經濟部將於 10 月底公布明年度再生能源躉購費率草案，並於 12 月正式拍板，屆時拍板的費率將關乎離岸風電開發商的購電合約內容。對此，開發商之一的丹麥哥本哈根基礎建設基金 （CIP） 今 （15） 日指出，由於台灣離岸風電開發環境與歐洲不同，擁有許多特殊風險，光是保險費差異就可達高達 4.4 億元，呼籲政府能考量潛在風險，使明年躉購費率維持歷年水準。
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依照政府政策，離岸風電遴選取得併網容量的開發商，必須依照「2020 年完工併聯」與「2021 年至 2025 年完工併聯」時程進行，其中，2020 年共有 738MW（百萬瓦） 需完工併聯，2021 至 2025 年需有 3098MW 完工併聯，在遴選階段取得併網容量的開發商，若無法在今年底前簽署購電合約 （PPA），就得適用明年度以後的躉購電價費率。
CIP 財務長徐正穎強調，台灣本土供應鏈的建立，除靠開發商努力外，政府提供穩定的躉購費率非常重要，希望政府不要揠苗助長，理性一步步實現政策，訂定合理費率，開發商也能與政府一同對外說明費率穩定的合理性與重要性。
CIP 台灣區計畫總監許乃文指出，台灣目前離岸風電躉購費率計算分成期初建廠成本與維運成本，其中都包含避險成本在內，但還有許多無法反應在目前躉購費率當中的風險成本，且在必須吸收本土化廠商前端成本的前提下，每項採購項目都面臨此狀態，若躉購電價再下調，確實將對開發商造成很大的憂慮，呼籲政府至少維持明年費率的穩定。
怡安風險管理顧問技術長林彥碩指出，相較於歐洲離岸風場，台灣離岸風場的建置擁有特殊風險成本必須納入考量，包括颱風、地震等天災風險，必須透過保險安排來轉嫁，以建置 300MW 離岸風場為例，安裝與運維期間保險費支出將較歐洲同規規模風場保險費支出增加約新台幣 3.2 億至 4.4 億元，以 CIP 的 600MW 裝置容量來看，支出增加就會翻倍成長。
除天災帶來的保險費支出增加外，從歐洲安排特殊工作船每天還有高達新台幣 600 萬以上的租金，本地人才培育、購售電合約可能產生的匯率風險、協助本地融資銀行安排外部專業顧問等，甚至與中國關係的進展，都是投資人或開發商必須審慎評估的投資風險。
不過，許乃文表示，在投資初期，CIP 就曾委任丹麥的政府團隊，針對兩岸風險進行評估，結果發現，不預見未來兩岸會有任何戰爭風險，因此著手進行投資，且目前政治風險不在可承保的項目範圍中。
此外，CIP 指出，由於國內銀行尚未有離岸風電專案融資經驗，為降低融資風險，通常會要求開發商提供國外出口信貸擔保，而國外出口信貸也會相對要求長天期的利率避險，目前躉購費率的外界資金成本計算，是依照 10 年期政府公債殖利率近 3 年平均值，加上國內銀行對信用風險的加碼，並未考量利率避險加碼。
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綜合上述，CIP 強調，為配合政府本土化要求，必須較一般業界採購時程提早近 3 年展開，以完成各項合約簽署，使潛在風險難增以計算，今年政府訂定的躉購費率為 5.8 元，從 5 月初完成遴選至今，主客觀環境與條件因素皆未有變動，呼籲明年費率應維持歷年水準。
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