【紀路臺灣】2024 年 7 月 15 日，經濟部公布「2023 年全國電力資源供需報告」，2023 年全國電力消費 2765 億度、年減 1.04%，發電量仍以燃煤發電占比 42.2% 為最多、燃氣發電 39.5%、再生能源 9.5%、核能發電 6.3%；攸關供電吃緊與否的備轉容量率，2023 年達 10% 以上的天數有 357 天、佔全年 97.8%，全年備轉容量率都高於 6%；報告預估未來 10 年電力需求年均成長率達 2.8%，預計加速推動綠電、增設快速起停燃氣機組、建置儲能系統、更新電網與變電所等，以滿足未來用電需求。
全國電力消費 2765 億度、工業部門佔 55.3%
經濟部公布 2023 年全國電力資源供需報告，2023 年全國電力消費 2765 億度、年減 1.04%。其中用電最多的工業部門因經濟活動、產能利用率下降，電力消費量 1530 億度，占臺灣用電量 55.3%，較 2022 年減少 41 億度、年減 2.6%；用電第二多的住宅部門電力消費 515.2 億度，占臺灣用電量 18.6%，較 2022 年增加約 6.8 億度、年增 1.35%；用電第三多的服務業電力消費量 484.1 億度，占比 17.5%。
燃煤佔比僅小幅減少、燃氣佔比僅小幅增加
在電力供給方面，2023 年全國總發電量 2,822.9 億度，較 2022 年減少約 59 億度、減幅 2.0%。其中，燃煤發電 1,191.6 億度、占比 42.2%（2022 年占比 42.1% ），年減 18.7 億度；燃氣機組發電量 1,116.3 億度、占比 39.5%（2022 年占比 38.8% ），年減 3.8 億度；再生能源發電量 268.7 億度、占比 9.5%（2022 年占比 8.3% ），年增 29.9 億度；核能發電 178 億度、占比 6.3%。
2023 年全國發電總裝置容量約 6,404.5 萬瓩，相較 2022 年淨增加 210.2 萬瓩，主要來自太陽光電與風力發電裝置容量的增加。2023 年全國總發電裝置容量及占比依燃料別依序為：燃煤 2,050.4 萬瓩、佔整體比重 32%；燃氣 1,897.3 萬瓩、佔比 29.6%；再生能源 1,795.6 萬瓩、佔比 28%，包括太陽光電 1,241.8 萬瓩（佔比 19.4%），風力 267.8 萬瓩（佔比 4.2%），慣常水力 210.4 萬瓩（佔比 3.3%）；抽蓄水力 260.2 萬瓩（佔比 4.1%）；燃油 210.7 萬瓩（佔比 3.3%）；核能 190.2 萬瓩（佔比 3%）。
太陽光電增加、但風電還遠遠不夠
其中，離岸風電的設置進度在全球受到新冠疫情的衝擊下，零組件進口及技師人才進駐等皆有延遲。政府近二年協助開發商提高施作量能，截至 2023 年底離岸風電裝置容量達 176.3 萬瓩（1.76GW），較 2022 年增加 101.8 萬瓩，加上陸域風力增加 7.9 萬瓩，合計增加 109.7 萬瓩（1.10GW）。
太陽光電持續積極提高設置進度，截至 2023 年底，太陽光電裝置容量達 1,241.8 萬瓩（12.42GW），較 2022 年增加 269.4 萬瓩（2.69GW）。
全年有 357 天備轉容量率達 10% 以上
備用容量率方面，2023 年尖峰日電力系統火力機組裝置容量約 3,435 萬瓩，其中大潭 8 號複循環發電機組於 10 月達成滿載測試貢獻電能；日尖峰負載部分，2023 年實績值達到 3,949 萬瓩，較 2022 年日尖峰負載 4,059 萬瓩大幅減少約 110 萬瓩，主要係地緣政治衝突、通膨與升息影響，全球經濟展望不佳削弱終端商品需求；夜尖峰負載部分，負載實績量約 3,614.6 萬瓩，電力系統夜間供電能力約 4,144.8萬瓩，經計算夜間備用容量率為 14.7%。
備轉容量率方面，瞬時尖峰負載從 2022 年的 4,075 萬瓩降至 2023 年的 3,961 萬瓩，備轉容量率 10% 以上的天數有 357 天，佔全年 97.8%；備轉容量率 10% 以上的天數有 357 天，佔全年 97.8%；備轉容量率 6%-10% 的天數為 8 天，佔全年 2.2%；2023 年全年備轉容量率沒有一天低於 6%。
報告指出，在太陽光電裝置容量持續增加下，光電發電貢獻可應付白天尖峰負載，尖峰用電已由日間逐漸移轉至夜間。為提高夜間供電裕度，台電公司善用需求面管理措施、彈性調度抽蓄機組等作為，並配合水利署用水規劃精確調度水力機組，讓整體供電情勢穩定。
未來用電預估方面，報告指出 2023 年在全球經濟情勢不佳下，國內部份產業持續採行去庫存化措施以調整生產製程，導致全年電力消費負成長。但 2024 年在新興科技包括人工智慧的發展願景下，可望帶動半導體及伺服器等產業產能擴張，提升臺灣經濟情勢，預估 2024 年用電需求將穩步成長，回升過去用電水準。
預估未來 5 年電力需求年均成長率 2.5%
將新興科技發展帶動半導體相關產業，鼓勵臺商回臺投資方案的成果，及相關電氣化政策的推動等新增用電需求，及相關節能及需求面管理等措施成效，以及未來 AI 科技潮帶動的半導體產業擴廠、電動車推動政策等因素納入未來用電需求評估，預估 2024-2028 年電力需求年均成長率 2.5%，2024-2033 年電力需求年均成長率 2.8%。
供給面規劃方面，太陽光電的部分，2023 年併網量達 269 萬瓩（2.69GW）為歷年最高，截至年底累計裝置容量約 1,241.8 萬瓩（12.42GW），為 2016 年 124.5 萬瓩（1.25GW）的 10 倍。2026 年至 2035 年將以每年 2GW 太陽光電併網為目標，以屋頂優先推動，包括 2023 年修正公布的《再生能源發展條例》增訂第 12-1 條，已規定一定規模新建建築物屋頂設置光電；地面型則考量國土及空間有效利用，以土地維持或優於原有使用為原則，優先推動具社會共識及無環境生態爭議之專案，擴大盤點包括低度利用土地、複合式利用土地。
風力發電方面，截至 2023 年底離岸風力機累計安裝 283 座，裝置容量達 225 萬瓩（2.25GW），併網量達 176.3 萬瓩（1.76GW）。經濟部依「先示範、次潛力、後區塊」3 階段推動策略，規劃 2026 年至 2035 年間，每年增設 150 萬瓩（1.5GW）為設置目標，明確離岸風電未來市場規模，並持續辦理區塊開發第 2 期作業及完善區塊開發第 3 期選商規定。
另因應國際浮動式技術發展與國內產業要求，經濟部借鏡國際發展趨勢，並就法規、技術、基礎建設等面向著手，提早佈局
我國浮動式商業風場開發與產業發展，未來也將規劃逐步擴大風場朝「大水深」區域開發。
儲能設施方面，配合再生能源設置規模持續擴大，白天有太陽光電可維持供電充裕，於夜間因太陽光電無法發電的情況，必須搭配儲能設施或抽蓄水力，以維持系統供電穩定。
儲能電池設置部分，規劃 2025 年設置目標 150 萬瓩（1.5GW），包括由台電公司自建或採購輔助服務共 100 萬瓩（1GW）、光電案場之儲能系統 50 萬瓩（500MW）。截至 2023 年底，台電公司透過電力交易平台向民間採購之儲能輔助服務累計容量約 58 萬瓩（580MW）；自建部分已於臺南鹽田光電站及路園、龍潭變電所等自有場地完成 10 萬瓩容量建置；此外，政府亦從 2022 年起推動太陽光電案場搭配儲能設備 50 萬瓩（500MW），能源署透過競標，累計分配光電案場儲能設備容量約 12.3 萬瓩（123MW）。
抽蓄水力設置部分，全國最大儲能系統係日月潭抽蓄水力 260 萬瓩（2.6GW），包含大觀及明潭兩座抽蓄水力電廠，白天利用
太陽光電貢獻進行抽水蓄電，晚上再配合太陽光電減少開始放水發電，水源可以重複使用；未來除既有抽蓄水力已搭配電力系統情況進行彈性調度運用外，台電公司刻正評估規劃於大甲溪流域再興建抽蓄水力機組，以增加電力系統儲能調度量能。
2025年達不到再生能源發電占20%目標
我國再生能源設置量截至 2023 年底已達 17.96GW，發電占比從 2016 年的 4.8%（127.3 億度）提高至 9.5%（268.7 億度），其中，風力與太陽光電全年發電量從 25.7 億度成長至 191.5 億度，達 7 倍以上。
根據最新電力供需評估，2024 年再生能源發電占比約 12.1%，原規劃 2025 年再生能源發電占比 20% 目標，受新冠疫情影
響，建置工程進度落後，故以現階段進度評估 2025 年再生能源發電占比可達 15%，2026 年 11 月起再生能源發電占比可達 20% 之目標，2030 年擴大至 24.7%。
以氣換油、以氣換煤、減少空污
燃氣發電方面，作為重要的橋接能源，燃氣機組具備快速起停、靈活調整、低排放等優勢，可因應再生能源間歇性。政府在北、中、南各地積極推動「以氣換油」、「以氣換煤」等發電設施的改建計畫，有助完善區域的自給能源設施，也能滿足地方居民期盼減少空氣污染和碳排放的需求，改善空氣品質的同時確保供電的穩定性。
未來新增機組規劃除了再生能源外，2024 年新設森霸、大潭等 4 座天然氣機組，其中森霸 3 號機、大潭 9 號機今年 6 月起陸續上線試運轉，可因應夏季尖峰用電高峰；大潭 7 號機、興達新 1號機預計於 9 月起上線陸續試運轉，以確保空污季用電需求。陸續規劃新增台電公司的大潭、通霄、臺中、興達、大林、協和及民營業者森霸、中佳等新燃氣機組，預估至 2033 年累計可淨增加 1,786 萬瓩，新增設置量遠大於機組除役量。
新建、擴建天然氣接收站方面，我國現有天然氣接收站包括永安接收站 6 座儲槽（69 萬公秉）及臺中接收站 6 座儲槽（96 萬公秉），共有 12 座儲槽（165 萬公秉）；為降低現有各接收站負載率，提升供氣的安全及穩定，中油公司已規劃擴建永安、臺中接收站及新建觀塘（第三）天然氣接收站、洲際接收站，台電公司則規劃新建協和及臺中港接收站。
為確保天然氣穩定供應，政府已明訂安全存量規定，逐步提高安全存量天數，並多元分散購氣來源。安全存量天數：目前中油公司天然氣存量天數，符合現行至少 8 天以上法定之安全存量天數規定，未來天然氣安全存量天數將逐步提升至 2027 年達 14 天。分散購氣來源：我國天然氣採購以「分散氣源、多元布局、穩定供應」為目標，2023 年液化天然氣進口來源共 14 國，包括澳洲（40%）、卡達（28%）、美國（10%）等，並以中長約布局為主，短約及現貨為輔之採購策略，2023 年液化天然氣進口量之中長約占比為 75%，短約及現貨占比為 25%。
臺中電廠減煤 7年空汙排放少6成
燃煤發電方面，為回應外界對於空氣品質改善之高度期盼，透過「短期降載、中期環保改善」措施推動，兼顧穩定供電與環境保護。如台電公司自 2017 年起針對亞臨界燃煤機組陸續進行「配合空品預警降載」、「告別全廠火力全開」、「環保停機」到現行的「擴大自主減煤」等作為，並規劃於 2017 至 2025 年投入 692.29 億元經費，推動火力發電廠 9 項空污改善計畫。
以臺中電廠為例，自 2017 年起推動減煤減排，用煤量由 2017 年 1,773 萬噸削減至 2023 年 1,209 萬噸，削減量達 564 萬噸；空污排放量由 2017 年 3.47 萬噸削減至 2023 年 1.16 萬噸，減幅逾 6 成。目前正進行 6 部機組的空污改善工作，預計 2025 年後全廠 10 部機組皆改善完成，空污排放量將可進一步降低。
在興達電廠部分，用煤量由 2017 年 550 萬噸削減至 2023 年 330 萬噸，削減 220 萬噸；燃煤機組空污排放量由 2017 年 1.51 萬噸削減至 2023 年 0.36 萬噸，減幅逾 7 成。
台電公司整體空污排放量從 2017 年 10.9 萬噸削減至 2023 年 3.7 萬噸，減幅超過 6 成，提前達成原定 2025 年降至 6.5 萬噸目標。未來既有燃煤機組亦將持續積極進行空污改善，並配合空氣品質狀況，執行自我管理之降載措施，逐步降低燃煤發電占比，以達成能源轉型目標。
核電發電占比6.3% 機組陸續除役
核能發電方面，目前臺灣三座核能電廠中，核一廠及核二廠共四部機組皆已如期停機陸續進入除役程序。考量核能發電須處理核安疑慮及核廢料問題，且依照規定核能電廠申請再運轉須依「核子反應器設施運轉執照申請審核辦法」第 16 條規定進行再運轉申請，最遲須在運轉執照屆滿之 5 年前提出，而核三廠兩部機組運轉執照期程已超出再運轉申請之期限，將分別於 2024 年 7 月及 2025 年 5 月屆期停機除役。
既有核電再運轉涉及法規規定期限，還有核安、核廢料及社會共識等問題須先處理，未來將配合國會提案討論結果及「核子反應器設施管制法」主管機關制定後續事宜辦理，惟同時仍然要面對核廢料處理課題。
台電強化電網 10年來配電事故停電減七成
強化電網方面，台電公司韌性建設計畫於 2018 – 2022 年投入 162 億推動「配電系統強韌計畫」，針對配電線路、二次變電所設備汰換、饋線自動化擴建及智慧變電所建置等四大面向辦理強韌工程，已有效降低停電事故發生。
台電公司配電事故停電次數從 2012 年的 21,019 次，持續降低至 2023 年的 6,133 次，十年來降低七成，未來將朝向全面饋線自動化系統，力求「停電更少、復電更快」。
2023 – 2027 年台電公司投入 334 億元推動「配電系統升級計畫」持續推動配電線路與二次變電所設備汰換工作外，新增再生能源友善併網及配電系統改善等工作，以強化電網韌性及電力供電裕度。
預估 2024-2028 年電力需求年均成長率約 2.5%，其中，AI 科技的用電需求預估至 2028 年增加 200 萬瓩，較 2023 年成長約 8 倍，其後在穩定應用趨勢下，預估 2024-2033 年電力需求年均成長率約為 2.8%。
在電力供給規劃方面，隨著企業大廠對綠電需求的增長，政府持續強化推動再生能源多元發展，以提供市場大量、可負擔的再生能源電力。整體來看，再生能源的發電從 2016 年 127.3 億度提高至 2023 年 268.7 億度，其中，風力與太陽光電全年發電量從 25.7 億度成長至191.5億度，已經是過去的 7 倍以上。考量太陽光電和風力皆為間歇性發電，政府規劃透過可快速反應的水力及燃氣機組搭配，穩定系統供電，其中燃氣機組占地較小所需興建時程較短，可因應未來持續快速成長的用電需求，且天然氣為全球公認作為綠能發展中重要的橋接能源。未來政府將在能源轉型基礎及淨零減排的規劃上，持續增設快速起停燃氣機組，並積極加速推動綠電建置。
資料來源：
紀路編輯 / 王子嘉
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