經濟部提出最新離岸風電發展藍圖，規劃2030年前完成第四期、第五期區塊開發選商，並推動浮動式離岸風電的示範計畫；預期2035年離岸風電總裝置容量將達18.3至19.9GW，2039年進一步提高至24.7至27.9GW。未來原則上每四年釋出8GW，以固定節奏辦理選商，並透過產業培植、金融支持等支柱，建立穩定且可預期的投資環境。
政府提前拍板長期容量與選商時程的擘劃，值得肯定。但第三期區塊開發的經驗也提醒我們：政府宣布多少容量，與最終有多少風場能完成融資、施工及併網，是截然不同的兩件事。第四期、第五期的政策重點，不能只是如期選出開發商，更要逐步排除第三期已經浮現的制度障礙，避免綠電供應再度落後原先規劃。
首先，容量釋出必須與海上施工、電網銜接及港口建設同步。過去業者面對的不確定性，不只來自選商間隔過久，也包括可開發區段不足、併網點與容量不夠明確、陸上輸電工程可能延誤，以及跨部會和地方政府的審查協調曠日費時。政府既然決定每四年釋出8GW，就應一併公布具有約束力的「風場—電網—港口」整合時程，清楚標示各區塊的預定併網點、可用容量、台電工程進度及行政審查期限。
若因政府或台電工程延誤造成風場無法如期送電，也應事先訂定責任歸屬與補償原則，不能把所有風險留給開發商，再由銀行以更高的融資成本反映。
其次，政府必須正面處理售電收入不足以支持融資的問題。區塊開發進入企業購售電契約模式後，開發商必須自行找到願意長期購買綠電的企業。然而，真正能簽訂十餘年甚至二十年契約、具備足夠信用且能承擔價格波動的買方仍然有限。台電長期吸收虧損、平抑電價，又使一般市電成為綠電價格的無形參考天花板。企業一方面需要綠電履行供應鏈減碳承諾，另一方面又難以接受與政策性低電價差距過大的價格，開發商因而難以取得可供銀行採認的穩定現金流。
政府提供國家融資保證，固然有助提高本地銀行參貸意願，但金融支持不能只是不斷提高保證額度與成數。若風場本身缺乏合理且可預測的售電收入，擴大保證只是把商業風險轉移到政府。第四期、第五期應研究導入競爭式的雙向差價合約，由開發商競標所需履約價格：市場價格低於履約價時補足差額，高於履約價時返還超額收入。如此既能穩定專案收入、降低融資成本，也可避免恢復無條件高價收購，兼顧投資誘因與財政紀律。
與此同時，MoneyDJ也長期主張，台灣必須逐步讓電價反映真實成本。這並不代表立即大幅調漲民生電價，而是應將燃料、電網、政策補貼及淨零轉型成本透明分列，對弱勢家庭與易受衝擊產業改採預算明列、對象明確的補助，不再以台電虧損進行全民無差別補貼。國家若希望吸引數兆元長期資金投入綠能，就不能一面要求市場投資，一面又以扭曲的價格訊號壓低綠電價值。
第三期的開發經驗也顯示，產業在地化不能再只追求採購比例。第四期、第五期應改以研發設計、海事工程、維運能力、人才培育、關鍵零組件備援及出口實績作為主要評估標準。政府要培植的應是能長期生存、參與國際市場的供應鏈，而不是只能依靠國內標案維持的保護產業。至於浮動式風電，則應採分階段示範，通過颱風耐受、錨碇、深水海纜與維運測試後再擴大，並要求受補助計畫分享必要的運轉及環境資料，使示範真正降低後續商業開發風險。
離岸風電政策已走到不能只靠公布容量展現決心的階段。第三期的任務是從躉購制度走向市場，第四期、第五期則應完成價格、融資、電網與行政責任的制度拼圖。政府真正需要保證的，不是每一個開發商都能獲利，而是規則穩定、基礎建設準時、風險分配合理。
唯有從「分配海域」進一步走向「建立市場」，2035年與2039年的裝置容量目標，才不會再次成為不斷向後遞延的政策數字。
