EP89 訪NIRAS王穎達談藏在細節裡的魔鬼—3.3選商新局與非核週年談能源政策
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主持人：台灣再生能源推動聯盟 秘書長 高茹萍
共同主持人：前法國電力能源（台灣）的公共事務處長 黃嘉偉Jerry
本集來賓：NIRAS 資深經濟顧問 王穎達Jason
一、TRENA散步陪你聊 - NIRAS資深經濟顧問王穎達（Jason)
在台灣離岸風電即將邁入區塊開發3-3選商的關鍵時刻，國際資本正重新評估市場風險，供應鏈壓力尚未完全消退，融資條件與政策節奏的變化，也同步牽動著各家開發商的布局策略與投資判斷。在離岸風電產業深耕近十年，並於今年四月底離開法國電力能源（台灣）的Jerry Huang，過去幾年始終站在產業第一線。今天，他特別轉換角色，從「前開發商」成為主持人，希望以更溫柔、更貼近產業現場的視角，帶大家看懂這場新局背後，真正的盤算、壓力與挑戰。
這一集，同時邀請到NIRAS資深經濟顧問王穎達(Jason Wang)，一起拆解3-3選商的制度設計、國際開發商的策略思維，以及台灣離岸風電下一階段最值得關注的變化。今天的對談，我們不只談誰會得標，更想深入理解：在全球能源轉型進入深水區之後，台灣還能如何走出自己的路。
(一)離岸風電3.3選商機制：2026最新五大關鍵點
1. 國產化正式退場，改由「ESG在地合作」領銜
▶機制改變：不再強制特定零件必須在台製造，轉而將ESG納入評分（占20分）。
▶投資門檻：以500MW案場為基準，若在地採購或投資達200億元可得5分，達300億元則拿滿10分。
▶實務意涵：競爭從「製造能力」轉向「商業治理」。開發商必須與地方政府、社區或漁業建立長期合作的實質關係。
2.「20+10+N」架構：售電年限最長可達35年
▶結構組成：原有的20年電業執照，加上依《電業法》展延的10年，再額外增加至多5年的「獎勵年限」(N)。
▶獎勵條件：包含「提前完工併網」、「ESG 效益達成」以及「能源韌性」三項指標。
▶影響：對綠電買家（如護國神山等大型企業）及銀行團的財務融資評估（Financial Modeling）至關重要，延長了穩定的收益期。
3. 融資友善設計：行政契約「切割化」
▶分開簽署：獲配案場與擴充案場可個別簽訂行政契約，這讓專案融資（Project Finance）時，責任歸屬更清晰。
▶風險不連帶：若其中一個案場解約，原則上不影響另一個案場的合約效力，大大降低了融資的「風險外溢」。
4. 高額違約金：ESG 30%條款
▶爭議點：能源署目前原則維持30%的ESG違約金比例。
▶開發商疑慮：這對於銀行團來說是非常高的風險變數，可能導致貸款條件變得嚴苛，能源署已表示會帶回研議。
5. 長期市場規劃與併網時程
▶容量分配：3.3期預計釋出3.6GW容量。
▶未來展望：政府已盤點2035年達18.4GW的空間，並朝長期40GW至55GW目標邁進。
(二) 離岸風電3.3選商——細節裡的魔鬼
能源署於4月29日完成3-3選商說明會，本次機制明確強調ESG與在地合作的重要性。這已不再只是過去以硬性國產化為主軸的思維，而是更進一步強調開發案與地方之間建立實質且長期的連結。這代表台灣離岸風電政策邁向兼顧地方共融、社會參與與永續價值的新階段。
ESG讓「硬性國產化」逐漸走向「在地共融」
Jason表示，過去「硬性國產化」的模式，較偏向明確指定項目與分配，例如水下基礎需拆分哪些零組件、在台灣完成項目可取得多少分數等，舉例而言，以一座500MW離岸風場為例，整體投資金額約在新台幣1000億元上下，若開發商希望取得相關項目滿分，可能需要投入約200億元的在地採購金額。然而，制度不指定必須採購項目，而是採取「採購金額越高、取得分數越高」的方式進行評估。此外，若開發商申請的容量越大，在地採購金額也必須等比例提高。
從指定項目到彈性採購：更貼近國際趨勢的新機制
過去歐盟曾對部分涉及「指定採購」或「強制在地化」的政策提出關切，3-3選商新制度的優點，則巧妙避開了這類爭議。這樣制度設計並未直接指定「一定要跟誰買」或「一定要採購哪些項目」，開發商可以依據自身策略、成本考量與專案需求自行選擇。例如在維運領域，因涉及長期營運管理、港口調度、成本優勢的廠商，形成與在地採購的合作模式。整體而言，這樣的新制設計，與目前英國、日本、韓國等國家的方向相當接近，也讓台灣離岸風電制度的調整逐步朝向更符合國際趨勢的方向。
ESG成為3-3選商不可忽視的評比標準
Jason強調，在此次3-3選商機制中，ESG配分比重為15分，其中10分聚焦於「在地產業與經濟效益」；其餘5分，則包含3分的「環境友善永續」以及2分的「企業社會責任（CSR）」。被視為「丹麥國家隊」代表的哥本哈根風能(CIP)與沃旭能源（Ørsted），近年都在在地連結與永續價值的合作方案表現亮眼。
沃旭能源在台灣推動「離岸風電與漁業共存」的努力，便是一個相當具有代表性的案例。2026年，沃旭攜手彰化區漁會、當地漁民團體與專家學者，共同編撰全台首份由風電企業主動發起、並與漁業社群合作完成的《離岸風場漁業作業安全與聯絡指引》。這項合作展現企業在環境與社會溝通上的投入，離岸風電產業正逐步轉向「共存與協作」的新階段。
哥本哈根基礎建設基金（Copenhagen Infrastructure Partners，CIP）主導投資開發的渢妙離岸風場，在台中深耕在地、推動永續發展的重要里程碑，並宣布與東海大學及逢甲大學簽署產學合作備忘錄，經濟部能源署、台中市政府、臺中區漁會、海巡署中部分署、在地里長均蒞臨見證。
「環境友善永續」的立意相當良善，從實務角度來看，許多環評程序既有的要求中，就已涵蓋環境保護與減緩衝擊的措施，因此「環境友善永續」在評分上的邊界，確實容易出現定義不清的情況。同樣地，「企業社會責任（CSR）」在實務上也面臨類似挑戰，其範疇相當廣泛，從社區回饋、教育推廣到公益參與，都可能被納入其中，使得評估標準較難一致化。
過去民間團體與外界較為關注的，其實更集中在利害關係人的回饋機制是否完善、溝通是否透明，以及是否能讓社會大眾理解離岸風電的發展與影響。以達德能源集團(WPD)的實務經驗為例，它是台灣首座以風能與生態為主題的環教場域，融合在地文化與陸域風機，提供再生能源知識與生態體驗的環教課程，致力推廣綠能教育，提升社會對能源專案的理解與接受度。
利害關係人的議題在離岸風電發展中愈來愈關鍵。隨著未來海域空間資源日益有限，各類使用需求之間的競合關係也會更加明顯。在這樣的背景下，如果能在制度設計之初，就優先將利害關係人的溝通與協商機制，納入企業承諾與具體行動之中，不僅有助於提升資訊透明度與社會理解，也能有效降低後續在開發過程中可能衍生的風險與爭議，例如與漁民團體的溝通協調，以及案場施工與營運階段的在地關係管理等，將有助於在開發前期就建立更穩固的社會基礎。
ESG納入選商機制新方向，制度設計尙有優化空間
Jason認為，本次3-3選商將ESG納入評分的設計立意良善。然而，從目前制度觀察來看，其「指標性意義」仍相對不明確。雖已建立評分標準，但ESG在操作層面仍具彈性與詮釋空間，是否能形成一致且可比較的基準，仍是關鍵課題。此外，第三方檢核機制亦不明確，包括由誰負責驗證ESG內容的真實性、採用何種查核標準，以及委員會在評分時的依據與分配，目前仍有待後續發展與釐清。
借鏡國際ESG評比經驗：哪些開發商指標值得台灣參考？
Jason的觀察，國外其實並沒有明確的「ESG指標」。較常見的情況是，許多大型能源案場因涉及歐洲銀行團、世界銀行（World Bank）或亞洲開發銀行（ADB）等國際金融機構的融資，因此必須遵循國際融資規範與指導原則。在這些規範架構下，開發商需對環境保護、勞動權益、人權保障等議題承擔較高標準的要求與責任。因此，實際推動相關規範的落實，往往來自銀行團與金融機構的融資條件與約束力。就目前觀察，有些國際金融機構在ESG相關要求上的約束強度，甚至可能比政府法規更為嚴格且具影響力。
ESG「在地採購」，制度設計保有彈性空間
Jason表示，過去在3.1與3.2階段的選商制度中，總分為100分，最終排序主要依照業者取得的分數高低決定。後來因業界普遍反映制度缺乏彈性，因此後續將總分提高至120分甚至更高，希望保留更多操作與調整空間。他進一步指出，雖然過去存在可彈性選擇的項目，但仍有部分關鍵項目無法更動，例如水下基礎、風機與海纜等三大核心項目。然而，目前3.3制度的一項優點，在於並未強制綁定這三項核心設備，同時也沒有明確規定取得多少分數。Jason認為，經過前幾輪的在地化訓練與培訓後，台灣本土供應鏈廠商已逐漸累積能力與經驗，未來有機會提出更具市場競爭力的價格與方案。從產業發展角度來看，這也是一件正面的事情。
國際金融機構ESG要求嚴格：將「赤道原則」納入「環境友善永續」的探討
國際金融機構在ESG相關要求相當嚴格，將赤道原則套用或轉化為「環境友善永續｣評分的一部分，是否有其必要性，Jason強調，金融原則或赤道原則不應被轉化為可量化計分的項目。然而，之所以稱為「原則」，本質上就應該被視為「必須遵循基準」。因此，他認為未來台灣的金管會、環境部與經濟部，須更深入思考如何將這些國際金融原則、赤道原則的「環境與社會影響評估｣（Environmental and Social Impact Assessment, ESIA）審查機制，內化為「必須履行的基本要求」，而不是作為完成後再予以鼓勵或加分的事項。
Jason進一步指出，他最主要的擔憂在於，若制度設計不夠明確，可能會將原本屬於融資必要條件的ESIA程序，列為「環境友善永續」的項目，進而混淆兩者本質的差異。這兩者在本質上截然不同：前者屬於融資所需具備的基本門檻，後者則是基於對環境友善永續發展的主動投入與額外提升。因此，兩者不應混為一談，而應予以明確區隔。然而，對開發商而言，「環境友善永續」相關評分或承諾內容，若進一步轉化為更高程度的實質投入，確實可能對專案財務結構造成壓力，並推升整體開發成本。此外，隨著綠電相關成本增加，未來是否能被市場充分接受，也可能成為產業界高度關注的另一項關鍵課題。
社會回饋機制制度化，業者面臨潛在罰則風險
對於企業社會責任（2分）部分，內容涵蓋利害關係人溝通及在地社區回饋。事實上，許多開發商在社會回饋上的作為，多屬自願性質，例如與在地學校合作、提供人才的適用等。然而，未來相關要求變為具強制性的義務，甚至面臨政府裁罰的潛在風險，Jason指出，這確實是目前大家普遍擔心的問題。現行制度僅訂有「2分」的評分項目，但並未清楚說明這2分的評分標準與取得方式。當然，若能明確訂定評分依據，也有其正面效果，業者知道要如何達到標準。反之，為了取得這2分，業者可能被迫提出更多承諾，甚至出現無限上綱的情況。
從賽局角度觀察，在當前市場競爭激烈、參與廠商眾多的情況下，確實容易出現過度承諾的現象。業者為提升競爭力，可能將原本自願性的社會回饋項目不斷擴大或加碼。如此一來，未來在稽核或履約檢視中，恐將面臨更高的責任與潛在風險，進一步增加經營負擔。
從公部門角度來看，政府或許會認為，相關承諾並非強制要求，而是業者基於自身評估後所提出的自主規劃。然而，對開發商而言，在現行賽局機制與高度競爭壓力下，這些承諾是「不得不做」的選擇。既然遊戲規則已經建立，業者也選擇參與，自然需承擔相應責任。然而，更值得關注的風險在於，這樣的制度設計是否可能進一步降低業者參與意願，甚至使市場投資者產生卻步效應。
事實上，讓業者卻步的原因，未必是企業社會責任或環境友善永續承諾本身，因為這類項目的成本占比相對有限。真正影響投資意願的，反而是併網時程以及在地採購所需投入金額的壓力。例如，若要投入新台幣1,000萬元於產學合作或人才培育計畫，對於擁有30年營收規模的離岸風電專案而言，其實僅屬相對有限的支出；若再與電協金或漁業回饋金相比，更可說是小巫見大巫、九牛一毛。
過去在3.1與3.2階段，其實也曾出現類似情況。例如，開發商原先承諾投入高達新台幣200億元的電纜採購，卻面臨供應鏈無法如期交貨的問題；另一方面，專案又必須依照既定時程完成併網。在此情況下，開發商若為了確保如期併網而改採其他供應商，便可能無法符合當初所承諾的在地採購，形成制度與實務上的兩難。這類矛盾情況，正是未來需要審慎面對的課題，尤其相關罰則往往相當高。業界當然希望不要發生類似風險，但實務上，也無法完全確保所有供應鏈都能百分之百如期且順利運作。
Jerry補充：
關於「10分在地採購」部分，現行制度其實早已有相當成熟的查核機制，且已運行多年。相關主管機關會定期檢視開發商的承諾事項是否落實，包括設備是否製造完成、執行進度如何等，查核頻率幾乎如同「月考、模擬考、期中考、期末考」般密集。因此，這套考核與追蹤機制未來仍將持續存在，這確實會對開發商形成相當程度的心理壓力。
針對「10分在地採購」的查核，目前已相當嚴格；若再納入「3＋2」相關要求，雖然其金額規模相較整體專案或許不算高，但額外衍生的人力投入、管理協調及履約成本，長期累積仍是相當可觀的負擔。正如Jason剛才提到的，整體專案往往涉及數百億元等級的投資與執行壓力，「3＋2」的金額或許相對有限，但若後續仍需持續投入大量人力進行跨單位協調、進度追蹤、稽核作業與履約管理，未來恐將成為開發商在專案推進與併網過程中不可忽視的隱形成本。
Jason回應:
其實相關風險多半會在後續履約階段才會逐漸浮現與發酵。現階段對開發商而言，最重要的仍是先取得資格、先成功進入市場。然而，等到後續真正進入履約與執行階段時，各種特殊情況與現實限制便可能陸續出現，屆時也可能產生「早知道當初不要承諾這麼多」的想法；但另一方面，若當初不做出相應承諾，又可能根本無法取得資格。類似的情況，未來確實很可能逐步浮現，因此需要格外審慎與小心。
就目前較成熟的技術而言，太陽光電與離岸風電仍是台灣能源轉型的兩大主力。自2016年蔡英文總統推動能源轉型政策以來，政府陸續提出「2050淨零排放路徑」及多項關鍵戰略。許多新的技術包括減碳技術、深層地熱、小水力等，然而，最核心的貢獻仍來自離岸風電與太陽光電。但目前太陽光電的發展，可說是「跛了一隻腳」；若未來離岸風電的推動也同樣「跛腳」，那麼以目前的發展態勢來看，無論是2050淨零排放目標，或2030年的階段性政策目標，恐怕都將難以達成。
以區塊開發3.1與3.2為例，3.1階段最後可能僅剩CIP的渢妙、SRE的海盛等案場較有機會持續往下推進；至於3.2階段，目前則可能僅剩CIP的渢妙2，而SRE的海廣是否能順利推動仍存在不確定性。即便上述案場最終皆能順利完成開發，其累積總容量相較原先規劃目標，約僅達2GW多、未達3GW規模，與原先預期仍存在一定落差。
當初政策規劃原先希望在2030年前達成13.1GW的離岸風電裝置容量，後續雖下修至10.9GW，但以目前實際推進情況來看，到2030年時，台灣離岸風電的累積裝置容量可能僅約7GW左右，等於只達到最初政策目標的一半。一般而言，離岸風電的容量因數約可達4,000至4,500小時左右，在相同的容量下，其發電量約為太陽光電的3至4倍。因此，若離岸風電的開發量縮減如此之多，其實是相當驚人的。
進一步來看，這也可能排擠企業達成RE30，尤其許多大型企業已對2030年提出明確綠電採購目標，例如台積電等用電大戶，未來在市場上採購綠電時，恐將面臨「粥多僧少」的局面，進一步推升綠電價格。而當綠電價格持續上升，社會輿論也可能再次出現反彈「綠電就是昂貴」、「貪污腐敗」的批評。如此一來，便可能出現供需失衡、價格上漲的惡性循環，這也是目前能源轉型過程中相當值得警惕的風險。
(三)非核週年與能源配比的掙扎
2025年5月17日，台灣正式邁入核電歸零的時代，成為亞洲第一個實現非核家園的國家。適逢週年前夕，近期外界對於核電政策的討論再度升溫，特別是有關政府評估重啟核二、核三的可能性，也在能源圈引發高度關注。政府目前對外立場仍強調再生能源推動方向不變，但同時也指出，因應AI產業快速成長帶來的用電需求壓力，為確保供電穩定，不排除重新評估既有核電機組延役或重啟的可行性。
核電重啟對再生能源資源配置的分析
若核電政策出現調整並實際重啟，對於目前積極推動的離岸風電3.3、3.4、3.5期進程，以及整體能源轉型與國際對台灣能源政策的觀感，Jason認為，若在總體預算沒有改變的前提下，資源勢必面臨重新分配的問題。核電若重啟，無論涉及延役、除役延長或安全升級等相關成本，在台電本身財務已承受虧損壓力的情況下，政府是否需要額外編列預算予以支應，相關缺口需由既有能源預算中挪移補足，當然會對原本用於節能措施或再生能源發展經費產生排擠。較理想的情境是，再生能源總預算不變，並針對核電相關成本另行編列專項預算支應，是有助於降低對再生能源發展的干擾。
近期新聞提及，最快明年年初台電會向美國採購燃料棒。核電若重啟後，企業與金融機構對於穩定供應的零碳電力需求將更加關注，在此背景下，SMR等新式核能進一步帶動相關政策與產業討論。然而，SMR相較於核二、核三延役，涉及更多新技術導入、法規建置、人力資源配置、許可程序及環境與利害關係人等議題，對公部門而言，所需投入的行政資源與時間成本更高，在既有人力有限的情況下，勢必產生資源分配上的排擠效應。此外，公部門亦需審慎評估外商專案的長期影響。部分能源或基礎建設專案一旦中止或延後，後續若要重新啟動，往往難度極高。一般而言，相關專案從評估、進場、投標到實際執行，短則需5至7年，長則甚至可達10年。若在推動的過程中決定退出或中斷，後續要再回到原有推進軌道的可能性極低，甚至難度極高。
Jerry補充：
以台積電為首的台灣高科技企業對於綠電仍有強勁的需求，台積電為了在2030年達到RE60的承諾，董事長魏哲家在2025年10月底接受媒體訪問時便喊出「綠電有多少，我們就買多少」，但是，當前綠電發展政策受到整體環境的影響，無論是太陽能、陸域風電和離岸風電都遭遇很大的挫折，如區塊開發3.1和3.2期預計有2.4GW的裝置容量（EDF蔚藍海彰化440MW、海鼎2+1 960MW、又德700MW、海峽2300MW）開發商都放棄開發計畫，揚長而去。
Jason回應：
如今重啟核電可能對綠電市場所產生的排擠效應確實值得關注。以台積電為例，其對綠電的需求具有長期且大規模的特性，從中長期來看，若依現行發展趨勢推進，要達成原先規劃的減碳目標仍具挑戰。相較之下，早期政策所設定的RE20，或許相對較有機會達成；但若以賴清德政府所提出的2030年RE30目標，目前供需與政策節奏之間仍存在相當落差。再加上用電需求因AI產業快速成長持續攀升，單一新廠的用電需求甚至可達1GW等級，所以不得不重啟核電。
台積電採取「綠電有多少就購買多少」的策略，其資本規模與採購能力極為龐大，甚至接近國家等級，動輒數百億美元規模，市場上幾乎沒有其他單一買方能與之匹配。在此情況下，可能產生兩種排擠效應：其一，是其他企業為達成RE目標而面臨綠電取得困難；其二，當供給無法同步擴張時，政府或許放寬綠能標準，也有民間團體主張核電是綠電。
Jerry回應：
核電在國際能源分類上屬於低碳能源，但並非零碳能源，因此其使用仍會產生一定程度的碳排放。企業若依賴核電作為主要電力來源，在達成RE100目標時將面臨一定限制。雖然RE100並無強制罰則，但其約束力主要來自市場機制與品牌信任，核心影響在於國際客戶與供應鏈的認可程度。以Apple、Google等國際大型品牌為例，其供應鏈對綠電使用與減碳要求日益嚴格，若企業未能符合相關期待，可能影響後續訂單穩定性與合作關係。同時，在出口歐盟市場的情境下，亦可能受到碳邊境調整機制（CBAM）等制度影響，使產品因製造過程碳強度較高而承擔額外成本，進一步增加整體生產與出口壓力。
因此，政府在相關政策設計上，仍需更全面考量國際供應鏈與市場規則之間的連動影響。現階段綠電推動本身已面臨多重挑戰，整體發展環境確實不易。未來更需中央與地方政府在制度設計與資源配置上，提供更具整合性的支持與協調。就實務推動而言，綠電發展目前確實承受相當程度的壓力與推動困難。
(四)結語
感謝Jason今天的精闢分析，內容相當深入且具啟發性，提供了多項關鍵觀點與重要思考面向，使整體討論更為完整，亦更具前瞻性與政策參考價值。未來若有機會，誠摯期待再次邀請你一同交流與分享，持續深化相關議題的探討。
二、一週綠能新聞
(一)國內新聞
1. 能源高峰論壇》賴建信：「電力就是國力」 2035綠能再衝10GW
2026-05-06 陳傑鳴 工商時報
經濟部常務次長賴建信強調「電力就是國力」，政府正透過擴大綠能、強韌電網、深度節能與科技儲能四大方向，全面建構國家能源韌性。面對AI浪潮帶來的龐大電力需求與地緣政治風險，政府不僅每日監控能源供應穩定，更宣布將於今年底啟動浮動式離岸風電示範計畫，並預計2035年前（原訂2030年離岸風力10.93GW目標）綠能裝置容量將較原定目標額外增加8至10GW。能源政策已轉型為國家安全與經濟韌性的核心，旨在打造穩定、低碳且可負擔的電力體系。
在「2026台灣能源高峰論壇」中，賴建信次長回顧台灣經濟與電力成長的緊密關係，指出電力已從工業配角躍升為支撐GDP成長與民生穩定的關鍵基礎設施。儘管台灣能源效率有所提升，但AI資料中心與半導體產業的擴張使電力需求持續攀升。為應對地緣政治衝擊，行政院已啟動每日能源會議，確保油氣供應穩定。中油憑藉其全球40多國的供應資料庫，能隨時調度來源以分散風險。政府同時強調節能的重要性，今年首季的節電量已顯著減少天然氣進口壓力，體現了「節電即是增產」的韌性策略。
在綠能發展路徑上，台灣的離岸風電與太陽光電已具備國際競爭力。政府除了持續推動漁電共生，更計畫在今年底邁向下一階段，啟動「浮動式離岸風場」示範計畫。根據最新盤點，2035年的綠能裝置容量有望比原定目標再衝高8至10GW。此外，法規面也將於8月起強制大型建物加裝太陽能板，並以德國、韓國為例，強調高緯度地區亦能發展屋頂光電，呼籲台灣加速普及。針對AI數據中心的高耗能，政府未來將導入更嚴格的能源效率標準，以緩解供電壓力。
下一階段能源韌性的關鍵在於「儲能與微電網」的布建。賴建信指出，定置型燃料電池與微電網系統在偏鄉及離島尤為重要，能確保主電網受災中斷時仍維持基本供電，避免如過去強風導致大規模停電的困境。政府的終極目標是建立一個兼顧穩定、轉型與國防韌性的能源體系。透過市場機制與跨產業合作，台灣將持續提升能源自主率，確保在淨零轉型的過程中，電力供應能成為推動國家競爭力最堅實的後盾。
TRENA觀點：
經濟部常務次長賴建信強調「電力就是國力」，政府正透過擴大綠能、強化電網、深度節能及儲能科技四大方向，提升國家能源韌性。以TRENA觀點來看，政府積極推動綠能發展與「浮動式離岸風場」示範計畫，展現強化能源韌性的決心，也回應了AI時代帶來的龐大用電需求。然而，若要如期達成2035年新增的綠能目標，除了政策方向明確，更需優先解決當前產業與基礎建設困境，期待政府積極推動之餘，方有機會達成目標。
2. 法國電力退出台灣離岸風電開發 經長：空間容量併入下期
2026-04-23 李蘇竣 環境資訊中心
法國電力能源公司（EDF power solutions）因融資、國產化困境及投資布局考量，正式決定終止「蔚藍海彰化」風場行政契約並退出台灣市場。對此，經濟部表示尊重個別開發商的商業決策，並強調離岸風電設置目標不變。雖然此舉預估將使台灣綠電供應進度延遲約一年，但經濟部規劃將釋出的空間容量併入後續選商期程，並計畫在3-3期選商完成後，於明年展開3-4期作業，以確保2035年達成近19GW的發展目標。
法國電力（EDF）於2022年進入台灣市場，並與台亞風能合作獲配440MW的開發容量，原預計於2028年併網。然而，受限於融資壓力、產業關聯性要求（國產化）及地方協調等挑戰，計畫進度長期停滯。今年初EDF法國母公司高層來台決議止損，除了撤回已得標的「蔚藍海彰化」風場，原訂參加示範計畫的「蔚藍海苗栗」浮動式風場計畫也一併宣告終止。這反映出在資本密集的離岸風電產業中，開發商會因應國際投資環境變化與商業模式調整策略，撤資現象並非孤例。
目前離岸風電區塊開發3-1期面臨諸多變數，五座簽約風場中僅剩兩座有穩定進展，其餘如科里歐、力麗及EDF等業者皆因不同原因撤資或解約。針對此現象，經濟部長龔明鑫指出，3-1與3-2期多數業者採取「0元競標」策略，導致後續面臨財務與執行能力上的困難。為此，3-3期已調整規則，強化對廠商執行能力的評估，且不再強制要求國產化，旨在建立更具彈性的開發環境。
雖然EDF等外商的退場對整體綠電供應期程造成約一年的延宕，但經濟部強調海域空間與容量配額依然存在，將透過3-4期等後續階段盡快補齊。政府仍維持2050年達到40GW的長遠願景，並預估2035年台灣離岸風電裝置容量可達18至19GW。未來選商機制將更趨向務實，透過法規優化與行政程序簡化，吸引具備實質履約能力的優質業者續留台灣，確保能源轉型路徑穩健推進。
TRENA觀點：
法國電力能源公司（EDF Power Solutions）因融資、國產化挑戰及整體投資布局考量，決定終止「蔚藍海彰化」風場行政契約並退出台灣市場。目前離岸風電區塊開發面臨諸多變數，五座簽約風場中僅剩兩座有穩定進展，其餘皆因不同原因撤資或解約。未來離岸風電選商機制應朝更務實方向調整，加速協助業者解決開發過程中的各項障礙。
同時，面對在地溝通與環境團體意見分歧，以及案場進度延宕等問題，需由中央更積極協調與整合資源，以降低開發停滯風險。透過提升效率並強化實質履約能力篩選機制，吸引具備長期承諾與執行能力的優質業者投入台灣市場，方能為後續浮動式離岸風電發展奠定基礎。
“永續城市綠能系列”
3. 馬桶廢水變綠氫！全台首座「糞力」發電廠神菌發威 污水廠就是加氫站
2026-05-11 鏡新聞 Yahoo奇摩新聞
全台首座利用污水處理廠廢水生產綠氫的示範案場正式啟動(桃園楊梅污水廠)，透過專利生物技術將「馬桶廢水」轉化為清潔能源，實現資源循環利用。這項創新計畫結合了高效生物反應器與特定菌種，能直接在污水處理過程中提取氫氣，不僅解決了廢棄物處理問題，更讓污水廠具備轉型為「社區加氫站」的潛力。這標誌著台灣在分散式能源產製技術上的重大突破，為零碳交通與循環經濟提供了全新的實踐路徑。
這項被戲稱為「糞力發電」的技術，核心在於利用污水處理廠中富含的高濃度有機物質。研究團隊導入特選的神經菌種與生物電化學系統，透過微生物分解排泄物及生活廢水中的有機成分，直接產生高純度的氫氣。與傳統電解水產氫相比，生物產氫技術能大幅降低電力消耗，且原材料來自每個人每天都會產生的廢水，具備極高的穩定性與永續性。此示範計畫的成功，證明了城市生活廢棄物能從環境負擔轉化為具備商業價值的能源資產。
在應用展望方面，污水處理廠的角色將發生翻天覆地的變化。傳統污水廠僅負責淨化水源，未來則可轉型為集「發電、產氫、加氫」於一體的能源中心(全台80座污水廠若能成功導入，就像擁有80座隱形的加氫站)。由於污水廠通常位於都會區邊緣或鄰近交通要道，產出的綠氫可直接供應給氫能巴士或物流重車使用，省去長途運輸氫氣的高昂成本與風險。這種分散式產氫模式，能有效支援台灣推動「氫能社會」的戰略布局，並解決都會區綠能建置空間不足的痛點。
此外，該案場也展示了循環經濟的深度應用。廢水在產氫後的剩餘物，可進一步處理成為有機肥料或生物能源，達成廢棄物趨零排放的目標。這項技術不僅提升了台灣在綠色科技領域的國際能見度，也為地方政府提供了智慧城市治理的新思維。隨著技術規模化與成本降低，未來各地的污水廠都有望成為守護環境同時供應清潔電力的綠色心臟，加速台灣邁向2050淨零排放的腳步。
TRENA觀點：
桃園楊梅污水廠示範計畫的成功運作，證明城市廢棄物有機會從環境負擔轉化為具備經濟價值的能源資產。傳統污水處理廠未來不僅限於淨化功能，更可轉型為結合「發電、產氫、加氫」的多元能源中心。若全台約80座污水處理廠未來皆能逐步導入相關技術，概念上如同建構「隱形加氫站」，類似於社區微電網的概念。這種分散式產氫模式，能有效支援台灣推動「氫能社會」的戰略布局，並解決都會區綠能建置空間不足的痛點。這項創新模式也為淨零轉型提供新的想像空間，若能持續推動與完善配套，將是一項具前瞻性的能源政策方向。
4. 經部推地熱探勘成果共享 助前期開發縮短3至5年
2026-05-06 曾筠庭 中央社
經濟部地礦中心宣布透過「地熱探勘資訊平台」共享全台10處潛能區的調查成果，預計能協助業者縮短地熱開發前期作業約3至5年的時間。地礦中心整合了地質調查、空中地球物理探測及上萬公尺的鑽探數據，顯著降低開發初期的技術門檻與投資風險。此舉不僅提升了潛能區判釋的精準度，也結合能源署的獎勵機制與國際技術合作，目標在2030年前深化北宜花東等高潛能區的開發，加速台灣地熱發電的商用化進程。
地質調查及礦業管理中心指出，地熱開發是一項長達7至8年的系統性工程，其中最艱難的階段在於前期對地下熱源、裂隙通道及補注系統的精確掌握。為此，地礦中心近年投入大量資源進行空中地物探勘，範圍涵蓋半個台灣，並累積鑽探達1萬4000公尺，整理出包含3000筆地球化學資料在內的海量數據。透過這些公開圖資的套疊分析，業者能直接跳過漫長的初步調查，直接進入可行性評估與發電設計階段，大幅優化了開發時程。
根據目前的調查，台灣北宜花東地區的地熱潛能占全台六成以上，特別是大屯山、瑞穗及初來等地具備極佳的高溫條件。地礦中心所建立的平台目前已提供給10至20家業者參考使用，並配合經濟部能源署的示範獎勵機制進行招商。此外，台灣亦積極與加拿大、紐西蘭、日本等國進行研究交流，並引進土耳其的鑽探技術，試圖透過國際經驗解決地熱開發在技術與環境成本上的雙重挑戰，強化國內的自主探勘能力。
展望未來，地礦中心將持續擴大調查範圍，除了深耕已知的熱區外，也開始針對未開發的「盲地」潛能區進行評估。地熱作為台灣實現能源自主與淨零排放的重要基載選項，其開發的長期性與穩定性不言而喻。透過政府帶頭進行基礎資料的建置與風險分攤，台灣的地熱產業可望從過去的不確定性中解套，在2030年之前建構出更具競爭力的綠能供應鏈，成為能源轉型中的關鍵穩定力量。
TRENA觀點：
經濟部地礦中心宣布建置「地熱探勘資訊平台」，公開共享全台10處地熱潛能區調查成果，預期可協助業者縮短約3至5年的前期開發時間。地熱開發最艱難的階段在於前期對地下熱源分布、裂隙通道及補注系統的精確掌握。台灣北宜花東地區蘊藏全台超過六成的地熱潛能，其中大屯山、瑞穗與初來等區域，更具備優異的高溫地熱條件。在再生能源發展面臨多重挑戰之際，地熱憑藉穩定供電特性，以及每度8.52元的躉購費率支持，正逐步在再生能源的逆風環境中展現發展韌性與長期潛力。
(二)國外新聞
1. 水資源匱乏成全球能源重大風險 石油與綠能開發皆受衝擊
2026-05-08 商傳媒 綜合外電
水資源匱乏已躍升為全球能源產業的關鍵風險，不僅制約了頁岩油氣與熱力發電等傳統能源的產出，也對氫能生產、資料中心等新興轉型基礎設施構成嚴峻挑戰。報告分析指出，水資源的取得性將直接決定能源專案的選址與經濟可行性。未來，具備高效水處理技術、能利用回收水或非飲用水源的地區與企業，將在能源開發競賽中佔據優勢，水資源將成為比技術更核心的發展決定因素。
全球能源產業正悄然面臨一場由水資源匱乏引發的轉型危機。頁岩油氣的開發高度依賴水力壓裂技術，例如中國雖擁有豐富頁岩儲量，卻因資源多分布於缺水地區而限制了發展速度；相較之下，美國頁岩革命的成功，關鍵之一就在於水資源的易取得性與回收再利用技術。然而，即便在美國二疊紀盆地，隨著監管趨嚴與水處理成本攀升，開發壓力也日益增加。此外，無論是天然氣、煤炭或核能電廠，皆需大量水資源進行冷卻，歐洲熱浪曾導致河水升溫而迫使核電廠降載，顯示傳統能源供給在氣候變遷下的脆弱性。
清潔能源與數位基礎設施同樣難逃水資源的束縛。氫能作為綠能轉型的重點，其電解過程每生產一公斤氫氣約需消耗九公升水，這使得許多再生能源充足但水資源貧瘠的地區，在氫能中心專案的佈局上面臨高昂的成本與技術複雜度。與此同時，快速擴張的AI資料中心因採用水冷系統，同樣對當地供水系統形成巨大壓力。這顯示能源轉型並非僅是碳排問題，更是對環境資源綜合管理能力的考驗。
展望未來，水資源供應將成為能源專案能否啟動的先決條件。具備可靠水源或具備替代冷卻技術研發能力的企業，將在不穩定的環境中展現更強的韌性。隨著全球用電需求增長與極端氣候頻傳，水資源的佈局將從能源開發的輔助環節，升格為國防安全與產業競爭力的核心指標。投入水資源效率提升與廢水回收利用的技術創新，將是未來能源企業維持領先位置的關鍵策略。
TRENA觀點：
全球能源產業正悄然面臨一場由水資源匱乏所引發的轉型壓力。美國頁岩革命的成功，關鍵因素之一即在於水資源的相對易取得性以及回收再利用技術的成熟。然而，即便在美國二疊紀盆地，隨著監管趨嚴與水處理成本持續攀升，開發壓力亦日益加劇。此外，無論是天然氣、煤炭或核能電廠，皆高度依賴水資源進行冷卻作業。歐洲過去的熱浪事件即曾導致河水升溫，迫使核電廠降載運轉，突顯傳統能源供應體系在氣候變遷下的脆弱性。展望未來，具備高效水處理技術、並能運用回收水或非飲用水源的地區與企業，水資源將成為能源企業維持領先地位的關鍵策略。
2. 國際再生能源總署（IRENA）報告顯示，太陽能和風能與電池儲能結合將更具成本競爭力
2026-05-06 Reuters Reuters
國際再生能源總署（IRENA）發布最新報告指出，隨著技術進步與規模經濟發展，結合電池儲能系統的太陽能與風電項目在全球市場的成本競爭力已大幅提升，逐漸能與傳統化石燃料發電抗衡。報告強調，儲能成本的快速下降是轉型的核心驅動力，這不僅解決了再生能源的間歇性問題，更使其成為具備經濟效益的基載電力替代方案。
國際再生能源總署（IRENA）的最新調查顯示，綠能產業正迎來關鍵的成本轉折點。受惠於全球供應鏈優化與電池技術革新，太陽能與風力發電在搭配儲能系統後的均化能源成本（LCOE）已顯著下降，這使得清潔能源在不需依賴政府補貼的情況下，依然能在許多地區展現出比煤炭或天然氣發電更強的市場競爭力。這種成本優勢正加速各國能源轉型的進程，特別是對於追求電網穩定與減碳目標並行的發展中國家而言，提供了極具吸引力的投資選擇。
報告進一步分析，儲能技術的普及是再生能源邁向主流的「最後一哩路」。過去再生能源因無法全天候穩定供電而受到質疑，但目前的技術已能透過大型電池陣列平滑電力輸出，並在用電尖峰時段提供可靠支援。隨著電池能量密度的提升與生產成本的持續探底，這種「綠能＋儲能」的組合正逐步取代老舊的火力發電廠，成為建構未來零碳電網的骨幹，並有效降低電力市場的長期波動風險。
最後，IRENA呼籲各國政府應加強對儲能基礎設施的政策支持，包括簡化行政審批流程及建立更完善的市場機制。報告指出，雖然成本已具競爭力，但電網硬體的更新與調度系統的數位化仍需跨國合作與大量資金投入。唯有確保儲能資產能在電力市場中獲得合理的價值回收，才能支撐起更大規模的再生能源布建，達成《巴黎協定》所設定的氣候目標。
數據：
在日照充足的地區，太陽能結合電池儲能的固定均化能源成本（Firm Levelised Costs of Electricity）目前介於每百萬瓦時（MWh）54至82美元之間；相較之下，2020 年的成本則超過100美元。
「固定均化成本」
是指發電廠運作壽命期間的平均每百萬瓦成本，並計入將風能、太陽能等間歇性電源轉化為「可配合電網需求即時供電」的額外成本。
市場成本對比
根據國際再生能源總署（IRENA）的數據，目前的競爭狀況如下：
太陽能+儲能：$54–$82 / MWh
中國新型燃煤電廠：$70–$85 / MWh
全球新型燃氣產能：超過 $100 / MWh
成本下降趨勢與預測
固定均化成本在近年迅速下降，主要受惠於太陽能光電（PV）、風能與電池儲能成本的走低。自2010年以來：
太陽能光電總安裝成本下降了87%。
陸域風電成本下降了55%。
電池儲能成本降幅最為驚人，達到了93%。
「太陽能+儲能」的均化成本預計在2030年將再降約30%，2035年降幅可達40%。這意味著到2035年，條件最佳的電廠成本將低於$50/MWh。
此外，在內蒙古、巴西、德國與澳洲等地，「風能+儲能」的固定均化成本目前介於$59–$94/MWh之間。報告補充指出，預計到2030年，這些市場的成本將降至$49–$75/MWh。
TRENA觀點：
國際再生能源總署(IRENA)最新報告指出，隨著技術進步與規模經濟發展，結合電池儲能系統的太陽能與風電的成本競爭力正快速提升，逐步具備與傳統化石燃料發電抗衡的能力。儲能成本快速下降是能源轉型的重要關鍵，不僅改善再生能源的間歇性問題，也讓其朝向具經濟效益的基載電力邁進。
國際再生能源總署（IRENA）的最新研究顯示，現階段技術已可透過大型電池儲能系統，有效平滑再生能源的間歇性輸出，並在用電尖峰時段提供穩定可靠的電力支援。「綠能＋儲能」的組合模式，正逐步取代傳統老舊火力發電廠，成為未來零碳電網的重要骨幹。整體而言，儲能技術的普及被視為再生能源邁向主流應用關鍵的「最後一哩路」。
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