法國也出現負電價了！核綠互斥效應漸顯
最近歐洲一些核能大國都有綠能大增的新聞。但核綠互斥造成的低批售電價，是不利於核能機組持續運轉的。目前核綠共存只是短時間的現象，長期來說核能機組感受到彈性調度的壓力後，勢必得陸續除役。
近日，由於COVID-19疫情肆虐，歐陸各國用電需求較去年同期略為下降，而又適逢春季風光明媚的綠能豐沛期，這讓各國的綠能發電佔比都有不錯的成績。即使是傳統認知裡的擁核大國，國內的綠能發電也開始影響核能電廠業者的運作。
瑞典：水力充沛加上新風能電廠 數部核能機組停機
瑞典近期因為水力發電豐沛、新的陸上風能機組上線，再加上用電需求的下降，7部核能反應爐有兩部停機，兩部慣常性保持在50%的最小運轉容量。
瑞典的核能反應爐必須要至少每千度電10到12歐元才有機會維持一整年運轉的收支平衡。在三月，北歐的日前批售電力市場平均價格為每千度電9歐元，4月初以降已慣常性低於每千度電5歐元，在4月13日甚至只有每千度電2.06歐元。
彭博新能源指出，今明兩年瑞典還會再新增4.2GW的陸上風能機組；未來新增的風能，將陸續取代該國老舊的核能機組。
法國：綠能一度滿足用電需求將近一半 出現顯著負電價
在歐洲另一端，4/13下午三點，因為出口減少、綠能大增，法國的批售電力市場出現了每千度電-75.82歐元的極低負電價。
觀察當時西歐各國的情況，大部分的國家確實也都有負的批售電價。然而，法國當時風能和光能等變動性再生能源的發電佔比僅29%，而當時批售電價和法國相近的德國，風光瞬間占比則高達69%。法國批售電價對於綠能滲透率相較鄰國太過敏感，其實是該國傳統電廠結構在短期內無法和能源轉型進程良好搭配的結果。
負批售電價的成因與對傳統電廠結構的影響
負批售電價源於傳統電廠結構的失衡，同時也是影響傳統電力業者調整電廠結構的重要誘因之一。在以前一篇文章中，我已經說明過彈性機組／非彈性機組因為固定成本和邊際發電成本特性的不同，不同的運轉時數有較佳的發電選項。延伸這樣的觀念，每一運轉時段都會有當前技術中，最佳（總成本最小）的發電選項，考慮所有時段後，便可以組成最佳傳統電廠結構下的單位裝置容量總成本歷線。
另一方面，假設這個最佳傳統電廠結構底下的市場已達均衡，那麼各運轉時數對應到的批售電力市場價格，就會等於該時數邊際發電廠的邊際發電成本；該邊際電廠也同時是該運轉時數的最佳發電選項（注）。據此亦可以畫出一市場價格歷線。
（注：簡單的數學推導後，可知此等效敘述成立的條件是當邊際發電成本最高的發電廠固定成本趨近於零的時候。）
當再生能源大量併網後，傳統電廠的結構並沒有馬上據而調整，因此市場價格歷線局部下移，這造成運轉時數較長的非彈性機組，無法藉由市場收入完全支付其運轉總成本。中長期來看，為了補足這樣的營業損失，傳統電力業者必須改變其電廠結構，使市場價格歷線回復至和單位裝置容量總成本歷線原有的對應關係。
具體來說，傳統電力業者會漸次淘汰固定成本過高的非彈性機組、改由固定成本較低、但邊際發電成本較高的彈性機組上線。因為決定市場價格的邊際發電廠為彈性機組的機會增加了，這會讓原本下移的市場價格曲線慢慢回升。
從以上的學理分析回頭看便可明白：前述幾個國家目前因為不具彈性的核能機組過剩，造成電力市場價格過低。中長期來看，綠能如果要在這些國家中健康發展而不對市場運作造成過度影響，電力業者就必須漸次淘汰這些非彈性的傳統電廠。這是核綠共存難以成立的原因之一，同時也是支持負批售電價機制的理由：如果不允許市場參與者標出負電價，非彈性機組全年的預期損失會減少，如此便會降低傳統電力業者在中長期透過調整電廠結構、提升彈性能力的誘因。
值得一提的是，當批售電價的離尖峰差距到一定比例、而負殘載現象的頻率和幅度大增時，儲能設備便有可能在歷線左側的運轉時段中，取代彈性機組目前的功能。但這樣的削峰填谷是否能如一些核煤支持者所盼望的，保障「基載電廠」的存續，其實也不太可能；因為當歷線右側的負殘載時數夠長的時候，最佳發電選項中仍可能沒有任何非彈性機組。
（本文原載於媽媽監督核電廠聯盟粉專上）
