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3.2吉瓦并网、555万亩确权：海上光伏的“第二片场”正在成形

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-27 21:24

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

47个项目、3.2吉瓦并网——这是截至2026年我国海上光伏交出的最新数字。与2023年相比，已并网容量翻了近5倍；山东、江苏、浙江三省合计占到全国总量的约81%。而在并网之外，已核准待建规模超过8.3吉瓦，三省同样占据近72%。当陆上集中式电站受制于土地与消纳时，一片新的“电源场”正在近海滩涂上成形。

山东是这片新场地上跑得最快的省份。截至2026年一季度，全省已并网海上光伏287万千瓦，占全国近海光伏总容量的41%，并明确提出打造“环渤海、沿黄海”两大千万千瓦级海上光伏基地。项目层面，国华投资东营垦利100万千瓦项目于2026年1月实现全容量并网，用海约1223公顷、由2934个平台组成，配套66千伏海缆与陆缆送出；中电建青岛即墨一期规划115万千瓦，2026年4月第二批120.25兆瓦并网，采用渔光互补模式，年可提供绿电约11亿千瓦时；中广核招远40万千瓦项目位于莱州湾，水深8.5至11米，年发电量6.94亿千瓦时。资源之外，山东在制度上也先走一步——华能滨州85万千瓦项目用海1.9万亩，是国家首个立体确权光伏用海项目；大唐寿光老河口北80兆瓦项目于2026年1月29日取得海域使用权，用海84.84公顷，与闲置盐田实现立体分层设权。

江苏给出了全国唯一一份海上光伏开发建设目标。《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2025—2030年）》明确，到2027年累计并网约1000万千瓦，到2030年累计并网1500万千瓦以上、力争2000万千瓦。项目推进上，中核田湾滩涂光伏规划200万千瓦，2026年4月第七标段首次并网，用海约1876公顷，与核电形成多能互补；启东吕四渔光互补一期400兆瓦于2026年一季度全容量并网，利用5850亩潮间带滩涂、121个光伏单元，发电9350万千瓦时；中广核如东R9一期500兆瓦于2026年6月18日完成用海公示，用海面积465.7395公顷，走的是风光同场路线。支撑这些项目的是江苏整体的新能源底盘：截至2026年5月底，全省可再生能源装机1.28亿千瓦，海上风电1349万千瓦居全国首位，风光发电已超过煤电成为第一大电源。

浙江的选择更贴近“寸海寸金”的现实。台州三门健跳镇东部海域的145.6兆瓦海上光伏电站是全国首个核光互补示范项目，通过海域立体分层设权，把确权空间从海床层延伸到光伏板上沿高程7.8米，年发电1.6亿千瓦时，经济效益约8200万元，可供电8.5万户居民。在舟山等成熟海域，2026年海上光伏项目的全周期税后内部收益率约为6.8%至9.1%，静态回收期8.2至10.7年——这组数字说明，海上光伏已经能够给出可测算的投资回报，而不再是单纯的示范账。

真正决定这片场子能建多大的，是一把制度钥匙：用海确权。传统海域管理以平面边界划分，渔业、航运、生态、能源用海彼此排斥；海域立体分层设权把海域分为水面、水体、海床、底土四层分别确权，让“一海多用”成为可能。截至目前，全国立体分层设权项目已达4200多个，分层面积超过555万亩，投资约2万亿元。山东的细化规则颇具代表性：光伏方阵按“透水构筑物用海”管理，以最外侧光伏板垂直投影外扩10米为界，原则上集中布置、整体确权，不得按单个方阵或单块板分散确权；实施立体综合开发的，须依法办理海域使用权不动产登记并备注共同用海情况。2026年的新规还把用海预审明确为环评的前置条件，顺序错误将被退件——审批链条的顺序，本身就成了项目排期的变量。

确权之所以成为分水岭，在于它直接决定项目的边界与收益空间。山东沾化的实践显示，同一片海域在养殖基础上叠加光伏后，亩均年收益明显上升；核电与光伏、风电与光伏在同一片海域共存，则需要先把各自的权责与运维界面划清。浙江省海洋科学院即专门推动明晰核电与光伏的运维权责，确保互不干扰。对投资方而言，用海方式与确权口径的稳定，比任何一次性的补贴都更重要。

技术路线目前仍以桩基式为主，漂浮式为前沿。山东、江苏已落地的大中型项目基本采用桩基固定式，威海荣成的漂浮式项目处于试验阶段。与陆上电站相比，海上光伏造价更高，防腐、抗风浪、施工窗口期都构成额外成本；海缆与登陆点、送出通道的资源，同样是项目能否落地的硬约束。这也解释了为什么山东已并网287万千瓦，与“千万千瓦级基地”的目标之间仍有明显距离。

产业链条随之被拉长。高盐雾、高湿环境要求组件、边框与支架采用更高的防腐等级，逆变器与汇流设备需要适应海上盐分侵蚀，海缆、升压站与基础结构的用量也远高于陆上电站。海上光伏的放量，会同时带动海洋工程、海缆、防腐材料与运维服务等配套环节；相比陆上电站，它的本地化配套空间更大，对沿海地区的制造业带动也更直接。

价格机制是另一条必须算清的账。海上光伏造价高，若仅以燃煤基准价结算，收益率很难覆盖海上施工的额外成本。江苏、山东在实施方案中均强调就近消纳与外送通道的统筹，其隐含前提是：项目需要在市场化电价、绿电交易与环境价值之间找到组合收益。对这批项目而言，能否进入绿电交易、能否获得稳定的消纳通道，重要性不亚于建设成本本身。

海上光伏的独特价值，还在于它离负荷中心更近。江苏、山东、浙江既是用电大省，也是陆上土地资源最紧张的地区；把电站建在近海滩涂，能显著缩短电力输送距离，缓解陆上集中式电站在土地与消纳上的双重约束。日照条件之外，距离成了新的资源禀赋。

需要冷静看待的部分同样清楚：一是造价与运维成本仍高于陆上；二是用海审批涉及海洋、生态、军事、海事多条线，周期偏长；三是东部沿海台风频发，对结构安全与保险成本提出更高要求。对投资方来说，海上光伏不是“陆上电站搬到海上”，而是一套包含海洋工程、海域制度与电网送出在内的综合能力。

把视线放到更长周期，海上光伏的放量节奏取决于三件事：立体分层设权能否在更多省份形成稳定口径，送出通道与登陆点能否提前预留，以及造价能否随着规模化施工继续下探。山东与江苏已经在制度与项目两端同步推进，浙江则展示了集约用海的可能性。当一片海可以被分层确权、被复合使用，海上光伏的“第二片场”才真正具备可持续的扩张基础。

【文中信息及数据来源于】中项网2026年4月、5月公开报告，山东省海洋局与江苏省自然资源厅公示信息，人民网、央视新闻、国际新能源网、经济导报及车研咨询2026版报告等公开报道。

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川