經濟部日前預告明年度離岸風電躉購費率，降幅高達 12.71%，參與開發離岸風場的外商，對此一致表態「無法接受」，並將被迫重新評估產業在地化計畫及影響風場建造時程，經濟部長沈榮津則說，業者應提供具體成本數據來「講道理」。在外商不滿聲浪與政府立場堅定的一來一往中，無疑為再生能源未來併網與供電時程增添變數。
我是廣告 請繼續往下閱讀
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。
經濟部對外預告再生能源躉購費率前，在台參與離岸風電風場開發的外商，就紛紛對政府喊話，盼明年的躉購費率價格至少能維持今年水準，若躉購費率與預期有落差，甚至將影響外商最終在台開發風場的投資決定。
沃旭能源亞太區總經理暨台灣董事長柏森文 （Matthias Bausenwein） 在 10 月時曾表示，許多投資者開始進入台灣離岸風電產業，使產業蓬勃發展，盼政府能有穩定的政策架構與躉購電價制度，若缺乏此制度，將看不到穩定的離岸風電市場，並強調產業才剛起步，未來需要更多扶植。
CIP 台灣區計畫總監許乃文先前也曾指出，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，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，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。
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，除靠開發商努力外，從開發商角度來看，政府提供穩定的躉購費率非常重要，且為配合政府本土化要求，許多外商對在地供應鏈的採購時程，較一般業界採購時程提早近 3 年，使潛在風險增加且難以計算。
不過，經濟部日前預告明年度離岸風電躉購費率，降幅高達 12.71%，對開發商著實造成不小衝擊，包括丹麥商沃旭能源與 CIP、德商達德能源、加拿大商北陸電力、新加坡玉山能源，聯合發表聲明表示「無法接受」，無法理解決策背後的邏輯，將被迫重新評估產業在地化計畫及影響風場建造時程。
在開發商眼裡看來，經濟部當初打著離岸風電躉購費率一度電 6 元的大旗，號召全世界開發商進入台灣市場，而開發商投入大量資金與人力，以在台開發離岸風場與作出本土化承諾，並全力協助打造在地產業供應鏈，且從 5 月初完成遴選至今，主客觀環境與條件因素皆未有變動，認為明年費率應維持歷年水準。
就經濟部立場而言，再生能源躉購費率審訂完全看成本端，採建置成本加上合理報酬率，而經濟部審訂躉購費率已考慮國際成本、國產化、未來成本降幅、及開發商要額外負擔的成本等因素，並有相關事實與數據根據來推定開發成本，認為離岸風電費率由今年的每度電 5.8498 元降至 5.1060 元，並無不合理。
我是廣告 請繼續往下閱讀
若經本月底聽證會後，所定案的離岸風電躉購費率仍維持原先的預告費率，可能改變外商開發商最終在台的投資決定，也將影響其與在地供應鏈簽署的正式合約。而缺乏有經驗外商的扶植，本地離岸風電供應鏈的建立也可能面臨困境，為國內離岸風電發展增添不確定性。
更多精彩內容請至 《鉅亨網》
連結>>