节点边际价格和电力市场（上）

近一段时间以来，受俄乌战争等多重因素影响，能源价格持续走高，欧洲计划对电力市场进行改革，这也引发了对电力市场设计的讨论。同时，随着美国可再生能源快速发展，使得电力市场设计面临更多的挑战，为此，电力市场研究的资深专家William Hogan教授和Scott Harvey博士合作编写了报告《节点边际价格和电力市场》。报告对LMP（节点边际电价）实施的基本原理、历史背景，以及核心优势，都进行了深入浅出的论述。作者主要的观点包括：

●在可再生能源快速发展的情况下，LMP是最有效的价格机制；

●LMP机制能够激励高效（低成本）、优质（灵活性）的新型资源（价格响应负荷、储能、快速爬坡电源）进入电力市场；

●LMP机制能够适应高比例新能源的电力系统的调度机制的发展

●相比按报价结算的平衡机制，LMP定价机制能够避免采用受约束再调度付费机制

●在LMP价格体系下的远期合约机制能够提升市场流动性

●LMP机制能够保证实现系统运行有效且反映财务责任的日前市场

“中国电力企业管理”将分两期推送报告全文，以期对我国电力市场建设的推进带来启示。

LMP介绍

在没有垄断的情况下，电力市场允许市场参与者选择实时发电、用电，以及储能的充放电。在做出这些选择时，电力的实时价格起着重要作用。过高过低的价格不仅会影响实时发用电的选择，还会影响长期运营计划和投资决策的预期。经济学理论和大量的实践经验证明，实时节点边际电价(LMP)是唯一支持高效电力批发市场的实时定价机制。美国联邦能源监管委员会明智地支持了LMP市场的发展。LMP在过去很关键，在今天也很关键，并且随着未来能源结构的变化，它将继续发挥更大的作用。

节点边际电价有两个重要特征。第一，节点边际电价是市场运营机构以实时发用平衡为目标，考虑输电安全约束下的经济调度计算出的。LMP价格反应每个节点的供给和需求平衡，并考虑了市场参与者申报的量价、输电系统约束、发电电源运行约束，比如出力上限和爬坡率。第二，LMP结算是基于市场出清价格，不同于在非LMP定价系统中需要考虑受约束再调度费用的按报价结算机制。

LMP定价的一个关键因素是，它是按照市场统一出清价格对同一时间同一节点的发用资源的所有注入或流出的电能进行结算。这是LMP定价的一个基本特征，因为LMP定价能够反映在任意时间、任意节点能够满足负荷的、最低发电成本的调度指令相一致的价格。能够向所有市场内可调度资源的注入和流出电量以市场出清价格结算的唯一代替方案，只有基于指令性调度方式（command-and-control dispatch），或按报价付费的价格机制且需要单独支付给机组受约束再调度费用。正如下文所讨论的，市场出清价格信号扮演了一个非常重要的角色，它确保了各类资源的注入或流出电能不受系统运营商的意愿支配，否则将破坏输电网的可靠性。

要知道LMP价格仅用于结算独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)的电力现货市场的交易。市场参与者可以签订双边或交易所交易的远期合约，以非现货价格进行结算。在电网特定节点，所有发电资源和电力负荷的LMP现货价格是这些远期合约决策的关键基础。在同一节点，假如卖方的现货价格与买方不同，买方和卖方就无法签订有效的长期合约。

Christie委员的调查引用了一份白皮书，该白皮书提出了很多关于电力市场的问题，因为在向清洁能源过渡期间，电力系统的特征在不断变化。有些问题超出了LMP定价模型所解决的问题范畴，有些也超出了本文的范围。这里想强调的是该白皮书对于LMP的批评是错误的。白皮书的作者批评电力市场运营机构“向所有能源供应商支付单一结算价格，因为他们认为可以对待容量的MW和电能量的MWh像其他大宗商品一样，”但这恰恰是LMP市场既不认同也不相关的问题。

在LMP市场中，系统中每个节点价格随出清周期（5分钟为单位）变化。在某一电网节点，由于输电阻塞而无法被调度去满足负荷需要的增量发电电能用低电价结算，而在非LMP的市场，通常要支付与其他被调度的发电相同的价格。LMP市场中，市场净负荷低时的发电，与净负荷高时的发电所支付的价格是不同的。在LMP市场中，那些不能在负荷和电价较高时调整输出功率发更多的电，以及在负荷和电价较低时调整输出功率发更少的电的机组，相较于那些灵活性更高的机组而言，其平均电价会更低。因此，在LMP市场，同一节点上，能快速爬坡的发电机组将比低爬坡率机组获得更高的利润，因为当价格高时它们可以增加出力，而当价格低时它们能降低出力。同样，在LMP市场中，与在高价时持续用电的电力用户相比，高价时减少用电并在低价时增加用电的用户将支付更低的平均用电价格。此外，对于电能大用户，可选择将生产地点放在因线路阻塞而经常电价较低的地点，这些都将提高全社会整体的福利。

一些关于定价机制的质疑其实与价格机制是无关的，而是与可再生能源，特别是风电和太阳能相关的补贴政策有关。根本的问题是，现有的补贴政策是在预期能源价格比目前低得多的情况下制定的，所以一些人认为在目前的能源价格水平上补贴过高。

这种观点对LMP的批评都是没有根据的。首先，这些补贴和税收激励并不是由市场运营机构（ISO或RTO）制定的，而是由州和联邦政府及其监管机构制定的。虽然市场运营机构可以也应该被告知这些州和联邦实体有关补贴政策的决策，但其通过在市场中设计特殊机制，而降低某种特定发电资源的现货价格来抵消这些补贴政策是不合适甚至不可行的。

其次，任何认为市场运营机构为控制用户侧不支付过高的购电成本，就应该以某种方式降低对可再生能源的电价的建议都忽略了一个事实，即LMP定价机制用于协调几个大区域的日前和/或实时现货市场，在这些区域中，大多数(MISO)或几乎所有(SPP和美西能量不平衡市场市场)的负荷服务主体都是受监管的电力公司或公用事业公司。在PJM和新英格兰市场中，有个别州的负荷由受监管的电力公司或公用事业公司提供，即使在有零售竞争的州，也有许多公用事业公司以接近成本的价格供电。

这些受监管的公共事业公司拥有的可再生能源发电资产没有暴利，补贴带来的更高收入通常只是平抑了其负荷服务的成本，所以要求这些公用事业公司低于市场价出售其可再生能源电力，同时又必须以市场价购买电力以覆盖其负荷是不合理的。而且，这些公用事业公司与可再生发电能源公司签约购买电力所获得的收入，将由这些合同决定，而不是由ISO定价决定。

此外，在零售放开竞争的州，许多零售商签订电力远期合同，以锁定他们所服务负荷的服务成本。其中一些远期合同将与可再生能源发电商签订，这些可再生能源因此无法从高电价中获益，因为他们已经通过长期合同出售了他们的电力。从上述原因来看，那些认为可再生能源获得了过度的补贴的想法是错的，而且市场运营机构如果为了抵消对可再生能源的过度补贴而干预市场电价，以达到降低可再生能源收入的目的是毫无根据的。

如果担心未来被补贴项目的收入过高，可以通过调整补贴的模式来解决。而且，如果政府或监管机构在发电商之间进行价格歧视，按照每个发电商本身所需的价格付费以吸引发电能力，这不可避免地会导致电力短缺、市场效率低下，并最终导致用户成本上涨。20世纪60年代和70年代，美国在天然气行业、原油和炼油行业经历过类似政策设计的影响。废除这些政策并转向去管制化的市场机制，采用市场出清电价是20世纪80年代的重要改革，在随后的30多年里很好地服务于美国电力市场。

实施税收补贴、在电价为负的节点和时段签订价格为正值的购电合同，以及向从输电网充电的储能征收高额罚款等投资税设计，这些政策都降低了市场效率。但这些因素与LMP市场无关，也不在市场运营机构的控制范围之内。LMP市场从以最低成本满足负荷的供电可靠性角度出发做出了最佳的决策。值得注意的是，LMP定价机制在过去的20年中已经表明，它能够适应各种各样的州和联邦环境政策，包括NOX和SOX排放许可成本、温室气体排放许可成本、可再生能源证书（REC）、发电税收抵免以及投资税抵免。但是这些政策不是市场运营机构制定的，而是LMP市场机制主动适应了它们。

在最近的一份白皮书中，讨论了关于取代英国统一出清价格的建议，这无疑是环境补贴政策背景下对LMP定价和市场的错误关注点。英国电力市场不是采用的LMP机制，当前的市场设计是基于单一电力库模式下的(未采用LMP定价)进行日前市场和实时平衡机制，而实时平衡机制并不是基于最小调度成本，且不是按市场出清价格结算，而是按报价结算（pay-as-bid）。这种市场设计带来的结果是，电力用户不仅因为燃气价格高要支付高电价，还必须为没有发出来的电支付高电价。

回到对LMP定价的优势，随着能源转型过程中电源构成的变化，我们认为其核心优势如下:

●为表后发电资源(behind the meter generation)、价格响应负荷和表后局部电网(behind the meter networks)以及储能资源提供了高效、透明的价格信号，以保证系统供应紧张的情况下的输电可靠性；

●实施运行上可行、具有财务责任的日前市场的发用电计划，以满足正常和异常情况下的系统平衡需求，确保实时发用电平衡；

●提供有效的位置信号激励，不仅降低用户购电成本，而且通过提供位置信号激励储能和发电机组快速爬坡能力，从而有效保障系统可靠性；

●有效避免了单一系统电价或分区电价中由于不考虑受约束下调费用所产生的用户购电成本；

●高效性和竞争性。通过远期合同对冲阻塞的节点价格风险，反过来又通过提供实时平衡容量保障远期合同的交易；

●能够适应调度机制和环境政策的不断调整和变化，包括补贴退坡设计等；

●能够有效缓解市场力。LMP定价设计能够适应市场力缓解。市场力缓解制度关注的是有能力在不混淆市场力和“按报价结算”激励的前提下有效行使节点市场力的卖方。

LMP发展概况

LMP定价通常与基于市场的定价机制相关，它由市场参与者根据其边际成本提交报价来确定价格，而不是以基于成本管理确定价格。LMP常用于零售市场开放竞争的电力市场中，比如ERCOT、NYISO、PJM和ISO-NE，但LMP定价也可用于一些受监管的公共事业单位在参与区域协调调度时进行的结算。事实上，目前美国采用LMP定价的地区，大部分都是由受监管公用事业公司提供供电服务，比如西南电力联营公司、西部能源不平衡市场和MISO。

实施LMP定价的一个基本驱动力是在一个非垂直一体化的分散竞争市场中，由市场运营商来负责管理输电阻塞和避免输电设备过载。而这一角色过去由大型垂直一体化的公用事业公司的调度机构来担任，该公司能够使用“调度指令控制机制”进行调度，以平衡发用电，同时避免系统过载。“基于调度指令的调度”也用于电力库模式，比如NYISO的前身纽约电力库和PJM市场实行 “split-savings”机制的时期。当非优化调度成本比较低时，基于调度指令的调度方式是可行的，参与者原则上被禁止执行低效价格，受监管的公用事业公司则通过管制零售价格来回收成本。

20世纪90年代，基于调度指令的调度方式在供需紧张的情况下的可行性受到挑战。天然气价格上涨造成了更大的输电线路阻塞成本，同时一些公用事业公司可能（有些时候是一定）无法从零售价格中收回任何额外成本，高成本（由于市场外因素等相关额外成本，比如纽约6美分法案“the New York 6 cent law”）已经给这些零售价格带来了压力。在日益分散竞争的市场中，有更多不受监管的市场参与者的情况下，“split-savings”机制变得越来越不可行，也因此进一步推动了纽约电力库和PJM开展LMP价格机制设计。

大多数美国的电力市场都采用LMP来同时结算实时和日前市场电费，但实际上LMP定价也可以在没有日前市场的情况下单独用于实时结算。尽管如此，LMP定价的一个主要优势是它能够实现一个系统运行上可行的日前市场，后文将更详细地讨论。

对于通过远期对冲交易和交易所远期交易以对冲现货价格的结算、通过金融输电权（FTRs）对冲阻塞，基于LMP设计的市场对这些功能都有至关重要的作用。点对点输电权对于支持负荷和发电之间的长期合同至关重要。从电力市场改革早期到现在，除了结合LMP市场设计实施的FTRs之外，没有其他可行的输电权体系。理论上，只有LMP/FTR组合才能在分散化竞争的市场中有效地参与经济调度和管理阻塞，并支持不同区域的发电和用户签订长期合同，20多年的经验告诉我们在市场设计中没有其他可行的方案。

在1995-2014年市场环境和能源构成条件下采用LMP的优势

LMP定价机制是在20世纪90年代开发并初步实施的，在当时的市场条件和能源结构下使用时，已经展现出很大的优势。主要体现在LMP定价与经济调度一致，并支持经济调度，而且不需要单独考虑输电阻塞成本，而这个就是存在于非LMP市场中造成最大壁垒的主要因素。LMP另一重要的优势是，它在系统运行层面支持日前市场交易。此外，其他各类型交易也随之发展起来，为LMP电力市场开发各种对冲交易产品。

1. LMP与集中经济调度的一致性

无歧视与开放输电接入、确保输电系统的有效运行就需要LMP。LMP是唯一支持有效调度的定价系统，因为LMP是根据实际调度的边际条件计算的。价格制定与实时调度不一致的定价系统，必然要导致歧视性的定价结果，比如限制接入、受约束再调度费用、依靠调度指令来维持系统可靠性。

有关电力市场设计有一个早期曾多次被提起，直到现在有时还在争论的观点，即整个市场应该制定单一的市场出清价格，还是至少将输电阻塞的影响限制在几个较大的定价区，以此代表输电阻塞的主要影响。这种说法在过去和现在都是很引人注目的话题，因为这样一个单一流动性市场似乎要简单得多。

然而，这种简单性的说法被证明是一种错觉。人们经常断言，不需要节点定价，因为不会存在严重的阻塞，但这种说法在实际的系统运行中一次又一次被证明是错误的。输电约束是普遍存在的，其影响有时候常与直觉相悖。由于需要重新调度多台发电机（有些增发，有些减发）以满足特定节点的边际负荷增量，真正满足负荷的节点边际成本既可能高于也可能低于任何运行的发电机的边际成本。

因此，在没有输电阻塞的情况下，LMP将会形成单一市场出清价格。在此情况下，LMP具有单一价格或分区价格的优点。因此，单一市场价格或分区定价模型与LMP模型的区别仅在于是否存在输电阻塞。非LMP机制的单一市场出清价格和分区定价模型则必须要依赖调度指令或受约束再调度费用才能发挥作用。

与此相反的极端情况是，试图将电力潮流区分为多种产品的市场模式，并为每种产品制定单独的定价和分配规则。然而瞬时电力潮流平衡的一个核心要求是：潮流在特定的时间和节点是无法区分的。换句话说，在某个时刻和节点的电能是一种商品，它是如何生产的并不重要，事实上，追究到底是谁生产的，又是谁在某一特定时刻或某一特定节点用的电能是没有意义的。LMP模型给这种积木式（building-block）大宗商品定义了市场出清价格。

有观点认为节点价格创造了局部市场力，但事实并非如此。在人为划分的分区内，即使相同价格也不会降低局部市场力，只是市场力的行使方式不同而已。判断分区内的市场流动性是很难的，因为在不同地点交易的商品是不同的。不同地点或不同时间生产和消耗的电能也是不均匀的。输电阻塞分区外的发电无法满足受阻区域内的负荷增量。那个基于电力在市场中的位置是可替代的这个假设，并认为最终一定会有人承担相应成本的想法是错的，因为实际上这个成本通常是分摊给了所有的负荷。而这种做法导致单一价格市场缺少有效的机制来识别和缓解实时平衡市场中局部地区市场力的行使。

虽然通过定义发电商分区定价来管理输电阻塞似乎是一个可行的折中方案，但它通常会产生比单一市场价格更多的问题。此外，当状态变化要求改变分区的定义时，历史表明没有可行的方法来持续调整分区定义。唯一稳妥的方案就是LMP设计，可以为每个节点提供唯一的实时价格。所以无论是在理论还是实践中，LMP才是真正简单的定价系统。

2. 采用LMP进行阻塞管理无需单独考虑受约束再调度费用

垂直一体化公用事业不需要使用LMP定价来支持其满足负荷供应的经济调度，因为垂直一体化公用事业的调度机构会持续向本企业发电电源发送调度指令，而这些电源没有经济动机来背离这些指令。然而，这种方式在基于市场的系统中是行不通的，因为要求发电商以不能超过其成本的价格发电是不可持续的。非节点电价系统本质上造成了价格过高或过低的状况，使一些发电商按照调度指令发电无法获得合理收益。对于那些由于阻塞需要降低出力的机组，往往发现分区价格通常要高于发电的边际成本，机组这时候发电是可以获利的；而对于那些由于阻塞机组需要增加出力的时候，往往区域电价可以比阻塞区域的发电边际成本低很多，这时候发电商就会发现当他们被调度起来的时候是无法获利的。

在单一市场价格或分区定价设计中，价格和调度指令之间的不协调导致需要一种机制来激励或要求发电商遵循调度指令，所以单一市场价格或分区定价机制必须要单独考虑受约束再调度费用来激励可调度的发电资源按照系统运营商的指令运行。当然，向边际成本超过单一市场价格的发电商单独支付受约束上调费用，相对于LMP市场价格，不一定会抬高消费者的总成本，因为在LMP市场中用户本来就会由于受限的发电支付更高的购电成本。然而在实践中，如果实时调度不是所有资源都能参与的完全最小发电成本调度，而是一个有限参与并按报价结算的平衡市场，不同于输电故障约束下最小成本调度，那么这些单一或者分区定价设计可能会抬高阻塞管理的成本。

从用户购电费用的角度来看，非LMP市场的一个基本问题是，为避免输电系统过载，在基于单一或分区电价机制的市场中，需要向那些需要下调才有利润的机组支付受约束下调费用。而这些受约束下调费用对于满足负荷要求并没有太多贡献，却本质上会增加消费者的用电成本，即使发电商基于成本报价也是如此。受约束下调费用一般按非LMP价格与机组边际报价之差结算。因此，当报价降低时，受约束下调费用会增加。在这种市场价格机制下会造成用户购电增加的趋势，因为发电商会由于期望被补偿受约束下调费用，通过降低出力和人为地提交低报价而行使一定程度的市场力，从而抬高支付他们的补偿。这就是原CASIO市场（1998-2009）中的INC/DEC博弈。同样的问题也曾出现在德克萨斯州的ERCOT电力市场，这也是后续向LMP机制改革的主要原因之一。

安大略省电力市场（IESO）在其当时非LMP设计下，也存在受约束下调费用补偿问题。市场监管机构对这些额外成本进行了充分的讨论，造成额外成本其中一个原因就是外来电计划。安大略省电力市场还通过在2013年9月实施风能报价下限来限制阻塞下调成本，其要求90%的风电以不低于-3美元/兆瓦时以及其余10%的风电发电商以不低于-15美元/兆瓦时的价格调度。在美国基于LMP的市场中，我们经常看到这样的情况：间歇性电源所在电网的某些节点以低价或负价被调度出去，而其他位置的价格却很高。在非LMP定价设计下，这些情况要么会导致支付巨大的受约束再调度费用，要么就实施价格下限和对间歇性发电下达调度指令进行管理。

虽然我们有很多理由认为受约束下调费用造成的额外成本是不合理的，但在基于市场的非节点定价机制下，为避免输电过载，这些补偿又是必需的。PJM公司1997年的市场实践经验具有指导意义。单一价区市场是由安然公司和费城电力公司（PECO）发展起来的，联邦能源监管委员会（FERC）要求PJM公司优先实施这种设计，而不是由其他公用事业公司提供的LMP系统。该设计要求在整个系统中采用单一的联营价格，并允许有受约束上调费用，但没有考虑受约束下调费用。因此，如果出现输电堵塞，为了解决阻塞被调度要求减发的发电商将损失本应获得的电费收入，尽管他们的报价和成本比其他发电商可能要低的多。同时，那些被再调度的资源、自调度机组，以及愿意根据固定电价条款支付阻塞费用的非固定计划外来电都被支付了比其发电报价高的多的价格。

1997年6月，在实施单一价格市场后，输电阻塞的出现在预料之中，这些因素导致了PJM西部越来越多的发电资源采用自调度方式，进入了一个死亡螺旋。这种设计的后果是，那些不是自调度，或由于签订了联合运行协议的机组无法实施自调度的公用事业公司，都被要求以远远高于那些未被调度机组成本的价格购买电力，用来让自调度机组和外来电来购买阻塞“通行费”。

由于PJM预计无法管理东部地区的阻塞和避免输电过载，PJM公司在1997年6月27日星期五下午4点59分向FERC提交单方面申请，生效日期为1997年6月28日下午5点，该申请取消非固定计划外来电交易行使自调度的能力，且当其引发输电网阻塞时，允许PJM以非经济的方式削减这些交易。这些变化使PJM可以短暂的使用Enron-PECO定价机制来管理拥堵。但到1997年8月22日的时候，PJM的市场参与者们就已经找到了可以规避6月27日削减交易规定的方法，这也导致PJM失去了在其经济调度范围内管理阻塞的能力，最终PJM在8月22日宣布进入最小发电能力的紧急状态，允许其以非市场方式减少交易。PJM随后改变了其操作规程，不接受新的非固定计划外来电或需要重新调度发电的二次服务输电计划（secondary service transmission schedules），从1998年10月1日起生效，取消了开放输电接入。

基于这一经验，1997年底FERC批准向LMP市场设计转变，PJM在1998年4月1日实施了基于成本的经济调度，并对每个节点的负荷和发电应用节点边际电价。1999年，FERC批准了修订后的"基于市场"的定价方法，对于大多数市场参与者来说，市场投标和报价取代了原来的基于发电成本估算的定价方法。同样，FERC在1999年批准了NYISO的LMP设计。

即使PJM在1997年没有采用阻塞下调费用的方式，以补偿进入阻塞下游西部分区的外来电，但对于其他非LMP市场的市场运营机构而言，外来电仍然会给阻塞区域带来很大挑战。例如，IESO在从明尼苏达州（MISO）和马尼托巴州外来电送电到阻塞下游的西北部地区时遇到了困难。英国也遇到了相似的问题，有从挪威的外来电送入阻塞下游的英国北部地区。

采用非LMP定价系统的电力市场在管理外来电进入到阻塞区域时面临着艰难的选择，因为单一市场结算价格可能大幅超过边际报价。如果他们根据外来电的报价来支付受约束下调费用，外来电的卖方可以在明知道阻塞的情况下，把全部输电能力都以较低的报价提交，从而在不发电的情况下得到受约束下调费用。相反，如果外来电不被调减出力换取阻塞下调费用，那么外来电将可能会取代成本低、排放低的机组的发电。这些情况在LMP市场中不会出现，因为在阻塞区域的价格与调度结果是一致的，低价的外来电进入到阻塞区也同样按照低的市场出清价格进行结算。

3.LMP支持实施具有财务责任的、操作上可行的日前市场

在20世纪90年代，运行上可行且具有财务责任的日前市场是理想的选择，因为它们可以为满足负荷所需的、启动速度比较慢的机组进入调度计划中。到2005年，NYISO、PJM、ISO-NE和MISO都已经实施了操作上可行、具有财务责任的日前市场。CAISO和IESO试图为其1998-2002年的市场设计一个可操作的、具有财务责任的日前市场。他们的目标是创建一个支持财务责任的机组调度计划，并对实时调度起来的机组给予上抬费用。然而在没有实时LMP定价的情况下，仅采用基于单一区域价格机制，CAISO和IESO无法设计出一个不会推高用户购电成本、可行的市场。

CAISO在2003年7月22日MDO2文件中解释了日前市场运行可行的重要性，并指出：

由于CAISO的阻塞管理系统不对区域内输电约束进行建模，并接受来自SC的调度，而这些调度在物理上是不可行的，CAISO没有有效的流程来管理远期市场的区域内阻塞，所以它采用了与处理区域间阻塞的相同方式来管理区域内的阻塞，即确保调度不会引起阻塞，而是被迫接受会产生阻塞的预调度计划，并尝试实时管理这种区域内阻塞。这是一个困难且复杂的过程，会占用电网运营商过多的时间，迫使他们面临很高的时间压力以保证电网可靠运行，而这也会影响到他们的承担其他职责。

在一个基于单一或分区定价机制(例如CAISO和IESO的价格)、有阻塞的输电系统中设计一个具有可操作性的日前市场的核心问题是，如果没有用于解决日前市场计划和实时发电之间偏差的实时LMP，在日前市场中没有被列入调度计划的机组，可能无法以低于其日前市场中收入的单一或分区价格来调用和结算他们系统中的不平衡。第二个核心问题是，非LMP日前市场不仅不会减少考虑阻塞下调费用，反而可能会给机组机会，使他们实时受限但日前处于虚拟中标的情况，而这些虚拟交易无疑会增加用户所承担的受约束下调费用，同时相对于实时阻塞区域的实际成本，日前不考虑阻塞的市场价格会显得更低。这些虚拟调度计划对于确定需要多少发电或外来电没有任何帮助，反而会增加日前市场中不经济的电力外送，而实时会被阻塞下调。

另一个非LMP定价设计带来的运行挑战案例是，欧洲的日前市场在运行上并不可行，它要求系统运营商不仅要实时平衡系统以应对系统故障，还要重新平衡系统以补偿不可行的日前计划。除了应对乌克兰战争带来的挑战外，市场改革的压力还在继续。

在正常市场环境下，运行上缺乏可行性的日前市场会产生系统运行的挑战，但这些挑战可能会使紧张状态下的系统转化为严重的可靠性问题，例如2000年5月和6月在CAISO中普遍存在的情况。可靠性风险也会随着日前市场计划和实际用于平衡负荷和发电的之间差异的增加而增加。当发生严重故障导致实时条件变化时，实时平衡电力系统总是具有挑战性的，但LMP可以使日前市场运行可行且有财务责任，有助于最大限度地减少这些问题。

4.LMP机制避免了由于ISO为了限制受约束下调费用的规模，而制定限制新资源入市的规则

由于位于阻塞区的发电机可能会发生较高的阻塞下调费用，这是ISO限制阻塞区新建电源的重要原因，以减少不发电所需支付的费用。然而，这些投资限制在阻止导致受约束下调费用的低效率投资的同时，给替代高成本、高排放发电的新型高效、低排放发电资源的投资也造成了障碍。例如，Bucksport公司和Champion公司（新英格兰电力市场的潜在参与者）在投诉中指出，ISO-NE系统影响评估流程中就存在这种问题。Bucksport公司和Champion公司指出，这些系统影响评估设定了一些要求，包括"假定所有存量的和新建发电机必须与负荷需求完全匹配，即位于NEPOOL（New England Power Pool）任何地方的任何发电机必须能够为NEPOOL任何地方的负荷提供发电服务"，"假定最极端的系统运行条件与行业标准不一致，因此假设系统上的任何输电约束只能通过输电设备升级来补救"，"假设在所分析的新建项目之前的所有项目序列都将建成，这个影响分析必然产生不准确的结果"和"现有发电机的既有优惠权和NEPOOL输电系统的‘金字招牌’规则"的相关研究。Champion Bucksport申诉的相关内容被批准，而NEPOOL对其接入系统分析规则的修改于1998年被FERC拒绝。

此外，在系统低负荷时受约束下调的发电电源需要在高负荷时发电。值得注意的是，1999年，在众所周知的加州电力市场危机之前，加利福尼亚州就第19号修正案“NewGen”的限制进行了讨论。2000年1月底，联邦能源监管委员会最终否决了拟议中的“ACCM”规则，该规则对任何在接入系统分析中会造成阻塞的新发电机通过要求输电升级或采取特殊结算方法和调度规则来限制其进入。不久之后，美国西部电力行业都意识到了CAISO的问题不是太多的发电机获得受约束下调费用，而是发电容量不足导致无法满足2000年夏季的负荷。

为了控制受约束下调费用水平，一种间接的限制新电源进入的方式是给发电机引入输电使用费，在阻塞线路的下游地区收费较高，在阻塞线路的上游地区收费较低甚至为负。英国在20世纪90年代引入了这种类型的输电费，现已演变为“TNUOS”费用。本文不详细讨论英国TNUOS设计，但可以注意到，最初的输电费用以及现在的TNUOS费用，无法控制过去十年受约束下调费用巨大增长。

此外，使用输电使用费管理新建电源的概念是20多年前在火力发电投资的背景下发展起来的。随着分散化的各种类型电源的不断发展，它将变得越来越不可行。在当今世界，输电使用费对于管理由间歇性可再生能源发电产生的阻塞是无效的，可再生能源发电在一天中的某些时间或某些条件下可以全部输出满足负荷需求，但在可再生能源发电非常高的一些时刻，其所有发电量并不能被全部发出或储存，存在弃电的现象。如今，仅仅阻止在受阻塞地区的低效投资是不够的，电力市场设计必须能够有效管理无法避免的输电阻塞问题，这些阻塞问题与一天或一年中不同水平的可再生能源发电有关。

同样，输电使用费也无法阻止阻塞地区的电力用户通过支付高于统一价格的费用进行表后发电的低效投资。

输电使用费不适合作为一种信号，抑制额外可再生能源投资，因为过量的可再生能源投资会导致一部分可再生能源发电受限，与此同时，也无法激励在同一地点保留或投资可调控资源，这些可调控资源可以在风能和太阳能出力较低时发电。使用输电费来减少不经济的投资和约束下调费用，也同样难以实现让储能获得在阻塞地区进行投资和运行的有效的信号。储能资源可以缓解可再生能源等投资带来的输电阻塞。在LMP市场设计下，如果其所在地的LMP价格较低，储能资源可以储存电量，从而减少由于约束对其他电源类型的限制。

5.市场力缓解  

由于LMP定价设定了市场出清价格，卖家不必为了以市场出清价格结算而按照市场出清价格报价，同时同一地点其他卖家获得相同价格。卖方以其边际成本报价并在其所在节点按照市场出清价格结算，该行为有助于识别潜在的市场力，并能够在不人为压低价格的情况下减轻市场力。这在非LMP定价设计中是不可能实现的，因为在非LMP定价设计中采用按报价结算的平衡机制，为了能与同一地点在实时被调度的机组都被以同样的价格支付，卖家必须按照市场出清价格进行报价，才能以市场出清价格结算。即使是低成本的发电供应商，在以报价结算的市场中也有动机以预期的市场出清价格报价，这使得对异常报价的判别或对市场力的缓解的机制设计变得十分困难。此外，即使是不具备市场力的小型发电商也有动机根据预期市场出清价格报价，那么缓解市场力的范围将超出大型发电商范畴，变成按市场运营机构的估计成本报价和补偿。

此外，由于在LMP定价设计体系中实施了备用短缺定价机制，如NYISO、MISO、PJM、ERCOT、ISO-NE和SPP，在紧急情况下，价格可以达到较高水平，而无需任何卖方提交高报价。尽管CAISO在其日前市场或实时市场中没有备用短缺定价设计，但在2020年8月大停电事故之后，已经实施了一些规则以确保CAISO有必要采取“可消减”负荷以满足WECC强制备用要求，价格被设定在一个合适的水平，此时可消减负荷取代了用于平衡负荷和发电的非旋转备用。

6.市场流动性

在过去20年里，随着LMP市场的实施和发展，远期交易市场也在同步发展，LMP使得交易所的金融对冲交易得以发展。LMP为阻塞区内的发电机提供了更大的远期交易市场的流动性。市场参与者可以通过在交易中心出售电力和购买从其所在地到交易中心的反向FTR，实现其在远期市场中提供的阻塞管理的价值，或者他们可以在阻塞上游区的结算点出售其电能，从而使他们的位置价值货币化。

另一方面，阻塞上游地区的发电资源在非LMP系统的平衡市场中没有任何市场机制能够支撑其进行远期市场交易，因为它们只能在按照报价结算的平衡市场中以实际价值结算其发电，而且只能在接近实时的时候发生。非LMP的价格机制为无法调度的发电资源提供了不合适的高流动性，同时为阻塞上游区可以调度满足负荷的发电资源提供了低流动性，这些发电资源只能在实时市场中按实际价值出售其电力。在非LMP市场设计中，无法设计为受约束上调费用的长期市场。因此，对于位于阻塞上游区的发电机来说，没有市场机制支持其在远期合约中锁定其发电价值。相反，对于受约束上调的发电，必须每天在一个按报价结算的市场中实现他们的资产价值。

因此，非LMP市场在流动性方面是落后的，非LMP市场的远期市场为无法调度满足负荷的发电资源提供流动性，然而对于需要实时平衡净负荷的发电资源，非LMP市场无法提供流动性以实现在远期合同实现其价值。这种设计极大地有利于阻塞上游地区的存量发电商，他们不必在远期市场与新电源竞争，因为新电源无法以平衡市场的价格签订远期合同，如果出现新电源，现有发电商将能够降低其平衡市场报价。另一方面，在LMP市场中，新电源可以通过双边合约或交易所交易的合约，在进入市场之前锁定收益，以反映预期平衡市场价格的价格出售远期电能。

名词解释

LMP: Locational Marginal Price，节点边际电价

FERC:Federal Energy Regulatory Commission 美国联邦能源监管委员会

ISO: Independent System Operator，独立系统运营商（电力市场运营机构）

RTO: Regional Transmission Operator，区域输电组织（电力市场运营机构）

PJM: 美国PJM电力市场

MISO: Midwest ISO，美国中西部电力市场

SPP: Southwest Power Pool，美国西南电力联营公司或SPP电力市场

NYISO: New York ISO，美国纽约电力市场

ISO-NE: ISO New England，美国新英格兰电力市场

IESO: 加拿大安大略电力市场

Constraint-on and -off payment: 受约束再调度费用，（非LMP定价系统中发电商因受约束被迫偏离经济调度所造成亏损的补偿）

Constraint-on payment: 受约束上调费用

Constraint-off payment: 受约束下调费用

Constrained-down region: 阻塞下游区域

Constrained-up region: 阻塞上游区域

Pay-as-bid: 按报价结算，即当电源中标情况下，其发电电费按照其报价结算，而不是按照统一出清价格结算。

Split-savings：PJM在开展市场之前所使用的，主要是基于成本的计划调度方式下，对采用区域调度所节省的资金进行分享的机制。

EIM：Energy Imbalance Market，能量不平衡市场

LSE：Load Serving Entity，负荷服务主体，可理解为大用户、售电公司或配电公司。

Transmission Access Charges：新建电源输电使用费

作者介绍

Dr. Scott Harvey：加州大学伯克利分校的经济学博士。现任职于美国FTI咨询公司，主要从事电力市场和价格机制研究，曾为美国的PJM、纽约、加州等多个电力市场进行过市场设计和市场改革，并在石油和天然气领域从事反垄断分析。

Dr. William W. Hogan：全球能源政策教授，现任职于美国哈佛大学肯尼迪学院哈佛电力政策部门主任，曾任能源经济国际组织主席，主要研究方向是能源工业、电价机制、电力市场设计以及国家和国际能源政策。

编译

国家能源集团经济技术研究院有限责任公司 柴玮

天津华大亿电科技有限公司首席技术官 王澍