水面漂浮式光伏電站的經濟性分析

趙 然，邵蔣寧，諸榮耀，楊 松，陶國均

(浙江正泰新能源開發有限公司，杭州 310051)

0 引言

進入21世紀以來，煤炭、石油等化石能源正面臨枯竭，尋求可再生能源的發展成為全人類迫在眉睫的大事。以太陽能、風能、水能為主的新型清潔的可再生能源電力正逐漸成為眾多國家用來代替化石能源電力的主力軍。但大型地面光伏電站和風電場需要占據大片土地，一個地面光伏電站的平均土地利用面積為0.5～0.7 MW/hm2[1]。與此同時，面對地球人口的爆炸式增長，土地資源日益緊張，導致一些大型光伏電站被建設在太陽輻照度較高的山地、沙漠地區，但光伏組件的負溫度系數特性會導致其在受到高溫暴曬后輸出功率下降，從而影響整個電站的發電能力。因此，圍繞光伏電站的新興技術得到更多關注，其中被討論最廣泛的是水面漂浮式光伏(FPV)電站。

FPV電站是將光伏陣列安裝在水域中，例如廢水處理廠、魚塘、水庫等地方的水域。這為一些用地緊張的島嶼國家提供了利用可再生能源的可行性方案[2]。另外，由于光伏組件被安裝在水面，水溫可以有效降低光伏組件的工作溫度，從而有效提升其發電量；而且光伏組件的遮陰效果既可以減緩水體的蒸發速率，又可以阻止水域內藻類的大規模爆發。據美國國家可再生能源實驗室(NREL)估計，截至2021年，全球約有3790698個淡水水庫具備建設FPV電站的能力，電站總裝機容量可達400 GW[2]；并且目前全球眾多國家已開始了FPV電站項目的開發建設。本文對FPV電站采用的太陽電池的工作溫度進行分析，并以山東大學熱科學與工程研究中心的學者得出的“FPV電站中太陽電池的實際光電轉換效率比地面光伏電站中太陽電池的高1.58%～2.00%”[3]研究結論作為理論依據，從年發電量、投資成本、投資回收期和平準化度電成本(LCOE) 4個方面對FPV電站的經濟性進行分析；最后對幾種可再生能源發電方式與FPV電站相結合形成的混合型電站的設計方式進行介紹。

1 FPV電站中太陽電池的性能分析

1.1 太陽電池工作溫度分析

太陽電池工作溫度的升高會降低硅半導體的禁帶寬度，因此在給定太陽輻照度的情況下，稍微增加太陽電池的短路電流，即能在很大程度上降低太陽電池的開路電壓，從而降低太陽電池的填充因子和輸出功率。相關研究表明，水面區域的溫度可比陸地上的溫度低4～6 ℃。山東大學熱科學與工程研究中心的學者采用三維有限元方法，對在標準測試條件(STC，太陽輻照度為1000 W/m2，太陽電池工作溫度為25 ℃，大氣質量AM1.5)下 FPV電站中太陽電池的工作溫度和地面光伏電站中太陽電池的工作溫度進行了研究[3]，研究結果如圖1所示。

圖1 兩種光伏電站場景下太陽電池的工作溫度分布圖Fig. 1 Working temperature distribution diagram of solar cell in two scenarios of PV power stations

從圖1可以看出：無論是FPV電站中的太陽電池還是地面光伏電站中的太陽電池，其中心區域的工作溫度都高于其他區域。其中，FPV電站中太陽電池的中心區域最大工作溫度達53.985℃，邊緣區域最低工作溫度為51.139 ℃；地面光伏電站中太陽電池的中心區域最大工作溫度為57.465 ℃，邊緣區域最低工作溫度為54.652 ℃。由此可知，水的冷卻作用可以使太陽電池的工作溫度下降3.5 ℃左右。

1.2 太陽電池光電轉換效率分析

太陽電池的光電轉換效率η可由式(1)計算得到，即：

式中：ηr為太陽電池在STC下的光電轉換效率；γ為太陽電池的溫度系數；Tc為太陽電池的工作溫度；TS為太陽電池在STC下的工作溫度。

太陽電池的工作溫度的計算式為：

式中：TN為800 W/m2太陽輻照度下，額定太陽電池工作溫度，取值范圍通常為33～58 ℃；Ta為空氣溫度；S為太陽輻照量。

通過式(1)、式(2)可分別計算得到兩種光伏電站場景下太陽電池的光電轉換效率，具體如表1所示。

表1 兩種光伏電站場景下太陽電池的光電轉換效率Table 1 Photoelectric conversion efficiency of solar cells in two scenarios of PV power stations

從表1可以看出：FPV電站中太陽電池的光電轉換效率略高于地面光伏電站中太陽電池的光電轉換效率，但二者差距不大，差值約為0.26%。陸地溫度遠大于STC下的太陽電池工作溫度25℃，可以達到30 ℃以上，而水面溫度可以接近于STC下的太陽電池工作溫度。兩種光伏電站場景下，除環境溫度和太陽輻照度這兩個影響太陽電池工作溫度的因素之外，風速等對太陽電池工作溫度也存在一定影響。因此，FPV電站中太陽電池的實際光電轉換效率會比地面光伏電站中太陽電池的實際光電轉換效率高出約1.6%。這與山東大學熱科學與工程研究中心的學者得出的“FPV電站中太陽電池的實際光電轉換效率可比地面光伏電站中太陽電池的實際光電轉換效率高1.58%～2.00%”[3]這一結論一致。

2 FPV電站的經濟性分析

下文通過對比地面光伏電站和FPV電站的發電量、投資成本、投資回收期和LCOE，分析FPV電站的經濟性。

2.1 兩種光伏電站的發電量對比

采用光伏行業常用仿真軟件PVsyst，選取中國中部地區某地的陸地區域建立一個10 MW的地面光伏電站。該電站使用的光伏組件為浙江正泰新能源開發有限公司生產的高效PERC雙面多主柵半片單晶硅光伏組件，型號為CHSM72M(DG)/F-BH 540Wp；逆變器采用上海正泰電源系統有限公司生產的組串式逆變器，型號為 1500V CPS SCH250KTL-DO 250kW。地面光伏電站所用設備型號及數量情況如表2所示。

表2 地面光伏電站所用設備型號及數量情況Table 2 Model and quantity of equipment used in ground PV power station

利用PVsyst軟件對該地面光伏電站的年發電小時數和年發電量情況進行模擬，模擬結果顯示：該地面光伏電站的年發電小時數為1303 h，年發電量為 11821 MWh。

由前文可知，FPV電站中太陽電池的實際光電轉換效率可比地面光伏電站中太陽電池的實際光電轉換效率高出1.58%～2.00%，考慮多種因素后，可估算得到FPV電站的實際年發電效率比地面光伏電站的實際年發電效率高1.79%。因此，在同個測試地區，保證其他相關因素相同的條件下，10 MW FPV電站的年發電量相較于10 MW地面光伏電站的年發電量可提升1.79%，達到 12033 MWh。

經計算發現，FPV電站增加的212 MWh年發電量，需要地面光伏電站在原有的10 MW基礎上增加一個裝機容量約為0.1627 MW的光伏陣列。新增的0.1627 MW光伏陣列需要300塊光伏組件和1臺組串式逆變器。綜上可知，由于10 MW FPV電站的年發電量高于相同裝機容量的地面光伏電站的年發電量，若要達到相同的年發電量，地面光伏電站需通過增容來實現。

2.2 兩種光伏電站的投資成本對比

在考慮光伏陣列間距和光伏組件安裝傾角等因素后發現，在中國中部地區某區域內建設一個10 MW的FPV電站，其占地面積約為190667.6 m2(約為286畝)；而建設一個10.1627 MW的地面光伏電站，所需的占地面積約為194001 m2，約為291畝。因此，相比FPV電站，地面光伏電站需要新增300塊光伏組件、1臺組串式逆變器和約5畝土地才能達到同等水平的年發電量。因此，從經濟性方面考慮，在對發電量有要求的情況下，可以采用FPV電站，并通過適當降低容配比來控制初始投資成本。通常，一個光伏電站的投資成本主要包括設備成本及安裝工程成本，這兩項約可占到總投資成本的85%。

兩種光伏電站的壽命周期按25年計，則對這兩種光伏電站的25年總投資成本進行預算，預算結果如表3所示。

由表3可知：FPV電站的25年總投資成本比地面光伏電站的高約354.825萬元，其主要包括租地費用、安裝工程和后期運維成本。

表3 兩種光伏電站的25年總投資成本預算結果對比Table 3 Comparison of 25-year total investment cost budget results of two types of PV power stations

雖然FPV電站25年的總投資成本預算高于地面光伏電站，但FPV電站可以保護水體，減少水體蒸發。相關研究發現，北半球中緯度地區的水體每年蒸發損失率約在1.3～1.8 kL/m2[4]。假設中國中部地區的水體每年蒸發損失率約為1.5 kL/m2，一個10 MW的FPV電站可以覆蓋水面約190667.6 m2，則其每年可以減少的水體蒸發量約為286001.4 m3，約占水體蒸發量的80%。按照當地水費為3.65元/m3估算，每年節約水體創造的價值約為104.3905萬元，項目運行25年共計可創造約2609.7628萬元的價值。折算到投資成本后，FPV電站的25年總投資成本降至約1419.737萬元，遠低于地面光伏電站的25年總投資成本。

綜上所述，不考慮其他影響因素，僅從FPV電站運行可減少水體蒸發角度而言，FPV電站的運行收益高于地面光伏電站的運行收益。

2.3 FPV電站的投資回收期

投資回收期是指收回資本所需的年限，可以使用25年總投資成本與每年的營收利潤或節約成本的比值來確定。下文利用簡單的投資回收期計算方法粗略估算上述10 MW FPV電站的投資回收期。

假定項目壽命周期內的每筆現金流都是相同的。由表3可知，10 MW FPV電站的25年總投資成本約為4029.5萬元，電站每年并網前的發電量約為12033 MWh。假定中國中部地區的電價為0.34元/kWh，那么出售電力的收入約為409.122萬元，每年節約水體創造的價值約為104.3905萬元。除去每年的后期運維費用等其他成本后，每年的營收可以達到約500萬元，因此，粗略計算得到的投資回收期約為8.06年。

綜上可知，10 MW的FPV電站在運營的第9年就可以收回25年總投資成本，并能創造更大的經濟收益。

2.4 不同能源發電項目的LCOE

LCOE是對能源發電(比如光伏、風電、火電等)項目壽命周期內的成本和發電量先進行平準化，再計算得到的發電成本，即壽命周期內的成本現值與壽命周期內發電量現值的比值，其計算式為：

式中：Cn、Qn分別為項目第n年的總成本和總發電量；r為折扣率；N為項目的壽命周期，本文取25。

代入相關數值，初步計算后得出10 MW FPV電站的LCOE為1.2元/kWh。但FPV電站每年創造的水利價值約為104.3905萬元，假設將該電站每年所創造的水利價值抵消25年總投資成本，重新計算后可得到該FPV電站的LCOE為 0.4元/kWh。

根據彭博新能源財經的統計數據[5]，截至2021年，市場上幾種主要能源發電項目的LCOE情況如圖2所示。

圖2 幾種主要能源發電項目的LCOEFig. 2 LCOE for power generation projects from several major sources

從圖2可以看出：可再生能源發電項目(陸上風電項目、海上風電項目、光伏電站、太陽能熱發電站、FPV電站)即使在補貼之后的LCOE仍高于脫硫脫硝煤這種傳統化石能源的LCOE，但FPV電站的LCOE又低于其他所有類型可再生能源發電項目的LCOE。

綜上所述，從經濟性方面分析，FPV電站的可行性很高，且取得一定經濟效益后的LCOE為0.4元/kWh，低于其他類型可再生能源發電項目的LCOE。

3 混合型電站的設計

FPV電站與其他可再生能源發電方式相結合能形成晝夜互補、旱澇互補的優勢，結合形成的混合型電站將得到越來越多的關注和認可，是未來發展趨勢。下文對FPV電站與風電、水電、波浪能發電、抽水蓄能、電化學儲能相結合形成的不同混合型電站形式進行介紹。

3.1 FPV電站 + 風電

2020年，可再生能源發電裝機容量中增長率最快的太陽能發電和風電分別以127 GW(+22%)和111 GW(+18%)主導可再生能源發電領域[6]。因此，風光互補型電站的未來發展前景炙手可熱。其中，FPV電站與海上風電場相結合的新型設計也被提出。西班牙奧維耶多大學的DyMAST研究小組設計出FPV電站與已有海上風電場相結合的采用混合發電方式的電站[7]，其設計理念是在風電機組之間的海水表面填充光伏陣列，以避免2種發電方式互相干擾。在加入FPV電站后，單位海洋面積的發電量得到巨大提升。由于FPV發電系統可以接入已有的風電輸電系統，節約了建設新的輸電系統的成本。圖3是海上風電場與FPV電站相結合的混合發電方式的示意圖。

圖3 海上風電場與FPV電站相結合的混合發電方式的示意圖Fig. 3 Schematic diagram of hybrid power generation mode combined with offshore wind farm and FPV power station

3.2 FPV電站+風電+水電

水電、風電和太陽能發電裝機容量共占據全球95%以上的可再生能源發電裝機容量，這三者相結合形成的發電系統將產生巨大的發電量[8]。對于一些擁有眾多水電站的國家，比如：中國、美國、日本等，在水電站附近建設FPV電站和風電場，既可以利用已有的水力發電系統，又能利用光伏發電和風電填補旱季水電站發電不足的劣勢，使水電站在整個發電周期內的發電量更加平滑，形成旱澇互補、晝夜互補的優勢，達到“1+1+1＞3”的理想目標。NREL在2020年提出一種FPV-風電-水電混合型電站，其示意圖如圖4所示，并論證了此電站的經濟效益及全球發展潛力[9]。

圖4 FPV-風電-水電混合型電站示意圖Fig. 4 Schematic diagram of FPV-wind power-hydropower hybrid power station

3.3 FPV電站+風電+波浪能發電

FPV電站、風電場和波浪能發電相結合的混合式型電站為擁有大量海洋波浪能的國家或地區提供了混合可再生能源發電解決方案。德國電力公司Sinn Power 在2020年發明出世界上第1個漂浮式混合可再生能源發電平臺[10]，示意圖如圖5所示。

圖5 Sinn Power公司的漂浮式混合可再生能源發電平臺示意圖Fig. 5 Schematic diagram of Sinn Power’s floating hybrid renewable energy power generation platform

漂浮式混合可再生能源發電平臺主要包含3個部分：平臺下端的波浪能轉換器，用于收集波浪能并將其轉換為電力；平臺上部是光伏陣列，用于收集海上豐富的太陽能資源，平臺的支架即可作為光伏陣列的支架；平臺周圍及內部是小型風電機組，用于收集海上無遮擋的風力。該平臺可以將太陽能、風能、波浪能轉換為電力，是一個完整的海上離網能源解決方案；采用模塊化設計，因此在連接性、可擴展性方面具有巨大潛力，可以滿足一些小型島嶼的電力需求。

3.4 FPV電站 +抽水蓄能+電化學儲能

近年來，一種適用于沿海地區的將FPV電站、抽水蓄能和電化學儲能相結合的新型混合發電技術受到廣泛關注[11]。該技術通過一種特殊裝置將FPV電站產出的大部分電力用于推動裝置內的蓋瑟空氣泵運行，將海水泵入高位水位，從而達到蓄能目的，再利用高位釋放海水來推動裝置內部的渦輪機發電。當FPV電站和渦輪機發出的電力有剩余時，可將其儲存在儲能電池中；在用電高峰期可同時使用FPV電站、渦輪機和儲能電池的電力。對于一些海岸線較長且國土資源稀缺的國家，比如英國、日本及東南亞一些島國，這種適用于沿海地區的混合型電站模式可以在一定程度上彌補國土資源稀缺。

4 結論

本文對FPV電站采用的太陽電池的工作溫度進行了分析，并以山東大學熱科學與工程研究中心學者得出的“FPV電站中太陽電池的光電轉換效率比地面光伏電站中太陽電池的高1.58%～2.00%”研究結論作為理論依據，從年發電量、投資成本、投資回收期和LCOE這4個方面對FPV電站的經濟性進行了分析；最后介紹了幾種可再生能源發電方式與FPV電站相結合形成的混合型電站的設計方式。得到以下結論：

1)若要年發電量相同，地面光伏電站需比FPV電站增加0.1627 MW的裝機容量，需新增300塊光伏組件、1臺組串式逆變器和約5畝地。因此，從經濟性方面考慮，在發電量相同的前提下，采用FPV電站比采用地面光伏電站可減少投資成本。

2) FPV電站的25年總投資成本比地面光伏電站的增加約354.825萬元，但由于FPV電站可對電站所建水域的水體進行保護，每年可以減少水體蒸發量的80%。經計算發現，一個10 MW的FPV電站運行25年因節約水體創造的價值可達2609.7628萬元。

3)對于建設在中國中部地區某區域內的10 MW FPV電站，將該電站每年所創造的水利價值抵消25年總投資成本后，可粗略計算得到其投資回收期約為8.06年，LCOE約為0.4元/kWh。由此可知，FPV電站具有經濟可行性。

盡管目前FPV電站在硬件方面存在一定缺陷，但隨著其技術的發展，這類問題正逐步得到解決。從節約土地資源、保護水體資源、提高電站發電效率、可結合多種能源、經濟效益高等角度出發，此類電站將逐漸成為熱門，受到全球各地區的青睞。