美国电力市场的概况和常见结构性产品的定价

本文的目的是让读者了解美国电力市场以及美国典型能源贸易公司和常见结构性产品的定价。 美国电力市场经过几十年的改革不断完善，目前已相对成熟。 我们希望学**中国的电力改革。

本文从以下几个方面介绍美国电力市场：一是美国电力市场监管体系简介； 二、美国各电力市场及常见电力产品简介； 第三部分以美国最成功的独立系统运营机构PJM为例介绍美国电力市场的设计； 最后主要介绍了典型能源贸易公司的主营业务以及在开放竞争的环境下部分电力产品的定价，进一步帮助大家了解美国电力市场。

1.美国电力市场监管体系

美国的电力市场监管体系比较简单，只有国家级和州级监管机构。 国家层面的主要监管机构是联邦能源监管委员会（FERC）。 FERC 是美国能源部的一个机构，其使命是为消费者提供高效、可持续的能源。 FERC 监管的范围非常广泛。 从电力市场的角度来看，FERC主要负责监管各州的批发电力市场和州际电力传输，并为受监管的能源公司制定会计和财务报告规则以及行为准则。 FERC还负责电力市场监测和调查。 FERC 对人为操纵市场价格和内幕交易的处罚非常严厉。 州级监管机构一般称为州公用事业委员会（SPUC，State）。 SPUC 负责监督该州的零售电力市场和电力分配以及可再生能源份额的制定。 美国各州的可再生能源份额标准差异很大。

除上述两个监管机构外，一些电力公司还受到其他机构的监管。 例如美国电力，核电站受核能监管委员会（ ）监管，上市公司受证券交易委员会（ SEC ）监管。

目前美国电力市场的公司可以分为两种类型，一种是受监管的（），一种是开放的（）。 受监管的企业一般都是垄断企业，可能是人为垄断，也可能是自然垄断。 它们受到许多控制，包括产品价格。 开放公司也受到监管，但程度较小，并且通常在开放和竞争的市场中运营。 还有一个很常见的情况是，很多集团公司，有的部门是规范的，有的部门是开放的。

2、美国各类电力市场及常见产品

电力市场有很多划分。 如上所述，从规模角度来看，可以分为批发市场和零售市场，从监管角度来看，可以分为监管市场和开放市场。

从时间限制的角度来看，可分为远期（和期货）市场、日前（和）市场和实时（Real-time）市场。 这些市场上的产品都是电力，一般以兆瓦（MW）或千瓦时（MWh）来衡量。 远期市场的产品一般是双方签订的合同，期限由双方协商确定。 如果按月、季、年计算，最短的可以是一个月，最长的一般是30年。 这些产品可能全天、高峰时段或非高峰时段可用。 每小时提供日前和实时市场产品。

上面提到的产品是电力，但从最终消费者的角度来看，除了能源，即电力成本之外，消费者的账单一般还包括以下费用：容量市场费、输电费和辅助服务费。 、可再生能源分担费、管理费和监管费及税费。 除了管控费和税收之外，其他各项费用都有相应的市场。 这些将在下一节介绍电力市场设计时详细介绍。

除了电力、容量、输电、辅助服务和可再生能源份额等基本产品外，美国电力市场还有许多结构性产品。 结构性产品一般是较为复杂的电力市场中的金融衍生品。 典型的结构化产品包括热价期权（Heat-rate）、电厂运营期权（ ）、实际发电购电合同（Unit Power）、完全保证供电合同（Full）等。本文最后部分介绍如何应用这些结构性产品并为其定价。

3、独立系统运营机构PJM

PJM 是美国历史最悠久、最成功的区域传输机构，也称为独立系统运营商。 由于PJM的功能如此之多，提供的服务如此之多，所以很难给它一个准确的名称，这就是为什么有人称其为区域传输机构，而另一些人则称其为独立系统运营商。 作者更喜欢后一个名称，因为 PJM 提供的不仅仅是电力传输服务。 目前美国有10个像PJM这样的独立系统运营组织。

PJM 的目的是确保该地区的成本最小化和可靠的电力供应。 其主要功能包括发电量分配、输电控制、日前市场和实时市场价格计算和发布、会员费用或收入结算、市场监控和自我改进等。需要说明的是，PJM并不拥有发电厂和输电网络，但它可以控制哪些发电厂可以发电以及何时发电，并且还可以控制输电路径。 PJM 将自己比作空中交通管制中心。 它没有机场，也没有飞机，但有权决定飞机何时起飞、飞哪些航线。 当然，PJM还有更多的功能，比如市场交易和结算中心功能。 从这个意义上说，PJM是一个电力交易中心。 消费者向 PJM 支付费用，然后 PJM 保留一小部分服务费，并将收入分配给发电厂或电网。 市场中介机构可以通过PJM出售电力或通过PJM购买电力。

PJM的市场组成部分包括能源市场、容量市场、输电市场和辅助服务市场，与前面提到的消费者账单的组成部分一致。 各PJM市场的价格机制是电力市场设计的核心。

PJM能源市场实行节点边际价格LMP（Price）。 PJM有数万个节点，每个节点都有自己的价格。

LMP由三部分组成：

LMP=系统能源价格+输电拥堵成本+边际线损成本

在不出现输电拥堵的情况下，PJM将首先根据负荷需求让成本最低的发电厂发电。 如果成本最低的电厂无法满足需求，PJM将让成本第二低的电厂发电，以此类推，直到发电量与需求匹配。 直至平衡。 最后调度电厂的成本就是经济学上的边际成本，这里的系统电价就是由这个边际成本决定的。 每个节点的系统能源价格相同。 如果节点负载增大，传输功率不能满足需求，就会出现传输拥塞。 该节点的传输拥塞成本将会增加，直到供需达到新的平衡。 拥堵成本波动性很大，因此PJM提供了金融输电权（FTR）产品，可以用来对冲拥堵成本的不确定性风险。 边际线损成本由实际线损决定，相对容易确定。 消费者自然要承担LMP的所有费用。 需要注意的是，电厂的收益也由其所在节点的LMP决定。 首先，发电厂在不拥堵的情况下获得的收入是系统电价，而不是自身的发电成本。 如果其节点拥堵，发电厂的收入还包括拥堵部分。

PJM电能市场包括日前市场和实时市场。 他们的定价机制是一致的。 今天的日前市场价格是指明天预测的每小时价格。 明天，由于实际情况与预测不一致，实时价格将与前一天市场发布的价格不一致。

从特定日期的价格来看，日前市场的价格可能与实时市场的价格有很大差异，但从长远来看，两个价格总体上非常相似。 每个节点的负载有限且波动性较大，流动性不高。 为了方便交易，PJM将辖区划分为十几个区域（Zone）和一个虚拟中心（Hub）。 这些区域和中心的价格是该区域和中心内所有节点的加权平均价格。 这些价格波动性低，流动性高，因此大量交易都是基于专区价格或虚拟中心价格。 PJM 流动性最强、交易最频繁的中心是西部中心 (PJM Hub)。

需要明确的是，PJM 不提供远期或期货电力市场。 一些商品交易中心，例如纽约商品交易所，提供 PJM 电力期货产品。 远期电力产品可以从投资银行获得或与任何交易方协商。

PJM容量市场的建立是为了保证电力供应的可靠性。 PJM 的可靠性标准是，预计 10 年内中断发生的频率不会超过一天。 在可靠性要求下，装机容量必须大于峰值负荷。 根据上述标准，某一年份的装机容量一般比上年高峰负荷高出15%左右，并且这些容量必须满足一定的要求。 简单来说，当需要部署PJM时，它必须能够在一定时间内运行。 确保发电。 许多可再生能源电厂无法满足要求，因此无法参与容量市场招标。 PJM 根据可靠性标准向电力提供商分配容量份额。 电力供应商是容量市场的需求方，发电厂是容量市场的供给方。 PJM每年进行多轮招标，容量市场的价格通过竞争性招标达成。

PJM 输电服务市场的目的很简单，即将电力传输到需要的地方。 传输服务可分为两类，一类是网格综合传输服务（ ），另一类是点对点传输服务（Point to Point）。 前者用于PJM内传输电力，后者用于PJM内电力的输入输出或中转传输。 传输服务的价格受到监管。 输电收入的一小部分是 PJM 的服务费，大部分收入都流向了电网。

PJM辅助服务市场的建立是为了确保电力需求和供应的实时平衡。 辅助服务分为十余类，每一类下又有很多具体服务。 常见的辅助服务类别包括规则开发服务、系统控制和配电服务、冷启动、实时备用服务、电压控制服务等。与输电服务一样，辅助服务的价格也是受到监管的。 辅助服务收入的一部分是PJM的服务费，另一部分则归电厂。

PJM是一个独立机构，旨在促进公平竞争并保护所有市场参与者的利益。

PJM的独立性是通过几个方面实现的： PJM的目的是为消费者提供可靠且成本最低的电力服务，不以盈利为目的； PJM受联邦能源管理委员会监管； PJM不能拥有发电和电网资产，不参与市场竞争； PJM实行两级管理。 第一级是由10名成员组成的独立董事会。 主席由9名董事选举产生，9名董事由900多家会员公司选举产生。 董事会下设的一个重要部门是市场监测委员会，该委员会同时向董事会和联邦能源监管委员会报告工作。 另一级是会员委员会，下设不同行业的委员会。 会员公司仅对特定问题拥有投票权。

4. 能源贸易公司及典型结构性电力产品

与发达的电力市场相伴随的是一大批能源（电力）贸易公司和能源（电力）公司。 一些大公司拥有多种业务，如供电、供气、能源服务、煤炭服务、生物质能源、能源贸易等。 等，业务既涵盖监管领域，也涵盖公开市场领域，但根据监管要求，联邦能源监管委员会对同一公司内监管部门和非监管部门之间的信息交换和交易细节有严格的规定。

与电力相关的主要业务和典型产品多种多样。 根据交易性质，可分为投机交易和增值服务交易两部分。 按市场或产品类型划分，主要业务包括电力交易、全额保障供电服务、可再生能源份额交易、容量交易、金融输电权交易以及其他结构性产品交易，如实际购电、电厂运营期权和其他结构性产品交易。热差价期权等

电力交易产品有很多，包括远期和期货、日前和实时电力交易，不同期限、地点和时间段。 例如，如果您当前以 35 美元/MWh 的价格向客户出售 50MW Cal17 PJM Hub On Peak，那么您将需要向客户提供 50 MW 的电力。 届时，客户将根据合同价格 35 美元/MWh 向您支付您为她提供的电量。 这种合约可以采用实物结算或金融结算。 事实上，大多数合同都采用财务结算。 如果价格低于2017年的合同价，那么您就可以从差价中获利。 相反，您将支付差额。

现在，笔者选取了几种常见的结构性产品来不同程度地介绍它们的特点和定价方式。

电厂运营期权和热价差期权实际上是电力市场上同一类型的金融衍生品。 这些衍生品出现的背景是，市场上一些电厂有时盈利，有时亏损，但电厂业主或运营商对电价缺乏了解。 进行深入市场分析的技巧无法很好地决定何时发电、何时关闭运营，因此将电厂运营权出售给其他公司。

这些期权合约一般基于发电厂的参数，如发电厂的位置，用于确定电价、燃料、热转换效率、发电厂运营费用、启动成本、启动费用等。燃料消耗等。该期限可以从几个月到几十年不等。 一般来说，电厂运营期权采用实物交割，而热价差期权可以采用实物交割或金融交割，但它们的定价方式是相同的。 定价方法有很多种。 常用的方法是蒙特卡罗模拟，即首先利用蒙特卡罗模拟电价和燃油价格，然后根据合同规定的参数估算电厂收益。 重要参数包括电价、燃料价格及其波动性和相关性。

实际购电合同的背景是部分电厂生产不稳定，业主对未来电价不确定。 为了减少不确定性，电厂所有者将其电厂产生的电力以固定价格出售给其他公司。 交易量以发电厂实际发电量为准，无法提前确定。 此类合同可能基于任何发电厂，但对于风能和太阳能发电厂最为常见，因为它们具有最大的不确定性。 由于电价波动较大，购买此类合同的企业一般会将预期发电量以远期合同的形式出售给第三方。 买方最大的风险是，当市场电价非常高时，发电厂无法发电，因为买方已将预期的电力提前出售给第三方。 如果发电厂不能发电，买家就只能去实时市场高价购买。 然后交给第三方。 此类合同还可以通过蒙特卡罗模拟定价，根据模拟电价和发电厂停电持续时间计算买方的收益或损失。

全保供电服务是美国能源交易或能源服务公司的常见业务。 可以说是典型的复杂结构产品。 了解完全保障的供电服务合同对于了解美国电力市场非常有帮助。 对于中国现在和未来的供电业务可能也有用，所以我会详细举一个例子，包括如何制定价格。

例如，某能源贸易公司通过公开市场竞价获得如下全保合同：该能源贸易公司作为卖方，为宾夕法尼亚州某小镇的居民提供电力，包括能源、容量、输电、辅助服务等。可再生能源股票。 该镇的峰值负荷约为100兆瓦，合同期为2017年，居民向能源贸易公司支付50美元/兆瓦时的固定价格。 需要注意的是，政府对消费者的保护力度较强，因此合同还规定了居民用电量的下限，居民可以随时停止使用能源贸易公司的服务，转而使用其他零售商供电，或者他们可以随时返回。 该能源贸易公司的服务。 合同通常由小镇电力公司和能源贸易公司代表居民签订。

完全保险的合同一般是通过公开市场招标获得的。 一般流程是小镇电力公司发布招标公告。 招标日前一两个月左右，有意向的能源贸易公司开始准备投标资格证明材料，如能源贸易公司的信用等级、双方的交易合同等。招标当日，能源交易公司通常在线提交价格。 投标的形式可以是一次性投标，也可以是多轮投标。 能源贸易公司不可能知道竞争公司的价格，一般也不知道有多少公司参与竞标。 为了保证公开、公平，州政府一般规定小城镇的电力公司必须委托独立的第三方，例如咨询公司进行投标，提交价格最低的公司获得合同。 投标日期后两三天，合同将在州政府批准后生效。 一般来说，政府会公布合同的价格，所以市场是透明的。

全程保险合同的定价非常复杂，因为全程保险服务提供的项目很多，卖方要承担很多风险。 全保合同的价格构成可分为两部分：

全保合同的执行和结算也更加复杂。 假设合同价格为50美元/MWh，能源价格为30，容量价格为10，输电及辅助服务价格为5，可再生能源股价为2，剩余3美元/MWh为卖方风险和利润。 由于合同从2017年1月1日开始，卖方必须提前一天，即2016年12月31日准备好第二天的每小时用户负载预测，并交付给PJM。

实际上，负荷和价格会每小时发生变化，但为了简单起见，假设每小时的情况都相同，并假设容量、输电、辅助服务和可再生能源份额的实际价格与挂牌价格，因此这部分费用和收入相互抵消，卖方的损益仅由负荷变化和电价变化引起。 假设卖方在定价时预计用户负荷为100MW，并在获得合同当日以30美元/MWh的价格在远期市场购买100MW远期合同以对冲风险。 卖家在提供服务前第一天就预测了负载。 110MW，首日实际负荷105MW。 日前市场电价为$35/MWh，实时市场电价为$32/MWh。 日前市场安排的额外5MW在实时市场上回售给PJM。 那么卖家第一天的盈亏结算如下：

用户支付给卖方：105MW**$30/MWh = $75,600

卖方受益于远期市场价格的上涨：100MW**$(35-30)/MWh = $12,000

卖方在日前市场支付 PJM：-110MW**$35/MWh = -$92,400

卖家在实时市场上通过 PJM 付款：5MW**$32/MWh = $3,840

卖方在定价中释放风险和利润：105MW**$3/MWh = $7,560

最终，卖家第一天净利润为6600美元。

实际的定价、合同履行和结算比这个例子复杂得多，但读者可以通过这个例子对这些内容有一个概念性的了解，同时了解美国电力交易公司如何利用各个市场，为用户提供电力服务。 PJM 有了初步的了解。

5. 结论

美国电力市场改革进程从20世纪90年代开始加速，至今已持续20多年。 失败有教训，但总体来说是成功的。 笔者认为，我国电力改革可以从以下几个方面进行借鉴。

首先必须明确，电力市场改革的一个重要目的是降低消费者用电成本，为消费者提供可靠的电力供应。 当然，其他目的对中国也可能很重要，例如改善能源结构和减少环境污染。 值得注意的是，降低消费者的用电成本是一个长期目标。 短期内，电价是否下调不应作为改革成败的衡量标准。

那么，为了实现这个目标，我们需要从几个方面入手，包括设计一个高效可行的市场、保证公开透明的市场竞争、精简监管机构、进行高效的监管（比如美国只有联邦和国家级监管机构，但没有市县级监管机构），确保所有市场参与者都有话语权和参与市场规则的设计等。具体来说，一个高效、透明的市场需要输电分离。分配及独立、中立的调度和结算。 调度结算中心应实行会员制而不是股份制。

最后，笔者认为中国在某些方面可以比美国做得更好。 美国经过近30年的加速改革，许多州的零售市场仍然没有开放。 一个重要原因是美国每个州的改革都必须得到州政府的批准和立法。 由于各州的政策和法律不同，以及强大的游说团体的存在，一些州的改革仍然进展缓慢。 中国改革的阻力不小，但全国政策法规相对统一。 笔者认为，一旦中国开始加速改革进程，就能比美国走得更快。

为了让读者更全面地了解美国电力市场的整体情况，笔者尽力从不同角度进行介绍。 逻辑上可能存在一些缺陷。 欢迎批评和指正。 此外，电力市场还有很多内容和细节。 由于时间和篇幅的限制，很多介绍无法深入进行。 有兴趣的读者可以联系作者。 您还可以了解更多有关电力市场设计的细节。

（作者李云，注册金融分析师（CFA），在美国从事电力产品估值和电力市场分析）