電力市場機制的缺陷無疑加重了得州電力危機。在可再生能源大規模接入電網的趨勢下，如何保障電力系統的公平性、經濟性與韌性之間的平衡，是不可回避的問題。

在得州爆發電力危機的前幾個月，世界范圍內各大電力市場的類似事件接連不斷地出現。

2020年8月，加州獨立系統運營商（CAISO）先后多次宣布電網進入二級、三級緊急狀態，并對居民用戶實施輪流停電等措施。而在澳大利亞，2021年1月20日，澳大利亞歷史上最大的能源集體訴訟在澳大利亞聯邦法院提起。該索賠是由律師事務所PiperAlderman代表50,730多名電力客戶提出的，集體訴訟針對的是兩家國有發電公司Stanwell和CSEnergy，稱他們人為操縱了電力定價系統（electricitypricingsystem）并讓消費者承擔了虛高的電費。

近期最引人注目還是發生在美國得克薩斯州（以下簡稱得州）的電力危機。2021年2月14日開始，美國得州在極端低溫天氣下再次發生大范圍輪流停電，數百萬家庭失去電力供應，而且現貨市場價格也已達到9000美元/MWh的上限。美國總統拜登相繼批準得州進入緊急狀態和重大災難狀態。

實際上，早在2016年9月28日，臺風和暴雨等極端天氣襲擊了新能源發電占比高達48.36%的澳大利亞南部地區電網，最終導致全南澳大利亞州大停電，50小時后才全部恢復供電。

這是世界上第一次由極端天氣誘發新能源大規模脫網導致的電網大停電事故，并且與電力市場交易密切相關。那么，得州電力危機與電力市場設計有哪些直接關系？面對頻發的極端天氣，電力市場設計又該如何與電源建設相匹配呢？

事件還原：氣電停運是主責

美國當地時間2021年2月24日，在得克薩斯州電力可靠性委員會（ERCOT）召開的緊急董事會上，CEO和總裁BillMagness發布了關于極寒天氣下得州停電事件的首份官方報告（下簡稱“報告”）。我們可以從中了解到這次電力危機的許多細節。

2月15日凌晨12:15、1:07和1:20（所有時間都為大致估算），ERCOT相繼進入一級、二級和三級緊急運行狀態，并最終實施了10,800MW的輪流停電。

值得注意的是，2月15日1:53左右，得州電網頻率一度跌至59.4赫茲以下長達4分23秒（美國電網的額定頻率為60赫茲），而如果電網頻率跌至59.4赫茲以下超過9分鐘后，將觸發電機組低頻保護而使更多機組跳閘，進而導致更嚴重的事故。所以從這個角度來說，負荷削減實際上避免了一次全網安全穩定事故。

那么，2月14日至2月19日之間發電容量停運的情況又是怎樣的呢？在事件開始的一段時間里，大家普遍估計風電是停運最多的機組。但實際上停運最多的是天然氣發電機組，其次才是風電，而煤電、核電和光伏停運容量較少。

目前ERCOT轄區內發電總裝機容量為107,514MW，根據2020年的統計數據，51.0%為天然氣機組，24.8%為風力發電機組，13.4%為煤電機組，4.9%為核電機組，3.8%為光伏發電機組，1.9%為其他機組，0.2%為儲能。

而從發電量來說，2020年氣機占45.5%，風電占22.8%，煤電占17.9%，核電占10.9%，其他類型占2.9%。根據裝機容量和發電量占比分析，可見核電和煤電利用小時數較高。由于美國天然氣發電機組大多采用管道即時供氣，本地儲氣能力不足。所以從氣電機組停運最多可以看出來，極寒天氣下的凍井和輸送管道冰堵是此次得州大停電事件的重要原因。

最后，從電力市場的角度，報告給出了從2月13日至2月21日的日前和實時電價變化情況，以及市場參與者所采用的基本風險對沖措施。

日前市場電價和實時市場電價曾經一度飆升至$9000/MWh的價格上限。而根據2月14日至2月19日大停電事件期間市場交易數據的統計，日前市場平均電價為$6,612.23/MWh，實時市場平均電價為$6,579.59/MWh。

而2021年1月日前市場平均電價為$21.36/MWh，實時市場平均電價為$20.79/MWh；2020年2月日前市場平均電價為$17.74/MWh，實時市場平均電價為$18.27/MWh。

雖然市場主體可能采取了一些風險對沖措施，但短短幾天的市場異常情況還是造成了嚴重的后果。3月1日，由于無力支付ERCOT開具的21億美金電費賬單，得州最大、建立時間最長的電力合作公司布拉索斯電力（BrazosElectricPowerCooperativeInc）在休斯敦申請破產保護。同一天，得克薩斯州檢察長KenPaxton對電力零售商格里迪公司（Griddy）提起訴訟，稱其使用欺騙性商業行為誤導了電力用戶，而其根本原因在于格里迪公司是以批發價格與其所代理的電力用戶結算電費的。

爭議：現行機制會威脅電網安全么？

得州的電力市場是典型的純電能量市場。由于缺乏容量市場，電源建設的動力只有現貨批發市場上的價格激勵。從理論上來說，老舊的發電機組自然會在電能量市場中逐漸被淘汰。而究竟是否需要容量市場，也一直存在爭議。而美國有關電力市場規則的爭論更是由來已久。

早在2017年，美國能源部與各大區域電力市場運營商ISO/RTO就電力市場價格形成機制等問題發生激烈爭論。

在2017年9月28日時任能源部長的里克·佩里（RickPerry）給聯邦能源管理委員會（FERC）的信件中，提到美國電力市場的短期市場可能無法提供充分的價格信號來確保合理的長期容量投資。此外，批發市場價格形成機制也受到質疑，甚至認為已威脅到美國電網安全和國家安全。

里克·佩里敦促FERC立即采取行動，確保不同類型發電廠提供的可靠性和彈性（指電力系統抵御極端事件的能力，為便于理解，本文稱為“韌性”）得到充分估價，并制定新的市場規則來實現這一緊迫目標。

在美國能源部給FERC的通知中，則對煤電、核電過早退役給電網韌性帶來的威脅等問題進行了進一步闡述，并提到現有的容量市場不能確保足夠可靠的電力供應。

在此前美國能源部給部長的報告中，重點研究了當前電力批發市場的問題及其與電網可靠性/韌性的關系，建議FERC應加快與聯邦、RTO/ISO和其他利益相關方的合作，改革集中組織的電力批發市場的價格形成機制。該報告明確了幾個亟需研究的課題，特別是市場結構和公平合理的定價機制，以確保電網安全性和經濟性的實現。

作為對里克·佩里部長要求的回應，2017年10月4日，聯邦能源管理委員會發出電網可靠性和韌性定價的文件征求各方意見。由于認為能源部理由不充分，2018年1月8日，聯邦能源管理委員會暫停市場規則的修改并啟動一項新的對各大RTO/ISO所運營區域的大電網韌性進行評估的行動。

由于全球氣候變化問題，極端天氣的出現越來越頻繁，野火、高溫、颶風以及極寒等極端天氣對電網運行帶來越來越嚴峻的挑戰，類似得州的天氣事件在美國也并非首次出現。

在佩里的信件中，就記錄了2014年美國PJM電力市場所發生的一次類似的極寒天氣事件。本次和2014年極寒天氣都是由于“極地渦旋”（PolarVortex）（可簡單理解為北極中心低氣壓寒流南下）所導致的。

2014年初，美國東部的極寒天氣導致創紀錄的冬季供暖高峰電力負荷，以及同樣高的住宅供暖天然氣需求。在極寒天氣期間，由于大量發電機組停運，PJM難以滿足電力負荷需求。

如果不是安排許多原定要退役的燃煤電廠來滿足電力需求，發電容量的損失所帶來的后果本來也是災難性的。

美國電力公司（AEP）報告稱其在2014年安排了89％的原計劃退役的煤電機組發電以滿足負荷需求，而南方公司（SC）報告安排了75％的原計劃關停的煤電機組發電。在大量天然氣資源用于滿足居民取暖需求的這段時間內，這些退役機組使電力公司能夠滿足電力負荷需求。但是，一旦退役，這些機組將無法在下一個異常寒冷的冬天使用。

得州大停電啟示

由于氣候全球氣候變化，目前已有數十個國家和地區提出了“碳中和”目標。中國國家主席習近平也提出了“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的目標。

在“碳中和”目標下，世界各國的電源結構都面臨重大轉型，其內容包括淘汰和改造現有化石能源發電機組、新建配備CCUS裝置的化石能源發電機組和清潔能源發電機組等。

由于“碳中和”電力系統包括高比例的風電、光伏發電等在內的多種可再生能源，出力具有極強的不確定性，在做電源投資規劃決策時要確保系統的發電資源能適應各種風力、光伏出力場景。此外，還應維持系統備用、調頻能力、慣性水平、安全穩定裕度等以確保安全可靠運行，以及具有足夠的靈活性資源為“碳中和”電力系統提供各種輔助服務。

從前述關于美國電力市場的分析可以看出，電力系統的韌性與電源結構關系極大。電力市場體制機制改革屬于電力行業生產關系的變革，應適應生產力發展水平的新要求。在“碳中和”目標下的電力系統中，世界各國的電力市場都面臨著更新換代。除美國外，歐盟也在2016年12月公布的新電力市場設計方案中指出“當今能源市場規則是為了滿足過去的以傳統火力發電和沒有需求側響應的能源系統而設計的。”

以孫冶方、顧準為代表的新中國第一代經濟學家們都非常重視價值規律的研究與應用，電力定價和電力市場設計也應以對電能價值規律的深入分析為基礎，已故言茂松教授在這個方面做了杰出的開創性工作并提出了當量電價（或電能價值當量分析）理論。傳統的電力現貨市場都是基于實時電價理論設計的，具有以下天然缺陷：

（1）實時電價基于傳統的分時調度模型計算，沒有深入分析電能價值的跨時段（inter-temporal）變化規律，也忽略了電能生產和消費的時間連續性這個十分重要的特征，在當前風、光等新能源大規模接入和對電力系統靈活性需求急劇升高的情況下，這個問題尤其嚴重；

（2）實時電價分時段邊際統一出清，假設同一時段的電能商品都是同質的，由于未考慮不同類型發電機組在負荷曲線上所處的位置，無法區別基荷、腰荷和峰荷機組差別明顯的技術特征及價值，因此難以引導出合理的電源結構。如果具有近零邊際成本的波動性可再生能源實現高比例并網，將拉低電力批發價格，給傳統電廠特別是燃煤電廠和核電廠帶來虧損，迫使其過早退役，威脅到電網的安全可靠性；

（3）雖然實時電價理論模型包括了從運行到規劃的長時間尺度的資源優化，但這樣的超大規模優化問題在實際中是無法應用的。實際電力市場往往采用安全約束機組組合或安全約束經濟調度等短期運行優化模型計算出清價格，因此是一種相當“短視”的定價機制，無法保證中長期發電容量充裕性；

（4）電能的生產和用都具有時間連續性，無論對于發電商還是電力負荷，銷售或購買的商品都是具有一定持續時間的“能量塊”（energyblock）。電量（能量型）型商品（特別是中長期交易的商品）與電力（功率）型商品的特性不同，電量型商品與普通商品更相近，在較長時期內達到供需動態平衡即可；在中長期交易中電量型商品其實是可存儲的，主要以煤（或其他燃料）、水庫儲水等形式存儲，這與現貨交易中不能存儲的電力型商品形成鮮明對比；

（5）電能作為基礎性產品與生產要素的一部分（在我國尤其如此），保證持續穩定供應是最關鍵的考慮，不需要片面追求電力市場本身的“最高效率”（特別是短期現貨市場的最高效率）。

當量電價緊密結合電力系統規劃和運行問題，深度融合容量和電量成本和效益，為這些問題的解決提供了重要方法論。本文作者基于拉格朗日松弛法建立了電能短期與長期成本分析的統一框架，率先提出了短期時序電價（即現貨價格）和長期時序電價的計算模型和方法，重新定義了由（功率，時間）對組成的連續時間電能商品模型，在此基礎上建立了一整套電力定價新理論，在進一步的研究中將更深入地研究有關韌性、靈活性資源的價值評估方法并開展相關交易機制的設計，努力為這些問題的解決提供新思路和新方案。

此外，國內外現有輔助服務市場的交易品種不包括一次調頻（一般作為強制提供的基本輔助服務）和慣性，在高比例可再生能源并網條件下電力系統對一次調頻和慣性支撐能力的要求急劇增加，也有必要深入研究兩種新型輔助服務品種的合理定價和交易機制問題。