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张效莉周红芳费梓凡顾云娟刘陈真子
1.上海海洋大学海洋经济研究中心 上海 201306
2.厦门大学 国际学院 厦门 361102
3.江苏省海洋经济监测评估中心 南京 210017
能源是一个国家国民经济增长、国家安全维护的重要基础和保证[1]。早在20世纪30年代，就有学者将能源与地缘政治挂钩，认为石油具有10%的经济资源属性，90%的政治要素属性。随着1960年石油输出国组织（OPEC）的成立，以及20世纪70年代两次石油危机的爆发，使得能源问题开始逐渐成为各国学者研究探讨的焦点问题[2]。
纵览世界，各国因资源禀赋不同、产业结构不同、经济发展战略不同而形成了与能源的不同关联关系。中东、亚太、俄罗斯、北美、中南美和西北非等成为主要能源生产地。近些年，能源高消费量高增长率的区域分布在亚太和新兴经济体，欧洲能源消费放缓，北美、 日本、俄罗斯消费出现负增长趋势。近10年来，能源出口集中在俄罗斯、中东、西北非和中南美地区，而能源进口集中在亚太及欧美地区。这种能源生产、能源消费、能源运输有机合作，共同形成了全球能源供、销、运输网络系统[2]。
多年来我国能源安全隐患问题突出，主要表现在以下4类：一是能源供需不平衡安全问题[3]，二是能源供应链安全[4]，三是能源使用安全，四是能源结构安全[5]。
自20世纪90年代以来，我国从产业界到政府各个层面积极采取了 “一降一增”的能源安全应对措施，其中“降”指采取能源节约的生产生活方式，比如新能源消费、产业绿色化转型减少对化石能源的消耗需求；
而“增”主要指通过寻找替代能源、通过产业结构转型升级和绿色化变革，增加可再生能源、清洁能源的生产和消费，以期实现国家能源结构系统性变革。
自20世纪90年代起，海上风能资源由于其占用土地空间少、邻近消纳中心、风能资源持续稳定等优点而受到欧美等国家的高度关注。目前已经形成了相对比较成熟的产业规模和先进的技术基础。我国沿海拥有丰富的海上风电资源，适合大规模开发建设海上风电，海上风电开发自然就成为国人关注的能源改革的主要方向之一。
我国自2007年起经过10多年的试点和探索，先后在海上风电资源相对丰富的江苏省、广东省、福建省、浙江省、山东省等沿海地区布局了各具特色的海上风电场。目前已经积累了较好的产业基础和技术基础。截至2019年末，我国海上风电新增装机容量全球领先，累计装机容量全球第3，仅次于英国和德国。
然而由于我国海上风电产业发展起步晚，存在着风能资源评价、地质勘察等基础工作开展不足，风电机组基础建设成本高，海上施工作业难度大，施工装备市场不成熟，设备运行环境恶劣，核心技术缺位、融资难度、产业成本过高、并网难度大等诸多问题，致使海上风电企业国际竞争力有待提升，行业发展质量有待提高[6]。
随着国家“双碳”战略的提出，海上风电产业必将在诸多可再生能源中发挥日益重要的作用。因此，在上述背景下研究如何破解我国海上风电产业发展的困局，并基于长远规划视角，积极寻找海上风电产业创新发展的战略方向、发展路径与落实措施，对我国能源安全、产业结构升级、社会经济稳定意义重大。
发展海上风电产业，需要必备的产业基础（包括海上风能资源和海底海床特质），必要的原材料、装备和工程施工技术，必要的电力输送与消纳能力，以及必要的政策扶持。
1.1 海上风能资源及风电场分布概况
我国沿海具备较好的风能资源条件，适合大规模开发建设海上风电场。5～25 m水深、50 m高度海上风电开发潜力约200 GW[1]，5～50 m水深、70 m高度海上风电开发潜力约500 GW[7]。而根据2009年国家气候中心的评估，我国50 km离岸距离、50 m高度的近海风能资源理论技术可开发量为7.58亿kW。
我国海上风电场主要布局在近海以内，大多数在潮间带范围。一般而言，海上风电场分为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场以及深海风电场3类，其中潮间带和潮下带滩涂风电场水深5 m以下，近海风电场水深为5～50 m，深海风电场水深为50 m以上[8]。截至目前，我国潮间带累计风电装机容量达61.2万kW，占海上装机容量的60.31%；
近海风电装机容量40.27万kW，占39.69%[9]。
1.2 技术与装备概况
就技术与装备水平来看，海上风电产业主要通过以下3个指标进行判断。
一是大容量机组技术水平。单机机组功率是衡量海上风电技术与装备水的关键性指标。到2019年欧洲平均单机功率达到7.8 MW，部分制造商在尝试设计生产11～12 MW的样机，成为全球单机功率最大的海上风电机组。欧洲未来10年海上风电单机功率的发展目标是15-20 MW。我国并网的海上风电机组比欧洲落后10年以上，目前以4 MW～5 MW为主流机型，该类机型占海上总装机容量的50%以上。不过目前，多家整机制造商正在开展10 MW机型的设计和样机生产，希望逐步缩小与欧洲的差距[9]。
二是深远海域风电开发技术水平。深远海域风能资源丰富，开发制约因素相对较少，是未来海上风电开发的主要趋势，但是对开发技术和运维提出更高的要求。我国由于目前的技术水平、装备水平以及经济性还难以大规模开发深远海海域。相比较而言，2019年，欧洲新增海上风电平均离岸距离达到了59 km，水深33 m。英国和德国有目前离岸最远的风电场，距离均超过100 km[9]。
三是建筑安装施工技术装备水平。在海域进行风电开发需要先进的施工装备，装备主要由各类特种作业的船只组成，包括安装平台船、施工浮吊船、运输船、海缆敷设以及运维作业船等，并配备起重机、大型液压打桩锤、嵌岩单桩钻机等专用施工装备。我国早期海上风电施工船多由海洋工程船舶改造而成，面临起重高度和能力不够、机动性能差、抗风浪能力不足等一系列问题。近些年虽有改进，但在使用水深、主吊吊重、主吊吊高、可变载荷等关键技术水平上与欧洲仍有较大差距。超大型液压打桩锤技术长期依赖从荷兰IHC和德国MENCK两家垄断公司进口[9]。
1.3 海上风电投资与度电成本概况
海上风电初始投资一般包括机组成本、基础成本、建安工程费用以及电力送出费用等四大板块，如图1所示，其中风电机组成本占总投资的30%～40%，基础成本与电力送出工程费用（包括海上升压站、海底电缆、陆上接网）占总投资的一半[10]。
图1 海上风电初始投资构成
海床地质也会影响海上风电造价成本。长江以北近海海域的江苏沿海以滩涂、淤泥沉沙为主，发展海上风电安装的施工工程造价偏低，为15 000元/kW左右；
而长江以南近海海域海床以岩石为主，工程造价偏高，为17 000元/kW左右[11]。因此，综合来看，江苏区域是国内海上风电场建设造价较低的海域，最具有海上风电开发经济性。而南部省市海域海上风电开发相对成本要高于江苏省，其经济性相对较弱。
江苏海上风电起步较早，产业配套成熟，建造成本较低且基本不受台风影响，度电成本相对较低。福建海上风电起步较晚，但福建风资源最为丰富，虽然岩石型海床结构和台风因素使得整体造价最高，平均度电成本全国最低。随着基础施工技术进步，未来有望成为我国海上风电价格洼地[11]。
相比较而言，欧洲经过多年发展，度电成本已经得到大幅降低。以具有标杆地位的英国来看，2019年9月，英国第3轮海上风电竞拍差价合约价格最低为0.051美元/（kW·h），折合人民币0.341元/（kW·h），成为全球的最理想度电成本值[12]。
1.4 发展进程与产业规模概况[7]
欧洲是海上风电发展起步较早的区域。1991年，丹麦正式投运世界上第一个Vineby海上风场，迄今海上风电已有约30年历史，且先后经历了3个发展阶段：一是技术可行性验证阶段（1991—2001年）；
二是商业化开发阶段（2002—2011年）；
三是平价时代（2012—2019年）。目前欧洲已步入平价时代，度电成本现已低于0.5元/（kW·h），英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/（kW·h），德国也实现了零补贴，目前计划在2023—2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元/（kW·h）以下。
相比而言，我国海上风电起步较欧洲晚16年，海上风电初期由于技术欠成熟，投资成本高昂，维护困难，缺乏专业开发团队， “十二五”时期产业发展不够理想。随着国家和地方政府层面政策持续扶持，以及设备技术逐步成熟，开发经验不断积累，国内海上风电开发逐步进入了加速期。截至2019年，我国海上风机累计装机容量达到6.8 GW，已成为仅次于英国（9.7 GW）和德国（7.5 GW）的第三大海上风电市场。
1.5 电力消纳概况
的能源消费结构呈现严重不平衡状态，可再生能源消耗占比仅占总能源消费的3.5%左右，60%以上的是不可再生的煤炭化石燃料。因此，仅从国内能源消费结构转型升级视角看，我国海上风电行业只要化解了生产成本和储存运输问题，海上风电行业消纳前景良好。
1.6 政策支持概况
政策推动是现阶段我国海上风电得以快速发展的主要推动力量。从我国现有的海上风电政策环境来看，我国海上风电政策大体延续可再生能源政策—风电政策—海上风电政策的制定路线，政策过程是从无到有，逐步细化，不断延伸，形成到如今更加多元的政策框架体系[13]。
我国现有的海上风电政策都是可再生能源政策和风电发展政策的衍生产物，大多以法律及配套管理办法、规划等形式来颁布和实施的。除短期上网电价之外，海上风电还没有获得实质性的财政、税收等方面的激励政策。因此，海上风电政策体系有待进一步完善。
我国关于海上风电发展的政策走向与我国海上风电的发展历程是总体相符的，由一开始的被动应对，到现在的主动创新。大致可将近年来我国海上风电政策演变历程划分为4个阶段[14]：一是环境营造阶段（1995—2008年），二是萌芽示范阶段（2009—2013年），三是快速发展阶段（2014—2017年），四是成熟转型阶段（2018年后）。但总体上看，针对海上风电的专门体系化政策缺失，持续性的鼓励政策力度不够。随着电价补贴政策退出，将会给初露端倪的海上风电产业带来巨大影响。
我国海上风电产业经过了10多年的发展，在步履蹒跚中取得了显著成效，但存在显著的问题。
2.1 缺乏长远性、前瞻性顶层设计和规划的引导问题
我国海上风电产业起源与发展的动因来自应对环境变化等外部因素，而非自发内因，因而带有被动应对性，也造成了产业发展缺乏海上风电产业专门的系统性、前瞻性、战略性的顶层规划与设计，导致行业发展存在以下问题：一是区域布局不平衡。经过10多年的发展，目前仅江苏一省累计装机容量遥遥领先，其余海洋风能资源丰富的浙江、山东、辽宁等地区表现一般，未能将资源优势转换为经济优势，未能在支持“双碳”战略中发挥应有贡献。二是产业链布局不完整。由于缺乏系统性规划，海上风电产业链存在着风能资源评价、海洋水文测量、地质勘察等基础工作布局不足，产业链前端设计、产品设计、运维服务、运维船等装备制造环节表现出显著的短板制约。综合上述产业链不健全问题，致使海上风电企业国际竞争力不高，行业发展质量有待提高[6]。三是生产要素保障不充分。由于缺乏系统性顶层规划和设计，导致企业不能有计划地优化原材料、装备、配件等处于贵贱不同价格期间的购置与配补，增加了生产要素购置成本。四是缺乏产业长远战略布局。由于海上风电产业发展缺乏10年到30年的战略规划和布局，相关企业缺乏做长远投资的打算和产业布局的积极性，伴随有短期内会更换开发商、运营维商、整机商等带有随意性、临时性和短期性的决策，难以在地方形成有竞争力的产业链、供应链、创新网络、产业环境、产业基础等。
2.2 存在核心技术严重落后问题
纵观产业链全局，技术创新不仅是推动海上风电产业快速发展的主要动力，也是制约产业链实现国产化，降低成本的主要因素。首先，我国海上风电产业在基础共性技术与欧洲海上风电发达国家都存在较大的差距，如施工技术精准性、计划性整体较为落后，生产塔筒从原材料成本到塔筒重量过高造成的安装成本等等，都成为我国施工和运维等环节的成本居高不下的主要原因，也造成国内产业与欧洲之间巨大差距。其次，现有关键核心技术依赖国外，导致行业发展备受制约。许多企业通过购买技术许可方式以引进核心技术，如齿轮箱和叶片等核心零部件的关键设计技术依然依赖于国外，使得我国在设备采购过程中，溢价能力低，购置成本高。再次，前沿创新技术也存在较大差距，如电力输送的柔直技术，适应深远海化发展的浮式风机技术，风电储能和传输技术国内也存在一定差距，使得在新兴市场中无法取得先发优势。最后，在产业智能化、数字化的趋势下，施工与运维环节智能化不仅能大幅度提高行业工作效率，还能保障工作人员人身安全，比如运维监测机器人技术、无人运维船自动驾驶和自动检测技术等，可以避免恶劣天气下施工人员出勤的安全风险，但这都需要依赖进口，我国在该领域相对落后。
2.3 存在系统性的建设成本和运行成本偏高问题
我国海上风电产业已取得快速的发展，但居高不下的成本已经成为制约海上风电发展的核心问题。
一是缺乏战略性长远规划以及与长远规划相匹配的政策体系，造成系统性成本增高。比如，因为缺少战略性规划，以及与规划相匹配和协调的政策支持，致使出现“抢装潮”怪相，由此造成三大成本飙升：（1）拉动原材料和生产施工等诸多环节成本飙升。比如拉动原材料价格上涨，因施工供给有限而抢装需求刚性导致安装施工成本增幅超过3倍，因安装船短缺不能保障而产生生产作业窝工、停工等运行管理成本损耗等。
（2）海上风电作业场与生态红线政策不协调导致海缆铺设成本数以亿计增加。
（3）没有长远规划造成被动应付、不能未雨绸缪而引致成本增加，比如原材料便宜时储备以平衡贵时大量需求的成本增加。
二是企业内部决策机制缺乏有效监管造成的决策失误成本。由于技术和资金门槛，我国海上风电企业多为央企、国企，其在决策中存在以下问题：（1）对行业认知缺乏造成的决策失误。由于海上风电起步晚，有的企业来自陆上风电、有的企业来自海上石油行业等，这些企业相对海上风电还不够专业，形成决策的失误造成较高的成本损失。
（2）企业决策机制没有清晰界定责任与权利，出现不同决策者做出不同决策的现象，最后不是依据经济性和科学性获得决策结果，而是依据决策者权力级别与喜好，致使许多决策带有随意性。
（3）设备购置成本较高，亟待技术突破，促进产业链实现国产化。设备购置成本约占项目总投资的45%，而制约设备购置成本降低的主要因素是技术的突破，如主轴等关键零部件的高端技术依然由国外掌握，国内使用需要依赖国外进口，使得在采购过程中溢价能力低，抑制了企业创新能力。
三是运维环节经验缺乏，且专门化运维船数量不足，造成运维成本高。我国海上风电由于起步较晚，目前尚未有足够的规模化项目运维经验，对故障的出现也无法进行精准的预判，造成运维方式主要以被动运维为主。此外，专业化的运维船数量较少，在抢装潮的推动下，也成为运维成本居高不下的原因。
四是金融支持力度不足，导致融资成本高。海上风电产业属于投资周期长、风险性较高的战略性新兴产业，但其融资渠道过于单一，资本市场融资也只有少部分企业能够实现，使得融资来源过度依赖银行贷款。但由于担保体系的不完善，国家政策性银行的支持力度也不足，造成银行贷款融资成本高。
因此，我国海上风电要想实现成本的大幅度降低，除了顶层规划设计、企业决策绩效的监督与问责外，还必须考虑全产业链各环节成本的系统控制问题。
2.4 产业链条布局问题
总体上看，我国海上风电产业链完善程度与发达国家存在较大的差距，主要差距表现在：一是前期勘探和设计环节薄弱，多数还在依赖陆上风电经验，部分依赖国外设计，这不仅增加试错成本，又耽误产业发展进程。二是风电场建设竞争力不强，虽然我国普通零部件制造基本实现国产化，国内风机厂商制造水平位居全球前列，但我国核心零部件依然受到国外制约，建设环节成本高、技术与国际差距大，产业建设环节的国际竞争力不强。三是生产运维服务环节严重滞后，基本处于起步探索阶段，在运维服务标准、运维服务质量、以及运维服务智能化等方面还处于空白。四是没有前瞻性谋划布局海上风电的消纳问题。尽管沿海区域海上风电属于高负荷区域，易消纳，然而由于传统的能源消费结构的惯性致使在短期能要想有准备地解决海上风电消纳问题，还需要从政策、从消费环境、从储能技术等诸多领域进行未雨绸缪地布局，以便可以无缝衔接地解决即将迎来的海上风电的大规模生产供应问题。五是海上风电场退役后的相关善后服务领域目前还完全空白，而随着我国“十四五”期间向深远海发展和效益提升的客观需求，将有相当数量的近海风电场要趋于临界退役期限。由于缺乏顶层长远规划，风电场退役后的相关善后服务目前完全空白，势必造成大量海上风电场废弃，必将引致严重的生态环境问题和巨大的经济损失。
2.5 政策扶持问题
我国海上风电在国家政策的支持下，取得了巨大的进步，但依然存在政策体系不完善、政策不稳定等问题。
一是缺少协调性机构和政策支持。依据欧洲海上风电发展经验，随着技术的日益进步和成熟，海上风电将经历两大时期，即初期的25 km以内的近海区和成熟期的50 km以外的深远海区域。我国目前处于发展初期，风电场主要都布局在近海25 km以内的潮间带和潮下带区域。这一区域风电产业布局要协调航道、渔业养殖、港口、岸线、军事、生态管控等功能区划，涉及的部门繁多、各部门之间缺乏必要的协调机制，由此大大增加了海上风电项目用海协调的难度和时间成本。另外，在相对离岸较远的海域，由于与生态红线协调的问题，致使海上风电传输线缆绕道造成的成本多达数亿元，极大增加了企业生产成本，削弱了产业效率和竞争力。
二是政策制定缺乏系统性和连续性，如我国海上风电政策存在“马达不灵刹车灵”现象。海上风电发展多年都是基于新能源、可再生能源等政策框架下发展，没有专门扶持海上风电的产业政策支持。直到2014年才发布了 《全国海上风电开发建设方案》（2014—2016），对海上风电发展有了快速地推进。随后的政策多是限制性政策，包括上网电价竞争政策、“双十规则”、以及增值税相关的政策等。而到了2020年， “关于到2021年年底取消补贴”的政策直接对海上风电造成了沉重的打击。其所带来的抢装潮不仅引起市场的异常波动，其后续的影响更是难以估计。纵览已有的各项政策，没有从海上风电发展的行业特殊性、阶段特殊性出发，研究制定一系列的鼓励扶持政策，支持海上风电产业的平稳健康发展[15]。缺少覆盖海上风电产业链涉及海上风能评估、海洋水文测量、海底地质勘察、海上风电场规划、海上风机研发设计制造和检测认证、风机安装、风电场运行、风机维护、风电并网及电网运行、配套服务等一系列环节[16-17]的研究与政策，而现有政策过多集中在开发建设环节，缺少制定一系列系统性、持续性、鼓励性的政策体系，致使我国海上风电产业发展步履艰难。
2.6 发展平台问题
平台作为一种在技术、产品、交易系统中具有基石作用的建构区块[18]，能聚集生产要素，产生外部溢出效应，从而最大化发挥规模效应。我国部分地区已经构建了产业园区、打造了产业集群化发展的网络平台，但我国海上风电产业协同网络构建还不完全。首先，缺少行业信息管理平台，使得行业内信息对称性不足，造成行业试错成本较高，如运维数据的缺失和不对称增加了运维企业实施精准运维的难度。同时，行业间信息传递效率不高，造成多环节重复劳动，如在勘探设计环节的基础信息不能有效与吊装环节需要的基础信息共享，与吊装环节出现重复劳动的问题，拉高了生产成本。其次，技术创新平台体系还需完善，自主创新平台匮乏。由于没有成熟的海上风电产业协同创新平台，相关的技术要素、人力要素难以集聚对接，不能有效地促进我国海上风电产业关键技术自主研发能力的提升，对国外进口依赖程度高，产业链实现完全国产化进程缓慢。最后，试验基地搭建布局滞后。试验基地作为测试平台，既是对前期技术的反馈也是为后期可行性提供保证，合理的试验基地搭建是确保风电设备质量的重要举措。而多年来，我国海上风电测试基地搭建不够，造成诸多试错成本，影响海上风电行业发展的效率和进程。直到2019年以来，才陆续出现了山东滨州的我国首个风机试验场和广东阳江的国际测试中心。
2.7 综合管理问题
随着海上风电产业的快速发展，出现了一些与现有的综合管理机制不匹配的新问题，其中包括：一是海上风电管理部门协调性差，项目审批效率低。一般一个开发项目从开始勘探设计，到审批结束，前后需要两年甚至更长的时间，需要经过五六个甚至更多的部门审批，由于相关部门之间缺乏协调性和联动性，易造成开发时间周期增长、开发成本增大的问题[5]。二是缺乏系统性、覆盖全链条的行业技术规范和标准。由于海上风电在我国起步晚，许多领域处于起步和探索阶段，没有系统性、全链条覆盖的技术规范和行业标准，导致决策随意性、作业随意性现象突出，进而增加了行业的生产运行成本和人员安全风险。三是跨区域协作不足，致使资源不能优化配置。海上风电资源全国沿海分布不均匀，产业经验和基础也不尽相同。比如海风生产要素跨区域流动参与异地海上风电场生产的行政壁垒显著，限制了资源的优化配置。其实，可以通过公司异地注册、异地纳税等举措，鼓励优质海风资源基于市场规律有效流动。此外，跨区域统筹布局不够，比如运维基地等平台重复建设情况普遍，按照实际使用情况看，一个运维基地的日工作负荷本就不够，没必要每个风电场都建设一个运维基地，这样会占用海域空间资源，导致大量资金投入，造成严重的资源浪费。可以通过区域统筹与联动协调，以共同出资等方式，建设最节约数量的共享平台，以实现资源最优化配置。
新的能源消费形势、新的国际政治形势、新的技术发展形势，引导我们以适应新形势、落实新战略为首要原则来进行我国海上风电产业创新发展的战略选择。
3.1 生产规模大型化
我国海上风电产业经过10多年的发展，如今虽已跻身国际前列，但是产业生产成本居高不下是影响产业高质量发展的核心问题。装机容量大型化是降低企业生产成本的一个关键举措，也成为海上风电产业发展的主要趋势。统揽国外历程和经验，欧洲国家装机容量从10年前的4 MW到眼下的10 MW，以及正在为未来10年研发设计的单机功率15～20 MW的样机。我国由于产业发展的历史不长，与大规模相匹配的生产技术还不够成熟，比如加长叶片技术等的生产、运输、安装等能力等。目前我国海上风电的主流机型仅为4～6 MW，整机厂家也已纷纷研发8～10 MW乃至更大容量机组，但还不能很快布局10 MW以上装机容量的海风电场。因此，解决我国海上风电产业成本居高不下的重要途径就是依托生产规模大型化并提高企业生产效率[9]。
3.2 风场区域深远海化
风场区域深远海化既是风能资源的丰富特点所定，也是海上风电场规模大型化对作业空间的刚性要求。而深远海化的区域远近程度是与技术水平息息相关的。依据欧洲经验，2019年代已经达到了离岸59 km、33 m水深。英、德更是具有离岸100 km的能力。囿于开发技术和运维能力，我国目前依然处在20 km米和12 m水深水平。因此，优化产业布局加强深远海开发技术和运维技术研究是我国海上风电产业战略选择的基本要求。
3.3 产业布局集群化
依据产业集群理论，为了降低运输成本和协作成本等，在市场机制和政府政策协作引导下，与主导产业相关的上下游产业及相关的配套服务产业将形成空间上的集聚，建立产业链，并逐渐形成产业集群。随着新时代信息技术的发展，产业集聚出现新特征。产业集群的部分环节和节点可以实现跨区域协作。比如设计环节、资金环节、商贸服务环节等。因此，新时代背景下，跨国际、跨区域的、高度分工与协作的世界级产业集群将是未来产业发展的方向。
我国的海上风电资源在沿海地区分布不均，而支撑海上风电产业集群化发展的相关资源各地也各有差异。比如江苏盐城射阳港以广袤港口空间资源、海港水深资源，以及国家一类开放口岸的政策资源为其独特优势。在射阳港区布局了包括远景能源、中车、长风海工等在内的海上风电装备生产企业，形成产业链，并正在向产业集群迈进。各沿海地区急需依据各自资源禀赋，加快通过政策引导，促进其在物理空间上形成独具特色的海上风电产业集群，促进并营造良好环境，使其在产业集群内部实现高度分工与协作，形成技术创新协作网络，形成产学研用协作网络，形成研发、设计、生产、运维、销售协作网络，对外实现高水平开放，最终形成跨区域协作、跨国际协作的综合协作网络和世界级产业集群。
3.4 产业发展智能化
产业发展智能化是新时代产业现代化、高效化发展的历史必然。海上风电产业务必通过科技创新和模式创新，通过包括从数字化到区块链、机器人系统、3D打印、存储及移动技术等新兴科技和商业模式的渗透，实现能源行业的颠覆性变革。具体包括：一是通过无人机、无人船、水下机器人等智能装备实现勘探智能化，减少选址和风场建设的试错成本。二是通过机组智能化增加机组生产运行过程中的安全运行数据获取和监控，确保生产的稳定性，实现运行的预警性，减少运行故障带来的被动维护成本和损失。三是通过施工安装智能化，实现无人安装操作，确保安装的精准性，减少安装人员安全性风险。四是通过运维装备智能化，增加运维对机组寿命的精准判断、增加对正常运行的保障。五是储能智能化将确保多元化储能和应用衔接，比如新能源汽车作为后备储能电池，夜间存储多余电量，白天使用，平衡供电丰欠不均问题。六是消纳智能化将以构建电力消费网络智能实时监测为基础，通过系统检索电力消费状态，智能化调配电力资源，确保生产、生活、休闲等全方位获得稳定、充足的清洁能源。七是检测智能化将以检测机器人为依托，实现对风电场运行状况、寿命状况的全方位检测，并提供检测报告和预警信号，自动发布维护指令，实施维修。
3.5 能源体系多元化
第37届剑桥能源周的亮点是创新，焦点是能源转型。据最新能源展望报告，全球正朝着多元化能源组合前进。究其原因，不同新能源、可再生能源各有利弊[19]。以下仅以氢能、风能和太阳能为例进行阐述。首先是看氢能，氢能的燃烧热值是汽油的3倍，酒精的3.9倍，焦炭的4.5倍。而燃烧后的产物是H2O，是世界上最干净的能源[20]。在未来氢将成为交通运输领域最主要品种，也可作为储能介质对可再生能源调峰；
它的缺点是制氢的碳排放、燃料电池成本高、氢气储运技术问题等会限制其发展。其次看风能和太阳能，优点是其清洁可再生，已经形成规模化应用，优化了能源供给结构；
但其电力供应不均衡，影响电网稳定，同时也存在生态环境问题[19]。
考虑到海上风电和氢能的利弊关系存在很强的互补性，海上风电产生的电能经过制氢存储，实现对其不稳定的调峰功能。其次，用风能或太阳能制的氢气本质上是一种无化石燃料，政府和公用事业部门把其视为有助于工业和运输部门减少碳排放的关键[20]。因此，以风电+氢能的多元化能源组合为主要模式将是在一定程度解决能源问题、生态环境问题的有益战略方向。
3.6 消纳领域系统化
随着社会经济的快速发展，无论生产还是居民生活都已经呈现严重依赖能源的状态。然而不同领域能源消耗占比不尽相同。对我国能源革命和清洁能能源消纳问题而言，需要坚持“抓住重点，分步推进”的原则。即首先选择那些能源消耗占比较高的领域，然后分批次逐渐全面推进绿色能源消费。
首先，工业领域能源消费。我国工业用电占比明显偏高，占全球的比重高达40%。2018年，我国工业占终端用电的比重分别为62.0%。而全球工业占比则为42.0%[21]。另据2020年 《中国能源统计年鉴》，2019年，工业电力消纳占比超过67.7%，我国第二产业用电量占全部总用电量68%以上。因此，加强工业领域绿色转型是实现“双碳目标”的最关键举措和解决电力消纳的重要战略方向。
其次，中东部居民消费领域。在所有能源消费中，除了工业消费占比最高外，居民消费排在第2位，2019年占比达到16%以上。此外，北京、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、河南、安徽、江西、湖北和湖南等中东部地区是社会经济相对发达的地区，其土地面积约占全国国土面积的18%，2019年GDP占全国GDP的比例约为3/4，人口约占全国人口总数的60%以上，能源消费量约占全国居民能源消费总量的60%以上。然而相对于西部地区，中东部地区的能源具有如下特征：一是化石能源严重依赖外部供给；
二是电力不能满足自给，并且本地电力以煤电为主；
三是非化石能源利用比例过低[22]。为此，解决好中东部地区的能源问题，是全面解决我国清洁能源消纳、实现能源革命和生态文明建设的重要战略方向。
最后，综合交通领域能源消费。能源和交通运输在国家和地区经济发展中占据重要战略地位，而随着社会经济的不断发展，综合交通发展日益繁荣，其对能源的消费也成为地方经济发展的重要参考指标。因此，从综合交通领域看，世界各国交通运输的能源消费及其在能源消费总量中所占的比例正逐渐上升，发达国家交通运输的能耗已占终端总能耗的三分之一左右。在交通运输消耗的能源中，以公路为最，几乎占80%，其次是航空，铁路运输消费的能源不足交通运输消耗能源的5%[23]。
因此，综合交通应当成为清洁能源消纳的主战场。以绿色交通为主导的新能源汽车普及、清洁能源汽车充电智能网络是拉动能源消费转型升级的重要举措。同时还包括基于清洁能源支撑的绿色航空运输、绿色江海河航运的全面发展、以及铁路运输绿色化等。综合交通的绿色化也必将掀起一场系统性的产业绿色革命，是国家未来实现“双碳战略”的必然选择。
值得一提的是，随着海上风电等新能源的不断产出，新能源并网导致电网安全稳定运行风险剧增。因此，从源、网、荷、储、市场交易等多方面系统化发力，全面提升新能源并网调度运行管理水平，实现新能源高效消纳。借助人工智能、大数据等新技术，提升电网对海量新能源发电设备的运行管理能力，提升新能源基础数据质量和预测建模的智能化水平，建立高精度、高可信度的新能源功率预测系统，为新能源并网优化运行奠定坚实基础[24]。
根据文内提出的海上风电存在的问题，结合国外经验，提出如下几点对策建议：一是加强规划引领。从速启动国家层面顶层设计的海上风电中长期规划，布局海上风电发展方向、路线和政策措施，有效集聚产业要素投入生产，各沿海地区也应该编制地方海上风电长期规划，做到有计划、有步骤开展研发、生产、消纳、退役等部署，形成产业理性、健康、高质量发展的氛围。二是加强成本控制。从速启动成本链构成研究，寻找成本构成的根源，以系统工程、优化管理等全方位措施全面推进产业成本控制体系建设，确保生产企业可持续发展。三是加强产业链建设。我国海上风电产业链不健全，多数环节要依赖进口，没有议价能力，在配套设备购置环节、研发设计环节都存在延误、不能及时供应等问题，影响企业生产进度。四是快速推进省级地方层面行业扶持政策。随着国家补贴政策的终止， “抢装潮”背后海上风电企业因成本过高、电价过低，入不抵支，企业生存压力巨大，需从速颁布地方海上风电产业扶持政策，助力企业渡过困难期。国外海上风电产业发展30多年，才进入平价上网，我国仅有十几年历史，骤然停止补贴致使企业生存压力增大。五是加强研发等协作网络构建。海上风电产业发展壮大的出路依然在大规模化、深远海化，因此必须通过加强技术装备研发，走向深远海来增收益降成本。同时通过加强产业链建设、跨区域跨国际的产学研协作网络建设、跨国际协同创新中心、工程中心建设等措施，研究深远海开发生产技术与装备、运维技术与装备、储能技术与装备、研究消纳技术与装备，尽早形成我国海上风电产业的世界级集群。
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