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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。
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