經濟部今天公布今年度再生能源躉購費率，離岸風電費率拍板每度 5.516 元，由於離岸風電費率爭議多，今年躉購費率審定委員會也是首次開放業者參與，由業者直接與委員溝通。
經濟部去年 11 月底公布 108 年度再生能源躉購費率草案，其中離岸風電費率較去年大降逾 1 成，又規劃取消前高後低階梯制、新增 3600 滿發小時上限，引發業者不滿，外界對費率等相關議題意見紛歧，以下整理離岸風電相關爭議。
● 5.8 元費率太貴？ 5.1 元費率太少？
經濟部能源局去年 4 月及 6 月分別透過遴選及競價方式決定 5.5 GW裝置容量的風場開發商，遴選適用躉購費率，競價出爐的得標價為每度 2.2245 至 2.5481 元，與去年躉購費率 5.8 元價差約 3.3 元，引發外界質疑經濟部訂定費率過高。
競價得標的北陸電力與玉山能源、沃旭等 2 家開發商出面回應，會開出如此低的競標價，是因為前期有 5.8 元躉購費率支撐，消化較高昂的期初成本，建立完整基礎建設與在地供應鏈，才能壓低後期成本。
不過，經濟部去年 11 月底公布 108 年度再生能源躉購費率草案，其中離岸風電費率較去年大降逾 1 成，引發業者反彈，業者認為， 2025 年前的風場開發計畫雖已底定，但實質工作都還沒開始進行，台灣風電產業狀況與去年相比並無進展，費率應與去年維持相同水準。
經濟部要求業者提出具體數據，其中包括國產化成本、台灣與歐洲案場差異導致的成本、學習曲線等，例如台灣因海床地質較軟，須採用較昂貴的套筒式水下基礎，天候海象狀況較歐洲差，全年可施工天數較少，也是增加風險、成本因素。
●新增 3600 滿發小時上限
今年度費率草案中新增每年 3600 滿發小時上限，超出此時數的售電價格將以當年度迴避成本（指非再生能源的平均成本）計算，但業者認為，一般而言應會希望發電效率越高越好，設定滿發小時上限，會使業者缺乏提高效率的誘因，傾向採用較便宜的舊型號風機，台灣供應鏈也因此學不到最新技術，反而不利產業進步。
能源局則表示， 3600 滿發小時是以竹南 2 座單機容量 4 MW 的風機發電時數計算，未來預估會採用 8 MW 風機，若要取消上限，計算費率公式中的年發電時數也必須回歸 8 MW 的發電時數，費率可能因此降低。
●取消前高後低階梯制
躉購費率合約期長 20 年，按照先前版本，業者可選擇 20 年同一費率，或是前 10 年高、後 10 年低的費率，不過，新費率草案中廢除前高後低的階梯制度，業者認為，這不利開發商進行專案融資，更無法吸引本土金融業者參與，不利台灣發展綠色金融。
離岸風場開發投資金額龐大，開發商多採專案融資方式向銀行借款，銀行同時須進行盡職調查評估專案未來現金流穩定度，開發商也可藉此多重把關，降低風險。因此，開發商傾向採前高後低費率，主要是為前期償還銀行貸款，增加銀行放款意願。
不過，外界憂心，業者可能拿了前 10 年較高費率，後 10 年就不經營，對此，參與相關聯貸案的外商銀行說明，銀行在與開發商的合約中都會明訂釋股、轉售規範，新股東、新經營者都必須符合銀行要求，確定具有營運風場的能力。
銀行業者也說，即使開發商轉手給其他買主經營，也無法帶走已經建設的風機、本土供應鏈，銀行為了後續穩定還款的現金流，會確保風場持續營運。
能源局表示，依蒐集資訊，可能延續前高後低的階梯制費率，但前後費率占比可能做些微調整。
●離岸風電開發案多採專案融資，風險轉嫁銀行？
專案融資與台灣過去習慣以擔保品做企業融資不同，銀行是以評估專案未來可否有長期穩定現金流還款來決定是否放款，外界擔心可能因此將離岸風電開發的高風險全轉嫁至放款銀行，開發商自備款占比低，也有落跑疑慮。
對此，曾參與海洋風電專案融資的法國巴黎銀行說明，銀行在前期會評估興建風險、氣候風險、技術風險、營運風險、風能風險、市場風險、國家風險及匯率風險，檢視整個開發案與開發商分散風險的策略，例如透過與出口信貸機構（ECA）及保險公司合作，確認風險可控才會進行放款。
而為確保專案可持續性，銀行也會在合約中要求開發商至少持股 2 到 3 成，若資金未能馬上到位，則須以母公司保證等方式提供擔保，未能達到穩定償債門檻時，也必須額外增資，改善財務結構。對於開發商釋股、轉售等行為，合約中也會對新股東明定相關規範，確保其具有營運風場能力。
經濟部今天下午公布 108 年度再生能源躉購費率，其中離岸風電每度 5.516 元，與預告草案相比，降幅從 12.71 %縮減至 5.71 %，並新增滿發小時上限，費率以 4200 及 4500 滿發小時為門檻遞減。
前高後低階梯制則拍板維持，業者可自行選擇要採用階梯制、或 20 年固定躉購費率。
（新聞資料來源 : 中央社）
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