2024 3/11 每週動態 🔥
感謝訂閱POXA Info 每週最新動態！不同電價方案及不同負載特性的用戶，用電大戶效益的試算結果會不會不一樣？太陽光電及風電誰抵用的電費比較多？請看POXA本週主題分析。
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本週摘要
- 延續之前用電大戶條款的效益分析，本週繼續分析不同電價方案及負載特性用戶對效益的影響，包括：綠電抵用電費差異、時間電價套利的空間以及不同負載特性的控制挑戰。
- 本週沒有新公告，POXA會持續關注台電最新消息。
- 「調頻服務」平均結清價格維持在0元/MWh，整週都還是0元/MWh；目前累計參與容量擴增到696.3 MW， 參與容量較上週增加15.7MW，來自於2家現有廠商，東電綠能及友達光電，新增10.9MW，以及1家新廠商得利源投入，新增4.8MW， 其中東電綠能累計14.1MW，排名上升10名，來到第7名。
- 「E-dReg」平均結清價格維持高檔 600元/MWh；目前累計參與容量為116MW，本週沒有新增合格交易者與參與容量。
- 「即時備轉」平均結清價格從220.68元/MWh下滑到218.55元/MWh，下滑0.96%，持續緩慢下探，續創歷史新低； 目前累計參與容量增加至127.1MW，較上週增加1.3MW，來自於1家現有廠商震江電力。
- 「補充備轉」平均結清價格從227.29元/MWh下滑到216.57元/MWh，大幅下滑4.72%，跌勢較上週擴大，除再創歷史新低外，也跌破即時備轉平均價格； 目前累計參與容量維持262.9MW，本週沒有新增合格交易者。
- 分析調頻服務結清價格變動對IRR的影響。
- 分析電網頻率及供需變化對dReg/sReg儲能充放電排程的影響。
- 用電大戶條款的效益，考量儲能老化跟電能損失效益會差多少？換算成10年ROI跟IRR是多少？請看下週進階分析。
🎓 本週主題分析
- 本週調頻備轉持續新增15.7MW，達到696.3MW，平均得標率降到500/696.3 = 71.8%，可能月底前就會突破700MW! 調頻價格連續45天維持0元，而即時跟補充則持續創低，已經超過一個月的價格下滑，繼上週即時備轉跌破地板價格外， 本週跌勢趨緩，反倒是換補充備轉大跌，吐回之前的領先，平均價格更是跌破即時備轉平均價格， 相較於價格的下滑，得標量倒是都有上升，表示合格交易者的競價策略有所改變，調低價格以爭取更高的得標率。 即時跟補充超過一個月的持續下滑創低，調頻的歸零應該擺脫不了關係，後續POXA會再提出更深入的價格趨勢分析。
🏭 用電大戶條款效益分析
終於來到第3週的用電大戶條款效益分析，第1週我們說明用電大戶義務條款以及儲能可搭配的『再生能源義務用戶儲能調整用電措施』，並且概算4種方案的年報酬， 藉此說明設置儲能的潛力；第2週 我們進一步說明試算的參數跟一些未來市場趨勢可能造成的影響，並說明蓋越大，效益越高的理由， 有興趣的朋友可以參考前2週的分析。
設置再生能源發電設備、購買綠電及憑證、還有設置儲能的效益，其實也跟用電大戶的用電特性有關，不是所有類型的用戶，都有同類型的結果， 24小時工廠、白天工廠、或是商辦百貨大樓，都有不同的用電特性，結果也可能不同。
首先，得強調一下，符合用電大戶條款跟參與電力交易調頻服務，有些本質上的不同，前者是義務，後者是市場行為， 前者只能得到抵用電費，不像後者可以拿到價金，所以前者的效益，主要就是看抵用電費的多寡，而後者的效益，就是看市場價格的高低， 所以要了解用電大戶條款的效益，就要了解用戶的用電特性，也就是用電曲線，以及所選用的電價方案，才能評估抵用電費的效益趨勢。 在了解用電特性之前，我們先來看看不同的時間電價方案，因為用電大戶除了24小時工廠外，其他通常都會配合時間電價去調整用電，來降低電費。
💸 三段式時間電價 VS 批次生產電價
先從常見的三段式時間電價開始，下圖是2023年整年的電價變化，我們統計了24小時＊365天的電價，並統計出整年度每小時的平均電價， 圖有點複雜，我們帶大家從頭看看，第一欄是代表00:00到01:00的平均電價，左邊的Y軸對應的是條狀圖，代表不同電價的小時數， 這邊可以看出，00:00到01:00，有212個小時是非夏月的離峰電價，另外135個小時是夏月的離峰電價，加起來就是365小時，顏色越深，價格越高， 然後右邊的Y軸對應的是折線圖，代表的是這365小時的平均電價，00:00到01:00的平均電價是1.81元/度，這樣的圖我們統計了24小時＊365天， 就可以看出夏月的佔比，夏月/非夏月的尖峰電價的佔比，以及整年度24小時的平均電價變化。
可以看出三段式時間電價有兩個波鋒，電價的高峰在夜尖峰，16:00到22:00這六個小時，而整年的平均電價是3.04元/度。 接下來，讓我看看去年新提出的方案，批次生產電價，左邊的Y軸對應的是條狀圖，代表不同電價的0.5小時數，主要是批次電價時段切到半小時， 可以看出批次生產電價有更長的離峰時間，尖峰時段就單純集中在15:30到21:30這六個小時，主要是因應太陽能佔比提高所設計，而尖離峰價差也更大，所以儲能做價差的效益更大， 而整年的平均電價是3.4元/度。
選用不同的時間電價，對用電大戶有何影響？除了影響原本案場用電的計費外，還會影響抵用電費跟時間電價套利的空間：
- 選擇設置再生能源發電或購買綠電及憑證的抵用電費：自發自用或是購買綠電，這些綠電度數都是可以抵用電費的， 就看發電當下時段的用電情況，而電費有高有低，所以大家是否會好奇，不同的時間電價，抵用的電費是不是不一樣？ 而太陽能跟風力，發電曲線也不一樣，所以能抵用的電費是不是也不一樣？ 這些問題，今天都可以獲得解答😎。
我們先看太陽能發電，下圖是12個月的每小時平均發電量，以及不同方案的時間電價方案曲線，可以看到太陽能的發電尖峰跟批次生產 的尖峰時段幾乎是錯開的，三段式還有一點重疊，因為時間電價就是誘使用戶不要在尖峰電價的時候用電，換言之，批次生產就是鼓勵用戶在離峰時段，就是太陽能發電多的時候用電， 所以發電尖峰與電價尖峰錯開是正常的，但這的確影響了可以抵用的電費，三段式電價的太陽能平均可以抵用的電費是3.07元/度， 但批次生產電價的太陽能的平均抵用電費只有2.75元/度。不意外地，太陽能搭配三段式時間電價可以抵用較多的電費。
同樣地，我們來看看風力發電，下圖是12個月的每小時平均發電量，以及不同的時間電價曲線，可以看到風力發電的發電尖峰跟批次生產的尖峰時段有點重疊， 可以預期批次生產的抵用電費是較多的。三段式電價的風力發電平均可以抵用的電費是3.11元/度， 而批次生產的風力發電的平均抵用電費卻有3.53元/度。可以看到風力搭配批次生產的時間電價可以抵用更多的電費。
所以風力發電因為因為發電曲線的關係，相較於太陽能，它有較高的抵用電費，可以差到約0.78元/度。 在此為風力發電平反一下，上一週的試算，三段式抵用的電費都是用平均電價3.04元/度去計算，要精算就要考慮發電曲線，這樣才能得到更準確的結果， 而風力發電會拉近與太陽能的差距，若是時間電價的設計未來還是用來鼓勵電能移轉來配合太陽能，風力在抵用電費這塊的優勢應該會用越大。
說到自發自用跟購買綠電及憑證的電費抵用，就不得不說到餘電，因為用不完的綠電就會變成餘電，餘電會產生額外的成本，但在用電大戶條款下，其實不太會有餘電的問題， 在POXA的用戶模擬中，10%義務裝置容量的太陽能，大約只佔總用電的1到2％而已，幾乎不會產生餘電。以RE20或更高為標的之用戶，餘電才會是需要關注的議題。
- 時間電價套利的空間： 儲能用來時間電價套利，主要就是離峰的時間充電，然後在尖峰的時間放電，這樣就可以節省電費做價差， 這邊主要就是套週一到五有價差的時間，六日跟離峰日的價差就比較小，不到0.2元/度，所以通常是在一到五做套利。 三段式的夏月/非夏月一到五的加權價差約3.52元/度，而批次生產的則是6.75元/度，所以光算價差的話，批次生產的套利空間是比較大的。 但值得注意的是雖然批次生產的套利空間大，但是他的平均電價也高，所以要看整體的電費，不然有可能，換過去批次生產之後，才發現價差高，但電費下降不如預期。
👊 不同負載類型的用戶的控制挑戰
過去設置儲能進行節費，主要是就是削峰填谷降契約容量或是時間電價套利，需要對負載進行模擬分析，設計最佳的充放電策略， 但當用電大戶條款多了『再生能源義務用戶儲能調整用電措施』，也就是一直提起的義務時數型跟累進回饋型，充電排程就相對簡單， 你只要能在週一至週五的6時至8時放電2個小時，就可以得到額外的抵用電費，加上這2個小時的電，如果能在離峰電價時段充飽，就可以再多賺時間電價價差。 如下圖所示，你只要可以在綠色的時段（離峰電價）充電，然後在紅色的時段（義務時段）放電，就可以得到最大的效益。 充電排程就是一塊蛋糕🍰，手到擒來！
但還是得看實際負載曲線，上圖的模擬負載其實是用電大戶已經針對三段式電價優化的負載曲線，也就是用電負載已經盡量集中在離峰時段，尖峰時段的用電量已經盡量降低， 節費做得很好，電費可以降到最低，但是這其實增加參與『再生能源義務用戶儲能調整用電措施』的困難度，因為：
- 2個小時的放電時段要能把電放光：在儲能不能逆送的情況下，必須要有足夠的負載，才能放電，例如：義務裝置容量是500kW，這兩個小時的平均用電負載就必須都要有500kW， 若是想要蓋大儲能，在這兩個小時多放電，賺取義務時數型的超額效益，就必須要有更大的負載。
- 離峰時段可以把電充飽：負載控得好，通常離峰時段的用電都會接近契約容量，這樣就沒有多餘的電可以充電，就無法賺取最大的價差。
快速總結：不同電價方案除了影響電費跟價差外，也會影響採用綠電時的抵用電費，例如：風電的抵用電費會比太陽光電高，搭配批次生產效果最佳， 而建置較大的儲能可以增加在義務時數型的效益，但也需要考慮負載類型，才能得到最大的效益。 最後，用電大戶條款還是抵用電費為主，總電費有沒有減少？電池能不能在離峰充飽？適合哪種綠電方案？混合再生能源及儲能效益如何？ 還是需要實際用電負載進行模擬分析，才能得到最準確的結果。
說了3週儲能的好話及潛力，下週我們來平衡報導，算算儲能的老化跟電能損失會讓效益會差多少？換算成10年ROI跟IRR是多少？
如果有用電負載模擬分析需求或是任何建議，都歡迎與我們聯絡。
我們會持續關注未來變化，歡迎各位專家學者、業界專家及用電大戶分享您的看法，每次您寶貴的意見，都能讓POXA離神隊友更近一步💪🏻，歡迎與我們聯絡。
📢 台電最新公告
- 本週台電沒有新公告，POXA會持續關注台電最新消息。
完整公告資訊可以參考台電電力交易平台。
📈 市場最新動態
POXA Energy整理台電電力交易平台公開資料，追蹤每週市場變化的趨勢，完整資料可以參考台電電力交易平台。
調頻備轉 結清價格
本週平均結清價格從上週0元/MWh持平，最高結清價格從上週的0元/MWh持平，最低結清價格維持在上週的0元/MWh， 價格本週都是0元/MWh。
若是合格交易者沒有改變投標競價策略，或是供給沒有減少（如：轉移到其他商品），價格可能就會持續維持0元/MWh， 雖台電已經公佈商品轉移的規則，但評估及轉移都需要時間，POXA會持續追蹤價格與參與容量的變化。
調頻備轉 廠商參與及得標容量
本週參與容量696.3MW，較上週增加15.7MW，來自於，2家現有廠商：東電綠能、友達光電，新增10.9MW，1家新廠商：得利源股份有限公司，新增4.8MW。
每小時平均得標容量， 從上週500MW持平，最高每小時得標容量從上週的500MW持平，最低每小時得標容量維持在上週的500MW。
本週參與容量持續增加15.7MW，平均得標率為 500/696.3 = 71.8，持續影響合格交易者收益， 尚未出現參與容量移轉到E-dReg，POXA會持續追蹤最新變化。
🏆 調頻服務合格交易者前十名
目前調頻共有65家合格交易者，新增一家得利源，而東電綠能累計14.1MW，排名上升10名，來到第7名。
排名前5家分別為南方電力、新星、震江電力、盛齊綠能、熙特爾，共計約394.1MW，佔全部容量56.6%，主要合格交易者未來可能對市場極具影響力。
🌱 調頻服務新增合格交易者
本週調頻新增 1 家合格交易者，共計4.8 MW，投入電力交易市場。
🏆🏆 總和容量合格交易者前十名 🏆🏆
本週排名沒有改變，點選看所有排名。
專屬分析 🧐
POXA Energy 擁有自主研發的能源管理系統(Energy Management System，簡稱EMS)與能源資產績效管理服務(Energy Asset Performance Management，簡稱EAPM)。 透過展示對本週市場結清價格與頻率變化的分析與觀察，讓大家可以更了解這些變動對收入及操作策略的影響。
市場結清價格對IRR的影響
目前調頻備轉預估IRR約為-26.29%，隨著結清價格破底而崩盤，代表早期建置成本較高的案場，目前應該都是血本無歸了，結清價格是目前IRR的主要影響因素。
請注意，不同的財務模型（如：儲能建置成本、融資比例、保險、保固、土地租金、電能損失、稼動率等），可能會有不同的IRR計算結果，上述分析是融資7成及3000萬建置成本/每1MWh之結果，如有任何疑問，歡迎洽詢POXA Energy。
系統頻率分析
本週頻率分佈震盪較上週分佈接近，但最大跟最小頻率上移，代表電網可能較上週傾向多電。
dReg電量需求指標 🔋
電量需求指標代表當儲能最少充放電下的SOC停留位置，若是想維持SOC=50%，建議位於彈性調整區間時，可採充電策略。 本週dReg電量需求指標，突破過去長期區間，來到44%，往電網電偏多靠近，這是短期現象，還是長期趨勢？POXA會持續追蹤。
dReg放電循環次數
POXA Energy EMS本週預估放電循環約0.46次，較上週增加7%，代表短期電網較為不穩。
sReg觸發次數與平均執行時間
本週一天最多觸發到0到2次，觸發次數較上週減少，觸發時間與上週接近，但整體還是趨於平穩。
下週預告❓
- 用電大戶條款的效益，考量儲能老化跟電能損失效益會差多少？換算成10年ROI跟IRR是多少？請看下週進階分析。
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