(一)、 情境說明 1. 基礎情境
本研究之基礎情境，為核一、二、三屆齡除役，核四商轉，
是以政府於 100 年 11 月 3 日所公布新能源政策為基礎，但不 考慮核一廠提前於民國 105 年除役，而在其他電力供應來源方 面，如抽蓄水力、再生能源、煤、油、液化天然氣以及汽電共 生等發電能源開發規劃，表 2-4-1 為台電協助政府於 100 年 11 月 3 日所公布新能源政策之分析工作所研擬的 「台灣電力新 政策規劃說明」時所提供之資料為藍本，其電力規畫最主要情 境原為核四如果順利商轉時則核一於民國 105 年除役，而核 二、三屆齡除役，但為求與本研究基礎情境（核一屆齡除役）
一致，故調整其核電發電裝置容量，因此，表 2-4-1 所顯示之 核電裝置容量將較台電原先提供之資料在民國 105~108 年時多 出 1272MW。
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情境 3：核一、二、三延役，核四商轉。
情境 4：核一、二、三延役，核四不商轉。
等四種情境，此四種情境僅針對核能發電的部分進行變動，
其餘發電源的開發仍然依據台電協助政府所提出「台灣電力新 政策規劃說明」之規劃方式。
本研究將基準情境的核能發電量83減去各對應情境的核能 發電量，即可獲得不同的對應情境相較基準情境的核電發電量 變動情況(請見表 2-4-2)，若表二欄位中的數值為正，則表示對 應情境的供電量少於基準情境，例如 2016 年情境 1 的供電量將 比基準情境減少 4,555.701 百萬度。反之，若欄位中的數值為負，
則表示對應情境的供電量多於基準情境，例如 2018 年情境 3 的 供電量將比基準情境增加 4,555.701 百萬度。
如果對應情境的供電量少於基準情境，如情境 1 與情境 2，
為求穩定供電，則必須使用其他發電方式取代，因此本研究需 再進一步探討，在對應情境的供電量少於基準情境的情況下，
分別以 1.離岸風力、 2.太陽光電、3.燃煤以及 4.燃氣來取代核 能發電時，發電成本、CO2 排放以及電價的變化。據此，情境 1 之下又分情境 1-1：以增加離岸風力補足不足電力、情境 1-2：
以增加太陽光電補足不足電力、情境 1-3：以增加燃煤發電補足 不足電力、情境 1-4：以增加燃氣發電補足不足電力等 4 種情境。
83 對於核電及火力發電，本研究以容量因素 85%，每年發電 365 天*24 小時=8760 小時計算毛發電 量，扣除 3.8%的廠用電後得到最終的淨發電量。
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情境 2 之下亦分為情境 2-1：以增加離岸風力補足不足電 力、情境 2-2：以增加太陽光電補足不足電力、情境 2-3：以增 加燃煤發電補足不足電力、情境 2-4：以增加燃氣發電補足不足 電力等 4 種情境。
而若對應情境的供電量大於基準情境，如情境 3，本研究則 以多出來的電力用以取代燃煤發電(情境 3-1)，探討在情境 3-1 之下發電成本、CO2 排放以及電價的變化。
情境 4 較為特殊，從表 2-4-2 可見自 2014~2023 年期間，供 電量少於基準情境，但 2023 與 2024 兩年則反轉為供電量多於 基準情境的情況，因此必須分為兩段來討論，在 2023 年以前分 別探討以 1.離岸風力、 2.太陽光電、3.燃煤以及 4.燃氣來取代 核能之後發電後，發電成本、CO2 排放以及電價的變化，故在 情境 4 之下又分為情境 4-1：以增加離岸風力補足不足電力、情 境 4-2：以增加太陽光電補足不足電力、情境 4-3：以增加燃煤 發電補足不足電力、情境 4-4：以增加燃氣發電補足不足電力等 4 種情境。而 2024 年以後則是探討多出來的電力用以取代燃煤 發電(情境 4-5)之後發電成本、CO2 排放以及電價的變化。
根據上述本研究總共有基準情境以及替代情境 1-1、1-2、
1-3、1-4、2-1、2-2、2-3、2-4、3-1、4-1、4-2、4-3、4-4 等 14 種情境，將此一架構以圖 2-4-1 表示。
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表 2-4-2 不同的對應情境相較基準情境的核能發電量變動情況 單位:百萬度
對應情境 1 對應情境 2 對應情境 3 對應情境 4
2010 0 0 0 0
2011 0 0 0 0
2012 0 0 0 0
2013 0 0 0 0
2014 0 -9670.12 0 -9670.12 2015 0 -9670.12 0 -9670.12 2016 -4555.701 -19340.24 0 -19340.24 2017 -9111.402 -19340.24 0 -19340.24 2018 -4555.701 -19340.24 +4555.7 -14784.54 2019 0 -19340.24 +9111.4 -10228.84 2020 0 -19340.24 +9111.4 -10228.84 2021 0 -19340.24 +9111.4 -10228.84 2022 0 -19340.24 +16167 -3173.232 2023 0 -19340.24 +16167 -3173.232 2024 0 -19340.24 +23222.6 +3882.37 2025 0 -19340.24 +30034.7 +10694.4 註：1.對於火力發電及核能發電，本研究以容量因素 85%，每年發電 365 天*24 小
時=8760 小時計算毛發電量，扣除 3.8%的廠用電後得到最終的淨發電量。
2.正(負)值表示該對應情境將比基準情境提供較多(少)的電。
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圖 2-4-1 情境架構圖
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3. 對應情境模擬邏輯與假設條件
以下將介紹本研究如何推估以離岸風力、太陽光電、燃煤 以及燃氣等各種替代能源取代核能發電後，或以核能取代燃 煤發電之後，對發電成本、CO2 排放、電價以及經濟成長的 影響。
(1) 模擬邏輯
i.以各種替代能源取代核能發電
本研究以圖 2-4-2 來說明，如何推估各種替代能 源在取代核能發電後，對發電成本、CO2 排放、電價、
GDP 以及物價的影響。首先，本研究先計算出各對應 情境相較基準情境之發電度數變化(如表 2-4-2 所示)，
第二，假設所減少發電度數全部用以某一種替代能源來 取代；第三，以替代能源的每度電發電成本減去核能發 電的每度電發電成本後再乘上取代發電度數，獲得取代 核能後所增加的發電成本。第四，在增加的發電成本完 全轉嫁給消費者的假設下，估計電價的上升幅度。第 五，在利用一般動態均衡模型來估計，電價上升後對 GDP 及物價的影響程度。
此外，若以燃煤或燃氣來取代不排碳之核能發 電，將使得二氧化碳的排放量增加。因此，在圖 2-4-2 的下半部亦說明，若以燃煤或燃氣來取代核能發電時，
本研究如何推估二氧化碳排放量的變化。從圖 2-4-2 可 知，本研究將取代的發電量乘上替代能源的二氧化碳排 放系數，即可獲得替代能源取代核能發電後所增加的二
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氧化碳排放量。
ii.以核能發電取代燃煤發電
本研究以圖 2-4-3 來說明，如何推估核能發電在 取代燃煤發電後，對發電成本、CO2 排放、電價、GDP 以及物價的影響。首先，本研究先計算出各對應情境相 較基準情境之發電度數變化(如表 2-4-2 中情境 3 所 示)，第二，假設所增加核能發電度數全部用替代燃煤 發電；第三，以燃煤發電的每度電發電成本減去核能發 電的每度電發電成本後再乘上取代燃煤發電的度數，獲 得取代燃煤發電後所減少的發電成本。第四，在減少的 發電成本完全回饋給消費者的假設下，估計電價的下降 幅度。第五，在利用一般動態均衡模型來估計，電價下 降後對 GDP 及物價的影響程度。
此外，若以不排碳之核能發電取代燃煤發電，將使 得二氧化碳的排放量減少。因此，在圖 2-4-3 的下半部 亦說明，若以核能來取代燃煤發電時，本研究如何推估 二氧化碳排放量的變化。從圖 2-4-3 可知，本研究將取 代的發電量乘上燃煤的二氧化碳排放系數，即可獲得核 能發電取代燃煤發電後所減少的二氧化碳排放量。
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(2) 條件假設
由圖 2-4-2 與圖 2-4-3 可知，若要估計出本研究所需各 項數值，必須先獲得各種發電方式的單位成本以及二氧化 碳排放系數。以下本研究將就各種能源的 2011 年至 2025 年單位發電成本以及二氧化碳排放系數進行推估與說明。
i.核能發電
根據台電(民 100 年)的資料顯示核一、二、三廠 的發電成本為 0.66(元/度)，核四廠的均化發電成本84為 1.37(元/度)，然而在 2011 年 3 月發生日本福島核災之 後，必須針對核電廠之安全進行強化，故本研究認為必 須再加上強化成本，就核一、二、三廠而言，由於此三 廠安全設計與建廠時間較早，可能需要增加較多防災改 善，因此本研究以原本的發電成本的 20%作為其核安強 化 成 本 ， 故 核 一 、 二 、 三 廠 的 發 電 成 本 為 0.66×(1+20%)=0.802(元/度)，而核四廠的防災設計較 新，因此僅就其原本的發電成本 15%作為其核安強化成 本 ，故 核 四 廠的 發 電 成 本為 1.37×(1+15%)=1.48(元/
度)。本研究假設核燃料價格至 2025 年維持穩定，因此 自 2011 年至 2025 年故核一、二、三廠的發電成本均為 0.802(元/度)，核四廠的發電成本均為 1.48(元/度)。此
84 本研究採用台電公司 2011 年上半年所估算結果進行計算，核四每瓩投資成本 3450 美元，全
生命週期為 25 年，容量因數 85%，而利率以 0.69%計算
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外，由於核電廠不排碳，因此，核能發電的二氧化碳排 碳係數為 0。
ii.離岸風力
由於國內尚無以建構完成離岸風力機組可供參 考，因此對於離岸風力發電成本之推估，乃以英國 Committee on Climate Change(簡稱 CCC)於 2011 年所發 表「The Renewable Energy Review」，以及英國能源及 氣候變遷部（UK Department of Energy and Climate Change, DECC）委託 ARUP 公司於 2011 所發表的
「 Review of the generation costs and deployment potential of renewable electricity」等兩本研究報告中，
所計算之離岸風力發電成本趨勢，作為本研究在推估 2011 年至 2025 年離岸風力發電成本的參考依據。
就 CCC 而言，該報告公佈 2011、2020、2030 年 以及 2040 年離岸風力發電成本的高預測值與低預測 值，而 DECC 則公佈 2010、2015、2020、2025 以及 2030 年離岸風力發電成本的高、中、低預測值，為了使兩者 易於比較，本研究以內插法估計出 CCC 在 2015 與 2025 的高、低預測值，以及 DECC 於 2011 年的高、中、低 預測值，本研究將兩單位的預測值，以及本研究以內插 法所估計出預測值整理於表 2-4-3 並將其繪製成圖 2-4-4。
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表 2-4-3 CCC 與 DECC 估計之離岸風力發電成本
單位:歐元/MWh 2011 2015 2020 2025 2030 Committee on Climate
Change(2011), The
Renewable Energy Review, London, UK
High 155 152.5 150 142.5 135 Med
Low 110 105 100 92.5 85 DECC(2011),Review of the
generation costs and deployment potential of renewable electricity, London, UK
High 296.5 231 180 164 138 Med 251.3 198 156 142 121 Low 184.7 147 117 110 104 資料來源: Committee on Climate Change(2011)與 DECC(2011)
註: 本研究以內插法估計出 CCC 在 2015 與 2025 的高、低預測值，以及 DECC
2011 2015 2020 2025 2030 西元年
歐元/MWh
CCC-High CCC-Low ARUP-High ARUP-Med ARUP-Low
◎
資料來源: Committee on Climate Change(2011)與 DECC(2011)
圖 2-4-4 CCC 與 DECC 估計之離岸風力發電成本
本研究從兩單位所示資料中選取最高值當作上
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界，最小值當作下界，以中位數作為中間值，本研究茲 將用以計算的數值整理如表 2-4-4。
表 2-4-4 本研究所假設之離岸風力發電成本(以歐元為單位) 單位:歐元/MWh 2011 2015 2020 2025 2030 高發電成本 296.5 231 180 164 138 中發電成本 184.7 152.5 150 142 121 低發電成本 110 105 100 92.5 85
此外，由於我國天候特性導致冬天風力較佳而夏 天風力較弱的現象。因此，風力發電系統並非一年四季 都能穩定供電，故必須仰賴輔助電源或儲存系統來維持 其穩定性，進而提升風力發電之成本。因此實際上離岸 風力發電成本可能比本研究之估計值來的高。
最後，本研究將成本單位從歐元/MWh 轉換成新
最後，本研究將成本單位從歐元/MWh 轉換成新