研究|節點邊際價格和電力市場（上）

2022-12-30 10:34:30 中國電力企業管理柴瑋王澍譯　點擊量：評論 (0)

近一段時間以來，受俄烏戰爭等多重因素影響，能源價格持續走高，歐洲計劃對電力市場進行改革，這也引發了對電力市場設計的討論。同時，隨著...

近一段時間以來，受俄烏戰爭等多重因素影響，能源價格持續走高，歐洲計劃對電力市場進行改革，這也引發了對電力市場設計的討論。同時，隨著美國可再生能源快速發展，使得電力市場設計面臨更多的挑戰，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《節點邊際價格和電力市場》。報告對LMP(節點邊際電價)實施的基本原理、歷史背景，以及核心優勢，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)、優質(靈活性)的新型資源(價格響應負荷、儲能、快速爬坡電源)進入電力市場;

●LMP機制能夠適應高比例新能源的電力系統的調度機制的發展

●相比按報價結算的平衡機制，LMP定價機制能夠避免采用受約束再調度付費機制

●在LMP價格體系下的遠期合約機制能夠提升市場流動性

●LMP機制能夠保證實現系統運行有效且反映財務責任的日前市場

“中國電力企業管理”將分兩期推送報告全文，以期對我國電力市場建設的推進帶來啟示。

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用電的選擇，還會影響長期運營計劃和投資決策的預期。經濟學理論和大量的實踐經驗證明，實時節點邊際電價(LMP)是唯一支持高效電力批發市場的實時定價機制。美國聯邦能源監管委員會明智地支持了LMP市場的發展。LMP在過去很關鍵，在今天也很關鍵，并且隨著未來能源結構的變化，它將繼續發揮更大的作用。

節點邊際電價有兩個重要特征。第一，節點邊際電價是市場運營機構以實時發用平衡為目標，考慮輸電安全約束下的經濟調度計算出的。LMP價格反應每個節點的供給和需求平衡，并考慮了市場參與者申報的量價、輸電系統約束、發電電源運行約束，比如出力上限和爬坡率。第二，LMP結算是基于市場出清價格，不同于在非LMP定價系統中需要考慮受約束再調度費用的按報價結算機制。

LMP定價的一個關鍵因素是，它是按照市場統一出清價格對同一時間同一節點的發用資源的所有注入或流出的電能進行結算。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、任意節點能夠滿足負荷的、最低發電成本的調度指令相一致的價格。能夠向所有市場內可調度資源的注入和流出電量以市場出清價格結算的唯一代替方案，只有基于指令性調度方式(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運營商的意愿支配，否則將破壞輸電網的可靠性。

要知道LMP價格僅用于結算獨立系統運營商(ISO)和區域輸電組織(RTO)的電力現貨市場的交易。市場參與者可以簽訂雙邊或交易所交易的遠期合約，以非現貨價格進行結算。在電網特定節點，所有發電資源和電力負荷的LMP現貨價格是這些遠期合約決策的關鍵基礎。在同一節點，假如賣方的現貨價格與買方不同，買方和賣方就無法簽訂有效的長期合約。

Christie委員的調查引用了一份白皮書，該白皮書提出了很多關于電力市場的問題，因為在向清潔能源過渡期間，電力系統的特征在不斷變化。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“向所有能源供應商支付單一結算價格，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的問題。

在LMP市場中，系統中每個節點價格隨出清周期(5分鐘為單位)變化。在某一電網節點，由于輸電阻塞而無法被調度去滿足負荷需要的增量發電電能用低電價結算，而在非LMP的市場，通常要支付與其他被調度的發電相同的價格。LMP市場中，市場凈負荷低時的發電，與凈負荷高時的發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整輸出功率發更多的電，以及在負荷和電價較低時調整輸出功率發更少的電的機組，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，同一節點上，能快速爬坡的發電機組將比低爬坡率機組獲得更高的利潤，因為當價格高時它們可以增加出力，而當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，可選擇將生產地點放在因線路阻塞而經常電價較低的地點，這些都將提高全社會整體的福利。

一些關于定價機制的質疑其實與價格機制是無關的，而是與可再生能源，特別是風電和太陽能相關的補貼政策有關。根本的問題是，現有的補貼政策是在預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的。首先，這些補貼和稅收激勵并不是由市場運營機構(ISO或RTO)制定的，而是由州和聯邦政府及其監管機構制定的。雖然市場運營機構可以也應該被告知這些州和聯邦實體有關補貼政策的決策，但其通過在市場中設計特殊機制，而降低某種特定發電資源的現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為控制用戶側不支付過高的購電成本，就應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定價機制用于協調幾個大區域的日前和/或實時現貨市場，在這些區域中，大多數(MISO)或幾乎所有(SPP和美西能量不平衡市場市場)的負荷服務主體都是受監管的電力公司或公用事業公司。在PJM和新英格蘭市場中，有個別州的負荷由受監管的電力公司或公用事業公司提供，即使在有零售競爭的州，也有許多公用事業公司以接近成本的價格供電。

這些受監管的公共事業公司擁有的可再生能源發電資產沒有暴利，補貼帶來的更高收入通常只是平抑了其負荷服務的成本，所以要求這些公用事業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，這些公用事業公司與可再生發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，以鎖定他們所服務負荷的服務成本。其中一些遠期合同將與可再生能源發電商簽訂，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，而且市場運營機構如果為了抵消對可再生能源的過度補貼而干預市場電價，以達到降低可再生能源收入的目的是毫無根據的。

如果擔心未來被補貼項目的收入過高，可以通過調整補貼的模式來解決。而且，如果政府或監管機構在發電商之間進行價格歧視，按照每個發電商本身所需的價格付費以吸引發電能力，這不可避免地會導致電力短缺、市場效率低下，并最終導致用戶成本上漲。20世紀60年代和70年代，美國在天然氣行業、原油和煉油行業經歷過類似政策設計的影響。廢除這些政策并轉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多年里很好地服務于美國電力市場。

實施稅收補貼、在電價為負的節點和時段簽訂價格為正值的購電合同，以及向從輸電網充電的儲能征收高額罰款等投資稅設計，這些政策都降低了市場效率。但這些因素與LMP市場無關，也不在市場運營機構的控制范圍之內。LMP市場從以最低成本滿足負荷的供電可靠性角度出發做出了最佳的決策。值得注意的是，LMP定價機制在過去的20年中已經表明，它能夠適應各種各樣的州和聯邦環境政策，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制定的，而是LMP市場機制主動適應了它們。

在最近的一份白皮書中，討論了關于取代英國統一出清價格的建議，這無疑是環境補貼政策背景下對LMP定價和市場的錯誤關注點。英國電力市場不是采用的LMP機制，當前的市場設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度成本，且不是按市場出清價格結算，而是按報價結算(pay-as-bid)。這種市場設計帶來的結果是，電力用戶不僅因為燃氣價格高要支付高電價，還必須為沒有發出來的電支付高電價。

回到對LMP定價的優勢，隨著能源轉型過程中電源構成的變化，我們認為其核心優勢如下:

●為表后發電資源(behind the meter generation)、價格響應負荷和表后局部電網(behind the meter networks)以及儲能資源提供了高效、透明的價格信號，以保證系統供應緊張的情況下的輸電可靠性;

●實施運行上可行、具有財務責任的日前市場的發用電計劃，以滿足正常和異常情況下的系統平衡需求，確保實時發用電平衡;

●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電機組快速爬坡能力，從而有效保障系統可靠性;

●有效避免了單一系統電價或分區電價中由于不考慮受約束下調費用所產生的用戶購電成本;

●高效性和競爭性。通過遠期合同對沖阻塞的節點價格風險，反過來又通過提供實時平衡容量保障遠期合同的交易;

●能夠適應調度機制和環境政策的不斷調整和變化，包括補貼退坡設計等;

●能夠有效緩解市場力。LMP定價設計能夠適應市場力緩解。市場力緩解制度關注的是有能力在不混淆市場力和“按報價結算”激勵的前提下有效行使節點市場力的賣方。

LMP發展概況

LMP定價通常與基于市場的定價機制相關，它由市場參與者根據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管的公共事業單位在參與區域協調調度時進行的結算。事實上，目前美國采用LMP定價的地區，大部分都是由受監管公用事業公司提供供電服務，比如西南電力聯營公司、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管理輸電阻塞和避免輸電設備過載。而這一角色過去由大型垂直一體化的公用事業公司的調度機構來擔任，該公司能夠使用“調度指令控制機制”進行調度，以平衡發用電，同時避免系統過載。“基于調度指令的調度”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。當非優化調度成本比較低時，基于調度指令的調度方式是可行的，參與者原則上被禁止執行低效價格，受監管的公用事業公司則通過管制零售價格來回收成本。

20世紀90年代，基于調度指令的調度方式在供需緊張的情況下的可行性受到挑戰。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額外成本，比如紐約6美分法案“the New York 6 cent law”)已經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價格機制設計。

大多數美國的電力市場都采用LMP來同時結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算。盡管如此，LMP定價的一個主要優勢是它能夠實現一個系統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貨價格的結算、通過金融輸電權(FTRs)對沖阻塞，基于LMP設計的市場對這些功能都有至關重要的作用。點對點輸電權對于支持負荷和發電之間的長期合同至關重要。從電力市場改革早期到現在，除了結合LMP市場設計實施的FTRs之外，沒有其他可行的輸電權體系。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濟調度和管理阻塞，并支持不同區域的發電和用戶簽訂長期合同，20多年的經驗告訴我們在市場設計中沒有其他可行的方案。

在1995-2014年市場環境和能源構成條件下采用LMP的優勢

LMP定價機制是在20世紀90年代開發并初步實施的，在當時的市場條件和能源結構下使用時，已經展現出很大的優勢。主要體現在LMP定價與經濟調度一致，并支持經濟調度，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另一重要的優勢是，它在系統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展起來，為LMP電力市場開發各種對沖交易產品。

1. LMP與集中經濟調度的一致性

無歧視與開放輸電接入、確保輸電系統的有效運行就需要LMP。LMP是唯一支持有效調度的定價系統，因為LMP是根據實際調度的邊際條件計算的。價格制定與實時調度不一致的定價系統，必然要導致歧視性的定價結果，比如限制接入、受約束再調度費用、依靠調度指令來維持系統可靠性。

有關電力市場設計有一個早期曾多次被提起，直到現在有時還在爭論的觀點，即整個市場應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，以此代表輸電阻塞的主要影響。這種說法在過去和現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。人們經常斷言，不需要節點定價，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。由于需要重新調度多臺發電機(有些增發，有些減發)以滿足特定節點的邊際負荷增量，真正滿足負荷的節點邊際成本既可能高于也可能低于任何運行的發電機的邊際成本。

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價格的優點。因此，單一市場價格或分區定價模型與LMP模型的區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定價模型則必須要依賴調度指令或受約束再調度費用才能發揮作用。

與此相反的極端情況是，試圖將電力潮流區分為多種產品的市場模式，并為每種產品制定單獨的定價和分配規則。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點是無法區分的。換句話說，在某個時刻和節點的電能是一種商品，它是如何生產的并不重要，事實上，追究到底是誰生產的，又是誰在某一特定時刻或某一特定節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。

有觀點認為節點價格創造了局部市場力，但事實并非如此。在人為劃分的分區內，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。判斷分區內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和消耗的電能也是不均勻的。輸電阻塞分區外的發電無法滿足受阻區域內的負荷增量。那個基于電力在市場中的位置是可替代的這個假設，并認為最終一定會有人承擔相應成本的想法是錯的，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市場力的行使。

雖然通過定義發電商分區定價來管理輸電阻塞似乎是一個可行的折中方案，但它通常會產生比單一市場價格更多的問題。此外，當狀態變化要求改變分區的定義時，歷史表明沒有可行的方法來持續調整分區定義。唯一穩妥的方案就是LMP設計，可以為每個節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。

2. 采用LMP進行阻塞管理無需單獨考慮受約束再調度費用

垂直一體化公用事業不需要使用LMP定價來支持其滿足負荷供應的經濟調度，因為垂直一體化公用事業的調度機構會持續向本企業發電電源發送調度指令，而這些電源沒有經濟動機來背離這些指令。然而，這種方式在基于市場的系統中是行不通的，因為要求發電商以不能超過其成本的價格發電是不可持續的。非節點電價系統本質上造成了價格過高或過低的狀況，使一些發電商按照調度指令發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，往往發現分區價格通常要高于發電的邊際成本，機組這時候發電是可以獲利的;而對于那些由于阻塞機組需要增加出力的時候，往往區域電價可以比阻塞區域的發電邊際成本低很多，這時候發電商就會發現當他們被調度起來的時候是無法獲利的。

在單一市場價格或分區定價設計中，價格和調度指令之間的不協調導致需要一種機制來激勵或要求發電商遵循調度指令，所以單一市場價格或分區定價機制必須要單獨考慮受約束再調度費用來激勵可調度的發電資源按照系統運營商的指令運行。當然，向邊際成本超過單一市場價格的發電商單獨支付受約束上調費用，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電支付更高的購電成本。然而在實踐中，如果實時調度不是所有資源都能參與的完全最小發電成本調度，而是一個有限參與并按報價結算的平衡市場，不同于輸電故障約束下最小成本調度，那么這些單一或者分區定價設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，為避免輸電系統過載，在基于單一或分區電價機制的市場中，需要向那些需要下調才有利潤的機組支付受約束下調費用。而這些受約束下調費用對于滿足負荷要求并沒有太多貢獻，卻本質上會增加消費者的用電成本，即使發電商基于成本報價也是如此。受約束下調費用一般按非LMP價格與機組邊際報價之差結算。因此，當報價降低時，受約束下調費用會增加。在這種市場價格機制下會造成用戶購電增加的趨勢，因為發電商會由于期望被補償受約束下調費用，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在德克薩斯州的ERCOT電力市場，這也是后續向LMP機制改革的主要原因之一。

安大略省電力市場(IESO)在其當時非LMP設計下，也存在受約束下調費用補償問題。市場監管機構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月實施風能報價下限來限制阻塞下調成本，其要求90%的風電以不低于-3美元/兆瓦時以及其余10%的風電發電商以不低于-15美元/兆瓦時的價格調度。在美國基于LMP的市場中，我們經常看到這樣的情況：間歇性電源所在電網的某些節點以低價或負價被調度出去，而其他位置的價格卻很高。在非LMP定價設計下，這些情況要么會導致支付巨大的受約束再調度費用，要么就實施價格下限和對間歇性發電下達調度指令進行管理。

雖然我們有很多理由認為受約束下調費用造成的額外成本是不合理的，但在基于市場的非節點定價機制下，為避免輸電過載，這些補償又是必需的。PJM公司1997年的市場實踐經驗具有指導意義。單一價區市場是由安然公司和費城電力公司(PECO)發展起來的，聯邦能源監管委員會(FERC)要求PJM公司優先實施這種設計，而不是由其他公用事業公司提供的LMP系統。該設計要求在整個系統中采用單一的聯營價格，并允許有受約束上調費用，但沒有考慮受約束下調費用。因此，如果出現輸電堵塞，為了解決阻塞被調度要求減發的發電商將損失本應獲得的電費收入，盡管他們的報價和成本比其他發電商可能要低的多。同時，那些被再調度的資源、自調度機組，以及愿意根據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，輸電阻塞的出現在預料之中，這些因素導致了PJM西部越來越多的發電資源采用自調度方式，進入了一個死亡螺旋。這種設計的后果是，那些不是自調度，或由于簽訂了聯合運行協議的機組無法實施自調度的公用事業公司，都被要求以遠遠高于那些未被調度機組成本的價格購買電力，用來讓自調度機組和外來電來購買阻塞“通行費”。

由于PJM預計無法管理東部地區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度的能力，且當其引發輸電網阻塞時，允許PJM以非經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找到了可以規避6月27日削減交易規定的方法，這也導致PJM失去了在其經濟調度范圍內管理阻塞的能力，最終PJM在8月22日宣布進入最小發電能力的緊急狀態，允許其以非市場方式減少交易。PJM隨后改變了其操作規程，不接受新的非固定計劃外來電或需要重新調度發電的二次服務輸電計劃(secondary service transmission schedules)，從1998年10月1日起生效，取消了開放輸電接入。

基于這一經驗，1997年底FERC批準向LMP市場設計轉變，PJM在1998年4月1日實施了基于成本的經濟調度，并對每個節點的負荷和發電應用節點邊際電價。1999年，FERC批準了修訂后的"基于市場"的定價方法，對于大多數市場參與者來說，市場投標和報價取代了原來的基于發電成本估算的定價方法。同樣，FERC在1999年批準了NYISO的LMP設計。

即使PJM在1997年沒有采用阻塞下調費用的方式，以補償進入阻塞下游西部分區的外來電，但對于其他非LMP市場的市場運營機構而言，外來電仍然會給阻塞區域帶來很大挑戰。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。

采用非LMP定價系統的電力市場在管理外來電進入到阻塞區域時面臨著艱難的選擇，因為單一市場結算價格可能大幅超過邊際報價。如果他們根據外來電的報價來支付受約束下調費用，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，從而在不發電的情況下得到受約束下調費用。相反，如果外來電不被調減出力換取阻塞下調費用，那么外來電將可能會取代成本低、排放低的機組的發電。這些情況在LMP市場中不會出現，因為在阻塞區域的價格與調度結果是一致的，低價的外來電進入到阻塞區也同樣按照低的市場出清價格進行結算。

3.LMP支持實施具有財務責任的、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責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度計劃中。到2005年，NYISO、PJM、ISO-NE和MISO都已經實施了操作上可行、具有財務責任的日前市場。CAISO和IESO試圖為其1998-2002年的市場設計一個可操作的、具有財務責任的日前市場。他們的目標是創建一個支持財務責任的機組調度計劃，并對實時調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，僅采用基于單一區域價格機制，CAISO和IESO無法設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的阻塞管理系統不對區域內輸電約束進行建模，并接受來自SC的調度，而這些調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域內阻塞，所以它采用了與處理區域間阻塞的相同方式來管理區域內的阻塞，即確保調度不會引起阻塞，而是被迫接受會產生阻塞的預調度計劃，并嘗試實時管理這種區域內阻塞。這是一個困難且復雜的過程，會占用電網運營商過多的時間，迫使他們面臨很高的時間壓力以保證電網可靠運行，而這也會影響到他們的承擔其他職責。

在一個基于單一或分區定價機制(例如CAISO和IESO的價格)、有阻塞的輸電系統中設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電之間偏差的實時LMP，在日前市場中沒有被列入調度計劃的機組，可能無法以低于其日前市場中收入的單一或分區價格來調用和結算他們系統中的不平衡。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的受約束下調費用，同時相對于實時阻塞區域的實際成本，日前不考慮阻塞的市場價格會顯得更低。這些虛擬調度計劃對于確定需要多少發電或外來電沒有任何幫助，反而會增加日前市場中不經濟的電力外送，而實時會被阻塞下調。

另一個非LMP定價設計帶來的運行挑戰案例是，歐洲的日前市場在運行上并不可行，它要求系統運營商不僅要實時平衡系統以應對系統故障，還要重新平衡系統以補償不可行的日前計劃。除了應對烏克蘭戰爭帶來的挑戰外，市場改革的壓力還在繼續。

在正常市場環境下，運行上缺乏可行性的日前市場會產生系統運行的挑戰，但這些挑戰可能會使緊張狀態下的系統轉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。可靠性風險也會隨著日前市場計劃和實際用于平衡負荷和發電的之間差異的增加而增加。當發生嚴重故障導致實時條件變化時，實時平衡電力系統總是具有挑戰性的，但LMP可以使日前市場運行可行且有財務責任，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費用的規模，而制定限制新資源入市的規則

由于位于阻塞區的發電機可能會發生較高的阻塞下調費用，這是ISO限制阻塞區新建電源的重要原因，以減少不發電所需支付的費用。然而，這些投資限制在阻止導致受約束下調費用的低效率投資的同時，給替代高成本、高排放發電的新型高效、低排放發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，這些系統影響評估設定了一些要求，包括"假定所有存量的和新建發電機必須與負荷需求完全匹配，即位于NEPOOL(New England Power Pool)任何地方的任何發電機必須能夠為NEPOOL任何地方的負荷提供發電服務"，"假定最極端的系統運行條件與行業標準不一致，因此假設系統上的任何輸電約束只能通過輸電設備升級來補救"，"假設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生不準確的結果"和"現有發電機的既有優惠權和NEPOOL輸電系統的‘金字招牌’規則"的相關研究。Champion Bucksport申訴的相關內容被批準，而NEPOOL對其接入系統分析規則的修改于1998年被FERC拒絕。

此外，在系統低負荷時受約束下調的發電電源需要在高負荷時發電。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，聯邦能源監管委員會最終否決了擬議中的“ACCM”規則，該規則對任何在接入系統分析中會造成阻塞的新發電機通過要求輸電升級或采取特殊結算方法和調度規則來限制其進入。不久之后，美國西部電力行業都意識到了CAISO的問題不是太多的發電機獲得受約束下調費用，而是發電容量不足導致無法滿足2000年夏季的負荷。

為了控制受約束下調費用水平，一種間接的限制新電源進入的方式是給發電機引入輸電使用費，在阻塞線路的下游地區收費較高，在阻塞線路的上游地區收費較低甚至為負。英國在20世紀90年代引入了這種類型的輸電費，現已演變為“TNUOS”費用。本文不詳細討論英國TNUOS設計，但可以注意到，最初的輸電費用以及現在的TNUOS費用，無法控制過去十年受約束下調費用巨大增長。

此外，使用輸電使用費管理新建電源的概念是20多年前在火力發電投資的背景下發展起來的。隨著分散化的各種類型電源的不斷發展，它將變得越來越不可行。在當今世界，輸電使用費對于管理由間歇性可再生能源發電產生的阻塞是無效的，可再生能源發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，但在可再生能源發電非常高的一些時刻，其所有發電量并不能被全部發出或儲存，存在棄電的現象。如今，僅僅阻止在受阻塞地區的低效投資是不夠的，電力市場設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電有關。

同樣，輸電使用費也無法阻止阻塞地區的電力用戶通過支付高于統一價格的費用進行表后發電的低效投資。

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致一部分可再生能源發電受限，與此同時，也無法激勵在同一地點保留或投資可調控資源，這些可調控資源可以在風能和太陽能出力較低時發電。使用輸電費來減少不經濟的投資和約束下調費用，也同樣難以實現讓儲能獲得在阻塞地區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定價設定了市場出清價格，賣家不必為了以市場出清價格結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點按照市場出清價格結算，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定價設計中是不可能實現的，因為在非LMP定價設計中采用按報價結算的平衡機制，為了能與同一地點在實時被調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算。即使是低成本的發電供應商，在以報價結算的市場中也有動機以預期的市場出清價格報價，這使得對異常報價的判別或對市場力的緩解的機制設計變得十分困難。此外，即使是不具備市場力的小型發電商也有動機根據預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電商范疇，變成按市場運營機構的估計成本報價和補償。

此外，由于在LMP定價設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在其日前市場或實時市場中沒有備用短缺定價設計，但在2020年8月大停電事故之后，已經實施了一些規則以確保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電的非旋轉備用。

6.市場流動性

在過去20年里，隨著LMP市場的實施和發展，遠期交易市場也在同步發展，LMP使得交易所的金融對沖交易得以發展。LMP為阻塞區內的發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的結算點出售其電能，從而使他們的位置價值貨幣化。

另一方面，阻塞上游地區的發電資源在非LMP系統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算的平衡市場中以實際價值結算其發電，而且只能在接近實時的時候發生。非LMP的價格機制為無法調度的發電資源提供了不合適的高流動性，同時為阻塞上游區可以調度滿足負荷的發電資源提供了低流動性，這些發電資源只能在實時市場中按實際價值出售其電力。在非LMP市場設計中，無法設計為受約束上調費用的長期市場。因此，對于位于阻塞上游區的發電機來說，沒有市場機制支持其在遠期合約中鎖定其發電價值。相反，對于受約束上調的發電，必須每天在一個按報價結算的市場中實現他們的資產價值。

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度滿足負荷的發電資源提供流動性，然而對于需要實時平衡凈負荷的發電資源，非LMP市場無法提供流動性以實現在遠期合同實現其價值。這種設計極大地有利于阻塞上游地區的存量發電商，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，如果出現新電源，現有發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，節點邊際電價

FERC:Federal Energy Regulatory Commission 美國聯邦能源監管委員會

ISO: Independent System Operator，獨立系統運營商(電力市場運營機構)

RTO: Regional Transmission Operator，區域輸電組織(電力市場運營機構)

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: 受約束再調度費用，(非LMP定價系統中發電商因受約束被迫偏離經濟調度所造成虧損的補償)