全台灣的總發電或購電的度數在2017年達到2,310億度,核電所占的比率已經從2015年的16%,降到2017年的9.3%;而根據原本的非核家園目標,包含太陽能光電和風力發電在內的再生能源,想要在2025年達到20%的占比,再生能源裝置容量就必須達到27GW(10億瓦)。其中離岸風電產業的「本土化」或「國產化」,因需要長期的投資和經營才可望成功,因此融資的順利與否,扮演極重要角色。

「有錢好辦事」,離岸風電的所謂「專案融資」(project finance)有來自三個方面的利害關係人:股東或發起人、電力公司、以及銀行;而其間的關鍵則是「有沒有追索權」。在股東或發起人方面,主要是「投資」和「回收」;在電力公司方面,涉及到的是「電價」或「躉購電價制度」在經濟上的誘因設計;而最複雜的則是在銀行方面的「介入權」和「合約」或「合約轉讓」,尤其是其與專案融資計畫之間的「放款」和「還本」與「付息」。由於主辦銀行或聯貸銀行是整個專案融資的成敗關鍵,而其關注焦點則在於:「統包合約」和「運轉維護合約」的履約保證;風電設備的「動產抵押權」;「購電售電合約」的權利轉讓;以及其他相關保險的受益人。

回顧去年酷熱的5月天時節,當時的金管會副主委鄭貞茂在5月31日於立法院經濟委員會進行專案報告時,在釐清「銀行無追索權融資之風險管理及貸款後管理」的問題時指出,為了長期的經營和發展,離岸風電的專案融資大部分是由發起人建立「特殊目的公司」(special purpose vehicle, SPV是歐洲國家的用法,美國則用SP Company)。鄭貞茂強調,「貸款行向SPV(借款人)提供放款,相關債權債務關係存在於貸款行跟SPV公司,貸款行對發起人依通常運作模式並無追索權或僅為有限追索權,但是貸款行對該專案來講,還是具有追索權,未來還款的來源主要仰賴專案計畫建設完成後之現金流入(發電收入)」。

然而,在2018年底選舉與「以核養綠」公投之後,經濟部在11月29日所預先公告2019年「再生能源躉購費率」的草案,離岸風電的費率從去年每度5.8498元,調降為5.106元;而且今年起除了訂定未來每年3,600滿發小時的售電上限,也取消併網前10年、後10年的「先高,後低的費率」計價方式。其對於風電「專案融資」造成重大的衝擊。

有別於國際上的「專案融資」實務運作,國內金融業者還是以股東的債務信用與連帶保證,以及擔保品的價格為主。當適用到風電的專案融資時,台灣金控董事長呂桔誠曾在「台灣銀行家月刊」,建議要「透過聯貸案、以及將部分聯貸債權轉為綠能風電債券發行的組合,再加上信用保證機制的配套,才能提高金融業者的參與」。

就此觀之,一方面,金融業者承辦專案融資的經驗不足,離岸風電「以小搏大」的特性,降低業者的參與意願。另一方面,過去台灣高鐵3,820億元的專案融資,曾經在2000年、2006年、2010年,三次都是由政府擔保的聯貸銀行團之契約,很難在這次的政策個案加以複製。

其中的原因就在於:第一,在離岸風機的建置興建階段,「天候因素」或意外事件都可能延誤完工和商轉的日期;第二,後續的營運管理是在缺乏經驗的情況之下進行,而這必然影響到實際的發電能量和穩定的發電效率,更進而可能造成原本預期的現金收益之減少,從而損害到貸款銀行的債權。

換言之,離岸風電產業的核心問題在於專案融資的成敗,而專案融資的成敗,雖然和經濟部所訂定「躉購電價」和「躉購制度設計」的決策有關,但對於電廠的專案融資來說,更重要的關鍵還是對於「售電收入」掌握程度的高低。也因此,資金投入最為龐大的施工安裝時期,無論是建廠成本或是完工期限,以及未來氣候變化對於風機施工品質的考驗,都和開發業者的「售電收入」或是償還債務能力直接相關。

綜合以上所言,無論是「合理的躉購價格」、「風機建置的準時完工與施工品質」、或是「電力供應的穩定性」,在風電財務上,經濟部相關政策作為的諸多不確定性,將不利於「專案融資」。經濟部在新的一年,對於電力購買協議相關政策措施的改變,不但影響到廠商的履約保證意願和能力,以及對於後續的運轉維護,也直接衝擊到原本「經驗值是零」、「缺少專業人才」、以及「一向被高度監理」的台灣金融業者,想要當「政策領頭羊」的信心!

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