區塊開發在即 CIP提3建議盼達成風場融資可行性

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(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