目前全球发电来源仍以化石燃料为主，燃煤占比最高，达 35.4%，其次依序为燃气 22.7%、水力发电 14.9%、核能 9.2%、风力发电 7.2%、和太阳光电 4.5%。根据国际可再生能源机构( International Renewable Energy Agency “ IRENA ” ) 的预估，若要在 2030 年前把全球气温增幅控制在摄氏 1.5 度以下，风电占比需提高至 20.1% ，太阳光电需达到 20.6 %。彭博认为，太阳光电成本低廉且易于建置，达到 2030 的目标不是难事，但风电发展进度却严重落后，尤其是离岸风电不堪成本飙涨，从 2022 年起各地都传出开发计画被搁置或取消。年度新增装置容量在 2021 年达到历史新高 21.1GW，年增幅 208%，却在 2022 年骤降至 8.8GW 。面对这场前所未见的经济风暴，离岸风电还能重启成长吗？
离岸风电渐成主流
从装置容量来看，目前全球风力发电九成以上属于陆上风电，但开发已经饱和，加上发电机仅能建置在平坦且无建物阻挡的地点，还有难解的噪音争议，许多国家已经转向发展离岸风电。 2022 年全球离岸风电装置约 64.3GW ，占全球发电量约 0.4%。 IRENA 预估，2030 年装置容量将超过 200GW，发电量占比接近 3.0%。
离岸风电是把风力发电机架设在距离岸边数十公里的海上，利用海上丰沛的风能推动风机叶片产生动能，再转化成电能传输至电网或储能设备。因为海面没有建筑物和自然地形阻挡风势，风力供应稳定，风速更快，发电效率自然更好。目前离岸风电的发电效率接近 50% ，部分地区可达到 60% ，高于陆上风电的 37% 和电厂级太阳光电的 17% 。其次，将风机架设在海上，不会占用民生用地，运转时发出的噪音对沿岸居民的影响较小。
离岸风电最大的缺点就是成本高昂。业者需要约 4 至 6 年时间规划选址，再花 2 至 4 年时间进行水下基础工程和架设风力发电机。而且海事工程复杂度和危险性均高，还要考虑天气以及风浪，一年当中能作业的时间有限。加上风机位于盐度高且腐蚀性强的海上环境，遇到过强的海风也会折损，设备损耗以及维修成本也比较高。拉扎德投资银行( Lazard Ltd ) 今年 4 月的报告指出，离岸风电的建置成本约每千瓦3,000 至 5,000 美元，陆上风电为 1,025 美元至 1,700美元，而电厂级太阳光电为 700 美元至 1,400美元。离岸风电的未补贴均化发电成本 ( Levelized Cost of Energy “ LCOE ” ) 中位数为每度 0.11 美元，而陆上风电仅每度 0.05 美元，电厂级太阳能为每度 0.06 美元。虽然离岸风电成本高，但其优异的发电效能仍吸引众多政府和业者投入。
经济冲击使成本暴增，令开发商喘不过气
然而，当前全球经济处于高通膨、高利率的环境，使离岸风电本就高昂的成本更水涨船高。离岸风电属于高度资本密集型产业，建置工程约占总成本的 70% 至 75% ，包含风机设备、水下基础、电力工程以及安装费用，财务和营运成本则各占 10% 至 15% 。因原物料通膨和安装船短缺，建置成本从 2022 年至今上涨超过 40%。其中以占风力发电机 6 成成本的铜最为关键。由于铜大量应用在电动车、太阳光电、和各项基础建设，铜矿供不应求，伦敦交易所的铜现货价从2020 的低点至今已经上涨 81.0%。其他工程使用到大量钢铁和铝等金属，价格同样日趋升高。此外，随着各地兴建离岸风电，负责装卸风机设备的安装船 ( Wind Turbine Installation Vessel “ WTIV ” ) 严重短缺。船舶平均日租金在 2021 年约 14 万至 17 万美元，至 2023 年已经涨至 27 万美元，大型船只的日租金更超过 32 万美元，使建置成本进一步恶化。
再者，离岸风电开发计画多是采取债七股三的财务结构，也就是7成的资金来自银行专案融资，其余 3 成来自机构投资人，如养老基金和主权投资基金。随着各国升息，贷款利率从疫情前的 1.7% 至 3.0% 升至目前的 7.0% 至 9.0%，开发商每年利息支出增加 1 倍以上。机构投资人也担忧开发商会因债务问题而破产，投资意愿大幅降低。
无奈的是，目前进行中的开发计画大多是疫情前和当地政府或是客户签下的购售电合约，多半采取固定筹购费率，且合约期长达 10年至 20 年，无法反应近期飙涨的成本，开发商获利被严重压缩，甚至落入亏损。
压力短期难解，但暴风终会远离。
美国联邦准备理事会 ( FED ) 在 11 月底的会议中提到，会维持高利率一段时间以对付通膨，并警告若有必要，不排除进一步升息。原物料的涨势也无缓解迹象。花旗预估铜矿供给持续吃紧，价格至 2025 年前将上涨 46.5%，其他金属原物料的价格也持续看涨。另外，风机安装船供不应求，但建造一艘船需要 3 至 4 年，缓不济急。虽然短期内经济压力不会缓解，但随着离岸风电发展逐渐成熟，发电效率提高，加上厂商之间相互竞争，长期而言，成本仍会逐渐下降。例如风机设备商近年致力于开发大型风机，透过更长更大的叶片提升撷取风能的能力，进而压低发电成本。不过，再生能源保险公司 GCube Insurance （ GCube ）在今年 5 月初发布的报告中提到，大型风机发生机械故障的频率较高，业者需要在发电效益和维护成本上多加考量。另外，中国风机设备商正积极抢攻欧美市场，以不到欧美业者一半的价格，势必会为全球市场带来巨大变化。再生能源市场研究机构 InfoLink Consulting 预估，离岸风电每千瓦的建置成本至 2030 年能降到 2,400 美元以下。此外，多国政府也提高对于离岸风电开发商的补贴或是购电价格，以协助业者度过难关。例如英国政府近期宣布，把明年离岸风电的履约价，从今年的每千度 44 英镑提高至 73 英镑。美国纽约市政府针对最一轮招标案中，加入通膨保护条款，并把购电价格提高 20%，以期增加业者投标意愿。
反观台湾政府仍顽固坚持离岸风电供应链国产化的政策，规定 6 成的零组件必须由国内业者生产，其中包含电力设施、水下基础、风力机零组件、和海事工程四大项目共 25 项，导致台湾的离岸风电建置成本比国外高出 3 至 4 成。然而，台湾发展离岸风电仅短短 10 年，无论是技术或是产品质量都难以达到开发商的要求，但开发商若无法符合国产化的规定，将会面临罚款，每次开罚 3,000 万，累罚到风场开始发电并网为止。如此严格的规定加上经济环境不佳，丹麦沃旭能源 ( Orsted Ltd ) 等多家海外开发商纷纷取消在台湾的开发计画。开发商希望政府能进一步放宽限制，不硬性要求哪些项目需采用国产设备，而是让业者自行弹性调整以符合成本考量，但政府尚未有正面回应。
2022 年台湾再生能源发电占比仅 8.3%，距离 2025 年所设目标 15％ 仍有一段差距，现在正是需要急起直追的时刻。虽然推动离岸风电国产化能提高供应链韧性，但过于严苛的政策反而阻碍能源转型的脚步，政府应重新检视国产化政策，以免因小失大，拖累整体经济的发展。