本週永續快訊呈現五大焦點。北極在短時間內出現異常升溫、海冰退縮與極地渦旋失序，不僅引發歐美寒潮，也揭露生態系統正在逼近臨界點，北極熊的短期適應更可能只是假象。制度層面，歐盟正式通過全球首套永久型碳移除自願標準，試圖為高成本、長回收期的碳移除技術建立可信的治理框架。法律層級，德國法院要求政府補強氣候計畫，凸顯氣候目標已具實質拘束力。能源轉型方面，澳洲再生能源與儲能首度撐起過半供電，顯示系統轉型具可行性。相對地，巴塔哥尼亞野火失控，則提醒在氣候衝擊加劇下，緊縮政策可能將代價轉嫁給第一線人員與生態系。

1. 北極異常升溫的連鎖效應：從極地高溫、寒潮南下，到北極熊的「短暫適應假象」

今年1至2月，多項觀測資料顯示北極進入異常高溫狀態，部分區域地表溫度較長期平均值高出 3–6°C，同期海冰範圍降至歷史低位，巴倫支海與喀拉海出現大面積開闊水域。1月中旬與2月初，北極上空約30公里處更接連發生兩次平流層突然升溫（SSW），高空氣溫在數日內激增超過 50°C，導致極地渦旋分裂與拉長，冷空氣被迫南移，形成「北極偏暖、歐洲與北美偏冷」的劇烈反差。

在生態層面，發表於《Scientific Reports》的研究顯示，挪威斯瓦巴群島（Svalbard）北極熊在1992–2019年間，儘管海冰快速減少，成年個體體脂與健康狀況卻短期改善，可能與陸域獵物回升及海豹集中、捕食效率提高有關。然而，研究與氣候學者一致警告，這是一種短暫的適應性紅利。隨海冰持續退縮，覓食距離拉長、能量消耗增加，幼熊與老年雌熊存活率已下降，部分地區甚至可能在2100年前出現局部滅絕，顯示極地生態正快速逼近臨界點。

2. 歐盟通過全球首套「永久型碳移除」自願標準　碳移除市場正式進入制度化階段

歐盟執行委員會正式採納《碳移除與碳農業框架規範》（Carbon Removals and Carbon Farming Regulation, CRCF）下的首批認證方法學，並建立全球第一套針對「永久型碳移除（CDR）」的自願性標準。該制度為碳移除企業與投資人提供明確、可執行的規則，涵蓋「一噸 CO₂ 如何被認定移除」、永久性要求，以及洩漏風險管理。首波納入的三種技術路徑包括：直接空氣捕捉與封存（DACCS）、生質碳捕捉與封存（BioCCS），以及生物炭碳移除（BCR），皆因成熟度與減碳潛力而獲選。歐盟氣候事務專員Wopke Hoekstra 表示，此舉不僅有助於實現2050年氣候中和目標，也將為全球碳市場樹立基準。新規將送交歐洲議會與理事會審查，預計4月初生效，並可能影響今年對歐盟碳排放交易體系與碳邊境調整機制的後續討論。

補充今年初的市場動態：買家俱樂部

與CRCF方法學同步啟動的，還包括「EU Carbon Removal Buyers Club（歐盟碳移除買家俱樂部）」。該機制由歐盟牽頭，聯合跨國企業進行集體採購，以分攤DACCS等CDR技術在早期商轉階段面臨的高昂成本。

市場普遍認為，隨著CRCF認證標準確立，碳移除專案的風險輪廓趨於清晰，銀行與投資機構才具備放貸與進場的制度基礎，為高成本、長回收期的碳移除技術打開資金通道。

3. 德國法院裁定政府須補強氣候計畫，停滯兩年的法律戰正式落幕

德國萊比錫聯邦行政法院裁定，駁回政府對2024年判決的上訴，確認 2023年氣候行動計畫未符合《氣候保護法》要求，並要求政府立即修正並強化氣候政策。本案由環保團體德國環境援助（Deutsche Umwelthilfe, DUH）提起，判決已具最終效力。法院指出，現行措施無法確保2030年相較1990年溫室氣體減量至少65%，且各部門年度排放上限缺乏具體達成路徑。德國政府表示，將以全新方案取代被否決的計畫，並於3月底前 提出。綠黨與民間團體呼籲，運輸等長期超標部門須立即採取結構性改革，以回應法律與氣候風險。

補充說明：德國政府為何敗訴？

1. 預測差距：法院採納了氣候問題專家委員會 (ERK) 的分析，指出根據現行政策，德國到 2030年的累計排放量將超標約2億噸CO₂當量。法院認定，政府明知存在缺口卻未在計畫中提出對應的補償措施，違反了 《氣候保護法》（KSG）第 8 條的「強制修正義務」 。

2. 被點名的「交通部門」：判決書特別點名交通運輸部門。儘管其他部門（如能源、工業）表現優異，但交通部門的排放量已連續多年超標。法院認為，政府不能僅依賴其他部門的餘額來抵銷交通部門的無作為，必須提出針對該部門的特定緊縮路徑。

4. 澳洲能源轉型終於奏效：再生能源與儲能首度撐起過半供電，但挑戰仍在

近期，澳洲主電網再生能源與儲能供電占比首度突破50%，批發電價也較一年前下跌逾40%，在破紀錄熱浪下電力系統仍大致穩定運作。風電發電量年增近三成、太陽能成長明顯，電池儲能輸出幾近倍增；相對地，天然氣發電降至 25年低點、燃煤亦創歷史低位。電池快速擴張是關鍵：自2024年以來，約 4,000兆瓦的電網級儲能上線，能吸收白天過剩的風光電、於晚間尖峰釋放，開始在成本與彈性上勝過燃氣機組。

不過，轉型尚未完成。輸電建設延宕迫使部分燃煤與燃氣機組延役；天然氣仍需作為快速備援。政府並研議改革天然氣市場，賦予澳洲能源市場調度中心 （Australian Energy Market Operator, AEMO）更大介入權限。整體而言，短期趨勢正面，若延續，今年中零售電價將有望回落，但中長期仍需補齊輸電、儲能與市場治理。

補充說明：電池如何改寫市場規則？

1. 「削峰填谷」的財務優勢：今年初，澳洲大型電池（Grid-scale BESS）展現了強大的獲利能力與穩定作用。電池在Q4頻繁於負電價時段充電，並在晚間尖峰（夕陽後）以較低成本取代昂貴的燃氣機組進行放電。這直接導致了批發電價44%的降幅。

在南澳（South Australia），第四季有近48%的時間出現負電價，顯示太陽能過剩已成為常態，而電池正是儲存這些「多餘財富」的關鍵容器。

2. 氣候韌性測試：2026 熱浪：上個月，澳洲東岸經歷了六年來最嚴重的熱浪。儘管空調需求激增，但透過 2025年新增的1.8 GW發電與儲能設施，電網並未發生大規模停電。電池在此期間提供了關鍵的首線防禦，快速應對雲層變化造成的太陽能波動。

 

2026年初歐盟碳排放交易體系（EU ETS）中的碳排放配額價格，來到每噸92歐元以上，創下自 2023 年 8 月以來新高。此次上漲反映：排放上限持續收緊、政策訊號轉強、CBAM 正式啟動，以及市場對未來配額稀缺性的預期，顯示碳定價正成為歐盟氣候治理與產業轉型的核心槓桿。

 

從制度本質看起：市場重新定價「結構性稀缺」

作為全球規模最大的碳市場，EU Emissions Trading System（EU ETS）自 2005  年上路以來，即採用「總量管制與交易」的設計邏輯。

歐盟先設定整體排放上限，再將碳排放配額分配或拍賣給受管制產業，企業必須持有足額配額，才能覆蓋其實際排放量。每持有 1 單位的歐盟碳排放配額（EUA），即代表企業獲得排放 1 公噸二氧化碳（或等量溫室氣體）的權利。

這個制度的關鍵不在於交易本身，而在於「上限會逐年下降」──當可用配額持續減少，而產業活動仍需排放，市場自然會透過價格機制反映稀缺性。換言之，只要減碳目標不變，碳價上漲本就是制度內建的結果。

本月，EUAs 突破每噸 92 歐元，相較去年同期上漲約 27%，並連續數週走高。市場解讀也相當一致：這並非回到過去的投機高點，而是企業與投資人開始正視被延後消化的現實——未來可用的EUAs，確實會更少。

其中最直接的變化來自配額供給。根據拍賣行事曆與市場穩定儲備機制（MSR）的運作設計，2026 年 ETS 年度拍賣量將明顯低於前一年，從約5.89 億噸 CO₂e，降至約 4.82 億噸。當拍賣量與免費配額同步縮水，企業只能在市場上競逐更有限的配額，價格自然被推升。

政策訊號轉強：2040 年減碳目標被「提前計價」

除了眼前的供給縮減，更關鍵的是長期政策方向早已高度明確。歐盟曾對外釋出  2040 年相較 1990 年減排 90% 的長期目標，這意味著 ETS 的排放上限不只是緩慢下降，而是將持續加速收緊。

這也對市場釋放出清楚的訊號：未來十多年，碳成本不太可能回到低檔。這類「高度可信的政策承諾」，往往不會等到正式立法完成才反映在價格上，而是提前體現在期貨與現貨市場之中。碳價的上行，某種程度上正是市場對這條減碳路徑的提前折現。

在制度與政策之外，市場結構也有一定的影響，受資金與季節性影響，短期動能被放大。近期投資基金增加碳期貨部位，使價格動能被放大；同時，冬季推升能源與工業需求，增加合規性購買壓力。加上排放申報與繳交期限逐漸逼近，不少企業選擇提前進場補足配額，進一步支撐價格。

CBAM 上路，碳成本不再只屬於歐洲內部

今年 1 月正式實施的 CBAM，標誌歐盟碳定價機制的重要轉折。過去，碳成本主要由歐盟境內企業承擔；隨著 CBAM 上路，鋼鐵、水泥等高碳產品的進口商，也必須支付相當於 EU ETS 水準的碳成本，使碳定價不再侷限於歐洲內部市場。

在此背景下，歐盟亦將同步推進境內產業「免費配額」的退場機制。其政策邏輯在於：既然 CBAM 已對進口高碳產品施加相應的碳成本、降低碳洩漏風險，歐盟企業便不再需要透過免費配額來維持競爭條件。隨著免費配額縮減，市場上可流通的 EUAs 將進一步減少，實質供給趨緊，成為支撐碳價中長期走高的結構性因素。

更關鍵的是，碳定價的影響範圍由此正式延伸至全球供應鏈層級，促使跨國企業重新評估其生產布局、供應鏈配置與投資決策，碳成本也逐步轉化為影響產業競爭力的核心變數之一。

回顧與前瞻：碳價正走向「百歐元常態」

 

 

若拉長時間軸來看，這波上漲並不突兀。2024 年 EU ETS 平均碳價約為每噸 65 歐元，2023 年曾一度突破 100 歐元高點。

多數市場調查已預期，2026 至 2030 年的平均價格將接近 100 歐元，部分能源分析甚至推估 2030 年可達到 126 歐元。預計於2027 年 ETS II（涵蓋建築與運輸部門）啟動後，需求面仍有進一步擴大的可能。Bloomberg NEF 指出，在相關情境下，2030年碳價不排除上看 149 歐元。

值得注意的是，ETS 並非只帶來高價格。根據官方數據，ETS 涵蓋的排放量已較2005年下降約 50%，主要來自電力部門去煤化與再生能源快速成長，並為 2030年減排 62% 的目標奠定基礎。

然而，正因總排放下降、配額更少，單位排放所承受的碳價格壓力，反而會持續存在，甚至升高。

歐盟碳價再走高，氣候治理體系下的「新常態」

 

 

放眼全球，約 28% 的溫室氣體排放已被某種形式的碳定價工具涵蓋，而 EU ETS 仍是最具價格影響力的指標市場。世界銀行（World Bank）指出，穩定且具強度的碳價，正在改變企業的投資邏輯、技術選擇與供應鏈配置。歐盟碳價再創新高，顯示碳定價已不再僅是政策工具，而成為驅動產業轉型與引導資本流向的關鍵力量。

碳價正在被制度化為長期成本，企業無法再以短期波動視之；碳風險管理正快速轉為營運與投資決策的核心議題；而 EU ETS 所釋出的價格訊號，已開始影響其他國家的碳市場設計與全球供應鏈的重新配置。

每年一月世界經濟論壇（WEF）、安聯集團(Allianz)、PwC、Deloitte、EY、KPMG等國際智庫與顧問機構相繼公布企業風險排名，近年幾乎用相同的語言描述全球局勢：風險正在系統化、複合化、連鎖化。但對台灣企業而言，這並不是一份抽象的國際報告，而是一場每天都在發生的現實考驗。

全球共識正在形成：風險不再是單點事件

觀察WEF《Global Risks Report》、Allianz《Risk Barometer》與四大會計師事務所顧問部門的CEO Survey / Regulatory Outlook等，可以發現一個非常清晰的趨勢：企業風險管理已經從「單一事件管理」進入「系統性衝擊管理」；也就是風險已從「事件」變成「結構」。

WEF將「地緣經濟對抗」列為短期首要風險，指出全球正進入關稅壁壘、科技封鎖、產業政策競爭與供應鏈重組的時代；同時，「假訊息」、「社會極化」、「資安不安全」、「極端氣候」等風險，也被認為會彼此放大影響。

Allianz的觀點更貼近企業實務。其調查顯示，企業最關心的風險前幾名為：資安事件、AI風險、營運中斷、法規變動、天然災害與政治風險。換句話說，企業最在意的不是世界怎麼變，而是哪些事件會直接導致營運停擺與財務損失。

 

四大顧問公司則從CEO與董事會視角補充：

 

PwC指出，CEO最擔心的威脅已不再是單純經濟衰退，而是地緣政治＋科技顛覆＋資安風險的組合。

 

Deloitte與EY則不斷強調風險交織（hybrid risks），部門切割管理已不合時宜。

 

KPMG則直言，地緣政治已成為企業成長的最大結構性障礙之一。

 

這些訊號指向同一件事：企業是否具備韌性（resilience），比是否能預測風險更重要。

 

台灣企業應聚焦在哪幾個風險管理戰場？

 

如果台灣企業只是把國際報告照單全收，往往會產生一個誤判：以為這些風險都「很宏觀」，距離公司營運很遙遠。但是事實上台灣的產業結構，使得部分風險的實際衝擊遠高於全球平均。對出口導向、高度集中高科技業製造能量的台灣企業而言，這些全球風險並不是抽象名詞，而是每天都在發生的經營現實。

 

我就看到了以下台灣企業今年不能再拖的風險管理戰場：地緣經濟與關稅、營運中斷、實體與氣候風險、資安＋AI、以及治理與社會韌性。

 

1. 地緣經濟對抗，對台灣不是趨勢，而是日常

WEF所謂的「地緣經濟對抗」，對多數國家而言可能仍屬政策層次，但對台灣企業來說，已經體現在每一張訂單裡。地緣政治會引發供應鏈中斷，供應鏈中斷會導致營運停擺，營運停擺又會放大財務壓力與聲譽風險。

過去兩年其實企業已經常常面臨出口管制清單、原產地證明、供應鏈盡職調查、技術授權限制、關稅分類差異、跨境付款審查等，這些已是業務、採購、財務與法務每天都在處理的問題。

但許多企業仍然把它視為個案／特例，而非納入企業整體風險管理架構，一旦問題發生時只能以補救方式善後，而不是事前做好情境規劃。

 

2. 營運中斷（Business Interruption）是台灣製造業的結構性痛點

Allianz將營運中斷列為企業前三大風險，這對台灣尤為貼切。台灣製造業普遍具備三個特徵：

 

（1.） 高度集中於單一或少數廠區

 

（2.） 高度依賴關鍵製程設備

 

（3.） 客戶與供應商集中度高

 

在這樣的結構下，一次地震、一次跳電、一次系統異常，帶來的不是短暫停工，而是連鎖效應：交期延誤、違約罰款、客戶信任流失、被迫加班趕工、物流（空運）成本暴增，甚至影響年度訂單配置。

許多企業表面上都有持續營運計畫（Business Continuity Plan），但實際上從未進行跨部門演練，更沒有將結果回饋到保險額度、備援投資或資本配置。

 

3. 天然災害是「複合風險」而非單一事件，讓巨災風險從「保險」變成策略

在國際風險地圖上，極端天候和環境風險是長期穩居前三名的系統性風險，而天然災害在Allianz調查中也一直在前五名徘徊。對台灣而言，這個議題還要加上「地震」。極端氣候已是全球共識，但台灣的特殊性在於：地震、颱風、水患與土石流，以及高溫/缺水，交錯出現。

 

真正拉開企業差距的，不是有沒有投保，而是：

 

（1.）廠房是否具備實質耐震能力

 

（2.） 機台是否落實固定與預防傾倒

 

（3.） 公用系統是否有備援

 

（4.） 是否能在24小時內恢復關鍵產線

 

這些都不是保險問題，而是管理與工程問題。

台灣在大型企業（特別是半導體）上，確實已累積相當成熟的保險與再保安排，也逐步導入TCFD之類的揭露架構。建議同時敦促供應鏈成員，把實體風險拉進客戶與供應商對話，把企業在耐災、備援、復原上的投資，轉化為談判籌碼與品牌信任，而不是單純的成本支出。

 

4. 把「資安＋AI」視為一個整合風險模組

Allianz認為Cyber仍是全球第一大企業風險，AI則是第二名的新風險。這意味著，資安和AI已不可分割；AI帶來的效能與創新，如果缺乏治理，很容易變成涉及資安與合規風險的放大器。

在PWC 2026臺灣企業領袖調查中，多數企業雖然自評最擔心資安與AI，但在因應地緣政治風險的實際行動上，只有31%強化網路安全，遠低於全球47%，顯示出陷入了思想的巨人、行動的侏儒。

 

2026年實務上可以要求企業做到的，至少包括：

 

（1. ）董事會層級的AI治理政策：釐清AI使用範圍、資料分類、決策責任與風險容忍度。

 

（2.） 將資安事件與AI失誤納入營運中斷情境：把「系統癱瘓3天」、「重要客戶資料外洩」，換算成營收、毛利與品牌損失，讓管理階層感受到數字金額。

 

（3.） 對製程設備與供應鏈做「勒索攻擊」情境演練：不只保護總公司IT，而是保護整條價值鏈的關鍵節點。

 

AI導入越深，若沒有治理架構，風險也隨之放大：模型誤判、資料外洩、員工過度依賴、自動化決策失控，這些都將成為2026年的新型營運風險。

 

2026年，台灣企業風險管理必須完成的轉型

 

風險管理不該再停留在書面的制度規章裡，而應走向更成熟的階段，必須落實以下方向：

 

1. 將地緣經濟風險正式納入企業級情境規劃，重新設計「地緣經濟＋關稅＋供應鏈武器化」；透過壓力測試，企業才會真正看見地緣政治的風險。

 

2. 將持續營運計畫從文件轉為多次的演練，並據此調整保險與投資決策。

 

3. 將資安範圍從IT擴展至OT（Operation technology，營運情境測試）、供應鏈與AI使用治理。

 

4. 用工程思維強化天災韌性，而非僅依賴保險轉嫁。

 

5. 將法規與永續要求視為營運風險，由財務、風控與高層共同管理。

 

風險管理，正成為企業競爭力的新分水嶺

2026年的企業競爭，已不再只是成本、技術與市場的競爭。真正拉開差距的，是哪一家企業能夠：在衝擊發生時撐得住、在環境改變時調得快，在不確定中依然保持客戶信任。

風險管理，正在從「防禦工具」轉變為「競爭能力」。未來能持續站在國際供應鏈核心的台灣企業，不一定是規模最大的，而是最具韌性、最有系統、最能快速因應複合風險的企業。

過去儲能被視為是備援設備，回收期偏長，但隨著電價調整與能源轉型加速發展，能夠快速反應的儲能兼具多重效益。為加強需求面管理，表後儲能衍生多元的商業模式組合。本文分享產業實務觀察。

自從2021台電開放輔助服務市場後，預計2025年表前併網型儲能需求量達1,500MW（電網端1,000MW、發電端500MW），民間資金快速湧入，帶動儲能建置狂飆，短短兩年多，功率型儲能（dReg）容量費在2024年2月率先歸零；能量型儲能（E-dReg）也在2025年10月歸零。目前電網端儲能累積已達1,773MW，遠超原規劃的 1,000MW（超出77%以上）。

相較之下，發電端儲能的光儲合一雖然目前僅約198MW，尚未超過500MW，但由於分配容量需經能源署審核，整體進展較慢。總之，表前儲能長期需求還在，但目前短空長多，所以市場轉向尋找新動能，而接棒的就是與工商業用電負載息息相關的——表後儲能。

推力與拉力：為什麼市場開始轉向表後？

除了表前市場供給飽和形成的「推力」，也有多項「拉力」正把產業往表後拉：

1. 政府補助：2026年上路的表後儲能補助計劃，4年50億，使用國產電芯最高每MWh（千度）可申請補助500萬元。
2. 義務市場：建置表後儲能及配合台電調度都能滿足義務，像是
   • 用電大戶義務（契約容量5000kW以上）可用儲能達成10%義務。
   • 能源用戶義務（契約容量800kW以上）也能透過參與需量反應與交易平台方案達成節能目標。
3. 節費：從2024年開始，當年電價調了兩次，高壓三段式時間電價平均上漲約34%，尖離峰價差也同步擴大，讓儲能的尖離峰套利空間變得更大。
4. 可參與多種方案：表前併網型儲能參與的輔助服務，表後儲能也可以透過需量反應參與，而原本需量反應可以參加的負載管理措施也可以同時參加，不只節費，還能賺取價金，產生現金流，讓整體效益更上一層樓。

聽起來表後儲能好處多多：能拿補助、滿足義務、節費、又能賺價金，加上原本備援等基本功能，乍聽之下像是「風險低、高報酬」的資產。但過去投入者不多，原因也很現實，主要是儲能是重資本的投資，但回收期偏長——5到6年已經算不錯了；再加上表後情境複雜度遠高於表前，從商業模式、能源管理整合控制、最佳化演算法到跟業主溝通，都比表前難上許多，但經過市場近幾年的磨練，現在的確只欠東風。

而即便現在有政策紅利，大家多少還是會怕：表後會不會走向表前那條「前期兩年回本、後期兩年歸零」的老路？

用電需求增加，需求端長期價值顯現

其實步上表前後塵的機率不高，只要能源政策不變及用電需求持續增加，需求端的可控用電負載，才會是電網供需平衡的關鍵。根據最新的113全國供需報告^[1]，民國114年至123年的電力需求平均年成長率是1.7%，而夜尖峰平均年成長2.1%，所以對齊2030年的能源轉型目標，再生能源占比將會從11.7%到目標的30%，而用電需求約比現在多了14.4%，這將會對電網帶來什麼影響？

越多太陽能，白天發電越多 → 淨負載下降更深。

越多太陽能，傍晚發電減少越多 → 淨負載上升更快

圖1、用電需求及再生能源占比提升對用電負載的影響，以2024年6月底用電為基準，模擬2030年可能變化。（POXA產製）

而用電需求的增加同時會拉高淨負載的高峰，所以夜尖峰的差異，會逐年擴大。淨負載的坡度越來越陡，高峰越來越高，會對電網造成很大的負擔，但持續增加快速反應的發電機組，並非長久之道；台灣開發新電源的難度大家也很清楚。因此，要讓淨負載曲線變得「不這麼陡、不這麼高」，最有效的方式就是讓供給端（發電端）與需求端（用電端）一起參與削峰填谷。

供給端就是透過併網型的儲能，先把白天的發電存下來，晚上再放出來用；而需求端就是白天多用電，晚上減少（抑低）用電，同樣能削峰填谷。

從「需求端出發」通常是CP值最高的做法，而台電已有不少需求端管理的措施：

1. 時間電價方案

時間電價是影響負載的長期政策工具，可以看到下方的歷年高壓三段式的電價變化，可以明顯看出台電透過「時段」與「價差」塑造用戶行為的變化。

圖2、高壓三段式近年電價走勢（POXA INFO ）

除了短短兩年價差漲了84%，電價尖峰時段也從過去的白天轉移到「夜尖峰」，透過價格去驅使用戶白天增加用電，晚上減少用電。另外，為了提高改變用電行為的誘因，去年也新推出「批次生產電價」，高壓夏月價差可達9.29元/度。

2. 需量反應負載管理措施^[2]

為了進一步削峰填谷，台電也推出多項需量反應方案，只要配合抑低用電，就能進一步獲得電費減免。不同方案在適用對象、調度方式與補貼上各有差異，像夏月工作日的「日選時段型」就是在下午4–10時主動抑低用電。

表3、需量反應負載管理措施清單（POXA INFO）

3. 輔助服務

除了時間電價與需量反應之外，緊急供需波動可透過輔助服務處理。只要用電端能配合緊急調度，就能取得價金。例如 sReg（10 秒內反應）、即時備轉（10 分鐘內反應、執行 1 小時）、補充備轉（30 分鐘內反應、執行 2 小時）等。合格交易者透過日前投標得標後隔日執行，可獲得「容量費」及「效能費」，執行即時與補充還會依抑低電量給「電能費」。

以即時備轉為例，今年 9–10 月平均容量費約210元/MWh，若能在1分鐘內反應，還可額外獲得效能費100元/MWh。在此期間共被調度14次，平均電能費超過5100元/MWh，多數落在下午時段，如下圖所示。

圖4、2025年9、10月的即時備轉觸發時間及電能費價格（POXA產製）

那這3類收益模式要如何選擇？事實上，這3種收益是可以疊加的，更明確地說，某些組合是可以疊加的，如下圖：

圖5、高壓3段式時間電價用戶的夏月3種服務的策略組合（POXA產製）

1. 平日（週一到週五）：負載管理措施的日選時段型，抑低時段剛好就是三段式時間電價的電價尖峰，所以離峰充電，尖峰放電就可以一魚兩吃，每度放電的效益就有電價差6.86元/度 + 抑低用電的電費扣減 2.47元/度；而電池充飽的其他時段就可以參與輔助服務的即時備轉，如果觸發後，橫跨到電價尖峰時段，就有三重效益，再加 5元/度的電能費，效益就能超過10元/度。
2. 週末（週六/週日/離峰日）：雖然沒有平日的電價差跟日選時段型可參加，但是依舊可以投標「輔助服務」，讓儲能全年無休替你賺錢。

除了以上3種服務策略組合外，像是透過儲能搭配契約容量調整，降低基本電費，也能避免超約、或是簽訂雙邊契約替再生能源發售電業滿足備用供電義務、降低用電端自發自用或是轉供綠電的餘電問題、再加上未來可能推出向上需量反應（緊急增加用電）或是逐時電價RTP（每小時電價都不同）。

台電會持續加大需求面管理，而能滿足所有要求的，非能快速反應的儲能莫屬，當然，前提是用電端要有足夠的用電負載，可以調度的用電量，搭配表後儲能，就可升級價值更高的可控負載。

大家應該也可以感受到，相較於表前市場單一收益來源，表後儲能的收益模式更像 ETF：來源多元、風險分散，就算未來即時備轉的價金歸零，也能快速切換到其他方案，不用把所有雞蛋放在同一個籃子裡。更不用說未來AI用電需求跟能源轉型政策下，一定會有更多適合表後儲能參與的方案，提高削峰填谷的誘因。

表後儲能收益多元，服務互斥風險需留意

時間電價差＋日選時段＋即時備轉＋避免超約都能同時做到，節費效益相當明顯，有時每度電能做到超過15 元的效益，業主也都很滿意，甚至想擴大投資。

但表後也有一些風險需要注意：

1. 非所有用電戶都能參加：價差最高的批次生產時間電價並非所有用電戶都能參加，僅限生產性質用電場所，且須屬於農、林、漁、畜牧、礦業或製造、加工、修理業務之固定場所才具資格，可能投前試算得很開心，後來發現空歡喜一場。
2. 契約容量與收益平衡：搭配儲能調降契約容量雖能節省基本電費，但負載管理措施與即時備轉的「抑低量／投標量」通常以契約容量為上限，也就是一邊降契約省錢、一邊可抑低／投標量跟著變少，導致收益減少，如何取得平衡十分關鍵。
3. 多方案的排程風險：疊加多種方案時需注意充放電排程，一不小心就可能顧此失彼，該放電卻無電可放，尤其即時備轉具罰則，最高可放大至240倍，不可不慎。

目前表後收益的主要來源仍是電價套利，搭配用電大戶義務的義務時數型通常效益最佳，但其他組合也不錯。這意味著就算未來某些方案不如預期，也能切換到其他方案，趨吉避凶。

表後儲能的價值正在被重新定義，它不只是備援設備，而是能長期創造收益的能源資產，需要精準的分析、策略化的調度以及與電力市場共同演進的成長性。

對企業而言，表後儲能的大腦：能源管理系統（EMS）也不再僅僅是「把案場顧好就好」的工具，而是能持續追蹤市場變化、動態調整策略、並在複雜的多重收益結構中找到最佳解的智慧夥伴。短期，表後儲能能靠多重效益起步，長期，企業將靠可控負載立於不敗之地，而智慧EMS都會是重要的夥伴。

總統府召開第6次國家氣候變遷對策委員會，聚焦在減碳顧企業、淨零救地球。整理此次會議5大重點，帶讀者一次瞭解2026年的氣候調適、再生能源、減碳策略。

1. 成立氣候調適韌性中心

氣候調適是長期性行動，未來政府將推動國家氣候變遷調適戰略，啟動新一期「2027-2030國家調適行動計畫」，也規劃籌設行政法人「氣候調適韌性中心」，中央地方整合在一起推動高溫、嚴寒調適行動。

國科會與環境部將推動成立氣候調適韌性中心，預計最快2027年初啟動，工作包括資料整合、行動方案制定、中央地方協作，且不會額外編列預算，初期預算由首年碳費支應。

有別於立即性的減碳行動，調適行動漫長，然而全球氣候持續變化中，高溫、嚴寒反覆的極端氣候對民眾更是風險危機，因此國科會與環境部經過多次跨部會協商後，決定攜手成立調適韌性中心。

2. 地方政府也應盡力減碳

除了擴大氣候調適作為，也期望地方政府落實減碳，彭啓明提到，2025年行政院已經核定通過國家自定貢獻（NDC 3.0），目前仍在彙整預計達到的成效，近期就會公布，公布後地方政府也應配合減碳。

針對實際執行面，預計3月邀集地方政府一起訂定減碳措施，「很多地方政府宣稱減碳，但不希望這只是煙火般的宣示，必須要有實質成效。地方減碳不能只靠經濟部的台電來減，要有更多實際作為」，地方政府須訂定減碳工作指引，編列相對應預算，目前有9個地方政府都有減碳自治條例，希望訂了就要真正做到。

3. 啟動浮動式風機示範計畫

台灣的再生能源在逆風中仍有些許成長，2025年再生能源裝置量已來到23.7GW（百萬瓩），2025年新增2.6GW，儲能裝置量則來到1.8GW，深度節能節電量108.95億度電，節電率達成106%。經濟部常務次長賴建信表示，其中離岸風電裝置量2025年增1.41GW來到4.4GW，太陽能年增1.19GW達15.47GW。

2026年的再生能源推動也將有新規與作為。2026年新制度有4面向，包括體制優化、法規調適、財務金融支持跟多元綠能新制推動。

太陽能將與內政部推動老舊建築節能、與農業部優化漁電共生跟農電共生，大型新建築強制設置預計光電8月上路。在離岸風電部分，除了持續盤點離岸風電設址範圍，推進區塊開發3-3，今年將啟動浮動離岸風電示範計畫，納入多元複合機制，預估達180～540MW（千瓩）。

4. 大型建物設光電板預計8月上路

2025年12月內政部與經濟部發布建築物設置太陽光電設備標準，其中要求新建築面積達1,000平方公尺、增建或改建屋頂增加到1000平方公尺以上，需設置太陽能板。

經濟部已建議行政院8月上旬實施，光電應提供建築公共空間使用。以近3年全台平均總建築面積，每年可帶來66萬kW設置容量。

內政部減碳旗艦行動計畫包括近零碳建築跟深度節能，2030年減碳目標37.331百萬噸二氧化碳當量。在老宅延壽計畫中，期望2027年底前推動1,000棟30年以上4～6層集合住宅與6樓以下透天修繕，有助省下建築重建的60～70%碳排。

5. 交通部擴大SAF，農業部提前2040年淨零

住宅、交通運輸減碳都與民生息息相關，現階段政府為公共運輸先行，如今電動大客車普及率已達42.6%，目標2026年增加到50%，6,200輛電動公車。交通部表示，目前也已經核定氫燃料電池大客車示範運行計畫，將在高雄市、台南市先期推動2條示範路線。

未來除了持續擴大電動車充電樁與研擬增加電動大客車智慧充電補助，加速推動商用車電動化，將透過SAF（永續航空燃料）工作平台促進中油、台塑國內油商增產，目標2026年增46%達8,000噸。

交通部也將在2026年到2029年間投入3.8億元開發新興SAF技術，由國家原子能科技研究院及中央研究院研發狼尾草、微藻或黑水虻非糧作物及生物質產甲烷生醇類轉SAF技術，並在經濟部標準檢驗局研擬標準及驗證規範建立並建置實驗室。

農業部門碳排約650萬噸，雖然占全台2.33%，工業部門減碳到臨界點時，就會需要碳匯支援達成淨零，因此農業部目標提前2040年達淨零目標。目前減碳量已達71.6萬噸二氧化碳當量，增匯則達97.8萬噸二氧化碳當量，達2030年預計目標71.4％。