본 장에서는 전력시장에서 발생한 불공정 행위의 실 제적 사례에 관해 분석한다. 전력시장의 불공정 행위는 매우 교묘한 형태로 나타나기 때문에 쉽게 탐지하기 어 렵다. 해외 전력시장에서도 지금까지 드러난 불공정 행 위 사례는 그리 많지 않은 편이다. 게다가 불공정 행위 에 대한 확정 판결이 내려진 사례는 매우 드물다.
여기서는 지금까지 밝혀진 사례를 중심으로 불공정 행위에 대한 분석을 하고자 한다. 먼저 호주 전력시장 에서 발생한 가격입찰과 관련된 불공정행위를 소개한 다. 다음으로 캘리포니아 비상사태와 관련하여 시장조 작으로 기소된 미국의 Enron 사의 전략적 행동을 정 리한 후, 미국 PJM 용량시장의 반경쟁적 행위 등을 고 찰한다. 끝으로 영국의 전기사업의 인허가시 시장지배
력남용금지 조항의 반영여부를 둘러싼 논쟁을 소개하 고자 한다.
가. 호주 전력시장의 반경쟁적 행위 사례 1) 규칙위반 사례
호주 전력시장에서 실제 발생하였던 시장규칙 위반 사례를 소개하고자 한다. 2002년 5월 2일, 호주의 국 가전력재판소(National Electricity Tribunal: NET) 는 Macquarie 전력회사에 대해 국가전력시장규칙 (National Electricity Code: NEC) 3.8.22조 (c)(2)(i) 항 위반에 대해 유죄를 선고하고 벌금 $10,000을 부과 하였다. 호주전력시장에서 시장감시기능을 수행하고 있는 전력시장규칙집행위원회(National Electricity Code Administrator: NECA)는 2001년 12월 19일에 서 20일까지 Macquarie 전력회사가 급전비신축성 (Dispatch Inflexibility) 조항 혹은 의무기동(Must Run) 재입찰 등에 관한 국가전력시장규칙(NEC)을 위 반하였다고 판단하였다.
이 사건의 개요는 다음과 같다. 12월 18일에 Macquarie전력회사는 12월 19일 운영일정표에 맞춰 자신의 Bayswater발전기의 급전입찰을 제출하였다.
12월 19일 뉴사우스웨일즈 지역에 있는 시드니 북부와 Vales Point간의 계통이 계획예방정지가 예정되어 있 으며, 이에 따라 발전소가 많은 Vales Point지역에서 시드니지역으로 보내는 송전량이 줄어들 것으로 예상 되어 통상적인 발전보다 감소될 것으로 예상되었다.
19일 오전 7시에 발표된 사전급전분석(Pre-Dispatch Run: 급전 1시간 전에 분석)에 의하면 Macquarie사는 오전 8시에서 8시 30분 동안의 출력을 12월의 통상적 인 출력인 2,700MW에 비해 700MW이상 감소하여 출 력해야 하는 것으로 분석되었다. 따라서, 이러한 상황
에서는 상당한 많은 물량을 저가로 재입찰해야 하고 변 경제약의 증감률(ramp rate)을 엄격하게 부과해야 함 에도 불구하고 다음 시간대인 7시 30분에 발표된 사전 급전분석은 Macquarie사의 예상급전수준이 별로 증 가하지 않음을 보여 주었다.
또한 7시에서 7시 30분 사이에 어떠한 재입찰도 하 지 않은 Delta사의 경우, 7시30분의 사전급전분석에 의하면 Delta사의 통상적인 12월의 출력량인 2,500MW에 비해 약 400MW정도 감소하여 급전됨을 보여주었다. 즉, 7시 30분의 사전급전분석은 두 발전 회사에게 더 낮은 가격으로 재입찰을 하게끔 하였다.
또한 Macquarie사는 변경제약의 증감률을 보다 엄격 하게 부과하여야 했다. 하지만 7시 58분에 Macquarie 사는 2,500MW 설비용량을 8시 30분에 종료되는 거 래기간에 대해 출력조정불가(inflexible)로 재입찰하였 는데 제출 사유는“계약상태조정(contract position adjustment)”였다. Macquarie사는 2001년 12월 19 일에 행해진 NECA의 조사에서 자신의 계약상태가 보 통수준보다 높음을 진술하였다.
오전 7시 20분과 7시 44분에 출력조정불가(inflex-ible)로 재입찰하였던 900MW를 고려하면, 이것은 Macquarie의 약 3,500MW 설비에 대하여 의무가동 (must run)의 지위에 놓여지게 된다. 8시의 사전급전 분석에서는 Macquarie의 급전출력 조정불가 재입찰 을 반영하였으며, 그 결과로 Delta회사는 7시 30분 급 전과 비교하여 약 300MW 추가적으로 감축시켜야 했 다. 이는 Delta전력회사의 통상 출력보다 700MW가 적게 출력한 수준이었다. 8시 12분에 Delta회사는 8시 30분부터 10시 30분에 종료하는 거래기간까지 자사용 량 1,800MW의 설비용량을 출력조정불가로 재입찰하 였다. 12월 20일 목요일, Macquarie사는 Liddell 발
논단
전소의 900MW 설비를 11시부터 의무기동으로 재입찰 하였다. 제출 사유는 오후 6시까지의 집진설비 점검 (fabric filter testing)이었으며 또한 당일의 나머지 시 간에 대해서는 수익성향상 추구를 위한 조정 등이 그 이유였다. 10시 25분과 6시 58분에 Bayswater의 모 든 설비가 각각의 이어지는 거래기간동안 출력조정불 가로 재입찰할 수 있었다.
국가전력시장규칙(NEC) 3.8.22(c)(2)(i) 규정에 따 르면 재입찰시에는 증명 가능한 구체적 이유를 간단명 료하게 기술할 의무가 있다. 또한 국가전력시장규칙 4.9.8(b)에 따르면 급전계획된 발전사업자는 자신의 모 든 발전기가 언제든지 자신에 의해 행해진 가장 최근의 급전제안에 응할 수 있도록 준비되어 있어야 한다고 요 구하고 있다. 시장규칙 3.8.22 조항은 발전사업자에게 발전기(들)이 거래기간동안 반드시 가동되어야만 하는 고정부하수준을 구체화하는 급전비신축성을 재입찰할 수 있도록 허용하고 있다. 그러나 그 허용조건은 제한 적이다. 즉, 시장규칙 3.8.19조항에 따르면 발전사업자 가 비정상적 발전소 상태 또는 비정상적 운영 요건으로 인해 급전계획된 발전기가 급전지시를 이행할 수 없을 경우에만 급전비신축성을 입찰 또는 재입찰해야 한다 고 규정하고 있다. 이런 경우의 예를 들면, 비정상적 상 태동안 보일러 안정성을 유지한다거나 테스팅 (Testing) 또는 발전기건설직후 시동(Commissioning) 등이 해당될 수 있다.
따라서, NECA는 12월 19일과 20일에 Macquarie 사와 Delta사에 의해 행해진 급전비신축성 재입찰의 이유가 전력시장규칙에 명시된 의도와 일치하지 않는 다고 판단하였다. Macquarie사가 재입찰한 이유는 수 익성향상추구를 위한 조정과 계약상태조정 등이었으며 Delta사에 의해 주어진 이유들은 모든 다른 발전사업
자에게 부정적 영향을 미치는 것들이라고 본 것이다.
2) 가격조작 행위
다른 사례로서 아직 확정적 판결이 내려지지 않았으 나 시장참여자에 의한 가격조작의 불공정 행위로 의심 되는 한 가지 사건을 소개한다. 호주 컨설팅 회사의 하 나인 Bardak은 2001년 1월 22일 빅토리아주의 Loy Yang 전력회사가 2000MW 규모에 해당하는 상당한 출력을 감소하였고, 전통적으로 피크부하 시기인 이날 에 빅토리아주의 시장가격이 폭등하는 사태가 발생하 였다고 주장하였다.
당일의 예상 피크수요는 7,900MW로서 실제의 피 크수요는 그보다 훨씬 적은 6,727MW이었다. 당일에 350MW의 발전기가 고장정지로 가동중단하였으며 200MW Hazelwood 발전기 1기가 당일 고장정지 가 능성을 보이는 사건이 발생하였다. <그림 1>은 1월 22 일의 빅토리아지역의 수요패턴, 풀시장가격, 그리고 개 별발전기의 운영패턴 등이 포함된 총 발전상황이다.
Loy Yang A 발전기의 출력(<그림 2>에서 3번 항목부 분)이 명백하게 감소된 것을 알 수 있다. 이 날의 평균 풀시장가격은 $177/MWh이었으며 피크가격은
$1,304/MWh였다. 이것은 통상적인 풀시장가격수준 인 $32-33/MWh 범위와 크게 대비되는 변화이다.
Loy Yang 전력회사의 발전기 4기는 그날 가동중이 였다는 것을 알 수 있다. 11시 30분경 모든 발전기 4기 들로부터의 출력이 전부 감소하였으며 총 발전소 출력 은 1100MW로 떨어졌다. 참고로 Loy Yang A의 설비 용량은 2000MW이다. 출력은 일별피크시간이 지난 5 시 30분경에는 다시 정상으로 돌아와 발전되었다. 수 요가 피크에 도달하고 있었기 때문에 900MW 출력손 실은 피크시간대의 풀가격의 급격한 상승을 야기하여
논단
논단
$800/MWh 수준을 초과하였다.
발전기 4호기 출력이 약 2시간동안 150MW 수준으 로 떨어져 풀가격의 심각한 폭등을 야기했다. 이것은 발전기의 정상적 최소부하수준보다 훨씬 못 미치지는 수준이기도 하다. 빅토리아주의 당일 거래정보를 이용 하여 계산한 전력회사들의 평균수입은 2,300만불로서 이 중 Loy Yang 전력회사의 지분은 출력감소에도 불 구하고 530만불 수준이었다. Loy Yang 전력회사가 이용한 평균가격은 $135/MWh였다.
만일 이 날에 Loy Yang 전력회사가 자신의 설비용 량 최대출력을 가동하였다고 가정하면 전체전력회사 수입은 680만불 수준이 될 것이고 Loy Yang 전력회 사의 평균수입은 220만불정도 되었을 것이며, 동회사 의 당일 평균가격은 $48/MWh이었을 것이다. 이것은 휴가기간 중의 더운 날 수입으로서는 상당히 합리적인
수자가 될 수 있었을 것이다.
그러나, 설비공급보류 행위로 인하여, 빅토리아 지 역은 추가적으로 2천만불을 지불해야 했고, 반면 Loy Yang 전력회사는 350만불을 더 벌었으며 에너지 가격 을 3배 이상 상승시키는 결과를 초래했다.
나. 미국 캘리포니아 시장의 반경쟁적 행위
1) Enron 회사의 전략 분석
2000년도 캘리포니아 지역에서 발생한 가격폭등과 대량정전사태의 이면에 엔론사의 전략적 행동의 영향 도 일부 숨어 있었다는 사실이 밝혀진 바 있다. 엔론 (Enron)을 비롯한 전력회사들에 대하여 현재 연방차원 에서는 FERC, 주차원에서는 주검찰 등이 전력회사들 의 불법행위에 대해 조사하였으며 일부 엔론 회사 관계
<그림 1> 빅토리아주 Pool가격 및 수요패턴 (2001년 1월 22일)
자들이 불법행위에 대하여 유죄를 인정하는 등의 여러 사실관계가 밝혀졌다. 당시 Enron 회사(전력마케팅회 사, EPMI)는 다음 아래의 9개 전략을 계획하고 구사한 것으로 알려졌다. Enron의 9개 전략의 개요는 다음과 같다.
(1) 실시간시장의 가상부하증가(“Inc-ing”Load into Real-Time Market, 일명“Fat Boy”) 첫 번째 전략의 주요내용으로는 PX가 운영하는 일 전시장(Day-ahead Market)에서 전력을 판매하지 않 고 ISO가 운영하는 실시간시장에 높은 가격으로 전력 을 판매하기 위한 방법으로서 3개의 판매전력회사 (IOU)가 PX에서 자신이 필요로 하는 전력량을 충분히 구매하지 않는 경향을 이용하여 엔론사는 ISO의 실시 간시장에 수요를 가공으로 계상하여 실제적으로 초과
발전계획을 제출하여 시장상황에 따라 해당 초과발전 분을 PX가격보다 더 높은 가격으로 판매할 수 있는 기 회를 이용하였다.
Enron은 실시간시장에 대한 부하증가(inc-ing load) 전략을 구사하였고 이것은 엔론으로 하여금 급 전지시불이행 이탈(uninstructed deviation)을 이용 하여 균형유지에너지시장(Imbalance)에서 발전초과 가 가능할 수 있게 하였다. 전력회사가 인위적으로 계 획상의 부하를 증가시켰기 때문에 계통운영자(SO)는 이에 상응하는 발전량을 확보하여 계획된 발전을 위해 급전하였고 이는 실제 부하를 초과하는 결과를 낳았다.
따라서, 이것은 계통운영자로 하여금 회사에게 초과급 전에 대해 지불하는 결과를 낳았으며, 캘리포니아에서 의 부하에 전력을 공급하는 수급 조정자(SC)는 여타 전 력공급업자의 발전을 포함하는 거래전략을 사용할 수
논단
<그림 2> 1월 22일 빅토리아주 총 발전상황 및 수요패턴
논단
있었다. 엔론은 캘리포니아 예상 부하의 단 500MW만 을 소유하고 있었으며, 일전 시장에서 예상 부하가 500MW임에도 불구하고, 1000MW 부하에 해당하는 1000MW 발전을 계획하는 전략을 구사하였다. 이에 실시간 시장에서는 예상한대로 여유 발전량 500MW 를 남겨두고 엔론 부하 중 500MW만 취소되었다.
(2) 他州로의 전력수출(Export of California Power) 캘리포니아 전력시장의 낮은 가격상한을 이용하여 전력을 구매한 후 他州에 높은 가격으로 전력을 판매하 였다는 것이 주요내용이었다. 이런 행위 자체는 법률적 으로는 아무 문제가 없는 것이지만, 이러한 행위가 캘 리포니아의 전력 위기를 악화시켰다는 여론의 비난을
<그림 3> 가상부하증가 전략
<그림 4> 타 주로의 전력수출 전략
받았다.
(3) “Non-firm”전력수출 (Non-firm Export) ISO의 규정은 송전혼잡을 해소하는 방향의 전력거 래에 대해서는 송전혼잡 해소 대가를 지불하였다. 송 전혼잡시 엔론사는 송전혼잡을 해소하는 거래를 제시 하고 송전혼잡 해소 대가를 지불 받은 후“Non-firm”
계약을 취소하는 전략을 구사하였다. Non-firm Power가 공급되지 않으면, 송전혼잡이 다시 발생하게 되는 문제가 발생하였다. 2000년 8월 ISO로부터 금지 지시를 받은 이후 이러한 방법을 다시 사용하지 않게 되었다.
(4) “Death Star”
Enron사는 캘리포니아에서 송전혼잡이 발생하는 반대방향으로 에너지의 州間 수출입 거래를 계획하였 다. ISO 관할의 송전망을 지나면서 송전혼잡 해소 대
가를 지불받고 ISO가 관할하지 않는 송전망 이용권을 구매하였다. 캘리포니아 ISO는 거래의 반쪽만을 보기 때문에 이러한 사실을 인지하지 못하였다. 동일한 전력 을 동시에 수출하고 수입하기 때문에 실제적인 에너지 흐름 없이 송전혼잡 해소 대가를 취하게 되는 결과를 초래하였다.
(5) 부하이전(“Load Shift”)
북쪽에 부하를 과다 계상하고 남쪽에 부하를 과소 계상함으로써 인위적으로 가상의 송전혼잡을 발생시키 며, 송전혼잡이 발생하면 다시 부하를 실제를 반영하여 원위치 시킴으로써 송전혼잡을 해소하고 송전혼잡 해 소대가를 취한다. 인위적으로 혼잡을 증가시키는 계획 을 제출한다. 이는 혼잡을 완화시키는 역조류의 가치와 사업자 재무송전권(FTR)의 가치를 증가시킨다. (부하 는 실제로 이동하지 않는 대신에, 계획 변화가 예상된 조류의 이동을 야기하면서, 한 지역에서 부하가 변화하
논단
<그림 5> 미확정(Non-firm) 전력수출 전략