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1 全國能源會議全體大會 核心議題二 供給穩定開源 子議題一 台灣再生能源到底還可以再增加多少? 子議題二 燃煤 燃氣及核能要如何選擇才符合全民利益? 子議題三 什麼才是合理電價? 經濟部 104 年 1 月 26 日

2 目錄 壹 重點背景資訊摘要 3 貳 面臨問題 38 參 因應策略 53 2

3 壹 重點背景資訊摘要 3 3

4 壹 重點背景資訊摘要 (1/34) 供給穩定開源 背景資訊公開徵求及釐清結果統計 ( 一 ) 公開徵求統計 收到背景資訊 624 則 (1) 政府資訊 322 則 (2) 民間資訊 302 則 ( 二 ) 釐清結果 1. 參採納入全國能源會議客觀背景參考資料 575 則 (1) 政府資訊 319 則 (2) 民間資訊 256 則 2. 未納入參採納入全國能源會議客觀背景參考資料 49 則 4

5 壹 重點背景資訊摘要 (2/34) ( 一 ) 再生能源 1. 太陽光電 (1) 發展現況 推動措施由原設備補助, 配合法令由電能躉購機制取代, 由政府訂定收購費率 保證收購 20 年增加設置誘因 103 年行政院核定太陽光電 119 年發展目標由原本 3,100MW 倍增至 6,200MW (2) 發展潛力 太陽能發電包括聚光型熱發電系統及太陽光電發電系統等型式, 聚光型適用於太陽直射光豐富地區 臺灣擁有豐富太陽能潛力, 但散射光多, 現階段以太陽光電發電為主軸 依內政部營建署建築物使用面積資料, 推估建築物總屋頂面積, 並設定普及率目標, 推估屋頂型設置潛力約 3,000MW 依經濟部 94 年公告嚴重地層下陷地面積為 1,277km 2 及行政院環保署登錄汙染地總面積約 43km 2, 考量再生能源基金支出 饋線容量及屏東莫拉克專案經驗, 利用 4% 土地面積 (5,240 公頃 ), 中長期估計可設置約 3,200MW 地面型太陽光電 (3) 成本趨勢我國太陽光電躉購費率隨著太陽光電成本逐年調整, 近 5 年費率下降幅度達 53%, 每年帄均降幅約 13% 我國太陽光電發電成本在不考量土地取得成本, 目前太陽光電發電成本仍高, 約為新臺幣 4.9~7.1 元 / 度 4

6 2. 風力 (1) 陸域風力 ( 單機容量主流約為 1.5~2.3 MW) 發展潛能 : 排除住家環境及生態影響敏感區域後, 可設置容量約 1.2 GW 發展現況 :103 年 11 月止總裝置容量約為 MW ( 台電公司 MW; 民營 MW;103 年 1 月 -11 月發電量約為 12.3 億度, 占全國總發電量約 0.79 % 成本趨勢 :IEA 預估 2020 年國際發電成本約新臺幣 元 / 度 (2) 離岸風力 ( 單機容量主流約為 3~5 MW) 發展現況 :101 年發布 風力發電離岸系統示範獎勵辦法, 福海公司 海洋公司 台電公司, 頇於 109 年前完成示範風場約 320 MW 發展潛能 : 考量禁止開發區域範圍 航道 漁業權區 斷層帶 保育區 海底纜線, 以及油氣管線等障礙後, 約可設置為 3 GW 成本趨勢 :DECC(Department of Energy and Climate Change) 預估 2030 年國際發電成本約新臺幣 元 / 度 我國歷年風力發電躉購費率 壹 重點背景資訊摘要 (3/34) 歷年裝置容量與發電量 6

7 壹 重點背景資訊摘要 (4/34) 3. 地熱 (1) 發展現況能源局於 101 年宜蘭清水地熱區, 完成井場復生與研發, 建置 50kW 示範發電系統, 並進行 1MW 清水地熱發電整建 營運 移轉案 (2) 發展潛力 地熱為基載電源, 臺灣位處太帄洋火山環帶, 蘊含地熱資源, 部份地區地溫梯度高, 且國際開發技術愈來愈成熟, 若具投資效益時, 可加速推廣 地熱系統依開採型態分為傳統地熱系統及增強型地熱系統 (Enhanced Geothermal System; EGS) 傳統地熱開發較成熟, 但仍因地制宜調整 EGS 為國際發展中的新穎技術, 在炙熱岩層製造人工裂隙並注入流體取熱發電 臺灣傳統地熱發電潛能達 730MW, 但排除開發深度大於 2,000 公尺 坡度大於 30% 高程大於 1,000 公尺及國家公園區域外, 合計約 150 MW 增強型地熱系統在深度 3~6 公里且溫度為 200 C 之理論潛能為 31.8GW, 但國內 EGS 技術尚未成熟, 實際可開發量仍視其技術成熟度與環境接受度而定 (3) 成本趨勢美國能源部評估目前 EGS 發電成本至少 美元 /kwh 以上, 未達商業化開發水準, 預估 2035 年後發電成本方可達商業開發水準 7

8 壹 重點背景資訊摘要 (5/34) 4. 生質能 (1) 發展現況 現況 : 生質能發電包括廢棄物發電及生質物發電, 廢棄物發電裝置容量 MW; 生質物發電裝置容量 111.3MW, 合計約 740.4MW(103 年 11 月 ) 惟近年家戶垃圾量銳減, 事業廢棄物比重持續增加,94~101 年廢棄物直接焚化發電量已接近飽和 技術趨勢 : 生質燃料與化石燃料混燒應用, 較新設生質燃料電廠具競爭力, 為國際上生質電力發展重點之一 顆粒燃料及生質煤可作為燃煤系統替代燃料 生質能發電容量因數可達 80%~90%, 具作為基載電力潛力 (2) 發展潛力 料源潛力 : 以國內廢棄物 生質物 ( 稻稈 蔗渣等 ) 廢污水或污泥為料源, 透過轉換技術產製品質較高生質燃料, 應用於發電機組產生電力 推廣目標 : 以國內生質料源為基礎,119 年廢棄物發電裝置容量 793MW 生質物發電裝置容量 157 MW, 合計 950 MW (3) 成本趨勢生質燃料 ( 顆粒燃料 生質煤 ) 於汽電共生或燃煤機組混燒發電成本約新臺幣 2.9~3.5 元 / 度 結合廢 ( 污 ) 水 / 生物污泥等處理程序, 估計沼氣發電成本約新臺幣 2.6~3.2 元 / 度 8

9 5. 水力 壹 重點背景資訊摘要 (6/34) (1) 發展現況 : 截至 103 年 11 月底, 我國水力發電累計總裝置容量達 2,081.3 MW, 占我國再生能源比重達 52%, 以台電公司大型水力廠為主, 約 2,042.2 MW, 民營水力 39.1 MW 我國水力發電 95% 以上屬於大型水庫, 屬於 [ 再生能源發展條例 ] 定義之川流式水力發電相對低 (2) 發展潛力 : 國內水力發電受地形 地質 水文氣象及環保因素等限制, 優良水力發電場址不多, 且大都已開發利用 (3) 成本趨勢 : 國際主要機構包括國際再生能源組織 (IRENA, 2012) 與歐洲再生能源協會 (EREC) 皆預估水力發電期初設置成本呈持帄或小幅上漲趨勢 6. 海洋能 (1) 發展現況 : 全球除潮汐發電有大型電廠外, 其他均處於示範測試階段 ; 我國海洋能發展為中小型系統開發階段, 已完成 20 瓩級波浪發電機組並進行海上測試 (2) 發展潛力 : 我國四面環海, 海洋能源蘊藏豐富, 配合潛能評估及我國技術能量, 初期以波浪發電作為重點研發項目, 中遠程再視國際技術指標與國內技術能量, 發展海流與海洋溫差發電 (3) 成本趨勢 : 海洋能發電初期設置成本仍高, 但隨著大型化電廠之開發, 將可降低開發成本 參考國外之推估, 波浪發電發展至 50MW 經濟規模時, 設置成本方具開發效益 9

10 7. 氫能燃料電池 (1) 發展現況 以氫氣為燃料電池發電, 應用於可攜式 定置型和運輸等領域 目前以質子交換膜燃料電池 (PEMFC, Proton Exchange Membrane Fuel Cell) 固態氧化物燃料電池 (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell) 等為主 經濟部自 98 年貣進行 燃料電池示範運轉驗證計畫, 至 102 年底止, 累計投入 3.75 億元, 廠商投入達 4.5 億元, 輔導 23 家廠商 48 件示範計畫, 共建置 231 套系統, 總發電容量 712kW (2) 發展潛力目前國內較成熟之燃料電池產品為電信基地台定置型備用電力, 主要原因如下 : 現有鉛酸電池無法支援長時間備用電力需求 可遠端監控燃料電池系統 壹 重點背景資訊摘要 (7/34) 電信業者有設置備用電力需求, 目前多為國外進口, 全臺現有電信基地台數約 8 萬座, 市場有一定規模可提供發展產業契機 (3) 成本趨勢 國內燃料電池價格, 依 98 年 ~102 年廠商申請燃料電池示範運轉計畫統計, 純氫型燃料電池系統新臺幣 萬元 /kw, 發電成本新臺幣 50~100 元 / 度 ; 重組型燃料電池系統新臺幣 萬元 /kw, 發電成本新臺幣 10~15 元 / 度 10

11 8. 整體再生能源 (1) 發展現況 壹 重點背景資訊摘要 (8/34) 103 年 11 月底再生能源累計裝置容量達 4,005.2 千瓩 ; 發電量 102 年再生能源發電量為 108 億度,103 年 1-11 月底累計發電量為 億度, 其中以慣常水力為大宗, 其次為風力 廢棄物 太陽光電及生質物能 我國於 103 年 7 月 1 日推動 自願性綠色電價制度試辦計畫, 開放企業及民眾認購再生能源電力, 藉以創造供需市場機制, 並提升民眾對於綠色電力之認同程度 企業增加再生能源投資或購買, 係推動再生能源之重要引擎, 並可加速再生能源之發展 (2) 發展限制再生能源屬間歇性能源 ( 太陽光電與風力發電受氣候影響 ), 易造成電網不穩定, 因此在其他儲能技術尚未成熟前, 再生能源較難作為基載發電 11

12 8. 整體再生能源 ( 續 ) (3) 未來發展目標依據政府推廣目標訂定原則, 及國內發展潛力與限制下,119 年再生能源推廣目標量為 13,750MW, 發電量可達 334 億度 ( 因海洋能及氫能燃料電池技術尚未成熟, 年度類別 風力發電 太陽光電 陸域 離岸 暫不列入目標 ) 累計累計累計累計累計累計累計 ,120 4,100 6, ,200 1,200 1, ,520 3,000 生質能 水力 2,081 2,081 2,081 2,089 2,100 2,150 2,200 壹 重點背景資訊摘要 (9/34) 單位 :MW 再生能源發展條例 (98 年 ) 目標量 1. 施行日 20 年內 6,500MW~10,000MW 2. 每 2 年檢討推廣目標量 目標量規畫歷程 民國 119 年目標量 13,750 MW ( 原 12,502 MW) 1. 風力發電 4, 水力 2,200 (2,502) 5. 地熱能 太陽光電 6,200 (3,100) 4. 生質能 950 (1,400) 再生能源發展現況 ( 至民國 103 年 11 月 ) 地熱能 累計 3,614 3,828 4,139 4,509 6,574 9,933 13, 年 :10,858MW 年 :12,502MW 年 :13,750MW 註 :1. 再生能源發展條例 施行前(98 年 ) 之再生能源總裝置容量為 3,060MW 2. 本表民國 年度之裝置量為實際值 3. 生質能含蔗渣 稻殼 薪材 黑液 沼氣 廢棄物等發電設備之總裝置容量 資料來源 : 經濟部能源局註 1: 發電量為各類再生能源總裝置容量乘上帄均年發電量之總和 註 2: 依工研院以能源供需情境模擬器推估, 在不考慮各類再生能源開發成本 技術限制及實務困難下, 預估 2030 年再生能源最大潛力約 24.5GW 裝置容量 4,005.2MW 風力 (632.6) 生質能 (740.5) 水力 (2,081.3) 太陽光電 (463.5) 1. 整體相較民國 98 年 (3,060MW) 成長 1.31 倍 2. 太陽光電較民國 98 年 (9.5MW) 成長 倍 3. 風力發電較民國 98 年 (374MW) 成長 1.69 倍 12

13 壹 重點背景資訊摘要 (10/34) 8. 整體再生能源 ( 續 ) (4) 再生能源發展基金歷年支出 : 單位 : 新臺幣億元 年度 99 年度 100 年度 101 年度 102 年度 103 年度總計補貼項目電價補貼 ( 躉購費率與台電迴避 (75.73%) 成本之價差 ) 設備補助 ( 太陽光電每瓩補助 5 萬 ) (0.51%) 再生能源設備補助 ( 莫拉克專案 ) (18.17%) 0.68 示範補助 (1.35%) 其他經核准之再生能源 發展相關用途 (4.24%) 小計

14 ( 二 ) 燃煤 燃氣及核能 1. 燃煤 (1) 發展現況 我國 102 年燃煤電廠裝置容量合計為 11,297.1MW, 約占台電系統裝置容量 27.4%; 發電量為 819 億度, 約占台電系統發電量之 38.4%; 排碳量為 5,678 萬公噸 CO2e, 占台電火力發電排放量 69.5% 我國 102 年度汽電共生系統裝置容量 818 萬瓩, 淨發電量為 356 億度, 約占全國發電系統 16.8% (2) 發展潛力與限制 台電新建燃煤電廠均規劃採用先進之超超臨界壓力燃煤機組, 自可行性研究至商轉保守估計約需 12 年 另行政院環境保護署及地方政府對燃煤電廠嚴格規範限制其排放, 將直接影響機組之興建及運轉 (3) 國際作法 壹 重點背景資訊摘要 (11/34) 全球目前共有 21 個大型 CCS 計畫, 推估每年二氧化碳總捕集量近 4000 萬公噸, 台電公司於 98 年提出碳捕捉與封存 (CCS) 研究發展規劃目標, 近程規劃以完成先導試驗場址評析 灌注及有效性監測 ; 中程則規劃以完成商轉規模之驗證 ; 長程達成 CCS 商業化利用 14

15 2. 燃氣 (1) 發展現況 壹 重點背景資訊摘要 (12/34) 我國 102 年底燃氣裝置容量合計為 15,217MW, 約占台電系統裝置容量之 37%; 發電量為 663 億度, 約占台電系統發電量 31.1%, 高效率燃氣複循環機組排碳量為 公斤 / 度 目前國內已建有永安及台中 2 座液化天然氣接收站, 總營運量共約 1,400 萬噸 / 年, 施工中之 台中接收站 擴充營運量計畫工程於 108 年完工, 擴充後之營運量可達 1,450 萬噸 / 年 ( 依據中油公司最新規劃更新 ) 項目永安廠台中廠永安廠 + 台中廠 現況 台中二期完成後 規劃營運量 ( 萬公噸 / 年 ) 週轉天數 ( 日 ) 規劃營運量 ( 萬公噸 / 年 ) 週轉天數 ( 日 )

16 (1) 發展現況 ( 續 ) 政府正規劃於北部地區興建第 3 座液化天然氣接收站 : 規劃於民國 111 年 7 月開始供氣 ( 供氣能力達 100 萬噸 / 年 ), 並於 113 年完成第 3 座液化天然氣接收站第 1 期興建, 供氣能力可增至 300 萬噸 / 年, 嗣後再配合國內新增燃氣用量期程擴建其最終營運量, 預估於 119 年供氣能力可達 600 萬噸 / 年 ; 另國內天然氣供應大部分來自進口, 價格易受波動 (2) 發展潛力與限制 我國新建液化天然氣接收站合計時程約需 8 至 10 年 : 興建期程包括建港 圍堰浚挖造地工程 碼頭工程及建站工程等, 興建工程至少需時 6~8 年, 如包括選址 可行性評估 環評等前置作業約需時 2 年, 合計約需 8 至 10 年 (3) 國際作法 壹 重點背景資訊摘要 (13/34) 國際燃氣複循環機組之主要廠家機組效率與裝置規模, 目前新式燃氣複循環發電機組毛效率已可達到 60% 左右, 單機淨出力容量已達到約 80 萬瓩級 未來頁岩氣主要產量來自北美, 美國是最早探勘頁岩氣成功的國家 ; 依據 EIA 估計, 在 2020 年之前, 美國可望從天然氣淨進口國變成淨出口國 16

17 3. 核能 (1) 發展現況 壹 重點背景資訊摘要 (14/34) 102 年核能發電容量為 萬瓩, 佔台電系統 12.5%; 核能發電量為 億度, 佔台電系統發電量 18.8% 根據國際原子能總署資料, 我國最近 3 年代表設備可靠度與安全管理能力的非計劃性能力損失因數與代表維護效能的機組能力因數均為世界第 6 名 核能發電過程不會排放二氧化碳 我國核能電廠從首次併聯後至 103 年 6 月止, 累積發電量已達 1.12 兆度, 為我國減少 4.4 億噸至 9.4 億噸碳排放 核一廠一 二號機在 107 年 12 月與 108 年 07 月, 核二廠一 二號機在 110 年 12 月與 112 年 03 月, 核三廠一 二號機在 113 年 07 月與 114 年 05 月, 屆滿運轉執照許可年限 至 2014 年 7 月底止, 主要發展核能的國家如美國 法國 英國 比利時 芬蘭 荷蘭等都有多部核能機組獲准延役 5~20 年 另依據美國核管會資料顯示, 機組延役費用遠低於新增機組, 依設計與容量不同, 一座電廠 (2 部機組 ) 延役之成本約新台幣 40~200 億元間 17

18 (1) 發展現況 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (15/34) 目前全世界有 31 國 437 座營運中核電機組, 還有 16 國 72 座興建中機組 ( 含我國 ) 依據 IEA 分析, 中國大陸和俄羅斯等則有增長趨勢 ; 日本 韓國 法國等擁有成熟核電技術的國家, 則因應國內外情勢持續探討推動相關核能政策, 預估未來使用核電國家增加至 49 國 102 年台電公司帄均發電成本為 2.45 元 / 度 ( 售電成本為 3.05 元 / 度 ), 其中核能發電成本為 0.95 元 / 度 ( 含除役及高低階核廢料處置費用, 亦包括實施國際會計準則 IFRS 後調整因素 ) 外部成本又稱為社會成本或環境成本 歐盟為客觀評估各種發電方式之外部成本曾進行大型跨國計畫 -ExternE, 結果顯示核能發電的外部成本 (0.2~0.7 歐分 / 度 ) 遠低於燃煤發電 (2~15 歐分 / 度 ) 燃油發電 (3-11 歐分 / 度 ) 及燃氣發電 (1-4 歐分 / 度 ) ; 另法國學者 Rabl 等人於福島核災後估算核電外部成本, 其指出核電外部成本在 0.25~3.22 歐分 / 度之間, 帄均為 0.79 歐分 / 度 18

19 (2) 核能安全管制 壹 重點背景資訊摘要 (16/34) 原能會負責核能電廠的安全監督, 以及執行核能安全管制 台電總公司設置獨立的品質保證單位 ( 核能安全處 ), 依據嚴謹法規與技術規範及電廠地理位置 氣候及最大災害紀錄, 加上工程保守設計, 提供足夠的安全餘裕 福島事故後, 已完成 2 階段總體檢並進行電廠壓力測試, 並邀請經濟合作暨發展組織核能署 (OECD/NEA) 及歐盟執委會核能管制者組織 (EC/ENSREG) 專家團來台協助進行同儕審查 我國核電廠各項安全強化措施符合歐盟規範, 且與歐盟國家作法一致 為進一步強化安全事項, 原能會已發布管制案追蹤處理 由歷年來分析評估結果顯示, 我國核能電廠周圍環境輻射監測結果均遠低於法規限值, 且我國核能電廠工作人員所受輻射劑量 20 年來均未超過法規限值 19

20 (2) 核能安全管制 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (17/34) 福島事故後, 國內學者曾研究全世界 22 處大規模海溝斷層對我國核電廠的可能影響, 經精密數值模擬結果, 顯示各核電廠廠址高程遠高於最大可能海嘯溯上高程, 現有設計已具有安全性 此外台電公司除將於各重要廠房內加裝水密門外, 並依原能會指示按各廠 FSAR( 終期安全分析報告 ) 之最大海嘯上溯高程, 另加 6 公尺餘裕, 進行海嘯牆之設計 我國具有完善核災應變體系, 依據我國 核子事故緊急應變法, 發生核子事故時將依事態分別成立地方或中央災害應變中心與各種附屬組織, 執行緊急應變作業, 並可在事故惡化前啟動各項應變工作, 包括預警通知 室內掩蔽 服用碘片及疏散收容等防護措施 20

21 (2) 核能安全管制 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (18/34) 福島事故後, 台電公司進行核能安全總體檢, 我國核電廠較日本福島電廠多出 5 重防護優勢 斷然處置措施 及防海嘯牆, 經國際專家認定, 我國核能電廠符合國際核安標準並指出 : 類似福島電廠型態事故所經歷的後果, 將不可能發生在台灣的核電廠 福島事故後我國各核能電廠, 已建立後備與救援電源 後備與救援水源 用過燃料池救援, 並完成救援資源之整備 為建立民眾正確之緊急應變及防災觀念, 並落實資訊公開政策, 原能會透過家庭訪問計畫 逐村里溝通等多元化方式, 持續辦理核子事故緊急應變民眾防護行動溝通活動, 向各界提供即時 完整的防災應變與整備資訊 21

22 (3) 核四議題 壹 重點背景資訊摘要 (19/34) 核四廠 1 號機歷經 16 個月進行安檢作業, 已於 核四安檢專家監督小組 總結會議, 確認核四廠 1 號機符合安全設計規範要求 ; 且採最適當且最經濟之封存方式, 並以 啟封後可用及成本最經濟 為原則 核四儀控系統已完成安全檢測, 且無需美國認證 a. 核四廠特殊安全系統儀控軟硬體由 GE 公司根據美國核管會規範設計, 並由 DRS 公司負責細部設計 b. GE 公司認定該系統設計符合美國核管會規範要求, 我國原能會除邀請專家學者審查外, 並由第三者帄行審查認證, 全部通過後已准予使用 該系統已順利完成全部安全檢測工作, 證明該系統軟硬體安全可靠 22

23 (4) 核廢料處置 壹 重點背景資訊摘要 (20/34) 低放射性廢棄物目前貯存於各核電廠貯存設施及蘭嶼貯存場, 並正進行最終處置場選址作業中 依原子能委員會核定的 用過核燃料最終處置計畫書, 經初步確認我國確有足敷處置場面積需求之岩體 對於用過核燃料之營運策略, 採取水池冷卻 乾式貯存 直接處置或再處理三階段營運方式 我國核一 二廠乾式貯存設施的設計, 係引進經美國核管會核准之貯存護箱系統 23

24 (4) 核廢料處置 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (21/34) 核一 二廠乾式貯存設施的設計, 係引進經美國核管會核准之貯存護箱系統, 對廠界個人有效劑量不超過 0.05 毫西弗 / 年, 遠低於法規限值 ( 我國現行法規 0.25 毫西弗 / 年 ) 台電公司 核一廠用過核子燃料乾式貯存設施安全分析報告 經原能會召集 30 位國內專家學者組成之審查團隊, 歷經 5 次審查, 並就審查團隊所提之 222 項意見逐項答復說明, 確認設施興建符合安全要求, 足以保障公眾與設施之安全 不論核電使用與否, 醫 農 工 學 研各界亦會持續產生放射性廢棄物, 均需妥善處置 參酌主要核能國家多以設立專責機構執行處置計畫, 藉其專業 效能及民間參與監督之組織特性, 提升社會共識, 期妥善處置全國核廢料 24

25 (5) 核廢料國際作法 壹 重點背景資訊摘要 (22/34) 已有 40 個國家陸續啟用 104 座低放射性廢棄物最終處置場, 目前仍有 34 個國家,77 座處置場皆安全運轉中, 技術成熟 乾式貯存已是成熟的技術, 也是國際間普遍採行的做法 至 2013 年底, 已有 22 個國家, 共有 124 座乾式貯存設施 其中美國的乾式貯存設施已有 70 座 德國 16 座 加拿大 7 座 美國首座乾式貯存設施運轉至今 26 年, 並已獲核准運轉至 2046 年, 合計 60 年, 顯示乾式貯存可靠性無虞 經濟合作開發組織核能署 (OECD-NEA) 歷年研究報告顯示, 以深層地質處置作為高階核廢料或用過核子燃料最終處置之做法是國際共識, 技術上可行 國際合作最終處置方式, 在技術 環保及經濟上均可有效執行處置場之建造 營運及後續監管, 不但可以增加處置過程的透明度, 亦能降低核子擴散的可能性 國際原子能總署 (IAEA) 支持國際合作處置方式, 目前歐洲及中東等地區均持續推動國際合作方案 25

26 壹 重點背景資訊摘要 (23/34) 4. 各類能源比較 (1) 根據 IEA 統計顯示 : 2035 年全球發電結構, 化石能源占比下降 12% 風力與太陽光電提升約 8%, 而核能與水力占比維持不變, 如下圖所示 國際能源總署 - 新政策情境下推估全球長期電力結構 發電量 (10 億度 ) 占比 (%) 年複合成長率 (%) 合計 11,818 22,113 27,999 31,121 34,058 37, 燃煤 4,426 9,139 10,618 11,236 11,797 12, 燃油 1,332 1, 燃氣 1,730 4,847 5,983 6,860 7,589 8, 核能 2,013 2,584 3,400 3,757 4,038 4, 水力 2,144 3,490 4,555 5,003 5,428 5, 生質能 ,204 1, 風能 ,326 1,795 2,269 2, 地熱 太陽光電 太陽熱發電 海洋能 註 : 新政策情境係各國政府因循現況加上落實已承諾的減碳政策進行推估模擬 26

27 4. 各類能源比較 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (24/34) (2) 我國 102 年底台電系統裝置容量約 41,181MW 裝置容量 : 燃煤電廠合計為 11,297 MW, 約占 27.4%; 燃氣合計為 15,217MW, 約占 37%; 核能為 5,144 MW, 占 12.5% 發電量 : 燃煤為 819 億度, 約占 38.4%; 燃氣為 663 億度, 約占 31.1%; 核能 401 億度, 約占 18.8% 102 年裝置容量占比圖 102 年發電量占比圖 註 : 唯有垃圾沼氣等生質能計入汽電共生之裝置容量, 汽電共生發電量僅含進入台電系統之部分 27

28 壹 重點背景資訊摘要 (25/34) 4. 各類能源比較 ( 續 ) (3) 供電特性比較 燃煤 燃氣機組可用率分別可達 90% 及 85% 以上, 有排碳問題, 另燃氣成本高 安全存量低 核能具穩定供電 發電過程不排碳 低成本及安全存量 1 年半 再生能源發電過程不排碳, 但相較發電成本偏高 太陽光電及風力不能 24 小時穩定發電, 全年機組可利用率低僅 14~38%, 尚無法有效儲存, 因此無法取代基載電源 各類發電類型 核能 燃煤 燃氣 再生能源風力發電太陽光電 機組可用率註 1 90% 以上 90% 以上 85% 以上 28%~38% 14% 102 年發電成本 ( 元 / 度 ) 0.95 註 ~5.6 註 3 4.9~7.1 註 3 每度電 CO2 排放 ( 公克 / 度 ) 安全存量一年半 30 天 7~14 天 ( 夏天 7 天 ) ( 尚無法作為基載 ) ( 儲能系統尚待開發 ) 註 1: 指各類機組全年可併聯電網之時間 (hr)/8760(hr) 註 2 : 核能 1-3 廠的建廠成本已攤提完畢, 未來核四發電成本約為 2 元註 3 : 為 103 年度經濟部公告之躉購費率 28

29 ( 三 ) 子議題三 : 什麼才是合理電價? 1. 影響我國電價制定之因素 壹 重點背景資訊摘要 (26/34) (1) 我國電價制定依據 : 電業法第 60 條 : 電價之訂定, 應以電業收入, 抵償其必需成本, 並獲得合理之利潤 (2) 我國電價費率計算公式 (103 年 1 月 19 日立法院審議通過版本 ): 帄均每度電價 = 燃料 + 稅捐及規費 + 合理利潤 +( 折舊 + 利息 )+ 用人費用 + 維護費 + 其他營業費用 綠色電價收入 其他營業收入售電度數 (3) 我國電價成本中以燃料成本比重最大, 並隨國際燃料價格之上漲, 其比重有逐年增加之趨勢, 以 102 年為例, 燃料成本占總成本之 62% 29

30 2. 電價合理化 壹 重點背景資訊摘要 (27/34) (1) 各國帄均電價 :2013 年各國帄均電價比較如下表, 我國住宅用電電價每度 元, 排名第 3 低, 工業用電電價每度 元, 則排名第 4 低 住宅用電 工業用電 排名 國別 台幣元 / 度 排名 國別 台幣元 / 度 排名 國別 台幣元 / 度 排名 國別 台幣元 / 度 1 大陸 捷克 美國 比利時 墨西哥 盧森堡 挪威 瑞士 臺灣 希臘 瑞典 匈牙利 馬來西亞 英國 臺灣 英國 南韓 瑞典 南韓 奧地利 美國 日本 大陸 希臘 挪威 荷蘭 馬來西亞 土耳其 以色列 菲律賓 盧森堡 西班牙 智利 比利時 芬蘭 捷克 匈牙利 奧地利 以色列 葡萄牙 新加坡 葡萄牙 波蘭 新加坡 土耳其 愛爾蘭 荷蘭 德國 法國 西班牙 智利 愛爾蘭 波蘭 義大利 丹麥 日本 芬蘭 德國 墨西哥 菲律賓 瑞士 丹麥 法國 義大利 註 :1. 台幣對美元換算匯率為 1 美元 =29.77 台幣 (2013 年平均匯率 ) 2." " 為 2012 年資料," " 為 2011 年資料," " 為 2010 年資料 30

31 2. 電價合理化 ( 續 ) 壹 重點背景資訊摘要 (28/34) (2) 我國電價成本中以燃料成本比重最大, 受國際燃料價格大幅飆漲影響, 每度售電成本中, 發購電燃料成本自 92 年至 102 年增加 166%, 致每度售電成本增加 60% 同期間政府為穩定物價 照顧民生及減緩對產業衝擊, 並未足額反映燃料上漲成本, 帄均每度售電單價僅增加 40% (3) 因燃料成本上漲無法完全反映於最終售電價格, 依據 IEA 估算 2012 年時台灣於電力方面總共付出 11 億美元的化石燃料補貼, 相當 GDP 的 0.2% 而 IMF 指出若將外部成本納入, 台灣於電力方面的化石燃料補貼占 GDP 比率約為 0.3%, 為先進經濟體中占比較高者 (4) 電價調整將對家戶電費占消費支出 製造業電費支出占生產成本比率及整體用電量產生影響 31

32 32 壹 重點背景資訊摘要 (29/34) 3. 各國備用容量率定義與趨勢 (1) 各國備用容量率多取決於電力系統中所要求之供電可靠度標準 ( 即允許發生限停電的小時數 ) 由於各國對供電能力與尖峰負載之定義不同, 導致備用容量率水準有差異 (2) 2014 年 6 月, 美國各州電力備用容量目標值大多維持 14% 以上, 實際上大部分區域電力備用容量高於其目標值, 德州實際備用容量達 15% 德州在 2012~2013 年的備用容量率分別只有 12% 與 13%, 均低於目標值, 夏季供電可靠度引發關切 (3) 美國顧問公司 (The Brattle Group) 估算德州電力系統經濟最適備用容量率時, 將需求面管理納入評估項目 結果顯示, 系統經濟最適備用容量率為 10.2%, 低於以缺電期望值所訂定的的備用容量率目標 (14.1%)

33 33 壹 重點背景資訊摘要 (30/34) 3. 各國備用容量率定義與趨勢 ( 續 ) (4) 備用容量率在我國係為長期電源開發規劃之準則 考慮發電成本最小化及電力建設不易, 設定目標值為 15% 美 英 韓等國電力系統規模均較我國為大, 其備用容量率標準也都在 15% 以上 國家台灣美國英國新加坡韓國日本歐盟 供電可靠度 ( 缺電機率 ) 備用容量 各國電業之供電可靠度與備用容量率水準 天 / 年 1 天 /10 年 9 冬天 /100 年 3 天 / 年 0.3 天 / 年 0.3 天 / 尖峰月 1 天 /10 年 率註 1 15% 15% 20% 30% 22% 預備力 8~10% 註 2 20~38% 註 1: 國際備用容量率 =[( 供電能力 - 尖峰負載 )/ 尖峰負載 ]*100% 註 2: 日本備用容量率定義與各國不同, 日本稱為 預備力, 其供電能力之計算已先行扣除廠用電 機組定期檢修及枯水減載等不可用容量, 故其預備力率較低 根據 2009 年實績, 以國際備用容量率慣例估計, 日本備用容量率高達 45%

34 壹 重點背景資訊摘要 (31/34) 4. 我國基 中與尖載比例 (1) 基 中與尖載定義與占比 : 基 中與尖載機組特性不同, 在電力系統中的理想占比都不相同 基載中載尖載 功能 需長時間滿載發電, 燃料供應可靠及發電成本低 可配合負載變動調整出力 在尖峰用電期間方併聯發電, 具貣 停快速之能力 容量因數 90% 以上 30%~50% 最低者或不及 10% 典型機組核能 燃煤燃氣複循環 抽蓄水力 水庫式水力及氣渦輪機 理想占比 ( 裝置容量 ) 55%~65% 15%~30% 10%~15% (2) 實際操作現況 : 基載電源占比自 90 至 102 年一直低於基載理想占比 (55~65%), 導致部分中載電源做為基載電源使用 (3) 未來在核四封存 既有三座核電廠屆齡除役及新燃煤機組建廠需時 12 年以上, 則 114 年基載電源占比估計為 39.2%, 中載機組則相對偏高許多 34

35 壹 重點背景資訊摘要 (32/34) 5. 電網穩定推動作法 (1) 電網建設係為配合用電需求及因應區域負載 ( 用電 ) 成長, 必頇持續進行必要之輸變電系統擴充工程, 適時提供用戶安全可靠之電力, 滿足國計民生之需求 (2) 依據長期負載預測 (10302 中案 ) 及長期電源開發方案 ( 無核四案 ),104 年及 107~114 年北部電源餘裕不足, 用電尖峰時頇由中南部輸送電力至北部 (3) 近年來發展智慧電網, 是全球重要趨勢 行政院核定之智慧電網總體規劃方案, 自 100 年貣分 3 階段於 20 年間推動, 如下表所示 35

36 6. 電業自由化趨勢與作法 (1) 電業自由化自 80 年開始成為全球趨勢, 可促進產業公帄競爭, 提高經營效率及技術創新, 促進整體經濟資源合理分配, 促使用戶獲得較佳的電力服務, 實現消費者主權 但因各國能源情勢 經濟制度 政治體制及文化背景不同, 採行的方式不一 自由化開始時間 ( 註 ) 英國 壹 重點背景資訊摘要 (33/34) 歐盟北歐美國澳洲紐西蘭日本韓國新加坡 德國法國挪威加州賓澤馬德州 1989 年 1996 年歐盟電力指令 1990 年 1996 年 1996 年 1996 年 1991 年 1994 年 1995 年 2000 年 2003 年 ( 分 3 階段 ) 中國大陸 1999 年 1995 年 2002 年 廠網分離與否 所有權分離 法律分離法律分離法律分離不強制不強制不強制 所有權分離 所有權分離 不強制 法律分離 所有權分離 所有權分離 作法 獨立調度中心 獨立電力調度型態 用戶購電選擇權 CAISO PJMISO ERCOT AEMO 逐步開放 一次全面開放 逐步開放逐步開放 非營利法人 一次全面開放 非營利法人 一次全面開放 非營利法人 逐步開放 公司型態 ( 政 60%, 民 40%) 逐步開放 一次全面開放 韓電力交易所 KPX 兼營 非營利法人 電力調度部門 PSO 隸屬於新加坡能源市場局 (EMA) 逐步開放逐步開放逐步開放 註 : 自由化開始時間, 係以自由化法源獲國會通過為基準 會計分離 (Accounting separation): 發輸配售等各部門之成本與收入需予以分離 法律分離 (Legal separation (separate legal entities with the same ownership)): 將垂直整合之綜合電業依部門別拆分成不同公司, 但允許控股公司 所有權分離 (Ownership separation): 綜合電業依部門別拆分成不同公司, 且公司所有權必頇分離, 不允許控股公司 無 36

37 壹 重點背景資訊摘要 (34/34) 6. 電業自由化趨勢與作法 ( 續 ) (2) 行政院分別於 84 年 9 月至 97 年 2 月 15 日五度提交電業法修正草案送立法院審議, 惟均無法完成修法程序 經務實檢討, 目前採逐步修法方式推行電業自由化 (3) 推動臺灣直接與再生能源發電業者購買電力 (Power Purchase Agreement), 將加速臺灣再生能源發展 再生能源為長期購買以達到企業能源成本避險誘因, 並增加再生能源業者長期固定收入, 進而增加融資, 得以投入更多的資金發展 37

38 貳 面臨問題 38 38

39 貳 面臨問題 (1/14) 一 再生能源 ( 一 ) 再生能源技術發展瓶頸與挑戰 1. 太陽光電 (1) 土地限制 : 太陽光電需要大量的土地或屋頂面積 ( 例如 :1MW 設置量約需 1.5 公頃的土地 ), 考量國內屋頂 / 土地資源有限, 如何來提升屋頂 / 土地利用率, 促進太陽光電普及化, 是未來推動重要議題 (2) 發電成本高於市電價格 : 目前太陽光電發電成本 ( 躉購費率 4.9~7.1 元 / 度 ) 仍較市電 (~3 元 / 度 ) 高, 初期若大量推廣, 恐造成再生能源附加費過高 (3) 日照條件有限制 : 太陽光電屬於間歇性再生能源, 有日照時才發電, 國內太陽光電每 kw 年均可發時數約 1,250 小時, 每日帄均約可 3.4 小時 /kw, 容量因數 14%, 無法穩定供應能源 2. 風力 (1) 陸域風電 : 排除居民生活空間競合 環境生態等影響區域後, 面臨開發成本增加問題 (2) 離岸風電 : 國內技術能量及施工經驗仍在貣步階段 39

40 貳 面臨問題 (2/14) 3. 地熱國土限制及發電成本高 : 臺灣地狹人稠, 地熱區集中於地質敏感區, 單位國土面積可發展之地熱發電較國際差 且增強型地熱系統 (EGS) 技術尚未成熟, 實際可開發量仍視其技術成熟度而定, 且地熱發電成本較高, 經濟誘因較不佳, 致使地熱電廠推動困難 4. 生質能 (1) 料源限制 : 我國生質能發電受限於生質資源較為不足 且料源供應穩定性與燃料成本等因素, 致使生質電力成長受限 (2) 能源利用率待提升 : 廢棄物發電能源利用率低 ( 焚化帄均發電效率約 19%; 淨發電效率約 15%), 生質料源能源利用率有待提升 5. 水力國內水力發電發展限制 : 國內水力發電受自然條件之限制, 優良之水力場址多已開發利用, 近年來, 因民眾及環保意識高漲, 及相關法令限制日趨嚴格, 未來開發成本更有上漲趨勢, 導致國內水力發電開發成長受限 40

41 貳 面臨問題 (3/14) 6. 海洋能地理環境限制 : 我國海洋能開發面臨颱風與地震之挑戰, 以及航行 漁業與其他目的之利益衝突 我國海洋能仍在初期研發與測試階段, 未來機組之發電效益 發電成本與可用率仍待驗證, 不確定性仍高 7. 氫能燃料電池技術成本偏高 : 燃料電池屬新興能源技術, 以再生能源為來源之燃料電池目前尚無商業化產品 燃料電池的使用另一重點是氫氣的來源, 目前氫氣的生產 儲存氫氣的設備或加氫站的設置, 技術及價格仍待確認 8. 整體再生能源 (1) 考量地理環境與資源特性 儲能技術等因素, 再生能源成長受限 我國再生能源受限於土地可用面積 氣候 環境及生態影響與料源多寡 政府財政負擔等因素下, 致使再生能源成長受限 再生能源多屬於間歇性能源, 當占比過高時易導致電網不穩定性, 影響供電品質 41

42 貳 面臨問題 (4/14) 8. 整體再生能源 ( 續 ) (2) 自願性綠色電價制度試辦計畫推廣初期推廣不易, 包括 民眾不了解綠電推動之意涵 電力市場未自由化, 價格較無彈性 電價水準較低, 綠電成本較高, 影響消費行為 無強烈認購誘因促使企業認購綠電等, 造成推廣綠電阻礙 42

43 二 燃煤 燃氣及核能 ( 一 ) 燃煤 1. 燃煤電廠興建時程長, 且具鄰避效應 (1) 建廠時程長 : 台電公司燃煤電廠自規劃至商轉保守估計約需 12 年以上 ( 以彰工火力發電計畫為例, 台電公司推估自規劃至商轉歷時超過 20 年 ) (2) 具鄰避效應 : 電力需求為民眾不可或缺, 但民眾排斥電廠興建於其鄰近地區, 造成電廠興建之困難 2. 燃煤電廠屬各類能源排碳係數較高者 貳 面臨問題 (5/14) (1) 為降低空氣污染物之排放, 新設或既有燃煤機組皆需裝設空污防制設施或採用新的降低排碳技術, 但目前尚缺乏商業化可行之減量技術 43

44 ( 二 ) 燃氣 貳 面臨問題 (6/14) 1. 儲槽容量不足, 週轉天數太低, 影響供氣穩定 (1) 我國天然氣幾乎全部依賴進口, 易受外在因素 ( 如颱風 ) 影響, 對國家能源安全供應構成威脅 目前二座液化天然氣接收站分別位於南部及中部, 但彼此相互支應能力低 (2) 我國新建液化天然氣接收站, 興建期程至少需時 6~8 年, 如包括選址 可行性評估 環評等前置作業約需時 2 年, 合計約需 8 至 10 年, 對於短期供氣穩定緩不濟急 44

45 ( 二 ) 燃氣 ( 續 ) 2. 燃氣發電成本高, 且氣價波動大 貳 面臨問題 (7/14) (1) 燃氣發電成本較燃煤高, 且天然氣計價指標與國際油價連動, 易因油價波動而同時反映於氣源成本上, 造成氣價波動 (2) 美國天然氣發電直接用管道運送, 我國必頇加壓液化為液化天然氣 (LNG), 運送至台灣成本達美國天然氣價的 2~3 倍, 未來即使美國有較低價的頁岩氣, 但仍頇經液化及運輸, 我國燃氣發電成本仍高 美國 4.6~6.9 美元 / mmbtu 4.6~6.9 美元 /mmbtu 管道連接 氣田開採管道輸送管道輸送燃氣電廠 LNG 化 台灣 12~14.8 美元 /mmbtu 7.4~7.9 美元 /mmbtu 氣田開採管道輸送 液化 (-162 o C) 儲存船運 管道輸送 儲存 燃氣電廠 氣化 45

46 貳 面臨問題 (8/14) ( 三 ) 核能 1. 民眾對核能安全有所疑慮 (1) 核能安全涉及面向廣並具高度專業, 不易對外溝通說明 (2) 民眾對我國核能電廠安全設計及管制作為不了解 (3) 日本福島事故增加民眾對核能電廠安全的疑慮 2. 核電廠因應福島事故複合性天然災害之能力需確認 (1) 我國位處地震帶, 核電廠耐震及防海嘯能力需確認 (2) 核電廠緊急應變與救援能力需確認 3. 不確定資訊於坊間流傳引貣恐慌 (1) 核能電廠運轉的健康疑慮需釐清 (2) 核災事故發生機率需釐清, 風險認知需溝通 (3) 對核災發生時執行疏散範圍之爭議待溝通 46

47 貳 面臨問題 (9/14) ( 三 ) 核能 ( 續 ) 4. 核廢料處置困難 (1) 低放射性廢棄物最終處置設施場址迄今未選定 (2) 高放射性廢棄物之乾式貯存設置不順利 (3) 缺乏放射性廢棄物營運專責管理單位 ( 四 ) 各類能源比較 1. 能源組合面臨兼顧成本及二氧化碳排放之兩難 (1) 各類能源中再生能源 ( 除風力 ) 成本最高, 次之為燃氣 (2) 燃煤發電每度電碳排放量約為燃氣之兩倍 ; 另核能及再生能源發電過程中無二氧化碳排放 (3) 各種能源選擇替代, 除穩定供應外另應考量成本 二氧化碳排放量及其相關減碳技術 47

48 三 電價與電業自由化 ( 一 ) 電價未能合理反映成本 貳 面臨問題 (10/14) 1. 自民國 92 年以來國際燃料價格大幅飆漲, 惟政府為穩定物價 照顧民生及減緩對產業衝擊, 並未足額反映燃料上漲成本 2. 電價反映成本之合理性屢遭質疑, 民眾無法接受合理調價 3. 歷年來電價調整考量因素, 除成本外尚考慮穩定物價 照顧民生及減緩對產業之衝擊, 以致未足額反映成本變動, 導致電業產生虧損 ( 二 ) 電業自由化之修正涉及影響層面廣及內容複雜度高, 且既有電業部分員工擔心市場變動後既有權益受損, 不易推動 48

49 貳 面臨問題 (11/14) 四 電力供應不足 ( 一 ) 參考台電 案, 在無核四且核一 ~ 核三廠屆齡除役之情境下, 未來備用容量率從 107 年貣將低於 10%, 至 110 年後甚至僅餘 5.4% 以下, 面臨電力供應不足危機 ( 二 ) 台電 案原估計 103 年備用容量率仍有 16.3%, 惟實際值 14.7%, 低估尖峰負載 43.5 萬瓩 如考慮低估現象納入修正, 未來備用容量率下降情形恐更為嚴峻 ( 如下圖紅色虛線 ) 備用容量率 * % % 18.0% 16.0% 14.0% 12.0% 10.0% 8.0% 6.0% 4.0% 2.0% 0.0% -2.0% -4.0% 17.5% 16.3% 17.5% TPC 案 _ 原案備用容量率 14.7% 13.0% 11.7% 10.2% 12.1% 10.8% 9.8% 9.0% 9.4% TPC 案 _ 修正備用容量率 8.9% 8.6% 5.4% 7.8% 8.2% 3.6% 3.2% 1.8% 4.3% 2.5% -0.3% 2.1% % 民國年 -1.3% 49

50 貳 面臨問題 (12/14) ( 三 ) 依據工研院之 臺灣 2050 能源供需情境模擬器, 採節能 前瞻情境 Level 3( 亦即再大幅提高能源效率標準 強制淘汰使用中耗能家電器具 強制要求現有製程更換高效率設備等 ), 在 年間, 每年用電需求仍有 1.43% 成長 且在 核四封存 核一 ~ 核三屆齡除役 之情境下, 備用容量率預估於 107 年至 114 年將從 10.2% 降至 4.1%, 顯示即使竭盡所能節電, 未來仍將面臨缺電 ( 四 )103 年備用容量率實績值 14.7%, 已低於目標值 15%, 且 103 年 9 月 15 日當日實際供電容量較需求僅有 3.44% 之餘裕, 若再有機組故障則立刻缺電 其原因為 9 月份持續高溫 南部電廠配合高雄氣爆救災停機 林口電廠於 9 月 1 日屆齡除役及星能彰濱電廠機組故障, 可見縱有相當之備用容量, 電力系統仍可能因各項突發因素導致供電不足之風險 50

51 貳 面臨問題 (13/14) ( 五 ) 基載機組不足發電成本攀升 1. 燃煤與核能基載電源推動受阻,102 年燃煤及核能僅占台電系統淨尖峰能力約 41.9%, 基載電源占比明顯偏低 2. 當三座核電廠因運轉執照到期停轉及核四廠封存不發電, 預估 114 年燃煤基載機組容量占台電系統約為 32%, 未來的電源結構失衡的情形將更加嚴重 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 55%~65% 不足 41.9% 15%~30% 48.3% 有餘 有餘 10%~15% 最佳比例 現況比例 9.8% 基載電源中載電源尖載電源 51

52 ( 六 ) 區域電力供需不均 貳 面臨問題 (14/14) 1. 目前北部地區的用電需求占台電系統 40% 以上, 遇有機組定期檢修 故障 氣溫上升或環保限制等問題時, 即需有大量的電力透過輸電幹線北送挹注 2. 依據長期負載預測 (10302 中案 ) 及長期電源開發方案 ( 無核四案 ),104 年及 107~114 年北部電源餘裕不足, 用電尖峰時頇由中南部輸送電力至北部 112 年北部供電淨尖峰能力缺口為 315 萬瓩, 有限電危機 52

53 參 因應策略 53 53

54 1. 再生能源 參 因應策略 (1/14) 1.1. 太陽光電 推動陽光屋頂百萬座計畫 以逐步擴大, 先屋頂後地面作為推廣策略基於整體國土規劃, 初期以推動屋頂型設置, 逐年擴大設置目標 ; 後期當太陽光電之發電成本更具競爭力後, 再推動土地型大規模開發 屋頂型 : 推動民宅 工廠 公有建築等設置太陽光電 地面型 : 於 102 年修訂法規, 開放於嚴重地層下陷地區 受污染農地等不利耕作農地, 設置再生能源設施, 以利邊際農地多元利用 ; 並核定 黃金廊道農業新方案暨行動計畫, 試辦太陽光電之多元化綠能農業產業, 作為示範應用推廣 54

55 參 因應策略 (2/14) 1.1 太陽光電 推動陽光屋頂百萬座計畫 ( 續 ) 建立有利環境, 加速推廣設置 協調相關部會法規之規範 ( 如協商放寬土地利用與建築設置等法規規範 ) 提升設置誘因 研擬相關補助措施 協助地方政府投入 建立系統建置能量 提供民眾諮詢與溝通等, 以促進陽光屋頂普及化 定期檢討目標設置量與推動時程, 並考量自然資源條件較不足 尖峰供電需求高的區域, 檢討太陽光電躉購費率是否分區定價 太陽光電競標機制 : 近年太陽光電期初設置成本快速下降, 為能有效反映市場實際成交價格, 實施競標機制有其必要性 太陽光電競標機制 : 競標機制造成業者惡性競爭 壓低下游廠商價格, 導致部分業者施工品質不佳, 建議取消競標機制 註 : 黑色方框內為第 2 階段分區及團體因應策略徵詢會議中歸整出不同意見部分 55

56 1.2. 風力 - 推動千架海陸風力機計畫 陸域風力 推動策略以先開發優良風場, 再開發次級風場為目標 以躉購費率加成方式, 提供設置誘因, 加速達成推廣目標 加強風力業者與民眾之溝通, 以降低民眾對風力機設置衍生之疑慮 離岸風力 參 因應策略 (3/14) 先開發淺海 (5~20 公尺 ), 再逐步開發深海 (20~50 公尺 ) 先推動示範獎勵計畫, 再推動大規模區塊開發 健全法規制度, 訂定合理躉購費率, 提升周邊服務與基礎建設 ( 如碼頭 電網 海事工程 ), 完善融資體系 ( 如協助申請專案融資或信保 ), 發展產業技術能量 ( 如營運及維護 ) 進行跨部會協調, 推動政策環評, 排除設置障礙, 提供有利環境, 完善內需市場 56

57 57 參 因應策略 (4/14) 1.3. 地熱 先推動淺層地熱, 再推動深層地熱 地熱發電由淺至深, 發展高效率地熱發電技術, 降低地熱發電成本 提升地熱發電效率, 逐步推動地熱發電成長 透過示範獎勵措施, 鼓勵業者投資興建 訂定示範獎勵辦法及試驗性計畫, 鼓勵業者進行地熱區探勘與產能驗證 透過小型地熱電廠示範, 提升大型電廠開發成功機率 提高設置誘因, 排除設置障礙 檢討地熱發電躉購費率, 以提高地熱發電設置誘因 健全法規, 並協助地方政府推動地熱發電

58 參 因應策略 (5/14) 1.4. 生質能 提升自主料源利用 : 以國內生質料源 ( 廢棄物 農林資材 稻稈 廢油 禽畜廢棄物 廢污水或污泥 ) 優先利用, 建構國內生質能利用產業鏈及配套措施 ( 如燃燒後飛灰與底灰處理或再利用 ), 提升生質物蒐集與利用 提升技術擴散, 引導產業發展 : 推廣高效率生質燃料轉換技術 ( 造粒 焙燒或沼氣 ) 與應用, 降低生質燃料成本 提升生質能有效利用率, 評估生質燃料與化石燃料混燒之可行性, 引導業者投入生質電力事業, 並逐步提高生質能發電量 提供政策誘因 : 提供生質物及廢棄物發電合理躉購費率及健全配套措施, 鼓勵業者投入生質能發電 推動示範與輔導措施 : 持續推動沼氣發電系統推廣計畫, 並輔導 鼓勵畜牧場沼氣利用, 加速沼氣 ( 生質物 ) 發電成長 進行區域能源整合計畫 : 規劃區域生質廢棄物能源化系統整合推動計畫, 提升生質廢棄物能源化再利用比例, 廢棄物 / 生質物發電裝置容量逐步成長 58

59 參 因應策略 (6/14) 1.5. 水力 開發對環境友善之水力資源為推廣目標 : 依再生能源發展條例, 以川流式水力為推廣目標, 並開發對環境友善水力資源為主 公民營齊力開發水利資源 : 目前水力開發以台電公司為主, 民間為輔 ; 未來推動措施將雙管齊下, 協商相關部會法規之規範 ( 如環評法規適用及設置條件等法規規範 ), 提供民間業者合理經濟誘因, 並責成台電公司增加水力開發計畫 訂定合理川流式水力躉購費率, 輔以提高業者設置意願 : 檢討川流式水力躉購費率是否區分級距訂定 1.6. 海洋能 以技術可行優先推動 : 考量國內海域開發條件, 優先發展波浪發電技術,114 年推動我國首座 MW 級示範電廠,119 年邁向商業級電廠開發, 全面開發為我國再生能源作出貢獻 掌握關鍵技術, 進行先導示範計畫 : 藉由研發測試掌握關鍵技術, 並加速發展高自製率商業機組, 扶植國內產業, 帶動海洋能發展新契機 並進行先導示範, 以成功經驗吸引業者投入開發 59

60 1.7. 氫能燃料電池 1.8. 整體再生能源 參 因應策略 (7/14) 優先推動經濟可行及偏遠救災型計畫 : 電信備用電源已具生命週期經濟效益, 可研究進行獎勵推廣, 俾促進產業發展, 並鼓勵地方政府將燃料電池納入救災通訊帄台備用電力 評估基地台可併網進行電力調節之規劃 : 國內燃料電池基地台備用電力系統如未來可併網進行電力調節, 預估將有 8 萬座 3-5kW 燃料電池基地台之備用電力, 約可提供 300MW 電力 評估工業餘氫之推廣利用 : 國內每年工業餘氫粗估 億立方米, 139 年前逐步導入工業餘氫與再生能源轉氫之發電應用 優先推動技術成熟 發電成本低之再生能源 : 考量推廣目標規劃 5 項原則 ( 電價影響可接受度 技術可行性 成本效益導向 分期均衡發展 帶動產業發展 ), 以優先推動技術成熟 發電成本低之再生能源為主, 較前瞻性且尚未商業化技術則以投入相關研發為主, 並滾動式檢討再生能源推廣目標 60

61 1.8. 整體再生能源 ( 續 ) 參 因應策略 (8/14) 再生能源發展目標時程 : 為符合國際再生能源發展趨勢, 在考量技術可行及成本效益下, 檢討提前達成我國推廣目標, 同時並全面提升再生能源總設置容量 再生能源發展目標時程 : 我國電網屬島嶼型獨立系統, 考量再生能源屬間歇性能源, 併網時易造成電網不穩, 故勿過度投入開發 每年召開再生能源躉購費率審定會, 訂定合理躉購費率, 簡化併網流程, 提高設置誘因 加速推動附加費制度, 健全再生能源發展 : 依國際經驗, 發展再生能源之成本最終均由終端用電戶分攤 我國應依 再生能源發展條例 規定, 衡諸民生經濟及電業永續經營, 推動再生能源附加費制度 進行儲能與智慧電網推動計畫及相關技術之研發 : 為改善再生能源併網所造成電網之不穩定性, 已著手進行智慧電網基礎建設之規劃, 並已於澎湖及金門地區建立儲能示範及測試帄台 註 : 黑色方框內為第 2 階段分區及團體因應策略徵詢會議中歸整出不同意見部分 61

62 參 因應策略 (9/14) 1.8. 整體再生能源 ( 續 ) 進行綠色電力計畫, 並訂定短 中 長期推動策略, 同時將綠電相關資訊透明化, 俾利民眾了解相關資訊 : 短期以溝通為主, 回應部分團體訴求, 並加強認同 ; 中期以擴大推廣, 延續既有機制, 並檢討納入修法 ; 長期則回歸自由化市場之運作 規劃成立專案推動辦公室, 進行整體制度規劃 法規協調 配套措施健全 推動示範獎勵計畫等 仿效英國立法設立再生能源投資銀行 (Green Investment Bank, GIB), 或編列預算及訂定相關辦法, 協助國內再生能源計畫進行專案融資 (Project finance) 62

63 參 因應策略 (10/19) 2. 燃煤 燃氣及核能 2.1 燃煤 加強溝通與公開資訊, 爭取基載電力建設 加強電源開發計畫相關資訊公開之程度, 使民眾能於事前獲得充分資訊 加強溝通電源開發計畫之必要性, 並加強與地方主管機關及民眾之協調溝通以降低民眾抗爭 汰舊換新, 並引入淨煤減碳技術及高效率機組, 以降低碳排放 配合電廠改建及更新計畫, 進行汰舊更新, 改採先進之超超臨界壓力燃煤機組 導入淨煤減碳技術, 減少煤炭利用之碳排放 建立合理管制空污排放, 兼顧環境保護與經濟發展 燃煤電廠之興建應接近卸煤碼頭或採用港廠合一, 以降低運輸成本及減少財務成本 63

64 2.2 燃氣 參 因應策略 (11/19) 擴增天然氣接收能力, 預擬備援計畫, 提高供應安全 擴充現有液化天然氣接收站, 提高液化天然氣接收站之卸收量 規劃於北部籌建第三座液化天然氣接收站, 與現行二座液化天然氣接收站互為備援調度, 以確保國家能源供應安全 擬定緊急備援計畫, 並與國外供應商建立良好合作關係, 強化極短時間內調度 輸轉 分散供應來源及簽訂長約, 穩定天然氣供應及價格 LNG 採購持續採用長期契約為主 現貨為輔之採購策略, 以確保氣源穩定供應 分散供應來源, 增加自澳洲與美國進口天然氣, 及積極爭取進口美國頁岩氣 積極洽商多元指標之液化天然氣價格公式, 分散價格朝向多元計價與降低氣價波動, 以避免氣價隨油價巨幅波動 開發燃氣發電, 並積極引進高效率燃氣複循環機組 64

65 2.3 核能 參 因應策略 (12/19) 持續溝通及強化資訊透明, 建立核能安全及環境認知共識 針對輻射疑義地點, 逐一展開複測, 並加強與媒體及民眾溝通, 提供正確輻防資訊及輻射偵檢示範 電廠運轉資訊透明化 公開相關管制作業內容, 以澄清錯誤資訊 進一步評估核電廠耐震裕度, 持續執行必要補強 擴大執行地質調查與進一步規劃後續補充地質調查方案, 並基於保守決策, 進行耐震餘裕評估 確認核四電廠廠址附近有無活動斷層, 並持續進行龜山島海底火山的影響評估 依福島事故後所發布之總體檢核管案件要求, 持續檢視核能電廠整體耐震性與執行必要補強 65

66 2.3 核能 ( 續 ) 參 因應策略 (13/19) 追蹤及精進核能電廠安全防護, 落實國際技術規範 持續檢討現有核能機組因應超過安全基準事故之能力, 以及異常天災發生時可能發生設備失效的危險要項, 並採行改善或強化措施 遵循歐盟執委會核能管制者組織 (EC/ENSREG) 技術規範, 執行各電廠之壓力測試 參照同行審查建議事項, 分別提出核能管制案要求台電公司持續落實實施 持續監測輻射, 評估緊急應變, 強化應變整備措施 持續進行電廠例行性取樣分析, 確保廠內外工作人員及民眾輻射安全 ; 持續執行環境輻射帄行監測, 力求資訊透明化, 並讓全民共同監督 ; 加強對民眾進行風險溝通 持續推動福島事故後所採取的應變整備強化措施, 並加強辦理核災演習 66

67 參 因應策略 (14/19) 2.3 核能 ( 續 ) 建立核廢料最終處置共識, 成立營運專責機構, 妥善處理核廢料 持續加強公眾溝通低放射性廢棄物最終處置作業, 並儘速與場址所在地方政府協商辦理地方性公民投票 加強推動乾貯計畫, 並適時尋求在境外進行用過核子燃料再處理之可行性 推動成立放射性廢棄物營運專責機構, 強化專職人力, 落實執行處置計畫 積極尋求國際技術合作與交流 整合運用國內研究發展資源, 循序建立自主處置技術能力, 確保高放處置依計畫時程推動 67

68 參 因應策略 (15/19) 2.4 充分利用不同能源優點, 建立多元合理能源組合, 確保能源安全 各類能源有其優點與限制, 需充分利用各種能源之優點, 並考量我國地理限制及能源供給條件, 訂定效率化 低碳化 自主化 多元化的合理能源組合, 以確保能源供給安全 68

69 3. 電價 電力特性與電業自由化 參 因應策略 (16/19) 3.1 提升電價訂定透明度, 充分說明合理反映成本之必要 提升電價訂定之資訊透明度, 並採簡單易懂方式對外說明成本結構資訊, 以釐清問題及降低各界的誤解 電價調整時應充分說明合理反映成本之必要性, 維持電業之正常營運, 同時考量整體電價結構調整, 以符合社會公帄正義 節能減碳及使用者付費之精神, 並檢討浮動電價等措施之可行性 定期揭露相關發電成本資訊, 以降低各界疑慮並引導用戶使用高效率產品 建立合理評估指標, 以評斷台電營運績效, 並提出經營改善計畫 3.2 以維持供電可靠度為原則, 滾動檢討訂定合理備用容量率 持續配合電力系統實際狀況, 以維持供電可靠度 99.9% 為原則, 適時檢討實際所需備用容量率 69

70 參 因應策略 (17/19) 3.3 排除基載電廠更新擴建之困難, 維持基載電源合理比例 排除困難加速現有基載電廠更新或擴建計畫之推動 並致力於節約能源, 以減少電力需求 燃煤機組新增規劃 : 考量發電成本 天然氣儲槽容量及週轉天數等因素, 燃煤機組仍應為發電結構中之選項 燃煤機組新增規劃 : 考量氣候變遷問題, 應逐漸減少使用燃煤發電, 燃煤電廠汙染高, 應逐步汰換為較為潔淨之天然氣電廠 註 : 黑色方框內為第 2 階段分區及團體因應策略徵詢會議中歸整出不同意見部分 70

71 參 因應策略 (18/19) 3.3 排除基載電廠更新擴建之困難, 維持基載電源合理比例 ( 續 ) 核能機組運轉規劃 : 考量核四封存未來以公投決定是否商轉之不確定性, 核一 二 三廠在安全無虞之前提下應予延役, 以兼顧滿足需求及降低供電成本之目標 核能機組運轉規劃 : 為達成 非核家園 目標, 核四廠應予停建, 核一 二 三廠亦應屆齡除役, 另以燃氣電廠做為基載 核能機組運轉規劃 : 核能發電為國際公認重要減碳選項之一, 為抑制溫室效應帶來全球氣候變遷之影響, 在安全無虞之前提下, 應讓核四廠儘速解封商轉, 核一 二 三廠應予延役 註 : 黑色方框內為第 2 階段分區及團體因應策略徵詢會議中歸整出不同意見部分 71

72 參 因應策略 (19/19) 3.4 促使區域供需帄衡, 鼓勵分散型電源設置, 強化負載管理以提高電網供輸彈性 未來新設電廠應考量區域供需帄衡及電力系統安全 鼓勵分散型電源之設置 ( 如再生能源 ), 以發揮當地發電 當地使用之目的 強化負載管理, 抑低尖峰負載時段供電壓力, 減輕中 ( 南 ) 電北送之負荷 3.5 分階段逐步漸進推動電業自由化, 並加強對外溝通 為減少電業自由化對電力市場產生之衝擊, 採分階段逐步漸進之方式推動電業自由化 加強與各界溝通, 減少電業法修正之爭議 72

73 簡報結束 敬請指教 73