澳大利亚国家电力市场简介——以发电侧电力批发市场为例

澳大利亚电力市场主要由三个相互独立电力系统组成，分别是国家电力市场(National Electricity Market)、批发电力市场(Whole Sale Electricity Market)和北领地电网。其中国家电力市场是世界上最大的电力系统之一。

澳大利亚国家电力市场从1998年开始运营，目前包括5个供电区域，覆盖昆士兰州、新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州、塔斯马尼亚州、澳大利亚首都地区6个行政区划（首都地区被划分在新南威尔士州供电区内）。其中塔斯马尼亚州于2005年加入国家电力市场，并于2006年4月29日巴斯海峡电缆完全投运后与其他区域正式联通。

澳大利亚国家电力市场的输电线路全长超过4万公里，向超过9百万个用户提供电力，涵盖澳大利亚超过75%的人口。国家电力市场中每个供电区域间通过跨区输电线路相互连接，但每个区域独立计价结算。

澳大利亚国家电力市场从1998年开始全面运作，经过超过20年的运行和完善，已经成为世界上最成熟的现货电力市场之一。

现货市场

澳大利亚发电侧现货市场为全电量池交易市场（GrossPool Market），所有发电主体，包括传统能源发电和可再生能源发电都需要到电力市场上竞价上网。即使一个大型电力企业同时拥有发电业务和电力零售业务，也需要将所有所发电力交付到电力市场进行统一结算，然后再结算零售业务消耗的电能。这种方式可以清楚地反映电力市场上的整体供需关系。在用电需求高的时候现货结算电价就会上升，用电需求小的时候结算电价就较低。

图2为维多利亚州供电区域2019年10月1日全天的每半小时用电需求与结算电价图。

从图2可以看出，在2019年10月1日这一天里，维多利亚州价区内用电需求曲线与结算电价曲线基本一致。在用电需求上升的时候，结算电价因发电资产增加供给的报价上升而增加；在用电需求小的时候，发电资产为了保证自己所发电力能够售出而降低报价，电力供应价格随之下降。

报价方式

电力市场上的报价采用分组的方式进行，每组最多十个价位，报价区间从-1000澳元（约合人民币－4800元／兆瓦时）到14700澳元 / 兆瓦时（约合人民币70560元 / 兆瓦时）（2019―2020财政年），随物价指数调整。澳大利亚能源市场委员会（Australian Energy Market Commission , AEMC）每年对封顶报价复核并决定是否调整，调整后的报价区间将于新的财政年启用。 

报价分日前报价方案和即时更改发电计划两种。日前报价为每天中午12:30之前提交的下一个交易日（次日凌晨 4:00 至后天凌晨 4:00）的报价方案，每个报价方案包括机组发电计划和价格两个部分，其中价格为十个不同发电负荷下的相应价位。即时更改主要为更改机组发电计划，但不可以对报价方案中的价位部分进行改变。为了避免恶意修改发电计划哄抬电价，即时更改需要提交更改理由，并需要接受电监会调查。

清洁能源方面，由于风电和光伏发电都具有波动性，报价方式也有所不同。

为了保证电量全额上网，风电主要负责报价（通常是0或者负电价）和预报运行机组数量，光伏发电提供报价和预计上网的逆变器数量。AEMO再根据对风能、太阳能的资源预测情况和注册时提供的功率曲线对发电负荷进行预测。

发电调度与即时电价

澳大利亚国家电力市场实行区域电价，每个州划为一个价区（其中首都地区包括在新南威尔士州内），共5个价区。每个价区内被调用发电机组 的最高价格就是该价区这一时刻的出清价格。也就是说，在该价区负荷每增加1MW，供应增加部分电量机组的报价即为该价区出清价格。

图3中左侧纵轴为总用电负荷，右侧纵轴为报价，横轴为半小时结算周期内的6个出清节点。首先AEMO根据前一天各发电厂（场）提交的报价表进行从低到高的排列，然后再根据当前用电负荷从低到高调用机组。如图所示，为满足4:05 节点（节点A）的用电负荷需调用一号和二号机组的全部发电功率和三号机组的部分发电功率，于是该节点的出清价格即三号机组的报价。同样，在4:10节点（节点B）用电负荷上升，这时就需要三号机组也提供全部发电功率，并且报价第四高的四号机组也开始提供部分发电功率，于是该节点的出清价格即四号机组的报价。同理，4:15 节点的用电负荷继续上升，但还不需要开始调用五号机组的发电功率，所以这一节点的出清价格还是四号机组的报价。五号机组因为报价最高，所以直到4:20节点才需要开始调用五号机组的发电功率，并持续到4:25节点，这两个节点的出清价格就是五号机组的报价100澳元／兆瓦时（约合人民币480元/兆瓦时）。最后在4:30节点结算周期结束的时候，用电负荷回落至只需要调用到四号机组就可以满足，所以最后一个节点的出清电价为四号机组的报价80 澳元／兆瓦时（约合人民币384元／兆瓦时）。

在每半小时的结算周期结束时，这一时段的结算电价就是6个出清节点的电价平均值。按照图3中的情况，这一时段的结算电价就是40+80+80+100+100+80)/6 = 80 澳元/ 兆瓦时。

出清电价是AEMO市场运行中心根据发电企业对发电主体的报价及发电计划、电网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，根据调度情况结算的电价。整个出清操作由系统自动运算完成，本着市场信息透明是市场效率必要保证的理念，AEMO需要向市场及社会即时公布所有出清结果和调度情况，所有数据都可以在AEMO的网站查询到。为了避免发生恶意哄抬电价的行为，澳大利亚电监会（Australian Energy Regular , AER）还会对所有价格异常波动进行调查。

总的来说，如果一个价区内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的报价。但是因为价区与价区之间存在跨价区输电线路，而且经常出现因本地发电能力不足需要跨价区调度的情况，一个价区的出清价也常常会是其他价区发电机组的报价。

鉴于技术的进步和现有电表精度的提高，AEMO已决定在2021年7月1日起将半小时结算周期改为5分钟。届时结算电价的周期将与出清周期一致，结算电价即为该出清节点电价，进一步提高了结算密度，给电网调度、发电控制和辅助设备的控制精度带来了更进一步的挑战。

通过市场规律稳定电力供给

抛开联邦及州政府对清洁能源和低碳排放能源发展的扶持政策、二级市场上的各种避险以及金融产品不谈，全电量池交易市场的根本在于这种交易方式通过市场的供需关系稳定了电力作为社会发展基础需求的供给与价格。

简单来说，如果整个市场的电力需求增长长期维持在一个较高的水平，并呈现持续上升的趋势时，在电力供给的增长速度维持不变的情况下，电力批发市场上的电力价格也会因趋于卖方市场的供需关系而维持在较高的水平。较高的批发电价也就意味着投资回报率的增加。这时，资本的趋利性就会引导更多资本进入发电市场，提高对发电资产的投资力度，增加总体电力供给能力的上升速度。在电力需求增长速度降低的时候，电力供给能力上升的速度大于需求增长的速度，电力批发价格因趋于买方市场而降低。同时发电资产投资力度降低，电力供给能力的上升速度也会随之降低。这样从长期来看，电力价格的变化就会处于一个比较稳定的水平。

稳定电力的供给和电价既可以满足人们正常生产生活需求，也可以保证在发展经济的同时，其他商品的价格不会因电力价格的不稳定而出现不可控波动。

国家电力市场还通过划分价区的方式对管辖范围内的数个区域电网进行了划分。这样企业在进行发电资产投资的时候，就会因在建设成本基本一致的情况下，电价更高的地区投资回报率更高而优先在电力批发价格较高的地区内建设。这种通过地理范围的划分方式既能够在一定程度上减少需要大规模远距离输电情况的发生，降低远距离输电线损对发电原材料的浪费，又可以避免因本地消纳能力不足造成的频繁限发。

对于风电、光伏等可再生能源来说也是一样，因为电力批发价格几乎完全通过市场规律决定，高电量供需比的价区通常会因为电力批发价格的降低而成为低投资回报区域。发电企业在进行投资决策的时候就不得不把该价区内的电力供给能力和用电需求充分纳入考虑。这样可以在一定程度上避免出现因政策原因导致发电企业一股脑涌入某一被扶持区域，造成该区域内因消纳能力不足，跨区输电线路容量不足，出现弃风、弃光等限发控制的情况。

从过去20年澳大利亚国家电力市场的运行与电价来看，发电侧电力批发市场通过全电量池交易市场的方式，明确了电力这一特殊商品的商品属性，让电力市场的供需关系充分体现在电力批发价格上，充分稳定了电价和电力供应。

作者：国家能源集团澳洲清洁能源公司 杨果硕

来源：《风能》杂志

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