2015年7月26日上午9點左右，包括洛杉磯市在內的大部分南加州地區(qū)的居民登陸CAISO的網站查詢實時電價時，驚奇的發(fā)現(xiàn)此時電價竟為負值。這就意味著，此時用戶多用電反而會受到補償，而發(fā)電公司卻需要為自己發(fā)的電支付一定的費用。事后的分析表明，造成這次負電價的原因是在該時段南加州地區(qū)風電出力達到1981MW， 比CAISO的預測值高出73%，從而使得系統(tǒng)的可用發(fā)電量要大大高于當時的負荷。從美國各區(qū)域電力市場的運行經驗來看，新能源比例高的地區(qū)出現(xiàn)負電價的頻率也會隨之增加。 那么，負電價產生的機理是什么?負電價跟新能源之間有沒有必然的聯(lián)系呢?負電價對系統(tǒng)的運行會有什么影響?本文將對這些問題進行深入的探討。

1、背景

從發(fā)電商的角度來講，市場出現(xiàn)負電價意味著發(fā)電商為了保持機組的運轉而不得不付錢給用戶來使用其電力。這種情況出現(xiàn)的原因一般比較復雜，但最主要的原因有兩個：一是系統(tǒng)的局部阻塞導致新能源發(fā)電無法傳輸到負荷中心，二是系統(tǒng)的發(fā)電能力超出了負荷需求，但由于系統(tǒng)的運行靈活性 (flexibility) 不夠導致使得機組無法快速的被切除。第一個原因一般會導致局部負電價，而第二個原因則往往會導致全系統(tǒng)負電價。

從歷史數據上來看，負電價出現(xiàn)時一般會有如下的特征：1)系統(tǒng)的用電需求比較低，而陽光非常強烈或者風力很充足。此時，太陽能和風能發(fā)電量較大。2)出現(xiàn)在周末、假日、半夜、中午等時段的概率較大。因此，在夏天的一個陽光充足的周末，或者冬天刮起大風的圣誕節(jié)清晨，出現(xiàn)負電價的概率將會大大增加。

世界上有很多地區(qū)盡管成立了電力市場，但卻不允許負電價的出現(xiàn)。在歐盟，只有歐洲電力交易協(xié)會(European Power ExchanGE， EPEX)管轄下的法國、德國、奧地利、瑞士、比利時和荷蘭等國家允許在市場中出現(xiàn)負電價。其他的歐盟國家尚不允許市場電價低于零。這是電力市場發(fā)展初期的一種保守的設計。設計者擔心一旦允許電價小于零，則其可能降低到一個非常“負”的值。一個實際的例子發(fā)生在2013年6月中旬的一個周末，法國批發(fā)電力市場的電價竟達到負200歐元每兆瓦時。

2、負電價產生的機理

我們談到的市場電價，一般是指市場批發(fā)側的節(jié)點邊際電價 (Locational marginal pricing， LMP) 。在日前市場，獨立系統(tǒng)運營商ISO的調度軟件求解的是一個復雜的整數規(guī)劃問題;在實時市場，求解的則是一個線性優(yōu)化問題。這些問題一般包含以下幾個要素：

變量：主要的求解變量為系統(tǒng)中機組的有功出力和機組的關停狀態(tài)。

目標函數：日前市場的目標函數為最大化社會福利 (social welfare)，它等于所有負荷服務實體的買電報價減去所有發(fā)電機組的賣電報價。實時市場只有發(fā)電機組的賣電報價，沒有負荷服務實體的買電報價。取而代之的是實時的負荷預測。從經濟學的原理可知，當需求曲線為非彈性的時候，最大化社會福利即等于最小化成本。因此，實時市場的目標函數為最小化機組的運行成本。

等式約束條件：即系統(tǒng)的供需實時平衡條件。在任何時刻，所有發(fā)電機所發(fā)的電量必須等于系統(tǒng)負荷需求加上網絡損耗。

不等式約束條件：包括輸電線路不能超過其限值、發(fā)電機組出力的上下限等等。

含有上述要素的優(yōu)化問題稱之為原問題，可以通過專門的商業(yè)軟件來進行求解。求解的直接結果便是機組的出力水平和關停狀態(tài)。此外，商業(yè)軟件還能給出各約束條件對應的對偶變量的最優(yōu)值，這就是對偶問題的解。在電力市場中，LMP可以通過對偶解來獲得。由于系統(tǒng)存在輸電阻塞和損耗，各個節(jié)點上的價格都是不一樣的。在數學上，節(jié)點邊際電價可以分解為三個部分：

能量部分：等于上述優(yōu)化問題中等式約束條件所對應的對偶變量的最優(yōu)值。

阻塞部分：如果線路沒有阻塞，則該部分的值為零。發(fā)生阻塞時，該部分的值等于線路約束條件對應的對偶變量乘以系統(tǒng)轉移常數。

損耗部分：等于各個節(jié)點上的邊際損耗成本。

系統(tǒng)任何一個節(jié)點上的LMP，都是上述三部分相加之和。舉一個實際的例子，在2015年9月21日22：15這一時刻，美國中西部獨立運營商的某個節(jié)點上的LMP為$14.38/MW。其中，能量部分、阻塞部分和損耗部分分別為 $19.42/MW、$-2.49 /MW和 $-2.55/MW。同一時刻系統(tǒng)中的另外一個節(jié)點的LMP為 $19.56/MW，其中能量部分、阻塞部分和損耗部分分別為 $19.42/MW、$0.08 /MW和 $ 0.06/MW?？梢钥吹较到y(tǒng)能量部分的值在兩個節(jié)點上都是一樣的。

對LMP的三部分進行分析，可以得到一些有意思的結論。損耗電價部分的值一般相對較小，對系統(tǒng)的影響不大。如果系統(tǒng)出現(xiàn)了局部負電價，一般表明能量部分是一個正值，而阻塞部分一個卻是絕對值較大的負值。這說明系統(tǒng)的局部阻塞情況比較嚴重。如果出現(xiàn)了全系統(tǒng)范圍內的負電價，則一般是由于能量部分為負值引起的 。這表明系統(tǒng)的整體電力供應能力要大于負荷。

3、負電價跟新能源之間的關系

從理論上說，即使系統(tǒng)中沒有新能源，也可能出現(xiàn)負的電價。但是從實際電力市場的運行情況來看，新能源與負電價之間有很強的相關性。從2006年到2011年， 美國風電裝機容量從10GW增加到50GW，局部地區(qū)負電價出現(xiàn)的比例也大大增加。圖1列舉了三個電力市場中各自風電比較充足的區(qū)域里出現(xiàn)負電價的時段的比例。 在德州西部地區(qū)，2008年全年竟然有13%的時段電價為負值。

出現(xiàn)上述現(xiàn)象的原因主要是由新能源的以下三個特點決定的。

首先，新能源在目前階段一般有政府PTC(Production tax credit)補貼。目前，風電的補貼為2.3美分每千瓦時。只要市場負電價不低于-$23/MWh，風電機組都可以盈利。由于補貼的存在，即使市場中電力供應過于充足，風電機組也沒有動力來關停機組。它們寧愿向用戶支付費用來保證機組上網。很多研究詬病政府對新能源的補貼，認為這會損害其他沒有補貼的傳統(tǒng)機組的利益并導致價格信號的扭曲。

其次，在調度時風能和太陽能需要提前向市場提供發(fā)電預測。由于技術的限制，預測的精度無法達到百分之百。從整體來看，目前美國新能源的預測水平尚在可接受的范圍之內。比如，2013年MISO日前市場風電預測平均誤差為4.87%，在實時市場誤平均差為3.80%。但在有些時候，預測誤差會比較大，比如本文開頭所舉的加州的例子。這樣就可能會導致可發(fā)電量大大超過預期，但由于系統(tǒng)的靈活性不夠使得傳統(tǒng)機組來不及關停，從而出現(xiàn)供大于求的情況。

第三，新能源發(fā)電機從物理上一般都遠離主要的負荷中心。由于輸電投資一般都耗資巨大，并且輸電擴容較之電源建設往往滯后，會導致新能源發(fā)的電沒有足夠的輸電容量傳輸到負荷中心。在調度時，既有的輸電線路上往往會產生嚴重的阻塞。這就增加了局部地區(qū)出現(xiàn)負電價的概率。

在美國得克薩斯州，2013年以前負電價出現(xiàn)的頻率比較高，這從圖1可以看出來。這可能是由于德州的電網是一個相對較為獨立的電網，與東部和西部的大電網互聯(lián)較弱，沒有外部系統(tǒng)來進行能源的消抵。2013年以前，負電價主要集中在風能資源豐富的德州西部地區(qū)。在2013年，一條投資約70億美元的高壓輸電線建成，將德州西部地區(qū)與電力需求較大的東部經濟中心(如休斯敦、達拉斯)連接起來。之后，負電價出現(xiàn)的頻率大大減少。直到最近，德州的負電價又引起了人們的關注。而且與之前的負電價只是出現(xiàn)在局部地區(qū)不同，最近的負電價是全網范圍內的。其原因，主要是因為風力發(fā)電所占的比例太高。在2015年2月19日當晚，德州可靠性委員會ERCOT觀測到系統(tǒng)有41%的電力是由風電提供的，這創(chuàng)下了一個新的紀錄。

4、負電價對系統(tǒng)運行的影響

負電價是現(xiàn)行電力市場機制下一種正常的現(xiàn)象。它表明要么系統(tǒng)局部有嚴重的阻塞，要么系統(tǒng)供大于求。由新能源導致的負電價會對電力系統(tǒng)產生短期的和長期的影響。短期的影響主要集中在系統(tǒng)運行上。它可能會導致系統(tǒng)短期運行成本的上升，并對系統(tǒng)的可靠性產生一定的影響。 以傳統(tǒng)能源機組為例，它們在市場中運行需要一定的條件。有的一旦啟動，必須至少運行4到24個小時;有的一旦關停，需要等待數個小時才能啟動。而且大部分傳統(tǒng)機組都有最小出力水平的約束。比如，一個500MW的燃煤機組一旦啟動，最小的出力水平可能在100MW以上。即使在負荷需求較低的時候，系統(tǒng)仍需要保持一定量的傳統(tǒng)機組運行在最低出力水平，從而保證系統(tǒng)有快速的響應能力來抵消未來負荷和風電的變動。如果系統(tǒng)出現(xiàn)了負電價，調度軟件會給出讓這些機組關停的指令。這就讓調度員面臨一個兩難的選擇：要么關停這些機組，但是同時會降低系統(tǒng)的可靠性;要么強制讓這些機組運行在最小出力以維持系統(tǒng)的可靠性，但是會造成額外的成本。在負電價時，這個成本尤其的高，因為不僅有實際的運行成本，還有負電價導致的額外支付成本。但是，負電價所帶來的這些影響，會隨著市場機制的完善和新技術的使用而降到最低。比如，通過觀察美國風力發(fā)電比例比較高的兩個地區(qū)，即德州和科羅拉多州Xcel Energy所管轄地區(qū)的實際運行情況來看， 高比例的風電并未對系統(tǒng)的可靠性產生嚴重的威脅。反而從整體上降低了區(qū)域內的電價水平。這些地區(qū)采取的市場和技術措施包括增加需求側響應，儲能的應用，為風電安裝AGC控制裝置，等等。長期的影響主要反映在發(fā)電和輸電投資上。從美國的經驗來看，負電價頻率過高會降低投資者對傳統(tǒng)機組未來收入的期望值，尤其會影響未來核電、水電、煤電和天然氣發(fā)電機組的建設。在2014年美國的新增裝機容量中，可再生能源占了一半。

5、結語

本文分析了電力市場中負電價產生的原理，討論了負電價和新能源之間的相關性，并分析了負電價對系統(tǒng)運行的影響。市場的負電價和新能源的負報價是兩種獨立的市場現(xiàn)象，但兩者之間又有著一定的聯(lián)系。當系統(tǒng)中的新能源的比例增加時，負電價出現(xiàn)的頻率也更頻繁。

負電價和負報價都是電力市場批發(fā)側出現(xiàn)的現(xiàn)象。從目前的美國電力工業(yè)發(fā)展情況來看，終端用戶還無法直接參與批發(fā)市場。零售商作為溝通批發(fā)市場和終端用戶之間的橋梁，則可以利用市場中的負電價來獲取更多的利潤。例如，它一旦檢測到批發(fā)市場出現(xiàn)了負電價，就可以鼓勵響應的用戶增加用電從而從批發(fā)市場獲得額外的補償。從電力工業(yè)未來的發(fā)展趨勢來看，隨著智能電表等新設備的大規(guī)模使用，用戶在家里可以實時監(jiān)測批發(fā)市場的價格波動，從而調整家庭的電力使用情況。這就為用戶直接參與市場利用負電價提供了機會。

在售電側，用戶一般是按月向電力公司(utility)交納電費，因此用戶帳單上一般不會出現(xiàn)負電價。大部分電力公司都有分時電價政策，在每天的用電高峰時刻電價較高，而在低谷時段電價較低。在德州有一些售電公司(如TXU Energy)，甚至推出晚上9點到第二天早上6點零電價的服務(free overnight plan)，但相應地卻提高白天時段的電價水平。這是一種典型的用價格來調節(jié)用電量的需求側管理策略。

在世界上其他一些國家的電力市場，為了防止極端情況對電力市場規(guī)則的破壞，同時也為了保護發(fā)電公司和用戶的利益，會對電力市場的批發(fā)價格作最高價和最低價的限定。這樣，就避免了負電價的出現(xiàn)。然而，這種行政手段違背經濟學最優(yōu)原理，會使得市場的運行效率降低。隨著近幾年可再生能源的快速發(fā)展，市場局部產生供大于求的狀況越來越普遍，以致負電價出現(xiàn)的情況大大增加。從歐洲電力市場的發(fā)展來看，德國、法國、奧地利和瑞士等國家的日前市場于2007至2012年之間先后引入了負電價制度。

在我國未來電力改革和市場設計的的過程中，也應該充分考慮新能源所起的作用，把促進電力系統(tǒng)的運行靈活性、適應高比例可再生能源的特點作為改革和市場設計的重要目標。