彈性再生能源、儲能、新市場機制將如何依序導入

Tony Yen
Tony Yen
Jun 3 · 8 min read

筆者在之前幾篇文章陸續指出,有越來越多研究指明100%再生能源是一個經濟上可行甚至具有成本有效性的最終目標。不過,大部分針對未來能源系統的研究,都是最佳化模型為主,它們雖然能指出成本最低的轉型路徑,但卻無法說明各個市場參與者決策是否會漸漸趨近這條最佳路徑,而倘若不是,又如何在政策或制度面上施予助力以達成所欲求的減碳和綠能目標。

因此,今天筆者想針對這個課題做一簡短闡述。在之前受風險中心邀稿寫的一篇文章中,筆者已經有簡略提到轉型路徑的觀念,但這次我想更深入說明一些轉型進程不同階段下,市場運作的可能狀況和應對方針。

本文中提到的能源轉型前期,屬於國際能源總署定義的可預測變動型再生能源併網六階段的前兩階段、中期屬於第三階段、中後期屬於第四階段、遙遠的未來屬於第五跟第六階段。六個階段的詳情可參見筆者之前在風險中心的撰文或去年的另一篇專文介紹

轉型前期:傳統電廠結構調整

在能源轉型初期會發生的事情,我的忠實讀者們應該已經十分了解了。綠能發展的萌芽期,盡可能讓越多再生能源併網、促進更多投入這個產業的資源至關重要,因此綠能會享有優先併網的權利。而傳統電廠為了滿足剩下的用電需求(殘載),便需要做出更大幅度的彈性調度。亦即,在這個階段,我們必須改善傳統電廠的彈性調度能力,以搭配綠能電力輸出的可預測變動性。

一些能源轉型先進國家的例子已經指明這樣的彈性能力是可以辦到的,然而在技術上或經濟上不適合彈性調度的傳統電廠(核、煤等機組),在電力系統的佔比必須下降;批售電價因殘載變動產生的波動,某種程度上可以導向這種比較適合綠能併網的傳統電廠結構。這是因為核煤等非彈性機組需要較長時間的滿載發電,才有合理的利潤溢價以維持機組繼續營運;如果它們全年運轉低於某個時數,和其他更具彈性的機組相比就沒有經濟上的競爭優勢。

傳統電廠結構因殘載變動有所調整的示意圖。左圖:從成本面來看非彈性機組要運轉達一定時數,才比較有競爭優勢,因此當殘載歷線因更多再生能源併網而下降時,會有更多電力需求由彈性機組滿足更具成本有效性。右圖:從市場面來看,殘載歷線下滑會讓批售電價下降,部分機組會因為利潤溢價不夠一年的維運成本而除役,由此傳統電廠結構得到調整;圖中紅色虛線以上的彈性機組、綠色虛線以下的非彈性機組都面臨利潤溢價不足的情況。

轉型中期:彈性再生能源提供輔助服務

在可預測變動型再生能源的佔比逐步增加之後,它們能獲得的保證收購價格將會逐步降低;在某些情況下,再生能源甚至無法取得保證收購價格(德國2017年改版的再生能源法即規定負批售電價持續時間達六小時以上時,再生能源業者在該時段無法取得躉購費率)。

這些因素將會讓單純投注在批售電力市場上的綠能業者承擔更高的風險,而分散這種風險的方式,便是投入到其他電力系統的服務中。再生能源投入在小規模的頻率穩定和區域性的電壓穩定已經是很常見的事情,但更進一步地將再生能源做彈性調度,使其加入備轉容量市場,會是這個階段的重點

在能源轉型中期,具有調度彈性的再生能源在高滲透率的時段中,會有經濟誘因提供負的備轉容量(藍色圓圈處);而當風光佔比更高時,它們也開始有誘因提供正的備轉容量。(本圖為筆者設定的假想孤島電網,風光發電佔比約20%下,進行的市場模擬結果,其中假設各傳統火力電廠已達其彈性能力的最大極限;現實中硬煤機組若欲如此調度,需在技術上做出設備更新、並且制度上作調度限制的鬆綁)

要使再生能源的電力輸出達到一定的可靠度,除了預報技術的精進之外,適度的儲能設施也會有很大的助益。因此在這個階段,我們會看到小規模的新式儲能設備導入市場,提供比傳統電廠更具調度彈性的輔助服務。

必須特別指出的是,新式儲能設備在這個階段的主要功能不在於對單日週期的殘載變動(例如所謂的鴨子曲線)做出平衡;在這個階段,既有的抽蓄水力、調度彈性能力極佳的傳統機組、彈性再生能源、以及需量反應等等措施,就能夠處理這個階段的殘載彈性需求。

轉型中後期:大規模儲能設施引入市場

所以,到底能源轉型需不需要大規模儲能設備呢?答案是只有在中後期才會有這種需求。

從市場面來看,當殘載離尖峰的批售電價價差出現一定程度的差距,業者才有誘因導入大規模儲能設施。在能源轉型的中後期,風能光能電力輸出較高的時候,批售電價趨近於零,而它們電力輸出降低時,批售電價趨近於邊際發電廠(通常是燃氣)的發電成本。由下圖可以看到,只有批售電力市場頻繁地出現價差夠高的時段,儲能設施才能獲取足以維運的利潤溢價。而當這樣的現象更普遍時,也就會有越來越多儲能設施進入市場。

儲能設施在批售電力市場上獲取價差利潤的示意圖。圖中橙色實線為殘載離峰時段的邊際發電成本,綠色實線為殘載尖峰時段的邊際趨避成本,虛線則是考慮充放電效率後的單位儲能量的邊際發電/趨避成本。Q*為儲能設施在這個離尖峰週期中的最佳儲能量,P_ch為充電的最高願付價格、P_dc為放電的最低願售價格,藍底區域為儲能設施在這個離尖峰週期下的淨利潤。(此為一簡化模型,沒有考慮儲能量和充放電功率的限制)

遙遠的未來:搭配100%再生能源供電的新市場

由於再生能源的零邊際發電成本特性,不改變市場制度(注)的話,隨著燃氣等高邊際成本的機組漸次除役,批售電價將長時間趨近於零,造成其他彈性調度機組和儲能設施可能無法在市場中獲得足夠維運的利潤溢價;因此在一個趨近100%再生能源的能源系統中,勢必需要新的電力市場機制。底下筆者從「發電量貢獻」和「電力調節貢獻」兩個發電端最主要的角色出發,提出一個可行的方案。
(注:這裡現行的市場制度指的是歐美等能源轉型先進國家實施中的、以批售電力為主要交易項目的電力市場。)

在這個框架中,有兩種市場。「發電量市場」的競標中,電廠經營者標出接下來一段很長的時間(例如:20年)內,每年固定能發多少電以及單位發電量的願售價格;「電力調節市場」的競標中,電廠經營者則標出接下來一段長時間內每一年(或季、月)最大能提供的發電功率、功率變化率以及相對應的願售價格。

實際的每日經濟調度則有如下的運作方式:在發電量市場得標的發電廠有優先併網的權利,但必須事先回報自己在隔一天的預估發電量,而此發電預測和實際發電量不得超過一定的容錯區間。在這之後,剩餘的殘載則由電力調節市場得標者按電力調節義務提供,而此義務可自由交易。

這裡舉一實例:在一系統中,用電需求在一定時間內從4GW增加到5GW,風光發電量則從2GW增加到5GW,因此殘載從尖峰的2GW下降到離峰的0GW。下表是各個電力調節市場得標者最後必須履行的電力調節義務:

具有電力調節義務的電廠,依據殘載變動,在任何時刻皆須將功率和功率變化率維持在特定區間中;而由於各電廠技術與經濟特性,電力調節市場可能會發展出正負調節義務兩種服務。

假設生質能電廠有最小運轉功率0.5GW,那麼它可能就會和其他電力調節市場的得標者或者風光電廠交易彈性反應的義務,由其他電廠降低發電功率/增加用電需求。對發電量市場的得標者這樣做具有正的機會成本(減少發電收益),而對電力調節市場的得標者則可能具有負的機會成本(減少發電成本/增加產能),因此通常會由電力調節市場的得標者購買負的彈性反應義務。

請注意以上並不是唯一一種未來可行的電力市場;但不管未來要朝向哪種市場機制,「邊際發電成本慣常性趨近於零」還有「殘載變動衍生的彈性反應需求劇烈成長」都會是遙遠未來必須要能圓滿處理的兩個課題。

(本文原載於媽媽監督核電聯盟粉專中)

能源轉型文摘

這系列文章收錄各種能源轉型最新的學術研究、新聞或文章。

Tony Yen

Written by

Tony Yen

A Taiwanese student who studies in the master program of Renewable Energy Engineering and Management in University of Freiburg.

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