评估空间约束对海上风电技术经济潜力的影响——以哥伦比亚加勒比海为例

《Energy Conversion and Management-X》：Assessing the impacts of spatial constraints on the techno-economic potential of offshore wind energy: A case study of the Caribbean Sea, Colombia

　　

摘要：海上风电资源可能受到技术、环境及社会经济多重约束的影响。若将此类约束视为严格排除区(Exclusion Zone)，可用于风电开发的区域将显著缩减，进而影响能源产出潜力、项目可行性，并在部分情况下推高部署成本。本研究提出一套框架，用以评估空间约束对海上风电(Offshore Wind Energy, OWE)技术经济潜力(Techno-economic Potential)的影响，并以哥伦比亚加勒比海（热带地区中风速异常高、具良好开发前景的海域）进行案例应用。研究人员设定了三种具不同空间限制程度及海上活动共存可能性的情景(Scenario)，估算各情景下的可用面积、技术潜力及单位部署成本。利用ERA5再分析数据风速及15 MW IEA参考风力机生成年发电量(Annual Energy Production, AEP)分布图，并考虑水深与距岸距离作为关键变量，估算各情景下空间显式(Spatially Explicit)的平准化度电成本(Levelised Cost of Energy, LCOE)。结果表明，在LCOE低于100 $/MWh条件下最高可发电105 TWh/年，超过哥伦比亚2039年预计电力需求的88%；然而约束条件使可行开发区域减少，最低与最高空间限制情景间能源发电潜力下降46%。该框架为新兴经济体开展海上风电评估提供可复制范本，对政策制定、海洋空间规划(Marine Spatial Planning, MSP)及基础设施投资具重要指导意义。

论文解读：评估空间约束对海上风电技术经济潜力的影响——以哥伦比亚加勒比海为例

【研究背景与意义】

现有全球尺度海上风电(Offshore Wind Farm, OWF)潜力评估多采用泛化空间约束，未充分考虑发展中国家海域特有的技术、环境及社会—经济条件，且已有针对哥伦比亚加勒比海的研究存在分析尺度不一、约束选取不全、缺乏空间显式(Spatially Explicit)技术—经济耦合分析等不足，无法可靠支撑政策与海洋空间规划(Marine Spatial Planning, MSP)。哥伦比亚加勒比海拉瓜希拉(La Guajira)海域具优异风况（150 m轮毂高度年平均风速>9 m/s），而区域电力需求居全国之首且缺电率高，具备发展OWE以供应清洁电力的潜力。因此研究人员开展区域定制化框架研究，量化不同空间管理策略下空间约束对OWE技术经济潜力(Techno-economic Potential)的影响，成果发表于《Energy Conversion and Management: X》。

【主要关键技术方法】

研究人员以哥伦比亚加勒比海专属经济区(Exclusive Economic Zone, EEZ, 约390,000 km2)为研究区，取水深≤1,000 m为技术可开发上限。收集并GIS叠置硬约束(Hard Constraint：风速≤7 m/s at 150 m、水深>1,000 m、海底电缆500 m缓冲、高密度航运区、油气发现及生产区、海洋保护区)与软约束(Soft Constraint：关键生物多样性区Key Biodiversity Areas、保护区Conservation Areas、重要鸟区Important Bird Areas、生物圈保护区Biosphere Reserve、油气勘探区块、工业及手工渔业区、距岸距离)，构建三情景——情景1（最少限制，仅硬约束为排除区，软约束允许多重利用）、情景2（中等限制，加环景软约束排除＋距岸>10 km）、情景3（最严限制，全硬＋全软约束排除＋距岸>22 km）。采用ERA5再分析小时风速(2000–2023, 0.25°×0.25°, 垂直插值为150 m)，基于15 MW IEA参考风机（轮毂高150 m，切入3 m/s，额定风速10.6 m/s，切出25 m/s，转子直径D_o=240 m，机组间距10D_o×10D_o，尾流效率0.88，可用系数0.9，输电效率0.93）计算容量因子(Capacity Factor, CF)与年发电量(Annual Energy Production, AEP, 像元重采样至2.4 km×2.4 km)，并依可用区多边形裁剪。平准化度电成本(Levelised Cost of Energy, LCOE)按单元像元估算，资本支出(Capital Expenditure, CAPEX)含风机塔架、基础结构（固定式：单桩<25 m、导管架25–55 m；浮式Floating >55 m）、输电（HVAC<50 km / HVDC≥50 km，欧氏距离至拟选岸上接入点）、许可及工程、人员设备、防冲刷、港口暂存运输安装、非硬件费用，运行支出(Operating Expenditure, OPEX)分可变与固定项，折现率(Discount Rate, DR)取6%/8%/10%、寿命(Lifetime, LT)取30/25/20年。绘制多情景供应曲线(Cumulative AEP vs LCOE)并分固定／浮式基础对比。

【研究结果】

3.1. Available areas（可用面积）

最首要约束为水深>1,000 m（排除约334,291 km2，占EEZ约95%），其次为环境约束区（重叠前159,907 km2）和低风速区（51,587 km2）。可用面积：情景1为18,046 km2（占EEZ 4.6%，其中水深<55 m者8,219 km2），情景2为11,404 km2（3.0%，浅水区4,442 km2），情景3为7,441 km2（1.9%，浅水区1,936 km2）。随限制加严，适宜固定式基础浅水区降幅达76%，表明严控下浮式(Floating) OWF更适用。

3.2. AEP and LCOE maps（年发电量图与平准化度电成本图）

最高AEP集中于拉瓜希拉东侧及北侧离岸（风速>10 m/s），单像元可达≈71 GWh/年；向里奥阿查(Riohacha)、巴兰基亚(Barranquilla)、卡塔赫纳(Cartagena)以北AEP降低（风速7–8 m/s）。高AEP区一般对应低LCOE。部分近岸浅水但因AEP偏低LCOE仍高（200–300 $/MWh）。CAPEX组分里风机及塔架占比最大，基础与输电（距岸最远约70 km时输电约占10%）次之。LCOE图随情景可用区裁剪而异。

3.3. Multi-scenario supply curves（多情景供应曲线）

DR=6%、LT=30年时：情景1在LCOE<100 /MWh下累积AEP为105TWh/年，100–200/MWh间再加85 TWh/年；情景3对应为55 TWh/年与31 TWh/年。以LCOE<200 /MWh计，情景1至情景3发电潜力由190TWh/年降至86TWh/年（降幅46/MWh占比：情景1为46%，情景2为57%，情景3为59%。按水深分段：固定式（0–55 m）在LCOE<100 /MWh下达44TWh/年、100–200/MWh间29 TWh/年；浮式(Floating, 55–1,000 m)分别达61 TWh/年与56 TWh/年，深水域因更优风况使浮式具竞争力甚至优于固定式边际段。机组间距敏感性测试显示10.5D_o×10.5D_o阵列LCOE最低，过密（5.25D_o）因尾流损失增致LCOE升约29%。

【讨论与结论翻译】

讨论指出本框架弥补全球评估忽略区域特异约束及既有区域研究无空间显式LCOE之不足，情景分析揭示可用区最大化与用海冲突间权衡。空间显式LCOE图可指导分区管制与激励措施制定。结果中105 TWh/年（LCOE<100 $/MWh, DR 6%, LT 30年）超哥伦比亚2039年预测用电需求88%，说明加勒比海OWE战略价值。与既往区域研究比较差异源于是否含水深/环保/渔业等约束及是否计及尾流、可用性及输电损耗。融资条件（DR↑、LT↓）可使LCOE升约57%，需优惠政策与优惠融资降风险。局限含ERA5代原位测风、缺海床岩土详勘、简化尾流模型、成本参数引自文献未反映本地供应链、未纳入原住民文化因素等。

结论：本研究表明水深是哥伦比亚加勒比海EEZ内最主要约束（排除约334,291 km2），环境约束亦具较大影响。情景1可用面积占EEZ 4.6%，情景3降至1.9%。DR=6%、LT=30年、LCOE阈值100 $/MWh时情景1技术潜力为105 TWh/年（约2039年预测需求88%），情景1至情景3发电潜力降46%。浮式(Floating)风场发电潜力（同条件61 TWh/年）高于固定式（44 TWh/年）。风机与塔架占CAPEX最大份额，输电成本约10%；DR由6%升至10%且LT由30年缩至20年使LCOE升约57%；10.5D_o×10.5D_o机组布置LCOE最低。研究量化空间与部门权衡，空间LCOE分析识别高潜力区，可指导新兴市场政策、分区与规划，所提框架可供其他发展中经济体海上风电评估复用。