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根据美国能源部2月18日最新第三次公开报告,2021年1月的发电量统计:燃气机组发电量约占总发电量的35%;煤电机组约占总发电量的22%;风能和太阳能机组约占总发电量的27%。
第三,德州电网为孤网,与美国东部和西部的电网均不连接,因此无法从外部获得电力救济。
第四,有些文章怀疑因德州电网老旧、输变电设备发生故障,也是导致停电的重要原因。但并没有数据支持这一观点,恰恰相反,从2月17日上午以来,德州已恢复了大约8000兆瓦的电力供应(约160万户家庭),并以每小时1000兆瓦的速度陆续恢复供电。快速的供电恢复,表明电网并没有发生大规模的严重故障。
在这场德州史无前例的停电危机中,我们的部分专家、学者开始质疑德州电力市场设计的合理性,甚至认为应该暂缓我国目前势头正劲地电力现货试点。不过笔者惊奇地发现,在如此危机之下,作为当事人自己——德州政府并未启动战时经济机制,虽然有计划地对一些区域实施了轮流断电,但电力市场并未停止运行。因为极端的供需不平衡,电力市场价格飙升,实时市场电价一度突破1万美元/兆瓦时(约合人民币65元/度)。这难道是德州政府纵容某些电力企业发“州难财”,通过电力市场的极端高价对电力用户趁火打劫吗?如果这样简单地判断美国的政治制度和电力体系的缺陷,并由此得出我国的电力体系和运行机制远胜美国的结论,恐怕只能落入盲目自信、固步自封的境地。
图:ERCOT公开的2021年2月18日20:30德州实时市场节点电价情况
图:ERCOT公开的2021年2月19日00:40 德州实时市场节点电价情况
平心而论,此次德州大停电确实暴露了其电力系统设计和运营的诸多缺陷;而我国的大电网建设,在可靠性上也确实优于美国。但是我们也要看到我国2017年万元GDP电耗是美国的2.6倍,这表明我国的电力使用和美国相比仍处于十分粗放的水平。
而要引导电力用户精细化用能,必须依靠基于供需形成的实时价格信号,这仍是目前经实践检验的唯一有效手段。德州电力系统的缺陷并不能证明其电力市场是失败的,更不能证明节点电价体系无法指导资源的优化配置。恰恰相反,飙升的电价醒目地提醒着发电容量、需求侧响应等资源在极端天气下的不足。
在笔者看来,我们不能将整个电力系统的功过得失均归于电力市场。电力市场中形成了能正确反映电力供需形势的电力价格信号就已经完成了任务。至于如何解读价格信号进行电力系统设计,需要站在电力市场乃至电力系统之上进行通盘考虑,而且其考虑要素也绝不仅仅限于当前的技术和经济性。
让我们再回到德州未暂停电力市场运行这件事本身,当电力供需严重不平衡时,除了必须保障一些公认的重要区域和设施(这一点上中美完全可以有自己不同的判断标准)供电外,到底如何配置紧缺的电力资源,除了利用电力市场的价格信号外,难道我们已经有了优于美国的更好办法了吗?
电力工业是基础工业,在我国已经普遍实现各领域的市场经济前提下,继续推进电力现货试点,充分发挥市场对资源配置的决定作用,应是我国电力体制改革坚定方向。去年各试点省份的现货结算试运行,暴露了我们电力系统中计划机制与市场机制的矛盾,反映了分时目录电价、各类型发电容量配置、区域电网规划等方面的缺陷。如果因为去年年底我国部分南方省份缺电和此次美国德州的停电危机就暂停电力现货试点,那么我们将失去完善我国电力系统设计,在电力领域彻底超越美国的历史机遇。
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市场注册情况:截至2024年底,江西电力交易平台注册市场主体达到15615家。其中:售电公司69家,发电企业3955家(包括:统调发电企业239家,非统调发电企业3716家),电力用户11590家,电网企业1家。市场结算情况:2024年全年市场化直接交易结算电量1156.65亿千瓦时,结算均价470元/兆瓦时。
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