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摘要 深遠海風電具有資源豐富、利用小時數高、不占用陸上土地等優(yōu)勢，對于推動實現碳達峰碳中和具有重要意義。以深遠海風電為核心的海上能源島，通過“海上風電+”的融合發(fā)展模式，能夠提高海域綜合利用率，提升整體效益，降低開發(fā)成本。建設以深遠海風電為核心的能源島，涉及漂浮式海上風電等能源開發(fā)技術、電制氫（氨）等能源綜合利用技術、柔性直流輸電和管道輸氫等能源外送技術。介紹以深遠海風電為核心的能源島總體構成，比較分析適用于深遠海風電為核心的能源島大規(guī)模能源外送的輸電技術，分別測算了匯集1000 MW漂浮式海上風電的能源島通過柔性直流送電的成本、電制氫后通過管道輸氫的成本，并將輸電成本與輸氫成本進行了比較。通過比較分析，以深遠海風電為核心的海上能源島適宜選擇柔性直流輸電技術或者管道輸氫作為能源外送方案。測算結果表明，在2023年、2030年和2050年，輸送距離為100~200 km時柔性直流輸電方案的經濟性均要優(yōu)于輸氫方案；輸電方案與輸氫方案的選擇需綜合考慮成本和登陸地區(qū)的消納能力；預計在2050年，離岸100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間，與西部北部風光新能源基地、西南水風光基地外送東部的成本相比具有競爭力。
1 以深遠海風電為核心的海上能源島構成
深遠海是指水深大于50 m、離岸距離大于70 km的海域。以深遠海風電為核心的能源島，是基于自然島或人工島，對漂浮式海上風電、海上光伏、海洋能等多種海洋能源資源進行匯集、送出和綜合利用，實現百分百清潔供能的零碳島，如圖1所示。
圖1 以海上風電為核心的能源島立體示意
Fig.1 3 D diagram of energy island based on offshore wind power
海上風電基礎可以設置網箱養(yǎng)殖，與海洋牧場實現協同發(fā)展。能源島上可設置光伏發(fā)電區(qū)、柔直換流站區(qū)、制氫儲氫區(qū)、海水淡化區(qū)、儲能區(qū)、大數據中心區(qū)，以及碼頭、停機坪、生活區(qū)域等。能源島可以為附近的油氣平臺供電。能源島通過“海上風電+”的融合發(fā)展模式，使海上光伏、海上風電制氫、海水淡化、海洋牧場、海洋油氣田、大數據中心等技術和產業(yè)協同發(fā)展，能夠提高海域立體空間的綜合利用率，提升項目整體效益，降低開發(fā)成本，未來可作為海上制氫基地、海水淡化中心和海洋生態(tài)產業(yè)示范區(qū)。建設以深遠海風電為核心的能源島，涉及的關鍵技術包括漂浮式海上風電等能源開發(fā)技術、電制氫（氨）等能源綜合利用技術、柔性直流輸電、管道輸氫等能源外送技術，關鍵技術體系如圖2所示。
圖2 以深遠海風電為核心的能源島關鍵技術體系
Fig.2 The key technology system of energy island based on deep-sea wind farms
2 輸電方案選擇與經濟性分析
能源開發(fā)、綜合利用和能源外送是海上能源島的核心功能。大規(guī)模海上風電經海纜匯集到能源島，與光伏、儲能等多能互補后，一部分電能為海洋牧場、海上油氣平臺，以及能源島上的海水淡化、大數據中心供電，大部分電能通過柔性直流等輸電方式或制氫后通過輸氫管道外送，到達岸上的負荷中心，如圖3所示。
圖3 能源島能源流向示意
Fig.3 Energy flow diagram of energy island
2.1 輸電方案選擇
以經濟高效、技術可行的方式將能源外送到負荷中心，是實現能源島經濟效益的關鍵。海上輸電方案主要包括工頻高壓交流輸電（high voltage alternating current，HVAC）、柔性直流輸電（voltage source converter-based high voltage direct current，VSC-HVDC）、電網換相換流器高壓直流輸電（line commutated converter based high voltage direct current，LCC-HVDC）、低頻輸電（flexible low-frequency transmission，LFAC）等方式。HVAC受電纜充電電流和充電功率的限制，電壓等級越高，充電電流越大，因此傳輸距離有限，一般適用于離岸距離小于70 km、容量小于400 MW的近海風電場送出。VSC-HVDC具有自關斷、不易發(fā)生換相失敗、可接入無源網絡、可靈活獨立控制有功功率和無功功率等特性，具備黑啟動能力，能使海上風電場與并網交流系統(tǒng)異步聯網，并抑制故障傳播，適合大規(guī)模海上風電外送，在國內外已有多項投運工程。LCC-HVDC相比VSC-HVDC成本更低，功耗更小，但是不具有黑啟動能力，容易發(fā)生換相失敗，導致風電場功率無法送出，目前尚無外送的案例。低頻輸電（包括分頻輸電）在理論基礎、仿真計算等方面經過了深入研究，進行了物理實驗驗證，正在示范應用階段，在國內已有2個示范工程。深遠海風電采用VSC-HVDC、LCC-HVDC、LFAC外送示意如圖4所示。
圖4 基于不同輸電技術的深遠海風電外送示意
Fig.4 Schematic diagram of power transmission for deep-sea wind farms based on different transmission technologies
通過技術成熟度、運行可靠性、項目經濟性3個指標可評估3種輸電技術，結果如圖5所示。綜合考慮技術可靠性、經濟可行性、現場應用規(guī)模等因素，VSC-HVDC是目前最適合深遠海風電為核心的海上能源島的輸電方案。與已投運的海上風電通過柔性直流外送項目相比，由于海上風電接入的升壓變、換流站建在能源島上，不需要建設海上平臺，節(jié)省了材料和安裝施工等費用，因此初始投資和運維費用都會降低。
圖5 高壓直流輸電技術、柔性直流輸電技術、低頻交流輸電技術的綜合評估示意
Fig.5 Comprehensive assessment diagram of LCC-HVDC, VSC-HVDC，LFAC system
2.2 輸電方案總體結構
以總裝機容量1000 MW的漂浮式海上風電為例，水深為60 m，離岸距離分為100 km、150 km和200 km情景。1000 MW的海上風電項目分300 MW、300 MW和400 MW分批建設。3個海上風電場的風機集群通過35 kV交流集電海纜接入海上能源島的35 kV/220 kV升壓變。升壓變包括容量180 MV·A的4組和容量240 MV·A的2組。然后經海上能源島的換流站進行AC/DC變換后，采用±320 kV直流海纜送出。直流海纜選擇1600 mm2、雙回±320 kV，傳輸距離分為100 km、150 km和200 km。直流海纜到岸后經過±320 kV/500 kV的陸上換流站進行DC/AC變換后，接入500 kV的交流電網，如圖6所示。
圖6 基于柔性直流技術的輸電方案結構
Fig.6 Structure of power transmission scheme based on VSC-HVDC
2.3 輸電方案初始投資和運營費用
輸電方案的主要一次設備包括位于海上能源島的升壓變、換流站，以及直流海底電纜、陸上換流站和連接變。一次設備的主要參數和造價如表1所示。
表1 基于柔性直流技術的輸電方案參數和造價
Table 1 Parameters and cost of VSC-HVDC-based transmission scheme
當輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時，一次設備初始投資分別為29.05億元、34.2億元和39.35億元。采用柔性直流輸電方案的初始投資隨著輸送距離增加呈上升趨勢。
財務費用方面，貸款比例為70%，利率為4.9%，折現率為5%。當輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時，輸電方案總利息費用分別為6.72億元、7.92億元和9.11億元。
運維費用方面，海上能源島升壓站運維費率取設備造價的0.5%，海上能源島換流站運維費率取設備造價的1%，陸上換流站運維費率取設備造價的1%。直流海纜運維費率取值2%。海上能源島升壓站損耗率取值0.04%，海上能源島換流站損耗率取值1.14%，陸上換流站損耗率取值1.17%，直流海纜損耗率每100 km按照0.67%計算。海上換流站、海上升壓站、陸上換流站的年運維費用分別為930萬元/年、32.5萬元/年、880萬元/年。當輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時，一次設備年運維費用（折現前）分別為3902.5萬元、4932.5萬元和5962.5萬元。
2.4 輸電方案的平準化度電成本
柔性直流輸電的平準化度電成本（LCOE）計算公式為
式中：CA為初始總投資，主要包括海上升壓站、海上換流站、陸上換流站、直流海底電纜等項目固定資產投資，億元；Oi為第i年的經營性支出，包括燃料費用、運維成本和利息支出，億元；N為項目運營年限；r為折現率，不同國家和地區(qū)的折現率取值不同，一般按照3%~8%取值；Vr為固定資產殘余價值，一般按照0~5%的資本支出考慮，計算中取值5%；Ei為第i年的到岸輸電量，等于每年的漂浮式海上風電場等電源的發(fā)電量減去海上能源島升壓站、海上能源島換流站、陸上換流站、直流海底電纜的輸電損耗。
考慮傳輸損耗的柔性直流方案的終端送電量如表2所示。
表2 柔性直流輸電方案每年到岸送電量
Table 2 Onshore power supply per year based on VSC-HVDC
當前海上風電柔性直流外送成本估算主要參考已投運的示范性項目。示范性項目設計冗余較大，造價偏高，在商業(yè)推廣階段必然會減少設計方案的冗余度，總體成本也將相應降低。另外，柔性直流的關鍵裝備閥體和直流斷路器未來可能打破技術壟斷局面，技術和設備充分競爭，推動柔性直流技術不斷成熟，進一步大范圍應用，預計深遠海風電采用柔性直流輸電成本將快速下降。該情景下柔性輸電方案的度電成本如表3所示，其中到岸成本是考慮漂浮式海上風電與柔性直流輸電的總成本。目前漂浮式風電項目造價約為25 000元/kW，LCOE為0.64元/(kW·h)。預計到2030年，漂浮式風電單位造價將下降至11000元/kW左右，LCOE下降至0.28元/(kW·h)。
表3 技術快速進步情景下能源島采用柔性直流輸電方案的成本
Table 3 Cost of VSC-HVDC transmission scheme for energy island under rapid technological progress scenario
3 輸氫方案經濟性分析
3.1 初始投資計算
目前電解水制氫裝置一般是兆瓦級。國內外堿性電解水制氫技術（alkaline water electrolysis，AWE）的成本普遍在4.5 kW·h/m3。目前國內可以生產最大1000 m3/h的電解槽，而質子交換膜電解槽制氫技術（proton exchange membrane electrolyzer，PEMEC）仍然在技術開發(fā)階段，單臺PEMEC制氫設備產氫量為0.5~50 m3/h。本研究采用2種電解水制氫路線用于估算制氫成本。2023年成本計算全部基于AWE技術。計算2030年成本時，預計2種制氫技術各占一半市場。計算2050年成本時，預計以PEMEC技術為主體。
電解槽的年產氫量計算公式為
式中：Hy為每年電解槽制氫量，萬t；PW為風電裝機容量，MW；t為風電年發(fā)電小時數，h；η為電解水制氫效率，kW·h/kg。
氫氣密度取值0.0899 kg/m3?？紤]制氫技術進步的年產氫量和相關參數如表4所示。
表4 考慮技術進步的電解水制氫相關參數
Table 4 Related parameters of hydrogen production by AWE considering technological progress
考慮海上施工費用，海底管道輸氫方式成本估算為600萬元/km。100 km、150 km和200 km管道輸氫的造價分別為6億元、9億元和12億元。氫氣運輸過程中有損耗，2023年、2030年和2050年的每100 km輸氫損耗率分別取值5%、1%和0.5%。漂浮式海上風電年利用小時數為4000 h，當漂浮式海上風電全部用于制氫外送時，考慮電解水制氫技術進步情景下，2023年、2030年和2050年的年產氫量分別為7.02萬t、8萬t和10萬t。
3.2 運營費用計算
運營費用方面，電解水制氫的水耗目前約為20 kg/kg，海水淡化成本按照目前5元/m3計算。電解槽維護費率為0.5%，100 km、150 km和200 km輸氫管道維護管理費分別為247萬元/年、371萬元/年、494萬元/年。
財務費用方面，貸款利率、貸款比例、折現率等財務參數與柔性直流輸電外送方案一致。目前制氫系統(tǒng)財務總費用折現后為7.47億元，100 km、150 km和200 km輸氫管道的財務總費用折現后分別為1.39億元、2.08億元和2.78億元。
3.3 輸氫方案的平準化度電成本
平準化制氫成本（LCOH）計算公式為
式中：Hi為第i年到岸的產氫量，等于每年海上能源島的產氫量減去傳輸損耗量，kg。
與式（1）不同之處在于，LCOH的單位是元/kg，與柔性直流的LCOE無法直接比較。1 kg氫完全燃燒的熱值相當于39.722 kW·h的電能，因此可以根據單位熱值相等做轉化，計算輸氫方案傳輸單位熱值的成本，單位也為元/(kW·h)。
計算結果如表5所示。隨著漂浮式風電度電成本的快速下降，預計漂浮式風電2050年的LCOE達到0.14元/(kW·h)，制氫加100 m管道輸氫的總成本是10.6元/kg，與7~11元/kg的陸上綠氫成本相比具有競爭力。2023年、2030年、2050年100 km輸氫方案的成本分別為1.07、0.54、0.27元/(kW·h)；150 km輸氫方案的成本分別為1.08、0.54、0.27元/(kW·h)；200 km輸氫方案的成本分別為1.10、0.55、0.28元/(kW·h)。根據測算結果，距離增加100 km，輸電成本僅增加0.01元/(kW·h)，輸氫管道距離增加對成本影響不大。
表5 不同離岸傳輸距離的制氫與輸氫總成本
Table 5 Total cost of hydrogen production and delivery for different offshore transport distances
4 電氫混合外送方案經濟性分析
4.1 輸電方案與輸氫方案的成本比較
在離岸距離相同的情況下，將基于柔性直流的輸電方案與制氫輸氫的方案進行比較。首先將單位統(tǒng)一化，根據單位熱值的到岸成本比較二者的經濟性。二者的到岸成本如表6所示。 可以看出，無論輸送距離是100 km、150 km還是200 km，在2023年、2030年和2050年柔性輸電方案的經濟性都要優(yōu)于輸氫方案。
表6 不同離岸輸氫與輸電方案的成本比較
Table 6 Cost comparison of hydrogen transmission and power transmission schemes for different offshore transport distances
選擇輸電方案或者輸氫方案，不僅要考慮單位熱量的到岸成本，也要考慮登陸地區(qū)的消納能力。對于輸氫方案，1000 MW海上風電如果全部用來制氫外送，2023年、2030年和2050年的氫產量分別約為7萬t、8萬t和10萬t，如果陸上區(qū)域對氫的消納需求較大，且綠氫售價較高，可以考慮優(yōu)先輸氫方案。對于輸電方案，2050年離岸100 km、150 km和200 km情景下，海上能源島的每年外送電量分別為43.7億kW·h、43.5億kW·h、43.4億kW·h，對于中國東部沿海等發(fā)達區(qū)域來說，海上能源島的外送電都能夠在登陸點實現本地消納。
4.2 電氫混合外送成本測算
通過成本對比分析，輸電方案比輸氫方案更具有經濟性。但是對于匯集5000 MW甚至更大規(guī)模海上風電的海上能源島，將能源全部制氫外送或全部送電可能面臨就地消納困難等問題，因此需要充分考慮負荷需求，將部分能源采用制氫和管道輸氫的方式外送，部分考慮采用柔性直流輸電方案，即采用電氫混合外送模式。
在電氫混合外送模式下，以輸送距離為200 km為例，按照海上能源島外送10%氫和90%電、30%氫和70%電、50%氫和50%電、70%氫和30%電、80%氫和20%電的幾種場景，分別計算電氫混合外送方案的綜合成本。2023年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.78~1.06元/(kW·h)之間；2030年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.38~0.53元/(kW·h)之間；2050年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.20~0.27元/(kW·h)之間，如圖7所示。
圖7 離岸200 km的電氫混合外送方案綜合成本
Fig.7 The combined cost of the electricity-hydrogen hybrid delivery scheme for a 200-km offshore distance
由圖7可見，隨著送氫比例的增加，電氫混合外送的綜合成本逐步提高。目前電氫混合外送成本較高，2030年后，電氫混合外送成本開始具備經濟性。2050年，100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間。2050年西南水風光基地特高壓外送東部地區(qū)的到網電價為0.37~0.39元/(kW·h)，西部北部風電基地特高壓外送東部地區(qū)的到網電價為0.18~0.25元/(kW·h)，西部北部光伏基地特高壓外送東部地區(qū)的到網電價為0.16~0.22元/(kW·h)。經比較，2050年，以深遠海風電為核心、離岸100~200 km的海上能源島采用不同比例的電氫混合外送，綜合成本不僅與東部地區(qū)火電上網電價相比均具有競爭力，與西部北部風光新能源基地、西南水風光基地外送東部的成本相比也具有競爭力。
5 結論
本文介紹了以深遠海風電為核心的能源島總體構成，比較分析了輸電方案和輸氫方案的經濟性，測算了電氫混合外送的綜合成本，結論如下。
1）以匯集1000 MW漂浮式海上風電的能源島為例，當離岸距離分別為100 km、150 km和200 km時，采用柔性直流輸電的一次設備初始投資目前分別為29.05億元、34.2億元和39.35億元，預計2050年輸電成本將分別下降到0.033元/(kW·h)、0.040元/(kW·h)、0.046元/(kW·h)。
2）預計2050年，當離岸距離分別為100 km、150 km和200 km時，1000 MW漂浮式海上風電制氫并通過管道輸氫的成本分別為0.27、0.27、0.28元/(kW·h)。輸氫管道距離增加對成本影響不大。
3）2023年、2030年和2050年，100~200 km輸送距離時，柔性直流輸電方案經濟性均優(yōu)于輸氫方案。選擇輸電方案或輸氫方案，需要重點考慮單位熱量的到岸成本和登陸地區(qū)的消納能力。
4）2030年后，電氫混合外送成本開始具備經濟性。2050年，100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間。不僅與東部地區(qū)火電上網電價相比均具有競爭力，與西部北部風光新能源基地、西南水風光基地外送東部的成本相比也具有競爭力。
注：本文內容呈現略有調整，如需要請查看原文。
