伊朗戰爭自2月28日延燒逾月，許多國家憂慮進口中東石油、天然氣暫時中斷的衝擊，台灣社會也不例外；同時，台電於3月底將核三廠再運轉計畫送交核安會審查，核電是否將再次納入台灣能源組合之中，也受到注意。

事實上，各種發電選項都有利弊得失，必須綜合考量適合台灣需求、具備可行性與可能性的「組合拳」，而在台灣的能源政策辯論中，「發電成本」始終是各方爭論的核心。本文試圖拆解各項能源的內、外成本，希望有助於大眾理解發電成本的複雜性與其背後龐大的社會代價。

計算「發電成本」3種指標 須綜合評估

常見的跨能源技術成本衡量指標有：

均化成本（LCOE, Levelized Cost of Electricity）：將電廠建廠投資支出、電廠營運成本、燃料成本等電廠生命週期各階段成本，折算到發電期間可以發出的電量。這種計算方式，方便不同發電技術做成本比較。

外部成本：包含發電外部效果產生的空污、健康、溫室氣體排放、環境復育或廢棄物處置等成本，計算上可能受限於不易取得實際成本數字。

風險成本：核子事故、天災等潛在風險的評估，對於大型核電項目至關重要，但同樣在成本計算上可能因為對該項發電方式的主觀評價而異，並受限於取得實際成本數字。

打開台電網站，查找台電公布的「各種發電方式之發電成本」，可看到2025年發電占比最高的燃氣發電，台電自發燃氣每度電2.76元，向民營燃氣廠購電每度3.37元；燃煤部分，台電自發每度電僅2.2元，向民營燃煤廠購電則每度2.76元；核電僅限國營，台電每度核電發電成本為1.98元；至於再生能源向民間購入價格，太陽光電每度電4.9元、以離岸為主的風力發電每度6.6元，地熱每度電6.52元。

乍看之下，核電似乎是最便宜選項，不過，台電公司公開的發電成本是在「機組折舊已攤提完畢」之下，也就是說，越早蓋完的電廠越早完成折舊，前述這種單一時間切片的數字，就可能因為固定成本是否已攤提完畢而造成誤解。如果據此來做不同發電方式的成本比較，並作為未來電力建設的決策參考，可能有失偏頗。

國際能源組職、金融機構常以前面提到的均化成本（LCOE）來比較各類能源發電成本，主要還是考量資料取得的可及性。根據長期關注此領域的國際金融資產管理公司Lazard在2025年所發表報告，太陽光電、陸域風電在成本上已可跟傳統化石燃料火力電廠競爭。

太陽光電每ＭＷh約38-78美元，相當於每度電1.14-2.34元新台幣；陸域風電每ＭＷh約37-86美元，相當於每度電1.11-2.58元新台幣。我國主力推動的離岸風電，其均化成本每ＭＷh約70-157美元，相當於每度電2.1-4.71元新台幣，約是太陽光電、陸域風電的兩倍。

至於新建核電廠，該報告舉美國的例子顯示，每ＭＷh約141-220美元，相當於每度電4.23-6.6元新台幣，遠高於太陽光電、陸域風電等全球目前部署最快的再生能源。換言之，「再生能源很貴」這個論點可以說已經是過去式。

國際再生能源總署（IRENA）2024年的報告也呈現相同趨勢。2024年陸域風電均化成本為34美元/MWh，約新台幣1.1元/度，較2010年下降七成；太陽光電均化成本為43美元/MWh，約新台幣1.29元/度，較2010年更是大幅下降九成。

Lazard報告中還特別區分出所謂的「已折舊機組」。以核電廠為例，已折舊完畢的核電機組如能繼續使用，其均化成本將大幅下降至34美元，幾乎與太陽光電、陸域風電相當。從上述報告大致可以看出，「核電延役」、「太陽光電」、「陸域風電」，若光看均化成本，幾乎打成平手。也就是這樣的拉鋸，讓台灣在能源政策的選擇上，持續爭辯不休。

從國際機構的報告，可以歸納出一個結論，目前國內已經除役的核電機組，在滿足安全規範下，如能重啟運轉，若不計外部成本和風險成本、只考慮均化成本的數字，確實跟太陽光電、陸域風電大致相當。至於新建核電機組，無論是現有核電技術，或是小型核電機組(SMR)、核融合等尚未商業化的前瞻核電技術，都必須面對遠高於太陽光電、陸域風電數倍的高均化成本挑戰，遑論其他成本。

地緣、環境、工期 都影響成本計價

除了均化成本，其他的跨能源技術成本衡量指標，主要就是處理發電汙染外部性的成本，如前所述，這常常涉及個別能源喜惡的主觀評價。

表1針對台灣社會目前關注度較高的發電方式，就其技術優勢、外部成本及主要風險進行對比。要強調的是，這個比較，目的不是為了要淘汰哪個發電技術選項，而是要讓大家瞭解，民眾在需求端使用的「電力」，已經在台電的電網系統中同質化，成為一致的電價，但在發電端，其實有相當程度的不同。

例如火力發電的燃煤、燃氣，原料供應成本和穩定性會受到地緣政治影響，也有空污、碳排的外部成本。太陽光電有屋頂型和地面型的不同，後者因鋪設面積大，部分案場地點出現農地共生與否等外部成本，以及民代公務員索賄涉弊等個案執行面爭議，使整體光電蒙受污名化的推動阻礙。歐洲常見的陸域風電，因台灣地狹人稠而有低頻噪音的環境成本，離岸風電的海洋生態影響也被關切。

相較分散式再生能源布建速度較快，新建核電廠等大型專案因建廠時間過長，有更多不確定因素，例如遭遇通貨膨脹、疫情、金融危機等黑天鵝事件影響的機率因時間長而增加，進而使預算暴增。其次，如美國南卡羅來納州V. C. Summer Nuclear Station計畫和台灣的核四廠，後來都宣布停工。最後，還有核廢料處理的問題，是擁核反核雙方評估核電成本的最大鴻溝。

依照我國現行法規，核電後端營運費用（即核廢料處理等）應由台電每隔5年進行重估、提報經濟部核定，並逐年提撥。擁核者認為，據此規定，核電成本「已納入」核廢料處理費用；但反核者則主張，經濟部所核定之核廢料處理經費，並未能準確反映未來實際處置的全部成本，尤其台灣尚缺高階核廢料最終處置場址相關的選址規範，設施興建強度、標準更是付之闕如，成為雙方相持不下的癥結。截至2026年2月底，台電的核電後端營運基金已累計約達5173億元。

當然，並非只有核電會有核廢料，再生能源除役後的光電模組、風機葉片回收，也屬於廢棄物處裡的一環，同樣應列入成本考量。

至於政府宣布評估是否重啟已除役的核二、核三廠，若決定重啟，將須投入大筆資本支出進行再運轉的準備，以確保老舊核電廠滿足國際核子組織對於核電廠最新設施的規範，以及維持安全運轉所必須進行的全面補強，這是重啟核電在運轉安全上的成本，而外部成本如核廢、風險成本如事故的複雜度和正反爭議則如前述，也是政府考量核電重啟與否時，必須審慎評估的。

理性看待能源選項 多元組合最適當

從國際機構的跨能源尺度、跨時間尺度資料顯示，太陽光電、陸域風電的均化成本，已遠低於新建大型核電。另外，各類前瞻核電技術，包含目前最具發展潛力的小型模組反應爐（SMR）等，雖有機會成為未來提供無碳電力的技術選項，但在成本、進入市場時效性上仍非常具有挑戰，距離成熟尚遠，遑論選址等日後可能面臨的外部成本考量。

由此可知，以再生能源為主，搭配部分傳統能源的多元、分散式發電組合，較能兼顧成本效益及安全韌性，尤其在地緣政治風險下，更多元的發電無疑是台灣應走的路。真正重要的是，能源政策應基於透明、完整的成本與風險評估，而非僅靠片段資訊決定，才是負責任的政策討論。