沉寂2年的浮動式風力發電示範案再次浮上檯面，專家認為還有許多細節待討論。（圖片來源：Freepik）
編按：經濟部於今年9月召開「浮動式離岸風電示範計畫草案說明會議」，讓這個發展遲滯的產業再度引起關注。跨國工程顧問公司NIRAS的資深經濟顧問王穎達從風場規劃、收入結構、基礎設施，到後續的維修、商業化、生態問題深入分析，並借鏡先行者的經驗，為台灣浮動式風電政策提供更明確的思考方向。
2022年8月，經濟部首次對外提出浮動式離岸風電示範計畫構想，當時規劃總裝置容量以100 MW（千瓩）為原則，單一申請案不超過50 MW，預計2023年選商，並於2026年併網。但草案並沒有直接被執行，隨著納入利害關係人意見，示範計畫規模逐漸擴大；2024年版本已改為每案6至12座浮台、約90至180 MW，原則選出2案，並得視情況增加1案，並預定2028年完工。
時至今日，今年9月重新提出的草案依舊維持每案6至12座、原則2案並可增加1案，不同的是選商時程移至2027年，完工時間則延後到2032至2033年。能源署將技術、財務與永續協力列為評選重點，並說明本次示範獎勵辦法採躉購費率，不提供其它補助。
從第一次提出構想至今已經四年。這段期間，浮動式風機持續大型化，歐洲累積更多工程與運轉經驗，台灣的固定式離岸風電也完成多座大型風場。凸顯示範計畫面對的環境已與四年前不同。
目前已有許多浮動式專案陸續進入營運，但這些專案帶來的經驗、技術成熟度、基礎設施的準備，以及這批示範案如何銜接2030年代的商業開發，都應該在此時放進制度設計一併討論。
台灣已有潛在場址，示範案凸顯海域空間問題
要參與接下來的示範案需要門票。2023年的浮動式示範草案即要求申請者取得場址規劃備查，並通過環評專案小組初審。從目前環評與場址資料來看，台灣西部外海已經出現一批具備浮動式開發條件的潛在案場。圖1可以看到，苗栗、新竹外海已有多個環評案場具備浮動式或浮動／固定式選項。
然而，示範計畫多了一個容易被忽略的空間問題：一個原本按照商業規模規劃的風場，如果先切出6至12座風機作為示範，剩餘海域未來該如何使用？
圖1、台灣離岸風場開發狀態及浮動式風電潛在場址
浮動式風機雖不需要固定式風機的大型基礎，但錨定系統、動態海纜及浮台在繫泊範圍內的位移，都會增加海域空間的需求，得在風場規劃時思考清楚。示範區若直接嵌入較大的環評場址，後續擴建時可能碰到風機重新布局、剩餘容量規模不足或既有工程配置需要調整等問題，若場址配置不當，留下難以延續開發的零碎空間，也可能降低後續擴大為商業風場的可行性。
日、韓發展領先台灣，收入結構可參照英國經驗
2022年台灣提出示範案構想時，日本與韓國也在加速布局大型浮動式風電。幾年後，三個市場的進度已經有顯著變化。
日本在2024年選出秋田南部外海與愛知外海兩個大型實證案，使用15 MW以上的風機，預計2030年完工。韓國則直接進入商業規格，浮動式風電已被放進大型標案選項。2024年設定500 MW浮動式專屬競標容量，最終有750 MW專案獲選。
從亞洲鄰近國家的進度來看，台灣目前規劃每案6至12座風機，規模介於單機或小型技術實證與數百MW商業競標之間，因此更應該先確認示範案的預期驗證成果。
另一方面，歐洲已有許多浮動式風機完工的專案，如英國已經營運Hywind Scotland、Kincardine等浮動式風場，目前英國也開始讓更大的專案進入差價合約（CfD）競標。2024年第六輪CfD結果中，浮動式風電履約價格為139.93英鎊/MWh，同一輪固定式離岸風電為58.87英鎊/MWh，前者約為後者的2.38倍。
若將英國的倍率做為參考指標，並考量台灣離岸風電第三期市場廣傳的CPPA價格為每度電4.8元，對應價格約為每度11.4元。
由於浮動式示範案規模較小，又要承擔新型浮台、港口、海事工程與早期融資風險，收入結構的設計會直接影響開發商參與意願。若最後的價格與國際經驗偏離較大，最終能吸引多少具有實際執行能力的開發商加入，會是正式選商前需要觀察的訊號。
示範階段價格偏高，也牽涉後續政策如何看待成本下降。日本實證已將低成本化與量產列為明確目標；英國則透過不同技術類別的CfD價格支撐早期商業化。台灣的示範案如果要支撐下一階段的商業開發，成本與融資經驗會是重要參考指標。
浮式與固定式技術迥異，料港口瓶頸比浮台更早出現
根據目前的經驗，浮動式風機與固定式風機的施工方式有顯著差異，浮動式風機與浮台目前會在岸邊完成大部分整合，再將整座風機拖往風場，許多工作因此轉回港口，也提高大型組裝場地、深水港區與暫存空間的重要性。
英國推進浮動式風電後，很快就碰到港口投資的協調問題。港口需要看到足夠穩定的專案需求才願意投入大量資本，開發商又希望在專案開始前就有可使用的設施，因此英國近年開始透過公共資源支持相關港口提前準備。
台灣經過固定式離岸風電建設，已經累積重件碼頭、預組裝及海事工程經驗，但浮動式風機整體進出港尺度與作業方式差異甚大。從目前公開的示範規畫來看，港口如何配合浮動式風機的組裝、進出港與後續維修，仍缺少清楚的整體安排。
示範案能讓台灣逐步確認既有港區沿用程度、新投資需求，以及大量風機連續組裝時的實際作業能力。相比單純確認單一風機進出港的可行性，前述資訊會更接近未來商業風場的需求，若主要港口條件仍要由個別開發商在備標期間自行確認，選商時程與港口規畫之間即可能出現落差。
這次規畫沒有國產化要求，開發商也可能考慮在海外完成部分製造或整合後，再以拖航方式進入台灣海域。但這也會帶出另一個更長期的問題：風機未來要在哪裡修？
經濟部能源署召開「浮動式離岸風電示範計畫草案說明會議」，說明示範計畫將以技術、財務及永續協力等履約能力為評選重點。（圖片來源：經濟部）
風機故障該怎麼辦？維修方式、時間難移植
有鑑於國際上的浮動式風電專案已陸續出現維修需求，如Kincardine等早期浮動式風場明確看到「拖回港口維修」的現實需求。若風機運轉數年後，大型元件可能需要更換，如果當地缺乏適合的大型維修港口，風機就可能得拖往海外港口處理，再返回風場重新接回繫泊與海纜系統。英國近年的研究也持續把重大元件更換與拖回港口能力的提升，列為浮動式風電商業化的基本要件。
對台灣而言，可透過一個簡單的情境進行檢視：2030年代若有一座大型浮動式風機發生重大故障，台灣有沒有地方可以把它拖回來修？要修多久？會如何影響財務模型？
示範計畫至少應在營運前把重大維修流程與所需基礎設施確認清楚，並在適合的環節進行工程驗證，後續商業風場的維運條件將更明朗。相關經驗很難從國外直接移植，因為港口位置、颱風季節與本地船舶能力都會改變實際作業方式。
西部海底生態特殊，示範案需長時間觀察監測
浮動式風機進入深水區後，海面下會長期存在錨、繫纜與動態海纜。國際研究已經開始關注海洋哺乳類與水下結構之間的互動，其中包含海洋廢棄物或遺失漁具附著後形成的二次纏繞風險。
台灣西部外海同時具有鯨豚活動與密集漁業利用，首批示範案可提供本地觀察機會。若不同案場採用不同浮台及繫纜配置，長期監測也能逐漸累積台灣獨特的環境資料，供後續環評與海域管理使用。
相關資料尤其需要時間累積。颱風耐受度、設備可靠度、重大維修與部分生態影響等，不少問題需要跨越數個季節，甚至累積數年的運轉資料，才能看出較穩定的結果。因此，示範案何時算「完成」，也會直接影響下一階段商業化政策的時程。
示範案只是開端，商業開發考驗市場信心
能源署目前規劃示範案於2032至2033年完工，但沒有說明併網後的觀察期以及檢討時間，也沒有交代相關結果如何影響下一輪浮動式商業選商。
時間期程的規劃會影響整體政策邏輯。若2033年才完成併網，再觀察數年運轉與維修經驗，較完整的資料可能要到2030年代中後期才會形成；若商業規模開發希望更早開始，部分制度設計就必須在示範尚未完全結束前同步推進。
2026至2039年的離岸風電中長程規畫已提出每四年一期、每期約8 GW的開發節奏，也明確提到2026年啟動浮動式布局，但尚未另外公布專屬的商業浮動式招標時程。因此，示範案與後續大規模浮動式開發之間的銜接安排，將影響開發商、港口及供應鏈提前投資的意願。
走到2026年，我們終於看到浮動式風機重新回到檯面。但相較於日本有目的性的處理大型化與成本下降、韓國把浮動式風電放入商業規模競標以及英國處理融資、港口及長期維運問題，台灣政府目前的規劃，真的足以達成示範驗證的目的嗎？
換句話說，示範案的成果應能讓下一輪商業開發減少未知，包括場址延續利用、工程與維運模式擴大，以及財務與環境條件的實證，都待進一步說明。而這些問題很難由能源署單獨處理，因此港口、海域管理、環評與基礎設施投資都需要同步往前推進。
台灣晚了幾年啟動第一批浮動式風場，也因此有了更多可借鏡的國際經驗。到了2032或2033年，幾座風機成功發電只是這一輪示範案的起點；之後能否留下可延續的場址、成本、工程、維運與環境經驗，以及這些經驗何時進入下一輪商業開發，會更直接決定台灣浮動式風電下一階段能走多遠。