觀點投書：從10.9GW到27.9GW，台灣離岸風電中長程規劃是空中樓閣嗎？

在台灣再生能源發展陷入困境、離岸風電業者陸續退出台灣市場之際，政府於7月23日召開的國家氣候變遷對策委員會上，提出「我國離岸風電中長程發展規劃」。在亞洲鄰國韓國也宣布新一輪中長期離岸風電目標後，這份規劃的目的相當明確，就是希望鞏固台灣在區域離岸風電市場的定位。此外，經濟部能源署同日也公告區塊開發第3期行政契約範本，內容與此前媒體率先揭露的報導並無太大差異。 整體而言，這份報告將離岸風電裝置容量目標由2030年的10.9GW，延伸至2035年的18.3GW至19.9GW，以及2039年的24.7GW至27.9GW。2031年後新增的容量，主要將由第三階段區塊開發第4期（3-4）與第5期（3-5）支應，兩期各規劃8GW，相當於每年新增2GW；另規劃於2026年底辦理「2加1案」的浮動式風電示範計畫，每案容量為100MW至200MW，預計於2032年至2033年間併網。經濟部也在會中說明，這項規劃的基礎，是跨部會已完成系統性海域盤點，並找出可新增15GW至18GW裝置容量的海域空間。 圖1、離岸風電區塊開發第四期、第五期及浮動式示範期程 資料來源：總統府氣候變遷委員會 (2026) 圖2、離岸風電海域空間 資料來源：總統府氣候變遷委員會 (2026) 台灣目前已累計建置約5GW的離岸風電裝置容量，這項成果確實不容抹煞。然而，若將過去已經實現的成果，與未來尚未經過工程可行性及市場條件檢驗的規劃容量，一併放進同一條平順上升的政策曲線，這條發展路徑究竟能否照表推進，還是終究只是一幅海市蜃樓？或許，從區塊開發第一期與第二期目前的進展，便可略窺一二。 3-1與3-2期的表格，透露了比文字更多的資訊 根據國家氣候變遷對策委員會公布的資料，區塊開發3-1與3-2期雖已「完成分配4.435GW」，表格實際列出的卻只有5座風場：3-1期為渢妙500MW與海盛495MW；3-2期為海廣800MW、又德700MW及渢妙二600MW，合計3.095GW。若再扣除開發前景日益不明朗的又德，目前較有可能繼續推進的容量只剩2.395GW。 經濟部並未說明，表列容量為何與已分配的4.435GW相差1.34GW，也沒有交代離岸風電中長期規劃將如何透過制度調整，處理這些案場所面臨的開發困境。相較之下，這份表格反而透露出一個更現實的情況：政府實質上已經確認，3-1與3-2期目前只剩這5個案場繼續被納入後續容量規劃，甚至政府可能還高估又德可繼續執行的可能性。 依目前前兩階段累計僅5.3GW的進度，即使上述2.395GW全數順利完成融資與建設，2030年的總裝置容量也只有7.695GW；經濟部卻仍在報告中維持2030年達成10.9GW的既定目標，這項估算究竟如何成立，確實令人質疑。區塊開發3-3期目前規劃於2030年至2031年間併網，但依現有進度，開發商得標後仍須完成行政契約簽署、環評、工程細部設計、CPPA簽署、融資、採購、施工，以及其間所需的各項許可程序。參照過去的開發經驗，要在2030年完成併網，難度已相當高；若最終確如市場傳聞，只有兩家開發商參與投標，又要如何填補距離2030年目標仍有3.205GW的缺口？ 經濟部同日公告的行政契約，甚至提供一年的彈性併網機制。凡符合水下基礎設置或部分容量併聯等條件的業者，均可申請延後一年完工。這項安排固然有助於降低開發商的違約風險，卻也反映主管機關清楚知道目前工期相當緊迫，必須透過彈性機制為可能的延誤預留空間。 在2030年目標已近乎難以達成、經濟部至今又未比照離岸風電前幾個開發階段，對外公布潛在場域的情況下，若政府仍認為只要在中長期規劃中設定一組漂亮的容量數字，就足以說服外商繼續投資台灣，恐怕過於樂觀。 海域盤點並不代表財務及工程可行 回到經濟部透過跨部會圖資盤點，所找出的15GW至18GW新增可設置海域。確實，若這些海域都具備實際開發條件，帳面上的容量也能順利轉化為風場，2035年與2039年的政策目標在數學上或許可以成立。 然而，海域圖資所能證明的，僅是在排除部分軍事、航運、漁業與環境限制後，仍可能找到設置風機的空間；至於水深、離岸距離、海床條件、海纜路徑、併網成本與施工資源，圖資本身並沒有提供答案。台灣條件較佳的近岸固定式場址，已在前幾輪開發中陸續被使用，這也可能是3-3期最終僅剩兩家開發商有能力繼續參與的原因之一。未來新增海域若持續往外海延伸，無論採用固定式或浮動式風機，越接近台灣海峽中央，水深通常越深，海纜距離也會隨之增加。這些條件都可能推高綠電成本，銀行團也會相應提高融資風險評等。 若離岸風電中長期規劃認為，只要劃出海域、列出選商容量，就能順利延續過去的發展成果，恐怕低估了目前離岸風電所面臨的逆風。現階段的固定式風場，已經承受海纜、施工船、供應鏈、融資與CPPA價格等多重壓力；未來場址再往更深水區域移動，每單位開發成本只可能繼續增加，很難期待自然下降。若政策仍要求企業購售電合約承擔主要收益來源，更高的工程成本終究會反映在電價上。企業買方能否接受，遠比圖資上還能劃出多少海域更具決定性。 每4年釋出8GW的「選商目標」，確實有助於開發商建立中長期的可預期性；但若政府將選商目標直接等同於可實現的開發容量，恐怕只會重蹈覆轍，讓3-1期與3-2期的情況再次上演。目前公布的仍只有容量與期程，開發商無法據此估算較深、較遠場址的投資報酬率，也無從判斷未來8GW中究竟有多少具備商業可行性。最後可能只留下政策討論的熱度，卻難以轉化為實際投資與建設。 浮動式計畫像放羊的孩子，還被韓國超車 最後，經濟部將浮動式風電示範計畫安排於2026年辦理選商，原則上採「2加1案」，每案容量為100MW至200MW，預計於2032年至2033年間併網。從台灣剩餘海域的條件來看，提前布局浮動式技術確有必要；否則，隨著適合固定式風機的場址逐步耗盡，中長期離岸風電將失去接續方案。 然而，這已不是台灣第一次宣示推動浮動式風電示範計畫。台灣原本有機會走在亞太市場前列，如今進度卻已落後日本與韓國。截至目前，政府仍未公布浮動式示範案的躉購費率，也未提出其他足以取代FIT的長期收益機制。相較之下，區塊開發3-3期的固定式風場至少已有每度2.29元的保底價格、延長售電年限及彈性併網等配套。即使2.29元的保底價格對融資未必有太大幫助，成本與風險明顯更高的浮動式示範計畫，目前卻仍只有選商容量與預定併網年度。 浮動式風電涉及浮體、繫泊系統、動態海纜、港口整備、拖航安裝及海上維修等新增成本，也需要引進新的技術並培育相關人才。技術供應商、保險公司與銀行都必須獲得足夠的收益保障，才有辦法為首批具商業規模的案場進行風險評估與定價。若政府希望示範案同時承擔技術驗證與產業培植功能，價格機制就必須反映示範階段所增加的成本與風險。若收益機制持續不透明，甚至仍打算沿用固定式區塊開發以CPPA為主的模式，最後很可能又是萬人響應，零人投標。 即使選商能在2026年如期啟動，從選商程序、行政契約簽署、各項許可申設、港口改建、融資，到最後進入實際施工，要在2032年完成併網，時程仍然相當緊迫。固定式風場從前期規劃到完工併網，通常已需要5至7年；仍處於技術與產業發展初期的浮動式風場，難道反而可以更快？ 過去的成果，並不是未來政策是否能落地的保證 總結來看，經濟部