再生能源趸购费率出炉,风电争议一次看懂

时间:2020-06-18 作者:
再生能源趸购费率出炉,风电争议一次看懂

经济部 30 日公布今年度再生能源趸购费率,离岸风电费率拍板每度 5.516 元,由于离岸风电费率争议多,今年趸购费率审定委员会也是首次开放业者参与,由业者直接与委员沟通。

经济部去年 11 月底公布 108 年度再生能源趸购费率草案,其中离岸风电费率较去年大降逾一成,又规划取消前高后低阶梯制、新增 3,600 满发小时上限,引发业者不满,外界对费率等相关议题意见纷歧,以下整理离岸风电相关争议。

5.8 元费率太贵?5.1 元费率太少?

经济部能源局去年 4 月及 6 月分别透过遴选及竞价方式决定 5.5GW 装置容量的风场开发商,遴选适用趸购费率,竞价出炉的得标价为每度 2.2245~2.5481 元,与去年趸购费率 5.8 元价差约 3.3 元,引发外界质疑经济部订定费率过高。

竞价得标的北陆电力与玉山能源、沃旭等 2 家开发商出面回应,会开出如此低的竞标价,是因为前期有 5.8 元趸购费率支撑,消化较高昂的期初成本,建立完整基础建设与在地供应链,才能压低后期成本。

不过,经济部去年 11 月底公布 108 年度再生能源趸购费率草案,其中离岸风电费率较去年大降逾一成,引发业者反弹,业者认为,2025 年前的风场开发计画虽已底定,但实质工作都还没开始进行,台湾风电产业状况与去年相比并无进展,费率应与去年维持相同水準。

经济部要求业者提出具体数据,其中包括国产化成本、台湾与欧洲案场差异导致的成本、学习曲线等,例如台湾因海床地质较软,须採用较昂贵的套筒式水下基础,天候海象状况较欧洲差,全年可施工天数较少,也是增加风险、成本因素。

新增 3,600 满发小时上限

今年度费率草案中新增每年 3,600 满发小时上限,超出此时数的售电价格将以当年度迴避成本(指非再生能源的平均成本)计算,但业者认为,一般而言应会希望发电效率越高越好,设定满发小时上限,会使业者缺乏提高效率的诱因,倾向採用较便宜的旧型号风机,台湾供应链也因此学不到最新技术,反而不利产业进步。

能源局则表示,3,600 满发小时是以竹南 2 座单机容量 4MW 的风机发电时数计算,未来预估会採用 8MW 风机,若要取消上限,计算费率公式中的年发电时数也必须回归 8MW 的发电时数,费率可能因此降低。

取消前高后低阶梯制

趸购费率合约期长 20 年,按照先前版本,业者可选择 20 年同一费率,或是前 10 年高、后 10 年低的费率,不过,新费率草案中废除前高后低的阶梯制度,业者认为,这不利开发商进行专案融资,更无法吸引本土金融业者参与,不利台湾发展绿色金融。

离岸风场开发投资金额庞大,开发商多採专案融资方式向银行借款,银行同时须进行尽职调查评估专案未来现金流稳定度,开发商也可藉此多重把关,降低风险。因此,开发商倾向採前高后低费率,主要是为前期偿还银行贷款,增加银行放款意愿。

不过,外界忧心,业者可能拿了前 10 年较高费率,后 10 年就不经营,对此,参与相关联贷案的外商银行说明,银行在与开发商的合约都会明订释股、转售规範,新股东、新经营者都必须符合银行要求,确定具有营运风场的能力。

银行业者也说,即使开发商转手给其他买主经营,也无法带走已经建设的风机、本土供应链,银行为了后续稳定还款的现金流,会确保风场持续营运。

能源局表示,依蒐集资讯,可能延续前高后低的阶梯制费率,但前后费率占比可能做些微调整。

离岸风电开发案多採专案融资,风险转嫁银行?

专案融资与台湾过去习惯以担保品做企业融资不同,银行是以评估专案未来可否有长期稳定现金流还款来决定是否放款,外界担心可能因此将离岸风电开发的高风险全转嫁至放款银行,开发商自备款占比低,也有落跑疑虑。

对此,曾参与海洋风电专案融资的法国巴黎银行说明,银行在前期会评估兴建风险、气候风险、技术风险、营运风险、风能风险、市场风险、国家风险及汇率风险,检视整个开发案与开发商分散风险的策略,例如透过与出口信贷机构(ECA)及保险公司合作,确认风险可控才会放款。

为确保专案可持续性,银行也会在合约中要求开发商至少持股二到三成,若资金未能马上到位,则须以母公司保证等方式提供担保,未能达到稳定偿债门槛时,也必须额外增资,改善财务结构。对开发商释股、转售等行为,合约中也会对新股东明定相关规範,确保其有营运风场能力。

经济部 30 日下午公布 108 年度再生能源趸购费率,其中离岸风电每度 5.516 元,与预告草案相比,降幅从 12.71% 缩减至 5.71%,并新增满发小时上限,费率以 4,200 及 4,500 满发小时为门槛递减。

前高后低阶梯制则拍板维持,业者可自行选择要採用阶梯制,或 20 年固定趸购费率。

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