我國未來的能源結構
100/08/03
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呂錫民｜
臺灣大學能源研究中心
在規劃國家未來能源發電結構時，除了考量傳統的內部成本外，尚需考慮影響生態環境與社會的外部成本，以及技術實務上的可行性。
理想上，延續目前發電主力的「碳捕捉及儲存」（carbon capture and storage, CCS）發電成本最低，未來卻有很高的不確定性。大體上，再生能源的外部成本極低，技術可行性也高於CCS，雖然內部成本與發電本質評價不高，但無可諱言，再生能源的確是現今全球新興能源發展的趨勢。
如果說要符合上述3項規劃要項的能源，核電似乎是最佳選項，因為不但零汙染且發電成本低。況且核電商業營運至今已半世紀有餘，核安應變與廢料處理已是成熟的技術。唯一的缺點是要顧及政治干擾，前者是可人為努力的目標，後者卻是不可預期的因素。
發電成本定義
各類能源的發電成本，可分為內部成本與外部成本。前者包括電力事業部門在興建發電廠時所需要的成本，以及電廠完成後營運所需要的維運成本、燃料成本等；後者則包括電廠營運後所排放的CO2、NOx、SOx等影響地球環境和人體健康所造成的社會成本。
在規劃國家能源結構時，各種能源的這兩項成本須同時納入考量。因為外部發電成本攸關人類社會的永續經營，事關重大，尤其是溫室氣體排放所造成的氣候變遷，更是目前熱門的話題，也是各國急欲解決的施政議題。
溫室氣體（包括CO2）的排放，隨著採用最佳可行技術，加上政府訂定及執行管制規範與措施，雖然未臻理想，但已見大幅改善，因此本文僅考量CO2溫室氣體所造成的外部成本。
排碳量與成本
各式發電設施的碳排放計算方法，是採用符合ISO14000標準的「生命周期評估法」，或稱「搖籃至墳墓法」。計算時考慮各種能源材料從原物料開採、提煉、處理、運輸，到使用運轉、維修及除役過程中消耗或產生能量時，所排放的溫室氣體。
再生能源與核能發電
太陽光電、海洋能發電、水力發電、風力發電等再生能源，在發電過程中雖不產生溫室氣體，但在製造渦輪機、太陽能板等設備的過程中仍會少量釋放，因此只能視為低碳能源。而使用燃煤、氣、油的電廠，則是聲名狼藉的溫室氣體製造者。
太陽光電—製造太陽能板所需的矽，必須在高溫下從石英沙中提煉，而這過程會消耗整個製程60％的能量。就現有技術而言，太陽光電的CO2排放量約為每瓩小時58公克，預期未來的排放量可降至每瓩小時15公克。
海洋能發電（波浪與潮汐）—目前尚無商業化量產的數據，但這方法大部分的二氧化碳是在製鋼過程中產生的。估計製造一組波能轉換器需665公噸鋼（額定功率是750瓩），計算它的排碳量大約每瓩小時50公克，未來可望降至每瓩小時15公克。
水力發電—排碳分為儲存設施（攔水壩，排放量約為每瓩小時10公克）與發電設施（渦輪，排放量是每瓩小時3公克），其中儲存設施的排碳量較高，因建設儲存設施需大量的混凝土與鋼鐵。在所有的發電技術中，水力發電屬於排碳量最低的，排放的二氧化碳甚少，但美中不足的是，水中植物會因腐敗而釋放出甲烷。
風力發電—約有98％的排碳發生於建造時，例如塔架所需的鋼、基座所需的水泥、葉片所需的玻璃纖維與樹脂等，而在運轉時的排碳，則發生於維修過程中。依生命周期評估，陸域風機的排碳量約為每瓩小時4.6公克，而離岸風機因基座較大，每瓩小時約5.3公克。
生質能發電—來自生長周期較短的灌木柳樹、草、芒草等，且被視為是「碳中和」的能源（因燃燒所釋放的二氧化碳大約等於生長期間所吸收的量）。但若進一步考慮植物生長期間所施加的肥料等，生質能只能視為低碳能源；又因其能量密度較低，大量載運時會增加二氧化碳排放量。據估計，芒草、氣化的木屑及稻草的排放量，各約為每瓩小時80、25及230公克。
核能發電—排碳量大約是每瓩小時5公克，未來減排空間很小。因為不需燃燒，在運轉過程中排碳量所占比率小於1％，大部分的排碳來自於鈾礦開採、濃縮與燃料製備，除役時則占約35％的排碳量。
化石能源及廢棄物發電
燃煤電廠—是現今排碳量最大的電廠。我國若導入新一代整體氣化複循環技術（integrated gasification combined cycle, IGCC）燃煤電廠，二氧化碳排放量將是每瓩小時0.8千公克。
燃油電廠—排碳量僅次於燃煤電廠，大約是每瓩小時0.65千公克。由於國際油價變動劇烈，考慮未來的風險，現有的燃油電廠將逐步以同樣發電量的燃煤或燃氣電廠搭配CCS技術取代。
燃氣電廠—排碳量居第三名，大約是每瓩小時0.4千公克。另外，利用都市廢棄物燃燒發電的排碳量則是每瓩小時1.36千公克。
註：1英鎊=48 NTD；折現率=0.0425；1澳元=30 NTD；1 GJ=277.8 kWh；1 Ton CO2=31澳元=930 NTD
國家能源結構規畫
如前所述，各型電廠的內部成本關係到建造投入資金與營運成本，以及每一度電的成本，若電價越便宜，國家經濟發展將越有競爭力。
人類幾百年來極力發展科技，在內部成本上確實降低了許多，但因為一直未把外部成本納入考量，致使溫室氣體大量排放，嚴重影響氣候變遷，也造成社會與生態的打擊與損失。如今外部成本的考量漸受重視，本文將就廣泛的發電成本，構想我國未來20年應有的發電能源結構。
能源政策與發電成本
就各種發電能源的內部成本分析顯示，在3種內部成本中，占最多的是建廠成本，這與能源的開發技術時間長短有關。傳統能源，包括煤、石油、天然氣和核能，由於人類已使用多時，因此比新開發的再生能源（如太陽能、風力、生質能等）便宜。但是，化石能源的社會成本太大，使得各國轉向推廣低碳能源。基於新能源技術起始期內部成本很高，這時政府宜利用政策獎勵建廠，使民間在有利可圖下樂於隨量提升技術層次，建廠成本也會逐步下降。
據研究，一些新能源發電技術，例如「整體氣化複循環」（IGCC）、「氣渦輪機複循環」（gas turbine combined cycle, GTCC）、與「捕碳儲碳技術」（CCS），將陸續於未來二、三十年因技術成熟而進入商業營運。尤其是CCS與風力、太陽能等再生能源，若能隨著政策的推動（如政府的獎勵措施）與技術的演進（如發電效率的提升），在量價增減相互作用下，使得內部成本逐漸下降，加上民間興建低碳電廠意願提高，外部成本的降低自是水到渠成。
當然政府的補助應隨著時間而下降，在數量增加後，技術原本會因政府補助下降的刺激而提升層次，但這時如果仍然依賴政府的高檔補助，技術將因怠惰而停滯，內部成本自是居高不下。且因數量停止增加，降低外部成本的目標自然也無法達成。更危險的是，政府持續高檔補助這種不當的政策，將造成財政赤字與經濟衰退，德國與西班牙就是前車之鑑。
各類能源發電成本估算
依據經濟部99年再生能源躉購費率及其計算公式可知，各種能源發電的內部成本，是由建廠、維運與燃料3項所構成，其中又以建廠成本是最大宗，也是影響內部成本最主要的。而在這方面，傳統火力電廠的內部成本最低廉，一度電只要0.5元新臺幣。
值得一提的是，由於普通電廠的建廠資金是向銀行借貸的，因此建廠成本是每年還給銀行的部分本金與利息。基本上，若電廠的可用率高，不但適合當作基載發電，每年發電量維持連續高檔，加上長期使用年限，實際上是可大幅減少每年付給銀行的建廠成本。
相較之下，再生能源燃料成本雖然幾乎是零，但因無法穩定供電，使得電力公用事業部門基於經濟因素，與考慮電網併聯的穩定性和管理性，對於間歇性的高價分散式再生能源發電是有所顧忌的。
數據分析
由前述可知，傳統化石能源發電的單位溫室氣體排放量較高，相對地，外部成本也水漲船高。但顧及這些化石能源發電具有的較低內部成本與龐大的蘊藏量，例如，評估全球的煤可再使用200年，天然氣是60年，為了增加傳統能源的延續性，相關產學界開發了低排放的火力發電技術—IGCC、GTCC與捕碳儲碳技術（CCS），讓燃煤與燃氣電廠能在更潔淨的狀態下繼續發電運作。
然而，這些技術至少在二、三十年後才能商業化，實在緩不濟急。這時，另一種傳統能源—核電—似乎是個不錯的選項。據研究，核電外部成本與再生能源一樣低，能源可用率（即穩定性）卻與火力電廠一般高，且核電技術目前已臻成熟，是一種可行性極高的低碳能源。
如前所述，雖然再生能源的外部成本極低，是一種潔淨能源，但由於供應不穩定，即使技術啟蒙很早，內部成本仍然居高不下，單位發電成本自然無法下降，若要當作主流發電能源，可能尚有待考量。
