漫談澳洲電業自由化與輔助服務(下)

漫談澳洲電業自由化與輔助服務(下)

目錄:

參、澳洲電力市場之市場化頻率控制輔助服務(FCAS)

一、澳洲電力市場輔助服務(Ancillary Services)一般原則
二、頻率控制輔助服務
2.1.1 偶發事故服務需求
2.1.2 調整服務需求
2.1.2.1調度時間框架(Dispatch Time frame)
2.1.2.2事先調度時間框架(Pre-dispatch Time frame)
2.2 頻率控制輔助服務需求量計算
2.2.1 需要量計算一般格式
2.2.2 系統頻率標準
2.2.3 負載紓解量
2.2.4 快速升載服務需求(6秒鐘升載)
2.2.4.1 發電機跳脫事故
2.2.4.2 需要快速升載服務之電網事故
2.2.4.3系統分離事故
2.2.5 慢速升載服務需求量(60秒鐘升載)
2.2.6 延遲升載服務需求量(5分鐘升載)
2.2.7 快速降載服務需求量(6秒鐘降載)
2.2.7.1 負載跳脫事故
2.2.7.2 電網事故
2.2.7.3系統分離事故
2.2.8 慢速降載服務需求量(60秒鐘降載)
2.2.9 延遲降載服務需求量(5分鐘降載)
2.2.10系統分離事故後之運轉
2.2.11系統復電期間電源短缺期之FCAS需求量
2.3投標常數
2.3輔助服務定價
三、責任
四、AEMO動作與過程
4.1 FCAS程序
4.1.1 事先調度排程
4.1.1.1 決定電力系統風險與需求
4.1.1.2 FCAS不足
4.1.2 偶發事故後之程序(復電等)
4.1.3 孤島事故
4.2 FCAS符合性

五、輔助服務調度指令

肆、澳洲電力市場之非市場化輔助服務
一、非市場化輔助服務一般原則
1.1電網載流輔助服務(NLAS)
1.2電壓控制輔助服務(VCAS)
1.2.1發電模式
1.2.2同步補償模式
1.2.3限制發電機組有效電力提高無效電力輸出
1.3暫態及震盪穩定度輔助服務(TOSAS)
1.4系統再啟動輔助服務(SRAS)
1.4.1系統再啟動輔助服務不足
1.5電網控制與系統再啟動輔助服務之符合性
二、輔助服務調度指令
三、附錄A:通報
3.1 電壓控制輔助服務(VCAS)
3.2 電網載流輔助服務(NLAS)
3.3 暫態與震盪穩定度輔助服務(TOSAS)
3.4 系統再啟動輔助服務(SRAS)
3.5 通報

伍、澳洲西澳躉售電力市場之輔助服務
一、輔助服務定義:
1.1  負載追隨服務
1.2  熱機備轉容量服務
1.3  棄載備轉容量服務
二、輔助服務標準
2.1 負載追隨服務標準:
2.2 熱機備轉容量服務標準:
2.3 棄載備轉容量服務標準:
三、決定與採購輔助服務需求
四、輔助服務調度
五、輔助服務支付
六、輔助服務成本回收
七、 輔助服務要求過程與標準之審查
八、市場規則第9章第9.9.2節輔助服務結算:
(A) 計算公式名詞代號定義
(B) 計算公式:
九、附錄2:熱機備轉容量成本分配

陸、西澳IMO建議2014/15年度最大備轉容量電價之決定
一、決定
二、理由
三、最大備用容量電價法
四、輸入常數與計算值摘要
五、結論

柒、後語

參考資料來源: 

 

 

叁、 澳洲國家電力市場(AEMO)之市場化頻率控制輔助服務

一、輔助服務主要用來維持電力系統安全,並確保電力供應的品質在可接受範圍。

1.1輔助服務的要求可分為四大類別:

  • 頻率控制(Frequency Control)
  • 電壓控制(Voltage Control)
  • 電網載流控制(Network Loading Control)
  • 系統全黑啟動(System Restart)

1.2輔助服務檢討將輔助服務群組化並命名如下:

(A) 頻率控制輔助服務(FCAS: Frequency Control Ancillary Services)群組

將全系統短時間期間有關電力供需平衡的輔助服務歸屬此FCAS群組,為傳統使用的輔助服務,諸如:

  • 自動發電控制(AGC: Automatic Generation Control)、
  • 調速機控制(Governor Control)、
  • 負載限制(Load Shedding)、
  •  快速發電機組解載(RGUU: Rapid Generator Unit Unloading)、
  • 快速發電機組加載(RUGL: Rapid Generator Unit Loading)

等服務。

(B) 電網支援與控制輔助服務(NSCAS: Network Support and Control Ancillary Services)群組

將相關電網維持與擴展運轉效率及能力在安全運轉限度之內的輔助服務群組成NSCAS。包括傳統使用的輔助服務:

  • 自動發電控制(AGC)
  • 無效電力控制
  • 負載限制

等服務。

(C) 系統再啟動輔助服務(SRAS: System Restarted Ancillary Services)群組

將電力系統部分或全系統停電復電相關的輔助服務群組成SRAS。包括傳統使用的系統再啟動服務。

二、頻率控制輔助服務(FCAS)

2.1 頻率控制輔助服務市場分類

澳洲電力市場的頻率控制輔助服務,共有8個不同的次市場組成。各個次市場在各區域設定各區半小時結清價格,在同一區域內所有輔助服務供應商都付給相同價格。

輔助服務供應透過市場投標系統投標其FCAS能力。能力與價格可以重新投標。

澳洲能源市場調度中心(AEMO)將使用協同最佳化的國家電力市場調度引擎(NEMDE: NEM dispatch engine)軟體集中調度,按每5分鐘調度時段,選擇可用之供應商機組。

各類頻率控制輔助服務係為維持偶發備轉容量(contingency reserve)及調整備轉容量(regulating reserve)在適當的水準之需。

  • 偶發備轉容量:係確保系統遭逢可靠度審查小組(Reliability Panel)所定義之可能偶發事件(Credible Contingency)時,系統頻率能保留在運轉標準之內。
  • 調整備轉容量:係確保5分鐘調度時段內,系統一般負載及發電的變動時,系統頻率能保留在運轉標準之內。 

因應電力系統之需求,各種頻率控制輔助服務必須事先預測。根據國家電力規則(NER: National Electricity Rules)第3.13.4條規定,AEMO必須每星期公布下週各區各種市場化輔助服務需求預測。

八種頻率控制輔助服務摘要如下表:

偶發事故AS表表1 偶發事故需要之系統頻率控制輔助服務(資料來源:AEMO網站)

系統調整AS表表2 系統調整需要之系統頻率控制輔助服務(資料來源:AEMO網站) 

 

2.1.1 偶發事故服務需求

偶發事故服務需求係一項電力系統最大發電輸出或區塊負載、以及綜合系統負載之函數。在多數情況下,電力系統最大發電機組及區塊負載相對穩定,因此,偶發事故服務需求成為系統負載之一項簡單函數。

頻率控制輔助服務要求一般都能分布於系統各地區,也就是NEMDE調度軟體以共同最佳化方式將FCAS來源分散於所有互連區域。對不屬互連電力系統的塔斯馬尼亞區域,NEMDE將分散FCAS來源在其本島境內系統。

在某些系統情況下,FCAS服務可能被要求其來源單獨來自一個區域當地。也就是納入限制FCAS能力流過區域互連線(保持0MW),來因應電力系統若干相當重大系統孤島及分離情況。

AEMO決定實際FCAS需求的主要方法,係採用限制方程式。次要方法則根據當時系統情況,利用簡單限制公式,人工計算實際FCAS需要。

NEMDE將各種快速與慢速頻率控制輔助服務分開為個別產品共同最佳化。至於NEMDE調度延遲升載與降載之需求,則兼顧調整升載與降載之個別需量,詳如下列樣例:

調整需求 ≧ X

偶發事故需求 + 調整需求  ≧ Y

舉例:一項調整升載需求50MW,也可對延遲升載需求貢獻50MW。同理,可用在調整降載與延遲降載。

2.1.2 調整服務需求

系統頻率在50HZ上下發生連續些許變動,係屬用戶用電與發電機組互動反應之正常波動的結果。

在每一5分鐘調度時段期間,電力調度過程中,利用預測負載並建立發電機組線性追隨路徑。然而,用戶在5分鐘調度時段之間,用電並不依線性變化,產生發電與負載間的不平衡,導致系統頻率變化(即使沒有偶發事故)。

2.1.2.1調度時間框架(Dispatch Time frame)

調整升載及降載服務係用來校正各5分鐘調度時段內前述系統頻率變動。AEMO將根據時間誤差決定調整FCAS之數量。

原則係若時間誤差在± 1.5秒範圍內,FCAS將設定調整130/120MW(升載/降載)之調度限制。假使時間誤差超過此範圍,然後每一秒鐘會再增加額外的60MW,最大上限為250MW。

調度升載需求 = Min (250,130 + (-1 x Min(-1.5,時差) – 1.5) x 60)

調度降載需求 = Min (250,120 + (-1 x Min(-1.5,時差) – 1.5) x 60)

所使用的時差係從AEMO電能管理系統所取得昆士蘭(QLD)與新南威爾斯(NSW)系統的平均時差值。

此過程應用在澳洲電力市場(NEM)大陸各地調整需求,並未應用在塔斯馬尼亞離島上,該島調整需求一般訂在50MW。

2.1.2.2事先調度時間框架(Pre-dispatch Time frame)

(A)調整升載頻率控制輔助服務:

  • 適用於全區、東部及南部系統之調整升載FCAS需求量如下表:

調整升載FCAS需量表

表3 系統調整升載頻率控制輔助服務需求量

  • 配合NEM大陸全區下列孤島情況要求之調整升載FCAS需求量訂定為130MW:

     (a)昆士蘭系統分離後之南區;
     (b)南澳系統分離後之東區;
     (c)在雪山(Snowy)分離後之昆士蘭/南威爾斯地區;及
     (d)在雪山(Snowy)分離後之維多利亞/南澳地區。

  • 昆士蘭孤島情況要求之調整升載FCAS需求量為110MW。
  • 南澳孤島情況要求之調整升載FCAS需求量為70MW。
  • 塔斯馬尼亞孤島情況要求之調整升載FCAS需求量為50MW。

(B)調整降載頻率控制輔助服務:

由於沒有顯著電力系統頻率調整降載FCAS相關問題已經被確定,目前AEMO並未建議引進此項服務之訂定。

調整降載FCAS需求量如下:

  • NEM全區調整降載FCAS需求量為120MW。
  • 配合NEM大陸全區下列孤島情況要求之調整降載FCAS需求量訂定為120MW:

     (a)昆士蘭系統分離後之南區;
     (b)南澳系統分離後之東區;
     (c)在雪山(Snowy)分離後之昆士蘭/南威爾斯地區;及
     (d)在雪山(Snowy)分離後之維多利亞/南澳地區。

  • 昆士蘭孤島情況要求之調整降載FCAS需求量為110MW。
  • 南澳孤島情況要求之調整降載FCAS需求量為70MW。
  • 塔斯馬尼亞孤島情況要求之調整降載FCAS需求量為50MW。

2.2 頻率控制輔助服務需求量計算

AEMO如何計算一般FCAS需求量之摘要如下: 

2.2.1 需要量計算一般格式

根據下列一般公式計算所有各類大偏差FCAS:

需求量 = 偶發事故風險(Contingency Risk) – 負載紓解量(Relief)

上式中:

  • 偶發事故風險:係重大偶發事故MW變化量(最大機組或區塊負載跳脫,或單一電網設備喪失等)。
  • 負載紓解量:係系統頻率變化導致系統負載量降低或升高之值。

在大部分電力系統架構,AEMO能夠使用NEM各地服務供應商的服務,來達成大幅頻率偏差的FCAS需求。然而,在某些電網架構,諸如重大系統分離,AEMO可能需要從各區特殊地點取得大偏差FCAS服務。 

2.2.2 系統頻率標準

遏止、穩定、恢復系統頻率標準決定不同FCAS類別之需要量。在發生偶發事故後,FCAS之使用如下:

  • 快速升載/降載FCAS係使用控制系統頻率在遏止帶(containment band)
  • 慢速升載/降載FCAS係使用控制系統頻率在穩定帶(stabilisation band)
  • 延遲升載/降載FCAS係使用控制系統頻率在恢復帶( recovery band)

直到偶發事故發生需要大偏差偶發事故服務之前,調整服務係主要頻率控制之服務。 

2.2.3 負載紓解量(Load Relief)

交流電力系統之頻率係連接在電力系統上交流馬達轉速的一項量測值。因此,當系統頻率下降時,許多連接在電力系統上的馬達速度就慢了下來。由於這些馬達的電力消耗量跟它的轉速成正比,電力系統所看到的電力負載將同樣隨頻率降低而下降。許多其他用電設備也可能隨頻率下降減少電力消耗。相反地,系統頻率上升電力負載也將被看到上升。一定量頻率偏差所導致的負載變化量,係跟電力系統所連接的馬達數量及頻率偏差大小有關。此項效應被稱為「負載紓解量」,計算FCAS需求量時並被考量計入。

此項「負載紓解量」係當系統頻率偏差導致任何用電負載變化時,經常趨向紓解系統頻率偏差的方向上。換言之,若系統頻率下降,負載紓解量為負值(減少用電負載),趨向減少頻率下降。另一方面,當系統頻率上升時,負載紓解量為正值(增加用電負載),也趨向幫忙減少頻率上升值。因此,負載紓解係經常作用於紓解系統頻率偏差。

AEMO評估負載紓解效應因數如下表4:

負載紓解效應因數表

表4  AEMO系統負載紓解效應因數(資料來源:AEMO網站)

AEMO系統發生發電機組跳脫頻率下降、及部分電網系統全停事故時負載紓解量計算樣例如表5所示:

負載紓解量計算樣例表5 AEMO系統發生事故時負載紓解量計算樣例

表5顯示,發電機跳脫事故,系統頻率下降0.5HZ(1%),系統負載隨之減少300MW;部分電網全停事故時,系統頻率上升1HZ(2%),系統負載也增加600MW。

2.2.4 快速升載服務需求(6秒鐘升載)

如何計算系統在可靠度審查小組所定義之不同頻率標準事故發生時,快速升載之需要量,詳如下述摘要。但對塔斯馬尼亞離島,必須採用該島頻率標準及1%負載紓解因數。

2.2.4.1 發電機跳脫事故

快速升載計算公式

表6 發電機跳脫事故快速升載需求量計算公式

快速升載計算樣例

表7 發電機跳脫事故快速升載需求量計算樣例

2.2.4.2 需要快速升載服務之電網事故

電網事故快速升載計算公式

表8 需要快速升載服務之電網事故,快速升載需求量計算公式

電網事故快速降載計算樣例

表9 需要快速升載服務之電網事故,快速升載需求量計算樣例

2.2.4.3系統分離事故

系統分離快速升載計算公式

表10 系統分離事故之快速升載需求量計算公式

系統分離快速降載計算樣例

表11 系統分離事故之快速升載需求量計算樣例

為因應系統分離事故,所有頻率控制輔助服務來源必須來自各分離區域之內。特別,電力輸入地區需要快速升載,電力輸出區域則須快速降載服務。

在系統分離事故後,FCAS需求量須依照各孤島(分離)系統頻率標準重新評估。

2.2.5 慢速升載服務需求量(60秒鐘升載)

頻率標準並未指定60秒內穩定帶頻率水準,然後,60秒需求量參考遏止帶頻率標準,慢速升載服務需求量之訂定,比照快速升載服務計算方式作法。

根據參考頻率49.5HZ, NEM大陸區域穩定帶之負載紓解因數為1.5%。

塔斯馬尼亞系統發電機組與負載跳脫之負載紓解因數係根據遏止頻率帶計算,電網事故責根據穩定帶頻率計算。

2.2.6 延遲升載服務需求量(5分鐘升載)

延遲升載服務需求量之訂定,除了恢復帶負載紓解因數計算,係根據所有區域49.85HZ參考頻率外,其餘都比照快速升載服務計算方式作法。

雖然調整服務供應商的反應,並未納入快速及慢速偶發事故需求考量,但期望調整服務供應商對大型頻率偏差,能夠在5分鐘內反應。因此之故,當整體延遲升載需求量依照上述方法計算出來,然後調整升載服務量可以被扣掉,得到所需延遲升載淨增加量。

2.2.7 快速降載服務需求量(6秒鐘降載)

如何計算系統在可靠度審查小組所定義之不同頻率標準事故發生時,快速降載之需要量,詳如下述摘要。

計算樣例係根據NEM大陸區域頻率標準。

2.2.7.1 負載跳脫事故

快速降載計算公式

表12負載跳脫事故之快速降載需求量計算公式

快速降載計算樣例

表13負載跳脫事故之快速降載需求量計算樣例

2.2.7.2 電網事故

電網事故快速降載計算公式

表14電網事故之快速降載需求量計算公式

電網事故快速降載計算樣例表15電網事故之快速降載需求量計算樣例

2.2.7.3系統分離事故

系統分離快速升載計算公式

表16系統分離事故之快速降載需求量計算公式

系統分離快速降載計算樣例

表17系統分離事故之快速降載需求量計算樣例

為因應系統分離事故,所有頻率控制輔助服務來源必須來自各分離區域之內。特別,電力輸入地區需要快速降載,電力輸出區域則須快速升載服務。

在系統分離事故後,FCAS需求量須依照各孤島(分離)系統頻率標準重新評估。

2.2.8 慢速降載服務需求量(60秒鐘降載)

頻率標準並未指定60秒內穩定帶頻率水準,然後,60秒需求量參考遏止帶頻率標準,慢速降載服務需求量之訂定,比照快速降載服務計算方式作法。

根據參考頻率50.5HZ, NEM大陸區域穩定帶之負載紓解因數為1.5%。

塔斯馬尼亞系統之穩定帶負載紓解因數為2.0%,係根據參考頻率51HZ計算而得。

2.2.9 延遲降載服務需求量(5分鐘降載)

延遲降載服務需求量之訂定,除了恢復帶負載紓解因數計算,係根據所有區域50.15HZ參考頻率外,其餘都比照快速降載服務計算方式作法。

雖然調整服務供應商的反應,並未納入快速及慢速偶發事故需求考量,但期望調整服務供應商對大型頻率偏差,能夠在5分鐘內反應。因此之故,當整體延遲降載需求量依照上述方法計算出來,然後調整降載服務量可以被扣掉,得到所需延遲降載淨增加量。

2.2.10系統分離事故後之運轉

在系統分離事故之後,必須為孤島區域及其餘電力系統分別調度FCAS。在此情況下,NEMDE調度之所有孤島頻率控制輔助服務來源,必須來自該分離區域之內。所有各類頻率控制輔助服務,除了所應用之頻率標準必須依照附件A詳述之變動外,仍須根據相同通用公式計算。

2.2.11系統復電期間電源短缺期之FCAS需求量

可靠度審查小組公佈了應用於電源短缺期之允許修訂頻率標準定案。

修訂標準之使用,係依賴使用低頻卸載(UFLS: Under Frequency Load Shedding)代替偶發事故升載FCAS。從本質上來講,係利用高於特定遏止頻率之可用UFLS卸載量來降低偶發事故風險量。

2.3投標常數

NEMDE程式利用依照圖1之FCAS報價模型之投標常數,定義了八類各別頻率控制輔助服務。

FCAS報價模型圖-10段圖1 頻率控制輔助服務報價模型圖(資料來源:AEMO網站)

 此服務報價模型通用使用在升載及降載服務兩者。一般而言,升載服務供應商將不需使用低折點(low breakpoint)或最小啟用點(enablement minimum),因而將這些報價在0MW或在最低註冊能力。同樣,降載服務供應商將不需使用高折點(high breakpoint)或最大啟用點(enablement maximum),因而將這些報價在最高MW輸出能力。

2.3輔助服務定價

FCAS市場化輔助服務,係在NEMDE程式中共同最佳化產生各區域各類FCAS之共同結清價格。這些價格除非各區域間之互連輸電線跳脫造成區域間分離,正常在各區域間都不會變動。也許某地區由於為滿足本地需要,結清價格可能偏離其他地區。

共同結清價格僅適用在一個區域內之服務供應商。在正常情況下,區域性共同結清價格跟連接的區域都相同。孤島區域將會有不同的結清價格。

各類FCAS服務都設有價格上限(目前設為市場價格上限MPC)。電能市場MPC強制取代之應用,並不影響FCAS結清價格。

若AEMO發佈有關電能價格管制,此期間市場化輔助服務管制價格上限與底限必須設定,讓所有市場化輔助服務價格,不會超過管制價格上限。

若AEMO發佈有關市場化輔助服務價格管制,此期間市場化輔助服務管制價格必須設定,讓所有市場化輔助服務價格,不會超過管制價格上限。

假使在先前2016個調度區間之服務價格總計超過6倍累積價格門檻,則下一個交易區間將成為一個市場化輔助服務管制價格期間。

 

三、 責任(Responsibilities)

輔助服務供應商負責下列事項:

  • 依照國家電力規則(NER)第3.8.7A規定遞交各類市場化輔助服務報價。
  • 根據AEMO指令提供FCAS服務,確保AEMO所有時間都掌握輔助服務投標過程任何FCAS服務之能力與可用率。

AEMO負責下列事項(NER3.2節):

  • AEMO必須依照市場規則運轉及管理所有市場化輔助服務買賣現貨市場之工作。
  • AEMO必須依照國家電力規則3.11節規定,合理努力確保充裕可用的輔助服務。

四、AEMO動作與過程(AEMO Actions and Processes)

輔助服務之操作與過程將隨不同服務而變動,因而這些各系統需要的過程分開個別陳現。

AEMO負責:

  • 根據可靠度審查小組頻率標準定義之系統情況預測,決定輔助服務需要量。
  • 管理與輔助服務相關之限制與計算式。
  • 驗證市場管理系統之輔助服務需求量。
  • 發布輔助服務調度指令。
  • 輔助服務之符合性監視。

4.1 FCAS程序(FCAS Procedures)

NEMDE程式將共同最佳化與調度下列所有FCAS服務:

  • 快速升載與降載
  • 慢速升載與降載
  • 延遲升載與降載
  • 調整升載與降載 

    4.1.1 事先調度排成(PRD: Pre-dispatch Schedule)

PRD將包括由NEMDE共同最佳化與調度之所有市場化輔助服務的啟用範圍預測。

   4.1.1.1 決定電力系統風險與需求

FCAS被指定使用制定限制方程式,來滿足各項實際FCAS需求。應用兩個包含限制方程式之基本方法。取決於任何時間的環境下,此方法之一或兩者都可能被用上。限制方程式方法之應用,允許本地FCAS需求對應互連線路潮流共同最佳化,若兩者皆落在限制方程式左側。如此可能需要互連線路代表可能偶發事故風險。

主要方法之應用,係使用前述FCAS需求說明相似方式所建立之限制方程式。也就是說,包括了諸如負載、發電、本地負載等個別需要相關之因數。在此情況下,限制方程式根據實際或預測情況計算實際需求量。AEMO人員監視此方法計算之結果。

次要方法則包含應用經常直接指定實際需要之簡單格式限制方程式。在此情況下之實際需求量,係AEMO人員根據當時情況人工計算而得。此簡單格式限制方程式之例式:(服務Service)≧(需求值Value)。此方程式格式可以類似用在電能市場之「快速限制』方式,予以建立與應用。

FCAS限制方程式ID之一般命名慣例,係類似既有電能限制方程式ID之慣例。新增慣例如下:

  • 所有FCAS限制方程式ID前冠上F字母
  • 對系統正常與任意形式限制事故標上(MG、MLOAD、TG、TL)
  • 服務標上R5、R6、R60、RREG、L5、L6、L60、LREG

限制方程式ID將含有一個 + 符號。一些例子如下:

  • 系統正常 NEM MG升載5分鐘服務:F_I+NIL_MG_R5
  • NEM任意形式100MW升載調整服務:F_I+RREG_0100
  • 黑武德(Heywood)-東南(South East)275KV輸電線跳脫事故之東區6秒鐘升載服務:F_V+S_HYSE_R6 

4.1.1.2 FCAS不足

當FCAS需求量不足以滿足電力系統需求時,可能採取所需之措施之程序如后。

AEMO將合理努力確保所有服務供應商可用量全部使用,以滿足系統輔助服務需要,之後,才藉市場通知指令服務供應商,告訴其機組或負載陷在或滯留在啟用限制之外。

當PRD排程確認交易區間可用FCAS總量少於電力系統需求時,AEMO應採取下列程序:

  • 確認可用FCAS不足之區域及其短缺之數量,以及預計短缺時程。
  • AEMO然後評估對FCAS短缺應採取合理措施。在指令輔助服務之求,必須能符合所有下列情況,才能視為合理措施:

      (i)FCAS短缺足以導致偶發事故後頻率偏差超過可靠度審查小組標準大於0.1HZ,並
        FCAS短缺必須預計持續超過1個交易區間,並
     (ii)當無法滿足FCAS需求時,不致導致系統安全惡化

  • 若FCAS短缺勢必需要指令輔助服務,然後,AEMO將確認最短可能時間去指令發電廠克服FCAS短缺,並發布詳細市場通知:

     (i)FCAS短缺類別
     (ii)可用FCAS不足之區域
     (iii)預計短缺數量與期間
     (iv)要求服務供應商重新審視其AS報價單之機組或負載是否滯留在可用限度之外。
     (v)AEMO根據規則第4.8.9節規定發不AS指令之最短可能時間

  • AEMO應著手跟可能被指令服務供應商作初步討論(不具約束力),針對建立:

     (i)可充分符合指令供應商之能力
     (ii)估計指令供應商之可能財務衝擊
     (iii)任何其他AEMO或供應商之相關事務

  • AEMO將決定指令服務供應商,考量所有取得之訊息,以成本最經濟方式達成滿足FCAS短缺之需求。
  • AEMO然後指令機組提供增加的AS補足短缺。當指令供應商時,AEMO將確保每家服務供應商了解所下的AS指令。
  • 假使AEMO確立沒有FCAS可用機組可指令,AEMO可採取最後手段,可冒險指令減少發電或用電負載。

4.1.2 偶發事故後之程序(復電等)

偶發事故之後,系統頻率會導致偏移,由服務供應商提供可用頻率控制輔助服務將立即反應。特別是自動卸載服務供應者將負載切除。

接著系統頻率進入穩定狀態,任何作為輔助服務之低頻卸載,必須儘可能盡速復電。

若進一步發生偶發事故,這是可能引致電力系統不再能被視為處於安全之情況。

任何偶發事故發生後,AEMO應在30分鐘內,採取合理措施,來調整運轉情況,儘速讓電力系統回到安全運轉狀態。

一般而言,當卸載區塊可能復電,而不引致系統頻率低落在「正常頻率偏移帶」外時,卸載區塊必須儘速復電。通常FCAS卸載區塊可望在偶發事故發生後15分鐘內復電。

4.1.3 孤島事故

假使孤島事故或孤島事件風險發生點跟區域邊界不一致,然後,代表如此本地市場服務需求量之通用限制方程式,應重新制定,讓輔助服務供應商能夠滿足在區域參考點(RRN: Regional Reference Node)之本地FCAS需求量。此類供應商應位於發電機組及區域參考點之間的孤島或重要孤島點區域。

4.2 FCAS符合性(Conformance)

若FCAS服務供應商能夠提供服務,不能符合市場化輔助服務規範預計之反應方式,然後:

  • FCAS發電機組或負載將被宣告並確認為不合格;
  • AEMO必須告知相關市場參與者,該FCAS發電機組或負載確認為不合格,並要求不合格之理由。被要求之相關市場參與者必須立即提供理由,並將理由記錄存檔,及
  • AEMO可設定相關輔助服務發電機組或負載輔助服務之固定限制。相關市場參與者必須確保其輔助服務發電機組或負載符合AEMO所設定之約束。

任何明顯缺失,必須在第一時間跟相關服務供應商討論輔助服務之符合性。

若AEMO懷疑不合格情形可能存在,或任何資訊引起AEMO注意,無論透過直接與服務供應商溝通或透過其他能夠檢索到的資料了解,都將被記錄下來並應加以約束。此事件將送交電力系統績效部門做進一步考量。

五、 輔助服務調度指令(Ancillary Services Dispatch Instructions)

NEMDE發布FCAS調度指令。當NEMDE確認特殊服務供應商應該啟用一個特定服務,市場管理系統將自動送給參與者一個標誌(flag)及/或標靶(target)。該標記或目標係考量做為AEMO調度指令。

若給予任何人工調度指令,必須包括下列細節:

  • 啟用服務時間
  • 啟用之之特殊服務
  • 要求服務數量(假使適用)
  • 運轉模式(假使適用)

肆、澳洲國家電力市場之非市場化輔助服務(NON-MARKET ANCILLARY SERVICES) 

一、      非市場化輔助服務一般原則

非市場化輔助服務定義在國家電力規則(NER)第3.11.1(C)節,並分為兩大類別,即系統再啟動輔助服務(SRAS :system restart ancillary services)、電網支援與控制輔助服務(NSCAS: network support and control ancillary services)。

電網支援與控制輔助服務又進一步分為電網載流輔助服務(NLAS: network loading ancillary service)、電壓控制輔助服務(VCAS: voltage control ancillary service)及暫態與震盪穩定度輔助服務(TOSAS: transient & oscillatory stability ancillary service)三類。

電網載流輔助服務係輸電網路降低有效電力之能力,以便輸電元件在輸電網路可能偶發事故發生之後,可以維持在其額定之內。

電壓控制輔助服務係從輸電網路吸收或供給無效電力之能力,以維持在可能偶發事故發生之後,輸電系統在電壓與穩定度限度之內,但不包括輸電、或配電系統、或作為連接條件所提供的能力。

暫態與震盪穩定度輔助服務則係控制電力流入或流出輸電網路之能力,以維持輸電系統在暫態或震盪穩定度限度之內,並利用改善暫態或震盪穩定度,維持或增加電力轉供能力。

電網支援與控制輔助服務也可以用來調度提供市場效益,提供獲得效益超過調度此類服務之成本。

1.1電網載流輔助服務(NLAS)

本項服務係無事先調度預測資料提供之人工調度。NLAS需求量將需要充分的前置時間來確認,讓輔助服務供應商有時間啟動適當服務。

NLAS需求係跟輸電元件常用限度類型密切相關。若輸電元件係運轉在其連續限度及互連輸電線也在安全運轉限度範圍內,就不需要啟用任何NLAS。然而,假使輸電元件係運轉到減少時間依賴限度,就必須啟用充足的NLAS,來降低偶發事故後潮流,回到該元件之連續額定範圍內。

不管任何維護電力系統安全之NLAS調度需要,假使市場效益試驗結果適當,AEMO也可以調度NLAS。這項試驗係透過利用相關束縛條件之邊際價值目標函數,來完成服務衝擊評估。若市場效益大於啟用的NLAS服務成本,此NLAS就可能被啟用。

1.2電壓控制輔助服務(VCAS)

AEMO將利用電網分析應用程式,EMS之偶發事故分析(CA: Contingency Analysis)程式或違規限制來決定無效電力支援。

此輔助服務係依照提供與付費架構方法分成兩大類:發電模式(generation mode)、及同步補償模式(synchronous compensation mode)。

1.2.1發電模式

這項服務係提供超過發電機組註冊執行標準定義之多餘無效電力能力。

在NCAS協議條款下,發電模式之發電機組VCAS,僅能在按下列方法啟用:

  • 若有可能偶發事故發生後,NCAS設備必須自動產生無效電力。

因此,AEMO不能人工調度發電機組,達到VCAS合約值。

1.2.2同步補償模式

無效電力輔助服務同步補償模式之發電機組調度,可以用作為持系統安全或強化電網輸送。此服務訂有啟用付費方式。同步補償方式發電機組只有在所有免費選擇用完後才能被調度。

不管任何維護電力系統安全之VCAS調度需要,假使市場效益試驗結果適當,AEMO也可以調度VCAS。這項試驗係透過利用邊際價值目標函數,來完成服務衝擊評估。若市場效益大於啟用的VCAS服務成本,此VCAS就可能被啟用。

1.2.3限制發電機組有效電力提高無效電力輸出

在所有發電模式及同步補償模式之無效電力簽約機組用完之後,仍舊無法滿足系統無效電力需求時,為了維持系統運轉在安全狀態,所選定發電模式簽約發電機組可以限制有效電力輸出,來提供更多的無效電力。依照輔助服務協定,此限制發電將另補償費用。

1.3暫態及震盪穩定度輔助服務(TOSAS)

AEMO利用其暫態與震盪穩定度監視設備來決定任何TOSAS之需要。

不管任何維護電力系統安全之TOSAS調度需要,假使市場效益試驗結果適當,AEMO也可以調度TOSAS。這項試驗係透過利用相關束縛條件之邊際價值目標函數,來完成服務衝擊評估。若市場效益大於啟用的NLAS服務成本,此TOSAS就可能被啟用。

1.4系統再啟動輔助服務(SRAS)

簽約輔助供應商提供此項服務,將可支領可用性費用。此項服務不會持續調度,所以它是按可用性基礎付費。簽約之得標服務供應商應維持系統再啟動能力之期望。

在系統全黑或大量電力供應中斷事故,SRAS將依其可用率被選為協助電力系統受影響部分復電,服務供應商將被指另提供此項服務。詳細參考SO_OP5000系統再啟動概要。

1.4.1系統再啟動輔助服務不足

當遭逢SRAS最低量都達不到,AEMO應合理採取適當行動。AEMO將決定SRAS不足預計時間。假使預計SRAS可在一星期內恢復充足,而電力系統無大於正常風險,AEMO則不須採取行動。然而,在此期間AEMO將密切監視系統情況。

假使SRAS不足預計超過一星期,AEMO可啟動下列程序,來決定SRAS之重要可用率:

  • 確認任何在受停電影響系統內,有潛力可被指令提供SRAS的供應商。
  • AEMO應著手跟可能被指令服務供應商作初步討論(不具約束力),針對建立:

     (i)可充分符合指令供應商之能力
     (ii)估計指令供應商之可能財務衝擊
     (iii)任何其他AEMO或供應商之相關事務

  • AEMO必須記錄上述所有訊息,以便後續決定受影響一方之補償。
  • AEMO將決定在系統全黑情況下或重大系統事故時,將被用作全黑啟動之電廠,可能被指令服務供應商,並考量所有取得之訊息,以成本最經濟方式達成滿足SRAS短缺之需求。
  • AEMO然後指令機組提供增加的SRAS補足短缺。當指令供應商時,AEMO將確保每家服務供應商了解AEMO根據國家電力規則第4.8.9節所下的SRAS指令。
  •  

1.5 電網控制與系統再啟動輔助服務之符合性

NSCAS及SRAS符合性問題,將繼續透過輔助服務協議加以解決。

二、      輔助服務調度指令

在NLAS及VCAS任何指令發布前,必須先建立其可用率之確認。此服務需求將透過正常操作接觸,利用電話通知服務供應商,然後調度指令將透過市場系統發布。

給予任何人工輔助服務調度指令,必須包括下列細節:

  • 調度服務量變化時間
  • 啟用之特殊服務
  • 要求服務數量(假使適用)
  • 運轉模式(假使適用)

參考SO_OP5000系統再啟動概要有關SRAS調度程序。

三、附錄A:通報(Reporting)

依照國家電力規則(NER)第3.11.6節,AEMO對服務供應商通報程序必須定期發展,確保非市場化輔助服務之有效性。

3.1 電壓控制輔助服務(VCAS)

有關電力系統績效呈現的無效電力準則,係輸電系統在發生可能偶發事故後,必須維持在其電壓與穩定度限度之內。

無效電力輔助服務係一項滿足此要求的契約服務,在輸電網路發生可能偶發事故後,將被有效調度,以維持其電壓與穩定度限度範圍之內。

用作無效電力輔助服務之通報準則,係在發生可能偶發事故後,電壓或穩定度限制是否有超過。

3.2 電網載流輔助服務(NLAS)

有關電力系統績效呈現的電網載流準則,係輸電元件在輸電網路發生可能偶發事故後,必須維持在其相當額定容量限度之內。

電網載流輔助服務係一項滿足此要求的契約服務,在輸電網路發生可能偶發事故後,將被有效調度,以降低輸電網路有效電力及維持互連輸電線載流在其個別額定容量限度範圍之內。

用作電網載流輔助服務之通報準則,係在發生可能偶發事故後,互連輸電線輸電元件限度是否有超過。

3.3 暫態與震盪穩定度輔助服務(TOSAS)

有關電力系統績效呈現的暫態與震盪穩定度準則,係輸電系統在輸電網路發生可能偶發事故後,必須維持在其暫態與震盪穩定度限度之內。

電網載流輔助服務係一項滿足此要求的契約服務,在輸電網路發生可能偶發事故後,將被有效調度,以維持輸電網路在其暫態與震盪穩定度限度範圍之內。

用作電網載流輔助服務之通報準則,係在發生可能偶發事故後,暫態與震盪穩定度限度是否有超過。

3.4 系統再啟動輔助服務(SRAS)

AEMO在應付系統全黑或重大系統事故時,提出要求SRAS輸出其契約服務。

用作系統再啟動輔助服務之通報準則,係在發生系統全黑或重大系統情況後,符合契約要求之契約服務之調度。

3.5 通報

有關非市場化輔助服務之調度的有效性通報,詳參表18所示:

非市場化AS表表18非市場化輔助服務之調度的有效性通報(資料來源:AEMO網站)

伍、澳洲西澳躉售電力市場之輔助服務

根據2013年3月1日修訂之西澳躉售市場規則,第3章電力系統安全與可靠度(Power System Security and Reliability)中有關輔助服務的規定,摘要如下:

一、輔助服務定義:

1.1  負載追隨服務(Load Following Service)

係在每一交易時段之中,經常調整

(a) 排程發電機出力,或
(b) 非排程發電機出力

如此可達成即時系統總發電量與總用電負載之匹配平衡,以便校正西南互聯系統(SWIS)頻率變動。

1.2 熱機備轉容量服務(Spinning Reserve Service):

係同步運轉中排程發電機組保有容量、或備用中之可調度負載或可停電力的服務,以便有關設施能夠在任何下列情況下,作出適當的回應:

(a) 在發生一部或多部發電機組或輸電設備故障後,來阻止系統頻率下降;及
(b) 提供熱機備轉容量服務之排程發電機組及可調度負載,在替代供應電力情況下,觸發不自主限電時。

1.3  熱機備轉容量反應(Spinning Reserve Response)係在發生偶發事故之後,量測下列三個時段之機組出力反應。熱機備轉容量服務供應商必須能夠確保相關設施能夠:

(a)在6秒內適當反應,並持續或超過至少60秒;或
(b)在60秒內適當反應,並持續或超過至少6分鐘;或
(c)在6分鐘內適當反應,並持續或超過至少15分鐘。

1.4  棄載備轉容量服務(Load Rejection Reserve Service)

係同步運轉中排程發電機組保有容量、或備用中之可調度負載或可停電力的服務,提供下列反應服務:

(a)排程發電機組能快速降載;或
(b)可調度負載能快速增加用電,

來回應SWIS系統負載突然下降。

1.5  棄載備轉容量服務(Load Rejection Reserve Response)係在發生偶發事故之後,量測下列兩個時段之機組出力反應。棄載備轉容量服務供應商必須能夠確保在發生任何個別偶發事件時,相關設施能夠:

(a) 在6秒內適當反應,並持續或超過至少6分鐘;或
(b) 在60秒內適當反應,並持續或超過至少60分鐘。

1.6 系統全黑啟動服務(System Restart Service)係不須外電可啟動之發電系統註冊設備的能力,可用來支援SWIS全黑時復電之用。

1.7調度支援服務(Dispatch Support Service)係不被其他類別輔助服務所包含,用來維持電力系統安全與可靠之需的輔助服務。調度支援服務係包括SWIS控制電壓的服務,該服務在任何電網控制服務或電網使用合約中均未提供。

二、輔助服務標準

2.1 負載追隨服務標準:

係充分提供最低頻率維持容量之水準,最低頻率維持容量係大於:

(a)  30MW;及
(b)  該容量足以應付短期負載與非排程機組、及排程機組無指令變動之99.9%,容量測量係一分鐘平均之變動讀數,按每一30分鐘滾動平均計算。

2.2 熱機備轉容量服務標準:

係滿足下列原則水準:

(a) 必須充分覆蓋大於:

i.  當時並聯在SWIS系統最大出力發電機組70%的總出力(包括附加負載);及
ii.  15分鐘期間預期最大負載升載量;

(b)此水準必須包括用作滿足負載追隨服務標準之容量,如此容量供應滿足負載追隨需求外,並提供部分熱機備轉容量之需;

(c)此水準系統調度中心若預測短缺時程將小於30分鐘,可以放寬到12%,及

(d)此水準隨著熱機備轉容量的啟動可以被放寬,若所有備轉容量都用罄,為維持備轉容量將要求非志願負載限制時,可以放關到100%。在此情況下,必須盡速回復至原來水準。

2.3 棄載備轉容量服務標準:

係滿足下列原則之水準:

(a)發生所有可能棄載事故時,可充分維持系統高頻至51Hz以下;

(b)若系統調度中心考量輸電系統事故發生或然率比較低時,可放   寬到25%。

2.4 負載追隨服務、熱機備轉容量服務及棄載備轉容量服務之水準,在下列情況下,可以降低:

(a) 相關偶發事故發生之後;或
(b) 系統調度中心若沒限電就無法滿足標準時,系統調度中心在考量降低水準不會與維持電力系統安全衝突的前提下。

2.5 系統全黑啟動服務係充分達到系統調度中心的運用計畫之SWIS全黑啟動所需容量。

三、決定與採購輔助服務需求

3.1 系統調度中心必須依照SEIS運轉標準與輔助服務標準決定所有輔助服務需求。

3.2系統調度中心必須按年度更新輔助服務要求。輔助服務要求必須根據來年SWIS設備與架構訂定。

3.3 若考量任何輔助服務不能達到相關適用輔助服務標準、或可能根據3.2節更新之前發生短缺時,系統調度中心可重新評估當時輔助服務要求之水準。

3.4 系統調度中心必須決定輔助服務要求按照第3.1與3.5節的:

(a) 負載追隨服務;
(b) 熱機備轉容量服務;
(c) 棄載備轉容量服務;
(d) 各類調度支援服務;及
(e) 系統全黑啟動服務。

3.5 輔助服務要求可:

(a) 為特定地點;
(b) 隨不同SWIS系統負載水準或其他情境而變動;
(c) 隨不同日之型態或日之時間而變動;
(d) 跨年而變動。

3.6 輔助服務要求系統調度中心必須報陳IMO批准。 IMO必須稽核系統調度中心所決定的輔助服務要求,並可要求系統調度中心重新確定輔助服務要求。

3.7 系統調度中心必須編製年度輔助服務計畫,說明如何確保輔助服務要求之達成。

3.7A沃夫(Verve)發電公司必須從該公司設備,讓其發電容量可提供足夠的輔助服務,以便系統調度中心達成市場規則所規定的責任。

3.8 系統調度中心可以跟沃夫發電公司以外的其他規則會員簽訂熱機備轉容量輔助服務合約,若:

(a) 沃夫發電公司註冊設施無法達到輔助服務要求;或
(b) 其他輔助服務合約提供較沃夫發電公司註冊設施提供之輔助服務價格便宜。

3.8A 系統調度中心可以跟沃夫發電公司以外的其他規則會員簽訂棄載備轉容量輔助服務或調度支援服務合約。

3.8B 系統調度中心在簽訂調度支援輔助服務合約之前,必須先取得經濟管制局(ERA)之批准。

3.8C 經濟管制局必須僅審查依照3.8B之輔助服務合約所提供之服務是否達到最低實用持續成本。

3.8D 經濟管制局可以舉辦公眾諮詢程序,決定是否批准調度支援服務輔助服務合約。在決定是否舉行公眾諮詢程序時,經濟管制局必須考量有關輔助服務合約各項條款,包括預訂運轉期程及是否有加速批准程序之需要。

3.8E 系統調度中心簽訂第3.8節目的輔助服務合約的範圍,必須:

(a) 不包括電能電費之成分;及
(b) 僅包括按照第5.3節所訂定服務數值比例之可用率。

3.9 系統調度中心如要簽訂輔助服務合約,必須:

(a) 尋求最低成本,滿足第4.1節規定義務;及
(b) 考量使用競標程序,除非電力調度中心認為如此將無法滿足(a)之要求。

3.10 若系統調度中心簽訂輔助服務合約,該中心必須通報IMO各輔助服務合約及價格與調度相關設備提供服務容量條款。

3.11 每年6月1日,系統調度中心必須陳報IMO包括下列資訊:

(a) 前一年各項輔助服務數量,包括輔助服務合約下各類輔助服務,及這些數量之充足度;
(b) 各類輔助服務之總成本,包括依照前一年輔助服務合約所提供之輔助服務;及
(c) 未來一年輔助服務需求及滿足這些需求的輔助服務計畫。

3.12 IMO必須稽核系統調度中心根據第3.11節陳報給IMO)所決定的輔助服務計畫。IMO可以要求系統調度中心修訂輔助服務計畫,重新陳報IMO。

3.13 每年7月1日,系統調度中心必須接到根據第3.11與3.12節所陳報IMO報告的批准。IMO必須儘速公布該批准報告。

3.14 系統調度中心必須在電力系統操作程序書記錄必須遵守的程序,且遵守市場程序書,當:

(a) 決定輔助服務要求時;及
(b) 簽訂輔助服務合約時,包括用來招標輔助服務合約所執行競標過程的程序。

3.15 系統調度中心必須在電力系統操作程序書中記錄市場規則要求提供之輔助服務必須遵守的程序。系統調度中心與規則會員必須遵守市場程序書。

四、   輔助服務調度

4.1 系統調度中心必須按照第七章中各交易時段安排與調度設備滿足輔助服務要求。

五、   輔助服務支付(Payment for Ancillary Services)

5.1 根據市場規則第9章規定,獨立市場調度中心(IMO: Independent Market Operator)代表系統調度中心(System Management)支付輔助服務付款總金額包括:

(aA)各交易月份各類服務:

     (i)負載追隨容量成本(LF_Capacity_Cost)之容量電費,根據第9章9.9.2(q)節計算各交易      月金額,及
     (ii)負載追隨市場成本(LF_Market_Cost)之能量電費,根據第9章9.9.2(o)節計算各交易月金額;

(b)各交易月熱機備轉容量服務(SR:Spinning Reserve Service)可用成本(SR_Availability_Cost)金額,係根據第9章9.9.2(m)節計算各交易月款項;及

(c)負載跳脫備轉容量(LR:Load Rejection Reserve)服務與系統再啟動(System Restart)服務之每月成本(Cost_LRD),係根據第5.3B與3C節規定程序決定,以及根據第5.8B節規定決定調度支援服務費用。

5.1A 根據市場規則第9章允許IMO分配第5.1節所述付款總金額,系統調度中心必須提供IMO依據第14.2與14.3節之輔助服務合約結算資訊。

5.2 輔助服務之使用付費,係透過平衡結算機制過程之運作來達成,IMO對系統調度中心使用輔助服務並沒有收額外的費用。

5.3 尖峰付費幅度(Margin_Peak)與離峰付費幅度(Margin_Off-Peak)之常數將用在第九章所述結算計算,其值為:

(a) 若經濟管制局沒依照5.3A節完成第一階段評估:

    (i) 尖峰付費幅度為15%;及
   (ii) 離峰付費幅度為 12%;及

(b) 若經濟管制局依照5.3A節完成第一階段評估,則依經濟管制局決定。

5.3A 根據5.3AB節規定,各會計年度,在會計年度開始,3月31日之前,經濟管制局必須決定尖峰付費幅度與離峰付費幅度,考量躉售市場目標並依照下列:

(a) 在會計年度開始之前,11月30日,IMO必須陳送該會計年度提案給經濟管制局:

(i) 應用於尖峰交易時段之備用容量可用付費幅度,尖峰付費幅度,IMO必須考量:

        (1)沃夫發電公司幅度,能夠合理預期賺取在電能銷售由於尖峰交易間格期間供應熱機    備轉容量服務之縮減;及
        (2) 沃夫發應用於尖峰交易時段之備用容量可用付費幅度,尖峰付費幅度,IMO必須考量沃夫發電公司註冊設備,被系統調度中心在尖峰交易間格期間排入提供熱機備轉容量之效率損失,能夠合理預期係因這些備轉容量之排程關係;

(ii) 應用於離峰交易時段之備用容量可用付費幅度,離峰付費幅度,IMO必須考量:

       (1)沃夫發電公司幅度,能夠合理預期賺取在電能銷售由於離峰交易間格期間供應熱機備轉容量服務之縮減;及
       (2) 沃夫發應用於離峰交易時段之備用容量可用付費幅度,離峰付費幅度,IMO必須考量沃夫發電公司註冊設備,被系統調度中心在離峰交易間格期間排入提供熱機備轉容量之效率損失,能夠合理預期係因這些備轉容量之排程關係;及

(b) 經濟管制局必須進行公眾諮詢過程,且須公布議題文件與發佈公眾提供意見之邀請。

5.3AB 在下列期間:

(a) 平衡市場起始日8:00AM至2013年7月1日止:

     (i) 尖峰付費幅度為經濟管理局根據第5.3AB(b)節所決定之值,並公布在市場網站上;及
     (ii) 離峰付費幅度為經濟管理局根據第5.3AB(b)節所決定之值,並公布在市場網站上;

(b)若經濟管制局在平衡市場起始日8:00AM,未能根據第5.3AB(a)節決定尖峰付費幅度與離峰付費幅度之值,然後將由IMO決定該值,並在平衡市場起始日後,儘速公布在市場網站上。

(c) 根據第5.3AB(a)節規定決定尖峰付費幅度與離峰付費幅度時,經濟管制局必須進行公眾諮詢過程,且須公布議題文件與發佈公眾提供意見之邀請;

(d)當根據第5.3AB節規定決定尖峰付費幅度常數時,經濟管制局或IMO必須考量到:

    (i) 沃夫發電公司幅度,能夠合理預期賺取在電能銷售由於尖峰交易間格期間供應熱機備轉容量服務之縮減;及
   (ii) 沃夫發應用於尖峰交易時段之備用容量可用付費幅度,尖峰付費幅度,IMO必須考量沃夫發電公司註冊設備,被系統調度中心在尖峰交易間格期間排入提供熱機備轉容量之效率損失,能夠合理預期係因這些備轉容量之排程關係;

(e) 當根據第5.3AB節規定決定離峰付費幅度常數時,經濟管制局或IMO必須考量到:

(i) 沃夫發電公司幅度,能夠合理預期賺取在電能銷售由於離峰交易間格期間供應熱機備轉容量服務之縮減;及
(ii) 沃夫發應用於離峰交易時段之備用容量可用付費幅度,離峰付費幅度,IMO必須考量沃夫發電公司註冊設備,被系統調度中心在離峰交易間格期間排入提供熱機備轉容量之效率損失,能夠合理預期係因這些備轉容量之排程關係;

5.3B 在每一次審查期間,每年的3月31日審查期間開始,經濟管制局必須決定棄載成本(Cost_LR),考量躉售市場目標即依照下列:

(a)在每年11月30日,審查期間開始之前,系統調度中心必須陳報審查期間之棄載成本常數建議值給經濟管理局。棄載成本須包含提供棄載備轉容量服務、系統全黑啟動服務及調度支援服務等除了透過第5.8B節所提供以外的成本;

(b)經濟管制局必須進行公眾諮詢過程,且須公布議題文件與發佈公眾提供意見之邀請;

5.3C 任何年度之審查期間內,若系統調度中心決定下一會計年度之棄載成本,發現與5.3B所提供之成本,有重大差異時,然後經濟管制局必須決定棄載成本修訂值,考量躉售市場目標及依照下列:

(a)在相關會計年度開始前一年的11月30日,系統調度中心必須陳報經濟管理局棄載成本更新建議值。棄載成本必須包含提供棄載備轉容量服務、系統全黑啟動服務及調度支援服務等除了透過第5.8B節所提供以外的成本;

(b) 經濟管制局可以進行公眾諮詢過程及:

(i)若進行公眾諮詢過程,須公布議題文件與發佈公眾提供意見之邀請;及
(ii)若公眾諮詢過程沒進行,經濟管制局必須公布決定不辦之理由。

六、   輔助服務成本回收(Ancillary Service Cost Recovery)

6.1 市場會員p,在各交易月m的負載追隨服務費用成本之份額為 LF_Share(p,m),等於:

(a)市場會員的貢獻量;除於
(b)所有市場會員之總貢獻量,

前述市場會員在交易月m之貢獻量,等於下列總和:

(i)在交易月m期間中所有交易時段,市場會員註冊可停電力與不可調度負載計量排程總和之絕對值;及
(ii) 在交易月m期間中所有交易時段,市場會員註冊不可排程發電機組計量排程總量。

6.2 市場會員p,在各交易時段t的熱機備轉容量服務費用成本之份額為 SR_Share(p,t),等於附錄2所決定之總數。

6.3  市場會員p,在各交易月m的棄載備轉容量服務、系統全黑啟動服務及調度支援服務費用成本之份額為根據第9章9.3.7節所決定之 Consumption_Share(p,m)。

、       輔助服務要求過程與標準之審查

7.1 無時無刻,至少從能源市場起始日開始每五年一次期間,IMO與系統調度中心之協助,必須執行輔助服務標準及設定輔助服務需求基礎之檢討。此檢討必須包括:

(a)決定所提供各項輔助服務水準與第3章3.1節所訂SWIS運轉標準之間的關係技術分析;
(b)由於額外設備並聯SWIS系統所增加輔助服務需求之預期成本的確認;
(c)對會員提供與使用各項輔助服務多樣水準效應之成本效益分析;及
(d)公眾諮詢過程。

7.2 IMO必須公布報告包含:

(a) 技術分析與成本效益檢討之結果與輸入資料;

(b) IMO在諮詢過程所收到的意見,這些建議的匯總摘要、及這些建議所提問題的任何反應;及

(c) 對輔助服務標準及設定輔助服務要求基礎之任何修改建議。

7.3 在7.2節報告中,若IMO建議任何修改,IMO必須依照市場規則第2章2.5.1節做出規則變更提案,來處理這些修改變更。

八、市場規則第9章第9.9.2節輔助服務結算:

有關負載追隨服務及熱機備轉容量服務在交易月份m的成本計算如下列項目:

(A) 計算公式名詞代號定義

t 代表交易月份m中之交易時段;
T 係交易月份m中之交易時段的集合;
LF_Up(p,t) 係交易時段t市場會員p註冊設備根據第市場規則第7章7.13.1節提供任何事後(Ex-post)向上負載追隨輔助服務(LFAS)啟用數量之總計
LF_Up_Price(t) 係交易間格t之向上LFAS價格
LF_Up_Backup(p,t) 係交易時段t之向上負載追隨輔助服務(LFAS)後衛啟用數量之總計,如果市場會員p為沃夫發電公司,否則為0。
LF_Up_Backup_Price(p,t) 係交易時段t之後衛向上負載追隨輔助服務(LFAS)之價格,如果市場會員p為沃夫發電公司,否則為0。
LF_Down(p,t) 係交易時段t市場會員p註冊設備根據第市場規則第7章7.13.1(eC)節提供任何事後(Ex-post)向下負載追隨輔助服務(LFAS)啟用數量之總計
LF_Down_Price(t) 係交易時段t向下負載追隨輔助服務(LFAS)價格
LF_Down_Backup(p,t) 係交易時段t之向下負載追隨輔助服務(LFAS)後衛啟用數量之總計,如果市場會員p為沃夫發電公司,否則為0。
LF_Down_Backup_Price(p,t) 係交易時段t之後衛向下負載追隨輔助服務(LFAS)之價格,如果市場會員p為沃夫發電公司,否則為0。
Balancing_Price(t) 交易時段t平衡價格,大於0。
c 代表一項簽約輔助服務
CAS_SR 簽約熱機備轉容量輔助服務之集合
P 所有市場會員之集合
ASP_SRQ(c,t) 係系統調度中心根據14.3(b)(ii)規定簽訂熱機備轉容量服務c,在交易時段t所提供數量,乘以 2轉換為MW單位。
ASP_SRPayment(c,m) 定義在市場規則第9章9.9.4節
TITM 在交易月份中交易時段的號碼(不包括任何電能市場啟用前之交易時段)
SR_Share(p,t) 交易時段t市場會員p所分配到的熱機備轉容量服務支付成本份額。係IMO使用第6.2節所述方法決定之份額。
LF_Share(p,m) 交易月份m市場會員p所分配到的負載追隨服務支付成本份額。係IMO使用第6.1節所述方法決定之份額。
Margin(t) 若交易時段t為尖峰交易時段係尖峰付費幅度;反之,若交易時段t為離峰交易時段係離峰付費幅度。
Margin_Peak(m) IMO根據第14.1(c)節指定之交易月份m尖峰交易時段之可用備轉容量支付幅度
Margin_Off-Peak(m) IMO根據第14.1(d)節指定之交易月份m離峰交易時段之可用備轉容量支付幅度
SR_Capacity(t) 若交易時段t係尖峰交易時段,則等於SR_Capacity_Peak(m);反之,若交易時段t係離峰交易時段,則等於SR_Capacity_Off-Peak(m)。
SR_Capacity_Peak(m) 係涵蓋IMO根據第13.1(e)節指定交易月份m尖峰交易時段熱機備轉容量輔助服務要求之需要容量。
SR_Capacity_Off-Peak(m) 係涵蓋IMO根據第13.1(f)節指定交易月份m離峰交易時段熱機備轉容量輔助服務要求之需要容量。
Ex-post_Upwards_LFAS_Enablement(t)

係交易時段t,根據市場規則第7章7.13.1(e)所提供數量之總和Upwards_LFAS_Backup_Enablement(t)係交易時段t,根據市場規則第7章7.13.1(eA)所提供之任何數量

(B) 計算公式:

(a) 支付市場會員p在交易時段t提供向上負載追隨輔助服務(upwards LFAS)之電費為:

LF_Up_Market_Payment(p,t) = LF_Up(p,t) × LF_Up_Price(t) + LF_Up_Backup(p,t) × LF_Up_Backup_Price(p,t)

(b) 支付市場會員p在交易時段t提供向下負載追隨輔助服務(downwards LFAS)之電費為:

LF_Down_Market_Payment(p,t) = LF_Down(p,t) × LF_Down_Price(t) + LF_Down_Backup(p,t) × LF_Down_Backup_Price(p,t)

(c) 支付市場會員p在交易時段t提供負載追隨輔助服務(LFAS)之總電費為:

LF_Market_Payment(p,t) = LF_Up_Market_Payment(p,t) + LF_Down_Market_Payment(p,t)

(d) 支付市場會員p在交易月份m提供負載追隨輔助服務(LFAS)之總電費:

LF_Market_Payment(p,m) = Sum(t∈T, LF_Market_Payment(p,t))

(e) 支付所有市場會員在交易時段t提供負載追隨輔助服務(LFAS)之總電費為:

LF_Market_Payment(t) = Sum(p∈P, LF_Market_Payment(p,t))

(f) 支付所有市場會員在交易時段t提供熱機備轉容量輔助服務(LFAS)之總電費為:

SR_Availability_Payment(t) = 0.5 × Margin(t) × Balancing_Price(t) × max(0,SR_Capacity(t) – LF_Up_Capacity(t) – Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRQ(c,t))) + Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRPayment(c,m) / TITM)

(g) 支付市場會員在交易月份m提供熱機備轉容量輔助服務(LFAS)之總電費為:

SR_Availability_Payment(m) = Sum(t∈T, SR_Availability_Payment(t))

(h) 在交易時段t,無輔助服務成本節約之提供負載追隨電廠,若沒提供熱機備轉容量輔助服務,其熱機備轉容量輔助服務之假設總成本為:

SR_NoLF_Cost(t) = 0.5 × Margin(t) × Balancing_Price(t) × max(0,SR_Capacity(t) – Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRQ(c,t))) + Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRPayment(c,m) / TITM)

(i) 輔助服務成本節約,係透過在交易月份m交易時段t,同時提供負載追隨與熱機備轉容量輔助服務之電廠雙重使用而得,其輔助服務節約成本為:

AS_Cost_Saving(t) = 0.5 × Margin(t) × Balancing_Price(t) × min(LF_Up_Capacity(t), SR_Capacity(t) – Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRQ(c,t)))

(j) 交易時段t之輔助服務節約成本的分配因數為:

AS_Saving_Factor(t) = LF_Market_Payment(t) / (LF_Market_Payment(t) + SR_NoLF_cost(t))

(k) LF_Up_Capacity(t)係交易時段t涵蓋提供向上負載追隨輔助服務需求之必要容量為:

LF_Up_Capacity(t) = Sum(p∈P,LF_Up(p,t) + LF_Up_Backup(p,t))

(l) 交易月份m,市場發電公司之市場會員p之熱機備轉容量可用成本分擔為:

SR_Availability_Cost_Share(p,m) = Sum(t∈T, SR_Share(p,t) × ((0.5 × Margin(t) × Balancing_Price(t) × max(0, SR_Capacity(t) – LF_Up_Capacity(t) – Sum(c∈CAS_SR,ASP_SRQ(c,t)))) + Sum(c∈CAS_SR, ASP_SRPayment(c,m) / TITM) + (AS_Saving_Factor(t) × AS_Cost_Saving(t))))

(m) 交易月份m,總熱機備轉容量可用成本為:

SR_Availability_Cost(m) = Sum(p∈P, SR_Availability_Cost_Share(p,m))

(n) 交易月份m,市場會員p之負載追隨成本分擔為:

LF_Market_Cost_Share(p,m) = Sum(t∈T, LF_Share(p,m) × (LF_Market_Payment(t) – AS_Saving_Factor(t) × AS_Cost_Saving(t)))

(o) 交易月份m,總負載追隨成本為:

LF_Market_Cost(m) = Sum(p∈P, LF_Market_Cost_Share(p,m))

(p) 交易月份m,市場會員p之負載追隨容量成本分擔為:

LF_Capacity_Cost_Share(p,m) = (Monthly_Reserve_Capacity_Price(m) / TITM) × Sum(t∈T, LF_Share(p,m) × LF_Up_Capacity(t))

(o) 交易月份m,總負載追隨容量成本為:

LF_Capacity_Cost(m) = Sum(p∈P, LF_Capacity_Cost_Share(p,m))

九、附錄2:熱機備轉容量成本分配

本附錄決定有關市場會員p在交易間格t應負擔的熱機備轉容量服務費用成本SR_Share (p,t)之值。

在本附錄中,有關市場會員p係有註冊設備之市場會員,除了若非註冊發電系統供應間歇性負載,有關市場會員p係有註冊間歇性負載之市場會員。

在本附錄之計算,係根據一套適用設備(用f標示)資料,該套資料包括在交易時段t期間,已註冊之所有排程發電機組與所有非排程發電機組,除了那些根據第2章2.30A.2節所豁免註冊之間歇性發電機組。此套資料也包括所有供應間歇性負載之非註冊發電系統。

為了決定SR_Share (p,t)之值,各適用設備f在交易時段t都有適用之容量。

-如果設備f係一裝有時段電錶之間歇性發電機,那麼包括交易間格t的交易月分之MWh平均時段抄表讀數將予以雙倍。

-如果設備f係一裝有時段電錶之排程發電機,則交易時段t的MWh平均時段抄表讀數將予以雙倍。

-如果設備f係一多個整合設備總和之排程發電機,每個設備都有時段電錶並各自在個別電網連接點注入西南互聯系統(SWIS)電能,則各個別設備當作一個別排程發電機組。

-如果設備f係沃夫發電公司沒裝時段電錶之間歇性發電機組,則根據包含交易時段t交易月分之SCADA資料,所記錄該設備送出發電之平均月別MWH,予以雙倍。

-如果設備f係沃夫發電公司沒裝時段電錶之排程發電機組,或供應間歇性負載之沒裝電表發電系統,則根據包含交易時段t交易月分之SCADA資料,所記錄該設備送出發電之平均月別MWH,予以雙倍。

使用表19資料的方法:

區塊號碼

(Block   Number)

區塊範圍(MW)

(Block   Range)

區塊大小(MW)

(Block   Size)

1

> 200

100

2

>125   and ≤ 200

75

3

>65 and   ≤ 125

60

4

>45 and   ≤ 65

20

5

>10 and   ≤ 45

35

表19 :決定 Reserve_Share(p,t)之資料

表19中各個區塊,用區塊號碼b標示,備轉容量區塊額份為:

若Sum(f(i≤)) > 0時

RBS(b) = [Block Size(b) / Sum(i, Block Size(i))] / Sum(f(i≤), TIS(f))

若Sum(f(i≤)) = 0時

RBS(b) = 0

上式中:

Block Size(i)細表1中標示區塊號碼i的區塊大小。

f(i≤)係交易時段t,在任何附有b或更小區塊號碼值區塊之區塊範圍內,具有適用容量之適用設備的子集。

TIS(f)若適用設備f在交易時段t期間並聯到SWIS系統,其值為1,否則為0。

表19中各個區塊b,備轉容量發電機組分擔為:

RGS(b) = Sum(i≥, RBS(i))

上式中:i≥係表1所陳列區塊標有區塊號碼i大於或等於b的集合。

各市場會員p,在交易時段熱機備轉容量服務費用成本之非調整分擔為:

USHARE(p) = Sum(f(p), RGS(b(f)) × TIS(f))

上式中:

f(p)為市場會員p擁有表一中所陳列的一個區塊範圍內適用容量之適用設備的集合。

b(f)為在一區塊範圍,對應適用設備f之適用容量,在表1中區塊之區塊號碼。

TIS(f)若適用設備f在交易時段t期間並聯在SWIS系統時,其值為1,否則為0。

各市場會員p,在交易時段t,熱機備轉容量服務費用成本之調整分擔為:

SR_Share (p,t) = USHARE(p) / sum(q, USHARE(q))

上式中:

q為所有市場會員之集合的指數。

陸、西澳IMO建議2014/15年度最大備用容量電價之決定

一、決定

1.1  2012年2月15日西澳(Western Australia)獨立市場調度中心(IMO: Independent Market Operator)提交西澳獨立的經濟管制機構-經濟管制局(ERA: Economic Regulation Authority)2015/15備用容量年最大備用容量電價(MRCP: Maximum Reserve Capacity Price )檢討定案報告。ERA根據IMO定案報告建議,批准每年每MW 163,900澳幣之2014/15備用容量年MRCP修訂值。

1.2  此項批准係根據西澳躉售電力市場規則(WEM Rule:Wholesale Electricity Market Rules)第2.26.1節規定授予。批准授予基礎為:

  • IMO所建議MRCP修訂值合理反映市場規則第4.16節敘述之方法與指南原則的應用,及
  • IMO進行充分公共諮詢過程。

二、理由

2.1  市場規則第4.16.3節規定IMO開發MRCP市場程序(MRCP Market Procedure)書,載明用來決定MRCP使用與過程之方法。IMO必須遵守MRCP市場程序書檢討各備用容量週期之MRCP值。IMO必須使用MRCP市場程序書所述方法提出建議修訂值,並備妥說明如何達成MRCP建議修訂值之報告草案。經過公共諮詢過程後,IMO必須提出MRCP定案修訂值。 

2.2  IMO提出MRCP定案修訂值後,根據市場規則第2.26.1節規定要求ERA:

(a)檢討IMO提供之定案報告,包括所有IMO準備報告過程中收到的建議。

(b)決定是否批准MRCP修訂值。

(c)做出決定時,僅考慮:

  • i.  MRCP建議修訂值是否合理反映市場規則第4.16節敘述之方法與指南原則的應用。
  • ii.  IMO是否進行充分公共諮詢過程,及

(d)通知IMO修訂值已經批准。

 2.3 市場規則第2.26.2節提供ERA否決IMO陳送MRCP修訂值之規定,但必須公布理由,並可指令IMO依照ERA任何命令與建議,重新進行市場規則第4.16節規定之所有或部分檢討過程。

三、最大備用容量電價方法(Maximum Reserve Capacity Price methodology )

 3.1 MRCP市場程序訂定IMO為了發展與建議MRCP,所需採取的步驟及應用原則。

3.2 MRCP旨在建立各容量年提供額外備用容量之入門邊際成本。市場程序書明訂決定MRCP的方法,包括下列成分的技術成本:

(a)位於西澳西南互連系統(SWIS: South West Interconnected System)內,附有進氣冷卻系統之液態燃料開放循環氣渦輪 (OCGT: open cycle gas turbine)標稱銘牌容量16萬瓩機組的投資成本(capital cost);
(b)電廠開發與興建相關土地成本;
(c)液態燃料儲存與處理設備相關開發成本;
(d)連接電廠與幹線系統之相關成本;
(e)電廠、燃料處理設施及輸電連接設備之運轉維護(O&M)固定成本;
(f)法律、保險、融資及環保核批費用加上偶發事件之保證金;及
(g)投資加權平均成本(WACC: Weighted Average Cost of Capital)

3.3 市場規則第4.16.9節要求IMO每五年期間至少檢討MRCP市場程序書一次。最後一次該項檢討,係由市場諮詢委員會(Market Advisory Committee)下設立之MRCP工作小組所主導,在2010年5月至2011年6月之間,為修訂市場程序書,發展PC_2011_06程序書變更建議達到最高潮。程序書變更建議在2011年9月6日提交程序書變更過程。2011年10月21日IMO公布其程序書變更報告在IMO網站,並批准修訂MRCP市場程序書。IMO根據修訂之市場程序書發展2014/15備用容量年之建議修訂MRCP。

3.4 ERA指出方法變更導致MRCP重大衝擊。這些包括:

(a)允許為裝置進氣冷卻之輸出效率增益與成本,及

(b)確定面對計畫開發者實際成本之輸電成本估計,也就是由西部輸電公司(Western Power)決定之歷史連接成本及實際使用費用為代表。

四、輸入常數與計算值摘要

4.1 MRCP計算輸入常數及依照MRCP市場程序書所計算之值摘要,提供如表20:

MRCP成本分攤表表20 MRCP計算輸入常數與計算值摘要表(資料來源:ERA網站)

[附註1] CC:係結合MRCP市場程序書步驟第2.3.1(c)電廠成本,所決定之電廠期望容量信用配額。
[附註2] WACC:係MRCP市場程序書步驟2.9所決定之投資加權平均成本。
[附註3] PC:係MRCP市場程序書步驟2.3所決定之開放循環氣渦輪電廠投資成本,單位為澳幣/MW。
[附註4] M:為支付MRCP市場程序書步驟2.8所詳述之法律、保險、融資、環保核批及其他成本加上偶發事件費用之保證金。
[附註5] TC:係MRCP市場程序書步驟2.4所確定之總輸電成本估計值。
[附註6] FFC:係MRCP市場程序書步驟2.6所決定之燃料固定成本。

[附註7] LC:係MRCP市場程序書步驟2.7所決定之土地成本。

[附註8] CAPCOST:係期望容量信用配額(CC)開放循環氣渦輪電廠總投資成本估計值,單位為澳元。

4.2 ERA接到IMO報告草案,此報告草案包括IMO之定案報告及其所收到意見。ERA還檢討IMO所提供有關MRCP輸入常數報告,以確認這些報告合理反應市場規則第4.16節敘述之方法與指南原則的應用。

4.3 ERA確信IMO所決定之MRCP值,依照方法,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.4 特別是ERA注意到IMO使用MRCP市場程序書第2.10.1節訂定之公式,計算MRCP值。

 

4.5 電廠成本

4.5.1 MRCP市場程序書聲明MRCP電廠應為16萬瓩開放循環氣渦輪(OCGT)機組、使用液態燃料運轉、容量因數為2%、並包含低氮氧化物(NOx)燃燒器及進氣冷卻系統與允許14小時連續運轉之進水和儲水設施(根據IMO意見,如此最具成本效益)。

4.5.2 MRCP市場程序書規定IMO必須委聘顧問公司,在備用容量週期的第3年4月,提供成本估價相關:

(a)電廠之工程、採購、建設的;
(b)用在估計決定之價格上升因素摘要;
(c)氣溫攝氏41度機組可能出力,及所需考量可用氣渦輪機與進氣冷卻技術,可能溼度條件及代表電廠的期望容量信用配額之任何其他因素。

4.5.3 IMO委聘SKM(Sinclair Knight Merz)公司提供位於西南互連系統(SWIS)16萬瓩開放循環氣渦輪(OCGT)電廠之發電投資成本。計算2012 MRCP電廠投資成本過程,係跟應用在上一年度建議過程相同,除了納入裝置進氣冷卻提高輸出效率與成本津貼外,其餘係跟應用在上一年度建議過程相同。根據SKM公司的投資成本估價,遞增到2014年4月1日澳元,IMO建議每MW 858,987.37澳元金額之OCGT投資成本。

4.5.4 ERA認為IMO採用每MW 858,987.37澳元金額之OCGT投資成本,所選擇之值,已經合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.6 法律、融資、審批、偶發事件及其他成本之因素

4.6.1 MRCP市場程序書規定IMO應決定電廠興建之設計與管理合理發生之法律成本、融資成本、保險成本、審批成本、偶發事件成本及其他成本。

4.6.2 IMO委顧SKM提供法律、融資、審批、偶發事件及其他成本之成本因數之估計。SKM估計這些成本,以內部資料及最近可比較發展之知識為基礎,不包括任何特殊個別計畫可能之不正常成本。SKM建議18.2%的保證金。根據SKM的估計,IMO正式提出法律、融資、審批、偶發事件及其他成本18.2%的保證金。 

4.6.3 ERA認可IMO採用興建電廠設計與管理合理發生之法律、融資、審批、偶發事件及其他成本18.2%的保證金,所選擇金額已合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.7 輸電連接工程

4.7.1 MRCP市場程序書規定西部輸電公司(Western Power),必須提供依照MRCP市場程序書方法,符合技術規則(Technical Rules)相關規劃準則,連接發電機及輸出電力至負載中心,所需總輸電成本估計值。

4.7.2  西部輸電公司根據曾經確定實際連接成本與使用費用,提供修訂MRCP之總輸電成本估計值。依照MRCP市場程序書要求,西部輸電公司必須提供稽核報告,以便驗證計算過程使用連接成本資料之精確度。據此基礎上,IMO建議輸電連接成本每MW 109,821澳元之值。

4.7.3 ERA指出,相較於去年相當MRCP成本之輸電連接成本的顯著降低了64%(30,300澳元/MW),主要係由於MRCP市場程序書修訂方法所致。此修訂方法使用5年內相關計畫之實際連接成本,並依照設備啟用或預定商轉年度權重分配。以前MRCP採用的方法係根據未來計畫之較高水準、指示性概算。

4.7.4 ERA認可IMO採用每MW 109,821澳元金額之輸電連接成本,所選擇之值,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.8 燃料固定成本

4.8.1 MRCP市場程序書規定IMO必須聘請顧問公司決定電廠液態燃料儲存與處理設施成本估價。此成本應為那些有關1000噸容量燃料槽、公路燃料(油)罐車之燃料接收設施及所有相關管路工程、燃料抽取與控制設備之費用。

4.8.2 IMO委託GHD(Gutteridge Haskins and Davey)公司更新先前報告所提供固定燃料成本,反應2011年那些成本。根據GHD公司的估價,遞增到2014年4月1日,IMO建議3.18百萬澳元金額之燃料固定成本。

4.8.3 ERA認可IMO採用3.183百萬澳元金額之固定燃料成本,所選擇之值,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.9 土地成本

4.9.1 MRCP市場程序書規定IMO必須與Landgate公司維持顧問協定,提供SWIS轄區內最可能作為新電廠計畫工業用土地區塊之變動情形。

4.9.2 MRCP市場程序書規定IMO將提供所需土地大小指示,應限於3公頃標準尺寸大小之工業區土地區塊,並考量特殊地點緩衝區之任何需求,以及也可以用多個小區塊土地合併達到這些需求的方式。

4.9.3 ERA指出Landgate公司提供2011年6月30日各土地區塊成本估價,不包括印花稅,在IMO的草案報告諮詢過程中,IMO酌加各區塊土地成本適當印花稅,以回應市場參與者的評論。ERA確認MRCP市場程序書未明訂包括印花稅義務,但考量包括印花稅義務做為土地成本計算的一部分,並非無理。

4.9.4 根據MRCP市場程序書,IMO在SWIS轄區內七個預定區域土地平均成本,遞升至2014年4月1日現值。IMO建議土地成本價值為2.804百萬澳元。

4.9.5  ERA認可IMO採用2.804百萬澳元金額之土地成本,所選擇之值,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.10 運轉維護固定成本

4.10.1 MRCP市場程序書規定:

(a)IMO必須決定電廠與相關輸電連接工程之固定運維成本;
(b)固定運維成本必須也包括固定電網使用費及備用容量週期第3年10月1日年度保險成本估計,及
(c)固定運維成本應轉換成每年度金額數。

4.10.2 IMO委託SKM公司提供電廠與相關輸電連接工程之固定運維成本估計。

4.10.3 IMO根據SKM公司使用投資加權平均成本(WACC)決定之換算成現值的年度發電固定運維成本,計算電廠固定運維成本。遞升至2014年4月1日現值。IMO建議每年固定運維成本價值為每MW 14,256.19澳元。

4.10.4 輸電連接工程固定運維成本,包括開關場及輸電線路運維成本。IMO根據SKM公司使用投資加權平均成本(WACC)決定之換算成現值的年度輸電連接工程固定運維成本,計算固定運維成本,遞升至2014年4月1日現值。IMO建議每年固定運維成本價值為每MW 418.54澳元。

4.10.5 有關固定電網使用費,IMO從西部輸電公司公布之2011/12價格清單計算相關費用。這些費用依照MRCP市場程序書使用之消費者物價指數(CPI),遞升至2014年4月1日現值,提供每年每MW 14,349.38澳元之年度費用。

4.10.6 有關固定運維成本中之保險成本,IMO諮詢了三家保險經紀公司估計相關保險費;檢討兩家市場參與者提供之保險續約文件。保險成本遞升至2014年4月1日現值,按年計算每MW 4,367.66澳元。

4.10.7 ERA指出,IMO要求兩家保險經紀公司書面報價,以便公布在IMO網頁上,但沒有保險經紀公司同意IMO公布其報價。

4.10.8 根據上述成本估計,IMO提供總價按年計之固定運維成本每年每MW 33391.76澳元。

4.10.9 ERA認可IMO採用總價按年計之固定運維成本每年每MW 33,391.76澳元金額,所選擇之值,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用。

4.11 投資加權平均成本(WACC)

4.11.1 MRCP市場程序書規定IMO必須決定被用在MRCP各項成本成分之投資成本。MRCP市場程序書訂定了實際稅前投資加權平均成本(WACC)計算公式與常數。MRCP市場程序書將WACC常數歸為兩大類;即每年年度成分及每5年成分。

 

4.11.2 MRCP市場程序書規定在決定WACC時,IMO必須檢討及決定每年年度成分;及可以檢討並不同於MRCP市場程序書步驟2.9.8決定每5年成分,若IMO認為自上次依照市場規則第4.16.9節進行MRCP每5年檢討以來,發生重大經濟事件。

4.11.3 IMO委顧PWC(PricewaterhouseCoopers)公司更新2012備用容量週期 WACC各年度成分。

4.11.4 PwC 計算出7.11%實際稅前WACC值,作為IMO草案報告建議初步修訂MRCP值之輸入值。此WACC值係基於2011年9月30日的WACC年度成分。IMO在公布定案報告之前,PwC提供2011年12月30日WACC年度成分6.83%實際稅前更新值。2011備用容量週期MRCP之實際稅前WACC值為8.65%。WACC值減少的主要原因,係無風險率及債務風險保費(DRP: debt risk premium)之降低。

4.11.5 PwC計算10年BBB評級公司債券DRP,係從利用7年與10年AAA評級公司債券(過20個交易日至2010年6月22日)之間差額的彭博(Bloomberg)7年BBB評級公司債券(過20個交易日至2011年12月30日)公平價值收益曲線來外推DRP。

4.11.6 MRCP市場程序書規定IMO決定WACC值時,必須決定估計DRP方法,在IMO看來,是符合目前澳洲接受管制慣例。在定案報告,IMO利用彭博(Bloomberg)7年BBB評級公司債券公平價值收益曲線來外推法決定DRP。IMO聲稱此法是符合目前澳洲接受管制慣例。

4.11.7 ERA指出,IMO承認其估計DRP方法之重大缺點,特別在有關目前所給予2010年6月公布計算7年與10年AAA公平價值收益曲線之間差值之資料系列。IMO也承認目前澳洲管制機構有關DRP決定慣例,係屬於過渡狀態。

4.11.8 ERA不相信利用彭博7年BBB公平價值收益曲線估計DRP方法係一適當方法。ERA檢討利用彭博7年BBB公平價值收益曲線外推法是有問題的,因為基礎數據是過時的,加上重大不精確與不一致的緣故。在許多最近管制機構DRP計算要求決定,ERA移除了彭博資料外推方式,而用「債券收益』方式代替。

ERA指出,管制機構一致公認依賴利用彭博7年公平價值收益曲線外推法的問題。許多管制機構都表示希望擺脫依賴彭博7年公平價值收益曲線,或已經改向不依賴彭博7年公平價值收益曲線的機制。

雖然ERA不相信IMO計算DRP使用方法是適當,但也承認目前澳洲管制機構有關DRP決定慣例屬於過渡狀態,並給予IMO在此決定計算DRP的餘地。不過,ERA觀點係接受管制機構慣例可能要下好幾年,並相信不可能是使用彭博公平價值收益曲線的方法。

 

4.11.9 ERA指出,60%債務對總資產比係廣泛採用之管制值。MRCP市場程序書明訂40%債務對總資產比係與共同管制慣例不符。ERA還指出,MRCP市場程序書明訂0.5印花信用值(franking credit value)係與管制機構決定共同使用0.25不一致。

然而,這些值已經明訂在MRCP市場程序書中,ERA認為IMO使用這些值不合理。

4.11.9 ERA認為IMO採用6.83%實際稅前WACC值,所選擇之值,合理反應市場規則第4.16節及MRCP程序書敘述之方法與指南原則的應用,包括MRCP程序書訂定之實際稅前計算公式。

4.12 公眾諮詢過程

4.12.1 IMO在2011年12月公布草案報告,該報告說明IMO如何完成MRCP初步修正值,並要求在2012年1月17日提交當局。規則會員及其他權益相關業者都已經被IMO告知草案報告公布事宜。2011年12月16日通知公告也公布在澳洲財務評論報紙及西澳報紙等媒體。草案報告支援文件,包括從SKM、GHD、及PwC等公司的報告,都公布在IMO網站。

4.12.2 IMO在2012年1月4日進行一場研討會,作為IMO公眾諮詢的一部分,提供WACC計算與輸入常數之背景資料,以解釋比前一年WACC值降低之基本原因。該研討會共有28家權益相關業者參與,包括IMO與PwC簡短簡報後,隨後展開討論。

4.12.3 IMO透過草案報告公眾諮詢過程,從Alinta, ENERNOC, ERM Power, Griffin Power, Infratil Energy Australia, Landfill Gas and Power, Merriden Energy, Perth Energy and Tesla等公司接獲9項建議。

4.12.4 IMO彙整從權益相關者所提之評論意見,並在IMO定案報告第5章回響所有意見。ERA指出,IMO也公布了SKM公司 2012年1月30日回復權益相關者回饋所提意見的信件。

4.12.4 ERA滿意IMO進行的公眾諮詢過程。在市場規則第4.16節及MRCP程序書所述方法與指南原則的應用之背景下,ERA認為IMO已經適當處理權益相關者所提意見。

五、結論

5.1 ERA 對IMO達到市場規則要求提出2014/15備用容量年MRCP感到滿意,理由如下:

(a)ERA滿意所建議輸入常數之值,合理反應市場規則第4.16節敘述之方法與指南原則的應用。
(b)ERA滿意MRCP方法之應用,合理反應市場規則第4.16節敘述之方法與指南原則的應用。
(c)ERA滿意IMO進行適當公眾諮詢過程。

5.2 根據上述評估,ERA批准每年每MW 163,900澳元之2012備用容量週期MRCP建議修訂值,有效期間自2014年10月1日至2015年10月1日。

柒、後語

電業自由化,在1982年全球先鋒的南美智利推動以來,已經超過30年的歷史。尤其甫於今(2013)年4月8日去世的英國鐵娘子首相柴契爾夫人,在1990年推動英國電業自由化以後,更發揚光大,成為全球的電業趨勢[請參考本部落格有關電業自由化兩篇文章:各國電力調度中心(ISO)與電力交易所(PX)檢索電力調度規則檢索]。

由於本人工作業務與興趣的關係,自1997年接觸到電業自由化,就開始蒐集全球各國電業重組、解制、立法、規則、電腦系統與設施、電力調度交易之組織與機制、以及實際運轉與績效等資訊,同時也曾參與多次電業法修訂、以及研究計畫評審工作,發現電業自由化業務的確異常龐大複雜,必須按部就班,配合國情,資訊透明,透過民眾諮詢參與,最後執行還要聘請有實務經驗的國際顧問公司諮詢協助,才能更為順利周全光靠人力單薄的電業主管機關及無實務經驗的學者專家,土法煉鋼,還是不夠,許多眉角,還是需要花錢才學得來。去年油電雙漲後,外界挑戰台電IPP購電議題,就是活生生的例子!當初就是沒有實務經驗的團隊,在沒有國際實務顧問下,任由有國外電業參與的IPP占盡便宜

有關澳洲電業自由化,我在15年前(1998年)就研讀過「NEM1:Gate Way to National Market」以及「VICPOOL RULES、NSW ELECTRICITY MARKET CODE、National Electricity Code」等相關資料。這次應老同事之呼籲,把塵封已久的資料再度回顧,與最新資訊組合,希望能有些許助益,但因空閒時間有限,心有餘而力不足,拖了9個多月,老友們早就緩不濟急了!這也是我要特別致意的地方,同時也期盼大家的指教。

參考資料來源:

NON-MARKET ANCILLARY SERVICES  2012-7-31版 AEMO

FREQUENCY CONTROL ANCILLARY SERVICES 2012-3-20版 AEMO

MARKET ANCILLARY SERVICES SPECIFICATION  2012-5-1版 AEMO

GUIDE TO ANCILLARY SERVICES IN THE NATIONAL ELECTRICITY MARKET 2010-7-1版 AEMO

http://www.imowa.com.au/market-rules

http://www.imowa.com.au/f769,3200424/WEM_Rules_Unoffical_20130501.pdf

IMO Ancillary Service Standards and Requirements Study 2009-11-9

http://www.imowa.com.au/f709,2377423/Ancillary_Services_PSOP_July_2012.pdf

http://www.westernpower.com.au/retailersgenerators/systemManagement/Ancillary_services.html

http://www.erawa.com.au/cproot/9296/2/20110128%20-%20Decision%20on%20the%20Maximum%20Reserve%20Capacity%20Price%20proposed%20by%20the%20Independent%20Market%20Operator%20for%20the%20201314%20Reserve%20Capacity%20Year.pdf

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我在含飴弄孫閒暇之餘,經常瀏覽到新聞、雜誌及媒體有關電業的報導,原來只PO在我的臉書上,跟老朋友分享!最近在我的部落格「Gordoncheng’s Blog』發現對電業有興趣同好還滿多的,但因本人孫女還小空閒時間不多,無法一一翻譯消化另寫文章,只好另闢專門PO電業新聞報導原文連結之「Gordoncheng’s 2nd Blog』,跟更多朋友分享!
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