海上光伏开发：“十字路口”的选择

不久前召开的首届能源电子大会上，面世不过10余年的新能源最前沿领域——“海上光伏”再次成为业界关注的焦点。
大会期间举办的“海上光伏创新应用论坛”上，自然资源部国家海洋技术中心海洋能发展中心副主任崔琳表示，我国有条件开发海上光伏的海域面积约为71万平方公里，估算可装机容量超过70吉瓦。根据研究数据，相较于陆地，海面的太阳光折射率更高。虽然目前国内包括海上光伏在内的水面光伏度电成本比陆上光伏仍高出5%至12%，但我国光伏发电平均度电成本比全球平均水平低22.3%。随着商业模式不断成熟，国内光伏发电成本还将持续降低，不久后就将能够实现正收益，收益率有可能领跑全球。这一论坛发出的声音，可谓能源业当前的主流观点，越来越多的投资者正竞相进入海上光伏市场。
从山东向全国沿海延伸
我国东部沿海省份工业发达、能源和土地资源紧缺，长期依靠省外输电。无论从满足沿海发达地区能源需求还是清洁化发展的角度看，海上光伏开发的潜在需求巨大。
这一新能源市场的启动从山东开始，迄今该省的开发规模已居全国之首。近日，装机270万千瓦的山东海阳HG34电站开工，这也是当前全球最大装机的海上光伏单体项目。
其他沿海省份的海上光伏电站也在不断建成。10月下旬，中广核浙江嘉兴海盐开发区码头一期30兆瓦滩涂光伏发电项目开工；中核三门20万千瓦滩涂光伏去年已开工；中核秦山50万千瓦、漳州200万千瓦海上光伏项目均正在前期筹备之中。
江苏的海上光伏开发迟于山东，但正逐步加速。据了解，截至11月中旬，江苏已进入开发流程的海上光伏开发项目至少有3个，分别是中核田湾核电站200万千瓦项目、国华如东光氢储一体化100万千瓦项目、启东100万千瓦项目。目前建设进度最快的中核田湾200万千瓦滩涂光伏项目，去年9月开工建设陆上工程。该电站是全球首个“核热光储”多能互补示范项目，也是江苏最大的电网调峰储能电站。
国华如东百万千瓦海上光伏项目，一期40万千瓦已列入2023年江苏省重大项目储备库，正办理海域论证、湿地占用等相关手续；二期60万千瓦已备案。该项目计划今年11月底前开工建设，明年年底前并网发电。但国华江苏新能（603693）源公司相关负责人透露，开工时间将延后。
政策是推动沿海各省加快开发海上光伏的最主要力量。在国家层面，2021年11月自然资源部发布了《关于规范构筑物用海审批有关事项的通知》；今年6月1日，国家再出政策利好，自然资源部发布《关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》，鼓励对海上光伏、海上风电等用海进行立体设权。
在地方层面，近3年来，山东、江苏、辽宁、浙江等沿海省市都已出台或酝酿出台海上光伏的相关政策和规划。去年7月，《山东省海上光伏建设工程行动方案》提出，打造“环渤海”“沿黄海”两大千万千瓦级海上光伏基地，总装机规模4200万千瓦。今年5月，《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2023—2027年）》明确提出，到2025年，全省海上光伏累计并网规模力争达到500万千瓦，到2027年建成千万千瓦级海上光伏基地，全省海上光伏累计并网规模达到1000万千瓦左右。江苏沿海将重点建设43个固定桩基式海上光伏项目，装机容量1265万千瓦。
崔琳认为，各地相关政策中，对海上光伏市场培育最有积极影响的是装备补贴政策，其中山东的扶持力度最大。对2022-2025年建成并网的“十四五”漂浮式海上光伏项目，山东省财政分别按照每千瓦1000元、800元、600元、400元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过10万千瓦、20万千瓦、30万千瓦、40万千瓦。该省还将海上光伏纳入省重点项目，统筹解决用海用地问题。
海上光伏有着更宽广的地理空间、更便宜的用海（地）成本、更高的发电效率，在国家与地方政府政策的引导下，其规模化开发的投资潜力日益显现，各方资本纷纷进军这一新市场。已公布的海上光伏项目投资方中，既有国家能源集团、中核、中广核、国华、山东能源集团这样的大型能源央企和地方国企，也有隆基绿能（601012）、天合光能这样的民营光伏巨头。
两个关口：海域使用与技术进步
无论从政策、市场还是技术进步而言，海上光伏开发都正处于“十字路口”——是依赖政策推动即“财政买单”式的短期爆发，还是在政策的顶层设计支持规范之下，培育可持续发展的产业。
业内专家认为，虽然海上光伏电站的年利用阳光小时数高于沿海地区陆地光伏电站，但相较后者也存在一系列难题，包括资源和政策制约、较高的开发成本等。
用海问题——包括海域科学规划、确权审批、高效使用，是目前海上光伏开发中的最大瓶颈。不久前召开的海上光伏创新应用论坛上，崔琳认为，我国海上光伏项目的主要用海问题体现在以下几方面：一是我国光伏项目主要布局于地面、山区、湖泊、鱼塘、农业大棚、建筑屋顶等，海上光伏用海案例少，实践经验不足。二是海上光伏用海管理配套政策不足，仅山东、浙江等省份提出了用海管理意见，国家层面亟须在光伏项目用海规划、选址、控制指标、审批、立体确权、监管等方面出台配套政策和技术规范。三是缺乏海上光伏布局专项规划，国家和各沿海省市均出台了“十四五”规划目标，但全国装机目标、海域空间需求等尚不明确，缺乏“顶层设计”。
崔琳认为，从2022年开始，我国海上光伏进入高速发展期，但目前除了山东，其他主要沿海省份的海上光伏专项规划都不明朗，其主要原因正在于国家层面规划的缺失。
崔琳表示，海上光伏的发展速度远超预期，需要出台更加积极有效的政策。我国光伏产业已在全球形成主导地位，巨大产能势必要寻找新的市场增长点。这一背景下，更需要各沿海省份积极有效引导这一全新行业的发展。
在全球范围内，海上光伏的规模化开发还都处于起步阶段。专家坦言，无论是前期的建设开发，还是后期的运维，海上光伏都比陆上光伏难度大得多、成本高得多。建设海上光伏电站，需要完成防台风、防潮汐、防波浪、防浮冰、防腐蚀、防冲刷、防生物附着等“七防”设计，拉高了建设成本。据专业机构测评，安装相同型号组件的前提下，海上光伏电站的单瓦成本要比地面电站高出1.365元/瓦以上。据国际可再生能源机构测算，全球范围内海上光伏电站的建设成本比陆上光伏电站要高出5%-12%左右。
迄今海上光伏有两种开发方式：桩基固定式和漂浮式。前者适用于水深小于5米的滩涂，是目前的主流。后者适用于水深大于5米的水域，业内公认是更具潜力的方向，但造价也更高。
国华江苏新能源公司相关负责人透露，如东海上光伏项目位于滩涂，成本低于近海海面项目，但综合造价也达到了4.5元/瓦，内部投资回报率仅接近于6%的“下限”。江苏省能源行业协会副秘书长崔国华表示，不少海上光伏项目测算的15年投资回报率仅为4%，远低于10年6%以上的新能源行业普遍水平。
崔国华直言，欲推动这一新兴市场健康发展、推动这一新兴产业可持续成长，首先需要予以足够的政策支持和长期引导，激励自主技术创新、降低成本。其次，要吸取以往海上风电开发的教训，应尊重市场规律、尊重市场需求。
专家普遍认为，已建海上光伏项目为我国海上光伏业的发展带来了显著的示范效应，提供了数据和经验支撑，发掘了“痛点”问题，为下一步技术突破、实现降本寻找方向。此外，龙头光伏企业正在陆续研发推出海上发电所需新品，如通威的TNC技术双玻组件、天合光能的至尊系列组件等。针对海上的运维难题，隆基绿能已开发出智能化运维技术。国内漂浮式光伏电站漂浮和锚固系统的造价也已从1.5元/瓦降低到0.6元/瓦。据预测，漂浮式电站单瓦造价有可能由10元/瓦降至4.25元/瓦。