从托马斯爱迪生的珍珠街电站到塞缪尔因萨尔创立的受监管公用事业公司，以及20世纪末的纵向一体化垄断格局，美国电力行业在其初创的百年历程中，经历了技术和制度翻天覆地的革新。
在20世纪60年代，美国的电力供应几乎完全由垂直一体化的公用事业公司掌控，这一些企业负责从发电到输配电直至消费者的整一个流程。这种模式下，单一的公用事业公司在其服务区域内独占管理和运营输电设施的权利，形成了所谓的“传统监管”市场格局。
自20世纪90年代起，美国多个州开始放宽对电力行业的管制。此次放松管制最主要的成效体现在引入竞争性的批发商业市场，以及在零售市场中引入竞争机制，即客户可自行选择零售商。
在这个结构下，发电站出售电力，而负载服务实体(LSE)购买电力并转售给消费者。区域输电组织(RTO)/独立系统运营商(ISO)取代公用事业公司成为电网运营商，并成为电力批发商业市场的运营商。运营商通常运行三种市场来决定这些服务的批发价格：能源市场、容量市场和辅助服务市场。
能源市场用于协调日常电力生产的拍卖。在能源市场中，电力供应商根据特定的价格出售其发电厂的电力合约，LSE竞标这些合约以满足那群消费的人的需求。供应商的出价按价格从低到高进行排列。当提供的电量与需求量相匹配时，市场“出清”，发电厂根据每兆瓦时的市场定价收费。RTO/ISO主要运行两个能源市场：日前市场和实时市场。
辅助服务市场旨在维护电网的频率稳定，并在发电机组出现故障或停机时，提供必要的短期备用电源。
容量市场用来确保电网在任何给定时间都有足够的发电能力来满足那群消费的人的需求，包括在高峰负荷时期。它是一个补充机制，专注于电力系统的可靠性和安全运行，而不仅是即时的电力供应。RTO/ISO定期组织容量拍卖，电力零售商在这些拍卖中竞购必要的发电能力。
从交易时限的角度，美国电力市场可以细分为远期(包括期货)市场、日前市场和实时市场。远期市场涉及的交易基于双方合同，合同期限能够准确的通过双方协商决定，范围从一个月到30年不等，涵盖全天或特定的高峰/非高峰时段。相比之下，日前市场和实时市场的交易则更为灵活，主要是针对即将发生的电力需求，按小时计价和交易。为保证发电机能够提前准备运行，实时市场仅处理市场中5%的电力需求，而其余95%的电力交易则是通过日前市场和远期市场来完成的。
电力期货是指以特定的价格进行买卖，在将来某一特定时间开始交割并在特定时间段内交割完毕，以期货合约形式进行交易的电力商品。美国电力期货交易主要是在以下几个交易所进行：纽约商品交易所、纳斯达克期货交易所、Nodal交易所和ICE美国期货交易所。
以宾夕法尼亚-新泽西-马里兰联合系统运营商(PJM)为例，在日前市场，电力的价格是根据预测的下一日电力需求和供应以及预定的交易来提前计算的。电力参与者在日前市场进行交易，以锁定次日的电力价格和数量，这有助于他们减轻价格波动的风险并提前规划电力需求。
PJM的实时市场是一个现货市场，即采购的产品可立即交付，其中当前价格(称为节点边际电价)结合实际电网运作状况每五分钟计算一次。实时能源价格发布在PJM运营数据网页上，买家和卖家之间的交易按小时结算。
近十年来，美国发电量较为稳定，大体维持在4100TWh/年。其中，依赖化石燃料(即天然气和煤炭)的发电占比显著下降，从接近70%的高位减少到不足60%。2016年，天然气发电超越之前一直占据主导地位的燃煤发电，成为最主要的发电来源，紧随其后的是核能、水力以及其他可再次生产的能源发电。核能和水力发电量占比相对来说比较稳定，核能发电量占比20%左右，水力发电量占比7%左右。另外，除水力发电外的可再次生产的能源的发电量占比增长显著，从2001年的2%增长到2023年的16%。
2023年，美国的光伏发电量明显地增长，达到165TWh，与2022年相比增长13%，过去十年的年均增长率保持在44%。在过去十年中，太阳能装机量的年均增长率达到28%，主要得益于太阳能投资税收抵免等强有力的联邦政策、成本的迅速下降以及对清洁电力需求的持续不断的增加。目前，美国累计太阳能装机已超过179GWdc。在2023年新增的电网容量中，光伏装机占比53%，首次超过新增装机容量的一半。
风电行业的显著发展也得益于PTC等多项激发鼓励措施的实施，自2019年起，风电已成为美国可再次生产的能源发电中的最大组成部分。在过去几年中，风电在美国可再次生产的能源发电中的占比持续增长，从2019年的41%上升至2023年的48%，显示风电在可再次生产的能源领域的主导地位。风电在美国总发电量中的比例也在稳步提升，近几年稳定在8%左右。
在过去二十年中，由于天然气价格低以及煤炭供应量显著减少，美国的天然气发电量大幅度增长。这一趋势得益于天然气勘探技术的突破，产量大幅度提高，这也使得美国在2023年成为全世界最大的液化天然气出口国。2023年，美国天然气发电量达到1802TWh，占全年发电总量的43%，而位居第二的核能发电量仅占比18.6%。
过去十年中，美国煤电行业经历显著变革，其发电量持续且迅速下降。截至2023年，美国的煤炭发电量已降至675.3TWh，相较于十年前的1582TWh，降幅超过一半。这一变化象征着能源结构转型的一个关键转折点，也标志着煤炭发电量历史上首次被核能发电量超越。
得益于太阳能电池板、风力涡轮机和电池储能系统成本的持续下降，加之《通胀削减法案(IRA)》等政府补贴政策的支持，可再次生产的能源在新建发电项目中正逐渐展现出相较于传统能源更为显著的成本效益。这一趋势预示着可再次生产的能源在未来电力结构中的竞争力和市场占有率将持续增长。据预测，随着可再次生产的能源的扩张，到2030年美国的燃煤发电能力可能将减少至当前的50%左右，约200GW。
美国用电量在2007年之前呈现稳定增长的趋势，但随着美国实施更为严格的能源效率标准和建筑规范，用电量的增长得到一定效果控制。之后受到极端天气的影响用电消费会出现小范围波动。2023年，美国向消费者零售的电力达3861.3TWh，与2022年的3927.2TWh相比下降1.7%。据EIA预测，得益于美国宏观经济环境的持续改善，今年美国商业和工业部门的电力销售额有望增加2%，反映出经济活力对能源消费的积极影响。
不同于拥有统一的全国性电力市场的国家，美国的电力市场是区域性的，目前，美国有10个区域电力市场，这些市场覆盖特定的地理区域。
作为北美最大的电力市场，PJM的服务范围覆盖13个州及哥伦比亚特区，其经济产出占到美国GDP的19%。作为区域输电组织，PJM负责管理和协调PJM地区的高压输电线路，确保电力流动的顺畅和系统的可靠性。PJM还具有促进需求侧响应(Demand Response, DR)的重要功能。需求侧响应是电力系统管理中的一种关键策略，旨在通过调节消费者的电力需求来增强电网的稳定性和效率。这种策略通过激励或其他手段促使用户在电力需求高峰时段减少用电，帮助平衡电网负荷，防止过载，并减少对昂贵的备用发电资源的依赖。
在电网运行实践中，调度机构需要提前一天制定次日的发电计划，涵盖负荷预测、机组的启动与停机、发电功率安排、联络线使用等多个角度。这些预先规划旨在增强电网运行的可预测性，从而减轻实时调度的负担。在实际运行阶段，调度员主要聚焦于处理因种种原因产生的发电与负荷之间的不平衡问题。PJM市场深入借鉴这些运行经验，建立日前市场和实时市场这两个互补的交易平台，实行所谓的双层结算机制。这两个市场分别进行电力出清和财务结算。无论是日前市场还是实时市场，所使用的电价均为节点边际电价(Locational Marginal Pricing introduction，LMP)，该价格模型包括能量成本、阻塞费用和网络损耗费用三个组成部分。
在日前市场中，电力交易参与者(包括发电公司、分销商和大型用户)会根据对次日电力需求和价格的预测提交他们的买卖报价。PJM使用这一些报价来进行市场出清，确定每个节点的日前电价。参与者一定要按照出清结果确定的价格和电量进行结算。
实时市场操作发生在电力实际使用的当天，以满足未被日前市场预测到的需求或弥补预测失误。电力参与者能够准确的通过真实的情况调整他们的报价或直接在实时市场购买所需电量。对发电商来说，实时发电少于其日前市场计划，减少部分将以实时LMP从市场中购买，反之将得到补偿;对供电商来说，如果实时负荷超出日前市场负荷，将会以实时LMP为超出部分付费，反之将得到补偿。
在美国解除管制的能源服务领域，各地区的电力供应定价结构展现出独特的区域特色，具体取决于发电厂和燃料的可用性、当地燃料成本和定价法规。以下是构成电力价格的关键要素：
能源成分代表实际供应给建筑物的电力商品的成本，这一部分构成电力价格的主要份额。
容量成分反映维持设施运行所需的最大电力分配量。每座建筑物及电网本身均有其容量需求，以确保稳定运行。
可再次生产的能源组合标准(RPS)规定电力供应中必须来自可再次生产的能源的比例。随着美国对可再生能源使用的增加，RPS的成本和比重预计将上升，其费用受各州的监管和立法环境影响。
辅助服务成分旨在支持传输系统的平衡，确保电力从发电点顺利输送至最终用户。尽管辅助服务在电价中占比不大，但对电网的稳定运行，尤其是在需求高峰或紧急状况下，其作用至关重要。例如，纽约地区提供的辅助服务包括频率调节、电压支持和黑启动等关键功能。(作者单位：招商期货)
中国电力网：你关心的，就是我们所关注的长按识别二维码，关注中国电力网中国电力网简介：
中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。