電力儲能技術的應用

前言

我們使用的交流電力系統，具有「不能等、不能存、動態平衡」^[1]的特質，發電廠必需隨著用電需求，用多少，發多少，維持供電、用電的平衡，供應不及就是用戶停電，供過於求，一樣有跳電風險。而其不能儲存的特性，必需建足夠的發電廠，因應用電量最高時的需求。但在台灣發電廠建廠時程長、困難重重，若能將電力於夜間用電量低時儲存、白天用電高時供應，就能緩解電力供應的壓力。

近年來電力電子技術的進步、鋰鐵電池價格與應用的普及，使得電力電子元件類型MW以上的電力儲能技術變得可行。2015年加州Aliso Canyon天然氣儲氣洩漏事件，成為此一技術的指標事件；加州州長簽署緊急指令，授權採取行動以確保電力系統的穩定，電力公司在6個月內建置100MW的儲能系統，相當於一個12吋廠的用電量，並且成功上線運轉，支援夏天的尖峰用電，避免了14天的預期停電，這實證了其可行性^[2]。

在2017年8月初東台灣的和平電廠電塔倒塌，少了1300MW的供電能力，台灣進入供電紅燈警戒，可行的六方案中的第六項即為與美商建構儲能系統，以降低尖峰負載需求^[3]。隨即在8月15日的大潭電廠跳機，台灣發生大停電，這益顯得儲能技術的發展，對電力供應的可靠度，在現階段遠比綠能的推廣重要。

電力儲能系統簡介

電力儲能系統原理與使用

電力儲能系統典型架構如 圖1，包含儲能元件、交直流轉換與控制系統、連結電力系統與使用者負載，可再連結再生能源，如太陽能、風力發電。

其儲能是以化學電池為儲能元件，簡單的說就是將接收到的電能利用電力電子電路對電池充電，把電能儲存起來，然後在需要能量的時候，再藉由電力電子電路將儲存在電池的能量轉換為電能以供使用。其接受的電能，可以來自電力系統、再生能源。儲能元件，也有其它不同的型式可供選擇。

藉由交直流轉換系統的控制，可將轉換的電能併聯至電力系統，如發電機般供電，也能對內供應用戶的負載需求。

由於其交直流轉換為電力電子的固定KW級模組化設計，可多組併聯擴充整體系統輸出、輸入容量，而其儲能電池也隨需求時間，可配置2小時或8小時以上更長的電池容量，相對於發電機的固定輸出容量，具備容量增減彈性。

一般用戶與電力系統，用電典型曲線如 圖2所示，白天人員活動，使用空調、電器設備等，用電高，夜間休息用電量下降。儲能系統可在夜間9點至早上9點系統行儲能，白天的12小時輸出電力，若儲能系統容量足夠，可不斷輸出電力，平坦化負載直至夜間，讓白天、夜間的負載相差不大；若裝置容量較低，可僅在中午用電尖峰時輸出，是所謂削尖峰的應用。這兩種應用，都可降低電力公司最大發電量的需求，亦即備載容量的百分比。若可大規模的應用，可以緩解目前台灣尖峰用電，備載容量不足的困境。

電力儲能系統特性

相較於電力系統中的發電廠、再生能源，電力儲能系統不同的特性有：

• 儲能電量可隨需求擴充，可自KW到100MW以上。
• 能增加電力系統可靠度，可接受電力公司的調度，供電可比以往最快的汽渦輪發電機更快，只要數秒鐘。
• 可減少再生能源對電力可靠度的不良影響，不論太陽能、風力發電，其發電量的不穩定，隨其佔系統百分比的上昇，影響愈大；電力公司預測負載增減，容昜調度(增加或減少發電量)火力、燃氣、水力發電，預測晴時多雲的太陽能供電量、時大時小的風力發電困難。若建置相對應的儲能系統，接受電力公司的調度，就能提高供電的可靠度。
• 建造速度快：建置到供電比發電廠、傳統抽蓄水力少10~15倍，只要6到10個月。
• 對一般用戶，可作為不斷電系統的供應來源，也可作尖、離峰電價的節費應用。

儲能元件的比較

在MW等級以上的大容量儲能技術， 表1列出具代表性的八類典型儲能技術：壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池、超級電容、超導儲能。近年來電化學儲能市場份額增長迅速，從全球市場來看，排名前三位的電化學儲能是鋰離子電池、鈉硫電池和鉛蓄電池，分別占53%、29%和9%。其中鋰電池的功率密度、循環使用次數、成本，已漸佔優勢，市佔率逐年上昇，適於搭配於大型的電力儲能系統中。而由 圖3的鋰電池逐年下降趨勢，可望在2019年，達到US$200以下的價格，有實際市場大量應用的可行性。

雙向併網儲能的市場

商業與住宅市場

儲能系統市場的產品需求可以小到適合一般家庭使用的幾KW (千瓦)功率等級，也可以大到電網等級儲能電站的MW (百萬瓦)功率等級，儲能容量大小，就要看想要儲能的用電度數是多少。1度電是1KWh (千瓦小時)，以家庭為例，假設停電時，家庭會使用的電器設備總用電功率為1.5kW，則購買儲能容量6kWh ( 6度電) 圖4、圖5的儲能設備，則在停電的時候，家裡就可以在停電的時候，享有大約4小時的使用時間。

在電業自由化的國家，也有另一種商業模式，家庭不必花錢購買安裝儲能設備，只需提供場地，就能獲得儲能的好處，條件是儲能設備必須接受電力營業公司的遠端控制，電力營業公司則利用這些分布在眾多家庭的儲能系統，以中央控制方式下指令給各個儲能系統來調度電池，參與批發電力市場，從中獲得收益。

工廠與電力市場

大型商業、工業與市電用市場的功率段在1MW以上。在儲能系統在電網市場的應用方面，從加州Aliso Canyon事件，可以看到最近的發展。加州Aliso Canyon地下儲氣庫在2015年10月至2016年2月發生為期4個月的天然氣洩漏事件。該儲氣庫是美國四大天然氣田之一，也是加州最大的儲氣庫。加州花費了將近4個月的時間才控制儲能庫的洩漏，洩漏出來的有害氣體甲烷聚集在周邊地區的上空，導致8000戶的居民撤離。Aliso Canyon正好位於美國人口最稠密的地區之一，該儲氣庫容量為24億立方公尺，80%的容量可以拿來做發電調節尖峰用電之用。公共事業和州政府官員預計沒有Aliso Canyon的天然氣儲備，在即將到來的夏天中，將出現14天的斷電。

加州州長在2016年1月簽署了一份州緊急指令，授權加州公共事業委員會(CPUC)，州電網運營商和相關政府部門在Aliso Canyon暫停儲氣期間，採取行動以確保持續的、穩定的、安全的電網營運。

CPUC提出電網儲能是非常合適的一個解決方案。因為儲能不僅可以像天然氣調峰電廠一樣提供電網服務，還可以是一個快速反應、穩定和可調度的資源，並且可以在短時間內快速安裝並投運。於是CPUC在2016年5月12日通過了決議，要求南加州公共事業緊急採購儲能系統。

到2017年1月時，南加州愛迪生公司和聖地牙哥天然氣電氣公司在不到6個月的時間裡，共上線了超過100 MW的電網儲能系統。南加州愛迪生公司有兩個特別大的儲能電站(Mira Loma電站和Pomona電站)，儲能都是20 MW/80 MWh 圖6、圖7。聖地牙哥天然氣電氣公司上線的最大儲能電站則是位於Escondido的30 MW/120 MWh儲能系統 圖8，這是世界上正在運行的最大鋰離子電池儲能系統，能夠為20,000個電力用戶持續供電4個小時。

另外，聖地牙哥天然氣電氣公司在EI Cajon電站還上線了一個7.5 MW/30 MWH儲能項目。據GTM報導，“原預定2020年以前，不會有這麼多用於穩定電網的資源，而現在才2017年，這些皆已安裝完成上線，電池和電池產業的進步快速。過去儲能專案從規劃到投產需要差不多一年的時間，這些專案只用了6個月時間就營運，代表儲能技術與應用的成熟。”

美國能源部(DOE, Department of Energy)統計全球儲能專案的發電量，在全球約6GW 圖9的儲能系統中，自西元2012年起電池-電力電子元件的儲能系統，大幅增長，自0.3GW成長到2017年的1.6GW，有530%的成長，足以說明大型儲能系統的快速發展。

儲能系統的比較分析

電網等級儲能系統與發電廠比較

從加州Aliso Canyon事件對策來看，解決斷電危機不再只是只能蓋新發電廠，或者增加發電廠的發電機組以單純增加發電的方式來解決，加州這次反而是選擇建立更多的雙向併網電池儲能電站，在短短的6個月時間就滿足了需求，可見大型儲能電系統可以是再生能源的配套設施，也可以視為蓋發電廠的另一個有競爭力的替代性解決方案。

表2比較燃氣電廠、太陽能電廠與大型儲能系統的設置，所需的設置與運轉、折舊成本，攤提為每KWH的發電成本。儲能系統，即使計入夜間離峰電力每度NT$1.96的費用，作為燃料成本，每度為NT$4.6。比太陽能發電的NT$5.66還低，也僅較燃氣電廠的成本高NT$0.91。

此成本已適合作為尖峰用電時的削尖峰應用。而台電為降低尖峰用電的需量競價措施，每度約NT$12的成本，儲能系統的每度成本僅為其38%。

在建廠時間、用地面積，儲能系統也較燃氣電廠、太陽能電廠具有優勢；在此台灣長期備轉容量不足的時期，推廣太陽能或風力發電的不穩定供電來源，會降低電力系統的穩定度，不如推廣大型電力儲能系統，可與再生能源相互搭配，也可緩解備轉容量不足，何況其成本較低，又可避開環保抗爭的議題與時程的不確定性。

也可自一般商業用戶或家庭用戶推廣起，以小而多的方式，增加儲能系統的使用，一樣可達到解決電力供應的問題。

儲能系統與UPS的比較

許多Data Center與半導廠使用的UPS與緊急發電機，用於電力系統不穩，有電壓降或短期斷電的狀況，儲能系統也有機會取代。緊急發電機與UPS，平常並不運轉，僅在異常時使用，多半時間是閑置的資產，是為風險的考量而購置。而儲能系統具備了此二設備的功能，且可供電回電力公司，有效的應用投資金額。而且，儲能系統供電時，沒有燃料的需求，也沒有噪音、排煙的環保問題，這點優於緊急發電機與UPS的組合。

表3比較二種架構的初始與單位成本，目前儲能系統的單價約為UPS加上發電機的3.5倍，未來在電池價格再下降25%時，單價約為2.7倍。

若僅考慮儲能系統應用於削尖峰的應用上，其初始價格確實偏高，約需11.6年才能回收，儲能系統是與UPS加發電機的架構是沒有商業競爭力，需整體系統價格再進一步下降。但其若能在缺電的情況下或能與電力公司，簽訂需量競價合約或其它電力尖峰、調頻等其它電力公司的調度措施，以較高的電力單價回售電力公司，較有實用的可行性； 表3以NT$12/KWH的需量競價電費，計算在目前系統價格與未來下降25%電池價格下，其回收年限分別為2年與1.5年，較有可行性評估的機會。或以部份的發電機、CUPS改由儲能系統取代，雖然短期成本會增加，但轉換為風險考量的閑置設備，成為可降低平日尖峰負載的儲能系統，充分利用資本的投資。

結論

儲能系統應該推廣的二個原因：一是在2017年8月15日，大潭電廠因燃料中斷導致大規模停電事故後，各方提出的改善方案以發展再生能源、分散式發電系統為大宗，但其實以目前用電狀況，其安裝時程、推廣進度來看，是緩不濟急的。而電業法於2017年初修法公佈後，要求公用售電業售電的能源配比，是以燃煤電廠30%、天然氣發電50%、再生能源20%規劃。其中，再生能源佔比約不到1.5% (48萬瓩)要大幅提昇至20%，比例如此高的不穩定供電來源，必需配比相對應的備載容量，在烏雲蔽日或風力停歇時，即時昇載發電，不然數分鐘內，就會重演各區停電事故。

二是在2018~2014年核電廠陸續除役，有將近8~12%的供電量(2850萬瓩)，需有新的發電廠補足缺口，但電力擴充的計劃仍然充滿變數，尤其是新設電廠的環評。在如此供電緊張的狀況下，發展儲能系統是一條可行，且已有許多成功運轉案例的方向。藉由儲能系統，不論集中使用電網級的大型儲能(可由台電或民間主導)，或推廣商業、民間使用小型的儲能設備，都可削減尖峰的用電，延緩、降低發電廠的需求時程。

在台灣現階段，或世界各國，電力儲能系統是發展再生能源必需的配合措施，未來不論是推動大型電網級的儲能，或商業、家庭用的儲能系統，其應用特性提昇電力系統的穩定度，也降低對發電廠的依賴，有助於再生能源的發展，除藉此文推廣外，也鼓勵大家使用，擴大其市場與技術經驗，這是未來一個健康、可靠電力系統的必備技術。