能源知識庫

重點摘述

• 摘要：

1. 今年夏季用電尖峰時，日本10家電力公司合計最大電力輸出(15,907萬瓩)時，供電能力為17,368萬瓩，預備率9.2%。我國瞬間用電量高峰3,388.7萬瓩，每小時平均高峰3,348.2萬瓩，備轉容量率約10.71%。
2. 溫度調整後的10家電力公司合計最大電力為15,849萬瓩，比大地震前的2010年(17,561萬瓩)降低1,712萬瓩(-9.7%)。
3. 10家電力公司7至8月發電量總計1,692.47億度，比去年增加0.9%，比2010年減少9.2%。
4. 為彌補核電缺口(2010年占比28.6%降至2011年10.7%，2012年只有1.73%)，增加了火力發電(2010年占比49.2%增加至2011年65.1%，2012年再提高到72.2%)的使用。煤炭使用量幾乎維持不變，但增加了LNG及石油之使用量。
5. 為確保電力供應，電力公司採取的對策包括：調整火力發電廠的維修時間或定期檢查時間、受損火力發電廠再啟動、增設火力發電廠、活用停用之火力發電廠及設置緊急電源等。在需求面對策上，擴充節電與移轉尖峰電力之電費制度、增加隨時調整契約、活用需量反應與系統整合業者(aggregators)等供需緊急時之對策、向客戶發送節電、電力供需預測等資訊。

• 日本2013年夏季(7月至8月)之電力供需詳細內容 [1]：

(1) 氣溫狀況：

• 2013年7月平均最高溫度(10 個城市加權平均)是31.7℃，比去年高1.2℃，8月則是33.5℃，比去年高0.4℃。與酷熱的2010年相比，7月高了0.3℃，8月則低 0.5℃。

(2) 10家電力公司之合計最大電力

• 2013年8月9日下午3點15分10家電力公司合計最大(輸出)電力15,907萬瓩，比去年增加312萬瓩(+2.0%)。[參考]過去的最大輸出電力：18,269萬瓩，2001年7月24日下午3點。
• 最大電力發生時的最高氣溫(10 個城市加權平均)為34.9℃，比去年高0.2℃，比2010年低0.3℃。

(3) 全國和區域的電力供需平衡

• 10家電力公司合計最大電力輸出(15,907萬瓩)時，供電能力17,368萬瓩，使用率 92%，預備率9.2%。

(4) 10家電力公司合計最大電力的變動情況

• 以過去10年最高溫度平均值(34.8℃)調整後的10家電力公司合計最大電力， 2013年夏季為15,849萬瓩，比去年增加238萬瓩(+1.5％)。
• 與大地震前的2010年(17,561萬瓩)相比，減少1,712萬瓩(-9.7%)。

(5) 各電力公司的最大電力及發受電電力量

• 各電力公司的最大電力，除了北海道、東北、北陸外，均比去年高，為震災後最大。10家電力公司合計及中西地區6家電力公司合計之最大電力比去年高，為震災後最大。
• 10家電力公司7月及8月發受電電力量(發電量)總計1,692.47億度電，比去年增加0.9%，比2010年減少9.2%。

(6) 確保電力供應之對策

【確保電力供應能力】

• 調整火力發電廠的維修時間或定期檢查時間：考量設備安全，除了延後維修困難外，可調整維修時間，避免在夏天實施。適用於災害規定的定期檢查則延後實施。
• 受到東日本大地震損壞的火力發電廠再啟動：嚴重受損的東北電力原町火力發電廠1、2號機組(各100萬瓩)，於2013年4月修復運轉，全部受災之火力發電廠修復(1,360萬瓩)。
• 增設火力發電廠：盡可能提前完成興建工作，確保初期商業運轉的供電能力。此外，活用火力發電廠試運轉期間的電力。針對複循環燃氣輪機(Gas turbine combined cycle)在夏季電力輸出較低的問題，導入吸氣冷卻設備，提高電力輸出。
• 繼續活用長期停用之火力發電廠及設置緊急電源：震災後再次運轉長期停用之火力發電廠(280萬瓩)，以及設置緊急電源(340萬瓩) 。
• 其他：

• 調整水力發電廠維修時間。
• 追加採購火力發電燃料。
• 依據各電力公司之電力供需情況，在一般電氣事業者間進行電力交換，另外，接受新電力、發電事業者的自家電力、以及活用市場採購。

【穩定運轉對策】

• 夏季前進行設備檢查，確認可正常運轉：依據每座火力發電廠的運轉情況與設備狀況，在夏季前適當的檢查和維修。尤其對於長期停用的火力發電廠，其風險高，須加強檢查和維修。
• 透過巡視等措施，加強問題預兆的管理：透過增加巡視次數、加強監視運轉數據等措施，早期發現問題的預兆。

【需求面對策】

• 擴充電費制度：擴充節電與移轉尖峰電力之電費制度。
• 供需緊急時對策：供需緊急時的對策包括：增加隨時調整契約、活用需量反應與系統整合業者(aggregators)。

向客戶發送資訊：在網頁上呼籲節電、製作節電相關手冊及傳單、以各種方式通知、電力預測等供需情況資訊發送。

評析

• 日本每年最大電力(尖峰電力)通常發生在需要冷氣之夏季期間，在2011年3月11日核災後，電力公司主要透過增設火力發電廠、調整火力發電廠的維修時間，彌補核電缺口，以及透過企業與家庭之節電努力等，將最大電力之需求壓低10%左右，並保持每年最大電力當時之預備率([供給力-最大電力]/最大電力*100)在10%左右(2010/8/23為11.6%、2011/8/10為12.8%、2012/7/27為11.5%、2013/8/9為9.2%) [2]。
• 為彌補核電缺口(2010年占比28.6%降至2011年10.7%，2012年只有1.73%)，增加了火力發電(2010年占比49.2%增加至2011年65.1%，2012年再提高到72.2%)的使用 [3]。

• 比較2010年與2011年之數據 [2, 3]：

• 煤炭消費量幾乎維持不變。
• LNG消費量增加27%，占比由29.3%增加至39.5%。
• 石油(原油加上重油)消費量增加為2.1倍，占比由6.4%增加至12.8%。
• 化石燃料輸入經費由18兆日圓增加至23兆日圓。

• 台北地區8月8日之氣溫破紀錄來到39.3℃，9日中午也出現37.9℃高溫，瞬間(13:40)用電量高峰達3388.7萬瓩，每小時平均高峰3348.2萬瓩(14:00-15:00)，備轉容量率約10.71%。在尖峰時段天然氣供電量達40.1%、燃煤31.69%、核能14.35%、燃油3.47%、汽電共生4.39%、水力5.9%及風力、太陽能等再生能源約0.1%。目前天然氣發電已成為夏季用電尖峰最主要的電力供應來源 [4]。
• 日本尖峰電力時之預備率(相當於我國之備轉容量率)控制在10%左右，此與我國8月9日之備轉容量率相當，若更低，將有停限電危機，值得參考。
• 我國依照規劃，核一廠一、二號機將分別於2018、2019年除役；核二廠一、二號機將在2021及2023年除役；核三廠一、二號機預定在2024、2025年除役。核四若無法商轉，短期再生能源也無法補足核電缺口的話，勢必如同日本之情況，大量依賴火力發電滿足電力需求。日本電力公司之因應對策，將值得我國台電參考，並應及早預作準備。