혼합정수계획법을 이용한 발전부문 온실가스 감축 잠재력 평가 = Evaluation of Greenhouse Gas Reduction Potential in Power Sector - Mixed Integer Programming Approach -
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2019
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1-96(96쪽)
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Ⅰ. 연구의 필요성 및 목적
□ 연구의 배경 및 필요성
ㅇ 우리나라는 2030년 온실가스 감축목표를 설정하고 이의 달성을 위한 감축로드맵을 이행 중에 있으나, 발전부문의 감축목표 및 이행계획의 구체성이 부족한 상황임
- 감축로드맵 수정안(관계부처합동, 2018, p.6)은 확정감축량 23.7백만 톤CO<sub>2</sub>와 추가감축 잠재량 34.1백만 톤CO<sub>2</sub>로 발전부문 감축 계획을 제시하고 있으나, 추가 감축잠재량에 대해서는 2020년 NDC 제출 전까지 결정을 보류함
- 국가 감축목표 달성을 위해서 관련 정책의 구체화가 필요함
ㅇ 발전부문 의사결정의 불확실성을 해소하고 국가 온실가스 감축정책의 투명성을 높이기 위해서는 감축 잠재력의 이행에 따른 경제적 부담에 대한 과학적 분석이 필요함
- 발전부문의 온실가스 감축 잠재력과 비용의 평가에는 화력발전소의 부하추종능력, 전력저장시설의 시간적 연결성 등에 대한 과학적 분석이 요구됨
- 현재까지 우리나라의 온실가스 감축 잠재력 분석은 시간적 해상도가 낮고 시간적 연결성이 결여된 선형계획법과 연산가능일반균형모형 분석 등에 한정되었음
□ 연구의 목적 및 방법
ㅇ 정수적 특성을 반영한 순차적 급전계획의 최적화 모형 개발 및 적용을 통해 발전부문 온실가스 감축 잠재력 및 감축비용을 과학적으로 평가하고 효율적인 국가 감축목표 이행을 위한 정책적 시사점을 제시하고자 함
- 혼합정수계획법이란 최적화 프로그램인 선형계획법의 확장된 개념으로 실수뿐 아니라 정수 형태의 변수를 포함하는 프로그램으로서 발전소 기동 및 정지 등 0-1 혹은 정수적 의사결정 문제를 수리 모형화하는 데 적합한 개념임
Ⅱ. 선행연구 현황
□ 해외에서는 신재생에너지의 보급 잠재력 분석에 신재생에너지의 변동성과 경직성을 세밀하게 반영한 급전결정모형이 활용되고 있음
ㅇ Bistline(2017)은 태양광, 풍력 등 신재생에너지가 대규모로 보급될 경우 전력계통에 미치는 영향과 비용 특성을 혼합정수계획법을 적용한 급전결정모형을 통해 분석함
ㅇ Abrell, Rausch, and Streitberger(2019)는 신재생에너지가 대규모로 보급될 경우 에너지 저장장치(양수 발전 및 ESS)의 적정 보급 용량을 혼합정수계획법을 적용한 급전결정모형을 이용하여 추정하고, 에너지 저장장치의 효과적인 보급 유인을 제공할 수 있는 정책수단을 제시함
□ 국내에서는 온실가스 감축정책의 효과를 분석하기 위해 선형계획법에 기초한 전원구성 모형과 연산가능 일반균형모형이 주로 활용되어 왔음
ㅇ 안영환(2017)은 온실가스 규제 강화에 따른 석탄발전소의 자산 가치 하락 정도를 선형계획법으로 분석함
ㅇ 김진태, 조철흥, 최동현(2019)은 최대부하요금 인상에 따른 경제적 파급효과 및 온실가스 배출 영향을 연산가능 일반균형모형을 이용하여 분석함
ㅇ 안재균(2018)은 혼합정수계획법에 기반한 급전결정모형을 활용하여 비용효과적인 저탄소 전력시스템의 구축을 위한 전력시장제도의 개선방안을 제시하였으나 온실가스 잠재력에 대한 분석은 수행되지 않음
ㅇ Shin et al.(2019)는 혼합정수계획법을 포함하는 다층적 연계 모델링을 통해 석탄발전소 가동률 감소를 위한 최적 급전계획을 유도하는 방법론을 개발하여 2020년에 대한 시범분석을 수행함
Ⅳ. 주요 가정 및 입력 자료
□ 주요 가정
ㅇ 시간 단위를 1시간 단위에서 2시간 단위로 단순화하고, 시뮬레이션 기간을 1년에서 2개월로 단축하여 현실적으로 모형이 해를 구할 수 있도록 문제를 단순화
ㅇ 설비예비력제약은 설비용량구성의 제약 만족 여부 점검 시에만 이용
ㅇ 자료 확보 및 계산상의 어려움으로 열간 기동비용만을 고려
Ⅴ. 시나리오 구성 및 분석
□ 기준시나리오는 『제8차 전력수급기본계획』상의 전원계획을 전제로 한 2030년 경제급전 결과이며, 정책시나리오는 다양한 탄소가격에 대해 연료사용에 따른 이산화탄소 배출계수를 적용하여 추가적인 변동비를 적용한 것임
ㅇ 탄소가격을 2만 5,000원/톤CO<sub>2</sub>(CT1), 5만 원/톤CO<sub>2</sub>(CT2), 7만 5,000원/톤 CO<sub>2</sub>(CT3), 10만 원/톤CO<sub>2</sub>(CT4)으로 하는 4개의 시나리오를 구성하고, 필요에 따라 추가적인 탄소가격 시나리오를 구성
□ 분석결과
ㅇ 탄소가격이 2만 5,000원(CT1), 5만 원(CT2), 7만 5,000원(CT3), 10만 원(CT4)으로 증가함에 따라 배출량이 1.8%, 26.7%, 47.9%, 51.0% 감소
ㅇ 석탄 발전의 비중이 기준시나리오 기준 46.2%에서 탄소가격이 5만 원(CT2)인 경우 24.7%로, 10만 원(CT4)인 경우 2.6%로 감소(가스 발전 비중은 26.7%, 48.8%로 증가)
ㅇ 탄소가격 인상에 따른 배출량 감소율을 1만 원 단위 변화로 살펴본 결과, 탄소가격이 3만 원에서 4만 원으로 증가하면서부터 큰 폭의 배출량 변화가 시작되었으며. 4만원에서 5만 원으로 증가하는 구간에서 배출 감소율이 9.1%에서 25.9%까지 급격하게 증가함(그림 1 참조). 또한 탄소가격 인상에 따라 전력 공급비용도 증가함을 보임
ㅇ 기동비용 변화에 따른 영향은 배출량과 생산비용의 수준은 물론 탄소가격에 따른 변화 양상에서도 크지 않은 것으로 평가됨. 기동비용을 10배 증가시킬 경우 비용이 다소증가하는 영향이 있는 것을 제외하면 탄소가격 시나리오별 영향에 미치는 영향은 무시할 만한 수준임
ㅇ 열간 기동비용의 10배라는 가정하에 탄소가격 시나리오별 에너지 저장장치의 저장량 변화추이를 살펴본 결과, 저장장치의 역할은 탄소가격이 높아짐에 따라 낮아지다 일정 수준이 지나면 다시 커지는 경향을 보임
ㅇ 출력에 따른 효율변화를 나타내는 비용특성함수를 반영할 경우, 2차식에 대해 구간선형함수로 근사하여 혼합정수계획법 문제로 정식화하여 시뮬레이션을 수행함. 탄소가격 2만 5,000원(CT1), 5만 원(CT2), 7만 5,000원(CT3) 시나리오에서의 이산화탄소 배출량 감소율은 2.6%, 26.1%, 47.2%로 비선형 출력특성함수를 반영하지 않은 경우의 시뮬레이션 결과인 1.8%, 26.7%, 47.9%와 유사한 경향을 보임. 비용(세금 제외)에 있서도 탄소가격 시나리오별로 1.4%, 11.3%, 24.8%의 감소율을 보여 비선형 출력특성 함수를 반영하지 않은 경우의 0.4%, 11.8% 및 25.4%와 큰 차이 없는 것으로 평가됨
ㅇ 720개 시간 구간을 대상으로 최소 가동시간과 최소 정지시간 제약을 적용할 경우, 탄소가격에 따른 감축 잠재력을 살펴본 결과, 이산화탄소 배출량의 변화율이나 비용 상승률이 최소 가동·정지 시간을 반영하지 않은 경우와 비교해 작은 차이를 보임
ㅇ 시나리오별·기간별(1년을 2개월 단위로 6개 기간으로 구분) 석탄 및 LNG 발전량을 살펴본 결과 탄소가격 2만 5,000원 및 5만 원일 때의 배출 감소율은 1년 전체기준 2.7% 및 27.1%로 초기 1,440시간 기준 1.8%, 26.7%와 다소 차이를 보이나 1년 전체를 대표하는 데 큰 무리가 없는 것으로 판단됨
Ⅵ. 결론 및 정책 제언
□ 발전부문의 2030년 국가 온실가스 감축 목표 달성을 위해서는 4만 원/톤CO<sub>2</sub> 이상의 탄소가격이 요구될 전망임
ㅇ 발전부문은 국가 전 부문에 걸친 수요 관리 등의 효과를 제외하고도 2030년 기준 온실가스 배출량을 9.5~23.1% 감축하여야 하며, 이러한 감축을 유도하기 위해서는 4만~5만원/톤CO<sub>2</sub>의 탄소가격이 요구됨
□ 탄소가격 3만~7만 원/톤CO<sub>2</sub> 범위에서 발전부문 총 배출의 45%에 상당하는 감축량이 발생할 수 있으며, 발전부문이 배출권 시장의 수급 균형에 결정적인 영향을 미칠 것으로 평가됨
ㅇ 배출권 가격 3만~7만 원 범위에서 발전부문이 연간 1억 톤 수준의 배출권 공급 잠재력(수요 감소 요인)을 담당할 전망임
□ 배출권 가격에 대한 전력시장 반영이 효과적으로 이루어지지 못할 경우 배출권 가격의 심각한 왜곡 현상 발생이 우려됨
ㅇ 배출권 순 매입비용을 평균하여 변동비에 반영할 경우, 동일한 전력수요 만족을 위한 공급비용만 증가시키고 이산화탄소 배출량마저 증가시키는 정반대의 악영향을 초래할 가능성이 높음. 배출권 가격 자체가 기회비용 개념으로 변동비에 반영되어야 하며 이에 따라 급전 우선순위가 결정되어야 함. 무상할당 등에 따른 매몰비용(sunk cost)은 별도의 정산 절차를 통해 발생주의 원칙에 따라 회계적으로 처리될 필요가 있지만, 이러한 매몰비용이 급전 의사결정의 효율성을 훼손하는 역할을 하도록 이용되어서는 안 됨
ㅇ 배출권 초기할당의 유상 경매는 발전부문 원가 상승 영향을 크게 증가시킬 수 있음. 전기의 간접배출량 규제가 병행될 경우 발전부문 직접 배출에 대한 무상할당 유지 필요성이 높음
Ⅰ. Background and Aims of Research
□ The study developed a Mixed Integer Linear Programming (MIP) model to evaluate CO<sub>2</sub> mitigation potential in the power sector of Korea. Based on the current capacity plan of the government, we applied the MIP model to find the optimal dispatch (unit commitment) of power units for various carbon pricing scenarios.
ㅇ The Korean government set a mid-term GHG mitigation target of 37 percent reduction compared to BAU (Business-As-Usual) emissions in 2030. The power sector is responsible the lion’s share of the reduction burden but the exact amount of its reduction goal is yet to be finalized.
Ⅱ. Analysis of Results and Conclusion
□ We found out that a carbon price of around 30,000~40,000 Won/tCO<sub>2</sub> triggers a significant reduction of GHG emissions by way of substitution from coal to natural gas. A carbon price of 60,000 Won/tCO<sub>2</sub> can reduce around 40 percent of CO<sub>2</sub> emissions in the power sector.
ㅇ To attain solutions in a reasonable amount of time, we ran simulations for the first two months of 2030, aggregating two hours into a single unit of time. We verified, however, that the solution from the two-month time horizon is quite similar to a full-year simulation. We found out that a simulation with an even smaller time horizon of 20 days resembles the full-scale optimization quite well.
□ The MIP model for the power sector unit commitment problem has the potential to be applied to evaluate environmental dispatch mechanisms that consider the short-term regional status of air pollution, such as PM concentration, in setting priorities of power units. We can devise an efficient environmental dispatch mechanism as such that maximizes the environmental benefits and minimizes the supply costs at the same time.
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