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  • 經濟部能源局公布「110年度全國電力資源供需報告」及「電力排碳係數」
  • 供需報告中指出國內「三大成長」,第一是「用電大成長」,第二是「未來續成長」,第三則是「綠電顯著成長」
  • 另外提出「三大亮點」,第一個亮點「以夜尖峰時間為考量點」,第二個亮點「強化多元發展再生能源」,第三個亮點「積極擴大儲能設置」

經濟部能源局7月21日公布「110年度全國電力資源供需報告」及「電力排碳係數」。供需報告中指出國內「三大成長」情形,第一是「用電大成長」,110年內需發展暢旺,在半導體生產暢旺、持續擴廠以及臺商回臺投資等動能下,GDP成長率達6.57%,帶動用電需求成長高達4.5%。第二是「未來續成長」,在高用電基期下,且考量節能及需量反應措施後,預估111至117年用電需求年均成長率約2.3%、尖峰負載年均成長率約2.5%。第三則是「綠電顯著成長」,110年國內再生能源設置量從109年的9,564MW增加至11,585MW,發電量也從109年的151億度,增加至174億度,即使在國際疫情影響全球再生能源設置狀況下,再生能源建置仍有顯著成長。

另外提出「三大亮點」,第一個亮點「以夜尖峰時間為考量點」,第二個亮點「強化多元發展再生能源」,第三個亮點「積極擴大儲能設置」。


經濟部公布最新全國電力資源供需報告及110、114年電力排碳係數(2022/07/22)

經濟部於今(22)日公布最新「110年度全國電力資源供需報告」及「電力排碳係數」,此次電力供需報告主要揭露110年供電情勢,並在納入各項影響因素及節能措施下,推估111~117年長期用電需求與規劃供給藍圖。而電力排碳係數部分,去(110)年電力排碳係數已完成審定為0.509公斤CO2e/度,並訂定未來114年電力排碳係數基準為0.424公斤CO2e/度。

經濟部表示,本次電力供需報告揭露國內「三大成長」情形,第一是「用電大成長」,110年內需發展暢旺,在半導體生產暢旺、持續擴廠以及臺商回臺投資等動能下,GDP成長率達6.57%,帶動用電需求成長高達4.5%。第二是「未來續成長」,在高用電基期下,且考量節能及需量反應措施後,預估111至117年用電需求年均成長率約2.3%、尖峰負載年均成長率約2.5%。第三則是「綠電顯著成長」,110年國內再生能源設置量從109年的9,564MW增加至11,585MW,發電量也從109年的151億度,增加至174億度,即使在國際疫情影響全球再生能源設置狀況下,再生能源建置仍有顯著成長。

另外在未來電力系統規劃方面,經濟部表示本次電力供需報告有「三大亮點」,分別說明如下:

1.第一個亮點「以夜尖峰時間為考量點」:過去日間尖峰為一天用電最高點,也是供電壓力最大的時點,考量未來再生能源,尤其太陽光電大量併網之後,此問題將得到解決,也因此,從此次報告起,都將改採夜間尖峰備用容量率來規劃,並將太陽光電預設為零,同時強化需求面管理措施,確保供電穩定。

2.第二個亮點「強化多元發展再生能源」:除了以光電、風電為推動重點外,透過行政簡化措施、提高躉購費率、法規專章等措施,提高地熱及生質能等投資誘因。

3.第三個亮點「積極擴大儲能設置」:配合再生能源發電特性,規劃從112年起逐年增加儲能設備,以114年整體達到150萬瓩為目標,目前電力交易平台向民間購買調頻輔助服務(AFC)已有初步成果,上線及併網測試中的大約已有80MW,後續台電公司也評估在石門水庫、大甲溪流域等合適區域設置抽蓄水力機組,用以強化電網韌性。

電力排碳係數部分,110年度電力排碳係數為0.509公斤CO2e/度,較去年更高的原因,主要仍是因為用電需求大幅增加,相較前一年,售電量大增96.48億度,為確保穩定供電,即使以燃氣為主可持續減碳,但仍須使用其他發電方式補足用電需求。未來台電公司將持續朝燃氣發電極大化、強化再生能源併網、節電推廣等多面向措施,努力降低電力排碳係數。另依據電業法第28條規定訂定114年電力排碳係數基準,扣除再生能源發電業與售電業直供及轉供電量後,114年電力排碳係數為0.424公斤CO2e/度。

最後,有關燃氣、燃煤、核能等能源結構問題,燃氣的部分,三接外推後的供氣供電情勢,經濟部積極督促中油公司追趕第三接收站工程,力拚於114年6月完成供氣;台電公司興建大潭高效率發電機組工程進度,以今明兩年機組完工優先調度發電為目標。燃煤部分,以「氣主煤從」的發電組合調整超超臨界機組發電,既有燃煤機組在調度上持續減煤、減空污,維持相關環保承諾。核電部分,依公投民意決定不重啟核四,規劃讓既有機組運轉至其電廠年限後如期除役。


全國電力資源供需報告–110年度

壹、前言

本報告係依電業法第91條:「中央主管機關應就國家整體電力資源供需狀況、電力建設進度及節能減碳期程,提出年度報告並公開。」規定辦理。以下將分別說明未來電力需求及電源供給規劃。

在電力需求部分,影響因素包括經濟情勢、產業發展、人口變動、氣溫變化、電價及需求面管理等。回顧110年用電需求成長情形,因COVID-19疫情影響,加上氣候炎熱等因素導致上半年用電需求攀升,電力消費成長較109年增加5.4%,下半年在疫情影響逐步減緩情況下成長幅度約3.7%,全年整體電力消費在全球經濟復甦、景氣回升等影響下成長約4.5%。

在111年經濟情勢展望部分,行政院主計總處於111年5月公布110年全年經濟成長率修正為6.57%,111年考量俄烏戰爭、燃料價格高漲、國際經貿情勢變化及各國疫情管控措施等變動因素影響,預測經濟成長3.91%。本報告參考前述經濟成長變化,並在110年高用電成長基期下,納入車輛電動化政策、國內半導體產業未來擴產計畫及美中貿易衝突後帶動臺商回臺投資擴產等相關用電需求,預估國內111~117年用電需求年均成長率可達2.3%,仍明顯高於過去10年(101~110年)年均成長率的1.6%。

在電源供給規劃部分,配合國家能源轉型政策及淨零排放路徑,加強擴大再生能源設置及監督各項能源供給設施推動進度,截至111年5月統計資料,再生能源設置容量已近1,227萬瓩,其中,以太陽光電設置容量達838.1萬瓩最多,風力發電設置容量達106.2萬瓩。另一方面,因應再生能源發電特性,將積極設置電池儲能及抽蓄水力等儲能設施,並搭配台電公司及民營電廠推動各項燃氣發電計畫,逐步建構低污染及低碳排的能源供應體系。

鑑於近期國內外能源及經濟情勢變化劇烈,未來將滾動檢討每年產業發展及民生需求之用電成長,並配合國家能源政策及淨零排放路徑,推動各項電源開發計畫,維持適當備用容量,力求供電穩定。

貳、電力供需現況

一、電力消費

110年受世界主要經濟體消費需求轉強,國內廠商持續增產,產業用電增加。另外國內COVID-19疫情於5至8月升溫,政府施行三級警戒,民眾採取分流居家辦公、學生居家上課等措施,加上氣候炎熱影響,住宅用電需求攀升,據統計,110年全國電力消費量約2,834億度,較109年大幅成長約4.5%,高於101~110年年均成長率的1.6%。

在各部門用電情形上,由於疫情管控良好,工業部門受國內疫情影響較少,配合國際供應鏈需求增加產能,帶動用電量大幅成長,較109年增加約107億度,增幅達7.1%。住宅部門及服務業部門則受到疫情影響較深,民眾自主維持分流上班、遠距溝通及減少外出等生活型態調整,進而影響用電行為,住宅部門用電量較109年增加約26億度,增幅達5.1%,服務業部門較109年減少6億度,降幅達1.3%。詳見圖2-1。

二、電力供給

(一)裝置容量

110年全國總發電裝置容量約為5,938萬瓩,淨增加156萬瓩,主要係積極推動太陽光電及風力發電設置,設置量較109年分別增加188萬瓩及13萬瓩。在傳統火力發電部分,燃氣機組在民營嘉惠電力2號燃氣複循環機組完工商轉下,增加約54萬瓩;而核二廠1號機7月停機除役,裝置容量減少98.5萬瓩。整體配置如圖2-2。

(二)發電量

110年全國總發電量2,909億度,較109年約增加110億度,成長幅度約3.9%。在傳統火力方面,包括燃氣、燃煤及燃油發電,因應國內用電大幅成長,需增加調度火力發電機組,其中燃氣發電量1,083億度(增加84億度),燃煤發電量1,289億度(增加30億度),燃油發電量53億度(增加9億度);而核能部分因核二廠1號機於110年7月1日因用過燃料池滿停機,發電量為278億度(減少37億度)。

再生能源發電方面,包括太陽光電發電量80億度(增加19億度),慣常水力發電量35億度(增加4億度)、風力發電量22億度、生質能與廢棄物發電量38億度,總計發電量174億度(增加23億度),整體發電量略有提升。其中,水力發電部分受到110年5至6月高溫、少雨的氣候衝擊,造成多個水庫蓄水量亮起紅燈,在民生及產業用水優先之原則下,水力機組發電量下降,至下半年水情好轉而發電量回升。此外,太陽光電及離岸風電設置受COVID-19疫情影響,部分案場工程進度延誤,在加強工進及疫情逐緩解封下,將陸續完工併網。詳見圖2-3。

(三)備用容量率

備用容量率係用來評估電力系統長期規劃是否穩定的要件,係以發電機組淨尖峰供電能力與尖峰負載計算而來,並以年為評估期間。在傳統發電機組淨尖峰供電能力上,係為裝置容量扣除廠內用電後計算,而再生能源則需依天候及其發電特性進行估算1。

110年尖峰時段電力系統供電能力,在嘉惠電力2號機加入系統接受調度、舊機組更新組件提升出力、增購民營電廠電能及再生能源挹注下,供電能力提升約140萬瓩。惟110年亦有核二廠1號機於7月1日因用過燃料池滿,在執照到期前(110年12月27日)提前停機導致供電能力減少狀況,加上民營星元電力的燃氣機組故障及老舊機組除役等影響下,供電能力減少約137萬瓩,整體電力系統淨尖峰供電能力為4,395萬瓩,與109年供電能力4,392萬瓩相較僅微幅增加3萬瓩;同時在經濟情勢大幅成長、氣候炎熱等影響下,尖峰負載需求達到3,870萬瓩,較109年尖峰負載大幅增加約100萬瓩,因此,在用電需求大幅攀升、供電能力未有顯著增加下,備用容量率實績值為13.5%。

為配合國家淨零排放政策,在積極推動再生能源設置的同時,需要務實考量夜晚尖峰時段太陽光電無法提供電能之系統狀況,故未來電力供需規劃將以夜間供電情勢為主要標的,並將滾動檢討離岸風電夜間供電能力估計值及推動儲能、需量反應等因應配套措施,以確保電力供應穩定。

(四)備轉容量率

評估電力系統供需是否穩定的另一指標是備轉容量率,主要是檢視每日尖峰負載當下的供電情況,目前已可由台電網站中近期電力資訊(https://www.taipower.com.tw/tc/page.aspx?mid=209),獲得每日備轉資訊。110年因經濟持續成長與極端高溫氣候等多重因素影響,導致用電需求大幅提升,5月27日起尖峰負載即多次打破歷史紀錄,7月27日更創下3,884.4萬瓩新高紀錄,較109年成長約2.2%。面對用電需求屢攀高峰,台電公司盤點相關措施建立調度機制,持續追蹤整體供電情勢,妥適安排機組歲修排程等作為下,雖部分時段供電較為吃緊,統計備轉容量率10%以上天數仍達320天,整體供電情勢穩定,詳見表2-1。

未來在太陽光電設置併網量陸續增加下,其發電量會隨氣候及日夜變化而變動,故每日尖峰負載發生時,電力系統備轉容量率可能並非最低。面對未來供電情勢變化的挑戰,台電公司已就供給及需求面規劃相關措施,以確保供電穩定。經濟部亦將督導台電公司持續依據能源結構的變化檢討供電裕度之指標。

參、未來電力供需規劃

推展再生能源將成為重要的淨零排放工作,在依循能源轉型發展的項目上,除了現有發展較為快速的太陽光電和風力發電外,未來將積極推動地熱及生質能等多元再生能源發展,且為因應再生能源發電特性,未來應積極發展儲能電池及抽蓄水力等相關儲能設施,以確保電力系統供電穩定。

近半年來受到俄烏戰爭、燃料價格高漲、國際經貿情勢變化及各國疫情管控措施等變動因素影響,行政院主計總處已於111年5月公布111年經濟成長率預測下修為3.91%。針對現行社經變化情勢,未來經濟成長變化仍須密切觀察、滾動檢討。

一、需求面規劃

(一)用電需求評估

本次用電需求評估已掌握截至111年5月底國內外經濟、政策及環境等相關影響變數,包括臺商回流投資、半導體產業投產擴廠及電動車發展等用電需求,預估111至117年尖峰負載年均成長率約2.5%,全國用電量年均成長率為2.3%,如圖3-1及圖3-2所示。

經分析,110年用電量成長率4.5%,高於過去10年(101~110年)之用電年均成長率的1.6%,未來用電需求成長率2.3%,已將去年基期較高問題納入考慮,並就未來用電需求持續成長趨勢,規劃在節流與開源面挹注各項資源推動相關措施,以維持供電穩定。

(二)節能規劃

節能推動主要係以用電效率(每單位GDP用電量)作為評估標準,過去10年(101至110年)全國用電效率改善約12.3%,相當於用電量累計減少396.38億度;我國節能以106至114年用電效率年均改善2%為目標,未來規劃加強節能知識傳遞,促進社會節能行動,持續提升設備能源效率要求(如113年淘汰市售低效率螢光燈具、119年馬達效率達IE4等),依用電規模調整能源大用戶年均節電1%目標,擴散節能成功經驗(如冷氣適溫行動),另爭取經費推動設備汰舊換新,積極推動整體用電效率提升。

(三)需量反應措施

過去電業主要透過興建大型電廠滿足用電需求,隨著環保意識抬頭,電源開發日趨困難,為提升能源使用效率,各國電業均加強需求端之用電管理,推動需量反應以協助負載管理措施,台電公司已參考國外電業作法,積極鼓勵用戶只要配合減少尖峰用電,或將尖峰用電轉移至離峰時間,即可獲得電費扣減,現行措施包含計畫性減少用電措施、臨時性減少用電措施及需量競價措施等。配合近年再生能源發電量逐漸提升,為確保日落後電力系統的供需平衡,須提高夜間尖峰供電裕度及抑低用電,台電公司已新增既有方案抑低用電時段至傍晚日落後,同時規劃多元新方案鼓勵用戶選用,俾於關鍵時段抑低用電量。精進後之需量反應措施估計約可於夜間貢獻150萬瓩抑低量,方案內容概述如下:

1.計畫性減少用電措施:事先與用戶約定於指定時段抑低用電,包含月減8日型、日減6時型及日減2時型等,並於111年新推出「彈性夜減型」措施,在18~22時的夜間時段,提供2、3、4小時的夜間時段減少用電選項,供用戶依自身用電型態選用。

2.臨時性減少用電措施:為強化突發狀況應變能力,台電公司於供電較為緊澀時實施「緊急應變措施」,通知備有發電機或能快速調整產程之用戶於臨時需要時配合減少用電(執行時段多為16~20時)。另外,用戶若能承諾可靠抑低容量,亦可選用「約定保證型」措施,除緊急執行時之電費扣減外,平時待命可再獲得固定之電費扣減。

3.需量競價措施:為鼓勵用戶參與需量反應,由用戶依自身用電狀況,向台電公司投標抑低用電之回饋價格,若用戶得標並配合減少用電後(執行時段多為16~20時),即可獲得電費扣減,目前有經濟型(無罰則)、可靠型(有罰則)、聯合型(共同參與)等方案供用戶選擇。

二、供給面規劃

(一)再生能源

近年來,政府依能源轉型政策積極推動再生能源設置,並以114年太陽光電2,000萬瓩(20GW)及離岸風電561.7萬瓩(5.6GW)為推動重點,為有效達成再生能源設置目標,各項再生能源發展策略及儲能配套規劃,詳細說明如下:

1.太陽光電

(1)110年受COVID-19疫情衝擊,太陽光電設備零組件、設置人力等資源供應均受影響,截至年底累計併網量約7.7GW,未來將以屋頂型優先且擴大推動,規劃111年累計設置量達11.25GW目標。

(2)114年政府以達20GW為推動目標(地面型12GW及屋頂型8GW),後續為呼應2050淨零排放,後續115年起以每年增設2GW以上為規劃目標。(3)為使國土及空間有效利用,未來太陽光電將在優於原來使用的思維,朝向土地複合利用(如漁電共生、光電球場及停車場)、屋頂充分利用(如工廠、畜禽舍及公有屋頂)、低度利用土地活化(如低地力土地及不利農業經營土地)推動。(4)為有效且迅速達成設置目標,政府除持續檢討簡化申辦流程外,行政院已成立專案推動小組;經濟部、農委會及內政部成立次長級法規協調平台;經濟部能源局、台電公司及光電公(協)會成立三方溝通平台;經濟部能源局與地方政府組成工作小組及聯合審查平台等方式,於各層面進行跨機關的整合與協調,以排除光電設置障礙。

2.風力發電

(1)110年台電離岸風電一期109.2MW併聯商轉,截至110年底累積設置量達237MW。然而,全球離岸風電興建進度受COVID19疫情影響皆有所延遲,臺灣離岸風場專用船舶、機具設備及人員(船員及技師)等接洽來臺進度受阻,致使工程進度延宕,未來在沃旭(900MW)、CIP(100MW)、允能一、二期(640MW)、海能(376MW)等各風場積極加強工程進度下,將逐步穩健達成111年完工商轉目標。

(2)114年風力發電規劃陸域886MW,離岸風電5.6GW,整體風力發電累計目標則為6.5GW。115年起將朝經濟規模區塊開發持續發展,規劃每年釋出1.5GW新增容量(規劃提前於當年9月併網),以長期穩定持續之離岸風電本土內需市場,帶動在地產業投資發展本土供應鏈,並在既有產業基礎之上,於選商機制持續納入產業關聯及競價制度,兼顧降低購電成本及帶動本土產業之永續發展。

(3)因應國際浮動式技術發展與國內產業需求,刻規劃浮動式離岸風力示範計畫,以驗證我國推動浮動式離岸風場之法規、技術、基礎建設之可行性。

3.其它再生能源

(1)地熱發電:

A.現階段以推動淺層地熱(傳統型地熱)為首要目標,採集中式與分散式開發併行,積極推動以達政策目標。

B.宜蘭清水地熱電廠於110年10月27日正式完工加入系統,110年地熱發電量達9.07百萬度,較109年發電量1.91百萬度大幅成長近五倍,為地熱開發之重要里程碑。

C.為給予合理設置誘因,111年度躉購費率已區分裝置容量級距,並延續階梯式費率,裝置容量者未達2MW者,前10年躉購費率可達每度7.0731元;另透過推動「地熱能發電系統示範獎勵辦法」,分攤業者地熱發電開發之前期探勘風險,且積極輔導開發案場,目前納入追蹤地熱案場共9處24案,且截至111年4月底地熱發電累積併聯量達約5MW。

D.考量地熱探勘尚無一致申請程序,且地熱發電尾水多回注於地層,為取熱不取水的資源永續利用模式,與溫泉利用不同,為建立友善法制環境,排除法規限制,已修正「再生能源發展條例」草案增訂地熱專章。

(2)生質能發電:

A.以國內料源優先利用為原則,藉由推廣高效率生質燃料轉換技術與應用,提升生質物利用量(農林資材及廢棄物利用)與能源利用效率,降低生質燃料成本及降低對環境影響,截至111年4月底生質能發電累積併聯量達724MW。

B.短期內持續透過示範獎勵穩健推廣沼氣發電設置(已有9案通過補助者合計2MW)及推動國內廢棄物能源化,利用一般廢棄物或一般事業廢棄物,處理轉換為均質燃料後進行發電,目前已有專燒及混燒SRF生質能案例,後續尚有桃園市、新竹縣、彰化縣等縣市業者提出申請設置,申請量約達184MW,可兼顧發展再生能源及去化廢棄物,達循環經濟之多重效益。

C.台電公司配合再生能源推動目標,規劃設置生質能發電機組,裝置容量500MW,預計於115年併網商轉。

(3)水力發電:為提高電力系統穩定性且充分利用天然資源,台電公司將評估自建或與民間業者合作等方式,加速小水力發電計畫(小於20MW)開發。

4.儲能設施

過去我國電力系統以傳統火力機組為主要供電來源,未來將配合國家淨零排放政策,全力推動再生能源設置。然而,我國目前主要推動的再生能源,如太陽光電、離岸風電等,其發電能力容易受天候影響,併網後容易造成電網波動,從電力系統規劃的角度上,未來再生能源規模持續擴大,白天在太陽光電貢獻下可維持供電充裕,夜間則需要因應太陽光電無法發電的系統現象,須搭配儲能設備或抽蓄水力,以維持系統穩定。

儲能電池設置部分,政府規劃114年設置目標150萬瓩,包括由台電公司自建或採購服務共100萬瓩,並從111年起推動太陽光電案場搭配儲能設備50萬瓩,以降低再生能源發電特性對電力系統之影響。

抽蓄水力設置部分,除既有大觀及明潭兩座抽蓄水力電廠共260萬瓩已搭配系統調度運用外,未來台電公司規劃於石門水庫及大甲溪流域興建抽蓄水力機組,增加電力系統儲能調度量能。

5.再生能源占比推估

我國再生能源發電占比持續提升,從104年的4.1%增加至110年的6.0%,預估111年發電占比可提升至約8%,114年再提升至15.1%。

其中,114年再生能源發電占比未達原訂目標20%,主要因素在於未來用電需求成長在高成長基期下仍持續成長,須提高全國總發電量以茲因應;另考量再生能源設置量雖然如期達標,惟多於當年底併網(特別是離岸風電),發電量需於隔年才會完整貢獻,致使114年再生能源占比調整為15.1%。為有效達成再生能源設置目標,政府規劃115年起太陽光電新增2GW以上、離岸風電加速於9月底併網,以及台電公司增加設置500MW生質能發電機組,預計從115年10月起逐步達成再生能源占比20%之目標,後續在太陽光電每年增加2GW、離岸風電增加1.5GW等設置規劃下,預估116年再生能源占比達21%,並持續擴大至117年的23%。

(二)燃氣發電

燃氣機組具備快速起停、彈性調度、低空污排放等優點,可搭配再生能源發電特性,故政府加速興建燃氣機組及完善天然氣基礎設施。

1.新增燃氣機組

(1)目前已規劃陸續增加大潭、興達、森霸、台中、協和、通霄等燃氣機組,預計111~117年間新增裝置容量1,884萬瓩。

(2)扣除既有燃氣機組屆齡除役規劃,預估111~117年間燃氣機組約淨增加1,697萬瓩。

2.新擴/建天然氣接收站

為確保供氣安全及穩定,並降低現有各接收站負載率,政府規劃新建或擴建天然氣接收站,包括中油公司台中接收站、永安接收站及觀塘(第三)接收站,台電公司協和接收站、台中港接收站等,可就近提供通霄、興達、大潭、協和及台中等新燃氣機組發電用氣。

其中,中油公司第三天然氣接收站,已依外推方案進行工程施作,目前評估所需工期將使供氣期程延後2.5年,中油公司將儘速完成三接興建,於114年6月營運供氣,提供台電大潭電廠、北部工業及民生用戶使用。

3.提升安全存量天數,並分散購氣來源,以確保供氣安全

為確保天然氣穩定供應,政府已明訂安全存量規定,逐步提高安全存量天數,並多元分散購氣來源。

(1)安全存量天數:現行至少8天,逐步提升至114年至少11天,116年至少14天。

(2)分散購氣來源:採取中長約布局為主,短約及現貨為輔的採購策略,購氣來源多元分散,110年進口來源國多達14國,主要包含澳洲、卡達、美國等國。

(三)燃煤發電

為回應外界對於空氣品質改善之高度期盼,政府透過「短期降載、中期環保改善」措施推動,以兼顧穩定供電與環境保護,如台電公司亞臨界燃煤機組自106年起陸續進行「配合空品預警降載」、「告別全廠火力全開」、「環保停機」到現行的「擴大自主減煤」。

以台中電廠為例,自106年起,陸續投入413億元針對所有機組執行環保改善工程,以及興建2座室內煤倉,其中已投入93億元完成4部燃煤機組改善,110年空污排放量較105年減幅約6成,削減量逾2萬公噸。目前正進行6部機組的空污改善工作總經費約146億元,於113年完成後,全廠10部機組皆完成空污改善工作,空污量將進一步降低;另外,興達電廠亦已投入逾300億進行空污防制設備改善,興達燃煤機組110年空污排放量與105年相比,減幅達7成。台電公司110年整體空污排放量4.69萬公噸,較105年削減近6成,削減量約6萬公噸,顯見政府空品改善之努力與決心。

未來既有燃煤機組將持續積極進行空污改善,並配合空氣品質狀況,執行自我管理之降載措施,以逐步降低燃煤發電占比,達成能源轉型目標。

(四)核能發電

在既有機組部分,核一廠2部機組已於107~108年間陸續停機進行除役程序。核二廠用過核燃料乾貯設施,因地方政府12次檢還或駁回營建工地逕流廢水污染削減計畫,以致乾貯設施無法施工,造成用過核燃料無法移出反應爐,以致1號機於110年7月1日起停止運轉,而其電業執照至110年12月27日到期後進入除役期間;2號機現行規劃運轉至112年3月14日役期屆滿後進入除役程序。

核能電廠申請延役須依「核子反應器設施運轉執照申請審核辦法」第16條規定進行延役申請,最遲須在運轉執照屆滿之5年前提出,故核三廠運轉執照期程已超出延役申請之期限,而核四議題則經110年12月18日核四重啟公投未獲民眾支持,爰此,核能機組將維持現行能源轉型政策如期除役,核四不啟封。

三、111-117年電力供需規劃

(一)整體電源開發規劃

在考量包括國內產業重大投資、車輛電動化政策推動及國際經貿情勢變化、疫情管制措施等影響社經條件下,預估111~117年用電需求年均成長約2.3%、尖峰負載年均成長約2.5%。在配合能源轉型及淨零排放政策之展綠、增氣、減煤方向,依前述各項電源規劃,加強擴大再生能源設置及監督各項能源供給設施推動進度,同時加強減少空污排放,未來將在確保供電穩定前提下,逐步朝向低碳低空污排放的能源供應體系。111~117年電力供給規劃期程如圖3-3所示。

(二)夜間備用容量率評估

未來政府全力擴大再生能源設置,白天在太陽光電貢獻下,供電狀況可維持充裕,日落後太陽光電減少之發電量將對電力系統帶來挑戰,未來電力供需規劃課題須著重於因應太陽光電夜間不發電對系統影響,依據上述電源開發期程規劃,預估111~117年各年度夜間備用容量率詳如表3-1所示。

在夜間備用容量率預估方面,112、113年間因中油公司第三天然氣接收站執行外推計畫,原規劃大潭燃氣7、9號機組完工商轉之用氣將延至114年6月才能供氣營運,此期間將影響機組供電能力減少約102~186萬瓩,電力系統供電較為吃緊。為降低供氣延後之影響,經濟部積極評估、採取靈活調度措施以穩定電力供應,措施說明如下:

1.新增民營IPP燃氣機組:113年規劃新增森霸二期110萬瓩,以提供系統供電能力。

2.彈性調度氣源/機組:

(1)在三接外推工程執行期間,中油公司將調配船期、新增碼頭及氣化設備等方式,努力最大化供氣以滿足用氣需求。

(2)台電公司將優先調度大潭電廠已完工之高效率燃氣7~9號機組發電,以提高整廠發電量。

3.減少機組故障機率、提高機組運轉可靠度:透過改變燃氣機組大修工法、精進運轉維護及歲修排程以縮短歲修工期等作法,提高機組可靠度、降低故障率。

4.擴大需量反應機制,增加需量反應成效:

(1)推動彈性抑低時段方案:依產業特性,推動適合產業參與之多時段需量反應措施,以提高用電抑低量。

(2)因應夜尖峰用電需求,規劃推動調整抑低時段措施,預估需量反應抑低成效約達100萬瓩。

至於較長期115~117年夜間備用容量率預估約達18.5%~22.8%,主要係考慮未來電源開發變數仍多,面臨課題包含電廠建設須通過嚴格的環評審查並研擬相關環境及生態保護對策,且須透過溝通爭取在地及全國民意支持等,可能因外在因素影響推動進展;而在電力調度實務上,地方政府空污減排政策、極端氣候導致再生能源發電量下降(如:109、110年乾旱造成水力發電量大減)等課題,故須採取保守寬估的觀點進行規劃。

肆、結語

我國係出口導向經濟體,隨著國際淨零排放及碳邊境稅趨勢,國際大廠紛紛加入RE100倡議,宣示企業淨零排放目標期程,並要求供應鏈廠商配合使用綠電與加強減碳。因應國際碳管制挑戰,政府規劃在能源轉型基礎上逐步朝向淨零轉型邁進,短期優先推動已成熟的風電和光電,並增加天然氣發電以減少燃煤的使用,增加綠能及低碳能源供給,提供充足且低碳的電力供應來源。

再生能源推動方面,政府持續擴大推廣離岸風電及太陽能發電設置,以114年太陽光電20GW及離岸風電5.6GW為目標重點,並推動儲能系統設置,規劃114年設置目標150萬瓩(台電自建或採購100萬瓩、光電案場搭配儲能50萬瓩),並規劃於石門水庫及大甲溪流域興建抽蓄水力機組,降低再生能源發電特性對電力系統之影響;此外,政府為提高地熱及生質能發展,規劃透過費率訂定及法規專章等措施,增加業者投資地熱能源誘因,及擴大生質能設置推動國內廢棄物能源化,以達成循環經濟之多重效益。

發電機組設置規劃方面,政府積極規劃新增燃氣機組及完善天然氣基礎設施,並加強工期進度管控與各界溝通,確保機組如期如質完工、供氣穩定;在既有燃煤機組方面,將針對既有燃煤機組加速進行空污設備改善工程,並於平時安排配合空氣品質情況執行自我降載管制措施,以110年為例,台電公司整體空污排放量較105年削減近6成,削減量約6萬公噸,顯見政府空品改善之努力與決心。

鑑於近期俄烏戰爭、燃料價格高漲、國際經貿情勢變化及各國疫情管控措施等能經情勢變動頻繁,對我國經濟情勢及電力需求皆造成影響,未來將滾動檢討每年產業發展及民生需求之用電成長,並配合國家能源政策及淨零排放路徑,在以能源供應安全穩定為優先下,積極推動各項電源開發計畫,打造潔淨能源體系與健康生活環境。

圖資來源:經濟部能源局

資料來源: 經濟日報