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離岸風機躉購爭議如何解? 發文時間: 2018/8/16   文 / 梁啟源台北 瀏覽數 / 7,750+

根據我國政府能源轉型規劃,原有二〇二五年裝設三千MW(百萬瓦)離岸風機的發展目標,但因二〇一八年躉購委員會所擬每度新台幣五.八元的躉購價格幾為國際行情兩倍,參與投標廠商眾多,擬裝設量超過一萬MW,約為原目標的三點三倍。在此背景下,政府調高目標為五五〇〇MW,分兩階段實施。四月第一階段目標為三八〇〇MW,採遴選躉購制;六月第二階段目標為一七〇〇MW,改採開放競價制。結果四月獲遴選廠商得以每度五點八元保證價格售於台電;六月競標結果卻是每度二點二至二點五元,每度價差達三點三元,造成很大的社會爭議。

以此價差,採遴選躉購制的三八〇〇MW每年總發電量一三八億度計,購電成本每年多出新台幣四五五億元,將使電價上漲八點三%,且將持續廿年。

政府採較高價格躉購的理由之一,是獲遴選廠商有帶動本土產業鏈的附加承諾。據經濟部評估,第一階段的投資總額可產生二〇一九至二〇二四年累計一六四六億元的產業帶動效果;但仍遠低於每年補貼四五五億、適用廿年高達九一〇〇億元的差價。

尤有進者,由於缺電壓力,要求供電完工的期限只有三至四年,而國內離岸風電產業尚在起步階段,仰賴進口比率必然仍高。經濟部假設二〇二四年國產比率高達四十%,以目前全球離岸風電最多的英國為例,其二〇一七年風機及海事工程國產化比率僅廿九%,故政府一六四六億元的本土產業鏈效果也是高估。

政府採躉購制收購成本較高的理由之二,是因第一階段遴選核配容量後已達到規模經濟,可降低第二階段整體施工成本,這就離岸風機設置才起步的台灣是存在,但其對總成本的影響不如全球性的成本下跌,主要是風機變得愈來愈大,由四MW增加到八MW,以致降低單位發電成本。

此次離岸風機採購案的爭議癥結,在於躉購價格高於國際行情,以致吸引過多投標者。在此情況,原該參考太陽光電躉購辦法,改為競標躉購,即:低於躉購價最多的廠商得標。

為補救此次遴選躉購,政府宜責成經濟部再生能源躉購價格委員會,對未來離岸風機躉購價格之訂定,除成本加合理利潤外,宜參考國際行情。針對今年躉購案,得標廠商在跟台電正式簽訂購售電合約之前,尚需向政府繳交具體產業關聯執行方案、佐證資料、取得籌設許可及工業局意見函。這些文件若是明年完成,則適用明年而非今年的躉購費率,而明年躉購費率若能參考最新國際行情顯著調低,爭議問題將可改善。

帶動本土產業發展的價值當然也應計入。即令全額計入經濟部推估的一六四六億本土產業鏈帶動效果,並以廿年總發電量二七六〇億度加以分攤,初估每度電約可額外增加〇點六元的帶動本土產業鏈效果,而不是現在每度三點三元的差價。

另外應注意融資風險。目前離岸風場將採專案融資的方式進行,不用擔保,而是銀行以未來投資收益來評斷是否放款;但台灣不像歐洲,多颱風、地震,如果風機倒了怎麼辦?可預見的,風場能否順利貸款會是問題;最終可能只剩公股銀行進行聯貸。近兆元的融資金額,一旦發生大規模風機意外,可能引發國內金融風暴。

有關東亞的情況,日本已建成離岸風機只有廿四MW裝置容量,建設中也只有一〇三MW;南韓包括現有及建設中的,只有一〇一MW,台灣卻要在七年多內蓋五五〇〇MW,是否過度忽視颱風及地震的風險?為達此目標,若以每台風機為八MW計算,七年內共要設六百八十七座風機,平均每年設九十八座。台灣海峽冬天海象不佳,夏天有颱風干擾,困難度極高。但在夏天用電高峰時,離岸風機同陸域風機都可能會因夏天風小而無法供電,對解決夏季缺電助益不大。

建議政府對未來離岸風機融資,不能純採專案融資,應要求部分擔保,避免國內銀行過度曝險,建置目標量也應務實訂定。

(作者為中央大學管理講座教授)

(原文刊載於2018年8月11日《聯合報》;本文獲作者授權轉載。)

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