这一两年有很多公司都在评估是否该投资储能，在跟他们深谈之后，笔者发现一个“储能”，竟然常是各自表述。每个人对储能的理解都不相同，曾经打过一个比喻，说电池管理系统就是军队的命令系统，每个电池就像是军中的单兵，如果你没有给他命令，他不知道要怎么行动。但是当大家评估储能时，还是都只问“现在电池 1 度电（kWh）多少钱”，好像只要买了储能电池，一切问题就解决了！
大型储能系统不是小型电池的放大版
大型储能技术是未来储能应用的重中之重。包括企业的经营者或管理者，很少人真正看过大型储能系统，于是就拿小型电池来理解。大型储能系统和小型电池不同，小型电池是单一电池循环充放电的行为，相比起来较为单纯；而大型储能系统则必须是一个系统同时充放电的行为，必须有效率地整合储能本体技术和储能应用技术紧密的双向沟通联系，这通常需要积累相当多的实际应用大数据，来解决所有应用问题。
即使是小型电池，均衡电池系统的一致性就是个令人头痛的课题，而大型储能系统还要再增加功率调节（变流）器，也就是业界常说的 PCS（Power Conditioning System），3 层的管理系统，和 BMS（Battery Management System）以及 EMS（Energy Management System）系统间的通讯协议、系统参数、软件程式、芯片运算能力，资料采集和传输量的复杂度相当高。台湾有不少消费型电池公司，但电池的基础技术源头完全都被韩、日元件厂掌控，以至于鲜少投入在其他储能的应用。
PCS 是连接电池组与电网应用的关键系统，是储能功率调节的执行设备，在监控与调度系统的调配下，实施有效和安全的储电和放电管理。它可以整合和协调多元资源，来并联和适应既有的电网基础架构，维持电网的稳定性；或形成微电网，也就是孤岛运作，自动无功支持和可变设置等核心应用。
所以，储能真正的成本不只是电池，而是考验你的调度及管理的能力，这些成本加在一起，比电池本身还要贵。
储能系统应采最适化发展策略
另一个常遇到的问题，则是大家对储能系统何时能赚钱的错误期待。然而一样的场域应用，在不同的国家或区域，不一定具有经济价值，因为不同区域的法令和需求都不相同。
我国早期储能应用较多是在表后（Behind the Meter，BTM）的用户端（需求端），用来削峰填谷、需量管理或当备用电源，因为这种收益模式最直观，也不牵扯任何法规问题，只要能安装好储能系统，即可利用尖、离峰时段电价差来进行差价套利，而且还不用改变任何用电习惯。
有些用户可以透过储能系统来降低契约容量或避免超约。但这种模式在没有储能系统补贴、低电价或尖离峰电价差小的地方，例如台湾，较难靠单一应用情境，来实现财务上现金的获利。储能要走“斜杠青年”的最适化发展策略，才能尽可能创造多种服务现金流，进而实现收益的加乘堆叠价值（Value Stacking），提高投资效益。
要实现这个目标，必须要修改法规障碍、电费率改革、改变电力系统架构和建立独立市场监管机制。透过市场机制，实现电能量和辅助服务的合理价值，并让各种多元资源能各自发挥优势取得市场的平台。所幸今年-和台电公司计划逐步开放辅助服务市场，让储能系统参与目前最有价值的调频服务，我国电业又向前再跨出了一小步。
-在《再生能源发展条例》修法中制定“用电大户条款”，针对契约容量大于 5MW 的用电大户，要求设置一定装置容量的再生能源发电设备或储能设备，或以购买绿电凭证、缴纳代金的方式代替，俗称四选一方案。基于此条款为用电大户义务的前提，目前条例设计是排除掉仍有台电太阳能趸购合约和参与台电辅助服务的储能设备。相对于太阳能电站，储能设备占地面积相对较小、建置时间较短，平时可单独做为厂内备用电源，提升厂内电力品质和协助稳定用电安全，若有机会搭配削减契约容量、削峰填谷以及需量管理，或者搭配其他可再生能源自发自用取得凭证，来创造堆叠价值。比较可惜的是，目前的机制都无法获得经济诱因。
全球目前预估大型储能系统安装容量将在今年达到 3.2GWh，且 2019~2024 年的年复合成长率更将达到 22%，在未来的能源转型路上，储能系统绝对是一个任何人都不能忽略的要角。
（作者：郑智文，目前为工研院电网管理咨议委员会委员；本文由 绿学院 授权转载；首图来源：shutterstock）
延伸阅读：
- 绿电为降空污良药，发展太阳能仍有挑战？
- 用电大户条款上路，一次搞懂电证分离与电证合一争议
- 绿电凭证大限 2030 逼近？台湾电子业“抢购战”开打
- 取代老旧天然气发电厂，世界最大锂电池储能厂 2020 年底完工
- 武汉肺炎疫情打乱产业供应链，各国再生能源产业受波及
