我國海上風電產業降本增效措施研究

周紅芳 張效莉 顧云娟 周 華

1.上海海洋大學海洋經濟研究中心 上海 201306

2.江蘇海洋經濟監測評估中心 南京 210071

3.南通風電運維海洋工程有限公司 南通 226200

國際社會多次召開會議就氣候變暖相關問題進行談判，2019 年在馬德里氣候會議上完成了《巴黎協定》實施細則談判，標志著全球氣候變暖治理轉向法律制度行動階段。在此背景下，中國提出了“3060”的雙碳目標。

我國能源消費結構性問題突出，從速推進能源消耗結構升級成為當今的緊迫任務。合理開發利用風能、水能、生物質能等可再生的清潔能源符合能源發展的軌跡，對建立可持續的能源系統，促進國民經濟發展和環境保護發揮著重大作用。海上風電具有節約土地資源、發電效率高、距離負荷中心近、產業帶動強、輻射能力強等優點，是一種優質的可再生清潔能源，大力發展我國的海上風電能、增加能源供應的同時改善傳統的能源消費結構，對于促進我國能源消耗結構轉型具有現實意義。

我國海上風能資源豐富，適合大規模開發建設海上風電場。我國沿海5～25米水深、50米高度海上風電開發潛力約200 兆瓦，5～50 米水深、70 米高度海上風電開發潛力約500 兆瓦[1]。而根據2009 年國家氣候中心的評估，我國50 千米離岸距離、50 米高度的近海風能資源理論技術可開發量為7.58 億千瓦。在海上風能資源優勢的驅動下，越來越多的企業進入風電產業。2004 年，我國風電整機制造廠商只有6 家。截至目前，作為全球最大的風電整機生產國，我國已有100 多家整機商?，F如今，我國已是世界第一制造業大國，風電零部件制造業逐步成熟，已形成涵蓋葉片、齒輪箱、發電機、輪轂、塔架等主要零部件的生產體系。

但與國際海上風電產業發達國家比，我國海上風電產業存在兩大關鍵問題，一是產業生產成本偏高，二是產業創新能力偏弱。而其中的生產運行成本偏高已經成為影響企業可持續生存的關鍵。隨著國家取消平價并網補貼政策頒布后，搶裝潮更加劇了生產運行成本。

因此，系統梳理我國海上風電產業成本構成及其根源，總結分析國內外經驗，針對性提出降本增效路徑和措施，為海上風電企業可持續生存、產業可持續發展提供決策參考意義重大。

1 文獻綜述

通過對國內外文獻的梳理發現，關于海上風電成本相關的研究主要集中在成本構成研究、成本計算研究、成本效益分析研究、降本空間研究以及細分領域的成本控制研究5 個部分。葉軍等以海上風能利用及其成本分析為研究對象，介紹了我國海上風電的成本構成、與陸上風電的成本差異及成本變化趨勢，通過對設備購置費、建筑安裝工程費等費用的測算，明確了海上風電成本控制的關鍵點，且指出海上風電開發建設成本較高，降本增效將是海上風電良性發展的必然選擇[2]。陳皓勇等通過綜合分析國內外海上風電定價機制以及海上風電成本結構特征，提出了海上風電經營期成本計算模型，并以實例進行了詳細分析計算表明，風能資源優勢海域具有更低的經營期成本[3]。溫培剛等總結了海上風電場建設和運行過程中影響其成本收益的主要因素，從中獲得啟示，提出了一些政策建議，以保障我國海上風電更好地發展[4]。張子瑞對海上風電降本空間進行了研究，表明優化風機環節和運維成本是降本的關鍵環節[5]。在產業發展稍具規模后，學者們的研究逐漸聚焦于海上風電開發中細分環節成本控制，包括造價成本、安裝成本、運維成本等。田曉煥對海上風電的造價成本進行了分析，并從投資決策階段、設計階段、招標階段、施工階段和竣工結算階段中指出造價管理存在的問題，并提出改進措施[6]。劉志杰等結合裝備技術水平對海上風電安裝環節成本進行分析，表明海上風電場安裝成本是陸上安裝成本的5～10倍，已成為影響海上風電開發的重要因素，并提出優化安裝策略的建議[7]。萬遠琛等結合我國運維現狀對運維成本進行了分析，并且提出海上風電的運維正在朝著數字化、智能化和精準化的方向發展，海上風電的智慧運維能夠降低全生命周期的成本以及提升發電效率，最終實現海上風電場運營效益的提高[8]。

縱觀上述諸多研究，還沒有發現對海上風電全產業鏈的成本構成進行研究的，也沒有發現基于全產業鏈的成本控制提出系統性控制措施研究的。在當今新的國際政治形勢、能源消費形勢、新的技術發展形勢下，一些發達國家的海上風電產業發展呈現出新的態勢，即生產規模大型化、風場區域深遠化、產業布局集群化、產業發展智能化、能源體系多元化、消納領域系統化[9]。為順應產業發展的新形勢，促進我國海上風電行業可持續發展，本文將基于全產業鏈視角，對我國海上風電成本構成及其根源進行系統分析，并借鑒國內外海上風電發展的成功經驗，全面系統地提出降本增效措施。

2 基于全產業鏈的成本構成及成因分析

一般而言，海上風電全產業鏈包括前期開發、設備采購、安裝施工、生產運維、市場消納、拆除退役6 個環節[9]（圖1）。本文根據全產業鏈6 個環節進行海上風電成本分析。

2.1 國內外成本構成概況

歐洲海上風電產業鏈的成本主要包括4 個部分，其全產業鏈成本如圖2所示。一是前期開發成本包括勘探設計成本、融資成本等，其中，勘探成本占總成本約為1.5%[6]，前期成本占總成本的3%。二是設備購置和安裝成本，占總成本的50%。三是運維管理成本，占總成本的40%。此外，還有7%的退役拆除成本[1]。根據《2018年歐洲海上風電投資與融資趨勢報告》，歐洲海上風電單位造價2018 年已下降至18 750元/千瓦，三年內實現了降幅43%。運維成本主要包括風機運維、風電配套設施運維、運營支持和保險。其中，風機運維占總運維成本的59%，運營支持占比19%，保險占比11%[1]。由于目前風電場還未大規模進行拆除退役，數據積累不足，根據退役報告數據顯示，退役成本約為總成本的7%[1]。

圖2 歐洲海上風電全產業鏈成本構成示意圖[10]

相比之下，我國海上風電全產業鏈成本構成與歐洲國家有所不同，如圖3 所示。首先，前期開發成本約占10%，其中，融資成本約為3%[11]。其次，設備購置成本約占總成本的45%，其中，風電機組及塔筒約占設備購置費用的75%，單位成本約為7 000～8 000元/千瓦；電氣系統約占設備購置費用的20%，單位成本約為2 000 元/千瓦；送出海纜約占設備購置費用的5%，單位成本約為500元/千瓦[2]。再次，安裝施工成本約占總成本的21%，單位成本約為6 000～7 000元/千瓦，其中，支撐基礎費用成本較高[2]。此外，運維管理費用約占總成本23%，其中，風機運維約占運維成本的23%，運維船運維費用約占運維成本的19%[8]。由于我國海上風電產業起步晚，所以還沒有大規模的退役拆除成本，目前僅有1%的占比[12]。但是隨著時間的推移以及國內海上風電深遠?；l展，近海的諸多小規模裝機都需要拆除退役，勢必將迎來拆除成本井噴期。

圖3 我國海上風電全產業鏈成本構成示意圖

2.2 全產業鏈各環節成本成因及存在的問題

根據以往研究統計，2019 年我國海上風電項目平均度電成本約為0.079～0.118 美元/千瓦時，折合人民幣約0.521～0.779 元/千瓦時，整體離平價上網還有較大差距[9]。以下將從全產業鏈角度對海上風電產業成本偏高的根源進行剖析。

2.2.1 前期開發

前期開發階段的生產活動主要包括項目選址、勘探設計、項目審批、招標環節、融資環節，前期開發成本約占總成本的10%，引起成本偏高的原因有4 個方面。

一是缺乏系統性、長期性的頂層規劃。我國海上風電規劃一般由各省市級能源局編制完成后由國家能源局牽頭審批，各地政府為了短期利益過度規劃海域面積，出現了與其他規劃用海區域重疊的問題，導致規劃海上風電場使用面積減小、更換場址、更改海纜鋪設路線等問題的出現。同時，由于跨部門協調問題，部分地區海上風電政策的非穩定性導致規劃缺乏連續性。如在開發初期相關部門鼓勵潮間帶開發，后期又出臺“雙十標準”限制潮間帶海上風能開發。此外，我國海上風電開發規劃周期以5 年為主，缺乏長遠規劃，從而抑制了投資者長期投資的積極性，如《風電發展“十二五”規劃》《風電發展“十三五”規劃》等[13]。

二是勘探環節基礎資料不足且投入力度不足。勘察成果對海上風電場選址的影響巨大，但目前我國在該階段工作的投入力度不足[14]，其成本大約僅占總建設成本的1.5%[6]。一般而言，在選址前，需要對海底地形地貌、風能資源等進行勘探，這是一項非常重要的基礎性工作。但我國海上測風手段相對落后，風能資源評估資料主要來源于氣象部門，資料準確性不高；很多地形地貌資料依然是20 世紀80 年代的海圖和相應的遙感影像資料，資料缺乏時效性[13]。同時，勘探設計環節由于缺乏專業人員、專業設備、專業勘探平臺、第三方審核制度導致效率低下[15]。

三是缺乏有效的組織保障導致部門間統籌協調、審批立項的成本增高。一方面，我國海上風電項目開發從審批、勘探、建設安裝到生產運行，不僅涉及發展和改革委員會、能源部門、海洋部門，還涉及交通、海事、漁業、軍事、環保等相關部門，由于缺少跨部門協作聯動機制，致使企業辦理海上風電項目環節多、時間周期長，增加了生產成本，降低了生產效率。另一方面，我國海上風電全產業鏈存在諸多問題，例如招投標后隨意更換乙方現象、產業結構同質化問題、核心科技技術不強、缺乏行業規范問題等等，究其原因是缺乏強有力的專門管理機構對行業運行過程進行有效監管，造成產業全鏈條生產運行試錯成本居高不下。

四是缺乏完善的金融體系，融資難度大且成本高。海上風電產業屬于投資周期長、風險性較高的戰略性新興產業，我國大部分海上風電項目自有資金約為20%，其他資金主要來源于向外融資。但目前尚未有專門針對海上風電產業的完善的金融支撐體系，導致產業融資難度大、融資成本高昂。目前我國海上風電企業主要融資渠道是商業銀行融資，資本市場融資也只有少部分企業能夠實現；此外，國家政策性銀行的支持力度也不足。另一方面，缺乏海上風電的金融風電防范制度投資機制。企業風險管理、技術安全標準、專利融資與抵押、供應鏈融資細則不明確，海上風電企業信用評級制度未建立；海上風電投資基金待設立。目前，我國還沒有專門針對海上風電的投資基金；海上風電保險問題亟待解決。如我國缺乏專門從事海上保險的專業機構和海上風電專業險種，以及配套的海上風電技術的項目認證，特別缺乏具備海上工程、海事檢驗的經驗和專業能力的人才。上述諸多原因致使海上風電建設和營運過程中規避、防范風險能力大大減弱。

2.2.2 設備采購

設備購置成本約占總成本的45%，對海上風電總成本影響較大，風電機組主要零部件成本分布詳見圖4。影響設備制造階段成本增高的主要原因有3 個方面。

圖4 風電機組主要零部件成本分布[16]

一是原材料供應能力不足。如巴沙木作為葉片夾層的主要材料，其成本占到整個葉片成本的20%以上，但我國的巴沙木必須依賴進口，目前巴沙木產量在銳減的同時，市場需求也迎來了旺季，導致原材料成本急劇攀升。

二是核心制造技術嚴重落后，導致關鍵環節未實現國產化。許多國內海上風電企業通過購買技術許可的方式引進核心技術，自主創新能力不足，如風電主機主要采用西門子技術，導致國內企業議價能力低，增加了生產成本。

三是缺少創新型集群網絡。我國風電相關企業超過2.3 萬家，但集群網絡主要屬于資源型產業集群，新型產業聚集程度還遠遠不夠，如與產品創新、技術創新、商業模式創新，以及高等院校、科研機構、人才培養、行業組織（協會和商會等）、中介機構（律師、會計、資產評估等）、金融與保險服務、科技基礎研究機構等集聚還有待加強，遠沒有形成能增強海上風電綜合競爭力的閉環產業集群。

2.2.3 安裝施工

海上風電在施工環節降本空間較大[9]，主要存在3項制約施工效率提升的因素。

一是施工船生產供不應求。海上風電施工主要依靠施工船，據行業不完全統計，當前國內海上風電開工規模已達7.5 兆瓦，但全國海上風電安裝船只有42艘，按照目前的核準項目數量與規模，加上施工窗口期的限制，吊裝船市場非常緊俏，致使各地施工船的租金大幅度上漲，成為限制施工成本下降的重要因素之一。然而與歐洲主流施工船相比，中國施工安裝船在使用水深、主吊吊高等關鍵技術水平上仍有較大差距[9]，面對深遠海海域的施工船舶更加匱乏，因窩工、停工導致施工效率低下。

二是缺乏母港依托。雖然國內建造了許多自升式平臺，但普遍不具備自行運輸風電機組部件和基礎構件的功能，在廣東和福建等海況較差的海域，自升式平臺與運輸船之間的配合作業受海況影響較大，不僅嚴重影響作業效率，也存在一定的安全風險[17]。

三是缺乏統一的行業標準。如海上風電施工環節一般采用港口工程、水利水電工程或陸上風電標準[18]，而在施工驗收環節則采用電力質檢部門的標準。海上升壓站建設的標準也處于空白，特別是消防、救生、防避碰等關鍵工作都沒有規范可依，存在較大安全風險。諸多標準缺失問題導致行業成本增加、作業安全風險加大，影響行業整體效益增加。

2.2.4 運維管理

在整個海上風電項目全生命周期成本中，海上風電場的生產運維費用占整個海上風電項目成本的18%～23%。我國年運維費用約為46 000美元/（千瓦/年），約為陸上年運維費用的2.7倍[19]。我國海上風電維護的成本主要包括風電機組運維、運維船維護和保險等[8]（圖5），運維環節限制成本下降的主要因素有4點。

圖5 我國海上風電運維成本構成[13]

一是海上運維難度較大。受海上施工環境影響，海上風機可及性差、運維耗費時間長、停機損失大。同時，海上船只或直升機等交通工具花費成本也遠高于陸地，對于海上風電運維作業存在嚴重制約，相比于陸上風電，成本大幅度增加。

二是風電機組故障率高。據統計，海上風電機組中近50%的停運時間是由齒輪箱的原因造成的，控制系統則是導致海上風電機組高停機頻率的主要部件之一，而海上風電機組較為理想的年均故障率為0.5 次/(風機/年)，我國目前還遠遠達不到這個水平[9]。同時，國內外許多海上風電場的風機都是由陸上風機進行改造的，在實際運行過程中，難以長期適應海上的復雜環境，造成風電機組運行可用率低[8]。機組高故障率極大地增加了運維工作量以及運維成本。

三是“搶裝潮”拉動運維成本上升。近期由于退補貼政策的頒布，致使出現“搶裝潮”現象，倒逼整機供應商展開價格戰，不斷壓低海上風電機組的價格，造成風電機組質量下降，增加后期運維成本。

四是國內海上風電運維經驗不足。我國海上風電產業起步較晚，尚未積累足夠的規?；椖窟\維經驗，運維方式以被動運維為主，也是限制運維成本下降的重要原因。

2.2.5 市場消納

消納是將自然資源轉換為收益的關鍵環節。我國海上風電消納空間總體充裕，但依然存在制約消納效率提升的3點因素。

一是缺乏市場機制。為支持可再生能源發展，我國實行固定電價制度，以固定的補貼標準進行補貼。但隨著裝機規模的擴大以及全社會用電量增速的不斷下滑，補貼資金缺口日漸增大。截至2016 年6 月，包括海上風電在內的可再生能源補貼資金缺口高達550億元。未來要實現碳中和，海上風電裝機規模仍需快速擴大。因此，我國海上風電引入市場機制的需求日益緊迫[20]。

二是儲能技術落后。風力發電具有間歇性和隨機性的特點，出力難以精確預測，儲能則能夠平抑風電出力波動、提高電能質量，從而減少棄風，而我國“海上風電+儲能”的技術還處于驗證階段，富有經濟性的儲能技術亟待開發。

三是綜合價值未得到充分挖掘。海上風電的經濟效益還體現在和其他領域結合的綜合價值上，如與海洋漁業的結合，打造移動式海上牧場；研究海上風能制氫；推進清潔能源的綜合能源利用等。以德國、荷蘭、比利時、挪威等為代表的歐洲國家，早在2000年就實施了海上風電和海水養殖結合的試點研究，而我國尚未有海洋牧場與海上風電融合發展的成熟案例，目前只有山東省提出“探索海洋牧場與海上風電融合發展”試點方案。

2.2.6 拆除退役

海上風電場需要拆除的目的是在風電場壽命到期后將所占用的海域恢復到建設前的狀態，并采取措施不影響其他海上開發項目的用海，主要包括拆除設備成本和生態恢復成本。

由于我國海上風電起步較晚，海上風電場退役后的相關善后服務領域目前完全空白，而隨著“十四五”期間我國向深遠海發展和效益提升的客觀需求，將有相當數量的近海風電場要趨于臨界退役期限。由于缺乏頂層長遠規劃，風電場退役后的相關善后服務目前完全空白，勢必造成大量海上風電場廢棄，導致相應的生態環境問題和巨大的經濟損失。

3 基于國際國內經驗降本增效措施研究

3.1 前期開發

在已經實現平價上網的歐洲海上風電國家，前期開發成本約占總成本的3%。根據我國實際情況，結合歐洲海上風電強國發展經驗，提出5 項降本增效的措施。

一是制定具有科學性、長期性、前瞻性的頂層規劃是提升前期開發環節效率的關鍵。應制定系統性的頂層規劃明確各省海上風電開發需避免與其他海洋區域功能相沖突，避免規劃隨意變動性產生的試錯成本。同時，將建設海上風電場的環境影響評價納入長期規劃中，從全產業鏈視角降低退役環節成本。

二是構建行業數據管理平臺，為行業發展提供基礎數據。一方面，建立海上風電場專門的數據管理平臺，對可能影響海上風電場的各項環境指標進行跟蹤調查，及時更新平臺數據，系統整合數據構建數據庫，為后期勘探設計環節提供基礎數據，提高勘探環節的準確性。另一方面，建立行業動態數據管理平臺，積累行業歷年發展數據，為后期優化裝備設計提供基礎數據。

三是建立鏈長制引導下的決策機制，促進跨部門協作有效推進。經過部分地區試點，“鏈長制”已成為全國經驗。在海上風電行業中，應以鏈長為牽引，以自然資源部為主導，形成多部門、跨部門協作機制，發揮協同效應。

四是增加海域監測評估，制定獎懲淘汰機制。增加各地區自然資源部門的海域動態管控權能，對已開發的海上風電場定時進行單位海域的經濟效益評估，避免開發商的短視主義，促使海上風電產業鏈成本全面下降。

五是構建完善的金融體系，防范風險、降低融資成本。首先，拓寬融資渠道，在資金供給上擴大融資規模、拓寬融資渠道。鼓勵并推動銀行、證券、保險等金融機構大膽探索，開發出適合海上風電產業和科技創新特點的金融產品和金融工具，如試點投貸聯動，創新擔保公司的風險分擔機制，充分發揮其擔保增信作用。同時，推動資本市場、債券市場、知識產權等中介服務市場發展，有效發揮國內資本市場、債券市場等不同層次市場的融資功能，完善覆蓋海上風電企業不同生命周期的多元化融資體系。其次，提高銀行、證券、保險等金融機構對海上風電行業的側重關注度。如增加銀行體系提供的貸款比例和貸款優惠。再次，拓展海上風電保險服務，防范安全風險。鼓勵保險機構開發適應海上風電的保險產品，如設立海上風電職業責任險、保證保險和信用保險。英國就充分考慮了項目建設和運營期間的主要風險，在建設和運營合同中設置了清算損害賠償、履約保證金、直接協議等結構性風險緩釋或轉移機制，保障了投資者的資金安全。最后，發揮信用體系作用，完善信用制度。通過設立對可再生能源企業的信用評級機制、建立對項目融資的信用擔保等方式，實現組織增信，增強企業融資能力。

3.2 設備購置

近些年，歐洲許多國家努力控制發電成本，已實現平價上網。我國海上風電降低成本的關鍵是實現國產化和規模經營。

一是構建完善成熟的產業鏈。積極布局咨詢、檢測、認證等服務體系，填補我國產業鏈不足的領域。如歐洲國家已形成型式認證、項目認證、部件認證、樣機認證等覆蓋全產業鏈的檢測認證模式[16]。

二是構建高效穩定的供應鏈。一方面，在制造端加速推進國產化。鼓勵6MW以上大容量海上風電機組一級部件、整機國產化率超過90%，實現產業鏈的國產化和平價化，降低企業進口成本，如面臨巴沙木短缺的困境，應加快開發替代性原材料；另一方面，在海上風電場端推進規?；洜I。鼓勵建設“百萬千瓦級”海上風電基地，實現海上風電集中連片規模化，鼓勵在海上風電建設時涉及項目規劃、制造、物流、存儲、組裝、海上出運等功能的海上風電港口基地（風電母港）先行先試，促進集約化發展。

三是搭建創新型產業集群。創新是降低海上風電造價的引擎，通過搭建產業集群整合海上風電產業鏈上下游的創新資源，形成分工合作和協同創新的組織形態。近期，我國正在積極打造創新型產業集群，海上風電產業也需抓住這個風口，以技術創新推動全產業鏈降本增效。如通過技術創新優化設計施工基礎降低造價，目前單樁設計已經從可研階段的2 600 噸～2 800 噸優化到1 500 噸～1 600 噸，這個數據表明對于一個單臺風機施工能節省約1 000 萬，而對整個風電場而言能節省高達6億元的成本。

四是集約化、規?；ぐl規模效應。歐洲已在北海區域初步形成項目集群，新建項目能與即將投產的項目之間共享施工運維人員等，為整個風電場降低造價。同時也能發揮學習曲線的效應，在一定程度上提高工作人員的效率。

3.3 安裝施工

優化海上風電施工環節、保障裝備供應充足是短期內海上風電產業實現降本增效的有效途徑之一。有以下4點值得借鑒的經驗。

一是使用定制化大風機。在特定條件下，大型化風機能夠在提升發電量的同時實現海纜和核心零部件等配套設施的成本降低。根據行業研究報告表明，單機功率為10 兆瓦的風機比8 兆瓦的風機發電量提升近30%，同時在同樣的裝機規模下，單機功率越高，安裝的風機數量越少，降低了大量的配套設施成本以及施工運維成本。

二是擴大海上風電特種船舶的供應。據統計，施工船相關的專利大約有三分之二都與設計有關，體現了施工船的研發對于海上風電開發的重要性。因此，需要加大對施工船的研發投入，擴大海上風電特種船舶的供應，如擴大運輸船、安裝施工船（平臺）、運維船的生產規模，緩解供不應求而持續漲價的局面，降低運營成本。

三是搭建多功能風電母港。歐洲風能協會統計的大多數港口都覆蓋了海上風電裝機服務和運維服務，其中一些港口覆蓋了整條風能的價值鏈，另一些港口提供特定服務，據估計這些具備了風電母港功能的港口能降低5.3%的總成本。

四是健全施工行業標準體系。海上風電產業施工環節具有較大的降本空間，因此，制定健全的行業標準是我國海上風電行業發展的當務之急。如丹麥海事管理局負責從岸上到海上風電場的運輸、安裝方面的標準[21]。

3.4 運維管理

在風電工程深遠?；?、大型化的趨勢下，海上施工環境越來越惡劣，運維難度也越來越大，因此對運維環節也提出了更多的要求，包括運維方式、運維策略、運維設備和運維技術等[8]。

一是打造智慧運維體系。借助大數據和智能數據技術，基于數據進行運維決策。包括采用精細化管理方式，通過實時對全生命周期內風機運維成本和收益的計算，提升運維管理精細化水平；評估海上風場發電性能及電量損失原因，開展控制策略優化技術的研究和應用，進一步提高風機發電量；實行故障預警和運檢維一體化系統，優化運維計劃及運維調度，降低海上風電運維成本；優化故障預警環節，及時鎖定故障源頭，縮短大部件故障停機時間等。據統計，實現海上風電場運行與維護的數字化智慧管理，海上風電機組運維成本能降低5%～10%。

二是搭建數據管理平臺，積累運維經驗。由于我國運維經驗不足，難以對風電場故障進行主動預判，因此搭建數據管理平臺，積累基礎數據，做好風機離岸測試，制定合理的運維檢修計劃，變被動運維方式為主動運維方式，提升機組可靠性是切實可行的。

三是優化不同海域、不同規模的區域化風場交通運輸工具。海上運維的交通工具多樣，包括運維船、直升機等，根據海域規模、穩定性等特點選擇不同的交通運輸工具是提升運維效率、降低日常運維交通成本的有效方式之一[19]。

3.5 市場消納

盡管我國整體能源消納市場大，然而由于傳統的能源消費結構的慣性致使在短期內要想有準備地解決海上風電消納問題，還需從市場機制和儲能技術等多領域進行布局，從而有利于與規?；_發進行接軌，降低單位度電成本。

一是引入市場機制。應盡快推行強制性的可再生能源電力配額制、綠色電力證書交易等配套機制的交易政策，形成“市場電價+綠證收入”的盈利模式，為產業發展打開更多消納空間。如美國有29個州和華盛頓特區及2 個附屬地區實施強制配額政策，另外8個州和2 個附屬地區設定了可再生能源配額目標，且現階段美國自愿認購清潔能源市場非常繁榮[20]。

二是積極研發儲能技術。國外已有“海上風電+儲能”項目運行，涉及新能源汽車、小型船舶和浮式風電場多個領域。為建設低碳的海上“絲綢之路”，我國也應推進儲能技術的研發以促進海上風能高質量開發和利用[22]。

三是探索Power to X 產業，挖掘綜合價值。即“海上風電+海水淡化/海洋油氣/海洋牧場”等產業，受項目規模等條件的約束，現階段Power to X 技術的成本還較高，但該領域將會是未來趨勢所在。

四是搭建消納中心，如搭建“能源島”，提高并網效率，降低單位并網成本。丹麥已經開始著手創建“能源島”，以支持海上風電深遠?；l展。雖然我國“十四五”規劃中并未提出搭建能源島計劃，但是各省份的“十四五”規劃中都有深遠海化發展的趨勢[23]，因此搭建能源島是實現深遠海域發展的破局關鍵，同時也能通過共享海上升壓站和外送通道，降低并網成本。

3.6 退役期間

據英國海上可再生能源孵化研究中心（OREC）的一項研究表明，在運行期結束后完全拆除海上風電場是最不具有經濟效益的方式，而更換更大容量的風機并繼續服役是最經濟的方案。但該方法存在兩個前提，一方面是廠址的選用許可，需要政府允許通過收費等方式實現廠址的續期；另一方面是在技術層面需要進行超前設計，對風電基礎進行精細化設計、超前設計為退役期間更換大容量風機做準備。

因此，需要盡快完善退役后的相關善后服務，其中包括制定退役標準和評估標準。在風電場到期時，能夠合理地對風電場各種設備以及配套設施進行評估，保證退役期間工作的質量以及效率，減少不必要的成本支出。

4 結 語

綜上所述，基于我國海上風電產業成本居高的影響，急需政府和企業合作共同推動海上風電產業降本增效，以確保企業和行業的可持續發展。

首先，在政府方面將主要考慮以下10項工作：一是制定具有科學性、長期性、前瞻性的頂層規劃，避免規劃的隨意變動性，保證投資者的信心。二是完善行業標準，統一規范行業行為，包括施工標準、退役標準等。三是建立鏈長制引導下的決策機制，統籌協調各部門，降低審批立項等行政成本。四是構建完善的金融體系，防范風險、降低融資成本。五是引入市場消納機制，打造“市場電價+綠證收入”的盈利模式。六是構建行業數據管理平臺，為行業發展提供基礎數據，減少重復勞動，促進信息共享，降低試錯成本。七是構建完善成熟的產業鏈，填補我國產業鏈不足的環節，提高項目質量。八是構建高效穩定的供應鏈，提高風電機組國產化率，增強議價能力，降低采購成本。九是搭建創新型集群網絡，激發創新活力降低產業成本。十是建立市場化消納機制，促進消納要素高效化配置。建造專業化港口，帶動產業的集群式發展，降低產業成本。

其次，海上風電企業應主要聚焦于以下3 項核心工作：一是積極研發關鍵核心技術，包括儲能技術、運維智能化技術等，提高產業鏈整體水平。二是優化企業內部資源配置，包括優化不同海域、不同規模的區域化的風場交通運輸工具，將運維工具組合最優化，依托優化資源配置提高管理效率。三是積極推進補鏈強鏈工程，加快施工船、運維船的建造，降低運維船、施工船短缺限制引起的成本增加。