[전력시장] 러우전쟁 위기 시 독일 화석 발전 Merit Order 조정 방법

러시아의 공급량 제한 및 기타 요인들로 인해 가스 가격이 급증하면서 작년 말부터 전력 가격이 급격히 상승하였습니다. 이러한 상황에서 유럽 전력 시장의 가격 결정 메커니즘인 '메리트 오더'는 가스 가격이 전력 가격에 큰 영향을 미치고 있어 논의가 이어지고 있습니다. 연료 가격이 상승하면서 메리트 오더가 크게 변화하고, 전력 생산 비용이 낮은 발전소에서는 높은 시장 가격과 이익을 얻게 되었습니다.

 

본 글은 가격 상승 배경을 설명하고 독일 전력 발전소의 현재 메리트 오더를 보여줍니다. 또한, 가스 가격의 차이에 따른 메리트 오더의 민감도와 그리드 예비 활성화의 영향, 정치적으로 논의 중인 시장 개입에 대해서도 다룹니다.

https://www.ffe.de/en/publications/merit-order-shifts-and-their-impact-on-the-electricity-price/

Merit order shifts and their impact on the electricity price - FFE Website

메리트 오더에 기반한 가격 형성

메리트 오더는 화석 발전기의 전력 생산 비용을 상승순으로 정렬한 최소비용곡선을 의미합니다. 에너지 시장의 자유화 이후, 메리트 오더는 당일 거래 시장에서 가격 결정의 기초가 되었습니다. 공급자들은 일반적으로 발전소의 MWh당 발생하는 경계 비용, 즉 전력 생산에 직접적으로 발생하는 비용을 고려한 가격을 제시합니다. 이는 전기 생산에 직접적으로 발생하는 비용만 고려하며, 고정 비용은 고려하지 않습니다. 그 후, 수요를 충족시키기 위해 필요한 가장 비싼 가격 제안이 균일한 가격(또는 경계 가격)을 결정하게 되며, 이 가격은 모든 발전소에게 지불됩니다. 가격은 일반적으로 공급자들의 제안 가격보다 높기 때문에, 공급자들은 경계 비용에 가능한 가까운 가격을 제시하여 계약을 확보하려는 동기를 가지게 됩니다. 이로 인해 최저 비용으로 전기를 생산할 수 있는 발전소에서 전력을 생산할 수 있게 됩니다.

 

에너지 위기 이전의 메리트 오더의 일반적인 구성 예시로, 독일의 전통적인 발전소 메리트 오더를 보여주는 Figure 1가 있습니다. 이를 위해, 연료 유형, 효율성, 순 용량 및 연료 및 이산화탄소 가격 등 모든 관련 발전소에 대한 발전소 목록을 기반으로 발전소의 경계 비용이 결정되었습니다. 발전소 목록은 독일 연방네트워크 기관(BNetzA)의 발전소 목록을 참고하였으며, 프로시저에 대한 더 자세한 설명은 저희의 논문인 독일의 열 발전소 메리트 오더 (2018)에서 확인하실 수 있습니다. 단, BNetzA 발전소 목록에는 용량이 10 MW 미만인 소규모 발전소가 거의 포함되지 않았다는 점에 유의하시기 바랍니다. platts 발전소 목록 [12]의 평가에 따르면, 독일의 10 MW 미만 소규모 발전소의 설치 용량은 총 4 GW 정도입니다.

낮은 여유 용량 비용을 가진 열 발전 기술 중에서는 폐기물 소각 발전이 가장 왼쪽에 있으며, 그 뒤에는 핵 발전이 따르고, 석탄과 경탄석 연소 발전소가 이어집니다. 그 뒤에는 가스 발전소가 있으며, 복합 사이클 가스 터빈은 효율이 높기 때문에 가스 터빈보다 여유 용량 비용이 더 낮습니다. 최고 여유 용량 비용을 가진 발전 기술은 광물유 전기 생산이며, 그림에서 오른쪽에 위치합니다. 동일한 에너지원 사용에 대한 비용 차이는 각 발전소의 효율성에 따라 다릅니다. 게다가, 동시 발전을 하는 발전소는 열 생산으로 일부 비용을 상쇄시킬 수 있어 여유 용량 비용이 낮습니다. 양적으로 측정하는 것이 어려운 산업용 발전소의 여유 용량 비용은 별도로 제시되지 않습니다. 현재 전력 가격은 잔여 부하(현재 부하에서 재생 가능 에너지원의 발전량을 뺀 것)에 의해 결정됩니다. 잔여 부하가 2018년 6월부터 8월까지의 평균 수준인 약 47,000 MW이면, 그림 1에 표시된 우선 순위에서 전력 가격은 약 35 €/MWh [1]입니다. 실제 가격 결정에는 수출 수입 균형도 고려해야 합니다.

 

2022년 독일의 열 발전소의 우선 순위 (Merit Order)

공급 가격 상승

가스 가격의 급격한 상승은 가스 발전소의 발전 비용을 배가시키고 있습니다. 특히 가스 발전소의 효율성에 따라, 전기 MWh 당 연료 비용은 발전소의 효율성 때문에 가스 가격 자체보다 2~3배 높습니다. 그림 2는 2022년 평균 연료 가격 (2022년 2월 9일까지) 및 CO2 가격 [2]에 따른 업데이트된 우선 순위를 보여줍니다. 2018년 우선 순위와 비교하면, 핵 및 폐기물 소각 발전을 제외한 모든 발전 기술에서 가격 수준이 상승한 것을 보여줍니다. 특히, 2018년에는 여전히 40 €/MWh에서 80 €/MWh 사이였던 가스 발전소의 여유 용량 비용이 크게 증가하여 200 €/MWh에서 450 €/MWh로 증가했습니다. 석탄 전기 생산의 여유 용량 비용도 상당히 높아져서, CO2 가격 상승으로 인해 배출 인자가 높은 경탄석이 상승하는 것이 석탄보다 더 빠릅니다. 석유 전기 생산의 여유 용량 비용도 2018년 비용보다 상당히 높아졌지만 가스 발전소의 여유 용량 비용만큼 증가하지는 않았습니다. 기술 내 여유 용량 비용의 큰 차이는 연료 가격 상승에 대응하여 발전소 효율성이 더 중요해지고 있다는 것을 보여줍니다. 가격 상승 외에도, 우선 순위는 2018년보다 훨씬 짧아져서, 시장에서 활동할 수 있는 설치용량이 적어졌기 때문에 더 가파르게 나타납니다. 2018년에는 약 90,000 MW의 설치용량이 시장에서 이용 가능했지만, 원자력 및 석탄 철수 및 그리드 예비로의 전환을 위한 여러 발전소의 해체로 인해, 올해에는 약 65,000 MW의 용량을 가진 참가자만이 시장에 활동할 수 있습니다. 2018년 6월부터 8월까지의 평균 잔여 부하를 가정하면, 현재의 우선 순위는 전력 가격이 약 350 €/MWh임을 보여줍니다. 이는 2018년의 10배에 해당합니다.

 

그림 2에 나타난 우선순위는 평균 연료 가격과 이산화탄소 가격을 기반으로 한 마진 비용을 계산하지만, 가스 가격은 그동안에도 평균 값보다 상당히 높았습니다. 2022년 8월 26일 가격 피크에서, 가스 가격은 312 €/MWh에 이르렀습니다. 이 때 가스를 구입해야하는 가스 발전소는 여전히 상당히 높은 마진 비용에 영향을 받았습니다. 이러한 높은 가격을 고려하면, 그림 3에 나타난 우선순위는 더욱 가파르며, 효율이 낮은 가스 발전소의 마진 비용이 때로는 1,000 €/MWh를 초과합니다. 이로 인해 이미 고려된 2018년 여름 월의 잔여 수요에 대한 가격은 810 €/MWh입니다. 2022년 8월 26일 실제 발생한 스팟 시장 가격은 시간대에 따라 550 €/MWh에서 800 €/MWh 사이로 범위가 있으며, 이는 2018년 평균 값과 비교하여 낮은 잔여 부하 때문입니다.

현재 가스 위기로 인해 그리드 예비력 활성화가 논의되고 있습니다. 그러나 전력 가격에 대한 긍정적인 영향은 이에 따른 높은 CO2 배출로 인한 부정적인 영향으로 상쇄됩니다. 그리드 예비 및 일시 중지된 발전소를 메리트 오더에 잠재적으로 통합하면 주로 석탄 및 가스에서 약 13,400MW의 용량이 추가됩니다. 이로 인해 메리트 오더는 더 평평하고 길어지며, 47,000MW의 예측 잔여 부하 가격은 2022년 평균 가스 가격에 따른 350€/MWh 대비 270€/MWh로 감소합니다.

 

잔여 부하 및 수출 변화

전기 가격에 가장 큰 영향을 미치는 것은 일반적으로 가스 가격이지만, 현재 매우 높은 전기 가격에는 여러 가지 다른 영향 요인도 논의되고 있습니다. 특히 여름에는 소비가 적고 재생 가능 에너지의 고수입이 있기 때문에 전기 가격이 일반적으로 겨울보다 낮습니다. 또한, 올해 6월부터 8월까지의 잔여 부하는 평균 35,600MW로 2021년과 비교해 낮으며 2018년 수준(47,000MW)보다 훨씬 낮습니다.

 

그러나 올해 여름에는 이전 몇 년간과 비교하여 상당히 더 많은 전기가 수출되었습니다. 독일은 과거 3년간 여름에 대부분 수입국이었으며, 예를 들어 2021년 6월부터 8월까지 2,900GWh를 수입했지만, 올해는 약 700GWh를 수출했습니다. 특히 7월에는 수출이 매우 높았습니다. 특히, 부식 문제와 오래된 장비로 인해 프랑스의 원자력 발전소의 절반이상이 생산을 중단하면서 이러한 상황이 발생했습니다. 유럽 전력 시장 커플링으로 인해 프랑스의 생산 손실은 국경을 넘어 가장 저렴한 발전소가 보충되어, 높은 마진 비용을 가진 발전소의 가격이 설정됩니다. 따라서 독일에서는 더 많은 발전량이 생성되어 높은 마진 비용을 가진 발전소가 보조되고, 이로 인해 독일의 열 발전소에서 필요한 발전량은 여름에 수입으로 인해 평균 330MW 감소하고, 2022년에는 수출로 인해 평균 80MW 증가합니다.

잠재적인 해결책

전기요금 급증에 대응하여, 유럽 연합(EU)은 2022년 9월 2일 유럽 전력거래소에 대한 일시적인 인프라 마진 가격 상한선 제안을 발표했다. 이는 주변 가격보다 마진 비용이 낮은 발전소에만 적용되는 상한선을 의미한다. 동시에, 현재 이베리아 반도의 가스 가격 상한선에 대해서도 다루며, 이러한 메커니즘의 유럽 전체 적용과 같은 다른 전력시장 개입 방안에 대해서는 명시적으로 제외하고 있다.

 

이베리아 모델

이베리아 전력시장(MIBEL)의 메커니즘은 유럽 위원회가 광범위한 협상을 거쳐 일시적으로 도입하도록 합의한 후, 2022년 6월 15일에 도입되었다. 이러한 승인의 이유는 특히 이베리아 반도의 전력 수급에 대한 제한된 송전 용량 때문이다. 이는 한편으로 시장 내 부족분을 보상하는 것이 더 어려워져서, 다른 유럽 국가보다 전기요금이 더욱 급상승했기 때문이다. 또한, EU는 상대적으로 격리된 시장 때문에, 유럽 전력시장의 왜곡 없이 자체적인 구현이 가능하다고 주장하고 있다. 이 메커니즘은 가스와 석탄 발전소에 대한 고정 보조금을 포함하며, 전기 요금에 대한 세금으로 자금을 조달한다. 따라서, 전력 생산은 연료 가격 상승의 영향에서 분리될 것이다. 전기 생산에서 사용되는 가스에 대한 초기 고정 가격 상한선은 40€/MWh로 설정되었으며, 매달 5€/MWh씩 증가할 예정이다. 포르투갈 정부에 따르면, 이 개입은 전기요금을 16.5% 낮추게 만들었다. [5, 6]

 

EU는 이러한 메커니즘의 확장을 제외했다. 주된 이유는 높은 가격에 대한 수요의 조절 효과의 중단이다. EU는 이를 전기 수요의 연간 25 TWh 증가와 유럽 전체 적용시 (이베리아와 같은 상한선인 40 €/MWh를 가정하면) 가스 수요의 10% 증가로 이어질 것으로 예상하고 있다. 게다가, 화석 연료에 대한 보조금이 탄소 저감 목표와 모순되기 때문에 이러한 메커니즘에 대해 반대 의견을 제시하고 있다. [6]

 

EU가 제외한 추가 조치

인프라 마진 가격 상한선 제안의 일환으로, 유럽 연합은 이전에 논의되었던 여러 다른 조치들도 명시적으로 제외했다. 이는 이베리아 모델의 유럽 전체 적용 뿐만 아니라, 그리스 위원회가 제안한 기술별 비용 기반 보상과 규제된 이윤율을 포함한다. 국가와 시장 가격 차이에서 발생하는 수익은 소비자의 부담을 줄이기 위해 사용될 것이다. EU는 규제된 이윤율이 경쟁을 없애고 비효율적인 기술과 비용 구조를 촉진할 가능성이 있다고 주장하며, 이러한 제안의 반대를 정당화하고 있다. 또한, 이러한 메커니즘이 재생 가능 에너지에 대한 투자를 방해할 가능성이 있기 때문에 EU는 이 메커니즘에 반대한다. 기타 제외된 조치에는 EU 배출권 거래의 일시적인 폐지, 가구용 전기요금의 고정 규제, 절대 가격 상한선이 포함되어 있으며, 이러한 제안들은 높은 비용과 규제 가격에서 전기 절약에 대한 인센티브 부족 때문에 제외되었다. [6]

 

인프라 마진 가격 상한선

위에서 언급한 조치 대신, EU는 가스 발전소보다 마진 비용이 적은 발전 기술에 대한 인프라 마진 가격 상한선과 전기 소비의 조절적인 감소를 제안한다. 특히, 재생 가능 에너지(특정 수력 발전소, 바이오매스 또는 바이오가스를 제외한), 원자력 발전소 및 흑연화 석탄 발전소가 명시되어 있다. 이를 통해, 이러한 발전소의 수익은 현재 마진 전기 가격에서 분리될 것이다. 가격 상한선은 하류 세금을 통해 후처리로 시행될 것이다. EU 제안에 따르면, 전기 가격과 가격 상한선 사이의 차이에서 발생하는 국가 수입은 소비자 지원 조치를 자금 조달하는 데 사용될 것이다. 이러한 지원 조치는 전기 소비의 감소를 유도하기 위해 디자인될 것이다. [6]

 

이러한 접근법의 장점으로는, 특정 기술에 대한 보조금이 없으며 생산자에게 고정 지불금도 없기 때문에 시장 메커니즘이 유지된다는 것이다. 또한, 충분히 높은 가격 상한선으로 인해 재생 가능 에너지는 충분한 이윤을 얻어 투자가 계속해서 유망하게 유지될 것이다. 또한, 높은 및 시간적 가변성을 가진 전기 가격의 조정 효과가 유지됨으로써, 특히 재생 가능 에너지원의 공급이 적을 때 전력 소비를 줄이기 위한 인센티브가 제공될 것이다. 그러나, 저장 시설에 적용될 구매 및 판매 가격, 에너지원에 따라 일괄적인 가격과 분리된 가격 중 어떤 것을 적용해야 할지, 그리고 선물 시장 제품(선물)의 가격 책정에 대한 문제 등 여러 미지수가 남아있다. 게다가, 이러한 메커니즘의 효과가 약화될 수 있는 양자간 거래(OTC 거래)로의 이동 등도 불확실하다. [6, 7]

 

독일

8월 초, 독일 정부는 러시아의 가스 공급 부재로 인해 대체 구매 비용이 급증하는 수입자들을 완화하기 위해 2022년 10월 1일부터 가스 부과금을 도입하기로 결정했다. 처음에는 2.419 ct/kWh의 지불로 시작되며, 3개월 후 조정될 수 있다. 이러한 비용은 모든 가스 소비자(즉, 가스 발전소를 포함한)에게 부과될 것이다. 2.419 ct/kWh의 부과금으로 인해, 가스 발전소의 전기 생산에 대한 마진 비용은 공장 효율성에 따라 40 €/MWh에서 70 €/MWh까지 증가될 것이다. 결과적으로 전기요금이 상승하는 것을 상쇄하기 위해, 가스 부가세 역시 10월부터 19%에서 7%로 인하될 예정이다. 또한, 이 가스 부과금을 토대로, 협상 당시 연대정치가 합의한 제3차 지원 패키지도 발표되었다. [8, 9]

EU 제안과 일치하게, 이 패키지는 윈드폴 이익의 수집이라는 인프라 마진 가격 상한선을 포함하고 있다. 이로 인해 발생하는 추가 정부 수입은 사적 가정 및 중소기업의 부담을 줄이기 위해 사용될 것이다. 일정 기본 전기 소비에 대한 전기 가격 상한선 도입, 고급 재분배 비용 상승으로 인한 그리드 요금 증가율 감소 등이 계획되어 있다. 또한, 2023년 CO2 가격 인상 계획은 1년 연기될 예정이다. 이러한 완화 패키지는 법안 제안 후 국회와 연방 의회를 거쳐 시행될 예정이다. [8]

 

Weitere Informationen

• Merit Order der konventionellen Kraftwerke in Deutschland (2018) – FfE München
• Das Merit-Order-Dilemma der Emissionen – FfE München
• German Electricity Prices on the EPEX Spot Exchange in 2021 – FFE Website
• German Electricity Prices on the EPEX Spot Exchange in 2020 – FFE Website

Literatur

[1] Bundesnetzagentur, „SMARD Strommarktdaten,“ 12 09 2022. [Online]. Available: https://www.smard.de/home. [Zugriff am 12 09 2022].

[2] ener|gate, „ener|gate messenger – Marktdaten,“ 02 09 2022. [Online]. Available: https://www.energate-messenger.de/markt/. [Zugriff am 02 09 2022].

[3] K. Müller-Lancé, „Kernkraft in der Sackgasse,“ Süddeutsche Zeitung, 02 09 2022.

[4] European association for the cooperation of transmission system operators for electricity, „Entso-e – Transparency plattform,“ 12 09 2022. [Online]. Available: https://transparency.entsoe.eu/. [Zugriff am 12 09 2022].

[5] Europäische Union, „State aid: Commission approves Spanish and Portuguese measure to lower electricity prices amid energy crisis,“ 08 06 2022. [Online]. Available: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_3550. [Zugriff am 12 09 2022].

[6] Europäische Union, „Non-paper on Emergency Electricity Market Interventions,“ Brüssel, 2022.

[7] S. Kranz, „A proposal for capping exploding electriciy spot market prices without subsidies or supply reduction,“ 29 08 2022. [Online]. Available: http://skranz.github.io/r/2022/08/29/ProposalElectricitySpotMarketPrices.html. [Zugriff am 12 09 2022].

[8] Bundesregierung, „Drittes Entlastungspaket,“ 07 09 2022. [Online]. Available: https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/drittes-entlastungspaket-2082584. [Zugriff am 12 09 2022].

[9] Bundesregierung, „Gasumlage ab 1. Oktober 2022,“ 18 08 2022. [Online]. Available: https://www.bundesregierung.de/breg-de/themen/klimaschutz/gaspreisanpassung-umlage-2068832. [Zugriff am 12 09 2022].

[10] Kraftwerksliste Bundesnetzagentur: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html; Bonn: Bundesnetzagentur, 2018.

[11] Kraftwerksliste Bundesnetzagentur: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html; Bonn: Bundesnetzagentur, 2022.

[12] WEPP Database (Europe). Washington, DC: Platts, 2018.