劉展志?，王詩超，郝為瀚，李妮

（1.中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司, 廣東 廣州 510663；2.西安交通大學(xué) 電氣工程學(xué)院, 陜西 西安 710049）

0 引言

當(dāng)前，海上風(fēng)電已成為國際風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重點(diǎn)領(lǐng)域，世界各國都把海上風(fēng)電作為可再生能源發(fā)展的重要方向[1-3]。目前歐洲國家海上風(fēng)電發(fā)展已較為成熟，如英國、德國、丹麥等，此外包括中國、美國、日本等在內(nèi)的新興市場的崛起也為海上風(fēng)電注入了新的動(dòng)力[4-6]。我國海上風(fēng)電發(fā)展迅速，但仍處于起步階段，海上風(fēng)能資源主要分布于東南沿海地區(qū)，如江蘇、福建、廣東等省[7-9]，其裝機(jī)容量位列前茅，并提出了切實(shí)可行的海上風(fēng)電發(fā)展執(zhí)行計(jì)劃，正在加快推動(dòng)我國海上風(fēng)電建設(shè)發(fā)展[10-11]。

當(dāng)前，我國海上風(fēng)電的運(yùn)營模式為電源商負(fù)責(zé)海上發(fā)電和輸電環(huán)節(jié)投資建設(shè)運(yùn)營，電網(wǎng)公司僅負(fù)責(zé)陸上并網(wǎng)點(diǎn)之后的輸電工程投資建設(shè)運(yùn)營[11-13]。但該模式無法適應(yīng)我國新形勢下海上風(fēng)電的長遠(yuǎn)發(fā)展：（1）不利于多業(yè)主海上風(fēng)電的大規(guī)模集中送出；（2）海上發(fā)電和輸電環(huán)節(jié)成本交叉，不利于引導(dǎo)各環(huán)節(jié)降本增效，難以盡快實(shí)現(xiàn)海上風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)；（3）目前歐洲各國對海上風(fēng)電發(fā)電側(cè)及輸電側(cè)的補(bǔ)貼均通過終端用戶電價(jià)進(jìn)行疏導(dǎo)，與我國當(dāng)前逐年降低工商業(yè)電價(jià)促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的思路有所沖突，故可借鑒性不強(qiáng)。此外，歐洲目前開發(fā)的海上風(fēng)電集中在北海和波羅的海海域，海上風(fēng)電基礎(chǔ)施工較我國巖基為主的海域條件更好，且海上風(fēng)速將近11 m/s，容量系數(shù)高，年發(fā)電量遠(yuǎn)高于目前國內(nèi)項(xiàng)目，故其度電成本可有較大幅度地下降。國內(nèi)海上風(fēng)電項(xiàng)目目前平均風(fēng)速集中在7 m/s，且風(fēng)機(jī)機(jī)組平均功率也較歐洲仍有較大差距，故從度電成本角度分析目前仍存在較大差距。鑒于德國模式（即德國政府負(fù)責(zé)電力外送設(shè)施的統(tǒng)一規(guī)劃，輸電企業(yè)負(fù)責(zé)海上及陸上的配套輸電線路和設(shè)施建設(shè)以及后續(xù)運(yùn)行）存在海上輸電成本難以監(jiān)管、抬高全社會(huì)用電成本的問題[14-15]，英國模式（即由開發(fā)商承擔(dān)建設(shè)，通過競標(biāo)轉(zhuǎn)移給海上輸電運(yùn)營商）存在第三方運(yùn)營商無法管控工程質(zhì)量和造價(jià)，不利于多業(yè)主海上風(fēng)電的大規(guī)模集中送出等弊端[16-17]，亟需探索適合我國近海深水區(qū)海上風(fēng)電發(fā)展的新模式。

本文首先從產(chǎn)業(yè)政策、電價(jià)政策及市場機(jī)制方面分析了歐洲各國海上風(fēng)電發(fā)展現(xiàn)狀，然后對目前海上風(fēng)電的輸電模式進(jìn)行總結(jié)歸納；其次結(jié)合海上風(fēng)電場容量和實(shí)際工程經(jīng)驗(yàn)，給出了四種海上風(fēng)電輸電技術(shù)應(yīng)用場景；最后，從平價(jià)上網(wǎng)、輸電側(cè)成本方面，對海上風(fēng)電輸電商業(yè)模式進(jìn)行了可行性分析。

1 國外海上風(fēng)電發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 國外海上風(fēng)電發(fā)展政策

1.1.1 產(chǎn)業(yè)政策

1） 英國海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)政策

英國的海上風(fēng)電裝機(jī)量位居全球第一，其海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)政策優(yōu)勢主要體現(xiàn)在[16-17]：（1）明確的開發(fā)目標(biāo)和計(jì)劃。起步階段，英國政府推動(dòng)了多輪海上風(fēng)電發(fā)展計(jì)劃，每一輪計(jì)劃的規(guī)模逐漸擴(kuò)大，逐步向遠(yuǎn)海發(fā)展，使英國迅速成為全球海上風(fēng)電規(guī)模最大的國家；（2）基于市場化機(jī)制的強(qiáng)制性支持政策。英國政府支持海上風(fēng)電的核心政策是可再生能源義務(wù)（RO）政策和差額合約固定電價(jià)制度；（3）高效的產(chǎn)業(yè)管理機(jī)制。英國涉及海上風(fēng)電開發(fā)利用的部門包括能源和氣候變化部、皇家資產(chǎn)管理局等五個(gè)部門，保證在18個(gè)月內(nèi)完成海上風(fēng)電項(xiàng)目審批；（4）全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)激勵(lì)體系，為海上風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)和運(yùn)營提供金融保障。

2） 德國海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)政策

德國的海上風(fēng)能資源豐富，其海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)政策優(yōu)勢主要體現(xiàn)在[14-15]：（1）德國聯(lián)邦海事和水文局完成海上風(fēng)電項(xiàng)目前期選址勘測等工作，企業(yè)無需進(jìn)行前期勘測和評估工作；（2）德國政府對電力外送設(shè)施統(tǒng)一規(guī)劃，運(yùn)營商只需要安裝建設(shè)風(fēng)機(jī)、場內(nèi)海纜等設(shè)施，避免占用大量資金用于外送設(shè)施建設(shè)，競拍電價(jià)也隨之降低；（3）德國政府向企業(yè)提供大量公共信息及項(xiàng)目建設(shè)要求并給予投資方充足的評估時(shí)間，以形成充分的競爭環(huán)境。

3） 丹麥海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)政策

丹麥作為全球海上風(fēng)電開發(fā)最早的國家之一，其海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)支持政策可以總結(jié)為[18-19]：（1）丹麥成立了“規(guī)劃委員會(huì)”，形成了明晰的責(zé)權(quán)關(guān)系；（2）丹麥招標(biāo)方式開發(fā)的海上風(fēng)電項(xiàng)目前期工作由政府負(fù)責(zé)，降低了企業(yè)的開發(fā)成本；（3）丹麥遠(yuǎn)海大項(xiàng)目的并網(wǎng)工程由電網(wǎng)公司承擔(dān)，開發(fā)企業(yè)可專心于技術(shù)研發(fā)和成本下價(jià)；（4）丹麥開發(fā)商需要為岸線當(dāng)?shù)鼐用窈推髽I(yè)提供項(xiàng)目股權(quán)的選擇，擴(kuò)大了海上風(fēng)電的獲益群體。

1.1.2 電價(jià)政策

1）英國海上風(fēng)電電價(jià)政策

2002年英國開始推行可再生能源配額制，電力生產(chǎn)企業(yè)每生產(chǎn)1 MWh的可再生能源即可獲得一定數(shù)量的“可再生能源義務(wù)證書”，可用于交易，沒達(dá)到要求的企業(yè)需向擁有富余證書的企業(yè)進(jìn)行購買或接受罰款。2012年英國進(jìn)一步提出了“差價(jià)合約政策”，成立國有的差價(jià)合約交易公司，發(fā)電企業(yè)與該公司自愿簽訂固定電價(jià)協(xié)議，不受電力價(jià)格的波動(dòng)影響，差額由國家補(bǔ)貼解決。

除了配額制以及補(bǔ)貼政策扶持外，英國在審批管理、產(chǎn)業(yè)鏈扶持、技術(shù)研發(fā)補(bǔ)貼以及稅收優(yōu)惠上，均做了相應(yīng)的規(guī)定，從而成功推動(dòng)了英國海上風(fēng)電的快速發(fā)展。

2）德國海上風(fēng)電電價(jià)政策

德國海上風(fēng)電電價(jià)政策均通過《可再生能源法》進(jìn)行調(diào)整[14]。德國終端用戶電價(jià)由基本電價(jià)和多種稅費(fèi)組成，稅費(fèi)中占比最大的就是可再生能源附加費(fèi)（EEG附加費(fèi)）。2017年德國引入了競價(jià)招標(biāo)模式取代固定補(bǔ)貼電價(jià)，以抑制不斷上漲的終端電價(jià)。在EEG 2020中德國修改了競標(biāo)規(guī)則，允許投標(biāo)電價(jià)為非零補(bǔ)貼電價(jià)，但電價(jià)上限依然存在。

3）丹麥海上風(fēng)電電價(jià)政策

丹麥海上風(fēng)電電價(jià)采用招標(biāo)制[4]，一般由政府承諾以競出的電價(jià)，在一定保障小時(shí)數(shù)以內(nèi)進(jìn)行全額收購。當(dāng)企業(yè)發(fā)電量超出保障小時(shí)數(shù)之后，則需要以市場價(jià)格參與電力交易。丹麥海上風(fēng)電的固定電價(jià)補(bǔ)貼從公共服務(wù)運(yùn)營費(fèi)中收取，而公共服務(wù)運(yùn)營費(fèi)用從終端電費(fèi)中公攤，遠(yuǎn)海項(xiàng)目并網(wǎng)系統(tǒng)的所有費(fèi)用從終端電費(fèi)中收取。近海項(xiàng)目則須獲得岸線地方政府的支持，且并網(wǎng)費(fèi)由開發(fā)商承擔(dān)。

1.1.3 市場機(jī)制

1） 英國海上風(fēng)電市場機(jī)制

目前英國海上風(fēng)電市場機(jī)制（即建設(shè)模式）采用“發(fā)電商建設(shè)”模式，由開發(fā)商承擔(dān)建設(shè)，通過天然氣和電力市場辦公室（Ofgem組織）的競標(biāo)轉(zhuǎn)移給海上輸電運(yùn)營商（Offshore Transmission Owner, OFTO），競標(biāo)的內(nèi)容為輸電環(huán)節(jié)25年的保障性收益，報(bào)價(jià)最低者中標(biāo)，英國國家電網(wǎng)向OFTO支付應(yīng)得收益[6]。

2） 德國海上風(fēng)電市場機(jī)制

德國海上風(fēng)電市場機(jī)制較為簡單，海上風(fēng)電輸電工程納入輸配電價(jià)，德國電價(jià)的組成主要包括三個(gè)部分：上網(wǎng)電價(jià)、輸配電價(jià)格、稅費(fèi)。德國海上風(fēng)電送出工程的建設(shè)模式為德國政府負(fù)責(zé)電力外送設(shè)施的規(guī)劃建設(shè)，運(yùn)營商負(fù)責(zé)安裝場內(nèi)設(shè)施，德國電網(wǎng)運(yùn)營商負(fù)責(zé)電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)行和規(guī)劃，德國的電力系統(tǒng)負(fù)責(zé)經(jīng)營管理、協(xié)調(diào)發(fā)供電、電力建設(shè)和電網(wǎng)運(yùn)行方式，德國網(wǎng)絡(luò)局是德國的電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)，承擔(dān)著天然氣、通信網(wǎng)絡(luò)、郵政等的監(jiān)管任務(wù)。

3） 丹麥海上風(fēng)電市場機(jī)制

丹麥海上風(fēng)電項(xiàng)目可以通過開發(fā)權(quán)招標(biāo)程序完成或通過開放程序完成，但大部分項(xiàng)目是通過招標(biāo)程序完成的[18]。丹麥大型海上風(fēng)電場的建設(shè)模式為由丹麥國家電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)承擔(dān)并網(wǎng)工程，這大大減輕了開發(fā)企業(yè)的資金壓力。

2 海上風(fēng)電輸電技術(shù)方案探討與分析

2.1 海上風(fēng)電輸電技術(shù)方案

目前，海上風(fēng)電輸電技術(shù)方案主要包括三種：高壓交流輸電、分頻（低頻）交流輸電及高壓直流輸電[19]。

高壓交流輸電是絕大多數(shù)陸上風(fēng)電場并網(wǎng)的選擇，一般用于傳輸容量小、傳輸距離短的風(fēng)電接入系統(tǒng)，目前國內(nèi)主流均采用220 kV送出技術(shù)路線，500 kV交流海纜目前在海上風(fēng)電送出領(lǐng)域工程應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)較少，330 kV則是近期針對部分輸電距離超過50 km的海上風(fēng)電項(xiàng)目。

分頻（低頻）交流輸電是指在不提高電壓等級的前提下通過降低輸電頻率，減少線路的電氣距離，可以大幅度提高輸電能力，解決深遠(yuǎn)海風(fēng)電采用工頻交流送出受限問題。

高壓直流輸電系統(tǒng)中風(fēng)機(jī)發(fā)出的電能經(jīng)過匯集后接入海上柔直換流站，將交流電轉(zhuǎn)變?yōu)橹绷麟姾笏椭陵懮蠐Q流站，再將直流轉(zhuǎn)變?yōu)榻涣?，最后接入電網(wǎng)，多應(yīng)用于遠(yuǎn)距離、大規(guī)模輸電場景，國內(nèi)三峽如東海上風(fēng)電柔性直流輸電示范工程已于2021年12月25日投運(yùn)。

2.2 海上風(fēng)電輸電技術(shù)方案優(yōu)缺點(diǎn)對比分析

高壓交流輸電的優(yōu)點(diǎn)在于應(yīng)用案例多，建設(shè)難度較低，運(yùn)維、控保簡單，經(jīng)濟(jì)性好。其缺點(diǎn)在于：（1）長距離下電能質(zhì)量及過電壓問題較為突出，運(yùn)行損耗較大，輸電能力受限；（2）隨輸電距離增加，無功補(bǔ)償需求增加，相關(guān)投資明顯加大；（3）無法隔離與電網(wǎng)系統(tǒng)間的互相影響，易受到電網(wǎng)故障影響。

分頻（低頻）交流輸電的優(yōu)點(diǎn)在于：（1）減小輸電系統(tǒng)的阻抗，提高線路的輸電距離，平抑線路電壓波動(dòng)；（2）頻率降低能夠降低無功補(bǔ)償規(guī)模并延長輸電距離；（3）不需要建立海上換流站，運(yùn)行維護(hù)工作量及投資減少。其缺點(diǎn)在于：（1）變頻器造價(jià)相對較高，重量明顯增加；（2）變頻器諧波及電能質(zhì)量問題突出，難以適應(yīng)大規(guī)模送出要求；（3）集中控制對于風(fēng)速存在一定差異性的風(fēng)電場會(huì)導(dǎo)致電量損失；（4）目前對新型變頻器的研究還不夠深入，如何實(shí)現(xiàn)兩種頻率分量的解耦控制是亟需解決的問題。

采用高壓直流輸電的優(yōu)點(diǎn)在于[20]：（1）海上風(fēng)電場系統(tǒng)頻率不需要與陸上電網(wǎng)保持同步；（2）大容量長距離輸電具有技術(shù)優(yōu)勢；（3）能夠隔離海上風(fēng)電系統(tǒng)和陸上電網(wǎng)的故障，安全性高；（4）直流海纜造價(jià)和電能損耗最低；（5）直流電纜的傳輸容量高，海域占用小。其缺點(diǎn)在于：（1）需在海上裝設(shè)柔直換流站，設(shè)備多，尺寸大，一次投資成本高；（2）大容量高電壓等級海上柔直平臺安裝施工難度較大；（3）運(yùn)維內(nèi)容及難度更大，運(yùn)維及控保技術(shù)要求較高。

2.3 海上風(fēng)電輸電技術(shù)方案經(jīng)濟(jì)性研究

在技術(shù)基礎(chǔ)方面，交流送出方案具有技術(shù)成熟、工程經(jīng)驗(yàn)豐富的優(yōu)勢，但其電能質(zhì)量問題突出，用海面積大，運(yùn)行損耗大；分頻（低頻）輸電能夠降低無功補(bǔ)償規(guī)模并延長輸電距離，電能質(zhì)量問題有所改善，但該方案回路數(shù)多，用海面積較大，變頻器生產(chǎn)制造工藝不成熟；柔性直流輸電系統(tǒng)輸電能力強(qiáng)，電能質(zhì)量高，能夠?qū)崿F(xiàn)交直流隔離，但一次投資較大，專業(yè)技術(shù)要求高。

在經(jīng)濟(jì)性方面，以單個(gè)1 GW海上風(fēng)電廠，80 km輸電距離作為研究基礎(chǔ)，330 kV交流方案最優(yōu)，±320 kV 柔性直流方案次之，220 kV 交流方案較差。按照現(xiàn)有造價(jià)水平，220 kV交流送出方案與柔性直流送出方案等價(jià)距離在80 km以下，500 kV交流送出方案與柔性直流送出方案等價(jià)距離約80 km，330 kV交流送出方案與柔性直流送出等價(jià)距離在80 km以上。分頻（低頻）海上輸電技術(shù)在30～150 km的距離內(nèi)成本低于柔性直流。

3 海上風(fēng)電輸電技術(shù)應(yīng)用場景研究

結(jié)合海上風(fēng)電場容量和實(shí)際工程經(jīng)驗(yàn)，我國海上風(fēng)電輸電主要技術(shù)場景可分為以下4種：

1） 情景1：近海區(qū)單座風(fēng)電場交流海上輸電

單個(gè)海上風(fēng)電場（通常容量在500 MW以內(nèi)），風(fēng)電機(jī)組在海上匯聚并經(jīng)海上升壓站升壓，以傳統(tǒng)交流海底電力電纜輸送至陸上集控站，再以1～2回架空線路接入電網(wǎng)。接線結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。這一模式具有結(jié)構(gòu)簡單、技術(shù)成熟的優(yōu)勢，廣泛應(yīng)用于離岸距離較近的海上風(fēng)場。我國已投產(chǎn)的海上風(fēng)電場普遍采用這一模式。

圖1 情景1：單個(gè)風(fēng)電場交流輸電示意圖Fig.1 Scenario 1: schematic diagram of AC transmission of single wind farm

2） 情景2：遠(yuǎn)海區(qū)單座風(fēng)電場柔性低頻交流輸電

單座海上風(fēng)電場（通常容量在500 MW以內(nèi)），采用分頻（低頻）輸電模式送出，風(fēng)電機(jī)組在海上匯聚接入海上變頻站（或直接采用低頻風(fēng)機(jī)輸出低頻電力），以低頻交流電力電纜輸送至陸上變頻站，在陸上變頻為工頻電力后，再以1～2回架空線路接入電網(wǎng)。接線結(jié)構(gòu)示意圖如圖2所示。這一模式在長距離輸電上具有一定優(yōu)勢，但受海上風(fēng)電場發(fā)電量制約，缺乏規(guī)模效應(yīng)，對于遠(yuǎn)海海上風(fēng)電經(jīng)濟(jì)性較好，可作為科技項(xiàng)目，僅在歐洲北海上初期有一個(gè)海上風(fēng)電場應(yīng)用這一模式。

圖2 情景2：單個(gè)風(fēng)電場分頻（低頻）輸電示意圖Fig.2 Scenario 2: schematic diagram of frequency division (low frequency) transmission of a single wind farm

3） 情景3：近海多座風(fēng)電場交流送出陸上匯聚

多座海上風(fēng)電場海上升壓至220 kV后，以220 kV交流海底電纜送至陸地集控站匯集，再以220 kV或進(jìn)一步升壓至500 kV交流后接入陸上電網(wǎng)。多個(gè)風(fēng)電場交流陸上匯聚接線結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。這一模式與模式1類似，同樣具有結(jié)構(gòu)簡單、技術(shù)成熟的優(yōu)勢，以及便于工程擴(kuò)建。由于海底電纜輸送能力遠(yuǎn)小于架空線，在陸上站匯集規(guī)模較大時(shí)，這一模式可有效地節(jié)省輸電走廊占用，具有較高的社會(huì)、經(jīng)濟(jì)效益。隨著我國海上風(fēng)電開發(fā)容量的日益擴(kuò)大，連片開發(fā)的海上風(fēng)電項(xiàng)目大量采用這一模式。

圖3 情景3：多個(gè)風(fēng)電場交流送出陸上匯聚示意圖Fig.3 Scenario 3: schematic diagram of onshore convergence of AC transmission from multiple wind farms

4） 情景4：遠(yuǎn)海多座風(fēng)電場交流匯集柔直送出

多座海上風(fēng)電場（總裝機(jī)超過1 GW）海上升壓后以交流海纜送至海上柔性直流換流站匯集升壓，逆變?yōu)橹绷?，并以高壓直流海底電纜送至陸上換流站，逆變?yōu)榻涣骱蠼尤虢涣麟娋W(wǎng)。多個(gè)風(fēng)電場交流海上匯聚后柔直送出的接線結(jié)構(gòu)圖如圖4所示。這一模式在長距離、大容量輸電上具有優(yōu)勢，在海上輸電距離超過80 km時(shí)，經(jīng)濟(jì)性較好。在歐洲已有多個(gè)百萬級海上柔直平臺投入運(yùn)行。隨著我國海上風(fēng)電發(fā)展走向深遠(yuǎn)海域，開發(fā)容量也達(dá)到百萬級別，條件具備時(shí)，在海上直接匯集升壓統(tǒng)籌送出模式將是未來主發(fā)展方向，這一路線應(yīng)優(yōu)先考慮應(yīng)用。

圖4 情景4：多座風(fēng)電場交流匯集后柔直送出示意圖Fig.4 Scenario 4: schematic diagram of flexible and direct transmission after AC collection of multiple wind farms

針對分頻（低頻）輸電技術(shù)，現(xiàn)階段研究成果均針對800 MW以下風(fēng)電場進(jìn)行研究，超過1 GW的大型深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電采用分頻（低頻）輸電技術(shù)的可行性及經(jīng)濟(jì)性尚待研究，后續(xù)還需繼續(xù)研究針對大規(guī)模集中送出要求下的海上風(fēng)電分頻（低頻）輸電是否具備可行性。

4 海上風(fēng)電輸電商業(yè)模式可行性分析

4.1 按海上發(fā)電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)趨勢分析

根據(jù)測算，在保證海上風(fēng)電項(xiàng)目整體8%內(nèi)部收益率水平下，為滿足廣東海上風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)要求（按煤電標(biāo)桿電價(jià)0.453元/kWh測算），項(xiàng)目整體單位靜態(tài)投資成本變化關(guān)系如表1所示。

表1 深水區(qū)海上風(fēng)電單位靜態(tài)投資成本測算結(jié)果Tab.1 Calculation results of unit static investment cost of offshore wind power in deep water area

從表1可知，在固定收益率要求下，隨著海上風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)增加，海上風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)所需單位靜態(tài)投資增加幅度降低。若不將輸電環(huán)節(jié)從深水區(qū)海上風(fēng)電整體投資中剝離，按目前估計(jì)廣東深水區(qū)海上風(fēng)電 3 400～3 600 h 對應(yīng)的平價(jià)上網(wǎng)單位投資，深水區(qū)海上風(fēng)電實(shí)現(xiàn)平價(jià)仍有近4 000～5 000元/kW的差距，短期難以實(shí)現(xiàn)平價(jià)。在拆分海上發(fā)、輸電側(cè)環(huán)節(jié)后，發(fā)電側(cè)目前對應(yīng)單位投資約15 000元/kW，按照發(fā)電側(cè)實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)僅需在現(xiàn)有基礎(chǔ)上降低約2 000元/kW的單位投資即可實(shí)現(xiàn)，考慮剝離發(fā)、輸電側(cè)后，能夠優(yōu)先實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)平價(jià)，以下針對輸電側(cè)不同建設(shè)模式及技術(shù)方案降本展開分析。

4.2 輸電側(cè)不同建設(shè)模式及對應(yīng)方案成本計(jì)算分析

輸電側(cè)方面，采用不同建設(shè)模式將對應(yīng)不同的海上輸電技術(shù)方案，本節(jié)將以算例說明海上風(fēng)電輸電設(shè)施不同建設(shè)主體所采用的不同建設(shè)模式及其對應(yīng)的技術(shù)方案進(jìn)行比較分析。以1個(gè)5 GW海上風(fēng)電集群開發(fā)，平均輸電距離100 km進(jìn)行分析，海上輸電環(huán)節(jié)均考慮以海上柔性直流送出技術(shù)路線。擬訂方案如下進(jìn)行比較：

方案一：考慮現(xiàn)有主流建設(shè)模式，即各海上風(fēng)電發(fā)電商各自建設(shè)海上輸電設(shè)施，分散送出。對應(yīng)輸電方案為分別建設(shè)5個(gè)±250 kV 1 GW級海上風(fēng)電場柔直輸電系統(tǒng)，包含5座1 GW海上換流站、5座1 GW陸上換流站及各 100 km 直流海纜，采用 2 500 mm2直流海纜，如圖5所示。

圖5 分散式遠(yuǎn)海海上風(fēng)電接入方案示意圖Fig.5 Schematic diagram of decentralized offshore wind power access scheme

方案二：考慮由電網(wǎng)公司或其他聯(lián)合體統(tǒng)籌區(qū)域海上風(fēng)電整體建設(shè)海上輸電設(shè)施，進(jìn)行統(tǒng)一規(guī)劃統(tǒng)籌送出。對應(yīng)技術(shù)方案為 2座±500 kV 2 GW海上換流站、1 座±250 kV 1 GW 海上換流站，1 座 5 GW陸上換流站（含3個(gè)閥單元，容量分別是2 GW、2 GW 和 1 GW），采用 2 500 mm2直流海纜，如圖6所示。

圖6 集中式遠(yuǎn)海海上風(fēng)電接入方案示意圖Fig.6 Schematic diagram of centralized offshore wind power access scheme

參考現(xiàn)有柔直工程及直流海纜造價(jià)水平，兩方案造價(jià)成本對比情況如表2所示。從測算結(jié)果可知，集約海上及陸上送出匯集送出方式較分散式送出方式可降低約39億元投資，輸電環(huán)節(jié)造價(jià)可下降約20%，經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢明顯。

表2 單位靜態(tài)投資成本測算結(jié)果Tab.2 Calculation results of unit static investment

針對上述兩方案對輸電費(fèi)用進(jìn)行計(jì)算，按照目前西電東送國家核準(zhǔn)6.89%收益率下海上柔直輸電環(huán)節(jié)對應(yīng)的輸電價(jià)格，計(jì)算結(jié)果如表3所示。

由表3可知，采用方案二集約送出方式單位輸電過網(wǎng)費(fèi)較分散式送出降低0.023 4元/kWh（含稅價(jià)格），經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢明顯。此外經(jīng)初步估算，方案二較方案一在陸地?fù)Q流站用地面積、海上換流站用海面積、直流海纜用海面積分別可降低 20 hm2、3 hm2及1 400 hm2，極大地優(yōu)化利用了海上及陸上資源。在用海成本方面，方案二較方案一節(jié)省用海費(fèi)用約990萬元/年，資源集約利用及經(jīng)濟(jì)效益明顯。從上述基于不同主體的建設(shè)模式方案及其對應(yīng)技術(shù)方案來看，通過統(tǒng)籌規(guī)劃、集約開發(fā)指導(dǎo)，能夠在輸電環(huán)節(jié)顯著降低傳統(tǒng)分散式海上風(fēng)電海上及陸上送出環(huán)節(jié)的成本，從經(jīng)濟(jì)性及環(huán)境集約利用開發(fā)層面均具備可行性，適宜未來在大規(guī)模深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電開發(fā)的背景下采用。

表3 柔直輸電價(jià)格測算結(jié)果Tab.3 Price calculation results of flexible DC transmission

5 結(jié)論

本文首先對歐洲各國海上風(fēng)電發(fā)展現(xiàn)狀進(jìn)行了分析，并對現(xiàn)階段的海上風(fēng)電輸電模式進(jìn)行總結(jié)；然后以廣東省海上風(fēng)電為例，給出了4種海上風(fēng)電輸電技術(shù)應(yīng)用場景；最后對海上風(fēng)電輸電商業(yè)模式進(jìn)行了可行性分析。本文的主要結(jié)論如下：

1） 若不將輸電環(huán)節(jié)從深水區(qū)海上風(fēng)電整體投資中剝離，則按照目前估計(jì)廣東深水區(qū)海上風(fēng)電短期難以實(shí)現(xiàn)平價(jià)；在拆分海上發(fā)、輸電側(cè)環(huán)節(jié)后，預(yù)計(jì)“十四五”期間能夠?qū)崿F(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。

2） 相比于分散式開發(fā)，深水區(qū)海上風(fēng)電統(tǒng)籌集約式開發(fā)能夠在輸電環(huán)節(jié)顯著降低成本，從經(jīng)濟(jì)性及環(huán)境集約利用開發(fā)層面均具備可行性。