離岸風電專案融資可行性之探究
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(2) 謝 辭. 時光荏苒，轉眼間，臺師大 EMBA 的學習生涯即將邁入尾聲。回首這兩年學習生活，兼顧 繁忙的工作與沉重的課業，後期還有論文撰寫的過程，在這條求學、追夢的路途上，我走得 既辛苦卻也收穫滿囊。值此論文付梓之際，心頭思緒萬千，是如釋重負，亦是滿懷感恩，對 於恩師、同學、好友及家人的鼓勵與協助，在此我想表達深深的謝意。 本論文能夠順利完成，心中最感謝的就是我的指導老師-陳慧玲教授。恩師治學嚴謹細心， 為人隨和熱情，在撰寫論文的過程中，從選題、定題到最後論文的修改、潤色，恩師除以「專 業標準」嚴格要求之外，總是毫無保留地給予我深刻而精闢的指導，幫助我開拓思路、突破 瓶頸。學生有幸能追隨恩師求學，在研究態度上啟發良多、受益匪淺。在此向恩師致上我最 誠摯的感激。 再者，感謝台北大學會計系. 林孝倫教授以及輔仁大學會計系. 黃美祝教授，在論文審. 查期間，細心審閱；在口試期間，賜予諸多寶貴意見及斧正，使本論文更臻完備，在此致上 萬分謝忱。 感謝「106 級玲家班」的學長姐無私地協助；感謝「107 級玲家班」的夥伴們蘭萍、怡惠、 靖婷、美莉，在撰寫論文期間與我相互砥礪、相互打氣，與你們共度撰寫論文的苦樂，如今 都成為甜美的回憶。另外，感謝 107 第七組學伴們海燕、金山、志儫、裕隆、文娜、麗英、 惠靜、希寧所給予的幫助、鼓勵與包容，因為有親如家人的你們，讓這段日子增添了許多溫 馨與歡樂的回憶，謝謝你們！ 感謝合作金庫南港分行的全體同仁們，因為有你們在工作上的同心協力，讓我在忙於撰 寫論文之餘，亦能順利完成公司及主管交辦的任務。此外，感謝我親愛的家人，因為有你們 精神及行動上的支持與協助，才能讓我無後顧之憂地朝目標挑戰，順利圓夢。 最後，謹以此向所有關心我的人致上最深的感謝，並將這份成果呈獻給你們。. 葉昭齡. 謹誌于國立臺灣師範大學. 中華民國 109 年 5 月. i.
(3) 中文摘要. 台灣海峽擁有 16 處國際評比全球優良離岸風場條件，故政府設置 2025 年實現再生能源 發電佔比達 20%目標，逐步開發離岸風場，採取「先示範、次潛力、後區塊」三個階段。離岸 風場建置需要巨額資金，然國內金融業缺乏離岸風電專案融資授信人才，較難評估其風險與 報酬，目前僅部份民營銀行承做離岸風電專案融資，而官股銀行則僅承作循環信用額度貸款。. 本研究目的係檢視離岸風電專案融資計畫可行性；本研究以一個模擬離岸風電為個案， 進行財務分析，預估興建期現金流出及營運期間現金流入與流出，並根據財務預估，以六項 評估指標（淨現值、內部報酬率、折現後回收年限、自償率、分年償債比率、利息保障倍數） 評估專案融資可行性。本研究亦在基本假設條件不變之下，考慮採階梯費率制度及營運期延 長至 25 年兩種情況，對其專案融資之影響。此外，本研究深入剖析銀行進行離岸風電專案融 資可能面對的各項風險，以期提供金融機構人員參考。. 關鍵字：離岸風電、專案融資、財務模擬、風險評估. ii.
(4) English Abstract. According to the 4C Offshore statistics, 16 of the 20 globally-rated best place for wind farms are located in the Taiwan Strait. Therefore, the Taiwanese government has set a target of achieving 20% renewable energy production by 2025, gradually constructing Taiwanese offshore wind farms by implementing three phases of development.The construction will require huge amounts of capital. However, the domestic financial industry find it difficult to evaluate the risk and return of an offshore wind farm due to lack of related professionals who specialize in project financing. Currently, some private commercial banks in Taiwan are willing to undertake project finance of offshore wind projects, while government owned banks are only prepared to provide revolving line of credit loans.. The purpose of this research is to assess the feasibility of the project finance of an offshore wind farm. This research constructs a financial modal based on a simulated offshore wind farm to forecast the cash outflows and inflows during the construction and operation period respectively, and assess the project feasibility by 6 evaluation index (Net present value, Internal rate of return, Discounted payback period, Self-liquidating Ratio, Times interest earned, Debt service coverage ratio). This research also conducts sensitivity analysis on adopting the revised ladder tariff and extending the useful life of the wind farm to 25 years, with basic assumption remaining unchanged, to analyze their impacts on project finance. In addition, this research also scrutinize any risks that banks may face when undertaking the project finance for an offshore wind farm, with a view to providing references for financial institutions.. Key words: Offshore wind power, Project financing, Financial simulation, Risk assessment. iii.
(5) 目 次. 第一章、 緒論 ............................................................................................................. 1 第一節、 研究動機與目的...................................................................................... 1 第二節、 研究貢獻.................................................................................................. 3 第三節、 論文架構.................................................................................................. 4 第二章、 專案融資 ..................................................................................................... 5 第一節、 專案融資定義與種類 ............................................................................. 5 第二節、 專案融資原則性規範 ............................................................................. 6 第三節、 離岸風電專案融資計畫利害關係人 ..................................................... 8 第四節、 離岸風電專案融資計畫 ....................................................................... 11 第三章、 離岸風電 ................................................................................................... 13 第一節、 全球離岸風電現況和前景 ................................................................... 13 第二節、 臺灣離岸風電現況與前景 ................................................................... 14 第四章、 專案計畫財務評估 ................................................................................... 17 第一節、 財務可行性之分析方法 ....................................................................... 17 第二節、 個案風場之介紹及財務模擬假設 ....................................................... 18 第三節、 沃旭風場收入及成本結構 ................................................................... 35 第四節、 沃旭風場現金流量分析及財務綜合分析 ........................................... 40 第五章、 離岸風電專案融資風險評估 ................................................................... 51 第一節、離岸風電專案融資風險評估架構及流程 ............................................. 52 iv.
(6) 第六章、 結論與建議 ............................................................................................... 63 第一節、 結論........................................................................................................ 63 第二節、 建議........................................................................................................ 65 參考文獻 ..................................................................................................................... 67. v.
(7) 表 次 表 1：台灣離岸風電專案融資 ................................................................... 12 表 2：臺灣離岸風場潛力場址環境基本資料 ........................................... 16 表 3：台電二期風場之直接成本項目 ....................................................... 20 表 4：台電二期風場之間接成本項目表 ................................................... 22 表 5：沃旭風場與台電二期風場實際值比較 ........................................... 23 表 6：沃旭風場之直接工程成本調整說明 ............................................... 25 表 7：沃旭風場之間接工程成本調整說明 ............................................... 28 表 8：銀行貸款金額 ................................................................................... 30 表 9：加權平均資金成本參數及計算 ....................................................... 33 表 10：階段式躉購電價 ............................................................................. 34 表 11：沃旭風場收入結構 ......................................................................... 35 表 12：設置成本 ......................................................................................... 36 表 13：運維成本 ......................................................................................... 37 表 14：自有資金與債權資金條件 ............................................................. 37 表 15：綠色債券及貸款本息攤銷表 ......................................................... 38 表 16：沃旭風場現金流量分析-單一費率 ................................................ 41 表 17：沃旭風場財務綜合分析 ................................................................. 43 表 18：沃旭風場分年償債比率表 ............................................................. 44 表 19：沃旭風場利息保障倍數表 ............................................................. 44 表 20：沃旭風場現金流量分析-階梯費率制 ............................................ 46 表 21：沃旭風場財務綜合分析-階梯費率制 ............................................ 48 表 22：沃旭風場分年償債比率表-階梯費率制........................................ 49 表 23：沃旭風場利息保障倍數表-階梯費率制........................................ 49 vi.
(8) 表 24：沃旭風場情境分析–不同費率分析比較 ....................................... 50 表 25：沃旭風場單一費率制與營運期延長之比較 ................................. 50 表 26：專案驗證的流程主要項目範圍與執行內容 ................................. 55 表 27：盡職調查項目 ................................................................................. 60. vii.
(9) 圖 次. 圖 1：離岸風電專案融資利害關係人 ......................................................... 8 圖 2：臺灣潛力場址資料 ........................................................................... 15 圖 3：離岸風電專案融資風險評估架構 ................................................... 52 圖 4：離岸風電專案融資風險評估流程 ................................................... 53. viii.
(10) 第一章、 緒論 第一節、 研究動機與目的 過往人類過度使用石化燃料，使二氧化碳等溫室氣體造成全球暖化現象日益嚴重。為減 緩全球暖化對人類的影響，超過 100 個國家領袖在 2015 年巴黎協定會議中承諾長期目標確保 世界平均氣溫上升能控制在攝氏 1.5℃之內。世界經濟論壇於 2019 年所公布「2019 年全球風 險報告」，亦可知前十大風險中有六項風險都與環境及極端氣候息息相關。因此，減少二氧 化碳排放與阻止全球暖化是環境永續的重要議題。世界各國面臨氣候變遷及全球暖化，都制 定再生能源政策並投入推動能源轉型，2017 年全球新增加的發電投資，70%是再生能源。 根據環境資訊中心截至 2018 年 11 月 1 日的資料，全球已有 154 家企業加入 RE100 再生 能源倡議行動，承諾使用 100%再生能源。從全球 IT 龍頭 Google、Facebook、Apple、微軟到 IKEA、BMW 汽車集團、花旗銀行、日本 SONY、Nike、Starbucks 等都是 RE100 會員。2012 年 Google 訂定使用 100%再生能源的目標，並透過購買綠電方式，在 2017 年已達到所有能源 改由風力及太陽能發電供給的目標；蘋果已要求旗下供應鏈 23 家廠商承諾為蘋果產品使用 100%再生能源，這意味著 ER100 的影響力不僅深入國際大品牌，更擴及產業鏈所處的國家。 根據世界銀行報告，極端氣候造成台灣負面衝擊極大。近年來，為降低火力發電所造成 的空氣汙染、二氧化碳等溫室氣體及核能發電所造成核廢料汙染，政府開始推動太陽能和風 力發電等再生能源。在風力發電部分，其中，英國、德國及荷蘭致力於發展離岸風電已有 25 年以上開發經驗。自歐洲延伸至亞洲和美洲，愈來愈多國家重視並開始投資離岸風電。以彭 博新能源財經的預估，全球離岸風電規模將自 2017 年的 17.7GW 增加至 2030 年的 114.9 GW； 因此，政府開始推動離岸風電，由沃旭能源、達德能源集團(WPD)、哥本哈根基礎建設基金 (CIP)、北陸能源(NPI)、上緯和台電等開發商負責從示範風場開始建造、維護與營運，再逐步 擴展至淺海及深海海域的離岸風場。政府再以躉構方式，向開發商以保證價格購電。 根據歐洲興建離岸風場的經驗，在技術純熟情形下，1MW 約需新台幣 1 億元投資金額。 然而，台灣並無離岸風場開發經驗與關鍵技術，風機、運輸支援等產業鏈尚未建置，台灣海 峽時常發生地震且夏季時有颱風，而彰化外海又瀕臨絕種的台灣白海豚等因素，導致台灣離. 1.
(11) 岸風場開發成本及風險相對高，1MW 可能需投入新台幣 2 億元。龐大的資金需求，使開發商 為確保財務彈性需尋求金融機構以專案融資方式貸款。 世界離岸風能 20 處最佳場址中有 16 處在台灣海峽，其淺海區潛能 9 GW，可開發 1.2GW； 深海區潛能 48GW，可開發 10GW；極深區潛能 90GW 則可開發大於 10GW。風力發電在台 灣為新興產業，台灣金融界相對此產業授信評估機制陌生，尤其是離岸風電涉及興建期長及 外海海象不確定高等風險因素的評估，複雜性高，使許多金融機構不願提供專案融資予開發 商，筆者在金融機構服務多年，瞭解目前金融機構缺乏專案融資經驗，亦不瞭解離岸風電專 案，無法評估融資風險。因此，本研究以一個模擬離岸風電為個案，進行財務分析，預估興 建期現金流出及營運期間現金流入與流出，並根據財務預估，評估專案融資可行性。此外， 本研究深入剖析銀行進行離岸風電專案融資可能面對的各項風險，以期提供金融機構人員參 考。. 2.
(12) 第二節、 研究貢獻 本論文有以下三項貢獻： 一、 既有國外文獻檢視離岸風電的財務分析架構(例：Kartorp, 2016；Levitt et al., 2011；Ozkan and Duffey, 2011；Weaver, 2012),然目前國內有關離案風電的研究多數是策略面，如：施 工技術、作業安全及運維安全(例：房辰陽等，2018；高瑞鍾等，2019；簡連貴等，2018； 蘇義淵等，2019)，部分文獻檢視離岸風電開發與風險控管(例：林伯峰，2018；吳彥儒， 2019；黃湘凌，2019；鄒逸錚，2019)。張鼎煥(2019)檢視參與離岸風電融資機構所面對 風險和效益，王嘉緯(2018)檢視金融機構承作專案融資應如何利用保險或保證方式降低 風險。然張鼎煥(2019)及王嘉緯均探討金融機構融資，卻未以案例進行財務模擬與分析， 固本論文可彌補既有文獻之缺漏。 二、 雖然政府大力推動離岸風電，亦利用國外開發商引進國外技術，然因離岸風電從開發、 建置到運維不同階段均有其風險。政府在協助本國銀承作離岸風電融資時，必須讓銀行 從業人員瞭解可能風險，本研究在風險評估部分將能提供政府相關管制機構之參考。 三、 近年來陸續發生慶富案及潤寅詐貸案，使多數國內金融機構對於高風險離岸風電專案融 資裹足不前。本研究藉由一個離岸風場財務分析與風險評估，可提供給擬承作離岸風電 專案融資之銀行從業人員參考。. 3.
(13) 第三節、 論文架構 論文分成六章，以下為每一章節內容概述： 第一章 緒論 陳述論文之研究動機、目的、架構和研究貢獻。 第二章 專案融資 主要檢視專案融資的定義、種類、規範，及離岸風電專案融資計畫。 第三章 離岸風電 探討全球及台灣離岸風電現況與前景。 第四章 專案計畫財務評估 本章探討財務可行性分析方法、個案風場介紹、財務模型假設、個案風場收入及成本結 構、現金流量分析及財務綜合分析。 第五章 專案計畫風險評估 本章探討離岸風電專案融資風險評估架構及流程。 第六章 結論與建議 此章針對專案計畫財務及風險評估彙總結論，並提出給銀行業及政府相關建議。. 4.
(14) 第二章、 專案融資 第一節、 專案融資定義與種類 專案融資係指一種針對特殊目的所建構的融資方式，由專案發起者成立特殊目的公司， 以該專案資產與現金流作為債權人的擔保品與償還貸款的主要來源。(林曉琪，2018；趙怡安， 1999) 與傳統企業融資相較，專案融資風險較高，因此管控其風險的三大面向─完善的專案驗 證、海事擔保鑑定與及詳實的盡職調查，對於金融機構而言，實屬重要；其中，盡職調查與 金融機構關聯性甚大。 依照債權人是否有除了還款來源以外之其他債務追索權，可分為(1)無追索權的專案融資： 用以還款方式僅為穩定的收益或現金流量；(2)完全追索權專案融資：還款必須由發起公司或 政府以直接或藉由第三方間接保證方式做擔保；(3) 限制追索權專案融資：分為完工前與完工 後，專案計畫完工前屬於有追索權，發起公司必須提供擔保。在完工後開始試營運，則屬無 追索權。然提供貸款機構可要求簽立契約，若營運階段的售價抑或銷量太低導致營收產生現 金收入無法償還款項時，發起公司必須償還借款。. 5.
(15) 第二節、 專案融資原則性規範 為了因應政府推動大型公共建設及離岸風廠建置，金融機構需提供專案融資，故規範專 案融資。107 年 1 月 29 日增訂《中華民國銀行公會會員授信準則》第 20 條之 1 後於 107 年 9 月 5 日因配合金管會政策之推動，以及參酌金管會檢查局【106 年度下半年主要檢查缺失-本 國銀行】報告中對於專案型融資聯貸授信案所提改善作法，而有些許調整。根據相關法令可 知，金融機構承作專案融資必須必須遵守以下原則： 一、檢視該專案投資計畫能否符合專案融資。 二、盡職調查：金融機構本身抑或委託律師、會計師等外部專家、顧問公司或第三方檢證驗 證機構針對計畫在財務、法律、技術、保險等進行可行性評估和衡量相關風險。若為外 部專業人士提供之評估報告，金融機構須考量其合宜性。 三、辦理專案融資風險評估時，應加強注意評估下列事項： （一）借款人之主要股東、計畫之投資人、發起人，並評估能否有足夠的資金與技術執行計 畫，亦需考量之前承作專案績效及經營誠信等。 （二）資金用途應評估各項成本及費用支出之合理性，並就整體財務規劃覈實評估借款人資 金缺口，以合理規劃授信額度。 （三）還款來源應評估財務假設、預測之可達成性及專案計畫完工後之現金流量，是否足以 償還借款本息。 （四）債權確保應評估專案內各項主要標的物或擔保品，及其違約時之處分方式。 四、應與借款者和投資人、發起人等利害關係人洽談如何分擔相關風險和如何提供擔保，必 要時應採取相關風險控管機制，例如：加強徵提擔保品及（或）保證人以信託方式設立 專戶；藉由律師或會計師等專家進行監督；借款人若無法完成工程時應由其他公司代為 續建或由銀行介入處分等。如屬機密性公共工程融資案件，得與工程採購機關商議由政 府機關承擔債務或提供保證。 五、落實貸後管理機制： （一）依據計畫的進度須擬定監督計畫並確實進行審核監督。 （二）若借款人或高階主管有負面或異常訊息，需評估對償債能力有否影響，且持續留意其 財務和營運情形。 （三）撥給放款資金之文件、作業及金流均須嚴格控制與監管，以避免虛假詐貸。 6.
(16) 六、辦理專案融資重大款項之國外匯款，應依防制洗錢和打擊資恐等法規辦理。. 7.
(17) 第三節、 離岸風電專案融資計畫利害關係人 離岸風電專案計畫牽涉不同利害關係人，由圖 1 可知，利害關係人包括：負責專案的 建設承包商、專案完成後營運承包商、貸款銀行或出口信貸機構、保險公司、顧問、投資 人等共九大類，茲分述如下：. 保險. 圖 1：離岸風電專案融資利害關係人. 一、投資者： 發起人通常是具備相關技術的技術型投資人或是具備充沛資金的財務型投資人，技術 型的投資人對於計畫的施作與長期營運有加分的作用，而財務型投資人則可以增強專案的 財務體質。. 8.
(18) 二、貸款方： 包含發展金融機構、多邊開發銀行、國內外商業銀行、出口信貸機構等1。由於離岸風 電的資金需求較大且技術層面較為複雜，貸款方若為過去曾有相關經驗的銀行是聯貸參與 行的首選，例如法國巴黎銀行、法國外貿銀行、荷蘭 ING 銀行、德國復興信貸銀行、日商 東京三菱銀行等。 三、土地所有權人： 可能來自公部門，也可能需要跟私地主協商取得使用權。 四、建設及營運承包商： 離岸風電建設承包商，包含風機製造商、水下基礎/鋼構製造商、電纜承包商、海事工 程等，在營運階段則有營運維護商。 五、顧問： (一)工程技術顧問： 負責整體計劃的施工設計相關之顧問服務，提供資訊讓專案公司了解相關的工程 風險與技術，且會預估發生潛在風險所造成的成本增加金額與施工期延長日數，再進 行各種情境分析推估對計劃影響。且針對這些狀況，會提出需預提的準備金數。 (二)風力評估顧問： 針對計畫場址提供可能風量與相關風場的資訊，並做出 P50、P90 的情境分析供 專案公司參考。 (三)電價市場顧問： 提供對專案所在國的長期電價預估與相關市場報告，讓公司能準確預估電價。就 我國而言，目前離岸風電的電價費率有兩種形式，一個是每年由經濟部能源局的再生. 發展金融機構的目標是支持政府設定的目標，並為符合各該國內部規定的專案提供資金。DFI 希望能夠資 助難以接觸本國或者外國資本市場的公司，並提供降低風險的產品，使得投資人仍能繼續執行投資計畫而 不中途放棄。大多數歐洲國家都有發展金融機構，包括法國的 Proparco，荷蘭的 FMO，德國的 DEG，英 國的 CDC，西班牙的 Cofides S.A.以及斯堪的納維亞的 FinnFund，Norfund，IFU 和 Swedfund 等小型機 構。多邊開發銀行是具有政府成員資格的國際機構，如世界銀行、國際金融公司、非洲開發銀行、亞洲開發 銀行、歐洲重建和發展銀行、泛美開發銀行集團。多邊開發銀行在專案開發過程為政府提供支持，主要以專 案融資和擔保為政府支援所需資金。 1. 9.
(19) 能源躉購費率審定會決定的電價，一個是競標得出的電價，因應電業法的修改，未來 待費率下降，可能會有直接售電與企業的電價費率。 （四）法律顧問： 對相關的契約進行審閱與提供建議，而因為通常會牽涉不只一個國家的機構，所 以通常會委託國際大型法律事務所協助。 （五）稅務顧問： 辨識專案相關的稅賦，進行各式稅種的稅務優化，因專案涉及合約眾多，且又有 許多國外來台的供應鏈，對於關稅的認定、印花稅、營利事業所得稅、外籍人員申報 稅項等都需要嚴加考量。 （六）環境影響評估顧問： 針對離岸風力發電計劃，提出完整的環境影響評估報告，就台灣來說，離岸風力 發電計劃面臨到的議題有白海豚、鳥類及水中生物影響等議題。 （七）財務模組驗證顧問： 對預估的現金流量進行計算及假設參數合理驗證，因應不同風險進行各式情境模 擬分析。 （八）保險顧問： 對專案設計提出完整承保範圍以及足夠金額的合約，並協助在保險市場中尋找有 意願承保公司。 六、政府： 政府於專案融資中扮演專案發起人的角色，訂定專案需求、主責招商並與開發商分攤 專案執行之部分風險。 七、購電者： 購電者是電廠售電之對象，包含公有及私有之購電業者，以及自行與發電業者洽商電 力直供之企業，提供電廠收入來源。 八、保險： 保險公司對於專案之風險提供保險產品，在風險發生時提供保險解決方案，以降低專 案財務之不確定性。. 10.
(20) 第四節、 離岸風電專案融資計畫 離岸風電需投入大量資金，開發商無法全部藉由內部資金進行風場建置。因此，許多開 發商利用發行綠債或專案融資方式籌措資金，抑或退休基金入股方式提供資金。然離岸風電、 工程期長且施工不確定性高，貸款銀行面對相對較高的信用風險。為了使金融機構有意願承 貸且降低其融資的風險，德國政府採信貸保證，而荷蘭透過第三方如：工程顧問公司、律師 事務所等針對離岸風電建造、開發商財務、法律等作盡職調查並提出保證。此外，歐洲有跨 國的金融機構擔任再保險承作機構(劉禹仲與簡筠，2018)。 表 1 列示台灣離岸風電目前專案融資情況，由表 1 可知，國泰世華、台北富邦等民營本 土銀行及外商銀行較積極參與離岸風電專案融資貸款，而台銀等官股銀行則僅在沃旭的大彰 化東南及西南兩個風場參與貸款。究其原因係 2017 年所發生慶富詐貸弊案使多家官股銀行產 生鉅額呆帳，第一銀行董事長因而被撤換，使官股銀行在缺乏相關專業人才評估風險情況下， 對於承作離岸風電專案融資意願不高，而沃旭 250 億元大彰化離岸風電專案融資聯貸案，八 大公股行庫願意支持並首次參貸，除了政府政策大力推動綠能產業外，最大原因為沃旭是全 球最大離岸風電開發商，財務較健全和業務背景堅強，250 億元融資係由丹麥母公司全額擔 保。. 11.
(21) 表 1：台灣離岸風電專案融資. 開 發 商. 沃旭 35%、上緯 15%、. 上緯 25%、麥格理. 麥格理 50%. 26%、JERA49%. 海洋風場. 裝置容量 貸款內容. 風. 場. 參貸銀行. 達德. 沃旭. 哥本哈根基礎建設基金. 海能風場. 允能風場. 大彰化東南、西南. 彰芳、西島. 128MW. 378MW. 640MW. 900MW. 600MW. 187 億元:專案融資. 624 億元:專案融資. 742 億元:出口信貸佔. 250 億元:循環融資(非. 900 億元:專案融資 820. 54%，利率 1.7%；專案. 專案融資)，丹麥母公. 億，履約保證 70 億. 融資 46%，利率 3.4%. 司全額擔保. 國泰、富邦、安泰、凱. 國泰、富邦、澳盛銀等. 國泰、中信、玉山及富. 台銀、法巴及國泰等 15 中信、富邦、玉山、凱. 基、澳盛、法巴星展等. 20 家銀行. 邦等 19 家銀行. 家銀行. 11 家銀行 公股銀行參貸. 無. 基、安泰、星展等 22 家銀行. 無. 無. 台銀、兆豐、彰銀、土. 無. 銀、合庫、一銀、華 銀、台企 貸款期限. 16 年. 18 年. 18 年. 5年. -. 完工商轉. 2019 年 10 月. 2021 年底. 2020 年/2021 年底. 2021 年底. 2021 年/2023 年. 12.
(22) 第三章、 離岸風電 第一節、 全球離岸風電現況和前景 人類過度使用化石燃料產生二氧化碳等溫室氣體，導致全球暖化，產生極端氣候，因此， 世界各國開始投入開發再生能源，而風力發電即是開發的能源之一。風力發電在風場建設的 過程中產生污染較少，營運階段的二而氧化碳排放量幾乎是零。因此，許多國家投入開發風 力發電。風力發電依其電廠建置可區分為陸地及海上，因為陸上可作為風力發電廠的處所已 經極為稀少，歐美各國及中國大陸開始發展離岸風電。由英國、德國和中國大陸等地皆競相 投入發展離岸風電，不難看出透過穩定的海上風力發電，能減少對陸域生活環境的影響。 依據 CNBC 和 Forbes 於 2018 年的報導，截至 2018 年 3 月，風力發電在世界的市場 規模約 892 億美元，陸上風力發電約 94.3%，離岸風電約 5.7%，其中，中國大陸、美國、德 國、印度和英國為前五大。 2020 年風力發電會由陸上移至離案風電，預期新增加的裝置容 量占風力發電約 15%，若以 2018 至 2021 年的預期複合成長率推算，離岸風電成長率可達 17%。有關離岸風電產業的發展趨勢，專家分析在 2020 年，世界離岸風電裝置容量會快速成 長。開發風場的成本會隨大規模商轉風場的開發而下降，風力發電會更具競爭力；浮動式離 岸風電會因技術的提升而試行。. 13.
(23) 第二節、 臺灣離岸風電現況與前景 台灣為了降低使用火力發電且逐漸讓核能發電比重降低，遂致力於再生能源開發。由於 台灣海峽擁有 16 座國際評估優良離岸風場，經濟部能源局為開發離岸風電，已公告具有潛力 的風場和相關海域資料(見圖 2 及表 2)。由表 2 及圖 2 可知，36 個潛力風場中，彰化有 21 各 風場，目前台灣開發離岸風場採取 3 個階段，初期為示範獎勵，開發示範風場，第 2 階段為 潛力風場，第 3 階段則為區塊開發。台灣並無離岸風場開發技術與經驗，政府與國外廠商如： 沃旭能源、NPI、CIP、WPD 及麥格里集團進行合作，委由國外開發商進行離岸風場建置，相 關風機零組件、水下基礎逐步國產化。 2019 年 11 月 12 日第一座商業規模離岸風電的示範風場竣工，目前經濟部針對第二階段 潛力風場開發，已經通過 14 件共計 5.5GW 的風場，其中有 10 件採遴選方式，開發商可以用 政府所訂躉購價格賣電予台電，這些開發商在建設風場時，必須向國內廠商採購風機相關零 組件、塔架等；另有 4 件採用競價方式完成。2根據規劃， 2020 年到 2025 年間可以興建完成 並開始營運。接著經濟部會進行 2026 年至 2035 年有關離岸風電，區塊開發的政策，預計透 過競標開放 10GW 風電設置，價格將低於現在的每度平均電價 2.6 元。. 2. 離岸風電遴選委員會係根據開發商的專業技術及其財務是否健全和有否向台灣或其他地區金融機構融資的能 力，作為評選標準。. 14.
(24) 圖 2：臺灣潛力場址資料. 資料來源:風力發電單一服務窗口網站. 15.
(25) 表 2：臺灣離岸風場潛力場址環境基本資料. 資料來源:風力發電單一服務窗口網站. 16.
(26) 第四章、 專案計畫財務評估 第一節、 財務可行性之分析方法 專案計畫進行財務分析主要是以計劃本身之未來現金流，檢視在計畫進行有否良好的財 務狀況。包含融資規劃、營運資金規劃、財務模型建立和財務報酬率預測，藉以判斷該專案 計畫之財務可行性及投資效益，不同的計劃參與者對於計劃所重視之評估觀點也不盡相同。 投資效益之評估方式包含淨現值法、內部報酬率、折線後回收年限、自償率、分年償債比率 和分年利息保障倍數。淨現值法係將投資期間各年度所產生現金流入以加權資金成本或合適 利率折算現值後再減去投資期間產生現金流出折算現值之差額，當差額為正，表示可以執行 此投資計畫。 內部報酬率則是找到讓投資計畫之現值等於零的利率，若此利率比公司進行該計畫的資 金成本率高，則代表公司可以執行該投資方案。折現後回收年限係將投資方案中的現金流入 及現金流出均折現，檢視其淨現金流出可在幾年內收回。自償率為計劃營運期間內各期所產 生淨現金流入以合適利率折現後加計總和為分子，在工程建設期間內各期所產生淨現金流出 按合適利率折現後加計總和為分母，相除之結果為自償率。分年償債比率為計算投資計畫在 各期的淨現金流入能否支付當期的負債本金與利息。基本上，分年償債比率必須高於 1，代表 有各期足夠現金流量可以支付當期的本金和利息。分年利息保障倍數主要考慮投資方案的償 債能力，此值越高則代表借款人償還本金及利息能力愈佳。. 17.
(27) 第二節、 個案風場之介紹及財務模擬假設 本章以沃旭大彰化東南及西南風場(以下簡稱:沃旭風場)，進行融資案例研究。以「台電 離岸二期風場之可行性研究報告」(以下簡稱:台電二期風場)為基礎，參考其成本數據來調整 參數，推算沃旭風場之財務可行性。相關參數調整，將透過推估、實際數據替換，以及專家 建議來做調整。此外，本研究透過敏感性分析、案例比較、及專家意見驗證，來增加研究成 果應用價值以及可靠度。 一、 沃旭風場基本介紹 沃旭提出位在彰化外海 35-60 公里東北、西北、東南和西南 4 個風場參與 2018 年 4 月 30 日能源局之遴選作業後，獲核配大彰化東南風場(總裝置容量：605.2MW)及西南風場(總裝置 容量：294.8MW)。沃旭風場已於 2019 年取得能源局之籌設許可，適用 2019 年躉購費率 5.516 元/度。沃旭在 2019 年 4 月 30 日作出最終投資決定，預計海上施工作業於 2021 年展開，並 於 2022 年底前完成併網。離岸風場之發電設施為風力發電機，規劃採用西門子哥美颯 8MW 風機（型號：SG 8.0-167 DD），個別風機規劃由套筒式水下基礎支撐，產生的電力則由風場 內陣列海纜輸送至風場內 2 座海上變電站匯集後，再經輸出海纜輸送至彰濱工業區的陸域上 岸點。 二、 沃旭風場財務模擬基本假設 （一）評估年期 1.. 規劃期及興建期(2020-2022)： 沃旭風場計畫從 2016 年即開始前期規劃，風場建置前置作業包括風場鑽探、工 程設計等預計在 2020 年前完成。2021 年開始實際施工，預計在 2022 完工併聯 並開始商轉。. 2.. 發電營運年期(2023-2042)： 風場營運年期壽年一般為 20 至 25 年，但根據經濟部發布 2019 年再生能源電能 躉購費率的計算， 除太陽光電之再生能源發電設備設置，其設備未運轉者，於 2019 年與開發商訂定售電合約，係依據該年度費率躉購二十年。若營運發電超 過二十年，則依「再生能源發展條例」規定，依當年度迴避成本或躉購費率兩者 取低計價。本研究為求與台電二期風場之可行性研究報告計算基礎一致，方便後 續參數調整，故採 20 年為風場壽年。 18.
(28) （二）風場規劃之裝置容量與單機容量 沃旭風場獲核配總裝置容量分別為東南風場 605.2MW 及西南風場 294.8MW，總 共 900MW，西門子哥美颯 8MW 風機（型號：SG 8.0-167 DD）。 1.. 風 機 支 數 ： 由 於 沃 旭 兩 個 風 場 的 容 量 分 開 計 算 ， 所 需 風 機 分 別 為 75 支 605.2MW/8MW)及 36 支（294.8MW/8MW）風機，故本研究風機數量將以 111 支 計算。. 2.. 風場容量：由於沃旭實際獲配容量為 900MW，沃旭可能調整單機功率因素以追 求發電容量極大化，故本研究為求簡便，風場總容量使用 900MW 作計算。. （三）工程成本 本研究由於技術限制，故參考台電二期風場採用 8MW 風機情境之成本數據，進 一步調整參數、實際數據、專家建議，以推算沃旭風場之設置成本。 1.. 成本 「工程成本」係指建設風場所需資本支出裡的工程成本，包括直接及間接工 程成本，但未包含工程預備金和施工期間貸款利息等支出。「直接成本」包括土 地準備工程、土建主體工程、機電設備和其他配合工作，共計 4 大項。由表 3 可 知，台電二期風場採 8MW 風機的直接成本支出約 415 億，其中佔最大比例，來 自風機採購約 141.6 億，佔比 34.125%；水下基礎製造約 47.2 億，佔比 11.383%。 「間接工程成本」則是係指無法歸屬於特定的結構之費用，由表 4 可知，間接成 本總計 12 項，包括：工程監造費、顧問設計費、工程管理費、工程保險費、試 運轉費、離岸風電加強電力網費用、碼頭租用費、施工期間海域土地使用租金、 漁業補償、施工中環境保護費及工地安全衛生費、除役費用、雜項費用等。. 19.
(29) 表 3：台電二期風場之直接成本項目 成本構面. 單價 （千元）. 年. 3. 128,639. 年. 3. 77,400. 232,200. 0.560%. 噸. 32,413. 58. 1,879,954. 4.530%. 基樁及水下基礎結構製造 水下基礎. 噸. 37,787. 125. 次要鋼件. 噸. 2,072. 51. 105,672. 0.255%. 打樁船隊施工費. 天. 125. 16,330. 2,041,250. 4.919%. 打樁船隊動復員費. 式. 1. 550,200. 550,200. 1.326%. 千噸. 32. 54. 1,750. 0.004%. 天. 73. 23,230. 1,695,790. 4.087%. 式. 1. 910,200. 910,200. 2.193%. 千噸. 40. 54. 2,160. 0.005%. 1 1,784,623. 1,784,623. 4.301%. 細項成本. 單位. 土地準備 碼頭租用費 工程 後線場地租用費 基樁. 基樁施作. 碼頭裝卸費及通過費. 土建主體 工程. 佔總成 本比例 (%) 385,917 0.930%. 數量. 主要成本. 水下基礎結構安裝. 水下基礎安裝船隊施工 費 水下基礎安裝船隊動復 員費 碼頭裝卸費及通過費. 辦公房舍及附屬建築物. 總價 （千元）. 4,723,375 11.383%. 海上變電站（結構及基 礎）. 式. 永久辦公室. M2. 5,289. 26. 136,509. 0.329%. 備勤宿舍. M2. 350. 26. 9,000. 0.022%. 備品倉庫及修理工廠. M2. 5,145. 32. 163,662. 0.394%. 陸上電氣室. M2. 2,668. 40. 106,700. 0.257%. 過堤段. 式. 1. 72,000. 72,000. 0.174%. 陸纜材料及管涵施工費. 式. 1. 173,124. 173,124. 0.417%. 20.
(30) (接續表 3) 風力機組（含機電及塔 架） 風機安裝船隊施工費 風機（含塔架）施工費 風機安裝船隊動復員費 碼頭裝卸費及通過費. 台. 37. 382,720. 天. 95. 11,500. 1,092,500. 2.633%. 天. 120. 10,000. 1,200,000. 2.892%. 千噸. 33. 54. 1,800. 0.004%. 14,160,640 34.125%. 66kV 海纜. M. 53,346. 17. 926,346. 2.232%. 161kV 海纜. M. 77,383. 19. 1,478,015. 3.562%. 場內（陣列）海纜施工 場內海纜佈放船隊施工費 費 碼頭裝卸費及通過費. 式. 1. 1,540,841. 1,540,800. 3.713%. 式. 1. 53,551. 53,600. 0.129%. 場外（輸出）海纜施工 場內海纜佈放船隊施工費 費 碼頭裝卸費及通過費 機電設備 變壓器 66kV-161kV. 式. 1. 2,228,067. 2,228,100. 5.369%. 式. 1. 77,437. 77,400. 0.187%. 組. 1. 509,695. 509,695. 1.228%. GIS. 組. 1. 480,902. 480,902. 1.159%. 電氣附屬設備. 組. 1. 115,199. 115,199. 0.278%. 電氣雜項費. 座. 1. 478,341. 478,341. 1.153%. 電氣設施安裝費. 座. 1. 484,465. 484,465. 1.167%. 式. 1. 715,709. 715,709. 1.725%. 同步閃燈（SPS）. 組. 8. 75. 600. 0.001%. 同步閃燈（IPS）. 組. 7. 180. 1,260. 0.003%. 霧號. 組. 4. 2,400. 9,600. 0.023%. 雷達反射器浮標. 組. 4. 2,000. 8,000. 0.019%. 式. 1. 250,000. 250,000. 0.602%. 海域地球物理探測. Km2. 81. 250. 20,250. 0.049%. 陸域測量. 公頃. 10. 230. 2,300. 0.006%. 海氣象量測 其他配合 海域地質鑽探及試驗 工作 海域地質鑽探及試驗. 式. 1. 30,000. 30,000. 0.072%. 孔. 39. 10,000. 390,000. 0.940%. 20. 350. 7,000. 0.017%. 施工期間環境監測費. 式. 257,115. 0.620%. 景觀美化. 式. 3,000. 0.007%. 41,496,723. 100%. 海上電纜材料費. 海上變電站電氣設施. 陸上電氣室機電設備. 航運交通維持設備費 （含施工）. MWS（Marine Warranty Survey）. 孔. 總計. 21. 1 1. 257,115 3,000.
(31) 表 4：台電二期風場之間接成本項目表 成本項目 工地監造費. 單位 式. 單價 (千元). 數量 1. 總價 (千元). 960,000. 960,000. 顧問設計費. 式. 1. 1,600,000. 1,600,000. 工程管理費. 式. 1. 209,000. 209,000. 工程保險費. 式. 1 1,245,000 1,245,000. 試運轉費. 台. 離岸風電加強電力網 費用. ＭＷ. 37. 500. 18,500. 佔總成本 比例(%). 附註說明. 11.9% 含下部結構設計及招標文件準 備與發包、風機採購及安裝招 標文件準備與發包、海纜採購 及安裝招標文件準備與發包、 海上變電站採購及安裝招標文 19.8% 件準備與發包、第三方專案驗 證、廠商細部設計審查、廠商 施工及品質文件審查、施工階 段之工地技術諮詢、運維階段 技術諮詢、協助監造及監造簽 證等 依「中央政府各機關工程管理 2.6% 費支用要點」估列 依一般國外離岸風力發電之保 15.4% 險費率 3%計列 0.2% 平均每台 50 萬元. 296. 598. 177,082. 以 114 年全臺離岸風力發電之 可併網容量 10.65GW 分攤計 2.2% 算，則每 MW 單價為 598.25 萬 元 6.7%. 台中港 5A、5B、4C 碼頭，租 用3年. 碼頭租用費用. 式. 1. 540,000. 540,000. 施工期間海域土地使 用償金. 頃. 8,019. 0. 3,560. 漁業補償費. 式. 1 1,700,000 1,700,000. 21.0%. 施工中環境保護及工 地安全衛生費. 式. 1. 830,000. 830,000. 10.2% 約直接成本之 2%. 除役費用. 式. 1. 769,000. 769,000. 雜項費用. 式. 1. 80,858. 47,496. 總計. 8,099,638. 22. 以籌設許可使用範圍之發電廠 0.0% 面積每公頃新台幣 222 元計 (每年)，使用 2 年。. 9.5% 0.6% 約 1~7 項之 1% 100.0%.
(32) 2.. 成本調整方式 影響離岸風場成本參數很多，主要包括：建造及運轉時間、風場規模、風力 機容量、水深、離岸距離、基座適合型式、施工機具、颱風等，各風場成本單價 差異大。從表 5 沃旭風場與台電二期風場實際值比較可知，沃旭面積約為台電二 期風場的兩倍，風機數則約為台電二期風場的三倍，風場容量亦約為台電二期風 場的三倍，因此，沃旭風場有兩座海上變電站及兩座路上變電站。因沃旭風場距 岸較遠，故無論是 66KV 或 161KV 的海纜長度均較台電二期風場長。本研究基 於研究限制，未考量台電二期風場及沃旭風場間因素差異，僅針對「數量」、「面 積」及「規模」等差異對直接成本及間接成本作調整。 直接成本中，「設備成本」針對沃旭「風機數量」、「風場規模」、「風場 面積」、「海纜長度」、「海上及陸上變電站」進行實際數量調整，「水下基礎 及基樁」則按風機數量作等比例調整，以上皆假設兩風場間設備之單價及單位重 量一致。至於「施工安裝成本」或「其他附屬設備及設施」，除固定費用假設一 致外，其餘皆依該設備數量或風場規模作倍數調整。間接成本中，除「施工期間 海域土地使用償金」依面積比例調整，其餘皆按風場容量作倍數調整。. 表 5：沃旭風場與台電二期風場實際值比較 單機容量 風機支數 風場容量 風場面積 海上變電站 陸上變電站 海纜長度. 沃旭風場 8MW 111 支 900MW 167.6 平方公里 2座 2座. 台電二期風場 採用 8MW 情境 37 支 296MW 80.2 平方公里 1座 1座. 66KV：135000 公尺 161KV：145000 公尺. 66KV：53546 公尺 161KV：77383 公尺. 23.
(33) 3.. 調整後成本： 表 6 列示沃旭風場直接工程成本的調整，由表 6 可知，在碼頭租用費、後線 場地租用費、基樁及水下基礎結構製造、基樁施作、水下基礎結構安裝、風力機 組(含機電及塔架)、風機施工費係按實際風機數量調整。海上電纜材料費和海纜 施工費則按海纜長度調整；航運交通維持設備費、MWS、海域地球物理探測、 海氣象量測和環境監測係依實際風場面基調整。沃旭風場之直接工程成本經調整 後約為 1129.4 億，約為台電二期風場之直接工程成本的 2.72 倍。. 24.
(34) 表 6：沃旭風場之直接工程成本調整說明. 成本構面. 主要成本. 細項成本. 土地準備 碼頭租用費 工程 後線場地租用費. 基樁及水下基礎結構製造. 基樁施作. 辦公房舍及附屬建築物. 調整 倍數. 數量. 調整說明. 單價（千元）. 總價(千元). 年. 3. 3 依實際風機數量調整. 128,639. 1,157,751. 年. 3. 3 依實際風機數量調整. 77,400. 696,600. 基樁. 噸. 32,413. 3 依實際風機數量調整. 58. 5,639,862. 水下基礎. 噸. 37,787. 3 依實際風機數量調整. 125. 14,170,125. 次要鋼件. 噸. 2,072. 3 依實際風機數量調整. 51. 317,016. 打樁船隊施工費. 天. 125. 3 依實際風機數量調整. 16,330. 6,123,750. 打樁船隊動復員費. 式. 1. 3 依實際風機數量調整. 550,200. 1,650,600. 千噸. 32. 3 依實際風機數量調整. 54. 5,184. 水下基礎安裝船隊施工費. 天. 73. 3 依實際風機數量調整. 23,230. 5,087,370. 水下基礎安裝船隊動復員費. 式. 1. 3 依實際風機數量調整. 910,200. 2,730,600. 千噸. 40. 3 依實際風機數量調整. 54. 6,480. 海上變電站（結構及基礎）. 式. 1. 1,784,623. 3,569,247. 永久辦公室. M2. 5,289. 1 假設與台電二期風場一致. 26. 136,509. 備勤宿舍. M2. 350. 1 假設與台電二期風場一致. 26. 9,034. 備品倉庫及修理工廠. M2. 5,145. 1 假設與台電二期風場一致. 32. 163,662. 陸上電氣室. M2. 2,668. 2 依照實際陸上電氣室數量調整. 40. 213,440. 過堤段. 式. 1. 2 依照實際陸上電氣室數量調整. 72,000. 144,000. 陸纜材料及管涵施工費. 式. 1. 2 依照實際陸上電氣室數量調整. 173,124. 346,248. 碼頭裝卸費及通過費. 土建主體 水下基礎結構安裝 工程. 單位. 碼頭裝卸費及通過費. 25. 2 依照實際海上變電站數量調整.
(35) (接續表 6). 成本構面. 主要成本. 細項成本. 風力機組（含機電及塔架）. 風機（含塔架）施工費. 單位. 數量. 調整 倍數. 調整說明. 單價（千元）. 總價(千元). 台. 37. 3 依實際風機數量調整. 382,720. 42,481,920. 風機安裝船隊施工費. 天. 95. 3 依實際風機數量調整. 11,500. 3,277,500. 風機安裝船隊動復員費. 天. 120. 3 依實際風機數量調整. 10,000. 3,600,000. 千噸. 33. 3 依實際風機數量調整. 54. 5,346. 碼頭裝卸費及通過費 66kV 海纜. M. 53,346. 2.52 依實際海纜長度調整. 17. 2,326,777. 161kV 海纜. M. 77,383. 1.87 依實際海纜長度調整. 19. 2,769,500. 場內海纜佈放船隊施工費. 式. 1. 2.52 依實際海纜長度調整. 1,540,841. 3,884,763. 碼頭裝卸費及通過費. 式. 1. 2.52 依實際海纜長度調整. 53,551. 135,013. 場內海纜佈放船隊施工費. 式. 1. 1.87 依實際海纜長度調整. 2,228,067. 4,174,944. 碼頭裝卸費及通過費. 式. 1. 1.87 依實際海纜長度調整. 77,437. 145,101. 變壓器 66kV-161kV. 組. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 509,695. 1,019,389. GIS. 組. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 480,902. 961,805. 電氣附屬設備. 組. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 115,199. 230,397. 電氣雜項費. 座. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 478,341. 956,682. 電氣設施安裝費. 座. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 484,465. 968,929. 式. 1. 2 依照實際海上變電站數量調整. 715,709. 1,431,418. 同步閃燈（SPS）. 組. 8. 2.1 依實際風場面積調整. 75. 1,254. 航運交通維持設備費（含施 同步閃燈（IPS） 工） 霧號. 組. 7. 2.1 依實際風場面積調整. 180. 2,633. 組. 4. 2.1 依實際風場面積調整. 2,400. 20,064. 組. 4. 2.1 依實際風場面積調整. 2,000. 16,720. 海上電纜材料費. 場內（陣列）海纜施工費. 場外（輸出）海纜施工費 機電設備. 海上變電站電氣設施. 陸上電氣室機電設備. 雷達反射器浮標. 26.
(36) (接續表 6). 成本構面. 主要成本 MWS（Marine Warranty Survey）. 細項成本. 單位. 調整 倍數. 數量. 調整說明. 單價（千元）. 總價(千元). 式. 1. 2.1 依實際風場面積調整. 250,000. 522,509. 海域地球物理探測. Km2. 81. 2.1 依實際風場面積調整. 250. 42,323. 陸域測量. 公頃. 10. 230. 4,600. 其他配合 海氣象量測 工作 海域地質鑽探及試驗. 式. 1. 2.1 依實際風場面積調整. 30,000. 62,701. 孔. 39. 3 依實際風機數量調整. 10,000. 1,170,000. 海域地質鑽探及試驗. 孔. 20. 3 依實際風機數量調整. 350. 21,000. 施工期間環境監測費. 式. 1. 2.1 依實際風場面積調整. 257,115. 537,380. 景觀美化. 式. 1. 3,000. 6,000. 總計. 2 依照實際陸上電氣室數量調整. 2 依照實際陸上電氣室數量調整. 112,944,148. 27.
(37) 表 7 列示沃旭風場間接成本調整，由表 7 可知，工地監造費、顧問設計費、工程 管理費及保險費和環境保護及工地安全衛生費均依直接工程成本差異調整；試運轉費、 碼頭租用費用和除役費用依照實際風機數量調整；離岸風電加強電力網費用和漁業補 償費用係按風場容量作調整。沃旭風場之間接成本經調整後約為 230 億，約為台電二 期風場之間接工程成本的 2.84 倍。. 表 7：沃旭風場之間接工程成本調整說明 成本項目. 單位. 數量. 單價(千元) 調整倍數. 調整說明. 總價(千元). 工地監造費. 式. 1. 960,000. 2.72 依直接工程成本差異調整. 2,612,890. 顧問設計費. 式. 1. 1,600,000. 2.72 依直接工程成本差異調整. 4,354,817. 工程管理費. 式. 1. 209,000. 2.72 依直接工程成本差異調整. 568,848. 工程保險費. 式. 1. 1,245,000. 2.72 依直接工程成本差異調整. 3,388,592. 試運轉費. 台. 37. 500. 3 依實際風機數量調整. 55,500. ＭＷ. 296. 598. 3.04 依實際風場容量作調整. 538,425. 離岸風電加強電力網費用 碼頭租用費用. 式. 1. 540,000. 3 依實際風機數量調整. 1,620,000. 施工期間海域土地使用償 金. 頃. 8,019. 0. 2.09 依實際風場面積調整. 7,441. 漁業補償費. 式. 1. 1,700,000. 施工中環境保護及工地安 全衛生費. 式. 1. 830,000. 除役費用. 式. 1. 769,000. 雜項費用. 式. 1. 80,858. 總計. 3.04 依實際風場容量作調整. 5,168,919. 2.72 依直接工程成本差異調整. 2,259,061. 3 依實際風機數量調整 3.04. 同台電二期風場假設，約 1~7 項之 1%. 2,307,000 131,391 23,012,885. 28.
(38) （四）工程預備費 根據台電二期風場假設，綜合工程預備費採用直接工程成本的 10%估列。沃旭風 場之工程預備費約為 112.94 億元 (直接工程成本 1,129.4 億的 10%)。 （五）物價調整費 根據台電二期風場假設，土木物價上漲率為 0.80%，機電設備及海纜上漲率採 0.36%，各採購項預計決標年度以後不計上漲率。由於台電二期風場之可行性研究報 告為推估 2018 年完成決標之物價，而沃旭風場之設備假設在 2019 完成決標，故物價 調整期數為一期，約為 5.83 億。 （六）促進電力發展營運協助金(以下簡稱促協金) 促協金為直接工程成本、工程預備費和物價調整費等建置成本加計總和之 1%估 列，約為 14.84 億。 （七）未含施工期間利息之資本支出 未含施工期間利息之資本支出係為直接和間接工程成本、工程預備費、物價調整 費和促協金，約為 1,493 億。 （八）資本結構 根據公開資訊，沃旭風場預估將投入 1,650 億之資本支出，其中 50%由沃旭丹麥 母公司進行股權投資，其餘 50%則是透過向台灣金融機構融資及發行綠色債券方式 進行債權籌資。 （九）融資及發債條件 沃旭風場 1,650 億資本支出預計 50%來自債權融資，相關額度及條件如下說明： 1.. 250 億元聯貸：循環信用額度 2019 年 6 月底沃旭與銀行確定 5 年期 250 億元聯貸案，台灣銀行、國泰世 華和法國巴黎銀行一起擔任主辦銀行，另有其他 7 家官股銀行、4 家民營銀行及 1 家外商銀行參與，其貸款金額列於表 8，貸款利率為台灣短期票券報價利率指 標貸款利率加碼 55 點，加碼後最低利率不低於 1.7%，因此，本研究以 1.7%設 算此聯貸之利息，寬限期為三年，2020 開始動撥。. 29.
(39) 表 8：銀行貸款金額 銀行名稱 單位:新台幣 億元 台灣銀行 國泰世華銀行 法國巴黎銀行 玉山銀行 兆豐銀行 台新銀行 中國信託銀行 彰化銀行 土地銀行 合作金庫 第一銀行 華南銀行 台灣企銀 凱基銀行 德意志銀行 合計 2.. 貸款金額. 備註. 30 30 30 27 20 18 13 12 10 10 10 10 10 10 10 250. 主辦銀行 主辦銀行 主辦銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行 參貸銀行. 120 億元：綠色債券 2019 年 11 月底沃旭發行兩檔總額共計新台幣 120 億元綠色債券，一為票面 利率為 0.92%，7 年期，票面金額新台幣 40 億元；另一為票面利率為 1.5%，15 年期，票面金額為新台幣 80 億元。本研究假設兩檔債券預計在 2020 年資金到 位，寬限期為三年。. 3.. 455 億元剩餘缺口： 假設以「專案融資」貸款 剩餘資金缺口約 455 億，本研究假設沃旭採用專案融資之方式，利率假設以 達德於 2019 年 5 月與銀行商定專案融資之年利率 3.4%做為利率假設，整體融資 金額約佔總投資金額 28%。本研究假設該專案融資於 2020 年資金到位，寬限期 為三年。. （十）調整後資本支出 根據公開資訊，沃旭風場所需的資本支出為 1,650 億元，而由第八點及第九點資 訊可以推算，施工期間利息成本約為 23 億。因此，不含施工期間利息成本的資本支 出為 1,627 億，這與本研究根據台電二期風場資訊所推算出的不含施工期間利息成本. 30.
(40) 的資本支出 1,493 億有 134 億的差距。本研究經由訪問專家意見，嘗試彙整及分析成 本落差的潛在因素如下： 1.. 成本推估時未考量風場間差異性 藉由台電二期風場成本數據直接推估，缺乏考量風場間之差異性，例如：沃 旭風場相較台電二期風場離岸較遠，實際施工成本可能較高，抑或海床地質差異， 導致施工技術不同。. 2.. 資金規劃假設與實際情況有所落差 本研究假設債權部分先運用資金成本較低的綠色債券，然後是循環信用貸款 和專案融資，但並未能清楚掌握實際償債模式，可能資金運用規劃與假設不符， 沃旭需負擔比較高的施工期間利息費用。. 3.. 沃旭初來台設點，不若台電能掌握在地成本 沃旭選擇台灣為其進軍亞太市場的基地，勢必需要投入許多期初成本，例如： 人事成本、辦公室及設備、公關費用等。然而，台電是國營事業，能清楚掌握成 本，並發揮綜合電業之綜效。. 4.. 風場開發仍需考慮額外成本，必須多留裕度 台電二期風場之可行性研究報告對於漁業補償的假設較為單純，但根據專家 意見，目前彰化欲開發之所有風場，都仍未與漁會達成共識。因此，實際補償成 本與睦鄰支出可能比原本假設更高。. 5.. 台電二期風場之可行性研究報告尚未包含國產化成本 台電二期風場之可行性研究報告並未考量政府推動國產化所造成本上升，然 沃旭風場面臨工業局之產業關聯審查規定，須落實前置期國產化項目，如塔架、 水下基礎及基樁、陸上變電設施等，並未能單純參考國際成熟供應鏈之報價，需 考量國內供應鏈發展初期的學習成本，報價可能較高。 本研究採納專家建議，以沃旭公開資訊 1,650 億作為風場之資本支出(設置 成本)作為後續分析的參考依據，透過第八項「資本結構」和第九項「融資與發債 條件」的資訊和假設，可以計算出施工期間利息費用佔 23.05 億，因此，回推「未 含施工期間利息的資本支出」為 1,626.96 億。1,626.96 億與本研究推算出的「不. 31.
(41) 含施工期間利息成本的資本支出」（1,493.13 億）之間的差距為 133.82 億列為 「其他支出」，作為資本支出內的調整項。 （十一） 股東權益報酬率 台電二期風場假設之股東權益報酬率採用 3%，考量沃旭屬於丹麥企業，丹麥之 無風險利率和市場風險溢酬。皆有別於台灣之投資環境，因此，本研究以資本資產訂 價模式，計算沃旭之股東權益報酬率。其中，β𝑖 係根據 Infront Analytics 採用可比較 公司貝他值之中位數為 0.43；無風險利率為丹麥十年期公債殖利率-0.25%；市場風險 溢酬則根據 Damodaran Online 在 2020 年 1 月丹麥市場風險溢為 5.2%。計算結果， 股東權益報酬率為 1.99%。 （十二） 折現率 折現率通常選擇加權平均資金成本，本研究亦採此方式計算折現率，設定股東權 益報酬率為 1.99%，折現率計算所需參數及計算列示於表 9。由表 9 可知，股東權益 資金成本率為 1.99%，稅後債務成本為 2.1%，負債權益比為 100%，計算所得折現率 為 2.025%。. 32.
(42) 表 9：加權平均資金成本參數及計算 參數 貝他值 市場風險溢酬 無風險利率 規模溢酬 股東權益資金成本率. (A) (B) (C) (D) (E) =(A)x(B)+(C)+(D). 稅前債務成本 有效稅率 稅後債務成本. (F) (G) (H)=(F)x(1-(G)). 資本結構 負債股東權益比 負債 % 股東權益 %. (I) (J)=(I)/(1+(I)) (K)=1-(J). 100.0% 50.0% 50.0%. 加權平均資金成本率. (L)=(E)x(K)+(H)x(J). 2.025%. 0.430 5.20% -0.25% 1.99% 2.6% 20.0% 2.1%. （十三） 折舊 沃旭風場營運年期採用 20 年，折舊以直線法計算，折舊率為 5%，至風場營運 年限終止，其第 20 年之殘值為 0。 （十四） 營利事業所得稅 因應所得稅法修正草案於 2018 年 1 月三讀通過，將營利事業所得稅稅率從 17%調高至 20%。故本研究每年稅前淨利按稅率 20%計算營利事業所得稅。 （十五） 發電量預估 1.. 台電二期風場假設容量因素為 37.5% 台電二期風場之可行性研究報告推估，採 8MW 風機情境下，考量風機效率 遞減之 20 年均化容量因素為 37.5%，風場容量 296MW 之淨發電量一年約為 9.7282 億度。若假設沃旭風場之容量因與台電二期風場相同，則整體風場 900MW 之淨發電量一年約為 29.579 億度。. 2.. 2019 年躉購費率制度設定每 KW 年滿發時數為 3,750 小時，容量因素 42.8% 自 2016 年底開始，苗栗龍鳳漁港外海的 2 支示範風機已開始商轉，能源局 根據實測數據與產業界溝通下，在 2019 年躉購費率新制，將原本離岸風電每 KW 33.
(43) 之 20 年均化年滿發時數(以下簡稱：年滿發時數)3600 小時之假設，提升到 3750 小時，相當於 20 均化容量因素(以下簡稱：容量因素)從 41.1%調升為 42.8%。同 時，為鼓勵技術進步以及兼顧國家財政負擔，設立每 KW 發電時數若 4200 小時 到 4500 小時打 75 折，4500 小時以上打 5 折（詳表 10）。. 表 10：階段式躉購電價 分區. 滿發時數. 躉購電價. 基本保障 第一階段 第二階段. 3,750 度/瓩 4,200 度/瓩-4,500 度/瓩 4,500 度/瓩. 每度 5.5160 躉購費率打 75 折(每度 4.1370) 躉購費率打 5 折(每度 2.7580). 3.. 本研究假設沃旭風場年滿發時數為 3,975 小時，容量因素 45.38% 因沃旭風場比台電二期風場離岸更遠，本研究假設其年滿發時數介於 3,750 小時與 4,200 小時之間，以 3,975 小時為中間值，容量因素相當於 45.38%。. （十六） 運維費用與上漲率 運維費用包括人事費、保險費、海上交通費、備品材料費及事務費等。根據台 電二期風場之可行性研究報告推估，台電二期風場的運維費用約為 5.876 億，年上 漲率為 2%。因為運維費用與風機數量呈正相關，本研究假設沃旭風場的 111 支風 機之運維費用為台電二期風場(37 支風機)的三倍。沃旭風場 2022 年才完工，運維 開始時間為 2023 年，營運期長達 20 年。. （十七） 海域土地使用費 依財政部國有財產署 2018 年 5 月 14 日新核示海域土地提供離岸式風力發電 系統使用之處理方式，風場商轉後應以每度電 0.0415 元繳交前一年的補償金。. 34.
(44) 第三節、 沃旭風場收入及成本結構 一、 沃旭風場收入結構 沃旭風場的收入主要來自「售電收入」，其售電費率適用 2019 年離岸風電躉購費 率 5.516 元/度，保證收購 20 年。本研究假設沃旭風場採取 20 年單一固定費率 5.516 元 /度，並未採用階梯費率制度。由表 11 可知，預計年收入 197.33 億元，20 年總營運收入 為 3,946.70 億元。. 表 11：沃旭風場收入結構. 2023. 風場裝置容量 (MW) 900. 2024. 營運期間. 20 年均化容量因素 年發電量(億度) 躉購費率_固定費率(元). 年收入(億元). 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2025. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2026. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2027. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2028. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2029. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2030. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2031. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2032. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2033. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2034. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2035. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2036. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2037. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2038. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2039. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2040. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2041. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 2042. 900. 45.38%. 35.78. 5.516. 197.33. 總營運收入. 3,946.70. 35.
(45) 二、 沃旭風場成本結構 （一）設置成本(資本支出） 由表 12 可知，設置成本包括:1,359.57 億工程成本，112.94 億工程預備費，5.84 億物價調整費，14.78 億促協金，23.05 億利息費用及 133.82 億其他支出，合計 1,650 億。. 表 12：設置成本 工程成本 工程預備費 物價調整費 促協金 施工期間利息費用 其他支出. 1,359.57 億，含直接工程成本 1,129.44 億及間接工程成本 230.1 億 112.94 億 5.84 億 14.78 億 23.05 億 133.82 億. （二）運維成本 表 13 列示運維成本，沃旭風場在 2023 年開始營運，當年度運維費用 19.5 億， 每年上漲率假設 2%，故至 2042 年運維費用是 28.4 億，共計 20 年運維成本為 472.9 億。 （三）資金成本 表 14 列示沃旭風場自有資金和債權資金條件，由表 14 可知自有資金為 825 億， 其餘資金有 120 億來自綠色債券，250 億來自 15 家銀行以循環信用額度進行聯貸， 另有 455 億將進行專案融資。相較於自有資金成本率（1.99%）和其他負債來源（0.92% ～1.70%），專案融資利率較高為 3.4%，負債所產生利息費用為 89.54 億，不計施工 期間利息 23.05 億。表 15 呈現沃旭發行綠色債券及銀行聯貸的本息攤銷表，由表 15 可知，無論綠色債券或是銀行貸款，因本研究假設前三年為寬限期，僅須償還利息， 自第 4 年起（即 2023 年）才分年償還本金。 （四）營所稅 依照所得稅規定，本案例以稅率 20%為估算依據，合計 20 年營運期應繳稅額為 339.64 億。. 36.
(46) 表 13：運維成本 運維費用(億元). 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030. 2031. 2032. 2033. 2034. 2035. 2036. 2037. 2038. 2039. 2040. 2041. 2042. 人事費. 1.90. 1.94. 1.98. 2.02. 2.06. 2.10. 2.14. 2.19. 2.23. 2.28. 2.32. 2.37. 2.42. 2.46. 2.51. 2.56. 2.61. 2.67. 2.72. 2.77. 保險費. 4.46. 4.55. 4.64. 4.73. 4.83. 4.93. 5.02. 5.12. 5.23. 5.33. 5.44. 5.55. 5.66. 5.77. 5.89. 6.00. 6.12. 6.25. 6.37. 6.50. 海上交通費. 8.23. 8.39. 8.56. 8.73. 8.91. 9.08. 9.27. 9.45. 9.64. 9.83. 10.03. 10.23. 10.43. 10.64. 10.86. 11.07. 11.29. 11.52. 11.75. 11.99. 備品材料費. 3.21. 3.28. 3.34. 3.41. 3.48. 3.55. 3.62. 3.69. 3.77. 3.84. 3.92. 4.00. 4.08. 4.16. 4.24. 4.33. 4.41. 4.50. 4.59. 4.68. 環境監測費. 0.73. 0.74. 0.76. 0.77. 0.79. 0.80. 0.82. 0.84. 0.85. 0.87. 0.89. 0.91. 0.92. 0.94. 0.96. 0.98. 1.00. 1.02. 1.04. 1.06. 事務費. 0.93. 0.95. 0.96. 0.98. 1.00. 1.02. 1.04. 1.06. 1.09. 1.11. 1.13. 1.15. 1.18. 1.20. 1.22. 1.25. 1.27. 1.30. 1.32. 1.35. 19.46. 19.85. 20.25. 20.65. 21.07. 21.49. 21.92. 22.36. 22.80. 23.26. 23.72. 24.20. 24.68. 25.18. 25.68. 26.19. 26.72. 27.25. 27.80. 28.35. 合計. 註 1: 物價年成長率以 2%計算. 表 14：自有資金與債權資金條件 資金來源 綠色債券 聯貸-循環信用額度 聯貸-專案融資 自有資金 合計. 金額(億元) 40 80 250 455 825 1,650. 比重(%) 2% 5% 15% 28% 50% 100%. 註 1: 假設自有資金佔投資金額 50% 註 2: 假設債券、貸款寬限期皆為三年，於 2023 年按剩餘年限開始攤還本金。. 37. 利率 0.92% 1.50% 1.70% 3.40% 1.99%. 擔保 無 無 有 無. 到期日 2026/11/19 2034/11/19 2024/06/20. 期間 7 年 15 年 5年 10 年.
(47) 表 15：綠色債券及貸款本息攤銷表 綠色債券-第一檔. 單位. 新台幣億元. 年度. 年初新增數. 年初餘額. 當年利息. 本金償還額. 本息償還額. 年終餘額. 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 合計. 40.00 40.00. 40.00 40.00 40.00 40.00 30.00 20.00 10.00. 0.18 0.37 0.37 0.32 0.23 0.14 0.05 1.66. 10.00 10.00 10.00 10.00 40.00. 0.18 0.37 0.37 10.32 10.23 10.14 10.05 41.66. 40.00 40.00 40.00 30.00 20.00 10.00 -. 單位. 新台幣億元. 綠色債券-第二檔 年度. 年初新增數. 年初餘額. 當年利息. 本金償還額. 本息償還額. 年終餘額. 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 合計. 80.00 80.00. 80.00 80.00 80.00 80.00 73.33 66.67 60.00 53.33 46.67 40.00 33.33 26.67 20.00 13.33 6.67. 0.60 1.20 1.20 1.15 1.05 0.95 0.85 0.75 0.65 0.55 0.45 0.35 0.25 0.15 0.05 10.20. 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 6.67 80.00. 0.60 1.20 1.20 7.82 7.72 7.62 7.52 7.42 7.32 7.22 7.12 7.02 6.92 6.82 6.72 90.20. 80.00 80.00 80.00 73.33 66.67 60.00 53.33 46.67 40.00 33.33 26.67 20.00 13.33 6.67 -. 38.
(48) (接續表 15) 聯貸-循環信用額度. 單位. 新台幣億元. 年度. 年初新增數. 年初餘額. 當年利息. 本金償還額. 本息償還額. 年終餘額. 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 合計. 45.00 205.00 250.00. 45.00 250.00 250.00 250.00 200.00 150.00 100.00 50.00. 0.38 2.51 4.25 3.83 2.98 2.13 1.28 0.43 17.77. 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 250.00. 0.38 2.51 4.25 53.83 52.98 52.13 51.28 50.43 267.77. 45.00 250.00 250.00 200.00 150.00 100.00 50.00 -. 單位. 新台幣億元. 聯貸-專案融資 年度. 年初新增數. 年初餘額. 當年利息. 本金償還額. 本息償還額. 年終餘額. 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 合計. 125.00 330.00 455.00. 125.00 455.00 455.00 409.50 364.00 318.50 273.00 227.50 182.00 136.50 91.00 45.50. 2.13 9.86 14.70 13.15 11.60 10.06 8.51 6.96 5.41 3.87 2.32 0.77 89.34. 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 45.50 455.00. 2.13 9.86 60.20 58.65 57.10 55.56 54.01 52.46 50.91 49.37 47.82 46.27 544.34. 125.00 455.00 409.50 364.00 318.50 273.00 227.50 182.00 136.50 91.00 45.50 -. 註 1：假設資本支出(含施工期間利息)2020-2022 各年佔總資本支出金額的 20%、40%、40%。 註 2：假設各年之資本支出，自有資金佔 50%，其餘資金需求優先使用債券、循環信用額度、專案融資。 註 3：假設債券、貸款寬限期皆為三年，於 2023 年按剩餘年限開始攤還本金。. 39.
(49) 第四節、 沃旭風場現金流量分析及財務綜合分析 一、 現金流量分析 表 16 為沃旭風場現金流量分析，此表格係假設沃旭在各年度收入與支出採現金方 式，若有賒欠供應商抑或政府按躉購價格購電均會在各該年度完成現金收付。由表 16 分 析顯示，沃旭風場在 2020 年至 2022 年為規畫與興建期，在此段期間並無營收產生，但 有融資資金流入，自 2023 年開始營運每年產生 197.33 億元收入。 二、 沃旭風場財務綜合分析 （一）投資效益分析 以表 16 的沃旭現金流量表分析為基礎，計算投資效益，加權平均資金成本率為 2.025%。表 17 列示財務綜合分析，由 17 表可知，淨現值為 824.32 億，內部報酬率 7.98%大於資金成本率(2.025%)。自償率為 2.02，自償率大於 1，表示此投資案可行。 折現後回收年期為 15.86 年，亦即風場商轉後 12.86 年，超過本專案的 20 年營運期一 半。 （二）融資可行性分析 表 18 沃旭風場分年償債比率表，由表 18 分析得出，沃旭風場之分年償債比率皆 大於 1.25 倍，表示沃旭債務償還能力良好。由表 19 分析得出，沃旭風場之利息保障 倍數皆大於 2.5 倍，違約風險低，負債保障相對高。. 40.
(50) 表 16：沃旭風場現金流量分析-單一費率 年度 單位 新台幣億元 A. 現金流入 1. 售電收入 2. 融資 B. 現金流出 1. 設置成本 2. 營運成本 運維費用 海域土地償金 3. 本息攤還 償還本金 支付利息 4. 支付營所稅 C. 淨現金流入(出). 2020. 2021. 2022. 2023. 2024. 2025. 2026. 規劃及興建期. 330.00. 330.00. (330.00). (660.00). (660.00). (330.00). 2028. 2029. 2030. 2031. 營運期. 165.00. (165.00). 2027. (330.00). 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. (19.46) (1.48). (19.85) (1.48). (20.25) (1.48). (20.65) (1.48). (21.07) (1.48). (21.49) (1.48). (21.92) (1.48). (22.36) (1.48). (22.80) (1.48). (112.17) (19.99) (14.78) 29.45. (112.17) (17.40) (15.22) 31.21. (112.17) (14.82) (15.66) 32.96. (112.17) (12.23) (16.09) 34.71. (102.17) (9.68) (16.52) 46.41. (52.17) (7.61) (16.85) 97.73. (52.17) (5.96) (17.09) 98.71. (52.17) (4.32) (17.34) 99.67. (52.17) (2.67) (17.58) 100.63. 41.
(51) (接續表 16) 年度 單位 新台幣億元 A. 現金流入 1. 售電收入 2. 融資 B. 現金流出 1. 設置成本 2. 營運成本 運維費用 海域土地償金 3. 本息攤還 償還本金 支付利息 4. 支付營所稅 C. 淨現金流入(出). 2032. 2033. 2034. 2035. 2036. 2037. 2038. 2039. 2040. 2041. 2042. 營運期 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. 197.33. (23.26) (1.48). (23.72) (1.48). (24.20) (1.48). (24.68) (1.48). (25.18) (1.48). (25.68) (1.48). (26.19) (1.48). (26.72) (1.48). (27.25) (1.48). (27.80) (1.48). (28.35) (1.48). (52.17) (1.02) (17.81) 101.59. (6.67) (0.15) (17.90) 147.41. (6.67) (0.05) (17.82) 147.11. (17.73) 153.43. (17.63) 153.04. (17.53) 152.64. (17.43) 152.22. (17.33) 151.81. (17.22) 151.38. (17.11) 150.94. (17.00) 150.50. 42.
(52) 表 17：沃旭風場財務綜合分析 年度. 2020. 單位 新台幣億元. 2021. 2022. 2023. 2024. 2025. 2026. 規劃及興建期. 2027. 2028. 2029. 2030. 2031. 營運期. C. 淨現金流入(出). (165.00). (330.00). (330.00). 29.45. 31.21. 32.96. 34.71. 46.41. 97.73. 98.71. 99.67. 100.63. D. 淨現金流入(出)折現值 E. 累計淨現金流入(出)折現值. (165.00) (165.00). (323.44) (488.44). (317.02) (805.46). 27.73 (777.73). 28.80 (748.93). 29.81 (719.12). 30.77 (688.34). 40.33 (648.01). 83.24 (564.78). 82.40 (482.38). 81.55 (400.83). 80.70 (320.13). 2032. 2033. 2034. 2035. 2036. 2037. 2038. 2039. 2040. 2041. 2042. 年度 單位 新台幣億元 C. 淨現金流入(出) D. 淨現金流入(出)折現值 E. 累計淨現金流入(出)折現值 F. 內部報酬率 G. 淨現值 H. 折線後回收年期 I. 自償率. 營運期 101.59. 147.41. 147.11. 153.43. 153.04. 152.64. 152.22. 151.81. 151.38. 150.94. 150.50. 79.85 (240.29) 7.98% 824.32 15.86 年 2.02. 113.56 (126.72). 111.08 (15.64). 113.55 97.91. 111.01 208.91. 108.51 317.43. 106.07 423.50. 103.68 527.18. 101.33 628.51. 99.03 727.54. 96.78 824.32. 43. 合計 1358.56 824.32.
(53) 表 18：沃旭風場分年償債比率表 單位 新台幣億元 年度 稅前息前折舊攤銷前淨利(A) 本息償還(B) J. DSCR (A/B). 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030. 2031. 2032. 2033. 2034. 176.39 132.16 1.33. 176.00 129.57 1.36. 175.60 126.98 1.38. 175.20 124.39 1.41. 174.78 111.85 1.56. 174.36 59.78 2.92. 173.93 58.13 2.99. 173.49 56.48 3.07. 173.05 54.84 3.16. 172.59 53.19 3.24. 172.13 6.82 25.25. 171.65 6.72 25.56. 表 19：沃旭風場利息保障倍數表 單位 新台幣億元 年度. 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030. 2031. 2032. 2033. 2034. 稅前息前淨利 (A) 利息支出 (B) K. 利息保障倍數 (A/B). 93.89 19.99 4.70. 93.50 17.40 5.37. 93.10 14.82 6.28. 92.70 12.23 7.58. 92.28 9.68 9.53. 91.86 7.61 12.07. 91.43 5.96 15.33. 90.99 4.32 21.08. 90.55 2.67 33.91. 90.09 1.02 88.02. 89.63 0.15 597.50. 89.15 0.05 1783.02. 44.
(54) 三、 沃旭風場情境分析 （一）情境一：改採階梯費率制度 在沃旭收入結構分析部份，本研究假設 20 年為單一費率制度 5.516 元/度，若採 階梯費率制度：前十年每度 6.2795 元、後十年每度 4.1422 元，則收入結構將會產生 影響，所有分析的結果列示於表 20 至表 24。由表 24 可知，採階梯費率制度，可使 前十年之收益及現金流較高，前十年還本付息能力較高，回收年限可縮短，償債比率 及利息保障倍數也可提高，大幅增加融資可行性。 在情境一之下，淨現值及自償率之相較於原始情境下降，與本研究預期不一致， 原因推測來自於本研究所採用之「折現率」與能源局制定單一費率及階梯式費率時所 採用之「折現率」不同所導致。能源局 2019 年躉購費率之資金成本率係採 5.25%， 以此為折現率，將前十年與後十年費率以 6：4 差距拉開，理論上採用階梯費率雖然 20 年總收入相較單一費率低，但兩制度下應有相同之淨現值，才符合公平原則；而 本研究所採用之折現率為 2.025%，相較於能源局所採用之折線率低。雖然使用較低 之折線率計算現值，不論採用何種費率制度，都會產生較高之淨現值，但在本研究結 果顯示，使用低於能源局之資金成本折現，會發現採用階梯費率制之淨現值較單一費 率制低，也造成自償率相對下降，但因前期收入高所帶來還本付息能力提升的好處仍 然存在。. 45.
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