商傳媒｜責任編輯／綜合外電報導
美國電力系統正經歷結構性轉變，在需求方面，人工智慧（AI）驅動的資料中心快速成長，以及 heating（供暖）、運輸和工業領域的加速電氣化，正在重塑負載模式，並增加資源充足性的壓力。在供應方面，再生能源和儲能的擴張，以及燃煤電廠的退役，為資源可用性帶來更大的變異性和不確定性，引發新的可靠性問題。
賓州大學克萊曼能源政策中心（Kleinman Center for Energy Policy）一份報告指出，這些變化正在重新配置電網風險結構，並暴露為傳統資源開發的市場設計的局限性，其中五類風險尤其突出：
一、區域壅塞風險（Locational Congestion Risk）。當傳輸限制阻止低成本發電到達負載中心時，就會產生區域壅塞風險，從而在各個節點產生價格差異。隨著再生能源和儲能的擴張，壅塞變得更加頻繁且難以預測，暴露了圍繞可調度熱能資源設計的系統的局限性。以 PJM 互聯公司（PJM Interconnection, PJM）為例，特別是在北維吉尼亞州，資料中心的快速擴張顯著增加了電力需求。服務該地區的大部分發電仍然位於 PJM 區域的其他地方，必須通過受限的傳輸介面傳輸。在高需求期間，這些約束會聚合，並觸發富含發電區域和負載中心之間的價格分離。在區域邊際定價框架中，樞紐和匯流排價格之間的這種差異，為市場參與者帶來了與壅塞相關的重大財務風險。
二、時間價格風險（Temporal Price Risk）。時間價格風險是指隨著時間的推移，區域邊際價格的不確定性。短期波動反映了調度決策和燃料價格波動，而長期趨勢則受到發電結構性轉變、電廠退役和不斷變化的需求驅動。儲能資產對時間動態尤其敏感。儲能所有者依賴於小時價格差，其盈利能力取決於這些價差的大小和持久性。短期儲能受益於頻繁、短暫的價格飆升，而長期儲能則在持續的稀缺事件中獲得價值。由於調度決策是跨期的，因此採取的行動會影響後續的價格和系統狀況。這些反饋效應產生了戰略互動，並提高了良好調整的市場規則的重要性。
三、數量變異性風險（Volume Variability Risk）。數量變異性風險反映了隨時間推移，電力供應或需求的數量不確定性。負載波動、再生能源輸出變異性和意外停機會導致此風險。對於依賴天氣的資源來說，數量的變異性尤其明顯，引發了人們對容量充足性和即時平衡的擔憂。2021 年德州電力危機就說明了這種風險。在寒冷的 2 月，西德州的風力發電量比預測低了約 50%，因為創紀錄的低溫將需求推高至近 70 吉瓦。該地區的獨立系統營運商 ERCOT 處於供應短缺的中心。由於電力供應嚴重短缺，ERCOT 被迫實施輪流停電，造成約 800 億至 1300 億美元的損失。
四、需求和供應尾部風險（Demand and Supply Tail Risk）。尾部風險是低機率、高影響的事件，會拉緊系統限制，並且不容易通過傳統金融工具進行對沖。例如，氣候變遷通過使基礎設施面臨更頻繁的極端天氣，增加了供應方面的尾部風險。嚴重的氣候事件導致美國多次停電，有證據表明此類中斷呈上升趨勢。除了氣候影響外，網路攻擊和技術驅動的故障也會帶來額外的系統性威脅。在需求方面，大型資料中心的集中增長可能會在極端情況下加劇局部壓力。
五、監管設計風險（Regulatory Design Risk）。監管設計風險源於對管理調度、定價和補償的市場規則的變更。當新機制與現行系統狀況互動不佳時，它們可能會扭曲激勵措施或破壞可靠性。與營運風險不同，監管設計風險源於政策選擇。2000 年至 2001 年的加州能源危機，證明了部分解除管制、零售價格上限和有缺陷的批發設計如何導致價格波動。批發價格飆升，而公用事業公司無法將成本轉嫁給零售客戶，導致財務困境和緊急干預。
這些風險共同反映了一個電力系統，其財務和營運動態正變得越來越複雜和相互依賴。隨著不同地點、時間範圍和監管制度的變異性增加，市場參與者將需要更複雜的對沖工具和戰略框架，來管理不斷變化的電網風險。這對台灣的能源政策制定者和環保團體，提供了一個借鏡的機會，思考如何建立更具韌性的電力系統，以應對類似的挑戰。
