每年的中国风能新春茶话会上，我们都会对过去一年行业的发展情况进行回顾和总结。回顾中国风电20年的发展，从星星之火，渐成燎原之势。2023年，风电产业发展持续向好，新增装机容量突破7500万千瓦，大基地、海上风电建设如火如荼，技术创新取得巨大突破，产业链供应链领跑全球，新的发展模式渐次清晰。但风电发展过程中的各项障碍依然横亘于前，“消纳”“土地”“并网”“电力市场”等方面的难题待解，“成本”和“价格战”依然无法回避，风电质量问题频发，给行业敲响了警钟。但勇敢直面问题，努力解决问题，也正是我们未来能否实现风能发展目标的关键。相信在一代一代风能人的不懈努力下，我们必将创造属于我们的历史。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长
今年的新春茶话会主题演讲分为三个篇章，分别为“我们的成绩单”“2024年挑战呼啸而来”“敢问路在何方”。
第一篇章，我们的成绩单。
我将把中国风电行业过去取得的成绩跟大家做个总结汇报。
20年弹指一挥间，忆往昔峥嵘岁月稠！
首先，让我们从2002年开始，回顾一下中国风电行业这20余年的发展。
2002年，中国的风电装机还只有区区47万千瓦。随着《可再生能源法》的颁布和各种政策的支持，中国风电开始高速发展。
截止到2023年底，中国风电装机容量超过4.7亿千瓦。（风能专委会吊装统计数据）
20年间，风电装机容量增长了整整1000倍。
发电量方面，20年前我国风电的发电量是每年7亿千瓦时，现在已超过了8000亿千瓦时，风力发电量已占到全国总发电量的10%左右。
风力发电量的增长同样迅猛，增长了1155倍。
20年来，我国风电的星星之火，已成燎原之势。
回顾我国最早建设的几个示范风电场，1986年，山东荣成风电场，只安装了3台单机容量55千瓦的风机，这是我国首个真正意义上的并网风电场；1989年，内蒙古朱日和风电场，安装了5台100千瓦风电机组；同年，在新疆达坂城风电场，安装了13台150千瓦机组。
但到了2023年12月，中广核在内蒙古兴安盟全容量并网了一个300万千瓦的风电场，该风电场作为风电大基地项目，是目前集中式陆上风电场中规模最大的，安装了701台最大单机容量5兆瓦的风机，年发电量超过100亿千瓦时。
截止目前，在全国33个省市自治区，共建设了超过9000个风电场、20多万台风机，4.7亿千瓦的装机容量，这是我们20年来的总成绩单。
再来看我国海上风电的发展历程。
最早的一台海上风电机组，是2007年金风和中海油合作利用石油钻井平台废弃的导管架基础安装的，是一台实验性质的海上机组。单机容量1.5兆瓦。
到2009年，我国建设了第一个商业化的海上风电项目——东海大桥风电场，34台单机容量3兆瓦机组，也是我国首个10万千瓦规模的海上风电场。
等到2021年并网的三峡阳江沙扒海上风电项目，已成为目前全球最大的海上风电场，装机容量200万千瓦，既包括了5兆瓦的机组，也有8兆瓦的机组，总共安装了300多台。
到2023年底，我国沿海12个省市区已建成160多个海上风电场，共安装了7000多台海上风电机组。
总计超过3900万千瓦的装机规模，在中国辽阔的海洋上为我们提供丰富的绿色电力。
回头看风电机组的发展，最大的特点是：单机容量越来越大。
我国最早的“大型”机组，从600千瓦开始研发。记得那时候，国家科技部支持风电行业的企业搞科技攻关，当时想要研发制造单机容量600千瓦的风机，已经是很困难的事。
但2023年中国已下线单机容量18兆瓦的海上风电机组。很快，预计2024年20兆瓦的风电机组也将下线。
陆上风电机组的单机容量也越来越大，在2023北京国际风能大会暨展览会（CWP2023）上，三一重能发布了单机容量15MW的陆上风电机型。
风机也变得更高！
风电机组的轮毂高度从2002年的70米，经过2012年的135米，到2023年已经提升到了185米。
如果加上叶片高度，已经远超中央电视台总部大楼的高度。
更高的轮毂，更长的叶片，极大地扩展了风电开发的潜力。
风机除了更大、更高，还变得更智能。
更智能反映在在哪？100千瓦机组的时候，机组的监测参数和通道只有150个，智能化监控模型只有十几个，控制代码只有5万行，但也够用。
如今，我们最先进的机组有4500个监测的参数和通道，监控模型达到了60个，实现控制策略的代码需要500万行。
可以说，现在的大型风电机组，已成为一个庞大的智能“机器人”。
经过20年的发展，风机的智能水平越来越高，可以适应各种恶劣的环境，包括抗台风、适合沙漠等。
除了技术方面的巨大进步，中国风电20年来取得的最大成果，是把一个曾经非常昂贵的电源，干成了最便宜的电力。
现在最低的新建陆上风电度电成本只有0.15元，使所有的地方都可以用得起风电。
可以自豪地说，我们现在使用风电，不仅是因为它清洁，更因为它便宜！
去年中国的光伏产业贡献了全球70%、80%的供应量、市场份额，这很了不起。
实际上，我们风电制造方面，无论是整机还是零部件，中国市场的贡献也非常大。
风电整机方面，至少60%的整机是在中国生产制造。一些国际整机品牌虽然在中国的市场并不大，但是他们30%-40%的产能也是在中国生产制造的。
根据风能专委会的统计，全球风电叶片、齿轮箱、发电机等零部件，60%-70%是在中国生产制造，因为中国拥有全球最完善、成本最优的全套产业链供应链。
没有中国完善的产业链供应链，风电不可能做到这么低的成本。
没有中国风电产业链供应链的支撑，全球不可能以风电、光伏为主去实现能源转型和应对气候变化。
风电让世界更清洁、更美丽，也更富裕。
过去的20年，风电的环境效益、社会效益和经济效益巨大。
20年来，风电累计节煤达到14亿吨，减少碳排放47亿吨，相当于再造了26亿立方米的森林。另外，风电的节水效应累计22亿立方米，相当于7亿人的全年用水量。
此外，风电带动的直接和间接就业人数200万人。20年来贡献的总产值高达10.4万亿元。
下面我将介绍一下2023年中国风电行业的一些具体数据。
未来，风能专委会将尽可能把风能行业的数据收集全、整理好，并向社会公开发布，让全社会更好地了解中国风能行业的发展。
2023年风电新增吊装容量。截止目前，我们统计到的新增吊装数据至少是7500万千瓦，具体的细节数据还在详细核实中。国家能源局已公开的2023年并网装机容量超过7500万千瓦，创下历史新高。
（补充：风能专委会已于4月份公布2023年度吊装容量统计结果。统计数字显示，2023年，全国（除港、澳、台地区外）新增装机14187台，容量7937万千瓦，同比增长59.3%；其中，陆上风电新增装机容量7219万千瓦，占全部新增装机容量的91%，海上风电新增装机容量718.3万千瓦，占全部新增装机容量的9%。）
2023 年，风电全年发电量8090亿千瓦时，占全国总发电量的10%。
发电量占比上升到10%的新台阶，真正让风电从补充能源走向替代能源，并将进一步迈向主流能源。
正如中国工程院原副院长杜祥琬院士一直所表述的：以前风电是“微不足道”，现在已做到“举足轻重”，未来风电还要“担当大任”。
2023年，中国风电全产业链产值1.2万亿元，直接和间接就业人数超过了200万。这是一个重要的成就。
除了中国风电本土的快速发展，出口也更进一步。
正如前面所提到的，很多国外整机商也在国内生产风电机组，因此整机出口方面，2023年国内品牌+国际品牌实现了出口额330多亿元。
国内品牌整机出口实现4.7GW，国际品牌出口4.5GW。
此外，零部件的出口额也创下新高。每年风电零部件的出口额绝对值都比整机要大，预估2023年风电行业为国家出口创汇超过1000亿元。
可以说，风电发展到今天，它早已不是一个可有可无的小行业。
风电成为我国经济增长、拉动出口、带动就业以及绿色转型的重要力量。
这是我国风电产业链供应链发展统计地图。
2023年，风能专委会产业研究部统计的有装机的整机制造企业共15家，这些整机商在全国共有120多个生产工厂。
我们以表格形式简单汇总了我国风电叶片、主轴承、齿轮箱、发电机等产业链供应链发展情况。
中国风电已形成了强大的产能，不光可以支撑中国的能源转型，还可以支持全球的能源转型。
2023年风能专委会与全球风能理事会共同发布了全球风电供应链报告，尤其是聚焦海上风电产业链方面，研究的结果是：全球除了中国之外，如果要实现气候目标、要实现可再生能源装机到2030年实现3倍的增长，全球的海上风电产业链供应链目前都无法满足要求。
如果没有中国的风电产业的支撑，全球想要实现气候目标几乎是不可能的。
下面再谈谈2023年中国风电技术发展情况。
好多人说风电没有什么高新技术，属于传统的机械装备范畴，无外乎每年从1兆瓦、3兆瓦、5兆瓦，升到10兆瓦、15兆瓦、20兆瓦，一点点将单机容量做大，叶片一点一点加长，塔筒加高等，并没有什么技术创新性，不像其他行业每年都有很多各种技术方面的创新。
但我想说的是，风电行业绝不仅仅是简单的容量放大，也不是简单的加长叶片、更不是简单的增高塔筒。
风电发展需要非常多的技术创新和努力，风能行业的巨大创新，都隐藏在每一台风机的背后！
所以，下面我想通过一些具体数据，让更多人认识到风电创新的能力和潜力。
机组创新最大的指标，是单机容量的增长。
在单机容量方面，我们已经实现了从跟随到引领，进入到了“无人区”。
2023年，陆上风电机组突破10 MW；海上风电机组达到18 MW，可以说，在单机容量方面，我国在全球风电领域已经实现了“遥遥领先”。
叶片的发展同样日新月异。我在PPT上写，130米叶片指日可待，为什么在“指日可待”上要标记一个红圈？
这是因为我在开始制作本次演讲的PPT时，预计130米长叶片的推出指日可待，可我的PPT还未定稿，三一重能的131米叶片就已经下线了，我改PPT的速度，根本赶不上企业叶片下线的速度。
我现在期待150米下线，暂时还不知道需要等多长时间。也许很快就将看到。【补注：2024年2月27日，由明阳自主研制的MySE292海上超大型叶片在海南东方智能制造基地成功下线。MySE292海上超大型叶片长143米，为全球已下线叶轮直径最大的风电叶片。5月11日，这一全球最长风电叶片运抵阳江港并成功运至鉴衡阳江国家质检中心。】
以这个速度发展下去，不知道风电叶片的极限长度是多少？
但这一切，都离不开风能行业在材料和技术上的大突破。
过去，我们一直说风电轴承是我国风电发展的瓶颈，但经过10年的努力，我们的轴承也实现了国产化替代。
2023年，16MW、18MW的大型重载轴承已经下线，并开始小批量使用。
风力发电机，同样需要进行大量的创新。
可能很多人说，20兆瓦的发电机，不就是简单的放大吗？
实际上还真不是！
我专门请教了中车永济的专家，专家说中车为了突破20MW的发电机技术，在冷却技术、绕组技术方面都要进行大的创新，要彻底改变。引入的多绕组、双路循环冷却技术，是突破20MW级发电机技术瓶颈的关键技术。
不进行创新，我们不可能进入到20MW时代。所以看似简单的单机容量的增长，背后都需要大量关键技术的支撑。
齿轮箱同样需要技术创新。
过去的一段时间，我们说双馈型发电机组的容量可能超不过10MW，原因是齿轮箱的功率密度很难再提高。
但现在，我们国内本土齿轮箱制造商南高齿的专家告诉我，南高齿16~18MW海上全集成传动链风电齿轮箱，通过采用一些新的技术，诸如多级行星分流及均载技术，使风电齿轮箱扭矩密度从150Nm/kg左右提高到220Nm/kg以上，主轴集成式齿轮箱扭矩密度达到230 Nm/kg 以上。
齿轮箱已迈入20MW 级时代。受益于齿轮箱的发展，我国双馈、半直驱等大兆瓦机组也获得了快速发展。
风电塔架高度的进一步增长，拓展了风能开发的新边界。
2023年9月，金风科技成功完成185米风电塔架吊装，该高度相当于60层楼，创造全球陆上风电塔架高度新纪录，为风能资源的高效开发与利用拓展了新的边界。
2023年10月，远景能源首个基于自研GTS全栈式塔架系统的170米混塔+135米分片式钢塔项目批量交付，其中混段高达137.3米，是国内已吊装的最高混段。
前几天维斯塔斯的同仁告诉我说，他们公司在德国已经做到了200米塔高的塔筒。
185米依然还不是极限。
塔筒升高后，能极大提高我们的发电效率，使原来很多不具备开发条件的地区，也具备了风电开发的经济性。
海上风电管桩，我国企业去年实现了大量出口。这是因为欧洲要实现海上风电的大发展，而欧洲的产业链根本不足以支撑。
现在海上管桩越来越大、越来越长，直径已经超过10米，单桩重达2000多吨，很快，直径11-12米的管桩，120米长的单桩就要出现，总重量将超过3000吨。
为此，大金重工正在研发设计制造一条全新的专门适合超大型管桩的运输船——KING ONE，以前从没有这种类型的海上风电运输船型。该艘运输船总长240m，型宽51m，载重量5万吨。具有超强甲板载荷，可解决超重单桩和大型海塔立式发运的甲板承载力问题，超长超宽的甲板大大增加大直径风机基础桩的单航次装载量，减少总运输成本。此外，该船型具有超强压载能力，大大降低部分港口潮差大对装卸货的限制。采用双桨双舵设计，提供足够动力冗余，确保船期和航行安全，保证产品安全如期交付。
据了解，为了配合全球化布局，大金重工还正在着力搭建配套的全球化物流体系。一期2~4条甲板驳船已经开始打造，2025年有望交付4条运输船只。未来将形成由10~20条不同吨级超大型甲板运输系列船型，组建自有运输船队。
工欲善其事，必先利其器。风电专用船舶的发展正在突飞猛进。
随着海上风电机组越来越大、越来越高，16兆瓦的风电机组光机头的重量就达到了570吨，以前很多风电安装船的吊装能力已无法满足要求。因此，这两年中国船厂的订单非常满，正在加紧建造风电专用船舶。
海峰1001安装船：桩腿长度 120 米，作业水深 70 米，主吊吊高 160 米，主吊吊重 2500 吨。
其他几条有特色的海上风电专用船舶。例如：“一航津桩”打桩船：长124米、型宽39米、型深8米、桩架高142 米。
“启帆19号”敷缆船：载缆量10000吨，最大埋深4.5，敷设精度0.5米。
除了专用安装船，运维母船也很重要。目前，海上风电离岸距离已经有七八十公里远，甚至向100公里挺进，如果用传统方法进行运维，光上下班一趟开船过去就要3-4个小时，上下班8个小时都不够，那怎么办？
因此，需要发展海上运维船，所谓的“海上五星级酒店”。风电运维人员住在运维母船上，不用来回跑，船上就能提供很好的住宿条件。
上海电气风电2023年下线的海上风电SOV运维母船，住舱人数100人，船长93.4米，型宽19米，自持力30天以上，足以满足深远海项目的发展。
所以说，中国海上风电产业的发展，不仅是自己产业的发展，也带动了相关制造业的发展，拉动了各行各业的技术进步和经济增长。
未来几年的一个重要话题，是风电回收。随着到期退役风机越来越多，回收成了大难题，尤其是叶片的回收。
现在很多不实传言说，担心退役叶片太多等等。过去的一年，杰瑞做了很多工作，其风电叶片热解装备基本上能实现叶片的绿色回收。
退役叶片可通过热解装备，实现热解，一部分可以变成油类供燃烧，而玻纤材料还可以提取出来再降级使用，真正实现全过程的绿色回收。
技术已经逐渐成熟，只是目前回收的量还未到高峰，等回收量到了一定规模后，完全可通过绿色回收技术来解决。
随着风电机组单机容量的加大，叶片越来越长，对风特性的了解也要求越来越高。
如果我们能详细掌握风的各项精细参数，无论是对微观选址，还是对新机型的研发，都可以提供极大的支撑。
因此，测风技术的提高，能极大提高风电行业的技术水平。2023年，牧镭激光研发的雷达新技术和新产品，双雷达组网同步扫描系统，解决了风场均匀性假设在复杂风场下失效问题，提升了风速测量的精度。帮助我们更好地了解风，更好掌握风的机理。
此外，风电行业还有很多看似不起眼的产品创新，对行业却有巨大的作用。
我自己爬过最高的塔筒是90米的，爬得非常累，现在的塔筒都是120甚至高达185米的，没有升降机电梯的支持，几乎不可想象。
但塔筒升降机，以前都是采用钢索式结构，存在很多问题，特别是在风机的吊装过程，如果采用钢索的话，在该阶段不可能解决存在的问题。
但现在风电行业的登高设备，已经有了很多技术进步，比如中际联合的齿轮齿条式升降机，用齿轮齿条传动替代了钢丝绳传动、用接触式供电代替了随行电缆供电，消除传统升降设备安全隐患，运行更安全，填补了吊装期无登高设备可用的行业空白。
这里再举个例子，凯宸能源管型母线的创新。楔入式防松垫圈，铜编织线软连接，确保电气连接的稳定；可满足各种类型塔筒的摆动工况。
以前我们也面临很多类似问题，往往一个小东西、小问题会带来大麻烦，但我们通过微小的局部创新，可解决很多类似大麻烦。
所以，不能小看这样的微创新。正是有了这样一点一滴的微小创新，才支撑了风电行业的技术进步，支持了整个行业的快速发展。
碳纤维的创新，也是我们风电行业发展的缩影。
去年上半年，我参加了央视的一个电视节目。当时碳纤维的售价至少是140元/kg以上，我当时说，如果单价做到100元以下，对风电行业将会是极大的促进，叶片行业将会发生天翻地覆的变化，因为现在动辄120米、130米的叶片，如果不采用碳纤维将是不可想象的，而材料的进步与否，既是制约风电发展的瓶颈，也是支持风电发展的利器。
今天，吉林化纤碳纤维，大丝束碳纤维经过规模化生产、技术的不断迭代升级，成本做到了全球最低，稳定控制在 70元/kg 以内，产品性能超过国际同等水平 3%-5%。
可以说，有这样经济好用的碳纤维，风电叶片做得更长也完全没问题。
碳纤维产业，在过去被认为是很难突破的一件事，虽然不是我们中国人实现了碳纤维产业的0到1，但我们通过工程化，实现了从1到N，把碳纤维的成本大幅度降下来，这是我们的能力和优势。
正因为碳纤维的价格已经快速下降，未来风电行业将大量使用碳纤维，从而更快速推动风电叶片技术的进步。
这里再介绍一个小创新，大连宜顺偏航集电环，采用偏航集电环替代耐扭转主电缆，解决风力发电机组动力电缆下滑、开裂、偏心、集束、缠绕、干涉等一系列问题及隐患。可适用3MW~18MW的风电机组。
风电全产业链上的任何一个地方，都可以创新，也都需要创新。
可以说，我们正在创造属于我们的历史。
历史会铭记住我们所做的所有工作，历史不会遗忘为风电行业作出贡献的人。
这也是今年我要花更多时间回顾这些细微点滴的技术创新进步的原因。
我希望经由这些介绍和回顾，能让大家更坚定信心！风电行业创新空间无限，行业需要更多努力去实现创新，创造历史。
第二篇章：2024年，挑战呼啸而来！
过去的2023年，大家都觉得风电行业的日子不好过，很多企业领导都说过得很辛苦。虽然我们的年度新增装机有7500多万千瓦，创下新高，但全行业仍然面临诸多问题。
我想说的是，如果大家觉得2023年很辛苦，2024年的挑战可能更严峻。
我将从多个角度梳理2024年风电行业面临的挑战和困难。
首先，三大市场的困境与潜力。三北具有非常好的资源，中东南部、海上也是我们的主战场，三大市场有潜力，但同样有困境，未来该怎么做？
第二，电力现货市场马上将在全国推开，将迎来新的挑战，该如何应对？
第三，风电行业的质量问题，去年我们出了一些风机质量问题，我们的研发速度非常快，模型还没做完，新产品就出来了。在中国风电技术进入无人区的今天，研发速度和质量与整机的价格这三者怎么平衡和取舍，将是一个永远的痛。
此外，各行各业的低价竞争问题。虽然低价使风电具备了经济性，拓展了风能发展的空间，但是低价竞争却对风电制造业带来了很大的困扰。
最后，我引用莎士比亚的一句名言，“To be, or not to be”，作为这一部分的小结，稍后我会给大家详细解释为什么要引用这句话。
第一个大问题：三大市场的困境与潜力：如何从“消纳”走向“消费”？
我们的主战场是“三北”，2023年风电新增装机超过7500万千瓦，主要贡献来自于三北风电大基地项目。但三北地区依然面临着如何把风电用特高压送出去或者就地“消纳”的问题。
我个人很反感“消纳”这个词，“消纳”这个词目前也只用于可再生能源。正如张树伟所说的，“消纳”是一个带有歧视性的词，误导了公众的理解，让人们觉得新的电源似乎是一个负担，“消纳”不了，这些电源只能认倒霉。实际上，可再生能源是一种不同于化石能源的电源，它们是用来发电的，市场应当保持随时开放。
为什么可再生能源电力是“消纳”，而其他电力就是“消费”？在建设“新型电力系统”的过程中，我们需要一种有效率、公平、可靠的方式从现状过渡到未来。
我建议电网公司以后不要再用“消纳”这个词，希望能一视同仁，风电也能从“消纳”变成“消费”，真正想着怎么把风电用好。
风电大基地去年做出了巨大贡献，第一批大基地项目规划容量 9705 万千瓦：并网完工 7300 万千瓦；在建项目 2400 万千瓦。
很多项目没有如期并网，这里面有土地的问题、有审批等方面的问题，其实最重要的原因还是通道建设。都在指望特高压通道，把西部电力送到东部去。
第二批大基地项目规划容量 4300 万千瓦，第三批大基地项目规划容量 5200 万千瓦。
其中第二批正在陆续开工建设，新疆已经并网376万千瓦。
但这些项目能不能如期启动、能不能顺利并网、能不能发挥风电的作用？现在也还未知，还需要再等等看。
问题来了：三北地区风光大基地项目全部依赖特高压外送，需要多少条特高压？受特高压线路的投资成本以及建设通路涉及到的土地、跨省协调问题的影响，这样的通道还能不能找到？完全靠特高压外送，路径是否可行？
目前的送出通道建设并不能完全跟上大型风光基地的开发步伐。受投资额巨大、送受端及通道跨越地区三方利益协调困难、用地审批等多重因素影响，特高压交直流送出工程严重滞后于风光电站项目建设，已建成通道的输电能力也未得到充分发挥。
面对更大的装机规模，依靠特高压外送难以在短期内解决风电“消纳”问题。在这种情况下，更可行的解决途径是积极拓展本地消费渠道，创新消费方式。
可以说，特高压外送不是唯一的道路，甚至不是最优选项，扩大绿色电力应用消费的方式和场景，不仅可以快速提升清洁能源电力利用水平，还能够帮助钢铁、化工、航空、海运、数据中心等行业脱碳，使“三北”这些风光资源丰富地区，利用零碳便宜的电力“价格洼地”，转变成工业企业的“价值高地”，并在当地打造新能源装备制造业、电力燃料原料、绿色化工、算力等产业，通过发展绿色经济实现西部振兴。
这是需要认真思索的问题。只有解决了单纯依靠特高压外送这个问题，才可以真正地用“消费”来描述风电，真正解决风电“用电”的问题。
中东南部地区如何做？
第一个问题：一些人总认为中东南部没有风资源，这实际上是认知局限，需要去打破。
第二个依然是政策问题，土地与并网，是一直以来没有很好解决的桎梏，需要努力去突破。
第三个，我们能不能创新商业模式，做到利益与民共享，发展乡村风电与乡村振兴相结合？
如何打破中东南部风电的认知问题？让我们先看看中东南部各省陆上风电建设情况，再做一番汇总分析。
我把过去三年来中东南部几个主要省份下发的陆上风电指标量和新增量列表汇总在一个表格中。
我们发现，江苏这三年没有新增下发指标，它的陆上风电资源与河南其实并没有什么区别，跟河北南部在资源方面也没有明显的区别。
江苏省前几年陆上风电发展得很好，但从2021年开始到现在，没有批准新的陆上风电建设，这与河北、河南形成了鲜明对比。
虽然前些年河北省南部也没有下发指标，但去年2700多万千瓦风电指标基本是在河北省南部地区。
河南将近3000万千瓦，已成为全国风电发展的标杆。所以说，归根结底还是认知问题、意识问题，而不仅仅是资源问题。
为了进一步证明风资源不是问题，最主要还是认知问题。我需要用一系列数据来进行解答。
先看单位国土面积的装机容量。风能专委会统计发现，德国每平方千米平均装机165千瓦，丹麦是111千瓦，而我国中东南部各省的数据中，最好的山东省107，江苏只有60，连欧洲的1/2都不到。
那我们为什么不愿推动陆上风电装机？是因为我们中东南地区的居民居住得太过集中？
德国的居民住得也是很集中的，和江苏等发达省份的布局区别不大，我们有什么理由不好好去推动建设呢？
德国风电是分散式和乡村风电开发的样板。
德国累计陆上风电装机超过 6000万千瓦，其中 90% 是分散式开发。没有什么集中式的大项目。
我们从德国风电装机地图上可以看到，密密麻麻的蓝点，都是有风电装机的地方，整个德国就像是一个大型风电场。
德国装机密度很高，但到了具体的一个村、一个乡、一个镇，却都是三两台的排布。我选了一张德国不来梅港的图片，也是见缝插针地安装一两台风机。就是这样，德国加上海上风电做到了7000万千瓦的装机，做到了每平方公里165千瓦的风电装机密度。我们中东南部省份还有什么理由说做不了？
中国中东南部也应该像德国一样，真正做到见缝插针，在房前屋后、田间地头安装风机。
所以我们中东南部省份一定要打破这个认知，我们不缺安装风机的地方，是完全可以干风电的。
为了推动中东南部风电开发，我们呼吁了10几年。我们写文章，也开研讨会，做了很多呼吁。
我们心中坚信，做一件有价值的事，一直做，最终，会等来时间的回报。
风能专委会组织行业企业和专家，从2012年开始，已经召开了10届中东南部风电开发研讨会。
我记得，2016年在湖北武汉开会，当时湖北100米高度的平均风速才五点几米，我说即便以这个条件干风电，满负荷小时数也可以做到2000多小时，所有人都在质疑。
但到现在，同样的风速，河南已做到2800、3000小时，大家终于不再质疑了。
所以说中东南部的风资源量是没有问题的。随着这两年风电技术进步，高塔筒的大规模应用，在风资源不太好的地方，风电也完全具备了经济性。
中东南部是风电的沃土，是下一片希望的田野。
风能专委会还将继续召开这样的研讨会，一个省一个省地走，我们期待能通过更多的研讨会，让大家转变观念，尤其是让地方政府认识到中东南部风电开发大有可为。
千呼万唤始出来：“千乡万村驭风行动”，这是“十四五规划”里面提到的大工程。
目前，文件还在征求意见中。希望今年文件能尽快出台，真正促进分散式风电、乡村风电、中东南部风电的发展。
风电真的是一片希望的田野，风电可以让乡村更富裕，更美好。
第三个困境，海上风电。海上风电最大的问题还是审批问题。
当然，国外海上风电发展面临同样的问题，但英国、荷兰和德国等国家，正是因为要发展海上风电，反而把各部门集中起来，做到了统一管理、一站办结。
再一点，我国海上风电已经走向深远海，而省管海域基本已开发完，急需走向专属经济区，也就是所谓的国管海域。
发展深远海风电是我国沿海省份完成能源转型、落实“双碳”目标、实现经济转型升级的关键抓手。2024年，我们期待专属经济区用海管理办法尽快出台。
建议国家主管部门加大政策供给，尽快出台深远海海上风电开发建设管理的相关政策，为深远海风电规模化开发建设创造有利条件。
尽快公布国家层面的深远海风电发展规划，重视规划阶段对交通、军事、渔业、环境等冲突性、敏感性因素排查工作，征求相关部门意见，进一步明确可开发场址。
出台技术研发等方面的支持性政策，鼓励深远海风电技术创新；统一规划、集中建设送出线路，优化登陆点，降低输电成本；简化核准手续及管理流程，统筹协调相关政府部门共同参与联动机制，为深远海风电项目提供“一站式服务”。
目前统计的沿海十省（辽宁、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南）规划的专属经济区（国管海域）海上风电项目规模约1.5亿千瓦。
在专属经济区（EEZ）进行风电场建设，离岸距离超过七八十公里甚至100公里，对交通、军事、渔业、环境等的冲突比省管海域要小，非常适合开发海上风电。
深远海已成为各国海上风电布局的重点区域。根据各国公布的最新海上风电规划，到2030年，美国、英国、德国、法国、荷兰、日本、韩国、印度等国家的海上风电装机容量均将突破千万千瓦。其中，英国、德国规划的海上风电项目中有90%以上位于深远海。
以英国为例，英国海上风电开发规划已经涵盖专属经济区所在的海域。截至2021年底的数据显示，英国在运的42个海上风电项目中有9个位于专属经济区，装机容量合计约5.3GW，占全部在运装机容量（11.3GW）的47%。在建的8个海上风电项目中有7个位于专属经济区，装机容量合计8.5GW，占全部在建装机容量（9GW）的94%。已中标用海权、待申请开发的29个储备项目中有25个位于专属经济区，装机容量合计33GW，占全部此类装机容量（36GW）的92%。2024年，英国正在推动第六轮CfD招标，投入了10亿英镑的预算，创下新的纪录，其中主要是对海上风电的支持。
日本也正在大力发展海上风电，目标是到2030年发展多达10GW的海上风力发电装机容量，到2040年达到45GW。最近，日本政府通过了《海域利用促进法》修正案，将海上风电场的建设区域扩大到专属经济区（EEZ）。新立法将允许海上风电场从目前的领海和内水延伸至更远的海域。
所以，未来专属经济区的海上风电发展潜力非常大。
要想实现风电大规模装机，需要我们去摸清楚风能资源的技术可开发潜力。去年，国家气候中心对全国风资源进行了再一次详查，得出的结论非常乐观。
数据显示：中国陆地 140m 高度的风能资源技术可开发量 61.4 亿千瓦：三北地区 47 亿千瓦，中东南部地区 14.4 亿千瓦。
中国海上 150m 高度、离岸 200 公里以内且水深小于 100m 的风能技术可开发量 27.8 亿千瓦。
很多人质疑说中国靠风电能不能支持能源转型、能不能实现能源自给？我觉得国家气候中心的最新风资源详查数据非常重要，说明我们的风资源开发没有天花板，我们的风资源潜力足够满足我们能源转型的需要。
第二个大问题：电力现货市场的挑战与应对。
电力现货市场是机遇，也是挑战。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发通知，提出加快推进电力现货市场建设。建设全国统一电力市场体系，建立健全电力现货市场，与中长期市场共同发挥电力商品价格发现的作用，有利于新能源凭借边际成本低的优势赢得更大的市场份额，不断提升消费比重。但同时也会带来新的挑战。
我们来看山东省的电力现货市场曲线。
2023年4月29日—5月3日，山东电力现货实时交易累计出现46次“负电价”。其中，5月1日—2日山东电力市场现货交易中心实时“负电价”时段长达22小时，创下国内历史纪录。
在山西、蒙西、甘肃电力现货市场，当新能源大发时，尤其是中午光伏出力达到峰值，经常会触及市场出清下限价格，山西、蒙西为0元/kWh，甘肃为0.04元/kWh。
很多时段出现了负电价、零电价，已成为普遍的现象。这是由于光伏发电同时率非常高，在光伏装机占比较高的省份，中午时段随着大量光伏发电进入电力现货市场，导致该时段交易电价过低，甚至出现了“零电价”“负电价”。
电力现货市场对解决可再生能源的消费问题，解决可再生并网问题，是个非常好的机制。
现货市场这两年推进快的原因，是风光实现了大规模发电，如果再不用现货市场的方式，传统的计划性调度可能真的难以维持如此大的并网，难度会越来越大。所以，只能依靠市场机制来解决。
电力现货市场全面落地，新能源将迎来“大考”。
2017年，我国首批8个电力现货试点地区确定；2021年，第二批6个电力现货试点地区确定；2023年，多地电力现货市场时间表确定。
不利的一面是，频繁出现的负电价、零电价，加上现货市场从个别省的试点，到大部分省最后到全国铺开全面落地，对新能源提出了一个新的命题：以前风电开发的确定性很强，只需要看风资源好不好，看一年能发多少负荷小时数，但未来即使风资源好，如果交易策略不好，或者风电的发电时段跟需求侧不匹配，资产则未必好。
可以说，电力市场时代，运营定义新能源资产质量。未来新能源资产的价值，将越来越取决于企业的运营情况、交易策略。
当然，相对于光伏，风电发电在时空上更为分散，风电在现货市场比光伏有一定优势，但也需要在微观选址、运营管理、发电量短期预测、交易策略方面根据新的市场环境，不断提高完善。
之前电力领域处于“计划经济”，只要多发电就意味着多赚钱。但在现货市场中，在高电价时段多发电才能多赚钱。
发电企业追求的目标变了，从风电场选址设计到运营管理模式，都需要进行调整，这对运行策略和发电量预测精准度都提出了更高要求，对发电项目收益也要建立新的评估模型。
第三个问题：质量、速度、价格的平衡与取舍，这是一个更大的难题。
过去的十几年，中国风电保持了全球第一的装机量，这一巨大的市场拉动了风电产业、技术的进步，但也伴随着事故和失效的频繁发生。
据不完全统计，近10年中国风电行业每年出现的事故或失效数量正在逐渐增加，但并没有出现明显突变的情况。
数量的增加主要是因为我们的装机容量在不断增大。有时候我们之所以感觉事故变多了，也不排除有一些自媒体在推波助澜，出了点事故就给夸大报道，好像风电事故在不断增加。
实际上，风电的事故率依然处于正常的范围之内，也请大家不用过于担心。
但是质量确实是风电行业生存发展的一个重要议题。
需要说明的是，风电机组的设计过程，一定要认识到——质量和可靠性是设计出来的。
我们现在很大的问题是样机做出来了，本来要做型式试验，要先测试运行一年半载，等发现问题后再修改，然后小批量生产10台、20台，再运行1-2年后，发现问题再修改，然后才进行大批量生产。
此前我们一直是按照这样的验证路线在走。
但现在全行业都在拼速度，以前1兆瓦、2兆瓦、3兆瓦的机型可以销售五六年，到了4兆瓦、5兆瓦的机型只能卖四五年，现在7兆瓦、8兆瓦的机型，可能没过两三年，就直接奔10兆瓦机型了，根本没有遵循从样机、小批量到大批量的验证过程，这也是带来很多问题的原因。
全行业风电机组大型化之后，100多米的叶片也已进入“技术无人区”，这将遇到“超经验”问题——也即以前的设计经验不足以支撑我们叶片可靠性的设计。
像我PPT中提到的案例，如中间的这张图片，100米长的叶片，停机的时候产生涡激振动，这是超经验导致的设计上的欠缺，我们只能通过验证发现这样的问题。
我们常说风电是一门实践科学，很多问题不是光靠设计就可解决的，也不是在屋子里就能考虑周全的，需要靠实践去发现问题、积累经验并解决问题。
此外，大兆瓦机组的传动链方面也是难题。目前海上机组出现了批量的齿轮箱、发电机的问题，这与大兆瓦下传动链缺乏验证等相关。
去年底，我们开始在汕头启动建设40MW级风电机组电气及动力学六自由度实验平台。这个平台将成为国际最大、全球领先的海上风电机组地面传动系统试验研究平台，最大能够实现40MW海上风电机组真实受力工况的地面模拟，填补全球空白，将为我国风电技术创新和大型机组研制提供有力支撑，推动我国风电重大科研基础设施达到世界领先水平。平台的建设具有重要的意义，这是因为海上风电传动链新的技术的检测验证方法尚未成形，需要行业集体攻关。
我们曾做过一个调查，发现抢装期出现质量问题最多，而风电机组制造是发生事故及失效的主要因素。近几年由于产品的迭代速度快、工期不足，更加剧了这一问题。
我们说的机组制造问题包括：人员操作问题、制造工艺问题、产品材料问题、设备使用问题、现场管理问题等等。
怎么能控制不出现这些问题？
要靠验证来保证，要保证制造出的风机和设计是一样的，保持其一致性。
此外，风电机组的运维决定了风电资产的质量。怎么能及时发现问题、及时解决问题？要靠运维的强化来支撑我们可靠性的提高。
我一直说，高质量是设计出来的，设计的关键是验证。中国风电开发急不得。
现在投标的机型越来越多，缺乏验证，这固然有整机厂的责任，但开发商的责任更大。
开发商要提高要求，要为自己风电资产的未来10年、20年负责，不能只考虑眼前利益，要往前看20年。
今年发生了不少大的事故，这些事故的出现真的不应该。
任何一个重大安全事故的发生，往往是在多个环节的多个因素共同作用下发生的。每一个环节可能都有漏洞，只要在一个环节堵住了，基本上这个事故就不会发生。
所以说我们要加强全链条全环节的管控，不仅仅是制造的问题、运维的问题，是所有人都没做到位才产生这样的大问题。
因此，我们首先需要提高管理手段。针对安全生产风险的管理，识别各个环节的风险点，并加以有效的管理措施。
关于质量问题，我最后做几点总结：
高质量是设计出来的，设计的关键是验证——开发商要求，制造商主动，标准化跟上。
开发企业不能一味追求大容量、大型化机组，而要针对自身的场址特点，更多倾向于选取已经过批量运行的机型。
整机制造商则要主动强化验证工作。通过小批量测试，严格花上个3-4年时间才让新研发的机组进入到市场，这只是花了时间成本，但如果现在不做好验证，直接大批量进入市场，出了事故就是批量的，成本会更大。
既然都要花成本，为什么不把成本花在最值当的地方呢？只有多花在验证环节上，多花时间、多花成本，才能降低我们批量质量事故的发生。此外，标准化也要跟上。
高质量是制造出来的，制造的关键是一致性。
我们需要提高工艺控制手段，提高我们标准化的水平，甚至提高机械化、自动化的水平，管控手段要完整。
高质量也是管理出来的，项目管理的关键是全生命周期风险统筹。
出了事故，肯定是所有的环节都有问题，需要共同努力来明确责任主体，提升管理手段，加强行业合作。
行业出了事故，肯定不是人为主观的原因，更多的是客观条件，需要我们把各种原因分析出来。我相信，通过全行业不懈努力，一定能提升风电行业的整体质量水平。
中国风电行业这两年走得非常快，“快”支持了风能行业的进步和发展。
但是到了这个阶段，我们还是要停下来思索一下：我们是不是有必要这么快？
风电的发展是一场马拉松，不是短跑。
所以我觉得慢下来是一种智慧、慢下来是一种力量、慢下来是一种能力。希望全行业共同努力！
第四个问题：低价竞争的利与弊？价格，一直是大家最关心的话题。
我们将全国2023年所有风电招标项目进行了统计，将近一亿千瓦的招标量，中标价格按照容量加权平均之后得出的走势图显示，从2012年4000元/kW左右的价格，下降到了2023年的1500元/kW，相较5年前下降了56%，相较10年前下降了62%。
海上风电不含塔筒的价格则从6000多元/kW降到了3000多元/kW，相较5年前下降了55%。
分析不同单机容量机组加权平均中标价格，发现价格下降跟机组容量有关。
3兆瓦、4兆瓦甚至5兆瓦机组，卖1500元/kW的单价根本不可能，只是因为近两年更大兆瓦机组的推出，极大地降低了造价，才能报低价。
在上表中，我在1400元价位的地方划了一条黄线，是因为1400元/kW的机组成本，基本上是整机企业盈亏的平衡点。
如果风机销售的折合单价低于1400元/kW，基本上是亏本的。
我们还统计了不同价格区间中标项目的数量分布。
发现1400-1900元/kW价格中标的项目个数占到了66%，也就是说：去年的大部分项目处于微利区间。
而低于1400元/kW价格的项目数量占到了17%，这区间的项目的中标风电机组，基本都是亏本的。
如果我们按容量来看分布情况，发现1400-1900元/kW的机组基本只占到招标容量的一半。比上面按数量的统计有所下降。
这时候我们发现，接近三分之一的招标机组是赔本的（总招标容量32%的机组招标价格低于1400元/kW）。
再看各整机企业加权平均中标价，这也是一个重要参考指标。
一些整机商的领导曾跟我提起，说咱们风电行业能不能组织起来，不要再恶性竞争了，不要老投最低价。
但看看各家投出的价格，我又很怀疑大家能否真正做到。
上图中，抛去两头两尾的最高价和最低价，取中间具代表性的价格，我们会发现，大多数在1400元/kW上下，也就是正处在赚钱还是赔本的生死线附近。
再来看各开发企业陆上加权平均招标价，依然以1400元/kW做基准，会发现最低的招出了1055元/kW的价格，最高的2355元/kW。
买高的一些开发商企业，也不一定说人家做的不好，相反总是低价中标的企业可能真的要反思。
也许过低价格招标建设的项目，过个两三年再看，项目可能并没那么好。
各开发企业海上加权平均招标价，最高价和最低价同样有比较大的差别。
但中间价位的，已普遍处于3000元/kW上下，且略低于这个基准。
分析各家整机企业单个项目中标的最低价（上图左边为陆上，右边为海上），可以清晰地显示，一年内所有的项目，每家企业具体在哪个项目投了最低价。
基本上每家都有一个陆上最低价格低于1400元/kW。
再来看各开发企业单个陆上项目招标的最低价，这个数据值得仔细分析。
我们发现，每家企业如果按最低价项目列出的报价，有超过一半的企业存在低于1400元/kW的价格。
这是开发企业单个海上风电项目招标的最低价。
虽然没有陆上那么大的差距，但大多数企业的最低报价的项目，都在3000元/kW左右，最低的已经下探到2600元/kW。
说说我们为什么要在1400元/kW的地方画一条横线？
以6.25MW机组为例，通过仔细统计风电机组用到的材料，乘以市场的平均价格，我们发现仅部件的平均折算成本基本上已达到1200元每千瓦。
如果加上制造、运输、质量等变动成本 200 元，我们认为1400元/kW几乎就是赔本的价格。
低于1400元/kW，整机企业已经没有利润，还怎么发展？
为什么用“To be，or not to be：that the question”这个题目？
第一，前几天，我们邀请了一些风电行业专家，一起将一些风电上市公司的年报和几家没上市企业的经营数据进行了提炼、分析，希望能从数据中观察到一些现象，从而得出一些结论。平时我们对财务、会计、账簿也不太重视，其实这个很重要，财务是重要的管理手段，就像《账簿与权力》这本书中所说的。很多我们理解的问题，真相往往并不如此，还是要用数字说话，从数字中才能发现真相。所以，我们从各家的财务报表里分析出了一些问题，那这是“to be, or not to be: that is the question”。我们也不知道对不对，只是给大家一个启迪。
第二，“To be，or not to be: that is the question”是莎士比亚作品《哈姆雷特》里的一句话，翻译过来就是我们耳熟能详那句：“生存还是死亡，这是个问题”。我想，现在竞争很激烈了，已经进入了白热化的阶段，谁能在竞争中生存下来，谁又被淘汰出局，这是个问题。希望通过具体的财务分析，能提出些问题，对大家有点启发，有助于提高各整机企业的竞争力，在竞争中能生存下去，并取得更大的胜利。
提到用数字说话，我想特别推荐我最近在读的这本书——《账簿与权力》。
这本书值得我们搞风电的人，特别是学理工科、做企业管理的人来认真阅读。
企业管理者如果觉得公司某个地方管理有问题，有的地方看似浪费了，但有可能这只是管理者的个人主观感觉。当拿出企业的报表、财务数据，用数字说话的时候，也许会发现个人感觉其实是不对的。
数字不会说谎，我希望大家能更重视数字，真正用数字来理解这个世界。
我们仔细统计了8家整机制造企业的息税前利润率。表中的蓝色曲线是去年前三季度的数据，橙色曲线反映的是2023年前三季度的数据。
息税前利润率（息税前利润=净利润+税收+利息费用，息税前利润率是不考虑利息及税收的利润率；）体现了整机企业整体的盈利能力。
统计下来，发现8家整机制造企业的息税前利润率水平都不是很高，而且同期相比2023年有大幅下降的趋势，最大降幅11%。甚至还有亏损的。
这意味着，所有整机商的利润率都不高。而且，这还没刨去企业利润中的其他因素。比如有的企业的利润主要是通过卖风电场来的，而不仅仅是通过销售风机获得的。
所以，这样的情况下，谁能熬过寒冬，又怎样熬过这个寒冬？
再看这8家整机企业风电制造板块的毛利率。
如果把整机制造板块的毛利润率单独拎出来，会发现和2022年上半年相比，2023年各家的利润率普遍大幅下降。
从20%左右的毛利，下降到只有百分之十几的毛利，企业还能有利润吗？该怎么办？
因此，我希望中国的风电开发企业，能看到行业现在的情况，摒弃最低价中标。
如果行业一味选择低价中标，最后把整机商压跨了，产业链崩了，开发企业的利益也无法保证。
当然，整个行业也需要集体探寻，低材料费用是如何做到的？
从成本构成来看，材料成本在营业成本中占比最大，直接影响到毛利。
我们统计了2022年8家整机制造企业陆上机组单千瓦直接材料成本（元/KW），这个数据的差别真不小，这反映了各整机制造企业的竞争力差距真的挺大。
为什么有的企业能把材料成本降得这么低，是因为采购上有高招，还是其他手段？
有很多企业的单个部件用七八家供应商，而有的企业一个部件可能就采用两三家供应商。这样做，最终是否会降低采购成本？
另外，材料成本低，是否因企业研发设计水平高？别人用材料50吨，你只要45吨甚至40吨是否真的可以？如果真可以，这算企业设计水平更高呢，还是因为设计更激进？
此外，材料成本的下降，是否也受到部分企业开始往上游走的影响？自研、自制部件能否大幅降低成本？
这些过去有成功和失败的案例，但在新一轮竞争来临的今天，能否在材料成本控制方面，再压榨出空间？
再看研发投入。分析这8家企业的研发投入情况，发现企业研发人员数量的差别也很大，有的几百人，有的几千人，但市占率差距并没有这么大。
研发费率（研发费用/营业收入）差别也较大，有的3%，有的6%。
那么，我们今天的投入是不是为了明天的回报？今天的投入是否能带来明天的回报？整机企业，为了应对低价竞争，未来又会选择怎样的战略？是继续投入更大比例的研发，还是在其中寻找平衡？
下一个关注点，产品质量保证准备（拨备金）多少合适？开发商采购设备时关注这个吗？
从拨备金准备的角度看，各家企业的差异也较大。有的企业接近200元/kw（最高257元/kw，主要为海上机组），有的企业还不到90元/kw。
为什么需要拨备金？因为随着更多的机组投入运行，发生故障的概率也可能提高，尤其在机组投运期的十几年这个阶段。企业需要做好谨慎的资金拨备来抵御相关风险。
在电力行业，做投资分析时都有一个标准，要预备大修准备金，但是很多业主在招标时可能没做大修准备金预算，设备厂家有必要替业主考虑得更周全。
做好拨备金，企业未来可以提供更好的质量保证，从而在未来轻装上阵。
有的企业拨备金过高，这可能会影响到眼下的利润，影响在其他方面的投入，比如开发风电场、扩大产能、应付等等，但也可为未来过冬做好准备。
而如果拨备金准备过低，则未来的风险又可能增加。
我不确定开发商招标时是否看这个指标？不知道开发商以后招标的时候，会不会增加一些有关拨备金的条款？
三角债如何解决？我们统计2023年1-9月5家整机制造企业应收账款与应付账款的数据发现，全行业加起来，整机厂的应付也就是零部件厂商的欠款居然高达500多亿。
而开发企业的应付，等于欠了整机厂商400多亿，这个资金成本的占用太大了！
如果利息按2%来算，一年的财务成本又有多少？一年财务成本起码4个亿。
所以说，如果能让资金加速周转，无疑将减轻企业很大的成本负担。
上世纪90年代我们国家就提要解决三角债问题，没想到三十年后，我们风电行业还受到三角债问题的困扰。
卖机组还是卖电站？这是一个问题！
前面我们提到过，为什么一些整机企业在如此低价竞争情况下还有利润？实际上大部分是卖电站的收入。
我们把数据进行加总，发现2022年典型整机企业息税前利润只有81亿元，但其中卖风电站就卖了30亿元；2023年上半年卖电站的占比进一步上升，息税前利润只有38亿元，但电站出售投资收益占到了26亿元。
有的企业卖电站加其他收入比净利润还要高，这意味着什么？这意味着整机销售这一块是亏损的。
我抽取了几家整机企业和传统开发商发电业务的毛利率进行对比发现，整机制造企业发电业务的毛利率居然要高于开发企业。
更多的整机企业开展了发电业务，毛利率比传统开发企业毛利率高。大部分整机企业的发电业务毛利率高于50%，甚至超过70%，而传统新能源开发企业普遍低于50%，甚至低至23%。
面对这个数字，可能有些开发企业会说自己的运营成本高，有收购等各种原因。但也不排除开发企业的管理效率或运营水平可能比整机厂还要低一些。
前两天我听维斯塔斯讲，他们卖出去风电机组，但大部分运维服务还是会给回到他们，招标的时候就会把20年的运维费用也包括进去。
我们的风电机组的长期运维服务，是不是也可一并招标，由整机商来负责自己的机组的20年运营？
整机商如果做好拨备金的准备，承担起机组运维服务，是不是能更高质量地发展，而不仅仅是陷入低价竞争中？
面对行业如此寒冬，我们的整机企业该怎么办？
对内如何降本增效？对外如何进行商业模式变革？电站业务布局？海外业务布局？供应链垂直一体化？制氢、甲醇、绿氨等多元化业务布局？
面对2024年呼啸而来的挑战，我们该怎么办？
我想给大家分享一下我办公室的两幅字。
平时，我坐在“守得云开见月明”这幅字下面，我相信，熬到一定时间，就能云开月明了。我们要相信坚持的力量！
但我们也有坚持不住的时候，有熬不住的时候，那又该怎么办？我就到另一边去，看另一幅字，“放下功盈心自轻”。
希望在2024年，大家努力的时候、能守得住的时候，就去看“守得云开见月明”；一旦感觉快熬不住的时候、挺累的时候，就来看看“放下功盈心自轻”。
在第二部分的尾声，我邀请到了几位企业老总，大家就上面的一些问题进行了热烈的讨论，非常有收获。（参考：《风能》市场| 竞争加剧，但中国风电未来可期）
下面，我将继续进行第三篇章的下半部，面对2024年的挑战，我们到底该怎么走——敢问路在何方？
正如大家所讨论的，虽然前路挑战颇多，但我们依然有信心去解决这些问题和挑战。
过去，我们风电行业解决的是怎么让风电用得起，把成本降下来的问题，20年过去，这个问题已经解决了。
未来，我们要解决的是怎么用好风电的问题，不再把“消纳”这个词用在风电身上。等到风电也用“消费”这个词，就说明风电已经用得很好了。
现在的大形势是，发展可再生能源是解决人类能源和环境问题的必由之路，风能成为能源转型非常重要的手段。
国际能源署（IEA）报告提出，为了实现全球气候目标，2030年要实现三倍的可再生能源装机，能源效率提高2倍。这同时意味着很多国家都要用得起风电，全球各个地区，包括一带一路国家，都要大力发展风电。
2024年全国能源工作会议表示，今年风电光伏新增装机要突破2亿千瓦，这一数字并不难达到，因为2023年就已经轻松实现了这一目标。
可以说，风电的未来市场潜力将进一步增大，这为中国的风电行业提供了一个巨大的可持续发展空间。
和往年一样，我讲一下中国风电新增装机规模的预测。
去年的风能茶话会上，我们预测2023年会有7000-8000万千瓦的新增装机容量，这一数字基本是准确的。
2024年，我们预测新增规模7500-8500万千瓦（也有很大希望达到1亿千瓦），2025年继续提升至8500-9500万千瓦。
到2030年，我们预测陆上+海上风电年度新增将超过2个亿。
也许很多人会怀疑这一数字，觉得太冒进了。我记得2020年，当年9月22日，我们国家提出“碳达峰、碳中和”目标，10月份我们在北京国际风能大会（CWP 2020）上发表了《风能北京宣言》，提出每年要新增5000万千瓦装机，当时很多人质疑说这一数字太激进了，认为这是绝对完不成的任务。
但回过头看，我们预测的还是太保守了。
2030年，中国能不能进入一年2亿千瓦风电新增装机的时代，取决于刚才所有问题的解决情况。
最近我们一直在思考，未来风电到底该怎么搞？
我们提出了一个新的理念——ROD (Renewable energy-Oriented Development)，以可再生能源开发利用为基础的区域经济社会发展新模式。
ROD是以可再生能源开发利用为基础，以大规模、低成本绿色电力供给为支撑，以高载能产业、战略性新兴产业发展为载体，以构建新型电力系统为关键的区域经济社会发展新模式。
进入碳约束时代，丰富、便宜的零碳电力成为区域经济发展的重要抓手。
基于三北地区丰富的风光资源，各地可基于便宜、零碳的电力发展经济，不要老想着特高压外送这个单一途径。
这要求我们着力发展本地高载能产业、战略新兴产业。
比如现在全国的算力增长很快，去年全国算力用电达到了2700亿千瓦，基本占到全国用电的3%，这一数字还在增长。
以前我们搞西气东输，现在搞东数西算；东边需要零碳电力的产业，也都可以搬到西部去。
说了很多年开发大西北、振兴东北，现在真的迎来了这样的机会，因为我们有了零碳电力这样的抓手。
具体该怎么干？我想，第一，产业要变革。实现碳中和背景下的产业变革。
我们几年前翻译出版了一本图书——《重塑能源》。作者卢安武教授很有先见之明，他提出，所有的产业都要进行零碳化改革，实现电气化、实现零碳经济、零碳工业体系的重塑。
重塑能源体系，零碳化变革，将为我们风电行业提供非常大的发展机会。
这是中国零碳情景的图景。从需求减量，到能效提高，再到能源零碳化，我们在工业、交通、建筑等领域可做的事情非常多。刚才我们在论坛讨论过程中，有人提到要用源网荷储做“风电+”，其实是一个意思。
所以，我们提出，在有丰富风电资源的地区，可以大力发展Power to X。我们要跳出电力看电力。
当电价降到0.1~0.15元/kWh的时候，电真的不仅仅是电了。
电可以制成氢，氢再作为载体，可以发展电力燃料，甲醇、氨可以发展成化学原料，搞新型化工，这都为我们提供了很大机遇。
我们说，电转氢是Power to X的核心。搞氢能经济，也说了这么多年，至少说了三轮，为什么这一轮可以走入现实？
前几轮搞氢能经济，大家都在想搞燃料电池，研究怎么用氢。没有想到氢怎么来。
现在的机会来了，我们把风电价格做到了0.1~0.15元/kWh，发电小时数做到了4000小时。电转氢成为了可能。
因此，我们认为电转氢具有非常大的发展潜力。
正因为我们有了便宜的绿色电力的基础，可以去用电解水制氢，具备了这样的经济性后，才能发展这样的产业。
所以，我们希望未来通过源网荷一体化，把风光资源带动起来，最主要的就是要构建以新能源为主体的新型电力系统，实现大比例的风和光的并网。
现在有很多研究报告说要满足需求侧电量80%以上来自风和光，这种情况下，整个电力系统又该是个什么模样？风和光的装机将是最大负荷的3-8倍，是一个非常冗余的系统，否则达不到80%以上的电量来自风和光。
这种情况下，风和光该怎么跟需求侧相匹配？
如何建立以新能源为主体的电力系统，是我们面临的最主要挑战，跟20年前我们面临怎么把可再生能源成本降下来的挑战一样。但我深信，我们最终能解决这样的问题。
我们也在做相关的供给侧和需求侧配置工具模型。这一模型可实现多种分析，包括“初步规划+设备选型+流场仿真+时序计算+财务分析”。可实现新能源电源出力特性分析；供给侧和需求侧的电力供需平衡分析；各投资主体特定收益率下的的最优电价分析；“源-网-荷-储”的综合规划设计分析等。
将来评估一个风光发电资源，不仅要考量全年发电多少，还要看它的发电曲线，看发电和需求侧吻合的问题，源网侧该怎么协同，“风电+”具体去加什么，风电如何跟其他行业结合等等。
最近在跟中国科学院的一个团队在聊，他们发明了一项铁合金柔性冶炼技术，可以实现在有电时冶炼，没电时可以不炼，这种柔性技术的出现，将极大地提高需求侧的灵活性，也有助于解决应对我国新能源波动性的问题。与此同时，绿色零碳电力，也将为地方经济提供一种新的解决方案。
第二个主题，风电怎么走出去？
首先，需要深入思考风电“走出去”的竞争与合作关系问题。
最近看了施展教授的书《溢出》，很有感触。
“中国有能力把产品的综合生产成本控制在一个非常低的水平，这种成本控制能力，依托的是一个庞大的供应链系统，而不是哪个廉价的生产要素。”
很多欧洲国家总说我们风电的低价是因为土地、成本、税收这些生产要素的廉价以及国家补贴导致了我们成本的极低化。
但实际原因是，我们有一个全球最大的单一市场、有庞大的产业链供应链体系。
而一个完整的风电产业链供应链，在短期之内在任何一个国家都不可能一下子构建起来。
所以，我相信，在未来很长一段时间内，中国风电的竞争力还将与日俱增。
因为各个国家都需要应对气候变化，都要进行能源转型，而国际市场将为中国的风电企业留下一个巨大的发展空间。
正如施展教授所说，虽然模式上可能存在产业“转移”，但实际上并非简单的“转移”，而是“溢出”。
怎么理解“溢出”这个词？不是所有的环节都转移，可能只是某一个特定环节，比如总装环节的转移。
有一天我跟汽车行业的人谈论目前中国汽车行业所用的出口模式。他们提到，整车出口是一种模式，但最近汽车行业很多在做KD件（KnockDown，散装件的意思），就是说车型设计在中国，零部件也在中国生产，但在国外去建个组装厂，或者跟国外的企业合资建个组装厂。中国提供所有的设计、机型、部件，用国外的品牌、通过组装后的产品，去国外做市场，售后、运维、融资由当地的企业来做，跟当地企业强强互补。
我觉得这种模式可能也是风电走出去一个比较现实的方式，既可带动目的地国家的当地经济发展，也可解决当地民族品牌等问题，更可充分利用我国风电产业链供应链的优势，为全球能源转型提供我们的贡献。
推荐大家去阅读施展教授的这本书，看看我们风电行业是否可以采用类似的方式走出去。
最后，用一句我非常喜欢的话来给今天做个总结。
罗曼·罗兰说：“世界上只有一种真正的英雄主义，那就看清生活的真相之后，依然热爱它”。
所谓向死而生，人生总要面临很多的困境，怎么办？希望我们能做到这一点，日子虽然很苦，但我们依然热爱它，保持乐观，持续努力，并确信前途一定光明。
最后，希望中国早日迎来年新增两亿千瓦风电装机的时代！
