＜財經週報-AI與電力＞離岸風電解約潮蔓延 綠電上線恐延後

我國離岸風電第二階段潛力場址風場，預期年底可全數完工併網，總裝置容量將達到5.3GW。然而，第三階段區塊開發前兩期已有多座獲配風場解約或放棄開發，海域空間確實可重新釋出再招標，但風電上線時程恐再延後。儘管，沃旭能源、哥本哈根基礎建設基金（CIP）及SRE（風睿能源）等開發商現仍在台建置或營運風場，但部分開發商退出台灣市場的隱憂也浮現，後期選商獲配風場能否依原訂時程上線、滿足企業迫切需求的不確定性，也隨之升高。

三階段前兩期多座風場解約退場，面臨上線延後危機。
（資料照）

綜觀區塊開發多座風場陸續退場，大致上可歸因於全球產業逆風與選商制度轉變的交互作用，包括：COVID-19疫情、烏俄戰爭相繼爆發後，全球利率、通膨、原物料、能源及海事工程成本攀升，尤其歐洲各國在俄羅斯「斷氣」威脅下更重視能源自主性、加速建置本土風場，掀起全球搶船潮及供應鏈排擠效應；此外，多家國際開發商也重新評估各國市場的風險與報酬，調整資源配置，多將投資重心遷回歐洲大本營，這波逆風並非僅台灣獨自承受，美國、日本及韓國都曾出現風場認賠退場案例，但台灣區塊開發的制度轉變與衍生狀況，一定程度上放大部分風場的財務壓力。

多家國際開發商重新評估　投資重心遷回歐洲

我國離岸風電從潛力場址走入區塊開發階段後，政府躉購機制逐步退場，開發商須自行尋找CPPA（企業購售電合約）企業買家，以長期售電收入支持專案融資，而風場為爭取獲配容量採零元競標，也就不再有台電最低收購價格作後盾，而是高度仰賴CPPA是否簽足以及是否足夠可靠。

另一方面，國產化政策大幅轉向導致的制度斷層也讓前兩期風場雪上加霜，3-3期撤除國產化必選題的同時，前兩期仍須承擔國產化承諾，即使政府提供彈性調整空間，但成本結構仍可能高於後期風場。據業界觀察，部分企業買家預期3-3期取消強制國產化、加上供應鏈技術更趨成熟後，後續風場的電價可能更具價格競爭力，間接降低向前兩期風場採購的意願，前兩期風場洽簽CPPA困難陷入停滯，最終就走向延後開發或斷腕解約。

零元競標與國產化壓力 風電開發商面臨挑戰

前兩期選商在零元競標情況下，國產化承諾成排序關鍵，但敢給承諾的開發商未必能證明，其具備較強的專案執行能力與財務能力，也因此能源署在區塊3-3期積極修正選商規則，改以開發商的實績、財務能力及專案執行能力作為主要評比項目，並新增每度2.29元保底收購價格，以降低風場售電收入的不確定性。
儘管風場海域空間仍在，能源署也可將依法完成退場程序、重新釋出的場址，納入後續選商或擴充容量範圍，但後續選商程序、風場融資與建置工程也需要時間，原訂風電上線時程仍有延後風險。