우리나라도 남미와 유사하게 중앙계통운영자가 발전기의 모든 특성자료와 연료비를 기반으로 수급을 충족시키는 최적의 발전기 조합을 결정하고 이에 따라 산출되는 시간대별 shadow price를 이용하여 시장가격을 결정하는 비용기반 경쟁시장을 운영하고 있다.
이러한 비용기반 경쟁시장의 배경에는 우리나라의 전력산업이 발전부문에만 경쟁을 도입하고 판매측은 독점을 용인하여 구매자의 시장지배력 가능성이 있다는 점에도 원인이 있다. 특히 대부분의 발전기가 판매독점자인 한국전력이 지분의 100%를 보유한 발전자회사에 소속되어 있어, 경매형태의 거래제도 도입 시 신규 발전사업자의 유입이 차단될 가능성이 높다. 또한 전력소비지가 수도권에 주로 위치하고 있는 반면 전력의 생산지인 발전단지는 한반도 남측의 해안가에 주로 위치되어 있어 송전선 용량 및 전압문제로 인한 송전제약이 상시 발생하고 있다. 따라서 이러한 우리나라 계통설비 구성 특성으로 지역별 발전사업자의 시장지배력 가능성이 존재하므로 오히려 비용기반 거래시장이 보다 유리한 점이 있다(Wolak, 2003). 뿐만 아니라 비용평가가 정확하게 이루어진다는 가정 하에서는 비용기반 거래시장이 가격입찰시장 보다 비용최적화 측면에서 효율적으로 운영이 가능하므로, 도매시장가격 및 소매요금 안정화 측면에서도 유리한 면이 있다.
다만 이러한 비용입찰시장에서도 몇 가지 한계점이 존재한다.