能源轉型下之煤電角色與碳排放影響 

編號: PR2025

作者: 鄭睿合

價格: 非賣品

出版日期: 2019.03


摘要:

我國於2015年6月通過之《溫室氣體減量及管理法》明訂,2050年之溫室氣體排放量須較2005年減少50%,其中,電力部門之減量要求為132.63 MtCO2e。惟依我國現階段電源開發規劃,火力機組設置量仍將大幅提升,且燃煤發電部份將以超超臨界機組替換舊有機組,惟因燃煤發電之碳排放量仍高於其他發電系統,僅能減緩溫室氣體排放增速。其次,由於政府規劃於2025年時燃煤發電占電力系統比重僅為30%,故本研究估計有3,300千瓩以上之燃煤機組將處於閒置狀態。 

再者,德國自1980年起展開能源轉型(Energiewende),其透過能源節約、電力供應、電網強化、電力市場、環境範疇等面向,逐步改變國內能源結構及達成溫室氣體減量目標。就其電力系統裝置容量和發電量而言,核能、燃煤呈減少趨勢,再生能源(陸域風力、太陽光電)呈增加之勢,惟燃煤減幅相對不明顯,並且考量電力供應安全,藉由調整和更新燃煤機組性能,轉為安全備援機組。另觀察德國二氧化碳排放量變化,2016年二氧化碳排放量(502 MtCO2)較1990年下降23.76%,惟近年大致持平。再就電力系統可靠度方面,系統平均停電時間指標和系統平均停電次數指標均有所改善。 

德國能源轉型經驗對我國在電源結構及機組調整方式、電價調整、能源轉型時程及規劃、環境及電力市場制度,與電力網路建置等方面可借鏡之處包含(1)燃煤機組可持續更新、轉為備援功能;(2)傳統以基載、中載和尖載之電力規劃,漸次考量以機組之調度彈性能力為調度準則,以搭配未來大量再生能源統併入電力系統;(3)運用課徵碳稅或能源稅方式,降低燃煤發電占比和抑低電力消費量;(4)設計獎勵/補償予以備用功能之燃煤機組或汽電共生設備;(5)持續增進電網建設,亦可考慮導入電網級儲能系統。 

就我國能源轉型規劃上,未來再生能源發電占電力系統比率,將由2018年的7%,持續上升至2025年之20%;燃氣發電則由35%漸次提升至49%;燃煤發電則緩步調降,預估至2025年時占電力系統比重僅為29%,然而,近兩年來除了屋頂型太陽光電以外,地面型太陽光電和風力發電設置目標均未達成原先規劃,需持續觀察未來設置量增長情事。另外,我國預測未來尖峰負載數值之成長率可能偏低,進而影響電源開發規劃,使得電力供應緊澀的可能性增加,宜以年均2%作為設算基準,兼且在電源開發和規劃中,需同時增強需求面管理措施(如需量反應、需量競價、時間電價制度、儲能系統推動),方能保持在能源轉型過程中之電力供應穩定與品質。 

在評估政府對於未來燃煤發電、燃氣發電和再生能源發電配比之政策目標上,預計燃煤發電成本、燃氣發電成本、再生能源發電成本與核能發電成本分別為2.4元/度、4元/度、1.4元/度與12.5元/度時,有機會達到政府規劃目標,另配合各類發電系統之電力碳排放係數,發現未來電力排放係數將由0.461公斤CO2e/度降至0.429公斤CO2e/度,與溫室氣體減量目標(0.394公斤CO2e/度)仍有一段差距。