德國今年的電力結構變化，如何打破基載迷思？
今年德國的電力部門有許多亮眼的表現。一個最令眾人驚豔的成果是，燃煤的發電佔比在過去一年之內劇烈地減少；今年一至八月，德國的硬煤發電量減少了30%、褐煤發電量減少了23%、化石燃料發電總量則減少了16.8%。
造成這樣的成果有兩個主要原因：一是綠能發電的成長，截至10月初為止德國綠能的公用發電佔比達到47%，比去年多了6個百分點。更多的再生能源，當然排擠了傳統發電源在電力市場上的生存空間。
不過，還有另外一個原因讓德國今年的燃煤用量大幅減少，那就是這些電廠本身的調度更加彈性了。
德國傳統電廠的彈性調度能力：兩年來從令人嘆為觀止，到如今已司空見慣
在2017年的秋天，我就已經指出，市場上的批售電價，很大程度決定了褐煤機組彈性調度的意願。到了2018年1月初，德國的褐煤機群創下了當時史上最彈性的調度紀錄：整個機群一度只發了4.5GW的電，並且在8小時左右又回復至趨近機群最大運轉容量的16GW。
德國的電力系統隨著更多綠能併網而展現出更高的彈性能力，屢屢跌破眾人眼鏡，2019年當然也不例外。2017年秋天以及2018年1月令人嘆為觀止的彈性調度，到了2019年已經成為家常便飯。
在過去，褐煤沒有如此彈性調度的時候，德國綠能佔比大增的時段會大量賣電給批售電價較高的鄰國。持有「基載迷思」觀念的人們不明所以，指稱這為「基載電廠」（即那些不能或不願做彈性調度的電廠）必要性的證明。然而我過去已經完整說明，跨境電力交易在大部分的情況下都是市場參與者追求經濟效率的結果，而非電網運作的技術限制；至於那些同頻大電網中促進電網穩定度和可靠度的跨境合作，雖有利於能源轉型進展，但卻並非必要，如英國、愛爾蘭、或夏威夷等孤島電網的高綠能佔比便是明證。
碳價格增加，進一步促成褐煤機組更彈性
現在，當我們重新檢視這兩年多來德國褐煤機群的經濟狀況，便更能明白市場條件對傳統電廠彈性能力的影響。2018年到2019年德國電力市場最主要的變化，源自於歐洲碳交易市場制度的革新，讓碳價格翻倍上漲，也連帶造成各化石燃料電廠的邊際發電成本增加。
由於相較於燃煤電廠，燃氣電廠的碳排較低，更高的碳價格因此讓煤氣兩種電廠的邊際發電成本差距拉近；在今年年中的一段時間，德國的燃氣電廠甚至有比硬煤或褐煤電廠更低的邊際發電成本！在不久的未來，燃氣電廠的邊際發電成本將持續和硬煤電廠相若，和褐煤電廠的價差也不會再像以前一樣那麼大了。
以上種種市場趨勢，促成了褐煤機組的彈性調度。首先，如果某些時段裡面褐煤不再是邊際發電成本最低的傳統發電選項，那競價順位上它們就不會被排在較前面，也就更有可能成為批售電力市場上的邊際發電廠，必須隨著殘載變動做出彈性調度。
其次，當燃煤電廠的邊際發電成本大漲時，這些電廠的「退市價格」（drop-off price，係指使電廠營運者因無預期邊際利潤而選擇降載至最小運轉容量的批售電價）也會跟著提升。在2017年，德國褐煤電廠的「退市價格」約為每千度電10歐元，到了今年就提升至每千度電30歐元。
「退市價格」的增加，代表褐煤電廠遇到連續無預期利潤的低批售電價時段會更頻繁、長度也會增加，這讓電廠營運者選擇在這些時段關機不投入電廠進市場的機率增加；由於取而代之的燃氣或硬煤機組通常有較小的最小運轉容量，這種燃料替代效應（fuel switching effect）會降低系統上各傳統電廠的最小運轉容量總額，允許系統容納更多再生能源併網。
未來，隨著碳價格持續維持高檔、再生能源穩健增加，過去那個燃煤電廠永遠處在競價順位前段、並透過販售廉價電力給鄰國賺取利潤的市場條件，已經不復存在了；德國燃煤發電的末日，或許會比眾人的預期還來得更快。但在那之前，這些傳統電廠餘生的調度模式，將昭示給世人：基載電廠從來就非電力系統的必須，它們的時代也已經結束；再生能源猛烈成長的能源轉型下，我們需要的是各種更彈性、更智慧的裝置，來和風能與太陽能良好搭配。
（本文原載於媽媽監督核電廠聯盟粉專上）
