開放台電結案報告各項議題回應說明 經濟部 105.9.2 感謝郝明義先生以及開放台電研究團隊, 在這一個多月的開放台電資料的努力, 以及對於台灣能源發展的建議 歷經一個多月的討論與資料往返, 這是台灣能源政策發展及改革的開始, 因此, 我們還有幾項工作要繼續執行 : 一 有關各界質疑經濟部與中興工程顧問社 中興工程顧問股份有限公司及吉興工程顧問股份有限公司的從屬關係, 已請中興工程顧問社曾董事長參寶重新檢討過去中興工程顧問社及其子公司與台電之間在核電資源利益分配上的從屬關係, 台電公司也將遵循 政府採購法 相關規定辦理各項電源開發計畫, 杜絕不當利益群帶聯系, 積極進行能源轉型正義改革 二 有關發電機組歲修時間的安排, 經台電公司檢討後, 原定每年 6/16~9/15 夏月期間不安排大型機組歲修,106 年調整為 5/21~9/30 不安排歲修為原則, 避開高用電量時間, 以因應氣候劇烈變化, 避免造成今年 5 月 31 日供電吃緊的情形再次發生 三 經濟部與台電公司在這次與開放台電研究團隊的合作後, 將採取更開放的態度面對大眾 面對能源轉型正義的議題, 其經驗可做為國營事業開放資料之基礎, 未來將逐步擴展至其他國營事業, 希望能讓更多公民社會的力量參與 電力供需是個高度專業的知識領域, 提供穩定 安全的電力, 滿足分分秒秒的用電需求, 是台電公司的天職, 也是台電存在的價值, 為達成穩定供電的使命, 台電員工秉持工程師文化, 默默耕耘本業, 曾經扮演台灣經濟成長之推手 隨著時代潮流之變遷以及社會風氣之開放, 台電公司體認到社會溝通及公司治理之重要, 已將燃料採購成本 發電數據 財務概況等資訊揭露於公司網站, 亦歡迎民眾提供經營改善寶貴意見 經濟部與台電公司感謝開放台電研究團隊為台電與社會的溝通對話平台, 創造了更多的可能性 ; 未來, 台電公司將秉持更開放的態度, 走入人群 面對大眾, 配合政府能源政策發展再生能源 推廣節電措施, 為達成能源轉型的目標而努力不懈 1
有關開放台電研究團隊結案報告相關議題, 回應如次 : 議題 1 議題 2 議題 3 議題 4 議題 5 議題 6 議題 7 議題 8 政府要有明確的能源策略, 並協助台電進行需要的轉型經濟部與原能會把握與台電的上下屬關係和倫理原則, 善盡主管機關之責 ( 另談電業法修法後的關係 ) 台電需求管理的精進改善計畫尖峰負載時段收購汽電共生的擴大計畫合理的歲修 維修 應變計畫, 尤其避免尖峰時期大修 V 接變壓器造成之漏電問題改善計畫及早並有計畫對社會進行停電風險評估與控管準時 甚至及早進行重大機組的更新並商轉 2
議題 1 政府要有明確的能源策略, 並協助台電進行需要的轉型 說明 : 一 新能源政策發展願景 ( 一 ) 兼顧能源安全 環境永續及綠色經濟發展均衡下, 建構安全穩定 效率及潔淨能源供需體系, 創造永續價值 ( 二 ) 2025 年達成非核家園目標 二 新能源政策發展方向 ( 一 ) 穩定開源及擴大需量管理, 確保供電 1. 確保未來 3 年 (106 年至 108 年 ) 不缺電 2. 規劃 109 至 114 年之長期電力供應 ( 二 ) 推動節能極大化, 提升能源使用效率 1. 強制能源耗用標準 (MEPS) 分級標示及節能標章推動 2. 政府機關學校節約能源 3. 推動產業部門節能措施 4. 結合地方政府推動民生部門節電 ( 三 ) 積極多元創能, 促進潔淨能源發展 1. 確保低碳及高效率傳統基載發電 2. 降低現有火力電廠污染排放 3. 全力擴大再生能源發展於 2025 年占比達 20% 以上 4. 佈局新興能源 / 氫能燃料電池 ( 四 ) 加速布局儲能, 強化電網穩定度 1. 改善既有抽蓄水力電廠設備, 增加電力系統調頻能力 2. 增建抽蓄水力電廠 ( 五 ) 推動智慧電網與智慧電表興建 佈建智慧電表, 積極完成關鍵通訊技術與模組開發驗證, 都會區優先開設 ( 六 ) 電業改革 1. 在電力穩定供應前提下, 務實規劃未來電力市場 3
2. 兩階段推動電業改革, 審慎評估對電力市場之影響 ( 七 ) 培養系統整合, 輸出國外系統市場 1. 統籌綠能政策方向, 整合產官學研資源 : 成立能源及減碳辦公室 2. 推動能源產業科技研發與示範應用 : 沙崙綠能園區 3. 推動國產化政策, 建立國內太陽光電及離岸風力產業供應鏈 ( 八 ) 綠色金融 1. 改善綠能產業投資環境 提高投資彈性, 提出綠色金融評估規劃 2. 挖掘能源服務產業潛力, 導入綠色金融加速綠能產業發展 三 協助台電公司轉型 ( 一 ) 非核家園 2025 達成非核家園政策目標, 能源配比 : 燃煤 30% 燃氣 50% 再生能源 20% ( 二 ) 資訊揭露 1. 要求台電公司提供長期負載預測與電源開發計畫 機組大修排程 需量反應規劃等相關資料, 並建立公開揭露程序 2. 台電公司配合政府資訊公開政策, 另於公司網站成立 資訊揭露 專區, 公開有關經營 發電 電力供需 工程 環境及用戶等相關資訊 ( 三 ) 電業改革 經濟部將儘速提出 電業法修正草案 送行政院轉立法院審議, 開放設立發電廠及售電業 ( 四 ) 市場調整 台電公司配合電業改革時程, 進行組織與業務調整, 以發展更多元之電力服務 惟目前電業法修正架構僅為草案, 且不涉及台電公司民營化, 調整期限延長 6~9 年完成, 未來得成立控股公司 4
議題 2 經濟部與原能會把握與台電的上下屬關係和倫理原則, 善盡主管機關之責 ( 另談電業法修法後的關係 ) 說明 : 一 經濟部係依 電業法 及 國營事業管理法 等規定, 主管電力政策 法規研擬 電業管理及台電公司經營管理 ( 人事 財務 績效 ) 等, 台電公司則負責相關發電 輸電及配電計畫之執行 二 經濟部與台電公司將採取更開放的態度面對大眾及能源轉型議題, 台電公司配合政府資訊公開政策, 並於公司網站成立 資訊揭露 專區, 公開有關經營 發電 電力供需 工程 環境及用戶等相關資訊 三 經濟部將儘速提出 電業法修正草案 送行政院轉立法院審議, 協助台電公司轉型, 並提高經營效率, 善盡主管機關之責 市場架構和台電公司與主管機關的關係 ( 現況 ) ( 一 ) 依 電業法 第 3 條電業專營權規定, 台電公司為我國唯一發電 輸電 配電垂直整合之綜合電業, 其營業區域包括台 澎 金 馬地區 ( 二 ) 由於台電公司擁有電業專營權, 故民營發電業者 (IPP) 應與台電公司簽訂購售電合約 (PPA), 將所生產之電能全數躉售予台電公司 ( 三 ) 設置汽電共生系統 再生能源發電設備及其他發電設備, 以供自用之設置者 ( 以下簡稱自用發電設備 ), 其餘電僅能躉售予台電公司 ( 四 ) 因台電公司擁有電業專營權, 故用戶無法選擇其他購電對象, 不具用戶購電選擇權 ( 五 ) 依 再生能源發展條例 設置之再生能源發電設備所生產電能亦僅能躉售予台電公司 市場架構和台電公司與主管機關的關係 ( 電業法修正草案 ) ( 一 ) 參考先進國家電業改革作法 : 1. 修法通過後 1~2.5 年完成開放發電業 售電業及代輸 : 開放代輸 直供, 發電 售電市場公平競爭, 逐步開放用戶購電選擇權, 成立電業管制機關, 此時台電公司仍維持綜合電業 ( 經營不同類別電業間應會計獨立 ) 2. 修法通過後 6~9 年完成電網公共化 : 於電業管制機關審酌查核條件成就後, 啟動本階段 綜合電業分割為發電與電力網公司 ( 二 ) 電業劃分為發電業 輸配電業及售電業 : 5
1. 發電業 : (1) 開放發電業自行申請設置, 採許可制 ( 由電業管制機關考量能源配比等 ) (2) 除自設發電廠外, 得向其他電業或自用發電設備設置者購電, 其售電價格不予管制, 售電方式如下 : A. 躉售 : 電能售予售電業或其他發電業 B. 代輸 : 透過輸配電業轉供予與其簽訂雙邊合約之具購電選擇權用戶 C. 直供 : 自設線路直接供電予具購電選擇權用戶 2. 輸配電業 : 定位為 公共運輸者, 採獨占國營方式經營 (1) 擁有輸配電網, 公平提供所有電業使用, 因具自然獨占特性, 且為適用 公用事業 規範之法規 ( 如土地法 土地徵收條例 河川管理辦法 國有財產法施行細則 都市計畫法及森林法 ) 以利設置輸配電網, 故於法上明定其為公用事業 (2) 輸配電業負責經營輸配電網, 依主管機關所核定電力調度規則統籌執行電力調度業務, 以提供所有電業公平使用輸配電網, 並依核定之費率收取轉供費用及電力調度費 (3) 輸配電業負責規劃 興建及維護輸配電網, 並負有接線義務 3. 售電業 : 售電業分一般售電業與公用售電業, 前者售電對象僅限具購電選擇權用戶, 後者售電對象為所有用戶 (1) 一般售電業 : 為發電業與用戶間之撮合者, 向發電業及自用發電設備設置者購電以銷售予具購電選擇權之用戶 (2) 公用售電業 : 公用售電業為公用事業, 其對有電能需求之用戶具有 用戶電能供應義務, 其售電費率由電價費率審議會審議 ( 三 ) 成立電業管制機關, 下設電價費率審議會 電業調處委員會及電力可靠度委員會 : 1. 有關電業管理 ( 如核發籌設許可需考量能源配比等 ) 及監督 電業爭議調處 確保用戶用電權益 核定電價與各種收費費率及其計算公式之業務由電業管制機關辦理 2. 電價審議, 由電價費率審議會進行審議 3. 電業間或電業與用戶間爭議調處由電業調處委員會負責 6
4. 由電力可靠度委員會指導與監督, 確保電力系統之可靠度 ( 四 ) 逐步開放用戶購電選擇權之用戶範圍 : 1. 以電壓等級較高之用戶為優先開放對象, 並視市場成熟度及用戶接受度, 由電業管制機關逐步檢討並公告適用之用戶範圍 2. 原則上期初以開放特高壓用戶為主, 並配合台電公司電網公共化時程, 逐步開放高壓 低壓用戶 ( 五 ) 鼓勵再生能源發展 : 1. 再生能源發電業者可透過躉售 代輸及直供等方式售電 ; 另考量公民參與, 允許採股份有限公司以外之形態 ( 如合作社 ) 經營 2. 考量長期微電網之發展趨勢, 並鼓勵再生能源發電可在地發電 在地用電, 放寬再生能源發電業售電條件, 允許其得透過代輸或自設線路直接供電予一般用戶 ( 六 ) 放寬自用發電設備申設 : 1. 電業以外之事業 法人 團體及自然人均得申設 2. 可售電予發電業及售電業, 售電比例上限 20%, 能源效率較高者 ( 如汽電共生廠 ) 為 50%, 再生能源為 100% ( 七 ) 強化需求面資源之功能與定位 : 1. 明確納入需求面資源角色, 需量反應可納入備用容量義務計算 2. 輔助服務參與者除發電業外, 允許負載端 ( 需量反應 ), 包含用戶群代表 (aggregator) 參與 ( 八 ) 成立核後端基金 電價穩定基金及電力研究試驗所 : 1. 發電業設有核能發電廠者應提撥核能後端營運基金 2. 輸配電業應成立財團法人電力試驗研究所, 以進行電力技術規範研究 設備測試及提高供電安全與可靠度 3. 設立電價穩定基金, 以作為平穩電價之用途 ( 九 ) 為確保供電穩定及安全, 電業銷售電能予其用戶時, 應就其電能銷售量準備適當備用供電容量 : 1. 備用供電容量義務具有強制性, 未達成者需繳交罰鍰, 且未改善者得按次處罰 2. 一定裝置容量以下之再生能源發電業裝置, 得免除備用容量義務 7
( 十 ) 配合核四停建, 核一 二 三廠不延役政策, 於 2025 年達成非核家園 ( 十一 ) 為循序漸進建立電力批發市場及零售市場, 允許輸配電業得視電力市場發展需要成立電力交易平台 ( 十二 ) 發電業之收益超過實收資本額 25% 部分進行適當規範 ( 十三 ) 顧及發電 輸電及變電設施周邊地區之發展與居民福祉, 以促進電力開發及運轉順利進行, 並兼顧企業社會責任, 爰將現行電力開發協助金之作法明定於電業法 8
議題 3 台電需求管理的精進改善計畫 說明 : 一 既有作為 ( 一 ) 台電公司自 68 年起即進行需求面管理, 推動各種具節能誘因 可引導用戶管理用電之需量反應措施, 該等需量反應措施 (Demand Response, DR) 係以價格或優惠為誘因, 促使用戶改變原本用電習慣, 削減尖峰用電或將尖峰用電轉移至離峰時間, 達到避免電力系統超載 維持供電可靠之目的 ( 二 ) 迄今實施之各項需量反應措施包括 : 季節電價 時間電價 空調暫停用電措施 各類計畫性及臨時性減少用電措施, 以及 104 年新增之需量競價措施等, 經查國外電業推動之各種需量反應措施, 目前除於自由化市場方能實施之即時電價外, 我國大多已採行, 其中有關前述措施近 2 年 (104~105 年 ) 之推行工作如下 : 1. 全面檢討 減少用電措施 (1) 為進一步擴大用戶參與, 激發用戶抑低用電潛能, 配合高壓以上用戶全面換裝智慧型電表 (AMI), 於 104 年全面檢討修正既有各類減少用電措施, 朝 簡併措施 放寬門檻 提高誘因 導入基準用電容量 (CBL) 之方向修正 現行減少用電措施共有 8 種, 包括 3 種計畫性減少用電措施 2 種臨時性減少用電措施 2 種需量競價措施及 1 種空調暫停用電措施,104 年已有具體成效, 抑低尖峰負載達 67 萬瓩 (2) 105 年各項措施內容賡續朝 創意措施命名 降低抑低門檻 擴大實施期間 強化價格誘因 等方向精進, 期能進一步提升抑低尖載成效, 修正後措施已於 105 年 3 月 31 日公告實施 2. 試行 空調自動需量反應方案 (1) 由於空調負載約占系統尖峰負載之 30%, 為夏季負載遽增主因, 另配合直接負載控制技術 (DLC) 及資通訊技術 (ICT) 逐漸成熟, 經參考國外電業實施經驗, 台電公司目前正針對空調設備發展自動需量反應 (AutoDR) 方案, 透過網路遠端控制用戶設備進行卸載 (2) 本試驗計畫自 104 年起試辦 2 年, 目前已有 22 戶參與 ( 如臺北市政府 新北市政府 新竹市政府 台北 101 金門風獅爺商店 9
街等 ), 總計冰水主機及小型空調共 150 部, 裝置容量約 12 萬瓩, 可卸載額度估計約 0.68 萬瓩 3. 推動創新性 需量競價措施 (1) 需量競價為 104 年因應夏季供電緊澀推出之創新需量反應措施, 乃改變過去由電業訂定抑低用電回饋價格之方式, 賦與用戶報價自主權, 提升用戶參與意願, 同時創造話題, 建立台電公司靈活之企業形象 去年參與戶數為 161 戶, 抑低契約容量逾 10 萬瓩 (2) 為擴大實施效益,105 年續朝 擴大實施期間 每日報價競比 強化價格誘因 之方向修正, 並以 50 萬瓩為推動目標 ; 另台電公司亦建置 需量競價平台 e 化競價流程 公開揭露競價訊息及提供線上報價管道, 俾便利用戶參與, 平台已於 105 年 4 月 27 日正式上線 二 未來精進措施 ( 一 ) 持續精進 需量競價措施 1. 105 年在台電公司努力推廣下,7 月申請用戶計 678 戶, 抑低契約容量達 53 萬瓩,8 月申請用戶計 742 戶, 抑低契約容量達 57 萬瓩, 已達 105 年 50 萬瓩之推廣目標 2. 為舒緩供電緊澀壓力,106 年將朝提高參與量及執行率之方向精進, 以參與量 60 萬瓩 ( 較 105 年增加 10 萬瓩 ) 並提高執行率 10% 為目標 ( 二 ) 研訂 住商型簡易時間電價 1. 台電公司於 92 年提供時間電價供表燈用戶 ( 主要為住宅 小商店 ) 選用, 但大多數用戶基於非時間電價受政府照顧偏低 時間電價計費複雜等因素仍然保留非時間電價計費, 致該等用戶參與時間電價之比例甚低, 僅 0.5% 2. 為改善表燈用戶參與時間電價意願, 讓一般用戶也能共同響應抑低尖峰負載, 台電公司業研擬 住商型簡易時間電價, 對住宅及小商店推動簡單易懂 兼具抑低尖載與節約用電誘因的時間電價方案, 期望在提供多元化之電價選擇外, 亦能有效引導用戶有效分散夏季尖峰用電, 同時喚起民眾對供電可能不足之危機意識 本案刻陳報經濟部核定中 ( 三 ) 推動 用戶群代表制度 10
1. 傳統上, 需量反應措施係由電力公司採一對一的方式推動, 依歐美日韓等國經驗, 透過用戶群代表集結眾多用戶成為一個虛擬的大用戶, 配合於尖峰時段或供電緊澀時期降低需求負載, 可發揮聚沙成塔的效果 此外, 透過用戶群代表與用戶深度之能源稽核與諮詢, 也可更深入不同產業用電特性發展客製化 多元化及自動化之節能或調度方案, 充分發揮群眾外包效益, 大幅強化需量反應滲透率, 有助穩定國內電力供需平衡 2. 台電公司為提升電力需量反應, 目前規劃辦理 20 萬瓩之採購案, 並參酌國外實施經驗, 試行推動用戶群代表制度 三 需量反應措施執行成效 ( 一 ) 需量反應措施實施 30 餘年, 對於均衡系統負載以及減緩尖峰時間電力需求成長壓力, 有相當大之助益 經統計,104 年系統尖峰負載為 3,525 萬瓩, 離峰負載為 2,417 萬瓩, 二者比例為 1:0.69, 與 95 年之 1:0.67 相較, 離峰負載占比有上升的趨勢, 顯示轉移尖峰及充分利用離峰用電的觀念已落實 ; 另 104 年需量反應措施抑低尖峰負載占系統尖峰負載之比例為 12.6%( 其中時間電價每年平均抑低增量約 8 萬瓩, 其餘各類需量反應措施 104 年抑低量為 67 萬瓩 ), 與國外電業相比 ( 例如 : 美國 102 年抑低尖峰負載占系統尖峰負載之比例為 6.1%), 已高出甚多 ; 此外, 我國 104 年負載率為 71%, 與世界各國相比, 僅低於韓國, 顯示推動需量反應措施多年來已具成效 ( 二 ) 在 105 年執行成效部分, 由於 5 月以來持續高溫, 造成全台用電負載屢創新高, 其中 5 月 31 日 6 月 1 日因供電極度緊澀, 尖峰備轉容量率僅 1.64% 及 2.81%, 藉由執行需量競價及減少用電等需求面管理相關措施, 單日抑低實績分別為 39 及 79 萬瓩 ; 另統計需量競價措施自今 (105) 年 5 月實施以來, 迄至 7 月底止, 總計 9,025 戶次得標, 累計抑低 374 萬瓩尖峰用電, 減少用電措施 6 7 月每日平均抑低實績分別達 69 及 71 萬瓩, 對於穩定供電有一定貢獻, 未來台電公司將持續積極推廣需求面管理相關措施, 以舒緩供電緊澀壓力 11
議題 4 尖峰負載時段收購汽電共生的擴大計畫 說明 : 一 既有作為 ( 一 ) 依據汽電共生系統實施辦法 ( 下稱實施辦法 ) 規定取得合格汽電共生工作許可證之業者 ( 總熱效率大於 52%), 可與台電公司簽訂購售電契約, 將生產過程中餘電躉售給台電公司, 截至 105 年 8 月底止, 與台電公司簽訂購售電契約者計 52 家, 裝置容量 571.7 萬瓩,104 年購電量 87.56 億度 ( 二 ) 經濟部為促使業者於電力系統供電緊澀時間, 誘發業者發電意願, 於 105 年 4 月 20 日增訂實施辦法第 12 條之 2, 允許台電公司可於電源不足時期, 以優惠價格, 緊急增購業者餘電, 並放寬緊急增購期間總熱效率管制, 使業者可以全力發電 ( 三 ) 台電公司依據修正後之實施辦法, 訂定緊急增購合格汽電共生電能措施 ( 下稱緊急增購措施 ) 於 105 年 5 月 26 日獲經濟部同意備查, 依緊急增購措施規定於系統預估備轉容量率低於 6% 時, 即行開始增購, 鼓勵汽電共生業者於尖峰 半尖峰及週六半尖峰時段增加發電, 並以高壓或特高壓三段式時間電價半尖峰優惠價格收購 適用該緊急增購措施之業者計 42 家, 裝置容量 507 萬瓩, 自 105 年 5 月 30 日執行以來,7 月 18 日增購量達 27.4 萬瓩最高, 增購量最高之業者為台塑石化 台化龍德廠及彰化廠, 已達到誘發業者啟動閒置機組全力發電之目的 二 未來精進措施 ( 一 ) 汽電共生係將生產過程中所產生之蒸汽熱能再利用, 其所產生之電力以供應自身製程需要為優先考量, 有剩餘電力時始由台電公司予以收購, 與專為發電躉售為目的之民營電廠不同 業者售電量之多寡主要仍取決於產業景氣環境與自身製程需要, 可再增加之售電量相當有限 ( 二 ) 為鼓勵汽電共生業者於電源不足時期減少產能用電以挹注供電缺口, 106 年擬檢討精進修正方向如下 : 1. 放寬比較基準 : 為鼓勵業者投資新設備及避免於緊急增購期間檢修, 增購量之比較基準擬放寬不考量運轉機組數 容量及時數 2. 提高尖峰時段增購價格 : 現行緊急增購優惠價格為半尖峰時段售電價格, 考量電源不足時期替代燃料成本高於優惠購電價格, 擬提高夏月尖峰時段以尖峰時段售電價格收購 12
3. 放寬適用之業者 : 現行僅限簽訂尖峰保證容量之業者可參加緊急增購, 考量未簽訂尖峰保證容量之業者 ( 計 10 家業者, 裝置容量 65 萬瓩 ) 可能於價格誘因下尖峰時段減少自用電量, 擬放寬所有簽約之業者均可參加 13
議題 5 合理的歲修 維修 應變計畫, 尤其避免尖峰時期大修 說明 : 一 電力調度部分 : ( 一 ) 既有作為 1. 台電公司機組大修安排原則, 主要係先依據水力 火力及核能發電機組運轉情況及大修項目, 提出預定大修工期及時程 ; 再檢討系統供電情況, 並考量備轉容量 區域平衡 大修人力 大修工期 大修週期等因素, 安排發電機組大修時程 並定期 ( 每半年 ) 召開大修協調會議, 召集有關單位視系統供電 機組運轉 大修人力等情況, 研商修訂各水力 火力及核能機組大修計畫 2. 為確保夏月尖峰時期供電能力, 除 7 8 月高負載期間均無安排機組大修外, 並要求各電廠如期完成機組檢修工作及加強機組運轉維護, 以減少臨時性停機檢修, 增進系統供電能力 3. 為穩定供電, 非夏月至少維持備轉容量 250 萬瓩 ( 相當 2 部大型 +1 部中型機組 ), 夏季期間原則上不安排機組大修, 確保尖峰供電能力 過去 6/16 9/15 不排大修, 去年檢討調整為 6/1 9/30 為原則 ( 二 ) 未來精進措施 1. 因應氣候變遷及近兩年系統備轉容量偏低之困境, 經檢討後原定每年 6/16~9/15 夏月期間不安排大型機組歲修,106 年調整為 5/21~9/30 不安排歲修為原則 2. 大林 #3 #4 機原定 105 年 8 月 1 日停機,10 月除役 ; 經與地方政府協調後, 轉為緊急備用電力設備, 年度運轉累計時數不超過 720 小時 二 發電設備維護部分 : ( 一 ) 既有作為 1. 核能機組於運轉一段時間後, 必須停止運轉, 以換裝核子燃料並執行設備之檢查 維修與改善等大修作業, 期使再起動後, 得以在下一次運轉週期時, 維持核能機組的穩定運轉 ; 台電公司 3 座核能電廠之 4 部沸水式 (BWR) 及 2 部壓水式 (PWR) 共 6 部機組, 均採用美國設計製造的核能機組, 於運轉 18 個月後進行大修 ( 歲修 ) 2. 早期, 核能機組大修並非以 24 小時輪班的方式施作, 在工作的排 14
程上會留有較多的空檔, 各工作項目彼此間的橫向 縱向連繫亦較缺乏 ;1995 年, 由於公司管理階層及各核能電廠對於合理縮短大修工期均有共識, 以美國核能電廠大修成功案例為學習標竿, 訂定了核能電廠大修工期之中長程目標值為縮短至 30 天, 這也促成了大修工期與品質的大幅精進, 3. 火力發電機組大修係長期性的規劃工作, 除遵照法規辦理及原廠家建議的維修建議外, 台電公司有訂定 火力機組大修工期及週期標準, 提供各火力機組訂定維修計畫之參考 ; 台電公司考量電力系統供電情況及機組設備狀況, 於大修協調會議中提出討論並確認最後的各機組大修排程 4. 電廠設備平時的維修工作有定期維修工作及請修單工作 ( 二 ) 未來精進措施 (1) 定期維修工作係依照各設備訂定不同的例行性巡檢 測試及維護工作, 以確保維持機組連續運轉的性能及可靠度 (2) 請修單工作有訂定嚴謹的分工負責流程, 由電廠值班人員負責開單及銷單作業, 電廠維護人員負責檢修工作, 以確保人員安全及作業品質 電廠基於營運上的考量, 視情況須派員加班或搶修, 以提高機組的供電能力 1. 努力的方向有 : 精進大修規劃功能 加強關鍵技術人力訓練與運用 改進設備維修軟硬體等, 且密切與管制單位配合, 充分溝通建立互信, 縮減機組啟動審核時間 目前, 核能機組大修時對於會影響工期的要徑工作都是以 24 小時輪班的方式施作, 近 20 年大修平均工期也從 1995 年的約 63 天逐步縮減至 2015 年約 42 天 另為更進一步精進大修作業, 目前已擬定大修作業管理指引, 統一規範核能電廠在大修各階段 大修前準備 大修執行 大修後檢討 的作法, 以期在確保核安 輻安 工安的基礎下, 提昇作業品質 縮短大修工期及確保機組在下週期能持續地安全運轉 2. 應變計畫 (contingency plans): 核能電廠依據程序書規定, 於大修前六個月起至大修開始時, 彙集大修重大特殊的工作項目及重大檢查 測試項目, 依評估事件發生的可能性及影響性, 篩選可能影響大修工期 核安 輻安 工安之項目, 擬定大修應變計劃及作相對應的準備, 以因應突發狀況發生時, 對大修作業的影響儘量減少 3. 核心技術人力的培訓, 提高電廠歲修自主的充裕能力 ; 明訂承包商 15
資格及合格證照人力, 以確保維護品質 ; 檢討可以整組更換的配件 (roll in roll out), 以濃縮設備拆裝及維修檢查的時間 ; 提升氣渦輪機熱元件再生技術及生產能力, 強化熱元件自主供給能力 16
議題 6 V 接變壓器造成之漏電問題改善計畫 說明 : 一 關於 V 接變壓器 ( 一 ) 依據 IEC 1000 2 1 技術報告指出, 造成系統不平衡之原因係單相負載 ( 例如單相家庭用電 ), 而配電變壓器採 V V 接線方式於美 日等國家皆大量使用, 故如台電網站開放資料之編號 8 1 附件所說明, 用戶用電型態為造成系統不平衡之主要原因 ( 二 ) 一般大型用電設備與機器, 均是三相系統平衡運轉設計, 以達經濟運轉之目的, 查台電公司用戶用電型態採用 3 相 3 線由 V V 接線變壓器供電者, 約佔全系統用電量之 11%, 惟由於單相負載 ( 約佔全系統用電量之 21%) 具有時變性, 系統管理面沒有辦法要求各個用戶都於同一時間全部使用相等的電量, 當這些不同時段用電量饋入三相系統之後, 就會造成不平衡 ; 依據 三相不平衡電源對電動機之影響研究 ( 李清吟 陳斌魁等 ) 研究報告 我國感應電動機市場發展趨勢與能源效率標準提昇研究 (2007) ( 鄒金台 莊逢輝 ), 倘三相電壓不平衡率達 1% 時, 三相感應電動機因電壓不平衡所引起之效率損失約為台電公司線路損失總量之 1.07%, 倘三相電壓不平衡率達 2% 時, 三相感應電動機因電壓不平衡所引起之效率損失約為台電公司線路損失總量之 2.14%, 以 104 年線路損失率為 3.72% 估算, 此部分換算後所造成之效率損失最大約為年度發電量之 2.14%*3.72%=0.0796% ( 三 ) 台電公司為減少上述之效率損失, 於 102 年 ~104 年委託崑山科技大學進行 配電系統結構改善可行性研究 案, 其結論變壓器若要從電網結構面改善不平衡現象, 建議以 3 具單相變壓器供應三相用戶, 另使用 1 具單相變壓器供應單相用戶, 即為原 2 具 V V 接線變壓器 ( 燈 力併供 ) 旁再增加 2 具變壓器供電 (1 具供單相負載用電 3 具改成 接供應三相負載用電 ), 惟該變壓器勢必將佈滿人行道 中央分隔島及公園綠帶等公共空間, 建築物所留設之配電場所亦須配合擴大, 所造成之環境與社會成本將無法估計 但實務上即使改變配電系統結構, 由於用戶用電型態未能改變, 仍無法避免系統之不平衡現象 二 既有作法 ( 一 ) 規劃設計階段即會依用戶負載, 均勻分配每條饋線 R S T 各相裝設變壓器, 以減少不平衡情形 17
( 二 ) 系統運轉後定期派員量測配電變壓器低壓側及用戶端的電壓及電流 ( 三 ) 監視變電所配電饋線匯流排電壓, 電壓若超過預先設定之上下限時 ( 基準電壓值 ±2.5%), 則調整主變壓器有載分接頭 (OLTC) 或操作所內電容器組斷路器, 使電壓回復正常 ( 四 ) 宣導用戶使用三相四線供電方式, 以減少電壓不平衡現象, 並減少線路損失 三 未來精進措施 ( 一 ) 配合智慧電網建置, 持續於配電線路上檢討裝置自動線路開關, 隨時測量線路電壓變動情形, 並做必要之調整 ( 二 ) 依據政府核定的 智慧型電表基礎建設推動方案 及 智慧電網總體規劃方案, 配合裝置智慧型電表 (AMI), 測量用戶端之電壓變動情況, 俾提供調整負載參考 18
議題 7 及早並有計畫對社會進行停電風險評估與控管 說明 : 電力系統錯縱複雜, 情況多變, 為穩定供電安全, 克服不確定風險因素, 台電公司自電源至電網的規劃與運轉, 均採取一套完整嚴謹的積極作法, 與國際間作法一致 一 運轉面 : ( 一 ) 既有作法 1. 停限電措施乃電力系統電源不足或發生事故時之最後手段, 以避免系統大規模停電所造成巨大的經濟損失及社會成本, 台電公司對於相關措施皆有既定規範加以管控 2. 台電公司每日分析次日電力供需情形, 並於資訊揭露網頁提供當日即時電力資訊 未來一週及未來二個月之電力供需預測, 提供用戶了解未來二個月內之電力供需情況, 因應電源不足時可儘早做準備 3. 台電公司依據 電源不足時期限制用電辦法 規定, 每年 3 月底前會評估當年度停電風險, 於預期電源不足時 ( 通常發生於每年 6~9 月夏季尖峰期間 ), 會就該年可能發生缺電之期間及缺電量, 報請主管機關核備並公告之, 提醒民眾儘早因應 4. 如預期次日電源不足, 台電公司即召開緊急應變小組會議, 盤點各項電源端及負載端可應用之資源, 若電源仍顯不足時, 為確保供電安全, 則依 電源不足時期限制用電辦法 第 5 條規定實施計畫性限電 執行及通知流程 : 限電時, 按缺電量依下列順序及標準累進實施 契約容量五千瓩以上工業用戶, 限電百分之五 契約容量一千瓩以上未超過五千瓩之工業用戶, 限電百分之五 契約容量一千瓩以上之工業用戶, 增加限電百分之五 契約容量五千瓩以上之工業用戶, 增加限電百分之五 契約容量一千瓩以上未超過五千瓩之工業用戶, 增加限電百分之五 19
( 二 ) 未來精進措施 契約容量未超過一千瓩之工業用戶及一般用戶, 實施分區輪流停電, 每輪次各五十分鐘 國防 交通及其他重要用戶得不受前項之限制 1. 為紓解電源不足時期供電壓力, 台電公司著手改善與精進作為包含修正相關措施及機制, 緊急向合格汽電共生系統業者增購餘電, 在對外資訊揭露未來一週電力供需預測, 備轉容量率低於 6% 時, 立即啟動增購 ; 另將定期演練電源不足情況下實施負載限制 各相關單位處置方式 應變作為 通報流程及標準作業程序 2. 因應值班人員退休潮及接續人力技術傳承, 推動 輸電系統運轉操作訓練合格證 配電自動化調度員檢定合格證 制度與值班人員回訓管考機制, 經由模擬情境訓練及相關測驗, 強化線上運轉調度人員能力, 避免停電風險及提升停電後迅速轉供復電效率, 控管影響範圍 3. 既有區域調度中心裝設之第二期階層調度控制系統, 配合電力系統設備陸續加入運轉多年, 系統運轉監控功能經台電公司供電單位戮力維護仍保持堪用 惟為因應未來供電系統多元運轉需求, 需採更新方案方可因應, 目前已積極推動新一代區域調度中心調度監控系統汰換工程, 預計 108 年完工後, 將提升區域網路監控 操作 通訊等方面設備可靠度, 並可降低因設備因素所導致之停電風險 二 系統規劃方面 : ( 一 ) 既有作法 1. 因應及早並有計畫對社會進行停電風險評估與管控, 每年滾動式檢討電網建設需求, 並具以適時規劃新興區域輸變電計畫, 以滿足負載增長 解決供電瓶頸 提供新興電源併網 滿足政府重大基礎建設及全國重大工業區用電 等需求, 並對輸變電計畫工程於每季依三級管控辦法有效管控工程進度 2. 為確保電網運轉安全, 台電公司為投資新建或擴充輸變電設備, 其輸電系統之規劃以 台灣電力股份有限公司輸電系統規劃準則 為依據, 適用於台灣本島及澎湖地區各電壓等級之輸電系統, 包括 345kV 161kV 及 69kV 之各級變電所 開閉所 ( 含發電廠開關場 ) 及輸電線路 ( 含發電廠電源線 ) 之規劃 ; 獨立發電業 汽電共 20
生系統 再生能源發電設備設置者及特高壓用戶併網時, 亦適用 台灣電力股份有限公司輸電系統規劃準則 規定 ( 二 ) 未來精進措施 未來台電公司將持續每年依各地區負載成長需求情況及政府所推動開發計畫之用電需求檢討, 並具以適時規劃新興區域輸變電計畫, 並提出電網計畫之編擬, 進行新 擴建工程及改善既有供電瓶頸 三 電源開發方面 : ( 一 ) 既有作為 1. 台電公司進行電源端之規劃是考量政府所訂之供電可靠度指標及合理備用容量率, 以確保在複雜的各項因素下, 電源能夠在合理的條件下穩定供應 2. 為避免電力供應過或不及, 台電公司每年均定期依國內外最新經濟與能源發展變化, 及政府的能源及電力政策, 檢討長期負載預測及電源開發方案, 俾做為公司電力設施投資決策的參考 ( 二 ) 未來精進措施 四 系統維護方面 : ( 一 ) 既有作為 台電公司將持續配合政府能源政策及負載預測結果, 推動台電公司電源開發規劃, 對於機組更新及開發盡可能採行 先建後拆 方式辦理, 且積極推動大型發電機組增建與新建計畫, 以充裕未來供電能力 1. 台電公司輸變電設備先前配合公司整體財務規劃, 對即將達到設備耐用年限且經戮力維護可堪用之設備, 多採延壽方式辦理維護工作 2. 輸電線路維護與巡修作業原先採用人力巡視, 以紙本紀錄保存方式管理, 易造成輸電設備帳務資料 線路維修紀錄與相關圖文等資料管理不易 已建置 輸電設備維護管理系統 整合 巡檢流程系統 排程管理系統 異狀管理系統, 配合 GIS 圖資管理系統 等數位化管理, 呈現輸電鐵塔與相關設備資訊, 以利輸電業務的掌控, 提昇輸電設備維護及管理的效率 3. 每年於夏季尖載後檢討修訂中程負載預測資料, 參酌當年夏季主變及饋線電流並考量次年尖載前可能完成加入系統之變電所 新設及 21
連絡線工程, 編製次年 變電所全停 及 單一主變全停 轉供計畫, 俾及早發現供電弱點, 以規劃興辦及追蹤各相關改善工程, 以穩定供電, 遇有主變壓器事故時, 值班人員除運用轉供計畫外, 並透過配電自動化監控系統, 加速處理事故及恢復供電 4. 配電線路設備除定期實施經常性巡檢維護, 並依事故發生情形及其重要性作區域性之重點維護, 或針對某項事故原因採取對策之特別維護工作 ( 如樹木 松鼠 鳥類等外物碰觸之對策 ) 外, 並使用紅外線攝錄影像熱分析儀等預知性檢測儀器, 預知設備異常徵兆, 找出問題所在, 及早發現改善, 以防範事故於未然 5. 在電源端的管控上, 除進行計畫性歲修及預防保養工作外, 在管理上有機電事故檢討會 主管處的抽查作業 運轉證照制度等積極作為, 以提高電力機組供電的可靠度 (1) 每月辦理機電事故檢討會, 研討個別機組事故肇因分析, 具體改善對策提供各電廠參考, 同時水平展開至各相關機組設備檢討改善, 戮力防止發生同樣的事故 (2) 針對各電廠有關運轉安全或有潛在風險的運轉操作, 主管處進行不定期抽查, 以落實運轉作業標準的操作程序 (3) 嚴格執行運轉操作人員證照制度, 提升運轉技術能力, 確保機組運轉的可靠度 ( 二 ) 未來精進措施 1. 為減少架空配電線路外露帶電部位, 開發被覆器材 ( 如變壓器一次套管瓷被覆罩等 ), 以減少外物碰觸事故 2. 增加採購紅外線攝錄影像熱分析儀數量, 強化預防性維護作業 3. 為提升機組設備運轉狀況及符合空污排放標準之規定, 將要求各火力電廠建置運轉資訊平台, 加強電廠營運的控管 4. 新建超超臨界鍋爐之發電機組即將逐部加入系統供電, 各項設備運轉及維護作業標準建立, 同時配合機組實際試運轉經驗修訂, 以提升運維技術能力及確保機組運轉的可靠度 5. 為因應未來供電系統多元運轉及配合擴大內需政策, 將採滾動方式檢討設備更新, 逐年辦理汰舊換新模式因應, 以降低停電事故風險 6. 輸電系統地下管路圖資原先以平面位置建置方式呈現, 提供管路工 22
程套繪時, 偶有需以其他方式輔助判斷管路準確位置, 已推動以 3D 方式建置輸電系統地下管路圖資, 提高準確及便利性, 可降低地下管路遭受管線單位施工不當引起設備故障之停電風險 23
議題 8 準時 甚至及早進行重大機組的更新並商轉 說明 : 一 新機組更新及開發 : ( 一 ) 台電公司火力發電機組之預期使用壽年分別為燃煤機組 40 年, 燃氣複循環機組 30 年 考量新設機組自規劃 設計 施工至完工商轉需時甚長, 台電公司於機組預期除役數年前即啟動機組更新改建計畫之可行性研究, 並在廠址條件許可之下, 盡可能採行 先建後拆 之方式, 以免影響供電 然而, 我國地狹人稠, 各項發電計畫之推動過程皆曾遭遇不同程度之阻力, 致工期必須依環境因素調整 ( 二 ) 展望未來, 預計屆齡除役之大型火力發電機組包括協和電廠 1~4 號機 通霄電廠 4~5 號機 興達電廠燃氣複循環 1~5 號機及燃煤 1~4 號機等, 台電公司已積極推動規劃辦理前開機組之更新改建可行性研究 除現有機組更新計畫之外, 台電公司亦積極推動大潭電廠增建 7~10 號機計畫 ( 政府審查中 ) 及高原電廠計畫 ( 規劃中 ) 等新建計畫, 以充裕未來供電能力 二 工程進度管控 經濟部對於所屬各事業機構資本支出計畫執行非常重視, 每月定期召開 經濟部公共建設推動會報 檢討各計畫執行情形, 並確認是否總累計進度落後低於 0.8% 年度累計進度落後低於 4% 及年度預算執行率未達 95% 依 經濟部暨所屬各機關 ( 構 ) 年度施政計畫管制及評核作業注意事項 第 5 點第 4 款規定, 計畫執行進度落後者, 應列出落後原因說明及提出具體因應對策, 如計畫落後幅度超過 5% 且落後期限達 3 個月以上者, 計畫主辦機關 ( 單位 ) 應成立專案小組確實檢討改進 以台電公司目前興辦之林口 通霄及大林電廠更新計畫為例, 台電公司各項管控作為說明如下 : 計畫名稱各機組目前預定商轉時程 林口更新計畫 通霄更新計畫 大林更新計畫 1 號機 :105/10/15;2 號機 :106/04/01;3 號機 :108/07/01 1 號機 :106/07/01;2 號機 :107/01/01;3 號機 :107/07/01 1 號機 :107/02/16;2 號機 :107/07/15( 行政院審查中 ) 24
( 一 ) 赴上級機關每月例行專案會議報告 : 1. 經濟部公共建設推動會報 : 每年 11 次 2. 工程會公共建設督導會報 : 每年 11 次 3. 配合行政院公共工程委員會及經濟部辦理不定期實地訪查 ( 二 ) 台電公司相關定期管控檢討會議 : 1. 總管理處大會報 : 由董事長主持, 計畫主辦單位或主管處報告計畫預算 工程進度及 主要關鍵要徑里程碑 執行情形 落後原因及因應對策 2. 專案檢討聯席會議 : 總累計進度落後 3% 以上由工程副總經理主持, 落後 5% 以上由總經理主持, 落後計畫主辦單位主管處報告主辦計畫預算及工程計畫落後原因及因應對策 3. 總管理處資本支出推動小組會議 : 由主管企劃處副總經理擔任召集人, 工程副總經理列席, 每年 4 7 9 11 月召開, 針對執行績效不彰之計畫逐案檢討 ( 三 ) 計畫主辦單位及主管處工程進度管控作為 : 1. 每月召開關鍵要徑工程進度檢討會 2. 各項工程每月召開施工情形檢討及協調會 3. 每月處務會議中檢討各計畫執行情形 4. 不定期召開進度落後工程檢討會 5. 工程主辦部門視需要與承攬商雙週 每週或每日開會, 檢討施工情形及介面協調 三 未來精措施 ( 一 ) 與地方政府建立溝通平台, 促進電力建設推動 1. 為使發電計畫推動可獲地方政府支持, 因應近期推動之 大潭增建機組計畫 及 高原燃氣發電計畫, 台電公司已於 105 年 7 月成立 台電公司與桃園市政府溝通平台機制, 俾利發電計畫推動順利 25
2. 為利 興達電廠更新改建計畫 及 大林電廠 #3~4 機計畫 之推動並達成規劃目標, 台電公司成立 南部地區電源開發規劃溝通小組, 積極與高雄市政府及地方民代溝通協調並瞭解地方需求, 期能達成電源規劃目標, 以因應南部地區之長期電力負載成長及維持區域供電穩定 ( 二 ) 陳請經濟部協助中油如期完成第三接收站 為利 大潭增建機組計畫 可於 111 年起陸續商轉, 除計畫已於 105 年 8 月 18 日經濟部轉陳行政院外, 攸關本計畫燃料供應之中油公司 第三天然氣接收站計畫 為計畫如期商轉重要關鍵因素, 爰為確保計畫燃料供應無虞, 台電公司於計畫陳報時, 亦併陳請經濟部協助中油公司如期完成第三天然氣接收站計畫, 以確保 大潭擴建計畫 順利推動 ( 三 ) 加速 高原燃氣發電計畫 提早完工商轉 為戮力達成政府 非核家園 目標及彌補核能除役供電缺口, 原規劃 113 年 7 月完工商轉之 高原燃氣發電計畫 將加速辦理, 商轉目標可提前一年於 112 年 7 月完工商轉 綜上所述台電公司為強化各固定資產投資專案計畫工程進度管控, 除成立較上級要求之專案小組更為嚴苛之現場專責施工單位進行督導 協調分項工程施工, 並就近辦理一級進度管控 ; 主管處部分, 亦利用處務會議 ( 或專案會議 ), 按月檢討落後項目並協助改善, 總管理處則由營建處彙整各計畫執行情形, 於總經理主持之大會報提出說明, 其內涵除包括里程碑之檢討, 舉凡計畫總累計工程進度落後超出 0.1% 者, 均在檢討之列 各項管控作業均符合上級要求且標準更為嚴謹 未來台電公司將全力配合政府推動非核家園政策, 推動各項發電計畫時除賡續落實既有進度管控機制, 並將恪遵政府施政態度, 強化對外溝通管道與效能, 遇有台電公司無法解決克服阻礙時, 將適時 儘速尋求上級單位協助, 務使各重大火力發電計畫如期如質商轉 26
結語 : 感謝開放台電研究團隊及各位長官的集思廣益, 協助台電公司檢視並釐清電力供需資訊相關重要議題, 並促使同仁重新思考如何藉由此次的開放資料研究成果, 讓台電的服務與時俱進, 與社會一同成長 展望未來, 將在既有的基礎上持續精進, 虛心接受各界指導, 努力提供質優 穩定之電力 27