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。

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。

根据国能新能〔2017〕68号《国家能源局关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》，其中包括了海岛站点和近海站点，其中海岛站点的装机总容量均较小（在0～100 MW），而其中广东省有近海站点数量为31个，装机总量为10.150 GW，平均每个站点为327.4 MW。考虑到规模化效应可以增加经济性和竞争力，本次海水抽蓄按近海站址考虑，并选取1套300 MW可逆式水轮机作为研究对象。

根据发改运行〔2020〕1784号《国家发展改革委 国家能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，其中提供了广东省的工作日典型负荷曲线，如图1所示。

图  1  广东工作日典型负荷曲线

Figure 1.  Guangdong working day typical load curve

从图1可以看出，平均负荷为94.869 GW，从23点30分到8点30分，系统负荷在平均负荷以下。最大负荷为110.448 GW，最小负荷为73.008 GW，最小负荷为最大负荷的66%。抽水蓄能处于发电工况的时间段为8点30分到23点30分，历时15 h；抽水蓄能处于水泵工况的时间段为23点30分到8点30分，历时9 h。抽水蓄能的发电工况按5 h考虑，抽水蓄能的抽水工况按7 h考虑。

光伏电站厂址按设置在广东省某地来考虑，其地理坐标为：经度112.561956°，纬度21.776631°。光伏电站直流容量按300 MWp选取，容配比考虑1.3。

通过PVsyst软件对光伏电站的配置进行了模拟，主要数据如下：

组件按某组件厂家的JKM585M-7RL4-V组件产品，标称功率为585 Wp，产品为N型单晶硅电池片，半片电池片数目为144（72×2），总装机容量按300 MWp。逆变器按某公司的SUN2000-215KTL-H0的组串式逆变器产品，标称功率为200 kWac。容配比按1.3。总的逆变器功率为230 800 kWac。支架按固定支架考虑，倾角按25°考虑。

PVsyst软件模拟的主要结果数据如表2所示。

参照国家标准《太阳能资源等级 总辐射》（GB/T 31155—2014）^[16]，太阳总辐射年辐照量位于1 050～1 400 kWh/m²之间时，等级为C-丰富。

光伏电站的主要经济评价数据如表3所示。

根据PVsyst中的输出，典型日的发电上网时间为约7点30分到16点30分。

从表3可以看出，由于广东省标杆上网电价相对其他省份高一些，在太阳能资源等级不是“A-最丰富”和“B-很丰富”的情况下，其资本金内部收益率仍然可以高于行业的整体水平（约7.5%），而具有一定的经济性。

根据正在进行设计的几个广东省区域的抽水蓄能电站的参数，汇总如表4所示。

由于海水抽水蓄能在国际和国内工程实践很少，日本有一个小型的海水抽蓄目前已拆除。针对工程中需要解决的难题、关键技术和设备，文献^[17]说明目前已对10 MW的海水水泵水轮机进行了水力开发和模型试验，对于300 MW和400 MW容量的水泵水轮机预计可以适当研发后实现国产化。文献^[18-19]针对海水抽水蓄能，针对海洋环境带来的海水腐蚀、生物附着、库水渗漏、台风及盐雾影响等特殊问题，开展水工和机电设备设计共性关键技术研究；构建实证平台，研究可变速机组动态特性和控制策略。文献^[20]依托国家重点研发计划项目《海水抽水蓄能电站前瞻技术研究》，考虑海水环境、海洋边界带来的特殊性，如海水的高腐蚀性以及海洋微生物的附着问题等，对海水抽水蓄能水工建筑物主要部位的防护条件进行分析，提出了水工建筑物的防护范围、适用工况。

考虑到目前近海海水抽蓄站址未确定详细的位置，结合表4中抽蓄机组的参数，本次按单机容量300 MW，电站循环效率按约78.5%，考虑到海水抽水蓄能投资高于常规抽水蓄能；文献^[21]提出南方区域的常规抽水蓄能静态投资为5 800元/kW，海水抽水蓄能的静态投资按约18亿元估算。

对于独立的海水抽蓄电站，按两部制电价对其经济性进行评价。主要的经济评价数据见表5。

从表5可以看出，两部制电价模式下，初投资考虑由容量电价进行回收。目前单位千瓦的静态投资约6 000元/kW，则容量电价就达到600元/kW。两部制电价下，广东省区域的电费，由广东省电网公司支付给抽水蓄能电站。考虑到海水抽水蓄能电站的投资构成中，上库投资较为确定，主要包括了大坝费用；而下库则利用了大海，主要是考虑尾水道的消浪及保护；而输水系统中，水道和地下厂房也较为确定，而且中国已实现了300 MW、400 MW的抽水蓄能机组国产化^[22]，而目前已对10 MW的海水水泵水轮机进行了水力开发和模型试验，对于300 MW和400 MW容量的水泵水轮机预计可以适当研发后实现国产化，其费用也无法大幅减低。目前来看，海水抽水蓄能电站的投资无法在短时间大幅度下降。在目前抽水蓄能采用两部制电价的情况下，考虑到电费是由电网公司支付，因此海水抽水蓄能项目是否核准，电网公司的意见发挥着关键性的因素。

针对广东省区域，由于广东电力系统中，电网填谷需求是在23点30分到6点30分。光伏抽蓄一体化电站中，光伏在7点30分到16点30分有上网电量^[23-24]。将海上光伏与海水抽水蓄能一体化考虑后，在光伏处于有太阳辐射条件下向电网供电时，抽水蓄能出于电网调峰的考虑，也向电网供电；而当出现太阳辐射受天空中云朵影响而出现出力大幅下降的情况下，抽水蓄能可以继续提供部分出力；或某个阴天或下雨的天气条件下，光伏无法发电，抽水蓄能也可以继续提供部分出力。这样，一体化项目可以有效改善独立光伏项目的不均衡性和不重稳定性。抽水蓄能抽水电价按煤电标杆上网上价的75%考虑，发电时按平价上网考虑。

假定光伏抽蓄一体化项目采用平价上网，基于广东省工作日典型负荷曲线的情况，在晚上时段，抽蓄发挥为广东电网填谷的作用，从电网取电泵水，考虑75%煤电标杆上网电价买电；不再对抽水蓄能考虑两部制电价。这种一体化的边界下，更多地将电源投资、建设和运营交由电力市场参与主体决策和负责，当一体化项目实现正向收益并达到一定的投资回报率时，将极大地推动一体化项目落地和上规模。

本文对几种组合情况进行分析，方案一：光伏900 MWp+抽蓄300 MW（简称为容量3比1方案）；方案二：光伏1 200 MWp+抽蓄300 MW（简称为容量4比1方案）；方案三：光伏1 500 MWp+抽蓄300 MW（简称为容量5比1方案）；方案四：光伏3 000 MWp+抽蓄300 MW（简称为容量10∶1方案）。抽蓄均假定按5 h发电。

项目的资本金内部收益率是衡量一个项目的投资收益率。从表6可以看出，光伏和抽蓄一体化项目的IRR，随着配置储能容量的比例加大而减低；储能容量一定的情况下，光伏装机规模越大，越有利于IRR向纯光伏项目靠拢。在抽蓄容量10%的情况下，光伏和抽蓄一体化项目的IRR约6.47%。目前各投资主体，对于项目的IRR要求一般情况下要达到7.5%，最低不低于约6%。一体化项目基于平价上网的情况，目前暂无法达到商业化投资的经济性要求。

表6也对在合理回报率（IRR=7.5%）的情况下进行反推算，在抽蓄容量10%的情况下，上网电价需达到0.465 2元/kWh才行，相比目前煤电标杆上网电价，增加了0.012 2元/kWh，增加了2.7%。

通过上述分析，得出结论如下：

1）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。

2）中国已实现了300 MW、400 MW的抽水蓄能机组国产化，目前已对10 MW的海水水泵水轮机进行了水力开发和模型试验，对于300 MW和400 MW容量的海水水泵水轮机预计可以适当研发后实现国产化。

3）广东省海岸线漫长，虽然受台风的影响较大，但仍具备开展海上光伏的基础条件。

4）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，既在电力生产环节实现了零碳排放，也通过抽水蓄能来解决光伏电源的不均衡性和不稳定性。

5）抽水蓄能容量一定的情况下，光伏装机规模越大，越有利于资本金内部回报率（IRR）向纯光伏项目靠拢。在抽水蓄能容量为300 MW（5 h）（占一体化项目10%）的情况下，光伏和抽蓄一体化项目的IRR约6.47%。一体化项目基于平价上网的情况，目前暂无法达到商业化投资的经济性要求。

6）随着一体化项目中各部分成本下降，包括了光伏组件的成本下降和采用更高水头的可逆式水轮机带来抽水蓄能的初投资下降，光伏和抽蓄一体化的经济性将会有一定程度的提高，进而对电力市场参与主体形成有效的吸引力。

海上光伏和海水抽水蓄能一体化的情况，符合新能源配置储能的政策导向，也利于“3060双碳目标”的实现，它更多地将电源投资、建设和运营交由电力市场参与主体决策和负责，当一体化项目实现正向收益并达到一定的投资回报率时，将极大地推动一体化项目落地和上规模。