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 年前的风场开发计划虽已底定，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准。
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，须采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回避成本（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，倾向采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，未来预估会采用 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，开发商多采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，开发商也可借此多重把关，降低风险。因此，开发商倾向采前高后低费率，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、转售规范，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，依搜集资讯，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。
离岸风电开发案多采专案融资，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范，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，业者可自行选择要采用阶梯制，或 20 年固定趸购费率。
（作者：廖禹扬；首图来源：shutterstock）
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