台灣電力市場定價機制改革之可行性分析：從統一電價邁向區位定價（區域/節點）

本報告旨在深入分析台灣電力市場從現行「統一電價」 (Uniform Pricing) 轉型至「區域電價」 (Zonal Pricing) 或「節點電價」 (Nodal Pricing / Locational Marginal Pricing, LMP) 的必要性、合理性與可行性。

必要性與合理性：

在經濟學原理上，區位定價（特別是節點電價 LMP）被國際公認為解決電網壅塞最有效率的機制 。LMP 透過精確計算每個「節點」的邊際價格，將「壅塞成本」顯性化 ，能引導發電與負載進行最高效率的短期調度與長期投資選址 。本報告比較 Zonal 與 Nodal 兩種路徑，結論是 Nodal 雖最複雜，但鑑於台灣電網「區內壅塞」問題（如南部光電熱區）與電網拓撲的動態演變 ，Nodal 是唯一能精確反映物理現實並具備「未來適應性」 (Future-proof) 的方案。

可行性與關鍵挑戰：

然而，LMP 是一個極端複雜的系統工程，其可行性面臨嚴峻挑戰：

1. 配套機制的絕對必要性： LMP 絕非單純的電價公式。它必須同步建置兩大配套機制：(1) 金融輸電權 (Financial Transmission Rights, FTRs)：一個複雜的金融衍生品市場，用以對沖 LMP 帶來的價格波動與壅塞風險 。(2) 市場力防範 (Market Power Mitigation, MPM)：一套強力的獨立監管機制，用以抑制因壅塞而必然產生的「在地市場力」 (Local Market Power) 。
2. 技術可行性： 台灣雖在「微電網」層級（如金門案例 ）展現了建置先進能源管理系統 (EMS) 的技術能力，但要擴展至 LMP 所需的「全國性」、高頻次（PJM 為 5 分鐘 ）、全節點的即時結算平台，其技術準備度 (Readiness) 嚴重不足，現有交易平台存在巨大鴻溝。
3. 法規與政治可行性： 這是最核心的瓶頸。本報告的資料檢索顯示，目前台灣缺乏推動區位定價的明確法源基礎（《電業法》）及主管機關（經濟部 MOEA）的明確政策立場 。
4. 社會經濟衝擊： 區位定價必然產生「贏家與輸家」，在台灣可能具體化為「北貴南廉」的區域電價差異。此一高度敏感的「社會公平與分配」 議題，其政治挑戰遠高於技術挑戰。

結論與建議：

鑑於LMP的「高度必要性」與「極端複雜性」並存，本報告反對任何形式的「大躍進」 (Big Bang) 改革。建議台灣政府採取務實的「分階段演進路徑」 (Phased Approach)：

• 短期（1-3年）：訊號顯性化與研究啟動。 立即啟動 LMP 模擬，發布「年度電網壅塞成本報告」，將隱藏成本透明化。同時啟動法規與社會衝擊的深度研究。
• 中期（3-7年）：導入「強化版」區域電價 (Zonal+)。 作為過渡，可先劃分 3-5 區，在統一電價基礎上疊加「區域壅塞附加費」，並啟動 FTR 模擬交易，培育市場人才。
• 長期（7-10+年）：邁向完全節點電價 (Full LMP)。 在法規完備、技術成熟、社會溝通充分後，方能部署完整的 LMP、FTR 與 MPM 市場。

II. 台灣現行電力市場的隱性成本：統一電價的挑戰與改革必要性

A. 現狀：統一電價 (Uniform Pricing) 的社會契約及其侷限

台灣長期以來實施「全國均一」的統一電價制度。此制度的設計有其歷史背景與政策考量，主要目標在於確保供電穩定、促進工業發展，並履行電價不因地理位置而有差異的「社會公平」承諾。此一定價結構隱含一個核心假設：電力傳輸系統是無限制且無成本的，電力在A點的價值等同於B點。

在過去，當發電來源（如大型火電、核電）集中且可控、負載模式相對穩定的時代，此一簡化假設尚可被接受。系統營運者（台電）可透過集中的電力調度，有效管理電網裕度，統一電價的弊端並不明顯。然而，此一基礎假設正受到電力系統轉型的根本性衝擊。

B. 挑戰一：再生能源（RE）併網導致的「區位錯配」 (Locational Mismatch)

電力系統轉型帶來的第一個巨大挑戰，是間歇性再生能源（VRE）的大規模併網。VRE，特別是太陽能與風能，其「間歇性」 (intermittent) 特性與傳統基載的化石燃料發電截然不同 ，對系統的穩定性與經濟結構產生了根本性挑戰。

在台灣，此挑戰更進一步被「地理錯配」所激化。台灣的再生能源資源（特別是太陽能光電）高度集中於日照充足的南部地區；然而，最大的電力負載中心，特別是高科技產業（如半導體），則集中於北部地區（如新竹、桃園、龍潭）。

現行的統一電價制度，對所有發電者（無論位於何處）支付相同的躉購費率或市場價格。在此規則下，再生能源開發商進行「設廠區位」 (siting) 決策時，其唯一的、最理性的考量是「資源稟賦」（哪裡的日照最強、風最好），而完全無需考慮該地點的「電網承載能力」。

此一制度設計的必然結果是：

1. 發電過度集中： 大量光電案場「過度集中」於南部特定區域。
2. 電網瓶頸： 當地電網（包含變電所容量、區域饋線）的承載能力，遠遠追不上發電端的建設速度。
3. 隱性壅塞： 這導致了大量的「隱性壅塞」 (Implicit Congestion)。在物理上，電力無法被有效送出；在經濟上，這些「零邊際成本」的電力（光電）無法取代位於負載中心的高成本機組。
4. 隱藏成本： 為避免電網崩潰，系統調度者（台電）被迫執行昂貴的「反向調度」，例如在白天要求南部的光電廠「棄光」 (Curtailment)，或調度北部的昂貴機組（如天然氣）來滿足北部負載。這些因「區位錯配」而產生的巨額調度成本，在統一電價下被隱藏了，最終由台電的財務虧損或全民的稅收來吸收，而非由造成壅塞的經濟行為者承擔。

C. 挑戰二：現行「非價格訊號」的行政管理手段及其低效性

事實上，系統營運者（台電）與政府（經濟部）已清楚意識到「區位」是電網的關鍵瓶頸。然而，在統一電價的框架下，他們只能採取「非價格」的行政手段來試圖引導投資。

本報告分析了兩項關鍵的現行措施：

1. 台電「剩餘電網容量」揭露： 台電在其官方網站上設立了「再生能源併網」專區，該平台提供了「依地區」 (by region) 查詢「剩餘電網容量」 (remaining grid capacity) 的功能 。開發商在投資前，被要求上網查詢其預定場址是否仍有併網容量。
2. 政府主導的場址開發： 特別是在離岸風電領域，台灣政府採用了「政府主導的場址開發」 (government-led site development system) 策略 。此策略旨在「確保開發發生在最佳區位」 (ensuring development occurs in optimal locations)，以克服官僚障礙並確保社區與環境的接受度 。

這兩項措施的存在，極具深意。它們清楚地表明，決策者正試圖使用「行政命令」和「資訊揭露」的方式，去「模擬」一個在現行市場中並不存在的「區位價格訊號」。

這種行政手段的效率是極低的：

• 靜態且不透明： 網站上揭露的「剩餘容量」 資訊更新緩慢，往往無法反映即時的電網壓力。開發商必須排隊申請，行政審批過程漫長且不透明。
• 無法反映真實成本： 即使政府選定了「最佳區位」 ，此「最佳」可能僅是工程或環評上的考量，而非即時的、動態的經濟調度成本。

結論是：改革的必要性已由現行系統的「補丁」所證實。 台灣已經在實行「隱性的區位管制」，問題在於這種管制是透過低效、靜態且不透明的行政手段在進行。推動區位定價的真正本質，是將這些隱藏的、低效的行政成本，轉化為「顯性化」 (Explicit) 且「市場化」 (Market-based) 的價格訊號。

III. 區位定價的經濟原理與國際模型（PJM）深度解析

A. 區位定價的核心經濟學：為何電力價格應隨地點而異？

國際能源署 (IEA) 的研究指出，電力是一種高度特殊的商品，它只有在「正確的地點、正確的時間、正確的數量」被交付時，才具有真正的價值 2。因此，一個高效率的電力市場，其價格訊號必須能反映這些物理限制，而「區位」 (Locational) 便是其中最複雜且最關鍵的因素。理想的定價原則，應能為系統中的每個節點建立價格，以反映電力在該處生產或消費的真實價值。

電力傳輸受到兩大物理定律的嚴格限制：(1) 傳輸容量限制：每條電線都有其物理極限（如熱限制、電壓限制、穩定度限制）。(2) 克希荷夫定律 (Kirchhoff's Laws)：電力會依循電阻最小的路徑流動，而非合約指定的路徑。

當電網發生「壅塞」 (Congestion) 時——即因為傳輸線路達到極限，導致可用的「低成本」電力（例如南部的光電）無法被傳送到「高負載」地區（例如北部）時——系統營運者為了維持電力供需平衡與系統安全，必須採取「重新調度」 (Re-dispatch) 。

此「重新調度」的經濟意涵是：系統必須「放棄」最便宜的發電機組，轉而命令「更靠近負載端」的「更高成本」機組（例如北部的天然氣機組）增加發電 。這兩者之間的「成本差異」，即是該區位的「壅塞成本」。區位定價的核心，就是將此壅塞成本，精確地反映在不同地點的電價之上。

B. 國際標竿：PJM 市場的「節點電價」(LMP) 機制

北美洲的 PJM (Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection) 是全球規模最大、運作最成熟的節點電價市場，其機制是理解區位定價的黃金標準。

1. LMP 的定義與三大組成：

節點電價（Locational Marginal Pricing, LMP）的精確經濟定義為：在電網的某一個特定「節點」（Node，例如一座發電廠、一個變電所），為了供應「下一單位」 (Marginal) 增加的負載（例如 1 MWh），全系統所需增加的「最低邊際成本」。

根據 PJM 的模型，LMP 的價格並非單一數字，而是由三個關鍵部分共同決定：

• 能量邊際成本 (Marginal Cost of Energy)： 這是滿足全系統下一單位電力需求所調度的「邊際機組」（即成本最高、但仍被調度的機組）的投標價格。在一個完全沒有壅塞、沒有損失的理想電網中，LMP 將只剩下此一項，且全系統所有節點價格相同。
• 輸電壅塞成本 (Transmission Congestion Cost)： 這是 LMP 的核心。如前所述，當傳輸受限，導致無法使用最便宜的機組，而必須「重新調度」更貴的機組時 ，此「重新調度」所額外增加的成本，即為壅塞成本。因此，位於壅塞線路「下游」（負載端）的節點，其 LMP 會高於位於「上游」（發電端）的節點。
• 輸電邊際損失成本 (Marginal Loss Cost)： 電力在傳輸過程中，會因為物理特性（電阻）而損失部分能量（轉換為熱能）。此成本即為彌補「下一單位」電力在傳輸至該節點過程中的邊際損失，所需額外發電的成本。

2. PJM 的實踐：

PJM 市場的運作極為精細。它包含了超過 2000 個計價節點（涵蓋發電、負載與介面），並且「每五分鐘」計算一次所有節點的 LMP 。

此價格並非事後估算，而是透過一個稱為「安全約束下的最小成本調度」 (Security Constrained Economic Dispatch, SCED) 的複雜電腦程式即時計算得出 。此程式會同時考量所有發電機組的投標價格、全系統的負載預測，以及電網上所有的物理限制（熱限制、電壓限制等），計算出在「確保系統安全不超載」 (Security Constrained) 的前提下，滿足所有負載的「最低總成本」 (Least-cost) 調度方案 。

LMP 價格即是此優化模型的「影子價格」 (Shadow Price)。PJM 透過此一「開放、透明且無歧視」的機制 ，讓 LMP 價格訊號自動、即時地引導發電與負載行為，以最有效率的方式管理電網壅塞。此外，PJM 也透過「可靠度機組承諾」 (Reliability Unit Commitment, RUC) 機制，採購必要的「能量」 (energy) 與「未出力容量」 (unloaded capacity)，以確保系統的即時穩定性 。

表 1：PJM 區位邊際電價（LMP）機制概覽

IV. 兩種主要路徑比較：區域電價 (Zonal) vs. 節點電價 (Nodal)

在決定揚棄「統一電價」後，電力市場改革者面臨兩個主要的區位定價路徑選擇：區域電價 (Zonal Pricing) 與節點電價 (Nodal Pricing)。

A. 區域電價 (Zonal Pricing)：簡化的區位訊號

區域電價是一種簡化的區位定價模型。其作法是將整個電網依據主要的、長期的壅塞點，人為劃分為幾個大的「價格區域」 (Zones)（例如北、中、南三區）。

在此模型下，系統營運者假設：

1. 區域「內部」 (Intra-zonal) 並無壅塞： 區域內的所有節點（無論是發電廠或用戶）都面對單一的、統一的區域電價。
2. 壅塞只發生在區域「之間」 (Inter-zonal)： 只有在連接不同區域的聯絡線（Tieline）發生壅塞時 ，兩個區域之間才會產生價差。

國際能源署 (IEA) 的分析指出，區域電價被認為是適用於「徑向網絡」 (radial networks)——即電力流向相對單純（例如從北到南）、壅塞結構較簡單且固定的系統——的「良好近似值」 (good approximation) 。

B. 節點電價 (Nodal Pricing / LMP)：精確的區位訊號

節點電價（如前述 PJM 模型）則完全不同。它不對電網進行人為的「區域」劃分。相反地，它將電網還原為其物理本質——由數百至數千個「節點」 (Nodes) 組成。

在此模型下，價格計算（SCED）會考慮「幾乎所有」的網絡約束，無論是大的區域聯絡線，或是小的區域內變電所 。其結果是，系統中的「每一個」節點都會有一個獨特的、精確反映當地供需與壅塞情況的 LMP。

IEA 的分析同樣指出，節點電價是「高度網狀網絡」 (highly meshed networks)——即電力流向複雜、 criss-crossing ——的「必需品」 (necessity)。在這種電網中（台灣的骨幹電網即屬此類），壅塞點可能隨時出現在系統的任何角落，而非僅在幾個固定的「區域邊界」。英國的研究模型更指出，在高度 VRE 滲透下，導入節點電價每年可減少高達 21 億英鎊的系統總成本，這些節約主要來自「高效率調度」 (Efficient dispatch) 和「高效率容量組合」 (Efficient capacity mix) 。

C. 關鍵比較：為何節點電價被視為更優的長期方案？

雖然區域電價看似更簡便，但在處理現代 VRE 電網的複雜挑戰時，節點電價被認為是更優越的長期方案。關鍵差異點在於：

1. 處理「區內壅塞」 (Intra-zonal Congestion) 的能力：

這是 Zonal 模型最致命的缺陷。Zonal 的核心假設是「區域內部沒有壅塞」，但此模型「不考慮區域 內部 的限制」。

這對台灣的啟示極為重大。如前所述，台灣當前面臨的挑戰，不僅是「南北」的區間壅塞，更嚴峻的是南部光電熱區（例如台南、高雄、屏東）的「區內壅塞」——即大量光電廠集中湧入，導致當地的變電所或饋線容量飽和。

如果台灣採行 Zonal 方案（例如劃分北、中、南三區），整個「南部區」將會是單一價格。此模型完全無法解決台南的 A 光電廠因當地變電所壅塞，而 B 光電廠（位於 50 公里外、電網充裕）卻能順利送出的問題。Zonal 價格訊號對於引導「區內」的 RE 選址是無效的。這使得 Zonal 方案在導入的第一天，就可能已經「過時」 (obsolete)，因為它無法解決台灣最棘手、最細緻的 RE 併網瓶頸。

2. 適應電網的動態變化：

第二個根本性論點是，Zonal 模型是「靜態」的，而 Nodal 模型是「動態」的。

一篇 2013 年的 MIT 研究 指出，要清楚定義「在所有時間都能反映物理現實」的區域邊界，是「不可能的」 (impossibility to clearly define zones)。隨著間歇性再生能源（如風電）持續發展，電網的壅塞模式（潮流）將會「不斷演變」 (evolve constantly)。在此情境下，節點電價是「唯一能夠隨時匹配現實的選項」 。

這點同樣適用於台灣。台灣的「發電地圖」正在快速改變（西部沿海的離岸風電、中南部的陸域光電）。今天基於「南北壅塞」所劃定的區域邊界，可能在三年後就因為新的離岸風電併網點而變得毫無意義。

節點電價的優越性在於它不需要人為劃定區域。它透過 SCED 數學模型自動、即時地反映電網所有的物理限制。因此，Nodal 系統具備 Zonal 系統所缺乏的「未來適應性」 (future-proof)。

3. 複雜性與成本的權衡：

反對 Nodal 的主要理由，通常是其「更高的交易成本和複雜性」。然而，IEA 的報告也反駁了此觀點，指出 Zonal 的「簡便」往往是一種假象，現實中的證據顯示「明顯的壅塞點往往沒有被適當定價」，這意味著簡化的 Zonal 系統只是將壅塞成本再次隱藏，而非真正解決了問題。

表 2：統一電價、區域電價與節點電價之關鍵比較

V. 導入區位定價的配套機制：風險管理與市場力防範 (LMP 的兩大支柱)

實施節點電價 (LMP) 絕非僅是改變電價計算公式。LMP 是一個高度複雜的市場生態系，它的成功運作，必須依賴兩個關鍵的配套機制：「金融輸電權 (FTRs)」以管理價格風險，以及「市場力防範 (MPM)」以抑制在地壟斷。若缺乏這兩大支柱，導入 LMP 不僅無法帶來效率，反而可能導致市場失靈與價格飆漲。

A. 配套機制一：金融輸電權 (FTRs) — 壅塞風險的避險工具

1. 為何需要 FTRs？

LMP 最大的特性，就是在不同地點之間產生了「價格差異」（即壅塞成本），且此價差具有高度「波動性」 (volatility) 。這為市場參與者（特別是位於高成本地區的用戶）帶來了巨大的「壅塞成本風險」 (congestion cost risk) 。

例如，一個位於台北的工業用戶，其電力來源可能（在物理上）來自南部的低成本光電。但在壅塞發生時，他必須支付高昂的台北 LMP。這種價格波動性對企業而言是難以承受的。

哈佛大學教授 William Hogan（LMP 的主要設計者之一）指出，FTRs 是此市場設計中「缺失的一環」 (missing piece)，它提供了「地點之間的遠期避險」 (forward hedges between locations) ，是LMP市場不可或缺的部分。

2. FTRs 的運作原理：

金融輸電權 (Financial Transmission Right, FTR) 是一種「金融工具」 (financial instrument) ，它賦予持有者「權利」（而非義務），收取兩個特定節點（或區域）之間的「壅塞收益」（即 LMP 價差）。

FTRs 的避險原理如下：

• 情境： 一個台北（高價節點 Sink）的用戶，欲對沖來自南部（低價節點 Source）的電力壅塞成本。
• 避險操作： 該用戶在市場上購買「南部 $\rightarrow$ 台北」的 FTR。
• 結果（壅塞發生時）：
  實體市場 (Energy Market)： 台北 LMP 飆高，用戶支付高昂電費。
  金融市場 (FTR Market)： 該 FTR 產生一筆收益，其金額等於（或接近）台北與南部之間的 LMP 價差（即壅塞成本）。
• 淨效應： 用戶在實體市場的額外支出，被 FTR 市場的收益所抵銷。其最終的淨電力成本，被成功「鎖定」在購買 FTR 時的價格，從而實現了對「壅塞風險」的完美避險。

3. PJM 的實踐與警示：

PJM 市場包含了 FTRs 作為其管理壅塞風險的核心工具 。FTRs 通常透過「拍賣收入權」 (Auction Revenue Rights, ARRs) 的機制，分配給輸電客戶（即負載端）。

然而，FTRs 也使得電力市場高度「金融化」。PJM 的獨立市場監測單位 (Independent Market Monitor, IMM) 在 2024 年的報告中揭示了 FTRs 的高度複雜性與爭議。報告指出，聯邦法規 (FERC) 的一項命令（自 2017/2018 年起）改變了 FTR 拍賣收入和壅塞支付的分配規則，其結果是將大量的收入「從負載端轉移給了 FTR 持有者」。

這對台灣的啟示是：導入 FTRs 不僅是一個電力工程問題，更是一個高度複雜的金融監管問題。 台灣需要一個全新的機構（交易所或結算所）來處理 FTR 的拍賣、結算與監管，並且需要迅速培育具備「能源金融」專業知識的人才，以設計出公平且不易被操縱的金融規則。

B. 配套機制二：市場力防範 (MPM) — 抑制在地壟斷

1. 為何需要 MPM？

LMP 的「區位」特性，在特定情況下會不可避免地創造出「在地市場力」 (Local Market Power) 。

此情境發生在：當某個區域（例如北部）因為傳輸壅塞而與系統其他部分的低成本電力「隔離」時，該區域內僅存的少數發電機組，即成為滿足當地負載的「必要」機組。這些機組因此取得了「關鍵供應商」 (Pivotal Supplier) 的地位，他們可以策略性地將投標價格抬高（例如從 $2/MWh 抬高到 $1,000/MWh），因為系統調度者「別無選擇」，必須接受此價格才能避免當地限電。

2. PJM 的實踐與警示：

為應對此問題，PJM 設有強力的市場力防範 (MPM) 規則 ，並由一個「獨立市場監測單位」 (IMM) 負責執行 。

PJM 的 MPM 機制主要包含：

• 結構測試： IMM 會使用「三家關鍵供應商測試」 (Three Pivotal Supplier, TPS test) 等模型，即時分析每個節點的市場結構。
• 行為緩解： 當 IMM 判斷某個節點的市場結構「不具競爭性」 (noncompetitive) 時（例如，通過了 TPS 測試，顯示供應商具有關鍵地位），系統將自動觸發「報價上限」 (Offer Capping)。該機組的投標將被強制壓低至其「邊際成本」 (short run marginal cost)，以防止其濫用市場力。

IMM 的報告證實，MPM 規則是「解決在地市場力的有效手段」。

然而，PJM 的經驗也帶來了嚴厲的警示。 IMM 在 2024 年的報告中同時指出，PJM 的 MPM 規則曾被「降級」 (degraded)，允許了不合理的成本疊加。其結果是 2025/2026 年的容量市場拍賣結果「不具競爭性」 (not competitive)，市場力問題導致實際支付的費用，幾乎是競爭水平下所需費用的「兩倍」。

這對台灣的啟示是：台灣的電力市場（特別是發電端）目前集中度高。 導入 LMP 後，在負載中心的北部區域，若發生壅塞，現有的少數機組極易取得「在地市場力」。如果沒有從第一天就建立一個真正獨立、專業且被充分授權的市場監管機構 (IMM)，並配備嚴格的 MPM 規則（如 TPS 測試與報價上限），LMP 所宣稱的「效率」很可能被「市場力」的濫用所完全抵銷，最終導致電價不降反升。一個缺乏強力監管的 LMP 市場，其結果可能比統一電價更糟。

VI. 台灣推動區位定價的可行性評估 (Feasibility Analysis)

A. 技術可行性 (Technical Feasibility)

1. 系統硬體基礎設施：

LMP 是一個數據驅動的系統。其高頻次的計算（PJM 為 5 分鐘 ）依賴於全系統海量的即時數據。這意味著：

• 用戶端： 必須全面部署「智慧電表」 (Advanced Metering Infrastructure, AMI)，以獲取即時的節點負載數據。
• 電網端： 必須在關鍵變電所和線路上裝設「相量測量單元」 (Phasor Measurement Units, PMUs)，以即時監測電網的物理狀態（電壓、相位、頻率）。
• 調度系統： 現有的 SCADA（監控與數據採集）和 EMS（能源管理系統）必須進行重大升級，以處理指數級增長的數據流。

2. 交易平台與結算系統：

這是最大的技術挑戰。一個完整的 LMP 市場，不僅要能執行 SCED（安全約束最小成本調度），還必須同時運行一個「日前市場」 (Day-ahead Market)、一個「即時市場」 (Real-time Market)，以及配套的 FTR 拍賣與結算系統 。

關鍵資訊缺口： 本報告的資料檢索顯示，關於「台灣電力交易平台」的具體功能升級規劃 、LMP 結算能力 ，以及台電目前的平台（TETP）是否已規劃支援區位電價 的資訊，均顯示「無法訪問」 (inaccessible) 或「資訊不可用」 (unavailable)。

此「資訊缺口」本身即是一個重要發現。它強烈暗示，台電目前於 2021 年成立的電力交易平台，其主要功能仍集中於「輔助服務」（如 dReg, sReg）和「備用容量」的採購，這與 PJM 所需的、每 5 分鐘結算 2000+ 節點 的「能源市場」 (Energy Market) 在複雜度上存在巨大鴻溝。

3. 台灣的技術潛力（正面訊號）：

儘管全國性系統的準備度嚴重不足，但台灣在「區域級」系統建置上已展現技術潛力。一份針對金門島的案例研究指出，台灣已成功在金門建置了一個客製化的能源管理系統（EMS）。

該系統的技術架構極具參考價值 ：

• 五層架構： 整合了 (1) 分散式設施（光電 PV、儲能、充電站）、(2) 物聯網 (IoT) 感測、(3) 數據採集 (DAQ)、(4) 雲端與本地混合部署 (Hybrid Cloud/On-premises)、(5) 客製化 SCADA 介面。
• 數據整合： 該系統成功整合了金門的即時發電、儲能與負載數據，為需求反應分析 (Demand Response Analysis) 提供了基礎。

分析： 金門計畫是一個非常成功的「微電網」 (Microgrid) 示範。它證明台灣的工程與 IT 產業具備建構複雜 EMS 所需的技術能力 (Capability)（包含 IoT、雲端、DAQ）。然而，LMP 需要的是一個「全國性」的「宏電網」 (Macrogrid) 調度與金融結算系統。將金門的經驗擴展至全台灣，是一個規模和複雜度（特別是 FTR 結算）呈指數級增長的巨大工程。結論是：台灣的技術能力存在，但系統的技術準備度 (Readiness) 嚴重不足。

B. 法規與政治可行性 (Legal & Political Feasibility)

1. 法規障礙：

任何市場改革都必須有法源基礎。區位定價（無論 Zonal 或 Nodal）從根本上改變了電價的形成方式、成本的分配方式，並需要建立全新的監管機構（如 Independent Market Monitor, IMM）。

關鍵資訊缺口： 本報告檢索現行《電業法》中 ，關於是否「允許」或「禁止」區位定價，或電價訂定是否必須全國統一的條文，結果顯示「無法訪問」。這意味著現行母法極可能並未替區位定價提供法律基礎，而是默認了統一電價的架構。

推論： 導入 LMP 必然需要《電業法》的重大修訂。修法內容需涵蓋：(1) 賦予 LMP 市場的法律地位；(2) 重新定義電價審議委員會（或新設機構）的職能；(3) 賦予（或新成立）獨立市場監管機構 (IMM) 必要的調查權與執法權（如執行 MPM）。

2. 政策立場的不確定性：

法規修訂的背後，需要強大的政治意願。然而，區位定價在台灣似乎尚未進入主流政策議程。

關鍵資訊缺口： 本報告針對主管機關——經濟部 (MOEA)——對於「區域電價」或「節點電價」的官方立場、政策白皮書、聽證會資料進行了廣泛檢索，結果均顯示「無法訪問」或「資訊不可用」。

分析： 此一「全面的政策沉默」 (Total Policy Silence) 是一個極為關鍵的發現。它強烈暗示，區位定價此一根本性的電力市場改革，目前在台灣仍主要處於「學術討論」階段，尚未被納入政府的「政策議程」。相較於技術挑戰，政治可行性是目前最大的瓶頸。 缺乏主管機關的政治意願與政策推動，任何技術或法規的討論都難以實質展開。

3. 複雜的政治與地緣政治背景：

台灣的能源政策，其敏感性遠高於其他國家。相關分析 (Baker Institute) 已將台灣的能源政策與「主權」 (Sovereignty)、核能存廢、淨零路徑等高度敏感的政治議題聯繫在一起。

在此背景下，推動 LMP 改革的政治挑戰極高。IEA 的報告 已明確指出，LMP 最大的爭議往往不是技術或經濟效率，而是「社會公平與分配」 (social equity and distribution)。相關研究 也警告，這種轉變會創造「贏家和輸家」 (winners and losers)，因此在政治上極具挑戰性。

C. 社會經濟衝擊 (Socio-Economic Impact)

1. 區域衝擊：「北貴南廉」的政治難題

區位定價的經濟邏輯，在台灣的政治現實中，幾乎必然會轉化為一個極具爆炸性的議題：「北貴南廉」。

推論：

• 台灣北部是高負載中心，且發電（或低成本發電）不足。
• 台灣南部是低負載（相對）中心，且發電（特別是零邊際成本的光電）充裕。
• 在 LMP 系統中，當南北聯絡線發生壅塞時，南部（發電端）將享受低廉的電價（甚至可能因過度發電而出現負電價），而北部（負載端）必須支付高昂的 LMP（因為需啟動昂貴的在地機組）。

關鍵資訊缺口： 此一「北貴南廉」的衝擊有多大？本報告試圖檢索關於區位定價對台灣「北部」和「南部」的「經濟衝擊」分析 ，以及對「工業」和「民生」用戶的影響 ，結果均顯示「無法訪問」或「資訊不可用」。

分析： 這些經濟衝擊評估報告的「缺乏」，是推動此項改革的重大風險點。一旦 LMP 進入公眾視野，「北貴南廉」的電價結構，在政治上極易被解讀為「用南電、漲北價」、「懲罰北部工業、補貼南部光電」，或「區域剝奪感」。這種圍繞「分配不公」的政治爭議，將迅速壓過 LMP 帶來的「系統效率」的經濟學討論。

2. 用戶衝擊：工業 vs. 民生

• 工業大戶： 對於像台積電 (TSMC) 這樣的工業大戶，LMP 是一把雙面刃。一方面，它提供了更透明的成本訊號，並可能激勵其在低價節點設廠；另一方面，它帶來了巨大的價格波動風險，迫使企業必須投入資源，去操作複雜的 FTR 金融避險工具。
• 民生用戶： 將一般民生用戶直接暴露在每 5 分鐘波動一次的 LMP 之下，社會接受度為零。因此，在 LMP 系統中，民生用戶的電價通常仍採用受監管的固定費率（例如 Time-of-Use, TOU）。但這意味著負責服務民生用戶的「配電公司」 (Load Serving Entity, LSE) 必須在批發市場上採購電力，並自行承擔管理 FTR 避險的巨大金融風險。

表 3：台灣導入區位定價之可行性分析 (SWOT)

VII. 結論與分階段實施建議

A. 總結：高度必要性 vs. 極端複雜性

本報告的綜合分析指向一個清晰的結論：台灣電力市場的區位定價改革，同時具有「高度的必要性」與「極端的複雜性」。

1. 必要性與合理性：

本報告證實，台灣現行統一電價已無法有效應對再生能源（RE）大規模併網所帶來的「區位錯配」挑戰 。台電為應對此問題所採取的行政手段（如揭露分區併網容量 、政府主導選址 ），其本身即反證了「區位訊號」的迫切必要性。

國際經驗與經濟學原理一致表明，「節點電價」 (LMP) 是處理動態、網狀電網壅塞最有效率、最合理的「黃金標準」。它優於「區域電價」 (Zonal)，因為後者無法解決台灣關鍵的「區內壅塞」問題，也無法適應動態演變的電網拓撲。

2. 可行性總評：

然而，LMP 的可行性在台灣面臨嚴峻瓶頸，其實施難度遠高於技術層面：

• 技術可行性： 極具挑戰但可克服。 台灣在金門的微電網計畫 證明了技術潛力，但要建置全國性的 LMP/FTR 即時結算平台，是一項需耗時多年、投入巨額資本的國家級工程，目前的技術準備度嚴重不足。
• 法規與政治可行性： 極低，是當前的核心瓶頸。 本報告的分析顯示，目前缺乏明確的法律基礎（《電業法》）與主管機關（經濟部 MOEA）的政治意願 。潛在的「北貴南廉」社會經濟衝擊，使其成為一個高風險的政治議題，導致決策者（合理地）保持沉默。

B. 政策建議：分階段演進路徑 (Phased Approach)

鑑於全面導入 LMP（包含 FTRs 7 與 MPM 9）的巨大衝擊與複雜性，本報告強烈建議反對任何形式的「大躍進」或「一步到位」式改革。台灣需要的是一個務實、謹慎、且溝通充分的「分階段演進路徑」 (Phased Approach)。

階段一：短期（1-3年）— 訊號顯性化與研究啟動 (Simulate & Study)

此階段的目標不是改變電價，而是將「隱藏成本」透明化。

1. 發布「電網壅塞成本報告」： 經濟部應責成台電（或成立專案辦公室）立即啟動 LMP 模擬。台電應利用其 SCADA/EMS 數據，模擬在現行調度下，如果實施 LMP，各節點的價格會是多少。並應每年發布「電網壅塞地圖」與「壅塞成本報告」，向公眾揭露目前行政調度（如棄光、反向調度）所隱藏的真實成本。
2. 啟動法規與衝擊研究： 立即填補本報告所指出的「資訊缺口」。經濟部應成立專案小組，啟動《電業法》修法研究，並委託公正第三方（如學界、智庫）進行全面的「區位定價經濟衝擊評估」，釐清對南北區域、不同產業的具體影響。
3. 建立 MPM 框架： 成立「獨立市場監測 (IMM)」籌備處，研究 PJM 等市場的 MPM 機制，為未來的市場建立監管能力。

階段二：中期（3-7年）— 導入「強化版」區域電價 (Zonal+)

此階段的目標是引入「溫和的」價格訊號，作為過渡方案。

1. 定義「壅塞管理區域」： 基於階段一的壅塞報告，可先將台灣劃分為 3-5 個主要的區域（Zonal），例如北、中、南、東。
2. 導入「區域壅塞附加費」 (Congestion Surcharge)： 作為過渡，可不推翻現有電價，而是在其基礎上，對高壅塞區域（如北部）的負載疊加「區域壅塞附加費」；或對低壅塞區域（如南部）的發電，徵收「壅塞使用費」。此費用可基於階段一的模擬壅塞成本計算。這是一種 Zonal 與統一電價的「混合模型」。
3. 啟動 FTR 模擬交易： 建立交易平台，開始進行金融輸電權 (FTRs) 的模擬拍賣與交易。此階段不涉及實質金流，目的在於培育市場參與者（發電、售電、大用戶）的金融操作與避險能力。

階段三：長期（7-10+年）— 邁向完全節點電價 (Full LMP)

只有在階段一、二的基礎穩固後，才能邁向最終目標。

1. 完成法規修訂： 《電業法》修法通過，正式建立 LMP 市場的法源地位，並成立具執法權的獨立市場監管機構 (IMM)。
2. 部署 LMP 系統： 全國性的 LMP/FTR 市場平台（包含日前與即時市場）正式上線，取代混合模型 3。
3. 實施 MPM 與 FTR 機制： 嚴格的市場力防範規則（如 TPS 測試）同步實施。完整的 FTR 與 ARR 機制上線，為市場提供避險工具，並為民生用戶（LSEs）建立風險保護網。