歐妮觀測站 I 逆風中的離岸風電產業　多國招標乏人問津

編譯：全能源

英國在 2023 年的第五輪差價合約（Contracts for Difference, CfD）競標AR5未能吸引任何開發商投標，主因是開發商在當前成本條件下，政府設定的價格上限 44英鎊／MWh的電價不具經濟可行性。英國政府而後在 2024 年的 AR6 將價格上限提高 66% 至 73 英鎊／MWh，才成功分配 5.3 GW 的離岸風電合約。

立陶宛在 2024 年舉辦 700 MW 離岸風電招標，但僅有一家開發商投標，因而在當年 4 月取消招標。並於 2025 年初重新設計招標流程與條件；具體變更包含將電力交易價格與通貨膨脹以及電力交易所平均年度電價的變動掛鉤，為期八年時間；預計在今年 9 月 8 日開始新一輪招標收件。

丹麥也於 2024 年舉行規模3GW、負向競標制度（Negative bidding）的離岸風電招標，結果未收到任何投標。開發商指出對這個結果並不意外，並提出多項問題，除了供應鏈成本、融資成本這類全球性問題外，還包括專案時間靈活性不足、建設規劃不明確以及未來電價不確定性高等。丹麥政府因此暫停該次招標，並承諾會重新設計條件。而後政府改走價差合約模式，提供最高 74 億歐元的國家補貼計畫、降低專案延期啟動跟併網的罰則，不再要求國家共同持股 20% 的規則調整，預計在 2025 年秋季重新進行招標。

德國近期在 2025 年也經歷一次離岸風電招標失敗。總裝置容量 2.5 GW，且已由中央政府預先勘察兩個場址，8 月開標發現並未吸引任何開發商投標。主要原因也是專案成本上升、供應鏈瓶頸、電力市場價格與交易風險難以預測。由於德國也採負向競標制度，歐洲風能協會（Wind Europe）、德國離岸風電協會（BWO）紛紛提議德國政府應改採價差合約模式，搭配長期的購售電合約，才能扭轉頹勢。

由於市場反應冷淡再加上採用零補貼模式，荷蘭於今年 5 月宣布原定 9 月進行的離岸風電招標，其中 2GW 將延期，只有 1GW 會先進行招標，後續預計第三季會再公告細節。政府也表示有意於 2027 年引入財務支持機制，像是價差合約模式，來吸引投資人。 除了歐洲，在印度也發生投標無人問津的情況。由隸屬新能源與可再生能源部（MNRE）的國營企業 The Solar Energy Corporation of India （SECI）推動的離岸風電招標，在 2025 年 8 月宣布，因缺乏開發商響應而取消 500 MW 的專案和 4,000 MW 的海床租賃權招標。背後原因主要有建設成本高、基礎建設不足、以及當地供應鏈尚未成熟等。雖然官方尚未公告，但業界人士指出政府應該會調整後重新招標。

顧問公司 BCG 對此分析，這些無人投標的案例顯示市場正在逆轉。過去開發商需要在有限的招標名額中競爭；如今全球招標容量過剩，以及開發商資本紀律的提升，使開發商對於要參與哪個投標變得更加挑剔，各國政府必須競爭、祭出更好的條件才能吸引開發商的興趣。要吸引開發商的參與，首先政府必須能夠向開發商提供清晰的開發容量前景；其次，專案的吸引力越來越取決於監管條件，例如開發成本、購電風險的保障，以及整體政策穩定性等。

而不同類型的開發商也有策略與偏好。公用事業型（utility）將重點著重於降低均化成本，他們通常能接受較低的內部報酬率（IRR）、偏好低風險的專案，因此較青睞能提供長期合約（例如差價合約）的市場。

具有油氣產業背景的開發商（oil and gas）側重於收益最大化並降低前期投資風險，因此常透過夥伴關係來分攤大量資本支出。這類型開發商透過其交易能力或整合能源系統（例如 power-to-X）來獲利，但目前交易市場冷淡，以及氫能基礎設施建設尚不成熟，系統整合機會有限，這種優勢正在縮小。

後進的新興開發商（newcomer）或金融投資者強調靈活性，常以合資模式競標，以最低前期成本獲取具潛力的場址開發權，再延後重大支出或決策，並且保留在情況不利時調整策略甚至退出的彈性。而當前的市場環境，會讓這類型的開發商避免參與投標。