《Proceedings of the National Academy of Sciences》：Transmission lowers US generation costs, but generator incentives are not aligned
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这篇研究揭示了美国电力市场的关键矛盾：扩大跨区域输电网络（如高压输电线路）能显著降低全社会发电成本（2022年潜在节省58-71亿美元），但会重塑各区域发电商的利润格局。研究发现，这种市场整合在创造整体经济效益的同时，会使五大湖和大平原地区的发电商受益，却损害东北部和东南部现有发电商的利益。这直接解释了为何许多区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）在推进电网整合时面临巨大阻力，凸显了在追求系统最优（如支持“净零”目标）时，必须考虑并解决私人经济激励错配这一核心治理挑战。
这项研究深入探讨了美国本土48州电力市场空间整合的潜在影响，揭示了在追求系统整体效益与平衡各市场主体利益之间存在的深刻矛盾。研究基于详实的每小时机组级数据，构建了严密的模型框架，量化分析了消除跨区域输电等空间约束可能带来的巨大经济效益，同时也精确描绘了这些变革背后清晰的“赢家”与“输家”图谱。
美国下48州的输电制约现状
通过多元回归分析，研究证实了空间约束在美国电力系统中广泛存在。数据显示，高达92%的常规发电机组（共计1，121个）对“自身区域”需求冲击的响应系数大于对“相邻区域”需求冲击的响应系数。例如，在加利福尼亚州，当地需求每增加1兆瓦时（MWh），天然气和煤炭发电机的发电量会增加0.65 MWh；而对于周边州的需求冲击，加州发电机的响应仅为0.12 MWh。在东南部地区，这种差异更为悬殊：对邻近需求冲击的响应为0.85 MWh，而对周边区域的需求冲击几乎没有响应。这些结果一致表明，包括输电瓶颈在内的贸易壁垒，严重限制了发电机对更远距离需求变化的响应能力，导致电力资源无法在全国范围内实现优化配置。
市场整合的巨大潜在成本节约
研究模型测算，消除区域间约束将为美国带来可观的发电成本节约。具体而言，在2022年的条件下，潜在成本节约在58亿至71亿美元之间；在2023年的条件下，这一数字为34亿至50亿美元。这一价值远高于2020年的18亿至23亿美元，呈现出显著上升趋势。
图1：美国（本土）通过改善市场整合带来的月度潜在发电成本节约（2023年美元计值）。该模型整合了同一互联电网内的市场，但未整合美国三大互联电网之间的市场，并且采用了弃风弃光影响的下限估计。
这种成本节约潜力的时间路径——整体上升，并在2022年条件下出现特别高的峰值——主要受到两方面因素的驱动：一是可再生能源弃电率的持续上升，二是2022年天然气价格的飙升。市场整合之所以能带来巨大的成本节约，根本原因在于它能促进低成本资源的更充分利用：既包括增加对原本会被弃用的现有风能和太阳能资源的利用，也包括从低效的传统发电机转向高效的燃料发电机。这些都是市场整合带来的短期收益，最终将转化为全国性的发电成本降低，使消费者受益。研究者指出，这些估算很可能只是发电成本节约的下限，原因包括未考虑前瞻性投资效益、仅模拟了互联电网内的长距离输电、假设市场完全竞争（忽略了市场势力可能带来的额外效率损失）、未明确模拟极端天气事件的好处，以及假设工商业和热电联产机组的行为不随市场整合而改变。
发电商之间的赢家与输家
然而，市场整合在创造整体社会福利的同时，也重塑了各发电企业的收入格局。研究清晰地展示了地域分化的影响：五大湖和大平原州的电力生产商将从市场整合中获得显著的收入增加，而东北部、东南部和加利福尼亚州的生产商将面临收入下降。
图2：部分发电厂在市场整合下净收入将下降，而另一些则净收入增加。这张地图绘制了在市场整合中赚取更多净收入（绿色）与更少净收入（黄色、橙色和红色）的发电厂。“大”的收入变化定义为每年大于2000万美元；“中”为1000万至2000万美元；“小”为0至1000万美元。
其背后的经济逻辑在于：在没有足够输电线路的情况下，中西部和大平原地区的风能往往无法输送到东海岸的大城市，导致大平原地区的电价触及低点，而沿海需求中心的电价则保持高位。消除东部互联电网内的空间约束，将允许来自大平原和中西部的电力输送到东海岸，从而提高前者的电价（利好当地生产商）并降低后者的电价（损害生产商但惠及消费者）。
结果与空间价格分散的模式大致吻合。研究特别指出，其模型结果不仅反映了价格变化，还包含了在市场整合下发电调度数量的变化，即部分利润变化来自于调度调整，而不仅仅是均衡价格。此外，模型还揭示了非ISO区域（如东南部和佛罗里达州）的情况，这些地区没有节点边际电价数据，但其中一些生产商的损失却是最大的。
研究还模拟了新建天然气发电厂在不同市场整合情境下的可变利润变化，发现其区域模式与现有发电厂相似：市场整合将使在美国中部地区新建电厂更具吸引力，但会损害东海岸新建电厂的盈利能力。
讨论：激励错配与电网治理的挑战
输电线路的选址、规划、许可和建设面临诸多障碍，包括成本分摊分歧、长途土地使用权获取以及环境许可等。一个与这些障碍相互作用并可能加剧其严重性的问题是当前的输电规划治理结构。输电规划（以及管理跨区域电力贸易的市场规则变更）在很大程度上取决于获得现有发电公司的共识，而它们在区域输电组织中拥有大部分决策权。然而，本研究结果表明，许多地区的现有发电商有经济动机去延迟甚至阻止新的长途线路建设。
美国能源部的报告指出，“平原、中西部、三角洲、德克萨斯和东南部地区与其邻近区域之间对额外的区域间和跨互联电网输电容量需求尤为迫切”。这主要是由高电价差和/或日益增长的可再生能源渗透率驱动的，而新的输电容量也可以在飓风和重大冬季风暴等极端天气事件期间提供韧性支持。
尽管部分地区在新输电建设方面取得了成功，但跨区域的输电连接几乎没有任何增长。2011年至2020年间安装的新线路里程中，只有2%用于区域间线路。相关地，这一时期的大部分新投资是为了满足本地可靠性需求，而非为了节约发电成本——而区域内线路通常不会威胁到现有公用事业公司的利润底线。
观察家们对一些潜在损失最大的地区提出了批评。例如，东南部因缺乏透明度和主动的输电规划而受到批评。东北部和墨西哥湾沿岸地区的公用事业公司则因阻碍区域间输电而受到诟病，例如NextEra反对将加拿大水电输送到缅因州的线路，以及Entergy反对连接三角洲和德克萨斯地区的Southern Spirit线路。这些是现有企业反对非常明显的案例。在其他情况下，反对可能发生在区域输电组织结构内部，外部观察者不易察觉。
从发电厂利润变化到发电公司利润变化的映射，取决于发电厂所有权的空间模式。许多（但并非全部）发电公司主要在一个州或地区内拥有资产，因此输电建设将导致其业务范围内的发电厂出现协同的损失或收益。
最后，研究强调，其分析范围不包含提出具体改革方案，这需要结合复杂的法律、市场和工程背景。但研究明确指出，当分析人士和政策制定者提出改革建议时，必须考虑供应商的激励因素，从而认识到电网治理的关键作用。
材料与方法
研究的两个主要数据来源是美国能源信息管理局的EIA-930数据和美国环境保护局的连续排放监测系统数据集。从EIA-930中，研究者获取了覆盖美国本土48个州13个区域的每小时供需变量，并利用其区域连接信息构建了相邻区域的需求冲击变量。CEMS数据集则报告了几乎所有常规发电机（容量超过25兆瓦的煤、天然气、石油和其他可燃燃料发电机，不包括核能或可再生能源发电机）的每小时产量和燃料使用情况。
研究方法主要包括两部分。首先，为检验发电厂对附近与远方需求冲击的响应，研究者为CEMS数据中的每个发电厂估计了一个独立的时间序列回归模型。核心是比较自身区域需求冲击系数与连接区域需求冲击系数的大小，若前者更大，则表明该发电厂对附近需求冲击更敏感，这与输电和其他空间约束的存在一致。
其次，为了计算在不同空间贸易壁垒假设下的市场均衡，研究者首先为每个热力发电机在每小时构建边际成本，该成本由燃料成本、运行维护成本和环境合规成本组成。接着，利用发电机特定的边际成本和经停运调整后的每小时可用容量，研究者在两种不同场景下构建了调度曲线，以计算市场整合带来的潜在发电成本节约。在空间受限场景中，使用北美电力可靠性委员会的子区域作为地理市场定义，并假设每个市场的热力发电需求等于该市场内观测到的热力发电机发电量。这实质上将区域间的电力流限制在现实世界中每小时观测到的水平。在主要的整合场景中，假设三个互联电网内部没有输电或其他空间约束，每个互联电网内的需求由其中成本最低的发电机来满足（但仍假设独立的互联电网是分开的市场）。研究者假设放松空间约束使得被弃用的可再生能源可以被有效利用，因此互联电网在时间t对热力电力的需求等于该互联电网内观测到的热力发电量减去该互联电网内在时间t被弃用的风能和太阳能电力的总量。
最后，通过比较当前区域受限场景和整合市场场景下的总热力成本，计算出由互联电网内空间约束引起的总额外发电成本。同时，通过确定每个市场中每小时的边际发电厂，并将其市场出清价格设为其边际成本，计算出每个发电厂在每个场景下的净收入（即可变利润）。
