文：趙家緯（中心博士後研究員）、顏東白（德國弗萊堡大學再生能源工程與管理碩士生）

「2025年再生能源占比成長至20%」已為臺灣能源轉型政策中最關鍵的政策目標，然依據媽媽監督核電廠聯盟2017年的民調指出，有61%的受訪者不清楚此目標，且有58%的受訪者認為沒有可能達成此目標。而去年伴隨著公投興起的能源政策論辯中，「以核養綠」的倡議陣營中亦屢次於辯論會、投書以及引用彭博新聞社（Bloomberg News）的報導，指出2025年時再生能源比例僅能達到9.5%。

此外，亦批評由於再生能源不穩定，臺灣電力系統無法承載占比達到20%的再生能源。但另一方面，政府間氣候變遷小組（Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC）於去年十月份發表《全球升溫1.5°C特別報告》（Global Warming of 1.5 ºC）中，又強調若要達此目標，需讓再生能源於電力系統之占比於2050年時成長至77%以上（IPCC, 2018）。而21世紀再生能源網絡（Renewable Energy Policy Network for the 21st Century, REN 21）的《2018年全球再生能源現狀報告》（Renewables 2018 Global Status Report）中指出，2017年時已有57個國家提出將電力系統中的再生能源占比提升至100%的政策目標（REN21, 2018）。

面對國內的質疑以及國際的發展趨勢，本文將先梳理近期的政策進度以及研究機構提出的再生能源發展潛力，分析現行政府提出的再生能源目標之可行性。進而綜整國際上對於電力系統轉型之建議，檢視臺灣電力系統該如何進行體質調整，方能承載高比例再生能源。此期讓讀者後續參與臺灣能源政策之公共討論時，可有更完整的視角。

再生能源20%非夢事

以核養綠的倡議者引用彭博新聞的報導，指出臺灣走向非核之時，2025年再生能源占比僅能達到9.5%，以此抨擊當前能源轉型政策提出的「再生能源增至20%」的政策目標乃不切實際。然而若仔細分析該報導所引述的報告，則顯見其論點已不合時宜。

彭博新聞報導所引用的評估報告，乃為彭博新能源財經（Bloomberg New Energy Finance, BNEF）現任亞太地區液化天然氣研究組負責人Maggie Kuang 於2016年9月26日所發表的評估報告。該報告中預估臺灣2025年時的發電量需達2980億度，但由於受限於土地取得，導致陸域風機與太陽光電成長受限。但若比較BNEF於2016年的預測，與近期對臺灣的觀測，還有當前的政策推動進度，則顯見該研究就臺灣再生能源發展上潛力評估上，已有明顯落差。

在離岸風力方面，於2016年BNEF的評估之中，預測2025年時臺灣離岸風力僅能增加1GW，主因乃為缺乏供應鏈與足夠的財務投資。然2018年時，離岸風力的遴選與競標量，總計達到5.7GW，較官方原訂3GW的目標近乎加倍。而BNEF在最新的離岸風力市場展望中，亦強調臺灣將是未來離岸風力的重要市場。

於太陽光電成長方面， BNEF評估中指出臺灣太陽光電於2025年時，僅能成長至10GW，年發電量約為104億度。但依據台灣電力股份有限公司（以下簡稱台電）2018年12月公佈的太陽光電設置併聯作業辦理統計表，臺灣已裝設完成的太陽光電裝置容量已達到2.6GW，而施工中與獲准施工的太陽光電案場裝置容量亦已達到4GW以上。依據此趨勢，2019年底時，太陽光電裝置量可達到6.6GW以上，提前達成原定2020年時6.5GW的設置目標。

雖然從2018年時發電實際值觀察，再生能源整體占比僅略微提升至4.7%，因是水力發電量減少了18%，因此太陽光電發電量雖然成長六成，但整體再生能源發電量的成長效果有限，導致與政策規劃進程中，2018年再生能源占比應達6.7%，發電量應達180億度的目標有所落差。但後續發展上，由於離岸風力與太陽光電後續成長曲線均將原訂目標加速，故於2025年時達成再生能源裝置容量29GW以上，占比達到20%應具有極高的可行性。

「彈性為王」的新時代

如前所述，從「量」而言，臺灣達成所設定的再生能源的目標，似非難事。但臺灣電力系統如何調整體質，使其可承載高再生能源占比，則需先檢視電力系統各類發電型態扮演的角色。

電力系統發電端最主要的任務，就是滿足負載需求；由於負載有升有降，這樣的任務便需要透過兩種服務達成：第一是能提供大量廉價的發電量的「發電量貢獻」，第二是能反應負載變動，迅速升降載的「電力調節貢獻」。

從這個觀點出發，傳統電力系統中的核能、燃煤、燃氣、水力等等機組，依照各自的經濟特性與技術限制，被區分成了基中尖載等等發電機組。「基載型電廠」顧名思義，就是24小時定量、不間斷且持續運轉，以提供「發電量貢獻」的電廠，傳統上由彈性能力較差的核能和燃煤擔任；「尖載型電廠」則提供「電力調節貢獻」，傳統上則由燃氣和水力機組擔任。

當可變型再生能源大量併網後，搭配既有的傳統電廠，電力系統發電端的兩個主要任務仍然可以被滿足；然而此時的調度思維就勢必改變。我們應該先看負載當中有多少電力能由可變型再生能源供應，接著再討論應該如何調度傳統電廠，以滿足剩下的負載。我們把這剩下的負載稱為「殘載」（Residual Load），而這樣「再生能源優先調度、傳統電廠滿足殘載」的調度思維，就是新電力系統最重要的核心觀念。

但與傳統負載曲線相比，殘載曲線的變動程度將更為劇烈，因此電力系統對於傳統電廠「彈性能力」（Flexibility）的要求將更高，成為另一個重要的核心思維。國際能源總署（International Energy Agency, IEA）近兩年的《電力系統變遷現況》（Status of Power System Transformation 2018）報告、還有之前《風力與太陽光電併網》（Getting Wind and Sun onto the Grid）裡，已經提出了風光等等可預測變動型再生能源大量併網以後，電力系統在不同階段將遇到的各種挑戰和因應方式。國際能源總署將電網的彈性需求，依據再生能源占比多寡以及對電網的影響，分為六個階段，而其提出增加彈性的方式，可從電廠、電網、需量管理以及儲能著手，在不同階段亦需要適切的法規與市場設計，方可妥善增加電力系統的彈性。而在國際能源總署於《2018世界能源展望》（World Energy Outlook 2018）中提出的最新情境分析，在其新政策情境下，2040年時電力需求約較今增加20%，但電力系統的彈性容量則需成長80%，顯示未來20年間全球電力系統均將面臨此急遽轉變。各國均須思考提升電力系統的彈性能力，以應對這些可變型再生能源的電力輸出變化。

而面對風力與光電變動性對電力系統帶來的影響，亦有一論者強調等待儲能技術的價格下降到一定水準後，方能讓大量再生能源併網。儲能確實對系統彈性的能力會日益重要，也應該早日研究如何整合入電網當中；然而如圖2所示，在能源轉型的中短期內，有其他更多具有成本有效性的選項能使用。比如說，德國經濟研究院研究員Zerrahn等人（2018）近期研究便指出，有限度的削減可變型再生能源的電力輸出，即可有效削減儲能需求，並大幅降低系統成本。在這樣的調度情境下，即使可變型再生能源發電占比達到45%（為目前德國風光發電占比的兩倍），實際需要的儲能量（約5GW）也和當前德國既有的抽蓄裝置容量（約4.6GW）差不多。

另外，IEA於《2018電力系統變遷現況》指出提升傳統電廠彈性能力的成本有效性遠大於大規模引入儲能設備。在政策優先順位上，「需量反應第一、傳統電廠彈性能力其次、大規模儲能設備最後」這樣的觀念，也被許多能源轉型智庫提倡。這樣子考慮系統整體成本有效性的政策優先次序，也是我們討論能源轉型時，必須先行釐清的點。

打造新臺灣電力系統

2025年，夏季，臺灣。

隨著早晨太陽升起，太陽能板的電力輸出開始增加，到了中午，來到12GW的出力不是難事。即使在下午兩點的用電尖峰，殘載（負載減去風光）也只有25GW左右。一直到太陽下山，晚間七點左右，我們才會有殘載尖峰37.5GW。

以上這些是台電模擬出來的2025年臺灣夏季電力曲線。到了冬季，風光出力良好的假日，殘載的量逼近10GW不是不可能的事情。而在接下來6小時內，光能減弱，殘載的量值突增，可能都是未來的常態。

若以國際能源總署提出電力系統彈性需求的六階段分析，臺灣將在五年之內從第一階段進入第三階段，因此在此時期亦需急速從前述四大面向提升臺灣電力系統的彈性，方可建構具有彈性且確保環境永續的新電力系統。

在電廠端上，依據國際能源總署分析，傳統電力型態中，核能因受限核燃料週期，且頻繁起降不利核安，實難藉由機組更新增加其彈性。因此臺灣在未來核電廠陸續執照到期後，實則可將最不利於系統彈性的發電類別全數淘汰。而在燃煤電廠方面，則可藉由改善鍋爐設計，降低其起停時間需求，增加其彈性。而臺灣陸續淘汰老舊燃煤電廠，以燃氣機組替代，可根本性的增加彈性，但亦須同步檢視剛投入運轉的林口與大林機組的運轉特性是否可符合系統彈性需求，排定鍋爐翻修時程。

在電網端上，目前推動中的「智慧電網總體規劃方案」，其從發電與調度、輸電、配電、用戶試圖將臺灣電力系統智慧化，該方案政策目標之一為將再生能源可併網容量占比於2030年提升至30%。但若以現行再生能源推動目標估算，2025年時其裝置容量占比將達到35%以上，顯高出現行智慧電網總體規劃方案可帶來的成效。故相關機關應搭配台電2017 年8月完成的「因應再生能源大量推廣之併聯規劃技術與運轉安全等議題研究」（台電公司，2018），重新檢討推動項目以及再生能源可併網容量占比的提升成效，方可符合電力系統彈性需求。

需量管理上，目前雖藉由需量競價制度，擴大需量參與用戶，但至2017年底時，需量競價參與用戶僅達大用戶占比的3%，2018年參與戶數雖有增加，但因供電不似2017年吃緊，競標價格較低，故整體抑低量反較2017 年為低。而在未來臺灣電力供電較為餘裕的情形下，需量競價的角色則應從降低缺電風險，轉移至增加系統彈性。

儲能方面，依據台電估算，為因應變動性再生能源占比增加，除抽蓄水力可提供的1.5GW儲能容量以外，2025年時需增加的儲能容量為590MW。然目前儲能推動規劃外，除台電提出自行進行電網級儲能設備設計外，僅表示可藉由未來電力市場交易上的輔助服務交易，提供民間儲能設備的設置誘因。然儲能作為未來增進系統彈性最為關鍵的技術選項，實應有積極的儲能發展規劃。諸如於未來躉購費率上，就同步裝置儲能的光電申設案提供更具誘因之費率。或是與電動車業者商談，如於2018年10月時，電池總裝置容量已達330MW的Gogoro，既為潛在儲能裝置容量之提供者。

彈性與永續的展望

綜合前述分析，從再生能源發展趨勢分析，臺灣於2025年時再生能源占比提升至20%實具有極高的可行性，惟此期間，需要同步提升台臺灣電力系統彈性，方可有利於持續性提升再生能源占比。而針對提升電力系統彈性上，本文提出下列四大建議：

1. 能源轉型過程中將會大規模地讓可預測變動型再生能源併網。此時，電力系統的彈性能力將成為日益重要的指標。
2. 因為電力系統的彈性能力要求只會越來越高，當前任何建置非彈性傳統機組的政策，都必須慎重考慮，以避免傷害到更長遠的能源轉型規劃。
3. 提升電力系統的彈性能力有諸多技術面的政策工具，以成本有效性來考量，需量反應和傳統電廠的彈性調度應該優先於馬上大規模設置儲能設備。
4. 電力市場的改良等制度面的政策工具也是影響電力系統彈性能力的重要因素。

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