3月15日，BNEF发布2022年中国风电整机制造商新增吊装容量排名，数据显示，受海上风电抢装潮落幕及疫情影响，中国风电市场在国家补贴取消后首年装机步伐放缓，2022年中国风电新增吊装容量为48.8GW，相较于2021年下降13%。其中，陆上风电新增43.6GW，同比小幅增长5%；海上风电新增5.2GW，同比下降64%。

根据2022年新增吊装容量，中国风电制整机制造商中金风科技市场份额持续领先，远景能源位居第二，明阳智能重返前三。运达股份与三一重能凭借陆上风电装机优势位列第四位及第五位，此为三一重能首次跻身前五。中国中车相较于2021年上升三位至第六，电气风电与中国海装分别位列第七、第八。

前三大风电整机制造商的市场份额集中度在历经连续两年下降后开始提升。2022年，金风科技、远景能源和明阳智能的市场份额共计54%，相较于2021年前三大风电整机制造商市场份额上升6个百分点。

陆上风电市场中，前三大陆上风电整机制造商市场份额为56%，与2021年基本持平。海上风电前三大整机制造商分别为电气风电（1.4GW）、明阳智能（1.4GW）和中国海装（1.0GW），市场份额合计75%。

1.福建省海风2023年竞配情况

去年1.9毛的海风项目在华能弃标之后，华润和中广核递补中标连江外海项目。目前近海条件稍微好一些的七八个项目，合计约2-3GW左右还会拿出来竞配。针对竞标规则，去年省发改部门有征求大家的意见，比如价格采用综合评分不按照最低价，谁靠近平均值谁的评分最高（比如大家竞标的平均价格是2.6毛，那越接近的得分越高）。预计两会之后没多久启动竞配，发改部分的方案可能已经确定，看省领导的建议，预计今年上半年启动。

此外，此次还是采取控股+参股的团队模式，公司控股和参股的项目都只能有一个。

因为年初上海杭州湾风电项目最终中标价大概在0.23-0.24，配储要求：具有为上海电网提供常态化调峰能力200万千瓦及以上企业，预留储能配置比例不低于10%装机规模、时长4小时以上；常态化调峰能力100万千瓦及以上企业，预留储能配置比例不低于15%装机规模、时长4小时以上；其他企业预留储能配置比例不低于20%装机规模、时长4小时以上。因此本次福建省海风招标价格大家普遍预期在2.6毛上下浮动，据测算，2.6毛的上网电价，对应10000-12000左右的综合造价（4000风机（现在很多海风风机已经不到4000）；5000施工等；2000其他），4500左右利用小时，能到6%资本金IRR水平，收益率一般。

成本讨论：16MW风机成本在4000元以内，施工成本根据不同风场情况不同。如果今年开工的话大概成本在1万/KW出头。离岸距离60-70公里，送出路线100公里，成本会高一些。风资源>地质条件，淤泥多的比较好，吸力桶模式造价下降很多，施工只需要5000多，其他部分大概1-2000，加上机组总体造价大概在11000左右。福建省内包括公司，之后的海风机组的选择都在12MW以上。

2.福建省其他获取海风的方式

除了竞配，还有直配，直配电站享有平价发电的优势（福建3.8毛的上网电价），这一点也有待进一步考证。3.8毛的上网电价，对应10000-12000左右的综合造价，4500左右利用小时，能到16%资本金IRR水平，收益很不错（每年5亿左右净利润）。福能有1.1GW左右直配的项目，中闽大股东福建省投资开发集团有限责任公司有2GW左右直配的项目（2GW主要分布在宁德长乐平潭莆田（宁德地区风速7m/长乐福州莆田10m/漳州9m左右）。无论是竞配和指配的海风项目，都会放在公司这个上市平台里。但考虑到注册资本的体量等因素，有些项目需要大股东先去拿，后续再变更投资主体。

此外，之前有投资换资源的说法，也即200亿的产业投资，可以获配1GW的海风资源（福建省的海风资源非常好），这个有待考证。

福建省资源规划：到2030年新增并网39GW左右（涵盖一部分深远海）。福建目前投产3GW左右，明确业主（路条已经发放）有6-7GW，2023年竞配3GW左右，总计大约12-13GW左右，这也是十四五期间大概能并网的新增的量。

3.今年已经明确开发的项目

福建省今年明确开发的4个海上风电相关项目：三峡福建漳浦六鳌海上风电场二期项目；平潭外海海上风电场项目；宁德霞浦海上风电场B区项目；国家级海上风电研究与试验检测基地项目。

项目具体信息以及相关上市公司如下：

（1）三峡能源漳浦六鳌海上风电场二期项目:400MW，三峡控股65%，福能控股35%

规划场址位于漳浦六鳌半岛东南侧外海海域，本项目场址面积约22.9km^2，场址西距漳浦六鳌岸线30.3～36.7km，中心距离岸线32.8km，理论水深26～40m，项目拟布置单机容量10MW以上的风力发电机组，总装机容量为400MW，配套建设一座220kV海上升压站。

（2）平潭外海海上风电项目：111MW，福能控股100%

位于平潭综合实验区平潭岛东北侧海域，规划面积7.63km^2，项目总装机容量100MW（1月20日福建发改委最新批复该项目由100MW变更为111MW），拟布置11台单机容量8MW及以上海上风电机组。

（3）宁德霞浦海上风电场B区项目：300MW，中闽大股东福建省投资开发集团有限责任公司 100%，平稳运行一年后注入上市公司

位于宁德市霞浦县四礵列岛东南部的外海区域，规划装机容量为300MW，拟布置单机容量8MW的风力发电机组共37台，配套一座220kV海上升压站及一座220kV陆上集控站，项目投资估算 40.91 亿元。

（4）国家级海上风电研究与试验检测基地项目：选址位于福清江阴半岛，预计总投资约40亿，建设期为3年。其中，陆上检测中心占地达200亩，投资约8亿元；配套试验风场初步设计41个机位，投资约32亿元。检测中心的26兆瓦全尺寸地面试验平台以及150米叶片试验平台

风电可利用小时数计算

近期计算协合新能源的披露的可利用小时数的时候感觉对不上，因此查阅了网上常见的利用小时算法：

基本算法

利用小时数最基本的计算方法确实很简单，以年度为例，不就是电量除以装机么？ 年度利用小时数 = 年发电量/装机容量 对于火电和水电机组，由于其装机基本不会发生变化，因此这个公式没有任何问题。 但对于新能源场站，经常会发生年内扩容的情况，这时应该怎么计算呢？

调度部门的计算方法

调度部门延续了生产运行中严谨的观念，计算利用小时数精确到天。 当天的利用小时数 = 当天的发电量/装机容量 全年利用小时数 = 全年每天的利用小时数求和 这种计算方法很好地解决了机组扩容的问题。

发展部门的计算方法（优先考虑）

对于有扩容的情况，发展部门是先计算全年等效装机容量，再计算利用小时。 还以前面风电场扩容的例子来说明。发现了什么秘密？ 发展部算的利用小时比调度算的大了2小时! 当然，由于各部门统计口径、统计上报时间的不同，真实的情况不会只差2个小时，可能差的更多！ 幸运的是，为了对标和便于管理，目前各省基本统一了利用小时的口径，大家都以发展部的统计为准，毕竟人家还有专门的统计分析处，在统计分析上更专业一些吧。

上市公司披露的算法（新天绿能招股说明书）

在巨潮资讯网，搜索“新天绿能”，下载其招股说明书：

在文档中搜索“平均可利用小时”，找到如下内容（此外，招股说明书里还有很多同行的介绍，以及在建项目的介绍，值得一读）

简单来说，该公司的衡量平均利用小时数，用的下面的公式

平均利用小时 = 上网电量/“加权”并网容量

（注意，这里的“加权”并网容量计算方式，可以参考上面“发展部门的计算方法”的算法）

而非网上的 平均利用小时 = 发电量/“加权”控股装机量

可以拿数据验证下，如下图所示：

补充说明：上网电量也即售电量（这里的83.47亿千瓦时和年报里披露的售电量是一致的）

这种 平均利用小时 = 上网电量/“加权”并网容量 的方法，有其合理性。

举个极端例子：假设我装机了很多，但是有一半都没有并网（有的是因为在为并网调试中、有的因为是自用，更极端的情况是装机了但是还没用），再假设是极端情况的极端情况：这没有并网的一半装机都闲置着没有发电（停机了，现实原因可能是国家电网没有让上网，因为上网不是由发电端来决定的，而是根据国家电网调度来决定的），那么再用 发电量/“加权”控股装机量 就不太合适了，因为有一半的装机并没有发电，但是“加权”控股装机量是包括了所有的装机量，这样会导致平均利用小时比实际少50%

同时搞直配和竞配，显然会造成不公平现象：本地企业吃肉，央企吃草❓
第一批低价竞配项目进展缓慢，估计最快今年下半年开工。胡建多变，绿电整体进展较差。参与央企怨声载道。另外，漳州海风很有可能会搞古雷煤电2×66与平价海风捆绑、。。华能与漳州市领导本年互访。

福建省内又是内定又是直配，而且优质资源向福能和中闽倾斜，剩下的资源质量吸引力不足，如何吸引后续外部投资方，是个问题。去年华能低价那事就引起了足够的风波，后面华润接受价格其实从账面收益率来看也很一般，但是华润始终强调有战略意义，就是希望获取更多其他优质项目，是该有所优化。

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