隨著台灣離岸風電由 R2 轉入 R3.3 區塊開發階段，單一案場的建置容量與資金需求均同步提升，對台灣離岸風電發展提出了新的課題。一起透過本文深入了解 R3.3 的開發現況及面臨的挑戰！
2022 年底，台灣政府估算 2026 至 2030 年間離岸風電新增建置量約 7.5 GW，總投資額達台幣 1.35 兆元。當時台灣離岸風電的建置成本約為1.8-2 億元/MW，若以債權占比七成估算，所需融資金額約 1.3 億元/MW，整體融資需求接近 1 兆元。
然而，過往作為離岸風電融資主力的外商銀行，其對台灣離岸風電產業的授信額度已逐漸逼近上限；同時，國內銀行基於對單一產業及單一法人的授信集中度管理，整體胃納量亦趨於飽和。再加上 R3全面由台電購售電合約（PPA）轉為民間企業購電合約（CPPA），使專案現金流的穩定性與信用結構更為複雜，對風險評估與融資可行性均形成實質挑戰，進一步推升 R3 風場取得融資的難度。
2022 至 2025 年間全球總體環境更出現劇烈變化。歐洲將 2030 年離岸風電建置目標由 65 GW 大幅上調至 120 GW，美國政府亦提出 2030 年達成 30 GW 的政策目標，導致工程船舶、風機與關鍵設備供不應求，推升全球離岸風電建置成本。
日本三菱集團2025年中宣布放棄原先得標的三座合計 1.7 GW 的開發案，因實際建造成本較原先預估翻倍；美國紐約州政府亦同意將 Empire Wind 與 Sunrise Wind 專案的原訂 PPA 價格調升約 30%，以反映成本上升的現實。
台灣遇到相同的難題，但實際成本升幅，是直到 R3 第一座案場完成專案融資，方有具體數據得以推估。
R2 風場的規模多介於 300 至 600 MW，因此聯貸金額也很少超過1,000億台幣，R2 風場平均取得約1.4 億元/MW 的債權融資；部分開發商透過案場輪轉（farm-down）出售股權籌措資金，以降低所需聯貸金額。然而，股權比例隱含開發商對風場的承諾，融資銀行對稀釋股權的行為高度審慎。
R3 首座完成融資的風場，500 MW 的裝置容量取得 1,030 億元聯貸金額，相當於 2 億元/ MW。若融資銀行對債權比股權 7:3 的原則並未放寬，則意味該案場的建置成本，可能較 R2 高出 40% 。
雖然每座風場的地理、融資、政策條件都相當獨特，如該案場水深介於 52 至 64 公尺，而R2風場多位於雲彰隆起平均水深40公尺，成本自然較低，故不代表所有R3風場成本都必然高於R2 40%，但這已經顯現台灣未能躲過風場建置成本上漲的衝擊，需準備更充裕的資金以支撐案場開發。
值得注意的是，該聯貸案獲銀行超額認購約 1.5 倍，其中本國銀行認購比達 67%、有八大官股銀行參與，顯示在 R2 風場陸續完工後，國內銀行對離岸風電產業已逐步建立信心，融資流動性得維持在相對健康的水準。
根據經濟部於 2026 年初公告的 R3.3 招標草案，本次合計釋出 3.6 GW，單一開發商獲配容量上限為 1 GW，並由台電以不高於迴避成本的價格提供保底收購。
相較 R2，R3.3 的平均案場規模預期將提升至 600 MW 至 1 GW，再加上前述建置成本可能上升 40%，單一開發商所需融資金額可能上看 2,000 億元。若參與聯貸的銀行數量不足，或先前已對同一開發商提供大量授信，將可能觸及銀行對單一法人的放貸上限；但若過度拆分融資分檔（tranche），一次引入過多對專案融資結構不熟悉的銀行，亦可能導致銀行間意見難以整合，反而延宕整體融資進程。
另一方面，CPPA作為案場唯一現金流的來源，融資銀行對其審視的嚴謹程度可想而知，相較 R3.1 與 R3.2，R3.3 的融資條件較為有利之處，在於引入台電以迴避成本為上限的保底收購機制，其效果主要體現在兩個層面：
在上述機制下，融資銀行對 CPPA 買方的財務體質與信用支持要求，預期可有一定程度的放寬，有助降低企業端的交易成本，加速 CPPA 簽訂進程，避免融資到位與風場併網時程延宕。
為因應 R3 融資挑戰，政府已陸續推出多項配套措施。在 CPPA 端，由經濟部主導成立具國際信評的泛官股售電平台，協助統購分銷綠電，提高融資銀行對現金流結構的接受度。
在資金面，金管會亦透過鬆綁保險業投資限制，吸引長期資金投入公共建設
國發會與融保中心亦扮演關鍵的信用支持角色，包括推動綠電信保機制，以協助缺乏國際信評的大型企業順利採購綠電；以及自 2024 年起將國家融資保證成數提高至最高八成，顯著提升銀行授信意願。目前亦正研議擴大整體保證額度至 1,560 億元，惟相較於動輒上兆元的融資需求，整體量能仍有進一步提升的空間。
整體而言，R3.3 案場在規模放大與建置成本上升的雙重壓力下，融資難度勢將進一步提高。政府已透過多項信用支持與資金引導政策緩解部分風險，但 R3.1 與 R3.2 所遭遇的挑戰亦顯示，過高的建置成本正對市場造成實質壓力，金融機制主要作為「潤滑」，提供的驅動力相當有限。
為維持能源轉型動能，未來需更積極的財政與制度性工具介入，例如：引入類似英國、日本的容量市場或容量補貼機制，在確保電力供應穩定的同時，適度提高開發商投資誘因，方能支撐台灣離岸風電於高成本環境下持續推進。
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