根據經濟部能源署統計，2025年台灣再生能源發電量約386億度，占全年總發電量約13.4%；其中太陽光電占43.4%、風力占31.6%，兩者合計超過七成，為台灣綠電主力。然而，太陽光電集中於白天，風電受季節與氣候影響，仍難完全支撐AI資料中心、半導體製程與出口供應鏈24小時、全年無休的用電需求。
台灣綠電應用協會（TAGET）秘書長許博涵指出：「企業採購綠電，不應只是取得一張有身分證的綠電憑證，而要能完整揭露它對環境、社區與供應鏈的影響。」在風光電之外，台灣亟須發展可穩定供應、可追蹤查證並能簽訂長期購電契約的綠電，其中，既有燃煤機組轉型生質能，以及開發本土地熱能，正是兩條值得布局的基載型綠電路徑。
#生質能：讓既有燃煤資產轉身為基載綠電平台
生質能是利用植物、農林剩餘資材、沼氣及其他生物來源有機物，經燃燒、氣化或生物轉換產生能源，常見燃料包括稻殼、蔗渣、林業剩餘物、木質顆粒及棕櫚仁殼（Palm Kernel Shell, PKS）。生質能與含廢塑膠等可燃廢棄物製成的固體再生燃料（Solid recovered fuel, SRF）不同，兩者在燃料來源、碳排計算、污染防制及再生能源認定上，應有明確區隔。
「台灣可以採用PKS、農林剩餘資材等合格生質燃料，從低比例混燒開始，逐步降低燃煤使用量。」許博涵表示。既有燃煤電廠已具備港口、燃料卸載與輸送系統、汽輪機、發電機、升壓站、併網線路及專業運轉團隊。若從3%至5%的低比例混燒展開示範，初期改造可集中於燃料倉儲、破碎研磨、給料系統、燃燒控制及排放監測，待累積足夠工程與環境數據後，再評估逐步提高比例。
▲SRF、PKS兩者在燃料來源、碳排計算、污染防制及再生能源認定上，應有明確區隔。圖/pexels
許博涵分析，2024年台灣總發電量約2,892億度，燃煤占39.2%，約為1,134億度；即使只以生質燃料取代其中一小部分，所產生的綠電規模仍可能高於許多單一再生能源案場，並具有穩定、可調度及沿用既有併網設施的優勢。「我們的構想，是把既有燃煤資產升級為生質能基載綠電平台，讓減煤不只是政策要求，也能成為企業願意簽訂長約的綠電產品。」許博涵說。對政府而言，這條路徑可兼顧減煤、減碳與電網穩定；對台電而言，是既有資產活化；對企業而言，則可增加風光電以外的長期綠電選擇。
#從燃料到憑證 每一度電都要可追蹤
生質能雖具有基載供電潛力，卻不代表只要替換燃料就能直接宣稱零碳。PKS可能涉及棕櫚種植區的森林轉換、生物多樣性與勞動權益；木質顆粒也必須釐清來自林業剩餘物、人工林或天然林。此外，長途海運、加工乾燥與燃燒效率，都會影響其生命週期減碳效益。
「生質能要成為好綠電，前提是每一噸燃料的來源都要清楚。」許博涵強調，進口燃料應具備合法來源、非毀林證明、永續性驗證、碳足跡及批次品質檢驗；本地稻殼、果樹修枝、林業剩餘物及廢木材，也需建立穩定的收集、分級、乾燥與運輸體系。否則，原本的減碳方案反而可能成為新的ESG風險。
若要將混燒產生的電力納入企業購電契約與T-REC再生能源憑證，還必須精確計算生質燃料投入量、熱值、混燒比例、替煤量及實際發電量，排除原有燃煤電力，避免把仍由燃煤產生的電量包裝成綠電。「要讓市場信任，每一噸燃料、每一度電，都必須能被追蹤、查證與交易。」許博涵指出，台灣應同步建立燃料規格、永續溯源、生命週期評估、混燒電量認定及第三方查證制度，讓市場清楚知道「燒的是什麼、替代多少煤、產生多少可宣告的綠電」。
▲生質能雖具有基載供電潛力，卻不代表只要替換燃料就能直接宣稱零碳。圖/pexels
日本經驗正提供重要警訊。福島核災後，日本透過固定價格收購制度大力推動生質能，但大型電廠高度依賴進口木質顆粒與PKS。近年受到燃料成本、匯率及供應鏈風險影響，日本已減少對部分10MW以上新建案的政策支持，部分電廠也因燃料調達成本上升而停止營運。「成本一定要面對，但不能只比較煤與PKS的熱值，而忽略能源轉型、減碳與供應鏈韌性的整體價值。」許博涵表示，台灣未來若導入海外生質燃料，應採多元來源策略，並同步管理非毀林證明、運輸碳排、料源集中與價格波動風險。
#地熱：本土、低碳且全天候的能源選項
相較於必須持續取得燃料的生質能，地熱具有本土化、占地相對有限、容量因數高，且較不受日夜與天候影響等特性。經濟部地質調查資料推估，台灣十大地熱潛能區合計約39.7GW，但這是地質資源潛能，並不等於現階段可以開發的裝置容量，仍須考量技術、土地、環境、資金與法規限制。
「基載型綠電不應只有一條路，生質能之外，地熱也是台灣必須加速布局的重要選項。」許博涵表示。經濟部次長賴建信亦指出，地熱具有「在地化」與「穩定供應」優勢，尤其台灣身為全球AI供應鏈重要一環，地熱將在綠能供應與國家能源韌性中扮演關鍵角色。
截至2026年3月底，台灣地熱總裝置容量為12.94MW；其中台電仁澤地熱電廠裝置容量840瓩，2026年截至5月底累計發電量1,088千度。經濟部公布27處地熱潛力場址，涵蓋台北大屯山、宜蘭清水與土場、南投廬山、花蓮瑞穗、台東知本與金崙等7個地點，「地熱有潛力，但從資源潛能走到可交易的電力，中間還隔著探勘、鑽井、資金與地方溝通。」許博涵分析。地熱探勘成本高，也可能面臨鑽井失敗，因此政府應建立地質資料共享、探勘風險分攤、融資保證及長期購售電制度，降低民間業者前期風險。為求務實，經濟部部長龔明鑫於今（2026）2026年4月16日立法院經濟委員會上表示，2030年地熱發電目標由1.2GW下修為200MW。
▲台灣地熱須考量技術、土地、環境、資金與法規限制。圖/pexels
印尼地熱裝置容量約2.6GW，居全球第二，但部分案場因涉及森林、水源、農地、文化聖地及原住民族生活空間，引發地方抗爭。「地方關係不能等到抗爭發生才處理，而要從早期溝通走向利益共享與社區共榮。」許博涵提醒，台灣發展地熱時，除了環境監測與資訊透明，也應透過地方就業、電費回饋或收益分享，讓社區成為能源轉型的參與者。
#生質能補近期、地熱布局中長期
生質能與地熱並非相互取代。生質能可運用既有燃煤機組與併網資產，較快形成一定規模的穩定綠電；地熱則具備本土化、不需持續進口燃料及長期穩定供應的優勢，但需要更長的探勘與技術發展期。台灣可採取「生質能支援近期減煤與基載需求、地熱建立中長期本土能源能力」的雙軌策略。
「下一代綠電應該是可基載、可追蹤、可揭露，同時對環境與地方友善的好綠電。」許博涵強調。台灣要補上的，不只是再生能源裝置容量，而是一套經得起企業供應鏈、環境標準與社會信任檢驗的基載綠電體系。
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