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10分钟电价随SCP变化的转折点为SCP=7.8%,30分钟电价随SCP变化的转折点为SCP=8.1%。二者的转折点都在SCP=8%左右。二者都是当SCP小于转折点后,电价随着SCP的减少而迅速上升;当SCP大于40%时,二者电价均明显偏低。为简化问题,定义SCP-8%为电价上升转折点,当SCP小于8%时,需要考虑电价调控;定义SCP=40%为电价下降转折点,当SCP大于4o%时,亦需要考虑电价调控。
由SCP的定义:
可知决定SCP因素有竞价机组的总可用容量、预测负荷、华东售电、非竞价机组固定出力。其中竞价机组的总可用容量是由各发电厂报价决定的,非紧急情况下是无法调整的;预测负荷是客观的、无法调整的;华东售电虽可调整但是毕竟不确定性因素太多,实际调整也是比较困难的;而在实际中非竞价机组固定出力是可以由调度中心调整的。那么是否可以通过调整非竞价机组固定出力来调节SCP,从而达到调整电价的目的呢?
现选取一个时段(以10分钟为一个时段单位)系统情况进行分析,2001年10月25日107时段系统情况如表1所示。
表1200l年10月25日107时段系统情况
对应的报价曲线如图1所示。
图12001年l0月25目l07时段新江电力市场报价曲线图
若不改变非竞价机组的固定出力,竞价机组要达到的出力为:
预测负荷一华东售电一非竞价机组出力=5871.99MW
而此时竞价机组的总可用容量仅为6284MW,市场清算电价将以各电厂报价的高价成交,如图1中实线所示,成交价为¥818.93/MWh。
但此时非竞价机组的可用容量为3059MW,而安排的非竞价机组固定出力仅为1532MW,其剩余容量为1527MW。若将非竞价机组的固定出力增大,增幅为50%的非竞价机组剩余容量,即非竞价机组的固定出力增加至2295.5MW,则竞价机组要达到的出力可以下降至5108.5MW,如图1中虚线所示,此时的成交电价为¥280/MWh。
浙江电力市场中,竞价机组容量按市场清算价成交,非竞价机组容量按某一固定价格成交,假设为¥330/MWh。因此,调度中心通过增加50%的非竞价机组剩余容量,单一购买者(电力公司)的10分钟购电费用可以从88.6万元降低至36.5万元,减少了52.1万元购电费用。
由此可见,在条件许可的情况下,通过增加非竞价机组固定出力可以有效的降低电价。统计结果也表明,2001年1月l日一2002年9月28日非竞价机组剩余容量大于30%的占全部数据的93%,大于50%的占65%。由此可见,大部分电价异常偏高的情况下是可以適过增加非竞价机组固定出力降低电价。
同样当电价异常偏低时,调度中心可以通过降低非竞价机组固定出力提高电价,从而降低发电商的损失。
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