讓燃煤電廠轉身為基載綠電：台灣缺綠電的斧底抽薪之策

倡議台電燃煤機組導入農業或生質廢棄物混燒，啟動基載型生質能綠電轉型

       台灣正站在能源轉型的新關鍵點。AI、半導體、資料中心、高階製造與出口供應鏈快速成長，企業對綠電的需求已從「ESG要求」提升為「產業競爭力條件」。在此同時，台灣仍有相當比例電力來自燃煤與燃氣，綠電供給成長速度與企業需求之間出現明顯落差。台灣要有穩電、減煤、減碳、增加基載型綠電，必須善用既有大型電力基礎設施，讓既有燃煤電廠成為能源轉型的重要平台。

因此本協會綠電應用系列的第一號倡議，我們選定建議行政院、經濟部、能源署與台電應立即啟動「燃煤電廠的生質能轉型計畫」，輔導台電燃煤機組逐步導入農業剩餘資材、包含本地的林業剩餘物、廢木材、稻殼、蔗渣，或者進口的椰殼、棕櫚殼（Palm Kernel Shell, PKS）等合格生質燃料。透過逐步導入低比例混燒、高比例混燒、到容許某些機組採用全生質燃料示範，台灣可以用相對快速、相對可控、設備改造集中且可分階段驗證的方式，將既有燃煤基載能力逐步轉化為可調度、可查證、可憑證化的基載型綠電。

一、台灣綠電缺口需要「可調度、可基載、可大量化」的新解方

台灣再生能源過去主要仰賴太陽光電與風力發展，這是正確方向，也已累積重要成果。下一階段的能源轉型，我們建議首先可透過補上「穩定型生質綠電」這塊拼圖，藉以扭正台灣民眾的認知，把綠電是好物又好用的形象重新建立起來，做到綠電有用、環境友善又可穩供電。

為何是生質能綠電？

太陽光電白天發電能力強，風力具季節與天候特性，儲能可協助削峰、調頻與短時段平衡。企業與電網所需要的全天候綠電、夜間綠電、可調度綠電、可長約供應的綠電，需要更穩定的再生能源型式。生質能具備可儲存燃料、可依調度發電、可搭配既有火力系統運轉等特性，正適合成為台灣下一階段基載型綠電的起手式。

台灣既有燃煤電廠擁有港口、卸料、儲運、鍋爐、汽輪機、發電機、升壓站、併網線路、運轉團隊與環保設備。這些資產可透過生質燃料導入，轉化為綠電供應能力。相較於重新取得土地、興建新廠、拉設新輸電線路，燃煤電廠生質燃料混燒具有導入速度快、既有資產再利用率高、電力系統調度方便穩定、並可逐步放大等優勢。

二、燃煤電廠導入生質燃料，工程可行性高，改造範圍集中

燃煤電廠導入生質燃料混燒，技術上已有國際經驗，是目前國際熱門的火力電廠改造方向。原本台灣既有的粉煤鍋爐，可依燃料特性採用直接混燒、分離研磨後混燒、獨立給料混燒，或更高比例的專用生質燃料給料系統。低比例混燒階段可優先從3%至5%熱值比例開始，透過試燒確認燃料品質、鍋爐燃燒、排放、灰渣、腐蝕、積灰與效率影響，再逐步提高至10%、20%甚至更高比例。

對原有的發電機組友善：

對既有燃煤機組而言，最主要的改造集中在「燃料端」與「燃燒控制端」，包括：

一、燃料接卸與儲存系統：
PKS、木質顆粒、稻殼、廢木材等生質燃料屬固體燃料，可與燃煤電廠既有固體燃料物流經驗銜接。燃煤電廠確實需增設或調整密閉倉儲、防潮、防火、防塵、防爆、篩分及品質抽驗設施，但相較於增設綠能和社會改造燃煤電廠的決心與共識，這些其實都不困難，成本也相對低。

二、燃料破碎、研磨與給料系統：
生質燃料粒徑、含水率、揮發分、灰分及氯、鹼金屬含量與煤不同，因此需針對破碎、篩分、研磨、輸送與給料進行調整。低比例混燒可先採「共給料或分離給料」；高比例混燒則建議可以逐步建置獨立給料線，提升操作穩定性與電廠信心。

三、鍋爐燃燒調校
生質燃料因為揮發分較高，燃燒反應快，需調整一次風、二次風、燃燒器配置、火焰穩定、爐膛溫度與燃燒控制邏輯。這類調校屬既有鍋爐運轉優化範疇，也可透過試燒數據逐步完成。

四、灰渣、積灰、腐蝕與排放管理
不同生質燃料會改變灰渣特性，部分燃料可能增加結渣、積灰或高溫腐蝕風險。因此應建立燃料規格、灰分檢測、氯與鹼金屬限值、灰渣用途與空污排放監測制度。台電既有空污防制設備與運轉經驗，可作為導入基礎。

TAGET評估：傳統電廠的既有主設備高度保留，是取得基載綠電最快的方法

依上述的評估分析，我們有理由相信，將現有燃煤電廠改造為生質能發電廠，是台灣快速取得基載型綠電的重要策略。台灣火力發電廠和汽電共生爐，在生物質混燒初期及中比例混燒階段，原本汽輪機、發電機、升壓站、輸電併網與多數蒸汽循環系統可高度保留，這正是本方案最具價值之處：讓現有的電力供應方，可保留既有發電資產與電網連接能力，而將改造重點集中在燃料供應、燃料前處理、燃燒控制與查證制度，更進一步讓生質能綠電更綠更友善。

若未來啟動部分機組全生質燃料示範，固然需要較廣的工程改造範圍，包括專用燃料倉儲、獨立給料、燃燒器、磨煤機替代方案、爐膛熱負荷評估、灰渣系統與消防防爆系統升級。但即便如此，核心蒸汽循環、發電機、廠址、港口、升壓站與併網基礎仍可大量沿用，整體投資仍具備既有資產再利用的優勢。

三、不光是本地的農業廢棄物，PKS具備亞洲成熟供應鏈，適合作為台灣燃煤電廠轉型的戰略燃料之一

推動生質能發電並非始自今日，許多生質能發電業者也向我們表達過，台灣的農業廢棄物價值不一，來源不穩定，不適合作為國家基載型能源的燃料基礎。然而就在台灣社會為是否推動綠電吵嚷不一的同時，就在我們的亞洲區域附近，包括於印尼、馬來西亞等東南亞國家均有大量的椰殼和棕櫚殼(PKS)「廢棄品」，已經成為日本、韓國替代發電的重要燃料源，推動這些「廢棄品」的價格一步步攀升。尤其是棕櫚殼(PKS)是棕櫚油產業的副產品， PKS具有固體燃料形態、相對穩定熱值、來源集中、便於海運、可長約採購、與燃煤電廠的煤炭固體燃料系統具高度的相容性等特性，自然成為日本、韓國及部分亞洲生質能電廠競相爭取簽約的重要燃料。台灣與東南亞航運距離更近，相較於我國目前燃煤的來源遠在澳洲、或來自中東的油氣資源，採用東南亞的農產廢棄物具有能源安全和經濟效益高的雙重優勢，且台電目前既有的火力電廠，例如燃煤電廠多具備大型港口與燃料儲運條件。若由台電統籌長期採購、燃料規格、永續認證與船運安排，台灣有機會將東南亞椰殼和棕櫚殼(PKS)與本地農林剩餘資材搭配，形成兼具本地循環經濟與國際穩定供應的生質燃料組合。只要導入採取「合格燃料清單」與「永續溯源制度」，在政策上優先使用副產品、剩餘資材與廢棄資源，建立來源國合法文件、供應鏈追溯、碳足跡盤查、永續認證與環境查核，確保台灣取得的生質能綠電具備國際公信力。

因此，我們主張，作為全世界最前瞻的綠色矽島，既要穩定供電和取得基載型綠電，因為AI熱潮而興起的這些科技產業，有義務也有能力，為台灣取得綠色燃料的競賽中貢獻實質得財力資源，這也將是我們推動企業採購「好綠電」的重要依據之一：不是因為採購的綠電是「夠便宜的綠電」，而是要求產業採購的最適合台灣這片土地、對企業而言也最「好用」的「常態型基載」綠電，而生質能綠電基於上述的種種考量評估，正是我們覺得較為理想的綠電型態之一。

四、燃煤電廠轉型可快速放大台灣綠電供給

以台灣113年總發電量約2,892億度、燃煤占比約39.2%估算，燃煤發電量約1,134億度。若台灣能將燃煤發電中的5%熱值或可歸屬發電量轉由合格生質燃料替代，理論上即可創造約56億度等級的生質能綠電；若提高至10%，可達約113億度；若中長期達20%，可望形成約227億度等級的基載型綠電供給。

上述數字實際依各機組效率、燃料含水率、熱值比例、實際運轉時數及電量查證方法精算而有所不同，但方向非常清楚：燃煤電廠只要拿出部分燃料比例進行生質能替代，對台灣綠電市場就會產生大規模供給效果。

這項策略的最大價值，在於「速度」與「規模」，我們強調，風場與光電案場仍應繼續加速開發，儲能也應同步放大，創造更多的綠電作為來源；然而首先推動既有燃煤機組的生質能轉型，可成為台灣在新案場開發期間快速補足基載型綠電缺口的橋梁，讓企業綠電採購更穩定，讓台電綠電供應產品更完整。

五、台電可建立「基載型生質能綠電專案」，並將基載型綠電明確導入企業綠電市場

台電具備全台最大發電資產、最大調度能力、最大燃料採購能力與最完整電網資源。台電推動生質能混燒，應同步建立可交易、可查證、可憑證化的低碳電力產品，最後可發展全綠電機組，而非僅作為台電發電廠的減碳措施。我們建議台電成立「基載型生質能綠電專案」，針對每一部示範機組建立下列制度：

1. 燃料進廠計量與熱值檢測
所有生質燃料應記錄來源、重量、水分、低位熱值、高位熱值、灰分、硫、氯、鹼金屬、重金屬及批次檢驗結果。

2. 混燒比例與可歸屬電量計算
應建立以熱值投入為基礎的發電量歸屬方法，將生質燃料對應的發電量與燃煤發電量清楚區分。

3. 再生能源憑證銜接
現行再生能源憑證制度已有生質能類型，原則上每1,000度純生質能綠電是核發1張生質能綠電憑證，然而我們建議針對混燒機組，主管機關應建立生質燃料電量的查證、核發與避免重複計算機制，讓企業可購買穩定、可追蹤、可宣告的基載型綠電，讓企業可透過採購混燒型的「低碳電力」，降低自身生產及產品製造的碳排放的同時，也可助力台電的電力轉型過度期。

4. 綠電轉供與長約產品
即使在轉型期間，我們全部的燃煤發電機組只能採用混燒生質能發出「低碳電力」，台電事實上也可以藉由推動改造部分燃煤機組為全生質能專用機組，再將專用機組發電產生的可歸屬綠電，設計成「台電基載綠電長約產品」，供應半導體、AI資料中心、電子製造、外銷供應鏈與RE100企業。

5. 碳排與空污資訊公開
每一示範機組，無論是混燒發出「低碳電力」或專用生物質的專屬綠電，都應公開燃料替代量、減煤量、碳排減量估算、空污排放變化、灰渣檢測及運轉穩定性，建立社會信任。

六、發展生質能基載綠電的配套建議

1. 建立生質燃料國家規格

針對PKS、木質顆粒、廢木材、稻殼、蔗渣、林業剩餘物等，訂定水分、熱值、灰分、硫、氯、鹼金屬、重金屬、粒徑、粉塵、儲存安全與生物源比例標準。

2. 建立永續溯源與生命週期碳盤查

所有進口PKS與生質燃料應建立來源國合法性、供應鏈追蹤、非毀林、非土地轉用、運輸碳排與生命週期碳盤查制度。台灣應採用比國際最低標準更嚴格的查核機制，提升企業使用信任。

3. 建立混燒綠電認定與憑證方法

能源署、標檢局、憑證中心與台電應共同建立混燒機組的可歸屬再生能源電量計算方法，讓生質燃料所對應的電量可進入綠電市場，並避免重複計算。

4. 建立本地剩餘資材供應平台

農業部、環境部與台電應共同盤點稻殼、蔗渣、果樹修枝、林業剩餘物、廢木材、有機剩餘資材，建立收集、分級、乾燥、成型、物流與採購制度，讓農業與林業剩餘資材成為台灣能源轉型資源。

5. 建立台電燃煤機組去煤化路線圖

台電應逐年公告各燃煤機組之減煤、混燒、生質能替代與轉型規劃，將生質能導入與煤炭減量明確綁定，讓社會看見台灣燃煤資產轉綠的時間表。

七、結語：讓既有燃煤電廠  轉身成為台灣下一代基載綠電

台灣需要更多綠電，也需要更穩定的綠電。燃煤電廠生質能轉型，是兼具速度、規模、穩定與可行性的戰略路徑。這項政策能讓台灣減少燃煤、降低碳排、活化既有電力資產、建立農業循環經濟、擴大企業綠電供給，並讓台電從傳統供電者進一步升級為基載型綠電供應者。台灣已經擁有電廠、港口、鍋爐、汽輪機、發電機、電網與運轉人才。下一步，是把燃料逐步轉綠，把電力結構逐步轉綠，把台灣產業競爭力穩穩接上低碳時代。

台灣綠電應用協會呼籲政府與台電，即刻啟動燃煤電廠生質能混燒與轉型計畫，讓台灣用務實工程、成熟供應鏈與透明查證制度，開創可調度、可基載、可大量供應的綠電新局。

 

燃煤電廠導入生質燃料的七大好處

第一，快速增加大量綠電

台灣最缺的是可規模化供應的綠電。燃煤機組容量大、併網既有、調度成熟，只要部分燃料改為合格生質燃料，即可快速創造可觀的再生能源電量。

第二，創造穩定、可調度的基載型綠電

生質燃料可儲存、可運輸、可排程進料，發電行為接近傳統火力機組，能補足風光綠電的時間特性，對全天候用電產業特別有價值。

第三，降低對進口煤的長期曝險

台電燃煤仍仰賴國際採購，煤價受地緣政治、航運、戰爭、供需與匯率影響。導入生質燃料可讓燃料籃多元化，降低單一化石燃料曝險。

第四，善用既有電廠與電網資產

燃煤電廠已具備廠址、港口、輸煤系統、鍋爐、汽輪機、發電機、升壓站與併網資源。生質燃料混燒可將既有高價值資產轉化為能源轉型平台，減少新建基礎設施的時間與成本壓力。

第五，帶動農業與林業剩餘資材循環經濟

稻殼、蔗渣、果樹修枝、林業剩餘物、廢木材與農產加工副產品，可透過收集、乾燥、破碎、成型與品質分級進入能源市場，增加農村收益，減少露天燃燒與廢棄處理壓力。

第六，強化企業綠電採購產品多元性

企業採購綠電需要太陽能、風電，也需要穩定供應的基載型綠電。台電若推出生質能基載綠電長約，可提高企業採購彈性，協助外銷供應鏈滿足國際客戶要求。

第七，為燃煤電廠建立清楚的去煤化路線

燃煤電廠可從混燒開始，逐年提高生質燃料比例，建立減煤KPI與設備轉型路徑。這能讓燃煤電廠從高碳資產逐步轉化為低碳、再生、可調度的綠電資產。

政策推動應採「三階段、五配套」

第一階段：低比例混燒示範，12個月內啟動

選定具備港口、儲運、鍋爐與環保設備條件之燃煤機組，先以3%至5%熱值比例進行本地農業剩餘資材與進口PKS混燒試驗。此階段重點在燃料規格、燃燒穩定、效率、排放、灰渣、腐蝕及查證方法。

第二階段：中比例混燒商轉，3年內放大

試驗成功後，逐步提高至10%至20%熱值比例，建立長期燃料採購、供應鏈溯源、倉儲安全、電量查證與綠電銷售制度。此階段應同步建立台電年度減煤KPI。

第三階段：全生質燃料示範，5年內完成一部機組示範

選定一部具代表性機組，進行高比例PKS或全生質燃料工程評估，評估專用倉儲、獨立給料、鍋爐改造、燃燒器配置、灰渣管理與T-REC核發規則，作為台灣燃煤電廠深度轉型示範案。

政府與台電應立即採取的行動

本會倡議行政院、經濟部、能源署與台電採取以下行動：

一、三個月內成立「燃煤電廠生質能轉型專案小組」。
二、六個月內完成台電燃煤機組混燒可行性盤點。
三、十二個月內啟動至少一部機組3%至5%生質燃料混燒示範。
四、一年內完成PKS與本地農業剩餘資材燃料規格。
五、一年內提出混燒綠電查證與T-REC銜接規則。
六、三年內完成10%至20%混燒商轉示範。
七、五年內完成一部燃煤機組高比例或全生質燃料示範計畫。

佐證基礎：

能源署公布113年總發電量約2,892億度，燃煤占39.2%、再生能源占11.7%，再生能源中生質能及廢棄物占11.4%。《再生能源發展條例》將生質能列為再生能源，定義包含農林植物、沼氣及國內有機廢棄物直接利用或經處理所產生之能源。

 

技術可行性方面，IEA Bioenergy指出，在粉煤鍋爐中進行生質能混燒，因可利用既有大型基礎設施，在資本投入、能源供應安全、發電效率與發電成本面向具吸引力。世界銀行2024年報告亦指出，既有燃煤電廠可部分混燒或轉為100%生質燃料，轉型後仍可在電網中提供電能、確定容量與輔助服務。

 

PKS供應鏈方面，日本2025年3月PKS進口量達67萬噸，主要來源為印尼與馬來西亞，並已有使用進口PKS的生質能電廠案例，顯示亞洲市場已有成熟交易與物流基礎。PKS熱值文獻亦指出其總熱值約4,700至4,900 kcal/kg，屬油棕生質物中熱值較高者。

 

燃煤成本與供應風險方面，台電說明2025年煤價預估仍達每噸120至130美元，高於2016至2020年均價每噸80美元；台電也揭露其燃煤採購來源涵蓋澳洲、印尼、哥倫比亞、南非、美國、加拿大、哈薩克等國，顯示燃料進口與國際價格波動仍是台灣電力成本的重要因素。

 

憑證制度方面，台灣再生能源憑證制度已有生質能類型，且1張憑證對應1,000度電，環境效益不得重複計算；這可作為未來混燒綠電歸屬與台電基載型生質能綠電產品設計的制度基礎。