中国储能网讯：“我们不能往后退”
2000年的到来改变了这一切。
刚刚上任加州州长的戴维斯迎来了他从政生涯最不堪回首的一年，失控的电力批发市场和轮番大停电给加州电力工业改革画上了狼狈不堪的一笔。
“一切可能发生的错误全部都发生了”，纽约一位能源分析师说。
到1999年，加州12年未曾建立一个新电厂，容量严重不足；加州电力监管委员会（CPUC，市场设计者）在批发市场设计中采用了现在看来“噩梦般的”电力交易所（Power Exchange）制度，让电力公司放弃远期合同，把所有的电量都拿到现货市场交易。这被认为是加州电力市场设计最大的错误。
2000年，曾力推去管制化的安然等20余个能源公司开始操纵批发市场，谎报发电厂故障，造成供不应求的假象，推高批发市场电价，批发市场价格失控，电价从1美元/MWh涨到9999美元/MWh只在一眨眼之间。
当时，批发市场价格限制被拿掉，而依据法律保护消费者而设的销售电价限制并未除去，公用事业公司在批发市场承受逆天高价，却无法传导到用电侧，加之负荷侧也几乎未产生有效的响应，批发市场上供不应求的表象更加凸显，竞价越发失控。
此外，安然等能源公司见售电侧价格管制无利可图，便出现了单方面撤单，不提供电力服务的现象。加州三大公用事业公司PG&E、SDGE、SCE先后支撑不住，PG&E宣布破产。加之加州久旱未雨，水电乏力，又没有可以调用的供应，轮番大停电很快汹涌而来。
戴维斯不得不宣布加州进入紧急状态，咬牙签订了一份430亿美元的跨境电力大单，最终将危机收尾。加州随即取消电力交易所，强制供求双方签订长期合同，稳住批发市场。零售市场遭到“腰斩”，2001年10月，加州CPUC中止用户自由选择供电商。
加州电改狼狈中断，原本乐观的州政府、立法者、联邦、公用事业公司、监管者开始相互指责。经此一役，各州推动电力工业去管制化的热情大减。多数产生于1996-1999年之间野心勃勃的改革“时间表”也遭到了动摇——州议会修法、监管机构改计划、决策者重新审视市场设计。
而公用事业公司见到PG＆E等同行的惨状，也不再似90年代“听话”，消极应对进一步拆分，从中阻挠政府继续改革。20余个州中止，甚至完全停止电力工业去管制化，还在讨论中的几个州则直接打消了继续讨论的念头。
德州亦是经过一番激烈的争论，参众两院议员、PUC、公用事业公司、ERCOT、行业协会等都纷纷派人去加州考察。
他们得出的结论是，加州的问题我们能够避免，SB7的时间表不容有变。
《7号法案》起草者之一David Sibley去加州考察回来之后表示，当时加州的电力系统设计是被操作了，但是德州有自己的PUC，我们会搞明白怎么能保证足够的电力供应。
在2000年8月的一次立法听证会上，去管制化坚定不移的支持者、共和党参议员Steve Wolens提到，“我们不能往后退”。
支持继续改的一方就开始列举德州与加州的差异性，以此来说明德州不会重蹈加州覆辙。两州在市场环境、立法等多方面都有不同——德州电力市场设计鼓励双边合同，市场参与者可以更好地规避电价波动的风险；德州立法会有足够的独立性，且德州发输配售都在州PUC监管之下，与CAISO、NYISO不同，它们的批发市场、输电费审核都在FERC监管之下，ERCOT不必受制于FERC。而且，德州有更好的能源储备，富余的发电容量可以驱动批发市场电价的下降；此外，德州有与其他州不同的气候环境，夏天非常炎热，是空调用电高峰，人们需要更低的电价等等。
工业用户需要低电价的呼声不止，能源公司想要进入售电市场开疆拓土，加之政府的“力挺”，德州的去管制化避免了他人生病、自己吃药的困境。
SB7的时间表没有中断。
市场设计：Stakeholder Process
躲过安然一劫，SB7的时间表仍保持不变，PUC也已经着手执行，但市场到底怎么开始？
ERCOT终于在立法会、PUC之后，站上去管制化的中央舞台。
一开始，它只是个配角。
在1995年，SB373就要求开展批发市场，次年，ERCOT成为北美第一个独立系统运营商（ISO）。当时，作为北美第一个ISO的ERCOT是怎样的状况呢？此前垂直一体化的几大公用事业公司有各自的控制中心，刚刚成为ISO的ERCOT无论在硬件还是在“软件”（人员配备）上，都尚未有能力将几大控制中心整合，可以说ERCOT还是一个“名不副实”的ISO。
SB343规定1996年开放批发市场，事实上1996年集中竞价的批发市场并未形成，只能说拆分公用事业公司、卖发电厂、尝试签订双边合同等已经开始进行。
虽然还不是一个真正的“系统运营者”——毕竟新系统都还没有，但当时ERCOT有一个重要角色——“会议召集人”。在PUC的要求下，ERCOT把市场参与者——包括公用事业公司、监管者PUC、大中小型用户代表、新进入者等召集起来，开会，共同商讨市场规则。各参与方提出各自的规则方案，都拿到桌面上一起探讨，各方争执不休、面红耳赤是常有之事，直至确定符合各方参与者诉求的准则。这也是现在德州电力行业沿用至今、引以为傲的Stakeholder Process。
Stakeholder即为ERCOT市场参与者。ERCOT是一个会员制非营利公司，符合要求的实体都可以成为ERCOT会员，会员必须在ERCOT范围内运行电力工业某一环节或代表某一群用户，可以是公司、机构或联合体。目前，ERCOT会员分为用户、联营公司或合作者（Bandera Electric Cooperative Inc.等39个成员）、独立发电商（E.ON North America LLC、Exelon Corporation等25个成员）、独立电力商人Power Marketer（BP Energy Company、Morgan Stanley Capital Group Inc.等20个成员）、独立零售电商（Direct Energy LP等24个成员）、投资者所有公用事业公司（Lone Star Transmission LLC、Oncor Electric Delivery Company等10个成员）、市政一体化公用事业公司（Austin Energy等17个成员）。
所以，既不是PUC也不是ERCOT在设计市场。真正设计市场规则的，是市场每一个参与者——Stakeholders。ERCOT是记录者、整合者、归纳者，而PUC是审核者。
直到2000年，ERCOT才正式成立“市场设计部”，招来第一批懂得市场设计的人，共3人，ERCOT终于能以专业视角卷入到Stakeholder Process。现在在独立监管部门的李永刚当时就是这1/3，他告诉eo记者，当时ERCOT规模并不大，真正懂市场设计的人也并不多。
而此时，距离1999年SB7颁布已经过去将近1年，现货市场启动在即，距离2002年售电侧开放也仅有不到两年时间。
怎么办？
抓紧时间召集不同领域Stakeholder开会，紧赶慢赶讨论规则，赶快转化为设计要求，交给开发商开发新系统。
经过数月4000多个小时的激烈讨论之后，Stakeholders共同探讨出适用现货市场和竞争性售电市场的ERCOT市场规则，履行包括调度和规划在内的市场职能适用的规则和标准、辅助服务、阻塞管理、市场信息公开、输配线损、可再生能源信用交易、市场新进入者注册和认证、市场信息收集、负荷特征以及可选争议解决机制。
PUC人员则列席参加并按时收取ERCOT进度报告。PUC主席Pat Wood是ERCOT董事会成员，有助于双方在高层达成一定的一致性。2000年年底，ERCOT向PUC提交了市场设计方案，PUC在2001年完成了对该方案的评估。
在“讨论”的同时，ERCOT也在抓紧时间兴建办公设施、控制中心。2001年，ERCOT范围内的10个控制中心整合，经过Stakeholders讨论后的市场规则由ERCOT转换为操作协议（Protocol），交由开发商开发，ERCOT才真正拥有调度系统，批发市场在新的指导准则下进行集中运行、集中交易。
2001年，区域市场开始运转。
批发市场向所有符合PUC标准、ERCOT安全准则的参与者开放，具有发电能力的机构可以发电、在批发市场自由竞价、连入电网并自行与售电商或大用户缔结供电合约。然而，这里的市场机构并不是以直接进入市场的形式参与竞争，而是通过授权计划实体（QSE）进入市场。
QSE代表发电商、售电商进入批发市场竞价、交易、结算，发售实体不与ERCOT结算，而是与QSE结算。实力较强的能源企业比如BP能源、Direct Energy、Reliant等通常会自己成立QSE，它们有自己的操作系统可以接入ERCOT系统，有相对应的人员配备。而小型发电厂、售电公司往往是寻求QSE“代理”，向QSE上报供需量和出价，以此进入市场，只需向QSE上交“服务费”即可，免去自行维持复杂竞价系统的人力成本和金钱成本。
大部分电量通过场外双边交易提前确定，根据需求变动、机组发电能力变化以及金融风险管理等因素，各个参与者可自愿进入日前市场、实时市场交易。实时市场占据的电量其实很少。
ERCOT区域模式基于输电线路的输电能力（最高350KV）、负荷特征等形成了5个输电区域（如图2所示）。
惊险试点
在售电侧，按照SB7的要求、PUC的督促，作为“售电市场控制中心”的ERCOT在整合实时市场的同时，也在着手准备计划于2001年6月1日开启的售电市场试点。
ERCOT和北美其他ISO/RTO不同，从其名称就可以看出，并非独立系统运营商或区域输电组织，因为ERCOT不仅具有ISO职能，同时也兼管零售侧。
ERCOT是售电市场的“控制中心”，掌握所有的用户注册数据、仪表数据、售电商和输配电商之间的合同数据，因此需要负责用户更换供电商的转换。用户不必直接向ERCOT提出请求，用户与售电商沟通即可，用户对新售电商提出要使用其服务，售电商向ERCOT售电部门上报，ERCOT经过审核后将用户从原有供电商名下转到新供电商名下，在正式转换生效前ERCOT会通知售电商和用户（如图3所示）。
为了即将到来的售电侧全面开放，ERCOT花费了数月时间进行系统升级。
2月中旬，PUC按时开放试点项目报名，居民用户和商业用户均可自由报名，同时允许新的零售电商去与用户签订双边合同。当时，试点预期6月1日开始。
4月，ERCOT收到一份内部报告，报告指出，“（ERCOT的）系统在售电侧开放上存在严重问题，继续下去必然存在风险”。而且，报告提到， ERCOT在此前系统升级中，多个项目目标未能实现，ERCOT员工也并没有完全具备应对用户转移的经验和能力。
然而，这份“严厉”的报告并没有被引入更充分的讨论，被搁置。
6月来临前，又有一份来自ERCOT所聘专家的内部报告以更强烈的措辞提出质疑，“新系统存在技术和市场运行的重大风险”。报告明确提出，对于市场开放ERCOT并没有准备好。
在试点项目即将上马之时，问题接踵而至。商业用户的转换服务商请求被率先处理，供电公司和新的零售商也向ERCOT提出要接手某些用户，然而，ERCOT的新系统根本处理不了这些转换请求，节外生枝地导致试点项目经历第一次延迟。现在ERCOT的售电市场负责人也提到，当时ERCOT最棘手的问题就是用户用电档案变更。
随后，本应6月开始处理的居民用户转换请求，ERCOT系统再度束手无策，试点项目开始一拖再拖。
在年初申请开放之后，上半年参与试点的用户就可以在账单中收到“自由选择供电商”试验情景下的相关信息，然而多数人收到的账单信息错漏百出，工业用户更是严厉声讨负责发账单的ERCOT，计量集合系统未能如期就绪，项目又一次被推迟。
最终，直至7月31日——比原有计划晚了整整两个月，试点项目终于正式启动。
此时距离售电侧正式全面开放仅剩下5个月。
而此时的ERCOT系统还是“一团糟”，在面临用户转换供电商的请求时，甚至不能正常运转。
ERCOT有专门为转换供电商设立的运营中心，它曾保证，新系统运行之后每天可以处理20000人次的换服务商请求。但是，到试点项目正式开放，根据PUC统计，该运营中心只成功为8300余个居民用户完成了转换用电商服务。整个试点项目5个月的时间里，ERCOT只为约11.5万的用户（其中90%为居民用户，9%为小型商业用户）成功转换了供电商——距离日均2万相去甚远。
用户向系统提交的转换供应商请求无法达成，ERCOT操作员只好转向无需倚靠电脑程序的原始操作方式——邮件和电话——来处理这些“转换”申请。
此外，在试点项目开始的第3天，ERCOT的新系统就算错了用电需求，这导致批发市场的边际价格一度飙高至15000美元/MWh，远远高于发电成本，情况非常“接近”当时加州失控的电力批发市场，“失控”持续了3天。
除了用户的转换请求得不到满足、因ERCOT系统失误导致的批发市场混乱，参与竞争的供电商们也苦不堪言，甚至没有参与竞争的原有供电商都无端受到牵连。奥斯汀能源（Austin Energy）是一个奥斯汀市市有供电商，它未参与试点项目，但在2001年下半年却多次收到ERCOT错误百出的账单，还收到了ERCOT发出的一个9000万的欠款通知。奥斯汀能源的副主席Bob Kahn无奈表示，在试点期间“一份正确的账单也没收到，每份账单都有数不清的计算错误”。对于9000万欠款，Bob Kahn也表示无法接受，“奥斯汀能源从未欠下如此账务”。有公用事业公司表示，“ERCOT的错误太严重，可以直接导致公用事业公司破产”。
对此，ERCOT在其2002年的年度报告中坦承，售电侧开放的种种尝试和准备工作，有成功之处也有失败之处，其中四点“失败”就包括“太多用户未能及时得到正确的账单”、“转换过程问题尚未解决”和“ERCOT对质疑的响应未能达到预期”，结果导致“对电力零售市场的信心大大低于预期”。
跌跌撞撞的试点艰难前行，但“ERCOT没准备好”并不在SB7的“宽容”范围内。2002年1月1日凌晨，售电侧准时开放。
区域市场的阻塞问题是如何被解决的？明日待续
资料：德州电力工业主体
监管主体
1.立法会（Legislature）
美国各州有很大的自主权，分参众两院，只有议员有权提出法案，法案提出后会经过“三读”，议员提出后在全院朗读，为一读；之后参议院议长或众议院议长会交由特定委员会审议，在委员会通过后交由全院审议，提案人或委员会主席向全会说明，此为二读；二读之后两到三天，全院进行表决，此为三读。
三读之后，议长签署，则表示法案通过该院，应交予另一院，另一院按照相似程序审议。双院通过之后，交由州长签署则议案生效为法律。
与电力市场去管制化密切相关有两大法案——1995年提出的SB373，1999年提出的SB7，均由当时的州长小布什签署成为法律。
2.政府监管：德州公用事业委员会PUC-Texas
PUC是德州电力市场的主要监管者，由于德州独立性非常强，电网与外界互联非常少，ERCOT与其他ISO/RTO不同，不受FERC直接监管，而是受本州公用事业委员会即PUC监管，输电费率的核定由PUC而非FERC负责。
PUC依据德州管理条例（The Texas Administrative Code，TAC）履行职能，TAC是德州各项公用事业行业准则的汇编，其中Chapter 25是PUC根据立法会对电力（Electric）工业的要求所制定电力行业准则，PUC如何监管、监管范围、如何执行惩罚都于Chapter25详细列示。
PUC为政府部门，监管多个包括电力、通信等多方面的社会公用事业。在电力领域，PUC的职责分为六大部分：市场参与者资格审核和准入；费率设定；电力行业各类活动书面准则及表格；市场参与者名录整理；电力工业发展报告和行政许可。
涉及电力行业的部门有竞争性市场部（Competitive Markets）、消费者保护（Customer Protection）、法律部（Legal）、信息技术部（Information Technology）等。各个部门分工明确，且部门下又分不同小组，负责电力工业不同方面，例如，竞争性市场部下又有电力批发市场组（8人）以及电力零售市场组（8人）等。ERCOT市场结构如图1所示。
PUC对行业的监管立足于保障消费者利益，设立准则及门槛，对违背市场规则者执行惩罚，保证电力工业健康发展、良性竞争。
3.独立监管机构——IMM
PUC于2006年成立独立监管机构（Independent Market Monitor，IMM），负责监管ERCOT市场参与者的市场行为，如是否遵守Chapter 25、是否有滥用市场力的行为。此外，IMM需负责评估批售市场的运行，并针提出有助于提高市场效率的建议。
独立监管机构以“外聘”形式成立，PUC聘请咨询公司Potomac Economics人员组成独立监管团队。IMM由PUC聘请，由ERCOT支付工资，在ERCOT内部办公，可以接入ERCOT任何数据，亦可要求市场参与者提供相关数据。
按照PUC要求，IMM每天需要向PUC汇报当天市场状况，提供月度（To the Public Utility Commission of Texas，ERCOT Wholesale Electricity Market Monthly Report）、年度市场报告。除此以外，双方人员每周都有见面会议。IMM可以对任何其认为存在违规的市场行为进行深入调查，但IMM没有决策权，其将调查结果上交PUC，PUC可以抉择是否进行惩罚、采取何种惩罚。
4.可靠性协调Texas Reliability Entity
TRE是北美电力可靠性委员会（North American Electric Reliability Corporation，NERC）的八个区域实体之一，参与协调、改善德州电网可靠性。
市场主体
1.ERCOT-Eelectric Reliability Council of Texas
ERCOT是输电系统运营者、批发市场运营者，也是售电控制中心。
ERCOT是一个会员制非营利公司，成员包括用户、公司、发电商、电力合作社、电力商人（Marketer）、售电商、投资者所有的输配公用事业公司以及城市所有的一体化公用事业公司等。ERCOT受到立法会和PUC，由理事会理事（director）管理，ERCOT有一个16人的董事会负责管理ERCOT的具体事务，包括预算与支出批准、修改ERCOT协议（Protocol）和规范指引（Guides）、通过新输电线建设提议等。
16人董事会中，包含5位独立成员，3位用户代表（工业用户、商业用户、居民用户），CEO，PUC主席，6位来自电力工业不同领域的代表（公用事业公司、市政公用事业公司、能源公司、发电商、Power Marketer和零售电商）。ERCOT的stakeholders选出他们自己的理事会代表，理事会中的ERCOT和PUC主席没有选举权。
在理事会下，是Stakeholder Process负责电网整合、可靠性以及市场运行的具体准则、章程、指引等制定。理事会下设技术顾问委员会，以及五个小组委员会——批发市场小组委员会、可靠性和运行小组委员会、零售市场小组委员会、准则修订小组委员会、商业运行委员会，各个小组委员会下设数个分管不同具体事务的工作小组（working group）。
2.授权计划实体——QSE
在ERCOT，发电商和供电商不能直接进入日前市场和实时市场竞争，但他们向授权计划实体（Qualified scheduling entities，QSEs）上报发电量、用电量和竞价价格，QSE代表发电实体（Resource Entities，REs）或包括零售电商在内的负荷实体（Load Serving Entities，LSEs）参与日前市场和实时市场竞价。
QSE还负责向ERCOT提交其代表的所有资源及负荷的潮流运行计划（Current Operating Plan），并提供或获取相对应的辅助服务。发电实体和负荷实体均不与ERCOT发生任何结算，任何结算及交易都只存在于QSE和ERCOT之间。根据市场结算价格，QSE代理的各个实体间再相互结算，受QSE代理的各个实体需向QSE缴纳一定的“代理费”。
PUCT对于QSE并没有明确的资格要求，ERCOT对想要注册为QSE的实体有十余个要求，包括证明其系统可以接入ERCOT系统、不违背ERCOT市场运行准则、有一定的信誉水平并可以按时偿还债务等。目前ERCOT范围内已注册QSE有164个。
3.发电商-PGC
具有发电能力的实体需向PUC注册成为发电商，受PUC监管。可与供电商或大用户签订双边合同，不可直接进入ERCOT竞价，通过QSE参与ERCOT日前市场和实时市场。
根据PUC数据，截至4月，德州有415个注册发电商，其中ERCOT范围内348个，主要的发电公司有 Exelon Generation、GDF SVEZ、Luminant、nrg、NEXT era Energy等。
4.电力商人-Power Marketer
在ERCOT市场进行电力买卖的实体，但不用有发电厂、输配电设施，不具备售电资格认证，仅在市场中买卖。包括摩根斯坦利等。
5.输配电商-TDSPs
输配服务提供商（Transmission and Distribution Service Provider，简称TDSP）多为原有一体化公用事业公司拆分而来，拥有或运营输配资产，ERCOT范围内输配服务提供商需注册，非ERCOT输配电商亦需在ERCOT备案。德州输配电服务提供商均受PUC监管，向PUC提交依据成本的预算报告，PUC予以批准，并设定输配费率。
目前德州竞争性电力市场主要的输配电公用事业公司有AEP TEXAS（又分为AEP central 和AEP north）、CenterPoint Energy、Lone Star、Oncor、TNMP，如图2所示。
6.零售电商-REPs
满足PUC有关电力零售商准入要求的实体都可以申请成为竞争性售电市场的一个电力零售商（REPs，Retail Electric Providers Retailers），目前德州ERCOT范围内有114 个电力零售商。电力零售商资质审核在PUC的竞争性市场部（Competitive Markets）下的电力零售市场组，审核周期约为60-90天。
零售商自行设定费率，不拥有配电资产，需向其供电区域内的TDSP缴纳一定服务费。零售商根据自己的负荷量，与发电商签订供电合同，通过QSE参与日前市场和实时市场竞价。
7.非竞争区域垂直一体化公用事业公司及城市公用事业机构
德州在东部、北部、西部都有4个区域（如图3所示）不属于ERCOT范围，这些区域电力大多仍是垂直一体化，不参与ERCOT市场。
西部属于WECC区域（Western Electricity Coordinating Council，CAISO亦在此区中），该区电力供应企业为Eelctric Company；德州北部部分区域属于SPP（Southwest Power Pool），当地电力供应由AEP Southwestern Electric Company负责；东北部小部分区域亦属于SPP，由垂直一体化公司Xcel Energy覆盖；东部一小部分区域属于MISO（Midwest ISO），当地电力公用事业公司为Entergy。
除此以外，在ERCOT范围内，德州首府奥斯汀市是一体化区域，奥斯汀市政府成立Austin Energy，是政府主导的municipal utility，Austin Energy拥有发电机组，拥有奥斯汀市内输配资产，是奥斯汀市的唯一的电力供应商，参与ERCOT市场买卖电力。Austin Energy相当于市政机构，按照市政府要求设定当地电费费率，支出需市政府批准，收入需上交市政府。
8.用户-Consumers
德州ERCOT范围内，竞争性市场覆盖有约596万居民用户，103万小型商业用户，3848个大型工业用户 。2014年德州居民平均电价为11.76美分/kWh，同期全美平均居民电价为12.55美分/kWh 。
9.其他市场参与者
除了投资者所有的公用事业公司、发电商、售电商，政府所有的公用事业公司，还有合作社等。
