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風能 專題分析

離岸風電產業關聯布局—電力設施項目得分難易兩極化

February 21, 2022 Wind InfoLink

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電力設施關鍵發展項目調整


IRP 電力項目規則


在 2021 年 12 月的定案中,將原先2021年7月草案放在關鍵發展項目的海上變電站改為加分項目,意味著開發商不再需要滿足「本國製造之海上變電站應達申設容量的60%以上」的條件,且海上變電站的變壓器、開關設備、配電盤若採本國製造,每個項目最高可拿3分,而功率轉換系統則至多可拿2分。另外,加分項目中,海纜的配分從原先的6分下調為5分。

風場產出的電力須先經由升壓變電站升至超高壓後才可與台電併聯。而升壓變電站可分為海上型或陸上型,海上變電站位於離岸風場中心,陸上變電站則設於岸邊,考量電力損失、民眾抗爭、海纜引接、陸纜埋設等問題,海上變電站是當前風場的優先選擇,然而易達性差,較難維護,且處在高鹽害、高濕度,以及風浪的嚴苛環境下,多數的海上變電站都採客製化,以便在設計之初,納入維運與當地環境等因素考量,盡可能減少維修需求。

InfoLink認為,之所以會做出此項調整,可能與能源局考量開發商立場與台灣製造商缺乏意願有關,詳細原因如下:
第一,開發商希望能完全規避海上變電站的潛在風險,海上變電站作為離岸風場的心臟,任何事故都將對風場營收產生重大影響,然而台灣並無製作海上變電站的經驗,先前台電有意代為建造數座風場的海上變電站,但開發商認為,每個風場規格需求、興建時程均不一致,希望能自行掌控設計與進度而婉拒。第二,開發商與製造商對驗證看法不一致,開發商與其保險機構必然會要求所有零件都須驗證,因海上高腐蝕性的環境可能會使部分設備失常(如偵測器),但台灣的變電站製造商並不願意申請驗證,因為一來台灣過往海上變電站相關經驗有限,製造商對海上環境如何影響設備較為陌生,不確定有無必要性,二來也認為檢驗費用過於龐大。

 

電力設施項目分數取得難易度兩極化

 IRP 電力項目實績廠商


從以上的廠商來看,可以發現台灣在陸上電力設施的相關實績充足,同時包含東元、華城、台汽電旗下的星能等廠商均擔任過陸上電力設施的統包商。以彰芳西島風場為例,中興工程顧問擔任CIP位於彰濱工業區的陸上變電站與陸纜的前端工程設計,而東元則擔任陸上變電站EPC統包商,除了國產化要求的配電盤、開關設備與變壓器外,從設計到採購也均由東元執行,顯見開發商對於本土廠商有充足的信心,也因此可以預期多數開發商應該都會選擇台灣製的陸上電力設施做為加分項目(變壓器、開關設備、配電盤、路上電纜線超過申設容量60%列入計分,至多各1分)。

有別於陸上電力設施豐富的實績,海上變電站與其鋼結構台灣並無實作經驗,海上變電站製造的困難點如前段所述。而海上變電站鋼結構類似風機水下基礎,但承重相差甚遠,海上變電站上部平台重量依其裝置容量有所不同,300 MW 的AC變電站重達2,000噸、400 MW HVDC變電站則重達3,000噸,西門子新一代14MW風機也僅500噸重,過去並無台灣廠商投入製造,因此開發商可能較難在此項目取得分數。

另一方面,海纜的國產化短期內也難以達成,原先大亞在潛力場址階段有與英國海纜廠商JDR簽定合作備忘錄,但後續也因缺乏合適港口而取消,國內其餘電纜廠若想投入也須先解決港口無充足腹地設廠、建廠成本高等問題,因此開發商可能也較難在此項目上取得加分。

最後,電網儲能設施台灣具備量能但建置成本高。以600MW 規模的風場為例,若想達成此項目的配分上限3分的要求,裝置容量須達該離岸風場裝置容量4%,也就是24MW,而現今台灣的儲能設施平均價格約是新台幣1,500-2,000萬/MWh,因此若想達成輸出時間兩小時,建置成本將達到新台幣7.2-9.6億元。不過儲能設施可以透過銀行融資,減輕開發商的資金壓力,且在近年儲能設施的價格持續走跌,屆時實際的建設成本也可能低於當前的估算。

結論

在區塊開發的電力設施項目中,除了電網儲能設施外,分數取得的難易度十分兩極,陸上電力設施台灣過往實績充足,分數取得難度低;相對地,海纜設廠地點難尋且設廠成本高、海上變電站的內部設施廠商無意願通過驗證、鋼結構廠商缺乏量能,因此分數取得難度高,而儲能設施雖無技術障礙,但因為成本較高,端看競爭程度是否將迫使開發商投入此項目。
 

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