中国风电行业在短短的30年发展历程中经历了翻天覆地的变革，主机设备的招标模式也在开发商的逐渐成熟和主机厂家的技术进步中不断变化。
文|光伏头条
国际能源网/风电头条以期为风电投资者，甚至风电产业发展提供有利建议。
关键词：竞价、平价、LCOE、招采体系、风险
一、国内风电行业发展历程
1.阶段一：1989—2012
中国风电行业从无到有，并快速发展为全球重要的风电市场。这个阶段的主要特点是风电项目开发商较为集中，风电设备主要依赖进口，国内主机设备产业链尚未成熟，但通过第一阶段完成了首次的技术引进和国产化，为此后国内风电市场的蓬勃发展奠定了良好的技术基础。此外国家发改委于2009年7月首次正式发布了风电项目的标杆电价，分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，结合北方区域优质的风资源条件，这一阶段的风电项目普遍具备良好的收益水平，截止至2012年年底，全国累计风电装机容量达7532万千瓦。
2.阶段二：2013—2017
三北区域由于自身消纳能力有限和送出通道建设的滞后，弃风限电的问题快速凸显，国内风电项目开发开始向中东部和南方低风速市场转移。同时风机装备制造行业产能过剩，技术和质量的竞争成为重要的突破口，一批企业在竞争中无法适应而被淘汰，主机厂家的集中度明显提高。在此期间风电开发主体也开始呈现出多样化的特点，尤其是东部经济发达的沿海省份，民营资本在风电开发领域表现十分活跃。风电标杆电价在这一阶段末期稍有降低，到2017年年底分别为每千瓦时0.47元、0.54元、0.54元和0.60元，仍具备较高的补贴水平，截止到2017年年底，全国累计风电装机容量达18839万千瓦时。
3.阶段三：2018—2020
国家能源局于2018年发布了“关于2018年度风电建设管理有关要求的通知”，提出了风电项目要通过竞价方式配置，结合平价大基地的崛起，“风火同价”的时代已经到来。国家发改委于2019年4月16日组织召开了“2019年风电上网电价政策讨论会”，会上提出I、II、III、IV类陆上风资源区的标杆电价相比2018年分别下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。
在此期间，以“特高压+大基地”建设为契机，以“竞价上网”乃至“平价上网”为目标，国内风电发展重心开始回归北方区域。政策和市场巨大的变革倒逼风电行业寻求新的突破，不仅仅是风电装备和技术的竞争力提升，更加需要商业模式的创新，即以风电项目全生命周期的度电成本为核心，通过整体解决方案满足开发商对收益的要求及市场对“风火同价”的期望。
二、国内风电设备招采体系的演变
合理的招采制度有助于开发商选择优质的设备厂商，我国风电设备招采体系先后经历过设备招标、带方案式招标两个重要阶段，分别对应风电行业发展历程的第一和第二阶段，现将前两个阶段做如下分析与回顾：
1.阶段一：设备招标（机组价格+性能考核）
2012之前，风电项目风资源情况良好，投资收益率处于较高水平，风电设备的采购之于开发商来可以理解为一次大件商品的采购行为。
该阶段的评标内容主要聚焦在机组价格、功率曲线符合度、可利用率三项指标。机组价格在评标体系中占据了较大的权重，部分评标规则中价格分占比甚至超过50%，评标过程接近单纯的价格评比，容易出现低价竞争的现象，机组质量无法得到很好的保障。同时设备厂家为了提高项目中标概率，出现虚高功率曲线及可利用率担保指标的现象，虽然各厂家以质保金的方式进行风险担保，但在实际执行阶段设备厂家为顺利通过最终验收，往往采取篡改运行数据的手段来逃避罚则，给开发商带来的损失远超设备厂商所能提供的保障。
2.阶段二：方案招标（度电投资+电量担保）
2013年以来，随着风电开发重心向中低风速区域转移，风电项目的投资收益率逐渐走低，部分南方复杂山地的风电项目甚至处于收益平衡点，开发商也开始有意识的加强对投资风险的把控。
在这一时期的招采制度中，开始出现一种带方案招标的模式，并逐步发展为融合主机含塔筒、主机牵头EPC、主机+PC等多样的招标方式，并迅速受到大部分开发商的青睐。带方案招标的核心内容是发电量担保与降低度电投资，各设备厂商需针对现有的风场条件，采用各种先进的产品技术及增功提效方案提升发电量并进行塔筒重量和基础工程量的定制化。与阶段一的设备招标模式类似，虽然带方案的招标模式从更直接精准的角度对主机厂商的投标方案进行比选，但仍旧无法规避担保值虚高、投标承诺的方案在执行阶段无法兑现等类似的风险。同时以上两种招标模式都仅着眼于当前，未将风电项目建成后6到20年的运营成本的差别考虑在内，也未能有效规避设备厂家毁约风险，依然容易导致劣币驱逐良币的情况发生。
3.阶段三：竞价/平价催生招采制度的变革
2018年以来，国内风电行业正处于由标杆电价时代向竞价/平价时代转型的关键阶段，开发商开发思路的转变、主机设备产业链的技术升级、度电成本向传统能源看齐等转变都在悄然发生着。而不论风电行业发展到哪个阶段，开发商对主机设备的选择都要依靠完善的招采体系，阶段一的设备招标和阶段二的方案招标模式都将逐渐退出历史舞台，国内风电行业需要在新的挑战中积极变革，探寻更为完善的招采制度。
三、竞价/平价时代行业面临的新挑战
1.平准化度电成本LCOE的重要性
在标杆电价时代，开发商可以在对项目的资源情况和建设成本做出分析后，通过IRR的测算进行投资决策，通常当风电项目的IRR达到8%或10%以上时就具备开发条件。
在竞价/平价时代，电价的不确定性导致开发商无法直接进行项目IRR的测算，而由于LCOE与电价无关，又与项目的IRR成正比，因此当开发商能够精准的进行LCOE测算时，就可以通过反算竞标电价或代入平价条件反算收益率的方式进行投资决策。在竞价及平价时代，电价的不确定性和去补贴的必然性迅速拉低了风电项目的收益率，开发商更加重视项目的平准化度电成本的竞争力和准确性，对实现平准化度电成本的方案更为重视，同时对主机厂家的企业实力以及承担责任的能力有了更加谨慎的选择。
传统招标模式下，标杆电价及较好的投资收益率掩盖了部分项目发电能力不足、技术水平不高，运维成本偏高造成的收益风险。但在竞价/平价机制下要求开发商既要能报出有竞争力的电价，又要对发电量，成本等因素做到精准预测和控制，新形势下如何应对全生命周期的发电量、建设成本、运维成本等方面的风险就成了摆在开发商面前最急迫的问题。
2.挑战一：发电量
发电量是影响IRR和LCOE最敏感因素之一，决定竞标电价的关键指标。以10万千瓦风电项目为例，100小时发电量影响全投资税后收益率0.78%，影响LCOE0.0105元/kwh。
例如在湖北某48MW项目招标过程中，年均风速5.21m/s，某主机厂商担保发电量1820h,项目2017年开始陆续并网，2017年12月至2018年12月完整年实际发电小时数仅1493h，按合同条款，最多可以全部扣除厂家保证金，运行期发电量与担保值相差372小时，业主20年运营期损失超过18639万元，按10%常规质保金计算约2300万元，仅相当于业主实际损失的十分之一。
在这个案例中，主机厂商通过不当竞争中标，而实际上蒙受损失最大的是开发商，项目全投资收益率降低2.98%，不仅没有实现效益最大化，还要面临亏损风险。是典型的劣币驱逐良币，导致开发商未能选择真正技术过硬的设备厂家。
3.挑战二：建设成本
在竞价模式下控制造价是降低LCOE的另一个重要手段，必须精益管理每一分成本。而影响工程造价的主机或EPC招标在招标过程中往往也是“重点雷区”。
项目投资每降低100元/kw成本，IRR可提高0.32%，LCOE降低0.0041元/kwh，在主机招标过程中，除了压缩主机价格，塔架重量也是重点考核指标，塔架重量每优化10t/台，50MW项目相当于200吨，按9500元/kw价格折算，合计190万元，折合主机价格38元/kw，因此在实际操作中，开发商及设备厂家不断降低安全边界值，把所有安全系数都押在了设备工艺、质量管控、控制策略、各个环节的理想衔接上，项目运行后出现质量风险的概率大增。例如最近的甘肃某风电场发生的倒塔事故，不仅造成经济损失，甚至造成了人员伤亡，对开发商和主机厂名誉更是无可估量的损失。
面对EPC造价承诺，有的主机厂商事前不进行优化设计，控制成本，而是先拿标再考虑成本，若项目与投标成本相差巨大，则中标后直接弃标，对开发商的项目推进等影响巨大。以青海某项目EPC招标为例，某主机厂家承诺发电量比第二名高292小时，EPC价格低74元/kw，但在最低价中标后迟迟不签合同，在和客户谈判无果的情况下，最终放弃执行。
4.挑战三：运维成本
市场通用的经评概算模型中，运维成本均统一按固定资产价值的百分率取值，导致运维部分与主机投标价格同向波动，而运维方案不作为评标考核指标，体现不出机型真实质量水平的优劣差异。同时运维水平不一所导致的发电量损失更是投资模型中所无法察觉的一项巨大损失，很多风电项目机组可利用率很高，但项目实际发电能力却并不强，机组经常在本该发电的风速下出现突发故障，而在小风速的情况下却正常运行，最终导致机组平均可利用率达标，但能量可利用率却并不理想的现象出现。
运维成本的高低实际是由设备厂家技术水平决定，而机组技术路线也是影响运维费用的因素，以2MW级机组为例，维修一次齿轮箱费用110万元，维修期至少2天停机，而直驱机组完全没有此类运维费用的支出。长远看，只重视初始投资不重视运维后续损失，只有开发商自己消化。
5.挑战四：不确定性风险
在国家退补贴的大前提下，后续政策的调整，风资源评估偏差，机组运行质量及发电能力都对业主收益造成不确定性，如何把控风险，锁定项目收益，体现开发商的智慧和决心。
在标杆电价时代，由于项目的投资收益率水平较高，对于一个6m/s平均风速、6000元/kw造价的风电项目，即使以上风险同时出现，开发商的全投资收益率仍能够保持在10%左右，不至于导致整个项目处于亏损状态。而在其它边界条件不变的前提下，若将上网电价下调至脱硫火电标杆电价，则几项风险叠加后整个项目的全投资收益会下降至7%甚至更低的水平，造成开发商巨大的投资风险。
综上所述，在竞价/平价新的市场形势下，开发商急需探索一套新的招标模式来全方位的把控各类风险，合理比选设备厂商的投标方案及企业实力。而在2019年年初的乌兰察布六百万千瓦平价大基地的招标过程中，其实已经能够明显的看到开发商思路的转变。
四、竞价/平价时代招采体系探索
1.以度电成本为核心指标的招标模式
乌兰察布大基地采用“全寿命周期管理”的理念，以度电成本最优为目标，以质量优先、效益第一，风险可控为基础，建设管理创新、技术先进、智慧运维、电网友好、生态和谐的世界一流风电基地。
乌兰察布大基地要求投标人在现场自行微观选址的基础上推荐机型方案，提出最优的风电场布置方案和年上网电量，同时风机机位布置需考虑现场敏感性因素，集电线路和道路等的投资优化，并以承诺功率曲线、机组可利用率进行考核。投标人除了负责提供所供设备的安装指导、调试、以及整机5年的质保期服务外，还需要提供机组和塔筒第6至第20年检修维护服务，大部件第6至第20年质保服务等。综合评分根据各投标人的技术先进性（45%）、质量（5%）和度电成本(50%)几项得分进行加权计算，根据综合得分高低进行推荐排序。
技术先进性：结构特点及配置，重点考虑主要部件品质、备品备件及耗品、专用工具的种类、数量等；性能保证；运行特性；先进性技术应用；智能化程度；业绩及技术成熟性；交货进度及交货保证措施（考虑综合制造能力）；售后服务；对场内道路要求、吊装方便性、基础等配套项目；计算发电量、机组可利用率并考量低风速发电能力。
质量：考虑已投运项目运行表现和以往合同执行情况
度电成本：通过投标人提供的机型及机型布置方式，对风机基础、升压站、道路、集电线路、安装施工等主要建设成本的影响，折算出对项目整体造价的成本，与风电机组评标价格、大部件质保、检修维护成本等生产成本、运行成本相加得出全寿命期总成本，再根据评标发电量和上述全寿命期总成本，计算得出度电成本，以此作为度电成本评分依据。
2.乌兰察布规则优势及局限性分析
乌兰察布大基地围绕“平价上网示范”的核心建设目标，通过三段式评价度电成本最优策略对投标人进行约束，使项目造价和风险均在可控范围内。招标规则充分保障了开发商的投资安全和项目收益。
由于乌兰察布大基地为单一开发商，未考虑电价竞标因素，各投标厂家边界条件基本一致，开发商对于设备厂家的比选主要集中在方案本身。而对于一个多开发主体的大基地项目或单一省份的竞争性配置或平价项目申报，开发商除需要对方案本身进行把控之外，还需要对自身实力及合作厂家的整体企业实力有一个清晰的定位，这样才有利于在激烈的市场竞争中获取优质资源或优先开发权。
五、适应竞价/平价时代的招采体系
1.招采体系整体设计
在传统的风电项目开发建设过程中，开发商通常在项目快要进入工程建设阶段时再通过设备招标的方式确定主机厂家，并要求3到6个月内进行批量供货。而在竞价/平价时代，开发商实现最优竞标电价或最优收益平价上网的前提是在项目上报前精准测算项目的LCOE，因此在项目上报前便绑定有实力的主机厂家进行联合测算就成为了更合理的选择。强强联合、互利共生，在项目前期实现快速而精准的LCOE测算，在此基础上进行电价和收益反算。
2)适当扩大标的范围
为确保前期绑定的方案可在项目执行阶段得到落实，建议开发商适当扩大标的范围，除主机设备外，可将EPC、质保期外运维服务等作为标的一部分进行统一招标，并要求方案可承诺、可执行，一方面可防止主机厂家在投标方案中夸大其词，另一方面可在项目执行阶段从设计院和主机厂家的方案中择优执行，通过良性竞争进一步优化项目方案。
3)以LCOE为核心的评标规则
在评标规则方面可充分借鉴乌兰察布大基地的整体设计，围绕LCOE这一核心指标结合开发商自身特点和需求进行补充完善，叠加对厂家技术先进性和企业实力的评估，则可在竞价/平价时代形成一个帮助开发商快速锁定优质合作伙伴的招采体系。
2.以LCOE为核心的评标规则
1)度电成本：LCOE的全面评价
理论发电量和或有发电量损失概率：以上两个因素决定了风电场20年全生命周期的总上网电量，项目收益率受其影响的敏感性最高，因此也是开发商在进行招标规则设置时最为重视的部分之一。结合传统招标规则表现出的各类风险，建议开发商主要从以下几个方面进行规则设置：
a)功率曲线合理性：一方面可通过担保动态功率曲线的先进性和合理性进行考核，如功率曲线最优Cp值不低于0.465，不高于0.475。另一方面也可借鉴由第三方认证或测试机构出具的可信度较高的功率曲线测试报告来进行考核，由于大部分实测功率曲线并非适用于所有风电场区及特定的环境条件。更为合理的方式应委托第三方测试机构出具特定风电场的功率曲线评估报告，可使各主机厂都在同一边界条件下进行比选。
b)风电场后评估反推实际折减系数：折减系数的选取直接影响对担保电量客观性的评估，开发商可通过调研自有运行风电场不同设备的实际折减系数或借鉴中电联等机构的权威统计数据，对不同厂家的发电量进行不同程度的折减。
建设成本：风电场建设成本可等同于项目的初始投资，主要由机组成本和工程成本两部分组成，此外工期的优化也可带来资金成本一定程度的降低和发电收益的提前获取。
a)机组成本：受风火同价政策的影响，风电行业的主机设备价格从2017年下半年至2018年上半年经历了20%至30%的降幅。在此期间，主机设备的下游供应商大多未能实现迅速的成本优化，导致个别主机设备厂家为保障合同利润率在执行“低价”合同时以次充好，偷换不合格供应商，带来巨大的质量隐患。2018年下半年开始主机设备价格的回升也印证了风电行业主机设备的成本优化并未一步到位，开发商还需合理评估、小心决策，避免采购低价低质的主机设备，而应选择性价比高，有利于实现度电成本最优的主机设备。
b)工程造价及工期把控：根据项目资源和地质特点不同，工程造价在总投资中的占比可在30%至60%之间浮动，同样对风电项目的初始投资有着显著的影响。目前国内主流设备厂家基本都具备或能够具备含塔架供货或提供主机厂牵头EPC的服务能力，此种模式一方面可将造价的不确定性由开发商侧部分转移至主机厂家侧，使双方绑定成为利益共同体，利于项目进度的整体推进；另一方面可推动各主机厂家充分发挥自身方案优势进行多学科综合优化，若最终呈现方案能够做到可承诺、可执行，则可在竞价/平价形势下形成新的行业生态，实现度电成本的降低。
运维成本：在标杆电价时代，运维成本的取值在经济评价模型中通常是一个固定比例的取值，并未针对设备故障率、备件消耗量及大部件损坏概率等因素进行差别考虑，而在精益管理过程中运维成本的精准取值和差别测算也可在竞价/平价时代进一步优化度电成本。
a)6至20年常规运行维护费用：借鉴2019年年初的乌兰察布大基地招标模式，开发商首次要求各投标厂家提供质保期外6至20年运行期含大部件运维的质保费用。而从开标结果分析来看，各主机厂报价参差不齐，从中也直观反映各主机厂对自身设备运维成本的客观分析。以国内设备厂家龙头金风科技为例，由于选用直驱技术路线，天然具备运维成本低的优势，在乌兰察布的投标中也已低于35元/千瓦/每年的报价充分体现这方面的优势。
2)技术先进性：LCOE可兑现的有力保障
在一个完善的评标规则中，除了从经济性的角度进行比选外，还需要从产品本身出发，对其技术先进性进行充分的评估。尤其是在国内风电整机产品的同质化现象明显的今天，当开发商面对相同叶轮直径和相同单机容量的产品时，建议通过挖掘产品背后的“故事”来进行进一步的甄别，确保所选取主机厂家有充分的能力兑现保证的LCOE，主要可以从以下几个方面进行：
大部件品牌评级：风电整机主要由机舱、叶轮、发电机三大部分组成，其中主轴承、发电机、叶片、齿轮箱等大部件的选择对机组运行和可靠性的表现至关重要，而通常成本更高的国际一线品牌才是最优选择。以主轴承为例，大部分设备厂家早年一直坚持选用国际一线品牌，但是随着成本压力的不断增加，某些设备厂家悄悄地把进口品牌换成了国产品牌，造成失效率居高不下，甚至出现质量问题需要批量更换。再比如双馈机组的核心大部件齿轮箱，国内领先品牌南高齿的产品与国际品牌威能极相比仍存在着故障率高，漏油现象频发的问题，开发商需要在评标规则中通过分值设置体现不同质量的大部件的得分差别，以确保整机大部件的可靠性。
机组的技术路线及其特点：风电行业的发展过程中涌现过各类不同的技术路线，最终形成规模化发展的主要是直驱永磁和双馈励磁两种路线，同时还出现了介乎于两者之间的半直驱技术路线。平心而论，这三种技术路线各有特点，直驱永磁技术路线由于完全取消了齿轮箱这一大部件，在整机效率、机组可靠性和运维成本等方面均具备天然的优势，但其成本相对较高。双馈励磁技术路线凭借其技术门槛低，成本优势和产业链相对成熟等特点成为大部分主机设备厂家首选的路线，但大速比主齿轮箱故障率高以及定子直接和电网相连的短板使其很难适应绿色生态和电网友好性的行业发展趋势。而半直驱技术路线做为两种主流技术路线的结合，目前并未显现出1+1大于2的优势，反而在运维便利性和可靠性上都仍旧存在无法解决的瓶颈，很难发展为与其它两种路线平起平坐的成熟体系。
增值方案的先进性及可实施性：为帮助开发商实现更有竞争力的度电成本，主机厂家都竞相通过叶片加装附件、机组功率柔性调节、大数据学习优化机组控制策略等硬件升级或数字化的手段提供风电场的增功提效方案。而实际上很多类似的方案仅停留在概念设计阶段，未经样机测试或认证机构的检验，其实际效果也不应在评标过程中得到认可。因此开发商需要通过设置门槛和加分条件对厂家提供的增功提效方案进行分类比选，选取真正可以落地并体现实际效果的方案进行应用。
■应用业绩
■认证情况
■实际案例效果
■针对本项目的应用效果评估
机组未来技改的便利性：在一个风电场至少20年的运行周期中，经常会由于政策调整或者故障问题需要进行技改，其中以电网端的技改需求最为典型。在风电开发的初期，西北电网对新能源电站的并网能力并无硬性要求，但随着新能源装机占比的提升，西北电网开始逐渐提出高/低电压穿越、电能质量、一次调频等越来越严苛的并网能力要求，主机设备针对新增要求的适应能力和技改便利性就显得尤为重要。开发商需要在设备比选阶段将此类运营期的附加投入考虑在内，优先选择技改便利性和经济性更优的设备，有利于实现全生命周期度电成本最优。
3)企业实力评估：全生命周期风险控制
如果将2018年国内风电主机厂家的前十名与2010年国内风电主机厂家的前十名进行对比分析，不难发现其中四家厂家已经退出第一梯队，而风电项目做为一个20年生命周期的资产，很容易面对风机还在而厂家已经倒闭的窘境。近年来国内风电行业现阶段正处于快速整合阶段，主机设备招标的订单正快速向排名前十甚至前五家主机厂商集中，面对当前竞价/平价形势下愈加激烈的市场竞争，榜单之外的主机厂家若非有突破的战略动作，最终难逃被兼并或倒闭的命运。借鉴之前的行业经验教训，建议开发商在竞价/平价时代除了对设备和方案本身通过招标规则设置进行合理比选之外，也应对主机厂家的持续经营能力和抗风险能力进行综合评估，保证自身的风电场在20年全生命周期中有备件可用、有运维服务保障。
六、结论
综上所述，中国风电行业在短短的30年发展历程中经历了翻天覆地的变革，主机设备的招标模式也在开发商的逐渐成熟和主机厂家的技术进步中不断变化。
在竞价及平价时代，受电价及项目收益降低和项目开发节奏加快等因素的影响，传统的由商务、技术、价格三部分组成的评价体系很可能会被度电成本、技术先进性、企业实力评估三个新的部分所取代。
当主机厂家的竞争由群雄逐鹿演变为“七国之乱”或者是“三国争霸”之时，也许开发商对主机厂商企业实力的重视和评价会远大于其产品或者方案本身，我们可以拭目以待。