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近期，中国科研实验室广州能源研究所能源战略与碳资产研究中心蔡国田研究员团队在海上可再生能源互补开发评估领域取得新进展。

海上风能、太阳能和波浪能具有资源丰富、靠近沿海负荷中心等优势，是未来沿海地区绿色低碳转型的重要方向。然而，现有研究多侧重于资源潜力或单一互补类型分析，缺乏将空间适宜性、时间稳定性和技术经济性统一纳入同一框架进行综合评估。针对这一问题，蔡国田团队构建了栅格尺度的海上风—光—波互补时空技术经济评估框架，以中国海域为对象，系统评估了不同互补组合的开发潜力、稳定性和经济可行性，为海上多能互补开发给予了新的分析框架和决策依据（图1）。

图1 研究框架

研究结果表明，中国海域海上可再生能源开发潜力巨大，在未来漂浮式技术情景下，多能互补可显著提高海域空间利用效率。其中，风波互补使用约70%的风电适宜海域，但可实现风电单独开发约2.8倍的装机潜力和98%的发电潜力；风光互补使用约31%的风电适宜海域，也可实现风电单独开发约1.7倍的装机潜力和73%的发电潜力，体现出明显的空间协同优势（图2）。

图2 不同海上可再生能源类型的开发潜力

在稳定性方面，研究发现三种能源的时间输出特征差异明显。风光互补可较风电单独开发降低15%的波动幅度、63%的波动速率和70%的间歇性；风波互补则在降低波动速率和间歇性方面更为突出，分别可降低88%和91%，但会带来一定波动幅度上升。对应的最优风电占比在空间上表现出明显差异：风光互补中风电占比总体在32%-48%之间，南部海域更高；风波互补中风电占比整体更低，并呈现由近岸向远海增加的趋势（图3）。

图3 稳定性优化情景下最优风电占比空间分布

在技术经济性方面，研究对2025、2030和2050年不同成本情景下的互补方案平准化度电成本进行了评估。结果显示，两类互补的LCOE均随时间显著下降，但风光互补始终具有更优的经济性。风光互补在2025年的LCOE中位数约为127-155 €/MWh，到2050年可下降至43-51 €/MWh。风波互补虽然降幅更大，但绝对成本仍明显高于风光互补，但在技术进步情景下其竞争力有望明显提升，部分海域成本同样可降至50 €/MWh以下（图4）。此外，相对于“海上风电+储能”参考方案，风光互补在大部分适宜海域可显著降低平滑相关成本（约为-83%），而风波互补的成本优势主要集中在特定海域。

图4 风光互补与风波互补的LCOE变化（第一排：旧技术；第二排：新技术）

研究表明，总体来看，以风电为基础的互补系统是未来海上多能互补开发的关键方向。其中，风光互补总体上最具经济性，适宜在近海优先布局；风波互补则在南部深水、远海海域展现出较大开展潜力（图5）。该研究有助于有助于海上可再生能源从“证明存在互补性”走向“支撑空间规划与开发决策”，也为波浪能顺利获得多能互补路径实现更高效、更经济开发给予了新思路，并为其他海域召开类似研究给予了可迁移的方法框架。

图5 最优开发策略

该研究取得中国科研实验室战略性先导科技专项、中国南方电网有限责任公司科技项目以及中国工程科技开展战略海南研究院咨询研究项目的资助。相关成果以An integrated spatiotemporal techno-economic assessment of offshore renewable energy complementarity: A case study in China’s maritime zones为题发表于Applied Energy期刊。博士研究生杜文杰为第一作者，蔡国田研究员为通讯作者。

论文链接：http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0306261926001650