1.引言

 

2.市場法規與監管體系

 

3.市場架構

 

4.上網發電報價

 

5.有償輔助服務

 

6.市場預出清與發電安排

 

7.實時出清與發電調度

 

8.電量結算與審慎信用管理

 

9.跨州結余競價拍賣

 

10.結語

 

1.引言

 

澳大利亞發電側電力市場始建于上世紀九十年代中期，是電力交易、發電調度及有償調頻輔助服務、財務結算三位一體的電力市場與電力系統運行體系，是單一的全電網、全電量電力交易調度平臺，以24小時為周期，以5分鐘為時間節點滾動地實現電力供需平衡。澳大利亞國家電力市場經過二十年運行與不斷地完善，已經成為競爭有效、公開透明、發展成熟的實時電力市場。作者本人到目前為止已先后在澳大利亞三家能源公司從事了十五年能源電力市場分析工作，在各個方面積累了諸多的實際經驗，愿在本文嘗試著在概述市場法規與監管體系、市場架構之后，較為詳盡地介紹一下澳大利亞發電側電力市場的主要運行環節：發電報價、有償輔助服務、市場預出清、實時電力與調頻輔助服務交易調度以及市場交易結算。澳大利亞電力金融市場為電力市場主體提供規避電力市場價格的電力金融產品，通過電力金融產品交易發現中長期電力價格，它與澳大利亞國家電力市場相輔相成，相得益彰，是整個電力市場體系中必不可缺的環節。受本文的目的和篇幅所限，我們在專欄2中概述它的市場功能以及它與實時電力市場的關系，并在專欄7中介紹兩個最主要的交易品種。最后本文還概要地描述一下與澳大利亞區域式電力市場密切相關的跨州結余競價拍賣市場。

 

2.市場法規與監管體系

 

《國家電力法》作為《國家電力法令1996》的附件是發電側電力市場建設、運行與監管的法律依據。它的立法或修改程序是由政府主管部門組織制定，議會投票表決通過。

 

《國家電力法》法定設立澳大利亞能源市場委員會（AustralianEnergyMarketCommission，縮寫為AEMC）來全權負責制定及完善作為電力市場運行規則的《國家電力規則》，促進電力市場發展。能源市場委員會在行使法律賦予職權時必須遵循政府發布的國家能源政策方針和電力行業宗旨(澳大利亞國家電力行業宗旨:為了能源電力消費者的長期利益，在兼顧能源電力價格和質量，保障安全可靠供應基礎上促進能源電力的有效投資，生產供應與利用。作者注)?！秶译娏σ巹t》是關于電力市場、電力系統、市場主體、用電服務的法規。澳大利亞能源市場委員會職能不涉及民事法與刑事法范疇，也不能在規則中的條款上，在政府部門未同意的情況下對它們賦予權力或增添責任。在制定及完善《國家電力規則》過程中，澳大利亞能源市場委員會可以與其他相關機構、政府部門、專家委員會等進行協商以及授權進行規則制定工作?！秶译娏σ巹t》可采用已有的行業規范、技術標準、從業條例、業務程序等。本節最后的專欄1概述了市場規則制定與修改的法定程序。

 

《國家電力法》賦予澳大利亞能源監管局（AustralianEnergyRegulator，縮寫為AER）監管電力市場職權，監管對象包括市場主體、電網公司和發電側市場交易機構，執法權限為所有與電力行業相關的法律法規。能源監管局可授權執法人員在存在合理的理由情況下向地方法院申請搜查許可，在獲得批準后按照執法程序搜查并封存相關證據。能源監管局在調查涉嫌違法違規行為后，有權直接給予罰款處理或起訴涉事公司或個人。

 

澳大利亞競爭與消費委員會（AustralianCompetitionandConsumptionCommission，縮寫為ACCC）是監督執行《競爭與消費者法案》，促進市場競爭與公平交易的聯邦法定機構。它監管各行各業市場交易的競爭行為，在發電側市場執法權主要有核準發電公司并購，調查市場主體反競爭行為，如串謀操縱電力價格或商議分配市場份額。

 

專欄1：《國家電力規則》制定或修改的規范程序

 

澳大利亞能源市場委員會（AustralianEnergyMarketCommission，縮寫為AEMC）全權負責組織制定及修改電力市場運行規則工作。市場規則條款的制定及修改首先需要有提議者提交制定或修改電力市場規則的建議。提議者可以是政府主管部門與市場主體，也可以是咨詢公司，研究機構及專業團體，甚至可以是個人。除非糾正無關緊要的細節錯誤，能源市場委員會自身并不提議修改規則條款。能源市場委員會負責對制定或修改市場規則的建議進行初審，本著符合電力行業宗旨爭精神的原則決定是否接納建議及啟動規則制定或修改程序。規則條款制定或修改建議初審通過后，由能源市場委員發布通告進入公議階段，向市場及社會征求反饋意見。利益相關者須以書面形式提交意見。能源市場委員集中反饋意見，結合最初建議發布相關規則制定或修改的草案稿，開展第二輪意見征詢。在此基礎上能源市場委員發布規則制定或修改的最終決定。在公議階段或草案稿發表后，能源市場委員會通常舉行聽證會討論規則條款制定或修改中關鍵問題。規則制定或修改過程從初審通過到最終決定通常需六個月。遇到復雜及牽扯面大的議題，能源市場委員會酌情延長相關環節，如公議階段的時限。對異議較小的規則修改建議或特定的緊急情形，初審期限為六周，經公議階段后能源市場委員直接做出最終決定，整個過程縮短為四個月。

 

能源市場委員在制定或修改電力市場規則過程中須及時向利益相關者與社會公眾通報工作進展情況。所有相關決定及文件，研究報告，制定或修改建議及反饋意見，以及專門委員會的會議記錄都在能源市場委員的網站上公開發表。

 

3.市場架構

 

澳大利亞電力系統分為東南部、西部和北部三個電網，它們之間相距上千公里，沒有輸電線路聯接。東南部電網覆蓋五個行政州和一個首都特區，南北跨度達五千公里，號稱是世界上最長的交流電力系統。澳大利亞國家電力市場約定俗成地是指東南部電網的電力市場，它按行政州劃分為五個電價區，首都特區包含在新南威爾士州價區內，該市場用電量約占全國85%，是澳大利亞最主要的市場。另外，澳洲西部的西澳州電網設有一個分立的電力市場，本文對它沒有介紹。

 

《國家電力法》規定發電側電力市場由澳大利亞能源市場運營中心（AustralianEnergyMarketOperator，縮寫為AEMO）負責運營。市場運營中心實行會員制。聯邦，州和特區政府有60%投票表決權，企業有40%投票表決權。企業包括各種各類能源電力公司需申請成為會員。它們各自的投票表決權按指定方法計算。與修改章程有關等重大議題需75%贊成票通過。董事會主席由政府能源部長聯席委員會任命。董事會成員采用提名遴選方式，由專門委員會根據會員提名進行遴選并上報政府能源部長聯席委員會批準。市場運營中心不擁有電網資產，經營無盈利，也不分紅。能源監管會審核批準其市場營運開支并由市場主體按電量繳納。澳大利亞市場運營中心在兩個不同城市設置互為備用的電力交易調度中心，負責東南部跨州全電網運行，還設有分支機構負責西澳州電力市場運行。

 

澳大利亞市場運營中心的主要市場功能包括核準市場主體注冊申請，保管并公布所有市場主體注冊信息，管理與運行電力市場，促進及改善市場運行的有效性，保障與提高電力系統的安全性（包括在特定條件下，實行一系列不斷強化的市場干預措施，以保證電力系統安全），進行電力系統供應充裕度預估分析并向市場公布結果，通過管理用電戶過戶，用電數據來促進售電側市場競爭。

 

市場交易的發電方和購電方都須在市場運營中心注冊。注冊為發電商的市場主體必須在市場運營中心注冊全資的、控股的或運營管理的，接在電網上的發電設備。市場運營中心將的發電資產分劃為可調度安排，準調度安排和非調度安排三類。除了特例，注冊容量在30兆瓦以上的發電機組（站）都劃為可調度安排的發電單元；其中30兆瓦以上有間歇性的風電，太陽能電站另歸屬準調度安排類，即可以借助預測對其計劃發電。所有調度安排的與準調度安排的發電機組（站）都必須安裝必要的電訊設備以保證接受執行調度指令。它們都由市場交易調度中心集中統一調度發電。發電能力小于30兆瓦的發電設備屬于非調度安排類，目前對它們實行統一調度還太不現實，市場運營中心統一預測它們的發電量，計入電力供需平衡過程。除此之外，還有在配電網內的非注冊發電設備及近年來興起的屋頂太陽能光伏板，它們的發電直接在負荷預測過程中扣除。在澳洲還有不到1.5%的裝機容量不參與電力市場交易。

 

市場規則把用電負荷分為可調度負荷與不可調度負荷?？烧{度負荷報價購電，參與市場競價出清過程。可調度負荷僅限于安有自動通訊與控制裝備的負荷，如抽水蓄能電站抽水用電負荷。不可調度負荷不報價，市場交易調度中心統一預測不可調度負荷。接入在輸電網上的工業用電大戶（如電解鋁廠）可以選擇注冊直接參加發電側市場交易，這僅意味著它們的購電費用按電力市場價格結算，承受市場風險，至于它們是否參與購電報價還得依照相關規則另行決定。除此之外，其他用戶用電由在市場運營中心注冊的零售電商代購，不暴露于波動起伏的電力市場價格。

 

專欄2：電力金融市場概述

 

澳大利亞電力金融市場為電力市場主體提供規避電力市場價格的電力金融產品，通過電力金融產品交易發現中長期電力價格。電力金融產品交易都是現金交割的，不涉及物理意義上的供電，極大地提高了交易的靈活程度。實行現金交割的優勢是它既能幫助實時電力市場主體穩定市場收入或成本，又擴大了市場參與者的范圍，有助于增加電力金融產品交易流動性，促進中長期電價的發現。因為是非物理執行合約，所以也不會對電力市場實時供需平衡造成干擾。澳洲電力金融市場最主要的交易品種是電力差價合約，它們通常用兆瓦計量，如5兆瓦或10兆瓦，按照事先約定的價格對將來市場實現的實時電力價格進行抵消式補償。最常見的差價合約有差價互補合約與高價補償合約兩種（細節請見專欄7）。差價合約交易的市場主體除了發電廠商和零售電商外，還有金融機構比如銀行、經紀公司、基金公司、保險公司等。電力差價合約可以在證券交易所交易，也可以是場外交易，由金融證券業監管機構依照金融證券業法規進行監管。

 

電力差價合約與很多讀者熟悉的市場主體的雙邊中長期電量合同有很大不同。澳大利亞國家電力市場的運行與這些合約無直接關系，市場運行中心既不要求市場主體上報有關差價合約數據，也不在調度過程中執行它們。金融業的市場主體雖然沒有參加實時電力市場交易，但也可以進行電力差價合約交易，它們入市是基于對未來電力價格的預期，以及預期本身隨著時間的變動，而且每筆交易常常是5兆瓦或10兆瓦。金融業的市場主體在實時電力交易開始之前，多會選擇平倉所有相應的差價合約，避免承擔實時電力價格風險。金融業所涉及電力差價合約交易與實時電力市場交易在時間上不重疊，對實時電力市場運行沒有直接影響。

 

4.上網發電報價

 

發電報價以24小時的交易日為期限，以30分鐘時段為周期。發電報價單元因電源不同而不同，火電廠按機組報價，水電一般按水電站報價，但規模大的會分成多個發電報價單元，也有幾個規模小水電站組成一個報價單元情況，燃氣聯合循環機組多為單一發電調度單元，但也有燃機與蒸汽機分開報價情況，燃氣開放循環機組按單機或按電廠報價，風力發電按風場報價，太陽能發電以電站為單位報價。市場規則限定電力報價在每兆瓦時負1,000澳元到每兆瓦時13,800澳元（2015-16財政年度）的上下限內。發電企業報零價甚至負價的主要原因有兩個。一是為了維持像火電這樣基本負荷機組的最小穩定運行出力，另外一個是為了盡量多發有間歇性的可再生能源，即風力和太陽能發電。最高限價每年隨物價指數上調，澳大利亞能源市場委員會（AEMC）每四年核查并可能調整一次最高限價和最低限價，以保證它們滿足電網可靠性標準的要求。

 

報價方案分電價和發電兩部分，電價部分是遞增排序的十個電力價格，發電部分是每個價位上按30分鐘時段依次上報的非負發電出力以及與發電生產相關的參數，例如最大發電能力、試運行時的指定出力、出力增加或減少（爬坡）的速率與幅度、日發電量限制等。報價方案提交有全日報價與即時變更兩種方式。全日報價是在每天中午12:30之前提交下一個交易日（次日凌晨4:00到后天凌晨4:00）的報價方案。全日報價所上報的十個電力價格在交易日24小時內都是固定不變的，在方案提交后也不能再更改。全日報價方案只要在市場規則允許范圍內就有效，不會引起異議。全日報價體現市場主體在綜合分析次日全天市場供需形勢后，對發電機組（站）的初步安排。但是，電力系統運行時各種突變情況時常發生，電力供需關系也是時時刻刻在變化。鑒于市場機制的核心功能是反饋市場主體對供需關系變化的反應，市場規則允許發電企業可以在實時發電調度之前的任何時間對報價方案做出相應修改，但必須注明修改的理由。值得強調地是為了維護電力市場秩序，提高調度計劃執行效率，市場規則設有真實意向條款，要求市場主體提交的報價方案要體現發電機組計劃安排的真實意向，即若在市場實時出清時的實際情況與預期情況出入不大時，發電企業應盡量維持原初的報價方案，尤其是開機組合編排，以減少對市場運行中心調度發電安排的干擾。報價方案的更改完全是市場主體商業決策的市場行為，為了維護電力市場公平競爭秩序，《國家電力規則》設有專門條款規范與監管更改報價行為，其具體細節將在專欄3中詳述。

 

由于風力發電不能人為控制，報價方法不同于常規電廠。發電企業負責報價（經常是零價或負價）和預報風場運行的風輪機數目。市場運行中心根據市場主體在市場注冊時提交的能量轉換模型和風場風力風向預報對風力發電進行預測。太陽能發電站報價方案也是提交價格及在線的逆變器數目，也由市場運行中心根據日照記錄數據統一預測發電出力。

 

有些發電企業與其他市場主體簽訂長期合同將發電量一次性全部出讓（PowerPurchaseAgreement，縮寫為PPA）。發電企業只負責電廠的運轉與維修，獲得固定收入。買斷發電量的收購方具有電力市場的交易權，決定開機組合，負責報價，收入隨實時電價波動，承受市場價格風險。這種合同形式雖然存在，但并非主流。

 

澳大利亞電力市場規則允許工業用電大戶從發電側電力市場直接購電，以電力市場價結算用電費用。對于選擇直接參與發電側市場工業用電大戶而言，在電力供需緊張時升高的實時電價會顯著地增加它們的購電成本。這些工業用電大戶往往會對生產過程做出調整，采用降低負荷的方式減少損失。電力負荷預測考慮到這種負荷對電價反應現象，在預出清電力價格達到一定閾值時會將預測的負荷下調一部分。需要澄清的是這種負荷下調是基于對電價上升的預期在電力市場出清之前完成的，是對需求側反應的預期，是市場出清的輸入信息，而不是市場出清時優化調度計入購電報價的結果。

 

專欄3：市場規則對更改報價的要求

 

雖然市場規則在任何情況下都不明令禁止市場主體修改報價，但也極其明確地要求報價及報價的修改都必須代表發電安排的真實意向，即使真實意向就是謀求商業利益，嚴禁提交有誤導性的或者虛假的報價。市場規則明確要求市場主體在了解到市場最新變化后，如果有意改變原有的發電安排，必須在實際條件允許的情況下盡快地上報更改的報價方案。允許更改報價賦予市場主體應變于市場條件改變的靈活性，使它們能夠依照市場的變化與其它市場主體的反應調整發電安排。

 

除此之外，在澳大利亞能源市場委員會在最近的一次有關報價更改規則的修改中增補了臨近更改的條款。所謂的臨近更改指的是對每個電力系統運行的30分鐘時段而言，報價更改時間是在它開始前15分鐘到它結束前5分鐘之間。澳大利亞市場設計允許市場主體在實時出清節點所在的，整點與半點之間的（或半點與整點之間）30時分鐘時段內隨時對5分鐘節點上發電報價進行更改，增加的更改報價節點密度與這個時段的預出清頻度相匹配。在供需緊張時，臨近實時出清時增加的快速啟動發電機組可以減輕電力價格上升壓力，允許臨近更改報價有利于提高市場效益。一般而言，在供應充裕情況下，市場主體越是臨近實時出清時更改報價，留給其它市場主體反應時間越短，就對市場效率造成的影響越大。因為這樣，有些市場主體可能不恰當地使用臨近更改，故意拖延上報市場運行中心反應真實意向的報價方案，以期制造供需關系假象，推遲其他報價較低發電機組改變出力時間以致來不及反應。這種行為往往造成扭曲的電力價格不能如實地體現市場供需關系，有損于人們對電力市場價格的信心，不利于電力市場的健康發展。新的市場規則強化了對臨近更改報價的監管，規定市場主體在做出臨近更改報價時，必須保留當時引起更改的市場因素的實時記錄，其中包括相關事件發生的時間以及市場主體最早了解到事件發生時的時間。市場規則賦予能源監管局對報價修改行為隨時地進行調查的權力。

 

5.有償輔助服務

 

電力市場運行中心的職責不僅要平衡電力供需，而且必須保證電力系統運行安全可靠，使用輔助服務調控反映電力系統狀態的關鍵技術指標?！秶译娏σ巹t》規定市場運營機構向市場主體購買獲取有償輔助服務，也依照確定的方法向市場主體收繳購買有償輔助服務的費用。電力市場運行中心使用調頻及調壓輔助服務將頻率和電壓控制在電力系統技術標準規定范圍內，也需要調載輔助服務來調控電網潮流量，使之在物理極限之內。除此之外，它還要獲得系統重啟輔助服務用于在發生系統全部或部分停電事件后重新啟動電力系統。

 

在澳大利亞電力市場架構上，調頻輔助服務市場是實時市場的一部分，它的設計不僅與電力市場高度相似，而且也是緊密相連的。市場主體提交提供調頻輔助服務的報價，市場調度中心在運行實時電力市場同時也負責調頻輔助服務市場的運行，電力市場與調頻輔助服務市場是共同出清的。我們將在這節著重介紹調頻輔助服務。在另一方面，市場主體以中長期協議方式提供電網調壓及調載輔助服務，這些輔助服務主要由電網公司負責采購。市場規則同時也規定市場運營機構為了保障電力系統的安全與可靠，在與電網公司協商后可以自行向市場主體招標采購，獲得電網調壓及調載輔助服務。市場運行中心直接向發電廠商招標采購系統重啟輔助服務，簽訂長期有償服務協議。本節最后的專欄4簡述了長期協議輔助服務。

 

調頻輔助服務有修正用調頻和恢復用調頻。提供修正用調頻服務的機組,反應時間不得超過4秒，它們由市場調度中心使用自動發電控制（AGC）集中調節發電出力，修正發電-用電平衡偏差，保證頻率在49.85赫茲到50.15赫茲的正常運行范圍內（電力系統頻率標準由澳大利亞能源市場委員會下設的可靠性專家委員會制定。）?；謴陀谜{頻服務當發電機組或輸電線路突然出現故障，頻率跳出正常運行范圍時在事發地起動。它們分快速，慢速，延遲，反應時間分別不超過6秒，60秒和5分鐘。快速調頻服務用于減緩頻率偏移，慢速調頻服務保證頻率偏差控制在2赫茲幅度內，而延遲調頻服務將頻率在5分鐘內恢復到正常運行范圍。而無論修正用調頻還是恢復用調頻都以兆瓦計量，都有上調或下調區別。總之，調頻輔助服務共計8種，分別是向上修正，向下修正，快速向上恢復，快速向下恢復，慢速向上恢復，慢速向下恢復，延遲向上恢復，延遲緩向下恢復。

 

市場運營中心根據系統安全運行技術標準動態地測算每5分鐘時段電力系統運行對8種調頻輔助服務的需要。修正用調頻服務的預測隨電力系統運行狀態變化?；謴陀孟蛏险{頻需求與系統內最大單機容量相對應，同時也計入用電負荷與頻率同向變化的效應。

 

市場主體對各種調頻輔助服務分開報價，技術支持系統對它們分別出清。值得強調的是澳大利亞實時電力市場技術支持系統聯合調度機組的發電出力與各種調頻輔助服務，以實現最低的購電與調頻成本之和。市場出清產生8種調頻輔助服務各自的出清價格。調度中心征收接受報價低于出清價格的調頻輔助服務，按5分鐘時段進行結算。調頻輔助服務報價與實時電力報價在形式上基本相同，但兆瓦數是根據調頻輔助服務梯形圖來決定的。市場主體在報價時提交機組能夠提供調頻輔助服務的出力范圍，對應最大調頻輔助服務的出力點等技術參數。用電負荷可用梯形特例的直角三角形方式參與調頻輔助服務。報價方案有10個價位及每個價位上下調頻輔助服務兆瓦數。與電力報價規則相同，報價價位在每天中午12點30分上交全日報價后便固定不變了，兆瓦數以及梯形圖技術參數在未實時出清前都可更改。

 

電力市場規則規定調度中心向市場主體征收調頻輔助服務費用?；謴陀谜{頻輔助服務成本的回收方法是向上恢復調頻成本由發電方按發電量比例分攤，向下恢復調頻成本由用電方按用電量比例分攤。修正用調頻服務成本由市場運行中心依照由指定方法計算的市場主體造成頻率擾動“責任因子”分配。調度中心使用數據采集與監控系統（SCADA）在頻率偏移時記錄市場主體發電出力或用電負荷的變化情況，確認其造成調頻輔助服務需求的責任。如果變化方向頻率偏移方向相同，責任因子則增大。反之，如果變化方向逆于頻率偏移方向，責任因子就減小。

 

專欄4：電網調壓、調載及系統重啟輔助服務的招標采購

 

（1）電網調壓、調載輔助服務的招標采購

 

市場運營機構每年預測電力系統運行對電網調壓、調載輔助服務需求，扣除已獲得輔助服務存量，確定招標采購額度，通報給電網公司。電網公司首先組織招標實施采購工作。在電網公司未能組織招標采購情況下或中標的輔助服務不足以滿足電力系統安全可靠標準要求時，作為補救措施，市場規則要求市場運營機構另行組織輔助服務的招標采購工作。市場運營機構依照《國家電力規則》制定公布招標指南。市場運營機構首先向市場主體征集表達提供輔助服務的意向，然后向有意愿的市場主體發送參加輔助服務招標的邀請。市場運營機構要遵照電網調壓、調載輔助服務評估指南安排時間對設備進行物理測試。招標要求市場主體提交提供電網調壓、調載輔助服務電廠的基本數據與技術參數，用于全面地評估在使用其電網調壓、調載輔助服時對電網與電廠造成的影響。市場運營機構負責制定與中標的市場主體簽訂有償輔助服務協議的內容條款。電網調壓、調載輔助服務協議期為兩年，如果市場運營機構選用其它方式滿足輔助服務需求，可以提前終止協議。用電方承擔采購電網調壓、調載輔助服務的費用。

 

（2）系統重新啟動輔助服務的招標采購

 

系統重新啟動輔助服務的招標采購的過程與電網調壓，調載輔助服務的招標采購的過程遵循同樣的市場規則。市場運營機構制定公布招標指南。在招標時，首先向市場主體征集表達提供輔助服務的意向，然后向有意愿的市場主體發送參加輔助服務招標的邀請。市場運營機構要遵照系統重啟輔助服務評估指南安排時間對設備進行物理測試。招標要求市場主體提交提供重啟輔助服務電廠的基本數據與技術參數，用于全面地評估在使用其重啟輔助服時對電網與電廠造成的影響。市場運營機構負責制定與中標的市場主體簽訂有償輔助服務協議的內容條款。重啟輔助服務協議期為三年，期滿時一般可延長一年。如果服務提供廠商同意，還可以再延長一年。用電方和發電方平分采購重啟輔助服務的費用。

 

6.市場預出清與發電安排

 

澳大利亞國家電力市場設計了兩種不同市場功能的出清過程，市場預出清與實時市場出清，它們使用同一技術支持系統與優化調度程序。我們在本節介紹市場預出清，實時市場出清將在第7節討論。本節最后的專欄5描述了技術支持系統線性規劃程序的要點，供熟悉數學規劃方法的讀者參考。

 

電力市場出清是市場運行中心根據發電企業報價或更改的報價，用電負荷預測以及電網運行狀態，在滿足輸電載流約束條件下，按照經濟調度原則進行優化安排決定發電機組（站）出力的過程。電力市場出清在市場配置電力資源的同時也產生了電力價格信號。澳大利亞國家電力市場實行區域電價，每個行政州劃為一個價區，出清價定義在價區參照點上。價區與價區，即州與州之間有輸電線路連通，出清過程動態地計入跨州送電網損。雖然實行的是全市場、全電網統一交易調度，但在市場出清時，每個價區的用電需求（預測值）與調頻輔助要求都是分別得到滿足的。價區電力供應的邊際價格為市場價區出清價，即價區負荷增加1兆瓦后，增加的發電量報價。倘若價區的用電負荷都是由價區內的發電機組供應，那么這個價區的市場出清價就是價格最高的被調度發電機組使用網損因子修正的報價。實際上因為存在跨價區（州）聯通線，所以一個價區的出清價經常會是其它價區發電機組的報價。電力市場出清由市場技術支持系統運算完成，并本著市場信息透明是市場效率必要保證的理念向市場及社會即時公開發布出清結果。

 

6.1市場預出清機制

 

電力市場預出清是市場運營中心根據發電企業報價或修改的報價，用電負荷預測以及電網運行狀態，在實時市場出清之前進行一系列的市場預測，并公布預測結果。市場運營中心在技術支持系統執行市場預出清過程完畢后立即分別發送給各個市場主體與其相關的機要信息（機組發電出力安排，輔助服務要求等），發布公開的市場信息（用電負荷預測，預出清電力價格，跨州聯通線路載流等）。市場交易所有的預出清結果信息及數據，包括與市場主體相關的機要信息，在交易日結束后全部上載到供社會公眾查詢使用的數據庫系統。

 

建立預出清機制是為了鼓勵市場主體在電力系統運行可能出現問題情況時做出積極反應，以盡可能地避免運行中心采用強制性的干預措施。市場預出清與下面介紹的實時市場出清有幾點不同。首先，市場預出清產生的發電出力不用于傳送自動發電控制（AGC）執行指令。其次，預出清電價并不用于交易結算。除了與各州電力負荷預報對應市場出清電力價格外，市場預出清還計算每個州電力價格對電力負荷變化的敏感程度。預出清機制的另外一個市場功能是在實時市場出清發生故障時，用最臨近一次的預出清做為備案替代實時出清。

 

6.2依據全日報價的預出清

 

在全日報價中午12:30截止后，交易調度中心匯集發電報價，結合用電負荷預報運行電力市場技術支持系統對下一個交易日進行市場預先出清。這個過程產生在交易日的每個半小時節點上各州電力價格，發電機組出力及輔助服務要求。市場預出清機制的目的是為市場主體運營發電機組提供市場信息，同時有助于發電調度中心保障電力系統安全可靠運行。市場預出清過程計入某些發電機組的日發電量限制。顯然，澳大利亞電力市場的預出清過程是與某些電力市場模式中的日前市場完全不同的。

 

6.3調度安排的滾動調整

 

澳大利亞發電側市場設計上一個尤為重要環節是一直到實時發電調度實施之前，市場運營中心根據發電企業更改的報價方案，用電負荷預測的變化以及電網運行狀態的改變，通過滾動更新的預出清機制不斷地調整調度安排并及時公布調整后結果。盡管上面介紹的依據全日報價的預出清過程帶有濃厚的日發電計劃色彩，但是實際上它僅是電力市場進行循環往復預出清的較為重要一次。市場預出清分兩個時段進行，首先是每5分鐘更新一次未來一小時內每個5分鐘節點上市場預出清及發電調度安排。然后是在整點或半點，如10:00、10:30等，進行未來一小時往后每30分鐘節點上市場預出清，更新每半小時時間節點上的發電調度安排。在每天中午12:30以前，30分鐘節點上預出清每次都以交易日結束時間（次日凌晨4點）為截止點，過了中午12:30之后，預出清范圍擴展至下一個交易日截止時間，即后天凌晨4點。

 

市場設計的一系列預出清過程是因為發電企業是根據對次日發電機組運行，電網狀態與電力市場情況預期提交全日報價方案。眾所周知，從提交全日報價方案到實時調度發電這段時間內隨時都會發生各種各樣影響電力供需關系的事件，例如，輸電線路，電廠動力或電力設備發生故障，停運修復和恢復運轉時間的提前或推遲，機組熱額定容量調整，燃料供應出現變故，天氣預報包括氣溫、風力風向的更新以及用電負荷出現未預料的變化。為了盡可能地提高市場效率，最大限度地增加市場透明度，市場運行中心及市場主體都需要及時了解市場條件的各種各樣變化。市場一旦發生變化，依據原有市場條件的報價方案及發電安排就極有可能不再代表市場主體在新的市場條件下的真實意向。若果真如此，市場主體需對報價方案做出相應改動，市場運行中心在定期的時間節點上更新預出清，計入這些變化對供需關系與市場出清結果造成的影響。了解市場主體對市場條件變化的反應以及受這些反應影響的市場出清結果也有助于其它市場主體調整報價方案與發電安排。這樣市場主體之間在及時準確的預出清信息導引下，多回合的并且相互影響的動態調節過程極大地促進了市場的有效運行和有效市場價格的形成。例如在市場預測未來的幾個小時后，風力發電將會嚴重不足時，其它電源盡量挖掘自身潛力多發電。動態地調整發電安排，使之不斷地修正可以避免在實時市場出清時大幅度補償發電計劃，是保障電力系統經濟安全可靠運行的行之有效方法。特別是在電力系統出現突發事件時，市場主體參考預出清顯示的信息，及時地調整報價方案與發電安排，有助于實現電力系統再平衡的“軟著陸”。

 

電力市場規則要求能監局監視實際電力價格與4小時之前和12小時之前的預出清價格之間的差別。如果差別顯著，能監局需要分析研究造成過高或過低預出清價格的原因，包括負荷預報誤差，可調度電廠容量變化及電網輸電能力變化，并發表市場報告，公布調查結果。

 

專欄5：市場出清與發電調度的（含整數）線性規劃要點

 

（A）最小化目標：全電網范圍的發電側購電成本，有償調頻輔助服務成本；

 

最大化目標：全電網范圍的可調度負荷與其報價乘積之和。

 

（B）優化方案：電力與調頻輔助服務同時共同優化；最小化目標函數是最小化目標減去最大化目標。

 

（C）約束條件：發電量與跨州輸電之和須滿足各州電力負荷；滿足各州的調頻輔助服務要求；潮流不大于額定輸電能力；出力爬坡速率；電力系統安全可靠運行約束。

 

（D）規劃變量：機組發電出力，跨州輸電潮流及可用調頻輔助服務電力。

 

（E)影子價格：實時電力價格定義為邊際購電成本，即電力負荷增加1兆瓦時的購電成本增量。由于跨州輸電，發電增量可以來自送電州，受電州的電價有時取決于送電州的發電機組報價；調頻輔助服務價格；輸電線路阻塞邊際價格。

 

澳洲發電側電力市場是經過二十年演化逐步地達到的現在的成熟程度。在這二十年里《國家電力規則》都已經經過了近八十次修改，其它條例的修訂和運行程序的改變更是不計其數。本文是根據作者個人在電力市場十五年的工作經驗，在比較短的時間內成稿的。隨著時間推移，作者對市場的了解會有或是過時，或是記憶不準的情況。雖然作者盡了最大努力核查諸多細節，可因時間限制很難想象沒有遺留疏漏之處。如果讀者對文中所述存有疑問之點，歡迎與作者直接聯系，討論交流（liu0dongsheng@gmail.com）。

 

蘭國芹女士為本文做了文字編輯工作，在此作者由衷地向她表示感謝。

 

作者簡介

 

劉東勝博士目前就任于澳大利亞AGL能源有限公司能源市場部主任分析師（近九年）。他從事能源電力市場分析長達十五年，實際工作經驗涉及水電系統計算機模擬、水庫儲水機會成本計算與儲水定價、電力負荷預測和居民用電分析、電力市場和管道天然氣市場建模仿真分析、能源電力市場及價格預測、集團公司戰略規劃設想建模研究、電力交易策略評估與電力金融產品定價、零售電價制定方法研究及應用、可再生能源市場和碳稅政策分析等方面。在實際分析工作的實踐中，他不僅為公司市場與商務決策提供了多方面卓有成效的支持，并獲得公司獎勵，而且為公司政策法規部門在向國家能源電力市場建設與發展建言方面做了大量的能源電力分析工作。在轉入能源電力市場領域之前，劉東勝博士一直從事基本粒子物理學與理論高能物理研究。他擁有中國科學院理論物理研究所授予的理學博士學位和清華大學授予的理學碩士學位。劉東勝博士還專修了澳大利亞證券學會開設的應用金融學與投資學位課程并獲得學位證書。