摘要：当我们看到美国加油站的油价时而上涨时而下跌时，通常就能明白其中的原因。通常来说，是原油价格的变动在起作用，有时也会是炼油厂的问题导致汽油价格受到影响，即便原油价格保持稳定也是如此。而不管怎样，人们通常都会归咎于石油公司。

1）美国的电价是由众多利益相关方共同决定的，这些利益相关方包括燃料供应商、发电企业、监管机构以及投资者等。

2）区域案例研究——得克萨斯州的 ERCOT、加利福尼亚州的 CAISO 以及新英格兰地区的 ISO-NE——展示了市场设计和燃料依赖性是如何导致市场波动的。

3）虽然公用事业公司和投资者通常能获得有保障的收益，但消费者却要承受因燃料价格飙升、基础设施瓶颈以及政策变动而带来的不可预测的高昂费用所带来的重压。

当我们看到美国加油站的油价时而上涨时而下跌时，通常就能明白其中的原因。通常来说，是原油价格的变动在起作用，有时也会是炼油厂的问题导致汽油价格受到影响，即便原油价格保持稳定也是如此。而不管怎样，人们通常都会归咎于石油公司。

美国电力市场的情况则要复杂得多。今年夏天，在美国许多地方，电费大幅上涨，但你所听到的原因却因询问对象的不同而有所差异。

美国政客们将责任归咎于气候相关法规，电力公司则指出是由于基础设施的升级所致，而分析师则提到天然气价格的波动性。但事实远比汽油供应链复杂得多、错综复杂得多。电力价格是由一系列燃料供应商、发电厂、电网运营商、监管机构和投资者共同决定的——每个环节都会加入自身的成本、激励措施和风险因素。

在一个旨在保持竞争性和透明度的体系中，一个关键的问题是：究竟是谁在掌控美国的电价呢？

事实是，美国电价并非由单一机构设定。它是由一系列事件共同作用的结果，在这一过程中，成本会经过多方流转，最终才会体现在每月电费账单上。

天然气、煤炭、铀以及可再生能源构成了发电的成本基准。当天然气价格飙升（可能是由于天气、地缘政治因素或者出口需求所致）时，电价通常也会随之上涨。即使在以可再生能源为主的地区，天然气也常常设定着使市场得以运转的边际电价。

独立发电企业（IPP）和公用事业公司拥有的发电厂会参与批发市场竞价。它们的报价会考虑到燃料成本、维护费用以及预期收益。在竞争激烈的地区，发电企业能否生存取决于市场价格。然而，近年来，对于许多竞争性的发电企业来说，这个市场一直是非常有利可图的。而在受监管的州，成本加成定价方式仍能使许多发电厂免受直接市场波动的影响。

像 PJM、ERCOT 和 CAISO 这样的区域传输组织（RTO）会运营日前市场和实时市场。它们会优先调度成本最低的电力，管理拥堵情况，并确保系统可靠性。它们的区位边际定价算法在需求高峰或输电线路受限时，可能会导致价格大幅波动。

公用事业企业以批发价格购入电力，并将其供应给家庭和企业。在受管制的地区，它们通过向州委员会提交的费率申请来收回成本。而在未受管制的市场中，它们更像是经纪人，以有限的加价幅度将市场价格传递给客户。

州级公用事业委员会负责批准费率、资本回收计划以及可接受的回报率。它们可以减缓价格上涨，但在涉及燃料或基础设施成本的情况下，通常不会直接阻止价格上涨。而在联邦层面，联邦能源监管委员会（FERC）负责监管州际输电和批发交易规则。

股东们期望获得稳定的股息和可预测的回报。这种压力会影响资本配置、利率设定以及项目选择——常常促使公用事业公司倾向于投资那些具有资本密集型特点、能确保收回成本的项目，即便存在更经济的解决方案也是如此。

电价的波动性是出了名的，其影响因素远不止季节性需求这一方面。

在大多数美国市场，天然气仍起着决定性价格的作用。新英格兰地区的寒潮或得克萨斯州的热浪可能会在数小时内导致价格大幅上涨。

如今，极端气候状况使电网承受的压力愈发增大，常常使其达到极限状态。在像得克萨斯州电力监管局这样的市场中，资源稀缺定价机制可能会在供应出现短暂短缺的情况下引发价格的大幅上涨。

输电线路拥堵以及区域间连接不畅导致部分市场受到隔离。即便其他地区发电量充足，拥堵收费仍可能推高当地电价。

容量市场、碳定价以及可再生能源强制性规定都会影响发电企业的报价方式以及电力公司的成本回收方式。旨在加速脱碳的政策可能会在短期内提高成本，而长期的节约效益则需要一段时间才能显现出来。

垂直整合型公用事业公司能提供更稳定的电价，但缺乏竞争。零售选择市场则能带来竞争，但同时也使消费者面临价格的大幅波动，而且往往缺乏有效的对冲手段。

这些因素共同作用，形成了一个具有反应性、分散且难以预测的定价体系。对于投资者而言，理解这些驱动因素至关重要——不仅是为了挑选公用事业股票，也是为了预测监管和基础设施方面的变化。

电力市场在面临压力时会暴露出其真实面貌。这三个地区的具体情况表明，市场设计和燃料依赖程度会造就截然不同的结果。

2021 年的冬季风暴“尤里”暴露了德州电力可靠性委员会（ERCOT）的缺陷。由于与其他各州的互联程度极低，且没有容量市场，ERCOT 依靠稀缺性定价来维持发电的正常运行。批发价格飙升至每兆瓦时 9000 美元，导致数十家零售供应商破产，并使消费者面临追溯性收费。灵活发电资产的投资方获得了丰厚的利润。此后，立法者提出了改革方案，但市场自由与可靠性之间的基本权衡问题依然存在。

加利福尼亚州大规模推进可再生能源建设带来了独特的价格变化模式。中午时段的太阳能过剩常常导致批发市场价格变为负值，但到了晚上用电量上升时价格又会飙升。再加上火灾风险因素——例如太平洋煤气电力公司（PG&E）在 2019 年的破产事件——结果就是该州的一些零售电价居全国之首。需求响应计划和分时电价旨在平抑用电高峰，但价格波动仍持续存在。投资者看到了这里的创新机遇，但必须接受更高的监管风险和气候风险。

尽管实施了积极的能源政策，新英格兰地区在冬季仍高度依赖天然气。有限的管道输送能力迫使该地区以全球价格进口液化天然气，而在寒冷天气期间，这种价格可能会大幅上涨。ISO-NE 的容量市场提供了一定的缓冲作用，但价格波动仍时有发生。2022 年 1 月，尽管发电量充足，但现货价格仍短暂突破每兆瓦时 200 美元的高位，这表明燃料物流问题而非发电能力可能是关键的制约因素。

电力定价不仅仅是为了收回成本；它还涉及利益相关者之间的价值转移。

公用事业公司通常会占据优势地位。在有监管的地区，它们在资本项目（如输电升级、电网加固或智能电表等）上能获得有保障的回报。在没有监管的市场中，它们仍能收取配送费用，并能从基础设施的所有权中获益。

独立发电企业可以从价格波动中获得丰厚收益。当供应紧张时，燃气调峰电站、灵活发电设施以及越来越多的电池储能资产能够获得高价。

基础设施领域的投资者——包括养老基金和私募股权机构——默默地从输电线路、变电站以及可再生能源项目中收取租金。他们的收益通常与通货膨胀挂钩，而这些收益是由纳税人支付的，而纳税人可能并不清楚自己的钱都流向了何处。

与此同时，消费者承受了价格波动带来的最大冲击。家庭几乎没有能力对需求进行套期保值，这使得他们容易受到能源和政策变动的影响。大型工业企业的情况则相对较好，它们通过内部发电、需求响应以及长期合同等方式来管理风险敞口。

政策制定者必须在成本效益、可靠性和减排之间取得平衡。如果改革效果不佳或者基础设施建设滞后，他们就会付出政治代价。

简而言之，电力定价与其说是关于电能本身，不如说是关于资源的分配。那些投资于可收回成本资产以及对价格波动敏感的发电项目的投资者有望获利。而对于其他人来说，决定价格的这些因素大多难以察觉——而且往往与家庭预算不匹配。

人们很容易认为美国电价只是由供需关系决定的，但实际情况要复杂得多。从燃料市场到监管机构，整个体系是多层次且不透明的。消费者认为自己是在为电力付费；但实际上，他们是在为基础设施项目、政策目标以及投资者的回报提供资金。

对于投资者而言，这一教训十分明确：赢家是那些能够理解市场运作规律的人——他们能够识别出那些成本可回收的资产，能够预见监管政策的转变，并能够对市场波动进行风险对冲。而对于其他人来说，权力的代价是一个不断变化的目标。

美国电价并非由政府直接规定，而是通过协商确定的。而且参与协商的各方众多。

资料来源：Who Really Controls U.S. Electricity Prices? | OilPrice.com

来源：非凡说能源