Национальный рынок электроэнергии Австралии

Введение

Австралийский оптовый рынок электроэнергии

Национальный рынок электроэнергии (NEM) – это механизм в электроэнергетической отрасли Австралии, обеспечивающий соединение электрических сетей восточных и южных штатов и территорий Австралии для создания общенационального оптового рынка электроэнергии. Австралийская комиссия по энергетическому рынку разрабатывает и поддерживает Австралийские национальные правила электроэнергии (NER), которые имеют силу закона в штатах и территориях, участвующих в NEM. Соблюдение этих правил контролируется Австралийским энергетическим регулятором. Оперативное управление NEM осуществляет Австралийский оператор энергетического рынка. Операции NEM начались 13 декабря 1998 года и в настоящее время охватывают Квинсленд, Новый Южный Уэльс, Австралийскую столичную территорию, Викторию, Тасманию и Южную Австралию. Снежный регион был упразднен 1 июля 2008 года, а его компоненты разделены между Новым Южным Уэльсом и Викторией. Северная территория приняла часть Национального закона об электроэнергии, и с 1 июля 2016 года Австралийская комиссия по энергетическому рынку стала органом, устанавливающим правила для территории в отношении части Национальных правил электроэнергии. Западная Австралия также рассматривает возможность принятия части NER. В течение 2017–2018 финансового года через NEM было реализовано 203 ТВтч электроэнергии на сумму 17 миллиардов австралийских долларов, обеспечив электроэнергией 9,7 миллиона конечных потребителей.

Функционирование рынка

Обмен между производителями электроэнергии и потребителями электроэнергии облегчается посредством спотового рынка, на котором агрегируется объем производства всех генераторов и мгновенно планируется для удовлетворения спроса посредством централизованно скоординированного процесса диспетчеризации. Этот процесс осуществляется Австралийским оператором энергетического рынка (AEMO) в соответствии с положениями Австралийского национального закона об электроэнергии и Австралийских национальных правил электроэнергии. Генераторы, участвующие в планировании, подают предложения каждые пять минут каждый день. Из всех представленных предложений системы AEMO определяют генераторов, необходимых для производства электроэнергии, исходя из принципа удовлетворения текущего спроса наиболее экономически эффективным способом (см. также экономическую диспетчеризацию). AEMO затем отправляет эти генераторы в производство, посылая целевые сигналы автоматического регулирования генерации (AGC) каждому генерирующему блоку. Диспетчерская цена определяется каждые пять минут (называемая Диспетчерскими интервалами, сокращенно DI) для определения спотовой цены за каждый 5-минутный торговый интервал, сокращенно TI. До октября 2021 года шесть диспетчерских цен в среднем оценивались каждые полчаса. Для каждого региона НЭМ существует 5 торговых регионов. AEMO использует спотовую цену в качестве основы для расчетов по финансовым операциям со всей энергией, торгуемой в НЭМ. Существует максимальная цена, по которой генераторы могут подавать заявки. В соответствии с правилами, AEMC корректирует эту максимальную спотовую цену MPC (рыночный предел цен) с учетом изменения индекса потребительских цен до 28 февраля каждого года, чтобы ставка вступила в силу 1 июля. В 2020-2021 финансовом году MPC составляла 15 000 долл. США/МВтч. Существует также ограничение на цену, называемое Порогом накопленной цены, которое представляет собой сумму стоимостей всех TI за предыдущие 7 дней, рассчитываемую на основе скользящего среднего. Когда эта сумма превышает 224 600 долл. США, AEMO ограничивает заявки номинальной стоимостью, в настоящее время 300 долл. США/МВтч. В период, когда цена ограничена таким образом, он известен как период Административной цены. Процесс продолжается до тех пор, пока скользящее среднее не снизится, чтобы позволить нормальную торговлю, не превышая порог слишком быстро снова. Рыночный предел цен (MPC) – ранее называвшийся стоимостью потерянной нагрузки (VoLL) – это цена, которая автоматически срабатывает, когда AEMO направляет поставщикам сетевых услуг прерывать электроснабжение потребителей для поддержания баланса спроса и предложения в системе. С 1 июля 2022 года по 30 июня 2023 года MPC установлена на уровне 15 500 долл. США/МВтч. С 1 октября 2021 года по 30 июня 2022 года – 15 100 долл. США/МВтч. MPC на 2020-2021 финансовый год составляла 15 000 долл. США/МВтч; 14 700 долл. США/МВтч в 2019-2020 годах; и 14 500 долл. США/МВтч в 2018-2019 годах. В 2017-2018 финансовом году MPC составляла 14 200 долл. США/МВтч, а Порог накопленной цены – 212 800 долл. США. Максимальная цена составляла 14 000 долл. США/МВтч в 2016-2017 годах, 13 800 долл. США/МВтч в 2015-2016 годах, 13 500 долл. США/МВтч в 2014-2015 годах и 13 100 долл. США/МВтч в 2013-2014 годах. Правила также устанавливают минимальную спотовую цену в размере минус 1000 долл. США/МВтч, которая является рыночным минимумом. Эта отрицательная рыночная цена позволяет генераторам платить за то, чтобы оставаться в сети, когда стоимость поддержания работы ниже, чем стоимость остановки и перезапуска их установок. Для генератора, работающего на возобновляемых источниках энергии, поддержание работы может стоить меньше, чем доходы, получаемые от механизмов поддержки, таких как схема целей в области возобновляемых источников энергии, плюс их собственные затраты.

Exchange between electricity producers and electricity consumers is facilitated through a spot market where the output from all generators is aggregated and instantaneously scheduled to meet demand through a centrally coordinated dispatch process. This process is operated by the Australian Energy Market Operator (AEMO) in accordance with the provisions of Australian National Electricity Law and Australian National Electricity Rules. Scheduled generators submit offers every five minutes of every day. From all offers submitted, AEMO’s systems determine the generators required to produce electricity based on the principle of meeting prevailing demand in the most cost efficient way (see also Economic dispatch). AEMO then dispatches these generators into production by sending automatic generation control (AGC) target signals to each generating unit. A dispatch price is determined every five minutes (termed Dispatch Intervals, abbreviated as DI) to determine the spot price for each 5 minute trading interval abbreviated as TI. Before October 2021, six dispatch prices were averaged every half hour. There are 5 trading regions for each of the regions of the NEM. AEMO uses the spot price as the basis for the settlement of financial transactions for all energy traded in the NEM. There is a maximum price that generators can bid in at. Under the Rules, the AEMC adjusts this maximum spot price MPC (market price cap) by movements in the consumer price index by 28 February each year for the rate to commence on 1 July. For the 2020 2021 financial year the MPC was $15,000/MWh. There is a further limit on the price called the Cumulative Price Threshold, which is the sum of value of all the TI's for the previous 7 days, calculated on a rolling basis. When this exceeds $224,600, AEMO caps the bids to a nominated value, currently $300/MWh. Whilst the price is capped in this manner, it is known as an Administered Price period. The process continues until the rolling average drops to allow normal trading without impinging the threshold too rapidly again. Market Price Cap (MPC) – which was previously called the value of lost load (VoLL) – is the price automatically triggered when AEMO directs network service providers to interrupt customer supply in order to keep supply and demand in the system in balance. From 1 July 2022 to 30 June 2023 the MPC has been set to $15,500/MWh. From 1 October 2021 to 30 June 2022 was $15,100/MWh. The MPC for the 2020 2021 financial year was $15,000/MWh; $14,700/MWh in 2019 2020; and $14,500/MWh in 2018 2019. For the 2017 2018 financial year the MPC was $14,200/MWh and the Cumulative Price Threshold was $212,800. The maximum price was $14,000/MWh in 2016 2017, $13,800/MWh in 2015 2016, $13,500/MWh in 2014 2015, and $13,100/MWh in 2013 2014. The Rules also set a minimum spot price of minus $1,000 per MWh which is the market floor price. This negative market floor price allows generators to pay to stay online when the cost of staying online is lower than the cost of shutting down and re starting their plants. For a renewable generator, staying online may also cost less than what generators receive from support mechanisms like the Renewable Energy Target scheme, plus their own costs.

Генераторы

Для получения исчерпывающей информации о генераторах в Австралии, обратитесь к статье "Список электростанций в Австралии".

Надежность системы

Стандарты надежности NEM устанавливаются группой по надежности Австралийской комиссии по энергетическому рынку (AEMC). В настоящее время эти стандарты требуют, чтобы объем непокрытого спроса на энергию в год для каждого региона не превышал 0,002 процента от общего объема потребленной энергии в этом регионе в течение года. Поэтому покупатели и продавцы стремятся зафиксировать цены на энергию посредством финансовых контрактов хеджирования. В рамках "контракта на разницу" покупатель (как правило, розничный продавец электроэнергии) соглашается приобрести определенное физическое количество энергии на спотовом рынке по установленной цене (так называемой "цене исполнения"). Если фактическая цена, уплаченная покупателем на спотовом рынке, выше цены исполнения, контрагент по контракту (обычно производитель электроэнергии или финансовое учреждение) выплачивает покупателю разницу в стоимости. И наоборот, если уплаченная цена ниже цены исполнения, покупатель выплачивает контрагенту разницу. На рынке существует множество вариаций стандартного хеджирующего контракта, часто включающих сложные финансовые условия, например, односторонние опционные контракты, контракты "колл-опцион и пут-опцион". Хеджирующие контракты являются финансовыми инструментами. Торговля электроэнергией на финансовом рынке осуществляется как внебиржевыми, так и биржевыми торгами через Сиднейскую фьючерсную биржу (см. Биржевой производный контракт). Сиднейская фьючерсная биржа предлагает восемь стандартизированных фьючерсных продуктов, основанных на энергии базовой нагрузки и пиковой нагрузки, купленной и проданной в течение календарного квартала в NEM в штатах Новый Южный Уэльс, Виктория, Южная Австралия и Квинсленд.

Институты

Три ключевых органа — Австралийская комиссия по энергетическому рынку, Австралийский энергетический регулятор и Австралийский оператор энергетического рынка.

Австралийская комиссия по энергетическому рынку

В настоящее время Австралийская комиссия по энергетическому рынку (AEMC) отвечает за определение правил и предоставление рекомендаций по политике в отношении Национальной энергетической сети (NEM). AEMC была учреждена Законом об учреждении Австралийской комиссии по энергетическому рынку 2004 года (Южная Австралия). Многие из ее законодательных полномочий вытекают из Национального закона об электроэнергии (NEL).

Австралийский энергетический регулятор

Австралийский энергетический регулятор (AER) регулирует общенациональный рынок электроэнергии. Он отвечает за соблюдение правил для Национальной энергетической сети (NEM), а также за экономическое регулирование сетей передачи и распределения электроэнергии в рамках NEM. Кроме того, он отвечает за экономическое регулирование сетей передачи и распределения газа и за обеспечение соблюдения национального газового закона и национальных газовых правил во всех юрисдикциях, кроме Западной Австралии.

Национальное законодательство о электроэнергии

В связи с процессом кооперативного федерализма, в рамках которого была создана Национальная электроэнергетическая сеть (NEM), Национальный закон об электроэнергии (NEL) включен в приложение к Национальному закону об электроэнергии (Южная Австралия) 1996 года (SA). NEL применяется в качестве закона в каждой участвующей юрисдикции NEM посредством специальных законов, например, Национального закона об электроэнергии (Виктория) 2005 года.

Национальные правила электричества

Национальные правила электроэнергии (НЭР) регулируют работу Национального рынка электроэнергии. Правила имеют юридическую силу и принимаются в соответствии с Национальным законом об электроэнергии. Актуальные версии Австралийских национальных правил электроэнергии обычно можно найти на веб-сайте AEMC.

Формальная терминология

Большая часть терминологии, используемой на Национальном рынке электроэнергии, происходит из Национального закона об электроэнергии (NEL) и Национальных правил электроэнергии (NER).

Планируемый генератор

Генератор – это, как правило, не прерывистый блок мощностью более 30 МВт. Они обязаны подавать ценовые предложения с указанием объемов планируемой выработки и подчиняться диспетчерским указаниям AEMO.

Полуплановый генератор

Генераторная установка с номинальной мощностью 30 МВт и более (или являющаяся частью группы генераторных установок, подключенных к общей точке подключения с суммарной номинальной мощностью 30 МВт и более) должна классифицироваться как генераторная установка с полупостоянным графиком работы, если ее выработка является непостоянной, если только AEMO не одобрит ее классификацию как генераторная установка с постоянным графиком работы или генераторная установка без графика работы.

Участник рынка

Лицо, зарегистрированное AEMO как производитель на рынке, участник рынка или поставщик сетевых услуг рынка в соответствии с главой 2 NER.

Добросовестная торговля

Регулярные генераторы и участники рынка обязаны представлять предложения на диспетчеризацию, заявки на диспетчеризацию и переторжки добросовестно (п. 3.8.22A, NER).

Джентальер

Термин «гентейлер» или «ген-тейлер» – это словослияние, образованное из слов «генератор» и «розничный продавец», то есть «ген-тейлер». Это отражает вертикальную интеграцию компаний, работающих на НЭМ, где генераторы владеют розничным направлением. Четыре компании в Австралийском НЭМ, которые обычно называют гентейлерами, – это EnergyAustralia, AGL Energy, Origin Energy и Snowy Hydro (Lumo и Red Energy – это розничные бренды). Кроме того, ERM Power является генератором и одновременно розничным продавцом для малого бизнеса.

Результаты

Было утверждено, что реформы принесли значительные экономические выгоды. В правительственном обзоре (декабрь 2006 года) отмечалось, что реформы обеспечили значительный приток инвестиций в энергоснабжение (около 7 миллиардов долларов в генерацию электроэнергии и 4,4 миллиарда долларов в передачу электроэнергии), повысили производительность (в особенности эффективность использования капитала) и привели к формированию конкурентоспособных на международном уровне цен на электроэнергию для австралийской промышленности и населения. В отношении влияния реформ на изменение климата эксперты пришли к выводу, что они привели к увеличению выбросов по сравнению со сценарием развития без изменений. Это обусловлено более низкой стоимостью генерации на угольных электростанциях по сравнению с другими источниками, снижением внимания к энергоэффективности из-за более низких цен, отсутствием ценообразования на выбросы парниковых газов, а также структурой рынка и регулированием, которые благоприятствуют существующим игрокам.

Ценовой кризис 2017 года

16 октября 2017 года ACCC опубликовала предварительный отчет об электроэнергетическом рынке, в котором были отмечены серьезные опасения относительно функционирования Национального рынка электроэнергии, что приводит к серьезным проблемам с доступностью для потребителей и предприятий. Председатель ACCC Род Симс заявил:

«Не секрет, что в Австралии существует проблема доступности электроэнергии. Из нашего отчета ясно, что рост цен за последние десять лет оказывает неприемлемое давление на австралийские предприятия и потребителей. Потребители сталкиваются с растущим давлением на свои семейные бюджеты, поскольку цены на электроэнергию в последние годы резко возросли. Цены для домохозяйств выросли на 63% сверх уровня инфляции с 2007-08 годов».

ACCC оценивает, что в 2016-17 годах жители Квинсленда будут платить больше всего за электроэнергию, за ними следуют жители Южной Австралии и жители Нового Южного Уэльса. У жителей штата Виктория будут самые низкие счета за электроэнергию. В среднем по всей NEM, счет для домохозяйства в 2015-16 годах составил 1524 доллара (без учета GST), состоящий из сетевых затрат (48%), оптовых затрат (22%), экологических затрат (7%), розничных и других затрат (16%) и розничной маржи (8%). ACCC считает, что основной причиной роста цен на электроэнергию являются более высокие сетевые затраты для всех штатов, кроме Южной Австралии, где наибольший рост показали затраты на генерацию. «Оптовый (генерационный) рынок сильно сконцентрирован, и это, вероятно, способствует росту оптовых цен на электроэнергию». ACCC обвинила операторов сетей в «чрезмерных инвестициях» в линии электропередач и манипулировании правилами, касающимися доходов. «Большая тройка» вертикально интегрированных энергогенерирующих компаний, AGL, Origin и EnergyAustralia, по-прежнему занимают значительные доли розничного рынка в большинстве регионов и контролируют более 60% генерирующих мощностей в Новом Южном Уэльсе, Южной Австралии и Виктории, что затрудняет конкуренцию для небольших розничных продавцов. Розничная маржа значительно увеличилась в Новом Южном Уэльсе, но снизилась в других штатах.