今年6月，自然资源部布《自然资源部办公厅关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》，明确可以立体设权的用海类型海域包括水面、水体、海床和底土在内的立体空间，鼓励对海上光伏、海上风电等用海进行立体设权。为海上光伏创造进一步发展的空间。

事实上，自去年山东完成国内首批海上光伏招投标工作以来，海上光伏的进展就一直牵动着行业的“神经”。作为第一个“吃螃蟹”的省份，山东也已经成为国内近海光伏项目推进的风向标。一方面，海上光伏缓解了当下行业用地紧缺的现状，拥有更为广阔的发展前景;另一方面，海上光伏的成本、技术、系统可靠性仍待进一步论证。在行业褒贬不一的声音中，山东首批海上光伏项目自启动至今已近一年，现状如何？

桩基式、漂浮式实证项目加快落地

去年10月首个深远海风光同场漂浮式光伏实证项目——国电投山东半岛南3号海上风电场20兆瓦深远海漂浮式光伏500千瓦实证项目成功发电。但该项目于今年4月出现技术故障，光伏组件全部“丢失”，国电投也未对事故原因做出公开表态和定性。

漂浮式项目的难度可见一斑，技术上仍需持续探索。4月中新网报道由中集来福士研发的国内首个自主知识产权半潜式海上漂浮式光伏发电平台完成下水拖航，并向中集集光（烟台）交付，该发电平台装机总容量达400kWp，可满足在浪高6.5米、风速34米/秒、4.6米潮差的开阔性海域安全运行。该平台论证了半潜式海上漂浮式光伏的可行性，将为后续产品开发、规模化应用、度电成本的论证提供有效参考。

与漂浮式不同，桩基式项目进展更快，去年6月，山东省能源局委托水电水利规划设计总院组织开展了2022年度桩基固定式海上光伏项目竞争配置工作；今年上半年桩基式项目实证开始提速。

通过公开信息查询，3月潍坊HG16海上光伏项目获得潍坊海事核发的《水上水下作业和活动许可证》，标志着该工程顺利开工。4-7月国家能源集团山东公司进行了该项目的场址边界通航、海冰调查、海域使用论证和海洋环境影响评价、陆上环评等技术咨询询价采购招标及结果公示。

同HG16项目相同，以上桩基式项目均已开展了不同程度的前期工作，如国华HG14海上光伏1000MW项目可行性研究报告评审会于4月召开，并于5-6月进行了陆上升压站土建安装工程、送出线路建安工程等项目招标，7月国华投资与东营市海洋发展和渔业局签署合作协议，将推动项目早落地、早投产、早见效；另有如中广核烟台招远400MW海上光伏项目HG30于7月7日发布EPC工程总承包（重新招标）公告，项目计划将于8月10正式开工，12月25日首批并网。

同时，不可忽视，已有部分完成了示范项目的建设。5月，文登HG32海上光伏实证科研项目顺利离网发电，成为全球首个固定式长桩基海上光伏实证科研项目，该项目离岸距离约9.2千米，建设3个拟推广技术方案的典型结构单元，总装机容量为0.51MW。

同月，央广网报道国内首个近海桩基固定式海上光伏——国家电投山东能源海阳HG34近海桩基式海上光伏关键技术研究及示范项目正式建成，场址中心离岸6.5千米，平均水深7米，采用大模块和小模块两种实证方案，大模块方案长46米、宽33米，安装560块光伏组件，装机容量308千瓦，采用钢管桩+固定钢桁架的结构形式；小模块方案长28米、宽17米，安装168块光伏组件，装机容量92.4千瓦，采用“PHC管桩+固定混凝土桁架”结构设计方案。HG34海上光伏项目，规划装机容量270万千瓦，位于烟台海阳海域，是当前全球最大、国内首批近海桩基固定式海上光伏。

政策在完善 技术可加强

广阔的市场前景下，现实的挑战也摆在眼前。

目前，我国山东、浙江、江苏等沿海省份都在积极推进海上光伏的开发，相应产业规划和支持政策也相继出台。但夏珂坦言，来自政策层面的挑战可能仍是后续海上光伏项目建设需要面临的主要挑战之一。“比如在用海许可相关前期手续的办理上，整体审批周期还是比较长，各级政府和各不同主管部门间的协调难度依然很大。而且这只是众多前期工作中的一个环节，整个项目的前期审批工作耗时耗力，涉及多方面的利益相关方，阻力还是不小的。”

此外，技术突破与成本控制的平衡也在考验先行者的实力。

浙江大学教授赵西增认为，从技术出发，现有水面光伏系统整体力学性能比较差，要考虑浮体结构、极端耐受材料性能，从而适应海洋环境，保障系统长效运行。“比如，光伏组件排列是块体结构，波浪对浮体的冲击大，连接处部件的可靠性就至关重要。”

对此，夏珂指出，目前水上光伏技术已经实现规模化应用，发电量、安全性等方面也得到了业界认可，海上光伏在探索阶段可以借鉴较为成熟的水上光伏相关技术，如今年并网的国能聊城202兆瓦水库光伏项目，在组件选型、智慧运维、浮体系统等方面均应用了行业最领先技术。

“不过，海洋的恶劣环境的确对组件的适配性提出更高要求，如在北方海域，可能会出现冰块撞击组件阵列的情况。在一些海水盐度偏高的海域，盐雾结晶附着在组件表面，可能带来发电量的损失，这些都是我们要探索和解决的问题。”夏珂说。

据悉，隆基绿能已经在尝试配合参与一些小规模实证项目，通过具体实践检验产品安全可靠性。“针对沿海地区普遍的高温高湿、高盐雾、高风暴潮等环境特征，一方面隆基从原材料端实现对终端分析的管控，例如组件边框选择更耐腐蚀的电泳膜和更高强度的铝型材。”夏珂表示，“我们产品在实验室的表现是可观的，但依然需要实践的检验，这也是我们做实证项目的初衷。”

异质结助力打破技术、成本桎梏

尽管海上光伏项目实施技术难度大、建设困难，但无论从政策支持方面还是市场需求方面，海光的发展前景是较为广阔的。

随着去年山东首批海上光伏项目规模化开发工作的启动，国家发改委也在2023年能源工作指导意见中明确表示谋划启动建设海上光伏。仅山东省而言，其海上光伏目前便已经规划了42GW。此前，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也表示，“全球海上光伏潜在容量约4000GW，我国海岸线漫长，海上光伏理论可安装量超70GW。”

广阔的前景也意味着更大的挑战，除却技术难题，海上光伏的成本把控也是阻碍海光发展的难题，合理的技术方案以及关键设备的选型对项目的经济测算将起到至关重要的作用。

以组件选型为例，根据某设计院对常规地面电站与海上电站投资对比显示，在组件型号相同的情况下，海上光伏组件安装、支架安装以及桩基础的单瓦成本要分别高出地面电站约0.05元、0.636元、0.679元，综合额外成本高达超1.365元/瓦。更高功率的组件可以带来更低的BOS成本，这一要素在海上光伏项目开发中相比于地面电站将更为显著。

光伏组件更高的转换效率在海上光伏项目应用端带来了更为显著的降本效应，而当下主流的N型TOPCon与异质结组件无疑是高效率组件代表。以异质结组件为例，华晟在宣城某100M光伏电站进行测算，与同尺寸的PERC、TOPCon组件对比，华晟异质结组件受益于高功率与大组串优势，在土地、支架、线缆、人工费用的BOS成本方面可分别节省3.9%和2.5%，而度电成本方面在将对PERC成本溢价考虑在内的情况下仍可降低1.75%，收益率从6.74%提升到了7.5%。

作为首批海上光伏的主要投资商，央企在组件选型方面非常谨慎。在中国电建HG32海上光伏实证组件采购中，分别招标了PERC、N型TOPCon与异质结进行实证，而华晟正是异质结组件的中标企业。此前，中国电建华东院更是与华晟签约了10GW异质结组件采购协议。

初步量产为异质结带来的效益提速已经非常显著，而更多先进工艺的应用将为异质结打开更显著的降本潜力。华晟新能源董事长徐晓华表示，“华晟目前正在全面导入双面微晶、0BB、90μm的超薄硅片等技术，这将进一步带来组件功率的增加，同时也意味着更低的BOS与度电成本。”

可以预见的是，随着光伏行业技术不断进步，以异质结、TOPCon等为代表的N型先进技术的规模化应用，海上光伏必将突破成本的桎梏。结合各地示范项目的探索和推进，困扰海上光伏的技术问题也将逐步化解，迎来超百GW的发展空间。

成本正下行 商业化可期

高要求必然导致高成本。夏珂表示，由于目前实证电站的规模较小，边际成本无法降低，所以很难用商业化的眼光去看待海上光伏电站的建设成本。“但最近一两年时间内，很多企业、设计院和高校都开始参与海上光伏的产品技术研发、施工方案优化等工作，整个电站的开发建设成本正在下行。”

除去提升主要产品的适配性外，夏珂指出，引入数字化、智能化的设计和运维手段也是海上光伏降本增效的方向之一。

夏珂透露，隆基绿能已经在海洋光伏数字化设计软件开发上进行了一定的技术储备。“我们在软件内嵌入了成熟的算法，并且基于实证项目的数据对算法进行持续迭代。简单来讲，在软件中输入所在海域，并填入浪高、风速、淤泥层厚度、气温等基础数据，系统就会快速给出一个优化设计方案，组件支架的最优倾角是多少、阵列怎么排布都会包含在方案中。”

在夏珂看来，基于这样的初步设计方案，设计和建设团队可以结合海域的具体情况进行更有针对性的细节完善，“可以大大提升这个整体工作效率，从而降低成本”。

同样，在运维环节，智能化的平台可以集中采集海上电站的实时数据，构建起设备和电站的数字化模型，同时对电站运行指标进行可视化的监控，基于智能算法，可以精确定位低效设备，结合无人机巡检、机器人清洗等运维手段，及时发现问题并快速解决。夏珂说，“电站能够多发电，收益自然就会提升，成本压力也会随之降低。相信未来3-5年，也许更快，我们就能在国内看到商业化运营的海上光伏电站。”

原标题：海上光伏电站建设加速，商业化成本桎梏已打破？