在全球能源轉型與淨零排放目標下，太陽光電已成為我國能源轉型之核心方向，亦被納入「臺灣2050 淨零排放路徑」關鍵戰略之一。傳統矽晶技術雖具成熟製程，但其能量轉換率已趨近物理極限，未來提升發電效率空間有限；相較之下，鈣鈦礦技術因具備低成本、高效率潛力及多元應用優勢，被視為下一代太陽光電佈局之重要發展方向。臺灣土地資源有限且長期依賴進口能源，如何在兼顧能源安全、成本效益與減碳需求下，規劃適當之太陽光電發展路徑，已成為重要課題。然而現有研究多聚焦於鈣鈦礦技術之材料與效率表現，對於在我國光電政策推動下之產業經濟關聯效果與環境影響，仍缺乏量化分析。
基於此，本研究整合產業關聯與能源平衡表資料，選定2030年、2040年、2050年作為分析年度，以對應我國短中長期太陽光電政策目標，並以現今成熟之矽晶技術為基準情境，與新興鈣鈦礦技術進行比較。透過投入產出模型，量化兩技術之產業經濟帶動效果，同時模擬能源需求變化、燃料燃燒排放及其替代化石燃料發電之減碳效益。藉由整合經濟、能源與環境面向之分析，評估不同太陽光電技術發展對臺灣2050淨零排放目標之適切性，並作為未來太陽光電技術布局與政策規劃之量化依據。
研究結果顯示，於經濟面向，近期發展階段（2030年）鈣鈦礦技術之系統建置成本約為346億元/GW，高於矽晶技術之269億元/GW。然而，隨著製程技術成熟，其系統建置成本預估將於2050年降至178億元/GW。相較之下，矽晶技術作為成熟技術，系統建置成本下降幅度相對有限，僅由2030年之269億元/GW下降至2050年之216億元/GW，反映鈣鈦礦技術於中長期具備較佳之成本競爭力。
於能源面向，近期發展階段（2030年）鈣鈦礦技術每GW新增裝置容量帶動產業生產之燃料燃燒排放為0.0064百萬噸CO2/GW，高於矽晶技術。然而，其所帶動之燃料燃燒排放將逐步下降，預估於2040年低於矽晶技術，並於2050年進一步降至0.0033百萬噸CO2/GW，顯示鈣鈦礦技術於中長期逐步展現較佳之低碳製程潛力。
於環境面向，近期發展階段（2030年），矽晶技術因模組光電轉換效率較高，減碳效益優於鈣鈦礦技術，每新增1 GW裝置容量可替代約0.22 GW燃煤電廠及0.33 GW燃氣電廠裝置容量。隨著技術持續成熟，兩種技術之發電能力與減碳效益差距於2040年明顯縮小；至長期發展階段（2050年），鈣鈦礦技術因光電轉換效率進一步提升，其減碳效益已優於矽晶技術，每GW裝置容量可替代約0.26 GW燃煤電廠及0.39 GW燃氣電廠裝置容量。
綜合本研究之實證結果，並依據技術配比敏感度分析結果顯示，逐步提升鈣鈦礦太陽光電技術配比，較能兼顧降低建置成本、提升產值帶動效果及減少燃料燃燒排放等多重效益。因此，建議臺灣近期仍以矽晶技術為主要發展方向，同時加速鈣鈦礦技術之研發與示範應用，並於中長期逐步提高鈣鈦礦技術配比，以兼顧經濟可行性、環境永續性及2050淨零排放目標。

Under the global energy transition and net-zero emission targets, solar photovoltaics（PV） have become a key strategy in Taiwan’s 2050 Net-Zero Emissions Pathway. While silicon photovoltaics（Si PV）are a mature technology, their conversion efficiency is approaching its theoretical limit. In contrast, perovskite photovoltaics（PSCs）offer advantages in low-cost manufacturing and high efficiency, making them a promising next-generation PV technology. However, quantitative assessments of their economic and environmental impacts remain limited.
This study integrates an input–output model with Taiwan’s energy balance table to compare the economic, energy, and environmental performance of Si PV and PSCs in 2030, 2040, and 2050. The analysis evaluates industrial linkage effects, fuel combustion carbon emissions, and carbon reduction benefits from replacing fossil-fuel power generation.
The results show that PSCs have a higher system installation cost than Si PV in 2030（NT$34.6 vs. NT$26.9 billion/GW）. However, the cost of PSCs is projected to decline to NT$17.8 billion/GW by 2050, indicating superior long-term cost competitiveness. Fuel combustion carbon emissions of PSCs are initially higher than those of Si PV but are expected to become lower after 2040 and decline to 0.0033 MtCO2/GW by 2050, demonstrating greater long-term low-carbon manufacturing potential. In terms of environmental performance, Si PV provides greater carbon reduction benefits in the early stage, whereas PSCs are projected to outperform Si PV by 2050, with each additional gigawatt of installed capacity replacing approximately 0.26 GW of coal-fired and 0.39 GW of natural gas-fired power generation capacity.
Overall, the results, together with the technology-mix sensitivity analysis, indicate that gradually increasing the deployment share of PSCs can simultaneously reduce installation costs, enhance industrial output effects, and lower fuel combustion carbon emissions. Therefore, Taiwan should prioritize Si PV deployment in the short term while accelerating the research, development, and demonstration of PSCs. In the medium and long term, the deployment share of PSCs should be gradually increased to achieve economic feasibility, environmental sustainability, and Taiwan's 2050 net-zero emissions target.

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