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2018)统计
浏览: 发布日期:2017-09-23

  近日经济部公布离岸风电开发第二阶段竞标得标价格每度电约为新台币2.2~2.5元,均低于台电公司目前平均售电价格2.6元。此次竞标结果虽跌破外界预期水准,却也显示在现行政府「先遴选、后竞标」政策下,台湾离岸风电发展将具价格竞争力,对于能源转型推动有相当助力。

  不过,却有反对论者指责第一阶段遴选趸购价格5.8元偏高,并谓国际间早已採取竞标做法,大幅降低补贴金额,质疑政府为何不全部採取竞标方式,认为有图利厂商之嫌。但事实是否真是如此?此一批评颇有以现况结果论来论断,而全然不考虑其发展过程及相关条件。

  以我们一般常作为借镜的西欧国家而言,目前是全球发展离岸风电的先驱,根据欧洲风能协会(WindEurope, 2018)统计,截至2017年底英国及德国分别为离岸风电设置容量最多的两个国家(各为6,835MW及5,355MW)。

  英国在2002年开始採行「再生能源义务制度」(简称RO制度),以配额方式要求电力业者履行购买再生能源电能之义务。但自2017年4月起申设总装置容量达5MW以上的再生能源发电设备改採差价合约(CfD)制度取代RO制度。离岸风电开发商透过竞价方式取得为期15年的差价合约。得标业者需在电力批发市场出售电力,当售价低于其竞标履约价格时可以获取差额补贴,但若售价高于履约价格时,需返还高于履约价格的差额。2019~2020年商转的竞标履约价格每度约新台币5.2~6.1元、2021年约6.1元、2022年约2.5~5元、2023~2024年则约2.5元。

  德国于2000年颁布「再生能源法」(EEG),立法制定不同再生能源的电能趸购费率(即是大家熟知的FiT)。自2004年开始制定离岸风电趸购费率扶植產业发展,至2016年底累计装置容量已达4,132MW,考量產业链发展成熟,故于2017年修法改採竞标方式决定离岸风电的补贴费率;2025年以前竞标容量共计3,100MW,而得标业者需在电力批发市场出售电力。2017年修法前已取得容量开发权业者适用当年法定完工费率(当市场售价低于趸购价格时,可获差额补贴),2019年商转前12年趸购价格每度约4.9元、2020年商转之前12年趸购价格约4.6元。但2017年修法后竞标得标厂商之竞价标得为补贴价格(此时已无既往趸购价格),预定于2021年起陆续商转,2017年4月发布第一次竞标之得标均价每度约为新台币0.15元、2018年4月发布第二次竞标之得标均价约为1.6元(但需注意的这是补贴价格,不是业者所获售电价格)。

  综观英、德两国离岸风电开发近年改採竞标方式,确实可以有效降低开发价格。但我们也必须注意的是,两国离岸风电开发歷程也经约15年左右的时间来制定趸购费率、兴建基础设施及扶植相关產业链,及至2017年近期考量设置容量已达一定规模占比、开发技术进步及產业环境成熟等因素下,才开始渐进调整政策,透过竞标方式使2022年以后离岸风电售电价格能大幅降低。

  虽然英、德两国2022年以后离岸风场开发竞标,与日前国内预定于2025年完工商转之第二阶段竞价结果相近。但,倘若我国自今、明两年起即全面採取竞标方式,在现阶段国内离岸风场处于开发初期,相关基础设施及產业链尚付之阙如,设置成本及运维费用相对较高的情况下,实无法与具十数年成熟经验之欧洲国家相比拟,所以竞标结果是否还能如此,将是个大问号。

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