一、現況說明

（一）截至93年底止，電力系統總裝置容量約為3,460萬瓩，包括台電公司2712萬瓩（78%）、託營水力及民營電廠748萬瓩（22%）；若以燃料來源區分，核能占15%、火力占72%（其中燃油10%、燃煤32%、燃氣30%）、抽蓄水力占7%、再生能源占6%；另汽電共生部分總裝置容量則為705萬瓩。輸變電設施方面，超高壓變電所計22所、一次變電所計167所、二次變電所計319所，變壓器總裝置容量約為116,350.5仟仟伏安，輸電線路長度約為14,959回線公里、配電線路長度約為296,801回線公里，共計311,760回線公里。

（二）近年來，由於電源開發迭遭阻擾，復於世界各國電力市場趨向自由化潮流下，經濟部乃決定開放發電業讓民營獨立發電廠加入競爭，而民間企業亦在政府積極鼓勵下，發展汽電共生系統，並將所生產之剩餘電力躉售台電公司統一調度，藉以達穩定電力供應目的。

（三）由於資訊與電力科技的發展，導致全球競爭情勢的演變消長，加上消費者主權意識的抬頭，世界各國紛紛進行電力市場改革，電業從傳統的獨占、公營的「計劃型」經營型態，逐漸轉型為競爭、民營的「市場型」開放型態，經濟部亦正研擬我國電力市場自由化方案，並著手配合修正電業法現行條文。

（四）目前我國電價水準與鄰近國家比較相對較低

　　過去20年來，我國平均每度電價自72年之2.78元降至93年之2.05元，20年間共調降電價11次，累積降幅達25.6%。目前我國電價水準與鄰近國家比較已相對較低，經將各國電價轉換為新台幣，平均每度電價分別為日本5.77元、香港3.76元、菲律賓3.58元、新加坡3.14、泰國2.36元、南韓2.18元、印尼2.16元、馬來西亞2.06元、中華民國2.05元。

（五）目前自用發電設備之餘電及汽電共生系統與民營電廠所生產之電能，均全部躉售與台電公司，並由台電公司統籌調度。因此，現階段台灣地區電力市場係由1家國營綜合電業（台電公司）、8家民營發電業及自用發電設備（含汽電共生系統及再生能源發電設備）所組成。我國現行電力市場結構圖示如圖3-3。

二、面臨課題

（一）電源開發困難

　　台灣電力市場原由台電公司負責開發、生產、輸配及銷售，惟79至84年間台電公司夏季供電備用容量率約僅5%，距當時合理之備用容量率15~20%相去甚遠。為達到備用容量率20%之目標，以穩定國內電力供應，經濟部自84年起共辦理3階段開放民間設立發電廠作業，讓民營電廠加入競爭，以達善用民間經營彈性，穩定電力供應目標。

　　由於電力系統裝置容量逐漸擴大，維持20%備用容量率將增加電廠投資成本，故外界建議可酌為調降備用容量率基準，以求供電穩定與供電經濟間之平衡。此外現行方案僅開放中載天然氣民營電廠興建，惟目前電力系統負載特性與機組特性不符，基載燃煤機組不足，導致離峰時間須以較高成本之燃氣機組支應，大幅增加發電成本與電價上漲壓力。

（二）基載電源開發不足

　　各種電力來源皆有其優缺點，依機組不同特性，分別供電於基、中、尖載，基載部分（主要係由核能及燃煤機組供電）約占日尖峰負載55-65%、中載部分（主要係由複循環及汽電共生機組供電）約占15-30%、尖載部分（主要係由複循環及抽蓄水力機組供電）約占10-15%，為適切之占比。

　　93年時，台灣本島電力系統，基載電源約占47%、中載電源約占41%、尖載電源約占12%。近年來，由於國人環保意識高漲，對環境品質要求日嚴，再加上台灣地區地狹人稠，新廠址不易取得，致部分基載電源開發計畫受阻，如彰工火力、林口更新及深澳更新等，勢必影響未來供電可靠度。

（三）輸變電建設受阻

　　台灣供電區域之劃分，大致以新竹縣鳳山溪與彰化縣濁水溪為界，分為北、中、南三區，北區為新竹縣鳳山溪以北及花蓮太魯閣國家公園以北地區，包含宜蘭縣、基隆市、台北縣、台北市、桃園縣等縣市及花蓮縣太魯閣國家公園以北部分地區。而我國人口總數約2,200萬人，其中台灣地區約2,100百萬人，且幾乎一半人口集中於台灣北部地區，用電量約占全電力系統之46%，惟北部地區之電力供應量僅為全電力系統之25%，需仰賴輸電系統送電。我國因地理因素，並無其他陸地鄰接國家，故電力供應需自給自足，無法與他國共享資源及分擔；另因氣候因素產生尖離峰負載量差異極大，調度彈性受其限制，故亟需增建輸變電基礎設施，以因應電力成長。

　　台電公司為配合新增電源及負載成長之需要，建構健全的輸變電網路，繼第五輸變電計畫後，繼續辦理第六輸變電計畫，加強輸電幹線系統，新建、擴充及改善各級變電所及相關輸電線路，以增進輸變電系統之供電能力，提高供電品質及供電可靠度，滿足用戶用電需求。

　　第六輸變電計畫預算總額為3,899億元，計畫期間自90年7月起至98年12月止，共新（擴）建線路長度4,185回線公里（架空2,373回線公里、電纜1,812回線公里），新、改、擴建變電所總容量71,791仟仟伏安。

　　惟第六輸變電計畫部分輸電線路及變電所之路權及土地，因地主估價過高、拒售或怕輸變電工程影響土地價值等因素，取得極為不易，民眾常因環保理由進行抗爭，致使輸變電工程遭遇下列困難問題：

　　1.用地取得困難。

　　2.施工遭遇抗爭及困難。

　　3.人力嚴重短缺。

　　隨著民營電廠陸續加入運轉，除需調整過去以供電為主的生產方式，轉而強化電力行銷與管理的輸配電業務外，更需克服輸變電設施興建阻力，增建完善輸電網路，積極提升供電品質。

（四）工安事故之發生

　　近年來產業界工安事件頻傳，居民常圍廠抗爭索賠，造成社區關係緊張，影響企業日常營運。而電業由於資產龐大，設備繁多，無論發電、輸電及配電的施工、運轉及維修等，均深具技術性，且工程艱鉅，稍一不慎，就可能造成人員傷亡。

　　因此，須有完善周延的設備、環境及工安措施，本著「防微杜漸」之原則，從制度面、管理面及執行面著手，建立共識，共同努力，才能預防災害事故的發生。

（五）電業設備查驗執行困難

　　「電業法」第41條規定「電業應裝置保安設備於必要處所」、第42條規定「電業應每年至少檢驗機器及線路一次，並記載檢驗結果。」；另依「電業法」第18條及「電業登記規則」第3條等規定，經營電業或新增發電機組，應向中央主管機關申請登記備案，施工前應報請核發工作許可證，施工完竣，應報請派員查驗，經查驗合格，始得營業。惟目前台灣地區發電廠約80座、超高壓變電所20所、一次及配電變電所148所，電業設備龐大，執行上有其困難。

（六）溫室效應之影響

　　國際間由於普遍警覺溫室效應所帶來的危害及嚴重性，採取跨國合作以抑制溫室氣體排放之共識乃逐漸形成。「聯合國氣候變化綱要公約」即在限制CO₂的排放量，其中「京都議定書」已在94年2月16日正式生效，目前京都議定書雖僅規範工業國家應承當之減量責任，我國雖非聯合國會員國，但身為地球村的一份子，為善盡環境保護責任及追求永續發展，自當設定合理程度的減量目標。

　　有鑑於此，在召開「全國能源會議」以後，政府已訂定因應抑制CO₂之策略。而目前電力部門的CO₂排放量約占全國總排放量約59%，未來如要抑制CO₂的排放量，電力部門所扮演的角色相當重要。

（七）國際原油及燃煤價格大幅上漲

　　由於自92年下半年以來，國際原油及燃煤價格大幅上漲，台電公司93年盈餘縮減為82.2億元，94年1至10月之稅前盈餘更僅為33.9億元。面臨高能源價格時代，台電公司營運日益困難，應儘速建立電價依燃料成本變動機動調整之機制，以合理反映供電成本，確保電業永續經營

（八）供電品質要求提昇

　　電力供應可靠度攸關產業發展及民眾生活品質，如何協助與督促電業提升國內供電可靠度為我國電力發展的重要課題，藉由政策之形成與落實，達到提高電力供應可靠，品質提升並縮短停電時間，使國內產業與民眾享有優質電力，亦為電業主管機關施政重要目標。

（九）民眾權益保障提高

　　隨著國民所得提高及資訊普及，民眾對生活品質的要求也日趨增加，並注重個人權利維護，使得過去奠定經濟成長基礎的電力設施成為嫌惡性設施。電廠因燃料運送及能源轉換所產生之污染及景觀問題成為近年來民眾關心的焦點。此外，輸電線路的安全問題以及線路通過土地相關權利人之補償問題等，均成為民眾抗爭之議題，影響電能供應時程及輸電系統的充裕度及可靠度。目前電業基礎設施僅由台電公司一家負責興設，致電業發展受阻，電業自由化後可引進其他業者進入，可分散風險，並充裕電源及供電設施。

三、因應對策

（一）修訂「現階段開放民間設立發電廠方案」

　　為達到合理備用容量率之目標，以穩定國內電力供應，經濟部自84年起共辦理3階段開放民間設立發電廠作業，讓民營電廠加入競爭，以達善用民間經營彈性，穩定電力供應目標。現行適用之開放方案為經濟部88年1月公告之「現階段開放民間設立發電廠方案」。此方案規劃若未來備用容量率預測值低於一定之水準，即每年公告短缺容量開放民營電廠興建，以確保電力穩定供應。此外為鼓勵再生能源電廠興建，上述開放方案僅適用於規範火力發電廠設置，其餘再生能源電廠，如水力、風力、地熱等電廠，則不受此開放容量限制，業者得隨時提出申請。

　　截至94年10月底止，3階段核准之8家民營火力電廠已全數完工商轉，包括麥寮電廠（180萬瓩）、長生電廠（90萬瓩）、和平電廠（130萬瓩）、新桃電廠（60萬瓩）、嘉惠電廠（67萬瓩）、國光電廠（48萬瓩）、星能電廠（49萬瓩）及森霸電廠（98萬瓩），共計722萬瓩，占電力系統總裝置容量17.3%。此外再生能源小水力電廠，則有烏山頭電廠（8,750瓩）及卑南電廠（1,980瓩）已完工商轉。另已獲准籌設正進行施工者，則尚有多家小水力、風力、生質能等再生能源電廠。

　　為因應前述情境變遷，有關調降備用容量率基準與開放燃煤電廠興建等議題，能源局已多次邀集學者專家及相關單位開會研商，並於94年10月5日第2960次院會奉 院長指示調降備用容量率基準至16%以節省整體電力成本，爰能源局刻積極研擬相關配套措施，擬俟修正方案報部審查並轉陳行政院核定後即可公告施行。

（二）加強基載電源開發

　　為配合國家經濟發展，考慮自產能源的開發利用，生活環境的永續經營，電源開發計畫應充分提供安全可靠電力、注意生態環境保護及確保電力供應安全，未來電源規劃將以電力系統合理備用容量率16%為目標。

　　為充裕未來基載電力供應，台電公司除持續進行核四計畫、彰工火力、林口更新及深澳更新等計畫外，對於成本低、效率高之大潭燃氣複循環機組，亦將考慮朝基載燃氣機組之方向努力，並加強既有基載機組之維護、運轉及調度等作業，以確保電力系統之供電可靠度。

（三）克服輸變電設施興建之阻力

　　為克服第六輸變電計畫設施興建阻力，增建完善輸電網路，積極提升供電品質，可採行下列因應措施：

　　1.加強用地取得：實施線下補償，各地區規劃都市計畫時，應保留變電所之適當配置。

　　2.化解抗爭：邀請變電所附近民眾參觀屋內式變電所，消除民眾心中疑慮。並落實變電所多目標使用，結合社區發展，參與地方建設，並做好下列溝通工作：

　　(1)興建前：探尋民意、蒐集資料，多與地方仕紳接觸，提供小額睦鄰基金及各類社區服務，參與地方建設，預先化解阻力於無形。

　　(2)興建中：加強溝通，提供正面資訊，做好睦鄰措施，結合社區發展，注重環保、景觀及綠化等工作，塑造良好形象。

　　(3)興建後：加強內部管理，保持運轉維護之一定品質，做好各項回饋工作。

（四）工安事故之防止

　　建立風險管理觀念，激勵員工致力於安全管理，加強包商施工安全，防止民眾感電事故，確保生命及財務安全，可採下列因應措施：

　　1.訂頒安全衛生政策及目標，俾建立共識；研訂工安管理制度手冊，並確實督導執行。

　　2.強化安全衛生組織，明確劃分各級人員之安全衛生職責，並訂頒工安環保管理績效要點，建立賞罰分明之制度。

　　3.研訂各系統之安全作業標準，並建立周延之工安查核機制，嚴格要求確實執行，持續檢討改進。

　　4.舉辦各項工安教育訓練宣導，增進工安知能，養成良好的安全衛生習慣。

　　5.加強承攬契約有關工安管理之事項，並落實督導執行，以提升承包商之工安水準，抑低承包商事故。

（五）執行電業設備查驗計畫

　　為落實「電業法」及「電業登記規則」等相關規定，本局自90年起委託專業機構執行「電業設備查驗計畫」，已完成台灣地區電廠及161仟伏以上變電所與輸電線路普查，包括電廠18座、超高壓變電所11所、一次及配電變電所8所、345仟伏輸電線路15條、161仟伏輸電線路11條及通信區6處，建立查驗資料表格之申報及審核處理程序，93年並完成電腦申報網頁建置、修正及調整與資料庫建檔、更新及維護，94年已開始進行電業自主申報網頁申報結果審查、稽核及改善等作業並於94年8月25日訂定發布「電業竣工查驗作業要點」俾供遵循。

（六）進行電力部門CO2減量規劃

1.94年全國能源會議規劃之整體策略

　　(1)現階段：秉持循序漸進原則持續推動無悔策略、提升能源效率、能源價格合理化、積極推動電業減量能力建構與自願性減量等減緩措施，並依據各電業能力推動具有實質減量效果的措施。

　　(2)因應未來國際溫室氣體減量模式：於適當時機推動溫室氣體限量管制與排放交易、碳稅等措施。

2.電力部門基本策略

　　(1)應符合總體規劃之能源結構及發電裝置容量結構配比。

　　(2)採行最有效率製程及最佳可行環保技術。

　　(3)應實施加速汰舊換新等整體CO2之排放管理措施。

　　(4)依據再生能源發展條例立法規範，電業就不含再生能源的發電部分，依不同燃料繳交基金。

　　(5)要求新設溫室氣體排放源於環境影響評估結論事項，承諾新設溫室氣體排放源於限量管制與交易實施後，其增量超過政府要求部份，應依規定取得足供抵換之排放量。

3.規劃期程：如表3-1

表3-1 規劃期程

資料來源：經濟部能源局。

4.採行措施

　　(1)擴大低碳之潔淨能源使用：提高燃氣發電容量因數，並增設新燃氣電廠。

　　(2)積極引進新技術及設備：引進高效率之發電機組，提高新設及更新擴建發電機組之熱效率標準。

　　(3)推動電力部門總量管制：電力部門可透過機組汰舊換新或調整發電燃料配比，達到總量管制之目的。

　　(4)加強推廣汽電共生系統：提高能源使用效率。

　　(5)加強推動無碳之再生能源使用：擴大利用再生能源，如陽光、風力、地熱電廠，並積極推動「再生能源發展條例草案」早日完成，達成2010年再生能源發電裝置容量占總發電裝置容量達10％的目標。

　　(6)強化發電業之營運管理：加強廠區植栽與綠美化工作、加強現有無碳發電機組(核能及水力)維修工作，減少故障停機率，以維持穩定運轉。

　　(7)改善輸、配電設備與系統：藉由提升輸、配電能力，以減少不必要之電力損失，減少發電燃料之使用。

　　(8)進行再生能源技術及CO₂回收與再利用之相關研究。

（七）推動電力價格合理化

　　為推動能源價格合理化，全國能源會議決議，預定於2005年12月前完成電價合理化方案，並依合理化方案參考燃料成本變動及躉售物價波動情形，定期檢討電價。未來將建立電價公式，進一步促進電力價格合理化，電價依燃料成本變動機動調整，倘依未來躉售物價波動情形估計，至2025年較2005年大約調高49∼99%，若進一步考慮未來再生能源發展、擴大天然氣使用等能源發電結構變化及外部成本內生化等因素，電價將再提高。

（八）執行「推動供電可靠度999方案」

　　經濟部於94年7月12日核定 「推動供電可靠度999方案」，999方案為期3年，係為提高供電可靠度所作的規劃，由電源端及用戶端設定供電可靠度目標，發電端缺電機率(Loss of Load Probability, LOLP)由每年缺電0.5天提升至 每年0.365天，供電可靠度目標可提高之99.9%。用戶端系統平均停電時間指數（System Average Interruption Duration Index,SAIDI），由93年32.88分/戶-年改善至96年的降低為96年的28.80分/戶-年，並就發電、輸電及配電等部分，擬訂下列14項措施據以配套執行，以達成設定目標：

1.發電系統

　　(1)進行電力負載預測及電源開發規劃方案系統之建置。

　　(2)持續進行開放民營電廠設置，確保電力系統合理備用容量率之達成。

　　(3)建立各個發電機組的檢修、故障統計資料，評核機組的故障率以及發電系統的備用容量率。

　　(4)檢討民營電廠、汽電共生、再生能源電廠的併聯作業，解決與電網併聯的相關爭議。

　　(5)落實台電公司及民營電廠自主檢查制度，並由能源局進行設備查驗、追蹤管考，以期降低設備故障率。

2.輸電系統

　　(1)推動六輸計畫，強化輸電系統。

　　(2)變電所（超高壓變電所（E/S）及一次變電所(P/S)）及線路利用率超過90%者，限期改善，列入追蹤。

　　(3)實施輸電系統自主檢查制度，並由能源局進行設備查驗、追蹤管考，以期降低設備故障率。

　　(4)檢討現行的輸電系統規劃準則與規劃機制，研擬合理的電網架構。

3.配電系統

　　(1)變電所(配電變電所(D/S)及二次變電所(S/S))利用率超過90%者，限期改善，列入追蹤。

　　(2)定期申報工作停電及事故停電資料。

　　(3)推動無停電施工法減低工作停電時間。

　　(4)推動配電自動化系統，以減低事故停電時間。

　　(5)檢討配電系統規劃準則。

（十）推動電業自由化

　　「電業法修正草案」將為我國推動電業自由化之重要法規依據。該草案係考量台灣現行電力市場架構、台電公司民營化方式與時程，及推動電業自由化之各種因素所擬出，其市場架構如圖3-4所示。依據該架構，未來電業自由化後，電力事業將劃分為發電、輸電和配電3個部門，開放給有意願的業者經營，不再由政府經營或由獨家電力公司經營。電業自由化後，在市場機能和民眾意願的引導下，各種發電的成本亦能真實呈現；同時可吸引大量的民間投資，不但能促進台灣能源產業的發展，也提供充裕的電力。

　　為落實電業自由化精神，達到電業法修正目的，推動電業自由化將分立即、短、中、長四階段進行，預計於電業法通過後5年，可達到電業全面競爭。(詳見表3-2所示)

表3-2電業自由化期程規劃

資料來源：經濟部能源局。

　　綜上言之，政府將配合「電業法」之修正，建立公平、公正的電力產業，並持續進行負載管理及節約能源措施，繼續鼓勵汽電共生系統之設置，並勵行能源效率查核制度；另健全電力事業管理，加強對於發、輸、配電等電力基礎建設計畫之監督、輔導及管理；並研擬長期電源開發方案，確保電力穩定供應及提升電業經營績效；積極協調政府相關單位及地方民眾，促使電廠順利興建；加強能源效率管理，確保符合能源效率合格系統標準。

　　電力市場之自由化乃當前全球性趨勢，電業自由化後，我國電業架構將由「專營獨占」轉為「開放競爭」，政府角色亦將由過去的全面管制及計畫主導者，改變為市場秩序的建立者及公平競爭之維護者。「電業法」之修正攸關我國電業自由化之推動時程，行政院及經濟部將持續推動，期許能早日完成立法程序。