為改善氣候暖化，2050年淨零碳排為重要目標。不過，這對台灣挑戰性極大，尤其如何能兼顧產業、環境，甚至人權。
淨零的挑戰
第一層挑戰在於既有發電結構。據台電統計，2020年燃煤、核電、燃氣發電佔比分別為45%、11%、36%。相對的，抽蓄水力及再生能源僅佔6%，其餘2%為燃油。去除燃煤加上非核，發電量將少56%；若再去除天然氣，發電量將少9成以上。淨零加上非核，相當於政策導向的能源供給衝擊。
第二層挑戰在於用電需求的增長。一部分是發展導致，產業發展帶動用電需求。另一部分是替代導致，淨零將促進電力化。約75%煤炭用於發電，其他25%用於煉焦、高爐、其他工業部門使用。用於生產的煤炭，以及運輸部門倚賴燃油，在淨零下均需以電力替代。目前經濟部預估用電需求年增2%。到2050年，用電需求較2020年增加8成。
第三層挑戰在於再生能源的開發不易。高度仰賴化石能源的發電結構，加上不斷增長的用電需求，若要達成淨零、非核且完全滿足用電需求，2050年再生能源要比2020年增加21倍。然而，以台灣地狹人稠、山多平地少、氣候多變，這是有可能的嗎？或是，建立在什麼基礎下的可能？
「以需定供」的淨零路徑
目前淨零邏輯大致可稱為「以需定供」。首先，預估未來住商、交通、產業增長所需電力，同時透過政策引導產業轉型或提高用電效率，在政策有效的前提下，估算出未來的用電需求。接著，在淨零碳排、非核家園的限制下，得出所需的再生能源供給量。前述增加21倍再生能源發電，即為此邏輯。
這樣的路徑預設了電價不能大幅調整，因為目前的用電需求預估，是以現下電價為前提。舉例來講，若未來電價是10倍，用電需求一定會較預估為低。故用增加供給來滿足現在用電需求預估，等同於增加供給來平抑電價。這不見得有效率。
同時，這樣路徑的不確定性相當高，因未來的用電需求會波動。不確定性高，風險就大。
首先，需求向上風險。若住商、運輸、產業用電需求非預期性增加（如電動車普及度、台積電擴產）、用電效率改善不如預期，用電需求將高於預期。由於再生能源開發需時間，故需求的非預期性增加，將導致至少短期內的供不應求。被放為政策首位的產業需求，將遭遇非預期的電力短缺，產業因此受害。若電價可浮動，將形成至少短期內非預期性的電價激增。若仍要維持電價，那就只能放棄淨零或是非核目標，以化石燃料或是核電補足缺口。
其次，供給向下風險。如果再生能源開發無法達成目標（如前述增加21倍），同樣會發生至少短期內的供不應求、電價激增，或是犧牲淨零、非核目標。
最後，需求向下風險。如果預估需求其實高於實際需求，過量的再生能源開發將形成浪費。電力供過於求形成電價向下壓力，如果電價浮動往下，再生能源廠商將負擔財務損失，甚或關廠解雇；如果要維持廠商投報率，那就是政府承擔虧損。
在「以需定供」的路徑中，最理想的狀況就是供需照預期發展。不過，即便如此，也不一定最具效率。因政策所引導的產業轉型、用電效率提升不見得達到最適的狀況。同時，為使再生能源供給激增，可能對環境、居民產生危害。雖然達成減碳，卻產生其他的外部成本。若未加因應，強行開發，那就是由環境、居民負擔為滿足用電需求的成本；若政府加以補貼，則等同於政府補貼用電需求。
替代路徑：「以供定需」
相對於「以需定供」以不穩定的用電需求預估，決定電力供給，「以供定需」則是以確定的再生能源供給、淨零目標、非核目標為基礎，讓電力需求調整。
「以供定需」立基於資源有限。首先在條件限制下，評估最大化再生能源開發量。限制條件包括自然資源、生態環境、居民居住、偏鄉產業，以及時間等。在條件限制下，透過調整投入經費、技術，極大化再生能源供給，或是極小化開發成本與外部成本。接著依照淨零、非核、條件限制下的再生能源開發規劃，形成不同時期的能源供給量。
資源限制在各國朝向2050年淨零逐漸被重視。如2020年加州的研究者[1]考量地環境與資源限制，利用整合土地-能源的規劃架構，架構環境限制（environmentally-constrained）下的再生能源開發進程。這樣的規劃可降低對環境、人文衝擊，並也降低反對風險。
接著，有限的能源供給可透過「價格機制」，引導出與之均衡的能源需求量。如針對用電大戶捨棄過往政府定價機制，改由市場供需決定大戶電價。在電價調漲下，最終的需求量應較原先預估為低。
舉例而言，假使如政府預期在現下電價下，2050年電力需求將增加8成。但若電價因供不應求上漲1倍，電力需求量仍會維持8成的增長嗎？如果是上漲2倍、3倍、4倍呢？上漲幾倍僅是舉例，表示需求量會與價格動態調整，但「以需定供」下的電力需求增長情境往往只是價格不變下的靜態預估。
儘管「以需定供」在供需失衡時也可藉由價格機制達成均衡，但與「以供定需」的供需失衡性質不同。前者為需求或供給的非預期性變動所導致的非預期性失衡，後者則因供給明確受限所產生的結構失衡。兩者差異在於是否可預先以價格機制調適。
最後，當價格機制可充分調適供需的結構差異時，上漲的電價將自然地引導高耗能產業外移、轉型，或是提高用電效率。相較於「以需定供」由政策領導，價格所產生的市場趨力更具經濟效率。
不過，在資源有限的前提下，「以供定需」必然地違背了過去「無限制擴張經濟」的發展邏輯。但在未來可透過進口產生的化石燃料發電、核電都受限制下，資源有限更符合下一階段的台灣現實。
資源限制下的產業調整
淨零等同於能源供給結構調整，從可進口之化石燃料轉換至自有再生能源。若自有再生能源並不充沛，產業自然需結構調整。在國際層次上，淨零將使高耗能產業更傾向轉往自有能源豐沛國進行生產。
2020年台灣工業部門能源使用佔比最高的分別是「化學材料製造業」、「電腦通信及視聽電子產品製造業」、「金屬基本工業」，佔工業部門能源消費的29%、21%、16%。該三業別佔工業部門能源消費的2/3。
根據日本2019年的研究[2]，日本化學材料製品業（chemical and allied products）與金屬製品業（iron, steel, non-ferrious metals and products）每生產100%單位產出所需耗用電力（用電密度）分別略高於10%、20%單位，均在製造業平均值以上。同時，若電價調漲100%，兩業別電力消費量（電價需求彈性）僅會下降20%上下，為各業別中最低。至於電機業（machineries，包含電子業），其用電密度約為5%、電價需求彈性為50%。
這些數字表示，石化、金屬業一方面需消耗大量電力，另一方面就算價格調高，也無減量彈性。若發生結構性的電力短缺，該兩項業別生產將較受衝擊、或因電價上漲承擔高額成本，進而促使外移。相對的，電機業用電效率較高，當電價上漲時較有可能透過減量再提升效率。
換言之，只要電價提高，產業轉型、用電效率調升將順應產生。接著的問題是高耗能產業外移是否會導致嚴重的失業與經濟損失？
2020年「化學材料製造業」與「基本金屬製造業」都約佔GDP的2%、佔受雇員工的1%。若不考量產業關聯效果，若該兩項業別外移，GDP損失約4%、就業損失2%。
至於產業關聯，可區分為「向後關聯」與「向前關聯」，前者指某一產業多生產一單位對於其他產品投入的帶動效果；後者指當所有產業增加生產一單位時，對於該產業需要的總量。
「向後關聯」部分，由於該兩項產業主要原料由國外進口，故國內向後關聯不高。依據105年「國內關聯程度表」，該兩項業別扣除產業內投入的「向後關聯」分別為0.32與0.49，故少生產一單位僅會使其他產業投入少生產0.32、0.49單位。其數值僅高於石油及煤製品、電子零組件、電腦、電子產品及光學製品。簡化假設其他業別附加價值率與每單位生產雇用人數與之相同，直接效果再加上「向後關聯」，也僅使GDP下降5.2%，就業下降3.2%。
不過，由於該兩業別為基礎工業，「向前關聯」極高。該兩項業別扣除產業內需求的「向前關聯」分別為2.27與2.07，在所有產業中僅次於批發業的3.61。代表其他產業極需化學材料與基本金屬的投入。然而，國內供給並非唯一選項。以「進口品交易表」對照「生產者價格交易表」可發現，其他產業用作投入的化學材料有5成來自進口、基本金屬有3成來自進口。因此，就算沒有國內自產，下游產業仍可透過進口繼續生產。
簡言之，即便因能源供給受限、電價上漲，高耗能產業外移，其對經濟不真的會有翻天覆地的影響。況且，淨零是以2050年為目標，不論電價或產業可漸進調整，如此衝擊應較小。若高耗能產業自此預期未來的能源短缺，停止新聘員工，待2050年既有員工陸續退休，甚至不會對該產業員工產生失業衝擊。且當高耗能產業陸續外移，釋放出的資源或將壯大其他產業，經濟或許不見得必然往下。相對的，若是「以需定供」路徑下產生的非預期性電力短缺，對於產業、就業的影響將更為嚴重。
「以供定需」的政策可能
「以供定需」路徑有3個關鍵點：受條件限制的整體再生能源評估與規劃、電價機制、產業調整機制。針對各點相關法規政策如下。
首先，針對能源管理，目前作為能源轉型重要施政推動的「能源轉型白皮書」是「能源發展綱領」所設的推動機制。而「能源發展綱領」的母法是《能源管理法》。換言之，《能源管理法》為目前政府推動能源轉型的法源依據。
《能源管理法》第15條之1明定「中央主管機關應依第一條第二項能源發展綱領，就全國能源分期分區供給容量及效率規定，訂定能源開發及使用評估準則，作為國內能源開發及使用之審查準據。」依據此條，經濟部訂定了「能源開發及使用評估準則」（後簡稱「評估準則」）。
「評估準則」設立意旨為「行政院於一百零一年核定「能源發展綱領」，爰據以訂定「能源開發及使用評估準則」（以下簡稱本準則）及「能源開發政策」，以落實能源先期管理及規劃國家未來分期之能源供給總量與各類能源發展定位及其配比，衡量各類能源特性及發展條件，擬定分期、分區之供給容量，俾利進行能源開發及使用之先期管理。」
然而，目前「評估準則」中僅實施能源先期管理部分（以用電效率、技術先進性核可新增電力申請），涉及分期、分區申請容量管理的第5條[3]並未實施。同時，設立意旨與第5條均提及「能源開發政策」應作為分期、分區供給總量的依據，但目前並無統籌出一套完整的「能源開發政策」，而是各自分散推動，如太陽光電 2 年推動計畫、風力發電 4 年推動計畫。
換句話說，原本《能源管理法》就含有「以供定需」中以整體能源供給優先於需求的精神，但卻缺乏完整的「能源開發政策」作為基礎。因此，「以供定需」可能的第一步政策方向為設立統一的「能源開發政策」，整體性地評估在限制條件下，不同時期可達成之總能源供給量。
不過，與「以供定需」不同之處為，《能源管理法》類似於建立供給容量上的需求總量管制，作法為主管機關具核可權。相對的，「以供定需」則不需由政府直接管制，而是透過價格機制讓供需均衡。在此構想下，可將「評估準則」第5條修改為，「電力用戶達申請期別該種類能源可供申請裝置容量一定程度者，需以競價方式取得所需容量。」
上述政策方向衍伸出電價機制。依電業法第11條，「輸配電業為電力市場發展之需要，經電業管制機關許可，應於廠網分工後設立公開透明之電力交易平台。」然目前電力交易平台就「輔助服務」、「備用容量」進行交易。前者是輸配電業（台電）購買調頻、即時、補充備轉容量，後者是備用供電容量義務者（發電、售電業者）購買備用容量。均非為電力使用者直接競價購買電力。
最終端的售電業，可區分為公用售電業與再生能源售電業。前者電價依照電業法第49條，「公用售電業之電價與輸配電業各種收費費率之計算公式，由中央主管機關定之。」後者則無規範。換言之，公用電價並無市場機制。
在「以供定需」路徑下，電價是使供需均衡的關鍵。具體而言，可先將公用電力總供給區分出非大戶所需的供給量，其餘供給量則可令用電大戶在電力交易平台上就未來電力競價。考量電力不應被壟斷，大戶競價購買到之電力應不得轉售，否則可能出現類似於電力黃牛的狀況。這些可透過修改電業法完成。
最後，在大戶競價下，高度依賴用電且無法負擔高電價之產業將可能減產、關廠、外移。照過往經驗，廠商勢必要求政府給予補貼。但若針對高耗能產業進行補貼，將與淨零邏輯背道而馳；若不分業別都進行補貼，在電力供給同樣受限下，不會改變高耗能產業被迫萎縮的結果，僅是讓存續廠商獲得更多利益，並壓抑其改善能耗的誘因。因此，要促進產業轉型的最重要的產業政策就是不要有任何補貼，如此才可最具效率，且不會產生稅收重分配至廠商利潤的逆分配效果。
至於中小企業，若非用電大戶自不需與大戶就電力競價，理應不受電價上漲影響。若受影響，考量中小企業受雇人員較多，若營運受衝擊較可能衍伸出對就業的負面衝擊，故可酌量予以補貼。補貼相關條文與方式所在多有，故不羅列。
參考文獻
[1] “Low-impact land use pathways to deep decarbonization of electricity”by Wu et al. (2020). Environmental Research Letters, 15(7), 074044.
[2] Wakashiro, Y. (2019). Estimating price elasticity of demand for electricity: the case of Japanese manufacturing industry. International Journal of Economic Policy Studies, 13(1), 173–191.
Data: 1990-2014
[3] 「能源開發及使用評估準則」第5條：
能源用戶屬電力類者，其申請之使用數量、種類及區位，應以能源開發政策為基礎計算全國分期分區裝置容量，並符合下列規定：
一、不得超過申請期別該種類能源可供申請裝置容量。
二、不得超過申請期別該區位可供申請裝置容量。
前項區位，以能源用戶申請新設或擴建能源使用設施輸電線路與電力網併聯點認定之。