통합시스템과 분할시스템이 각각 시장의 성과에 어떤 영향을 주었는지, 어떤 시스템 이 더 우월한지를 비교하기에는 구조개편 사례가 많지 않다. 다만, 캘리포니아가 전력위 기를 겪은 후 시장참여자의 합리적인 행위를 통해 연속적인 시장의 가격 간에 헤징이 이루어지지 않고 선도거래시장이 불완전할 경우 전력요금의 불안정성은 심각해질 수 있다는 사실에 많은 전문가들이 주목하게 되었다. 미국 지역별 시장의 구조개편 이후의 성과를 정리하면 다음과 같다.
(1) 미국 동북부시장(PJM)
통합시스템의 대표격인 PJM 시장에도 몇 차례에 걸친 가격급등과 시장지배력의 문 제가 제기되어 왔다. 캘리포니아와 비교해서는 시장디자인이 안정적으로 운영되고 있지 만 일반적으로 PJM 시장의 근본적인 문제로 세 가지가 거론된다.
첫째, PJM이 시장청산을 위해 이용하는 최적화 모형에 결점이 있어 시장의 신뢰성에 대한 문제가 제기될 수 있다는 점이다. 둘째, 시장참여자의 입찰가격이 과연 그들의 한 계비용을 잘 반영하고 있는지 즉 효율성에 대한 문제가 제기된다. 셋째, 용량시장이 제 대로 작동하지 않아 시장지배력이 행사되고 있고 장기적인 투자가 활성화되지 않는 문 제점이 존재한다.
첫 번째 문제는 이미 지적하였듯이 제약하의 최적화가 과연 실제 시장참여자의 비용 과 조건을 제대로 반영하고 있는지에 대한 문제제기이다. 일반적으로 최적화 문제는 제 약조건을 고려하여 풀지만 현실의 모든 제약조건을 반영하기 어렵다는 약점이 있다. 특 히 평균적인 개념의 최적화 해를 벤치마크로 사용하게 되면 평균과 차이가 나는 경우,
9) PTP와 FGR에 대한 자세한 내용은 김현숙(2006) 참조.
벤치마크 해와 경쟁적인 해는 다를 수 있다. 최적화 문제를 중앙의 시스템 운영자가 풀 때 모든 현실적인 조건을 반영하는 것은 거의 불가능하다. 따라서 통합시스템의 해가 경쟁적 시장의 해와 유사하도록 결정하는 것은 사실상 매우 어렵다.
두 번째 문제는 과연 시장이 경쟁적인가, 시장참여자가 시장지배력을 행사하고 있지 않은가에 대한 의심이다. 실제 한계비용과 발전기의 입찰비용이 다르면 시장지배력을 이용하여 발전업자가 시장청산가격을 상승시키게 된다.
일례로 2005년 8월의 PJM 일전시장의 높은 한계가격이 시장참여자의 시장지배력 행 사로 인해 발생했다는 분석이 있다. 2005년 8월 PJM 일전시장 청산가격이 크게 상승했 던 사건이 있는데 과연 이것이 부하의 증가로 인한 것인지, 시장지배력 행사인지, 연료 비용의 상승에 의한 것인지에 대해 의견이 분분하였다. 2005년 5월 6일과 비교하여 2005년 8월 4일의 부하가 높았던 것이 사실이나 시장청산가격의 상승폭은 그 이상인 것 으로 보이기 때문이다.
<그림 1> PJM 일전시장 청산가격 비교
0 50 100 150 200 250
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 13 14 15 16 1 7 18 19 20 2 1 22 23 24 시간
$/MW
6-Ma y 4 -A ug
자료: Spinner(2006)
물론 비교기간 중 천연가스 가격은 36.7%, 발전용 원유가격은 15.4%로 상승했지만
(석탄은 1% 감소), 연료가격의 상승이나 부하의 증가만으로 설명할 수 없는 가격의 상승
이 있었다는 것이 일반적인 견해이다. 이는 <그림 2>의 PJM 시장가격의 예측치와 실제 치의 차이를 살펴봐도 알 수 있다. 따라서 2005년 7월부터 2005년 12월에 이르기까지는
연료가격의 상승으로 인한 시장가격 상승요인을 제거하더라도 시장청산가격이 다소 높 았다고 볼 수 있다.
<그림 2> PJM 일전시장 청산가격 예측치와 실제치
PJM Mon thly DA LMP 20 04- 20 05 실 제 치 vs. 예 측 치
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
J-04
F-04
M-04
A -04
M-04
J-04
J-04
A -04
S-04
O-04
N-04
D-04
J-05
F-05
M-05
A -05
M-05
J-05
J -05
A -05
S-05
O-05
N-05
D-05
A CT EST
자료: Spinner(2006)
세 번째로 안정적인 전력공급원 확보를 위해 PJM은 NYISO의 모형을 따라 용량시장 을 개설하였는데 부하업체로 하여금 최고부하와 예비력을 포함한 용량으로 약 120%를 확보하도록 강제하였다. 캘리포니아와 달리 용량시장을 통해 필요한 발전용량을 확보함 으로써 지속적으로 심각한 공급부족 사태는 없었다. 그러나 2000～2001년이 초기 용량 시장에서는 공급량도 부족했고 시장지배력의 행사도 감지되었다.
초기 월별단위를 기초로 입찰을 행했던 용량시장(<그림 3>의 (a) 참조)은 발전업자의 시 장지배력에 쉽게 노출되었다. 단기간 내에 전력수요가 비탄력적이라는 점을 감안하여 공급업자는 실제 공급량은 충분하지만 입찰가격을 높여 시장지배력을 행사하였다. 따라 서 시장가격은 충분한 공급량에도 불구하고 공급업자가 시장지배력을 행사하고자 하는 가격만큼 상승할 수밖에 없었다. 또한 ICAP 시장에서 용량보상을 받는 발전용량은 이 용가능한 발전용량인데 이용가능한 발전용량이 정확히 얼마인지를 측정하는 것이 어려 워 과거 30년 동안 사용한 공식에 따라 예방정비기간이 아닌 기간 동안의 평균 이용가 능 발전용량을 사용하였는데, 이는 실제 이용가능용량과는 큰 차이가 있었다.
<그림 3> 초기 용량시장과 개선된 용량시장 (a) 초기 용량시장
가격 수요 공급
수량
$999
입찰곡선
경쟁가격
(b) 개선된 용량시장(뉴잉글랜드)
공급제안
실제공급 수량
수요 가격
고정비 청산가격
CK
CMin
자료: Crampton and Stoft(2005) 2고정비
ICAP 용량시장을 개설하고 있는 NYISO, PJM, NE-ISO 모두 시장지배력 행사문제 외에 다음과 같은 문제점을 가지고 있었다. 첫째, 용량시장의 수입이 충분한 투자를 확 보하도록 인센티브를 제공하지 못한다. 둘째, 전체 단일시장으로 용량시장이 운영되면 서 지역별 차이가 반영되지 않고, 발전소의 입지에 대한 신호를 제공할 수 없다는 단점 이 있었다. 셋째, 용량시장이 지역별 신호를 제공하지 못함에 따라 RMR(Reliability Must Run)10)계약 수가 크게 증가하여 RMR 계약에 따라 발전하는 발전기가 비용 효율적이지 않은 경우가 있어 전체 시스템 효율성을 침해하는 사례가 있다. 넷째, 고정비용을 회수 하는 “Safe Harbor”11) 입찰이 비효율적이라는 견해가 있었다.
PJM은 발전소 건설인센티브 확보, 발전소의 적정 입지선정, 발전원의 적정한 믹스 등 을 위해 용량시장 개선 제안인 “신뢰도 유지 가격체계(Reliability Pricing Mechanism; RPM)” 를 2005년 8월 31일 연방에너지규제위원회에 제출하였다. 제안의 주요한 골자는 하나의 단일 용량시장을 지역별 시장으로 전환하고 용량에 대한 수요를 비탄력적인 수요곡선 이 아니라 필요한 용량에 따라 굴곡점이 있는 우하향 수요곡선으로 바꾸어 발전업자의 용량시장 지배력을 완화하도록 하는 것이다(<그림 3>의 (b) 수요곡선 참조). 이에 따르면 용 량의 확보는 가장 값싸게 입찰한 발전기에 대한 용량부터 이용하고, 용량가격은 수요와 입찰공급곡선의 균형점에서 결정된다.
한편 PJM과 함께 NYISO의 용량시장 모형에 따라 용량시장을 개선한 뉴잉글랜드의 새로운 용량시장은 용량시장 균형용량은 수요곡선과 공급입찰곡선에 의해 결정하지만, 가격은 실제 한계비용을 고려하여 결정한다는 점에서 PJM의 용량시장과 차이가 있다 (<그림 3>의 (b)의 청산가격 참조). 이처럼 새롭게 변형된 용량시장은 위에 지적한 용량시장 의 문제점들을 개선하는 데 도움이 되는 것으로 보인다.
10) RMR은 전력운영주체가 시스템의 안정성을 유지하기 위해 특정 발전기로 하여금 유사시에 발전하도록 강제하는 것을 의미한다. 주로 송전혼잡이 발생한 국지적 지역의 수요에 대처하거나 전압을 유지하거 나 시스템 운영자나 특정지역의 안정성을 지원하기 위해 이와 같은 제도를 두고 있다.
11) safe harbor란 일반적으로 어떤 경제주체가 좋은 의도하에 행동한다고 가정하고 법적인 채무를 탕감해 주는 제도를 의미한다. PJM에서는 발전업자가 고정비용에 해당하는 만큼 입찰하도록 허용하였는데, 이는 발전업자의 양심과 선한 의도를 믿는다는 전제하에 이루어진 것이었다. 그런데 입찰수준이 과도 한 것으로 판명되었다.
(2) 캘리포니아 시장
캘리포니아 전력시장은 가장 분권화된 분할시스템을 채택한 것으로 알려졌으며, 시 장이 개설된 1998년 4월에서 1999년 말에 이르기까지 큰 문제없이 운영되고 있었다. 시 장이 안정적으로 유지되던 1999년에만 해도 대부분의 전력 전문가들은 분할시스템이 통합시스템보다 유연하며 시장지배력의 행사도 오히려 적다는 결론을 내릴 정도로 캘 리포니아 시장 운영은 양호했다.
그러나 2000년 여름 들어 수요증가와 공급부족, 동시에 발전업자의 시장지배력 행사 로 인해 도매시장가격이 급속히 치솟고 배전업자인 PG&E가 파산신청을 하면서 분할시 스템으로 운영되던 시장이 완전히 붕괴하게 된다. 2000년 여름의 도매가격 상승폭은 가 격상한제가 있었음에도 불구하고 2000년 봄 대비 20배까지 상승하였다.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
9804 9806
9808 9810
9812 9902
9904 9906
9908 9910
9912 2002
2004 2006
2008 2010
2012 연 월
$/MWh
<그림 4> 캘리포니아 일전시장(day-ahead market)가격 변화추이
자료: 김현숙(2006)
도매가격의 상승만이 아니라, 캘리포니아는 전력공급 부족으로 부분적인 정전까지 단행하면서 위기경보를 자주 발행하게 된다. 1998～1999년에 걸쳐 발행된 1단계와 2단 계 조기경보가 10건 미만인 반면, 2000년에는 1단계 위기경보가 56건, 2단계는 36건에 달하였고 2001년에는 더욱 늘어나 1단계는 76건, 2단계는 61건, 3단계는 38건에 달했다.
캘리포니아의 전력위기가 단지 공급부족만이 아니라 발전업자의 시장지배력 행사로
인해 발생했다는 점은 다양한 증거를 통해 확인할 수 있다. Cho&Kim(2007)의 연구결과 에 따르면 러너지수로 살펴보는 캘리포니아 발전업자의 시장지배력은 2000년에 들어 크게 증가하였다.
<표 3> 캘리포니아의 월별 시장지배력 지수 비교
연도 월 L1 Lc BBW
1998 4 -0.069 -0.055 -1998 5 -0.224 -0.206 -1998 6 -0.524 -0.51 -0.51 1998 7 0.225 0.221 0.28 1998 8 0.264 0.287 0.39 1998 9 0.141 0.193 0.33 1998 10 -0.003 0.056 0.05 1998 11 -0.032 0.006 -0.02 1998 12 -0.006 0.092 0.17 1999 1 -0.127 -0.049 -0.02 1999 2 -0.160 -0.051 -0.07 1999 3 -0.004 -0.005 -0.07 1999 4 0.032 0.037 0.02 1999 5 0.0012 0.003 0.00 1999 6 -0.031 -0.043 0.05 1999 7 0.059 0.10 0.17
연도 월 L1 Lc BBW
1999 8 -0.02 0.120 0.14 1999 9 0.06 0.084 0.16 1999 10 0.194 0.285 0.31 1999 11 -0.003 0.199 0.26 1999 12 0.022 0.10 0.09 2000 1 -0.175 0.131 0.13 2000 2 -0.195 0.03 0.03 2000 3 -0.113 -0.041 -0.06 2000 4 -0.202 -0.151 -0.16 2000 5 0.044 0.055 0.25 2000 6 0.378 0.577 0.63 2000 7 0.210 0.490 0.50 2000 8 0.182 0.528 0.56 2000 9 0.246 0.404 0.36 2000 10 0.210 0.352 0.34
주: L1은 송전제약을 고려한 지역별 러너지수의 가중치, Lc는 BBW(2002)가 이용한 단순 러너지 수, BBW는 BBW(2002)의 러너지수 결과
자료: Cho&Kim(2007)
시장지배력의 행사를 통해 캘리포니아 시장의 발전업자의 이윤이 1999년과 비교하여 2000년에 평균 54% 증가하고, 2001년 들어서는 2000년에 비해 30% 이상 증가한 점은 캘리포니아 시장붕괴의 큰 원인이 발전업자의 시장지배력 행사에 따른 것임을 확인해 준다.