美国德州电力市场（二）
3、德州电力零售市场德州电力零售市场于2002年1月1日开放。在德州电力零售市场中，电力公司或电力零售商可以向不属于自己领域的电力用户售电，电力用户也可以随时选择更换自己的零售商。零售商提供的电力可能来自
德州电力零售市场于2002年1月1日开放。在德州电力零售市场中，电力公司或电力零售商可以向不属于自己领域的电力用户售电，电力用户也可以随时选择更换自己的零售商。零售商提供的电力可能来自自己的发电机组，也可能是向其它发电商购买的。电力传输服务则由管制下的输配电公司提供。
零售商直接与电力用户签订合同，并定期向其发出付账通知(账单)。ERCOT对所有的电力用户数据进行中央管理，但ERCOT并不直接向电力用户发出账单。配电公司向ERCOT提供电度表数据。
（文章出自微信公众号电力市场观察 ID：cloudPowerMarket）
1.电价管制
电力零售市场开放后，政府无需再为各零售电力供应商指定电力零售价格。但为了保证用户获取优质、低价电能的权利，监管机构要求每个用户都必须有指定的“最后供应商”，该最后供应商有责任向其服务区域内的顾客提供标准的基本电力服务，这些电力服务的价格是固定的。同时，根据德州参议院第7号法案，从原上市电力公司中分拆出来的零售商必须向其原有的电力用户提供所谓的“挑战电价”。挑战电价必须比该公司在1999年1月1日向顾客收取的电价至少低6%。同时零售电力供应商在2005年1月1日之前，或在它的40%的顾客还没有转换零售商之前，不能随便调整其挑战电价。
2.零售电力供应商的转换
每一个零售电力供应点(或电力用户)都有一个电力服务登记号(ESI-ID)。电力用户在确定要转换其零售商时，可以通过打电话或上网等方式通知其选定的新零售商。新零售商在接到转换请求后，就会代表该电力用户，向ERCOT发出转换零售商的请求，并附上新电力用户的ESI-ID和邮编以及相关信息。同时新零售商还需要向ERCOT提供新用户的其它一些信息，以便ERCOT能依据德州公共事业委员会的法令，向新用户发出确认转换的通知。
ERCOT在确认新零售商的请求后，向电力用户发出确认通知，该电力用户在10天内可以撤销转换请求。ERCOT也向输配电服务公司发出转换通知。输配电服务公司收到通知后会把新测量的电度表数据发给ERCOT，这些电度表数据包括该ESI-ID在前12个月中每个月的用电情况，以及根据德州电力交易标准的规定必须提供的数据，比如分时段的用电情况。然后ERCOT把电度表数据转发给新零售商。如果一个输配电公司没有履行它在零售电力供应商的转换过程中应尽的责任，ERCOT会立即将情况汇报给德州公共事业管理委员会。
3、电力零售市场的结算
ERCOT并不与零售商直接结算，而是与代表零售商参与市场的“合格计划体”进行结算。“合格计划体”与其下属的零售电力供应商结算，零售商再与其用户进行结算。
4、德州电力市场存在的问题及发展趋势
德州电力市场是目前所有北美电力市场中最成功的市场之一，但是也有一些明显的不足之处。德州电力市场采用的是区域型阻塞管理和结算模式。区域型模式的最大优点是在能量计划和投标方面给予市场参与者，尤其是那些拥有大量装机容量的参与者，很大的灵活性。同时，这种模式也非常简单。但区域型模式的缺点在于：使系统调度和安全控制非常复杂。原因如下：
1.市场主体只提交机组组合式的能量计划和报价，不提交单机能量计划和报价。ERCOT在区域间阻塞管理中无法得知有关单机的确切数据，只能通过分拆各市场主体的组合式报价预测和估计，这样使得ERCOT发出的单机调度指令不能与系统实际情况完全吻合，增加了系统对辅助服务的依赖性和使用程度，也使得系统调度员在实时可能需要更多地手动发出调度指令来维持系统的安全可靠运行。
2.市场模型和实际调度使用的系统模型不吻合。在区域型模式中，整个系统被人为地划分为几个阻塞区域，并且假定区域内所有的发电和负荷对于区域间潮流的转移因子一样，这使得市场模型中计算出来的区域间潮流和实际系统中的区域间潮流有大的差别。由于ERCOT按照市场模型进行调度，所以必须根据市场模型中的潮流情况设置线路容量和界面传输容量，并根据这些容量来发出调度指令。这些市场模型中的线路容量和界面传输容量和实际系统模型中的容量差别也是很大的。此外，各阻塞区域对于区域间潮流的转移因子是ERCOT通过一些研究分析得到的月平均值，这些月平均值与时时变化的实际系统的情况自然有很多不一致的时候。上述种种原因造成调度结果可能并非反映实际需要。
3.由于市场中解决局部阻塞而产生的费用并不是直接摊派给造成阻塞的市场主体，而是全部摊派给所有负荷。这使得市场中缺少有效的经济刺激手段去激励市场参与者在报计划或签订双边合同时尽量减少局部阻塞，从而使得局部阻塞现象更为严重，阻塞管理费用进一步提高。同时，从目前的市场情况来看，ERCOT发出的单机能量调度指令不具足够的经济刺激力，市场主体没有足够的动力来严谨地执行单机调度指令。
德州电力市场会不会由区域型向节点型转变呢?这是关系所有市场参与者切身利益的问题，也是政府管理部门密切关注的问题。从理论上讲，节点型模式似乎更能解决德州市场目前面临的许多问题，比如它能够提供更精确的单机数据，而且其市场模型和系统模型也更加吻合。但是节点型模式也有一些缺点(比如某些情况下容易导致市场参与者拥有操纵市场的能力，以及对于市场参与者来讲，市场模式比较复杂)，同时在成功并稳定运行的现有德州电力市场中，推翻现有系统并安装新的系统，所需要耗费的时间和资金也非常大，也存在一定的风险和负面影响。所以是否将德州电力市场的区域性模式转变为节点型，德州公共事业管理委员会尚未明确表态，各方也在积极地进行论证和讨论。
德州电力市场回顾和总结
2001年7月31日，德州电力市场完成了从原来的10个单独的控制中心控制不同区域到由统一控制的运行方式的转换。同日，德州电力批发市场正式投入运行。随后，德州电力零售市场于2002年1月1日也投入运行。三年多的实际市场运行表明，尽管有许多挑战，但总的来讲，德州电力市场是成功的，是一个稳定、健康、公平的市场。在几年的市场运行中，德州电力市场显示了如下特点：
1.能量市场的价格比较稳定。在德州电力系统中，天然气机组的容量占总装机容量的60%多，由2001年8月到2004年8月德州电力能量市场的平均价格变化情况分析，电力市场的价格和天然气价格具有同一性，也说明德州能量市场的价格是比较稳定的。
2.输电阻塞状况不断改善。在德州电力市场开始运行的前几个月，能量市场价格在不同区域的差别很大，说明输电阻塞的现象非常严重。2002年2月之后，输电阻塞的状况明显改善，除了新建输电线路外，更重要的原因是，阻塞管理规则的改变。2002年2月15日，市场中的阻塞管理规则改变为由造成输电阻塞的市场参与者根据输电阻塞的严重性支付输电阻塞费用。这样，买卖电双方不仅要考虑电量价格，还要考虑可能的输电阻塞费用。
3.大部分电量交易通过双边合同市场进行，实时能量市场中交易的总电量非常小，小于3%。
4.辅助服务容量市场的价格较为稳定，运作也比较成功。
（完结）
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