綠能裝得快，儲電卻原地踏步：台灣儲能危機正在醞釀
2025 年，當彰化的風機一排排旋轉、南部的太陽能田映照整個午後，我們以為台灣終於在綠能轉型路上「起飛」了。 但實情是： 再多的綠電，沒有儲能，都是白搭。 離峰多、尖峰少，不穩定、不可控——這就是再生能源的宿命。而儲能，是打破這個宿命的關鍵角色。 問題是，台灣的儲能產業，正在一條看不見的封路上停擺。 再不處理，儲能不僅會成為轉型破口，更會成為 全國電力供應的未爆彈。 但真相是——很多建好的綠能，根本發不出電來。 問題不在風，不在太陽，而是我們的電網系統「撐不住」這些電。
7/4/2025
為什麼儲能那麼重要？
再生能源每日都有「高峰與低谷」：
☀️ 太陽光電：午間發電高峰，但晚上幾乎歸零
🌬 風力：變化快速且難預測，可能一小時內波動劇烈
沒有儲能，這些電只能即發即用，一旦電網吸收不了就要「限發」或「浪費」。有了儲能系統，就能：
在太陽正烈時「充電」→ 晚上用
在用電尖峰「釋放電力」→ 減少跳電風險
穩定電壓與頻率，降低調度壓力
這也是為什麼國際上都將儲能視為能源轉型「第四支柱」——發電、輸電、用電之外的核心補完。
台灣儲能進度：數字很漂亮，實際很尷尬
根據政府規劃，台灣目標至 2025 年建置 1.5GW 的儲能系統。看似可觀，但實際情況如下：
目前實際併網儲能容量僅約 300–400 MW
多數案場為「示範型」、「儲能轉供備用電」用途
商轉比例低、回收期長，市場仍在觀望
換句話說，裝設有進展，但沒有真正運作。
台灣儲能推不動的三大癥結
❶ 缺乏「經濟誘因」：投資回報難以預期
沒有明確的「儲能收益模式」，只能靠尖離峰套利（差價太小）
無容量市場、無備轉市場，不能參與即時調度回饋
政府標案回報率低、建設門檻高，企業無利可圖
儲能投資成本高（約 1–2 億元/案），但回本期長、風險高，難吸引私部門
❷ 法規限制多：執照複雜、位置受限
儲能系統被歸類為「電廠設施」，需經過高門檻電業許可與土地使用審查
無明確分類與獨立制度，與電力業者角色混淆
建置於農地、工業地、都市區皆有不同程度的限制與模糊地帶
許多案場因卡在法規解釋或行政流程，延宕數年無法併網
❸ 缺乏價格機制：無法反映「儲能的價值」
再生能源有躉購制度，但儲能「沒有電價」
無法參與電力市場或備轉容量標售，難以價格化其「調節貢獻」
沒有碳價連動機制，儲能降低碳排的效益也無法貨幣化
儲能的價值目前是「社會價值」，但卻無「市場價值」
他國怎麼做出儲能奇蹟？
🇺🇸 美國：儲能被視為「基礎建設」
加州強制公共事業公司設儲能目標
實施「容量市場」，儲能可出售備用電力
引入 FERC Order 841：儲能可參與批發電力市場、賺錢
🇰🇷 南韓：大規模國家補助、稅賦優惠
補助初期建置成本高達 50%
設定時間差價機制，引導「儲白天、放晚上」
產業鏈完整，出口亞洲各地
🇨🇳 中國：政策導向 + 地方政府配套
多數新建電站需配套儲能（最低 10–15%）
建立容量電價與可調度電力的回饋機制
開放「儲能電廠」作為獨立市場主體參與調度
台灣還有救嗎？關鍵在於「打通經濟循環」
若要讓儲能成為產業而非展示品，台灣必須：
1. 制定儲能收益模型
建立容量市場（可賣備用電力）
納入調度回饋、頻率維持等價值
2. 明確立法與土地分級
賦予儲能獨立法規定位
簡化行政程序與土地審查
3. 推動碳價或碳市場連動
儲能降低碳排，應可換取碳信用或稅賦減免
4. 公私協力，試點分散式儲能
在社區、商辦、工廠、充電站建置「小型儲能網」
減少對中央主電網的壓力與依賴
結語：如果沒有儲電，綠電只是幻影
2025 年的今天，若台灣還在討論儲能「有沒有必要」，那麼十年後的我們，可能會在電價飆升、供電不穩與國際碳稅懲罰下，為這個錯過的十年買單。
再多的綠電，不能儲，就不能用；不能用，就只是漂浮在風中、消失在陽光下的幻影。