我國新能源政策 及展望 經濟部 李部長世光 105年9月9日
簡報大綱 壹、臺灣能源現況及挑戰 貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向 參、新能源政策內容與重要推動措施 肆、結語 2
壹、臺灣能源現況及挑戰 3
壹、臺灣能源現況及挑戰(1/4) 一、我國能源高度依賴進口,能源安全度仍需提升 (一)我國自有能源匱乏,98%依賴進口,且為獨立能源供應體系,欠缺 有效的備援系統,致使能源安全度頗為脆弱。 (二)能源供給易受國際地緣政治(如伊朗禁油令、茉莉花革命)、戰爭(如 兩伊戰爭)、天災(如澳洲水災)等衝擊,確保能源供應穩定與安全極 具挑戰。 我國能源安全度(2015) 資料來源:經濟部能源局能源統計資料 (2016) 4
壹、臺灣能源現況及挑戰(2/4) 二、化石能源依存度高,加重溫室氣體減量壓力 (一)我國能源供給結構以化石能源為主,2015年化石能源(煤炭、石油、 及天然氣)占我國能源總供給的90%。 (二)化石能源依存度高將加重國家溫室氣體減量壓力,加強低碳或無碳 能源發展為重要課題。 我國能源總供給(2015) 天然氣 13.3% 煤炭 29.3% 石油 48.2% 核能 7.3% 再生能源 1.9% 化石能源占 90.8% 資料來源:經濟部能源局能源統計資料 (2016) 5
壹、臺灣能源現況及挑戰(3/4) 三、我國能源消費結構以工業部門為大宗 (一)2015年我國國內能源消費115百萬公秉油當量,2009~2015年能源消費平 均成長率0.71%。 (二)我國產品外銷占GDP 的6成,工業部門電力消費占大宗,穩定的電力及具競爭力的電價,為我國經濟發展重要支柱, 同時為推動節能減碳重要挑戰。 2015年國內能源消費(產品別) 2015年國內能源消費(部門別) 資料來源:經濟部能源局能源統計手冊,2016年。 6
壹、臺灣能源現況及挑戰(4/4) 四、我國能源高度依賴進口、獨立電網需靠自己 (一)臺灣電力為獨立系統,電力需即發即用無法大量儲存,遇急需時無法 由他國輸入,能源短缺或中斷,將危及國家安全。 (二)我國2015年發電量約2,580億度,其中發電結構化石能源約占四分之 三、電力部門CO2排放約占59%,未來尋求全天候可穩定發電、低成 本及低碳之多元能源來源具挑戰。 資料來源:經濟部能源局(2016年)。 7
貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向 8
貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向(1/3) 一、發展願景 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 邁向2025年非核家園及核一、二、三廠不 延役、核四停建 9
貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向(2/3) 二、新能源政策發展方向 策略 主要內容 (一)穩定開源及擴大需量管理,確保供電 確保未來3年(106年至108年)不缺電 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 強制能源耗用標準(MEPS)、分級標示及節能標章推動 政府機關學校節約能源 推動產業部門節能措施 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 確保低碳及高效率傳統基載發電 降低現有火力電廠污染排放 全力擴大再生能源發展於2025年占比達20%以上 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 改善既有抽蓄水力電廠設備,增加電力系統調頻能力 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)培養系統整合,輸出國外系統市場 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 推動能源產業科技研發與示範應用:沙崙綠能園區 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 (七)電業改革 在電力穩定供應前提下,務實規劃未來電力市場。 兩階段推動電業改革,審慎評估對電力市場之影響。 (八)綠色金融 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。 挖掘能源服務產業潛力,導入綠色金融加速綠能產業發展。 10
委員-機關(構)代表11人、學者專家或民間團體代表3-9人 貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向(3/3) 三、成立跨部會溝通整合平台—行政院能源及減碳辦公室 行政院能源及減碳委員會 召集人及共同召集人各1人 吳政務委員政忠 張政務委員景森 副召集人3人 經濟部、環保署及 科技部首長兼任 委員-機關(構)代表11人、學者專家或民間團體代表3-9人 行政院能源及減碳辦公室 社會參與平台 地方政府窗口 政策會議 工作小組 諮詢顧問 三大主軸 能源安全 綠色經濟 環境永續 註:委員會原則每三個月召開委員會議一次,必要時,得召開臨時會議
參、新能源政策內容與重要推動措施 12
一、穩定開源及擴大需量管理,確保供電(1/3) 供給面措施 需求面措施 確保短期不缺電 分析系統備轉容量率,掌握短期供電,適時處置 傳統高效率新發電機組如期商轉 建立汽電共生系統夏月用電不足時期緊急增購機制 發電機組緊急時間超載運轉 推動多元需量反應措施: 需量競價 計畫性及臨時性減少用電措施 推動時間電價及季節電價 規劃中長期電力供應 節能極大化,提升能源使用效率,抑低電力年均需求成長率至1% 透過擴大智慧電表建置,推動更具效益之時間電價及節能措施 強制能源耗用標準、分級標示及節能標章推動;政府機關學校節約能源;推動產業部門節能措施;結合地方政府推動民生部門節電 多元創能,擴大再生能源發展於2025年達發電20% 盡可能提前「第三天然氣接收站」完工,並增建天然氣卸收及輸儲設備,擴大天然氣使用 積極進行燃煤、燃氣發電汰舊換新為超超臨界及複循環高效率機組 13
彰化縣-火龍果採果全年無休 菊花田節電照明 有照有保佑葡萄園 14
高雄市-亞洲新灣區內各項設施,扮演轉型綠色經濟的重要角色 高雄市經濟命脈為鋼鐵與石化業,2014年工業產值高達總產值74.52%,透過打造 各項文創、會展、觀光旅遊等綠色經濟相關基礎設施,逐步提升綠色產值占比。 除駁二藝術特區外,亞洲新灣區內的軟體科技園區、總圖書館、高雄展覽館、港埠 旅運中心與海洋文化及流行音樂中心等,由水岸環狀輕軌相連,在轉型綠色經濟扮 演重要角色。 15
一、穩定開源及擴大需量管理,確保供電(2/3) 短期確保不限電實際運作情形 台電公司每日透過備轉容量率指標分析,掌握短期供電之情況,做適時處置,以確保電力穩定供應。 16
一、穩定開源及擴大需量管理,確保供電(3/3) 短期確保不限電實際運作情形 今(105)年5月31日、6月1日氣候異常高溫,用戶使用空調及製冷電器之需求增加,導致電力系統負載攀升,引發短時間供電吃緊、備轉容量率偏低之情形,已實施相關措施穩定電力供應 需求面(負載) 供應面(發電) 措施 1.依「汽電共生系統實施辦法」緊 急增購汽電共生電力 2.緊急時間超載運轉 需量競價 項目 抑低實績(萬瓩) 5/31 6/1 需量競價措施 38.9 15.0 項目 增供實績(萬瓩) 5/31 6/1 緊急增購汽電措施 20.3 15.7 緊急時間超載運轉 台電 - 16.9 民營電廠 7.0 小計 23.9 成效 17
LED路燈技術規範及LED產品節能標章制定 二、推動節能極大化,提升能源使用效率(1/4) 包含技術研發、示範應用、獎勵補助、產業推動、能源查核輔導、教育宣 導與訓練、強制性規範與標準等7大面向,各項策略可循序漸進形成強制性 標準,亦可單獨或搭配執行,持續循環精進,促使節約能源市場轉型。 (一)節能管理推動策略 國家能源效率目標 技術研發 示範應用 獎勵補助 產業推動 能源查核輔導 教育宣導與訓練 強制性規範與標準 LED照明推動 LED照明應用產品開發 LED路燈試點 擴大LED路燈設置/節能LED燈泡發放 LED路燈技術規範及LED產品節能標章制定 後市場管理 LED照明深耕講座 水銀路燈落日計畫及禁用法規 低 技術成熟度及節能效益 高 18
二、推動節能極大化,提升能源使用效率(2/4) (二)用電設備MEPS、分級標示與節能標章推動 目的 現況 強制性最低容許耗用能源標準(MEPS) 禁止高耗能產品進口或在國內市場銷售 已公告20項產品MEPS,占家庭夏季用電量69.1% 揭露產品能源效率比較資訊,供消費者選購產品時之參考 強制性能源效率分級標示制度 已公告12項產品,占家庭夏季用電量68.4% 自願性節能標章制度 以簡易圖示標示出能效前20~30%之產品,供消費者選購產品時參考 開放47項產品認證,占家庭夏季用電98.2%。 未來推動重點 持續擴大能源效率標準器具項目,及依產業技術發展,提高公告器具能源效率標準。 落實用電器具能源效率後市場管理,確保標章及分級標示公信力。 19
政府機關學校四省專案計畫目標2015 年節能目標 (2007基期年) 二、推動節能極大化,提升能源使用效率(3/4) (三)政府機關學校節約能源行動計畫 1. 97-104年整體用電、用油及用水累計節約率分別為10.7% 、16.6%及22.2%。 政府機關學校四省專案計畫目標2015 年節能目標 (2007基期年) 省電 10% 省油 14% 省水 12% 省紙 線上電子公文簽核率達40% 註:2015年及2008-2012年推動成效之計算,係以2007年為基期年。 2.配合我國INDC承諾,由政府部門帶頭節能減碳,105-112年再提升用電效率(EUI),節電10%。 3.精進作為:提供基線資料,建立機關用電指標(EUI),以部會及縣市政府為推動對象,落實分層管理,共同達成再節電目標。 97年 104年 105年 責任差異 智慧 專業 112年 再節電10% 四省計畫 電 油 水 紙 落實 的管理原則 節電10% 20
二、推動節能極大化,提升能源使用效率(4/4) (四)積極推動產業部門節能措施 強制節電 能源用戶管理 4 3 能源大用戶訂定 1% 節電目標(104-108年) 提升公用設備效率 標準,如送風機、 泵、空壓機 自願性節電 能源大用戶能源查核 能源密集產業能效規定 20類指定能源用戶冷氣不外洩及26度等節約能源規定 蒸汽鍋爐節能規定 2 工業集團企業成立內部節約能源服務團 服務業自願性節能宣示 輔導及補助 1 鼓勵汰換IE1,使用IE3馬達 購置節能設備優惠貸款 廢熱回收、節能績效保證專案補助 成立大專院校中小用戶節電輔導團 輔導建置能源管理系統(ISO 50001) 註1:鋼鐵、石化、造紙、電子、水泥、紡織 註2:20類用戶包含:觀光旅館、百貨公司、零售式量販店、超級市場、便利商店、化粧品零售店、電器零售店、銀行、證券商、郵局、大眾運輸場站及轉運站、餐館、服飾品零售店、美容美髮店、書籍文具零售店、眼鏡零售店、鞋類零售店、鐘錶零售店、一般旅館、汽、機車零件配備零售店等。 21
請勿流用
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(1/14) (一)擴大低碳天然氣發電 1.發展現況:現有天然氣輸儲設施 供應容量已近飽和。 2.推動措施: (1)擴建台中接收站,預計於2019 年完成擴建,可增加年供氣量 100萬噸。 (2)另投入興建北部第三接收站 (觀塘工業區),第一期工程投 資約新臺幣600.83億元,預計 2023年完成設備商轉,將增加 年供氣量300萬噸,以供應新 增燃氣發電機組所需。 (3)未來將進一步評估配合INDC 減碳目標之最大需求情境之可 能擴建規畫。 中油永安天然氣卸收站 23
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(2/14) (二)積極進行燃煤發電汰舊換新為超超臨界高效率機組 1.持續進行燃煤機組空氣污染防制設備改善傳統污染物排放。 2.持續進行燃煤機組更新以增加減碳效益。 燃煤發電機組 更新改建計畫 機組效率(%)(Net, LHV) CO2單位排放量(公克/度) 林口更新計畫 大林更新計畫 深澳更新計畫 更新改建前(次臨界機組) 36.5 933 更新改建後(超超臨界機組) 41.9 813 台電林口火力發電廠 24
(三)積極擴大再生能源發展達2025年占發電量20% 三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(3/14) (三)積極擴大再生能源發展達2025年占發電量20% 1.自2010年後因應國內外技術進展及成本降低,預估2025年再生能 源發電量發電占比將提高至 20% 。 27,423 MW(2025年) 17,250MW (2030年) 2015年 新政策目標提前5年 提高1.6倍 2016年 13,750MW 12,502MW 2014年 10,858MW 2011年 2010年 (基準目標) 成本降低 技術成熟 成本降低 增加供電 帶動產業 評估原則 再生能源裝置容量目標 (單位:MW) 再生能源發電目標 (單位:億度) 25
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(4/14) 2.積極推動風力及太陽光電裝置容量:2025年太陽光電與離岸風電推廣目標將達20GW及3GW。 發展策略:將同時考量技術可行與成本效益面向,採取分期發展方式,逐步帶動國內綠能產業發展。 (1)太陽光電 2025年前達成屋頂型系統 3,000 MW 2020年 達成6,500 MW 2015年完成842 MW 2025年前達成地面型系統 17,000 MW 2011 2015 2020 2025 發展策略 :先屋頂後地面、結合縣市政府合力推展、簡化申設流程 主要措施 1)結合地方政府推動公有建築出租設置與推廣陽光社區。 2)擴大太陽光電(PV)-ESCOs參與。 3)建構技術、融資、法規整合資訊平台。 4)擴大金融業者參與,引導壽險資金、創投業者投入 。 26 26
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(5/14) (2)風力發電 1,200 MW 陸域 647 MW 開發次級風場 2025 2012 2015 2017 2020 3,000 MW 離岸 示範獎勵辦法啟動 示範機組商轉 520 MW 淺海區域風場 開發深海區塊風場 發展策略 先開發陸域風場、再擴展至離岸海域風場 陸域: 先開發優良風場、再開發次級風場 離岸: 先從淺海區域設置示範風場、再採區塊開發方式,帶動大規模開發,並逐步擴展至深海區域 27 27
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(6/14) 3.太陽光電 (1)推動現況:截至105年5月底止:總裝置容量 935.8MW (占2025政策目標量4.7%) (2)太陽光電-2年推動計畫 (105/7~107/6,新增1520MW:屋頂型910MW、地面型610MW) 單一窗口 二大類型 a. 陽光屋頂百萬座專案辦公室轉型為單一窗口 b. 協助業者解決申設問題、地點媒合、轉介服務 c. 能源及減碳辦公室協助跨部會協調 a. 屋頂型 - 四大主軸:中央公有屋頂、工廠屋頂、農業設施及其它屋頂 b. 地面型 - 四大主軸:鹽業用地、嚴重地層下陷區域、水域 空間(水庫、滯洪池、埤塘、魚塭)及掩埋場
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(7/14) 3.太陽光電-2年推動計畫(續) 制度面通盤檢討→建構綠能發展友善環境 修訂再生能源發展條例、檢討太陽光電競標制度及躉購費率。 設立單一窗口,加速行政流程。 土地面盤點 地面型土地面積尚缺1.67萬公頃,將加強下列土地盤點 農地:農委會全面盤點不利耕作土地。 鹽業用地:尚有3000多公頃位於濕地,內政部檢討濕地劃設規範及明智利用之可行性 汙染土地:環保署儘速完成整治與光電並行規劃。 閒置土地:地方政府全面盤點可供設置之閒置土地。 電網面強化:督促台電完成「再生能源輸配電建設計畫」。 推動策略 29
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(8/14) 4.風力發電 (1)離岸風電推動策略 示範獎勵 提供補助、引導投入 潛力場址 公告場址、開放申請 區塊開發 政府主導、建立產業 [Phase 1] 風力發電離岸系統示範獎勵辦法 (101年7月3日 公告) 105年完成 4 架示範機組,109年完成 3 座示範風場。 提供示範機組與示範風場設置獎勵,引導業者早期投入離岸風力開發。 [Phase 2] 離岸風力發電規劃場址申請作業要點 (104年7月2日 公告) 公開 36 處潛在場址供業界參考,可於區塊開發前過渡時期自行投入設置。 業者須於 106 年底前通過環評、108 年底前取得籌設許可,俾與區塊開發接軌。 [Phase 3] 離岸風電區塊開發 (規劃 106 年底公告) 以規模經濟帶動自主技術建立及產業發展。 規劃藉由政策環評程序進行跨部會協調,確認區塊範圍並建立友善開發環境。 區塊內各風場共享開發流程所需資源,加速設置並降低成本 (參考英國 Round 3)。 30
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(9/14) (2)風力發電4年計畫-陸域解決方案 居民抗爭: 加強社會溝通、建立地方回饋機制、增加設計美學,結合陸域風場與 當地特色,發展成為地區型休閒光觀區域。 土地取得不易: 由中央政府建立風機設置之客觀評估機制(如:風機距離、環境影響), 並持續與地方政府、環團及當地居民溝通協調。 饋線不足: 台電公司規劃建構完整【再生能源輸配電建設計畫】,滿足再生能源 發展所需饋線。 澎湖低碳島: 台澎海纜:由經濟部研擬替代方案,並由行政院會同經濟部及台電公 司共同協處中。 澎湖風機設置:加強與澎湖縣政府、地方居民的溝通。 31
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(10/14) (2)風力發電4年計畫(續)-離岸解決方案 漁業補償、回饋及合作: 建構漁業權區外補償統一標準。由中央政府及地方政府建立回饋金平台 (類似台電促協金機制),納入利害相關團體(如:地方政府、民意代表 、風機開發商、當地居民、環保團體等),共同研商回饋金使用辦法(如 :地方建設、救助補償、友善養殖、產業轉型、回饋鄉里、公民入股) 。 專用碼頭與產業專區: 中央政府統籌規劃,建議將(1)台中港做為風機專用港;(2)興達港做為 基座專用港;(3)活化既有閒置漁港做為O&M專用港。 由行政院協調交通部、經濟部、地方政府及港務公司完成風機產業專區 之規劃。 施工船隊與國產化: 建立基礎建設及硬體設備,初期引進國外船隊學習經驗及技術、並培育 海事與風機運維相關人才,打造小型運維船隊;中長期搶進亞太市場。 32
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(11/14) (2)風力發電4年計畫-離岸解決方案(續) 併網與海上變電站: 台電規劃建構完整【再生能源輸配電建設計畫】,滿足綠能發展所需 饋線。 法規精進: 加速風場開發商文件流程。經濟部成立單一窗口(由千架海陸風力機 計畫推動辦公室轉型),簡化開發商申設程序,並制定開發商申請之 SOP,期能縮短申設流程至2年左右(50%)。 空間競合: 中央政府主導離岸風電區塊開發政策環評。離岸開發應納入4大原則 ;(1) 排除保護、禁止或限制建築地區;(2)特定保護對象需納入500 公尺以上緩衝帶;(3) 風機設置宜迴避中華白海豚主要活動區;(4) 將「水下海床地質敏感區」及「水下生物礁區」納入選址評估考量。 33
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(12/14) (2)風力發電4年計畫-目標 推動風力發電,於2025年總裝置容量達4.2GW 經濟部成立單一窗口,協助業者加速申設文件流程及土地取得與跨部會協調;協調既有港口做為風電產業專區、風機、基座及運維碼頭。 風力發電推動原則: 陸域-短期以進行中開發案為主要篩選目標;中長期以次級風場開發為主,以2025年達1.2GW為目標。 離岸-短期完善離岸風電基礎設施;中長期滿足綠能發展,帶動新興產業,以2025年達3GW為目標。 打造風電為國內新興主力產業,帶動本土廠商參與及創新 以國內市場帶動整體產業鏈發展。 初期引進國外技術,在地組裝,學習技術。 中長期發展關鍵零組件開發,培養跨業系統整合能量、運維人才、海事工程人才,搶攻亞太離岸風場 推動風力發電,於2025年總裝置容量達4.2GW(發電量可超過3座台中火力機組) 陸域風力短期可看到成果,可以立即滿足競選承諾,發展綠能的決心 離岸風力短期無法看到成果,須以4年打底,完善國內基礎設施與技術。未來4年起飛。 34
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(13/14) 5.其他再生能源發展 水力 分持續性川流式、抽蓄式兩種。後者多為尖峰彈性調度發電(非屬再生能源發電)。 104年我國慣常水力發電達總發電量1.73%。 未來將開發抽蓄發電及小水力發電廠,利用剩餘再生能源電力供作抽蓄用。 生質能 生質燃料含生質物、廢棄物,104年生質能(含廢棄物)總發電量36億度,占全國電力系統總供電量1.4%。 垃圾焚化廠發電約占7成以上,未來可大量推廣。 地熱 具基載電力特性,但目前國際發展主要為淺層地熱技術較成熟(如美國、菲律賓等國),深層地熱鑽探技術發展,大規模利用地熱資源將成為經濟可行方案。 淺層地熱發電,我國於宜蘭清水建置50 KW示範實驗系統。 海洋能 海洋能包括海洋溫差能、波浪能、海流能、潮汐能等形式。 臺灣東北及東部海域的波浪能較大,較具開發優勢。東部外海亦有黑潮經過,表層溫度高,水深也超過1,000公尺,極具溫差能開發的優勢。 35 35
三、積極多元創能,促進潔淨能源發展(14/14) (四)佈局新興能源/氫能燃料電池 發展目的 燃料電池可作為穩定供電來源,在電力品質需求高的地區分散建置,紓解電網尖峰供電壓力 發展目標 2025發展目標 60 MW 2030發展目標 300 MW 以建置2座30MW示範場為目標 以第一階段2025年60MW之推動成果為基礎,擴大建置目標為300MW 推動作法 初期以國內工業餘氫為主要 氫氣來源,研擬示範驗證運 轉之獎勵措施,吸引餘氫業 者及國內用電大戶建置 未來配合天然氣第三接收站的建 置期程,以天然氣為主要料源, 進行大量推廣 大型燃料電池商轉現況(Bloom Energy, BE公司) 自2008年推出商轉系統,總建置量已達190 MW --以200-250kW為系統模組規格,依據需求可擴充至MW 國內業者已打入BE公司組件供應鏈 --保來得、高力、康舒、宏進為BE公司SOFC系統組件 供應商,國內產值達新臺幣30億元。 美商BE公司 SOFC發電系統 36
四、加速布局儲能,強化電網穩定度 儲能系統規劃 1.目的: (1)儲能系統是提高再生能源占比的基礎。 (2)儲能系統是太陽光電、風力發電的消波塊。 (3)儲能系統可消除一日作息的供需失衡 。 2.未來推動策略: (1)既有抽蓄水庫改裝變頻抽蓄水力機組來調節儲能。 (2)未來擴大再生能源發展,需考量再生能源為間歇性能源,短期水力發電可藉由改裝變頻抽蓄水力機組,增加電力系統的調頻能力,降低中、尖載機組因調整頻率所造成的熱耗率損失。 (3)評估國內第2座抽蓄水力電廠可行性。 儲能系統規劃 37
五、推動智慧電網與智慧電表興建 智慧電網與智慧電表推動 (1)我國「智慧電網總體規劃方案」規劃以20年推動期程,分為發電、輸電、配電 前期佈建 (2011~2015) 推廣擴散 (2016~2020) 廣泛應用 (2021~2030) 完成高壓AMI布建 啟動低壓AMI建置 擴大低壓AMI建置及發展AMI加值應用 完成澎湖智慧電網示範建置 發展微電網示範建置 (1)我國「智慧電網總體規劃方案」規劃以20年推動期程,分為發電、輸電、配電 、用戶、產業及環境6個構面推動。 (2)推動智慧電表: 高壓AMI:2013年完成全數(2.4萬戶)建置,掌握全國60%用電情況。台電公司 持續精進需量反應措施。 低壓AMI:2013年完成1萬戶智慧電表安裝(台北、新北、台中、澎湖),試行 時間電價新方案。 推動重點 低壓AMI通訊:台電公司尋求最適通訊技術並辦理智慧電表模組化設計(電表通訊模組改為可插拔),完成後模組化電表可配合通訊模組發展彈性運用,培植國內產業且吸引廠商投入,逐步加速低壓AMI布建。 階段目標(戶) 累計(戶) 20萬 80萬 200萬 100萬 300萬 10,392戶 (已完成) 低壓AMI裝設期程規劃 (草案) 102年 106年 109年 113年 105-106年 完成智慧電表模組化設計及通訊擇定 於大都會區以區域型逐步擴建 38 38
六、培養系統整合,輸出國外系統市場 (一)範疇:太陽光電、離岸風電系統 (二)執行策略與作法 1.我國具世界領先太陽電池產品,已達全球供應量20%以上。 2.產業已有國際大型電廠之建置能力與經驗。 3.推動本土化政策,建立我國太陽光電、離岸風力產業鏈,作為搶進國際巿場之 基礎。 (二)執行策略與作法 1.健全資金取得 2.建立策略夥伴聯盟 3.透過內需市場培養大型電廠的興建與營運能力。 4.以國內市場為優先,進入成熟市場,佈局新興市場。 39
七、電業改革-電力市場的未來(1/8) (一)國際趨勢 需求端 供給端 輸送端 (二)電業改革目標 供需部門 自然獨占 不開放 加強管理 自由 選擇 市場結構 開放 競爭 (二)電業改革目標 發電市場自由競爭 電網公平公正使用 用戶購電自由選擇 開放發電市場競爭,促使業者提升經營效率、技術創新及服務品質 維持供電服務品質,並確保電網公平、公開使用 允許用戶自由選擇供電來源,提升市場競爭與電力服務多元化 40
電力穩定供應 七、電業改革-電力市場的未來(2/8) (三)我國電業改革前提與目的 前提 目的 提升電業經營效率 增進用戶權益 參考國際電力自由化作法,並考量我國電力市場環境,我國電業改革將在電力穩定供應前提下,達成提升電業經營效率、增進用戶權益、營造友善分散式電力發展環境。 前提 目的 提升電業經營效率 建構公平競爭環境,開放電力市場競爭,以提升電業經營效率 電力穩定供應 增進用戶權益 允許用戶自由選擇供電來源,提升市場競爭與電力服務多元化 營造友善分散式電力發展環境 促進電力使用在地化、分散化,以降低線損,提高電力供應效率 41
七、電業改革-電力市場的未來(3/8) (四)修正後之電力市場架構 電力網公司(獨占、國營) 發電 輸配電 (含輸配電業及公用售電業) 註:核能及2萬瓩以上大水力電廠維持公營,不開放民營 透過 輸配電業代輸予用戶 具購電選擇權用戶 (費率不受管制) 直供 透過 輸配電業售予一般售電業 發電業 (含再生能源) 發電 輸配電 售電 用戶 透過輸配電業售予公用售電業 再生能源發電可透過 代輸或直供予一般用戶 再生能源 發電業 躉售 一般用戶 (費率受管制) 一般售電業 電力網公司(獨占、國營) (含輸配電業及公用售電業) 電業管制機關:執行發電業開放能源配比、監管電力市場運作、爭議調處、確保用戶權益、各類電價及收費費率審議 42
七、電業改革-電力市場的未來(4/8) (五)未來電力市場規劃重點 1.參考先進國家電業自由化作法,採2階段循序漸進方式: (1)第1階段(開放發電業、售電業及代輸,修法通過後1~2.5年完成開放):開放代輸、直供,發電、售電市場自由競爭,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)第2階段(廠網分離,修法通過後6~9年完成開放) :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(領有輸配電業與公用售電業執照),且不得交叉持股。 2.電業劃分為發電業、輸配電業及售電業: (1)發電業: 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)。 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。 43
七、電業改革-電力市場的未來(5/8) (2)輸配電業:定位為「公共運輸者」,採獨占國營方式經營。 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。 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。 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。 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。 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。 44
七、電業改革-電力市場的未來(6/8) 3.成立電業管制機關,下設電價費率審議會及電業調處委員會: 4.逐步開放用戶購電選擇權之用戶範圍: (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。 4.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)原則上第一階段開放以特高壓用戶為主,並配合台電公司廠網分離時程, 逐步開放高壓、低壓用戶。 45
七、電業改革-電力市場的未來(7/8) (5)鼓勵再生能源發展: 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。 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。 (6)放寬自用發電設備申設: 電業以外之事業、法人、團體及自然人均得申設。 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%。 (7)強化需求面資源之功能與定位: 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。 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。 46
七、電業改革-電力市場的未來(8/8) (8)成立核後端基金、電價穩定基金及電力研究試驗所: 發電業設有核能發電廠者應提撥核能後端營運基金。 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。 設立電價穩定基金,以作為平穩電價之用途。 (9)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: 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。 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。 (10)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。 (11)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。 (12)參酌民營公用事業監督條例第十二條規定,就發電業之收益超過實收資本額百分之二十五部分進行適當規範。 (13)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。 47
七、電業改革-推動時程及影響(1/4) (一)分2階段推動電業改革 為穩健推動,分2階段進行電業自由化:修法通過後1~2.5年完成第1階段(開放代輸),此時台電公司發電廠、輸配電業、公用售電業仍屬同一公司;而後進行公司分割,於修法通過後6~9年完成第2階段電網公共化(廠網分離)達成電業自由化。 第1年 第2年 第3年 第1階段 (開放發、售電業及代輸) 最速1年完成 最遲2.5年完成 準備 修法通過 第1階段查核點 檢視相關子法完成進度,已完成部分即先行實施 第1年 第2年 第3年 第4年 第5年 第6年 第7年 第8年 第9年 第2階段 (電網公共化) 最速6年完成 最遲 9年完成 準備 第2階段查核點 由電業管制機關檢視評估,電力供應無虞之情形下啟動 48
七、電業改革-推動時程及影響(2/4) (二)電業改革對電力市場之影響 1.對供電穩定之影響 輸配電公司(台電公司)負責電網的規劃、興建及維護責任, 並對所有用戶負有接線義務,偏遠地區供電有保障。 電網部分 開放發電業申設,引進國內、外新參與者進入,充實電源 供應。 發電業及售電業應就其電能銷售量準備適當備用供電容量, 可確保電源穩定供應。 電源部分 2.對電價之影響 (1)長期電價水準主要係受國際燃料價格水準及能源政策方向影響(如加速 再生能源推動可能提高平均電價),故未來電價水準目前無法精確掌握。 (2)然由於開放發電業,透過電業效率及服務的競爭,仍有助於降低部分供 電成本。 49
七、電業改革-推動時程及影響(3/4) 3.對供電義務之影響 (1)在垂直整合的市場結構下,通常由綜合電業必須負擔供電義務,亦即供應電力至用戶端的最終責任。在自由化的市場架構下,供電義務可進一步區分為6項義務,並由輸配電業、公用售電業、電業管制機關各自負擔其責任。 項目 定義 負責部門 電源規劃 義務 長期電源供需評估,主要提供給所有市場參與者,由其進行未來的長期投資決策,以因應未來的市場需求 電業管制機關 電源興建 為確保長期電源充裕,明定售電予用戶之業者需負擔間接性義務,負擔備用供電容量義務 售電予用戶之業者 輸配線路規劃 及興建義務 由電網所有者依據輸配電網路規劃準則,進行電網之設置與投資規劃,興建必要之輸配電網路設施 輸配電業 系統電能供應 經由排程、即時調度,維繫電力系統之供需平衡 用戶電能供應 亦即最終供電者的角色,係指負有供應電力至用戶端的最終責任 公用售電業 50
七、電業改革-推動時程及影響(4/4) 4.對市場參與者之影響 既有發電業者 用戶 新發電/售電業者 新組織 台電公司:因應廠網分離,需進行組織重整與分割。 自用發電設備及汽電共生業者:可轉型為發電業。 既有民營發電廠:若與台電解約,可售電予用戶。 再生能源發電:可自由售電增進綠色電力市場發展。 整體規劃:依電壓等級逐步開放用戶可自由購電。 用戶:分具購電選擇權用戶及一般用戶兩類,具購電選擇權用戶有更多電力商品可供選擇;一般用戶由公用售電業供電,用電權益受保障。 新發電/售電業者 新組織 導引高效率發電機組及再生能源發電設備進入市場。 售電業加入提升服務品質。 成立電業管制機關。 電業管制機關成立電價費率審議會及電業調處委員會。 51
八、綠色金融-分析與推動(1/6) (一)前言 國內為達成2025非核家園,提高再生能源應用比例至20%的目標, 必須傾力投入資源加速綠能建置(deployment)。 在這過程中,政府與民間扮演的角色不同,政府主要的工作在 於創造健康、具吸引力的投資環境,民間則是引進技術和資本。 由於綠能產業以及能源服務業(ESCO),具有「高額期初建置成 本」、「回收年限長」等特性,幾乎可視為穩定持續的低風險 營收,投資報酬率亦屬可預期且低變動的情形 國內面對快速下滑的躉購費率、放款成數限制及還款年限等負 面因素,造成投資者卻步。 商業模式與產品科技的共伴創新(coupling of business model and technology innovation),如何在市場中改善投資環境,提高投資 彈性,綠色金融的導入是加速我國綠能產業發展的重要關鍵。 52
八、綠色金融-分析與推動(2/6) (二)英國案例:UK Green Investment Bank(GIB) 英國是第1 個成立能源與氣候變遷部的國家,立法載明清楚的排碳目標與碳預算。 2012年10月成立全球首家綠色投資銀行,2016年3月前投資38億英鎊在綠色項目。 補助有高度風險、需要長時間才可能回收成本的低碳計畫,宣布2025 年將關閉所有燃煤發電廠。 英國綠色投資銀行在2014年至2015年之間,一共投資18億英鎊於46個專案,並已首度達到年度獲利。 53
八、綠色金融-分析與推動(3/6) (三)德國案例:KfW Bankengruppe (KfW) 以促進能源轉型為其重要業務,其中40%業務為提升能源效率與再生能源。 推動策略包括提供誘因、技術創新與長期融資。 德國推動再生能源方式與臺灣相似,皆是提供20年固定收購電價,透過每年電價審議制度提供一定的報酬率。 54
八、綠色金融-分析與推動(4/6) (四)德國案例:Deutsche Energie-Agentur (dena) 德國能源署是由德國聯邦交通、建築及城市發展部、環境部以及德國復興信貸銀行(KfW)共同出資成立。 為提高能源效率、可再生能源和智慧能源系統的專業知識中心,以降低能源輸入為目標,促進經濟和持續繁榮。 dena、德國復興信貸銀行(KfW)、德國聯邦交通、建築及城市發展部聯合執行【房屋節能】計畫。 對現存房屋與新建房屋實行新的耗能標準,透過利息補貼推動節能,節能效率越高貼息利率越高。 55
八、綠色金融-分析與推動(5/6) (五)金管會擬推展的綠能金融面向 項目 相關業者 方式 綠色融資 銀行 提供綠能發電、環保產業較好貸款。 綠色債券 證券 專門發行為氣候變遷及環保發展、因應來籌措資金的債券。 綠色信用卡 消費紅利回饋於支助綠能發展,或提供買節能減碳商品時較多折扣。 綠色基金 投信 以綠能趨勢或環境生態為主題的證券投資信託基金或是境外基金。 綠色保險 產險 包括綠色車險、綠色住宅保險、綠色商業責任險在內的各種形式。 資料來源:2016年08月04日中時電子報【借鏡匯豐銀 金管會推綠能金融】 56
八、綠色金融-分析與推動(6/6) (六)國內專案參考【50公頃土地太陽電廠規劃案】 總結: 35MW電廠—50公頃土地 建置成本:(新台幣元) 太陽能系統建置費用: 5740萬元/MW;以35MW計算約20億元。 土地工程: 360萬元/MW;以35 MW計算約1.26億元。 土地租金: 預估每公頃30萬元/年, 因此50公頃年付出租金1500萬元。 年度營運成本: 113萬元/MW;以35MW計算約3955萬元。 年度營運收入: 躉購費率4.6679元/度*1250度/年瓩*35,000瓩 = 2.04億元。 (平均資金成本率為5.25%) 銀行融資:(新台幣元) 銀行貸款金額約設置成本 (含土地整治費用)70% 銀行專案融資貸款利息: (年利率;適用2016年) 3.53% 銀行專案融資手續費:1.5%(每5年新立/換貸款合約時收取) 總結: 35MW電廠—50公頃土地 期初設置成本: 20億元; 平均資金成本率為5.25%。 銀行貸款金額: 14億元(貸款成數7成),利率 約3.53%,手續費1.5%。 投資者自備款: 約估6億元,平均自有資金報 酬率約9%。 57
八、綠色金融-加速綠能產業發展(1/5) (一)跳脫製造生產模式,擁抱能源服務產業 綠能是未來趨勢,也是未來的巨大商機。 提升綠能產業整體價值,除了降低能源進口依賴、帶動產業外,更讓新能源、循環經濟相關產業,有成長的機會。 國內服務業佔GDP的7成,雇用近6成的人口,整體服務業產值卻與製造業相同。 要擺脫製造業、代工生產思維,需要引導產業由能源製造業轉型為「能源服務業」,提供消費者完整的綠色解決方案,以提升整體產業價值。 58
八、綠色金融-加速綠能產業發展(2/5) (二)能源技術專業服務,挖掘節能千億商機 所謂的能源技術服務商(Energy Service Company)也就是「能源服務業」,以節約能源診斷為基礎,研擬節約能源所需資金之籌措方案。 目前國內以績效為基礎的節能績效保證合約,有兩種方式 節能保證合約GSC(Guaranteed Savings Contracts) 節能分享合約SSC(Shared Savings Contracts) 目前臺灣市場潛力包含公、私部門、住商、產業製程等每年約1000億的商機,不難理解節能減碳在綠能產業所帶來的經濟效益。 (二)能源技術專業服務,挖掘節能千億商機 59
八、綠色金融-加速綠能產業發展(3/5) (三)提升綠色融資服務,發展專案融資體系 過去透過台灣綠色生產力基金會、台灣環境管理協會,來推動國內環保與節能服務產業發展,整體推動進展較有限。 由於臺灣電價較低、臺灣能源技術服務廠商多屬中小企業等因素,導致專案回收期長、廠商資金壓力大;國內銀行推出綠色融資的利率雖低,但廠商取得放款仍是相當困難。 外商銀行願意以廠商的合約價值(contract values)作為放款依據,綠色融資利率約4~9%,高達兩倍利息差距並且可以先支付三成信用憑證提供給廠商。 如何看待再生能源和能源服務業的商品價值,有待國內金融業與時俱進,重新審慎檢視,思考更靈活彈性、更積極開放的放款標的與做法。 (三)提升綠色融資服務,發展專案融資體系 60
八、綠色金融-加速綠能產業發展(4/5) (四)中資外商環伺在候,綠色金融最佳轉機 除了再生能源購售電合約(FIT)、節能保證合約(GSC)及節能分享合約(SSC)具有金融商品價值以外,考量未來溫室氣體交易、電業自由化等政策措施,碳排放交易(ETS)、綠色憑證(REC)等亦具有交換價值。 日商公司:統一東京、日商歐力士,在投入太陽光電產品融資已經布局多時,中資公司:星河能源控股公司透過嶄新的營運模式,累積多年市場與技術經驗準備來臺競爭。 如何妥適安排綠色金融機制,協助產業建立可持續性的商業操作模式刻不容緩。 (四)中資外商環伺在候,綠色金融最佳轉機 61
八、綠色金融加速綠能產業發展(5/5) (五)綠色金融加速綠能產業發展 由於臺灣FIT(Feed-in Tariff)制度躉購價格已難提高 建議綠色金融方面降低【貸款利率】 建議綠色金融方面提高【貸款成數】 建議綠色金融方面延長【還款年限】 近年太陽光電地面型 電能躉購費率趨勢 62
伍、結語 63
伍、結論 一、確保電力供應 二、用前瞻精神推動節能 三、以務實作法確保低碳高效率傳統基載發電 四、積極推動再生能源及新能源 從透過供給面及需求面推動相關措施以確保短中長期電力穩定供應。 二、用前瞻精神推動節能 從需求面透過工業及服務業產業結構調整、產業與全民節能習慣養 成、能源使用效率提升,抑低能源消費,各部會積極推動節能極大 化,進而抑低電力需求成長率至1%。 三、以務實作法確保低碳高效率傳統基載發電 加速第三座液化天然氣接收站興建,以擴大低碳天然氣發電。推動既 有燃煤電廠汰舊更新為超超臨界高效率發電機組,並確保計畫如期完 工。 四、積極推動再生能源及新能源 建立行政院層級平台或機制,整合並強化跨部會溝通,克服太陽光電 與離岸風電推動所面臨各項挑戰,以加速發展目標達成及擴大。 五、支援國內自主能量建立,帶動本土綠能新興產業發展 在積極推動能源開源及效率提升過程,優先支持國內在生能量發展並 進行市場實績淬煉,進而創造本土綠能新興產業。 64
簡報完畢 敬請指教 65