前言2020年的11月，三一打响了平价风电主机降价的第一枪，在当时开创了3100元/kw买风机送塔筒的市场之间的竞争局面。而此后，风机价格一路如洪水决堤不可阻挡，到2021年6月，2360元/kw的价格，同样是主机带塔筒，再到今年2月，1889元/kw的价格，还是主机带塔筒，价格的持续下降，给我们的风电开发公司能够带来了巨大的冲击！

　　在风机价格持续下降的时候，我们的风电开发企业也在面临着抉择，是等待继续降价，还是赶紧招标，因为对价格趋势的判断没有清醒的认识，2021年，全行业风电不含海上风机招标，陆上风机招标量突破50GW，实际2021年装机量31GW，约20GW处于中标待建状态，而这一等待建设，问题来了：

　　价格的下降让我们的风电场客户实在是难以接受，几个月过去了，需不需要和中标企业沟通降价呢？确实价格下降的幅度超过了30%，对于三北6000元/kw的单位造价风电场，800-1000元的价格差会提升整个风电场收益率3-5个点，如果不调整，整体收益率相对当前市场行情报价差异太大，调整是不是合乎法律，所以非常纠结！

　　显然，协商降价是必然做法，而且很多项目都采取了预中标的方式，有三个预中标人，第一中标人不同意协调降价，可能第二中标人协商价格ok，问题就在于中标人如果降价，意味着自身的利益受损！如何弥补这个损失，问题就来了，你要我降价，可以，但必须基于当前市场行情报价的机型同步调整。

　　早在2018-2019，行业就发生过很多类似的案例，项目中标机型与最后合同签约机型进行了变更，大部分的都是机型容量增大，而这时候都是中标人因为利润较低的情况下进行的乙方申请变更。但到了今天，这个形势发生了改变，因为市场行情报价的一下子就下降，导致开发企业调整价格和机型，国电投乌兰察布项目就是典型案例，当初2018年的招标价格都是3500-3800元/kw，最低上海电气3200元/kw刷新当时历史，但因为该项目各种客观因素未能开工建设，时间过去几年后，价格已经下降50%，机型也有当初的4.5-4.8MW上升到今天的6-7MW，重新谈价是必然的。

　　价格下降导致中标人的标的也是一下子就下降，据了解，乌兰察布项目价格从3000元以上下降到2000多元，实际上这样的价格我个人觉得客户也难以满意，近期1600元的总部价格比比皆是，对当初中标标的金额直接腰斩！

　　如果说4.5-4.8MW的机型调整到5-7MW目前尚未实际交付还只是销售额降低，对于即将交付而导致的机型调整降价项目，对风电主机厂的产业链供应带来了巨烦？

　　过去预定的大部件出现重大调整，怎么消化？叶片模具已经生产，机型取消，费怎么摊销，这都是一堆难题！大容量机型带来的分家成本一下子就下降的利好，同时也给市场的需求带来了巨大的冲击，技术更新太快，产业链的联动反应尚未适应，技术迭代已经跳过去了，立即进入7MW时代，叶片从170m跨入19x时代，当初以为是个王者产品，结果只是个过客。

　　据行业消息，叶片行业最近遇到了订单机型调整的烦恼，叶片型号出现调整，订单取消，重新交付新的型号产品，前期的投入怎么办呢？说来所趋都是技术更新太快惹的祸！

　　其实，我们也欣喜的看到，从2021年开始，风机行业的容量平台和叶片平台设立理念在很多主机厂正在实施，金风科技的叶片191型号从4.x一直覆盖到6.x，半直驱的驱动链+发电机平台也是4-5MW平台，这样的平台技术的执行，给未来风机的机型更改调整就带来了巨大便利：你调整没问题，我的大部件订购不会受影响。容量越大，成本越低，按照每个客户的需要进行机型调整。

　　当然，我个人觉得2021-2022年的风机的技术更新竞争速度有点过激和过快，5-7MW平台有必要进行一段时间的技术沉积，把这样的平台的技术、质量和可靠性深度挖掘，把各方面的成本进行深挖。否则2020年抢装出现的近期风机频繁大事故发生将要重演！

　　度电成本没有实际意义，因为度电成本是以额定功率为分母计算出的计算成本，而额定功率是只有在额定风速条件下才可以做到的出力，而自然界的额定风速很少出现，也就是说风电的满发率太低，额定功率或度电成本没有实际意义。

　　现有的风电技术提高额定功率的唯一途径就是延长叶片的长度，而水平轴风轮的效率随着业长的增长而降低，计算表明1.5mw的风机的效率为0.32，而10mw的风机的效率只有0.05，而风机的效率只会影响发电收益，而丝毫不影响招投标，因为招投标只考虑度电成本的高低，而度电成本与效率无关，只与额定功率有关，额定功率越高，度电成本越低，越有可能中标，至于效率和收益与设备厂家无关。

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