台湾の電力セクター

1995年1月の台湾電力市場の自由化以降、現在までに台湾には合計9社の独立系発電事業者が存在する^{[ 2 ]}。それらは以下の通りである。

• エバーパワーIPP株式会社^{[ 3 ]}
• ホーピン電力会社^{[ 4 ]}
• 新濤電力公司^{[ 5 ]}
• マイリャオ電力株式会社^{[ 6 ]}
• スターエナジーパワーコーポレーション^{[ 7 ]}
• サンバ電力株式会社^{[ 8 ]}
• 嘉匯電力公司
• 国光電力公司
• 星源電力公司（スターバック電力公司）

2016年末時点で、台湾の電力設備容量は合計49.06  GWで、石炭火力発電（34.73%）、ガス火力発電（32.32%）、原子力発電（10.49%）、再生可能エネルギー（9.10%）、燃料火力発電（8.06%）、揚水発電（5.3%）から構成されていた。^{[ 9 ] [ 10 ] [ 11 ] [ 12 ]}

2017年の総発電量は270,279  GWhで、石炭（46.6%）、天然ガス（34.6%）、原子力（8.3%）、再生可能エネルギー（4.6%）、石油（4.7%）、揚水発電（1.2%）から供給された。^{[ 13 ]}

2012年、台湾電力は9つの独立系発電事業者から合計7,652.1MWの電力を購入した 。^{[ 10 ]}台湾では1992年から2012年にかけて、発電量が年平均4.4%増加した。

発電コストに関して言えば、台湾における電力の平均発電コストは1kWhあたり7.0セントで、内訳は原子力発電が1kWhあたり1.9セント、石炭火力発電が1kWhあたり5.8セント、天然ガス火力発電が1kWhあたり11.25セントとなっている。^{[ 11 ]}

台湾電力は、発電特性に基づいて、ピーク発電所、負荷追従発電所、ベースロード発電所の3種類の発電所を運営している。^{[ 12 ]}

2012年、台湾の総発電量のうちベースロード電源が占める割合は42.4%で、予想されていた55～65%を下回った。過去10年間、ピークロード電源の容量は10.3～14.8%で、予想されていた10～15%をわずかに下回った。^{[ 10 ]}

2007年時点で、台湾には合計78の発電所があり、内訳は水力発電所39基、火力発電所27基、風力発電所9基、原子力発電所3基であった。

台湾は、電力供給量と電力需要の間の運用予備率を最低6%に設定しました。この数値を下回ると、アラートが発動されます。^{[ 16 ]}予備率が900MWのアラートレベルを下回ると 、電力配給が実施されます。^{[ 17 ]}

2014年、台湾の電力予備率は14.7%でしたが、2015年には10.4%に低下しました。^{[ 18 ]} 2016年10月19日には2.38%まで低下し、900MWの閾値を下回ったため 、警告が発令されました。^{[ 19 ] [ 20 ]}

2013年末時点で、台湾は 送電線の総延長が17,054 kmで、送電システムの電圧レベルは345  kVと161  kVである。^{[ 10 ]}送電線はすべて台湾電力が所有している。^{[ 21 ]}配電線の総延長は351,474  kmで、地下配電のため4層目にまで深く掘り下げられている。^{[ 22 ]}

現在、台湾電力は2010年1月から2015年12月までの6年間、総投資額2389 億台湾ドルの第7次送電・変電プロジェクトを実施している。^{[ 23 ]}このプロジェクトでは、全長2,370kmの新規および拡張された送電線 、130の変電所群、および23,560MVAの拡張された主変圧器容量が完成する予定である。^{[ 24 ]}

2013年末時点で、台湾の電力網には598の変電所があり、その内訳は超高圧変電所29基、一次変電所275基、二次変電所294基で、それぞれの容量は58,500 MVA、71,480 MVA、22,127 MVAである。^{[ 25 ] [ 10 ]}配電システムの約70%は完全に自動化されている。^{[ 26 ]}

台湾電力は配電自動化とスマート変電所 の開発に8億米ドル相当の投資を割り当てた。^{[ 26 ]} 2007年、台湾電力は今後20年間のスマートグリッドロードマップを完成させた。これは短期、中期、長期の3つのフェーズから構成され、電力網の安全性と信頼性、エネルギー効率、顧客サービス品質、分散型電源の統合という4つの分野を対象としている。^{[ 23 ]}

2013年、台湾の送電損失は7,290.9  GWhで、国内総消費量の2.96%を占めた。^{[ 15 ]}

台湾の顧客側では、電力は 110V 、 60Hzで使用されています。^{[ 27 ]}

台湾の電力網のピーク負荷は、2013年には33,957 MW [  28 ^{] [ 10 ] [ 29 ]、2014}年には34,820  MWでした。ピーク負荷は 2026年には43,010 MWに達すると予測されています。 ^{[ 30 ]} 2015年7月2日午後1時48分 （現地時間）、電力負荷は台湾史上最高のピークである35,380  MWに瞬間的に達しました。^{[ 31 ] [ 17 ]} 2015年7月6日午後1時45分（現地時間）には、電力消費量が35,560  MWに達し、ピーク負荷の記録が更新され 、予備マージンが3.07%という危険な低水準にまで低下しました。^{[ 32 ]}

過去 10 年間 (2023 年時点)、台湾の総エネルギー消費量は、 2012 年の 211.71 TWhから 2021 年の 248.81 TWhまで、ほぼ毎年増加しています。 ^{[ 33 ]} 2012 年の一人当たりの電力消費量は 10,424  kWh でした。^{[ 11 ]} 2015 年時点では、電力消費量は年間 1.9% で増加すると予測されていました。台湾北部では、台湾で発電される電力の 40% が消費され、一般的に台湾中部と台湾南部から送電された電力を輸入しています。^{[ 30 ]}

2012年、 台湾の電力顧客数は合計で約1300万人に達し、内訳は住宅（89.4%）、商業（7.6%）、産業（1.6%）、その他（1.4%）であった。^{[ 10 ]}

台湾は、エネルギー消費量を削減し、エネルギー使用効率を向上させるための需要側管理戦略の1つとして、高度計測インフラ（AMI）の利用を実施しており、総投資額は27億4000万米ドルである。^{[ 26 ]}経済部エネルギー局は、 2012年に台湾電力に対し、23,600の高圧顧客と10,000の低圧顧客にAMIを設置するよう指示した。2011年末時点で、台湾電力は1,200の高圧顧客に対する1,200のAMI設置を完了している。^{[ 23 ]} 

国民のエネルギーと電力節約を促すため、台湾電力は引き続き節電イニシアチブ対策と省エネルギーコンテストを実施し、国民の節電を促した。2012年にこれらの対策が実施された後、その年は合計4.833  TWhの電力が節約され、二酸化炭素排出量は259 万トン削減された。^{[ 10 ]}

2016年10月、猛暑が続いたため台湾電力の予備容量が減少したため、行政院は台湾各地の政府機関に対し、12時から14時の間、特にエアコンと照明の電力使用量を削減するよう命じた。^{[ 34 ]}

台湾電力は、特定の時点での電力予備力のレベルを示すために、5段階の色分けスケールを使用しています。緑は総発電量の10%を超える予備力マージンを示し、黄色は6 ～10%のマージンを示し、オレンジは6%未満のマージンを示し、赤は900MW未満のマージンを示し 、黒は500MW未満のマージンを示して電力配給 を開始します。^{[ 35 ] [ 36 ]} 1988年以降、台湾では57回の配給イベントが発生しており、最も最近の発生は2002年です。

電力配給制の場合、台湾電力はまず負荷が 5MWを超える事業顧客への電力供給を5%削減し、 問題が続く場合は1～5MWの顧客への電力供給を5%削減します。予備電力が引き続き減少する場合は、配給制は10～15%に引き上げられます。それでも問題が続く場合は、負荷が1MW未満の事業および家庭に配給制が適用されます 。^{[ 37 ]}

顧客側では、2013年の税抜き電気料金は、照明用が1kWhあたり3.1165台湾ドル、電力用が1kWhあたり2.8020台湾ドルです。^{[ 38 ]} 夏季電気料金は、毎年6月から9月までの夏季期間中、月間400kWhを超える使用量に対して顧客に課されます。 ^{[ 39 ] [ 40 ]}

台湾で嵐による最大の停電は、 2015年8月9日に台風ソウデロアが島を襲った際に発生し、485万世帯が停電に見舞われた。^{[ 41 ]}

2017年8月15日午後4時52分 、桃園市観音区のタタン発電所の発電機6基が運転上の技術的エラーにより全停止し、 4GWの電力供給が途絶えた。^{[ 42 ] [ 43 ]}この停電は台湾島の北半分に及び、668万世帯に影響を及ぼした。^{[ 44 ]} 

2015年、台湾は世界銀行が発表した「ビジネス環境ランキング2016」の「電力供給」のカテゴリーにおいて、189か国中2位にランクインし、効率的な電力供給を実現した。^{[ 22 ]}