第8次國家氣候變遷對策委員會23日召開，經濟部也提出最新離岸風電發展藍圖。（圖片來源：iStock）
經濟部能源署近期公布，台灣已完成第 500 座離岸風機，累計裝置容量達 4.8GW（百萬瓩）。若後續工程按期推進，今年底接近 5GW 並不遙遠。對一個 2017 年才完成首兩座示範風機的市場來說，這是相當快的進展。台灣離岸風電能在不到10年內站上全球第5，靠的不只是政府訂目標，也包括開發商、工程團隊、金融機構、供應鏈與行政部門在前幾輪案場中累積出的經驗。
這個成績值得且應該被肯定，但也容易讓外界低估下一階段的難度。過去幾年，台灣離岸風電的討論習慣圍繞在裝置容量的數字，如今年新增多少 MW（千瓩）、累計多少 GW、全球排名第幾。這些數字有其意義，政策溝通或目標也需要指標。
不過，全球第5的成績主要建立在前兩個階段離岸風電開發的成果上。進入第三階段區塊開發後，市場開始面對另一種考驗。
過去在躉購費率制度下，政府提供相對穩定的長期收益架構，開發商雖然仍要承擔工程、時程與供應鏈風險，但收入端較容易被金融機構理解。到了區塊開發階段，尤其在競價歸零與企業購售電合約成為主要售電模式後，案場能不能成立，已不再只是能否完成建設的問題。
現在的挑戰，是開發商必須把融資、工程、併網、售電、維運與供應鏈履約等風險，全部轉化為企業買方能接受的每度電價格。當專案獲利有限、融資條件轉緊、企業買方信用與保證安排不足，這些問題就會回頭影響案場推進。名目上獲配的容量，最後能否變成實際發電量，取決於這些商業與工程條件能否同時成立。
開發商重新評估計畫可行性，亞太區出現新競爭者
全球離岸風電市場這兩年出現明顯變化。利率上升後，資金不再便宜；供應鏈與海事工程成本上升後，過去用來估算風場收益的假設也必須重算。歐洲與美國已有案場延後、重談或停止開發，意味著開發商、銀行與企業買方開始用更嚴格的方式檢查風場的現金流與風險分攤。
日本的經驗尤其值得台灣留意。日本早在 2020 年就提出離岸風電產業願景，目標是在 2030 年前形成 10GW 案源，2040 年達到 30 至 45GW。這是很有企圖心的長期規劃，日本也透過多輪競標把案場逐步放到市場上。但日本同時遇到成本上升後的專案壓力，例如三菱商事在 2025 年決定退出 2021 年第一輪競標取得的三座離岸風電案場，理由正是開發環境惡化，原本的商業模型已難以支撐。
此外，根據最新的情況，BP也在考慮出售已得標的日本案場。這些案例說明，即便是成熟且擁有融資條件的經濟體，當前也面對離岸風電成本提高的經濟可行性疑慮，台灣後續若要持續推動，必然也會遇到同樣挑戰。
南韓則提供另一種訊號。南韓近期完成 2026 年上半年離岸風電固定價格合約競標，9 個案場、合計 3,656MW 投標，最後選出 5 個案場、合計 1,786MW，其中包括浮動式風電案場。更重要的是，南韓同時提出 2026 至 2035 年的中長期競標路徑，規劃十年間釋出 55GW。這種制度訊號對開發商、供應鏈和金融機構很重要。離岸風電不是短線投資，團隊、船舶、港口、製造與融資安排都需要提前布局。市場看得到後續案源，才會投入資源，台灣過去在第一階段和第二階段的成果也是建立在同樣的作法之上。
菲律賓和越南雖然仍處於較早期階段，但也開始用制度吸引國際資本。菲律賓推動第一輪專屬離岸風電的綠能競標，越南修正版電力規劃也把離岸風電放進中長期電力規劃。這些市場短期內仍有電網、港口、法規和融資挑戰，不會立刻取代台灣。但對國際開發商而言，亞太市場的選項正在變多。資本和團隊會流向未來案源清楚、制度風險可估、投資報酬能被計算的地方。
如何把外商找回來？需要更強的政策誘因和穩健制度
早期台灣是亞太少數具備政策明確性與實際案場的市場，凸顯出先行者優勢。現在情況不同了。日本持續修正制度，南韓提出長期競標路徑，菲律賓和越南開始打開市場；同時，AI 資料中心、半導體擴產、天然氣電廠、電網和儲能也在吸收大量資金與工程資源。離岸風電要繼續吸引長期資本，必須提供更清楚的收益設計與風險分攤。
回到台灣本身，3-1期的渢妙1期風場正如火如荼開發中，同期的海廣尚未宣布融資完成，但有國家隊加持下，應該只是時間問題；然而，剩下的風場如海峽2期、蔚藍海（環洋）、海鼎二（已解約）並不樂觀。換句話說，在通案延長1年併網的2028年以前完工的案場可能僅有995 MW，其中較有可能如期完工的只有渢妙1期風場 （500MW）。
3-2期的部分，當前最有可能持續往前走的屬於渢妙2期 （600MW）以及海廣 （800MW），至於又德、海鼎一（已解約）、德帥（已解約）等其他案場則相對困難或已確定解約。換言之，若渢妙2期及海廣發展順利，至2029年將有1.4 GW風場可以併網。總結來看，至2030年前台灣可從今年預計達成的5GW在增加1.4GW至6.4GW。考量森崴能源當前的狀況，若又德能進一步找到開發商接手，則有可能讓風場累積總裝置容量在2030年前達到7.1 GW。
3-1 與 3-2 期已經顯示，得標容量和可融資容量之間存在落差。部分案場仍在推動，部分案場已解約。若只看名目核配容量，很容易高估 2030 年前真正可併網的增量。目前可見度較高的開發量，主要集中在少數較有進展的案場；至於已解約、開發商策略調整或需重新尋找合作夥伴的案場，短期內能否補上進度仍有不確定性。
這也是 3-3 期選商重要的原因，它不只是下一輪容量分配，也是檢驗台灣能否持續吸引開發商和金融機構投資的關鍵。
經濟部能源署近期針對 3-3 期選商機制提出補充說明，包括可擴充場址不得與獲配場址重疊，允許已解約場址納入可選範圍，後續核配也會考量獲選容量分配結果與海域空間利用最大化。
目前被放回檯面上的，是海峽一、海峽二、海鼎二。三座風場原規劃容量合計約 1.2GW，分別是海峽一的300MW、海峽二的300MW、海鼎二的600MW。依 3-3 期制度設計，開發商若獲配容量，最高可再申請原獲配容量 50% 的擴充容量。以單一開發商 1GW 上限來看，理論上可能形成接近 1.5GW 的開發組合。
3-3期後的嚴峻挑戰：海域空間如何有效配置
把已解約場址納入擴充容量，可以增加案場組合彈性，也避免已完成部分前期規劃的海域長期閒置。違約金改以承諾與實際投資差額 20% 計罰，重大違約再加計 10%，也顯示主管機關開始重新拿捏履約紀律與投資誘因之間的比例。從市場角度看，若 3-3 期制度維持過度剛性，投標誘因本來就可能不足。
但容量重新放回盤面，不代表案場就會變得容易開發。離岸風電的可行性不能只看 MW。若主場址與擴充場址相鄰，風機排列、尾流管理、海纜配置、施工排程與維運基地都有機會一起規劃，擴充容量可以帶來規模效益。
若擴充容量分散在不同海域，開發商可能要處理兩套施工動線、不同環評邊界、更長的海纜路徑、額外變電設施與更複雜的併網安排。這些問題最後都會進入融資模型，也會反映在 CPPA 價格上。
能源署提到「海域空間利用最大化」，方向可以理解，但最大化不能只是把可用海域填滿。離岸風電海域不像一般土地，可以切成零碎區塊後再慢慢補丁。尾流、航道、海纜、環評邊界與併網條件，都會讓被切碎的海域更難再利用。若 3-3 期為了提高短期投標誘因，把已解約場址重新切進擴充容量，卻沒有同步處理剩餘海域整合原則，未來可能留下更難開發的空間碎片。
這個問題也會延伸到 2031 至 2035 年。固定式離岸風電條件較好的海域會逐步被使用，之後若要繼續增加容量，台灣勢必要面對更遠、更深、成本更高的場址。
浮動式風電遲早會被納入討論，但它不是固定式風場的簡單延伸。浮體、繫泊、動態海纜、港口、施工船、維運模式和保險融資，都需要更長時間準備。南韓這次已有浮動式案場在競標中獲選，對台灣是一個提醒：若等到固定式海域逐步用完才開始準備浮動式，時間可能不夠。
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台灣離岸風電曾具先行者優勢，但隨日本、韓國、菲律賓與越南加速布局，產業下一階段需面對資金競爭與收益模式挑戰。（圖片來源：Wikimedia Commons）
融資風險壓力上升，金融體系、供應鏈都有感
國內金融體系同樣需要被放進討論。前幾輪離岸風電帶動本土銀行參與專案融資，也讓台灣金融業累積了再生能源融資經驗。不過，近期開發商財務壓力、供應鏈曝險與部分案場解約，都會讓金融機構重新評估風險。
未來若案場更分散、CPPA 價格更高、併網和施工不確定性增加，銀行可能要求更保守的融資條件。這不一定會讓案場無法推動，但會拉長財務安排時間，也會增加開發商的資金壓力。
這一點和國產化政策也有關。台灣在前幾輪離岸風電中希望建立本土供應鏈，方向並沒有錯。沒有在地工程與製造能力，能源轉型長期仍會受制於外部資源。但近年若干供應鏈與海事工程業者承受的財務壓力，已經顯示「建立能力」和「承擔不可吸收的商業風險」之間需要更清楚的界線。
未來的產業關聯或本土供應鏈要求，應該回到可融資、可保險、可交付的標準來檢驗，而不是只用名目比例或承諾項目來判斷政策成效。
如果供應鏈要求過度僵硬，開發商會把不確定性反映在價格和風險溢價上；如果要求過度鬆散，本土能力又難以累積。真正困難的是中間那條線。政府需要區分哪些項目已經具備商業化供應能力，哪些項目仍需要技術驗證，哪些項目適合用示範或分階段方式推進。這比單純提高或降低國產化要求更重要。
只有總量目標還不夠，離岸風電需要更清楚路徑
台灣需要一份更完整的中長期離岸風電路徑，這份路徑不應只寫總量目標，還要說明剩餘固定式海域如何整併、哪些區域適合保留給浮動式示範、併網點和電網投資如何提前規劃、港口與海事工程資源如何銜接，以及 CPPA、保底價格或其他收益穩定機制如何搭配。這些問題若沒有先處理，台灣很可能在 2026 年後進入一段新增容量放緩期。
以下是提供給政府參考的政策建議：
1. 政府應該提出更可預期的長期選商路徑
南韓提出十年競標路徑，背後的意義除凸顯南韓持續推動淨零的野心外，更是讓開發商、供應鏈、港口、船舶與金融機構能夠提前規劃的依據。台灣若只在單一期別前後調整規則，市場會較難判斷長期案源。台灣的中長期應有更常態性的制度，例如2031 至 2035 年應該有更明確的招標時程規劃、固定式與浮動式海域空間分配、各期招標的併網時程，以及常態性的規則調整機制如何建立等。
2. 海域治理需要從「容量分配」提升到「空間整合」
3-3 期把已解約場址納入擴充容量，有助於短期彈性，但也可能讓剩餘海域更加零碎。主管機關需要建立更清楚的判準，哪些空間適合併入既有案場，哪些空間應該保留到後續整體檢討，哪些空間因為尾流、航道、海纜或併網限制，名目上有容量卻不適合立即釋出。否則，容量表面增加，實際可開發性未必同步提高。
3. 收益設計需要更貼近融資現實
CPPA 是台灣區塊開發的重要設計，但企業買方不會無條件吸收所有開發成本。當案場風險提高、施工成本上升、併網條件不確定，CPPA 價格就會更難談。2.29 元保底價格是制度上的調整，但未必足以覆蓋不同案場之間的風險差異。未來或許需要更細緻的風險分攤工具，例如針對併網延誤、政策變更、極端成本波動或浮動式示範案場設計不同的收益穩定機制。
4. 浮動式風電不能只停留在概念討論
台灣若要在 2030 年後持續擴大離岸風電，浮動式幾乎無法迴避。但浮動式需要的是一個完整的新產業鏈，而不只是新的風場圖資。港口能不能組裝浮體、動態海纜是否有供應鏈、繫泊系統是否能適應台灣海況、維運船隊與保險融資如何安排，都需要提早測試。政府可以先規劃示範規模、技術路徑與風險分攤方式，避免未來直接把浮動式丟進商業競標，結果只有少數業者願意承擔過高風險。
5. 金融曝險需要更透明的政策討論
離岸風電已經不是單純的能源政策，也涉及本土銀行、保險、供應鏈與企業買方的資金配置。若前幾輪案場出現財務壓力，金融機構自然會更審慎。政府不需要替所有商業風險買單，但需要讓市場理解哪些風險由開發商承擔，哪些風險來自政策與行政時程，哪些風險應該透過制度設計降低。風險界面越清楚，融資市場越容易恢復信心。
6. 國產化政策需要轉換思維
當前雖然國產化制度已被巧妙地轉換成ESG採購承諾，但實務上，風場的確需要本土供應鏈來凸顯成本優勢，本土供應鏈也需要穩定訂單、合理風險與可累積的技術路徑。政府未來也許可以思考，把已成熟項目、待驗證項目和示範項目區分開來，讓產業升級和專案可融資性可以同時存在，但不用強綁在招標規範上，而是透過政府其他補助措施或產業策略，來提升本土供應鏈的技術、供應能力和降低成本，直接提高廠商競爭力比規範採購更能讓市場經濟順利運作，也才能真的讓本土供應鏈打亞洲盃或世界盃。
換個方向思考，接下來幾年離岸風電發展放緩，不一定是壞事。成熟市場本來就會從高速成長到某個節點需要慢下來重新調整，選擇下一個成長方向以及累積成長的動能。
比較需要擔心的是，放緩若來自制度不確定、海域破碎化、融資成本過高與投資誘因不足，台灣早期建立的區域領先位置就會慢慢流失。若國際開發商和供應鏈把資源轉往其他亞洲市場後，台灣想重新吸引它們回來，成本將比現在更高。
從高速發展走到成熟期，台灣得證明值得長期投入
台灣離岸風電已經證明自己能從零走到全球第5。接下來要證明的，是在全球資本重新定價、亞洲市場加速競爭、國內海域條件更複雜的情況下，台灣仍然是一個值得長期投入的市場。
這不是再喊一個更大的容量目標就能解決。容量目標仍然重要，但它必須搭配可預期的選商路徑、可融資的收益設計、可整合的海域規劃、可承擔的供應鏈要求，以及能讓金融機構理解的風險分攤。政策若只問要釋出多少 GW，很容易把問題留到開發商得標後才爆發。
現在更需要問的是，這些容量能不能被開發商、銀行和企業買方一起接受。容量表上的 GW，最後必須變成可以施工、可以融資、可以售電、可以長期運轉的風場。
全球第5是台灣離岸風電第一階段的成果，下一階段的關鍵，是台灣能不能把這個成果轉化成穩定、可預期、能持續吸引投資的市場制度。
※ 本文為NIRAS資深經濟顧問王穎達投書。
（觀點文章呈現多元意見，不代表《RECCESSARY》立場）
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