危机背后的电力市场设计困局

电力市场机制的缺陷无疑加重了得州电力危机。在可再生能源大规模接入电网的趋势下，如何保障电力系统的公平性、经济性与韧性之间的平衡，是不可回避的问题。

在得州爆发电力危机的前几个月，世界范围内各大电力市场的类似事件接连不断地出现。

2020年8月，加州独立系统运营商（CAISO）先后多次宣布电网进入二级、三级紧急状态，并对居民用户实施轮流停电等措施。而在澳大利亚，2021年1月20日，澳大利亚历史上最大的能源集体诉讼在澳大利亚联邦法院提起。该索赔是由律师事务所PiperAlderman代表50,730多名电力客户提出的，集体诉讼针对的是两家国有发电公司Stanwell和CSEnergy，称他们人为操纵了电力定价系统（electricitypricingsystem）并让消费者承担了虚高的电费。

近期最引人注目还是发生在美国得克萨斯州（以下简称得州）的电力危机。2021年2月14日开始，美国得州在极端低温天气下再次发生大范围轮流停电，数百万家庭失去电力供应，而且现货市场价格也已达到9000美元/MWh的上限。美国总统拜登相继批准得州进入紧急状态和重大灾难状态。

实际上，早在2016年9月28日，台风和暴雨等极端天气袭击了新能源发电占比高达48.36%的澳大利亚南部地区电网，最终导致全南澳大利亚州大停电，50小时后才全部恢复供电。

这是世界上第一次由极端天气诱发新能源大规模脱网导致的电网大停电事故，并且与电力市场交易密切相关。那么，得州电力危机与电力市场设计有哪些直接关系？面对频发的极端天气，电力市场设计又该如何与电源建设相匹配呢？

事件还原：气电停运是主责

美国当地时间2021年2月24日，在得克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT）召开的紧急董事会上，CEO和总裁BillMagness发布了关于极寒天气下得州停电事件的首份官方报告（下简称“报告”）。我们可以从中了解到这次电力危机的许多细节。

2月15日凌晨12:15、1:07和1:20（所有时间都为大致估算），ERCOT相继进入一级、二级和三级紧急运行状态，并最终实施了10,800MW的轮流停电。

值得注意的是，2月15日1:53左右，得州电网频率一度跌至59.4赫兹以下长达4分23秒（美国电网的额定频率为60赫兹），而如果电网频率跌至59.4赫兹以下超过9分钟后，将触发电机组低频保护而使更多机组跳闸，进而导致更严重的事故。所以从这个角度来说，负荷削减实际上避免了一次全网安全稳定事故。

那么，2月14日至2月19日之间发电容量停运的情况又是怎样的呢？在事件开始的一段时间里，大家普遍估计风电是停运最多的机组。但实际上停运最多的是天然气发电机组，其次才是风电，而煤电、核电和光伏停运容量较少。

目前ERCOT辖区内发电总装机容量为107,514MW，根据2020年的统计数据，51.0%为天然气机组，24.8%为风力发电机组，13.4%为煤电机组，4.9%为核电机组，3.8%为光伏发电机组，1.9%为其他机组，0.2%为储能。

而从发电量来说，2020年气机占45.5%，风电占22.8%，煤电占17.9%，核电占10.9%，其他类型占2.9%。根据装机容量和发电量占比分析，可见核电和煤电利用小时数较高。由于美国天然气发电机组大多采用管道即时供气，本地储气能力不足。所以从气电机组停运最多可以看出来，极寒天气下的冻井和输送管道冰堵是此次得州大停电事件的重要原因。

最后，从电力市场的角度，报告给出了从2月13日至2月21日的日前和实时电价变化情况，以及市场参与者所采用的基本风险对冲措施。

日前市场电价和实时市场电价曾经一度飙升至$9000/MWh的价格上限。而根据2月14日至2月19日大停电事件期间市场交易数据的统计，日前市场平均电价为$6,612.23/MWh，实时市场平均电价为$6,579.59/MWh。

而2021年1月日前市场平均电价为$21.36/MWh，实时市场平均电价为$20.79/MWh；2020年2月日前市场平均电价为$17.74/MWh，实时市场平均电价为$18.27/MWh。

虽然市场主体可能采取了一些风险对冲措施，但短短几天的市场异常情况还是造成了严重的后果。3月1日，由于无力支付ERCOT开具的21亿美金电费账单，得州最大、建立时间最长的电力合作公司布拉索斯电力（BrazosElectricPowerCooperativeInc）在休斯敦申请破产保护。同一天，得克萨斯州检察长KenPaxton对电力零售商格里迪公司（Griddy）提起诉讼，称其使用欺骗性商业行为误导了电力用户，而其根本原因在于格里迪公司是以批发价格与其所代理的电力用户结算电费的。

争议：现行机制会威胁电网安全么？

得州的电力市场是典型的纯电能量市场。由于缺乏容量市场，电源建设的动力只有现货批发市场上的价格激励。从理论上来说，老旧的发电机组自然会在电能量市场中逐渐被淘汰。而究竟是否需要容量市场，也一直存在争议。而美国有关电力市场规则的争论更是由来已久。

早在2017年，美国能源部与各大区域电力市场运营商ISO/RTO就电力市场价格形成机制等问题发生激烈争论。

在2017年9月28日时任能源部长的里克·佩里（RickPerry）给联邦能源管理委员会（FERC）的信件中，提到美国电力市场的短期市场可能无法提供充分的价格信号来确保合理的长期容量投资。此外，批发市场价格形成机制也受到质疑，甚至认为已威胁到美国电网安全和国家安全。

里克·佩里敦促FERC立即采取行动，确保不同类型发电厂提供的可靠性和弹性（指电力系统抵御极端事件的能力，为便于理解，本文称为“韧性”）得到充分估价，并制定新的市场规则来实现这一紧迫目标。

在美国能源部给FERC的通知中，则对煤电、核电过早退役给电网韧性带来的威胁等问题进行了进一步阐述，并提到现有的容量市场不能确保足够可靠的电力供应。

在此前美国能源部给部长的报告中，重点研究了当前电力批发市场的问题及其与电网可靠性/韧性的关系，建议FERC应加快与联邦、RTO/ISO和其他利益相关方的合作，改革集中组织的电力批发市场的价格形成机制。该报告明确了几个亟需研究的课题，特别是市场结构和公平合理的定价机制，以确保电网安全性和经济性的实现。

作为对里克·佩里部长要求的回应，2017年10月4日，联邦能源管理委员会发出电网可靠性和韧性定价的文件征求各方意见。由于认为能源部理由不充分，2018年1月8日，联邦能源管理委员会暂停市场规则的修改并启动一项新的对各大RTO/ISO所运营区域的大电网韧性进行评估的行动。

由于全球气候变化问题，极端天气的出现越来越频繁，野火、高温、飓风以及极寒等极端天气对电网运行带来越来越严峻的挑战，类似得州的天气事件在美国也并非首次出现。

在佩里的信件中，就记录了2014年美国PJM电力市场所发生的一次类似的极寒天气事件。本次和2014年极寒天气都是由于“极地涡旋”（PolarVortex）（可简单理解为北极中心低气压寒流南下）所导致的。

2014年初，美国东部的极寒天气导致创纪录的冬季供暖高峰电力负荷，以及同样高的住宅供暖天然气需求。在极寒天气期间，由于大量发电机组停运，PJM难以满足电力负荷需求。

如果不是安排许多原定要退役的燃煤电厂来满足电力需求，发电容量的损失所带来的后果本来也是灾难性的。

美国电力公司（AEP）报告称其在2014年安排了89％的原计划退役的煤电机组发电以满足负荷需求，而南方公司（SC）报告安排了75％的原计划关停的煤电机组发电。在大量天然气资源用于满足居民取暖需求的这段时间内，这些退役机组使电力公司能够满足电力负荷需求。但是，一旦退役，这些机组将无法在下一个异常寒冷的冬天使用。

得州大停电启示

由于气候全球气候变化，目前已有数十个国家和地区提出了“碳中和”目标。中国国家主席习近平也提出了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标。

在“碳中和”目标下，世界各国的电源结构都面临重大转型，其内容包括淘汰和改造现有化石能源发电机组、新建配备CCUS装置的化石能源发电机组和清洁能源发电机组等。

由于“碳中和”电力系统包括高比例的风电、光伏发电等在内的多种可再生能源，出力具有极强的不确定性，在做电源投资规划决策时要确保系统的发电资源能适应各种风力、光伏出力场景。此外，还应维持系统备用、调频能力、惯性水平、安全稳定裕度等以确保安全可靠运行，以及具有足够的灵活性资源为“碳中和”电力系统提供各种辅助服务。

从前述关于美国电力市场的分析可以看出，电力系统的韧性与电源结构关系极大。电力市场体制机制改革属于电力行业生产关系的变革，应适应生产力发展水平的新要求。在“碳中和”目标下的电力系统中，世界各国的电力市场都面临着更新换代。除美国外，欧盟也在2016年12月公布的新电力市场设计方案中指出“当今能源市场规则是为了满足过去的以传统火力发电和没有需求侧响应的能源系统而设计的。”

以孙冶方、顾准为代表的新中国第一代经济学家们都非常重视价值规律的研究与应用，电力定价和电力市场设计也应以对电能价值规律的深入分析为基础，已故言茂松教授在这个方面做了杰出的开创性工作并提出了当量电价（或电能价值当量分析）理论。传统的电力现货市场都是基于实时电价理论设计的，具有以下天然缺陷：

（1）实时电价基于传统的分时调度模型计算，没有深入分析电能价值的跨时段（inter-temporal）变化规律，也忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征，在当前风、光等新能源大规模接入和对电力系统灵活性需求急剧升高的情况下，这个问题尤其严重；

（2）实时电价分时段边际统一出清，假设同一时段的电能商品都是同质的，由于未考虑不同类型发电机组在负荷曲线上所处的位置，无法区别基荷、腰荷和峰荷机组差别明显的技术特征及价值，因此难以引导出合理的电源结构。如果具有近零边际成本的波动性可再生能源实现高比例并网，将拉低电力批发价格，给传统电厂特别是燃煤电厂和核电厂带来亏损，迫使其过早退役，威胁到电网的安全可靠性；

（3）虽然实时电价理论模型包括了从运行到规划的长时间尺度的资源优化，但这样的超大规模优化问题在实际中是无法应用的。实际电力市场往往采用安全约束机组组合或安全约束经济调度等短期运行优化模型计算出清价格，因此是一种相当“短视”的定价机制，无法保证中长期发电容量充裕性；

（4）电能的生产和用都具有时间连续性，无论对于发电商还是电力负荷，销售或购买的商品都是具有一定持续时间的“能量块”（energyblock）。电量（能量型）型商品（特别是中长期交易的商品）与电力（功率）型商品的特性不同，电量型商品与普通商品更相近，在较长时期内达到供需动态平衡即可；在中长期交易中电量型商品其实是可存储的，主要以煤（或其他燃料）、水库储水等形式存储，这与现货交易中不能存储的电力型商品形成鲜明对比；

（5）电能作为基础性产品与生产要素的一部分（在我国尤其如此），保证持续稳定供应是最关键的考虑，不需要片面追求电力市场本身的“最高效率”（特别是短期现货市场的最高效率）。

当量电价紧密结合电力系统规划和运行问题，深度融合容量和电量成本和效益，为这些问题的解决提供了重要方法论。本文作者基于拉格朗日松弛法建立了电能短期与长期成本分析的统一框架，率先提出了短期时序电价（即现货价格）和长期时序电价的计算模型和方法，重新定义了由（功率，时间）对组成的连续时间电能商品模型，在此基础上建立了一整套电力定价新理论，在进一步的研究中将更深入地研究有关韧性、灵活性资源的价值评估方法并开展相关交易机制的设计，努力为这些问题的解决提供新思路和新方案。

此外，国内外现有辅助服务市场的交易品种不包括一次调频（一般作为强制提供的基本辅助服务）和惯性，在高比例可再生能源并网条件下电力系统对一次调频和惯性支撑能力的要求急剧增加，也有必要深入研究两种新型辅助服务品种的合理定价和交易机制问题。