能源局於今年五月十一日召開「區塊開發作業辦法草案」說明會後，WindTAIWAN團隊隨後即針對當時公告之最新草案，以線上問卷的方式(因應疫情無法面訪)蒐集離岸風場利害關係人，包括開發商、國內外供應商、海工廠商、船舶廠商、環保團體等提出的相關意見併進行彙整。其中，針對風場容量分配、產業關聯性彈性化以及零元競標等三大項目，各方皆有不同考量，且亦分別提出建議。

首先，在容量分配上限(見圖1)，經濟部在五月十一日的草案擬定「各期單一風場與同一開發商容量分配均以開發商每次獲配以500MW為上限。惟經濟部得考量風場完整性、開發效益、國內產業量能及輸配電業公告併網容量等條件,增加100MW分配容量」。

單一開發容量分配設天花板 大者恆大恐造成市場畸形?

開發商針對這項設計意見分歧。在第二階段已獲配較大開發容量的開發商而言，例如沃旭能源以及CIP 即提出應提高單一開發獲配容量上限，進而創造經濟規模、降低綠電成本的意見。CIP就表示，現行草案在各期容量風配限制單一開發商上限，將造成風場建置與規劃趨於零散且降低海域空間使用與施工效率，且使得採購訂單分散而降低產業關聯效益，因而建議各期針對同一開發商容量分配以1GW為上限，或三期共1.5GW。沃旭能源方面則指出，能源局限制同一開發商或專案容量設定上限，似不符目前全球大型離岸風場發展的趨勢，舉例表示2020年商轉的風場，裝置容量大部分超過700MW，甚至上看900MW，認為透過規模較大的風場，開發商將更能善用規模經濟。

不過，其它發商提出不同看法。

多數開發商認為政府應維持單一開發商/專案獲配容量限於500MW的規則，避免台灣離岸風電市場遭一至兩家開發商寡占，造成大成恆大，小則無法進入市場的畸形情境發生。

台灣首家跨足離岸風電開發的上緯新能源即表示，單一開發上限的作法「有助於擴大國內廠商參與，且有效避免單一開發商寡占或壟斷市場。」

海鼎離岸風電計畫亦表示，本次（經濟部）提升裝置容量可看出政府考量綠電發展進程及港口電網設施配套之用心，符合先前產業期待之具經濟規模的單次競標併網容量（3GW）。」認為此舉對臺灣離岸風電開發將具有正面意義。

在地開發商進一步表示，以施工能量來說，一個風場一年施工500-600MW已經是上限。少數開發商提案要提高「單一風場分配容量上限」，將增加跨年度施工的基礎建設和海事工程安排的複雜度。舉例而言，若大型的開發廠商一但以「在地廠商無法配合時等」、「船舶無法及時調度」等理由，做為不履行在地化政策之「不可抗力」因素，能源局是否有監督機制能夠保障在地開發商的權益？倘若屆時大型零組件通通都從國外再運至國內做組裝，這是否又違背離岸風電在地化的真義？

另一個質疑是，提高單一開發容量，在基礎建設極其有限之下，會否間接給予2022年得標廠商優先卡位的2023, 2024年遴選機會? 以目前觀察，台電電網規劃與目前公開資料可知，台電規劃可併網容量通常以500MW或其倍數規劃,若分配容量上限與500MW有非倍數之差異，若優先佔到該電網的風場可以優先卡位併網點的剩餘容量，而迫使後進的風場必須巨幅修改併連規劃，徒增成本。

產業關聯性更彈性? 「加分機制」有助台灣產業鏈健全?

工業局表示除延續第二階段產業關聯性項目：電力設施、水下基礎、風力機零組件和海事工程四大類(共26項)，為呼應外界期待增加「彈性機制」，除為產業關聯政策增加「項目彈性」，例如將目前技術落地困難之項目調整為加分項目（例如發電機、海纜）。另外還增加「數量彈性」，即得標廠商在關鍵發展項目之落實數量應達申設容量之60%。以開發商設置三十支風機為例，其中十八支風機需要符合關鍵發展項目之承諾，其餘40%由開發商自選項目、自選數量和透過自述提供核心技術來補足。

加分項目共分為三項：「關鍵效益群」共28項、「投資永續群」(共11項)以及「周邊擴散群」(共18項)。

強項在於機電和變電站工程的東元電機就表示「全力支持離岸風電國產化」。東元電機方面認為，政府在初期階段「由上而下」(Top-down)的方式勢必會讓本土化的執行更加有利。以實務面考量，東元以機艙為例，指出若該零件在地化遲遲卡關，台灣製造零件，最後卻送往海外組裝，可預見的未來仍須不斷來回運送測試，對系統商來說是耗時、耗錢，相當不合理的邏輯。佳運機械重工則表示，給外商一點彈性但也有有底線，包括要求對方以對臺灣有利的技術和服務來交換，「有時候政府還是要扮黑臉，否則外商會找很多藉口，國內剛長出的幼苗很快會被踩平。」台船方面則指出，產業關聯性必須要因應產業變遷而做調整，例如未來很可能就會面臨到台灣鋼構廠需要從固定式水下結構轉為製造浮動式水下基礎，這部分工業局就必須先提早佈局，讓台灣有能力做的浮體、轉接段、錨定系統等都列入關鍵發展項目。

圖一、關鍵發展項目(Mandatoray)

圖二、台船提出之建議

國外開發商對於臺灣政府實施的離岸風電國產化立場則不一致。例如，德能集團就指出：「離岸風電的相關技術並未臺灣產業所專長，也直言若硬性要求將臺灣廠商不擅長的項目訂定成國產化項目，可能徒增開發成本且拖延進度，「整體弊大於利」。沃旭能源則指出，肯定政府確實在產業關聯性政策做出了彈性化的調整，但也指出在地供應商仍處於「早期交付階段或尚缺乏相關生產實績」，也預期隨著風機技術快速成長，在地廠商在區塊開發階段，將付出相當高的學習成本。CIP則表示，以實務操作面來談，經濟部雖推出了「加分項目」引入更多彈性，但有高有低的分數，導致開發商或風機系統商會優先選擇高配分項目或配分中等但較有可能執行的項目著手，導致冷門但台灣卻有能力的項目乏人問津，造成產業不平衡。海鼎離岸風電計畫則認為，要考慮到「零件通用性」的問題，舉例而言，目前臺灣風場主要使用的風機僅兩種，若以一零件A(例如:扣件)，只有一家風機願意採用本土化零件，那就會影響到風場開發商的產業關聯性成績，甚而到最後導致風機採用的比例失衡的情況。

上緯新能源指出，納入百分比機制，一部分除了解決開發商與在地供應商的困境，一部分也讓國內供應商透過有彈性的方式供貨給各開發商，爭取外銷的機會。而「加分項目」的機制清楚地公布在地化項目與數量各自對應的分數比重，使開發商能依照自己的特色和能力參與臺灣離岸風電在地化的發展。海鼎離岸風電計畫認為，新版草案的計分方式更加多元，對於開發商來說存在了更多選擇性。除了「必修項目」，經濟部提供的「選修」使得獲取分數有很多種可能性，使得專案可以視個案情況採購。北陸電力亦表示，草案整體策略與政府訂下2050 年淨零碳排之目標相符（提高開發容量），亦立基於前兩階段之開發經驗，更為彈性的相關機制與配套措施，有助於在新技術進程上提供更多發展空間與投資誘因。

零元競標 臺灣可實現?

零元競標在離岸風電產業發展成熟的地區，例如歐洲，已不是特別新鮮的事。但是在臺灣下一階段區塊開發，已經有開發商釋放零元競標可行的聲音。

甚至，能源局本身也不排除有可能以不少零元競標的申請出現，解決方式就是先以資格審查來決定風場配置，若資格審查皆同分，那就以「抽籤」的方式決定得標者。不過針對零元競標的作法，即便是2018年以零元標下德國北海風場的沃旭能源，對於現階段在臺灣的實施可行性表達疑慮。沃旭能源指出現階段在台灣零元競標或以台電前一年的迴避成本作為競標上限，實務上「不可能」成功實現。因這將大幅增加風場融資的風險，或者因缺乏長期收入保障來支撐風場營運，而導致風場計畫停滯。換言之，沃旭能源認為這是一項具風險的作法。

離岸風電成本快速下降、建置快，更能符合市場需求，開發商若選擇零元競標取得風場，將來則需要在自由市場中尋找足夠規模的用電大戶來吃下該專案風場的發電量。否則餘電躉售給台電，是用競標價格。

若開發商以台電前一年迴避成本作為競標上限，以2019年台電所公布每度電2.18新台幣為例，2026至2031年區塊開發第一期競標(2026年-2027年)甚或第二期競標(2028年-2029年)，此段期間臺灣風電在地產業鏈還在萌芽，加上船舶產業和專業船員多仰賴國外提供的前提下，風場建置期程仍具有風險。可考慮之作法，應以第二階段(2021-2025年)全部業者的平均投標價格，約新台幣3塊多，作為競標上限較為合理。最後競價結果也可望低於台電之迴避成本。如此，既可降低開發商和供應商的風險，同時也符合整體開發趨勢的步調。

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