為達到2050年淨零減碳政策目標，我國近幾年大力發展太陽光電，至本（112）年9月底，裝置容量已達到11.6GW，單月發電量為1,362.8GWh，約占台電全系統發電量5.35%；然而，隨著太陽光電大量併網，傍晚太陽下山光電迅速減少，使得過去電力系統的「淨尖峰負載」（扣除太陽光電負載）發生時段產生明顯變化；108年首次出現夏季淨負載日夜相同，此後數年，夏季夜尖峰逐年高於日淨尖峰，系統日淨負載漸形成鴨子曲線（Duck Curve），與過去系統日負載呈雙尖峰曲線廻異。換言之，系統尖峰供電壓力漸由白天尖峰（上午10至12點和下午1點到3點）轉至夜間尖峰（約下午4點至10點），系統「夜尖峰」正式形成。

 

 

為因應上述系統負載的變化，台電公司二年前即著手研擬調整時間電價尖、離峰時間帶，並於111年推出試行方案，約有1.4萬戶用戶参與，112年1月奉核正式實施「新時間帶時間電價」，11月再推出「高壓及特高壓電力批次生產時間電價」供用戶選用。

 

 

台電公司68年首次推行時間電價，迄今已有44年歷史，其目的係為紓緩電力系統尖峰供電壓力及合理反映尖離時間不同供電成本。此種電價結構屬需求面管理「價格型」措施，經由正確價格訊號之提供，引導用戶改變用電習慣，用戶選用時間電價後，如果能移轉尖峰用電或增加使用離峰電力，將可大幅減輕電費負擔，台電亦可減輕供電壓力，減緩發電機組投資，用戶與台電互蒙其利、共創雙贏。

 

 

至於「新時間帶時間電價」所追求之目的與前述並無不同，但面對太陽光電的挑戰、夜尖峰供電壓力以及因應行業作業多元化需求等因素，台電及時作出二項電價變革是值得肯定。

 

 

時間電價尖、（半尖）、離峰時間係參酌系統負載變動趨勢來劃定，68至111年之間，尖峰時間平日為夏季期間（6－9月）每日上午10點至12點、下午1點至5點，其餘時間為半尖峰或離峰時間。112年「新時間帶時間電價」平日尖峰時間調整為夏季期間（低壓6－9月；高壓以上5月16 日至10月15日）每日下午4點至晚間10點。至於「高壓及特高壓電力批次生產時間電價」則再調整時段，尖峰時間縮短為下午3點30分到晚間9點30分，其餘時間均屬離峰時間，此一電價解決「新時間帶時間電價」非夏月期間平日離峰時間（0至6時及11至14時）不連續性（6點到11點屬半尖峰時間）問題，也降低批次生產用戶在製程人力調度以及作業製程安排的不便性，預期將更能誘導大電力用戶（約1.7萬用戶）樂於參與選用，充分移轉夜尖峰電力和充分使用太陽光電。

 

 

台電指出，該方案主要有二項特性：一為離峰時間從9小時延長到18小時，涵蓋夜尖峰時段，增加業者產能時間的彈性，鼓勵在太陽光電充裕的白天時段用電。另一特性則是拉大尖、離峰之價差，尖峰電價提高為每度8到9元，與離峰電價價差由原2到3元拉大到6到7元，強化尖峰用電管理。

 

 

由於新時間帶時間電價之實施，為追求移轉夜尖峰之加成效果，連帶需量反應負載管理各項措施（誘因型）之抑低用電時段也配合調整，所以以112年5月為例，台電評估移轉夜尖峰用電之負載量最高達1,060MW，其中鋼鐵、塑膠、金屬加工、化學及金屬製造等行業移轉成效最佳，約占總移轉量半數，鋼鐵業占比為最高，達43%。由於「高壓及特高壓電力批次生產時間電價」又是以上述行業用戶最具選用之潛力，台電公司預估將會再增加移轉夜尖峰負載效果達200MW。

 

但因系統實際負載的變化，除受用戶用電行為影響外，尚與許多變動因素如天候、行業景氣變動等有關，如何建立可行、客觀的評估模式，並將時間電價移轉夜尖峰和誘因型的各項需量反應負載管理措施抑低夜尖峰之成效分開檢討，實為台電當務之急，也唯有經由此客觀評估模式才能真正檢討各項方案推動之成效，提供日後持續改善之依據。

 

 

依國發會111年12月公布「臺灣2050淨零排放十二項關鍵戰略」，明定我國太陽能政策目標設定為2025年達到20GW，2030年目標為31GW，日夜間淨負載將更形擴大，對電力系統將面臨更嚴重挑戰。如今，台電在需求面管理上已進行重大變革，但是否能達預期目標，有賴台電去落實有效的宣導，使用戶了解措施並樂於配合；另台電如能將行業間移轉夜尖峰成效卓著用戶經驗製成推廣案例（典範案例）提供其他用戶參考比照，不失為一項可行及必要的行銷作法。

 

 

(本文內容為作者個人觀點，不代表本部立場)