国家科学技术部发布的《“十四五”国家重点研发计划“可再生能源技术”重点专项》(国科发资〔2022〕100号)，明确了“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，并规定了具体指标。随后，科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》(国科发社〔2022〕157号)，将漂浮式光伏系统列为能源绿色低碳转型科技支撑行动中新能源发电领域的支撑技术。
海上光伏的几大优势：1)海水是光伏发电组件降温的良好介质，且海域上空无遮挡，受光充分，有研究表明漂浮式光伏较陆地光伏可增加5～10%的发电量。2)作为分布式光伏电站对区域电力有效补充，发出的电可就近或自行消纳，降低了并网困难和限制发电等不利因素的影响，提高了光伏发电利用率。3)与海上风电相比，海上光伏的装机规模和发电量均远高于海上风电。例如，在同一水深海域中布置6MW风机机组需考虑各类通道及安全距离，而相同用海面积下仅按50%面积布置光伏板，海上光伏装机容量是风电的6.68倍;以风电利用小时数是光伏利用小时数4倍假定，则海上光伏发电量是风电的1.67倍。4)不占用土地资源，在符合用海管理、生态保护等有关要求的前提下，解决了用地难题，是人口密集、土地资源有限的沿海地区发展光伏的良好选择。
一、海上光伏开发面临的挑战
1.自然条件苛刻，运行环境极端
我国领海浪高可达6～9米，且渤海每年冰期3个月，海岸线40公里内均有海冰分布。海上光伏发电设备材料要承受高强度与频次的风浪拍击、海冰冲击与冰冻。
在高盐度海水环境中，金属腐蚀速度约为内陆环境的4～5倍，海上光伏设备会遭到不同程度的腐蚀损坏。
海洋生物的大量附着、生长会造成海洋光伏浮体材料的自重发生改变，进而影响其漂浮稳度。
2.政策有待完善
我国海上光伏处于技术探索初期，2022年我国确权海上光伏用海项目不足30个，集中在江苏、山东、浙江、辽宁、广东等沿海省份，累计确权面积共计1658.33公顷。而关于海上光伏用海的管理要求仅山东省与浙江省进行了细化规定。我国其他沿海省份虽对海上光伏持鼓励态度，但尚未出台明确的开发建设规则。
同时，国家能源局出台了《光伏电站开发建设管理办法》(国能发新能规〔2022〕104号)，但此次的修订仅针对集中式光伏电站，并未对分布式光伏进行规定。
3.工程经验少，内陆项目可复制性差
由于海洋环境与内陆湖泊条件差异较大，不同海域的水文特点亦不相同，风浪流和风速远大于内陆湖泊，再叠加潮位和海冰的影响，所以海上光伏系统更偏向于综合性的海洋工程，尚未具备成熟的、可推广的工程经验。
从我国已建和在建的海上光伏项目看，主要为沿海滩涂固定式光伏，极少数的海上漂浮案例多位于近海接近岸边，其风、浪、流与内陆湖泊接近，与真正海域上的漂浮项目差别较大。
二、海上光伏应用的建议
1.政策扶持，积极探索标准化建设
国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》(国能发科技〔2022〕86号)，将能源绿色低碳转型在技术支撑与基础性制度层面上进一步完善规范可再生能源产业发展。依托海上光伏项目建设，设立标准化示范工程，充分发挥国家新能源实证实验平台的作用，完善海上漂浮式光伏及海上风光联合电站设计、施工与试验规范或国家标准。
同时，山东省《关于推进海上光伏发电项目海域立体使用的通知》、浙江省《关于规范光伏项目用海管理的意见(试行)》，在海域使用的标准上的初步尝试值得推广。各省可结合自身实际细化海上光伏项目的用海方式、用海范围、光伏阵列用海投影面积控制值等问题。
2.“海上光伏+”多能耦合，降低度电成本
目前我国海上光伏还处于示范项目阶段，若想实现规模发展，现阶段可通过与其他综合能源的耦合实现成本的降低。与海上风电、氢能、海洋能、海水抽水蓄能、海底抽水蓄能等能源结合，实现制氢、储能、海水淡化等终端产业化应用。如海上光伏可与海上风电联合布置，共用海底电缆、汇流箱、变压器、升压站及储能相关设施，分摊投资及维护成本。另外海上光伏增加装机量带来的规模效应也可以使单瓦造价从10元/瓦(1MW装机)下降至4.25元/瓦(500MW装机)。
3.工艺提升，提高材料服役寿命
抗老化技术因材施用于海上光伏各主体材料。对于金属材料可使用微弧氧化、等离子喷涂、阳极氧化、喷漆等单一或复合工艺;对于高分子材料则通过物理防护、结构改性、添加抗老化剂等使其耐候增韧;对于无机非金属材料用自清洁涂层等方式进行性能改善;对于各部件间的连接部位强化EVA胶黏剂耐候性、运用柔性连接或增大浮体尺寸等方式，降低耦合应力及疲劳对材料性能的影响。
