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1000MW漂浮式海上風(fēng)電的能源島通過柔性直流送電的成本，以及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100~200km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100~200km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。
引言
深遠海蘊含豐富的風(fēng)能等可再生能源資源，一般在離岸距離70km以上，開發(fā)約束小。近年來隨著漂浮式風(fēng)電等技術(shù)不斷突破，海上風(fēng)電正逐步向深遠海推進。深遠海風(fēng)電面臨開發(fā)和外送成本高、施工和運維困難等挑戰(zhàn)。能源島作為海上風(fēng)電的大規(guī)模匯集中心，通過“海上風(fēng)電+”的融合發(fā)展模式，與海上光伏、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，能夠提高海域綜合利用率，提升整體效益，降低開發(fā)成本。 以深遠海風(fēng)電為核心的能源島，可以作為海上能源基地構(gòu)建海上能源互聯(lián)網(wǎng)，推動深遠海風(fēng)電基地規(guī)模化發(fā)展。
海上能源島涵蓋多專業(yè)、多學(xué)科、多種技術(shù)方向。國內(nèi)外對于風(fēng)機大型化、智能運維、友好并網(wǎng)等海上風(fēng)電關(guān)鍵技術(shù)進行了深入研究，對于海上風(fēng)電融合發(fā)展模式、海上風(fēng)電對海洋生態(tài)的影響也進行了分析探討，但是對于以海上風(fēng)電為核心的能源島總體方案、關(guān)鍵技術(shù)、經(jīng)濟性等方面仍缺乏研究。目前尚無海上能源島工程應(yīng)用。比利時計劃開發(fā)全球首個能源島項目，在距離比利時海岸45km的北海區(qū)域，開發(fā)一個占地約285Km2的海上能源島，匯集3.5GW的海上風(fēng)電，預(yù)計在2030年滿足比利時電力需求的15%。國內(nèi)近幾年開展了一些“海上風(fēng)電+”的示范項目，如“海上風(fēng)電+海洋牧場+海水制氫”示范項目等，幾個海上能源島示范項目也在規(guī)劃之中。
構(gòu)建以深遠海風(fēng)電為核心的能源島需要加快突破以漂浮式海上風(fēng)電為主體的深遠海能源開發(fā)技術(shù)，以柔性直流輸電(VSC-HVDC)、管道輸氫為主的能源外送技術(shù)，以及電制氫、海水淡化、海洋牧場等海上能源綜合利用技術(shù)。本文圍繞能源島能源外送方案經(jīng)濟性開展研究，重點對能源島輸電與輸氫方案的成本分析和比較，測算了不同比例下電氫混合外送的綜合成本，為能源島開發(fā)與建設(shè)提供參考。
0 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50m、離岸距離大于70km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
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，讓海上光伏、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
0 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后，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
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。工頻高壓交流輸電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，一般適用于離岸小于70km，容量小于400MW的近海風(fēng)電場送出。柔性直流輸電系統(tǒng)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，目前尚無海上風(fēng)電通過LCC-HVDC外送的案例。低頻輸電(包括分頻輸電)在理論基礎(chǔ)、仿真計算等方面進行了深入研究，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
通過技術(shù)成熟度、運行可靠性、項目經(jīng)濟性3個指標(biāo)來評估3種輸電技術(shù)的結(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
2.2 輸電方案總體結(jié)構(gòu)
以總裝機容量1000MW的漂浮式海上風(fēng)電為例，水深為60m，離岸距離分為100km、150km和200km情景。1000MW的海上風(fēng)電項目分為300MW、300MW和400MW分批建設(shè)。3個海上風(fēng)電場的風(fēng)機集群通過35kV交流集電海纜接入海上能源島的35kV/220kV升壓變。升壓變包括35kV/220kV、180MV•A升壓變4組，35kV/220kV、240MV•A升壓變2組。然后經(jīng)海上能源島的換流站進行AD/DC變換后，采用±320kV直流海纜送出。直流海纜選擇1600mm2、雙回±320kV，傳輸距離分為100km、150km和200km。直流海纜到岸后經(jīng)過±320kV/500kV的陸上換流站進行DC/AC變換后，接入500kV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)
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
當(dāng)輸電距離分別為100km、150km和200km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(dāng)輸電距離分別為100km、150km和200km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取值0.04%，海上能源島換流站損耗取值1.14%，陸上換流站損耗取值1.17%，直流海纜損耗率每100km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(dāng)輸電距離分別為100km、150km和200km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(zhǔn)化度電成本
柔性直流輸電的平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)計算公式為
式中：CA代表初始總投資，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，單位億元;OPi代表第i年的經(jīng)營性支出，包括燃料費用、運維成本和利息支出，單位億元;N代表項目運營年限，單位年;r代表折現(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，單位%;Vr代表固定資產(chǎn)殘余價值，一般按照0~5%的資本支出考慮，計算中取值5%。AEi代表第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?？紤]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
當(dāng)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，進一步在大范圍應(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25000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
0 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 MW級。堿性電解水制氫技術(shù)(alkaline water electrolysis,AWE)國內(nèi)外成本普遍在4.5kW•h/m3。目前國內(nèi)可以生產(chǎn)最大1000m3/h的電解槽。中國質(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0.5~50m3/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：????為每年電解槽制氫量，萬t;??W為風(fēng)電裝機容量，MW;t是風(fēng)電年發(fā)電小時數(shù)，h;??為電解水制氫效率，kW•h/kg。氫氣密度取值0.0899kg/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)
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。100km、150km和200km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年的每百公里輸氫損耗分別取值5%、1%和0.5%。漂浮式海上風(fēng)電年利用小時數(shù)為4000h，當(dāng)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每kg氫氣消耗20kg水，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%，100km、150km和200km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，100km、150km和200km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(zhǔn)化度電成本
平準(zhǔn)化制氫成本(LCOH)計算公式為
??????代表第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，單位是kg。與式(1)不同之處在于，由于輸氫方案包括電解加運輸每千克氫氣的成本，LCOH的單位是元/kg，因單位不同，與柔性直流的LCOE無法直接比較。1kg氫完全燃燒的熱值相當(dāng)于39.722kW•h的電能，因此可以根據(jù)單位熱值想等做轉(zhuǎn)化，計算輸氫方案傳輸單位熱值的成本，單位也為元/kWh。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，如果漂浮式風(fēng)電2050年的LCOE達到0.14元/(kW•h)，制氫加100m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100km輸氫方案的成本分別為1.07、0.54、0.27元/(kW•h);150km輸氫方案的成本分別為1.08、0.54、0.27元/(kW•h);200km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100km，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
04 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，無論是100km、150km還是200km，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
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，1000MW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)量分別約是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100km、150km和200km情景下，海上能源島的每年外送電量分別是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5000MW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200km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，離岸距離為200km時，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200km的電氫混合外送方案綜合成本
由結(jié)果可見，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，100~200km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100~200km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。
05 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)以深遠海風(fēng)電為核心的海上能源島，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。 建設(shè)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)、柔性直流輸電和管道輸氫等能源外送技術(shù)。
2)以匯集1000MW漂浮式海上風(fēng)電的能源島為例，當(dāng)離岸距離分別為100km、150km和200km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)。
3)預(yù)計2050年，當(dāng)離岸距離分別為100km、150km和200km時，1000MW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。
4)在2023年、2030年和2050年，100~200km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。
5)2030年后，電氫混合外送成本開始具備經(jīng)濟性。 2050年，100~200km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。
作者簡介 劉鐘淇： 全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，高級工程師，博士，從事新能源開發(fā)與利用、能源轉(zhuǎn)型、農(nóng)村能源等研究 劉耀，侯金鳴： 全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織
