2023年风电设备行业研究 海风生产工艺各不相同

一、海风基础是深入海底的“桩钉”，走向深水区

1.1 海风基础是海风主要支撑结构，“钉”入海底实现风机稳定运行

海风基础是海风三大系统之一，为海上风电提供至少 25 年关键支撑。单座风力发电系 统包括风电机组、风电基础以及输电控制系统三大部分。风电支撑环节为风电机组提供 至少 25 年的关键支撑，包括海上塔筒、管桩、导管架等，决定风机安全性、可靠性、稳 定性，主要受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响。以江苏单个海上风电场装 机容量为 300MW 项目测算，江苏海上风电场主要集中在离岸距离 40m、水深 20m 附近 的区域，风电机组采用单桩基础，关键设备总成本约为 11362 元/kW，占比最高的部分 是风电机组，达到 52.81%。其次是水下海风基础结构和登陆送出海缆，分别为 24%和 9%，塔筒占比 7%。

海风基础主要包括海塔、管桩、导管架。海风和陆风均需要塔筒，由于海上环境和陆上 环境温度、湿度、风力大小等区别，塔筒一般分为陆塔和海塔。海风与陆风最大区别在 于海风多出水面以下连接海底的海风基础。目前水面以下海风基础按照是否连接海床， 主要分为固定式和漂浮式，一般深远海（60m+）适用漂浮式风机。海风固定式基础主要 是管桩、导管架。 陆塔：塔筒就是风力发电的塔杆，陆上风电塔筒连接基础环，垂直地面支撑风力发 电机组起支撑作用，同时吸收机组震动。 海塔：海上风电塔筒向下连接管桩/导管架，向上支撑风力发电机组。 管桩：桩基的一种，主要指钢管桩，根据海风基础类型不同，管桩可分为单管桩（单 桩）和小钢管桩。单桩直接作为支撑主体支撑海上风机，而小钢管桩多与导管架配 对。随着海上风电兴起，管桩的需求提升。海上风电具体管桩具体是单桩还是小钢 管桩，须由风力发电机所处的海域水深、海底土质环境决定。 导管架：是一种空间桁架结构，向上支撑风力发电机组，向下连接小钢管桩，通过 多根小钢管桩（通常 3-4 根）将导管架结构固定于海底，导管架与小钢管桩的连接 通过灌浆来实现。

海风基础随海域水深、海床条件等因素趋于多样化。海上塔筒在隔海/水深差距小，因此 本文后续阐述，海风基础主要指单桩、导管架等。近海海域，单桩基础为主要类型。影 响基础类型主要有四大因素：海床条件、水深条件、建设成本、安装难易程度。目前国 内外海上风电基础型式可分为：固定式（单桩基础、多桩承台基础、导管架基础、多脚 架式基础、重力式基础、吸力式基础）、漂浮式基础。 固定式基础：即处于大海固定位置不变动。 单桩基础：是目前海上风电工程中应用最广泛的一种基础型式，主要由钢管桩构成， 由桩腿插到海床以下实现固定。单桩基础由于其结构简单、易于建造、无需过多前 期准备等特点，是目前中国海上风电应用最广泛的基础类型。 多桩基础：由钢筋混凝土承台和一组小钢管桩（不同数量）构成；为中国首创，在 应用于风电机组基础之前，是海岸码头和桥墩基础的常见结构，由港口工程基础结 构发展而来。多桩不仅在柔软的海床条件下足够稳定，而且能够在航线附近的风电 场发挥独特优势。

导管架基础：通常有 3-4 个桩腿，桩腿之间用撑杆相互连接，形成一个有足够强度 和稳定性的空间桁架结构。桩腿主要使用小钢管桩，根据小钢管桩和导管架结构施 工的先后顺序，分为先桩导管架和后桩导管架两种。是除单桩基础外，使用最多的 类型，适用于 20-50 米水深海域。 多脚架式基础：由主筒体、桩套管、斜杆结构、管桩组成，根据桩数不同可分为三 脚和多脚架式基础。以三脚架式为例，将 3 根直径中等的管桩以等边三角形均匀地 定位在海底，利用钢套管对上部三脚的桁架结构进行支撑，进而形成较为稳定的组 合式基础；优点是基础自重较轻，整个结构稳定性较好。

重力式基础：通过自身重量及较大的底部面积获得来自海床的垂向承载力及水平摩 擦力，优点是造价成本低，并且无需在海底钻孔和打桩。但重力式固定基础结构要 求海底地面平整，土质硬度大，受冲刷影响较小的海床，因此重力式固定基础机构 的安装需要较多的准备工作（如海床夯实、基槽挖泥、基床抛石等），这就限制了安 装速度并增加了成本。因而重力式固定基础及结构一般仅限于水深＜10m 的区域， 更适合潮间带地区。 吸力筒基础：构通过将水从桶中吸出产生真空，利用负压将结构固定到海底，具有 运输安装成本低、用时少、无需提前海底准备等优点。但负压桶式固定基础结构在 易受冲刷海床安装的风险较大，安装过程中必须保证海域环境有足够的负压。

漂浮式基础：漂浮在海面上的平台，利用系泊或锚针在海底进行位置的固定，通过三力 的平衡来维持海上风电机组基础结构的稳定性。适用于深远海域风电发展。

水深及海床要求决定海风基础类型选择。由于单桩 2/3 须深入海底土层中，因此海床需 要是砂性土/软粘土层，以方便打桩，一般适用于＜30 米水深的海域，水深加深，需要的 单桩长度加长，因此单根单桩的重量会加大。而导管架基础结构刚度较高，因此对海床 地质要求相对较低，一般适用于 20-60 米水深的海域，同理，随着水深加深，所需的导 管架高度价高，因此重量也会加大。

当下单桩市场市场份额高，海风走向深水区，导管架占比预计提高。 欧洲单桩及导管架当前应用最多，市场占有合计约 90%。单桩和导管架适用于浅海区 域。而欧洲海上风电所在海域基本以砂质海床为主，承载力高，且由于欧洲人工成本高 昂，为了减少成本，风机的基础结构形式都较为简单，所以更适宜单桩。据 CWEA 统计， 在欧洲海域，截至 2019 年共安装了 4258 个海上风电单桩，所占份额高达 81%。导管 架相对而言，刚性高，能提高抵抗自然荷载的能力，但相对而言造价较高，施工较为繁 琐，更适合近海海域离岸距离偏远的地方，导管架市场份额约 10%。

广东、福建近海海域水深偏深，江苏、浙江近海水域偏浅。我国海岸线长，沿海地区的 海床结构与水深差异明显。从北至南，近海海域水深加深。辽宁、山东接壤的渤海、黄 海海水平均深度约 18-44 米；浙江、江苏、福建接壤的东海海水平均深度约 370 米； 广东、福建接壤的南海海域海水平均深度约 1212 米。离岸距离越远，水深加深。以现有 海上风电场项目所处水深看，广东、福建项目整体水深偏深，浙江次之，其次江苏项目 整体水深较浅。

海风项目水深加深，导管架水深优势显著，30 米以上水深占主导。单桩的直径、桩长也 因入土埋深和水深同时增加而大幅提高，例如中广核象山涂茨海上风电场项目，同一片 海域下入土埋深 63 米单管桩直径 8.3 米，单台重量 1494.52t，远低于同一项目入土埋 深 66.5 米对应的单管桩对应直径 9.3 米、重量 1700.35 米。导管架为多腿结构，所需的 小钢管桩只有 2.5m 左右，水深增大时小钢管桩埋深和直径变化不大，仅是上部桁架结 构体积有所增大。因此单桩、多桩结构数量随着水深的增加而逐渐降低；吸力桶式、导 管架式结构数量随着水深的增加而逐渐增加。随着近岸资源开发趋于饱和，海上风电产 业将逐步走向深远海，单桩的占比将会进一步降低，导管架基础结构因其在深水海域的 优势，占比将会逐渐增多，预计＞30m 水深占主导。

1.2 海风走向深水区，海风基础单台价值量显著提升

水深是影响海风基础用量最关键因素。针对不同风机容量，在单桩和导管架的用钢量都 会随着距离大幅提升，从《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析》测算中，预计 水深提高 20m，基础结构单台用钢量会提高 400-600t 的用量。而一个采用 5MW 风电机 组 300MW 海上风电场在不同水深（浅水 20m、深水 80m）和不同离岸距离（近海 40km、 远海 80km）环境下测算关键设备投资组成；会发现基础成本随水深提高而显著提高，离 岸距离影响低。

单桩和导管架基础大小/重量虽不相同，现有的海风基础整体用量均超千吨。

单桩：通过单桩垂直插入海床+自身重力实现基础固定，因此所需的单桩更大，目 前海上风电项目单桩基础管桩重量超 1000t，以中广核惠州港口二 75 万千瓦海上风 电项目为例，风电场场址水深 31-40m，其海风基础选用单桩的单根管桩已重达 2000t，直径 9.4m，桩长度 106m。

导管架：用的小钢管桩作为导管架腿的直插入海床，一般一台导管架+4 根小钢管 桩，因此对单根小管桩的重量和大小要求低一些。目前海上风电项目而导管架基础 用的小钢管桩重量约 250t+，小钢管桩桩径约 2-3m，4 根管桩总计 1000t，导管架 普遍超 1200t，总重量在 2200t 左右。以中广核惠州港口二 75 万千瓦海上风电项目 为例，风电场场址水深 30-40m，其海风基础选用四桩导管架的单根管桩约 300t， 直径 3.1m，桩长度 90m，导管架重量约 1450t，总重量 2650t。

海风走向深水区，基础抗通缩能力加强，风机大型化对深水区基础摊薄不显著。采用单桩基础的单台风电机组基础用量随风电机组大小变化相对较大，而导管架基础则变化很 小。为排除水深对钢管桩用量的影响，分别以三峡阳江青洲六项目、大连市庄河海上风 电场址 V 项目为例。

三峡阳江青洲六：位于阳江近海深水场址一内（水深 37-46m），装机容量 1000MW， 风电机组方面拟安装 80 台 10MW 风电机组和 25 台 8MW 风电机组；基础方面，选 用四桩导管架基础类型，8MW 风机导管架主体结构总重 1194t，钢管桩桩长 96m， 管桩总重 1050t。10MW 风机导管架主体结构总重 1444t，钢管桩总重 1342t，则 8MW、10MW 风机每兆瓦对应基础需求为 281t、279t，摊薄程度不显著。

大连市庄河海上风电场址 V：项目位于庄河海域（水深 20-28m），装机容量 250MW， 风电机组方面拟安装 24 台 9MW 风电机组和 4 台 8.5MW 风电机组；基础方面，均 选用单桩基础类型，桩长度为 91m，桩径 7.5-8.5，管桩重 1582.46t。则 9MW、 8.5MW 风机每兆瓦对应基础需求为 176t、186t，摊薄程度略高。

海风走向深水区，基础用量大幅增长，单位价值量提升。为更加清楚体现水深对基础用 量的影响，选择同一海域、同一大小单机容量海上风电项目，以国华半岛南 U2 场址海 上风电一期、山东半岛南海上风电基地 U 场址一期、山东能源渤中海上风电 B 场址、国 华渤中 B2 场址海上风电项目对比。四项目均处于山东半岛海域，且各自单机容量均为 8.5MW。四个项目最低水深依次降低，单台钢管桩基础所需重量实现大幅降幅，假设水 深与基础用量成线性关系，则预计在山东半岛海域，水深每增加 10m，对应每 GW 基础 用量增加 3-4 万吨。

对比现有海上风电基础用量数据，广东单 GW 用量最多，其次为福建和浙江。据我们统 计各个海域基础用量数据看，基础用量随着海上风电项目水深加深，用量提高。就广东 海上风电项目看，广东海上风电单 GW 用量最大。对比山东海上风电项目，山东单 GW 基础相对较少，主要是广东接壤东海和南海，平均水深较深，适宜安装导管架基础结构； 而山东半导接壤渤海，渤海海域水深相对偏浅，适宜单桩基础。导管架相较管桩钢板用 量更多，所以单 GW 基础用量更重。

二、海风基础竞争力看码头/港池，生产用地决定产能大小

2.1 海风生产工艺各不相同，生产难度上导管架较高、单桩次之

风力发电机组单 GW 海风基础用量约 30 万吨左右。以实例证明，以中广核惠州港口二 期项目为例；中广核惠州港口二 PA、中广核惠州港口二 PB 二项目各自在同一个海域， 水深、海床等条件近似；2 个项目均采用四桩导管架基础和单桩基础，单机容量均为分 别为 12/8MW，中广核惠州港口二 PA/PB 项目采用四桩导管架所需单 MW 海风基础用量 约 288t，采用单桩基础所需单 MW 海风基础用量为 321t。从整体需求看，风力发电机组 单 GW 海风基础用量约 30 万吨左右。

生产难度上，导管架＞管桩＞塔筒。目前在生产上对产能制约主要在环缝焊接工序，因 其加工时间长、工艺要求高，若环缝焊接不紧密，导管架、管桩易拦腰折断，所以是对 产能影响较大的环节，对产能有一定制约作用。从海力风电招股说明书看，塔筒和管桩 均属于定制化钢结构产品，生产流程类似，均需要经过切割下料、坡口加工、筒体卷制、 纵缝焊接、环缝焊接等工序。导管架生产流程具有较大差别。 管桩生产壁垒高于塔筒：单桩和塔筒工序、设备、产线可以贡献，包括数控下料、 卷板等，但由于管桩直径约 8 米以上，而塔筒直径约 4 米以上，管桩管壁较厚，所 以生产上，管桩需要更大的大型卷板机。 导管架生产壁垒高于管桩：导管架是航架式，下有 3-4 小管桩腿，直径比较小约 2- 3 米。导管架与管桩比，管桩需要用大型卷板机，导管架各类撑杆/筒体必须使用专 用卷板机。导管架主要是制作好各类撑杆/筒体后进行焊接组装，依赖手工焊接，所 以工艺难度相对较高。即使管桩和导管架都需要经过卷制、焊接、成型，但技术方 案不同，所以导管架和管桩生产有壁。

导管架/管桩因体型更大、重量更重，对厂房、龙门吊等要求更大。由于管桩直径更长， 目前可达 8-10m，单台重量上已有超 2000 吨，其环缝焊接工序需要更大的生产车间。 导管架是分片预制、站立焊接、合拢组装，主要在露天场地组建，由于导管架高约 65-70 米，宽约 30-35 米，重已开始超 1800 吨，所以需要搭建大型手架/龙门吊组装。龙门架 自身存在宽度限制、起重限制，单桩适用的龙门吊不适用生产导管架。假设生产单桩的 龙门吊限宽在 40 米左右，一次可生产 4 个单桩，若用于生产导管架，则一次只能生产一 个导管架，所以会限制导管架生产效率。

导管架、管桩生产周期较长、海上风电场施工上交付领先。导管架、管桩因体型更大， 重量更重，所以生产周期更长，单个管桩制造需 50-70 天，导管架生产周期次之约 45- 65 天，而塔筒约 40-60 天。由于海风基础属于海上风电前期工作，因此导管架、管桩较 塔筒实现率先交付。按照生产时间看，一般管桩、导管架需要提前 1 个季度采购，管桩、 导管架打响海风前站市场，管桩、导管架有望持续火热。目前塔筒商大部分都已切入管 桩环节，导管架由于生产工艺难度相对较高，各企业切入速度较慢。

2.2 码头/港池是海风基础必争核心资源，生产用地直接决定产能大小

海风基础大且重，运输是难点，海风基础业务只能走海运。海风基础较大，目前已有项 目单桩均长 110 米、直径 9.6 米、重达 2000 吨，导管架高 70 米左右，宽 32-35 米左 右，重约 1800 吨（不含小钢管桩）。而根据交通部规定，车货总高度从地面算起 4 米以 上（集装箱车货总高度从地面算起 4.2 米以上）；车货总长 18 米以上；车货总宽度 2.5 米以上，以及其他不同轴数、轮胎数的车辆超过规定载质量的，都称为超限运输。所以 海风基础一般均采用原材料运至码头附近就地生产组装，再产品整体下海运输交付。 码头/港池决定海风基础是否可生产、可交付。管桩/导管架的稳固性决定海上风电稳定 运行，所以需要整装焊接后交付。而管桩/导管架的整装较大且重，每一米的陆运都是十 分困难，为保证海风基础及时交付，因此海风基础就码头/港池及紧挨着配套生产用地进 行生产及交付。若考虑在近海几公里处生产，最后几公里运输成为难点，若能解决运输 也将面临高额运费及交付速率低下问题。在码头/港池附近临海生产可解决以上问题，所 以码头/港池决定海风基础是否可生产、可交付，对海风基础生产重中之重。

大型部件看重区位竞争，码头/港池突出区位优势竞争。考虑到目前海风基础单台重量提 升，目前单桩已突破 2000 吨/台，导管架达 1800 吨/台，且二者体型大，所以运输难度 加大、单吨运费提升。若布局较好位置的码头/港池及生产基地，可降低运输成本与难度。 且处于各地发展对本地企业优势保护，大需求区域将优先在当地已经布局的企业发展。 码头/港池可作为生产要素和运输要素提升区位竞争优势。

管桩运费高，自有码头/港池可降低管桩运费，提高单吨净利润。根据海力风电招股说明 书，海上运费比陆上运费高，陆上塔筒的运费约 5-8 万元/台，而海上塔筒的运费约 7-12 万元/台，海上约高于陆上塔筒运费约 1+万元/台。而由于海上基础（单桩/导管架）本身 就较塔筒重 2-4 倍，所以运费更高，运费约 11-18 万元/台，运费显著高于海上塔筒运费。 若企业无自己的码头，管桩则需要转运到其他码头运输，转运费用较高，且其他码头还 将收取码头吊装费用，再叠加运输成本等，自有码头相较于无码头企业，运费成本可大 幅降低。

码头/港口获批难度高，建设周期长，码头运输能力决定生产基地实际产出上限，是限制 海风基础产能扩张重要原因之一。码头/港池自身存在承重力及吞吐量，所以码头实际的 运输能力决定了制造端的产能上限。由于码头和港口属于国家管控、政府规划，独用码 头、港口等基础配套设施审批难度较大、流程较长。海上风机基础行业适宜建设厂区的 区位很少，新建厂房的时间、成本不确定性较大，行业具有较高的进入壁垒和较强的先 发优势。例如港口建设需要申请使用岸线，得到岸线适用许可证后，须在立项批复期限 （一般 2 年）内开工建设，从申请至建设完投入适用，生产周期长，以通州湾新出海口 主体港区为例，将沿海 4 个港口作业区整合为一个通州湾港区，2020 年开始建设，预计 主港 2023 年才能开港运用，港口建设周期约 3 年，是限制管桩产能扩张重要原因之一。

码头紧挨着生产用地决定海风基础实际产能，面积有限，也属稀缺资源，是限制海风基 础产能扩张重要原因之二。码头/港口紧挨着的生产用地是决定管桩产能关键因素之一， 一般码头/港口紧挨着的生产用地面积与码头/港口一样需要政府批准，属于稀缺资源之 一。目前单个港池的月吞吐量远大于生产用地的月产能大小，所以生产用地的大小可决 定海风基础实际产能。例如 1 台导管架生产速度为 45-65 天，远大于港池装船速度。码 头/港池数量有限，扩产有效方式之一为扩大生产用地大小。 龙门吊等起重装置决定海风基础生产效率，是影响海风基础产能扩张重要原因之三。海 风基础单台重量及体型较大，单桩分段生产再组合焊接，单段重量约 500 吨左右，生产 移动可通过龙门吊起重装置、模块车运输。而导管架主要是分层生产，再将各层合拢组 装，由于导管架站立生产，站立交付，导管架高度约 70 米，所以各层生产移动一般通过 龙门吊。因此龙门吊、模块车决定海风基础生产的效率，进而影响海风基础产能大小。 随着海上风电建设越来越深，海上风电基础从大单桩向导管架转型。由于龙门吊移动导 管架更加快捷、速度，因此拥有龙门吊可大幅提高生产效率。

三、海上风电高景气发展，管桩与导管架需求高增

3.1 风机大型化持续中，成本下行促进海风装机需求提升

国补退坡后，大型化趋势加快，风电行业平均装机容量提升速度快，招标价格降速快。 风电机组单机容量持续增大，2022 年国内新增装机风电机组中，单机容量 4.0MW 占比 约 75%，同比+35pct；其中陆上风电主流机型为 3.0-6.9MW，海上风电主流机型已达 8.0-8.9MW。2021 年国补正式退出，刺激风电降本加速，从招标价格看，风电招标均价 由 2021 年的 3081 元/KW，降至 2022 年 12 月的 1814 元/KW，降幅达到 41%；而 2022 年中国新增装机的风电机组平均单机容量为 4490kW，同比+27.8%，增速加快。

海风大型化步伐更大，推动海风度电经济性提升。海风单机容量更大，2022 年，新增吊 装的海上风电机型中单机容量在 8.0-9.0MW 风电机组占比 43.9%，占比最大；而在 2021 年，6.0-7.0MW 占比最大，达 45.9%。2022 年海风新增吊装最大单机容量由 2021 年 10MW，提升到 11MW，11MW 的新增装机容量占比达到 7.5%。对比陆风，2022 年， 5.0Mw 及以上占比达 44.9%，同比+41.5pct，最大单价容量为 7.0MW，海风大型化步伐 更大，从 2022 年各主机厂发布的海上风机单机容量看，未来主流机型迈向 10MW+。风 机大型化带动海风降本加速，提升海风项目经济性。

3.2 全球海上风电加速启动，海上基础需求先行爆发

G7 联合公报明确 2030 年海风装机目标到 150GW，欧美海风市场将加速放量。2023 年 4 月各国现有目标的基础上，G7 承诺到 2030 年将海上风电装机容量集体增加到 150GW。整体海外海风建设加速。 我国加速建设五大千万千瓦级海风基地，开启深远海风电开发规划。2022 年 1 月 29 日， 国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，提升东部地 区能源清洁低碳发展水平，积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发，重点建设广 东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。随后，国家发展改革委、国家能源局等 九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》进一步明确，重点建设山东半岛、长 三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千瓦级海上风电基地。

沿海各省管海域与国管海域十四五开工目标超 110GW。据统计，沿海 9 省/市十四五期 间省管海域+国管海域总计开工目标约 114.65GW，江苏、浙江、广东、山东四省份剩余 需求超 10GW，分别达 20、18、22、13GW。重点关注四省附近海域企业布局。

十四五期间国内各省/市各类海上风电总规划超 260GW，市场总需求空间大。据我们统 计，五大千万千瓦级海风基地涉及的沿海省份/城市，十四五期间各类各类海上风电总规 划（包括开工目标、海上风电场容量规划、总装机规模目标等）达到 260.74GW，其中福 建漳州、广东潮州、江苏盐城三者市规划容量较大，各达 50、43、33GW；而广东阳江 达 20GW。

海上风电场建设基础需求先行，基础施工在开工后第 3 月开启。海上风电场项目流程总 共有 6 个环节，包括办理项目核准、竞争配置，招标（基础施工、风机吊装、海缆敷设， 各环节单独招标）、项目开工建设（先安装基础，其次是海上塔筒，最后是风机吊装）、 竣工验收调试并网、以及运行监督。一般海上风电场建设需要 1-2 年，基础施工在项目 开工的第 3-12 月完成。2025 年并网节点在即，反向促使海风开始建设。由于海上风电 场建设自下而上，因此海风基础在海上风电场建设中需要先交付，受益海风需求高景气 发展，海风基础需求先启动。对于海风基础需求量看，应关注各地区开工节奏，海风基 础需求量或将大于当年并网规划。

3.3 海风基础需求高景气，2023 年市场需求有望达 687 万吨

海风装机继续维持高速增长，预计 2023 年国内外海上风电开工均达 10GW。 2023~2025 年，海外市场海上风电据 GWEC 预测，装机分别达 10/8/16GW；而国内市 场海上风电根据风能专业委员会预测，2023~2025 年有望达到 10/15/20GW。 假设 2023 年单台导管架（含 4 个小钢管桩）重量约 2700 吨，单桩单台重量约 2000 吨，海上塔筒单台重量约 550 吨。 海上塔筒：风机大型化趋势显著，叶片长度加长，海上塔筒变高，重量加大。 大单桩和导管架：海上走向深水区，海风大单桩和导管架重量增加。 假设 2023 年海外市场导管架占比约 20%，至 2024 年达 30%。假设 2023 年国内 市场导管架占比约 40%，至 2024 年达 50%。 我们预计 2023 年全球海风基础需求达 687 万吨，其中海塔需求 137 万吨，导管架需 求达 202 万吨，单桩需求达 349 万吨。到 2025 年，全球需求有望达到 1045 万吨， 其中海塔需求 238 万吨，导管架需求达 387 万吨，单桩需求达 420 万吨。

四、海风基础盈利有望上行，出海业务享受更好毛利空间

4.1 钢材价格呈下行趋势，海风基础需求旺盛，单位盈利有望上行

与其他支撑基础环节比，管桩盈利水平更好。根据海力风电招股说明书披露，管桩毛利 率长期较为稳定约 25%左右，由于海力风电存在外协生产情况，若管桩自制，毛利率可 高达 34%；导管架环节盈利水平更高一筹，整体而言基础环节的盈利能力都远超海塔和 陆塔。

海风基础属于定制化钢结构产品，钢材成本占比约 60%。塔筒、管桩及导管架等都是 非标准、定制化产品，同类产品间差异亦较大。据海力风电披露，钢材为主要原材料， 成本占比原材料超 80%，而一般在签订订单合同到采购原材料之间存在钢材价格风险敞 口，因此钢材价格波动对海风基础盈利存在较大影响。

钢材价格波动，对单个海风基础合同盈利影响大，海风基础存在 2-3 月合同敞口期。以 管桩为例，按照海力风电招股说明书数据，2021H1 时，在平均单机容量为 4.5MW 下， 单台管桩钢板用量为 899 吨，法兰用量 8 吨，而彼时钢材价格为 4473 元/吨、法兰价格 为 16755 元/吨，据我们测算，当钢材和法兰价格波动±20%幅度内时，管桩毛利率水平 处于 21%-45%区间，跨度较大。钢材价格波动 5%时，毛利率水平变动 2.5%；法兰价 格波动 5%时，毛利率水平变动 0.1%，管桩盈利受钢材价格波动影响大。据海力风电招股书披露，钢板、法兰等定制类原材料采购周期约 40-70 天，因此管桩存在 2-3 月合同 敞口期，应时刻关注合同敞口期内上游钢材价格走势。同为基础产品，导管架参照管桩 盈利性变化。

海风基础价格选用成本加成模式，且一单一价，长期看盈利性可控。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；而管桩及导管架通常由大型风电场施工 商采购，少数情况下上述风电产品会由风电场投资运营商直接进行采购。海风基础环节 是上游议价、下游随价能力的行业，为避免海风基础 2-3 月合同敞口期内钢材价格波动 对单个合同盈利性带来大幅变动，一般企业都会提前预判钢材价格走势。除此之外，海 风基础合同多为一单一价，因此签订下一个订单时可实时按照钢材市场价格调整签订结 构，长期看盈利性可控。 近期钢材价格下行，海风基础盈利性有望上行。截至 2023 年 5 月 15 日，中国兰格钢铁 价格（中厚板）为 4250 元/吨，同比-19.54%；中厚板价格自 3 月 15 日起，价格呈现下 行趋势，3 月 15 日至 5 月 15 日，中厚板价格已下降 9.32%，海风基础盈利有望受益。

海风作业窗口期短，交付急，短期内供需或紧张，海风基础价格或有上行可能。今年是 海上风电开工大年，开工启动后，最先安装海上风电的基础，其次才是吊装，并网。今 年海风开工加速，海风基础环节交付量有望大爆发，Q2-Q3 海风窗口期至，预计 Q2-Q3 需求进入旺季。由于海上天气变化较大，考虑到台风等影响，一般海上有效作业窗口期 短，以龙源江苏大丰 H7 海上风电项目为例，整个项目吊装 11 个月期间，海上有效作业 窗口期大概仅有 160 天左右。海风招标价格持续下行，海风为有效管理成本，因此会压 缩作业时间，海风基础建设在前期阶段，因此为保障海风建设可在规定时间完成，对海 风基础交付能力、交付速度要求高，此情形下，海风基础短期内供需或紧张，价格或有 上行可能。

4.2 国内外钢材价差大，国内管桩成本优势明显，出口盈利空间大

海外钢材价格高，国内成本占优，基础出口盈利空间大。钢材占管桩成本 80%，自 2021 年开始我国、欧盟、美国中厚板价格出现分歧，截至 2023 年 5 月 12 日，美国中厚板价 格为 1740 美元/吨、欧盟 1010 美元/吨，中国 604 美元/吨，美国/欧盟中厚板价格是中 国的 2.88、1.67 倍。国内外中厚板差距大，相比之下，中国海风基础更具竞争优势，促 进海风基础出海。

大金管桩开启出口，天顺风能德国建厂，国内海风基础加速出海。大金重工已开启管桩 出海，2022 年 10 月底与法国开发市 Eoliennes en Mer Iles d’Yeu et de Noirmoutier S.A.S 签订 NOY - Ile D'Yeu et Noirmoutier 海上风电项目 62 套单桩、2022 年上半年成功中标 英国 Moray West48 套单桩项目，顺利实现管桩出海，截至 2023 年 5 月 11 日，大金总 计获得超 9.4 亿欧元的海风单桩+海上塔筒的订单。从大金 NOY 项目（单桩）和 Dogger Bank B 项目（海塔）订单看，价格达 1162/1293 万元/套。而天顺风能在德国建有海上 风电产能 30 万吨，可以辐射欧洲市场，预计 2023 年达产。国内企业管桩正在加速出海。

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