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四、 、 、 、火力發電未來之發展情境 火力發電未來之發展情境 火力發電未來之發展情境 火力發電未來之發展情境
(一一一一) 全球火力發電現況全球火力發電現況全球火力發電現況全球火力發電現況
根據英國 BP 石油公司在 2013 年的數據統計，石油的使用年限約為 52.9 年，天然 氣的使用年限約為 55.7 年，而煤炭的使用年限則約為 109 年(7)。在可以預知的未來，煤 炭仍然是發電過程所不可或缺的主要燃料之一。然而，燃煤發電效率較低，且具有大量 CO2、NOX及 SOX的排放問題。因此，積極發展淨煤技術一直是各先進國家所重視的項 目。另一方面，隨著全球氣候暖化、石油危機及日本核災效應的影響，世界各國無不投 入 先 進 發 電 技 術 之 研 發 ， 如 超 臨 界 (Supercritical, SC) 發 電 技 術 、 超 超 臨 界 (Ultrasupercritical, USC)發電技術、先進超超臨界(Advanced Ultrasupercritical, A-USC)發 電技術、富氧燃燒、化學迴圈發電、氣化複循環發電技術(Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC)及燃料電池三複循環發電(Intergrated Gasification Fuel Cell, IGFC)等，這些 均較傳統次臨界燃煤發電技術具有更高的效率及更低之 CO2排放。IEA 「2012 年能源 技術展望」 (2012 Energy Technology Perspectives)報告中指出，欲達成 2050 年溫室氣體 排放量，碳排放量要控制在 140 億噸，亦即仍需削減 430 億噸之 CO2排放，要達到此目 標，CCS 技術之貢獻度將達 22%(31)。
(二二二二) 先進火力發電技術及未來發展情境先進火力發電技術及未來發展情境先進火力發電技術及未來發展情境先進火力發電技術及未來發展情境
依 IEA 設定之目標顯示，在 2050 年前各能源相關產業的 CO2排放量至少須減少一 半以上，圖 4-6 顯示在不同情境發展下全球發展對煤需求量之影響。在 2DS 情境的發展 下，未來燃煤發電量將會逐年減少，如圖 4-7 所示，預期在 2050 年時全球僅剩有 5,292 TWh的發電量，相較於 2010 年減少了 3,400 TWh(32)。因此，結合 USC 與 A-USC 並配 搭 CCS 技術以降低 CO2排放量之 HELE (Higher-Efficiency Lower-Emissions)觀念已成為 國際發電市場上之主流。
傳統次臨界(Subcritical, Sub)燃煤發電技術是將粉煤置入於鍋爐內燃燒後產生蒸汽，
藉高溫蒸汽進而推動蒸汽渦輪發電機，其燃燒室中用以加熱產生蒸汽的水之壓力，並未 到達水的超臨界點(373.9 oC及 22.1 MPa)，故稱之次臨界燃煤發電。次臨界燃煤技術的 熱效率設計通常僅能夠達到 38%左右，並未符合 HELE 技術所要求。SC 燃煤發電技術 所使用之蒸汽壓力則高於水的超臨界點，故在發電過程其效率直能夠上升到 42%左右。
其操作壓力與溫度較高，需要使用大量合金材料和特殊焊接技術，使得 SC 燃煤發電機 組需要較高的發電成本。但因其發電效率較高，部分成本能夠從發電過程所節省的燃料 成本所取代。USC燃煤技術則定義蒸汽壓力達 25 MPa 及溫度達 600 oC以上，機組熱效 率可達到 45%，現今的 USC 發電廠蒸汽的操作溫度大多高達 620 oC左右。A-USC 技術
更將操作溫度提升到 700 oC至 760 oC，壓力提升到 30 MPa 至 35 MPa，使得 A-USC 燃 煤發電效率更能夠超過 50%。A-USC 燃煤機組須採用能承受更高溫與高壓環境以及耐 腐蝕的鎳超合金材料，因此目前仍在實機測試與驗證階段，未來將可望商轉，其機組設 計如圖 4-8 所示(32)。
圖 4-6：6DS 與 2DS 情境發展下，全球對煤之需求量
圖 4-7：在 2DS 情境下，未來不同燃煤發電技術結構之改變
圖 4-8：A-USC 發電機組之裝置圖(32)
另一方面，IGCC 也為國際先進發電技術發展方向之一。IGCC 是利用粉煤於氣化爐 (Gasifier)中氣化，與空氣或氧氣燃燒產生粗煤氣 (Raw Gas)，再經由淨化系統除塵、除 硫後得到乾淨的合成氣 (Synthesis Gas, Syngas)，再於複循環機組中推動氣渦輪機及蒸汽 渦輪機發電。簡單來說，IGCC 發電可分成四個步驟：(1)粉煤氣化；(2)空氣分離；(3) 燃氣淨化；(4)複循環發電，流程如圖 4-9 所示。利用進口溫度 1,500 oC的燃氣渦輪機與 蒸汽渦輪機結合，其可達到 50%的熱效率值，未來若能再結合高溫燃料電池組成 IGFC (IGCC + Fuel Cell)，效率更可達到 60%以上。導入 HELE 概念之燃煤發電廠包含 SC、
USC、A-USC 與 IGCC 之效率值、排碳係數、煤耗量與發電成本如表 4-7 所示。
圖 4-9：IGCC 發電機組之裝置圖(32)
表 4-7：HELE 發電技術相關性質比較(32)
發電技術 發電技術發電技術
發電技術 效率值效率值效率值效率值(%) 排碳係數排碳係數排碳係數排碳係數(g CO2/kWh) 煤耗量煤耗量煤耗量煤耗量(g/kWh) 發電成本發電成本發電成本發電成本(USD/kW)
A-USC/IGCC (45-50%) 670~740 290~320 1100~2860
USC 45% 740~800 320~340 800~2530
SC 42% 800~880 340~380 700~2310
Sub 38% ≥880 ≥380 600~1980
相較現今全球燃煤發電之平均排碳係數高達 1000 g/ kWh，導入 HELE 技術之燃煤 發電廠排碳係數可降至 670 g/ kWh，減少之碳排放量超過 25%，加裝 CCS 設備後更可 降至 100 g/kWh 以下。短期內為解決龐大的排碳量，於燃煤發電部分必須削減低效率的 發電廠比例，亦或是將舊機組升級成 HELE 技術之高效率機組。另外，在新設燃煤機組 時也應考慮導入 HELE 的技術，以提升現今煤礦的使用效率。在 2DS 情境的發展下，
美國環境保護局 EPA 也於 2013 年要求新建燃煤電廠排碳係數須低於 1,100 lbs CO2/MWh (相當於 499 g CO2/kWh )，預計 2020 年全球燃煤發電所排放的 CO2占總排放源的 29%，
在 2050 年時若希望能將此比例下降至僅剩 6%，HELE 在燃煤發電技術上將扮演重要的 角色(32,33)。
(三三三三) 台灣火力發電現況台灣火力發電現況台灣火力發電現況台灣火力發電現況
我國2012年發電量為2,504億度，自1992年起發電量年平均成長率為4.41%，其中台 電公司總發電量為2,117億度，之中火力發電占73.5% (燃煤40.7%、燃氣30.3%及燃油 2.5%)、核能發電占18.4%、再生能源發電占3.5%、汽電共生占3.4%及抽蓄水力發電占1.4%。
以目前台電的發電結構來看，台電以核能、燃煤或汽電共生等做為大部分的基載電力調 節，電力不足的部分則以燃氣發電調度補足缺口。為配合政府積極推動擴大天然氣發電 政策，未來台電大潭電廠完工後，燃氣將於2025年占比33%(8)。然而，燃氣發電成本較 高，未來勢必還要調整電價，以反映實際發電成本。我國民生電價在2011年時為全球第 二低，工業電價全球第五低，代表台灣電力一直存在價格過低的問題，身為能源進口國 家卻擁有能源自主國的電價，在付出高成本發電後卻無法達到足夠的經濟成長，對於長 遠的能源結構發展十分不利。
我國台電公司目前已奉政府核定及興建中之火力發電計畫如表 4-8 所示，為配合新 能源政策擴大使用天然氣之目標，台電規劃大潭#7~#10 及通霄#1~#4 燃氣複循環發電 計畫以因應未來的電力成長需求，惟天然氣之卸運儲容量有其上限，未來電力供應仍有 缺口，因此仍須規劃台北港及興達燃煤火力機組發電計畫來補足。配合新能源政策所規 劃之火力發電計畫詳如表 4-9 所示，預計至 2025 年底各類電源之裝置容量及發電量佔
比如圖 4-10 所示，其中核能發電之裝置容量及發電量將減至占全電力系統之 4~7%，而
圖 4-10：2025 年底系統裝置容量及發電量佔比(8)