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電源開發規劃

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備用容量之說明

106.12.11更新

“備用容量”與”備轉容量”並不同,備轉容量請參見

備用容量

用來應付機組大修、小修、故障、減載、機組老化、水力變動、負載預測變動及工程計畫延宕等電力供需變化,適用於電源開發規劃之用。

備用容量率

是衡量電力系統發電端供電可靠度之指標。

台電公司每年均有計算一「備用容量率」

定義

1.備用容量(Reserve Margin)

系統在各發電機組正常發電情況下,可提供之最大發電容量(即系統規劃淨尖峰能力),與每年之「最高小時用電量」(即系統尖峰負載)之差額,可用來衡量每年之供電充裕度,其計算公式為:
備用容量= 系統規劃淨尖峰能力-系統尖峰負載

2.備用容量率(Percent Reserve Margin)

為每年備用容量占每年尖峰負載之百分比,備用容量率愈大,系統供電愈可靠,但投資愈大,供電成本也愈高;反之,則可靠度下降,甚至限電。因此,一個合理備用用容量率除須維持一定供電可靠度標準外,供電成本也要考慮,其計算公式為
備用容量率= 備用容量÷系統尖峰負載 ×100%

3.系統規劃淨尖峰能力)

系統規劃淨尖峰能力=(火力發電*1+核能發電+抽蓄水力*2+再生能源*3+汽電共生(煤、油、氣)*4+核能電廠全黑起動氣渦輪機*5)之淨尖峰能力

備註
*1: 火力發電包含燃煤、燃氣及燃油等。
*2: 抽蓄水力屬於儲能系統。
*3: 再生能源包括慣常水力(水庫式、調整池式、川流式,但不含抽蓄水力發電)、風力、太陽光電、生質能、汽電共生(垃圾、沼氣)及地熱等,其中垃圾、沼氣之尖峰保證容量計入淨尖峰能力。
*4: 汽電共生(煤、油、氣)為汽電共生業者設置之火力發電機組。
*5: 三座核電廠之6部氣渦輪機,為核能電廠全黑起動氣渦輪機,裝置容量不計入台電系統,後因電源不足時期,將其淨尖峰能力納入,但需遵守緊急起動規定及一年運轉時數之限制。

4.淨尖峰能力之考量與定義

各機組淨尖峰能力與裝置容量不同,裝置容量係指機組之設計容量,惟在機組實際發電時,需應付各種輔機、環保設施等之廠內用電,及各種限制條件減少出力後剩餘之發電容量方為淨尖峰能力,是故不同型式發電機組其裝置容量與淨尖峰能力,依機組特性與限制條件之不同,存在不同之差異。
淨尖峰能力之計算上需考量各發電機組於尖峰用電時期所能提供之可靠出力。

●火力及核能發電機組由於出力穩定,尖峰時期可進行滿載發電,因此以裝置容量減去廠用電,扣除機組老化及各種限制條件所減少之出力後計入淨尖峰能力。
●抽蓄發電屬儲能系統,需其他發電機組,在每日離峰時將抽蓄電廠下池的水抽往上池,以位能方式進行儲存,然儲存之能量多寡取決於上下池之大小及高度差,以全年每日尖峰6小時發電,平均出力歷時85%之出力計算。
●再生能源方面,川流式水力由於可全天候發電,因此採全年每日24小時發電,平均出力歷時85%之出力計入淨尖峰能力;調整池式與水庫式水力考量方式則與抽蓄式類似,採天然流量經調節後集中6小時發電,平均出力歷時85%之出力計入淨尖峰能力;風力發電由於風量難以預估,因此採全年每日24小時發電,平均出力歷時85%之出力計入淨尖峰能力;太陽光電由於其發電出力與用電情形呈正相關,因此採全年每日10時至17時發電,平均出力歷時85%之出力計入淨尖峰能力。

綜上,各類型發電方式之淨尖峰能力定義如下:
(1) 火力發電淨尖峰能力=燃煤、燃油及燃氣發電機組之裝置容量-廠用電-機組老化-各種限制條件所減少之出力。
(2) 核能發電淨尖峰能力=核能發電機組之裝置容量-廠用電-機組老化-各種限制條件所減少之出力。
(3) 抽蓄水力淨尖峰能力=全年每日尖峰6小時發電,85%時間之可靠出力(約裝置容量×92%)。
(4) 再生能源淨尖峰能力
= 川流式水力淨尖峰能力:採全年每日24小時發電,平均出力歷時85%之出力。(約裝置容量×40%)
+調整池式與水庫式水力淨尖峰能力:採天然流量經調節後集中6小時發電,平均出力歷時85%之出力(約裝置容量×87%)
+風力發電採全年每日24小時發電,平均出力歷時85%之出力。(約裝置容量×6%)
+太陽光電採全年每日10時至17時發電,平均出力歷時85%之出力。(約裝置容量×20%)
+地熱配合地熱田之熱量產能扣除廠內用電約20%。(約裝置容量×80%)
+生質能發電裝置容量×50%
+汽電共生(垃圾及沼氣)之尖峰保證容量
(5) 汽電共生(煤、油、氣)淨尖峰能力=汽電共生(煤、油、氣)之尖峰保證容量
(6) 核能電廠全黑起動氣渦輪機之淨尖峰能力=機組裝置容量-廠用電

備用容量率目標值

為政府核定,用來作為長期電源開發規劃之用。目前為15%。

備註
1: 核二#2自105年5月大修完成後,迄今未能至立法院進行專案報告,致無法併聯運轉,惟非因故障無法使用,故依規定仍計入系統,其對系統備用容量率貢獻為2.7%
2: 106年實績備用容量率9.8%,係考量核二#2仍計入系統;若不計入核二#2之供電能力,則106年實績備用容量率為7.1%
3: 有關今(106)年8月15日發生之限電事件,係中油供應予大潭電廠之天然氣突然中斷,導致大潭電廠瞬間減少約420萬瓩供電量,系統頻率瞬間驟降,為確保確全國電力系統穩定,低頻電驛自動卸載約336萬瓩,全臺各地實施緊急分區輪流停電。

台電系統與全國發電系統之比較

○全國發電裝置容量
依能源局出版之104年能源統計手冊中第81頁所刊載,104年全國發電裝置容量為48,703.2MW,亦即4,870.32萬瓩。
○台電系統
目前台電系統包括本公司自有之電源、依據「汽電共生系統實施辦法」躉售電力予本公司之汽電共生部分、以及與本公司簽訂購售電合約之民營電廠(IPP)等三種來源。考量傳統汽電共生系統係業者將製程外之餘電躉售予本公司,無法接受本公司之電力調度,故其裝置容量不計入台電系統裝置容量,但考量其餘電躉售部分對提升台電系統整體供電能力有幫助,故仍將汽電共生系統的「尖峰保證容量」計入台電系統的「淨尖峰供電能力」中。汽電共生中,屬再生能源之垃圾、沼氣等,係將生產之電力全數躉售給台電公司,其裝置容量計入台電系統中。以民國104年底為例如下圖,全國系統總裝置容量約4,870.3萬瓩,台電系統4,103.7萬瓩,之間的差距主要為民間自發自用之汽電共生。

補充說明:台電公司太陽光電與風力淨尖峰能力轉換係數

○長期規劃的說明:
台電公司太陽光電淨尖峰能力轉換係數20%與風力發電淨尖峰能力轉換係數6%,係因太陽光電與風力發電為「間歇性能源發電模式」,依據過去資料取其於特定時段持續85%時間內之可靠出力,計入「系統淨尖峰能力」。上述太陽光電及風力之淨尖峰能力估計係用於估算長期電源規劃的系統淨尖峰能力,據以推估其他電源之開發需求。目前本公司為因應未來大量再生能源併網,有關太陽光電及風力發電淨尖峰能力將於未來蒐集更多的統計資料後進行檢討。
○日前(Day-ahead)估計的說明:
有關評估計算備轉容量之系統運轉淨尖峰供電能力,係依機組淨尖峰供電能力規劃值為基準,再考慮機組各項設備狀況及運轉限制二大面向評估結果而定。系統於實際運轉調度之前一日,會評估次日發電機組運轉淨尖峰能力。太陽光電與風力機組之淨尖峰供電能力非固定值,係依據中央氣象局每日所公布未來一週氣象預報資料及過去2週相同日期平均實績值,做為淨尖峰供電能力預估值。
風力發電、太陽光電出力由於不同時間、地點,受氣候變化影響極大,例如2014年西班牙半島電力系統裝置容量為102GW,光電占4.3%,而最高尖峰負載發生於2月4日晚上8點為38.7GW,光電淨尖峰能力接近於0%,因此國際間再生能源淨尖峰能力估算差異極大。
(資料來源:ELECTRICA DE ESPANA, RED)

補充說明:再生能源淨尖峰因子的設定邏輯

○長期規劃的說明:
台電公司考量風力、太陽光電及川流水力係分散各地之分散型電廠,當其總裝置容量達某一規模以上時,或多或少可提供一小部分穩定的電力。風力及川流水力發電,因不受白天或晚上影響,只要風來、有水即可發電,因此比照全年可用率85%對應之可靠出力視為「淨尖峰能力」,其中風力計入「淨尖峰能力」的供電能力為其裝置容量的6%。
太陽光電則因其發電方式為「日出而作、日入而息」,其發電出力與用電負載呈正相關,太陽光電則按全年每日10點到17點期間,85%以上時間可提供之可靠出力計入「淨尖峰能力」,該數額約為其裝置容量的20%。上述風力及太陽光電之淨尖峰能力估計係用於估算長期電源規劃的系統淨尖峰能力,據以推估其他電源之開發需求。
○日前(Day-ahead)估計的說明:
評估計算備轉容量之系統運轉淨尖峰能力,係依機組淨尖峰供電能力規劃值為基準,再考慮機組各項設備狀況及運轉限制二大面向評估結果而定。系統於實際運轉調度之前一日,會評估次日發電機組運轉淨尖峰能力。太陽光電與風力機組之淨尖峰供電能力非固定值,係依據中央氣象局每日所公布未來一週氣象預報資料及過去2週相同日期平均實績值,做為淨尖峰供電能力預估值。