지역별 가격제 개념
현재 국내 전력시장의 도매가격(SMP, System Marginal Price)은 발전 자원의 변동비만 고려해 산정되며 모든 지역에서 동일하게 적용된다. 이에 반해 지역별 가격제는 특정 지역의 수요 증가로 발생하는 전력계통의 혼잡, 전력손실을 고려해 산정되는 지역별로 분리된 도매가격을 의미한다.
적용 방식
변전소(node)별로 가격을 책정하는 nodal pricing과 특정 기준에 따라 구분된 구역(zone)별로 가격을 책정하는 zonal pricing으로 구분할 수 있다. nodal pricing 방식은 모든 선로 정보를 고려해 변전소별로 시장가격을 산정하는 방식으로 LMP(Locational Marginal Price) 라고도 불리며 주로 북·남미지역에서 채택하고 있다. nodal pricing 방식은 정확한 지역별 가격신호(지역별 가격차이로 수요나 공급의 변화를 유도)를 제공할 수 있다는 장점이 있지만, 가격이 산정되는 구역 단위가 작아서 가격 변동성이 크고 발전사의 시장지배력 행사(시장교란행위)에 취약하다는 단점이 존재한다. 이러한 단점을 해결하기 위해서 nodal pricing을 적용 중인 미국 전력시장에서는 부작용을 완화하기 위한 여러 조치를 시행하고 있다.
zonal pricing은 송전망 제약 등의 기준에 따라 구분된 구역(zone)을 경계로 가격을 산정하며 주로 유럽, 호주, 일본에서 적용되고 있다. 비교적 간단한 알고리즘으로 가격산정이 가능하며 가격 변동성이 작다는 장점이 있지만 지역별 가격신호가 부정확할 수 있다. 또한 구역 간의 송전제약만 고려할 수 있는 특성상 zone 내부에서 발생하는 송전 혼잡을 고려하지 못해 zone 내부에서 혼잡이 발생하면 재급전이 필요하며, 이러한 내부 혼잡을 이용한 시장 교란 행위에 취약하다는 단점이 존재한다. 이러한 이유로 기존 zonal pricing 방식을 적용 중이던 미국의 전력시장(ERCOT, CAISO)은 현재 nodal pricing 방식으로 전환했으며, 현재 zonal pricing을 적용 중인 유럽 또한 nodal pricing 방식으로의 전환이 논의되고 있다.
지역별 가격제 도입 관련 선행연구
국내
2014년 전기연구원에서 수행한 ‘전력계통의 효율적 운영을 위한 합리적 가격신호 제공방안 연구’에서는 지역별로 차등화된 가격신호를 제공하는 것은 전력시장의 경제적 효용성을 극대화하는 데 필요하다고 평가했다. 해당 연구에서는 지역별 가격신호 제공을 통해 효율적인 자원(수요 및 발전) 배분을 유도해 과도한 송전망 확충 비용, 송전 혼잡비용 등을 해결할 수 있고, 이와 관련된 공정한 비용 배분 등의 문제를 해결할 수 있다고 주장했다. 해당 연구에서는 국내 지역별 가격제를 도입하기 위해서는 전력시장 전반의 제도개선에 많은 기간이 소요될 것으로 예상되기때문에 우선 수도권, 비수도권 2개 지역의 zonal pricing을 적용하고, 제도개선 및 인프라 확보 이후 세분된 LMP를 적용할 것을 제안했다.
2021년 에너지경제연구원에서 수행한 ‘효과적인 분산형 전원 보급 및 활용을 위한 송배전요금제 도입방안 연구’에서는 현재 국내에는 지역별 가격차등 신호를 제공할 수단이 부족해 계통 상황으로 인한 비용이 시장참여자에게 효율적으로 분배되지 않는다고 평가했다. 해당 연구에서 진행한 모의 결과 재생에너지 비중이 30%에 도달하면 송전제약이 높은 수준으로 발생하며 지역간 LMP 차이가 약 17원/kWh 수준까지 확대될 것으로 예상되기 때문에 지역별 가격차등 신호를 제공하기 위해 전력시장에 혼잡비용과 손실비용이 포함된 LMP를 도입하거나, 망 이용 요금의지역 차등을 확대해야 한다고 주장했다. 또한 기존의 FIT(Feed in tariff)를 활용한 재생에너지 지원방식은 분산에너지에 지역별 가격신호를 제공하기 어렵기 때문에 LMP 도입과 함께 FIP(Feed in premium)방식의 지원방식을 결합해 분산에너지에 확실한 지역신호를 제공하는 방안을 제시했다.
해외
2022년 MITei에서 진행한 연구 보고서 ‘Fighting the wrong battle?’에서는 유럽이 nodal pricing(변전소 분절지점별 요금제)을 도입할 때 발생할 수 있는 부작용과 이에 대한 해결책을 제시하며 nodal pricing을 도입할 것을 주장했다. 이러한 연구가 진행된 배경은 유럽이 기존에 적용 중이던 zonal pricing 방식을 nodal pricing 방식으로 전환하기 위한 논의를 진행 중인 것에 있다.
유럽은 재생에너지의 급격한 증가로 인해 내부혼잡이 증가해 구역 재설정(현재 계통상황을 고려한 구역 구분기준 변화)이 요구되지만, 구역 설정에 어려움이 있어 nodal pricing 방식으로전환을 논의 중이다. 이 과정에서 유럽위원회와 에너지규제기관(ACER)은 nodal pricing을 도입하면 발전기에 의한 시장지배력, 가격 변동 위험 등이 발생할 수 있음을 우려했으며, MITei의 연구에서는 해당 문제의 완화 방안을 표 2와 같이 제시했다.
해외 전력시장의 지역별 가격제 도입 현황 및 특징
미국
미국은 전 세계에서 가장 선진화된 지역별 가격제를 적용하고 있는 시장이 운영되는 국가로 현재는 모든 ISO의 전력시장에서 nodal pricing을 적용하고 있으며, 곧바로 nodal pricing을 적용한 지역(PJM, MISO, ISO-NE, NYISO, SPP)과 zonal pricing을 거쳐 nodal pricing으로 전환한 지역(ERCOT, CAISO)으로 구분된다. ERCOT, CAISO는 최초에 zonal pricing 방식을 적용했지만, 내부 혼잡으로 인한 부가정산금(Up-lift) 증가, 발전사의 시장지배력 행사 등 부작용으로 nodal pricing 방식으로 전환했다. nodal pricing 제도에서도 시장 교란행위가 나타날 수 있으나, zonal pricing 제도의 시장 교란행위는 송전 혼잡이 자주 발생하는 모든 지역에서 광범위하게 나타남에 따라 더욱 문제가 되어 nodal pricing으로의 전환을 가속하는 계기가 됐다.
북미 대부분 지역에서는 앞서 언급한 nodal pricing 도입에 의한 부작용(시장지배력, 가격변동 리스크)을 완화하기 위한 제도를 시행하고 있다. 첫 번째로 시장지배력에 의한 비효율적 시장 운영을 방지하기 위해 시장감시기구(Market Monitoring Unit)는 발전사업자의 시장지배력행사를 감시하고, 시장지배력이 감지되면 상한가격 적용 등의 조치를 시행하고 있다.
두 번째로 가격 변동성 리스크를 완화하기 위해 FTR과 같은 제도를 도입하여 시장 참여자들에게 수익변동 리스크를 헷징할 수단을 제공하고 있다.
PJM 운영사례
PJM은 1998년 에너지시장이 도입됐을 당시 최초로 실시간 시장에 nodal pricing을 도입했으며 2000년에는 하루전시장에 nodal pricing을 적용했다. PJM은 가격입찰 시장에서 zonal pricing이 운영될 경우 발생할 수 있는 시장교란 행위(inc-dec 게이밍)에 대한 우려에 따라 곧바로 nodal pricing을 도입한 것으로 알려졌으며, nodal pricing을 도입했을 때 발생할 수 있는 부작용(장지배력, 가격변동 리스크)을 완화하는 조치를 시행하고 있다.
시장지배력 행사를 방지하기 위해 ‘3PS test4)’ 도입을 통해 시장지배력 행사를 감시하고 시장지배력 행사가 가능한 자원에는 입찰 상한가격 적용 등의 완화 조치를 시행하고 있으며 가격변동리스크 완화를 위해 FTR 시장을 운영 중이다.
ERCOT 운영사례
ERCOT의 에너지 시장은 송전망 혼잡을 관리하기 위해서 2002년에 지역별 가격제를 도입했으며, nodal 시스템 구현을 위해서는 복잡한 하드웨어 및 소프트웨어 개발 비용 문제가 있어 상대적으로 도입이 쉬운 zonal pricing 방식을 도입했다. zonal pricing 운영 방식에 대해 자세히 살펴보면, 그림 1에서 볼 수 있듯 ERCOT 지역의 송전선로 중에 송전 혼잡을 주로 유발하는 345kV
선로를 CSC(Commercially Significant Constraint)로 규정하고, CSC를 기준으로 zonal pricing을 도입해 ERCOT 지역을 4~5개의 지역으로 구분해 지역별 가격을 산정했다.
하지만 zonal pricing 운영 과정에서 송전 혼잡에 의한 재급전 비용이 증가하고 zonal pricing 제도하에서는 혼잡을 유발하는 주체에 대한 비용 할당이 어렵다는 문제가 발생하자 PUCT(Public Utility Commission of Texas)는 ERCOT에게 nodal pricing으로의 전환 검토를 지시했다. 이후 예상보다 큰 전환비용과 대도시의 소비자 요금 상승 우려 등으로 전환이 지연됐으나, 송전 혼잡이 점차 심화되고 정전이 발생하는 등 전력시장 개편 필요성이 부각되면서 nodal pricing으로 전환하게 됐다.
유럽연합
EU의 에너지 시장은 지역(국가)단위로 구역(Bidding zone)이 구분되며 zonal pricing을 통해 지역별 가격신호를 제공하고 있다. 유럽 대부분 지역은 국가 단위로 입찰 구역이 구분되지만 스웨덴, 노르웨이, 이탈리아에서는 송전제약을 고려해 하나의 국가에 여러 구역이 존재한다. 변전소(node)별로 가격이 책정되는 nodal과 달리 송전제약 등 다양한 조건을 고려해 zone을 구분해야하며, EU 에너지규제협력기관(ACER)은 이를 위해 주기적으로 zone 구분 방식의 효율성에 대한 평가를 진행하고 있다. 스웨덴(4개), 노르웨이(5개), 이탈리아(7개)에서는 송전용량, 전력 수급,망 안정성 등을 고려해 하나의 국가가 여러 개의 구역으로 구분되어 가격이 산정되며 각각의 국가에서는 전력 수요지(수요>공급)의 전력도매가격이 전력 공급지(공급>수요)의 전력도매가격보다 높은 양상을 보인다.
호주 NEM(National Electricity Market)
호주는 3개의 전력시장으로 구성돼 있으며, 그중 NEM은 호주 전체 전력수요의 85% 이상을 차지한다. NEM은 시장개방 이전의 구분 방식(주 경계)을 따라 5개의 zone과 6개의 연계 선로로 구분돼 있으며 구역별로 가격이 다른 zonal pricing 방식을 운영하고 있다. 정확한 지역별 가격신호 제공과 효율적인 전력시장 운영을 위해 nodal 가격제도 도입을 위한 논의가 있었지만 발전회사의 반대로 혼잡완화시장(Congestion Relief Market)을 대신 도입했다. 혼잡완화시장이란 송전 혼잡 등으로 자원들이 원하는 만큼 발전을 하지 못하는 경우 어떤 자원이 발전할지 거래를통해 결정해 혼잡을 관리하는 시장이다. 전일(선도)시장에서 급전 계획이 진행된 이후 송전 혼잡이 발생하면 해당지역의 혼잡완화시장에서 급전계획이 조정되는 방식으로 nodal pricing과 다르게 발전기에 가격이 강제되지 않으며 자발적으로 시장에 참여 가능한 제도를 통해 사업자에게 안정적인 투자 신호를 제공하기 위해 도입됐다.
지역별 가격제 도입 방식에 관련된 이슈
국내 전력시장에 지역별 가격제를 도입할 때 고려해야 할 이슈가 2가지 있다. 그중 첫 번째는 지역별 가격제 도입 방식에 관련된 이슈다. 미국의 모든 시장은 처음부터 nodal pricing을 도입했거나, 혹은 zonal pricing을 도입한 이후 발생한 여러 부작용으로 인해 nodal pricing으로 전환했다. 또한 유럽연합 및 호주에서는 현재 zonal pricing 방식을 적용 중이지만 nodal pricing 방식으로의 전환을 논의 중이다. 해외 사례뿐 아니라 다수의 선행연구 결과에서도 최종적으로는 가장 발전된 방식인 nodal pricing 방식을 도입해야 한다고 주장하고 있는 점을 고려, 국내 또한 최종적으로는 nodal pricing 방식의 지역별 가격제도 도입을 지향할 필요가 있다. 하지만 nodal pricing 방식으로의 즉각적인 도입에는 어려움이 예상된다. 발전계획, 가격 산출, 정산 관련 제도 변화 및 관련 SW·HW 도입 등 다년간의 준비가 필요하고 많은 비용이 소요될 것으로 예상된다. 따라서 nodal pricing을 어떤 방식으로 도입할지에 대한 논의가 선행돼야 한다. 이러한 점을고려할 때 국내 전력시장에 nodal pricing 방식을 도입할 때 ①중간단계(zonal pricing)를 거쳐 nodal pricing으로 전환하는 방안과 ②중간단계를 거치지 않고 곧바로 nodal pricing을 적용하는 방안을 고려할 수 있다.
첫 번째 방안(zonal pricing을 거쳐 nodal pricing으로 전환)의 경우 비교적 신속하게 지역별 가격제 적용이 가능하며 복잡성이 더 높은 nodal pricing 제도 운영 전에 지역별 가격제 운영 경을 축적할 수 있다는 장점이 있지만, zonal pricing 도입 시 구역(zone)을 구분하는 기준 및 구역의 개수 등을 결정하는데 어려움이 예상되며, zonal pricing 제도 구축 이후 nodal pricing 제도로전환하기 위한 추가적인 시간과 비용이 소요되는 비효율성이 발생한다는 단점이 존재한다.
두 번째 방안(중간단계를 거치지 않고 곧바로 nodal pricing을 적용)의 경우 한차례의 제도 전환(현재 가격제→ nodal pricing)만 필요하므로 방안 1 대비 전환비용을 절감할 수 있다는 장점이 있지만, 지역별 가격신호 제공 및 시장 운영 효율을 개선하는 시점이 늦어질 가능성이 높다. 효율적인 국내 도입 방안(방안 1 vs 방안 2)을 결정하기 위해 전력시장 시스템 전환비용, nodal 가격제도가 도입되는 소요 기간, 지역별 가격제 도입의 사회적 편익 등을 종합적으로 고려해야 한다.
지역별 가격신호 제공 관련 이슈
두 번째 이슈는 지역별 가격신호 제공과 관련된 이슈다. 지역별 가격제 도입을 통해 공급 및 수요 측 자원에 지역별 가격신호를 제공할 수 있지만, 다른 시장제도 등과 정합성 측면에서 충돌이 발생하면 지역별 가격신호가 희석되거나 왜곡될 가능성이 존재하기 때문에 제도설계 시기 관련하여 섬세한 고려가 필요하다.
대표적인 예로는 재생에너지 지원제도가 있다. 재생에너지가 FIT 방식으로 계약을 맺으면 지역별 가격제와 관계없이 고정 가격으로 판매할 수 있어 지역별 가격신호를 제공할 수 없는 문제가발생할 수 있다. 이러한 문제를 해결하기 위해서는 신규 재생에너지에 대한 지원 방식을 FIP로 전환하는 것을 고려할 필요가 있다.
결론 및 시사점
미국, 유럽 등의 주요 국가에서도 지역별 가격신호 강화를 위해 지역별 가격제를 도입·운영하고 있으며, 다수의 연구 결과에서 시장 운영의 효율화를 위해 nodal pricing 도입 필요성을 강조하고 있으므로 국내도 nodal pricing 도입 방안에 대해 적극적인 검토가 필요하다. 또한 nodal pricing을 도입하기 위해서는 제도개선, 시장 운영 시스템 개발 등으로 오랜 기간이 소요될 가능성이 크기 때문에 전환비용, 사회적 편익, 소요 기간 등을 고려한 로드맵을 구성하여 제도 전환을 추진할 필요가 있다.
재생에너지 지원제도 등 기타 시장제도와의 정합성을 고려해야 하며 유관 제도(용량시장, 예비력 시장 등) 설계 시 에너지 시장의 지역별 가격신호 효과가 희석 또는 왜곡되지 않도록 세심한검토가 필요하다. 또한 시장지배력 행사, 가격 변동성 증가 등 지역별 가격제를 적용하면 발생할 수 있는 부정적인 영향에 대비하기 위한 제도 마련이 필수적이다.
강대영 한전 경영연구원 에너지정책연구팀 선임연구원 [email protected]
