目前全球發電來源仍以化石燃料為主，燃煤佔比最高，達 35.4%，其次依序為燃氣 22.7%、水力發電 14.9%、核能 9.2%、風力發電 7.2%、和太陽光電 4.5%。根據國際可再生能源機構 ( International Renewable Energy Agency “ IRENA ” ) 的預估，若要在 2030 年前把全球氣溫增幅控制在攝氏 1.5 度以下，風電佔比需提高至 20.1% ，太陽光電需達到 20.6%。彭博認為，太陽光電成本低廉且易於建置，達到 2030 的目標不是難事，但風電發展進度卻嚴重落後，尤其是離岸風電不堪成本飆漲，從 2022 年起各地都傳出開發計畫被擱置或取消。年度新增裝置容量在 2021 年達到歷史新高 21.1GW，年增幅 208%，卻在 2022 年驟降至 8.8GW 。面對這場前所未見的經濟風暴，離岸風電還能重啟成長嗎？
離岸風電漸成主流
從裝置容量來看，目前全球風力發電九成以上屬於陸上風電，但開發已經飽和，加上發電機僅能建置在平坦且無建物阻擋的地點，還有難解的噪音爭議，許多國家已經轉向發展離岸風電。2022 年全球離岸風電裝置約 64.3GW ，占全球發電量約 0.4%。 IRENA 預估，2030 年裝置容量將超過 200GW，發電量佔比接近 3.0%。
離岸風電是把風力發電機架設在距離岸邊數十公里的海上，利用海上豐沛的風能推動風機葉片產生動能，再轉化成電能傳輸至電網或儲能設備。因為海面沒有建築物和自然地形阻擋風勢，風力供應穩定，風速更快，發電效率自然更好。目前離岸風電的發電效率接近 50% ，部分地區可達到 60% ，高於陸上風電的 37% 和電廠級太陽光電的 17% 。其次，將風機架設在海上，不會佔用民生用地，運轉時發出的噪音對沿岸居民的影響較小。
離岸風電最大的缺點就是成本高昂。業者需要約 4 至 6 年時間規劃選址，再花 2 至 4 年時間進行水下基礎工程和架設風力發電機。而且海事工程複雜度和危險性均高，還要考慮天氣以及風浪，一年當中能作業的時間有限。加上風機位於鹽度高且腐蝕性強的海上環境，遇到過強的海風也會折損，設備損耗以及維修成本也比較高。拉扎德投資銀行 ( Lazard Ltd ) 今年 4 月的報告指出，離岸風電的建置成本約每千瓦 3,000 至 5,000 美元，陸上風電為 1,025 美元至 1,700美元，而電廠級太陽光電為 700 美元至 1,400 美元。離岸風電的未補貼均化發電成本 ( Levelized Cost of Energy “ LCOE ” ) 中位數為每度 0.11 美元，而陸上風電僅每度 0.05 美元，電廠級太陽能為每度 0.06 美元。雖然離岸風電成本高，但其優異的發電效能仍吸引眾多政府和業者投入。
經濟衝擊使成本暴增，令開發商喘不過氣
然而，當前全球經濟處於高通膨、高利率的環境，使離岸風電本就高昂的成本更水漲船高。離岸風電屬於高度資本密集型產業，建置工程約佔總成本的 70% 至 75% ，包含風機設備、水下基礎、電力工程以及安裝費用，財務和營運成本則各佔 10% 至 15% 。因原物料通膨和安裝船短缺，建置成本從 2022 年至今上漲超過 40%。其中以佔風力發電機 6 成成本的銅最為關鍵。由於銅大量應用在電動車、太陽光電、和各項基礎建設，銅礦供不應求，倫敦交易所的銅現貨價從2020 的低點至今已經上漲 81.0%。其他工程使用到大量鋼鐵和鋁等金屬，價格同樣日趨升高。此外，隨著各地興建離岸風電，負責裝卸風機設備的安裝船 ( Wind Turbine Installation Vessel “ WTIV ” ) 嚴重短缺。船舶平均日租金在 2021 年約 14 萬至 17 萬美元，至 2023 年已經漲至 27 萬美元，大型船隻的日租金更超過 32 萬美元，使建置成本進一步惡化。
再者，離岸風電開發計畫多是採取債七股三的財務結構，也就是7成的資金來自銀行專案融資，其餘 3 成來自機構投資人，如養老基金和主權投資基金。隨著各國升息，貸款利率從疫情前的 1.7% 至 3.0% 升至目前的 7.0% 至 9.0%，開發商每年利息支出增加 1 倍以上。機構投資人也擔憂開發商會因債務問題而破產，投資意願大幅降低。
無奈的是，目前進行中的開發計畫大多是疫情前和當地政府或是客戶簽下的購售電合約，多半採取固定籌購費率，且合約期長達 10 年至 20 年，無法反應近期飆漲的成本，開發商獲利被嚴重壓縮，甚至落入虧損。
壓力短期難解，但暴風終會遠離。
美國聯邦準備理事會 ( FED ) 在 11 月底的會議中提到，會維持高利率一段時間以對付通膨，並警告若有必要，不排除進一步升息。原物料的漲勢也無緩解跡象。花旗預估銅礦供給持續吃緊，價格至 2025 年前將上漲 46.5%，其他金屬原物料的價格也持續看漲。另外，風機安裝船供不應求，但建造一艘船需要 3 至 4 年，緩不濟急。雖然短期內經濟壓力不會緩解，但隨著離岸風電發展逐漸成熟，發電效率提高，加上廠商之間相互競爭，長期而言，成本仍會逐漸下降。例如風機設備商近年致力於開發大型風機，透過更長更大的葉片提升擷取風能的能力，進而壓低發電成本。不過，再生能源保險公司 GCube Insurance （ GCube ）在今年 5 月初發佈的報告中提到，大型風機發生機械故障的頻率較高，業者需要在發電效益和維護成本上多加考量。另外，中國風機設備商正積極搶攻歐美市場，以不到歐美業者一半的價格，勢必會為全球市場帶來巨大變化。再生能源市場研究機構 InfoLink Consulting 預估，離岸風電每千瓦的建置成本至 2030 年能降到 2,400 美元以下。此外，多國政府也提高對於離岸風電開發商的補貼或是購電價格，以協助業者度過難關。例如英國政府近期宣布，把明年離岸風電的履約價，從今年的每千度 44 英鎊提高至 73 英鎊。美國紐約市政府針對最一輪招標案中，加入通膨保護條款，並把購電價格提高 20%，以期增加業者投標意願。
反觀台灣政府仍頑固堅持離岸風電供應鏈國產化的政策，規定 6 成的零組件必須由國內業者生產，其中包含電力設施、水下基礎、風力機零組件、和海事工程四大項目共 25 項，導致台灣的離岸風電建置成本比國外高出 3 至 4 成。然而，台灣發展離岸風電僅短短 10 年，無論是技術或是產品質量都難以達到開發商的要求，但開發商若無法符合國產化的規定，將會面臨罰款，每次開罰 3,000 萬，累罰到風場開始發電併網為止。如此嚴格的規定加上經濟環境不佳，丹麥沃旭能源 ( Orsted Ltd ) 等多家海外開發商紛紛取消在台灣的開發計畫。開發商希望政府能進一步放寬限制，不硬性要求哪些項目需採用國產設備，而是讓業者自行彈性調整以符合成本考量，但政府尚未有正面回應。
2022 年台灣再生能源發電佔比僅 8.3%，距離 2025 年所設目標 15％ 仍有一段差距，現在正是需要急起直追的時刻。雖然推動離岸風電國產化能提高供應鏈韌性，但過於嚴苛的政策反而阻礙能源轉型的腳步，政府應重新檢視國產化政策，以免因小失大，拖累整體經濟的發展。