不久前召開的首屆能源電子大會上，面世不過10余年的新能源最前沿領域——“海上光伏”再次成為業界關注的焦點。
大會期間舉辦的“海上光伏創新應用論壇”上，自然資源部國家海洋技術中心海洋能發展中心副主任崔琳表示，我國有條件開發海上光伏的海域面積約為71萬平方公里，估算可裝機容量超過70吉瓦。根據研究數據，相較于陸地，海面的太陽光折射率更高。雖然目前國內包括海上光伏在內的水面光伏度電成本比陸上光伏仍高出5%至12%，但我國光伏發電平均度電成本比全球平均水平低22.3%。隨著商業模式不斷成熟，國內光伏發電成本還將持續降低，不久后就將能夠實現正收益，收益率有可能領跑全球。這一論壇發出的聲音，可謂能源業當前的主流觀點，越來越多的投資者正競相進入海上光伏市場。
從山東向全國沿海延伸
我國東部沿海省份工業發達、能源和土地資源緊缺，長期依靠省外輸電。無論從滿足沿海發達地區能源需求還是清潔化發展的角度看，海上光伏開發的潛在需求巨大。
這一新能源市場的啟動從山東開始，迄今該省的開發規模已居全國之首。近日，裝機270萬千瓦的山東海陽HG34電站開工，這也是當前全球最大裝機的海上光伏單體項目。
其他沿海省份的海上光伏電站也在不斷建成。10月下旬，中廣核浙江嘉興海鹽開發區碼頭一期30兆瓦灘涂光伏發電項目開工；中核三門20萬千瓦灘涂光伏去年已開工；中核秦山50萬千瓦、漳州200萬千瓦海上光伏項目均正在前期籌備之中。
江蘇的海上光伏開發遲于山東，但正逐步加速。據了解，截至11月中旬，江蘇已進入開發流程的海上光伏開發項目至少有3個，分別是中核田灣核電站200萬千瓦項目、國華如東光氫儲一體化100萬千瓦項目、啟東100萬千瓦項目。目前建設進度最快的中核田灣200萬千瓦灘涂光伏項目，去年9月開工建設陸上工程。該電站是全球首個“核熱光儲”多能互補示范項目，也是江蘇最大的電網調峰儲能電站。
國華如東百萬千瓦海上光伏項目，一期40萬千瓦已列入2023年江蘇省重大項目儲備庫，正辦理海域論證、濕地占用等相關手續；二期60萬千瓦已備案。該項目計劃今年11月底前開工建設，明年年底前并網發電。但國華江蘇新能（603693）源公司相關負責人透露，開工時間將延后。
政策是推動沿海各省加快開發海上光伏的最主要力量。在國家層面，2021年11月自然資源部發布了《關于規范構筑物用海審批有關事項的通知》；今年6月1日，國家再出政策利好，自然資源部發布《關于推進海域立體設權工作的通知（征求意見稿）》，鼓勵對海上光伏、海上風電等用海進行立體設權。
在地方層面，近3年來，山東、江蘇、遼寧、浙江等沿海省市都已出臺或醞釀出臺海上光伏的相關政策和規劃。去年7月，《山東省海上光伏建設工程行動方案》提出，打造“環渤海”“沿黃海”兩大千萬千瓦級海上光伏基地，總裝機規模4200萬千瓦。今年5月，《江蘇省海上光伏開發建設實施方案（2023—2027年）》明確提出，到2025年，全省海上光伏累計并網規模力爭達到500萬千瓦，到2027年建成千萬千瓦級海上光伏基地，全省海上光伏累計并網規模達到1000萬千瓦左右。江蘇沿海將重點建設43個固定樁基式海上光伏項目，裝機容量1265萬千瓦。
崔琳認為，各地相關政策中，對海上光伏市場培育最有積極影響的是裝備補貼政策，其中山東的扶持力度最大。對2022-2025年建成并網的“十四五”漂浮式海上光伏項目，山東省財政分別按照每千瓦1000元、800元、600元、400元的標準給予補貼，補貼規模分別不超過10萬千瓦、20萬千瓦、30萬千瓦、40萬千瓦。該省還將海上光伏納入省重點項目，統籌解決用海用地問題。
海上光伏有著更寬廣的地理空間、更便宜的用海（地）成本、更高的發電效率，在國家與地方政府政策的引導下，其規模化開發的投資潛力日益顯現，各方資本紛紛進軍這一新市場。已公布的海上光伏項目投資方中，既有國家能源集團、中核、中廣核、國華、山東能源集團這樣的大型能源央企和地方國企，也有隆基綠能（601012）、天合光能這樣的民營光伏巨頭。
兩個關口：海域使用與技術進步
無論從政策、市場還是技術進步而言，海上光伏開發都正處于“十字路口”——是依賴政策推動即“財政買單”式的短期爆發，還是在政策的頂層設計支持規范之下，培育可持續發展的產業。
業內專家認為，雖然海上光伏電站的年利用陽光小時數高于沿海地區陸地光伏電站，但相較后者也存在一系列難題，包括資源和政策制約、較高的開發成本等。
用海問題——包括海域科學規劃、確權審批、高效使用，是目前海上光伏開發中的最大瓶頸。不久前召開的海上光伏創新應用論壇上，崔琳認為，我國海上光伏項目的主要用海問題體現在以下幾方面：一是我國光伏項目主要布局于地面、山區、湖泊、魚塘、農業大棚、建筑屋頂等，海上光伏用海案例少，實踐經驗不足。二是海上光伏用海管理配套政策不足，僅山東、浙江等省份提出了用海管理意見，國家層面亟須在光伏項目用海規劃、選址、控制指標、審批、立體確權、監管等方面出臺配套政策和技術規范。三是缺乏海上光伏布局專項規劃，國家和各沿海省市均出臺了“十四五”規劃目標，但全國裝機目標、海域空間需求等尚不明確，缺乏“頂層設計”。
崔琳認為，從2022年開始，我國海上光伏進入高速發展期，但目前除了山東，其他主要沿海省份的海上光伏專項規劃都不明朗，其主要原因正在于國家層面規劃的缺失。
崔琳表示，海上光伏的發展速度遠超預期，需要出臺更加積極有效的政策。我國光伏產業已在全球形成主導地位，巨大產能勢必要尋找新的市場增長點。這一背景下，更需要各沿海省份積極有效引導這一全新行業的發展。
在全球范圍內，海上光伏的規模化開發還都處于起步階段。專家坦言，無論是前期的建設開發，還是后期的運維，海上光伏都比陸上光伏難度大得多、成本高得多。建設海上光伏電站，需要完成防臺風、防潮汐、防波浪、防浮冰、防腐蝕、防沖刷、防生物附著等“七防”設計，拉高了建設成本。據專業機構測評，安裝相同型號組件的前提下，海上光伏電站的單瓦成本要比地面電站高出1.365元/瓦以上。據國際可再生能源機構測算，全球范圍內海上光伏電站的建設成本比陸上光伏電站要高出5%-12%左右。
迄今海上光伏有兩種開發方式：樁基固定式和漂浮式。前者適用于水深小于5米的灘涂，是目前的主流。后者適用于水深大于5米的水域，業內公認是更具潛力的方向，但造價也更高。
國華江蘇新能源公司相關負責人透露，如東海上光伏項目位于灘涂，成本低于近海海面項目，但綜合造價也達到了4.5元/瓦，內部投資回報率僅接近于6%的“下限”。江蘇省能源行業協會副秘書長崔國華表示，不少海上光伏項目測算的15年投資回報率僅為4%，遠低于10年6%以上的新能源行業普遍水平。
崔國華直言，欲推動這一新興市場健康發展、推動這一新興產業可持續成長，首先需要予以足夠的政策支持和長期引導，激勵自主技術創新、降低成本。其次，要吸取以往海上風電開發的教訓，應尊重市場規律、尊重市場需求。
專家普遍認為，已建海上光伏項目為我國海上光伏業的發展帶來了顯著的示范效應，提供了數據和經驗支撐，發掘了“痛點”問題，為下一步技術突破、實現降本尋找方向。此外，龍頭光伏企業正在陸續研發推出海上發電所需新品，如通威的TNC技術雙玻組件、天合光能的至尊系列組件等。針對海上的運維難題，隆基綠能已開發出智能化運維技術。國內漂浮式光伏電站漂浮和錨固系統的造價也已從1.5元/瓦降低到0.6元/瓦。據預測，漂浮式電站單瓦造價有可能由10元/瓦降至4.25元/瓦。