[논문 리뷰] Revisiting the Merit-Order Effect of Renewable Energy Sources

Marcus Hildmann, Andreas Ulbig외 1명|RePEc: Research Papers in Economics|2013. 07. 01.

Electric Power System Optimization인용 수 5

한 줄 요약

이 논문은 에너지 전용 전력시장가 고율의 재생 가능 에너지 투입에도 불구하고 功能을 유지할 수 있음을 주장하지만, 특히 풍력 및 태양광을 마진비용 0으로 간주하고 일일 시장 점유율을 낮게 설정하는 규제적 왜곡으로 인해 수익성 순서 효과가 인위적으로 과대평가되고 있음을 밝힌다. 실제 마진비용(5–20 €/MWh)을 모델링하고 일일 시장 거래량을 늘일 경우 평균 전기값이 상승하고 변동성이 감소함으로써, 시장 설계를 변경하지 않고도 조절 가능한 발전소의 수익성 회복이 가능하다.

ABSTRACT

An on-going debate in the energy economics and power market community has raised the question if energy-only power markets are increasingly failing due to growing feed-in shares from subsidized renewable energy sources (RES). The short answer to this is: No, they are not failing. Energy-based power markets are, however, facing several market distortions, namely from the gap between the electricity volume traded at day-ahead markets versus the overall electricity consumption as well as the (wrong) regulatory assumption that variable RES generation, i.e., wind and photovoltaic (PV), truly have zero marginal operation costs. In this paper we show that both effects over-amplify the well-known merit-order effect of RES power feed-in beyond a level that is explainable by underlying physical realities, i.e., thermal power plants being willing to accept negative electricity prices to be able to stay online due to considerations of wear & tear and start-stop constraints. We analyze the impacts of wind and PV power feed-in on the day-ahead market for a region that is already today experiencing significant feed-in tariff (FIT)-subsidized RES power feed-in, the EPEX German-Austrian market zone ($\approx\,$20% FIT share). Our analysis shows that, if the necessary regulatory adaptations are taken, i.e., increasing the day-ahead market's share of overall load demand and using the true marginal costs of RES units in the merit-order, energy-based power markets can remain functional despite high RES power feed-in.

연구 동기 및 목표

• 풍력 및 태양광에 대해 마진비용 0으로 간주하는 것과 같은 규제적 가정이 에너지 전용 전력시장에서 수익성 순서 효과를 얼마나 과도하게 증폭시키는지 조사한다.
• 전체 부하 수요 대비 낮은 일일 시장 점유율이 고율 재생 가능 에너지 투입 시스템에서 가격 형성에 어떤 왜곡을 초래하는지 분석한다.
• 풍력 및 태양광 발전에 대해 현실적인 마진 운영 비용(5–20 €/MWh)을 적용했을 때 일일 시장 청산 가격에 어떤 영향을 미치는지 평가한다.
• 전체 부하 수요에 대한 일일 시장 점유율을 높임으로써 부정적 가격 급등과 시장 변동성을 줄일 수 있는지 평가한다.
• 에너지 수용 능력이 높은 상황에서 시장 기능성을 유지하기 위해 능력 시장으로의 전환 없이도 규제적 조정을 제안한다.

제안 방법

• 실제 부하 및 재생 가능 에너지(RES) 주입 데이터를 사용하여 2011~2013년 동안 EPEX 독일-오스트리아 시장 지역의 일일 시장 청산을 시뮬레이션한다.
• 풍력 및 태양광 발전 주입을 다양한 마진비용(0에서 20 €/MWh까지 5 €/Mwh 간격)으로 모델링하고, FIT 보조금을 받는 발전소에 대해 가정된 -3000 €/MWh 입찰을 대체한다.
• 현재 규제적 가정(마진비용 0, 낮은 일일 시장 점유율)과 현실적인 마진비용을 적용한 대안 시나리오 간의 시장 결과를 비교한다.
• 역사적 시스템 데이터를 활용해 시뮬레이션 모델을 校정하고 검증하며, 평균 일일 가격과 가격 변동성(표준편차)에 집중한다.
• 다양한 RES 비용 가정 하에서 가격 동적을 분석하여 기초 부하 및 피크 부하 발전소의 수익성과 저장 경제성에 미치는 영향을 평가한다.
• 북유럽 시장(Nord Pool Spot)을 고율 시장 점유율의 기준으로 삼아 일일 시장 점유율 증가가 가격 수준과 변동성에 어떤 영향을 미치는지 평가한다.

실험 결과

연구 질문

• RQ1 현재의 규제적 가정—특히 풍력 및 태양광에 대해 마진비용 0으로 간주하는 것—이 에너지 전용 시장에서 수익성 순서 효과를 얼마나 과대평가하는가?
• RQ2 풍력 및 태양광에 대해 현실적인 마진비용(5–20 €/MWh)을 적용할 경우 평균 일일 전기 가격과 가격 변동성은 어떻게 변화하는가?
• RQ3 전체 부하 수요에 대한 일일 시장 점유율을 높임으로써 가격 형성과 시장 안정성에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ4 능력 메커니즘을 도입하지 않고도 수익성 순서 효과를 완화할 수 있으며, 만약 가능하다면 어떤 규제적 조정을 통해 이를 달성할 수 있는가?
• RQ5 마진비용 가정의 변화가 조절 가능한 기초 부하 및 피크 부하 발전소와 단기 저장 장치의 수익성에 어떤 영향을 미치는가?

주요 결과

• 풍력 및 태양광에 대해 -3000 €/MWh에서 5–20 €/MWh의 현실적인 마진비용을 적용할 경우, 2013년 기준 평균 일일 가격이 최대 1.3 €/MWh 상승한다. 이 효과는 태양광보다 풍력에서 더 뚜렷하다.
• 실제 마진비용을 적용할 경우 가격 변동성(표준편차)이 크게 감소한다: 2013년 기준 풍력의 경우 -3000 €/MWh일 때 16.5 €/MWh에서 20 €/MWh일 때 14.5 €/MWh로 감소한다.
• 풍력 주입이 양의 마진비용으로 입찰될 경우 부정적 일일 시장 가격이 사라지며, 모든 시나리오에서 청산 가격이 0 이상 유지된다.
• 마진비용이 -3000 €/MWh에서 20 €/MWh로 상승할 경우 태양광의 평균 일일 가격은 37.9 €/MWh에서 38.3 €/MWh로 약간 상승할 뿐이므로, 풍력에 비해 민감도가 낮다.
• 현재 규제적 가정 하에서는 수익성 순서 효과가 심각하게 과대평가되고 있으며, 현실적인 마진비용을 반영함으로써 시장 왜곡이 감소한다.
• 전체 부하 수요에 대한 일일 시장 점유율을 높임—예를 들어 의무적 스포트 풀 도입을 통해—은 보조금을 받는 재생 가능 에너지가 가격 형성에 지배적인 영향을 미치는 것을 크게 줄이고 시장 안정성을 회복시킬 수 있다.