報導／陳文姿
光電蓬勃發展，大幅緩減中午用電壓力，但隨之而來的是太陽下山後的夜尖峰用電問題。為鼓勵「晚上的光電」，經濟部擬推出太陽光電結合儲能的競標機制，在地面光電場建置500MW儲能，將日間10～14時的光電儲存下來，等到傍晚或夜間再放電。
能源局原規劃2022-2023年分四期進行儲能容量分配，每期得標者須於一年內完成建置，全部於2024年完成。未來除了可增加電網韌性，還能釋放已趨飽和的饋線容量，建置更多光電，有助擴大綠能與儲能。
業界雖樂觀其成，但近期電池成本高漲，參與競標是否有利仍待評估。
「晚上的光電」先儲再用 儲能成本約每度7元~10元
據經濟部3月提出的太陽光電結合儲能推動辦法（草案），規劃於地面型光電案場設置500MW的儲能。分配採先遴選後競標方式，分100MW、150MW、100MW、150MW共四期進行，得標者須於一年內完成建置，2024年4月底完成500MW。儲能系統於10～14時充電，再於夜間指定的二小時放電。
基於再生能源保證收購（躉購）制度，目前的光電大多以固定的費率賣給政府。光電系統結合儲能後，政府將以原費率加上儲能成本收購夜間電力。以光電躉購費率每度4.5元、儲能成本每度6元為例，則投標價為10.5元。假設能得標，政府將以每度10.5元的優惠價格收購在夜間放電的光電。
儲能業者台普威能源營運長李威儀估算，儲能系統存放一度電的成本（
競標下場可能是削價競爭 躉購也要再等等
此外，近期全球原物料看漲與交期延後也會影響標案。李威儀說，3月最新的電池報價跟去年相比已上漲50%，電池交期從原本的8個月延長到12個月，功率調節系統（PCS）交期延長到10個月以上。要在一年內建置完成，也考驗廠商的存貨調度與成本。
太陽光電發電系統公會理事長蔡宗融說明，業者曾建議儲能比照光電方式，以期初設置成本計算每度電的躉購費率，但政府擔心儲能成本計算不易，價格訂太高會有圖利廠商之嫌，打算以競標來測試成本。
但蔡宗融認為，競標風險相對大，削價競爭下，可能有些標案無法完成。他建議初次先以50MW競標，待檢討後再決定剩餘容量的分配方式。
但能源局表示，政府需要更清楚掌握儲能的成本資訊後，才會走向躉購。僅一次的競標可能不夠，不排除500MW都以競標方式進行，近期會再邀業者說明。
儲能好處再加一：轉移再生能源送電時間 提高饋線利用率
地面光電案場所在地較為偏遠，光電集中在中午前後送出電力，常有饋線不足的問題，導致雖然有地，卻無法建置光電的限制，光電結合儲能後，這問題可望紓解。
蔡宗融舉例，光電場裝設2MW的儲能後，將有部分光電被儲存起來，不會在中午送電，等同釋放2MW的饋線容量。有了這些容量後，就可再設置更多光電。除了讓土地有多重的運用，也能增加饋線的韌性。
業者對此方案興趣很高，但也有不少考量。蔡宗融說，儲能系統較光電複雜，電池管理系統（BMS）或能源管理系統（EMS）如果做不好，運維費用就會增加。
寶晶能源董事長蔡佳晋指出，原物料價格上漲，光電躉售給政府不划算的話，也會考慮賣給企業。大型的光電案場通常會分期建置，他希望能讓不同期的案場有不同的策略，例如第一期採光電案場結合儲能，第二期賣綠電給企業，保有策略運用的彈性。
