刘钟淇，刘耀等：以深远海风电为核心的能源岛能源外送经济性分析

深远海风电具有资源丰富、利用小时数高、不占用陆上土地等优势，对于推动实现碳达峰碳中和具有重要意义。以深远海风电为核心的海上能源岛，通过“海上风电+”的融合发展模式，能够提高海域综合利用率，提升整体效益，降低开发成本。建设以深远海风电为核心的能源岛，涉及漂浮式海上风电等能源开发技术、电制氢（氨）等能源综合利用技术、柔性直流输电和管道输氢等能源外送技术。介绍以深远海风电为核心的能源岛总体构成，比较分析适用于深远海风电为核心的能源岛大规模能源外送的输电技术，分别测算了汇集1000MW漂浮式海上风电的能源岛通过柔性直流送电的成本，以及电制氢后通过管道输氢的成本，并将输电成本与输氢成本进行了比较。通过比较分析，以深远海风电为核心的海上能源岛适宜选择柔性直流输电技术或者管道输氢作为能源外送方案。测算结果表明，在2023年、2030年和2050年，输送距离为100~200km时柔性直流输电方案的经济性均要优于输氢方案。输电方案与输氢方案的选择需综合考虑成本和登陆地区的消纳能力。预计在2050年，离岸100~200km不同比例的电氢混合外送综合成本在0.18~0.27元/（kW•h）之间，与西部北部风光新能源基地、西南水风光基地外送东部的成本相比具有竞争力。

深远海是指水深大于50m、离岸距离大于70km的海域。以深远海风电为核心的能源岛，是基于自然岛或人工岛，对漂浮式海上风电、海上光伏、海洋能等多种海洋能源资源进行汇集、送出和综合利用，实现百分百清洁供能的零碳岛，如图1所示。

图1 以海上风电为核心的能源岛立体示意

海上风电基础可以设置网箱养殖，与海洋牧场实现协同发展。能源岛上可设置光伏发电区、柔直换流站区、制氢储氢区、海水淡化区、储能区、大数据中心区，以及码头、停机坪、生活区域等。能源岛可以为附近的油气平台供电。能源岛通过“海上风电+”的融合发展模式，让海上光伏、海上风电制氢、海水淡化、海洋牧场、海洋油气田、大数据中心等技术和产业协同发展，能够提高海域立体空间的综合利用率，提升项目整体效益，降低开发成本，未来可作为海上制氢基地、海水淡化中心和海洋生态产业示范区。建设以深远海风电为核心的能源岛，涉及的关键技术包括漂浮式海上风电等能源开发技术、电制氢（氨）等能源综合利用技术、柔性直流输电、管道输氢等能源外送技术，关键技术体系如图2所示。

图2 以深远海风电为核心的能源岛关键技术体系

能源开发、综合利用和能源外送是海上能源岛的核心功能。大规模海上风电经海缆汇集到能源岛，与光伏、储能等多能互补后，一部分电能为海洋牧场、海上油气平台，以及能源岛上的海水淡化、大数据中心供电，大部分电能通过柔性直流等输电方式、或制氢后通过输氢管道外送后，到达岸上的负荷中心，如图3所示。

图3 能源岛能源流向示意

2.1 输电方案选择

以经济高效、技术可行的方式将能源外送到负荷中心，是实现能源岛经济效益的关键。海上输电方案主要包括工频高压交流输电（(high voltage alternating current, HVAC）、柔性直流输电（voltage source converter-based high voltage direct current，VSC-HVDC）、电网换相换流器高压直流输电(line commutated converter based high voltage direct current, LCC-HVDC) 、 低 频 输 电 （ flexible low-frequency transmission，LFAC）等方式。工频高压交流输电受电缆充电电流和充电功率的限制，电压等级越高，充电电流越大，因此传输距离有限，一般适用于离岸小于70km，容量小于400MW的近海风电场送出。柔性直流输电系统具有自关断、不易发生换相失败、可接入无源网络、可灵活独立控制有功功率和无功功率等特性，具备黑启动能力，能使海上风电场与并网交流系统异步联网，并抑制故障传播，适合大规模海上风电外送，在国内外已有多项投运工程。LCC-HVDC相比VSC-HVDC成本更低，功耗更小，但是不具有黑启动能力，容易发生换相失败，导致风电场功率无法送出，目前尚无海上风电通过LCC-HVDC外送的案例。低频输电（包括分频输电）在理论基础、仿真计算等方面进行了深入研究，进行了物理实验验证，正在示范应用阶段，在国内已有2个示范工程。深远海风电采用VSC-HVDC、LCC-HVDC、LFAC外送示意如图4所示。

图4 基于不同输电技术的深远海风电外送示意

通过技术成熟度、运行可靠性、项目经济性3个指标来评估3种输电技术的结果如图5所示。综合考虑技术可靠性、经济可行性、现场应用规模等因素，VSC-HVDC是目前最适合深远海风电为核心的海上能源岛的输电方案。与已投运的海上风电通过柔性直流外送项目相比，由于海上风电接入的升压变、换流站建在能源岛上，不需要建设海上平台，节省了材料和安装施工等费用，因此初始投资和运维费用都会降低。

图5 高压直流输电技术、柔性直流输电技术、低频交流输电技术的综合评估示意

2.2 输电方案总体结构

以总装机容量1000MW的漂浮式海上风电为例，水深为60m，离岸距离分为100km、150km和200km情景。1000MW的海上风电项目分为300MW、300MW和400MW分批建设。3个海上风电场的风机集群通过35kV交流集电海缆接入海上能源岛的35kV/220kV升压变。升压变包括35kV/220kV、180MV•A升压变4组，35kV/220kV、240MV•A升压变2组。然后经海上能源岛的换流站进行AD/DC变换后，采用±320kV直流海缆送出。直流海缆选择1600mm²、双回±320kV，传输距离分为100km、150km和200km。直流海缆到岸后经过±320kV/500kV的陆上换流站进行DC/AC变换后，接入500kV的交流电网，如图6所示。

图6 基于柔性直流技术的输电方案结构

2.3 输电方案初始投资和运营费用

输电方案的主要一次设备包括位于海上能源岛的升压变、换流站，以及直流海底电缆、陆上换流站和连接变。一次设备的主要参数和造价如表1所示。

表1 基于柔性直流技术的输电方案参数和造价

当输电距离分别为100km、150km和200km时，一次设备初始投资分别为29.05亿元、34.2亿元和39.35亿元。采用柔性直流输电方案的初始投资随着输送距离增加呈上升趋势。财务费用方面，贷款比例为70%，利率为4.9%，折现率为5%。当输电距离分别为100km、150km和200km时，输电方案总利息费用分别为6.72亿元、7.92亿元和9.11亿元。运维费用方面，海上能源岛升压站运维费率取设备造价的0.5%，海上能源岛换流站运维费率取设备造价的1%，陆上换流站运维费率取设备造价的1%。直流海缆运维费率取值2%。海上能源岛升压站损耗取值0.04%，海上能源岛换流站损耗取值1.14%，陆上换流站损耗取值1.17%，直流海缆损耗率每100km按照0.67%计算。海上换流站、海上升压站、陆上换流站的年运维费用分别为930万元/年、32.5万元/年、880万元/年。当输电距离分别为100km、150km和200km时，一次设备年运维费用（折现前）分别为3902.5万元、4932.5万元和5962.5万元。

2.4 输电方案的平准化度电成本

柔性直流输电的平准化度电成本（LCOE）计算公式为

式中：CA代表初始总投资，主要包括海上升压站、海上换流站、陆上换流站、直流海底电缆等项目固定资产投资，单位亿元；OPi代表第i年的经营性支出，包括燃料费用、运维成本和利息支出，单位亿元；N代表项目运营年限，单位年；r代表折现率，不同国家和地区的折现率取值不同，一般按照3%~8%取值，单位%；Vr代表固定资产残余价值，一般按照0~5%的资本支出考虑，计算中取值5%。AEi代表第i年的到岸输电量，等于每年的漂浮式海上风电场等电源的发电量减去海上能源岛升压站、海上能源岛换流站、陆上换流站、直流海底电缆的输电损耗。考虑传输损耗的柔性直流方案的终端送电量如表2所示。

表2 柔性直流输电方案每年到岸送电量

当前海上风电柔性直流外送成本估算主要参考已投运的示范性项目。示范性项目设计冗余较大，造价偏高，在商业推广阶段必然会减少设计方案的冗余度，总体成本也将相应降低。另外，柔性直流的关键装备阀体和直流断路器未来可能打破技术垄断局面，技术和设备充分竞争，推动柔性直流技术不断成熟，进一步在大范围应用，预计深远海风电采用柔性直流输电成本将快速下降。该情景下柔性输电方案的度电成本如表3所示，其中到岸成本是考虑漂浮式海上风电与柔性直流输电的总成本。目前漂浮式风电项目造价约为25000元/kW，LCOE为0.64元/（kW•h）。预计到2030年，漂浮式风电单位造价将下降至11000元/kW左右，LCOE下降至0.28元/（kW•h）。

表3 技术快速进步情景下能源岛采用柔性直流输电方案的成本

3.1 初始投资计算

目前电解水制氢装置一般是 MW级。碱性电解水制氢技术（alkaline water electrolysis,AWE）国内外成本普遍在4.5kW•h/m³。目前国内可以生产最大1000m³/h的电解槽。中国质子交换膜电解槽制氢技术（proton exchange membrane electrolyzer,PEMEC）仍然在技术开发阶段，单台PEMEC制氢设备产氢量为0.5~50m³/h。本研究采用2种电解水制氢路线用于估算制氢成本。2023年成本计算全部基于AWE技术。计算2030年成本时，预计2种制氢技术各占一半市场。计算2050年成本时，预计以PEMEC技术为主体。电解槽的年产氢量计算公式为

式中：𝐻𝑦为每年电解槽制氢量，万t；𝑃W为风电装机容量，MW；t是风电年发电小时数，h；𝜂为电解水制氢效率，kW•h/kg。氢气密度取值0.0899kg/m³。考虑制氢技术进步的年产氢量和相关参数如表4所示。

表4 考虑技术进步的电解水制氢相关参数

考虑海上施工费用，海底管道输氢方式成本估算为600万元/km。100km、150km和200km管道输氢的造价分别为6亿元、9亿元和12亿元。氢气运输过程中有损耗，2023年、2030年和2050年的每百公里输氢损耗分别取值5%、1%和0.5%。漂浮式海上风电年利用小时数为4000h，当漂浮式海上风电全部用于制氢外送时，考虑电解水制氢技术进步情景下2023年、2030年和2050年的年产氢量分别为7.02万t、8万t和10万t。

3.2 运营费用计算

运营费用方面，电解水制氢的水耗目前约为每kg氢气消耗20kg水，海水淡化成本按照目前5元/m³计算。电解槽维护费率为0.5%，100km、150km和200km输氢管道维护管理费分别为247万元/年、371万元/年、494万元/年。财务费用方面，贷款利率、贷款比例、折现率等财务参数与柔性直流输电外送方案一致。目前制氢系统财务总费用折现后为7.47亿元，100km、150km和200km输氢管道的财务总费用折现后分别为1.39亿元、2.08亿元和2.78亿元。

3.3 输氢方案的平准化度电成本

平准化制氢成本（LCOH）计算公式为

𝑨𝑯𝒊代表第i年到岸的产氢量，等于每年海上能源岛的产氢量减去传输损耗量，单位是kg。与式(1)不同之处在于，由于输氢方案包括电解加运输每千克氢气的成本，LCOH的单位是元/kg，因单位不同，与柔性直流的LCOE无法直接比较。1kg氢完全燃烧的热值相当于39.722kW•h的电能，因此可以根据单位热值想等做转化，计算输氢方案传输单位热值的成本，单位也为元/kWh。计算结果如表5所示，随着漂浮式风电度电成本的快速下降，如果漂浮式风电2050年的LCOE达到0.14元/（kW•h），制氢加100m管道输氢的总成本是10.6元/kg，与7~11元/kg的陆上绿氢成本相比具有竞争力。2023年、2030年、2050年100km输氢方案的成本分别为1.07、0.54、0.27元/（kW•h）；150km输氢方案的成本分别为1.08、0.54、0.27元/（kW•h）；200km输氢方案的成本分别为1.10、0.55、0.28元/（kW•h）。根据测算结果，距离增加100km，输电成本仅增加0.01元/（kW•h），输氢管道距离增加对成本影响不大。

表5 不同离岸传输距离的制氢与输氢总成本