I. 執行摘要
本報告旨在深入剖析如何將電網級鋰電池儲能系統（BESS）與用戶側（Behind-the-Meter, BTM）虛擬電廠（Virtual Power Plant, VPP）納入台灣電力系統的備轉容量計算中。分析顯示，台灣電力公司已透過「電力交易平台」成功建立一套市場機制，使這些新興資源能藉由提供輔助服務，實質貢獻於每日的備轉容量。然而，目前的核心計算與認證方法，主要基於一次性的「能力測試」，此為一種靜態的潛在能力驗證，而非動態、即時的可靠度貢獻評估。
本報告的核心論點為：為確保電網在再生能源佔比日益增高下的長期可靠度與經濟效益，台灣的備轉容量計算框架必須從現行的「靜態能力認證」模式，逐步演進至更為精密的「動態績效導向」容量認證（Capacity Accreditation）框架。現行制度是必要的起步，但其未能充分反映儲能系統的電量狀態（State of Charge, SoC）或虛擬電廠即時可調度資源量的動態變化，可能導致系統帳面上的備轉容量與實際可調度能力之間存在潛在落差。
基於此分析，本報告提出一套分階段的策略建議。短期內，建議優化現行電力交易平台規則，包括引入更公允的虛擬電廠績效衡量基準線（Baseline）方法，並採納務實的績效驗證折扣機制，以擴大市場參與度。中期而言，應啟動台灣本土的「有效負載承載能力（Effective Load Carrying Capability, ELCC）」研究與模型建構，為所有資源類型建立一套基於其對系統可靠度實際貢獻的科學化評估標準。長期願景則是將ELCC方法全面整合至系統規劃與市場結算中，不僅應用於備轉容量的計算，也涵蓋長期備用容量的規劃，從而打造一個技術中立、公平競爭的電力市場環境，引導投資流向對電網可靠度最具價值的資源。II. 基礎概念釐清：台灣備用與備轉容量之分野
欲將儲能與虛擬電廠納入備轉容量計算，首要之務是精準界定台灣電力系統中兩個核心且易混淆的概念：「備轉容量」（Operating Reserve）與「備用容量」（Reserve Margin）。此二者在時間尺度、計算目的及對市場機制的影響上截然不同，其分野是理解新興資源如何貢獻於電網可靠度的基礎。
每日電網可靠度的即時指標：備轉容量 (Operating Reserve)
備轉容量是衡量電力系統「當日」供電餘裕的關鍵指標，反映了即時的運轉安全程度。根據台灣電力公司的定義，備轉容量指當日系統可提供的最大發電總量（即系統運轉淨尖峰能力），扣除當日預測的最高用電需求（瞬時尖峰負載）後，剩餘可供即時調度的發電容量 。其計算公式為：
備轉容量=系統運轉淨尖峰能力−系統瞬時尖峰負載
備轉容量率則是將備轉容量與瞬時尖峰負載相除的百分比值，是公眾最常接觸到的供電燈號（如供電充裕的綠燈、吃緊的黃燈等）的判斷依據 。
此指標具有以下關鍵特性：
- 時間尺度：每日計算，屬於短期（數小時至一天）的運轉層面指標。台電會於每日上午7時前公布當日預估值，並在盤中根據機組實際狀況或負載預測變化進行更新 2。
- 計算基礎：「系統運轉淨尖峰能力」是一個動態值，它已扣除了歲修、故障、環保限制、天候影響（如水力發電的水文條件）等無法發電的機組容量，是當下真正「可用」的發電能力 。
- 功能：主要用於應對發電機組的非預期跳機、再生能源的發電量波動，以及負載預測的誤差，確保系統頻率與電壓的穩定 。
長期規劃與投資的依據：備用容量 (Reserve Margin)
相較於備轉容量的每日動態性，備用容量則是一個著眼於「年度」的長期規劃指標。其目的在於確保整個電力系統的總裝置容量，足以應對未來一整年的預測最高負載，並額外保留一個安全裕度，以應對可能的機組大修、延遲商轉或極端氣候事件 。備用容量率代表全系統供電能力超出年度尖峰負載的比例，全年僅有一個數據，是衡量系統長期供電可靠度的指標 。
根據《備用供電容量管理辦法》，售電業者（包含再生能源售電業）有義務依其售電量比例，分攤全國的備用容量。此義務可透過自建發電機組、簽訂雙邊合約或參與「備用容量市場」來滿足 。
此指標的特性包括：
- 時間尺度：年度規劃，屬於長期（一年或數年）的資源充裕性（Resource Adequacy）層面指標。
- 計算基礎：基於對未來年度尖峰負載的預測值，以及一個由主管機關訂定的「適當備用供電容量率」目標值 。
- 功能：驅動電源開發投資，確保未來有足夠的發電設施來滿足全國的用電成長與汰舊換新需求。
串連資源與備轉的橋樑：輔助服務 (Ancillary Services)
備轉容量是一個系統層級的抽象數值，其物理實體是由眾多能夠提供「輔助服務」的資源所構成。輔助服務是為了維持電力系統安全穩定運行，所需要的一系列服務，例如頻率控制、電壓調整、快速啟動備用等 。
電網級儲能與虛擬電廠等新興資源，正是透過在電力交易平台上銷售其快速反應、彈性調度的能力（即輔助服務），來實質填充系統所需的備轉容量。因此，探討如何將這些資源「納入備轉容量的計算」，其核心在於理解它們如何透過參與輔助服務市場，使其可貢獻的容量被量化、認證，並最終被系統調度中心所採納。用戶的提問雖然聚焦於每日的「備轉容量」，但其答案卻深植於為滿足此需求而設計的「日前輔助服務市場」的規則與產品規格之中。
III. 現行框架：台灣電力交易平台之運作機制
台灣電力系統整合電網級儲能與虛擬電廠的核心機制，是依據《電業法》設立的「電力交易平台」。此平台由台電公司轄下具獨立性的電力交易單位負責營運，旨在透過市場競價方式，引入多元化的資源來提供維持電網穩定所需的輔助服務，進而確保充足的備轉容量 。
市場結構：日前輔-助服務市場
目前平台運作的核心是「日前輔助服務市場」（Day-Ahead Ancillary Services Market）。此市場的運作模式為在電力系統實際運轉的前一日，由台電公司（作為市場唯一的買方）發布次一日各時段所需的各類輔助服務需求量。符合資格的供給者（包含發電業、自用發電設備設置者、需量反應提供者，以及儲能等其他可接受調度者）則針對其可提供的服務與容量進行報價。平台再透過最佳化競價程序，決定得標者與結清價格 。
得標的資源在次一調度日必須處於待命狀態，隨時準備依據調度中心的指令執行服務。此市場機制將傳統上由台電大型機組提供的備轉容量，轉化為一系列標準化的商品，開放給民間具備相應技術能力的資源參與，從而活化民間投資並提升系統運轉彈性 。
關鍵服務商品與其技術規格
日前輔助服務市場將備轉容量依其反應速度與功能，細分為不同的商品。電網級儲能與虛擬電廠主要參與以下幾類，其技術規格的差異，也間接決定了不同資源的市場定位：
- 調頻備轉 (Frequency Regulation Reserve)：用於即時、自動地平抑系統頻率的微小波動，是反應速度最快的備轉容量。
動態調頻備轉 (dReg)：要求資源能以1秒的解析度偵測頻率，並依據預設的曲線自動、雙向地充放電（或增減載），無需等待調度指令。此服務極度仰賴電力電子的快速反應能力，是儲能系統的核心優勢領域 。
增強型動態調頻備轉 (E-dReg)：此為專為併網型儲能設計的複合型商品。除了提供dReg的調頻功能外，還需配合執行尖離峰的電能移轉（削峰填谷）。其參與門檻較高，要求儲能系統的電能量（MWh）至少為其交易容量（MW）的2.5倍（即至少2.5小時的持續放電能力），且容量不低於5 MW/12.5 MWh 。
- 應急調度型備轉 (Contingency Reserve)：用於應對較大的系統擾動，如大型發電機組跳機，需在接獲調度指令後啟動。
即時備轉 (Spinning Reserve)：要求得標資源在接獲調度指令後，必須於10分鐘內達到100%的約定容量，並能持續輸出至少60分鐘。此服務對反應時間要求相對嚴格，適合反應快速的儲能、自用發電機或可快速降載的用戶群 。
補充備轉 (Supplemental Reserve)：要求得標資源在接獲調度指令後，於30分鐘內達到100%的約定容量，並能持續輸出至少120分鐘。其反應時間要求較為寬裕，適合更廣泛的資源參與，包含部分工業製程調整、需量反應聚合商等 。
這些商品規格的設計，本身就構成了一個重要的篩選機制。儲能系統因其近乎瞬時的反應能力，在調頻備轉市場中具有無可取代的技術優勢。而虛擬電廠，作為大量分散式用戶負載的聚合體，其協調控制需要一定的通訊與反應時間，要在秒級內精準追隨頻率變化極具挑戰。然而，在10分鐘或30分鐘的時間尺度內，動員用戶群進行一致性的降載，則是其核心能力所在。因此，市場的產品設計已在實務上引導BESS主要貢獻於最高品質的調頻備轉，而VPP則主要貢獻於應急調度的即時與補充備轉。這種分工是將其納入備轉容量計算的第一層邏輯。
表1：台灣日前輔助服務市場主要商品比較
合格交易者 (Qualified Trader) 的角色
在電力交易平台中，資源的擁有者並非直接參與市場，而是必須透過「合格交易者」此一法人實體進行。合格交易者可以是資源的自有者，也可以是代理商或聚合商（Aggregator），代理多個第三方資源共同參與市場 。此制度設計對於虛擬電廠的發展至關重要，因為VPP的本質即是將成千上萬個小型、分散的用戶側資源（如家庭儲能、電動車充電樁、智慧家電等）聚合成一個具備市場意義的規模，並由一個中央實體（即合格交易者）進行統一的報價、調度與結算。
IV. 整合路徑：電網級BESS與用戶側VPP的參與模式
電網級儲能系統與用戶側虛擬電廠雖然都可為電網提供彈性，但由於其物理位置、資產所有權及計量方式的根本差異，它們在現行法規框架下，循著兩條截然不同的路徑參與輔助服務市場，這也直接影響了其貢獻容量的計算方式。
電網級BESS：作為直接可調度的儲能資源
電網級儲能系統（Grid-Scale BESS）通常指直接連接至輸電或配電網、裝置容量較大（MW等級）且專門用於提供電網服務的儲能案場。其參與市場的路徑具有以下特點：
- 市場身份：它們通常以法規中的「其他可接受調度以即時調節電能供需者」的身份註冊 。在市場模型中，它們被視為一個獨立、可控的「供給側」資源。
- 容量量測：其性能的計算與驗證相對直接。在儲能案場與電網的併接點，會安裝一顆符合標準的「交易表計」（Revenue-Grade Meter）。無論是充電或放電，其功率（MW）與電量（MWh）都由這顆電表直接、精確地量測 。當調度中心下達指令時，該儲能系統的響應是否達標，完全依據此電表的讀數進行判斷與結算。
- 參與模式：由於其控制單純、反應快速且性能可精準預期，電網級BESS是參與所有輔助服務商品的理想選擇，尤其是在技術門檻最高的調頻備轉服務（dReg/E-dReg）中佔據主導地位 。
用戶側VPP：透過需量反應模型參與
用戶側虛擬電廠（BTM VPP）的構成則複雜得多。它聚合了大量位於用戶電表之後的分散式能源（DER），如住宅太陽能配儲能、商業大樓的空調系統、工業用戶的產線排程、電動車充電樁等。這些資源的所有權分散，且其主要功能是滿足用戶自身需求，提供電網服務是其附加價值。其參與市場的路徑如下：
- 市場身份：VPP在市場中的身份是「需量反應提供者」（Demand Response Provider）。它們不被視為傳統的發電或供電資源。
- 容量量測：這是VPP與電網級BESS最根本的區別。VPP的貢獻並非來自於向電網「注入」電力（除非法規特許逆送），而是透過「減少」用戶的用電量來達成。由於無法直接測量「未發生的用電」，其貢獻容量必須透過一個反事實（Counterfactual）的計算來估計，其公式為：
貢獻容量=用戶基準線負載 (CBL)−事件期間實際負載
其中，「用戶基準線負載」（Customer Baseline Load, CBL）是估計在沒有執行需量反應事件的情況下，該用戶（群）的用電負載曲線。目前台電的規範中，曾提及採用相對簡單的「指令啟動服務前5分鐘平均用電量」作為基準 。
- 核心挑戰：這種間接的計算方式引入了顯著的「基準線風險」（Baseline Risk）。如果CBL的估算不準確，將直接影響VPP的績效認定與收益。例如，若一個用戶群的用電量本來就會在事件期間自然下降，則其貢獻會被高估；反之，若其用電量剛好要飆升，則貢獻會被低估。這種量測上的不確定性，是VPP營運商面臨的主要風險之一，也使得其容量貢獻的計算比BESS更具挑戰性。
這兩條路徑的分野，形成了市場參與和風險結構上的根本不對稱。電網級BESS的貢獻是物理可測的絕對值，投資風險較為清晰；而VPP的貢獻是統計估算的相對值，其收益與營運模式高度依賴於基準線計算方法的公平性與準確性。此差異是制定未來政策時必須考量的關鍵因素。
表2：電網級BESS與用戶側VPP參與輔助服務市場之模式比較
V. 聚合商的策略性應用：實現中長時程穩定供電
除了理解個別資源如何參與市場外，更關鍵的是聚合商（合格交易者）如何透過智慧調控，將旗下多元的資源組合成能夠滿足特定電網需求的服務。一個典型的應用情境是，利用現有的市場規則，實現連續數小時的穩定供電，以應對傍晚尖峰或再生能源發電量下降的時段。
此模式的核心，在於善用「即時備轉」輔助服務的產品規格。該服務要求得標資源在接獲指令後，必須於10分鐘內反應，並持續穩定供電60分鐘 。這60分鐘的持續時間，為「每小時接力」的調度策略提供了完美的市場基礎。
一個具備先進管理能力的VPP聚合商，可以透過以下步驟實現長時程的穩定供電：
- 資源的策略性分組：聚合商會依據旗下資源的特性（如儲能的電量、用戶負載的降載意願與時長限制）進行分類，建構出數個獨立的「資源組合包」。例如，為滿足4小時的需求，便可規劃出A、B、C、D四個組合包，每個組合包內的資源總量足以滿足一小時的供電合約。組合包 A（第一小時）：可能由數個持續放電能力為1小時的電網級BESS案場，加上部分簽訂一小時降載合約的工業用戶組成。組合包 B（第二小時）：由另一批BESS案場，以及一群商業大樓的空調VPP資源組成。組合包 C & D（第三、四小時）：可包含大量分散式的住宅儲能、可彈性排程的工業製程負載，或簽有合約的自用發電機組。
- 日前市場的競價佈局：在調度日的前一天，聚合商會在「日前輔助服務市場」中，為這些資源組合包分別在連續的四個小時內投標「即時備轉」服務 。例如，若預期下午2點至6點有供電需求，聚合商便會以組合包A投標14:00-15:00的時段，組合包B投標15:00-16:00的時段，依此類推。
- 調度日的接力執行：一旦得標，當調度中心在下午2點發出指令時，聚合商的控制中心僅會調度「組合包 A」內的資源執行服務。至下午3點，若系統仍需支援，則無縫切換至「組合包 B」，而組合包A的資源則進入恢復階段（「即時備轉」服務規範要求120分鐘的恢復時間）。此模式依序執行，直到滿足總時長需求。
透過這種策略，聚合商將一個長達四小時的連續電力需求，拆解成四個獨立、標準化的一小時服務，並由旗下不同的資源分批完成。這不僅確保了長時間的供電穩定，也避免了單一能量有限資源（如僅有1-2小時電量的儲能案場）無法持續服務的問題。這充分體現了VPP的核心價值：其貢獻不僅是個別資源能力的簡單加總，更是透過智慧化的組合管理與市場操作，創造出遠超單一資源能力的電網支撐服務。
VI. 計算的核心：容量認證與績效驗證
將儲能與虛擬電廠的容量納入備轉容量計算的具體執行層面，核心在於台電公司的一套標準化「能力測試與認證」流程。此流程旨在確保任何希望參與市場的資源，在進入競價前，都已證明其具備滿足特定輔助服務商品技術規格的物理能力。通過此測試後所認證的容量，即成為該資源在市場中可交易的「額定」容量。
資格取得路徑：台電的能力測試協議
一個資源（無論是BESS或VPP）要成為市場上的合格供給者，其營運商（即合格交易者）必須完成一個多階段的註冊與測試程序 ：
- 第一步：書面審查與註冊申請者需提交公司合法登記證明、財務能力證明、資源清單等文件。此階段旨在確保參與者為一具備基本營運能力的穩定法人實體 。
- 第二步：專業人員資格合格交易者必須雇用至少一名（若為代理資源則需更多）通過台電舉辦之「電力交易平台專業人員資格測驗」的員工。此要求確保市場參與者理解市場規則、調度程序與相關技術規範 。
- 第三步：能力測試 (Capability Testing)這是容量認證最關鍵的環節。資源必須在台電調度人員的遠端監控下，執行一系列的實際測試，以動態展示其性能。此測試主要分為兩部分 ：
通訊能力測試：驗證資源的控制系統能否穩定、可靠地接收來自台電調度中心的指令（例如，自動發電控制信號AGC或手動調度指令），並能即時回傳自身的運轉狀態數據。這是參與市場的基礎。
輔助服務執行能力測試：針對欲參與的輔助服務商品，進行模擬調度測試。例如，一個希望參與「即時備轉」服務的10 MW儲能系統，測試流程可能如下：調度中心發出一個「啟動5 MW」的指令。系統必須在10分鐘內，將其併網點的輸出功率穩定提升至5 MW。接著，調度中心可能再發出「提升至10 MW」的指令。系統同樣需在時限內達到10 MW的滿載輸出，並持續穩定運轉60分鐘。測試期間，所有性能數據（反應時間、爬升率、輸出穩定度）皆由交易表計記錄並由台電評估。在此測試中，該資源所能成功達成並維持的最大穩定輸出功率，即被認證為其在該項輔助服務中的「參與容量」（Qualified Capacity）。例如，若該儲能系統成功以10 MW穩定輸出60分鐘，它就能以10 MW的容量參與即時備轉市場的競價。
日常運轉的驗證與結算
一旦資源通過認證並在日前市場中得標，其在調度日的實際表現將受到持續監控。當調度指令下達時，台電會依據高解析度的量測數據（調頻備轉為每秒1筆，即時/補充備轉為每分鐘1筆）來判斷其是否確實履行了服務 。結算時，將依據實際執行的服務量（容量與時間）支付費用。若執行不力或未達標，則可能面臨罰則或費用扣減 。
現行認證機制的內在缺口：靜態本質
深入分析此套流程可以發現，台灣現行的容量認證機制，本質上是一種「靜態的型式認證」（Static Type Certification）。它在一個特定的、受控的條件下，驗證了資源的「潛在最大能力」，並授予其一個固定的容量數值。然而，這種方法存在一個根本性的缺口：它未能反映能量有限資源（Energy-Limited Resources）在實際運轉中的動態變化。
以儲能系統為例，一個通過10 MW/60分鐘測試的電池，其在任何時刻能否真正提供此服務，完全取決於其當下的「充電狀態」（State of Charge, SoC）。一個SoC僅剩20%的電池，顯然無法持續放電60分鐘。同樣地，一個虛擬電廠的可調度容量，也隨時受到其聚合的用戶群當下的用電行為、天氣狀況等因素影響。
現行系統將管理這種「狀態」的責任完全交給了資源營運商。營運商必須自行確保其資源在得標的時段內，維持在能夠履行義務的狀態（例如，儲能業者需在離峰時充電）。然而，從系統規劃與運轉安全的角度來看，系統調度中心所看到的「備轉容量」總量，是由這些靜態認證的容量數值加總而成。這可能導致帳面上的備轉容量與系統在緊急情況下「實際可動用」的備轉容量之間，存在一個潛在的、未被量化的風險缺口。如果大量儲能資源因市場價格信號趨同而在同一時間處於低SoC狀態，系統的實際可靠度將低於預期。這正是從「能力認證」邁向「可靠度貢獻評估」的必要性所在。
VII. 國際標竿：容量價值評估的前瞻方法
為應對能量有限資源與變動性再生能源帶來的挑戰，全球領先的電力市場已開始從靜態的能力認證，轉向更為動態與精確的容量價值評估方法。其中，北美PJM市場的「有效負載承載能能力」（ELCC）模型與澳洲AEMO市場在整合虛擬電廠方面的務實做法，為台灣提供了寶貴的借鏡。
北美模式 (PJM)：基於績效的認證與ELCC方法
北美最大的電力市場PJM，已強制要求包括再生能源和儲能系統在內的所有資源參與其容量市場，並推動了一系列改革，核心是從傳統的裝置容量評估，轉向基於實際可靠度貢獻的績效導向認證 。
- 有效負載承載能力 (Effective Load Carrying Capability, ELCC)：ELCC是一種先進的、基於機率論的分析方法，被公認為是評估能量有限或間歇性資源對系統可靠度貢獻的黃金標準 。它回答了一個根本問題：「將這個新資源加入電力系統後，在維持原有供電可靠度標準（例如，每十年發生一次缺電事件）不變的前提下，系統可以額外承擔多少MW的尖峰負載？」ELCC的計算是一個複雜的模擬過程，它會考量數千種可能的未來情境，包括：
資源特性：儲能的持續時間（Duration）、充放電效率；再生能源的發電曲線與天氣的相關性。
系統狀況：負載型態、傳統機組的故障率、輸電限制等。
協同效應：ELCC能夠捕捉資源間的交互作用。例如，在一個午間太陽能發電量大的系統中，傍晚時段放電的儲能系統其ELCC值會特別高。
邊際效益遞減：ELCC承認同類型資源的邊際可靠度貢獻會遞減。系統中第一座4小時儲能的ELCC值可能很高，但第一萬座4小時儲能的ELCC值則會顯著降低，因為它們都在解決相同的短時段缺電問題 。
透過ELCC，一個100 MW/400 MWh（4小時）的儲能系統，其被認證的「容量」可能不是100 MW，而是一個動態計算出的數值（例如85 MW），這個數值代表了它對整個系統可靠度的真實貢獻。
澳洲模式 (AEMO)：虛擬電廠整合的務實先驅
澳洲電力市場營運商（AEMO）在全球VPP整合方面走在前列，其「VPP示範計畫」為如何在法規與技術層面接納聚合型資源提供了寶貴的實務經驗 。AEMO的做法展現了一種從現有框架到未來理想模型的務實過渡策略。
- 務實的績效驗證：AEMO認識到，要求數千個用戶側設備都安裝符合最高標準的計量設備在初期不切實際。因此，在VPP示範計畫的過渡期，AEMO允許VPP以較低的時間解析度（例如1秒）提供其聚合後的量測數據，而非傳統發電機組所需的毫秒級數據。然而，為了彌補數據精度不足可能帶來的誤差，AEMO對VPP量測到的實際響應量，施加一個5%的折扣因子（Discount Factor）。這意味著，一個VPP若要證明其提供了1 MW的服務，其量測數據需顯示至少1.05 MW的響應。
- 建立明確的技術規範：透過示範計畫的經驗，AEMO制定並持續更新其《市場輔助服務規範》（Market Ancillary Service Specification, MASS），為VPP等分散式能源參與市場提供了清晰的技術路徑圖與性能要求，降低了市場參與者的不確定性 。
這兩種國際經驗為台灣勾勒出一條清晰的演進路徑。台灣現行的模式是第一步，即建立市場並驗證資源的基本能力。AEMO的模式代表了第二步：在實際運轉中引入更精細的績效驗證，並透過經濟信號（如折扣因子）激勵參與者提升數據品質與控制精度。PJM的ELCC模型則是最終的戰略目標：建立一個科學、公平的平台，準確衡量所有資源（無論是傳統機組、再生能源、儲能還是VPP）對系統可靠度的真實價值，並以此為基礎進行補償。
表3：儲能與VPP容量認證之國際方法比較
VIII. 台灣電網的策略性建議
基於對台灣現行框架的分析及國際最佳實踐的借鑒，本報告為台灣電力系統如何更深度、更有效地整合電網級儲能與虛擬電廠，提出以下分短、中、長期三階段的策略性建議。
短期優化 (6-18個月)：強化現有交易平台機制
在現有市場架構下，可立即推動以下幾項優化措施，以提升市場效率與公平性，並降低系統風險：
- 採納務實的VPP績效驗證機制：借鑒澳洲AEMO的經驗，對於因技術或成本限制而無法滿足最高數據解析度標準的VPP聚合商，可允許其在過渡期內參與市場，但對其結算的服務提供量施加一個公開、透明的折扣因子（例如5-10%）。此舉能在管理數據不確定性風險的同時，擴大潛在的備轉容量來源池，鼓勵更多VPP業者投入市場。
- 精進VPP基準線 (CBL) 計算方法：將目前相對簡化的CBL計算方式（如事件前5分鐘平均值），升級為業界更成熟、更準確的模型。例如，引入考慮氣溫、濕度、星期幾、時段等變數的多元迴歸模型（Regression-based Baselines），或採用「對照組」（Control Group）方法。一個更公允、更可預測的CBL，將能顯著降低VPP營運商的量測風險，從而激勵其更積極地參與市場競價（解決IV節中提出的挑戰）。
- 引入績效獎勵機制：在現有的輔助服務商品規格內，建立「優於標準」的獎勵機制。例如，針對「即時備轉」服務，若資源能在5分鐘內（而非規範的10分鐘）完成反應，可給予其容量價格一定比例的加成 。此舉能透過市場信號，獎勵並區分出高品質、高確定性的優質資源，引導良性競爭。
中期演進 (2-4年)：建構先進的容量認證框架
此階段的目標是從根本上轉變容量認證的哲學，從「能力認證」邁向「可靠度貢獻評估」。
- 啟動台灣本土化的ELCC研究計畫：由電業管制機關或台電公司牽頭，聯合學術機構與產業專家，正式啟動一項旨在建立適用於台灣電網特性的ELCC模型之研究計畫。此計畫需進行廣泛的數據收集與整理，包括長時間序列的負載數據、各類型再生能源（光電、風電）的實際發電數據、氣象資料、以及傳統機組的歷史故障率（EFORd）等。
- 分階段導入ELCC認證方法：待ELCC模型初步建立後，可先針對所有「新申請」參與市場的儲能、VPP及再生能源資源，採用ELCC方法來核定其容量價值。初期可與現行的能力測試並行，作為過渡與驗證。此舉可確保新增的容量來源，其對系統的貢獻有更科學的評估，避免未來系統過度依賴單一技術形態的風險。
- 在模型中體現VPP的組合效益：ELCC模型在設計上，應特別考量VPP的獨特價值。由於VPP聚合的資源地理位置分散，其同時失效的機率遠低於單一大型電廠。這種「地理多樣性」帶來的可靠度增益，應在ELCC模型中被量化並予以肯定，從而公平地反映VPP對提升電網韌性的貢獻。
長期願景 (5年以上)：實現DER全面整合的藍圖
長期的目標是建立一個技術中立、經濟高效且能確保長期可靠度的電力市場。
- 全面整合ELCC作為統一標準：最終，ELCC應取代靜態的能力測試，成為評估所有資源類型（包括傳統火力、核能、水力、再生能源、儲能、需量反應）容量貢獻的唯一標準。無論是每日備轉容量的市場結算，還是年度備用容量的義務計算，都應基於ELCC核定的容量值。這將創造一個真正公平的競爭環境，確保系統採購到的是對可靠度最有價值的「有效容量」，而非僅是帳面上的「裝置容量」。
- 以ELCC驅動動態市場信號：ELCC模型的分析結果不應僅用於認證，更應轉化為引導長期投資的市場信號。例如，若模型顯示在2030年的系統中，8小時長效儲能的邊際ELCC值遠高於4小時儲能，則市場規則（如容量市場的支付結構）應能反映此差異，從而自發性地引導投資流向對系統最為稀缺、最有價值的資源。這將形成一個從系統需求、到科學評估、再到市場激勵的閉環，確保電網能夠以最低成本，安全、可靠地邁向高比例再生能源的未來。
