海上風電制氫技術經濟性對比分析

田甜, 李怡雪，黃磊，舒杰

(1.中國科學院可再生能源重點實驗室(中國科學院廣州能源研究所)，廣州市 510640；2.中國科學院大學，北京市 100049)

0 引 言

海上風電由于其風力資源豐富、不占用土地資源、距離負荷中心較近[1]等優勢，近年來成為風電領域的重要發展方向。但風電具有很強的隨機性、間歇性[2]、反調峰等特性，大規模并網會影響電力系統的正常運行，導致嚴重棄風現象的發生[3]。風電耦合制氫是解決上述問題的有效手段之一[3-5]。氫能作為能源轉型的重要組成部分，具有多種應用，如作為能量存儲介質、運輸燃料和發電燃料等。

對海上風電進行消納，可以將風電通過高壓直流或交流輸電方式傳輸上岸制氫，也可利用海上平臺制氫并通過管道輸氫或船舶運氫上岸。國外在海上風電并網岸上制氫方面的研究比較成熟。文獻[5]提出了一種海上風電場與岸上制氫管理系統協調控制方案，以減少風電變化的不利影響。文獻[6]對海上風電通過高壓直流并網在岸上制氫的經濟性進行了分析。國內針對海上風電并網研究較為成熟[1, 7-9]，在陸上風電制氫方面也有相關研究項目及示范項目。國家電網有限公司于2009年開展了風光電結合海水制氫技術研究。中國節能環保集團有限公司、河北建設投資集團有限責任公司、國家電力投資集團有限公司和國家能源投資集團有限責任公司從2014年開始，陸續啟動風電制氫項目。近幾年國內外陸續建成多個海上風電示范項目。

已有研究表明，海上風電通過交流海纜并網岸上制氫存在交流損耗及影響電網穩定性問題。為解決這個問題，近年來，國外學者開始研究海上平臺風電制氫并對比研究氫氣不同運輸方式的經濟性。文獻[10]對比研究海上風電岸上制氫和海上平臺制氫2種技術方案的經濟性。其中海上平臺制氫技術中氫氣以氣態、液態、氨氣和液態有機氫載體4種形式，通過海底天然氣管道和船舶運輸上岸。文獻[11]對比了海上風電通過氫氣運輸上岸和通過電力傳輸上岸2種方式，并給出了通過氫氣運輸上岸比電力運輸上岸更經濟情況下的電價。

我國目前沒有針對海上平臺制氫并通過管道或船舶將氫氣運輸上岸的研究及示范項目，且國內海底天然氣管道不普及，海上設備相比于陸上設備具有較高的安裝、運行和維護成本。因此，目前缺乏國內海上平臺制氫及船舶運氫、海上平臺制氫及管道輸氫和海上風電岸上制氫3種風電消納方案的經濟性分析。

針對以上問題，本文建立海上風電岸上制氫、海上平臺制氫及管道輸氫和海上平臺制氫及船舶運氫3種海上風電消納的技術方案；并以某300 MW海上風電場為例，采用經濟評價方法對3種技術方案進行對比分析。

1 海上風力發電制氫技術方案

海上風電岸上制氫技術通過海底電纜將海上風電傳輸上岸，在岸上制氫。海底電纜有高壓交流和高壓直流2種。其中高壓交流技術成熟，結構簡單，成本低，但存在諧振、在線損耗比高壓直流大等問題，且需要靜態及動態無功補償裝置；高壓直流控制靈活，輸送距離不受限制，可工作在無源逆變狀態，但換流設備造價較高，體積與質量較大[11]。

海上平臺制氫技術利用海上平臺就地制氫，再通過管道或船舶將氫氣輸送至陸地。和海上風電岸上制氫技術相比，海上平臺制氫可以減少對輸電網絡的依賴，降低電力傳輸損耗和海底電纜的投資成本。表1列舉了近5年國內外海上風電示范項目。關于大規模海上風電制氫平臺，文獻[12]針對多用途海上平臺進行研究，以適應不同的應用需求。對海上電解槽的安置，英國Dolphyn項目計劃在英國北海開發一個4 GW的漂浮式風電場，在每臺風機上安裝一個制氫子單元，制氫所需的整套系統集成到浮式風機平臺上[13]?；赒13a平臺的荷蘭PosHYdon項目，將完全電氣化的油氣平臺Q13a改造為制氫平臺，所需集裝箱式的制氫設備由于體積很小，可以放置在絕大多數海上平臺。這里討論的海上平臺制氫方案基于現有海上升壓站平臺，將海上升壓站作為制氫單元的海上支撐平臺。

目前氫氣主要以壓縮氣態或低溫液態儲運[14]。對于以壓縮氣態儲運的氫氣，可以用管網或采用高壓容器通過車、船舶等運輸工具進行輸送。管網輸送一般適用于用量大的場合，而車、船舶運輸適用于用量小、用戶比較分散的場合。對于以低溫液態儲運的液氫，輸運方法一般采用車船輸送，目前僅國外少量使用，國內沒有專門用于液氫運輸的船舶。因此，這里主要圍繞氫氣的運輸方式，對船舶與管道2種運輸方式進行討論。

1.1 海上風電岸上制氫技術方案

海上風電經交流輸電岸上制氫系統拓撲結構如圖1所示。海上風電經交流輸電岸上制氫系統主要由海上風電場、海上升壓站、陸上變電站、陸上換流站、制氫站和交流電纜組成。海上風機輸出的交流電，經海上升壓站匯流升壓后由交流海底電纜輸送至陸上換流站，然后將交流電轉換成直流電，再經由變電站將電能傳輸給岸上制氫站進行制氫。

表1 近5年國內外海上風電示范項目Table 1 Summary of offshore wind power demonstration projects in the world in recent 5 years

圖1 海上風電經交流輸電岸上制氫系統拓撲Fig.1 Topology of on-shore hydrogen production system for offshore wind power via AC transmission

海上風電經直流輸電岸上制氫系統拓撲結構如圖2所示。海上風電經直流輸電岸上制氫系統主要由海上風電場、海上升壓站、海上換流站、陸上變電站、制氫站和直流電纜組成。海上風機輸出交流電，經海上升壓站匯流升壓后由海底電纜輸送至海上換流站，然后由海上換流站轉換成直流電后再通過直流海底電纜將電能輸送至陸上變電站，最后輸送給制氫站進行制氫。海上風電經直流輸電岸上制氫系統與海上風電經交流輸電岸上制氫系統相比，主要差異是經直流輸電岸上制氫系統需要海上換流站。

圖2 海上風電經直流輸電岸上制氫系統拓撲Fig.2 Topology of on-shore hydrogen production system for offshore wind power via DC transmission

海上風電經交流和直流輸電岸上制氫系統中海上換流站電壓為經過海上升壓站匯流升壓后的電壓，為220 kV；海上平臺制氫及船舶運氫系統和海上平臺制氫及管道輸氫系統中海上換流站電壓為海上風電場輸出的電壓，為33 kV。根據文獻[15-16]中不同電壓等級換流站單位投資成本，這里220 kV電壓等級換流站成本按比33 kV電壓等級換流站成本高10%估算。

1.2 海上平臺制氫及船舶運氫技術方案

海上平臺制氫及船舶運氫系統拓撲結構如圖3所示，主要由海上風電場、海上換流站、海上制氫站、岸上運氫中轉站和運氫船舶組成。海上風機輸出交流電，經海上換流站轉換成電解槽所需的直流電，然后通過海底電纜將直流電輸送至海上制氫站進行制氫，最后將氫氣通過船舶輸送至陸上運氫中轉站。

圖3 海上平臺制氫及船舶運氫系統拓撲Fig.3 Topology of hydrogen production system on offshore platform with hydrogen transported by ships

1.3 海上平臺制氫及管道輸氫技術方案

海上平臺制氫及管道輸氫系統拓撲結構如圖4所示，主要由海上風電場、海上換流站、海上制氫站、運氫中轉站和輸氫管道組成。海上風機輸出交流電，經海上換流站轉換成電解槽所需的直流電，然后通過電纜將直流電輸送至海上制氫站進行制氫，最后將氫氣通過氫氣管道輸送至岸上運氫中轉站。

圖4 海上平臺制氫及管道輸氫系統拓撲Fig.4 Topology of hydrogen production system on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

2 海上風力發電制氫方案經濟性模型

海上風電場建設和運行成本構成與陸上風電場基本一致，主要包括風機成本、電纜成本、支撐結構成本、安裝成本、運營維護成本等。

2.1 總投資成本等年值模型

采用等年值法對海上風電岸上制氫、海上平臺制氫及船舶運氫和海上平臺制氫及管道輸氫3種方案進行經濟性分析。成本包括設備總投資成本和運行維護成本，計算公式如式(1)所示。

(1)

式中：A為總成本的等年值；Ccap為總投資成本，萬元；M為年運行維護成本，萬元；i為貼現率；na為回收年限。本文中i=0.05，na=20 a。

2.2 設備投資成本

設備總投資成本Ccap包括風電機組、換流站、變電站、輸電海纜、堿性電解槽、氫氣壓縮機、集裝管束箱、氫氣管道、船舶等設備的采購成本及海上設備的平臺建設成本。這里不考慮每個系統中均有的風電機組及海上升壓站成本。設備投資成本模型如式(2)所示。由于系統中設備不一樣，具體到每個系統的設備投資成本模型稍有不同。

Ccap=Ccable+Con-sub+Coff-conv+Celec+
Ccompr+Cbox+Cship+Cpip

(2)

式中：Ccable、Con-sub、Coff-conv、Celec、Ccompr、Cbox、Cship、Cpip分別為電纜、陸上變電站、海上換流站、堿性電解槽、氫氣壓縮機、集裝管束箱、船舶和管道的投資成本，萬元。

2.3 年運行維護成本

運行維護成本主要考慮系統中設備維護成本、損耗成本及運行成本。系統各部分的年維護成本可以通過投資成本乘以年維護費率得到，將系統各部分維護成本相加即可得到風電系統的年維護成本。系統年運行維護成本模型如式(3)所示。根據系統中不同設備，具體到每個系統的年運行維護投資成本模型稍有不同。

M=Ccablemcable+Con-submon-sub+Coff-convmoff-conv+
Celecmelec+Ccomprmcompr+Cboxmbox+
Cshipmship+Oship+Lcable+Lpip

(3)

式中：mcable、mon-sub、moff-conv、melec、mcompr、mbox、mship分別為電纜、陸上變電站、海上換流站、堿性電解槽、氫氣壓縮機、集裝管束箱和船舶的年維護費率；Oship為船舶年運行油耗成本，萬元；Lcable、Lpip分別為電纜、管道年損耗成本，萬元。

由于各系統中電力電子變換器的損耗相同，本文忽略電力電子變換器的損耗，只考慮傳輸部分損耗。海上風電經交流或直流傳輸岸上制氫系統傳輸損耗分別指海底交流電纜或直流電纜傳輸損耗，年損耗費用等于年損耗電量乘以海上風電上網電價。電纜年損耗成本模型如式(4)所示。

Lcable=ptariff×Pcable×t

(4)

式中：ptariff為海上風電上網電價，萬元/(MW·h)；Pcable為交流電纜或直流電纜損耗，MW；t為風電場年利用小時數，h。

3 三種海上風力發電制氫方案經濟性對比分析

本文以總裝機容量為300 MW的某海上風電場為例，對海上風電岸上制氫、海上平臺制氫及船舶運氫和海上平臺制氫及管道輸氫3種方案，分別在離岸距離25、50、75 km下進行經濟性分析。成本估算數據基于市場調研及相關文獻資料。各系統中各設備功率均按風電場額定功率配置。

海上風電場年發電量參考大豐300 MW海上風電項目，預計年發電量7.97×108kW·h[17]。電解生產并壓縮1 m3氫氣需耗能5.15 kW·h[18]。根據年發電量及電解生產氫氣所需能耗，可計算出1年產氫量為1.55×108m3。

3.1 三種方案成本分析

海上風電岸上制氫系統中岸上制氫站在靠近海邊不遠處，因此忽略海上升壓站和陸上變電站間的一段陸上電纜，將其全部當作海底電纜處理。

海上風電岸上制氫、海上平臺制氫及船舶運氫和海上平臺制氫及管道輸氫方案中，海上風電場與海上升壓站間的海底電纜連接方式及距離和海上升壓站相同，因此本文不考慮這幾部分的設備成本、維護成本和損耗成本。

為對比3種方案的經濟性，海上平臺制氫及管道輸氫和海上平臺制氫及船舶運氫方案中，氫氣運輸上岸的運氫中轉站與海上風電岸上制氫系統中岸上制氫站位置相同。

根據文獻調研結果，系統中各設備年維護費率如表2所示。此外堿性電解槽、氫氣壓縮機、集裝管束箱總成本較低，年維護費率按1%估算。

3.1.1 海上風電岸上制氫方案成本分析

海上風電岸上制氫方案的經濟參數如表3所示。其中交流電纜成本是考慮無功補償后的成本。根據交能網統計數據，2018年每座加氫站成本為0.12億元，氫氣壓縮機成本占42%，計算出氫氣壓縮機成本為504萬元。

表2 各設備年維護費率Table 2 Annual maintenance rate of equipment

表3 海上風電岸上制氫經濟參數Table 3 Economic parameters of onshore hydrogen production system from offshore wind power

當前我國已竣工的海上風電場項目相對較少，施工設備、施工隊伍單一且施工經驗不足。陸上風電的基礎施工和機組安裝費用占總投資額約10%，海上風電基礎施工和機組安裝占總投資額的35%以上[23]。文獻[22]中陸上堿性電解水設備安裝成本以設備價格的12%計。參考上述安裝成本，本文陸上設備安裝成本按設備價格的12%估算，海上設備安裝成本按設備價格的35%估算。

存儲氫氣的集裝管束箱，以南亮壓力容器技術(上海)有限公司生產的TT11-2140-H2-20-I型為例，其額定質量為33.2 t，工作壓力為20 MPa，每次可充裝體積為4 164 m3，價格為120萬元/臺[25]。根據年產氫量可計算出所需集裝管束箱為37 224個，平均每天需要102個集裝管束箱。海上風電經交流或直流輸電岸上制氫系統中，岸上存儲氫氣的集裝管束箱個數按102個配置。

根據表3中數據，海上風電經交流和直流輸電岸上制氫系統對應不同離岸距離的固定資產成本分別如表4、5所示。

參考文獻[19]，不同離岸距離下300 MW額定功率通過交流電纜、直流電纜的損耗如表6所示。風電場年利用小時數取4 000 h，海上風電上網電價取0.061萬元/(MW·h)。

根據經濟性模型及以上數據，可計算出海上風電岸上制氫系統的各部分成本。海上風電經交流輸電岸上制氫系統和海上風電經直流輸電岸上制氫系統年成本構成分別如圖5、6所示。從成本構成可以看出，系統成本主要集中在固定資產成本上，維護成本和損耗成本占比相對較小。隨離岸距離增大，2個系統中總成本均增大，其中交流輸電系統中固定資產成本及年損耗成本增長幅度最大；直流輸電系統中固定資產成本較大，交流海纜輸電系統損耗比直流輸電系統損耗大。

表4 海上風電經交流輸電岸上制氫系統投資成本Table 4 Investment cost of onshore hydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

表5 海上風電經直流輸電岸上制氫系統投資成本Table 5 Investment cost of onshore hydrogen production system from offshore wind power via DC transmission

表6 不同輸電距離的交流電纜和直流電纜損耗Table 6 Loss of AC and DC cables to different distances

圖5 海上風電經交流輸電岸上制氫系統成本構成Fig.5 Column chart of cost composition of onshorehydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

圖6 海上風電經直流輸電岸上制氫系統成本構成Fig.6 Column chart of cost composition of onshore hydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

3.1.2 海上平臺制氫及管道輸氫方案成本分析

海上平臺制氫及管道輸氫方案的經濟參數如表7所示。目前我國已經有多條輸氫管道，其中巴陵—長嶺氫氣輸送管道單位投資成本為456萬元/km,濟源—洛陽氫氣輸送管道單位投資額為616萬元/km[26]，取均值為536萬元/km。一般海洋管道成本與同距離、同規模的陸地管道相比，高出40%～70%[27]，本文取中間值55%。根據上述數據，估算出海底氫氣管道費用為831萬元/km。

表7 海上平臺制氫及管道輸氫經濟參數Table 7 Economic parameters of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

海上風電場中設備和安裝需要考慮臺風、防腐等因素，因此其設備費及安裝費和陸上相比均有增加。但目前沒有針對海上制氫的堿性電解槽成本數據，而文獻[10]將海上制氫和岸上制氫的電解槽成本按相同處理，因此本文海上電解槽設備成本參考岸上電解槽成本，僅考慮安裝成本差異。

根據表7中數據，海上平臺制氫及管道輸氫方案對應不同離岸距離的固定資產成本如表8所示。

表8 海上平臺制氫及管道輸氫系統投資成本Table 8 Investment cost of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

海上平臺制氫及管道輸氫方案中氫氣管道年維護費用為2.5萬元/(a·km)，年平均能量損失為1.4萬元/(a·km)[25]。

根據經濟性模型及以上數據，可計算出海上平臺制氫及管道輸氫系統的各部分成本，如圖7所示。從成本構成可以看出，系統成本主要集中在固定資產成本上，維護成本較小，損耗成本可忽略不計。隨離岸距離增大，各組成成本均增大，其中固定資產成本幅度最大，維護成本和損耗成本增長可忽略不計。

圖7 海上平臺制氫及管道輸氫系統成本構成Fig.7 Column chart of the cost composition of hydrogen production on offshore platforms with hydrogen transported through pipeline system

3.1.3 海上平臺制氫及船舶運氫方案成本分析

海上平臺制氫及船舶運氫方案的經濟參數如表9所示。氫氣運輸船舶采用集裝箱船舶。2019年單位集裝箱(twenty-feet equivalent unit，TEU)船舶造價為0.67萬美元/TEU，即4.6萬元/TEU[28]，配貨毛重為17.5 t。由于海上風電岸上制氫系統中每天產氫量需102個集裝管束箱存儲，船舶運氫按每天運輸1趟計算，也需102個集裝管束箱。每個集裝管束箱的額定質量為單位集裝箱船舶配貨毛重的2倍，因此每個集裝管束箱船舶的價格按原本集裝管束箱船舶價格的2倍計算。

根據表9中數據，海上平臺制氫及船舶運氫系統對應不同離岸距離的固定資產成本如表10所示。

表9 海上平臺制氫及船舶運氫經濟參數Table 9 Economic parameters of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported by ships

表10 海上平臺制氫及船舶運氫方案投資成本組成Table 10 Investment cost of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported by ships

海上風電制氫及船舶運氫系統中，由于氫氣儲存在集裝管束箱中，船舶運輸氫氣損耗忽略不計。但船舶存在運行費用，由于船舶耗油量成本與總成本相比很小，這里船舶耗油量參考2萬t集裝箱船舶耗油量，每100 km耗油量約5 453 L，柴油價格按7元/L計算。

根據經濟性模型及以上數據，可計算出海上平臺制氫及船舶運氫系統的各部分成本，其成本構成如圖8所示。從成本構成可以看出，系統成本主要集中在固定資產成本上，維護成本較小，運行成本可忽略不計。隨離岸距離增大，固定資產成本及維護成本不變，僅運行成本增大。

圖8 海上平臺制氫及船舶運氫系統成本構成Fig.8 Column chart of the cost composition of hydrogen production on offshore platforms with hydrogen transported by ships

3.2 三種方案等年值費用比較

綜合總投資成本和年運行維護成本，300 MW海上風電場對應的3種不同制氫方案的等年值費用隨離岸距離的變化曲線如圖9所示。通過對3種不同制氫技術方案的經濟性比較可以看出，基于交流輸電系統的海上風電岸上制氫方案隨離岸距離增大，等年值費用增長幅度最快，接近152萬元/km；海上平臺制氫及管道輸氫方案隨離岸距離增大，等年值費用增長幅度接近70萬元/km；基于直流輸電系統的海上風電岸上制氫方案隨離岸距離增大，等年值費用增長幅度接近57萬元/km;海上平臺制氫及船舶運氫系統隨離岸距離增大，等年值費用變化不大。

圖9 300 MW風電場不同風電制氫系統等年值費用隨離岸距離變化Fig.9 Variation of uniform annual value of different wind power hydrogen production systems versus offshore distance of a 300 MW wind farm

海上風電經交流輸電和直流輸電岸上制氫方案等年值費用比海上平臺制氫及管道輸氫和海上平臺制氫及船舶運氫方案高，主要原因在于海上風電岸上制氫系統中有變電站設備，而海上平臺制氫及管道輸氫和海上平臺制氫及船舶運氫系統中沒有該設備。

海上風電岸上制氫方案中，離岸距離25 km時，經交流輸電系統和經直流輸電系統等年值費用基本相同；離岸距離50 km時，經交流輸電系統等年值費用比經直流輸電系統高12%；離岸距離增加到75 km時，經交流輸電系統等年值費用比經直流輸電系統高23%。隨著離岸距離加大，經交流輸電系統等年值費用比經直流輸電系統增長幅度大，主要原因在于交流海底電纜成本比直流海底電纜成本高。

海上平臺制氫及管道輸氫方案和海上平臺制氫及船舶運氫方案，離岸距離25 km時，等年值費用較接近；離岸距離50 km時，海上平臺制氫及管道輸氫方案等年值費用比海上平臺制氫及船舶運氫方案高14%；離岸距離75 km時，海上平臺制氫及管道輸氫方案等年值費用比海上平臺制氫及船舶運氫方案高24%。隨著離岸距離加大，海上平臺制氫及管道輸氫方案的等年值費用與海上平臺制氫及船舶輸氫方案的等年值費用之差增大，主要原因在于管道運輸成本較船舶運輸成本高。

4 結 論

本文選取300 MW海上風電場為算例，對海上風電岸上制氫、海上平臺制氫及管道輸氫和海上平臺制氫及船舶運氫3種海上風電制氫方案進行經濟性比較。基于市場調研及相關文獻資料得到的成本估算數據，從設備投資成本、運行維護成本兩個方面，對各個方案在不同離岸距離下的成本進行計算，得到如下結論：

1)3種海上風電制氫方案中，海上平臺制氫及船舶運氫方案最具經濟性；且隨離岸距離加大，該方案等年值費用基本不變。海上風電岸上制氫方案和海上平臺制氫及管道輸氫方案隨離岸距離加大，等年值費用均不同幅度增加。

2)海上風電岸上制氫方案中經直流輸電系統等年值費用較海上平臺制氫及管道輸氫方案高。但隨離岸距離加大，這兩種系統等年值費用差距縮小。離岸距離25 km時，經直流輸電系統的等年值費用比海上平臺制氫及管道輸氫方案高9.5%；離岸距離50 km時，經直流輸電系統的等年值費用比海上平臺制氫及管道輸氫方案高6.9%；離岸距離50 km時，經直流輸電系統的等年值費用比海上平臺制氫及管道輸氫方案高4.7%。