澳大利亚国家电力市场的发展历程

澳大利亚国家电力市场的发展历程

1澳大利亚国家电力市场概述电力市场的本质是引入竞争机制，促进能源行业的生存和竞争，这是一个良性循环。只有走向电力市场才能平等互利协调好现有各投资方利益,只有健康的电力市场才能进一步吸引外资。世界上有不少国家已经建成或者正在建立电力市场。美国佛罗里达电力联合集团经历40多年的发展历程,形成自动经纪人系统;英国自1987年对电力系统进行私有化改造,改变原先由国家拥有并经营的管理模式,采用股份制市场经营。澳大利亚吸取了英国电力工业改革的经验,在发电和电力供应中引进了竞争机制,要求开放国家电网,允许私营电厂、国有公司及公有、私有用户在大电力系统中进行公开交易,从而增加市场成员的选择范围。本文主要介绍澳大利亚国家电力市场的一些基本情况。下文中,国家电力市场(NationalElectricityMarket,NEM)均特指澳大利亚国家电力市场。澳大利亚国家电力市场于1998年开始运作,它在大范围的供应和购买电力方面引进竞争机制,并为贯穿澳大利亚首都地区、新南威尔士、昆士兰、南澳大利亚和维多利亚的电网的使用带来开放式接入体制(openaccessregime)。竞争带来了一种更灵活、节约成本而有效的电力工业。它的最终目标是为用户提供廉价电力。目前澳大利亚只有首都地区、新南威尔士、南澳大利亚和维多利亚通过电网连接起来。昆士兰有望于2001年接入,塔斯玛尼亚正在研究通过Bass海峡进行海底连接的可行性。2《公约》制定的《电力事国家电力市场的发展始于1991年。当时的工业委员会向联邦及州政府指出,可以通过重新建构供电业,从而在发电、配电方面引进竞争,达到国家工业产出的大幅增加。澳大利亚政府议会(COAG)同意共同创建一个国家电力市场,并组建了国网管理委员会(NGMC)以协助市场的建立。从那以后,COAG、NGMC、电力工业部和消费者协会共同创建了一套《国家电力规约》(以下简称《规约》),制定了电力批发和电网接入的规则。他们也建立了其他一些必需的机构和规范,从而使国家电力市场得以形成。在1995年4月,COAG同意执行国家竞争政策一揽子计划并重申了推行NEM的许诺。总体而言,改革过程中,州政府采取了以下措施:(1)将供电业的不同部分分解和合并,如:发电、输电、配电和零售供电;(2)将发电任务由不同的公司承担,以确保他们之间的适当竞争;(3)将输电和配电系统建成由一个独立于政府的管理者管理的几个不同垄断企业;(4)将系统操作员(systemoperator)的工作分离出来,或使之完全独立,成为一个不同的公司;(5)以前,零售供电和配电属于同一单位,现将零售供电从配电中分离出来;(6)通过修订有关法律,将竞争引入发电和零售供电;(7)将批发电力价目表分割成电力消耗(由竞争决定)和网络损耗(经过调整的)费用。国家电力规约管理有限公司(以下称规约公司)和国家电力市场管理有限公司(以下称市场公司)在1996年5月由澳大利亚首都地区、新南威尔士、昆士兰、南澳大利亚和维多利亚州政府建立,藉此来推行NEM。规约公司负责监督、管理和执行《规约》,市场公司负责在《规约》的指导下管理电力批发市场。一些州还将电力工业中集体成分私有化,作为他们改革的一部分。3电力批发市场的运营模式国家电力市场是一个为供应和购买电能而设置的批发市场,它包括输、配电网络的开放性接入机制。该输、配电网络包括澳大利亚首都地区、新南威尔士、昆士兰、南澳大利亚和维多利亚等管辖区。NEM的结构在《规约》中做了规定。它包括电力批发市场和电力网络接入机制的规则和手续。市场公司管理并使批发市场顺利运行,而规约公司监督管理和执行《规约》。电网的开放机制由澳大利亚竞争与消费委员会和辖区管理者共同监督管理。电力批发市场和其他市场不同,因为电能不能储存,也不能区分出某一个特定消费者所消耗的电能是由哪一家生产商所提供,因此电力批发市场使用了共同经营的概念。电力由发电公司提供后,集中调度以满足电力需求。由市场公司所管理的共同经营包括两个基本方面,一个是集中协同调度过程(centrallycoordinateddispatchprocess),另一个是现货市场(spotmarket)。市场公司根据发电公司要价和用户叫价,以符合电能需求的最小化成本为目标,调度已安排的发电和电能需求。现货市场是发电公司根据他们卖给联营机构的电力来收费,而零售商和批量终端用户根据他们的电力消耗来付费。批发电力的现货价格以每半小时为时间段来计算,它是供需平衡的汇划结算价格(clearingprice)。市场公司用每日的叫价和要价来计算现货价格。所有的电力必须通过现货市场来交易。发电公司和零售商还可通过诸如套头交易合同(hedgecontract)在联营机构之外进行交易,以避免现货价格由于电力供应和需求关系每半小时变化而导致的波动。这些套头交易合同并不影响电力系统在联营机构中平衡供需关系的操作,且不受《规约》的限制。4权利与义务的获取《规约》定义了几种不同的成员(codeparticipant)以及它们的权利与义务。它包括市场公司、网络公司和不同类型的发电公司、市场消费者和特殊参与者。4.1《公约》《规划》在电市场公司的建立是为了管理电力批发市场的运作和电力系统的安全。按照《规约》的规定,市场公司承担为电力批发市场协调电力系统规划的责任。按《规约》规定,市场公司的主要功能有:注册未来的《规约》参与者;在使发电量符合批发市场需求的基础上,管理电力系统以平衡电力供需;维持电力系统安全;管理现货市场,包括计算现货价格、计量电力和现货市场的清算结账;根据《规约》注册表计供应商;确保电力系统的辅助服务;与网络公司共同协调整个电网的规划,并与市场参与者共同磋商。4.2发电公司的调度发电以市场水发电公司发电并售电。所有发电公司都必须在市场公司注册,除非获得豁免权。有一套特殊规则将发电公司分为4种类型,该规则根据其发电容量及是否必须参与电力批发市场来规定。这4种类型是:(1)计划发电公司(scheduledgenerator)在同一地点的单机或机组群的总额定功率在30MW及以上的发电公司,必须按照市场公司的调度发电;(2)非计划发电公司(nonscheduledgenerator)在同一地点的单机或机组群的额定功率(总额定功率)在30MW以下的发电公司,不需要按照市场公司的调度发电(市场公司可以根据发电公司的特点给予其他的豁免);(3)市场发电公司(marketgenerator)发电公司所发电量并不完全由一个本地零售商或位于同一网络接入点的消费者所购买,必须通过现货市场将其所发电量全部卖出;(4)非市场发电公司(nonmarketgenerator)发电公司所发电量完全由一个本地零售商或位于同一网络接入点的消费者所购买,无权从市场公司获得在其接入点所卖出电量的报酬。4.3用户用户包括零售商和终端用户。所有希望批量购买电力的单位必须在市场公司注册成为一个用户。4.4第一,安全运行,即开放性接入拥有、租借和运行电力网络的公司叫做网络公司。网络必须安全运行,并且为每一个规约成员提供开放式接入方式。《规约》规定网络公司必须规划电网的扩建、运行他们的电网网络公司必须在市场公司注册并且作为一个成员。4.5系统员工协作《规约》认可了两类特殊成员:系统操作员(systemoperator)和调度员(distributionsystemoperator),他们必须在市场公司注册。系统操作员是市场公司根据《规约》所委派的代理,负责执行市场公司在管理电力系统运行方面的某些任务。调度员管理配电网络,当出现紧急情况时,指导配电网络的操作,以确保电能通过配电网络输送给终端用户。5电力调度评估市场公司负责电力系统的日常管理和供需关系平衡。短期电力供需平衡通过调度来完成。在集中协同调度过程中,市场公司将计划发电公司提供的发电容量与它所预测的电力需求相比较,以此估计是否有足够的电能满足每日用电峰值,并提供充足的备用电源来应付发电公司或输电网络的故障。当某个发电公司或输电网络出现故障,并且所有的后备电源均已用上时,市场公司还有最后的一个解决办法,即强制性地指导用户减少用电(这就是通常所说的减载(loadshedding))来确保电力系统的供需平衡。市场公司根据发电公司提供的可用电信息与预测电力需求来监测未来发电量的充足性,即进行系统充足性预测评估(projectedassessmentofsystemadequacy,PASA),充足性预测由市场公司发布,供发电公司决定何时维护他们的发电厂,用户也可据此来计划电能消耗。市场公司发布两份PASA预测:中期PASA,预测两年内每日的发电量并与预测峰值需求相比较,至少每周更新一次;短期PASA,给出7天内每半小时发电量并与预测电力需求相比较,在滚动7天的基础上至少每天更新一次。每天,计划发电公司向市场公司提供调度要价,包括待售电力以及次日每半小时变化的电价。用户必须向市场公司提供其规划负荷的有效容量,并向负责定价的联营机构提供其调度叫价,同时还提供他们所希望在调度过程中予以规划的需求量。事实上,用户表明了他们要为规划负荷所购入的电量,并且随着每天每半小时价格的变化而导致有不同的消费增量。在集中协同调度过程中,市场公司使用调度要价和叫价来安排投运的电力公司以满足预测电力需求。在一般情况下,市场公司首先安排要价最低的发电公司,然后按照发电公司要价由低到高的顺序,安排足够的发电以满足需求。随着电力需求在每半小时时段内的变化,被安排投运的发电量也随之变化。当需求量大时,要价更高的电力公司也开始发电。通过互联电力系统来安排不同的发电公司发电以满足电力需求有时会受到区域之间系统联络线的传输容量的限制。例如,从维多利亚到南澳大利亚的系统联络线容量只有500MW。这意味着最多500MW的电量能够从新南威尔士和维多利亚输送到南澳大利亚,并且其前提必须是新南威尔士和维多利亚的调度要价低得足以取代南澳大利亚的发电成本。当到达联络线的限额时,市场公司需要安排南澳大利亚的次最低要价的发电公司发电以满足该地区的电力需求。在管理电力批发市场时,市场公司也有责任建立一系列对管理电力系统安全来说必不可少的服务机构,让有序电力交易更便利,并且确保电力以可接受的质量供应。这些都叫做辅助服务,包括后备发电机(用来保证当一次大范围停电以后电力系统能重新启动)和无功电源。6区域间电力损耗因子现货市场就是市场发电公司收取卖给联营机构电力的费用以及用户支付所消耗电力费用的市场。所有的市场成员按现货价格(spotprice)结算。现货价格由市场公司根据在联营机构中计划发电公司和用户给出的要价及叫价来计算。计算步骤分为2步:首先,调度价格作为在半小时内的每5min间隔满足供需平衡的边际电价被记录下来,并且是计及网络损耗而调整了要价和叫价之后的价格。典型的就是为了满足供电需求而最后一个投入运行的发电公司的要价;其次,现货价格是在半小时内的6个调度价格以时间加权的平均值。现货价格在当前交易日的每半小时末被公布。在计算现货价格的同时,市场公司需按照《规程》办事,并考虑到联络线的容量给流过州的电流带来的限制。正如前面所述,当达到联络线的极限容量时,市场公司需安排要价更高的电力公司参与发电以满足一个州的电力需求,即使是另一个州还有要价更便宜的电力公司。因此,市场公司需根据在不同地理区域之间的联络线的容量来决定有多少地区须参与NEM。这些区域被称为电力区域,它们并不一定是根据州的界线来划分的。对每一个区域,市场公司都采用上述规则来计算该区域参考节点价格。另一个在计算现货价格时须加以考虑的因素是输电损耗。在输电、配电网络中,电能损耗大约占从电厂传输到用户电能的10%。因此,在确定联营机构中电力公司最经济运行方式以及在计算现货价格时,网损必须计算在内。《规程》要求每个区域参考节点的现货价格计算必须是动态的,并考虑在所安排的电力公司满足消费者需求总量的条件下区域间的电力损耗水平。区域间的电力损耗水平被表述为一个损耗因子,称区域间损耗因子(inter-regionallossfactor)。区域间损耗因子用于在决定安排哪些发电公司发电以满足电力需求时调整要价和叫价。在一个区域中,当电力从发电公司(或来自其他区域的引入点)到用户的接入点之间进行传输时,也存在电能损耗。这些电能损耗被表述为与区域参考节点对应的区域内损耗因子(intra-regionallossfactor)。该因子在对该区域电能损耗的历史记录分析的基础上预先加以确定。在集中协同调度过程中,要价和叫价也在安排发电公司满足电能需求时根据区域内损耗因子来调整。在每个区域的参考节点价格计算出来后,市场公司将为每个成员计算本地联接价格(localconnectionprice),它是根据其在网络中的接入点至该区域参考节点价格之间的区域内损耗因子来计算的。举例说明,如图1所示。Shirley拥有一座位于较大煤矿附近,并且已经接入电力系统的电厂。Shirley电厂靠近一些大电厂和一些大工业电力用户。Shirley电厂所在地的区域内损耗因子为97%,它反映了电力从那儿输送到该地区最大的城市BigCity的参考节点的电能损耗。当区域现货价格是40$/MWh时,Shirley从现货市场获得其结算收入,该收入是根据它卖给联营机构的电力在其电厂的接入点的计量值,以38.80$/MWh