經濟部公布躉購費率！「離岸風電」爭議一次說清楚

經濟部今（30）日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。

▲離岸風電費率爭議多，今年開放業者參與討論。（圖／中央社）

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。

一、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。

▲經濟部要求業者提出成本具體數據。（圖／中央社）

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。

二、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。

三、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。

四、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。