潮汐发电站是利用海洋潮汐涨落势能发电的可再生能源设施，属于海洋能开发的核心方向之一，当前行业现状处于示范开发向规模化探索的过渡阶段，全球范围内已建成多个标杆项目，中国从上世纪七十年代开始示范开发，积累了四十余年的工程运营经验，相较于风电光伏等主流可再生能源，潮汐发电的开发规模较小，但具备稳定可预测的独特优势，在新型电力系统建设中可以提供稳定的清洁电力支撑，具备独特的产业价值。潮汐发电站的开发高度依赖天然潮差资源，全球可开发潮汐能资源主要集中在潮差超过4米的海湾与河口区域，已投运项目的核心参数差异直接反映了资源条件与技术选型的匹配逻辑。

一、全球潮汐发电站发展现状

1.1 标杆电站核心参数

1.1.1 全球标杆电站参数

潮汐发电站的核心竞争力来自潮汐运动的规律性，相较于风电光伏的间歇性，潮汐发电的出力可提前精准预测，容量因子普遍高于常规可再生能源。现有开发项目中，北美、欧洲、东亚的代表性项目技术路线和规模差异较大，核心参数反映了不同阶段的开发思路。早期项目以技术验证为核心，多为中小规模示范，近年规划项目逐步向规模化方向推进，项目投资强度和运营周期也明显高于常规电力项目。不同区域的潮差条件直接决定项目的发电效率，潮差越大，单位装机的年发电量越高，项目的经济性越好。

从规模分布来看，潮汐发电站的装机跨度较大，规模化开发已经具备成熟的工程实践基础。韩国始华湖是当前已投运的全球最大潮汐发电站，规模远超早期示范项目，验证了潮汐能规模化开发的可行性。潮汐发电站的设计运营周期普遍远长于常规电力项目，英国斯旺西湾项目规划运营周期达120年，长期维度下的平准化发电成本具备一定竞争力，这一特点也对项目前期投资的长期稳定性提出了更高要求。

1.2 技术路线发展脉络

1.2.1 主流技术路线对比

潮汐发电站按照库型设计和发电方式，可以分为单库单向、单库双向、双库连续发电、潮汐泻湖发电四类，不同技术路线的适用条件和经济性差异明显。单库单向电站仅在涨潮或落潮阶段发电，水工结构简单，前期投资较低，是早期示范项目普遍采用的技术路线，国内福建平潭幸福洋潮汐电站就属于单库单向电站，设计水轮机效率为83%，符合早期技术路线的效率水平。单库双向电站通过改进水轮机设计，实现涨潮落潮两个阶段发电，提升了年发电小时数，一定程度上缓解了单库单向发电间歇性较强的问题，国内浙江温岭江厦潮汐试验电站就是国内典型的单库双向电站，也是国内第一座试验性潮汐电站。

双库连续发电通过建设高低两个独立水库，维持水库水位差，实现全天24小时连续发电，完全解决了潮汐发电的间歇性问题，但需要额外建设一套水库水工设施，工程投资较单库方案提升一倍以上，经济性较差，目前仅停留在试验阶段，没有大规模推广应用。潮汐泻湖发电是近年新兴的规模化开发技术，利用天然海湾的地形条件筑坝形成泻湖，采用双向贯流式机组发电，英国斯旺西湾潮汐电站就采用这一技术路线，设计日均运行14小时，投产后可满足15.5万户家庭的电力需求，项目总投资规划为10亿英镑，中国港湾承担了该项目3亿英镑的海上工程建设合同，截至2015年项目已经筹集到2亿英镑的开发资金。

技术路线的演化方向围绕降低成本、提升效率展开，全贯流式水轮机因为机组结构紧凑、对水工建筑要求低、效率稳定，逐步替代传统的立式水轮机成为主流选型，1984年投运的加拿大芬迪湾安纳波利斯潮汐电站就安装了一台容量为2万千瓦的全贯流式水轮发电机组，是早期全贯流机组应用的代表性项目。从现有技术成熟度来看，单库双向和潮汐泻湖技术是当前商业化探索的主流方向，平衡了发电稳定性和投资成本，适合不同规模的项目开发。容量因子层面，加拿大FORCE项目2022年投运的4兆瓦示范机组，年均容量因子超过50%，远高于陆上风电和光伏电站的平均容量因子，体现了潮汐发电在稳定性层面的优势。

二、中国潮汐发电站产业现状

2.1 国内电站开发进程

2.1.1 国内已投运电站参数

中国海岸线总长超过1.8万公里，潮汐能资源理论蕴藏量丰富，可开发装机规模超过2000万千瓦，资源主要集中在浙江、福建、山东等东部沿海省份，其中浙江和福建沿海的平均潮差较大，占全国可开发潮汐能资源总量的比例超过80%，是国内潮汐发电站开发的核心区域。国内潮汐发电站的开发起步较早，从上世纪七十年代就启动了示范项目建设，先后建成十余座不同规模的潮汐试验电站，积累了丰富的工程建设和长期运营经验，开发进程大致分为三个阶段，早期为上世纪七十到八十年代的小规模试验阶段，本世纪初为技术升级阶段，2010年之后进入新一代小规模商业化探索阶段。

国内已投运项目多数以技术试验示范为核心目标，整体装机规模偏小，不同项目的核心参数差异较大，反映了不同阶段的技术水平和开发目标。近年来随着海上可再生能源开发技术的溢出，海工工程和机组制造成本逐步下降，国内开始启动新一代中型项目的开发，2024年浙江岱山潮汐综合开发项目一期建成投运，装机容量达到2.0兆瓦，代表了国内当前潮汐能开发的最新进展。

国内潮汐发电站的区域分布高度集中，浙江的已投运装机占国内总装机的比例超过80%，这和浙江沿海杭州湾、三门湾等区域较大的潮差条件直接相关，浙江温岭江厦潮汐电站的潮差达到5.1米，是国内潮差条件最优的开发站点之一。江厦潮汐电站作为国内运营时间最长的潮汐电站，截至2022年底累计发电量超过2.4亿千瓦时，2023年设备可用率超过85%，验证了潮汐发电站长期稳定运营的可行性，项目2002年核定上网电价为2.58元/度，为国内潮汐发电的电价机制探索提供了实践基础。

2.2 产业发展制约因素

2.2.1 当前核心发展瓶颈

潮汐发电站虽然具备出力稳定可预测、零碳排放、使用寿命长的独特优势，当前产业发展仍处于示范阶段，距离大规模商业化开发仍面临多重核心制约。首先是资源条件的硬约束，具备商业化开发价值的高潮差站点数量有限，国内潮差超过4米的可开发站点不足20个，多数高潮差站点已经开发为港口、养殖区或者纳入生态保护红线，开发面临土地利用和生态保护的多重冲突，开发协调成本较高，部分规划项目因为生态保护要求暂停推进。

其次是前期投资门槛过高，潮汐发电站需要建设大坝、闸门、水下厂房等永久性水工建筑，单位千瓦投资是陆上风电的3到5倍，投资回报周期长达20到30年，对开发主体的资金实力要求较高，国内多数项目依靠财政补贴支持，社会资本参与意愿较低，英国斯旺西湾项目规划总投资10亿英镑，截至2015年仅筹集到2亿英镑开发资金，后续推进进度缓慢，也反映了资本对潮汐发电项目的谨慎态度。潮汐发电站的长期运营成本较低，在120年的运营周期下，平准化发电成本其实低于多数间歇性可再生能源，但当前金融体系对长周期项目的支持不足，前期投资的折现率较高，拉高了项目的表观成本，影响了项目的经济性评价。

第三是技术和运维层面的挑战，潮汐发电机组长期浸泡在高盐度海水中，腐蚀和海洋生物附着问题较为严重，需要定期进行清理维护，中小项目的年维护成本占运营收入的比例超过30%，挤压了项目的盈利空间。国内当前尚未形成成熟的潮汐发电机组产业链，核心部件仍然需要定制化生产，单位制造成本较高，没有形成规模效应，进一步推高了项目的整体投资。国内尚未建立统一的潮汐发电上网电价和补贴机制，现有项目多为个案核定电价，收益稳定性不足，开发主体对项目收益的预期不确定性较高，也影响了新项目的开发投入。

潮汐发电的独特优势在新型电力系统中可以发挥调峰和基础负荷的作用，当前国内新型电力系统建设对稳定清洁电力的需求逐步提升，一定程度上为潮汐发电的发展提供了空间，不排除未来在高潮差区域率先实现小规模商业化开发的可能性，产业发展的进度仍有待技术进步和政策机制的完善，当前阶段仍然以技术验证和示范为主，产业规模短期内不会出现大幅增长。

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1. 潮汐发电站标杆项目容量因子超50%，稳定性优于常规可再生能源
2. 中国已投运潮汐电站装机超30兆瓦，区域集中于浙江沿海
3. 成本与资源约束突出，产业仍处于示范开发阶段