离岸风电10大疑惑 真相解答在这里

发表时间:2019-04-08 点阅：3699

政策与课题挑战篇》如何加强社会共识？

离岸风电10大疑惑  真相解答在这里

 

台湾风电的发展历程，从2012年国民党执政时的行政院核定千架海陆风力发电机计划开始，由示范风场、潜力场址到区块开发，短短几年间摸索，仍遭遇不少行政壁垒，时至今日，大多数业者以及社会大众对于离岸风电仍有许多疑惑与不解，因此本刊特别蒐集了大家的困惑，并透过智库、专家们来给予解答，期望社会有更强的共识。

 

疑惑1、有民众以为政府要花费2兆来盖离岸风电的风场？之后每年还要花好几百万元来进行维修？

释疑：

离岸风电是由开发商负责建造，维护与运营，不是政府要花钱来盖风场，政府只出钱向开发商买电，开发营运商跟台电签订20年购电合约，不论陆上或者离岸风电这些开发案都不是BOT（兴建后营运移转）案，台湾高铁才是BOT案，没有特许经营期限，不会收回国有，因此这些都是开发商要去负责开发，不是政府要去投资离岸风电的风场，也不是政府要花钱去进行维运。

 

疑惑2、为什么发展离岸风电需要有趸购价？目前公布的每度电为5.516元，比去年降了一些，而这样的价格是怎么来的？

释疑：

趸（ㄉㄨㄣˇ）是「整批」之意。趸购可以说是对绿电的「保证收购」，源自德国2000年《再生能源法》的Feed-In Tariff（简称FIT）制度，这套制度发源地的起草人是费尔（Hans-Josef Fell），此制度让德国再生能源装置量迅速提升，目前已有全球70多个国家或地区采用。

 

趸购跟一般补贴制度有很大的差异。一般的补贴是由政府补助设备购买，却难保证设备被良好维护。2000年德国开启的趸购制度是由民众掏钱买再生能源设备，政府以趸购费率收购绿电20年，绿电发越多，民众越有利。而外商业者也会看趸购价来决定要不要前来投资风场，因为有了初期较好的绿电趸购价格，外商业者比较愿意前来。

 

而目前台湾的趸购价是经济部依照《再生能源发展条例》第9条规定，组成审定会，制定计算公式，审定公式内参数，每年检讨趸购费率。而所有的公式参数，须以具公信力、可佐证之成本费用资讯为基础，同时参考国内外制度差异、在台湾开发必要的成本负担、技术进步所带来的成本降幅等，进行实质审议。

 

与过去比较，今年的趸购费率从〔表1〕来观察，2019年趸购费率为5.516元是史上第2低，而2011年至2018年均在5.5～6元╱度，可看到在不同执政党下的离岸风电价格差异不大，2019年离岸风电价格5.5160元╱度，较前一年降幅为5.7%。

 

跟成熟国家比较：

英国：发展初期5.5～7.5元/度。

德国：发展初期5.1～6.9元/度。

台湾：发展初期5.5～6.0元/度。

 

 

疑惑3、台湾离岸风电的价格，除了趸购价还有竞价，并采取阶梯式价格设计？这样绿电发电越多、价格会越便宜？

释疑：

事实上包括英国、德国等地，也都是在发展离岸风电初期先用趸购价格收购绿电，等到发电量达一定规模后，再用竞价让绿电价格降低。

 

英国：历年平均价格每度电为5.72元，发展18年，累积10GW，第19年起才开始竞价，价格才能下降至2元多。

 

德国：发展初期为前期每度电6元多，采阶梯费率，发展13年，累积8GW，第14年起才开始竞价。

 

台湾：初期趸购5元多，未来发展7年，到2025年后，就将实施竞价，价格会下降到2.5元，学习时间比欧洲国家都短。

 

而且考量到国内银行参与绿色金融的意愿，目前台湾也恢复阶梯式费率。去年为前10年7.11元，后10年为3.56元，今年拍板为前10年6.27元，后10年4.14元。经济部强调前高后低的费率价差由7:3缩小至6:4，在后10年也调高16%费率，期盼业者在后10年也能努力提升风机的发电量。

 

不过价格下降很快速，是不是一定是好事？还是未知数，因为外商业者来台投资金额很庞大，如果台湾都尚未先建造一些风机，就想着降低趸购费率，会影响外商业者来投资的信心。

 

疑惑4、外国离岸风电厂商目前已经陆续跟经济部以及台电签约，如果因政治因素而停摆，影响的层面可能会有哪些？

释疑：

对于离岸风电业者来说，因政府要求零组件要国产化，所以已经签约的业者也都进入离岸风电发展的前置期，若是政治因素造成工程停摆，最先直接受影响的是风机塔架与支撑塔架的水下基础建设。另外，为了就地制造、组装，中钢和世纪钢分别在南部的兴达港（高雄港）以及北部的台北港建立新厂房，投资额将超过80亿元。

 

就以沃旭能源提供已签署的合约，从探测海床、铺设海缆、兴建陆上变电站等工程，到支撑风机塔架的水下基桩，都是与台湾供应商合作。另一家开发商哥本哈根基础建设基金（CIP）在台湾则已和本土厂商签署60项合约，在台采购金额累计超过200亿元，提供7,500个就业机会。先前曾传出沃旭想暂停执行合约，估计中钢的水下基础有7,500个零组件，就像汽车厂的组装线，第一、二阶段共涉及20家供应链厂商，估计需要2,000名雇员，沃旭的订单可以支撑前2年的产能，如果订单流失，影响很庞大。

 

中钢零组件的供应商，和开发商签订的合约，与趸购费率绑在一起，趸购费率的调降是「牵一发动全身」，如果降低费率，和供应商的合约价一定是往下调整，影响的是本土下游的供应商。

 

若暂停合约，负责沃旭变电统包工程的星能公司，该公司承揽金额73亿元，土建工程约42亿元，分包给本土厂商办理相关业务，需求的人力达1,000人以上，也承诺雇用500位彰化在地人力，终止合约将会对地方造成很大的打击。

 

疑惑5、离岸风电装置在台湾海峡，似乎夏天容易遭遇台风，而冬天才是风力最强季节，但冬季的用电较少，若是在夏天，是否还需要用太阳能补足，但傍晚后没有太阳会缺电吗?

 

释疑：

大家都知道台湾海峡在冬天风力最强，因此这时可选择让离岸风力发电量增加，燃煤电厂则可休息，减轻霾雾、空污的危害。而在夏天，海上风量较少，风机可趁此关掉，进行维修保养，同时避免台风的侵袭。

 

而夏季气候炎热，加上大量使用冷气，台湾进入尖峰用电时刻，大家担心风力发电不够用，这时太阳能发电量与日照强度同步。另外，也有不同的配套措施来强化稳定供电，例如在中午就先抽蓄水力，保留150万瓩之抽蓄水力，用来储存再生能源。还可以在傍晚就先准备好燃气机组，此新型燃气机组可快速反应发电，在30分钟内即可满载发电。另外，台电在2022年将设置10MW化学电池储能，2025年再扩大至590MW。

 

疑惑6、为什么离岸风电的投资金额如此庞大，而且银行团必须在建置前期就得参与其中？

释疑：

离岸风电是新兴产业，而外商来台，必须要面临许多困难的挑战，就以麦格理资本来说，还没建置离岸风电风机前，就要先跟环评、地方政府、渔民进行沟通协商等，以「leadership capital」的角色在开发前期就投入资本。

 

另外有些已经签署合约的开发商，还得缴交上亿的「印花税」给地方政府，目前，除了沃旭表示已经缴交超过2,700万元的印花税，CIP去年与本土钢铁大户世纪钢签定165亿元的水下基础供应合约，同时也缴纳1,618万余元的印花税给彰化县政府。

 

至于台湾当地也有地形的特殊性，因此并非国外的离岸风电机组搬来就可以用，丹麦风机制造商三菱重工维特斯执行长克罗斯各（Lars Bondo Krogsgaard）提到，台湾的海床结构与欧洲不同，又时有地震、台风，考量这些因素，三菱重工特别为台湾量身打造风机，耐风等级比最高级的class I（每秒50公尺）还高，是「class T」（每秒57公尺），这也是为什么台湾风机比较贵的原因，每架风机设计年限都是25年。

 

正因为每个风场的投资金额都是高达800亿至千亿元，而建置前就要投入许多无形的成本，因此更需要贷款的银行团及早参与其中，资金要到位才能顺利运作。

 

疑惑7、许多人担心外资离岸风电开发商一旦赚了、就卖股跑了，会不利离岸风电稳健经营；届时风电资产及额外成本就留给银行团处理？

释疑：

开发商释股在国际上很常见，在欧洲有前例可循，目的大都是为抽取资金投入新的开发案，而释股寻求的对象皆为有投资绿能产业经验的国际大型机构，例如，上纬释股的对象是日商JERA电力公司；而达德（WPD）规划释股的对象可能是日本伊藤忠、加拿大魁北克退休基金和澳洲IFM私募基金，都是国际级大型机构，释股过程必然需要经过联贷银行的同意。再者，以欧洲经验来看，并未因为释股后对离岸风场的运维管理产生问题。

 

因离岸风电专案融资必须在设计建造前，银行就得参与其中，因此建议国内银行业者可强化「专案融资协议书」（Loan Agreement）和「专案融资契约范本内容架构」之研究，包括要有开发商的股东合约，股东卖股必须经过银行同意，开发商的股东不能随意卖股转让。

 

疑惑8、离岸风电融资是没有担保品的无追索权专案融资，银行团会是最大风险承担者吗？并非开发商？

释疑：

离岸风电专案融资在国际的模式大都为开发商母公司出资3成，其余为银行提供融资，以专案未来所能产生的现金流量与相关的商业契约为架构，而不是以担保品的内容来评估授信风险。离岸风电虽为「无追索权专案融资」，通常会借由出口信贷机构（ECA）做保证，每家约保证20%，希望总保证成数拉高至50至60%，其余部份会借由合约要求，在融资条件及工程契约中提供充足的完工保证、成本超支保证、现金缺额保证、营运绩效保证等，或所谓的预付款保证及履约保证，使无追索权的专案融资转化成为有限追索权的专案融资，另外亦有保险及再保险规划进行风险的移转，提高银行团的债权保障。

 

所以目前包括政府、银行业、国营事业及财团法人机构推动的方向，在于透过法令、保证、认证、合约、保险等多元解决方案及信用增强机制，使银行业者较能精确掌握专案现金流量模型的动态评估技术，「降低银行的不可预测风险」是所有银行业者在融资技术层面上更加关心的。

 

疑惑9 、是标检局负责财务验证吗？能给银行足够的融资保证吗？

释疑：

因离岸风场工程复杂，且银行团在尚未看到实体风机建造完成前就需给予融资，因此这样的融资完全取决于相关单位的「经验值」以及合约信任。对银行来说，透过第三方验证平台所提出离岸风电各个阶段的验证，标检局为建立第三方验证平台，除参访国外验证机构，例如DNVGL、TUV等，以引进国际标准，并与台湾经济研究院、台湾大电力研究试验中心、台湾电子检验中心、金属工业研究发展中心、工业技术研究院、车辆研究试验中心、中国验船中心、全国认证基金会等法人机构合作，共同建置离岸风力机第三方验证、再生能源凭证（T-REC）、新兴能源产品及离岸风电等检测验证平台，并制修订相关国家标准、建立检测验证技术平台，协助相关绿能产品取得国内外验证作业，以拓展海外市场与国际接轨。

 

上述机构协助执行第三方验证专案计划，希望建立专案验证、尽职调查及海事保证之审理机制，都是为了帮助离岸风电专案成功，以协助银行团了解离岸风电专案融资所需解读的任何讯息，做好风险管理，促进专案融资成功。财务验证，主要是借由财务及工程顾问的尽职调查以协助银行辨识及掌控风险。

 

财务验证仅是第三方验证其中的一环，经过智库等机构研究阶段，未来应会有更多专业机构投入此专业领域，包括营造技术、品质、进度及营运成本控管都会直接影响银行对专案的财务绩效。

 

疑惑10、离岸风电的专案融资未来可能会透过证券化或者包装成金融商品让民众也一起参与投资吗？

释疑：

本土金融业者常常到国外去买国外的金融商品，国内可投资金融工具相对匮乏，而金融机构闲置资金庞大，高达10兆元以上，然而参考国外专业退休、养老基金积极参与欧洲离岸风电专案的经验指出，在风险可控下，离岸风电专案实足以提供相当稳定的投资获利性。离岸风电的投资计划可提供投资人长期相对合理报酬性，投资机构应审视个别计划财务模式及专案计划风险属性，做好投资之审慎评估。国银机构在近年已经由各类型专题研讨会逐步了解离岸风电产业发展特性，财务模型、工程验证等风险掌控要点，相信对专案之授信、投资作业评估及如何开发新种金融商品，例如证券化商品以满足市场投资需求，均将有相当助益性。未来当离岸风机开始运转，加上有稳定的购电合约，只要有风能发电，就能赚进绿金，相信金融机构也会将此模式包装成金融商品，民众也有机会参与投资。

 

〈更多文章内容请详：台湾银行家 [第112期]〉
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