台湾风力发电

2024年度，台湾风力发电累计装置量为388.285万瓩（3882.85MW）。

台中市清水区的一座风力发电厂。

2023年度，台湾风力发电累计装置量为267.802万瓩（2678.02MW），发电量为62.38亿度（6,238GWh）。

2022年度，台湾风力发电累计装置量为158.106万瓩（1581.06MW），发电量为35.77亿度（3,577GWh）。

2021年度，台湾风力发电累计装置量为103.337万瓩（1033.37MW），发电量为22.42亿度（2,242GWh）^[1]。

历史

台湾风力发电开发始于2000年，该年政府颁布“风力发电示范系统设置补助办法”^[2]。之后，包括台湾电力公司、台朔重工，以及正隆公司依据前述示范计划投入风力发电厂开发。台湾首座风力发电厂为台朔重工的麦寮风力发电厂^[3]。2012年政府公布“风力发电离岸系统示范奖励办法”^[4]，启动离岸风电开发。2013年1月，台湾离岸风场示范案开标，由福海风力发电（永传能源）、海洋风力发电（上纬企业）、台湾电力公司三家得标^[5]，2017年4月海洋风力发电公司之海洋竹南风力发电场第一期开始商转，为台湾首座正式营运的离岸风力发电场。

2018年政府展开离岸风电大规模开发，公布“离岸风力发电规划场址容量分配作业要点”^[6]，启动离岸风力发电“遴选”与“竞价”作业。分别由7家开发商获得遴选资格，总开发容量为383.6万瓩（3,836MW）百万； 两家厂商于竞价中获选，总开发容量为166.4万瓩（1,664MW）^[7]。

离岸风力发电

台湾过去并无离岸风电发展的经验，而离岸风电产业又包含风场开发商，进行风场环境的调查评估，以及风机系统商、海事工程公司、海缆制造商、风场维运公司等相关业者；故经济部允许外资百分之百持股以吸引外商投资，并逐年增列国产化需求以培育本土相关厂商，期能达到离岸风电国产化的目标^[8]。台湾的离岸风电发展分为三阶段，第一阶段为“示范风场”，第二阶段为“潜力场址”，第三阶段为“区块开发”。

计划阶段	开发案	开发者	容量（MW）	并网年份	备注
第一阶段	海洋竹南风力发电场	上纬投控公司	128	2019年12月商转	[9]
	台电离岸风力发电场 第一期	台湾电力公司	109.2	2020年8月27日商转	[10]
	福海彰化示范风场	永传能源	100	未知	待环评补正
第二阶段 （遴选）	海能离岸风力发电场	上纬投控公司	376	2023年3月25日商转	[10]
	允能离岸风力发电场 一期	德国达德能源	360	2021	[10]
	允能离岸风力发电场 二期		348	2022	[10]
	大彰化离岸风力发电场 东南	丹麦沃旭能源	605	2022	[10]
	大彰化离岸风力发电场 西南		295	2022	[10]
	彰芳离岸风力发电场	哥本哈根基础建设基金	552	2022	[11]
	西岛离岸风力发电场		48	2022	[11]
	中能离岸风力发电场	中国钢铁公司 哥本哈根基础建设基金	300	2024	[12]
	台电离岸风力发电场 第二期	台湾电力公司	294.5	2025
	海龙离岸风力发电场 2A	加拿大北陆电力	300	2024	[13] [14]
第二阶段 （竞标）	海龙离岸风力发电场 2B	加拿大北陆电力	232	2024
	海龙离岸风力发电场 3		512	2024
	大彰化离岸风力发电场 西南	丹麦沃旭能源	337	2022	[10]
	大彰化离岸风力发电场 西北		583	2022	[10]
第三阶段	海鼎离岸风力发电场	上纬投控	500~600	2021~2025

历年装置容量与发电量

台湾风力发电装置量与发电量统计机构为经济部能源局，历年装置容量与发电量^[15]为：

	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
装置量(MW)	2.64	5.04	8.54	8.54	8.54	23.94	101.99	185.99	250.39	374.29
发电量(GWh)	1.4	12.2	15.9	23.8	25.3	91.3	276.1	439.5	588.2	786.6
占总发电量比	0.001%	0.006%	0.008%	0.011%	0.012%	0.040%	0.117%	0.181%	0.247%	0.342%
	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
装置量(MW)	475.89	522.69	570.99	614.19	637.19	646.69	682.09	692.39	713.15	845.16
发电量(GWh)	1,026.3	1,492.7	1,413.4	1,640.0	1,500.4	1,525.2	1,457.1	1,722.5	1,707.0	1,892.0
占总发电量比	0.415%	0.592%	0.565%	0.650%	0.577%	0.591%	0.552%	0.637%	0.620%	0.690%
	2020	2021	2022	2023	2024
装置量(MW)	937.12	1,094.17	1,581.06	2,677.42	3,890.25
发电量(GWh)	2,308.9	2,242.1	3,542.9	6,238.3	10,329.1
占总发电量比	0.825%	0.780%	1.241%	2.210%	3.579%

台湾风力发电历年累计装置容量与发电量图如下：

奖励制度

台湾风力发电奖励制度，主要为优惠趸购费率20年。其法源依据为2009年通过之“再生能源发展条例”^[16]。各类风力发电历年趸购费率如下：

台湾风力发电历年趸购费率
_{单位: 新台币元/度}

年度	小型陆上风力发电	大型陆上风力发电	离岸风力发电 （单一费率）	离岸风力发电 （前高后低）
2025	7.4110	LVRT: 2.1286 无LVRT: 2.0949	4.5085	1~10年: 5.1438 11~20年: 3.4026
2024	7.4110	LVRT: 2.1286 无LVRT: 2.0949	4.5085	1~10年: 5.1438 11~20年: 3.4026
2023	7.4110	LVRT: 2.1286 无LVRT: 2.0949	4.5085	1~10年: 5.1438 11~20年: 3.4026
2022	7.4110	LVRT: 2.1223 无LVRT: 2.0883	4.5024	1~10年: 5.1356 11~20年: 3.4001
2021	7.7725	LVRT: 2.3041 无LVRT: 2.2721	4.6568	1~10年: 5.3064 11~20年: 3.5206
2020	7.7998	LVRT: 2.3219 无LVRT: 2.2888	5.0946	1~10年: 5.8015 11~20年: 3.8227
2019	7.8759	LVRT: 2.5438 无LVRT: 2.5124	5.5160	1~10年: 6.2795 11~20年: 4.1422
2018	8.6685	LVRT: 2.7669 无LVRT: 2.7315	5.8498	1~10年: 7.1177 11~20年: 3.5685
2017	8.9716	LVRT: 2.8776 无LVRT: 2.8395	6.0437	1~10年: 7.4034 11~20年: 3.5948
2016	8.5098	LVRT: 2.8099 无LVRT: 2.7763	5.7405	1~10年: 7.1085 11~20年: 3.4586
2015	8.4071	LVRT: 2.7229 无LVRT: 2.6900	5.7405	1~10年: 7.1085 11~20年: 3.4586
2014	8.1735	LVRT: 2.6338 无LVRT: 2.6000	5.6076	-
2013	7.3562	LVRT: 2.6258 无LVRT: 2.5924	5.5626	-
2012	7.3562	LVRT: 2.6427 无LVRT: 2.5971	5.5626	-
2011	7.3562	LVRT: 2.6574 无LVRT: 2.6138	5.5626	-
2010	7.2714	2.3834	4.1982	-

• 大型与小型风力发电之分野，2015年以前大型为 10千瓦以上，小型为 1~9.99千瓦；2016~2017年大型为 20千瓦以上，小型为 1~19.99千瓦；2018年以后大型为 30千瓦以上，小型为1~29.99千瓦。
• 2015年起，离岸风力发电除单一费率之外，另提供前高后低费率，业者可以两者选一。前高后低费率之用意，主要在于业者可尽快将风力发电厂的建置成本摊提完毕，此举有助提高业者投入意愿。

• LVRT（英语：Low voltage ride through） 全名为 Low Voltage Ride Through（低电压穿越），为一种电网保护机制，确保发电系统在一定时间内承受低电压而不退出运行的能力。

争议事件

苑里反疯车事件

主条目：苑里反疯车

2012年10月“苑里反疯车自救会”成立，反对德商英华威（现达德能源）于苑里镇设立大型风力发电机。“苑里反疯车自救会”发动民众，以及声援之大学生于风力发电厂设置地点阻挡施工，进行抗争。“英华威”则以已取得能源局核可执照，要求政府执行公权力排除抗争进行反制，之后爆发数次冲突。2014年6月，“苑里反疯车自救会”与“英华威”达成协议，拆除两支有争议之风力发电机。2016年2月，阻碍施工之抗议者判决无罪，全案落幕。

参见

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