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請經濟部顧及用戶負擔—離岸風電的躉購

發文時間: 2019/01/30   文 / 梁啟源台北 瀏覽數 / 11,250+

經濟部將在卅日躉購價格審議會中,正式決定並公布今年離岸風電躉購價格。去年採遴選躉購方式以每度五.八元開放三八三六MW(百萬瓦或一千瓩,一瓩一小時可發一度電)離岸風機風場。由於該價格為國際行情兩倍,也比兩個月後採競標方式得標價格每度高出三.三元,造成社會爭議。

經濟部在擬訂今年價格時,考量技術進步,擬將躉購價格每度下調為五.一元,且有每瓩三六○○度的保證收購量上限,超過度數將改以台電公司平均發電成本(一.九六元/度)計價。這項擬議引起第一階段遴選獲選七家中的四家開發商不滿,其中沃旭等更宣布在價格公布前「暫停在台相關投資」,傳經濟部將讓步而提高躉購價格,並改變每瓩三六○○度的保證收購量上限。

本文認為政府除考慮開發商及業者意見外,更應顧及廣大電力用戶負擔,堅持原擬調價機制,必要時對原遴選開發商放棄之標案重新開標,並以競標方式為之。

去年價格偏高原因之一,是躉購公式估算以國內示範風機4MW風機設算。由於技術進步,使風機變得愈來愈大,大風機捕風能力佳,發電效率提高,且因規模經濟,初期單位設置成本及併網成本均可降低。這也是參與國內開發案的廠商擬採用風機單機容量介於8至11MW間的主因,單就發電效率而言,理論上在其他條件不變下,風機發電量每單位瓩風機的發電量能增加十八%,以4MW風機每瓩三六○○度的發電量來設算8MW以上風機年售電量會高估躉購價格,最高可達十八%。鑒於理論值和實際值或有差異,今年公式才有保證收購量上限的彈性設計,經濟部不宜取消此設計。

今年躉購費率公式除參考國際案例及成本降低趨勢外,另加入原一○七年躉購費率所沒有考慮的國內外開發經驗差異產生之成本差距,係反映帶動本土產業所增之成本,同時也加上併網、漁業補償、除役、加強電力網等國內特殊狀況所發生成本。

上述反映帶動本土產業增加成本每度達○.六四元,係假設國產比率四十%求出。此國產比率尚高於去年英國的廿九%,因此價格其實可以更低。又躉購價格公式中的平均資金成本率,沒考慮到對外借款利率應扣除可列費用的營所稅,所以每度電尚應調低○.一七元。躉購價格本應調低,哪有調高空間?

若價格無法大幅調低,以去年離岸風機躉購價格和台電平均發電成本相較,每度補貼高達三.八四元,以第一階段開放三八三六MW的風場,年發電量一百卅八億度計算,每年補貼金額高達五百卅八億元,單就此一採購案就將使電價上漲九點八%,由於8MW風機售電量可比保證收購量每瓩三六○○度多十八%,在無保證收購量上限的情況下,實際補貼金額可達六百卅四.八億,電價漲幅將達十一點六%。

丹麥沃旭及加拿大北陸二家開發商除第一階段參加遴選外,尚參與第二階段躉購競標,每度二.五元。之後躉購,若拿不到五.八元/度,所受影響較大,自然對今年新價格機制反應最大。考慮此二開發商利益,兼顧帶動本土產業關連效果,政府可同意其放棄第一及第二階段標案並重新開放風場,並以競標方式為之。

值得注意的是,除躉購價格問題外,尚有開放目標量問題。去年開放數量達五五○○MW,已超過「能源轉型政策」二○二五年離岸風機的目標量三○○○MW,政府尚擬立即開放第三階段四五○○MW的申設,在未來離岸風機成本仍將快速下跌趨勢下是否合適?

同時未來離岸風機裝置容量若達一萬MW,加上陸上風機三三○○MW,將達目前全國發電裝置容量四分之一。風力發電供電並不穩定,對台灣獨立電網的供電可靠性是一大挑戰,且風電夏天發電量少,不能解決夏季尖峰問題,政府宜對第三階段開放再行評估。

(原文刊載於2019年1月26日《聯合報》;本文獲作者授權轉載。)