自2018年起台灣一直是亞太市場的領跑者，選商機制與國產化要求相較於南韓、日本、越南也都更透明，但台灣未來仍能維持亞太市場的領導地位嗎？除了需要擔心風場進度延宕是否會產生骨牌效應影響政策目標，沃旭未參與區塊開發第一次投標也意味著全球離岸風電開發的供需關係發生改變。以下將回顧台灣過去一年離岸風電的發展，以及區塊開發的選商結果、國產化政策。
台灣風場建設進度
在2022年初台灣原先預計有五座風場併網，分別是表定在2020年併網的允能（640MW）、海能風場（376 MW），以及原先預定在2021年併網的大彰化東南（605 MW）、大彰化西南第一階段（295 MW）及彰芳一期（95 MW），總計是 2,010 MW。但是截至2022年底，五座風場都未完成併網，海能風場目前僅剩下個位數的風機尚未完成安裝，但還須試運轉跟不斷電測試，最快可能於2023年二月併網。允能與大彰化在2022年中已表明併網時程必須延至2023年，其中大彰化應能於 2023 年第二季併網。
在2021年末原先預期隨著疫情趨緩，風場建設應可逐漸步入軌道，但以下因素導致進度不如預期：
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船隻調度困難：烏俄戰爭爆發，石油與天然氣價格飆漲，與離岸風電產業爭奪可用船隻並抬高造船成本，加上離岸風電市場的快速成長，導致全球風電船舶供不應求。
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海事工程產業關聯爭議：原先用於扶植台灣海事工程產業的船舶產業關聯諮詢審查機制衍生爭議。若想採用外籍船隻，需先經海事工程協會確認國內無相關船舶能量並提交證明，但買賣雙方的權利義務與資訊揭露並不對等，有時會導致船期與需求無法順利對接，對工期造成影響。
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預組裝碼頭有限：台灣預組裝碼頭僅有台中港的5A、5B及36、37，雖然符合原先風場建設量能，但疫情導致多個風場延宕，即使暫時以107號碼頭應對仍無法舒緩壅塞問題，開發商只得等待前面的風場完成建設或協調空間分配。另外台中港的重件運輸橋梁強度不足，海運一天僅能運輸一台機艙，限縮風機運輸量能。
除了共同因素外，允能風場更承受兩次的滑樁意外以及wpd因財務缺口轉售部份風場股權給TotalEnergies、最終出售離岸風電事業體給GIP，導致允能風場建設走走停停，衍生的財務壓力更導致允能風場財務困窘可能需要尋求協商。種種不可抗力因素都讓風場建設進度不如預期，也迫使開發商得在九月中旬過後海況較差的情況下，盡可能尋找氣候窗施工以趕上進度。如果想要趕上2025年5.7GW的目標，2023年能否補上先前的進度將會是關鍵，一來是因為2023年初到2023年末原本表定併網的風場僅有彰芳二期風場，排程壓力較小，二來是短期碼頭、船舶的瓶頸難以改善，若後續中能、台電二期、海龍、彰化西南第二階段陸續開工，建設阻塞的問題只會更嚴重，政策目標將難以達成。
區塊開發競標結果
12月14日區塊開發第一期的選商結果公布（以下稱之為3.1輪），總計6家開發商共十座離岸風場參與投標，依照選商規則，單一開發商最多只會獲配一座風場（500 MW），因此開發商只要滿足如環評、履約能力、國產化關鍵項目與加分標準，便很有機會取得風場開發權。不過就結果來說，政府可以說是最大贏家，多數風場以零元競標、國產化也有所進展。
當風場重疊時，哪座風場可以優先取得開發權，攸關開發商前期探勘投入的費用是否會有去無回，特別是前期費用全然由開發商支付，故開發商仍有一定的誘因爭奪較前面的序位。根據「離岸風力發電區塊開發場址容量分配作業要點」，序位首先以價格排定，價格相同以國產化分數較高者優先，因此開發商會盡力降低躉售價格、拉高國產化分數，特別是沃旭到最後一刻才公布不參與3.1輪，此時開發商早已完成交件，因此雖然表面上同額競選，但實際仍有刺激競爭的效果。另外，根據結果應該是放寬原先規定排序前面的風場會在2026年併網的規定，否則在當前的通膨與船舶問題下，承諾較多國產化的開發商反倒需要較早併網承擔壓力，與鼓勵開發商促進國產化的本意相違背。
3.1輪競標如同當初預期，廠商都將以CPPA的方式出售電力，畢竟2.49元/度的價格低過市場價格，開發商不如先以零元確保風場開發權，再尋求CPPA，因此多數的風場都採用零元競標，除了北陸的北能風場、天豐的達天與又德風場採用0.01元/度的價格。根據 InfoLink 分析，北陸可能希望能優先選上加能風場而讓北能以0.01元競價，天豐則可能是希望讓海峽風場優先選上，因此達天與又德才以0.01元競價，如此海峽風場就可以透過3.1輪取得的300MW與第二階段遞補的300 MW合併湊成600MW 的風場，但剩下的達天僅拿到165 MW，與第二順位的海鼎500 MW分食第16號案場，位置就相對尷尬，且距離海峽有一段距離，將提高施工成本。
產業關聯爭議
雖然競標順利落幕，但產業關聯的懲罰條款仍備受爭議，也可能是導致行政契約破局的導火索。在9/26召開的第二次與11/4的第三次離岸風電區塊開發契約書草案會議中，雖然逐步放寬規定，如移除了爭議最大的「強制躉售 20％ 電能罰則」以及「補足履約保證金義務」、新增「不可歸責因素」降低被罰款風險，並且也不再直接開罰三千萬* ，改採「記點制」，若最後查核點符合規定則不會受罰，但仍保留了國產化違約金懲罰無上限的特點。
站在能源局立場，可以理解為了維持遊戲規則的公平性而需要具備威嚇效果，避免風場競標時開發商浮濫承諾國產化，需要落實時才找各種藉口推託，因此除了要求產業採購或合作或投資，具完整法律效力的合約，更需要一套懲罰機制。另一方面能源局也承受著監察院的壓力，2022年七月提出監察院的糾正文案認為經濟部未能完整掌握供應鏈量能，導致國產化進展不如預期，為了避免類似情況再次發生，能源局的態度勢必會更加強硬與謹慎。
但另一方面，罰款無上限確實會影響到風場的可融資性，開發商遲遲無法Financial Close或是做出FID同樣會影響國內綠電供給，將是開發商、政府、人民三輸的情境。第二，無上限的罰金是否可能反而讓開發商或在開發商背後的銀行要求下，變得過於保守，只願意選擇已知可行的廠商做國產化，放棄其他具備潛力的廠商，第三是雙方雖然仍受制於起初的商業合約，但供應商若知道開發商承受的是無限的損失，供應商將在談判上佔據過多優勢。以上第二點與第三點都會更弱化原先就受到政策保護的產業競爭壓力，供應商也可能恣意抬高報價，如此將偏離政策希望建立公平競爭環境、刺激產業發展的初衷。因此 InfoLink 認為罰金理當有一個上限，金額勢必要高到足以產生懲罰效果，影響到項目的投資報酬率，如此開發商也不至於直接花錢了事，但又不會讓整個案場因過度的曝險而無法融資或是傷害項目的財務體質。
整體來看，台灣目前仍維持著亞太離岸風電領導者的地位，但基礎建設的瓶頸與其他外在因素正在干擾風場併網的步伐，嚴格的產業化政策也建立了進入障礙，影響台灣風電未來的成長動能。但以3.1輪的結果來看，可以說政府抓到了一個完美平衡點，也就是國產化雖然會減少開發商的利潤，降低進入市場誘因，但是又沒有嚴苛到讓進入的開發商少到毫無競爭壓力，但離岸風電開發是一個全球性的產業，隨著外部環境劇烈變動，新興且仍提供租稅補貼的美國市場正在崛起，高額電價支撐CPPA的歐洲市場也重回開發商視野、升息導致的資金成本上漲，以及上面提到的船舶供需失衡，都讓3.2輪競標環境注定與當前迥異，將考驗掌舵者的技巧。
*第二次草案內容：以500 MW的風場為例，開發商在查核點未滿足國產化規定，超過改善其三個月內將開罰3,000萬元，落實數量未達申設總量之 30％可加重計罰至兩倍