• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2008.07a
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• pp.588-589
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• 2008

우리나라는 2001년 4월 이후 전력산업구조개편을 추진 중에 있다. 한 기업에 의해 발전, 송전, 배전, 판매를 독점하던 체계에서 전력시장 개방을 단계별로 진행중에 있는데, 최초에 계획된 전력시장 개발 일정은 다음과 같다. - 발전경쟁 : $2001.04{\sim}2004.06$ - 도매경쟁 : $2004.07{\sim}2008.12$ - 소매경쟁 : $2009.01{\sim}$ 발전경쟁시장에서 도매경쟁시장으로 전환되는 시점에서 국가차원의 결정에 의해 도매경쟁시장으로의 진입이 잠정 중단되었다. 그 당시 우리는 도매경쟁시장을 위한 시스템(MOS)을 이미 구축한 상태였다. 도매경쟁시장을 위해 설계된 MOS시스템은 발전경쟁시장을 위해 현재 사용되고 있는 CBP시스템에는 갖추고 있지 않은 우수한 기능들을 다수 보유하고 있는데 5분단위 급전계획(FMD)이 그것 중 최고기능이라고 할 수 있다. 본 논문에서는 CBP시스템을 사용하는 발전경쟁시장에서 MOS시스템의 5분 단위 급전계획(FMD)을 활용하기 위한 설계 요구사항을 논의하고자 한다.

• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2006.07a
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• pp.339-340
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• 2006

현재 운영되고 있는 변동비반영전력시장(CBP)은 2001년 4월 개설되어 구조개편 초기의 혼란을 최소화하고 2004년으로 예정된 도매전력시장 운영되기 전까지의 과도기 운영을 목적으로 설계되었다. 이는 제한된 경쟁시장으로 전력시장의 효율성 제고와 안정적인 전력공급에 어느 정도 기여하였으며, 내재된 문제가 제기되어도 곧 도입될 차기 도매전력시장에서 개선하려고 하였다. 참여정부의 배전분할 중단결정에 따라 변동비반영전력 시장의 장기운영이 불가피해지게 되었고, 전력거래소는 배전분할 중단 발표직후인 2004년 7월부터 전력시장 제도개선 논의 시작하였으며, 2005년 말에는 개선방안 연구결과를 발표하였다. 본 논문에서는 연구결과인 개선방안과 이를 시행하기 위한 추진계획을 설명하고 있다.

• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2003.07a
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• pp.587-589
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• 2003

국내 전력 산업은 과거 수직통합적 독점구조에서 부문별 기능분할 및 경쟁도입을 점진적으로 추진하고 있으며 먼저 발전회사간 경쟁을 도입하기 위하여 한국전력의 발전부문을 6개의 발전회사로 분할 하였다. 2004년부터는 본격적으로 양방향 도매전력시장을 도입하여 운영할 계획에 있다. 도매전력시장의 도입으로 발생할 수 있는 가장 큰 시장 위험요소로는 시장가격의 수준 및 변동성에 대한 불확실성을 들 수 있다. 이는 시장참여자 모두에게 위험요소가 될 수 있으며 이를 위하여 정부주도하에 경쟁시장 이행기 동안의 과도기적 위험관리 도구를 제공하게 되며 발전회사와 판매회사 사이의 강제적 계약인 베스팅 계약이 포함될 것으로 예상된다. 여러가지의 베스팅 계약 중에서 Two-way 베스팅 계약은 발전회사와 판매회사와의 계약량, 계약가격을 정부 또는 관련기관에서 지정하는 것으로 이러한 Two-way 베스팅 계약은 도매전력시장의 초기에 발전회사의 손실을 최소화하는 역할을 할 것으로 예상되지만 반대로 수익을 제한하는 요소로도 작용할 수 있다. 따라서 본 연구에서는 베스팅 계약 중에서 Two-way 베스팅 계약에 대한 분석을 수행하고 이를 토대로 하여 베스팅 계약 하에서 발전회사의 수익을 최적화 할 수 있는 전략에 대한 연구를 수행하였다.

• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2003.07a
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• pp.56-58
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• 2003

2001년 전력산업의 구조개편에 따라 우리나라는 현재 발전경쟁시장(CBP)을 운영하고 있으며, 이어서 도매경쟁시장(TWBP)의 개설을 준비하고 있다. 도매경쟁시장에서의 계통운영 보조서비스는 전력거래소와 발전사업자간의 계약에 의하여 제공되며, 전력거래소는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준을 만족시킬 수 있도록 보조서비스 필요량을 정하여 운영하게 된다. 본 논문은 도매경쟁시장에서 적용할 주파수제어보조서비스 중 정상상태의 주파수 제어에 사용되는 자동발전제어(AGC)에 대하여 실계통 운영 실적자료 분석을 통한 AGC 필요량 산정방안을 제안하고, 적정필요량을 검토하였다.

• 전기의세계
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• v.52 no.3
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• pp.50-53
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• 2003

• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2008.11a
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• pp.444-446
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• 2008

논문에서는 전력시장 및 계통의 운영에 따라서 발생될 수 있는 시장참여자들의 편익을 정의하고 최적조류재산(OPF)을 이용하여 편익을 산정할 수 있는 방법을 제시하였으며, 이를 이용하여 송전선 투자에 따른 효과를 분석하고, 도매전력시장의 구조에 따른 투자효과를 비교분석 하였다.

• Proceedings of the KIEE Conference
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• 2005.11b
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• pp.201-203
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• 2005

본 논문에서는 주파수제어보조서비스의 제공에 대한 비용평가 산정방안을 제안하여 향후 도매전력시장에서 이루어질 계통운영자와 주파수제어보조서비스 제공자 간의 보조서비스 계약 시 계약단가에 대한 합리적인 수준을 제시하고자 한다 이를 위하여 국내 도매전력시장에서의 주파수제어보조서비스 항목에 대한 단가를 추정하기 위해 호주와 영국의 전력시장 운영사례를 통해 주파수제어보조서비스가 차지하는 비율을 이용하여 보조서비스의 거래금액을 추정하고 서비스 제공 항목별 단가를 산정하기 위해 주파수제어보조서비스 분류(안)에 해당 서비스의 요구량을 모의 산정하여 비용을 평가하였다.

• The Transactions of The Korean Institute of Electrical Engineers
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• v.56 no.7
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• pp.1205-1210
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• 2007

Several mechanisms are introduced for the procurement of capacity adequacy. In the competitive electricity market, however, it is a GENCO that makes generation investment decision. A GENCO will invest a new generator when it can get more profit than cost. There requires a model to evaluate profit with respect to a new generation investment. In the view of long-term investment, evaluation of a profit of a generator in the electricity market is quite different from that of short-term operation. In this paper, a new profit-evaluation model is proposed for the long-term generation investment. It can treat the probabilistic characteristics of generators, ie, forced-outage-rates, which affect profit of generators.

• The Transactions of the Korean Institute of Electrical Engineers A
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• v.54 no.3
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• pp.152-157
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• 2005

An objected-oriented programming(OOP) technique is introduced to dispatch schedules for TWBP. Some dispatch schedules such as constrained (pre)dispatch, unconstrained (pre)dispatch, and nominal self-dispatch schedule need to be peformed to make power market work. These dispatch schedules are similar but have some differences in required constraints, needed data, and scheduling time. Therefore, it makes the scheduling program simple to introduce the OOP technique to this problem: to have each instance of the OOP perform its own dispatch scheduling. The developed program adopts linear programming(LP) as an optimization tool and could consider some crucial constraints such as power balance, generation power limits, generation ramp-rates, power limitations of transmission lines, and power system security.

• JOURNAL OF ELECTRICAL WORLD
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• s.370
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• pp.32-33
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• 2007