWh

[그림 2-12] 출력제한 전 발전기별 발전량

출처: Anaya and Pollitt(2012, p.9)를 참조하여 저자 재구성

30

LIFO(Last In First Out) 방법

[그림 2-13] LIFO 방법 예시


- 진입 순서: A → B → C

- 감발 순서: C → B → A

- 총 감발 필요량: 15MWh

- A 감발량: 0MWh

- B 감발량: 3MWh

- C 감발량: 12MWh

[그림 2-13]은 LIFO 방법에 따른 출력제한 결과를 나타낸다. 발전기

의 진입순서를 보면, A가 가장 빠르고, C가 가장 늦게 진입했다. 이

때문에, C부터 감발을 수행한다. C의 발전량인 12MWh를 모두 감발

하고 나면, 다음 감발 순서인 B가 나머지 감발을 수행하게 된다. 이와

같이 계통 내 필요 감발량을 각 재생발전기에 분배한다.


Pro rata 방법

[그림 2-14] Pro rata 방법 예시


- 감발 순서: 진입 순서 상관없이 균등 감발


- A 감발량: 5MWh

- B 감발량: 5MWh

- C 감발량: 5MWh

[그림 2-14]는 Pro rata 방법에 따른 출력제한 결과를 나타낸다. Pro

rata 방식은 진입 순서와 상관없이 균등한 양을 출력제한 한다. 총 감

발이 필요한 용량이 15MWh라고 가정 시 A,B,C 각각의 발전기가 균

등한 양만큼 감발을 수행하게 된다. 이 방식에서는 혼잡 등 제약에 걸

린 모든 발전기들이 동일한 양의 감발을 수행하게 된다.

32

Rota 방법

[그림 2-15] Rota 방법 예시


- 감발 순서: B → A → C → B


- A 감발량: 3MWh

- B 감발량: 12MWh

- C 감발량: 0MWh

[그림 2-15]에 나타내듯이, Rota 방법은 사전에 정해진 순서로 순환 출력

제한 하는 방법이다. 먼저 출력제한의 우선순위가 높은 발전기의 출력제한

가능용량을 모두 소진하게 되면 다음 순서의 발전기의 출력제한이 수행된

다. Rota 방법은 사전에 출력제한을 수행할 순서를 정해놓기 때문에 계통

운영자가 적용하기 쉽다는 특징을 가지고 있다(Kane and Ault, 2014).


시장기반 출력제한 방법

[그림 2-16] 시장기반 출력제한 방법 예시

출처: Karim L. Anaya et al.(2012, p.9)를 참조하여 예시 재구성

- 감발비용 순: A < B < C (A가 가장 적음)


- A 감발량: 9MWh

- B 감발량: 6MWh

- C 감발량: 0MWh

[그림 2-16]은 시장기반의 출력제한 방식을 나타낸다. 동 방식에 따

르면 경제성을 근거로 발전기별 감발비용 입찰을 수행하고, 낙찰된 비

용에 의해 감발을 수행한다. 최저비용으로 감발이 가능한 발전기부터

감발을 수행한다.

비시장적인 출력제한 방식을 적용할 경우에는 각 방식의 특징을 살

펴 국내 상황에 적절한 방식을 채택해야한다. LIFO 방법의 경우에는

34

계통에 늦게 진입한 발전기부터 출력제한을 수행하기 때문에 기존 발

전사업자의 권리를 보호할 수 있으나, 계통 문제에 직접적인 원인이

되는 발전기를 출력제한하는 것이 아니라 진입순서에만 의존하기 때문

에 효과적인 출력제한을 수행하지 못하는 경우가 발생할 수 있으며,

신규 발전사업자의 계통 진입 의지를 저해할 수 있다(Kane and Ault,

2014).

총 출력제한 용량을 발전기마다 고르게 분배하는 방법인 Pro rata 는

계통 내에 재생발전기가 많아질수록 총 출력제한용량을 계산하는 것이

어려워지지만, 이는 각 발전기의 최대 출력가능용량(Max Cap)을 미리

설정해놓음으로써 어느 정도 해결할 수 있다. 그러나 이는 재생발전기

의 이용률에 직접적인 영향을 미칠 수 있다(Kane and Ault, 2014).

사전에 정해진 순서대로 순환감발을 수행하게 되며, 계통 운영자의

지시에 따라 일/주/월별로 변경될 수 있는 Rota 방법은 계통 내에 재생

발전기가 많아질수록 출력제한량은 많아지게 되고 자주 출력제한을 수

행해야할 수 있다. 이는 각 발전기의 연간 이용률의 불확실성이 커질

수 있다는 단점이 있으나 계통운영자가 미리 발전기마다 최소한의 보

장된 출력용량(Min Cap)을 설정하여 어느 정도 해결할 수 있다(Kane

and Ault, 2014).

국내의 경우에는 아직까지 재생에너지 관련 시장이 없기 때문에, 단

기적으로는 비시장적인 방법으로 출력제한을 시행하고, 중장기적으로

는 시장적인 방법으로 단계적인 개선을 통하여 출력제한을 시행하는

것이 바람직할 것으로 안다.


3. 국내외 변동적 재생에너지 출력제한 현황

3.1. 국내 변동적 재생에너지 출력제한 현황

국내에서는 제주지역에 한하여, 계통특성을 고려해 일부 시간대에

재생에너지 출력제한을 시행하였다. 다수 해외기관에서는 서로 상이한

출력제한 방법대로 시행하고 있는 반면, 국내에서는 아직까지도 적절

한 출력제한 적용방법에 대한 현행 기준이 없다. 국내의 2030년 재생

에너지 설비용량 목표를 고려하면, 추후 제주도뿐만 아니라 육지지역

에도 재생에너지의 증가로 인한 출력제한이 많이 발생할 수 있기에 이

에 대비한 합리적인 재생에너지 출력제한 적용기준이 필요하다.

변동성 재생에너지 출력제한은 2015년부터 2018년까지 모두 41회

발생하였고, 제주지역 배전전용선로(22.9kV) 이상에 연계된 풍력발전

기에 한정하여 시행되었다. 태양광의 경우에는 소규모 태양광(1MW

이하)이 전체 태양광 설비용량 중 82%를 차지하여, 현실적으로 출력

제어가 불가능하기에 출력제한이 시행된 사례가 아직 없다. 연도별 풍

력발전제한 횟수를 살펴보면, 2015년에 3회, 2016년 6회, 2017년 16

회, 2018년에 16회로 재생에너지에 대한 출력제한 빈도가 증가 추세에

있다. 출력제한의 대부분은 전력수요가 적고 재생에너지 발전량이 많

은 새벽시간에 발생하였으며, 출력제한의 목적은 계통 안정 및 수급균

형을 위해 시행되었다(명호산 외, 2018).

36

3.2. 국외 변동적 재생에너지 출력제한 현황

3.2.1. 유럽의 변동적 재생에너지 출력제한 현황

은 전 세계에서 변동적 재생에너지 수용률이 최고 수준인

덴마크, 독일, 아일랜드, 이탈리아, 포르투갈, 스페인의 출력제한 통계

자료를 나타낸다. 상기 국가들에서는 변동적 재생에너지 수용률이 높

음에도 불구하고 출력제한이 4% 미만으로 제한된 것을 알 수 있다

(Yasuda et al., 2015).

Country YearTotal Generation

(GWh)Wind

(GWh)PV

(GWh)Curtailed Energy

(GWh)Penetration

Ratio출력제한

RatioA B C D E=(B+C)/A F=D/(B+C)

Denmark 2014 31,905 13,079 5% almost zero 42.9% 0.00%

Germany

2011 613,068 48,883 19,599 0.421 11.2% 0.61%

2012 629,812 50,670 26,380 0.385 12.2% 0.50%

2013 635,267 53,400 30,000 0.127 13.1% 0.15%

Ireland

2011 27,472 4,380 - 0.106 15.9% 2.42%

2012 27,592 4,010 - 0.103 14.5% 2.57%

2013 26,041 4,541 - 0.171 17.4% 3.77%

Italy

2009 292,641 6,543 676 0.700 2.5% 9.70%

2010 302,064 9,126 1,874 0.527 3.6% 4.79%

2011 302,584 9,856 10,688 0.264 6.8% 1.29%

2012 299,277 13,407 18,637 0.166 10.7% 0.52%

2013 289,807 14,811 21,228 0.152 12.4% 0.42%

2014 277,897 14,966 23,299 0.121 13.8% 0.32%

Portugal 2014 52,886 12,103 630 0 24.1% 0.00%

Spain

2008 313,758 31,777 2,562 0.108 10.9% 0.31%

2009 294,620 36,991 5,961 0.070 14.6% 0.16%

2010 301,527 43,692 6,425 0.315 16.6% 0.63%

2011 293,848 42,160 14,882 0.073 19.4% 0.13%

2012 297,559 48,126 16,386 0.121 21.7% 0.19%

2013 285,260 54,338 17,950 1.166 25.3% 1.61%

유럽 국가별 변동적 재생에너지 출력제한 통계 자료

출처: Yasuda et al.(2015, p.2)


이는 상기 5개 국가의 계통 및 송전운영자(Transmission & System

Operator, 이하 TSO)가 지난 10년 간 입법 및 규제 체계와 함께, 많은

변동적 재생에너지를 수용하기 위해서 계통을 적절히 계획하고 운영한

결과이다. [그림 2-17]에서 보면, 유럽 5개국의 경우에는 변동적 재생

에너지 수용률이 증가함에도 불구하고, 출력제한 비율이 크게 증가하

지 않는다(Yasuda et al., 2015).

특히, 스페인의 TSO인 REE(Red Eléctrica de España)는 실시간 출

력제한 관리를 통해 제어 센터가 기상 조건에 따라 지령값을 수정하는

한편, 가능한 범위에서 지속적으로 출력을 낼 수 있도록 손실을 최소

화하는 새로운 메커니즘을 제시하였다. 이 방식으로 REE는 2020년에

3.6%의 변동적 재생에너지 출력제한을 예상하고 있다(Yasuda et al.,

2015).

[그림 2-17] 유럽 국가별 변동적 재생에너지 수용률에 대한 출력제한 비율

출처: Yasuda, Y. et al.(2015, p.3)

38

은 독일, 영국, 아일랜드, 이탈리아, 덴마크, 포르투갈, 스페

인의 풍력발전의 출력제한 통계자료를 나타낸다. 에서와 같이

상기 국가에서는 풍력 수용률이 높지만 풍력의 출력제한은 5% 미만으

로 제한된다(Windeurope, 2016).

국가 연도 총 발전량풍력발전량

풍력출력제한량

풍력발전 비중

풍력출력제한 비중

독일

2011 613,068 48,883 410 8.0% 0.8%2012 629,812 50,670 358 8.0% 0.7%2013 638,729 51,708 480 8.1% 0.9%2014 627,795 57,357 1,221 9.1% 2.1%

~2015 3분기 600,865 87,975 3,060 14.6% 3.5%

영국

2012 320,860 12,606 45 3.9% 0.4%2013 317,565 18,620 380 5.9% 2.0%2014 301,606 21,146 659 7.0% 3.1%

아일랜드

2012 27,592 4,010 103 14.5% 2.5%2013 26,041 4,541 171 17.4% 3.5%2014 28,185 5,133 236 18.2% 4.4%

이탈리아

2013 278,833 14,897 164 5.3% 1.1%2014 269,148 15,178 106 5.6% 0.7%2015 270,703 19,913 119 7.4% 0.6%

유럽 풍력발전 출력제한 현황

(단위: TWh)

출처: Windeurope(2016, p.12)

영국의 주요 출력제한 원인은 스코틀랜드에서 발생하는데, 이는 웨

일즈나 잉글랜드로의 송전용량이 부족하기 때문이다. 서부지역의 스코

틀랜드에서 웨일즈 또는 잉글랜드로의 HVDC가 건설되면, 출력제한은

감소할 것으로 예상된다. 영국의 TSO인 National Grid는 보수 등 이유


로 송전선이 운영하지 않거나, 사고 발생 이후 다른 송전망이 전력을

송전할 능력이 없을 경우에, 송전제약으로 인해 풍력단지 출력을 제한

한다. TSO가 송전망의 제약이 있을 것이라고 미리 예상하면, 풍력단지

사업자와 계약을 체결하게 된다. 영국에서는 출력제한을 하는 경우 보

상이 있는데, 이는 전력시장에서 입찰을 통해 결정한다(Windeurope,

2016).

독일에서의 대부분의 출력제한은 송전망 제약으로 인해 발생하고,

이는 배전망 운영자(Distribution system operator, DSO)가 수행하는데,

송전망 또는 배전망에 접속된 풍력사업자의 출력제한의 양은 거의 동

일한 수준에서 설정한다. 수급불균형으로 인해 시행되는 출력제한 양

은 아직은 무시할만한 수준이다(Windeurope, 2016).

이탈리아에서의 대부분의 풍력발전단지는 남쪽 지역에 150kV 송전

망에 연계되어 있고, 수요는 북쪽 지역에 위치한다. 따라서 남과 북을

연계하여 주는 송전망에 혼잡이 발생한다. TSO는 실시간으로 풍력단

지의 출력제한을 결정한다. 배전계통에서 풍력단지의 출력제한은 자주

발생하지 않지만, 태양광 단지의 출력제한은 풍력단지보다 자주 시행

된다. 송전망의 보강으로 인해 2009년 출력제한의 비율이 10%에서

2015년 0.6%로 현저하게 감소되었다(Windeurope, 2016).

변동적 재생에너지의 수용률이 높은 아일랜드에서는 전력계통 운영

으로 인해발생 하는 출력제한을 Curtailment라고 부르고, 송전망의 제

약으로 인한 출력제한을 Constraint로 구별하고 있다. 2018년부터 송전

망 제약에 의한 출력제한(Constraint)의 경우에는 보상을 해 주지만, 전

력계통 운영에 의한 출력제한(Curtailment)의 경우 보상하지 않을 예정

이다. 대부분 출력제한은 수요가 적은 밤 시간 동안 발생한다. 출력제

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한이 불가피한 5가지의 Security 제약 조건(전력계통 안정도, 운영 예

비력, 전압 제어, 오전 부하 상승, 비동기 발전기 50%에 한계)이 정의

되어 있다. 반면 송전망 제약에 의한 출력제한(Constraint), 대부분 북

서지역과 남서 지역의 송전망의 경우에는 혼잡으로 인해 낮 동안 발생

한다. 다른 지역의 송전망의 경우 송전망 보수 기간에도 송전망 제약

에 의한 출력제한(Constraint)이 발생한다(Windeurope, 2016).

3.2.2. 미국의 변동적 재생에너지 출력제한 현황

에는 북미지역에서 변동적 재생에너지의 수용률이 높은 세

TSO의 출력제한 현황을 나타내고 있다. 에서 보면, 출력제한

비율이 5.5% 이내로 유지되고 있다.

Country YearTotal Generation

(GWh)Wind

(GWh)PV

(GWh)Curtailed Energy

(GWh)Penetration

Ratio출력제한

Ratio

A B C D E=(B+C)/A F=D/(B+C)

ERCOT

2009 N/A N/A N/A N/A 6.2% 17.1%

2010 N/A N/A N/A N/A 7.8% 7.7%

2011 N/A N/A N/A N/A 8.5% 8.5%

2012 N/A N/A N/A N/A 9.2% 3.7%

2013 N/A N/A N/A N/A 9.9% 1.2%

2014 N/A N/A N/A N/A 10.6% 0.5%

MISO

2010 N/A N/A N/A N/A 3.6% 4.2%

2011 N/A N/A N/A N/A 5.0% 3.4%

2012 N/A N/A N/A N/A 7.1% 2.5%

2013 N/A N/A N/A N/A 9.0% 4.6%

2014 N/A N/A N/A N/A 6.1% 5.5%Hydro

-Québec 2014 216,703 6,670 - 0 3.1% 0%

북미의 변동적 재생에너지 출력제한 현황

출처: Yasuda et al.(2015, p.2)


[그림 2-18]이 나타내듯이 북미(중국 포함)의 변동적 재생에너지 출력

제한 비율이 유럽보다 상당히 높음을 보여 나타낸다. 북미의 ERCOT과

중국의 경우에서는, 각각 2009년과 2012년의 출력제한의 비율이 17%로

굉장히 높은 수치를 기록하고 있는데, 그 이�

저탄소 전력시스템으로의 전환을 위한 전력시장 제도개선 방안 ... ·...

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