首先土地成本是光伏系统重要成本，根据 CPIA 2021年多个方面数据显示，一次性土地成本约占光伏系统 5%支出。同时土地资源瓶颈制约光伏电站建设。随着林地、农田等用地限制增加，光伏用地受限。而荒漠、隔壁、沙漠占据主体的大基地项目与东南沿海用电密集区域距离遥远，用电供需两端存在地区差异。在东南部分布式光伏推进同时，水上光伏也开始发力。目前主要水上项目为内陆淡水项目，难度较低。

  泄洪与环境问题日渐突出，海上光伏成为水上光伏主力。5 月 24 日，水利部发布《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》，要求：光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。在湖泊周边、水库库汊建设光伏、风电项目的，要科学论证，严格管控，不得布设在具有防洪、供水功能和水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全。2019 年及以后建成增量项目受“零容忍”拆除，2019 年之前存量项目被依法处置。而水上项目大部分都是 2019 年之后建立，说明不符合相关规定的水上项目基本遭到拆除。

  政策顺势而为，助力海上光伏发展。其中山东示范性项目申报开启了海上光伏规模化前景。立法：除我国三大涉海法律外，浙江、天津、辽宁、山东、海南均针对海上光伏出台相关规定。

  海上光伏方兴未艾，理论空间巨大。据国家海洋技术中心海洋能发展中心表示，我国大陆海岸线 万公里，按照理论研究，可安装海上光伏的海域面积约为 71 万平方 公里。按照 1/1000 的比例估算，可安装海上光伏装机规模超过 70GW。目前海上光伏仍然方兴未艾，空间很大。截至 2022 年 5 月，我国确权海上光伏用海项目共 28 个，累计确权面积共 1658.33 公顷。其中，江苏最多，达到 18 个，占比 64.3%。

  目前海上光伏主要以滩涂光伏和离岸 1-5km 近岸光伏为主，一般水深不超过 50 米。相比内陆淡水环境，发展海上光伏，受地形、海浪与自然灾害、温度等自然条件约束。我国海域温度在 0-29 度左右，均符合光伏组件正常工作区间。海浪、海风、自然灾害可能会引起组件隐裂、甚至形变、断裂、损毁。

  渤海、黄海：海岸地势较为平缓，可开发的沿海滩涂面积广。风浪小，江苏以北以上区域适合集中式。但渤海存在海冰现象，冰期约 3 个月，浅滩区形成固定结冰面，河口、滩涂区多堆积冰。山东附近海域海浪损失最高。

  东南沿海：由东向南风浪增大，东南沿海海浪较江苏以北海域高，浙江附近台风登陆频繁，南海台风更为频繁猛烈。山地、礁石间存在海浪削弱区域。

  海上环境中，海洋生物附着物、盐雾、海水对组件功率也产生重大影响，造成 PID 效应(Potential Induced Degradation)，即电势诱导衰减。PID 直接危害就是大量电荷聚集在电池片表面，使电池表面钝化效果恶化，因此导致电池片的填充因子、开路电压、短路电流降低，电池组件功率衰减。

  盐雾和海水：海上盐分、湿度的强腐蚀性影响组件性能。水汽从组件边缘渗入，造成EVA 水解生成醋酸，醋酸和玻璃中的钠元素反应，生成大量自由移动的钠离子。钠离子与银栅线反应，从而腐蚀电池栅线，导致串联电阻的升高，造成不可逆的组件性能衰减；海边盐度的浓度均值为 12.4mg/m 3 到 60mg/m 3 ，陆上大气中氯化钠含量均值仅为0.8mg/m 3 。盐雾强腐蚀性造成电化学反应，自由电子析出，危害电池、组件、浮体性能。

  海洋附着物：包括微观的细菌、藻类、轮虫等以及大型如贝类等。危害除了电化学腐蚀破坏表面膜及涂层，还包括浮体重量加重、遮挡光伏组件。

  大规模的海上光伏项目目前主要以沿海滩涂或潮间带中的固定桩基式为主，大部分所谓的海上漂浮式案例，均为近海接近岸边，风浪与内陆湖泊接近。真正的近海海域漂浮项目仍未形成可推广的成熟商业化模式。

  海上光伏应用场景大致上可以分为沿海滩涂和水面两种形式。沿海滩涂区域，一般在冬季出现大面积干塘现象，在夏季时岸边水深 1-2 米，对于光伏系统有水陆适应两方面要求。水面则需要用漂浮式光伏系统。大规模的海上光伏项目目前主要以沿海滩涂或潮间带中的固定桩基式为主，大部分所谓的海上漂浮式案例，均为近海接近岸边，风浪与内陆湖泊接近。真正的近海海域漂浮项目仍未形成可推广的成熟商业化模式。

  目前固定支架方案是海上光伏主流，使用固定桩基将组件托起在水面以上。但固定式的桩长随着水深加深大幅度的增加，施工难度和桩基成本也随之大幅度的增加，后期运维成本也随之增长。长远来看，固定式应用场景范围有限。

  水陆两栖系统尚待成熟。水陆两栖系统配适浮体装置，旱季浮体坐于地面充当桩基，而雨季浮体浮于水面，系统成为漂浮式系统。浮体重力及安装方法有一定要求。浮体要求抗风，自身的重量能保证承受 50 年一遇风载荷；安装在浮体上表面的 4 块光伏组件须形成独立的固定单元，即使浮体产生一定倾斜现象，也不会导致光伏组件产生内应力。

  漂浮式光伏系统以浮体、系泊、锚固取代陆上地桩、支架。浮体组件浮于水面，系泊、锚固固定范围。技术在未来仍有较大发展空间，2022 年 3 月，国家科学技术部《“十四五”国家重点研发计划“可再次生产的能源技术”重点专项》将“近海漂浮式光伏发电关键技术及核心部件”列为十四五重点研发计划，具体考核指标：正常运行适用海况下，浪高不大于 2.5米，流速不大于 1 米每秒，水深不大于 25 米；锚固系统极限抗风浪能力（设计值）：浪高不大于 5 米，风速不大于 30 米每秒（约 12 级台风）。

  漂浮式组件浮体重量、面积、吃水深度等需考虑系统整体重要及 25 年以上海洋附着物重量。组件需与浮体紧密贴合，确保抵御海风、海浪冲击。多组浮体采用特制柔性缆绳连接成一个方阵，相邻浮体的侧面安装橡胶防撞垫，形成柔性连接，并可以抵抗水平冲击力和上下相对运动时的摩擦力。

  漂浮式光伏增长空间较大。据 Wood Mackenzie 预测，目前漂浮式光伏占全球光伏整体装机 1.5%左右。2022 年发展迅速，漂浮式光伏装机量有望达到 3.8GW，同比上升150%。按 2%渗透率和十年内装机年复合增速约 15%计算，2031 年总装机量将达到60GW 左右。目前山东海上光伏规划对漂浮式有一定侧重，《山东省海上光伏建设工程行动方案》规划 2022 年，启动漂浮式海上光伏示范工作;到 2025 年，力争开工建设 200 万千瓦，建成并网 100 万千瓦左右，占装机总量约 10%。

  目前漂浮式光伏中国引领潮流，全球兴起。从地域来看，亚太占据 2022 年装机量93%，其中华能国际德州 320MW 项目是目前全球规模最大的；欧洲占据 4%装机量，其中85%为荷兰及法国装机，西班牙、葡萄牙等国也在陆续发展。

  风光结合，摊薄成本，助力实现平价上网。海上光伏经常与海上风厂相结合构建海上风光联合电场，通过共用箱变、升压、线路、海缆等降低成本。

  风光海上联合电场摊助力海风放量。海上风电补贴 2021 年以后取消，风光联合风场摊薄项目成本，还有利于海风放量。《山东省海上光伏建设工程行动方案》规划中， “环渤海”千万千瓦级海上光伏基地中，风光同场”场址 11 个，装机规模 520 万千瓦，占装机总量 26.94%。“沿黄海”千万千瓦级海上光伏基地海风较大， “风光同场”场址 17 个，装机规模 1320 万千瓦，占装机总量 58.15%。

  漂浮式光伏降本需求迫切。目前海上光伏在补贴政策下已符合投资收益标准，根据山东省 2022 年度海上光伏项目招标文件显示，总投资预计约 675 亿元，合每瓦 6 元，加上省补每瓦 1 元，综合造价预算为 5 元，目前大规模集中式的海上光伏成本已达投资收益标准。根据各地上网电价来看，假设漂浮式成本下降至 0.35 元/千瓦时，按照风光 1:1 配比的项目在大部分省份存在平价机会，目前成本在 0.4 元/千瓦时以上，降本需求迫切。除了装机量增加带来的规模效应外，技术进步仍是降本需求。

  风电龙头布局海上光伏。根据山东省 2022 年度海上光伏项目竞争配置结果公示，规模共计 1125 万千瓦。除了光伏龙头隆基绿能、天合光能之外，风能龙头明阳智能、远景能源、东方电气等均在中标之列。

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  （特别说明：本文来源于公开资料，摘录内容仅供参考，不构成任何投资建议，如需使用请参阅报告原文。）