臺灣電力供需規劃與電業管理

○文/本刊通訊員 肖歡 黃秀燕

臺灣電力供需規劃與電業管理

○文/本刊通訊員 肖歡 黃秀燕

臺灣電力市場主要由臺灣電力公司（簡稱臺電公司）負責開發、生產、輸配及銷售。近年為穩定電力供應，開放民營發電廠加入市場競爭，民間企業也在政府的鼓勵下發展汽電共生系統。在電力供給方面，電力總毛發電量自1992年的1055億度增加至2012年的2504億度，年平均增長率為4.41%。2012年尖峰負載為33,081兆瓦。

圖1 2012年臺灣發電結構

臺灣電力供需現況

自1992年到2012年，臺灣電力消費從996億度增至2413億度，年平均增長率為4.52%。由另一角度審視，臺灣GDP于2000年至2011年間增長51.91%，電力與整體能源消費也同步增長37.44%及30.04%，GDP增長幅度大于整體能源消費及電力消費，代表能源效率改善的趨勢。而電力消費增長幅度大于整體能源消費，顯見電力占整體能源消費比重有逐漸提高的趨勢。

2012年臺灣電力系統總裝機容量共為47,880.2兆瓦，其中以臺電系統所占比重最高，為67.26%，其次分別為民營電廠的16.77%，以及合格汽電共生系統業者15.97%。

目前臺電公司共有64座發電廠（站），總裝機容量為32,204.22兆瓦，其中火力發電廠27座，占全部發電量的68.69%；水力發電廠12座，占14.42%；核能發電廠3座，占15.97%，；風力電場15座，太陽能發電廠7座，合計占0.92%。

由于1990至1995年臺電公司夏季供電備用容量率約僅5%，距合理的15%至20%相去甚遠，為達到備用容量率20%的目標，穩定島內電力供應，臺灣“經濟部”于1995年辦理第一、二階段開放民間設立發電廠。目前已有5家民營電廠完工商轉，包括麥寮電廠(1800兆瓦)、長生電廠(900兆瓦)、和平電廠(1300兆瓦)、新桃電廠(600兆瓦)及嘉惠電廠(670兆瓦)，共計5270兆瓦。

圖2 臺灣2012年電力消費結構

1999年1月，為配合電業自由化政策、解決臺灣地區電力短缺、加速推動民營電廠的興建，臺灣“經濟部”發布《現階段開放民間設立發電廠方案》，向民間開放燃氣電廠興建工程，并采取公告電價方式購電。目前已有4家民營電廠完工商轉，包括國光電廠(480兆瓦)、星能電廠(490兆瓦)、森霸電廠(980兆瓦)及星元電廠(490兆瓦)，共計2440兆瓦。

圖3 臺灣電力與整體能源消費占比

圖4 2012年臺灣電力系統裝機容量

表1 2013年臺灣電力公司各發電廠裝機容量

由于臺電公司近年規劃的彰工、林口等電廠環評審查未符原規劃時程，依據2005年電力負載預測，到2011年備用容量率可能降至11.5%，距離16%目標基準尚缺1980兆瓦。為穩定電力供應，臺灣“經濟部”于2006年6月發布《第四階段開放民間設立發電廠方案》，開放由民營電廠彌補此電力缺口。目前共有6件申請項目通過資格審查，但經后續臺電公司電價競比作業，并無獲選業者與獲選容量。為避免電力短缺，臺灣“經濟部”責成臺電公司采取多項新措施，包括需量反應、增購汽電共生余電、電費折扣方案、鼓勵節約用電等，目前島內用電量已有顯著降低，預估未來幾年電力均可穩定供應。

2012年底依“電業法”發給電業執照正式商轉的民營水力發電企業共有3家，包括4座水力發電廠，裝置容量共38,954千瓦。發給電業執照正式商轉的民營太陽能系統發電企業共有2家，包括4座太陽能發電系統電廠，裝置容量共1,207.2千瓦。發給電業執照正式商轉的民營風力發電企業共有7家，包括15個風力電場的127座機組，裝置容量共284,400千瓦。

表2 2012年臺灣民營電廠裝機容量

表3 臺灣民營水力發電廠裝機容量

表4 臺灣民營風力電場裝機容量

目前島內民營發電廠共有33座，總裝機容量為8085.34兆瓦，其中火力發電廠9座（7710兆瓦），水力發電廠4座，風力電場19座，太陽光電發電廠5座。在再生能源發電廠部分，以風力發電裝機容量最高，有334.5兆瓦；5座太陽光電發電廠自2012年開始商業運營，目前正在起步階段。

在汽電共生系統部分，島內共有94家合格汽電共生系統業者（表3），總裝機容量為7,646.64兆瓦，其中又以石化、塑膠、化纖裝機容量所占比最高，分別為43.20%、11.51%與10.36%。而與臺電公司簽訂售電合約的合格業者共有55家，裝機容量為5,987兆瓦，尖峰保證容量為2,154兆瓦。

長期電力負載預測及電源開發規劃

基于電的物理特性，電力必須即產即用并維持供需一致。為穩定電力供應，避免缺限電造成產業及民生重大損失，電源開發規劃除必須滿足因產業發展及民生需求可能增加的用電負載外，并須維持合理適當備用容量，以因應各種不確定因素所增加的負載需求。為了解未來可能的電力需求，以預先備妥所需電源，進行未來20年長期電力負載預測及備用容量率基準（目前臺灣備用容量率基準為15%)，考量電源結構配比、能源安全、環境保護、區域供需平衡等因素，規劃未來15年長期電源開發方案，包括各年度應興建的電廠類型與裝機容量，責成臺電公司或開放民營電廠提供所需電源，以達供需平衡，穩定電力供應目標。

以往均由臺電公司辦理長期負載預測（僅含售電用戶端使用電量），并據以規劃長期電源開發方案及相關電廠新建計劃。為因應如今電業自由化趨勢，同時呈現全臺灣實際電力負載數值，且考量目前除臺電電廠外，尚有民營電廠及汽電共生系統等發電機組，因此自2005年起改由臺灣“經濟部能源局”辦理全臺灣長期負載預測與電源開發規劃，并納入汽電共生系統自發自用電量，以反映真實的全臺灣用電負載。

電價調整

依據臺灣“電業法”規定，發電企業擬訂或修正營業規則、電價及各種收費率，應送經地方主管機關或其事業所屬機關加具意見，轉送臺當局主管機關核定后，在當地公示，島內電價由臺電公司依據“立法院”審定的電價計算公式核算電價換算調幅，擬訂電價調整提案須提報“經濟部”，由其視電價調整提案內容決定是否召開電價咨詢會，討論及提出咨詢建議，依行政程序核定后，由臺電公司實施。

為推動臺灣產業低碳化及結構轉型，臺當局2012年提出電價調整方案，基于合理價格、節能減碳、照顧民生原則，主要反映國際燃料市場價格變動情況，并考量民眾及媒體等意見，采取緩和漸進方式分階段調整，除可落實節能減碳、保護環境的目標，同時也能使電價合理反映燃料成本，調整當局長期補助能源的做法，以利經濟可持續發展。根據該方案，第一階段電價調整自2012年6月10日起實施，平均調幅約10.4%(住宅部分約4.2%)。第二和第三階段電價調整則要視臺電公司提出的具體改革方案及成效后，再決定調整日期。

表5 臺灣民營太陽光電發電廠裝機容量

第一階段電價調整的幅度約為10.4%，其中住宅部分平均調幅約4.2%。而為減輕人民生活的影響，住宅用電每個月的用電量低于330度（兩個月用電量低于660度）的電價維持原價，依臺電公司實際統計結果，約有69%住宅用戶的電費不受電價調整影響。

表6 2012年臺灣合格汽電共生系統業別裝機容量統計表

電廠設置及管理

依據臺灣《電業登記規則》的規定，電業申設分為籌備創設、施工許可及成立發照等三階段，各階段有不同規定。其中，籌備創設：經營電業或新增發電機組，應備相關書圖及文件向主管機關申請登記備案，籌備創設備案有效期間為2年。施工許可：電業應于籌備創設備案有效期間內開始施工；施工前，應備下列書圖向主管機關申請核發工作許可證；工作許可證有效期間，內燃機機組與離岸式風力機組及海洋能機組2年、陸域風力機組及太陽光電發電設備1年；必要時，得向主管機關申請展延；每次延長，以1年為限。成立發照：電業應于工作許可證有效期間內，施工完竣，并應于施工完竣后，檢具第8條規定登記書圖，申請主管機關派員查驗及發給（換發）電業執照后方可營業。

圖5 臺灣電力設施分布圖

臺灣“電業法”1947年制定，迄今環境已大幅變遷，必須予以適度修正以符合現行電力市場趨勢。島內電業自由化經過長時間的討論，“電業法修正草案”分別于1995年9月、1999年12月、2002年5月、2007年9月及2008年2月，共計5度送“立法院”審議，皆無法通過，主因為“電業法”修法涉及電業自由化議題，牽涉層面廣，較難聚焦討論。

依現行“電業法”第3條電業專營權規定，臺電公司為臺灣唯一發、輸、配垂直整合的綜合電力企業，其營業區域包括臺、澎、金、馬地區。由于臺電公司擁有電業專營權，故民營發電企業必須將生產的電能全部售予臺電公司，并與臺電公司簽訂購售電合約。民間設立的汽電共生系統、再生能源發電設備及其他自用發電設備，其生產的電能除專供自用外，剩余電能也必須售予臺電公司。因臺電公司擁有電業專營權，故用戶無法選擇其他購電對象，不具有用戶購電選擇權。

2012年8月，臺灣“經濟部油電小組”第7次會議決定，成立“電業自由化規劃小組”，擬訂臺灣電業自由化推動方向，進而逐步推動臺灣邁向自由化的電力市場。截止2014年底，共召開11次小組會議，針對電業自由化規劃方向提出下列4點建議：開放發電業(不含核能及大水力)設置，并考量允許直供；開放電力網代輸，并成立電力調度中心；不適合開放輸、配電業；成立電業獨立管制機構，負責電業管制及費率審議相關議題。

表7 島內第一階段電價調整平均調幅

汽電共生系統管理

所謂汽電共生系統，是指利用燃料或處理廢棄物同時產生有效熱能與電能的系統，除具備節省能源、促進能源使用效率提升、減緩二氧化碳及溫室氣體的排放等效益，并可協助分散電源、抑低尖峰負載，進而穩定電力供應，并且減少啟動高成本機組發電的成本支出。

由于上世紀70與80年代國際間發生兩次能源危機，各國和地區為達節約能源目的，相繼追求能源使用效率高的系統，汽電共生系統因此蓬勃發展。臺當局于1988年發布《汽電共生系統推廣辦法》，提供各種獎勵措施，以鼓勵企業裝設汽電共生系統，合格登記系統的剩余電力均由臺電公司采購。由于近年環境變遷，臺當局于2002年公布《汽電共生系統實施辦法》取代原有的《汽電共生系統推廣辦法》，規范汽電共生系統的電能收購方式、查驗方式、收購余電費率、購電及備用電力費率，以助于島內汽電共生系統推廣與發展。

依該辦法規定，新設汽電共生系統總熱效率不低于52%、有效熱能比率不低于20%者；既設系統則為總熱效率不低于50%、有效熱能比率不低于20%者，方可申請登記為合格汽電共生系統。

截至2012年底，島內合格汽電共生企業共94家，系統裝機容量已達7610兆瓦，占全臺灣電力系統總裝機容量約16%。其中，合格汽電共生系統與臺電公司簽訂售電合約者計有55家，裝機容量5987兆瓦，尖峰保證容量為2155兆瓦。

圖6 臺中火力發電廠

表8 與臺電簽訂售電合約的島內汽電共生廠家裝機容量數

圖7 屏東恒春核三廠

圖8 目前已停建封存的核四廠

提升供電可靠度

為提升與維護供電安全，臺灣“經濟部能源局”自2005年開始實施“推動供電可靠度999方案“一期計劃，經由落實14項配套措施，由發電、輸電、配電三方面著手，進行加強電源開發規劃、推動電力融通與需量反應、控管發電機組故障率、建立電業設備自主檢查制度、檢討輸配電規劃準則、推動無停電施工法與配電自動化等措施，由制度面健全控管機制，強化整體電力系統，供應充足電源，使全島用戶均能享受穩定、高品質的電力供應，對于實現協助與督促電力企業提升供電可靠度及供電品質、確保產業與民眾享有優質電力成效卓著。

為持續提升供電可靠度，2008年臺灣“經濟部能源局”以既有推動方案為基礎，準備實施該方案二期計劃，以發電端缺電機率與用戶端系統平均停電時間指數作為目標值，除延續第1期計劃所屬執行措施外，并新增11項執行項目。藉由各項措施的推動，持續維持電源供應穩定，最近3年系統平均停電時間指數為2010年17.66分/戶-年，2011年的18.22分/戶-年，及2012年的19.05分/戶-年，比實施初期的2005年的30.19分/戶-年已有效減少臺灣電力系統平均停電時間，并持續維持電源供應的穩定。

表9 “推動供電可靠度999方案“二期計劃的新增執行項目

圖9 臺灣智慧電網總體架構分層規劃示意圖

圖10 臺電公司臺北市供電控制設施

圖11 臺灣北部山區長途輸電線路

推動智能電網

臺當局為推動節能減碳政策，將智慧電網列入“國家節能減碳總計劃標桿計劃”之一，并以推動智慧電表基礎建設、規劃智慧電網及智慧電力服務為重點。臺灣“行政院”于2010年6月核定“智慧型電表基礎建設推動方案”，進行智慧電表的測試與示范計劃，作為推動智慧電網的基礎與開端。

截至2012年底，已累計完成11,709戶高壓智慧型電表建置，并完成1,200戶低壓智慧型電表示范系統建設，由示范系統協助臺電公司建立智慧型電表的檢測認證、系統驗證、電表換裝、系統維運等雛型制度。

為加速臺灣智慧電網建設，臺灣“行政院”于2012年9月核定“智慧電網總體規劃方案”，分短、中、長期總計20年（2011—2030年）推動，依電網特性分成智慧發電與調度、智慧輸電、智慧配電、智慧用戶、智慧電網產業發展及智慧電網環境建構等6個構面；未來，發展策略將朝1個發展愿景、4項目標、3段期程來推動，推動后將達成9項效益。