各情境綜合比較分析

此節主要討論各情境補助支出與效益綜合比較的結果，且分析各情境 下個別使用者的回收期。

4.5.1 綜合比較

以下依各情境補助金額及發電效益與外部效益結果作綜合比較。

A.電價上漲(EP)情境

(1) 表 4.6 所列為 EP 情境結果，當太陽光電成本與費率較高時，補助金額 會高於總效益(發電效益加外部效益)，依情境發展，電價較高雖然使 能源效益較高及讓費率較低，但由於安裝量預期較多，故在電太成本 平衡前補助金額與效益間的差距仍是擴大，EP2%與 EP3%淨成本(Net cost)約為 EP1%的 1.11~1.51 倍、1.21~1.76 倍。而由圖 4.39(a)-4.39(d) 可看出電價較高時，補助金額與總效益接近的速率愈快，EP5%即預期 在 2028 年左右電太成本平衡時，補助金額與總效益相當，圖 4.39(f) 則可較明顯看出 2030 年 EP1%、EP2%、EP3%綜合比較差異，外部效 益影響較小，由 2011 年約占總效益的 13 %到 2030 年分別約 11 %、10

%、9 %。

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圖 4.39 EP-L-92%之綜合比較(a)EP0%；(b)EP1%；(c)EP2%；(d)EP3%；

(e)EP5%；(f)2030 年 EP1%、EP2%、EP3%

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(2) 圖 4.40 所示為 EP2%-L-PR 等案例結果，PR 值 88%下可提早在 2026 年左右電太成本平衡且效益成本比達 0.96，至 2026 年左右的總淨成本 因而較低，為 484(376)億元；PR 值減緩為 92%、94%，則在 2030 年 前未發生總效益大於補助金額的情形，效益成本比約 0.63、0.5，至 2030 年的總淨成本分別為 1021(736)億元、799(578)億元，顯示 PR 值 92%

下整體淨成本會較其他 PR 值結果高；而若 PR 值能恢復到 80%，可較 早在 2017 年左右電太成本平衡且效益成本比達 0.9，至 2017 年左右的 總淨成本為 50(45)億元。

圖 4.40 EP2%-L-PR 之綜合比較(a)PR80%；(b)PR88%；(c)PR92%；

(d)PR94%

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(3) 圖 4.41 所示為 EP2%-G-92%等案例結果，依條例值(L)計算時至 2030 年總淨成本為 1021(736)億元，依本研究推估值(E)、(D)雖然較條例值 (L)發電效益差，但由於安裝量預期較少，故補助金額也較低，總淨成 本分別更減少 211(151)億元、363(259)億元。

圖 4.41 EP2%-G-92%之綜合比較(a)L；(b)E；(c)D

B.綠稅(GT)情境

(1) 圖 4.42 所示為 2013GT-L-92%等案例結果，由於是分十年調漲至目標 稅額 GT500、GT750、GT1000，太陽光電成本及費率下降並不顯著，

稅額較高下進而使補助金額、發電效益、外部效益提高，但由圖 4.42(d) 可看出僅依空氣污染物估算之外部效益影響並不顯著，約占總效益的

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0.4~0.5%，三種稅額至 2030 年總淨成本分別為 672(489)億元、780(567) 億元、894(648)億元，期間數據如表 4.6 中之 GT 情境所列。

圖 4.42 2013GT-L-92%之綜合比較(a)GT500；(b)GT750；(c)GT1000；

(d)2030 年 GT500、GT750、GT1000

(2) 圖 4.43 所示為 2013/2015GT-L-92%之結果，提早二年執行綠稅，三種 稅額預期淨成本在 2013 年至 2030 年間增加 1254 萬元~2 億元、1782 萬元~4 億元、2269 萬元~6 億元，約平均增加 5 %、7 %、9 %。

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圖 4.43 2013/2015GT-L-92%之綜合比較(a)2013 年；(b)2030 年

C.綠稅加電價上漲(GT&EP)情境

(1) 圖 4.44 所示為綠稅與電價上漲同時發生的情境，會顯著提高安裝量及 補助金額，依各情境所得結果，若太陽光電成本及費率仍高，會使補 助金額顯著增加，發電效益則受電價影響，隨著電價漲幅較大或徵綠 稅導致電價上漲時，估算之發電效益會明顯提高，而外部效益趨勢最 緩，故大多在接近電太成本平衡附近時，總效益會大於補助金額，外 部效益在 EP 情境 2011 年約占總效益的 13%，到後期由於發電效益提 高，故約占 7 %~13 %；外部效益(不含 eCO₂)在 GT、GT&EP 情境 2011 年則約占總效益的 0.5%，到後期約占 0.3 %~0.5 %，但由於本研究外 部效益是以蕭等(98 年)建議之綠稅稅額與污染處理成本推估，對環境 損害造成的實質影響及健康風險由於不易評估而未納入，因而外部效 益會有低估的可能。

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圖 4.44 2013GT750&EP-L-92%之綜合比較(a)GT750&EP1%；

(b)GT750&EP2%；(c)GT750&EP3%；(d)GT750&EP5%

(2) 表 4.6 所列為 EP、GT 情境結果，淨成本在太陽光電發展快的情境會 隨著安裝量提高而增加，EP2%以上情境的淨成本即高於綠稅情境，但 由表 4.6 中之 GT&EP 情境所列，若能使電太成本平衡愈早發生，則可 縮小補助金額與效益間的差距且停止後續補助支出，可能使總淨成本 較低。

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表 4.6 S-L-92%之綜合比較

情境(S) 淨成本(億元) 效益成本比

2011-2012

執行期間

2013-2022 2023-2030 2011-2012

執行期間

2013-2022 2023-2030 EP EP0% -0.5~-1.0 -1.7~-17.2 -20.9~-80.0 0.26~0.27 0.27~0.31 0.32~0.38

EP1% -0.6~-1.2 -2.0~-24.4 -30.6~-146.4 0.27 0.28~0.36 0.38~0.50 EP2% -0.6~-1.4 -2.3~-31.9 -41.0~-221.1 0.27~0.28 0.29~0.42 0.44~0.62 EP3% -0.7~-1.5 -2.5~-39.7 -51.9~-257.2 0.27~0.28 0.30~0.47 0.50~0.78 EP5% -0.7~-1.7 -3.0~-55.0 -72.2~*(2028) 0.28~0.30 0.31~0.58 0.63~*(2028) GT 2013GT500 -0.5~-1.1 -1.9~-25.5 -31.3~-129.1 0.23 0.24~0.32 0.33~0.39 2013GT750 -0.5~-1.1 -2.0~-29.2 -36.0~-152.8 0.23 0.24~0.34 0.35~0.43 2013GT1000 -0.5~-1.1 -2.0~-32.9 -40.7~-178.3 0.23 0.24~0.37 0.38~0.46 GT&EP 2013GT500&EP1% -0.6~-1.3 -2.2~-33.8 -42.8~-220.8 0.23~0.24 0.25~0.37 0.38~0.51 2013GT500&EP2% -0.6~-1.4 -2.5~-42.6 -55.2~-315.5 0.24 0.26~0.42 0.44~0.65 2013GT500&EP3% -0.7~-1.6 -2.7~-51.8 -68.3~-331.7 0.24~0.25 0.26~0.48 0.51~0.81 2013GT500&EP5% -0.8~-1.8 -3.2~-69.3 -91.5~*(2027) 0.24~0.26 0.28~0.59 0.65~*(2027) 2013GT750&EP1% -0.6~-1.3 -2.3~-37.8 -48.0~-251.2 0.23~0.24 0.25~0.39 0.41~0.55 2013GT750&EP2% -0.6~-1.4 -2.5~-46.8 -60.8~-336.9 0.24 0.26~0.45 0.47~0.70 2013GT750&EP3% -0.7~-1.6 -2.8~-56.0 -73.8~-298.2 0.24~0.25 0.27~0.50 0.54~0.85 2013GT750&EP5% -0.8~-1.8 -3.2~-72.5 -94.6~*(2026) 0.24~0.26 0.28~0.63 0.68~*(2026) 2013GT1000&EP1% -0.6~-1.3 -2.3~-41.8 -53.2~-281.0 0.23~0.24 0.25~0.42 0.44~0.59 2013GT1000&EP2% -0.6~-1.4 -2.6~-50.9 -66.3~-347.9 0.24 0.26~0.47 0.50~0.74 2013GT1000&EP3% -0.7~-1.6 -2.8~-60.0 -79.1~-233.9 0.24~0.25 0.27~0.53 057~0.90 2013GT1000&EP5% -0.8~-1.8 -3.3~-75.0 -96.2~*(2025) 0.24~0.26 0.29~0.66 0.71~*(2025)

*()內數值表示在該時間點左右達到 Grid parity

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4.5.2 個別使用者的回收期分析

依據條例所設定的回收期為 20 年，本節主要討論發電量(含不同區) 及折現率(i)與年運轉維護費用之係數(m)對回收期的影響。唯須注意的是個 別使用者的費率是假設依安裝時所訂的費率，20 年不變，但當電價高於費 率時，則假設使用者會解約，改為自用。由於回收期超出 40 年已過長，

故本節所繪各圖中只繪比 40 年短的結果。

(1) (E)值：圖 4.45 所示為 EP-L-92%等案例結果，依推估值(E)計算時，在 豐日照區由於年發電量高出條例值(L)5%，故使豐日照區的回收期縮 短一年約為 19 年，但不分區及其他分區的回收期均頗長，在電價未漲 的 EP0%情境中，回收期均比 30 年長，電價較高時效益較大，且當電 價大於費率時或接近電太成本平衡時，回收期會縮短，但即使 EP3%

下，仍然大部分比 25 年長，只有 EP5%下，因在 2028 年左右達到電 太成本平衡，回收期下降較明顯，豐日照區降為約 15 年，唯高日照及 中日照區的回收期仍然都超過 20 年。不過，到後期太陽光電成本會較 便宜，使用者投資風險會較低。

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圖 4.45 EP-L-92%(E)值之回收期(a)EP0%；(b)EP1%；(c)EP2%；(d)EP3%；

(e)EP5%

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(2) (D)值：考量逐年效率衰減之推估值(D)在豐日照區系統使用五年後發 電量開始低於(L)，而平均及其他分區年發電量也都較(L)低(請參見附 表 A.15)，發電量低時預期效益也會較低，故回收期幾乎都超過 20 年，

且依(D)值所計算的回收期會較依(E)值的所計算的長，依圖 4.46 所示 EP-L-92%等案例結果，EP0%即使在豐日照區回收期仍都超過 25 年，

而其他區都超過 40 年；即使 EP3%下，豐日照區回收期仍然在 24 年 附近，不分區及其他分區的回收期則均超過 30 年，只有 EP5%在接近 2028 年左右電太成本平衡時，豐日照區降為約 16 年，但不分區及其 他分區仍大部分超過 25 年。

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圖 4.46 EP-L-92%(D)值之回收期(a)EP0%；(b)EP1%；(c)EP2%；

(d)EP3%；(e)EP5%

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(3) 比較前述第(1)、(2)點之結果，(E)、(D)值下初期回收期都過長，除了 豐日照區之(E)值回收期在 19 年，豐日照區之(D)值回收期在 24~32 年 附近，其他分區由於發電量較低，回收期甚至超過 40 年仍無法回收，

有可能影響目前個別使用者投資意願。但(E)、(D)值下 EP5%到後期接 近電太成本平衡時，不分區的回收期則可降為約 17 年、20 年，會比 條例假設 20 年的回收期略低，但仍比德國回收期約 10~12 年(能源局，

100 年)略高。

以下以 EP2%-L-92%之案例為代表，分別依折現率(i)與年運轉維護費 用之係數(m)改變的情形討論其對回收期的影響：

(1) (i)值：如圖 4.47(a)所示，條例 i=5.25%回收期是 20 年，若實際折現率 較小，則對使用者較有利，故回收期較短，i=2%不分區的回收期約為 15 年；i=3.5%則約為 17 年；而 i=6%時不分區回收期大部分在 25 年 以上。

(2) (m)值：如圖 4.47(b)所示，條例假設 m=0.7%，若實際年運轉維護費用 較大，則不分區的回收期會明顯延長，m=1.5%時即超過 25 年，其他 m 值下則更長，均超過 35 年。

圖 4.47 EP2%-L-92%之回收期(a)不同折現率；(b)不同年運轉維護費用係數

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