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

由图 6 可知，主要燃料类型机组在事故期间均发生不同程度的发电功率损失，其中燃气机组停运容量在 2 月 15 日急剧增加，超过风电并维持在高值。系统瞬时最大离线容量为 52 277 MW，约为总装机容量的 48.6%。与 2 月 14 日相比，2月 15—16 日燃气出力下降约 15 GW，风电出力下降约 4 GW，煤电出力下降约 3 GW，核电出力下降约 1 GW。ERCOT 为冬季峰荷预期计划的发电容量总计 85 GW，其中 87%为火电，9.7%为风电，1%为太阳能 [25] 。在可再生能源低出力、火电全部可用的容量预期计划中，37%的火电机组停运，20%的可再生能源发电机组停运。

3）毗邻电网支援能力有限。

ERCOT 与美国东部电网、墨西哥存在直流联络，但是在事故期间，毗邻电网同步出现供不应求或满发状况。图 7 为 ERCOT 与外部地区的电力交易情况(负值为进口)。

美国东部时间 2 月 15 日，同样遭受高负荷与极寒天气影响，SPP 范围内部分发电机组停机；06:00AM，SPP 发出 EEA，并于 16 日上升为 3级，随后开始削减负荷 [2] 。因此，SPP 作为 ERCOT最主要的电力进口区，交易量出现明显波动，一度降低为零。在得州天然气出口禁令和能源出口通道运行不畅的影响下，高度依赖美国天然气供应的墨西哥也出现停电情况，基本无法向 ERCOT提供电力支援。

3.2 批发市场中的高电价

由于发电厂具有投资大、回收周期长等特点，得州采用稀缺定价机制在市场环境中激励相关机构、主体主动进行投资。如 1.2 所述，得州电力批发市场中结算点电价由节点边际价格和价格增量 2 部分组成。当系统可靠性不足时，价格增量变大，结算点电价提高，最终达到失负荷价值的电价上限。

在 PUCT 行政指令的调整下，事故期间市场价格表现如图 8 所示。其中：图 8(a)展示了电力

需求变化时，HB_Houston 结算点每小时电价的波动情况；图 8(b)则给出了 ERCOT 每日实时电价最大值与休斯顿航道天然气现货价格的对比。由市场表现结果可知，本次事件的尖峰电价是一种受控的高电价。当 ERCOT 采取切负荷措施时，系统实际负荷减小，日前、实时市场电价呈反直觉上涨，多次达到上限 9 000 美元/(MWh)。

在得州电力市场设计中，受控的高电价符合稀缺定价理念，有效反映了市场供需的价值。一方面在 9 美元/(kWh)的激励下，所有发电主体会尽量将其发电资源保持在可用状态，面临高电价的售电公司和终端用户会采取尽可能的措施降低其代理用户或自身非必要用电，有助于尽快缓解紧急状态。另一方面，根据市场规则，当天然气价格一度飙升至接近 400 美元/百万英热单位时，电力市场最高限价可以达到将近 20 000美元/(MWh)，而 PUCT 及时采取措施，可使最高限价一直维持在 9 000 美元/(MWh)，避免用户承担超出失负荷价值的用电成本。

3.3 零售侧产生的财务危机

得州电力市场售电侧开放竞争，目前存在超过 160 家 QSE。大部分小企业、居民通过固定费率套餐锁定零售电价，受批发电价飙升的影响不大。得州约有 2.9 万用户选择了指数型零售套餐，该模式根据批发电价收费，客户需承担现货市场敞口的定价风险。2019 年，得州电力市场批发电价平均为 38 美元/(MWh) [26] ，而事故期间尖峰电价是其 236 倍。本次事件中，采用指数型零售套餐的用户收到巨额账单，部分售电公司发生欠款；而个别未采用此套餐，无法将费用转嫁给用户的售电公司则甚至申请了破产保护，产生了较严重的财务危机。

稀缺定价机制必须配套完善的价格风险、财务风险管控机制。分析此次出现的财务问题，重要原因便是市场主体没有预估到可能的风险，或者未采取有效的规避措施。指数型套餐相当于将终端用户暴露在批发市场中，一旦缺乏足够的风险管控能力，就会在极端事件中受到稀缺定价的冲击。当市场不够成熟时，市场主体专业度不足，且由于极端事件下系统运行、市场运营方面的复杂性，无法清晰意识到可能面临的各种风险。在此基础上，若用户(包括售电公司和终端用户)未签订对冲风险的合约等套保产品，就会出现高电价无法负担的情况。

4 对我国电力市场建设的启示

1）做好电力系统规划，提前布局电力供给。若发电机组未发生故障停运，事故期间负荷预测达到峰值时，ERCOT 总容量裕度约为 28%，即使在冬季降额容量预期计划中，系统也存有约9%的裕度。发电容量的充裕度并不是此次得州电力危机的核心原因，但仍然暴露出电力供给无法应对小概率事件的问题。进一步来说，停电背后北美极地涡旋的频繁产生，实际上是温室效应、全球变暖的后果。随着气候环境的变化，极端自然灾害的影响也应纳入电力规划的考量。我国电力市场改革正处于试点推进期，能源供给侧的宽裕是市场化转型和市场平稳运行的前提。因此，应当在电力系统规划中提高应对极端事件的能力。主网规划层面，无论是对电网规划还是对电源规划，都要考虑极端事件下多个、多种设施同时出现问题的可能性，提前制定应对措施，确保电网建设适度超前于电源建设、电源建设适度超前于经济社会发展；配网层面，要加强停电管理能力的建设，在出现类似的需要计划停电的情况时，能够较好地实现轮流停电， 避免部分区域长时间停电；整体协调方面，提高部分地区出现紧急事件时大范围的资源协调能力。

2）加强需求侧管理，提高用户响应水平。

本次停电事故中，ERCOT 呼吁用户通过减少大型电器使用、断开未使用电气设备等方式减少电力需求，加上稀缺电价信号的影响，实际需求响应量高于年度平均水平。类似地，2020 年美国加州“814”停电中，加州 ISO 发布警告呼吁用户通过错峰等措施节约用电，同时启动需求侧响应缓解供需矛盾 [27] 。在提升系统平衡能力的过程中，市场价格对发电侧投资的激励是长期效应，短期而言迫切需要允许需求侧参与市场，提高用户响应水平。电力负荷的价格弹性较小，当系统供应紧张时，容易导致批发电价大幅上涨，引发市场力问题。我国电力市场设计应尽快建立需求侧响应机制，促进批发市场价格信号合理传导至终端用户，鼓励用户在供应紧张时少用电、供应充裕时多用电，提升电力系统平衡能力。

3）重视高可再生能源比例下的发电容量充裕度问题，建立长期可持续的市场机制。

近年来，得州市场煤电份额持续下降，而在停电事故中，煤电正常运转受寒潮影响是最小的。随着电力市场深化改革，现货电价将向发电边际

成本回归，作为系统边际机组的火电机组难以回收投资成本。同时，高比例可再生能源发电将减少火电利用小时数、压低现货市场电价，对传统能源机组的收益带来减损，不利于电源长期投资。

我国应尽快完善促进传统能源机组回收成本的机制，在全国用电量同比增长的同时保持可调节火电比例不降低，确保在极端情况下火电发挥兜底支撑作用。

目前， 发电容量充裕度机制的重要性已在我国得到广泛关注，但大多是基于当前供需情况、市场建设情况、政策环境设计的，未充分考虑未来发展的需求。发电充裕度机制主要是解决长期发展的问题，必须考虑电力系统、能源系统长期可持续的发展。因此，需要在对现有理论、经验进行系统、全面分析的基础上，建立适应我国国情的发电容量充裕度机制发展路径。首先要确立目标机制(稀缺定价、容量市场等)，即在相关配套政策、机制都比较完善的情况下比较理想的机制，然后制定从当前情况过渡到目标机制的路径。

4）加强电力市场风险分析和管控。

ERCOT 电力市场在事故期间一直处于正常运转状态，电价暴涨实际上是电能真实价值的反映，而部分售电商引发的金融危机则体现了极端动态定价模式的弊端。电力市场的模式没有绝对的优劣之分，关键需要做足通盘、全面的考虑，配套管控机制查漏补缺。我国电力市场改革应当允许价格适度波动，促进价格体现电能的时空价值，引导各种资源自发调整市场行为，优化社会总福利。另一方面，应当建立健全配套机制，加强风险分析和管控。首先，市场运营机构要提前对潜在风险进行分析，并向市场主体发布提示，必要时设计一些标准的风控产品，强制相关市场主体购买；其次，通过中长期及短期不同时间尺度的充裕度评估、市场的预出清等，使市场主体可以充分认识到相关风险，尽早制定应对措施；最后，加强信息披露，尽量消除信息不对称问题，避免部分市场主体通过市场力人为抬高电价。

5）完善极端事件应急响应程序，规范政府干预机制。

ERCOT 在本次事故的应对中，基于能源紧急警报机制按步骤执行应急响应程序，从全系统角度尽量减少了损失。市场方面，PUCT 通过行政指令的干预有效解决了 2 个重大异常情况，避免了情况的恶化。整体上，得州相关部门在授权允许范围内严格贯彻了既定的规则、法例，但是由此也暴露出另一层面的问题，即规则本身是否合理、机制本身是否完善。电力除了商品属性，还具有必需品属性。预防“百年一遇”极端事件的可靠性部署成本或许是全社会难以承受的，但是制定渐进性、针对性、可行性兼备的应急响应程序则可以做到临危不乱，减小可控制的损失。在完善应急响应程序的基础上，我国需要充分吸取美国等市场化程度较高国家的经验，结合国内政治、经济体制的优势，研究建立规范化的、灵活性的极端事件下的政府干预机制，做到既尽量减小极端事件对民众、社会的影响，又保持市场规则的严肃性，促进电力系统长期可持续的发展。

5 结论

得州“215”轮流停电是极端寒冷、燃料停供、机组停发等相关因素叠加的结果；事故期间电力市场运行发生了局部不符合设计初衷的异常状况。我国在迈向“3060”碳达峰、碳中和目标的进程中，应当提高能源转型背景下应对重大突发事件的能力。为了吸取此次事故相关经验教训，梳理了停电前兆、轮流停电、恢复供电的全过程，并初步分析了系统供需不平衡、批发侧电价暴涨、售电侧财务危机三大主流关注问题。此次得州停电的经验和教训表明，我国应做好电力系统布局规划，提高需求侧响应水平，建立长期可持续的发电容量充裕性机制，加强电力市场风险分析和管控，完善具有中国特色优势的政府干预机制，防止类似事故的发生。

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