2021年2月14日开始，美国得克萨斯州（以下简称得州）受到异常寒冷天气影响，电力供需严重失衡，电力现货价格暴涨，发生大面积、轮流停电。截至当地时间2月17日，部分地区停电超过60小时，电力现货价格已达到系统上限9000美元/兆瓦时。事件引发多方热议。

1、得州电力系统概况

得州电力系统由ERCOT（Electric Reliability Council of Texas）、SPP（Southwest Power Pool）、MISO（Midcontinent Independent System Operator）和WECC（Western Electricity Coordinating Council）这四大经营区组成，其中ERCOT负责管理得克萨斯州2400万用户的电力供应，约占得克萨斯州电力负荷的90％。作为该地区的独立系统运营商，ERCOT不提供零售电力服务，也不拥有发、输、配电资产，如图1所示。

图1 ERCOT经营区

来源：ERCOT

截至2020年底，ERCOT全口径在运装机达到10730万千瓦，其中燃气占比48%、风电占比28%、燃煤占比13%、核电占比5%、光伏占比5%；全年发电量构成中，燃气占比45.5%，风电占比22.8%，燃煤占比17.94%，核电占比10.86%。2020年，ERCOT经营区年用电量为3819亿千瓦时，最大系统负荷发生于8月14日，为7440万千瓦。

2、停电事件简要分析

目前公布的信息显示，本次停电事件的主要原因是异常寒冷天气下，得州电力系统无法适应短时激增的用电负荷和超出预期的天气状况。主要表现在：

1、异常寒冷天气带来的用电负荷激增

得州处于多气候带交汇地区，南部地区冬季温暖。以州首府奥斯汀为例，本次停电期间创近20年来2月中旬平均气温最低的纪录，如图2所示。由于当地冬季采暖形式主要为电供暖，异常寒冷带来的用电负荷激增远超预期。根据ERCOT测算，异常低温造成用电负荷激增，预测用电负荷将超过7500万千瓦，创冬季用电负荷新高，如图3所示。

图2 奥斯汀2001-2021年2月中旬平均气温

数据来源：www.wunderground.com

图3 2021年2月16日预测负荷与实际负荷

来源：ERCOT

2、多因素导致发电能力不足

受到极端天气影响下，天然气输运装置被冻结，供气能力受限，作为主要电源品种的燃气发电燃料供给紧张；部分煤电机组服役年限过长，极寒天气下故障频发；位于得州西北部的风电机组因冻结无法正常运行。ECROT负责人在接受采访时表示，尽管针对冬季寒冷可能诱发发电装置停运的隐患，ECROT已向经营区内发电商提出过预警，但并没有引起发电商足够重视。根据ECROT信息显示，截止2月17日，共计1700万千瓦的可再生能源装机和2750万千瓦的热电机组无法并网，分别占总装机的16.8%和26.1%，造成最大约2900万千瓦的供给缺口，如图4所示。

3、跨区电网互济能力弱

ERCOT与北美其他地区互联程度有限，其中两条共计82万千瓦的联络线与SPP相连，三条共计43万千瓦的联络线与墨西哥联邦电力委员会相连，2019年净购入电力约5亿千瓦时。因此，当ERCOT发生供应紧缺时，难以通过跨区购电以保障供给，进一步加剧供需矛盾，如图5所示。

在上述因素影响下，除发生大面积停电事故外，更带来燃料价格与电力价格的全面快速上涨。ECROT披露的信息显示，天然气价格已超过180美金/mmbtu，导致市场价格帽LCAP （Low System Wide Offer Cap) 失效，日前和实时市场在出清阶段已突破9000美元/MW的市场限价，必须强制使用HCAP（High System-Wide Offer Cap）以避免现货市场结算价格超出9000美元/MW的限价，如图6所示。

3、统筹发展与安全

正确认识电力市场建设

在电力系统中发挥的作用

本次停电事件引发了诸多热议。从电力市场建设的维度来说，主要集中于三个方面：一是电力市场是否有利于保障系统有效容量的充裕性；二是电力市场是否有利于缓解电力供需紧张；三是电力市场是否有利于降低用电成本。

美国作为世界电力市场化建设的先行者，其电力市场建设的经验与教训为我国实施电力体制改革提供了重要的借鉴与参考。纵观美国电力市场化改革的过程，不同程度的电力事故、危机伴随其始终，带来电价的短时性飞涨令人乍舌。但是，深入分析各次事件，无不是对关于上述三个热议焦点的探索与实践，也是建设电力市场无法回避的关键问题。

1、有效容量的充裕度

取决于经济可承受的供电可靠性

美国一般使用ELCC（Effective Load Carrying Capacity）作为衡量有效容量充裕度的指标，其中关键的参数为供电可靠性。高供电可靠性依赖于高可靠的电网架构、足够充裕的电源供给，同时也必然带来高系统成本并由终端电力用户支付。尽管对高供电可靠性的诉求一致，但不同地区、行业、用电类型对供电可靠性的支付意愿、支付能力存在较大差异，因此公共事业部门需要综合各方诉求，一般按照十年里停电不超过一天为设计边界，制定技术、经济可行的供电可靠性指标。

从具体地区的实践来看，ERCOT基于不同场景测算动态调整系统容量备用，2020年冬季备用容量2481万千瓦，为预计系统最大用电负荷的43%，而2021年春季备用容量2411万千瓦，为预计系统最大用电负荷的37%；CAISO(California Independent System Operator) 市场按照月度必开机组容量的15%确定系统运行备用容量，其中6%为应急备用容量，9%为补偿电厂计划外停机和超历史平均负荷用电，自2004年确定该参数后一直未做修改。

以10年期来说，上述设计可有效保证系统有效容量的充裕度。同时，短时电价的暴涨虽然超出预期，却也形成了激励价格信号引导电源投资。但是，在面临极端天气、极端社会事件的情况下，以经济性优先的市场设计理念难以保障系统安全，进而引发停电。

2、供需矛盾的缓解取决于

终端用电主体是否感知和接受批发市场的价格

美国电力市场设计中，大部分的中小电力用户，如小微企业、居民用户，因为专业和经济能力限制并不直接参与电力批发市场，而是依靠售电公司（Electricity Retailer）的电力零售业务购买电力。在实际执行中，售电公司为电力用户提供的零售套餐种类繁多，以AEP Central输配电区域为例，可供选择的零售套餐超过300种。在不同的零售套餐中，并不是所有的套餐均能反应电力批发市场价格信号的变化，特别是在价格波动较大的区域，中小电力用户通常考虑价格相对稳定的零售合约，并不能如实反应短期电力供需的紧张，引导其用电行为。

但是，市场化需求侧响应的推广应用在一定程度缓解了电力供需的矛盾。以CAISO市场为例，2020年经认证的负荷集成商承诺响应量为148万千瓦。停电事故期间，价格飞涨也带来实际需求响应量最高已达到了承诺响应的80%，高于年度平均水平，并在一定程度上缓解了供给的紧张程度。

3、用电成本是否降低取决于

电能量价格和辅助服务价格的综合影响

在成熟电力市场中，终端电力用户的用电价格通常由批发侧电能量价格、辅助服务电价、输配电价以及政府性资金构成。近年来，随着可再生能源的快速发展，欧美电力现货市场的电能量平均价格呈现逐年走低趋势，但是辅助服务成本和输配费用不断提高，终端用户的用电价格并没有明显下降，甚至呈上涨趋势。

以德国为例，随着可再生电力占比的提高和燃煤装机的大量退役，系统平衡主要依靠高成本电源和跨国电网，系统调度机构为每年平衡系统付出的成本已超过15亿欧元并呈上涨趋势，输配费用较2010年上涨超过30%。

以ERCOT市场2月16日实时市场价格为例，如图7所示，在大面积停电事故发生的情况下，仅包含电能量成本的实时节点电价（LMP，Locational Marginal Price）发生剧烈波动并在部分时段接近零价；实时结算电（SPP，Settlement Point Price）还包含了15分钟在线备用价格（15 Minute Online Reserve Price）和实时在线可靠性部署价格（Real-Time Online Reliability Deployment Price），大量机组停运使得备用容量价格已经突破限价，导致结算电价基本维持于最高限价水平。

同时，电力批发市场的电能量价格并不完全由现货市场的价格决定。对于直接参与批发市场的市场主体来说，中长期合约的价格和在总购用电量中占比将很大程度影响实际的购电成本，甚至成为影响批发市场主体是否破产的关键要素。在本次得州停电事故中，部分零售用户因为签署了大比例暴露在批发市场中的零售合约，导致需要支付巨额电费；部分售电公司因为代理用户负荷被强制切除，导致大比例中长期合约在现货市场中被强制抛售，却因现货价格高涨远大于中长期合约价格而大幅盈利；部分发电商因为事故停运无法按照中长期合约交付电力，需要在现货市场高价买入发电容量以补偿合约主体，导致大额亏损甚至面临破产。

4、对我国电力市场建设的启示

在习近平总书记“四个革命、一个合作”的能源安全新战略指引下，我国新一轮电力体制改革快速推进并取得瞩目成就。在供电可靠性方面，根据国家能源局发布的2020年上半年信息显示，全国平均供电可靠率99.8869%，同比上升0.0323个百分点；用户平均停电时间4.94小时/户，同比减少1.38小时/户，其中故障平均停电时间2.45小时/户，预安排平均停电时间2.49小时/户；用户平均停电频率1.24次/户，同比减少0.18次/户，其中故障平均停电频率0.87次/户，预安排平均停电频率0.37次/户。整体处于较高的水平，并持续提高。

我国电力系统可靠性长期处于较高水平，既离不开我国有关主管部门长期以来对安全的高度重视，也离不开电力系统高强度管制体系对科技研发、资源统筹的力度。但是，随着市场化建设的深入推进，政府职能的持续转变以及市场在电力系统投资、运行中的主导作用凸显，如何兼顾安全与市场的发展将会是我国电力市场的重大挑战。