研究｜节点边际价格和电力市场（下）

LMP与2016-2050年不断变化的电力资源结构

在本节中，我们将讨论LMP在过去7-8年美国不断变化的电力资源组成中的作用，以及在未来10年、20年和30年使用LMP定价来支持美国和世界各地能源转型的潜在优势。1997年至2014年期间，美国和安大略省电网经常出现输电阻塞现象，并且随着能源构成向更依赖可再生能源的方向发展，这种情况很可能会长期反复发生。当可再生能源发电异常高时，不可避免地会出现输电阻塞。输电网改造以适应偶尔或每天只出现很短时间的不正常输出水平是不经济的。未来几年，对有效管理阻塞的定价机制的需求会变得越来越重要。

正如导言中所强调的，在未来30年里，随着电力资源组合的不断变化，LMP的核心优势将是其在过去20年里的优势的延伸。

1.LMP市场出清价格为储能和价格响应资源提供符合市场条件的有效价格信号

随着电力资源组合的演变和分布式发电、储能和价格响应负荷的发展，使用LMP价格提供有效的价格信号变得越来越重要，储能和表后资源可以以支持而不是破坏电力系统可靠性的方式响应。

这对需要随着时间优化功率的电力资源（例如储能）尤其重要。这类资源需要在价格和实际电力成本较低时充电以及在价格和电力实际成本较高时放电。很难想象，在缺乏透明的价格信号（如实时LMP价格）的按报价结算的平衡市场中，如何引导储能充电和放电决策储能资源实现有效竞争，或在平衡净负荷时实现其全部潜在经济价值。对于位于低价阻塞下游区域的储能资源和位于高价阻塞上游区域的储能资源都是如此。在按报价结算的平衡市场中，储能资源必须猜测低价时刻电价会有多低，以便提交低价竞标，以低价购买，并猜测高价时刻电价会有多高，以便以与其他供应商相同的价格进行出售。如果储能资源报价低于出清电价，则无法充电，而如果为了确保可以充电而提交高报价，则可能不得不支付比储能发电成本更高的电价，从而人为的降低了储能的价值。

相反地，在阻塞上游地区的储能可以提交足够低的报价，以确保它们被调度用于平衡，但后果是他们不会得到真正的市场价格，也就是说，它们无法得到与同一地点其他发电商相同的价格。然而，如果他们为了得到市场价格而出价更高，一旦他们对市场价格的估计略高，他们将面临不被调度的风险。任何基于上述猜谜游戏的按报价结算的设计都会阻碍储能支持能源转型。

此外，单一或分区价格系统通常会低估爬坡能力的价值，不管它是由水力发电、天然气发电还是储能资源。单一或分区价格机制从机理上就会低估爬坡的价值，因为非节点价格将反映在实际调度中的由于输电约束而无法平衡净负荷的爬坡能力。

LMP市场鼓励并允许所有资源和所有类型的资源参与经济调度以提供系统平衡，而不是像欧洲平衡市场那样，将平衡市场的参与者限制在可用资源的一个子集内。特别是，非LMP系统不会提供价格信号以激励表后资源以平衡系统的方式调整其功率。事实上，当出现输电阻塞时，非LMP定价系统往往会促使表后资源以一种加剧当地不平衡的方式运行，因为它们将基于单一或分区价格运行，而不是响应其所在位置的LMP价格。随着可再生能源输出水平的提高以及资源组合演变，也包括更多的分布式资源，LMP对支持尽可能广泛地各类资源参与市场平衡将变得更加重要，包括支持表后发电、价格响应负荷和价格响应的局部电网的功率输入和输出等各类资源的有效参与的作用，这些资源将对价格信号作出响应，而不是仅仅接收调度指令。

英国和欧盟的非LMP平衡市场使用的按报价结算的设计有利于存量大型发电商，不利于新建电源和新技术，并可能通过降低小型竞争者的利润来实现市场力的行使。尽管一直以来都在努力改革这种机制的问题，但这种不公平在很大程度上是在平衡市场的非节点的、按报价结算的设计中固有存在的。

正如我们在下文中解释的那样，在按报价结算的平衡市场中，不存在允许阻塞区的发电商和电力用户买卖远期合约的远期市场。在平衡市场中被调度的阻塞上游地区的发电商没有按照市场出清电价被结算，在平衡市场中必须满足的电力负荷也没有按照市场出清电价付费。

2.LMP避免了受约束下调费用并减少了排放

LMP定价避免了向不需要满足负荷需求并且在最小出力运行的火力发电机组支付受约束下调费用的这种不合理的费用，同时这种运行工况还会增加排放。LMP定价还避免了间接性可再生能源的不合理付费，即这些资源在一天或一年的发电情况会导致其潜在发电的很大一部分被弃电。

除了有记录的美国区域市场的失败经验，英国和欧洲区域市场出现了令人震惊和不断增长受约束再调度费用，由此产生了一系列对市场改革的需求。在非LMP市场设计下，用户不仅会为高成本的电源支付高价，在单一价格机制下，即使电源不发电，用户还需向阻塞区的发电商支付受约束下调费用。

3.LMP能够有效反映节点价格信号

LMP在提供有效节点价格信号方面的好处，体现在其可以引导新建零排放资源和储能资源的建设位置，并激励现有的火电电源根据他们所处位置、发电能力和经济性选择继续运行、退出还是进行升级改造。

a.可再生能源

可再生能源发电通常被认为是零边际成本电源，越来越多的观点宣称，因为其基本性质，可再生能源必然不再需要经济调度，这样就会导致如LMP等市场出清定价模式的失效。对这一说法稍加研究就会发现其论点根本没有依据。

这种说法的隐含意思是，电价为零导致不足以支撑发电投资或电力需求响应。人们通常认为这是一个不言而喻的事实，因此，需要对当前电力市场的设计与结构进行变革。然而，零边际成本电源并不总是系统的边际电源。西部EIM市场的装机以零排放电源为主，但实时市场的LMP通常不是零，甚至经常远远高于零。此外，即使在能源转型完成后，LMP价格也一定不为零，因为存在充电和放电的成本不为零，库容式水电的成本不为零，能够降低用电的价格响应负荷的成本不为零，氢能发电的成本不为零。我们无法准确预见能够实现净零排放目标的电力资源组合是什么，但也不能臆想地认为电价会始终为零，而且没有输电阻塞。

随着电力资源结构的变化，调度结果、辅助服务供应等也会随之变化，但电力系统平衡的基本原理仍然保持不变。即使美国和西欧的电力资源结构发生了可预期的变化，各地的电价也不会总是零价。当间歇性能源发电较少时，将需要通过非零电价，甚至可能是比较高的电价来平衡净负荷，其中一部分平衡可能是通过减少用电负荷来实现的，但在低电价时无法实现这种情况。当间歇性能源发电高时，也需要利用电价来平衡净负荷，可以通过激励大容量储能，也可以借助一些分散的储能来存储，如电动汽车的电池，这些平衡措施都是依靠相应的节点电价实现的。市场运营机构将通过经济性和技术需求来保证两种情况下的可靠的经济调度。虽然资源组合变化带来的波动性会随着储能和价格响应负荷的增加而减少，但LMP价格的波动性会更强。但是这些变化不会影响LMP在经济调度中的重要地位。LMP定价机制下的市场基本运行设计适用于所有水平的边际成本，无论是高水平还是低水平。

LMP 鼓励发电商选址在较少发生受约束下调的地区，特别是高电价时段。有可再生资源补贴计划的州和公用事业公司可以基于LMP构建对在结算点的低排放资源的补贴价格体系。这些设计可以为可再生能源提供电价风险对冲，实现在结算点进行补贴的结算，而不是电源物理所在地结算，可以把发电站选址不当造成的不良后果留给发电项目自身，而不是像受约束下调费用那样将这些成本转移给消费者。虽然美国电力市场一般不会这样做，但补贴合同被设计成双向差价合约，当市场价格超过合约执行价格时，项目需要支付差价。这种类型的合约分配避免了在电价较高时可能出现的高于预期的补贴费用，但反过来，在价格低于预期时则需支付更高额的补贴。在LMP定价市场中，补贴合约结构也可以设计为：如果结算点的LMP价格为零，则补贴归零。LMP提供了这些选择。但是补贴合约的设计由在政府和监管机构决定，而不是电力市场运营机构。

LMP还鼓励开发商在输电系统已经或即将有新建规划时建设发电项目，以保证电能供应，因为如果没有足够的输电能力将发电资源交付到市场，发电资源就不会产生收入。然而，基于受约束下调费用的非LMP定价系统，在有足够的输电能力向负荷输送电能之前的数年，就鼓励发电商开始建设发电厂，因为发电商会能够因为建设的发电机组无法调度而获得受约束下调费用，而消费者却为这些无法被调度发电去满足负荷或减少排放的资源买单。

b.储能

除了将电力生产从低价时期转移到高价时期外，储能的另一个重要作用是具有出色的爬坡能力，可以平衡间歇性资源出力带来的电价变化。单一价格市场大大低估了爬坡平衡的价值，因为单一价格市场保持着这样的假象：系统中所有爬坡能力都用来平衡每个地方的净负荷。如果是这样的话，就不需要储能资源优秀的爬坡能力，但这显然是不可能的，单一价格市场大大低估了储能和机组爬坡能力对系统各节点真正的价值。在单一价格市场中，需要额外的补贴去纠正储能和爬坡的错误的价格定位。除了施行LMP机制，由于没有直接的方法来纠正这种错误定价，为补偿对爬坡能力估值过低而做出的补贴结构，可能会给市场带来其它的价格扭曲。

LMP价格反映了输电网约束的影响，这可能会大大影响电力爬坡的价值。在单一价格市场中，爬坡能力的价值通常很低，因为整个地区或国家的电网有足够的爬坡能力去调整净负荷的变化。然而，这种爬坡能力由于受到输电约束的影响，实际上并不能用来平衡净负荷。由于动态LMP价格对每个节点和每隔5分钟的电力进行定价，因此它们可以准确地对每个调度时间间隔内电网上每个节点的爬坡能力定价。这一点十分重要，因为在日内特定节点的价格模式下，可以激励储能资源去定位在哪里能获得最高价值。储能资源能够根据受约束上调或受约束下调的情况择优选址。LMP定价激励储能运营商根据节点和该节点日内的价格模式来优化其资源特性。

c.存量火电电源提供平衡服务

LMP 价格信号将激励电源保持运营状态以为负荷平衡提供最大价值的服务，因为在需要发电能力的时间段，这些位置的价格会更高，同时促使那些不再需要运行的火电退役。非LMP定价设计的情况并非如此，在非LMP定价设计中，约束下调费用可能会促使那些对满足负荷需求或保持电力平衡没有价值的电源持续运营。

4.LMP支持具有经济责任且运行可行的日前市场

随着美国、加拿大、澳大利亚、英国和欧盟发电资源组合的发展，电力系统将面临更大的运行压力，非LMP设计会越发不适应这种趋势，且必然会产生不可行的日前计划。即使在可预期的系统状况下，这些运行上不可行的日前计划也不能作为实时平衡负荷和发电量的依据。此外，当系统状况与预期发生变化时，依赖不可行的日前计划将加大系统运行的挑战。

在上世纪90年代和21世纪初，调度机构必须应对发电和输电出现的强迫停运带来的后果，这种故障可能在短时间内很大程度上改变系统的运行状态。系统运行中发生的这些故障是通过事故约束经济调度和运行备用来处理的，这使得系统能够在发生这些事故后保证运行可靠性。

系统运营商仍然需要管理输电系统运行并且保证充足的备用，以便在系统发生输电和发电故障后保证运行可靠性。但随着资源组合的不断变化，系统运营商管理净负荷加剧波动的难度将进一步增加。典型的例子是，2020年8月15日，CAISO在仅仅12分钟内就经历了从具备足够的备用，到宣布第二阶段紧急状态，再到不得不切断负荷的状况。未来电力系统运行环境将更加多变，即使在没有意外事件的情况下，如果在每一个运行日都是以一个不可行的日前计划开始的，那么我们不会有任何市场设计的空间，而且将使系统运营商置于十分困难的境地。我们得出的结论是，对于系统运营商来说，依靠产生与预期市场状况不一致的日前计划的市场设计已经不再可行。

如上所述，为实现具有运行上可行和具有财务责任的日前市场，不仅是CAISO实施LMP市场的一个重要益处，这也是 IESO在21世纪20年代及以后决定施行日前市场的一个重要考虑因素。20世纪90年代和21世纪初促使日前市场运行的一个重要驱动力是需要在日前实现启动那些慢速启动能力的天然气发电机组，以便它们在实时市场随时可用。尽管这一需求在21世纪20年代和21世纪30年代的重要性可能要小得多，但可行的日前市场也为价格响应负荷的用电计划提供了财务依据，因为这些负荷需要在实时市场前做出一些决策；表后局部电网需要在实时市场前做运行计划；对于其他电源，如梯级水电站，则需要在日前执行高成本发电计划；对于储能，则需要考虑运行日的利润决定运行计划。具有财务责任以及在运行上可行的日前市场发电计划，也为系统运营商提供了预期的运行计划，并鼓励发电商在供电时能够按照其日前计划运行，并根据实时LMP价格增减出力。

5. LMP在适应不断变化的调度机制中已经体现其灵活性

b在过去的20年中，LMP已经适应了调度体系设计的一系列变化，在LMP市场体系中，这些变化都得到了很好的执行。这些创新包括：

●爬坡调度（CAISO、 Western EIM和 MISO）

●快速启动/固定区块（fixed block）/扩展 LMP定价（NYISO, MISO, PJM, ISO New England, SPP）

●实时市场中电能量和辅助服务的联合优化出清（NYISO, MISO, SPP,ISO-NE, PJM）

●日前市场中电能量和辅助服务的联合优化出清（all U.S. ISOs）

●备用短缺定价 NYISO, MISO, PJM, ISO NE, PJM, SPP 和ERCOT

●多时段优化（CAISO、 Western EIM和 NYISO）

●15分钟和5分钟的定价和结算（CAISO、 Western EIM）

●输电过载定价(NYISO, CAISO, MISO, SPP, and ERCOT）。

虽然我们在本文中重点讨论了经济调度和LMP定价，但同时金融输电权的拍卖设计也发生着演变和创新，以满足市场参与者不断变化的需求。应对这些变化的应用：

●高峰时段和非高峰时段金融输电权（FTR）

●分时段平衡拍卖（Balance of period auctions）（PJM、 MISO、 NYISO和 ISO New England）

●未来年度拍卖（PJM、 ERCOT和 NYISO）

●输电网故障性能绩效激励（NYISO)

此外，还有很多其他创新点也可以在LMP市场内实施：

●储能荷电状态报价和调度（CAISO）

●具有经济责任、操作可行的日内市场

在按报价结算的平衡市场中，当要求市场成员竞价投标以获得与边际机组相同的市场价格的情况下，目前尚不清楚的基于荷电状态的报价是否可行。这是按报价结算的平衡机制只适用于过去的另一个例子。按报价结算的市场设计低效且不公平，它们特别不适合管理不断变化的电源组合的发电功率，以及可能严重依赖分布式能源进行平衡的输电网。

同样，在没有LMP的情况下，也不可能引入运行上可行、财务上有约束力的日内市场，该原因与运行上可行的日前市场在单一出清价格市场中不可行的原因大致相同。

最后，我们在上文指出，公用事业部门和各州在低排放或零排放资源的补贴合同结构的设计中使用了LMP定价，通过将补贴构建为结算参考点或分区价格的差价合约结算，来激励有效的选点和运行决策。

结论

与单一定价或分区定价相比，LMP 定价使美国市场能够更好地适应间歇性资源发电比重的上升。此外，评论人士对LMP市场的一个潜在担忧是电能量价格高时对可再生能源的支付水平。正如我们上面所指出的，对这些可再生能源的支付水平是州和联邦政策的结果，而不是市场运营机构定价设计的结果。此外，当由于燃料成本高导致市场出清价格很高时，LMP市场无需采用受约束下调费用以进行输电阻塞管理的能力尤为重要，就像当今在美国和世界大部分地区的情况一样，这些“不用于发出电能的支出”也会增加。

在保证以往系统可靠性水平的同时还要适应间歇性新能源发电比重提高的现状，这存在巨大的运行和市场挑战，但LMP定价有助于实现这一目标。如果基于调度指令、受约束再调度费用和按报价结算的平衡机制的市场设计，不可避免会对电力系统可靠性造成一定影响，也会阻碍这些目标的实现。LMP 定价市场设计在资源组合变化时仍能保持系统可靠性的关键运行优势包括：

●为表后发电电源、价格响应负荷、表后局部电网和储能提供了一个高效、透明的价格信号，使这些资源能够在系统紧张的情况下保证电网的可靠性，而不是破坏可靠性；

●运行可行且具有经济责任的日前市场计划，使系统能够满足预期的运行状态要求，提前计划好在发生随机故障时平衡净负荷所需的资源，并激励发电资源能够在实时市场满足日前计划的发电需求；

●激励新建机组选址在合适的节点，不仅降低用户购电成本，同时也激励了储能资源和爬坡能力的建设，保证了电力系统可靠性;

●提供高效的位置信号激励，不仅降低用户成本，而且通过提供位置信号激励储能和发电机组快速爬坡提供容量，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机制中由受约束下调费用所产生的用户购电成本；

●通过对反映输电阻塞的节点价格进行远期对冲，又可以通过提供销售交易所远期合约实现平衡能力，以支持高效的、有竞争力的新市场成员进入市场；

●能够适应调度机制和环境政策的不断调整和变化，包括当市场上升时的补贴退坡设计等；

●能够有效缓解市场力。LMP定价设计能够适应市场力缓解制度的设计。市场力缓解制度关注的是有能力行使节点市场力的卖方，而不是采用按报价结算激励制度去消除市场力。

原文链接

https://scholar.harvard.edu/files/whogan/files/locational_marginal_prices_and_electricity_markets_hogan_and_harvey_paper_101722.pdf

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-offpayment: 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

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