KDI 報告：南韓電力輸電網路擴建落後於發電成長 128 個百分點

韓國發展研究院（KDI）研究人員 Lim Hee-hyun 與 Jung Sung-hoon 於 5 月 27 日發布政策建議，探討擴大再生能源的挑戰。該報告指出，國內發電設施在過去 20 年增長了 154%，但輸電網絡僅擴張 26%，導致再生能源併網出現瓶頸。南韓目標在 2030 年達到累計 100GW 再生能源裝置量，內容包含 87GW 太陽能、9GW 風能與 4GW 其他來源；但截至今年上半年，目前裝置量為 39.1GW。

輸電網絡擴張落後於發電能力成長

2003 年至 2023 年間，國內發電設施增加 154%，而輸電網絡僅擴張 26%。發電設施集中之地區因反覆出現電網飽和，導致新接入受限，且發電輸出受限。為達成 2030 目標，南韓必須自今年下半年起，每個半年度平均新增至少 6.8GW 的設施。這相當於過去 5.5 年間 1.7GW 的平均半年度裝置量的 4 倍。

KDI 成本效益分析顯示太陽能與風能補貼比例

再生能源組合標準（RPS）補貼計畫去年投入 45 兆韓元；自 2012 年推出以來，累計支出已達 28 兆韓元。基於 2020 年資料的 KDI 成本效益分析估計，太陽能每投入 1 份補貼所帶來的社會效益為 1.33 韓元；陸上風電為 1.18 韓元。這些比例納入因碳減排帶來的環境效益與空氣品質改善，以及累積裝置量所帶來的成本下降。

然而，若排除技術累積所帶來的學習效應，效益比例會降至：太陽能每投入 1 份補貼為 0.89 韓元、風能為 0.80 韓元，均低於成本。相比之下，美國的效益估算為：太陽能每投入 1 份補貼為 3.50 韓元、風能為 5.21 韓元，均顯著高於南韓。

融資挑戰包括價格波動與 PPA 發展受限

再生能源營運商面臨系統邊際價格（SMP）與再生能源憑證（REC）價格的高波動，這些價格決定其收入。諸如長期固定價格合約與購電協議（PPA）等穩定收入管道，仍發展不足。若因延遲併網或輸出限制導致預期銷售量下滑，則促使金融機構要求更高的風險溢酬，並提高資本成本。

KDI 提出三支柱政策框架

該報告建議同時推行三項政策舉措。第一，擴大輸電網絡的實體容量，並建立配套市場基礎設施，以解決土地取得、許可與社區接受度等問題，進而加速電網容量擴張。第二，降低再生能源專案的收益風險，並建立提供長期、大規模資本的金融結構，包括穩定基於競標的長期合約，以及放寬 PPA 交易對手方與規模限制。第三，設計補貼計畫，透過學習效應在容量擴張與成本下降之間形成正向回饋迴路，並透過定期成本效益評估、優先推動高效率的專案與技術。

Lim 研究員表示，韓國再生能源政策正處於轉折點，需要在電網設計、資本融資條件與補貼體系上進行有效規劃，才能以具成本效益的方式實現快速部署。

常見問題

南韓目前再生能源裝置量與 2030 目標之間的差距有多大？

截至今年上半年，累計再生能源裝置量為 39.1GW，對照 2030 年的 100GW 目標。為達成該目標，南韓必須自今年下半年起，每個半年度平均新增至少 6.8GW 的設施，這相當於過去 5.5 年間 1.7GW 的平均半年度裝置量的 4 倍。

南韓的再生能源補貼成本效益比例與美國相比如何？

KDI 針對 2020 年的成本效益分析估計，南韓太陽能每投入 1 份補貼所帶來的社會效益為 1.33 韓元；陸上風電為 1.18 韓元。相比之下，美國的效益估算為太陽能 3.50 韓元、風能 5.21 韓元每投入 1 份補貼，顯著高於南韓的比例。