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报价方案分电价和发电两部分,电价部分是递增排序的十个电力价格,发电部分是每个价位上按30分钟时段依次上报的非负发电出力以及与发电生产相关的参数,例如最大发电能力、试运行时的指定出力、出力增加或减少(爬坡)的速率与幅度、日发电量限制等。报价方案提交有全日报价与即时变更两种方式。全日报价是在每天中午12:30之前提交下一个交易日(次日凌晨4:00到后天凌晨4:00)的报价方案。全日报价所上报的十个电力价格在交易日24小时内都是固定不变的,在方案提交后也不能再更改。全日报价方案只要在市场规则允许范围内就有效,不会引起异议。全日报价体现市场主体在综合分析次日全天市场供需形势后,对发电机组(站)的初步安排。但是,电力系统运行时各种突变情况时常发生,电力供需关系也是时时刻刻在变化。鉴于市场机制的核心功能是反馈市场主体对供需关系变化的反应,市场规则允许发电企业可以在实时发电调度之前的任何时间对报价方案做出相应修改,但必须注明修改的理由。值得强调地是为了维护电力市场秩序,提高调度计划执行效率,市场规则设有真实意向条款,要求市场主体提交的报价方案要体现发电机组计划安排的真实意向,即若在市场实时出清时的实际情况与预期情况出入不大时,发电企业应尽量维持原初的报价方案,尤其是开机组合编排,以减少对市场运行中心调度发电安排的干扰。报价方案的更改完全是市场主体商业决策的市场行为,为了维护电力市场公平竞争秩序,《国家电力规则》设有专门条款规范与监管更改报价行为,其具体细节将在专栏3中详述。
由于风力发电不能人为控制,报价方法不同于常规电厂。发电企业负责报价(经常是零价或负价)和预报风场运行的风轮机数目。市场运行中心根据市场主体在市场注册时提交的能量转换模型和风场风力风向预报对风力发电进行预测。太阳能发电站报价方案也是提交价格及在线的逆变器数目,也由市场运行中心根据日照记录数据统一预测发电出力。
有些发电企业与其他市场主体签订长期合同将发电量一次性全部出让(PowerPurchaseAgreement,缩写为PPA)。发电企业只负责电厂的运转与维修,获得固定收入。买断发电量的收购方具有电力市场的交易权,决定开机组合,负责报价,收入随实时电价波动,承受市场价格风险。这种合同形式虽然存在,但并非主流。
澳大利亚电力市场规则允许工业用电大户从发电侧电力市场直接购电,以电力市场价结算用电费用。对于选择直接参与发电侧市场工业用电大户而言,在电力供需紧张时升高的实时电价会显著地增加它们的购电成本。这些工业用电大户往往会对生产过程做出调整,采用降低负荷的方式减少损失。电力负荷预测考虑到这种负荷对电价反应现象,在预出清电力价格达到一定阈值时会将预测的负荷下调一部分。需要澄清的是这种负荷下调是基于对电价上升的预期在电力市场出清之前完成的,是对需求侧反应的预期,是市场出清的输入信息,而不是市场出清时优化调度计入购电报价的结果。
专栏3:市场规则对更改报价的要求
虽然市场规则在任何情况下都不明令禁止市场主体修改报价,但也极其明确地要求报价及报价的修改都必须代表发电安排的真实意向,即使真实意向就是谋求商业利益,严禁提交有误导性的或者虚假的报价。市场规则明确要求市场主体在了解到市场最新变化后,如果有意改变原有的发电安排,必须在实际条件允许的情况下尽快地上报更改的报价方案。允许更改报价赋予市场主体应变于市场条件改变的灵活性,使它们能够依照市场的变化与其它市场主体的反应调整发电安排。
除此之外,在澳大利亚能源市场委员会在最近的一次有关报价更改规则的修改中增补了临近更改的条款。所谓的临近更改指的是对每个电力系统运行的30分钟时段而言,报价更改时间是在它开始前15分钟到它结束前5分钟之间。澳大利亚市场设计允许市场主体在实时出清节点所在的,整点与半点之间的(或半点与整点之间)30时分钟时段内随时对5分钟节点上发电报价进行更改,增加的更改报价节点密度与这个时段的预出清频度相匹配。在供需紧张时,临近实时出清时增加的快速启动发电机组可以减轻电力价格上升压力,允许临近更改报价有利于提高市场效益。一般而言,在供应充裕情况下,市场主体越是临近实时出清时更改报价,留给其它市场主体反应时间越短,就对市场效率造成的影响越大。因为这样,有些市场主体可能不恰当地使用临近更改,故意拖延上报市场运行中心反应真实意向的报价方案,以期制造供需关系假象,推迟其他报价较低发电机组改变出力时间以致来不及反应。这种行为往往造成扭曲的电力价格不能如实地体现市场供需关系,有损于人们对电力市场价格的信心,不利于电力市场的健康发展。新的市场规则强化了对临近更改报价的监管,规定市场主体在做出临近更改报价时,必须保留当时引起更改的市场因素的实时记录,其中包括相关事件发生的时间以及市场主体最早了解到事件发生时的时间。市场规则赋予能源监管局对报价修改行为随时地进行调查的权力。
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