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문제 정의
- 본 논문에서는 국내 전력시장에서 가스터빈(GT) 발전기의 경쟁력을 분석하고, 이를 통해 현 전력시장에서 가스터빈 발전기가 진입하지 않는 결과가 효율적인 것인지 확인하였다. 현 전원구성 및 전력수요 증가 등을 반영하지 않은 정태분석에서는 가스터빈이 경쟁력을 가지고 있으나, 이를 반영한 동태 분석에서는 경쟁력이 낮은 것으로 확인되었다.
- 본 연구에서는 비용최소화 계획을 통한 최적전원구성과 전력시장을 통한 최적전원구성(균형점)이 이론적으로 동일하다는 전제하에 비용최소화 계획을 통한 최적전원구성을 도출하고, 이를 통해 전력시장에서 각 발전기술의 경쟁력을 분석한다. 계획과 시장을 통한 최적전원구성의 정합성은 부하지속곡선과 피크설비 및 기저설비로 구성된 그림 1의 간략한 최적화모형을 통해 확인할 수 있다[5].
- 현 전력시장은 가격스파이크를 허용하지 않는 변동비반영시장(Cost Based Pool)이며, 미회수비용(Missing money) 보상을 위한 용량가격(Capacity Payment)은 가스터빈을 기준으로 결정한다[9]. 본 연구의 목적은 국내 전력시장에서 첨두전원으로서 가스터빈의 경쟁력을 분석하고, 전력시장 미진입 원인을 파악함으로써 전력시장신호의 적정성을 평가하는데 있다.
- 이에 본 연구에서는 기존의 기저전원과 첨두전원 간 경쟁이 아닌 가스복합과 가스터빈의 첨두전원 간 경쟁을 분석하였다. 일반적인 해외 전력시장에서는 첨두전원으로서 가스복합과 가스터빈이 일정수준의 시장을 점유하고 있다.
제안 방법
- 분석기간은 2001년부터 2016년까지 16년으로 하였으며, 전력수요는 각 연도의 실적수요를 반영하였다. WASP-Ⅳ는 부하지속곡선(LDC)을 이용한 확률적 시뮬레이션을 사용하므로, 실적수요를 분기별 부하지속곡선으로 변환하여 적용하였다.
- 석탄발전과 가스복합의 경제성 및 기술성 자료는 전력수급기본계획 수립 시 적용한 입력자료를 사용하였으며, 가스터빈은 표 2의 가스복합 대비 가스터빈의 상대비율을 적용하였다. 건설비, 운전유지비, 효율 및 연료비 변화에 따라 각 발전기술의 경제성 우위는 변화하므로, 1차부터 7차 수급계획 입력자료를 각각 적용한 심사곡선분석을 통해 과거 15년 동안의 가스터빈 경쟁력변화를 분석하였다.
- 신규건설을 위한 후보전원은 석탄 500MW, 복합 450MW 및 가스터빈 250MW의 3개 발전기술로 설정하였으며, 입력자료는 심사곡선분석에 적용한 표 5의 자료를 동일하게 적용하였다. 공급신뢰도(LOLP) 기준은 0.3일/년을, 최대 설비예비율은 30%로 설정하였다. 표 8은 신규 발전설비건설이 없는 경우 기존 발전설비 구성 및 확정적 설비에 따른 각 연도의 설비용량 및 예비율을 나타낸다.
- 기존 건설중인 석탄화력 외 2007년부터 2016년까지의 준공실적을 반영하여 7,500MW를 확정적 설비로 추가 반영하였다. 이는 표 9의 최적화 결과인 석탄 신규 건설용량 32,000MW의 약 23%에 불과하므로, 석탄발전 건설을 제약하면 부족분에 대해 가스복합과 가스터빈이 경쟁하게 된다.
- 민감도 분석을 위한 시나리오 1 및 시나리오 2는 건설비 및 운전유지비 비중에 ±10% 오차를 적용하고, 시나리오 3은 PJM 결과 값을 적용하였다.
- 본 연구를 위해서는 가스터빈 발전기 비용요소를 별도로 추정하는 것이 필요하여, “용량요금제도 개선 및 용량시장도입에 관한 연구[10]”에서 신규 복합화력 건설 및 운전실적을 바탕으로 가스터빈 비용요소를 추정하여 산정한 표 2의 가스터빈 비용 비율을 적용하였다.
- 따라서 정확한 분석을 위해서는 동태분석이 필요하다. 본 연구에서는 동적계획법에 기반한 전원구성 최적화모형 WASP-Ⅳ를 이용하여 전력시장에서 가스터빈의 경쟁력을 동태적으로 분석하였다.
- 본 연구에서는 최적전원구성에 있어 계획과 시장의 정합성원리 하에 가스터빈의 경쟁력을 정태 및 동태적으로 분석하고, 입력자료에 대한 민감도분석을 수행하였다. 그러나 미래 전력시장환경에 대한 분석은 이루어지지 않아 미래 전력수요 패턴 변화 및 간헐성 신재생자원의 증가에 따른 영향 분석이 추가적으로 필요하다.
- 그러나 표 1의 발전원별 신규 건설실적에서 볼 수 있듯이 석탄화력의 경우 부지여건, 송전선로 건설 및 환경 문제 등으로 인해 현실여건에서는 최적전원구성 수준까지 건설할 수 없다. 석탄발전이 현실적인 제약으로 인해 최적수준까지 건설되지 않는 상황에서는 가스복합 및 가스터빈이 대안으로 건설될 수 있으므로, 석탄발전을 후보전원에서 제외하고 2001-2016년 석탄화력 준공실적을 확정설비로 반영 후 가스복합과 가스터빈의 경쟁을 분석하였다.
- 연료비 외 가스터빈 경쟁력 요인(건설비, 운전유지비, 효율 및 할인율)에 대한 영향을 분석하기 위해, 표 4의 가스복합 대비 가스터빈 비용/효율 상대비중 및 할인율에 대한 민감도분석을 수행하였다. 할인율은 1차-7차 계획 할인율 최대값 8.
- 한편, 추정에 따른 가스터빈 비용요소의 불확실성을 고려하여, 美 PJM에서 신뢰도가격모형(Reliability Pricing Model) 적용을 위해 Brattle Group에서 2014년 산정한 가스복합 및 가스터빈의 비용자료를 토대로, 가스터빈의 상대비율을 표 3과 같이 추정하였다[11]. 표 2 국내 연구결과를 이용하여 산정한 결과와 표 3 PJM 자료를 바탕으로 산정한 결과를 비교하면, 열소비율(효율)은 큰 차이가 없으나 건설비 및 운전유지비에 차이가 있다.
- 연료비 외 가스터빈 경쟁력 요인(건설비, 운전유지비, 효율 및 할인율)에 대한 영향을 분석하기 위해, 표 4의 가스복합 대비 가스터빈 비용/효율 상대비중 및 할인율에 대한 민감도분석을 수행하였다. 할인율은 1차-7차 계획 할인율 최대값 8.0%와 최소값 5.5%에 대해 2개 시나리오를 상정하였다. 민감도분석 대상은 유류발전기 폐지 시 가스복합 및 가스터빈 간 경쟁분석이다.
- 효율은 신규 가스복합의 전력시장비용평가 자료를 이용하여, 가스복합 효율 대비 가스터빈 효율 비율을 산정 · 적용하였다.
대상 데이터
- 5%에 대해 2개 시나리오를 상정하였다. 민감도분석 대상은 유류발전기 폐지 시 가스복합 및 가스터빈 간 경쟁분석이다.
- 분석기간은 2001년부터 2016년까지 16년으로 하였으며, 전력수요는 각 연도의 실적수요를 반영하였다. WASP-Ⅳ는 부하지속곡선(LDC)을 이용한 확률적 시뮬레이션을 사용하므로, 실적수요를 분기별 부하지속곡선으로 변환하여 적용하였다.
- 전원구성에 있어 특정 발전기술이 경쟁력을 가지기 위해서는 특정 이용률 범위에서 발전원가가 타 발전기술 대비 가장 낮은 경쟁력 우위를 가지고 있어야 한다. 석탄발전과 가스복합의 경제성 및 기술성 자료는 전력수급기본계획 수립 시 적용한 입력자료를 사용하였으며, 가스터빈은 표 2의 가스복합 대비 가스터빈의 상대비율을 적용하였다. 건설비, 운전유지비, 효율 및 연료비 변화에 따라 각 발전기술의 경제성 우위는 변화하므로, 1차부터 7차 수급계획 입력자료를 각각 적용한 심사곡선분석을 통해 과거 15년 동안의 가스터빈 경쟁력변화를 분석하였다.
- 민감도 분석을 위한 시나리오 1 및 시나리오 2는 건설비 및 운전유지비 비중에 ±10% 오차를 적용하고, 시나리오 3은 PJM 결과 값을 적용하였다. 시나리오 4는 기준시나리오 및 시나리오 1-3에서 가스터빈의 경쟁력에 가장 유리한 자료를 선별하여 적용하였다. 즉, 건설비는 S2, 운전유지비 및 효율은 S3 값을 적용하였다.
- 정책전원인 원자력 및 수력/양수는 2016년까지 연도별 발전설비 준공실적을 확정적 설비로 반영하였다. 신규건설을 위한 후보전원은 석탄 500MW, 복합 450MW 및 가스터빈 250MW의 3개 발전기술로 설정하였으며, 입력자료는 심사곡선분석에 적용한 표 5의 자료를 동일하게 적용하였다. 공급신뢰도(LOLP) 기준은 0.
성능/효과
- WASP-Ⅳ를 이용한 동태분석에서는 석탄, 가스복합 및 가스터빈 간 경쟁에서 석탄화력이 절대적 우위를 가지는 것으로 분석되었다. 그러나 표 1의 발전원별 신규 건설실적에서 볼 수 있듯이 석탄화력의 경우 부지여건, 송전선로 건설 및 환경 문제 등으로 인해 현실여건에서는 최적전원구성 수준까지 건설할 수 없다.
- 가스복합과 석탄발전의 이용률분기점은 최대 13%, 최소 7%로 석탄발전에 대한 가스복합의 상대적 경쟁력이 해외 전력시장에 비해 낮다[13]. 가스복합 대비 석탄발전의 높은 경쟁력으로 인해, 심사곡선분석 최적전원구성에서는 가스복합이 가스터빈에 비해 경제성우위 이용률 점유비중이 낮은 것으로 분석되었다. 가스터빈은 첨두전원으로서 입력전제에 따라 5-11% 이용률 이하에서 경제성 우위를 가지고 있는데 반해, 가스복합은 가스터빈과 석탄발전 사이에서 경쟁력이 낮은 것으로 분석되었다.
- 가스복합은 2001년 대비 17,076MW의 설비용량이 증가한 데 반해, 가스터빈은 신규 진입이 없다는 것을 확인할 수 있다. 이는 현 전력시장이 합리적인 제도를 통해 효율적인 가격신호를 제공하고 있다면, 가스터빈이 가스복합 및 석탄화력에 비해 경쟁력이 낮음을 의미한다.
- 가스복합 대비 석탄발전의 높은 경쟁력으로 인해, 심사곡선분석 최적전원구성에서는 가스복합이 가스터빈에 비해 경제성우위 이용률 점유비중이 낮은 것으로 분석되었다. 가스터빈은 첨두전원으로서 입력전제에 따라 5-11% 이용률 이하에서 경제성 우위를 가지고 있는데 반해, 가스복합은 가스터빈과 석탄발전 사이에서 경쟁력이 낮은 것으로 분석되었다. S 시나리오의 1차 및 2차 계획에서는 경제성우위 이용률이 약 2%에 불과(1차 계획 : CC/Coal 이용률 분기점 12% - GT/CC 이용률 분기점 10%)하며, 3차 및 4차 계획에서는 최적전원구성이 가스터빈과 석탄발전만으로 이루어져 가스복합은 전체 이 용률에서 경쟁력을 가지지 못한다.
- 표 14는 1차 계획 입력전제 적용 시 모의 결과를 나타낸다. 공급신뢰도 기준을 만족하기 위해 유류발전기 폐지용량 약 3,300MW를 대체하여 3,350MW 설비가 추가로 건설되는 것으로 도출되었다. 가스복합이 3기, 총 1,350MW 용량이 추가로 건설되고 나머지 2,000MW는 가스터빈을 건설하는 것으로 도출되어, 전력시장에서의 가스복합과 가스터빈의 경쟁구도에 관한 추론을 뒷받침한다.
- 이러한 결과는 석탄 미건설에 따른 부족용량을 표 1에서의 가스터빈 건설 없이 가스복합만 건설하는 현 전력시장 결과와 일치한다. 그러므로 가스터빈은 시장에 진입하지 않고 가스복합만 진입토록 하는 현 전력시장 신호는 적정하다는 결론을 얻을 수 있다.
- 따라서 심사곡선분석에서는 가스터빈이 가스복합 대비 경쟁력을 가지고 있으나, WASP-Ⅳ 분석에서는 가스터빈이 경쟁력을 가지지 못하는 이유는 발전연료비가 높은 발전기가 전력시장에 이미 일정수준 참여하고 있는데 따른 것이다. 그러므로 시장개설 이후 석탄발전이 최적전원구성 수준까지 건설되지 못하는 상황에서 가스복합만이 신규로 시장에 진입하고 가스터빈은 진입하지 않는 현 전력시장결과는 합리적이며, 전력시장신호 또한 적정하다는 것을 본 연구를 통해 확인할 수 있다.
- 최적화 측면에서는 가스복합 신규 건설로 인한 연료비용 절감(한계발전기 연료비단가 - 가스복합 연료비단가)이 가스복합과 가스터빈의 고정비 차이보다 클 경우 가스복합을 건설하는 것이 총 비용을 최소화 시킬 수 있다. 따라서 WASP-Ⅳ 결과에서는 가스복합건설로 인한 연료비용 절감분이 가스복합 건설에 따른 추가비용(가스복합 고정비-가스터빈 고정비)보다 크다는 것을 의미하므로, 기존 운전 중인 발전기의 발전연료비 단가가 크다는 것을 추론할 수 있다.
- 즉, 가스복합을 건설하여 연료비를 절감하는 것이 가스터빈을 건설하는 것보다 효율적인데 따른 것이다. 따라서 가스터빈은 시장에 진입하지 않고 가스복합만이 진입하는 현 전력시장 결과는 효율적이며 시장가격신호는 적정함을 확인할 수 있다. 또한 전력시장 결과에 대한 그동안의 의문점, 가스터빈이 시장에 진입하지 않는 상황에서 가스터빈을 용량요금(CP) 산정 기준발전기로 정하는 것이 적정한지에 대해서도 다음과 같은 결론을 얻을 수 있다.
- 국내 전력시장은 계약시장이 없이 한계가격결정 기반 중앙집중화된 경매방식의 현물시장으로 운영되고 있으며, 발전기의 시장 진입은 현물시장 가격신호에 따라 이루어진다. 따라서 국내 전력시장환경에서는 계획과 시장을 통한 최적전원구성의 정합성 이론이 정확히 적용되므로, 본 연구에서의 최적화계획 결과를 통한 국내 전력시장에서의 전원별 경쟁력 분석방법은 유효하다.
- 이는 정태분석에서 석탄화력이 가스복합 및 가스터빈 대비 우월한 경쟁력을 가지는 결과와 일치한다. 심사곡선분석에서 석탄화력과 가스복합의 이용률 분기점은 약 10% 내외인데 반해 2001년 기저전원 비중은 약 58%에 불과하여, WASP-Ⅳ 결과에서는 석탄화력만을 건설하는 것이 최적인 것으로 도출되었다. 예비율은 2005년 대규모 석탄화력 건설을 통해 상한치에 가까운 29.
- 심사곡선분석을 이용한 정태분석에서 가스터빈은 경쟁력을 가지며, 최적전원구성에서는 가스복합이 가스터빈에 비해 경쟁력이 낮은 것으로 분석되었다. 따라서 심사곡선분석 결과는 가스복합이 대규모로 시장에 진입하는 현 전력시장 결과와는 상충된다.
- 따라서 가스복합과 가스터빈의 경쟁에서 가스복합이 시장에 진입한다는 것은 용량요금(CP)과 인프라마진의 합이 가스복합의 고정비보다 크다는 것을 의미한다. 최적화 측면에서는 가스복합 신규 건설로 인한 연료비용 절감(한계발전기 연료비단가 - 가스복합 연료비단가)이 가스복합과 가스터빈의 고정비 차이보다 클 경우 가스복합을 건설하는 것이 총 비용을 최소화 시킬 수 있다. 따라서 WASP-Ⅳ 결과에서는 가스복합건설로 인한 연료비용 절감분이 가스복합 건설에 따른 추가비용(가스복합 고정비-가스터빈 고정비)보다 크다는 것을 의미하므로, 기존 운전 중인 발전기의 발전연료비 단가가 크다는 것을 추론할 수 있다.
- 본 논문에서는 국내 전력시장에서 가스터빈(GT) 발전기의 경쟁력을 분석하고, 이를 통해 현 전력시장에서 가스터빈 발전기가 진입하지 않는 결과가 효율적인 것인지 확인하였다. 현 전원구성 및 전력수요 증가 등을 반영하지 않은 정태분석에서는 가스터빈이 경쟁력을 가지고 있으나, 이를 반영한 동태 분석에서는 경쟁력이 낮은 것으로 확인되었다. 현 전력시장에서 고정비가 낮은 가스터빈은 시장에 진입하지 않고, 가스복합만이 진입하는 원인은 기존 운전 중인 첨두발전기의 발전변동비가 높은데 있다.
후속연구
- 전력시장에서 발전기술간 경쟁 및 균형점 분석에 대한 기존 연구는 시장을 통한 최적전원구성과 계획을 통한 최적전원구성이 동일하다는 원리[5-6]하에, 계획측면에서 최적화모형을 활용하여 기저전원인 석탄발전과 첨두전원인 가스복합 간 경쟁에 중점을 두었다[7]. 그러나 국내 전력시장 환경에서는 석탄발전과 가스복합의 경제성 차가 커 실질적인 경쟁이 어려우므로, 연구결과의 현실 적용에는 한계점을 가지고 있다.
- 본 연구에서는 최적전원구성에 있어 계획과 시장의 정합성원리 하에 가스터빈의 경쟁력을 정태 및 동태적으로 분석하고, 입력자료에 대한 민감도분석을 수행하였다. 그러나 미래 전력시장환경에 대한 분석은 이루어지지 않아 미래 전력수요 패턴 변화 및 간헐성 신재생자원의 증가에 따른 영향 분석이 추가적으로 필요하다. 또한, 계획측면에서의 분석은 실시간시장 및 보조서비스시장 등 미래 전력시장 제도 변화를 반영할 수 없으므로, 미래전력산업 환경에서의 가스터빈 경쟁력을 정확히 분석하기 위해 직접적인 전력시장모의가 필요하다.
- 민감도 분석에서 기타 입력전제 변화에 따른 가스터빈의 경쟁력 변화가 크지 않으므로, 국내 전력시장에서 가스터빈의 경쟁력은 높지 않음을 알 수 있다. 향후, 저효율 노후 발전기가 시장에서 점진적으로 퇴출되고 연료가격이 안정화 될 경우, 가스터빈의 시장진입이 예상되나 그 규모는 크지 않음을 예상할 수 있다.
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