林伯强：光伏发电“由陆转海”，瓶颈与机遇并存
5月29日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出要“加大非化石能源开发力度”，计划2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。数据显示，2022年全国非化石能源发电量31443亿千瓦时，占总发电量的36.2%。截至4月底，全国光伏发电装机容量约6.7亿千瓦（kW），同比增长52.4%。2013年至2023年，我国光伏发电装机容量增长了31.4倍。
目前，我国光伏产业空间分布上并不均衡。西北地区光照资源丰富，大型光伏基地多数集中于此。但当地电力消纳能力有限，多余电能只能通过“西电东送”提供给东部省份。但由于光伏发电间歇性、随机性等特点，部分电网尚不具备输送千万千瓦级光伏电的能力，长距离传输带来的额外发电成本与电能损失，让“西电”对东部省份的吸引力日趋下降，海上光伏就此进入了沿海省份的视野。
海上光伏的应用前景十分广阔。相比东部地区紧张的陆上光伏土地资源，我国大陆海岸线绵延1.8万公里，据中国光伏行业协会（CPIA）预计，理论上可开发海上光伏项目的海洋面积约为71万平方公里，可安装的海上光伏装机量超过70吉瓦（GW，1GW等于100万kW），相当于约70个大型火力发电站或700个大型陆上风电场。同时，将电站选址定在沿海地区，也能有效缩短输送距离，降低输电损耗。
技术依然是海上光伏发展的最大瓶颈，要实现规模化、产业化仍有各种技术难题有待解决。早在2016年就有公司试运营海上光伏项目。8年过去，各国除建成了少部分湖泊上的漂浮式电站和实验性海上光伏电站外，总体上还停留在早期或实验阶段，其原因就在于复杂的海域环境、建设难度和技术要求让发电成本居高不下，难以投产。成熟的海上光伏项目需要对环境、污染、风浪等情况做好前期研判，其规划要通过海洋、用电、环保等多部门审批。而在技术上，面对大风大浪、高湿度、高含盐环境时，无论是桩基固定式安装还是漂浮式安装，都对固定件的稳定性、发电部件的耐用性、耐腐蚀性要求极高，各方面仍需要持续的技术积累。所以目前各省的海上光伏项目大多仍处于规划或刚开建的状态，实际装机量有限。
但长远来看，我国在发展海上光伏产业方面仍有机遇。一方面，我国是目前全球最大的、最具竞争力的光伏全产业链大国，同时各地大规模园区型光伏设备生产基地仍在持续落地，技术不断迭代升级。另一方面，沿海各省早在数年前就已开始布局海上光伏。相比倾向于短期回报的企业，政府和国企投资更看重长远效益，这与海上光伏重资产、周期长的特点不谋而合。2021年，山东、江苏等省份纷纷开始发展海上光伏产业。其中，山东规划了“环渤海”“沿黄海”两大千万千瓦级海上光伏基地，计划到2025年装机量达到6500万千瓦，其中海上光伏1200万千瓦左右；中广核在莱州湾部署的400兆瓦（MW，1MW等于1000kW）海上光伏项目已于去年年底开工，这一全国首个大规模近海桩基固定式海上光伏项目由121个光伏子阵组成，预计年平均发电量6.9亿千瓦时。
想当初，陆上光伏和风电发展初期，也曾经历重重困难与冷眼；时至今日，新能源已经成为我国产品中最亮眼的标签之一。海上光伏的未来，取决于技术能将发电成本降低到何处。随着技术进步、收益提高，产业规模持续扩大，光伏发电行业“从陆转海”并非天方夜谭，也必将为我国高水平达成节能降碳目标，稳步实现“碳中和”作出重要贡献。（作者是厦门大学管理学院中国能源政策研究院院长）