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2第二波浪潮：加州危机及其经验教训 然而，2000-2001年的加州能源危机在一定程度上中断了改革的努力。 许多文献对这场危机的原因有详细的记录，并对此进行了非常广泛的讨论。首先，这场危机是因为发电厂行使市场力，为推高价格而撤出供应所引起。干旱、天然气压缩机爆炸、海带被吸进核电站冷却系统等问题促使电厂行使市场力；与此同时，联邦和州监管机构不鼓励中长期双边合同政策也是推手之一。其次，市场设计忽视了电力的重要物理特性。比如，在忽略内部输电阻塞的日前市场中定义统一价区。这使得CAISO的值班员不得不匆忙地实行非经济性的失序调度和场外调度（out of sequence and out of market dispatch）来解决危及系统可靠性的实时阻塞问题，从而加剧了市场力的行使；另外是孤立了日前和实时能量市场，忽视了它们之间的紧密联系。安然和其他市场参与者采取了伪装或欺骗的手段在这些市场间套利。套利本身是所有其他市场的重要功能，正常情况下，套利可以改进而不是损害市场。最后，市场未能促进中长期合约，这使得发电公司能够从行使市场力的行为中立即获利。 糟糕的市场设计和滥用市场力的后果一点也不含糊：滚动式停电，批发电力成本增加三倍，公众对以旨在降低成本的的改革失去信心。自危机以来，没有更多的州加入改革大潮，在原来已经启动改革的23个州中，有8个州暂停了零售市场的开放，只有德州（Texas）为工商业和居民等所有消费者建成了一个活跃的零售市场。 尽管发生了危机，FERC还是勇敢地向前推进改革。 在开发适用于所有批发市场的“标准市场设计(Standard Market Design)失败后，FERC又推出了一个自愿的“批发市场平台（Wholesale Market Platform）”，其中包含了他们认为可以防止出现加州危机的元素。例如，反映实际网络阻塞的特定地点（节点）价格；在市场运营前识别试图行使市场力的投标，并对其进行限制；鼓励中长期金融合同，引入金融输电权市场；对现货能量市场和备用市场实施联合优化；允许在日前市场和实时市场之间进行金融套利；运作一个像电力库（POOLCO）的混合市场，同时也促进双边交易。电力库被定义为一个地区的单一市场运营商，他们主持电力拍卖，从发电厂购买电力，然后再将其出售给消费者或负荷服务实体（LSE，Load Serving Entities）。电力库通过将电力从前者转移到后者，并根据其在卖方和买方所在地计算的能量现货价格的差异，对网络的短期使用收费。 总之，第一和第二波改革浪潮是由全球性的基础设施产业私有化，纵向和横向分拆以及在批发市场中引入竞争来推动的，它们被视为提升投资、生产和消费环节经济效率的手段。两波浪潮的经验教训体现在FERC设置的框架中，也体现在PJM，CAISO和其他ISO/RTO积极推广的市场设计中。这些经验教训包括以下几点： 一是如何对电力工业进行分拆，并分配由此产生的经济效益和成本。其主要挑战是资产剥离和收回特许经营造成的滞留成本。投资者认为放松管制下的电力会非常便宜以致无需计量评估，这会使得被剥离的资产价值大幅贬值。在加州，竞争性的交易收费机制旨在使投资者拥有的公用事业公司股权保持完整，但这一安排是不公平的，因为市场可能发生突发事件，市场力可能被滥用，这会给资产买家带来暴利，而电力用户却未能受到保护。没人想到通过兑现被剥离电厂的看涨期权（规定投标上限）来保护消费者的滞留利益。迄今为止还在抵制资产剥离的美国西北部和东南部地区电力公司，未来在分拆重组中应考虑通过此类合同来实现平滑转型。 二是消费者需要与电力公司签订中长期供应合同，以防市场力被滥用。以前加州的监管机构不鼓励发电厂和负荷服务实体之间签订长期合同，认为在日前现货市场上出清所有电能就不再需要监管干预。然而危机发生后，加州监管机构转了个180度大弯，规定只能提前一个月和一年签定中长期合同，还要“展示”充足的实物资源。FERC则鼓励但没有强制实施“资源充裕度（RA，Resource Adequacy）”机制，更充分地保证有足够的资源来防止短缺。危机发生后，这些机制让神经紧张的监管机构稍微放下心来，并为仅靠从设置价格上限的能量市场无法获得足够回报的投资者提供了找回“丢失的钱”的来源。不过，不同地区所采取的办法有所不同。PJM和ISO-NE设计了容量市场，通过年度拍卖购买长期容量储备（依具体情况服从特定调配），允许现有和计划的发电装机容量以及愿意减少负荷的需求侧资源参与。不过，德州却选择了一个只有能量交易、现货价格允许达到$9000/MWh的市场。它还增加了运行备用需求曲线（ORDC, Operating Reserve Demand Curve）作为补充，对能量施加了一个价格增量，以反映备用“枯竭”的情况，从而使价格能在供应短缺时更好地反映能源的稀缺性。 三是重新评估市场力滥用和其他扰乱市场秩序的行为。在过去的市场运行中，这些行为利用商业模式和技术现实之间的不一致影响了市场价格。原先FERC对批发市场价格的授权是根据司法部的标准来制定的，如市场集中度指数（HHI，Herfindahl-Hirschman index）等。但事实证明，这对电力行业来说并不适用。最初加州和德州的商业模式强调交易简单性，但加州危机以及PJM、德州市场中的广泛博弈（特别是常说的“减载博弈”，即在供应过剩位置的发电机组以不考虑网络阻塞的较高区域价将电力卖到日前市场，然后以较低价格在实时市场回购电力来缓解在该位置的网络阻塞）表明，商业和技术模式必须保持一致，这使得市场开始了进一步改革，例如加州进行市场重组和技术升级，德州设计了节点市场等，特别是节点电价被用在日前市场和实时市场中，其地点边际电价（MCP，Locational Marginal Prices）通过统一的价格清算规则来确定。最初实时市场是每小时结算一次，但为了响应可再生能源产出的变化，FERC第764号命令将实时市场结算间隔缩短到15分钟，并且每5分钟重新进行一次调度优化。人们曾经担心乘坐每辆公交车都有单独的价格会增加操纵市场的空间，但事实恰好相反，约束变得透明，日前市场进行阻塞管理，参与者行使市场力的机会反而减少了。然而，这些措施不足以消除具有有限供应和输电阻塞的“负荷口袋”中的市场力。从加州危机中吸取的另一个教训是，进行积极的市场监测，自动发现和缓解试图行使市场力的投标。 以节点电价进行能量交易能够提供反映输电阻塞的准确价格信号，提升了生产、消费和投资的效率。然而，人们很快就发现，这种位置价格的可变性和不确定性使市场参与者面临很高的风险。因此，第四个教训是需要对这些风险进行金融对冲。哈佛大学的比尔.霍根（Bill Hogan）建议ISO以金融输电权（FTR，Financial Transmission Right）的形式创建一个对冲工具，用以补充弗莱德.斯威普（Fred Schweppe）对节点能量市场的设想。这些金融工具使其持有人获得或承担因两个具体节点之间的价差而产生的净收益或义务。 第五个教训是市场不应被任意孤立，设计市场时应该认识到能量市场和辅助服务市场的相互依存关系，同时，套利对于提高效率、提供信息和加大行使市场力的难度非常重要。避免孤立市场的其中一个应对措施是设计允许虚拟投标的双结算能量市场，目前这已成为美国有组织市场的标准。大多数能量交易在远期双边合同和场外市场中实现，并辅之以长期金融合同。ISO通过双结算方法确定日前能量的现货交易，其中大多数能量每小时以具有财务约束力的数量进行交易，价格由安全约束下基于报价的经济调度确定，经济调度通过使用混合整数规划（MIP，Mixed Integer Programing）的机组组合优化来实现。实时市场与日前市场每小时出现的偏差根据每15分钟一次的重新报价每五分钟重新优化一次。虚拟竞价允许能量交易者和投机者进行套利，并使日前市场和实时市场的价格更加接近。它还消除了通过“隐性虚拟竞价”伪装套利的动机，在这种竞拍中，为了操纵日前市场价格，实物能量供应的报价或买入的出价被推迟到实时。加州危机期间，供求双方都参与了“隐性虚拟竞价”。
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