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7.3发电调度
调度指令使用自动发电控制(AGC)系统,或者在市场管理系统界面上发出。不具备远程自动发电控制(AGC)的发电机组(站)不参加修正用调频辅助服务。快速启动机组通过市场管理系统界面接受开机与调度指令,快速启动机组能够在30分钟之内实现同步并达到最低负荷,在60分钟之内实现同步,达到最低负荷并关机。间歇性的准调度的风电场和太阳能电站在通过市场管理系统界面接收到受控指令时必须遵从调度指令,在接收到非受控指令时发电不由调度管控。非调频辅助服务,即电网负载辅助服务,调压辅助服务和系统重新启动辅助服务的调度分三步进行,首先需要确认相关辅助服务是否可以调用,然后用电话通知服务提供方提供辅助服务,最后由市场管理系统界面发送调度指令。《国家电力规则》规定要求发电机组(站)的发电出力必须与调度指令保持一致,可能危害公共安全或损坏电力设备等特殊情况可例外。在某发电机组(站)发电出力与调度指令不符合的时间和幅度尚未超出规定的限制范围情况下,市场运行中心确定该发电机组(站)为不符合机组(站),并废除它的报价。如果与调度指令不符合持续时间超过合理的期限,市场运行中心须准备一份详情报告,提供备份给能源监管局。在考虑了发电出力与调度指令不符合状况发生的客观条件及是否造成损失或损害后,能源监管局决定发电厂是否违规。如果判发电厂违规,能源监管局有权签署2万澳元罚款单或者申诉联邦法院判以10万澳元罚款。
本文的第6节和第7节分别地描述了澳大利亚电力市场的预出清和实时出清过程,这里我们把它们的基本特征在下面的专栏6中列表做一对照比较。
专栏6:市场预出清与实时出清对照比较
8.电量结算与审慎信用管理
电力市场运营中心做为发电方与购电方的结算委托人是电力交易清算中心,承担信用风险管理职能。市场运营中心交付给发电方的结算款只能来源于购电方的结算付款或银行担保资金。在实际操作上,为了保证准时,不可撤销及透明地掌管巨额资金支付往来,市场运行中心使用“澳大利亚证券交易所的清算系统”进行交易清算业务。市场主体须在证券交易所的清算系统注册后方可在电力市场运行中心注册,用于交付交易结算资金必须是清算资金,可以直接提款。上节讲到澳洲电力市场以5分钟节点为出清周期,可发电与购电的电量交易和结算是30分钟时段为时间单元,这样设计的技术原因是澳洲大多数分时电表的读表周期是30分钟。电力市场的交易日是从每日凌晨4:00点到次日凌晨4:00点,而市场结算日是从每日午夜0:00点到次日午夜0:00点,每周结算一次。从每周结束后起计,电力市场运行中心在第五个工作日向市场主体发送初步结算单,第十八个工作日发送最终结算单。过两个工作日后,售电公司向市场清算中心一次性付清应付购电款,市场清算中心支付发电企业应收款。
8.1结算价格与电量
市场交易30分钟单元的结算价格是30分钟时段所包含的6个5分钟节点上实时出清电力价格的算数平均值。各个价区(州)内的用电及发电使用在输电网接入点上计量的电量结算。另一方面,市场分区定价产生的每个价区(州)出清价是定义在价区(州)参照点上的价格,输电网接入点上的结算电价需要再乘以相应的(静态)网损因子。因而即使在同一价区,处在电网不同点的发电厂结算价格也是不同的。电力市场运营中心逐年决定并公布静态网损因子,计入网损后产生的市场结算剩余返给电网公司,用于减少用户的电网费用。
相关阅读:《世界各国电力市场综述》澳大利亚篇(上)
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