美国德克萨斯州的大寒潮最终演变成为一场严重的停电事故，并且引发了全世界的关注。截至北京时间2月19日，从ERCOT的官网来看，电力需求和供给已经恢复到了正常水平，电价也不再出现9000美元的极端情况。

至于这一次电力危机产生的原因，也已经基本明晰：一方面是严寒天气使得电力需求超预期的增长；另一方面，在寒潮影响下，天然气供给出现短缺，气电厂无法发电，再加上风机受冻无法发电，使得德州三分之一的电力供给小时。最终酿成了这一问题。

整整10年之前，德克萨斯州发生了一次一模一样的事件。2011年的2月2日，极度严寒导致德州用电需求增多，而此时火电厂却无法提供足够的电力供给，于是德州实施了分区停电。

事件发生之后，美国联邦能源监管委员会撰写了一份几百页的调查报告。根据报告中的内容可知，2011年的德州大停电中共有190多家电厂停止发电，占到了德州电力供给的三分之一。10年过去，又一次寒潮来袭，德州又有三分之一的电厂停摆。看起来德州电力系统应对寒潮的能力，10年里几乎可以说是毫无进步。

值得注意的是，虽然2011年德克萨斯州的极端价格是3000美元，低于今年的9000美元。但这份调查报告还是提及了高价产生的原因之一就是德克萨斯州采取了“Energy Only”的电力市场设计，也就是德州的电力市场只有纯粹的电能量市场，没有容量市场。

德克萨斯州的电力市场化开始于1999年，当时的州长布什签署7号法案开启了电力市场化改革。最初，德克萨斯州实行的是区域市场架构，根据几个主要的输电断面将ERCOT分成四个阻塞管理区域。直到2003年，ERCOT才开始设计节点市场，2010年，ERCOT才从区域电力市场转变为节点电力市场。

但无论是区域市场，还是节点市场，ERCOT都没有设计容量市场。也就是说发电企业的投资回收必须在电能量市场和辅助服务市场才能收回。而对于市场本身来说，电力批发价格会在需求、供给关系变化时呈现出线性的变化。

由于电厂建设之后，没有容量市场就很容易在极端条件下引发批发市场价格过高的问题，带来不确定性的风险。

但无论是化石能源时代还是新能源时代，德州都是资源丰富的区域（油气资源和风资源）。所以，德州电价在很长一段时间里都在美国属于较低的水平。这也让监管部门和企业都没有兴趣搞容量市场或者建设更多电站。

为了鼓励新电源的投资，ERCOT还是制订了一系列稀缺定价机制，以便在电能和备用不足的情况下提高电能价格。按照德州市场定价规则，当系统备用过剩时，由于负荷停电损失概率较低，备用的价格很低，接近零。当备用短缺时，由于负荷停电概率很高，备用价格会迅速抬高。按照规定，当备用少于2000兆瓦时，电力市场的价格就会达到市场价格的最大值9000美元/兆瓦时。

从市场设计的角度来看，9000美元的价格出现恰恰就是市场机制在起作用。但问题是，极端天气在间隔10年出现的情况下，市场机制没有问题、价格也没问题。但电力用户却因为整个系统的容量不足而受害。

对于售电企业来说也很糟心。由于给很多用户零售的是固定价格，所以售电公司从批发市场以9000美元的价格购买，注定要有不少损失。

有了容量市场也就保证有足够的发电容量来应对各种发电出力不足的情况。但是如果市场本身一直供大于求且极端情况极少出现，也就意味着每度电就要加上一笔容量保险，还基本用不到。这无疑是个两难抉择。

电荒并不是市场机制造成的。但我们却不得不衡量市场机制在电荒出现的时候发挥作用造成的结果。还是以德州为例，可能这一次价格的飙升对于全年的平均电价影响并不会很大，依然低于有容量成本的其他地区。那么享受这种低电价就必须接受这种间歇性出现的极端情况。

我国电力市场建设中，容量市场一直是一个热门概念。这不仅涉及到电力系统的安全，还涉及到中国大量老旧机组的生存与退役问题。或许在火电、新能源问题之外，这也是一个值得我们从德州事件中学习的事情。 

原标题：德克萨斯缺电是一场本可避免的危机么？