2022年，我国可再生能源装机总量首次超过煤电装机，成为国家新型能源系统的重要组成部分。到2025年，我国风电和太阳能发电量将在2020年的基础上翻一番，全社会新增用电量中可再生能源电量将超过80%。
新的历史节点，在坚持“五个并举”、 “四个发展”为主线的思路下，以风电为代表的可再生能源正实现高质量跃升发展。未来风电年新增70GW装机规模将成为常态。该预测规模是“十二五”年均新增装机的3倍以上，“十三五”年均新增装机的2倍以上。
在大规模、高速发展背后，从补充能源到主体能源，风电承担的责任和发挥的作用也在发生根本的变化。在全世界范围内，中国风电的市场与技术正迅速实现从跟跑到领跑。在这个转变过程中，新理论、新工艺、新材料、新部件不断涌现。
在新的历史机遇面前，风电行业需要充分认识其发展面临的新形势和新任务，必须适应这种角色的变化，并采取必要的技术和管理措施。特别是在激烈市场竞争下，赶工期、低成本、高可靠性犹如不可能三角，三方拉锯不断加剧，三方偏差越大意味着风险与挑战越大。行业要高质量发展，亟需尽快缩小偏差，降低风险。
赶工期VS高可靠性
2019年抢装以来，风电行业就一直保持高景气发展势头。特别是双碳目标加持下，即使受海上平价叠加疫情影响项目进度的2022年，中国风电也保持年新增35GW以上新增装机水平。
风光大基地、深远海风电、千乡万村驭风计划、老旧风机技改升级······随着想象空间与应用场景的不断释放与打开，中国风电年均新增70GW预计将成为常态。
在新的历史机遇面前，中国风电迎来了新的发展，也迎来了新的挑战。中国风电高速发展，首先面临的就是赶工期与高可靠性之间的拉锯。
2019-2021年抢装期间，为了保高额电价，工期紧迫程度自不必赘述。“大批量需求下，轴承、齿轮箱短期产能供应受限，叶片、塔筒法兰等零部件交付紧张。当时只要能供货就能干。为赶工期，大量良莠不齐的供应商进入目录，埋下了很多质量隐患。”业内人士告诉风芒能源。这两年抢装后遗症已陆续显露，风机设备事故及批量质量缺陷明显增多。
2021年、2022年平价之后，中国风电市场再次集中在项目颗粒度较大的三北地区、海上等。地方政府出于年度规划等考量，以次年指标、地方补贴等为条件，要求开发商当年核准当年并网。为了确保企业的利益和可持续发展，开发商只能通过压缩时间，来赶工期、追进度。
“技术审核的工期也随之被压缩。设计方案优化、可研报告编审等，都是需要时间来保障质量。以风电机位选址及优化为例，原本至少需要3个月的分析论证时间，被强制要求半个月甚至1周内完成。”某风电开发商告诉风芒能源。没有经过充足的技术论证，风电场建设在前期阶段就埋下了很多隐患。
开发商着急，以整机商为代表的风电供应链也随之着急。平价以来，为了快速降成本，国内风机大兆瓦迭代加速。对于风电下游来说，大风机可以极大的降低风机机位个数，降低风电场的非设备成本。对于风机厂商本身来说，也可以通过边际单瓦重量的减少来降低成本。
根据CWEA统计，2011年至2021年，国内新增陆上风电平均单机容量已经从1.5MW提升至3.1MW，新增海上风电平均单机容量已从2.7MW提升至5.6MW。
2022年国内下线的新型海上风电机组平均单机容量达到11.5MW，到2025年最大单机容量可达到20MW。2022年底，2023年初，国内风电主机厂商密集推出海上15MW-18MW、陆上7MW-10MW风电机组。
毋庸置疑，中国风机快速大兆瓦的底气，来自20多年陆上风电运营经验、技术积淀的支撑。
但是，3年时间，陆上风电机组单机容量从5MW到现在的10MW、海上风电机组单机容量从8MW跳跃至18MW。中国风电的快速迭代也给行业带来了一定风险。
为保障机组安全，一般新产品推出需经过充分的工厂内实验、试验风场测试验证，小批量运行后才进行更大批量的供货，这需要一年到一年半的时间。在市场竞争白热化，产品迭代迅速的当前，这一验证过程被大幅缩短了。
“大概2017年、2018年左右，部分开发商为了追求更高发电收益，在机组选型阶段采取‘适度超前’策略。”某业内人士告诉风芒能源。根据多家电力央企公开发布的风电项目招标文件，在竞标资格要求条款中，有开发商明确“投标人所投机型已经取得权威机构出具的设计认证证书和型式认证证书，如投标时未取得型式认证证书，须承诺在供货前取得”；有开发商只要求获得具有有效期内的质量保证体系认证证书以及证书或检验的报告，对于获得时限或证书认证的形式规格，则并没有明确限制。
该业内人士称，“现在整机商参与招投标时，一般开发商就要求设计认证不带遗留项。”设计评估是对产品设计图纸、技术文件、重要部件运行等进行安全可靠性评估，目的是确认机组符合设计条件和相关技术标准要求。
新技术迅速迭代背景下，只靠技术理论可行把关一定程度上已经充满风险。商业化冲击下，部分机构的专业能力和公信力下降更是加大上述风险。
低成本VS高可靠性
平价之后，产业链降本成为行业发展主旋律。风电机组大型化、轻量化和平台化是风机单位成本下降的主要方式。三者与可靠性的拉锯也是行业技术攻关的主要方向。
以大型化为例，这两年为了快速提升风机发电量，产业链不断做高塔筒、拉长叶片。
根据公开信息不完全统计，2021年中国新吊装机组的平均风轮直径达到151米，较2020年增长了15米。2022年8月，我国首支长度达到123米的风电叶片成功下线，它也是当时全球最长风电叶片。与此同时，我国风电机组最高轮毂高度已经从原来的80米增至170米以上。这些技术的应用，促使可利用的风能资源不断下探，极大提高风能开发潜力的同时，也带来一定风险。
“国内大部分厂家在做整机系统设计的时候，用的商业软件进行仿真模拟。这些软件内置的模型与算法能否很好地匹配当前长叶片的风机设计是需要谨慎评估与论证的。叶片长度超过100m，可能就意味着挑战。”上述业内人士表示。
同时，叶片越来越长、塔筒越来越高，也意味着风能资源利用迈入新探索领域。为规避极端风速下的安全风险，需对变桨轴承、轮毂、变桨电机、主轴承、偏航轴承等一系列部件进行加强。这些都会增加机组重量，抬高产品成本与价格。
但是，在风机同质化严重，市场趋向低价中标（价格评分占比40%-55%）背景下，近些年风机设计趋势是轻量化。是通过结构轻量化设计、降低用料成本、使用新材料、传动系统一体化联合设计等方法来降低风机的制造成本。上述开发商告诉风芒能源，“同样的机型，别人塔筒重量250吨，你的却需要300吨，在投标横向比较时你就失去了优势。”
该形势下，整机只能拉着零部件供应商一起降成本。“之前风机零部件设计时，安全系数控制在1.3，甚至1.5及以上。轻量化趋势下，现在不断压缩至1.2，1.1，甚至在有些非关键部位达到了0.9。”某整机制造商表示，“厂家给出的论据看似很充分，比如说经过了大量测试。但毕竟不是每个出厂的部件都检测了，实际生产过程中的加工误差、材料误差、安装误差等可能带来的风险。”
“现在风机供应链都在不断探索边界、突破极限。从长远来看，技术创新，百花齐放，给风电行业带来了技术进步与价格优势。但是短期内的鱼龙混杂，也给目前行业发展带来不少干扰。”上述整机商以齿轮箱里某个零件举例，以前用的铜，现在有厂家换成了尼龙，成本大幅下降。但是这种未经大批量长时间运行带来的风险也快速攀升，毕竟风机的寿命是20年。
而且，风电发展至今天，在新技术不断涌现、技术开始领跑的过程中，标准已经变得模糊。“早先设计风机的时候，参照的标准是IEC、GL等。现在这些标准一直在被挑战。”上述业内人士称，双碳目标支撑下，风电高景气发展预期吸引供应链企业投入大量人力、物力、资源来做测试、来探索边界。
“从长远来看，标准不断被挑战，是件好事。我甚至认为，中国陆上风机之所以能快速降到1200元/kW的价格，海上风电有区域开发商中标上网电价低至2毛左右，也是因为产业链企业在不停挑战游戏规则。”但是，标准的尺度不统一，也意味着真相不明，风险加大。
除了大型化、轻量化，风机的另一个趋势还有平台化。目前越来越多整机厂在机型开发中采用平台化设计，即从规格尺寸上来看风机外形、大部件没有显著变化，仅在关键部分的输出功率或载荷上存在差异，例如发电机、增速机、叶片等，因此能够摊薄单位零部件的用量和采购成本。
换句话说，同样的硬件，不同风况条件下，改变控制策略，改变叶片的结构强度设计，可是实现不同功率的输出。兼容好几个机型，平台化对供应链设计提出更高要求。“吃透技术很重要。”该业内人士表示，“有些整机商在设计时，自认为控制程序很先进，可以规避部分复杂、恶劣风况。这其实对行业来说，都是一场豪赌。”
还有随着行业高景气发展，市场大盘扩大，不断涌进来的人才培训、配置是否到位问题。新架构、新材料、新核心部件、新工艺、新理论不断涌现下，产业链发展涉及的设计、制造、运输、吊装、运维等环节人才培养与管理问题。以及新历史定位下，产业链企业认识问题。行业目前存在整机商可能会因为零部件工期供应排不开、价格考量等原因，现场换厂家、换工艺，出现与设计认证证书上厂家、工艺不一情况。该情况一定程度上也存在加大风机运行风险。
