第3節(jié) 實時市場

在實際運行時，由于天氣、電網(wǎng)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(fā)電計劃出現(xiàn)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(nèi)首先響應該偏差，備用隨后被調(diào)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(chǎn)前幾十分鐘到幾小時，根據(jù)系統(tǒng)負荷的未平衡量而組織的電力交易市場。在計劃經(jīng)濟下，我們稱之為實時調(diào)度，在實時調(diào)度的情況下，調(diào)度員權利過大，并且難于監(jiān)管。美國為了遏制調(diào)度員濫用職權，規(guī)定日前發(fā)電計劃以合同的形式存在，若在實時市場無法執(zhí)行，調(diào)度中心需賠償發(fā)電商的損失，從而限制調(diào)度員隨意削減發(fā)電廠商的發(fā)電計劃。在市場環(huán)境下，我們就可用競爭的手段來消化負荷預測和發(fā)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(tǒng)的不平衡，維持系統(tǒng)安全穩(wěn)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(jīng)濟信號。實時電量市場的核心功能是按調(diào)度時段編制實時調(diào)度計劃，根據(jù)發(fā)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(tǒng)安全穩(wěn)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(diào)整復雜程度安排各機組實時調(diào)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(fā)現(xiàn)網(wǎng)絡阻塞，并及時組織消除。

3、應能滿足系統(tǒng)對網(wǎng)絡和機組等的約束條件，經(jīng)受電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的考驗。

4、三公原則。調(diào)整出力的理由和多少都要有充足的依據(jù)，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(xiàn)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(fā)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(fā)電。對于偏差部分，需要組織機組競價，以降低出力．稱為過發(fā)電管理。

3、發(fā)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(qū)實施實時競價，在其它地區(qū)實施過發(fā)電管理。

在實時電量市場中，系統(tǒng)調(diào)度員首先根據(jù)系統(tǒng)總不平衡量，決定啟用實時競價還是啟用過發(fā)電管理或阻寨管理。然后，對機組申報價格排序，以追求經(jīng)濟性最優(yōu)為目標制定實時電量市場的交易計劃，調(diào)整機組的出力，直到系統(tǒng)平衡或者消除電網(wǎng)阻塞。

實時電量市場是為了鼓勵發(fā)電商參與調(diào)節(jié)電力不平衡量。愿意參與實時市場的發(fā)電商可以提前數(shù)小時申報可用上調(diào)范圍及上調(diào)價格和可用下調(diào)范圍及下調(diào)價格。

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

欠發(fā)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(fā)電管理的過程。

機組原有發(fā)電計劃出力為100MW，價格為250元/MWh。如果機組申報以下價格數(shù)據(jù)：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(fā)電管理中沒有獲得出力減少量，則一個時段內(nèi)（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(fā)電管理中中標1MW出力減少量，則在一個時段（30分鐘）內(nèi)，電網(wǎng)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(fā)電管理中中標2MW出力增加量，則在一個時段（30分鐘）內(nèi)，電網(wǎng)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(fā)電管理反而少賺了，其實不然，這是因為沒有考慮發(fā)電成本。假設機組平均發(fā)電成本為200元/MWh，如果機組在過發(fā)電管理中沒有獲得出力減少量，則一個時段內(nèi)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(fā)電管理中中標1MW出力減少量，則在一個時段內(nèi)，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(fā)電管理中中標2MW出力增加量，則在一個時段內(nèi)，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。