2015年7月26日上午9点左右，包括洛杉矶市在内的大部分南加州地区的居民登陆CAISO的网站查询实时电价时，惊奇的发现此时电价竟为负值。这就意味着，此时用户多用电反而会受到补偿，而发电公司却需要为自己发的电支付一定的费用。事后的分析表明，造成这次负电价的原因是在该时段南加州地区风电出力达到1981MW， 比CAISO的预测值高出73%，从而使得系统的可用发电量要大大高于当时的负荷。从美国各区域电力市场的运行经验来看，新能源比例高的地区出现负电价的频率也会随之增加。 那么，负电价产生的机理是什么?负电价跟新能源之间有没有必然的联系呢?负电价对系统的运行会有什么影响?本文将对这些问题进行深入的探讨。

1、背景

从发电商的角度来讲，市场出现负电价意味着发电商为了保持机组的运转而不得不付钱给用户来使用其电力。这种情况出现的原因一般比较复杂，但最主要的原因有两个：一是系统的局部阻塞导致新能源发电无法传输到负荷中心，二是系统的发电能力超出了负荷需求，但由于系统的运行灵活性 (flexibility) 不够导致使得机组无法快速的被切除。第一个原因一般会导致局部负电价，而第二个原因则往往会导致全系统负电价。

从历史数据上来看，负电价出现时一般会有如下的特征：1)系统的用电需求比较低，而阳光非常强烈或者风力很充足。此时，太阳能和风能发电量较大。2)出现在周末、假日、半夜、中午等时段的概率较大。因此，在夏天的一个阳光充足的周末，或者冬天刮起大风的圣诞节清晨，出现负电价的概率将会大大增加。

世界上有很多地区尽管成立了电力市场，但却不允许负电价的出现。在欧盟，只有欧洲电力交易协会(European Power ExchanGE， EPEX)管辖下的法国、德国、奥地利、瑞士、比利时和荷兰等国家允许在市场中出现负电价。其他的欧盟国家尚不允许市场电价低于零。这是电力市场发展初期的一种保守的设计。设计者担心一旦允许电价小于零，则其可能降低到一个非常“负”的值。一个实际的例子发生在2013年6月中旬的一个周末，法国批发电力市场的电价竟达到负200欧元每兆瓦时。

2、负电价产生的机理

我们谈到的市场电价，一般是指市场批发侧的节点边际电价 (Locational marginal pricing， LMP) 。在日前市场，独立系统运营商ISO的调度软件求解的是一个复杂的整数规划问题;在实时市场，求解的则是一个线性优化问题。这些问题一般包含以下几个要素：

变量：主要的求解变量为系统中机组的有功出力和机组的关停状态。

目标函数：日前市场的目标函数为最大化社会福利 (social welfare)，它等于所有负荷服务实体的买电报价减去所有发电机组的卖电报价。实时市场只有发电机组的卖电报价，没有负荷服务实体的买电报价。取而代之的是实时的负荷预测。从经济学的原理可知，当需求曲线为非弹性的时候，最大化社会福利即等于最小化成本。因此，实时市场的目标函数为最小化机组的运行成本。

等式约束条件：即系统的供需实时平衡条件。在任何时刻，所有发电机所发的电量必须等于系统负荷需求加上网络损耗。

不等式约束条件：包括输电线路不能超过其限值、发电机组出力的上下限等等。

含有上述要素的优化问题称之为原问题，可以通过专门的商业软件来进行求解。求解的直接结果便是机组的出力水平和关停状态。此外，商业软件还能给出各约束条件对应的对偶变量的最优值，这就是对偶问题的解。在电力市场中，LMP可以通过对偶解来获得。由于系统存在输电阻塞和损耗，各个节点上的价格都是不一样的。在数学上，节点边际电价可以分解为三个部分：

能量部分：等于上述优化问题中等式约束条件所对应的对偶变量的最优值。

阻塞部分：如果线路没有阻塞，则该部分的值为零。发生阻塞时，该部分的值等于线路约束条件对应的对偶变量乘以系统转移常数。

损耗部分：等于各个节点上的边际损耗成本。

系统任何一个节点上的LMP，都是上述三部分相加之和。举一个实际的例子，在2015年9月21日22：15这一时刻，美国中西部独立运营商的某个节点上的LMP为$14.38/MW。其中，能量部分、阻塞部分和损耗部分分别为 $19.42/MW、$-2.49 /MW和 $-2.55/MW。同一时刻系统中的另外一个节点的LMP为 $19.56/MW，其中能量部分、阻塞部分和损耗部分分别为 $19.42/MW、$0.08 /MW和 $ 0.06/MW。可以看到系统能量部分的值在两个节点上都是一样的。

对LMP的三部分进行分析，可以得到一些有意思的结论。损耗电价部分的值一般相对较小，对系统的影响不大。如果系统出现了局部负电价，一般表明能量部分是一个正值，而阻塞部分一个却是绝对值较大的负值。这说明系统的局部阻塞情况比较严重。如果出现了全系统范围内的负电价，则一般是由于能量部分为负值引起的 。这表明系统的整体电力供应能力要大于负荷。

3、负电价跟新能源之间的关系

从理论上说，即使系统中没有新能源，也可能出现负的电价。但是从实际电力市场的运行情况来看，新能源与负电价之间有很强的相关性。从2006年到2011年， 美国风电装机容量从10GW增加到50GW，局部地区负电价出现的比例也大大增加。图1列举了三个电力市场中各自风电比较充足的区域里出现负电价的时段的比例。 在德州西部地区，2008年全年竟然有13%的时段电价为负值。

出现上述现象的原因主要是由新能源的以下三个特点决定的。

首先，新能源在目前阶段一般有政府PTC(Production tax credit)补贴。目前，风电的补贴为2.3美分每千瓦时。只要市场负电价不低于-$23/MWh，风电机组都可以盈利。由于补贴的存在，即使市场中电力供应过于充足，风电机组也没有动力来关停机组。它们宁愿向用户支付费用来保证机组上网。很多研究诟病政府对新能源的补贴，认为这会损害其他没有补贴的传统机组的利益并导致价格信号的扭曲。

其次，在调度时风能和太阳能需要提前向市场提供发电预测。由于技术的限制，预测的精度无法达到百分之百。从整体来看，目前美国新能源的预测水平尚在可接受的范围之内。比如，2013年MISO日前市场风电预测平均误差为4.87%，在实时市场误平均差为3.80%。但在有些时候，预测误差会比较大，比如本文开头所举的加州的例子。这样就可能会导致可发电量大大超过预期，但由于系统的灵活性不够使得传统机组来不及关停，从而出现供大于求的情况。

第三，新能源发电机从物理上一般都远离主要的负荷中心。由于输电投资一般都耗资巨大，并且输电扩容较之电源建设往往滞后，会导致新能源发的电没有足够的输电容量传输到负荷中心。在调度时，既有的输电线路上往往会产生严重的阻塞。这就增加了局部地区出现负电价的概率。

在美国得克萨斯州，2013年以前负电价出现的频率比较高，这从图1可以看出来。这可能是由于德州的电网是一个相对较为独立的电网，与东部和西部的大电网互联较弱，没有外部系统来进行能源的消抵。2013年以前，负电价主要集中在风能资源丰富的德州西部地区。在2013年，一条投资约70亿美元的高压输电线建成，将德州西部地区与电力需求较大的东部经济中心(如休斯敦、达拉斯)连接起来。之后，负电价出现的频率大大减少。直到最近，德州的负电价又引起了人们的关注。而且与之前的负电价只是出现在局部地区不同，最近的负电价是全网范围内的。其原因，主要是因为风力发电所占的比例太高。在2015年2月19日当晚，德州可靠性委员会ERCOT观测到系统有41%的电力是由风电提供的，这创下了一个新的纪录。

4、负电价对系统运行的影响

负电价是现行电力市场机制下一种正常的现象。它表明要么系统局部有严重的阻塞，要么系统供大于求。由新能源导致的负电价会对电力系统产生短期的和长期的影响。短期的影响主要集中在系统运行上。它可能会导致系统短期运行成本的上升，并对系统的可靠性产生一定的影响。 以传统能源机组为例，它们在市场中运行需要一定的条件。有的一旦启动，必须至少运行4到24个小时;有的一旦关停，需要等待数个小时才能启动。而且大部分传统机组都有最小出力水平的约束。比如，一个500MW的燃煤机组一旦启动，最小的出力水平可能在100MW以上。即使在负荷需求较低的时候，系统仍需要保持一定量的传统机组运行在最低出力水平，从而保证系统有快速的响应能力来抵消未来负荷和风电的变动。如果系统出现了负电价，调度软件会给出让这些机组关停的指令。这就让调度员面临一个两难的选择：要么关停这些机组，但是同时会降低系统的可靠性;要么强制让这些机组运行在最小出力以维持系统的可靠性，但是会造成额外的成本。在负电价时，这个成本尤其的高，因为不仅有实际的运行成本，还有负电价导致的额外支付成本。但是，负电价所带来的这些影响，会随着市场机制的完善和新技术的使用而降到最低。比如，通过观察美国风力发电比例比较高的两个地区，即德州和科罗拉多州Xcel Energy所管辖地区的实际运行情况来看， 高比例的风电并未对系统的可靠性产生严重的威胁。反而从整体上降低了区域内的电价水平。这些地区采取的市场和技术措施包括增加需求侧响应，储能的应用，为风电安装AGC控制装置，等等。长期的影响主要反映在发电和输电投资上。从美国的经验来看，负电价频率过高会降低投资者对传统机组未来收入的期望值，尤其会影响未来核电、水电、煤电和天然气发电机组的建设。在2014年美国的新增装机容量中，可再生能源占了一半。

5、结语

本文分析了电力市场中负电价产生的原理，讨论了负电价和新能源之间的相关性，并分析了负电价对系统运行的影响。市场的负电价和新能源的负报价是两种独立的市场现象，但两者之间又有着一定的联系。当系统中的新能源的比例增加时，负电价出现的频率也更频繁。

负电价和负报价都是电力市场批发侧出现的现象。从目前的美国电力工业发展情况来看，终端用户还无法直接参与批发市场。零售商作为沟通批发市场和终端用户之间的桥梁，则可以利用市场中的负电价来获取更多的利润。例如，它一旦检测到批发市场出现了负电价，就可以鼓励响应的用户增加用电从而从批发市场获得额外的补偿。从电力工业未来的发展趋势来看，随着智能电表等新设备的大规模使用，用户在家里可以实时监测批发市场的价格波动，从而调整家庭的电力使用情况。这就为用户直接参与市场利用负电价提供了机会。

在售电侧，用户一般是按月向电力公司(utility)交纳电费，因此用户帐单上一般不会出现负电价。大部分电力公司都有分时电价政策，在每天的用电高峰时刻电价较高，而在低谷时段电价较低。在德州有一些售电公司(如TXU Energy)，甚至推出晚上9点到第二天早上6点零电价的服务 (free overnight plan)，但相应地却提高白天时段的电价水平。这是一种典型的用价格来调节用电量的需求侧管理策略。

在世界上其他一些国家的电力市场，为了防止极端情况对电力市场规则的破坏，同时也为了保护发电公司和用户的利益，会对电力市场的批发价格作最高价和最低价的限定。这样，就避免了负电价的出现。然而，这种行政手段违背经济学最优原理，会使得市场的运行效率降低。随着近几年可再生能源的快速发展，市场局部产生供大于求的状况越来越普遍，以致负电价出现的情况大大增加。从欧洲电力市场的发展来看，德国、法国、奥地利和瑞士等国家的日前市场于2007至2012年之间先后引入了负电价制度。

在我国未来电力改革和市场设计的的过程中，也应该充分考虑新能源所起的作用，把促进电力系统的运行灵活性、适应高比例可再生能源的特点作为改革和市场设计的重要目标。