趸购费率调整政策不透明，影响台湾地区光伏供应链永续发展

EnergyTrend分析师陈君盈指出，从2018年下半年开始，许多大型系统商已陆续布局2019年度的大型地面型项目，推估安装量约接近1GW。但因为台湾地区地形环境特殊，所释放出来的土地相较国外而言，建置难度非常高，特别是在设备的选用上，必须要能抗盐害并能持续20年之久。

除此之外，不同于屋顶型，地面型系统大多都要靠业者自设升压站，其并网成本约占总成本的25%。因此，在并网成本无法减少的情况下，又面临趸购费率大幅下降，EPC厂商评估内部报酬率(IRR)后，只能选择价格价低的组件与逆变器等设备，以换取较高的IRR。

按目前市场现货组件价格0.37USD/W计算，地面型趸购费率的下调，让IRR已降低到2.60%，而且要15年后才能回本。预测2019年的价格，由于组件与逆变器都必须通过VPC高效认证，才能符合高效能加成的6%费率，因此组件与逆变器厂商会将VPC检测的成本转嫁到报价上，使得2019年主要设备价格降幅有限。根据EnergyTrend推算，模组价格最低至少须降到0.30USD/W，才能让IRR回到5%的基本点。

然而，就算是台湾地区最具竞争力的组件制造商，可能都无法跟进0.30USD/W的组件价格，更不用说视为光伏发电系统心脏的逆变器，台厂的制造成本也无法迅速跟进市场的降幅。因此不论是组件或逆变器，可能都将不敌具备成本优势的中国大陆制产品。

趸购费率的逐渐退场，是全球光伏政策的趋势。EnergyTrend认为，最好的配套方式应该是要预告到2025年前，每年趸购费率的降幅，并将减少的趸购费率转而用在鼓励储能的发展，才能让光伏这类间歇性能源藉由储能来完备，也藉此让业者自行评估风险，不适者自然淘汰，让光伏全产业朝向健康化的平稳发展。