台湾地区能源转型的挑战

风电篇

●地理因素

        台湾岛位于亚洲大陆与太平洋交界处, 在台湾中央山脉与大陆东南丘陵地形的共同作用下, 于台湾海峡形成峡管效应, 促成海峡西岸形成良好的风场, 平均每年满发时数可达3000小时, 大部分海域年平均风速在8.5m/s以上，其中海峡中部年平均风速超过10m/s, 具备巨大的海上风电开发潜力。

        根据台湾“工业研究院能资所”调查显示,台湾年平均风速大于4米/秒的陆地面积约占2000平方公里,主要分布在台湾中北部山区、西部沿海及离岛等，均属风能资源丰富地区,极适合开发风力发电，约有1000MW风力潜能可供开发;海上风力方面，台湾西海岸约有2000MW风力潜能可供开发,因此台湾共有约3000MW装机容量的风能潜力。

        具体来看,台湾自北向南可分为四个区域:台湾北部往南至彰化县,平均有效发电时间为2800-3200小时;云林、嘉义、台南属于次佳风场,有效发电时间为2400-3000小时;具体来看,台湾自北向南可分为四个区域:台湾北部往南至彰化县,平均有效发电时间为2800-3200小时;云林、嘉义、台南属于次佳风场,有效发电时间为2400-3000小时;

●台湾地区风电发展历史

        台湾风力发电产业起源于上世纪80年代发生能源危机时期，岛内一些研究机构陆续开发出4千瓦、15千瓦与150千瓦风力发电机。2000年，发布《风力发电示范系统设立补助办法》，分别在澎湖、云林和新竹设立3座风力发电系统，总装机容量为8.64兆瓦。

        2004年台向民间企业开放发电业务，由民营企业2006年在苗栗建设50兆瓦风力发电厂。据台能源部门统计, 2009年台湾地区共设有196座风机, 累计装机容量372MW, 全年风力发电8.48×108k W·h;至2013年已有30个风电场, 304部风机, 累计装机容量607.7MW, 年发电量约15×108k W·h[15]。依照2011年启动的《千架海陆风力机计划》与《风力发电离岸系统示范奖励办法》等, 规划2020年完成开发浅海风电场1000MW, 2030年前陆域与离岸总共装配超过1000架风机, 总装机容量达4200MW, 创造5000亿元新台币的风力（摘自：<<中国台湾地区可再生能源政策推动现状及未来展望>>）

        2013年台湾风力发电产业产值为新台币85亿元，较2012年增长18%。截至2013年底，岛内共设立311座大型陆域风力发电机，其中161座由台电公司建设，其余由民间企业如英华威等公司承建，分布在台湾西海岸最北端的石门直至屏东县南部的恒春一线的24处风力发电场，主要集中部署在风力较强的桃园观音、台中高美湿地、彰化县的彰滨及云林县的麦寮等地，另外在金门和澎湖也有一些，累计装机容量约6142兆瓦。

●台湾地区风电类型

岛内风力电厂投资额

（来源：《台湾风力发电产业概述》）

        岛内风场开发的规划原则为先陆域后海域，陆域风电部分将先开发优良风场，再开发次级风场。离岸风电部分则考量技术与财务风险，先从浅海区域（20米水深以内）推动企业设立示范风场，待取得相关技术及经验后，再在深海区域（20米水深以上）采用区块开发方式带动大规模开发。

        陆域风电部分，陆域优良风场已趋饱和，最多可设立约450座风力发电机，约相当于1200兆瓦装机容量。在2030年前，岛内在陆域与离岸总共要设立1000多座风力发电机，总装机容量将达4200兆瓦，创造新台币5000亿元风力发电产值。由于岛内的陆地风电资源基本开发完毕，且风力机噪声扰民，受到当地民众和环保组织反对。台当局将离岸风力发电作为今后发展的重点。

        2007年9月1日, 台湾能源部门正式出台开发离岸风电的公告, 提出离岸风电申请的单一风场最大容量为120MW, 最小容量为50MW的开发方案, 但由于当时设置的风电趸购费率只有2.7元/度 (新台币, 下同) , 过低的趸购费率是缺乏开发的诱因, 因此在该公告3年的有效期内没有任何开发商提出申请, 这一阶段的离岸风电开发就此不了了之。

        基于上述对于风电开发规划，进一步强化风能开发利用，台当局决定大力发展海上风能产业，于2011年8月发布《风力发电离岸系统示范奖励办法》，希望以此带动风能开发重心由陆域逐步推向离岸，并已于2013年1月完成候选厂商的评选。台当局通过提供经费奖励，协助岛内企业完成风场建设的前置作业，并打通法规上障碍，降低离岸风电开发的风险，加速首座离岸风场开发。

        2011年8月发布“千架海陆风力机”计划，规划2020年前陆域风场总共设立450座，总装机容量约1200兆瓦，年产值达新台币540亿元，并创造1万个就业机会；2030年前安装约600座离岸风力机，总装机容量达3000兆瓦，与陆域风力机合计超过千座，总装机容量将达4200兆瓦，可创造超逾5000亿元新台币的风能产业链，扶植至少两家大型风力机关键零组件厂商与1家具备施工船队的离岸风电海事工程企业，成为亚太地区海事工程服务团队。

        2015年7月2日, 台湾能源部门推出“离岸风力发电规划场址申请作业要点”, 公布台湾海峡36处潜力场址的基本数据与既有海域数据, 预估总开发潜能可达2300万千瓦, 将趸购费率调高至6.0437元/度。             

        2016年5月, 民进党上台执政之后, 为达成其以“废核”为主轴的所谓“2025非核家园”目标, 在岛内施行能源结构转型政策, 该政策的主旨就是2025年之前陆续关停岛内所有核电厂, 并试图以开发离岸风电等再生能源电力替代核电, 同时出台“风力发电四年推动计划”, 确立“先示范, 次潜力, 后区块”的发展策略, 计划到2020年的四年时间先完成示范风场52万千瓦的装机容量， 2021—2025再开发潜力风场, 预计至2025年累计装机容量达300万千瓦的目标。台湾海峡优越的风能条件以及较欧洲风电高出一倍的价格吸引大量外商赴台参与投资（摘自：<<台湾离岸风电的发展历程和挑战>>）。

        2019年，台湾首座商业离岸风场128 MW海洋风电（Formosa 1）”宣布完工，距统计，自2020年1月~2021年10月底，该电厂发电量超过8亿4千零40万度，相当于减少超过52万吨的碳排量。

●台湾地区风电补贴政策

        2021年，台湾地区海上风电补贴电价为4.6568新台币/千瓦时（约合人民币1.0771元/千瓦时），相比2020年海上风电补贴电价下降8.6%。

 台湾地区历年海上风电补贴电价如下——

2018年：5.8498新台币/千瓦时（约合人民币1.3531元/千瓦时）

2019年：5.5160新台币/千瓦时（约合人民币1.2759元/千瓦时），比前一年下降5.7%

2020年：5.0946新台币/千瓦时（约合人民币1.1784元/千瓦时），比前一年下降7.6%

2021年：4.6568新台币/千瓦时（约合人民币1.0771元/千瓦时），比前一年下降8.6%

        台湾地区有关部门降低海上风电补贴电价的依据是投资成本下降，而成本下降的原因有三点：产业链规模效应、产业链本土化和更丰富的项目经验。有分析人士指出，根据2020年的数据，台湾地区海上风电成本下降速度可能并没有当局想象的那么快，主要原因包括：疫情，海况恶劣影响施工进度，和施工船短缺产业链本土化程度低于预期。因此，开发商可能需要更多时间来降低成本，而有关部门用降低电价来倒逼开发商降本，可能会有负面影响，比如，在2021年某项目的EPC招标文件中，对投标人没有海上风电业绩要求。虽说这几年台湾地区补贴电价已经降低了不少，但相比内地以及欧洲市场，还是高出一截的。

●台湾离岸风电的机遇与挑战

        台湾地区的风力存在较大的季节性差异，并且储能技术较差，仅能即发即用, 发电量不可储、不可控、不可调, 无法配合电力系统调度峰谷电量, 即使台湾海峡冬季风力资源丰富, 但其冬季风电却无法有效纾解岛内夏季高峰时段的缺电危机。

        虽然台湾具有较佳的离岸风场，但是，台湾岛内既缺乏兴建风场的基础设施于核心技术。, 又缺乏建造风力机组的供应链, 大部分风场的开发都只能依赖外商, 关键零部件都需要进口, 致使风电的成本将是欧洲风电的2倍。

        由于离岸风电项目较陆地风电的风险高难度大, 融资困难,目前大部分风电开发都是采用“无追索权项目融资”方式进行借贷, 即项目融资并无担保品做抵押, 银行也无追索权, 未来还贷主要依靠建设完成后的发电收入（用爱发电）。岛内金融业者估计, 未来4~5年离岸风电依赖岛内筹组联贷的资金规模将超过5000亿元, 初期融资金额就将达上千亿元。

        台湾地区的离岸风电除了缺乏核心技术和巨额资金缺口，还缺乏完整的政策体系支撑，风电开发举步维艰。目前，台湾地区仍然没有出台专门针对离岸风力发电的配套政策和相关措施, 主要的政策法规仍局限于2009年制定的《再生能源发展条例》。

参考文献：

<<中国台湾地区可再生能源政策推动现状及未来展望>>

<<台湾离岸风电的发展历程和挑战>>

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