第3节 实时市场
在实际运行时，由于天气、电网故障以及市场成员策略决定等原因，实际运行的负荷水平与日发电计划出现偏差是不可避免的。这种不可预料的偏差将导致电力不平衡。AGC机组会在几秒之内首先响应该偏差，备用随后被调用。为了周期性地恢复AGC机组的基本工作位置点和备用水平，必须组织实时市场应对电力的不平衡。这就是实时市场。
3.1实时市场概述
实时电量市场（简称实时市场），是在实际生产前几十分钟到几小时，根据系统负荷的未平衡量而组织的电力交易市场。在计划经济下，我们称之为实时调度，在实时调度的情况下，调度员权利过大，并且难于监管。美国为了遏制调度员滥用职权，规定日前发电计划以合同的形式存在，若在实时市场无法执行，调度中心需赔偿发电商的损失，从而限制调度员随意削减发电厂商的发电计划。在市场环境下，我们就可用竞争的手段来消化负荷预测和发电计划的偏差部分，来避免上述问题。
实时市场能起到消除系统的不平衡，维持系统安全稳定运行水平的作用。同时还提供超短期电力供需平衡关系的经济信号。实时电量市场的核心功能是按调度时段编制实时调度计划，根据发电厂报价曲线和超短期负荷预报，考虑机组限值和爬坡速率，在满足系统安全稳定运行的约束的基础上，按市场购电费用最小并适当考虑调整复杂程度安排各机组实时调度计划。
实时市场在设计时需要遵循以下原则：
1、在满足负荷需求的情况下，使实时平衡的总成本最低。
2、能够及时发现网络阻塞，并及时组织消除。
3、应能满足系统对网络和机组等的约束条件，经受电网安全稳定运行的考验。
4、三公原则。调整出力的理由和多少都要有充足的依据，使市场参与者愿意接受。在合同和日前电量市场中，都是机组通过竞争增加出力；而在实时电量市场中，可能出现机组竞争减出力以消除不平衡的情况。
实时电量市场中的交易有三种情况：
1、计划出力低于实际负荷，称为欠发电。对于偏差部分，需要组织机组竞价，以增加出力，称为实时竞价。
2、计划出力高于实际负荷，称为过发电。对于偏差部分，需要组织机组竞价，以降低出力．称为过发电管理。
3、发生阻塞。需要提升输电走廊一端的出力、降低另一端的出力，称为阻塞管理。事实上是在部分地区实施实时竞价，在其它地区实施过发电管理。
在实时电量市场中，系统调度员首先根据系统总不平衡量，决定启用实时竞价还是启用过发电管理或阻寨管理。然后，对机组申报价格排序，以追求经济性最优为目标制定实时电量市场的交易计划，调整机组的出力，直到系统平衡或者消除电网阻塞。
实时电量市场是为了鼓励发电商参与调节电力不平衡量。愿意参与实时市场的发电商可以提前数小时申报可用上调范围及上调价格和可用下调范围及下调价格。
从本质上分类，实时电量市场中的竞价有两类：一类是当出现出力缺额时的实时竞价。另一类是当出现出力富余时的过发电计划管理。阻塞管理实际上是同时进行实时竞价和过发电计划。
在实时竞价时，可以封存机组在日前市场的报价，作为实时市场的报价；也可以组织机组再次申报实时价格；或者两者结合。发电厂商可能人为的囤积容量，在日前市场上保留出力，从而在实时市场获得高额利润。针对性的措施是将日前市场和实时市场的报价联动。
欠发电的报价类似于日前交易，读者很容易理解。我们用下面的例子说明机组参与过发电管理的过程。
机组原有发电计划出力为100MW，价格为250元/MWh。如果机组申报以下价格数据：减少1MW出力，价格为-150元/MWh；减少2MW出力，价格为-100元/MWh。如果机组在过发电管理中没有获得出力减少量，则一个时段内（假设为30分钟）的结算总电费为：100MW×0.5小时×250元/MWh=12500元。如果机组在过发电管理中中标1MW出力减少量，则在一个时段（30分钟）内，电网公司需要向其支付的总费用是：100MW×0.5小时×250元/MW.h+lMW×0.5小时×（-150元/MW.h）=12425元。如果机组在过发电管理中中标2MW出力增加量，则在一个时段（30分钟）内，电网公司需要向其支付的总费用是：100MW×0.5小时×250元/MWh+2MW×0.5小时×（-150元/MWh）=12350元。
从表面上看，机组参与过发电管理反而少赚了，其实不然，这是因为没有考虑发电成本。假设机组平均发电成本为200元/MWh，如果机组在过发电管理中没有获得出力减少量，则一个时段内机组的总利润为：100MW×0.5小时×250元/MWh-l00MW×0.5小时×200元／MWh=2500元。如果机组在过发电管理中中标1MW出力减少量，则在一个时段内，机组的总利润为：100MW×0.5小时×250L/MW.h+1MW×0.5小时×(-150元/MW.h）-99MW×0.5小时×200元/MWh-2525元，比原来增加25元。如果机组在过发电管理中中标2MW出力增加量，则在一个时段内，机组的总利润为：100MW×0.5小时×250元/MW.h+1MW×0.5小时×(-150元/MW.h)-98MW×0.5小时×200元/MWh=2550元，比原来增加50元。
