전력 도매시장 입찰전략 — 발전사는 어떻게 가격을 써내는가
전력 도매시장 입찰전략 — 발전사는 어떻게 가격을 써내는가
한국 전력 도매시장은 2001년 구조개편 이후 24년 넘게 CBP(Cost Based Pool, 변동비반영시장) 방식으로 운영되고 있습니다. 흥미로운 점은 발전사가 "이 가격에 팔겠다"는 가격을 직접 써내지 않는다는 것입니다. 발전사는 다음날 몇 시에 몇 MW를 발전할 수 있는지 용량만 신고하고, 가격은 전력거래소 산하 비용평가위원회가 매달 발전기별 연료비·운전유지비를 심사해 미리 정해놓은 변동비가 자동 적용됩니다. 이 구조는 2001년 한전에서 6개 발전자회사를 분리하던 당시, 시장 경험이 없는 발전사들의 시장지배력 남용을 막기 위한 과도기적 안전장치로 설계됐습니다.
원래 계획은 2~3년의 과도기 후 2006년 배전 분할과 함께 발전사가 직접 가격을 제시하는 양방향경쟁입찰(TWBP)로 전환하는 것이었습니다. 그러나 배전 분할이 노동조합 등의 반발로 무산되면서 발전 부문만 경쟁 체제가 도입된 불완전한 구조가 굳어졌고, 과도기로 설계된 CBP가 20년 넘게 그대로 유지되고 있습니다. 현재 한전의 6개 발전자회사가 시장의 약 70% 내외를 차지하는 것으로 추정되며, 민간발전협회 소속 민간발전사 13곳 내외가 나머지를 담당합니다.
자유로운 가격 입찰을 허용하는 해외 시장에서는 시장지배력 남용 사례가 다수 발생했습니다. 2000~2001년 미국 캘리포니아 전력위기 당시 엔론은 9가지 '게이밍' 전략으로 가격을 조작했고, 호주 NEM의 Macquarie 시장규칙 위반, 미국 PJM 용량시장의 PPL 가격조작 사건도 있었습니다. 한국이 CBP를 오래 유지해온 배경에는 이런 위험에 대한 경계가 있습니다.
그러나 재생에너지가 늘면서 CBP만으로는 정교한 가격 신호를 주기 어렵다는 한계가 드러났습니다. 변동비로 고정된 가격 체계는 빠른 출력 조절 능력 같은 계통 유연성의 가치를 제대로 반영하지 못합니다. 이에 산업통상자원부는 PBP(Price Based Pool, 가격입찰제)로의 전환을 공식화했습니다. 제주에서 실시간·예비력 시장과 재생에너지 입찰제를 시범 도입하는 것을 시작으로, 하반기 LNG 용량시장 개설, 이후 차세대 EMS 연계 실시간시장과 전원 통합 용량시장까지 단계적 전환이 추진됩니다. 다만 PBP 전환은 시장지배력 남용 위험도 함께 키우므로, 입찰가격 상한제와 실시간 감시 체계 구축이 핵심 과제로 거론됩니다.
Wholesale Electricity Market Bidding Strategy — How Generators Actually Set Their Price
Korea's wholesale electricity market has operated under a Cost Based Pool (CBP) system for more than 24 years since the 2001 industry restructuring. The curious feature of this system is that generators never actually submit a price. Instead, they report only the capacity they expect to have available the following day, hour by hour. The price itself is pre-determined by a cost evaluation committee within Korea Power Exchange (KPX), which reviews each generator's fuel costs and operating expenses monthly and fixes a variable-cost-based price in advance. This structure was designed as a transitional safeguard in 2001, when six generation subsidiaries were spun off from KEPCO with no market experience and a real risk of market power abuse.
The original plan called for a two-to-three-year transition before moving, alongside the planned 2006 distribution-sector unbundling, to a Two Way Bidding Pool (TWBP) in which generators would set prices directly. But the distribution unbundling collapsed under union opposition, leaving Korea with a half-finished restructuring: competition in generation only, with transmission, distribution, and retail still controlled by KEPCO. The "transitional" CBP system has remained in place for more than two decades as a result. KEPCO's six generation subsidiaries are estimated to hold roughly 70% of market share today, with around 13 private generators making up most of the remainder.
Markets that allow generators to bid prices freely have seen real episodes of market power abuse. During the 2000–2001 California electricity crisis, Enron deployed nine distinct "gaming" strategies to manipulate prices. Australia's NEM saw a market-rule violation by Macquarie, and the US PJM capacity market experienced a price manipulation case involving PPL. Korea's two-decade-long retention of CBP reflects, in part, a deliberate effort to avoid exactly these outcomes.
As renewable penetration has grown, however, CBP's limitations have become apparent: a system priced purely on variable cost cannot send the precise price signals needed to value flexibility — fast-ramping capacity, batteries, demand response — that an increasingly variable grid requires. The Ministry of Trade, Industry and Energy has formally committed to transitioning toward a Price Based Pool (PBP), beginning with pilot real-time and reserve markets and a renewable bidding system on Jeju Island, eventually extending to a next-generation EMS-linked real-time market and an integrated capacity market. The transition carries real risk, though: freer price bidding reopens the door to the kind of market power abuse seen abroad, making price caps and real-time market surveillance essential companions to PBP rather than optional extras.