Chapter 7 其他再生能源與生質能源之比較

7.1 風能技術 一、國內外技術發展現況 二、國內外發展競爭力分析 (SWOT) 三、國內外技術發展指標比較 四、國內推廣應用效益評估 五、國內外來重點技術推動策略與發展 時程

在各類新興能源中，風電被評為最具前景的領域之一，它能提供潔淨且無污染排放之電能，有能源與環保之雙重貢獻 。 V>3 m/sec rpm>70

一、國內外技術發展現況 （ 一）國外技術發展現況 53 Country 圖 3-1-1 -1 全球風力發電裝置容量成長圖

圖 3-1-1 -2 全球前十名國家裝置發力發電容量比較圖 圖3-1-1 -3 2004 年全球風機製造商銷售量前 10 名之市場佔有率

風機械能電能 現代商業化之風力發電機主要是由葉輪（葉片轉子和輪轂）、機艙、塔架以及控制系統所組成，其中葉片為主要關鍵技術之一，約佔風力機成本 21% 另外有關運轉及輸出控制模式已朝可變轉速及可變旋角節制發展（ DWTMA ） 同步式發電機亦拜先進電力電子技術之賜，甚至可省卻風力機之齒輪箱、直接由葉輪傳動發電，可有效降低噪音及提供極佳之電力品質

（二）國內技術發展經驗 為了因應能源危機，自 1980 年起我國亦開始積極從事風力發電相關技術研究，主要研究方向及重點是風能評估及風力機研發。在風力潛能評估方面，蒐集分析了長短期氣象測風資料並發展風能評估模式及選址方法。在風力機研發方面，經濟部能源局委託工研院，分別於 1984 年、 1986 年及 1989 年從事 4 kW 、 40 kW 及 150 kW 風力機之研發，完成風能轉換系統設計、葉片開發、傳動鏈設計製作、監控系統設計開發、塔架設計製作、組件及系統性能測試等

90 年代開始進行設置風力發電場址之可行性評估，包括 1991~1992 年完成彰化濱海工業區設立風力發電機可行性研究、 1991~1993 年台電完成澎湖本島風力發電示範計畫可行性研究及工程規劃、 1995~1996 年完成澎湖本島風力發電示範計畫（ 2,400 kW ）可行性研究修訂（發電廠場址改為中屯地區）等。

2000 年 3 月發布施行「風力發電示範系統設置補助辦法」提供設備補助，獎勵民間投入設置風力發電示範系統 因應氣候變遷與京都議定書： 2000 年 3 月發布施行「風力發電示範系統設置補助辦法」提供設備補助，獎勵民間投入設置風力發電示範系統 2001 年完成台灣北部地區初步風場模擬分析，以及利用 WAsP （ Wind Atlas Analysis and Application Program ）風能應用軟體完成風力發電場址評選規劃 於 2002 年在中南台灣地區評選出台中港與台南七股沿海兩處各 100 M W 以上風力發電場址，供民間開發參考應用。 於 2003 年完成 200 M W 離岸式風力電場場址評選、技術可行性、經濟效益及環境影響等分析

二、國內外發展競爭力分析 (SWOT) 優勢（ Strength ） 弱勢（ Weakness ） 機會（ Opportunity ） •  國內已有風力機研製經驗。 •  風電產業技術非最尖端，但層面廣（氣動、機電、 控制、材料），國內具相關技術能力，透過風電產 業聯盟之成立，將可作為風力發電機組研發之整合 平台 •  國內支持新產業之建立發展 （促產條例等獎勵政策）。   •  產業尚未萌芽，待扶植建立。 •  國內需市場尚不足以支持產業。 •  風電產業直接有關之研發能量少。 •  市場切入時機較晚，整合系統設計技術（含經驗）較弱。 •  國內要切入不是只供應台灣的短期需求，還要放眼全球，品 質跟成本很重要。 •  國外擁有零組件專利，若沒有利用市場需求策略，國內難脫 OEM 命運。 •  政府相關的優惠收購電費誘因較小。 •  國內廠商技術能力夠，但相關資格認證很費時，要提早投入 •  國內籌設風電費時，小型案廠商很難投入。 機會（ Opportunity ） 威脅（ Threat ） •  已有明確內需市場，具產業誘因 。 •  國際市場熱賣，供不應求。 •  重件運輸不便，適就地生產。 •  已有國際大廠，前來洽合作製造事宜。 •  風力機零配件及維修需求興起，國內業者可投入代理經銷商，具市場利基。 •  離岸式風電市場異軍突起，我國亦有相當的需求規劃。 •  歐元跌（除了 GE 、 MHI 外，主要風機廠皆為歐洲廠商） •  亞洲太平洋區市場逐漸成熟，因此將迫使歐洲風機廠商尋找 美元區的零組件及生產基地。 •  我國規劃中的風力發電發電容量 (2010 年為 2,159 MW) 的 成長目標吸引國外大廠前來參與。 •  為因應京都議定書的生效，行政院會已通過「再生能源發展 條例」草案，其中再生能源收購電價，躉售費率每度為 2.2 元，屬海域的風力發電躉售費率每度 2.9 元。 •  國際市場大廠寡佔。 •  需要大量資金，目前國際技術發展太快，台灣難以投入，且 要面對世界大廠的競爭，成本是最大的考量。 •  產業要形成要先有市場，風電目前自償率太低風險很大。 •  市場需能擴大掌握、產品技術需能持續精進（若未能自行開 拓及研發，則需與大廠緊密合作）。 •  風力機產業技術已成熟，整機業者習慣與本國零件業合作， 使國內零組件廠商切入障礙升高。 •  中國大陸風力機產業已具規模（自製或國外合作），是國內 重要競爭對手。 •  國際大廠已完成全球性佈局，後起之秀除非與其合作，但同 時也是機會點。

三、國內外技術發展指標比較 目前我國總裝置容量相較於其它先進或開發中國家之裝置容量仍屬偏低，確實有待進一步加強推廣應用以及發展風力發電關鍵元件技術。風電技術涉及多種學門，包括基礎、玻纖、機電、電控及工程業等，因國內切入風力發電機組技術研發較晚，加上現有風力發電機組本身之開發技術水準皆較國際落後，故如何提升研發能力及研發進度是目前最受關切的重點，才能迎頭趕上國際水準或建立本土特色技術，並帶動我國風力發電相關技術之發展。

全球風電產業標竿國家，皆以政府的力量協助推動研發工作，發展風力發電新興產業，尋求環保與產業發展之雙贏，值得我國借鏡，國內應掌握風力機之內需需求之機會，複製國外成功發展風電新興產業之模式，以零組件國際供應為起點，逐步建立系統供應能量。

風力發電重點技術與因應對策 研發技術內容 因應對策 時間 • 小型風力機開發 （含本體、永磁發電機及電力轉換器） •  小型風力機開發 （含本體、永磁發電機及電力轉換器） 由法人與學界結合業者，從事高效率低風速原型機開發，應以外銷市 場為主（ 25kW 以內）。 2005 以後 •  大型風力機開發 （含葉片、增速齒輪箱、發電機、塔 架、電力轉換及控制等內容） 業界結合法人預計在經濟部技術處及工業局計畫協助下，於 2005 年開始大型風機開發。 •  建立台灣陸海域風能開發之地理 資訊系統 •  建立小尺度區域風場模擬之風能 分佈資料 •  協助地方政府以 BOT 方式推動風 力發電工作。 •  進行台灣西部海域及澎湖海域（ 約計 300 -400M W ）離岸式風力 電場評估研究及場址規劃 •  建立大型風力發電場安全評估技 術及併聯技術分析 經濟部能源局規劃「風能整體開發推動計畫」及「再生能源併聯技術研發計畫」。 2005-2007 年

四、國內推廣應用效益評估 藉由推動風力發電所帶來之成果效益： 透過能源局委託執行「風能整體開發推動計畫」設置 50 公尺 以上高度的風速塔，以實測風速資料取代原以 地 面風速計算之風能評估結果，使風力電場場址之風能 評估及發電量推估結果更具可信度，減少風電開發商對 風力發電量之疑慮以及減少投資風險，並建立地理資訊 系 統，更可提供風能開發場址之相關資訊給予開發廠 商，使風電開發商節省時間及人力，加速推動風力電場 的設置。

整體性地篩選可用以開發風能之潛在場址，將可進一步評估實際具發電經濟誘因之場址及裝置容量，使推動目標更為明確，促進政策之落實。 透過行動式之宣導教育，將可促進一般民眾瞭解風力發電綠色能源，具有能源多元化及環保之雙重效益，進而支持風力發電，將有利風力發電之推廣，進而加速國內風電之開發。 若經由推動離岸式風力發電場示範案例的建置後，可以增加我國風力發電朝向離岸式發展之機會，並減輕陸域土地使用不足之限制。

在 5 年期示範推廣（ 2000-2004 年）後，已帶動國內風力發電應用風潮，逐年增加風力發電裝置容量，又在行政院制訂「挑戰 2008 ：國家發展重點計畫」中擬推廣大規模風力發電場之下，預期 2010 年時可達到 500 M W 風力機裝置容量之推廣目標，以每瓩造價新台幣 3.5 萬元計，估計共可促進 175 億元風力機產業之成長。屆時每年可發電 13.3 億度，值 26.6 億元（以 2 元 / 度電估算），能源貢獻度達 33.1 萬公秉油當量（以 1 kWh ＝ 2,235.35 kcal ＝ 0.2484 LOE 計算），且每年可減少 133 萬噸 CO2 排放。若總計 20 年期（風力機壽齡）則共可發電 266 億度（值 532 億元），共可貢獻 662 萬公秉油當量能源，並可抵消燃煤發電之 CO2 排放共 26.6 百萬噸。

在落實非核家園的推動上，行政院規劃 2010 年將設置 2,159M W 的風力發電容量情形下，則前述的估計將提高為 1,000 億元風電市場之商機，屆時每年可發電 57.4 億度，值 114.8 億元（以 2 元 / 度電估算），以 20 年壽齡計共可發電 1,148.5 億度，將值 2,297 億元。 預期 2010 年時達到 2,159 M W 風力機裝置容量之推廣目標，能源貢獻度將可達 142.9 萬公秉油當量，且每年可減少 574.3 萬噸 CO2 排放。若總計 20 年期（風力機壽齡）共可貢獻 2,858 萬公秉油當量能源，並可抵消燃煤發電之 CO2 排放共 114.8 百萬噸。

政府透過風電促參開發建立具景觀特色的風力公園，將可促進地方投資、增加地方就業機會，同時藉由土地租金及權利金可提高地方政府收入，也帶動觀光遊憩人潮前來消費。 未來發展離岸式風力發電將是重點策略，也預期至 2010 年時可有 300-400 M W 的設置容量，若 1 kW 的離岸式風電設置成本約在 70000 元，則整體開發設置的經費將至 250 億元，因此初步評估機制的執行並確定開發場域及未來潛能的工作，對經濟效益的計算更顯重要。 (Biomass 741 MW/2010) 瞭解國內風力發電建造時之可能相關之法規限制及禁止，對既有權益之影響及其環境影響評估之需求，並參考國外海堤共構及 (半) 離岸式風能開發管理之相關規範，以順暢國內風力發電產業之推動。

在 2003 全球風機市場約 90 億美元（含離岸式），而且每年均以 25-30% 的成長率快速往上提升，我國在 1992-2000 年未能掌握當時的成長波段建立起自主的風力發電產業，實屬可惜。現階段在行政院針對非核家園的理想要落實規劃執行，預計於 2010 年提前達成再生能源設置發電容量配比 10% 的目標，風力發電總設置容量便由原本的 500 M W 提高至 2,159 M W 之際，鼓舞了許多業者有意投入這個市場，也紛紛地期盼政府相關部門能以正確的策略及措施扶植國內各業者，積極地一步一步建立起我國的風機產業，期在 2010 年台灣地區的風力機應用市場亦有我國自有品牌機型的設置。

五、國內外來重點技術推動策略與發展時程 於1998年5月舉行了「全國能源會議」，而行政院1998年6月11日核定之「全國能源會議結論及擬採行措施」中，有關能源結構調整項目亦強調提高淨潔能源容量： 再生能源之利用，至 2020 年占能源供給比例以 3% 為目標 2020 年風力發電推廣目標為 1,500 M W 裝置容量，中程 2010 年目標為 500 MW ，以及 2020 年再生能源發電占總裝置容量達 12% 等目標

未來（ 2005-2020 年）我國風力發電重 點技術發展項目將以風力機關鍵元件研究開發、風力電場開發應用技術以及風力發電應用系統開發三大方向為主，各細項重點簡要說明如下：

(一)風力機關鍵元件研究開發 1 、葉片設計、開發與測試（朝玻纖及含碳纖 (一)風力機關鍵元件研究開發         1 、葉片設計、開發與測試（朝玻纖及含碳纖 之複合材質葉片發展）  2 、增速齒輪箱及傳動系統技術（以 3.6MW 機型適用為目標）  3 、發電機及塔架開發生產（從感應式發電機 研發至直趨式風電機）  4 、整合電力轉換及控制機制驗證（以 5MW 機型適 用為測試目標）  5 、小型風力機系統（研發單機容量 10kW 之發電 機組以及併聯系統技術）

(二)風力電場開發應用技術         1 、風力發電場評遻及效益評估  2 、電力併聯技術（以大於15MW以 上之風力發場為基礎建立分析技術）  3 、離岸式風力發電場開發技術（大型風力 發場建置技術及維護技術）  4 、短期風速預測技術（預報0-72小時內之 發電量）

(三)風力發電應用系統開發         1、設備標準及驗證機制（建立2MW風 力發電機驗證機制）

7.2 水力能技術 （一）國外技術發展與應用現況 （二）國內應用經驗與推動現況 （三）國內水力發電開發潛能評估 （四）國內推動目標與與限制分析 （五）國內水力發電 SWOT 分析 （六）國內未來推動策略

水力發電（Hydroelectric Power） 用水力進行發電，是以人工方法，引導水流以高速度衝擊水輪機，帶動水輪機和發電機的旋轉， 從而產生電力。因此，一般在水電站的上游，建造攔河壩和蓄水庫，積蓄水量，提高落差（水頭）。 水力發電是再生能源，對環境衝擊較小。除了提供廉價電力外，還有下列之優點：控制洪水氾濫、提供灌溉用水、改善河流航運，有關工程同時改善該地區的交通、電力供應和經濟，特別可以發展旅遊業及水產養殖。美國田納西河的綜合發展計劃，是首個大型的水利工程，帶動整體的經濟發展。 

水力發電主要可分成慣常水力及抽蓄水力發電兩種使用方式，慣常水力發電純為藉由水之流動而產生電能，無須任何燃料且不排放污染物，發電成本具競爭力。 抽蓄水力則利用離峰時之多餘電力抽水而於尖峰時發電，為調節尖、離峰用電之最佳負載管理方式；惟其利用基載機組產出之電能抽水，需加計燃料成本，故其發電成本較慣常水力稍高。

（一）國外技術發展與應用現況 歐美等已開發國家已朝向對環境較為友善之非水庫式中小型發電發展；並不斷地改善技術，以減低對環境生態的影響。但開發中國家，如中國大陸及巴西等，為追求電力充足與經濟成長，仍不斷地開發大型水庫，如三峽大壩工程。

（二）國內應用經驗與推動現況 依據台灣電力公司 93 年 9 月提出之「 93 長期電源開發方案」，統計至民國 92 年底止，全台灣共有水力發電廠共 42 座，總裝置容量達 451.07 萬瓩，詳如 表 3-1-5-4 所示。其中抽蓄水力有大觀二廠及明潭 2 座，裝置容量合計 260.2 萬瓩，淨尖峰能力為 239.2 萬瓩，年發電量約 38.5 億度。另慣常水力包括大、小水力電廠共 40 座，裝置容量合計為 190.9 萬瓩，淨尖峰能力為 151.9 萬瓩，年發電量約 30.1 億度，合計水力發電占 92 年全國總發電量之 3.9% 。

廠別 裝置容量 抽蓄水力 大觀二廠 100.00 明潭 160.20 抽蓄水力合計 260.20 慣常水力 水庫式 桂山 1.30 大觀一廠 11.00 粗坑 0.50 鉅工 4.35 軟橋 0.02 霧社 2.07 后里 0.10 石門 9.00 后里小水力 0.01 曾文 5.00 社寮 0.09 翡翠 7.00 北山 0.43 德基 23.40 萬大 1.53 青山 36.00 濁水 0.15 谷關 18.00 高屏 0.45 天輪 19.50 竹門 0.20 馬鞍 13.35 蘭陽 1.80 小計 148.67 天埤 0.84 調整池式 龍溪 0.47 龍澗 9.72 水簾 0.95 立霧 3.20 清水 0.70 義興 4.00 清流 0.42 卓蘭 8.00 銅門 2.10 水里 1.28 榕樹 0.27 烏山頭 0.88 初英 27.07 溪口 川流式 東興 0.08 烏來 2.25 15.13 慣常水力合計 190.87 水力發電總計 451.07

開發單位 計畫名稱 容量 （ 萬瓩 ） 93 年底進度 聚電企業開發公司 卑南水力 0.23 併聯商轉 嘉南實業公司 西口水力 1.20 3-1-5 - 5 規劃、籌設及興建中之水力發電開發計畫   開發單位 計畫名稱 容量 （ 萬瓩 ） 93 年底進度 民 間 聚電企業開發公司 卑南水力 0.23 併聯商轉 嘉南實業公司 西口水力 1.20 施工中 世豐電力公司 豐坪溪水力 3.71 名間電力公司 名間水力 1.67 東錦企業公司 東錦水力 0.30 籌設中 南區水力資源局 BOT 案 牡丹水力 0.10 規劃中 國 營 台電公司 大甲溪電廠 谷關分廠復建 3.28 碧海水力 6.12 高屏發電廠 竹門機組更新 0.07 明潭電廠 濁水機組更新 0.22 西寶水力 7.42 萬大電廠擴充 1.97 萬大松林分廠 2.09 南澳南溪仲岳水力 3.60 大安溪梅園水力 2.68

（三）國內水力發電開發潛能評估 1、天然蘊藏量推估 台灣地區淡水河等 76 條重要河川；但因受自然條件限制，技術可行水力部分則選擇其中較重要之 30 條河川進行調查。 30 條較重要河川之技術可行水力蘊藏量則為 504 萬瓩，電能 201.49 億度。

2 、可開發總潛力推估 台灣地區技術可行之水力蘊藏量約 504 萬瓩，其中約 61 萬瓩經濟性不佳不宜開發。至 93 年底已開發利用共 1,91 萬瓩（不計抽蓄），而正施工中約 13 萬瓩，故仍有尚待開發技術可行之水力發電總潛力共計 239 萬瓩 。

（四）國內推動目標與與限制分析 1 、推動目標 發展時程 2008 2010 2015 2020  發展時程 2008 2010 2015 2020 推廣目標 208.5 216.8 230.0 250.0 （萬瓩）

2 、推動障礙 水力計畫多位處崇山峻嶺間，規劃研究階段有關地形、地質及水文等基本資料之探勘蒐集費用龐大，有可能探勘後不具投資效益；並且開發時間長，業者投資風險高。 水力資源多位於偏遠地區，併聯線路距離過長導致投資成本過高。 目前水資源開發計畫偏重於水量，部分多目標水庫並未配合設置水力發電廠，亟需權責單位協調溝通。 申請設置之核准手續繁長，業者之申請作業常半途而廢。 環保意識及民意高漲，常有抗爭事件，影響計畫之推動。 許多小水力資源位於國家公園或限制開發區域，在法規未鬆綁或土地主管機關無支持水力發電之意願時，難以開發。

（五）國內水力發電 SWOT 分析 表 3-1-5 - 11 國內水力發電 SWOT 分析 優勢 （ Strength ） 弱勢 （ Weakness ） •  技術成熟，發電成本具 競爭力 •  國內開發應用經驗豐富 •  應載迅速，最佳尖峰電源 •  優良場址尋覓不易 •  水力資源多位於偏遠地區， 開發成本過高 •  開發規劃及工期較長 機會 （ Opportunity ） 威脅 （ Threat ） •  國際油價飆漲 •  政府積政策積極推動 •  長期優惠收購電價鼓勵小 水力發電 •  水資源問題為全民共識 •  環境爭議、民眾抗爭 •  集水區過度開發，嚴重影響 水庫壽命 •  申設行政程序複雜冗長，影 響業者開發意願

（六）國內未來推動策略 • 儘速立法通過「再生能源發展條例」，提供優惠收購電價，以提高業者投資誘因。 • 儘速立法通過「再生能源發展條例」，提供優惠收購電價，以提高業者投資誘因。 •檢討修正再生能源輸配電併聯問題，促進水力發電系統設置。 •建議針對水力普查結果選擇技術可行而經濟性較佳區域，促使擁有該區域水權及土地之主管機關（如水資源局或農田水利會）編列經費進行先期規劃，以 BOT 方式鼓勵民間投資開發。

全台第一座民營的水力發電廠「烏山頭水庫水力發電廠」，民國八十九年十月十五日上午舉行動土 典禮，工程在民國九十年十二月完工。

發電機的工作原理 發電機係由引擎傳動，負責轉動磁場中的導線，或轉動固定導線中的磁場，使導線與磁場發生相對運動，而在導線中產生電動勢（電 壓），其電動勢之方向可藉由弗來明右手定則來判斷，大姆指表示運 3-2所示，導體在與磁力線垂直方向由內往外移動，則其電流會由右向左流出。

由於單導體在磁場中運動所產生之電流非常小，所以發電機都利用多組線圈在磁場中運動，或利用多組磁場在線圈內運動，以產生較大的電量；其感應電動勢 E：一 N88 （一：為感應電動勢之方向； N：為線圈匝數；88 為單位時間磁通量變化率，單位：韋伯／秒），即發電機之輸出電壓與線圈匝數、磁場強度、轉速成正比，如圖 3-3所示 為線圈匝數與發電量之比較。

線圈在磁場中旋轉所產生之電流，若經由滑環與電刷輸出，則會產生交流電，如圖 3-4所示。在前半圈產生的電流會由 A端流出回到 B端；在後半圖，電流會由 B端流出回到 A端。其電動勢與線圈旋轉角度之關係，如圖 3-5所示。當線圈與磁力線方向成垂直時（運動方向與磁力線平行），其電壓為零；當線圈與磁力線平行時（運動方向與磁力線垂直），其電壓最大

7.3 海洋能 技術 （一）國內海洋能源潛能分析 （二）國內外海洋能源技術發展現況 （三）國內外發展競爭力分析（SWOT） （四）國內外技術發展指標比較 （五）國內推廣應用方向及效益評估

海洋覆蓋地球表面積達三分之二以上，蘊藏著豐富的海洋能源可供開發使用，海洋能源除具有能量巨大、可以再生、無環境污染之虞等優點外，尚有不需陸地空間等等優勢，是一種具潛力的再生能源 。

海洋能源包含了可利用的再生能源（潮汐、海流、波浪、溫差等），依其能量轉換方式的不同可分為： 潮汐能源（ Tidal Energy ） 海流發電（ Tidal/marine Currents ） 海洋溫差能源（ Ocean Thermal Energy Conversion ，簡稱 OTEC ） 海底天然氣水合物

天然氣水合物是於低溫、高壓下(0℃、26大氣壓或10℃、76大氣壓)生成，可能儲聚於凍原或海底下數百公尺深處之地層，當超出其生成之溫度、壓力範圍便會分解成水與天然氣，每一單位體積之天然氣水合物約產生一七○單位體積之天然氣(其中甲烷佔98%以上)，可作燃料使用。 Gas-hydrate

過去我國海洋能的研究發展主要偏向海洋溫差方面，但受限於關鍵技術，至今仍無法建立完整的海洋溫差發電技術。 從國外發展經驗來看，以技術較成熟的潮汐發電為例，研究顯示潮汐發電所產生的經濟效益不及其他再生能源。

（一）國內海洋能源潛能分析 1、海流：台灣地區可供開發海流發電應用之海流，以黑潮最具開發潛力，黑潮的厚度約為 200 ～ 500 公尺，寬度約 100 公里至 800 公里左右，其流速介於 0.5 m /sec 至 1 m /sec ，理論上利用黑潮發電是可行的，但對深海用的水輪發電機尚屬研究階段，技術可行性有待驗證。 2、潮汐：台灣沿海之潮汐，最大潮差發生在金門、馬祖外島，約可達 5 公尺潮差，其次為新竹南寮以南、彰化王功以北一帶的西部海岸，平均潮差約 3.5 公尺，其他各地一般潮差均在 2 公尺以下，與經濟性理想潮差 6 ～ 8 公尺仍有相當差距，而且台灣西部海岸大都為平直沙岸，缺乏可供圍築潮池的優良地形，但對於金門及馬祖兩個離島來說，因該兩離島之發電成本較昂貴，發展潮差發電應具較佳之經濟誘因。故台灣的潮差發電發展方向應以金門、馬祖兩離島為先導廠址，其可供開發之潛力約有 1 萬瓩以上。 3、波浪：本省沿海及離島地區，因受季風之吹襲，北部海域及離島地區每公尺約有 13 瓩之波能，東部及西北沿海每公尺約有 7 瓩之波能，西南及南部沿海較差每公尺約只有 3 瓩之波能，初步估計台灣地區波能蘊藏量約為 1000 萬瓩，可開採量約為 10 萬瓩。

4、溫差：大氣的溫度隨高度遞減，通常每升高 100 米 ，氣溫降低 1 ℃ 。海水正好相反，深度越大水溫越低。我國南方海域，夏季表層海水溫度可達 30 ℃ ， 40 到 50 米 深處，水溫便降到 10 ℃ 以下，溫差達 20 ℃ 。東海黑潮流經的海面，表層水溫常年保持在 25 ℃ 左右，而 800 米 深處，水溫則常年低于 5 ℃ ，溫差也有 20 ℃ ，利用這樣水溫的差別除了可以轉換成電力之外，海洋溫差發電所伴隨海洋深層水的開發、養殖或海水淡化等等的應用，也具有相當大的經濟效益。 5、天然氣水合物：在這個由傳統化石燃料過渡到綠色再生能源利用的階段，普遍傾向以利用天然氣為主要燃料，因為天然氣燃燒只產生少許的水與遠低於一般化石燃料如汽油燃燒所產生的二氧化碳，而且不會產生如硫化物等對人體有害的氣體，近幾年陸續在我國週邊海域被確認有大範圍賦存量的天然氣水合物即是可以提供大量的天然氣的物質。根據中央地質調查所 2001 年的報告，我國西南海域蘊藏豐富的天然氣水合物，初步估算其蘊藏量約有 35 億立方公尺以上，其中含有天然氣的量約為 6,000 億立方公尺，以 2001 年全國天然氣消費總量 67 億立方公尺計算，約可以供給國內使用 87 年。

（二）國外海洋能源技術發展 現況 1、海流：海流的水輪發電機一般分成水平式及垂直式（圖 3-1-5 -1 ），水平式與一般的風力發電機組相當類似，目前有英國南部海岸的 300 瓩的機組在測試中（ MCT ， 2000 ），也有使用外圍護罩增加其流動效率的形式，不過這樣的機組較小，比如紐西蘭等國在測試的（ Rudkin ， 2000 ），而垂直型的發電機組則是具有十字型翼面的 Darrieus 渦輪機，現在有在日本來島海峽的一具 5 瓩測試機；或是加拿大安裝於菲律賓的一具多渦輪機 3 萬瓩的測試機組（ Blue Energy ， 2000 ）。

2、潮汐： 1966 年在法國西部沿海建造的 La Rance 潮汐電廠，是潮汐發電進入實用階段的指標，其裝機容量為 24 瓩，年均發電量為 5.44 億度。另外，俄羅斯於 1930 年起即開始發展潮汐發電的研究， 1968 年時一個容量 400 瓩的小型潮汐發電廠設立於 Murmansk 附近的 Kislogubsk 。此電廠的成功設置促使俄羅斯針對其北部與東部之可能場址進行一系列的大型潮汐發電廠的設計研究，如：位於白海的 Lumbov （ 67 MW ）與 Mezen 灣 （ 15,000 MW ）、鄂霍次克海的 Penzhinks 灣（ 87,400 MW ）與 Tugur 灣（ 6,800 MW ）。最後， Tugur 廠為最唯一適合的場址。先前的設計工作從 1972 年就展開，但後續發展時間表截至目前為止還未定案。另一個例子是中國，中國使用現代技術開發潮汐能源始於 1956 年：數個小型潮汐發電廠主要用來進行灌溉。自 1958 年開始，共建立了 40 個小型潮汐發電廠（總容量為 12 瓩），到了七零年代才又建立更大容量的電廠，包括江廈發電廠（ 3 MW ）以及白廈谷發電廠（ 960 瓩）。現在早期的電廠大多已經關閉，主要原因包括設計不良、錯誤的場址挑選等，目前還剩下的有七座潮汐發電廠（包含一座潮汐洪流場 tidal flood station ），總容量為 11 MW 。

3、波浪：波浪發電設施主要包含了，擺盪或推升柱體設計（ OWC ）；浮筒及浮塢式（ the Hosepump ）；拍打及束制水道（ the Pendulor and TAPCHAN ）（圖 3-1-5 -2）以及 Pelamis （“海蛇”，圖 3-1-5-3）是一系列鏈結之浮筒，當波浪穿越此系統並牽動連接點，浮筒連動油壓幫浦，並經由能量穩定輸出系統驅動液壓馬達。而鏈結點之電力經由海底電纜輸送至岸區。

4、溫差： 1979 年美國能源部在太平洋中心海洋溫差條件最佳的夏威夷，利用一艘 268 噸的海軍駁船安裝海洋溫差發電試驗台，採用液態氨為介質，以封閉的循環方式進行發電（圖 3-1-5 -4 ），其設計功率為 50 瓩實際發電功率達到 53.6 瓩，當時水表面溫度為 28 度，海深 663 公尺的冷水溫度為 7 度。日本在 1990 年在鹿兒島電廠取用 370 公尺深處的海水，水溫為 15 度，再利用柴油發電的餘熱將表層水溫加熱到 40 度，使溫差到 25 度，

5、天然氣水合物：日本近年發現其週邊深海蘊 含有足供全國 137 年使用的天然氣水合物之後，即由經產省主導、資助獨立的開發計劃，預計於 2016 年開始進行商業開發。

（三）國內外發展競爭力分析 （SWOT）

優勢（ Strength ） 弱勢（ Weakness ） •海流： •黑潮流經台灣週邊，海流速度及流量大 (5-9km/hr) •潮汐： •離島潮差大具開發價值 •波浪： •受季風影響北部及東部波能大 •東部海岸的陡峭地形相當適合發展岸基型 •溫差發電： •台灣南部夏季海水表層與深層溫度達到 30 度 •開發較早、已完成東部廠址初期評估 •天然氣水合物： •台灣西南沿海地層具有豐富的蘊藏量 •蘊藏地點距台灣本島相當近 (最近處僅約40km左右 ) •發電技術未成熟 •輸電線路長維修成本高 •台灣本島的平均潮差小且海岸地形不適合開發 •颱風多岸基型設備易損壞；離岸式則技術門檻較高 •東部地層有滑動的危險性 •國內的研究停滯於可行性的評估 •大水深的挖掘難度高 •國內的研究仍處在現場調查的階段，開發技術未 成熟 整體來看，國內關於海洋能源的基礎研究太薄弱 ，而且受限於國內市場太小，由國內廠商自行開發新設備的風險仍然相當高 機會（ Opportunity ） 威脅（ Threat ） • 海流： • 黑潮帶來豐沛的水流提供海流發電的契機 •  潮汐： • 國內利用率彽的漁港相當多應能配合潮汐發電加以利用 • 波浪： • 結合國內長期研究波浪的學界及精密機械業者共同發展是可行的開發方式 • 溫差發電： • 配合深層海水的開發商機可期 • 天然氣水合物： • 發展至今國際上仍未有可行的開採方法   整體來看，無論是海流、潮汐、波浪抑或是溫差發電、水合物的開發等等，關鍵技術恐由早期投入開發的國家掌握

（四）國內外技術發展指標比較 1、海流：國內外皆處於評估階段。 2、潮汐：潮汐發電每瓩發電的建置費極為 昂貴。 3、波浪： 1998 年 ETSU 曾經對各型不 同發電設備每單位電力成本進行評估，上 述提到的離岸式及近岸式發電機組， 可產生電力每度約 2.5-3.5 元（含 8% 的折扣費率）

4、溫差：根據 Energy （ 1999 ）針對 1990 至 2020 或 2050 年的全球再生能源市場進行的評估，顯示 OTEC 產生的能源有極大的成長空間 5、天然氣水合物：根據日本甲烷水合物資源 開發財團開發天然氣水合物計劃的時間表 ，預計 2016 年後才能進行商業化的大規 模開採。

（五）國內推廣應用方向及效益 評估 1、海流：雖然黑潮的流動蘊含豐富的能量，但海流發電需比風力發電更加昂貴的水輪發電機，以及維修及電力運送成本，國內現階段並沒有商業化的可能。 2、潮汐：金門、馬祖之潮差已接近經濟型理想發電潮差，雖無大型河川排水可供配合，比較起昂貴的柴油發電，未來轉往以再生能源為主的發電方式應是政策推動的方向。 3、波浪：台灣東部峭直的海岸地形，適合發展岸基型的波能發電技術，但初期應針對某一個定點做試驗性運轉以收集數據及進行環境影響的評估，尤其是我國夏季受颱風侵襲的次數多，如何加強波浪電廠水輪機的安全結構是最重要的課題。 4、溫差：國內從 70 年代開始這一個方面的研究，相關配合的技術到最近才比較成熟，未來配合周邊諸如養殖、海水淡化或是冷凍空調的整體開發有助於離島的能源自主的發展。。 5、天然氣水合物：雖然現階段國際上還沒有進行商業開發的可能，但以台灣近海豐富的蘊藏量，加上甲烷是比 CO2 強 20 倍的溫室效應氣體，如果大量排放到大氣將對氣候造成影響，為了保護及利用環境資源，研究天然氣水合物具有相當重要的意義。

（六）國內未來重點技術推動策 略與發展時程 （六）國內未來重點技術推動策 略與發展時程 1、推動策略： •  台灣海洋能分布調查評估： •  海洋能發電技術研發與引進： •  海洋能發電組建、營運、維護技術建立：

2 、發展時程： 表 3-1-5 - 3 海洋能開發規劃時程表

7.4 太陽光電技術 （一）國內外技術發展現況 （二）國內外技術發展SWOT 分析 （三）國內外技術發展指標比較 （四）國內推廣應用效益評估 （五）國內未來重點技術推動策略與發展 時程 （六）國內未來推動策略

1954 年貝爾實驗室開發出轉換效率 4.5% 的單晶矽太陽電池以來，提供人造衛星和太空船的主要動力來源 1970 年代歷經全球石油危機，引發美、日先進國家，大舉投入太陽光電技術的研發 九十年代，人類逐漸意識到工業污染引發溫室效應對環境及生態產生了嚴重威脅。美、日、德等先進國家推動大規模國家級太陽光電發展計畫和太陽能屋頂計畫 2000~2004 年全球太陽光電產業仍有 30% 以上的成長率，市場快速成長，讓太陽光電技術受到世人注目

一、國內外技術發展現況 在產品技術發展上，目前全球各種太陽 電池發展情形，應用最普遍的為單晶矽 、多晶矽、非晶矽等三種太陽能電池， 2004 年其市場佔有率分別為單晶矽 28.6% 、多晶矽 56.0% 、非晶矽 3.4% ，其中由於多晶矽太陽電池晶片製作成本較低的優勢，所以成長速度最快

Solar-Car

結晶矽太陽電池所以能有如此大的比重，主要是因為其所具備的幾個特點： 光電轉換效率高：單晶矽太陽電池在實驗室階段能有 24% 的光電轉換效率，量產上亦可以達到約 15~18% 的晶片光電轉換效率。而多晶矽在實驗室的效率可達 19.8% ，在量產上可達 13~16% 。 基本技術成熟：不論長晶、晶圓製作技術、或者是 pn 接合形成等，由於大部份技術和半導體技術共通，皆有長久的發展歷史。 高信賴性：發電特性安定，從利用於人造衛星，燈塔等的經驗，巳知具有 三十年以上的使用壽命。

目前結晶矽太陽電池的基本製程主要可分為： （一）表面結構化製程； （二）p-n 接面形成； （三）抗反射層沉積； （四）電極形成 等四個階段

如何提高晶片太陽電池的效率，技術發展上又約可分為下面幾個方向： （一）入射光的有效利用：改善抗反射層特性增加光吸 收效率、或改善表面結構化製程增加光吸收效率 等。 （二）載子收集效率之改善：BSF(Back Surface Field) 結構、淺接合製程(Shallow Junction)。 （三）載子再結合損失之減小：表面保護(Surface Passivation)製程、 體保護(Bulk Passivation) 製程之改善。 （四）串聯電阻之減小：選擇性擴散技術、透明導電膜 之使用等。

至於太陽光電模板技術發展上，目前主要發展趨勢為： （一）屋頂型、帷幕牆遮陽棚…等建築整 合型太陽電池模板 （二）連續式封裝及自動化焊接技術導入 （三）薄型太陽電池模板封裝

二、國內外發展競爭力分析 (SWOT) 近來國內已有幾家半導體業者因看好太陽光電市場的快速成長，已有半導體廠商投入太陽電池晶圓材料之研發與生產。目前中美矽晶公司生產矽晶錠（ Ingot ），其在 2002 年 6 月初獲經濟部技術處核准「高效率太陽光電能矽單晶提拉技術開發」計畫補助，是目前國內唯一的太陽電池晶片材料製造商，另外也在工業局主導性產品計畫下發展 6 吋的太陽電池用之單晶片，預計將投入單晶矽太陽電池晶片之生產；另外，大同集團旗下尚志半導體轉投資之綠能科技與茂迪都將跨入太陽電池用矽晶片的生產領域，屆時將使國內太陽光電產業上游供應鏈更加穩固。

若以產業供應鏈的完整性衡量國內太陽光電的競爭力，雖然中游太陽電池產製能力已不成問題，但上游矽晶圓及其材料多自國外進口，且缺乏本土的半導體設備支援，因此在目前國內市場及研發經費仍有限下，整個產業的國際競爭力顯得薄弱

資料來源：工研院材料所 , 2005 年 4 月 圖 3-1-2 -1 、國內外發展競爭力分析 (SWOT)

三、國內外技術發展指標比較 資料來源：「PV Status Report」 圖 3-1-2 -2 、日本太陽電池技術發展規劃

目前一些大公司積極投入新技術的開發，主要發展方向為： （一）矽晶片品質提升與厚度變薄。 （二）效率提升與成本降低。

四、國內推廣應用效益評估 我國為因應全球氣候變化綱要公約發展之國際新潮流及善盡地球村一份子之職責，於民國八十七年奉行政院指示，召開「全國能源會議」，會中達成大幅提高汽電共生、再生能源及其他淨潔能源容量之共識，並訂定 2020 年再生能源佔總發電容量 12% 的長程目標。因此經濟部能源會 ( 能源局前身 ) 於 民國八十九年五月三十一日 頒佈「太陽光電發電示範系統設置補助辦法」 ( 後修改為「太陽光電發電示範系統設置補助要點」 ) ，以獎勵推廣太陽光電之利用，根據經濟部能源局規劃之推廣目標，預計至 2010 年能推廣設置達 21 MW 。

目前國內太陽電池製造已有四家：茂迪、益通光能、光華、旺能，涵蓋了單晶矽、多晶矽、非晶矽太陽電池生產。茂迪為國內太陽電池第一大廠，自 2000 年 11 月開始量產，產出 3.5 MWp 。 2003 年第二條生產線完成後，產能已達 25 MW ，產量約 18MWp ，躍居全球第十一大太陽電池廠， 2004 年增加第三條生產線後，太陽電池年產量增加為 35 MW ，已為全球第十大太陽電池廠；益通集團旗下之益通光能科技公司於 2001 年設立，自 2003 年下半年開始生產，目前具有 5 吋單晶矽與 5 吋多晶矽太陽電池之生產能力；光華科技自 1989 年開始投產太陽電池，以非晶矽技術為主。另外 2005 年台達電子公司轉投資的旺能科技也將跨入太陽電池生產領域。

至於太陽光電模板製造部分，國內目前也有四家廠商：興達科技（原正懋光電）、永炬、日光能、中國電器，由於在國內政策獎勵及先進國家追求環保之潮流下，這些廠商也紛紛結合下游應用產品的發展與作系統的設置。由於自 2000 年起國內廠商陸續投入電力用太陽電池與模組之生產行列，使我國太陽光電產業漸朝高附加價值之領域邁進，國內產值也不斷增長，由於太陽光電的應用推廣已帶動國內產業的發展，並順應著全球發展讓國內太陽光電產業更加茁壯。

五、國內未來重點技術推動策略與發展時程 全球太陽能電池佔有率16% 圖 3-1-2 -3 、 太陽光電技術發展 Roadmap

7.5 太陽能技術 太陽熱能的利用主要是接收或聚集太陽輻射使之轉換為熱能來使用，而太陽能熱水系統是目前主要的運用形式，它利用集熱器將水加熱後儲存於儲水槽以供後續的使用。目前國內太陽能集熱器的產業發展已相當成熟，但在國內的市場狀況及有限的應用場合的限制下，僅有少數業界持續於集熱器方面的研發，這有待政府及業界共同努力開拓一些新的應用方向，以擴大市場基礎。

一、國內外技術發展現況 （一）國外技術發展現況 目前在歐洲的一些主要研發課題如下： 1 、中長期的熱儲存技術 • 密集式熱儲存系統 •  密集式熱儲存系統 •  熱力式儲存 •  化學式儲存

2 、太陽能冷卻 • 低溫（ 50~ 80 ℃ ）太陽熱能的 冷卻系統 • 小型（ 3~10kW ）熱能製冷系統 • 與家用熱水及暖氣整合的太陽能冷 卻系統

3 、系統整合 •  太陽能暖氣以及太陽能暖氣 / 熱水複合系 統（系統發展與簡化、控制邏輯、標準化） •  與其他再生能源的聯合運用（生質能、熱泵） •  與地區供熱系統作整合 •  價格便宜的工業製程熱利用 •  小型熱儲槽（熱分層、標準化） •  與屋頂結合的整合性集熱器 •  立面牆建材化集熱器

4 、系統監測 為了讓使用者及潛在的投資者對太陽能熱水系統實際的能源及費用節省有一個評估的依據，對已裝設的系統，實際太陽能獲得量之量測是必需要的，因此之故，更可靠、更便宜的量測器材是一個開發的重點。

5 、海水淡化 主要的研發方向有： •  抗腐蝕材料 •  特殊的集熱器開發 •  系統核心技術的開發

（二）國內技術發展現況 1 、建築物整合化集熱器開發 2 、多色系太陽能選擇性吸收膜 3 、太陽熱能製冷技術 4 、太陽能輔助熱泵熱水器 構架式（左）及嵌入式（左）集熱器整合結構

國外的連續式濺鍍量產線 固體吸附式製冷系統的主機及測試系統

太陽能熱泵熱水器流程 （左）及 ISAHP-3 硬體架設圖 （右）

二、國內外發展競爭力分析 (SWOT) 技術 優勢 (Strength) 弱勢 (Weakness) 機會 (Opportunity) 威脅 (Threat) 建築物整合化集熱器技術 •  製造成本低 •  技術能力強 •  產品品質高 •  國際行銷通路差 •  品牌知名度 •  低創新能力差 •  產品外觀差 •  綠建築風氣之盛行 •  節能觀念的提昇 •  環保意識的抬頭 •  行銷據點缺乏 •  缺乏產業資訊 •  市場惡性競爭 多色系太陽 能選擇性吸 收膜 •硬體開發、維護成本 較低 •濺鍍生產成本較低 ，市場價格較具競爭 力 •針對國際未注意之多 色系吸收膜作開發 •  知名度低 •  國內廠商對於濺鍍技術認知不足，接受度不高 •  開發指標與國際相近 •  國際認?日趨嚴格 •  開發多色系吸收膜，增加市場競爭力 •國內市場及廠商資 本太小，仍無法投 資連續式機台，產 量無法與國際相比 •配合濺鍍的前後製 程無法提昇至相同 等級，降低濺鍍品質 太陽熱能製 冷技術 •  製作成本低，量產能力強 •  結構簡單運轉安靜 •  市場為萌生階段 •  系統性能較低 •  節能觀念提升，環保意識抬頭 •  能源價格高漲 •大陸、歐盟等國家積 極開發 •價格較壓縮式主機高 太陽能輔助 熱泵熱水器 •  研發能力強 •  量產化能力強 •  國內現有製造商規模小 •  系統性能效率較低 •  傳統能源價格高漲 •  國內外休閒 SPA 風氣盛行 •  國際行銷據點缺乏 •  產品價格偏高

三、國內外技術發展指標比較 （一）多色系太陽能選擇性吸收膜 （二）太陽熱能製冷技術

四、國內推廣應用效益評估 太陽能熱水器 ( 系統 ) 更是一項成熟的商品，因為其效率高成本低，加上無窮無盡免費地供應，所以短期之內可回收購置成本，長期使用則可節省可觀的能源消耗。

在經濟效益上，將累積的集熱面積換算為太陽能熱水器售價金額，則歷年太陽能熱水器產業所增加的產值約為 140 在經濟效益上，將累積的集熱面積換算為太陽能熱水器售價金額，則歷年太陽能熱水器產業所增加的產值約為 140.990 億元；並可透過業界合作或技術轉移方式，強化業界之技術實力。在社會效益上，執行太陽能利 用資料統計分析工作，可提供政府相關單位訂定能源政策之參考依據；技術服務方面，配合補助措施，免費提供民間使用單位、廠商相關技術諮詢；舉辦產業技術人員訓練，提升產業工作人員素質，對於提升產業技術人員素質之社會教育貢獻極為顯著；舉辦推廣說明會，對於永續能源利用之社會推廣教育的貢獻度極高，其反應民眾購置利用之意願提高，以及政府推廣政策之執行率逐年提升；最後，計畫與學術合作研究開發期間，可進行相關。

五、國內未來重點技術推動策 略與發展時程 台灣地區歷年安裝集熱 面積統計圖

歐盟太陽能集熱器市場（ ESTIF, 2005 ）

綜合前述目前於國際上在太陽熱能領域的研發方向，並考量國內當前的市場狀況，在太陽熱能應用技術領域上，可依短中長期的需要，描繪出未來的技術發展重點： （一）短期 (2008 年 ) ：建立大型太陽能熱 水示範系統及系統監控、大型系統的最佳化設計技術及評估軟體、建築物整合化集熱器的開發、太陽能輔助熱泵熱水器 （二）中期 (2010 年 ) ：多色系太陽能選擇性吸收膜技術、太陽熱能製冷技術 （三）長期 (2020 年 ) ：先進太陽能集熱器技術研發

7.6 地熱能技術 （一）國外技術發展與應用現況 地熱能源有別於其他再生能源，它具有地球內部自產能源的特色，而且在既定開發時間內其能源產出量是固定 地熱應用的領域可分為熱能及電能兩項

在擁有高溫地熱資源的國家，皆以發電為地熱優先利用的項目，同時發電後的餘熱（蒸汽或熱水）可以繼續發展各種熱能的利用，據資料顯示預估全球地熱資源可供應 8.65 億人口在電力上的使用（約為 15% 全球人口比例）

全世界第一個地熱發電例始於 1904 年在義大利應用 10 kW 的發電，美國在 1922 年建立了世界第二座的地熱發電廠，而全球開發應用的風潮則在二次世界大戰之後正式展開 表 3-1-5 - 1 全球地熱發電裝置容量（至 2003 年底） 國家 容量（ MW ） 美國 2,020 肯亞 121 菲律賓 1,931 尼加拉瓜 77 墨西哥 953 俄羅斯 73 印尼 807 瓜地馬拉 29 義大利 790 中國 28 日本 561 土耳其 20 紐西蘭 421 葡萄牙 16 冰島 200 法國 15 哥斯大黎加 162 衣索比亞 7 薩爾瓦多 161 巴布新幾內亞 6

地熱發電廠開發設置的流程可分為四個階 段，分別是： 1 ）根據以往資訊判讀並瞭解地質狀況； 2 ）地球物理探測及測試井鑽探； 3 ）地熱井建置及輸送系統； 4 ）地熱發電廠建置工程及運轉維護管理

> 235 ℃ > 107 ℃ > 182 ℃

綜合世界各國地熱開發趨勢及研究內容可以歸納 為下列數項： 1 、熱水型地熱資源之開發利用加速推廣。 2 、深層地熱資源之調查探勘 3 、先進地熱資源偵測應用技術開發 4 、先進地熱鑽井及生產技術研究 5 、熱乾岩地熱開發技術研究 6 、地熱發展應用的環境衝擊分析

（二）國內應用經驗與未來推動目標 台灣全島共有百餘處溫泉地熱徵兆，地熱活動廣 泛，顯示熱源條件存在具地熱熱潛能。台灣地區 可區分為火山性及非火山性兩種地熱資源，其中 火山性地熱區僅有北部大屯地熱區及宜蘭外海之 龜山島兩處；其他則皆屬非火山性熱水型地熱區 於民國 70 年 4 月構建一座 3 M W 先驅 試驗發電廠，同年 9 月交由台電公司運轉試驗 。清水地熱區因地熱產量衰竭以致發電效率過 低而於民國 82 年 11 月停止發電試驗

為加速新及潔淨能源的開發推廣利用，經濟部能源委員 會在全國能源會議之後，成立『新能源及潔淨能源研究 開發推動小組』，其中於再生能源技術分組中有關地熱 利用推廣之短、中、長程目標規劃的初步建議如下： 1 、短程（ 2000-2008 年）目標：推廣地熱發電裝置容量 5 MW 2 、中程（ 2008-2010 年）目標：推廣地熱發電裝置容量 50 MW 3 、長程（ 2010-2020 年）目標：推廣地熱發電裝置容量 150 MW 2010 年再生能源發電裝置容量目標為 5,139 MW ， 佔總裝置容量 10% ，地熱發電為 50 MW ，佔 0.1% 配比。

（三）國內推動限制分析 1、可供開發利用之地熱資源多位於森林地（農委會林務局管理）、原住民保留區或國家風景管理區等特定國有土地上，土地使用許可取得不易，抑或是鄰近以開發風景區，恐有環境生態維護之顧慮。 2、缺乏完整之申請、評估、審查、開發及督導等作業流程。 3、由於幾處目前顯示蘊藏潛能較大的區域與台電公司變電所距離長，地熱發電電網併聯的成本高。 4、地熱潛能及可開採熱源量資訊不詳，對於投資開發商而言所承擔風險較高。非火山性地熱區多分佈於偏遠山區，地形陡峻增加探勘及鑽井工作之困難，影響地球物理探測結果之判釋並限制了鑽井位置的選定。 5、火山性大屯地熱區潛能大而且交通方便，惟因酸性腐蝕問題尚未能開發，有待國外業者技術的合作與支援。 6、攸關我國再生能源推動成效利器 - 『再生能源發展條例』尚未通過立法，在未有足夠經濟誘因的情形下，不易吸引民間投資。

（四）國內推廣應用效益評估 71 年度地熱井狀況最佳時，年發電量有 8,977,790kWh ，發電成本每度電約 2.651 元：在 81 年度年發電量已經降為 1,902,990kWh ，每度發 電成本攀升至 7.77 元。 我國雖然規劃了 2010 年再生能源項下地熱發電的 裝置目標量，但是前述提及若單純以發電用途進行開 發，在投資風險及經濟效益的雙重評估下恐不易吸引投 資開發商之青睞。因此在推動上若以「地熱發電及多目 標利用」計畫方向來規劃，在執行上將比較容易吸引開 發商前來投資

關子嶺 水火同源 全國唯一泥漿溫泉

7.7生質能暨生質燃料技術 生質能為全球第四大能源，僅次於石油、煤及天然氣， 供應了全球約 11% 的初級能源需求，同時也是目前最廣 泛使用的一種再生能源，約佔世界所有再生能源應用的 80% 。 截至 2001 年止，生質能供應約佔世界所有再生 能源利用的 80% ，依地區而分，其中亞洲（不含中國大 陸）佔 34.2% ，非洲佔 23.9% ，中國大陸佔 20.5% ， 經濟合作發展組織（OECD）會員國（含歐美澳日等 30 國）則佔 13% （IEA, 2003）。估計至 2050 年時， 生質能將提供全世界將近 38% 的燃料需求及 17% 的電 力供給，約為 206 EJ （Hall,1997） 。 1018

2010-2020目標：推廣地熱發電裝置容量 150 MW 2010 年太陽能發電推廣設置達 21 MW 2020年水力發電250萬瓩 2010 年風力發電推廣設置達 2,159 MW 2010 年再生能源發電裝置容量目標為 5,139 MW