에너지경제연구원은 1986년 9월 정부출연연구기관으로서 설립된 이후 에 너지 및 자원분야에 대한 전문 정책연구를 통하여 우리나라의 안정적인 에 너지 수급 기반을 다져 나아가는 등 우리나라의 경제발전과 국민의 삶의 질 을 향상시키는 데 기여해 왔습니다.
에너지경제연구원은 21세기 여건변화에 적극적으로 대응하기 위하여 에너 지산업 구조개편, 기후변화협약, 동북아에너지 협력, 에너지이용 합리화, 에 너지수급동향 연구를 핵심 연구사업으로 추진하고 있습니다. 나아가 에너지 정책방향에 대한 국내․외 자문 및 정보교류 등 다양한 활동을 통하여 우리 나라의 지속가능한 발전(Sustainable Development)에 기여하고자 합니다.
에너지경제연구원의 주요 연구결과는 연구보고서, 정책연구자료 등의 다 양한 형태로 발간되고 있습니다. 이와 더불어, 본 연구원에서는 에너지 경제 분야의 연구 활성화 및 전문화를 도모하고, 관련 산․학․연의 전문가들이 학술적 이론 및 기법 연구 결과를 발표할 수 있는 기회를 확대하기 위하여
「에너지경제연구」를 매년 2회 지속적으로 발간하고 있습니다. 계속해서 많은 성원을 부탁드립니다.
원 장 방 기 열
본지에 게재되는 논문의 내용은 저자 개인의 견해이며, 본 연구원의 공식견해와 반드시 일치하지 않을 수 있습니다.
에너지경제연구 제 3 권 제 2 호
학술 논문
CBP시장 경쟁에서의 발전연료비 절감 인센티브에 관한 연구
도 현 재 ․ 김 기 중 ··· 1 전력 도매시장에서의 가격 입찰전략 실험
김 남 일 ··· 21 동북아 계통연계의 비용편익분석
윤 원 철 ․ 노 동 석 ··· 39 비모수적 방법을 이용한 한・일 정유회사의 생산성 분석
박 창 수 ··· 61 정책 연구
유가자유화와 석유제품가격의 조정
김 영 덕 ․ 문 영 석 ··· 87 조세 왜곡하의 환경정책 평가
조 경 엽 ··· 135 세계 LNG 시장변화의 시사점
이 영 구 ··· 167 ABSTRACTS ··· 193
편집위원회
위 원 장 류지철
위 원 문영석, 유승직, 도현재, 박호정 편 집 김선정
ꡔ에너지경제연구ꡕ 제 3 권 제 2 호
에너지경제연구원(Korea Energy Economics Institute: KEEI) 2004. 12, pp. 1-20
CBP시장 경쟁에서의 발전연료비 절감 인센티브에 관한 연구
도 현 재*
김 기 중**1)
<목 차>
Ⅰ. 서 론
Ⅱ. 계통한계가격의 결정 및 정산
Ⅲ. 2-사업자, 2-발전기 모형 3.1 CASE 1
3.2 CASE 2
3.3 다수의 사업자 경우
Ⅳ. 결 론
주요단어 : CBP시장, 계통한계가격(SMP)
Ⅰ. 서 론
우리나라의 전력산업은 구조개편이 추진됨에 따라 현재 발전부문의 경쟁이 도 입되어 운영되고 있다. 과거 수직적으로 통합된 독점기업이었던 한국전력공사(이 하 한전)의 발전부문을 송·배전 및 판매부문으로부터 분리하여 6개의 발전자회사 체제를 갖추고, 발전입찰을 통해 발전계획을 수립하는 발전경쟁이 시행되고 있다.
그러나 아직 경쟁체제 조성의 초기단계로서 순수한 의미의 가격과 발전량의 입찰 이 아닌 비용에 근거한 발전용량의 입찰을 통해 경쟁하는 ꡒ비용기준풀(Cost-
* 에너지경제연구원 연구위원(hjdoh@keei.re.kr).
** 에너지경제연구원 연구위원(kjkim@keei.re.kr).
Based Pool, CBP )”시장1)의 형태를 띠고 있다. 당초 전력산업 구조개편의 계획에 따르면 CBP시장은 향후 순수한 가격입찰 및 수요측면의 입찰을 가능케 하는 양 방향입찰풀(Two Way Bidding Pool, TWBP)시장으로 전환될 예정이었으나, 최근 구조개편 계획의 재검토 정책에 따라 TWBP의 개설보다는 CBP시장의 개선으로 논의의 가닥이 모아지고 있어, CBP시장이 예정보다 오래 지속될 가능성이 높아지 고 있다. 이에 따라 바람직한 시장운영을 위해 CBP시장의 문제점에 대한 논의가 필요한 시점이라고 볼 수 있다.
본고는 현행 CBP시장에서 발전용량 입찰과 계통한계가격 결정 및 정산에 따른 발전회사들의 이윤구조를 검토하고 발전연료 비용과 이윤과의 상관관계를 분석함 으로써, 발전시장 참여자들이 발전연료의 구매가격을 절감할 인센티브를 점검한 다. 이를 위해 먼저 CBP시장의 운영개요와 발전가격 정산기준에 대해 간략하게 살펴본 후, CBP시장의 운영방식을 반영하는 단순한 모형의 설정을 통해 발전사업 자들의 연료비용 수준이 이윤에 미치는 영향을 분석하였다.
분석에 따르면 첨두부하 발전기와 중간부하 발전기를 모두 보유하고 있는 발전 사업자들은 첨두부하 발전기의 연료구입비용을 절감할 인센티브가 적은 것으로 나타났다. 그 원인은 첨두부하 발전기의 연료비용이 높을 때 계통한계가격 (System Marginal Price, SMP)이 높게 형성될 가능성이 많고, 이에 따라 SMP와 중간부하 발전기의 연료단가와의 차이가 확대되어 이윤마진이 증가하는 CBP시장 의 설계상의 문제에 기인한다. 이는 발전회사들의 첨두부하 발전기의 연료구매 의사결정에서 높은 가격의 지불을 마다하지 않거나 전략적으로 높은 가격을 선택 하는 도덕적 해이(moral hazard)의 문제를 야기할 수 있다는 점을 시사한다.
1) 또는 ꡒ변동비반영시장ꡓ으로도 지칭된다.
Ⅱ. 계통한계가격의 결정 및 정산
본 절에서는 발전연료비용과 이윤과의 상관관계 규명하기 위해 시장가격 결정 및 정산체계를 중심으로 CBP시장의 운영개요를 간략히 살펴본다.2) 현행 CBP시 장 하에서는 일정규모(20MW) 이상의 모든 발전회사들이 발전된 전력을 의무적으 로 풀시장에 판매하고, 송·배전·판매회사로서 단일구매자의 역할을 하는 한전은 풀시장을 통하는 모든 전력을 구매하도록 되어 있다.3)
각 발전회사는 시장운영자인 전력거래소가 시장가격 산정과 급전계획을 수립할 수 있도록 각 발전기의 운전비용 및 기술적 특성자료를 전력거래소에 사전에4) 제 출하고, 1일전에는 거래시간별 발전기 공급가능용량을 입찰한다.5) 전력거래소는 주어진 시간대별 수요를 충족시키기 위해 비용정보 등 기 제출된 정보와 1일전 입찰된 용량정보에 입각하여 변동비가 낮은 순서대로 계통전체의 최적 급전계획 (가격결정발전계획)을 수립하고, 시장수요를 충족시키기 위해 동원되는 발전설비 중 변동비가 가장 높은 한계설비의 변동비를 기준으로 계통한계가격을 결정하고 이를 시스템 전체의 발전서비스 시장가격으로 적용한다.6)
한편 변동비를 기준으로 하는 SMP 수입만으로는 발전설비에 대한 투자비 회수 가 불가능하므로 별도의 용량요금(Capacity Payment, CP)을 지불한다. 용량요금 은 피크설비의 자본비용을 연금화한 비용배분 방법에 따라 전력거래소의 비용평 2) 전력시장운영에 관한 전반적인 운영규칙이나 자세한 내용은 전력시장운영규칙, 또는 김
현제(2004) 참조.
3) 2003년 1월 이후부터 5만kW 이상의 대수용가에 대해서는 풀 시장에서 직접 전력을 구 매할 수 있도록 허용되어 있으나, 현재 이를 활용하는 수요자는 나타나지 않고 있다.
4) 운전비용은 월단위로 매달 말일기준 9일전까지, 발전기의 입출력 특성계수 등의 기술적 특성자료는 매 분기 시작하기 1개월 전까지 제출하도록 되어 있다. 자세한 내용은 전력 시장운영규칙 참조.
5) 전력시장운영규칙 제3절(발전입찰과 전력수요예측)의 제2.3.2조(입찰서의 내용)에 따르면 입찰서에는 거래시간별 발전기 공급가능용량과 함께 기동소요시간(단위:분), 최대발전용 량(MGCi), 최소발전용량(MGi), 증발률(RURi), 감발률(RDRi), 최소운전시간(MURi), 최소 정지시간(MDTi), 제약운전(열공급, 연료제약 등)에 따른 발전계획량 등의 기술적 특성 등을 기재하도록 되어 있다.
6) 단, 계통의 제약조건에 의해 투입된 발전기는 계통한계가격의 결정과정에서 제외된다.
가위원회에서 결정한다.
발전량의 정산과 관련, 입찰의 결과 거래일 하루 전 발전계획에 포함되고 실제 발전을 수행한 공급자의 발전전력량은 풀시장(거래소) 구입가격(Pool Purchasing Price, PPP)을 기준으로 정산한다.7) 하루 전 발전계획에는 포함되었지만 송전제약 과 같은 계통제약요인8)으로 인해 실제 가동을 하지 않은 발전소에 대해서는 가동 을 하지 않음으로 해서 잃게 된 기대수입을 보전할 수 있는 수준인 (SMP-변동비) 및 용량요금을 기준으로 발전전력량을 상정하여 정산받게 된다. 그리고 발전 가 능한 용량으로 입찰하였지만 변동비가 높아 주어진 수요하에서는 발전계획에 포 함되지 않은 발전전력량은 선언된 공급가능 용량에 대해서 용량요금을 기준으로 정산받는다.
하루전 발전계획에 포함되지는 않았지만, 계통제약요인에 의해 실제적으로 가 동을 한 발전량에 대해서는 SMP가 아닌 자신의 단위 변동비9)를 기준으로 공급 된 발전량에 대해 정산받고, 아울러 선언된 공급가능 용량에 대해서도 용량요금 을 받는다. 이상의 정산방법을 요약하면 <표 1>과 같다.
<표 1> CBP시장의 발전전력량 정산기준
구 분 하루전 비제약 급전계획에
포함된 경우
하루전 비제약 급전계획에 포함되지 않은 경우
실제 발전시 SMP + CP 변동비 + CP
실제 미발전시 SMP - 변동비 + CP CP
한편 현재 판매사업자인 한전이 지불하는 전력의 구입가격은 SMP로 통일된 것 이 아니라, 전력량가격을 일반발전기와 기저발전기로 구분하여 정산하는 구분정 7) 풀시장 구입가격은 거래시간별로 결정되며, 계통한계가격(SMP)과 용량요금(CP)을 합한
금액이다. 풀시장 수요자에게 전력을 판매하는 풀시장 판매가격(Pool Selling Price, PSP)은 계통제약조건을 고려치 않은 하루 전 발전계획과 실시간의 계통운영의 차이로 발생하는 추가비용인 부가비용(uplift)을 풀시장 구입가격(PPP)에 합하여 결정된다.
8) 기타 연료제약이나 열제약은 제외된다.
9) 일반적으로 SMP보다 높은 수준이다.
산방식을 적용하고 있다. 구분정산방식이란 일반발전기인 가스 및 유류 발전기에 는 SMP를 적용하고, 기저발전기인 원자력 및 석탄 발전기에는 기저한계가격(Base Load Marginal Price, BLMP)을 적용하여 정산하며, 용량요금 또한 일반발전기와 기저발전기를 구분하여 정산하고 있다.
Ⅲ. 2-사업자, 2-발전기 모형
본 절에서는 현행 CBP시장 하에서 발전사업자의 연료비 절감의 인센티브를 살 펴보기 위해, 두 발전회사 A와 B가 각각 유류발전기와 가스발전기를 보유하고 있는 ‘2-사업자, 2-발전기’의 모형을 설정하고, 연료비의 변화가 사업자들의 이윤 에 주는 영향을 분석한다.
먼저 모형에 사용된 기호를 살펴보면, 발전연료로써 o는 유류(중유), g는 가스 를 나타내고, Kfi는 발전회사 i (i = A, B ) 의 연료−f (f = o, g ) 발전기의 용량, Cfi 는 발전회사 i의 연료 f의 단가를 표시한다.
분석의 명료화와 단순화를 위해 다음과 같이 가정한다. (ⅰ)발전회사 A와 B가 보유한 중유발전기들의 용량과 효율은 동일하다.10) 즉, 발전기 운전에 따른 변동 비의 차이는 연료단가의 차이에서만 발생한다는 가정이다. 마찬가지로 (ⅱ)발전회 사 A 와 B 의 가스발전기의 용량과 효율도 동일하며, (ⅲ)두 발전회사의 중유구 입단가도 동일하다고 가정한다. 즉,
KoA= KoB= Ko, (ⅰ) KgA= KgB= Kg, (ⅱ) CoA= CoB= Ko. (ⅲ)
10) 중유발전기의 용량이 서로 차이가 나는 경우에도 본 분석의 결론은 유효한 것으로 나 타나며, 가스발전기 용량의 차이가 있는 경우는 CASE 2에서 다루고 있다. 또한 발전 기 효율의 차이는 연료비용의 차이에 반영된 것으로 재해석이 가능하므로 이 가정은 크게 제약적이지 않은 것으로 판단된다.
추가적으로 발전회사들은 자신들이 보유한 전체 발전용량을 공급가능 용량으로 입찰한다고 가정한다.11) 앞서 설명하였듯이 CBP시장 하에서 발전회사들은 공급가 능한 발전용량을 입찰하고, 시장운영자(전력거래소)는 전력수요예측을 토대로 미 리 제출된 비용자료에 근거하여 한계변동비용(연료비용)이 낮은 순서부터 입찰된 용량을 발전계획에 산입하여 급전지시를 내리게 된다. 이 때, 만약 두 발전회사의 연료단가가 동일하면 급전지시는 균등하게 배분하는 것으로 가정한다. 또한 가스 와 중유 도입단가는 서로 독립적으로 결정되는 것으로 가정한다.12) 그리고 편의 상 중유 구입단가가 가스 구입단가를 상회하지 않는다고 가정한다.
즉, Coi ≤ Cgi , (i = A, B ) .
3.1 CASE 1 : CgA= Cg= Cg.
이 case는 발전회사 A와 B의 가스 구매단가를 포함하여 가스 및 유류 발전용 량과 중유구입단가가 모두 동일한 경우이다. 이 경우 CBP 하에서 입찰되는 발전 11) 발전회사들은 발전기의 유지·보수정비 등을 위해 정지 및 휴전을 할 수 있으며, 따라
서 공급가능 용량으로 입찰되는 용량규모는 보유하고 있는 전체 발전용량보다 작을 수 있다. 전력시장운영규칙에 따르면 발전사업자는 향후 24개월간의 발전기 정지 및 휴전 계획을 수립하여 전력거래소에 제출하도록 되어 있으며, 계통의 안정운영 확보 가 어려울 경우 전력거래소에서 발전기 정지 및 휴전 계획을 조정할 수 있다. 하지만 발전회사들은 입찰한 모든 발전용량에 대해 용량요금(CP)을 보상받아 고정비를 회수 하기 때문에 보유한 발전용량을 모두 입찰할 인센티브가 존재한다. 또한 본 모형에서 이러한 가능성을 허용하여 분석하여도 같은 결론이 유도된다. 다만, 발전회사들이 전 략적으로 발전용량을 퇴장(strategic idling 또는 capacity hoarding)시킬 인센티브가 있 을 수 있으나, 이는 본 분석에서 살펴보려는 목적과 다르므로 여기에서는 다루지 않 는다. 한편 김남일(2001, 2003)은 발전회사들이 이윤 극대화를 위해 보유하고 있는 발 전기를 전략적으로 퇴장시키는, 즉 공급가능한 발전용량보다 적게 입찰하는 행태를 보일 인센티브에 대해 분석하고 있다.
12) 가스공사의 LNG 도입가격이 유가에 연동되어 있는 상황을 감안하면 중유가격과 가스 가격이 서로 독립적이라는 가정은 현실과 차이를 보일 수 있다. 그러나 중유가격의 변 화는 가스도입계약의 가격공식에 따라 가스가격에 영향을 미치는 반면, 가스가격은 중 유가격에 직접적인 영향을 주지 않는다. 따라서 본 분석의 주안점이 가스가격의 변화 에 따른 이윤의 변화를 살펴보는 것임을 고려하면, 중유가격과 가스가격이 서로 독립 적이라는 가정이 타당성을 가진다. 한편 가스가격이 중유가격에 대해 비례적인 관계로 결정되는 것으로 설정할 수 있으며, 이 경우 분석의 주요 결과에는 큰 차이가 없을 것 으로 판단된다.
공급곡선, 즉 발전용량별 변동비용은 [그림 1]의 S와 같이 Co에서 시작하여 A와 B의 중유 발전용량의 합(2Ko) 에서 Cg로 도약하는 우상향 계단식 그래프로 표 현될 수 있다.
[그림 1] 한계변동비용(공급곡선)과 SMP 결정 연료단가,
SMP
발전용량, 발전량 D1
D2
Cg
Co
Ko Kˆ1 2Ko Kˆ2 2Ko+ Kg S
이 때 전력수요의 크기에 따라 (ⅰ)중유발전기만 가동되는 경우와 (ⅱ)중유발전 용량이 전부 가동되고, 가스발전기의 일부 또는 전체가 가동되는 경우로 대별될 수 있다. 다시 말해서, 시장수요곡선이 공급곡선을 발전용량 (0, 2 Ko) 구간에서 교차하는 D1의 경우와, (2 Ko, 2Ko+ 2Kg) 구간에서 교차하는 D2의 경우로 구 분할 수 있다.
D1와 D2의 수요곡선이 실현될 확률을 Pr (D1) = α와 Pr (D2) = 1−α 로 가 정하면,13) 각 발전회사의 이윤함수는 다음과 같이 표시될 수 있다.
13) 0≤ α ≤ 1.
ΠA= ΠB= α (SMP (D1)−Co)Kˆ1 2
+ (1−α ) (SMP (D2)−Cg)Kˆ2
2 + (Cg−Co)Ko .
계통한계가격 SMP는 시장수요곡선이 공급곡선과 교차하는 공급용량에서의 변 동비용으로 결정되므로, D1이 실현될 경우의 SMP는 Co, D2가 실현될 때의 SMP 는 Cg에서 결정된다.14) 따라서 상기 이윤함수는 다음과 같이 정리될 수 있다.
Π i= (1− α )(Cg− Co)Ko. (i = A, B ) (1)
발전회사들의 이윤이 중유구입단가와 가스구입단가에 따라 변화하는 효과를 살 펴보기 위해 식(1)을 각각 Co와 Cg에 대해 미분하면 아래의 관계가 도출된다.
dΠi
dC0 = −(1−α )K0 < 0, dΠi
dCg = (1−α )K0 > 0.
(2)
식(2)에서 첫 번째 수식은 중유단가가 상승할 때 발전회사들의 이윤이 감소한 다는 결과로 연료가격과 이윤간의 일반적인 관계를 보여주고 있다. 그러나 두 번 째 부등식은 가스단가가 상승할 때 발전회사들의 이윤도 함께 상승하는 특이한 관계를 보여주고 있다. 이러한 관계는 비용기준 풀(CBP)시장에서 계통한계가격 (SMP)이 결정되면 변동비용이 낮은 발전기 순서(merit order)에 의해 세워진 급 전계획에 포함된 모든 발전기에 대해 동일한 가격인 SMP를 지불하는 시장규칙에 기인한다.
수요곡선 D1이 실현될 때는 중유발전기만 가동되게 되며, SMP는 중유발전기의
14) 즉, SMP (D1) = Co SM P (D2) = Cg.
변동비, 즉 중유단가에서 결정되어 발전회사들의 이윤은 0으로 나타난다. 그러나 상대적으로 수요가 높아 가스발전기도 가동되는 상황인 D2가 실현되는 경우, SMP는 가스발전기의 변동비용 수준에서 결정되고 가스발전기를 비롯하여 가동된 모든 중유발전기에 대해서도 동일한 SMP가 지불된다. 그러므로 발전회사들이 소 요비용을 초과하는 이윤을 획득할 수 있는 가능성은 수요곡선이 D2로 실현되는 경우에서만 발생한다. 이 경우 가스발전기가 가동되어 SMP가 가스구입단가에서 결정되고, 발전회사들은 입찰한 중유발전용량에 대해 SMP와 중유발전 변동비의 차이인 (Cg - Co)만큼의 이윤마진을 갖게 된다.
다시 말해서, 본 모형에서 발전회사들은 가스발전기가 가동하는 경우에만 이윤 을 얻게 되며, 이는 변동비가 SMP보다 낮은 중유발전기를 가동함으로써 발생한 다. 이 관계를 나타내는 수식이 (1)이다. 이 때 이윤의 마진은 SMP인 가스단가와 중유단가의 차이만큼 발생하기 때문에 가스단가가 상승하면 그만큼 발전회사들의 이윤마진이 증가하게 되고, 중유단가가 상승하면 이윤마진도 감소하게 된다. 만약 가동되는 모든 발전용량에 대해 SMP를 지불하지 않고 각 발전기 가동에 소요되 는 변동비를 각각 지불하는 입찰가격지불(Pay-as-Bid) 방식이 적용된다면, 이렇게 발전연료단가의 상승이 이윤을 높여주는 왜곡된 상황은 발생하지 않게 된다.
3.2 CASE 2 : CgA<CgB, KgA>= < KgB.
이 case는 발전회사 A와 B의 가스구입단가가 서로 다른 경우를 상정한다. 아 울러 두 발전회사가 보유한 가스발전기 용량이 서로 다를 수 있는 가능성도 허용 한다. 이 경우의 발전 공급곡선은 [그림 2]와 같이 Co에서 시작되어 두 단계 도 약하는 우상향 계단식 그래프로 표현될 수 있다.
[그림 2] CASE 2의 한계변동비용(공급곡선)
연료단가 SMP
K 발전용량
D1
D2
Ko Kˆ1 2Ko Kˆ2 2Ko+ KgA Kˆ3 2Ko+ KgA+ KgB D3
CｇA CｇB
Co
S
풀시장의 균형점은 수요곡선에 따라 공급곡선상의 세 구간에서 나타날 수 있는 데, 첫 번째 구간 (0, 2 Ko)은 발전회사 A와 B의 중유발전기만 가동되는 구간이 고, D1이 실현되는 경우가 이에 해당된다. 두 번째 구간 (2 Ko, 2Ko+ KgA)은 D2가 실현되는 경우로 A와 B의 중유발전기와 가스발전의 변동비가 낮은 A의 가스발전기만 가동되는 구간이다. 세 번째 구간 (2Ko+ KgA, 2Ko+ KgA + KgB)은 D3가 실현되는 경우로 B의 가스발전기까지 가동되는 구간이다.
D1, D2, D3의 실현 확률을 각각 α1, α2, α3= 1−α1−α2 (0 ≤ α1, α2, α3≤ 1)로 가정하면, 발전회사 A와 B의 이윤함수는 각각 다음과 같이 표현될 수 있다.
ΠA= α1(SMP ( D1)−C0)Kˆ1 2
+ α2[(SMP (D2)− CgA)(Kˆ − K2 0) + (CgA− C0)K0] + α3[(SMP (D3)−CgA)KgA+ (SMP (D3)−C0)K0].
ΠB= α1(SMP (D1)−C0)Kˆ1
2 + α2[(SMP (D2)−C0)K0] + α3[(SMP (D3)−CgB)(Kˆ3−KgA−2K0)]
+ (SMP (D3)−C0)K0].
D1, D2, D3에서의 계통한계가격이 각각 Co, CgA,CgB에서 결정되는 점을 활용 하여15) 상기 이윤함수들을 정리하면,
ΠA= (1−α1)(CgA−C0)K0+ α3(CgB−CgA)(KgA+ K0), (3A) ΠB= [α2(CgA−C0) + α3(CgB−C0 )K0. (3B)
발전회사 A와 B의 이윤이 중유단가와 가스단가의 변화에 대하여 어떻게 영향 을 받는지 살펴보기 위해 식 (3A)와 (3B)를 각각 Co, CgA,CgB에 대해 미분하면 다음과 같은 관계가 도출된다.
dΠA
dC0 =−(1−α1)K0 < 0, dΠA
dCgB = α3(KgA+ K0) < 0, (4A) dΠA
dCgA = α2K0− α3KgA .
dΠB
dC0 < 0 ,
dΠB
dCgA = α2K0 < 0, (4B)
15) 즉, SMP (D1) = Co SMP (D2) = CgA, SM P (D3) = CgB.
dΠB
dCgB = α3K0 < 0.
(4A)와 (4B)의 각 첫 번째 식은 중유단가가 상승하면 A와 B의 이윤이 감소함 을 나타낸다. 마찬가지로 (4A)와 (4B)의 두 번째 식들도 경쟁회사의 가스단가가 상승할 때 자신의 이윤이 증가하는 정상적인 관계를 보여주고 있다. 특이한 점은 (4A)와 (4B)의 세 번째 수식들인데, 일반적으로 자신의 연료단가가 높아지면 이윤 이 감소하지만 본 모형에 따르면 그 반대의 결과가 도출된다.
(4B)의 세 번째 식이 양(+)의 부호를 가지는 것으로 나타나는데, 이는 발전회사 B의 경우, 자신의 가스구입단가의 상승이 언제나 자신의 이윤 증가로 이어진다는 점을 시사한다. 가스구입단가가 경쟁발전사보다 높은 발전회사 B가 이윤을 창출 할 수 있는 부분은 수요함수가 상대적으로 높은 D2나 D3으로 실현되는 경우에 가능하다. D2의 경우 경쟁발전회사 A의 가스발전기만 가동되기 때문에 B는 가 스발전기를 가동하지 못한다. 또한 D3의 경우가 실현되어 B의 가스발전기가 일 부 가동되더라도, 이 때의 SMP는 B의 가스발전 변동비 수준에서 결정되기 때문 에 가스발전기를 가동함으로써 얻어질 수 있는 이윤마진, 즉 SMP와 가스구입단 가 간의 차이는 0이 된다.
따라서 B는 가스발전기의 가동 자체로는 어떠한 이윤도 창출하지 못하며16), B 가 이윤을 창출할 수 있는 부분은 발전회사 A나 B의 가스발전기가 일부 가동됨 으로써 중유단가보다 높은 SMP가 형성되었을 때, SMP와 중유단가와의 차이에서 오는 중유발전의 이윤마진에서 발생한다. 즉, 수요함수가 D2로 나타나는 경우, 중 유발전기를 가동함으로써 SMP인 CgA와 중유단가 Co와의 차이만큼 이윤마진을
16) B가 자신이 보유한 가스발전용량을 모두 입찰한 후, 변동비가 높아 급전계획에 포함 되지 않더라도 입찰한 용량에 대한 용량요금(CP)을 지불받으므로 가스발전으로 인한 이윤을 얻는다고 볼 수 있으나, 가스발전기의 실제 가동 여부와 관계없이 공급가능 용량으로 입찰을 하는 경우 언제나 용량요금을 받게 되어있고, 용량요금이 고정비를 회수할 수 있도록 설계되는 점을 고려하면 가스발전기의 가동에 따라 얻어지는 이윤 이 없다고 할 수 있다.
얻게 되고, D3의 경우에는 중유발전에 대해서 SMP인 CgB와 중유단가 Co와의 차 이만큼 이윤마진을 얻게 된다.
한편 발전회사 A의 경우, (4A)의 세 번째 식은 외생적 조건에 따라 자신의 가 스구입단가의 상승이 자신의 이윤을 증가시킬 수도 있고 감소시킬 수도 있다는 점을 보여주고 있다. 즉,
dΠA
dCgA > 0 ↔ α2
α3 > KgA
K0 . (5)
식(5)는
α
2와α
3의 비율이 발전회사 A의 가스발전 용량(KgA)과 중유발전 용량 (Ko)의 비율보다 높으면 자신의 가스구입단가의 상승이 자신의 이윤을 증대시키 는 비정상적인 상관관계를 갖는다는 점을 보여준다.17) 그 이유를 살펴보면, A의 가스구입단가가 상승할 때 수요곡선이 D2일 경우, SMP가 자신의 가스구입단가에 서 결정되기 때문에 가스단가의 상승분만큼 SMP가 증가하여 중유발전에 따른 이 윤마진이 증가한다.18) 반면, 수요곡선이 D3일 경우에는 SMP가 발전회사 B의 가 스구입단가 수준에서 결정되기 때문에 가스발전에 따른 이윤마진이 그 만큼 줄어 들게 된다.19) 따라서 A의 가스구입단가가 변화할 때 A의 이윤은 D2와 D3의 확 률인 α2와α
3의 비율과 A의 가스 및 중유 발전용량의 상대적 비율에 따라 그 변화의 방향이 결정된다.17) 단, 이 조건은 A의 가스구입단가가 B 의 가스구입단가보다 낮은 상태를 유지함을 전 제로 하며, A의 가스구입단가가 상승함에 따라 B 의 가스구입단가 보다 높아지면 본 분석은 적용되지 않으며, 이러한 경우에 대해서는 다음 절에서 다루고 있다.
18) 여기에서 A의 가스단가가 상승할 때, A의 발전용량이 수요곡선 D2를 따라 감소하게 되지만, 앞서 논의되었듯이 SMP가 A의 변동비인 가스단가에 맞춰지기 때문에 가스 발전 자체에 따른 A의 이윤이 없으므로 발전용량 가동 감소에 따른 이윤 감소는 0이 된다.
19) 한편 수요곡선이 D1으로 나타날 경우, SMP가 중유구입단가에서 결정되므로 발전회사
A의 이윤은 발전회사 B 와 마찬가지로 0가 된다.
수요곡선 D3이 전력수요가 높은 피크기의 수요를 나타낸다고 해석해 본다면, 이 경우 높은 수요를 충족시키기 위해 가장 높은 변동비를 가진 가스발전기까지 가동하는 상황이 된다. 따라서 D3의 확률, 즉 최대 피크기의 확률인
α
3가 비피크 기인 D2의 확률α
2에 비해 그리 높지 않은 상황을 쉽게 상정할 수 있으며, 따라 서 동 조건이 충족될 개연성은 충분히 존재한다고 판단된다.3.3 다수의 사업자 경우
본 분석에서는 단순화를 위해 2개의 사업자 모형을 토대로 사업자들의 이윤구 조를 분석하였으나, 다수의 사업자가 있는 상황이더라도 같은 논리가 적용된다는 점은 자명하다. 즉, 자신의 연료가격 변화에 따라 가장 높은 변동비(가스구입단가) 를 가진 사업자의 이윤 변화의 메커니즘은 본 모형에서 발전회사 B의 경우와 같 으며, 그보다 낮은 변동비를 가진 사업자의 이윤 변화의 메커니즘은 발전회사 A 의 경우와 동일하게 적용된다. 다만 사업자의 수가 늘어나게 됨에 따라 수요곡선 이 공급곡선과 교차할 수 있는 구간의 구분이 증가하게 되는 차이점이 있다.
예를 들어, A와 B 이외에 C라는 발전회사가 존재하고 C의 가스구입단가가 A의 단가보다는 높고 B의 단가보다는 낮은 상황, 즉 CgA< CgC<CgB를 가정해 보자. 이 경우, 수요곡선이 변동비가 가장 높은 B의 가스발전기는 가동하지 않고 A의 가스발전 용량 전체와 C의 가스발전 용량의 일부를 가동해야 하는 상황과 확률을 각각 DC와
α
C로 표기한다면20), 자신의 가스구입단가가 상승할 때 자신 의 이윤이 증가할 수 있는 조건은 다음과 같이 구해진다.αC
α3 > KgC
K0 .
20) 즉, 모든 가격에 대해 D1 < D2 < DC < D3 이며, 각각의 발생 확률은 α1, α2, αC, α3(= 1− α1− α2− αC) (0 ≤ α1, α2, αC, α3≤ 1 )로 가정한다.
즉, 수요곡선이 D1이나 D2로 나타났을 때는 C의 가스발전기가 가동되지 않으 므로 C의 가스구입단가의 상승이 C의 이윤에 아무런 영향을 주지 않는다. 그러 나 수요곡선이 DC인 경우, SMP가 발전회사 C의 가스구입단가에서 결정되기 때 문에 C의 가스단가의 상승하면 그 상승분만큼 중유발전에 따른 이윤마진이 증가 한다.21) 그리고, 위의 2-사업자 경우와 마찬가지로 수요곡선이 가장 높은 D3인 경 우, SMP가 발전회사 B의 가스구입단가 수준에서 결정되기 때문에 발전회사 C의 가스구입단가가 상승하면 가스발전에 따른 이윤마진이 그 만큼 줄어들게 된다.
3.4 연료가격 선택 게임
본 절에서는 간단한 가격선택 게임을 통해 발전회사들이 가스구입단가를 절감 할 인센티브를 검토한다. 위의 2-사업자 모형에서 발전회사 A와 B 의 중유구입 단가가 동일하다고 가정한 상태에서, 가스구입단가를 선택하는 동시진행 (simultaneous move) 게임을 살펴본다. 발전회사들이 취할 수 있는 행동은 높은 가스가격(CH)이나 낮은 가스가격(CL)의 선택이고22), 각 선택상황별 보수(payoff) 를 이윤함수 Πi(ai, aj ) 로 표시할 때, 이 게임은 <표 2>와 같은 정규형(normal form)으로 나타낼 수 있다.
<표 2> 가스가격선택 게임 aB
aA CH CL
CH ΠA(CH, CH), ΠB(CH, CH) ΠA(CH, CL), ΠB(CL, CH) CL ΠA(CL, CH), ΠB(CH, CL) ΠA(CL, CL), ΠB(CL, CL)
21) 앞서 2-사업자 케이스에서 발전회사 A의 경우와 마찬가지로, C의 가스단가가 상승할 때 C의 가동 발전용량도 감소하지만 SMP가 C의 변동비에 맞춰지기 때문에 가스발 전용량 가동의 감소(변화)에 따른 C의 이윤 감소(변화)는 없다.
22) 즉, ai={CH, CL}, i = A , B .
위의 CASE 1 모형에서와 같이 발전회사 A와 B는 가스단가를 제외하고는 동 일한 중유구매단가와 중유 및 가스발전 용량을 보유하고 있다고 가정하자. 즉,
CoA= CoB= Co, KoA= KoB= Ko, KgA= KgB= Kg.
이 때 (역)공급곡선은 두 발전회사의 가스가격 선택에 따라 다음의 세 가지 형 태로 나타날 수 있다([그림 3] 참조)
S1−1(K ) =
Co K = [0, 2Ko]
CL K = [2Ko, 2Ko+ 2Kg], (ⅰ)
S2− 1(K ) =
Co K = [0, 2Ko]
CH K = [2Ko, 2Ko+ 2Kg], (ⅱ)
S3−1(K ) =
Co K = [0, 2Ko]
CL K = [2Ko, 2Ko+ 2Kg]
CH K = [2Ko+ Kg, 2Ko+ 2Kg] . (ⅲ)
[그림 3] 한계변동비용(공급곡선)
연료단가 SMP
K 발전용량 D1
D2
2Ko
D3
2Ko+Kg 2Ko+2Kg
CH
CL
Co
S2
이 때 취해지는 각 행동별 발전회사 i (= A, B ) 의 보수(이윤함수 Πi (ai, aj)) 는 아래와 같이 도출된다.
Πi(CH, CH) = (1−α )(CH−Co)Ko,
Πi(CL, CH) = (1−α1)(CL−Co)Ko+ (CH−CL)(Kg+ Ko), Πi(CH, CL) = [α2(CH−Co) + α3(CL−Co)]Ko,
Πi(CL, CL) = (1− α )(Co− Co)Ko.
여기서 우리는 각 발전회사의 전략23)이 서로 상대방의 전략에 대해 최선의 선 택이 되는 순수전략(pure strategy) 내쉬균형(Nash Equilibrium)을 찾고자 한다.
위의 이윤함수들을 살펴보면, Πi (CH, CL) > Πi (CL, CL)=0이기 때문에, 상 대방의 낮은 가격(CL)에 대하여 i는 높은 가격(CH)을 선택하는 것이 명백 우월 전략(strictly dominant strategy)이 된다. 따라서 두 발전회사가 모두 발전연료를 낮게 구매하는 사회적으로 가장 바람직할 수 있는 행동인 (aA, aB)=(CL, CL)은 내쉬균형이 될 수 없다는 점을 의미한다.
한편 상대방이 CH를 선택할 때, i의 최적 대응전략은 외생적 조건에 따라 달 라지는데, 만약 Πi (CH, CH) > Πi (CL, CH)가 성립하면 최적 대응전략은 ai (CH)=CH가 되고, 그 반대의 경우에는 ai(CH)=CL이 된다.
Πi (CH, CH) > Πi (CL, CH)가 성립되는 조건을 구해보면,
α2
α3 > Kg
Ko. (6)
23) 여기서 전략이란 발전회사들이 게임을 하기 전에 미리 가능한 모든 상황을 상정하고 각 상황에서 어떻게 행동할 것인가를 계획하는 것이라 할 수 있다. B가 aB*를 선택 했을 때 모든 aA에 대해서 ΠA(aA*, aB**)≥ΠA(aA, aB*)가 성립하고, 마찬가지로 A 가 aA*를 선택했을 때 모든 aB에 대해서 ΠB(aA*, aB*)≥ΠB(aA*, aB)가 성립하면 (aA*, aB*)는 내쉬균형이 된다.
따라서 조건 (6)이 성립하면 이 게임의 순수전략 내쉬균형은 (CH, CH)이 된다.
한편 (6)은 앞서 CASE 2의 (5)와 동일한 조건이다.24) 이 균형점을 일반적인 상황 에 적용하여 해석해 보면, 만약 발전회사들이 첨두부하 발전기의 연료가격을 낮 게 구매할 기회가 있더라도, 수요의 패턴과 보유한 첨두 및 중간 부하 발전용량 에 따라 높은 연료가격을 선택하는 것이 최적의 선택이 될 수 있다는 점을 시사 한다. 다시 말해서, CBP시장의 정산관련 규칙이 발전회사들로 하여금 발전연료 구매가격을 높게 가져가도록 하는 암묵적 담합(tacit collusion)으로 이끌 가능성이 있다는 것이다.
그러나 (6)이 충족되지 않는 경우에는 Πi (CL, CH)가 Πi (CH, CH)보다 크므 로 상대방이 높은 가격을 선택하였을 때 자신은 낮은 가격을 선택하는 것, 즉 ai (CH)=CL이 최적 대응전략이 된다. 또한 상대방의 입장에서 볼 때, 다른 회사가 낮은 가격을 선택할 때 높은 가격을 선택하는 것(ai(CL)=CH)이 명백 우월전략이 기 때문에 (CL, CH)는 쌍방이 다른 행동으로 움직일 의사가 없는 순수전략 내쉬 균형 조건을 만족한다. 같은 논리로 (CH, CL)도 순수전략 내쉬균형 조건을 만족 한다.
이제까지의 논의를 정리해보면, (6)이 성립되는 경우, (CH, CH)이 순수전략 내 쉬균형이 되고, (6)이 성립되지 않는 경우에는 (CL, CH)와 (CH, CL)이 순수전략 내쉬균형이 된다. 반면 (CL, CL)은 어떠한 경우에도 순수전략 내쉬균형이 될 수 없다. 이는 서로 경쟁하는 발전회사들이 발전연료의 구입단가를 최대한 절감하기 보다는 오히려 높은 구입단가를 선호할 수 있으며, 설혹 외생적 조건이 한 사업 자로 하여금 연료비용을 절감하도록 하는 인센티브를 주더라도 다른 사업자에게 도 이러한 연료비용 절감의 인센티브를 동시에 줄 수 없다는 점을 시사한다.
24) 이 조건은 자신의 가스구입단가의 상승이 자신의 이윤을 증가시키는 조건이다.
Ⅵ. 결 론
이제까지 우리는 단순한 모형을 통해 현행 비용기준풀 시장의 운영규칙 하에서 는 발전회사들이 첨두부하 발전기의 연료비용을 절감할 인센티브가 별로 없으며, 모두 높은 연료가격을 선택하는 암묵적 담합의 가능성이 있음을 살펴보았다. 그 원인은 첨두부하 발전기의 연료비용이 높을 때 SMP가 높게 형성될 가능성이 많 고, 이에 따라 SMP와 중간부하 발전기의 연료단가와의 차이가 확대되어 이윤마 진이 증가하는 CBP시장의 설계상의 문제에 기인한다.
그렇지만 특정 발전사업자가 첨두부하 및 중간부하 발전기를 모두 보유하지 않 고 어느 한 종류의 발전기만 보유한 경우에는 이러한 인센티브가 작용하지 않는 다. 만약 첨두부하 발전기만 보유한 경우, 발전연료를 최대한 절감하여 SMP와 발 전비용간의 차이에 따른 이윤을 최대화하려 할 것이고, 중간부하 발전기만을 보 유한 발전사업자의 경우에도 연료비용의 절감은 곧 SMP와 발전비용의 이윤마진 을 늘려주는 작용을 한다. 발전시장에서 이러한 사업자들이 차지하는 용량의 비 중이 많은 경우에는 위에서 살펴본 CBP시장의 설계상의 인센티브 왜곡이 암묵적 담합으로 이어지는 문제로 이어지지는 않을 것이다. 그러나 이러한 사업자들의 비중이 낮을 경우에는 이들 사업자들은 다른 사업자들의 왜곡된 인센티브로 인해 형성되는 높은 SMP에 따라 과다한 초과이윤을 얻게 되는 상황이 발생한다.
향후 CBP시장이 TWBP시장으로 전환되는 경우, 이러한 CBP시장의 문제점은 과도기의 현상으로 심각한 부작용을 야기하지 않을 것이나, 만약 CBP시장의 기본 틀이 오랜 기간 지속되어야 하는 경우, 이러한 설계상의 왜곡된 인센티브를 염두 에 두고 개선책을 모색하여야 할 것이다.
▣ 참 고 문 헌 ▣
김남일, 『경쟁적 전력시장에서의 정부의 역할 : 전략적 행동과 규제』, 에너지경제연 구원, 기본연구보고서 2001-08, 2001. 12.
김남일, 『전력 도매시장에서의 시장참여자 행태분석』, 에너지경제연구원, 기본연구 보고서 03-03, 2003. 12.
김현제 외, 『한국지역난방공사의 전기판매사업 진출 최적 방안에 관한 연구』, 에너 지경제연구원, 수탁연구보고서, 2004. 7.
산업자원부, 『전력산업구조개편 참고자료』, 1999. 2.
한국전력거래소, 『전력시장운영규칙』, 2004. 4. 22. 개정판.
한국전력거래소, 『전력거래실무 핸드북』, 2004. 10.
ꡔ에너지경제연구ꡕ 제 3 권 제 2 호
에너지경제연구원(Korea Energy Economics Institute: KEEI) 2004. 12, pp. 21-37
전력 도매시장에서의 가격 입찰전략 실험
김 남 일*25)
<목 차>
Ⅰ. 서 론
Ⅱ. 전력도매시장의 가격예측 모형 2.1 쿠르노 모형과 공급함수균형 모
형의 비교
2.2 반복게임의 모형화와 추정기법
Ⅲ. 입찰전략의 실험
3.1 베이지안 전략 3.2 선형마코프 전략 3.3 가격-비용 마진 전략
Ⅳ. 결 론 참고문헌
주요단어 : 전력도매시장, 입찰전략
Ⅰ. 서 론
세계 각국에서 전력산업 구조개편이 진행되면서, 수직통합 되었던 전력시장의 구조가 수직분할 되고 발전사업자와 판매사업자가 거래하는 전력 도매시장이 창 출되게 되었다. 우리나라의 경우, 전력산업 구조개편이 2단계(도매경쟁단계)로 진 행되지 못하여 가격입찰에 의한 도매시장의 거래실적치가 아직 없는 상황이다.
따라서 본 연구는 향후 우리나라 전력도매시장에서 발생될 수 있는 시장참여자의 행태를 몇 가지 형태로 가상하여 실험적인 분석을 행하고자 하였다.
한국의 전력도매시장은 1개의 원자력회사, 5개 화력회사 그리고 작은 규모의
* 에너지경제연구원 연구위원(nykim@keei.re.kr).
IPP 등으로 이루어진 과점시장으로 볼 수 있다. 일반적으로 과점시장은 ꡒ경쟁-담 합-경쟁” 등의 순환과정을 밟는 것으로 이론적․경험적으로 알려져 있는데,1) 전 력시장은 일반 상품의 과점시장과는 조금 다른 특징을 보일 것으로 기대된다.
우선 전력시장에서 가격이 결정되는 방식에 주목할 필요가 있다. 여타 과점시 장에서 참여자들은 자신이 제의(offer)하는 가격을 조절함으로써 고객 확보 경쟁 을 하게 된다. 그러나 현재 우리의 전력도매시장 설계 하에서는 경제급전(merit order) 방식으로 시장가격(SMP)이 일단 결정되면 모든 참여자들은 동일한 정산가 격을 지불받게 된다는 차이가 있다.2) 즉, 어떤 특정한 발전사업자의 전략적 행동 이나 사업자간 암묵적인 담합 등의 반경쟁적 행위가 발생될 때, 이런 행위는 시 장 전체에 영향을 미치게 된다. 예컨대 규모가 작은 민간발전사업자(IPP)들은 스 스로 전략적 행위를 하기 어렵지만, 다른 사업자의 전략적 행동으로 유발된 가격 인상의 지대(rent)는 동일하게 향유할 수 있다는 것이다.
다음으로 전력도매시장은 예비율이 낮아지는 피크부하 시기에 수급의 긴장 (tight)이 있는 경우 가격 스파이크(spike)가 발생하는 특징을 일반적으로 보인다.
그 반면 부하가 매우 낮은 시기에 다른 상품의 시장처럼 가격전쟁(price war)에 돌입하여 파괴적 경쟁(destructive competition)에 휘말릴 가능성은 상대적으로 적 다. 파괴적 경쟁이란 한계비용 수준 혹은 그 이하로 가격입찰을 하여 일시적으로 손실을 입는 상황에서 가격경쟁을 계속하는 경우를 말한다. 일반적으로 과점시장 의 경쟁이 격화되는 이유는 기업들이 시장점유율을 높여서 자신의 브랜드 명성을 확립하여 장기적인 수익성을 높일 의도를 갖거나, 또는 새로이 진입할 의사가 있 는 기업을 진입저지 하기 위해 기존 기업들이 소위 약탈적 가격(predatory pricing)을 책정하기 때문이다. 그러나 전기상품의 특징 중의 하나인 익명성을 주 목할 필요가 있다. 전력시장에서 어느 하루 혹은 한 달 동안 낮은 가격 책정으로 시장 참여율을 높인다고 하더라도 그 동안 공급된 전기는 익명성을 지니므로 브 랜드 명성의 확립과는 전혀 무관한 것이 되며, 따라서 일시적인 파괴적 경쟁으로
1) 이런 논의의 대표적인 논문으로 Green and Porter(1984)와 Porter(1983)를 들 수 있다.
2) 물론 NETA 이후의 영국 전력시장처럼 pay-as-bid 방식으로 정산하도록 설계된 경우도 있다.
얻을 수 있는 효과가 거의 없는 시장이 바로 전력시장이라고 볼 수 있다.3) 전력시장의 또 다른 특징 중의 하나는 매일 매일 시간대별 입찰이 반복되는 시 장이라는 것이다. 따라서 시장참여자들은 일상적으로 반복되는 입찰의 경험과 그 결과로 나타나는 균형가격 수준으로부터 분명 다른 참여자들의 입찰행위에 대해 배우게 될 것이며, 그 속에서 스스로의 최선의 전략이 어떤 것인지를 선택해 나 갈 것이다. 본 연구의 초점은 바로 전력시장의 반복되는 입찰행위로부터 학습과 정(learning process)을 반영한 전략을 실험해 보고자 하는 것이다.
본 연구의 구성은 다음과 같다. Ⅱ장에서는 전력도매시장의 가격예측 모형을 제시한다. 우선 완전한 정보 하에서 쿠르노모형과 공급함수균형 모형의 가격예측 결과를 비교하여 본다. 다음으로 전력시장의 반복된 학습효과를 반영하는 모형과 이에 대한 추정방법을 제시한다. Ⅲ장에서는 정보가 불완전한 상황에서 반복적인 입찰이 이루어지는 전력시장에서 몇 가지 전략적 선택에 대한 이론적인 실험을 해 본다. Ⅳ장에서는 결론을 맺는다.
Ⅱ. 전력도매시장의 가격예측 모형
전력도매시장에서의 균형가격 예측은 시장참여자의 행위에 대한 가정에 의해 크게 좌우된다. 발전사업자의 입찰전략은 크게 가격과 수량 두 측면에서 발생되 므로 각 발전사업자의 가격입찰 행위와 출력감소, 설비퇴장, 보수․정비계획 등의 수량전략 행위에 관한 분석이 필요하다. 또한 각 발전사업자들의 가격입찰은 매 입찰단위마다 시장상황 즉, 예비력수준, 부하수준, 가용발전기 등의 영향을 받으 므로 그 예측이 쉽지 않다. 한수원, 5개 화력회사 등으로 이루어진 우리의 과점적 도매시장에서는 각 발전사업자들의 행동이 상호의존적일 수밖에 없다.4) 이러한 3) 부하가 낮은 시기에 파괴적 경쟁에 돌입할 가능성은 상대적으로 적다고 해도 한계비용 수준까지 가격을 낮출 인센티브는 충분히 존재한다는 사실을 경쟁시장 체제가 확립된 영국, 호주, 미국 등의 전력시장이 경험적으로 보여주고 있다.
4) 도매시장의 가격 분석을 위해서는 계통운영 및 설비확장 모형뿐만 아니라 입찰가격의 형성 모형이 필요하다. 이런 전체의 과정을 게임 이론적 맥락에서 바라보는 시각이 필 요하다.
