2022年海力风电发展现状及业务布局分析 大型化推动风电成本显著下降

1.海力风电：国内海上风电塔筒桩基龙头，规模效应日益显著

风电领域精耕细作，海上风电塔筒桩基市场领先

江苏海风电力设备科技股份有限公司是一家坐落于长三角的专业制造风机塔架及海上风机基础的生 产型企业，产品主要涉及陆海风机塔架、海上风机单桩基础、海上风机导管架承载平台、测风塔等 风电钢结构等。公司成立于 2009 年 8 月，早期业务以陆海风电塔筒为主。2013 年 2 月，为丰富海上 风电产品线，公司设立海灵重工，增加桩基业务，自此形成了海上风电塔筒和桩基的双主业格局。 2021 年 11 月，公司在深交所挂牌上市。

风电塔筒、桩基作为公司核心产品，不仅包括 2MW 至 5MW 等市场主流规格产品，还涉及 6.45MW、 8MW 等大功率级别产品。公司自设立以来聚焦于海上风电，并在生产经营过程中建立了技术工艺、 客户资源、产能布局、经营规模等方面优势。根据公司招股书显示，2019 年公司海上风电塔筒、桩 基产品新增装机容量占有率分别为超 25%、23%，处于市场领先地位。

公司股权较为集中，股权结构稳定。公司控股股东为许世俊，实际控制人为许世俊、许成辰父子。 截至 2021 年 11 月 27 日，许世俊直接持有公司 31.92%股权，并通过员工持股平台海力投资间接控制 公司 1.74%的股权；许成辰直接持有公司 14.45%股权，并通过海力投资间接持有公司 0.17%股权，二 人合计控制公司 48.28%的表决权。

塔筒、桩基贡献主要收入，客户资源优质

桩基、塔筒业务近几年收入占比超九成。2019-2021 年，公司桩基销售收入分别为 8.13、28.92、34.04 亿元，占营收比例分别为 56.15%、73.61%、62.37%，为公司第一大收入来源；公司第二大收入来源于 风电塔筒，2019-2021 年销售收入为 5.75、9.76、19.27 亿元，占营收比例分别为 39.71%、24.84%、35.31%， 两者合计占比超过 90%。

江苏地区收入占比较高。分地区来看，由于公司地处江苏省南通市，自 2018 年底以来，江苏省核准 大批海上风电项目，其中半数以上在南通启东、如东海域，其余项目分布在盐城大丰、射阳、滨海 海域，均与发行人相距较近。公司凭借区位优势深耕华东区域，故公司华东地区销售收入占比较高， 尤其是江苏地区收入占比近几年维持在 90%以上。

客户资源优质，收入集中度较高。公司凭借技术工艺、客户资源、产能布局、经营规模、产品质量 等多方面竞争优势，先后与中国交建、天津港航、龙源振华、华电重工、中天科技、韩通重工等风 电场施工商，国家能源集团、中国华能、中国大唐、中国华电、华润电力、三峡新能源、中广核、 江苏新能等风电场运营商，以及中国海装、上海电气、金风科技、远景能源、运达风电等风电整机 厂商建立紧密的业务合作关系。2019-2021 年，公司前五大客户销售收入为 28.65、20.40、40.56 亿元， 占营收比例分别为 72.93%、71.94%、74.32%。

公司业绩快速增长，盈利能力稳步提升

受益于华东地区海上风电发展，公司营收和净利润快速增长。近年来，受益于国家对于风电产业的 支持，以及华东地区海上风电市场的快速发展，公司营业收入及利润保持良好的增长态势，2017-2021 年公司营业收入由 8.54 亿元增长至 54.58 亿元，年均复合增长率 59.78%，归母净利润由 0.30 亿元增长 至 11.13 亿元，年均复合增长率为 827.50%。进入 2022 年，受到海上风电“抢装潮”过后需求下滑以 及疫情的影响，公司收入和净利润出现一定程度的下滑，2022Q1 公司实现营业收入 1.53 亿元，同比 下降 86.03%，归母净利润 0.62 亿元，同比下降 70.27%，但是随着未来海上风电项目的逐步推进，业 绩情况有望逐步改善。

公司盈利能力稳步提高，2022 年受疫情和原材料价格影响盈利能力承压。2019-2021 年公司的毛利率 分别为 24.01%、24.48%、29.13%，呈现稳步上升的趋势。分产品来看，桩基的毛利率总体保持稳定， 而风电塔筒及导管架的毛利率存在较大波动，2017-2018 年主要受到钢材价格波动以及为提高市占率 以较低的价格获取订单的影响，塔筒毛利率较低，随着海上风电“抢装潮”纵深推进以及公司综合 实力的显著提升，公司与下游客户议价能力不断增强，塔筒毛利率逐步提升。2022 年海上风电进入 平价周期，各环节均有降价压力，且原材料价格维持高位以及疫情对发货有一定的影响，公司盈利 能力承压，2022Q1 毛利率仅为 6.67%。

期间费用率大幅下降，利润率保持高速增长。随着公司综合竞争力增强、议价能力提高，以及规模 效益逐步体现，公司期间费用率实现大幅下降，2017 年至 2021 年由 13.29%下降至 1.92%，展现出公 司强大的成本控制能力。在毛利率稳步上升、期间费用率大幅下降的双重影响下，公司净利率亦保 持了大幅度的增长，由 2017 年的 2.86%增长至 2021 年的 21.55%，2022Q1 由于收到较多政府补贴的原 因净利率达到 41.52%。

公司现金流状况受下游施工节奏影响波动较大，未来有望趋于平稳。2019 年至 2021 年，公司经营活 动产生的现金流净额分别为 2.66、0.58、7.03 亿元，波动较大的主要原因是受到“抢装潮”的影响， 2019 年随着“抢装潮”的逐步深入，客户为进一步加快项目实施进度，保证产品的及时运抵，及时 按照合同约定向公司支付预收款项，而 2020 年由于公司承接的主要项目仍处于集中施工阶段、尚未 进入试运行阶段，客户根据合同约定尚未向公司支付合同结算款。未来随着“抢装潮”结束，风电 进入平稳增长期，公司现金流情况有望趋于平稳。

2.海上风电迎来发展机遇期，塔筒桩基需求量逐步释放

中国风电周期性减弱成长性增强，“十四五”风电需求预期上移

中国风电市场受政策影响表现出明显的周期波动性，政策稳定、补贴退坡未来成长性属性有望增强。 根据中电联数据，我国风电新增装机量由于受到补贴政策和监管政策的影响，表现出了一定的周期 波动性，累计并网装机容量从 2011 年 46.23GW 增长到 2021 年的 329.1GW，年平均增长率约为 21.6%。 而 2021 年后，一方面未来政策更加注重长远发展，稳定性加强；另一方面，补贴退坡后风电市场进 入成本驱动的内生性增长阶段，未来我国风电行业有望由周期性向成长性过渡。

国内碳中和政策持续加码，顶层设计支持能源结构转型加速。面对严峻能源危机和结构性失衡问题， 我国向全世界宣布了“双碳目标”，即二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前 实现碳中和。未来二三十年碳中和将是一个大的产业趋势，驱动能源格局的重大转型，光伏、风电 等绿色能源占比都会急剧上升，国家也相应地出台了多项政策及指导措施，积极推动清洁能源发展。 我国为此提出了刚性指标进行管理，即要求到 2025 年单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放分 别降低 13.5%、18%，非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右。

新增装机机组功率提升明显，风机大型化趋势显著。近年来，新增装机机组功率提升显著加速，据 CWEA 统计 2020 年国内新增陆上风机平均单机容量达到 2.6MW，较 2010 年提升 76%；海上风机平均 单机容量达到 4.9MW，较 2010 年提升 85%。从 2022 年新招标的风电项目来看，陆上风电项目的功率 大部分保持在 4MW 以上，海上风电项目大部分保持在 8MW 以上，我国风电正式进入大型化时代。

大型化推动风电成本显著下降，风电经济性逐步凸显。大型化带来的是风机价格的迅速下降，根据 金风科技 2021 年业绩演示材料的数据，风机投标价格自 2020 年起就开始呈现下降趋势，其中 4S 系 列风机投标价格已从 20 年 6 月的 3497 元/kW 下降到 21 年 12 月的 2359 元/kW，一年半的时间降幅达到 32.5%。而进入 2022 年之后，不管是陆风还是海风，风机招标价格屡创新低，其中多个陆风项目的风 机招标价格在 2000 元/kW 以下，海风项目则在 4000 元/kW 以下。

弃风率显著下降并网消纳问题缓解，抢装后风电招标量超预期。并网消纳问题一直是严重制约风电 产业可持续发展的主要问题，根据国家能源局统计，2016 年我国平均弃风率 17%，达到历史最高点。 随后在一系列针对可再生能源消纳的政策推动以及特高压输电线路的逐步建成，我国弃风限电情况 逐步好转，平均弃风率持续下降，2020 年我国平均弃风率为 3%，相较于 2016 年下降了 14pct。在经 历陆风和海风平价前的抢装之后，平价项目招标需求持续释放，根据金风科技公布的数据，2022 年 1-3 月招标量达到 24.7GW，同比增长 74%。通常风电项目的建设周期在一年左右，招标量对于下一年 的装机规模具有较高的指导意义，风电项目招标量逐步释放，对于短期装机规模提供了有力的支撑。

“十四五”期间风电行业装机有望保持高成长。长期来看，随着风电成本的进一步降低，未来风电有 望进入高速成长期，叠加碳中和的国家战略目标，陆上风电以及消纳问题更容易得到解决的海上风 电有望在“十四五”期间实现高速增长。预计“十四五”期间我国风电年均装机有望达到 50GW，复合增速 接近 15%。

海上风电发展潜力大，2023 年有望开启快速上行期

海上风电先天优势明显，近几年增速较快。相比陆上风电，海上风电具有资源丰富、发电效率高、 距负荷中心近、土地资源占用小、大规模开发难度低等优势，不管是从全球角度还是我国角度，海 上风电均为重要的发展方向，目前被各国重点推进。根据 GWEC，2011-2020 年全球海上风电累计装 机量平均复合增长率为 23.69%，显著高于全球风电同期整体装机量的平均复合增长率 9.65%。

国内海风增速领先全球。根据国家能源局的数据，2021 年我国海上风电异军突起并网容量 16.9GW， 累计装机规模达到 26.4GW，2013 年中国海上风机累计装机容量仅有 0.5GW，CAGR 达到 66.4%，增速 领跑全球。

我国东南沿海省份海风资源优越，潜在可开发资源丰富。我国海上风资源丰富，地质条件较好，且 毗邻广东、江苏、浙江等国内最重要的用电负荷地区，资源禀赋与发展诉求相契合，适宜建造风电 场，长期增长空间较大。根据中国气象局风能太阳能资源中心发布的《2020 年中国风能太阳能资源 年景公报》，2020 年我国近海主要海区 100 米高度层年平均风速约为 8.3m/s，年平均风功率密度约为 832.2W/m2，显著高于陆地 100 米高度层的 5.7m/s 和 221.2W/m2。另外根据国家发改委能源研究所发布 的《中国风电发展路线图 2050》报告，我国水深 5-50 米海域的海上风能资源可开发量为 5 亿千瓦， 50-100 米的近海固定式风电储量 2.5 亿千瓦，50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千瓦，远海风能 储量 9.2 亿千瓦，潜在可开发资源量较大。

随着海风投资成本的降低，海上风电平价时代或加速来临。以风资源较好福建省为例，根据《我国 海上风电区域开发方案浅析》的披露，福建省海风的平均风速在 7.1-10.2m/s 之间，年平均利用小时 数 2400-3800 小时，尽管由于受到海床结构和台风因素影响，单位造价较高，然而由于海风资源禀赋 优异，根据我们测算目前福建海上风电度电成本为 0.41 元/kwh 左右，处于较低水平。如果以福建省 脱硫煤电价 0.3932 元/kwh 进行敏感性测试，在 3200 小时的年均利用小时数的情况下，建造成本达到 1.2 万元/kw 的时候，内部收益率将超过 7%。未来随着海上风电投资成本的进步下降，海上风电的经 济性将逐步提高，迈向真正的平价。

“十四五”期间沿海各省总规划超过 50GW，支持我国海上风电需求。综合各沿海省份“十四五”海上风 电规划来看，目前已经出台了明确的规划规模超过 50GW，还有部分拥有丰富海风资源的沿海省份未 公布具体规划，例如风资源最为优越的福建省。因此，预计“十四五”期间国内海上风电年均新增装机 10GW 左右。

2022 年将是我国海上风电的过渡时期。根据彭博新能源的统计，2021 年由于海上风电的抢装，中国 海上风电新增吊装容量达到 14.2GW，同比增长 351%。相对应的是，2021 年海风招标的惨淡，仅有三 个项目共 980MW完成招标。通常海上风电项目从开工到完全并网需要一年到一年半的时间，因此 2022 年完成的装机规模将大概率出现下滑。

海上风电有望于 2023 年开启快速上行期。根据海上风电项目的建设周期， 如果要在 2024 年前全容 量并网，那么其开工时间节点应早于 2022 年底，而如果是 2025 年前全容量并网，那么开工时间节点 应早于 2023 年底。因此，对应各省的“十四五”规划目标，海上风电的新一轮招标即将启动，预计 未来两年的市场招标容量不会低于 15GW，并于 2023 年开启海风吊装的上行周期。

风机大型化对塔筒拥有摊薄效应，深远海趋势显著提升基础用量

塔筒的重量随风机大型化不断增加。塔筒作为风电机组的主要承载部件，具有支撑风机的作用，同 时负责吸收机组震动，随着风机大型化，对塔筒的强度和稳定性提出了更高要求，从而导致塔筒的 重量不断提升。例如海上风电方面，沙扒五期项目 6.45MW 的风机，塔筒高度在 106m，重量在 380 吨。而青洲六项目 10MW 风机，高度更是达到了 140m，重量则达到了 786.7 吨。在陆上风电方面也能 看到相同的趋势，例如四川冕宁铁厂乡项目 2MW 的风机，塔筒重达 166 吨，而晋电古店镇项目 4MW 风机，塔筒重量达到 247 吨。

风机大型化使塔筒单位兆瓦重量降低，从而达到降本目的。我们统计了 23 个海上风电项目（35 组数 据）和 50 个陆上风电项目（54 组数据），并对单位功率的塔筒重量进行分析。从统计结果中可以看 出，不论是陆上还是海上风电，随着风机兆瓦数的提升，单位兆瓦的塔筒重量存在明显的下降趋势， 风机大型化对塔筒的摊薄效应明显。其中 10MW 海上风机的塔筒平均用量在 59.9 吨/MW，相比 4-5MW 海上风机的 71.8 吨/MW，下降约 16.5%；5MW 陆上风机的塔筒平均用量在 48.9 吨/MW，相比 2-3MW陆 上风机的 78.1 吨/MW，下降约 37.4%。不过仍然需要注意的是，具体项目的自然条件，工况环境和风 机的设计，对塔筒的用量存在一定的影响，相同的单机容量下各个厂商生产或购买的塔筒的重量具 有一定的差别，最大可差 100 吨以上。

水深是海工基础重量的重要影响因素，随着未来向深远海发展，导管架、漂浮式的应用显著提高基 础用量需求。从部分项目的海洋环境影响报告书中的披露来看，单桩重量随着水深的增加而变大， 当水深小于 20m 时单桩的重量普遍在 800-1200 吨，而当水深超过 30m 时单桩的重量一般在 1600-1800 吨；四桩导管架基础主要应用于 30 米以上水深海域，基础部分总重量在 2200-2800 吨之间，且同样 具有随着水深的增加而重量加大的趋势。另外，漂浮式风机的平台重量均超过 3000 吨，例如英国 Kincardine 50MW 海上风电项目的漂浮式平台重量为 3000 吨，而我国首个漂浮式风机示范性项目三峡 引领号的主体钢结构重量达到 8000 吨。未来随着海上风电向深远海进一步发展，导管架和漂浮式基 础的应用有望会成为主流，将会显著提升基础用量的需求。

海上塔筒及基础市场空间广阔。根据未来几年的风机装机量预测及塔筒桩基单兆瓦用量来测算塔筒 和桩基的用量需求，经测算得到，未来几年国内陆上塔筒市场规模保持在 350 万吨左右，海上塔筒 及基础需求量 2025 年有望达到 360 万吨，2022-2025 年年平均增长率约为 24%。

海上塔筒及基础市场空间广阔。根据未来几年的风机装机量预测及塔筒桩基单兆瓦用量来测算塔筒 和桩基的用量需求，经测算得到，未来几年国内陆上塔筒市场规模保持在 350 万吨左右，海上塔筒 及基础需求量 2025 年有望达到 360 万吨，2022-2025 年年平均增长率约为 24%。

3.积极扩产抢占市场，产能布局尽显成本优势

塔筒桩基行业集中度有望提升，成本加成模式盈利压缩空间有限 国内塔筒市场以几大上市公司为主，格局较为分散。由于运输半径的限制和较低的固定资产投入导 致塔筒行业市场格局较为分散。目前国内塔筒市场的参与者主要包括天顺风能、大金重工、泰胜风 能、天能重工、海力风电五家上市公司以及央企下属子公司和地方性企业组成，根据海力风电招股 说明书，五家上市公司的市占率在 30%左右。

海上塔筒和桩基行业国内集中度高，市场格局较好。桩基行业由于海上风电行业发展的区域性特点 及码头的必要性，目前国内具备进行生产的厂商相对较少，集中度较高，根据海力风电招股书，2019 年公司海上塔筒、桩基产品市占率分别为 25.69%、23.03%，处于市场领先地位。

头部塔筒厂商加速扩张，行业集中度有望进一步提升。受制于塔筒的运输半径，广泛的产能布局和 快速的规模扩张是提升占有率的最有效途径。从目前公布的扩产情况来看，各厂商都在积极扩张， 其中天顺风能、大金重工、海力风电规划产能均达到 100 万吨以上。考虑到如下几个因素，我们预 计未来具备技术、规模优势的头部厂商通过快速的产能扩张，持续抢占小规模、区域性塔筒企业的 市场份额，行业集中度有望持续上升：

技术优势：风机大型化趋势加速，塔筒的高度、直径、强度都需进行相应的升级，制造环节的 难度与精度要求均将提升，塔筒制造的技术门槛持续提升，技术工艺领先、生产设备先进的头 部厂商将占据明显优势；

管理优势：对于大型央企和国企，塔筒只是他们业务中的一部分，并非核心业务，收入占比不 大，并且其盈利能力和供应链管理能力与专业的塔筒厂商相比并不存在优势，以中国船舶和粤 水电为例，2020 年其塔筒业务的毛利率分别仅为 9.7%与 5.3%，后续扩张力度有限；

规模优势：在抢装潮结束后，短期内行业需求将有所下滑，并且下游客户对塔筒厂商的综合实 力和交付能力会提出更高要求，部分体量较小的区域性塔筒厂商面临较大的经营压力，抢装期 间涌现的临时性、小规模产能将率先出清。

风电塔筒桩基产品较为同质化，成本加成模式定价成本压缩空间有限。塔筒和桩基的定价模式为成 本加成，即签订单价为签订合同时的原材料价格加一定的加工费。从产品价格来看，2020 年各家塔 筒的价格基本维持在 8000-8500 元/吨。一方面，从塔筒的成本构成来看，原材料占比在 80%左右，成 本压缩空间有限，并且由于塔筒的生产周期较短，通常为 1 至 2 月，签订合同和钢材采购时间存在 较小的风险敞口；另一方面，塔筒和桩基的招标通常和主机分开招标，不会受到主机厂价格战的影 响，因此盈利空间有望保持稳定。

钢价中枢下行，供需关系改善，塔筒厂商盈利空间有望维持稳定。塔筒的毛利率与原材料价格呈现 较为明显的负相关关系，2020 下半年以来钢材价格大幅上升，对塔筒厂的利润空间造成一定压力。 而未来短期国内钢铁需求保持稳定，钢价大幅上行的概率较小，有望保持高位震荡。另外，加工费 通常受到市场供需关系的影响，天顺风能和大金重工的单吨毛利与风电新增装机有一定的相关关系， 近两年由于风电抢装潮的影响，需求较为旺盛，未来随着头部塔筒厂的新增产能逐步释放，供需关 系得到改善，单吨毛利有望维持在 1500 元/吨左右的区间。

塔筒生产产能布局是关键，码头资源是各家必争之地

塔筒与桩基生产技术壁垒不高，竞争核心聚焦产能布局。由于塔筒和桩基的生产技术壁垒和质量控 制难度不高，并且各家塔筒生产企业的成本构成基本一致，其中原材料占比 80%左右，因此运费、 制造费用、人工工资等成本的控制能力是各个塔筒厂商核心竞争力的体现。由于塔筒桩基具有“体 积大、重量沉”的特点，物流成本较高，并且存在一定的运输半径。因此，合理布局拓宽运输半径， 成为各家塔筒生产企业的角逐发力点。

从各家公司目前所披露的产能布局信息来看，考虑到运输成本各家产能布局围绕东部沿海及三北等 风资源丰富区域，其中大金的基地主要位于华北和东北地区；天顺以陆上风电塔筒为主，主要位于 华北和华东地区，未来将在德国和射阳建立 60 万吨产能的海工基地；泰胜的基地主要位于华东和西 北地区；海力风电主要位于华东沿海。

未来海风发展码头至关重要，码头资源因为其稀缺性成为各家必争之地。一方面，海上风电对基础 桩的要求较高，目前桩基和塔筒总重量普遍超过 2000 吨，直径超过 7 米，体积增长、重量攀升导致 陆 路运输受限；另一方面，如果没有自己的码头，需要转运到其他码头去运输，转运费用较高，其他 码头还会收取码头吊装费用。然而，根据交通部公布的信息，从 2016 至 2020 年全国每年新增的万吨 级通用码头数平均仅为 30 个，风电行业的专用码头更是少之又少，并且码头规划建设周期通常长达 1-2 年，码头资源具有稀缺性。目前大金重工、泰胜风能、海力风电、润邦股份均拥有自有码头，并 且各个厂商的未来产能扩张计划中，码头资源是首要的考量要素。

海力风电积极扩产抢占市场，联手中天科技探索海上施工业务

目前，公司拥有海力风电、海灵重工、海工能源、海力海上等多个生产基地，分布于如东、通州、 大丰等沿海地区。根据公司招股说明书的测算，2020 年公司共拥有 300 套风电塔筒、200 套桩基，约 47 万吨的生产能力。

积极扩大规模，剑指 100 万吨产能大关。公司于 2021 年 11 月上市以来，公布多项扩产规划，预计 2025 年底形成 100 万吨产能：

IPO 募投“海上风电场大兆瓦配套设备制造基地项目”。公司于 2021 年 11 月上市，本次募集资 金投资项目将投资于本公司主营业务，将用于海上风电场大兆瓦配套设备制造基地项目、偿还 银行贷款与补充流动资金。其中，“海上风电场大兆瓦配套设备制造基地项目”是基于公司现 有业务的产品制造经验，结合核心技术及生产工艺进行建设的新生产基地，其将显著增强公司 的产能，提升生产效率，满足持续增长的市场需求，为企业的持续发展提供了一定经济基础。 该项目是由海力装备在南通市南通港吕四港区基地南侧（通州湾三夹沙）实施，建设期为 2 年， 建成达产后将新增年产 400 套风电塔筒、150 套桩基的生产能力。

签约山东东营，迈出江苏省外扩张第一步。2022 年 4 月 18 日，公司与山东省东营市东营经济技 术开发区管理委员会签订《投资合作框架协议》，在东营经济技术开发区 辖区内投资海上风电 塔筒及海工装备生产基地项目，项目总投资 10 亿元，规划产 能 20 万吨。根据山东省能源局最 新公布的山东省海上风电发展规划，把海上风电基地建设作为五大重点任务之一，规划总规模 3500 万千瓦。目前，山东省已出台海上风电产业规划及相应省补政策，将对山东省“十四五”期 间海上风电产业的发展起到推动作用。公司本次与东营经济技术开发区管理委员会签署项目投 资框架协议，旨在充分利用当地优势资源，结合公司在海上风电设备领域的优势和经验，开拓 新的生产基地，积极布局山东市场，有利于提升公司市场竞争力和综合实力。

江苏如东风电高端装备制造项目。项目总投资约 10 亿元，项目建设周期为 24 个月，项目竣工 后，形成陆、海风机塔筒、单桩基础、多桩导管架基础承载平台、风机舱罩、精密配套件、节 能环保高端装备的生产制造 20 万吨的加工能力。

联手中天科技，打造新一代基础大型施工船。2022 年 2 月 16 日，海力风电与中天科技全资子公司中 天科技集团海洋工程有限公司合资设立江苏中海海洋工程有限公司，从事海上风电工程承包业务， 承接海上风电基础施工、维护等工程服务，合资公司注册资本 5 亿元，中天海洋工程出资 51%，海 力风电出资 49%。本次成立的合资公司将打造深远海化、机组大型化的下一代基础大型施工船，该 船将具备强大的起吊能力和抗风浪能力，可在深水区域和恶劣气象条件下施工作业，进一步提高公 司的综合竞争力和持续盈利能力。

专用码头尽显成本优势，产能释放成本有望进一步下降

海上风电相关产品收入占比较高，盈利空间更具优势。相比于陆上塔筒，海上塔筒、桩基盈利空间 更大，从产品单价和单位毛利来看，海上塔筒单价普遍高于陆上塔筒，以泰胜风能和海力风电为例， 2020 年海力风电陆上、海上塔筒单价分别为 8402.1、9997.9 元/吨，单位毛利分别为 1278.8、2701.4 元/ 吨，2020 年泰胜风能陆上、海上塔筒单价分别为 8250.1、9296.4 元/吨，单位毛利分别为 1764.7、1800.1 元/吨，海上塔筒产品有更高的盈利空间。

拥有专用码头，成本端优势明显。海力风电目前拥有 2 处可供使用的专用码头，分别为海灵滨海位 于南通市通州区南通滨海园区盐海路 1 号的码头，以及海力海上向南通洋口环港投资开发有限公司 租用的位于如东县小洋口风电母港的码头，另有 2 处码头待开发。从单吨运费角度来看，2018-2020 年公司塔筒单吨运费基本保持在 200-350 元/吨，比没有码头的厂商低 200-300 元/吨。此外，在自有码 头优势的加持下，公司与客户的粘性不断加强，产能布局的规模效应也因此日益增强。

未来产能释放，成本有望进一步下降。近年来由于风电行业的快速发展，公司订单量不断增长，现 有产能难以满足订单需求，为此公司选择将部分加工工序外包给外协加工商。根据公司招股说明书， 近年来公司外协加工费用不断增长，2020 年外协加工费达到了 4.95 亿元，同比增长 657%，占当期营 业成本的 16.67%。而外协加工的单位成本显著高于资产，未来随着公司新增产能的逐步释放，外协 加工比例进一步降低，公司成本有望进一步下降。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）