AI 吃電：綠能投資受惠股

2024 年全台灣用電量約 2,833.5 億度。官方中長期預測 2024–2033 年年均用電增長約 2.8%。以 2024 年 2,833.5 億度為基準外推到 2035 年約 3,839 億度，比 2024 年多約 1,006 億度。推手之一是資料中心與 AI：經濟部估計 AI 用電從 2023 年 0.24GW 放大到 2028 年 2.24GW（約 8 倍），而且屬於全天候的「底座負載」。

電力需求暴衝、供給換血、時間不等人

同一時間，供給端在換血：台電規劃 2024–2033 年新增燃氣機組約 15.51GW、同期間除退火力＋核能約 8.675GW；核能方面，2025/8/23「核電重啟」公投未達通過門檻，中短期重啟機率低。

這個動態賽局的關鍵問句是——「若需求一路上行、核能短期難以重啟、燃氣仍有燃料與價格波動，那 10 年內哪個零碳選項能『大量、可預期』地補上缺口？」

一、未來十年風電缺口將達百億度

盤點台灣能源結構

總發電結構（2024）：燃煤約 42%、燃氣約 38%、核能約 8%、再生能源約 12%（其中太陽能占多數，風電約 2–3%）。
政府目標：2050 淨零碳排，綠電比重要超過 60%。這代表燃煤必須快速下降，燃氣過渡使用，而再生能源要大幅擴張。

再生能源的供需版圖

太陽能：成本低、建置快，但受限於土地與日照不穩。
風電：離岸風電是台灣能大量增加的唯一選項，因為台灣海峽有全球最佳風場之一。
其他（氫能、儲能）：仍在萌芽，短期無法大規模商業化。

投資人觀點：風電是未來 10–20 年「確定性最高」的再生能源增量來源。

量化風電缺口

離岸風電 2025 前後加速併網；政府對 2030 年 10.9 GW、2035 年 18.4 GW 的政策規畫路徑仍在，但 2025/9/9 最新消息顯示拍賣延後、成本上升，分析師對 2035 年「只達約 10 GW」的風險提醒在升高。

若達成 2035 年離岸風電 18.4 GW，以典型容量因子 45% 估算，年發電約 72.5 TWh。
若只做到 10 GW，年發電約 39.4 TWh。
中間差額約 33 TWh ≈ 2035 年總用電的約 9–10%，大約是 331 億度。這就是政策與產業共同面對的硬缺口。

二、風電是難以替代的綠電選項

為何是「離岸風電」：未來 10 年期限內，能大幅擴量的零碳選項並不多。

太陽能：受日夜波動與土地限制，要在十年內再吞下數十 TWh 的「穩定供應」難度高。
地熱、生質能：技術成熟度與可開發場址，短期有限。
離岸風電：資源密度高、單案可到 GW 級、冬季與夜間出力補性強，十年內最有機會貢獻數十 TWh。但淺水區接近飽和，產業將往 60–90 米水深推進，甚至布局浮式；政府今年原預計釋出 3GW 拍賣卻延後，市場對未來投標電價帶 T$5–6/kWh 有共識，仍重申 2030/2035 目標。

三、補上發電缺口要投入多少錢？台廠能分到幾成？

看台灣本地專案的真金白銀：丹麥廠商 Ørsted 沃旭能源的「大彰化西南」632MW 風電專案，專案融資約新台幣 900 億；等於每 MW 約 1.42 億元（注意：融資≠全部都是資本支出，但可做台灣區域成本代表值）。

若 2035 只做到 10GW，距 18.4GW 少 8.4GW：
8,400MW ×（每 MW 約 1.4–1.8 億元）＝約新台幣 1.2–1.5 兆（十年分攤）。

這是投資池的「大餅」。

外商 vs. 台廠分食？

以國際成本結構粗分（渦輪約 34%、基礎約 17–25%、電纜／電氣約 15–30%），再匹配台灣在地化進度：

渦輪機本體（機艙、葉片）：仍以歐廠為主，CAPEX 最大塊。
水下基礎：世紀風電持續量產、交付海龍等專案。
海纜：華新×NKT 高雄海纜廠完工時程指引為 2025 試產、2027 全面量產。
運輸安裝：CDWE 台船環海風電工程「綠鵲號」已入列，本土安裝能量成形。
電網／變電站：中興電長年承攬台電變電所統包與特高壓 GIS 等重電工程，屬於離岸風電併網與電網強化的直接受益環節。

推估（內部估算、非官方承諾）：2026 年前後在地化約 30–40%；2027–2030 年隨海纜量產、安裝船隊成熟，上看約 45–55%。對應上面的 1.2–1.5 兆投資池，台廠有機會承接約 5,400–6,800 億元的訂單量級。

四、投資人最在意的「EPS 槓桿」

下面是一個「可自行換參數」的估算模板。假設單一 1GW 專案在台灣落地（總 CAPEX 以 1,400 億估），以合理市佔與淨利率試算。這是情境示範，非預測。

假設（可自行調整）

成本分攤：基礎 22%、海纜／電氣 15%、安裝 10%、陸上升壓／匯流站 1.5%。
市佔：世紀風電（基礎）60%；華新（含 WECS 海纜 JV）70%；CDWE 100%；中興電（陸站）100%。
淨利率：基礎 9%、海纜 8%、安裝 6%、陸站 6%。
流通股數：世紀風電 1.70 億股、華新 40.31 億股、台船 12.745 億股（台船佔 CDWE 50%）、中興電 5.03 億股。

以 1GW 專案推一遍

單一 1GW 專案 EPS 情境示範（依原報告數值）
公司／環節	試算公式	EPS
世紀風電｜水下基礎	營收＝1,400 億 × 22% × 60%＝184.8 億 → 稅後（9%）＝16.6 億	約 9.8 元
華新｜海纜／電氣	營收＝1,400 億 × 15% × 70%＝147 億 → 稅後（8%）＝8.4 億 → 台船份額 4.2 億	約 0.29 元
台船（透過子公司 CDWE）｜安裝	營收＝1,400 億 × 10% × 100%＝140 億 → 稅後（6%）＝11.8 億	約 0.33 元
中興電｜陸上站	營收＝1,400 億 × 1.5% × 100%＝21 億 → 稅後（6%）＝1.26 億	約 0.25 元

差距大的原因：成本結構本來就「基礎＞海纜＞安裝＞陸站」，而且世紀風電是單一賽道純度高；華新屬集團型公司，同一金額淨利被大股本自然攤薄。

要保守？把「每 MW 成本」調成 1.3 億、或把淨利率各減 2%，公式同用，方向不變。

五、投資人要盯的 5 個關鍵估值變數

拍賣時程與電價帶：今年預定的 3GW 拍賣延期，市場對 T$5–6/kWh 有共識；這會直擊 IRR、融資與「本土採購」能見度。
在地化的「實績」：海纜廠 2027 年量產是否如期？本土安裝船期程？基礎出貨節奏？（這些里程碑，會先反映在接單與月營收。）
燃氣擴建與燃料／碳價風險：燃氣新增／除退節奏可撐尖峰，但燃料價格波動與政策成本會回頭拉抬綠電 PPA 的相對吸引力。
核能不確定性下降：2025/8/23 公投未過門檻；短中期重啟機率低，零碳缺口更仰賴風電＋儲能。
AI 用電實際曲線：資料中心若長時間高載，則「基載型綠電」與長約 PPA 的議價力更強。

最後一哩路

把上面的 1GW 模板存起來。每次官方公布拍賣名單、開發商宣布本地採購、台廠公告接單，你只要替換三個數字（市佔、淨利率、每 MW 成本），5 秒就能心算 EPS 區間。

這才是 AI 時代、台灣電力賽局裡，真正可落袋的投資方法論。

迷你字典

GW（吉瓦）: 瞬間供電能力（像水管口徑）。
TWh（兆度）: 一年總供電量（像一整年流過的水量）。
容量因子: 一年實際發電量／「若 24 小時滿載」的理論極限。離岸風常見 40–50%。
PPA: 長期購售電合約；資料中心、半導體常用。