《世界各国电力市场综述》澳大利亚篇（上）

 

1.引言

 

2.市场法规与监管体系

 

3.市场架构

 

4.上网发电报价

 

5.有偿辅助服务

 

6.市场预出清与发电安排

 

7.实时出清与发电调度

 

8.电量结算与审慎信用管理

 

9.跨州结余竞价拍卖

 

10.结语

 

1.引言

 

澳大利亚发电侧电力市场始建于上世纪九十年代中期，是电力交易、发电调度及有偿调频辅助服务、财务结算三位一体的电力市场与电力系统运行体系，是单一的全电网、全电量电力交易调度平台，以24小时为周期，以5分钟为时间节点滚动地实现电力供需平衡。澳大利亚国家电力市场经过二十年运行与不断地完善，已经成为竞争有效、公开透明、发展成熟的实时电力市场。作者本人到目前为止已先后在澳大利亚三家能源公司从事了十五年能源电力市场分析工作，在各个方面积累了诸多的实际经验，愿在本文尝试着在概述市场法规与监管体系、市场架构之后，较为详尽地介绍一下澳大利亚发电侧电力市场的主要运行环节：发电报价、有偿辅助服务、市场预出清、实时电力与调频辅助服务交易调度以及市场交易结算。澳大利亚电力金融市场为电力市场主体提供规避电力市场价格的电力金融产品，通过电力金融产品交易发现中长期电力价格，它与澳大利亚国家电力市场相辅相成，相得益彰，是整个电力市场体系中必不可缺的环节。受本文的目的和篇幅所限，我们在专栏2中概述它的市场功能以及它与实时电力市场的关系，并在专栏7中介绍两个最主要的交易品种。最后本文还概要地描述一下与澳大利亚区域式电力市场密切相关的跨州结余竞价拍卖市场。

 

2.市场法规与监管体系

 

《国家电力法》作为《国家电力法令1996》的附件是发电侧电力市场建设、运行与监管的法律依据。它的立法或修改程序是由政府主管部门组织制定，议会投票表决通过。

 

《国家电力法》法定设立澳大利亚能源市场委员会（AustralianEnergyMarketCommission，缩写为AEMC）来全权负责制定及完善作为电力市场运行规则的《国家电力规则》，促进电力市场发展。能源市场委员会在行使法律赋予职权时必须遵循政府发布的国家能源政策方针和电力行业宗旨(澳大利亚国家电力行业宗旨:为了能源电力消费者的长期利益，在兼顾能源电力价格和质量，保障安全可靠供应基础上促进能源电力的有效投资，生产供应与利用。作者注)。《国家电力规则》是关于电力市场、电力系统、市场主体、用电服务的法规。澳大利亚能源市场委员会职能不涉及民事法与刑事法范畴，也不能在规则中的条款上，在政府部门未同意的情况下对它们赋予权力或增添责任。在制定及完善《国家电力规则》过程中，澳大利亚能源市场委员会可以与其他相关机构、政府部门、专家委员会等进行协商以及授权进行规则制定工作。《国家电力规则》可采用已有的行业规范、技术标准、从业条例、业务程序等。本节最后的专栏1概述了市场规则制定与修改的法定程序。

 

《国家电力法》赋予澳大利亚能源监管局（AustralianEnergyRegulator，缩写为AER）监管电力市场职权，监管对象包括市场主体、电网公司和发电侧市场交易机构，执法权限为所有与电力行业相关的法律法规。能源监管局可授权执法人员在存在合理的理由情况下向地方法院申请搜查许可，在获得批准后按照执法程序搜查并封存相关证据。能源监管局在调查涉嫌违法违规行为后，有权直接给予罚款处理或起诉涉事公司或个人。

 

澳大利亚竞争与消费委员会（AustralianCompetitionandConsumptionCommission，缩写为ACCC）是监督执行《竞争与消费者法案》，促进市场竞争与公平交易的联邦法定机构。它监管各行各业市场交易的竞争行为，在发电侧市场执法权主要有核准发电公司并购，调查市场主体反竞争行为，如串谋操纵电力价格或商议分配市场份额。

 

专栏1：《国家电力规则》制定或修改的规范程序

 

澳大利亚能源市场委员会（AustralianEnergyMarketCommission，缩写为AEMC）全权负责组织制定及修改电力市场运行规则工作。市场规则条款的制定及修改首先需要有提议者提交制定或修改电力市场规则的建议。提议者可以是政府主管部门与市场主体，也可以是咨询公司，研究机构及专业团体，甚至可以是个人。除非纠正无关紧要的细节错误，能源市场委员会自身并不提议修改规则条款。能源市场委员会负责对制定或修改市场规则的建议进行初审，本着符合电力行业宗旨争精神的原则决定是否接纳建议及启动规则制定或修改程序。规则条款制定或修改建议初审通过后，由能源市场委员发布通告进入公议阶段，向市场及社会征求反馈意见。利益相关者须以书面形式提交意见。能源市场委员集中反馈意见，结合最初建议发布相关规则制定或修改的草案稿，开展第二轮意见征询。在此基础上能源市场委员发布规则制定或修改的最终决定。在公议阶段或草案稿发表后，能源市场委员会通常举行听证会讨论规则条款制定或修改中关键问题。规则制定或修改过程从初审通过到最终决定通常需六个月。遇到复杂及牵扯面大的议题，能源市场委员会酌情延长相关环节，如公议阶段的时限。对异议较小的规则修改建议或特定的紧急情形，初审期限为六周，经公议阶段后能源市场委员直接做出最终决定，整个过程缩短为四个月。

 

能源市场委员在制定或修改电力市场规则过程中须及时向利益相关者与社会公众通报工作进展情况。所有相关决定及文件，研究报告，制定或修改建议及反馈意见，以及专门委员会的会议记录都在能源市场委员的网站上公开发表。

 

3.市场架构

 

澳大利亚电力系统分为东南部、西部和北部三个电网，它们之间相距上千公里，没有输电线路联接。东南部电网覆盖五个行政州和一个首都特区，南北跨度达五千公里，号称是世界上最长的交流电力系统。澳大利亚国家电力市场约定俗成地是指东南部电网的电力市场，它按行政州划分为五个电价区，首都特区包含在新南威尔士州价区内，该市场用电量约占全国85%，是澳大利亚最主要的市场。另外，澳洲西部的西澳州电网设有一个分立的电力市场，本文对它没有介绍。

 

《国家电力法》规定发电侧电力市场由澳大利亚能源市场运营中心（AustralianEnergyMarketOperator，缩写为AEMO）负责运营。市场运营中心实行会员制。联邦，州和特区政府有60%投票表决权，企业有40%投票表决权。企业包括各种各类能源电力公司需申请成为会员。它们各自的投票表决权按指定方法计算。与修改章程有关等重大议题需75%赞成票通过。董事会主席由政府能源部长联席委员会任命。董事会成员采用提名遴选方式，由专门委员会根据会员提名进行遴选并上报政府能源部长联席委员会批准。市场运营中心不拥有电网资产，经营无盈利，也不分红。能源监管会审核批准其市场营运开支并由市场主体按电量缴纳。澳大利亚市场运营中心在两个不同城市设置互为备用的电力交易调度中心，负责东南部跨州全电网运行，还设有分支机构负责西澳州电力市场运行。

 

澳大利亚市场运营中心的主要市场功能包括核准市场主体注册申请，保管并公布所有市场主体注册信息，管理与运行电力市场，促进及改善市场运行的有效性，保障与提高电力系统的安全性（包括在特定条件下，实行一系列不断强化的市场干预措施，以保证电力系统安全），进行电力系统供应充裕度预估分析并向市场公布结果，通过管理用电户过户，用电数据来促进售电侧市场竞争。

 

市场交易的发电方和购电方都须在市场运营中心注册。注册为发电商的市场主体必须在市场运营中心注册全资的、控股的或运营管理的，接在电网上的发电设备。市场运营中心将的发电资产分划为可调度安排，准调度安排和非调度安排三类。除了特例，注册容量在30兆瓦以上的发电机组（站）都划为可调度安排的发电单元；其中30兆瓦以上有间歇性的风电，太阳能电站另归属准调度安排类，即可以借助预测对其计划发电。所有调度安排的与准调度安排的发电机组（站）都必须安装必要的电讯设备以保证接受执行调度指令。它们都由市场交易调度中心集中统一调度发电。发电能力小于30兆瓦的发电设备属于非调度安排类，目前对它们实行统一调度还太不现实，市场运营中心统一预测它们的发电量，计入电力供需平衡过程。除此之外，还有在配电网内的非注册发电设备及近年来兴起的屋顶太阳能光伏板，它们的发电直接在负荷预测过程中扣除。在澳洲还有不到1.5%的装机容量不参与电力市场交易。

 

市场规则把用电负荷分为可调度负荷与不可调度负荷。可调度负荷报价购电，参与市场竞价出清过程。可调度负荷仅限于安有自动通讯与控制装备的负荷，如抽水蓄能电站抽水用电负荷。不可调度负荷不报价，市场交易调度中心统一预测不可调度负荷。接入在输电网上的工业用电大户（如电解铝厂）可以选择注册直接参加发电侧市场交易，这仅意味着它们的购电费用按电力市场价格结算，承受市场风险，至于它们是否参与购电报价还得依照相关规则另行决定。除此之外，其他用户用电由在市场运营中心注册的零售电商代购，不暴露于波动起伏的电力市场价格。

 

专栏2：电力金融市场概述

 

澳大利亚电力金融市场为电力市场主体提供规避电力市场价格的电力金融产品，通过电力金融产品交易发现中长期电力价格。电力金融产品交易都是现金交割的，不涉及物理意义上的供电，极大地提高了交易的灵活程度。实行现金交割的优势是它既能帮助实时电力市场主体稳定市场收入或成本，又扩大了市场参与者的范围，有助于增加电力金融产品交易流动性，促进中长期电价的发现。因为是非物理执行合约，所以也不会对电力市场实时供需平衡造成干扰。澳洲电力金融市场最主要的交易品种是电力差价合约，它们通常用兆瓦计量，如5兆瓦或10兆瓦，按照事先约定的价格对将来市场实现的实时电力价格进行抵消式补偿。最常见的差价合约有差价互补合约与高价补偿合约两种（细节请见专栏7）。差价合约交易的市场主体除了发电厂商和零售电商外，还有金融机构比如银行、经纪公司、基金公司、保险公司等。电力差价合约可以在证券交易所交易，也可以是场外交易，由金融证券业监管机构依照金融证券业法规进行监管。

 

电力差价合约与很多读者熟悉的市场主体的双边中长期电量合同有很大不同。澳大利亚国家电力市场的运行与这些合约无直接关系，市场运行中心既不要求市场主体上报有关差价合约数据，也不在调度过程中执行它们。金融业的市场主体虽然没有参加实时电力市场交易，但也可以进行电力差价合约交易，它们入市是基于对未来电力价格的预期，以及预期本身随着时间的变动，而且每笔交易常常是5兆瓦或10兆瓦。金融业的市场主体在实时电力交易开始之前，多会选择平仓所有相应的差价合约，避免承担实时电力价格风险。金融业所涉及电力差价合约交易与实时电力市场交易在时间上不重叠，对实时电力市场运行没有直接影响。

 

4.上网发电报价

 

发电报价以24小时的交易日为期限，以30分钟时段为周期。发电报价单元因电源不同而不同，火电厂按机组报价，水电一般按水电站报价，但规模大的会分成多个发电报价单元，也有几个规模小水电站组成一个报价单元情况，燃气联合循环机组多为单一发电调度单元，但也有燃机与蒸汽机分开报价情况，燃气开放循环机组按单机或按电厂报价，风力发电按风场报价，太阳能发电以电站为单位报价。市场规则限定电力报价在每兆瓦时负1,000澳元到每兆瓦时13,800澳元（2015-16财政年度）的上下限内。发电企业报零价甚至负价的主要原因有两个。一是为了维持像火电这样基本负荷机组的最小稳定运行出力，另外一个是为了尽量多发有间歇性的可再生能源，即风力和太阳能发电。最高限价每年随物价指数上调，澳大利亚能源市场委员会（AEMC）每四年核查并可能调整一次最高限价和最低限价，以保证它们满足电网可靠性标准的要求。

 

报价方案分电价和发电两部分，电价部分是递增排序的十个电力价格，发电部分是每个价位上按30分钟时段依次上报的非负发电出力以及与发电生产相关的参数，例如最大发电能力、试运行时的指定出力、出力增加或减少（爬坡）的速率与幅度、日发电量限制等。报价方案提交有全日报价与即时变更两种方式。全日报价是在每天中午12:30之前提交下一个交易日（次日凌晨4:00到后天凌晨4:00）的报价方案。全日报价所上报的十个电力价格在交易日24小时内都是固定不变的，在方案提交后也不能再更改。全日报价方案只要在市场规则允许范围内就有效，不会引起异议。全日报价体现市场主体在综合分析次日全天市场供需形势后，对发电机组（站）的初步安排。但是，电力系统运行时各种突变情况时常发生，电力供需关系也是时时刻刻在变化。鉴于市场机制的核心功能是反馈市场主体对供需关系变化的反应，市场规则允许发电企业可以在实时发电调度之前的任何时间对报价方案做出相应修改，但必须注明修改的理由。值得强调地是为了维护电力市场秩序，提高调度计划执行效率，市场规则设有真实意向条款，要求市场主体提交的报价方案要体现发电机组计划安排的真实意向，即若在市场实时出清时的实际情况与预期情况出入不大时，发电企业应尽量维持原初的报价方案，尤其是开机组合编排，以减少对市场运行中心调度发电安排的干扰。报价方案的更改完全是市场主体商业决策的市场行为，为了维护电力市场公平竞争秩序，《国家电力规则》设有专门条款规范与监管更改报价行为，其具体细节将在专栏3中详述。

 

由于风力发电不能人为控制，报价方法不同于常规电厂。发电企业负责报价（经常是零价或负价）和预报风场运行的风轮机数目。市场运行中心根据市场主体在市场注册时提交的能量转换模型和风场风力风向预报对风力发电进行预测。太阳能发电站报价方案也是提交价格及在线的逆变器数目，也由市场运行中心根据日照记录数据统一预测发电出力。

 

有些发电企业与其他市场主体签订长期合同将发电量一次性全部出让（PowerPurchaseAgreement，缩写为PPA）。发电企业只负责电厂的运转与维修，获得固定收入。买断发电量的收购方具有电力市场的交易权，决定开机组合，负责报价，收入随实时电价波动，承受市场价格风险。这种合同形式虽然存在，但并非主流。

 

澳大利亚电力市场规则允许工业用电大户从发电侧电力市场直接购电，以电力市场价结算用电费用。对于选择直接参与发电侧市场工业用电大户而言，在电力供需紧张时升高的实时电价会显著地增加它们的购电成本。这些工业用电大户往往会对生产过程做出调整，采用降低负荷的方式减少损失。电力负荷预测考虑到这种负荷对电价反应现象，在预出清电力价格达到一定阈值时会将预测的负荷下调一部分。需要澄清的是这种负荷下调是基于对电价上升的预期在电力市场出清之前完成的，是对需求侧反应的预期，是市场出清的输入信息，而不是市场出清时优化调度计入购电报价的结果。

 

专栏3：市场规则对更改报价的要求

 

虽然市场规则在任何情况下都不明令禁止市场主体修改报价，但也极其明确地要求报价及报价的修改都必须代表发电安排的真实意向，即使真实意向就是谋求商业利益，严禁提交有误导性的或者虚假的报价。市场规则明确要求市场主体在了解到市场最新变化后，如果有意改变原有的发电安排，必须在实际条件允许的情况下尽快地上报更改的报价方案。允许更改报价赋予市场主体应变于市场条件改变的灵活性，使它们能够依照市场的变化与其它市场主体的反应调整发电安排。

 

除此之外，在澳大利亚能源市场委员会在最近的一次有关报价更改规则的修改中增补了临近更改的条款。所谓的临近更改指的是对每个电力系统运行的30分钟时段而言，报价更改时间是在它开始前15分钟到它结束前5分钟之间。澳大利亚市场设计允许市场主体在实时出清节点所在的，整点与半点之间的（或半点与整点之间）30时分钟时段内随时对5分钟节点上发电报价进行更改，增加的更改报价节点密度与这个时段的预出清频度相匹配。在供需紧张时，临近实时出清时增加的快速启动发电机组可以减轻电力价格上升压力，允许临近更改报价有利于提高市场效益。一般而言，在供应充裕情况下，市场主体越是临近实时出清时更改报价，留给其它市场主体反应时间越短，就对市场效率造成的影响越大。因为这样，有些市场主体可能不恰当地使用临近更改，故意拖延上报市场运行中心反应真实意向的报价方案，以期制造供需关系假象，推迟其他报价较低发电机组改变出力时间以致来不及反应。这种行为往往造成扭曲的电力价格不能如实地体现市场供需关系，有损于人们对电力市场价格的信心，不利于电力市场的健康发展。新的市场规则强化了对临近更改报价的监管，规定市场主体在做出临近更改报价时，必须保留当时引起更改的市场因素的实时记录，其中包括相关事件发生的时间以及市场主体最早了解到事件发生时的时间。市场规则赋予能源监管局对报价修改行为随时地进行调查的权力。

 

5.有偿辅助服务

 

电力市场运行中心的职责不仅要平衡电力供需，而且必须保证电力系统运行安全可靠，使用辅助服务调控反映电力系统状态的关键技术指标。《国家电力规则》规定市场运营机构向市场主体购买获取有偿辅助服务，也依照确定的方法向市场主体收缴购买有偿辅助服务的费用。电力市场运行中心使用调频及调压辅助服务将频率和电压控制在电力系统技术标准规定范围内，也需要调载辅助服务来调控电网潮流量，使之在物理极限之内。除此之外，它还要获得系统重启辅助服务用于在发生系统全部或部分停电事件后重新启动电力系统。

 

在澳大利亚电力市场架构上，调频辅助服务市场是实时市场的一部分，它的设计不仅与电力市场高度相似，而且也是紧密相连的。市场主体提交提供调频辅助服务的报价，市场调度中心在运行实时电力市场同时也负责调频辅助服务市场的运行，电力市场与调频辅助服务市场是共同出清的。我们将在这节着重介绍调频辅助服务。在另一方面，市场主体以中长期协议方式提供电网调压及调载辅助服务，这些辅助服务主要由电网公司负责采购。市场规则同时也规定市场运营机构为了保障电力系统的安全与可靠，在与电网公司协商后可以自行向市场主体招标采购，获得电网调压及调载辅助服务。市场运行中心直接向发电厂商招标采购系统重启辅助服务，签订长期有偿服务协议。本节最后的专栏4简述了长期协议辅助服务。

 

调频辅助服务有修正用调频和恢复用调频。提供修正用调频服务的机组,反应时间不得超过4秒，它们由市场调度中心使用自动发电控制（AGC）集中调节发电出力，修正发电-用电平衡偏差，保证频率在49.85赫兹到50.15赫兹的正常运行范围内（电力系统频率标准由澳大利亚能源市场委员会下设的可靠性专家委员会制定。）。恢复用调频服务当发电机组或输电线路突然出现故障，频率跳出正常运行范围时在事发地起动。它们分快速，慢速，延迟，反应时间分别不超过6秒，60秒和5分钟。快速调频服务用于减缓频率偏移，慢速调频服务保证频率偏差控制在2赫兹幅度内，而延迟调频服务将频率在5分钟内恢复到正常运行范围。而无论修正用调频还是恢复用调频都以兆瓦计量，都有上调或下调区别。总之，调频辅助服务共计8种，分别是向上修正，向下修正，快速向上恢复，快速向下恢复，慢速向上恢复，慢速向下恢复，延迟向上恢复，延迟缓向下恢复。

 

市场运营中心根据系统安全运行技术标准动态地测算每5分钟时段电力系统运行对8种调频辅助服务的需要。修正用调频服务的预测随电力系统运行状态变化。恢复用向上调频需求与系统内最大单机容量相对应，同时也计入用电负荷与频率同向变化的效应。

 

市场主体对各种调频辅助服务分开报价，技术支持系统对它们分别出清。值得强调的是澳大利亚实时电力市场技术支持系统联合调度机组的发电出力与各种调频辅助服务，以实现最低的购电与调频成本之和。市场出清产生8种调频辅助服务各自的出清价格。调度中心征收接受报价低于出清价格的调频辅助服务，按5分钟时段进行结算。调频辅助服务报价与实时电力报价在形式上基本相同，但兆瓦数是根据调频辅助服务梯形图来决定的。市场主体在报价时提交机组能够提供调频辅助服务的出力范围，对应最大调频辅助服务的出力点等技术参数。用电负荷可用梯形特例的直角三角形方式参与调频辅助服务。报价方案有10个价位及每个价位上下调频辅助服务兆瓦数。与电力报价规则相同，报价价位在每天中午12点30分上交全日报价后便固定不变了，兆瓦数以及梯形图技术参数在未实时出清前都可更改。

 

电力市场规则规定调度中心向市场主体征收调频辅助服务费用。恢复用调频辅助服务成本的回收方法是向上恢复调频成本由发电方按发电量比例分摊，向下恢复调频成本由用电方按用电量比例分摊。修正用调频服务成本由市场运行中心依照由指定方法计算的市场主体造成频率扰动“责任因子”分配。调度中心使用数据采集与监控系统（SCADA）在频率偏移时记录市场主体发电出力或用电负荷的变化情况，确认其造成调频辅助服务需求的责任。如果变化方向频率偏移方向相同，责任因子则增大。反之，如果变化方向逆于频率偏移方向，责任因子就减小。

 

专栏4：电网调压、调载及系统重启辅助服务的招标采购

 

（1）电网调压、调载辅助服务的招标采购

 

市场运营机构每年预测电力系统运行对电网调压、调载辅助服务需求，扣除已获得辅助服务存量，确定招标采购额度，通报给电网公司。电网公司首先组织招标实施采购工作。在电网公司未能组织招标采购情况下或中标的辅助服务不足以满足电力系统安全可靠标准要求时，作为补救措施，市场规则要求市场运营机构另行组织辅助服务的招标采购工作。市场运营机构依照《国家电力规则》制定公布招标指南。市场运营机构首先向市场主体征集表达提供辅助服务的意向，然后向有意愿的市场主体发送参加辅助服务招标的邀请。市场运营机构要遵照电网调压、调载辅助服务评估指南安排时间对设备进行物理测试。招标要求市场主体提交提供电网调压、调载辅助服务电厂的基本数据与技术参数，用于全面地评估在使用其电网调压、调载辅助服时对电网与电厂造成的影响。市场运营机构负责制定与中标的市场主体签订有偿辅助服务协议的内容条款。电网调压、调载辅助服务协议期为两年，如果市场运营机构选用其它方式满足辅助服务需求，可以提前终止协议。用电方承担采购电网调压、调载辅助服务的费用。

 

（2）系统重新启动辅助服务的招标采购

 

系统重新启动辅助服务的招标采购的过程与电网调压，调载辅助服务的招标采购的过程遵循同样的市场规则。市场运营机构制定公布招标指南。在招标时，首先向市场主体征集表达提供辅助服务的意向，然后向有意愿的市场主体发送参加辅助服务招标的邀请。市场运营机构要遵照系统重启辅助服务评估指南安排时间对设备进行物理测试。招标要求市场主体提交提供重启辅助服务电厂的基本数据与技术参数，用于全面地评估在使用其重启辅助服时对电网与电厂造成的影响。市场运营机构负责制定与中标的市场主体签订有偿辅助服务协议的内容条款。重启辅助服务协议期为三年，期满时一般可延长一年。如果服务提供厂商同意，还可以再延长一年。用电方和发电方平分采购重启辅助服务的费用。

 

6.市场预出清与发电安排

 

澳大利亚国家电力市场设计了两种不同市场功能的出清过程，市场预出清与实时市场出清，它们使用同一技术支持系统与优化调度程序。我们在本节介绍市场预出清，实时市场出清将在第7节讨论。本节最后的专栏5描述了技术支持系统线性规划程序的要点，供熟悉数学规划方法的读者参考。

 

电力市场出清是市场运行中心根据发电企业报价或更改的报价，用电负荷预测以及电网运行状态，在满足输电载流约束条件下，按照经济调度原则进行优化安排决定发电机组（站）出力的过程。电力市场出清在市场配置电力资源的同时也产生了电力价格信号。澳大利亚国家电力市场实行区域电价，每个行政州划为一个价区，出清价定义在价区参照点上。价区与价区，即州与州之间有输电线路连通，出清过程动态地计入跨州送电网损。虽然实行的是全市场、全电网统一交易调度，但在市场出清时，每个价区的用电需求（预测值）与调频辅助要求都是分别得到满足的。价区电力供应的边际价格为市场价区出清价，即价区负荷增加1兆瓦后，增加的发电量报价。倘若价区的用电负荷都是由价区内的发电机组供应，那么这个价区的市场出清价就是价格最高的被调度发电机组使用网损因子修正的报价。实际上因为存在跨价区（州）联通线，所以一个价区的出清价经常会是其它价区发电机组的报价。电力市场出清由市场技术支持系统运算完成，并本着市场信息透明是市场效率必要保证的理念向市场及社会即时公开发布出清结果。

 

6.1市场预出清机制

 

电力市场预出清是市场运营中心根据发电企业报价或修改的报价，用电负荷预测以及电网运行状态，在实时市场出清之前进行一系列的市场预测，并公布预测结果。市场运营中心在技术支持系统执行市场预出清过程完毕后立即分别发送给各个市场主体与其相关的机要信息（机组发电出力安排，辅助服务要求等），发布公开的市场信息（用电负荷预测，预出清电力价格，跨州联通线路载流等）。市场交易所有的预出清结果信息及数据，包括与市场主体相关的机要信息，在交易日结束后全部上载到供社会公众查询使用的数据库系统。

 

建立预出清机制是为了鼓励市场主体在电力系统运行可能出现问题情况时做出积极反应，以尽可能地避免运行中心采用强制性的干预措施。市场预出清与下面介绍的实时市场出清有几点不同。首先，市场预出清产生的发电出力不用于传送自动发电控制（AGC）执行指令。其次，预出清电价并不用于交易结算。除了与各州电力负荷预报对应市场出清电力价格外，市场预出清还计算每个州电力价格对电力负荷变化的敏感程度。预出清机制的另外一个市场功能是在实时市场出清发生故障时，用最临近一次的预出清做为备案替代实时出清。

 

6.2依据全日报价的预出清

 

在全日报价中午12:30截止后，交易调度中心汇集发电报价，结合用电负荷预报运行电力市场技术支持系统对下一个交易日进行市场预先出清。这个过程产生在交易日的每个半小时节点上各州电力价格，发电机组出力及辅助服务要求。市场预出清机制的目的是为市场主体运营发电机组提供市场信息，同时有助于发电调度中心保障电力系统安全可靠运行。市场预出清过程计入某些发电机组的日发电量限制。显然，澳大利亚电力市场的预出清过程是与某些电力市场模式中的日前市场完全不同的。

 

6.3调度安排的滚动调整

 

澳大利亚发电侧市场设计上一个尤为重要环节是一直到实时发电调度实施之前，市场运营中心根据发电企业更改的报价方案，用电负荷预测的变化以及电网运行状态的改变，通过滚动更新的预出清机制不断地调整调度安排并及时公布调整后结果。尽管上面介绍的依据全日报价的预出清过程带有浓厚的日发电计划色彩，但是实际上它仅是电力市场进行循环往复预出清的较为重要一次。市场预出清分两个时段进行，首先是每5分钟更新一次未来一小时内每个5分钟节点上市场预出清及发电调度安排。然后是在整点或半点，如10:00、10:30等，进行未来一小时往后每30分钟节点上市场预出清，更新每半小时时间节点上的发电调度安排。在每天中午12:30以前，30分钟节点上预出清每次都以交易日结束时间（次日凌晨4点）为截止点，过了中午12:30之后，预出清范围扩展至下一个交易日截止时间，即后天凌晨4点。

 

市场设计的一系列预出清过程是因为发电企业是根据对次日发电机组运行，电网状态与电力市场情况预期提交全日报价方案。众所周知，从提交全日报价方案到实时调度发电这段时间内随时都会发生各种各样影响电力供需关系的事件，例如，输电线路，电厂动力或电力设备发生故障，停运修复和恢复运转时间的提前或推迟，机组热额定容量调整，燃料供应出现变故，天气预报包括气温、风力风向的更新以及用电负荷出现未预料的变化。为了尽可能地提高市场效率，最大限度地增加市场透明度，市场运行中心及市场主体都需要及时了解市场条件的各种各样变化。市场一旦发生变化，依据原有市场条件的报价方案及发电安排就极有可能不再代表市场主体在新的市场条件下的真实意向。若果真如此，市场主体需对报价方案做出相应改动，市场运行中心在定期的时间节点上更新预出清，计入这些变化对供需关系与市场出清结果造成的影响。了解市场主体对市场条件变化的反应以及受这些反应影响的市场出清结果也有助于其它市场主体调整报价方案与发电安排。这样市场主体之间在及时准确的预出清信息导引下，多回合的并且相互影响的动态调节过程极大地促进了市场的有效运行和有效市场价格的形成。例如在市场预测未来的几个小时后，风力发电将会严重不足时，其它电源尽量挖掘自身潜力多发电。动态地调整发电安排，使之不断地修正可以避免在实时市场出清时大幅度补偿发电计划，是保障电力系统经济安全可靠运行的行之有效方法。特别是在电力系统出现突发事件时，市场主体参考预出清显示的信息，及时地调整报价方案与发电安排，有助于实现电力系统再平衡的“软着陆”。

 

电力市场规则要求能监局监视实际电力价格与4小时之前和12小时之前的预出清价格之间的差别。如果差别显著，能监局需要分析研究造成过高或过低预出清价格的原因，包括负荷预报误差，可调度电厂容量变化及电网输电能力变化，并发表市场报告，公布调查结果。

 

专栏5：市场出清与发电调度的（含整数）线性规划要点

 

（A）最小化目标：全电网范围的发电侧购电成本，有偿调频辅助服务成本；

 

最大化目标：全电网范围的可调度负荷与其报价乘积之和。

 

（B）优化方案：电力与调频辅助服务同时共同优化；最小化目标函数是最小化目标减去最大化目标。

 

（C）约束条件：发电量与跨州输电之和须满足各州电力负荷；满足各州的调频辅助服务要求；潮流不大于额定输电能力；出力爬坡速率；电力系统安全可靠运行约束。

 

（D）规划变量：机组发电出力，跨州输电潮流及可用调频辅助服务电力。

 

（E)影子价格：实时电力价格定义为边际购电成本，即电力负荷增加1兆瓦时的购电成本增量。由于跨州输电，发电增量可以来自送电州，受电州的电价有时取决于送电州的发电机组报价；调频辅助服务价格；输电线路阻塞边际价格。

 

澳洲发电侧电力市场是经过二十年演化逐步地达到的现在的成熟程度。在这二十年里《国家电力规则》都已经经过了近八十次修改，其它条例的修订和运行程序的改变更是不计其数。本文是根据作者个人在电力市场十五年的工作经验，在比较短的时间内成稿的。随着时间推移，作者对市场的了解会有或是过时，或是记忆不准的情况。虽然作者尽了最大努力核查诸多细节，可因时间限制很难想象没有遗留疏漏之处。如果读者对文中所述存有疑问之点，欢迎与作者直接联系，讨论交流（liu0dongsheng@gmail.com）。

 

兰国芹女士为本文做了文字编辑工作，在此作者由衷地向她表示感谢。

 

作者简介

 

刘东胜博士目前就任于澳大利亚AGL能源有限公司能源市场部主任分析师（近九年）。他从事能源电力市场分析长达十五年，实际工作经验涉及水电系统计算机模拟、水库储水机会成本计算与储水定价、电力负荷预测和居民用电分析、电力市场和管道天然气市场建模仿真分析、能源电力市场及价格预测、集团公司战略规划设想建模研究、电力交易策略评估与电力金融产品定价、零售电价制定方法研究及应用、可再生能源市场和碳税政策分析等方面。在实际分析工作的实践中，他不仅为公司市场与商务决策提供了多方面卓有成效的支持，并获得公司奖励，而且为公司政策法规部门在向国家能源电力市场建设与发展建言方面做了大量的能源电力分析工作。在转入能源电力市场领域之前，刘东胜博士一直从事基本粒子物理学与理论高能物理研究。他拥有中国科学院理论物理研究所授予的理学博士学位和清华大学授予的理学硕士学位。刘东胜博士还专修了澳大利亚证券学会开设的应用金融学与投资学位课程并获得学位证书。