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%

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。
 

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。

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：

 

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。
 

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%。
 

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。