法國ARENH制度及演變對我國電價制度之啟示

呂易恂*、鄭睿合**

(*中華經濟研究院第三研究所 資深專案襄理)

(**中華經濟研究院第三研究所 高級分析師)

　　全球歷經COVID-19疫情、烏俄戰爭等重大事件期間，各國面臨劇烈的能源價格上漲壓力，造成產業和民生相當大的負擔，電業亦產生鉅額虧損。法國藉由施行ARENH制度及進一步改革為VNU，有效地兼顧電業之財務穩定與緩衝電價上漲對產業和民生衝擊的功能，可作為我國電價調整機制設計之參考。

一、法國ARENH制度緣起背景

　　法國既有核能（歷史核電）的管制性取得機制(Accès régulé à l'électricité nucléaire historique,  ARENH)是法國電力市場中極為特殊且核心的制度，而ˉARENH 制度的誕生主要是為了回應歐盟推動電力市場自由化之要求、解決法國電力市場一家獨大的問題，讓零售電價能透過競爭方式決定。

　　法國約有70%的電力來自核能，且幾乎所有的核電廠都由國營的法國電力公司(EDF)擁有，因此新興的民營供電商難以在成本上與擁有廉價核電的 EDF 競爭。為了在不分拆EDF的前提下，引入新的供電商及增加零售市場競爭程度，法國政府於2008年10月成立「電力市場組織委員會」(Commission sur l'organisation du marché de l'électricité)，並於 2009 年 4 月提出電力市場組織建議^[1] ，讓競爭對手也能分享EDF既有核電廠帶來的低廉成本。2010年法國通過《電力市場新組織法(Loi NOME)》，正式確立ARENH制度，並於 2011 年 7 月 1 日起實施，要求EDF以規定的固定費率將其部分核電轉售給競爭對手，讓民營電力供應商可依法向EDF購買核電數量並支付費用，藉由消除新競爭者和EDF間成本結構的不平等差異而改善市場競爭機制。至於《電力市場新組織法》之施行也有其目標，包括允許供應商之間按照歐洲市場架構進行競爭，保證消費者的價格穩定、反映現有核電廠的競爭力，以確保電廠的融資，並有能力保證供需平衡。

二、法國ARENH制度運作機制

　　ARENH是彌補EDF既有核電基載成本優勢而設計的競爭補償機制，讓替代電力供應商得以在一定年度上限內，以固定費率取得「既有核電」^[2]，藉此促進零售市場競爭並讓消費者共享價廉的核電成本。在該機制下自2011年7月1日起的價格為40 歐元/MWh，在2012年後以42 歐元/MWh為基準運作，總量上限為EDF每年必須撥出最多100 TWh（約占其核電產量的25%）供競爭對手申購，所有的替代能源供應商均可申請。

　　自2011年實施以來，ARENH從「乏人問津」到「供不應求」，早期階段市場較為冷淡，當時歐洲電力批發市場價格較低，有時甚至低於42 歐元/MWh的固定價格，因此競爭對手寧願從市場買電，致ARENH的100 TWh配額常有剩餘。其後隨著化石燃料價格上漲及碳權成本增加，市場電價開始大幅超過 42 歐元/MWh，自2019年以後，該上限僅滿足替代供應商約6-7成的需求量，即ARENH的年度需求量法定限額100 TWh已不敷市場所需，導致法國能源監管委員會(Commission de régulation de l'énergie, CRE)必須採取「按比例削減（Ecrêtement）」的配額分配方式。^[3]而在2022年能源危機下曾以行政命令方式要求EDF再釋出20 TWh的ARENH配額，以抑制零售電價上漲，故2022年的ARENH配額總計為120 TWh(如圖 1)，惟額外增加的配額以46.2 歐元/MWh出售（原來的100 TWh配額出售價格仍為42 歐元/MWh），此項政策導致 EDF 虧損慘重（估計超過83億歐元），^[4]也引發EDF與政府間的法律爭議。至於2023年至2025年的配額則恢復成原先100 TWh之水準。

三、ARENH的終結與VNU新制度之取代

　　依2010 年《電力市場新組織法》實施的時程，就已明定 ARENH 此項過渡性(dispositif transitoire)制度將於2025年12月31日終止。而2023年11月14日，法國政府與法國電力公司就未來核電價格監管架構達成協議，從2026年起核電的參考售價為每千度(MWh)約70歐元，將高於生產成本。據CRE最新估算，2026年至2030年核能發電廠的生產會計成本為60.7 歐元/MWh、2031年至2035年間為59.1 歐元/MWh、2036年至2040年間則為57.3 歐元/MWh。^[5]

　　法國因核能發電占比高的電力結構特殊性，開放歐洲區域內的競爭會導致客戶獲得的批發電價可能大幅高於電廠的生產成本，2022年批發電價與天然氣價格同步飆升，核電等低邊際成本機組可取得顯著的超額(inframarginal)收入，但零售電價卻高度波動。^[6]因此在ARENH結束後，改革的政策目標為既要保護用戶，也要讓 EDF「有錢投資」，法國在在穩定消費者電價的同時，還要能支撐既有機組延役投資與新核能計畫下，將在2050年以前建造6座新反應器。^[7]

　　自2026年1月1日起，由財政法^[8]導入稱為「核能普遍繳款/回饋機制(Versement Nucléaire Universel, VNU)」的新架構，重新規範 EDF 核電收益與對市場的價格約束。在VNU下，EDF不再以固定低價賣電給競爭對手，所有核電都將以批發市場價格出售，惟若批發價格飆升，核電將被徵稅，其稅收則以電費抵扣的形式返還給消費者。

　　當市場電價超過政府設定的「履約門檻」時，政府會對EDF的超額收入徵收一定比例的核燃料發電使用稅(Taxe sur l'utilisation du combustible nucléaire)），價格高於第一門檻時，半數超額收益需繳回；高於更高門檻的區段，則有九成的利潤要被回收(見圖 2及表 1)，政府將徵收的稅款，透過各電力供應商自動撥入終端用戶的電費帳單中，直接減免電費，而履約門檻和稅率將依據最新的成本、市場價格、技術和經濟條件，每三年重新評估一次^[9]。以市場電價飆升至120歐元/MWh為例，假設EDF賣出1 MWh的核電，在沒有VNU機制的情況下，EDF能賺取120歐元，但在2026年實施VNU 後，EDF將保留收入95歐元，其餘25歐元由政府徵收作為發放給民眾的回饋金。

四、結語

　　ARENH的監管機制旨在根據歐洲規則保障市場競爭，並穩定電力價格。然而在疫情危機和烏俄戰爭造成能源價格上漲的影響下，出現該制度的侷限性，也為法國電力公司（EDF）帶來嚴重的財務困境。

　　VNU不像ARENH般硬性壓低EDF出售核電的價格，而是在確保核電投資可回收的前提下，分享高價時期的超額利潤，允許 EDF 獲得更高的平均收入（從 42 歐元/MWh升至超過70歐元/MWh），兼具財務穩定與電價緩衝的功能，亦為法國在高核能占比電力結構下，提供一套較具彈性的長期價格穩定機制。

　　根據 2025 年末的估計，由於 2026 年初的預期市場電價將在 70 歐元/MWh以下^[11]，可能不會觸發利潤回收機制，意味著近期內法國民眾的電費單應不會有劇烈的「利潤返還」降價，但長遠而言，假使未來再度發生類似 2022 年的能源價格危機事件時，此一措施可緩解產業和民生的能源成本負擔及兼顧電業的財務穩健性。

　　我國現行的公用售電業電價主要透過電價費率審議會決定，近年在調整電價時往往考量民生及產業負擔等有關因素，致使電價未足額調整，造成台電迄今的累積虧損仍超過3000億元新台幣，不利長期經營與投資；至於電價穩定準備機制則主要用於撥補台電、平穩電價，此一方式將造成電價未能如實反應成本、價格訊號錯誤的情況。然而，根據法國的經驗顯示，強制要求電業以低價售電，短期雖能保證民生穩定，卻會重創電力公司的財務體質，藉著改制為VNU後，以「平時回歸市場，極端高價時回饋民生」的動態機制精神，一來確保市場電價如實反應成本、價格機能充分發揮，二來可顧及電力消費者負擔和電力公司的長期經營，三來可避免政府舉債補助民眾、減輕財政壓力。此一作法可提供我國設計電價調整機制之參考和借鏡。