能源知識庫

摘要

日本於2016年5月通過再生能源特別措施(FIT)法修正案，其中規定應導入再生能源設備的競標制度，以及要求的辦理事項，如指定競標的電源對象、制訂招標實施指引等，日本專家委員會(調達價格等算定委員會)於是參考各國的再生能源競標制度(如附表1)，於2016年10月開始檢討建立日本的競標制度[1]，目前正進行詳細的制度設計，較具體的內容分述如下：

(一)競標電源對象的選定—2MW以上的太陽光電設備

比較FIT制度實施後各種再生能源導入情況，競標對象應符合(1)已經大幅引進的電源；(2)有足夠的認定件數；(3)有成本再降低潛力等條件。依據附表4的再生能源導入量，事業用(非住宅用)太陽光電符合(1)和(2)的條件，到2016年6月累計導入容量占了82%。收購價格則從2012年度的每度40日元，降至2016年度的24日元。此外，依據附圖1顯示，在過去4年，2 MW以上太陽光電設備的系統成本，相較於2 MW以下者，並未有顯著降低，甚至高於500kW-2MW的成本，應有成本再降低的潛力，希望能透過競標制度來推動降價。因此，按照以上挑選條件，選定以送電端輸出2MW以上的發電設備為最初實施競標的對象。送電端輸出2MW以上的發電設備需要併網到特高壓的輸電線(7,000 V以上)，因此限定於大規模的發電設備。

(二)招標的時程規劃

依據目前專家委員會的時程規劃，如表1所示，首先將於2017年2月公布招標實施指引，接著於3月指定招標辦理機構，第1次的招標預定於2017年9-10月進行，2018年則將依據第1次招標的實施結果檢討招標制度，預定於6～7月和11～12月分別進行第2次和第3次的招標作業，2019年度以後原則每年度進行2次招標作業。

表1、日本再生能源(太陽光電)招標的時程規劃案[2]

(三)收購(躉購)價格的決定方式—採低價者得標的pay-as-bid方式

參考德國和法國等國家的競標制度實施結果，如附表2和附表3所示。一般競標的收購價格決定方式有2種：一是依據投標價格簽約(pay-as-bid)，亦即依據廠商投標價格的排序，價格較低者依序決定得標，簽約的價格為其投標價格；二是以統一價格簽約(uniform pricing)，由整體的招標結果，決定統一的收購價格，所有廠商的簽約價格均為此統一價格。德國在採用統一價格簽約(uniform pricing)方式時，均出現1歐分以下極端低價的策略性競標。經過評估其優劣後，日本將採用第1種投標價格簽約(pay-as-bid)的方式。

(四)招標流程

依照圖1的招標流程，希望參加投標的廠商，在開標前先提交再生能源發電的事業計畫，審查其是否符合參加資格。被認定有參加競標資格者，應能夠供應穩定且有效率的電力，繳交手續費和第1次保證金，並提出每度(1kWh)電的價格和設備的電力輸出量(kW)參加投標。決標時，價格較低者依序得標，直到整個募集容量達到為止。得標者應繳交第2次保證金，原則上招標結果公布後，在1個月內提出FIT認定申請，在3個月內取得FIT認定。

圖1、招標流程[2]

(五)競標者的資格標準

參加競標的資格標準，包括事業實施計畫、與地區的協調等。原則上，與認定申請時的認定要件相同，參考附表6的再生能源發電設備的認定基準，但不要求簽定併網契約。

(六)應繳交的保證金(押金) —第1次500日元/kW，第2次5,000日元/kW

將參考德國的案例，第1次保證金約500日元/kW，第2次保證金約5,000日元/kW(附表1)。若依照正常程序進行的業者，最終將全部退還保證金。

(七)招標募集容量上限—前3次共1〜1.5GW，2017年第1次為500MW

參考近年2MW以上太陽光電的認定容量，如附表5所示，2013年度有12GW，2014年度6.3GW，2015年度1.36GW，2016年度預計整年只會有1GW左右。因此，2017年和2018年共3次的招標總量，有逐漸縮減的可能，預定為1〜1.5GW，在2017年第1次的招標量最多為500MW。2018年第2次和第3次的招標量，將依據第1次的招標結果再檢討決定。

(八)競標上限價格—2017年度約為每度21日元

競標的上限價格，將設定以當年其他非競標對象(2MW以下)的事業用(非住宅用)太陽光電設備的FIT收購價格為基準。2016年度非住宅用太陽光電的收購價格為每度24日元，2017年度調降至每度21日元。若競標的上限價格設定為每度21日元，競標結果可能落在20日元左右[4]。

(九)再生能源電力收購期間—20年

收購期間將和現行FIT制度中其他2MW以下的事業用(非住宅用)太陽光電設備一樣為20年。

(十)得標後事業變更的處理

從得標到認定取得的期間，不允許計畫變更，如表2所示。從認定取得後，計畫中止、大幅電力輸出減少(比投標的數量減少20%以上)及電力輸出增加，將沒收第2次保證金，並撤銷認定資格；從認定取得後，3年內沒有開始運轉，則將沒收第2次保證金，收購期間將從20年按延遲月分扣除；電力輸出比投標的數量減少在20%以內時，將依據減少的比例，沒收保證金。

表2、得標案件的事業計畫變更處理[2]

評析

(一) 日本新能源產業技術總合開發機構(NEDO)技術開發戰略目標[5]：非住宅用太陽光電系統：2020年降至20萬日元/瓩(相當於發電成本14日元/度)；2030年降至10萬日元/瓩(相當於發電成本7日元/度)。2017年的收購價格為21日元/度，到2020年仍有7日元/度的落差。

(二) 日本政府為了能降低收購價格，減輕民眾負擔，對於過去偏重發展的事業用(非住宅用)太陽光電，改採競標制度，設定招標容量上限，以抑制其過度開發，讓其他各種再生能源得以平衡發展。競標的上限價格將被設定為2017年的收購價格21日元/度，但是過去4年，2 MW以上的太陽光電設備的系統成本並未降低(附圖1)，若再降低競標的上限價格，大規模太陽光電計畫會有多少參與競標將是未知數。因此，日本每年都會滾動式檢討實施成效，修訂招標內容與方式。

(三) 我國自2011年起即針對太陽光電設備採取FIT結合競標的機制，在每年推廣目標量的設定下，設定年度競標容量上限，但考量我國發展現況和為有效達成太陽光電年度推廣目標量(太陽光電2年計畫，在2017和2018年合計要達到1.52GW，2025年達成20GW目標)下，經濟部業於2016年10月4日召開「106年度再生能源電能躉購費率審定會」第3次會議，決議建議 2017 年不執行太陽光電競標機制。此外，我國2017年太陽光電躉購費率，如表3所示，主要特點如下：

1. 為鼓勵開發陸域以外其他區域設置太陽光電，新增水面型太陽光電躉購類別。
2. 為鼓勵設置案採用高效能太陽光電模組，躉購費率加成6%。
3. 為鼓勵北部地區(包含北北基、桃竹苗、宜花)設置太陽光電，躉購費率加成15%。

表3、我國2017年太陽光電躉購費率[6]

(四) 日本2017年度的非住宅用太陽光電收購價格為每度21日元，約為新臺幣5.7元，高於我國地面型上限費率(4.5467元/度)約25%。

(五) 日本2012年開始實施FIT制度時，非住宅用太陽光電收購價格高達每度40日元，加上設置工期短，吸引大批業者申請，造成過度偏向的發展情況，為改善此情況，於是改採競標制度。我國則恰好相反，過去在推廣目標量的設定下，採競標機制控制募集容量和價格，以等待太陽光電的成本降低後再擴大發展，然而我國為達成太陽光電2025年20GW目標，2017年將不執行競標機制，但要擴大太陽光電的發展，是否有足夠優惠的躉購價格，將是其關鍵。

參考資料

1. 入札制度について，調達価格等算定委員会（第24回），資料7，2016/10/24。
2. 電源種別（太陽光・風力）のコスト動向等について，調達価格等算定委員会（第27回），參考資料，2016/12/5。
3. FIT見直し検討状況の報告，総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会(第8回)，資料2，2016/4/1。
4. 2017年度の買取価格が大筋で決まる、太陽光発電は2円の引き下げ案が有力，Smart Japan，2016/12/6。
5. 「太陽光発電競争力強化研究会」報告書別紙，太陽光発電競争力強化研究会，2016/10/17 。
6. 提升投資誘因　再生能源躉購費率及其計算公式完成審定，經濟部能源局，2016/10/4。

附件

附表1、主要國家的再生能源競標制度[1]

附表2、德國太陽光電招標結果[1]

附表3、法國太陽光電招標結果[1]

附表4、日本固定價格買取制度(FIT)實施後再生能源導入量[1]

附表5、日本事業用(非住宅用)太陽光電設備的認定容量[1]

附圖1、日本事業用(非住宅用)太陽光電設備的系統費用[1]

附表6、日本再生能源發電設備的認定基準[3]