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國 家 分析建議 能源類別
西班牙 分析建議類型: 我國借鏡
溯及既往法律措施 2011年底大選新任總理Mariano Rajoy上任後,於2012年1月27日即頒布皇家法令1/2012(Royal Decree 1/2012),暫時停止對新設再生能源設備的相關補助,期以減少補貼對國家財政之負擔。隨後西班牙政府通過皇家法令9/2013,採取緊急措施,確保電力市場的金融穩定,目的是要採取一系列的措施,確保電力系統的永續性,其中引入了一種彈性報酬模式的概念,主要為要達成最終削減再生能源支付的目標,隨後陸續公布種種措施皆是針對再生能源而來。其中取消FIT措施,且溯及既往所有再生能源設施影響最大。除已造成外國開發商縮手投資,並且在世界銀行仲裁機構控告西班牙政府違約造成其損失。先不論最終判決結果為何,這已讓西班牙太陽光電發展蒙上陰影。事實上觀察近期西班牙太陽光電裝置量增加情形也可得到驗證;2013年太陽光電新增裝置容量僅120MW,2014年更縮減為只有6MW。除上述提及的外國開發商的損失外,值得注意的尚有西班牙當地居民為了確保穩定的養老收入,而投資興建的太陽光電設施。這類投資者往往抵押自己現有資產貸款興建,謀求併網後未來25年都可有固定的售電收入,如今政府斷然改變政策,甚至另以新名目收取其他費用,將使這些小型發電商宣告破產出售資產。目前西班牙國會在野黨預計在年底(2015年12月)大選中搶回政權,並且誓言廢除法案。由此可見,西班牙為求縮減電費赤字而使出殺雞取卵的作法,造成開發商縮手、國內小型投資人倒閉、政局不安等危機,實在值得我國參考與避免之。
[G-40]
參考出處
再生能源
西班牙 分析建議類型: 我國借鏡
電費補貼 由於西班牙電費逐年增加,使西國民眾負擔日漸加重,為使弱勢族群不致於無法負擔電費,西班牙政府對社會弱勢族群補助方式採取終端用戶補助(Last Resort Suppliers),必須至少滿足下述其中之一資格:(1)大家庭或家庭所有成員皆屬失業狀態。(2)60歲以上依靠最低養老金過活之長者。對這些族群藉由社會福利減低其電費,將其電費標準設定在2009年7月之標準。根據歐洲統計局的統計2012年底總共有2,544,170人享有此福利。台灣目前僅台電於2003年為配合政府關心中、低收入民眾負擔與兼顧節約用電需要,將夏季月4個月電價累進級距由3段增為4 段,並分別對前3段單價再調降0.1元至0.2元。雖然我國電價欲世界各國相比,屬於較低水準,但隨再生能源發電量逐年增加,未來若將再生能源附加費隨電費徵收,所衍生的費用也會逐漸增加民眾電費負擔。若能預先考量西班牙補助方式,不失為對弱勢族群關懷之方式。
[G-39]
參考出處
再生能源
法國 分析建議類型: 我國借鏡
法國政府致力推動風力發電發展,特別是離岸風電。2011年進行第一輪招標。分為4個開發區,總裝置容量為2GW;分別為Saint-Nazaire(480MW)、 Courseulles-sur-Mer( 450MW)、 Fécamp(498MW)、 Saint Brieuc(500MW)。主要開發商為EDF EN、DONG Energy與Iberdrola。2014年進行第二輪離岸風電競標,總裝置容量為1GW,最終由GDF Suez、AREVA、EDP Renewables與Neoen Marine得標。今年(2015)將再進行浮動式離岸風電先導風場競標,預計年底公布得標結果。法國政府對於推動離岸風電產業展現強烈企圖心,現階段法國已有Areva、Alstom與EDF EN三家離岸風力機系統廠商。其中Areva選擇與Gamesa合資,並將離岸風力部門spin off資產分割至該新公司。此合資方式有別於韓國、中國風力機系統商以購併歐洲二、三線廠方式快速進入離岸市場模式,身歐洲廠商則以合資模式「極大化降低風險與成本」作為同業合作的主要考量,不僅降低風險成本亦可切入新市場。此外Areva承襲Multibrid技術能量,具傳動、葉片及結構件製造優勢,而Gamesa則擁有電力系統、發電機、控制系統優勢,於技術與生產製造上具整合效益。Areva的IP智慧財產(Intellectual Property)相對貧乏,而Gamesa藉由多年陸域風場運營與陸域風力機量產經驗,IP佈局廣,但缺乏離岸風力機研發技術及離岸運維實績。兩者相結合後截長補短,無論在市場及產業供應鏈,皆能產生互補綜效;但是在全球市場上仍面臨德國Siemens與丹麥Vestas等強力競爭。法國另有多家投入浮動式離岸風電的新創公司,在浮動式離岸風電領域技術實力居全球領先地位,並於今年8月就浮動式離岸風力發電的試行計畫徵求標案。法國政府希望透過離岸風場設置可帶動本地產業發展。法國第一與第二輪離岸風電競標相當重視在地製造(Local Content),一直飽受批評的2012年-2014年所招標的3GW離岸風電開發案,得標的開發商必須使用法國製造風機(Areva與Alstom),該項規範與歐盟相關自由貿易協議可能產生抵觸,但法國政府面對爭議並未產生退讓,而是堅持離岸風電發展必須帶動本地經濟發展,包括投資、就業機會與產值等,與其他發展離岸風電的歐洲主要國家包括英國、丹麥、德國等相比更重視產業效益,法國做法或可做為我國未來擬定產業發展策略之參考。
[G-38]
參考出處
風力發電>離岸風電
法國 分析建議類型: 我國借鏡
法國向來鼓勵應用於建築的太陽光電系統,小於3KW住宅型佔總裝置量90%以上,整體對BIPV接受程度較高。BIPV費率是一般PV的2倍到3倍,期間20年,可見其對BIPV推展意圖,長期目標是使BIPV自然地成為建築的元素。2013年2月起在歐洲經濟區(European Economic Area; EEA)生產的PV系統可多獲得額外FIT的5~10%的獎勵,並可回溯至2012年10月1日受益FIT的系統(不含地面型)。不過到 了2014年3月,法國政府認為在地生產的補貼方式並不符合歐盟條例,且有違公共利益,故取消此本地化補貼,但已獲補貼的項目仍可保留。但可看出躉購費率逐年降低,2015年7月~9月的費率區間,則費率略微提昇。 臺灣在太陽光電躉購制度區分較為簡單,若能參考法國在住宅高度整合型另設置較高額的躉購費率,或可刺激新建住宅在設計建造時預先將太陽光電裝置融入建築物中。臺灣每年夏季都會遭受3-4個颱風侵襲,近年更因氣候變遷使得颱風強度增大。雖然太陽光電設施中的太陽能板由支架系統固定,結構均經結構技師簽證,強度保證應可承受強度颱風等級,但今年(2015年)蘇迪勒颱風卻造成全台為數不少的太陽光電裝置損毀,預估此次全台受災的太陽光電系統約達10~20MW,有部分投資者及屋主陸續向系統整合商(EPC)要求賠償,甚至可能提告,目前不僅太陽光電系統投資者出現縮手情況,系統整合商亦不敢接案,擔心可能引發系統整合商倒閉潮,後續效應備受關注。住宅高度整合型太陽光電系統可將裝置融入建築中,而非以支架方式搭建,遭遇颱風侵襲時能有較高的抵抗強度,且較不易破壞景觀,或可提供未來獎勵興建之參考方向。
[G-37]
參考出處
太陽能>太陽光電
挪威 分析建議類型: 我國借鏡

挪威希望在2020年達到再生能源使用佔全國能源67.5%。其再生能源政策,採行PRS制度,推行綠色電力憑證為主,要求配額義務業者(如能源生產業者、化石業者、煤炭生產業者、鋼鐵業者、水泥及玻璃製造業者等)須按配額比例購買綠色電力憑證,如無法達成足額憑證,則須處罰憑證價值150%的罰款。此外,挪威也針對離岸風能、海洋能等再生能源開發,設立專法「Act on Offshore Renewable Energy Production」,在專法中提供研發預算來進行示範設點及技術試行等專案計畫,希望能加速挪威海洋再生能源開發。另外,針對家庭使用再生能源熱利用進行獎勵,如在家庭節能獎勵部分,鼓勵家庭能轉用可再生能源來做為供熱的電力或燃料來源,例如購置再生能源熱水加熱器、太陽能集熱器等給予總設備成本20%。而在挪威除了北歐電力交易市場創始國,在2012年起也於瑞典成立綠色憑證交易市場,作為兩國自由買賣綠色憑證的共同市場。
就地理與氣候條件上,我國處於亞熱帶地區,與挪威相比差異頗大,在政策推動上也較無鼓勵家庭再生能源熱利用的需求。但可借鏡,挪威與瑞典或是其他北歐國家成立北歐電力市場的概念,藉由交易平台可相互交易電力,並和瑞典成立綠色憑證交易市場,讓原本僅國內交易的綠色憑證通過兩國的交易平台,擴大憑證的市場流通性。而我國目前是採行FIT制度,但在鄰近國家(如中國、韓國等)近年逐漸轉型為RPS制度,因此東北亞國家有機會可以成立國際性的電力或綠色憑證交易市場,成為東北亞大電網,進而減少發展再生能源所帶來的電力不穩定的問題,同時透過跨國性的交易平台,可增加綠色憑證的流通性,將有助於再生能源產業導向自由發展的新模式。

[G-36]
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再生能源
以色列 分析建議類型: 我國借鏡
目前我國太陽熱水器集熱面積安裝密度排名全球第5,主要是透過補助政策進行推動,臺灣本島及離島地區,每平方公尺分別補助2,250元及4,500元。可參考以色列政府通過法案,規定建築物設計都需留設安裝太陽能熱水器的相關設計空間,家戶都需裝設太陽能熱水器的作法,未來在補助政策正式落日後,除朝向鼓勵工業廠房安裝太陽能熱水器外,可與內政部的綠建築標章合作將安裝太陽能熱水器納入申請規範之一,並規定新建公共建物及民間重大投資案100%取得綠建築標章。而針對我國北部地區安裝太陽能熱水器的普及率較低之狀況,可考量針對每區的日照及氣候條件給予不同級距的補助,藉以鼓勵民眾申設。
[G-35]
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太陽能>太陽熱能
葡萄牙 分析建議類型: 我國借鏡

為強力推動全國的能源轉型,葡萄牙政府先將發電與電力輸送區隔開來,改造原有的國營能源事業,再以合理的市場價格買下全部的電力與天然氣輸送網,並將合約公開拍賣給民間企業,讓他們去興建並經營風力及水力發電場,讓能源事業徹底民營化,最後創造出一個更能配合再生電力來源的輸電系統。葡萄牙發展再生能源策略是一開始就將主力放在開發較便宜的再生能源,如水力和風力,且為吸引民間企業投入葡萄牙的新市場,葡萄牙政府特別為風力推出價格穩定的長期合約,因此早在1900年期間,就有許多新公司成立並投入風力發電開發,同時展開境內風力資源調查,而這些公司都成為葡萄牙再生能源發展起步之重要推手。此外,葡萄牙政府也交由工業工程技術院(Industrail Engineering and Technology, INETI)負責再生能源相關技術開發,深入追蹤蒐集風力資源相關資料,並公開國家風力分布圖,同時整合風力開發的成本與融資等資訊,提供政府做為躉購費率訂定之依據。葡萄牙全國能源輸送公司Redes Energeticas Nacionais(R.E.N.)更以精密的模型預測氣候,特別是針對風的形態,同時以電腦程式估算各發電廠的發電量。
伴隨著國內用電量大增,葡萄牙政府自2005年開始致力於提升再生能源供電量占比,根據EIA統計,當時再生能源僅占其中約18.39%,到了2010年,葡萄牙的再生能源電力占全國用電量已經達到56.75% (供電量從17.9%上升至52.8%),成為歐洲領先國家,其再生能源發展制度更成為世界各國典範。遺憾的是2011年受到歐債影響被迫減緩擴大再生能源發展,造成2011年到2012年間再生能源的供電量下滑,從29TWh減少至20TWh,供電量占比從52.8%下降至42.5%。然而隨著經濟復甦,2013年又再度出現另一波高峰,供電量占比來到58.3%。
從數據上顯示葡萄牙能源轉型成功,也正逐步朝向2020年再生能源發電量占60% 的目標邁進。國際再生能源組織(The International Renewable Energy Agency, IRENA)也在報告中肯定葡萄牙政府各方面的努力,包括:
1. 健全的法令政策,以及明確且有效的價格制度,提供再生能源穩定發展的架構與環境
2. 支持產業聚落的形成,協助創造當地產業供應鏈,確保穩定的市場供需結構
3. 過去十年所建立完善的資金政策,即使近年面臨經濟危機,也能確保再生能源業者能有穩定的收入,挺過短暫難關。
4. 有明確的再生能源目標,並確實朝該方向前進。
5. 透過地方稅收制度,確保地方政府能有資金協助產業發展,並提高民眾對於再生能源的認知與接受度,達成三方互助合作之共識。
臺灣現階段在法令政策、躉購電價、再生能源產業供應練、融資專案以及民眾溝通方面均仍有許多不足之處,而葡萄牙的成功經驗相信可做為臺灣再生能源後續規劃與精進之努力方向。

[G-34]
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再生能源
英國 分析建議類型: 我國借鏡

英國自1990年起,正是世界爆發第三次石油危機之時,便開始大力整頓國內電力市場結構,並經過不斷的修正與調整,造就今日政策得以如此面面俱到,不僅打穩地基,使得國家能在一健全制度框架下逐步實踐低碳能源目標,在政策執行過程中,也讓發電業、供電業甚至消費者均能從中受益,降低對於國內經濟的衝擊,同時創造了各項新興能源的就業市場。反觀臺灣,雖同樣面臨能源安全與自主性之危機,對於再生能源之發展起步卻相對較晚,且至今未見針對電力市場有進行任何重大改革。面對非開放自由化電力市場,國營之臺灣電力公司身兼發電業與供電業角色,難逃壟斷與缺乏競爭力之嫌,但卻也受制於政府政策方向,需配合投資與凍結電價,造成難以控制相關成本損益,進而可能因此需耗費更多政策與社會成本。從英國經驗可知,建立一個良好的電力市場結構如同建造穩固地基,後續方能順利推行各項政策,也較易於執行後續的精進與改善。儘管臺灣的再生能源政策立意良善,至今也有一定推行成果,但仍可見許多障礙與風險,包括無法反應成本的電價未來恐造成財政負擔、電網的穩定性恐受到未來大量間歇性再生能源電力影響、投資風險的不確定影響大型再生能源電力(如離岸風電)的融資取得與投資意願、國內新興能源技術發展市場有限等,儘管希望參採英國政策,但在電力市場結構相異之前提下,仍難以直接複製英國經驗,後續將需針對臺灣所面臨之問題與現況逐一抽絲剝繭,同時借鏡各國發展歷程,藉以擬定更適臺灣國情之政策。

[G-33]
參考出處
再生能源
智利 分析建議類型: 我國借鏡
我國於2014年依「再生能源發展條例」規定,檢討我國各類再生能源之推廣目標,同時考量國內再生能源開發潛力、對國內經濟及電力供應穩定之影響,並依「技術成熟可行」、「成本效益導向」、「分期均衡發展」、「帶動產業發展」及「電價影響可接受」等五大原則領航規劃推廣目標。檢討後我國2030年再生能源推廣目標調整為13,750MW。 可參考智利除規劃2025年再生能源發電占總發電比例達到20%、及2025年再生能源總裝置容量將達6,000-6,500 MW外,並設定每年要增加的比率(智利政府設定2013年再生能源發電占總發電比例達到5%、2014至2020年間每年再生能源發電占總發電比例增加1%、2021至2024年間每年再生能源發電占總發電比例增加1.5%、最後2025年再生能源發電占總發電比例增加2%),符合我國穩健成長、滾動式管理的原則。 另參考智利投資再生能源可抵減稅賦的政策,鼓勵民眾及企業申設再生能源。參考智利作法,規定可抵免的再生能源種類,並依據我國大力推動風力能及太陽能的國情來修改,亦即投資風力與太陽能的設備其抵減額度可增加,並如智利政府設定裝置容量的上下限,其抵減比率則等比例下降,減緩我國財政的負擔。
[G-32]
參考出處
再生能源
捷克 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

捷克於2013年擬議結束再生能源產業補貼的法案。如果草案獲得參議院核准並由總統簽署,則該草案等同於法律,任何在2013年12月31日之後開始運轉的再生能源發電設施將不再享有上網電價補貼或任何其他優惠。該法案還將設定太陽光電於是電力市場的最高的交易限價為495捷克克朗/MWh(25.27美元),以解決電費上漲。目前價格為583捷克克朗/MWh (30.1美元)。該法案的對於消費者而言,補貼的結束將意味著能源價格的下滑。
捷克於2013年擬議結束再生能源產業補貼的法案。如果草案獲得參議院核准並由總統簽署,則該草案等同於法律,任何在2013年12月31日之後開始運轉的再生能源發電設施將不再享有上網電價補貼或任何其他優惠。該法案還將設定太陽光電於是電力市場的最高的交易限價為495捷克克朗/MWh(25.27美元),以解決電費上漲。目前價格為583捷克克朗/MWh (30.1美元)。該法案的對於消費者而言,補貼的結束將意味著能源價格的下滑。

[G-31]
參考出處
太陽能>太陽光電
法國 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

法國的太陽光電,於2011年開始使用價格調整機制,每季的調幅將視前一季案件註冊容量為依據,調幅在0%-9.5%之間;另外也設置了500MW 安裝量的上限。除了價格彈性調整和容量上限,規格方面也增加限制,例如大於100kW 的系統必須符合環評、品質和模組回收之要求;非住宅的系統則必須提交的銀行貸款擔保證書和設施項目的耐久證明性。由補助政策可看出法國以“建築住宅"為手段,拉大補助差距。
法國太陽光電補貼政策的軸心未來會落在小系統上,係因小系統多為一般民眾使用,大系統/地面型多為電廠使用,電廠議價能力強,其平均每瓦成本較小系統低廉,理當給予較低廉的補貼,且優惠小系統也希望提高民眾對太陽光電系統的接受程度。然而,在2008-2010 年全球太陽光電市場急速擴張時期,各方廠商挾著規模優勢,透過大系統/地面型獲取大額補助金,違反了當初鼓勵小系統的美意,於是法國政府開始對其進行縮減,2011 年給予小型系統的優惠更明顯,每個分類裡面級距越大的系統下調幅度越高,大小系統之間的差距越拉越大,此舉有助益將補助落實到一般民眾身上。
在未來法國太陽光電的發展上,將以小系統發展為主,及購買族群以一般民眾為主力。由於一般民眾對價格敏感性高與品牌偏好的特性,預期在小系統太陽光電的推展上,價格、品牌、通路、售後服務是決定購買的關鍵。

[G-30]
參考出處
太陽能>太陽光電
愛爾蘭 分析建議類型: 我國借鏡

透過愛爾蘭之推動經驗可發現,獎勵與誘因是影響再生能源發展速度的重要關鍵,積極發展資源充足、技術成本較低的再生能源(如太陽光電、陸域風電),在發展成熟後逐步減少其補貼;並加強尚須研發、示範的再生能源(如離岸風電)補助,給予足夠的誘因、支援、提升相關行政作業之效率,以刺激相關產業投入,加速再生能源的開發與建置。

[G-29]
參考出處
再生能源
愛爾蘭 分析建議類型: 未來發展

愛爾蘭過去著重於發展技術成熟之陸域風電,對離岸風電並未提供補助,且相較於其他北歐國家,英國提供之離岸風電購電價格優渥,愛爾蘭電力出口英國將大幅提升其陸域與離岸風電產業之投資意願。雖愛爾蘭與英國政府已簽訂愛爾蘭風電出口諒解備忘錄,但至今雙方尚未取得合作協定,推測主因可能是在出口電價之訂定機制要如何能同時滿足英方政府與愛爾蘭風電開發商的相關議題,尚未取得共識,協商進度緩慢亦使愛爾蘭想藉此大量設置陸域風電以達成2020年目標的策略產生變數。

[G-28]
參考出處
風力發電>陸域風電, 風力發電>離岸風電
愛爾蘭 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

電力自由化與再生能源併網造成電網容量不足、調度、連結問題,而大量風能建置造成國內需求已飽和,亦導致風能開發減縮。故愛爾蘭持續進行電網規畫,並積極與英國簽訂合約,以建造國際電網(通英國、愛爾蘭全島),對英國電力出口。

[G-27]
參考出處
風力發電>陸域風電
泰國 分析建議類型: 所遇問題與因應作法
泰國雖在Kanchanaburi 和Rajaburi 省有完整的矽礦產業群聚,但仍缺乏太陽光電的產業鏈上游,本地廠商數量和規模也相對微小,每家年產能都在25MW 以下,不足以供應國內需求。建置太陽光電系統的相關零組件,70%~80%皆來自進口,這會造成太陽光電的設置成本需跟著國外市場的趨勢,且維修也需仰賴國外團隊。因此,泰國太陽光電發展上很難擁有自主權。 泰國為了建立本土化太陽光電產業發展,近年來積極對外招商,給予太陽光電系統補助獎勵和費率相當優惠,吸引不少外國廠商進駐蓋太陽光電電廠。目前,外國廠商對泰國太陽光電的產業策略先以零組件輸入與系統開發為主,尚未達到在地直接設廠的程度。在外國廠商投入部份,中國廠商投入最積極,一線大廠都已進入佈局產品銷售並產出實績;德國juwi等公司也快速進入該市場進行電廠系統之開發。此外,泰國高溫多濕的天然條件,吸引薄膜廠商到當地進行投資。 2013 年泰國太陽光電政策進行轉變,原本躉購制度「Adder」,轉變以固定費率收購機制,其中收購期間為25年,再搭配給予外資的稅賦優惠。在政策拉抬之下投資報酬率相對表現不錯,平均在5%-11%之間,不僅能吸引更多國外廠商投入,預期也將能推動本地廠商發展,也使該國成為亞太地區另一個太陽光電發展的潛力市場。
[G-26]
參考出處
太陽能>太陽光電
義大利 分析建議類型: 我國借鏡

義大利自2005年起實施第一版Conto Energia太陽能補助政策至今,僅有短短7年之光景,但在高額政策補助下快速發展太陽能光電產業,使義大利成為歐陸僅次於德國之第二大太陽能光電產業市場。惟前期Conto Energia太陽能補助政策,並未針對大型太陽光電補助設定補助總額上限,導致預算用罄財政短絀、緊急下修或取消相關補助,亦使太陽光電產品供過於求,庫存量爆增,造成義大利太陽能光電產業之業者倒閉破產一波又一波。
因此,我國針對已開始規模化發展且較為成熟的可再生能源發電,如陸域風電、太陽光電,建議依再生能源成本下降情況,及時調整電價水準和財稅支持政策。例如風力發電可根據實際風電設備成本、各地風能資源和盈利水準,確定合適的電價基準,反映出技術創新促進成本下降的趨勢,進而促使單位電量的補貼額度可呈現不斷下降之策略機制得以順利推展。

[G-25]
參考出處
太陽能>太陽光電, 風力發電>陸域風電
義大利 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

義大利於2002~2012年間實行以發電商和進口商為義務承擔主體的再生能源配額制,主要是考慮義大利因高度仰賴電力進口,購電價已居歐盟之冠,不適合讓全部電力使用者分攤再生能源發電成本,故轉由發電商進行分攤,在某些情況下將由政府分攤一部分。此作法的確使義大利快速達成再生能源裝置容量目標,但仍無法解決再生能源用電成本高的問題,對於配額制的順利進行存在一定障礙。最後亦因綠色憑證過剩以及整體經濟負擔而淘汰,轉為FiT制度,並透過電力市場間接將成本轉嫁給終端電力用戶。
反觀台灣採取躉購電價與示範獎勵補助以提升再生能源占比,電力市場係由台電公司垂直整合,而電價長久以來只比鄰近的能源大國(如馬來西亞)低,未能直接反應發電成本,故建議應在不影響經濟發展和物價可承受的情況下,適度提高電價,可作為再生能源補貼之資金來源,亦能迫使民眾正視節約能源的重要性。

[G-24]
參考出處
再生能源
俄羅斯 分析建議類型: 未來發展
俄羅斯是能源大國,但因豐富的資源、便宜能源價格導致境內企業能源使用效率偏低。俄羅斯能源效率中心預計,2020年俄羅斯石油產量可能開始下降,2040年後天然氣產量可能開始下降。推估在不久的將來,俄羅斯的能源生產能力將大幅下滑,而為尋求俄羅斯能源永續利用之目標,並節省能源浪費,維持出口能源比例,是近期俄羅斯致力解決的能源問題。在2013年3月7日,俄羅斯政府批准通過 《國家能源發展規劃》,內容包括對電力、石油、天然氣和煤炭工業的現代化改造,希望可以建立合理、高效利用可再生能源,節約能源和提高能源效率等能源環境。同年4月3日,俄羅斯政府又通過《2013~2020年能源效率和能源發展規劃》,推估在2020 年俄羅斯單位國內生產總值能源消耗將比2007年降低13.5%,溫室氣體排放量將降至3.93億噸。(朱益飛,2014)
[G-23]
參考出處
再生能源
俄羅斯 分析建議類型: 未來發展
俄羅斯能源部在2014年1月24日,發布俄羅斯2035年前能源戰略草案,該草案預測到2034年,俄羅斯所有能源出口中的23.0%將出口至亞太地區。根據草案,俄羅斯打算在2034年把國內所產的32.0%的原油和31.0%的天然氣運往亞太地區。草案指出,歐洲和前蘇聯國家能源市場仍然是俄羅斯能源的主要市場,但是2015年之後出口量將下降,到2035年這些市場的出口量將降至2010年的95.0%。俄羅斯政府官員表示,俄羅斯的目標是進一步多元化其出口投資組以及向東運送更多數量的原油和天然氣。俄羅斯當前只有約6.0%的天然氣產量出口至亞太地區,主要是以液化天然氣(LNG)的形式出口。俄羅斯天然氣巨頭俄氣公司計劃於2014年達成與中國大陸的天然氣出口大單,將從2018年起每年向中國大陸出口380億立方公尺的天然氣。俄羅斯最大的原油生產商俄羅斯國有石油也增加出口到中國大陸的原油數量,2013年新增出口量80萬噸。俄羅斯國有石油當前正在通過東西伯利亞至太平洋輸油管線向中國大陸出口石油約每日30萬桶,並於2013年同意逐步增加原油出口量,2018年增加至約每日62萬桶。 此外,俄羅斯國有石油已經同意向中國石化供應約每日20萬桶的原油,將從2014年開始供油,期限為10年。該草案設想,到2035年俄羅斯成品油和石化產品的出口占總出口的比例不低於40.0%。
[G-22]
參考出處
再生能源
中國 分析建議類型: 所遇問題與因應作法
2009年12月26日,全國人大常委會表決 通過了關於修改《可再生能源法》的決定,自此,我國建立了以《可再生能源法》為基礎的多項基本制度,這些制度成為中國制訂可再生能源政策的基礎。為保證立法的順利執行,相關部門已出臺了一系列規章、政策、標準,初步形成了推動可再生能源發展的政策體系,為中國可再生能源產業的快速崛起提供了重要支撐。依據中國可再生能源法的框架,制定了一系列配套政策分別有:《可再生能源產業發展指導目錄》、《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源發電有關管理規定》、《可再生能源發展基金徵收使用管理暫行辦法》、《可再生能源中長期發展規劃》、《可再生能源發展“十二五"規劃》、《促進風電產業發展實施意見》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》、《可再生能源建築應用示範項目評審辦法》、《國家發展改革委關於風電建設管理有關要求的通知》、《風電場工程建設用地和環境保護管理暫行辦法》、《太陽能光電建築應用財政管理暫行辦法》、《金太陽示範工程財政補助資金管理暫行辦法》、《可再生能源建築應用城市示範實施方案》、《加快推進農村地區可再生能源建築應用的實施方案》、《國家發改委關於完善風力發電上網電價政策的通知》等幾十項政策。雖然可再生能源法確立再生能源強制併網及全額保障收購等制度,但中國在現行政策推動上,仍有下列幾點問題,分別為: 1. 再生能源政策過於原則化:可再生能源法雖制定全額收購及強制併網等規範,但於該法中均規範詳細規定由國務院另訂之,導致雖有原則性的框架,但無具體的規範內容,且部分規定下放給各省自行規定,造成相同原則但卻有不同做法,使得可再生能源法執行不彰。 2. 再生能源管理散見各部會,如發改委、財政部、科技部、農林部及水利等各部會,而各部會又紛紛制定再生能源推動措施,造成各自為政,相關間缺少跨部會溝通及協調,使得政策推行力度大大打折扣。 3. 各項規劃之間協調性不足:中央和地方相關規劃目標協調性不足,地方規劃目標普遍高於國家規劃目標,造成專案佈局存在盲目性,產業發展面臨無序化,同業間存在惡性競爭,這是各大開發商掀起以 “圈風"、“圈水"、“圈秸稈"為特徵的圈地運動的根源所在;與其他相關行業規劃協調性不足,如能源和電力規劃、電源配置和電網建設配置等都沒有充分考慮可再生能源發電發展規模和佈局的需要,最終造成我國可再生能源發電的並網難和外送難的尷尬局面。 4. 補償資金不足:中國費用補償制度面臨的問題仍將是資金不足問題。現有徵收的電價附加資金仍不能滿足可再生能源電價補貼未來需求。隨著可再生能源發展的加速和規模擴大,按照現有電價附加徵收標準,僅可再生能源發電一項的財政補貼資金,2006 ~2011年累計的資金缺口就在150 ~ 200 億元,造成 2011 年 5~12 月共8個月的補貼資金至今仍未發放。2012年後轉為可再生能源基金管理後,由於沒有其他資金來源管道,因此缺口仍存在。儘管後來提高了可再生能源發電附加徵收標準,暫時緩解了資金進展局面,但如果不進一步擴大資金規模和建立新的資金管道,今後的資金缺口還將出現。不僅造成企業的資金鏈斷裂、產業發展下滑,而且會為可再生能源作為新興戰略產業發展的未來蒙上陰影。 後續建議作法: 1. 整合各相關政府部門的可再生能源:能源管理職能順應當前我國深化國家管理體制改革,建立大部制的有利時機,將分散在發改、科技、財政、農林、水利等部門與可再生能源管理相關的職能統一整合到國務院能源主管部門,改變“九龍治水"的局面,形成合力促進可再生能源規模化發展。同時,在能源主管部門內部強化對可再生能源的監管力度。 2. 提高規劃出臺的時效性和與相關規劃的協調性:針對以前可再生能源規劃制訂過程中對規劃目標的調整頻繁和審批程式複雜等問題,應加強對可再生能源發展目標的市場預測研究工作,強調相關部門的“事前"協調,縮短規劃的制定週期,保證規劃頒佈的及時性。此外,還需加強中央規劃與地方規劃之間的協調和配合,避免中央規劃與地方規劃目標差距過大和措施方面的脫節,加強可再生能源規劃和其他相關行業規劃,特別是與電網規劃的有效銜接等。 3. 拓寬可再生能源資金管道:近期應加大中央財政資金在可再生能源基金中的比重。中期來看,根據可再生能源規模化發展情況,適時調高可再生能源電價附加徵收標準。長期來看,可以結合徵收環境稅、碳稅等反映環境外部性損害的稅收政策,按一定比例把環境稅和碳稅的部分收入統一納入可再生能源基金管理,拓寬支持可再生能源發展的資金來源管道,保證可再生能源發展有充裕的資金支援。
[G-21]
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再生能源
德國 分析建議類型: 未來發展

德國未來再生能源發展下,如何改變再生能源支援機制,鼓勵再生能源投入市場競爭,並以彈性電力交易為方向,增加intra day market 15分鐘交易量,是健全電力市場制度的可行方針。另外,再生能源自發自用附加費仍為影響德國未來終端電價的主要因素之一。根據德國新再生能源法規定,將擴大再生能源附加費的徵收範圍,新建再生能源發電廠自發自用仍需統一負擔40%的附加費,非再生能源發電廠自發自用則需負擔100%的附加費。同時,亦降低了對能源密集產業之附加費減免。 德國新再生能源法中重點放在補貼制度之改革及直接投入市場競爭,並以市場溢價(market premium)制度補助其投入市場,然其補助金額仍由再生能源附加費負擔,短期補助金額仍存在。然透過擴大再生能源附加費的徵收範圍,並管控再生能源的發展,一般家庭用戶所需繳納之附加費金額將可望降低,預期對一般家庭用戶之終端消費電價將可抑制其成長。
由於再生能源在確保電源穩定供應上仍未臻成熟,加上缺乏完善的電力傳輸網絡,因此目前再生能源仍然無法完全替代核能發電。為此,德國目前亦積極發展氫能儲存,依據德國西門子公司推估,若德國85%的電力來自於再生能源,則德國必須擁有300億度電的儲能裝置,儘管目前儲能仍受限於成本因素無法大量使用,然而,德國政府仍希望在未來新技術發展(如儲能技術)成熟後,再生能源可以提供穩定的能源供應,逐步取代傳統化石能源。

[G-20]
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再生能源
希臘 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

根據REN21與Bloomberg的全球再生能源設置與投資分析,2012年德國、西班牙、義大利等先行訂定再生能源保障電價且推廣績效卓越的國家,經過屢次的費率調降,甚至西班牙決定暫停補助,再加上美國PTC(Production Tax Credit)延續性的問題,造成開發投資的不確定因素,導致全球出現北衰南盛現象,其實,引發該起歐洲經濟拮据,造成2012年全球再生能源推廣重心的轉移,從已發展國家轉移到發展中國家,希臘的公債風坡作用甚大。而2013年全球再生能源投資雖然比去年減少14%,卻主要受到單位成本的降低影響,因此已發展國家與開發中國家同步減少,不同於2012年已發展國家因政策中斷與財政問題投資額減。由此可見,希臘的公債統計,從最高峰的2011年3,551.7億,經過2012年貶值公債面額,降低到3,039億之後維持相等程度,公債風坡重此告一段落。然而公債風波的轉機不代表希臘再生能源推廣有所轉圜餘地。因為,破產的希臘經濟突破口是選擇犧牲少我,完成大我,例如貶值公債面額,使當初的公債投資者承受最大的經濟損失。希臘的再生能源投資也然。
根據希臘2012年的國政資料顯示,年初赤字額達5.83億美元,該數據埋伏了對太陽光電設置財政支援的隱憂,也不出所料,希臘政府不得不調降購電價,但更可悲的是如同西班牙的窘境,削減購電價並沒有真正帶來預期的赤字削減,赤字預期於2013年年底達到8.35億美元,2014年年底達到21.6億美元,2015年達到19.3億,這也表示太陽能和風能繼續需要削購電價,而結果更加慘烈,2014年希臘的環境與氣候變遷部所提出新交易New Deal,並於3月底通過4254/2014。該法立志到2014年底消掉所有基金赤字。因此得追朔2013年再生能源發電所得稅10-37.5%, Lagie可調減已簽且履行中的契約購電價,技術別有收購電量上限(超約上限則是無償發電併聯),新約適用的購電價太陽光電起初購電費減30%,其他風與水減5-6%。由於購電價調整範圍追朔到2006年之後的所有契約,每年又分四期適用不同購電價,加上技術別與容量級距,電廠是否併聯,或有無政府資金補助等條件,購電價表多達數頁,詳細請參考希臘今年四月七日公告的4254/2014法。
除上述消滅赤字的努力之外,2012年之後希臘政府更加密集的調漲消費電價(隔六個月一次),統計顯示2013年上半年家庭的電費平均是156歐元/MWh,工商用電125歐元/MWh,比較2011年費率增加25%與16%。
希臘目前債務仍居歐元區之冠,但諸多跡象表現經濟在復甦且重拾動力,希臘政府也表明今年可望擺脫6年來的衰退,加上,今年四月標售的5年期公債(4年來首次),吸引超過200億歐元的投標,共標售出債券30億歐元、得標利率4.95%,遠超過預訂籌資的25億歐元目標。這些亮麗表現,確實讓歐盟與IMF為首的全球金融欣興。但是,以國家整體來看,仍隱含很大的後遺症與代價,因為昔日,於2012年強迫面額貶值53.5%的公債權益人,今日,被追朔所得的再生能源發電業者,希臘以強加在投資人的痛苦消減了債務,已經失去了國家公信力與交易公平性,足以癱瘓未來的政策,嚇阻未來的投資者。

[G-19]
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再生能源
南韓 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

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%),以上情形與我國類同,加上,韓國是核電技術保有國,低價的核電占比高,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也非常相似。因此建議,解凍電費,不僅是自由市場經濟需要的體制,同時可以藉此發展再生能源,鼓勵消費者節約能源等,是能源政策重要的一步。

[G-18]
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再生能源
美國 分析建議類型: 未來發展

2012年5月歐巴馬提出能源分散策略(All of the Above Strategy),加上2012當年美國有史以來最低的天然氣價格, 影響2013年美國新增電力裝置容量的數據翻盤,美國燃氣新增7,270MW,佔新增量的51.17%,其次是再生能源5,279MW,佔37.16%;燃煤1,543MW,佔10.86%,燃油38MW,佔0.27%。歐盟則因為天然氣價格不落,再生能源新增25.2GW,72%,燃氣7.5GW,21%,燃煤1.9GW,5.4%。由此顯見,未來再生能源的推廣深受碳價與天然氣價格角力影響。

[G-17]
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再生能源
馬來西亞 分析建議類型: 我國借鏡

馬來西亞政府在2009年哥本哈根會議承諾於2020年減低40%的GDP比碳排強度,並在同一年由能源綠色技術與水利部訂定全國綠色技術政策National Green Technology Policy(技術開發項目有五個,再生能源技術是其中之一。),任命兩個重要機構MGTC(Malaysia Green Technology Corporation)與SEDA負責政策規劃並落實策略,並考慮綠色技術製造業與開發業者的融資需求,聯合財政部設立Green Technology Financing Scheme支援並提供融資服務。
該機制由Bank Negara Malaysia負責統籌,融資金額則依案件需求透過各銀行撥款,頭期預算是15億RM,2013年9月追加5億,為20億RM,融資上限是60%,年利息2%,截至2013年年底,15億預算批准109個項目的融資散(22家銀行參與),批准的資金上限也從2012年54%提高至2013年59%,融資受助的綠色技術包括能源,建築,交通,水和廢棄物等等,融資直接創造1400個就業機會。
全國綠色技術政策National Green Technology Policy實施以來,再生能源類別最大的績效是太陽光電,外商直接投資額高達120億馬幣,並創造超過1萬的就業機會。

[G-16]
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再生能源
印度 分析建議類型: 未來發展

印度政府主張Inclusive Development,意義上有均富與共產的概念,因此以往的五年計畫均重視分散式再生能源項目,因為藉此不僅可以幫助離網地區電力普及,保證農村地區的優質生活,也是政府打擊貧富不均的業績所在。
印度政府(中央政府與25個邦政府)能源施政目標的首選是2003年電力法(Electricity Act)的第六條規定的電力普及(2012年底3億人口無電可用,尤其是占比為68.8%的農村人口),其次才是降低對進口石油的能源依賴(印度仰賴的是國產煤、核能、再生能源)。
上述兩項目標的代表性政策是農村電氣供給政策(Rural Electrification Policy,2006訂定,宗旨為一戶一天一度電)與併聯型再生能源補貼政策(此針對產業),由中央規畫委員會(Planning Commission)以五年計畫形式統籌規劃,再由新再生能源部Ministry of New and Renewable Energy與邦政府負責落實。電力普及何以大部分寄託在再生能源發展,乃是因為偏遠農村離電網遠,而資源上適合太陽能與生質能發電設備,因此早在1994-95(印度的會計年度是4月到次年三月) 中央規畫委員會將農村能源整合計畫(The Integrated Rural Energy Programme)移轉到新再生能源部,其中對農村生活改善貢獻最大的SPV home-lighting systems(太陽能提燈或掛燈)與Family type biogas plants(家庭沼氣生產)早在2001-2002年度開始實施,藉著九5、十5、十一5,對25,000目標村落(villages 與hamlets)逐一推廣,截至2013年3月,累積達10,154個村莊(印度有64萬村莊),加上產業的斷電對策與電力自給方案而設立的併網再生能源設備(28.067GW),自立再生能源設備(721.31GW)。
2012年的12次5年計畫與歷年的5年計畫同樣強調再生能源裝置,但不同的是更加重視太陽能與離岸風力(詳見表4.1.8),並將目標占比設定在電力的12%,新增容量約30GW。負責規畫的國家發展理事會提出33,003億盧比的計畫金額(其中Gross Budgetary Sources的19,113億盧比,Internal and Extra Budgetary Resources的13,890億盧比 ),作為印度MNRE新再生能源部推動預算(其中僅5,372億盧比由邦政府支出,其他須由民營負擔)。其中特殊及新的措施方案包括建立太陽能的國家研究所、創建國家生質能能源團(再生能源發展基金)、新能源疏散基礎設施、全國生質能炊飯機計劃等。12次5年計畫另一個有別於以往的措施是,對農村方面的再生能源應用得到很少關注。
再生能源的推廣與印度的經濟高成長相結合,印度的經濟成長及再生能源方面的成就有目共睹,根據REN21,2014年出版的全球再生能源年報,印度2013年風力全球第五,CSP全球第四,太陽能熱水器全球第三,水力全球第五,非水力再生能源總裝置容量全球第五。

[G-15]
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再生能源
印度 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

再生能源推廣與投資環境
印度1951年開始實施五年計畫以來,2012年4月開始其12五計畫到2017年,13五計畫則會在2022年結束,再生能源目標太陽光電是20GW(the Jawaharlal Nehru National solar Mission規劃三期,第一期2013年新增500MW,第二期期限是2017,4-10GW,第三期是2022,20GW);風力發電2017年31GW。
而2012年年底的印度電力總裝置容量為210.95GW,其中再生能源佔12.25%(大水力除外),相距2017年目標太陽光電差2.6-8.6GW,風力差15GW。
印度由中央政府(掌管機構MNRE)與各邦政府推廣再生能源,推廣機制主要有四:一、購電價,此為上述的發電計量的補助,但是中央目前(2012年3月失效)無購電價,25個邦中有18個邦各自實施不同購電價、扣底稅額、設備補貼(中央對北部邦70%,其他邦30%,各邦則維持在設備價格的25-33%)、加速折舊(目前無,2012年3月失效)。對於2012年3月失效的購電價與加速折舊受影響的是風力。太陽光電則主要靠設備補貼,因此影響不大。太陽光電,自從2010年the Jawaharlal Nehru National solar Mission公佈推廣之後,2011年成長165%,2012年成長229%。
印度的再生能源發展,如世界上很多有先例的國家,政策失效影響持續推動的動力與力道(新增裝置容量起伏),尤其是擁有龐大的內需市場的印度,不同於我國,目前的電力短缺對於自產能源的再生能源是擴大容量的好時機,尤其這次的Gujarat邦首長大選成功,大大鼓舞了太陽能產業的士氣。但是,以目前狀況印度的太陽能產業尚不能樂觀未來,比如說,印度的太陽能模組大部分仰賴進口,政府甚至在決斷是否附加高進口稅就猶豫不決,因此,雖然擁有太陽能遠大目標,例如National Solar Mission,僅規劃的裝置目標量便是2,600MW、34%的電力占比,因此,印度是否單以內需得以扶植國內企業,創造工作機會尚不明朗。
除此之外,另一個真正危及推廣與產業發展的原因是印度的金融環境,根據ISB學術機構於2012年12月出版的Climate Policy Initiative報告,再生能源在印度的金融市場無論是債務市場或股權市場,需要支付利息遠高於歐美,且不容易取得(1991年金融改革,所有的開發金融機構(Development Financial Institions一種國家的銀行,可以使用政府的特別預算或者在歐美低廉的利率下舉債)解散,或者轉換成一般商業銀行,印度金融機構利率公佈約是8%,但是當再生能源項目需要在金融市場舉債時約是11-13%,且條件遠不足其他項目,不僅期限給得短、也不給固定利率(變動利率風險高),同時還要負擔仲介費用,因此太陽光電為例會增加19%的計畫成本,風力則增加10%。如果在股權市場舉債,則投資報酬率低,卻期望值高於歐美(印度太陽光電投資報酬率是12-15%,美國是13-20%,歐洲是15-18%),因此低危險或報酬率低的再生能源項目很難圓滿。相同的,我國的金融市場也有因為對再生能源項目的不熟悉或沒有經驗,而被金融機構排除在服務圈之外,因此,我國政府應該為開發業者解決相關的融資問題,方可預期推廣目標如期達成。

[G-14]
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再生能源
南韓 分析建議類型: 未來發展

韓國於2010年12月30日公布的新再生能源供給義務制度(RPS),並預期發電差額於2011年功成身退,2012年由配比義務制取代。之前的推廣措施,例如電價補助相關的2001年發電差額支援制度;設備補助相關的2004年太陽光10萬戶(太陽熱、太陽光電)、2009年Green Home百萬戶(適用技術為太陽熱、太陽光電、地熱、燃料電池、及風力機)等等,除了公共建築新再生能源供給義務,以及技術及產業扶植相關的研發、實證、示範等繼續擴大執行之外,對再生能源的政策補助從2012年開始被2%電力公司再生能源發電供給義務(RPS)取代。
按照原先設計,電業的RPS配比,符合規定的有13家大電力公司(凡擁有發電設備超過500MW以上的業者,現增為14家)逐年遞增再生能源發電供給的義務,且從2012年開始適用2%,遞增方式以2016年為界,占比每年提高0.5%,2017年之後到2022年每年提高1%。然而尚來重視產業競爭力的韓國政府,節節讓步最終屈服於產業界的巨大壓力。以2012年舉例,韓國13家電業者需供給6338GWh新再生能源電力,無論自力發電,購買電力,或購買或交易REC均可,但是實際成績相差甚遠(64.7%,未履行579,889REC),因此為緩衝壓力,通融年底達不到可延後次年,後來於 2014年6月9日更進一步妥協,決定2022年漸進提高到10%的RPS目標,延後兩年,並調整REC的權重,讓電業容易達到規定。
韓國政府對相關政策與配套也因實施成效或社會壓力,或強化或修改頗常發生,例如公共建築新再生能源供給義務,開始是從2004年實施,規定新設面積超過3千平方公尺,需取建築工程費的5%來設置新再生能源,2009年適用範圍增加增設與擴建,2011年4月將建築工程費基準改成預估能源使用量10%, 2020年之後為20%;2012年改成1千平方公尺,2013年預估能源使用量提高到11%。

最近公布的政策有三項影響重大的措施:

一、碳排放交易法案,在2012年5月2日出爐,預計在2015年開始實施,受管制對象排放量的總額約佔全國的60%,韓國成為亞洲第一個推動碳排放交易的國家。排放交易機制可限制公私場所二氧化碳的排放,並允許企業依據其碳排放量的多寡至交易市場上進行額度買賣。受管制的對象包含年碳排放量達到2萬5千噸以上的設施單位,以及排放量達12萬5千噸以上的企業體,預計電業與重工業等五百個企業將被納入管制範疇。

二、2013年8月評估2012年RPS實施結果,增加REC比重能夠加分的條件,同時,增加相對達成率高的太陽光電推廣容量(RPS平均達成率為64.7%,光電是95.7%),並將該增加容量納入第二次能源基本計畫太陽光電RPS義務裡面,由原來2015年1.2GW目標調大0.3GW,達到1.5GW,各在今明兩年增加150MW。

三、2014年6月韓國最有力的產業組織全國經濟聯盟向政府(產業通商資源部)列出待改善的行政障礙,其中涉及離岸風場,全經聯要求籌設許可程序需簡化,6月16日政府回復將於2015年上半年修法並設立專案窗口,將以前涉及多個部會的認可行政程序歸納由產通資部統一處理。除此之外,調高離岸風力的RE供給認證書權重制度(目前太陽光電是0.7-1.5,陸域風力1,離岸風力1.5-2.0),從目前的1.5-2.0調高到3,藉此改善離岸風力投資風險的報酬率;濟州道(道即台灣縣同級的行政劃分,該道是韓國最南端的島嶼,風況最佳,是目前陸域風力集中設置區域,也有發展離岸風力的相關規劃)道知事規定風場開發業者必須釋股讓道民入股,可能相關動作很快也有其他地方政府響應。
 

[G-13]
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再生能源
南韓 分析建議類型: 我國借鏡

韓國的新再生能源政策重視技術開發,產業扶植,由於人稠與獨立電網等開發障礙,這與我國的情形很相似,加上韓國是核能技術保有國,因此,對再生能源設置量的普及,無論是與論或者政府均持相對消極態度。
眾所周知,韓國政府對產業扶植非廠積極,因此,相關技術研發的投入,幾乎與我國起步時間相同,而成就卻遠比我國優異,尤其在國產風力機的發展方面。
首先,韓國的企圖心就不一般,於2010年11月訂定2020年離岸風力產業發展目標10%全球市場占比(10%容量約110GW)開始,明確定位2020年離岸風力市場,韓國將是全球第三大國。同年推出「海上風力促進Roadmap」,根據報告韓國將分成三階段落實遠大的計畫,第一期2011-2013年間投入6036億韓幣建設實證風場,設置由韓國國產風力機構成的100MW風場,第二期2014-2016年間投入3.254兆設立示範風場900MW,第三期2017-2019年投入5.63兆韓幣設立1.5GW風場達到普及,透過三期逐步從技術驗證到示範,然後擴散降低成本並商業化。
離岸風力設置目標為8GW,目前已完成規劃7GW,含西南海2.5GW(上述分三階段由韓國電力公司負責規劃開發)、全羅南道4GW,其他地區0.5GW。
實際上,上述遠大計畫卻在設置上發生了很大差異,根據最近公布的2012年年底達成數據,離岸僅2部斗山重工業1部3MW與STX重工業1部2MW,市佔率0.1%,當初規劃風力供給國內電力的5%的目標,也僅以陸域471.7MW,離岸5MW,目前僅占全國發電的0.2%。若以設置量分析,還遠不如我國。
但是韓國勇於面對問題,且積極尋找解決方案,2014年6月韓國最有力的產業組織全國經濟聯盟向政府(產業通商資源部)列出待改善的行政障礙,其中涉及離岸風場,全經聯要求籌設許可程序需簡化,6月16日政府回復將於2015年上半年修法並設立專案窗口,將以前涉及多個部會的認可行政程序歸納由產通資部統一處理。除此之外,調高離岸風力的RE供給認證書權重制度(目前太陽光電是0.7-1.5,陸域風力1,離岸風力1.5-2.0),從目前的1.5-2.0調高到3,藉此改善離岸風力投資風險的報酬率;濟州道(道即台灣縣同級的行政劃分,該道是韓國最南端的島嶼,風況最佳,是目前陸域風力集中設置區域,也有發展離岸風力的相關規劃)道知事規定風場開發業者必須釋股讓道民入股,可能相關動作很快也有其他地方政府響應。
然而產業方面,根據能源管理公團2013年統計,2012年風力機產業雇用人數達2847人,產值達1.758兆(約35-37比1台幣),擁有38個製造業,其中包括1部5MW的國產技術風力機組,以及多部2MW的系統風力產製能力。

[G-12]
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再生能源
日本 分析建議類型: 合作項目

日本太陽光電產業供應鏈自2012年7月FIT實施後,出口逐漸降低,同時需要大量進口PV產品,才能因應國內急增的需求量,尤其是國內非住宅的PV需求。2013年開始,日本PV供應鏈也出現委外代工(OEM)。實現綠色電力零售市場自由化,帶動太陽能產業供應下游系統業,創造高度的產業關聯效益。台灣自2010年實施FIT,太陽光電產業經歷2012年價格崩跌、面臨中國低價競爭及2014年中美台貿易壁壘,目前PV產業供應鏈過度集中在中游電池業,我國PV產業可尋求與日本廠商OEM的機會,並可提昇技術能力,避免反傾銷等關稅障礙(i.e.可轉單等)

[G-11]
參考出處
太陽能>太陽光電
日本 分析建議類型: 我國借鏡

2011年震災過後,日本將全部核電廠停止運轉,進入零核電狀態。但2012 年5月,日本在缺電及龐大天然氣燃料費用支出的壓力下,政府核准關西電力公司大飯(Ohi)核能電廠重新啟動。今(2013)年9月,唯一在運轉的大飯核能電廠關廠,使日本又再度進入「零核電」時期,因為安倍晉三首相,要讓原來的20座核能電廠重新啟動。

安倍晉三在2013年2月28日,日本眾議院全體會議上發表首次施政方針演說時表示,「將在原子力管制委員會領導下創造新的能源安全文化,努力提高安全性。」「將重啟安全得到確認的核電廠」,盡可能降低對核電的依賴,正式推翻了前首相野田佳彥所主張的「2030年零核電政策」。能源政策從「零核電」轉向了「核電占比降低」,整個政策方針有了根本性的改變。
另外尚有一個發展趨勢值得一提,因「零核電」而形成電力不足及電價上漲的困境,面對此一壓力一向採取維持綜合電業逐步進行自由化模式的日本,福島事件之後為了深化電業自由化,安倍內閣於2012年4月宣布了「有關電力系統改革的階段性實施方針」,將從2015年起分三階段實施,未來將會把電力公司切割為發電與輸電兩大業務範疇,亦即採取了所謂電廠、電網分離的模式進一步自由化。

日本經濟產業大臣茂木敏充在內閣會議後的記者會上表示,「這次的改革不僅是上游的調度及發電部門而已,連下游的零售電力到消費電力之間,都是改革的對象,對於消費端來說,選項增多,可促使電費更便宜」,同時並成立「廣域系統運用機關」,讓電力比較容易跨區連結,讓電力充裕地區可以輸電至電力不足的地區。

福島事件受災後的日本,能源政策經過多次的辯證、轉變,雖然民間反核占多數,但是安倍內閣因著經濟民生因素重啟核電,另外,在節能減碳及深化電業自由化都有些作法與改變,這對一向以日本為師的臺灣可以借鏡與思考。

[G-10]
參考出處
再生能源
丹麥 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

政策的柔軟度在丹麥發揮到極致。造就今日丹麥在風力產業與推廣上的成就(產業方面,風力機全球市場占有率20%:設置量方面,2013年設置量4.792GW)均冠譽於全球)。
早期發展再生能源的國家當中,丹麥的風力無疑是最為成功的例子,而成功的條件包括選擇水平式而非垂直式風力機組為發展主力,此舉決定了與美國的競爭中勝出;積極應變的政府措施與支援,比如說丹麥政府曾五度改變政策軌道,政策操作面設計與德國並列最複雜;以及農民及區域合作社設置風機的行為,不僅對投資者有資產增加與解決能源的雙贏效果,更進一步營造對風力友好的社會認知與再生能源發展環境。
丹麥的再生能源政策自70年代以來有五個階段性轉捩點,斬獲與挫折並存。第一期是1989年之前存在的設備補助,當時提出的補助額高達40%,但首先早期的風力機容量小發電效率差維修有問題,加上地方分權,補助推行起來難免有偏差,最重要的民間風力賣電價格僅折抵85% 的市電電費,所以並沒有達到推廣效果。
第二期是1991年開始的加碼優惠,每度風力可以額外得到3.6歐分,優渥的電價足以鼓勵家家戶戶的投資熱潮,然後,地方自治帶來行政手續的簡便,配合丹麥的風力產業因著銷往美國市場的順利逐漸茁壯,推廣效果相乘。
第三期是1999年電力自由化,並由PSO基金支付購電價Feed in Tariff,從這時開始發展再生能源的額外支出需要由消費者買單,因此政策操作面開始多樣化,例如,倒數計時2003年配比制開始著手準備, 2000-2002年期間的賣電(5.8歐分),因系統容量而享有不同限量的小時數賣電量等等。
第四期是2003年的配比制下的綠色認證交易Tradable Green Certificates, TGCs,雖然當時國際上以辨明購電價的推廣效果優勝於配比制,但是實施十年以上的丹麥確實增加了消費者經濟負擔,同時,風力發電因單機容量的擴大及效率提升,價格競爭力提高,因此經過歐洲其他國家例如義大利、英國、比利時、瑞典等率先實施配比制之後,丹麥搭配上最低價格保障與最高價格的安全網,開始配比制實施,而此舉大幅降低了設置量,影響了原先預期於2008年提前完成的2010年目標,以致於2008年重新評估,選擇限量的Feed in Premium制。
第五期是限量的Feed in Premium制,適用機組是2008年2月21日之後併聯的風力系統,25000度電賣電價是交易所市場價格外加每度電3.4歐分的加碼優惠價(2013年再增加0.3歐分給電力平衡調度者,加1.1歐分給淘汰換新的風力)。
全球2013年新增的風力機容量為35.3GW(累積容量達318GW),其中丹麥機組佔比約為20%。2013年產值約是107.2億歐元(2012年109億歐元),出口約65億歐元,較2012年 (70億歐元)減少7%。產業雇用人數達27,490人,減少(2012年28,459人)3%。丹麥的風機產業曾在2003年(設置Vestas機組的Horns Rev離岸風場80部機組全部發生故障)與2008年(美國GE與大陸廠商的市場衝擊)經歷挫折,但經過技術更新,改組裁員等,以2012年從谷底逐漸回復往年競爭力。實際上,除了Vestas(併NEG)與Siemens(併Bonus)之外,全球裝置容量當中將近30%直接或間接透過丹麥風力機廠商供給系統零件以及技術服務。
如前述,選擇水平式風力機組為主力發展項目是成功的關鍵,然後政府配合支援研發與實證,奠定了1990年之後丹賣產制風力機組壓倒性的市場佔有率。而產業上的成就,反過來營造了社會認知,促進了風力的推廣。
於2014年5月由丹麥能源局研擬出的四組能源情境,及各情境所需經費估計達60到290億DDK(約10.7-51.7億美元)不等,各情境需要滿足的階段性目標是2035年達到100%再生能源電力與熱利用、2050年則完全廢除化石能源消費。

[G-8]
參考出處
風力發電>陸域風電, 風力發電>離岸風電
愛爾蘭 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

1993年採取競標市場機制(Alternative Energy Requirement,簡稱AER),由於廠商反映價格過低、無利可圖、場址取得困難,種種導致實際完成量小於得標量。故愛爾蘭政府於2006年開始規劃改採再生能源躉購制度(Renewable energy feed-in tariff,簡稱REFIT) 。

 

[G-7]
參考出處
再生能源
南非 分析建議類型: 我國借鏡
我國可參考南非REIPPP計畫要求零組件、材料、等必須要在本地生產。南非政府並成立太陽光電協會(South Africa Photovoltaic Industry Association, SAPVIA),成員由第二輪競標得標商組成。冀望促進太陽能利用與強化本地技術、生產能力。冀望促進本地經濟、創造就業、降低失業率,期望至少創造15,000個工程就業機會、415個管理職缺。 至2016年之前,南非還有第四輪和第五輪競標案填補 1,041MW未達成容量,對於台灣廠商而言,與當地開發商或製造商合作,進入其供應鏈,是一個可以嘗試的新機會。目前當地產業鏈缺乏上游中游零組件製造,且在地廠商規模小數量少,外國廠商多以合資公司從 下游系統開發切入;惟南非貧富差距大、高失業率、治安不佳等問題,是我國廠商進駐投資需考量的因素之一。
[G-5]
參考出處
再生能源
挪威 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

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。

*Elspot為Nord Pool現貨市場之節點訂價方式,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。

[G-4]
參考出處
再生能源
以色列 分析建議類型: 未來發展
惟2009、2010年,以色列先後在外海的地中海地區發現塔馬爾氣田(已於2013年生產)、利維坦氣田(預計2016年生產),瞬間改變以色列國內的能源狀況,海上天然氣資源足夠以色列使用150年,將從能源進口國轉為出口國,是否會影響以色列政府發展再生能源的決心有待後續觀察。
[G-3]
參考出處
再生能源
英國 分析建議類型: 所遇問題與因應作法

雖然英國推動離岸風力開發之成果顯著,但短期內仍面臨諸多挑戰,包含了高發電成本、過度仰賴國外供應商、施工設施不足、市場風險仍高、離岸電網開發困難等,其因應策略如下:

1.降低整體發電成本
成本高昂因素包含:計畫之離岸距離與水深不斷提高;風力系統及主要零組件缺乏市場競爭;部分供應鏈瓶頸與基礎設施建設落後造成計畫延誤;國際原物料成本上漲;英鎊對歐元相對匯率貶值等因素。根據英國能源與氣候變遷部調查,2010年離岸風力發電成本每度約介於0.149到0.191英鎊(相當於新臺幣7∼9元)。
因應作法:英國政府主要著眼於創新科技與技術研發。預計2011年到2015年間投入3千萬英鎊補助能降低開發成本之技術研究,促進研發單位資源整合,並成立離岸風力科技與創新中心,專注於研發前端風力科技。政府也投入建立離岸共用測試設施,如100公尺大型葉片測試廠及離岸風力系統測試廠,以協助降低研發成本。

2.健全國內外供應鏈
英國目前本身不具完整離岸風力產業鏈,計畫開發仍非常仰賴進口。而。雖然歐洲整體產業鏈尚屬健全,在一些項目上仍缺乏產能或市場競爭,如電器設備、海底電纜及安裝船隻等。
因應作法:英國政府已藉由環境轉型基金(Environmental Transformation Found)與國外主要系統製造商(如Siemens和Vestas)建立夥伴關係,輔導這些系統商於英國本地設置製造基地,另一方面也扶持可供應瓶頸項目之本土廠商。政府也成立地方成長基金,協助本土企業或工廠轉型,以健全本土產業鏈。此外,政府將在2015年以前投資6千萬英鎊補助廠商開發鄰近港口之製造與組裝設施,以強化產能並提升開發效率。

3.提供穩定投資誘因並降低市場風險
相較其他再生能源,離岸風力本身被賦予較高的配比額度,獲得英國政府高度支援。2012年公布的新能源法案大規模的進行電力市場改革,而再生能源義務制度將在2017年以前被新制的電力收購制度(Feed-in Tariff)取代。一般預期新制度將更能確保一個長期且穩定的再生能
源投資環境,較能避免電力市場價格波動風險,將更有利於離岸風力的發展。

4.增加財物資源可得行
英國離岸風力計畫所需之期初投資金額龐大,如第3期單一計畫投資金額將介於10億到100億英鎊,讓許多投資者卻步。
因應作法:政府著手協助業者進行計劃融資(Project Financing),以取得更高的融資額度。政府目前也成立了綠色投資銀行(Green Investment Bank),協助低碳電力投資者取得大量資金,而離岸風力為其重點投資項目。

5.確保離岸電力傳輸設備之投資與開發
離岸電力傳輸之建設約占計畫期初成本15∼20%。由於施工技術、地質、氣候與施工船隻可得性等因素,使其具有非常高的風險。
因應措施:為降低開發商初期成本與風險,並刺激市場對離岸電力傳輸設施之投資與開發,政府於2010年建立了離岸輸電設備所有人制度(off-shore Transmission Owner)。將離岸電力傳輸設施之建造、經營及管理自風場開發分離開來,並賦予離岸傳輸營運商法定的合理報酬。此外,為確保陸上電網之開發,政府也規定陸上電網經營者有權責配合計畫強化電力設施,並定期提供整體電網之升級與開發計畫。

6.加速規劃並簡化申設程序
英國政府已藉由大規模的策略性環境評估計畫(Strategic Environmental
Assessments)研究離岸風場對環境與利害關係者之衝擊,劃分出適合開發之區塊,再承租給開發業者。對於開發業者提出的離岸風場計畫,原本需要約100週時間才能完成單一計畫之評估並核准。為加速計畫審核,英國政府於2010年成立了基礎設施規劃委員會(Infrastructure Planning Commission)專職處理離岸計畫之評估與核准,將申設審核時間縮短至1年,大幅提升開發效率。

[G-1]
參考出處
再生能源
 
僅供本計畫內部參採使用