原先規劃2025年儲能設置目標僅590MW 台電現在坦言「太少」！（05/23/2021 自由時報）

“..... 台灣規劃二○二五年太陽光電裝置容量為二十ＧＷ，離岸、陸域風電為六．九ＧＷ，合計二十六．九ＧＷ；以委託美國的研究換算，屆時應準備二六九萬瓩的儲能量，而目前僅將以五十九萬瓩因應，相差約四．五倍。台電調度處長吳進忠強調，委託美國研究是在二○一三年做的調查，當時能源轉型方向仍不明朗，歷經兩次大停電後，台電將重新檢討。他坦言，目前規劃五十九萬瓩確實不足，「一定會再增加」。....."

（記者林菁樺／台北報導）台灣經過兩次大停電後，專家學者指出，因應太陽光電等大量再生能源併網，儲能設備卻遠遠不足。台電曾委託美國電力研究院（ＥＰＲＩ）研究，搭配綠能應需額外準備綠能裝置容量十％的備轉容量，以二○二五年我國規劃數字和美國研究對照，差距達四．五倍。台電表示，此研究當時未納入能源轉型因素，但在大停電後，儲能的確不足，會重新規劃。

台灣規劃二○二五年太陽光電裝置容量為二十ＧＷ，離岸、陸域風電為六．九ＧＷ，合計二十六．九ＧＷ；以委託美國的研究換算，屆時應準備二六九萬瓩的儲能量，而目前僅將以五十九萬瓩因應，相差約四．五倍。台電調度處長吳進忠強調，委託美國研究是在二○一三年做的調查，當時能源轉型方向仍不明朗，歷經兩次大停電後，台電將重新檢討。他坦言，目前規劃五十九萬瓩確實不足，「一定會再增加」。

台灣環境規劃協會理事長趙家緯表示，台灣在儲能相關政策較弱，以韓國為例，業者蓋光電的同時，有補助誘因支持，因此會同步推展儲能；以台韓前年數據分析，台灣光電建設約一．四ＧＷ，韓國約三．四ＧＷ，同年蓋的儲能設備卻相差三十倍。

儲能成本並不便宜，電池容量一MWh，要價約三千萬元起跳。趙家緯表示，初期成本會高，但不要忽略規模經濟，大量投入後才有抑低機會。他建議，政府可從現有機制強化民間力量，例如每年公布太陽光電躉購費率時，只要搭配儲能，可額外加乘費率，以鼓勵業者投入。

完整內容請見：
https://ec.ltn.com.tw/article/paper/1450437

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朋友們，你知道嗎？

這是已經被選定即將裝設在2021~2024年間興建的好幾座台灣離岸風場的8MW等級離岸風力機組，以及將會在2025年開始的第三階段離岸風場區塊開發時，出現在台灣海峽中的次世代14MW等級離岸風力機組的性能規格簡介。（有關8MW等級的離岸風力機組性能規格簡介，請見文章回應欄中的附圖與文字敘述。）

光是從前一代的7MW等級機種，升級到8ＭＷ等級機種，在相同的安裝地點，相同的氣候條件之下，每一台8MW離岸風力機組的平均年發電量就可以比7MW提升約 ２０％的發電量，相當令人眼睛一亮的成長曲線。

原廠資料顯示，估計每一台該款式的8MW等級離岸風力機組，平均年淨發電量約為 34GWh (Approx. 34,000 MWh，這是指扣除掉風力機組本身內部系統運轉所需耗用電力、以及電力轉換、傳輸耗損之後，真正輸送進到輸電網的淨發電量)，以設計有效使用年限25年計算，總共可以生產出約68,035GWh (68,035,000 MWh) 的淨發電量。

現代的風力機組，無論是離岸款式或是陸域款式，全部都會配置精密的數位化電腦即時感知、操控系統，除了可以全自動模式運轉，也同時可以遠端異地遙控操作型態運轉，以確保24/7/365的全年無休確保風力機組的順暢運轉。

8MW~10MW等級的離岸風力機組是目2022年至2025年間所開發的台灣離岸風場的各廠牌的同等級產品主力款式，到了2025年之後的第三階段潛力場址的離岸風力機組的主流款式，就會是各種性能表現更加強悍的14ＭＷ等級的更新一代的離岸風力機組了。

根據目前所得的資料顯示， 14MW等級的新一代離岸風力機種，它的平均年發電量，會再比上一代的11ＭＷ等級機種提升約25%的年發電量，而這個11MW等級的離岸風力機組，又會比目前主流離岸機組款式8MW等級的機種，年發電量大幅提升約40%。

換算下來，以8MW等級離岸風力發電機種的年淨發電量34GWh為基準，五年後將開始在台灣海峽上出現的14ＭＷ等級離岸風力發電機種，平均每一台機組的年淨發電量將可以達到59.5GWh。

也就是說，由於技術的快速推進，可以讓14ＭＷ等級的離岸風力機組的年淨發電量表現，比起目前市場主力規格的8ＭＷ等級離岸風力機組，提升達75%！這是十分令人驚豔的成長幅度。

回想台灣在2017年時完工落成開始商轉的全台頭兩座離岸風力機組是4MW等級的，緊接這在2019年底完工並聯商轉發電的20架離岸風力機組為6MW等級的款式，而今年正在台中港離岸風電作業專區中準備陸續進入海上施工作業的好幾十架離岸風力機組已經出現8MW等級的機種款式了。

由此可以看出，由於設計、生產、材料、運轉模式等等各個技術與觀念環節的快速演進，促成再生能源發電的成本之所以可以相當快速已明顯的幅度在持續降低，讓再生能源足以擊敗各種其他型態的傳統發電方式，以輕快的步伐，在全球電力市場，逐步取代核、媒等高污染、高風險的傳統發電方式的市佔率。

在全球各個地區，再生能源發電，尤其是離岸風電，正在取代核能發電以及燃煤發電的市佔率，這是有目共睹的大趨勢，無庸置疑的現在進行式。

提供大家做參考。

影片來源：
In a world powered by clean energy, we lead the way: the SG 14-222 DD offshore wind turbine
https://youtu.be/lwCmseOWKvw

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【專文簡介製氫背後的種種】
#認識氫氣碳足跡 #德國氫能大躍進
前文( https://reurl.cc/8GVdqo )提到，氫氣和電力得從初級能源轉化、不會憑空誕生。那氫氣又是如何製造呢？

▋主流製氫法
全世界超過95%產量的氫氣源自天然氣和天然氣處理廠，亦即利用水蒸汽-甲烷重組反應(steam methane reforming process, SMR )和水氣轉化反應(Water-gas shift reaction, WGSR)量產氫氣。處理廠包括以下四個主要系統:除硫、重組、高溫轉化、變壓吸附，個別功能簡介如下：

1⃣除硫: 透過觸媒去除天然氣中的硫化物。進入重組系統前，一部份天然氣會和來自變壓吸附系統的不純物一起燃燒以產生反應所需的熱能。
2⃣重組: 除硫後的天然氣和高溫蒸氣混合、透過鎳基觸媒(和水蒸汽-甲烷重組反應)生成氫氣。反應完的熱氣在離開重組器後會稍作冷卻，與此同時會產生蒸氣。
3⃣高溫轉化: 添加額外的高溫蒸氣，和熱氣進行水氣轉化反應，將一氧化碳轉化成二氧化碳以達到完全反應。
4⃣變壓吸附:　透過加壓方式純化氫氣，不純物會被吸附留在系統內。當不純物濃度飽和時，系統壓力會降低以移除不純物，後者回送到除硫系統成為燃料以提供熱能。

環環相扣的系統設計是為了最大化天然氣利用率和熱循環效率。理論上，系統能整合碳捕捉技術，相關方法仍處於學術研究階段。

▋氫氣的碳足跡
水蒸汽-甲烷重組反應和水氣轉化反應的反應式如下：

水蒸汽-甲烷重組反應：CH4 + H2O ⇌ CO + 3 H2
水氣轉化反應：CO + H2O ⇌ CO2 + H2
兩式相加可得：CH4 + 2 H2O ⇌ CO2 + 4H2

換言之，每製造四單位的氫氣會伴隨著一單位的二氧化碳，這就是氫氣的 #原生碳足跡。若以純甲烷製造的100萬標準立方英尺(standard cubic feet (SCF))氫氣當作一單位，則原生副產物是0.25單位的二氧化碳，合12.98公噸。

而Praxair公司對各 #系統碳足跡 計算得出的理論最小值如下：
重組器和重組反應所需能量：3.7公噸
製造高溫蒸氣所需能量：2.5公噸
變壓吸附時的分離、純化和壓縮製程：0.1公噸

四者合計19.3公噸，但基於熱損耗和效率問題，實際數字約略是21.9公噸，此為總碳足跡。換算後可得以下結論： #製造一公斤氫氣同時會製造9公斤二氧化碳。

然而，這尚未計算壓縮、運輸、燃料電池製造的碳足跡；亦即送到製造商或終端使用者手上時，總碳足跡還會增加。源自化石燃料、製程又依賴化石燃料產生的電和熱，這就是天然氣製氫的原罪，也是氫氣的骯髒小祕密。

▋碳足跡表示法

為了能在同一基準上比較，網路上有各種當量表示法，以下列出兩個。

1⃣每度電的二氧化碳當量

另一方面，標準狀態下的氫氧反應：H2 + 1/2 O2 ⇌ H2O ΔH0＝-286kJ/mol

換算下來一公斤氫氣能產生143百萬焦耳，合39.7 kWh。
但這只是理論值，考量能源損失和科技極限，目前所能利用的數字約略是33.33 kWh，換言之，1公斤氫氣 = 9.28公斤二氧化碳 = 33.33 kWh. 可推得 1 kWh = 278克二氧化碳 (單位: gram CO2eg/kWh)

這也是理論值換算。若透過燃料電池轉換為電力，還得加上製造燃料電池的碳足跡。過去研究也曾預估氫氣生電的碳足跡會介於燃氣和燃煤之間。

2⃣每百萬焦耳的二氧化碳當量

若依百萬焦耳的二氧化碳當量(gram CO2eq/MJ)來看，33.33 kWh = 119.988 MJ. 可推得 1MJ = 77.34 克二氧化碳

依據當量高低，我們可以替氫氣上色：

FCH JU機構認為：

🔲若小於91克，但高於36.4克，那麼有無再生能源參與製造都將被歸類為灰色氫氣。天然氣製氫歸類於此。
🟦若小於36.4克，非再生能源參與製造的部分為藍色氫氣
🟩而再生能源參與製造的部分為綠色氫氣。若製氫能量100%來自於再生能源且二氧化碳當量小於36.4克，就能算是100%純綠氫。

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▋德國的大躍進

德國聯邦政府在上週(6/10)敲定其國家氫能戰略，目標是在2030年時有5GW綠色氫氣(以下簡稱綠氫)產能(折合14TWh的氫氣產量)*、2040年達10GW。政府預計在一項1300億歐元的經濟刺激方案當中撥款70億歐元於新產業和相關研究。這是德國首次針對氫氣產量訂下具體目標，以期此次大躍進(quantum leap)讓德國在氫能科技領域成為世界領導者。舉國從政府當局到公民團體都樂觀其成。德國也預告輪值歐盟理事會主席後的首要任務之一是創造橫跨歐洲的氫氣基礎設施。(聽起來真的很大躍進)

要達到5GW綠氫產能約需20TWh的再生能源電力。氫能戰略伴隨一系列措施以替再生能源提供更良好的環境、並提供更誘人的條件以吸引離岸風電建設，預計離岸風電農場的電力能應付綠氫製造的大部分需求。

除打點相關基礎建設，德國政府也提供金融補貼牛肉給大型貨物運輸、鋼鐵業、化工業和航空業以誘使業者投資相關製程；針對鋼鐵和化工業業者訂定碳差價合約(Carbon Contracts for Difference(CfD))，並檢驗航空業的能源消耗在2030年前是否能達到20%再生能源的使用目標。

然而，該製造多少綠氫仍相當爭議。德國目前有99%氫氣產量來自化石燃料(即灰色氫氣,以下簡稱灰氫)，且政府部門間的冗長協商突顯了淘汰化石燃料的困難。煉油和天然氣業者則認為在能源轉型的初期階段，灰氫不該缺席。德國綠黨名譽主席Oliver Krischer則表示將氫氣應用於汽車產業(諸如充氫站)單純在浪費公帑。

部分人士也提及，德國2030年將安裝最高5GW綠氫電解槽，這一計劃將拉動電解槽工業實現快速發展，與當前的安裝量相比，10年間這一規模將增長200倍。到2040年，德國電解槽部署規模有望達到10GW，若“歐洲2x40GW綠氫計劃”順利實施，則德國2040年電解槽規模將佔歐洲部署總量的25%。但德國境內的再生能源發電能力有限，氫氣產能不足。即便考慮2040年新增10GW電解槽，綠氫產能也僅28TWh，仍低於2030年新增氫氣需求。戰略明確提出要加強國際合作，在之前針對氫能推出的90億歐元投資計劃中，其中20億歐元將在摩洛哥等合作夥伴國家建立大型的製氫廠。

E3G氣候智庫的研究者，Felix Heilmann，表示：「德國的氫能戰略向世人宣示這個世界最大的天然氣消費國正準備替"不用天然氣"的未來做準備"，畢竟歐盟策略中2050得達成零碳排，使用氫氣替代供暖或交通燃料都是必需之路。

▋結論
根據2017年的國家發展委員會報告，高雄地區的石化、重工、鋼鐵業總年產量合計12萬公噸。如此產量也勉強供三大產業使用，目前沒有剩餘氫氣發展氫經濟。

這邊小編以核一兩部機組機稍微計算了一下：

核一兩部機組(裝置容量604 MW x2 )，容量因子85%，則一年可發出 (604 x 2 x 0.85) x (365x24) = 8,994,768 MWh. 全數用於電解水可得 8,994,768/55 = 163,541.2 公噸氫氣。

這是三大產業總產量的1.36倍。也就是說，核一延役的話就有充足的餘裕發展氫經濟了呢。結合氫燃料電池，也能同步改善交通空氣汙染ㄟ。

話說回來，可以預期將來賣氫氣的利潤會比賣電更高。還非得是低碳足跡的氫氣不可。碳足跡過高的氫氣不僅直接淘汰，也連帶地使使用這類氫氣製造的產品喪失競爭力。這對不產天然氣的我國而言，如何取得大量、便宜、穩定的低碳能源以降低製氫成本，確保產品和服務有國際競爭力，將會是執政者的挑戰。

至於德國，祝他們幸福，短時間內來看，投資1MW的製氫廠與管線就耗費30億台幣，若要擴展到5GW(5000倍)，真的所費不貲

▋參考資料與計算(見留言處)
https://reurl.cc/O1odyr