기본연구보고서 02 - 04

경쟁적 전력시장에서의 입찰균형가격

예측을 위한 이론적 모델과 실증분석

김 남 일

요 약

전력산업의 구조개편이 추진됨에 따라 발전부문의 경쟁이 도입되고

전력산업의 전반적인 운 도 시장의 자율기능에 따라 이루어지는 방향

으로 전환되어 가고 있다. 2001년 4월에 비용기준풀(CBP) 시장이 개설되

어 운 되어 오고 있으며, 2004년 4월부터 시작될 양방향입찰시장

(TWBP)을 개설할 예정으로 있다. 현재 새로운 도매시장을 준비하고 있

는 과정에서 제기되고 있는 도매전력시장 가격 불안정성에 대한 우려는

정책계약(vesting contracts)을 통해서 해결하고자 이의 골격을 마련하여

추진 중에 있다.

현물시장(spot market)에서 결정되는 가격수준은 전력시장 참가자들에

게 매우 중요한 의미를 지닐 것이다. 미래의 투자계획을 수립해야 하는

발전사업자, 전력공급의무를 지니고 있는 배전(판매)회사, 신규로 시장에

진입하려는 독립민간발전회사(IPP), 시장감시 및 규제업무를 수행해야

하는 정부의 입장에서 향후 TWBP 시장의 가격변동성 및 그 수준에 대

한 예측과 분석이 필수적이다. 본 보고서는 이러한 문제의식에서 출발하

다.

전력풀시장 가격의 예측은 시장운 규칙과 가격결정 방법, 시장의 규

모, 전원의 구성, 발전기의 특성, 연료비 변동, 공급자와 수요자의 입찰

패턴 등 다양한 요소의 향을 받으므로 매우 어려운 문제이다. 구조개

편 이후 경쟁시장의 가격예측을 위해 새로이 고려해야 하는 부분은 특

히 발전사업자의 입찰가격 형성에 대한 부분이다. 본 연구에서는 경제학

적 모형의 하나인 쿠르노 모형과 기존에 사용되고 있는 계통운 모형을

연계시키는 방식으로 향후 경쟁적 전력시장에서의 풀시장가격을 예측하

는 시도를 하 다. 한국시장의 자료를 활용하여 수행한 실증적인 시뮬레

이션의 결과로부터 도출할 수 있는 향후 전력시장의 규제정책 및 시장

제도의 운용 등에 대한 몇 가지 시사점은 다음과 같이 정리된다.

첫째, 원자력회사의 설비퇴장( 광 #1, 2호기) 행위로 인해 원자력회사

및 다른 사업자의 이윤이 증대되는 결과를 얻었다. 원자력 회사가 발전

력의 약40% 정도로 상당한 점유율을 갖고 있어 일부 설비퇴장 등의 전

략적 행동의 여지가 존재하는 것으로 보인다. 따라서 원자력 회사의 필

수가동(must-run) 계약을 통해서 전략적인 퇴장이 없도록 하거나 혹은

보수․정비계획 및 가격입찰 행위에 대한 별도의 관리․감시가 필요하

다.

둘째, 응동력이 뛰어나 첨두시간대에 시장지배력을 가질 수 있는 양수

발전기가 퇴장하는 경우 첨두삭감(peak shaving) 기능이 저하되어 피크

부하 시기의 시장가격을 높이는 것으로 나타난다. 3개 회사(남동, 서부,

남부)가 (암묵적) 담합을 통해 양수 발전기를 모두 퇴장시키는 경우 서

부회사를 제외한 나머지 두 회사의 이윤은 증가한다. 이처럼 양수발전기

의 가동을 둘러싼 암묵적 담합행위는 2002년 현재 양수발전기를 보유한

4개 발전회사 사이에 여러 가지 조합의 형태로 나타날 수 있으므로 이

에 대한 사전적인 분석․대비가 필요하다고 하겠다.

셋째, 석탄화력회사의 출력감소 행위는 외국의 사례에서 보듯이 교묘

하게 발생될 가능성이 매우 크며 그 적발이 용이하지 않다. 남동과 중부

회사가 (암묵적) 담합을 통해 각 회사의 대표적 기저발전기인 삼천포화

력과 보령화력 발전기의 출력을 감소시키는 경우 시장가격이 크게 증가

하여 두 회사 모두의 이윤이 증대하게 된다. 외국의 경우 출력감소 행위

등에 대한 시장감시를 위해 여러 기준을 사용하고 있는데 이를 한국 전

력시장의 실정에 맞도록 적절히 보완하는 작업을 해야 할 것이다.

넷째, 게임이론을 통한 분석결과가 보여 주듯이 부하수준이 높은 하계

피크 시기에는 전력시장의 5개 화력회사 중에서 두 회사간의 (암묵적)

담합이 존재하는 경우 시장가격은 매우 올라갈 가능성이 있다. 본 연구

에서 게임의 균형에 관한 분석은 전형적인 사례에만 한정하 다. 향후

다양한 케이스로 분석의 범위를 확대하는 작업을 통해 시장감시 및 규

제를 위한 큰 틀 및 범주를 정립하는 것이 중요할 것이다.

ABSTRACT

Restructuring in the Korean power industry has been fundamentally

changing the whole picture of the market. At this stage of

restructuring, two-way bidding pool (TWBP) market supposed to

open from April of 2004 is being prepared : the construction of

market operating system (MOS) and refining the market rules of

TWBP.

Predicting pool price in a competitive power market would be a

challenging task, which depends on various factors such as the

market rules, bidding process, load level, fuel mix, the size of

market, varying fuel costs, and the bid/offer pattern of participants.

Among those, how to formalize the implicit process of bidding price

formation appears to be the most important factor newly induced by

the restructuring.

This report provides a way of predicting pool prices in a

competitive market environment by connecting Cournot model with

the pre-existing system-operating-model and simulates pool prices in

three separate cases. The following policy implications are derived. (1)

the nuclear company (Hansuwon) including other companies will

have positive profits from the strategic idling behavior. Therefore, the

must-run contracts should be applied to control bidding behavior and

a special surveillance should be cast especially about overhaul

schedules. (2) Had some of the pumped storage generators been

reserved over peak time, peak-shaving function would have been

considerably weakened. Possible combination of the (implicit)

collusion should be analyzed to keep away off the exertion of market

power over peak periods. (3) If some of coal-fired generators

intentionally reduce the output of power, the market-clearing price

will rise dramatically. There are several cases in foreign countries that

such behavior has been committed in a shrewd tricky manner. To

protect the market susceptible to the tricks, a sophisticated set of

market monitoring indicators and techniques should be developed.

<목 차>

제 1 장 서론 : 경쟁시장 가격예측 모형의 필요성 ······························· 1

제 2 장 구조개편 이전 모형 ·································································· 7

1. 전원개발모형 ·················································································· 7

2. 전원개발과 계통운 의 연계 ························································ 11

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 ········································· 14

1. 본 보고서의 분석방법 ··································································· 14

2. 입찰가격의 형성 ··········································································· 18

가. 입찰가격 형성에 관한 모형 ····················································· 18

나. 한국 전력시장에 대한 적용 : 쿠르노 모형 ····························· 26

3. 단기의 전략적 행동 분석 ···························································· 35

가. 한국 전력시장의 특징과 전략적 행동 ····································· 35

나. 원자력 퇴장의 효과 ( 광 3, 4호기) ······································· 41

다. 양수발전기의 첨두시 가격결정력 ············································ 44

라. 석탄화력 발전기의 출력감소 효과 ·········································· 48

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 ······································ 53

1. 게임이론적 접근 ··········································································· 53

2. 석탄화력 발전회사의 가격입찰 행위 : 게임이론의 적용 ············· 55

제 5 장 결론 : 전력시장의 규제에 대한 시사점 ································· 63

참 고 문 헌 ···························································································· 68

[부록1] 경쟁시장 시뮬레이션 모형 ························································ 71

1) P-POOL 모형 ················································································ 71

2) CRA 모형 ····················································································· 74

[부록2] 게임의 결과 보고 (7월 2일 - 7월 29일, 단위 : 억원) ·············· 75

<표 차 례>

<표 3-1> 발전기별 SMP 결정회수 및 발전회사 (2000년 4-12월) ········· 39

<표 3-2> 원자력 발전기 퇴장 효과 (발전회사별) ································· 42

<표 3-3> 원자력 발전기 퇴장 효과 (발전기 유형별) ···························· 42

<표 3-4> 원자력 발전기 퇴장 효과 (이윤, 2000. 7.4 화) ······················ 44

<표 3-5> 양수 발전기 퇴장 효과 (발전회사별) ····································· 45

<표 3-6> 양수 발전기 퇴장 효과 (발전기 유형별) ································ 46

<표 3-7> 양수 발전기 퇴장 효과 (이윤, 2000. 7.4 화) ························· 47

<표 3-8> 양수설비 퇴장으로 인한 생산량 증감효과 ····························· 48

<표 3-9> 주요 화력발전소 출력감소 효과 (발전회사별) ······················· 50

<표 3-10> 주요 화력발전소 출력감소 효과 (발전기 유형별) ················ 50

<표 3-11> 석탄 발전기 출력감소 효과 (남동, 중부회사 이윤) ············· 52

<표 4-1> 게임의 결과 (2000년 7월 10일(월), 단위 : 억원) ··················· 56

<표 4-2> 게임의 결과 (2000년 7월 11일(화), 단위 : 억원) ··················· 57

<표 4-3> 게임의 결과 (2000년 7월 12일(수), 단위 : 억원) ··················· 60

<표 4-4> 게임의 결과 (2000년 7월 16일(일), 단위 : 억원) ··················· 61

<그림 차례>

<그림 3-1> 풀시장 가격 시뮬레이션 구도 ············································ 14

<그림 3-2> 쿠르노 균형가격과 완전경쟁 가격 비교 ····························· 33

<그림 3-3> 쿠르노 기업의 시장점유율 비교 ········································· 34

<그림 3-4> 원자력 발전기 퇴장 효과(SMP, 2000. 7.4 화) ·················· 43

<그림 3-5> 양수 발전기 퇴장 효과(SMP, 2000. 7.4 화) ······················ 46

<그림 3-6> 석탄 발전기 출력감소 효과(SMP, 2000. 7.4 화) ··············· 51

제 1 장 서론 1

제 1 장 서론 : 경쟁시장 가격예측 모형의 필요성

전력산업의 구조개편이 추진됨에 따라 발전부문의 경쟁이 도입되고

전력산업의 전반적인 운 도 시장의 자율기능에 따라 이루어지는 방향

으로 전환되어 가고 있다. 2001년 4월에 비용기준풀(CBP) 시장이 개설되

어 지금까지 운 되어 오고 있다. 현재는 2004년 4월부터 양방향입찰시

장(TWBP)을 개설할 예정으로 시장운 시스템(MOS) 구축 및 TWBP 시

장규칙 조문화작업을 진행하고 있는 과정 속에 있다.1)

TWBP 하에서는 CBP와 달리 계통한계가격(SMP)이 변동비에 의해 결

정되는 것이 아니라 입찰가격에 의존하게 된다. 또한 현재 CBP 하에서

기저발전기에 적용되던 별도의 정산(BLMP)은 없어지게 될 전망이다. 그

리고 한계발전기의 고정비 보상을 위한 가격인 용량요금(CP)도 TWBP

하에서는 별도의 항목이 없게 되며 이는 입찰가격에 포함되어 제시될

것이다.

현재 새로운 도매시장을 준비하는 과정에서 제기되고 있는 문제는

CBP에서 TWBP로의 전환시 별도의 위험관리 전략이 마련되지 않을 경

1) 2002년 1월에는 종합적인 사업관리 감리를 담당할 종합관리용역사(PWC)가 선정되

었고, IT시스템 구축사업자(KDN/ABB)가 선정되었다. 그리고 2002년 10월 현재

MOS와 관련된 시장규칙 및 절차서는 완료된 상태이며, 2003년 4월을 목표로 시장

규칙 설계에 따른 MOS 구축완료, 법률검토 및 TWBP 시장규칙 조문화 작업이 진

행 중이다. 그 이후 1년간 모의운 을 거쳐 2004년 4월부터 실제 TWBP 시장을 개

설할 예정으로 있다.

2

우 도매전력시장 가격 상승이 우려된다는 것이다. 즉, 2001년 현재 CBP

하에서 SMP의 평균수준이 48원 정도인데, TWBP로 전환할 때는 약

65~70원 정도의 SMP가 예상되고 있다.

이러한 가격상승의 원인에 대해서는 몇 가지로 지적된다. 첫째, 전원

구성의 문제점이다. 기저부하용 발전기 및 중간부하용 발전기의 부족으

로 첨두 발전기(유류 및 복합)의 SMP 결정 비율(2001년 CBP 운 결과

65%)이 높아 TWBP 전환시 시장가격 상승요인으로 작용한다. 둘째, 시

장지배력의 행사를 통한 가격상승이 지적되고 있다. 즉, 원자력 회사의

용량 축소 입찰, 수력발전기의 첨두시 시장지배력의 행사, 5개 화력회사

의 출력감소 행위 등으로 인해 가격이 상승할 우려가 있다. 요컨대

TWBP에서는 사업자의 독자적인 전략적 입찰로 인해 CBP보다 시장가격

의 변동성이 높아지게 될 것이며, 따라서 불안정한 시장가격에 대한 위

험관리 전략이 매우 중요해졌다는 점이다.

현재 정부는 2009년까지 구조개편의 이행기에 전력시장 가격안정화

및 위험관리를 위해서 정책계약(Vesting Contract)의 기본골격을 마련하

여 추진을 준비하고 있다. Vesting Contract란 정부주도의 강제 계약으

로서 발전 및 판매사업자간에 일정기간(보통 3~5년)의 전력거래 물량,

가격을 정부규제 하에 결정하여 맺도록 하는 재무계약이다. 여기서 계약

가격은 정부의 요금정책 및 발전기의 장기한계비용(LRMC)을 고려하여

결정되며, 계약물량은 소매경쟁 단계에 따른 비경쟁소비자(franchise

customers)의 전력량에 따라 조정된다. Vesting Contract의 기능은 시장

가격의 변동성에 대한 발전사업자 및 판매사업자의 위험분담(risk

sharing), 경쟁이행기간 동안 특정 발전사업자의 시장지배력 완화, 발전

제 1 장 서론 3

회사의 수익에 대한 불확실성 해소로 민 화를 원활하게 추진하는 등에

도움이 될 것이다. Vesting Contract는 향후 전력시장의 경쟁이 정착됨

에 따라 사업자간의 자율적인 계약시장으로 대체되어 갈 것이다.

이러한 정책계약 등의 조치와 별도로 현물시장(spot market)에서 결정

되는 가격수준은 전력시장 참가자들에게 매우 중요한 의미를 지닐 것이

다. 발전사업자의 입장에서 미래에 대한 투자계획과 안정적인 사업운

과 효율적인 설비운 을 위하여 향후 TWBP 시장의 가격결정 방법에 따

른 시장동향과 가격전망에 대한 분석이 필수적이다. 특히 기존의 6개 발

전회사 외에 신규로 시장에 진입하려는 독립민간발전회사(IPP)의 입장에

서는 풀시장가격의 결정방법 및 그 수준이 시장진입 여부에 매우 중요

한 향을 미치게 될 것이다. 한편 전력공급의무를 지니고 있는 배전(판

매)회사의 입장에서도 가격변동성 및 그 수준에 대한 예측과 분석이 필

수적이다.

원론적으로 말해 경쟁적인 시장에서 가격은 공급과 수요의 원리에 따

라 결정될 것이며, 그 시장이 진정으로 완전경쟁(perfect competition)이

라면 가격은 한계비용 수준에서 결정될 것이다. 그러나 구조개편 이후

우리나라에 형성되어 있는 경쟁적 전력시장 은 6개의 큰 사업자로

이루어진 과점적 경쟁시장으로 묘사하는 것이 보다 정확하다고 보여진

다. 더욱이 전력시장의 특성 몇 가지는 완전경쟁 시장의 성과를 이루기

어렵게 만드는 요소로 작용한다. 즉, 전력수요의 가격탄력성이 매우 낮

으며, 전력상품의 경제적 저장이 불가능하므로 첨두(peak)와 비첨두

(off-peak)가 존재하며, 발전시장에 신규진입 하는데 상당한 건설기간

(lead time)이 소요된다는 특징이 그것이다. 이처럼 전력시장 본연의 특

4

수성과 발전력에서 40% 정도의 시장점유율 보유한 원자력 회사의 존재,

그리고 각 화력회사가 적절한 발전원 포트폴리오를 보유하고 있는 특징

등으로 인해 우리의 전력시장에서 시장지배력의 행사 및 반경쟁적 전략

적 행동 문제는 무시할 수 없는 이슈가 되고 있다. 물론 우리의 과점적

경쟁시장에서 그 성과가 완전경쟁에 가까울지 아니면 독점에 가까울지

는 향후 경험적인 검증의 대상이 될 것이다.

전력시장에서 풀시장 가격을 예측한다는 것은 풀시장의 운 규칙과

가격결정 방법, 시장의 규모, 전원의 구성, 공급자와 수요자의 입찰패턴,

발전기의 특성 및 연료비 변동 등 매우 다양한 요소의 향을 받기 때

문에 매우 복잡하고 어려운 문제이다. 물론 이 모든 난점들이 구조개편

으로 추가된 것은 아니라고 보여 진다. 구조개편 이전에 계통운 과 전

원개발을 위해 사용해 온 모형은 공급자와 수요자의 입찰패턴을 제외한

대부분의 기술적인 측면의 어려운 문제를 소화하고 있는 모형이므로 향

후 경쟁시장의 입찰균형가격 예측에서도 그 기본엔진은 유효하리라고

본다.

구조개편 이후, 경쟁시장의 가격예측을 위해 새로이 고려해야 하는

부분은 특히 발전사업자의 입찰가격 형성에 대한 부분이다. 본문에서 언

급되겠지만, 경제학에서 개발된 과점이론을 전력시장의 입찰행위에 적용

한 분석틀은 크게 세 가지로 분류된다. 즉, 공급함수균형(supply

function equilibrium) 모형, 다단위입찰(multi-unit auction) 모형, 쿠르노

(Cournot) 모형 등이다. 각 모형은 전력시장에 적용되기에 나름대로 장

단점을 지니고 있다. 여기서 주의해야 할 것은 이들 경제학적 모형에서

유도되는 입찰균형 가격이 곧바로 실제 시장에서 실현될 도매시장가격

제 1 장 서론 5

에 대한 예상치로 볼 수 없다는 점이다. 왜냐하면 경제학적으로 구축된

모델은 급전과정을 실제에 근접하게 묘사하지 못하고 있기 때문이다. 다

시 말해 실제로 시장가격이 결정되는 과정은 각 발전사업자의 입찰곡선

이 전력풀시장에 제시(offer)되며, 이를 입력자료로 해서 시장운 시스템

(MOS)은 정산을 위한 계통한계가격(SMP)을 계산하게 된다. 따라서

TWBP 하에서 시장가격(MCP)을 예측하는 모형은 입찰가격 및 입찰곡선

을 유도하는 경제학적 모형과 실제 급전과정을 묘사하는 모형을 통합해

야만 이상적인 것이 된다.2)

본 연구에서는 경제학적 모형의 하나인 쿠르노 모형과 기존에 사용되

고 있는 계통운 모형을 연계시키는 방법을 개발하여 향후 한국의

TWBP에서 형성될 시장가격수준을 예측하는 시도를 하고자 한다. 물론

이 시도도 현재까지 연구․개발된 모형의 불완전한 통합에 그칠 우려가

있긴 하지만, 한국 전력시장을 대상으로 한 새로운 시도라는 점에서 의

의를 찾을 수 있을 것이다. 이 모형의 틀 속에서 경쟁 전력시장에서 여

러 유형의 전략적 행동이 존재할 때 시장성과를 분석하고, 게임이론적인

재해석을 행한다.

본 보고서의 구성은 다음과 같다. 제2장에서는 논의의 출발점으로서

구조개편 이전에 한전 등에서 사용해 온 전원개발 및 계통운 모형을

간단히 정리해 보고자 한다. 제3장에서는 경쟁적 전력시장에 대한 시뮬

레이션 모형의 기본틀과 본 연구의 분석방법을 정리한다. 그리고 입찰가

2) 현재까지 상업적으로 개발된 (과점적) 경쟁 전력시장의 가격을 예측하기 위한 모형

은 입찰곡선 형성의 정교성 그리고 그것과 계통운 모형의 내적 연계성 면에서 불

완전한 수준에 머물러 있다고 보여진다.

6

격의 형성 모형으로서 쿠르노 모형을 활용한 분석기법 및 결과를 제시

한다. 또한 POWRSYM을 활용한 단기의 전략적 행동분석 결과를 제시

한다. 제4장에서는 쿠르노 모형과 POWRSYM의 연계방안을 제시하고

실제로 한국의 석탄화력 발전회사의 가격입찰행위를 게임이론적 접근방

법을 통해 분석한다. 제5장에서는 앞 장의 분석결과로부터 도출된 향후

전력시장의 규제에 대한 시사점을 정리한 후 본 연구의 한계점을 밝히

고 향후 연구방향을 제시한다.

제 2 장 구조개편 이전 모형 7

제 2 장 구조개편 이전 모형

1. 전원개발모형 : WASP

과거 구조개편 이전의 한전은 전원개발계획 수립 및 예비력 결정을

위한 기본적인 방법론으로서 전원개발계획 모형을 사용하여 왔다. 전원

개발계획의 기본적인 목표는 공급신뢰도를 충족해야 한다는 제약조건

하에서 매년도 투자비 및 운전비의 현재가치의 합인 목적함수를 최소화

하는 전원설비(plant mix)를 찾아내는 것이다. 발전설비는 한 번 건설되

면 20 -50년간 운전되고, 한 해의 설비구성은 그 이후의 설비구성에

향을 미치기 때문에 한 연도의 설비구성을 최적으로 구성한다고 해서

전체 계획기간에 있어서도 최적이라고는 할 수 없다. 따라서 전원개발계

획의 문제는 연도간의 설비구성이 상호 관련되는 동태적인 특성을 갖는

다.

최적전원구성이란 전통적 의미에 있어서는 전력수요를 충족시킴에 있

어 전력설비투자에 관련된 총비용(연도별 투자비 및 운전비의 현재가치

의 합계)이 최소로 되는 연도별 설비구성을 뜻한다. 따라서 계통의 규모,

최대수요, 수요의 형태, 설비구성의 특성에 따라 연도별 최적설비구성은

달라지게 된다. 전원개발계획을 수립하는 방법론은 고려대상이 되는 기

간에 따라서 두 가지로 나누어진다. 즉, 주어진 연도의 수요에 대해 설

비구성을 찾아내는 방법인 연간발전비용을 이용한 심사곡선(Screening

Curve)법과 10년 이상의 계획기간에 걸친 발전설비 투자계획을 결정짓

8

는 동태적 문제로서의 최적전원구성 방법이 있다.

전자는 전원개발계획 후보발전설비들의 이용률별 발전비용을 이용하

여 심사곡선을 작성하고, 이를 이용하여 적정전원구성 즉 전원별 적정

설비구성방안을 모색하는 방법을 말한다. 이러한 방법을 심사곡선법

(Screening Curve Method)이라고 하는데, 이것은 어느 한 연도의 최대

부하 및 부하지속곡선을 대상으로 하여, 각 발전소의 연간발전비용 즉,

연간고정비(Annual Fixed Charge) 및 변동비의 합계를 최소화하도록 하

는 설비구성을 결정하는 것이다.3)

후자는 최적화 문제로서의 전원개발계획 문제는 주어진 연도의 설비

구성을 결정하는 정태적인 문제가 아니라 계획기간 전체를 대상으로 하

여 정해진 목적함수를 최소화하는 각 연도별 설비구성을 결정하는 동태

적인 문제로 간주한다. 미래의 각 연도에 있어서 발생하는 수요를 일정

신뢰도 기준 이내로 만족시키면서, 계획기간 동안의 매년도 투자비 및

운전비의 현재가치의 합을 최소로 하는 연도별, 발전원별 투입용량을 결

정하고자 하는 것이다. 지금까지 한전은 전원개발계획의 최소비용의 대

안을 선택하기 위한 수리계획 모형으로서 WASP(Wien Automatic

System Planning Package) 모형을 사용하여 왔다. 그 모형을 간단히 소

개하면 아래와 같다.

3) 원자력, 유연탄화력, 가스터빈 발전기들의 이용시간에 따른 연간 총발전비용곡선에

대한 자세한 내용은 전력경제처․투자분석부(1997)을 참조하라.

제 2 장 구조개편 이전 모형 9

목적함수:

∑T

n=1( ∑

M

n=1J inU

in+ G n ( X

1n , …, X M

n)-S( U 1 , …, U T))

제약조건:

P Ln≤∑X

in≤ P

Un

LOLP n ( X n )≤ C n

X n= X n- 1+ U n

U n≥0

여기서 i : 발전소 형식 번호

M : 총 발전형식의

n : 연도

Xin : n 연도 i 형식의 발전소

J in : n 연도 i 형식의 발전소 건설비의 현가(원/ kW)

Uin : n 연도 i 형식의 발전소 투입용량(kW)

G n : n 연도 X n 설비로 운전한 발전계통운전비용의 현재가치

S : 잔존가치(salvage cost)

PLn, P

Un : n 연도 설비용량의 하한 및 상한

LOLP : 공급지장확률(Lord of Loss Probability)

C n : n 연도 공급신뢰도 또는 LOLP 기준(시간/년)

10

이 모형의 목적함수는 연도별 건설비와 운전비의 현재가치를 구하는

항과 잔존가치를 빼는 항으로 구성되어 있다. G n ( X1n , …, X M

n) 항

은 후보설비와 기존 발전설비를 이용하여 그 연도의 수요를 만족시키기

위한 운전비를 계산하기 위한 함수로서 확률적 시뮬레이션(Probabilistic

Simulation) 기법을 이용하여 각 발전기의 고장정지 및 수요의 변화를

고려한 연간 총 운전비의 기대치(mathematical expectation)를 구하는 것

이다. 여기에서 말하는 운전비는 가능한 운전비용 가운데 최소치를 뜻한

다. 이것은 미래의 전력계통을 시뮬레이션 할 때 발전기의 운전비가 싼

순서(merit order)에 따라 발전기를 가동하는 것을 가정한 것이다. 잔존

가치란 건설될 발전소의 가능한 운전기간이 계획대상기간을 벗어날 때

에, 그 부분의 가치를 목적함수에서 제외시키기 위해 설정한 것이다.

제약조건 가운데 첫 번째 식은 설비용량의 상한과 하한을 지정하는

것으로서 설비의 탐색 범위를 줄여서 현실에 유사하고 실현 가능한 범

위만을 대상으로 하기 위한 것이다. 두 번째 식은 주어진 설비가 연도 n

에 있어서 수요를 만족시키면서 신뢰도를 유지할 수 있는가를 판정하기

위한 것으로서 이 조건식을 만족시키지 못하는 설비계획을 제외시키기

위한 것이다. 세 번째 제약조건은 설비의 증설과정을 나타내는 식(state

equation)이다. 이 조건식에 Un은 투입할 후보발전설비의 용량을 뜻하는

것으로서 항상 0보다 크거나 같다. 이와 같은 제약조건을 만족시키면서

목적함수를 최소화하는 Un을 구하면 이것이 연도별, 발전형식별 건설계

획이 되며 비용최소화 전원개발계획을 찾아낸 것이 된다.

전원개발계획은 10-20년 정도의 장기간에 걸친 국가 또는 전력회사의

연도별 발전소 건설계획으로서 발전소들의 건설비용과 운전비용을 모두

제 2 장 구조개편 이전 모형 11

고려한 비용최소화를 추구한다. 전원개발계획은 원자력, 석탄화력, LNG

복합 등과 같은 여러 가지 형식의 발전소가 언제, 몇 기가 투입되는가의

형태로 나타나는데, 이러한 전원개발계획의 대안(alternative)은 연도별로

후보발전소의 건설 가능한 조합이 많고 계획기간이 10-20년에 걸치므로

수천 또는 수만 가지가 있을 수 있으며, 이 가운데 가장 적정한 대안 또

는 최소비용의 계획안을 찾아내는 것이다.

앞서 말한대로 전원개발계획은 공급신뢰도와 경제성을 확보하는 것을

최우선 목표로 삼고 있다. 그러나 미래의 불확실한 경제여건 하에서의

장기계획은 유연성이 요구될 뿐 만 아니라 실제적인 계통운 에도 부합

되어야 하는데 이를 위해서는 개개연도에 예상되는 계통운 상황을 정

분석한 후 그 결과를 계획에 반 , 보완하여 실제 계통운 계획과 장

기계획을 연계시킬 필요가 있다. 이런 필요에 적합한 모형이 바로

POWRSYM 전산모형이다.4)

2. 전원개발과 계통운 의 연계 : POWRSYM

POWRSYM 전산모형의 가장 큰 장점으로는 종래의 전산모형과는 달

리 시간대별 실계통부하(Hourly Chronological Load)를 사용하여 주어

진 계통을 시뮬레이션 하는 것이다.이는 장기전원계획용 모형인 WASP

4) POWRSYM-PLUS는 1974년 TVA에서 발전계획의 평가를 위하여 실계통운전상의 제

반 제약조건을 반 할 수 있도록 하는 모형으로 최초로 개발되었으며 지속적인 수

정보완을 통하여 많은 전력회사에서 실제로 활용되고 있다. 이하의 POWRSYM 부

분에 대한 설명은 한국전력공사․전원계획처, 『발전설비평가전산모형설명서

(POWRSYM-PLUS)』(1992.11)를 참조하여 정리하 다.

12

의 단점으로 보완한 것으로서 장기계획과 중․단기 계획의 연계로 보다

효율적인 전원개발계획의 수립을 위한 것이다. 과거 한전에서 사용해 온

POWRSYM-PLUS 전산모형의 응용분야는 다음과 같다.

① 장기전원개발계획 : 장기전원계획의 검증을 위하여 실계통의 급전행

태가 장기계획 수립시 예상한 내용과 일치하는지를 검토할 수 있다.

또한 장기전원계획에 수반하는 연료소비계획, 공해물질규제계획, 전

원별 발전전력량 구성비 등의 자료를 얻을 수 있다.

② 발전신기술의 평가 : 새로운 발전방식의 평가를 위하여 새로운 발전

기의 도입이 계통에 어떤 향을 미치는지를 발전량, 발전원가 등의

차원에서 검토할 수 있다.

③ 공급신뢰도 분석 : 일정한 기간에 대하여 주어진 부하에 대하여 갖고

있는 계통설비의 보수 및 사고정지를 감안한 공급신뢰도의 실증분석

이 가능하다.

④ 보수계획 : 계획기간별로 정해진 보수계획 혹은 몇 개의 계획대안을

평가하기 위하여 보수계획에 따른 계통운전상황을 검토․비교할 수

있다.

⑤ 연료비예산 및 연료공급계획 : 계획기간별로 발전계통에서 쓰일 연료

사용량과 연료비, 재고 및 연료계약관리 등에 중요한 정보를 제공한

다.

⑥ 발전기별 이용율 연구 : 각 발전기에 대한 정확한 계통내 이용율을

계산함으로써 경제성 평가작업의 기초자료를 제공한다.

⑦ 부하관리계획평가 : 부하관리를 위한 여러 대안의 평가를 위해 필요

한 대안별 계통운전상황 변화를 파악할 수 있다.

제 2 장 구조개편 이전 모형 13

⑧ 공해물질 배출량 연구 : 계통운전에 수반하는 공해물질 배출량을 알

려줌으로써 여러 가지 규제에 대응하는 전략을 수립하는데 기초자료

를 제공할 수 있다.

POWRSYM의 주요 입력자료와 출력결과를 정리하면 다음과 같다. 주

요 입력자료는 세 가지가 있다. 시간별 부하, 주별보수계획, 계통자료 등

이다. 여기서 계통자료란 발전기별 특성자료(운전시간, 용량, 입출력곡선

등), 비용자료(기동비용, 운전유지비용, 사용연료, 연료단가 등), 계통 순

동예비력 요구량, 설비증설 및 폐지계획 등이다.

입력자료가 주어지면, 주 단위로 발전소 기동정지 및 급전우선 순위가

결정된다. 이어 수력, 양수 및 발전량 고정 발전소에 대한 급전배분을

먼저 수행한 후 화력발전소의 급전배분을 행한다. 그 이후 양수발전소의

운전을 최적화한 다음 다시 화력발전소의 재급전을 수행한다. 이런 과정

이 매주 반복적으로 수행된다. 주요 출력결과는 한계비용(연료비), 각 발

전기의 시간대별 발전량, 연료량 등이다.

14

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형

1. 본 보고서의 분석방법

아래 <그림 3-1>은 본 보고서의 시뮬레이션의 전체적인 구도를 그림

으로 표현한 것이다. 경쟁적 풀시장의 가격을 예측하기 위해서는 계통운

및 설비확장 모형 뿐만 아니라 입찰가격의 형성 모형이 필요하다. 그

리고 이 전체적인 과정을 게임이론적 맥락에서 재해석할 필요성이 있다.

<그림 3-1> 풀시장 가격 시뮬레이션 구도

게임이론적 분석게임이론적 분석

입찰가격 형성 모형입찰가격 형성 모형

계통운영 모형계통운영 모형 설비확장 모형설비확장 모형

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 15

본 보고서의 시뮬레이션 기법은 다음과 같이 요약된다. 우선 입찰가격

의 형성과정은 쿠르노 모형에 의한다. 쿠르노 모형의 구체적인 내용은

다음 절에서 자세히 언급될 것이므로 여기서는 쿠르노 모형이 사용되는

의미를 설명하고자 한다.

쿠르노 모형은 시장이 과점적 경쟁으로 이루어지는 경우 소수의 기업

이 시장가격에 향을 미치기에 충분히 큰 경우에 적용할 수 있다. 한국

의 전력시장은 5개 화력회사와 1개의 원자력회사로 구성된 과점시장으

로 볼 수 있으므로 쿠르노 모형으로 설정하기에 무리가 없다. 각 쿠르노

기업은 수량 면에서 경쟁하며 가격은 시장수요함수에 의해 결정된다. 일

반적으로 낮은 생산비를 갖는 쿠르노 기업의 생산량이 크게 되므로 그

기업의 시장점유율이 높아지게 된다. 쿠르노 모형을 통해서 얻어지는 결

과는 크게 각 발전회사의 시장점유율(market share)과 균형시장가격

(Cournot solution)이다. 이 균형시장가격은 개별 발전기 혹은 발전회사

의 입찰오퍼 곡선을 결정하는 기준점(reference price)이 된다.

각 발전회사가 취할 수 있는 입찰가격의 하방 및 상방한계를 설정할

수 있다면 계통운 시뮬레이션의 범위가 크게 한정될 수 있다. 입찰가

격의 하방한계를 변동비(한계비용) 수준을 설정하는 것은 크게 무리가

없을 것이다. 따라서 낮은 수요조건 즉, 부하가 낮을 것으로 예상되는

계절․시간대에 대해서는 변동비 수준의 입찰가격이 상당히 합리적인

대안이 될 것이다. 반면 가격입찰의 상방한계를 어디에 설정해야 하는지

는 매우 어려운 문제로 남는다. 이론적으로는 모든 기업이 (암묵적) 담

합하는 경우 독점가격 수준이 상방한계가 될 것이다. 매우 비탄력적인

전력수요함수를 감안하면 그 독점가격은 일종의 구석해(corner solution)

16

을 가지게 되어 공급지장가치(VOLL) 수준에 이를 것이다. 또한 상한가

격(price cap) 등의 시장운 규칙 상의 제약이 존재하는 경우에는 그 상

한가격 수준이 상방한계가 될 것이다.

본 보고서에서는 상방한계를 한국의 전력시장에 대한 시뮬레이션 결

과 얻어지는 첨두부하 시기의 쿠르노 균형가격 수준으로 설정하고자 한

다. 이런 설정을 한 이유는 전력도매시장에서 명시적 혹은 암묵적 담합

이 존재하지 않고 정상적 과점경쟁이 이루어지는 경우 쿠르노 모형의

결과는 매우 합리적인 입찰전략 이라고 믿기 때문이다.5)

쿠르노 모형은 그 자체로 입찰가격 형성의 한 유형을 제시하고 있는

데 불과하며, 이 모형에서 구해진 입찰균형가격이 그대로 도매전력시장

의 시장청산가격(MCP)이 되는 것은 아니다. 시장청산가격의 예상을 위

해서는 쿠르노 모형이 이외에 계통운 및 설비확장을 포괄하는 모형이

필요하다. 그 이유는 기본적으로 쿠르노 모형이 실제 급전을 위해 고려

되는 여러 요소를 고려하지 않고 있기 때문이다. 즉, 송전제약 및 계통

안정성 등 물리적인 제약, 증감발율(ramping up and down) 등의 기술

적 제약, 시간대별 수요의 변동, 연료계약, 환경제약 등이 고려되지 않고

5) 향후 우리나라의 도매시장에서의 가격결정 방식은 호주 방식의 가격스파이크(price

spike) 모형이다. 이 모형의 특징은 첨두부하 시기에 가격이 거의 상한수준까지 폭

발적으로 증대되는 것이다. 쿠르노 모형은 이런 가격 폭발을 포괄할 수 있는 모형

이 아니라는 점을 주목하여야 한다. 쿠르노 모형은 기본적으로 수량경쟁이 가능한

어느 정도 중기분석(몇 달 내지 1년)에 적합한 특징을 지닌다. 그러나 상당한 물량

의 정책계약(vesting contract)이 존재하는 경우, 혹은 미국 PJM 방식의 용량시장

(capacity credit market)이 존재하는 경우 등에서는 현물시장의 가격폭발성이 상당

히 완화될 것이므로 가격입찰 행위를 쿠르노 모형으로 설명하는 것이 타당할 것으

로 본다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 17

있다. 또한 장기적인 측면에서 볼 때, 신규진입의 위협은 기존기업이 설

정하는 가격수준에 상당한 향을 미칠 수 있다. 이런 요소들 때문에 쿠

르노 모형에서 나온 균형가격은 단순히 발전업자의 가격오퍼 전략의 기

준이 될 뿐이며 실제의 시장청산가격(MCP)와 괴리가 있을 수 있다. 따

라서 앞의 그림에서 본대로 쿠르노 모형 이외에 계통운 및 설비확장

을 고려하는 기술적 모형이 연계되어야만 실제 시장을 근사하게 묘사할

수 있을 것이다. 본 보고서에서는 계통운 및 설비확장 모형으로서

POWRSYM을 활용한다.6)

본 보고서 제4장의 분석에서 쿠르노 모형과 계통운 모형의 연계를

시도하는데 위에 언급한대로 쿠르노 모형의 결과가 입력자료로 사용될

것이다. 여기서는 두 모형의 연계로 이루어진 통합모형 속에서 각 기업

의 입찰전략이 게임이론적으로 재해석될 것이다. 제3장은 한국의 경쟁적

전력시장에 게임이론적 분석기법을 어떻게 실제로 적용할 수 있는지에

대한 실험적인 분석이 될 것이다. 그 개요는 다음과 같다. 각 기업이 취

할 수 있는 가격입찰 전략을 두 가지로 단순화시킨다. 즉, Low전략은

변동비 수준의 입찰을 의미하며, High전략은 쿠르노 모형의 균형가격

수준으로 잡는다. 게임을 행하는 기업으로 선정된 두 회사는 매일의 입

찰에서 Low와 High의 전략을 선택하는 문제에 직면한다. 보수행렬

(payoff matrix)은 실제 계통운 모형으로부터 이윤을 계산하여 구축된

다. 이처럼 게임의 플레이어, 게임의 전략, 보수행렬 등이 주어지면, 매

6) 이와 유사한 기법의 활용으로서 CRA가 제시하고 있는 시뮬레이션 기법이 있다. 입

찰가격의 형성은 CONE, 단기는 STEMM, 장기는 PEPPY를 활용하여 분석하고 있

다. CRA의 시뮬레이션 모형의 개요는 [부록1]에 제시되어 있다.

18

일의 게임에 대해서 내쉬균형(Nash Equilibrium)이 구해진다.7)

2. 입찰가격의 형성

가. 입찰가격 형성에 관한 모형8)

현재 전력풀시장의 입찰행위에 대한 분석을 하고 있는 이론적 모델은

중요한 전략변수를 무엇으로 보는가에 따라서 대체로 세 가지로 분류할

수 있다. 즉, 공급함수균형(supply function equilibrium) 모형, 다단위입

찰(multiple-unit auction) 모형, 쿠르노(cournot) 모형 등이다. 본 절에서

는 각 모형의 이론적 배경과 전력시장 적용상의 특징 및 장단점 등을

정리하고자 한다.

1) 공급함수균형(supply function equilibrium) 접근법

공급함수균형 접근법이 전력풀시장의 입찰행위 분석에 사용된 기본아

이디어를 소개하면 다음과 같다. 기존의 산업조직론에서 과점기업간 행

위 모델은 가격 아니면 수량을 전략변수로 사용하여 분석하고 있다. 한

국의 경우도 마찬가지이지만 보통 풀시장에서의 입찰은 (가격, 수량)의

조합에 의해 이루어지므로 기존의 분석틀을 바로 적용하기 어려운 난점

이 존재한다.

7) 내쉬균형(Nash Equilibrium)이란 상대방의 전략이 주어진 경우 자신의 전략을 변화

시켜 자신의 보수(payoff)를 증가시킬 가능성이 없는 상황을 말한다.

8) 본 소절은 『경쟁적 전력시장에서의 정부의 역할 : 전략적 행동과 규제』(2001)의

해당부분을 다시 정리한 것임을 밝혀 둔다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 19

(가격, 수량)의 조합을 전략변수로 하는 과점시장에서 균형분석을 위

한 틀로 사용할 수 있는 것이 바로 공급함수균형 모델이다. 즉, 가격과

수량의 조합인 공급계획(supply schedule)의 균형을 찾을 수 있다면 이

것이 바로 전력시장 입찰행위를 분석하는데 활용될 수 있다는 것이다.

이하에서는 균형 공급곡선이 유도되는 과정에 대한 직관적 설명을 하고

자 한다.9) 어떤 발전회사는 보통 여러 개의 발전소를 소유한 집합체이

라는 점을 상기할 때, 실제 풀시장에 대한 입찰은 개별 발전소 단위로

이루어지는 것이다. 경제학적인 의미에서 분석대상이 되는 전략적 입찰

은 의사결정단위가 되는 발전회사 수준에서 이루어진다. 한 발전회사 내

의 발전기유형(plant type) 및 한계비용 수준이 다른 여러 발전소들은

각각의 입찰가격과 입찰용량을 갖게 되지만, 이를 발전회사 단위에서 종

합적으로 보아 한계비용이 낮은 것부터 높은 것의 순으로 나열한다면

우상향하는 한계비용 곡선이 그려지며, 이는 바로 그 특정 발전회사가

풀시장에 오퍼하는 공급곡선이 될 수 있다.

이 공급함수 균형이론이 최초로 개발된 것은 Klemperer and Meyer

(1989)이며, Green and Newbery(1992)는 국 전력풀시장의 입찰행위에

공급함수 이론을 적용하 다. Green and Newbery(1992)의 개요를 간략

히 소개하면 다음과 같다. 발전사업자들은 특정일(여름, 겨울, 중간부하

일)에 대해서 연속적이고 미분가능한 공급계획을 제출하게 되면 이때,

풀시장에서의 시장청산가격과 수량은 공급함수균형(supply function

equilibrium)을 이루게 된다고 가정한다. 이들의 논문은 발전회사들의 추

9) 공급함수 모형에 대한 이론적 정리 및 한국에 대한 적용은 『경쟁적인 전력시장에

서 발전경쟁력 분석 연구』(2000)를 참조할 수 있다.

20

정된 한계비용곡선과 계산된 공급함수에 기초한 시뮬레이션을 통하여

국 전력시장에 상당한 시장지배력이 존재하고 있음을 발견하 다. 시

장이 균형상태에 있을 때 단기에 연간 약 ￡3억4천만의 후생손실이 발

생됨을 계산하 다. 또한 만일 발전회사의 수가 증가하는 경우 시장지배

력을 감소시킬 수 있음을 보이고 있다.

공급함수균형 모델의 가장 큰 장점은 현실의 한 측면 즉, (가격, 수량)

의 조합인 실제 입찰을 가장 가깝게 묘사할 수 있다는 점이다. 그리고

사용된 비용함수가 연속적이고 미분가능한 형태로서 수학적인 유도가

용이하다는 점이 있다. 한편 이 모형을 전력시장에 적용하는데 있어서의

단점을 지적하면 다음과 같다. 모형 자체의 문제점으로서 첫째로 모형의

해가 정확히 계산 가능한 형태로 제시되지 않는다는 점이다. 둘째로 모

형이 예측하는 균형 공급계획(supply schedule)이 유일하지 않고 무수히

많은 균형가격이 존재한다는 것이다. 따라서 이들 모형을 실제 자료에

적용하기 위해서는 추가적인 가정을 도입하여 모형을 단순화시켜야 한

다.10) 한 발전회사의 한계비용곡선은 계단함수(step function)의 형태가

일반적인데, 이를 우상향하는 연속선으로 근사(approximation)하는 것은

너무 오차를 크게 하므로 비현실적이라는 점이다. 또한 수요곡선이 탄력

적인 것으로 그려지고 있으나 실제 풀시장에서 수요측 입찰은 의미가

없고 어느 시점에 수직선으로 예측값이 주어지는 형태인 경우 다른 분

석이 필요하게 된다. 결국 수학적으로 정교해지고 어려워지는 대신 여러

제도적인 요인을 고려하기가 어렵고 균형입찰의 범위를 유도하는 것 이

10) 이 공급함수균형 모델을 현실 전력시장에 적용하는데 필요한 추가적인 가정에 대해

서는 『경쟁적인 전력시장에서 발전경쟁력 분석 연구』(2000)를 참조할 수 있다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 21

외에 풍부한 함의를 얻기 어렵다는 단점이 있다.

2) 다단위입찰(multiple-unit auction) 모형

이 모형이 전력시장의 입찰모형으로 활용될 수 있는 기본적인 배경은

다음과 같다. 각 발전사업자들은 각 발전소별로 가용한 용량과 이 용량

을 제공하여 받고자 하는 가격을 동시에 입찰하지만, 실제로 중요한 전

략변수는 가격이라고 볼 수 있다. 이처럼 가격입찰에 초점을 맞추는 경

우 경제학의 입찰이론(auction theory)이 제공하는 풍부한 연구결과를 전

력시장에 적용할 수 있는 이점이 있다. 그리고 특히 다단위(multiple

unit) 입찰 모델이 사용되는 이유는 입찰이 발전기 단위에서 이루어지기

는 하지만 경제학적으로 의미있는 입찰주체는 여러 발전기의 포트폴리

오를 소유한 발전업자가 되기 때문이다. 이 모형에서 용량은 원래 발전

소 가용용량이 전부 공급되는 것으로 가정된다.

이 모형에 관련된 이론적 논문으로 Von der Fehr and Harbord

(1993)이 최초이다. 그들 모델의 핵심논거는 다음과 같다. 일반적인 입찰

이론에서의 버트란드 유형의 ‘undercutting’ 논리를 따르고 있다. 예컨대

두 발전업자가 높은 한계비용과 낮은 한계비용을 각각 갖고 있다면(각

한계비용은 일정하다고 가정), 수요가 충분히 낮을 때11) SMP는 [높은

한계비용 - ε] 수준에서 결정될 것이며 낮은 한계비용 발전업자만이 공

급하게 될 것이다. 수요가 높을 때는 높은 한계비용 발전업자는 상한가

격(이것이 존재한다면)까지 입찰을 할 것이며, 낮은 한계비용 발전업자

11) 수요가 충분히 낮다는 것의 의미는 한 발전업자만으로 공급이 충당되는 상황을 의

미한다.

22

의 입찰액은 SMP 결정에 상관이 없다. 이 논문은 더 나아가 수요의 불

확실성을 고려한다. 수요수준이 불확실한 경우는 균형을 발견할 수 없다

는 점을 논의하고 있다.12) 이들 논문의 의의는 전력시장의 입찰행위를

경제학의 입찰이론(auction theory)으로 분석한 최초의 연구라는 것이다.

Brunekreeft (2001)은 Von der Fehr and Harbord (1993)의 모델을 확

장시켜 여러 현실적인 함의를 유도하고 있다. 즉, 각 발전업자가 증가하

는 한계비용을 가지는 경우에 대한 분석을 진행시키고 있는데, 입찰빈도

수 증대(more flexible bidding)는 경쟁효과를 높이게 된다는 결론을 짓

고 있다. 또한 기업체의 수가 SMP에 미치는 향을 시뮬레이션하여 기

업체의 수가 감소하는 경우 SMP는 증가한다는 관계를 보여주고 있다.

Wolfram(1998)은 앞서 개발된 다단위입찰(multiunit auction)의 이론적

분석을 토대로 하여 국의 National Power와 PowerGen 등 여러 발전

기의 포트폴리오를 보유한 두 발전회사의 입찰행위를 실증적으로 분석

하 다. 그는 각 발전기 유형별 마크업(Markup = 입찰액 - 한계비용:

￡/Mwh)을 계산하여 어느 정도의 전략적 입찰행동이 발생되는지를 분

12) 수요가 낮을지 높을지 모르는 상황에서는 양 발전업자의 입찰전략은 다른 사람의

입찰액이 주어지는 경우 항상 이탈할 인센티브를 갖게 되므로 Nash 균형을 달성

할 수 없게 된다. 예를 들어 낮은 한계비용 발전업자는 수요가 불확실한 경우 어

찌됐건 (높은 한계비용 - ε )을 입찰하며, 높은 한계비용 발전업자는 상한가격까지

입찰한다고 해 보자. 이것은 균형이 될 수 없다. 왜냐하면 낮은 한계비용 발전업자

는 높은 한계비용 발전업자가 상한가격을 입찰할 것을 안다면 (높은 한계비용 - ε)

보다 더 높은 가격을 입찰하여 수요가 낮을 때 더 높은 SMP를 이루고자 할 것이

다. 반면 이런 낮은 한계비용 발전업자의 인센티브를 높은 한계비용 발전업자가

또 알고 있다면 그는 자신의 높은 한계비용 수준보다 조금 높은 수준까지 낮추어

입찰하여 수요가 낮을 때 낙찰자가 되어 보고자 할 것이다. 따라서 양자에게 (높은

한계비용 - ε ) 그리고 상한가격 전략은 Nash 균형이 되지 못한다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 23

석하 는데, 주요 결론은 급전순위가 나중인 발전소의 입찰액이 한계비

용으로부터 벗어나는 정도가 크다는 것이다. 즉, 발전사업자들은 여러

개의 발전기들을 소유하고 있으므로, 한계내(inframarginal) 발전소가 많

은 큰 발전업자들이 작은 발전업자보다 입찰액을 높일 인센티브를 갖게

된다는 것이다. 이로부터 큰 발전업자보다는 작은 발전업자가 더 경쟁적

으로 행동한다는 결론을 얻을 수 있다. 직관적으로 보아 큰 발전업자의

경우 입찰액을 낮추는 경우 이 행위가 자신이 보유한 다른 많은 물량의

시장가격에 향을 미치게 되므로 작은 발전업자보다 잃을 것이 더 많

다는 점에서 그 이유를 찾을 수 있다.

이 접근방법의 장점은 입찰이론(auction theory)의 정교한 논의들을 전

력시장에 적용해 볼 수 있다는 것이다. 즉, 전력시장에서 기업들의 행위

에 대한 예측을 가능하게 하는 여러 가지 이론적 실험들을 할 수 있다

는 장점이 있다. 위에서 본대로 여러 가정 하에서 구축된 모델 속에서

마크업(mark-ups)의 크기를 계산할 수도 있고, 기업의 수가 입찰액에 미

치는 효과를 분석할 수도 있으며, 시장제도적인 측면에서 입찰빈도수와

입찰액 크기의 상관관계에 대한 시뮬레이션을 행할 수도 있다. 또한 공

급함수균형 모델에서 연속적인 비용함수를 가정한 것과는 달리 한 발전

회사에 속한 각 발전기들의 한계비용을 이산적인(discrete) 형태로 상정

하고 논의를 전개할 수 있다.

한편 이 접근법은 여러 가지 이론적 실험을 가능하게 하여 기업의 행

위에 대한 여러 가설을 제공해 주는 반면, 전력도매시장의 실제가격을

예측하는 모형으로서는 활용되기 어려운 단점이 있다. Von der Fehr

and Harbord(1993)와 Brunekreeft(2001)의 논문들에서 사용된 모델은 일

24

반 입찰이론에서 사용된 여러 가지 가정 하에 구축된 것이다. 따라서 행

위에 대한 예측을 넘어서 정확한 입찰균형가격의 예측모형으로 활용될

수는 없다. 하지만 앞서 말한대로 다른 어떤 모델보다도 입찰행위 그 자

체에 대한 풍부한 분석력을 제공할 수 있는 모델인 것으로 생각된다.

3) 쿠르노(Cournot) 모형

전력풀시장을 수량이 전략변수인 쿠르노 모델로 분석할 수 있는 근거

는 일반적으로 발전시장에서 아무리 수요수준이 낮을 지라도 어느 한

기업이 시장수요를 모두 공급할 수 있는 경우는 드물기 때문이다. 즉

용량제약(capacity constraint)이 존재하기 때문인데, 용량제약 하에서 버

트란드 형태의 가격경쟁이 이루어질 경우에는 그 균형이 쿠르노 모델의

결과와 비슷하다는 산업조직론에서 잘 알려져 있는 정리 중의 하나를

활용하는 것이다.

쿠르노 접근법의 대표적인 논문으로서 Borenstein and Bushnell(1999)

을 들 수 있다. 그들은 구조개편 이후의 미국 캘리포니아 시장을 경쟁적

변방기업(competitive fringe)을 갖는 쿠르노 시장으로 묘사하고 실제 자

료를 사용하여 시뮬레이션을 행하 다. 그들은 수요가 높은 시기에 상당

한 시장지배력이 행사될 가능성이 있으며 그 정도는 수력(水力)생산의

비중과 수요의 가격탄력성에 크게 의존함을 보 다.

Wolak(2000)는 헷지계약(hedge contract)이 경쟁적 전력시장의 입찰행

위에 미치는 향에 대해 분석하고 있다.13) 주요 결론은 헷지계약이 있

13) 이 논문은 공급함수균형 모형에 입각해 있다고 볼 수 있으나, 이 논문의 해석은

쿠르노 모형의 틀 속에서 직관적으로 행해질 수 있다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 25

을 때가 그렇지 않을 때보다 더 많은 전력을 더 낮은 가격에 판매할 수

있다는 분석을 하 다.14)

전력시장을 쿠르노 모델 형태로 접근하는 장점은 몇 가지로 정리할

수 있다. 우선 앞서 지적한대로 공급함수균형 접근법에서는 균형을 도출

하기 위해서 잘 고안된 비용함수(well-behaved cost function) 및 수입함

수를 사용해야 하지만, 쿠르노 모델에서는 전력산업 특유의 비용구조를

살릴 수 있으며 수요의 가격탄력성이 의미 있는 분석대상이 될 수 있다.

둘째로 발전량을 주요변수로 삼는 쿠르노 모델은 중단기의 보수․정

지계획 및 가용선언(availability declaration)의 전략적 활용 등에 대한

분석을 가능하게 한다. 이는 각 생산자의 용량결정이 가격형성 과정에

중요한 역할을 하는 것을 가정하고 있다. 그러나 전력생산자(발전업자)

들이 1년 혹은 몇 달의 시평(time horizon) 이내에서 생산용량을 결정할

수 있다고 가정하는 것이 과연 합리적일지에 대한 의문이 있을 수 있다.

즉, 새로운 발전소를 계획․건설하는데는 적어도 3년 정도의 시간이 걸

린다. 따라서 1년의 시평을 두고 보면, 어떤 한 기업의 최대 발전시설용

량은 주어진 것으로 볼 수 있다. 그러나 발전설비를 생산을 위해 가용하

도록 유지하는 것은 비용이 드는 작업이라는 점을 고려해야 한다. 어떤

특정 발전기를 가용상태로 유지하는 계획은 몇 달 혹은 1년 정도에 걸

친 연료조달, 유지보수 계획 등에 의존해야 한다. 따라서 비록 시설용량

(installed capacity)이 주어져 있다고 하더라도, 연간 혹은 수개월 단위의

14) 이윤을 극대화할 수 있는 최적 계약수준을 도출하는 문제는 직관적으로 낮은 계약

액을 유지하면서 높은 시장가격을 얻는 경우와 높은 계약액을 유지하면서 높은 판

매액을 얻는 경우 등 양자간의 최적 균형(balance)을 발견하는 문제와 동일하다.

26

가용설비(available capacity) 계획은 매우 중요하다고 할 수 있다. 경쟁

적 도매전력 시장의 조건 하에서는 발전회사 입장에서 시장조건 및 전

략적 고려 등을 반 하여 중단기적인 가용용량을 결정하게 됨은 당연하

다.15)

이 접근법의 단점은 실제 전력시장에서의 입찰이 가격과 수량의 조합

으로 이루어지고 실제로 첨두부하 시간대에는 입찰가격 그 자체를 바로

전략적으로 활용할 여지가 많은 현실을 반 하기 어렵다는 것이다. 수량

이 주요변수이며 가격은 수요함수에 의해 소극적으로 계산되는 형태의

쿠르노 모델에서는 첨두부하 시간대 한계발전기의 입찰행위, 응동력이

뛰어난 양수 및 수력발전기 등의 전략적 행위를 분석하기에 적합하지

않다는 단점이 있다.16) 그러나 이런 단점은 쿠르노 모형의 결과를 계통

운 모형의 입력자료로 삼아 모형을 재구성하는 본 연구에서 극복될

수 있다. 제4장의 분석은 쿠르노 모형과 계통운 모형인 POWRSYM을

연결하는 방법을 제시하고 있다.

나. 한국 전력시장에 대한 적용 : 쿠르노 모형

앞서 설명한대로, 수량경쟁을 가정하는 쿠르노 모형은 수개월 혹은 1

년에 걸친 기간 동안의 실제 시장경쟁을 어느 정도 합리적으로 근사할

수 있는 모형이 될 수 있다. 좀 더 엄 하게 보면, 쿠르노 모형이 보다

15) 물론 하루 중 발전출력을 조정하는 단기적 물량전략도 가능하다.

16) 단기의 전략적 행동의 결과는 급전에 관한 엔진을 포함한 모형을 통해서만 분석이

가능하다. 본 보고서의 제3장 3절에서 POWRSYM을 활용하여 이런 분석이 행해지

고 있다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 27

적절하게 적용되는 시기는 부하수준에 의존하게 될 것이다. 즉, 부하가

낮은 기간(off-peak) 동안에는 각 전력생산자의 입장에서 잉여전력 설비

가 존재하므로 가격경쟁이 격화될 것이므로 버트란드(Bertrand) 형태의

가격경쟁 모형으로 분석하는 것이 타당할 것이다.17) 결국 쿠르노 경쟁

모형은 한국의 경우 여름철 등 높은 부하시기의 분석에 적합한 모형으

로 볼 수 있다. 따라서 본 연구에서는 2000년 7월의 하계 피크부하기에

대해 쿠르노 모형을 통한 시뮬레이션을 수행하여 입찰균형가격을 도출

하고자 한다.

1) 모형의 전제조건

김남일(2001)은 한국의 전력시장을 대상으로 쿠르노 모형을 활용하여

균형가격을 예측하는 시뮬레이션을 행하 다. 거기서 사용된 모형의 전

제조건 몇 가지를 요약하면 다음과 같다.

첫째로 한국의 전력도매시장의 입찰에 적극적으로 참여하고 시장가격

에 향력을 행사할 수 있는 발전사업자만을 쿠르노 기업으로 간주한다.

따라서 여러 가지 발전설비의 포트폴리오를 보유하며 용량측면에서 의

미있는 규모를 지닌 남동회사, 중부회사, 서부회사, 남부회사, 동서회사

등 5개의 발전회사가 쿠르노 경쟁을 하는 기업이 된다. 한편 한국종합에

너지, LG부곡, 안양․부천 열병합발전소를 가진 LG파워 등의 IPP와 잉

여전력을 공급하는 자가발전사업자는 변방기업(competitive fringe)으로

17) 전력풀시장을 수량을 전략변수로 삼는 쿠르노 모델로 분석할 수 있는 근거는 일반

적으로 발전시장에서 아무리 수요수준이 낮을 지라도 어느 한 발전업자가 모두 그

수요를 충족하기 어려운 특성 때문이다. 각 국가 마다 시장구조 및 시장점유율에

서 차이가 나므로 모형은 이런 특수한 사정을 고려하여 설정되어야 한다.

28

서 가격수용자(price taker)로 간주한다.18)

둘째로 원자력(수력포함)회사도 가격수용자로 간주한다. 원자력 발전

회사는 2000년말 현재 발전량의 약 40%를 차지하므로 전략적 행동의 가

능성을 배제할 수 없다. 그러나 입찰가격 형성을 위한 쿠르노 모형의 단

계에서는 다양한 설비조합을 가진 화력회사만을 분석하고자 한다. 원자

력 설비퇴장 등의 전략적 행동은 제2장 3절에서 별도로 분석을 한다.

수력 및 양수발전기는 응동력이 매우 뛰어나고 기동비용이 낮은 특징을

지니므로 계통고장 또는 부하급변시에 신속한 응동이 가능하다. 수력과

양수발전기는 기동에서 전부하를 얻기까지 2∼5분의 시간만이 필요하다.

현재 양수발전기는 남동회사의 무주양수(600MW), 서부회사의 삼랑진양

수(600MW), 남부회사의 청평양수(400MW) 등으로 분리되어 있다. 향후

양수발전기를 가진 발전회사는 지금까지의 품질유지서비스(ancillary

service) 기능만이 아니라 예상시장가격이 높은 첨두부하시에 응동하려

는 인센티브를 갖게 될 것은 당연하다. 따라서 수력과 양수발전설비의

첨두시간대의 시장지배력 문제를 당연히 살펴보아야 할 것이다. 양수발

전 설비퇴장 문제는 제2장 3절에서 별도로 다루고자 한다.

셋째, 각 발전사업자의 한계비용곡선은 매년 공표되고 있는 발전기별

변동비 자료를 활용하여 구축한다. 즉, 한계비용곡선은 각 발전사업자별

로 보유하고 있는 발전기를 낮은 변동비부터 순서대로 나열할 때 얻어

지는 변동비와 누적용량과의 관계에 의해 구해진다. 용량은 설비용량

(installed capacity)에서 사고율 및 계획정비율 수준을 감안한 가용용량

18) 그외 계통과 연계되어 있지 않는 도서지역의 발전사업은 분석대상에서 제외되며,

제주도의 발전력은 가격수용자로서 모델에 포함된다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 29

(available capacity)을 계산하여 사용한다. 이런 방식으로 구축된 발전사

업자별 한계비용곡선은 계단함수(step function)의 형태를 띤다.

2) 모형 및 알고리듬

앞서 전제조건에서 설명하 듯이 한국의 전력시장에서 쿠르노 기업들

의 경쟁행위를 분석하기 위해서는 우선 원자력, 수력, 그리고 여타 경쟁

적 변방기업(competitive fringe)들의 공급량을 총수요로부터 차감해야

한다. 이를 통해 쿠르노 기업들이 직면하는 잔여수요곡선(residual

demand curve)을 얻을 수 있다. 잔여수요곡선은 다음과 같이 주어진다.

Dr(P) = D(P) - ∑J (SJ(P)) (1)

여기서 D(P)는 시장수요함수, SJ는 유형 J의 공급량이며 J는 원자력,

수력, 양수, IPP, 제주도, 자가발전자 잉여전력 등이다. Dr(P)는 잔여수요

함수이다.

각 쿠르노 기업들은 (1)의 잔여수요곡선에서 다른 쿠르노 기업들의 생

산량을 뺀 수요곡선에 직면하게 될 것이다. 즉, 각 쿠르노 기업 i는 다음

과 같은 수요에 직면한다.

Di(P) = Dr(P) - ∑k≠i Dk (2)

30

여기서 k는 각 쿠르노 기업을 표시하며 Dr(P)는 (1)식에서 정의된 잔여

수요함수, Dk는 k기업의 공급량을 의미한다. 각 쿠르노 기업의 이윤은

다음과 같다.

π i=P( Dr (P))× Qi- Ci ( Qi ),∀i (3)

이때 각 쿠르노 기업의 이윤극대화를 위한 1계조건(first-order

condition)은

dπ idQi

=P+dPdQi-dCidQi

=0,∀i (4)

본 모델에서는 도매시장 소비자의 어떤 한 시간 단위에서의 수요함수

를 P = a - b․Q 형태의 선형수요(linear demand)로 가정한다. 한편 비

용함수는 앞의 전제조건에서 설명한대로 각 쿠르노 기업이 보유한 발전

기의 포트폴리오에서 각 발전기의 유형마다 한계생산비용이 일정하게

주어진다고 가정하여 한 쿠르노 기업의 한계비용곡선은 계단함수(step

function)의 형태를 띠게 된다.19)

이와 같이 수요함수와 비용함수가 주어지면, 각각의 시간대별 부하수

준에서 쿠르노 균형을 계산한다. 쿠르노 균형을 찾는 알고리듬

(algorithm)은 격자탐색법(grid-search method)을 사용하 다. 쿠르노 균

형을 격자탐색법으로 찾아야 하는 이유는 각 쿠르노 기업들의 한계비용

19) 그 구체적인 형태 및 수준은 김남일(2001)을 참고하라.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 31

곡선이 연속선이 아니라 계단함수(step function)의 형태를 띠고 있기 때

문에 불가피한 것이다. 만일 연속적인 한계비용곡선으로 근접시키는 방

법을 택한다면 전력시장 특유의 비용구조를 제대로 반 하지 못하고 오

차의 범위가 너무 크게 된다.

격자탐색법으로 이윤극대화 산출량을 계산하는 과정은 다음과 같이

설명된다. 다른 기업의 생산량이 주어져 있다는 가정 하에 각 쿠르노 기

업의 이윤극대화 산출량을 계산한다. 이 과정은 모든 쿠르노 기업에 대

해 반복적으로 행해진다. 최초의 생산자는 다른 모든 기업의 생산량이 0

이라는 가정 하에서 이윤극대화 산출량을 도출하고, 두 번째 생산자는

이전 단계에 계산된 결과를 그대로 유지한 채 자신의 이윤극대화 산출

량을 도출한다. 이런 과정을 반복적으로 거쳐서 모든 생산자가 산출량을

변화시킬 인센티브가 없는 점에 도달하는 경우 이것이 바로 쿠르노-내쉬

균형점(Cournot-Nash equlibrium)이 된다.

3) 자료

쿠르노 시뮬레이션을 위해서 2000년 7월의 전력수요량 및 각 발전회

사별 용량, 변동비 자료를 활용하 다. 또한 설비용량으로부터 가용용량

의 크기를 산출해 내기 위해서 각 발전기별 사고율과 계획정비율을 감

안하 다. 쿠르노 기업들만의 잔여수요곡선을 구하기 위해 차감해야 할

생산량은 2000년 7월의 실적치를 활용하 다.20)

예를 들어 7월(2일~29일, 672시간)의 쿠르노 균형가격을 계산하기 위

해서 어떤 자료가 수집되었는지를 예시하면 다음과 같다. 2000년 7월의

20) 생산량은 『한국전력통계』에 나와 있는 평균전력(average load)을 적용하 다.

32

평균전력(average load)는 원자력 12,405MW, 수력(양수, 한수원, 수자원

공사) 639MW, IPP(안양, 부천, 한국종합에너지, LG부곡) 863MW, 제주

도 99MW 등이다. 자가발전자의 잉여전력은 538MW가 된다. 이를 합한

총 14,544MW를 제외한 나머지가 7월에 쿠르노 기업들이 직면하는 수요

가 된다. 물론 쿠르노 균형값을 구하기 위해서 각 시간대별 예상수요에

대한 자료가 필요하지만, 자료의 제약 때문에 각 시간대별 실적치를 예

상수요의 대변수(proxy)로 활용한다.

그러면 7월의 어느 시간대의 시장수요곡선이 구축되는 과정을 보자.

수요곡선은 가격 50.54원/kWh와 그 시간대의 예상수요(자료는 실적수요

량으로 사용)의 조합인 한 점을 통과하게 된다. 만일 수요의 가격탄력성

이 0.07이라면 b= 50.54/(0.07×실적수요량)으로 계산되며, a= 50.54+

(50.54/0.07)로 구해진다.21) 이렇게 구축된 것은 전체 시장수요곡선이다.

이 시장수요곡선에서 가격선을 기준으로 쿠르노 기업 이외의 생산량

14,544MW를 차감하여 좌측으로 평행이동시키면 쿠르노 기업이 직면하

는 잔여수요곡선(residual demand curve)를 얻는다. 이 잔여수요곡선을

기준으로 5개 발전사업자는 쿠르노 경쟁을 하게 된다.

3) 쿠르노 모형의 결과

21) 전력도매가격의 예측에서 전력수요의 가격탄력성 크기는 매우 중요하다. 탄력성이

높을 수록 예측가격이 낮아지며, 낮을 수록 예측가격이 높아진다. 본 보고서에서는

에너지경제연구원(2001)이 최근에 추정한 결과를 사용한다. 이 결과에 따르면 단기

(1개월)의 가격탄력성은 산업용(-0.07), 가정용(-0.05), 상업용(-0.07) 등이었다. 따라서

본 고의 시뮬레이션에서 e=0.07을 사용하 다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 33

아래 <그림 3-2>는 2000년 7월의 쿠르노 균형가격과 완전경쟁 가격

(전력거래소의 CBP 모의운 결과 도출된 SMP)을 비교한 표이다. 부하

의 크기에 따라 쿠르노 균형가격과 완전경쟁 가격의 변동성은 유사한

패턴을 보이고 있다. 그러나 쿠르노 균형가격은 완전경쟁 가격 수준보다

매우 높은 수준을 보이고 있다. 그림에서 보듯이 7월의 평일 피크시간대

의 쿠르노 균형가격 수준이 85원/kWh에 이르고 있음을 보이고 있다.

이 결과는 제4장의 분석에서 쿠르노 모형과 POWRSYM의 연계시 입찰

가격에 대한 입력자료의 근거가 될 것이다.

<그림 3-2> 쿠르노 균형가격과 완전경쟁 가격 비교

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1 31 61 91 121 151 181 211 241 271 301 331 361 391 421 451 481 511 541 571 601 631

시간(hour)

원/k

Wh

완전경쟁가격 쿠르노 균형가격

34

아래 <그림 3-3>은 5개 화력회사 중에서 남동과 중부의 각 시간대별

시장점유율을 보여주고 있다. 남동과 중부만을 보고한 이유는 이 두 회

사가 제4장의 게임이론적 분석에서 주요 플레이어가 되기 때문이다. 현

재 분할된 발전회사들이 총설비규모와 설비의 포트포리오 측면에서 매

우 비슷한 상황에 있으므로 쿠르노 모형을 통한 시장점유율 결과가 매

우 유사하게 나타나고 있다. 즉 평균 9~12% 정도의 시장점유율 수준에

서 부하의 크기에 따라서 변동하고 있다.

<그림 3-3> 쿠르노 기업의 시장점유율 비교

7

8

9

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12

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1 31 61 91 121 151 181 211 241 271 301 331 361 391 421 451 481 511 541 571 601 631

시간(hour)

시장

점유

율(%

)

남동 중부

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 35

3. 단기의 전략적 행동 분석 : POWRSYM의 활용

가. 한국 전력시장의 특징과 전략적 행동

1) 강제풀시장

시장제도적인 측면에서 전력시장을 구조개편한 나라의 풀시장 제도는

크게 강제풀(compulsory pool)과 자유풀(voluntary pool) 로 나누어진다.

2002년 현재 강제풀 제도를 유지하고 있는 나라는 호주의 빅토리아 주

와 우리나라가 유일한 실정이며, 국은 2001년 3월 NETA 시스템을 도

입하면서 자유풀로 이행하 다.

강제풀 제도하에서 어떤 전략적 행동이 가능한지는 NETA 이전의

국사례가 잘 말해 준다. NETA이전의 국 풀시장은 다음과 같이 요약

된다. 모든 도매전력이 풀을 통해 거래되는 강제풀 방식을 채택하 다.

발전회사는 거래전일에 공급력을 풀에 응찰하고 계통운 회사인 NGC사

는 낮은 가격을 제시한 발전기부터 순차로 낙찰해 익일의 급전계획을

책정했다. 거래가격(풀가격)은 최후에 낙찰된 발전기의 응찰가격에 의해

서 30분마다 결정되었다. 예상수요와 실제수요 사이의 괴리의 조정, 송

전용량 제약의 해소, 보조서비스 확보, 손실분 처리 등에 필요한 비용

(uplift)은 일부는 송전계통 사용료로 회수하고 나머지는 풀가격에 얹어

서 모든 공급사업자로부터 균등하게 징수되었다.

이와 같은 제도 하에서는 부하추종성이 높은 발전기나 신뢰성이 높은

발전기를 건설할 인센티브가 적게 되는 문제가 있다. 기저운전을 하고

36

있으면 그때 그때의 풀가격으로 지불되기 때문에 신규전원은 기저에 편

중되고 부하율이 낮은 피크전원을 건설한 민간발전회사(IPP)는 거의 없

었다. 또 운전예정 발전기가 계통으로부터 이탈해도 그에 대신하는 별도

공급력을 확보하는 비용은 전 참가자가 부담하기 때문에 많은 발전사업

자가 가스를 공급차단가능 계약전력으로 구입한다든지, 가스가격이 급등

하는 시간대에는 돌연 운전을 그만두고 확보한 가스를 가스시장에서 매

각한다든지 하는 행동도 빈발했다.

NETA 하에서는 각 참가자는 쌍방계약(bilateral contracts)에 기초해

발전하고 구입한다. 계약은 모두 수급불일치(Imbalance) 결제기관에 통

지되고 실거래량(계량치)과 계약량의 차이는 Imbalance가격으로 결제된

다. Imbalance가격은 계통운용자(SO)인 NGC 사가 수급을 균형시키기

위해서 필요한 비용에 기초해 30분마다 설정된다. NETA의 특징은 수급

조정비용을 원인자에게 그 책임의 정도에 따라서 정확하게 배분하는 것

이다. NETA 하에서는 풍력이나 열병합 등 출력이 불안정한 전원이 타

격을 받게 된다. 현재 고정송전권(Fixed Transmission Right) 시장이나

지역적 요소를 반 한 손실배분제도의 도입이 검토되고 있는데 이것이

실시되면 더욱 엄 하게 비용이 배분되는 것으로 된다.

강제풀제도와 NETA의 자유풀제도의 어느 방식이 효율적인가에 대해

서는 아직 논란의 여지가 있다. OFGEM의 보고서는 현물시장 거래가격

및 NGC사의 계통운 비용이 크게 저감했다고 보고하고 있으나 한편으

로 수급불일치(Imbalance)결제를 회피하기 위해서 많은 발전사업자가 발

전기를 출력조정 운전하고 있기 때문에 각 사업자가 각각 보유하는 공

급예비력은 상당한 용량에 달한다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 37

국의 NETA 제도에서는 쌍방계약이 주가 되고 거래물량은 통보를

하도록 되어 있지만, 가격정보의 제출의무는 없기 때문에 단순히 현물시

장의 거래가격 추이로 이 제도의 성패를 평가하기에는 아직 이르다고

판단된다.

2) 과점적 경쟁시장에서의 전략적 행동 가능성

일반적으로 과점시장은 "경쟁-담합-경쟁" 등의 순환과정을 밟는 것으

로 이론적․경험적으로 알려져 있는데, 전력시장은 일반 상품의 과점시

장과는 조금 다른 특징을 보일 것으로 기대된다.

한편에서 시장 전체에 향을 미칠 수 있는 개별 발전사업자들의 전

략적 행동이 발생될 수 있고, 때로는 암묵적인 담합 등의 반경쟁적 행위

가 발생될 수 있다. 이런 행위를 발전력의 규모가 작은 민간발전사업자

(IPP)들은 스스로 행하기 어렵지만, 다른 사업자의 전략적 행동으로 유

발된 SMP가격인상은 규모가 작은 IPP에게도 지대(rent)를 발생시킬 수

있다. 즉, 시장에 향력이 있는 시장참여자들의 담합, 출력감소, 설비퇴

장 등 반경쟁적 행위는 시장정산가격(MCP)을 상승시키는 결과를 가져

올 것이며, 설비 가동율 및 이윤 면에서 여타 사업자들에게도 유리하게

작용할 것이다.

다른 한편에서 전력시장이 다른 시장처럼 가격전쟁(price war)에 돌입

하여 파괴적 경쟁(destructive competition)에 휘말릴 가능성에 대해서

살펴 보자. 파괴적 경쟁이란 한계비용 수준 혹은 그 이하로 가격입찰을

하여 일시적으로 손실을 입는 상황에서 가격경쟁을 계속하는 경우를 말

한다. 그러나 전력시장의 특성상 파괴적 경쟁은 발생하기 어려울 것이

38

다. 일반적으로 과점시장의 경쟁이 격화되는 이유는 기업들이 시장점유

율을 높여서 자신의 브랜드 명성을 확립하여 장기적인 수익성을 높일

의도를 갖거나, 또는 새로이 진입할 의사가 있는 기업을 진입저지 하기

위해 기존 기업들이 소위 약탈적 가격(predatory pricing)을 책정하기 때

문이다. 그러나 전기상품의 특징 중의 하나인 익명성을 주목할 필요가

있다. 매일 5분단위로 반복 입찰되는 전력시장에서 어느 하루 혹은 한달

동안 낮은 가격 책정으로 시장 참여율을 높인다고 하더라도 그 동안 공

급된 전기는 익명성을 지니므로 브랜드 명성의 확립과는 전혀 무관한

것이 되며, 따라서 일시적인 파괴적 경쟁으로 얻을 수 있는 효과가 거의

없는 시장이 바로 전력시장이라고 볼 수 있다.

한국 전력산업에서 시장지배력의 행사는 여러 형태로 나타날 수 있다.

우선, 각 거래시간대의 한계발전기에 대한 예측이 가능하므로 이 정보를

가격조절을 위해 전략적으로 사용할 수 있다. 각 발전사업자들은 변동비

가 크게 점프하는 순간의 해당 발전기를 알고 있는 상황에서 한계발전

기의 정보는 매우 중요한 의미를 지닐 수 있다. 현행 CBP하에서 SMP를

결정한 한계발전기는 위의 <표 3-1>에 나타난 바와 같다.22) 이 표는 본

격적인 시장정산을 시작한 2000년 4월이후 12월까지 발전기별 SMP 결

정회수와 소속 발전회사를 표시한 것이다. TWBP가 도입된 이후에도 현

재 CBP하에서 나타나고 있는 SMP 결정 한계발전기의 종류 및 횟수에

급격한 변화가 있을 것으로 예상되지는 않는다. 이처럼 각 발전사업자들

22) <표 3-1>은 2000년 4월-12월의 모든 한계발전기를 제시하고 있지 않으며, 높은 순

서대로 일부만을 보여주고 있다는 점을 유의해야 한다. SMP결정력이 없었던 발전

기도 존재하며, 예컨대 월성#4는 1번의 SMP결정력과 3.78원의 SMP를 보 다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 39

<표 3-1> 발전기별 SMP 결정회수 및 발전회사 (2000년 4-12월)

발전기 회수 SMP 평균 발전회사

안양복합1 440 55.56 LG파워

부천복합1 376 56.90 LG파워

남#1 336 45.23 남부

울산2복합2 244 50.91 동서

울산2복합1 236 58.78 동서

서인천 복합2_11 229 50.63 남부

울산#2 229 52.56 동서

분당복합2 222 56.22 남동

서인천복합1#1 211 56.11 서부

서인천복합1#5 179 53.77 서부

울산2복합3 168 52.30 동서

월#1 168 54.09 남부

분당복합1 167 55.93 남동

평택복합1 165 62.23 서부

동해#1 164 43.18 동서

서인천복합2_12 163 49.98 남부

평택#3 160 53.47 서부

남#2 137 47.08 남부

서인천복합2_22 129 49.06 남부

당진#1 114 12.42 동서

여수#2 113 51.26 남동

여수#1 107 49.52 남동

호남#2 104 18.30 동서

호남#1 103 18.55 동서

한화복합1 102 62.69 한화

평택#4 102 51.32 서부

태안#1 86 13.53 서부

울산#3 84 53.36 동서

일산복합1 81 58.31 동서

40

은 주어진 수요수준을 기준으로 어느 정도 한계발전기의 예상이 가능하

므로 한계 및 한계 내(inframarginal) 발전기의 입찰가격에 대한 전략적

행동 가능성이 존재한다고 볼 수 있다.

두 번째로 발전력의 약 40%를 차지하는 원자력회사의 시장지배력 행

사 가능성이 존재한다. 가격입찰 단계에서는 시장점유율이 높은 원자

력회사가 큰 향력을 행사할 수 있는 위치에 있게 되므로, 원자력 회사

의 입장에서는 시장제도 상의 주어진 제약 하에서 가장 이윤을 극대화

시킬 수 있는 가격 및 수량의 입찰을 행하려 할 것이며, 이 회사의 규모

가 크므로 소규모 IPP 등 다른 발전사업자에게 크게 향을 미칠 수 있

다. 예를 들어 원자력 발전소의 일부에 대한 전략적으로 퇴장 등을 통해

SMP를 올리게 되며 이는 다른 발전회사의 발전량 및 이익을 올리게 된

다는 사실은 본 절의 시뮬레이션을 통해서 확인할 수 있다.

세 번째로 발전설비의 포트폴리오를 보유한 발전사업자들의 전략적

행동 가능성이 높으며, 이들의 (암묵적) 담합 행위가 발생할 수 있다. 단

일 원료원만으로 구성된 사업자는 전략적으로 행동할 여지가 상대적으

로 적게 되지만, 한국의 주요 5개 발전사업자는 모두 적절한 발전설비의

조합을 보유하고 있으므로 전략적 행동의 형태가 다양하게 나타날 수

있다. 호주 등 해외사례를 보면, 기저를 구성하고 있는 석탄화력 회사가

출력감소 등의 행위를 통해 현물시장 가격을 높이고 큰 이익을 높인 사

례가 보고되고 있다.

네 번째로 지적될 수 있는 것이 CBP하의 시장 운 에서 양수발전기

는 첨두가격 삭감(Peak Shaving) 기능을 수행하고 있으나, 각 발전회사

가 민 화된 이후에 양수발전기를 전략적으로 퇴장시키는 경우 첨두시

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 41

가격삭감 능력이 현저히 줄어들 수 있다.

나. 원자력 퇴장의 효과 ( 광 3, 4호기)

본 절에서는 원자력 발전기 퇴장의 효과를 보기 위해 한수원의 광

원자력 발전기(3, 4호기, 총2GW)가 퇴장되는 경우 어떻게 균형가격이

변화되는지를 살펴보고자 한다. 사용된 모형은 POWRSYM 프로그램이

며, 시뮬레이션 기간은 전력수요가 평균보다 높은 여름철의 1주간으로

잡았다(2000. 7.2 - 7.8 : 1주간). 그 결과를 요약하면 아래와 같다.

<표 3-2>는 광원자력 발전기 3,4호기가 퇴장했을 경우 발전회사별

가동율 및 발전량에 어떤 향이 있는지를 보여주고 있다. 물론 한수원

의 발전량은 2294.7(GWh)에서 1977.2(GWh)로 317.5(GWh)만큼 감소한

다. 5개 화력발전회사의 발전량은 증가된다.

<표 3-3>는 광원자력 발전기 3,4호기가 퇴장했을 경우 발전기 유형

별 가동율 및 발전량에 미친 향을 보여준다. 이 표가 보여 주고 있듯

이 광원자력 발전기 유형인 경수로의 발전량이 줄어든 것은 당연하다.

발전기 유형별로 보면 317.5(GWh)의 경수로 발전량 감소는 석탄, 가스

복합, 중유기력 발전기로 대체된다.

여기서 석탄발전기의 발전량은 1784.2에서 1839.8로 55.6만큼, 가스복

합 발전량은 801.5에서 917.4로 115.9만큼, 중유기력은 380.4에서 479.2로

98.8만큼 증대하 다.

42

<표 3-2> 원자력 발전기 퇴장 효과 (발전회사별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

회사명벤치마크 광 3,4호기 퇴장

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 남 동 67.1 627.5 71.4 667.8

2. 중 부 63.9 723.5 67.4 762.8

3. 서 부 58.6 618.1 62.6 660.1

4. 남 부 64.8 534.3 65.9 543.4

5. 동 서 55.4 539.9 64.5 628.6

6. 한 수 원 89.5 2294.7 88.7 1977.2

7. 민자발전 35.2 169.0 44.3 212.6

8. 제 주 57.1 43.7 57.1 43.6

9. 기 타 89.3 13.5 89.3 13.5

<표 3-3> 원자력 발전기 퇴장 효과 (발전기 유형별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

발전유형벤치마크 광 3,4호기 퇴장

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 경 수 로 94.5 1737.0 94.5 1419.5

2. 중 수 로 95.0 443.5 95.0 443.5

3. 석 탄 90.5 1784.2 93.3 1839.8

4. 무 연 탄 93.1 202.0 93.1 202.0

5. 가스기력 21.9 56.6 21.9 56.6

6. 가스복합 40.6 801.5 46.5 917.4

8. 중유기력 51.3 380.4 64.6 479.2

10. 중유내연 66.6 9.0 66.6 9.0

12. 경유복합 62.9 11.1 62.8 11.1

13. 경유내연 31.5 10.0 31.5 10.0

14. 양 수 5.4 14.6 2.8 7.4

15. 수 력 43.8 114.3 43.8 114.3

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 43

다음으로 원자력 발전기 퇴장으로 인한 계통한계비용의 변화를 살펴

보자. <그림 3-4>은 2000년 7월 4일 하루에 대한 계통한계비용의 변동효

과를 표시하고 있다. 광 #3,4호기의 퇴장으로 인해 시간당 계통한계비

용은 5~20원의 범위에서 증가한 것으로 나타났다. 특히 주간의 피크 시

간대에 인상효과가 크다.

<그림 3-4> 원자력 발전기 퇴장 효과 (SMP, 2000. 7.4 화)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

시간(hour)

한계

비용

(원/k

Wh)

벤치마크 영광 3,4 퇴장

한편 <표 3-4>는 원자력 발전기의 퇴장이 원자력 회사의 이윤에 미치

는 효과를 나타내고 있다. 이윤에 미치는 효과는 세 부분으로 나누어진

다. 즉, 수입의 구성요소인 가격과 생산량 그리고 비용 등의 변화이다.

광 #3,4 호기의 퇴장으로 인해 전체 원자력회사의 발전량이 줄어들고

이에 따라 비용 또한 줄어들게 된다. 발전량의 감소분과 앞의 <그림

3-4>에서 본 계통한계가격 증대분의 상대적인 크기에 의해 수입의 증감

44

이 결정될 것이다. <표 3-4>에서 보듯이 수입수준은 퇴장 이전의 111억

원에서 퇴장 이후에는 124억원으로 약 13억의 증대효과가 있었다. 결국

수입의 증대와 비용의 감소가 합쳐져 이윤 수준은 97억원에서 112억원

으로 15억원 정도의 증대효과가 나타났다.

<표 3-4> 원자력 발전기 퇴장 효과 (이윤, 2000. 7.4 화)

생산량(MWh) 이윤(백만원) 수입(백만원) 비용(백만원)

원래 퇴장 원래 퇴장 원래 퇴장 원래 퇴장

333,080 287,720 9,675 11,213 11,085 12,406 1,410 1,193

앞의 <표 3-4>에서 보듯이 원자력 퇴장으로 인해 발전량이 증대된 남

동, 중부, 서부, 남부, 동서, 그리고 민자발전 회사 모두 이윤의 증대효과

가 있었다.

다. 양수발전기의 첨두시 가격결정력

다음으로 양수발전기의 첨두시 가격결정력을 살펴 보고자 한다. 2000

년 현재 양수발전기의 현황은 남동발전이 무주양수 1,2 (총 600MW), 서

부발전이 삼랑진양수 1,2 (총 600MW), 남부발전이 청평양수 1,2 (총

400MW) 등을 보유하고 있다.23)

여기서는 응동력이 뛰어난 양수발전기의 첨두시 가격결정력을 분석하

23) 동서회사의 산청양수 1,2는 2001년에 가동시작되었으므로 본 절의 시뮬레이션에서

제외되었다.

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 45

기 위해 남동, 서부, 남부 회사가 암묵적 담합(implicit collusion)을 하여

양수 발전기를 모두 가동 중지하는 경우를 분석하 다. 양수의 첨두가격

삭감(peak shaving) 능력이 저하되는 경우 첨두부하시 계통한계가격이

오를 것으로 예상된다.

원자력 퇴장의 경우와 마찬가지로 POWRSYM 시뮬레이션 기간은 여

름철 고부하기의 한 주간이다(2000. 7.2 - 7.8 : 1주간). 시뮬레이션의 결

과를 분석한 것이 아래 <표 3-5>과 <표 3-6>이다. 여기서 보듯이 양수발

전기는 전체 발전량 및 이용율에 큰 향을 미치는 것은 아니다. 즉, 양

수발전기를 보유했던 남동, 서부, 남부의 발전량을 조금 줄인 효과를 가

져 왔으며, 다른 발전회사의 발전량을 조금씩 증대시켰다.

발전기 유형별로 보면 가스복합 및 중유기력의 발전량을 조금 증대시

킨 반면 석탄발전량을 조금 감소시켰으며, 나머지 발전기 유형은 크게

변동이 없는 것으로 나타나고 있다.

<표 3-5> 양수 발전기 퇴장 효과 (발전회사별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

회사명벤치마크 양수발전기 퇴장

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 남 동 67.1 627.5 74.3 620.0

2. 중 부 63.9 723.5 62.8 711.4

3. 서 부 58.6 618.1 64.3 614.0

4. 남 부 64.8 534.3 70.0 530.5

5. 동 서 55.4 539.9 55.9 544.2

6. 한 수 원 89.5 2294.7 89.5 2294.7

7. 민자발전 35.2 169.0 35.4 170.3

8. 제 주 57.1 43.7 57.1 43.6

9. 기 타 89.3 13.5 89.3 13.5

46

<표 3-6> 양수 발전기 퇴장 효과 (발전기 유형별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

발전유형벤치마크 양수 발전기 퇴장

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 경 수 로 94.5 1737.0 94.5 1737.0

2. 중 수 로 95.0 443.5 95.0 443.5

3. 석 탄 90.5 1784.2 89.6 1767.6

4. 무 연 탄 93.1 202.0 93.1 202.0

5. 가스기력 21.9 56.6 21.9 56.6

6. 가스복합 40.6 801.5 40.9 805.9

8. 중유기력 51.3 380.4 51.9 385.3

10. 중유내연 66.6 9.0 66.6 9.0

12. 경유복합 62.9 11.1 62.8 11.1

13. 경유내연 31.5 10.0 31.5 10.0

14. 양 수 5.4 14.6 - -

15. 수 력 43.8 114.3 43.8 114.3

<그림 3-5> 양수 발전기 퇴장 효과 (SMP, 2000. 7.4 화)

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

시간(hour)

한계

비용

(원/k

Wh)

벤치마크 양수 퇴장

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 47

양수발전기의 퇴장으로 인한 가장 중요한 효과가 <그림 3-5>에 나타

나 있다. 양수발전기의 퇴장은 첨두부하시 피크의 삭감효과를 떨어뜨려

계통한계가격을 올리는 효과를 가져 온다.

<표 3-7> 양수 발전기 퇴장 효과 (이윤, 2000. 7.4 화)

생산량

(MWh)

이윤

(백만원)

수입

(백만원)

비용

(백만원)

원래양수

퇴장원래

양수

퇴장원래

양수

퇴장원래

양수

퇴장

남동 95,041 94,155 1,4441,452

(+8)3,230 3,240 1,787 1,788

서부 94,191 93,081 1,0891,076

(-13)3,245 3,247 2,156 2,171

남부 77,776 77,324 939958

(+19)2,613 2,632 1,673 1,675

<표 3-7>은 양수발전기를 모두 퇴장시키는 경우 남동, 서부, 남부 세

회사의 이윤변화를 표시하고 있다. 이윤에 미친 효과는 수입 및 비용 등

두 측면에서 살펴 보아야 한다. 즉, 세 회사 모두 다른 발전기 포트폴리

오를 소유하고 있으므로 양수 발전량의 감소로 인한 손실분과 계통한계

가격 인상으로 발생된 타 발전기의 이득을 함께 고려해야 한다.

무주양수(600MW)을 보유한 남동회사와 청평양수(400MW)를 보유한

48

남부회사의 경우 이윤이 증대된 것으로 나타났다. 반면 삼랑진양수

(600MW)를 보유한 서부회사의 경우 양수 발전기의 퇴장으로 오히려 이

윤이 감소된 것으로 나타났다.

이런 결과가 나온 것은 다음과 같이 설명된다. 각 회사의 양수발전기

가 퇴장하여 첨두시간대의 양수발전량이 0으로 된 반면, 각 회사의 중간

부하 혹은 첨두부하 발전기 중 일부의 가동이 증대되었다.

<표 3-8> 양수설비 퇴장으로 인한 생산량 증감효과

위의 <표 3-8>에서 보듯이 서부회사의 경우 양수발전기의 퇴장의 생

산량 감소효과가 가장 크며, 다음으로 남동, 남부의 순이다. 이 순서대로

<표 3-7>의 이윤에 향을 미치는 것으로 나타나고 있다. 가장 생산량

감소효과가 큰 서부회사의 경우는 설비퇴장으로 이윤이 오히려 감소되

는 것으로 나타난다.

라. 석탄화력 발전기의 출력감소 효과

다음으로 석탄화력 발전기의 출력감소 효과를 살펴 보고자 한다. 실제

로 호주 등 해외사례에서 높은 부하시기에 석탄화력 발전소의 출력을

퇴장

이전

퇴장

이후

퇴장

이전

퇴장

이후

총생산

량효과

남동(무주) 926 0 남동(여수#2) 1040 1080 -886

서부(삼랑진) 1490 0 서부(평택복합) 791 1171 -1110

남부(청평) 496 0 남부(부산화력) 748 792 -452

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 49

감소시키는 반경쟁적 행위가 발견되고 있다.24)

여기서는 가상적인 사례로서 남동회사와 중부회사가 각각 삼천포화력

(1∼6, 3240MW), 보령화력(1∼6, 3240MW)의 발전기 출력을 『시장운

규칙』에서 정한 최소출력 수준으로 감소한 경우의 효과를 살펴 보았다.

시뮬레이션 기간은 앞의 경우와 동일하게 여름철 피크에 해당하는 1주

일이다(2000. 7.2 - 7.8 : 1주간). 그 결과를 분석하면 다음과 같다.

<표 3-9>을 보면 남동회사와 중부회사 모두 출력감소 행위로 인해 발

전량이 상당수준 감소하 다. 피크시기에는 석탄발전기의 가동율이 매우

높기 때문에 여타 발전회사의 석탄발전기의 가동율을 더 높이기는 힘든

상황이다. 따라서 <표 3-10>가 보여 주듯이 출력감소분은 대부분 가스복

합 및 중유기력 발전으로 대체된다. 이에 따라 다른 화력발전회사인 서

부, 남부, 동서회사의 발전량이 증대하 으며, 가스복합 발전기를 보유한

민자발전회사의 발전량도 증대하 다.

24) 호주 컨설팅 회사의 하나인 Bardak은 2001년 1월 22일 빅토리아 주의 Loy Yang

Power 전력회사가 2000MW 규모에 해당하는 출력을 감소시켜 빅토리아 지역 시

장가격이 폭등하는 사태가 발생하 다고 주장하 다. 호주의 경우 1월 22일은 피

크부하시기에 해당된다. 당일의 예상 피크수요는 7900MW로서 실제의 피크수요는

그보다 훨씬 적은 6727MW이었다. 당일에 350MW의 발전기가 고장정지로 가동중

단 하 으며 200MW Hazelwood 발전기 1기가 당일 고장정지 가능성을 보이는 사

건이 발생하 다. 이날 11시 30분경 Loy Yang 전력회사의 발전기 4기 모두에서

출력이 감소하 으며 총 발전소 출력은 1100MW로 떨어졌다(Loy Yang A의 총설

비용량은 2000MW). 피크시간이 지난 5시 30분경에는 출력이 다시 정상으로 돌아

왔다. 수요가 피크에 도달하고 있었기 때문에 900MW 출력손실은 피크시간대의

풀가격의 급격한 상승을 야기하여 $800/MWh 수준을 초과하 다. 이러한 출력감

소 행위로 인하여 빅토리아 지역은 추가적으로 2천만불을 지불해야만 한 반면,

Loy Yang 전력회사는 3백5십만불을 더 벌었으며 에너지 가격을 3배이상 상승시킨

사례이다.

50

<표 3-9> 주요 화력발전소 출력감소 효과 (발전회사별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

회사명벤치마크 출력감소

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 남 동 67.1 627.5 65.5 434.4

2. 중 부 63.9 723.5 61.5 541.4

3. 서 부 58.6 618.1 65.1 687.0

4. 남 부 64.8 534.3 67.1 553.3

5. 동 서 55.4 539.9 68.9 671.2

6. 한 수 원 89.5 2294.7 89.5 2294.7

7. 민자발전 35.2 169.0 48.4 232.4

8. 제 주 57.1 43.7 57.1 43.7

9. 기 타 89.3 13.5 89.3 13.5

<표 3-10> 주요 화력발전소 출력감소 효과 (발전유형별, 2000년 7월 2일 - 7월 8일)

발전유형벤치마크 출력감소

가동율(%) 발전량(GWH) 가동율(%) 발전량(GWH)

1. 경 수 로 94.5 1737.0 94.5 1737.0

2. 중 수 로 95.0 443.5 95.0 443.5

3. 석 탄 90.5 1784.2 94.3 1365.7

4. 무 연 탄 93.1 202.0 93.1 202.0

5. 가스기력 21.9 56.6 21.9 56.6

6. 가스복합 40.6 801.5 49.5 977.2

8. 중유기력 51.3 380.4 71.6 530.7

10. 중유내연 66.6 9.0 66.6 9.0

12. 경유복합 62.9 11.1 62.9 11.1

13. 경유내연 31.5 10.0 31.5 10.0

14. 양 수 5.4 14.6 5.4 14.6

15. 수 력 43.8 114.3 43.8 114.3

제 3 장 경쟁적 전력시장 시뮬레이션 모형 51

<그림 3-6>은 석탄 발전기 출력감소로 인해 계통한계가격이 어떻게

향을 받는지를 보여주고 있다. 하루 중 첨두시간대에 계통한계가격을

약 70원 정도까지 증대시키고 있다. 석탄발전기의 출력감소로 인해 남동

회사와 중부회사의 이윤은 어떻게 변화되었는지를 <표 3-11>이 보여준

다.

남동회사의 경우 출력감소 행위로 인한 생산량 감소 때문에 계통한계

가격의 증가에도 불구하고 수입이 떨어졌음을 보여준다. 그러나 비용이

크게 감소하여 결국 7월 4일 하루 동안 2.2억원 정도의 추가적인 이윤이

발생했음을 보여주고 있다. 중부회사의 경우에는 수입은 증대하고 비용

은 감소하여 이윤수준이 7월 4일 하루 동안 5.7억원 정도 추가로 발생하

다.

<그림 3-6> 석탄 발전기 출력감소 효과 (7월 4일(화))

0

10

20

30

40

50

60

70

80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

시간(hour)

한계

비용

(원/k

Wh)

벤치마크 석탄 출력감소

52

<표 3-11> 석탄 발전기 출력감소 효과 (남동, 중부회사 이윤, 7월 4일(화))

생산량

(MWh)

이윤

(백만원)

수입

(백만원)

비용

(백만원)

원래출력

감소원래

출력

감소원래

출력

감소원래

출력

감소

남동 95,041 63,734 1,444 1,670 3,230 3,109 1,787 1,439

중부 109,796 81,748 1,431 2,004 3,769 4,099 2,338 2,095

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 53

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계

1. 게임이론적 접근

게임이론에서 사용하는 ‘전략적’ 이라는 용어 속에는 각 참가자

(player) 상호간의 반응을 고려한다는 의미가 내포되어 있다. 앞의 제2장

3절에서 행한 몇몇 단기의 전략적 행동의 결과 분석은 진정한 의미에서

의 ‘전략적’ 행동을 분석한 것이라고 볼 수 없다. 왜냐하면 각 플레이어

의 전략적 행위의 결과를 도출할 때 다른 모든 플레이어들의 행동은 불

변하게 주어지는 것으로 가정했기 때문이다.

앞서 제3장 1절에서 지적한대로 경쟁적 풀시장가격을 시뮬레이션 하

기 위해서는 입찰가격 형성, 계통운 및 설비확장 등의 일련의 모형의

결과를 각 참여자들이 시장에서 게임을 하는 과정으로 재해석해야 한다.

그 이유는 현실의 전력시장이 단순히 앞선 단계의 입찰가격 형성 메카

니즘에 의해 주어진 가격을 외생변수로 해서 급전물량 및 시장균형 가

격이 도출되는 일방적인 흐름을 갖는 것으로 보아서는 안되기 때문이다.

입찰의 당사자인 각 발전회사의 입장에서 볼 때 어떤 하루의 입찰에

참여할 때 자신 및 다른 발전회사가 선택한 입찰오퍼 곡선이 급전과정

에 제시되어 궁극적으로 얻을 수 있는 이윤의 크기에 관심이 있을 것이

다. 그 이윤의 크기는 각 입찰당사자가 어떤 전략을 선택하는지에 따라

54

달라진다. 자신의 전략과 이에 상응하는 상대의 전략의 조합이 주어지는

경우 최종적으로 각 참여자의 이윤 수준이 결정된다.

앞서 쿠르노 모형에서는 5개 화력회사를 한국의 전력시장에서 적극적

으로 입찰전략을 수립하는 주체로 보았다. 그러나 시장에 참여하는 모든

사업자는 다른 상대방의 전략에 대한 믿음(belief)에 따라서 나름대로의

입찰전략을 가질 것이다. 예컨대 가스발전소 1기를 가지고 있는 민간발

전회사(IPP)도 나름대로의 입찰전략을 필요로 한다.

실제의 한국 전력시장을 대상으로 한 시뮬레이션이 정책적․실천적

의미를 갖기 위해서는 가능한 모든 게임주체를 상정하여야 할 것이다.

보통 게임이론에서는 현실을 단순화시켜, 2명의 플레이어와 2개의 전략

이 주어지는 경우의 보수행렬(payoff matrix)에 기초하여 구하여 균형에

대해서 분석한다. 한국에서 실제의 전력시장은 주요 발전회사가 6개(원

자력 포함)이며 그들이 취할 수 있는 전략의 범위도 2가지의 이산적인

(discrete) 형태로 주어지지 않는다. 따라서 실제의 시뮬레이션은 어떤 사

업자를 플레이어로 삼을지, 총 숫자가 얼마인지, 전략의 범위를 어떻게

설정할 지에 따라서 매우 다양한 형태를 취할 수 있다.

본 보고서에서는 이런 점들을 고려하여 현재의 이론적인 틀 속에서

해석이 가능하도록 단순한 게임을 설정해 보고자 한다. 비록 여러 가지

가정을 함축하는 단순한 게임이긴 하지만, 우리의 전력시장에 대한 새로

운 시도라는 의의를 가질 것이며, 향후 보다 정교한 분석으로 진행되어

야 할 것으로 생각된다.

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 55

2. 석탄화력 발전회사의 가격입찰행위 : 게임이론의 적용

본 연구에서 설정한 게임의 개요는 다음과 같다. 게임기간은 4주일이

며 (2000. 7.2 - 7.29 : 4주간), 게임의 플레이어(player)는 남동회사(삼천

포화력의 1∼6호기 중에서 1∼4호기)와 중부회사(보령화력 1∼6호기 중

에서 1∼4호기)로 설정된다. 양자를 제외한 다른 발전회사들은 모두 변

동비용 입찰전략을 택하는 것으로 암묵적으로 가정된다.

게임의 전략은 가격수준으로서 Low=변동비, High=85원 등이다. 즉,

남동회사(삼천포화력 1~4호기)와 중부회사(보령화력 1~4호기)의 변동비

용은 모두 14원에 근접한 수준이다. High 전략에서 85원의 입찰가격을

선택한 이유는 제3장의 쿠르노 모형에서 피크시간 대의 균형가격 수준

이 85원 정도에 이르고 있기 때문에 이를 실험적으로 사용한 것이다. 앞

서 언급한 대로, High 전략이 꼭 85원일 필요는 물론 없으며 다양한 범

위의 실험을 행할 수 있을 것이다.

한편 게임의 보수행렬 (payoff matrix)이 있어야 게임의 3요소를 구성

할 수 있는데, 보수행렬이 실천적․정책적 의미를 갖기 위해서는 외부에

서 주어지는 것이 아니라 POWRSYM을 통해서 구축해야 한다.

여기서 게임의 해(solution)를 구하는 한 가지 방법으로서 내쉬균형

(Nash Equilibrium) 개념을 사용한다. 내쉬균형은 앞서 정의한 대로, 상

대방의 전략이 주어진 상황에서 자신의 전략을 바꿀 인센티브가 존재하

지 않는 상황을 말한다.

56

<표 4-1> 게임의 결과 (2000년 7월 10일(월), 단위 : 억원)

2000-07-10(월): 부하 797,804(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (10.40, 10.40) (24.60, 12.00)

High (14.10, 30.00) (34.30, 29.30)

위의 <표 4-1>은 2000년 7월 10일(월)의 게임을 전략적 형태로 표현

한 것이다. 이 게임에서 내쉬균형(Nash Equilibrium)을 이루는 전략은

(남동, 중부) = (High, Low)이다. 즉, 7월 10일 입찰에서 양 발전회사의

전략적 대상이 되는 삼천포 화력(#1-4)과 보령화력(#1-4)의 경우 전자는

85원의 High 입찰전략을 택하는 반면, 후자는 변동비 수준(약14원)의

Low 입찰전략을 택하는 것이 내쉬균형을 이룰 수 있다는 것이다.

(High, Low) 전략이 내쉬균형이 되는 과정을 좀 더 자세히 살펴 보

자. 우선 전략의 조합 (Low, Low)를 살펴 보면, 중부회사의 관점에서

High 전략으로 바꾸는 경우 이윤이 10.4억원에서 12.0억원으로 증가되므

로 전략을 바꿀 인센티브가 존재한다. 따라서 (Low, Low)는 내쉬균형이

아니다. 다음으로 전략의 조합 (Low, High)를 살펴 보면, 남동회사가 전

략을 High로 바꾸는 경우 24.6억원 대신에 34.3억원의 이윤을 얻게 되므

로 전략을 바꿀 인센티브가 존재하므로 이는 내쉬균형이 아니다. 마찬가

지로 (High, High) 전략의 조합은 중부회사가 전략을 Low로 바꿀 인센

티브가 존재하므로 내쉬균형이 아니다. 결국 (High, Low)만이 어느 누

구도 전략을 바꿀 인센티브가 존재하지 않는 내쉬균형 상태에 있게 된

다.

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 57

<표 4-1>에서 각 회사가 (Low, Low) 전략을 택하는 경우는 비용기준

풀(CBP)단계의 입찰방식에 해당된다고 볼 수 있다. 내쉬균형 전략인

(High, Low)의 실제적인 의미는 다음과 같이 해석된다. 우선 남동회사

의 경우를 생각해 보자. 삼천포화력이 85원의 높은 가격입찰 전략을 택

하는 경우, 이 날 하루 중 삼천포화력발전기가 가동되는 시간은 거의 없

게 된다. 그렇다고 SMP 수준이 85원에 근접해서 결정되는 것은 아니며

SMP는 이보다 상당히 낮은 수준에서 결정되고 있다.25) 따라서, 85원 입

찰의 의미는 이 날 발전에 참여하지 않겠다는 의사를 보이고 있는 것으

로 해석된다. 즉, 설비퇴장의 의미를 강하게 갖는다고 볼 수 있다. 한편

중부회사의 경우를 살펴 보자. 중부가 Low 입찰전략을 택하는 경우 기

저발전기의 가동율, 생산량 등은 비용기준풀(CBP)에서의 결과와 비슷하

다. 그러나 남동이 High를 택하는 전략을 취하면, 남동의 설비퇴장으로

인해 SMP 수준이 올라가므로 경제적 지대(rent)를 얻게 된다.26)

<표 4-2> 게임의 결과 (2000년 7월 11일(화), 단위 : 억원)

2000-07-11(화): 부하 794,566(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (9.40, 8.90) (18.70, 7.80)

High (8.50, 21.60) (25.20, 24.40)

25) SMP 수준은 (Low, Low) 전략조합이 선택되는 경우 하루중 시간대에 따라

14.8~39.3원에서 변동하며, (High, Low) 전략조합의 경우 18.2~71.7원에서 변동한

다.

26) 남동이 High 전략을 택하여 기저설비가 일부 퇴장하더라도 실제 중부의 발전기

발전량은 크게 변화가 없으며 보령복합만이 비첨두시간대에 약간의 발전량 상승이

있다.

58

<표 4-2>의 경우는 내쉬균형이 두 개가 존재하는 경우인데, (Low,

Low)와 (High, High)가 그것이다. 어떤 게임에서 복수의 균형이 존재하

는 경우에는 실제의 선택이 무엇일지에 대한 예측력을 전혀 제공하지

못한다는 문제가 있다. 즉, 그 복수의 균형은 합리적 경제주체에 의하여

실현가능한 현상들의 나열에 불과할 수 있다는 것이다. 따라서 게임이론

에서 복수균형 가운데 어떤 것을 보다 실현가능한 해(solution)로 삼아야

할 것인가는 매우 중요한 이슈가 된다.

복수균형의 문제를 풀기 위해 이론적으로 크게 두 가지 해결책이 존

재한다. 우선 셸링(Thomas C. Schelling)은 초점(focal point)이라는 개념

을 제시했다. 초점 개념의 핵심 아이디어는 이론적으로 실현가능한 여러

개의 균형 가운데 직관적으로나 현실적으로 가장 실현 가능성이 높은

균형이 실제 선정된다는 것이다. <표 4-2>의 사례에서 상대방이 High를

택할 것이 확실하다면, 나도 High를 택하는 것이 최선의 대응이므로

(High, High) 전략으로부터 어느 누구도 Low로 이탈할 유인이 없다. 마

찬가지로 상대방이 Low를 택할 것이 확실하다면 나도 Low를 택하는

것이 최선의 대응이므로 (Low, Low) 역시 내쉬균형임에 틀림없다.

그런데 여기서 (High, High)균형은 (Low, Low)균형을 포함한 다른 어

떠한 전략의 조합 보다도 더 큰 이윤을 제공하므로 두 경기자 모두가

선호하는 파레토 최적(Pareto optimal)이다. 이 게임에는 두 개의 내쉬균

형이 존재하므로 이론적으로 어느 균형이 실현될 것이라는 사실을 선험

적으로 이야기할 수 없다. 그러나 각 회사의 입장에서 이 게임을 단 한

번 경기하는 상황에 처할 경우 Low냐, High냐를 택해야 한다면, 분명

두 회사 모두 High를 택할 것이다. 즉 (High, High)가 초점이 되는 것

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 59

이다. 결론적으로 말해서 이론적으로는 두 균형 중에 어느 것이 실현될

는지 가려낼 방법이 없으나, 직관적으로나 현실적으로나 (High, High)균

형이 실현된다고 보는 것이 타당하다.

다음으로 하사아니와 젤텐(Harsanyi and Selten, 1988)은 위에서 설명

한 초점의 개념을 이론화한 보수우위(payoff dominance)와 위험우위

(risk dominance)의 개념을 개발하 다. 위의 <표 4-2>에서 (High,

High)균형은 (Low, Low)균형보다 두 발전회사 모두에게 더 높은 이윤

을 가져다 주므로 보수우위에 있다고 말할 수 있다. 그러나 (High,

High)가 더 높은 이윤을 가져다 주므로 실제로 (High, High)가 균형으

로 실현될 것이라고 곧바로 말할 수 없다.

보수우위에 있는 전략의 조합인 (High, High)이 균형으로 선택될 수

있는지를 검토할 때 고려되어야 할 것은 두 가지 측면이다. 우선 자신이

High를 선택할 때 상대방만이 Low를 택하여 자신이 잃게 될 이윤의 크

기가 어느 정도인지이다. 예컨대 남동회사의 입장에서 만일 High전략을

택한다 할지라도 중부회사가 만일 Low를 택한다면 남동회사는 (Low,

Low)균형에서 얻을 수 있었던 9.4억원보다 낮은 8.5억만을 얻게 될 수

있다. 반대로 중부회사도 High를 택할 경우 상대인 남동회사가 Low전

략을 택하여 자신의 이윤이 8.9억원에서 7.8억원으로 줄어들 가능성을

생각지 않을 수 없다. 두 번째 고려사항으로 (High, High)전략이 주는

이윤이 (Low, Low)전략이 주는 이윤보다 어느 정도 더 큰지가 중요하

다. 이 <표 4-2>에서는 남동회사는 9.4억원에서 25.2억원으로 중부회사는

8.9억원에서 24.4억원으로 크게 증대된다.

이러한 두 가지 요소를 동시에 고려하여 이 게임의 균형을 다시 검토

60

해 보자. 상대방의 이탈로 인해 입을 수 있는 이윤의 손실분은 상대적으

로 적은데 비해 위험을 걸고 High 전략을 택하여 (High, High)에서 균

형이 이루어져 얻을 수 있는 이윤의 증대분이 상대적으로 크므로 (High,

High)는 (Low, Low)보다 위험우위(risk dominance) 전략으로 볼 수 있

다.27)

<표 4-3> 게임의 결과 (2000년 7월 12일(수), 단위 : 억원)

2000-07-12(수): 부하 804,198(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (10.20, 9.90) (22.90, 10.70)

High (12.20, 27.50) (31.90, 28.50)

<표 4-3>는 내쉬균형이 (High, High)임을 보여 주고 있다. 7월 10일

및 7월 11일과 비교하여 부하수준이 증대되면서 두 발전회사 모두 높은

가격 전략을 택하는 것이 유리한 상황이 되었다. 이런 결과는 부하가 높

은 피크(peak) 시기에 가격인상 전략을 택할 가능성이 높다는 일반의 예

상과 일치하는 것이다.

27) 수식으로 표현하면, (25.2-18.7)×(24.4-21.6) > (9.4-8.5)×(8.9-7.8) 즉, 18.2 > 0.99이므

로 (High, High)가 위험우위 전략이 된다.

제 4 장 쿠르노 모형과 전원개발모형의 연계 61

<표 4-4> 게임의 결과 (2000년 7월 16일(일), 단위 : 억원)

2000-07-16(일): 부하 667,719(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (-1.70, -1.60) (5.00, -0.20)

High (0.50, 5.00) (2.50, 2.10)

<표 4-4>는 한 주일 중에 부하가 가장 낮은 일요일의 경우 내쉬균형

은 (Low, High)와 (High, Low) 두 가지로 얻어지는 것을 보여주고 있

다. 이 게임의 보수행렬(payoff matrix)을 살펴 보면, (Low, Low) 전략

은 두 회사 모두에게 (-)이윤을 가져다 주고 있다는 사실을 확인할 수

있다. 따라서 각 회사는 High 전략으로 바꿀 인센티브가 발생되는데, 자

신만 High 전략을 택하고 상대방은 Low 전략을 유지하는 경우 자신은

상대적으로 손해를 보게 된다. 이를 뒤집어 보면 (High, High) 전략은

두 회사 모두에게 이윤을 어느 정도 균등하게 제공하지만, 각 회사는 자

신만이 Low전략으로 바꾸어서 상대적으로 큰 이윤을 얻고자 하는 인센

티브가 존재하게 된다.

각 균형점이 의미하는 바는 다음과 같이 해석된다. 두 균형점을 비교

할 때, 두 회사 모두에게 상대방은 High 전략을 택하고 자신만이 Low

전략을 택할 때 상대적으로 이윤이 커짐을 알 수 있다. 문제는 실제로

어떤 균형이 선택될 것인가 이다. 앞서 본대로 복수균형이 존재하는 경

우 초점(focal point) 혹은 위험우위(risk dominance)의 개념을 적용하여

균형의 범위를 좁힐 수 있다.

향후 실제적인 입찰과정을 경험적으로 관찰하여 확인해야 하겠지만,

62

매주 반복되는 일요일의 입찰에서 초점이 작용하여 암묵적인 담합이 발

생될 소지가 있다. 예를 들어 두 발전회사가 번갈아 가면서 High, Low

의 전략을 취할 수 있다. 때로는 두 회사 모두 High 전략을 택할 수도

있을 것이다. 두 발전회사는 최소한 양 회사 모두 Low 전략이 선택되는

것을 피하기 위해 암묵적인 동조행위를 할 가능성이 있다는 점을 주목

해야 한다.

제 5 장 결론 : 전력시장의 규제에 대한 시사점 63

제 5 장 결론 : 전력시장의 규제에 대한 시사점

본 보고서에서는 경쟁적 전력시장에서의 풀시장가격을 예측하는 모형

의 틀을 정리하 고 한국시장의 자료를 활용하여 실증적인 시뮬레이션

을 몇 가지 수행하 다. 본 절에서는 결론을 대신하여 단기의 전략적 행

동 분석 및 게임이론의 적용을 통해 얻어진 결과로부터 향후 전력시장

의 규제정책 및 시장제도의 운용 등에 대한 몇 가지 시사점을 도출하고

자 한다.

첫째로, 원자력 회사의 설비퇴장 행위의 분석에서 나타난 결과를 해석

해 보자. 시장규모의 약5%에 해당되는 2GW의 광 #1, 2호기 설비퇴장

시 원자력 회사의 이윤이 증대되는 결과를 얻었다. 이때 SMP의 상승으

로 인해 다른 모든 사업자의 이윤도 함께 증대된다. 이 결과가 암시하고

있는 바는 지금 현재의 원자력 회사의 규모가 설비퇴장 등의 행위로 인

해 이득을 얻을 수 있을 정도로 크다는 것이다. 애초에 한국의 발전회사

의 분할과정(grouping)에서 주요하게 고려된 사항은 어느 누구도 시장지

배력을 행사할 수 없는 분할구도를 만들겠다는 것이었다. 그러나 이 결

과에 기초해 볼 때 기존의 분할구도는 원자력회사의 시장지배력을 가능

하게 하는 구조이다. 즉, 원자력 회사가 발전력의 약 40%정도로 상당한

점유율을 갖고 있어 일부의 설비퇴장을 통해 SMP를 올릴 경우 가동중

인 여타 원자력 발전소의 이득분이 상대적으로 커서 이런 전략적 행동

의 여지가 존재하는 것으로 보인다. 따라서 원자력회사의 필수가동

64

(must-run) 계약을 통해서 전략적인 설비퇴장이 없도록 하거나 혹은 보

수․정비계획 및 가격입찰행위에 대한 별도의 관리․감시가 필요하다고

보여진다.

둘째로, 응동력이 뛰어나 첨두시간대에 시장지배력을 가질 수 있는 양

수발전기에 대한 분석결과가 의미하는 시사점을 살펴 보자. 분석결과에

따르면 3개 회사(남동, 서부, 남부)가 (암묵적) 담합을 통해 양수발전기를

모두 퇴장시키는 경우 삼랑진 양수발전기를 퇴장시킨 서부회사의 이윤

은 감소하며, 나머지 두 회사의 이윤은 증대한다. 이 결과는 세 회사 모

두의 (암묵적) 담합이 용이하지 않음을 암시한다. 서부회사의 동의를 얻

기가 쉽지 않기 때문이다. 그러나 서부회사는 제외하고 남동 및 남부만

이 담합하여 양수설비를 퇴장시키는 경우도 가능하다. 이 때 분명 남동

과 남부 뿐만 아니라 서부회사도 SMP 상승으로 인한 경제적 지대(rent)

를 획득할 수 있기 때문이다.

양수발전기의 경우는 2002년 현재 산청양수를 보유하고 있는 동서회

사를 포함한 4개 회사에서 가동되고 있다. 상대적으로 동질적이고 유사

한 기능(peak shaving)을 수행하고 있는 양수발전기의 가동을 둘러싼 암

묵적 담합행위는 여러 가지 조합이 가능할 것으로 보인다. 각각의 경우

에 대한 시뮬레이션을 수행하여 발생될 수 있는 연합행위(coalition)에

대한 사전적 대비가 필요하다고 하겠다.

셋째로, 석탄화력회사의 출력감소 행위가 함축하는 의미를 살펴 보자.

남동과 중부회사가 (암묵적) 담합을 통해 각 회사의 대표적 기저발전기

인 삼천포화력과 보령화력 발전기의 출력을 감소시키는 경우 전력시장

전체에 미치는 향은 크다고 할 수 있다. SMP가 크게 증가하여 두 회

제 5 장 결론 : 전력시장의 규제에 대한 시사점 65

사의 이윤이 증대하 다. 결과적으로 시장의 다른 참여자들도 가격상승

의 혜택을 누리게 된다. 제3장의 분석에서는 두 회사가 담합행위 없이

각자 발전기의 출력을 감소시키는 행위에 대해서는 명시적인 언급이 없

다. 그러나 이런 독자적인 출력감소 행위가 자신의 이윤에 미치는 효과

는 제4장의 게임이론적 분석의 틀에서 다른 회사가 Low의 전략을 택할

때 자신이 High 전략을 택하는 경우 자신의 이윤수준에 해당된다. 그

결과들을 보면 부하수준에 따라서 다르겠지만 하계피크 시기의 평일에

어느 한 회사의 출력감소 내지 설비퇴장 행위는 그 회사 자신이 이윤을

높일 가능성이 크다고 보여진다([부록2] 참조).

이런 결과가 규제에 대해서 암시하는 바는 다음과 같다. 부하수준이

높은 하계피크 시기에는 전력시장의 5개 화력회사 중에서 두 회사간의

(암묵적) 담합이 존재하는 경우 시장가격은 매우 올라갈 가능성이 있다.

부하크기가 아주 높은 상황에서는 두 회사간 담합 없이 한 회사만이라

도 일부 설비의 높은 가격입찰을 통해 시장참여를 하지 않음으로써 시

장가격을 올릴 수 있는 가능성이 존재한다. 즉, 모든 발전회사를 포함하

는 담합이라면 그 자체의 불안정성 때문에 담합을 유지하는 것이 어렵

겠지만 부분적인 담합행위는 충분히 발생할 소지가 있다. 왜냐하면 담합

에 참가하지 않은 기업의 이윤도 함께 증대될 수 있기 때문이다.

이런 가능성을 예측하고 있더라도 본문에서 언급한 외국의 사례에서

보듯이 용량이 큰 기저발전기의 출력감소행위는 교묘하게 발생될 가능

성이 매우 크며 그 적발이 용이하지 않다. 외국의 경우 적절한 시장감시

를 위한 여러 기준을 사용하고 있는데 이를 한국 전력시장의 실정에 맞

도록 보완하는 작업을 해야 할 것이다.

66

마지막으로 향후 연구방향에 대해서 언급을 하고자 한다. 본 연구의

초점은 경쟁적 전력시장의 풀시장가격 결정에 대한 기존의 모델을 정리

하고 이를 한국 전력시장에 실증적으로 적용해 보는데 있었다. 현재 상

용화를 위해 개발되어 있는 모형의 종류는 여러 가지이다. 외국에서 개

발된 여러 모형(CRA 등)이 우리 시장의 분석에 사용되기 위해서는 한국

전력시장의 급전모형으로 수정되어야 한다. 한전에서 실제 시뮬레이션을

위해 사용하고 있는 모형은 전원개발 및 계통운 을 위한 WASP과

POWRSYM 그리고 향후 TWBP 하에서의 전원개발 및 시장가격 예측하

기 위한 P-POOL 등이다. P-POOL은 전원개발에 주안점이 있으므로 입

찰가격을 임의로 입력해야 하는 근본적인 결함을 갖고 있다.

과점경쟁 시장 가격을 제대로 예측하고 분석하기 위해서는 우선 입찰

가격 형성 모형과 계통운 모형이 통합된 우리 전력시장에 맞는 모형

의 개발이 선행되어야 할 것이다. 이는 기존의 발전회사 뿐만 아니라 전

력시장에 참여하고자 하는 새로운 업계의 관심사항이 되고 있으므로 조

만간 개발․사용이 될 것으로 보인다.

하지만 그런 모형이 개발되더라도 게임이론적 해석은 모형 자체가 제

공해 주는 것이 아니며 모형의 결과들을 게임이론적 틀 속에서 해석하

는 과정이 각 사업체의 의사결정자와 규제담당자에게 매우 중요한 것이

다. 본 연구에서는 게임이론적 분석방법의 한 예를 제시하 는데, 여러

가지 측면에서 정교한 분석이 진행되어야 할 것이다. 예를 들어 2개의

회사만을 플레이어로 삼았는데, 다른 사업자들의 행동에 대한 가정을 어

떻게 하느냐는 중요한 이슈로 남는다. 또한 가격입찰 전략의 범위는 매

우 광범위하므로 이를 어떤 범주로 유형화시킬 지에 대한 논의가 진행

제 5 장 결론 : 전력시장의 규제에 대한 시사점 67

되어야 할 것이다.

전력시장의 게임은 매일 입찰이 반복되는 게임이므로 반복게임

(repeated game)의 관점에서 문제를 바라 볼 필요가 있다. 본 연구에서

는 각 날의 게임이 독립적으로 존재하는 것으로 보고 별도의 균형을 유

도하 다. 그러나 전력시장이 진정한 반복게임으로 분석되기 위해서는

각 플레이어가 이전의 균형에서 배워나가는 과정(learning process)에 대

한 설정이 필요하다고 하겠다.

68

참 고 문 헌

□ 국내문헌

1. 김남일,『경쟁적 전력시장에서의 정부의 역할 : 전략적 행동과 규

제』, 에너지경제연구원, 2001

2. 김 세, 『게임이론 : 전략과 정보의 경제학』, 박 사, 2000

3. 산업자원부․시장관리과, 『도매전력시장 가격안정화 정책방향』,

2002. 11. 5

4. 에너지경제연구원, 『전력산업구조개편에 따른 전력수급 안정화 방

안』, 2001

5. 에너지경제연구원, 『전력수요의 가격탄력성 추정』(mimeo), 2001

6. 전력경제처․투자분석부 『예비력 이야기』, 1997.4

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분석연구』, 2000.12

9. 한국전력공사․전원계획처,『발전설비평가전산모형설명서:POWRSYM

- PLUS 』, 1992. 11

69

□ 외국문헌

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Potential for Market Power in California's Electricity Industry,"

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British Electricity Spot Market", Energy Economics, 23.

3. Green, R.J. and Newbery, D.M. (1992), "Competition in the British

electricity spot market," Journal of Political Economy, 100.

4. Klemperer, P.D. and M.A. Meyer (1989), "Supply Function

Equilibria in Oligopoly under Uncertainty," Econometrica, 57(6).

5. Wolfram (1998), "Strategic bidding in a multi-unit auction: an

empirical analysis of bids to supply electricity in England and

Wales," Rand Journal of Economics, 29.

6. Amundsen, E.S. and Lars Bergman (2002), "Will Cross-Ownership

Re-Establish Market Power in the Nordic Power Market?" Energy

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7. Von der Fehr and Harbord (1993), "Spot market competition in the

UK electricity industry," Economic Journal, 103.

8. Stoft, Steven (2000), "PJM's Capacity Market in a Price-Spike

World," POWER, May.

9. Stoft, Steven (2001), "Installed Capacity Requirements," Ch.2-8,

Power System Economics(Draft), Jan.

10. Wolak, F. A.(2000), “An Empirical Analysis of the Impact of

70

Hedge Contracts on Bidding Behavior in a Competitive Electricity

Market,” Mimeo.

71

[부록1] 경쟁시장 시뮬레이션 모형

1) P-Pool 모형28)

○ P-POOL 모형 특징

- 입찰가격 기준의 발전시뮬레이션 모형

․발전기를 총10개 Segment로 구분 가능

․Segment 별로 입찰가격 입력

․최소 1개월은 동일 입찰가격이 적용됨

- 송전혼잡 반

․전국을 몇 개의 Node로 구분

․Node와 Node 간의 송전선에 제한 용량 지정

․송전혼잡 발생 전후의 발전기별 발전량 변동

- 시장규칙 반 정산

․에너지요금, 용량요금, 보조서비스요금, 순동예비력 요금

․FMCP, 발전회사별 이윤 계산, System Payment 산정

○ 주요 입력자료

- 부하자료

․예측부하(8760시간대별 MW)

․입찰부하(8760시간대별 MW, $)

28) P-POOL 모형에 대한 내용은 한국전력거래소(2002)를 참조하 음

72

- 입찰자료

․발전기별 평균비용 기준으로 입력하는 방법

․발전기별 임의의 가격으로 직접 입력하는 방법

- 송전망 및 정산요금단가 자료

․Node 구성자료(발전기 부하), Node간 송전제한량

․용량단가, 보조서비스 단가, 순동예비력 단가

- 발전설비 특성자료

․보수일수(MOR), 고장정지(FOR), HR, 기동정지 특성자료

․기동비용, 운전유지비용, 사용연료, 연료단가 등

○ 주요 출력자료

- 예상시장가격(FMCP)

․계통부하를 담당하는 맨 마지막 발전기의 입찰가격

․공급곡선(가용 발전기 Stacking)과 수용곡선의 교점

- 발전량 및 연료량

․발전기별, 회사별 출력

- 정산금액

․발전기별, 회사별 수입(Revenue), 비용(Cost), 이윤(Profit)

․시스템 Payment 산정

- 송전혼잡

․Node간 송전량 산정

․송전제한용량 초과시 송전혼잡 발생

73

○ P-POOL 모형 구조

⇓

⇓

입력

부하자료, 입찰자료, 송전망/요금, 발전설비자료

전산모형

⇓

- 계통부하 처리

- 예방정비계획 처리

- 고장정지 처리

발전시뮬레이션

- FMCP 결정(수요, 공급곡선)

- 시뮬레이션(Commit/Dispatch)

출력

예상시장가격(FMCP), 발전량/연료량, 발전기별

수입/비용/이윤, System Payment

74

2) CRA 모형29)

○ CRA 모형특징

- 게이밍 분석 : CONE

․과점기업간의 전략적 상호작용 속에 입찰오퍼를 찾아내려는 시도

․쿠르노-내쉬균형을 식별함

․쿠르노 해 주변에 입찰전략을 형성

- 단기모형 : STEMM

․일/주별 계통비용의 최소화, 시장편익의 극대화

․일/주에 걸쳐 가용설비를 전진적으로 고려함(look ahead)

․발전기 commitment를 운 문제와 통합함

․계통문제는 예비력 수준도 동시에 최적화

․DC 부하조류 제약을 만족시키는 노드상의 송전조류를 최적화

- 장기모형 : PEPPY

․계통비용의 최소화/시장편익의 극대화

․전계획기간에 걸쳐서 용량을 전진적으로 고려함(look ahead)

․신규 진입의 최적화 문제를 계통운 (operating) 문제와 통합함

․수요를 연간 부하지속곡선(load duration curve)으로 표현함

․계통안정성을 위한 예비력 최적화 고려

․DC 부하조류 제약을 만족시키는 노드상의 송전조류를 최적화

29) CRA모형에 대한 내용은 Charles River Associates(July/August 2002)를 참조하여

정리하 다.

75

[부록2] 게임의 결과 보고 (7월 2일 - 7월 29일, 단위: 억원)

2000-07-02(일): 부하 659,617(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (-1.20, -1.20) (4.10, -0.60)

High (-0.20, 3.80) (1.90, 1.50)

2000-07-03(월): 부하 795,281(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (11.50, 11.70) (26.30, 13.30)

High (16.20, 31.70) (35.10, 29.10)

2000-07-04(화): 부하 829,266(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (16.00, 16.70) (31.60, 16.20)

High (21.20, 37.40) (37.60, 29.40)

2000-07-05(수): 부하 829,239(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (14.10, 14.40) (30.50, 15.60)

High (19.10, 36.30) (37.80, 30.70)

2000-07-06(목): 부하 841,480(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (18.80, 20.00) (33.90, 17.20)

High (23.90, 39.90) (39.20, 29.30)

76

2000-07-08(토): 부하 772,675(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (8.40, 7.60) (14.40, 4.90)

High (5.20, 15.40) (16.50, 18.00)

2000-07-09(일): 부하 672,370(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (0.40, 0.30) (5.40, -0.10)

High (0.50, 5.10) (2.40, 2.00)

2000-07-10(월): 부하 797,804(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (10.40, 10.40) (24.60, 12.00)

High (14.10, 30.00) (34.30, 29.30)

2000-07-11(화): 부하 794,566(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (9.40, 8.90) (18.70, 7.80)

High (8.50, 21.60) (25.20, 24.40)

2000-07-12(수): 부하 804,198(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (10.20, 9.90) (22.90, 10.70)

High (12.20, 27.50) (31.90, 28.50)

77

2000-07-13(목): 부하 822,164(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (11.60, 11.50) (26.10, 12.60)

High (14.40, 31.10) (34.70, 30.10)

2000-07-14(금): 부하 816,731(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (11.40, 11.10) (24.70, 11.60)

High (13.20, 29.20) (33.00, 29.30)

2000-07-15(토): 부하 775,867(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (8.70, 7.90) (14.40, 4.80)

High (5.20, 15.40) (15.80, 17.40)

2000-07-16(일): 부하 667,719(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (-1.70, -1.60) (5.00, -0.20)

High (0.50, 5.00) (2.50, 2.10)

2000-07-17(월): 부하 721,503(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (5.70, 5.00) (8.40, 1.60)

High (2.00, 8.30) (7.10, 8.40)

78

2000-07-18(화): 부하 827,609(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (15.10, 15.90) (33.90, 18.10)

High (23.10, 40.80) (41.10, 31.40)

2000-07-19(수): 부하 836,404(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (16.10, 16.70) (33.50, 17.40)

High (22.20, 39.70) (39.50, 30.60)

2000-07-20(목): 부하 848,452(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (20.70, 22.40) (37.30, 19.60)

High (27.70, 43.90) (41.40, 29.30)

2000-07-21(금): 부하 853,777(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (21.60, 23.20) (36.70, 18.90)

High (27.00, 43.10) (40.50, 28.80)

2000-07-22(토): 부하 800,138(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (10.80, 10.10) (18.80, 7.60)

High (8.50, 20.90) (21.70, 21.30)

79

2000-07-23(일): 부하 668,932(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (-1.40, -1.20) (5.30, -0.10)

High (0.60, 5.30) (2.60, 2.20)

2000-07-24(월): 부하 784,192(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (9.40, 9.30) (21.70, 10.30)

High (11.90, 26.30) (31.40, 27.80)

2000-07-25(화): 부하 814,463(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (11.70, 11.70) (26.40, 12.90)

High (15.10, 31.50) (34.70, 29.70)

2000-07-26(수): 부하 821,213(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (12.80, 13.00) (28.70, 14.40)

High (17.30, 34.30) (36.60, 30.40)

2000-07-27(목): 부하 828,652(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (13.80, 14.00) (30.90, 15.90)

High (19.20, 36.90) (38.80, 31.40)

80

2000-07-28(금): 부하 831,904(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (13.90, 14.10) (30.70, 15.60)

High (18.80, 36.60) (38.70, 31.70)

2000-07-29(토): 부하 790,504(kWh)중부회사

Low High

남동회사Low (9.90, 9.20) (18.10, 7.30)

High (8.00, 20.60) (23.10, 23.20)