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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。
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