經濟部能源署-再生能源資訊網

日本在2010年能源自主率達19.9%(全球排名29名)，但因福島事件關係停用境內核能電廠，導致能源自主率大幅下滑(日本視核能發電為準自主能源)， 截至2015年度之能源自主率僅7.4%，約排名全球34名。為有效提高能源自主 比例，日本經產省[連結1]規劃2030年將再生能源提高至22-24%，其中地熱能 占1.0~1.1%、生質能占3.7~4.6%、風力能占1.7%、太陽光電占7.0%、水力發電 占8.8~9.2%[連結2]。為能如期達成目標，日本政府透過再生能源電能躉購機 制(固定電價機制;FIT)方式來鼓勵設置再生能源電廠，依照不同再生能源型 式按公告費率保證收購其電能，並向民眾以每月用電度數乘上2.90(日圓/度) 做為電能收購的經費。日本除推動FIT制度外，考量日本再生能源當中以非住 宅型太陽光電成長最為迅速[圖1]，裝設量由2012年704MW逐年快速增加，至 2016年新增量達到2,418MW。於2012年施行FIT機制推行後，太陽光電已累 計裝置容量達到24,995MW，是所有再生能源中成長最為迅速的類型[連結 3]。

回顧日本再生能源成長變化[圖2]可發現，2003至2012年間採取RPS制 度(再生能源配比義務機制)，再生能源年平均成長約5~9%，但在2012年後導 入FIT制度後，每年再生能源平均成長率達26%。若依2016年度日本電力結構 [圖3]可發現，日本非水力之再生能源占比達7.8%，已超過水力發電之占比。 但激增的設置量也造成日本民眾需要付出更多電費附加費，因此為了減輕民眾的負擔，日本於2016年通過再生能源特別措施(FIT)法修正案，導入再生能 源設備的競標制度及相關配套機制如指定競標的電源對象、制訂招標實施指 引等規範。

依據再生能源特別措施(FIT)法修正案規定，屬於單一太陽光電案場且裝置容量達2,000kW(2MW)以上者，須參加太陽光電競標制度[註1]，此措施於 2017年正式生效。太陽光電競標制度(太陽光発電の買取価格の入札制度)， 規劃在2017至2018年間實施三個回合的太陽光電競標活動，最初設計競標總 容量達1.5GW，而每回合規劃釋出500MW的容量。凡參與太陽光電競標活 動，須遞交事業計畫進行參加資格審查作業，如通過資格審查者，需按競標 容量繳交相對應的第一階段保證金(500日圓/kW)，並由申請者提出投標費率 來進行競標評比(評比方式採價格低者依序得標，直到競標容量額滿為止)，而 取得競標容量者，則需在得標後一個月內繳交第二階段保證金(5,000日圓/kW) [註2]。並於得標後三個月內申請FIT認定(類似我國認定再生能源發電設備同 意備案)，且於得標後到取得認定之前不得進行計畫變更。而認定取得後，如 計畫中止、大幅變更申請容量者(較投標容量減少20%)或提高發電量者，將按 減少比例沒收第二階段保證金，並撤銷認定資格。另取得認定後三年內未開 始運轉，將按比例沒收第二階段保證金。

依據經產省公告[連接4]，第一回合太陽光電競標共規劃500MW且競標 費率上限為21日圓/度，合計有29件申請資格審查，合計總投標容量達 489.840MW，共有23件申請案進入第二階段競標(合計容量388.016MW)，最 後取得競標容量共9件[表1]，合計通過第二階段競標容量達141.366MW，得 標費率最低達17.20日圓/度;最高為21.00日圓/度。按競標費率排序:以21日 圓/度得標之容量合計有18.2MW(共有2家，約占12.8%)、以20.49日圓/度得標 之容量共有30.006MW(共有1家，約占21.23%)、於19日圓區間(費率區間 19.39至19.95)/度得標之容量共有52.5MW(共有3家，約占37.14%)、於18日圓 區間(得標費率18.97)/度得標之容量共有18MW(共有1家，約占12.73%)、於17 日圓區間(費率區間17.20至17.97)/度得標之容量共有22.66MW(共有2家，約 占16.03%)。但依據經產省資源能源廳2017年12月所發布「入札制度につい て」[連結5]，雖有9件案件取得競標資格，但截至2017年12月止，共有5家放 棄繳納第二階段保證金，最後僅有4件約41MW完成競標作業程序[圖4]。

日本經產省在2018年4月公布新版競標方案[連結6]，宣布實施第二回合及第三回合之太陽光電競標作業，2018年各回合競標額度分別為250MW(第 三回合暫定為250MW，但可視第二回合競標結果調整)，且競標上限費率於各 回合第二階段競標作業展開始公告，全年度預估競標總量為500MW。第二回 合競標作業須於5月17日至31日送交事業計畫書，於7月27日完成計畫資格審 查作業，並於8月10日至24日展開競標費率評比送件，最後於9月4日至9月7 日公告競標結果;第三回合競標則需於8月27日至9月10日送交事業計畫書， 於11月9日完成計畫資格審查作業，並於11月22日至12月7日展開競標費率評 比送件，最後於12月18日至2019年1月8日公告競標結果。在太陽光電競標部 分，有關FIT認定時程部分，第二回合與第三回合得標者，須於2019年3月1日 前完成相關補件作業，並於3月29日前完成FIT認定。另修正第二階段保證金 制度，如得標案場無法當年度取得FIT認定，其業者所繳交的保證金得於次年 度參與太陽光電競標時，作為第一階段與第二階段之保證金充抵。

2017年度第一回合太陽光電競標作業，合計共有29件取得競標資格，但總件數申請量未超公告之競標容量500MW，而實際進入第2階段躉購費率評 比僅23件(6件退出參加第二階段評選)，最終取得競標容量共9件合計容量僅 141MW，僅為原公告競標容量30%不到。此次競標結果達成率僅28.2%，遠低 於公告競標總量，而多數競標案件(合計容量100.7MW，約占71.17%)之得標 費率僅略低於公告上限費率2日圓以內。而依據日本經濟新聞分析[連結7]， 因參與競標資格需達2MW以上，但2MW以上的案場需併入特高壓輸電網路， 具有特高壓併接之2MW案場土地相當稀少，導致參加第一回合太陽光電競標 作業的家數與容量偏低。此外參與競標需負擔高額保證金(以10MW申請案件 為例，需繳交5千萬日圓，保證金折合新台幣約1,350萬元)，且得標後如違反 競標作業規定將被沒收保證金，使已取得競標資格之業者(共有247MW)放棄 第二階段費率競標作業。再者因開發案屬於大規模開發的太陽光電案場，容 易因土地取得問題、環評問題導致開發案延遲，一旦發生延遲問題，則會依 太陽光電競標作業規定按比例沒收保證金，更使業者因考量風險問題而不願 參加太陽光電競標活動，造成完成第二階段保證金繳納的得標業者僅有4件 (合計41MW)，共有5家放棄繳交第二階段保證金(合計100MW)。

根據2017年度太陽光電競標結果，可知該方案因多重因素關係(如電網饋線問題、土地取得問題、環評問題等)，導致業者參加意願偏低。而在競標 過程又有多家業者陸續在不同競標階段中退出，歸納其原因主要有保證金沒 收壓力、執行風險過高，最後僅剩不到10%容量順利標出。另外雖日本政府 希望以競標方式引導企業能相互競爭並提供優惠的折扣躉購費率，但因上限 費率在2017年度競標方案推出時一併公告，讓業者能有更多時間評估市場預 期之投標價格，導致第一回合競標費率整體降幅不到2日圓，無法達成原先推 行競標之用意。在2018年度公告太陽光電競標方案，即針對2017年之推行問 題予以調整，如保證金可遞延到下一期競標使用，而FIT認定時程也由3個月 調整至1年。另外在新回合方案中，也縮減2018年度競標容量，且上限費率 改為第二階段競標投標時公告，希望透過競標量縮減並調整上限費率公告時 間，刺激競標業者能提出更加優惠的折扣費率。

依據2018年度所公告非住宅太陽光電費率為18日圓/度，推估本年度競 標公告費率至少在18日圓/度以下，但回顧2017年度得標之費率平均為18日圓 左右。倘若業者考量其費率折扣空間有限，還要負擔高額保證金，且外部環 境變數過大，恐造成業者無願意參與競標活動，導致2018年競標容量如2017 年般無法全額標出。本研究認為2017與2018年度所提出競標活動，貌似日本 政府正在測試日本商業太陽光電(非住宅)市場之水溫，以了解市場動態及可接 受價格區間。若發現競標方案反映不夠熱絡，應會調整其競標方案，如縮減 投標業者之容量下限、減少保證金額度、延長FIT認定期程等措施，或是改推 其他刺激太陽光電發展之方案。

另外日本在2018年也針對生質能發電提出競標方案，雖目前對於其上限 費率及實際執行方案尚不明朗，但因日本當地允許生質燃料與煤炭等混燒之 發電機組可按生質燃料之比例給予FIT獎勵，不似我國僅限純生質燃料發電方 可給予FIT獎勵，因此值得關注此競標方案，或許可借鏡做為我國生質能發電 之推動措施。

資料來源:
[連結1]日本經濟產業省
[連結2]日本經濟產業省資源エネルギー庁，再生能源固定價格買取制度2018年度版
[連結3]日本經濟產業省資源エネルギー庁，平成28年10月(2016年)入札制度について
[連結4]日本經濟產業省，第1回入札(平成29年度)の結果について
[連結5]日本經濟產業省資源エネルギー庁，2017年12月入札制度について
[連結6]一般社団法人低炭素投資促進機構，入札実施要綱平成29年度版
[連結7]日本經濟新聞，太陽光案件の入札、落札量は募集枠の3割以下と低調