ca88 fun88sitemap bbin
   
電力市場概況
國 家 電力市場概況 能源類別
西班牙西班牙電力市場的自由化開始於90年代,同時為減少能源對外依賴程度、規範並促進本國能源行業發展,西班牙政府于1997年11月根據歐盟96/92法令制定了54/1997號法令,即「西班牙電力行業法」(Electricity Sector Act);2004年3月制定了436號法令,進一步明確了電力生產一般制度(régimen ordinario)和特定制度(régimen ordinario especial)的法律及經濟等規定。根據上述法律,西班牙電力市場的基本特點如下: 1. 電力市場分為管制和非管制兩部分,受政府管制的包括輸電和配電,而發電和售電則開放,接受市場上自由競爭。 2. 任何發電廠都可自由併入電網。 3. 將電力生產分為一般制度和特定制度兩大類,前者包括電力業法頒布時已存在的發電業所發出的電能,後者則包括新成立的發電業所產生的電能,無論是電力源是來自再生能源或是傳統電廠都包含在內。但一般制度發電要向特定制度發電予以補貼。 4. 不再對電力業進行地區以及類型進行整體安排(輸電除外);將建設再生能源項目的審核權力下放至地方,除非該項目涉及多個區域;但該規定使得電力建設非常分散。此外,由於再生能源的建設權在地方、但對其進行補貼的義務在中央,往往造成補貼速度趕不上建設。 5. 對50WM裝置容量以及一般制度發電業進入再生能源進行限制。這些規定,從結果分析對西班牙電力發展造成了負面影響。 6. 對特定制度發電的補貼額逐年上升,2005年補貼額為12.46億歐元,到2010年增至71.19億歐元,5年內增長了5.7倍。為此,西政府在2010年制訂了多項法規,以期降低發電成本和減少對再生能源的補貼。如14/2010號法令規定,太陽光電發電企業必須大幅降低發電時間(Horas Equivalentes de Referencia,等效參考時間),意味著發電業不得不減少發電裝置的使用率或者失去補貼。 [B3-27]
參考出處
再生能源
義大利

義大利電業早期主要由私營企業經營,為確保能有效與穩定供電,義大利仿效法國、英國將電業國有化之作法,於1962年後根據"公共電業國有法",由政府接管全國的私營電力公司,並成立國有義大利國家電力公司(Enel),成為國內唯一的發電、輸電、配電的垂直整合管理單位。在1980年代,電業私有化的概念又再度於歐美發酵,1999年義大利因應歐盟對於會員國應採電力自由化之要求,公告法令79/1999 Decreto Bersani使國內電力市場逐步達到自由化。義大利於2007年起電力市場已開放發電、配電、零售自由化,義大利電力和天然氣管理局依據相關法規法令對輸電系統運營商、配電系統運行商、市場運營商等實施監管,其中配電特許權、電網導則制定等均需義大利工業部授權。義大利的電力市場交換平臺由隸屬於義大利國家能源服務署(Gestore Servizi Energetici,簡稱GSE)的子公司GME 負責管理,為財政部全資控股,負責全國電力市場交易以及再生能源政策的推行,輸電則由Terna公司進行整合管理。
據彭博新能源財經統計資料顯示,義大利2013年電力系統裝置容量為118GW,主要電力來源以燃氣為大宗(45%),其次為太陽能(16%)、水力(16%),整體再生能源占總裝置容量約42%。

[B3-24]
參考出處
再生能源
德國

德國是歐洲最大電力市場,擁有約550 TWh的年電力消費量和125GW的發電量,並有四個垂直整合供應商(約占一半的市場量)及傳輸系統營運商(Transmission system operators; TSOs)負責控制電力穩定與可靠度以因應非預期內的天氣波動造成的再生能源變化。
1990年代後期,歐盟採去一系列的指令開放歐盟成員國國內之電力與天然氣交易市場。歐盟電力市場於1996年依德國電力市場是歐洲最大,擁有約550億千瓦時年發電消耗和125萬千瓦發電容量。
輸電系統運營商(TSOS)保持控制的可用功率來維持穩定,可靠供應。對能源需求控制在創建時的功率之和產生變化從實際負載(由於可再生能源的情況下,不可預見的天氣波動)。
主要的控制,輔助控制,和三級控制儲備由內非歧視性的控制權市場(www.regelleistung.net)在雅舞蹈與聯邦卡特爾局的要求respectivement TSOS採購。
採購發生在德國的控制權市場,其中A顯著多家供應商參加在競爭招標投標的基礎。小型供應商因此能夠參與呼籲招標由池的過程。幾乎90%的能夠提供控制能源發電設備的有資格參加在TSOS。

[B3-23]
參考出處
再生能源
美國

1978年公用電業管制法 (US Public Utility Regulatory Policies Act 1978)通過,獨立發電業者(Independent Power Producer, IPP或Non-utility generator, NUG)出現,後經過1992年能源政策法Energy Policy Act,進一步鼓勵了再生能源獨立發電業者的參與,從此批發電力交易蓬勃發展,迎接今日消費者自由選擇電力產品與服務的開放局面。而有別於其他擁有龐大領土的或公營電業垂直整合的國家(例如中國與巴西,電力市場由中央管制與規範,地方管理有權限,且可以隨時被中央撥回),美國電力交易市場因為參與交易者眾多(美國電力市場規模根據2014年由McGRAW HILL Financial公司公布的數據美國境內稍具規模並登記的電業達3356家公司,擁有3283個電廠,664.653GW裝置容量,美國輸電網長度約30萬公里,分屬500多家公司),權力下放地方各管其政(輸配電與服務客戶在相同區域內,則屬該州管轄),由非利益中立的電力交易機構(美國有十個跨州整合區域Regional Transmission Organizations, RTOs電力市場)追求公平參與、最大電力生產及最低的價格。而涉及到管制與規範,尤其是跨州跨區的電力交易,或須併入州際電網的電力(目前美國48個州有三個州際電網,各是東部the Eastern Interconnection、西部Western Interconnection、與德州the Electric Reliability Council of Texas, ERCOT grid),則需符合FERC(Federal Energy Regulatory Commission)訂定的強制性安全標準與規範,且由電力產業共同組成的North American Electric Reliability Corporation負責落實。
美國電力市場屬於多元的平行結構,靠高程度的自律來整合,但是屬於間歇性電力的風力與太陽能快速成長,併網量激增,加上未來對兩者的高成長規劃,造成電網的巨大壓力。因此,FERC法令除了適用於上述州際輸電與州際交易之外,對再生能源也進行管制與規範。
美國境內的再生能源設備以20MW為界分成小型與大型。對於大於20MW的大型設備,於2003年7月通過2003、2003-A、2003-B、2003-C等等法令來規範;少於等於20MW的小型設備,於2005年5月通過2006、2006-A、2006-B法令(Interconnection Standards for Small Generators)來規範。
FERC 764條法令 Integration of Variable Energy Resources 於2012年6月通過,規定併聯到州際輸電線的大型發電設備,需向公營的電力輸電業者下一個小時的發電量預測。
FERC 2006法令後經2013年12月修正為792法令Small Generator Interconnection Agreements and Procedures,正式2014年2月4日開始實施。該法令主要反應再生能源的快速成長與擴大,為了整合再生能源間歇性電力,儲能設備越形重要,2013年修正後最大改變是將儲能設備EES也一併納入為小型發電設備,相同的因容量大小適用快車道申辦手續。
2013年12月通過1000法條,(修正自890法案Transmission Planning and Cost Allocation),該規範輸電線的成本分擔。該法條規定所有公營輸電線業者對新增設輸電線,其成本需要適用地方的輸電規劃與其分擔六規則。
另外除了規範併網電力的標準之外,FERC擁有另一項跨州的整合權力。歷史上,籌設新的輸配網或電力裝置均屬於州的行政範圍,然而近年來的電力新增量超出輸電線的四倍,而州政府仍因環保等各種理由延遲或耽誤核准增設許可,因此,新的輸電線成為美國電網急迫要解決的一大課題,針對上述州政府的推延,於2005年國會通過Energy Policy Act 2005,該法授權DOE可擅自核准州政府所核不准的輸電線籌設,將輸電相關的政策、規範、及行政權力委任給FERC(Federal Energy Regulatory Commission)負責。並在2007年DOE公佈兩個電力擁擠、輸電線卻嚴重不足的NIETC區(National Interest Electric Transmission Corridor),各是the Mid-Atlantic Area national corridor與 the Southwest Area corridor,授權FERC擁有該地12年內行駛決定權。但是,因為輸電線修建的地方與受惠民眾並不重疊,因此尋找建設的財源以及公平的核算受惠民眾成為一大難題。加上新的輸電線需要連接地處邊遠的大風場,因此造價昂貴,影響私營部門籌資及各州的財政負擔。

[B3-22]
參考出處
再生能源
馬來西亞

馬來西亞的發電部分有國營與民營,國營以地區分有三家公司,各是馬來西亞半島的Tenaga Nasional Berhad(TNB),東馬沙撈越的Sarawak Energy Berhad(SEB),沙巴的Sabah Electricity Sendirian Berhad(SESB,80%股份由TNB擁有)。馬來西亞的民營IPP陣容也很強大,尤其是馬來西亞島的天然氣與煤炭,沙撈越的水力,馬來西亞的民營發電公司擁有17GW的裝置容量,佔59%。
輸配電則由三家國營公司分地區擁有,輸電線總長25,183公里,其中500KV線佔5%,275KV線40%,132KV線55%;配電線路總長96萬公里,45%地下化。
2012年發電總量134.375TWh,電力消費總量116.354TWh,併聯電力裝置24.4GW,尖峰需求17.815GW,備用容量率38.7%,其中沙撈越高達95.1%,馬來西亞半島33%,沙巴31.8%,明顯供過於求很多。
馬來西亞的電價與我國相同,是管制電價,因此電力公司無法真實的轉嫁因再生能源收購而增加的負擔(用電量超過每月300度電則有1%再生能源稅),因此政府與電力公司商定再生能源的購買上限量(CAP),即RE Quota,SEDA官方網站負責隨時更新未來三年內的已分配或待分配的再生能源設置額度。

[B3-21]
參考出處
再生能源
印度

2012年3月到2013年3月的2012年供電量達852,900GWh,比較2005年的411,887GWh,每年均成長為9.53%,與前一個會計年度2011年度比較(785,193GWh)則成長8.62%。最大的用戶仍舊是工業,占比44.87%,其次是住戶(21.79%)、農業(17.95%)、及商業(8.33%)。同期(2005年到2012年),工業部門的電力消費成長12.27%,速度比整體電力快,商業部門成長8.88%,比較慢。
上述供電數據不含產業自備的電力設備,由於印度供電不穩定造成產業發展的障礙,印度境內有規模的企業均自備風力機等再生能源電力設備,而該情形受到斷電等因素越來越普遍。
價格方面,根據IEA,UN及美國的IEA的統計顯示,印度的消費電價是世界最低水準,2011年約每度電8分美元,與中國大陸相同,但是如果配合該國每人均的購買評價,印度的消費電價與日本相同,每度電19分美元。
印度電力不足雖然嚴重,因此產生了自備電力(Captive Power),但是提及電網可靠度,首待解決的問題是線路損失,根據官方數據2012年達23.65 %(2005年曾是30.42%),遠高於全球平均15%(2013年)。因此,印度政府曾於2011年公布改善計畫,並在國家五年計畫設定該項目標,即2017年線路損失需要降到17.1%,下次五年計畫的2022年到14.1%。而印度的高線路損失來自非技術性的人為因素,例如高比例的非法盜電,或民眾故意使用錯誤判讀的電表等等,促使印度政府為了改善線路損失不得不規劃逐步更換電表。這種盜電現象是也形成上述制度面的障礙,因為盜電或使用壞儀錶的群眾不是付不起電費的真正窮人,而真正的貧窮是電力普及與否都無所謂的沒有電器可用的民眾。這種現象影響社會公平,減少國家資源改善電力普及。

[B3-20]
參考出處
再生能源
中國2013年度中國總發電裝置容量376,753 MW,電力結構以燃煤為主占64%、次之為水力發電21%、其他依序為風力發電7%、燃氣發電4%、太陽能2%、核能發電1%、燃油發電1%、生質能廢棄物發電1%(彭博資訊,2014)。 中國於2002年頒布電力體制改革方案後,針對國營之國家電力公司進行改革,已完成廠網分離及於發電業導入競爭的政策目標。依據改革方案規劃將中國電力公司拆分為電網、發電、輔業等三個部分,統一由國家電力監管委員會管理。電網公司分別拆分為國家電網公司、中國南方電網有限責任公司,其中國家電網公司在掛牌之後將組建東北、華北、華東、華中和西北五個區域性子公司;發電部分拆分成五家發電集團公司,分別為中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司和中國電力投資集團公司。輔業部分,拆分為四家輔業集團公司分別是中國電力工程顧問集團公司、中國水電工程顧問集團公司、中國水利水電建設集團公司和中國葛洲壩集團公司。 [B3-19]
參考出處
再生能源
捷克

捷克的電力市場是開放,České Energetické Závody(CEZ)是國有電力公司,政府大約持股68%,其中CEZ所提供的電力大約占捷克電力需求3/4,且此公司從事發電、輸配電與供電。此外,CEZ主要以核能(4000MW)與火力發電(8527 MW)為主。OTE是電力營運商,主要從事捷克電力交易與販售,且以時為交易單位。

[B3-18]
參考出處
再生能源
智利 1982年智利的電力服務總法(DFL1號法)規定發電、輸電與配電系統分屬於不同管理者,並由私營資本控制,國家只負責調控、監管、指導發電和輸電業者的投資,杜絕垂直整合,即發電廠不能同時參與輸電或配電。同時,法律還規定政府決策部門相關人員不能進入電力行業,綜上對電力市場的改革運行起了重要的影響,私有化改革隨著1998年最後一座國有電力設施的出售正式結束 目前智利境內的13個州透過四個電力系統連結起來(如圖 15所示),北區輸電系統(Norte Grande Interconnected System;SING)與中央區輸電系統(Central Interconnected System;SIC)的發電量占國內總需求的90%,是智利的兩大電力系統。另南區輸電系統包含艾森電網(AYSEN)、麥哲倫電網(MAGALLANES)等,因南區僅占總人口2%,故電網系統較小。 [B3-17]
參考出處
再生能源
丹麥

2012年丹麥發電來源中燃煤占41.3%、風力占30%。熱利用則汽電共生的生質能占46.2%(含生質沼氣、生質物燃燒、及再生能源與非再生能源的廢棄物等等)。
丹麥發電業目前由兩家 Dong Energy 與Vattenfall寡占 (2004年曾是強力競爭對手的Elsam(Dong64.7%、Vattenfall35.3%)被兩家合併,輸電由Energinet獨占(2005年自地方政府接手了區域輸配線業者,西區的Eltra與東區的Elkraft)。
丹麥的電網與西邊與德國,東邊與瑞典、挪威相連,東西兩邊輸電系統不同,電力出口量也依次是德國、瑞典、挪威三國,其中瑞典與挪威因水力占比很大,而水力的可調度性,充分利用丹麥風力在電力交易所(Nord Pool)的低價格,因此風力供電過剩時,交易價格幾近於零,因此對兩個鄰國的經濟貢獻很大。
電價方面,根據Eurostat,以一般中等家庭用戶為基準,2013年下半年平均的含稅最終消費電價,歐盟國家當中丹麥最高, 每度電0.294歐元(全球最高),德國次高0.292歐元,塞普魯斯 0.248歐元,愛爾蘭 0.241歐元;最低的國家保加利亞0.088歐元,羅馬尼亞 0.128 歐元,匈牙利 0.133歐元。 歐盟國家最高與最低比較消費電價甚至相差三倍以上。
丹麥實施的高電價政策雖有利弊,但對促進再生能源普及(風力人均設置量是全球第一高)及節約能源(能源消費是全歐第一低)的雙效貢獻極大。若觀其消費電價的組成結構,其中0.084歐元28.5%才是發電能源費用、0.041歐14%是電網輸配費用(0.041歐),0.11歐元的37.4%是發展再生能源的PSO(Public Service Obligation)等等稅金與其他附加費用,0.059歐元則是20%是增值稅,換句話說,丹麥的電價稅金部分高達52%。
由於丹麥於1999年開放包括電力的所有能源市場,因此,影響電價的因素多受天候供需平衡及燃料價格等波動很大,例如乾旱影響北歐水力發電或冬季風力發電過剩,或季節性寒冷的三月通常交易電價會最高,但仍從歷史電價比較可知,近年的電價維持年約3-4%的上漲趨勢。

[B3-16]
參考出處
再生能源
南非 南非國家電力公司(Eskom)成立於1923年,公司總部在約翰內斯堡,業務遍及全國各地,由南非政府全資擁有,是世界上第七大電力生產和第九大電力銷售企業。南非95%電力由南非國家電力公司Eskom 提供,且因為電網建設不足,常需在各地區間歇性停電或定量配電,影響國內工商業運作。加上城鄉之間電力普及率差距大(城市普及率88%,鄉村僅55%),約有1,250 萬居民處於無電狀態,為加快緩解電力需求問題,Eskom 正著手規劃現代化電網的建置。 因為2007 年開始出現缺電危機,甚至在2008年時金礦、白金與鑽石等主要礦場因電力供應不足而停工,加上豪雨浸損煤炭,使電力供應缺口高達4,000MW,惟南非政府認為人民不節約用電,故開始調漲電費,2008~2009 年間電費調漲27.5%,預計2013年後的未來五年內平均漲幅也將達8%。 [B3-14]
參考出處
再生能源
瑞典

瑞典自上世紀90年代開始電力市場化改革,1996年與挪威合作建立北歐電力交易所(即Nordpool)。2000年,北歐四國,即瑞典、挪威、芬蘭與丹麥,形成共同的電力市場。瑞典電力市場是北歐共同電力市場的重要組成部分。它的發電價格,由北歐共同電力市場上透過買賣雙方供求來決定,即發電價格是透過競價產生,且每小時都在變動。電力輸配仍是壟斷經營,電網公司依據電力法收取輸配電費,政府對輸配電費實行監管。終端電力市場是競爭的,消費者擁有充分的市場選擇權並可以得到足夠的電力價格信息服務。電力終端用戶支付的電價由四部分組成,包括電能價格、電力許可證價格、電網費用和稅收,分別占36%、3%、19%和42%。

[B3-13]
參考出處
再生能源
法國

法國電力市場基本上由電力國營公司(EDF)所壟斷,EDF自成立以來一直得到法國政府的大力支持,不但擁有法國全部的核能發電廠和火力發電廠,並管理部分水力發電廠。EDF約占法國境內所有發電設備設置的9成,在發電市場及零售市場擁有壓倒性的市場比重。
歐盟(EU)依照西元1996年EU電力指令,必須實施電力市場自由化。法國也依據此EU指令,在西元2000年2月制定電力自由化法,開始部分自由化,並階段性地往電力自由化方向推動。法國立法規定年用電量達到1,600萬度的用戶,可以自由選擇電力供應商。
為了推動電力市場自由化改革,法國政府於西元2000年7月1日成立電網公司(Reseau de Transport d'Electricite, RTE),這家公司獨立於法國電力公司(EDF)並控制法國高壓輸電網,其主要職能是確保各發電廠公平接入電網系統。在西元2001年11月底,法國成立PowerNext電力交易市場。PowerNext電力交易市場在RTE的授權下,按不同地理位置劃分標準小時電價合同,並拍賣給商業電力用戶。市場現有註冊成員32個,包括發電商、供電商、合格用戶、批發商等,其以無記名的形式在網上進行隔日交易。市場的交易價公開透明,也為市場電力供應商提供參照,且市場平均每日的交易總量為1,700萬度。
根據歐盟西元2003年通過開放能源市場的第2號指令(電力指令修正案),歐盟成員國應該在西元2007年7月1日前,全部開放本國電力和天然氣市場,包括個人用戶在內的所有用戶可自由選擇供電商。因此,西元2003年2月,法國政府規定年用電量達到700萬度的用戶亦可以自由選擇供應商,提高了法國電力市場的自由競爭程度。法國在西元2004年7月以後,則依據西元2003年決議的EU電力指令修正案,將自由化對象範圍擴大到除了家庭用戶之外的全體用戶,市場開放率達成約70%左右。這些的自由化對象用戶,可以從供電業者直接或透過配電公司從電力交易所購買電力。

[B3-12]
參考出處
再生能源
泰國

發輸配電售均受管制,其發輸電由泰國發電局(EGAT)經營,配售電由都會電力局(MEA)及省電力局(PEA)負責。惟發電業雖鼓勵民營化,仍由EGAT 負責收購獨立發電業IPP與小型發電業SPP 所產出的電力。目前,EGAT 發電佔比為44.29%,IPP 及SPP 產出電力為48.83%,鄰國進口電力佔6.88%。截至2014 年9月,根據EGAT統計顯示EGAT 售電給MEA佔29.75%、售電給PEA 佔68.96%、直接售電給用戶佔1.08%。
在電力訂價原則為由政府核准之統一電價,電價採取長期邊際成本法訂定。電價結構特色包括:
(1)基本零售費率依用電類型、用電度數及用電需量分成為住宅、小型服務業、中型服務業、大型服務業、特殊行業、政府及非營利事業及農業七類;
(2)躉售費率依電壓等級、尖離峰用電時段不同訂定不同費率。

[B3-11]
參考出處
再生能源
以色列 以色列的電力市場跟臺灣類似,由近乎獨佔的以色列電力公司(Israeli Electric Corporation,IEC)經營,以色列政府擁有該公司99.85%的股權,由於公部門經營因此對電力價格與供需反應也相對較遲緩。 1926至1996年,以色列電力公司在整個以色列輸配電領域擁有特許經營權。1996年,以色列頒布「電業法」,授權以色列國家基礎設施部(Ministry of National Infrastructure, MNI)發放發電許可證與輸配電許可證。1997年9月,以色列國家基礎設施部向以色列電力公司發放輸配電許可證,准予以色列電力公司在輸配電領域具有經營權。此外,以色列國家基礎設施部還給以色列電力公司經營的每個發電站接發放通用許可證。惟該許可證有效期限是十年,因此僅至2006年3月。 2003年4月,以色列政府批准了一項到2010年前完成以色列電力公司重組的計劃,目標是未來以色列將沒有一家電力公司擁有超過50%的輸配電系統。惟此項計畫尚無明顯進展,因為以色列電力公司在2010及2011年分別向私人的發電業者購電3億及3.44億度電,分別只占以色列電力公司該年度發電比例的0.3%及0.7%,因此該公司依然是整個以色列最大的發電及輸配電業者。 [B3-10]
參考出處
再生能源
葡萄牙

葡萄牙的電力網路與西班牙連接,大約有4萬4,127英哩長的中高壓電網,低壓的電力網路則綿延有6萬9,640英哩,總電力大約有1成的部分是由西班牙進口。為了與鄰國西班牙在伊比利半島上的電力市場互相整合,葡萄牙與西班牙於2001年11月即已簽定伊比利半島電力整合約定(Mercado Iberico de Electricidade, MIBEL),雙方政府同意逐漸開放國內電力市場,直至2006年全部開放,整合的內容包括:成立一個單一的市場運作單位以協調市場上的電力價格,電力輸送網路統一運作,並加強這兩個國家內部的電力網路之互相連接;除此之外,所有在這個架構下所成立的公司必須在同一個競爭規範下運作,電價也尋求統一合理化。
葡萄牙的國內電力市場原本為國營,1993年開始有私人的電力公司成立。
葡萄牙電力市場劃分為公共電力市場及獨立(私人)市場兩類。公共電力市場由葡萄牙國家電力公司(EDP)經營,以固定價格長期向社會供應電力。為公共電力市場提供電力的主要有3 家發電廠,CPPE 公司歸屬葡萄牙國家電力公司;TEJO 煤炭火力發電廠,發電能力6 億瓦;TURBOGAS 公司的9.9 億瓦天然氣火力發電廠。經營公共電力市場電力輸送公司共有4 家。EDP完全控制公共及獨立這兩個電力市場,提供大部分電力資源,並由其子公司—葡萄牙電力輸送公司調配、輸送至全國電網。
葡萄牙政府自2002年開始即不再干預國內的電力價格市場,而交由獨立的電價協調機構,結合消費者群體和電力公司所組合的委員會所提供的意見來調整電價,葡萄牙的電力市場直至2006年完成自由化,從2007年1月份開始,葡萄牙開放了電力能源市場。
葡萄牙國家電網公司(REN)是葡萄牙重要的能源企業之一,擁有完善的電力和天然氣傳輸網絡,在葡萄牙及非洲和南美葡語國家具有較大影響力。2012年,中國國家電網出資3.87億歐元收購了葡萄牙電網公司25%的股份。

[B3-9]
參考出處
再生能源
挪威

北歐電力池(Nord Pool)為世界上第一個跨國性自願型電力交易市場,於1996年正式運作,目前挪威、瑞典、芬蘭及丹麥東西部電力市場皆透過Nord Pool進行電力交易,而2000年加入財務契約市場的參與者亦有來自美國、法國、瑞士、英國及其他地區的業者。Nord Pool現貨市場(Elspot)採節點訂價方式,市場參與者除透過Elspot進行電力交易外,主要係以雙邊契約為主。而提供遠期與期貨交易的財務契約市場,為規避交易風險採取了逐日結算制度。Nord Pool利用即時市場來處理電能供需不平衡事件並提供輔助服務,其售電市場已全面開放競爭。然而,並非每個電業改革市場皆可坐收開放競爭效益。以挪威為例,其電力市場於90年代初期開放改革後,出現資訊封閉危機及供電安全等問題,業者常以個體利益為出發點,不具維護系統供電安全的責任感。1991年後挪威出現了數次電價危機,前一日電力現貨價格節節飆漲,尤以1993年10月電價在短短數星期間上漲近五倍最為嚴重。但隨Elspot 的發展成熟,以及加入成員國家的增加,價格逐漸降低,2000年電價中位值為自1996年以來的最低值。

[B3-8]
參考出處
再生能源
愛爾蘭

愛爾蘭電力供應局(ESB)為愛爾蘭最悠久的垂直整合電力之綜合電業,ESB集團行跨發電、輸電、配電以及供電作業。為提升市場競爭力與電力市場自由化、民營化,1999年公布的電力法宣佈愛爾蘭的電力部門自由化,自2000年2月與同年5月開放發電業與售電業的市場,使得各家業者競爭隨之大幅上升。而輸電及配電則仍為ESB集團控管,惟原輸電營運的ESB National Grid已於2006年7月成為名EirGrid的獨立公司。
據愛爾蘭永續能源署(Sustainable Energy Authority of Ireland,簡稱SEAI)統計,隨著能源使用增加以及國產天然氣與煤的產量下降,在1990年代中期能源進口比例大幅上升(如圖1),於2006年達到高峰(90%)。透過SEAI提倡節能、提升能效,以及發展再生能源的成效,2012年電力消費量為24,164GWh,相較於2005年已下降2.9%;而能源進口量占國家能源消費總量的86%,雖相較2006年已下降4%,但其高能源依賴度仍對國內電力有相當程度的能源風險。
綜觀愛爾蘭的地理條件與資源,愛爾蘭位於歐洲西部的愛爾蘭島中南部,東北與北愛爾蘭接壤,東有愛爾蘭海與英國相望,西則瀕大西洋。愛爾蘭為溫帶海洋性氣候,受北大西洋暖流影響,冬暖夏涼,可知其再生能源之蘊藏量相當可觀。

[B3-6]
參考出處
再生能源
俄羅斯化石能源發電(煤/天然氣/石油)提供境內68%電力,其他電力來源分別為水力發電占21%、核能發電占11%。全國總發電量於2011年度達 996 BkWh ,另外輸出22 BkWh到鄰近國家(如芬蘭、烏克蘭、中國及立陶宛等國家)。 俄羅斯境內有八個獨立的區域電網(西北地區、中心、南、扶爾加、烏拉爾、西西伯利亞、西伯利亞及遠東地區),其中有七個相互間連接至中心電網(遠東地區為獨立網路),輸及配電網由聯邦電網公司管理(FGC),政府擁有7成以上的股權,約有200萬英里的電網線路是220KV。 在過去10年當地電力部門曾進行重整,但輸配電網路、水力發電及核能等仍由國家把持,其他化石能源發電廠大都轉為私人所有。 [B3-5]
參考出處
再生能源
南韓

韓國的電業經過政府破產,IMF接手時上市公開交易之後,2000年韓國國會進一步通過電力產業構造改變促進法(即電業開放),次年將韓電的發電部門分成6個子公司,並電業開放民營,但始終止於形式,目前發電與輸配電仍舊與以前公營狀態無差,因為6個子公司是當初母公子韓電的區域型劃分,即中部、南部、南東、西部、東西,只有水力原子力是以功能劃分,以上6家擁有總電力裝置的85%,輸配電則仍由韓國電力獨佔。
電力總裝置容量方面,根據能源管理公團公布的數據,2012年電力設備總量是85.516GW,其中火力55,367.6MW(64.8%)、核能20,715.7MW(24.2%)、抽蓄水力4,700MW(5.5%)、新再生能源(含大水力) 4,732.7MW ( 5.5%)。根據韓國產業通商資源部公布的數據,2013年電力設備總量是86.97GW,其中火力52.65GW(60.5%)、核能20.72GW(23.8%)、水力645MW(7.4%)、其他716MW ( 8.2%)。
電力交易方面,由位於首爾的電力交易所負責全國的電力交易(Korea Power Exchange),雖然數量上有400多家參與的公司,但是交易販賣的90%以上電力來自上述韓電6個子公司,再由母公司韓電負責進行交易,IPP的電力量少規模小,在交易市場無足輕重。
電力可靠度方面,根據韓國電力交易所公布的數據,參與交易的韓國有效電力裝置2013年達82.3GW,交易電量達532TWh,設備利用率相對其他國家高,備用容量率僅5.2%,隱含供需危機,除此之外,韓電輸配線總長196,220公里,715變壓所,2,397台變電器,271,247MVA變電容量能力,也被社會批評嚴重不足,最近五年發生的停電達41小時,平均每年8.8小時,而且數據年年遞增,因此,負責輸配電的韓國電力於2013年8月應韓國產業通商資源部的要求提交了2013-2027的長程輸配線路改善計畫,該計畫於2013年8月30日定案,主要改善方向有二,其一是發電系統整合,另一是輸配電的容量擴大,前者是盤點各區域的發電系統與區域電網,相關送電網資訊透明化,藉此以區域為單位電力得以維持供需,減少建設長程輸配電線路的浪費,另一是撥出更多的研究預算投入HVDC的技術研發,同時將原先規畫並在建設中的765Kv送電網如期完成啟用。
韓國國策是以出口立國,因此長期壓抑影響產業競爭力的電價 (2011年之前產業用電價是OECD平均電價的62%),加上,韓國是核電技術保有國,核電占比高因此壓低了發電的總成本。但是日本核災爆發之後,相關的環境復原,核能除役費用、安全審核等費用大幅增加,抵制電價上漲壓力(2011年賣電價是發電價的84.7%)暴增了韓電的負債比率,終於在2011年8月電價解凍,至今調漲五次,漲幅達29%,目前適用的 2013年11月21日消費電價,家庭用低壓電價100度以下每度電57.6韓元,500度以上每度電574.5韓元,這種調漲反應了發電成本,解救韓電負債80兆,累積赤字達8兆的窘境,該情形與我國的台電非常相似。

[B3-4]
參考出處
再生能源
希臘

希臘最大的電業是PPC(Public Power Corporation of Greece),在1950年成立,2001年開放民營,但公股仍占51.12%。2010年希臘公債風波加劇,2011年希臘政府為滿足IMF的舉債條件,同意釋放17%的PPC公股(限期於2016年之前完成),從此電力自由化在希臘開始緊鑼密鼓的進行,其中包括由PPC釋放49%的Admie股份,Admie是The Independent Power Transmission Operator S.A的希臘名稱,是PPC分割出去的輸配電部門,擁有11,300公里的輸配線路,2012年輸電量達54,728GWh。
希臘民營化背後的推動力量雖然是希臘面臨破產的經濟,但主導力量則是EC對會員國的電力瓦斯自由化壓力,相關法令為96/92/EC(希臘內法為2773/1999),要求開放電力市場,目前執行第三期,根據階段性規劃,2014年開始示範實施14個會員國涵蓋75%電力的開放交易,但是該法令對希臘內部的影響則是近五年來電費上漲60%,消費降低12%,30萬戶斷電,未繳電費呆帳高達13億歐元的窘境。不僅如此,因為國庫見底,希臘的資源任由國外開發牟利。原因得歸因於國營的結構性問題,缺乏效率影響市場競爭力,同時,無法落實user pay的公平性,因為儘管民營參股,希臘PPC到2034年需要義務以高於5倍電費的價格收購再生能源。
電力總裝置容量(2013年底)為19,604MW,其中61%火力、15%大水力、24%再生能源。19,604MW總裝置當中屬內陸與中央電網並聯的有17,373MW(4,456MW燃煤、698MW燃油、4,906MW燃氣,3,018MW大水力,4,295MW再生能源,離島或自立的有1,783MW的柴油與448MW的再生能源。

[B3-3]
參考出處
再生能源
日本

日本所採取之電業自由化,係由發電部門引進競爭機制,並在售電部門採逐步擴大「自由化」的範圍。為保證一般電力事業及新進業者間地位的平等,並採取配套措施以確保輸配電部門的公平性。日本自1995年起至2009年底止,共實施了4次制度改革,茲分述如下:

1. 第1次制度改革(1995年)
(1) 裝置容量未達200萬瓩的躉售電力事業無需申請許可即可設立,並創設電力代輸制度,導入發電部門競爭。
(2) 創設特定電力事業制度,就特定供給地點之電力零售予以制度化。
(3) 一般電力事業對未自由化部門的用戶,其電費仍受管制,惟導入選擇約款,讓電業可設計不同供電條件及電價費率,以供用戶選擇。

2. 第2次制度改革(1999年):
(1) 擴大零售部門競爭範圍,開放特高壓以上(契約容量在2,000瓩以上)用戶的購電選擇權。
(2) 為導引電價下降,電價由認可制改為申報制。

3. 第3次制度改革(2003年)
(1) 開放高壓以上(契約容量在50瓩以上)用戶的購電選擇權。
(2) 創立中立機關以監督一般電力事業輸配電部門之公平性。
(3) 於電力事業法上新增一般電力事業輸配電部門隱匿資訊及差別待遇等條文。
(4) 成立日本電力交易所。

4. 第4次制度改革(2008年)
(1) 保留是否再擴大用戶購電選擇權範圍,將於5年後再行檢討。
(2) 增進電力交易所功能,擴大輸配電網利用,改善特定規模電力事業的競爭條件。
(3) 確保電力穩定供應及增加淨潔能源利用(例如開放綠色電力交易等)。

日本電力自由化之歷史

第一階段
日本的電力產業約有130年歷史。從初創期開始,就保持著民營電力公司自由競爭的局面,但到了1930年代,電力業務被移交給國家管理,名為「日本發供電(日發)」的特殊法人壟斷了發電和供電。日本為了戰爭,開始實施對所有物資、人員及產業進行控制和動員的「國家總動員體制」。這是最初的轉變。

第二階段
日本在二戰戰敗後,國家體制崩潰。佔領並統治日本的駐日盟軍總司令部(GHQ)命令日本政府解散「日本發供電(日發)」。日本民營電力界實權人物松永安左衛門,與駐日盟軍總司令部聯手制定了「分割成9家電力公司」的民營化方案,並提交給了國會,將「日本發供電(日發)」分割成了9家電力公司。由此確立各家公司分別在其轄區內掌控發電和送配電的地區壟斷體制。這是第二次大轉變。
首先,1995年允許獨立電廠(IPP)參與電力批發業務,電力自由化以逐步開放市場的方式不斷發展。2000年,對簽約電力在2000瓩以上的大用戶(特高壓)解除限制,允許其參與一直由電力公司壟斷的電力零售業務。在2004年和2005年又擴大了範圍,現在50瓩(高壓)以上的領域已實現了電力自由化。

第三階段
目前,一方面因福島核電站事故後,東京電力公司實質上被國有化;另一方面,「電力自由化」和「發供電分離」得以快速推進。日本經濟產業省發佈了「電力系統改革的基本方針」,確定了包括家庭用電在內實現電力銷售自由化、將發電部門與輸配電部門分離的方案。計劃在明年的例行國會上提出修訂版《電氣事業法》,在2014年以後實現發供電分離。

[B3-2]
參考出處
再生能源
英國

英國是歐洲第一個進行電業改革的國家,自1990年起,英國電力產業開始兩項重大變革:電力公司由一家國營電力公司獨佔轉而民營化,並引進競爭。而1989年的電業法案(the Electricity Act 1989)為電力展業的重整與民營化奠定基礎。
英國政府推動民營化的三大架構如下:
1.完全將「綜合電業」之發電與輸電進行分割;
2.強化「發電競爭」,將發電部門分割成更小單元;
3.兼顧能源多元化,保障特定燃料發電部門(核能)的經營能力。

此法案使電力公司所有權由國家轉向私人投資業者,引進競爭,並建立獨立管制系統。
英國電業自由化後電力結構為發電、輸電、配電和售電。同時要求電力供應業者自政府指定的再生能源技術收購一定電量,降低對石化燃料能源的依賴,英國政府不定期公告再生能源種類及容量目標,開放投資者競標,由每單位電價低者得標,希望透過市場的力量降低再生能源的發電成本。

[B3-1]
參考出處
再生能源
 
僅供本計畫內部參採使用