（中央社記者曾智怡台北22日電）離岸風電邁入區塊開發階段，不僅國產化項目更多，違約罰則也是累進式，另新增電網加強費等，造成業者融資成本大幅上揚。CIP針對售電費率水準、法規優化、買方信用評等提出3大建議，以達成融資可行性。
淨零浪潮來襲，面對碳邊境調整機制（CBAM）及RE100響應減碳承諾，台灣企業以出口導向，要參與國際貿易，須透過企業購售電合約（CPPA）取得綠電。
哥本哈根基礎建設基金（CIP）台灣區財務長徐正穎坦言，近年台灣綠電呈現「患寡又患不均」現象，且隨著進入區塊開發階段，已無躉購費率作為保證、意即背後是政府支持，銀行團對於要購買離岸風場綠電的企業，將進行更為嚴格的風險評估，「竹科廠商是第一波感受綠電壓力的」。
他指出，經過調查，短期內有包含半導體、面板、電子等不同領域的20家為潛在購電企業，後續則高達上百家。
徐正穎表示，區塊開發單一開發商開發上限為500MW（視情況增加100MW），但於此同時，歐美一個風場開發量幾乎達1GW，供應鏈當然會選擇案量較大風場投入，這樣的細碎切割，在台灣港口設施有限情況下，容易造成延遲完工、併網骨牌效應，因此希望下一期能增加上限，持續與政府溝通。
再者，潛力場址階段，尚未取得電業執照前所發的電也計入收益，區塊開發則無，也就產生一段售電空窗期，又新增備用供電容量義務、電網加強費，國產化項目從27項增至40幾項，行政契約罰則為累進式等，均讓發電業者成本大幅提升。
此外，政府對於風場政策競標上限設定為每度新台幣2.49元，並不包含國產化成本，但許多CPPA買方都將此當作預期價格，限縮購電商議空間，造成開發商與購電方價格期待存在落差。
因此，徐正穎提出3大建議，第一，政府應協助與購電方說明狀況，究竟增加哪些額外成本，使市場得以認知並接受率電溢價；第二，法規優化部分，檢視電業執照審查核發作業流程及備用容量義務可行性；第三，給予市場彈性與空間，使各種金融工具及交易機制得以靈活運用，為買方信用評等提供解方。（編輯：潘羿菁）1111122
