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目录 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 7.实时出清与发电调度 7.1实时市场出清 澳大利亚实时电力市场实质上是一个依照市场规则进行发电调度的过程，它兼顾电力的物理和商品双重属性，在保障电力系统安全可靠运行前提下，以最经济的方式实现电力供需实时平衡，发现电力商品价格。从市场交易的角度来看，它是招标采购电力过程。从电力系统运行的角度来看，它是经济发电调度过程。 实时电力市场是以五分钟时段为周期的准实时电力供需平衡过程。在每个五分钟时段开始时，技术支持系统立即汇集市场主体最新发电报价发案，采集实时信息数据，其中有气温、风力、日照、以及电网公司提供的电力系统设备的动态热额定功率等。实时市场出清预测的在五分钟时段结束时的负荷由两部分相加而得，第一部分是五分钟时段开始时，也是前五分钟时段结束时的实际负荷，第二部分是应用神经网络模型对负荷五分钟之内变动的预测。描述电力系统状态的变量使用的是由数据采集与监控系统（SCADA）五分钟时段开始时获取的实际数据。为了避免线路过载，保持系统稳定，防止供电中断，市场运行中心根据网架结构和负载状态，确定不同的动态潮流约束条件的启用和撤销。当所有准备工作都由技术支持系统完成后，运行计算机优化软件进行电力市场与调频辅助服务市场共同出清运算，产生发电机组（站）在五分钟时段终止时达到的出力目标，确定有调频能力的发电机组（站）五分钟时段内可用调频辅助服务，各个价区电力出清价格及调频辅助服务价格。 7.2市场信息发布 各个价区电力出清价格及调频辅助服务价格在市场出清时同步公布于市场。所有可调度的发电机组（站）及准调度的风电场和太阳能电站的实际出力记录及州际联通线的载流都在五分钟时段结束时立即发布于全市场，最大限度地增加了市场透明度，促进公平竞争。在交易日结束后，所有市场主体的报价数据都上载到可供公众查看的数据系统中。 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。 电厂结算的发电量是在电厂的输电网接入点处计量的电量，是扣除电厂自用电后的电量。少数工业用电大户直接参加发电市场交易，它们的结算电量也在输电网接入点处计量。除此之外，其它用户都由零售电商代理在电力市场购电，而且用电户可以自主选择或变换零售电商。市场运营中心分步骤地进行零售电商代理的购电结算。首先市场运营中心每日把变换零售电商的用户划归到新的零售电商账户上。对于安装分时电表的工商用户和智能电表的居民用户，市场运营中心直接把它们的用电计入代理零售电商的结算电量。可是，澳洲大多数居民生活和小型商业户用电的读表周期是两三个月，显然无法直接应用于市场价格波动变化的30分钟结算时段。市场营运中心使用确定的方法确定居民生活用电和小型商业户负荷形状曲线，把读表期间内用户的累积电量分解成30分钟时段结算电量。配电营业区内居民生活用电和小型商业户负荷形状曲线是根据配电网与输电网连接点以内的总用电量减去所有分时电表计量之和后的余量来计算的。用电负荷形状曲线一旦得出，不随以后读表数据的修正而改动。市场运营中心按周公开发表居民生活和小型商业户用电负荷形状曲线。因为结算时使用同一用电负荷形状曲线代表一个配电营业区内所有居民和小型商业用户分时用电量，这与他们的实际用电负荷是有差异的，因此不可避免地导致用户与用户之间的交叉补贴。 8.2审慎信用管理 市场运营中心要求购电方的零售电商在一个星期实时购电二十天后一次付清全部代购电款，这给市场运营中心带来信用风险。而在一个星期内出现电力供需紧张，实时电力价格攀高时，零售电商必须准备充足现金支付巨额购电款。例如，在夏季用电高峰时，某个30分钟时段实时电价达到市场最高限价每兆瓦时13,800澳元，某售电商的用户总负荷为2,000兆瓦，那么它仅在这半小时的购电金额就达1,380万澳元，约合人民币6,600万元。在澳大利亚市场运行中，这样的状况在每个州每年都有发生，对零售电商造成极大的资金周转压力，也增加了市场运营中心经营风险。因此，《国家电力规则》考虑到市场主体的支付信用对电力市场的运行与决定电力价格至关重要，设有专门条款要求市场运营中心审慎地监督管理零售电商信用风险，避免信用风险溢出影响发电报价，甚至扭曲电力市场价格。市场运营中心因此制定并实施了一整套动态的，基于定量分析的，多重手段的信用风险监控与管理措施。《国家电力规则》还要求市场运营中心每年组织分析研究审慎信用管理措施的执行的有效性，评估可能的改进措施，发表年报进行总结。 市场运营中心审慎信用管理的目标是把每个零售电商违约的可能性概率控制在2%以内，遗留2%的零售电商违约欠款风险由市场主体各自承担与管理。审慎信用管理的首要任务是使用零售电商目前的代购用电负荷结合实际市场价格历史数据估算它在各种市场形势下的可能购电成本，根据估算的购电成本决定每个零售电商最大授信额度。市场运营中心要求零售电商由金融机构如银行担保提供信用支持，交递由有资质的信用担保机构签署的，无附加条件的保函，担保金额不少于最大授信额度。信用担保机构不能是其他的电力市场主体。目前，市场运营中心通常掌控占年度总营业额15%～30%的担保金额。如果零售电商未能在规定时间内按时付款，市场运营中心可以从担保账户直接提取保金。 审慎信用管理一个重要措施是为每个零售电商设定购电赊款限额，要求零售电商的未付款总数不得超过赊款限额。市场运营中心每日监控所有零售电商的未付款，每个零售电商也能够查看自己的未付款。当未付款超出赊款限额时，市场运营中心向零售电商发出追加指定数目保证金的通知，要求零售电商在次日上午10以前通过增加担保金额，交付抵押保证金，注册与其他市场主体结算事后划拨（细节见下面8.3节）等方式补偿保证金账户。 如果零售电商未能在指定时间内按要求补充保证金账户，市场运营中心发出违约通告，要求采取行动纠正违约行为，同时向零售电商所在州的政府通告准备实施的措施，预计出现的结果及可能实行的替代方案。如果零售电商纠正违约的行动达不到要求，澳大利亚能源市场运营中心董事会开会决定是否对其采取停牌措施，其中会考虑州政府延缓停牌建议。如果不采取停牌措施，那么市场运营中心重新核算零售电商的信用状况。如果采取停牌措施，市场运营中心向违约零售商发送停牌通知，也转送所在州的政府部门，能监局以及受牵连的其它市场主体，并向市场公告停牌决定，停牌时间和日期（通常是次日午夜零时），按程序落实安排违约零售电商退市。零售电商退市后，它的居民与小型商业用户由预先选择安排的承接零售电商接收，如果存在未付款，发电方按比例分摊欠款造成的损失。鉴于市场违约停牌的影响面很大，市场运营中心必须及时果断地处理违约行为，保护其它市场主体的商业利益，维护电力市场正常有效地运行。 8.3结算后划拨机制 在电力市场价格激烈动荡时，零售电商面临筹资交付购电费用的问题。即使零售电商最终能够利用电力差价合约抵消购电成本（细节见本节附录），可巨额的现金周转循环和准备高额的信用保证金都增加了企业经营成本，降低市场效率。零售电商可以利用市场清算过程中的结算后划拨机制来减缓资金压力。 澳洲电力市场清算过程中的结算后划拨是发电方和购电方与市场营运机构在双方账户上的财务约定。市场主体双方须向市场营运中心提出注册结算后划拨的请求，核准后方能生效。市场清算机构在按交易时段执行结算后划拨时，在一方的账户借方记入一定数目金额，同时在另一方的账户贷方记入同样数目金额。结算后划拨是单向执行的，借方和贷方账户固定不变，反向执行的结算后划拨需要重新请求注册。结算后划拨分体量补偿和金额补偿两种方式，体量补偿使用双方同意的负荷曲线与电力市场价格决定入账金额，而金额补偿直接指定入账金额。市场主体通过市场营运中心的结算后划拨服务网页在规定时间期限内提交提供注册结算后划拨请求，贷方或借方一方提交请求即可，但在核准时需要另一方授权。市场主体可以在实时电力市场交易之前提出注册结算后划拨请求（事先划拨安排），也可以在实时电力市场交易发生之后提出（事后划拨安排）。如果请求的结算后划拨属于事先结算安排，结算将在未来执行，那么市场营运中心要确认贷借双方已经签定了相应的中长期合同或者具有其它形式契约关系。 结算后划拨机制也适用于发售一体公司发电与用电财务拨划。发售一体公司的发电厂与售电公司是两个分别注册的市场主体，市场清算中心有各自的市场结算账单。安排结算后划拨为总公司的资金周转和降低准备信用保证金费用都提供了极大帮助。 我们通过8.2节中的举例可以看到零售电商在电力供需紧张时面临着巨大的市场风险。在另一方面，发电企业在电力市场价格低迷期间会陷于无法回收发电成本的困境。电力差价补偿合约为发电企业和零售电商都提供了规避市场风险的手段，专栏7介绍澳洲最常见的两种电力差价补偿合约。 专栏7：电力差价合约简介-差价互补合约与高价补偿合约 差价互补合约交易时由发电方和用电方事先协议一个固定的合约价格，例如每兆瓦时40澳元与以兆瓦（不是兆瓦时）为单位的合约体量，例如10兆瓦。合约期限一般是未来的一个季度或一年。在合约期限包含的时间内，当实时电力市场价格高于合约价格时，发电方按差价补偿用电方。当实时电力市场价格低于合约价格时，用电方反过来按差价补偿给发电方。这样的双向交替补偿机制为合约双方规避了实时电力市场价格波动风险。我们举例来进一步解释差价互补合约。假设合约价格是每兆瓦时40澳元，合约体量是10兆瓦。如果在某个30分钟时段的实时电力市场价格是每兆瓦时70澳元，那么发电方10兆瓦出力的收入为70澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=350澳元，它也是用电方10兆瓦负荷的购电成本。因为发电方和用电方已经交易了差价互补合约，而且实时电力市场价格高出合约价格每兆瓦时30澳元，所以发电方要补偿给用电方30澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=150澳元，实际收入降成200澳元，等同于电力价格是合约价格每兆瓦时40澳元的收入。用电方在计入来自发电方要补偿后实际购电成本减少至200澳元，也是等同于按合约价格计算的成本。我们考虑相反的情形，如果在某个30分钟时段的实时电力市场价格是每兆瓦时32澳元，即低于合约价格每兆瓦时8澳元，那么发电方这10兆瓦出力的收入为32澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=160澳元，它也是用电方10兆瓦负荷的购电成本。现在执行差价互补合约的结果是用电方要补偿给发电方8澳元/兆瓦时×10兆瓦×0.5小时=40澳元，实际成本变成200澳元，还是等同于电力价格是合约价格每兆瓦时40澳元。而发电方在计入来自发电方要补偿后实际收入增加至200澳元，也是等同于按合约价格计算的收入。从这个例子我们看到差价互补合约为发电方和用电方提供了规避了实时电力市场价格波动风险的手段，即无论实时电力市场价格高于或低于合约价格，发电方（用电方）出力（负荷）的实际收入（成本）都等同于按合约价格计算的。 差价互补合约不仅事后补偿发电企业低电价时的收入，也事先影响它们的报价策略。在发电企业购买了与发电能力相当的差价互补合约后，它必须用发电量来保证稳定收入的实现，因而选择尽可能地报低价来争取多发满发。这样的市场逻辑在澳大利亚电力市场实践中已经得到反复地验证。我们可以毫不夸张地说，差价互补合约是抑制市场力的有效手段。 高价补偿合约交易是发电方向用电方提供电力市场价格“保险”业务，合约体量也是以兆瓦为单位的。高价补偿合约的高价位普遍约定地定在每兆瓦时300澳元（相当于柴油发电的燃料成本），合约只是在实时电力市场价格高于约定的高价位的时执行，发电方将高出的部分补偿给用电方，使其实际成本降至每兆瓦时300澳元。为了获得补偿，用电方须在合约期限内定期向发电方缴纳合约交易时商定的“保险金”。高价补偿合约是电力系统备用容量在电力金融市场的“替身”，它的交易价格反应了备用容量的市场价值。在澳大利亚，拥有备用容量的发电企业通过出售高价补偿合约获得稳定收入。 9.跨州结余竞价拍卖 在跨州输电线路阻塞时，受电州与送电州出现实时电力价格高低不同的情况，电能从低价州输往高价州。即便如此，市场运营中心仍然对输送电量在受电州以高电价与用电方结算而同时在送电州以低电价与发电方结算，这样产生的差额即是跨州结余。我们用如下图所示的简单例子来做进一步说明。图左
边浅灰色圆形代表送电州，实时电价是每兆瓦时40澳元。右边浅褐色圆形代表受电州，实时电价是每兆瓦时45澳元。受电州与送电州电力价格差别是每兆瓦时5澳元。如果假设这个时段是半小时，跨州输电是400兆瓦，那么在不计电量损耗情况下市场运营中心结算时产生的跨州结余则为1000澳元。在实际电力系统运行中，造成跨州输电线路阻塞的原因是多重复杂的，阻塞发生与否有很大的不确定性。即使发生，受送电两州的价差、跨州输电量以及阻塞持续时间的不同都会产生不同的跨州结余。《国家电力法》明确规定市场运营中心是非营利机构。因此，《国家电力规则》设有专门条款要求市场运营中心将跨州结余返还市场主体，其返还机制是由市场运营中心组织的跨州结余竞价拍卖。在拍卖中，市场主体竟价购买未来三年内每个季度跨州结余分配额度。市场运营中心将拍卖所得付给经营跨州输电线路的公司。 虽然跨州结余拍卖也由市场运营中心组织实施，可是它的设置与实时电力市场不同。《国家电力规则》确定跨州结余拍卖的原则并授权市场运营中心制定拍卖的实施细则。市场运营中心单设结余拍卖管理委员会负责决定有关拍卖的重大议题。管理委员会主任由市场运营中心选派，政府主管部门、发电商、售电商、交易商、电网公司各有一名委员代表，能源市场委员会选派一位委员代表电力消费者。参与拍卖的市场主体除了发电商与售电商外，还有银行、基金等交易商，交易商的市场活动仅限于跨州结余拍卖，不涉及发电侧实时电力市场。 跨州结余分跨州截面及潮流方向进行拍卖，计价单位是点数。市场运营中心为每个跨截面的双向潮流分别设定各自的总点数。它们的数值是截面的标定输电兆瓦数，即一个点数对应标定输电能力中的一兆瓦。在输电线路扩容或增建新线路后，跨州结余总点数会随之增加。在实际电力系统运行时，截面的实际输电能力受热额定输电能力，电压调控及电力系统稳定性限制，要低于标定输电能力，而且变化无常。一个点数即不代表实际输电一兆瓦，也不是固定不变的兆瓦数。市场主体通过竞价成功购得某跨州截面某潮流方向的点数与其总点数之比是将来跨州结余分配份额。 市场运营中心每季度进行一次跨州结余竞价拍卖，结余计算周期也是季度，拍卖的时间范围为未来三年。每个季度每个跨州截面及每个潮流方向可能的结余收益分十二批次拍卖，每次十二分之一。拍卖以电子商务方式进行，报价期限为十个工作日。市场运营中心汇总市场主体报价，按季度，跨州截面及潮流方向确定出清价格，即购买跨州结余点数的价格。 市场主体购买跨州结余分配份额后，在财务上相当于在送电州购电，而同时在受电州售电。我们就前面图示的简化情形以送电州的发电企业为例做进一步说明。在机组正常出力情况下，发电价格是送电州电价每兆瓦时40澳元。假设发电企业在竞价拍卖上成功购买25%的跨州结余份额，即50兆瓦时电量的差价收益。从财务上看，发电企业在送电州即发电又购电，50兆瓦时收入与支出抵消。与此同时，在受电州50兆瓦时电量以每兆瓦时45澳元的价格出售。这个例子表明送电州的发电企业只有通过买跨州结余分配份额，才能在财务上实现在受电州售电。 为了帮助读者进一步了解跨州结余拍卖，下面的专栏8陈述了澳大利亚维多利亚州与南澳洲2015年9月跨州结余拍卖的实际案例，供有兴趣的读者参考。 专栏8：跨州结余拍卖案例 澳大利亚维多利亚州与南澳洲之间有两条输电线路相连。维多利亚州流往南澳洲方向的跨州结余总点数在2017年第4季度之前是700点，然后由于线路扩容增加至880点。相反方向，即南澳洲流往维多利亚州方向的跨州结余总点数在扩容前是400点，扩容后增加至770点。澳大利亚能源市场运营中心于2015年9月15日公布从2015年第4季度到2018年第3季度共12个季度的跨州结余竞价拍卖结果(见下表)。2015年第4季度跨州结余是最后批次拍卖，其它批次已在以前的拍卖出售，而2018年第3季度则是第一批次拍卖。表右侧两列分别是维多利亚州流往南澳洲方向与南澳洲流往维多利亚州方向的每个季度跨州结余单位点数价格（澳元）。维多利亚州流往南澳洲方向跨州结余价格远高于其反方向的价格。这是因为在多数用电高峰时，南澳洲是受电州，维多利亚州是送电州。第一季度的跨州结余价格高于其它季度，反映南半球夏季电力供需紧张局面。值得注意的是2016年第2季度的价格明显高于第1季度的价格，这是因为南澳洲的一个520兆瓦火电厂将在第1季度结束后退役，电力供应进一步趋紧。由于能源市场运营中心调高了跨州结余总点数，导致单位点数价格下降，从2017年第4季度往后的跨州结余价格都低于前一年相同季度的价格。
数据来源：澳大利亚能源市场运营中心 10.结语 本文分别地概述了覆盖澳洲东南部五个行政州的澳大利亚国家电力市场的各个环节。在最后结语时，我们着重地强调几个要点。 首先，澳大利亚实时电力市场实质上是一个依照市场规则进行发电调度的过程，它的核心功能是兼顾电力的物理和商品双重属性，在保障电力系统安全可靠运行前提下，以最经济的方式实现电力供需实时平衡，发现电力商品价格。从市场交易的角度来看，它是招标采购电力过程。从电力系统运行的角度来看，它是经济发电调度过程。澳大利亚国家电力市场的市场交易只有全电网、全电量的实时交易及分区定价，需要特别地指出的是澳大利亚并没有“日前市场”。尽管如此，市场的核心功能是在多个相互关联和相互影响的市场环节，相互作用下实现的，其中第6节介绍的市场预出清和第8.3节描述的结算时落实的市场主体账户之间结算后拨划这两个环节对实时市场的平稳运行尤为重要。预出清一直滚动地预示市场可能出现的情况，市场主体动态地做出相应的反应。结算后拨划极大地减轻了市场主体资金周转的压力。电力市场的各个环节有机地形成由独立运营机构集中、统一管理与运营的，集交易、调度与结算为一体的市场体系。 另外，在澳大利亚，市场主体之间合同主要是交易现金交割的电力差价合约，而不是目前国内常见的供电合同。虽然从形式上看，澳大利亚国家电力市场的运行与这些双边合约无直接关系，市场运行中心既不要求市场主体上报有关中长期合同数据，也不物理执行中长期合同，但是差价补偿合约的避险功能是实现实时电力市场有序运行的必要保证。为了帮助读者厘清澳大利亚国家电力市场架构，下表列出了电力市场的各个环节，简要地说明它们之间联系。
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