美国得州2·15停电初步分析及其对我国电力市场建设的启示-第2页-北极星售电网

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2 月 14 日 06:00—07:00PM，系统峰荷达到69 150 MW。ERCOT 向 DOE 发出请愿书 [16] ，称史无前例的寒冷天气导致创纪录的冬季用电需求，超过了最极端的季节性负荷预测。ERCOT要求 DOE 授权允许在 2 月 14—19 日 EEA 生效期间，调度因排放或其他环境许可限制而无法达到最大出力或离线脱机的发电资源。DOE 根据《联邦电力法》第 202(c)条发布紧急命令 [17] ，授权允许 ERCOT 调度二氧化硫、氮氧化物、汞、一氧化碳、废水排放超过限值的发电机组，以满足电力需求。进一步地，ERCOT 取消了所辖范围内输电线路的运维停运，审查计划停电的机组能否提前恢复服务，并放松了新冠防疫限制，在各现场增配支援人员。

2.2.2 轮流停电

2 月 15 日午夜，各种燃料类型电厂发电量大幅下降，部分发电机组脱机。00:15AM，ERCOT发出 EEA1 级响应；01:07AM，上升为 EEA2 级；01:20AM 上升为 EEA3 级，实施轮流停电 [1] 。

图4为01:23—02:03AM期间系统频率变化及ERCOT 切负荷情况。可见，随着发电容量减少，系统频率偏离 60 Hz 并开始下降，59.4 Hz 以下的低谷期持续了 4 min 23 s，最小值为 59.302 Hz。ERCOT 进入 EEA3 后，即刻削减 1 000 MW 负荷；频率低谷期 2 次切负荷量陡增，分别达到 3 000、3 500 MW。全日累计削减负荷 20 000 MW，最高峰时发电容量损失 52 277 MW，约占总容量的48.6% [1] 。

2 月 16 日，受到天灾破坏性停电和调度控制性停电的影响，得州无电力供应数最高峰时达到4 893 204 户 [2] 。ERCOT 指示公用事业公司分别在下午、夜间恢复了 40 万户、60 万户供电。负荷预测峰值(无削减负荷)为 76 819 MW，达到本次事故期间的最大值。

2 月 17 日，截至 09:30AM，得州无电力供应数为 334 万户。气温回暖使部分发电机组恢复了服务，但 ERCOT 宣称仍然需要削减 14 000 MW负荷，原因之一是损失了中西部直流联络线的进口电量 [3] 。得克萨斯州州长要求液化天然气出口终端回拨业务，指示任何来源的天然气离开得州前必须出售给当地的发电机组。17 日下午，负荷开始以 1 000 MW/h 的速度恢复 [18] ；晚上，ERCOT宣布自上午以来已恢复了大约8 000 MW负荷 [19] 。

2.2.3 恢复供电

2 月 18 日，发电量持续增加，ERCOT 于12:42AM 取消了最后一批控制性停电名单 [4] 。2月 19 日 10:00 AM，EEA 降至 2 级，11:00 AM 降至 1 级，ERCOT 宣布已有足够的发电容量恢复受控制性停电影响的电力服务 [5] 。2 月 20 日，得州停电用户数低于 10 万，恢复了峰值停电规模中98%用户的供电，ERCOT 发电容量运行备用裕度达到正常水平 [6] 。2 月 21 日，ERCOT 取消了所有与寒冷天气相关的运行条件通告 [7] 。

2.3 事故期间电力市场运行状况

2.3.1 PUCT 下发市场命令

2 月 15 日，负责监管 ERCOT 电力市场的得州公用事业委员会(public utility commission of Texas，PUCT)下发紧急命令 [20-21] ，指出 EEA3 事故中发现的 2 个重大市场异常情况：

1）切负荷事故中电价低于全系统报价上限(system-wide offer cap，SWOC)。PUCT 认为，由于采取轮流停电措施，负荷减少，导致 2 月 15 日系统能源价格一度低至 1 200美元/(MW·h)，这与市场设计的初衷不符。能源价格应当反映供应的短缺，一旦发生切负荷，意味着稀缺度达到最大，市场价格也应该达到最高，即 SWOC。因此，PUCT 授权 ERCOT 在安全约束经济调度中将 EEA3 级已削减负荷还原到实际负荷中，由此更正 RTRDPA，该算法在 2 月 15日 22:15 正式生效。

2）燃料价格飙升导致低报价上限(low cap，LCAP)异常。

ERCOT 市场规则中，为了保护消费者免受尖峰价格影响，当发电高峰时段累计净利润(peaker net margin，PNM)达到每年 315 000 美元的阈值时，系统报价上限将设置为 LCAP，其计算公式如下：

2.3.2 部分 QSE 产生欠款

2 月 18 日，ERCOT 宣布 2 家授权计划实体(qualified scheduling entities，QSE) Griddy EnergyLLC 与 MQE LCC 分别欠款 118 万、37 万美元 [22] 。

ERCOT 年度预算资金仅足够支付系统成本，无法为市场参与者兜底欠款，于是开始采取动用市场主体担保金、调整交易对手押金等财务措施填补欠款。2 月 21 日，PUCT 召开紧急会议，要求ERCOT 行使酌情处理权，延迟结算，并确保未缴费的用户不断电 [23] 。2 月 22 日，根据得州政府要求，ERCOT 暂停结算。2 月 23 日，经 PUCT授权，ERCOT 准备利用高达 4 亿美元未分配的阻塞收益权拍卖收入以帮助履约，保护金融电力市场的流动性。

3 事故初步分析

在此次事故中，停电背后的供需失衡、资源稀缺下的电价上涨、高昂账单衍生的财务危机成为引人关注的主线问题。事故发生后，ERCOT及美国 DOE、PUCT、EIA 等部门发布了实时的报告及有关评论报道，根据相关材料对 3 个主线问题初步分析如下。

3.1 全系统的供需不平衡

1）极寒天气导致电力需求激增。

ERCOT 的冬季需求高峰很大程度上取决于该地区大城市负荷中心的温度指标 [13] 。根据历史天气数据，ERCOT 四大城市冬季寒冷水平划分标准如表 1 所示。

2 月 15 日，达拉斯最低气温为13 ℃，奥斯丁/圣安东尼奥最低气温为12 ℃，休斯顿最低气温为7 ℃，均达到极寒标准。由于高度市场化带来的低电价，得州大约 60%的家庭使用电制热设备，因此当多地同时启动暴风雪预警时，冬季电力负荷迅速攀升。图 5 为 2 月 14—20 日负荷预测与可用容量的对比图。可以看出，可用容量在 2月 15 日午夜后下降到 ERCOT 的日前负荷预测以下，负荷削减从 2 月 15 日起持续至 18 日，最高峰时达到 20 GW。据统计，2 月 15 日实际负荷与负荷预测之间的差值扩大到 30 GW 以上，到 2 月17 日缩小为略低于 20 GW [24] 。

2）大量机组停运致使电力供应减少。

得州用电高峰通常出现在夏季，2020 年最大负荷发生在 8 月 15 日，达到 73 821 MW；历史最大负荷发生在2019年8月12日，达到74 820 MW。

因此，大部分发电设施有良好的设计应对夏季酷暑高温，但并无设计应对极端严寒天气。是否为发电机组加装防冰冻设施取决于发电机组所有者，得州没有任何法律要求发电机组加装此类设施 [25] 。寒袭之下，发电设备机械故障频发；天然气井口冻结，输气管道压缩机功率下降，严重破坏了天然气电厂的燃料供应；涡轮机结冰、云层覆盖分别导致风力发电、太阳能发电低于正常水平。图 6 为事故期间各类型发电资源的停运容量。

原标题：美国得州2·15停电初步分析及其对我国电力市场建设的启示

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