2.1 PLEXOS DB 구성

LNG-LPG 이중연료 발전기의 전력시장 투입 및 KOGAS 평균요금제 인하효과로 인한 전력시장 시뮬레이션 수행을 위해 Energy Exemplar 사의 전력시장 시뮬레이션 프로그램인 PLEXOS의 데이터베이스를 구축하였다. 해당 데이터베이스의 주된 요소는 전력수요, 발전기 특성자료, 연료비로 이루어져 있다.

2.2 LPG & LNG 가격 추이

역사적으로 대부분의 기간에 대하여 현물시장에서의 LPG의 열량단가는 LNG의 열량단가에 비하여 높다. 그러나 천연가스와 같은 원자재의 현물시장 가격은 변동성이 크기 때문에 때때로 LPG와 LNG 가격의 역전현상이 발생하며, 특히 러시아 우크라이나 전쟁 이후 LNG의 가격이 크게 상승하여 지속적으로 LPG보다 높게 나타나고 있다. JKM(Japan Korea Marker) 현물시장에서의 LNG 열량단가와 LPG 국제가격(CP C3가격)의 추이를 비교하였다. 2020년부터 2021년 7월까지 19개월동안 LPG보다 LNG의 현물시장 단가가 더 높은 기간은 2021년 1월 단 한차례로 나타났다. 그러나 2021년 8월부터 가격역전 현상이 발생하여 2022년 12월까지 17차례 발생하였다.

미래기간의 시뮬레이션을 위한 국제유가 및 JKM 현물가격의 전망은 SK가스(주) 내부 전망치를 활용하였다. 국제유가 및 JKM 현물가격은 각각 Base, Low, High 3가지로 구성되어있다. 미래 기간의 LPG 도입단가는 유가를 바탕으로 과거 10개년 월별 평균 패턴을 활용하여 전망하였다.

그림 1. ‘20년~’22년 LPG & LNG 현물가격 실적

Fig. 1. LPG & LNG Spot Prices Performance from 2020 to 2022

2.3 LPG 1카고 도입에 따른 KOGAS 평균요금제 인하 효과

KOGAS 평균요금제는 가스공사의 모든 LNG 도입계약 가격을 도입물량으로 가중평균하여 동일한 가격을 부과하는 방식을 의미한다^[8]. 이와 같은 도입계약은 계약의 형태에 따라 장기도입계약 및 현물계약으로 나누어진다. 계약기간에 대하여 공급비용이 고정된 장기계약에 비하여 현물계약물량은 비용의 변동성이 매우 크다는 특징이 있다. 평균요금제 하에서는 발전용 가스수요 변동에 대해 가스공사가 무한 공급의 의무를 지니기 때문에 추가적으로 필요한 물량을 현물시장에서 도입해야하기 때문에 2022년과 같이 LNG 현물가격이 비싼 기간에는 평균요금제의 단가가 상승하게 된다. 본 연구에서는 LNG-LPG 이중연료 발전기가 LNG 현물가격에 비해 LPG 현물가격이 낮은 기간에 대하여 LNG 대신 LPG 1카고 분량을 사용한다고 가정하였다. 이러한 가정은 가스공사의 LNG 확보물량 중 가장 고액의 LNG 현물계약 물량을 LPG 1카고만큼 줄이는 효과가 있으며, 그 결과 평균요금제 이용 발전기들의 열량단가를 낮출 것으로 가정하였다.

그림 2. ‘20년~’22년 KOGAS 평균요금제 변화 전/후

Fig. 2. Changes in KOGAS Average Tariffs from 2020 to 2022

3.1 시뮬레이션 SMP 추정 방법

본 논문의 시뮬레이션 수행은 앞서 서술하였듯이 전력시장 시뮬레이션 프로그램인 PLEXOS를 이용하여 수행하였다. 본 시뮬레이션에서의 SMP는 한계발전기(Marginal Generator)의 SRMC(단기한계비용, Short Run Marginal Cost)로 결정된다. SRMC란, 추가적으로 생산된 한 단위의 상품이나 서비스를 위해 필요한 추가비용을 의미한다. 그러나 이는 우리나라 현행 전력시장 규칙과 약간의 괴리가 있다. 현행 전력시장 운영규칙에 따르면, 각 자원의 발전가격은 발전계획량 수준에서의 증분가격, 무부하가격, 기동가격의 합으로 계산한다고 명시되어 있다. 증분가격은 발전계획량 수준에서 해당 자원의 출력을 한 단위 증가시키는데 소요되는 비용을 의미한다. 이는 앞서 언급한 SRMC와 같은 의미이다. 무부하가격은 증분가격만으로는 회수할 수 없는 자원의 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로, 각 자원의 연속운전시간 중 최소출력 이상으로 계획된 거래시간에 대하여 연료비 결손액 합계를 발전량 합계로 나누어 계산한 것이다. 기동가격은 자원의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 각 자원의 기동가격은 열간 기동비용을 연속운전시간의 발전량 합계로 나누어 계산한다. SRMC는 증분비용 외에 무부하비용 및 기동비용을 고려하지 않은 가격이기 때문에, 이를 추가적으로 고려하기 위하여 SRMC의 일정부분을 증가시켜 값을 도출하였다. 이 수치에 대한 정확성은 Case1에서 SMP 오차율을 유의미하게 작게 도출하여 증명하였다.

3.2 Case1

Case1은 본 시뮬레이션에 사용된 전력시장 분석 모델의 신뢰성을 검증하기 위하여 수행되었다. PLEXOS 시뮬레이션을 통하여 ‘20년부터 ’22년까지 우리나라 전력시장 시뮬레이션을 수행하여 실적 SMP와 대조하였다. 분석기간에 대하여 실적 3년 평균 SMP는 118.1원/kWh를 나타냈으며, Case1은 117.9원/kWh의 결과를 보여 약 0.2%의 오차를 보였다. 분석기간에 대하여 시간대별 SMP의 산술평균 및 LNG 전력구입비용은 아래 표와 같다.

그림 6. Case1 SMP 와 실적 SMP 비교 (월평균)

Fig. 6. Comparison of SMP and Actual SMP in Case 1 (Monthly Average)

3.3 Case2

Case2는 분석기간에 대하여 울산지피에스복합발전기 급 이중연료 발전기를 투입하여 전력시장 시뮬레이션을 수행하였다. 이중연료 발전기는 목적함수인 에너지구입비의 최소화 목적을 달성하기 위하여 가용할 수 있는 연료원 중 보다 저렴한 연료원을 사용하여 발전하였다. 분석기간에 대하여 시간대별 SMP의 월별 평균 및 LNG 전력구입비는 아래 표와 같다.

그림 7. Case1 SMP 와 Case2 SMP 비교 (월평균)

Fig. 7. Comparison of Case 1 SMP and Case 2 SMP (Monthly Average)

3.4 Case3

Case3는 분석기간에 대하여 울산지피에스복합발전기 투입 및 이로 인한 KOGAS 평균요금제 인하효과를 함께 고려하였다. LNG 연료비가 급등한 2022년에 SMP 감소효과가 두드러지게 나타났으며, Case1의 2022년 평균 SMP에 비하여 약 16.35원/kWh 감소된 177.2원/kWh로 나타났으며, 이는 약 8.4%에 해당하며, LNG전력구입비용은 평균 153,035억원으로 나타났다.

그림 8. Case1 SMP 와 Case3 SMP 비교 (월평균)

Fig. 8. Comparison of Case 1 SMP and Case 3 SMP (Monthly Average)

3.5 Case4

Case4는 2024년부터 2036년까지 총 13년에 대하여 전력시장 시뮬레이션을 수행하였다. 앞서 2.2에서 설명하였듯이 국제유가와 JKM 현물가격은 각각 High, Base, Low 3가지 경우의 수로 구분되는데, Case4는 그 중 국제유가는 Low에 해당하며 JKM 현물가격은 High에 해당한다. 이러한 조합은 LPG 1카고 대체로 인한 KOGAS 평균요금제 가격인하 효과를 가장 크게 발생시키는 것으로 나타났다. 가격인하 효과가 가장 크게 나타난 기간은 2036년 2월이며, 단일연료 시나리오는 36.48원/MJ이었으나 이중연료 시나리오에서는 35.39원/MJ로 약 1.08원/MJ의 인하효과가 나타났다.

Case4에서의 SMP는 평균적으로 0.47% 감소하였다. 감소량이 가장 크게 나타난 기간은 2028년으로 연평균 SMP의 0.9원/kWh 감소효과를 보였다.

LNG전력구입비용의 감소효과가 가장 큰 해는 2028년 1.071억원의 절감효과를 보였다. LNG전력구매비용은 분석기간에 대하여 연평균 509억원 감소하였고 총 6,623억원을 절감하였다.

그림 9. Case 4: 이중연료 도입으로 인한 월별 평균요금제 인하량

Fig. 9. Case 4: Monthly Average Tariff Reduction Due to Dual Fuel Implementation

3.6 Case5

Case5는 국제유가와 JKM LNG현물가격이 모두 Base인 케이스로, KOGAS 평균요금제 감소효과가 중간에 해당하는 케이스이다. 평균요금제의 감소효과가 가장 큰 기간은 2036년 2월로, 단일연료 시나리오에서는 30.79원/MJ이었으나 이중연료 시나리오에서는 30.20원/MJ로 이중연료 도입 전에 비하여 0.59원/MJ 의 감소효과를 보였다.

Case5에서의 SMP는 분석기간에 대하여 평균적으로 0.28% 감소하였다. 감소량이 가장 크게 나타난 기간은 2026년으로, 연평균 SMP가 0.5원/kWh의 감소효과를 보였다.

LNG 전력구매비용의 감소효과가 가장 큰 해는 2028년 616억원의 절감효과를 보였다. LNG전력구매비용은 연평균 331억원 감소하였고 총 4,302억원을 절감하였다.

그림 10. Case5 이중연료 도입으로 인한 월별 평균요금제 인하량

Fig. 10. Case 5: Monthly Average Tariff Reduction Due to Dual Fuel Implementation

3.7 Case6

Case6는 국제유가와 JKM 현물가격이 각각 High 와 Low에 해당하는 케이스로, KOGAS 평균요금제 감소효과가 최소에 해당하는 케이스이다. 평균요금제의 감소효과가 가장 큰 기간은 2035년 12월로, 단일연료 시나리오에서는 26.26원/MJ이었으나 이중연료 시나리오에서는 23.59원/MJ로 이중연료 도입 전에 비하여 0.27원/MJ 의 감소효과를 보였다.

Case6에서의 SMP는 분석기간에 대하여 평균적으로 0.11% 감소하였다. 감소량이 가장 크게 나타난 기간은 2027년으로, 연평균 SMP가 0.2원/kWh의 감소효과를 보였다.

에너지구입비용의 감소효과가 가장 큰 해는 2027년 306억원의 절감효과를 보였다. LNG 전력구매비용은 연평균 146억원 감소하였고 총 1,902억원을 절감하였다.

그림 11. Case6 이중연료 도입으로 인한 월별 평균요금제 인하량

Fig. 11. Case 6: Monthly Average Tariff Reduction Due to Dual Fuel Implementation

4.1 과거기간 시뮬레이션 결과 비교

본 절에서는 과거기간에 대하여 전력시장 시뮬레이션을 수행한 Case1,2,3의 LNG 전력구입비용 결과값에 대하여 비교 및 분석하였다. 시뮬레이션의 대조군이 되는 Case1와 울산지피에스복합발전기를 투입한 Case2,3을 비교하여 표 13에 나타내었다. LNG가 저렴한 시기인 2020년과 2021년에는 비용감소효과가 상대적으로 작지만, LNG의 가격이 급등한 2022년은 1조 8천억원의 비용감소 효과가 나타났다. 이는 LNG 가격급등기에 상대적으로 저렴한 LPG를 연료로 사용할 수 있는 발전기의 존재는 판매사업자에게 상당한 수준의 비용 절감을 기대할 수 있음을 시사한다. 따라서 LPG와 LNG 이중 연료를 사용할 수 있는 발전기는 연료가격 변동 리스크를 완화시키는데 사업자 측면에서도 크게 기여할 수 있다는 결론을 얻을 수 있다.

4.2 미래기간 시뮬레이션 결과 비교

Case 4, 5, 6의 시뮬레이션 분석기간인 2024년부터 2036년에 대한 LNG 전력구입비용의 감소량은 아래 표 15와 같다. 연평균 LNG 전력구입비용 감소량은 최소 146억원에서 최대 509억원까지 나타났다. 총 LNG 전력구입비용 감소량은 최소의 경우에 1,902억원, 최대의 경우에 6,623억원의 효과를 나타냈다. 이는 기존 LNG 발전설비가 LNG-LPG 이중연료 발전능력을 갖추기 위한 신규설비 투자금액이 1,902억원 이하일 경우 사회적 비용을 줄이는데 효과가 있음을 뜻한다. 뿐만 아니라, 위 분석을 통하여 LNG가스복합 발전소의 LNG-LPG 이중연료 기능의 확보는 미래 연료가격 변동 리스크에 대한 대응을 가능케 함을 확인할 수 있다.