电力设施关键发展项目调整
在 2021 年 12 月的定案中，将原先2021年7月草案放在关键发展项目的海上变电站改为加分项目，意味着开发商不再需要满足「本国制造之海上变电站应达申设容量的60%以上」的条件，且海上变电站的变压器、开关设备、配电盘若采本国制造，每个项目最高可拿3分，而功率转换系统则至多可拿2分。另外，加分项目中，海缆的配分从原先的6分下调为5分。
风场产出的电力须先经由升压变电站升至超高压后才可与台电并联。而升压变电站可分为海上型或陆上型，海上变电站位于离岸风场中心，陆上变电站则设于岸边，考量电力损失、民众抗争、海缆引接、陆缆埋设等问题，海上变电站是当前风场的优先选择，然而易达性差，较难维护，且处在高盐害、高湿度，以及风浪的严苛环境下，多数的海上变电站都采客制化，以便在设计之初，纳入维运与当地环境等因素考量，尽可能减少维修需求。
InfoLink认为，之所以会做出此项调整，可能与能源局考量开发商立场与台湾制造商缺乏意愿有关，详细原因如下：
第一，开发商希望能完全规避海上变电站的潜在风险，海上变电站作为离岸风场的心脏，任何事故都将对风场营收产生重大影响，然而台湾并无制作海上变电站的经验，先前台电有意代为建造数座风场的海上变电站，但开发商认为，每个风场规格需求、兴建时程均不一致，希望能自行掌控设计与进度而婉拒。
第二，开发商与制造商对验证看法不一致，开发商与其保险机构必然会要求所有零件都须验证，因海上高腐蚀性的环境可能会使部分设备失常（如侦测器），但台湾的变电站制造商并不愿意申请验证，因为一来台湾过往海上变电站相关经验有限，制造商对海上环境如何影响设备较为陌生，不确定有无必要性，二来也认为检验费用过于庞大。
电力设施项目分数取得难易度两极化
从以上的厂商来看，可以发现台湾在陆上电力设施的相关实绩充足，同时包含东元、华城、台汽电旗下的星能等厂商均担任过陆上电力设施的统包商。以彰芳西岛风场为例，中兴工程顾问担任CIP位于彰滨工业区的陆上变电站与陆缆的前端工程设计，而东元则担任陆上变电站EPC统包商，除了在地化要求的配电盘、开关设备与变压器外，从设计到采购也均由东元执行，显见开发商对于本土厂商有充足的信心，也因此可以预期多数开发商应该都会选择台湾制的陆上电力设施做为加分项目（变压器、开关设备、配电盘、路上电缆线超过申设容量60%列入计分，至多各1分）。
有别于陆上电力设施丰富的实绩，海上变电站与其钢结构台湾并无实作经验，海上变电站制造的困难点如前段所述。而海上变电站钢结构类似风机水下基础，但承重相差甚远，海上变电站上部平台重量依其装置容量有所不同，300 MW 的AC变电站重达2,000吨、400 MW HVDC变电站则重达3,000吨，西门子新一代14MW风机也仅500吨重，过去并无台湾厂商投入制造，因此开发商可能较难在此项目取得分数。
另一方面，海缆的在地化短期内也难以达成，原先大亚在潜力场址阶段有与英国海缆厂商JDR签定合作备忘录，但后续也因缺乏合适港口而取消，国内其余电缆厂若想投入也须先解决港口无充足腹地设厂、建厂成本高等问题，因此开发商可能也较难在此项目上取得加分。
最后，电网储能设施台湾具备量能但建置成本高。以600MW 规模的风场为例，若想达成此项目的配分上限3分的要求，装置容量须达该离岸风场装置容量4%，也就是24MW，而现今台湾的储能设施平均价格约是新台币1,500－2,000万/MWh，因此若想达成输出时间两小时，建置成本将达到新台币7.2－9.6亿元。不过储能设施可以透过银行融资，减轻开发商的资金压力，且在近年储能设施的价格持续走跌，届时实际的建设成本也可能低于当前的估算。
结论
在区块开发的电力设施项目中，除了电网储能设施外，分数取得的难易度十分两极，陆上电力设施台湾过往实绩充足，分数取得难度低；相对地，海缆设厂地点难寻且设厂成本高、海上变电站的内部设施厂商无意愿通过验证、钢结构厂商缺乏量能，因此分数取得难度高，而储能设施虽无技术障碍，但因为成本较高，端看竞争程度是否将迫使开发商投入此项目。