我國離岸風電自 2012年發展起，目前已來到第三階段區塊開發。截至 2024 年 4 月，臺灣海峽上已安裝 296 座風機，總裝置容量達 2.37 GW，為電力能源、備轉容量提供極大助益。但相較前二階段的建置進程，眼前進行中的第三階段明顯出現前所未有的動盪，例如開發商撤出臺灣、3-1 期放棄簽約、3-2 投標前夕開發商盼延期等聲浪；不過，動盪與波折不一定是壞事，反而能及早反映出背後難處，從而即時共尋解決之道。

要開發建置風場，「錢」是最重要關鍵。然而全球性通貨膨脹與材料成本上升等大環境影響，是世界各離岸風電開發國家皆共同面臨的棘手難題，在同樣的時空背景和成本條件下，美國、歐洲風場如何能不受影響保持開發腳步？臺灣 3-2 期遭逢的困難，能否藉他山之石攻錯？對此疑問，資誠聯合會計師事務所（PwC Taiwan）再生能源事業服務副總經理蔡宗達分享，離岸風場開發的投資決策，關鍵在於「可投資性」和「可融資性」。

臺灣離岸風場的可投資性

離岸風場開發是高門檻、高成本與高度密集資本支出的產業，各項大型設備從下訂單到產出交貨、海運施工安裝，這些時間成本都以「年」為單位計算。要投入鉅資和時間，開發商自然會評估該風場開發是否具「可投資性」，另一個投資決策的關鍵就是銀行的「可融資性」評估。

在評估可投資性時，需考慮離岸風電商業模式。臺灣現行的電力交易市場非完全自由化，相較於完全自由的電價市場，臺灣的電力是價格穩定的商品，卻也是一個訂製化產品，要先有人買、也才會有人去蓋風場生產更多電力，因此開發商需先評估市場需求，才會著手進行投資規劃。

目前面臨的開發問題，就在於「預期收入」與「開發成本」之間的僵持。賠錢生意沒人做，開發商投資評估必定要有「賺頭」；相對地，終端消費者與購電企業也有自己能源成本考量。

離岸風電開發商的風場建設成本因國際大環境驟增，雖然因應碳關稅、淨零碳排等國際訴求，欲出口外銷的企業紛紛求買綠電，但這些有購電需求的企業大戶，是否願意「花多一點錢」購買風電，亦或企業還有別的綠電選項，彼此之間如何各退一步達到雙贏，就成為 CPPA 協商的關鍵焦點。

與此同時，由於烏俄戰爭喚起全球對於能源的自主意識，各國紛紛大力推動離岸風電開發與建設，使相關供應鏈供不應求，臺灣因有國產化要求，讓開發商在世界上爭取供應量能同時亦必須滿足我國政策，條件增加之下考驗及挑戰自然倍數增長。

假若各方都能妥協，使專案具有可投資性，才能再進一步討論銀行的可融資性。若無法找到可接受的解決方案，最終可能面臨的是無法開發風場，也無法達成政府設定的容量目標。因此，離岸風場開發是需要開發商、購電方，以及供應鏈，彼此共同協調取得一個最適平衡點。

臺灣離岸風場融資環境

要進一步細談離岸風電開發的可融資性，得先從臺灣融資環境說起。蔡宗達回憶本土第一個大型離岸風電融資案是約 187 億的第一階段示範風場：海洋風場（Formosa 1）專案融資。接下來為台幣 250 億五年期的綠色循環信用額度 （Green Revolving Credit Facility，Green RCF）、有國內外 15 家銀行共同簽署的沃旭聯貸案，為企業母公司擔保的融資計畫。緊接著再有達德（wpd，現為天豐新能源）允能風場案，約為台幣 770 億融資，此案也是當時亞太地區最大的離岸風電專案融資案。

在離岸風電發展初始階段，由於大部分為海外開發商或供應商主導，經驗使然多與有合作經驗、熟悉的外商銀行進行融資。

時任法國巴黎銀行跨國企業部主管（Head of Multinational Corporates Coverage）的蔡宗達，在當年就參與了允能風場專案融資及沃旭聯貸案，在  2019 年完成二個融資專案後、2019及2020 年參與沃旭的二檔綠色債券籌資，了解銀行端與企業端著眼的關鍵所在。隨著時間推移，風場專案逐漸被銀行端理解、信任，民營銀行也開始參與離岸風場的專案融資。

外商銀行因總量管控，曝險通常會設定國家限額（Country Limit）與產業限額（Industry Limit）等融資上限，一個動輒幾百億的風場融資案，對外商銀行來說也是大規模籌資，很容易就觸碰到額度上限規定......

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