勢在必行,淺談台灣太陽能產業|大和有話說

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兩週前,我在美國西岸旅行,從加州駛進內華達州的路上經過了全美最大的沙漠—Mojave Desert。正當我沉浸在壯觀的沙漠景色時,遠方突然出現了一片沙漠綠洲。不過仔細一看,那並不是湖,而是由超過30萬面如車庫門大小的鏡子集結而成的太陽能熱電站。這是由Google、NRG Energy、BrightSource所共同投資的太陽能發電設施—Ivanpah,造價22億美金,可發電近400MW,供應14萬戶家庭的用電。

看著眼前震撼的太陽能廠,不禁讓我思考新政府上任後的六大產業計畫—綠能科技創新,在地狹人稠、副熱帶季風氣候的台灣是否可行?在先天環境受限的情況下,我們又該如何尋求出路?因此,本期的「大和有話說」從太陽能的產品、技術研究起,並加入產業鏈、發展狀況、市場前景乃至於現行政策省思,希望讓大家在10分鐘內就可以搞懂太陽能產業的概況。

 

ㄧ、太陽能是什麼?

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太陽能可以釋放出「熱能」及「光能」兩種能量,目前比較常見的應用有太陽能熱水器、太陽熱能發電、太陽電池等三種。前面兩種是依熱能來產生能量,太陽電池則是利用光能來產生能量。

(ㄧ)太陽能熱水器

太陽能熱水器系統的原理是利用集熱板吸收陽光的熱能,作為加熱水的來源。政府自民國75年開始獎勵安裝太陽熱水器後,至今補助用戶已超過30萬件,整體集熱面積達153萬平方公尺,每年可節省10億度的電,近400萬桶的20公斤瓦斯,並減少29萬公噸的二氧化碳排放。不過,儘管太陽能熱水器是目前台灣再生能源產業中最成功的典範,但因技術門檻低、市場規模小且競爭者眾多的情況下,業者的銷量與毛利皆日益下滑。

(二)太陽熱能發電

太陽熱能發電,又稱聚光太陽熱能發電(Concentrated Solar power, 縮寫:CSP)。其藉由反射鏡或透鏡,利用光學原理將大面積的陽光匯聚到一個相對細小的集光區中,將熱能傳送給水,水經加熱後產生水蒸氣,進而推動汽輪機,最後帶動發電機。許多CSP會透過「熔鹽」儲熱,因此即便到了夜晚,還是可以持續發電。目前CSP技術有「拋物線槽式」、「斯特林碟式」、「菲涅爾反射鏡式」、「集中塔式」等等,筆者在Mojave Desert所看見的為「集中塔式」,其結構可參考下圖。

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(三)太陽電池

太陽電池(Solar cell)能使光能轉換為電能,其將矽半導體或化合物半導體製作成P型與N型的接面結構,當太陽光入射到P型與N型接面,P型半導體會被激發而產生電洞,N型半導體則會產生電子,透過電極將兩極接通,在電洞與電子流入後,便會產生電流。可參考下圖:

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其實,太陽電池是將厚度不到1 µm(微米,相當於10-6米)的P、N型的接面結構,製作在厚度約200~1,000 µm的矽基板或砷化鎵基板上。矽基板不論是單晶矽或是多晶矽,主要功能都是在提供強度支撐。因此科學家開始思考既然是用來支撐,那能不能用像是玻璃或是其他便宜的材料來提供機械強度。因此,科學家發明了電漿化學氣相沈積(PECVD:Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition)製程,可在玻璃或其他便宜的材料表面上生長可產生電壓的薄膜,而這就是所謂的「薄膜型太陽電池」。

 

二、太陽能產業鏈

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如同前面所提,太陽能可分為太陽能熱水器、聚光太陽熱能發電(CSP)以及太陽電池。然而,太陽能熱水器終究只能轉換熱水而無法生電,且在台灣的市場也小,所以其產值在整個產業的比重相對較低。另一方面,CSP則必須具備如Mojave沙漠般足夠、廉價的土地與陽光,才具開發效益,台灣在這方面顯然無法大量開發。因此,目前台灣還是以能到處鋪設、有陽光就能使用的「太陽電池」為發展主軸。

 

(ㄧ)太陽能產業上游:矽晶圓、矽晶片製造

由於自然界中並沒有矽元素,因此需透過提煉方式取得。第一步為冶金級純化,將石英砂(二氧化矽, SiO2)氧化還原成冶金級矽(使矽純度達98%以上)。第二步,再透過「西門子製程」或是「矽烷流化床改良技術」純化,將矽純度提升至99.9999999%, 9N)。

矽晶片的製程分為單晶與多晶兩種,單晶製程是指將矽原料經由長晶、拉晶、切斷、研磨、切片、清洗後製作完成,多晶製程則少了拉晶步驟。關於以上製程,可以參考「或躍在淵,淺談台灣半導體產業今昔|大和有話說」,裡面有較詳細的介紹。值得一提的是,半導體產業裡的矽晶圓大多做成圓形的,但在太陽能產業中則通常會被做成方型,如此一來,才能減少空間浪費,在太陽能板中達到最大的照射面積。

 

(二)太陽能產業中游:太陽能電池與模組

太陽能電池製程大致分為六個步驟,可參考上面的太陽電池架構圖比較清楚。第一、蝕刻:使晶圓的表面粗糙化,增加入射光機率。第二、磷擴散:將晶片在高溫爐中通入含磷氣體,使電洞較多的P型矽晶片表層滲入磷,形成電子較多的N型區域,創造出光電轉換效應所需的P-N接面。第三、抗反射薄膜:利用化學氣體在高溫爐中反應,於晶片表面形成抗反射薄膜,用來增進光的吸收率。第四、電極網印:將正反面粗細電極以網印方式將含銀、鋁之膠料印製於晶片表面。第五、燒結:將金屬漿料經由烘乾、燒結處理,使其穿透正反面鍍層並滲入矽晶片表層,緊密結合並將電流導出。第六、測試:進行外觀及效能檢測。

太陽能模組製程,簡單來說,就是將一片片的太陽能電池相互拼接,並封裝於模組板中,完成我們市面上所看到的太陽能板。其材料包括太陽能電池、EVA、玻璃、膠膜。所謂EVA就是樹脂充填,能將各種不同的材料如玻璃、太陽電池、銅箔銲線(用來串連太陽電池)、背板等封裝接合在一起,形成堅固耐用的模組。整個製程依序為EVA、將太陽電池排列定位、焊接、串連所有太陽電池、再做一次EVA、層疊、層壓、修邊、封邊裝框、組框、測試、包裝。

 

(三)太陽能產業下游:系統工程、太陽能電廠

在模組廠串接電池片並封裝於模組板後,系統商會選用合適的太陽能模組,將其安裝成太陽能發電系統。目前市面上的主要應用以地面設置、屋頂設置及建築物整合設置(BIPV)為主。在太陽能源發展的初期,許多國家的政府會以「保證收購機制」(FIT)向建置者來購電,藉由提供收入來增加建置誘因。近年來,甚至有業者向民眾「出租屋頂」來建置太陽能板,出租者不僅不需負擔任何建置成本,還可從賣電給台電的利潤中取得一成反饋,儼然成為一種新型的商業模式。

以上介紹的是整個太陽能產業的主流—矽晶太陽能電池產業鏈。然而,整個產業中尚有許多不同的製程應用,也都有各自相異的產業鏈。例如,薄膜型太陽能電池僅有中游模組與下游系統產業。染料敏化太陽能電池則僅有中游模組與下游系統產業。聚光型太陽能電池則可分為上游電池片、中游模組與下游系統產業。

 

 

三、台灣太陽能產業概況

根據業界人士表示,做太陽能的製程其實跟半導體很像,但難度卻只有半導體的十分之一。投入太陽能產業很簡單,只要籌到錢、買到機器,設備廠自然會將技術教給你。機台投入生產後,鈔票就樣進來了。相較於蓋一座晶圓廠要三百億,一座太陽能電池廠只需要三至五億,且三個月就可以開始生產。在這樣的情況下,導致台灣業者紛紛切入中游的太陽能電池廠卡位,跳進競爭最激烈的電池模組製造與代工。而技術層次、毛利率相對較高的上游原料及下游做品牌的系統整合,卻都沒人碰。

由於太陽電池必須有足夠大的面積接受太陽光照射,所以必須大量使用矽材或化合物半導體,需求遠遠超過積體電路(IC)的使用量。因此,太陽電池產業最重要的關鍵技術在於上游的原料與晶圓,誰能掌握上游的原料與晶圓生產技術,誰就能掌握整個產業。然而,台灣並沒有矽礦砂(氧化矽),也沒有矽原料的製造技術,因此台灣的太陽能產業所使用的原料其實都是掌握在國外廠商的手中。

目前全球矽材領導廠商主要為保利協鑫(GCL,中國大陸)、OCI(南韓)、Wacker(德國)、Hemlock、REC Silicon(美國)、Tokuyama(日本)等國外大廠,共約占七成以上全球產值。而就矽晶圓方面,雖然台灣受益於半導體產業,產量佔全球一成,但相對於中國大陸的七成還是偏低。

台灣在全球太陽能產業鏈中,主要強項在於中游的矽晶片與電池模組。矽晶片廠有綠能、達能、中美晶、旭晶、國碩。而太陽能電池方面,主要廠商包括茂迪、新日光、昱晶、昇陽科、太極、益通、元晶等。2015年,全球太陽電池的總產能55GW,台灣就佔了8GW的產量,為全球市占第二名,僅次於中國大陸的30GW。下游模組方面,以頂晶科與英懋達為代表,雖可滿足國內系統需要,但因台灣模組廠規模小、成本高,且不具品牌知名度,全球市場競爭力偏弱。

而在材料方面,導電漿絕對屬於太陽能電池的關鍵零組件。其內含銀粉或鋁粉,含有銀粉的銀漿可作為太陽能電池的正面電極,鋁粉則可作為背面電極,用來增進電池的轉換效率。而銀鋁粉混合的銀鋁漿,則可應用在太陽能電池模組的串連導線中。目前台灣廠商碩禾,在這個領域已為佼佼者,能與國際大廠抗衡。

四、太陽能產業發展前景

太陽能產業為資本密集產業,「價格」的趨勢影響產業甚巨。在這邊,我們將以決定價格的供給面及需求面來探討其未來前景。

就供給面而言,2008年國際油價一度飆升至每桶147美元,許多歐美國家陸續釋出補貼優惠,導致中國、台灣等太陽能廠商大舉進入市場並積極擴產。但隨後受到金融海嘯、歐債危機的影響,產業開始出現供需失衡。尤其過去幾年中國的紅色供應鏈,更造就這兩三年來低價廝殺的紅海。不論是上游多晶矽與矽晶圓價格狂瀉外,電池片的單價更是跌至谷底,造成許多太陽能業者虧損嚴重,紛紛退出市場。

中國大陸過去幾年藉著政府補助,大力扶持太陽能產業,卻也間接影響到以較高成本在生產的美國業者。因此美國開始對中國發動反傾銷與反補貼制裁,連帶台灣也受到波及。值得慶幸的是,台灣受到稅制懲罰相對較中國業者低,反倒獲得了轉單效益。經過這些年產業秩序的洗牌,中國不再恣意擴充產能,產品價格終於逐漸回穩。

另一方面,就需求面來看,2015年中國太陽能市場需求佔全球三成,為第一大太陽能需求國。而中國的一三五計畫(第13個五年計畫,指的是2016-2020年的國民經濟規劃),更是將太陽能裝機目標由原本的100GW加碼提高到150GW,未來每年預計將以20到23GW的安裝速度成長。而美國市場方面,根據SEIA與GTM Research的估算,其2016年的太陽能需求將較去年倍增,達到16GW,成為第二大太陽能需求國。

現階段全球太陽能安裝動能除了來自於中國、美國、日本等主力市場外,印度及南非等新興市場需求陸續崛起,其中印度更規劃2022年太陽能累計安裝目標100GW,相較於目前的5GW,未來每年的安裝規模至少須達10GW以上。綜上所述,中國、美國、印度這三大市場,將成為支撐太陽能產業發展的重要三大支柱。

根據市調機構EnergyTrend預估,2016年全球太陽能市場安裝規模可達58GW,產業供需日漸回穩。此外,國際能源署(IEA)預估太陽能將在2050年躍居全球最大的電力來源,相較目前不到1%的比例,未來還是值得期待的。

 

五、許台灣一個乾淨的未來

新政府上台,總統蔡英文在政策白皮書中,強調「綠能科技產業計畫」將以「非核家園」、「調整能源結構」、「創造下一個明星產業」為目標。該施政方針有三:首先,連結散落各地的產業及研究資源,在台南沙崙成立創新綠能科技園區。其次,以國內對能源自主和潔淨發電的需求來扶持產業,逐步提升綠能比重。第三,協助產業提昇系統整合的能力,走向出口,進軍國際市場。

其中,太陽能發電不僅是一個取之不盡、用之不竭的能源,更具有大幅降低石化燃料發電或核能發電的環保效應。也因此,新政府上台亦積極推動太陽能產業,計畫2025年全台的安裝目標將由原先的13GW提高至20GW。

其實,早在民國98年,再生能源發展條例通過後,只要民眾有意裝設再生能源,都可以申請與市電併聯。其中,政府部門針對太陽光電部分,提出「陽光屋頂百萬座」計畫,台電以優惠的電價向住家與廠辦所生產的電進行全額收購,期限長達20年。雖然該政策立意良善,也漸入佳境,但仍有兩點值得我們思考及努力。

 

自己發電自己用,區域電網成主流!

如同前面所提,台灣受限於土地、成本問題,導致聚光型太陽熱能發電(CSP)在台灣做不大起來。此外,近年來由於太陽電池的價格暴跌,導致成本較高、施工時間較長的CSP亦逐漸被各國屏棄,反倒以因地制宜、能分散鋪設的太陽電池為主流。然而,這種小型、分散式的發電系統,跟我國傳統大型集中式的發電方式是完全不同的。

事實上,太陽光所產生的直流電,經由轉換器成為交流電,再加壓進入電網賣給台電,多少會耗損部分的電力。此外,相較於當前的電網,散落在各地的微型太陽光電廠,只能從配電系統進去,這些電來自四方,對於系統的電壓、頻率都有可能造成一些衝擊。因此,「自己發電自己用」,能源轉換效率還是最好的。政府應積極發展小而美的智慧電網,以因應這波綠能改革下對集中式傳統電網的變革。

 

調整電價結構,「累進式計價」杜絕浪費!

目前的市電價格約3元左右,太陽光電收購的費率(躉購費率)則是5到8元,為市電價格的2倍至3倍。許多人掐指一算,十年就能回本,後面還可淨賺十年,安裝的誘因也就大幅提升。不過,這樣子的做法卻也使政府面臨支出過高的問題。因此,當前政府對太陽光電裝置容量都設有收購的上限。以地方政府公有房舍為例,每年的上限為3MW。但設置上限後,反倒沒有辦法滿足地方設置太陽光電板的需求,政策效益也因此打了折扣。

雖說過去幾年光電成本迅速下降,政府對於太陽光電的收購價格也逐年調降,從2010年的每度電12至14元,下降到今年第一季的6.48元。不過即便如此,離「市電平價」仍有一段差距。事實上,在歐洲許多國家,因家庭電價就高達每度8至10元,造就太陽發電的成本早就跟市售電價差異不大,達到市電平價的水準。在那樣的環境下,也激勵更多的家庭去建置太陽發電系統,供自家使用。

台灣電價長久以來受政治因素的影響,無法真實反映發電成本,其實間接也壓抑了再生能源的發展。電相對其他國家實在太便宜了,人民根本沒有誘因去安裝進入成本高的太陽能發電設備。因此,調整電價結構,絕對是再生能源發展的關鍵。當然,電價喊漲,大家肯定哇哇叫。因此,也有學者提出累進費率制度,基本民生所需的用電量採取現行計價,但當使用量超過太多,就要採取懲罰式費率,進而將其引導至成本相對低的太陽能發電。

 

 

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