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摘要
現(xiàn)階段對海上風電經(jīng)濟性評估研究較少，而海上風電亟需經(jīng)濟性評估作為其大面積應用的基礎。立足海上風電項目的經(jīng)濟性，首先，梳理了海上風電場的組成及發(fā)展，分析目前海上風電的3類6種發(fā)展模式；接著，將海上風電項目全生命周期分為初始投資、運營維護及退役回收3個階段，分析各階段的成本并搭建其數(shù)學模型；然后，引入凈現(xiàn)值等6個經(jīng)濟指標評價了一個海上風電案例；最后，歸納海上風電當前發(fā)展及研究的不足，指明未來的研究方向，為海上風電更經(jīng)濟化的發(fā)展提供支撐和參考。
1 海上風電概況
海上風電在世界范圍內(nèi)發(fā)展迅速，裝機容量持續(xù)攀升。圖1展示了2015—2022年全球海上風電新增裝機及中國新增裝機占比情況。中國近年來新增裝機占比超過50%，已成為世界海上風電規(guī)模最大的國家。
圖1 海上風電年新增裝機總量與中國所占比重
Fig.1 Total annual installed capacity of OWP and its proportion in China
海上風電場主要由風電機組、輸電系統(tǒng)和儲能設備構(gòu)成。風電機組通過風能產(chǎn)生電能，并將電能通過輸電系統(tǒng)傳輸給負荷。隨著市場對負荷調(diào)節(jié)的需求，儲能等新設備也逐漸引入風電場。
1.1 海上風電機組
單個海上風機包括葉片、風機、塔筒和基礎。風機通過葉片將捕獲的風能轉(zhuǎn)化為電能。
隨著風機發(fā)電功率的增長，葉片的大小及材料性能要求也在逐漸升高。為減輕風能損耗，輕質(zhì)高強、耐腐蝕、可設計的復合材料是當今葉片材料的首選。塔筒為風機的支撐結(jié)構(gòu)，一般由空心管狀鋼材制成，其設計主要考慮風況、水況和葉片的長度?；A用以固定風機，其選材視風機所在環(huán)境而定。
自1991年世界首個海上風電場誕生，不斷發(fā)展的風機呈現(xiàn)葉片持續(xù)變長、風機尺寸日益增大且單機容量不斷增加的趨勢（見圖2）。2023年1月中國研發(fā)了單機容量18 MW、葉片長140 m的海上風機。
圖2 自1991年風機尺寸/容量的變化及展望
Fig.2 Changes & vista of fan size/capacity since 1991
海上風電的快速發(fā)展與經(jīng)濟的優(yōu)化密不可分。早期海上風電的發(fā)展很大程度依賴政府補貼，隨著補貼力度減小，風機容量和尺寸大型化成為促進海上風電降本增效的根本動力。文獻[21]探究得出海上風機的容量增加、體積變大促使成本降低的結(jié)論。文獻[22]計算了容量分別為70 kW、450 kW和1.5 MW的風機發(fā)電成本、經(jīng)營成本和保險費用，得出1.5 MW風機的上述3種成本分別僅占70 kW風機的1/2，1/3和不到1/3。同樣容量的風機為捕獲更多的風能，可使用更大的葉片。以單機3 MW、葉片長55 m的風機為例，若葉片加長5 m，則掃風面積可增加0.81 m2/kW，年利用小時數(shù)增加208 h?？梢?，容量及葉片的大型化能有效降低風機成本，提高海上風電的收益。
風機的高速發(fā)展同樣也促進了技術的革新。鼠籠異步式風機是最早期廣泛應用的高轉(zhuǎn)速、小尺寸風機，但由于其缺乏無功調(diào)節(jié)能力、難以應對故障后的電壓恢復而被性能更優(yōu)的雙饋風機取代。容量5 MW以下雙饋風機經(jīng)濟性好、技術成熟、造價低，但在高速運行時其傳動齒輪箱易出現(xiàn)過載問題。直驅(qū)式風機較好地解決了過載問題，具有很強的低電壓穿越能力，故障率低，但難以消除大型化發(fā)展中重量陡增、運輸不便等問題，且對稀土永磁材料依賴性強，造價居高不下。隨著研究的深入，無齒輪增速的半直驅(qū)永磁風機兼顧了雙饋與直驅(qū)式風機的特點，規(guī)避了二者在發(fā)展中的缺點，受到廣泛重視，但技術尚不如雙饋和直驅(qū)式成熟?，F(xiàn)有海上風機主要以雙饋和直驅(qū)式為主，而半直驅(qū)式風機已有取代雙饋風機的趨勢。2022年歐洲新增海上風機全部為直驅(qū)式與半直驅(qū)式。
1.2 海上風電輸電系統(tǒng)
海上風電并網(wǎng)輸電系統(tǒng)如圖3所示。
圖3 海上風電3種并網(wǎng)輸電技術拓撲
Fig.3 Topology of 3 grid-connected transmission technologies for OWP
1）高壓交流輸電（high voltage alternating current，HVAC）。HVAC電能輸送方式簡單，技術相對成熟。但電壓等級的升高會加大海底電纜的電流，進而導致電纜電容和功率的變化，使損耗劇增。故HVAC的傳輸距離較短，一般適用于400 MW以內(nèi)、離岸70 km內(nèi)的海上風電場。通過無功補償可延長傳輸距離，但受電纜載荷量的約束，補償效果有限。目前HVAC依舊為近海輸電的主要方法。
2）高壓直流輸電（high voltage direct current，HVDC）。HVDC通過換流站將海上風電輸出的交流電轉(zhuǎn)換成直流，經(jīng)海底電纜傳輸?shù)疥懙卦倌孀優(yōu)榻涣?。HVDC規(guī)避了電纜電容的影響，在遠距離、大容量海上風電輸送中起到重要作用。然而，HVDC需要在海上建設造價昂貴的換流站，建造和運維都較為困難，且多步換流必將導致?lián)p耗的增加。目前該技術在世界各國的深遠海項目中有較多應用。
3）分頻輸電（fractional frequency transmission system，F(xiàn)FTS）。FFTS通過降低輸電頻率（如50/3 Hz）顯著提升交流輸電的容量與性能，降低傳輸損耗，大大延長了電能的傳輸距離，且不需要建設海上換流站，建設維護成本介于HVDC與HVAC之間，適用于離岸70 km以上的海上風電場。
表1對比了3種輸電技術經(jīng)濟性差異。
表1 海上風電3種并網(wǎng)輸電技術經(jīng)濟對比
Table 1 Comparison of 3 grid-connected transmission technologies and economies for OWP
1.3 儲能及其他設備
間歇性風能導致電能供需不匹配是海上風電的發(fā)展瓶頸。儲能技術使風電的靈活性大增，其削峰填谷的能力也有所加強。因海洋位置的特殊性，常見儲能技術中的機械儲能和電化學儲能被認為具備海上發(fā)展條件，且具有少量試點。
機械儲能包括抽水蓄能和水下壓縮空氣儲能等。抽水蓄能利用風電抽水儲存水的位能，目前最為經(jīng)濟、成熟，但約70%的抽蓄效率比其他儲能略低；水下壓縮空氣儲能利用水壓和風電驅(qū)動壓縮機壓縮空氣并存儲內(nèi)能，效率和安全性都很高，僅憑借海底靜壓就可將壓縮氣體長時間保存，是多數(shù)海上風電儲能試點的選擇之一。
電化學儲能一般指電池儲能，常見的有鉛酸、鋰離子、磷酸鐵鋰電池等。鉛酸電池使用最早，現(xiàn)已被能量密度為其3~4倍的鋰離子電池取代。鋰離子電池在小型儲能中應用廣泛，但其經(jīng)濟性在大型儲能中表現(xiàn)不佳。磷酸鐵鋰電池具有“寬溫域、高安全、長壽命、低成本”的特點，轉(zhuǎn)化效率最高達90%，被業(yè)界廣泛使用，最具發(fā)展前景。
雖然大規(guī)模的儲能技術目前尚不成熟，設備的經(jīng)濟性有待考證，但其對海上風電整體項目的調(diào)節(jié)與緩沖有較強的正面作用，這也是諸多風電場逐步引入儲能設備的原因之一。
除儲能外，海上風電場還可能有制氫、淡化海水等其他設備。但上述設備并非風電場的必要設備，且鮮見于現(xiàn)有的風電場，屬附加設備。
2 海上風電發(fā)展模式
海上風電的發(fā)展，按不同原則可將其分為近海與遠海、淺海與深海、單一和綜合的3類6種發(fā)展模式。
2.1 近海模式與遠海模式
海上風電按離岸距離是否大于50 km分為遠海模式和近海模式。這2種模式主要區(qū)別于風能資源、機組的建造維護難度以及電能傳輸。
早期海上風電較多地借鑒陸地風電的經(jīng)驗，選址于建設相對容易且風資源豐富的近海。由于靠近陸地負荷，電能傳輸距離也短，HVAC技術也隨早期海上風電項目逐漸成熟。
隨著近海風電資源趨近于飽和，越來越多的國家將目光投向面積更廣、風資源更豐富的遠海，如英國離岸131~290 km的Dogger Bank、中國離岸100 km以上的“海油觀瀾號”風電平臺。遠海環(huán)境更加穩(wěn)定，對風電項目的經(jīng)濟化發(fā)展有利，遠?？梢匝娱L風電機組運行壽命。但遠海也意味著建設、運維困難，電能傳輸需選擇造價昂貴的HVDC技術。
2.2 淺海模式與深海模式
海上風電根據(jù)海底的深度是否大于50 m劃分為淺海模式和深海模式。目前大約80%的項目集中在淺海。深海與淺海風機的主要區(qū)別在于機組基礎，分為漂浮式和固定式2類，如圖4所示。
圖4 海上風機基礎及適用水深
Fig.4 Foundations of offshore wind turbine and their suitable water depth
2.2.1 淺海模式與固定式風機
淺海區(qū)往往同時是近海區(qū)，發(fā)展與近海模式大致相同。較為簡單的施工條件和較低的經(jīng)濟成本是風電項目多選擇淺海的主要原因。
淺海區(qū)風電機組基礎主要采用固定式，如圖4所示。單樁式使用混凝土管道或鋼管固定機組，重力式利用底部大而沉的裝置重力鉚定自身。這2種基礎結(jié)構(gòu)最簡單、造價較低，多見于水深25 m內(nèi)的風電場，如Arklow Bank（愛爾蘭）和Vindeby（丹麥）。陸地風電也多有采用這2種基礎，但海上風電有沉下水面部分，塔筒較海上風機短。
為克服上述基礎隨海洋深度增加出現(xiàn)的穩(wěn)定性問題，通常以輔助結(jié)構(gòu)加強支撐：三腳架式利用輕質(zhì)三角鋼架固定風機；管架式采用細長的管狀鋼構(gòu)成桁架塔，底部用3~4個樁固定；三樁式則利用從基礎延伸到水面以上的三腳鋼框架連接并支撐塔筒。對比而言，三腳架式和管架式都加強了整體的穩(wěn)定性，目前在水深20~50 m的項目有較多使用，分別如Alpha Ventus （德國）和Ormonde （英國），管架式結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性更強但也更復雜；三樁式穩(wěn)定性雖然稍差，但能適應更深的海洋，目前僅有德國在水深30~50 m的Bard 1風電場使用。
2.2.2 深海模式與漂浮式風機
深海風資源異常豐富，全球超80%的風資源都在水深大于40 m的區(qū)域，但深海壓強與暗流等問題較淺海嚴重，采用固定式基礎的成本將異常高昂。為此，深海區(qū)主要采用如圖4所示的漂浮式基礎。半潛式用懸鏈線固定為風機提供支撐的漂浮三角形或矩形平臺；張力腿式通過張力桿固定在水面之下的浮動平臺；浮筒式利用封閉的長鋼桶使風機漂浮，底部用懸鏈線固定。3種結(jié)構(gòu)采用不同的方法使風機漂浮于海面上，并通過懸鏈線或張力桿實現(xiàn)風機位置的固定，分別在葡萄牙、意大利南部Blue H、挪威Hywind風機有應用實例。
基于上述分類，4種發(fā)展模式與風機基礎和輸電技術的關系如圖5所示（矩形落在2種模式構(gòu)成的象限內(nèi)表示該技術/基礎適用于該模式）。
圖5 海上風電發(fā)展模式與風機基礎/輸電技術的關系
Fig.5 Relationship between OWP development models and wind turbine foundations/transmission technologies
2.3 單一模式與綜合模式
目前海上風電有單一發(fā)展和綜合發(fā)展2種模式。單一模式僅有風機發(fā)電；綜合模式是風電場與其他產(chǎn)業(yè)結(jié)合，如養(yǎng)殖、制氫等。
2.3.1 單一模式
海上風電長期以來都是以單一模式發(fā)展。該模式依靠運營發(fā)電獲取收入，同時享受政府的長期補貼。隨著風電平價上網(wǎng)的政策導向和補貼力度的減小，單一模式產(chǎn)生的收益在全生命周期內(nèi)可能無法回收所有成本；項目所在海域并無其他收入，這對廣闊的海洋會造成一定的資源浪費。
2.3.2 綜合模式
1）與海洋牧場結(jié)合。
一般10 MW風機葉片直徑可達204 m，海上風機的安全距離至少為扇葉直徑的3~4倍，廣闊的風電場蘊含著大量的海洋資源。為提升風電場經(jīng)濟收益，海上風電場與海洋牧場結(jié)合養(yǎng)殖的有魚類、貝類和藻類3種。
海上風電場養(yǎng)殖魚、貝類可行并已有先例。文獻[49]研究得出大部分魚類僅在風速12 m/s時距風機10 m的范圍內(nèi)會受到影響，但不會導致死亡率和健康程度的改變。文獻[50]通過驅(qū)動自養(yǎng)生產(chǎn)指數(shù)等因素方法，研究并確定了丹麥海上風電場與貝類養(yǎng)殖的最佳水域，并通過試點養(yǎng)殖使項目產(chǎn)生正向收益。英國North Hoyle、德國Meer-wind海上風電場等聯(lián)合大型漁業(yè)公司發(fā)起多個項目試驗，為海洋牧場的推廣積累了經(jīng)驗。
投放人工造礁不僅能提供良好的藻類食物來源，還是修復海底生態(tài)、塑造海洋生物多樣性和增加風電項目額外創(chuàng)收的重要方法。藻類的投放會增加聯(lián)合管理的成本和難度，文獻[52]針對海上風電場養(yǎng)殖海藻所面臨的風險提出了相應的應對策略，對便捷化管理、經(jīng)濟營收提供重要理論和依據(jù)。
由于缺乏聯(lián)合運維經(jīng)驗，國內(nèi)鮮有海洋牧場案例。但這種發(fā)展模式將對養(yǎng)殖創(chuàng)收、提高風電場經(jīng)濟性提供極大幫助，是未來的發(fā)展方向之一。
2）與制氫結(jié)合。
氫能是未來的清潔能源，在燃料、交通和化工領域有廣泛用途。但海上風電的飛速發(fā)展所帶來的消納困難、棄風限電等問題嚴重制約了自身的健康運行，而海洋充足的水資源蘊含著大量氫能源，恰好為海上風電制氫提供了保障。
海上風電制氫模式有利于提升項目總體經(jīng)濟效益。文獻[54]通過與單一模式的場景對比得出，海上風電制氫自2023年（2020年投產(chǎn)）起將呈現(xiàn)不斷增加的經(jīng)濟優(yōu)勢；文獻[55]使用成本現(xiàn)值和投資回收期評估2030年愛爾蘭東部海上風電制氫的預期經(jīng)濟性，得出當年可實現(xiàn)綜合發(fā)展雙盈利的結(jié)論。
目前風電與制氫綜合發(fā)展的有并網(wǎng)與非并網(wǎng)兩大類。按照電解槽所在位置又可細化為如圖6所示的5種發(fā)展模式。
圖6 海上風電制氫的5種發(fā)展模式
Fig.6 Five development models of hydrogen production from OWP
2種并網(wǎng)制氫模式皆利用風電的余電制氫。前者目前技術最為成熟，電解槽直接與電網(wǎng)相連，可利用風電或電網(wǎng)余電制氫，距消費終端近，H2運輸成本低；但配套海底電纜的建造會使成本劇增，僅適合近海發(fā)展；后者提供了余氫燃燒向電網(wǎng)供電的選擇，可在電力負荷亟需用電時反向供電，但對海上平臺儲氫能力要求大，目前存在綠氫用戶尚未落實、能量轉(zhuǎn)化率低等問題。
3種非并網(wǎng)制氫模式通過風電與電解設備的直連，消除風電對電網(wǎng)的沖擊，實現(xiàn)風電的100%利用。前2種模式直接通過海上/陸地平臺電解水并運輸氫氣，在氫氣運輸和電能傳輸成本互有長短；后一種模式將電解槽集成到海上風機的塔筒內(nèi)、機組底部或漂浮式基礎上，利用風電直接制氫，節(jié)約了海上電解平臺建造成本，但也最具挑戰(zhàn)性，2021年西門子歌美颯、ITM Power專門啟動該模式的可行性評估。非并網(wǎng)制氫模式目前多處于研究階段，但其本身不受并網(wǎng)條件約束，無需置辦并網(wǎng)設備，節(jié)約了大量成本，為風電消納提供了新的有效途徑。
此外，海上風電還有其他綜合模式，如海水淡化、利用風電進行能源轉(zhuǎn)化的“Power to X”等；亦有將綜合模式再綜合的案例，如2022年8月陽明集團在廣東建設了中國首個“海上風電+海洋牧場+風電制氫”融合項目。但上述的其他綜合模式大多處于理論和少量實驗階段，發(fā)展尚不完善。
相較于單一模式，綜合模式彌補了其經(jīng)濟上和空間利用上的缺陷，經(jīng)濟優(yōu)勢明顯。隨著技術的不斷成熟，綜合發(fā)展模式將在有限的空間內(nèi)進一步降低海上風電項目成本、創(chuàng)造更多經(jīng)濟營收。
3 基于LCC的海上風電項目經(jīng)濟評估
海上風電項目的經(jīng)濟評估建立在LCC和收益之上。LCC指項目新建開始，在風機設計壽命內(nèi)包括設計、制造、維護等所有直接或間接費用折現(xiàn)值總和；收益為上網(wǎng)電量與單價之積。本章介紹海上風電項目LCC模型及經(jīng)濟指標，并評估中國粵西一個海上風電實例。
3.1 海上風電全生命周期與成本模型
海上風電項目的平均壽命為20~30年。在其全生命周期按時間先后可概括分為前期的初始投資階段、投資建成后的運營維護階段以及運營結(jié)束的退役回收階段，每階段細化為具體的投資項。對應于海上風電全生命周期的3個階段，項目的LCC可分為初始投資成本、運營維護成本和退役回收成本，各成本構(gòu)成及占比如圖7所示。
圖7 海上風電場LCC構(gòu)成
Fig.7 LCC composition of offshore wind farms
3.1.1 初始投資階段
海上風電的初始投資階段主要包括項目規(guī)劃、招標采購、安裝調(diào)試，分別按照“組成→成本分析與建?！钡捻樞蛘归_敘述。
1）項目規(guī)劃。
項目規(guī)劃是海上風電項目的準備階段，包括海上風電場選址、風資源調(diào)研與產(chǎn)能評估、可行性評估及項目審批。先根據(jù)調(diào)研結(jié)果，對比資金儲備和產(chǎn)能確定初步規(guī)劃。然后，進行經(jīng)濟性、技術性的可行性調(diào)研與分析，最后著手項目審批及后續(xù)建設的準備工作。
項目規(guī)劃成本取決于海上風機的容量與項目規(guī)模，可用裝機容量的線性關系計算。此外，該環(huán)節(jié)所需的法律審批、應急救援等資金也可用裝機容量的函數(shù)表示。同時，應考慮風場所在地區(qū)、政策要求等。項目規(guī)劃階段在LCC中占比不足1%，因此多數(shù)學者在研究時只做粗略估算。
2）招標采購。
項目通過公開招標、中標確定最終的施工單位。根據(jù)規(guī)劃階段的調(diào)研結(jié)果，擬定建設所需的材料，按照項目需求采購對應類型和數(shù)量的風機。
采購是該部分的成本來源。海上風電場輸電需要敷設海底電纜和建造海上平臺、換流站、變電站等，因此需要考慮建造換流站等電力設備以及監(jiān)控系統(tǒng)等成本；同時，當海上風電場所在海域情況更復雜時，電纜及監(jiān)控系統(tǒng)的建設成本會隨之增加。招標采購階段的總成本為上述成本。
風機成本可用其設計功率的函數(shù)進行估算。但該方法僅考慮輸出功率與成本的關系，忽略了其組成部件的成本分配。美國可再生能源實驗室提出一種風機關鍵部件成本模型，文獻[61]在此基礎上考慮了風機的詳細成本，提出進一步實現(xiàn)最佳額定功率和風速匹配獲得最低成本的數(shù)學方法，但二者皆未考慮不同類型風機與齒輪箱的成本構(gòu)成等問題，模型尚存不足。
監(jiān)控系統(tǒng)的成本一般用風電場的總?cè)萘?、功率和面積線性表示。海上平臺、換流站等電力設備成本分別與海上風電場額定容量、主變壓器額定容量和電纜的額定電流、功率有關，使用生成函數(shù)并通過數(shù)學推導即可推算出所需成本，計算簡便，但未考慮地區(qū)差異可能對成本帶來的影響?；A架構(gòu)成本計算通式為
式中：A、B、C和D為查表可得的特定條件參數(shù)，僅計算電纜成本時C≠0；S為海上風電場額定總?cè)萘浚籌n為電纜的額定電流。
3）安裝調(diào)試。
安裝調(diào)試階段主要進行基礎施工、海底電纜敷設、風機安裝、監(jiān)控系統(tǒng)接入、風電場并網(wǎng)和設備調(diào)試。風電場施工受海邊天氣多變影響較大，工期一般較陸上風電場長。為確保設備的協(xié)調(diào)運行，施工結(jié)束后需進行調(diào)試工作，最后再統(tǒng)一竣工驗收。
安裝調(diào)試成本C3為
式中：C31~C35分別為材料運輸成本、船只使用成本、項目施工成本、安裝成本和保險成本。
C31~C34與風電場規(guī)模、離岸距離、總施工時間等有關，C35與投保費率相關。文獻[65]分析了使用不同船舶（C32）對海上風電場安裝調(diào)試成本影響。文獻[66]對安裝總時間進行分類，根據(jù)分類時間和船只日費用率提出C33和C34的模型。海上風電場需考慮深遠化發(fā)展，隨著水深和離岸距離增大，C31~C34都會相應增大。對比固定式海上風機，在深遠海安裝浮式風機可在降低施工難度的同時節(jié)約成本。
安裝調(diào)試費受環(huán)境因素影響較大，但可根據(jù)風電場布局、風機型號及容量、施工運輸、監(jiān)控系統(tǒng)設計等來準確計算。相較于陸上風電場，海上風電場施工與安裝受影響因素較多，成本更大，占總投資30%以上，而陸上風電場僅為10%左右。
綜上分析，用C1、C2分別表示項目規(guī)劃、招標采購成本，則初始投資階段成本Corigin為
3.1.2 運營維護階段
運營維護指海上風電場投入使用、管理與維護，是LCC的最主要來源。臺風等海洋環(huán)境因素會影響機組的可靠性，一定程度上決定了該階段的成本和收益情況，因此該階段主要目標是減少運營成本，增加可靠性以提高收入。通過尾流控制、故障智能診斷與維護等運維技術可提升可靠性。隨著研究的深入與技術的改進，近年來，海上風電的運維成本已下降45%。
運維成本COM為
式中：C4為固定支出成本；C5為故障維修成本。
固定支出包含設備定期維護、風電場租賃與管理和線路傳輸損耗。前二者是取決于項目運維方案的常數(shù)，后者可由損耗率和輸電量確定。故障維修成本取決于設備故障率、年利用小時數(shù)、離岸距離和海域天氣，可用其函數(shù)進行線性估算。
運維總成本取決于風電場所在位置、運維策略和風機類型，多不確定因素下的運維成本受到業(yè)界廣泛關注。文獻[71]分析計及天氣可達性的Anylogic平臺運維成本，側(cè)重天氣對運維影響，提出包括停機時間、損失電量在內(nèi)的運維成本計算，評述了運維的經(jīng)濟效益，但未給出后續(xù)的優(yōu)化方案；文獻[72]綜合多種影響要素，量化了影響海上風電運維的多成本要素，細化了運營維護成本的構(gòu)成，但缺少對全程運輸、倉儲等成本的考量，難以實現(xiàn)普適性。
海上風電的運維成本因氣候而具有波動性。通過天氣預報和歷史數(shù)據(jù)進行短期預測來優(yōu)化運維的辦法可以有效降低成本估算復雜度。值得肯定的是，運維初期成本在整個生命周期較高，之后會隨時間逐步降低直至平穩(wěn)。
3.1.3 退役回收階段
風電機組達到使用壽命后進入退役階段。目前機組有2種退役方式：一是完全退役，即所有部件、基礎被拆卸處理；另一種是非完全退役，即拆舊更新，廢料用于市政建設，原風電場地用于養(yǎng)殖業(yè)等改造建設。本文主要研究完全退役回收。
退役回收成本Cretire為
式中：C6~C9分別為風電機組的拆卸、廢舊設備運輸、場地清理和回收利用成本。
風電機組的拆卸成本與安裝成本有關，可用風機和監(jiān)控系統(tǒng)的安裝成本按比例估算。運輸成本包括海運和陸運，通過船舶/車輛的租賃與折舊成本計算。文獻[74]提出并驗證了基于船舶使用的風電場拆除與運輸成本估算模型，但未考慮清理場地和回收成本，模型尚存不足。場地清理成本取決于其建筑面積；回收利用成本取決于廢棄材料的回收方式，目前有物理回收和化學回收2種方式。通過回收能獲得Fe、Cu等金屬和珍貴的稀土元素。文獻[75]指出包括風電基礎在內(nèi)，海上風場回收得到的收益將接近退役回收總成本的20%，因此回收所得的收益不可忽視。
海上風電退役回收成本的影響因素很多，其模型的構(gòu)建具有很強的非線性和不確定性。鑒于退役成本在LCC中占比較小，許多學者通常使用線性化的方法進行處理。
3.2 評價指標與案例
經(jīng)濟評估在于衡量海上風電項目投入與收益的基本關系。通過不同指標體現(xiàn)項目內(nèi)部之間的差異，突出不同生命階段的占比，為經(jīng)濟性優(yōu)化指明方向。一般來說，常用的經(jīng)濟指標有：成本現(xiàn)值（present value of cost，PVC）、凈現(xiàn)值（net present value，NPV）、投資回收期（payback period，PBP）、內(nèi)部收益率（internal rate of return，IRR）、投資回報率（return on investment，ROI）、平準化能源成本（LCOE）等。這些指標分別從投資成本和收益的角度量化海上風電項目的經(jīng)濟化程度。文獻[77]通過文獻主題和關鍵詞統(tǒng)計分析得出，LCOE、PBP和ROI在評估風電項目時被廣泛使用，并取得良好效果。
成本現(xiàn)值（PVC，用O表示）指海上風電項目周期的全部成本?？紤]到通貨膨脹和利率變化等經(jīng)濟因素，成本現(xiàn)值O為
式中：i為通貨膨脹率；k為利率；Ts為風電場設計壽命；V為退役風電場的剩余價值。
凈現(xiàn)值（NPV，用P表示）代表考慮海上風電項目從投資開始現(xiàn)金流的折算凈值，可表示為
式中：Rt和Et分別為第t年的收入和成本；G0為Corigin與第n–1年的C6之和；r為折算到當年現(xiàn)金流的成本折算率。
特別地，當P=0時，r就是項目內(nèi)部預期收益率（IRR，用Q表示），即有
投資回收期（PBP，用R表示）表示收回項目投資成本的時間。從是否考慮設計壽命和時間成本的角度出發(fā)，回收期還可分為靜態(tài)回收期和動態(tài)回收期，二者回收時間t皆需滿足式（8）。
投資回報率（ROI，用S表示）反映項目的獲利程度，可表示為
式中：EBIT為經(jīng)營期間平均稅前利潤；Call為風電項目實際使用壽命內(nèi)的總成本。
考慮到海上風電項目LCC以及總電能產(chǎn)生的比值，平準化能源成本（LCOE，用T表示）可表示為
式中：N為風電項目的實際壽命；EEt為第t年的年發(fā)電量。
表2對比了上述指標的優(yōu)缺點。對于項目投資者而言，當計算所得PBP小于20，IRR和ROI為正數(shù)時項目可以在回收成本的同時創(chuàng)造收益，同時更低的LCOE和更高的IRR、ROI值更受青睞。
表2 海上風電經(jīng)濟評估的6個指標比較
Table 2 Comparison of 6 indicators for economic evaluation of offshore wind power
為更好地體現(xiàn)海上風電項目經(jīng)濟效益，以一個案例說明LCC經(jīng)濟評估的作用。
中國粵西某海上風電場的裝機規(guī)模300 MW，水深28~32 m，離岸距離31 km，年利用小時數(shù)2890h，年發(fā)電量約為8.67億kW·h，擬投入運營20年?；鶞孰妰r和補貼電價分別為0.453和0.397元/(kW·h)，年補貼小時數(shù)2600h?？紤]項目有無補貼時的年發(fā)電收入分別約為70241.1萬元和39275.1萬元。
據(jù)測算，項目規(guī)劃費用約6570.8萬元；招標采購費321760萬元；安裝調(diào)試總成本約219210萬元（其中安裝費約181342.1萬元）；根據(jù)式（3），初始投資成本約547540.8萬元。年均固定支出和運營維修費分別約277元/kW和150元/kW，由式（4）可得總運維成本約25.62億元。6 MW風電機組及海底電纜的拆卸費用分別約為300萬元/臺、50萬元/km，預估退役回收階段的拆除成本為3.17億元。鑒于部分數(shù)據(jù)仍處于保密階段，計及未公開數(shù)據(jù)的成本，結(jié)合式（8）（10），得到部分經(jīng)濟指標計算結(jié)果如表3所示。
表3 粵西某海上風電項目的部分經(jīng)濟指標
Table 3 Some economic indicators of western Guangdong OWP projects
從結(jié)果上看，該項目無論有無補貼都能實現(xiàn)盈利，且LCOE相同。結(jié)合式（10），LCOE僅與年發(fā)電量等4個因素有關，故有無補貼并不影響其變化。無補貼時IRR僅3.29%，不足有補貼時的50%，且PBP接近風機的退役年限，基本不具備平價上網(wǎng)的條件。而有補貼能將PBP縮短6.53年，在于補貼電價高、時長長，年補貼量達無補貼時收入的79%。隨著海上風電產(chǎn)業(yè)和技術的成熟，LCOE逐漸下降。因此，在風電平價去補貼化上網(wǎng)的未來，海上風電項目更加需要開拓新的產(chǎn)業(yè)，謀求更多收益。
4 未來的發(fā)展建議與思考
4.1 未來發(fā)展趨勢
1）風機大型輕量化。
如今，海上風機正朝著大型化穩(wěn)步發(fā)展。為降低大型風機維護成本，未來宜發(fā)展半直驅(qū)技術。半直驅(qū)風機的齒輪箱比直驅(qū)風機更簡單，磁極數(shù)更少，故障率更低，機艙重量顯著降低，是發(fā)展更大功率機組的首選。
但風機體型并非越大越好。大型風機有著更大的重量、陣風載荷和運行雷諾數(shù)，同時伴隨著更強烈振動和疲勞載荷，對建造材料及制造工藝也提出了更高的要求。材料方面，碳纖維較玻璃纖維更符合風機輕量化的發(fā)展；工藝方面，與傳統(tǒng)的灌注成型相比，拉擠成型的成品具備的力學性能更佳。風機葉片采取柔性仿生等設計可提高其力學性能，但隨之增加的材料及工藝的成本問題難以攻克。因此，加快研發(fā)低成本且力學性能更優(yōu)的材料及配套工藝，將對海上風電降本增效做出巨大貢獻。
除此之外，海上漂浮式風機的推陳出新為未來的發(fā)展提供了無限可能。2022 年，SeaTwirl公司在挪威建造了 1 MW 浮動垂直軸風機，垂直軸風機不需要偏航系統(tǒng)，風機尾流不會互相影響，便于更加緊密的部署，且大規(guī)模海上垂直軸風電場的發(fā)電效率更高；2022年9月明陽智慧能源集團股份公司推出Ocean X雙轉(zhuǎn)子共用塔筒的漂浮式風機；2023年PivotBuoy推出的無塔筒浮式風機X30比漂浮式輕80%、總成本低50%等（見圖8），為海上風電的發(fā)展提供更多的方案與思路。
圖8 3種新型海上漂浮式風機
Fig.8 Three new types of floating offshore wind turbines
2）風場深海遠洋化。
海上風電逐步走向遠海的同時應更注重向深海地區(qū)發(fā)展。根據(jù)海洋深度和離岸距離來選擇適宜的基礎是未來發(fā)展的需求，深海區(qū)主要以漂浮式風機為主，半潛式的建設較其他基礎容易且成本更低，經(jīng)濟性最優(yōu)，在深遠海最具潛力。
遠海風電過長的輸電線路使電纜等成本及電能損耗劇增，應對比選擇更經(jīng)濟的電能傳輸方式。FFTS技術在海上風電場的投資與維護費用比HVDC更低，在遠海輸電的更具經(jīng)濟優(yōu)勢。此外，受FFTS啟發(fā)，頻率更低的低頻輸電技術（LFAC）可能更具經(jīng)濟性，極具未來研究價值。
單一輸電方式在技術上和經(jīng)濟上尚存局限。結(jié)合HVDC在遠海輸電的優(yōu)勢，考慮FFTS與其在線路長度、功率上的合理配置，甚至與儲能等相結(jié)合，也是未來實現(xiàn)海上風電經(jīng)濟最大化的關鍵之一。
3）產(chǎn)業(yè)多元智能化。
海上風電單一模式在經(jīng)濟上是欠缺的。海上風電聯(lián)合其他產(chǎn)業(yè)的綜合模式對提高風電利用率、緩解消納問題有重要意義。
隨著人工智能的發(fā)展，將其與海上風電項目結(jié)合，將事半功倍。綜合運維管理是當前海上風電綜合模式面臨的難點，可將人工智能等技術融入海上風電項目，利用無人機等建立智能感知管理系統(tǒng)，實時高效監(jiān)測整個聯(lián)合運維項目，節(jié)約運維成本。但同時也要考慮與海上風電聯(lián)合運營的兼容性，最大程度創(chuàng)造共贏局面。
4.2 海上風電全生命周期經(jīng)濟化展望
初始投資階段各部分的成本已具備相對穩(wěn)定的體系。但目前許多成本模型的搭建主要采用風機外部額定功率的函數(shù)擬合，尚無風機內(nèi)部部件的詳細成本建模。研究并細化至機組內(nèi)部的詳細成本模型，屆時將有力促進對大型風電機組內(nèi)部的參數(shù)優(yōu)化和經(jīng)濟性提升。海上風機所面對的環(huán)境比陸地惡劣，可以通過噴涂表面涂層的方式增加風機的抗腐蝕性和自清潔能力。同時，加快新材料的研發(fā)和推動風電規(guī)?；l(fā)展將會在降低項目初始投資成本上做出巨大貢獻。
運營維護階段的經(jīng)濟性有很大的優(yōu)化空間。如風機會因惡劣天氣影響、維護船只的運輸、設備檢修而停機，停機時間的組成現(xiàn)已細化，但未明確具體的時間和損失發(fā)電量；風機受天氣、風能等因素的影響，目前近海區(qū)域?qū)@些因素的評估多基于歷史觀察，如何實現(xiàn)不同時間跨度的風能預測、合理安排風機的啟停將對市場應用和系統(tǒng)安全提供重要支撐。
運營階段元件的故障將會使系統(tǒng)停機，有針對性地定期保養(yǎng)電氣元件與結(jié)構(gòu)、提升相應技術手段對提升海上風電項目的經(jīng)濟性具有重要意義。加強運維將可延長機組運行壽命3~10年，通過海上風電與人工智能等結(jié)合將很大程度上優(yōu)化運營過程中的檢修與維護。此外，深遠海運營過程中宜選用降頻、柔直與其他綜合的輸電方式提高輸電線路傳輸容量，減小傳輸損耗。
退役回收階段的最大問題在于合理地回收、配置資源。一些海上風電項目的基礎設施（如變電站、管理平臺）在風機退役后仍能繼續(xù)工作，但由于退役成本過大，許多國家海上風電場的最終歸宿是被直接廢棄，使得相關海域和材料被浪費。另外，廢棄的場地無人管理，亦對海洋環(huán)境造成極大污染。因此，從經(jīng)濟和環(huán)保角度建立合理的風機退役及后處理策略，對可持續(xù)發(fā)展將會起到重要作用。
海上風電項目的評估不應局限于經(jīng)濟層面，亦要著眼于諸如減少碳排放、促進可持續(xù)發(fā)展的社會效益，使同一項目獲得更多層面的回報。
注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。
