2.1 국내 도매 전력시장의 구조와 시장 개편

2.1.1 현행 도매 전력시장 구조

국내 도매전력시장은 전력거래소가 운영하는 중앙집중형 의무풀(Mandatory Pool) 체제이다. 일부 예외적인 직접거래를 제외하면 발전사업자는 생산한 전력을 전력거래소를 통해 거래해야 하며, 공급 측에는 다수의 발전사업자가 참여하는 반면 수요 측에서는 한전이 현재 전력 수요의 99.6%를 차지하는 실질적인 단일 판매사업자로서 ^[10], 도매시장에서 전력 수요 대부분을 구매하는 단일 구매자의 지위를 갖는다.

그림 1 현 도매 전력시장에서의 SMP 결정 절차

Fig. 1 Procedure of SMP Determination in Korean Wholesale Market

국내 전력도매시장은 비용기반 풀(Cost-based Pool, CBP) 방식으로 운영된다. 발전사업자가 물량과 가격을 직접 입찰하는 일반적인 가격 입찰 시장(Price-based Pool)과는 달리, CBP 체제에서 발전사업자는 가용 가능한 용량만을 입찰하며, 전력거래소는 비용평가위원회에서 사전에 평가한 발전기별 비용자료와 예측수요를 바탕으로 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획 이후 시장가격 결정 절차는 <그림 1>에 같다. 하루전발전계획에 포함된 발전기 가운데 가격결정 자격을 갖는 발전기의 유효발전가격(회피비용)을 산정하고, 이 중 가장 높은 회피비용을 해당 시간대의 계통한계가격(System Marginal Price, SMP)으로 결정된다. 이때 회피비용에는 발전기의 증분비용뿐 아니라 무부하비, 기동비와 같은 단기 고정비를 포함한다. 이렇게 결정된 SMP는 발전기의 위치와 무관하게 전국에 동일하게 적용되는 단일가격(Uniform Pricing) 체계로 운영된다.

발전사업자는 <그림 2>와 같이 실제 급전량($P_{OP}$)에 SMP를 적용한 전력량정산금(Metered Energy Payment, MEP)을 정산받는다. 다만 계통 운영 과정에서 전력거래소의 급전 지시에 따라 실제 급전량은 하루전발전계획에서의 시장 청산량 ($P_{DA}$)과 달라질 수 있으며, <그림 2>는 실제 급전량이 시장 청산량을 초과하는 경우를 나타낸다. 이때 입찰최소 발전량을 초과한 실제 급전량에 대해 MEP 만으로 변동비를 회수하지 못하는 경우에는 그 차액을 변동비보전정산금(Make-Whole Payment, MWP)으로 추가 정산받는다 ^[11].

그림 2 현행 시장의 변동비보전정산금 (Make-Whole Payment) 정의

Fig. 2 Definition of the make-whole payment (MWP) in the current market

2.2 구매자 시장지배력과 전략적 수요 입찰

시장지배력은 일반적으로 시장 참여자가 시장가격에 유의미한 영향을 미칠 수 있는 능력을 의미하며, 이러한 가격 영향력은 공급자뿐만 아니라 구매자 측에서도 발생할 수 있다. 특히 단일 또는 지배적인 지위를 갖는 구매자가 구매가격에 영향을 미칠 수 있는 능력은 수요 독점력(Monopsony Power)으로 설명할 수 있다. 수요독점력을 가진 구매자는 구매량을 제한함으로써 경쟁적 수준보다 구매가격을 낮출 유인을 가질 수 있다 ^{[8], [12]}.

특히 전력시장에서는 실제 전력수요와 시장에 제출되는 수요 입찰량이 구분될 수 있다. 경제학에서 설명하는 일반적인 수요 독점에서는 구매량의 축소를 통해 구매가격을 낮추는 과정에서 거래량 감소가 함께 나타난다 ^[13]. 반면, 전력시장에서는 실제 전력 소비를 감소시키지 않더라도 시장에 제출하는 수요물량을 조정하여 시장가격에 영향을 미칠 수 있다 ^[7]. 그러나 이러한 능력이 있다고 해서 곧바로 행사되는 것은 아니며, 실제 시장지배력 행사 여부는 구매자가 과소입찰을 통해 얻는 경제적 편익이 그에 수반되는 비용을 넘어서는지에 달려 있다.

3.1 단일 가격제 하에서 전략적 과소 입찰

단일 가격이 적용되는 현행 SMP 체계에서도 수요 측 입찰이 허용되어 구매자가 실제 수요가 아닌 임의의 물량을 입찰할 수 있게 되면, 과소입찰을 통해 시장가격을 낮출 유인이 발생한다. 아래 <그림 3>의 단순한 예제를 통해 이러한 유인이 어떻게 발생하는지를 설명하고자 한다.

그림 3 단일 가격제 하에서 전략적 과소입찰의 지급액 비교 – 구매자 비용 절감액 (영역 A)과 MWP(영역 B)

Fig. 3 Illustrative Example of Strategic Underbidding under Uniform Pricing: Buyer's Cost Saving (Area A) and MWP (Area B)

<그림 3>에서 구매자가 검정 실선에 해당하는 실제 수요 ($D$) 700 MW를 그대로 입찰하면 공급곡선과 교차하는 지점에서 시장가격이 $\lambda(D)$, 약 88원/kWh로 청산되고 구매자의 지급액은 식 (1)과 같다. 반면 구매자가 실제 수요보다 $\delta$만큼 적은 빨간 실선에 해당하는 ($D-\delta$) 600 MW를 입찰하면 시장가격이 입찰물량에 대해 우상향하므로 청산가격은 $\lambda(D-\delta)$, 약 78원/kWh로 하락한다. 그러나 입찰 물량만 감소하였을 뿐 실제 소비되는 수요는 여전히 $D$이기 때문에, 실제 수요를 충족하기 위해 부족한 100 MW가 추가로 급전되어야 한다. 이렇게 추가 급전된 발전기는 낮아진 시장 청산 가격인 $\lambda(D-\delta)$으로는 발전비용을 온전히 회수하지 못하며, 그 부족분은 노란 영역에 해당하는 MWP를 통해 별도로 지급된다. 따라서 과소 입찰 시 구매자의 지급액은 식 (2)와 같다.

여기서 구매자가 얻는 편익은 시장 청산 가격 하락에 따른 지급액 절감분인 영역 A이고, 이에 수반되는 비용은 추가로 지급해야 하는 MWP인 영역 B이다. MWP는 과소 입찰로 인해 추가 급전되는 100 MW에 대한 비용 부족분에 대해서만 발생한다. 따라서 $A > B$가 성립하며, 구매자는 과소 입찰을 통해 순편익을 얻을 수 있다. 이러한 순편익은 특정 수요 상황에서 우연히 발생하는 것이 아니라, 공급곡선이 우상향하는 한 지속적으로 발생한다. 극단적인 과소입찰이 반복되면 시장가격이 한계가치가 아니라 원가 보상 수준으로 수렴할 수 있다는 별도의 문제도 제기된다.

한편 이러한 유인은 현행 정산체계의 특성으로 더욱 강화된다. 국내 CBP는 발전기의 변동비와 더불어 준고정비를 가격에 반영하고 있어, 이는 시장 청산 가격의 절댓값의 차이가 더 커져 과소 입찰의 효과가 가중될 것으로 예상된다. 또한 한전의 과소 입찰로 시장 청산 가격이 낮아진다면, 정산조정계수¹⁾가 적용되지 않는 민간 LNG, 재생에너지 발전기들은 SMP에 그대로 노출되기 때문에 전력량 정산금을 통해 받는 수익 저하로 직접적 손실이 발생될 것이다.

3.2 지역별 가격제 하에서의 권역별 수요 입찰의 비중 조정 전략

지역별 가격제에서 송전 혼잡이 발생하면 지역 간 전력거래가 제한되어, 각 지역의 수요를 충족하는 과정에서 한계발전기가 달라지고 이에 따라 <그림 4>에 나타난 것처럼 시장가격도 지역별로 다르게 형성될 수 있다. <그림 4>의 상단과 같이 송전 혼잡이 발생하지 않는 경우에는 저비용인 지역 A의 발전기가 모든 지역의 추가 수요를 충족할 수 있어 시장가격이 동일하게 형성된다. 반면 하단과 같이, 송전 선로 용량이 포화되어 혼잡이 발생할 경우, 지역 B의 추가 수요는 지역 내 발전기로 충당되어야 하기 때문에 지역별 한계가치가 달라진다. 지역별 가격제는 이러한 송전망 용량 제약으로 인한 지역별 한계 가치의 차이를 시장가격에 반영하는 가격결정 방식이다.

시장가격이 권역별로 형성되는 경우에는²⁾ 수요 입찰량의 변화가 가격에 미치는 영향도 권역별로 다르게 나타날 수 있다. 따라서 구매자는 전체 수요 입찰량을 실제 총수요와 일치시킨 상태에서도 권역별 수요 입찰 비중만을 조정하여 시장가격에 영향을 미쳐 구매 비용을 절감할 유인을 가질 수 있다. 아래 <그림 5>의 예제를 통해 이러한 전략의 경제적 유인이 어떻게 발생하는지 설명하도록 하겠다.

그림 4 송전 혼잡 발생 시 지역별 한계 가치 차이를 반영하는 지역별 가격제

Fig. 4 Conceptual Illustration of Locational Pricing Reflecting Marginal-Value Differences Caused by Transmission Congestion

그림 5 지역별 가격제 하에서 권역별 수요입찰 비중 조정의 효과 예시: 구매비용 절감분(초록 영역)과 증가분(노란 영역)

Fig. 5 Illustrative Example of Strategic Regional Bid Adjustment under Locational Pricing: Buyer's Cost Saving (Green Area) and Cost Increase (Yellow Area)

그림에서 왼쪽은 권역 A, 오른쪽은 권역 B의 공급곡선이다. 파란 실선은 두 권역이 각자의 실제 수요 $D_A$, $D_B$를 그대로 입찰했을 때를 나타내며, 이때의 시장가격은 각 권역별 $\lambda_A$는 95원/kWh이고, $\lambda_B$는 87원/kWh로 청산된다. 반면 빨간 실선의 경우, 전체 수요량은 동일하게 유지하되 비수도권에서는 $D_A-\delta$에 해당하는 과소 입찰, 수도권에서는 $D_B+\delta$에 해당하는 과대 입찰을 하였을 때를 나타낸다. 이 때 시장가격은 $\lambda_A$는 77원/kWh으로 감소하고, $\lambda_B$는 100원/kWh으로 상승한다. 전체 수요 입찰량은 여전히 $D_A+D_B$로 변화가 없지만, 권역별 입찰비중을 조정함으로써 두 권역의 시장가격이 변화한 것을 확인할 수 있다.

전략에서 구매자의 편익은 가격이 하락한 권역 A의 구매비용 절감분이고, 이에 수반되는 비용은 가격이 상승한 권역 B의 구매비용 증가분이다. 따라서 순 이득은 두 영역의 차이, 즉 $\Delta\lambda_A \times D_A - \Delta\lambda_B \times D_B$로 결정된다. 위 예제에서 가격 민감도가 $\Delta\lambda_A$는 10원/kWh, $\Delta\lambda_B$는 5원/kWh으로 $\Delta\lambda_A > \Delta\lambda_B$이고, 게다가 수요 역시 $D_A > D_B$이기 때문에 권역 A 입찰을 줄이고 권역 B 입찰을 늘리는 전략이 구매자에게 가장 유리하다.

¹⁾ 정산조정계수는 SMP와 발전기 변동비의 차이에 일정 할인율을 곱해 정산단가에 반영함으로써 원자력, 석탄 등의 기저 발전기(발전공기업 및 중앙급전 석탄 발전기)의 초과 이윤을 제한하는 제도로, 적용 대상 발전기의 정산금은 시장가격 변동에 대한 노출이 이 계수만큼 축소된다.

²⁾ 이하에서는 3권역 가격제 분석과의 용어상 일관성을 위해 ‘지역별’ 대신 ‘권역별’이라는 표현을 사용하도록 하겠다.

4.1 분석 자료 및 모형 설정

모의에서는 국내에서 이루어지는 시장가격 결정 절차를 정확하게 따르는 대신³⁾, 권역별 공급 곡선과 수도권 융통선로 제약만을 반영한 단순화된 시장 청산 모형을 사용한다. 모의에는 재구성한 국내 발전기별 비용 계수 및 소재지, 2025년 시간대별 실적 수요 및 태양광, 풍력, 수력, 양수 발전량이 입력 데이터로 사용되었다. 또한 모의 수행을 위해 수도권과 비수도권 간의 융통선로 제약량은 11,000 MW으로, 권역별 수요 비중은 수도권 38%, 비수도권 62%로 가정하였다.

이러한 단순화는 본 연구의 목적에서 비롯된다. 본 연구의 목적은 급전량이나 시장가격의 절대적 수준을 정밀하게 산정하는 데 있지 않고, 구매자의 전략적 입찰이 권역별 시장가격과 그로부터 구매자가 얻는 이득에 어떻게 작용하는지를 분석하는 데 있다. 세부 운영 제약(발전기의 준고정비, 발전기의 특성 제약, 계통 내 안정도 유지를 위한 제약 등)을 반영하는 발전기 기동정비 계획(Unit Commitment, UC), 경제 급전(Economic Dispatch, ED) 기반의 최적화 급전 모형은 이러한 목적에 반드시 필요하지는 않으며, 이는 오히려 다양한 운영 요인이 개입해 입찰 편차에 영향을 받는 효과만을 분리하여 관찰하기 어렵게 만든다. 따라서 주요 파라메터를 연평균 고정값으로 둔 본 모형에서는 산출되는 권역별 시장가격 등의 구체적 수치는 절대적인 값으로 간주하기 보다는 복잡한 계통 상황을 단순화한 하나의 시뮬레이션 사례로서 입찰 편차와 수요 수준에 따라 권역별 시장가격과 구매자 이득이 어떻게 변화하는지 그 경향성을 직관적으로 보여주는 데 의의가 있다.

개별 발전기 $i$의 2차 비용함수 $f_i(P) = a_i P^2 + b_i P + c_i$로부터 $P$에 대한 미분을 통해 한계 비용 $MC_i(P) = 2a_i P + b_i$을 계산한다. 시장가격을 $\lambda$라 할 때, $MC_i(P) = \lambda$를 $P$에 대해 풀어 역함수 $P_i(\lambda) = \frac{\lambda - b_i}{2a_i}$를 얻는다. 이는 발전기의 비용 관점의 함수 (발전량 $P$에 대한 비용)를 시장의 가격 관점 함수 (가격 $\lambda$에 대한 공급량)로 전환하는 의미를 갖는다. 각 발전기의 역공급함수 $P_i(\lambda)$를 같은 가격 $\lambda$에서 소재 권역별로 모두 더하는 수평합(Horizontal Summation) 과정을 통해 급전 순위와 동일한 권역별 시스템 공급 곡선이 도출된다(단, 개별 발전기의 공급량은 최소출력과 최대출력 범위로 제한된다). 이는 권역 전체의 공급능력을 나타낸다.

이렇게 도출된 권역별 시스템 공급 곡선은 임의의 가격 수준에서 권역 내 발전기들의 공급 가능량을 합산한 결과이므로, 가격 $\lambda$가 주어졌을 때, 이에 대응하는 공급량을 나타내는 $S_{MA}(\lambda)$, $S_{NMA}(\lambda)$로 표현할 수 있으며, 이는 <그림 6>과 같다.

다만 이 공급 곡선은 발전기 비용함수를 기반으로 급전순위를 구성한 것이므로, 태양광, 풍력, 수력, 양수와 같이 한계 비용이 0인 자원들을 포함하지 않는다. 따라서 이 공급 곡선이 만족시켜야 하는 수요는 전체 수요가 아니라, 전체 수요에서 이들 발전량을 권역별로 차감한 잔차수요(Residual Demand)이다. 전국 공급 곡선은 두 권역의 공급곡선을 합한 $S(\lambda) = S_{MA}(\lambda) + S_{NMA}(\lambda)$이며, 전국 잔차수요를 $D$라고 할 때 전국 균형가격 $\lambda$는 $S(\lambda) = D$를 만족하는 가격으로 결정된다. 이후 수도권 융통선로 제약을 반영하면, 비수도권에서 공급해야 할 물량이 비수도권에 배분된 수요와 융통선로 허용량의 합을 모두 초과하는지, 즉 $S_{NMA}(\lambda^*) - D_{NMA} > LineCap$인지를 확인한다. 초과하지 않으면 두 권역 모두 $\lambda$로 청산되며, 그렇지 않은 경우에는 초과분만큼 비수도권의 발전량을 줄이고 수도권의 발전량을 늘리는 만큼으로 급전을 변화시켜가며, 권역별 시장가격인 $\lambda_{NMA}$와 $\lambda_{MA}$를 다시 구한다. 위 시뮬레이션 방법에 대한 일련의 절차를 도식화한 것은 <그림 7>에 제시되었다.

³⁾ 국내는 하루전발전계획에서 발전기의 기동정지계획을 먼저 확정한 뒤, 앞서 2.1절에서 언급했던 것과 같이 가격결정 자격을 갖춘 발전기들을 스크리닝하여 이들의 회피비용(유효발전가격)을 계산하는 방식으로 SMP를 결정한다.

그림 6 권역별 시스템 공급곡선

Fig. 6 Regional System Supply Curves

그림 7 권역별 시장가격 산정을 위한 방법론

Fig. 7 Methodology for Determining Regional Market Prices

4.2 권역별 공급곡선을 통한 시장가격 산출

시뮬레이션 분석을 위해 2025년 전체에 대한 잔차 수요를 크기 순으로 정렬한 이후, <표 1>과 같이 특정 구간을 기준으로 대표 수요 시나리오 선정하였다.

이후, 대표 시나리오를 바탕으로 수도권과 비수도권 간 수도권 융통선로 제약을 고려하여 권역별 시장가격을 산출한 결과는 아래 <그림 8>과 같다. 모든 구간에서 수도권 가격이 늘 비수도권 시장가격을 상회하며, 그 격차는 수요 수준이 높아질수록 확대되는 양상을 보인다. 다만, 이 격차의 수준에 대해서는, 시뮬레이션 가정에 의해 민감하게 반응하는 값임을 밝힌다. 현재 가정은 앞서 설명했듯, 수도권과 비수도권의 수요가 모든 시간대에서 동일 비중으로 가정되었고, 시간대별로 융통선로 제약량도 동일하다는 한계점이 있다. 특히 실계통 운영 시 사용되는 발전기 O/H, 안정도 유지를 위한 필수 운전 제약, 석탄 발전 상한 제약 등이 고려되지 않았다.

그림 8 수요 수준별 권역별 시장가격 산출 결과

Fig. 8 Regional Market Prices by Demand Level

4.3 전략적 입찰의 영향 분석

앞서 산출한 수도권, 비수도권의 시장가격은 구매자가 실제 수요를 입찰한다고 했을 때의 결과로 해석할 수 있다. 그렇다면 수요 독점력을 가진 구매자가 시장에 전체 수요 입찰량은 유지하면서도, 수도권과 비수도권의 수요 입찰 비중을 조정했을 때 어떠한 변화가 일어나는지에 대해 분석하겠다. 구매자가 시장에 입찰을 조정하는 비중은 $\delta$라고 하며, 이에 대한 정의는 아래 <표 2>와 같다.

4.3.1 전략적 수요 입찰의 시장가격 영향

총 수요를 유지하면서 $\delta$만큼 한 권역에서는 과대, 다른 권역에서는 과소 입찰하는 시나리오를 $\delta \in [-6000, 6000]$ MW 구간에서 모의하였다. 각 시나리오별로 구매자 이익이 최대가 되는 전략적 입찰 비중에서의 권역별 시장가격 변화를 <표 3>에 나타내었다. 전략적 입찰은 권역별 시장가격을 수도권 기준 최대 28.54원/kWh(Case A), 비수도권 기준 최대 7.81원/kWh(Case D)까지 움직일만큼 영향을 미쳤다. 다만 그 민감도는 권역별로 수요 수준에 따라 차이를 보였으며, 수요 수준이 높아질수록 전략적 입찰로 인한 시장가격 민감도가 수도권보다 비수도권에서 더 컸다. 저･중수요 구간에서는 비수도권 과대, 수도권 과소 입찰에서 수도권 가격이 25.60~28.54원/kWh 하락하는 반면 비수도권 가격은 2.82~5.62원 상승하는 데 그쳤다. 반대로 고수요 구간에서는 수도권 과대, 비수도권 과소 입찰에서 비수도권 가격이 7.81원 하락하고, 수도권 가격은 4.07원 상승하는 추세를 보였다.

이러한 경향은 <그림 9>에서 나타난 두 권역별 공급곡선 구성의 비대칭성에서 비롯된다. 비수도권은 원자력, 유연탄의 설비용량이 74.9%를 차지해 이 구간까지 공급곡선이 평평하지만, 평평한 구간이 넓은 반면, 수도권은 LNG가 87.3%를 차지해 낮은 가격대부터 가파르게 상승한다. 그러나 수요 수준이 높아질수록 비수도권에서 발전량 자체가 늘어나며, 원자력･유연탄 누적 상한에 근접하며 시장가격 민감도가 높아진다. 예를 들어, Case D에서는 진실 입찰 시 비수도권 발전량이 이미 54,483MW으로 원자력･유연탄의 누적 상한에 근접해 공급곡선이 가파르게 변화하는 지점에 위치해있다. 이 상태에서 비수도권 공급량을 4,700MW만 줄여도 비수도권 가격은 7.81원 하락한다. 반면 같은 수도권의 경우, 수도권은 곡선이 상대적으로 완만한 구간에 머물러 있어 4.07원 오르는데 그친다.

표 3 이익 최대화 $\delta^*$에서의 권역별 시장가격 변화 (원/kWh)

Table 3 Regional Market Price Changes under the Payoff-Maximizing Bid (KRW/kWh)

구분	$\delta^*$	수도권 입찰	비수도권 입찰
Case A	-6,000	-28.54	+2.82
Case B	-5,700	-27.83	+5.62
Case C	-4,000	-25.60	+4.43
Case D	+4,700	+4.07	-7.81

그림 9 권역별 공급곡선 구성의 비대칭성

Fig. 9 Asymmetry in the Composition of the Regional Supply Curves

4.3.2 전략적 수요 입찰의 구매자 편익

앞서 4.3.1에서는 특정 지점에서의 시장가격 변화만을 논의하였다면, $\delta$ 전체 구간에서 구매자 이익이 어떻게 변화하는지를 <그림 10>을 통해 나타내었다. 그림에서 붉은색 영역은 진실 입찰 대비 이익이 발생하는 구간, 파란색 영역은 오히려 손해가 발생하는 구간을 나타낸다. 구매자 이익은 두 권역 각각에서 진실 입찰 시 가격과 전략 입찰 시 가격의 차이를 구하고, 해당 권역의 실제 수요량을 곱하여 두 값을 더해 계산한다. 가격이 하락한 권역에서는 그만큼 구매비용이 절감되고, 가격이 상승한 권역에서는 그만큼 추가 비용이 발생하며, 이 절감액과 추가비용의 차이가 곧 구매자의 순이익이 된다.

저·중수요 구간(Case A~C)에서 순이익이 크게 남는 것은, 4.3.1에서 확인한 것처럼 이 구간에서 수도권의 시장가격 민감도가 훨씬 크기 때문이다. 수도권의 실제수요는 비수도권보다 작지만, 가격 하락 폭이 워낙 커서 절감액이 비수도권의 추가비용보다 훨씬 크게 나타난다. 고수요 구간(Case D)에서는 방향이 반대로 바뀌어 비수도권 가격 하락에서 절감액이, 수도권 가격 상승에서 추가 비용이 발생하지만, 그 격차가 상대적으로 작아 순이익은 Case A~C보다 작다.

대표 시나리오 모두에서 진실 입찰보다 유리한 전략적 입찰이 존재하였다. 이는 실수요와 입찰량 사이의 괴리가 무작위적인 예측오차에 그치지 않고 특정 방향으로 반복될 유인이 항상 존재한다는 것을 의미한다. 이 유인은 특정수요 상황에서만 우연히 나타나는 것이 아니라 검토한 전체 수요 범위에서 예외없이 확인된다. 다만 그 편향의 방향과 크기는 두 권역의 설비용량 비대칭성에 따라 수요수준별로 상이하여 저중수요 구간에서는 비수도권 과대/수도권 과소 입찰이, 고수요 구간에서는 그 반대가 유리하다.

다만 본 분석의 구매자 이익은 실제 물리적 수요량과 입찰량의 괴리로 인한 시장외 부가정산금은 반영하지 않은 값이기 때문에, 실제로는 이보다 더 낮은 수준으로 구매자 이익이 발생할 수 있다. 예를 들어 수요의 전략적 과대 입찰로 인해 그에 맞춰 급전량이 계획되지만, 실제 계통 운영 시에는 계획보다 적은 물량만 필요하기 때문에 감발되는 발전기들에게는 기대이익 정산금이 지급될 수 있다. 반대로 전략적 과소 입찰로 실제보다 적은 물량이 계획되면, 계통 운영 시 부족분을 메우기 위해 추가로 투입되는 발전기들에게는 변동비 보전 정산금이 지급될 수 있다.

그림 10 전략적 입찰량($\delta$) 구간별 구매자 편익

Fig. 10 Buyer's Payoff across the Strategic Bid-Shift Range($\delta$)