《Renewable Energy》：Critical issues for the deployment of floating offshore hybrid energy systems comprising wind and solar: a case study analysis for the Mediterranean Sea
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本文针对地中海海域中等风能资源条件下浮式海上风电单独开发经济性不佳的问题，研究了结合浮式光伏（FPV）的混合能源系统。研究人员通过案例模拟分析了不同风光配比方案，以最大化净现值（NPV）和降低平准化度电成本（LCOE），并评估了共享出口电缆（“电缆聚合”）的利用率。结果表明，在当前意大利FER2融资机制下，FPV的安装成本需低于1.11 M�/MW才具经济可行性，风光互补可有效提升电缆利用率，为地中海海域可再生能源部署提供了重要技经参考。
在可再生能源席卷全球的浪潮中，广阔的海洋正成为新的能源宝库。尤其是风能和太阳能，因其成本竞争力、模块化和低排放特性而备受青睐。然而，当我们将目光投向海上，特别是像地中海这样风能资源相对温和的海域时，挑战也随之浮现：单独开发浮式海上风电往往因容量因子有限而财务吸引力不足。与此同时，长长的海底出口电缆是海上项目最重要的成本项之一，其有限的利用率影响了初始投资的折旧。如何更高效地利用这些昂贵的输电资产，并克服单一能源间歇性发电的弊端，成为推动海上可再生能源发展的关键。
正是在此背景下，将风能和太阳能（以浮式光伏FPV的形式）结合的混合能源系统应运而生。这种组合有望利用两种资源的互补性，平滑总出力，提高电缆利用率。然而，对于完全浮动的、位于特定海域（如地中海）的混合系统，其技术可行性和经济性究竟如何？在真实的市场机制和成本条件下，怎样的风光配比才是最优解？为了回答这些问题，一项发表于《Renewable Energy》的研究对位于意大利西西里岛附近海域的一个目标送出容量为1吉瓦（GW）的浮式海上风光混合系统进行了深入的案例研究分析。
为了开展这项研究，研究人员综合运用了多种关键技术方法。研究基于地中海典型气象年数据（来自美国国家太阳能辐射数据库NSRDB）和再分析风资源数据（来自ERA5），并进行了时间尺度的降尺度处理（如将风速数据从1小时间分辨率插值到10分钟）。浮式光伏（FPV）的发电量通过pvlib工具箱进行建模，精细考虑了入射辐照度、模块温度（采用PVSyst模型）以及海上特有的波致损耗（WIL）和湿度损耗（HL）。浮式风电场（FWT）的布局优化则使用了TOP FARM框架，以最小化LCOE为目标，并采用PyWake工具进行考虑尾流效应的时序出力模拟。研究设定了两种主要情景进行技经分析：一是风光额定容量之和为1GW的不同配比混合电站；二是在固定1GW风电场的基础上增加FPV容量，并受限于1GW出口电缆容量（进行限发优化）。经济性评估的核心指标包括净现值（NPV）、平准化度电成本（LCOE）和投资回收期（PBT），并参考了意大利实际的FER2融资机制中的上网电价。
4.1. 风电场布局优化
研究人员对包含1至67台15MW浮式风机的共67种风电场布局进行了优化。结果表明，随着风机数量增加，尾流损失加剧，容量因子（CF）逐渐下降。优化器在最小化阵列内电缆长度和最大化年发电量（AEP）之间寻求平衡，最终为1GW风电场（67台风机）确定了最优布局。
4.1.1. 1GW纯风电场
纯风电场的CF为41.6%，年发电量（AEP）为3.67 TWh，其LCOE为137.6 �/MWh。在FER2机制下（风电电价为185 �/MWh），项目30年运营期的NPV为21.32亿欧元。
4.2. 浮式光伏发电
对1GW浮式光伏电站的模拟显示，其CF为18.1%，AEP为1.59 TWh。敏感性分析指出，FPV的LCOE与其安装成本紧密相关。当FPV成本低于1.11 M�/MW时，其LCOE才可能低于FER2为FPV设定的105 �/MWh电价，从而具备经济可行性。
4.3. 混合情景1：1GW混合电站（风光额定容量之和为1GW）
该情景探讨了总容量为1GW时，不同风光配比的影响。在FER2电价机制（风电185 �/MWh, 光伏105 �/MWh）下，由于风电的边际收益更高，最大化风电占比能带来最高的NPV。广泛的电价敏感性分析表明，当风光电价相等时，系统总是受益于一定比例的光伏，这得益于光伏更低的LCOE。最优光伏配置随电价变化，例如当风光电价均为145 �/MWh时，最优配置包含840 MW光伏。
4.4. 混合情景2：在1GW风电场上增加可变规模的光伏
此情景模拟了在已有1GW风电场和1GW出口电缆的基础上增加FPV，当总发电功率超过电缆容量时，优先调度风电，光伏出力受限。结果表明，尽管存在限电，增加光伏仍能提高电缆利用率（从41.6%最高提升至约56%），并增加总送出电量。但这种“电缆聚合”策略的经济效益强烈依赖于FPV的成本和电价。只有当FPV成本足够低（如0.91 M�/MW）或电价足够高时，增加光伏才能提升NPV。例如，在FPV成本为1.04 M�/MW、风光电价分别为105 �/MWh和185 �/MWh的基准情景下，不增加光伏（纯风电）的NPV最高。而在更有利的电价条件下（如风光电价均为185 �/MWh），增加约1.3 GW的光伏能使NPV最大化。
本研究通过严谨的技经分析，明确了在地中海海域部署浮式风光混合系统的关键条件。核心结论指出，浮式光伏（FPV）的经济可行性存在一个明确的成本阈值（1.11 M�/MW），低于此阈值，其LCOE才能与当前意大利FER2机制下的电价匹配。研究发现，风能和太阳能在该地区存在一定的互补性，使得“电缆聚合”在技术上能有效提升昂贵出口电缆的利用率。然而，这种技术优势转化为经济收益，高度依赖于市场电价结构和FPV的实际安装成本。在FER2现行的差异化电价下，风电因其更高的电价和容量因子，在混合系统中贡献了主要的经济价值。研究强调了针对特定海域的资源特性和市场规则进行精细化建模和优化的重要性。这项工作为地中海及其他类似海域未来浮式混合可再生能源项目的规划和政策制定提供了关键的数据支持和决策参考，指明了在何种成本与市场条件下，风光混合系统能够实现技术性能与经济效益的双赢，从而加速海上可再生能源的多元化部署。
