對于步入而立之年的中國風電產(chǎn)業(yè)來說，2017年是普通的年份，卻又是不尋常的一年。這是變革之年、轉型之年，也是承上啟下之年、孕育希望之年。
　　
　　自1986年國內(nèi)第一個風電場在山東榮成并網(wǎng)發(fā)電以來，中國風電篳路藍縷，一路走來，不僅創(chuàng)造了“中國速度”，更為全球風電發(fā)展闖出了“中國路徑”，探索出了“中國方案”。發(fā)展總與問題相伴，轉型總與陣痛相隨。誠然，光環(huán)之下的中國風電也面臨著增速放緩、消納不暢、布局欠合理、核心制造能力待增強等短板。或許，正是這一個個看似細枝末節(jié)問題的解決最終推動了整個行業(yè)持續(xù)進步。
　　
　　堅持有質量的發(fā)展！2017年，中國風電正以變革之勢開啟下一個30年。
　　
　　1.數(shù)字化成風口
　　
　　智能化運維大勢所趨
　　
　　如果選出2017年風電行業(yè)的一個高頻詞，這個詞一定是數(shù)字化。數(shù)字化不是新概念，但從未像今天這樣與風電行業(yè)如此緊密結合。
　　
　　從當年的工業(yè)化和信息化“兩化融合”，到后來的互聯(lián)網(wǎng)化、智能化，再到如今的數(shù)字化。無論名稱如何變換，數(shù)字化的內(nèi)核精髓已經(jīng)并將持續(xù)影響風電產(chǎn)業(yè)的成長軌跡。
　　
　　當前，風電產(chǎn)業(yè)正處于爬坡過坎的關鍵節(jié)點，一方面棄風限電等行業(yè)頑疾仍然困擾著行業(yè)，既有優(yōu)質資源又具備良好消納條件的待開發(fā)區(qū)域越來越少；另一方面，源于平價上網(wǎng)的趨勢，度電成本下降的壓力，向縱深化、精細化發(fā)展的需求，行業(yè)步入了“骨頭里挑肉”的精耕細作時代。在這種狀況下，如何保證年新增裝機量保持在一個合理穩(wěn)定的規(guī)模？如何通過運維優(yōu)化風電場投資收益？這都亟需前沿創(chuàng)新技術激活整個行業(yè)。
　　
　　數(shù)字化意味著高效率、高精度，也意味著精益化、定制化。伴隨我國風電快速發(fā)展，風機數(shù)量急劇增加，面對龐大的存量市場和可預見的增量市場，以ABC技術（即人工智能、大數(shù)據(jù)和云計算）為代表的數(shù)字化技術正重塑著風電開發(fā)建設和運維模式，特別是在風電后市場中將發(fā)揮越來越重要的作用，引領著風電智能化運維方向。
　　
　　數(shù)字化技術對于風電行業(yè)來說，已不是噱頭和花哨的概念，而是真正幫助行業(yè)提升效益，降低全生命周期度電成本。不僅錦上添花，更直面產(chǎn)業(yè)痛點，破解行業(yè)頑疾，這才是新技術的生命力所在。
　　
　　2.試水直接交易
　　
　　探路市場化消納機制
　　
　　2017年11月初，張家口可再生能源電力在冀北電力交易中心掛牌交易最終結果發(fā)布:11月份清潔能源供暖交易電量1930萬千瓦時，22家可再生能源發(fā)電企業(yè)的30個風電項目中標，成交后，風電上網(wǎng)電價為0.05元/千瓦時，最終的風電供暖用戶電價降至0.15元/千瓦時。這是全國首個將可再生能源電力納入電力市場直接交易的成功范例，為打破清潔能源供暖推廣瓶頸，促進風電當?shù)叵{趟出了新路。
　　
　　從最終的成交價來看，0.05元/千瓦時的價格僅為當?shù)貥藯U上網(wǎng)電價的1/10，風電企業(yè)參與市場交易或是不得已而為之。但對整個行業(yè)而言，這一試水印證了緩解棄風限電、改善新能源消納仍有較大的提升空間，也為“市場電”打開了一個突破口。
　　
　　無獨有偶，今年以來，蒙西電網(wǎng)風電多項運行數(shù)據(jù)創(chuàng)歷史新高：4月17日風電最大發(fā)電電力達到1038.2萬千瓦，占全網(wǎng)實時出力的42.02%；5月5日風電單日發(fā)電量接近2億千瓦時，占當日全網(wǎng)發(fā)電量的33.4%。
　　
　　“棄風”問題是一個全局性問題，在“棄風”的背后，交織著復雜的各種因素：有技術性因素，也有非技術性因素；有傳統(tǒng)能源的因素，也有新能源自身的因素；有電網(wǎng)公司的因素，也有地方政府的因素；有電力市場交易機制不完善的因素，也有法律法規(guī)貫徹執(zhí)行不到位的因素……在紛繁復雜的多種因素中，只有牽住“牛鼻子”，才能盤活“整盤棋”。蒙西電網(wǎng)的經(jīng)驗也表明，即使在現(xiàn)有的技術條件下，風電消納仍有改善空間。關鍵看我們有沒有勇氣打破阻礙可再生能源應用的制度藩籬，能否以創(chuàng)新思路構建適應風電等可再生能源消納的新體制。
　　
　　3.強制配套儲能引爭議
　　
　　額外建設成本誰承擔
　　
　　2017年6月，青海省發(fā)改委印發(fā)《青海省2017年度風電開發(fā)建設方案的通知》，明確2017年青海規(guī)劃330萬千瓦風電項目，各項目須按照建設規(guī)模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規(guī)模33萬千瓦。通知一出，業(yè)界嘩然，爭議接踵而至。是否在發(fā)展產(chǎn)業(yè)上有厚此薄彼之嫌？不建儲能設施，難道意味著風電項目將受棄風限電困擾？如果真有必要建設，那么建設成本和責任該由誰承擔？
　　
　　青海正打造中國千億元鋰電產(chǎn)業(yè)基地，而風電產(chǎn)業(yè)在青海的總體量相對較小，話語權弱。風電項目強制配套儲能，對于當?shù)劁囯妰δ苄袠I(yè)無疑是重大利好。因此，在不少風電行業(yè)人士看來，這一產(chǎn)業(yè)政策有厚此薄彼之嫌。
　　
　　誠然，儲能有助于解決“棄風”，也是未來的發(fā)展方向，但并非眼下解決“棄風”問題的必備條件。正如業(yè)內(nèi)人士所言，有些問題遠未達到技術層面，是管理協(xié)調的問題。
　　
　　從必要性而言，中國在僅有5%的非水可再生能源電量的情況下就出現(xiàn)了20%以上的限電損失，與先進國家相比差距很大。即使沒有配套儲能，電網(wǎng)通過技術和管理方式的創(chuàng)新，也完全有能力大幅改善新能源消納水平。從經(jīng)濟性而言，若要求風電企業(yè)承擔昂貴的儲能配套，則會大大稀釋整個風電項目的經(jīng)濟性，影響風電開發(fā)的積極性。即使真有必要建設配套儲能設施，該由哪一方承擔投資和建設成本也應進一步商榷。
　　
　　在一片爭議聲中，青海省發(fā)改委最終表態(tài)，不再強制配套儲能。回頭來看，青海出臺這一政策或是出于促進風電等新能源長遠持續(xù)健康發(fā)展的初衷，但良好的初衷最終要變?yōu)楦鞣秸J可的好政策，仍需很多周全的考慮和細化的工作，這也將考驗主管部門的決策智慧。