观察负电价用电不花钱还有倒贴新时代

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7 %，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。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201 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反而使危机愈演愈烈。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拉响了 主宰世界 的战斗于2016年3月25日全美上映时候，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：