第3節 實時市場

在實際運行時，由于天氣、電網故障以及市場成員策略決定等原因，實際運行的負荷水平與日發電計劃出現偏差是不可避免的。這種不可預料的偏差將導致電力不平衡。AGC機組會在幾秒之內首先響應該偏差，備用隨后被調用。為了周期性地恢復AGC機組的基本工作位置點和備用水平，必須組織實時市場應對電力的不平衡。這就是實時市場。

3.1實時市場概述

實時電量市場（簡稱實時市場），是在實際生產前幾十分鐘到幾小時，根據系統負荷的未平衡量而組織的電力交易市場。在計劃經濟下，我們稱之為實時調度，在實時調度的情況下，調度員權利過大，并且難于監管。美國為了遏制調度員濫用職權，規定日前發電計劃以合同的形式存在，若在實時市場無法執行，調度中心需賠償發電商的損失，從而限制調度員隨意削減發電廠商的發電計劃。在市場環境下，我們就可用競爭的手段來消化負荷預測和發電計劃的偏差部分，來避免上述問題。

實時市場能起到消除系統的不平衡，維持系統安全穩定運行水平的作用。同時還提供超短期電力供需平衡關系的經濟信號。實時電量市場的核心功能是按調度時段編制實時調度計劃，根據發電廠報價曲線和超短期負荷預報，考慮機組限值和爬坡速率，在滿足系統安全穩定運行的約束的基礎上，按市場購電費用最小并適當考慮調整復雜程度安排各機組實時調度計劃。

實時市場在設計時需要遵循以下原則：

1、在滿足負荷需求的情況下，使實時平衡的總成本最低。

2、能夠及時發現網絡阻塞，并及時組織消除。

3、應能滿足系統對網絡和機組等的約束條件，經受電網安全穩定運行的考驗。

4、三公原則。調整出力的理由和多少都要有充足的依據，使市場參與者愿意接受。在合同和日前電量市場中，都是機組通過競爭增加出力；而在實時電量市場中，可能出現機組競爭減出力以消除不平衡的情況。

實時電量市場中的交易有三種情況：

1、計劃出力低于實際負荷，稱為欠發電。對于偏差部分，需要組織機組競價，以增加出力，稱為實時競價。

2、計劃出力高于實際負荷，稱為過發電。對于偏差部分，需要組織機組競價，以降低出力．稱為過發電管理。

3、發生阻塞。需要提升輸電走廊一端的出力、降低另一端的出力，稱為阻塞管理。事實上是在部分地區實施實時競價，在其它地區實施過發電管理。

在實時電量市場中，系統調度員首先根據系統總不平衡量，決定啟用實時競價還是啟用過發電管理或阻寨管理。然后，對機組申報價格排序，以追求經濟性最優為目標制定實時電量市場的交易計劃，調整機組的出力，直到系統平衡或者消除電網阻塞。

實時電量市場是為了鼓勵發電商參與調節電力不平衡量。愿意參與實時市場的發電商可以提前數小時申報可用上調范圍及上調價格和可用下調范圍及下調價格。

從本質上分類，實時電量市場中的競價有兩類：一類是當出現出力缺額時的實時競價。另一類是當出現出力富余時的過發電計劃管理。阻塞管理實際上是同時進行實時競價和過發電計劃。

在實時競價時，可以封存機組在日前市場的報價，作為實時市場的報價；也可以組織機組再次申報實時價格；或者兩者結合。發電廠商可能人為的囤積容量，在日前市場上保留出力，從而在實時市場獲得高額利潤。針對性的措施是將日前市場和實時市場的報價聯動。

欠發電的報價類似于日前交易，讀者很容易理解。我們用下面的例子說明機組參與過發電管理的過程。

機組原有發電計劃出力為100MW，價格為250元/MWh。如果機組申報以下價格數據：減少1MW出力，價格為-150元/MWh；減少2MW出力，價格為-100元/MWh。如果機組在過發電管理中沒有獲得出力減少量，則一個時段內（假設為30分鐘）的結算總電費為：100MW×0.5小時×250元/MWh=12500元。如果機組在過發電管理中中標1MW出力減少量，則在一個時段（30分鐘）內，電網公司需要向其支付的總費用是：100MW×0.5小時×250元/MW.h+lMW×0.5小時×（-150元/MW.h）=12425元。如果機組在過發電管理中中標2MW出力增加量，則在一個時段（30分鐘）內，電網公司需要向其支付的總費用是：100MW×0.5小時×250元/MWh+2MW×0.5小時×（-150元/MWh）=12350元。

從表面上看，機組參與過發電管理反而少賺了，其實不然，這是因為沒有考慮發電成本。假設機組平均發電成本為200元/MWh，如果機組在過發電管理中沒有獲得出力減少量，則一個時段內機組的總利潤為：100MW×0.5小時×250元/MWh-l00MW×0.5小時×200元／MWh=2500元。如果機組在過發電管理中中標1MW出力減少量，則在一個時段內，機組的總利潤為：100MW×0.5小時×250L/MW.h+1MW×0.5小時×(-150元/MW.h）-99MW×0.5小時×200元/MWh-2525元，比原來增加25元。如果機組在過發電管理中中標2MW出力增加量，則在一個時段內，機組的總利潤為：100MW×0.5小時×250元/MW.h+1MW×0.5小時×(-150元/MW.h)-98MW×0.5小時×200元/MWh=2550元，比原來增加50元。