浮動式太陽能之開發潛力
於海洋環境中，由於陰影和雲層覆蓋的影響減少，海上浮動太陽能光電系統可以受益於更一致及更強的太陽輻照度，與淡水系統相比，可以帶來更高的能源產量和整體系統效率。
浮動太陽能光電系統可設置於地面安裝太陽能板可用土地有限的地區，其可與風力渦輪機結合創建混合系統，該系統具有比單獨系統具有更高的組合容量係數，並且共享傳輸及電網連接點。
儘管淡水體中浮動太陽能光電系統的潛力已被廣泛研究，但對海洋浮動太陽能光電系統的探索仍有限。Oliveira-Pinto 最近的一項研究說明，針對海上浮動太陽能光電之潛力、可用技術、技術挑戰及海上浮動太陽能光電的風險，提供了詳細的文獻綜述，其認為海洋環境賦予廣大的表面積，有可能允許大規模安裝浮動太陽能光電系統，平均而言，浮動光電發電的年度表現略優於鄰近的陸基系統；然而，海上浮動太陽能光電系統也面臨一些挑戰及限制，包括鹽水的腐蝕風險、海洋生物的污染、需要堅固可靠的浮動結構、繫泊和錨定系統來承受惡劣的海洋環境、對海洋生態系統的潛在生態和環境影響，以及強風和大浪會造成重大損害等，因此確保在不同的浪高和風力條件下的安全性及可靠性對於成功設置浮動太陽能板至關重要，儘管人們對浮動太陽能光電技術的興趣日益濃厚，但目前仍缺乏全球浮動太陽能光電潛力圖集，使得未能制訂有效的能源政策及規劃。
現今浮動式太陽能光電裝置
許多浮動太陽能發電場都位於東南亞，因為那裡的旱地相對較少，2021年全球浮動式太陽能光電裝置容量約為3.8 GW，中國已建置一座容量為320 MW的大型浮動太陽能光電廠，未來浮動式太陽能光電預計將由中國、印尼、印度、韓國、泰國和越南等亞洲國家持續擴張。
韓國土地稀缺，其浮動式太陽能光電發電目標為 2.1 GW，韓國政府已批准在全羅北道建造 1.2 GW浮動式太陽能光電發電計畫，該計畫預計將於2025年落實運營。David Firnando Silalahi及Andrew Blakers推估2030年全球浮動光電發電容量將增加至約 30 GW。圖1顯示了2011年至2030年全球浮動光電發電的實際和預測累計裝置容量。
▲圖1. 全球浮動光電系統累計裝置容量。
(圖片來源：https://doi.org/10.3390/solar3030023)
浮動式太陽能光電系統技術
浮動式太陽能板於某些地區提供非常大規模的能源，其主要利用浮動平台將太陽能光電板安裝於水體上，並將太陽能轉換為電能(圖2)，此面板可以漂浮在內陸湖泊、人工水庫、採石場湖或灌溉渠上；此外，亦可位於不受過高風速或浪高影響的海域。浮動太陽能光電比陸基系統具有優勢，例如減少土地需求、由於水的冷卻作用而產生更高的能源產量及與現有水利基礎設施的潛在協同效應等。
▲圖2. 浮動太陽能光電系統及其組件。
(圖片來源：新加坡太陽能研究所)
海上太陽能光電系統之潛在地點
David Firnando Silalahi及Andrew Blakers分析了40年海面的最大風速和浪高數據，以確定漂浮在海洋上的太陽能光電系統的潛在地點。研究將每小時最大浪高和風速資料分為 5 個不同的類別，再將這些分類在每個海域最近的風速和浪高網格點進行組合，透過地理資訊系統(GIS)視覺化產生全面的風浪圖，研究發現赤道周圍地區整體平靜，沒有強風和大浪，太陽能光電系統最有利的設置地點是印度尼西亞群島周圍及熱帶非洲西海岸的幾內亞灣(圖3)。研究分析顯示，漂浮式太陽能光電系統於平靜的熱帶海域具有巨大潛力，其於很少經歷超過6 m的浪高或強於15 m/s風速的地區，每年發電量約100萬TWh，此研究進一步加深了我們對再生能源選擇的了解，並分析海上浮動太陽能光電系統於全球能源轉型中的巨大潛力。
▲圖3. 全球海上浮動太陽能電板研究示意圖
結論
考慮最大風速、最大浪高、保護區及領土等因素，對適合設置海上浮動光電系統的海域進行全球評估，根據40年(1980-2020)的最大浪高及風速資料，全球大部分海域都經歷過大於10 m的浪高及大於20 m/s的風速，與陸基太陽能和風力渦輪機(陸上和海上)相比，浮動光電所需工程防護可能須更高的成本；然而，在某些地區，海上浮動光電發電可能是100%再生能源未來的重要組成。
海上浮動光電系統最有前景的區域集中在赤道5-12度範圍內，主要是印度尼西亞群島及其周邊地區，及尼日利亞和鄰國附近的幾內亞灣。對於浪高不超過 4 m或風力不超過15 m/s的地區，海上浮式太陽能光電年綜合發電潛力為 220,000 TWh，這足以滿足全球 110 億人口所需之能源需求，海上浮動太陽能光電系統有望在未來成為一個重要的能源選項，為我們的能源需求提供可持續、清潔的解決方案。
參考資料
1. David Firnando Silalahi and Andrew Blakers. Global Atlas of Marine Floating Solar PV Potential. Solar 2023, 3(3), 416-433; https://doi.org/10.3390/solar3030023
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