臺電需求面管理之經濟分析用戶計劃性減少用電措施案例 · 臺電需求面管理之經濟分析─用戶計劃性減少用電措施案例 ... 決尖離峰時段負載日益不均衡之情況，因此臺灣電力公司自民國68

臺電需求面管理之經濟分析─用戶計劃性減少用電措施案例

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臺電需求面管理之經濟分析 ─用戶計劃性減少用電措施案例

許志義*、謝嘉豪**

摘要

本文針對台電公司現行需求面管理之「用戶計劃性減少用電措施」四種方案進行

研析。首先設定簡化條件，將四種方案予以模型化，利用邊際分析之方法，進行經濟

剩餘分析，探討台電公司提供優惠之折扣比例及電力的需求價格彈性如何影響參與用

戶抑低容量以及消費者剩餘、生產者剩餘分配之效果。分析結果顯示：「計劃性

（二）」抑低用戶負載容量最高，且參與用戶之消費者剩餘最多；「計劃性（一）」抑低

用戶負載容量最低，且參與用戶之消費者剩餘最少。另一方面，若從電力公司之視角觀

之，「計劃性（二）」之生產者剩餘最低，而「計劃性（一）」之生產者剩餘最高。

本文接著藉由成本效益分析，將方案實施之潛在成本與效益納入考量，分別從參

與用戶之角度進行參與者成本檢定以及從電力公司之角度進行公用事業成本檢定，以

檢視不同方案在不同觀點下之績效表現。成本效益分析結果顯示：在 PCT 檢定下，

「計劃性（四）」參與用戶之益本比最高，「計劃性（二）」參與用戶之益本比最低。

而在 UCT 檢定下，「計劃性（一）」電力公司益本比最高，「計劃性（四）」電力公司

益本比最低。將成本效益分析與經濟剩餘模型比較後可發現，用戶抑低容量高的方案

對於電力公司而言未必是最有利的方案。

壹、前言

一、研究動機與緣起

隨著經濟不斷的發展以及民眾生活水準不斷的提高，現今整體社會對於各式各樣的

商品需求皆較過去更為殷切，其中對於電力的需求自不例外。然而，電力在消費的型態

上卻有別於一般的商品消費，其消費比一般商品更具有集中於某一時段內大量消費之特

性，例如白天消費量多、晚上消費量少、夏天消費量多、冬天消費量少等等，此種消費

* 國立中興大學資訊管理學系、應用經濟學系教授 ** 國立政治大學經濟系碩士

臺灣銀行季刊第六十三卷第三期

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型態下，使供電系統時常面臨尖離峰負載差距過大，發生供電不易調度之情形。為了解

決尖離峰時段負載日益不均衡之情況，因此臺灣電力公司自民國 68 年起開始實施各項

需求面管理措施，期使能夠均衡系統之負載，以提昇能源使用之效率。

此外，臺灣即使在國際能源價格顯著波動時，電力公司由於受到法規與政治因素等

限制，通常無法進一步調整電價，以反映供給面真實的供電成本。換言之，全面性的電

價調整涉及到政治以及民眾觀感等議題，著實棘手。因此，電力公司近年來轉而強調局

部性的電價調整，試圖從需求面引導用戶進行需求負載之調整，以助於解決部分時段電

力供給不足的問題。局部性的電價調整主要是針對特定對象，規劃出一套可行的電價方

案，以吸引有意願參與的電力用戶，所影響的層面相對較小，如此不至於有“牽一髮而

動全身”之狀況。再者，局部性電價是電業與用戶之間雙向溝通後，由用戶自行決定是

否選擇參與之交易關係；不同於全面性電價屬於一體適用之性質，用戶毫無選擇的餘

地。在此情況下，局部性電價方案，強調用戶的自主性，亦能減少民怨以及降低社會成

本。

由於臺灣電力系統負載之用戶組成比例相當特殊，工業用戶的電力消費量占全部用

戶電力消費量約 60％左右，而工業用戶之戶數卻只占全體用戶的 2％以下，顯示臺灣大

部分的電力消費集中在少數的電力用戶身上。因此，針對工業用戶實施局部性的電價調

整，理論上應較具潛力。台電現行需求面管理措施中的「系統尖峰時間用戶配合減少用

電優惠電價之用戶計劃性減少用電措施」（以下簡稱「用戶計劃性減少用電措施」），相

較於其他需求面管理措施，對於抑低尖峰負載之效果更為明確，且易於掌握。準此而

論，本文試圖藉由量化分析「用戶計劃性減少用電措施」之需求面管理方案，探討影響

參與用戶以及電力公司績效之主要變數，期使該措施在方案設計或未來修正時，更能符

合整體社會之效益。

二、研究目的

本文旨在探討影響「用戶計劃性減少用電措施」實施者（電力公司）與參與者（參

與用戶）雙方之績效表現。具體言之，本文之研究目的有以下數端：

一、建立影響「用戶計劃性減少用電措施」抑低容量及福利分配之量化模型分析。

二、推估參與用戶參與「用戶計劃性減少用電措施」不同方案之成本及效益。

三、推估電力公司實施「用戶計劃性減少用電措施」不同方案之成本及效益。

四、以參與用戶之視角檢視何種方案之參與績效最高以及確認關鍵變數如何顯著影響其

績效表現。

五、以電力公司之視角檢視何種方案之實施績效最高以及確認關鍵變數如何影響其績效

表現。


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三、研究方法

本文研究對象主要針對電力公司以及工業電力用戶。採用的分析方法首先蒐集「用

戶計劃性減少用電措施」之相關資料，在瞭解其運作方式及原理後，進行基本假設，將

各方案予以簡化以便進行分析。接著運用邊際分析（邊際效益與邊際成本）之方法，分

析用戶在抑低用電負載期間，考量其相關成本及效益後，面對不同方案之條件下將如何

影響他的決策行為。上述模型化與分析之過程主要承襲自 Chao（2010），分析之重點著

重於，各方案在經濟剩餘模型1（Economic Surplus Model）架構下是否符合配置效率。

貳、電力需求面管理

一、需求面管理之定義與分類

所謂「需求面管理」（Demand-Side Management, DSM）是指電力公司為了改善電力

系統的負載型態，藉由調整用戶端電力需量的方式，提昇電力設備的效率以達到降低總

發電成本為目的。

台電自民國 68 年起推動需求面管理制度。現今台電實施方案眾多，若以誘導方式

之不同來區分，則可分為以價格為基礎以及以誘因激勵為基礎兩類，其分類如下：

（一）以價格為基礎（Price-Based）：

由於每個時段之供電成本不同，故電力公司進行隨時間變動之差別取價，而用戶根

據不同時段的費率，決定自己的消費方式，例如季節電價、時間電價。

（二）以誘因激勵為基礎（Incentive-Based）：

用戶事先與電力公司約定，在系統尖峰期間或電力供應吃緊時，適時配合降載以獲

得電費抵減或補貼，例如「系統尖峰時間用戶配合減少用電優惠電價」、「儲冷式空調系

統離峰用電優惠電價」、「空調冷氣週期性暫停用電優惠電價」以及「需量反應計

畫」。上述「系統尖峰時間用戶配合減少用電優惠電價」，即原來的可停電力電價2

（Interruptible Rates），與一般限電、斷電之意義不同，其基本做法乃是由電力公司提供

1 此模型概念上為供需模型分析，然而由於該部分之探討著重於方案實施後其剩餘分配狀況，因此將此模

型稱為經濟剩餘模型。文獻中亦有此種稱法，可參見 Kristjanson, P. et al. (1999) “Using the economic surplus model to measure potential returns to international livestock research. The case of trypanosomosis vaccine research” 一文。

2 原「可停電力電價」，依據台電公司業務處同仁表示，原名「可停電力電價」擔心民眾誤解，誤以為是

限電，為便於由命名會意內涵，於是於 95 年起更名。


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電價誘因（Incentives）來吸引電力用戶主動參與，在尖峰期間或電力供應發生困難時，

誘使電力用戶主動在尖峰時段減少用電，協助電力公司度過難關，進而延緩對新電源之

開發或降低可能面臨之限電風險。

台電公司自民國 76 年起開始實施「可停電力（一）」後，頗具成效，因此積極推廣

此項措施，經逐年增修訂定且擴大適用範圍，如今共有四類用戶計劃性減少用電措施以

及三類用戶臨時性減少用電措施。本文集中於用戶計劃性減少用電措施之探討，其說明

如下：

1. 用戶計劃性減少用電措施（一）：

原「可停電力（五）」。適用對象為生產性質用電場所，經常契約容量在 500

瓩以上之高壓或特高壓用戶。實施期間為每年五～十二月電費月份，每電費月份

抑低用電 4 日，每日抑低用電 7 小時。抑低契約容量部分之基本電費按 80％計

收。現今用戶類型以製造業為主，其中鋼鐵基本工業最多。

2. 用戶計劃性減少用電措施（二）：

原「可停電力（一）」。適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓或特高

壓用戶。實施期間為年六月中旬～十月電費月份，抑低用電月份，星期一至星期

六每日抑低用電 6 小時。抑低契約容量部分之基本電費六月下旬按 10％計收，

七月按 15％計收、八月及九月按 20％計收、十月按 10％計收。現今用戶類型以

製造業為主，其中鋼鐵基本工業與水泥及水泥製品製造業最多。

3. 用戶計劃性減少用電措施（三）：

原「可停電力（二）」。適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓或特高

壓用戶或以電力供應之學校用戶。實施期間為每年七～十月電費月份，每電費月

份抑低用電 8 日，每日抑低用電 7 小時。抑低契約容量部分之基本電費按 50％

計收。現今用戶類型以製造業為主，其中鋼鐵基本工業與汽車及其零件製造業最

多。

4. 用戶計劃性減少用電措施（四）：

原「可停電力（六）」。適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓或特高

壓用戶或以電力供應之學校用戶。實施期間為每年八～九月電費月份，抑低用電

月份，星期一至星期五每日抑低用電 1 或 2 小時。選擇抑低用電 1 小時者，抑低

契約容量部分之基本電費按 70％計收。而選擇抑低用電 2 小時者，抑低契約容

量部分之基本電費按 50％計收。現今用戶類型以社會服務與個人服務業為主，

教育訓練與學術研究的服務業最多。


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表 1 本文所探討之「用戶計劃性減少用電措施」方案概述

方案可選用對象實施期間電費優惠

計劃性

（一）

生產性質用電場所，經常

契約容量在 500 瓩以上之

高壓或特高壓用戶

每年五～十

二月電費月

份

抑低用電當月份抑低契約容量部分基本電費按 80％計收

計劃性

（二）

經常契約容量在 500 瓩以

上之高壓或特高壓用戶

每年六月中

旬～十月電

費月份

六月電費月份中下旬：抑低契約容量部分基本電費扣減

10％

七月電費月份：抑低契約容量部分基本電費扣減 15％

八月及九月電費月份：抑低契約容量部分基本電費扣減

20％

十月電費月份：抑低契約容量部分基本電費扣減 10％

計劃性

（三）


上之高壓或特高壓用戶或

以電力供應之學校用戶

每年七～十

月電費月份

抑低用電當月份抑低契約容量部分基本電費按 60％計收

計劃性

（四）


上之高壓或特高壓用戶或

以電力供應之學校用戶

每年八～九

月電費月份

選擇抑低用電 1 小時者：抑低用電當月份抑低契約容量

部分基本電費按 70％計收

選擇抑低用電 2 小時者：抑低用電當月份抑低契約容量

部分基本電費按 50％計收

資料來源：作者整理自臺灣電力公司業務處，系統尖峰時間用戶配合減少用電優惠電價簡介。

參、文獻探討

一、全面性電價

所謂全面性電價，指的是以綜合平均電價為核心，範圍涵蓋及整體電價。在臺灣，

電力事業由台電公司一家獨占經營，而關於獨占電業3訂價部分，一般皆以經濟學中熟

知的利潤極大訂價法來訂定價格，即邊際收入等於邊際成本訂價法（MR＝MC）。然

而，經濟學家認為在利潤極大訂價法之下價格太高且產生福利損失，若要改善這兩個問

題，一般做法即採用邊際成本訂價法（Marginal cost pricing）來矯正。然而，此法符合

柏拉圖最適原則，可使社會福利回復至完全競爭市場的境界4，不過卻存在一些限制。

一般來說，獨占公營事業皆具有規模經濟5之特性，若以邊際成本訂價將使廠商產生虧

損最後只能依靠政府補貼，為了避免這種情形發生，遂有平均成本訂價法（Average

3 此處指的是垂直整合的電力公司。 4 完全競爭市場的均衡條件即為 P＝MC。 5 規模經濟是指隨著產量增加，平均成本逐漸遞減之情形。在圖形的表現上 AC 呈現遞減狀態。


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cost pricing），平均成本訂價法雖然仍產生了些許之無謂損失，但卻不至於使廠商發生

虧損，也無需政府補貼，且產生之無謂損失亦比利潤極大訂價法下小，可以說是一種折

衷的訂價法。

上述邊際成本訂價法以及平均成本定價法中，前者追求效率卻可能發生虧損，而後

者在保證不虧損之下卻得犧牲一部分之效率。Ramsey（1927）認為，既然一般訂價法

無法極大化社會福利，所以我們必須接受另一種不同於邊際成本訂價法及平均成本訂價

法之訂價。他認為，自然獨占廠商可以在特定利潤水準之下追求社會福利極大化，此乃

次佳訂價法（Second best pricing）。在 Ramsey 設定之下，邊際成本為一固定常數，由於

生產者剩餘為零，因此此時社會福利為消費者剩餘與廠商利潤之總和。依據 Ramsey 之

想法，自然獨占廠商在面對特定利潤水準之下，追求社會福利極大化之一階條件可表達

為：

P-MC 1P 1+

λλ ε

=

上式即為次佳訂價法的數學模式，其中ε為價格需求彈性（Price elasticity of

demand），λ為拉氏乘數6，式中表達出若產品的價格彈性低，則訂價偏離邊際成本訂價

的幅度較大，若產品的價格彈性高，則訂價偏離邊際成本訂價的幅度較小。

此外，一般自然獨占廠商多在政府管制下經營，這其中自然會涉及到主理人

（Principal）與代理人（Agent）之代理關係（Agency Relationship）。基本上獨占廠商

（代理人）對於自身銷售與成本方面之資訊比政府（主理人）充足，所以即便政府對於

獨占廠商設定一個合理的報酬率，在雙方存在資訊不對稱（Asymmetric information）之

下，獨占廠商可能由於自利之動機，追求自身利潤的極大化，因而選擇沒有達成技術效

率之要素組合進行生產。此想法由 Averch 和 Johnson（1962）所提出，他們認為，政

府採取報酬率管制之後，使資本相對於勞動變便宜，因此廠商可能出現多用資本、少用

勞動的過度資本化現象，而過度資本化將使廠商無法達成技術效率。

Bailey 和 Malove （1970）以 Baumol（1959）提出公用事業所有權和經營權分離之

屬性為基礎，發展了一個檢視受管制公用事業表現之模型。它們認為當公用事業的目標

為極大化總收入或者營業額時，A-J 效果並未必存在。他們提出，A-J 效果的存在取決

於利潤驅動和監管執法二者之間的程度，若前者超過後者，則 A-J 效果存在，若後者大

於前者，將會產生與 A-J 效果相反的情況，即資本化不足（undercapitalization）的現

象，此現象文獻上稱之為 B-M 效果（Bailey-Malove Effect）。

6 利用包絡定理（The envelope theorem）可知λ的經濟意義為廠商犧牲一單位的利潤可提昇λ單位的社會

福利。


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二、局部性電價

相對於全面性電價，局部性電價主要是電力事業針對小範圍之群體，藉由提出各

種方案，吸引有意願參與的電力用戶，以進行小部分電價之修正。一般來說，一個全面

性的電價調整通常不容易滿足社會上所有的個體，因此實施局部性電價調整之優點在

於，不會有牽一髮而動全身之疑慮。其次，局部性電價之調整，乃電業與電力用戶經雙

向溝通後，由用戶自行決定是否選擇參與之交易關係；不同於全面性電價屬於一體適用

之性質，用戶毫無選擇的餘地。在此情況下，局部性電價方案，強調用戶的自主性，亦

能減少民怨以及降低社會成本。以下即進行此類相關文獻之探討。

Chao（2010）在一篇關於需量反應的論文中提及，大部分的獨立系統調度機構

（ Independent System Operator ； ISO ）與區域輸電組織（ Regional Transmission

Organization ； RTO ）起初執行需量反應計畫時皆採行傳統法（ The traditional

approach）。所謂傳統法是利用行政上決定（administratively determined）的用戶基準負

載7（Customer Baseline），對於用戶抑低的契約容量支付整個市場的批發價格。這個想

法起初來自 Lovins（1985），他指出「只要節約用電比生產電力便宜，電力公司和用戶

都可以有效地受益」。

然而在傳統法上，用戶本身並沒有財務上的義務為這些能源相關的用戶基準負載付

出任何支付，經濟學家普遍認為上述處理不符合有效訂價的經濟原則，因為它忽略了消

費者減少用電得到節省支出的好處，Ruff（2002）指出這就是所謂的雙重支付8議題

（Double-Payment Issue）。

Chao 所採用的分析方法之一9可以由圖 1 來說明。首先，電力用戶在面對零售價格

（RR）下，其尖峰時段電力消費量為 Qpeak，此時均衡點為 A 點。若電力公司承諾，對

於用戶抑低容量之部分每單位將以市場批發價格補貼，在此情況下，電力用戶即會衡量

放棄電力消費所產生的成本以及效益，若效益大於成本，則存在誘因抑低消費，反之則

不抑低消費。圖 1 顯示，起初用戶放棄消費所犧牲的成本（需求線與 RR 之垂直距離）

小於電力公司給予之補貼（供給線與橫軸之垂直距離），因此用戶有誘因抑低消費。由

圖中進一步亦可發現，用戶抑低消費每單位所犧牲的成本將隨著抑低量愈多而提高，而

抑低消費每單位所獲得的補貼將隨著抑低量愈多而降低。用戶在理性之下，最後將抑低

消費至每單位所犧牲的成本等於每單位所得到的補貼之處，因此均衡點將由原本的 A

點移動至 D 點，消費量由原本 Qpeak 減少為 Q1，抑低容量 peak 1Q Q ，最後產生△BCD 的

7 用戶基準負載不容易直接觀察，一般是以用戶過去幾年的消費資料且利用統計方法來進行估計。 8 一則因為配合降載而獲得的補貼，另一則為因減少用電而節省流動電費的支付。 9 此即為上述之傳統法。


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無謂損失。

圖 1 誘因支付下均衡點之改變資料來源：Chao (2010), Demand Management in Restructured Wholesale Electricity Markets.

Choa 認為，傳統法的擴大使用可能也會造成一些原先沒有預料到的效果。原因在

於，傳統上用戶本身沒有財務上的義務為這些能源相關的用戶基準負載付出任何支付，

在用戶與電力公司雙方存在資訊不對稱下，將會產生逆選擇（adverse selection）與道德

風險（moral hazard）問題。首先逆選擇問題，由於用戶基準負載在用戶參與前不容易

直接地觀察出來，因此用戶對於自身用戶基準負載的資訊比電力公司來的充分，所以用

戶就能利用此資訊優勢從中獲取一些好處10，最後，電力公司反而吸引到一些對降載沒

有實質幫助的用戶。而道德風險問題則起因於用戶基準負載是由過去消費紀錄而定，因

此這中間就可能產生人為操縱的空間11。

Bushnell et al.（2009）也指出，雖然傳統的做法可以吸引用戶參與，但由於存在道

德風險與逆選擇等資訊不對稱問題，可能會使用戶與電力公司原來的目標背道而馳，進

而降低傳統法的可靠度。Chao（ 2010）最後進一步提出，需求認購（Demand

10 舉例來說，用戶淡季低需求期間，其基準負載較低，用戶有誘因參與；而用戶旺季高需求期間，其基準

負載10較高，用戶就沒有誘因參與。

11 舉例來說，用戶可以在正常期間，刻意增加電力的消費，去創造一個較高的用戶基準負載，下一期則因

減少電力消費而獲得補貼，但此過程實際上對於降載並沒有產生任何作用。


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Subscription）是一個可行的方案之一，原因在於需求認購確立了用戶基準負載的所有

權，使抑低消費成為一個風險相互分享的機制，這個機制修正了那些被扭曲的誘因，提

供了用戶一個可以把電賣回給電力公司正確的誘因。

三、小結

上述諸多文獻探討中，Chao（2010）提供了本文模型建構以及分析方法，然而本文

與該篇論文在實際情況之設定上仍有些許不同，設定上的改變主要是希望更能貼近臺灣

的案例，至於其中設定之差異則會在下一章研究模型與結果分析中進行說明。

肆、研究模型與結果分析

本章首先將「用戶計劃性減少用電措施（一）」、「用戶計劃性減少用電措施

（二）」、「用戶計劃性減少用電措施（三）」以及「用戶計劃性減少用電措施（四）」模

型化，以經濟剩餘模型分別進行均衡分析與福利比較。分析後發現，在經濟剩餘模型架

構下評估各方案之績效有其限制。因此考慮該模型分析之不足，接著分別從參與用戶以

及台電公司之視角，透過成本效益分析，進一步探討各方案之績效以及影響各方案績效

之關鍵變數。最後為本章之引申與討論。

一、經濟剩餘模型分析

（一）基本假設

本章模型主要承襲自 Chao（2010），然而本文之基本假設部分與 Chao 略有不同，

其相異之處主要有兩點，分別在於邊際成本之設定以及分析時段之考量，以下為其相異

之說明：

1. 邊際成本之設定

Chao 假設電力批發市場為完全競爭，故電力公司的邊際成本線為一正斜率

之曲線；而本文在考量到台電公司基本電費短期間內通常不易變動，故假設台電

公司的邊際成本為一固定之常數，因而邊際成本曲線在圖型的表現上為一水平

線。

2. 分析時段之考量

Chao 同時考慮了尖峰時段以及離峰時段，並且將電力的零售價格設定為尖

峰時段批發價格與離峰時段批發價格之加權平均；而本文在分析時段上為了配合

台電公司實際之情況，因此只考慮了尖峰時段。故本文設定電力的零售價格即為

電力的尖峰時段的批發價格。


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以上說明完與 Chao 基本設定上之差異後，表 1 為四項「用戶計劃性減少用電措

施」方案概述表，表中顯示出各方案之間用戶的參與條件有所不同。由於本文研究目的

之一在於分析某一工業用戶在不同方案間的績效表現，為了使不同方案之間有一個共同

基準可以進行比較，因此必須進一步做一些設定，以便接下來的模型分析。在瞭解以上

四項內容之概述後，接著分別就可選用對象以及實施期間做進一步設定，以便接下來的

模型分析。其設定如下：

1. 可選用對象

「計劃性（一）」與其他三個方案不同之處在於生產性質用電場所12，由於我

們分析目的之一為同一用戶在不同方案間的剩餘表現，因此此項因素不影響分析

結果，故忽略了這個因素。

2. 實施期間

由於各個方案實施期間彼此各不相同，而經比較後我們發現八月與九月電費

月份為各方案皆共有之月份，故本文皆以這兩個月份進行分析。

（二）一般化模型分析

假設某一工業用戶其夏月13尖峰時段電力的需求函數為 Q＝a－bP，其中 Q 為容

量，P 為基本電費價格，電力公司的邊際成本為一常數14c。今電力公司有一減少用電措

施方案，規定每月抑低用電 n 次，每次執行 h 小時，而抑低契約容量部分之基本電費按

（1－k）×100％計收15。用戶在面對上述條件之下，考量其成本以及效益後，可自行決

定參與或者不參與。換言之，若參與後之效益大於成本則選擇參與；反之，若參與後之

效益小於成本，則不參與。以圖 2 進行一般化模型分析之說明。用戶尚未參與該方案前，在面對基本電費 P0

（P0＝c）下，契約容量為 Q0（Q0＝a－bc），此時均衡點為 C 點，消費者剩餘

（Consumer Surplus）為2(a-bc)

2b元/月（ΔACP0），生產者剩餘（Producer Surplus）為 0

元/月，而社會總剩餘（Social Surplus）全來自消費者剩餘為2(a-bc)

2b元/月（ΔACP0）。

若用戶決定參與該方案後，台電公司承諾抑低契約容量部分之基本電費以（1－k）

×100％計收，此時用戶抑低每瓩將如同獲得 kc 之補貼（每瓩補貼額為 P1＝kc）。圖 2

顯示，用戶起初因抑低消費所獲得之補貼（P1）大於抑低消費所犧牲之成本（需求線與

12 是指直接從事農、林、漁、畜牧、礦及從事物品製造、加工修理業務之固定場所。 13 夏月為 6/31 至 9/30，根據前一節之設定，此處夏月是指八月或九月。 14 此屬基本電費，主要反映投資電力設備的固定成本。 15 0＜k＜1。


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邊際成本之距離），故存在誘因減少電力消費，而此誘因將隨著抑低量的增加而逐漸減

少。用戶在理性16的情況下，最後將會減少電力消費直到每單位所獲得的效益等於每單

位所放棄的成本為止（ 2BF EQ= ），而均衡點將由原本 C 點移至 B 點，消費量由原本

Q0 減少為 Q2，共抑低 0 2Q Q 之容量（kcb 瓩/月），此時消費者剩餘為2 2(a-bc) -(bkc) 2b

＋

k2c2b 元/月（梯形 ABFP0＋□DEQ2Q0），生產者剩餘為－k2c2b 元/月（□DEQ2Q0），社會

總剩餘為2 2(a-bc) -(bkc) 2b

元/月（梯形 ABFP0）。

由參與前（Ex-ante）與參與後（Ex-post）進行剩餘比較分析可知，在用戶參與方

案後消費者剩餘變動(ΔCS)了2 2k c b 2

(ΔBCF)，生產者剩餘變動 (ΔPS) 了－k2c2b 元/月

(□DEQ2Q0)，而社會總剩餘變動 (ΔW) 為兩者變動之和，為－2 2k c b 2

(ΔBCF)。表 2

為以上抑低容量與各項剩餘變動之彙整。

表 2 一般化模型下「用戶計畫性減少用電措施」方案參與前後抑低容量與各項剩餘之

變動

抑低容量消費者剩餘變動（ΔCS）生產者剩餘變動（ΔPS）社會總剩餘變動（ΔW）

kcb（瓩/月） 2 2k c b2

（元/月）－k2c2b（元/月）－2 2k c b2

（元/月）

由表 2 可知，影響抑低容量與各項剩餘變動之主要因素有二17：

1. 台電公司提供優惠的折扣比例（k）

2. 用戶電力的需求價格彈性18（b）

以下說明一般化模型之比較靜態分析。首先，若台電公司提供優惠的折扣比例提高

（k 上升），直觀上來說，用戶抑低消費所獲得的補貼與抑低消費所犧牲的成本差距將

擴大，因此在面對更有利之條件下，用戶將更有誘因抑低消費。以圖 3 進行說明，在折

扣比例未提高之前，用戶抑低每瓩將獲得 P1 之補貼，因此在成本與效益間進行比較

後，將抑低消費直到CH ＝ 2GQ 為止，均衡點將由 D 點移至 C 點，消費量由 Q0減少至

Q2，共抑低容量 0 2Q Q ，此時消費者剩餘為梯型 ACHP0＋□GFQ0Q2；然而若台電公司

將優惠折扣比例提高，此時用戶抑低每瓩所獲得之補貼將由 P1 提高至 11P ，因此在成本

與效益間進行比較後，此時將抑低消費直到 BI ＝ 3JQ 為止，均衡點將由 D 點移至 B

16 理性即為效用極大化。 17 由於電力公司的基本電費短期間不易變動，故我們不考慮此變數之變動。 18 嚴格來說應該在相同點的位置下，斜率倒數與彈性才能為相同之概念。


－ 64 －

點，消費量由 Q0 減少至 Q3，共抑低容量 0 3Q Q ，此時消費者剩餘為梯型 ABIP0＋□

JEQ0Q3。而台電公司由於每瓩補貼提高，因此福利損失由原本□GFQ0Q2 擴大為□

JEQ0Q3。綜合以上之消費者剩餘與生產者剩餘，在台電公司提供優惠的折扣比例提高

後，社會的無謂損失將由ΔCDH 擴大為ΔBDI。

其次，值得一提的是用戶電力的需求價格彈性。如圖 4 所示，假設若存在兩類用

戶，其中第一類用戶彈性相對大（Demand 2），另一類用戶彈性相對小（Demand 1），

則彈性相對大的用戶理論上消費者剩餘變動將比彈性相對小的用戶來的大。其經濟意義

是，彈性較大的用戶，需求線相對於彈性較小的用戶來的平，因此在執行抑低容量的過

程中，所犧牲消費的成本比較小，相較之下比彈性較小的用戶更有誘因抑低消費量。此

結果可由圖 4 看出，兩類用戶在面對相同的折扣優惠條件之下（抑低每瓩可獲得 P1 之

補貼），彈性相對大的用戶，在成本與效益間進行比較後，均衡點由 C 點移至 H 點，共

抑低容量 0 3Q Q ；而彈性相對小的用戶，在成本與效益間進行比較後，均衡點由 C 點移

至 B 點，共抑低容量 0 2Q Q 。

因此可以得知，面對相同的折扣優惠條件之下，彈性較大的用戶相對於彈性較小的

用戶將抑低更多的消費。

以上在分析完一般化模型之後，接著在下面小節我們將依序對「用戶計劃性減少用

電措施（一）」、「用戶計劃性減少用電措施（二）」、「用戶計劃性減少用電措施（三）」

以及「戶計劃性減少用電措施（四）」以相同的分析方式進行模型分析。

圖 2 一般化模型


－ 65 －

圖 3 比較靜態分析（k上升）

圖 4 用戶不同彈性下之抑低效果

（三）用戶計劃性減少用電措施（一）

「用戶計劃性減少用電措施（一）」適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓

或特高壓用戶，每月抑低用電 4 次，每次 7 小時。而抑低契約容量部分基本電費按 80

％計收。以圖 5 進行說明，用戶尚未參與方案前，在面對基本電費 P0（P0＝223.6）

下，契約容量為 Q0（Q0＝a－223.6b），此時均衡點為 C 點，消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b


－ 66 －

元/月（ΔACP0），生產者剩餘為 0 元/月，社會總剩餘全來自消費者剩餘為2(a-223.6b)


若用戶參與方案後，台電公司承諾抑低契約容量部分之基本電費以 80％計收，用

戶抑低每瓩將如同獲得 223.6×0.2 之補貼（每瓩補貼額為 P1＝44.7）。由圖 5 可看出，

用戶起初因抑低消費所獲得之補貼（P1＝44.7）大於抑低消費所犧牲之成本（需求線與


少。用戶在理性的情況下，最後將會減少電力消費直到每單位所獲得的效益等於每單位

所放棄的成本為止（ 2BF EQ= ），均衡點將由原本 C 點移至 B 點，消費量由原本 Q0 減

少為 Q 2 ，共抑低 0 2Q Q 契約容量（ 4 4 . 7 b 瓩 / 月），而此時消費者剩餘為 2 2(a-223.6b) -(44.7b)

2b＋44.72b 元/月（梯形 ABFP0＋□DEQ2Q0），生產者剩餘為-44.72b

元/月（□DEQ2Q0），社會總剩餘為2 2(a-223.6b) -(44.7b)

2b元/月（梯形 ABFP0）。

由參與前與參與後進行剩餘比較分析可得知，用戶參與方案後消費者剩餘變動（Δ

CS）了 999b 元/月，生產者剩餘變動（ΔPS）了－1998b 元/月，而社會總剩餘變動

（ΔW）為兩者變動之和，為－999b 元/月。

圖 5 用戶計劃性減少用電措施（一）

（四）用戶計劃性減少用電措施（二）

「用戶計劃性減少用電措施（二）」適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓


－ 67 －

或特高壓用戶，每月抑低用電 25 次，每次 6 小時，抑低契約容量部分基本電費按 80％19計收。以圖 6 進行說明，用戶尚未參與方案前，在面對基本電費 P0（P0＝223.6）下，

契約容量為 Q0（Q0＝a－223.6b），均衡點為 C 點，此時的消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b元/

月（ΔACP0），生產者剩餘為 0 元/月，社會總剩餘全來自消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b元/

月（ΔACP0）。若用戶參與方案後，台電公司承諾抑低契約容量部分之基本電費以 80％計收，用

戶抑低每瓩將如同獲得 166.9×0.2×1＋223.6×0.2×4 之補貼（每瓩補貼額為 P1＝

212.3）。由圖 6 可看出，由用戶起初因抑低消費所獲得之補貼（P1＝212.3）大於抑低消

費所犧牲之成本（需求線與邊際成本之距離），故存在誘因減少電力消費，而此誘因將

隨著抑低量的增加而逐漸減少。用戶在理性的情況下，最後將會減少電力消費直到每單

位所獲得的利益等於每單位所放棄的成本為止（ 2BF EQ= ），均衡點將由原本 C 點移至

B 點，消費量由原本 Q0減少為 Q2，共抑低 0 2Q Q 契約容量（212.3b 瓩/月），而此時消費

者剩餘為2 2(a-223.6b) -(212.3b)

2b＋212.32b 元/月（梯形 ABFP0＋□DEQ2Q0），生產者剩餘

為－212.32b 元/月（□DEQ2Q0），社會總剩餘為2 2(a-223.6b) -(212.3b)

2b元/月。

由參與前與參與後進行剩餘比較分析可知，用戶參與方案後消費者剩餘變動（Δ

CS）了 22535.5b 元/月，生產者剩餘變動（ΔPS）了－45071b 元/月，而社會總剩餘變

動（ΔW）為兩者變動之和，為－22535.5b 元/月。

圖 6用戶計劃性減少用電措施（二）

19 此處稍微不同的是，基本電費扣減金額為 0.2×（4A+B），其中 A＝夏月基本電費×抑低契約容量，B＝

非夏月基本電費×抑低契約容量，故抑低每瓩將如同獲得 0.8x223.6+0.2x166.9=212.3 元。


－ 68 －

（五）用戶計劃性減少用電措施（三）

「用戶計劃性減少用電措施（三）」適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓

或特高壓用戶，每月抑低用電 8 次，每次 7 小時，抑低契約容量部分基本電費按 60％

計收。以圖 7 進行說明，用戶尚未參與方案前，在面對基本電費 P0（P0＝223.6）下，

契約容量為 Q0（Q0＝a－223.6b），均衡點為 C 點，此時的消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b元/

月（ΔACP0），生產者剩餘為 0 元/月，社會總剩餘全來自消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b元/

月（ΔACP0）。若用戶參與方案後，台電公司承諾抑低契約容量部分之基本電費以 60%計收，用戶

抑低每瓩將如同獲得 223.6×0.4 之補貼（每瓩補貼額為 P1＝89.4）。由圖 7 可看出，用

戶起初因抑低消費所獲得之補貼（P1＝89.4）大於抑低消費所犧牲之成本（需求線與邊

際成本之距離），故存在誘因減少電力消費，而此誘因將隨著抑低量的增加而逐漸減

少。用戶在理性的情況下，最後將會減少電力消費直到每單位所獲得的利益等於每單位


少為 Q 2 ，共抑低 0 2Q Q 契約容量（ 8 9 . 4 b 瓩 / 月），而此時消費者剩餘為 2 2(a-223.6b) -(89.4b)

2b＋89.42b 元/月（梯形 ABFP0＋□DEQ2Q0），生產者剩餘為-89.42b 元

/月（□DEQ2Q0），社會總剩餘為2 2(a-223.6b) -(89.4b)



CS）了 3996b 元/月，生產者剩餘變動（ΔPS）了－7992b 元/月，而社會總剩餘變動

（ΔW）為兩者變動之和，為－3996b 元/月。

圖 7 戶計劃性減少用電措施（三）


－ 69 －

（六）用戶計劃性減少用電措施（四）

「用戶計劃性減少用電措施（四）」適用對象為經常契約容量在 500 瓩以上之高壓

或特高壓用戶，每月抑低用電 22 次，每次抑低時間再分成 1 小時與 2 小時兩種案例，

而抑低契約容量部分基本電費的扣減依用戶選擇每日抑低 1 小時或 2 小時而有所不同：

選擇每日抑低用電 1 小時者，抑低契約容量部分基本電費按 70％計收，選擇每日抑低

用電 2 小時者，抑低契約容量部分基本電費按 50％計收。

考慮用戶每日抑低用電 2 小時的情況20，以圖 8 進行說明，用戶在尚未參與方案

前，在面對基本電費 P0（P0＝223.6）下，契約容量為 Q0（Q0＝a－223.6b），均衡點為

C 點，此時的消費者剩餘為2(a-223.6b)

2b元/月（ΔACP0），生產者剩餘為 0 元/月，社會

總剩餘全來自消費者剩餘為2(a-223.6b)


圖 8 戶計劃性減少用電措施（四）：抑低 2小時

若用戶參與方案後，台電公司承諾抑低契約容量部分之基本電費以 50％計收，用

戶抑低每瓩將如同獲得 223.6×0.5 之補貼（每瓩補貼額為 P1＝111.8）。圖 8 可以看出，

用戶起初因抑低消費所獲得之補貼（P1＝111.8）大於抑低消費所犧牲之成本（需求線與


少。用戶在理性的情況下，最後將會減少電力消費直到每單位所獲得的利益等於每單位

20 以下若無特別說明，「計劃性（四）」皆以抑低二小時為例。


－ 70 －


少為 Q 2 ，共抑低 0 2Q Q 契約容量（ 1 1 1 . 8 b 瓩 / 月），而此時消費者剩餘為 2 2(a-223.6b) -(111.8b)

2b＋111.82b 元/月（梯形 ABFP0＋□DEQ2Q0），生產者剩餘為-111.82b

元/月（□DEQ2Q0），社會總剩餘為2 2(a-223.6b) -(111.8b)



CS）了 6249.6b 元/月，生產者剩餘變動（ΔPS）了－12499.2b 元/月，而社會總剩餘變

動（ΔW）為兩者變動之和，為-6249.6b 元/月。

（七）綜合比較

由以上分析可知，影響抑低容量之主要因素為用戶之電力的需求價格彈性以及電力

公司所提供的優惠折扣比例。首先，彈性大小涉及到缺電成本21（Outage Cost）之概

念，若用戶彈性大，此時需求線相對平坦，減少用電所犧牲的成本較低，即缺電成本較

低，其抑低效果較明顯。反之，用戶彈性小，需求線相對陡峭，減少用電所犧牲的成本

較高，即缺電成本較高，其抑低效果較不明顯。此外，對於缺電成本之補貼高，用戶得

到一定程度的彌補後其抑低效果較好；反之，對於缺電成本之補貼低，用戶僅得到少量

的彌補其抑低效果較差。

若同一個用戶在不同方案間進行選擇，以用戶的角度而言，參與後的剩餘都比參與

前要來的高。而「用戶計劃性減少用電措施（二）」所產生的消費者剩餘為最大，抑低

契約容量也最多，其次為「用戶計劃性減少用電措施（四）」，接著為「用戶計劃性減少

用電措施（三）」，最後則為「用戶計劃性減少用電措施（一）」，如表 4 所示。然而若以

台電公司角度而言，由於補貼皆會產生剩餘的損失，抑低契約容量多的方案也意味著須

給較多的補貼，故其剩餘效果與用戶方產生相反的結果。而對於整體社會剩餘而言，由

於電力公司產生的剩餘損失大於用戶所獲得的剩餘增加，所以整體的社會剩餘都是下降

的。分析至此，電力公司乍看之下皆處於不利的地位，似乎不甚合理，然而究竟是甚麼

原因造成這種現象，我們將在下一節進一步作探討。

表 3 經濟剩餘模型下用戶計劃性減少用電措施對不同面向剩餘之影響

用戶電力公司整體社會

有利不利不利

21 缺電成本是指因電力供應中斷或不足，導致斷電或限電時，對用戶的損失成本（陳澤義，1993）。


－ 71 －

表 4 經濟剩餘模型下各方案分析結果之比較

方案計劃性（一）計劃性（二）計劃性（三）計劃性（四）

抑低契約容量

（單位：瓩/月）

44.7b 212.3b 89.4b 111.8b

ΔCS（單位：元/月） 999b 22535.6b 3996.2b 6249.6b

ΔPS（單位：元/月） -1998b -45071.3b -7992.4b -12499.2b

ΔW（單位：元/月） -999b -22535.7b -3996.2b -6249.b

＊ΔCS：消費者剩餘變動、ΔPS：生產者剩餘變動、ΔW：社會總剩餘變動。

二、成本效益模型分析

前一節透過經濟剩餘模型，分析參與用戶之抑低容量以及剩餘分配狀況，歸納出用

戶對於電力的需求價格彈性以及電力公司給予之優惠折扣比例為影響抑低容量與剩餘分

配之重要變數。然而，若僅以抑低容量和剩餘分配概觀「用戶計劃性減少用電措施」之

績效未必周全。例如，上一節所呈獻之結果，電力公司皆處在不利之地位，亦即剩餘變

動皆為負的情形，顯然不甚合理，造成這種結果主要的原因在於經濟剩餘模型分析中，

並未將方案實施之潛在效益納入考量，例如以電力公司而言，抑低電力需求負載可帶來

延緩興建電廠之效益等。因此，接下來我們有必要再作進一步探討。

有別於經濟剩餘模型分析，一般實務裡皆採取財務上的成本效益分析（Cost Benefit

Analysis, CBA），以進行一項計劃或者方案之可行性評估。進行成本效益分析的第一

步，在於確認分析標的中之成本項及效益項內涵為何。而在獲取相關成本項以及效益項

等資訊後，即可依決策者不同之觀點，估算與衡量該計劃或方案之成本效益值。Chen

and Yu（1997）選擇美國 18 家電力公用事業商業照明之需求面管理方案，以 RIM

（Rate Impact Measurement Test）、TRC（Total Resource Cost Test）、TUC（Total Utility

Cost Test）及 TCC（Total Customer Cost Test）進行不同方案之績效評估。而電力需求面

管理之成本效益分析經過多次修正與統整，逐漸發展成為系統化的能源效率改善方案評

估方法，按 California Standard Practice Manual: Economic Analysis of Demand Side

Management Programs and Projects（2001）為藍本，將 CBA 分為四種檢定，四種檢定分

別是：參與者檢定（Participant Test, PCT）、電力用戶電價影響檢定（Ratepayer Impact

Measure Test, RIM）、總資源成本檢定（Total Resource Cost Test, TRC）以及公用事業成

本檢定（Utility Cost Test, UCT），每一種檢定所代表之觀點以及解釋目的皆不相同，需

依照不同之決策目標而定，說明如表 5。

本文旨在探討「用戶計劃性減少用電措施」實施後，對於參與用戶以及台電公司之


－ 72 －

影響，故本文以下所採取之檢定為參與者檢定以及公用事業成本檢定。參與者檢定是從

電力用戶的觀點出發，檢視用戶是否值得參與該方案，此一資訊對於極力推廣需求面管

理措施的電力公司而言，是一個重要的參考指標。至於公用事業成本檢定則是以台電公

司的觀點出發，檢視研擬中或實施中之需求面管理方案是否值得電力公司採行。

表 5 電力需求面管理不同決策觀點下之成本效益分析

參與者檢定

（PCT）

總資源成本檢定

（TRC）

電力用戶電價影響檢定

（RIM）

公用事業成本檢定

（UCT）衡量電力用戶在參與

方案前或方案後的

「可計數」效益與成

本

衡量電力用戶 DSM 參與者

與公用事業 DSM 方案兩者

之總成本與總效益，對社會

整體影響之淨效果

衡量採行 DSM 方案，公用事

業營收與運轉成本所產生之變

化，對電力用戶一般電費支出

影響的淨效果

衡量 DSM 方案行政者

的淨效果

資料來源：整理自許志義、黃國暐（2010）與 California Public Utilities Commission （2001）

（一）參與者檢定

參與者檢定（Participant Test, PCT）用以衡量電力用戶在參與方案後「可計數」的

效益與成本。參與者檢定常見的表達方式有淨現值（Net Present Value, NPV）與益本比22（Benefit Cost Ratio, BCR），實際上淨現值與益本比概念相同，淨現值大於零與益本比

大於一同義，因此底下我們皆採取益本比的方式進行分析。以下為參與者檢定下益本比

之模式：

pBCR = p

p

BC

其中，Bp：用戶效益總現值；Cp：用戶的成本總現值；BCRp：用戶之益本比。

效益方面我們考慮了電力公司給予之優惠折扣以及用戶電費帳單之節省；而成本方

面我們則考慮用戶抑低用電負載期間的邊際缺電成本。闡述完收益項與成本項相關之項

目後，接下來我們先對一般化模型進行分析，找出影響參與用戶益本比關鍵之變數，接

著再依序對不同方案進行分析。

1. 一般化模型

此處模型設定大部分與前節相同，用戶夏月尖峰時段之電力需求函數為 Q＝

a－bP，其中 Q 為容量，P 為基本電費價格，電力公司的邊際成本為一常數 c。

22 事實上還有回收期間法，但由於「用戶計劃性減少用電措施」並無初始投入成本，故我們不考慮回收期

間之長短。


－ 73 －

今電力公司有一減少用電方案，規定每月抑低用電 n 次，每次執行 h 小時，抑低

契約容量部分之基本電費按（1－k）×100％計收。與之前相異的設定是，此處

於原模型中新增一變數，令抑低用電期間用戶之邊際缺電成本為σ（元/度），且

σ為一常數。

參與此方案之用戶在履行台電公司所要求之條件後，依據前面之結果，共抑

低容量 kcb 瓩/月。而抑低用電對於用戶來說將會產生效益與成本，其中參與方

案之效益有二：其一為台電公司每瓩給予 kc 元之補貼，此部分合計 kcb×kc 元/

月，其二為抑低用電負載後電費帳單節省了 kcb×3.13×n×h 元/月23，因此用戶

參與方案的總效益（Bp）＝kcb×（kc＋3.13×n×h）元。而參與成本則來自減少

用電負載期間之總缺電成本，因此用戶參與方案總成本（Cp）＝kcb×n×h×σ

元。接著將用戶參與方案之總效益除以用戶參與方案之總成本，即可得用戶參與

之益本比 BCRp＝。由益本比我們可以歸納出以下結果：

(1) 台電公司給予之折扣比例（k）上升，用戶益本比提高。

(2) 每月抑低次數（n）增加，用戶益本比下降（ pBCRn

∂∂

＜0）。

(3) 每次抑低負載時數（h）增加，用戶益本比下降（ pBCRh

∂∂

＜0）。

(4) 每月抑低總時數（n×h）提高，用戶益本比下降（pBCR

(n h)∂∂ ×

＜0）。

(5) 抑低用電負載期間用戶之邊際缺電成本σ提高，用戶益本比下降。

上述五項結果直觀上來說，皆符合一般參與用戶狀態之描述。接下來我們依

序進行台電公司現有方案之探討。

2. 用戶計劃性減少用電措施（一）

「用戶計劃性減少用電措施（一）」，每月抑低用電 4 次，每次 7 小時，且抑

低每瓩台電公司給予 44.7 元之補貼。參與此方案之用戶在履行台電公司所要求

之條件後，依據前節之估算結果，共抑低容量 44.7b 瓩/月。而抑低用電對於該參

與用戶來說將會產生效益面與成本面之影響，其中參與方案之效益有二：其一為

台電公司每瓩給予 44.7 元之補貼，此部分合計 44.7b×44.7 元/月；其二為抑低用

電負載後，電費帳單每月節省 44.7b×3.13×4×7 元/月，因此用戶參與方案的總

效益（Bp）＝44.7b×（44.7＋3.13×4×7）元/月。而參與成本則來自減少用電期

間之總缺電成本，因此用戶參與方案的總成本（Cp）＝44.7b×4×7×σ元/月，

接著將用戶參與總效益除以用戶參與總成本，即可得用戶參與之益本比

23 3.13 元/度是來自台電公司高壓用戶之夏月二段式時間電價尖峰時段之流動電費


－ 74 －

BCRp=11.7 3.13 4 7

4 7 σ+ × ×× ×

。

3. 用戶計劃性減少用電措施（二）

「用戶計劃性減少用電措施（二）」，每月抑低用電 25 次，每次 6 小時，且

抑低每瓩台電公司給予 212.3 元之補貼。參與此方案之用戶在履行台電公司所要

求之條件後，依據前節之結果，共抑低容量 212.3b 瓩/月。而抑低用電對於用戶

來說將會產生效益與成本，其中參與方案之效益有二：其一為台電公司每瓩給予

212.3 元之補貼，此部分合計 212.3b×212.3 元/月，其二為抑低用電負載後電費

帳單節省 212.3b×3.13×25×6 元/月，因此用戶參與總效益（Bp）＝212.3b×

（212.3＋3.13×25×6）元/月。而參與成本則來自抑低用電期間之總缺電成本，

因此用戶參與總成本（Cp）＝212.3b×25×6×σ元/月，接著將用戶參與總效益

除以用戶參與總成本，即可得用戶參與之益本比 BCRp＝212.3 3.13 25 6

25 6 σ+ × ×× ×

。

4. 用戶計劃性減少用電措施（三）

「用戶計劃性減少用電措施（三）」，每月抑低用電 8 次，每次 7 小時，且


求之條件後，依據前節之結果，共抑低容量 89.4b 瓩/月。而抑低用電對於用戶來

說將會產生效益與成本，其中參與方案之效益有二：其一為台電公司每瓩給予

89.4 元之補貼，此部分合計 89.4b×89.4 元/月，其二為用戶抑低用電負載後電費

帳單節省 89.4b×3.13×8×7 元/月，因此用戶參與總效益（Bp）＝89.4b×（89.4

＋3.13×8×7）元/月。而參與成本則來自抑低用電期間之總缺電成本，因此用戶

參與總成本（Cp）＝89.4b×8×7×σ元/月，接著將用戶參與總效益除以用戶參

與總成本，即可得用戶參與之益本比 BCRp＝89.4 3.13 8 7

8 7 σ+ × ×× ×

。

5. 用戶計劃性減少用電措施（四）

「用戶計劃性減少用電措施（四）」，每月抑低用電 22 次，每次 2 小時，且


求之條件後，依據前節之結果，共抑低容量 111.8b 瓩/月。而抑低用電對於用戶

來說將會產生效益與成本，其中參與方案之效益有二：其一為台電公司每瓩給予

111.8 元之補貼，此部分合計 111.8b×111.8 元/月，其二為用戶抑低用電負載後

電費帳單節省 111.8b×3.13×22×2 元/月，因此用戶參與總效益（Bp）＝111.8b

×（111.8＋3.13×22×2）元/月。而參與成本則來自抑低用電期間之總缺電成

本，因此用戶參與總成本（Cp）＝111.8b×22×2×σ元/月，接著將用戶參與總

效益除以用戶參與總成本，即可得用戶參與之益本比 BCRp＝111.8 3.13 22 2

22 2 σ+ × ×× ×

。


－ 75 －

6. 各方案成本效益分析結果之比較：參與者成本檢定

表 6 呈現各方案參與者檢定之結果。經由以上分析可得知，以參與用戶觀點

而言，「計劃性（四）」益本比最高、「計劃性（一）」與「計劃性（三）」次之，

「計劃性（二）」益本比最低。數據顯示，「計劃性（四）」之參與效益為次高，

且參與成本次低，整體來說益本比相對高。而「計劃性（二）」雖然參與效益為

最高，但其參與成本因抑低用電總時數太長造成成本過高，反而使益本比為最

低。「計劃性（一）」雖然參與效益不高，但也因為參與成本相當低，故益本比仍

比「計劃性（二）」大，至於「計劃性（三）」之參與效益與參與成本皆為「計劃

性（一）」的 4 倍，故兩者益本比相同。

表 6 各方案益本比之比較：參與者檢定

方案計劃性（一）計劃性（二）計劃性（三）計劃性（四）

每月抑低次數 4 25 8 22

每次抑低時間（小時） 7 6 7 2

每瓩補貼（元） 44.7 212.3 89.4 111.8

用戶參與效益 5915.598b 元/月 144746.14b 元/月 23662.392b 元/月 27896.336b 元/月

用戶參與成本 1251σb 元/月

31845σb 元/月

5006.4σb 元/月

4912.2σb 元/月

益本比 4.73σ

4.55σ

4.73σ

5.67σ

（二）公用事業成本檢定

公用事業成本檢定（Utility Cost Test, UCT）用以衡量電力公司在提供方案後的淨

效果。公用事業成本檢定常見的表達方式亦有淨現值與益本比，由於兩者概念相同，底

下我們同樣採取益本比的方式進行分析。以下為益本比之模式：

UCT UCT UCTBCR B C=

其中，BUCT：電力公司效益總現值；CUCT：電力公司成本總現值；BCRUCT：電力

公司之益本比。

效益方面我們考慮了電力公司延緩尖載機組開發之固定成本以及減少尖峰時段發電之變

動成本；而成本方面我們則考慮補償費用的支付以及減收電費之損失。闡述完收益項與

成本項相關之項目後，接下來我們同樣先對一般化模型進行分析，找出影響電力公司益

本比關鍵之變數，接著再依序對不同方案進行分析。

1. 一般化模型

模型設定與一開始相同，用戶夏月尖峰時段電力的需求函數為 Q＝a－bP，


－ 76 －

其中 Q 為容量，P 為基本電費價格，電力公司的邊際成本為一常數 c。今電力公

司有一減少用電方案，規定每月抑低用電 n 次，每次執行 h 小時，抑低契約容量

部分基本電費按（1－k）×100％計收。參與此方案之用戶在履行台電公司所要

求之條件後，依據前面之結果，用戶共抑低容量 kcb 瓩/月，而抑低用電對於電

力公司來說將會產生效益與成本，其中效益來自兩項：其一為延緩尖載機組開發

之固定成本，其二為減少尖峰發電之變動成本。需特別說明的是，此處台電尖載

機組開發之固定成本我們是以氣渦輪機組投資成本的均化成本 126.75 元/瓩-月來

計算（謝智宸等，2009），因此這方面帶來的效益為 kcb×126.75 元/月，而尖峰

發電變動成本我們則是以氣渦輪平均燃料成本 10.57 元/度來計算（謝智辰等，

2009），這方面的效益為 kcb×n×h×10.57 元/月，故電力公司方案實施總效益

BUCT＝kcb×（126.75＋10.57×n×h）元/月。而成本亦來自二項：其一為用戶抑

低用電期間之補償費用的支付，這方面為 kcb×kc 元/月，其二為減收電費之損

失，而這方面為 kcb×3.13×n×h 元/月24，故電力公司方案實施總成本 CUCT＝

kcb×（kc＋3.13×n×h）元/月。接著將方案實施總效益除以方案實施總成本，

即可得到電力公司實施方案之益本比 BCRUCT＝126.75 10.57 n h

kc+3.13 n h+ × ×

× ×，由益本比

我們可歸納出以下之結果： (1) 台電公司給予之折扣比例（k）上升，電力公司益本比降低。

(2) 每月抑低次數（n）提高，電力公司益本比之變動將不確定。

(3) 每次抑低時數（h）提高，電力公司益本比之變動將不確定。

(4) 每月抑低總時數（n×h）提高，電力公司益本比之變動將不確定。

結果 2、結果 3 及結果 4 不確定25之原因在於，若每瓩補貼不是很大（小於

37.53），此時提高這三個變數其中之一，效益面變動的幅度皆小於成本面的變動

幅度，因而降低了電力公司的益本比。反之，若每瓩補貼較大時（大於 37.53），

則提高這三個變數其中之一，效益面的變動幅度將會大於成本面的變動幅度，因

此提高了電力公司的益本比。

以上分析完一般化模型之成本效益後，接著依序進行台電公司現有方案成本

效益之探討。

2. 用戶計劃性減少用電措施（一）

「用戶計劃性減少用電措施（一）」，每月抑低用電 4 次，每次 7 小時，抑低

24 3.13 元/度係來自高壓用戶夏月二段式時間電價尖峰時段之流動電費 25 當 ck＞37.53 時，則 UCTBCR

n∂

∂＞0、 UCTBCR

h∂

∂＞0、 CBCR

(nxh)∂∂ ＞0；當 ck＜37.53 時，則 UCTBCR

n∂

∂＜0、

UCTBCRh

∂∂

＜0、 CBCR(nxh)

∂∂ ＜0。


－ 77 －

每瓩台電公司給予 44.7 元之補貼，參與此方案之用戶在履行台電公司所要求之

條件後，依據前節之結果，用戶共抑低容量 44.7b 瓩/月。而抑低用電對於電力公

司來說將會產生效益與成本，其中提供該方案之效益來自兩項：其一為延緩尖載

機組開發之固定成本，這方面的效益為 44.7b×126.75 元/月，其二為減少尖峰發

電之變動成本，這方面的效益為 44.7b×10.57×4×7 元/月，故實施方案總效益

BUCT＝44.7b×（126.75＋10.57×4×7）元/月。而提供方案之成本亦來自二項：

其一為用戶減少抑低期間之補償費用的支付，這方面為 44.7b×44.7 元/月，其二

為減收電費之損失，而這方面為 44.7b×3.13×4×7 元/月，故實施方案總成本

CUCT＝44.7b×（44.7＋3.13×4×7）元。接著將實施總效益除以實施總成本，即

可得到台電公司實施方案之益本比 BCRUCT＝3.19。

3. 用戶計劃性減少用電措施（二）

「用戶計劃性減少用電措施（二）」，每月抑低用電 25 次，每次 6 小時，抑

低每瓩台電公司給予 212.3 元之補貼，參與此方案之用戶在履行台電公司所要求

之條件後，依據前節之結果，用戶共抑低容量 212.3b 瓩/月。而抑低用電對於電

力公司來說將會產生效益與成本，其中提供該方案之效益來自兩項：其一為延緩

尖載機組開發之固定成本，這方面的效益為 212.3b×126.75 元/月，其二為減少

尖峰發電之變動成本，這方面的效益為 212.3b×10.57×25×6 元/月，故實施方

案之總效益 BUCT＝212.3b×（126.75＋10.57×25×6）元/月。而提供方案之成本

亦來自二項：其一為用戶減少用電期間之補償費用的支付，這方面為 212.3b×

212.3 元/月，其二為減收電費之損失，而這方面為 212.3b×3.13×25×6 元/月，

故實施方案總成本 CUCT＝212.3b×（212.3＋3.13×25×6）元。接著將實施方案

總效益除以實施方案總成本，即可得到台電公司實施方案之益本比 BCRUCT＝2.51。

4. 用戶計劃性減少用電措施（三）

「用戶計劃性減少用電措施（三）」，每月抑低用電 8 次，每次 7 小時，抑低

每瓩台電公司給予 89.4 元之補貼，參與此方案之用戶在履行台電公司所要求之

條件後，依據前節之結果，用戶共抑低容量 89.4b 瓩/月。而抑低用電對於電力公

司來說將會產生效益與成本，其中提供方案之效益來自兩項：其一為延緩尖載機

組開發之固定成本，這方面的效益為 89.4b×126.75 元/月，其二為減少尖峰發電

之變動成本，這方面的效益為 89.4b×10.57×8×7 元/月，故實施方案總效益

BUCT＝89.4b×（126.75＋10.57×8×7）元/月。而提供方案之成本亦來自二項：

其一為用戶減少用電期間之補償費用的支付，這方面為 89.4b×89.4 元/月，其二

為減收電費之損失，而這方面為 89.4b×3.13×8×7 元/月，故實施方案總成本

CUCT＝89.4b×（89.4＋3.13×8×7）元。接著將實施方案總效益除以實施方案總


－ 78 －

成本，即可得到台電公司實施方案之益本比 BCRUCT＝2.72。

5. 用戶計劃性減少用電措施（四）

「用戶計劃性減少用電措施（四）」，每月抑低用電 22 次，每次 2 小時，抑

低每瓩台電公司給予 111.8 元之補貼，參與此方案之用戶在履行台電公司所要求

之條件後，依據前節之結果，用戶共抑低容量 111.8b 瓩/月。而抑低用電對於電

力公司來說將會產生效益與成本，其中提供方案之效益來自兩項：其一為延緩尖

載機組開發之固定成本，這方面的效益為 111.8b×126.75 元/月，其二為減少尖

峰發電之變動成本，這方面的效益為 111.8b×10.57×22×2 元/月，故實施方案

總效益 BUCT＝111.8b×（126.75＋10.57×22×2）元/月。而提供該方案之成本亦

來自二項：其一為用戶減少用電期間之補償費用的支付，這方面為 111.8b×111.8

元/月，其二為減收電費之損失，而這方面為 111.8b×3.13×22×2 元/月，故實施

方案總成本 CUCT＝111.8b×（111.8＋3.13×22×2）元/月。接著將實施方案總效

益除以實施方案總成本，即可得到台電公司實施方案之益本比 GCRUCT＝2.37。

6. 各方案成本效益分析結果之比較：公用事業成本檢定

表 7 呈現各方案公用事業成本檢定之結果。經由以上分析可得知，以電力公

司觀點來看，「計劃性（一）」益本比最高，再來依序為「計劃性（三）」、「計劃

性（二）」最後為「計劃性（四）」。其中值得一提的是，「計劃性（一）」雖然實

施效益為四者中最低，但其實施成本亦為四者中最低，故整體來說益本比最高。

此外，本小節與前節經比較後發現，以電力公司角度而言，在考量實施方案的潛

在成本及效益後，抑低容量最高的方案對於電力公司未必最為有利，反之，抑低

容量最低的方案對於電力公司也不必然最不利。

表 7 各方案益本比之比較：公用事業成本檢定

方案計劃性（一）計劃性（二）計劃性（三）計劃性（四）每月抑低次數 4 25 8 22 每次抑低時間（小時） 7 6 7 2 每瓩補貼（元） 44.7 212.3 89.4 111.8 方案實施效益 18895.137b 元/月 363510.675b 元/月 64249.098b 元/月 66166.594b 元/月方案實施成本 5915.598b 元/月 144746.14b 元/月 23662.432b 元/月 27896.336b 元/月益本比 3.19 2.51 2.72 2.37

（三）經濟意涵與引申討論

上一節成本效益分析中，在電力用戶參與者檢定之成本面，我們引入了缺電成本這

個變數，並且假設電力用戶抑低用電負載期間之缺電成本為一固定常數σ，此設定值得


－ 79 －

做進一步之探討。

首先舉一個簡單的例子進行說明，假設存在兩類「用戶計劃性減少用電措施」方

案，電力公司對於抑低用電部分，每單位給予之折扣兩方案皆相同。但其中一類方案規

定每個月抑低用電 4 次，每次執行 7 小時；而另一類方案則規定每個月抑低用電 7 次，

每次執行 4 小時。上述兩方案每月總抑低時數皆同為 28 小時，若基於前面之假設，電力

用戶選擇哪一類方案其成本上並無差異。然而事實上，用戶對於這兩方案其主觀上的偏

好並不相同，而此偏好之差異本質上會反映在缺電成本的高低。此外，上述例子亦隱含在

不同缺電條件之情況下，電力並非齊質（Homogeneous）之產品，電力所提供之服務價值

（Service value）可能因人、因時、因地而異。因此不論理論或實務上，不同條件之邊際缺

電成本並非只是一固定之常數。底下我們將分別以抑低用電次數、抑低用電持續時間、缺

電之比率以及電力所提供的服務價值這四個因素，對於缺電成本的內涵做更進一步之說明。

1. 抑低用電次數

一般而論，在其他條件不變之下，每月規定之抑低用電次數愈多，用戶受干

擾的次數也愈多。因此隨著抑低用電次數之增加，民眾此而犧牲電力所提供之邊

際服務價值亦隨之增加，故邊際缺電成本一般會隨著抑低用電次數增加而提高。

若以「計劃性（一）」與「計劃性（三）」為例，兩類方案每次皆抑低用電 7 小

時，但「計劃性（三）」每月抑低 8 次而「計劃性（一）」每月抑低 4 次，理論上

「計劃性（三）」之缺電成本應比「計劃性（一）」之缺電成本為高。

2. 抑低用電持續時間

若抑低用電持續時間增加，則電力用戶之總缺電成本會增加，但每單位的平

均缺電成本通常會隨著抑低用電持續時間增加而發生遞減之現象26，原因在於用

戶愈有時間進行內部作業之調整（例如讓員工先下班），使損失的平均變動成本

因而下降。此處我們是應用在「用戶計劃性減少用電措施」上，因此我們並不討

論抑低用電持續期間長到使電力用戶必須歇業之情況。

3. 電力所提供的服務價值

缺電之所以會造成用戶的損失，主要是由於電力對於用戶有其「服務價

值」。因此即便是在同樣的缺電條件下，不同電力用戶會因其活動與電力相關程

度之不同，而有不同的缺電成本，亦即每單位電力所能為用戶創造的附價價值愈

高，則用戶每單位之缺電成本愈大。

此外，在缺電後活動是否具有「可回復性」，亦是影響缺電成本一個關鍵因

素，例如服務業所提供之服務較具有即時性（也就是即產、即銷），而當缺電

26 某些特定產業例外，比方說製造冰品之產業，則有可能隨著停電時間持續的增加，平均缺電成本反而提高。


－ 80 －

時，服務營業活動受阻，無法於事後回溯彌補，故其缺電本較高；而製造業服務

方式多屬於「交貨期限內」完成生產即可，因此可藉由加班或調整製程來補足缺

電所造成之不便，較不具時效性，其缺電成本較低。故一般來說，製造業用戶缺

電成本明顯低於服務業缺電成本（陳澤義，1993）。

4. 缺電深度（缺電比率）

缺電深度又稱缺電比率。是指缺電持續時間占某一衡量期間內之比率。用戶

有充裕時間預備時，通常會先停影響較輕微的設備器具及負載，接著再停影響較

為重大者，因此若缺電深度大，用戶比較無充裕時間進行調整。故一般而言，單

位缺電成本將隨缺電深度之增加而提高。

以上皆說明了邊際缺電成本其實會受不同因素之影響。接著我們再以電力所

提供的服務價值為例，結合電力的需求價格彈性以及願付價值來解釋用戶的邊際

缺電成本。假設存在兩個用戶，其中第一個用戶電力需求價格彈性較低，第二個

用戶電力需求價格彈性較高。如圖 9 顯示，電力需求價格彈性較低者需求曲線較

陡峭（Demand 1），而電力需求價格彈性較高者需求曲線較平坦（Demand 2）。在

其他條件不變且兩用戶抑低相同用電容量之下（容量皆由 Q0 抑低至 Q1），彈性較

高者將由 C 點移至 B 點，產生梯型 CBQ1Q0 之缺電成本。而彈性較低者均衡點由

C 移至 A，產生梯型 CAQ1Q0之缺電成本。將上述兩種需求曲線比較後可以發現，

彈性較高者之缺電成本明顯小於彈性較低者之缺電成本。另外，我們亦可從對電

力願付價格之角度，來探討用戶對於電力需求的程度。由圖 9 可看出，需量從 Q1

至 Q0 之間，彈性相對小之用戶，其電力之願付價格皆高於彈性相對大之用戶。因

此由以上兩點論述我們可以推定，彈性小的用戶其背後隱含電力對於他們所提供

的服務價值高，其缺電成本較高，故願付價值也較高；而彈性大的用戶其背後隱

含電力對於他們所提供的服務價值低，其缺電成本較低，故願付價值也較低。

圖 9 不同需求彈性的電力用戶其缺電成本之比較


－ 81 －

綜合以上討論可知，邊際缺電成本並非一固定之常數。事實上缺電成本可能受某些

因素影響而發生遞增或遞減之情形，因此在形式上之設定應為許多變數之函數。將來若

能把這個概念納入考量，則將能進一步提升成本效益分析的解釋力以及精確度。

伍、結論與建議

一、結論

本文在分析方法上，首先針對不同「用戶計劃性減少用電措施」方案進行假設，以

方便其模型化，此部分主要承襲自 Chao（2010），然而為了貼近台電公司案例，因此在

部分設定上與 Chao 有所不同（例如在邊際成本線之設定以及分析時段之考量）。接著以

經濟剩餘模型（Economic Surplus Model）對於各方案進行分析，然而由於經濟剩餘模

型並未將部分潛在之效益（例如節省新電廠開發）以及成本（例如減收電費）納入分析

考量，故該模型在解釋現況之能力上有其限制。考慮到經濟剩餘模型在解釋現況上存在

不足之處，因此本文引入了實務上常用來評估某方案之實施可行性的成本效益分析，分

別從參與用戶以及電力公司之角度出發，對經濟剩餘模型分析之結果進行修正。而在成

本效益分析模式下，更確定了特定變數確實會對於參與用戶以及電力公司之績效有所影

響。綜合以上各章節之討論，本文歸納出以下之結論：

（一）經濟剩餘模型：

影響參與用戶抑低容量與剩餘分配的主要變數有台電公司給予之優惠折扣比例以及

用戶對於電力的需求價格彈性。在抑低容量部分，分析結果以「計劃性（二）」抑低容

量為最多，共抑低容量 212.3b 瓩/月；「計劃性（一）」抑低容量最低，共抑低容量 44.7b

瓩/月。而在剩餘分配變動部分，消費者剩餘變動方面，分析結果以「計劃性（二）」變

動最多，消費者剩餘共增加了 22535.6b 元/月；「計劃性（一）」變動最少，消費者剩餘

共增加了 999b 元/月。生產者剩餘變動方面，分析結果以「計劃性（二）」變動最多，

生產者剩餘共減少了 45071.3b 元/月；「計劃性（一）」變動最少，生產者剩餘共減少了

1998b 元/月。社會總剩餘變動方面，分析結果以「計劃性（二）」變動最多，社會剩餘

共減少了 22535.7b 元/月；「計劃性（一）」變動最少，社會剩餘共減少了 999b 元/月。

以上顯示，三項剩餘變動皆與抑低容量顯著相關。抑低容量高的方案，在獲取台電

公司補貼後其消費者剩餘較高，故對於參與用戶最為有利；然而卻也因為抑低容量高，

台電公司所需支付的補貼亦較高，故對於電力公司最為不利；在電力公司剩餘損失大於

參與用戶剩餘增加之下，抑低容量高的方案其社會總剩餘自然減少最多。反之，抑低容

量低的方案，雖然參與用戶剩餘增加較少，卻也因為其抑低容量低，台電公司所需支付


－ 82 －

的補貼亦較低，故抑低容量低的方案其社會剩餘減少亦較少。

（二）成本效益分析模型：

以參與用戶的觀點而言，其參與者檢定之益本比與台電公司之優惠折扣比例（k）成正比，與每月抑低用電次數（n）、每次抑低用電時數（h）以及缺電成本（σ）成反

比。至於參與方案績效之表現，在假設用戶缺電成本為常數σ之下，「計劃性（四）」的

參與者檢定益本比最高（5.67σ

），「計劃性（二）」的參與者檢定益本比最低（4.55σ

）。

以電力公司的觀點而言，其公用事業成本檢定之益本比通常與每月抑低用電次數

（n）及每次抑低用電時數（h）成正比，與給予電力用戶之優惠折扣比例（k）成反

比。至於實施方案績效之表現，「計劃性（一）」的公用事業成本檢定益本比最高

（3.19），「計劃性（四）」的公用事業成本檢定益本比最低（2.37）。

將上述結果與經濟剩餘分析之結果進行比較後可發現，成本效益分析在考量其潛在

之效益與成本後，抑低容量最高的方案對於電力公司而言未必最為有利；反之，抑低容

量最低的方案對於電力公司而言也不必然最不利。

二、後續研究方向之建議

綜合以上之分析與討論，本文就此相關領域提出數點建議如下：

（一）本文分析對象主要是針對工業電力用戶以及電力公司。由於各方案在實施期

間上不盡相同，為了使不同方案間有一個分析基準可以進行相互之比較，因

此在方案實施期間上，本文只討論各方案皆共有之八月與九月。後續研究者

可將實際參與用戶數納入考量，以及可將各方案之實施期間擴大至原始實施

期間，以衡量各方案之整體績效。

（二）後續研究者在研究之過程中，可蒐集相關環境迴避成本之資料，並綜合電力

用戶以及電力公司兩方，進行整合資源規劃（ Integrated Resource

Planning），以評估方案實施後整體社會之淨效益。

（三）本文將參與用戶之邊際缺電成本設定為固定常數，理論上邊際缺電成本其型

式之設定應為許多變數所構成之函數。將來後續研究者進行研究時可進一步

做修正，以期使成本效益分析之結果更具有解釋力。

（四）本研究所進行之敏感度分析皆在單一變數改變之情況下進行討論，未來研究

可考量在多個變數同時改變之情況下進一步做分析。

（五）後續研究者可將台電公司「用戶計劃性減少用電措施」方案之實施績效與國

外可停電力方案之實施績效作相互之比較，以檢視方案是否有存在不足或是

修正之處。


－ 83 －

（六）後續研究可考慮以參與用戶之實際資料，進行事前與事後之量化分析，並可

探討是否存在其他變數影響其抑低容量，以致進一步影響參與用戶與電力公

司雙方之績效。（七）本文所探討之案例涉及到參與用戶與電力公司兩方，後續研究者可進一步將

道德風險問題納入分析考量。綜合以上各項建議，均有待後續研究者未來加以努力。

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