逐步提高電價支應成本較高再生能源發電之可行性探討 100年下半年度環保共識會議 逐步提高電價支應成本較高再生能源發電之可行性探討 許志義 國立中興大學資管系與應經系教授 2011.11.06

目次 一、前言 二、各種再生能源發電收購機制 三、FIT政策探討 四、 RPS政策探討 五、 RAM政策探討 六、結論

一、前言 「天下沒有白吃的午餐」 再生能源發電成本相對較高，如何支應？是世界各國能源政策重要課題。 再生能源發電對電價的影響機制 FIT(Feed-in Tariff) RPS(Renewable Portfolio Standard) RAM(Renewable Auction Mechanism)

台灣再生能源發展條例草案 第七條 再生能源發展基金 電業及設置自用發電設備達一定裝置容量以上者，應每年按其 不含再生能源發電部分之總發電量，繳交一定金額充作基金， 作為再生能源發展之用；必要時，應由政府編列預算撥充。 基金之用途如下： 　　一、再生能源電價之補貼。 　　二、再生能源設備之補貼。 　　三、再生能源之示範補助及推廣利用。 　　四、其他經中央主管機關核准再生能源發展之相關用途。 電業及設置自用發電設備達一定裝置容量以上者，依第一項規 定繳交基金之費用，或向其他來源購入電能中已含繳交基金之 費用，經報請中央主管機關核定後，得附加於其售電價格上。

2011年度台灣各類再生能源FIT躉購費率 再生能源類別 分類 級距 (kW) 2011年度費率 (元/度) 2010年度費率 變化率(%) 太陽光電 屋頂型 ≧1~<10 10.3185 11.1883* (相當於無設備補助14.6030) -29.34 ≧10~<100 9.1799 12.9722 -29.23 ≧100~<500 8.8241 -31.98 ≧ 500 7.9701 11.1190 -28.32 地面型 -- 7.3297 -34.08 風力 陸域 7.3562 7.2714 1.17 ≧10** 2.6138 2.3834 9.67 離岸 無區分 5.5626 4.1982 32.5 川流式水力 2.1821 2.0615 5.85 地熱能 4.8039 5.1838 -7.33 生質能 廢棄物(衍生燃料) 2.6875 2.0879 28.72 其他 註＊ :1kW以上未達10kW太陽光電99年公告再生能源躉購費率另提供5萬元/Kw設備補助，100年則不另提供5萬元/Kw設備補助。 註＊ ＊ ：依規定須加裝LVRT者，則費率為2.6574元/度。

二、各種再生能源發電收購機制 1. 再生能源保價收購政策(FIT) 2. 再生能源配比標準(RPS) 3. 再生能源競標機制(RAM) 政府與業者簽訂長期契約，以固定費率收購再生能源所產生之電力，此費率依不同再生能源發電技術而有所不同。 2. 再生能源配比標準(RPS) 政府透過立法規範供電業者再生能源發電比例，未達規範門檻之業者亦可透過REC憑證交易平台達成義務。 3. 再生能源競標機制(RAM) 建立在以市場為基礎的拍賣制度下，購買再生能源發電量，且發電量不得高於20MW。

三、FIT 政策探討 (1/3) 躉購費率可因發電成本、對社會或電業價值(value to the system)、固定價格誘因、以競標方式(eg. RAM)決定而不同。 躉購費率可依技術、使用燃料、裝置容量、資源品質、裝設地點而不同。 多樣化制度設計： 事先決定躉購費率遞減 反應市場狀況和成本 通貨膨脹納入考量 Consideration of Time of Delivery 與市場價格關係： 電價差額補助(Premium FIT) 固定價格收購(Fixed-Price FIT) Source : NREL(2010),A Policymaker’s Guide to Feed-in Tariff Policy Design

三、 FIT 政策探討(2/3) 費率適用基準日。 躉購費率視再生能源推廣目標達成狀況調整。 設定躉購上限避免再生能源收購爆量，增加財政和電費負擔。 躉購費率隨再生能源技術進步，成本下降而逐步調低。 躉購費率依裝置地點、發電條件優劣、併網難易度而調整。 躉購費率隨技術成本變動及推廣實況，必須頻繁修正的行政成本較高，並對業者帶來長期不確定之影響。 為達成再生能源推廣目標，可能需要協助業者期初投資成本融資之相關配套措施。

三、 FIT 政策探討(3/3) FIT制度有助於小型分散式發電技術推廣，若無FIT制度將影響裝設意願及連帶產業效益。 價格搜尋成本。 議價成本。 契約成本。 行政單位監管成本。 交易成本

四、RPS政策探討 優點 配比義務確保基本目標的達成。 以較低成本技術達成再生能源推廣目標。 由市場決定價格，政府不需頻繁調整躉購費率。 與FIT制度相較，較不需擔心政府財政問題。

四、 RPS政策探討 缺點 有可能不利再生能源全面發展。 需要建立權證交易平台及相關作業程序，需確保市場訊息充分揭露，有監管行政成本。 投資風險較FIT制度高，可能因此使業者融資面臨更多困難。

五、 RAM政策探討(1/2) Key Program Elements Standard Contract Product Project 1.Flexibillity in contract language :Simple, non-negotiable contract approved by CPUC. 2.IOU would sign contract with winner bidders. 3.Contract size :1 MW(minimum contract size) to 20MW(maximum) projects greater or equal to 500kW can aggregate to meet the minimum criteria as long as they interconnect to the same p-node with contracting size not greater than 5MW. 4.Contract Length:10,15, or 20 years. 5.Length of Time to COD: Projects must be online within 18 months of CPUC approval with one 6-month extension for regulatory delays. Contract extension needs a 60- day notice in advance to guaranteed commercial operation date(COD). Product Firm( baseload): geothermal and biomass Non-firm peaking(peaking as-available) :solar Non-firm non-peaking(non-peaking as-available) electricity: solar+ wind Project Viability Minimum requirement for participating in the auction: 1.Site control: 100% site control through direct ownership, leasing or option to lease or purchase upon awarding contracts. 2.Commercialized Technology. 3.Development Experience: At least one member has completed or begun at least one project with similar capacity and technology. 4.Interconnection Application: proof having filed interconnection application and completed a System-Impact Study, etc. Source: Summarized from CPUC Resolution 4414(2011);PG&E advise letters, SDG&E advise letters(2011),SCE advise letters(2011)

Key Program Elements(cont.) Bids Selection 1.Market-Based Pricing: Bids will be selected starting with the lowest cost until capacity per auction is filled. 2.IOUs could use approved methods describing in its advise letters implementing RAM to normalize(adjust) bids to place them on an equivalent basis; estimated transmission network upgrade costs should be accounted in ranking bids. Streamlined Procurement 1.Contracts need CPUC staff approval before executing. 2.Price, terms and conditions are non-negotiable. Transparency 1.Annual program forums to collect feedbacks . 2.Project development milestones and annual progress report from the utility, biannual progress report from the developers. 3. Publicly available program data. Source: Summarized from CPUC Resolution 4414(2011);PG&E advise letters, SDG&E advise letters(2011),SCE advise letters(2011)

六、結論：FIT vs. RAM FIT Bidding(RAM) Least-Cost Approach × ν Tariff Determination By Regulator Bidding among Developers Monitor and Administration Cost High Low Asymmetric Information Regulator vs. Developers Tariff Variation among different sites or conditions Adaptable More Relevant Limiting Supplier’s Capacity for Avoiding Market Power Concentration Price-finding and Bargaining Cost Developers’ Risk Little Might underestimate new technology costs. Might Speculate for underbidding Project Completion Risk

六、結論(續) 1.再生能源發展初期，基於政策鼓勵，各國多以FIT躉購制度 給予投資者保障。 2.RAM制度可降低政府管制行政之交易成本。 3.FIT制度可與RAM制度相互整合，例如小型「用戶端(behind the meter)」再生能源採FIT機制，大型批發集中市再生能源採 RAM制度，進而達成RPS政策目標。 4.同樣的一度再生能源發電，對電力系統或對整體社會，皆有 不同的價值。再生能源收購政策必須考量此一特性，並反應 在其收購電價中。

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