2023年海力风电研究报告 深耕海风部件领域，业绩短期内有望回暖

1.公司概况：深耕海风部件领域，业绩短期内有望回暖

1.1.海风塔筒和桩基领域领军企业，风电客户资源优质

且丰富 深度耕耘海风塔筒和桩基领域，自主研发创多项行业纪录，内生增长 取得市占率领先。江苏海力风电设备科技股份有限公司（301155.SZ，简称 “公司”）成立于 2009 年 8 月，位于江苏省南通市，2021 年于深交所上市。 自成立以来，公司深度耕耘海上风电领域，并基于自身的产品迭代和研发 能力，公司成功打入多个大型海上风电项目供应链。2011 年公司研发生产 出了第一套潮间带海上风电塔筒。

2014 年公司为国内海上首台 4MW 大功 率风机配套了单桩基础，2019 年为上海电气配套国内首台最大 8MW 海上 风电塔筒。2022 年公司持续取得突破，为华能苍南海上风电项目研发生产 了 2200 吨以上的单桩。当前，公司主要产品为海风塔筒、桩基及导管架等， 涵盖 2MW-6.45MW 等普通功率以及 8MW、10MW 以上等大功率等级。在 海风塔筒和桩基两大类产品领域，公司市占率较为领先，2020 年分别为 22.25%和 46.31%。此外，公司亦在新能源开发和风电场施工、运维等领域 进行布局。

公司股权集中于高管，许世俊、许成辰父子共持股 46.37%，为公司实 控人。公司 2022 年三季报显示，目前公司的前五大股东分别是许世俊、许 成辰、沙德权、南通海力、如东县新天和资产管理有限公司，上述股东的 持股比例分别为 31.92%、14.45%、10.84%、2.70%、1.87%。其中许世俊（董 事长）和许成辰（董事、副总经理）父子为公司实控人，二人共计持股比 例达 46.37%。沙德权先生现任公司总经理，为公司第三大股东。公司高管 许世俊、许成辰和沙德权三人合计持股约 57.21%。高管持股比例集中可确 保股东和管理层之间的利益一致，并且有助于公司的稳定经营和长期可持 续发展。

各子公司生产布局明确，在母公司管理下协同发展。截至2022年6月30 日，公司共有8家全资子公司和3家较为重要的联营企业。其中，子公司海 力海上、海工能源、海力装备、海灵重工分别位于江苏如东、江苏盐城、 通州湾和如东东凌的生产基地，负责风电塔筒、桩基等产品的生产加工。 海灵重工子公司海灵滨海定位于产品组装基地，从事部分桩基产品的组装 工作。子公司之间还存在着零星的附属加工件的委托加工关系。公司主要 承担总部职能，并负责风电塔筒、桩基等主营产品的对外销售。不同子公 司分工明确，生产布局有序，并通过协作管理，共同构筑和完善公司在塔 筒和桩基等海风零部件产品的供应能力。

分类型来看，公司客户以风电场施工商为主。在公司主要产品中，风 电塔筒通常由风电设备整机厂商和风电场投资运营商进行采购。桩基及导管架通常由大型风电场施工商采购。近年来公司风电场施工商客户数量和 收入占比呈上升趋势，2018-2021H1，公司风电场施工商客户数量从 5 名上 升到 9 名，营收金额占比则从 51.88%上升到了 81.03%，施工商客户已经成 为主要收入来源。主要原因系：一方面，桩基和导管架的体积和重量与塔 筒相比更大，因此同一风电场项目中桩基的采购成本占比相对较高。另一 方面，随着在手订单的增加和下游需求的变动，公司业务逐步向毛利水平 更高的桩基产品倾斜，而桩基产品主要由风电场施工商采购。

塔筒和桩基领域的进入壁垒较高，加上公司业务较为聚焦，因而前五 大客户集中度较大。由于风电行业单个项目规模较大，对项目开发商资金 实力和项目开发能力的要求较高，具备较高的资金和资源壁垒，因此下游 行业参与者较少，这导致塔筒和桩基公司有着较高的客户集中度。2021 年 公司前五大客户占年度销售收入的比例分别为 33.51%、12.50%、10.78%、 9.71%和 7.82%，合计占比达 74.32%，高于可比公司均值。主要原因一是公 司聚焦于海上风电，同行业上市公司以陆上风电为主，而海上风电单个项 目的规模较陆上风电更大；二是公司主要从事风电设备零部件的生产、研 发和销售。而同业上市公司还有电场的开发和运营业务，因此客户构成更 为复杂，前五大客户销售占比相对较低。

公司在风电领域积累了丰富且优质的客户资源。依托于自身突出的生 产供应、技术研发等能力，公司获得了较为广泛的市场认可，积累了丰富 的国企、央企、大型民企等客户资源，并形成了较稳定的合作关系。风电 场施工商方面的客户包括中国交建、天津港航、龙源振华、华电重工、中 天科技、韩通重工等。风电场运营商客户包括国家能源集团、中国华能、 中国大唐、华润电力、三峡新能源、中广核、江苏新能等。风电整机厂商 客户包括中国海装、上海电气、金风科技、远景能源、运达风电等。客户 资源丰富优质，助力公司长期业务稳定发展。风电塔筒、桩基等产品的下 游客户对于产品使用寿命、可靠性和安全性的要求较高，对于供货商的考 核时间较长。客户资源的积累构成了公司的领先优势，有助于公司保持市 场竞争力和顺利开展经营活动。

1.2.海风“抢装潮”致收入大幅波动，短期内业绩有望反弹

公司经营顺应海风装机周期，“抢装潮”影响消退后，2023 年公司业 绩有望快速好转。2018-2021 年，中国海风装机处于一轮上行周期，公司营 业收入从 8.71 亿元增长到 54.58 亿元，CAGR 为 84.40%，归母净利润从 0.35 亿元增长到 11.13 亿元，CAGR 为 215.43%，均呈高速增长态势。进入 2022 年，由于 2021 年海风“抢装潮”结束后，下游客户的项目建设速度相对放 缓，叠加疫情扰动对风电项目建设进度的影响，导致销售规模同比下降。 2022 年前三季度，营业收入为 11.70 亿元，同比下降 78.6%，归母净利润为 2.41 亿元，同比下降 73.8%。但是，2022 年海风招标量大幅增长，预示 2023 年海风新增装机量的快速反弹，得益于此公司业绩有望于短期内好转。

公司主业聚焦于塔筒和桩基，华东地区为公司大本营市场。分产品营 收方面，公司产品以风电塔筒和桩基为主，2018~2021 年，公司塔筒营收占 比分别为 44.84%、39.69%、24.85%和 35.30%，桩基营收占比分别为 46.83%、 56.14%、73.61%、62.36%，塔筒和桩基合计占比均维持在 90%以上。其中， 塔筒产品可分为海风塔筒和陆风塔筒两类，并且收入占比以海风塔筒为主。 而包括导管架、废料销售、吊装服务等其他业务的收入占比不足 10%。分 地区营收方面，华东地区为公司的营收重心，2021 年华东、华南和华北地 区的营收占比分别为 96.24%、3.57%和 0.19%。

桩基和塔筒为公司贡献主要毛利润，但在 2022H1 的毛利率均明显下 滑。2018-2021 年桩基和塔筒合计为公司贡献约 90%的毛利润，桩基毛利润 从 1.03 亿元增至 9.68 亿元，CAGR 为 111.03%，塔筒毛利润从 0.29 亿元增 长到 5.39 亿元，CAGR 为 165.84%，增长态势均良好。毛利率方面，2022H1 公司桩基和塔筒毛利率分别为 9.56%和 10.85%，同比明显下滑，主要系海 风平价趋势下的价格压力传导给上游，和“抢装潮”后市场需求阶段性不 足。随 2023 年及之后海风装机需求回暖，公司各产品毛利率有望持续修复。

费用率总体呈下降趋势，2022Q1~Q3 暂因收入大幅下降而总体上升。 2017-2021 年，公司销售费用率和管理费用率分别从 5.72%和 5.93%下降到 0.19%和 1.13%主要原因系：一方面，公司营业收入大幅增长，经营效率提 升，规模效应凸显；另一方面，2020 年 1 月 1 日起执行新收入准则，销售 费用中的运输费调整至营业成本，导致销售费用率大幅下降。2022 年前三 季度公司费用率为 3.07%，较 2021 年同期有所回升，主要系收入同比出现 大幅下滑，而职工薪酬等刚性支出变动幅度较小。预计随“抢装潮”导致 的收入波动消退，公司各项费用率水平均有望改善。

毛利率和净利率呈上行趋势，但 2022Q1~Q3 阶段性承压，预计 2023 年迎来改善。毛利率方面，2018-2021年公司毛利率从16.71%上升到29.13%， 2021 年海风“抢装潮”后需求阶段性不足，以及 2022 年海风国补取消带来 的价格下行压力，叠加疫情对海风施工进度的影响，2022 年前三季度毛利 率回落至 14.12%。净利率方面，2018~2021 年，得益于收入规模的增长和 经营效率的提升，公司净利率与毛利率同步增长，从 5.85%增至 21.55%。 2022 年前三季度公司净利率为 20.92%，超过同时期毛利率，主要系公司得 到了政府补助、合并子公司、资产处置等产生的累计 1.53 亿元非经常性损 益。随 2022 年海风市场招标量高增，2023 年海风装机有望提速，公司的收 入和利润水平有望反弹，毛利率和净利率有望同步得到改善。

2.风电：中国是全球风电主引擎，海风装机步入景气周期

2.1.趋势：中国贡献全球主要增量，平价时代成长逻辑逐步占优

风电优点众多，具备较大的开发潜力。可再生能源主要包括风能、太阳能、水能、生物质能及地热能。其中风电是风能发电或者风力发电的简 称，是一种清洁而稳定的可再生能源。风力发电成本在可再生能源中属于 较低水平，约为 38 美元/MW，仅高于太阳能。此外，风电还具有建设周期 短、运行和维护成本低、发电效率较高等多种优势，具备较大的开发潜力。 从发电量方面看，2021 年风能占全球发电总量的 6.6%，在可再生能源中， 风能占发电总量的比例仅次于水能，已经成为重要的发电来源之一。

中国风电装机容量震荡上行，为全球风电行业贡献主要增量。 2006~2021 年，中国风电新增装机量总体呈上行趋势，从 1.29GW 增长到 47.57GW，CAGR 为 27.20%。而且中国风电新增装机在全球的占比由 2006 年的不足 10%，到 2013 年之后长期处于 40%以上水平，并于 2020 年和 2021 年达到 50%以上的高点。

补贴政策+消纳瓶颈的周期性影响减弱，降本和效率提升逐渐成为中国 风电行业的主逻辑。2005 年至今，中国风电新增装机量有过四次阶段性峰 值，其主要驱动因素为补贴政策。2009 年《国家发展改革关于完善风力发 电上网电价政策的通知》的发布，标志着中国风电迈入补贴时代。2010 年 中国风电新增装机达到 18.93GW 的阶段性高点。而后由于中国风电补贴的 下调和取消等政策的出台，为确保风电项目能够获取更多补贴或能够纳入 补贴范围，2015 年（风电新增 30.75GW）、2020 年（陆风新增 50.6GW）、 2021 年（海风新增 16.9GW）共出现了三次风电“抢装潮”。

由于中国风 电装机主要集中于“三北”地区，当地的风电消纳能力有限，装机量的快 速爬升往往伴随弃风率的高企。比如，2011 年~2012 年和 2015 年~2016 年 的风电弃电率分别处于 16.2%~17.1%和 15.4%~17.1%的高位。为加强风电 的消纳能力，2016 年出台的《关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》明确，弃风限电比例超过 20%的地区不得安排新的建设项目。同 时在可再生能源强制配储、跨省大容量电网输送通道的完善、风电投资监 测预警体系的完善等因素的共同作用下，中国风电的消纳能力实现阶段性 跨越。

在 2020 年和 2021 年的风电“抢装潮”时期，中国风电弃风率处在 4%以下的历史性低位。2022 年起风电国补取消后，陆风进入平价时代，海 风省补以逐年退坡形式接棒，继续推动海风向全面平价过渡。风电消纳能 力的大幅改善，则有助于增强风电项目建设的经济性和可行性。风电产业 链成本下降和效率提升带来的风电项目经济效益提升，逐步替代补贴政策 成为风电行业发展的主要驱动力。

2.2.海风：待开发空间巨大，各国积极推进装机落地

2.2.1.全球海风：中国海风装机占比居首，未来四年全球海风新增装机预计超80GW

全球海风累计装机量快速爬升，2021 年由于中国海风“抢装潮”而实 现同比高增。从全球海风方面来看，全球海风累计装机量稳步增长，2021 年全球海风累计装机量达 57.2GW。2011-2021 年 CAGR 为 30.1%，高于风 电累计装机量的整体增速。新增装机容量方面，2021 年全球海风新增装机 容量高增，达 21.1GW，同比增长 208%，主要系中国海风国补取消引发的 “抢装潮”所致。

中国海风累计装机量位列全球第一，占比达 47%。从全球海风新增装 机分布来看，2021 年中国占比达 80%，为全球海风装机贡献最主要增量。 英国和越南位列第二和第三，占比分别为 11%和 4%。从全球海风累计装机 分布来看，2021 年中国占比达 47%，位列全球第一，英国、德国、荷兰、 丹麦占比分别为 22%、14%、5%、4%。除中国以外的多国纷纷出台 2030 海风装机目标，为全球海风装机量的 增长提供指引。海上风电对于低碳环保的建设意义重大，能源转型背景下， 各国政府出台政策积极推进海上风电建设。德国、英国、美国、日本、印 度、韩国等国预计到 2030 年的海风累计装机量合计超过 160GW。

1.5 摄氏度温控目标下，海风装机量理论提升空间巨大，预计 2022-2026 年全球海风新增装机量维持高速增长。根据 IRNEA 的测算报告，在 1.5 摄 氏度目标下，全球海风装机量在 2050 年需要达到 2000GW，而 2021 年全 球风电装机量仅为这一目标的 3%，未来全球海风装机的潜在上升空间巨 大。据全球风能协会（GWEC）《2022 年全球风电报告》，预计 2022~2026 年全球海风新增装机量合计约为90.6GW，2022-2026年的CAGR为37.83%。 同时，海风新增装机量占全球风电新增装机量的比重将由 2022 年的 8.65% 增至 2026 年的 24.38%。在各国可再生能源政策的有效推动下，全球海风新 增装机量将快速增长，而且将逐步成为风电装机增长的重要来源。

2.2.2.中国海风：“十四五”装机规划明确，新增装机量有望景气上行

中国海风行业高速发展，2021 年“抢装潮”推动累计装机量突破 20GW。 2021 年，中国海风累计装机容量达 27.7GW，2011-2021 年 CAGR 为 59.3%， 行业景气度高企。2021 年中国新增海风装机量为 16.9GW，同比提升 340%， 主要原因是 2021 年为海风国家补贴最后一年，引发抢装潮。从历史数据来 看，2013-2021 年度新增装机量呈逐年提升，中国海风产业持续高速发展。

中国海风资源丰富，海风行业有望维持长期景气。根据中国气象局风 能太阳能资源中心《2020 年中国风能太阳能资源年景公报》，2020 年中国 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，显著高于陆地同高度的风功率密度。另外根据国家发改委能 源研究所《中国风电发展路线图 2050》，仅中国水深 5-50 米的近海海域、 100 米高度的风能资源技术开发量就达 500GW。如果考虑深远海域，中国 可开发海风资源量将更为丰富，发展空间广阔。

政策支持下预计“十四五”期间中国新增海风装机将超 60GW。2021 年以来各沿海省份纷纷出台海上风电发展规划，截至 2025 年末，计划累计 海上风电装机容量达 78.96GW。考虑 2020 年底中国海风累计装机量仅为 10.78GW，预计“十四五”期间中国海风新增装机量合计将超过 60GW，中 国海风市场空间广阔。

2022 年中国海风招标量高企，2023 年中国海风装机量有望同比大幅增 长。据风电之音数据，2022 年全年中国风电项目招标量达 109.3GW（含框 架）。分企业所有权来看，央企和国企共发布风机招标 106.96GW，占总招 标量的 97.9%，民企公开招标量为 2.35GW,占比仅为 2.1%。海风方面，2022 年海上风电项目招标量为 22.26GW（含框架，10.50GW），远超 2021 年。 招标量是装机量的先行指标，2022 年的高招标量预示着 2023 年海风行业装 机量同比有望大幅提升。在“十四五”规划和“双碳”目标驱动下，海风 行业有望迎来新一轮长周期景气。

水深超 60 米海域的海风资源超 70%，深远海域发展潜力较大。根据 2018 年勘察的地质数据，全球约 70%风电资源分布在水深超 60 米的海域， 11%的海风资源分布在水深 40 米-60 米的海域，19%的资源分布在水深 40 米以内的浅水区。总体来看，深远海域的潜在海风资源丰富，发展潜力大。 从各地区情况来看，欧洲及北美深远海风电潜在资源丰富，亚洲深水区风 电潜在资源约为 25000-30000TWh。

中国海风向深远海进军，示范项目为商业化和规模化应用打下基础。 相较于近海，深远海有风资源条件更优、开发潜力更大、限制因素更少等 优势，而且近海开发资源有限、场址较分散，因而深远海成为发展的趋势， 预计中国漂浮式风电的可开发空间达到 600GW。近年来多个漂浮式海风示 范项目相继开建，以验证可行的技术方案，并加快相关产业链的落地。其 中，海南万宁 1GW 的风电试验项目的落地有望成为产业链商业化的起点， 预计 2025 年左右漂浮式海风产业进入成长期。

3.风电塔筒/桩基：海风产业重要环节，市场规模具成长潜力

3.1.风电支撑基础，价值量占比较高

风电塔筒和桩基是海上风电的必要组成结构。一套完整的风电设备包 括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分。其中风电机组的 构成包括叶片、风机、轴承等，风电支撑基础包括风电塔筒、导管架、基 础环（陆上风电）、桩基和海底预埋深基础桩（海上风电）等，输电控制 系统的组件则包括输电电缆、控制系统、升压站等。

全钢柔塔为当前塔筒主流工艺。从塔筒材质和工艺来看，当前主流塔 筒包括两种，分别为全钢材质的柔塔、以及钢材和混凝土共同构成的混塔。 混塔虽然具备结构刚度大、抗疲劳和避振性能优异等优势，但较为依赖施 工质量，也使得国内参差不齐的土建水平为其带来了不确定性。与钢混塔 筒相比，柔塔供应链比较成熟，制造周期较短，设计施工更高效，在业内 普及率较高。据风电之音数据，截至 2021 年 4 月，中国市场在运 120-140 米高度高塔筒风机已经超过 4500 台，其中全钢柔塔约占 87%，占据主导地 位。

桩基结构风电基础适用于浅海区域，而深远海区域导管架和漂浮式基 础更具经济性和可行性。目前主要的海上风电基础包括桩基、导管架、吸 力筒、漂浮式基础等。分水深来看，0~30 米水深的近海海域的海上基础平 台多以桩基结构为主，包括重力式基础、大直径单桩基础、多脚架式基础、 高桩承台基础等技术类型。海域水深增加后，桩基的长度、材料使用量、 制造难度增加，成本可能会不成比例的增长，而且会对海床承载力等地质 条件提出更高要求。在 20~50 米水深区域，由多个桩腿和撑杆互相连接的 导管架基础开始更具有经济性和可行性。

桩基或导管架通常用于浅海区域， 基础下端深入海床地基，由海床地基提供支撑。而在水深更深区域，固定 式风电基础的施工和设计难度增加，施工可行性和经济性降低。因而在 30~60 米和 50 米以上水深区域分别采用吸力筒基础和漂浮式基础。吸力筒 基础可以陆上预制，并利用负压将基础下沉至指定海域。漂浮式基础则用 于深海区域，由浮箱提供支撑力，并通过锚索或缆绳与海底相连，使之相 对固定在某一区域。

中国风电基础主要以单桩、多桩等桩基结构为主，深远海海风带动导 管架等基础的使用量提升。截至 2021 年，在 30 米水深以内的近海水域， 中国风电基础结构以单桩和多桩为主，而且单桩占比远超多桩，二者合计 占比不低于 65%，主要因为单桩技术较为简单，且安装流程较为成熟，因 此在风电项目中使用较多。从沿海各省的情况来看，截至 2021 年，辽宁、 江苏、广东的单桩占比分别为 68%、92%、55%。而上海、浙江、福建则以 多桩为主，占比分别达 75%、63%、49%。各省的水文地理环境不同，导致 具体使用的风电基础技术路线不同。近海风电主要采取桩基类型基础结构， 随着近海资源使用趋于饱和，风电走向深远海，导管架、漂浮式等基础结 构的占比有望提升。比如，在中国水深 30 米以上水域，导管架基础结构占 比约为 45%，相较 30 米水深区域显著提升。

海风塔筒和桩基共计占海风建设成本 30%左右，海风装机量提升推动 市场规模扩张。以具体海风项目为例，江浙地区和闽粤地区海风项目的单 位建设成本分别约为 15000 元/kW 和 17000-18000 元/kW。海风塔筒约占项 目建设成本的 5%，基础和施工在江浙和闽粤地区分别占项目建设成本的 24%和 33%。随海风装机量攀升，海风塔筒和桩基的市场规模逐年增长。 根据海力风电营收和市占率数据测算得出，2020 年中国海风塔筒市场规模 约为 62.45 亿元，桩基市场规模约为 30 亿元。

3.2.出海具备成本优势，钢价中枢下行有望改善盈利

风电塔筒和桩基原材料以钢板为主。海风塔筒和桩基都是大型钢结构 产品。根据华经产业研究院数据，塔筒的原材料中钢材（57%）和法兰（16%） 的成本占比居前。以公司数据为例，生产塔筒和桩基的直接原材料中，钢 板成本占比达到 75%，主要系在桩基的原材料成本结构中钢板的占比相较 塔筒更大。

中国钢材价格低于国外，桩基和塔筒的出海存在成本优势。中国为钢 铁生产大国，2021 年中国粗钢产量为 10.33 亿吨，占全球总产量的 54.0%， 占比达一半以上。受钢材产能过剩等因素影响，中国的中厚板价格长期低 于欧美国家。据中钢协数据，截至 2023 年 1 月，德国和中国中厚板价格分 别为 6774.96 和 4153.00 元/吨。而且，欧洲、北美的钢铁价格指数长期高于 亚洲的钢铁价格指数。国外中厚板价格高于国内，为国内塔筒厂商提供成 本优势。假设钢材在风电塔筒和桩基的成本占比变化较小，依托便宜且供 应充足的钢材资源，中国风电塔筒和桩基相较国外同类产品具有成本优势。 而且，由于桩基的钢材成本占比较高，中国与国外的钢材价差带来的单位 成本差距会更大。

钢材价格变动对于产品毛利率会产生较大影响，钢价中枢下行有助于 改善塔筒和桩基行业盈利。钢材成本是主要的原材料成本，其价格大幅变 动对于毛利率的影响较显著。据我们测算，钢价变动幅度在-20%~+20%之 间时，塔筒/桩基的毛利率在 14%~36%之间。根据上海钢联《2022 年钢材 市场回顾与 2023 年展望》，2023 年由于海外衰退风险加剧，外需变弱。地产缓慢复苏对于钢材支撑需求不足。钢材供应则由于疫情缓解而更为流畅。 2023 年平均钢材价格预计延续 2022 年的同比下滑趋势。塔筒和桩基行业有 望受益于钢材中枢价格的下移，行业面临的成本端压力减缓，有助于改善 整体盈利水平。

3.3.风电塔筒/桩基具备较好的抗通缩属性，市场规模有望稳步扩张

风机大型化趋势不断深化，风电装机成本加速下降。风机大型化有助 于提升风电机组经济性。以 100 万的海风项目为例，12MW 机组与 8MW 机 组相比，12MW 机组可减少 1/3 的机位，总建造成本可降低 25%以上。另 外，由于大机组捕风效率提高，发电量可提升 5%以上。综合来看，12MW 风电机组相较 8MW 机组的单位千瓦机组造价可节约 8.6%以上，度电成本 可降低 8.3%。在风机大型化趋势的推动下，风电的装机成本显著降低。根 据 IRENA 数据，2020 年全球陆上风电装机成本为 1355 美元/kW，相较于 2010 年下降 31.3%。2020 年全球海风装机成本为 3185 美元/kW，相较于 2010 年下降 32.3%。由于建造和运维难度较大，海风技术更复杂，平均成本高于 陆风。但随着风机大型化和其他降本增效方式持续推进，二者均呈下降趋 势。

中国风电进入后补贴时代，风电大型化势不可挡，海风主机大型化潜 力更大。中国陆风和海风的上网电价国补分别截至于 2020 年和 2021 年。 中国陆风已经进入平价时代，而沿海省份推出海风省补暂缓电价压力。中 国风机大型化降本和提高发电效率已成为行业趋势。2011~2021 年,中国海 风和陆风平均单机容量分别从 2.7MW 上升到 5.6MW，和从 1.4MW 上升至 3.1MW。上网电价国补取消后，中国风电行业步入平价时代，风机大型化 进程有望加快。由于运输限制小、风力资源稳定且丰富等因素，海风更适 于发展大型风机，因而海风的平均单机容量和扩容上限均高于陆风。

3.3.1.塔筒：风机大型化会摊薄单MW使用量，但单MW价值量能较好抗通缩

风机大型化驱动塔筒高度和重量不断提升，但是单 MW 用量存在被摊 薄趋势。风机大型化对轮毂高度与叶片高度提出更高要求，并进一步推动 了塔筒高度、体积等功率的扩大。高度方面，2021 年 10 月，全球首座 170m 超高桁架式塔架风电机组于山东青岛胶州进行吊装，成为中国风机塔筒高 度不断突破纪录的例证。据 Beiter《Expert perspectives on the wind plant of thefuture》预测，到 2035 年全球海上风机的平均轮毂高度有望达到 151 米。在 风机大型化趋势下，风机塔筒的体积和钢材使用量相应增长。根据各项海 洋环境影响报告书，风机单机容量与配套的塔筒重量呈正相关关系。但是， 风机大型化伴随着塔筒的单 MW 使用量下降。7MW 功率风机相比 5MW 风 机的单 MW 使用量下降了 19.1%。

在塔筒大型化趋势下，制造难度升级使得塔筒单 MW 价值量具备较强 的“抗通缩”属性。由前文可知，风机大型化和功率的提升会导致单 MW 设备使用量/重量减少。但是，塔筒大型化后对于结构强度以及生产技术提 出更高的要求。产品功率、重量提升对于生产提出更多挑战，需要对现有 产线设备升级和进行技术改造。在风机大型化趋势下，大型塔筒的供应难 度加大，处于供不应求的状态，具有较高议价权。据海力风电招股说明书， 2018-2021H1，公司塔筒的单机容量从 2.44MW/台提升到了 4.36MW/台，同 时公司塔筒收入从 65.57 万元/MW 提升至 73.67 万元/MW，增幅为 12.35%。 而剔除原材料价格涨跌后，2018~2021H1 塔筒单 MW 收入增幅仅为 8.17%。 意味着除去原材料涨跌的影响，塔筒单 MW 收入提升有部分来自于塔筒单 MW 附加值的提升。

3.3.2.桩基：水深和大型化带动桩基使用量增长，单MW价值量具有抗通缩属性

深远海和风机大型化共同作用下，桩基单 MW 价值量均具有较好的抗 通缩属性。桩基的长度、直径与风机容量均成正相关关系，而且水深对于 桩基重量的正向影响更大。因而在风机大型化趋势和海风深远海趋势下， 桩基的平均材料使用量具有较好的抗通缩属性。据《多场景海上风电场关 键设备技术经济性分析》，若风电机组功率从 5MW 提升到 8MW，则管桩 直径从 7m 提高至 8.5m。水深会影响桩基的埋深，水深越深桩基的总长度 越长。80m 水深时，单桩基础的埋入深度甚至可能超过 90m，总长度超过 170m。

据海力风电招股说明书，2018-2021H1，公司桩基的单机容量从 3.29MW/台提升到了 4.46MW/台，桩基收入则从 133.24 万元/MW 提升至 188.40 万元/MW，增幅为 41.40%。而剔除原材料价格涨跌后，2018-2021H1 公司单 MW 塔筒收入的涨幅则为 36.15%。侧面反映，单 MW 桩基的价值 量不仅由原材料涨跌带动，具有较好的抗通缩属性。

3.3.3.中国海风塔筒和桩基的市场空间测算

中国新增海风装机量：2021 年和 2022 年中国海风新增装机量数据均来 自 GWEC，分别为 16.9GW 和 4GW。“十四五”期间，中国海风新增装机 量预计达到 60GW，预计 2023 年~2025 年的新增装机量维持在 12GW 以上。 海风主力机型：风机大型化成为趋势，预计 2022 年~2025 年海风风机 平均容量会突破 10MW 并逐年增加。 单 MW 桩基用量：桩基多根据风场和海域情况进行定制，用量主要与 水深相关。预计“十四五”期间海风风场主要集中于 0~30m 水深的区域， 单 MW 桩基用量变化不大，假设为 200 吨。

单 MW 塔筒用量：在风机大型化趋势下，单 MW 塔筒用量有被摊薄的 趋势，预计 2022 年~2025 年单 MW 塔筒用量在 64 吨以下。 单吨塔筒或桩基价格：海风塔筒和桩基主要原材料相同，单吨价格相 近。假设钢价中枢略有下行，但塔筒和桩基功率升级带来价值量提升，预 计 2023 年~2025 年单吨塔筒和桩基的价格均维持在 10000 元/吨。 海风塔筒和桩基的市场规模：2023 年~2025 年海风塔筒需求量分别为 72/78/90 万吨，桩基需求量分别为 240/260/300 万吨，两种产品平均单价约 为 10000 元/吨，市场规模总计为 312/338/390 亿元，CAGR 为 11.80%。

4.公司优势：沿海生产基地布局稳步推进，领先优势有望扩大

4.1.技术和市占率行业领先，稳步扩张大功率产能

客户看重海风塔筒和桩基的产品品质，公司作为行业主要玩家，长期 重视研发投入，多项核心技术行业领先。风电塔筒和桩基、导管架作为风 力发电系统的支撑架构，须长期经受住台风、雷电、盐雾性海洋大气腐蚀 等自然环境考验，因此下游客户对于产品的可靠性要求较高。能否通过主 机厂和施工方客户的产品验证成为新进入者的重要考验。

公司不仅拥有丰 富的优质客户资源，并具备大功率塔筒和桩基等产品的生产和运输能力， 而且多年来都重视研发以巩固自身综合制造能力。自 2019 年以来，公司研 发投入占营收的比例持续走高，2022 年上半年研发投入占营收的比例达 6.5%。其中，人员结构方面，2021 年公司研发人员共 106 人，占总人数的 10.78%。截至 2022H1，公司拥有专利授权 121 项，其中发明专利授权共 9 项，研发成果显著。公司在技术与工艺方面持续耕耘，目前在风电塔筒、 桩基等风电零部件领域具有多项优于行业技术标准的自主研发核心技术。

公司生产经营状况良好，产销量与海风装机周期同步程度较高，产能 利用率处于高位。得益于海风景气度高企，公司订单需求旺盛。同时，新 生产基地的建设、机器设备的更新、生产效率提升等保障了公司风电塔筒 和桩基等产品的供应能力。产能利用率方面，2019 年以来公司保持产能利 用率高位，2021H1 达 109.7%。2018 年~2021 年公司产销量实现同步增长。 其中，2021 年为海风电项目国补最后一年，行业迎来“抢装潮”，下游客 户加快风电场建设，公司产品交付较为集中。2021 年公司风电塔筒和桩基 销量分别为 613 台、387 台，相较 2018 年的 244 台和 93 台增长显著。

随着公司产能扩张，公司外协加工占比有望下降，毛利率有望进一步 提升。公司生产模式可分为两种，自主生产模式和外协加工模式，如果遇 到场地及劳动力相对不足等情况，公司会委托其他公司外协加工以补充产 能。与自主生产相比，由于需要为外协厂商创造利润空间，外协单位成本 相对更高。以国电投项目为例，如东 H4 4MW 塔筒项目自产单位成本和外 协单位成本分别为 169.1 万元/套和 204.32 万元/套，外协成本比自产成本高 20.83%。

如东 H7 桩基项目（中天）自产单位成本和外协单位成本分别为 495.05 万元/套和 566.54 万元/套，外协成本比自产成本高 14.44%。受风电 行业快速发展影响，2018-2021 年上半年公司产能较为紧张，为满足客户交 货需求，外协加工费的金额分别为 1,256.19 万元、6,531.59 万元、49,474.44 万元及 31,598.47 万元，金额相对较高。随着公司产能持续扩张，未来产能 紧张，需要依赖外协可能性降低，毛利率有望进一步提升。

4.2.码头是稀缺的生产要素，公司积极完善沿海省份码头布局

水上运输是大型海风塔筒和固定式基础运输的必要途径，码头的重要 性凸显，拥有自有/专用码头的塔筒企业物流成本较低。在风机大型化趋势 下，海风塔筒和海风固定式基础的尺寸和重量都处在升级阶段。陆路运输 有限高、限重等运输规则限制，因而水上运输的必要性凸显。水上不仅运 输物品的体积容量限制更小，而且相较陆路运输的平均成本更低。另外， 海上风电多在海洋环境施工，需要厂商将塔筒和桩基运输到相应的海上机 位。

码头作为水上运输的中转枢纽，也是海风塔筒和桩基运输和吊装的中 转站。对于海风塔筒和桩基厂商，码头资源是实现产品运输和控制运输成 本的重要环节。如果企业拥有自有/专用码头，不仅能节省运输费用，还可 节省仓储和吊装费用。中国主要的上市风电塔筒企业中，仅大金重工、泰 胜风能与海力风电拥有自有码头。2018-2020 年大金重工与泰胜风能单位运 费多数维持在 200-350 元/吨，在同业中处于较低水平。

万吨以上码头数量增长缓慢，审批流程严格造就资源稀缺性。中国码 头资源天然具备稀缺性，多数码头资源掌握在国有企业手中。专用/自有码 头的审批难度较大、流程较长，主要原因系海岸线水文、地质条件复杂， 适合建设码头的地点有限，且适合建设 10 万吨级及以上泊位的沿海港口岸 线许可须经过由国务院交通主管部门会同国务院经济综合宏观调控部门批 准，过程较为严格且漫长。因而一定时期内，码头资源的数量较为有限。 2015 年-2021 年，中国港口万吨级以上泊位和专业泊位数量均增长缓慢， CAGR 分别 3.04%和 3.32%。

码头配套生产基地构筑进入壁垒，公司在多个沿海省份开展布局，为 开拓各地海风市场打下坚实基础。专用/自有码头的审批较难，前期建设和 运营所需投入的资金多。因而企业想拥有自有/专用码头的门槛较高、周期 较长，进一步巩固已拥有自有/专用码头企业的先发优势。此外，大型导管 架或漂浮式海风基础的生产类似船舶制造，只有拥有自有/专用码头的企业 才有合适的生产条件。自有/专用码头资源已经成为海风塔筒/桩基企业重要 的生产要素，对于降低运输成本和拓展产业链均具有积极作用。因而包含 码头的海风塔筒/桩基生产基地在降本和形成规模效应上具备独特的优势， 预计各大塔筒/桩基厂商均将抓紧布局以抢占优势地理区位的码头和园区资 源。

在已上市的风电塔筒/桩基公司中，仅大金重工拥有 10 万吨级以上的专 用码头。总的来看，公司已在使用或者筹划使用的码头共有七处，分布在 山东、江苏、海南三省，而且均被规划用来配套各地的生产基地。其中， 通州湾码头和南通小洋口的自用码头已投入使用。通州湾包含1个2万吨 级重件泊位和1个 5000 吨级通用泊位，并拥有399米港口岸线使用权。另 有一个正在建设的自有码头，位于启东吕四港，区域自然水深10-16米，条 件较为优良。公司目前产能集中于江苏，而产品的短腿属性使得市场辐射 范围有限，而江苏省外生产基地的建成将有效解决该问题。沿海多省的生 产基地布局，有助于压减长途运输成本，并能加强公司在当地市场的市场 竞争优势，以顺利提升公司在当地市场的收入规模和盈利能力。

4.3.海风塔筒和桩基领域地位稳固，横向布局海工和发电领域

风机大型化和海风深远海趋势有望优化海风塔筒和桩基行业竞争格 局，公司在行业的领先市场地位有望得以巩固。风机大型化和海风走向深 远海的趋势，推动海风塔筒和桩基功率升级，而这对于产线规划和码头运 输能力提出了更高要求。预计头部企业的市场优势有望扩大。1）海风塔筒 /桩基的生产基地前期资金投入大，码头资源获取较为困难等因素，成为主 要的进入壁垒。2）产品功率升级难度的非线性增加，导致符合要求的产能 供应较为紧张。3）落后产能的淘汰促使供给侧出清，叠加下游订单需求旺 盛，海风塔筒和桩基头部企业有望迎来量价齐升。公司作为行业中的龙头 企业，市占率领先而且稳步提升。2018~2020 年，公司海风塔筒市占率从 8.99%提升到 22.25%，桩基市占率从 18.49%提升到 46.31%。综上，在风机 大型化和深远海趋势下，海风塔筒和桩基行业的市场竞争格局有望强者恒 强，公司有望充分受益。

与中天科技合作成立合资公司，进军海工业务。2022 年 2 月 16 日，公 司发布公告，与中天科技全资子公司中天海洋工程共同出资设立合资公司 ——立洋海洋工程有限公司，注册资本为 5 亿元，公司持股比例为 49%。 子公司立洋海工主要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。2022 年 11 月，合资公司的 5000 吨自航式全回转起重船 开工建设，预计 2024 年 2 月交付。未来立洋海工业务将打造更适应未来风 机大型化、深远海化的下一代海上风电施工船，与公司桩基业务形成协同， 增强持续盈利能力。

收购海恒如东切入风力发电，产业链得以纵向延伸。2022 年上半年， 公司收购海恒如东 100%股权。海恒如东的主要业务是以参股方式投资海风 项目，投资了江苏如东 H2#海上风电场项目、三峡新能源如东 H10#海上风 电项目等 6 个项目。收购后，公司将业务延伸至海上风力发电领域，产业 链得以纵向延伸。

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