以既有抽蓄水庫做為儲能設施之分析

一般而言，在調節水庫的水位之上漲/洩降，必須確保蓄水量已達到水庫安全維護及水資源有效利 用的雙重目的。本研究簡化此相關問題的複雜度，粗略假設最低放水量為0 %及最高放水量 100 %，並 且考慮蓄水庫的極限值，令最低含水量為0 %及最含放水量 100 %。並假設起始水位及結束含水量為 30 %，作為週期性的規劃考量。

圖 16 中每一個時段為 30 分鐘，實際模擬共七天資料，但因為形狀相似，故僅顯示前 3 天的負載 曲線資料，此總共有144 個時段。上位圖為電能管理前後的負載曲線圖(電力系統發電量)，藍色長條圖 代表原負載曲線，藍色實線為扣除儲能設施放電功率的新負載曲線。新負載曲線的波峰和波谷皆呈現 近似水平形狀，此為電能管理進行削峰填谷後的效果，兩者峰值差為2,438 MW。中位圖為儲能設施的 放電功率曲線圖，正值表示此儲能設施對負載進行放電的狀態，負值代表此儲能設施進行充電狀態，

由此可明顯觀察到尖峰放及離峰充電的現象，並且放電和充電的最大量受到發電機和電動機的性能限 制。下位圖則為儲能設施在每時段的殘量值(蓄水狀態)曲線，此結果符合原設定值，最低含水量為 0 % 及最含放水量100 %。從表 8 可以發現經過電能管理後的尖峰發電量從 33,787 MW降低至 31,349 MW，

約減少2,438 MW，此數值應等於或小於抽蓄水庫的最大發電量限制（2600MW）。

圖 16 利用既有抽蓄水庫為儲能設施之電能管理模擬 表 8 電能管理前後之負載因數

電能管理前 電能管理後 差值

日發電量平均值(MW) 29,363 29,363 0

日發電量最大值(MW) 33,787 31,349 -2,438

日負載因數(%) 87.0 93.7 6.7

若假設民國100 年(含)之後十年的尖峰負載皆以 2,438 MW 的幅值降低，則核四商轉和不商轉的情

期商轉下，儲能設施(抽蓄)將使備用容量率約有 7%的上升幅度，整體都在 17.3% (104 年)以上，因此

18.1% 17.3% 21.8% 22.1% 21.6% 22.1% 20.7% 22.5% 21.7%

0%

15.5% 14.2%

9.9%

14.6% 15.2% 15.0% 15.6% 14.4% 16.4% 15.7%

0%

從上可知儲能設施可以進行削短尖峰的功能，因此在相同的情況下，備用容量率仍可維持原來的 建議值，重點在於有效降低備用容量的投資成本。由於台電電源開發的負載成長曲線是以較樂觀的情 況下模擬，亦即對電力系統安全是較悲觀的條件，近年經濟成長趨緩，若再配合有效的節能措施，應 有機會不讓電力系統遇到艱難的情況。

近年儲能系統將隨者智慧城市的興起而逐漸成長，目前儲能系統初步的需求還在於緊急備用電源 為主，在未來隨著再生能源的發展儲能系統將會有更多市場的切入點，並朝向小型且分散化的在民生 與工、商業用戶上之應用，儲能設施在全球也將逐漸轉向於增加能源效率性發展。

隨著再生能源占能源消耗的比重提高，再生能源對電力系統的負面影響也將一一浮現，以德國為 例，2011 年再生能源到達電力消耗總量的 20%，依據德國工業能源會的分析指出德國近三年跳電比例 上升至 29%，因此當再生能源佔比介於 5-10%時，應要求再生能源業者提供穩定的供電品質，為了提 升再生能源的容量因數，政府須施予獎勵和懲罰，使同為發電業者的再生能源業者與台灣電力公司負 起電力系統安全運轉的責任。為此，分散型的儲能設施將會是推廣的重點。