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수익창출과 리스크관리모든 시장참여자의 궁극적인 목표는 당연히 돈을 버는 것이다. 그러나 현재 대부분 지역에서의 전력산업은 규제기관에 의해 규제를 받는 독점 전력회사체제여서, 시장에서 수익을 창출하는 기본개념이 전력시장의 시장참여자에게 잘 적용되지 않는다. 또한 상품을 개발하고 고객의 요구에 맞게 서비스하는 것에 대한 강한 인센티브가 없다. 왜냐하면 규제받는 환경에서 수익을 창출하는데 큰 영향을 미치는 부분은 규제기관인 정부에 의해 결정되는 것이지, 고객에 의해 결정되지 않기 때문이다. 다른 산업과 달리 전력산업은 규제받는 사업자와 규제받지 않는 사업자들이 한데 뒤섞여있는 상태여서 더욱 복잡하다. 더구나 규제의 정도 차이와 주(州)간, 지역간 시장구조의 차이를 고려한다면 더욱 더 복잡해진다. 따라서 다양한 시장참여자의 이익에 대한 동기부여 방법과 어떻게 수익이 생성되는지에 대해 이해하는 것이 매우 중요하다. 시장참여자가 수익을 창출하는 다양한 방법을 배우기 위해서 우리는 모든 업무에 반드시 수반되는 리스크를 알아야 한다. 리스크란 ‘수익이 우리가 예측한 것보다 낮아질 가능성’ 또는 ‘상품이나 서비스가 인도되는 시점에서 예측한 것보다 시장에서의 수익이 낮아지는 것’을 의미한다. 10년 전에는 전력산업에 관한 책에서 리스크 관리에 관한 단원은 매우 짧았다. 이는 규제기관이 투자보수율을 낮추거나 아니면 요금산정기준에 개입하는 리스크를 의미했다. 요금산정기준에 따라서 수입이 좌우되기 때문에 전력회사는 더 많은 설비에 투자하게 되었고, 이로 인해 잠정적 수입을 증가시키게 되었다. 이에 따라 규제기관은 소비자의 전력 요금이 전력회사의 불필요한 설비에 지불되는 것으로부터 보호하기 위하여 사전에 전력회사의 설비의 증설에 대해서 승인을 하거나, 그 비용의 적정성에 대해서도 승인을 할 필요가 생겼다.
 전통적 규제체제하에서 전력회사는 다음의 4가지 방법으로 수입을 늘릴 수 있다. 요금산정기준의 확대, 요금산정 시 정부가 인정하는 전력회사의 수익률 증가, 그리고 경우에 따라서는 요금산정 시 예측한 소요비용보다 실제운용 시 비용을 절감하거나, 또는 예측했던 전력수요량보다 전력판매량이 늘어나는 경우이다. 네 번째 전력판매량을 늘리는 전략은 비용 또는 수입이 수입보전의 원리에 영향을 받지 않을 때만 적용 가능한 전략이다. 따라서 전력회사가 규제기관으로부터 특정한 지출에 관한 승인을 조기에 획득할 수 있다면, 이는 수익으로서 지속 유지 가능하다. 규제당국은 전력회사의 비용과 수입을 다루는 다양한 정책을 가지고 있으며, 이는 어떤 때는 전력회사에 잘 적용되기도 하고 또 어떤 때는 적용이 잘 안되기도 한다.규제기관이 전력회사의 수입을 보장해주지 않는다는 사실을 명심해야 한다. 전력회사의 여러 가지 경우에 공인된 수익률보다 수입이 적어질 소지가 있다.이러한 리스크 중 하나는 전력회사가 계획한 사업에 대한 소요비용에 해당하는 예산을 규제기관이 승인하지 않는 것이다. 규제기관은 전력회사가 비용을 지출할 때, 신의 성실의 원칙에 맞게 행동하지 않는다고 생각하면 승인하지 않을 것이다. 결국 이는 전력회사가 수입을 발생시키기 위해 필요한 비용도 지출할 수 없게 됨을 의미한다. 두 번째 리스크는 수입보전의 보호 장치가 없는 지출이다. 즉 예측한 비용보다 초과 지출하여 수입의 감소를 초래하는 경우이다. 만약 날씨에 따른 수입의 변화에 대해 수입보전의 보호 장치가 없을 경우, 전력 회사의 서비스 지역에 예년의 여름날씨에 비해 덜 더웠다면 에어컨 수요가 줄어서 전력판매량이 줄어들어 수입의 감소를 가져올 것이다.(반대로 예상보다 더 덥다면 수입은 늘어날 것이다.)인센티브 규제 하에서 전력회사는 어떻게 돈을 버는가?전력산업의 구조개편이 이루어지자 규제기관은 규제의 절차를 개선하는 새로운 방법을 모색하게 되었다. 이에 따라 몇몇 지역에서 전통적인 총괄 원가제 규제를 인센티브 규제로 대체하였다. 이는 주주에게 회사의 비용을 절감하고 요금을 낮추게 하는 인센티브를 제공한다. 도매전력시장에서의 전력시장가격이 일반적인 전력회사의 비용으로 인정받고 있기 때문에, 전통적 규제체제하에서 전력회사가 발전사업으로 번창하기는 더욱 어려워졌다. 즉, 규제기관은 시장가격이 전력회사의 에너지 생산비용보다 낮아지는 시점에서는 발전회사가 부적절하게 행동하였고, 이로 인해 주주에게 그 부담을 전가시켰다고 문제제기를 할 것이다. 따라서 대부분의 전력회사는 리스크를 감수하더라도 인센티브 규제의 보상을 선호한다. 인센티브 규제에서 전력회사는 시장에서 평균이상을 달성하여 이익을 증가시킬 수 있다. 완전자유화 시장에서 시장참여자는 어떻게 수익을 창출하는가?규제받는 전력회사와 달리, 시장참여자의 수익성은 시장의 역동성에 좌우된다. 즉, 시장에서 실시간을 수익을 창출한다. 시장의 역동성이란 참여자가 서비스를 시장에서 사고자 하는 가격에 적절하게 팔았는지, 또는 시장참여자가 전력상품이 팔린 후 제대로 공급을 할 수 있었는지 등이 포함된다. 급변하는 전력시장에서 많은 시장참여자들은 주주에게 손해를 끼치거나 더 나아가 파산까지 가는 것은 바로 시장참여자의 퇴출까지 갈 수 있다는 것을 알게 되었다. 특히 민간발전사업자는 전력시장에서의 가격이 최근 발전소를 완공한 후 운전 유지하는 비용과 발전소 건설비를 지불할 만큼 많지 않다는 사실을 최근에 알게 되었고 이에 따라 매우 힘든 상황이 연출되고 있다. 전력산업이 점점 성숙할수록 수익에 대한 다양한 전략으로 항공사나 다른 경쟁 사업에서의 고객서비스, 상품 마케팅의 전략을 벤치마킹하기 시작하였다.
 리스크관리최근 전력시장의 사례는 시장참여자가 아무리 시장에서 수익을 창출하여도 시장에서 부딪치는 리스크의 수준은 너무 극심하여 불과 수개월 만에 이익창출상태에서 지불불능의 파산상태까지도 갈 수 있음을 보여주고 있다. 모든 시장참여자들은 적극적으로 심사숙고하여 모든 리스크를 스스로 관리해야만 한다. 리스크를 관리하지 않는다면 투자자의 투자를 매우 심각한 위험에 빠뜨리고 있는 것과 같기 때문이다. 우리가 살펴보았듯이, 전력가격은 매우 유동적이다. 아래 그래프는 각각 3군데의 다른 지역, 오하이오주의 시너지 헙 지역, 캘리포니아/오리건 주 경계지역(COB : California Oregon Border), 텍사스의 ERCOT에서 2003년 하계 최대 수요 때의 전력가격을 보여주고 있다. 우리가 예상한 것처럼 하계 4개월 동안의 전력가격은 매우 드라마틱하게 유동적이다. 예를 들어 시너지 헙의 가격은 최저 14.26$/MWh(6월 3일)에서 64.58$/MWh(9월 4일)까지 올라갔다. 이것은 6월 3일 최저가격의 4.5배 이상이나 되는 가격이다. 이런 극단적인 상황은 이러한 가격변동 리스크에 준비 없이 노출된 발전사업자, 시장거래자 또는 소비자의 매우 큰 손실이 발생했음을 의미한다. 미국은 지역적으로 송전망이 구분되어 있는데, 이로 인해 종종 송전제약이 발생하고 지역내에서도 시장가격이 상당히 변동한다. 이에 따라 지역과 가격의 상관관계가 매우 높은 천연가스 산업과는 달리 전력사업에서는 지역과 시장가격이 상관관계가 거의 없다. 지금까지 우리가 논의한 바는 가격리스크이다. 가격리스크는 전력시장 특성상 불가피하게 발생하는 수많은 리스크 중 하나에 불과하다. ·가격리스크 : 가격이 시장참여자의 예상과 다른 방향으로 움직이는 것. 이 리스크는 매우 극심하여 전력시장가격에 직접 노출된 발전사업자 뿐만 아니라, 연료 공급사업자에게도 위험하다. ·전력량 리스크 : 발전사업자가 예측한 전력량보다 소비자가 전력을 그만큼 소비하지 않거나, 예상보다 많이 소비하는 리스크이다. 이 리스크는 예상치 못한 현물 구매를 유발하거나 수지균형을 위해 돈을 지불해야만 하는 상황을 초래한다. ·송전리스크 : 발전사업자가 전력을 공급하기위해 송전망 이용 시 예상치 못한 송전혼잡이 발생하여 송전망 요금을 더 지불해야 하거나 더 비싼 가격에 송전혼잡을 보충할 수 있는 전력량을 구매해야 하는 리스크를 말한다.·상대방 리스크 : 이 리스크는 상대방이 임무를 제대로 수행하지 못하는 리스크를 의미한다.·업무처리 리스크 : 이 리스크는 회사내부의 직원이 업무를 제대로 수행하지 못하는 경우, 예를 들면 계약서 서명을 안 받았거나 계약조건을 이행하지 않은 경우에 발생한다.·규제리스크 : 거래계약을 체결한 후에 규제기관이 시장운영규칙을 변경하는 리스크를 말한다.·운영리스크 : 의존했던 자산이 기대한 대로 운영되지 않는 경우를 말한다.리스크관리의 종류리스크관리는 관리 프로그램을 새롭게 개발하고 구현함으로써 이루어진다. 이 프로그램은 리스크의 수준을 시간대별, 요일별로 측정하고 물리적인 거래를 체계화하고 재무적 금융상품을 이용하거나 거래상대방을 신중하게 관리하는 것을 포함한다. 다음은 오늘날 전력산업에서 매우 일반적인 리스크관리 기술에 대해 설명하겠다. 1. 물리적 리스크관리전력산업에서 물리적 거래는 전력공급이나 송전권을 매매하는 계약을 의미한다. 항상 현 상태의 시장조건에 좌우되기 때문에 물리적 리스크 관리는 고정가격제도, 시장지수에 연동한 가격제도, 가격 상한제와 가격 하한제 및 전력을 물리적 블록단위로 판매하는 것(판매자가 마리 정한 만큼의 kWh를 공급하는 것을 의미, 이는 소비자에게 전력을 공급하기 위해 현물시장에서 전력량을 더 사는 리스크는 발생하지 않는다)을 포함한다.물리적 리스크관리의 다른 방법은 다른 공급자와 대체되는 계약을 설정하는 것이다. 미리 정한 가격에 발전용량을 요구할 권리를 가지거나 이에 대한 요금계약을 할 수도 있다. 구매자는 발전량을사용할 권리가 있고, 그에 따른 연료를 제공할 책임을 지는 계약을 하거나 연료계약에서 고정가를 제시하는 것, 그리고 회사의 재정상태를 리스크에 노출시키지 않는 포트폴리오 계약을 체결하는 것 등이 있다. 물리전 리스크관리의 최종방법은 자산을 스스로 소유하는 것이다. 이는 발전기뿐만 아니라, 연료를 보유하거나 또는 고정가격에 공급받는 장기적 연료공급계약을 체결하여 다른 상대방의 자산을 이용하는 것 등이 있다. 많은 시장거래자나 발전사업자는 계약이 체결되면 수익이 체계적으로 보장받는 것을 선호한다. 문제는 그러한 계약의 조건은 몇몇 거래로 한정된다는 것이다. 물리적 거래의 또 다른 문제점은 시장의 조건이 변할 경우, 초기의 계약조건에서 변경이 용이하지 않다는 점이다. 따라서 시장참여자는 리스크를 줄이기 위해 물리적 거래와 유동적인 재무적 금융상품이 조합된 형태로 리스크를 헤징(hedging)한다. 유감스럽게도 전력산업에는 유동적 재무금융상품이 부족하다. 사실 전력산업에서는 물리적 거래가 재무적 금융상품보다 쉽게 재거래 할 수 있다는 점에서 오히려 더 유동적이기도 하다.
 2. 재무적 리스크관리리스크를 관리하기 위해 재무적 금융상품을 이용하는 것은 지난 수십 년 동안 일반적인 소비재산업에서는 매우 보편적인 일이다. 재무적 금융상품은 시장참여자에게 실질적인 물리적인 거래를 하지 않고 리스크를 제거할 수 있는 수단을 제공한다. 이에 이용되는 금융상품은 환율에 따라 변동하는 선물상품과 옵션, ISO가 발행하는 재무적 송전권(FTRs), 장외거래 파생상품(OTC) 등이 있다. 환율에 따라 변동하는 금융상품은 계약 내용을 명확하게 세세히 규정하는 상품이다. 즉, ‘뉴욕선물거래소(NYMEX) 같은 중앙정부의 환율에 의함’ 등을 구체적으로 규정한다. 반면 OCT는 개인 쌍방간의 단순한 계약이다. 천연가스산업에서는 재무적 금융상품 시장이 매우 견고하게 자리 잡은 반면, 전력사업에서는 리스크관리 차원에서 매우 적은 부분이 재무적 금융상품으로 거래되고 있다. 이런 유동성 부족의 이유는 지역별 허브와 전력가격과의 상관관계가 매우 낮고, 아직도 대부분 통합적 독점 전력회사체제하에 있어서 도매전력시장에서 거래되는 전력량이 매우 적기 때문이다. 또한 하루 동안에도 전력사용량이 매우 유동적인 이유도 있다. NYMEX에서는 PJM시장을 기반으로 전력옵션과 선물이 거래되고 있는 전력선물시장이 현재 운영되고 있다. NYMEX와 ICE(Intercon-tinental Exchange) 두 곳에서 선물과 옵션상품을 제공하고 있는데, 매수자와 매도자를 연결하여 각각 다른 허브를 대상으로 선물과 유사한 금융상품, 스왑, 지역별 스프레드, 옵션과 같은 다양한 상품이 거래되고 있다. 각 ISO는 계약자가 특정 송전망 이용에 관한 송전혼잡요금 발생에 대한 리스크를 헤징하기 위한 재무적 금융상품을 제공한다. 보통 재무적 송전권(FTRs)이라 부르는데, 뉴욕 ISO에서는 송전혼잡계약(TCCs : Transmission Congestion Contracts), 텍사스의 ERCOT에서는 송전혼잡권리(TCRs : Transmission Congestion rights) 등으로 다르게 부르기도 한다. 도매전력시장에서 시장거래자는 가격의 변동성에 관한 리스크를 피하기 위해 재무적 금융상품을 이용한다. 예를 들면, 시장거래자는 어떤 고정가격에 소비자에게 전력을 판매할 계약을 할 수 있다. 그러나 그 사업자는 전력시장에서 시장가격에 전력을 구입해야 할 것이다. 따라서 시장가격이 오를 수 있다는 리스크를 감수하기 보다는 변동하는 가격의 유동성을 고정가격으로 교체함으로써 수익을 유지하고자 한다. 발전사업자는 고정된 수입을 유지하기 위해 금융상품을 이용하는데 석탄, 석유, 천연가스의 가격변동성과 연관한 리스크를 줄이기 위해 연료 헤징에 적극적이기도 하다.3. 위험투자와 헤징재무적 금융상품을 이해하기 위해서는 헤징과 위험투자의 차이점을 명확하게 할 필요가 있다. 헤징은 제3자가 리스크를 인수하는 조건으로 지불함으로써 리스크를 감소시킨다. 이는 주택소유자가 보험회사에 화재에 대비해 보험을 가입하여 화재 발생 시 건물을 건축하는 비용리스크를 보험회사에 전가하기 위해 보험에 가입하는 것과 유사하다. 반면 위험투자는 돈을 벌기 위해 리스크를 감수하는 것을 의미한다. (예를 들면 보험회사가 모든 화재 청구건에 대해 보험금을 지불하는 대신 보험료를 걷어 들여 돈을 버는 것과 같다. 고객의 화재로 인한 손실리스크를 성공적으로 위험투자한 것이다.)금융거래의 한쪽 편에는 리스크를 헤징하는 상대방이 있기 마련이다. 또 그 반대편에 있는 금융회사는 위험투자를 하여 가격변동성의 리스크를 감수함으로써 수익을 추구한다. 이런 거래는 보통 수수료를 받음으로써 이루어지는데, 어떤 가격에서도 수익을 추구할 수 있도록 거래의 포트폴리오를 설계하고 금융회사는 양쪽 상대방 사이에서 이를 중개함으로써 이익을 얻을 수 있다. 예를 들면, 만약 고정가격에 상품을 제공하려면 가격수준을 예측해야 한다. 리스크를 피하기 위해 5$/MWh를 지불하더라도, MWh당 몇 $이상의 수익을 더 낼 수도 있을 것이다. 거래의 상대방이 어떤 리스크를 어떤 측면에서 감수하는지를 정확하게 계산하고, 누가 헤징을 하고 누가 위험투자를 하고 있는지를 정확하게 파악하는 것이 중요하다. 파생금융상품을 이용하는데 대한 비극적인 사례의 대부분은 회사가 위험투자하고 리스크의 수준을 잘못 판단한 경우 또는 헤징하는 회사가 적절하게 리스크의 수준을 이해하지 못하여 여전히 그 리스크에 노출된 경우이다. 4. 헤징의 기술리스크는 다양한 방법으로 헤징된다. 다음의 네 가지 예제는 전력산업에서 매우 일반적으로 사용하는 기술이다. ·고정가격에 매수 또는 매도 : 가격이 변하지 않는 이 제도는 재무적 정산제도를 필요로 하지 않는다. 예를 들면 판매사업자 전력을 텍사스 소비자에게 1년 동안 52$/MWh에 팔고자 한다. 가격이 최종소비자에게는 정해졌기 때문에 소비자는 계약기간동안 아무런 가격리스크가 없다. 판매사업자는 이 거래에서 소비자에게 판매하는 측면에서는 가격리스크가 전혀 발생하지 않는 반면, 전력공급측면에서 특정가격에 적당량의 전력을 공급하기 위한 변동하는 시장가격 리스크에 노출된다. 따라서 판매사업자는 고정가격에 전력을 공급해 줄 발전사업자를 구해야만 한다.·장외파생 상품의 이용 : 순수한 거래에 기반을 둔 선물과 옵션상품은 PJM시장에 국한되어 있어서 대부분의 시장참여자들은 재무적 리스크관리를 위해 장외파생 상품으로 돌아서게 되었다. 이런 상품들은 금융회사, 은행 등에서 공급하는데 시장참여자에게 선물과 옵션상품의 특징을 그대로 모방하여 제공하고 있으며, 지역에 따라 다른 용어로 만들어져 있다. 장외파생 상품의 예는 캘리포니아주와 오리건주의 국경(COB)에 통용되는 가격상한제 등이 있다. 예를 들면 은행이 시장참여자에게 하계전력 수요시간동안 65$/MWh이상 도달하면, 은행은 최고가격과 65$간의 차액만큼을 보상한다. 다른 장외파생 상품으로 잘 알려진 것은 가격 스왑(Price swap)이다. 가격 스왑은 어떤 사람이 전력에 관한 자산을 소유하고 있다고 가정했을 때(물론 자산은 발전기일 수도 있고, 전력을 구매하기로 한 구매계약일 수도 있다) 그는 시장가격의 리스크를 금융회사와 교환(스왑)하고 그 대신 정해진 가격을 받는 것을 말한다. 장외파생 상품은 매우 다양하게 만들 수 있고, 이에 따라 매우 폭넓게 제공될 수 있다. 금융회사는 전력산업의 극심한 변동성에 기인한 주요리스크를 감수하기 때문에 금융회사의 수익과 거래수수료는 종종 너무 비싸다.·재무적 송전권의 이용(FTRs) : 만약 발전사업자 또는 판매사업자가 소비자에게 전력을 공급하기 위해서 송전혼잡이 발생하는 특정 송전선을 지나 송전해야만 한다면, 공급자는 송전혼잡 이용요금을 내야 하는 리스크에 직면해 있다. 이러한 상황은 순식간에 이익상태에서 손실로 변하게 할 수 있다. 이런 리스크를 헤징하기 위한 방법 중 하나는 ISO로부터 FTR을 구입하는 것이다. 각 ISO는 FTR을 여러 방법으로 공급한다. 가장 일반적인 방법은 정해진 기간동안 경매를 하는 것이다. 경매낙찰자는 정해진 비용에 송전망을 이용할 수 있으며, 송전혼잡요금은 낼 필요가 없다. 이 공급자는 경매비용으로 송전혼잡요금뿐 아니라 더 이상 미래의 리스크로부터 노출되지 않게 된다.·상대방 리스크를 줄이는 것 : 최근1~2년 동안 많은 사업자들이 전력거래산업에 참여하면서 파산상태나 지불불능 상태에 이르렀다. 이것은 지불받지 못한 계약 때문이었다. 따라서 시장참여자들은 거래에 참여하기 전에 상대방으로 인한 리스크에 매우 주의를 기울인다. 이 리스크를 관리하기 위한 방법은 건전한 재무상태가 아닌 상대방과의 거래는 거절하는 것이다. 만약 상대방이 재무건전상태를 유지하지 못한다면 계약을 종료하도록 하는 것이다. 즉, 신용장에 이것을 고지하여 상대방에게 요구하거나 조건부 지불계약을 요구, 또는 상대방으로 인한 손실을 보상해주는 ICE나 NYMEX 등과 어음을 거래함으로써 리스크를 관리할 수 있다.VAR(Value at Risk)리스크를 관리하기 위해 어떤 방법을 이용하든지 간에, 회사가 직면한 전체 리스크의 수준을 시간대별까지는 아니더라도 일간으로 측정하는 것이 중요하다. 이것은 시장가격의 추세가 불리해지거나 다른 불리한 사전이 일어날 경우에 대비하여 회사의 기대수입의 리스크를 산정하는 것이다. 이런 총체적 리스크는 모든 물리적 그리고 재무자산상태를 기입한 ‘장부’를 작성하고, 이런 정보를 이용하여 다양하고 잠재적인 움직임에 따른 회사의 기대수입을 예측함으로써 산정된다. 장부는 우발적으로 발생하는 실수, 관리지침으로 제시된 가이드라인을 무시하고 거래한 종업원의 행동 등을 고려하여 작성되어야 한다. 우리는 리스크관리의 실패로 인해 야기되는 손실이 얼마나 막대한 지를 매우 잘 알고 있다. 전체 리스크를 평가하는 보편적인 방법에는 VAR이 있다. VAR은 ‘시장의 흐름에 따라 재산상태의 잠재적인 손실을 통계분석을 이용하여 미래시장의 유동성을 추정하는 것’이라고 래이먼 용어사전에 명시되어 있다. 즉, VAR은 특정기간동안 회사의 전체적 리스크가 얼마인지를 계산하는 것이다.유감스럽게도 VAR은 실질적인 리스크를 측정하는 방법으로는 불완전하다. VAR을 계산하기 위해 시장의 유동성이 얼마나 될 것인지를 먼저 전제한 후, 통계적 유의수준을 95%로 선택한다. 95%의 신뢰 수준하에서 당신의 실제 리스크는 이론적으로 1년에 18일을 초과한다(5%). 그리고 만약 이 18일 중에 전력가격의 급상승이 발생한다면 당신은 매우 많은 돈을 아주 순식간에 잃을 것이다. 실질적으로 숫자 하나로 오늘날 시장에서 접하는 복잡한 리스크를 적정하게 산정할 수는 없지만, 시장에서의 리스크 수준은 본질적으로 매우 높다는 것을 이해하는 것이 중요하다. 어찌됐건 시장분석이나 리스크관리 기술만으로써 모든 리스크들을 완벽하게 피할 수는 없다.이러한 한계에도 불구하고 VAR은 다음과 같은 목적에 매우 유용하다.·특정 거래와 관련된 리스크를 수량화한다.·다른 거래를 했다면 기대되는 수익과 리스크를 비교한다.·각각의 거래를 하나씩 살펴보기보다는 전반적인 복수의 거래로 인한 리스크를 수량화한다.·전반적인 회사의 리스크 프로파일을 계산한다.·허용된 리스크의 수준을 제시한다.전력산업에서 리스크에 익숙해질수록 VAR보다 더 좋은 리스크 측정법이 개발될 것이다. 이로써 리스크관리는 점점 진화되고 세련되어 질 것이다.
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