加州公共事业委员会工作人员公开质疑CAISO的EDAM负荷平衡方法论，指出其中存在的数学不一致问题可能延迟新负荷的电网接入。

加州公用事业委员会（CPUC）能源部工作人员要求加州独立系统运营商（CAISO）公布其新推出的西部日前市场（EDAM）中数据差异背后的计算方法。EDAM于5月首次上线，PacifiCorp作为首个——目前也是唯一——非CAISO参与方加入该市场，尽管Portland General Electric计划于10月1日加入。根据“六城市联盟”（Six Cities coalition）的评论称，“EDAM在5月和6月的总毛收益为整个市场带来了1138万美元。其中，分配给CAISO平衡区域管理局（BAA）的毛收益为596万美元。”该组织写道。“然而……CAISO BAA向PacifiCorp转移了267万美元的拥堵收入，约占所归属毛收益的45%。”六城市联盟补充道，“参与EDAM和[西部能源不平衡市场]（WEIM）的[平衡区域管理局]所承担的成本与获得的收益之间的比较，应指导未来市场成本责任的分配。从参与一个或两个市场（EDAM和WEIM）中获得的收益，应与对市场成本的责任大致成比例。”

CPUC工作人员还质疑了CAISO在6月11日和8月4日因不平衡备用上调（IRU）容量短缺而进行负荷调整的数学方法。工作人员指出，虽然CAISO的操作规程要求其“当负荷超过42,000兆瓦时，在97.5%的水平上采购100%的IRU需求”，但6月11日的日前负荷预测仅为37,000兆瓦。“因此，如果CAISO能解释6月11日[剩余机组组合]负荷调整的原因，特别是针对[第14小时]的调整，以及其他小时的调整，那将很有帮助，”CPUC工作人员写道。工作人员观察到，8月4日的调整 “[似乎]比人们预期的要大”。尽管通过覆盖90%的可能结果，系统看似 “资源充足” 以满足发布的要求，但CAISO却采购了足以覆盖97.5%结果的负荷，导致额外增加了3,590兆瓦。工作人员指出，这一额外量是 “需求的四倍”，并补充道：“很难理解为何从不确定的90%转变为97.5%的不确定性会使需求增加近五倍（即从约900兆瓦增加到4,400兆瓦，或约900兆瓦 + 约3600兆瓦）。”

能源和监管分析师迈克尔·凯德（Michael Cade）在向Utility Dive提交的评论中强调了透明度问题。“我认为能源部评论中最强有力的观点是，目前可用的公共数据无法让利益相关者重现CAISO一些关键结果背后的计算过程，”凯德写道。“仅凭这种差异并不能证明这些调整是错误的。CAISO使用单独的、更高的不确定性基准来进行计算。”他澄清说，“能源部的担忧在于，发布的数据并未显示该计算是如何产生592.5兆瓦和3,590兆瓦的调整量的。”凯德指出，“类似的担忧也适用于六城市联盟对CAISO 1138万美元EDAM收益估算提出的疑问。”他说，“CAISO报告了总额及其在三个参与平衡区域间的分配情况，但未提供潜在的对照结果结果或按收益组成部分划分的美元明细。”在其自身的评论中，CPUC工作人员指出，CAISO此前曾表示运行了一个 “对比CAISO日前市场结果与EDAM日前市场结果” 的对照分析，并敦促该运营商在下一次市场绩效与规划会议上分享这些发现。

另外，批发电力营销商Powerex Corp.于8月14日提交评论，要求CAISO报告 “基于支付拥堵成本的区域计算的拥堵收入”。该公司表示，目前 “尚不清楚在与加州ISO BAA约束相关的3760万美元拥堵收入中，有多少是由PacifiCorp West和PacifiCorp East的市场参与者支付的。”这些利益相关者的评论是对CAISO于7月30日举行的第三季度市场绩效与规划论坛会议的回应。根据该运营商网站的信息，第四季度论坛暂定安排在10月29日举行。