《Scientific African》：Techno-economic assessment and investment conditions for a hybrid small hydropower–rooftop solar photovoltaic system in Ghana
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实现可持续发展目标7（SDG7）需要可靠且负担得起的电力，然而撒哈拉以南非洲地区仍在获取、成本和供应可靠性方面面临持续挑战。在加纳，火电厂供应了约68%的发电量，尽管可再生能源资源丰富，但仍维持着高电价和温室气体排放。本研究探讨了一个综合的小型水
摘要翻译：
实现可持续发展目标7（SDG7）需要可靠且负担得起的电力，然而撒哈拉以南非洲地区仍在获取、成本和供应可靠性方面面临持续挑战。在加纳，火电厂供应了约68%的发电量，尽管可再生能源资源丰富，但仍维持着高电价和温室气体排放。本研究探讨了一个综合的小型水电–太阳能光伏（SHP–PV）混合系统相对于独立屋顶光伏何时成为更优投资选择的问题，并以加纳塔诺河流域的Asantekrom作为规划层面的案例研究。采用考虑环境流量的流量持续时间曲线评估表明，一座4.4 MW的径流式电站将以约0.59的容量因数每年输送约22.4 GWh电量，这与该流域同行评审的估算结果一致。基于GIS对102个屋顶的调查支持建设一座2.6 MWp的光伏系统，年发电量约5.06 GWh，且两种资源在季节上具有互补性（月相关系数r=?0.59）。在当前批发供应电价GHS 0.921/kWh下，独立屋顶光伏是更优的投资（净现值NPV为GHS 1870万，平准化度电成本LCOE为GHS 0.50/kWh），而混合系统虽可行但处于劣势（NPV为GHS 1580万，内部收益率IRR为11.2%），因为亏损的水电部分摧毁了GHS 290万的价值。由于容量因数源自区域化的月流量序列，应将其视为上限值，因此该排序是有条件的：只有当实现的容量因数超过约0.60、电价超过约GHS 0.94/kWh的交叉点，或在接近8%的开发性金融贷款条件下，混合系统才会超越独立光伏。针对2月份电网稳定成本、替代水轮机设计流量以及当地观测到的光伏衰减率（每年0.5%–1.5%）所添加的情景均未改变这一排序。2月份整月水电停机被确定为一项关键运营风险。本研究提供了一个有文献依据的、针对特定场址的框架，量化了混合化何时增加价值，为加纳电力部门的投资排序提供了循证指导。
论文解读：
**1. 研究背景与问题**
全球能源系统正朝着脱碳和可持续发展的方向加速转型，实现可持续发展目标7（SDG7）——即确保人人获得负担得起的、可靠的、可持续的现代能源——是这一转型的核心议题。尽管撒哈拉以南非洲地区在电气化方面取得了进展，但仍普遍面临电力获取率低、频繁停电和高成本等问题，这制约了社会经济发展。加纳是该地区的一个典型案例：该国电气化率相对较高，但供电可靠性问题突出，电价压力大。加纳约68%的发电量来自火电，这导致了高电价和大量温室气体排放，尽管该国拥有丰富的可再生能源资源。既有研究表明，加纳的太阳能光伏（PV）和小型水电（SHP）资源潜力巨大，但以往研究多将它们割裂评估，缺乏对利用季节性互补特性的混合系统的研究。与此同时，区域性和方法论层面的文献强调水光互补性以及基于GIS（地理信息系统）的工具对农村混合系统和微电网选址定容的重要性。现有研究大多关注单一技术的独立配置或通用型的PV–柴油/电池微电网，对明确利用季节性互补性的SHP–PV混合系统关注不足。这种研究空白具有重要影响，因为SHP–PV混合系统可以利用互补的资源特性来减少季节性间歇性，提高运行稳定性，并支持最低成本的分散式电气化策略。因此，本研究针对这一空白，在加纳塔诺河流域的Asantekrom开展了一个规划层面的案例研究，核心研究问题不是简单的“混合系统是否可行”，而是“混合系统何时优于独立屋顶光伏，以及需要什么样的政策条件”。
**2. 研究内容与结论**
本研究评估了位于加纳塔诺河流域Asantekrom的一个综合SHP–PV混合系统的技术经济可行性。该场址是从该流域24个候选径流式站址中筛选出来的，筛选标准包括：有记载的有效水头和适合径流式开发的年平均流量；邻近有足够建筑存量以支撑有意义的屋顶光伏组件的定居点；以及靠近加纳电力公司（ECG）的33 kV中压电网，使两个子系统可以共享单一并网连接。研究将基于流量持续时间曲线的水电评估与基于GIS的屋顶太阳能调查相结合，开发了一个并网的综合混合发电模型，并运用净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、盈利指数（PI）、折现回收期（DPP）和平准化度电成本（LCOE）五项指标进行了经济评估。
研究得出以下主要结论：水电方面，流量持续时间曲线评估表明，一座4.4 MW的径流式电站（设计流量59.2 m3/s，有效水头10 m）在扣除环境流量后，年均发电量约22.4 GWh，容量因数0.59，与流域内同行评审的估算一致。然而，2月份平均流量为8.3 m3/s，扣除5.9 m3/s的环境流量后仅剩2.4 m3/s，低于5.9 m3/s的最小水轮机流量，导致电站整月停机，这是一个关键的运营风险。光伏方面，基于GIS对102栋建筑的屋顶调查，测得总屋顶面积为12,656 m2，经0.9的规划系数折算后可用面积为11,390 m2，可安装3,715块组件和约2.6 MWp容量，第一年发电量约5.06 GWh，按每年0.5%的几何衰减率，25年后降至约4,483 MWh。混合系统方面，综合年发电量约27.5 GWh，水电约占82%，光伏约占18%，25年内总能量仅下降2.1%。月水电和光伏序列呈负相关（r=?0.59），组合输出的变异系数从水电单独的0.67降至混合系统的0.53，证实了季节互补性。经济评估方面，屋顶光伏独立具有稳健的可行性（NPV为GHS 1870万，IRR 22.4%，LCOE为GHS 0.50/kWh）；独立水电在基准假设下不经济（NPV为?GHS 290万，PI 0.98，DPP超过项目寿命）；混合系统在经济上可行（NPV为GHS 1580万，IRR 11.2%，LCOE为GHS 0.86/kWh，DPP约19年），但其NPV比独立光伏低GHS 290万——恰好等于独立水电的亏损额。在基准电价下，光伏的盈余补贴了亏损的水电，因此混合系统严格劣于独立光伏。该排序是有条件的：当实际容量因数超过约0.60、电价超过约GHS 0.94/kWh的交叉点、或在接近8%的优惠融资条件下，混合系统将超越独立光伏。敏感性分析确认了电价和贴现率是主导因素。
**3. 主要方法**
研究采用了以下主要技术方法：（1）流量持续时间曲线（FDC）方法评估径流式小水电潜力，考虑了10%年平均流量的环境流量扣除和最小水轮机流量限制，计算基于月流量序列的区域化规划估计值；（2）基于GIS的屋顶光伏调查方法，利用Google Earth Pro测量了Asantekrom的102栋建筑的屋顶面积，结合RETScreen Expert软件获取的太阳辐射数据（源自NASA-POWER再分析产品）设计光伏系统；（3）互补性定量分析方法，使用Pearson相关系数评估水电和光伏输出的月尺度季节性互补特性；（4）贴现现金流经济建模方法，建立了为期25年的逐年贴现现金流模型，采用10%的实贴现率，计算NPV、IRR、PI、DPP和LCOE五项指标；（5）敏感性分析框架，包括多参数敏感性分析、双向电价–贴现率矩阵和龙卷风图，并添加了设计流量变化、2月电网稳定成本和光伏衰减率扩展情景。
**4. 研究结果**
*4.1 小水电发电结果*
流量持续时间曲线评估表明，设计流量59.2 m3/s在约41%的时间内被达到或超过，因此电站在其余时间部分负荷运行。扣除环境流量并将水轮机流量上限设定为设计值后，电站年均发电量约22,440 MWh，容量因数0.59。该估算落在Addai等人报告的该流域24个站址4.6–46.4 GWh保证电能范围内，也与可比流域的12.7–28.7 GWh年发电量一致。关键发现是2月份发电量为零——2月平均流量8.3 m3/s扣除环境流量后仅剩2.4 m3/s，低于最小水轮机流量，电站整月离线。光伏系统仅能弥补该缺口的不到15%（2月发电约421 MWh，而相对湿季水电输出的缺口约2,800 MWh）。
*4.2 屋顶光伏发电结果*
对102栋建筑的GIS调查测得总屋顶面积12,656 m2，经0.9规划系数折算后可用面积为11,390 m2，可支撑约2.6 MWp光伏容量。第一年发电量约5,055.8 MWh，按每年0.5%的几何衰减率，第25年降至约4,483 MWh。由于全年月辐照量保持在4 kWh/m2/天左右或以上，光伏输出在所有季节都能持续。
*4.3 混合系统发电与互补性*
混合系统第一年总输出约27,496 MWh，水电约占82%、光伏约占18%。由于只有光伏组件衰减，混合系统总能量25年内仅下降2.1%。月水电和光伏序列的Pearson相关系数为?0.59，证实了显著的季节性互补——水电在湿季达到峰值，光伏在较干旱、日照较强的月份最强。组合输出的变异系数从水电单独的0.67降至0.53，表明混合化平滑了月尺度输出，在径流式水电可用性最低的旱季提高了可再生输出，但并未消除2月停机问题。
*4.4 经济可行性与选择*
资本成本方面，光伏约GHS 1905万，径流式电站约GHS 1.498亿，混合系统综合资本支出约GHS 1.688亿。水电资本支出为GHS 34,040/kW（约合USD 2,970/kW），处于该地区小型低水头径流式电站基准的上端。在基准案例下，独立屋顶光伏NPV为GHS 1870万，IRR 22.4%；独立水电NPV为?GHS 290万；混合系统NPV为GHS 1580万。容量因数敏感性分析显示，CF 0.45→NPV ?GHS 2830万；CF 0.55→+GHS 360万；CF 0.59→+GHS 1580万；CF 0.65→+GHS 3550万；CF 0.75→+GHS 6740万。设计流量敏感性分析表明，在Q30或Q40处设尺寸会恶化水电经济性，而在Q45–Q50处缩小尺寸则可在保持单位成本的情况下改善水电NPV至+GHS 1000万至+GHS 1300万，但考虑15%的单位成本惩罚后仍为负值。2月电网稳定情景的年度净成本约GHS 63万，相当于项目寿命期内NPV约?GHS 580万，使混合系统NPV从GHS 1580万降至约GHS 1000万。光伏衰减率扩展至1.0%/年和1.5%/年时，PV-only NPV分别降至GHS 1720万和GHS 1590万，混合系统分别降至GHS 1430万和GHS 1300万，排序不变。电价交叉分析表明，两条NPV曲线在约GHS 0.94/kWh处相交：低于此电价独立光伏占优，高于此电价混合系统占优。在避免的热发电成本GHS 1.26/kWh下，混合系统NPV达GHS 9980万，远超独立光伏的GHS 3370万。
**5. 结论与政策意义**
研究表明，在当前的GHS 0.921/kWh批发供应电价和10%商业贴现率下，独立屋顶光伏是更优的近中期投资；混合系统仅在优惠融资或更高电价下才可行。三种具体政策机制可弥合这一差距：一是设定在或高于GHS 0.94/kWh交叉点的技术特定上网电价或可再生能源溢价；二是利用世界银行、JICA或非洲开发银行等机构的6–8%优惠贷款；三是按避免的热发电成本（GHS 1.26/kWh）而非标准批发电价进行购电协议谈判。对于加纳决策者的实际建议是投资排序：先部署屋顶光伏，当上网电价溢价、优惠融资或避免成本购电协议条件成熟时再增加径流式水电。这种有条件的、基于证据的排序——而非对混合化的笼统背书——是本研究对加纳电力部门投资决策的核心贡献。
