现阶段离岸风电政策的困境

　　本应在2023年6月30日完成与第三阶段离岸风电第一期的得标厂商签约，进度却遭遇逆风。能源局表示，7座风场有2家放弃签约、5家「申请签约」，因部分业者希望有更充足的前置作业，于是签约时限再展延2个月，但届时能否顺利签约，仍是未知数。

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离岸风电第三阶段争议不断

　　得标厂商中，最为积极的哥本哈根基础建设基金（CIP），6月29日带上厚厚的签约文件，包括每一个採购下定的订金、厂房产能独家锁定情况，甚至是最近才交船的「环海翡翠轮」风电施工船订单…等，鉅细靡遗地送交能源局，唯独原本要缴交的NTD 10亿履约保证金，从「正本」变成了「副本」。

　　能源局为此要求CIP补件，CIP台湾区董事总经理许乃文则表示，「风场是一个牵涉上千亿的基础建设计划，我们从採购、备标，做了将近两年半的准备，结果被迫和别人一起多等两个月…当没有一家（业者）交出履约保证金的时候，谁那么傻，就先把履约保证金交出去？」许乃文同时也唿吁，政府应加速处理延宕许久的风场备用供电容量机制、帮助准备与开发商签订「企业购售电契约」（CPPA）的买家提升信用评比，以及缩短电业执照审查程序等既存的问题，上述瓶颈可望突破，CIP才会决定后续是否参与第三阶段第一期的投标。

　　各方专家学者也根据经济部能源局公佈的游戏规则，盘点出以下几项建议，包括：扩大装置容量上限、弹性调整本土化政策、协助开发商取得更好的卖电价格（CPPA）、提高本土金融业参与程度。

　　7月份传出能源局研拟松绑政策，原订2023年底的第三阶段第二期投标已确定延期；经济部也规划放宽选商规则，原本开发容量从第三阶段第一期的500MW，将弹性增加至750MW、甚至更多，同时产业关联性也可望从现行的五大类25项都要做到6成国产化，放宽让开发商自选国产化项目，只要投资金额达到6成国产化即可。

　　据悉，由于第三阶段第二期开发条件较第一期优渥，开发成本明显下降，一旦定案，很可能导致第一期的得标厂商宁可弃标，投入第二期招标，如此一来，2026、2027年恐将无法达成能源局的离岸风电装置容量目标（2026～2031年，每年1.5GW），剩余量必须平均分散至第二、三期的招标中完成。然而，原订1.5GW的建置量是台湾供应商每年可承接的施工容量，若增至2.0～2.5GW，台湾的基础建设（港口）是否足够？供应链能量能否支持？如若不行，国产化的规定很可能又沦为虚设，离岸风电第三阶段的建置也将受到影响。

　　离岸风签约不顺、企业担心买不到绿电，凸显台湾绿电的窘境。据风电业者表示，国际信评机构只给台积电信用评等较高，其他半导体或面板厂商的信用评等大多不足。开发商为此唿吁，由政府採信用保证机制提高买家信评，或由公营事业出面购买绿电，提高财务融资可行性。经济部长王美花指出，经济部将努力协助中小企业买到平价绿电，例如推出「团购」机制，未来还会推动离岸风电信保机制，让大用户合理购买绿电。

　　目前所知的离岸风电信用保证机制方案，系由购电者付保费，从中国大陆输出入银行利用信保基金，向售电者提出担保（40%），台电以迴避成本购电（40%），融资银行负担其余损失（20%）。不难预期，届时若保费过高，购电者将无力负担；保费过低，则保障不足，银行融资条件仍无法满足。再者，信保的年限仅2年，若期间没有其他购电者承接，后续如何处理？而融资银行需承担20%的损失，也必然会造成融贷利率的提高。

　　另外，依第三阶段第一期招标规定，台电必须依投标价收购余电，目前的迴避成本为1.8元，但实际投标价为NTD0，若台电以迴避成本购电，则明显违反投标规定及合约内容。且在此条件下，台电既可用低价收购，再以高价售出，若出售不顺利，仍可获得低价且具再生能源凭证之绿电，减少碳排。

　　经济部强调，建设风场是耗时耗力的大型工程，业者有履约诚信与能力是重要条件。如果参与投标且表达签约意愿要求展延，最后却拒绝签约，难免有损商业诚信；若第三阶段第一期风场参与投标但无能力签约执行，则后续几期的建置能力也会备受银行在内的利害相关人等质疑。

　　为防止可能的弃标潮，据知情人士透露，第三阶段第二期的招标将制定黑名单新规，若第一期得标业者申请展延签约后，8月底前仍未签署，将失去第二期的投标资格；若为6月底就放弃签约者，参与下期选商将酌予扣分。考量部分风场为合资公司，也将设定一定持股比例以上才适用新规。

　　无论如何，离岸风电推动不利，造成台湾绿电不足，全民都将是输家。

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