简报

  • 在向加州独立系统运营商（CAISO）提交的关于其扩展日前市场（EDAM）近期绩效数据的评论中，多位评论者——包括加州公共事业委员会（CPUC）能源部门的工作人员——指出了数据差异或方法不明确之处，并要求 CAISO 公布更多其结论背后的方法。
  • CPUC 工作人员在 8 月 12 日提交的评论中指出，“不清楚为何 CAISO 在 6 月 11 日进行了 592.50 MW 的负荷调整”，并质疑 CAISO 在 8 月 4 日调整 3,590 MW 的计算逻辑。
  • 加州“六城市”（阿纳海姆、阿祖萨、班宁、科尔顿、帕萨迪纳和里弗赛德）于 8 月 13 日提交评论，要求对 EDAM 进行持续的成本效益分析，理由是 CAISO 和市场参与者投入的“极高资源承诺”与市场前两个月“微不足道的收益”形成对比。

深度洞察

CAISO 的 EDAM 是西部首个日前市场，于 5 月启动。PacifiCorp 是 EDAM 首个非 CAISO 参与者，目前仍是唯一一个，但波特兰通用电气计划于 10 月 1 日加入。

“EDAM 在 5 月和 6 月的总毛收益为 1,138 万美元，覆盖整个市场。其中，CAISO 平衡区域（BAA）的毛收益为 596 万美元，”六城市在评论中写道。“然而……CAISO BAA 向 PacifiCorp 转移了 267 万美元的拥堵收入，约占其毛收益的 45%。”

六城市进一步指出，“对参与 EDAM 和西部能源不平衡市场（WEIM）的平衡区域所获成本与收益的比较，应指导未来市场成本责任的分配。参与 EDAM 或 WEIM 所获收益应至少与市场成本责任大致成比例。”

CPUC 工作人员的评论质疑了 CAISO 在 6 月 11 日和 8 月 4 日针对不平衡备用上调容量（IRU）不足所进行的负荷调整计算。CPUC 工作人员写道，他们理解 CAISO 的运行规程要求“当负荷超过 42,000 MW 时，需在 97.5% 概率水平下采购 100% 的 IRU 需求，但 6 月 11 日的日前负荷预测为 37,000 MW。”

“因此，如果 CAISO 能解释 6 月 11 日（特别是第 14 小时，以及其他小时）的剩余机组组合（RUC）负荷调整原因，将非常有帮助，”CPUC 工作人员写道。

CPUC 工作人员还表示，8 月 4 日的调整“似乎比预期要大”。当时，系统似乎已“完全资源化”，通过覆盖 90% 的潜在结果来满足公布的需求，但即使 CAISO 通过采购足够负荷以覆盖 97.5% 的结果来应对更多不确定性，额外的 3,590 MW 也“是需求量的四倍”，CPUC 工作人员说。

“很难理解从 90% 不确定性水平提升到 97.5% 水平，为何会使需求量增加近五倍（即从约 900 MW 增至 4,400 MW，或约 900 MW + 约 3,600 MW），”工作人员写道。

能源与监管分析师 Michael Cade 在给 Utility Dive 的评论中表示：“我认为能源部门评论中最有力的一点是，目前公开的数据无法让利益相关者重现 CAISO 某些关键结果背后的计算。仅凭这一差异并不能证明调整是错误的。CAISO 使用了一个单独的、更高的不确定性基准来计算这些调整。”

“能源部门的担忧在于，公布的数据并未展示该计算如何产生 592.5 MW 和 3,590 MW 的调整，”他说。

Cade 还表示，“类似的担忧也适用于”六城市对 CAISO 1,138 万美元 EDAM 收益估算的质疑。“CAISO 报告了总额及其在三个参与平衡区域之间的分配，但并未提供底层反事实结果或按收益组成部分的美元明细，”他说。

在 CPUC 工作人员的评论中，他们注意到 CAISO 在之前的会议上“表示”已运行了一个反事实分析，“比较了 CAISO 日前市场结果与 EDAM 日前市场结果”，并要求 CAISO 在下次市场绩效与规划会议上分享这些结果。

批发电力营销商 Powerex Corp. 于 8 月 14 日提交评论，要求 CAISO 报告“基于市场参与者支付拥堵成本区域的拥堵收入”。该公司写道，目前“不清楚加州 ISO BAA 内与约束相关的 3,760 万美元拥堵收入中，有多少由 PacifiCorp West 和 PacifiCorp East 的市场参与者支付”。

这些利益相关者评论是针对 CAISO 于 7 月 30 日举行的市场绩效与规划论坛 Q3 会议提交的。根据 CAISO 网站，其市场绩效与规划论坛 Q4 会议“暂定”于 10 月 29 日举行。