전력 도매 시장: 전기가 소비자에게 도달하기까지의 구매, 판매 및 가격 결정 방식

전력 도매 시장의 정의
전력 도매 시장은 발전 사업자가 전기를 최종 소비자에게 전달하기 전, 유틸리티 기업, 에너지 소매업체, 대규모 산업용 구매자에게 판매하는 상품 시장입니다. 대부분의 상품과 달리 전기는 대규모로 경제적인 저장이 불가능하므로, 공급과 수요가 실시간으로 균형을 이루어야 하며 시장 가격 결정 메커니즘도 이러한 고유한 제약 조건을 반영합니다. 도매 전력 가격은 시장 구조에 따라 5분 단위 또는 24시간 전에 마감되는 경매를 통해 결정됩니다. 미국에서는 전력 부하의 약 3분의 2가 연방 에너지 규제 위원회(FERC)의 규제를 받는 조직화된 도매 시장을 운영하는 지역에서 공급됩니다.

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목차

1. 전력 도매 시장이란 무엇인가?
2. 도매 전력 가격 결정 방식: 메리트 오더(Merit Order)
3. 당일 시장(Day-Ahead)과 실시간 시장: 두 가지 층위
4. 지역별 한계 가격(LMP)과 전력망 혼잡
5. 용량 시장(Capacity Markets): 생산량이 아닌 준비성에 대한 지불
6. 보조 서비스(Ancillary Services): 전력망의 응급 서비스
7. ISO와 RTO: 도매 시장의 운영 주체는 누구인가?
8. 도매 가격이 전기 요금에 반영되는 과정
9. 자주 묻는 질문(FAQ)
10. 핵심 요약

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전력 도매 시장이란 무엇인가?

전기 요금의 약 3분의 1은 일반인에게는 생소한 상품 시장인 전력 도매 시장에서 결정됩니다. 나머지 3분의 2는 송전망, 지역 배전 인프라 및 정부 정책 비용 등으로 구성됩니다. 이 상품 시장이 실제로 어떻게 작동하는지 알아보겠습니다.

전기는 원자력 발전소, 천연가스 터빈, 석탄 발전소, 풍력 및 태양광 발전소 등에서 생산되어 고압 송전선을 통해 인구 밀집 지역으로 전달됩니다. 전력이 소비자에게 도달하기 전, 발전 사업자가 대량의 전기를 판매하고 유틸리티나 소매업체가 이를 구매하는 ‘전력 도매 시장’을 거치게 됩니다.

전기는 대규모로 저장할 수 없다는 독특한 성질을 가진 상품입니다. 탱크에 저장된 석유나 사일로에 쌓인 밀과 달리, 발전소에서 생산된 전자는 생산과 동시에 소비되어야 합니다. 공급과 수요는 초 단위로 실시간 균형을 맞춰야 합니다. 그렇지 않으면 그리드 주파수가 (북미 기준) 60Hz 또는 (유럽 기준) 50Hz에서 벗어나 시스템이 차단될 수 있습니다. 이러한 균형을 관리하는 것이 전력 도매 시장의 핵심 운영 과제입니다.

탈규제의 배경: 현대 미국 전력 도매 시장 구조는 1990년대 연방 탈규제 정책에서 비롯되었습니다. 탈규제 이전에는 유틸리티 기업들이 발전, 송전, 배전을 모두 독점하고 규제된 요금으로 전기를 판매했습니다. FERC Order 888(1996)은 유틸리티 기업들이 경쟁자들에게 송전선을 개방하도록 의무화했습니다. FERC Order 2000(1999)은 발전 사업자와 독립적으로 그리드를 관리하는 지역 송전 기구(RTO)의 결성을 장려했습니다. 이 두 가지 명령이 경쟁적인 도매 시장을 위한 틀을 마련했습니다.

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도매 전력 가격 결정 방식: 메리트 오더(Merit Order)

메리트 오더(merit order)는 어떤 발전소가 가동될지, 도매 시장에서 전기 가격이 얼마로 결정될지를 결정하는 메커니즘입니다.

핵심 논리는 다음과 같습니다. 모든 발전소는 단기 한계 비용(SRMC)을 가지고 있습니다. 이는 발전소가 이미 건설되어 운영 중인 상태에서 전력 1MWh를 추가로 생산하는 데 드는 비용으로, 주로 연료비를 의미합니다. 태양광이나 풍력은 연료비가 없으므로 SRMC가 거의 0에 가깝습니다. 원자력 발전소는 우라늄 연료비와 운영 인건비가 포함되어 낮지만 0은 아닙니다. 천연가스 피크 발전소는 가스 연료 비용이 높아 SRMC가 비교적 높습니다.

그리드 운영자(ISO 또는 RTO)는 해당 지역의 모든 발전 사업자로부터 입찰을 받습니다. 발전 사업자는 전력을 생산할 의사가 있는 최저 가격을 제출합니다. 그리드 운영자는 이 입찰가를 낮은 순서부터 높은 순서로 쌓는데, 이것이 메리트 오더입니다.

메리트 오더의 실제 사례:

순위	발전소 유형	일반적인 SRMC	저가 입찰 이유
1	풍력 및 태양광	~$0/MWh	연료비 없음; 0 또는 그 근처로 입찰
2	원자력	$10–20/MWh	낮은 연료비; 지속 가동 설계
3	석탄 (기저 부하)	$20–40/MWh	저렴한 연료; 지속 가동 설계
4	복합 화력 가스 (CCGT)	$30–70/MWh	중간 수준의 가스 연료비
5	단순 순환 가스 (피커)	$60–150+/MWh	높은 가스 소모량; 피크 수요 시에만 가동

그리드 운영자는 수요량을 충족할 때까지 가장 저렴한 입찰부터 수락합니다. 마지막으로 수락된(가장 비싼) 입찰가가 결정 가격이 되며, 이를 단일 결정 가격(uniform clearing price) 또는 시장 결정 가격(MCP)이라고 합니다. 입찰이 수락된 모든 발전 사업자는 자신의 입찰 금액과 상관없이 동일한 이 가격을 받습니다.

이 메커니즘으로 인해 2021년 2월 텍사스의 혹한기 대란 당시 전기료가 폭등했습니다. 기록적인 추위로 수요는 극에 달했지만, 대부분의 발전 설비는 극심한 추위로 인해 중단되었기 때문입니다. 결정 가격은 허용된 최대치인 $9,000/MWh에 도달했습니다. 실시간 시장 가격에 노출된 소비자와 소매업체들은 평소보다 수십 배 높은 전기 요금을 부담해야 했습니다.

천연가스가 가격을 자주 결정하는 이유: 대부분의 북미 및 유럽 도매 시장에서 천연가스 발전은 유연성(출력 조절 가능)이 높고 수요 수준에 맞춰 시장을 조절하기에 충분한 양이 확보되어 있어 종종 “한계(마지막으로 수락되어 가격을 결정하는)” 발전소가 됩니다. 즉, 도매 전력 가격은 PJM이나 ERCOT처럼 가스 의존도가 높은 시장에서 가스 가격과 밀접하게 연관됩니다. 가스 가격이 급등하면(러시아-우크라이나 전쟁 이후 2021-2022년 유럽의 상황처럼) 도매 전력 가격도 비례하여 급등합니다.

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당일 시장(Day-Ahead)과 실시간 시장: 두 가지 층위

전력 도매 시장은 수요 및 발전량 예측의 불확실성을 관리하기 위해 순차적인 두 가지 시간대를 운영합니다.

당일 시장 (Day-Ahead Market, DAM)

당일 시장은 공급 전날 실시되는 경매입니다. 그리드 운영자는 다음 날 매시간에 대한 수요 예측을 게시합니다. 발전 사업자와 부하 공급 주체는 입찰과 제안을 제출합니다. 그리드 운영자는 시장을 정산하고 시간별 당일 시장 가격을 게시합니다.

당일 시장에서 정산된 참여자들은 실시간 상황이 다르더라도 당일 시장 가격으로 고정된 스케줄에 재정적 책임을 집니다.

당일 시장의 이점:
– 가격 확실성 (참여자들이 24시간 전에 비용/수익을 인지)
– 그리드 계획 정보 (운영자가 다음 날 가동될 설비 대략 파악 가능)
– 변동성 헤지 (불안정한 실시간 가격에 대한 대비)

정상적으로 작동하는 시장에서는 전체 전력의 약 80~90%가 당일 시장에서 정산됩니다.

실시간 시장 (Real-Time Market, RTM)

실시간 시장은 당일 시장 스케줄과의 차이를 조정합니다. 실제 수요는 언제나 예측치와 다소 차이가 있으며, 발전 사업자도 설비 문제로 인해 계획된 출력을 공급하지 못할 수 있기 때문입니다.

실시간 가격은 대부분의 미국 시장에서 5분마다 정산됩니다. 정산 메커니즘은 당일 시장(메리트 오더)과 동일하지만, 실제 현재 수요와 가용 상태를 기준으로 합니다.

실시간 가격은 당일 시장 가격보다 훨씬 변동성이 큽니다. 갑작스러운 여름 폭염, 대형 발전소의 정지, 풍력 발전 부족 등은 실시간 가격을 몇 분 만에 당일 시장 가격보다 훨씬 높게 급등시킬 수 있습니다.

두 시장의 관계: 대부분의 시장 참여자는 당일 시장에서 거래함으로써 실시간 노출 위험을 헤지합니다. 당일 시장에서 $50/MWh에 전기를 판매하기로 한 발전 사업자는 실시간 가격이 $20/MWh로 떨어져도 $50를 받으므로 보호됩니다. 당일 시장에서 $50에 구매한 부하 공급 주체는 실시간 가격이 $200/MWh로 급등해도 보호받습니다. 당일 시장과 실시간 시장의 차이는 정교한 참여자들이 적극적으로 관리해야 할 “기준 위험(basis risk)”입니다.

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지역별 한계 가격(LMP)과 전력망 혼잡

대부분의 미국 도매 시장은 지역별 한계 가격(LMP)을 사용합니다. 이는 전력 가격이 지역 전체에 동일하게 적용되는 것이 아니라 그리드의 위치에 따라 달라지는 시스템입니다.

기술적으로 들리지만 논리는 간단합니다. 전력 가격은 단순히 생산 비용뿐만 아니라 송전망을 통해 필요한 곳으로 전달하는 비용까지 반영해야 한다는 것입니다.

위치에 따라 가격이 다른 이유: 송전망은 물리적 한계가 있습니다. 500kV 송전선은 일정량의 메가와트만 전달할 수 있습니다. 수요가 송전선 용량을 초과하면 그리드 운영자는 혼잡(congestion)을 겪게 되며, 단순히 가장 저렴한 발전소에서 모든 지역으로 전력을 공급할 수 없게 됩니다.

송전선이 혼잡할 때 운영자는 다음을 수행해야 합니다:
1. 혼잡한 쪽의 저렴한 발전소 출력을 줄임
2. 전력이 필요한 쪽의 더 비싼 발전소 출력을 늘림

이로 인해 제약이 발생한 위치의 실제 가격이 상승합니다. LMP는 이 비용을 명시적으로 반영합니다. 그리드상의 어떤 지점(node)에서의 LMP는 세 가지 구성 요소의 합입니다:

LMP = 에너지 구성 요소 + 혼잡 구성 요소 + 손실 구성 요소

• 에너지 구성 요소: 시스템 전체의 단일 에너지 가격(메리트 오더 정산 가격)
• 혼잡 구성 요소: 송전 제약을 피하기 위해 전력을 우회시키는 비용 (양수 또는 음수 가능)
• 손실 구성 요소: 송전 손실 비용 (송전 과정에서 열로 소산되는 전력 비용)

실질적 의미: 외딴 지역의 재생 에너지 프로젝트(캔자스 서부의 풍력 발전소, 뉴멕시코 시골의 태양광 발전소 등)는 해당 프로젝트와 수요지 사이의 송전 경로가 상습적으로 혼잡하다면 시스템 평균보다 훨씬 낮은 LMP를 겪을 수 있습니다. 투자자들은 프로젝트 위치에서의 예상 LMP(일명 “버스 바” 가격)를 고려해야 하며, 지역 평균 가격을 기준으로 수익성을 모델링해서는 안 됩니다.

LMP 프레임워크는 금융 송전 권리(FTRs)를 생성합니다. 이는 혼잡 비용으로부터 헤지할 수 있는 금융 상품입니다. 혼잡 위험에 직면한 참여자들은 FTR을 구매하여 LMP의 혼잡 구성 요소를 고정할 수 있습니다.

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용량 시장(Capacity Markets): 생산량이 아닌 준비성에 대한 지불

발전 사업자가 전기를 생산할 때만 지불받는 순수 에너지 시장은 한 가지 유명한 문제를 야기합니다. 바로 극한의 피크 수요 기간에 필요한 안정성을 위해 추가 용량을 유지할 유인이 부족할 수 있다는 점입니다.

누락된 자금(missing money) 문제: 가스 피크 발전소는 연중 몇백 시간(여름 피크) 동안만 수익을 올릴 수 있습니다. 에너지 시장 가격 상한선이 너무 낮거나 수익을 내기에 피크 시간이 너무 부족하면 발전 사업자는 발전소를 폐쇄할 수 있으며, 이는 그리드에 불충분한 예비 용량을 남기게 됩니다.

대부분의 미국 시장에서의 해결책: 용량 시장(capacity markets)은 에너지 시장과 분리되어 발전 사업자의 가용성(생산 준비 의무)에 대해 지불하는 시장입니다.

용량 시장의 특징:
– 그리드 운영자가 안정성을 위해 3~4년 전에 필요한 용량(MW 단위)을 결정
– 발전 사업자와 수요 반응 자원이 용량 제공 입찰을 실시
– 용량 경매가 정산되고, 수락된 자원은 용량 비용($/MW-년)을 지불받음
– 용량 비용을 받는 발전 사업자는 수요가 많은 기간에 가용 상태를 유지할 의무가 있음

주요 미국 용량 시장:

시장	지역	운영자
RPM (신뢰성 가격 모델)	PJM (중부 대서양, 중서부)	PJM Interconnection
ICAP (설치 용량)	뉴잉글랜드	ISO-NE
ICAP	뉴욕	NYISO
미사용	ERCOT (텍사스)	ERCOT (에너지 전용 시장)
미사용	MISO (중서부, 남부)	MISO (용량 시장 도입 추진 중)

ERCOT의 에너지 전용 모델(텍사스)은 희소성 발생 시 에너지 가격이 매우 높게 치솟도록 하여 충분한 투자를 장려합니다. 2021년 2월의 겨울 폭풍은 이 모델에 대한 스트레스 테스트였습니다. 가격은 $9,000/MWh까지 치솟았으나, 근본적인 문제는 단순 용량 부족이 아니라 극한의 추위 속에서의 발전 능력 상실이었기에 대규모 정전을 막지 못했습니다.

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보조 서비스(Ancillary Services): 전력망의 응급 서비스

잘 작동하는 에너지 시장과 충분한 용량이 있더라도 그리드 운영자는 초 단위로 안정성을 유지하기 위해 추가 서비스가 필요합니다. 이것이 에너지와 별도로 지불되는 보조 서비스(ancillary services)입니다.

주요 보조 서비스 유형:

주파수 조정: 그리드는 60Hz(북미) 또는 50Hz(유럽)를 유지해야 합니다. 수요가 공급을 초과하면 주파수가 떨어지고, 공급이 수요를 초과하면 올라갑니다. 그리드 운영자는 자동 제어 신호에 따라 수 초 내에 출력을 조정할 수 있는 발전 사업자(및 배터리)로부터 조정 서비스를 조달합니다. 제공자들은 예약료와 성과 보상을 받습니다.

운전 예비력(Spinning reserve): 온라인 상태로 그리드와 동기화되어 10~15분 내에 출력을 높일 수 있는 발전소입니다. 대형 발전소가 갑자기 정지하면 운영자는 즉각적인 대체 용량이 필요합니다. 운전 예비력 제공자들은 사용하지 않더라도 준비 상태를 유지하는 대가를 받습니다.

비운전 예비력(Non-spinning reserve): 30분 내에 가동할 수 있는 발전소입니다. 운전 예비력보다 반응 속도가 느려 가치가 낮습니다.

전압 지원(무효 전력): 그리드는 전압을 허용 범위 내로 유지해야 합니다. 특정 발전기는 전압 수준을 지원하는 전력의 일종인 무효 전력을 보조 서비스로 제공합니다.

수요 반응(Demand response): 그리드 운영자의 요청에 따라 전기 사용을 줄이기로 합의한 대규모 산업 소비자를 의미합니다. 이들은 필요한 때 부하를 줄이는 데 동의함으로써 실질적인 “가상 발전기” 역할을 합니다. 알루미늄 제련소, 정수장, 대형 제조 시설이 대표적인 수요 반응 참여자입니다.

보조 서비스는 가스 피크 발전소, 수력 발전, 대규모 배터리 등 유연한 성능을 가진 발전 사업자들에게 추가적인 수익원을 제공합니다. 그리드 운영자에게는 에너지 및 용량 시장과 함께 운영되는 안정성 관리 작업입니다.

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ISO와 RTO: 도매 시장의 운영 주체는 누구인가?

경쟁적 도매 시장이 있는 지역에서는 독립 계통 운영자(ISO) 또는 지역 송전 기구(RTO)가 시장을 운영합니다. 이들은 어떠한 발전이나 송전 자산도 소유하지 않은 채 송전망을 운영하고 도매 시장을 관리하는 비영리 조직입니다.

주요 미국 ISO 및 RTO:

운영자	지역	대상 주	대략적인 부하
PJM Interconnection	중부 대서양 및 중서부	DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV	연간 약 900 TWh
MISO	중서부 및 남부	15개 주 + 매니토바	연간 약 700 TWh
CAISO	캘리포니아	주로 캘리포니아	연간 약 280 TWh
SPP	미국 중부	14개 주	연간 약 280 TWh
ERCOT	텍사스	텍사스 대부분	연간 약 400 TWh
ISO-NE	뉴잉글랜드	6개 뉴잉글랜드 주	연간 약 125 TWh
NYISO	뉴욕	뉴욕 주	연간 약 165 TWh

미국 전력 부하의 약 3분의 2가 RTO/ISO 지역 내에 있습니다. 나머지는 여전히 주 정부의 규제 요금 체계 하에 운영되는 수직적 통합 유틸리티 기업들이 공급하고 있으며, 조직화된 도매 시장 형태는 아닙니다.

FERC는 연방 전력법(Federal Power Act)에 따라 ISO와 RTO를 규제하며, 시장 설계, 요금 투명성 및 차별 금지에 관한 규칙을 설정합니다. 주 공공 유틸리티 위원회는 도매 가격과 소비자가 실제로 지불하는 소매 전기 판매 사이의 연결 고리를 규제합니다.

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도매 가격이 전기 요금에 반영되는 과정

도매 전력 가격은 일반적인 가정용 전기 요금의 약 3분의 1을 차지합니다. 나머지는 물리적 인프라 비용과 규제 비용입니다.

일반적인 미국 가정용 전기 요금 구성:

구성 요소	대략적인 비중	포함 내용
에너지(도매)	약 30–35%	실제 전력 상품 비용
송전	약 10–15%	발전소에서 배전망으로 이동하는 고압선 비용
배전	약 25–35%	가정으로 연결되는 지역 전선, 변압기, 인프라
시스템 혜택/정책	약 15–25%	주 정책: 재생에너지 보조금, 저소득층 지원, 효율화 프로그램

ISO New England 데이터에 따르면 도매 에너지는 일반적으로 가정용 고객 전기 요금의 약 3분의 1을 차지하지만, 이는 주와 유틸리티에 따라 다릅니다.

도매-소매 연결 원리:

규제 유틸리티 주에서는 수직적 통합 유틸리티가 도매 전력을 구매(또는 생산)하여 주 공공 유틸리티 위원회에서 설정한 소매 요금으로 판매합니다. 요금 결정은 몇 년에 한 번 발생할 정도로 드물기 때문에 단기적인 도매 가격 변동이 바로 소비자 요금에 나타나지는 않습니다.

탈규제 소매 시장(텍사스, 일리노이, 오하이오, 북동부 일부)에서는 소비자가 전기 공급업체를 직접 선택할 수 있습니다. 고정 요금 계약을 체결한 소비자는 단기 도매 가격 급등의 영향을 받지 않습니다. 반면 변동 요금제나 지수 연동 계약(소매 가격이 도매 가격을 추종)을 체결한 소비자는 변동성에 노출됩니다. 2021년 2월 텍사스 위기 당시 일부 가정에서 $5,000~$17,000의 전기 요금 고지서를 받은 이유는 이들이 도매 가격 급등에 노출된 변동 계약을 맺고 있었기 때문입니다.

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자주 묻는 질문(FAQ)

왜 남는 전기를 저장했다가 가격이 높을 때 사용하지 않나요?

점차 가능해지고 있지만 규모에 한계가 있습니다. 배터리 에너지 저장 시스템(BESS)은 몇 시간 동안, 양수 발전소는 며칠 동안 에너지를 저장할 수 있습니다. 그러나 전 세계의 총 저장 용량은 순간 수요의 극히 일부에 불과하여 수요 곡선을 의미 있게 완화하기에는 너무 작습니다. 저장 기술은 급격히 성장하고 있지만 그리드의 실시간 균형 유지 요구사항은 수십 년간 근본적인 제약으로 남을 것입니다.

왜 풍력 발전은 때때로 마이너스 전기 가격을 받나요?

풍력 발전 사업자는 실시간 시장에서 연료비가 없고, 미국에서는 생성된 MWh당 약 $26~28의 생산세액공제(PTC)를 받기 때문에 마이너스 입찰을 하는 경우가 많습니다. 시장 가격이 마이너스라도 그 가격이 세액공제액보다 낮지 않다면 발전 사업자는 계속 발전하여 세액공제를 받는 것이 유리합니다. 이것이 ERCOT나 MISO처럼 풍력 비중이 높은 시장에서 밤 시간대 풍력이 불고 수요가 낮을 때 마이너스 실시간 가격이 자주 발생하는 이유입니다.

유틸리티 기업과 ISO의 차이점은 무엇인가요?

유틸리티 기업은 발전, 송전, 배전 자산을 소유하고 소매 고객에게 서비스를 제공합니다. 반면 ISO/RTO는 자산을 전혀 소유하지 않으며 시장 운영자이자 그리드 조정자입니다. 경쟁 시장에서 ISO는 수백 개의 발전 사업자와 유틸리티를 조정하여 경매를 운영하고 시스템의 균형을 유지하며, 결과에 대해 어떠한 재정적 이해관계도 갖지 않습니다. 이러한 독립성이 경쟁 시장을 가능하게 합니다.

천연가스 가격이 전기 요금에 어떤 영향을 미치나요?

대부분의 미국 시장에서 천연가스 발전은 한계 가격을 결정하는 연료입니다. 즉, 가스 발전소가 상당 부분의 시간 동안 도매 전력 가격을 결정합니다. Henry Hub 천연가스 가격이 상승하면 도매 전력 가격이 상승하고, 최종적으로 소매 요금에도 반영됩니다. 이것이 2022년 러시아의 가스 공급이 차단되었을 때 유럽의 전기 가격이 폭등한 이유입니다. 가스 가격 급등이 메리트 오더 메커니즘을 통해 전기 가격 급등으로 직결된 것입니다.

개인이나 기업이 전기 가격 위험을 헤지할 수 있나요?

네, 가능합니다. 대규모 산업 소비자(공장, 데이터 센터, 알루미늄 제련소)는 일반적으로 재생 에너지 발전 사업자와의 장기 계약인 전력 구매 계약(PPA)을 통해 가격을 고정하여 헤지합니다. 유틸리티는 도매 시장에서 선도 구매를 통해 헤지합니다. 소매업체는 고정 요금 소매 계약을 제공하여 소비자에게 가격 확실성을 제공하는 대신 헤지 비용을 포함시킵니다. 전기는 위치, 시간, 계절에 따라 가격이 동시에 변하기 때문에 헤지의 복잡성이 높습니다.

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핵심 요약

• 전력 도매 시장은 발전 사업자가 유틸리티 및 소매업체에 대량의 전력을 판매하는 곳으로, 일반 가정용 전기 요금의 약 3분의 1을 차지합니다.
• 가격은 메리트 오더에 의해 결정됩니다. 발전 사업자는 한계 비용이 낮은 순서대로 입찰을 쌓고, 마지막으로 수락된 입찰이 모든 수락 발전소의 결정 가격이 됩니다.
• 두 개의 순차적인 시장 층위가 전력 스케줄링을 처리합니다. 당일 시장은 24시간 전에 대부분의 공급을 확정하고, 실시간 시장(5분마다 정산)은 차이를 조정합니다.
• 지역별 한계 가격(LMP)으로 인해 송전 혼잡에 따라 그리드 위치별로 전력 가격이 달라집니다. 원격 재생 에너지 발전소는 혼잡으로 인해 시스템 평균보다 훨씬 낮은 가격에 직면할 수 있습니다.
• 용량 시장(PJM, ISO-NE, NYISO)은 에너지 전용 시장의 “누락된 자금” 문제를 해결하고 충분한 피크 용량을 확보하기 위해 발전소의 가용성에 대해 비용을 지불합니다.
• 미국 전력 부하의 약 3분의 2가 FERC의 규제를 받는 RTO/ISO 지역 내에 있으며, FERC Order 888(1996)과 Order 2000(1999)은 탈규제의 기초가 되었습니다.
• 2021년 2월 ERCOT(텍사스) 대란은 가격이 $9,000/MWh까지 치솟은 사례로, 에너지 전용 시장에서 극심한 수요와 공급 제약이 결합할 때 발생하는 재앙적인 도매 가격 급등을 보여줍니다.

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