2.1 VPP 사업의 비용 요소

VPP 사업 초기 투자비용으로는 VPP 관련 설치비, 운영비가 있으며 분산자원, 유연성 자원 등 자원을 직접 보유한다면 자원의 설비 설치비 및 운영비가 추가로 발생한다. VPP 관련 설치비, 운영비용은 공개된 자료 확보가 제한적이다. 따라서 VPP 사업자의 최소 모집자원 용량이 1MW를 초과하도록 설계 중인 점^[1]과 선행 연구자료^{[6, 7]}를 고려하여 선정하였다. Table 1은 40MW, 100MW 규모 VPP 사업을 수행할 경우 발생하는 운영 플랫폼과 각 자원을 모니터링 및 제어하기 위한 설비의 설치비용과 연간 운영비용이다. VPP 사업을 위해 발생하는 시스템 구축비용과 유지비용은 40MW 규모의 경우 평균적으로 1,961백만원, 연간 167백만원이며, 100MW인 경우 2,289백만원, 연간 404만원 수준이다^{[6, 7]}.

VPP 사업자가 자원을 직접 보유할 경우 발생하는 비용은 선행 연구^[8]에서 산출한 태양광의 LCOE(Levelized Cost of Electricity)를 연간 발생비용으로 환산하여 이용한다. 여기서, LCOE는 균등화 발전비용을 의미한다. Table 2는 태양광 발전의 LCOE, 이용률, 발전효율 감소율, 평균 예측오차율이다. LCOE는 발전량 단위당 평균 실질발전비용이며 총 발전시설 비용의 현재가치를 총 발전량의 현재가치로 나누어 산출한 발전단가다. 태양광 설비의 수명기간 동안 연평균 발전량을 산출하기 위해서는 이용률, 발전효율 감소율을 고려해야 한다. 태양광의 연평균 이용률은 15.38% 수준이며, 발전효율은 통상적으로 매년 0.6% 감소한다^[8]. 한편, 태양광 설비는 기상상태에 의존하여 발전하며, 현재 전력거래소에서 운영중인 발전량 예측제도에서는 태양광의 예측 오차율은 평균적으로 6% 수준으로 나타난다. 이러한 발전량 예측오차를 보완하기 위해서는 유연성 자원이 필요하다.

유연성 자원인 ESS는 변동성 재생에너지인 태양광 설비의 출력을 보완하여 출력 안정성을 유지할 수 있다. ESS 설치비용은 발전설비 대비 높은 비용이 발생하였으나, 최근 연구에 따르면 설치단가는 낮아지는 추세이다. Table 3은 ESS 설치비용 및 연간 운전유지비용 관련 요소이다. ESS 설치비용은 평균적으로 kWh당 552천원이다^[9-12]. ESS 수명은 운영방법에 따라 10년에서 15년 수준이며, 유지보수비용 증가율은 2.5%이다. 용량대비 방전량인 방전심도는 90%이다.

2.2 VPP 사업의 수익 요소

VPP 사업자는 이익을 극대화하기 위해 다양한 전력시장에 참여한다. 해외 VPP 연구사례^[13]에서 VPP 모델이 참여하는 주요 시장은 에너지 시장(하루 전 시장, 실시간 시장), 보조서비스 시장, 용량시장에 참여할 수있다. 최근 유럽과 북미^[7]에서는 재생에너지 발전소의 급격한 성장으로 변동성과 불확실성에 대처할 수 있는 능력을 향상시키는 시장 메커니즘인 보조서비스 시장, 쌍무계약의 성장이 주목되고 있다. 국내에서는 VPP 사업자가 배전계통에 접속한 BTM(Behind the Meter) 등 분산자원을 모집하여 전력계통에 가시성을 제공하고 급전 불가능 분산자원과 급전 가능 분산자원, 유연성 자원 등을 통합 제어하여 전통 발전사업과 동일한 수준의 역할을 수행하도록 하는 것이 목표이다. 궁극적으로 이러한 목표에 도달할 경우 VPP 사업자가 확보할 수 있는 수입원은 SMP(System Marginal Price), REC(Renewable Energy Certificates), 부가정산금, CP(Capacity Payment), 보조서비스 정산금이 될 것으로 예상된다.

Fig. 1은 ‘12년부터 ‘22년 월별 전력시장가격과 REC 가격이 추이다. SMP는 국제적 이벤트가 발생함에 따라 크게 변동하며. REC는 정부의 신재생에너지 정책 변화에 따라 변동한다. SMP와 REC는 가격 변동성이 크므로 경제성 분석을 수행할 때 수익이 과대하거나 과소하게 책정될 수 있기 때문에 본 논문에서는 최근 3년 평균값을 적용한다.

용량요금은 피크시간대 공급능력 확보를 목적으로 하며, 공급신뢰도 기여도에 따라 차등하여 정산금 지급이 필요하다. 국내에서 실효용량은 ESS가 입찰한 공급가능용량 중 실질적인 공급용량을 의미^[10]하며 해외 전력시장에서는 ESS 실효용량을 전통발전기와 비교하여 공급신뢰도를 동일하게 유지할 수 있는 용량으로 산정하고 있다^[14]. Table 4는 미국 PJM과 영국 Nationalgrid의 ESS 실효용량 비율이다^[15].

Fig. 1. The trend of monthly SMP and REC price trend from 2012 to 2022

3.1 경제성 분석 방법

일반적으로 경제성 분석 시 프로젝트의 비용 및 편익을 현 시점 기준으로 현가화하고, 순현재가치, 편익-비용 비율(B/C Ratio) 등을 이용하여 타당성을 결정한다.

비용, 편익 사이의 상대적 경제성을 확인하는 방법으로 주로 편익-비용 비율(B/C Ratio)을 활용한다. 편익-비용 비율법은 편익의 현재가치를 비용의 현재가치로 나눈 비율을 의미하며 일반적으로 이용되고 있는 경제성 분석 기법이다. 편익-비용 비율이 1보다 클 경우 경제성이 있다고 판단하지만, 공공사업의 경우 편익-비용 비율은 1.1이상에서 타당성을 있다고 본다. 개인 사업자 관점에서는 금리, 불확실성 등을 고려하여 편익-비용 비율이 1.05 이상에서 타당성이 있다고 판단한다.

편익-비용 비율(B/C Ratio) 산출 식은 다음과 같다.

여기서, $B_{k}$는 사업기간 $N$년 동안 사업의 총 수익, $C_{k}$는 사업기간 $N$년 동안 사업의 총 비용, $r$은 할인율을 의미한다.

3.2 사례 연구

VPP 사업의 경제성을 분석하기 위해 태양광 발전, 태양광 발전 자원을 직접 보유한 VPP, 태양광 발전 자원을 모집한 VPP에 대한 수익 및 비용 요소를 Table 6에 제시하였다.

Fig. 3. VPP project investment cost and B/C ratio according to effective capacity ratio

40MW, 100MW 규모 VPP 사업에 대한 모집자원은 100kW, 1MW 태양광을 50%씩 모집한 것으로 가정했다. VPP 실효용량 비율은 ESS 실효용량 비율을 적용하였으며, 국내 ESS 실효용량 비율 데이터가 부재하여 Table 4의 영국 NationalGrid의 ESS 실효용량 비율을 적용하였다. ESS 설치단가는 VPP 사업자의 투자비용에서 높은 비중을 차지하므로 VPP 사업은 용량요금 수입을 최대화하면서 ESS를 과도하지 않게 설치했을 때 경제적이다. Fig. 3은 실효용량 비율에 따른 40MW, 100MW 규모 VPP 사업의 B/C 분석결과이다. ESS 출력 지속시간이 2시간일 경우 태양광의 비용과 수익을 제외한 VPP 사업자의 B/C 비율은 0.59, 0.69로 가장 높게 나타났다. 용량요금 정산금 대비 투자비용이 상당히 높아서 경제성은 1.0보다 현저히 낮게 나타났다. 태양광 발전 자원을 직접 보유하는 VPP 사업자의 B/C 비율은 1.00, 1.02로 나타났으며, 이를 통해 VPP 사업자가 태양광 발전 자원을 모집하는 것보다 직접 보유할수록 경제성이 높아지는 것을 확인했다. 한편, 태양광 발전의 B/C 비율은 1.05로 VPP 사업에 참여하는 것보다 높게 나타났다. 하지만, 향후 태양광 발전은 재생에너지 입찰제도에 참여하게 될 경우 임밸런스 페널티, 출력제어 등이 발생하여 경제성은 낮아지고, VPP는 보조서비스 비용이 현실화될 경우 경제성이 개선될 것으로 예상된다.

VPP 사업의 경제성은 플랫폼, 제어설비, ESS 등의 투자비용 및 운전유지비용의 단가하락에 따른 비용 저감으로 개선될 수 있다. 기술 혁신에 따라 태양광 발전의 설비비용이 과거 15년 동안 연평균 10% 이상 감소한 것^[17]과 유사하게 ESS, VPP 설비비용 또한 향후 감소될 것으로 예상되므로 Table 7과 같이 ESS 설비 투자비, VPP 설비 투자비, ESS 및 설비 투자비, 태양광 LCOE의 감소에 따른 VPP 사업의 B/C 비율의 변화를 분석했다. 태양광 발전 자원을 100% 모집한 VPP 사업의 경우, VPP 설비 투자비가 10%에서 30%까지 감소하게 되면 B/C 비율이 0.01에서 0.03까지 향상되었으며, ESS 설치비용이 10%에서 30%까지 감소하게 되면 B/C 비율이 0.03에서 0.15까지 향상되었다. VPP 사업을 위한 추가적인 투자비 중 ESS 설치비용이 51%, 59%로 높은 비중을 차지하기 때문에 ESS 단가하락에 따른 B/C 비율 개선이 더 크게 나타난 것이다. ESS 및 VPP 설비 투자비가 10%에서 30%까지 감소하게 되면 B/C 비율은 0.05에서 0.19까지 향상되나 경제성 확보는 어려운 것으로 나타났다. VPP 사업은 모집자원을 100% 직접 보유하는 경우 태양광 LCOE가 10% 하락하면 B/C 비율이 1.1까지 향상되며, 20%까지 하락하면 B/C 비율이 1.2이상으로 경제성이 급격하게 개선되는 것으로 나타난다. 한편, Table 8은 제주에서 VPP 사업 B/C 분석결과이다. 육지 대비 높은 용량요금 단가로 자원을 직접 보유한 VPP는 경제성이 있으며, 자원을 모집한 VPP는 100MW 규모인 경우에 경제성이 있는 것으로 나타났다.

VPP 사업 경제성을 개선하기 위한 방안으로 재생에너지 예측기술 고도화를 통해 ESS 설치용량 감소시켜 투자비용을 저감시키는 방법이 있다. Fig. 4는 태양광 예측오차 감소에 따른 40MW 규모 VPP 사업과 100MW 규모 VPP 사업의 경제성 변화를 나타낸다.

태양광 발전 자원을 모집하는 40MW 규모 VPP 사업자의 B/C 비율은 태양광 예측오차가 6%에서 2%까지 감소하게 되면 0.05에서 0.30까지 향상되었다. 한편, 100MW 규모 VPP 사업자의 경우, 태양광 예측오차가 6%에서 2%까지 감소하게 되면 B/C 비율이 0.08에서 0.45까지 향상되었다. 특히, 100MW 규모 VPP 사업자는 B/C 비율이 1.14까지 증가하며, 태양광 예측 기술이 고도화됨에 따라 경제성이 급격하게 향상되는 것을 확인하였다.

국제적으로 탄소중립 달성을 위한 정책이 시행되면서 온실가스 저감을 위한 배출권 비용은 증가하고 있다. 국내 배출권 가격은 ‘21년에 CO2톤당 3.5만원 수준까지 증가하였으며, 유럽의 EU-ETS(Emissions Trading System) 가격은 ‘21년에 CO2톤당 12만원을 초과하였다. 국내 배출권 가격의 상승은 발전 부문 전환의 속도에 영향을 줄 것이다. Table 9는 LNG 복합화력 비용 기초자료이며, Table 10은 LNG 복합화력의 직접비용만으로 산출한 경제성 및 배출권 비용의 변화에 따른 경제성 변화와 VPP 경제성을 비교한 결과이다. 900MW 규모 LNG 복합화력은 배출권 비용이 포함되지 않았을 때 B/C 비율이 1.07이었으나 배출권 비용이 EU-ETS 수준인 CO2톤당 10만원까지 올라간다면 0.76까지 내려가는 것으로 나타났다. 반면, VPP는 재생에너지인 태양광을 모집하기 때문에 배출권 비용이 발생하지 않으며 배출권 비용이 증가할수록 LNG 복합화력 대비 온실가스 배출저감에 따른 환경편익이 증가하여 상대적으로 높은 경제성을 보이게 된다.

또한, VPP 사업 규모가 900MW까지 증가한다면 규모의 경제로 더욱 높은 경쟁력을 보일 것으로 예상된다.

Fig. 4. VPP Project B/C Ratio according to forecast error change