经济部预计在 10 月底公布 2019 年再生能源趸购费率草案，并于 12 月正式定案，届时费率将影响将来离岸风电开发商的购电合约，国内媒体指出，对此开发商丹麦哥本哈根基础建设基金（CIP）提出建言，表示台湾与欧洲风厂开发情况不同，目前趸购费率公式并未考量到台湾特殊风险，以容量 300MW 来估算，台湾就会增加 4.4 亿元保险费，呼吁政府将离岸风电趸购费维持在 5.8 元。
政府预计在 2025 年设置 5.5GW 离岸风电，其中获得遴选门票厂商将会在 2024 年前批次完工，其中大多离岸风电购电合约将于明年签属、适用于明年费率，且遴选开发商若无法在年底前签订购售电合约（PPA），也得采用明年度趸购电价，因此离岸风电趸购费率是否下降，俨然成为外界关注焦点。
只不过由于 6 月离岸风电竞价开出新台币 2.2245-2.5481 元破盘价，决标价除了低于预期的 4-5 元，也比台电平均售电 2.6 元还要低，让不少开发商忧心舆论压力会影响明年趸购费率，经济部也曾公开指出，趸购电价势必逐年下降。
对此不少业者呼吁政府应维持现状，像是 CIP 日前提出台湾离岸风电开发多项风险与成本，包括地震跟台风天灾、风险管理费用、安装船租金（一个月得花台币 1.8 亿元）、设备从欧洲运来台的成本、本土化压力与两岸关系等，表示台湾与欧洲风厂开发存有许多相异点，台湾若要建立本土供应链，除了依靠与开发商合作，政府提供稳定的趸购费率也非常重要，政府订定趸购费率时应加以考量。
怡安保险（AON）技术长林彦硕也指出，考量 2020 年之后的天灾保险费价格及在地化经验，若以 300MW 装置容量来估算，风场安装期间保险费支出就会增加台币 1.2-1.6 亿元，运维期间每年也会增加 1,000-1400 万成本，整体增加的保险费用将高达 3.2-4.4 亿元。
CIP 认为汇兑与汇利率也是一大风险，离岸风电资金多来自于融资，取得成本约为 10 年期公债过去 3 年的平均值、加上国内银行对信用风险加码，并未考量利率与汇兑。再加上台湾的银行都没有离岸风电融资经验，必定会要求开发商要取得国外信贷保证，国外信贷保证机构也会要求开发商要对汇率及长天期利率作避险，这样一来趸购费甚至要提高到 6.25 元才能反映成本。
以国外来说，欧洲也是经过漫长的 17 年时间才将趸购费下降到 2.5 元，因此 CIP 认为，目前趸购费率公式都是参照欧洲风场的参数，呼吁政府考量台湾状况，希望明年费率维持历年水准，让台湾离岸风电市场可健康发展。
（本文由 EnergyTrend 授权转载；首图来源：Flickr/Wei-Te Wong CC BY 2.0）
