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1、发电侧实时市场每5分钟报价一次
澳大利亚国家电力市场涵盖澳洲东南部五个行政州,机组发电量约占全国85%。市场交易特点为交易和调度同时完成,即“调交”一体化。交易时,系统对发电厂报价进行排序,根据电网需求确定成交额,低价者优先成交,交易完成后调度也同时完成。
澳大利亚无日前交易市场,市场运营中心在现有电网传输限制下,对总体负荷进行预测后按照发电机组报价进行排序,直到满足需求负荷。市场每5分钟出清一次,即每5分钟对用电负荷预计一次、发电厂报价一次、供需撮合一次,每30分钟报出6次价格的平均值为该半小时成交电量的价格,市场交易数据即时向全社会公布。由交易情况决定各州电力价格、可调机组出力目标、跨州输送电、调频辅助服务价格及可用调频辅助服务出力。
澳大利亚发电机组报价范围极宽,从-1000至13800澳元/兆瓦时不等,正常情况下电价为30-40澳元/兆瓦时。当电力需求急剧升高时,电价会急剧攀升。
2、澳大利亚电力市场运行流程
(1)多个因素影响市场主体报价
影响报价方报价的因素极多,有燃料价格和供应、机组运行状态、水电来水和库存、风电发电量、天气情况与系统负荷、固定成本的回收、电网阻塞情况、市场力和市场策略、电力金融合约数量、风险管理政策、公司用户的负荷、国家环境政策等,以上所有运行状态参数与市场运行系统无关,需要电力企业根据市场情况提交规范报价。澳大利亚电力市场运行时,依靠强大的计算机系统优化调度过程,进行系统负荷预测、监控电网运行状态和调节辅助服务,实现市场出清。
(2)实时电力市场电价波动幅度大
实时电力市场接收主体报价后,由计算机系统根据负荷预测市场价格,因此澳大利亚电力市场电价存在很大不确定性,在部分机组损坏等情况出现时,电力市场价格波动幅度较大,但高价区间持续时间非常短。也有少数机组常年不持续运行,通过高价区间运行回收全年成本。
(3)电力金融市场避险
澳大利亚实时电力市场价格波动非常大,企业需要通过其他途径规避风险,因此澳大利亚设计电力市场之初就考虑到风险问题,同时开启电力金融市场与电力实时市场。电力金融市场类似于大宗商品市场,品种包括石油、天然气、电力等,根据不同价格影响要素(时间,价格)还可进一步分为不同品种。
电力金融市场是售电端、用电端规避实时价格风险的交易平台,与电力市场没有直接关系,主要交易产品为电力差价合约交易。与国内中长期供电合约不同,澳大利亚电力金融市场使用现金交易,不涉及供电方面问题。电力金融市场市场参与者除发电商、售电商、用电大户外还包括银行、保险公司、经纪公司及各类基金公司,金融证券业监管机构依照金融市场规则监管。
与其他金融衍生品不同的是,由于电力无法储存、金融机构不能参与实时电力市场,头寸存在风险敞口,无法对冲。因此接近期货交割日时,金融机构一般选择平仓,而拥有实际电力资产的公司则会持有合约至到期,用以规避风险。
实时电力市场和电力金融市场组成了电力批发市场,由于售电商风险较高,因此一般电力用户不参与售电端交易,大工业用户一般委托售电公司代理服务。从批发到零售,电力不是售电商直接销售给用户,而是通过电网流通。从金融角度看,售电商实质功能是分散风险,售电差价反映了以不同价格购入并卖出电力所承担的风险溢价。
三、澳大利亚电力零售市场全部放开
澳大利亚电力零售市场与实时市场、金融市场同时开放,但开放路径有所差别。零售市场最初由中央政府设计整体开放方案:先开放大用户,后开放小用户,最后允许新售电公司进入市场,但具体开放进程由每个州自己决定。这就导致一种现象:全国范围内批发市场已经完全放开,而零售市场开放程度每个州各不相同,直到2007年零售市场才完全开放。
最初政府制定了售电公司与用户交易电价上限,随着售电公司数量的增加,政府逐步取消了价格的管制,将零售市场完全放开,用户和售电公司可以根据自身需要签订各式各样的购售电合同。目前,90%的用户所在地都已完全放开电力零售价格,用户和售电公司都可以自由选择自己的交易对象。从全世界范围来看,澳大利亚电力市场发展和开放程度较高。
1.电力零售商承担电价风险
零售电商核心功能是承担实时市场的价格风险并获取风险补偿,另一个重要功能是收结算电费。此外,零售商有权对政府制定的能源政策提出建议与意见,因此每项政策刚刚推出时,各售电公司都会基于自身利益积极参与规则完善与修改。
2.售电商定价权衡市场风险
售电公司在与用户签订购售电合时售电价格已经确定,而售电成本是不断变化的,这使售电公司承担了价格风险,定价对售电商而言极其重要。售电公司可以通过提高电价以降低价格风险,但会面临用户流失,定价过程实际是售电公司对两种风险权衡的过程。
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