海水抽水蓄能与海上光伏一体化发电技术及经济性分析

我国政府已明确提出：力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和[1]。而广东省也于2022年印发了《关于完整准确全面贯彻新发展理念 推进碳达峰碳中和工作的实施意见》，标志着广东“双碳”新征程全面开启，其中明确了：到2030年，非化石能源消费比重达到35%左右，非化石能源装机比重达到54%左右；2030年前实现碳达峰，达峰后碳排放稳中有降；到2060年，绿色低碳循环的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建成；非化石能源消费比重达到80%以上；碳中和目标顺利实现。

目前，广东省电力系统中约75%的发电量来自火力发电，其他来自核电、风电、太阳能发电及跨区电力输送（如西电东送等）。随着广东省“双碳”的到来，在目前阶段需要开展相关研究，理清潜在电源的碳排放、技术特点、经济性、年利用小时数和在电网中的定位等，以便为本阶段和后续的项目建设决策提供参考。

海上光伏作为一种新的能源利用方式和资源开发模式，具有无碳排放、土地占用少、易与其他产业相结合等特点，有利于优化能源消费结构。今年以来，山东、浙江等省先后出台支持文件，推动海上光伏规模化发展。根据文献[2]，山东省提出了山东海域面积辽阔，日照时间充足，开发海上光伏潜力巨大、前景广阔。山东省计划于2022—2025年期间推动海上光伏试点示范。根据文献[3]，山东省于2022年7月发布《山东省海上光伏建设工程行动方案》，明确了统筹推进海上光伏规模化、集约化、协同化发展，打造双千万千瓦级海上光伏基地的目标和任务。

到目前为止，广东省未发布海上光伏发展的规划。广东省海岸线长，开发海上光伏潜力巨大、前景广阔。因此，结合广东省现有土地资源、自然条件及我国制造业水平，有必要对广东省推进海上光伏工作进行研究。

文献[4]对国内的储能政策现状进行了梳理。全国已有22个省份要求新能源配置储能，配置比例基本不低于10%，其中河南、陕西部分要求达到20%；配置时间大部分为2 h，内蒙古新能源市场化并网规模项目要求达到4 h。

抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。国家能源局也于2021年发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021－2035年）》，作为指导未来抽水蓄能发展的纲领性文件，为抽水蓄能快速发展奠定了坚实的基础[5]。

2017年4月，国家能源局发布了《海水抽水蓄能电站资源普查成果》，其中广东省近海站点有31个，规划装机容量为10.150 GW[6]。

根据文献[7]，广东省已有的抽水蓄能电站离最近海岸线的距离均在50 km及以上，详细数据如表1所示。考虑到海上光伏与离海岸线距离较远的抽水蓄能其空间距离较远，无法耦合成为一体化项目。

表 1  广东省抽水蓄能厂址离最近海岸线的距离

Table 1.  Distance from the pump-storage site in Guangdong Province to the nearest sea shore

国家发展和改革委员会在《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》中提出了两部制电价[8]。随着多个投资主体参与到抽水蓄能的项目开发中，有必要同时考虑海上光伏的不均衡性和不稳定性，抽水蓄能的上网电价的市场化及碳排放问题。

结合新能源配置储能的大环境、广东省潜在的海上光伏开发、广东省潜在的海水抽水蓄能的开发，有必要对海上光伏和海水抽水蓄能一体化进行研究。一体化需要考虑相关的主要边界条件[9]：（1）由单一投资主体开展统一规划、设计、建设、运营，实现能源互补和统一调度；（2）海水抽水蓄能抽水电价执行75%的燃煤电厂标杆上网电价的政策[10]，目前广东省燃煤电厂上网标杆电价为0.453元/kWh[11]；（3）海上光伏在白天发电，而海水抽水蓄能主要承担顶峰发电、低谷调峰和备用的功能[12-13]；（4）海上光伏用海与海水抽水蓄能用地用海在位置上接近，海水抽水蓄能的陆上配电装置可公用。

对于海上光伏和海水抽水蓄能形成一体化的组合，既在电力生产环节实现了零碳排放[14]，也通过抽水蓄能来解决光伏电源的不均衡性和不稳定性[15]，本文针对广东省区域的海上光伏与海水抽蓄的一体化开展了研究。