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摘要 深遠海風(fēng)電具有資源豐富、利用小時數(shù)高、不占用陸上土地等優(yōu)勢，對于推動實現(xiàn)碳達峰碳中和具有重要意義。以深遠海風(fēng)電為核心的海上能源島，通過“海上風(fēng)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(shè)以深遠海風(fēng)電為核心的能源島，涉及漂浮式海上風(fēng)電等能源開發(fā)技術(shù)、電制氫（氨）等能源綜合利用技術(shù)、柔性直流輸電和管道輸氫等能源外送技術(shù)。介紹以深遠海風(fēng)電為核心的能源島總體構(gòu)成，比較分析適用于深遠海風(fēng)電為核心的能源島大規(guī)模能源外送的輸電技術(shù)，分別測算了匯集1000 MW漂浮式海上風(fēng)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(fēng)電為核心的海上能源島適宜選擇柔性直流輸電技術(shù)或者管道輸氫作為能源外送方案。測算結(jié)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(jīng)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(yù)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(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比具有競爭力。
1 以深遠海風(fēng)電為核心的海上能源島構(gòu)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(fēng)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(fēng)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(xiàn)百分百清潔供能的零碳島，如圖1所示。
圖1 以海上風(fēng)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(fēng)電基礎(chǔ)可以設(shè)置網(wǎng)箱養(yǎng)殖，與海洋牧場實現(xiàn)協(xié)同發(fā)展。能源島上可設(shè)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(shù)據(jù)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(fēng)電+”的融合發(fā)展模式，使海上光伏、海上風(fēng)電制氫、海水淡化、海洋牧場、海洋油氣田、大數(shù)據(jù)中心等技術(shù)和產(chǎn)業(yè)協(xié)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(chǎn)業(yè)示范區(qū)。建設(shè)以深遠海風(fēng)電為核心的能源島，涉及的關(guān)鍵技術(shù)包括漂浮式海上風(fēng)電等能源開發(fā)技術(shù)、電制氫（氨）等能源綜合利用技術(shù)、柔性直流輸電、管道輸氫等能源外送技術(shù)，關(guān)鍵技術(shù)體系如圖2所示。
圖2 以深遠海風(fēng)電為核心的能源島關(guān)鍵技術(shù)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(jīng)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(fēng)電經(jīng)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(shù)據(jù)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(jīng)濟高效、技術(shù)可行的方式將能源外送到負荷中心，是實現(xiàn)能源島經(jīng)濟效益的關(guān)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(wǎng)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(fēng)電場送出。VSC-HVDC具有自關(guān)斷、不易發(fā)生換相失敗、可接入無源網(wǎng)絡(luò)、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(fēng)電場與并網(wǎng)交流系統(tǒng)異步聯(lián)網(wǎng)，并抑制故障傳播，適合大規(guī)模海上風(fēng)電外送，在國內(nèi)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(dǎo)致風(fēng)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(chǔ)、仿真計算等方面經(jīng)過了深入研究，進行了物理實驗驗證，正在示范應(yīng)用階段，在國內(nèi)已有2個示范工程。深遠海風(fēng)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(shù)的深遠海風(fēng)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(shù)成熟度、運行可靠性、項目經(jīng)濟性3個指標可評估3種輸電技術(shù)，結(jié)果如圖5所示。綜合考慮技術(shù)可靠性、經(jīng)濟可行性、現(xiàn)場應(yīng)用規(guī)模等因素，VSC-HVDC是目前最適合深遠海風(fēng)電為核心的海上能源島的輸電方案。與已投運的海上風(fēng)電通過柔性直流外送項目相比，由于海上風(fēng)電接入的升壓變、換流站建在能源島上，不需要建設(shè)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(shù)、柔性直流輸電技術(shù)、低頻交流輸電技術(shù)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(jié)構(gòu)
以總裝機容量1000 MW的漂浮式海上風(fēng)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(fēng)電項目分300 MW、300 MW和400 MW分批建設(shè)。3個海上風(fēng)電場的風(fēng)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(jīng)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(jīng)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(wǎng)，如圖6所示。
圖6 基于柔性直流技術(shù)的輸電方案結(jié)構(gòu)
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(shè)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(shè)備的主要參數(shù)和造價如表1所示。
表1 基于柔性直流技術(shù)的輸電方案參數(shù)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(shè)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(wù)費用方面，貸款比例為70%，利率為4.9%，折現(xiàn)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(shè)備造價的0.5%，海上能源島換流站運維費率取設(shè)備造價的1%，陸上換流站運維費率取設(shè)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(shè)備年運維費用（折現(xiàn)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(chǎn)投資，億元；Oi為第i年的經(jīng)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(xiàn)率，不同國家和地區(qū)的折現(xiàn)率取值不同，一般按照3%~8%取值；Vr為固定資產(chǎn)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(fēng)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(fēng)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(shè)計冗余較大，造價偏高，在商業(yè)推廣階段必然會減少設(shè)計方案的冗余度，總體成本也將相應(yīng)降低。另外，柔性直流的關(guān)鍵裝備閥體和直流斷路器未來可能打破技術(shù)壟斷局面，技術(shù)和設(shè)備充分競爭，推動柔性直流技術(shù)不斷成熟，進一步大范圍應(yīng)用，預(yù)計深遠海風(fēng)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(fēng)電與柔性直流輸電的總成本。目前漂浮式風(fēng)電項目造價約為25 000元/kW，LCOE為0.64元/(kW·h)。預(yù)計到2030年，漂浮式風(fēng)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(shù)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(jīng)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(nèi)外堿性電解水制氫技術(shù)（alkaline water electrolysis，AWE）的成本普遍在4.5 kW·h/m3。目前國內(nèi)可以生產(chǎn)最大1000 m3/h的電解槽，而質(zhì)子交換膜電解槽制氫技術(shù)（proton exchange membrane electrolyzer，PEMEC）仍然在技術(shù)開發(fā)階段，單臺PEMEC制氫設(shè)備產(chǎn)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(shù)。計算2030年成本時，預(yù)計2種制氫技術(shù)各占一半市場。計算2050年成本時，預(yù)計以PEMEC技術(shù)為主體。
電解槽的年產(chǎn)氫量計算公式為
式中：Hy為每年電解槽制氫量，萬t；PW為風(fēng)電裝機容量，MW；t為風(fēng)電年發(fā)電小時數(shù)，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(shù)進步的年產(chǎn)氫量和相關(guān)參數(shù)如表4所示。
表4 考慮技術(shù)進步的電解水制氫相關(guān)參數(shù)
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(fēng)電年利用小時數(shù)為4000 h，當漂浮式海上風(fēng)電全部用于制氫外送時，考慮電解水制氫技術(shù)進步情景下，2023年、2030年和2050年的年產(chǎn)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(wù)費用方面，貸款利率、貸款比例、折現(xiàn)率等財務(wù)參數(shù)與柔性直流輸電外送方案一致。目前制氫系統(tǒng)財務(wù)總費用折現(xiàn)后為7.47億元，100 km、150 km和200 km輸氫管道的財務(wù)總費用折現(xiàn)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(chǎn)氫量，等于每年海上能源島的產(chǎn)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(jù)單位熱值相等做轉(zhuǎn)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(jié)果如表5所示。隨著漂浮式風(fēng)電度電成本的快速下降，預(yù)計漂浮式風(fēng)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(jù)測算結(jié)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(jīng)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(jù)單位熱值的到岸成本比較二者的經(jīng)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(jīng)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(fēng)電如果全部用來制氫外送，2023年、2030年和2050年的氫產(chǎn)量分別約為7萬t、8萬t和10萬t，如果陸上區(qū)域?qū)涞南{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(xiàn)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(jīng)濟性。但是對于匯集5000 MW甚至更大規(guī)模海上風(fēng)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(jīng)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(fēng)光基地特高壓外送東部地區(qū)的到網(wǎng)電價為0.37~0.39元/(kW·h)，西部北部風(fēng)電基地特高壓外送東部地區(qū)的到網(wǎng)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(wǎng)電價為0.16~0.22元/(kW·h)。經(jīng)比較，2050年，以深遠海風(fēng)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(wǎng)電價相比均具有競爭力，與西部北部風(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比也具有競爭力。
5 結(jié)論
本文介紹了以深遠海風(fēng)電為核心的能源島總體構(gòu)成，比較分析了輸電方案和輸氫方案的經(jīng)濟性，測算了電氫混合外送的綜合成本，結(jié)論如下。
1）以匯集1000 MW漂浮式海上風(fēng)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(shè)備初始投資目前分別為29.05億元、34.2億元和39.35億元，預(yù)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(yù)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(fēng)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(jīng)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(jīng)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(wǎng)電價相比均具有競爭力，與西部北部風(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比也具有競爭力。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。
