据储能界了解到，
摘要 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1000 MW漂浮式海上风电的能源岛通过柔性直流送电的成本、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100~200 km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100~200 km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。
1 以深远海风电为核心的海上能源岛构成
深远海是指水深大于50 m、离岸距离大于70 km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
Fig.1 3 D diagram of energy island based on offshore wind power
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，使海上光伏、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
Fig.2 The key technology system of energy island based on deep-sea wind farms
2 输电方案选择与经济性分析
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，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
Fig.3 Energy flow diagram of energy island
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。HVAC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，一般适用于离岸距离小于70 km、容量小于400 MW的近海风电场送出。VSC-HVDC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、仿真计算等方面经过了深入研究，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
Fig.4 Schematic diagram of power transmission for deep-sea wind farms based on different transmission technologies
通过技术成熟度、运行可靠性、项目经济性3个指标可评估3种输电技术，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
Fig.5 Comprehensive assessment diagram of LCC-HVDC, VSC-HVDC，LFAC system
2.2 输电方案总体结构
以总装机容量1000 MW的漂浮式海上风电为例，水深为60 m，离岸距离分为100 km、150 km和200 km情景。1000 MW的海上风电项目分300 MW、300 MW和400 MW分批建设。3个海上风电场的风机集群通过35 kV交流集电海缆接入海上能源岛的35 kV/220 kV升压变。升压变包括容量180 MV·A的4组和容量240 MV·A的2组。然后经海上能源岛的换流站进行AC/DC变换后，采用320 kV直流海缆送出。直流海缆选择1600 mm2、双回320 kV，传输距离分为100 km、150 km和200 km。直流海缆到岸后经过320 kV/500 kV的陆上换流站进行DC/AC变换后，接入500 kV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
Fig.6 Structure of power transmission scheme based on VSC-HVDC
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
Table 1 Parameters and cost of VSC-HVDC-based transmission scheme
当输电距离分别为100 km、150 km和200 km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100 km、150 km和200 km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率取值0.04%，海上能源岛换流站损耗率取值1.14%，陆上换流站损耗率取值1.17%，直流海缆损耗率每100 km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100 km、150 km和200 km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为初始总投资，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，亿元；Oi为第i年的经营性支出，包括燃料费用、运维成本和利息支出，亿元；N为项目运营年限；r为折现率，不同国家和地区的折现率取值不同，一般按照3%~8%取值；Vr为固定资产残余价值，一般按照0~5%的资本支出考虑，计算中取值5%；Ei为第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
Table 2 Onshore power supply per year based on VSC-HVDC
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25 000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
Table 3 Cost of VSC-HVDC transmission scheme for energy island under rapid technological progress scenario
3 输氢方案经济性分析
3.1 初始投资计算
目前电解水制氢装置一般是兆瓦级。国内外碱性电解水制氢技术（alkaline water electrolysis，AWE）的成本普遍在4.5 kW·h/m3。目前国内可以生产最大1000 m3/h的电解槽，而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0.5~50 m3/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为风电年发电小时数，h；η为电解水制氢效率，kW·h/kg。
氢气密度取值0.0899 kg/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
Table 4 Related parameters of hydrogen production by AWE considering technological progress
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。100 km、150 km和200 km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100 km输氢损耗率分别取值5%、1%和0.5%。漂浮式海上风电年利用小时数为4000 h，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20 kg/kg，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%，100 km、150 km和200 km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，100 km、150 km和200 km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
式中：Hi为第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，kg。
与式（1）不同之处在于，LCOH的单位是元/kg，与柔性直流的LCOE无法直接比较。1 kg氢完全燃烧的热值相当于39.722 kW·h的电能，因此可以根据单位热值相等做转化，计算输氢方案传输单位热值的成本，单位也为元/(kW·h)。
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，预计漂浮式风电2050年的LCOE达到0.14元/(kW·h)，制氢加100 m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100 km输氢方案的成本分别为1.07、0.54、0.27元/(kW·h)；150 km输氢方案的成本分别为1.08、0.54、0.27元/(kW·h)；200 km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100 km，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
Table 5 Total cost of hydrogen production and delivery for different offshore transport distances
4 电氢混合外送方案经济性分析
4.1 输电方案与输氢方案的成本比较
在离岸距离相同的情况下，将基于柔性直流的输电方案与制氢输氢的方案进行比较。首先将单位统一化，根据单位热值的到岸成本比较二者的经济性。二者的到岸成本如表6所示。 可以看出，无论输送距离是100 km、150 km还是200 km，在2023年、2030年和2050年柔性输电方案的经济性都要优于输氢方案。
表6 不同离岸输氢与输电方案的成本比较
Table 6 Cost comparison of hydrogen transmission and power transmission schemes for different offshore transport distances
选择输电方案或者输氢方案，不仅要考虑单位热量的到岸成本，也要考虑登陆地区的消纳能力。对于输氢方案，1000 MW海上风电如果全部用来制氢外送，2023年、2030年和2050年的氢产量分别约为7万t、8万t和10万t，如果陆上区域对氢的消纳需求较大，且绿氢售价较高，可以考虑优先输氢方案。对于输电方案，2050年离岸100 km、150 km和200 km情景下，海上能源岛的每年外送电量分别为43.7亿kW·h、43.5亿kW·h、43.4亿kW·h，对于中国东部沿海等发达区域来说，海上能源岛的外送电都能够在登陆点实现本地消纳。
4.2 电氢混合外送成本测算
通过成本对比分析，输电方案比输氢方案更具有经济性。但是对于汇集5000 MW甚至更大规模海上风电的海上能源岛，将能源全部制氢外送或全部送电可能面临就地消纳困难等问题，因此需要充分考虑负荷需求，将部分能源采用制氢和管道输氢的方式外送，部分考虑采用柔性直流输电方案，即采用电氢混合外送模式。
在电氢混合外送模式下，以输送距离为200 km为例，按照海上能源岛外送10%氢和90%电、30%氢和70%电、50%氢和50%电、70%氢和30%电、80%氢和20%电的几种场景，分别计算电氢混合外送方案的综合成本。2023年不同比例的电氢混合外送综合成本在0.78~1.06元/(kW·h)之间；2030年不同比例的电氢混合外送综合成本在0.38~0.53元/(kW·h)之间；2050年不同比例的电氢混合外送综合成本在0.20~0.27元/(kW·h)之间，如图7所示。
图7 离岸200 km的电氢混合外送方案综合成本
Fig.7 The combined cost of the electricity-hydrogen hybrid delivery scheme for a 200-km offshore distance
由图7可见，随着送氢比例的增加，电氢混合外送的综合成本逐步提高。目前电氢混合外送成本较高，2030年后，电氢混合外送成本开始具备经济性。2050年，100~200 km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。2050年西南水风光基地特高压外送东部地区的到网电价为0.37~0.39元/(kW·h)，西部北部风电基地特高压外送东部地区的到网电价为0.18~0.25元/(kW·h)，西部北部光伏基地特高压外送东部地区的到网电价为0.16~0.22元/(kW·h)。经比较，2050年，以深远海风电为核心、离岸100~200 km的海上能源岛采用不同比例的电氢混合外送，综合成本不仅与东部地区火电上网电价相比均具有竞争力，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也具有竞争力。
5 结论
本文介绍了以深远海风电为核心的能源岛总体构成，比较分析了输电方案和输氢方案的经济性，测算了电氢混合外送的综合成本，结论如下。
1）以汇集1000 MW漂浮式海上风电的能源岛为例，当离岸距离分别为100 km、150 km和200 km时，采用柔性直流输电的一次设备初始投资目前分别为29.05亿元、34.2亿元和39.35亿元，预计2050年输电成本将分别下降到0.033元/(kW·h)、0.040元/(kW·h)、0.046元/(kW·h)。
2）预计2050年，当离岸距离分别为100 km、150 km和200 km时，1000 MW漂浮式海上风电制氢并通过管道输氢的成本分别为0.27、0.27、0.28元/(kW·h)。输氢管道距离增加对成本影响不大。
3）2023年、2030年和2050年，100~200 km输送距离时，柔性直流输电方案经济性均优于输氢方案。选择输电方案或输氢方案，需要重点考虑单位热量的到岸成本和登陆地区的消纳能力。
4）2030年后，电氢混合外送成本开始具备经济性。2050年，100~200 km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。不仅与东部地区火电上网电价相比均具有竞争力，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也具有竞争力。
注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。
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