미국의 전력시장 구조개편 과정에서 시장지배력 평가는 매우 어려운 문제였다. 단지 "Federal Power Act"에서 전력 가격이 정당하고 합리적
일(just and resonable) 것을 요구하고 있다. 이 구절이 시장 개입의 법 률적인 근거를 제공하고 있으나 FERC는 이용 가능한 기준 설립이 어려 워 사건별로의 접근방법을 취하고 있다. FERC의 향후 도매 시장에 대한 청사진은 Order No. 2000 나와 있으며 송전사업자들이 Regional Transmission Organization(RTO)에의 참가 요구를 주요 내용으로 하고 있다. Order 2000는 RTO가 시장 감시 기능을 수행하여야 함을 명시하 고 있으나 자세한 내용은 명시하지 않고 있다. 따라서 현존하는 ISO의 기능 검토가 향후의 RTOs 기능을 예측 할 수 있는 척도가 될 수 있을 것이다.
시장 감시 기능과 관련하여 현존하는 모든 미국 내의 ISO는 시장 감 시 기능을 가지고 있으며 이들은 다음과 같이 공통되는 역할을 수행하 고 있다.
가. 데이터 수집 : 부하, 공급, 및 송전 시스템 상태. 몇몇 ISO는 간 접적으로 한계비용관련 데이터를 수집하여 가격-비용 비교를 수행하고 있음
나. 시장 경쟁성 평가 다. 규칙 변경 평가 및 추천
라. 규제 기관을 보조 : 경쟁 조사 시에 구제기관을(예 : FERC 또는 법무성 Anti-Trust 부분) 보조
완화 및 교정 조치와 관련 되어서는 각 ISO 마다 다른 방식을 취하고 있으나 일반 적으로 FREC가 가격에 법적인 권한을 소유하고 ISO로 하 여금 가격 변경 및 교정을 특정 상황에 대하여 승인하고 있다. 특이한 점은 모든 ISO가 다양한 형태의 가격 상한 규제를 통하여 가격 교정 조 치를 행하고 있다는 것이다. 다음으로 각 ISO에 대하여 상세히 살펴보
고자 한다.
1) PJM
PJM은 Mid-Atlantic 지역을 포함하고 있으며 미국 시장 설계의 근간
으로 이용되고 있다. 다음은 미국 지도에서 PJM 지역 및 계통도를 도해 한 것이다.
PJM 시장의 특성으로는 locational marginal price, 1일전 및 실시간 시장에서의 에너지 및 보조서비스의 중앙 최적 급전 등을 들 수 있다.
PJM에서의 시장 감시 기능의 구조 및 용량 철회에 대한 지역 정책은 이 지역의 도매 시장에 대한 일반적인 합의를 반영하고 있다. 따라서 PJM의 특성에 대한 검토가 필요하고 이를 요약하면 다음과 같다.
가. 심각히 규제되는 수직 통합된 유틸리티
① 유틸리티의 발전 사업의 분리를 요구하지 않음
② 소매 경쟁의 존재가 미미함. 대부분의 소비자가 주정부가 규제 하는 요금제임
③ 결과로 도매 시장 가격은 소비자 및 유틸리티에게 영향을 미치 지 않음
④ 많은 주요 발전 유틸리티가 그들의 수요를 헷징 하고 있으므로
시장지배력 행사의 요인이 약함
그림Ⅱ-17 PJM의 위치 및 지역 계통도
나. 만족할만한 공급과 수요 간의 균형: 송전 제약은 존재하나 충분
한 발전량을 가지고 있음
위의 특성에 따라 PJM 지역은 안정된 가격을 유지하고 있으며 소비 자가 시장가격에 영향을 받지 않는 구조로 PJM에 대한 시장지배력 감 시 및 완화의 개입 요구가 흔하지 않게 하였다. 이런 이유로 PJM의 감 시 기능은 규모가 작고 자문 역할을 주로 담당하고 있다. 더하여, 한계 비용 평가를 통한 가격 교정 및 입찰 가격의 재조정에 대하여서는 미국 내 다른 지역과 비교하여 제한적인 역할 만을 수행하고 있다. 결론적으
로 PJM은 지역 내의 특성을 반영하여 최소 개입의 접근 방법을 취하고
있다.
PJM은 실시간 에너지 시장, 일별․월별․수개 월 단위의 용량시장,
보조서비스 시장, FTR(Financial Transmission Right) 경매시장과 더불어
1일 전(day-ahead) 시장을 운영하고 있다. PJM 시장설계에는 신뢰도와
발전설비 적정성(adequacy)을 확보하기 위한 의무 용량 확보 메카니즘
(ICAP/ACAP)이 포함되어 있다. 그러나 PJM ICAP 시장에 있어서의 결
점은 PJM ICAP 공급자들이 PJM 내부의 공급 용량이 부족함에도 불구
하고, PJM 외부의 부하를 공급하는 것이 이득이 될 수 있다는 것이다.
이러한 경우에 이틀 전에 사전고지를 하고 ICAP 자원을 외부시장으로 이탈시킴으로써, 공급용량을 변경시킬 수 있다. 중동부지역 신뢰도 협정 (ECAR : East Central Coordination Agreement)과 같이 이웃 시스템이 PJM 보다 더 높은 에너지 가격상한을 갖거나 근본적으로 전혀 가격상 한을 갖지 않는다면 가격 차이가 클 때 공급용량을 변경시킬 가능성이 존재할 것이다. 그 결과 PJM 발전기들은 보유 설비용량에 대해 두 배로 수입을 얻을 수 있게 되는데, 첫 번째는 ICAP 지불에 의해 두 번째는 인접 계통에 가격 스파이크가 발생할 때이다. 이런 상황이 발생하게 되
면 PJM의 소비자들은 ICAP에 확보를 위한 요금을 지불하면서도 가장
필요한 때에 공급용량을 확보하지 못하는 상황을 맞이할 수도 있다. 따
라서 PJM으로부터 이탈하는 발전기들은 벌금을 받게 되며 여기에는
ICAP 공급부족 부담금과 ICAP 지불을 계산함에 있어서 가정된 공급정
지 만큼 상향 조정되는 것이 포함되어져야 한다. 그러나 이러한 벌금이 나 위약금의 부과만으로 지속적인 인센티브를 발전사업자에 적용하는 것은 일시적인 효과를 기대할 수 있을 뿐이기 때문에 에너지 시장에서 의 다양한 상품(에너지, 주파수조정, 용량, 송전혼잡 등)들 상호간의 위
험을 관리하기 위해 시행되는 고유의 시장 메카니즘과 조화를 이룰 수 있는 가격상한의 적용이 요구된다.
현재, PJM 에너지 시장은 $1000/MWh의 입찰상한을 적용하고 있으 며, 보조서비스 시장에는 $100/MWh의 입찰상한이 적용되고 있다. 이러 한 가격상한과 더불어 송전제약조건 완화를 위해, 급전우선순위 외에 존 재하는 발전기들의 입찰가격을 한계증분비용에 10%를 더한 값으로 제한 하고 있으며 이는 시장지배력 완화를 목적으로 하고 있는 것이다.
2) NY ISO
NY ISO는 PJM과는 달리 보조 및 에너지 시장에 개입 위주의 접근법
을 채택하고 있다. 이는 발전자산의 분할을 추구하였으며 시장 가격 변 화가 직접적인 재무적인 영향을 시장참여자에게 끼침을 의미한다. 따라 서 최대 가격은 지속적인 분쟁의 주제였었다. NY ISO는 NY주를 포함 하고 있으며 뉴욕시 주변으로 심각한 내부 송전제약을 가지고 있다. 이 런 이유로 시장 감시 및 완화 노력은 고비용 송전 제약된 뉴욕시 및
Long-Island 소규모시장에 중점을 두고 있다. 최근에 이 지역에서는 발
전 용량 부족으로 인한 캘리포니아와 같은 사태 발생의 우려가 존재하 고 있다.
NYISO의 시장 설계는 1일전 및 실시간 LMP 근간의 nodal pricing 에너지 시장, installed capacity market(ICAP) 및 시장에 기초한 보조서 비스 가격 결정을 포함하는 매우 복잡한 시장이다. 뉴욕시 및 근교의 시 장은 가격 결정에 있어서 NYISO의 나머지와는 다르게 설계되었다. 이 지역의 발전 자산의 매각 시에 지역 시장 완화 조치가 취하여졌다. 뉴욕 시 시장 가격은 시외의 특정 버스의 가격의 105%로 제한되었으며 용량 시장 역시 상한 규제를 갖고 있다. NYISO 생성을 위한 보고서에는
FERC가 승인한 시장 감시 계획이 있으며 FERC는 NYISO 초기 문제에 대처하기 위하여 $1000/MWh의 가격 상한을 승인하였다. 가격 상한은 임시 조치로 승인 되었으나 연장 승인을 통하여 현재까지 지속되고 있 다.
1999년 NYISO는 특정 조건을 만족 시에 MMU(market monitoring unit)의 입찰 완화(mitigate bids)를 하도록 승인하는 시장 완화 계획을 구현하였다. NYISO는 경제적 용량 철회를 “전기 설비의 입찰 가격을 부당하게 높게 하여 (i) 전기 설비가 급전 또는 계획되지 않도록 하거나
(ii) 입찰이 시장 가격을 결정하도록 하는 행위”로 규정하여 물리적 용량
철회와 더불어 완화 조치를 작동시키는 행위로 정의하고 있다. 경제적 용량철회를 결정하기 위하여 NYISO는 먼저 reference bid를 각 발전기 에 대하여 계산하고 이를 실제 입찰과 비교한다. 이 값이 미리 정하여진 임계점을 초과하면 시장완화 조치에 들어가도록 되어있다. 복잡한 구조 로 인하여 이런 완화 조치는 실제 구현은 매우 힘들어서 1일전 시장 가 격이 게시되고 효력을 갖기 전에 모든 입찰을 완화하는 것이 불가능 하 였다. 2000년 여름의 가격 스파이크는 경제적 용량철회 발생에 대한 의 구심을 야기 시켰고 NYISO는 위의 완화 조치가 1일전 시장에서 입찰 승인 전에 가격 완화 조치에 실패하였다고 인정하고 “automated mitigation procedure"(AMP)를 도입하였다. NYISO는 AMP가 완화조치 부과 전에 단일 일에 대한 발전사업자의 시장지배력 행사를 통한 이익 구현 능력을 방지하였다고 주장하고 있다.
3) ISO New England
ISO NE는 New England지역의 6개 주를 포함하고 있다. NE 지역에 서는 거의 대부분의 유틸리티가 발전 자산을 매각하였다. PJM과는 달리
ISO-NE는 에너지 시장과 보조서비스 시장을 동시에 구현하였다. 이는
시장 규칙 및 복잡한 소프트웨어에 관련된 다양한 문제를 발생시켰고 이런 문제에 더하여 ISO-NE에서는 지속적인 규칙 변경이 이루어졌다.
중요 변화로는 초기의 단일 에너지 입찰에 근거한 단일 시장가격 시스 템에서 다수-입찰(예 : 기동 비용, 무부하 및 에너지 구간 입찰) 및 효력 을 갖는 1일전 시장으로 변경이 있었다.
시장 개설 후 ISO-NE에서는 시장가격에 대한 빈번한 교정 및 변경이 일어났다. 최초의 ISO-NE 시장 규칙은 ISO에 오류 및 시장 결과 수정 에 대한 광범위한 능력을 부여하고 있었다. 이는 위에 설명한 이유로 인 한 문제와 더불어 ISO-NE의 잦은 시장가격에 수정을 초래 하였으며 시 장 참여자의 불만을 야기했다. FERC는 이에 따라 ISO-NE의 시장 수정 능력을 제한하게 되었으며 $1000/MWh의 가격 상한을 도입하였다.
최초 ISO-NE의 입찰 완화 규정은 제약-발전된 발전기의 시장 지배력
에 초점을 두고 있었다. 이는 다음의 두 가지 단계를 거쳐 평가 되었다.
① 구조 평가 단계(structural screen) : 제약 지역이 확인 된 후에
특정 발전기 없이 계통운전이 가능하지 않으면 완화 조치가 취
하여진다. 적어도 셋 이상의 경쟁 입찰자가(특정한 경우 다섯)
존재하면 완화 조치를 취하지 않는다.
② 가격 평가 단계(price screen) : 구조 평가에서 색출된 발전기에
적용되고 두 가지 형태로 구성되어있다. 대부분 제약이 걸리지
않는 발전기에 대해서는 제약 시간에 근거한 “screening percentage”를(미리 정하여진 기준 입찰에 대한 추가분) 적용