进入21世纪以来，煤炭、石油等化石能源正面临枯竭，寻求可再次生产的能源的发展成为全人类迫在眉睫的大事。以太阳能、风能、水能为主的新型清洁的可再次生产的能源电力正慢慢的变成为众多国家用来代替化石能源电力的主力军。但大型地面光伏电站和风电场需要占据大片土地，一个地面光伏电站的平均土地利用面积为0.5～0.7 MW/hm2[1]。与此同时，面对地球人口的爆炸式增长，土地资源日益紧张，导致一些大型光伏电站被建设在太阳辐照度较高的山地、沙漠地区，但光伏组件的负温度系数特性会导致其在受到高温暴晒后输出功率下降，进而影响整个电站的发电能力。因此，围绕光伏电站的新兴技术获得更多关注，其中被讨论最广泛的是水面漂浮式光伏(FPV)电站。

  FPV电站是将光伏阵列安装在水域中，例如废水处理厂、鱼塘、水库等地方的水域。这为一些用地紧张的岛屿国家提供了利用可再次生产的能源的可行性方案[2]。另外，由于光伏组件被安装在水面，水温可以大大降低光伏组件的工作时候的温度，从而有效提升其发电量；而且光伏组件的遮阴效果既可以减缓水体的蒸发速率，又可以阻止水域内藻类的大规模爆发。据美国国家可再次生产的能源实验室(NREL)估计，截至2021年，全球约有3790698个淡水水库具备建设FPV电站的能力，电站总装机容量可达400 GW[2]；并且目前全球众多国家已开始了FPV电站项目的开发建设。本文对FPV电站采用的太阳电池的工作时候的温度做多元化的分析，并以山东大学热科学与工程研究中心的学者得出的“FPV电站中太阳电池的实际光电转换效率比地面光伏电站中太阳电池的高1.58%～2.00%”[3]研究结论作为理论依照，从年发电量、投资所需成本、投资回收期和平准化度电成本(LCOE) 4个方面对FPV电站的经济性做多元化的分析；最后对几种可再次生产的能源发电方式与FPV电站相结合形成的混合型电站的设计方式来进行介绍。

  太阳电池工作时候的温度的升高会降低硅半导体的禁带宽度，因此在给定太阳辐照度的情况下，稍微增加太阳电池的短路电流，即能在很大程度上降低太阳电池的开路电压，以此来降低太阳电池的填充因子和输出功率。相关研究表明，水面区域的温度可比陆地上的温度低4～6 ℃。山东大学热科学与工程研究中心的学者采用三维有限元方法，对在标准测试条件(STC，太阳辐照度为1000 W/m2，太阳电池工作时候的温度为25 ℃，大气质量AM1.5)下 FPV电站中太阳电池的工作时候的温度和地面光伏电站中太阳电池的工作时候的温度进行了研究[3]，研究结果如图1所示。

  从图1能够准确的看出：无论是FPV电站中的太阳电池还是地面光伏电站中的太阳电池，其中心区域的工作时候的温度都高于其他区域。其中，FPV电站中太阳电池的中心区域最大工作时候的温度达53.985℃，边缘区域最低工作时候的温度为51.139 ℃；地面光伏电站中太阳电池的中心区域最大工作时候的温度为57.465 ℃，边缘区域最低工作时候的温度为54.652 ℃。由此可知，水的冷却作用可以使太阳电池的工作时候的温度下降3.5 ℃左右。

  式中：ηr为太阳电池在STC下的光电转换效率；γ为太阳电池的温度系数；Tc为太阳电池的工作时候的温度；TS为太阳电池在STC下的工作时候的温度。

  式中：TN为800 W/m2太阳辐照度下，额定太阳电池工作温度，取值范围通常为33～58 ℃；Ta为空气温度；S为太阳辐照量。

  通过式(1)、式(2)可分别计算得到两种光伏电站场景下太阳电池的光电转换效率，具体如表1所示。

  从表1能够准确的看出：FPV电站中太阳电池的光电转换效率略高于地面光伏电站中太阳电池的光电转换效率，但二者差距不大，差值约为0.26%。陆地温度远大于STC下的太阳电池工作时候的温度25℃，能够达到30 ℃以上，而水面温度能接近于STC下的太阳电池工作时候的温度。两种光伏电站场景下，除环境和温度和太阳辐照度这两个影响太阳电池工作时候的温度的因素之外，风速等对太阳电池工作时候的温度也存在一定影响。因此，FPV电站中太阳电池的实际光电转换效率会比地面光伏电站中太阳电池的实际光电转换效率高出约1.6%。这与山东大学热科学与工程研究中心的学者得出的“FPV电站中太阳电池的实际光电转换效率可比地面光伏电站中太阳电池的实际光电转换效率高1.58%～2.00%”[3]这一结论一致。

  下文通过对比地面光伏电站和FPV电站的发电量、投资所需成本、投资回收期和LCOE，分析FPV电站的经济性。

  采用光伏行业常用仿真软件PVsyst，选取中国中部地区某地的陆地区域建立一个10 MW的地面光伏电站。该电站使用的光伏组件为浙江正泰新能源开发有限公司生产的高效PERC双面多主栅半片单晶硅光伏组件，型号为CHSM72M(DG)/F-BH 540Wp；逆变器采用上海正泰电源系统有限公司生产的组串式逆变器，型号为 1500V CPS SCH250KTL-DO 250kW。地面光伏电站所用设备型号及数量情况如表2所示。

  利用PVsyst软件对该地面光伏电站的年发电小时数和年发电量情况做模拟，模拟结果为：该地面光伏电站的年发电小时数为1303 h，年发电量为 11821 MWh。

  由前文可知，FPV电站中太阳电池的实际光电转换效率可比地面光伏电站中太阳电池的实际光电转换效率高出1.58%～2.00%，考虑多种因素后，可估算得到FPV电站的实际年发电效率比地面光伏电站的实际年发电效率高1.79%。因此，在同个测试地区，保证其他相关因素相同的条件下，10 MW FPV电站的年发电量相较于10 MW地面光伏电站的年发电量可提升1.79%，达到 12033 MWh。

  经计算发现，FPV电站增加的212 MWh年发电量，需要地面光伏电站在原有的10 MW基础上增加一个装机容量约为0.1627 MW的光伏阵列。新增的0.1627 MW光伏阵列需要300块光伏组件和1台组串式逆变器。综上可知，由于10 MW FPV电站的年发电量高于相同装机容量的地面光伏电站的年发电量，若要达到相同的年发电量，地面光伏电站需通过增容来实现。

  在考虑光伏阵列间距和光伏组件安装倾角等因素后发现，在中国中部地区某区域内建设一个10 MW的FPV电站，其占地面积约为190667.6 m2(约为286亩)；而建设一个10.1627 MW的地面光伏电站，所需的占地面积约为194001 m2，约为291亩。因此，相比FPV电站，地面光伏电站需要新增300块光伏组件、1台组串式逆变器和约5亩土地才可以做到同等水平的年发电量。因此，从经济性方面考虑，在对发电量有要求的情况下，能够使用FPV电站，并通过适当降低容配比来控制初始投资所需成本。通常，一个光伏电站的投资所需成本最重要的包含设备成本及安装工程成本，这两项约可占到总投资所需成本的85%。

  两种光伏电站的寿命周期按25年计，则对这两种光伏电站的25年总投资所需成本进行预算，预算结果如表3所示。

  由表3可知：FPV电站的25年总投资所需成本比地面光伏电站的高约354.825万元，其最重要的包含租地费用、安装工程和后期运维成本。

  虽然FPV电站25年的总投资所需成本预算高于地面光伏电站，但FPV电站可保护水体，减少水体蒸发。相关研究发现，北半球中纬度地区的水体每年蒸发损失率约在1.3～1.8 kL/m2[4]。假设中国中部地区的水体每年蒸发损失率约为1.5 kL/m2，一个10 MW的FPV电站可以覆盖水面约190667.6 m2，则其每年能够大大减少的水体蒸发量约为286001.4 m3，约占水体蒸发量的80%。按照当地水费为3.65元/m3估算，每年节约水体创造的价值约为104.3905万元，项目运行25年共计可创造约2609.7628万元的价值。折算到投资所需成本后，FPV电站的25年总投资所需成本降至约1419.737万元，远低于地面光伏电站的25年总投资成本。

  综上所述，不考虑别的影响因素，仅从FPV电站运行可减少水体蒸发角度而言，FPV电站的运行收益高于地面光伏电站的运行收益。

  投资回收期是指收回资本所需的年限，能够正常的使用25年总投资所需成本与每年的营收利润或节省本金的比值来确定。下文利用简单的投资回收期计算方式粗略估算上述10 MW FPV电站的投资回收期。

  假定项目寿命周期内的每笔现金流都是相同的。由表3可知，10 MW FPV电站的25年总投资所需成本约为4029.5万元，电站每年并网前的发电量约为12033 MWh。假定中国中部地区的电价为0.34元/kWh，那么出售电力的收入约为409.122万元，每年节约水体创造的价值约为104.3905万元。除去每年的后期运维费用等另外的成本后，每年的营收能够达到约500万元，因此，粗略计算得到的投资回收期约为8.06年。

  综上可知，10 MW的FPV电站在运营的第9年就可以收回25年总投资所需成本，并能创造更大的经济收益。

  LCOE是对能源发电(比如光伏、风电、火电等)项目寿命周期内的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即寿命周期内的成本现值与寿命周期内发电量现值的比值，其计算式为：

  式中：Cn、Qn分别为项目第n年的总成本和总发电量；r为折扣率；N为项目的寿命周期，本文取25。

  代入相关数值，初步计算后得出10 MW FPV电站的LCOE为1.2元/kWh。但FPV电站每年创造的水利价值约为104.3905万元，假设将该电站每年所创造的水利价值抵消25年总投资所需成本，重新计算后可得到该FPV电站的LCOE为 0.4元/kWh。

  根据彭博新能源财经的统计数据[5]，截至2021年，市场上几种主要能源发电项目的LCOE情况如图2所示。

  从图2能够准确的看出：可再次生产的能源发电项目(陆上风电项目、海上风电项目、光伏电站、太阳能热发电站、FPV电站)即使在补贴之后的LCOE仍高于脱硫脱硝煤这种传统化石能源的LCOE，但FPV电站的LCOE又低于其他所有类型可再次生产的能源发电项目的LCOE。

  综上所述，从经济性方面分析，FPV电站的可行性很高，且取得一定经济效益后的LCOE为0.4元/kWh，低于别的类型可再次生产的能源发电项目的LCOE。

  FPV电站与其他可再次生产的能源发电方式相结合能形成昼夜互补、旱涝互补的优势，结合形成的混合型电站将得到慢慢的变多的关注和认可，是未来发展的新趋势。下文对FPV电站与风电、水电、波浪能发电、抽水蓄能、电化学储能相结合形成的不同混合型电站形式进行介绍。

  2020年，可再次生产的能源发电装机容量中增长率最快的太阳能发电和风电分别以127 GW(+22%)和111 GW(+18%)主导可再次生产的能源发电领域[6]。因此，风光互补型电站的未来发展前途炙手可热。其中，FPV电站与海上风电场相结合的新型设计也被提出。西班牙奥维耶多大学的DyMAST研究小组设计出FPV电站与已有海上风电场相结合的采用混合发电方式的电站[7]，其设计理念是在风电机组之间的海水表面填充光伏阵列，以避免2种发电方式互相干扰。在加入FPV电站后，单位海洋面积的发电量得到巨大提升。由于FPV发电系统能接入已有的风电输电系统，节约了建设新的输电系统的成本。图3是海上风电场与FPV电站相结合的混合发电方式的示意图。

  水电、风电和太阳能发电装机容量共占据全球95%以上的可再次生产的能源发电装机容量，这三者相结合形成的发电系统将产生巨大的发电量[8]。对于一些拥有众多水电站的国家，比如：中国、美国、日本等，在水电站附近建设FPV电站和风电场，既可通过已有的水力发电系统，又能利用光伏发电和风电填补旱季水电站发电不足的劣势，使水电站在整个发电周期内的发电量更加平滑，形成旱涝互补、昼夜互补的优势，达到“1+1+1＞3”的理想目标。NREL在2020年提出一种FPV-风电-水电混合型电站，其示意图如图4所示，并论证了此电站的经济效益及全球发展的潜在能力[9]。

  FPV电站、风电场和波浪能发电相结合的混合式型电站为拥有大量海洋波浪能的国家或地区提供了混合可再次生产的能源发电解决方案。德国电力公司Sinn Power 在2020年发明出世界上第1个漂浮式混合可再次生产的能源发电平台[10]，示意图如图5所示。

  漂浮式混合可再次生产的能源发电平台主要包含3个部分：平台下端的波浪能转换器，用于收集波浪能并将其转换为电力；平台上部是光伏阵列，用于收集海上丰富的太阳能资源，平台的支架即可作为光伏阵列的支架；平台周围及内部是小型风电机组，用于收集海上无遮挡的风力。该平台可以将太阳能、风能、波浪能转换为电力，是一个完整的海上离网能源解决方案；采用模块化设计，因此在连接性、可扩展性方面具有巨大潜力，能够完全满足一些小型岛屿的电力需求。

  近年来，一种适用于沿海地区的将FPV电站、抽水蓄能和电化学储能相结合的新型混合发电技术受到广泛关注[11]。该技术通过一种特殊装置将FPV电站产出的大部分电力用于推动装置内的盖瑟空气泵运行，将海水泵入高位水位，进而达到蓄能目的，再利用高位释放海水来推动装置内部的涡轮机发电。当FPV电站和涡轮机发出的电力有剩余时，可将其储存在储能电池中；在用电高峰期可同时使用FPV电站、涡轮机和储能电池的电力。对于一些海岸线较长且国土资源稀缺的国家，比如英国、日本及东南亚一些岛国，这种适用于沿海地区的混合型电站模式可以在某些特定的程度上弥补国土资源稀缺。

  本文对FPV电站采用的太阳电池的工作时候的温度进行了分析，并以山东大学热科学与工程研究中心学者得出的“FPV电站中太阳电池的光电转换效率比地面光伏电站中太阳电池的高1.58%～2.00%”研究结论作为理论依照，从年发电量、投资所需成本、投资回收期和LCOE这4个方面对FPV电站的经济性进行了分析；最后介绍了几种可再次生产的能源发电方式与FPV电站相结合形成的混合型电站的设计方式。得到以下结论：

  1)若要年发电量相同，地面光伏电站需比FPV电站增加0.1627 MW的装机容量，需新增300块光伏组件、1台组串式逆变器和约5亩地。因此，从经济性方面考虑，在发电量相同的前提下，采用FPV电站比采用地面光伏电站可减少投资所需成本。

  2) FPV电站的25年总投资成本比地面光伏电站的增加约354.825万元，但由于FPV电站可对电站所建水域的水体进行保护，每年能够大大减少水体蒸发量的80%。经计算发现，一个10 MW的FPV电站运行25年因节约水体创造的价值可达2609.7628万元。

  3)对于建设在中国中部地区某区域内的10 MW FPV电站，将该电站每年所创造的水利价值抵消25年总投资所需成本后，可粗略计算得到其投资回收期约为8.06年，LCOE约为0.4元/kWh。由此可知，FPV电站具有经济可行性。

  尽管目前FPV电站在硬件方面存在一定缺陷，但随着其技术的发展，这类问题正逐步得到解决。从节约土地资源、保护水体资源、提高电站发电效率、可结合多种能源、经济效益高等方面出发，此类电站将慢慢的变成为热门，受到全球各地区的青睐。

  赵 然，邵蒋宁，诸荣耀，杨 松，陶国均(浙江正泰新能源开发有限公司，杭州 310051)