《2022年东盟能源报告》中揭露截至2020年底，东盟在生质能与地热能等第三再生能源的比例表现不俗，合计超过一成。 相较起全球的再生能源装置容量分布，东盟的整体再生能源配置具有风、光、水以外的再生能源发展契机。 此篇为东南亚风光外系列文的首篇，将以泰国生质能作为主要论述标的。

生质能发电要素与泰国生质能投资潜力

在泰国有多达20种以上的生物质类型，不过部分生物质取得不易，又或是转换效率太低，下表一仅列出部分泰国较为常见的生物质类型与其价格和电力转换系数。 值得注意的是，不同生物质的密度、粒度与水分含量都不一致，这些因子会影响运输、储存与预先处理成本，以及转化技术的适应性。

表一、泰国生物质价格与电力转换系数

若是全年都可以平均且无间断的取得生物质资源，则生质能发电厂的容量系数（capacity factor）通常会介于85%~95%之间。 不过还是有非常多的生物质来源是季节性农产品的废弃部分，会大幅降低发电厂的容量系数。 以泰国的生质能发电情形来说，平均容量系数落在60%~70%区间。 根据国际再生能源总署（IRENA）的公开资料数据显示（如下表二），目前北美的生质能平均容量系数为全球最高，高达85%左右，主因在于美国的农田、森林密度很高，此类区域通常含有大量的生物质资源。

表二、全球各区生质能容量系数

泰国在生质能发电上的优势在于其生物质的成本非常低，然而生质能发电的关键成本因子在于大多型态的生物质能量密度相对较低，在发电前需要搜集大量的生物质来进行处理。 若是生质能发电厂无法将电厂与各处原料取得距离控制在一定半径以内，将会面临高昂的运输成本。 正因如此特性，让生质能发电厂的规模有所局限。 目前泰国的生质能装置容量规模都在20 MW以下。

接下来将以四种容量区间，分别为小于1 MW、1-3 MW、3-5 MW以及5-6 MW，作为接下来泰国生质能内部报酬率（Internal Rate of Return，IRR）的测算假设。 以这四种区间作为假设的主因在于泰国的趸购费率仅补助6MW以下的案场，以此区间最高值6 MW为基准，并以趸购费率案场区间作为四段容量区间的分割线。 影响四种情境最主要的变因在于总系统装置成本、维运成本以及趸购费率。

泰国的趸购费率由固定趸购费率（FiT_Ｆ）以及变动趸购费率（FiTv）组成，泰国能源局为了鼓励及小型电力生产商（VSPP）再生能源发电业者发展，超过6 MW 的生质能案场并不能参与趸购计划。 固定趸购费率为初始总装置成本以及系统生命周期中的所有维运产生的每度费用，装置容量越小其固定趸购费率越高; 而变动趸购费率则是会随着时间变化变动的原物料成本。 根据最新的泰国能源局公布最新生质能的趸购费率大约落在4.24至5.34泰铢/度（等同14.7至18.5美分 /度）; 由于小案场（<=1 MW）不具经济规模，因此无论以固定或变动趸购费率而言都是最高的。

下图四为结合成本面（总装置成本、维运成本）以及营收面（趸购费率）的变动因子，并以以下三点作为基础试算得出泰国各装置区间的IRR以及每千瓦的20年盈余：

1. 20年生命週期
2. 70% 的银行融资，7年还款期，年利率3.1%
3. 设备年衰减率为1.6%。

从图中可以发现无论是IRR又或是每千瓦的20年盈余都呈现明显的「V型」趋势，也就是说当生质能发电案场大于5 MW后便开始享有经济规模的优势。 然而由于泰国的生质能趸购费率仅适用于10 MW以下的装置，因此与其投资大装置容量的案场，小于1 MW的生质能案场在泰国则更具投资诱因。

然而，依照目前泰国的再生能源市场环境，绿电的市价仅占趸购价格的三分之二不到，因此目前泰国的生质能发展高度依赖政府的趸购费率制度。 也就是说，若是泰国政府取消对于生质能源的趸购费率，则在泰投资生质能投资诱因将大幅下降。 东南亚国家中仅泰国以高昂的趸购费率支持这项新能源的投资，其他东南亚国家目前则皆缺乏生质能投资诱因。 举例来说，越南在今年9月公布的生质能趸购费率介于7.03至8.47美分/度，甚至连在该国投资生质能IRR的5% 都不到。

图四、2021年泰国各生质能装置容量区间的内部报酬率以及每千瓦20年累计盈余

当然，泰国当局不可能一直以高价收购所有生质能。 尽管目前市场尚未传出要终止生质能源的消息，不过每年公布趸购计划的案场容量逐年降低趋势明显; 且生物质的使用、外资投资比例的限制随着每年的修正愈趋严格，等同泰国的投资门槛正日益拉高。 因此尽管泰国生质能的整体发电目标乐观，仍建议企业及早规划以及详细了解泰国生质能投资的可能性。