發電成本為何那麼高
發電成本為何那麼高
…..此期間電視名嘴間一直不了解的，也是經濟部長說「矛盾、怪怪的！」引起不必要的誤解，彷彿台電在這方面存有弊端，而且影射保密條款促成差別待遇，實在不應該。
樂觀成性的負載預測
負載預測是電業經營管理上的龍頭指標。它表達在未來特定期間內全國用電概況，其中尖峰負載在臺灣發生在夏季，為避免發生缺電情形，發電產能的建置即必需確保發電量可以支應夏季尖峰時段的用電需求，因為電廠需要固定大修或維護，就跟汽車一樣，需在固定期間之內，停機維護（類似汽車進廠維護）以確保運轉安全，大修歲修的周期影響年度發電產出，週期越密、停機期間越長對發電產出的影響越大；電廠除了定期檢修需要停機以外，運轉故障（包括輸送電力的輸配電設備、電廠開關場）也會造成停機（或停電）的現象，所以除了備妥尖峰負載所需產能以外還必需準備備用電源以確保供電安全。
以一個大型火力發電廠建廠工程施工期間3.5-4年來看，如包括規劃與投標作業，4-5年是頗為客觀、合理的設立期間，其開放民營招標的開放裝置容量大致上是5年的前置期，也就是民營電廠如預期在民國100年加入營運，其根據之需求容量必需是早於民國96年之前的負載預測，以最近的100年尖峰負載來看，100年尖峰負載發生在民國100年8月18日午後2時
33,786.9MW；以經濟部能源局第四階段開放民間設立發電廠方案（經濟部經能字第
09504603140
號令）來看，當時估計民國100年尖峰負載為
43,710 MW
，開放民間承建之裝置容量即依此一方案計算，以目前實際尖峰負載33,786.9
MW（100年8月18日午後2時）比較，足足高估
29.32%，換算核四每部機1,350MW推估，高估
7.34
部核能機組（9,909.9MW，詳附表1），如再以增設20%備轉容量試算，則高估之裝置容量就有8.81部核四一號機（11,891.9
MW）。
（附表1）
a
|
g
|
h
|
i=a/h-1
|
|||||
yr
|
Actual
|
95-102
|
10002b
|
10008
|
高估負載%
|
高估負載MW
|
幾部核四機組
|
1+reserve
|
90
|
26,289.8
|
|||||||
91
|
27,116.5
|
|||||||
92
|
28,593.7
|
|||||||
93
|
29,034.3
|
|||||||
94
|
30,942.9
|
|||||||
95
|
32,060.4
|
35,590.0
|
||||||
96
|
32,790.8
|
36,900.0
|
||||||
97
|
n/a
|
38,390.0
|
||||||
98
|
n/a
|
40,050.0
|
31,010.1
|
31,010.1
|
29.15%
|
9,039.9
|
6.70
|
8.04
|
99
|
33,022.6
|
41,860.0
|
33,022.6
|
33,022.6
|
26.76%
|
8,837.4
|
6.55
|
7.86
|
100
|
33,786.9
|
43,710.0
|
33,920.1
|
33,800.1
|
29.32%
|
9,909.9
|
7.34
|
8.81
|
101
|
45,570.0
|
35,164.1
|
34,888.4
|
30.62%
|
10,681.6
|
7.91
|
9.49
|
|
102
|
47,370.0
|
36,434.3
|
36,180.8
|
30.93%
|
11,189.2
|
8.29
|
9.95
|
|
103
|
37,757.0
|
37,500.9
|
-
|
-
|
-
|
|||
104
|
39,121.7
|
38,839.2
|
-
|
-
|
-
|
|||
105
|
40,498.6
|
40,179.2
|
-
|
-
|
-
|
|||
106
|
41,864.4
|
41,526.5
|
-
|
-
|
-
|
|||
107
|
43,209.9
|
42,881.9
|
||||||
108
|
44,402.9
|
44,133.6
|
||||||
109
|
45,484.4
|
45,272.4
|
||||||
110
|
46,494.6
|
46,338.8
|
||||||
actual:
依調度處資料97/98年未另創尖峰負載紀錄,
即其尖峰負載低於96年度之
32,790.8mw.
|
||||||||
95-102:
資料來源：能源局(第四階段開放民間設立發電廠方案)，經濟部經能字第
09504603140
號令。
|
||||||||
負載預測高估的影響，配合民間購電合約的訂定將嚴重扭曲自有發電機組之發電成本。
開放發電業民營壓縮台電機動調整空間
截至101年3月止台電向民間電廠購電裝置容量，燃煤機組
3,097.1MW、燃氣機組
4,610.0
MW，兩者合計
7,707.1
MW，佔高估的負載
11,891.9 MW之
64.8%，從數字分析來看這些購入電力都是多餘的，造成閒置產能增加（例如複循環機組及燃油機組，而且都是由台電吸收，短期內也無法做結構性之調整）只會墊高全系統發電成本。負載預測高估（觀察過去預測，高估似乎是常態！）如在未開放民營電廠加入前，台電在逐年的負載預測會議上有檢討機制，可做機動調節，但在開放民營電廠經營後，因部分產能已交由民間興建，台電能機動調整之基礎頓失，擠壓現有發電設備營運空間，發生閒置設備之可能性大增（在此我們還未去推算部份民營電廠開放過早，在全國總體經濟的排擠效果及成本）。所以，審慎的負載預測在開放發電業民營之後更應該審慎。此外，全面性的悖離景氣循環或出乎預計的經濟下挫所導致的庫存積壓（備轉容量跳升）風險應有共同分攤之機制，如此才能與電廠開放民營之精神吻合，這是購售電合約急需修訂之重點。
燃油發電及燃煤發電已無調節空間
民國90年協和發電廠全年度發電量10,228.66千度每度燃料成本1.5992元，低硫燃料油每公秉8,232元（年中，2001/05/15），民國100年6月（2011/06/02）20,836元，如以相同效率運轉（不計廠內用電之容量因數58.38%，10,228.66/(500MW*4*8760)）則每度燃料成本推估約4.0477元（1.5992
*
20,836/8,232），由於燃料油價格高漲，直接燃料成本過高（燃料油價格影響機組調度之選擇、關係重大，如有不當扭曲，對能源經濟將有嚴重之負面影響！），替代發電之效益低，難以擔任調節發電機組；以民國100年營運狀況分析，台電自有燃煤發電機組裝置容量
8,800.0
MW，全年發電量64,220.9百萬度，換算容量因數（capacity
factor，相當於一般產業之產能利用率）
83.31%（=64,220.9/(8,800*8760)），民營電廠購電方面裝置容量
7,707.1
MW，購入電度39,259.2百萬度，換算容量因數為
58.15%（39,259.2/(7,707.1*8,760)），其中燃煤部份79.90%（21,676.5/(3,097.1*8,760)）；平均購入電力每度3.0079元（當然依購電合約公式仍需區分容量費率與能量費率，折算每度購電價格最高為長生海湖廠4.2524元，最低台塑麥寮廠2.1412元），依此實際運轉情形推算，假設不對民營電廠買電，燃油電廠每度發電燃料成本4.0477元（依協和發電廠民國90年等效燃料成本推算）顯然比購入電力成本為高，與民營發電廠購電平均價比較，只低於長生海湖廠之4.2524元，而較其餘民營電廠購電價格為高，明顯不經濟；而期望由相對較經濟的燃煤發電機組供給，依台電現有燃煤機組發電實績而言，能再增加之發電量相當有限（不計入廠內用電之容量因數已高達83.31%）。
經濟調度以小換大的迷思
經濟調度的迷思即在此顯現，民營電廠購電合約中設定容量費率與能量費率，由於容量電費在反映電廠投資之固定成本（折舊、利息、稅捐、固定運轉維護費、固定成本之合理報酬等），能量電費則是保障投資者變動成本（燃料成本、變動運轉維護費、變動成本應計之合理利潤）之回收，容量電費在民營電廠依合約規定可用容量水準計算，通常順利運轉、不發生跳電（trip）停機，大致上可以確保容量電費之實現（惟如有發電能力不足、維護不當，計費期間內發生發電出力未達合約規定，則依約扣罰）；在即時（real
time）經濟調度之下，影響台電發電成本部份，只剩民營電廠的合約能量費率與台電自有發電機組的每度發電燃料成本（依重要性原則，電業在計算變動成本時，通常只聚焦於此，而不計其餘的變動運維成本，在發電機組發電量升降間，發電燃料成本以外之成本，幾乎是不隨發電量增減變動的）。
同類型電廠中，由於民營電廠興建較晚、設備較新，其燃料效率通常優於台電機組，反應於合約能量費率通常能優先發電，使台電自有機組發電效率在經濟調度下遭受壓抑待遇，每度發電燃料成本偏高，相對的設備利用率較低，常導致較高的運轉維護費，而扭曲其經營績效（尤其在備用容量相對寬裕的期間）。這在開放新電廠民營時，計算避免成本會有倒因為果的情形，採用被扭曲的發電實績計算避免成本，將產生惡性循環且讓台電計算參數（缺乏實證數據）之合理性衍生不必要之挑戰。
長期邊際成本與短期邊際成本
大潭複循環發電於95年8月17日第一部複循環機組完成商業運轉起至98年1月14日第六部複循環機組完成商業運轉，全廠100年發電裝置容量4,384.2
MW，發電量13,274.6百萬度，換算容量因數34.56%（13,274.6/(4,384.2*8,760)），每度發電燃料成本1.9208元（99、98年分別為2.0149元及2.0041元），基於經濟調度，如100年發電容量因數達到85%，則發電量可增加32,631.5百萬度，其餘發電量缺口
6,627.7百萬度，由其餘複循環機組增加發電支應（如未開放民營電廠之情況下），依此申算約可降低發電成本354.74億元（(1.9208
- 3.0079）*
32,631.5百萬度，通常容量因數提高每度發電燃料成本可以再降低）。
100年對民營天然氣電廠購電
17841.0
百萬度，每度購電平均成本3.9612元，如全數由大潭電廠增加發電供應，則可節省之成本將為
364.03億元（(1.9208-3.9612）*17841.0）；此類成本抑低在短期邊際成本考量中（容量電費已因開放民營電廠經營而確立）即不容易顯現，因為即時經濟調度上，容量電費已不再是計算之參數。民國73-74年間因備轉容量高，趙耀東部長及王玉雲凍結核四計畫，決策上忽略電力設施5年的完成前置期特性，導致78-79年起的供電緊澀，但當時的備轉容量上（協和、興達、核三陸續加入營運）核能及燃煤發電尚能維持相當期間的電價穩定；但現在的情況是天然氣發電為大宗，電價將直接受石化燃料價格影響，穩定的電價勢難維持。而最糟的是原規劃為中、基載電廠之燃油機組（協和1-4機、大林3-4機）將因燃料油價格過高而受到調度排擠，完全不具經濟效益，是不是天然氣發電占比到位太早！
因應京都議定書的燃氣發電
98年全國能源會議（這與京都議定書有關）在能源與電源結構規劃方向方面，規劃我國發電裝置容量結構配比在
2020
年估計約為：燃煤
46~47%、燃油
3%、燃氣
26%、核能
9%、抽蓄水力
5%、再生能源
10~11%；在
2025
年：燃煤
48~50%、燃油
2~3%、燃氣
27~28%、核能
5%、抽蓄水力
5%、再生能源
10~12%（與94年全國能源會議相同，2005
年全國能源會議輯要，p18）。這是開放民營電廠經營上，產生購電成本有高達每度4.2524元（長生海湖廠）及低至每度
2.1412元（台塑麥寮廠）的現象，主要原因為電廠使用的燃料不同所致，台塑麥寮廠燒煤、長生海湖廠燒天然氣；燒天然氣成本高當然其構價較高，而不論燒煤、燒天然氣在計價上都是分別依容量電費及能量電費計算（當然，在負載任務中分別為基載及中載，在電能價值中自然不同！），每度購電價格只是購電成本總金額除以購電度數（能量電度，相當於電費單中之流動電度）所計算之單位成本，觀察各計費期間，其各廠之單位購電成本不會相同；特別值得注意的是，2008年6月國際天然氣價格13usd/mmbtu，而2012年5月上旬價格僅2.44usd/mmbtu，比率上僅為當時之5分之1，然而國內天然氣價格（發電用戶其他月份）17.30ntd/立方公尺（2008/6），2012年5月18.35ntd/立方公尺，顯然國內天然氣價格悖離國際價格，而且差異頗大。
開放民營電廠採天然氣發電無非是遵循全國能源會議的規劃，以達到永續經營之能源配比，也同時預警揮別低能源價格的時代。這點在此期間電視名嘴間一直不了解的，也是經濟部長說「矛盾、怪怪的！」引起不必要的誤解，彷彿台電在這方面存有弊端，而且影射保密條款促成差別待遇，實在不應該。
參考資料:
國際燃煤價格
國際燃油價格
國際天然氣價格
國際燃料鈾價格
posted by Johnson's at 10:00 AM
|
0 comments
