对于步入而立之年的中国风电产业来说，2017年是普通的年份，却又是不寻常的一年。这是变革之年、转型之年，也是承上启下之年、孕育希望之年。
自1986年国内第一个风电场在山东荣成并网发电以来，中国风电筚路蓝缕，一路走来，不仅创造了“中国速度”，更为全球风电发展闯出了“中国路径”，探索出了“中国方案”。发展总与问题相伴，转型总与阵痛相随。
诚然，光环之下的中国风电也面临着增速放缓、消纳不畅、布局欠合理、核心制造能力待增强等短板。或许，正是这一个个看似细枝末节问题的解决最终推动了整个行业持续进步。
坚持有质量的发展！2018年，中国风电正以变革之势开启下一个30年。
数字化成风口，智能化运维大势所趋
如果选出2017年风电行业的一个高频词，这个词一定是数字化。数字化不是新概念，但从未像今天这样与风电行业如此紧密结合。
从当年的工业化和信息化“两化融合”，到后来的互联网化、智能化，再到如今的数字化。无论名称如何变换，数字化的内核精髓已经并将持续影响风电产业的成长轨迹。
当前，风电产业正处于爬坡过坎的关键节点，一方面弃风限电等行业顽疾仍然困扰着行业，既有优质资源又具备良好消纳条件的待开发区域越来越少；另一方面，源于平价上网的趋势，度电成本下降的压力，向纵深化、精细化发展的需求，行业步入了“骨头里挑肉”的精耕细作时代。
在这种状况下，如何保证年新增装机量保持在一个合理稳定的规模？如何通过运维优化风电场投资收益？这都亟需前沿创新技术激活整个行业。
数字化意味着高效率、高精度，也意味着精益化、定制化。伴随我国风电快速发展，风机数量急剧增加，面对庞大的存量市场和可预见的增量市场，以ABC技术（即人工智能、大数据和云计算）为代表的数字化技术正重塑着风电开发建设和运维模式，特别是在风电后市场中将发挥越来越重要的作用，引领着风电智能化运维方向。
数字化技术对于风电行业来说，已不是噱头和花哨的概念，而是真正帮助行业提升效益，降低全生命周期度电成本。不仅锦上添花，更直面产业痛点，破解行业顽疾，这才是新技术的生命力所在。
试水直接交易，探路市场化消纳机制
2017年11月初，张家口可再生能源电力在冀北电力交易中心挂牌交易最终结果发布:11月份清洁能源供暖交易电量1930万千瓦时，22家可再生能源发电企业的30个风电项目中标，成交后，风电上网电价为0.05元/千瓦时，最终的风电供暖用户电价降至0.15元/千瓦时。这是全国首个将可再生能源电力纳入电力市场直接交易的成功范例，为打破清洁能源供暖推广瓶颈，促进风电当地消纳趟出了新路。
从最终的成交价来看，0.05元/千瓦时的价格仅为当地标杆上网电价的1/10，风电企业参与市场交易或是不得已而为之。但对整个行业而言，这一试水印证了缓解弃风限电、改善新能源消纳仍有较大的提升空间，也为“市场电”打开了一个突破口。
无独有偶，2017年，蒙西电网风电多项运行数据创历史新高：
4月17日风电最大发电电力达到1038.2万千瓦，占全网实时出力的42.02%；
5月5日风电单日发电量接近2亿千瓦时，占当日全网发电量的33.4%。
“弃风”问题是一个全局性问题，在“弃风”的背后，交织着复杂的各种因素：有技术性因素，也有非技术性因素；有传统能源的因素，也有新能源自身的因素；有电网公司的因素，也有地方政府的因素；有电力市场交易机制不完善的因素，也有法律法规贯彻执行不到位的因素……
在纷繁复杂的多种因素中，只有牵住“牛鼻子”，才能盘活“整盘棋”。蒙西电网的经验也表明，即使在现有的技术条件下，风电消纳仍有改善空间。关键看我们有没有勇气打破阻碍可再生能源应用的制度藩篱，能否以创新思路构建适应风电等可再生能源消纳的新体制。
强制配套储能引争议，额外建设成本谁承担
2017年6月，青海省发改委印发《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，明确2017年青海规划330万千瓦风电项目，各项目须按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。通知一出，业界哗然，争议接踵而至。
是否在发展产业上有厚此薄彼之嫌？不建储能设施，难道意味着风电项目将受弃风限电困扰？如果真有必要建设，那么建设成本和责任该由谁承担？ 青海正打造中国千亿元锂电产业基地，而风电产业在青海的总体量相对较小，话语权弱。风电项目强制配套储能，对于当地锂电储能行业无疑是重大利好。因此，在不少风电行业人士看来，这一产业政策有厚此薄彼之嫌。
诚然，储能有助于解决“弃风”，也是未来的发展方向，但并非眼下解决“弃风”问题的必备条件。正如业内人士所言，有些问题远未达到技术层面，是管理协调的问题。
从必要性而言，中国在仅有5%的非水可再生能源电量的情况下就出现了20%以上的限电损失，与先进国家相比差距很大。即使没有配套储能，电网通过技术和管理方式的创新，也完全有能力大幅改善新能源消纳水平。
从经济性而言，若要求风电企业承担昂贵的储能配套，则会大大稀释整个风电项目的经济性，影响风电开发的积极性。即使真有必要建设配套储能设施，该由哪一方承担投资和建设成本也应进一步商榷。
在一片争议声中，青海省发改委最终表态，不再强制配套储能。
回头来看，青海出台这一政策或是出于促进风电等新能源长远持续健康发展的初衷，但良好的初衷最终要变为各方认可的好政策，仍需很多周全的考虑和细化的工作，这也将考验主管部门的决策智慧。
开发思路和模式嬗变
2017年，无论是主流的发电企业还是中东部的重点省份，提出明确的分散式风电项目计划的不在少数，有的已经落地，有的正在快速推进中。从集中式开发一统天下到集中式和分散式两条腿走路，折射出的是我国风电开发思路和模式之变。
“起了大早，赶了晚集”的分散式风电能否由此扭转尴尬的境地，真正步入发展的快车道？
分散式风电具有天然的优势，但尴尬的是，我国分散式风电并网量只占全国风电并网总量的1%左右，远远低于欧洲水平，其发展水平也总体滞后于我国分布式光伏。
实际上，早在2009年，我国就提出分散式风电概念。2010年，陕西狼尔沟就开展实施了分散式风电项目。主管部门陆续出台一系列政策力挺分散式风电发展。遗憾的是，政策的推动并未带来所期待的开花结果。
究其原因，因素是多方面的。从投资回报来说，分散式风电项目容量相对较小，开发单位成本相对较高。国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，对投资少、规模小的分散式风电积极性不足。
从配套支持来说，各省区分散式风电规划编制和电力消纳研究滞后，政府的引导不够。
分散式风电的推动没有和县域经济的发展结合起来，尤其是和广大农村、农户的利益没有切实结合起来，未得到地方政府支持。
从技术层面说，分散式风电项目呈现多样化，对机组的适应性提出了个性化要求，整机厂商对市场研究不足，尤其是在定制化风机和小型风电标准方面比较欠缺，也没有对分散式风电发展起到应有的引领作用。
对于已告别“野蛮生长”阶段，亟需提升发展质量和优化布局的中国风电产业而言，发展分散式风电已成为提高风能利用率，推动产业发展的必然选择。与此前单纯的政策推动不同，这一次，风电开发企业将具有更多的内生动力。
就整个行业而言，分散式风电发展的核心不是技术问题，而是风电开发思路的转变，不是简单的建设模式的变化，而是涉及风电行业的深层次理念转变。
但愿，“起了大早，赶了晚集”的窘境能从此改变。
事故隐患频发，塑造安全文化方治本
这一年，风电人的心被一连串的重大安全事故牵动着。从表面看，安全事故暴露出的是操作人员心存侥幸、安全主体责任没有落到实处、风险管控措施执行不到位等问题
