整體趨勢

自2008年歐洲電力交易所EPEX SPOT導入日前(Day-ahead)市場負價格以來，負電價事件發生的頻率有逐漸增加的趨勢。舉例而言，德國在去(2019)年，日前市場有39天共211小時出現負電價，平均成交價落在每兆瓦-17.27歐元(折合新台幣約每度電-0.59元)，相較前(2018)年出現134小時負電價，平均成交價每兆瓦-13.73歐元(折合新台幣約每度電-0.48元)；即日(Intraday)市場則有44天共241小時出現負價格的現象。市場因供過於求而出現負價格訊號，再生能源發電占比逐年提升為其一但非絕對影響因素。以下就德國近日負電價情形進行討論。
 

德國負電價情形

為防制新冠肺炎疫情擴散，德國政府自3月22日發布限制措施，嚴格限制戶外自由行動和暫停非必要商業經營活動，進而使得電力需求大幅減少。觀察德國自限制措施發布迄今，德國電力消費相較去(2019)年同期下降7~15%，此使得歐洲電力現貨市場整體四月份價格呈現六年以來新低，EPEX SPOT DE價格落在每兆瓦30歐元以下。而負電價發生的頻率似乎受疫情影響而有增加趨勢，單就2020年Q1，就已經有128小時出現負電價，單就四月份也有37小時。
 

負電價如何影響德國再生能源電廠收益

在德國，再生能源法(Erneuerbare Energien Gesetz, EEG)保障了再生能源電力併網優先權，此使得再生能源電力供應商只要能在批發市場得標並依排程供電，便能依法獲得發電收益。德國的再生能源發電補貼係依據「市場溢價 (Market Premium)」機制，隨電力批發市場價格浮動，由系統營運商支付市場價值與參考價值之間的差額補貼。不過，德國早在2014年的修法(EEG 2014)，即針對負電價情形標明但書，當日前市場價格達連續六個小時以上為負價格時，則在此連續負價格區間不予支付補貼。2017年再生能源法( EEG 2017 )第51條仍保留這條規則(2016/1/1以後新建電廠適用)，俗稱“6-hour rule”。
 

6-hour rule如何影響德國風場收益

從法規設計觀點，6-hour rule旨在反應電力市場供給過剩時的狀況，畢竟電力生產過剩意謂著當下需求已被滿足，理論上不應將補貼用在不需要的過剩電力上。這樣的補貼抑制機制，也是迫使再生能源電力供應商應對市場價格訊號有所因應。然而，市場會出現負價格，部分原因也出自傳統發電機組缺乏啟停靈活性的問題，使得機組暫時關閉再重新啟動的成本損失，比起以負價格拋售電力來維持機組運轉要高出許多。因此，同為自由市場競爭者的風電供應商，必須在競價的惡性循環下，承擔 6-hour rule 的獲利損失。英國能源研調機構 Aurora Energy Research 評估，平均而言，離岸風場因6-hour rule蒙受的補貼損失，一年落在500~800萬歐元之間，大幅影響風場預期經濟效益，並增加其經營風險。德國海上風電場運營商協會(BWO)也指出，僅就2020年2月，6-hour rule就對德國離岸風場計畫造成約5,000萬歐元的損失。
 

淺談日本與台灣再生能源發電補貼抑制條款

本文所討論的「再生能源發電補貼抑制」條款，係指在經濟補貼政策中，會影響風場申請發電補貼收益的特殊規定。在日本，電力公司得依據「再生能源特別措施法施行規則」，基於維持電力系統穩定，可對再生能源發電業者採取輸出抑制措施，其實施作法受到電力廣域運營推進機關(OCCTO)監管與檢討。以風力發電而言，九州電力及中國電力均提出「輸出控制在每年720小時內不予補償」條款，並作為風場併網申請時的條件。日本的再生能源補貼採固定價格收購制度，因此風場收益相較德國的市場溢價補貼機制來得穩定，電力公司的輸出抑制措施對收益之影響在可預期範圍內。
台灣與日本同樣採取固定價格收購制度，依據經濟部所公告之「中華民國一百零九年度再生能源電能躉購費率及其計算公式」第十四項，離岸風力發電業者於躉購期間當年度發電設備之實際發電量，不及每瓩4,200度適用躉購費率，介於每瓩4,200~4,500度以75%費率躉購，4,500度以上則以50%費率躉購，同為可預期之影響因素。
 

德、日、台再生能源發電補貼抑制條款(Source: InfoLink)
 

從上述比較可知，風電供應商或風場營運商在電力批發市場自由化競爭的環境下，相對需承擔更高的獲利風險，因此，如何發展多元化的技術解決方案來提升風場經營效益，如結合儲能系統或利用風電製氫技術，遂成為新的市場商機。