我國新能源政策 及展望 經濟部 李部長世光 105年9月9日.

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1 我國新能源政策 及展望 經濟部 李部長世光 105年9月9日

2 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

3 壹、臺灣能源現況及挑戰 3

4 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

5 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

6 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

7 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

8 貳、新政府上任後之新能源發展願景與方向 8

9 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

10 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

11 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

12 參、新能源政策內容與重要推動措施 12

13 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

14 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

15 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

16 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

17 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

18 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

19 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

20 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 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 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， 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

21 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( 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

22 請勿流用

23 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

24 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

25 (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

26 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

27 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

28 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

29 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

30 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

31 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

32 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

33 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

34 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

35 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

36 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 kW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

37 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

38 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 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

39 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

40 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

41 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

42 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

43 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

44 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

45 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

46 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

47 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

48 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

49 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

50 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

51 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

52 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

53 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

54 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

55 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

56 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

57 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

58 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

59 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

60 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

61 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

62 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

63 伍、結語 63

64 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

65 簡報完畢 敬請指教 65