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보고서명 공급형 가상발전소(VPP) 활성화 방안 연구: 소규모전력중개시장 활용을 중심으로
보고서명(영문)
연구책임자 안재균

소속기관 에너지경제연구원
공동책임자 김남일
내부연구참여자 이승문,정성삼,이민찬

외부연구참여자 이철용,허진,소진원,김부권
발행기관 에너지경제연구원

공개여부 공개
출판년도 2019
페이지 132

ISBN 978-89-5504-742-4
보고서 유형 기본연구보고서

연구유형 정책
표준분류 에너지·자원 > 에너지·자원일반

자료유형 연구보고서
과제명 가상발전소(VPP) 편익 분석과 활성화 방안 연구: 소규모전력중개시장 활용을 중심으로
첨부파일 15. 공급형 가상발전소(VPP) 활성화 방안 연구 소규모전력중개시장 활용을 중심으로.pdf 원문다운하기 미리보기

국문초록: 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-] 태양광 발전 누적용량(2012년~2017년)

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

· 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 전력품질이 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 모색하여 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
2. 가상발전소(VPP) 유형
□ 공급형 VPP
· 공급형 VPP는 소규모 신재생에너지 발전과 에너지저장장치 등 분산형 에너지 자원(Distributed Energy Resources, DER)을 정보통신기술을 이용해 통합하여 하나의 발전소처럼 관리하는 시스템을 의미
· 공급형 VPP는 분산형 에너지 자원의 출력을 제어가 가능하여 안정적인 전력계통 운영에 기여

[그림 A-] 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

[그림 A-] 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 효율적으로 운영
· 공급 및 수요반의 VPP 장점이외의 전력 수급 균형 서비스 제공으로 전력 계통 안정화에 기여

[그림 A-] 융합형 VPP

출처: Frost & Sullivan(2017, p.9)

□ 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

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 A-> 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 계통운영자는 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 거래비용을 감소시키기 때문에, 소형 발전기의 전력도매시장의 진입장벽 완화
- 또한 SGA 제도 도입으로 최대 부하 발전기를 소규모 발전기로 대체함으로써 단기적으로는 도매시장 가격의 급격한 증가를 방지하고 장기적으로는 신규 발전소 건설을 회피

[그림 A-] 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 에너지자원을 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
- DERP는 분산형 에너지자원을 모집·계량·정산을 일원화하여 운영하며 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-] 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.
□ 국내 소규모 전력중개시장 현황
· 정부는 2018년 12월에 전기사업법 및 시행령 개정을 완료하고, 소규모 전력중개사업 제도를 도입하였으며 2019년 2월부터 본격적으로 운영 중
- (소규모 전력중개사업 정의) 1MW 이하의 소규모 전력자원에서 생산·저장한 전기를 중개사업자가 모아 전력시장에서 거래하는 사업
- (소규모 전력자원 구성) 1MW이하의 신재생에너지, 에너지저장장치(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-] 소규모 전력중개사업 개요

출처: 산업통상자원부(2018c, p.3)

- (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 소규모 발전사업자의 거래유형 중 한전 PPA이 방식이 월등히 용이하기 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-> 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
- 전력거래소를 통한 전력시장 판매방법은 한전 PPA에 비해 계량기 비용이 높고, 정산 절차가 복잡하며, 연간 전력판매수입의 큰 차이가 없으며(20~30만원 높음).
- 현행 장기고정계약 정산방식에 따르면 전력거래의 수입이 증가하면 총 정산금은 감소하거나 동일하므로 전력시장 판매에서 한전 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-] 용량별 태양광 발전기 용량(’19년 10월 기준)

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

4. 정량분석 결과
□ 소규모 태양광사업자의 효용분석
· 본 연구에서는 선택실험법을 채택하여 소규모 태양광발전사업자를 대상으로 설문조사를 바탕으로 전력판매 방법에 대한 선호를 분석하고 중개사업자의 활성화 정책 효과를 도출
- 소규모 태양광사업자 206명을 대상으로 설문조사를 실시, 속성변수로는 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***
거
래
간
편
성
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-> 추정결과

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

출처: 저자 작성
- 시나리오-2에서 가정한 제도는 중개사업자의 REC 장기고정계약 허용으로, 이는 현행 제도에서 불가능한 것으로 해당 제도의 조건부 허용을 전제하여 적용
- (BAU의 결과) 현행 상태의 중개사업자의 점유율은 3.3%에 그쳐 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-> 시나리오별 전력판매방법 점유율 모의

출처: 저자 작성
5. 정책 제언
□ 해외사례 조사를 통한 정책시사점
· CAISO와 같이 예측의무가 존재하는 선진화된 하루전-실시간 전력시장에서라도 반드시 중개사업자의 활성화를 보장하지는 못하므로 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 효과적인 수단으로 예측능력 제고와 같은 편익제공에 상응하는 인센티브를 부여하여 추가 수입원을 제공하는 방법이 필요

□ 국내 정책 제안
· 공급형 VPP 활성화를 위해서는 단기적으로 소규모 전력 중개시장 활성화가 요구되며, 구체적 수단으로는 계통기여에 따른 인센티브 제공, 중개사업자의 REC 집합체 거래를 통한 수익 제고, 수익 안정성 확보를 위한 중개사업자의 REC 장기고정계약 참여 허용, 효과적인 전력거래 유인을 제공하는 장기고정계약 정산방법의 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 요구되므로 중장기적 계획 마련이 요구됨.

<이하 원문 확인>
영문초록: 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 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 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.
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 (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.

<이하 원문 확인>
목차: 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
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