由於今年花蓮強震當下適逢日間時段，得以有抽蓄水力、儲能系統支援，倖免重演當年921震後全臺大跳電歷史。卻在短短不到兩週內的傍晚，便發生北臺灣燃氣、抽蓄發電機組陸續跳脫而瀕臨限電，甚至須向企業高價回購電力事件。因應目前臺電已虧損連連，未來若還想透過儲能穩定電網，勢必要強化如虛擬電廠產業鏈等，才能真正實現永續維運。

回顧今年4月3日於花蓮發生芮氏規模7.2強震之後，除了深度及規模僅次於同屬臺灣7級以上的921地震之外；加上因為電力穩定關乎國家的經濟發展，事發在上午日間時段、震央並非電力基礎設施集中處，得以倖免發生如當年921震後全臺灣大規模停電，而重演竹科半導體產業嚴重損失的歷史。

包括在震後2分鐘的8點整，全臺運轉中的燃煤與燃氣發電機組便有8部跳機停轉，供電能力瞬間短少320萬瓩、供電量驟減約8%；供電頻率隨之快速下降，逐漸接近機組卸載的限值，所幸有調頻備轉的民間儲能系統（AFC）自動偵測電網頻率，旋即於1秒內放電並連接電網，提供了26.1萬瓩電力；以及後續10秒內增加含臺電與民營共51萬瓩容量電池，相當於中火一部機組於兩分鐘內加入供電，讓電網頻率回升，避免觸發低頻卸載。

臺電也在之後30秒內調度日間太陽能抽蓄水力儲能的電廠改為放水發電模式，讓10分鐘後的系統電力拉高到128.1萬瓩，直到8點40分後才逐漸下降；加上燃氣電廠快速反應升載發電，超過150萬瓩的供電量進入電網後，終於在事發後半小時內的8點30分恢復正常供電。也被歸功於近年來配合再生能源發展的併網型儲能系統「神救援」。

圖一 : 回顧今年花蓮過後，由於事發在上午日間時段、震央並非電力基礎設施集中處，得以倖免發生如當年921震後全臺灣大規模停電歷史。（source：臺電）

藏電於民不計成本　終非長遠之計

孰料事隔不到兩周的4月15日，就因為震後導致臺電多部機組故障檢修，即使日間還預估尖峰備轉容量率約16.08%的綠燈。但到了傍晚日落的用電第二（夜）尖峰到來，號稱可提供700萬瓩~800萬瓩的太陽光電陸續歸零之後，接近5時42分的大潭電廠CC8大型燃氣發電複循環機組便率先跳脫，損失約110萬瓩電力；約44分後就連被用來儲能救急的明潭G4、G5、G6共3部抽蓄水力發電機組也接力跳脫，再損約80萬瓩電力。

面對不到1小時內損失多達182萬瓩供電的巨大衝擊，也導致夜尖峰備轉容量一度降至2.8%的警戒橘燈。最後還是臺電動用了所有手段，包括全系統降壓3%供電、起動核電廠緊急發電系統，連極度缺水的石門水庫也加入發電，幫先前跳脫的機組爭取到重啟的時間。

最後甚至要拜託產業少用電，並祭出時間電價、輔助服務，以及透過需量反應競價機制，緊急加價兩成達到最貴的每度12元，向半導體、電子、石化、鋼鐵業等10多家高壓用電大戶回購電力，啟用自備的緊急柴油發電機，估計共花費約新臺幣2,400萬元，才避免了讓北臺灣分區供電，甚至波及全國電網穩定的危機。

隨著臺電剛宣佈不堪虧損，自四月起調漲電價並爭取政府千億元補助，未來仰賴多元的儲能系統「藏電於民」，再由全民買單的應急方式終非長遠之計。該如何聯合各方分散能源用於電力調度、強化電網韌性，打造「虛擬電廠」產業鏈，並維持成本競爭力才是關鍵！

圖二 : 未來該如何聯合各方分散能源用於電力調度、強化電網韌性，打造「虛擬電廠」產業鏈，並維持成本競爭力才是關鍵！（source：Enel X）

臺日產學研攜手　加速虛擬電廠產業化

近期由工研院、臺灣電力與能源工程協會、臺電共同舉辦「虛擬電廠發展趨勢與應用案例研討會」，即邀請日本東芝、日本三菱綜合研究所、東京電力公司、臺電、Enel X義電智慧能源、安瑟樂威等產學研專家進行交流與對談，期盼利用他山之石可以為錯，打造虛擬電廠完整的生態鏈，協助供電穩定並提升電網韌性。

圖三 : 近期由工研院、臺灣電力與能源工程協會、臺電，共同舉辦「虛擬電廠發展趨勢與應用案例研討會」。（source：工研院）

除了開發新能源，同時運用「整合資源規畫」（Integrated Resource Planning；IRP），找出最佳電力資源配置與優先使用次序。因此虛擬電廠技術更顯重要，能利用電力交易平臺及資通訊科技調度再生能源、需量反應、儲能等多個分散能源，整合成為可調控電力，並提供電力系統輔助服務，穩定電網頻率，於有電力需求時備援。

圖四 : 虛擬電廠技術因此更顯重要，能利用電力交易平臺及資通訊科技調度多個分散能源，整合成為可調控電力，並提供電力系統輔助服務。（source：工研院）

工研院院長暨臺灣電力與能源工程協會理事長劉文雄指出，目前虛擬電廠在德國、日本都已行之有年，德國政府已透過法規政策與資金挹注，推動虛擬電廠示範區，逐步建立出可行的商業模式。如德國Next Kraftwerke就整合超過上萬個分散能源，截至2022年4月已累計發電容量超過10GW，接近9座大型電廠發電量。

日本也擁有相當數量的住宅儲能系統，可提供發展虛擬電廠重要基底，有時甚至要人工棄光、風發電（curtailment）。自2016~2020年推動虛擬電廠示範計畫，已成功吸引德國Next Kraftwerke等國內外廠商投入。目前東京、關西電力公司也致力於整合更多住宅能源，並提升虛擬電廠調度精準度，以創造更多電力資源。

臺灣也正逐步推行虛擬電廠，如Enel X義電智慧能源就與gogoro合作，將全臺灣逾千個電池交換站聚合成虛擬電廠；工研院現也開發出「聚合多元資源的虛擬電廠技術」，已整合連鎖商場、學校中的空調、太陽能等資源參與臺電輔助服務市場，為供電穩定貢獻心力。

臺電總經理王耀庭則認為，隨著再生能源、儲能、需量反應措施及自用發電設備等分散式電力資源持續發展，虛擬電廠已成為國際電業可整合運用的關鍵商業模式。臺電自2021年便啟用電力交易平臺以實踐虛擬電廠，上線截至今年4月，已有超過80家民間業者參與容量近1,350MW，臺電也將持續借鏡各國經驗，促進相關研究發展落地實現，共同協助全臺灣電力系統穩定。

日本東芝能源系統株式會社首席技監小?田昌幸也指出，東芝自2017年就開始投入節能聚合服務（Negawatt Aggregation Service），並於2022年推行活用AI的再生能源聚合服務（Renewable Energy Aggregation Service），協助業者、電力機構及需求端等客戶進行虛擬電廠前期建置；運用自有氣象預報系統，估算廠商的太陽能設備在不同時間帶的發電量，結合電力市場價格預測及其自動市場交易的最佳化，能為參與虛擬電廠的廠商創造最大效益。

東京電力控股株式會社經理濱田拓即表示，目前虛擬電廠同樣可應用在電動車充放電。例如東京電力在2018~2020年專案中，成功開發了電動車遠端控制充放電系統，並且正在考慮與其他國家的電力公司合作，將電動車應用在虛擬電廠的資源當中。日本三菱綜合研究所首席顧問長谷川功也指出，虛擬電廠是在2011年東日本大地震後，國內重要的電力改革一部分，政府也積極鼓勵國內大型電力機構透過官民合作，落實虛擬電廠發展。

臺電表前儲能一波三折 政策尚待市場成熟

如今可將臺灣儲能系統以「電表」為界劃分：一是安裝在發電端及電網端的「表前儲能」（Front the Meter；FTM），用來直接調度電力穩定電網、另一是安裝於用戶端的「表後儲能」（Behind the Meter；BTM），讓用戶端根據自身需求以調節用電，包括削峰填谷、備援電力、光充儲等，應用面更廣泛。

其中「表前儲能」主要是為穩定電網，臺電不僅自建儲能場，也提供優渥的容量費率向民間採購儲能資源。如依經濟部原訂的儲能建置目標是2025年規劃建置1.5GW，包含發電端0.5GW、電網端1GW，後者分為「功率型」、「能量型/複合型」儲能服務，容量目標對半分為500MW，業者收益獲利則主要來自於「容量、效能」費率。

前者負責穩定頻率，又分為「sReg（靜態調頻備轉）」，當電力系統頻率過低，可以快速單向放電；「dReg（動態調頻備轉）」透過快速雙向充放電，維持系統頻率穩定，亦被稱為短效型儲能。後者強調穩定頻率＋電能轉移，「E-dReg（增強型動態調頻備轉）」除了可雙向調節系統頻率，在尖/離峰時儲存多餘電力，並執行大量能量轉移，配合臺電調度所需充/放電；或執行「削峰填谷」，提升能源使用的效率與環境友好性，而被稱為長效型儲能。

由於將人工轉為系統自動調頻操作，讓調度人員可免疲於奔命，而成為電力交易平均結清價格最高的產品。但初期因受理業者申請饋線未設上限，短短2年便超過2025年的目標，導致市場過熱及價格崩盤，臺電已陸續停止dReg、E-dReg新儲能申請。

圖五 : 臺電電力交易平臺商品。（source：臺電）

民間聚焦表後儲能　機電大廠掌握轉型契機

至於「表後儲能」雖占全球儲能市場僅2~3成，已是儲能產業成長最快的領域，未來希望將在虛擬VPP、表後儲能及光儲，將有助於企業實現用能轉型，達到供電自主，朝向淨零減碳之路邁進。

例如東元集團近年來也發表與虛擬電廠相關的多項管理平臺、解決方案與節能設備，為用戶提升電力的經濟價值，同時強化電網韌性，形成供需雙方的互利雙贏。其中電力管理平臺從最小家戶型，到商家、商場、工廠等都是服務對象，只是提供的工具與內容不同。例如家戶型最大用電量是空調、商辦還包含冰水機等其他設備、工廠還需要淨零減碳、能源管理、儲能等。

所提出的「需量反應負載管理解決方案」，係針對尖峰耗電量大的商辦大樓或是工廠，在與臺電簽定經常契約容量後，由東元電力聚合服務平臺的能源調度管理，為業者代操及監管契約容量，分析用電行為及訂定最適合的用電需量，並預測負載用電，避免用電超過契約容量。

圖六 : 東元於2023年新成立創儲事業發展部門，積極投入太陽能案場與儲能系統的建置維運，且正與國際大廠合作建置光儲合一案場。（source：東元）

由東元綜合研究所最新研發的「電力聚合服務平臺」，則提供用戶「能源調度管理」、「用電行為分析」、「用電負載預測」、「時間電價管理」、「契約容量超約管理」、和「電力交易代操服務」等6大項服務，透過資通訊技術進行電力調控，解決客戶電力缺口並降低用電成本以增加收益。東元舉出3種情境，都是採用電力聚合服務平臺後可以解決的困擾及問題：

1. 再生能源填補用電缺口：東元可以為契約戶規劃排程，於參與需量反應時，使用太陽光電填補用電缺口。

2. 儲能系統對應臺電需量反應及時間電價：當白天日照充足時，太陽光電可充滿儲能電池，於需量契約時間、或是尖峰電價時間，排程放電使用，多餘電力仍可儲存備用。

3. 發電預測：若預知隔日陽光日照不足，會規劃排程讓儲能電池可於離峰電價時間加上日照時間充電，以供尖峰時段用電或對應抑低契約容量。

東元電機總經理范炘進一步指出，由於分散式電網最大問題是不穩定性，且隨著用電與電力調節需求增加，虛擬電廠將成穩定供電和提升用電效率的解方，目前還在推廣階段則首先應用在集團內部與家戶型臺電示範案運作。

東元於2023年新成立創儲事業發展部門，積極投入太陽能案場與儲能系統EMS平臺的建置維運，至今已累積建置100MW儲能系統、太陽能發電廠20MW，正與國際大廠合作建置光儲合一案場，成為臺灣首批光儲案件之一。今年將再推出新品，提供工商業者一體化儲能系統100KW/215kWh，可以為工商業者削減尖峰負荷，也可用於緊急電源以提供斷電時使用，降低市電需求，進而實現用戶對於電費的管理。

透過東元的各項需量反應負載管理解決方案和監控服務平臺，契約用電戶的「時間電價管理」、「超約管理」、「電費經濟化管理」都可以獲得最好的規劃與監控，不但提升用電效率、將收益最大化，也可擁有更優化的用電品質、並且達到強化電網韌性的目的。