Abstract The deployment of tidal technology is affected by the general bottlenecks associated with all new renewables in respect of finance and integration with the grid. In this research, a development strategy is defined for tidal range projects based on geodynamics, civil engineering, and economics with the aim of assisting policy makers and industry. Criteria related to hydrodynamics, bathymetry, marine structure safety and cost recovery apply to relevant sites and to real data power prices. The case study described is that of the Bay of Bourgneuf on the French Atlantic coast, where a tidal range power plant of 900 MW could optimally be built with respect to sedimentation, water depth, and tidal coefficients. It has been determined that a 30 m-high artificial dam could maximise the harvestable energy (3 TWh). Numerical simulations show that a tidal plant sized at just 700 MW would be cost-efficient, due to the constraints of the grid and to high power curtailment rates (30%). The expected value of the Levelised Cost of Electricity would be around 200€2016/MWh. Integration into the grid could be improved through addition of an innovative underwater energy storage system, rated to one third of the size of the tidal plant. The economics would improve (the LCOE would drop to 170€2016/MWh) due to lower curtailment and to price arbitrage opportunities. Issues related to missing investor money (>3Bln€2016) and unquantifiable positive externalities such as flood protection, energy independency, and clean energy provision are discussed, underpinning the need for regulator support.

中文翻译：

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潮汐能与海底抽水蓄能的整合

摘要 潮汐技术的部署受到所有新可再生能源在融资和与电网整合方面的普遍瓶颈的影响。在这项研究中，基于地球动力学、土木工程和经济学为潮汐范围项目定义了发展战略，目的是为政策制定者和行业提供帮助。与流体动力学、测深、海洋结构安全和成本回收相关的标准适用于相关站点和实际数据电价。所描述的案例研究是法国大西洋沿岸布尔格纽夫湾的案例研究，在那里，可以根据沉积、水深和潮汐系数优化建造 900 兆瓦的潮差发电厂。已经确定，一个 30 m 高的人工水坝可以最大限度地利用可收获的能量 (3 TWh)。数值模拟表明，由于电网的限制和高限电率 (30%)，规模仅为 700 MW 的潮汐电站将具有成本效益。平准化电力成本的预期值约为 200 欧元 2016/兆瓦时。可以通过增加一个创新的水下储能系统来改善与电网的整合，该系统的规模是潮汐电站的三分之一。由于限电减少和价格套利机会，经济状况将有所改善（LCOE 将降至 170 欧元 2016/MWh）。讨论了与投资者资金缺失（2016 年超过 30 亿欧元）和不可量化的正外部性（如防洪、能源独立和清洁能源供应）相关的问题，从而支持监管机构的支持需求。由于电网的限制和高限电率 (30%)。平准化电力成本的预期值约为 200 欧元 2016/兆瓦时。可以通过增加一个创新的水下储能系统来改善与电网的整合，该系统的规模是潮汐电站的三分之一。由于限电减少和价格套利机会，经济状况将有所改善（LCOE 将降至 170 欧元 2016/MWh）。讨论了与投资者资金缺失（2016 年超过 30 亿欧元）和不可量化的正外部性（如防洪、能源独立和清洁能源供应）相关的问题，从而支持监管机构的支持需求。由于电网的限制和高限电率 (30%)。平准化电力成本的预期值约为 200 欧元 2016/兆瓦时。可以通过增加一个创新的水下储能系统来改善与电网的整合，该系统的规模是潮汐电站的三分之一。由于限电减少和价格套利机会，经济状况将有所改善（LCOE 将降至 170 欧元 2016/MWh）。讨论了与投资者资金缺失（2016 年超过 30 亿欧元）和不可量化的正外部性（如防洪、能源独立和清洁能源供应）相关的问题，从而支持监管机构的支持需求。可以通过增加一个创新的水下储能系统来改善与电网的整合，该系统的规模是潮汐电站的三分之一。由于限电减少和价格套利机会，经济状况将有所改善（LCOE 将降至 170 欧元 2016/MWh）。讨论了与投资者资金缺失（2016 年超过 30 亿欧元）和不可量化的正外部性（如防洪、能源独立和清洁能源供应）相关的问题，从而支持监管机构的支持需求。可以通过增加一个创新的水下储能系统来改善与电网的整合，该系统的规模是潮汐电站的三分之一。由于限电减少和价格套利机会，经济状况将有所改善（LCOE 将降至 170 欧元 2016/MWh）。讨论了与投资者资金缺失（2016 年超过 30 亿欧元）和不可量化的正外部性（如防洪、能源独立和清洁能源供应）相关的问题，从而支持监管机构的支持需求。