停用核四或停用核電之替代方案及其對2020年單位發電成本之影響分析 - 政大學術集成

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(1)國立政治大學商學院經營管理碩士學程全球企業家組碩士論文. ‧. ‧ 國. 學. 政治大立停用核四或停用核電之替代方案及其對 2020 年單位發電成本之影響分析. er. io. sit. y. Nat. al. n. v i n Ch 指導教授: e n g郭炳伸博士 chi U. 研究生: 郭中流. 撰. 中華民國 103 年 1 月.

(2) 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. n. er. io. sit. y. Nat. al. Ch. engchi. i n U. v.

(3) 100932028 郭中流. 謝辭從 101 年十一月提出第一次論文題目和構想開始，郭教授就發揮無比的耐心「孵」我和我的論文。這期間經歷社團在 102 年五月參加商管聯盟個案競賽的年度盛會，駑鈍的我一次只能做一件事，論文便被放到七月才再開始。老師心裡難免焦慮，卻總在同門兄弟姊妹間表示對我百分之百地放心，讓我打從心底感激這份信任。. 政治大拘無束的腦力激盪，一次又一次被出乎所有參與同學預料的討論結果所激勵。但立從碩一上學期開始修老師的課，享受國內最接近桑德爾在哈佛大課堂那種無. ‧ 國. 學. 經歷兩年 EMBA 的課程洗禮之後，才終於在 102 年七月旁聽老師的課時，真正了解這一切知識探險背後的驅動力。那次他帶領大家談基因改造食品，面對同學們基. ‧. 於各種理由反對基改的意見時，他堅定地反問我們：「面對未知的恐懼時，如果知. sit. y. Nat. 識還不足以依賴，如果我們沒有足夠的信心從知識裡找答案，誰能告訴我我們還. al. n. 許自己能透過論文，對產業和社會有所貢獻。. Ch. engchi. er. io. 能相信什麼？」那一刻，我看到他對知識的信仰和熱忱，讓我深深感動。因而期. i n U. v. 之後的資料研讀讓人又高興又沮喪：想寫的題目原來在德國和英國已經有了答案，而且能透過三、四個市場機制操作！我很興奮自己能碰觸知識的脈動，卻因此失去了論文題目，於是又經歷了將近三個月的思索。彷彿對此心路歷程瞭然於胸，老師一樣不著急，只告訴我隨時可以找他討論，而且這樣的摸索是學習必經的過程，終究要堅持找到研究的方向。這看似踽踽獨行的過程，其實來自家人的默默支持。當年鼓勵我來讀 EMBA 的妻子三年來幾乎獨自料理兩個孩子面對上國中的轉變，從課業、作息、心情、到生活。這期間老大從小六到國三，如今積極準備已經不叫基測的考試，迎接得通. 3.

(4) 100932028 郭中流. 過考試的免試升學。能通過論文，和女兒一起參加畢業典禮，家人的支持讓我既感激又感動。老師九九級只有一位論文學生，一百級卻收了十位。這些同門兄弟姊妹們以國金居多，文創居次，全企只有我一個。一年來大家結伴而行，互相督促也互相提攜，寫論文如此，準備口試也如此，甚至口試前的演練還互相詰問，不輸口試老師的犀利。這樣的經驗和交情不但讓大家走過論文這一關，相信也能延伸到未來的職場和人生之中。感謝老師、同學、妻子、孩子、和一切支持我一路走過來的朋友們。能通過. 政治大. 人生的這一個里程碑，來自各位的鼓勵和成全。. 立. ‧. ‧ 國. 學. Nat. y. 郭中流謹識於. n. al. 中華民國一零三年一月三日. er. io. sit. 國立政治大學商學院經營管理碩士學程. Ch. engchi. 4. i n U. v.

(5) 100932028 郭中流. 摘要耗資 3000 億、從 1980 年提出建設計畫，歷經三十年波折的台電核能四廠終於即將完工，卻由於 2011 年日本 311 地震引發的福島核電災變再度陷入爭議。行政院長江宜樺在 2013 年 2 月 25 日表示願意用公民投票的方式表決核四是否繼續興建，等於為廢核又開了一扇機會之門。然而在社會各界熱烈討論了半年多之後，無論政府或民間、擁核或反核始終沒有人提出完整的替代方案。更別提評估替代方案的可行性，甚至進一步評估它們各自對發電成本造成的衝擊。這讓電源開發政策的討論失焦，讓決定政策的公投極可能變成理念的公投，很難避免在決策後必須付出更大的代價，重蹈 2000 年輕率停建核四的覆轍。. 政治大情況下需要五年才能開始商轉發電。在 2014 年初討論是否廢核，一切替代方案最立早要等到 2019 年才能投入發電，比核四預定 2014 年和 2016 年各投入一部機組發. 電廠的開發和興建，牽涉廠址和輸電線路用地取得和環境影響評估，順利的. ‧ 國. 學. 電的時程已經慢了五年。因此不但要趕緊評估，還要逐年檢查 2014 年到 2019 年的備用容量率是否足夠，評估停限電的風險。而替代方案在廠址選擇、二氧化碳. ‧. 排放、環境影響評估難度、燃料儲存和運輸各方面的定性分析，以及最重要的、對每度電的單位發電成本的定量計算，都應該是決定廢核與否和廢核步驟的最基. sit. y. Nat. 本依據。. er. io. 正由於替代方案最快得 2019 年才派得上用場，因此必須先分析經濟部能源局. al. v i n Ch 源結構，同時計算它的單位發電成本，以作為替代方案取代核四或核能發電成本 engchi U 的比較基礎。 n. 以運轉核四為前提的 2020 年電源開發計畫。這包括檢視它是否為最經濟的理想電. 本研究對 2020 年的發電成本進行計算，包括含核四的情境、廢除核四的最低和最高成本方案、完全廢除核電的最低和最高成本方案。此外，對四種廢核方案單位成本以外的若干重點，如廠址選擇、二氧化碳排放、環境影響評估難度、燃料儲存和運輸等，也進行了定性分析和比較。期待能以此為研究目的，為擁核與反核決策提供一個客觀的、部份量化的分析基礎。關鍵字：負載、裝置容量、單位發電成本、備用容量、備轉容量、淨尖峰能力、容量因數、基載、中載、尖載、電源結構。. 5.

(6) 100932028 郭中流. 目第一章. 錄. 緒論................................................................................................................................. 10. 第一節. 研究背景與動機 ............................................................................................................ 10. 第二節. 研究目的與架構 ............................................................................................................ 12. 第三節. 研究範圍與限制 ............................................................................................................ 15. 第二章. 台灣電力系統的容量現況 ................................................................................................ 17. 第一節. 電力系統的構成 ............................................................................................................ 17. 第二節. 台灣電網的現況 ............................................................................................................ 19. 治政大第三章台灣電力系統的營運和展望............................................................................................. 36 立第一節容量因數和單位發電成本 ............................................................................................ 36 台灣電網的備用容量 .................................................................................................... 31. 第二節. 負載曲線和理想電源結構 ............................................................................................ 42. 第三節. 經濟部能源局對 2020 年的負載預估及電源開發展望 ................................................ 49. ‧ 國. 第一節. 核能替代方案分析與討論 ................................................................................................ 55. ‧. 第四章. 學. 第三節. 情境一、緩停核電，2020 年僅核二和核三廠發電 ...................................................... 55. y. Nat. sit. 4.1.1 成本最低的選擇 - 燃煤替代 ................................................................................................. 58. er. 第二節. io. 4.1.2 成本最高的選擇..................................................................................................................... 60 情境二、急停核電，2020 年零核電............................................................................. 63. al. n. v i n Ch 4.2.2 成本最高的選擇 - 燃氣替代 ................................................................................................. 66 engchi U 分析與小結 ..................................................................................................................................... 68 4.2.1 成本最低的選擇 - 燃煤替代 ................................................................................................. 65. 第五章. 結論與建議 ....................................................................................................................... 71. 第一節. 研究結論 ....................................................................................................................... 71. 第二節. 建議 ............................................................................................................................... 72. 附錄 ..................................................................................................................................................... 74 一、2020 年台電及獨立電廠各種發電方式單位成本計算 ............................................................ 74 二、2020 年以燃煤替代核四的台電單位發電成本計算................................................................ 77 三、2020 年以燃氣替代核四的台電單位發電成本計算................................................................ 78 四、2020 年以燃煤替代所有核電的台電單位發電成本計算 ........................................................ 79 五、2020 年以燃氣替代所有核電的台電單位發電成本計算 ........................................................ 80. 6.

(7) 100932028 郭中流. 參考文獻 ............................................................................................................................................. 82. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. n. er. io. sit. y. Nat. al. Ch. engchi. 7. i n U. v.

(8) 100932028 郭中流. 表. 目. 錄. 表一 2011 年底台灣地區發電裝置容量 .......................................................................................... 21 表二 2012 台灣液化天然氣儲存能量統計 .................................................................................... 28 表三 2011 年台電各發電方式年發電量和容量因數 ....................................................................... 37 表四 2011 年台電及外購電力發電方式年發電量和容量因數 ........................................................ 39 表五 2011 年台電加獨立電廠發電方式年發電量和容量因數 ........................................................ 41 表六 2012 年理想的發電裝置容量配置下的台電單位發電成本 .................................................... 47 表七 2020 年裝置容量計畫及發電量預估 ...................................................................................... 50 表八試算 2020 年台電及民營電廠每度電單位發電成本 ............................................................... 53 表九以燃煤取代核四的發電成本 ................................................................................................... 58. 政治大以燃氣取代核四的發電成本 ............................................................................................... 62 立以燃煤取代所有核電的發電成本 ....................................................................................... 65. 表十風力和太陽能在電源開發計畫和千架風機百萬屋頂計畫中的裝置容量比較 ....................... 61. 表十二. 學. ‧ 國. 表十一. 表十三以燃氣取代所有核電的發電成本 ....................................................................................... 67 表十四緩停和急停核電成本最低和最高替代方案比較 ................................................................. 68. ‧. n. er. io. sit. y. Nat. al. Ch. engchi. 8. i n U. v.

(9) 100932028 郭中流. 圖. 目. 錄. 圖一台灣本島電力系統 .................................................................................................................. 19 圖二 2012 年北、中、南各地區尖峰負載及發電量比例................................................................ 20 圖三台灣地區歷年發電裝置容量 ................................................................................................... 22 圖四液化天然氣 2013 年 11 月報價 ............................................................................................... 27 圖五備用與備轉容量...................................................................................................................... 32 圖六台灣電網歷年備用容量率統計 ............................................................................................... 33 圖七台灣經濟成長率與電力消耗增加率 ....................................................................................... 34 圖八月平均負載曲線...................................................................................................................... 42 圖九月尖峰負載曲線...................................................................................................................... 43. 政治大 2012 年理想的發電裝置容量配置(台電加獨立電廠).......................................................... 46 立 2012 年理想的發電裝置容量配置(台電)............................................................................. 47. 圖十 2012 年四季每小時負載曲線.................................................................................................. 44 圖十一. 學. ‧ 國. 圖十二. 圖十三不同機組的裝置容量與淨尖峰能力.................................................................................... 56 圖十四核四對 2020 年前各年備用容量率的衝擊 .......................................................................... 57. ‧. 圖十五在 2014 到 2020 年之間廢核對當年及其後備用容量率的衝擊 .......................................... 64 圖十六兩種廢核情境對 2020 年前各年備用容量率的衝擊 ........................................................... 69. n. al. er. io. sit. y. Nat. 圖十七 2011 年前後各發電燃料成本 .............................................................................................. 75. Ch. engchi. 9. i n U. v.

(10) 100932028 郭中流. 第一章緒論第一節. 研究背景與動機. 從 1980 年提出建設計畫、1999 年開始興建，台灣電力公司的核能四廠經歷了十幾年的施工之後終於接近完工階段。然而 2011 年日本 311 地. 政治大. 震引發海嘯、造成了福島核能電廠的災變，全球突然警覺到核能發電不一定百分之百安全，國內延續了三十年的擁核、反核爭議因而再次升高。行政院長江宜樺一改政府過去執意完成核四廠興建計畫的態度，在 2013 年 2 月 25 日表示願意用公民投票的方式表決核能四廠是否繼續興建，或是興建完成之後是否啟動運轉。核能議題突然成為 2013 年開春之後社會最熱門的話題。. 立. ‧. ‧ 國. 學. n. er. io. sit. y. Nat. 過去這半年多以來，雖然社會上支持與反對核四續建的討論增加，大家比以前更敢面對問題，但雙方的論述還是免不了摻雜政治立場的對立和環保理念的辯論。這樣的對話對於問題釐清的幫助有限，社會的共識和理解難以透過討論來建立，爭議仍在。從各方發表的意見中，可以 al v i 看到核四廠續建與否至少包含了三個層次的爭議： n C. hengchi U. 能源政策層次：台灣是否接受核能？非核家園的時間表要多快？工程安全層次：核能四廠的安全條件是否能如其它三廠相當？沉沒成本層次：如果停建，台電投入的工程費用及虧損如何處理？擁核的意見以政府單位和發電業界居多。但發表的言論多半針對沉沒成本和工程安全的層次，這包括：證明核四廠擁有比其它三個核能電廠更高的安全設計基準、停建核四將使電價大漲等資料及數據。反核的一方以公民團體居多，也有部分發電業界人士，他們透過質疑台電的技術和經營能力來避免進入這兩個層次的辯論，同時直接訴諸環保理念和非核家園的願景，挑戰當前的能源政策。當然，討論中也出現指涉對方. 10.

(11) 100932028 郭中流. 企圖為既得利益團體護航的『陰謀論』，但這對政策的形成和探討不但毫無幫助，更讓社會大眾對問題的理解失焦。隨著核四爭議之後，兩岸服務貿易協定是否簽署、上海自由貿易區即將上路等經濟議題，立法院長關說疑雲等政治議題，以及油品標示不實等民生議題陸續出現，社會對核四（或者說電源結構和能源政策）的關注隨之降低，釐清問題的機會也相對渺茫。如果明年真有公民投票，真要以公民投票來決定核四的存廢去留，我們的社會到底知不知道公投之後的代價有多大？預期的效果又能達成多少？我們到底有沒有足夠的資料來回答這些問題？世界各國又有沒有相關的經驗可資借鏡？身為社會的一分子，作者試圖透過數據和資料來找出答案。. 政治大. 從民國七十八年投入職場之後，作者陸續在空氣汙染防治產業和火力發電產業工作，對於這兩個產業的設備、科技、和市場有局部和片段的認識。經過 EMBA 研習的這兩年專注在管理之後，開始研究台灣的供電系統和電力產業，同時涉獵風力、水力、和核能發電的經濟和管理議題。. 立. ‧ 國. 學. ‧. 越是深入，越感受到核能和電力這個領域的高度專業性，也越發現政策制定者和社會大眾明顯存在著資訊不對稱。雖然公民才是最後的主人，但政府作為擁有資訊優勢的一方，應該更具體的把事實對外呈現，為決策品質負擔起較多較大的責任。. er. io. sit. y. Nat. 依照目前的政府職能分工，能源政策的擬訂和決策是行政院和立法. a. n. iv l C 院的工作，專責單位是經濟部和能源局，體質為國營事業的台灣電力公 n hengchi U 司只是政策的執行單位。當核能議題上升到能源政策層次時，應該出面為政策辯護的是行政院、經濟部、和能源局，不應該是台電公司。歷屆政府無論藍綠卻都反其道而行，把為政策辯護的責任丟給台電，好像是台電非建核四不可的樣子。事實上台電作為執行單位，當然不能否定政府的政策，卻也沒有為政策辯護的立場，只能在工程安全和電價這些他們經手負責的、操作面的層次上辯護。因而造成現在這種社會想談政策，官方卻只說執行層次，雙方各說各話的局面。事實上，政策的討論正是我們所欠缺的，也是一個公民社會所期待的。舉例來說，當輿論把關注的焦點投向風力和太陽能等再生能源，主張我們可以效法德國以風力取代核能的時候，背後代表的是一種思維、一種建議、和一個政策方向討論的可能性。政策制定單位不需要因為他. 11.

(12) 100932028 郭中流. 們提不出具體數據而嗤之以鼻，但也不應該錯失一個對當前政策辯護的機會。為什麼不用淺顯易懂的方式告訴社會大眾：德國其實和整個歐洲大陸併網，不穩定的風力發電集中在北德，得靠荷蘭的燃氣發電做備援才能運作，而短時間內急速縮減的核能發電是靠著向捷克、挪威、奧地利、和法國（多半是核電）購電來暫時補足供電缺口，讓德國有時間布 1 局未來的電力結構。台灣相對而言沒有德國的條件，因為台灣是個獨立電網，沒有其它國家可以供應我們不足的電力或購買我們過多的電力，那些上下晃動、無法控制發電量的風力和太陽能發電也得靠我們自己的其它電廠來提供備援。當風力和太陽能發電比例提高時，我們得用更多的燃氣機組來調節負載，提高對天然氣的依賴。這即便是個可行的政策，也不可能如德國在短時間之內完成，必須確定方向，一步步耐著性子去執行才可能實現。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. 當然，這種複雜的資訊很難在一、兩次討論或介紹中一下子說清楚。許多更基本的電網知識，如目前科技只能讓電力『即發即用，不能儲存』 2 的特性，也在反核人士以燃料電池的發展提出質疑時，沒能即時提供充足的資訊而錯過澄清的機會。. n. er. io. sit. y. Nat. 其實台電累積了幾十年的經驗，已經有相當豐富的研究和專家，這些研究對於各國電力產業的發展、我國電源結構的開發有相當深入的認識。現在網路發達，國內外的技術性、管理性、非營利性機構也提供足 al 夠的客觀數據可供參考，要自行理出頭緒並非不可能。作者研究的動機， v i n Ch 是希望在澄清自己疑問的同時，能串連、整理國內外的研究文獻，將已 engchi U 經證實的數據和資料記錄下來，作為進一步探討電力政策的基礎。讓無論擁核還是反核的讀者都能少走些冤枉路，不必再把一些已經確定的資料藏著不說，也不必再花時間和力氣去爭論一些不可能的幻想，讓我們的政策討論能夠比現在更實事求是。. 第二節. 研究目的與架構. 檢視核四爭議的三個層次。從工程安全的層次來說，核四廠經歷施 1. National Energy Grid Germany – Global Energy Network Institute http://www.geni.org/globalenergy/library/national_energy_grid/germany/index.shtml 2 詳細說明請參閱第二章第一節，電池。. 12.

(13) 100932028 郭中流. 工、停建、復工、違約遭廠商求償的波折，設備在完工前就出現一般工程不會有的損壞和保固過期等技術難題；也經歷預算凍結和重編等一般工程不曾遇到的財務和管理難題；更得面對因為技術、財務、和管理波折而衍生的變更設計，再次加深技術難題的糾結，讓管理和技術難題纏得像線球一樣，治絲益棼。從各方面來說，即便最初的設計要求比更早的三個核能電廠都高、都更完整，工程品質是否能和前三廠一樣也不無疑問。台電公司作為預算的執行單位，對這點比社會大眾付出更多心力，更關心這個層次的細節是可以理解的。但無論擁核反核，無論決策者還是社會大眾，都應該用相同的標準來檢驗工程品質。筆者一方面認為社會在這個層次上的爭議不大，只要依據檢查小組的專業報告就可以有個方向，一方面由於所學有限，對這方面的專業力有未逮，因此不列入本研究的目的。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. 沉沒成本主要是核四廠已經投入的預算。依據台電公司官方網站的資料，核四在通過最後一次追加預算後，經濟部於 2012 年 11 月 8 日核定的投資總額為新台幣 2,839 億元，而台電到 2013 年 9 月底認列的工程進度為 93.69%，即約 2,669 億元3。若考慮台電公司截至 2013 年 9 月底的權益僅存 1,744 億元，累計虧損達 2,147 億元的既有財務狀態，停建核四之後的虧損將成倍數成長，累計虧損遠超過 3,300 億的股本。屆時要靠經濟部國營會的其它國營事業增資？還是擴大對民間釋股？還是發行公司債？. er. io. sit. y. Nat. n. 還是透過政策進一步上調電價？這些選擇都牽涉政府的決策，背後的考 al v i 量極為複雜，同樣不列入本研究的分析目的。 n C. hengchi U. 本研究的目的將鎖定在能源政策的層次。具體的方向是在： 1.. 計算經濟部能源局規畫下，我國 2020 年的單位發電成本。. 2.. 分析廢除核四、甚至廢除核電之後的替代方案。各以成本最高和最低的替代方案定量計算單位發電成本的變化，定性比較各替代方案的建廠時程和燃料儲存困難度。. 如同有可靠的資料顯示德國 2011 年的民生電價為每度新台幣 10.37 元(台灣為 2.76 元)，工業用電每度新台幣 4.63 元(台灣 2.35 元)4，本研究 3. 台灣電力公司網站/資訊揭露/工程資訊/龍門電廠工程進展/工程現況 http://www.taipower.com.tw/content/new_info/new_info-f13.aspx?LinkID=19 4 「2011 年各國平均電價比較」，台電公司網站(轉錄國際能源總署 International Energy Agency, IEA. 13.

(14) 100932028 郭中流. 企圖為台灣的電網提出類似的可靠數字，為不同主張的討論聚焦，為有興趣思考該贊同核四是否續建、甚至思考如何推動非核家園的讀者提供一個可靠的知識基礎。因為這個基礎是無關我們接受與否、立場如何，都必須認清的現實。本研究的架構分為四個連貫步驟： 1. 2. 研究台灣電網的構成和特性，核能、燃煤、燃氣、水力、及再生能源（包含風力及太陽能）等不同發電廠的角色和裝置容量，台電、民營獨立電廠、汽電共生廠三類電力提供機構的背景。探討台灣電網裝置容量對負載的裕度。這部份關心的是電力系統的發電能量『夠不夠』的問題，屬於電力供應『量』的層次。. 政治大研究不同發電廠的使用率和背後成因，燃料成本、使用率、和其它成立本在單位發電成本中的角色。研究台灣負載曲線的特性，從技術可行. a. er. sit. 以經濟部能源局對全國電力在 2020 年的負載預測和電源開發計劃為基礎，分析 2020 年的電源結構，計算 2020 年的單位發電成本現值。. io. 以移除核能作為本研究的操作變數，區分為兩種情境： iv l. n. 4. y. Nat. 3. ‧. ‧ 國. 學. 性的角度研究不同燃料機組的運轉特性及電力調度限制。進而探討不同發電廠在負載特性下的最經濟組合比例，比較理想比例與現況的差距。這部份關心的是電力系統『好不好』的問題，屬於電力供應『質』的層次。. 4.1. n U e n g c h i 『停建』和『續建卻不運轉』逐步減核，或『緩停』：停止核四廠（. Ch. 對發電成本的影響一樣，因此在本研究中視為相同的選項，不再區分其差別），同時讓核二、三廠依照原計畫繼續運轉5。 4.2 迅速減核，或『急停』：停止核四廠，同時在 2020 年也停止其它核能電廠，達成非核家園目標。分別分析兩情境下的可能替代方案，以單位發電成本最低和最高的替資料) http://www.taipower.com.tw/content/q_service/..%5C..%5CUpFile%5CPowerTableFile%5C2011%E5%B 9%B4%E5%90%84%E5%9C%8B%E9%9B%BB%E5%83%B9%E6%AF%94%E8%BC%83%28%E5% 9C%96%E8%A1%A8%E8%AA%AA%E6%98%8E%29.pdf 5 核一廠依照能源局現有規劃，兩部機組會分別在 2018 年及 2019 年除役。因此 2020 年能繼續運轉的只有核二、三廠。. 14.

(15) 100932028 郭中流. 代方案分析廠地選擇、環評、燃料儲存的難易程度和建廠時程長短，計算最低和最高的替代方案單位發電成本。以上架構 1 將在第二章呈現，架構 2、3 在第三章，架構 4 安排在第四章。. 第三節. 研究範圍與限制. 本研究的目的雖然在能源政策的層次，卻以非決策性的發電成本分析計算為範圍。無論急停核電或緩停核電哪一種情境，其可行替代方案的研究都以技術和工程可行性為範圍，盡量不觸及決策選擇。替代方案. 政治大. 的新增建廠成本將比照常規電廠，分十五年攤提到每度發電成本中。因此幾乎所有可計算的數字都反應在單位發電成本中，讓結論一目瞭然。. 立. ‧ 國. 學. 然而以下與發電成本相關卻不相等的議題，並不在本研究的範圍內。. ‧. 電價：電價的制定有極為複雜的基礎，對不同身份的用戶、不同用電時段、不同型式的購電合約有詳細的差別取價費率。這費率系統不僅影響台灣電力公司的盈虧，也引導用戶改變用電習慣，甚至對負載曲線的變化有長期的修正作用。本研究僅依據台灣電力公司公告的單位 a l 2020 年的各情境、各替代方案的單位發電成發電成本，求算結論中 v i n Ch 本，不討論電價。因此結論的成本數字不代表能等比例求算台灣電力 engchi U 公司在這些方案下的電價。雖然單位發電成本的變化幾乎與平均電價同步，但電價不在本研究的範圍之內。. 2. 台電的累積虧損和核四建廠的沉沒成本：截至 2013 年八月為止，台灣電力公司的累積虧損已超過新台幣 2000 億，此部分如果要以加收電費的方式反應在電價中彌補，將牽涉攤提時程、利率選擇、徵收範圍等決策，其考量將完全超出研究範圍之外。而在此之外，核四廠雖. n. er. io. sit. y. Nat. 1. 然尚未完工，但依照工程進度，其中若干比例已被認列為台電公司的資產，這部份估計已超過新台幣 1500 億。在核四停建或不投入運轉的決策之後這部份的資產將如何處理，也不在本研究的探討之中。 3. 核四工程安全層次的分析，如前一節研究目的所述，也不在本研究範. 15.

(16) 100932028 郭中流. 圍之內。然而盡管如此，計算與分析中仍有諸多變數不易控制，若列入研究將難以聚焦。以下說明這些變數與研究中的處理方式：負載預測：電力負載與國民所得呈現高度正相關，同時也受氣溫、人口成長率、產業結構等其它因素的影響。本研究既無力對我國國民所得走勢提出預測，也無從掌握其它各項變數未來七年的數字。因此直接以經濟部能源局 2020 年提出的電力負載預測為依據，不再檢視其合理性及背後假設。通貨膨脹：. 治政本研究未考慮通貨膨脹率的影響，因此對大 2020 年的燃料價格及發電立，不需要再換算折現率。當時間走到 2020 成本預估一律以 2013 年現值計算 ‧. ‧ 國. 學. 年，要檢視發電成本或價格時，本研究的數字必須再乘上七年的累積通貨膨脹。福島核災對燃料成本的影響：. io. sit. y. Nat. 福島核災之後，煤和天然氣的價格出現大幅度波動。然而到 2020 年之前的變數仍多，若單以福島的影響、不猜測其它可能的連鎖效應來看，. n. er. 屆時對價格波動幾乎已歸於平靜。因此在 2020 年的燃料價格計算上，仍 al 以經濟部能源局的預測為依據，不考慮短期波動。 iv. n U engchi 除此之外，本論文為作者個人學術見解，不代表所屬公司或或任何. Ch. 團體意見。引用轉述僅限於學術研究使用，禁止媒體對社會大眾公開。. 16.

(17) 100932028 郭中流. 第二章台灣電力系統的容量現況本章將簡介電力系統的構成，從電網的原理出發，探討台灣電網的裝置容量現況。裝置容量反應系統的供電能力，從量的角度檢視電力系統是否足夠支持全島的負載。而在揹負目前的負載之餘裝置容量還有多少裕度，則代表在用電尖峰時刻有沒有分區限電的風險。. 政治大. 因此第一節將簡單介紹電網原理和相關規範。第二節將簡介台灣電網的現況，同時簡介水力、燃煤、燃油、核能、天然氣、抽蓄水力、再生能源、汽電共生等不同發電方式的裝置容量。第三節將簡介備用容量的定義和現況。. 立. 電力系統的構成. ‧. ‧ 國. 學. 第一節. y. Nat. er. io. sit. 電網由輸電線路連接所有發電廠（電力生產者），加上配電線路連接所有電力用戶的負載（LOAD）（電力消費者）所組成。網上任何一個負. n. al 載都由所有的發電廠一起負擔，單一大負載的加入或離開不會對發電機 v i n Ch 組產生巨大的衝擊。舉例而言，水泥廠或鋼鐵廠內，單單一台引風機的 engchi U 功率可以高達 3 到 5MW（3,000 到 5,000KW，相對於家用冷氣只有 2KW. 的功率，這是很大的負載），如果單獨由翡翠水庫的 70MW 機組負責供電，引風機的啟動和停止會造成電廠 4 – 7%的負載波動，對頻率 60Hz 的台灣而言，就是正負 4Hz 的變化。但因為有了總功率 48,159MW 的台灣電網，等於全台灣的發電機組在背負這台引風機的負載，這負載的波動就下降到 0.01%，也就是 0.06Hz 的變化。同理，當任何一座發電機組發生事故而必須停止發電時，即使總負載不變，其它發電機組只要多增加一點出力就可以繼續應付，不會造成任何負載的停電。例如翡翠水庫電廠脫離電網時，只會造成 70/48159 的影響，也就是 0.14%、約 0.09Hz 的衝擊。. 17.

(18) 100932028 郭中流. 因此電網的構成，能大大提升電力供應的穩定性。發電機是靠轉動機械輸入動能來轉換電能的，當負載加重，轉動機械瞬間被拖慢會造成頻率降低，以前台灣發電量不足，偶爾出現電燈瞬間變暗的情況就是頻率降低造成的。世界各國對於電網穩定性，定下了透過頻率來檢驗的基準，例如歐洲電力輸送網路（European Network of Transmission System Operators for Electricity）2013 年 6 月 18 日公布的最新版電網負載頻率控制基準（Network Code on Load-Frequency Control and Reserves）6，對所屬的英國、愛爾蘭、歐洲大陸、北歐等四個電網建立規範。電網頻率品質在規範中細分為：頻率上下限（以英國為例：基準頻率加減 0.2 Hz 之間）. 政治大最大瞬間偏移（英國為 0.8 Hz）立. ‧ 國. 學. 最大穩態偏移（英國為 0.5 Hz）. 頻率即時修正時間及範圍（英國為一分鐘內回復到正負 0.5 Hz 以內）. ‧. sit. Nat. 警示啟動時間（英國為十分鐘）. y. 頻率穩定修正時間及範圍（英國為十分鐘內回復到正負 0.2 Hz 以內）. er. io. 全年超出頻率上下限時間（英國為 15,000 分鐘以內）. n. al v 有了頻率基準之後，所有作為負載的電氣用品（電力消費者）和作 i n Ch 為出力的發電機組（電力生產者）都有了設計依據。製造商把效率最高 engchi U 的工作點設計在頻率基準上，把容許工作範圍設在頻率上下限以外若干區域之內。例如台灣的電氣用品和發電機組以 60Hz 為基準，工作範圍設計在 58.5Hz7和 61.5Hz 之間，效率最高的運轉點是 60Hz，如此大家以基準頻率為依據，整個電網的用電效率就能提高。世界各國因為工業發展的習慣和建立電網一開始的選擇，分成 50Hz 和 60Hz 兩種基準頻率，不同基準頻率無法併網。採用 50Hz 的地區包含歐洲、非洲、澳洲、南美洲南部、亞洲的大部分區域、中國大陸、俄國等。採用 60Hz 的地區包含北美洲、南美洲北部、台灣等。最有趣的國家是日本，東半部採用 50Hz， 6. Article 19, Page 22-24, Network Code on Load-Frequency Control and Reserves, 28 June 2013 https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/load-frequency-control-reserves/ 7 此數字只用來舉例說明，不是精確值。. 18.

(19) 100932028 郭中流. 西半部採用 60Hz，因此一個國家至少必須分隔成兩個電網。以上的引風機案例中，單一負載對翡翠水庫的發電機造成頻率瞬間偏移 4Hz，就已經違反了這項基準。如果把英國 50Hz 基準頻率容許 0.8 Hz 的最大瞬間偏移標準拿到台灣來，相當於在 60Hz、電網發電裝置容量 48,159MW 的系統可以承受加減 770MW 的瞬間變動。這讓電網承受衝擊的能力提升，電力供應的穩定性提高。. ‧. ‧ 國. 學 y. sit er. al. n. 的現況. io. 台灣電網. Nat. 第二節. 立. 政治大. Ch. engchi. i n U. v. 圖一是台灣本島的圖一台灣本島電力系統 8 電力系統，它包含了各電廠的性質、位置、及連接電廠的輸電網路。根據台電的統計，台灣地區的電網 2012 年底的總輸電線路長 16,925 公里，總配電線路 347,242 公里9，以鳳山溪和濁水溪為界，概略分為北 8. 台電公司網站：關於台電/電力發展現況/電力系統圖 http://www.taipower.com.tw/content/about/..%5C..%5CUpFile%5CPowerDevFile%5C2011%E5%8F%B 0%E7%81%A3%E5%9C%B0%E5%9C%96new.jpg 9 台電公司網站：公司治理/經營績效/年產銷概況. 19.

(20) 100932028 郭中流. 中南三個次電網。圖二是三個次電網 2012 年尖峰負載和發電裝置容量比例10。可以看出南部的發電廠裝置容量大於需求，中部供需相當，而北部電廠不足。這種供需不均衡的現象在十多年前曾造成嚴重的問題。1999 年九二一大地震時，中寮超高壓（34 萬 5 千伏特）輸電站及周邊電塔震毀，因為沒有平行輸電線路可以替代，台灣本島立即被隔離成南北兩座電網。隔離後理論上應該能獨立運轉，但北電網發電機組總發電量小於總負載，幾秒鐘之內所有機組不堪負荷，不是自動執行「負載甩脫（LOAD REJECTION）」. 政治大就是被負載拖垮 11. 立. ‧. ‧ 國. 學. 而停機，於是北電網崩潰造成全區停電。南電網因為總發電大於總負載，各機組自動降低發電量以繼續維持供電穩定，因此當時南台灣未受停電之苦。大電網不能切割成小. 2012 年北、中、南各地區尖峰負載及發電量比例. er. io. sit. y. Nat. 圖二. 12. 電網的趨勢普遍發生在世 v i 界各國。電網和電網間即使 n Ch engchi U 一開始不全面性連結，也會透過小規模連結作緊急調度之用，久而久之合併成更大的電網。. n. al. 可惜台灣身處海島地形，即使未來有機會和相鄰國家或地區透過海 http://taipower.eki.com.tw/content/govern/govern01.aspx?MType=4 10 台電公司網站：資訊揭露/電力供需資訊/電網供電資訊 http://taipower.eki.com.tw/content/new_info/new_info-c21.aspx?LinkID=12 11 當負載增減太快造成發電機組瞬間大減速或大加速時，發電機組會為了保護自身結構的安全而自動切斷輸出線路，稱為『負載甩脫』（LOAD REJECTION）。其結果能保持發電機組在無負載狀態下持續穩定運轉，隨時可以再併聯上網發電，但原來的負載會因為負載甩脫而停電。 12 電網上的小發電機組對頻率的穩定幾乎使不上力。當大機組一一執行『負載甩脫』、脫離電網自保時，電網的頻率會急速下降，速度遠超過小機組的反應能力。這種情況下即使小機組最後脫離電網，它的控制系統也很難把機組拉回原來轉速，只能繼續減速進入停車程序。這雖然不會傷害機組安全，但要等到完成停車程序之後再重新啟動發電，時間依電廠的性質不同需要幾十分鐘到幾個小時不等。. 20.

(21) 100932028 郭中流. 底電纜相連，電力輸送能量也僅及於臨時調度。在可預見的未來台灣必須自給自足，所有的裝置容量和燃料儲存在任何情況下，都得支應全島的用電需求。表一為 2011 年底台灣地區電網發電機組裝置容量統計 13。依照發電能源的不同，區分慣常水力、抽蓄水力、燃煤、燃（重、柴）油、燃（天然）氣、核能、及以風力和太陽能為主的再生能源。同時也區分台電機組、民營獨立電廠、以及汽電共生廠。從裝置容量佔比可以看出：燃煤電廠佔 37%最高，燃氣 31.4%居次，核能 10.6%第三，燃油 8.88%，我國依靠油、煤、核能等進口能源的發電裝置比例高達九成。水力（抽蓄水力不能算）、風力、太陽能等再生能源的裝置容量不到 7%，能源自給率低得可憐。. 立. 學. ‧. io. sit. y. Nat. 慣常水力抽蓄水力燃煤燃油燃氣核能風力太陽能合計. 台電獨立電廠汽電共生合計裝置容量裝置容量裝置容量裝置容量合計裝置容量佔比 MW MW MW MW % 1752 289 2041 4.21 2602 2602 5.37 8800 3097 6068 17965 37.04 3325 983 4308 8.88 10593 4610 28 15231 31.40 5144 5144 10.61 293 274 641 1208 2.49 32509 8270 7720 48499 100.00. ‧ 國. 能源別. 政治大. er. 表一 2011 年底台灣地區發電裝置容量. a. n. iv l C 圖三是截至 2011 年底，台灣地區歷年發電機組裝置容量的演變。縱 n h e n g c萬瓦千軸數字顯示裝置容量 MW 的絕對值（1 h i U= 10MW），曲線內數字則顯示不同發電裝置在當年所佔的百分比。這些裝置包含表一中的台電公司和民營獨立電廠容量，不包含汽電共生，但數字已具有足夠的參考價值14。水力是 1950 年之前的唯一發電能源，1950 年代中期加入了燃煤機組，1960 年代後期加入燃油機組，1970 年代中期加入核能機組，1980 年代初期核能機組比例不再增加、卻同時加入了抽蓄水力，1980 年代末期加入天然氣機組，2000 年代後期則加入了再生能源。這樣的出現次序和發展速度背後都有原因，以下分別簡單說明。. 13. 作者整理自「經濟部能源局 100 年長期負載預測及電源開發規劃摘要報告」，2012 年四月。台電公司網站：資訊揭露/電力供需資訊/電源結構與能源配比/歷年裝置容量佔比 http://www.taipower.com.tw/content/new_info/new_info-c36.aspx?LinkID=13 14. 21.

(22) 100932028 郭中流. 水力水力是日據時代（1895 - 1945）的唯一發電能源，開發最早。因為台灣溪流具有短而陡、沖蝕嚴重、季節流量落差大等特性，加上整個台灣都處在地震帶、地質破碎易鬆動等因素，適合開發水力發電的地點有限， 1980 年代之後水力發電的開發幾乎已達飽和。雖然造成溪流生態的改變，但水力發電的碳排放幾乎為零，且能結合蓄水功能，它的管理間接養護了山林和提升水土保持。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. n. er. io. sit. y. Nat. al. Ch. engchi. i n U. v. 圖三台灣地區歷年發電裝置容量. 這裡的水力發電其實單指慣常水力發電，也就是在河川自然流量下建水壩取水，在水壩下方一定的落差建立水輪機組，以水流的位能驅動水輪機發電。台電 2011 年底有 70 座水力機組，總裝置容量 1,752MW，另有各水庫管理局營運的 12 座機組，裝置容量 289MW15。平均每部機組的裝置容量約 24.9MW。雖然在台灣現在的電網中，水力發電只佔不到 5%的裝置容量，卻扮演著啟動其它發電廠的重要角色。每個電廠在啟動時、運轉中、甚至停 15. 頁 110 – 111，『中華民國 100 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2012 年 10 月。. 22.

(23) 100932028 郭中流. 機保養期間都需要消耗電力16。大裝置容量電廠如核能（核二廠單機裝置容量 985MW）和燃煤（興建中的大林和林口電廠新機組，單機 800MW）在啟動時對電網而言是淨負載，需要從電網提取幾十 MW 才能開始運轉。因此台灣電網的最初設計，是依靠水力電廠的發電能量去啟動其它電廠。而水力電廠只需要依靠廠內電池提供少量的控制系統電力，就可以開啟水閘門靠水壓啟動發電機組。燃煤燃煤在世界各國都是發電主力，因為它的科技發展最早17，而煤的單位熱值成本至今仍比天然氣低。除了碳排放遠高於其它發電方式18的缺點之外，燃煤製造的空氣汙染物如煤灰、硫氧化物、氮氧化物也比其它發電方式嚴重。從電力調度的角度而言，燃煤機組的開車時間以小時計，升降載速度比水力和燃氣機組慢，不適合作為備載電廠 19接受電力調度。即便有這許多缺點，煤仍然擁有比天然氣和再生能源更低的發電成本、比天然氣簡單且安全的燃料運輸和儲存方式、比天然氣相對豐富的蘊藏量等優勢，因此全球發電產業仍對燃煤發電科技持續研發。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. al. er. io. sit. y. Nat. 這些研發包括因為成本太高，商業推廣仍有待努力的二氧化碳捕捉儲存科技（CCS）20、氣化煤（成為燃煤氣發電）科技（IGCC）21。也包括已經陸續投入的各種更精密的汙染防治科技，以及提高電廠發電效率的鍋爐科技22等。. n. v i n C h，總裝置容量 8,800MW，平均每部機組裝台電現有 18 座燃煤機組 engchi U 23. 16. 經濟部和台電統計的裝置容量，是各機組名牌標示的額定裝置容量，並未扣除廠內用電，因此電網的實際供電能力比裝置容量的數字低。 17 英國工程師 Sir Charles Algernon Parsons 在 1884 年發明蒸汽渦輪機，可以結合燃煤鍋爐產生的蒸氣成為原動力廠，隨即被應用在燃煤電廠推動發電機和大型燃煤船艦上推動螺旋槳。核子反應爐在 1948 年才初次取代燃煤鍋爐作為蒸汽渦輪機的動力來源，有了核能發電。 18 依台電公司網站提供的 2011 年資料計算，燃氣、燃油、燃煤的碳排放依次為每度電：0.46 公斤、 0.63 公斤、0.92 公斤，比值約為（氣/油/煤=1.00/1.36/2.00） 19 一般時刻不發電或不全額發電，當電網負載上升時再投入發電或升載。這種電廠的升載速度必須夠快，才能跟上負載增加率。 20 Carbon Dioxide Capture and Storage（CCS）工研院建立了中文網站詳細介紹此技術。http://ccs.tw/ 21 稱為 Coal Gasification 或 Integrated Gasification Combined-Cycle (IGCC)，參閱美國能源局網站對實績廠 The Wabash River Clean Coal Power Plant 的介紹： http://energy.gov/fe/science-innovation/clean-coal-research/gasification 22 發電效率 37%的超臨界鍋爐電廠，和 41%的超超臨界鍋爐電廠，已經可以取代 34%的傳統亞臨界鍋爐。相同的電廠面積和相同的排放條件下，機組發電量因而可以增大兩成。 23 頁 113 – 114，『中華民國 100 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2012 年 10 月。（此資料將使用. 23.

(24) 100932028 郭中流. 置容量 489MW。現正在林口電廠興建三座 800MW 超超臨界機組，汰換服役四十年的兩座亞臨界 300MW 機組；大林電廠也正用兩座 800MW 汰換兩座 300MW 機組，未來整個台電所屬的燃煤機組平均裝置容量會因此上升到 610MW。兩家民營獨立電廠麥寮和和平，先後在 2000 年前後運轉 5 部超臨界機組，共 3,097MW，平均裝置容量也高達 620MW。如此大張旗鼓的擴充燃煤發電，和提升我國電源供應的質有關，這將在本章第二節詳細說明。汽電共生的機組將在最後一段介紹，此處暫且略過。燃油 1960 年代出現燃油機組，到 1980 年代一度比燃煤機組還多。主要是由於燃煤機組升降載速度太慢，因此用單純的油鍋爐或在燃煤鍋爐加裝油槍燃燒六號重油，加入電網併聯作電力調度24之用。但燃油成本比煤高出許多，鍋爐升降載的速度再怎麼提高也不及 1990 年代出現的燃氣渦輪機快速，因此從圖三可以發現 1990 年之後燃油和燃氣出現此消彼長的趨勢。然而在 1980 那個正逢台灣經濟高速成長的年代，能夠供應急速上升的負載，顯然比較高的發電成本更符合需要。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. er. io. sit. y. Nat. 台電現在只剩下六部燃燒重油的鍋爐機組，總裝置容量 2,750MW。另有百餘部、總裝置容量約 575MW 的柴油發電機，其中近百部架設在離島發電，其餘配置在各火力和核能電廠內，當作電廠全黑時的緊急發電機。. al. n. v i n Ch 汽電共生的燃油機組也和燃煤機組一樣，將在最後一段一併介紹， i U e h n c g 此處暫且略過。核能台灣現有三座核能電廠共六部機組。核一廠兩部 636MW 機組，在. 1978 和 1979 年商轉，核二廠的兩部 985MW 機組，以及最後在 1984 和 1985 年加入的核三廠兩部 951MW 機組25，此後將近三十年沒有新機組加入。核能電廠的原理和燃煤、燃油電廠類似，發電流程的後半段都靠蒸汽推動蒸汽渦輪機和發電機，只是前半段的燃煤燃油鍋爐被核子反應爐蒸氣渦輪機的燃油、燃煤、及燃氣機組統稱為汽力機組，各機組數量由作者自行訪查統計。） 24 和備載電廠的角色相似，但任務不只是升載，還包括降載，因此一般時刻必須處在半載狀態，隨著電網負載的上上下下隨時配合升降載。這種機組無論升降載速度都必須夠迅速。 25 頁 114，『中華民國 100 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2012 年 10 月。. 24.

(25) 100932028 郭中流. 取代。核子反應爐的運轉首重安全，因此蒸汽壓力和溫度設計得比燃煤電廠低，渦輪機和發電機轉速也慢。電廠開車、併聯、升載、運轉、降載、解聯、停車程序繁複，因此動作遲緩，走得四平八穩。台電這六部機組的停機維修都照排定的行程進行，除非故障必須在計畫之外停車檢查，否則一切照表操課。但開車時間不一定，檢修後有任何疑慮開車時程就會延後。因此核能電廠幾乎不接受電力調度。也因為核能電廠這樣的特性，台電在 1980 年代興建了明湖和明潭兩座抽蓄水力電廠，作為電力調度之用26。抽蓄水力. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. 和慣常水力不同，抽蓄水力是靠人工流量發電的水力發電廠。它不止要在上游建壩攔水（稱為上池），電廠下游的水也不能放流，要用另一個水壩存起來（稱為下池）。明湖和明潭兩電廠都使用日月潭為上池，明湖電廠使用明湖水庫為下池，發電落差 309 公尺。明潭電廠用明潭水庫為下池，發電落差高達 380 公尺27。. n. er. io. sit. y. Nat. 台灣的夜晚是用電離峰時段，負載下降。抽蓄水力電廠輸入反向電流，反轉發電機為馬達，進而反轉水輪機為泵。這可以把下池的水抽送到上池，整個電廠成為抽水站，在電網上是個負載。白天中午 12 點和下 al v i 午 2 點是用電尖峰，抽蓄電廠將上池水門打開發電，作用和慣常水力電 n Ch 廠一樣。因此抽蓄水力等於是電網上的電池，每天來回充電放電。 engchi U 兩個電廠共有 10 部機組，總裝置容量 2,602MW。假設再單獨配合三座核能電廠 5,144MW 運作成一個小電網，電網夜間輸出功率為 5,144 – 2,602 = 2,542MW，日間輸出功率為 5,144 + 2,602 = 7,746 MW。可以發現在核能全速運轉而不需要考慮負載變化的情況下，小電網幾乎28可以滿足 2,542MW 到 7,746MW 之間的負載變化。這是抽蓄水力神奇之處。. 26. 頁 110，『中華民國 100 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2012 年 10 月。『明潭發電廠簡介』，台灣電力公司 http://info.taipower.com.tw/TaipowerWeb//upload/files/32/d205.pdf 28 馬達和發電機在啟動後有一個不能作功的死區，例如 0-30%，抽蓄電廠在此只能視為 781 到 2,602MW 的馬達和發電機。小電網因此只能在 2,542 到 4,363MW 和 5,925 到 7,746MW 兩個負載區間調度，系統在 4,363 到 5,925MW 之間不能調度。 27. 25.

(26) 100932028 郭中流. 燃氣燃氣發電廠的心臟是燃氣渦輪機，結構和飛機的噴射引擎幾乎一模一樣。第一架噴射引擎戰鬥機出現在二次大戰末期，戰後在噴射引擎廢氣出口加裝渦輪作功，廢氣的溫度和壓力因而下降，渦輪的扭力可以推動任何有阻力的機械，也就是負載。剛開始是裝上軍艦推動螺旋槳，隨後才把負載從螺旋槳改成發電機而有了燃氣發電。因此投入市場的時間比核能發電還晚。能被渦輪抽取的動力有一定的極限，廢氣溫度再怎麼降也還在 400 度以上，遠高於燃煤電廠的 150 度29，這代表熱效率的損失。因此燃氣渦輪機的尾氣被引入熱回收鍋爐30，把水煮成蒸汽去帶動蒸汽渦輪機再發電。這創造了空氣被壓縮、燃燒、作功，和水被蒸發、作功、回收兩個熱循環，因此稱為複循環系統或複循環電廠。沒有加裝後段蒸汽發電系統的單循環機組發電效率不超過 35%，複循環的效率則超過 40%。隨著技術不斷進步，1980 年代的 E 型機組複循環效率可達 40 到 44%，1990 年代. 立. 政治大. ‧ 國. 學. ‧. 的 F 型機組已經可以逼近 50%，而最近的 G 型機組更超過 50%。雖然以天然氣為燃料還是免不了有碳排放的問題，但每度電的碳排放因為機組效率的提高而越來越低。. sit. y. Nat. n. er. io. 除了發電效率高之外，燃氣機組最大的優點是反應迅速。戰鬥機引擎在空中的負載變化能有多快，在地面發電的負載變化就能有多快。而 al v i 飛機引擎燃燒航空燃油，燃氣渦輪機燃燒天然氣，後者在燃燒系統中的 n Ch engchi U 反應還比前者更迅速。因此單循環的燃氣電廠最適合接受調度，複循環機組因為還要帶動蒸汽循環，反應稍慢，但 HRSG 結構遠比燃油鍋爐單純，讓複循環機組的升降載速度比燃油機組快得多。燃氣也有缺點，台灣作為海島電網，燃氣有兩個最大的缺點：成本高，存量低。圖四31是 2013 年 11 月國際天然氣價格，美國 3.26（US/MMBTU）最低，歐洲 10 - 11 居中，印度 13.75 更高，南美、中國、日本等遠東地. 29. 新型燃煤電廠若加裝濕式排煙脫硫系統，廢氣溫度還可進一步下降到 100 度。 Heat Recovery Steam Generator (HRSG) 31 『Natural Gas Overview: World LNG Prices』, Federal Energy Regulatory Commission http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview.asp 30. 26.

(27) 100932028 郭中流. 區超過 15 最高。這極端不均衡的價格來自天然氣集中的蘊藏地點和高昂的運輸成本。世界天然氣產量以美國和俄羅斯各超過兩成最高，和排名緊追其後的歐盟、加拿大、伊朗、挪威等前六名總產量合計超過全球六成。天然氣以管線輸送的成本最低，價格隨著距離出產國越遠、管線運送越長而逐步升高。從圖四觀察，如果以俄羅斯和北歐為中心向外幅射，可以看出距離中心越遠價格越高的趨勢。對於陸地無法銜接的國家（如台灣、日本、和被北韓從大陸隔離的韓國），天然氣必須被液化加壓（降溫到攝氏零下 162 度，由氣相轉為液相，體積因此縮小為原來的六百分之一）為液化天然氣（ Liquefied Natural Gas, LNG）. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. 並保持低溫儲存，經由特殊設計的運輸船輸送到進口國卸載，再從進口國港口透過管線輸送到用戶的工廠32。這段從出口國加壓降溫到進口國減壓輸送. n. al. er. io. sit. y. Nat. 的過程費時，加壓儲存的碼頭和專用船隻有限，成本因而比天然氣本身還高。. Ch. i n U. v. e圖 n四g液化天然氣 c h i 2013 年 11 月報價. 美國的超低價格另有原因，它 1992 年修訂「天然氣法」對天然氣出口採取審核制，因此極少鋪設通往其它國家的天然氣管線。近年來自由貿易協定（Free Trade Agreement, FTA）的簽署越來越普遍，天然氣只對和美國簽訂 FTA 的國家出口，逐漸有少數港口把卸載和儲存天然氣的設施改造成加壓裝運設施作出口之用33。但總體而言，美國作為天然氣出產 32. 陳宏市『液化天然氣輸送工程 – 液化與氣化』，（科學發展）2011 年 9 月曹嘉涵『美国液化天然气出口前景与中国』，（现代国际关系）2013 年第 6 期 http://www.siis.org.cn/index.php?m=content&c=index&a=show&catid=15&id=461 33. 27.

(28) 100932028 郭中流. 大國又透過法令限制絕大部分只供自用，等於是自外於世界市場，它的價格極低，而地處世界市場最遠端的遠東國家價格因而最高。這價格可不可能因為頁岩氣的開發而降低呢？美國在短期之內不可能大量出口天然氣，價格會停在低檔；頁岩氣大量開採過程的生態破壞目前也引人詬病，因此在美國要大量開採的誘因不足。而中國的頁岩氣蘊藏位置深、地形不平坦，開採成本還太高，大量開採的難度太高。因 34 此在短期之內，頁岩氣不容易促使全球天然氣價格下滑。. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學 er. io. sit. y. Nat. 表二 2012 台灣液化天然氣儲存能量統計. a. n. iv. l C 除了價格之外，天然氣無法像煤一樣露天儲存，因此存放也是個特 hengchi Un 35 別的議題。台灣現有永安六座和台中三座天然氣儲存槽，表二是這九座儲槽的存量統計。以 2012 年的平均日用氣量以及尖峰用氣量計算，總存量分別可供應 13 天及 6.34 天使用。考慮每艘船的運量為 60,000 噸，全台灣年用量 12,500,000 噸，每年要卸載 210 艘船，平均每個儲槽每半個月要卸載一艘。未來用量越來越大，現在還不是瓶頸的港口和卸載設施也許還可以應付，但港區是否有足夠空間增建儲槽則必須妥善研究規劃，否則得另闢第三個港口興建儲槽才夠使用。 34. 曹嘉涵『美国液化天然气出口前景与中国』，（现代国际关系）2013 年第 6 期 http://www.siis.org.cn/index.php?m=content&c=index&a=show&catid=15&id=461 35 台電公司網站：資訊揭露/經營資訊/天然氣採購/國內天然氣市場 http://www.taipower.com.tw/content/new_info/new_info-a27.aspx. 28.

(29) 100932028 郭中流. 風力和太陽能風力和太陽能雖然在全國發電裝置容量的佔比不高，但成長最迅速。 2011 年台電自有風力 286.7MW，太陽能 6.1MW36，2012 年風力不變，但太陽能上升到 10MW。民營電廠的成長更為可觀：2011 年風力 236.1MW，太陽能 38.3MW，2012 年迅速上升到風力 279.8MW 太陽能 124.3MW37。 2012 年 2 月行政院核定「陽光屋頂百萬座，千架海陸風力機」能源政策，經濟部能源局委託工業技術研究院設立計畫辦公室，以 2030 年太陽能加風力裝置容量達 12,502MW 為目標38。民間反核團體也認為這是不排碳而取代核四的替代能源，紛紛提出幾座風力發電機39就可以取代核四的建議。可見無論政府或民間，對風力和太陽能都寄予厚望。. 政治大. 風力和太陽能的優勢是零碳排放，對自然環境的衝擊最小 40，但不是. 立. ‧ 國. 學. 沒有缺點。風力要找風場強、能量密度高的位置，通常是高山和離岸，建造和輸電成本因而提高。太陽能需要較大的土地面積，且落塵和濕度都低的位置。因此兩者在台灣都有位置的限制。工研院的規劃重點之一，. sit. y. Nat. 汽電共生. ‧. 就是選址。此外兩者受季節和天候影響，而且瞬息萬變，前一分鐘滿載的電廠下一分鐘出力可能不到一半，對電網的調度是一大考驗。. n. er. io. 汽電共生在大陸叫「熱電聯產」，在歐洲叫「combined heat and power CHP」，英語通稱「Cogeneration」。發跡於高緯度冬季需要暖氣的地區， al v i n Ch 用蒸汽電廠發電後的餘熱製造暖氣用的熱水系統，熱水系統像自來水一 U. en. hi. gc 樣接管城市內的用戶，供給熱水讓用戶的暖氣使用後再回收冷水。因此電廠原來靠河水、海水、空氣排放的冷凝餘熱可以回收再利用，增加一到兩成的電廠熱效率。 36. 頁 111 - 112，『中華民國 100 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2012 年 10 月。頁 109 - 110，『中華民國 101 年能源統計手冊』，經濟部能源局，2013 年 8 月。 38 童遷祥執行長，『陽光屋頂百萬座，千架海陸風力機計畫推動辦公室簡報』，2012 年 3 月 28 日。 http://content.sp.npu.edu.tw/teacher/pcwu/DocLib13/%E5%8D%83%E6%9E%B6%E9%A2%A8%E6%A9%9F %E7%99%BE%E8%90%AC%E9%99%BD%E5%85%89%E5%B1%8B%E9%A0%82%E8%BE%A6%E5%85 %AC%E5%AE%A4%E6%8F%AD%E7%89%8C%2020120328.pdf 39 例證甚多，如綠色公民行動聯盟的主張「再生能源應從 3%提高到 21%」 http://www.taiwangreenenergy.org.tw/News/news-more.aspx?id=B4216A9D583C8E77 40 不完全沒有衝擊，如風車噪音和對鳥類飛行路徑的干擾，太陽能板對飛型器產生的反射光害等。因此這兩類發電廠仍須做環境影響評估。 37. 29.

(30) 100932028 郭中流. 台灣在 1970 年代末期用電量激增，政府鼓勵紙廠、水泥廠、化工廠等需要使用蒸汽或裝置自備電廠的工業用戶把自家鍋爐和電廠做大，在自用之餘多發一點電賣給台電的電網，於是有了汽電共生廠。隨後各縣市將垃圾處理由掩埋改成焚化，焚化廠透過蒸汽發電賣回台電，也加入了汽電共生的行列。表一的汽電共生分成燃煤、燃油、燃氣、及再生（放在風力太陽能計算）。和台電考慮發電成本一樣，燃煤是大部份工業用戶的主要燃料，因此這部分佔比最大。燃油來自中油和中石化等煉油廠燃燒煉製殘餘的發電鍋爐，燃氣來自煉鋼廠的高爐氣，這兩部份都不多。表一在汽電共生底下有 1,208MW 被放進風力太陽能計算，其實是被當作再生能源的各縣市垃圾焚化廠發電容量。. 政治大. 汽電共生廠的裝置容量統計只是發電機的容量，不包含各廠自用的蒸汽，有的機組鍋爐產出蒸汽用來投入發電的部份不足一半，是大鍋爐配小發電機的組合。因此把所有鍋爐的裝置容量加起來，會得出比電廠大的平均燃料消耗率41。. 立. ‧. ‧ 國. 學. 電池. sit. y. Nat. 在結束台灣電網說明之前，需稍加介紹電池在目前的電網中無法發揮儲存電力功能的原因。. n. er. io. 目前容量最大的電池是燃料電池，已有 2、3MW（2,000、3,000KW）的容量42，電功率約等於西濱公路上一台風力發電機大小，比起電動車攜 al v i n Ch 帶的、不足 1KW 的鎳氫電池而言已經相當可觀了。但比起單機功率 i U e h n c g 800MW 的燃煤機組、1,350MW 的核能機組而言，燃料電池的功率還有待進一步提升。加上燃料電池目前成本仍高，經濟上的可行性也有待突破。除此之外，電網的交流電和電池的直流電無法相容，必須透過整流才能互通。整流器可以單方向把交流電整流成為直流電，因此電網上的交流電對電池充直流電是可行的。但直流電整流成為交流電的成本太高（特別是要整流成為標準的正弦波），目前只在小功率的電子產品上應用。因此儲存在電池裡的電能無法大規模轉換成交流電釋放到電網。 41. 即每發一度電所需投入的燃料，以仟卡/度（Kcal/KWH）表示，又稱為熱值，熱值越高代表電廠熱效率越低。 42 Hydrogen and Fuel Cell Technologies Program: Fuel Cells – US Department of Energy http://www1.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/pdfs/doe_h2_fuelcell_factsheet.pdf. 30.

(31) 100932028 郭中流. 有些國家對於小社區或離島，正推廣使用直流風力發電機和太陽能發電站（太陽能板本來發的就是直流電）為電力來源，結合燃料電池應用的實驗43。但即便是這種零排碳的偉大計畫，還不足以構成小型直流電網，家家戶戶插座背後還是交流電網。對本研究關心的 2020 年發電成本而言，還是遠水救不了近火，因此不列入討論。總之，現代電網除了抽蓄水力之外沒有電力儲存設備，所有的發電必須有相等的負載即時消費，所有的負載也必須靠機組即時發電才能持續，電網上的電力是『即發即用，無法儲存』。電網公司要對網內總發電機組容量和總負載做整體規劃，總發電機組容量一定要高於總負載，多出來的部份為備用容量。. 第三節立. 政治大台灣電網的備用容量. ‧ 國. 學. ‧. 正因為電網上的電力是『即發即用，無法儲存』，當所有負載同時出現的時候，電網上能發電的裝置容量一定要能應付，否則就有一部份負載必須被犧牲而停電。準備絕對大於負載的裝置容量，維持所有用戶不停電的供電品質，是電網最基本的責任。. sit. y. Nat. n. er. io. 然而負載很難預測，以所有用電設備同時使用來預測負載又會讓電網太大，因此依照經驗法則，在過去一年負載的最大值上加一個緩衝來 al v i 設計發電裝置容量就成為一個可行的辦法。『備用容量』簡單的說，就是 n Ch engchi U 這個額外的發電裝置容量。備用和備轉容量圖五是台電公司網站對於備用容量（Reserve Margin）和備轉容量（Operating Reserve）的圖解44。備用容量是『電網系統裝置容量』扣除廠內用電之後的總額（稱為『系統規劃淨尖峰能力』），減掉系統尖峰負 43. 美國紐約長島的 Hempstead 鎮，用風力和太陽能發電的電力來電解水，再將產出的氫氣儲存起來。該鎮使用豐田出產的燃料電池電動車，電動車用氫氣作燃料發電，再以電力推動馬達做為動力。 Town of Hempstead - Town’s Answer to Clean Energy is Blowin’ in the Wind: New Wind Turbine Powers Hydrogen Car Fuel Station http://townofhempstead.org/news/564-towns-answer-to-clean-energy-is-blowin-in-the-wind-new-wind-turbine-p owers-hydrogen-car-fuel-station 44 台電公司網站：資訊揭露/今日電力資訊/備用容量率/備用容量與備轉容量之規劃與關聯性 http://stpc00601.taipower.com.tw/loadGraph/loadGraph/main/relevance.html. 31.

(32) 100932028 郭中流. 載出現的那小時平均負載。它相對於負載的比例，稱為備用容量率。以圖上所標示的數字為例，電網系統裝置容量扣除廠內用電之後的總額將近 41,000MW，系統尖峰負載出現的瞬間約在 14 點，約 30,000MW，但 14 點到 15 點的平均負載為 29,500MW。因此備用容量為 41,000MW – 29,500MW = 11,500MW，備用容量率為 11500/29500 = 40%。然而電網真正能提供的發電量是多少呢？能用設計發電量 41,000MW 來計算嗎？電網上大大小小的機組把排定停車檢修（圖上的歲修和小修）、如果臨時故障不能運轉的機組、陰雨天太. 立. 政治大. ‧. ‧ 國. 學. n. al. er. io. sit. y. Nat. 陽能發電量不足、氣溫高燃氣機組發電量因為空氣密度降低而減小等因素都考慮進去，真正能提供的發電量必然下降。這下降後的系統發電量稱為. Ch. engchi. i n U. v. 圖五備用與備轉容量. 『系統運轉淨尖峰能力』，是一個隨時間不同而變化的數字，在圖上的例子約為 35,000MW。當瞬間尖峰負載 30,000MW 出現的時候，系統運轉淨尖峰能力能提供的額外發電量稱為『備轉容量』。此處備轉容量只有 35,000MW – 30,000MW = 5,000MW，備轉容量率為 5000/30000 = 16.7%。正因為備轉容量來自一個隨時間變化的『系統運轉淨尖峰能力』，要預估非常困難，所以各電網都使用可以掌握的『系統規劃淨尖峰能力』. 32.

(33) 100932028 郭中流. 來計算備用容量。也由於 40%的備用容量率只能提供 16.7%的備轉容量率，備用容量率的數字都定得比較高，以確保電網供電穩定。備用容量率的爭議我國電網的備. ‧. 圖六台灣電網歷年備用容量率統計. sit. y. Nat. 間的備用容量率降. ‧ 國. 到 1997 年. 立. 政治大. 學. 用容量率在過去二十多年的變化極大，圖六是台電網站從 1989 年到現在的統計圖。1990. n. er. io. 到 10%以下，每年都發生限電（局部停電），最高記錄為 1994 年的 16 次。 2000 年以後一路從 10%攀升到最近五年的 20%以上，只在 2002 年發生過 al v i 一次限電，因此單單從這張曲線圖似乎可以得到一個『備用容量率高於 n Ch e n g c22%以上的備用容量率，反核團體 15%就不會限電』的簡單結論。以現有 hi U 主張即使停建核四也只是少增加 8%的備用容量率45，不影響長期供電。台電則解釋備用容量率的目標從 1980 年代的 25%經歷三次調降46，至今為 15%，世界各國的備用容量量率至少也從 15%起跳47。雙方各自引用數據，但對於不明白細節的社會大眾而言，還是難以判斷誰是誰非。其實備用容量率是電力供需平衡的結果，很像股票的價格。當年的 45. 核四兩部機組裝置容量共 2,700MW，台灣現有裝置容量約 41,000MW 只算台電和民營獨立電廠，不計算汽電共生，因汽電共生大半為自有電廠，其用電也不計入負載。現有負載為 41,000 x 100 / 122.7 = 33,400，核四影響的備載容量為 2700/33400=8.08%。 46 台電公司網站：資訊揭露/今日電力資訊/備用容量率/我國備用容量率目標值之沿革 http://stpc00601.taipower.com.tw/loadGraph/loadGraph/main/history.html 47 台電公司網站：資訊揭露/今日電力資訊/備用容量率/各國備用容量率與供電可靠度標準比較 http://stpc00601.taipower.com.tw/loadGraph/loadGraph/main/reliable.html. 33.

(34) 100932028 郭中流. 限電代表供不應求，次數越多時間越長代表買超越多。如果當日股價和買超沒有絕對的關係，備用容量率與限電次數也不會有絕對的關係。1991 年備用容量率為 4.8，限電 14 次，1993 年備用容量率更低到 4.2，限電卻只有四次就是最好的例子。如果說今天的股價影響明天的供需，那麼 1989 到 1995 年每年限電次數呈現高低交互震盪，而備用容量率在 4 到 8 之間狹幅整理的現象，似乎和農產品價格的蛛網效應類似。這個市場的供給和需求曲線的波動在 1980 到 1990 年間幾乎同步卻反向發展，之後出現供給過剩而需求不振。. 學圖七台灣經濟成長率與電力消耗增加率. Nat. sit. y. ‧. ‧ 國. 立. 政治大. n. er. io. 備用容量率背後的需求因素有很多，圖七48是我國從 1991 年到 2010 年的經濟成長率和電力消耗增加率，兩者出現很明顯的同步上下現象。 al v i 1994 年之前和 2005 年之後的經濟成長率比電力消耗增加率高，其間則互 n Ch 有消長，但數字上的差距並不大。因此如果能正確預測經濟成長率，就 engchi U 能比較精確掌握用電的需求。此外，我國一年中尖峰用電總是出現在夏月中午，當年度的最高溫度會影響尖峰用電量，這是比較難預測的。這兩個因素多少都不容易計畫，但影響卻是即時的。備用容量率背後的供給因素主要是電廠的發電量。就因為尖峰用電總是出現在夏月中午，電網可以利用晚上離峰時段把抽蓄水力的上池水位補滿留待次日中午發電；也可以把各電廠的大修時間安排在冬季。這兩者讓系統除了臨時故障的機組無法預期之外，幾乎可以全數投入發電。但燃氣機組因為氣溫升高而降低發電量是自然現象；高溫總是出現在連 48. 經濟成長率資料取自「中華民國統計資訊網」http://www.stat.gov.tw/mp.asp?mp=4，電力消耗增加率取自「民國 99 年台電統計年報」。圖形由作者自行整理。. 34.

(35) 100932028 郭中流. 日乾旱之後讓慣常水力沒有足夠水源也無法避免，所以供給量仍有若干變數。比較能控制的還是增建電廠，然而增建電廠的時間很長。以我國第一階段民營電廠的設立為例，1995 年 7 月核准設立的民營電廠中，建廠最快的麥寮燃煤電廠和長生燃氣電廠也到 1999 年才各自有了第一部機組的併聯運轉。若考慮申請設立之前的籌備時間，從計畫到全廠完工併聯發電最少需要五到七年。在這個供給需要提前五到七年規劃，需求則會即時反應的平衡中，價格（備用容量率）上下晃動的現象在所難免，就像加減速時間長的高鐵遇到突然出現的飛鳥很難閃避一樣。而企圖利用即時的備用容量率反饋來調整五到七年後的供給，就好像遇到鳥擊後的列車還踩剎車一樣，. 政治大. 不但無濟於事，還會打亂行車節奏。未深入探討替代能源方案的可行性跟建廠時程之前，單單因為現在的備用容量率偏高就直接認定可以把興建中的電廠停下來，只是重覆當年停建又復建的災難而已。. 立. ‧ 國. 學. 反過來說，是不是美國、日本、英國、韓國的備用容量率都在 15%. ‧. 以上，新加坡在 30%以上、台灣定在 15%上就合理而安全？台電應該有詳細的計算，但呈現的推論稍嫌簡化了些。英國和愛爾蘭的電網規模是 85GW49，韓國是 74GW50，日本單單東京電力的供電能力就有 79.58GW51，更別提美國這麼大的電網。我國電網裝置容量 41GW，大約是東京電力和韓國的一半。如果一部 800MW 的燃煤機組跳車，對系統的衝擊在我國是 al 1.08%。因此我國也以 15%作為備用 1.95%，在東京是 1.00%，在韓國是 v i n Ch 容量率的標準，電網的可靠度將不及日本和韓國，停電或限電的風險將 engchi U 比這兩個電網更高。更別提和美國比較了。. n. er. io. sit. y. Nat. 以這個觀點檢視新加坡也可以獲得印證。新加坡的裝置容量約 6.5GW，使用 30%作為備用容量率的標準正是為了提高電網的可靠度。以此類推，我國的備用容量率應該在 15%和 30%之間，剛剛好 15%稍嫌太低。雖然如此，經濟部能源局還是以 15%的備用容量率作為電力開發的基準。本研究往後各章節的計算還是以經濟部能源局的數字為準。 49. 資料來自維基百科，無法從其它來源取得更精確的數字，因此只作為參考。 http://power.kpx.or.kr/powerinfo_en.php 51 Tokyo Electric Power Company/Corporate Information/Facts & Figures/Power Generation Facilities http://www.tepco.co.jp.cache.yimg.jp/en/corpinfo/overview/pdf-4/09-e.pdf 50. 35.