追憶1997年南非電力第一次接觸電業自由化之旅(下)

追憶1997年南非電力第一次接觸電業自由化之旅(下)

目錄:

四、斐電電力池競價制度技術研討

4.1 ESKOM電力池競價交易
4.1.1 ESKOM電力池
4.1.2 電力池作業程序
4.1.3 競價價格
4.2電力池競價交易下之衝擊與影響
 4.2.1 中央調度中心之衝擊
a.調度部門組織之影響
b.調度運用與值班人員職責之變化
c.調度爭執之問題及如何解決
4.2.2 對發電部門之影響
a.斐電發電部門之產銷計畫
b.競價制度對電廠發電調度之影響
c.產銷計畫之管制
4.2.3 對資訊系統之影響
a.  投標:
b.  決標:
c.  履約:
d.  結算:

五、後語

附件—ESKOM電力池規則Rev. 1.0(中文版)

第一章 定義與字義縮寫(DEFINITIONS AND ACRONYMS)
第二章 電力市場(ELECTRICITY MARKET)
第三章 發電公司競標(Generator Bidding)
第四章 需求面投標(DEMAND SIDE BIDDING)
第五章 機組(發電)排程(UNIT SCHEDULING)
第六章 水力及抽蓄電廠之運轉規定(SPECIFIC OPERATION OF
第七章 斐電電力池電價(EPP PRICE)
第八章 斐電電力池計量(EPP METERING)
第九章 罰則
第十章  斐電電力池結算(EPP METERING)
第十一章 斐電電力池電費(EPP PAYMENTS)
第十二章  斐電電力池收費(EPP Charge)
第十三章 附錄

參考資料來源

 

 

 

 

四、斐電電力池競價制度技術研討

本次技術合作會議討論了許多項目議題,特別將有關電力池競價部分摘要如後,以供參考。為方便比較,先將1997年及2011年斐電與台電的淨尖峰供電能力、尖峰負載、備用容量及總發購電量臚列如下表(表1)所示。表中顯示斐電在1997年的備用容量率高達31%,所以方便實施試驗電力池競價制度。

1997-2011斐電台電比較表     

表1  斐電台電1997、2011年淨尖峰供電能力、尖峰負載、備用容量、總發購電量比較表

4.1 ESKOM電力池競價交易

4.1.1 ESKOM電力池

斐電電力池(EPP: ESKOM Power Pool)運作之依據,係1996年1月之第一版斐電電力池規則(ESKOM Power Pool- Pool Rule Rev. 1.0)。

電力池會員必須獲得南非國家電力管制局(NER: National Electricity Regulator)許可,跟EPP直接交易,並擁有合格證照之發電公司(Generator)、配電公司、交易商與特別用戶。南非境外之電力機構不能為EPP會員。發電公司為擁有發電廠者;發電廠可僅有一部機組(Unit),也可有數部機組。發電公司將電力售予電力池,而配電公司、特別用戶及發電公司再從電力池購用電力。實際運作時,斐電之中央調度中心(ESKOM National Control)充當公正無私的電網調度中心(Grid Operator),以最低成本原則排定發電排程,並調度機組,期間尚須維持相當之備用容量,以滿足用電需求。

南非電力市場之運作,係依EPP規則,並由會員與EPP所訂之ㄧ些契約約束。規則與契約可以有效管制市場運作及計算會員買賣電力之電費;EPP實際上是一個利用價格機制撮合電力之供應與需求,本身並不買賣電力之商業個體。

EPP會員與非會員團體間之電力買賣,尤其是與南非洲電力池(SAPP: Southern African Power Pool)之會員,則須經由獨立電力交易商(Independent Trader)來交易。SAPP是南非洲11國之電力公用事業為彼此間電力交易所組成之電力池,是一個非常寬鬆之合作式電力池(Loose co-operative pool),短期交易價格依短期邊際成本再予加價;長期則含新燃煤電廠均化費用所算得之容量成本。發電公司之容量成本並不考慮管理費用、輸電成本及損失費率等。

SAPP訂有會員之權利與義務,諸如應滿足營業區域用電之需求、承諾可靠容量、提供運轉與備用容量及允許代輸等。各會員應提供可靠容量,在火力系統為其系統尖峰之19%;水力則為10%;而可停電力之負載並未計入備用容量之中。容量之需求過多可能造成過度之投資,形成浪費,而鄰國之會員或將過度依賴斐電所保留之備用容量。

斐電本身之電力池制度,尚在實驗階段;由該公司發電事業集團(Generation Group)及配電事業集團(Distribution Group)參與其事;至於輸電事業集團(Transmission Group)則代表電力池會員,從事電力池運作之行政工作,此種電力池為南非電力公司內部實驗性電力池(ESKOM Internal Experimental Pool),屬於一種競爭性電力池(Competitive Pool)。

在能量費用與輸送電能所需之基本設備費用上兩者之區分為:能量費用(電力池價格)係由參加競標之發電公司所提之價格而定;電力池價格則為每小時所需運轉最貴發電機組之價格,此價格應可回收發電公司所支付的所有費用。輸送電能所需之基本設備費用係依成本分攤機制,已能回收斐電輸電事業團之預算成本而訂出之費用。各發電公司之發電機組由電網調度中心依各公司所投標之發電價格及競標容量,來決定調度之優先順序。

南非電力目前採行合作式(與鄰國)及競爭式(國內)共存之電力池制度,並擬設立SAPP交易商,從事EPP與SAPP兩電力池間買賣電力法定介面之服務。

4.1.2 電力池作業程序

斐電電力池之主要運作項目及內容簡述如下:

(A)負載預測(Load Forecast)

負載預測人員提供每小時電能需求之日負載預測值作為發電公司投標與電網調度中心排程員排程之依據。

(B)報價/投標(Offers/Bids)

發電公司提出次日發電機組可用容量與價格標單。

(C)發電排程(Production Schedules)

排程員(Scheduler)訂出符合系統所需電力及系統安全之幾種調度發電機組之排程。

(D)計價(Pricing)

根據發電排程計算價格,系統之邊際成本極為購電及售電至電力池之能量費率。

(E)訂約(Contracting)

發電公司根據發電排程簽訂電能與輔助服務(Ancillary Service)合約。

(F)調度運作(Operations)

電網調度中心調度員依原訂排程並考慮實際系統運轉限制來調度發電機組。

(G)結算(Settlements)

電力池結算單位依發電契約、實際發電量及發電公司所提供之輔助服務,做結算工作並支付電費給發電公司。

運轉日之負載預測資料需於實際運轉日(Day N)前二日(N-2)16:00以前,經由電力池競價交易軟體PHOENIX網路告知各發電公司,前一日(N-1)10:00以前,各發電公司逕於該公司電腦銀幕投標;14:00決標及確定,運轉日之契約(容量與價格)並通知各電廠作為機組運轉之依據。往後一週則為電力池結算單位進行買賣電費之計算並編製結算報告。

電力池作業時程、作業內容及責任歸屬責任單位,詳如下表2:

電力池作業時程表

表2 斐電池作業時程表

4.1.3 競價價格

(A)競標標單內容

發電公司每部機組投標之標單應包括下列商業參數:

  • 競標價格曲線(Price Curve)
  • 可用宣告容量(Declared Availability)
  • 可調(固定)或不可調運轉模式(Flexibility/inflexibility)
  • 可供一次頻率調整容量(Governor Free)
  • 可供二次頻率調整容量(AGC:Automatic Generation Control)

選擇解聯或並聯 

上述投標資料以每天送出未來連續七天標單為原則,第一天之標單為運轉日決標之用,每天可在更新,如有一日未送達則以最近一日標單競標。除了前述參數外,標單內容亦應付下列技術參數:

  • 啟動成本(斐電目前規定均化在競標曲線內)
  • 啟動時間
  • 升降載率
  • 最低運轉時數
  • 最低停機時數

有關上述商業及技術參數概述如下:

a.  競價價格曲線

競標之價格曲線如圖1所示;該圖以出力(千瓩:MW)為橫坐標,價格蘭得/千度(R/MWh)為縱坐標,表示每一接受調度之發電機組自最低出力Mingen(E0)至最大出力Maxgen(E3)之間,遞增成本變化之各節點E0、E1、E2、E3時,機組出力所需之發電成本。

投標圖

圖1 競標價格曲線

平均投標價格=[最低出力 X 第0節點之遞增成本 + (第一節點之出力- 最低 出力) X 第一節點之遞增成本 + (第二節點之出力 – 第一節點之出力) X 第一節點之遞增成本 + (最大出力 – 第二節點之出力) X 第三節點之遞增成本]/最大出力

電網調度中心調度員將所有投標資料依密件處理,三個月後才公開,提供給斐電內部查核之用。

b.  可用宣告容量(DA)

DA為發電公司宣告各機組次日24小時之最大出力值,可供電網調度中心排程人員安排作為系統安全或備用容量之用。亦用作計算容量獎勵電費及可用容量電費之依據。此外,每小時DA必須考慮機組之啟動時程及升載率等因素。

c.  可調或不可調運轉模式

每部機必須指明該機組出力可否變動,如宣告其出力必須固定不可變動即為不可模式,該機組即不加入系統邊際價格排訂。

d.  一次頻率調整

每部機組除非電力管制局豁免,必須示明其可作調速機運轉(Governor Free)調頻能力,以供系統頻率調整,此執意作為安排輔助服務及計費之用。

e.  二次頻率調整

每部機組標單亦須標明每小時可供作自動發電控制之容量。

f.  選擇並聯或解聯

標單上標明次日個小時是否解聯或並聯,但電網調度中心可視系統情況決定應允與否。

g.  停機費用

電力池因電力過剩,要求發電機組停機待機所附之費用。

h.  啟動時間

為指令啟動至並聯出力在最低負載之時間。

i.  升降載率

為機組出力在最大與最低出力之間,每分鐘升降之MW值。

(B)電力池電價之訂定

斐電電力池每日電價之訂定,係根據各廠前一天之投標競價而定,電價按每小時計算,且在前一天確定後不能更動,同時亦公布次一星期連續七天各小時之初步決標價格,以供各廠投標參考。

a.電價分類:

斐電電力池電力交易所相關之價格與費用,總括分下列四大類:

(i)     能量電費(Energy)
(ii)    容量電費(Capacity)
(iii)   服務費用(Service)
(iv)    其他費用(etc.)

再細分約可歸為下列八大項:

(i)     系統邊際電價(SMP: System Marginal Price)
(ii)    容量獎勵價格(CB: Capacity Bonus Price)
(iii)  電力池輸入價格(PIP: Pool Input Price)
(iv)    附加費用(Uplift)
(v)     電力池輸出價格(PDP: Pool output Price)
(vi)    備轉容量價格(RP: Reserve Price)
(vii)  可用容量價格(AP: Availability Price)
(viii) 現貨價格(SP: Spot Price)

b.電價訂定

斐電各項電價與費用之訂定如下:

(i)     系統邊際電價(SMP):

系統邊際電價為電力池輸入與輸出電能所有費用之基本價格,係由各廠投標、競價、決標所訂定,其訂定過程減述如下:

電網調度中心調度員按每小時系統負載需求,以各廠投標價格最便宜者優先發電原則,依次排定調度次序,直至滿足該小時最高負載點,此點相對應之價格即為該小時之系統邊際電價。

(ii)    容量獎勵價格(CB):

容量獎勵價格為補償獎勵已併入系統機組容量之用,容量獎勵價格等於排程時段之缺電機率(LoLP: Loss of Load Probability)乘以缺電成本(CUE: Cost of Unserved Energy)與SMP之差。其計算方式為:

CB = LOLP x (CUE –SMP)

(iii)  電力池輸入價格(PIP):

此價格為電力池每小時付給發電公司之購電價格,其計算式為:

PIP = SMP + CB

(iv)    附加費用(UP):

附加費用為一常數,每季更新一次。項目包括備用容量、可用容量、輔助服務、緊急發電、隔天負載預測不正確性、初級頻率控制及AGC控制所引起中央調度機組輸出之改變等所增加之費用。

(v)     電力池輸出價格(POP):

電力池輸出價格等於各排程時段之PIP與附加費用之和。為從電力池購電之價格,即:

POPj = PIPj + UPj

 

(vi)    備轉容量價格(RP):

備轉容量價格為供熱機備轉之中央調度機組補償其損失之價格,等於調度機組排定運轉點之遞增成價格與排程期間系統邊際成本之差值。

RPi = SMPi– IPi

式中 i為特定調度機組

(vii)  可用容量價格(AP):

等於缺電機率乘上系統缺電成本與調度機組遞增成本之差。為付給可用但未列入排程之機組,可作為冷機備轉之用,用以鼓勵維持機組在可用狀態。其算式為:

APi = LOLPi x (CUE –IPi)

(viii)現貨價格(SP):

係系統各變電所供電價格,為電力池輸出價格另加輸電線損失因數(TLLF: Transmission Line Loss Factor)所附加之價格。計算式如下:

SPkj = POPj + (TLLFkj x SMPj)

式中K為特定負載點(變電所)

 

4.2電力池競價交易下之衝擊與影響

4.2.1  中央調度中心之衝擊

a.調度部門組織之影響

在1996年斐電電力池競價制度施行初期,所有得標發電排程必須由人工鍵入能源管理系統(EMS)。大大增加調度人員工作量。

為解決此超量工作,特由相關部門成立一專案小組,設法整合中央調度中心能源管理系統(ENCOR)與競價交易系統(PHOENIX)之交易資料庫(圖3),以便能自動轉送得標發電排程與發電實績等合約執行資料。同時並將所有交易資料存檔,因此減輕了許多人工工作量,調度值班人員也仍維持每班4人運作。

  b.調度運用與值班人員職責之變化

負責每日發電排程之調度運用工程師(Scheduler)必須在國定假日及星期例假工作,以配合競價工作。

至於調度值班人員之工作角色,更是180度大轉變。在實行競價制度之前,中央調度員配合中央調度。如今在競價制度之下,各電廠掌握了發電權,中央調度員有義務使出渾身解數,盡可能達成各廠得標合約發電量。如有偏差,則是差值大小按規定予以處置。差值小依偶發調度次序(Contingency dispatch order)予以調整。差值大必須按起停排程辦理。

c.調度爭執之問題及如何解決

調度部門與發電廠在剛施行競價制度初期階段,因制度與工作角色轉換,而產生眾多以前未曾發生之爭執問題。

因此輸電與電廠管理部門,除了施壓所屬調度值班人員盡量做好競價合約之執行外,並尋求對策,為解決爭執問題,如實際發電量與得標發電量有偏差時,必須將偏差原因輸入此系統,由另一方予以認可。如值班雙方在認可上有爭執,未能解決之問題,則留至次日由雙方幕僚單位去處理。

此報告系統對所有發電偏差值具有一精確會計手續紀錄,因此當發生糾紛時,配合數位電話錄音設備,本系統可作為查帳線索;以便雙方可查核相關日各方指令紀錄及指令原因。

由於本系統設想週到,各方使用之後,弭平了許多糾紛之發生,而減輕了許多因實施競價制度後新生之工作量。

4.2.2 對發電部門之影響

a.斐電發電部門之產銷計畫(Production Planning)係根據下列條件:

煤產量、現有機組供電能力、機組大修計畫、公共給水、國外購電及新增機組等資料;在考慮各電廠政策、安全煤存量、輸電瓶頸限制及備轉容量等條件,編製而成。以便各廠達到最佳化發電與最佳燃煤策略性存量。各電廠發電計畫之執行實績與電廠其他營運狀況合併為電廠廠長之主要營運指標(KPI: Key Performance Index),KPI指標係斐電考核各廠之主要依據。

斐電火力發電幾乎全為燃煤發電(1995年佔92%),而且燃煤電廠都設在煤礦口旁,無法由他處運來補充。因此,購煤合約及煤礦交貨狀況,對各廠發電計畫影響甚鉅。如為固定煤價之電廠,最佳發電係依每月產煤量而發;若為變動附加煤價之電廠則隨產煤交貨量而發電,則影響其發電價格。

此外,購煤尚有Take or Pay之限制,以致有一煤礦因天候或人為因素產量變動,均可能影到他廠之發電計畫、公司安全存量變動、尖峰發電能力以及發電成本等。

各廠為應付前述購煤之影響,則透過競價制度中更改遞增成本,以降低發電量或部分機組設定停機要求冷機備轉,以調整整廠用煤量。

b.競價制度對電廠發電調度之影響

在未實行競價制度時,各部機組完全按各機組燃耗成本高低之排序而發電及起停。出力之升降完全聽命於中央調度中心,發電排程依靠中央調度中心規劃。

競價制度施行後,電廠取得發電調度主導地位,並承擔相當責任與風險,各廠依電力池價格,煤交貨量投標得標發電量進而調度運轉各機組。電廠透過投標價格決定自己發電優先排序,此排序雖與舊制度類似,但更能反應符合本電廠之需求規範(包括總運轉成本)。各廠可運用個別運轉策略,達到所需負載因數(Load Factor)。

c.產銷計畫之管制

斐電各廠年度發電計畫,採取圓錐形偏差曲線管制方式追蹤管理。即允許每月發電偏差量達±20%,但年累計發電量偏差必須在圓錐形偏差曲線內(圖2);如此各廠可按煤產量投標,以便旅行得標契約發電量,同時可是電力池價格投標取得各廠最佳化之盈餘。

成本偏差圖圖2 斐電各發電廠發電量圓錐形偏差曲線

此外,各廠時時須追蹤、比較、計算實際調度發電量與計畫值,找出差異原因予以改善補救。

4.2.3 對資訊系統之影響

由於實行電力池競價制度之主要流程為:

a.投標:

公告負載預測,各電廠定時投送競標文件資料。

b.決標:

根據投標資料及電力系統情況決定每日最佳排程,各廠得標發電量及價格,及其他輔助服務得標項目,並於定時公布周知各廠。

c.履約:

由中央調度中心執行得標合約,有偏差時及時由雙方敘明認可原因,未能解決者,留待次日上級調解。同時編製各項履約資料檔案。

d.結算:

根據履約資料,結算各項費用;並進行收取支付。

在上述流程處理過程中,其交易資料量至為龐大,且複雜與股票市場撮合工作不相上下,如何達到最佳化、及時化、公平透明化?此外各項交易過程中,相關資料必須予以保留,以為各方查核解決爭議之憑據,甚至包括相關電話通話錄音資料等。因此,若無現代資訊科技軟體與硬體之配合,必無法實行此競價制度。

斐電在80年代末期,逐漸由工程主導機構轉換為商業效率導向公司,今日更銳變為服務導向機構。因此,對資訊科技(IT: Information Technology)一向及非常重視,每年資訊資本支出約五千萬南非幣(1997年R1 :NT$6.3)、資訊營運費約1億3千萬南非幣。目前(1997年)斐電擁有完善之決策支援系統(EIS)及優越之企業網路(INTRANET),約有13000終端電腦工作站。由此斐電才有能力精簡約40%人力(由6萬人減至1997年當下4萬員工)。

由於斐電資訊系統有相當優良基礎,有關實行競價制度所需軟、硬體均可配合建立。1997年已將中央調度中心能源管理系統(EMS,斐電稱EMCOR)與企業網路競價資料庫(PHOENIX)整合如下圖:

電腦系統圖圖 3斐電電力池競價交易資訊網路系統

投標、決標、調度執行結果等資料均透過此網路互相傳送儲存,故可達到快速、正確、透明效果。

至於軟體方面,斐電1997年使用於發電競標排程之程式為1996年新購ABB公司之COUGER機組排程程式(UC: Unit Commitment),該公司調度排程人員對該軟體使用甚為滿意,認為較該公司另一程式PROMOD為佳;長期電源規劃亦使用台電相同之EGEAS。此外,在競價排程中,計算網路限制之電腦軟題為線上電力潮流程式及PTI之PSS/E程式,與台電相同。

為保留在競標及調度執行合約過程中之各方通話紀錄,以作為解決事後紛爭之證據;斐電中央調度中心採用一套功能甚佳之數位式語音記錄系統(如圖 4),該系統可記錄電話、無線電及其他媒體通話,可接最多達32線,每次錄音係先將語音轉換為數位信號暫存於硬碟(容量為277小時 16Kbit/秒),同時並將通話開始日期、時間、通話時間長短、電話別及其他相關資料,自動一併標示存錄。以便日後在電腦工作站螢幕上找尋鑑聽。                                   電話錄音系統                                                        4  數位式語音記錄系統

五、後語

翻開當年南非電力贈送的會議活動泛黃相簿(圖5),回憶16年前參加台電與南非電力公司的「第10屆電力技術合作會議」的點點滴滴,激起許多美好記憶。記得那時南非雖然白人政權下台,但台灣跟南非還有邦交,ESKOM高階主管仍都是白人掌理,對我們都非常熱心真誠,尤其不吝提供資料,讓我們都非常「感心」。翻開老舊出國報告發現當年ESKOM電力池競價制度經驗,好像今(2013)年台電再度推動之「電力競價」,相當類似。雖然已經老舊過時,但我想仍有參考價值,特別將過去到南非見聞與資料整理,尤其是附上我第一次參與翻譯的ESKOM電力池規則(附件1),希望能給老友及同好參考分享!

                                                  ESKOM紀念相簿                                                  圖5  ESKOM贈送之會議活動紀念相簿

 

附件1:

南非電力公司電力池規則(ESKOM Power Pool Rule Rev. 1.0)

目錄:

第一章 定義與字義縮寫(DEFINITIONS AND ACRONYMS)
第二章 電力市場(ELECTRICITY MARKET)
第三章 發電公司競標(Generator Bidding)
第四章 需求面投標(DEMAND SIDE BIDDING)
第五章 機組(發電)排程(UNIT SCHEDULING)
第六章 水力及抽蓄電廠之運轉規定(SPECIFIC OPERATION OF
第七章 斐電電力池電價(EPP PRICE)
第八章 斐電電力池計量(EPP METERING)
第九章 罰則
第十章  斐電電力池結算(EPP Settlement)
第十一章 斐電電力池電費(EPP PAYMENTS)
第十二章  斐電電力池用電電費(EPP Charge)
第十三章 附錄
 

 

 

第一章 定義與字義縮寫(DEFINITIONS AND ACRONYMS)

為易於瞭解規範斐電電力池運作之電力池規則名詞意義,特定義如下;該名詞之英文縮寫如括弧內所示。

1.1 實際運轉日; Actual day of operations(Day‘N’):

實際運轉日其起迄時間與宣告可用時段及結算時段一致,本規則以下簡稱Day‘N’。

1.2 輔助服務;Ancillary Services:

輔助服務包括無效電力供應、備轉容量、頻率控制(一次及二次,即Governor Free及AGC),快速備轉及全黑啟動,中央調度員獲得這些服務項目用來維持電力系統運轉安全。

1.3 自動發電控制;Automatic Generation Control (AGC):

為一從中央調度中心自動調整機組出力之控制設備。

1.4 宣告可用時段;Availability Declaration Period (ADP):

指運轉日(”Day‘N”)從00:00時到24:00時為止之時段,宣告可用時段係用在前一日負載預測,發電公司投標及簽約等。

1.5 可用容量電費;Availability Payment:

可用容量電費係支付給沒併聯系統但正常可用之中央調度機組(CDU),該機組為可提供電能售予斐電電力池但未得標(排入)發電或提供備轉容量者。

1.6 可用容量電價(價格);Availability Price (AP):

用於計算可用容量電費之費率。

1.7 平均標價;Average Bid Price (ABP):

係一中央調度機組(CDU)投標之加權平均價格,用來決定機組併聯優先次序。

1.8 投標或投標價格及可用容量;Bid or Bid of Prices And Availability:

發電公司(廠)送出所屬各中央調度機組之可用容量及報價。一般係用競標價格曲線即價格(縱座標)對出力(MW)對時間之曲線方式報價投標。

1.9 標單;Bid File:

為發電公司投標之文件,內容包括競標價格曲線及機組宣告可用容量,此外尚含一些中央調度需要之有關技術參數以及機組運轉限制。

1.10 全黑啟動容量;Black Start Capability:

為一不須靠外來電源就可自己啟動之機組容量。

1.11 可用容量測試;Capacity Availability Test:

為中央調度中心隨機抽驗任一機組之可用宣告容量,是否可在一定時限內啟動至滿載(測試步驟由發電公司提供)。

1.12 容量獎勵電費;Capacity Bonus Payment:

所有已併入系統之發電機組除了可獲得發電能量電費 外,另外可再獲得容量獎勵電費以回收其投資。

1.13 容量獎勵電價(價格);Capacity Bonus Price:

用於計算所有併入系統提供發電容量之機組之容量獎勵電費之費率,其單位為每小時R/MW(南非幣(蘭得)/仟瓩)

1.14 中央調度機組;Centrally Dispatched Unit (CDU):

為一獨立控制之發電機組,亦係一發電廠中之一部渦輪交流發電機,屬於斐電電力池會員之發電公司所有。由中央調度員指令調度發電者稱之中央調度機組。本文所謂”機組”除非另有加註均指中央調度機組。

1.15 冷機備轉;Cold Reserve:

未併入系統之可用機組,但可在若干小時內啟動併聯系統發電。

1.16 受限(發電)排程;Constrained Schedule:

根據不受限發電排程(詳1.71節),再考慮系統諸多限制後,重新撮合排定各得標機組各小時發電出力,此新發電排程稱之為受限(發電)排程。

1.17 缺電成本;Cost of Unsupplied Energy (CUE):

為一用電戶遭停電時之隱藏成本(shadow price),視各類用戶所受影響程度而定,一般估計約在R2/KWH至R12/KWH(即每度南非幣2至12蘭得之間),1996年斐電取其中間值R7/KWH為缺電成本。缺電成本一值係由電力管理當局訂定。

1.18 運轉前一日;Day Preceding Actual Day of Operations (Day ‘N-1’):

為執行有關運轉日所有”事前”計算之日期,本規則以下簡稱”Day‘N-1’”。

1.19 可用宣告容量;Declared Availability (DA):

為發電公司所提供其某一發電機組在一宣告可用時段(ADP)內每一小時之最大出力。

1.20 調度;Dispatch:

為決定在一特定排程時段內運轉機組出力之過程,包含從計劃階段開始延續至即時時刻,以滿足即時需求。

1.21 配電公司(配電業);Distributor:

為一斐電電力池會員,從電力池購電轉售給用戶。

1.22 電力市場;Electricity Market:

為在斐電電力池合約規範下,電力生產者與消費者間互動的方式,係透過斐電電力池規則所制定之競價機制撮合電力供需。

1.23 ENCOR:

斐電中央調度中心所使用能源管理系統之名稱,為電力系統控制及資料收集之軟体與硬体。

1.24 ENCOR經濟調度;ENCOR Economic Dispatch:

為一ENCOR副程式用作機組最佳調度,亦即以最低成本滿足系統即時用電。在其最佳化計算過程中,係以各機組競標價格曲線為其輸入值。

1.25 斐電電力池;Eskom Power Pool (EPP):

為依據1995年12月5日南非電力公司董事會決議授予成立斐電內部電力市場之制度化實体。

1.26 斐電電力池規則;Eskom Power Pool Rules:

為一套規範斐電電力池會員之電力生產者與消費者間互動關係。清楚規定了電價訂定及發電排程之機制。本文即為所指之一套規則。

1.27 超載發電;Excess Generation:

機組出力超過其可用宣告容量,係應中央調度員特殊要求而運轉,可請求緊急發電電費給付。

1.28 事前;Ex-Ante:

一般而言係指事實發生之前,在斐電電力池規則裏,“事前”象徵數值係指實際運轉日前一天(Day“N-1”)所計算決定者。

1.29 事後;Ex-Post:

係指事實發生之後,其象徵數值為拫據實測而得之。

1.30 固定運轉電價;Fixed Running Price (FRP):

斐電電力池不再使用FRP。

1.31 可調(中央調度)機組;Flexible Centrally dispatched Unit:

不限制負載追隨能力(可變動)之機組稱之為可調機組,通常發電公司在投標標單內註明。如果限制負載追隨則為不可調機組。只有可調機組才可參與系統邊際電價之訂定。

1.32 發電公司(發電業者);Generator:

為一斐電電力池會員在同一電廠擁有一部或多部發電機組。

1.33 電網調度中心;Grid Operator:

其職責在維持輸電系統完整及安全情況下,以最低發電成本並考慮適當備轉容量之條件,負責編製受限(發電)排程以及即時發電調度以滿足系統用電需求。

目前斐電輸電部門電力調度處之中央調度中心,代表斐電電力池會員執行此職責。

1.34 遞增(成本)電價;Incremented Price (IP):

在標單中提供之競標價格曲線之遞增價格,其單位為R/MWH。此競標價格曲線可含有5段以上遞增價格詳如3.1.1章。

1.35 獨立電力交易商;Independent Trader:

其職責為提供斐電電力池與不受斐電電力池規則及合約所拘束個体間之制度化介面。該個体可能為經營不受中央調度機組之純電力生產者或在南非國內及鄰國之純大電力用戶。

獨立電力交易商為輸電事業体所成立之單位,從事電力交易賺取電力池電價與前述個体購售合約之價差。

1.36 不可調(發電)機組;Inflexible Centrally Dispatched Unit:

限制負載追隨能力之發電機組。發電公司在投標時註明,不可調機組不能參與系統邊際價格(SMP)之訂定。

1.37 保險容量電費;Insurance Payment:

為支付簽約提供斐電電力池快速備轉及全黑起動服務之發電機組之電費,其費率為一固定值按每年修訂。

1.38 負載預測;Load Forecast:

為預測宣告可用時段(運轉日Day“N”)每小時斐電電力池系統最高負載(用電),通常尚包括其後連續六天之初步預測值。

負載預測係由負載預測部門“事先”預測並提供所有EPP會員使用。

1.39 失載率;Loss of Load Probability (LOLP):

係考慮每小時供電可能遭遇電源不足之風險(由投標容量計算而得)。

1.40 邊際機組; Marginal Unit:

為在某一特殊結算時段之不受限(發電)排程中,排定滿足系統用電需求之最貴可調發電機組,此排程係事前用機組發電排程程式排定。

1.41 額定出力;Maximum Continuous Rating (MCR):

為機組在連續正常運轉情況下,其毛出力(MW)稱之為額定出力。通常為製造廠家之規範值。

1.42 最大出力;Maximum Generation (Maxgen):

為一投標機組標單競標價格曲線中,按連續運轉條件所列之最大出力值,通常與額定出力值相同。

1.43 最小出力;Minimum Generation (Mingen):

為一投標機組標單之競標價格曲線中,所載最小出力值,通常最小出力可能高於最低穩定出力。

1.44 最少運轉時數;Minimum ON-Time:

1.45 最少停機時數;Minimum OFF-Time:

1.46 最低穩定出力;Minimum Stable Generation:

為不致危及機組運轉之最低連續出力值,通常為按照廠家規範值。

1.47 中央調度中心;National Control (NC):

斐電中央調度中心為斐電輸電事業部之一單位,中央調度中心代表斐電電力池會員執行中央調度工作。

1.48 南非國家電力管制局;National Electricity Regulator (NER):

由南非政府依1994年修正電業法設立之管制委員會。

1.49 非中央調度機組;Non-Centrally Dispatched Unit (NCDU):

(1)EPP會員之機組選擇不接受中央調度員指令發電運轉之機組(通常為容量很小之機組)。

(2)任何與EPP系統互聯之非EPP會員之機組。

1.50 備轉容量;Operating Reserve:

備轉容量為瞬時備轉容量與快速備轉容量之和,為高於預測負載之額外發電容量,用來提供頻率調整,負載突增,機組故障及區域安全等服務之用。

1.51 機組技術參數;Unit Technical Parameter (Operational Constraints):

標單中有關升載率、停機成本、最低穩定出力、最少運轉及停機時數及宣告不可調運轉模式等機組運轉限制資料。

1.52 供電(責任分界)點;Point of Supply(PSP):

在主要輸電系統中之負載供給點。

1.53 電力池監管部門;Pool Governance Body:

為一執行管制與監督工作之部門。此部門執行糾紛最後仲裁與電力池規則修訂工作,目前斐電董事會(運轉)替EPP擔任此工作。

1.54 電力池輸入電價;Pool Input Price (PIP):

為電力池向發電公司購電之價格。PIP係“事前”決定。

1.55 電力池管理委員會;Pool Management Committee:

由發電、輸電及配電公司推出代表組成委員會來執行管理及行政工作。

1.56 電力池輸出電價;Pool Output Price (POP):

為電力池會員向電力池購電電價,但尚未加上線路損失之售電電價。

1.57 備轉容量電價;Reserve Price (RP):

支付機組提供瞬時備轉容量(Spinning  reserve)服務之價格其單位為R/MWH。

1.58 發電廠;Power Station:

為一部或多部發電機組之裝置場所。

1.59 快速備轉容量;Quick Reserve

快速備轉容量為備轉容量中尚未併聯系統之部份容量,但是可在斐電短程備用容量方案(OPP5363)所規定時程內併入系統發電,或者為一可停電力。

通常快速備轉容量包括水力、抽蓄電廠、可停電力負載、氣渦輪或其他緊急發電廠。

1.60 升降載率;Ramp Rate:

為機組升載或降載之變動率。

1.61 排程;Scheduling:

在某一指定時段決定某一機組運轉以及出力程度之過程稱之排程。它包括決定機組起動或停機等。

1.62 排程時段;Scheduling Period:

為在宣告可用時段之24小時每一小時開始至終了之時段,結算時段亦同。排程時段也包括宣告可用時段後連續六天之初步時段。

1.63 結算;Settlement:

為一EPP單位負責計算所有EPP會員需要收取之電費或付出之費用並編製帳單報表交送各會員。

1.64 結算時段;Settlement Period:

與排程時段相同。兩者之差為發電調度排程係“事前”工作,而結算則為實際發電抄錶驗證在“事後”,故兩者為同一時段。

1.65 結算報告;Settlement Report:

送交EPP會員之結算報告可分為兩部份第一為“事前”計算之電價,合約發電量及服務項目,第二部份為根據抄表資料結算之電費及輔助服務電費之結算帳單。

1.66 特別用戶;Special Customer:

無合格執照之發電公司或配電公司之EPP會員,NER許可根據它們之規則與EPP交易之用戶。

1.67 瞬時備轉容量;Spinning reserve:

已併入系統發電機組尚未達到最大出力,可隨時升載供電之容量。斐電之火力機組為此項服務之主要提供者。

1.68 供電點電價;Spot Price:

為在某一特定地點(變電所)之供電價格,係電力池輸出價格(POP)再加上輸電損失(電源至變電所間)兩者之總價。

1.69 系統邊際電價;System Marginal Price (SMP):

為一能量電價係以在某一排程時段(某一小時)之發電排程中最貴可調發電機組之投標遞增價格為該小時之系統邊際價格。SMP係供電力池輸入及輸出能量電費計算之基礎,通常為“事前”計算。

1.70 輸電線路損失因數;Transmission Line Loss Factor (TLLF):

其計算方法詳如附錄。

1.71 不受限(發電)排程;Unconstrained Schedule:

不受限(發電)排程係詳細排訂運轉各小時各排入發電排程機組之出力,此排程不考慮電力系統各種限制。

1.72 機組;UNIT:

為一獨立控制之發電機組。

1.73 機組(發電)排程程式(軟体);Unit Commitment Programme:

為一供電力池運用單位及中央調度員使用之電腦計算軟体,係利用發電公司標單、負載預測、運轉限制等資料為其輸入資料排定機組發電排程及確定運轉範圍條件,並以最低成本原則達到滿足用電需求。

1.74 機組(發電)排程;Unit Commitment Schedule:

為滿足運轉日各小時用電需求,“事前”規劃排定各機組發電出力之排程。本排程尚顯示各發電公司機組是否併聯或停機及各機組各小時之出力。

1.75 附加費用;Uplift (UP):

為電力池輸出價格之一,主要成分係設計用來回收為補償發電公司提供給電力池之輔助服務之費用,及因機組發電排程偏差(如負載突變、跳機等)所增加之額外費用。

 


第二章 電力市場(ELECTRICITY MARKET)

2.1 電力市場概述

電力系統之電力潮流受物理定律規範;無法限制其從某一特定點直接流至另一特定點,亦即在互連電力系統中不能將某特定發電公司所發之電能指定供給系統某一特定用戶,類似吾人自水池引水,所引之水無法取到由特定河川流入之水。因此各發電公司只能將所發電能輸入電網中,而用戶則自該電網中取得電能。易言之,在一個連接許多用電負載與發電機組之互連電力網中其生產之電力以類似水池之電力池方式匯送電力,滿足客戶之總需求。

以商業術語而言,各發電公司將電力售於電力池(斐電電力池,以下簡稱EPP),而配電公司、特定用戶及發電公司等就從電力池購用電力;這種電力交易行為係受後述之規則和價格所規範。在實際運作中,斐電中央調度(Eskom’s National Control),將充任公正無私的中央調度員(Grid Operator),以最低成本的原則排定發電排程及調度發電機組,並維持一定備轉容量,滿足用電需求。

電力市場之運作係由EPP依一套電力池規則為之,並由電力池參與者與EPP所訂之一些契約所約束。電力池規則及契約管制市場操作、會員電費之計算;而EPP是一個利用價格機制,撮合電力供應與需求,但自已卻不買賣電力之商業實體。

EPP會員與非會員之團體,尤其和簽訂南非洲電力池協定(Southern African Power Pool Agreement, SAPPA)之鄰國買賣電力,則另依獨立電力交易商(Independent Trader)交易方式進行。這種交易方式執行EPP和SAPPA間法定界面之服務。

2.2 斐電電力池會員資格

凡獲南非國家電力管制局(National Electricity Regulator, NER)許可和EPP直接交易者且擁有合格証照之發電公司、配電公司、交易商及特別用戶,均可成為EPP會員;然而南非境外之電力機構不能成為EPP會員。斐電輸電部門並非EPP之會員,僅提供電力池之行政服務。為避免混淆,將發電公司(Generator)定義為擁有一座發電廠者,機組(Unit)則定義為個別之發電機組;發電廠可能僅有一部機組或擁有數部機組。

2.3 斐電電力池主要運作內容

電力池運作(Pooling)可視為一種觀念,包括了在一種商業交易環境下,排定發電排程及訂定電價以滿足用電需求,並處理各項費用收付等相隨處理過程,簡而言之,電力池運作包含了一串主要處理過程步驟。

2.3.1 負載預側(Load Forecast)

預測每日每小時電能需求之負載,作為各發電公司投標與系統發電排程之基礎。

2.3.2 報價/投標(Offers/Bids)

各發電公司提出次日機組可用容量與價格標單。

2.3.3 編訂發電排程(Production Schedules)

排程員(Scheduler)擬出幾種符合系統調度所需之電力及安全的發電排程。

2.3.4 定價(Prices)

根據發電排程算出價格;決定系統邊際電價為訂定電力池購、售電能量價格之根據。

2.3.5 訂約(Contracting)

各發電公司根據發電排程簽訂電能供應與輔助服務合約。

2.3.6 運作(Operations)

中央調度員(Grid Operator)考慮實際運轉系統限制下之發電排程,併解聯機組並逕行即時電力調度。

2.3.7 結算(Settlements)

依發電契約、實際發電量及發電公司提供之輔助服務作結算工作,並支付電費給發電公司。

2.4 電力池作業時間表

作業時間表                                                              表3 電力池作業時間表

說明:

LF   :Load Forecaster

PA   :Pool Administration

GEN  :Generator

SCH  :Scheduler

GO   :Grid Operator

SET  :Pool Settlement Administration


第三章 發電公司競標(Generator Bidding)

3.1 競標標單內容(Contents Of Bid File):

發電公司每部機組投標之標單應包括下列商業參數:

  • 競標價格曲線(Price Curve)
  • 可用宣告容量(Declared Availability)
  • 可調(固定)或不可調運轉模式(Flexibility /in-flexibility)
  • 可供一次頻控容量(Governor Free)
  • 可供二次頻控容量(AGC)

選擇解聯或併聯

上述投標資料以每天送出未來連續七天標單為原則,第一天之標單為運轉日決標之用,每天可再更新,如有一日未送達則以最近一日標單競標。除了前述參數外,標單內亦應附下列技術參數:

  • 起動成本(斐電目前規定均化在競標曲線內)
  • 起動時間
  • 升降載率
  • 最少運轉時數
  • 最少停機時數

有關輔助服務之競標,另列在第五章。

3.2 競價價格曲線(Price Curve)

競標之價格曲線如圖6所示。該圖以出力千瓩(MW)為橫標,蘭得/千度(R/MWh)為縱標,表示每一接受調度之發電機組自最低出力Mingen(Eo)至最大出力Maxgen(E3)之間,遞增成本變化之各節點E0,E1,E2,E3時,機組出力所需之發電成本。

投標價格曲線更需符合節點數不能超過4個,遞增成本之數目等於節點數加1,遞增成本必須是遞增的,所有遞增成本必須是正值,最小成本值為0.01R/MWh,投標價格無上限。

機組併聯順序與調度順序即依據各機組所投標之價格曲線訂定。為配合系統負載變化,決定另一部機組併入系統之原則,係根據各機組平均投標價格高低而定。

投標圖

圖6  投標價格曲線(Price Curve)

平均投標價格={最低出力×第0節點之遞增成本+(第一節點之出力-最低出力)×第一節點之遞增成本+(第二節點之出力-第一節點之出力)×第一節點之遞增成本+(最大出力-第二節點之出力)×第三節點之遞增成本}/最大出力

中央調度員將所有之投標資料依密件處理,三個月後才公開,提供給斐電內部查核之用。

3.3 可用宣告容量(Declared Availability, DA)

DA為發電公司宣告各機組次日24小時每小時之最大出力值,可供中央調度排程人員安排作為系統安全或備轉容量之用。亦用作計算容量獎勵電費及可用容量電費之依據,此外每小時DA必需考慮機組之起動時程及升載率等因素。

【範例】

一額定出力為600MW之發電機組,預計於投標日14:00開始起動,至併聯需時20小時,併聯至滿載需時2小時,準此該機組將於次日10:00併聯,12:00達滿載。發電公司投標時所填列之DA為:0時至9時之出力為0MW,10時之出力為200MW,11時之出力為400MW,12時至23時之出力為600MW。

3.4 可調或不可調運轉模式(Flexible/Inflexible Operation)

每部機必須指明該機組出力可否變動,如宣告其出力必須固定不可變動即為不可調模式,該機組即不參與系統邊際價格之訂定。

一般設定機組為不可調運轉模式,主要可能考慮該機組要做效率試驗或因應電廠其他限制條件。當機組發生下列情況時亦視為不可調運轉模式:

◎當機組不能或拒絕減載至最低出力時

◎當宣告出力與最低出力差額低於30%之宣告出力時

◎當機組被規劃依最低出力運轉發電時

3.5 一次頻控(Primary Frequency Control, Governing)

每部機組除非電力管制局豁免,必須示明其可作調速機運轉(Governor Free)調頻能力,以供系統頻率調整,此值亦作為安排輔助服務及計費之用。

3.6 二次頻控(Secondary Frequency Control, AGC)

每部機組標單亦須標明每小時可供作自動發電控制之容量。

3.7 選擇併聯或解聯(Commitment/De-commitment Request)

標單上標明次日各小時是否解聯或併聯,但中央調度可視系統情況決定應允與否。

3.8 技術參數(Unit Technical Parameters)

競標標單另附一些中央調度員及排程人員需要使用之參數:

3.8.1 停機電價(Shutdown Price)

當中央調度員因系統電力過剩,要求一發電機組解聯停機時,電力池需依發電公司於投標單所明載之停機電價付費;當一發電機組於起動併聯前,接到停止併聯的指示時,電力池將依該機組完成起動的程度支付解聯成本。

3.8.2 起動所需時間(Startup Time)

機組起動至併聯所需時間,係從標單中所列的每小時可發電容量推得,此一參數在EPP尚未被採用。

3.8.3 升降載率(Loading Rate)

升降載率(MW/mim)係指機組最低出力及最大出力間的變化幅度,此一參數被用以替代升降載時間(Runup Time)

3.8.4 最少運轉時數(Minimum on Time)

EPP尚未採用。

3.8.5 最少停機時數(Minimum off Time)

EPP尚未採用。


第四章 需求面投標(DEMAND SIDE BIDDING)

正在開發中


第五章 機組(發電)排程(UNIT SCHEDULING)

所謂機組(發電)排程,係主要包括了在考慮諸多系統限制下,並按最低成本原則來編排各種發電排程,以滿足系統用電及輔助服務之需要。有了此排程中央調度員將更方便來決定電力池價格、發電合約以及機組解、併聯與調度等工作。

每天開始編製排程最慢不得超過10點(投標截止)同時必須在14:00點前結束。(發電合約發佈)

在實際發電運轉時,若因機組跳機,或負載預測不準等原故而發生與排程有重大偏差狀況,中央調度員有權利用機組排程軟體,重新按最新系統情況編製新的最佳排程,但是前一天的發電合約與價格仍舊有效,也就是電費結算仍按前一天舊價結算。

5.1 機組併/解聯(Unit Commitment/De-commitment)

為滿足運轉日各小時用電需求,需要那部機組併聯或解聯,係根據預測之各小時系統負載及各電廠之標單所列各項資料來決定。

各部機組併入系統或從系統解聯,以及其併聯或停機次數則係依據該機組各小時解聯標簽狀態及平均標價(ABP由標單中投標價格曲線計算而得)而訂定。

機組併聯排程第一個步驟係將可用要併聯之各機組按平均標價以最低者優先排入,由低而高順序排定為所謂“併聯優先次序”,然後各機組就按此“併聯優先次序”接續被選上併入系統供電,直至滿足系統預測負載及備轉容量之需求為止。

*已併聯運轉中之機組要求解聯停機或停機中之機組仍舊希望繼續停機不運轉,只有在系統不需要該機組發電情況下,其要求才會被允許。

*在正常情況下中央調度員不會主動要求某部機組解聯停機,除非因系統安全因素(如電力過剩),在此情況下必須付停機費用給該機組作為補償之用,而停機時限不能超過系統安全因素消失之後。

*在實際運轉後,因有機組跳脫或天侯變化負載突變,以致有供電不足現象,中央調度員則按“併聯優先次序”調度下一部機組併聯供電。

*解併標簽狀態說明:

a.已併聯機組之解聯標簽置於“否(N)”狀態時:

即該機組選擇繼續併聯運轉。

b.已解聯停機機組之解聯標簽置於“否(N)”狀態時:

此停機機組選擇願意被調度併聯系統發電。

c.已併聯機組之解聯標簽置於“是(Y)”狀態時:

本機選擇解聯停機。

d.已解聯停機機組之解聯標簽置於“是(Y)”狀態時:

本機組選擇繼續停機。

5.2 不受限(發電)排程(Unconstrained Schedule)

*不受限(發電)排程,係由機組發電排程程式運算而得,標明了運轉日各小時每部併聯機組之出力。其排序原則係投標標價最低者優先;依序排入直至滿足各小時預測用電及備轉容量為止。

*不受限(發電)排程所決定之系統邊際價格(SMP),係為電力池支付或收取費用之基準。在某一小時為滿足該小時用電而被調度到最貴遞增價格之機組,稱之為邊際機組,其遞增價格即被設定為該小時之系統邊際電價。

*不受限(發電)排程已考量簽訂備轉容量(詳如5.4節)之特殊要求。

5.3 受限排程(作為簽約用之排程)(Constrained Schedule, Propsoed Schedule)

受限排程係考慮系統實際限制問題(諸如輸電線容量、燃料、或水文限制,不合羅輯之解併聯等),將不受限排程予以調整而成。

運轉日發電合約係根據受限排程訂約,中央調度員之調度次序亦是如此。

*因調整不受限排程而調度更貴成本發電機組之費用則計入附加費用(Uplift)項目。

5.4 簽訂瞬時備轉容量(Contracted Spinning Reserve)

為維持系統運轉安全起見,簽訂瞬時最低量之備轉容量,所簽訂之瞬時購備轉容量係分別由那些尚未列入發電排程剩餘部份容量所提供。其簽訂原則亦根據標價而定,與不受限發電排程之機組調度原則一樣。

*單機所能訂購瞬時備轉容量不得超過該機組宣告容量之10%。同一電廠則不能超過總瞬時備轉容量之33%。

*瞬時備轉容量不足而需要補充時,則依標價由低而高順序補足為止。

*簽訂之瞬時備轉容量亦比照受限發電排程製成一套瞬時備轉容量排程,即瞬時備轉容量優先次序供中央調度員使用。

5.5 輔助服務(Ancillary Services):

5.5.1 一次頻控(Primary Frequency Control, Governing)

到目前為止,電力池要求所有機組除非電力管理局豁免,必須提供一次頻控功能。因此此服務功能將在下階段被訂購及列入排程。

5.5.2 二次頻控(Secondary Frequency Control,AGC)

為配合各種自動發電頻控模式(AGC MODES)之發電排程,係根據每日標單中AGC可用標簽,定期AGC標價,各機組AGC性能及系統需求而排定。

*每日標單中必須指明每小時AGC之可用容量。

*定期(每季)標單必須列出各機組執行AGC之最高與最低(MW)範圍。同時包括升降載率(Ramp rate)MW/Min,以及其價格R/MW。

*AGC之標單係三個月一期,在每期末,必須重新招標新一期AGC。將來AGC投標次數可能更頻繁,將併入每日標單之內。

此外,如事實需要,新標亦可能在期末之前招標。

*AGC投標後亦按標價由低而高依順排列而成為一“AGC優先次序”,再與各機組AGC性能一併考慮決定各機組之運轉模式,詳如下表所述。

AGC表

表4 AGC模式

聯接之境外供電商或用戶之國際間互連線其頻率控制方式係控制其區域控制誤差值(ACE)而非如國內調整,系統頻率偏差。

上述相當頻率控制範圍之ACE值,係供充分瞭解各AGC模式之用。

-*調整模式(Regulating)係供系統頻率在50±0.05HZ範圍內調整之用。

-*協助模式(Assist)當系統頻率偏差超過±0.05HZ時用來協助調整模式機組調整頻率。

-*緊急模式(Emergency)則係系統頻率超過50HZ±0.1HZ時用來控制頻率。

-*停用模式(Off):投標機組列為AGC不可用者歸列為停用模式。

*中央調度員將各機組按AGC標單歸類為不同運轉模式,其必須考量下列各點:

¬降低全系統成本。

­各機組AGC性能

®確保各運轉模式有足夠之MW容量,以維持系統頻率品質。

各小時所有宣告AGC之機組先由各廠控制室設定,再由中央調度EMS設定執行AGC。

*AGC費用係根據中央調度中心EMS選出AGC脈衝次數與該機組實際變動出力MW,再按AGC標價計算而得,將以月付為原則。

5.5.3 快速備轉(Quick Reserve)

目前快速備轉服務並不事先排程,而只在中央調度員要求時才提供。只有如附錄所列,同意提供快速備轉需要之機組才有資格得到本服務費用。提供快速備轉服務之機組將可得到按實際備轉容量(MW為單位)比例之保險容量電費。

快速備轉容量費率係按年訂定,如1996年,全年按一單一保險容量電費(R/MW/每小時)計費。

5.5.4全黑起動容量(Black Start Capability)

本服務亦係應中央調度員要求時才提供,並不列排程。

全黑起動容量費率亦係每年訂定,例如1996年,全年按一單一費率之保險容量電價計費。

5.5.5 無效電力(Reactive Power)

各機組被調度發電(有效電力)及抽蓄機組在抽水時,由中央調度員指令其輸出無效電力或吸收無效電力以維持系統電壓時,均不給付無效電力電費。

5.5.6 同步電容運轉(Synchronous Condenser Operation ,SCO)

本服務係應中央調度員要求時才提供,並不列排程。

同步電容運轉係按季(三個月)投標,標單包含各機組SCO電價R/HR。

機組同步電容運轉所耗電力係免費,不需另付費。

5.6受限運轉(Constrained Operation)

發電機組因受系統限制長期無法發電或停機,其電費可與中央調度員再洽訂。

5.7 跳機後再併聯(Return To Service After Trip)

機組跳脫後不能自動再併聯,必須確定在運轉日內可再運轉才可允許再併聯。


第六章 水力及抽蓄電廠之運轉規定(SPECIFIC OPERATION OF HYDRO AND PUMPED STORAGE UNITS)

6.1 抽蓄電廠(Pumped Storage)

抽蓄機組發電順序和火力機組相同,均依投標方式決定。其排程基於投標之遞增價格和解聯標籤狀況(Status of the Decommitment Flag)。電廠收入依:

a.發電量以系統邊際成本計,附加容量獎勵電價或

b.可用宣告容量之可用容量電費,視實際情況而定。

抽水排程之決定係依次一宣告可用期間內所預測電力池價格而定。抽水排程需隨發電公司之標單於發電之前一日10:00前投出。接受排定抽水之電能,將以供電點電價(Spot Price)付費。

當水庫水位能確保備轉能量時,電廠即可取得包括快速備轉容量、全黑起動能力等之保險容量電費。

同步電容運轉 (SCO: Synchronized Condenser Operation)之運作,可依認可之價格付費,但電廠不需付SCO運作所需用電之電費。

對於為配合系統需要造成抽蓄機組其發電量與抽水負載與排定值有偏差時,須由電廠和中央調度員協商和協議解決。受限於系統,中央調度員在配合系統限制致力於抽水/發電之調度,以便水庫水位能儘快恢復應有之水位,以滿足系統備轉容量需求。發電公司應在投次日標單時,對預定運轉目標具明顯差異之水位應作審慎之考慮。

未被排程之發電將以高於系統邊際成本(SMP)和電廠標價付費。未被排程之抽水電能(應中央調度員之要求)則電廠不需付費。

6.2 水庫電廠(Reservoir Stations)

水庫水力發電排程係根據標單所列可釋出之水力能量而決定發電排程,電廠收入將依所發之電能以SMP計,並加上容量獎勵或可用容量電費,視實際情形而定。電廠有責任確實執行排定之發電而不違反DWA之要求。未被排程之發電將獲取SMP附加25%之費用。當水庫水位維持在DWA之要求內,電廠即可獲得快速備轉容量和全黑起動容量之保証容量電費。

SCO運作可依其認可之價格付費,但電廠不需付SCO運作所需用電之電費。


第七章 斐電電力池電價(EPP PRICE)

斐電電力池須預先計算運轉日“n”之宣告可用時段(The availability declaration periods;ADP)所有小時個別價格,而系統邊際電價則須算至“N+6”天。運轉日“n”宣告可用時段價格須固定。運轉日“n+1”日至“n+6”日之宣告可用時段則為預測價格。

上述價格須於運轉日“n”之前一天下午二時前,在不受限排程排定後決定。並將各時段電價通報各發電業者生效。

系統整體電價與特定機組之電價及每一供電點供電價格將一目了然予以區分比較。

7.1 系統電價(System Prices)

系統電價係指適用於整體系統。

7.1.1 系統邊際電價(System Marginal Price;SMP)

系統邊際電價係以Rand/每千瓩小時為單位,按宣告可用期間各排程時段計算。

其計算方法係按每小時系統負載需求,以各廠投標價格最便宜者優先發電原則,依次排定調度次序,直至滿足該小時最高負載點,此點相對應之遞增價格即為該小時之系統邊際電價。如果機組的運轉點落在節點上(含最大出力),則系統邊際電價等於位於節點下較低之遞增價格。

如果調度機組運轉點為最低出力,或超過最大出力,此機組被視為不可調運轉模式。不可調運轉模式之機組不納入系統邊際電價排定。

如遇下述情況,則該機組將視為不可調運轉模式:

◎機組於排程時段前或末期被安排低於其最低出力。

◎機組於排程時段前或末期被安排高於其最大出力。

◎機組於排程時段內要求維持固定出力。

◎若發電業者拒絕減少機組出力至最低出力。

◎若機組宣告運轉範圍內,其最大出力與最低出力之差小於最大出力之30%。

若系統無可調運轉模式機組,則系統邊際電價為零。

系統邊際電價於排程內將不超過缺電成本(CUE)。若超過,則須降至缺電成本。

7.1.2 容量獎勵電價(Capacity Bonus Price;CB)

容量獎勵電價係以Rand/每千瓩小時為單位,按宣告可用期間各排程時段計算。

容量獎勵電價等於排程時段之LOLP乘上CUE與SMP之差。

CB=LOLPj*(CUE-SMPj)

CB   Capacity Bonus Price
LOLP Loss of Load Probability
CUE  Cost of Unserved Energy
SMP  System Marginal Price(Uncapped)
J    Scheduling Period
LOLP須於排程前先計算
CUE缺電成本為一常數

7.1.3 電力池輸入電價(Pool Input Price;PIP)

電力池輸入電價係以Rand/每千瓩小時為單位計算宣告可用期間各排程時段之價格。

電力池輸入電價等於各排程時段之系統邊際價格與容量獎勵電價之和。

PIP=SMP+CBj

PIP  Pool input Price
SMP  System Marginal Price(capped)
CB   Capacity Bonus Price
j    Scheduling Period

7.1.4 附加費用(Uplift Price;UP)

附加費用為一常數,以Rand/每千瓩小時為單位,按季調整。

附加費用之成本須包括:

◎備轉容量(Reserve)
◎可用容量(Availability)
◎輔助服務(Ancillary Services)
◎緊急發電(Emergency Generation)
◎隔天負載預測之不正確性
◎由於發電環境的變化致引起中央調度機組可利用之改變
◎由於一、二次頻率控制所引起之中央調度機組輸出之改變

7.1.5 電力池輸出電價(Pool Output Price;POP)

電力池輸出電價以Rand/每千瓩小時為單位計算宣告可用期間各排程時段之價格。

電力池輸出電價等於各排程時段之電力池輸入電價與附加費用之和。

POPj=PIPj+Upj

7.2 機組電價(Unit Prices)

機組電價僅適用於特定中央調度機組。

7.2.1 備轉容量電價(Reserve Price;RP)

備轉容量電價以Rand/每千瓩小時為單位計算宣告可用期間各排程時段之價格。備轉容量電價針對提供熱機備轉容量之中央調度機組,備轉容量電價等於調度機組排定運轉點之遞增價格與排程期間系統邊際成本之差。若調度機組之運轉點配合其標價曲線之轉折點,包括最低出力,則遞增價格按轉折點下方較低值計算。

RPij=SMPj-IPij

i  特定調度機組
j  排程期間

若中央調度機組之運轉點超過其最大出力,則備用容量價格不計。

若調度機組之遞增成本高於電力池輸入價格,則備用容量價格為零。

7.2.2 可用容量電價(Availability Price;AP)

可用容量電價以Rand/每千瓩小時為單位計算個別調度機組於宣告可用期間各排程時段之價格。

可用容量電價等於缺電機率乘系統缺電成本與調度機組遞增成本之差。若調度機組運轉點位於標價曲線之轉折點,包括最低出力,遞增價格則按低於轉折點者計算。

APij=LOLPj*(CUE-IPij)

IP   Incremental Price
i    Specific CDU
j    Scheduling Period
LOLP須於排程前先計算
CUE缺電價格為一常數

於排程上,若遞增價格高於缺電成本,則可用容量價格AP為零。

7.3 供電點供電電價(Point of Supply Price)

供電點供電電價為某特定點供電價格。

7.3.1 供電點電價(Spot Price;SP)

供電點電價以Rand/每千瓩小時為單位計算系統供電容量於宣告可用期間各排程時段之價格。

供電點電價格係系統供應特定點負載之價格,包括電力池輸出電價及輸電線損因數(Transmission Line Loss Factor;TLLF)。

SPkj=POPj+(TLLFkj*SMPj)

k  Specific Point of Supply
j  Scheduling Period

7.4 斐電電力池電價上限(EPP Price Cap)

斐電電力池每小時電價格上限管制:

*每小時系統邊際電價(SMP)不須考慮價格上限。但所有利用系統邊際電價計算而來之價格費用超過上限者,均將修正回復至上限價格。

*特定調度機組之遞增電價(IP)不須考慮價格上限。所有使用遞增電價計算而來之價格費用超過上限者均將修正,回復至價格上限。

*特定調度機組若備轉容量電價超過價格上限,將被修正至價格上限,。

*特定調度機組之緊急標單價格(EMBP)不須考慮電價上限。所有利用緊急標單電價計算而得之價格費用超過上限者,均將修正,回復至價格上限。

電價上限(Price Cap)經由電力池管理者之建議,並經Eskom management Board Operating 委員會訂定。

7.5 結算報表(Settlement Reports)

事前及事後結算之報表將可做差異比較。

事前結算報表包含一般性及機密性報表,其顯示宣告可用時段,第“n”天之價格、排程、合約發電量及服務。此等報表須於“n-1”日下午二時前通報各發電業者。

事後結算報表包含一般性及機密性報表,其顯示斐電電力池現金流入及流出之數據。

7.5.1 事前一般性之結算報表(Ex Ante General Settlement report)

此報表提供斐電電力池所有會員之有關系統負載預測、系統邊際電價、缺電機率、容量獎勵電價、電力池輸入電價、系統排定熱機備轉容量、附加費用、電力池輸出電價及供電點電價。此報表僅限Eskom內部使用。

7.5.2 事前機密性之結算報表(Ex Ante Confidential Settlement report)

此報表提供有關合約發電量、備轉容量需求、計劃排程、不受限(發電)排程、及個別EPP會員發電廠之供電能力。此報表僅限EPP個別特定電廠使用。

7.5.3 事後機密性收支報表(Ex Post Confidential Payment and charge Report)

此報表提供有關EPP會員所屬發電廠於特定”n”日之特定小時收支資料。此報表於”n+6”日提供,且僅限EPP個別特定電廠使用。

7.5.4 事後一般性收費月報表(Ex Post Monthly General Billing report)

此報表提供有關EPP之整體現金流程,僅限Eskoms內部使用。

7.5.5 事後機密性收費月報表(Ex Post Monthly Confidential Billing Report)

此報表提供有關EPP之特定現金流程。僅限EPP個別會員可用該資料。


第八章 斐電電力池計量(EPP METERING)

8.1淨發電量紀錄與驗證(Sendout Logging And Verification)

*各部機組每小時之實際平均淨出力(MW)應由各電廠(發電公司)記錄。此記錄值將由中央調度員予以驗證。如與得標(合約)值之差值超過其允許誤差時,中央調度員將在此記錄值後加上遵守或違反指令之標簽。

*假使此發電偏差係遵守中央調度指令而產生者,則被視同履約,在結算時可獲得全額(合約值)電費及超出合約之發電部份之電費。

*假使係違反中央調度指令者,發電廠(公司)不承認有爭執時,將由發電公司與中央調度部門代表協商尋求解決,如無法解決則交由電力管理局作最後判定。

*未經中央調度指令(違反指令)之發電量均不付給電費(指超出合約或少於之部份)。

8.2 電廠電錶抄錶(Power Station Metering)

*各電廠機組各小時淨發電量,抽水負載用電量及同步電容運轉負載用電量係導自經驗證後之電廠淨發電量,電廠抽水用電量及同步電容運轉用電量值。前項計算工作必須在“N+6”(運轉後六天)。在每日之結算日前完成。

*前項各計算值直接由網路輸入結算軟體計算。

*上述電費計算用之各計算值,其最大允許誤差為5%。

8.3 MTS供電點抄錶(MTS Supply Point Metering)

抄錶總所(Metering Master Station)蒐集MTS供電點電錶每半小時之抄錶讀數,並按月由網路傳送至為全EPP用戶之EPP結算單位計費開票。

第九章 罰則

正在開發中


第十章  斐電電力池結算(EPP Settlement)

*EPP職司計費工作,包括所有EPP付給會員之電費及向EPP會員收取費用之計算。並向各會員提出各項付款及收費報表。

*EPP結算應編製EPP收款與EPP付款之結餘表。

*各種收付費用計算按每個月每個可用宣告時段之每個結算時段計算。

*EPP會員之報表,詳如結算報告章節所述。

*所有EPP結算工作必須透明化。

*EPP結算過程可分段處理。

電力池結算表

                                                                表5 EPP電力池結算

EPP結算過程詳述如下:

¬運轉日前一天:

利用機組發電排程程式編製成之不受限(發電)排程,係用來計算電力池輸入電價及輸出電價之基準。這些計算結果,包括有訂約發電量,備轉容量需求值,建議用之機組併聯排程,不受系統限制之排程及各電廠機組可用宣告容量等,來編製一系列之結算報表以供各會員索取。

運轉後6天:

各電廠每小時淨發電量,抽水用電,同步電容運轉用電記錄值輸至EPP結算單位。

運轉後7天:

根據運轉日之EPP電力池電價,各廠抄表紀錄;運轉指令事件紀錄、計算各會員與EPP間之電費與費用。同時編製一系列結算報告供各會員使用。

¯運轉後8天至當月開票財務系統截止日:

任何在運轉日後七天計算過程所發生之爭執問題必須在當月開票財務系統截止前解決完畢。

°日曆月底至當開票月財務系統截止日:

*抄錶總所之各MTS供電點每半小時抄錶紀錄輸至結算單位並依各用戶別按日曆收費月整理完畢。然後利用累算好之用戶日曆月抄錶紀錄及供電點電價計算各用戶電費,同時編製結算報表供各EPP會員索取。此外亦將此電費及費用傳票在當開票月財務系統截止日前存入財務系統。

*假使運轉日後七日碰到周末或公共假日,則EPP結算將順延至次一工作日。

*輸電部門負責EPP結算工作。


第十一章 斐電電力池電費(EPP PAYMENTS)

各機組每小時淨出力抄錶值如在排程發電量或合約發電量之±5%內,均視同(等於)達到合約發電或排程發電值。

11.1 能量電費(Energy Payment,EPM)

EPM=G×SMP

=淨發電量×系統邊際電價

11.1.1受限發電(Constraint Generation)

¬機組可用,因不受系統限制未列入發電排程,但有簽約則

EPM=G*(Max of SMP or IP)。

­指令出力高於合約值,則高出部份發電量另按(SMP或IP)較大者計費:

EPM=合約發電量SG×SMP+〔(實際淨發電量G-SG)×Max of SMP or IP〕

-機組宣告可用,投標在Unconstraint列入排程但未得標者為補償其損失

EPM=SG×(SMP-IP)

¯指令出力低於合約值

EPM=(G×SMP)+(SG-G)×(SMP-IP)

11.1.2不聽指令之付費(Generation Deviating From Grid Operator Instruction)

¬不聽指令高於合約值:超過值不付費

EPM=SG×SMP

­不聽指令低於合約值

EPM=G×SMP

11.2容量電費(Capacity Payment,CPM)

為鼓勵已併入系統機組,除付能量電費外,另加付之電費。

CPM=EA×CB

=等效可用容量×容量獎勵價格

11.2.1受限發電(Constrained Generation)

a.機組可用,投標未入Unconstraint排程,但已簽約可付CPM。

b.機組可用,投標未入Unconstraint排程,但未簽約則不付CPM。

11.3可用容量電費(Availability Payment, APM)

非尖峰機組宣告可用,投標未得標未簽約者則付APM

APM=DA×AP

=可用宣告容量×可用容量電價

11.4備轉容量電費(Reserve Payment, RPM)

對已列入作備轉容量(Spinning Reserve)應付之電費,並非對所有降載運轉機組均發給。

RPM=SR×RP

=排定備轉容量×備轉容量電價

總備轉容量應以能維持系統整體安全為限,此量由斐電董事會運轉委員會核給。

11.4.1按指令運轉受限機組(Constrained Generation)

a.指令出力高於合約值者

RPM=〔(SG+SR)-G〕×RP

=〔(排定發電量+排定備轉容量)-實際發電量〕×備轉容量電價

b.指令出力低於合約值者

RPM=〔(SG+SR)-G〕×RP

11.4.2未按指令運轉(Generation Deviating From Grid Operator Instruction)

a.出力高於合約值

RPM=〔(SG+SR)-G〕×RP

b.出力低於合約值

RPM=SR×RP

11.5輔助電費(Ancillary Payment)

11.5.1保險容量電費:IPM

指簽約提供快速備轉(Quick Reserve)及全黑啟動服務者所得電費。

此保險容量電價IR(R/MW)每年訂定。

IPM=(DA×IR)+G×SMP(如果有發電時另加項目)

=(可用宣告容量×保險容量電價)+實際發電量×系統邊際電價

*機組已簽收IPM則不能可再收CPM。

*抽蓄機組之IPM受上下池水位限制其時數。

11.5.2同步電容運轉電費(SCO-PM)

係指機組僅作提供或吸收無效電力之服務機組。SCO標單必須於每季前一天10點投出,SCO標價每三個月一季之每小時價格(R/HR),若機組調度發有效出力或抽蓄機組抽水時均不得申請SCO-PM。

SCO-PM=SCO-BP(SCO投標價格)

作同步電容運轉所消耗之電力不用付費,但需抄錶以便計入附加費用(UP)。

11.5.3尖峰電廠運轉電費(Peaking Station Operation Payment)

所有尖峰機組一般均按第八章費用規定申付電費除了下列以外:

¬水力機組若非事先排定而緊急備轉發電時,則可申付(1+25%)SMP×G之費用。

­Drakeniberg抽蓄水力首24小時及Palmiet抽蓄第一個16小時,非事先排定發電,可申付保險容量電價IR×G之電費。此外其他小時則按G×(SMP或IP最大值)計算。

®氣渦輪機組非事先排定出力,則按G×(SMP或IP)計算。

¯不管其他電費,尖峰機組均可申付IPM(保險容量電費)。

11.5.4機組併聯失敗罰鍰(CDU Failure To Synchronise)

機組併聯失敗超過在約定併聯時間15分將受罰;罰金尚在訂定中。

11.5.5未經指令之發電付費原則(Generation Without Instruction)

未經指令之發電均不付費,但新機組試運轉出力或可用率測試不在此限。

11.5.6緊急運轉電費(EMPM)

此電費為支付指令出力超過可用宣告容量之發電,其計算式如下:

EMPM=(G-DA)×EMBP

=(實際發電量-可用宣告容量發電值)×投標緊急發電電價

如機組EMPM值低於最大連續額定(MCR)值則可享有5%電錶誤差變動值,如與MCR相同則無此優惠。

11.5.7停機電費(SDPM)

此費用為機組被指令停機時可申付之電費。如機組在起動過程中被中止亦可申付,此電費SDPM停機費用為投標時標單所標定之價格。

11.5.8一次頻控電費(Governing Payment)

所有機組必須提供一次頻率控制(Governor Free)除非由斐電當局豁免。每家電廠可獲得一筆頻率調整年費,年度頻率調整計劃另列於附錄。

各電廠頻控電費可分為兩層費用:

第一層為固定月費,第二層為季變動電費。

第一層為各機組固定月費累計為年固定頻控費,其金額為全年頻控電費之半。

第二層係各機組對系統頻大變動之調整反應貢獻度(事先簽定之反應值),每季追蹤核定,此季變動頻控電費總費用亦為全年頻控電費之半。

斐電一次頻控標準為OPS 5015/22 Rev.2,各機組每季反應績效係根據事故後90秒內之發電量再與頻控標準所規定值比較而得。

11.5.9二次頻控電費(AGC-PM)

此電費為支付各機組提供二次頻控服務之用AGC-PM係按月計費,以每月各機組AGC變動值乘以AGC標價而得,各機組標單必須標明各機組,可供短程自動發電控制(Short term AGC)之最低與最高範圍(MW值),及升載率(MW/分)以及AGC電價(R/MW/Hour)。

AGC-PM=AGC-M×AGC-BP

二次頻控電費=AGC變動值×AGC標價


第十二章  斐電電力池收費(EPP Charge)

EPP會員費用

12.1電廠廠用電電費(Station Load Charge ; SLC)

為各電廠用電之費用,其計算方式如下:

a.廠用電小於淨發電量

SLC=SL×PIP

=廠用電量×電力池輸入電價

b.廠用電大於淨發電量時則

SLC=(G×PIP)+〔(SL-G)×POP〕

=SL×POP-G×(POP-PIP)

=廠用電×電力池輸出電價-淨發電量×(電力池輸出電價-輸入電價)

12.2供電點用電電費(Point of Supply Charge)

12.2.1用戶端用電電費(Customer Point of Supply Charge, CPSC)

CPSC=SP×DM

=供電點電價×供電量

12.2.2發電端供電電費:(Generation Point of Supply Charge)

12.2.2.1Majuba and Simumye電廠

M&S-C=W-avg(POP)×Avg(TLLF)×DM

=月平均電力池輸出電價×月平均線路損失率(普托利亞負載中心)×每月供電量

12.2.2.2抽蓄抽水費用(PSC)

PSC=SP×PSL

=供電點電價×抽水負載

非事先排定抽水用電不用付費。

12.3網路基礎費用(Infrastructure Charge)

網路激出費用另計,目前不在EPP內考慮。

12.4行政費用

尚未徵收

12.5開票

包括EPP輸入與輸出每月財政報表

*所有EPP支付各會員費用報表,在每月財會系統截止日前將由EPP帳戶轉至各會員戶帳。

*各會員與EPP不同帳戶之排程另於附錄註明。

*網路結構費用及執行偏差合約將輸進EPP帳戶


第十三章 附錄

(尚未完全完成)

附錄A-輸電線路損失因數

附錄B-保險容量電價與同步電容運轉

附錄C-抽蓄電廠上下池水位

附錄D-火力機組升載率

附錄E-調頻電費

附錄F-開票帳戶號碼

參考資料來源:

台電公司:「出席第十屆中斐電力合作會議』出國報告

http://www.eskom.co.za/live/index.php 

http://financialresults.co.za/2010/eskom_ar2010/downloads/eskom_ar2010.pdf

http://en.wikipedia.org/wiki/Koeberg_Nuclear_Power_Station

http://zh.wikipedia.org/wiki/%E9%96%8B%E6%99%AE%E6%95%A6

https://en.wikipedia.org/wiki/Franschhoek

http://www.gea-energytechnology.com/opencms/opencms/gas/en/products/Direct_Air-Cooled_Condensers.html

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About gordoncheng

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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3 Responses to 追憶1997年南非電力第一次接觸電業自由化之旅(下)

  1. jerry 說道:

    您好,您的部落格真是讓人受益良多,不曉得這本書您有沒有興趣呢?http://www.bodbooks.com.tw/viewitem.aspx?prodno=21200

    • gordoncheng 說道:

      謝謝您的分享!也感謝您推薦書本,內容我略知一二,但我現在被小孫女纏住空閒時間不多,而且年紀大老花眼,
      看書對我不太方便,若有電子檔我用22吋銀幕將字放大閱讀較容易。

  2. 引用通告: 漫談澳洲電業自由化與輔助服務(上) | Gordoncheng's Blog

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