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風能 專題分析

風場競標機制:負向競標將造成歐洲風場資本支出增加至多 15%

June 23, 2022 Wind InfoLink

CN TW

前言

隨著離岸風電市場的成熟,近幾年歐洲開始採用負向競標模式(Negative bidding),負向競標意旨開發商需要支付額外的費用以獲得風場開發資格,丹麥及荷蘭皆轉向負向競標,而德國亦計畫於今年度開放的風場招標當中轉換競標模式。

首次採用負向競標的風場

丹麥 Thor 風場採用的是差價合約(Contract for difference, CfD)結合負向競標模式,CfD 制度之電價由政府訂定,使得開發商得確保以履約之價格售出電力,降低開發風險,有別於典型 CfD 制度,Thor 風場之電價並非由政府制定,而是透過競價,並由政府制定出補貼及負補貼的上限,若前一年度的平均電價低於競標價格每度電 0.0013 歐元(折合台幣約每度電 0.042 元),下一年度政府需補貼風場差額,上限為 8.7 億歐元(約台幣 275.4 億元),反之若平均電價高於競標價格,開發商則需支付差額直至上限 3.76 億歐元(約台幣 118.6 億元),以風場於 2026 年商轉來舉例,若當年度平均電價為每度 0.1 歐元, 2027 年 Thor 風場則需繳納每度 0.0987 歐元之差價補貼。考量競標價格趨近於 0 元競標,Thor 風場可以說是首次採用負向競標之風場。

荷蘭 2021 年開放競標之 1.4 GW 風場當中,亦將採用負向競標的概念,新增加分機制,開發商得透過支付 5000 萬歐元(約台幣 15.8 億元)來提高競標評比的分數,預計佔評分的 10%。

風場選商發展

躉購制度(Feed-In Tariff, FIT)
風場開發初期,為了提高投入離岸風電的誘因,通常採用的是躉購制度,政府將藉由長期性合約提供開發商高價收購的獎勵機制,由於具有長期合約之特性,除了可以降低投資者的風險,讓融資更加順利外,也能保障離岸風電的長期發展。

電價差額補貼(Feed-In Premium, FIP)
政府會給予業者在電力市場售電的溢價補貼,根據市場價格走勢,給予固定或是設有上下限的溢價補貼,由此一來能在保障風場的同時促進再生能源的自由競爭。其中 FIP 制度又分下列兩種:

  • 溢價固定型 FIP(Constant Feed-in Premium):無論市場價格多少,皆給予固定的溢價,若設定上下限,則可將變動風險限制在一定範圍內,同時與市場價格連動

  • 溢價變動型 FIP(Sliding Feed-in Premium):設定固定的市場價格和溢價之總和,溢價隨市場價格的變化而改變,市場價格越高,溢價越低。如果市場價格超過設定值,則溢價為 0;反之市場價格低於此設定值,則提供溢價之補貼

FIP制度種類

競標模式
隨著離岸風電發展的推進,開發商數量越來越多,風場從躉購制度走向市場機制,改採用競標的方式來爭取風場開發資格。在競標模式前期,政府通常會訂定競標上下限作為保障,或是開放風場申請補貼。

之後則進入無上下限之競標模式,這時風場通常以零元得標,再逕行與企業簽訂企業購電協議(PPA),InfoLink 認為綠電需求大漲,台灣第三階段競標有機會迎來零元競標。

負向競標可能使融資更加困難

Thor 風場裝置容量為 1000 MW,以 2021 年丹麥的平均電價每度 0.1485 歐元(折合台幣約每度電 4.68 元)來計算的話,當年所需支付之差額費用為 6.45 億歐元(約台幣 203.3 億元),遠高於差價上限3.76億歐元,因此 InfoLink 預估,RWE 將於第一年支付完負補貼,之後即進入完全市場機制。許多學者並不認同此轉變,額外的成本極高機率最後會反映在電價或是供應鏈上,進而造成人民的壓力,或使供應鏈技術成長速度減慢;根據 InfoLink 估算,負向競標機制將使 Thor 風場的資本支出增加 13% – 15%,度電成本增加 10% – 11%,考量風場是以近乎零元競標,在尚未簽訂 PPA 之前,風場投資的風險是很高的,因此成本的增加有可能會連動影響銀行融資的利率。

至於荷蘭以繳「入場費」的方式讓開發商付 5000 萬歐元之風場開發費用,InfoLink 估計將使資本支出增加約 2%,度電成本增加 1% – 2%。

結論

在風場發展成熟的情況下,負向競標確實是有可能的轉變,然而各國政府應考慮自身國家的度電成本,負向競標之所以在丹麥可行是因為丹麥本身風場條件優渥,在離岸風電的發展較早,度電成本亦較歐洲其他國家來得低。InfoLink 亦認為在競標機制的轉換階段,先以荷蘭一次性繳納開發費用之方式,並且較低的金額,開發商的接受度可能會較高。

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