中國儲能網(wǎng)訊：近一段時間以來，受俄烏戰(zhàn)爭等多重因素影響，能源價格持續(xù)走高，歐洲計劃對電力市場進行改革，這也引發(fā)了對電力市場設(shè)計的討論。同時，隨著美國可再生能源快速發(fā)展，使得電力市場設(shè)計面臨更多的挑戰(zhàn)，為此，電力市場研究的資深專家William Hogan教授和Scott Harvey博士合作編寫了報告《節(jié)點邊際價格和電力市場》。報告對LMP（節(jié)點邊際電價）實施的基本原理、歷史背景，以及核心優(yōu)勢，都進行了深入淺出的論述。作者主要的觀點包括：
●在可再生能源快速發(fā)展的情況下，LMP是最有效的價格機制；
●LMP機制能夠激勵高效（低成本）、優(yōu)質(zhì)（靈活性）的新型資源（價格響應(yīng)負荷、儲能、快速爬坡電源）進入電力市場；
●LMP機制能夠適應(yīng)高比例新能源的電力系統(tǒng)的調(diào)度機制的發(fā)展
●相比按報價結(jié)算的平衡機制，LMP定價機制能夠避免采用受約束再調(diào)度付費機制
●在LMP價格體系下的遠期合約機制能夠提升市場流動性
●LMP機制能夠保證實現(xiàn)系統(tǒng)運行有效且反映財務(wù)責(zé)任的日前市場
“中國電力企業(yè)管理”將分兩期推送報告全文，以期對我國電力市場建設(shè)的推進帶來啟示。
LMP介紹
在沒有壟斷的情況下，電力市場允許市場參與者選擇實時發(fā)電、用電，以及儲能的充放電。在做出這些選擇時，電力的實時價格起著重要作用。過高過低的價格不僅會影響實時發(fā)用電的選擇，還會影響長期運營計劃和投資決策的預(yù)期。經(jīng)濟學(xué)理論和大量的實踐經(jīng)驗證明，實時節(jié)點邊際電價(LMP)是唯一支持高效電力批發(fā)市場的實時定價機制。美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會明智地支持了LMP市場的發(fā)展。LMP在過去很關(guān)鍵，在今天也很關(guān)鍵，并且隨著未來能源結(jié)構(gòu)的變化，它將繼續(xù)發(fā)揮更大的作用。
節(jié)點邊際電價有兩個重要特征。第一，節(jié)點邊際電價是市場運營機構(gòu)以實時發(fā)用平衡為目標，考慮輸電安全約束下的經(jīng)濟調(diào)度計算出的。LMP價格反應(yīng)每個節(jié)點的供給和需求平衡，并考慮了市場參與者申報的量價、輸電系統(tǒng)約束、發(fā)電電源運行約束，比如出力上限和爬坡率。第二，LMP結(jié)算是基于市場出清價格，不同于在非LMP定價系統(tǒng)中需要考慮受約束再調(diào)度費用的按報價結(jié)算機制。
LMP定價的一個關(guān)鍵因素是，它是按照市場統(tǒng)一出清價格對同一時間同一節(jié)點的發(fā)用資源的所有注入或流出的電能進行結(jié)算。這是LMP定價的一個基本特征，因為LMP定價能夠反映在任意時間、任意節(jié)點能夠滿足負荷的、最低發(fā)電成本的調(diào)度指令相一致的價格。能夠向所有市場內(nèi)可調(diào)度資源的注入和流出電量以市場出清價格結(jié)算的唯一代替方案，只有基于指令性調(diào)度方式（command-and-control dispatch），或按報價付費的價格機制且需要單獨支付給機組受約束再調(diào)度費用。正如下文所討論的，市場出清價格信號扮演了一個非常重要的角色，它確保了各類資源的注入或流出電能不受系統(tǒng)運營商的意愿支配，否則將破壞輸電網(wǎng)的可靠性。
要知道LMP價格僅用于結(jié)算獨立系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO)的電力現(xiàn)貨市場的交易。市場參與者可以簽訂雙邊或交易所交易的遠期合約，以非現(xiàn)貨價格進行結(jié)算。在電網(wǎng)特定節(jié)點，所有發(fā)電資源和電力負荷的LMP現(xiàn)貨價格是這些遠期合約決策的關(guān)鍵基礎(chǔ)。在同一節(jié)點，假如賣方的現(xiàn)貨價格與買方不同，買方和賣方就無法簽訂有效的長期合約。
Christie委員的調(diào)查引用了一份白皮書，該白皮書提出了很多關(guān)于電力市場的問題，因為在向清潔能源過渡期間，電力系統(tǒng)的特征在不斷變化。有些問題超出了LMP定價模型所解決的問題范疇，有些也超出了本文的范圍。這里想強調(diào)的是該白皮書對于LMP的批評是錯誤的。白皮書的作者批評電力市場運營機構(gòu)“向所有能源供應(yīng)商支付單一結(jié)算價格，因為他們認為可以對待容量的MW和電能量的MWh像其他大宗商品一樣，”但這恰恰是LMP市場既不認同也不相關(guān)的問題。
在LMP市場中，系統(tǒng)中每個節(jié)點價格隨出清周期（5分鐘為單位）變化。在某一電網(wǎng)節(jié)點，由于輸電阻塞而無法被調(diào)度去滿足負荷需要的增量發(fā)電電能用低電價結(jié)算，而在非LMP的市場，通常要支付與其他被調(diào)度的發(fā)電相同的價格。LMP市場中，市場凈負荷低時的發(fā)電，與凈負荷高時的發(fā)電所支付的價格是不同的。在LMP市場中，那些不能在負荷和電價較高時調(diào)整輸出功率發(fā)更多的電，以及在負荷和電價較低時調(diào)整輸出功率發(fā)更少的電的機組，相較于那些靈活性更高的機組而言，其平均電價會更低。因此，在LMP市場，同一節(jié)點上，能快速爬坡的發(fā)電機組將比低爬坡率機組獲得更高的利潤，因為當(dāng)價格高時它們可以增加出力，而當(dāng)價格低時它們能降低出力。同樣，在LMP市場中，與在高價時持續(xù)用電的電力用戶相比，高價時減少用電并在低價時增加用電的用戶將支付更低的平均用電價格。此外，對于電能大用戶，可選擇將生產(chǎn)地點放在因線路阻塞而經(jīng)常電價較低的地點，這些都將提高全社會整體的福利。
一些關(guān)于定價機制的質(zhì)疑其實與價格機制是無關(guān)的，而是與可再生能源，特別是風(fēng)電和太陽能相關(guān)的補貼政策有關(guān)。根本的問題是，現(xiàn)有的補貼政策是在預(yù)期能源價格比目前低得多的情況下制定的，所以一些人認為在目前的能源價格水平上補貼過高。
這種觀點對LMP的批評都是沒有根據(jù)的。首先，這些補貼和稅收激勵并不是由市場運營機構(gòu)（ISO或RTO）制定的，而是由州和聯(lián)邦政府及其監(jiān)管機構(gòu)制定的。雖然市場運營機構(gòu)可以也應(yīng)該被告知這些州和聯(lián)邦實體有關(guān)補貼政策的決策，但其通過在市場中設(shè)計特殊機制，而降低某種特定發(fā)電資源的現(xiàn)貨價格來抵消這些補貼政策是不合適甚至不可行的。
其次，任何認為市場運營機構(gòu)為控制用戶側(cè)不支付過高的購電成本，就應(yīng)該以某種方式降低對可再生能源的電價的建議都忽略了一個事實，即LMP定價機制用于協(xié)調(diào)幾個大區(qū)域的日前和/或?qū)崟r現(xiàn)貨市場，在這些區(qū)域中，大多數(shù)(MISO)或幾乎所有(SPP和美西能量不平衡市場市場)的負荷服務(wù)主體都是受監(jiān)管的電力公司或公用事業(yè)公司。在PJM和新英格蘭市場中，有個別州的負荷由受監(jiān)管的電力公司或公用事業(yè)公司提供，即使在有零售競爭的州，也有許多公用事業(yè)公司以接近成本的價格供電。
這些受監(jiān)管的公共事業(yè)公司擁有的可再生能源發(fā)電資產(chǎn)沒有暴利，補貼帶來的更高收入通常只是平抑了其負荷服務(wù)的成本，所以要求這些公用事業(yè)公司低于市場價出售其可再生能源電力，同時又必須以市場價購買電力以覆蓋其負荷是不合理的。而且，這些公用事業(yè)公司與可再生發(fā)電能源公司簽約購買電力所獲得的收入，將由這些合同決定，而不是由ISO定價決定。
此外，在零售放開競爭的州，許多零售商簽訂電力遠期合同，以鎖定他們所服務(wù)負荷的服務(wù)成本。其中一些遠期合同將與可再生能源發(fā)電商簽訂，這些可再生能源因此無法從高電價中獲益，因為他們已經(jīng)通過長期合同出售了他們的電力。從上述原因來看，那些認為可再生能源獲得了過度的補貼的想法是錯的，而且市場運營機構(gòu)如果為了抵消對可再生能源的過度補貼而干預(yù)市場電價，以達到降低可再生能源收入的目的是毫無根據(jù)的。
如果擔(dān)心未來被補貼項目的收入過高，可以通過調(diào)整補貼的模式來解決。而且，如果政府或監(jiān)管機構(gòu)在發(fā)電商之間進行價格歧視，按照每個發(fā)電商本身所需的價格付費以吸引發(fā)電能力，這不可避免地會導(dǎo)致電力短缺、市場效率低下，并最終導(dǎo)致用戶成本上漲。20世紀60年代和70年代，美國在天然氣行業(yè)、原油和煉油行業(yè)經(jīng)歷過類似政策設(shè)計的影響。廢除這些政策并轉(zhuǎn)向去管制化的市場機制，采用市場出清電價是20世紀80年代的重要改革，在隨后的30多年里很好地服務(wù)于美國電力市場。
實施稅收補貼、在電價為負的節(jié)點和時段簽訂價格為正值的購電合同，以及向從輸電網(wǎng)充電的儲能征收高額罰款等投資稅設(shè)計，這些政策都降低了市場效率。但這些因素與LMP市場無關(guān)，也不在市場運營機構(gòu)的控制范圍之內(nèi)。LMP市場從以最低成本滿足負荷的供電可靠性角度出發(fā)做出了最佳的決策。值得注意的是，LMP定價機制在過去的20年中已經(jīng)表明，它能夠適應(yīng)各種各樣的州和聯(lián)邦環(huán)境政策，包括NOX和SOX排放許可成本、溫室氣體排放許可成本、可再生能源證書（REC）、發(fā)電稅收抵免以及投資稅抵免。但是這些政策不是市場運營機構(gòu)制定的，而是LMP市場機制主動適應(yīng)了它們。
在最近的一份白皮書中，討論了關(guān)于取代英國統(tǒng)一出清價格的建議，這無疑是環(huán)境補貼政策背景下對LMP定價和市場的錯誤關(guān)注點。英國電力市場不是采用的LMP機制，當(dāng)前的市場設(shè)計是基于單一電力庫模式下的(未采用LMP定價)進行日前市場和實時平衡機制，而實時平衡機制并不是基于最小調(diào)度成本，且不是按市場出清價格結(jié)算，而是按報價結(jié)算（pay-as-bid）。這種市場設(shè)計帶來的結(jié)果是，電力用戶不僅因為燃氣價格高要支付高電價，還必須為沒有發(fā)出來的電支付高電價。
回到對LMP定價的優(yōu)勢，隨著能源轉(zhuǎn)型過程中電源構(gòu)成的變化，我們認為其核心優(yōu)勢如下:
●為表后發(fā)電資源(behind the meter generation)、價格響應(yīng)負荷和表后局部電網(wǎng)(behind the meter networks)以及儲能資源提供了高效、透明的價格信號，以保證系統(tǒng)供應(yīng)緊張的情況下的輸電可靠性；
●實施運行上可行、具有財務(wù)責(zé)任的日前市場的發(fā)用電計劃，以滿足正常和異常情況下的系統(tǒng)平衡需求，確保實時發(fā)用電平衡；
●提供有效的位置信號激勵，不僅降低用戶購電成本，而且通過提供位置信號激勵儲能和發(fā)電機組快速爬坡能力，從而有效保障系統(tǒng)可靠性；
●有效避免了單一系統(tǒng)電價或分區(qū)電價中由于不考慮受約束下調(diào)費用所產(chǎn)生的用戶購電成本；
●高效性和競爭性。通過遠期合同對沖阻塞的節(jié)點價格風(fēng)險，反過來又通過提供實時平衡容量保障遠期合同的交易；
●能夠適應(yīng)調(diào)度機制和環(huán)境政策的不斷調(diào)整和變化，包括補貼退坡設(shè)計等；
●能夠有效緩解市場力。LMP定價設(shè)計能夠適應(yīng)市場力緩解。市場力緩解制度關(guān)注的是有能力在不混淆市場力和“按報價結(jié)算”激勵的前提下有效行使節(jié)點市場力的賣方。
LMP發(fā)展概況
LMP定價通常與基于市場的定價機制相關(guān)，它由市場參與者根據(jù)其邊際成本提交報價來確定價格，而不是以基于成本管理確定價格。LMP常用于零售市場開放競爭的電力市場中，比如ERCOT、NYISO、PJM和ISO-NE，但LMP定價也可用于一些受監(jiān)管的公共事業(yè)單位在參與區(qū)域協(xié)調(diào)調(diào)度時進行的結(jié)算。事實上，目前美國采用LMP定價的地區(qū)，大部分都是由受監(jiān)管公用事業(yè)公司提供供電服務(wù)，比如西南電力聯(lián)營公司、西部能源不平衡市場和MISO。
實施LMP定價的一個基本驅(qū)動力是在一個非垂直一體化的分散競爭市場中，由市場運營商來負責(zé)管理輸電阻塞和避免輸電設(shè)備過載。而這一角色過去由大型垂直一體化的公用事業(yè)公司的調(diào)度機構(gòu)來擔(dān)任，該公司能夠使用“調(diào)度指令控制機制”進行調(diào)度，以平衡發(fā)用電，同時避免系統(tǒng)過載?！盎谡{(diào)度指令的調(diào)度”也用于電力庫模式，比如NYISO的前身紐約電力庫和PJM市場實行 “split-savings”機制的時期。當(dāng)非優(yōu)化調(diào)度成本比較低時，基于調(diào)度指令的調(diào)度方式是可行的，參與者原則上被禁止執(zhí)行低效價格，受監(jiān)管的公用事業(yè)公司則通過管制零售價格來回收成本。
20世紀90年代，基于調(diào)度指令的調(diào)度方式在供需緊張的情況下的可行性受到挑戰(zhàn)。天然氣價格上漲造成了更大的輸電線路阻塞成本，同時一些公用事業(yè)公司可能（有些時候是一定）無法從零售價格中收回任何額外成本，高成本（由于市場外因素等相關(guān)額外成本，比如紐約6美分法案“the New York 6 cent law”）已經(jīng)給這些零售價格帶來了壓力。在日益分散競爭的市場中，有更多不受監(jiān)管的市場參與者的情況下，“split-savings”機制變得越來越不可行，也因此進一步推動了紐約電力庫和PJM開展LMP價格機制設(shè)計。
大多數(shù)美國的電力市場都采用LMP來同時結(jié)算實時和日前市場電費，但實際上LMP定價也可以在沒有日前市場的情況下單獨用于實時結(jié)算。盡管如此，LMP定價的一個主要優(yōu)勢是它能夠?qū)崿F(xiàn)一個系統(tǒng)運行上可行的日前市場，后文將更詳細地討論。
對于通過遠期對沖交易和交易所遠期交易以對沖現(xiàn)貨價格的結(jié)算、通過金融輸電權(quán)（FTRs）對沖阻塞，基于LMP設(shè)計的市場對這些功能都有至關(guān)重要的作用。點對點輸電權(quán)對于支持負荷和發(fā)電之間的長期合同至關(guān)重要。從電力市場改革早期到現(xiàn)在，除了結(jié)合LMP市場設(shè)計實施的FTRs之外，沒有其他可行的輸電權(quán)體系。理論上，只有LMP/FTR組合才能在分散化競爭的市場中有效地參與經(jīng)濟調(diào)度和管理阻塞，并支持不同區(qū)域的發(fā)電和用戶簽訂長期合同，20多年的經(jīng)驗告訴我們在市場設(shè)計中沒有其他可行的方案。
在1995-2014年市場環(huán)境和能源構(gòu)成條件下采用LMP的優(yōu)勢
LMP定價機制是在20世紀90年代開發(fā)并初步實施的，在當(dāng)時的市場條件和能源結(jié)構(gòu)下使用時，已經(jīng)展現(xiàn)出很大的優(yōu)勢。主要體現(xiàn)在LMP定價與經(jīng)濟調(diào)度一致，并支持經(jīng)濟調(diào)度，而且不需要單獨考慮輸電阻塞成本，而這個就是存在于非LMP市場中造成最大壁壘的主要因素。LMP另一重要的優(yōu)勢是，它在系統(tǒng)運行層面支持日前市場交易。此外，其他各類型交易也隨之發(fā)展起來，為LMP電力市場開發(fā)各種對沖交易產(chǎn)品。
1. LMP與集中經(jīng)濟調(diào)度的一致性
無歧視與開放輸電接入、確保輸電系統(tǒng)的有效運行就需要LMP。LMP是唯一支持有效調(diào)度的定價系統(tǒng)，因為LMP是根據(jù)實際調(diào)度的邊際條件計算的。價格制定與實時調(diào)度不一致的定價系統(tǒng)，必然要導(dǎo)致歧視性的定價結(jié)果，比如限制接入、受約束再調(diào)度費用、依靠調(diào)度指令來維持系統(tǒng)可靠性。
有關(guān)電力市場設(shè)計有一個早期曾多次被提起，直到現(xiàn)在有時還在爭論的觀點，即整個市場應(yīng)該制定單一的市場出清價格，還是至少將輸電阻塞的影響限制在幾個較大的定價區(qū)，以此代表輸電阻塞的主要影響。這種說法在過去和現(xiàn)在都是很引人注目的話題，因為這樣一個單一流動性市場似乎要簡單得多。
然而，這種簡單性的說法被證明是一種錯覺。人們經(jīng)常斷言，不需要節(jié)點定價，因為不會存在嚴重的阻塞，但這種說法在實際的系統(tǒng)運行中一次又一次被證明是錯誤的。輸電約束是普遍存在的，其影響有時候常與直覺相悖。由于需要重新調(diào)度多臺發(fā)電機（有些增發(fā)，有些減發(fā)）以滿足特定節(jié)點的邊際負荷增量，真正滿足負荷的節(jié)點邊際成本既可能高于也可能低于任何運行的發(fā)電機的邊際成本。
因此，在沒有輸電阻塞的情況下，LMP將會形成單一市場出清價格。在此情況下，LMP具有單一價格或分區(qū)價格的優(yōu)點。因此，單一市場價格或分區(qū)定價模型與LMP模型的區(qū)別僅在于是否存在輸電阻塞。非LMP機制的單一市場出清價格和分區(qū)定價模型則必須要依賴調(diào)度指令或受約束再調(diào)度費用才能發(fā)揮作用。
與此相反的極端情況是，試圖將電力潮流區(qū)分為多種產(chǎn)品的市場模式，并為每種產(chǎn)品制定單獨的定價和分配規(guī)則。然而瞬時電力潮流平衡的一個核心要求是：潮流在特定的時間和節(jié)點是無法區(qū)分的。換句話說，在某個時刻和節(jié)點的電能是一種商品，它是如何生產(chǎn)的并不重要，事實上，追究到底是誰生產(chǎn)的，又是誰在某一特定時刻或某一特定節(jié)點用的電能是沒有意義的。LMP模型給這種積木式（building-block）大宗商品定義了市場出清價格。
有觀點認為節(jié)點價格創(chuàng)造了局部市場力，但事實并非如此。在人為劃分的分區(qū)內(nèi)，即使相同價格也不會降低局部市場力，只是市場力的行使方式不同而已。判斷分區(qū)內(nèi)的市場流動性是很難的，因為在不同地點交易的商品是不同的。不同地點或不同時間生產(chǎn)和消耗的電能也是不均勻的。輸電阻塞分區(qū)外的發(fā)電無法滿足受阻區(qū)域內(nèi)的負荷增量。那個基于電力在市場中的位置是可替代的這個假設(shè)，并認為最終一定會有人承擔(dān)相應(yīng)成本的想法是錯的，因為實際上這個成本通常是分攤給了所有的負荷。而這種做法導(dǎo)致單一價格市場缺少有效的機制來識別和緩解實時平衡市場中局部地區(qū)市場力的行使。
雖然通過定義發(fā)電商分區(qū)定價來管理輸電阻塞似乎是一個可行的折中方案，但它通常會產(chǎn)生比單一市場價格更多的問題。此外，當(dāng)狀態(tài)變化要求改變分區(qū)的定義時，歷史表明沒有可行的方法來持續(xù)調(diào)整分區(qū)定義。唯一穩(wěn)妥的方案就是LMP設(shè)計，可以為每個節(jié)點提供唯一的實時價格。所以無論是在理論還是實踐中，LMP才是真正簡單的定價系統(tǒng)。
2. 采用LMP進行阻塞管理無需單獨考慮受約束再調(diào)度費用
垂直一體化公用事業(yè)不需要使用LMP定價來支持其滿足負荷供應(yīng)的經(jīng)濟調(diào)度，因為垂直一體化公用事業(yè)的調(diào)度機構(gòu)會持續(xù)向本企業(yè)發(fā)電電源發(fā)送調(diào)度指令，而這些電源沒有經(jīng)濟動機來背離這些指令。然而，這種方式在基于市場的系統(tǒng)中是行不通的，因為要求發(fā)電商以不能超過其成本的價格發(fā)電是不可持續(xù)的。非節(jié)點電價系統(tǒng)本質(zhì)上造成了價格過高或過低的狀況，使一些發(fā)電商按照調(diào)度指令發(fā)電無法獲得合理收益。對于那些由于阻塞需要降低出力的機組，往往發(fā)現(xiàn)分區(qū)價格通常要高于發(fā)電的邊際成本，機組這時候發(fā)電是可以獲利的；而對于那些由于阻塞機組需要增加出力的時候，往往區(qū)域電價可以比阻塞區(qū)域的發(fā)電邊際成本低很多，這時候發(fā)電商就會發(fā)現(xiàn)當(dāng)他們被調(diào)度起來的時候是無法獲利的。
在單一市場價格或分區(qū)定價設(shè)計中，價格和調(diào)度指令之間的不協(xié)調(diào)導(dǎo)致需要一種機制來激勵或要求發(fā)電商遵循調(diào)度指令，所以單一市場價格或分區(qū)定價機制必須要單獨考慮受約束再調(diào)度費用來激勵可調(diào)度的發(fā)電資源按照系統(tǒng)運營商的指令運行。當(dāng)然，向邊際成本超過單一市場價格的發(fā)電商單獨支付受約束上調(diào)費用，相對于LMP市場價格，不一定會抬高消費者的總成本，因為在LMP市場中用戶本來就會由于受限的發(fā)電支付更高的購電成本。然而在實踐中，如果實時調(diào)度不是所有資源都能參與的完全最小發(fā)電成本調(diào)度，而是一個有限參與并按報價結(jié)算的平衡市場，不同于輸電故障約束下最小成本調(diào)度，那么這些單一或者分區(qū)定價設(shè)計可能會抬高阻塞管理的成本。
從用戶購電費用的角度來看，非LMP市場的一個基本問題是，為避免輸電系統(tǒng)過載，在基于單一或分區(qū)電價機制的市場中，需要向那些需要下調(diào)才有利潤的機組支付受約束下調(diào)費用。而這些受約束下調(diào)費用對于滿足負荷要求并沒有太多貢獻，卻本質(zhì)上會增加消費者的用電成本，即使發(fā)電商基于成本報價也是如此。受約束下調(diào)費用一般按非LMP價格與機組邊際報價之差結(jié)算。因此，當(dāng)報價降低時，受約束下調(diào)費用會增加。在這種市場價格機制下會造成用戶購電增加的趨勢，因為發(fā)電商會由于期望被補償受約束下調(diào)費用，通過降低出力和人為地提交低報價而行使一定程度的市場力，從而抬高支付他們的補償。這就是原CASIO市場（1998-2009）中的INC/DEC博弈。同樣的問題也曾出現(xiàn)在德克薩斯州的ERCOT電力市場，這也是后續(xù)向LMP機制改革的主要原因之一。
安大略省電力市場（IESO）在其當(dāng)時非LMP設(shè)計下，也存在受約束下調(diào)費用補償問題。市場監(jiān)管機構(gòu)對這些額外成本進行了充分的討論，造成額外成本其中一個原因就是外來電計劃。安大略省電力市場還通過在2013年9月實施風(fēng)能報價下限來限制阻塞下調(diào)成本，其要求90%的風(fēng)電以不低于-3美元/兆瓦時以及其余10%的風(fēng)電發(fā)電商以不低于-15美元/兆瓦時的價格調(diào)度。在美國基于LMP的市場中，我們經(jīng)?？吹竭@樣的情況：間歇性電源所在電網(wǎng)的某些節(jié)點以低價或負價被調(diào)度出去，而其他位置的價格卻很高。在非LMP定價設(shè)計下，這些情況要么會導(dǎo)致支付巨大的受約束再調(diào)度費用，要么就實施價格下限和對間歇性發(fā)電下達調(diào)度指令進行管理。
雖然我們有很多理由認為受約束下調(diào)費用造成的額外成本是不合理的，但在基于市場的非節(jié)點定價機制下，為避免輸電過載，這些補償又是必需的。PJM公司1997年的市場實踐經(jīng)驗具有指導(dǎo)意義。單一價區(qū)市場是由安然公司和費城電力公司（PECO）發(fā)展起來的，聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）要求PJM公司優(yōu)先實施這種設(shè)計，而不是由其他公用事業(yè)公司提供的LMP系統(tǒng)。該設(shè)計要求在整個系統(tǒng)中采用單一的聯(lián)營價格，并允許有受約束上調(diào)費用，但沒有考慮受約束下調(diào)費用。因此，如果出現(xiàn)輸電堵塞，為了解決阻塞被調(diào)度要求減發(fā)的發(fā)電商將損失本應(yīng)獲得的電費收入，盡管他們的報價和成本比其他發(fā)電商可能要低的多。同時，那些被再調(diào)度的資源、自調(diào)度機組，以及愿意根據(jù)固定電價條款支付阻塞費用的非固定計劃外來電都被支付了比其發(fā)電報價高的多的價格。
1997年6月，在實施單一價格市場后，輸電阻塞的出現(xiàn)在預(yù)料之中，這些因素導(dǎo)致了PJM西部越來越多的發(fā)電資源采用自調(diào)度方式，進入了一個死亡螺旋。這種設(shè)計的后果是，那些不是自調(diào)度，或由于簽訂了聯(lián)合運行協(xié)議的機組無法實施自調(diào)度的公用事業(yè)公司，都被要求以遠遠高于那些未被調(diào)度機組成本的價格購買電力，用來讓自調(diào)度機組和外來電來購買阻塞“通行費”。
由于PJM預(yù)計無法管理東部地區(qū)的阻塞和避免輸電過載，PJM公司在1997年6月27日星期五下午4點59分向FERC提交單方面申請，生效日期為1997年6月28日下午5點，該申請取消非固定計劃外來電交易行使自調(diào)度的能力，且當(dāng)其引發(fā)輸電網(wǎng)阻塞時，允許PJM以非經(jīng)濟的方式削減這些交易。這些變化使PJM可以短暫的使用Enron-PECO定價機制來管理擁堵。但到1997年8月22日的時候，PJM的市場參與者們就已經(jīng)找到了可以規(guī)避6月27日削減交易規(guī)定的方法，這也導(dǎo)致PJM失去了在其經(jīng)濟調(diào)度范圍內(nèi)管理阻塞的能力，最終PJM在8月22日宣布進入最小發(fā)電能力的緊急狀態(tài)，允許其以非市場方式減少交易。PJM隨后改變了其操作規(guī)程，不接受新的非固定計劃外來電或需要重新調(diào)度發(fā)電的二次服務(wù)輸電計劃（secondary service transmission schedules），從1998年10月1日起生效，取消了開放輸電接入。
基于這一經(jīng)驗，1997年底FERC批準向LMP市場設(shè)計轉(zhuǎn)變，PJM在1998年4月1日實施了基于成本的經(jīng)濟調(diào)度，并對每個節(jié)點的負荷和發(fā)電應(yīng)用節(jié)點邊際電價。1999年，F(xiàn)ERC批準了修訂后的"基于市場"的定價方法，對于大多數(shù)市場參與者來說，市場投標和報價取代了原來的基于發(fā)電成本估算的定價方法。同樣，F(xiàn)ERC在1999年批準了NYISO的LMP設(shè)計。
即使PJM在1997年沒有采用阻塞下調(diào)費用的方式，以補償進入阻塞下游西部分區(qū)的外來電，但對于其他非LMP市場的市場運營機構(gòu)而言，外來電仍然會給阻塞區(qū)域帶來很大挑戰(zhàn)。例如，IESO在從明尼蘇達州（MISO）和馬尼托巴州外來電送電到阻塞下游的西北部地區(qū)時遇到了困難。英國也遇到了相似的問題，有從挪威的外來電送入阻塞下游的英國北部地區(qū)。
采用非LMP定價系統(tǒng)的電力市場在管理外來電進入到阻塞區(qū)域時面臨著艱難的選擇，因為單一市場結(jié)算價格可能大幅超過邊際報價。如果他們根據(jù)外來電的報價來支付受約束下調(diào)費用，外來電的賣方可以在明知道阻塞的情況下，把全部輸電能力都以較低的報價提交，從而在不發(fā)電的情況下得到受約束下調(diào)費用。相反，如果外來電不被調(diào)減出力換取阻塞下調(diào)費用，那么外來電將可能會取代成本低、排放低的機組的發(fā)電。這些情況在LMP市場中不會出現(xiàn)，因為在阻塞區(qū)域的價格與調(diào)度結(jié)果是一致的，低價的外來電進入到阻塞區(qū)也同樣按照低的市場出清價格進行結(jié)算。
3.LMP支持實施具有財務(wù)責(zé)任的、操作上可行的日前市場
在20世紀90年代，運行上可行且具有財務(wù)責(zé)任的日前市場是理想的選擇，因為它們可以為滿足負荷所需的、啟動速度比較慢的機組進入調(diào)度計劃中。到2005年，NYISO、PJM、ISO-NE和MISO都已經(jīng)實施了操作上可行、具有財務(wù)責(zé)任的日前市場。CAISO和IESO試圖為其1998-2002年的市場設(shè)計一個可操作的、具有財務(wù)責(zé)任的日前市場。他們的目標是創(chuàng)建一個支持財務(wù)責(zé)任的機組調(diào)度計劃，并對實時調(diào)度起來的機組給予上抬費用。然而在沒有實時LMP定價的情況下，僅采用基于單一區(qū)域價格機制，CAISO和IESO無法設(shè)計出一個不會推高用戶購電成本、可行的市場。
CAISO在2003年7月22日MDO2文件中解釋了日前市場運行可行的重要性，并指出：
由于CAISO的阻塞管理系統(tǒng)不對區(qū)域內(nèi)輸電約束進行建模，并接受來自SC的調(diào)度，而這些調(diào)度在物理上是不可行的，CAISO沒有有效的流程來管理遠期市場的區(qū)域內(nèi)阻塞，所以它采用了與處理區(qū)域間阻塞的相同方式來管理區(qū)域內(nèi)的阻塞，即確保調(diào)度不會引起阻塞，而是被迫接受會產(chǎn)生阻塞的預(yù)調(diào)度計劃，并嘗試實時管理這種區(qū)域內(nèi)阻塞。這是一個困難且復(fù)雜的過程，會占用電網(wǎng)運營商過多的時間，迫使他們面臨很高的時間壓力以保證電網(wǎng)可靠運行，而這也會影響到他們的承擔(dān)其他職責(zé)。
在一個基于單一或分區(qū)定價機制(例如CAISO和IESO的價格)、有阻塞的輸電系統(tǒng)中設(shè)計一個具有可操作性的日前市場的核心問題是，如果沒有用于解決日前市場計劃和實時發(fā)電之間偏差的實時LMP，在日前市場中沒有被列入調(diào)度計劃的機組，可能無法以低于其日前市場中收入的單一或分區(qū)價格來調(diào)用和結(jié)算他們系統(tǒng)中的不平衡。第二個核心問題是，非LMP日前市場不僅不會減少考慮阻塞下調(diào)費用，反而可能會給機組機會，使他們實時受限但日前處于虛擬中標的情況，而這些虛擬交易無疑會增加用戶所承擔(dān)的受約束下調(diào)費用，同時相對于實時阻塞區(qū)域的實際成本，日前不考慮阻塞的市場價格會顯得更低。這些虛擬調(diào)度計劃對于確定需要多少發(fā)電或外來電沒有任何幫助，反而會增加日前市場中不經(jīng)濟的電力外送，而實時會被阻塞下調(diào)。
另一個非LMP定價設(shè)計帶來的運行挑戰(zhàn)案例是，歐洲的日前市場在運行上并不可行，它要求系統(tǒng)運營商不僅要實時平衡系統(tǒng)以應(yīng)對系統(tǒng)故障，還要重新平衡系統(tǒng)以補償不可行的日前計劃。除了應(yīng)對烏克蘭戰(zhàn)爭帶來的挑戰(zhàn)外，市場改革的壓力還在繼續(xù)。
在正常市場環(huán)境下，運行上缺乏可行性的日前市場會產(chǎn)生系統(tǒng)運行的挑戰(zhàn)，但這些挑戰(zhàn)可能會使緊張狀態(tài)下的系統(tǒng)轉(zhuǎn)化為嚴重的可靠性問題，例如2000年5月和6月在CAISO中普遍存在的情況?？煽啃燥L(fēng)險也會隨著日前市場計劃和實際用于平衡負荷和發(fā)電的之間差異的增加而增加。當(dāng)發(fā)生嚴重故障導(dǎo)致實時條件變化時，實時平衡電力系統(tǒng)總是具有挑戰(zhàn)性的，但LMP可以使日前市場運行可行且有財務(wù)責(zé)任，有助于最大限度地減少這些問題。
4.LMP機制避免了由于ISO為了限制受約束下調(diào)費用的規(guī)模，而制定限制新資源入市的規(guī)則
由于位于阻塞區(qū)的發(fā)電機可能會發(fā)生較高的阻塞下調(diào)費用，這是ISO限制阻塞區(qū)新建電源的重要原因，以減少不發(fā)電所需支付的費用。然而，這些投資限制在阻止導(dǎo)致受約束下調(diào)費用的低效率投資的同時，給替代高成本、高排放發(fā)電的新型高效、低排放發(fā)電資源的投資也造成了障礙。例如，Bucksport公司和Champion公司（新英格蘭電力市場的潛在參與者）在投訴中指出，ISO-NE系統(tǒng)影響評估流程中就存在這種問題。Bucksport公司和Champion公司指出，這些系統(tǒng)影響評估設(shè)定了一些要求，包括"假定所有存量的和新建發(fā)電機必須與負荷需求完全匹配，即位于NEPOOL（New England Power Pool）任何地方的任何發(fā)電機必須能夠為NEPOOL任何地方的負荷提供發(fā)電服務(wù)"，"假定最極端的系統(tǒng)運行條件與行業(yè)標準不一致，因此假設(shè)系統(tǒng)上的任何輸電約束只能通過輸電設(shè)備升級來補救"，"假設(shè)在所分析的新建項目之前的所有項目序列都將建成，這個影響分析必然產(chǎn)生不準確的結(jié)果"和"現(xiàn)有發(fā)電機的既有優(yōu)惠權(quán)和NEPOOL輸電系統(tǒng)的‘金字招牌’規(guī)則"的相關(guān)研究。Champion Bucksport申訴的相關(guān)內(nèi)容被批準，而NEPOOL對其接入系統(tǒng)分析規(guī)則的修改于1998年被FERC拒絕。
此外，在系統(tǒng)低負荷時受約束下調(diào)的發(fā)電電源需要在高負荷時發(fā)電。值得注意的是，1999年，在眾所周知的加州電力市場危機之前，加利福尼亞州就第19號修正案“NewGen”的限制進行了討論。2000年1月底，聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會最終否決了擬議中的“ACCM”規(guī)則，該規(guī)則對任何在接入系統(tǒng)分析中會造成阻塞的新發(fā)電機通過要求輸電升級或采取特殊結(jié)算方法和調(diào)度規(guī)則來限制其進入。不久之后，美國西部電力行業(yè)都意識到了CAISO的問題不是太多的發(fā)電機獲得受約束下調(diào)費用，而是發(fā)電容量不足導(dǎo)致無法滿足2000年夏季的負荷。
為了控制受約束下調(diào)費用水平，一種間接的限制新電源進入的方式是給發(fā)電機引入輸電使用費，在阻塞線路的下游地區(qū)收費較高，在阻塞線路的上游地區(qū)收費較低甚至為負。英國在20世紀90年代引入了這種類型的輸電費，現(xiàn)已演變?yōu)椤癟NUOS”費用。本文不詳細討論英國TNUOS設(shè)計，但可以注意到，最初的輸電費用以及現(xiàn)在的TNUOS費用，無法控制過去十年受約束下調(diào)費用巨大增長。
此外，使用輸電使用費管理新建電源的概念是20多年前在火力發(fā)電投資的背景下發(fā)展起來的。隨著分散化的各種類型電源的不斷發(fā)展，它將變得越來越不可行。在當(dāng)今世界，輸電使用費對于管理由間歇性可再生能源發(fā)電產(chǎn)生的阻塞是無效的，可再生能源發(fā)電在一天中的某些時間或某些條件下可以全部輸出滿足負荷需求，但在可再生能源發(fā)電非常高的一些時刻，其所有發(fā)電量并不能被全部發(fā)出或儲存，存在棄電的現(xiàn)象。如今，僅僅阻止在受阻塞地區(qū)的低效投資是不夠的，電力市場設(shè)計必須能夠有效管理無法避免的輸電阻塞問題，這些阻塞問題與一天或一年中不同水平的可再生能源發(fā)電有關(guān)。
同樣，輸電使用費也無法阻止阻塞地區(qū)的電力用戶通過支付高于統(tǒng)一價格的費用進行表后發(fā)電的低效投資。
輸電使用費不適合作為一種信號，抑制額外可再生能源投資，因為過量的可再生能源投資會導(dǎo)致一部分可再生能源發(fā)電受限，與此同時，也無法激勵在同一地點保留或投資可調(diào)控資源，這些可調(diào)控資源可以在風(fēng)能和太陽能出力較低時發(fā)電。使用輸電費來減少不經(jīng)濟的投資和約束下調(diào)費用，也同樣難以實現(xiàn)讓儲能獲得在阻塞地區(qū)進行投資和運行的有效的信號。儲能資源可以緩解可再生能源等投資帶來的輸電阻塞。在LMP市場設(shè)計下，如果其所在地的LMP價格較低，儲能資源可以儲存電量，從而減少由于約束對其他電源類型的限制。
5.市場力緩解
由于LMP定價設(shè)定了市場出清價格，賣家不必為了以市場出清價格結(jié)算而按照市場出清價格報價，同時同一地點其他賣家獲得相同價格。賣方以其邊際成本報價并在其所在節(jié)點按照市場出清價格結(jié)算，該行為有助于識別潛在的市場力，并能夠在不人為壓低價格的情況下減輕市場力。這在非LMP定價設(shè)計中是不可能實現(xiàn)的，因為在非LMP定價設(shè)計中采用按報價結(jié)算的平衡機制，為了能與同一地點在實時被調(diào)度的機組都被以同樣的價格支付，賣家必須按照市場出清價格進行報價，才能以市場出清價格結(jié)算。即使是低成本的發(fā)電供應(yīng)商，在以報價結(jié)算的市場中也有動機以預(yù)期的市場出清價格報價，這使得對異常報價的判別或?qū)κ袌隽Φ木徑獾臋C制設(shè)計變得十分困難。此外，即使是不具備市場力的小型發(fā)電商也有動機根據(jù)預(yù)期市場出清價格報價，那么緩解市場力的范圍將超出大型發(fā)電商范疇，變成按市場運營機構(gòu)的估計成本報價和補償。
此外，由于在LMP定價設(shè)計體系中實施了備用短缺定價機制，如NYISO、MISO、PJM、ERCOT、ISO-NE和SPP，在緊急情況下，價格可以達到較高水平，而無需任何賣方提交高報價。盡管CAISO在其日前市場或?qū)崟r市場中沒有備用短缺定價設(shè)計，但在2020年8月大停電事故之后，已經(jīng)實施了一些規(guī)則以確保CAISO有必要采取“可消減”負荷以滿足WECC強制備用要求，價格被設(shè)定在一個合適的水平，此時可消減負荷取代了用于平衡負荷和發(fā)電的非旋轉(zhuǎn)備用。
6.市場流動性
在過去20年里，隨著LMP市場的實施和發(fā)展，遠期交易市場也在同步發(fā)展，LMP使得交易所的金融對沖交易得以發(fā)展。LMP為阻塞區(qū)內(nèi)的發(fā)電機提供了更大的遠期交易市場的流動性。市場參與者可以通過在交易中心出售電力和購買從其所在地到交易中心的反向FTR，實現(xiàn)其在遠期市場中提供的阻塞管理的價值，或者他們可以在阻塞上游區(qū)的結(jié)算點出售其電能，從而使他們的位置價值貨幣化。
另一方面，阻塞上游地區(qū)的發(fā)電資源在非LMP系統(tǒng)的平衡市場中沒有任何市場機制能夠支撐其進行遠期市場交易，因為它們只能在按照報價結(jié)算的平衡市場中以實際價值結(jié)算其發(fā)電，而且只能在接近實時的時候發(fā)生。非LMP的價格機制為無法調(diào)度的發(fā)電資源提供了不合適的高流動性，同時為阻塞上游區(qū)可以調(diào)度滿足負荷的發(fā)電資源提供了低流動性，這些發(fā)電資源只能在實時市場中按實際價值出售其電力。在非LMP市場設(shè)計中，無法設(shè)計為受約束上調(diào)費用的長期市場。因此，對于位于阻塞上游區(qū)的發(fā)電機來說，沒有市場機制支持其在遠期合約中鎖定其發(fā)電價值。相反，對于受約束上調(diào)的發(fā)電，必須每天在一個按報價結(jié)算的市場中實現(xiàn)他們的資產(chǎn)價值。
因此，非LMP市場在流動性方面是落后的，非LMP市場的遠期市場為無法調(diào)度滿足負荷的發(fā)電資源提供流動性，然而對于需要實時平衡凈負荷的發(fā)電資源，非LMP市場無法提供流動性以實現(xiàn)在遠期合同實現(xiàn)其價值。這種設(shè)計極大地有利于阻塞上游地區(qū)的存量發(fā)電商，他們不必在遠期市場與新電源競爭，因為新電源無法以平衡市場的價格簽訂遠期合同，如果出現(xiàn)新電源，現(xiàn)有發(fā)電商將能夠降低其平衡市場報價。另一方面，在LMP市場中，新電源可以通過雙邊合約或交易所交易的合約，在進入市場之前鎖定收益，以反映預(yù)期平衡市場價格的價格出售遠期電能。
名詞解釋
LMP: Locational Marginal Price，節(jié)點邊際電價
FERC:Federal Energy Regulatory Commission 美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會
ISO: Independent System Operator，獨立系統(tǒng)運營商（電力市場運營機構(gòu)）
RTO: Regional Transmission Operator，區(qū)域輸電組織（電力市場運營機構(gòu)）
PJM: 美國PJM電力市場
MISO: Midwest ISO，美國中西部電力市場
SPP: Southwest Power Pool，美國西南電力聯(lián)營公司或SPP電力市場
NYISO: New York ISO，美國紐約電力市場
ISO-NE: ISO New England，美國新英格蘭電力市場
IESO: 加拿大安大略電力市場
Constraint-on and -off payment: 受約束再調(diào)度費用，（非LMP定價系統(tǒng)中發(fā)電商因受約束被迫偏離經(jīng)濟調(diào)度所造成虧損的補償）
Constraint-on payment: 受約束上調(diào)費用
Constraint-off payment: 受約束下調(diào)費用
Constrained-down region: 阻塞下游區(qū)域
Constrained-up region: 阻塞上游區(qū)域
Pay-as-bid: 按報價結(jié)算，即當(dāng)電源中標情況下，其發(fā)電電費按照其報價結(jié)算，而不是按照統(tǒng)一出清價格結(jié)算。
Split-savings：PJM在開展市場之前所使用的，主要是基于成本的計劃調(diào)度方式下，對采用區(qū)域調(diào)度所節(jié)省的資金進行分享的機制。
EIM：Energy Imbalance Market，能量不平衡市場
LSE：Load Serving Entity，負荷服務(wù)主體，可理解為大用戶、售電公司或配電公司。
Transmission Access Charges：新建電源輸電使用費
