本文及后续文章试图从德州电力市场建设者的角度，进一步深入介绍美国德克萨斯州的电力市场转型期以及不同时期的市场架构，期望能为国内的电力市场建设者提供一些有益的借鉴和参考。
1德州电力市场简介
美国德州电力可靠性委员会ERCOT(ElectricReliabilityCouncilofTexas)是负责其范围内电网运行和管理竞争性电力批发市场的独立系统调度机构ISO(IndependentSystemOperator)。ERCOT的所辖区域覆盖了德州75%的面积和90%的负荷，并管理着2,400万德州用户。德州电网是一个独立电网，和外州没有交流互联，只通过5条直流联络线与美国东西部网络和墨西哥相连，这5条直流联络线的总容量接近110万千瓦。ERCOT管理超过46,500英里的高压输电线路和550多台发电机组。ERCOT装机容量接近9,000万千瓦，2015年8月10日峰值负荷6,988万千瓦创历史新高，2015年度用电量是3,475亿千瓦时，同比增长了2.2%。德州市场有超过1,400成员参与电力市场的发电、输配电、交易、零售和电能使用。
ERCOT是基于会员制的非营利机构，由ERCOT董事会进行管理，由德州公共事业委员会PUCT(PublicUtilityCommissionofTexas)和德州州议会(TexasLegislature)监管。因为德州和外州只有直流互联，所以ERCOT不受美国联邦能源监管署(FERC)监管，这是德州区别于美国其它ISO的一个很独特地方。
ERCOT的会员包括用户(consumers)，合作社(cooperatives)，发电商(generators)，市场营销者(powermarketers)，售电商(retailelectricproviders)，投资者拥有的输配电供应商(transmissionanddistributionproviders)和一些市政电力公司(municipal-ownedelectricutilities)。
ERCOT当前风电装机容量约为1,600万千瓦，在北美所有市场里是最大的。如果把德州当做一个单独的地区和世界各国(包含美国非德州区域)进行比较，德州风电装机容量在世界排名第六。到现在为止，德州风电最高发电记录是2016年2月18日创造的1,402万千瓦，同日创造的风电最高渗透率大于45%。随着风电的高速发展，其间歇性也给系统运行带来了很多挑战。ERCOT采取了一系列措施来降低弃风，成效显著，2014年的全系统平均弃风率小于0.5%，2015年的全系统平均弃风率小于1%。
下图显示了ERCOT2015年对应各种电源类型的发电量和装机容量的比例。从图中可以看出，ERCOT天然气发电量和装机容量都是所有电源类型中最高的，天然气装机占53%，发电量占48.3%。风电装机占18%，发电量占11.7%。
ERCOT2015年发电量和装机容量
ERCOT的竞争性电力零售市场(competitiveretailmarket)非常活跃，连续8年(2008-2015)被能源咨询机构DistributedEnergyFinancialGroup评为美国和加拿大最具竞争性的零售市场。ERCOT拥有大约200个合格的竞争性独立电力零售商(completiveretailelectricproviders)，超过75%的负荷具有零售选择权。根据统计，竞争性零售市场内的超过90%的居民用户都曾经更换过零售商。
ERCOT市场参与者(MarketParticipants)主要分为以下几类：授权计划实体QSE(QualifiedSchedulingEntities)，负荷服务实体LSE(LoadServingEntities)，输电服务供应商TSP(TransmissionServiceProviders)，配电服务供应商DSP(DistributionServiceProviders)和电源实体RE(ResourceEntity)。QSE代表电源实体和售电公司参与日前和实时市场，与ERCOT进行数据对接和结算。QSE可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者是两者皆无的纯金融买卖参与者。下图显示了ERCOT和各市场参与者的相互关系。
ERCOT和市场参与者关系
2德州电力市场化转型
1996年，ERCOT成为美国的第一个独立系统调度机构。1999年6月18号，德州关于电力改革的7号法案由当时的布什州长签署生效，正式开始了德州电力行业的市场化进程。法案对售电侧市场化、输配电的拆分、批发市场的建立、发电装机的容量限度、独立系统调度和市场运行机构的设立、以及批发和零售市场的实现，都提出了明确的具体时间表要求。法案特别规定对投资者拥有的电力企业解除管制，在这些区域引入电力零售用户选择权，同时规定ERCOT的几个主要责任是：电力系统规划和运行，电力批发市场的运行和结算，对有售电选择权的用户提供切换服务。
从1999年6月18号的电改7号法案签署到预期的2001年6月1号零售市场开始运行，以及2001年7月31号批发市场运行，大概只有两年左右的时间。在短短两年的时间里，徳州电力工业不但要全面市场化，而且在系统控制上要做出很大的改变，从十个控制中心切换到一个控制中心。但是，当时各个市场主体市场经验非常缺乏，ERCOT没有相关电力市场人才，没有自己正规的调度运行中心，也没有相关的市场软件。在这样一个情况下，要在两年内开通现货实时市场，几乎是一件不可能的任务。但法律已经颁布，政令已经发出，没有回旋余地。当时各个市场主体基本一致同意采纳区域模式的现货实时市场，辅助服务市场日前出清，输电权市场只针对几个关键输电断面拍卖这样一种相对简单的市场架构。经过两年的艰苦努力，完成了从市场规则设计、功能设计、软件实现及调试，到市场试运行的全过程。在2001年，ERCOT开始单一控制区运行，同时开启了批发市场和零售市场的竞争，德州巿场的如期开通运行，满足了7号法案的要求。
ERCOT当时采取的是区域市场(ZonalMarket)架构，并根据几个主要的输电断面将ERCOT分成四个阻塞管理区域。区域模式的实时市场虽然概念上看起来很简单，可具体实现起来要解决的技术难题可不少。由于没有精细的节点价格信号，尽管在具体设计和实现中做了许多重大改进，区域市场模型始终不能很好地解决网络拥塞费用适当分配的问题。在区域模型中，许多发电厂不但没有足够的意愿去消除线路拥塞，有的反而会故意加重拥塞以获利。在区域市场模型中，电力系统运行模型和市场模型的协调也是一大挑战。
为了解决区域性市场中诸如线路拥塞费用的分配，以及提高电力系统运行效率等问题，当时给出了两种方案：一种是渐进式地从已有的区域市场逐步过渡到节点市场，另一种则是整个市场及其支持系统一下子切换到节点市场。最后，德州政府部门决定采用后一种方案。
2003年，ERCOT开始设计节点市场(NodalMarket)。这个重新设计的综合性的德州节点市场用超过600个电价结算点来代替区域市场的四个阻塞管理区域所对应的结算点。ERCOT设计节点市场的主要目标是改善价格信号，提高调度效率，直接分配局部拥堵费用。这个重新设计的综合性节点市场主要有以下几个部分：金融输电权市场CRR(CongestionRevenueRights)，能量和辅助服务联合优化的日前市场DAM(Day-AheadMarket)，可靠性机组组合RUC(ReliabilityUnitCommitment)，以安全约束下的经济调度SCED(Security-ConstrainedEconomicDispatch)为基础的实时市场。2006年，ERCOT正式开始节点市场建设。在节点市场建设过程中的项目管理上，周期和预算出现过一些问题。最后，在2010年12月1日，ERCOT成功地从区域电力市场转换为节点电力市场。两相比较，一揽子式的节点市场在项目进度和预算上，都远远超过了以前的区域市场。ERCOT节点市场和区域市场的对比总结在下表中:
ERCOT节点市场和区域市场比较
3ERCOT节点电力市场
ERCOT是纯能量市场(energy-onlymarket)，没有容量市场(capacitymarket)。发电商建造电厂的成本必须从发电和提供辅助服务的收益中来回收。ERCOT为了鼓励投资兴建新电厂，制定了一系列稀缺定价机制(ScarcityPricingMechanism)，在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。其中最重要的就是设置较高的系统报价帽SWCAP(System-WideOfferCap)，ERCOT当前的最高报价是$9,000/MWh。
德州电力批发市场由两部分组成：独立于ERCOT之外的分散式的双边市场(BilateralMarket)，和由ERCOT组织的集中出清市场。
双边市场指买卖双方单独或者双方通过经纪人(Broker)签订的用来交易电量的双边合同。合同任一方可以同时拥有发电机和负荷，或者两者之一，或者两者皆无(纯金融买卖市场参与者)。双边合同一般被用来对冲实时市场价格风险，同时有些市场参与者通过双边合同进行套利。据统计ERCOT实时市场中绝大多数(超过90%)电能交易是通过前期双边合同对冲锁定，按照合同价格进行结算。双边合同几个基本要素就是:交付时间(年月日小时或者时间段)，电能(MW),结算点，合同价格。ERCOT大多数双边合同本质上是一种金融合同，买卖方不需要拥有发电机或负荷，在实时也不需要按照合同发电或者用电。合同签订后，买方需要根据合同电量和合同价格支付给卖方，这是第一部分结算。ERCOT实时市场出清后，卖方需要根据合同电量和实时价格支付给买方，这是第二部分结算。如果单纯考虑双边合同(不考虑合同双方在实时物理发电和负荷的抵消)，其结算公式如下：
第一部分结算：合同收款=合同付款=合同电价X合同电量
第二部分结算：实时收款=实时付款=实时电价X合同电量
同时考虑以上两部分结算：
卖方净收款=合同收款-实时付款=(合同电价-实时电价)X合同电量
买方净付款=合同付款-实时收款=(合同电价-实时电价)X合同电量
双边合同的结算时间由双方自由商定并写入合同，根据具体合同可以有不同选择，比如可以选择签订合同时付款或是按月付款等方式，不同结算时间会影响双方的现金流但不会影响最终的结算量。ERCOT没有强制要求合同双方必须向ERCOT提交所签订的双边合同，但是合同双方可以选择自愿提交，让ERCOT帮助结算其双边合同。根据合同性质，是否向ERCOT提交双边合同不会改变其最终的结算结果，只是会改变通过ERCOT的结算量。
在集中式的市场中，ERCOT通过实时节点市场进行实时调度和阻塞管理，保证系统的安全经济供电，是强制参与并且物理执行的全电量出清市场。日前市场是自愿参加的金融性市场（实时不需物理执行），其主要目的是为下一个运行日安排电量和辅助服务，提供价格确定性和发现价格，让市场参与者可以对冲实时市场价格波动的风险。实时市场和日前市场采用双结算系统，可提高实时市场的运行效率，保证日前价格向实时价格收敛。介于日前市场和实时市场中间的可靠性机组组合是物理性的，相当于一个桥梁来填补金融性的日前市场和物理实时市场中的缺口，从而保证系统的可靠安全运行。金融输电权市场按照日前市场价格结算，给市场参与者提供对冲日前网络阻塞风险的工具。金融输电权市场向日前市场价格收敛，日前市场价格向实时市场收敛，所以最终金融输电权市场也向实时市场收敛。综上所述，所有其它市场都以实时市场调度和阻塞管理为基准，出清和价格向实时市场收敛，因此实时市场是电力市场架构中最核心的市场。本文后续文章将对ERCOT组织的集中出清市场一一介绍。
4结语
在美国，德州电力市场是唯一不受联邦政府监管的市场，虽然和美国其他市场在设计思路上有着许多相通之处，也有着许多与众不同的地方。具体表现在以下几个方面：在市场设计上，它最终采纳的节点价格机制和相应的金融输电权市场设计理念和美国各大电力市场是相同的，但同时也和澳大利亚、加拿大、德国等国家的电力市场有着一致的纯能量市场思路；其不但有着北美最为活跃的电力零售市场，也有着正在不断快速增长并遥遥领先的风电装机；同时，德州市场不但经历过从传统计划体制到区域市场的成功转型，也经历过从区域市场到节点市场的转型成功。
理想情况下，希望每个地区都能够在借鉴其他市场成功经验和失败教训的基础上，结合本地区的实际情况创造性地设计出相应的市场转型方案。希望二十年来德州在电力市场化改革过程中所积累的一些经验教训，可以为正在进行改革的国内试点地区提供一些有益的借鉴。（惠海龙 于兴斌 李永刚）
原标题：《世界各国电力市场综述》美国德克萨斯篇（节选）
