漫談備用容量(Reserve Margin)與備轉容量(Operating Reserve)

• 目錄：
  一、前言
  二、備用與備轉容量的由來
  三、備用容量與備轉容量的定義
          3.1備用容量
          3.2備轉容量
• 四、各國備用容量與備轉容量計算公式及標準
•        4.1 台灣
               4.1.1 台電
•                     4.1.1.1「備用容量率」定義如下：  
•                     4.1.1.2  備轉容量（Operating Reserve）
•                    4.1.1.3 台電歷年備用容量
•                    4.1.1.4 台電未來之備用容量
•                               (a)民國99年10月預測2010~2021年備用容量
•                                  (b)民國100年9月預測2010~2022年備用容量
•                                  (c)民國101年9月預測2013~2023年備用容量
•                                  (d)民國102年9月預測2012~2024年備用容量
•                                  (e)民國103年2月預測2013~2025年備用容量
•                                  (f)民國104年5月預測2014~2026年備用容量

                  4.1.1.5 台電備用容量與備轉容量之比較實例說明

• 4.1.2 全國(台澎金馬)(台電與汽電共生自用電力部分總計)
•          4.1.2.1「備用容量率」定義如下：       
•          4.1.2.2 全國未來(2010-2020年)備用容量

•        4.2 美國
                4.2.1 北美電力可靠度公司(NERC: North America Electric                                    Reliability Corporation)
               4.2.2 北美電力可靠度理事會(NERC: North America                                           Electric Reliability Council)之備轉容量  

                        4.2.2.1 2000年NERC 運轉手冊之備轉容量規則

                        4.2.2.2 NERC 偶發事故(10分鐘)備轉容量之典型要求值

                   4.2.3德州電力調度中心(ERCOT)
                   4.2.4西部電力協調理事會(WECC:Western Electricity                                           Coordinating  Council)
      4.3 歐洲
             4.3.1 歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-e: European Network of                                            Transmission  System  Operators for Electricity)

•       4.4 日本
•              4.4.1 備轉容量之定義
•             4.4.2 瞬時備轉容量必要量之考量
•             4.4.3 備轉容量確保方法與實績
•             4.4.4 備用容量之定義與表達方法
•             4.4.5 備用容量計算方法概要與目標因素
•             4.4.6 日本備用容量實績與預測值
•        4.5 新加坡
         4.6 韓國
• 五、結語
• 參考資料：

一、前言

2011年3月11日東日本大地震並引發大海嘯，導致東京電力福島第一核能電廠發生反應爐爐心熔化，核燃料損毀，輻射外洩核災最嚴重事件。東京電力也因地震與海嘯所引致福島第一、第二核能電廠、火力電廠、水力電廠等發電機組受損跳機停機，電源不足，實施計畫性輪流停電。

福島核一廠核災事件，更引起全球恐懼，反核聲浪高漲，紛紛要求關閉核能電廠，台灣也不例外，尤其台電去(99)年備用容量高達23.4%，外界認為停用台電核一、二、三廠總裝置容量514.4萬瓩(佔全系統裝置容量12.56%)，台灣不致於限電。這些討論引發我對備用容量與備轉容量回顧的興趣，將過去蒐集或瀏覽過的資料整理跟電業同好分享交流。

二、備用與備轉容量的由來

電力從西元1879年剛發明電燈有電可用就是享受的時代，逐漸進展到現代，變成生活不可或缺的要素，電力供應的可靠益形重要，如何量度或展現電力公司的電力系統供電之可靠度，也受到電業界、學術界、電業主管機構以及廣大用戶的重視。

電業130餘年來，尤其近50年來全球電業歷經諸多嚴重影響供電可靠的大停電事故，例如美國東北與加拿大安大略(1965)[fpc_65美東北大停電聯邦電力委員會調查報告]、美國紐約市(1977)、法國(1978)、北歐(1979)、美國加州(1996年7、8月兩次)、台灣(1999)、巴西(2002)、美加(2003)、瑞典丹麥(2003)、義大利瑞士(2003)、英國倫敦(2003)、俄羅斯莫斯科(2005)、歐洲八國(2006)、日本東京(2006)、美國德州(2011)、日本東京(2011)等大停電事件，每次事故後電業或政府主管機關都會從設備、人員、制度、組織、法規、標準等面相檢討改善強化電力供應可靠度。此外，學術界、研究顧問機構及電力製造廠商也會積極參與電力可靠度研究。

因此，經過多年來的不斷研究與實務經驗演變，電力系統可靠度在世界各國電業都有其量度標準，但綜合起來，大概可將電力系統可靠度(Power System Reliability)歸成兩大項目：

(A)系統安全度(System Security)：電力系統忍受系統設備事故不致讓其他設備跳脫或產生連鎖事故之能力。也就是有能力控制不斷電並避免發生無法控制的大停電。[美國NERC於2003年將Security用Operating Reliability代替，以免跟美國國土安全部(Homeland Security)同義混淆]。

(B)系統裕度(System Adequacy)：係指電力系統無論何時都有充足的發電及輸電能力，滿足所有用戶尖峰用電並供應電能需求。為達到此要求，通常要經常準備額外的容量隨時替代補充發電機組或輸電設備故障喪失之容量。

為量度電力系統可靠度之系統裕度，電業一般做法，是利用可靠度指數(Reliability index)來測量。可靠度指數分為兩大類別：

(I)     決定性指數(Deterministic index)：

提供電力系統是否達到或未達成要求目標的推測狀態。最著名的就是本節標題「備用容量(Reserve Margin)」，它通常用在電源開發規劃方面，等於系統發電機組總裝置容量減去尖峰負載所剩的發電容量，若將備用容量除以年度最高(尖峰)負載，得到的百分比來表示，稱為「備用容量率(Percent Reserve Margin)」，若將備用容量除以裝置容量所求得的百分比，則稱為「容量裕度率(Percent Capacity Margin)」。後者是近年來美國電業覺得用尖峰負載為分母計算的備用容量率數值過大，改用裝置容量當分母計算的容量裕度率較小，不容易被民眾覺得投資過多。至於調度運轉用的「備轉容量(Operating Reserve)」也屬於決定性指數的一種。

分析可靠度的決定性方法在電業界使用最早而且至今還廣泛被採用，因為對一般民眾比較簡單且容易了解。但是決定性指數不是可靠度的直接指標，無法給予數量基礎來比較不同系統的風險。

(II)    機率性指數(Probabilistic index)：

提供系統可靠度量化量測方法，它使用數學模型代表事件發生機率，最佳樣本就是大家熟悉的失載率(LOLP:Loss of Load Probability)，也就是一年有幾天發電容量不足，尖峰用電負載無法供應。例如美國系統可靠度標準LOLP為每年0.1天。機率法計算把所有常數都考量在內，諸如電力系統及其各個元件(發電機、輸變電設備等)發生故障的機率、嚴重性、發生頻度與時間長短等常數。因此，機率性指數允許量化評估失載或無法供電的風險。但是在調度運轉人員工作時，每年失載0.1天，對他們並不很實際，傳統的決定性指數比較具體些，所以運轉人員用的備轉容量(Operating Reserve)還是用多少MW或一大機組或尖峰負載多少%比較習慣。

機率性指數比決定性指數較晚發展，比較著重科學數據而不似決定性指數偏重經驗值，尤其現代電腦發達計算龐大複雜不是問題，所以機率性指數在電源開發上使用比較多。此外，LOLP或LOLE也可轉換為決定性指數備用容量率，因此大部分電業都兩者搭配使用。

三、備用容量與備轉容量的定義

3.1備用容量

從上節可知「備用容量(Reserve Margin)」一般電業慣例是用來量度電力系統可靠度的決定性指數，適用於電源開發規劃之用，係用來應付負載預測誤差(因天氣異常用電突升)、乾旱枯水與發電機組故障減載跳機、檢修及大修，以及系統頻率調整等。備用容量愈大，系統供電愈可靠，但投資愈大，經濟性較差，反之，則可靠度下降，甚至限電。

其簡單計算公式為：

但是上述公式中的「裝置容量(Installed Capacity」及「尖峰負載(Peak load)」定義內容與名詞，各國都有其慣例，所以不盡相同，尤其電業自由化後，跨區買賣電力代輸，近年來再生能源的推動，更是複雜。茲舉例說明如下：

(I)     裝置容量：

(A)使用裝置容量，南韓等國使用。

(B)使用淨尖峰供電能力(=裝置容量 – 廠用電)，美國、台灣等國使用。

(C)無法持續發電的風力機組裝置容量使用3%~100%比例計算各國不同

(D)水力機組裝置容量受限水文枯豐，水庫容量、無法持續供水，裝置容量折扣計                        算，各國不盡相同。

(E)其他再生能源如太陽能等裝置容量也有不同折扣計算。

(F) 受到輸電線路限制之發電容量折減。

(II)    尖峰負載：

(A)使用發電端小時平均負載(包括電廠用電)，南韓等國使用。

(B)使用供電端小時平均負載(扣除廠用電)，美國，台灣等國使用。

(C)使用全年最高三天尖峰小時平均值負載(供電端)，日本使用。

此外，例如美國北美電力可靠度理事會(公司)[NERC:North America Electric Reliability Council(Corporation)]有一段時間將「備用容量率(Percent Reserve Margin)」，改用以裝置容量為分母的「容量裕度率(Percent Capacity Margin)」，2008年又改回「備用容量率(Percent Reserve Margin)」。民國74年台電備用容量率高達55%，也曾研究仿照美國用「容量裕度率(Percent Capacity Margin)」，因為有下列容量裕度率計算及與備用容量率互換公式可知，容量裕度率約為備用容量率的80%，讓外界不會覺得電力公司投資過多(參考圖1比較)。

圖1 美國德州可靠度機構(TRE)、西部電力協調理事會(WECC)1998-2009年備用容量與容量裕度實績(資料來源：美國Energy Information Administration)

所以要比較各國的備用容量，首先必須看清楚其相關項目的定義與計算公式，如此才有意義。

3.2備轉容量

備轉容量顧名思義就是電力系統實際調度運轉時，用來應付負載預測誤差、發電機組故障、系統頻率調整等所需準備的供電能力。它的計算公式跟備用容量相同：

但是其中裝置容量把故障、大修與檢修、以及降載的發電機組容量扣除不包括在內，因為實際運轉時這些狀況都是已知數據，還有發電機組出力隨季節氣溫、風力、水文等變化予以修訂接近實際情況，至於尖峰負載一般都用一小時平均負載，但也有公司採用瞬時尖峰負載。

四、各國備用容量與備轉容量計算公式及標準 

4.1 台灣

4.1.1 台電

4.1.1.1「備用容量率」定義如下：  

 4.1.1.2  備轉容量（Operating Reserve） 

由前述定義，備用容量率係對年尖峰負載（一小時平均值）而言，即全系統供電能力超出年尖峰負載的比例，全年只有一個數據；此項比例之大小代表當年系統發電端的供電可靠程度。由於此項比例並未扣除機組檢修等不可調度之容量，故不可用以衡量系統每天實際的供電可靠度，只適用於電源開發規劃之用途及說明，並常用以和國外電業的供電可靠度指標做比較。台電備用容量率標準值隨系統裝置容量增大，由從前25%(1985年以前)到1986年降至20%，至2006年再降為16%，2012年9月17日經濟部同意台電所陳報「台電及中油公司經營改善小組第4次委員會議」之決議將備用容量標準值降至15%。

而備轉容量率係以每日最高瞬間負載（非一小時平均值）表示，且其供電能力是指當天實際可調度之發電容量，故備轉容量率是用來表示衡量系統每天供電可靠度的指標。台電公司每日均有一「備轉容量率」，通常僅供台電公司內部參考，並不對外公開。

4.1.1.3 台電歷年備用容量

台灣電力公司電源開發變遷大概可分為七個期間，其中1953年以前為水力為主火力為輔，之後到1965年為水力與火力並重期，然後進入火力核能為主的時期(圖2)。

圖2 1945~2012台電系統電源開發變遷與發購電量及尖峰負載成長曲線

茲將這台灣電力電源發展七階段各年備用容量率整理如圖3：

圖3 1948~2017台電備用容量曲線

從上圖所示，1953年以前水主火從的年代，備用容量率有高達75.4%，因為水力佔比太大，在枯水期的冬季與春季遇到枯旱，每年都有限電，大部分都限當時的台灣鋁業、台肥公司等大用戶，部分為饋線輪流停電。

到了水火並重的時期，備用容量幾乎都是低於零，也就是年年限電，大部分都是枯水限電，部分是當時單機容量過大的深澳發電廠、後期的林口電廠機組跳機所致。因此，台電積極開發火力或核能電源，克服這零備用容量率的運轉困苦時期，並應付經濟成長的需求。

但1974、1980年遭逢全球兩次能源危機，所以備用容量率在1985年高達55.1%，1981年經濟部長趙耀東上任第二天就到台電巡視演講指台電有三呆，其中之一就是備用容量過高，呆機過多，一口氣把當時進行的核四工程檔下，還有興達、台中火力等延後，以致1985-1990年都沒新機組(詳參圖1)。

萬萬沒想到，1988年備用容量率就下降到21.7%，當年有兩次限電，再過一年1989年降到14%，限電8次，接著每況愈下1990年7.4%，1991到1996年都是在5%左右，是台電近20年運轉最艱辛的時期，每年都在限電，那時我正是台電電力調度第一線主管，這段煎熬的經歷永難忘懷，記憶猶新。我心裡在想，人人敬佩的趙耀東部長，隔行如隔山，電業有其特質，電廠不是一、兩年就可蓋好，台電又是獨立系統，當時他獲得美名的決定，害得台灣電力供應之後十幾年的痛苦，至今還在吵核四，還有另一後遺症，後來為應付電力供應困境開放民營電廠，分掉台電一塊大餅，民營電廠購電費率可隨燃料、匯率調整，台電電價無法如此作為，只有虧全民的納稅錢，這些都是當時決策者意想不到的後果。

4.1.1.4 台電未來之備用容量

(a)民國99年10月預測2010~2021年備用容量

根據民國99年10月台電公佈之「9910電源開發方案』未來10年(2021年止)備用容量資料整理如圖4：

圖4 2010~2021台電備用容量曲線(資料來源：台電9910電源開發方案)

上圖所示備用容量，係非常樂觀的預測，核四兩部機分別在民國100、101年底商轉，林口、深澳、大林、通霄汰舊更新機組如期完工的預測，目前最早碰到的核四商轉，如果延期超過103年當年備用容量率可能掉至7%左右，回到1990年代紀錄，至於林口、深澳、大林等也不可能如此順利，這些都值得大家好好思考一番。此外，2014年至2021年備用容量率均未達到當時台電備用容量標準值16%，特別是2015年的11.8%，將影響未來的供電，也是要請台電公司說明。

(b)民國100年9月預測2010~2022年備用容量

根據台電民國100年9月公布之「10009電源開發方案』台電未來至2022年之備用容量率如下圖：

圖4-1 2010~2022台電備用容量曲線(資料來源：台電10009電源開發方案)

台電「10009電源開發方案』將核四龍門#1、#2號機分別延後至2014、2016年商轉，2013~2022年備用容量率均未達到當時台電備用容量標準值16%，尤其是2013至2015年的11.5、10.4、9.9%，將影響未來的供電，台電公司未提對策臨時增加緊急電源機組，可能是時間太短沒辦法補充，這也是要台電說明清楚。

(c)民國101年9月預測2013~2023年備用容量

根據台電民國101年9月公布之「10109電源開發方案』台電未來至2023(112)年之備用容量率與過去27年之備用容量率共繪一張曲線如下圖，以資比較：

            圖4-2  1985~2023(74-112)年台電備用容量、淨尖峰供電能力、尖峰負載、最大機組、備用容量標準值比較曲線(資料來源：台電網站、台電101-09電源開發方案)

表1 台電10109電源開發方案新增及除役發電機組明細表(資料來源：台電101-09電源開發方案)

圖4-2 係台電公司根據主計處分別於2012年4月30日、5月25日、7月31日及8月17日多次下修101年經濟成長率，8月17日下修101年經濟成長率預估值為1.66%後，重新檢討修訂101年長期負載預測（10108案），並於次(9)月研訂10109長期電源開發方案。該方案預估101至103年之系統備用容量率可維持在16％以上，104、105年下降為10.8%(103年5月核四#1商轉、105年5月#2商轉)、14.5％，106年在施工中機組陸續完工後，備用容量率可達16.5%，之後各年呈逐年下降之趨勢，111年以後降至個位數。

但從表1所示，新增機組商轉時程變數仍多，影響此方案之備用容量率，當然另一重要因素，系統負載預測之成長率是否偏高或偏低也會導致備用容量率變動(詳參：本部落格「台電函電日本電力公司負載成長與長期預測之比較』)。至於2022、2023年備用容量率分別為9.0及5.0%，低於台電備用容量標準值甚多，為何沒補充新機組，只提「持續加強各項負載管理措施之推動』，可能要台電提出說明，讓民眾了解釋疑！政府主管機關也要請台電說明(未來變數大，所以不管低於標準值？)

此外，從圖4-2比較曲線顯示，不同年度相同百分比之備用容量率(%)，代表的備用容量(MW)值並不等值。就以限電最多的第一、二名之民國83、80年度為例，其備用容量率都是4.8%，但備用容量(MW)分別為900、740MW。再以民國112年的5%備用容量率來比，其備用容量(MW)為2272MW(若同樣用4.8%換算也有2174MW)。究因係備用容量率計算公式之分母「尖峰負載』成長的關係。所以系統負載成長增高，備用容量率標準值要下調，否則就會過度投資。

民國80、83年代，當時最大機組核二廠一、二號機985MW(淨尖峰供電能力971MW)跳機，系統電力不足分別約231、71MW。同理，到了10年後的民國112年，夏季尖峰時期，跳脫當時最大的核四廠一、二號機1350MW(淨尖峰供電能力1269MW)，尚有1003MW備用容量，不致立即限電 (當然，前提就是台電機組夏季尖峰不要安排大修並加強維護減少故障) 。所以，這也是採用決定性指數(Deterministic index)備用容量率的盲點，最好還要用LOLP加以核算。

最近看到能源局公布的「核能議題-問答集」的1-4題的圖表(圖4-2A)說明無核四部商轉之民國105年-115年備用容量率約2.6(民國113年)~6.9%(109年)，低於7.4%(民國79年)「限電無可避免」，但估算其備用容量(MW)約為1140 (民國113年)~2800(109年)MW。

 圖4-2A  民國100~115(2011~2026)年台灣備用容量(資料來源：摘自能源局 核能議題-問答題)

再細看有核四商轉之民國104年-115年備用容量率為8.4(民國113年)至15.1%(106年)之間，只有民國106年的15.1%有達到規劃目標，民國113年最低達8.4%，所以無核四商轉時，更為惡化。此電源開發方案好像有點不周延，11年後之備用容量低於規劃值，並未加以修改，是否規劃標準值要下修，不然此方案應該不宜公布。

(d)民國102年9月預測2012~2024年備用容量

根據台電民國102年9月30日公布之「102-09電源開發方案』，台電未來至2024(113)年間之備用容量率曲線如下圖(圖4-2-B)所示：

圖4-2-B  2012~2024(101-113)年台電備用容量(率)、淨尖峰供電能力、尖峰負載、備用容量標準值曲線(資料來源：台電網站、台電102-09電源開發方案)

上圖(圖4-2-B)之備用容量，係台電102-09電源開發方案暫定核四#1、2機分別104年7月、106年7月商轉所得結果。至113年為止，備用容量率低於標準值15%的年度共有8年，最後三年掉到個位數，最低為4.3%，如此低的備用容量，台電層層主管如何審查通過，主管機關(經濟部)也可過關，我真替運轉單位擔心將來如何運轉，到時候又急急忙忙開放IPP，重蹈被批評圖利財團覆轍？

(e)民國103年2月預測2013~2025年備用容量

根據台電民國103年2月公布之「103-02(無核四)電源開發方案』，台電未來至2025(114)年間之備用容量率曲線如下圖(圖4-2-C)所示：

圖4-2-C  2013~2025(102-114)年台電備用容量(率)、淨尖峰供電能力、尖峰負載、備用容量標準值曲線(資料來源：台電網站、台電103-02電源開發方案)

圖4-2-C之備用容量，係台電103-02(無核四)電源開發方案，核一、二、三如期除役之結果。到民國114年為止，11個年度備用容量率低於標準值15%，最後八年掉到個位數，最低為-0.3%(限電)，如此低的備用容量，將來如何運轉，可能會變成外界解釋恐嚇人民沒核四就限電？台電供電義務不是兒戲？至少要提些對策供國人選擇？

(f)民國104年5月預測2014~2026年備用容量

根據台電民國104年5月28日公布之「104-05電源開發方案』(無核能)，台電未來至2026(115)年間之備用容量率曲線如下圖(圖4-2-D)所示：

圖4-2-D  2014~2026(103-115)年台電備用容量(率)、淨尖峰供電能力、尖峰負載、備用容量標準值曲線(資料來源：台電網站、台電104-05電源開發方案)

至於核四及三座核電廠延役對整體電力供應影響如下圖4-2-E所示：

圖4-2-E  核四及三座核電廠延役對2014~2026(103-115)年台電備用容量(率)之影響(資料來源：台電網站、台電104-05電源開發方案)

4.1.1.5 台電備用容量與備轉容量之比較實例說明

請參考本部落格另篇「透視台電系統今(2014)年九月上中旬備轉容量偏低真相』

4.1.2 全國(台澎金馬)(台電與汽電共生自用電力部分總計)

4.1.2.1「備用容量率」定義如下：

4.1.2.2 全國未來(2010-2020年)備用容量

圖4-3 2010~2020年全國備用容量曲線(2010、2011年為實績值)(資料來源：能源局「100年長期負載預測與電源開發規劃摘要報告)

4.2 美國

4.2.1 北美電力可靠度公司(NERC:North America Electric Reliability Corporation)：

(A)規劃用備用容量(PRM: Planning Reserve Margin)：

NERC規劃委員會為了增進規畫之連續性及增加透明度與處理粗細起見，將上述公式中之電源容量、負載及交易分類定義如下：

(a)可供電源容量(Deliverable Resources)係既有可靠容量(Existing, Certain)、 未來規劃容量(Future, Planned)加上淨可靠電力交易(Net Firm Transactions)之和。展望電源(Prospective Resources)係可供電源容量加上既有其他容量(Existing, Other)的總和。

(b)總系統尖峰負載(Total Internal Demand) Total Internal Demand (MW)：等於系統內所有發電機組淨出力，加上流入系統電力，減去流出系統電力之尖峰負載。包含間接負載管理計畫，諸如節約能源計畫、改進電能使用效率及所有不能的調度需量反應之負載。

 (c)淨系統尖峰負載(Net Internal Demand)等於總系統尖峰負載(Total Internal Demand)減去用來降低負載的需量反應可控制、可調度容量( DCLM, IL, CPP w/control, LaaR)之系統尖峰負載。

(d) 既有容量

甲、既有可靠電源容量(Existing, Certain Resources) ：經確認可供電之電源容量，此類電源100%容量可計入所有裕度(Margin)計算。

乙、既有其他容量(Existing, Other)： 可能或不可能供電之電源， 此類電源可歸在展望(Perspective)、調整潛在(Adjusted Potential)、及總潛在(Total Potential)備用容量計算中。

丙、既有無法運轉容量(Existing, but Inoperable )： 無法運轉供電之電源，不能計入所有裕度計算。

(e) 未來容量

甲、未來規劃容量(Future, Planned) ：經確認可在未來期間供電之電源容量，此類電源100%容量可計入除了既有可靠備用容量外之所有裕度(Margin)計算。

乙、未來其他容量(Future, Other) ： 未來可能或不可能供電之電源， 此類電源可依據可信度折扣後容量在調整潛在(Adjusted Potential)、及100%容量在總潛在(Total Potential)備用容量計算中。

(f) 概念性容量(Conceptual) ：未來可能或不可能供電之電源，可用在未來幾年系統規畫或滿足本地要求， 此類電源可反映其不確定性折扣後容量在調整潛在(Adjusted Potential)、及100%容量在總潛在(Total Potential)備用容量計算中。

(B)未來備用容量估計

NERC未來各類備用容量計算用之系統負載及電源容量定義與公式詳如表2及圖5所示：

表2 未來各類備用容量計算公式(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

圖5 未來各類備用容量計算定義示意圖(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

根據未來美國全國規劃年度內之電源，預期可供電力的可靠性，電源容量與負載估計、備用容量率曲線如圖5-1、圖6所示：

圖5-2 2010~2019夏季美國發電容量與負載估計(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

圖6  2010~2019夏季美國備用容量率估計(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

圖7 2010~2019夏季德州(TRE)發電容量與負載估計(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

圖8 2010~2019夏季德州(TRE)備用容量率估計(資料來源：NERC 2010 Long-Term Reliability Assessment)

圖7及圖8分別為德州可靠度機構(TRE:Texas Reliability Entity)電源容量與負載估計、備用容量率曲線，德州電力調度中心(ERCOT)規劃備用容量計算將於下節4.2.2詳細介紹。

4.2.2 北美電力可靠度理事會(NERC: North America Electric Reliability Council)之備轉容量

4.2.2.1 2000年NERC 運轉手冊之備轉容量規則

北美電力可靠度理事會(NERC)的運轉手冊(Operating Manual)2000年2月版，其中運轉方針1(Operating Policy 1)為發電控制與績效( Generation Control and Performance)，在方針A小節(Policy Subsections A)備轉容量(Operating Reserve)中，有關備轉容量準則與要求之規則如下(斜體字章節編號根據原條文)：

• 備轉容量準則(Criteria)：

各控制區(電力公司)應運轉其MW(有效電力)電源，提供足夠的備轉容量水準，以應付許多諸如發生在系統負載預測、發電機組及輸電設備故障、發電機組的容量大小與數量、系統設備故障率、大修與檢修排程、頻率調整要求、以及區域與系統負載分散性等誤差因素。在系統發生機組或負載跳脫事故後，該控制區(電力公司)應採取適當措施，來降低其區域控制誤差(ACE: AREA CONTROL ERROR)，以符合事故控制標準(DCS: Disturbance Control Standard)。並應立即採取行動來保護該控制區系統，以便應付下一件偶發事故。

各區域、分區或備轉容量共同分擔群，應具體說明其備轉容量政策，包括該區(群)之最低備轉容量要求、成員之間的分配、熱機與冷機備轉容量的允許組合、實際應用備轉容量程序，及限制，例如，可停電力量可以包括在備轉容量內。

• 備轉容量要求(Requirements)：

1. 備轉容量之分配[Operating reserve distribution]：備轉容量應予以分散至全系統，且應考慮在緊急狀況下容量之有效使用、生效之時間要求、輸電系統限制、及本地區域要求等。

2. 偶發事故檢討[Contingency Review]：所有區域、分區、備轉容量共同分擔群、及控制區應經常檢討可能發生之偶發事故，來決定備轉容量之裕度。

3.備轉容量[Operating reserve]：各區域、分區、或備轉容量共同分擔群應指定，及各控制區應提供，最低限度備轉容量如下：

3.1 調整備轉容量[Regulating Reserve]：

為應付自動發電控制[AGC]之熱機備轉容量[Spinning Reserve]之數量，應充分提供正常調整用裕度；加上

3.2 偶發事故備轉容量[Contingency reserve]：為系統遭遇最嚴重單一偶發事故後，能充分降低區域控制誤差[ACE]，達到事故控制標準所需之另一數量備轉容量。

3.2.1 熱機備轉容量[Spinning reserve]：偶發事故備轉容量至少50%應為自動對系統頻率偏差反應之熱機備轉容量。

3.2.1.1 動態排程之共有發電[Jointly owned generation with dynamic schedules]：享有動態排程或假互連線之共有機組之各控制區，在計算其熱機備轉容量時，應僅計及該機組其所擁有比例部分。

3.2.1.2 固定排程之共有發電[Jointly owned generation with fixed schedules]：控制區按固定排程接收共有機組享有部分發電，計算其熱機備轉容量時，不應包括其共有部分之基載。共有機組所在之控制區可將其機組分攤比例計入熱機備轉容量。

3.2.2. 備轉容量共同分擔群：各備轉容量共同分擔群應遵從事故控制標準，若其為一單一控制區。備轉容量共同分擔群應在任何時間所發生之事故情況，整群被考慮作相同事故情況，請求備轉容量。遵循程度可用下列兩種任一方法證明：

 3.2.2.1.備轉容量共同分擔群遵循事故控制標準：備轉容量共同分擔群檢討整群區域控誤差[ACE]或等效值，並證明遵循。

3.2.2.2.備轉容量共同分擔群會員遵循事故控制標準：備轉容量共同分擔群檢討各會員之ACE對備轉容量之需要；必須能達成各會員ACE歸零，或在事故發生後十分鐘內回到事故前之水準。

3.2.3.     備轉容量共同分擔群之監視：各備轉容量共同分擔群應監視備轉容量可用率及實際反應。

3.2.4.     熱機備轉容量之降低：熱機備轉容量成分可降至備轉容量之50%以下，假使區域、分區、或備轉容量分擔群能證明如此降低後，對系統最嚴重單一事故，仍舊能夠達成或超過所定執行標準，而不會妨礙互聯系統運轉可靠。

3.2.5.     可停電力[Interruptible Load]--可停電力可被計入非熱機備轉容量內，假使可在10分鐘內停止用電的話。

3.2.6.     事故控制績效調整[Disturbance Control Performance Adjustment]--各控制區或備轉容量分擔群在一特定季期間可不用達到事故控制標準，但在評估後一季應增加其事故備轉容量。該增加量應按該控制區或備轉容量分擔群沒達到事故控制標準程度成直接比例。

3.3.在其他控制區內之共有發電：各控制區對在其他控制區內之共有發電機組採用固定排程方式，可將其享有部分納入備轉容量計算內。此備轉容量係受限於該機組享有比例、此比例十分鐘可昇載能力，10分鐘時間包括排程發電之控制區所需時間在內。

3.4 重新建立備轉容量[Reestablishing Operating Reseve]--備轉容量被用完後應儘速補充額外容量，以協助重新建立此最低備轉容量要求。

4.2.2.2 NERC 偶發事故(10分鐘)備轉容量之典型要求值

涵蓋美國密蘇里、阿肯色、密西西比及路易斯安那四州四家電力公司之中南電業控股公司(MSCA: Middle South Utilities Inc.1989年改名Entergy)電力調度中心與西屋電氣公司(WH:Westinghouse Electric Corporation)先進系統技術處IEEE Fellow Mr. John Day與Khai Le在1989年10月出版的「IEEE on Power Systems, Vol. 4, No. 4」共同發表了一篇「評估達成NERC 10分鐘備轉容量規則之價格標籤(ASSESSING THE DOLLAR PRICE TAG FOR MEETING THE NERC 10-MINUTE RESERVE RULE)」論文，該文整理了1989年NERC各區的10分鐘備轉容量典型要求值(Typical Reserve Requirements)，此值至今還是美國各電業所遵循，茲摘錄相關內容如下：

• 1989年NERC九大區域可靠度機構之10分鐘備轉容量典型要求值：

美國電業為維持足夠的運轉中或快速啟動發電機組容量，以承受系統最嚴重單一機組跳脫偶發事故，並在此緊急情況下，能夠在10分鐘內恢復正常運轉。

表2顯示了北美電力可靠度理事會(NERC)各區域的典型備轉容量要求。

中南電業控股公司(MSCA目前的 Entergy)目前(1989年)的備轉容量要求為1,200MW，用來承受該公司電力系統最大的核能機組跳脫，所發生之最嚴重偶發事故。

圖8-1 1989年NERC九大區域可靠度機構轄區圖

表2 1989年NERC 各區10分鐘備轉容量之典型要求值

•  如何計算10分鐘備轉容量？

10分鐘備轉容量的主要來源為運轉中之火力及水力機組出力尚未提(升)載部分。數學上，一部機組提供之10分鐘備轉容量，係該機組最小10分鐘升載能力及其未升載部分容量。計算公式如下：

R = Min(RAMP, CAP – LOADING)

上式中，

R: 10分鐘備轉容量

RAMP: 機組在10分鐘內之最大升載容量(MW)

CAP: 機組最大發電能力(MW)

LOADING: 機組小時出力(MW)

圖8-2 1989年中南電業控股公司(MSCA)發電機組10分鐘備轉容量示意圖

4.2.3德州電力調度中心(ERCOT)

(A) 規劃備用容量[Planning Reserve Margin (PRM)]計算公式

德州電力調度中心每年按下列公式計算未來至少10年各尖峰負載季節(夏季：6、7、8、9月；冬季：12、1、2月)規劃備用容量[Planning Reserve Margin (PRM)]：

上述變數定義如表3:

表3規劃備用容量(PRM)計算公式變數定義

 

(B) 規劃備用容量計算方法(PRM Calculation Methodology)

(a) 總可供電源容量(TOTCAP)估計

總可供電源容量估計根據下列公式決定：

  上述變數定義如表4:  

                                            表4總可供電源容量計算公式變數定義

 

(b) 尖峰負載估計

尖峰負載估計考量經濟因素、氣候情況、人口成長增減以及其他變數，利用下列公式決定可靠尖峰預測值：

上述變數定義如下表5:

表5可靠尖峰負載計算公式變數定義

(C) 2012年5月22日公佈之2013-2022年備用容量

根據德州電力調度中心(ERCOT) 於2012年5月22日公布最新之「發電容量、負載與備用容量報告』[ Capacity, Demand and Reserves (CDR) report ]，有關未來10年備用容量預估如下圖：     圖8-1 2013~2022夏季德州(ERCOT)備用容量率估計(資料來源：ERCOT網站)

上圖顯示德州在2014年備用容量率為9.8%，低於2010年ERCOT所訂的13.75%標準值，到2022年甚至降到-0.8%，顯示德州未來電力供應吃緊，ERCOT正積極尋求新電源並繼續推動節約用電。

4.2.4西部電力協調理事會(WECC:Western Electricity Coordinating Council)

(A)備轉容量(Operating Reserve)

電力系統為可靠運轉，需要全天候充裕可供應之發電容量，來維持系統頻率、避免發電機組或輸變電設備故障引起停電。此發電容量係應付下列各項之需：

• 系統負載變動之供電需求
• 由於發電機組或輸變電設備故障時替代供電之發電容量
• 滿足輸出供電需求的義務
• 替代可停輸入電源中斷之電能供應

(a)最低備轉容量(Minimum operating reserve)

最低備轉容量包含下列各項：

(i)     調整備轉容量(Regulating reserve)：為足夠的熱機備轉容量(spinning reserve)對自動發電控制(AGC:automatic generation control)可立即反應並提供充足調整裕度滿足NERC控制功能準則(Control Performance Criteria)。加上

(ii)    偶發事故備轉容量(Contingency reserve)：為熱機與冷機(nonspinning)備轉容量，充分滿足事故控制標準(Disturbance Control Standard)要求。偶發事故備轉容量必須至少大於：

甲、最嚴重單一事故所跳脫之發電機組容量(至少50%必須熱機備轉容量)，或

乙、供電水力機組的5%及火力機組的7%發電容量之和(至少50%必須熱機備轉容量)。對以發電為基礎的備轉容量，必須以其發電機組在10分鐘內可提載之未滿載部分容量，才可被作為備轉容量。

加上

(iii)  可停輸入電力之額外備轉容量(Additional reserve for interruptible imports)：能在10分鐘內有效達到可停輸入電力量之備轉容量。加上

(iv)    滿足輸出電力義務之額外備轉容量(Additional reserve for on-demand obligations)：能在10分鐘內有效達到其他公司需電義務電力量之備轉容量。

(b)冷機備轉容量之可接受類型：

冷機備轉容量必須符合下列事項：

(i)     必須在10分鐘內中斷之負載

(ii)    可停輸出電力

(iii)  其他電力公司需求權

(iv)    調整、偶發事故備轉容量超過要求部分的熱機備轉容量

(v)     離線發電機組被認可為冷機備轉容量者

(c) 備轉容量之確知：備轉容量應連續計算以便隨時可確之下10分鐘可用之量。

(d) 備轉容量之恢復：備轉容量在任何需要使用事件後應盡可能迅速復原。復原時間不能超過60分鐘。

(e) 分析系統孤島潛在可能性：各電力公司或電力公司協調組群必須分析系統分離之潛在可能性，並對此可能維持適當額外備轉容量，如果無法作到，則需利用其他手段維持發電與負載平衡。

(f) 備轉容量分擔：兩個或更多電力公司備轉容量需求，在書面協議下，可以合併或分享，考慮成類似單一控制區，達成提供備轉容量之要求，但是各電力公司間的輸電路徑必須保留容量，隨時可應要求輸送提供備轉容量。

(g) 備轉容量之分配：備轉容量之分配必須考量在緊急時有效使用、時間需要之有效性、輸電之限制、以及本地之需要性予以審慎判斷。熱機備轉容量必須分配在加大發電機組調速機動作(governor action)之有效性。

(h) 偶發事故之檢討：未決定備轉容量需要量，偶發事故必須經常檢討並指定最嚴重偶發事件。

 

4.3 歐洲

4.3.1 歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-e: European Network of Transmission System Operators for Electricity)

歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-e)會員涵蓋歐洲34國41家輸電調度中心(TSO)，詳如下圖9：

圖9 歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-e)會員國(資料來源：https://www.entsoe.eu/the-association/members/)

 該協會的前身(2009年7月1日以前)輸電協調聯合會(UCTE:union for the co-ordination of transmission of electricity )為配合電業自由化環境與再生能源(風力)蓬勃發展，提出新的供電可靠度指標，茲摘要如下述(參考圖10)：

(A)  剩餘容量(RC: Remaining Capacity)

(i)可靠可用容量(Reliably Available Capacity) = 淨發電容量(Net Generating  Capacity) –不可用容量[(Unavailable Capacity)；包括不能使用容量(Non-Usable Capacity)、大修及檢修容量(Overhaul & Maintenance)-故障容量(Outage)、系統服務備轉(System Service Reserve)容量]

(ii) 剩餘容量 =可靠可用容量-尖峰負載 

      剩餘容量係淨發電容量的一部分，用來應付系統某個參考點(每年一月第三星期三 11時及19時、七月第三星期三11時)任何未能預測到的負載變動、發電機組故障之需。 

(B) 剩餘裕度(RM: Remaining Margin)

       剩餘裕度 = 剩餘容量  – 尖峰負載裕度(Margin Against Peak Load)

剩餘容量與剩餘裕度跟淨發電量等相互關係如下圖10所示：

圖10  剩餘容量、剩餘裕度、備份容量、適當參考裕度概念說明圖(資料來源：SYSTEM ADEQUACY FORECAST 2011-2025 ENTSO)

上圖中：

(i)尖峰負載裕度(Margin Against Peak Load)：為擴及檢討從特定參考點(如夏季七月第3個星期三11:00)至整個分析期間，因此考量此項尖峰負載裕度。

        尖峰負載裕度 = 參考點負載-尖峰負載(參考點代表之期間-年度等)

(ii)系統服務備轉容量(System Service Reserve)：係淨發電容量的一部分，用於補償即時不平衡或控制電壓、頻率等，並且由TSO用來負責維持從1小時前到即時的系統安全。 它由以下部分組成：一次控制備轉容量、二次控制備轉容量、三次控制備轉容量(一小時內啟動部分之數量)。

(iii) 適當參考裕度(ARM:Adequacy Reference Margin)

適當參考裕度= 備份容量(Spare Capacity)  + 尖峰負載裕度(Margin Against Peak Load)

式中，備份容量(Spare Capacity)係在參考點時間必須可用之發電容量，以確保大部分期間系統供電安全。備份容量為應付考量1%缺電風險，也就是保證99% 不缺電。估計備份容量主要考量系統負載(特別是氣候因素所引起的負載突變)及可靠可用容量(特別反應火力機組故障、水力與風力情況) 隨機劇變。隨機劇變量可依用機率方法或高斯定律模型及相關標準差來估計。根據UCTE檢討結論，各國備份容量需視其系統負載變動與發電機組故障率而定，一般備份容量為各國淨發電容量的5%或10%，一個區域(如UCTE)則採用5%。

(C) 容量裕度評估預測

在系統正常情況下之發電容量裕度預測，係評估參考點之剩餘容量(RC)值的大小：

• 當RC為正值時，意味著電力系統有一些備份容量。
• 當RC為負值時，意味著系統有發電容量短缺情況。

至於季節性發電容量裕度之預測，則在大多數情況下，透過發電容量裕度預測擴大到季節性，用比較相關的剩餘容量(RC)及適當參考裕度(ARM)來評估：

• 當RC超過或等於ARM量時，意味著系統有一些發電容量，可用來輸出電力。
• 當RC低於 ARM時，意味著系統可能面臨發電容量短缺，必須依靠輸入電力。

 (D) 2011-2025 ENTSO-e 系統裕度

歐洲輸電調度中心協會(ENTSO-e)每年公布未來10-15年保守、最佳(樂觀)之系統裕度預測，供各國運轉投資參考。茲舉例如下：

圖11  ENTSO-e剩餘容量與適當參考裕度估計(資料來源： ENTSO-E Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2011 – 2025)

 

 

圖12 英國夏季剩餘容量與適當參考裕度估計(資料來源： ENTSO-E Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2011 – 2025)

圖13 英國2011夏季剩餘容量與剩餘裕度估計(資料來源： ENTSO-E Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2011 – 2025)

由圖11資料粗略換算成台電備用容量率方式，英國2011年備用容量高達36.4GW，備用容量率為78%，還好英國已經電業自由化了，否則仍維持CEGB國營事業，不被批評，才怪！

(E) ENTSO-E 之或然率指數

ENTSO-e於2016年開始，評估系統供電裕度不再使用前述決定性指數之容量裕度(Capacity Margin)，改採或然率指數，利用蒙地卡羅(Monte Carlo)模擬方式之四種軟體工具(ANTARES, BID, GRARE, PLEXOS)計算出下列三項指數來表示：

• 缺電量(ENS: Energy Not Supplied or  Unserved Energy ; MWH/Y): (千度/年)
• 缺電預期時間(LOLE:Loss of Load Expectation):(小時/年)
• 失載機率(LOLP: Loss Of Load Propability): (%)

前述三項指數計算公式如下：

4.4 日本

有關日本各電力公司之備轉容量、及備用容量之定義、計算方法、必要量、保有方式、及實績值與預測值，茲根據日本電力系統協議會(ESCJ:Electric Power System Council of Japan)、日本經濟產業省資源能源廳、電氣事業聯合會((FEPC: The Federation of  Electric Power Companies of Japan)、各電力公司、及相關研究機構之資料，摘要說明如后。

4.4.1 備轉容量之定義

所謂備轉容量，係為確保系統發生發電機組跳機事故、水文枯旱、以及系統負載突增時之電力供應，而預先保留高出系統負載的供電能力，此必要之供電能力隨每日系統負載與供電能力變化而有所不同。

日常調度方面之備轉容量，應付日復一日系統負載之變化，按照每日實際電力供應與需求狀況之保有形式，可分類為：冷機備轉容量、熱機備轉容量、及瞬時備轉容量。各類備轉容量定義如表6所示。大型機組跳脫時系統頻率變化、及各類備轉容量啟用狀況與時間經過之關係，如圖14所示。                                        表6 日本備轉容量之定義(資料來源:ESCJ規則解說)

圖14 大型發電機組跳機系統頻率下降、備轉容量應變動作情形  (資料來源:ESCJ規則解說)

當大型發電機組跳脫時，瞬時備轉容量立即反應，減輕系統頻率下降。接著瞬時備轉容量以外的熱機備轉容量機組升載提高出力，讓系統頻率恢復至標準值。然後，啟動冷機備轉容量機組啟動取而代之，讓熱機備轉容量回到事故前原有保有量。

4.4.2 瞬時備轉容量必要量之考量

發電機組跳脫後，系統瞬間發生供需不平衡，自動頻率控制(LFC或AGC)無法立即反應，致使另需即時反應調整能力。此即時反應的供電能力就是瞬時備轉容量之必要量，該量視系統頻率維持安定考量、應變系統及電源結構等條件而異。相對於電力系統規模日益擴大、系統發電裝置容量之增大，電源集中化等因素，系統頻率控制環境變化也與時俱進，有其必要定期審視系統瞬時備轉容量必要量。

到目前為止，歷年瞬時備轉容量必要量檢討之變遷如下表：                       表7 歷年瞬時備轉容量必要量檢討(資料來源:20120420報告書-備用容量圖解)

計算備轉容量必要量之先決條件，為跳脫機組容量隨時代變化而增大、及系統頻率下降程度之容許限度，表7顯示歷年瞬時備轉容量必要量大概都在3%左右，沒有多大變動。

4.4.3 備轉容量確保方法與實績

日本各電力公司電力調度所使用的備轉容量目標值與保有方法如表8所示：                             表8 備轉容量目標值與保有方法(資料來源:ESCJ規則解說)

1999(平成11)年10月、12月平常日及全國系統最高負載紀錄日(1999年8月4日)，當日最高負載期間，各類備轉容量確保量實績調查結果如下表9所示：                                  表9 1999年日本全國備轉容量實績調查表(資料來源:ESCJ規則解說)

4.4.4 備用容量之定義與表達方法

每日短期系統電力調度方面，理所當然看到各類備轉容量，考量長期系統負載之成長變動，有其必要規畫備用之供電能力，也就是確保系統備用容量。有關備用容量之定義現狀、及綜合電業採用之算定方法與確保考量，本文引用自2002年11月日本電力調查委員會出版的「日本電力調查報告書中有關電力系統負載預測、及電力供需計畫計算方式解說」作為參考。

為了未來系統發生電力設備非計畫性停機(故障)、枯水、或負載突增等不可預知事件時，不致引起用戶停電，而能繼續安定供電，有必要在系統預測負載之上維持一定數量供電能力，此供電能力稱之為「備用容量」。

另一方面，鑑於電源建設，無論電廠廠址的選擇整備、及建廠工程都必須歷經繁雜的手續與漫長的時程，所以長期適當的電源開發計畫有其必要。備用容量保有量過少，停電機會就增加；反之，備用容量過多，發生停電機率減少，但設備投資又會過大。

因此，備用容量適當保有量，必須從供電可靠度相關方面檢討。日本電力調查委員會在1956(昭和32)年對備用容量進行具體的檢討，確立適當備用容量保有量之機率計算方法。之後，中央電力協議會將系統互聯容量納入備用容量檢討，此計算手法，在進行備用容量檢討時，更具體的考量到電網互聯容量因素。

(A) 備用容量之表達方法如下：

• 系統尖峰負載：最高三天之平均尖峰負載
• 供電能力： 第五水文年水力出力、及扣除機組計畫性檢修(大修)等容量後之無事故時之供電能力。
• 備用容量=供電能力 -系統尖峰負載

公式中的尖峰負載(最大需要電力)係供電端(非發電端毛出力之和)最高3天負載平均值(日文:最大電力)，淨尖峰供電能力(供給力)也是供電端(非發電端毛出力)之值。詳細參閱日本電氣事業聯合會網站資料。

根據今(2012、平成24)年4月日本電力系統協議會(ESCJ)舉辦之「供給信頼度評価報告書勉強会』，由日本電力中央研究所(CRIEPI)系統技術研究所簡報「海外での供給信頼度に関する評価について 』資料提供日本備用容量計算詳細圖解如下圖；

            圖15 日本備用容量計算圖解  (資料來源:20120420供給信賴度評價報告書勉強會-とりまとめ報告書)

(B) 可靠度準則：九大電力公司備用容量必要量8~10%，沖繩電力備用容量等於最大機組容量。

備用容量必要量與考量因素如下表：

    表10日本備用容量必要量與考量因素(資料來源:ESCJ供給信賴度評價報告書勉強會資料)

4.4.5 備用容量計算方法概要與目標因素

正如備用容量之目標因素，為大家所熟知的發電機組故障、水文枯旱、負載驟增等因素，這些因素中除了景氣繁榮用電持續超過預測值之外，偶發的事項、發生時間、及規模大小，都是無法預測的。所以透過機率手法確定出現頻度，並檢討確定備用容量與供電可靠度之關係，才可求得適當備用容量保有量。

也就是說，確定備用容量應付突發事件的因素為：(1)發電機組故障、(2)水文變動、(3)短期系統負載突然變動，這些因素都是機率計算的項目。

此外，在計算備用容量必須考量到具體的系統互聯因素時，各系統互聯融通容量、故障、水文變動、負載預測誤差等變動要因、以及區域間各電力公司用電尖峰不同時間差等等，都必須納入考量。另外，近年來冷、暖氣負載隨氣溫異常而增大，還有電源結構變動、互聯系統容量擴充強化、發電廠廠址選定前置時間拉長等種種因素，出現在供需兩方面，所以必須注重今後變化趨勢之發展。

4.4.6 日本備用容量實績與預測值

根據日本經濟產業省每年公布之「年度電力供給計畫』，提供未來10年備用容量，及日本10家電力公司所組成的「電気事業連合会(FEPC: The Federation of  Electric Power Companies of Japan』統計委員会公佈「実績供給予備率』，摘要有關備用容量資料如後：

(A) 2001-2010( 平成13-22年)備用容量實績：

日本電氣事業聯合會公布之備用容量(実績供給予備率)有夏季(夏期)與冬季(冬期)兩類，夏季尖峰幾乎都發生在8月，所以夏期尖峰負載(最大電力)都取8月份最高3天用電之平均電力作為計算備用容量(也用在負載因數Load Factor計算)之用，但有時年尖峰負載會發生在7月份，尤其跟台灣接近的沖繩電力年尖峰負載都落在7月份。

大家對日本電業發布的尖峰負載要特別小心，跟別國(家)電力公司比較年度尖峰負載時，採用年度發電端(毛出力Gross Output)最高一天的尖峰負載(日文為最大電力)值。

下圖(圖16)為2001-2010年日本10大電力公司及全日本之夏季備用容量率實績，從7、8月份中取較低備用容量率繪製而成。

圖16日本2009-2010備用容量曲線(資料來源： 日本電気事業連合会統計委員会-電気事業60年の統計)

(B) 未來備用容量：

根據日本電氣事業法第29條第1項規定，各電力公司每年提出未來10年「電力供給計畫』，茲依據日本經濟產業省資源能源廳所公布最新之「平成22年度電力供給計畫概要』中之備用容量率(送電端)，繪製2009-2019(平成21-31)年日本全國及10大電力公司備用容量率曲線如下圖17、18供大家參考。

圖17日本2009-2019備用容量曲線(資料來源： 日本經濟產業省平成22年度電力供給計畫概要)

 

 圖18日本十大電力公司2009-2019備用容量曲線(資料來源： 日本經濟產業省平成22年度電力供給計畫概要)

由上圖18顯示，日本十大電力公司中，獨立的沖繩、北海道電力(一條高壓直流輸電線與本州連接)備用容量都偏大。

4.5 新加坡

(A) 備用容量

新加坡能源市場管理局(EMA: Energy Market Authority)的電力系統運轉處(PSOD:Power System Operation Division)定義有關系統規畫用之備用容量(Reserve Margin)為新加坡總裝置容量超過年尖峰負載之發電容量，即：

為維護電力系統安全，新加坡規定最低備用容量目前為30%，係根據年失載率(LOLP)每年3天計算而來。備用容量係用來應付發電機組定期大修與故障之用。

去 (2010) 年新加坡電力系統最高負載為6494MW(5月)，當時裝置容量9772.5MW，估算備用容量率高達50.5%。

 

(B)備轉容量

(i) 熱機備轉容量(SR: Spinning Reserve)：

    熱機備轉容量係用來迅速補充發電機組突然故障跳脫之發電量，讓系統頻率 

    儘速恢復50Hz ，必須足以應付當時最大機組故障。

(ii) 調整備轉容量(RR: Regulation Reserve)：

     調整備轉容量係用來達成發電與負載之瞬間與連續平衡，以維持系統頻率

     50Hz ±0.2Hz 之間變動。調整備轉容量之需求係每年依過去使用紀錄按不同

     調度期間訂定各個期間需求。

(C) 備轉容量要求

    根據電力市場規則規定：

    備轉容量總量 = 初級備轉容量(Primary Reserve) + 次級備轉容量

                   (Secondary Reserve)

    其中初級備轉容量係須在8秒鐘內反應，為當時系統最大發電機組。次級備轉

      容量要求在30秒內反應，為最大機組跳脫後，系統頻率低下可能跳脫的發電 

      機組量。

4.6 韓國

(A) 備用容量

根據韓國電力交易所第五長期電源供應基本計畫 (KPX「The 5th Basic Plan of Long Term Electricity Supply & Demand 2010-2024」)，韓電供電可靠度標準為缺電機率每年不得大於0.5天，其所對應的備用容量率標準為15%～17%。計算公式如下：  

韓電備用容量過去實績與未來目標值如下(圖19所示：

圖19 1980~2024韓電備用容量曲線(資料來源：KPX  The 5th Basic Plan for Long-term Electricity Supply and Demand (2010 ~ 2024))

五、結語

備用容量(率)與備轉容量(率)可顯示出一個電力系統電源充裕與否，電力供應之可靠程度，各國計算公式、定義不盡相同，尤其近年電業自由化後，更趨複雜，要比較各國備用容量率，必須釐清定義與公式，才不會誤導。例如，日本備用容量(供給預備力)計算公式中之供電能力，係扣除檢修(大修與故障)及減載等容量之供電能力(參考圖15)類似台電備轉容量計算方式一般，跟台電包括檢修容量的算法，就會差一大截，讓人誤解。

此外，各國電力系統發電(水力、風力、火力、核能)或輸電(互聯、孤島、狹長)結構與規模不同、用電負載特性、機組或輸變電系統故障率、燃料來源、產業結構、國民所得、經濟發展，生活水準、地理氣候等等都會影響備用容量訂定標準。

備用容量過多或過少，都會遭受批評，如何訂定最適當的備用容量率，的確不是很容易的，因為變數太多，如何拿捏，就需要智慧，個人淺見，參考國外電業自由化先進國家，資訊公開化，說清楚講明白，記取歷史教訓，取得眾人共識，讓全民來決定自己的需要標的，免除紛擾。

 

參考資料及來源：

http://www.nerc.com/page.php?cid=4|331

http://www.wecc.biz/Planning/ResourceAdequacy/Pages/default.aspx

http://www.texasre.org/compliance/ercot/Pages/Default.aspx

https://www.entsoe.eu/

http://www.enecho.meti.go.jp/

http://www.kpx.or.kr/english/

http://www.ema.gov.sg/ema_cms/page/1/id:18/

http://www.emcsg.com/

http://www.taipower.com.tw/

http://www.seattle.gov/light/neighborhoods/nh4_outs.htm

http://www.eia.gov/electricity/data.cfm#demand

http://www.enecho.meti.go.jp/policy/electricpower-supply.htm

http://www.escj.or.jp/making_rule/guideline/data/rule_explanation111220.pdf

http://www.escj.or.jp/news/2012/20120420.pdf

[待續]