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德國躉購制度帶領再生能源蓬勃發展，但也造成扭曲的市場現象。（圖片來源：iStock）
隨著台灣綠電交易走向自由化，也將面對躉購機制（Feed-in Tariff，FIT）退場問題，相關討論逐漸升溫，而身為躉購先驅的德國，已經逐漸轉向競標模式，什麼契機促使他們採用市場機制？過去面臨的挑戰與應對策略有哪些？這些經驗或許能成為台灣的借鏡方向。
起源於德國的「再生能源躉購制度」
德國電力過半來源為再生能源，2023年占比超過55%，高於整體歐盟的44%。德國表現之所以能成為前段班，得歸功於全球首創的躉購費率制度奠下基礎。數據顯示，2000年剛開始實施躉購費率，再生能源發電量僅占6.2%，不到15年時間已經增加至少20個百分點。
德國電力來源變化圖。圖片來源：CLEW
躉購制度較明確的規定源自德國《再生能源法》（EEG），基本原則為「透過光、風、水、生物質產生的每度電都有權獲得固定的報酬」，且政府以保證價格收購20年，並採取再生能源優先併網的政策，而額外產生的成本則以附加費（Surcharge）的名義轉嫁到用戶身上。
德國躉購費率實施後，幾乎以每4年一次的頻率進行修訂，以符合技術及市場需求，在大幅降低開發門檻及風險、以及需求明顯成長的情況下，再生能源快速達到規模經濟，裝置成本迅速下降。
隨著各國對永續發展議題日益重視，這套促進再生能源發展的方法不斷被複製，成為包括台灣在內全球80多個國家推行類似政策的參考典範。
躉購制度為何導致市場扭曲？
德國的扶持政策成功使再生能源成為電力供應主要來源，不過躉購制度也對電力市場帶來了以下幾種負面影響：
1. 用電戶負擔升高
德國的風、光發電成本與一般燃煤或燃氣幾乎不相上下，但用戶的電費帳單不降反升。由於附加費計算方式與電力現貨市場連動，因此當現貨市場價格愈低，用戶需要攤提的附加費就愈高，而且政府免除部分能源密集產業的附加費，所以如果工業用戶等豁免用電的占比增加，一般用戶分攤的附加費也更高。
根據非政府組織《未來政策》（Future Policy）的紀錄，一個2人家庭（每年用電量3,000度）的附加費，在2004年每個月約1.5歐元（約新台幣51元），2009年翻倍來到3.1歐元（約新台幣105元），2013年已經漲至兩位數13歐元（約新台幣元443元），不到10年時間增加近6倍。
2. 電網壓力與基礎建設成本
雪上加霜的是，躉購機制保障再生能源併網的優先權，除了持續墊高附加費，也讓電網系統吃不消，迫使輸電業者更新基礎建設，其成本同樣反映在用戶的電費帳單上。即使相關規定隨時間進行調整，仍改變不了德國平均電價普遍高於歐盟其他國家的情況。
3. 市場競爭公平性爭議
另外，德國保護製造業等能源密集產業，免除部分或全部附加費責任的作法，也引起歐盟執委會的關切，要求回歸市場機制，讓再生能源有公平的競爭環境。
最後受到全球能源危機影響，德國政府擔心電力消費者被居高不下的附加費壓垮，因此於2022年取消附加費規定，改以碳排交易及國家預算支撐再生能源發展。
德國首創的躉購費率制度奠下綠能基礎，但也帶來用電戶負擔增加、電網壓力、市場競爭公平性等問題。圖為德國一處工廠的屋頂光電。（圖片來源：iStock）
回歸市場供需！德國逐步用競標機制替代躉購
附加費亂象以及歐盟等壓力，促使德國在2017年正式導入競標機制，宣告將逐步淘汰躉購費率，不再完全以固定費率收購再生能源，而是透過市場招標決定政府補助金額，並以低價者得標，且為了讓招標參與者呈現多樣性，政府放寛條件，開放小公司與大型企業共同參與競標。
競標機制主要應用在太陽光電、陸域風電、離岸風電、生質能發電，且各自有其基本規模要求，如果規模較小仍得遵循躉購機制，另外，德國政府也設定開發容量上限，除了保護電網安全，也考量再生能源開發前期成本較高，希望能創造一個公平競爭的環境。
同時為了鼓勵再生能源業投入市場交易，業者除了享有躉購價格與市場交易金額的差價外，還可以獲得額外的管理補貼，降低交易市場價格波動帶來的不確定性。
德國聯邦經濟與氣候保護部（BMWK）文章指出，修正後的《再生能源法》改變了再生能源融資方式。德國政府從躉購轉向拍賣競標機制，是因為體認到再生能源發展已經成熟，能在不依賴補貼的前提下於市場上競爭，同時掌控再生能源發展規模。
在電力市場自由化過程，德國再生能源發展從躉購機制逐漸走向競標，花費超過15年，且仍不斷修正讓制度更加完善，以實現2045年淨零碳排目標，對照台灣的發展，太陽光電從2010年開始採取躉購制度，至今也快15年，再生能源轉向競標的討論逐漸浮上檯面，政府得加快訂定發展方向，縮短兩種模式銜接的陣痛期。
資料來源：Future Policy、CLEW(1)、(2)、BMWK、Bloomberg、德國新再生能源法、德國能源轉型現況與展望、能源知識庫
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