北美洲(美国和加拿大)共有9个独立系统运营商/区域输电组织(ISO/RTO 如图11所示)，为三分之二的美国电力用户和一半以上的加拿大人口服务。北美洲的竞争性的电力市场正在蓬勃发展，因为他们为工业参与者，能源消费者和环境带来了可衡量的利益。事实证实了有组织的批发能源市场的优势。由于采用最先进的技术和工业实践，在区域市场中的电网运行持续优于那些仍在垄断控制下的地区。优势主要体现在下面四个方面：

可靠性：保持灯亮。电网运行是一个不断平衡的行为。独立电网运营商采用调度自动化系统调整系统潮流以跟随波动的条件，例如天气变化和突发性供应短缺或盈余。电力动力学需要高科技的预测工具，有竞争力的市场成果和实时运行精度。

高效率：引领未来的电网运营方式和多样化的能源网络。ISO/RTO有效地以非歧视性的方式管理高度可靠的电网，通过市场为消费者提供来自传输和发电资源的最佳价值。随着北美的电力能源供应更加多样化、区域协调和精确调度将变得比以往更重要。系统网络运营商优化可用的资源，以提高效率，确保电力在需要的地方和时候出现。

透明开放的市场：避免电力交易的暗箱操作，同时为消费者提议创新性的，明智的，和成本最低的投资。结构良好有组织的市场重视透明的定价，保证客户的价格能反映实际的供需条件。了解能源的真正成本对消费者产生最大的利益，鼓励明智的投资决策，促进创新和新能源选址在所需要的地方。

促进技术创新：ISO/RTO创新支持智能电网技术的最新进展，提高电网的弹性和可靠性，使能量传输效率更高，更聪明的和成本更有效。随着先进电网技术的进步。不仅努力使电动汽车和插电式混合动力电动汽车的技术得到更广泛的应用，而且也积极推进智能电表的部署和需求响应计划实施。

下面是北美9个ISO/RTO的简短介绍

Alberta Electric System Operator(AESO)

阿尔伯塔电力系统运营商

位于加那大阿尔伯塔省卡尔加里市(Calgary, Alberta)的阿尔伯塔电力系统运营商为370万人口服务，控制超过16,155英里的输电线路，发电装机容量为14,568兆瓦或1,456.8万千瓦。

市场

阿尔伯塔市场是建立作为一个单一的区域或节点市场，是一个独立的，能量和辅助服务分离的，自我承诺的市场。对供应方有一个必须提供机组所有的发电能力的要求，但是，目前风能发电可以豁免这条规则。供应报价按价格排序，并按价格顺序进行调度，以满足需求。能量市场是一个实时调度市场，而不是日前市场。日前市场只存在辅助服务采购。为了确保证有足够的运行储备AESO有权指导一台机组提供超出它的合同额的辅助服务。

定价

阿尔伯塔的电力批发市场是只有能量的市场，只有一个单一的价格。AESO公布目前的实时系统边际电价(SMP)，每分钟调度到的最高价格报价。供应报价的价格上限是999.99美元/MWh。报价价格下限是0美元/MWh。价格由按经济价格排秩的能量调度来设定。在供应短缺的情况下，系统边际价格(瞬时价格)设定在999.99美元/MWh的报价上限，并保持在999.99美元/MWh直到需要削减负荷。在这一点上，市场价格可以行政性地设定在1000美元。网损不是直接分配在阿尔伯塔的只有能量的价格上。市场参与者通过他们的报价策略试图收回在他们的系统接入服务(传输资费)发票上发现的损失费。只有发电机和机会服务(进口，出口和非刚性需求)支付在阿尔伯塔互联电力系统(AIES)的损失费。

结算

能量市场是基于一个单一的结算模式。在每小时结束时，一个该小时60个系统的边际价格的平均值被事后计算出来作为“电力库价格”，该价格用于每小时的市场结算。负荷和出口量的值是负的。交易费用的目的是为了收回运行电网的行政成本加上覆盖市场监督的成本。对于所有的未能提供(扣留)和执行偏差费用(调度违规)的处罚由市场监督管理者评估(MSA)和在能量市场外结算，滞纳金例外。

California Independent SystemOperator (CAISO)

加州独立系统运营商

位于美国加利福利亚州福森市(Folsom, California)加州独立系统运营商为将近三千万人口服务，控制超过25,865英里的输电线路，发电总装机容量为57,124兆瓦或5,712.4万千瓦。

市场

能量和辅助服务在日前市场中共同优化，也在实时市场的15分钟时间间隔的实时机组组合中共同优化。在5分钟时间间隔的实时调度没有共同优化。市场的目标函数是最小化基于资源报价的生产成本。资源可以自我计划能量，并可以自我提供辅助服务。对于需要超长期和长期启动的资源，日前市场的承诺是物理上的约束。对于其他资源，日前市场承诺是金融性的。基于负荷需求预测的可靠性机组组合(RUC)物理地承诺系统可靠运行所需的资源，并与基于需求报价的日前市场同时公布。日前市场在运行日的前一天上午10点关门，并在下午1点公布结果。增量报价在运行小时75分钟关闭之前被提交到实时市场，实时报价是日前报价的增量。无论他们是否已有计划，资源可以在日前市场和实时市场之间改变他们的报价。

定价

能量是以局部边际电价(LMP)来定价，它由系统的能量价格，阻塞和边际损失三部分组成。CAISO是一个节点市场，在这种市场格局中每个发电机的位置是一个定价节点和按该节点的节点电价支付。负荷按一个分区内所有节点电价的加权平均价格收费。能量报价的上限是1000美元/MWh，能源报价下限是-150美元/MWh。辅助服务的报价上限是250美元/MWh，而下限是0美元/MWh。最终的价格没有上限。辅助服务和短缺定价是根据包括调节，旋转和非旋转备用的稀缺需求曲线来确定。最高的稀缺价格是1000美元/MWh，这也是能量的报价上限。实时价格每5分钟发布一次;10分钟的价格是两个5分钟实时调度价格的加权平均。计算每个定价节点的边际损失是优化交流潮流求解的一部分。

结算

CAISO有一个多重的结算结构，也就是说日前市场，实时市场和可靠性机组组合市场分别进行结算。可靠性机组组合每小时结算。实时价格每5分钟发布一次，但是按10分钟的时间间隔结算。如果净市场收入导致短缺，发电机会收到一个抬升的付款。

Electric Reliability Council of Texas(ERCOT)

德克萨斯电力可靠性委员会

位于美国德克萨斯州奥斯汀市(Austin, Texas)德克萨斯电力可靠性委员会为将近二千四百万人口服务，控制超过43,000英里的输电线路，发电总装机容量为86,000兆瓦或8,600万千瓦。

市场

为了最大限度地提高系统的整体效益，ERCOT日前市场同时协同优化能量，辅助服务和阻塞对冲产品。目标函数是最大化以报价为基础的收入和最小化基于报价的成本，服从资源和网络条件的约束。ERCOT的日前市场是自愿的，不必求解以满足负荷预测。日前市场的能量供给报价是财政上的约束，并按每小时授予。日前市场在上午10点关闭和在下午1:30公布结果。每日运行的可靠性机组组合(RUC)保证了足够的在线发电以满足负荷预测。实时市场使用安全约束下的经济调度(SCED)，以最少的成本调度实时的发电。合格的可控负荷资源可以向实时市场提交需求响应的报价。负荷资源也可提供辅助服务，并定期提供高达50%的响应储备(每小时采购2800MW中的1400MW)。应急响应服务提供短期(4个月)的容量支付给负荷和发电机的紧急需求响应。

定价

能量的定价是根据局部边际电价(LMP)，它包括阻塞但不包括网损。网损由负荷根据负荷的占比份额支付。能量和辅助服务报价曲线的上限是7000美元/MWh。报价下限是-250美元/MWh。日前市场上没有报价的上限或下限。日前市场的价格在两个营业日后的上午10点最后确定和实时市场的价格在两个营业日后的下午4点最后确定。结算点的价格(SPP)以15分钟为基础计算，这是15分钟的LMP和实时储备量的加权平均。运行储备需求曲线(ORDC)用于稀缺性定价。在稀缺条件下实时储备加上能量的价值可以达到9000美元/MWh。

结算

ERCOT的日前市场和实时市场分别结算。日前市场的活动是在运行日的2天之后结算，而实时市场活动则是在运行日的5、55、180天之后，用实际的电表数据进行校准。有超过6百60万条电表数据需要处理，ERCOT的 98%的负荷是用15分钟间隔的数据结算。结算活动的发票每日开出。可靠性机组组合是一个物理承诺，每小时结算。日前市场的能量供需报价是财务上的约束，每小时结算。实时市场的价格每5分钟发布，以15分钟的间隔结算。对未能提供辅助服务和未能遵循调度指令的市场参与者要处以财务处罚。

Independent Electricity SystemOperator (Ontario)

独立电力系统运营商(IESO)

位于加拿大安大略省多伦多市(Toronto, Ontario)独立电力系统运营商(IESO)为将近一千三百七十万人口服务，控制超过18,641英里的输电线路，发电总装机容量为35,858兆瓦或3,585.8万千瓦。

市场

IESO运营能量和辅助服务的批发市场，实时调度每5分钟一次。没有日前市场，虽然前面有日前的承诺过程(Day-AheadCommitment Process- DACP)。即在提前一天的时间框架内承诺可调度发电机和进口计划作为金融担保。辅助服务是以成本为基础的市场，由消费者买单。出口交易作为每小时收取的美元/MWh市场抬升收费。包括进口和出口的连络线交易是的物理承诺的和提前一个小时计划的。运行储备是一个以市场为基础的服务，它们与能量一道共同进行优化。供应商的出价在提前一天的早上6点和上午10点之间提交，结果在运行日前一天的下午3点公布。

定价

IESO支付一个统一的实时价格给所有的供应商，这是由负荷方付费。一个单一的能源市场价格(EMP)由每5分钟的调度产生，它忽略了输电阻塞和网损。最大的能量市场出清价格(MMCP)的是2000美元/MWh，和最小的能量市场清算价格(- MMCP)的能量是-2000美元/MWh。最大运行储备价格(MORP)是2000美元/MWh。所有的运行储备供应的价格必须大于或等于0美元，和小于最大运行储备价格。实时市场价格在调度小时后的一小时内公布，并在营业日两个工作日后最后确定。辅助服务是以成本为基础的并由安大略省的消费者买单。出口交易作为每小时消费的市场抬升收费(美元/MWh)。边际输电网损失作为固定的惩罚因子，包括在评估物理调度所用的需求和供应报价中。固定的惩罚因子是IESO为每个节点算出的。

结算

安大略使用一个单一的结算体系，使用事后能源价格。如果发电机、进口和出口不能满足他们的日前或时前的承诺，在经济上会受到惩罚。日前和实时承诺会收到成本保证以收回成本。

ISO New England (ISO-NE)

ISO新英格兰

位于美国马萨诸塞州霍尔约克市(Holyoke, Massachusetts)新英格兰独立系统运营商(ISO-NE)为将近一千四百人口服务，控制超过8,130英里的输电线路，发电总装机容量为32,000兆瓦或3,200万千瓦。

市场

ISO-NE经营一个多重结算的能量市场。每一个运行日在午夜时开始和结束。日前能量市场(DAM)根据参与者提交的报价产生每小时的价格和计划。日前市场尊重运行储备的要求，但不共同优化能量和运行储备。实时能量市场则是共同优化能量和运行储备。能量市场的目标函数是最大化市场的福利，同时通过服从安全约束保持系统的可靠性。前区容量市场(FCM)是为了在承诺期三年之前获得合格的资源以达到ISO-NE系统规划和利益相关者流程所建立对系统装机容量的需求。也是为了激励资源的保持和发展以维持足够的运行储备。每年有一个前区容量的拍卖(FCA)，在那里市场参与者获得容量供应义务以保证在承诺期开始时提供物理容量。容量供应义务可以在双边交易或重新配置拍卖中被收购或裁减。

定价

ISO-NE利用局部边际电价(LMP)，包括边际网损和阻塞。DAM求解产生每小时所有节点和聚合定价地点包括外部接口的LMP。实时调度产生事前的调度率。这些调度率然后用于产生5分钟的事后LMP和最终的事后LMP。在能量市场有一个1000美元/MWh的供应报价上限，目前也有一个0美元/NWh报价下限。能量市场供应灵活性的项目将修改供应报价下限为-150美元/MWh，此更改在2014年12月3日生效。

结算

ISO-NE对日前和实时市场进行多重结算。日前市场的计划，按每小时的日前市场LMP结算。实际发电和日前计划的偏差按每小时的事后实时LMP付费或收费。ISO-NE正在与利益相关者评价和讨论对于能量，储备和调节实行短于一小时的实时清算时段的可能性。

Midcontinent ISO (MISO)

中部大陆ISO

位于美国印第安娜州卡梅尔市(Carmel, Indiana)中部大陆独立系统运营商(MISO)为将近四千八百人口服务，控制超过65,250英里的输电线路，发电总装机容量为205,759兆瓦或20,576万千瓦。

市场

MISO经营一个能量市场，在日前市场和实时市场中，能量是和辅助服务产品共同优化的。共同优化是同时发生的，在实时市场中每五分钟执行一次，以最小化生产成本为目标函数。日前市场是一个金融承诺。日前市场的供应和需求的报价在运行日前一天上午11点以前提交，结果在下午3点公布。从下午3点到下午4点，有一个重新报价期间。实时供应的报价在运行小时的一个半小时以前提交。在日前和实时市场之间报价可以改变。在日前和实时市场中运行储备是一个以市场为基础的服务，该服务由负荷和出口支付。MISO有一个资源充裕度容量市场。在一年一度的拍卖会上，MISO自动地购买容量以供应调节所需要的能量和提供高效的市场结果。

定价

MISO运营一个节点市场，发电机是按注入点的电价付费和负载按撤出点的电价收费。日前能量按事前定价，而实时能量按事前和事后定价。能量供应报价的上限是1000美元/MWh和下限是-500美元/MWh。电价的上限是3500美元/MWh。短缺定价是根据调节和运行储备需求曲线而定。调节报价的上限是500美元/MMWh和补充能量报价的上限为100美元/MWh。边际网损包括在LMP中。

结算

MISO用一个双重结算过程来确定市场参与者的财政支出和信用。进口和出口按接口价格结算，接口价格是用指定的外部平衡机构的发电机的平均价格计算出来的。日前市场按每小时结算，实时市场按每5分钟结算。市场中的每一个运行日都是在运行日之后的七个日历日后结算的。随后的结算点发生在运行日的第十四、第五十五和第一百零五个日历日之后。

New York Independent System Operator(NYISO)

纽约独立系统运营商

位于美国纽约州伦塞勒市(Rensselaer, New York)纽约独立系统运营商(NYISO)为将近一千九百五十万人口服务，控制超过11,056英里的输电线路，发电总装机容量为37,978兆瓦或3,798万千瓦。

市场

在日期市场中所有辅助服务产品与能量同时进行协同优化，使用一个多期间的承诺和调度，以最小化生产成本。日前和实时市场使用一个多期间的安全约束下的机组组合过程，对负载，运行储备和调节容量服务同时进行共同优化。市场每天运行一次，并提供每小时的运行计划，该计划是财务承诺的。日前市场在运行日前一天早上5点关门，通常在上午11点之前公布结果。实时调度(RTD)是一个多期间的安全约束调度过程，它对负荷、运行储备，和调节容量服务同时进行共同优化，目标是一小时期间内的最小的报价生产成本。实时调度每五分钟执行和公布一次，并提交调度指令给资源在预定的公布时间的5分钟后开始执行，同时也为其余四个15分钟的期间提供咨询指导。

定价

发电机按节点的基于位置的边际价格(LBMP)支付，而负荷按区域价格收费，区域价格是该区域内负载节点价格的加权平均。内部资源的基于位置的边际价格根据实时调度计划和价格而定。日前市场和实时市场的LBMP包括能量、阻塞和网损，价格是事前的。NYISO利用潮流程序计算网损和用边际损失定价。能量供应和需求的报价上限是1000美元/MWh，与外部交易的报价上下限为±1000美元/MWh。辅助服务供应报价上限也是1000美元/MWh，最终价格没有上限。需求响应资源尊守一个目前设定为75美元/MWh的报价下限。

结算

NYISO的大多数产品采用双结算体制。实时是一个5分钟的结算。在日前和实时市场中报价可获得生产成本担保(BPCG)，但服从特定的规则和限制。日前和实时市场之间的边际保护可以提供给大多数发电机，只要他们没有增加他们日前和实时之间的报价。没有直接基于实时承诺的结算。外部交易是根据确认的交换计划和实时调度的价格与实时承诺的外部阻塞成本的混合体来结算。

PJM Interconnection (PJM)

PJM互连网

位于美国宾夕法尼亚州福吉谷(Valley Forge, Pennsylvania)PJM为将近六千一百万人口服务，控制超过62,556英里的输电线路，发电总装机容量为183,604兆瓦或18,360万千瓦。

市场

PJM同时协同优化能量、调节、和主同步储备以最小化生产成本。日前市场是一个前期市场，它根据发电报价，需求出价和预定的双边交易计算下一个运行日每小时的价格。日前市场的发电报价和需求出价在中午12点结束，结果在下午4点公布，下午4点到6点之间可以重新报价。PJM运营一个24小时的市场，市场日开始于午夜。在下午6点日前市场关闭后，直到午夜运行日开始前，如果需要，PJM执行一个可靠性机组组合(RUC)。实时市场是一个现货市场，根据电网条件，价格间隔每五分钟计算一次。PJM还经营一个日前计划备用市场以确保在运行日期间用于应对突发的系统条件所需的能量储备能在30分钟内获得。PJM容量市场，称为可靠性定价模型(RPM)购买提前三年的长期容量资源，这样已承诺的可调度的资源，有义务提供到日前市场。

定价

PJM能量利用局部边际电价(LMP)价格。日前市场承诺的发电机按节点的价格支付，负荷消费按区域价格收费。区域价格是区域内负荷节点价格的加权平均。在短缺事件中，储备容量不足利用运行储备需求曲线(ORDC)来定价。这个价格可以利用作为“无法满足储备要求的惩罚因子”。惩罚因子最初设定为400美元/MWh，在2014年6月后增加到550美元/MWh和2015年6月后增加到850美元/MWh。有一个1000美元/MWh的基于能量投标成本报价上限。假定没有有效的拥塞上限，以市场为基础的供应报价没有上下限。因此，在无堵塞和网损的情况下，市场价格以1000美元/MWh(投标上限)加上两倍的惩罚因子作为有效的上限。

结算

PJM有一个二级结算过程，包括执行偏差收费和失去的机会成本(LOC)补偿。PJM的交易每小时结算和每星期开具发票给市场参与者。客户可以要求按节点结算。如果一个发电机组不能从能量市场价格中完全得到补偿。则它的运行储备将得到支付。

Southwest Power Pool (SPP)

西南电力库

位于美国阿肯色州小石城(Little Rock, Arkansas)西南电力库(SPP)为将近一千五百人口服务，控制超过50,575英里的输电线路，发电总装机容量为58,982兆瓦或5,898.2万千瓦。

市场

SPP的能量产品，与上下调节，旋转备用，和补充备用同时协同优化以最小化生产成本。实时的市场是一个物理的承诺，每5分钟执行一次，对10分钟后的时段进行调度并产生5分钟的结算价格。日前的可靠性机组组合在运行日之前一天执行，以最小化资源提供的容量成本为目标。日间可靠性机组组合至少每四小时执行，以保持系统的平衡。

定价

SPP利用局部边际电价(LMP)为能量定价，其中包括能量、阻塞和网损三个分量。发电机按节点的价格支付，负荷消费一般按区域电价收费，这是区域内一组负荷节点价格的加权平均。负荷消费也可以选择按节点电价收费。日前市场产生每小时的价格，并在市场出清后公布。实时价格计算每5分钟计算一次，并实时市场出清后公布。进口和出口的的价格按区域计算。外部节点是根据潮流分析来选择，用来表示在SPP系统中的潮流。外部节点电价不包括来自外部设施的损失。事前定价用于实时和日前市场。对安全净能量供应，有一个1000美元/MWh的报价上限，和一个-500美元/MWh的下限。向上调节的报价下限是-500美元/MWh和向下调节的报价下限是0美元/MWh。应急备用的报价下限是-100美元/MWh。对机组的启动和无负载成本有一个0美元的报价下限。对一般能量报价没有上下限。

结算

SPP利用多级结算过程，日前市场和实时市场的执行偏差在这多级过程中结算。对于没有在调度时段中满足实时调度指令的资源，SPP应用非指令偏差收费。此外，对承诺提供调节备用已得到付费的资源，如果在实时中没有执行，将得到一个非绩效的收费。根据日前市场和可靠性机组组合完全补偿支付条款，发电机的生产成本将得到完全的补补偿。日前市场的价格每小时发布一次，实时市场的价格每5分钟就结算一次。

ISO/RTO的好处

合作+竞争=可衡量的利益

1.改善可靠性

因为他们跨越了广大的地理区域，区域市场通过资源共享能促进效率。这些有组织的市场的设计，使得有剩余电力的地区可以通过开放市场与另一个地区共享电力而受益。ISO/RTO的运行入员能够看到更大的图景，从而能尽可能有效地调度电力。当电力需求增加时通过最大化发电出力，ISO/RTO有助于保持电能在高峰时期流过。

2.高效的电网调度

通过使用先进的技术和市场驱动的激励机制，在区域市场内的发电厂的性能往往比在垄断控制区域的更好。有证据表明，在竞争性的市场区域有较低的发电厂停运率，因为为了最大限度地提高他们的收入，发电机的拥有者被鼓励保持机组在线，特别是在高峰期。

3.更好的价格透明度

ISO/RTO有能力更好地识别传输的瓶颈，在一个公正的方式下分析投资额外传输的可靠性和评估它的经济效益。在垄断控制的市场，有关传输的价格和区位价值的信息，对消费者和投资者来说是一个“黑盒子”，这抑制了电网投资。

4.私人投资容易进入

ISO/RTO开发了标准化的非歧视性的网络互连规则并为新的投资提供了一个重要的价格信号。作为电网规划者，ISO/RTO对在一个大的范围的传输问题确定了最好的经济解决方案。为了跟上在日益增长的电力需求ISO和RTO为私人资本进入基础设施投资提供更多的机会。

5.添加可再生能源到电网

为给消费者带来成本最低的电力，ISO和RTO为不同类型的发电厂竞争提供了公平的竞争环境。ISO和RTOs为他们地区的环境友好的可再生能源发电找到了稳健的投资。

6.市场监测的好处

ISO和RTO的市场监测在提高竞争性的批发电力市场的性能中起着重要的作用。竞争性的市场有利于消费者，因为它能确保价格适当地反映供求状况。市场监测识别无效的市场规则和收费规定，发现市场参与者潜在的反竞争行为，并为知情决策提供关键的市场综合分析。

7.市场的灵活性

有组织的市场提供不同的电力产品和服务，可以用来对冲价格风险。因为平均实时能量价格与短期双边价格相关，ISO和RTO市场促进价格稳定。增加和改进的价格透明度意味着更好的合同定价

8.市场中的流动性

ISO和RTO市场比非竞争的市场有更多的买家和卖家。例如，现在有几百个公司在竞争着为客户服务。重组之前，只有少数公司为带来最低成本电力给消费者在进行竞争。

9.市场的多样性

在有组织的批发市场的地区有众多的买家和卖家，但在非竞争的地区发电机的所有权更加集中。规范化的市场能够监控滥用市场力的行为和通过缓解规则，建议新的操作程序或建议市场结构的变化来消除市场力。

10.需求响应的发展

ISO和RTO提供更多的信息。因为电网和市场数据是公开的，任何人都可以看到它。因此，更多的公司，甚至是以减少对电网需求得到支付的公司，被鼓励参与能量市场。在用电高峰期的需求响应报价是非常重要的，因为减少需求和增加供应是同等有效的，而且它是更清洁和更经济的。