[칼럼] 줄일 전기를 매일 내다파는 경제성 수요관리
  • 이건오 기자
  • 승인 2018.09.01 17:30
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2014년 수요자원거래시장 개설 후 요금절감DR이 위축되자 전력거래소에서는 다음해 6월 프로그램을 개정했다. 이후로 수요관리사업자나 참여한 수용가의 리스크는 대폭 줄어들었고 요금절감DR은 활성화될 수 있었다.

요금절감DR과 피크감축DR을 통한 경제성 확보

[파란에너지 김성철 대표] 수요반응자원이 전력시장에서 활동하는 곳은 용량시장 외에 에너지시장이다. 에너지시장은 규모면에서 전력시장의 90%를 차지하는 곳이다. 발전소가 전기를 만들어 팔고 돈을 받는 기본적인 시장이라 보면 된다.

우리가 아는 전력시장을 에너지시장이라고 생각해도 크게 틀리지 않는다. 발전소들이 매일 10시까지 입찰할 때 마이너스 발전기인 수요반응자원도 입찰에 들어간다. 발전소는 생산할 전력량을 기입하지만 마이너스 발전소는 감축할 전력량을 기입한다.

수요자원거래시장은 전력시장에서 발전기와 동등한 대우를 받으므로 시장에 흐르는 돈을 받는 하나의 사업이다. [사진=dreamstime]
마이너스 발전기가 가동한다는 것은 전기를 줄이는 것인데 어찌 보면 꽤 많은 비용이 발생할 수 있다. [사진=dreamstime]

발전소는 변동비(월간 발전소별로 정해준다)를 가격으로 기입하지만 마이너스 발전소는 전력거래소에서 매월 정해주는 NBTP(Net Benefit Test Price)보다 높은 가격을 기입한다. 이는 평균 SMP보다 약간 높은 수준으로 정해진다. 마이너스 발전기가 가동한다는 것은 전기를 줄이는 것인데 어찌 보면 꽤 많은 비용이 발생할 수 있다.

생산 스케줄 조정, 공장가동 중단, 생산량 감소, 설비트러블 등이 있을 수 있기 때문이다. 반면에 전혀 비용이 들어가지 않을 수도 있다. 애초 계획된 공정조정 및 보수 일정 등의 시점이나 생산일정에 전혀 지장을 주지 않는 시점인 경우에는 말이다. 이번 주 중 하루 공정 조정을 계획하고 있는데 요금절감DR에 투찰해서 낙찰된 날을 선택할 수 있다.

이런 경우 마이너스 발전기(수요반응자원)가 입찰할 때 10원, 20원 수준의 턱없이 낮은 가격을 넣는 경우 마이너스 발전기(수요반응자원)가 대거 낙찰될 수 있고 이런 경우는 계통운영자로서는 여러 가지 복잡한 문제가 생긴다. 이러한 오류를 막기 위해 NBTP라는 가격을 규정해 의무화시킨 것이다.

한동안 피크감축DR은 충분한 예비율 등으로 수요감축 요청이 연간 60시간 임에도 불구하고 10시간을 넘기지 않았다. 일각에서는 활용도가 낮은 수요반응자원에 보상이 가는 것에 대한 부정적인 의견이 있었다.

그러나 요금절감DR(경제성DR)이 활성화 되고 전력회사의 구입비용을 낮추는 등 효과를 발휘해 수요반응자원의 가치를 대변했다. 최근에 와서는 예비율과 무관하게 국가 전력피크 예상 시 수요감축 요청이 생기므로 피크감축DR도 가치를 드러내기 시작한다.

이미 설명했듯이 10개 이상의 수용가로 구성된 수요반응자원이 하나의 단위이다. 그렇게 구성된 마이너스 발전기(수요반응자원)가 용량시장에서 활동하는 것이 피크감축DR 프로그램이다. 에너지시장에서 활동하는 것이 요금절감DR 프로그램이다. 당연히 수요반응자원이 참여하는 것이다. 그런데 사업초기 약간의 문제점이 도출되었다.

왜냐하면 요금절감DR은 피크감축DR과는 달리 선택사항이다. 자발적인 입찰을 통한 참여이다. 수요관리사업자가 요금절감DR 입찰을 위해서 수요반응자원의 수용가들에게 물어본다. 참여를 원하는 공장과 건물은 용량을 합산해서 오전 10시 전에 전력거래소에 투찰을 한다. 경제성DR은 MW단위 입찰이기 때문에 합산한 용량이 1MW 이상이어야 하고 MW 배수로 하여 투찰량을 결정한다.

오후 3시에는 익일 발전을 해야 할 낙찰된 발전소가 통지되듯이 낙찰된 수요반응자원이 낙찰용량과 시간대를 받는다. 다음날 해당시간에 참여하기로 한 수용가들이 전력을 감축하므로 시장에 참여한다. 낙찰된 양만큼 감축을 시행하면 발전소가 전력을 생산해서 받는 가격인 SMP를 기준으로 정산을 받는다.

그런데 여기서 문제가 생겼다. 10개의 수용가중 4개소가 요금절감DR에 낙찰된 시간에 전력감축을 시행했다. 모두 낙찰된 양을 지켜냈다. 그런데 나머지 6개소는 요금절감DR과 전혀 관계없는 곳이었다. 공교롭게 평상시 보다 4개소가 요금절감DR에 참여한 시간에 나머지 공장의 생산량이 두 배가 늘어났다. 그들은 자기가 속한 수요반응자원이 요금절감DR에 낙찰되어 참여했는지 알 길이 없다.

혹여 안다 하더라도 그 시간에 사용량을 줄인다든지 평상시 수준을 유지해야 한다든지 할 생각도 없다. 결국 요금절감DR에 낙찰 받아 참여한 수요반응자원 전체의 실적은 성과가 나오지 않았다. 이러한 문제로 요금절감DR 참여는 위축되었다. 열심히 해보았자 실적이 안 나오고 오히려 위약금을 내야 하는 상황이니 말이다.

수요관리사업자도 이렇게 리스크가 큰 프로그램에 참여할 이유가 없었다. 2014년 수요자원거래시장 개설 후 요금절감DR은 위축되었다. 전력거래소에서는 이러한 불합리함을 해결하고자 다음해 6월 프로그램을 개정했다.

요금절감DR에 한해서는 동일한 수요반응자원 단위로 실적을 평가하고 정산하지 않고 참여한 수용가만 새롭게 그룹핑하여 평가·정산하기로 했다. 이후로 수요관리사업자나 참여한 수용가의 리스크는 대폭 줄어들었고 요금절감DR은 활성화될 수 있었다.

또한 요금절감DR의 CBL은 피크감축DR CBL과 다르다. CBL은 수요감축에 참여한 날은 제하고 산정한다. 감축일은 평상시 사용패턴으로 볼 수 없기 때문이다. 그런데 장기 유지보수 기간에 요금절감DR에 참여하므로 낙찰 후 SMP를 수령하는 경우가 증가했다.

전력거래소는 이를 기술적으로 제한하기 위해 요금절감DR 낙찰 및 참여일도 CBL산정에 포함시켰다. 4~5일만 낙찰되어도 요금절감DR은 CBL이 현저하게 떨어지기 때문에 이후 장기간 유지보수 시에 요금절감DR에 참여하는 일이 크게 줄어들었다.


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