Q & A

105.06.07更新
    以民國104年度發購電量說明不向汽電共生或民營電廠購電對系統之影響
    種類 發購電量占比% 淨尖峰能力A(萬瓩 尖峰負載B(萬瓩) 備用容量率(%)
    C=(A-B)÷B×%
    汽電共生 4.0 161.8 3,524.8
    (104.7.2)
    11.5
    IPP 17.8 737.5
    再生能源 1.1 72.2
    自發電力 77.1 2,956.3
    合計(截至104年12月) 3,930.8
    如不向汽電共生購電 6.9
    如不向民營電廠購電 -9.4
    同時不向汽電共生及民營電廠購電 -14.0
    註:備用容量率負值表示系統尖峰期間會發生缺電情形。
    台電公司各階段IPP之訂價係配合經濟部開放發電業政策,辦理電價競比作業或公告購電費率。

    階段 開放條件 訂價方式 開放結果
    第一、二階段 限定地區、年度及容量之方式提出購電需求 電價競比 產生零星機組、低價搶得籌設權及籌設過程遭遇困難而無法確保電力供應等問題,造成本階段共核准11家,最後簽約完工商轉僅5家,526.7萬瓩。
    第三階段 不限地區、年度及容量之開放方式 公告費率,一體適用於參與躉售電能之IPP業者 15家業者籌劃設廠。
    13家完成「發電設施計畫」審查。
    9家完成「電源線建造計畫」審查。
    5家完成簽約。
    4家完工商轉,238.5萬瓩。
    第四階段 經濟部辦理評選作業後,再將合格申請者名單送請台電辦理競價作業 電價競比 8家業者提出申請。
    6家參與競價,惟經減價後,均未能進入底價,故無獲選業者及獲選容量。

  • 民營電廠屬資本密集且長期投資的產業,為確保回收投資成本,民營電廠購電費率考量的成本除建廠成本、燃料成本外,尚包括投資利潤,以第一、二階段為例,給予民營電廠之投資利潤係依電價競比當日台灣銀行基本放款利率計算,其所獲報酬如同將投資資金存放在銀行所滋生之利息收入,對民營電廠如此鉅額且回收期間長之投資而言,該等利潤尚稱合理。
  • 為穩定國內經濟及電力供應,台電與民營電廠簽訂25年購售電合約,以保證其投資回收之機制,與現行再生能源之收購,係由政府設定之投資報酬率下核計購電費率,並由台電與業者簽訂20年長期合約,以保障其投資回收之模式相同。
  • IPP部分:
    • 不向IPP購電部分短缺電量台電雖可調度高成本之汽力燃油(4.03元/度)、燃油複循環機組(6.55元/度)或柴油機組(7.19元/度)替代,惟替代成本不減反增,並無法降低整體發電成本,且業者向中油公司訂購之天然氣,受限於「不取貨亦須付款」(take or pay)規定,即使不調度IPP業者發電,依約IPP仍需支付中油公司氣價並向台電求償。
    • 台電公司係依「經濟調度」原則發電,優先調度最便宜的發電機組,再依電力需求量逐步增加次低價格的發電機組,亦即先用核能,依序再用台電公司燃煤->IPP燃煤->汽電共生->台電公司大潭電廠等較便宜之複循環燃氣發電->IPP燃氣發電->台電公司較老舊、效率較差的燃氣與燃油發電,而最貴之柴油、輕柴油發電僅在電力吃緊時才啟動,因此IPP電力可以替代台電成本極高之燃油發電。
    • 台電與IPP簽訂之購售電合約屬商業合約條款,修約需經雙方同意,始可能合意修約。如購售電合約之任何一方不履行或違反合約時,應負賠償責任。故如台電片面不履行或違反合約而不向IPP購電時,IPP除可能向台電求償外,仍可依約要求支付保證時段應採購而未採購之發電度數電費。

  • 汽電共生部分:
    • 能源管理法第10條規定,綜合電業除有正當理由,並經中央主管機關核准外,不得拒絕收購合格汽電共生系統餘電,故台電依法負有向合格汽電共生購電之義務。因此,台電自有機組閒置仍需向汽電共生業者購電。
  • IPP及汽電共生可替代台電公司高成本機組發電
    • 為維持正常供電,依經濟調度原則,在無機組檢修及故障之前提下,依序調度發電成本較低之核能(1.15元/度)、汽力燃煤(1.21元/度)及民營燃煤電廠(2.05元/度)、汽電共生(2.21元/度)等基載機組,惟因基載電力不足,須再調度燃氣複循環機組(2.61元/度)與民營燃氣機組(3.29元/度)始能滿足一般負載需求。倘不向IPP及汽電共生購電,其短缺電量須藉由調度高成本之、汽力燃油(4.03元/度) 、柴油機組(7.19元/度),甚或輕柴油機組(11.41元/度)替代。
      夏季日負載曲線圖(102.8.9)
    • IPP及汽電共生購電量達478億度,占台電總供電量之22.2%,已成為電力系統主要電源之一,有效提供系統供電安全與穩定性。台灣地區人口密度甚高,台電興建電廠常遭抗爭而延宕,故向IPP及汽電共生購電,除可強化國內供電能力,節省台電處理相關電源開發抗爭所耗費之人力與物力外,並可節省發電成本而降低營運虧損。

  • 台電公司尖峰時段售價高於IPP及汽電共生購電價格
    • 台電公司現行售電價格訂定原則係採具負載管理措施之時間電價(尖離峰差別電價),以反映不同時段之機組發電成本,俾有效提升台電公司系統設備利用率及負載因數,降低台電公司整體供電成本。由於IPP及汽電共生主要係在保證時段(即尖峰時間)發電,故可採其收購價格與台電公司尖峰時間售電價格相互比較,據以評估對台電公司是否具效益。
    • 民國104年度台電尖峰時段購售電價格比較表:
      售電價格(元/度) 購電價格(元/度)
      三段式時間電價:4.38
      二段式時間電價:3.11
      汽電共生:2.21
      IPP:2.62
    • 台電以約定保證時段收購量調度IPP及汽電共生於尖峰時間發電,由於尖峰時間台電售電價格仍高於IPP及汽電共生之平均購價,故向IPP及汽電共生購電,短期可降低尖峰時段發電成本,長期則具減少新增電源開發投資成本效益。
  • 台電與民營電廠簽訂之購售電合約屬商業合約條款,修約需經雙方同意,故在不損及任一方利益情況下,始可能合意修約。如購售電合約之任何一方不履行或違反合約時,應負賠償責任。
  • 倘片面不履行或違反合約而不向民營燃氣電廠購電時,民營電廠除可能向台電求償外,仍可依約要求支付保證時段採購之發電度數電費。
  • (一)修約過程
    台電自民國97年9月4日起,多次邀集業者協商建立「購電費率隨利浮動調整機制」均未獲共識,自101年5月下旬起,再依據經濟部台電經營改善小組之結論洽IPP進行協商修約,修約過程如下:
    期間 協商條件 結果
    97年9月4日起 購電費率隨利浮動調整機制 IPP以各種理由推拖,未達成共識。
    101年5月下旬起台電與業者協商 台電公司參酌電業法第60條規定,提出「業者超過合理利潤(如ROA=3%)部分,60%回饋給全民,其餘40%歸業者」之方案。 IPP以各種理由推拖,未達成共識。
    101年6月25日起經濟部協處4次 經濟部於第3次協處會議中提出包含「增加容量因數」及「資本費隨利率浮動調整」之協處方案。 仍未達成共識。
    101年10月11日起至102年8月
    • 101年10月11日立法院經濟委員會作成刪減台電公司101年度購入電力預算之決議,當立法院亦介入關注下,IPP為避免影響其正常營運,主動提出修約方案。
    • 台電與IPP雙方即在協處案架構下,完成協商修約。
    第三階段IPP
    • 台電與國光、星能、森霸於102年1月28日完成修約
    • 台電與星元於102年3月6日完成修約。
    第一、二階段燃氣IPP之購電價格係電價競比得標價格,其能量費率與實際支付中油公司之燃料費用相當或較低。故第一、二階段IPP係以「資本費隨利率浮動調整」方案進行協商。 第一二階段燃氣IPP
    • 長生於102年3月13日完成修約。
    • 新桃於102年6月21日完成修約。
    • 嘉惠於102年7月30日完成修約。
    • 麥寮於102年8月23日完成修約。
    • 和平於102年8月28日完成修約。
  • (二)效益評估
    • 截至目前已與9家民營電廠全面完成修約,修約後預估每年可減少購電支出約15.4億元,合約存續期間可減少購電支出約249億元。
  • 民營電廠屬於資本密集且長期投資之產業,為確保回收投資成本,故業者營運係以成本為基礎,再加上合理利潤及風險溢酬,並搭配費率調整機制。購電費率考量的成本除建廠成本、燃料成本外,另包括電源線成本、投資利潤等,而台電發電成本則無該等項目。
  • 民營電廠為近年來設置之機組,台電同類型機組則包含新舊電廠,部分早期機組已攤提折舊完畢(無須再負擔固定成本),故民營電廠發電成本相對較高。
  • 民營電廠因機組運轉不若台電穩定、或限於合約規定,致機組運轉容量因數較台電為低(燃煤:IPP為84.74%,台電為88.87%;燃氣:IPP為40.62%,台電為58.46%),在分擔固定成本下,每度發電成本亦較台電為高。
  • 台電大潭供氣合約係在國際天然氣市場低迷時(民國92年)簽訂,單價較牌價低約30%,致台電燃氣複循環成本較民營燃氣電廠便宜。
  • 由於成本基礎、運轉情形及採購單價等因素,民營電廠與台電均不同,無法直接論斷民營電廠購電價格偏高。
  • 國光、森霸、星能等第三階段3家燃氣IPP之購電價格係由台電公司公告一體適用,均以台電公司當時相當電源機組(複循環燃氣機組)之發電成本(避免成本)訂定。其中該3家燃氣IPP均於88年申設,適用當年統一公告價格,故收購之燃料價格一致。
  • 競標底價與公告價格不同:第一階段(長生、嘉惠)及第二階段(新桃)各IPP購電價格為低於競比底價之個別得標價格,各電廠競標價格(購電價格)均不相同,其中低價競標者購電價格相對較低,越貼近底價者購電價格相對較高;至第三階段(國光、星能、森霸、星元)之購電價格則係由台電公司公告一體適用;惟無論競標底價或公告價格,均以台電公司當時相當電源機組(複循環燃氣機組)之發電成本(避免成本)訂定。
  • 投標策略不同:第一、二階段IPP廠因採競標底價,故各電廠容量與能量費率配比不同,配合燃料費率調整機制,能量費率配置較高者,於目前燃料大幅上漲期間,購電價格將相對較高。 [例如同樣競標價3元/度,A廠容量:能量配比=1:2,B廠容量:能量配比=1.2:1.8,假設10年後燃料上漲1 倍,則10年後A廠購價為5元/度(1+2×2=5),B廠為4.8元/度(1.2+1.8×2=4.8),能量費率配比高者,購價相對較高]
  • 基於各階段參考機組之投資成本(因機組型式、買方或賣方市場等而不同)及相關計價參數(如機組效率、市場利率水準、回收固定成本之保證發電小時數等)之不同,故並不宜逕行以各階段平均購電單價進行比較。另第一、二階段IPP購價因前述競標價格與容量、能量配比策略不同,故目前有高於亦有低於第三階段IPP購價者。因此台汽電轉投資之IPP價格並沒有偏高。
  • 台電公司僅轉投資台汽電公司,並未直接轉投資民營獨立電廠(IPP)成為其股東,而是由台汽電公司再轉投資IPP,主要係公司為永續經營所為之轉投資行為,其所轉投資之IPP包括:星能、森霸、星元及國光電力(股)公司4家,持股比例約在32~35%之間。
  • 台電公司董事會於80年10月23日決議通過投資台灣汽電共生公司,主要係為配合政府推廣汽電共生政策,並基於下列目的而參與投資:
    • 協助電源開發,解決供電不足的問題
    • 掌握汽電共生發展速度及方向、獲取電力需求成長等資訊
    • 控制汽電共生廠品質,減少汽電共生廠與台電公司併聯時所產生之問題。
  • 台汽電公司於民國81年成立後,即積極推動中小型汽電共生機組,嗣後因合格汽電廠開發已漸飽和、可開發者有限,加以當時油價高漲,汽電業經營日益困難,適逢政府為紓解供電壓力、開放民間參與獨立電廠投資,台汽電公司乃參與IPP投標並得標成為各該IPP之股東。惟此一情形,純係民營企業因應當時經營環境變化、順勢發展而來,並非台電公司意欲藉由台汽電公司轉投資及經營管理IPP公司。
  • 台電向汽電共生業者購電依據經濟部於民國91年9月4日發布實施「汽電共生系統實施辦法」規定辦理,而民營電廠購電則依據經濟部公告各階段開放方案辦理,兩者法源依據不同,要求資格條件亦不同。其中民營電廠負尖峰時間供電義務,須配合台電調度發電,而汽電共生係政府鼓勵餘電躉售,並不必接受配合調度。
  • 由於汽電共生具鼓勵性質,故收購餘電費率係按台電售電之時間電價扣除輸配電及銷管費用再乘調整因子方式計價,因此尖峰時間購價高,離峰時間購價較低(如下表);垃圾焚化廠因垃圾有即收即燒之特性,且垃圾收集普遍於夜間進行,故離峰發電度數占比較高,致平均購價較低。垃圾焚化廠離峰發電度數占比47.45%,較全部汽電共生業者之38.47%為高,致民國104年焚化廠平均每度購價約2.10元/度。
  • 項目 104年售電時間電價: 104年汽電共生購電電價:
    夏月 非夏月 夏月 非夏月
    容量費率 每瓩每月 217.30 160.60 217.30 160.60
    能量費率
    (每度)
    尖峰 4.70 2.5622
    半尖峰 3.09 3.01 2.5622 2.4862
    週六半尖峰 2.06 1.99 1.6600 1.5900
    離峰 1.48 1.42 1.4078 1.3478

    • 民國104年度垃圾焚化廠與全部汽電共生各時段發電量占比比較圖

    • 民國103年度垃圾焚化廠與全部汽電共生各時段發電量占比比較圖
  • 民營電廠與汽電共生不同,因其負有尖峰時間供電義務,必須配合台電調度發電,由於主要係於尖峰時間發電,對系統尖峰貢獻大,故平均購價(2.62元/度)相對汽電共生業者(2.21元/度)較高。倘於離峰時間發電,因僅支付能量電費,以燃煤民營電廠而言,每度購價約為1.0至1.3元/度,與垃圾焚化廠民國104年平均每度購價約2.10元/度比較,垃圾焚化廠之購價並未偏低。