“可再生能源装机达100GW现状难以为继…须向地方主导型电力市场转型”
Climate Solution：“以输电网为中心的方法有局限
地方应成为电力生产、消费和交易主体”
有意见指出，在目前以中央集权方式设计的电力市场结构下，政府提出的“到2030年可再生能源装机容量达到100吉瓦”的目标难以实现。主张认为，应当将电力市场转变为使地方生产的电力能够在当地消费和交易的结构。
气候与能源领域民间智库“气候解决方案”在12日发布的报告《为推动地区主导型可再生能源普及的电力市场改善方案》中表示，要打破可再生能源扩大的瓶颈，必须摆脱以输电网为中心的既有路径，尽快转向由地方直接参与电力生产、消费和交易的地区主导型电力市场。
根据报告，为实现政府到2030年可再生能源装机容量100吉瓦的目标，必须在2023年约30吉瓦的装机规模基础上扩大3倍以上。
然而，可再生能源扩张因电网瓶颈现象，推进速度未达预期。
韩国电力公司以电网饱和为由，于2024年将全国205座变电站指定为“电网管理变电站”。其中湖南和济州地区的所有变电站均被列入。上述地区在输变电设施于2031年完工之前，原则上限制新建可再生能源发电设施的并网接入。
政府和电力当局将扩充超高压输电网作为解决电网饱和的核心方案。还公布了通过《国家骨干电网扩充特别法》缩短输电线路建设程序的计划。
报告评价称，这一做法同时存在时间和社会两方面的局限。修建一条345千伏输电线路平均需要9年时间，而在已规划的输变电设施项目中，超过一半因居民反对和审批问题而被推迟，仅靠扩充输电网难以在2030年目标时点前腾出足够的可再生能源接纳空间。
报告指出，“如果仅依赖将地方生产的电力再输送回首都圈的方式，不仅需要长时间才能解决电网问题，社会矛盾和成本负担也必然加重”。
报告提出，以地区电力购买协议（PPA）和地区灵活性市场作为替代方案的核心解法。
目前国内已安装的可再生能源发电设施中，99%为10兆瓦以下的小规模装机，大多接入配电网。报告关注到这一结构，解释称，如果利用配电系统构建能够在地区内部使用电力的市场，在无需大规模扩建输电网的情况下，也可扩大可再生能源的接纳能力。
实际上，坡州市通过由地方政府主导的地区PPA，向中小企业供应价格低于民间主导PPA和韩国电力公司电价的可再生能源。
同时，报告指出，现行直接PPA制度对最低装机容量和合同电力标准设定过于严格，阻碍了中小企业和小规模发电经营者的参与。
报告建议，作为替代方案，应允许多家电源和多家用电方共同参与的聚合型PPA结构，并对在邻近地区生产和消费的电力实行差别化电网使用费，以降低相关主体的负担。
此外，报告评价称，如果对制度进行完善，使地方政府和地方能源公司能够以可再生能源电力供应商或虚拟电厂（VPP）运营商身份参与市场，将有望在扩大可再生能源的同时，实现提升地方产业竞争力和缓解电费负担等多重目标。
气候解决方案律师 Kim Geonyeong 表示：“围绕电网的争论并非单纯的技术问题，而是关于谁将成为能源转型主体的结构性问题。”他还称，“在将地区束缚于电网饱和状态、却只是一味扩建输电网的模式下，无论是实现可再生能源目标，还是实现地区均衡发展都很困难。”他强调说：“必须将电力市场结构转变为使地区能够直接生产、消费并交易电力，才能同时实现扩大可再生能源、电网负担减轻以及激活地方经济。”
韩国电力公司将配合《分布式能源法》的实施，自2024年11月起正式强化配电系统运营商（DSO）的角色，推动向由其直接管理和运营地区级电网的体系转型。为此，正制定配电网管理原则和中长期扩建规划，并准备引入为解决地区电网拥塞和电压问题的“地区灵活性服务”。
地区灵活性市场的结构，是由将太阳能、储能装置（ESS）、需求响应（DR）等分布式电源打包运营的VPP运营商，将可调节电力使用量或发电量的“灵活性”作为一种服务提供。利用这一机制，无需新建输电线路或变电站即可缓解特定地区的电力拥塞，因此被视为推迟或替代大规模电网建设的手段而备受关注。
但气候解决方案指出，拥有发电子公司的韩国电力公司在地区灵活性市场中直接担任市场运营者，削弱了市场的公平性和活跃度。在由韩国电力公司制定市场规则并决定交易条件和交易对手的结构下，其他经营者的市场进入可能会受到抑制。
报告强调，为使地区灵活性市场真正发挥替代方案的作用，有必要通过制度完善，提高市场运营的透明度并消除利益冲突。
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