電力系統規劃因應能源轉型

以台灣2016-2025年為例說明

劉運鴻*主筆

*台電系統規劃處前處長、台灣大電力研究試驗中心前總經理

　　2017年1月《電業法》修正案公布施行，規範綠電先行，且再生能源可透過直供或轉供模式直接售電予用戶，擴大發展再生能源成爲台灣能源轉型政策之主軸。而各種再生能源中，除原有的水力發電外，主要以太陽光電與風力發電為主，其中太陽光電預定達20GW，離岸風電達5.5GW。

　　為配合達成前揭再生能源發展的目標，本文將介紹從2016年至2025年間的電力系統或電網規劃。內容涵蓋離岸風電併網、太陽光電併網、併聯技術要點增修、系統衝擊檢討、綠電轉供、儲能規劃、大用戶設廠地點選擇等事項，茲說明如下：

一、離岸風電併網

　　離岸風電量體之規劃，分為三期，先示範獎勵，次為潛力場址(2017-2025年)，後為區塊開發(2026-2035年)。以下說明潛力場址併網之規劃。

　　離岸風電原規劃容量目標爲2025年達3GW，由於申請業者踴躍，尤其在彰化外海之案場，就超過10GW。2017年4月，政府決定，至2025年將設置5.5GW之量體目標，並以每年0.5GW之量體開放。案場選商由政府辦理，台電配合規劃所需每年至少有0.5GW可以併網之地點，全部可併網量在2025年之前完成至少達成10GW，以便備有足夠併網點，供廠商選擇及政府擇優選商。

　　依照此等規劃，台電推動「離岸風力發電加強電力網第一期計畫」，除既有變電所可倂網外，增加彰化及桃園之新增工程，總共可併網10.4GW，預算新臺幣606億元。造價與運維費用單價計算基準為新臺幣58.2億元(606億元÷10.4GW)，業者依此單價及其獲選數額相乘後，付與台電公司併網費用。

　　主要工程在1．北彰化彰濱工業區內，增設一所超高壓變電所升壓站(彰工)；2.一所161kV倂網站(彰一)；3.南彰化永興增設一所161kV倂網站及地下電纜工程；此外，4.部分345kV線路換成容量較大的導線；5.桃園地區亦新建161kV之地下電纜。另，為調節電壓，亦在彰濱工業區增設一台新式自動電壓調整器STATCOM。相關引接併網示意圖如圖1和圖2所示。

     圖1  彰一開閉所、彰工升壓站系統引接示意圖

      資料來源:台電公司「離岸風力發電加強電力網第一期計畫可行性研究報告」

圖2  永興開閉所系統引接示意圖

資料來源: 台電公司「離岸風力發電加強電力網第一期計畫可行性研究報告」

　　而為離岸風電集中在彰濱工業區上岸，亦規劃共同廊道，分配予各業者，避免各業者分散在不同點上岸。

　　此等併網輸變電工程，在2018年正式展開，每年併網量體及變電所亦隨著政府公布之離岸風電業者得標年度與量體，陸續完成併網。詳細之輸變電工程項目及進度，在台電公司官網上均有公布，有興趣之讀者，可上網查閱台電公司「離岸風力發電加強電力網第一期計畫」工程進度。至2025年7月底止，併網量約為3GW，約略係受到期間COVID-19之影響，進度落後。

二、太陽光電併網

　　太陽光電案場主要包括屋頂型和地面型(含水面型)，兩者所規劃裝置容量之比例因為地面型之土地取得遭遇困難而動態調整，例如從屋頂型3GW，地面型17GW，陸續調整到屋頂型8GW，地面型12GW等等。惟對輸電網路之規劃而言，待克服之處，在於確切之裝置地點及容量，從而無法像離岸風電併網一樣，編製一個資本支出計畫，只能依照時序，業者提出之併網申請，滾動檢討，提出非資本型之電網擴充計畫。

　　業者會找既有變電所附近之案場，減少興建電源線的困難，並降低成本。台電公司亦開放輸電線路可T接，即找到案場附近有輸電線經過之處，電源線就可接上去，不需拉到遠方之變電所。

　　在光電熱區，則特別增建再生能源併網之變電所，稱為「R/S(Renewable Substation)」；亦鼓勵光電業者合資興建「共同升壓站」，共用資源。

　　除興建新升壓站、輸電線路以外，因太陽光電集中在雲林、嘉義、台南等地區，既有變電所變壓器容量如有不足，亦需增加變壓器，以為因應。至2025年7月底，併網量為14.28GW。

三、併聯技術要點增修

　　再生能源發電具有間歇性，因此，電源線允許以N-0來設計即可。實務上，小規模案場可以N-0設計；但考慮線路維修、規模、成本收入、韌性等因素，大案場業者亦會以N-1設計。

　　系統線(台電線路)跳脫時，如有線路超載，則允許再生能源案場跳脫發電。跳脫量則以線路不超載為原則。

　　另外，則是增加案場電壓/頻率穿越能力(VRT/FRT，Voltage/Frequency Drive Through)之規定，共同維護電力系統電壓/頻率之穩定安全運作；而輸電線路開放允許T接方面，已如上述。

四、系統衝擊檢討

　　綠電接入輸電系統前，須做系統衝擊檢討(System Impact Study)，如通過系衝，台電公司發給引接同意書，由業者據以向能源署申請後續之許可。業者獲得台電公司發給之引接同意書，並不代表台電公司就保留容量給業者，因為一個熱區的併網點同時會有好多個業者申請，台電公司是依據業者後續取得能源署核發之「籌設許可」後，才會保留給該業者，以避免業者任意申請，占用併網點資源。

　　系統衝擊檢討是依據「輸電系統規劃準則」、「再生能源併聯技術要點」進行審查，由台電公司各相關單位組成團隊審查。

五、綠電轉供

　　由於用電戶有「綠電憑證」之需求，台電公司身為電網擁有者，須提出一種新商業模式，即綠電轉供，將再生能源生產之綠電，透過台電之輸配電網路，傳送到有綠電需求的用電戶。依照2017年通過之《電業法》修正條文，台電公司訂定綠電轉供相關規章及軟硬體需求。例如台電公司在2018年1月25日發布「電能轉供及併網型直供營運規章」及相關轉供契約，開啟綠電轉供新頁。隨綠電之增加，綠電轉供之業務量體亦會越形增加。依據國發會於2022年3月公布之「2050淨零排放政策路徑藍圖」，到2050年時，估計60%到70%之電能是由再生能源提供，屆時綠電轉供之量體將成為供電主流，算是非常大之轉變。

　　由於此等綠電尚非躉售予台電公司，因此台電公司在提供轉供服務時，收取輸配電網路費、輔助服務費、電力調度費等，即俗稱之過路費。

六、儲能規劃

　　再生能源以太陽光電與風力發電為主，由於風光之間歇特性，影響電力系統頻率變化大，因此，需要反應快速之儲能設備來穩定頻率之變化。根據2016年前後，台電公司委託美國電力研究院EPRI之研究，建議台電電力系統隨著風光等再生能源裝置容量增加時，需要準備其容量之10%，做為頻率調節之用。例如至2025年時，陸上加海上風電為6GW，光電為20GW時，合計26GW，台電系統則需準備2.6GW之頻率調節量體來做AGC (Automatic Generation Control)，AFC(Automatic Frequency Control)。該2.6GW的量體，係由水力、抽蓄、燃氣等機組多元供應，不足之量再由儲能補足。台電公司根據其電源開發計畫，計算逐年所需儲能量體，至2025年時需590MW，台電公司自有土地可建置量體為160MW，其餘數量則由業界設置，並透過參與台電公司於2021年11月啓動之電力交易平台提供調頻備轉與即時備轉等輔助服務。

　　最近幾年，隨著再生能源併網量增加，儲能亦增加，電力系統頻率品質可由CPS1(Control Performance Standard 1)來評估。如CPS1以100以上為及格，最近看到此數值為130左右，表示儲能有發揮其功能。長期而言，2026年以後，或許需要再增加長效儲能(以數小時計)，而非僅有目前之短效儲能。

七、大用戶設廠地點選擇

　　再生能源案場設置地點，光電與風電在中南部居多，尤以光電多設置於南部。因此，大用戶設廠地點，以電力系統觀點而言，會希望其優先設於中南部。未來AI產業興盛，所需電力較多，自然亦希望大用戶往中南部設廠。半導體大廠於高雄設廠，即為一例。

八、結語

　　以上謹就台灣電力系統配合再生能源於2016年以後至2025年之發展所進行之規劃，做一概要介紹，分享讀者。