王晓宇：首先，我认为光伏和风电并不相互对立，可能定义为竞合关系更为确切。从历史角度看，风电度电成本一直比光伏低很多，但另一方面，特别是近几年，光伏的成本下降速度已经明显超过了风电，加之光伏行业更加贴近用电侧分布式发展模式，因而成为近期关注热点。当然，我们也非常乐见光伏度电成本能够进一步下降。
但是，我觉得风电本身也具有很大的成本下降空间。单纯从技术角度而言，与很多成熟行业的科学技术相比，风电还有很多可以提升的空间。
中国能源报：这些空间具体体现在哪些方面呢?
王晓宇：首先，光伏成本下降速度非常快，但其效率提升的速度却远没有达到预期。虽然风电成本的下降速度并不尽如人意，但能量利用效率的提升速度却非常抢眼。10年前，82米的风轮直径在业内已经是很大了，那时常见的风轮直径只有50米、60米。而现在，直径达到140米、150米、160米的风轮都已经不再是新鲜事了。风轮直径的增大会成比例提升风能效率。
除了风轮直径，轮毂高度也是一个非常重要的参数。轮毂高度提升以后，在很多地区，特别是中东部地区，风速增加非常明显。也就从去年开始，风电行业才意识到，原来测风时竖80米、90米高的测风塔，风速只有5m/s左右，但如果把塔筒高度上升到140米，风速会提高1m/s。这意味着我们可能还有很多新的资源待发现。
光伏行业在材料方面的突破和提升所引发的成本效应，可能就像芯片一样，会呈摩尔指数式下降，而制造风机大量应用的还是像钢材这样的传统材料，所以很难像光伏一样，但其在捕风效率、能量转化效率提升上仍有很大空间。
中国能源报：那么,在整体的风机功率上，国内的大型风机研发制造在国际范围内处于怎样的水平?
王晓宇：国内大型风机优势并不明显，但并非取决于研发水平，主要还是由国内的市场需求决定。
我相信目前国内企业有能力制造即便是10兆瓦的风机。但是风电和火电装机很大的差别在于，风电不是靠可控能源发电，所谓的兆瓦数只是一个名义兆瓦数。各不同的市场有不同的单位千瓦扫风面积，目前，在我国用电负荷较大的地区，风资源相对较差，风功率密度较低，这时如果想捕获足够能量，就意味着风轮直径必须同步增加。但若能够捕获的能量是相对固定的，继续增加功率反而是浪费。
海上风电也是同样道理，很多地方政府为争夺海上风电资源，提出了鼓励使用5兆瓦、6兆瓦、8兆瓦甚至10兆瓦的风机。的确，欧洲海上风电使用的多为大兆瓦风机，但欧洲海上风场的风速非常高，在北海风场，风速基本都在9m/s以上。在如此高风速条件下，风能密度很高，风轮直径太大反倒没有必要，一定的扫风面积就可以捕获足够能量。这时使用2兆瓦、4兆瓦的风机可能就不够划算，多数情况下，6兆瓦、7兆瓦甚至8兆瓦的风电更为合适。同时，增加风机兆瓦数，还会节省很多基建投资。但在中国，除福建海峡部分地区风速能够到达9m/s外，广东风速通常只有6-7m/s，江苏可达到7-8m/s，山东很多地方风速只有约6m/s。这种情况下，使用7兆瓦、8兆瓦、10兆瓦的风机意义不大。
中国能源报：当前，陆上风电的可开发风速已经突破到5m/s，您如何看待这种可开发风速下降的趋势，是否会存在极限风速呢?您认为未来几年影响风电开发的重要技术突破可能在哪些方面?
王晓宇：风速下降到4.7m/s左右以后，其实际蕴含的能量会越来越少。当风速越来越低，就要用更高的成本去捕捉能量。风速从5.5m/s降到5.2m/s甚至继续下降，虽然风速呈现线性下降，但可开发的区间却不是线性增长。事实上，当塔筒高度达到120米，风速维持在5m/s左右，中国几乎有70%-80%的地区都可以开发风能资源了。当然，这并不是一种特殊的技术，将相应的技术应用到高风速区域，发电小时数就会呈现更加明显的增长。但若将“三北”地区的风电外送到负荷中心，也要考虑输送成本。
中国能源报：除了技术手段外,还有哪些是影响风电平价上网的重要因素?
王晓宇：按照国家能源局制订的路线图，发电侧的平价上网是在2020年，我认为除了技术准备，还必须用市场化手段解决现在电力交易的问题。必须要让风电企业在平价上网后，依然能赚到钱。
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