The variable renewable energy (VRE) has been rapidly penetrated around the world including Korea to reduce greenhouse gas emission in the power generation sector in efforts to cope with climate change and achieve the target of carbon neutrality. However, VRE power generation is inevitably affected by real-time weather conditions, resulting in deviations between the day-ahead forecast and the real-time actual power generation, which incurs additional inefficient operating costs for system operators to resolve these forecast errors. This study examines the marginal effect of VRE forecast errors on the CON and COFF payments which are the balancing cost of the Korea’s power market through econometric analysis in terms of opportunity costs leveraging empirical data from Korea Power Exchange (KPX) from 2018 to 2020, thereby analyzing how much the marginal value of improved VRE forecasts is and how this value can vary depending on power market situations. Our results show that the marginal value of 4.154 KRW/kWh which is derived from our basic model is slightly higher than the current incentive level in Korea, which emphasizes the implementation of more subdivided incentive system that provides more incentives for more accurate forecasts. Moreover, given the continuous trend of VRE penetration, system operators need to prepare more for unexpected increase than unexpected decrease in VRE power generation with considering the introduction of an asymmetric incentive system that can induce over-forecasting rather than under-forecasting of VRE power generation. Finally, we find that the values of improved VRE forecasts during the daytime when solar PV power unexpectedly ramps are significantly greater than the overall value of improved forecasts, which means that higher time-varying incentives are needed to accurate forecast solar PV power generation.
한국을 포함해 전세계 발전부문에서 온실가스 저감을 통한 기후변화 대응 및 탄소중립 달성을 목적으로 변동적 재생에너지가 확대되고 있다. 그러나 변동적 재생에너지 발전량은 실시간 기상 여건의 영향으로 인해 하루 전 예측량과 실제 발전량 간 차이가 필연적으로 발생하게 되고, 이러한 재생에너지 예측오차를 해소하려면 계통운영자 입장에서 추가적인 운영비용이 발생한다. 본 연구는 2018년 ~ 2020년 전력거래소의 실증 데이터를 활용한 계량 분석을 통해, 변동적 재생에너지 발전량의 예측오차의 한 단위 증감이 한국 전력시장의 밸런싱 비용인 CON 및 COFF 정산금 증감에 미치는 영향을 기회비용의 관점에서 살펴보고, 이를 통해 변동적 재생에너지 예측 제고의 한계가치가 어느 정도인지, 그리고 그 가치가 전력시장 환경에 따라 어떻게 변화할 수 있는지 분석한다. 연구 결과, 본 연구에서 도출한 재생에너지 예측 제고의 한계가치 4.154원/kWh이 현재 한국의 인센티브 수준보다 약간 높으므로, 보다 정확한 예측을 유도하기 위해 현 수준보다 높은 인센티브 단계들을 신설하는 세분화된 기준 마련이 필요하다. 또한, 계통운영자는 지속적인 재생에너지 확대 추세를 고려해 변동적 재생에너지 발전량의 예상치 못한 감소보다는 예상치 못한 증가에 더 대비하는 것이 바람직하고, 이를 위해 재생에너지 발전량 과소예측보다 과다예측을 유도하는 비대칭적 인센티브 체계 도입을 검토할 필요가 있다. 마지막으로, 태양광 발전량이 예상치 못하게 급증하는 낮 시간대에 재생에너지 예측 제고의 가치가 유의하게 더 크므로, 특히 태양광 발전량 예측 정확도 제고를 위해 시간대에 따라 변동하는 인센티브 체계가 마련되어야 한다.
