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목차
요약보고서 12
제1장 연구개요 24
1. 연구의 목적 24
2. 연구의 중요성 및 필요성 24
3. 국내외 관련 기술 현황 27
4. 연구개발 내용 30
제2장 도매전력시장의 가격결정 이론 32
제1절 일반 재화의 가격결정 이론 32
제2절 전력시장에서의 경쟁가격 부재 및 사례 분석 38
제3절 전력시장 구조 및 거래형태별 가격결정 방법 61
1. 전력시장 구조 : 선도시장, 하루전시장 및 실시간 시장 61
2. 거래형태별 가격결정 방법: 쌍무거래, 풀 및 거래소 거래 62
3. 각 가격결정 방법에서의 균형가격 달성 66
제4절 풀 전력거래에서의 가격결정 모델 및 방법 70
1. 시장 가격 71
2. 에너지 가격과 부가정산금(Uplift) 80
3. 대체 가격 모형 83
4. 제약 모형 84
5. 급전 모형 86
6. Convex Hull 모형 88
7. 부가 정산금 90
8. 가격 비교 93
9. Duality와 최소 부가 정산금 95
10. 급전 기반 가격 결정 근사화 102
11. 전산 방법 104
12. 가격 비교 110
13. 확장과 전산 테스트 120
14. 요약 121
제3장 국내 전력시장(CBP) 가격결정 이론 122
제1절 현 CBP 전력시장의 시장가격(SMP) 결정방법 122
1. 전력시장가격(SMP) 결정 절차 122
2. 전력시장가격(SMP)의 결정 요소 123
3. 발전기 기술적 제약 및 기타 제약 반영 요소 130
4. SMP 결정 미반영 제약 요소에 의한 Side Payment : Con/Coff 132
제2절 현 전력시장가격(SMP) 결정방법 제안 배경(KEMA Consulting) 135
1. 현 전력시장가격(SMP) 결정방법 제안 배경 (KEMA 컨설팅) 136
2. 영국 England & Wales Pool 전력시장가격 결정방법 142
제4장 해외전력시장 가격결정방법 및 동향 156
제1절 개요 156
제2절 일반적인(해외) MILP 기반 발전기기동정지계획 160
1. 개요 및 가정 160
2. 발전기 기동정지계획 정식화 162
3. LMP 결정 및 경제급전(SCED) 172
제3절 국내 전력시장의 발전계획 모델 174
1. 국내 전력시장의 기동정지계획 174
2. 국내 전력시장의 기동정지계획 모델 176
제4절 PJM 시장의 발전기 비용 및 시장참여에 대한 보상 방향 178
1. PJM 전력시장 내 공급자원의 비용 구성 178
2. PJM 전력시장 공급자원의 정산 184
제5절 Convex Hull Pricing의 정식화와 특성에 대한 최근 논의 199
1. Convex hull의 도식적 이해 199
2. Convex hull의 수학적 정식화 203
3. Convex hull 가격 결정법의 특성 208
4. Convex hull 가격 결정법의 문제점 211
제5장 사례분석 215
제1절 사례-I: 예비력제약에 대한 발전계획 결과 분석 215
1. 사례 계통 입력 정보 215
2. 10-Unit System 기동정지계획 결과 216
3. 예비력 반영 유무에 따른 발전비용 219
4. 시장가격 결정방법 비교 221
5. 발전정산금 및 기대수익 223
제2절 사례-II: 송전제약에 대한 발전계획 분석 229
1. 사례 계통 입력 정보 229
2. 6-bus system 계통제약 반영 유무에 따른 발전계획 결과 231
3. 사례연구-II 결론 및 시사점 239
제3절 사례-III: 가격결정 방법에 따른 Uplift 244
1. 비제약 시 Uplift 245
2. 예비력 제약 반영 시 Uplift 249
3. 송전 제약 반영 시 Uplift 253
4. Uplift 사례 연구 결과 256
제4절 사례-IV: 실계통 발전계획 시 예비력 적용사례 258
1. 사례 개요 258
2. 예측 수요 분석 261
3. 예비력 제약에 대한 실계통 적용 결과 264
제6장 결론 277
제1절 전력시장 가격결정 이론 277
제2절 하루전 에너지 시장 개선 방향 278
제3절 표준적 풀 시장으로 전환을 위한 개선 방향 279
1. 비용 현실화 279
2. 제약 현실화 280
제4절 가격결정 방법 개선에 대한 제언 281
〈그림 2-1〉 예제 1-a의 공급 및 수요 곡선 40
〈그림 2-2〉 예제 1-c의 공급 및 수요 곡선 42
〈그림 2-3〉 예제 1-b의 공급 및 수요 곡선 43
〈그림 2-4〉 예제 2-a의 공급 및 수요 곡선 44
〈그림 2-5〉 예제 2-b의 공급 및 수요 곡선 48
〈그림 2-6〉 예제 2-b의 공급 및 수요 곡선 50
〈그림 2-7〉 전체 변동비용 74
〈그림 2-8〉 한계 변동비용 75
〈그림 2-9〉 단기 전력 시장 76
〈그림 2-10〉 전체 Commitment와 Dispatch 비용(발전기 2대) 77
〈그림 2-11〉 한계 비용(발전기 2대) 78
〈그림 2-12〉 전체 Commitment와 Dispatch 비용(발전기 3대) 79
〈그림 2-13〉 한계 Dispatch 비용(발전기 3대) 79
〈그림 2-14〉 제약 모형의 한계 비용(발전기 2대) 85
〈그림 2-15〉 급전 모형의 전체 비용 87
〈그림 2-16〉 급전 모형의 한계 비용 88
〈그림 2-17〉 Convex Hull 모형의 전체 비용 89
〈그림 2-18〉 Convex Hull 모형의 한계 비용 90
〈그림 2-19〉 부가정산금 92
〈그림 2-20〉 각 모형의 전체 비용 비교 93
〈그림 2-21〉 각 모형의 한계 비용 비교 94
〈그림 2-22〉 각 모형의 발전 수입 비교 95
〈그림 2-23〉 Convex Hull의 개념도 109
〈그림 3-1〉 현 전력시장가격(SMP) 결정방법 122
〈그림 3-2〉 SMP 구조 126
〈그림 3-3〉 현 CBP 전력시장에서의 제약발전 및 제약비발전 정산 방식 133
〈그림 3-4〉 ABN AMRO & Rothschild 제안 도매경쟁시장 모델 135
〈그림 3-5〉 영국 풀 전력시장에서의 전력거래 구조 145
〈그림 3-6〉 영국 풀 전력시장의 정산흐름도 146
〈그림 3-7〉 영국 풀 전력시장에서의 발전기 입찰가격 147
〈그림 3-8〉 영국 풀에서의 월평균 SMP, 용량가격, 부가정산금의 추이(1990년-1997년) 153
〈그림 4-1〉 화력발전기 운전상태 161
〈그림 4-2〉 정지시간에 따른 기동비용 구분 161
〈그림 4-3〉 연료비용함수 선형근사화 164
〈그림 4-4〉 국내 전력시장운영절차 174
〈그림 4-5〉 증분비용 공급곡선 및 시장가격 가격결정 예시 179
〈그림 4-6〉 2008년 PJM 시장 내 석탄 및 가스 발전기의 Capacity Weighted Average Mark-Up 194
〈그림 4-7〉 1999-2008년 실시간에너지시장의 CT 수입적정성 196
〈그림 4-8〉 1999-2008년 실시간에너지시장의 CC 수입적정성 197
〈그림 5-1〉 예비력 반영/미반영 시 UC 결과에 따른 시간대별 발전비용 220
〈그림 5-2〉 예비력 반영/미반영 시 총비용 220
〈그림 5-3〉 10-Unit System 공급곡선(12시 기준) 221
〈그림 5-4〉 10-Unit System 공급곡선(12시 기준) : SMP 무부하비용 제거 시 222
〈그림 5-5〉 10-Unit System 공급곡선(12시 기준) : SMP 무부하비용, 기동비용 제거 시 223
〈그림 5-6〉 가격결정 및 정산방식 사례별 발전 정산금 226
〈그림 5-7〉 가격결정 및 정산방식 사례별 발전기 기대 수익 226
〈그림 5-8〉 Case-II - 비제약, 한계가격 정산 시 발전기별 기대 수익 및 측면지원금 227
〈그림 5-9〉 Case-III - 비제약, 한계가격 정산 시 발전기별 기대 수익 및 측면지원금 227
〈그림 5-10〉 일간 총 발전수익 및 측면지원금(Case-II, Case-III) 228
〈그림 5-11〉 6-bus system 단선도 229
〈그림 5-12〉 S1 발전계획 결과 - 12시 조류흐름도 232
〈그림 5-13〉 S1 발전계획 시 시장가격 233
〈그림 5-14〉 S2 발전계획 결과 - 12시 조류흐름도 234
〈그림 5-15〉 S2 발전계획 시 시장가격 235
〈그림 5-16〉 S3 발전계획 결과 - 12시 조류흐름도 236
〈그림 5-17〉 S3 발전계획 시 시장가격 236
〈그림 5-18〉 S4 발전계획 결과 - 12시 조류흐름도 238
〈그림 5-19〉 S4 발전계획 시 시장가격 238
〈그림 5-20〉 제약 반영 유무에 따른 한계비용 기반 시장가격 240
〈그림 5-21〉 제약반영에 따른 6-bus system 발전계획 결과 - 발전비용 242
〈그림 5-22〉 제약 반영에 따른 6-bus system 발전계획 총비용 242
〈그림 5-23〉 시장가격 하의 G1 최적 출력 - 비제약 247
〈그림 5-24〉 시장가격 하의 G2 최적 출력 - 비제약 247
〈그림 5-25〉 시장가격 하의 G3 최적 출력 - 비제약 248
〈그림 5-26〉 발전기별 Uplift - 비제약 시 248
〈그림 5-27〉 발전기별 Uplift 합계 - 비제약 시 249
〈그림 5-28〉 시장가격 하의 G1 최적 출력 - 예비력제약 포함 251
〈그림 5-29〉 시장가격 하의 G2 최적 출력 - 예비력제약 포함 251
〈그림 5-30〉 시장가격 하의 G3 최적 출력 - 예비력제약 포함 251
〈그림 5-31〉 발전기별 Uplift - 예비력 제약 반영 시 252
〈그림 5-32〉 발전기별 Uplift 합계 - 예비력 제약 반영 252
〈그림 5-33〉 시장가격 하의 G1 최적 출력 - 송전 제약 포함 254
〈그림 5-34〉 시장가격 하의 G2 최적 출력 - 송전 제약 포함 254
〈그림 5-35〉 시장가격 하의 G2 최적 출력 - 송전 제약 포함 255
〈그림 5-36〉 발전기별 Uplift - 송전 제약 반영 시 255
〈그림 5-37〉 발전기별 Uplift 합계 - 송전 제약 반영 시 256
〈그림 5-38〉 2014년 수요 예측 오차 분포 262
〈그림 5-39〉 2015년 수요 예측 오차 분포 262
〈그림 5-40〉 예비력 제약에 따른 가격결정발전계획 결과 비교 - 2014년 경부하 265
〈그림 5-41〉 예비력 제약 반영 후 발전원별 발전계획 증감량 - 2014년 경부하 265
〈그림 5-42〉 예비력 제약에 따른 가격결정발전계획 결과 비교 - 2014년 중부하 266
〈그림 5-43〉 예비력 제약 반영 후 발전원별 발전계획 증감량 - 2014년 중부하 266
〈그림 5-44〉 예비력 제약에 따른 가격결정발전계획 결과 비교 - 2015년 경부하 267
〈그림 5-45〉 예비력 제약 반영 후 발전원별 발전계획 증감량 - 2015년 경부하 267
〈그림 5-46〉 예비력 제약에 따른 가격결정발전계획 결과 비교 - 2015년 중부하 268
〈그림 5-47〉 예비력 제약 반영 후 발전원별 발전계획 증감량 - 2015년 중부하 268
〈그림 5-48〉 시나리오별 SMP 수준 (2014년 9월 9일) 270
〈그림 5-49〉 시나리오별 SMP 수준 (2014년 12월 18일) 271
〈그림 5-50〉 시나리오별 SMP 수준 (2015년 9월 27일) 273
〈그림 5-51〉 시나리오별 SMP 수준 (2015년 1월 2일) 274
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