澳大利亚虚拟电厂试点运行及经验
AEMO于2023年7月发布虚拟电厂试点运行实施方案(正式版)、市场主体准入条件及注册文件，启动试点运行，开始受理市场主体注册申请。
试点运行实施方案与相关技术规范
注册试点运行的虚拟电厂参加实时电力市场归类于非调度安排电源，接受实时电能量价格，并不需要竞价上网。AEMO依据虚拟电厂上传的运行数据预测他们的发用电量，作为电力供需平衡的边界条件。参与用电侧电能量交易的售电公司代理用户进行结算，按照用户电量和实时电价缴纳电费。在用户向电网输入净电量时段，售电公司获得“负”负荷收入，以降低用户电费。
澳大利亚电力市场规则规定发电侧和用电侧为两类不同的市场主体，分开注册参与调频辅助服务市场交易，并且分摊调频辅助服务费用的方式是不一样的。虚拟电厂是按照用电侧市场主体注册的。在2023年7月试点开始运行时，电力市场规则并不认可调频辅助服务市场用电侧主体的反向净送电。为了使虚拟电厂能够参与调频辅助服务市场，AEMO对现有调频辅助服务技术标准中所规定的表计方式进行了特别修订。2023年12月，AEMO发布了分布式资源调频辅助服务临时条款，允许一般的用电负荷并网点提供发/用电双向调频辅助服务。
在试点运行结束后，相关文件不再生效，技术支持平台终止运行。
在试点运行的两年间，共有7家虚拟电厂市场主体注册参加，其中一家有两个虚拟电厂。在运行的第一年，因新冠肺炎疫情暴发，各项工作都受到很大影响，只有特斯拉(2023年9月)和AGLVPP(2023年2月)两家虚拟电厂市场主体注册参与试点运行。在延续的一年中，又先后有五家虚拟电厂市场主体注册参与了试点运行。参与试点运行的虚拟电厂的技术设备都是“光伏+储能电池”，总容量合计为31兆瓦，其中绝大部分(27兆瓦)在南澳大利亚。约7150用户签约参与试点虚拟电厂项目，几乎占安装储能电池用户的1/4。
试点运行期间出现了几次突发事件，对于应急恢复频率需求，多数虚拟电厂都能提供调频辅助服务。但也出现过公共互联网造成与虚拟电厂通讯暂时中断时、虚拟电厂项目未能提供调频辅助服务的现象。事实上，AEMO平均能接收到66%～97%的虚拟电厂通过遥测技术上传的数据。
虽然虚拟电厂可以提供其发用电的预测，但是其精准度还存在提高的空间。试点运行还出现了一个令人困惑的现象，虚拟电厂预测出力/负荷的精准度似乎并不随着预测提前的时间缩短而提高。如表所示，从提前一天到提前5分钟，虚拟电厂的平均预测精准度没有什么改进。作为对比，集中式光伏的输出功率预测精准度随着时间减少有了显著的提高，平均提前5分钟的预测误差是提前一小时预测误差的一半(见下表)。
AEMO还在试点运行期间聘用第三方机构进行了客户体验调查，结果显示希望节省电费是用户加入虚拟电厂项目的最主要原因。用户意识到虚拟电厂会在一定程度上控制他们的电力设备使用方式，因此保障其经济上的利益对提高他们参与虚拟电厂项目意愿是非常重要的。
虚拟电厂技术特性与集中式电源相比存在极大差别，其分散性意味着指令性的精准控制方式不再适用，这对电力系统调度运行提出了新挑战。如何调动虚拟电厂市场主体的积极性，充分发挥其作用是能够将虚拟电厂与电力系统运行有效整合的关键。澳大利亚虚拟电厂试点运行准备过程的规范性、公开性及在注重市场主体参与等方面的经验都非常值得借鉴。
虚拟电厂是使用公共互联网聚集用户设备来运行数据的，其可靠性是无法与高质量、高标准电力系统运行专用的通讯网络相比拟的，也必然存在网络安全隐患。发用电设备运行数据采集、传递是保证虚拟电厂有效发挥作用的核心技术，而发用电量预测则是虚拟电厂算法的重中之重。
END本文刊载于中国电力企业管理2023年12期，作者系澳大利亚AGL能源有限公司能源市场部前主任分析师、华南理工大学客座教授。
澳大利亚输电过网费定价机制对我国电力市场改革的借鉴意义
澳大利亚输电过网费定价机制对我国电力市场改革的借鉴意义:11 来源:走进电力市场在澳大利亚的电力市场范围内有多家输电公司，每个公司负责一个具体的地理范围内的输电服务，其价格受到澳大利亚能源监管局AustralianEnergyRegulator，AER的监管。AER规定了输电定价的一些基本原则，输电公司可以根据这些原则制订自己的定价细则。
TransGrid是南澳大利亚的一个主要的输电服务者。在每个监管周期，TransGrid需要向AER提交其输电定价方案。由于澳大利亚各输电公司定价原则基本一致，所以本文以TransGrid为例，结合TransGrid在最近的一个监管周期，即2023年7月1日到2023年6月30日的输电定价方案的要点对澳大利亚输电定价中的过网费useofsystemge，UoSge定价机制进行介绍和分析。
澳大利亚输电公司通过向其用户收取输电费来回收准许收入，具体如图1所示。
1输电公司核算其与输电业务相关的成本，如网络设备资产成本、运营成本等，相加得到总的准许收入，并将总准许收入归结到不同类型的输电线路上，得到归结后的每条输电线路的成本。
2根据不同用户对输电线路的使用程度，输电公司将每条输电线路的成本分摊给不同的用户，得到每个用户该交的输电费用。根据输电业务类型的不同，可将输电费分为接入费、接出费和过网费。
3接入费和接出费用于回收专用网络成本。
4过网费用于回收公用网络成本，根据是否考虑节点位置，过网费又可以分为与位置相关的费用和与位置无关的费用。
图1澳大利亚TransGrid公司输电成本核算与归结
2、准许收入的核算与归结
澳大利亚的输电定价采用第二种方法，即重估的方法，基于当前最优重购成本进行重估。有效资产及其成本核算后，将与输电业务有关的各项成本归结到不同的网络元件。其中，与发电机接入和负荷接出有关的成本归算到与接入和接出工程相关的网络元件；与公用网络相关的成本归算到公用网络元件，如上面的图1所示。
3、位置相关部分收费的比例
在澳大利亚早期的输电定价方法中，位置相关部分的比例采用固定值的方法，即总准许收入中的50%通过位置相关部分分摊，另外的50%部分通过位置无关部分分摊。在新的监管周期内进行了改进，结合网络设施的具体使用程度确定通过位置相关部分回收的成本比例。比如，某条线路安全运行的总容量为100MW，如果正常情况下线路上的潮流是60MW，则总成本中的60%应由位置相关部分回收，剩余部分通过位置无关部分回收。随着电网负荷的加重，
澳大利亚电力改革三步走
澳大利亚把加强跨州电网建设作为推进电力市场建设的重要措施之一。随着澳大利亚国家电力市场的运行，各州间的商业运行联络线陆续开始修建。
澳大利亚从1990年开始进行电力市场化改革，1998年澳大利亚国家电力市场(NEM)建立并正式投入运营，至今已成功运营近16年。回顾澳大利亚国家电力市场建设历程，总结其发展经验，将为我国电力市场建设提供有益的经验启示。
澳大利亚国家电力市场于1998年12月13日投入运行，目前涵盖了昆士兰、新南威尔士、澳大利亚首都地区、维多利亚、南澳和塔斯马尼亚6个行政区域，仅西澳和北部特区尚未加入国家电力市场。NEM中有200多家大型发电企业、5个州的输电网和14个主要配电网，为900余万用户提供电力服务，约占全国总电量的89%。
NEM分为电力批发市场和电力金融市场。电力批发市场采取电力库(Pool)模式，澳大利亚能源市场运营机构(AEMO)负责集中调度和交易，对于受AEMO调度的机组，所有电能交易都必须通过AEMO的集中交易平台进行交易，AEMO每半小时公布一次电力市场现货价格。市场的主要购电方是零售商，终端用户也可直接从中购电，但是这种情况比较少见。2011～2012年，澳大利亚国家电力市场的交易电量约1830亿千瓦时，成交额为57亿澳元。
除现货市场外，发电商和零售商还可参与电力金融市场。发电商与购电商可根据双方协商确定的履约价格签订长期或短期的双边交易合同(差价合约)，也可以在政府批准的证券期货交易所，比如澳大利亚股票交易所进行电力期货交易。目前，期货市场涵盖了维多利亚、新南威尔士、昆士兰和南澳，交易电量规模约为现货市场的2倍。
回顾近16年的发展历程，澳大利亚电力市场化改革大致经历了电力工业结构性重组、构建统一电力市场体系和重新建立电力监管体系三个阶段。
1991年7月，澳大利亚联邦和州总理会议共同决定在澳大利亚南部和东部创建一个统一的竞争性的国家电力市场。为加速改革进程，专门设立了临时性的政府顾问机构——国家电网[微博]管理委员会(NGMC)，该委员会于1997年2月解散。在澳大利亚政府的主导作用下，新南威尔士、维多利亚、昆士兰、南澳等州进行电力工业结构重组，为建立跨行政区的批发电力市场创造了条件。
1994年，澳大利亚开始以州为基础在电力批发和零售方面引入市场竞争，并于同年和1996年，在维多利亚和新南威尔士先后进行批发电力市场试点。1996年，国家电力市场管理公司(NEMMCO)成立。1998年12月，澳大利亚国家电力市场开始运作，由NEMMCO负责国家电力市场的运营。国家电力市场最初涵盖了5个行政区域，即维多利亚、新南威尔士、昆士兰、南澳和首都特区。2005年，塔斯马尼亚地区加入国家电力市场。2006年，塔斯马尼亚与维多利亚通过海底电缆互联，从而实现了塔斯马尼亚与国家电力市场的物理互联。
在改革初期，澳大利亚并没有成立全国性电力监管机构，而是由各州政府建立独立的监管机构。2004年年底，澳大利亚对电力市场监管体系进行了国家层面的整合。2005年7月，根据2004年澳大利亚能源市场议定书，全国的电力监管职能整合到两个新的机构——澳大利亚能源市场委员会(AEMC)和澳大利亚能源监管机构(AER)。2009年，澳大利亚能源市场运营机构成立，负责国家电力市场范围内电力和天然气市场运营，涵盖了原国家电力市场管理公司(NEMMCO)的职能。
澳电力市场建设经验与启示