台灣離岸風電進入區塊開發關鍵期，但實際推動進度與政策目標之間出現落差。根據立法院公報、經濟部能源署說法，當前離岸風電正面臨3大挑戰：開發進度落後、成本與融資壓力、產業制度瓶頸，讓能源轉亮紅燈。
首先，在開發進度方面，問題已從「規劃階段」轉為「履約能力不足」。NOWNEWS調查，離岸風電區塊開發第一期三之一共有5座風場簽約，預計2026至2027年併網，但經過2年檢視，目前僅哥本哈根基礎建設基金（CIP）旗下風場能「按表操課」，其餘風場多未達里程碑要求，甚至面臨違約、遭收回場址的風險 。
關於區塊開發三之一風場延宕問題，經濟部指出，考量全球因通貨膨脹、升級及歐洲各國因俄烏戰爭紛紛提高離岸風電目標等因素，導致國際離岸風電建置成本大幅提升，大型關鍵施工船舶供不應求，等客觀因素衝擊下，因此併網期程通案展延1年。
經濟部能源署表示，部分風場仍在融資與簽約階段，但實際開發進度明顯落後，凸顯開發商執行力與專案管理能力成為最大變數。這也促使政府在最新第三階段三之三選商中，提高對「財務能力、履約能力與開發實績」的審查權重，避免同樣問題再發生 。
其次，在成本與融資壓力方面，離岸風電的經濟挑戰持續加劇。立法院過去審查即指出，離岸風電建置成本高於傳統發電，電價勢必面臨上漲壓力；但電價難以完全反映成本，使政策與市場產生矛盾。
能源署指出，將透過保底收購價格（2.29元）與企業購電（CPPA）制度，協助開發商取得融資，但市場仍存在不確定性。近年台灣離岸風電建置成本已上升約20%至40%，受到利率、原物料與供應鏈影響。在成本上升與收益不確定的雙重壓力下，開發商投資意願與融資條件均面臨挑戰。
第3，在產業與制度層面，則呈現「政策超前、產業未成熟」的結構性問題。立法院與公聽會多次指出，台灣離岸風電仍高度依賴國外技術與設備，本土供應鏈尚未完全建立，加上國產化政策推動過程中成本偏高、效率受限，導致產業競爭力仍待提升。
另一方面，海域使用、航安管理與跨部會協調機制尚未完全成熟，也增加開發不確定性。能源署近年已逐步調整政策，包括放寬部分國產化要求、引入ESG與能源韌性評分機制，但仍處於制度修正階段。
根據全球風能理事會（GWEC）2025全球風電報告中評估，台灣未來仍是亞太離岸風電領頭羊，僅次於中國，領先日本與南韓。離岸風電未來能否在確保電力供應穩定、控制電價與培養本土產業間取得平衡，將成為台灣能源轉型能否持續推進的關鍵。
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