Transcript 용량요금 - Energy Modeling Lab

에너지환경경제학
Class 7: Domestic Energy Market(3)
아주대학교 경제학과, 에너지시스템학과, 금융공학협동과정
교수 김수덕 ([email protected])
전력시장 관련 이슈들
전력산업구조개편
발전용 원료구매와 한전자회사 통합문제
스마트그리드와 산업구조개편
도소매요금의 괴리와 RTP
신재생전원의 특성과 전력시장
분산형전원시장에서의 전력생산과 판매
원전수출과 성장동력산업화
고준위폐기장의 필요성과 과제
Etc.
전력시장 이슈 1: 용량요금 제도개선의 영향분석:
발전원별 용량가격 결정요인에 대한 실증분석
2
3
연구 목적
용량요금 제도개선으로 제시된 구체적인 세부추진 내용을 살펴봄
용량가격의 결정방법이 발전회사들의 수지에 어떤 영향을 주었을 것인가를 살펴보는
것을 주목적
기저발전기의 거래소 자료 등을 근거로 제도변화가 가져다 준 용량요금 변화의 원인
을 분석
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1. 용량요금의 산출 방식
용량요금 : 용량가격이라고 하는 경우, 가격이 시장기능에 의해 결정되는 것이라는 것을
감안한다면, 용량가격이라는 용어를 사용하기 보다는 용량요금이라고 하는 것이 합당해
보임
용량지불금 (capacity payment)의 기준이 되는 기준 용량요금은 건설투자비의 연간 환
산 금액과 연간 고정운전유지비를 합한 연간고정비를 시간당 가격으로 산출하는 방식
기준 용량지불금 = 연간고정비/(정격용량연간입찰가능시간)
기준 용량요금 = 기준 용량지불금/설비용량규모(kW)
입찰가능시간 = 8760시간 × (1-발전기 정비율)(1-고장 정지율)
kw 환산한 금액에 년간 고정적으로 소요
고정비 - 건설 투자비 수명기간 동안의 연금액으로
되는 운전유지비를 합한 값 
연금액으로 환산한 건설 투자비 - 건설 투자비에 자본회수계수 (CRF, capital
recovery factor) 를 곱한 것. 이를 간단히 설명하면 매년 지불하는 일정한 금액 또는
연금의 크기의 현재가치가 건설투자비의 현재가치가 재무적으로 동일하게 되도록 함.
5
용량요금의 산출 방식 검토
다양한 비용 중 어느 것을 고정비로 인정할 것인가?
자본회수계수의 산정 시 설비의 수명, 미래의 할인율의 크기와 구조는?
발전기 정비와 고장이 일어날 확률은 얼마?
입찰가능시간은 단순 신고된 용량과 같고, 기준이 되는 용량요금의 산정대상은 Simple
Cycle Gas Turbine (G/T)의 고정비 계산임.
이를 감안해 보면, G/T의 고정비를 다른 발전원에 지급하는 경우 다른 발전원 고정비
회수의 적정, 과소, 과다 여부 확인이 불가능하다는 문제
6
발전회사의 수입(1/2)
발전회사들은 회계상의 수입, 즉 용량요금과 변동비가격을 통해 기저발전과 일반발전
에 의존
n
T
한국전력 수입 =


j
Pj
j
T j용도별
:
j  1,2,  n개 용도
소매전력 판매량,
판매가격, 고정되었다고 가정
Pj 용도별
:
발전회사 총 수입=기저발전소와 일반발전소의 도매 발전 판매수입의 합
 용량요금을 별도로 구분한다면
 총 발전회사 수입
  ( FB ,i  Cb,i t B ,i )   ( Fp ,i  C p ,i t P ,i )
i
i
7
발전회사의 수입(2/2)
기저발전기와 일반발전기의 연간전력생산량은 용도별 소매전력 판매량
t
결과적으로
B ,i
  t P ,i   T j
i
i
 (F
B ,i
j
n
 C B,i t B,i )   ( FP,i C P,i t P,i )  T j Pj
i
i
j
의 관계성립이 필요 (일정 비율의 Markup 수입을 소매, 발전부문에 허용하여
도 마찬가지의 결과).
화석연료 가격의 상승
변동비 증가 폭 > 소매전력판매증가율
이 경우, 총수입에서 시장기능에 의해 결정되는 한계변동비(지불금)를 제외한 나머
지금액, 즉 기준용량요금을 조정했을 가능성 n
 FB,i   FP,i  Tj Pj  (CB,itB,i  CB,itP,i )
i
i
j
8
발전자회사의 전력판매량과 정산단가 및 영업이익
9
발전회사별 발전량 현황 및 특성
정산단가가 지속적으로 하락하고 있는 한수원의 경우 원자력 발전 비중이 99.9%로
다른 비교대상이 없음
남동발전의 석탄비중은 타회사(65%)에 비해 86.6%로 높고 여타비중이 13.4%
정산단가가 증가추세에 있는 발전자회사의 석탄발전 비중이 49.7~68.8%, 그 외 발
전의 비중이 31.2~50.3%로 큰 차이
10
2. 가설 설정 및 분석 내용
화력발전의 연료단가는 지속적으로 상승하는 반면, 전력 소매판매금액의 증가 폭이 제한
적인 상황 하에서
이해 당사자들의 수지에는 변화를 크게 미치지 않으면서도 전력공급을 유지하고자 하는
미세 조정과정이 있었을 것이라는 가설을 세워볼 수 있음.
기저, 첨두설비에 대해 각각 위 가설이 용량요금을 통해 어떻게 평가될 수 있는지 실증
분석시도
<연구방법>
다른 조건이 일정할 때 발전연료가격의 변화와 정산단가의 관련성 분석
거래소의 비용조정위원회의 회의 개최와 정산단가에 미치는 영향 실증분석
11
3. 용량요금의 변화요인 분석
2001년 4월~2007년 12월까지의 데이터사용
CBP 시장 운영상 나타나는 수지불균형의 문제로 인해 독립적으로 용량요금(CP)이
결정되지 못하고 연료가격과 여러 가지 정산단가 등에 의해 영향을 받았을 것으로 판
단, 요인분석을 시도
 계절적 요인에 의한 seasonal pattern을 월별 더미변수로 통제
 입찰량에 대한 발전량 비율(Gen/Bid), 기타정산단가(OtherP), SMP, BLMP 그리고 각
원별 연료의 열량단가를 각각 LNG, Hvy Oil(Heavy Oil), Coal, Nuclear의 설명변수로
사용하여 분석을 시도
 피설명변수로 사용된 용량요금은 전체발전소 대상 각 월의 평균 용량요금을 사용
12
회귀분석에 사용된 식
13
CP 결정요인에 대한 회귀분석결과
기저한계비용이나 LNG 열량단가가 상승하면
용량요금이 하락
 기저한계비용상승 + CP하락 -> 기저발전의
수지변화 없음
 LNG 열량단가 상승과 CP 하락 -> 일반발전
기 SMP 상승이 기저발전기의 수지악화
우라늄이나 석탄 등 기저발전용 연료가격이 상
승하면 용량가격이 상승
 용량요금은 원래 설명대로라면 상기의 요인들
에 의해 영향을 받지 않아야 함.
 따라서 주어진 자료는 용량요금의 결정이 실제로 주
어진 연료가격의 상황변화 등에 의해 자의적인 미세
조정이 없었다고 볼 수 없다고 판단할 수 있는 통계
적 근거
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원자력발전 정산단가의 변화요인 분석
이를 근거로 실제 원자력발전의 경우 해당 전원에 적용된 정산단가는 어떤 요인에 의
해 영향을 분석하는 것으로 수지불균형에 대한 분석을 대신할 수 있음. 왜냐하면 발전
량이 주어지면 관련 발전소의 수지균형 또는 정산금액에 대해 정보를 제공하기 때문
정산단가 :
15
기저발전기의 용량요금 조정실적을 반영한 회귀분석결
과
16
연료가격 변화에 따른 중유발전의 정산단가 변
화
[그림 1)] 연료가격 변화에 따른 중유발전의 정산단가 변화
17
연료가격 변화에 따른 LNG 발전의 정산단가 변
화
18
연료가격 변화에 따른 첨두발전의 정산단가 변
화
[그림 2)] 연료가격 변화에 따른 첨두발전의 정산단가 변화
19
연료가격 변화에 따른 석탄발전의 정산단가 변
화
[그림 3)] 연료가격 변화에 따른 석탄발전의 정산단가 변화
20
연료가격 변화에 따른 원자력발전의 정산단가
변화
21
연료가격 변화에 따른 기저발전의 정산단가 변
화
[그림 4)] 연료가격 변화에 따른 기저발전의 정산단가 변화
22
4. 정산단가에 대한 분석결과 1/3
계절더미: 원자력과 유연탄의 경우 여름철 계절더미가 유의하게 나타나는데, 원자력은
7, 8월, 유연탄은 6, 7월이 통계적으로 유의
자기 연료가격과 정산단가와의 관계: 기저발전기 전체는 석탄가격에, 일반발전기는
LNG와 중유가격에 양의 관계를 보이지만 정작 중유만을 보았을 경우는 오히려 중유
가격의 변화는 정산단가에 통계적 유의성을 보이지 않는 반면 LNG 가격에 통계적으
로 유의한 영향을 받는 것으로 나타남. 단, 원전과 유연탄의 경우는 유의하지 않은
것으로 나타남.
타 연료가격: 원자력의 경우, 석탄이나 중유가격상승은 그 정산단가를 높이고 있고,
유연탄의 경우는 관련하여 타 연료에 의한 인과관계가 통계적으로 유의한 수준에서
나타나고 있지 않음.
 이 결과는 남동발전의 경우, LNG가격의 상승이 심화되고 있는 기간에도 다른 발전자회
사의 경우와 달리 정산단가 (전기판매단가)의 변화가 별로 나타나지 않는 이유를 설명하
고 있음.
 남동발전은 발전자회사 중 유일하게 석탄발전의 비중이 타 발전자회사 평균인 65% 대를
훌쩍 넘어서는 86.6%를 보이고 있고 유연탄의 경우 타 연료에 의한 인과관계가 통계적
으로 유의한 수준에서 나타나고 있지 않다는 점에서 그 설명력을 가짐. LNG 발전의 경
우는 여타 연료가격의 변화에는 영향을 받지 않는 것으로 나타남.
입찰대비 발전량비율: 용량요금의 결정요인분석 때와는 달리 원전의 경우는 유의성이
없는 것으로 나타나는 반면, 원전을 제외한 발전기들의 경우 입찰대비 발전량을 적게
할수록 자신의 정산단가가 올라가는 것으로 나타남
23
정산단가에 대한 분석결과 2/3
원래의 가설평가: 원자력의 경우, 자기 정산단가 결정이 타연료와에 의해 영향을 받고
경쟁관계가 있을 것이라는 가설 (용량요금의 결정요인 분석 결과에서의 예시참조)
하지만 더미 변수로 표시된 비용평가위원회의 회의시점과 정산단가에 미치는 영향부분을
확인할 필요
 2004년 이후 기간 중 화석연료가격이 전반적으로 크게 상승하고 있다는 전제함
 전체 비용평가위원회의 더미변수 값은 2004년 9월 24일의 비용평가위원회에 해당하는 더미
변수에 대한 t 값이 -1.943으로 94.2%의 유의수준을 갖는 것을 제외하면 모든 더미변수가
음의 값으로 유의하다는 점.
 이는 화석연료의 전반적인 상승과정에서 일어난 비용평가위원회의 결정이 최소한 원자력의
정산단가를 2004년 이후 2006년까지의 전 기간 평균하락 폭에 추가하여 지속적으로 하락
시켜왔음을 보여줌.
 유연탄 역시 이 기간중 정산단가의 평균적인 하락이 있었다고 판단(DR01)됨.
 DR08, DR09, DR10 에 해당하는 2006년 4, 8, 10차 비용조정위원회의 결의는 유
연탄발전소의 용량요금을 추가로 낮추는 결과를 초래하였다고 판단됨.
 중유발전의 경우 DR05, DR08, DR10 (각각 2005년 7차, 2006년 4, 10차) 회의결과
정산단가가 상승한 것으로 나타났다.
 LNG발전의 경우는 비용조정위원회의 결정이 유의한 영향을 미치지 않은 것으로 나타남.
24
정산단가에 대한 분석결과 3/3
이러한 결과는 이미 원유가격의 폭등으로 대변되는 고유가시대에 원자력의 정산단가가
지속적으로 하락하는 상황하에서 일어났다는 점을 고려할 필요가 있음.
즉, 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서
 변동비의 조정이 기술적으로 쉽지 않았을 것이라는 점을 감안하면
 고정비에 대한 보수로서의 용량요금을 조정하여 왔다는 것을 의미
 또 LNG 열량단가에 대해서 통계적인 유의성이 없다는 점은 이미 이러한 요인이 예상되는
시점에서 실행된 비용조정위원회의 결정을 통해 이러한 경쟁연료의 영향이 이들 비용조정
위원회의 결정을 반영하는 더미변수에 모두 포함되어 버렸을 것이라는 점을 보여줌.
 특히 발전용 LNG의 경우 수요독점의 특성이 여전히 존재하고 게다가 정책적으로 전력수
급의 안정성 확보라는 차원에서 원가상승의 요인이 제대로 반영되지 않았을 것이라는 점을
감안한다면 여전히 상기의 분석은 본 연구의 초기에 제시한 의문과 상치되는 결과가 아닐
수 있음.
결과적으로, 정산가능한 총금액은 한정된 상태에서 고정비에 대한 보수로서의 용량요금
을 조정함으로써 전력공급을 유지하여 왔음을 시사
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부록: 기저발전기 용량요금 조정 실적
1. 2004년 이전 : 21.49원/kWh
2. 2004.1.1 - 2006.12.31 : 20.49원/kWh
- 발전기 용량요금(용량요금 보정계수 포함)조정 현황
ㅇ ‘04년 제10차 비용평가위원회 (‘04. 9.24)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.46(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘05년 제1차 비용평가위원회 (‘05. 1.25)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.30(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘05년 제4차 비용평가위원회 (‘05. 4.26)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.88(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘05년 제7차 비용평가위원회 (‘05. 7.25)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 1.03(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘05년 제11차 비용평가위원회 (‘05.11.28)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.50(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘06년 제1차 비용평가위원회 (‘06. 1.24)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.15(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘06년 제4차 비용평가위원회 (‘06. 4.26)
- 기준용량요금 보정계수 조정 : αn〓 - 0.25(원/kWh), αc〓 α 〓 0
ㅇ ‘06년 제8차 비용평가위원회 (‘06. 8.29)
- 기준용량요금 보정계수 조정:αn〓 -2.84(원/kWh), αc〓-7.27, α〓0
ㅇ ‘06년 제10차 비용평가위원회 (‘06.10.30)
- 기준용량요금 보정계수 조정:αn〓 -2.84(원/kWh), αc〓-3.60, α〓0
전력시장 이슈 2: 모형설정을 통한 현행 CBP시장의
문제점 확인 및 개선 방안연구
27
1. CBP 시장의 개요
CBP 시장의 배경
 발전 분할 후 배전 분할이 되어 양방향 입찰 제도를 도입하기 이전에, 한전의 수요 독점
력을 방지하고, 도매시장에서 급격한 가격변동을 피하기 위한 과도기적인 제도로 도입되
었음.
 그러나 배전분할이 중단된 이후, 예정보다 장기간 운용되고 있으며, 다음 단계로의 이행
에 대한 일정도 불확실한 상황임.
CBP 시장 운용 도중, 여러 번 계통한계가격의 결정 방식이 달라짐. 처음에
는 기저설비에 대해서 기저한계가격(BLMP), 그 외의 설비에 대해서는 계통
한계가격(SMP)을 적용함.
현재에는 모든 발전설비에 동일한 SMP를 적용함. 그러나 기저설비에 대해
서는 가격상한을 적용하고 있음.
28
SMP의 결정과 기저설비 가격상한

<그림>에서 보다시피, SMP는 한계발전기에 대해서 변동비를 보상해줌. 그러나 고정비
를 보전해 주지 못함. 이를 보전하는 수단이 용량요금(CP)임.

CBP 시장 초기에는 CP도 기저설비와 기타 설비에 대해서 다르게 적용하였음. 현재에
는 동일하게 적용하고 있음. 현재의 CP 지급 방식은 한계발전기의 고정비에 해당하는
액수를 지급하는 방식임.
29
2. CBP 시장의 잠재적 문제점
현재 우리나라 전력 도매시장에서 운영되고 있는 CBP 시장의 잠재적 문제점을 경제
적 모형을 통해서 분석함.
본 절에서 분석하고자 하는 CBP 시장의 잠재적 문제점은 크게 다음과 같이 4 가지
임.
1.
2.
3.
4.
변동비의 과장 보고 유인
용량철회(withholding)의 유인
비용 절감 노력의 부족
수지균형과 최적 전원구성의 달성 가능성
30
모형의 설정
 분석의 편의를 위해서 기저부하와 첨두부하발전, 두 종류의 발전 설비만 존재한다고 가정함.
 고정비용:
(기저부하) >
(첨두부하).
 변동비용:
(기저부하) <
(첨두부하).
 최적 전원구성을 위한 가정:
31
스크리닝 커브 (screening curve)
1년 동안 발전설비가 가동되는 비율인 용량인자(capacity factor, cf)를 가
로축에 놓고 두 설비의 비용을 세로축에 표시한 그림.
mci
를 i 발전형태의
한계비용이라고 한다면
Q
TC   mci  FCi  mci Q
0
TC
FC
Q


mci  Fi  cf  mci
Cap Cap Cap
32
가. 변동비의 과장 보고 유인
각 시간대의 SMP는 그 시간대에 가동하는 가장 비싼 발전설비의 변동비로 결정됨.
그러므로 가능하다면, 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고함으로써 SMP를 높일 수 있
고, 그로 인해서 더 큰 이익을 얻을 수 있음.




.
기저설비용량 =
전체 설비용량 =
첨두설비용량 =
기저설비에 적용되는 가격상한,
33
<그림>에서 보다시피 발전회사 입장에서는 가능하면 언제든지 변동비를 과장해서 보고
할 유인을 가짐. 현재의 CBP 시장에서는 변동비를 객관적으로 평가하기 위하여 비용
평가위원회를 두고 매달 변동비를 평가하고 있음.
비용평가위원회는 전기위원회, 전력거래소, 회원사 및 외부 전문가 6-9인으로 구성됨.
실제로 발전회사들이 변동비를 과장해서 보고함으로써 추가적인 이윤을 얻을 수 있는
지의 여부는 비용평가위원회의 제출된 비용에 대한 정확한 평가능력에 의존함. 이 평
가능력이 뛰어나면, 과장해서 보고하고자 하는 유인은 있지만 발각될 가능성이 매우
높으므로 발전회사들은 변동비를 과장해서 보고하는 일이 많지는 않을 것임.
34
나. 용량철회(withholding)의 유인
현재의 CBP 시장에서 각 발전회사들이 가격입찰을 하지 못하고, 다만 가용용량만을
입찰함. 가용용량을 전략적으로 철회(withhold)하지 못하면 시장지배력을 행사할 수
없음.
그러나 발전회사들은 전략적으로 가용용량을 철회함으로써 SMP를 높일 수 있는 유인
을 가짐.
35
<그림>에서 보다시피 용량철회에 대한 유인은 존재함. 발전의 경우 예기치 않은 고장
이나 예정된 정비 스케줄에 따라서 실제 가용용량보다 적게 입찰해야 하는 경우가 발
생함. 이 같이 불가피한 경우와 의도적인 용량철회를 통한 시장지배력 행사를 구별할
수 있을 경우, 발전회사들이 전략적으로 용량철회를 하는 것을 방지할 수 있음.
변동비의 과장 보고 유인과 마찬가지로, 발전회사들의 용량철회 유인의 억제는 전기위
원회가 어느 정도로 정확하게 불가피하게 가용용량보다 작게 입찰하는 것인지 혹은 전
략적으로 용량철회를 하는 것인지를 구별해 낼 수 있는 능력에 크게 의존함.
36
이로부터
기저설비의
임을 알 수 있음.
와
의 비교
• 기저설비의 경우.
• 수요가 기저설비용량 내에 있을 경우, SMP는
c(e)로 결정되어, 변동비용은 커버되지만 이 경우
에도 비용절감을 위한 지출에 대한 보상이 없다.
• 수요가 기저설비용량을 초과하는 경우, 가격상
한의 제약을 받게 되며 발전회사는 첨두설비와
달리 기저설비의 경우, 발전회사도 양의 비용절
감을 위한 지출을 선택하는 것을 보여줄 수 있지
만 여전히 최적의 수준보다는 낮은 수준을 선택
한다. 그 이유는 수요가 기저설비의 용량을 초과
하는 경우에 한해서 비용절감은 발전회사의 이윤
을 증가시키는 반면에 최적의 비용절감을 위한
지출 수준은 기저설비만 가동되는 경우의 비용절
감도 고려하므로 두 수준의 차이가 발생한다. 따
라서 기저설비의 경우에도 비용절감을 위한 최적
의 수준이 달성되지는 못한다.
37
라. 수지균형과 최적 전원구성
최적의 전원구성이란 고정비와 변동비가 다른 발전설비들이 있는 경우, 주어진 부하
패턴을 가장 최소의 비용으로 달성하도록 발전설비를 구성하는 것을 의미함. 최적의
전원구성은 스크리닝 커브와 부하지속곡선을 이용해서 결정할 수 있음.
38
첨두, 기저 두 종류의 발전설비가 있는 경우
 진입과 퇴출이 자유로울 경우, CBP 시장의 장기균형:
 진입과 퇴출이 자유로울 경우, 양의 경제적 이윤이 존재하면 진입이 발생하여 발전설비가
증가하고 따라서 이윤이 감소함. 반면에 음의 경제적 이윤이 발생하면 퇴출이 발생하여 발
전설비가 감소하고 이윤은 증가함. 그러므로 장기균형에서는 어떤 발전설비든 간에 이윤이
0이 되어야 함.
첨두설비
 CBP 시장에서 첨두설비는 고정비를 회수할 수 없음. 그러므로 용량가격은 첨두설비의 고정
비로 결정됨 ;
.
이면 모든 용량에서 첨두부하의 이윤은 0임. 따라서
기저설비의 용량이 결정되면, 최대부하에서 기저설비용량을 뺀 것이 첨두부하용량으로 결정
됨.
기저설비

:부하지속곡선에서 기저설비용량이
초과하는 확률임.
 기저설비의 이윤 :
일 경우의 용량인자로, 수요가
------(8)
을
39
(8)식에서 보듯이
이 되는
의 크기는 정책변수인
의 크기에
의존함.
가 클수록
은 증가함. 최적 전원구성이 달성되려면
이어야 함. 이론적으로는
에
를 대입해서 이를
에 대한 식으로 보고,
에 대해서 풀면
가 되도록 하는
를 얻을 수 있음:
---(9)
 그러므로 가격상한을 적절하게 결정하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성됨.
가격상한은 단기적으로는 기저설비의 수지에 직접적인 영향을 미치기 때문에, 발전원들
간의 수지균형의 조절에도 이용될 수 있음. 예를 들어서 현 상황에서 기저발전기들이
막대한 이윤을 얻고 있는 경우, 장기적으로 기저발전설비의 진입을 유도하여 기저설비가
늘어나게 되고, 그 결과 이윤이 점차 감소함. 그러나 만약 현재 기저발전기들이 누리
는 초과이윤이 너무 높아 발전사들 사이에 심각한 수지불균형을 유발하고 있다면, 가격
상한을 낮추어서 현재의 초과이윤을 조절할 수 있음. 초과이윤이 양이면 진입은 계속
발생하며, 최적 기저 설비량을 달성하기 위한 가격상한은 미래에 다시 조절할 수 있음.
40
이처럼 가격상한을 동태적으로 적절히 조절하면, 두 종류의 설비를 상정한 경우, 단기
적인 수지균형과 장기적인 최적 전원구성을 동시에 달성할 수 있음.
즉, 장기균형에서 최적의 전원구성이 달성되는 결과는 발전설비가 기저설비와 첨두설비,
두 가지만 존재한다는 가정에 크게 의존함. 일반적으로 발전설비가 3 종류 이상일 경
우 단일 가격상한을 통해서 최적 전원구성이 달성된다고 말할 수 없음.
41
세종류의 발전설비가 있는 경우
42
CBP 시장의 장기균형
가격상한은 첫 번째, 두 번째 발전설비에 적용된다고 가정함:
43
 진입과 퇴출이 자유로울 경우, 각 발전설비의 이윤은 0이 되어야 함. 따라서
임.
두 종류의 기저설비의 용량이 결정되면, 최대부하에서 두 기저설비용량의 합을 뺀 것이 첨두
부하용량으로 결정됨.
각 기저부하의 용량 결정
 두 번째 기저설비의 이윤:
 첫 번째 기저설비의 이윤:
44
 장기균형에서는
그리고
(10)식과 (11)식에서 보듯이
므로
의 크기에 따라서 장기균형에서의
 장기균형에서 최적 전원구성이 달성되려면
이 되도록
과
가 결정됨.
모두
의 크기에 의존함. 그러
의 크기가 달라짐.
`
가 성립하여야 함:
-----(12)
 일반적으로 위의 두 식을 동시에 충족하는
값은 존재하지 않음:
매우 당연한 결과임.
 장기균형에서 달성하고자 하는 것은 두 가지임:
 그러나 사용할 수 있는 정책수단은
하나임. 일반적으로 한 개의 정책수단으로 두
개의 정책목표를 달성할 수 없음. 그러므로 3 종류 이상의 발전설비가 있을 경우,
CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이 달성되리라고 기대하기는 어려움
45
 가격상한을 각 발전설비별로 따로 적용하면 수지균형이나 최적전원구성 등 원하는 정책
목표를 달성하는 것이 가능함.
 첫 번째 기저설비에는
, 두 번째 기저설비에는
를 적용:
과
를 가정함.
46
각 기저설비의 이윤:

(10‘)

(11‘)
이 경우 (12)식은 다음과 같이 됨:

(12‘)
두 개의 정책목표에 두 개의 정책수단을 가지게 되므로, 일반적으로 (12‘)의 두 개
식을 동시에 만족하는
과
를 찾을 수 있음. 그러므로 각각의 발전설비에
대해서 가격상한을 달리 적용하면 이론적으로 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구
성이 달성됨.
47
각 발전설비별로 각기 다른 가격상한을 적용할 경우, 장기균형에서 최적 전원구성이
달성될 수 있다는 결과는 조심스럽게 해석되어야 함.
먼저 이 같은 결과는 부하패턴이 주어질 경우, 즉 부하지속곡선이 주어질 경우, 각 발
전설비별로 가격상한을 별도로 적용하면 CBP 시장의 장기균형에서 최적 전원구성이
달성됨을 보여줌. 그러나 부하패턴이 바뀌면, 즉 부하지속곡선이 이동하면 최적 전원구
성이 달라짐. 따라서 부하패턴에 심각한 변화가 있는 경우 장기균형에서 최적 전원구
성을 달성하려면, 각 발전설비에 적용되는 가격상한도 변화시켜야 함.
48
잦은 가격상한의 변화는 전력산업의 진입에 불확실성을 증대시킴. 발전설비를 짓고자
하는 기업의 경우 장래에 자신의 발전설비에 적용되는 가격상한이 어떻게 바뀔지를 예
측하기 어려움. 불확실성이 증가하면, 진입하려는 유인은 감소함.
둘째로 각 발전설비별로 가격상한을 별도로 적용한다면 과연 그것이 ‘시장’인가라는
보다 본질적인 문제에 봉착함. 원래 CBP 시장은 입찰시장으로 이행해 가는 일시적
인 과도기적인 제도로 고안되었음.
그러나 그간 여러 가지 이유로 해서 구조개편이 지연되면서, CBP 시장이 예상보다
오래 적용되게 되었고, 구조개편도 어떻게 진행될 지에 대한 불확실성이 증대하였음.
따라서 구조개편의 불확실성하에서 CBP 시장이 얼마나 지속될지 모르는 상황에서
CBP 시장 내에서의 여러 가지 시도가 이루어지고 있음. 여러 시도가 이루어질수록
보다 본질적으로 구조개편을 왜 시작했으며 또한 CBP 시장이 과연 ‘시장’인가에
대한 본질적인 문제가 다시 제기됨.
49
4. CBP 제도의 개선 방향
이상에서 논의한 CBP의 문제점을 완전 해결하기는 어려움.
변동비의 과장보고 유인과 비용절감 노력 부족 문제는 자신이 보고한 변동비가 시장
가격을 결정할 가능성이 조금이라도 있으면 항상 존재함.
용량철회(withholding)의 유인은 개별 사업자가 균형가격을 대폭 조작할 수 있는 능
력이 있는 상황에서는 항상 존재.
수지균형과 최적 전원구성의 달성하려면 많은 수의 정책수단 변수가 필요함.
그러나 가능한 정책수단들은 적절히 사용하여 최선의 효과를 거둘 수 있음.
50
Pay-as-Bid 입찰방식
※ CBP에서는 변동비와 CP를 모두 차등적으로 지급.
장점
 용량철회 등 한계가격을 조작하려는 유인을 최소화.
 수지균형 달성
단점
 비용과장 보고의 유인이 크고, 비용절감 유인이 없음.
 CBP에서는 발전원마다 다른 가격을 지불하여 원가를 보전하게 되므로 규제의 성격이 강함
51
전원별 가격 상한제
장점
 전술한 모형의 분석처럼 수지균형과 최적 전원구성 달성 가능.
 비용 절감의 유인이 비교적 크다 (기저 발전기).
단점
 발전원 별로 수많은 가격상한을 두는 것은 비시장적임
 가격상한의 영향을 받지 않는 발전기들에 대해서는 여전히 용량철회의 유인이 존
재
52
Soft Price Cap
한계가격이 가격상한 이하에서 형성될 때
에는 단일가격 입찰 방식으로 모든 입찰자
에게 한계가격 적용.
그러나 한계가격이 가격상한(그림에서
price cap2) 이상에서 형성되면, 가격상
한 이하로 입찰한 발전기에 대해서는 상한
가격을 지급하고 그 이상을 입찰하여 급전
되는 발전기에 대해서는 입찰가격대로 가
격을 지급하는 방식이다. (이때 Pay-asBid 대상 발전기는 CP 역시 고정비를 보
전할 수 있도록 차등 지급한다.)
Pay-as-Bid 제도와 전원별 가격상한제를
혼합(hybrid)하여 두 제도의 장점을 각각
살릴 수 있음.
현재의 기저에 대한 Hard Cap에 가스발
전기를 대상으로 한 Soft Cap을 추가.
53
장점
 기저발전기에 대한 price cap과 가스발전기에 대한 price cap를 활용하여 기저발전기와
가스발전기의 수지균형과 최적설비량을 조절할 수 있다.
 용량철회의 유인이 없다.
 Price cap 이하의 발전기들은 비교적 강한 비용절감 유인을 갖는다.
 변동비가 soft price cap보다 높은 발전기에 대하여 일일이 price cap을 따로 지정하지
않아도 생산자 잉여를 제로로 유지할 수 있기 때문에 이들이 많은 초과이윤을 내고 과도하
게 시장에 진입하는 것은 방지할 수 있다. 만약 이들에게 지급되는 용량요금이 정확히 고정
비용을 상쇄한다면, 이들의 초과이윤은 항상 제로가 되기 때문에 더 이상의 진입이 발생하
지 않고, 이들의 설비량은 현 수준에서 유지된다.
 Soft cap 이상의 발전기들은 비용을 절감한 유인을 전혀 갖지 못한다.
 변동비가 soft cap 에 근접하거나 더 높은 발전기들이 비용을 과대 보고하려는 유인을 갖
는다.
54
Soft Cap의 수준의 결정
최적전원구성에 포함되는 발전기들만을 대상으로 전원별 가격상한들을 정한다. (모형
에서 설정한 방법)
가격상한의 종류가 너무 많아지지 않도록 전원별 분류를 조정한다. (예, 원자력 - 석
탄 - 가스)
이때 가장 높은 가격상한에 soft cap을 적용한다.
최적 전원구성상 가장 변동비가 높은 발전기의 고정비를 기준으로 용량요금을 책정한
다.
 이렇게 하면, 이 발전기는 초과이윤이 제로가 된다.
55
반면 변동비가 높고 비효율적이라서 최적 전원구성에 포함되지 않았지만 현재에 존재
하고 있는 발전기에 대해서는, soft cap 방식은 이들의 변동비를 보상해 주므로 시장
참여를 보장해 준다.
한 가지 문제는 이들은 고정비가 용량요금 기준 발전기에 비하여 더 낮을 가능성이
높은데, 이들에게 같은 용량요금을 지급하면 이들이 초과이윤을 낼 수 있고 따라서 진
입에 대한 유인이 생긴다는 점이다. 이를 방지하려면 soft cap 이상의 에너지가격을
받는 발전기에 대하여 용량요금 역시 실제 비용에 근거하여 차별적으로 책정해야 한다.
그러나 장기적으로 이들 발전기들은 퇴출 대상이 된다.
이렇게 보면, soft cap 이상의 가격 수준에 대해서는 원가보전 규제가격(cost-ofservice)이 적용된다고 볼 수 있다.
56
SMP와 실제변동비 적용비율 조정을 통한 규제
에너지 가격을 SMP와 실제변동비의 가중평균으로 정산하는 방
식
실제변동비에 가중치를 많이 줄수록 발전사의 이윤 감소
전원별로 이 가중치를 정책변수로 이용하면, 용량요금에 차등을
두지 않아도 수지를 조절할 수있음
SMP 와 변동비의 차이 중에서 일정 비율만을 지급하는 것과
동일
에너지 가격 (단위당)
= (1 - ai) SMP + ai 변동비 (0< ai <1)
= 변동비 + (1 - ai ) ( SMP - 변동비)
57
장단점
SMP 결정방식과 변동비 결정방식의 하이브리드 형식으로 두
방식의 장단점 역시 모두 가지고 있음
 변동비에 주어지는 가중치에 따라서 각 장단점의 비중도 같이 변함
SMP의 비중이 제로가 아닌 이상, 각 발전기의 정산가격은
SMP의 영향을 받음
 SMP가 1원 상승할 때마다. 정산단가는 ( 1 - ai )만큼 상승한다.
 설비용량 단위당 (SMP - 변동비) * ( 1 - ai )의 잉여가 발생하므
로, 발전소 건설의 유인으로 작용
ai 는 사후적 정산 목적으로 조정되지 말고 사전에 결정되어 시
장참여자들에게 공평하게 적용되어야 함.
전력시장 이슈 3: CBP제도와 그 개선방안에
관련된 법적 쟁점의 검토
59
CBP 제도의 문제점 및 개선방향

CBP 제도의 문제점
: CBP제도는 기본적으로 전력수요의 변화에 대응하여 각 발전기의 운전비
용이 싼 것부터 급전하도록 보장하기 위한 제도적 장치이지만 다음과 같
은 문제가 발생할 수 있다는 한계를 안고 있음.






변동비의 과장 보고와 용량철회의 유인
발전사업자들의 원가절감 노력을 자극할 요소가 부족
발전사업자 별로 수지의 불균형이 발생하고
최적 전원구성의 달성이 곤란할 위험
특히 최근 연료비 급등으로 기저와 일반 발전기 사이에 이익률 차이가 확대되어 그
불균형을 시정할 방안의 마련이 시급하다고 지적되고 있음
CBP제도의 개선방향
가. Pay-as-Bid 입찰방식
나. 복수가격상한제도
다. Soft Price Cap(軟性價格上限)제도
라. SMP 적용비율 조정을 통한 수지 개선
60
CBP 및 이를 변형한 제도의 헌법 합치 여부


문제의 소재

헌법은 시장경제체제를 채택하고 있어 상품이나 용역의 가격은 시장에서 수요자간 그
리고 공급자간의 경쟁에 따라 결정되는 것이 원칙

CBP 및 이를 변형한 제도들은 이러한 시장경제체제의 기본원칙에 따르지 않는 것이
분명하므로 헌법이 인정하는 예외적 허용의 범위 안에 포함되는 것인지 확인
할 필요가 있음.
검토의견

헌법재판소는 경제규제입법에 대해 수단의 적정성, 침해의 최소성 및 법익의 균형성
등 비례의 원칙에 의한 헌법 합치성 여부를 검증했을 때 ’명백히 비합리적‘이라
고 인정되지 않는 한 위헌으로 단정할 수 없다고 판시

전력시장의 도매가격이 수요 ․ 공급의 균형에 의해 결정되기를 기대할 수는 도저히
없는 우리나라 전력산업의 구조와 CBP 및 이를 변형한 제도들의 내용을 함께 검토
해 보면 전기사업법 및 전력시장운영규칙에 의해 (전기사업자들이 자율적으로 가격을
책정하여 거래한다는) 경제적 자유를 제한하는 것이 헌법 위반이라고 볼 수는 없음
61
독립적 발전사업자에게 CBP제도의 변형을 강요할 수 있는지 여부

문제의 소재



민간이 소유하는 독립발전사업자 특히 가스발전기를 보유하는 사업자에게는 CBP제도
의 수정이 수익의 감소를 의미하므로 이러한 사업자가 CBP제도의 수정을 반대할 가
능성이 높으므로 이러한 독립발전사업자에게도 그 의사를 묻지 않고 CBP제도의 수
정에 따른 불이익을 강요할 수 있을지 문제됨
도매전력가격을 결정하는 방식을 CBP제도에서 이에 수정을 가한 다른 방식으로 변
경하는 것은 가스발전기를 보유하는 사업자에게 불이익을 주는 일방적인 제도의 변경
이므로 일견 좌초비용의 문제와 유사한 사태의 전개로 볼 여지가 있음
검토의견



CBP제도를 변형한 방식을 가스발전기 보유 사업자들에게 적용함으로써 이 사업자들
이 입게 되는 불이익과 좌초비용의 문제를 동일시할 수는 없다고 보아야 함
좌초비용은 합리적인 수준의 보수를 얻는다는 보장이 중단됨으로써 발생하는 것이지
만 CBP제도를 수정한다고 하더라도 가스발전기 보유 사업자들에 대한 유사한 내용
의 보장이 중단되는 것이 아님
정부나 전력거래소가 어떤 이익이 실현될 것이라고 명시적이거나 묵시적인 약속으로
보장한 사실이 없는 한 가스발전기를 보유한 사업자들이 과거에 얻었던 이익은 CBP
제도의 적용으로 인해 발생했던 반사적 이익에 불과
62
전력시장운영규칙의 법적 구속력 및 실효성

문제의 소재



현행 CBP제도는 전력시장운영규칙에 근거하여 시행되고 있으며 CBP에 수정을 가한
다면 이것 역시 전력시장운영규칙을 개정해야 만 시행에 필요한 최소한의 근거가 마
련될 것임
여기에서 우선 전력거래소 회원들이 전력시장운영규칙을 반드시 지켜야 하는지 다시
말해서 운영규칙에 법적 구속력이 있는지 여부를 따져볼 필요가 있음
검토의견


우리나라 전기사업법은 전력거래소의 법적 성격을 회원조직으로서의 비영리특수법인으
로 규정함(동법 제35조). 또한 전기사업법은 전력거래소에게 전력시장운영규칙의 작
성을 강제하고 있고 이규칙은 전력거래방법에 관한 사항을 포함해야 한다고 규정하고
있음(동법 제43조).
따라서 전력거래소가 제정하는 전력시장운영규칙은 증권거래소의 업무규정처럼 商事
自治法規에 해당하며 전기사업법 기타 법규의 강행규정에 반하지 않는 한 전력의
거래에 관해 그 회원에게 법적 구속력을 갖는다고 보아야 함.
63
전력거래소 외에서의 전력거래가 금지되는 사업자의 범위

전기사업법 제31조는 발전사업자는 전력시장에서 전력거래를 하도록 강제하고 있
지만

전기사업법 제2조 제3호에 의하면 발전사업은 ‘전기를 생산하여 이를 전력시
장을 통하여 전기판매사업자에게 공급함을 주된 목적으로 하는 사업’으로 정의
하고 있어 전력시장 외에서 전력을 거래하는 사업자는 발전사업자가 아니고 따라
서 전력거래소가 개설하는 전력시장 바깥에서 전력거래를 하는 것이 허용된다고
볼 여지가 있음

따라서 발전사업의 정의조항을 개정하여 ‘발전사업이라 함은 전기를 생산하여
이를 전기판매사업자에게 공급함을 주된 목적으로 하는 사업’이라고 규정하는
것이 바람직할 것임
64
전력시장운영규칙의 전기사업법 제33조 위반 여부

문제의 소재

전기사업법은 제33조(전력의 거래가격)에서 “전력시장에서 이루어지는 전력의 거래
가격이하 ‘전력거래가격’이라 한다)은 시간대별로 전력의 수요와 공급에 따라 결
정되는 가격으로 한다”고 규정

그러나 현행 CBP제도나 그 변형에 해당하는 제도들을 보면 모두 수요와 공급에 따
라 가격이 결정되지는 않으므로 일견 전기사업법 제33조와 합치되지 않는 것으로
보임

만약 현행 CBP제도나 그 변형인 연성가격상한제도 등의 근거가 되는 전력시장운영
규칙이 상위의 근거법규인 전기사업법 제33조 위반이고 이 법 제33조가 강행규정이
라면 이 운영규칙의 관련조항은 효력이 없고 전력거래소 회원들에게도 법적 구속력이
없다고 보아야 할 것임.
65

검토의견

전기사업법 제33조는 전력시장의 공급측면과 수요측면 모두 경쟁이 도입되어 양방
향 입찰이 실시되는 것을 전제로 제정된 조항임

그러나 수요부문을 한전이 독점하고 있는 현실 세계의 전력시장에서는 수요와 공급
의 균형에 의해 가격이 성립함으로써 자원의 최적분배가 이뤄지길 기대할 수 없는
데 전기사업법 제33조가 불가능한 것을 요구하는 것임.

따라서 쌍방향 입찰이 실시되기 전의 과도기에는 어떤 논리를 활용하든 전기사업법
제33조를 확대 해석하여, CBP제도나 연성가격상한 기타 이를 변형한 제도에 의해
가격을 결정하는 것이 전기사업법 제33조에 합치된다고 해석하는 것이 불가피함

다만 CBP제도나 그 변형인 제도들은 전력거래가격의 결정에 관해 규정하는 전기사
업법 제33조와 충돌한다고 볼 수 있는 여지가 있다는 문제를 해결하기 위해 전기
사업법 제33조에 “다만 전력거래소는 전력시장의 안정적 운영을 위하여 전력시장
운영규칙에 의해 전력거래가격의 결정에 발전비용을 반영하고 전력거래가격의 상한
또는 하한을 정할 수 있다”는 내용의 단서를 신설하는 것을 제안함
66
공정거래법 위반 여부

CBP제도나 그 변종인 제도들은 전기사업자 상호간의 가격경쟁을 제한한다는
성격 때문에 부당한 공동행위 또는 사업자단체의 금지행위로 위법 카르텔(담합)
에 해당하여 공정거래법 위반이라는 판단을 받을 소지가 없지 않음

그러나 결론적으로 말해서 ‘사업자 또는 사업자단체가 다른 법률 또는 그 법
률에 의한 명령에 따라 행하는 정당한 행위’로서 공정거래법의 적용이 제외된
다(동법 제58조)는 판단이 내려질 것임

또한 전력거래소가 전력시장운영규칙을 개정하여 CBP제도를 수정하는 경우 전
기위원회의 심의를 거쳐 지식경제부장관의 승인을 얻어야 하는데 CBP제도의
수정이 경쟁제한사항에 해당하는 경우에는 지식경제부장관이 공정거래법 제63조
에 따라 공정거래위원회와 협의 및 통보를 해야 함
67
전력, 가스, 집단에너지분야의 수요관리 실태
최대수요 억제
Peak Clipping
최대부하 이전
Load Shifting
기저부하 증대
Valley Filling
기본요금연동제
시간대별 차등 요금제도
여름철 휴가,보수기간 조정
제
계절별 차등 요금제도
심야전력(갑) 요금제
도
축열식 기기 보급
자율절전제도
축냉식 냉방설비 보급
축열식 기기 보급
직접부하제어
비상절전제도
원격제어 에어컨 보급
최대전력 관리장치 보급
효율향상
부하관리분야
냉방용천연가스 평균가
이하 공급
수송용 천연가스
요금 할인
탱크로리
공급설비 운영
전력분야
수요관리
• 에너지절약 등 홍보사업 (언론매체, 인쇄매체, 옥외매체, 홍보전
시실)
• 에너지 전시회, 사용자기계실 관리자 기술교육, 동절기 우수열사
용자포상
• 경제운전프로그램 개발, 회수온도 저감을 위한 사용자 자동제어
기기개선
• 적산 열량계 수리 및 검정, 적산열량계 원격검침기 설치 및 유지
보수
• 분당 및 고양지사 축열조증설 및 효율적인 운영에 관한 연구
• 수요관리형 요금제도
• 계절별 차등요금제의 주택용 사용자를 대상으로 계절별 차등요금
적용
• 구역형 전기사업자의 배전설비 구축방안 연구
• 지역냉방 확대보급 기반조성을 위한 저온수 2단 흡수식냉동기 상
용화
• Ice Slurry를 이용한 지역냉방 시스템 도입타당성 연구
• 신재생에너지 개발 연구, 태양열을 활용한 지역난방 시스템 개발
연구0
• 소형 열병합발전기 설치주와 설비설계사무소에 장려금 지급
• 고효율 시스템 이용확대를 통해 에너지 절감 및 생산 설비 이용효율 제고
• 가스냉방 보급확대 – 하절기 가스냉방 보급확대를 통한 가스/전력 부하패턴
개선
• 산업용 장려금 지급 – 경쟁 화석연료 소비 감소를 통한 대기환경 개선
• 하절기 가스냉방 보급확대를 통한 가스 및 전력산업 부하패턴 개선
• LNG저장 설비와 발전소 투자회피 도모
• 대기환경 개선 및 에너지 이용 합리화 정부정책에 부합
• 연중 일정한 수요패턴을 가진 양질의 신규수요기반 증대
• 청정연료 LNG 보급을 확대하여 산업체 경쟁력 제고
열분야
수요관리
가스분야
수요관리
에너지절약 및
효율향상 분야
부하관리 분야
부하창출 및
연료대체 분야
심야전력제도의 현황
 ’06.12.31기준 보급호수가 전체고객의 4.7%에 해당하는830
천호이며, 계약전력은 21,334MW, 판매량 349TWh로서 각각
전체의 9.6%, 5.3%를 점유하고 있으나 판매수입은 6,214억원
으로 2.3%
설치현황 및 용도별 구분
심야전기의 문제점(1)
 현행 계시별요금제의 원가괴리에 따른 문제의 증폭
 도매시장 가격상승
 동절기 경부하시간대 요금이 공급원가에 비해 크게
낮은 편.
 산업용 전력소비의 약 절반이 심야시간대에 집중
 계통운영상의 문제점
 동절기 심야시간대의 계통부하가 기저발전설비용량
을 초과하는 상황.
 수도권 지역의 송전망 혼잡비용 발생.
 심야시간대 전력 부하급증으로 인하여 당초 목적대
로 양수발전소를 활용할 수 없는 상황.
심야전기의 문제점(2)
 전력 도매시장가격 상승과 설비투자 의사결정의 왜곡
 심야전력수요는 크게 상승할 경우 동절기 도매시장가격의 상승과 함께
기저설비 부족이라는 시장신호를 만들어 냄.
출처: 전력거래연구
소
심야전기의 문제점(3)
 과도한 요금손실(교차보조)로 인한 소비자간 형평
성 저하
 적정요금에 비해 낮은 심야전력요금에 의한 여타 소비자에
대한교차보조 금액은 년간 약 4,700억원에 달함.
 LNG 수급여건의 악화와 경제적 손실 유발
 심야전력 수요의 증가는 동계 심야시간대 전력 부하를 늘리
게 되고 그 결과 LNG 발전기의 가동량이 늘게 됨.
 도시가스가 보급되지 않는 지역에서 심야전력 난방으로의
쏠림 현상이 나타나고 있는데 동절기 이상한파가 겹칠 경우
LNG 수급대란 발생우려가 높아짐.
심야전기의 문제점(4)
 한전과 발전자회사간의 수지불균형 분석
 계절적 요인에 의한 seasonal pattern을 통제하기
위한 더미변수와 입찰량에 대한 발전량 비율, 4가지
원별 연료 열량단가를 설명변수로 사용
 비용평가위원회의 회의 연혁을 바탕으로 2004년부
터 2006년 말까지의 더미와 각 회의가 개최된 월부
터 다음 회의개최월 이전까지의 9개 더미변수, 그리
고 2007년 이후의 제도변화를 반영할 수 있는 더미
를 포함 총 11개의 더미변수를 사용하여 비용평가위
원회의 의사결정과정이 원자력발전의 정산단가에
미치는 영향을 체계적으로 분석
심야전력제도 개선에 관한 논의
 심야전력제도의 유지로 인해 7-9조의 비용이 예
상되므 로, 심야전력 가격을 단계적으로 인상한
후 조만간 제도 자체를 폐지하자는 의견
 제도 폐지시의 예상되는 부작용과 (소비자, 관련업자)
의 반발에 대비하여 보상하는 방안에 대해 논의
그러나 심야전력은 SMP가 낮은 심야의 전력수요
를 진작시키기 위해서 도입되었고, 잘 운영하면
본연의 기능을 수행할 수 있음
 현재에는 심야전력의 효율이 SMP와 무관하게 낮게
책정되어 있어 과다한 수요가 발생하는 상황에 적절
한 대안이 무엇인지를 고민하고 적절한 해법을 찾아
야 함.
76
Hourly Heat Load Curve Forecast
∘
∘
∘
∘
Dependent Variable : Hourly Heat Load data
gathered from 306 different points of machine rooms
– Conversion to Typical Household Heat Demand
needs special consideration.
Explanatory Variables
Temperature(C0): -34.7 ～ 35.9
Humidity(%): 0 ～ 93
12 Months x 24 Hour Pattern
Weekdays with its coincidence of other holidays
 Holidays are categorized differently
 Holiday during weekdays, New Years day, Thanks giving
Holidays, etc.
∘ Heating Space
77
Hourly Load Curve Forecast: Model
The Multi-level Model or the Hierarchical Model
yi ,t  z1,i ,t ' i  x1,i ,t ' 1   i ,t
<Assumptions for the Model>
i  X 2,i  2   i
1
x1,i ,t
i
z1,i ,t
 i ,t
2
X 2,i
i
[the first level]
: the level-1 fixed parameters
: the level-1 explanatory variables associated with fixed parameters
: the level-1 random parameters (random variation over the households is more important)
: the level-1 explanatory variables associated with random parameters
: the level-1 random error terms
[the second level]
: the level-2 fixed parameters
: the level-2 explanatory variables
: the (subject-specific) level-2 random error terms
Source: C.G.Moon(2006)
78
15분 단위 전력수요(KDN 자료) 분석
시간대별 전력수요
용도별 구분
지역별 온도 (기상청 76개지점의 해당시점 온도와 습도)
요일구분, 공휴일
 사업체의 특성(건물의 면적, 매출액, 고용인원 등)은 관련자료의 미흡
으로 고려하지 못함)
관련용도의 시간대별 가격을 적용하지 못함

일반용전력



갑 - 계절별,
을-계절별, 경, 중, 최대부하의 시간별 가격구분
산업용전력



갑-계절별,
을-계절별, 시간대별-심야, 주간, 저녁,
병-계절별, 시간대별-경, 중, 최대부하의 시간별 가격구분
79
한전 계약종별 구분 및 KDN 자료의 형태
80
용도구분, 지역구분을 통한 수요분석
• 용도(22개) x 지역 (76개 지점) x 규모(Real Line) -> 무한대의 조합
• 소위 TLP (Typical Load Profile)은 의미가 없음
• 여기에 실제 사업체의 조업실태 등 구체적인 추가 정보가 포함될 경우, 다양한 용도에 분석의 결과
를 사용할 수 있다.
 (예 1)소비자 A 가 같은 전력량, 같은 요금을 내면서도 피크부하에 영향을 덜 미칠 수 있는
요금제를 선택할 수 있도록 Rate Design을 제시
 (예 2)적은 비용을 들여 휴가보수, 자율절전, 하계부하관리 등의 계획을 수립가능
81
기존의 단기 전력수요, 천연가스 예측 모형 개관
오차수정모형(error correction model)
• 시간변동계수를 갖는 공적분
• 단기 동태적(short-run dynamics)인 관계
• 기온반응함수를 통한 온도지수
x 축: 온도,
y 축: 도시사스 사용실적
z 축: 양변량 커널분포(bivariate kernel density
distribution)
-> 온도축에 대해 marginalize
82
실제 전력수요예측 모형
에너지의 수요를 결정하는 요인





소득
자기재화의 가격
대체 보완관계에 있는 다른 재화의 가격
온도
기타 필요한 변수들이 포함되어야 함.
하지만 상기의 모형은 여타에너지와의 대체 보완관계에 대한 고려가 전혀
되어 있지 않음.
83
산업용도시가스 가격탄력성 분석결과(예)
모형: panel data model estimation with crosssection fixed-effects and partial adjustment
scheme (2008.10)
- 자기가격탄력치
단기: -0.116 (유의함) => 비탄력적
장기: -0.527 (유의함) => 비탄력적
- 전기가격탄력치
단기: 0.309 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계
장기: 1.402 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계
- BC유 가격탄력치
단기: 0.052 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계
장기: 0.234 (유의함) => 도시가스 수요와 대체관계
84
Hourly Heat Load Curve Forecast
∘
∘
∘
∘
Dependent Variable : Hourly Heat Load data
gathered from 306 different points of machine rooms
– Conversion to Typical Household Heat Demand
needs special consideration.
Explanatory Variables
Temperature(C0): -34.7 ～ 35.9
Humidity(%): 0 ～ 93
12 Months x 24 Hour Pattern
Weekdays with its coincidence of other holidays
 Holidays are categorized differently
 Holiday during weekdays, New Years day, Thanks giving
Holidays, etc.
∘ Heating Space
85
Hourly Load Curve Forecast: Model
The Multi-level Model or the Hierarchical Model
yi ,t  z1,i ,t ' i  x1,i ,t ' 1   i ,t
<Assumptions for the Model>
i  X 2,i  2   i
1
x1,i ,t
i
z1,i ,t
 i ,t
2
X 2,i
i
[the first level]
: the level-1 fixed parameters
: the level-1 explanatory variables associated with fixed parameters
: the level-1 random parameters (random variation over the households is more important)
: the level-1 explanatory variables associated with random parameters
: the level-1 random error terms
[the second level]
: the level-2 fixed parameters
: the level-2 explanatory variables
: the (subject-specific) level-2 random error terms
Source: C.G.Moon(2006)
86
15분 단위 전력수요(KDN 자료) 분석
시간대별 전력수요
용도별 구분
지역별 온도 (기상청 76개지점의 해당시점 온도와 습도)
요일구분, 공휴일
 사업체의 특성(건물의 면적, 매출액, 고용인원 등)은 관련자료의 미흡
으로 고려하지 못함)
관련용도의 시간대별 가격을 적용하지 못함

일반용전력



갑 - 계절별,
을-계절별, 경, 중, 최대부하의 시간별 가격구분
산업용전력



갑-계절별,
을-계절별, 시간대별-심야, 주간, 저녁,
병-계절별, 시간대별-경, 중, 최대부하의 시간별 가격구분
87
한전 계약종별 구분 및 KDN 자료의 형태
88
용도구분, 지역구분을 통한 수요분석
• 용도(22개) x 지역 (76개 지점) x 규모(Real Line) -> 무한대의 조합
• 소위 TLP (Typical Load Profile)은 의미가 없음
• 여기에 실제 사업체의 조업실태 등 구체적인 추가 정보가 포함될 경우, 다양한 용도에 분석의 결과
를 사용할 수 있다.
 (예 1)소비자 A 가 같은 전력량, 같은 요금을 내면서도 피크부하에 영향을 덜 미칠 수 있는
요금제를 선택할 수 있도록 Rate Design을 제시
 (예 2)적은 비용을 들여 휴가보수, 자율절전, 하계부하관리 등의 계획을 수립가능
석유분야의 연구
-. The Security of the Oil Market in Three Northeast Asian Countries (with I.W.Ahn), to
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을 중심으로 (안일환 외 공동), 자원환경경제연구, forthcoming, 2008.6
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-. 전략석유비축의 효율적 활용방안 연구, 에너지경제연구원/한국석유공사, 2003. 1, 공동
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-. 가스데이타 체계정립에 관한 연구, (1993, 12), 에너지경제연구원
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-. 기상자료와 냉난방 실측자료를 이용한 열부하 추정과 예측: 다계층모형의 활용 (문
춘걸 공동), 자원환경경제학연구, 16권 4호, pp.803-833, 2007
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-. 'Modelling for Economic Evaluation of DHC/CHP - New Perspective and
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-. 한국지역난방공사 전력시장 진입 최적방안연구," (윤원철 외) 2002.4, 에너지경제
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-. 풍력발전의 첨두부하시의 발전가능량에 대한 확률 분석 (하정우, 박종배 공동), 응용경제 제9권 제3호, pp.39-59, 2007년
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-. 도서지역 전화사업과 신재생복합 전력시스템 보급의 경제성분석, 장하나 공동, 산업조직연구, 제13집, 제4호, pp.79-104, 2005,12
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-. 신․재생에너지 의무비율할당제(Renewable Portfolio Standards) 국내도입시 고려사항에 관한 연구, (최기련, 장한수 공동), 에너지공
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