美國電網情況
首先，我們先來簡單的瞭解一下，美國電網的一些發展。美國的輸電網縱橫交錯，常見的電壓等級有765千伏、500千伏、345千伏、230千伏、161千伏、138千伏、115千伏。美國電網迄今已有100多年的建設發展歷史，最初是由私營和公營電力公司根據各自的負荷和電源分佈組成一個個孤立的電網，隨後逐步形成了東部、西部和德克薩斯三大聯合電網，統稱北美聯合電網。這三大聯合電網分別佔美國售電量的73%、19%和8%。
1，東部聯合電網是目前美國最大的裝機容量的同步電網 ，包括美國的東部，中部，還有加拿大的五個省，分為ECAR，MAAC，MAPP，NPCC，SERC，SPP六個協作區，覆蓋520萬平方公里，總裝機容量達65851萬千瓦。東部聯合電網包括互聯繫統協調小組(ISG)、賓夕法尼亞-新澤西－馬里蘭州聯合電力系統(PJM)和東部聯合電力系統(CANUSE),共有189家電力公司參加。
2，西部聯合電網，包括美國的西部，加拿大的2個省以及墨西哥北部地區，區內為WSCC協作區，總裝機容量為10800萬千瓦。
3，德克薩斯聯合電網，主要是ERCOT協作區。總裝機容量為9320萬千瓦。
之所以分成東西部電網，是因為美國中西部高聳入雲的洛磯山脈隔斷了東西部電網的直接相聯。美國的三大聯合電網之間只有通過直流線路的非同步聯繫。東西部電網的間接相聯是通過220千伏聯絡線與直流“背靠背”換流站互聯。東部電網與德克薩電網有兩個直流連接站，而西部電網與德克薩斯電網沒有直流連接。
北美聯合電網地域分佈圖
中美髮電對比
截止2019年12月美國的發電量達337253吉瓦時，美國的發電能源主要是礦物燃料，火電比重一直佔70％左右,火電中又以煤電為主,電力行業發電量中燃煤發電量佔53％、核電佔21％、天然氣發電佔15％、水電佔7％、油電佔3％、地熱及其它佔1％。由於對核電站的規程限制越來越嚴，特別是“三英里島”核事故後，使核電建設的速度大大放慢，但從總的能源平衡來看，核電的比重在今後仍會不斷提高。預計美國的電力需求年均增長率將達到 1.8%，將從 2001 年的 33860 億千瓦時增長到 2025 年底 52070 億千瓦時 。
據中國國家統計局發佈的統計公報顯示，2019年全國絕對發電量71422億千瓦時，同比增長3.5%，增速較1-11月擴大0.1個百分點。比美國高出10587.06億千瓦時。按總髮電量測算，2019年美國總髮電量為42671.00億千瓦時，比中國低11304.9億千瓦時。 美國在過去的幾十年中由於用電設備市場的飽和、設備效率的改進、對需求側管理的投資及更嚴格的設備效率標準，電力需求增長緩慢。預計辦公設備及個人電腦用電需求的增長將彌補供暖空調、製冷、熱水及照明等方面用電需求的降低。
中美髮電量比較柱狀圖
預計美國的電力需求年均增長率將達到 1.8%，將從 2001 年的 33860 億 KWh 增長到 2025 年底 52070 億 KWh 。天然氣發電的比例將從 2001 年的 18% 增長到 2025 年的 20%，煤電比重將從 2001 年的 49% 增長到 2025 年的 52% 。預計到 2025 年美國將新增燃煤發電 112 GW 。核電裝機容量將從 2001 年的 98.2GW 增加到 2025 年的 102GW ，其中包括對現有核反應堆的更新改造，可新增容量3.9GW。可再生能源包括熱電聯產的發電比例將從 2001 年的 2910 億 kWh 增加到 2025 年的 5190 億 kWh，年均增長 2.4%。
美國電力市場體系
美國有七大獨立系統運營商ISO（independent system operator），共計佔據了全美60%的客戶，其餘40%仍在壟斷一體化運營。因此，從經濟規模來看，確實大部分發達地區都已經市場化，但是如果從地域角度來看，實際上很大面積的美國區域，仍然沒有推行電力市場（尤其美國西北部地區）。德州所在的ERCOT區大概是幾個ISO中現貨電價(spot price)波動比較大的，而導致電價的波幅如此之大的原因，歸結有以下幾點：
美國的電力市場分為兩種市場體系：1. 現貨市場（spot market），2. 批發電力市場（wholesale electricity market）。兩者的區別是交易的時間差異，批發電力市場是提前時間、以雙邊合同的形式完成期貨交易，現貨市場則是實時結算。然而現貨價格波動一般不會立刻對消費者產生影響，因為一般電力公司都會將現貨價格風險(price risk)和電力消費量風險(quantity risk)通過簽訂一種電力合同（Load Following Contract）轉嫁給電力提供商（Load Serving Entity）。這種合同要求電力提供商不論現貨價格是多少，提供一段時間內該地區消費者消費的所有電力，而電力公司會按照固定的合同價格支付給電力提供商。所以德州的現貨價格飆升並不會立刻影響消費者，因為合同價格在短期內是固定的。但由於現貨價格對遠期價格的影響，期貨的合同價格是會受到影響的。
現貨市場定價主要由產能（generation）, 輸電阻塞（transmission congestion）和損耗（loss）組成，在這三個部分裡，天氣有著非常大的影響，比如天氣影響到供求關係，以及電力公司發電輸電的運營費用，還有損耗費用在這種惡劣天氣都會提高。但總是來說，電力市場的定價，是不立刻影響居民的電費（electric bill）的。一般的電價提高，是由電力公司向PUC(public utility commission)提出申請，通過了以後才能進行的。這裡天氣也有很大影響，比如沙塵暴造成的破壞，電力公司需要投入資金和人力修復和維護輸電系統，就需要申請提價（rate rise）來補這部分的費用。
其次，德州電力系統電源點分散，以燃氣、新能源電廠為主，核電和水電非常少，2015年八月美國的最終版碳排放法案發布，德州準備再上新能源。新能源多了，出力預測就會變得比較難（風功率預測問題），如果恰好遇到負荷高峰期間風力下降導致出力銳減，那麼，在考慮到燃氣電廠高額開機成本的前提下，產生一個高額電價並不奇怪。
舉個例子大家就明白了：你下個月要用多少電，其實你不知道，於是你以歷史數據為準，在批發電力市場上提前“批發”了800度，但是實際到了那個月你發現你需要850度，而此時批發電力市場已經關閉交易了，那麼剩餘的50度電就要到現貨市場買，這樣的交易價格肯定會上漲，這是基本的市場規則，如果恰好又碰到極端電力產能減少情況，產生很大的缺口，所以32元一度電就並不奇怪了。
對我國的啟示
分散式電網管理體制增加電網規劃、建設、運營協調難度，不利於電網協調可持續發展。美國電網產權分散、管理分散，形成區域化發展格局，難以整合成協調統一的全國性電網。過度分散的電網管理體制導致輸電網規劃、建設、調度和管理協調困難，也不利於大電網安全穩定運行。相較於美國，我國電網在統一管理體制下，更能發揮規模優勢，有效降低建設、運行和管理協調成本，在近20多年電網高速發展的同時，很少發生重大電網安全事故，充分說明統一的電網管理體制更有利於促進電網協調可持續發展。
與美國不同，我國能源資源與負荷需求逆向分佈，客觀上要求我國電力發展必須走遠距離、大規模輸電的道路，滿足我國能源資源大範圍優化配置需求。因此，加大特高壓等遠距離、大容量跨區輸電線路建設力度，是滿足我國能源大規模開發的外送需求，促進風電等可再生能源規模化發展和大範圍消納，保障國家能源戰略實施的有效方式。我國經濟和電力需求持續增長，決定了我國電網仍處於快速發展階段。目前，我國電網還相對薄弱，應建立健全電網投資的激勵機制，建立合理的電價機制，保障電網持續發展能力，使電網適度超前發展，以滿足社會經濟發展需求，並增強電力長期安全保障能力。
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