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  我国风电、光伏设备即将迎来退役潮，但回收利用尚未形成成熟的商业模式，面临处置成本高、相关制度规范体系不健全等困境，制约着退役风电、光伏设备回收利用产业的规模化、专业化、市场化发展。探寻并建立有效的退役风电光伏设备回收利用商业模式，可提高退役风电光伏设备回收利用率。结合第三方回收模式、回收利用一体化模式的优劣势，创新性提出基于XOD理念的“回收利用+换新经营+利益共享”模式（Recycling & Repowering Stake-based Model，简称RRS模式），以及几种实施方式，并通过算例论证了利用RRS模式更新改造风光电站的可行性；发现存在项目静态投资回收期随换新维持的时间减少而先减少后增加的现象，而且该模式并非普适性方案，也是有其适用条件的。最后，提出了要进行多方案比选、因地制宜选取合适的方案，加快处置能力布局、构建退役风光设备循环利用链条，防范潜在风险、开展多种经营等建议。

  关键词：退役风光设备；回收利用；商业模式；XOD理念；RRS模式；技术经济分析

  当前，我国风电、光伏等可再次生产的能源已进入规模化开发阶段，正引领电力系统向清洁化、低碳化方向加速转型。国家能源局统计多个方面数据显示，截至2025年9月，我国风电累计装机容量约5.82亿千瓦、太阳能发电装机容量约11.26亿千瓦，大大超过火电装机容量（15.03亿千瓦），成为保障电力供应的主要力量。2025年9月24日，我国宣布了2035年国家自主贡献目标，明确非化石能源消费比重将提升至30%以上；风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦。随着可再次生产的能源总装机量迅速增加以及设备更新需求的持续不断的增加，预计自2030年起退役风电光伏量将呈爆发式增长态势[1]，由此产生的固废量非常巨大。面对退役风电光伏设备回收利用的难题，探索可行的商业模式，打通风电光伏设备循环利用产业的最后一环，对行业的可持续发展十分重要。

  退役风电设备产生的固体废弃物处理已成为能源领域的重要课题。依照国家能源局2024年印发的《能源重点领域大规模设备更新实施方案》，结合《风电场改造升级和退役管理办法》的明确要求，我国正系统推进风电行业设施更新工作，政策鼓励对并网运行满15年或单机容量低于1.5MW的风电场实施改造升级。风电机组的设计寿命一般为20~25年，我国从2000年左右开始大规模推进风电产业高质量发展。目前风电场“以大带小”的升级改造导致市场峰值提前到来。业内预计，2025年，国内风电产业将迎来第一波大规模风电机组“退役潮”。根据中国可再次生产的能源学会分析数据，到2025年风电退役机组将达到1800多台，装机容量为1.25GW（超过20万吨）；到2030年将达到10GW/年（210万吨），到2035年累计将达到100GW（约2000万吨），2045年累计将达到150GW（约2500万吨~3000万吨）。

  退役光伏组件情况大致类似。据中国光伏行业协会预计，2025年，我国将开始产生大批量退役光伏组件，到2025年全国累计退役光伏组件将达到9GW左右，当年度退役组件超2.7GW，约合21万~27万吨废弃量。2030年后，光伏组件废弃量将迎来高峰期，达到18GW左右，约140万吨的废弃量；到2040年，光伏组件累计废弃量将达到253GW，约2000万吨[2]。

  退役风机和光伏设备中有巨大回收潜力和价值。风机部件包括了铜、钢、水泥、碳纤维/玻璃纤维等材料，以1.5MW风机为例，每千瓦用钢量为0.11吨、用铜量2.9~3.5千克。据此估算，退役风机可回收价值2030年累计可达240亿元，到2040年累计则高达2600亿元。

  光伏组件中玻璃、铝材、半导体材料比重可达92%，另外还含约1%的银等贵金属。中国再生资源产业技术创新战略联盟测算，若能全量回收，到2030年，我国可从退役光伏组件中得到145万吨碳钢、110万吨玻璃、54万吨塑料、26万吨铝、17万吨铜、5万吨硅和550吨银[3]。目前，废旧光伏板市场回收价格约2000~4000元/吨，据此估算，到2030年，废弃光伏组件累计可回收价值达28亿~56亿元，到2040年累计高达400亿~800亿元。

  退役风电光伏设备回收利用问题已引起国家格外的重视，相关部委密集出台政策文件推动产业规范化发展。2023年8月，国家发展改革委等部门发布的《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》首次明确退役设备是“工业固体废弃物”，并不得擅自以填埋、丢弃等方式非法处置退役设备，不得向生活垃圾收集设施中投放。2024年1月，生态环境部印发《固态废料分类与代码目录》，报废光伏组件和报废风机叶片及边角料均被列入可再生类废物（SW17），在国家层面退役风电光伏设备有了明确的定义。2025年9月，国家能源局等部门发布的《关于推进能源装备高水平发展的指导意见》提出“加快建立光伏、风电设备退役废弃产品回收标准规范，构建覆盖绿色设计、规范回收、高值利用、无害处置等环节的回收利用体系”。

  面对新能源产业规模化发展与马上就要来临的风电光伏设备退役高峰的双重挑战，亟待建立我国风电光伏设备退役再利用的有效路径。借鉴其他产业成熟的商业模式，探索适合退役风电光伏设备回收利用的商业模式，对推动新能源产业健康发展、优化能源结构布局、保障重要能源矿产资源安全具备极其重大战略意义。

  我国风电场、光伏电站大多位于地域偏远区，尚未形成统一规范的区域性收储基地，大多数回收网点小而分散、鱼龙混杂，以小作坊型企业为主，缺乏集中处置能力。此外，中西部省份固废处置能力普遍不足，而东部地区处置成本高，跨省转移可能面临“无人接收”或“高价接收”困境。未来随着风电光伏设备大规模退役所带来的大规模固体废弃物，处置能力不够的短板将日益凸显，亟需建立健全完善的产业体系，形成以集中处置为主的循环经济产业集群。

  退役风机叶片材料特殊，实际处理过程中存在不环保、技术不成熟、经济性差等问题，难以实现大规模产业化发展。无论是堆放、填埋还是焚烧处理均会占用大量土地资源，导致成本激增。

  退役光伏设备也面临类似的问题。由于光伏组件中有价元素分散、含量低，且以合金等复杂形态存在，回收技术难度大，回收成本高。此外，重金属化学提取过程也面临有毒有害化学气体、废液排放、重金属污染风险、固态废料处置以及碳排放等问题，如规范处理，在安全卫生、环保方面都需要较大的投入，运行成本也将大幅增加。

  第三方回收模式，也叫委托回收模式，是指风电、光伏运营企业或项目业主委托第三方资源综合利用企业组织回收工作。收益模式最简单，就是由风电、光伏运营企业或项目业主向第三方资源综合利用企业支付拆除回收费用。目前，单纯的第三方回收模式，由于既不掌握退役设备资源，又缺少下游利用场景，往往难以稳定盈利。

  由于退役光伏、风电设备再生/再制造成本高，单纯回收无法确保后续的规范处置，因此，有必要发展回收利用一体化模式，即由同一专业化的市场主体（或联合体）完成回收和再生/再制造工作，类似于环境污染第三方治理模式[4]。目前，单纯的回收利用一体化模式，由于不掌握退役设备资源，而再生/再制造成本又较高，往往难以稳定盈利。回收处理环节往往难度高、投入大、经济性差。加之回收量达不到经济规模，目前回收处置环节基本上处于亏损状态。

  目前，我国发布了多项政策文件均对退役风电光伏设备回收处理提出了要求，但在设备退役及回收管理方面的技术规范仍存在空白。风电叶片（含玻璃纤维/碳纤维）和光伏板（含硅基材料）的高效拆解和资源化技术尚未普及。目前，我国风电、光伏设备回收利用有关技术、标准规范仍存在一些空白，亟需进一步探索和完善。比如什么样的退役风机和光伏设备能继续使用，什么样的必须回收，回收过程应该遵循怎样的标准流程。有关技术、标准规范等仍要进一步探索和完善。

  当前，面对退役风电光伏设备回收利用的难题，探索可行的商业模式，打通风电光伏设备循环利用产业的最后一环，对行业的可持续发展十分重要。国家发展改革委等部门发布的《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》鼓励培育先进的技术和商业模式；国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高水平发展的实施方案案例解读》提及要尽快确立合理的商业模式。

  XOD（X-Oriented Development）是一种以特定导向为基础的区域或产业开发理念。作为一种思维导向，XOD本身并非一种筹融资模式，而是通过构建“增肥哺瘦”机制，改善融资条件和信用结构，助力解决区域或产业开发建设运营的资金平衡问题，丰富了现有非经营性及准经营性项目、公共事业投融资及开发经营方式和工具[5]。

  从理论基础看，XOD理念建立在系统集成理论和外部性内部化原理之上。系统集成理论要求将不一样的项目作为一个有机整体进行规划、投资、建设和运营；外部性内部化原理则强调通过制度设计将公共项目产生的正外部效益（如土地增值、产业增长）转化为项目收益，反哺公益性投入。这种双重理论基础使XOD理念超越了传统的单一项目开发逻辑，形成了更复杂的系统解决方案。

  应用于区域开发，XOD理念遵循可持续发展等开发理念，通过对公共交通、生态环境、水安全保障、资源利用、公共服务、产业/创新、文化设施、城市自然生态资源、智慧城市等公共基础设施和空间开发的有机结合，建立功能复合的区域活动空间，优化提升城乡发展格局，最终推动区域有序生长和健康发展，常见的有：公共交通导向的城市空间开发（TOD）模式、生态环境导向的开发（EOD）模式、水安全保障导向的开发（WOD）模式等[3]。

  应用于产业高质量发展，XOD理念通过对垃圾分类、垃圾清运、公共卫生、公共安全等非经营性或准经营性公共事业，或者产业废弃物回收、工业危废无害化处置等可能会影响公共利益的企业责任，和经营性项目/活动有机结合，建立功能完备的产业链，优化提升公共事业发展质量，最终推动公共事业（或企业责任）从财政投入（或企业ESG支出）依赖创新转型为产业增值，依靠关联产业/资源开发，将公共事业特别是公益事业供给水平和质量提升（或企业ESG水平提升）带来的外溢效益加以回收并反哺公共事业投入（或企业ESG支出），形成公共事业（或企业ESG）投入和回收的闭环，从而有效缓解政府投入（或企业成本）压力。以满足特定公共功能需求为导向，通过“公共事业+关联产业”组合实施，建立反哺机制（即以经营性收益反哺公共事业投入），实现整体资金自平衡的综合发展模式。其本质是通过市场化机制破解公共事业缺少充足现金流、资金紧缺、难以持续的问题，或需承担相关责任的企业不愿投入、无钱投入的问题，实现公共事业和相关产业相互协调、可持续发展。

  基于XOD理念，提出“回收利用+换新经营+利益共享”模式（Recycling & Repowering Stake-based Model，简称RRS模式）。X包括回收环节和处置利用环节，其中回收环节包括现场拆除、收购、运输、储存，处置利用环节包括拆解处置、再生产品营销售卖及废弃物处置；D部分换新环节包括设备材料采购、安装、调试；经营环节包括发电、并网、售电，以及充换电、养殖等多种经营。“换新经营+利益共享”类似于合同能源管理（Energy Management Contracting，简称EMC）模式[6]。

  探索发展以资源回收综合利用为导向的“回收利用+换新经营+利益共享”（RRS）模式，即由第三方（一般是资源综合利用企业，或生产制造企业联合资源综合利用企业）牵头，为风光新能源发电项目业主提供“换新+回收”服务，争取上网指标，通过新能源项目增量收益分享，弥补回收处置环节的低收益。这里，要充分的利用设备更新改造等中央资金（如超长期国债、中央预算内投资等），以提高项目收益。应加快发展“换新+回收”物流体系，畅通回收渠道。

  一是第三方资源综合利用企业实施。具备相应工程资质的，可采用设计-采购-建造（Engineering-Procurement-Construction，简称EPC）模式（又称交钥匙总承包）、设计-采购-施工管理总承包（Engineering Procurement Construction Management，简称EPCM）模式、设计-施工总承包（Design Build，简称DB）模式或施工总承包（General Contractor，简称GC）模式。这种方式的优点是有自己的回收网络和再制造设施，缺点是不掌握退役设备资源。

  二是设备生产企业实施。由于设备生产企业熟悉设备性能，更适合采用DB模式，也能够使用EMC模式、租赁方式。如设备生产企业具备相应的工程资质，也可采用EPC模式、EPCM模式。这种方式的优点是有自己的设备生产和维保体系，缺点是缺少自己的回收网络，一般不具备工程资质。

  三是第三方资源综合利用企业或设备生产企业与风电光伏发电企业/项目业主联合实施。这种情况下，一般由风电光伏发电企业/项目业主采购主要设备、材料，第三方资源综合利用企业或设备生产企业主要负责施工、回收、处置。这种方式的优点是能发挥各方优势，难点是需要事先做好明确的分工和风险、收益分配约定。

  四是设备生产企业、发电企业、第三方资源综合利用企业等联合实施。可以由设备生产企业、发电企业、第三方资源综合利用企业等共同组建合资公司，需要有较好的公司治理结构和运营机制。也可以共同成立一只产业基金，专门投向退役风电光伏设备回收、资源化处置和循环利用。

  以一个Ⅱ类资源区运行20年的100MW的陆上光伏发电站采用RRS模式为例，进行初步可行性分析如下：

  假设年平均太阳辐射总量为6000MJ，既有电站第20年的光电转换效率为16%，考虑运行条件与标准测试条件的差异、运行温度影响、表面积尘影响、太阳辐射不均匀、安装角度因素等诸多影响因素，实际综合效率取82%，则既有光伏电站实际年发电量=年平均太阳辐射总量×电池总面积×电池光电转换效率×实际综合效率=6000×（100×6965）×16%×82%=548284800MJ=548284800÷3.6kWh=152301333.33kWh。如上网电价按0.2元/kWh，年收入为3046.03万元。

  假设更新改造设备费约0.8亿元，施工费用约1.8亿元（包括将光伏组件拆除、运送到回收利用基地的运费），更新后光电转换效率为23%，考虑运行条件与标准测试条件的差异、运行温度影响、表面积尘影响、太阳辐射不均匀、安装角度因素等诸多影响因素，设计综合效率取85%，则改造后光伏电站年发电量=6000×（100×6965）×23%×85%=816994500MJ=226942916.67kWh。如上网电价0.2元/kWh，则年收入为4538.86万元。年经营成本大约300万元，则毛利润约4200万元/年。

  一个年产5万吨退役光伏组件及光伏产线废料回收利用项目，每年可处置1~1.1GW光伏电站的退役设备，约有250万块组件。如租用厂房，总投资约1.0亿元。假设一块报废组件回收处理成本69元，而收益63元，加上厂房租金500万元/年（含原料场租金），其他经营成本500万元/年，如满负荷生产，则毛利润约-2800万元/年。鉴于废弃物处理设备的常规使用的寿命通常为10~20年，而退役光伏设备回收处理工艺复杂，本文暂取主体设备设计寿命为15年。

  综合来看，投资一个年产5万吨退役光伏组件及光伏产线废料回收利用项目，并采用RRS模式更新改造10个100MW的陆上光伏发电站，总投资约27亿元，假设处置完5万吨以后仅做回收处置业务，不再做换新业务，年毛利润约3.92亿元，按每个光伏电站分享1000万元，如不考虑光伏光电转换效率的衰减，投资方的静态投资回收期约9.25年，经济上基本可行。

  注：上表数据大多数来源于经验数据或估算，尚不能直接作为决策参考依据，应用时需根据真实的情况进行修正。

  再以一个Ⅱ类资源区运行20年的100MW的陆上风力发电站采用RRS模式为例，进行初步可行性分析如下：

  假设Ⅱ类资源区等效满发小时数为2800小时/年（容量因数≈32%），年衰减率为0.5%（复合衰减模型），则既有风力发电站实际年发电量=100MW×2800h×（1-0.005）20=253288000kWh（约2.53亿度电）。如风电上网电价按0.22元/kWh，年收入为5566万元。

  假设更新改造设备费约2.5亿元（包括风机、塔筒等核心设备更换），施工费用约1亿元（包括拆除旧设备、安装新设备及部分基础设施改造），基于等容改造，假设效率提升至2800~3200满发小时，则改造后风电场未来20年年发电量约2.5亿kWh~3亿kWh，取2.75亿kWh。如风电上网电价0.22元/kWh，则年收入为6050万元。年均运营成本大约1300万元~2000万元（含运维、人工、税费等，前10年成本较低，后期随设备老化上升），取1650万元，则年均毛利润约4400万元/年。

  一个年产10万吨退役风电设备及废料回收利用项目，大概可处置700MW风电场的退役设备。如租用厂房、来料堆场，总投资约3亿元（含仓储、环保等）。假设叶片占比35%，10万吨退役设备中叶片约3.5万吨，平均处置成本约1000元/吨（含运输成本，暂按100元/吨），则叶片回收处置成本3500万元；其他部件回收成本（塔筒、机电设备等）：金属部件可通过竞价回收抵消部分成本，剩余成本约 300元/吨（含运输、切割等），65000吨×300元/吨=1950万元；总回收成本5450万元。而综合销售收入约260元/吨，加上厂房、来料堆场租金500万元/年，其他运营成本一年400万元，如满负荷生产，则毛利润约-3750万元/年。鉴于废弃物处理设备的使用寿命通常为10~20年，而退役风电设备回收处理工艺复杂，本文暂取主体设备设计寿命为15年。

  综合来看，投资一个年产10万吨退役风电设备及废料回收利用项目，并采用RRS模式更新改造7个100MW的陆上风力发电站，总投资约27.5亿元，假设运营第二年起仅回收处置不做换新，年毛利润约27050万元，按每个风电场分享800万元/年，投资人的静态投资回收期约12.82年，经济上基本可行。

  注：上表数据主要来自经验数据或估算，尚不能直接作为决策参考依据，应用时需根据实际情况做修正。

  1.原来的风光电站业主不用花钱去更新改造，也不用花钱去处置退役设备，而且盘活了即将退役的风光发电资产，还能每年获得一定的收益分享。可见，基于XOD理念的“回收利用+换新经营+利益共享”（RRS）模式可实现多方共赢。

  2.存在静态投资回收期过长（如接近或超过主体设备设计寿命期）的情形，说明RRS模式并非普适性方案，也是有其适用条件的。

  3.回收利用能力一定的情况下，换新能力越大，经济性（本文用静态投资回收期表征）相对越好。

  4.项目投运后运营模式（主要是开展换新和电站运营的时间和规模）直接影响着项目的经济性。年换新经营能力越强，经济性相对越好。但并非换新持续时间越长而经济性就越好，存在项目静态投资回收期随换新持续时间减少而先减少后增加的现象。

  5.要进行多方案比选，如回收利用规模、年换新经营能力、后续年份运营模式等，因地制宜选取合适的方案。

  在新能源产业加速发展与风电光伏设备即将进入大规模退役周期的双重背景下，构建可持续的商业模式已成为打通风电光伏产业“绿色闭环”最后一公里的关键举措。

  国家在风光发电集中的地区特别是中西部地区布局区域性退役风光设备资源化基地，实现处置能力提前布局，引导再生资源加工利用的集聚化、规模化发展。推动区域协同治理，简化跨省转移审批流程，建立“白名单”制度，实现退役风电光伏设备跨省转移“一次审批、多次通行”。支持中西部地区建设区域性回收利用中心，鼓励企业就近处置，降低运输成本和环境影响。通过政策引导和资金支持，形成覆盖全国的退役设备回收利用网络，有效解决区域处置能力失衡问题，为大规模退役设备提供高效、规范的处置渠道，支撑风电光伏产业绿色低碳循环发展。

  一方面，各级地方政府应继续出台退役风电光伏设备回收处置的相关专项政策和条例，压实风电、光伏企业的主体责任，加强风电光伏设备全生命周期管理，推动生产者责任延伸制度落地。另一方面，相关行业协会、专业委员会等社会团体，在完善行业技术标准的同时，梳理技术趋势和发展实践，推广绿色技术产品和多种商业模式，宣传典型案例，推动行业健康发展。

  此外，为确保退役光伏、风电设备“应收尽收、能收尽收”，可参考《散装水泥专项资金征收和使用管理办法》，建立《光伏、风电设备回收专项资金征收和使用管理办法》，光伏、风电设备生产企业每销售一定发电装机量的设备缴纳若干专项资金；光伏、风电运营企业或项目业主每使用一定发电装机量的设备缴纳一定量的专项资金。国外也有类似做法。美国碲化镉薄膜组件制造商First Solar将一定比例的出售的收益作为回收基金，并由第三方机构独立运作，而回收基金设立的回收公司则负责产品回收和循环利用。荷兰要求光伏组件制造商和进口商须加入OPEN基金会，并支付废弃物管理费。

  风电和光伏发电企业依法承担退役新能源设备的处理责任，但因主营业务限制，在处理处置环节面临成本较高、再利用关键技术缺失等问题，难以形成成熟有效的商业模式。为此，应积极推动专业化、市场化“换新+回收”体系建设。鼓励第三方服务企业开发拆除、运输、换新、回收、拆解、资源化利用“全链条”综合服务模式，并支持其与生产制造企业、发电企业建立长效合作机制，畅通回收利用渠道，加强上下游产业衔接协同，因势利导，根据市场需求拓展多种经营业务，提升产业整体效率。同时，各级政府部门加大监管力度，严格退役设备回收再利用的污染控制要求，防范环境风险。

  构建风电光伏设备回收利用数字公共服务平台，依托云计算与大数据技术，打造“一平台、多应用”的数字化服务体系。一方面引导风电光伏生产制造企业强化信息公开，如向有关主体公开零部件原材料、产品结构、拆解技术等关键信息，提供回收利用技术建议，建立设备全生命周期档案。另一方面，整合退役风电光伏设备生产、交易、维修、报废、回收利用等全链条数据，建立设备溯源体系，实现信息互联互通，为企业提供信息服务，推动信息服务商业模式形成。平台提供设备状态评估、回收渠道匹配、技术方案推荐等增值服务，推动形成“线上交易+线下服务”的商业模式。通过AI算法分析设备残值与回收价值，智能匹配最优回收路径，降低企业信息获取成本。平台还可支持区域协同治理，实现跨区域设备流转信息共享，为政府监管和企业决策提供数据支撑，全面提升风电光伏设备回收利用效率与规范化水平，助力产业绿色低碳发展。

  再生利用企业不断加强退役风电、光伏设备高水平再生利用的研发，拓展再生品的应用场景。荷兰率先将一些风机叶片退役到儿童公园的游乐设施中。据报道，2020年，通用电气可再生能源公司与威立雅北美公司（VNA）合作，将陆上风机叶片粉碎后用于水泥窑炉，以代替水泥生产所需的煤、砂和粘土。新源劲吾（北京）科技有限公司基于全彩微图层技术，利用退役光伏组件开发“全彩光伏自发电标识标牌”系列产品，可应用于建筑、交通、文创、展示、公共服务设施等场景[7]。未来最关键的是，通过技术创新和产业链协同降本增效，实现回收处置环节的盈利。

  近年来，中央预算内投资资金渠道，不断加强对资源综合利用项目的支持，为行业的发展提供了坚实的保障。2024年国家发展改革委出台《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》中提到具体支持方向包括退役风电光伏设备等废弃物的循环利用；同年国家发展改革委出台《关于加力支持大规模设备更新和消费品以旧换新的若干措施》，将安排超长期特别国债大规模设备更新专项资金加大对能源电力等领域设备更新的支持力度。另外，从事环境污染第三方治理、节能节水、固定资产加速折旧、资源综合利用的企业依法享有增值税税收优惠政策。退役风电光伏设备回收利用项目在建设阶段除积极争取国家、地方政府专项资金支持和相关税收优惠政策外，也可通过金融机构贷款、股权投资、特许经营、专项债券等多种形式募集资金，保障项目落地。

  2025年9月20日，四川电力现货市场出现全天负电价，最低达-50元/MWh，暴露出新能源发电收益易受上网电价冲击等潜在风险。负电价扭曲价格信号，影响投资预期与资源配置，亟需健全市场出清机制，合理设置价格上下限，防止恶性竞争。建议对风光设备换新回收项目给予特殊的比例的机制电量支持。开展换新经营业务的企业应加强储能应用，提升发电稳定性，并参与调频、调峰等辅助服务，拓展收入来源。鼓励发展微电网，实现源网荷储一体化，就地就近消纳绿电，提升能源效率。同时，拓展多元化经营，从销售再生产品、售电向新能源设备“换新+回收+利用”一体化和能源规划、投资、运营一体化转型，发展新能源设备全生命周期管理和电、热、冷、气多能协同的综合服务，增强抗风险能力，助力新能源行业健康稳定发展。

  我国可再次生产的能源产业已迈入规模化发展新阶段，风电光伏设备即将迎来退役潮。退役风光设备的回收与处置利用，不仅关乎环境安全，更是实现全产业链绿色闭环、保障我国能源转型可持续推进的关键一环，将成为未来可再次生产的能源产业可持续发展面临的重要挑战和机遇。针对这一挑战，亟需构建可持续的商业模式以破解设备回收利用难题。算例分析表明，基于XOD理念的“回收利用+换新经营+利益共享”（RRS）模式，可有效提升退役风电光伏设备回收利用的经济性，而且可实现多方共赢，具有现实可行性。但该模式并非普适性方案，也是有其适用条件的。RRS模式如能合理推广应用，因地制宜，必定能为新能源行业绿色低碳循环发展提供有力支撑。

  [1]李东海.风电光伏设备退役催生千亿“蓝海”市场[N].中国电力报，2023-07-31.

  [2]马悦然.国家部门多次提及光伏组件回收，这一产业爆发期要来了？[EB/OL].界面新闻，2022-09-23.

  [3]罗锦程，李嘉童.退役光伏组件处理处置的国际经验[J].世界环境，2022(6)：89-91.

  [4]宿宇，董战峰.深化工业园区环境污染第三方治理改革的重点方向[J].环境保护，2020(20)：56-59.

  [5]张建红，翟广永，裴晓桃.XOD模式价值实现机制及隐性债务风险防范探讨——以水安全保障导向的开发（WOD）模式为例[J].水利发展研究，2024，24(1)：20-26.

  [6]宿宇，张建红，刘玉洁.生物质能开发利用商业模式探索[J].中国工程咨询，2024(7)：74-79.

  [7]白静.炫彩重生 劲吾所能——新源劲吾创新技术产品闪亮2023服贸会[J].中国科技产业， 2023(9)：5-7.