定位混合光伏光热/海洋热能转换（PVT/OTEC）电站的经济阈值：代理模型辅助多目标优化与高保真验证

《Results in Engineering》：Locating the economic threshold of a hybrid PVT/OTEC plant: a surrogate-assisted multi-objective optimization with high-fidelity verification

　　

研究人员将光伏光热/海洋热能转换（PVT/OTEC）混合系统的交叉价格（crossover price）推导为其增量平准化成本（incremental levelized cost）。在当前PVT成本下，未冷却的光伏（PV）加OTEC更具优势（p^*为1.77–3.12 USD/kWh）。PVT专用硬件约占增量资本成本的97%。相对于冷却PV，PVT向OTEC输送热量的盈亏平衡价格为0.12–0.13 USD/kWh。对每个报告的设计均施加可行性约束并进行全模型验证。

研究人员Mohammad Ahmadi、Cyrus Aghanajafi和Mohammad Mahdi Vojdani针对热带岛屿与偏远沿海地区柴油发电成本高、海洋热能转换（ocean thermal energy conversion, OTEC）虽可提供基荷电力但温差小、效率低、冷水管等资本成本高的问题，开展了混合光伏光热/海洋热能转换（photovoltaic-thermal/ocean thermal energy conversion, PVT/OTEC）电站经济阈值研究。此前将太阳能与OTEC结合的研究多使用太阳能热集热器、光伏电气耦合或PVT制氢，但未将PVT集热器热量送入OTEC蒸发器，也未针对明确参考配置优化其经济设计。该研究以交叉价格（crossover price）为核心经济指标，将其推导为混合系统增量投资的平准化成本，并与平准化电力成本（levelized cost of electricity, LCOE）和净现值（net present value, NPV）建立精确关系；其意义在于区分“混合系统是否比参考电站更值得建设”与“电站本身是否绝对盈利”这两个不同决策。

研究人员开展的研究是：在固定站点条件下，对PVT/OTEC混合系统进行三目标优化，设计变量包括PVT集热面积、单位面积热传递流体（heat-transfer fluid, HTF）质量流量、蒸发器导热率相对验证设计值UA₀的比值以及离散的商业电池技术选择；目标为额定工况下混合系统净功率、系统?（exergy）效率和交叉价格。技术经济模型对PVT专用硬件、中间换热器（intermediate heat exchanger, IHX）、涡轮—发电机增容和安装提升进行显式计费，并采用长期卫星辐照气候学积分年能量。主要关键方法可概括为：采用拉丁超立方对四个设计变量和三个站点变量抽样2500点；对物理量而非经济量构建代理模型，比较高斯过程、多层感知机和梯度提升树；用受约束的NSGA-III进行十种子多目标搜索；对每个报告设计用高保真模型重新计算，并开展成本假设敏感性、蒙特卡洛分析和多站点评估。站点数据来自长期卫星辐照气候学及文献中的海水温度资料，不涉及实验样本队列。

研究结果按原文小标题总结如下。代理模型精度方面，2500个样本中94个低于20 K温差下限，546个无循环解，782个违反蒸发器逼近限，1078个完全可行，1860个有循环解；高斯过程对所有回归目标最准确，年能量增量相对Case A的每单位面积量R²=0.9980，RMSE=0.30 kWh m^?2 yr^?1，MAE=0.19 kWh m^?2 yr^?1；逼近裕度RMSE=0.023 K；循环可行性分类器ROC-AUC=0.9976，边界带ROC-AUC=0.986；26个前沿设计重评估中25个可行，代理交叉价格平均误差+0.002 USD/kWh，平均绝对误差0.016 USD/kWh，最大误差0.042 USD/kWh，Spearman秩相关0.9985。优化器收敛与约束处理方面，十次NSGA-III运行收敛到同一前沿，超体积在26代达到最终值99%，39代达到99.9%，合并前沿含198个非支配设计；可行性概率阈值τ=0.9将假可行从37个降至4个，但假不可行从21个增至98个；在Celukan Bawang站点，τ=0.5选出的膝设计预测概率0.54却高保真不可行，而τ=0.9设计可行，故边界误分类由验证步骤控制。Pareto前沿与权衡结构方面，验证的25个可行设计净功率39–588 kW，?效率11.6–21.7%；净功率与?效率呈正相关，Spearman为0.887，各电池技术内为0.984–0.999；二者与交叉价格冲突，Spearman为0.923，故三目标问题本质上是二维权衡；IBC电池功率和?效率最高，多晶硅电池交叉价格最低，异质结电池因温度系数最小未出现在前沿；膝设计为A_PVT=2411 m²、TOPCon电池、比HTF流量0.0144 kg s^?1 m^?2、UA/UA₀=0.8，输出459 kW，ψ_sys=19.7%，验证交叉价格2.53 USD/kWh；所有前沿设计均用最小可行蒸发器0.8 UA₀；高功率端交叉价格升高源于IBC温度系数小、HTF泵送功率随面积平方增长至4.6 kW以及逼近限在大面积达到；PVT专用硬件占增量资本96–98%。相对于两类参考配置的交叉价格方面，相对未冷却PV加独立OTEC的Case A，前沿验证交叉价格为1.77–3.12 USD/kWh，高于远程柴油发电成本0.30–0.80 USD/kWh，故中央成本假设下混合系统不如未冷却PV加OTEC；PVT专用硬件约占增量资本97%，年能量增益为21.0–37.2 kWh m^?2 yr^?1；盈亏平衡PVT特定成本在0.40 USD/kWh下为43–82 USD/m²，在0.80 USD/kWh下为97–179 USD/m²，而文档范围约200–550 USD/m²；若PVT阵列按PV同价，膝设计交叉价格降至0.07 USD/kWh；相对主动冷却但排热的Case B，耦合交叉价格为0.12–0.13 USD/kWh，低于柴油成本带，说明一旦冷却PVT场已存在，将回收热送入OTEC蒸发器比排热有利；其增量硬件仅IHX和少量涡轮—发电机增容。物理解释方面，蒸发器总负荷基本由工质流量固定，回收热替代海水侧负荷，PVT份额从100 m²的2%增至1115 m²的18%和3000 m²的47%；蒸发温度升高，海水侧夹点从3.0 K降至1.6 K，并在约2800 m²达到逼近限T_w,in?3 K；IHX夹点使HTF返回温度下限为T_evap+4 K，HTF和电池温度在100至3000 m²间升高2.4 K，单位面积冷却收益下降；冷却与热回收由同一HTF流完成，其竞争仅通过HTF返回温度体现，且该经济结果在面积趋于零时已成立。经济假设敏感性与绝对经济学方面，膝设计中PVT溢价主导交叉价格，变化范围1.63–3.13 USD/kWh，其次为贴现率、液压回路成本、O&M和安装提升；OTEC比成本和涡轮—发电机份额影响小于0.07 USD/kWh；两万次蒙特卡洛抽样下膝设计交叉价格5–95百分位为1.76–3.74 USD/kWh，中位2.67 USD/kWh，所有抽样均超过0.80 USD/kWh；相对Case B的耦合交叉价格在99.3%抽样中低于0.30 USD/kWh，5–95百分位0.101–0.258 USD/kWh；若按OTEC全比成本计入增量，膝交叉价格升至3.53 USD/kWh；若给混合系统更小蒸发器而参考固定，则降至2.52 USD/kWh但不采用；IHX夹点从2 K到6 K使膝交叉价格从2.31变为2.81 USD/kWh，耦合交叉价格从0.12变为0.15 USD/kWh，排序不变；绝对经济学上，参考电站LCOE从最小集热场的1.61 USD/kWh降至膝面积的0.43 USD/kWh，0.40 USD/kWh时参考NPV在最小场为?4.02 MUSD、膝面积?0.40 MUSD，0.80 USD/kWh时最小场?2.69 MUSD、膝面积+5.39 MUSD；膝混合LCOE为0.53 USD/kWh，NPV在0.40和0.80 USD/kWh下为?1.90和4.18 MUSD，因其p^*高于电价，故NPV低于参考；绝对可行性主要来自PV阵列而非OTEC或耦合。站点分辨评估方面，五个站点为设计点、Manado Bay、Bungkulan、Celukan Bawang和Kumejima；辐照是主导站点变量，冷水温度在固定辐照下影响最多0.47 USD/kWh；五站点验证最小交叉价格相对Case A为1.77–3.35 USD/kWh，相对Case B为0.12–0.19 USD/kWh；0.40 USD/kWh下盈亏平衡PVT特定成本从Kumejima的25 USD/m²到设计点的82 USD/m²；在26–30°C温水、4–7°C冷水和4.0–6.5 kWh m^?2 d^?1包络内，没有组合使相对Case A进入柴油带，而相对Case B始终低于柴油带；Kumejima代理低估交叉价格14–20%，因季节辐照差异和年辐照接近采样下界，高保真验证检测到并仅报告验证值。局限性方面，PVT成本来自建筑部门商业报价，公用规模可能更低；OTEC 100 kW级成本不确定且不利规模，影响绝对经济强而交叉价格弱；物理模型为稳态，年能量由代表日和辐照分箱积分，不包含逐日变化、瞬态和热存储，夜间无耦合增益；面板—流体传热系数不依赖HTF流量；耦合模型仅在单设计点验证，超过2000 m²和设计点气候以外为外推；高保真验证检验代理而非模型本身；仅考虑氨单一工质和单一规模；柴油参考为区域成本范围而非站点特定避免成本。

讨论部分表明，交叉价格不是新的绝对经济指标，而是增量投资的盈亏平衡电价，用于判断混合系统相对明确参考配置的优势，并与LCOE和NPV精确互补。研究结论翻译如下：第一，交叉价格是混合系统增量的平准化成本，是使参考电站转化为混合系统的投资达到盈亏平衡的电价；它描述混合系统相对于给定参考配置的优势，而非任一电站的绝对盈利能力。第二，相对于未冷却PV阵列加独立OTEC，设计点Pareto前沿的验证交叉价格为1.77–3.12 USD/kWh，且在所有蒙特卡洛成本抽样中均超过0.80 USD/kWh；因此现实PVT专用成本下混合系统相对该参考不具经济优势，只有当PVT专用硬件成本低于约0.40 USD/kWh下的43–82 USD/m²或0.80 USD/kWh下的97–179 USD/m²时才可能有利。第三，相对于主动冷却但排热的阵列，将回收热送入OTEC蒸发器的交叉价格为0.12–0.13 USD/kWh，低于远程柴油发电成本带，并在膝设计99.3%蒙特卡洛抽样中低于0.30 USD/kWh；PVT/OTEC耦合的经济价值在于利用原本因其他理由成立的冷却PVT场热量，而非证明PVT场本身。第四，交叉价格随集热面积变化不足两倍，并在面积趋零时趋于有限极限，故集热面积是次要经济变量，其上界受蒸发器逼近限约束；电池技术通过温度系数起作用，高温下损失最大的电池从冷却中获益最多；净功率与?效率是一致目标，真正权衡在二者与交叉价格之间；在考察的海洋和太阳能条件包络内，辐照是主导站点变量，没有站点使混合系统相对未冷却参考进入柴油带。第五，显式可行性约束包括蒸发器逼近限，以及每个报告设计的高保真验证至关重要，后者检测到边界误分类和站点特定代理误差；学习物理量而非经济量使成本不确定性得以精确传播。最后，分析受公用规模PVT成本不确定性、稳态年度运行、单一工质和单一规模等限制；由热需求支撑的PVT场、热存储以及OTEC绝对经济有利规模是自然扩展方向。