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躉購費率出爐 風電爭議一次看懂

2019-01-30 19:12中央社 記者廖禹揚台北30日電

經濟部今天公布今年度再生能源躉購費率,離岸風電費率拍板每度5.516元,由於離岸風電費率爭議多,今年躉購費率審定委員會也是首次開放業者參與,由業者直接與委員溝通。

經濟部去年11月底公布108年度再生能源躉購費率草案,其中離岸風電費率較去年大降逾1成,又規劃取消前高後低階梯制、新增3600滿發小時上限,引發業者不滿,外界對費率等相關議題意見紛歧,以下整理離岸風電相關爭議。

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●5.8元費率太貴?5.1元費率太少?

經濟部能源局去年4月及6月分別透過遴選及競價方式決定5.5GW裝置容量的風場開發商,遴選適用躉購費率,競價出爐的得標價為每度2.2245至2.5481元,與去年躉購費率5.8元價差約3.3元,引發外界質疑經濟部訂定費率過高。

競價得標的北陸電力與玉山能源、沃旭等2家開發商出面回應,會開出如此低的競標價,是因為前期有5.8元躉購費率支撐,消化較高昂的期初成本,建立完整基礎建設與在地供應鏈,才能壓低後期成本。

不過,經濟部去年11月底公布108年度再生能源躉購費率草案,其中離岸風電費率較去年大降逾1成,引發業者反彈,業者認為,2025年前的風場開發計畫雖已底定,但實質工作都還沒開始進行,台灣風電產業狀況與去年相比並無進展,費率應與去年維持相同水準。

經濟部要求業者提出具體數據,其中包括國產化成本、台灣與歐洲案場差異導致的成本、學習曲線等,例如台灣因海床地質較軟,須採用較昂貴的套筒式水下基礎,天候海象狀況較歐洲差,全年可施工天數較少,也是增加風險、成本因素。

●新增3600滿發小時上限

今年度費率草案中新增每年3600滿發小時上限,超出此時數的售電價格將以當年度迴避成本(指非再生能源的平均成本)計算,但業者認為,一般而言應會希望發電效率越高越好,設定滿發小時上限,會使業者缺乏提高效率的誘因,傾向採用較便宜的舊型號風機,台灣供應鏈也因此學不到最新技術,反而不利產業進步。

能源局則表示,3600滿發小時是以竹南2座單機容量4MW的風機發電時數計算,未來預估會採用8MW風機,若要取消上限,計算費率公式中的年發電時數也必須回歸8MW的發電時數,費率可能因此降低。

●取消前高後低階梯制

躉購費率合約期長20年,按照先前版本,業者可選擇20年同一費率,或是前10年高、後10年低的費率,不過,新費率草案中廢除前高後低的階梯制度,業者認為,這不利開發商進行專案融資,更無法吸引本土金融業者參與,不利台灣發展綠色金融。

離岸風場開發投資金額龐大,開發商多採專案融資方式向銀行借款,銀行同時須進行盡職調查評估專案未來現金流穩定度,開發商也可藉此多重把關,降低風險。因此,開發商傾向採前高後低費率,主要是為前期償還銀行貸款,增加銀行放款意願。

不過,外界憂心,業者可能拿了前10年較高費率,後10年就不經營,對此,參與相關聯貸案的外商銀行說明,銀行在與開發商的合約中都會明訂釋股、轉售規範,新股東、新經營者都必須符合銀行要求,確定具有營運風場的能力。

銀行業者也說,即使開發商轉手給其他買主經營,也無法帶走已經建設的風機、本土供應鏈,銀行為了後續穩定還款的現金流,會確保風場持續營運。

能源局表示,依蒐集資訊,可能延續前高後低的階梯制費率,但前後費率占比可能做些微調整。

●離岸風電開發案多採專案融資,風險轉嫁銀行?

專案融資與台灣過去習慣以擔保品做企業融資不同,銀行是以評估專案未來可否有長期穩定現金流還款來決定是否放款,外界擔心可能因此將離岸風電開發的高風險全轉嫁至放款銀行,開發商自備款占比低,也有落跑疑慮。

對此,曾參與海洋風電專案融資的法國巴黎銀行說明,銀行在前期會評估興建風險、氣候風險、技術風險、營運風險、風能風險、市場風險、國家風險及匯率風險,檢視整個開發案與開發商分散風險的策略,例如透過與出口信貸機構(ECA)及保險公司合作,確認風險可控才會進行放款。

而為確保專案可持續性,銀行也會在合約中要求開發商至少持股2到3成,若資金未能馬上到位,則須以母公司保證等方式提供擔保,未能達到穩定償債門檻時,也必須額外增資,改善財務結構。對於開發商釋股、轉售等行為,合約中也會對新股東明定相關規範,確保其具有營運風場能力。

經濟部今天下午公布108年度再生能源躉購費率,其中離岸風電每度5.516元,與預告草案相比,降幅從12.71%縮減至5.71%,並新增滿發小時上限,費率以4200及4500滿發小時為門檻遞減。

前高後低階梯制則拍板維持,業者可自行選擇要採用階梯制、或20年固定躉購費率。(編輯:林孟汝)

風電 再生能源 基礎建設
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