2024年大金重工研究报告：风电管桩出海领先者，欧洲和亚洲海风需求拐点在即

风电塔筒管桩龙头，海外业务布局领先

深耕风电行业二十载，海外业务布局领先

二十余载，深耕风电基础装备制造领域。2000 年，公司在辽宁阜新正式成立，主营建筑钢结构生产销售；2004 年，公司主营业务转向风电行业；2010 年公司在深交所上市，成为风电塔筒行业第一家上市公司。2021 年，公司开启风电场投资建设业务。目前公司位居全球风电基础制造企业前列，据公司披露其为国内首家出口欧洲海塔（14.7MW 级）、亚洲首家出口欧洲超大型单桩（14.7MW 级）的风电海工装备企业。

公司为民营企业，股权结构稳定。截至 2024 年第一季度，公司董事长金鑫直接持股比例为 1.21%，通过阜新金胤能源咨询有限公司间接持股比例达38.93%，合计持股比例达 40.14%，便于公司稳定长期发展。根据公司2023 年年度报告，大金重工纳入合并报表范围的子公司共计 46 家，其中有15 家全资子公司，对公司盈利有重大影响的主要有四家：蓬莱大金、兴安盟大金、张家口大金、彰武西六家子电力新能源。

公司高层管理团队成员稳定，具备丰富的生产管理经验。创始人金鑫自2009年6月开始担任公司董事长，现任公司控股股东阜新金胤能源咨询有限公司执行董事、总经理。公司现任总经理孙晓乐自 2004 年 7 月加入公司，曾任本公司工程部职员、副总经理，具有丰富的一线生产管理经验。

2023 年大幅提高分红比例。2018 年和 2020 年，公司分别发布了针对公司董事和高级管理人员的股票激励计划，共计 1720 万股，占总股本比例约为3%。2019年后，公司多次实施股票回购，彰显长期发展信心。2020-2022 年受行业竞争加剧、抢装后产品价格下降、新产能布局等因素影响公司分红比例较此前明显下降，2023年公司股利支付率恢复到 27.30%。

海工基地稳步扩张，电站业务增厚业绩

公司深耕风电板块，协同布局相关产业链。公司业务板块主要包括新能源装备制造、新能源投资开发和风电产业园运营三大板块。其中新能源装备制造集中于风力发电装备制造，主要产品包括常规陆塔、大直径分片式陆塔、低风速柔性高塔、海塔、单桩、群桩、导管架、浮式基础、海上升压站等。新能源投资开发板块主要涉及风电场资源的开发和运营；风电产业园运营板块主要协同布局风电产业链，提升公司风电产业链优势。

制造业务是主要收入来源，23 年电站开始贡献收入。2023 年公司实现主营业务收入 43.25 亿元，其中风电塔筒业务实现营收 41.46 亿元，占比96%，新能源发电业务实现营收 1.32 亿元，占比 3%。

公司蓬莱海工基地优势突出。公司蓬莱海工基地成立于2009 年，产能50万吨，是全球较大的单桩制造与出口基地之一。蓬莱大金港具备深水良港和对外开放口岸资质两项优势，目前拥有已投用对外开放泊位 3 个，包括2 个10 万吨级泊位，1 个 3.5 万吨级风电安装专用凹槽泊位。蓬莱海工基地最大单桩直径可达11.5米，最大单桩重量可达 2500 吨。

新增布局唐山、盘锦海工出口基地，依托盘锦基地建设海工特种运输船队。公司唐山曹妃甸海工超级工厂对标建造全球海上风电未来前沿产品，重点布局深远海超大型导管架和浮式基础产品制造产线，厂区最大吊机其中能力达3000吨，预计2025 年 3 月建成投产。公司着力搭建配套全球化物流体系，构建盘锦海工基地，预计 2025 年交付 2 艘海上风电装备特种运输船只，未来规划形成由10-20艘超大型运输系列船型组建的自有运输船队。 我国岸线泊位审批管理严格，深水岸线需交通运输部会同国家发改委审批。根据交通运输部规定，我国港口岸线分为深水岸线和非深水岸线，其中深水岸线指适宜建设各类型 10 万吨级及以上泊位的港口岸线，新增岸线需要经过交通运输部会同国家发改委审批。根据国家统计局数据，2022 年底我国沿海港口万吨级泊位数量为 2300 个，2019-2022 年累计增幅仅为 11%。

积极拓展新能源发电业务，增厚公司业绩。公司在深耕风电基础装备制造领域的同时开展新能源投资开发业务。公司 2021 年开始风电场投资建设，并规划在三年内建成并网 2GW 新能源项目，储备新能源开发资源5GW。截至2023 年底，公司阜新彰武西六家子 250MW 风电项目实现并网发电，当年发电量超4 亿千瓦时，贡献收入 1.32 亿元；公司唐山曹妃甸十里海 250MW 渔光互补光伏项目完成备案，预计将在 2024 年中启动建设。2023 年公司在河北省新增纳入储备库的新能源开发项目规模合计 1GW。

公司欧洲海风市场布局领先，交付与订单双重景气

欧洲海风市场先驱，2023 年迎来出口交付拐点。公司产品已出口至全球30多个国家和地区，包括英国、德国、法国、日本、韩国、越南、意大利、印度、加拿大等，与国际知名企业建立了长期合作关系。自 2019 年进入欧洲海风市场以来，公司在海外市场开拓、项目交付过程中，积累了优质的欧洲主流客户资源。2023年公司出口发运总量同比增长超过 60%，出口收入占比达到40%，海外海工发运量近 10 万吨。

“两海”战略成效显著，海外营收占比逐年增加。2020-2023 年公司海外营业收入逐年攀升，从 2020 年 6.04 亿元增长至 2023 年17.15 亿元，CAGR 达41.59%，海外营收占比达 40%，所占比例逐渐恢复至疫情前水平。

2023 年欧洲单桩签单量同比增长 50%，跟踪海外海工项目总需求超300 万吨。2023年公司从欧洲市场累计拿下的海上风电单桩总签单量相较2022 年同比增长超50%，根据订单交付周期，预计将在 2024-2026 年陆续交付到英国、法国、德国、丹麦、荷兰等国家和地区。公司正在跟踪的欧洲、日韩、美国等地多个海工项目的总需求量超过 300 万吨，涉及管桩、导管架、浮式基础等多系列海工产品，预计在 2024-2027 年陆续拿到开标结果。

出海进程加快，重点布局欧洲市场。公司在欧盟地区的风电塔筒反倾销税为7.2%，处于行业最低水平，具有关税成本优势；截至目前，欧洲对进口自中国的管桩无额外税收。2023 年以来，公司高度重视海外市场，开展各项国际市场的业务交流。

SWOT 分析：海风超大单桩出口龙头，欧洲需求外溢迎来机遇

海风超大单桩出口龙头，产能与船队布局夯实竞争优势。公司是国内海风管桩出口领先企业，实现向欧洲市场批量出口超大单桩，历史业绩积累领先，与欧洲主要整机企业和开发商建立良好关系。公司海工基地布局可满足远洋出口需求，着力打造海工特种运输船队。

SWOT 分析：公司优势在于海工产能定位全部面向出口，历史业绩行业领先；海外品牌、口碑、业绩积累丰富；股权结构稳定，货币资金充裕。公司劣势主要为电站运营业务起步较晚；国内海风产能布局主要聚焦北方市场。市场机遇包括国内海上风电装机有望迎来放量；欧洲海风放量在即，超大单桩有外溢需求。市场挑战主要包括国际贸易环境存在不确定性；国内海工行业竞争加剧影响整体盈利能力。

海上风电需求展望：国内海风蓄势已久，欧洲和亚洲海风加速发展

国内海风“十四五”赶工，海外海风规划已超450GW

海上风电蓄势已久，2024 年招标需求有望迎来拐点。受2022-2023 年下游交付节奏影响，2023 年国内风机招标容量同比下滑，其中海上风电同比下降46%。2022年以来，全国海上风电前期工作积极推进，2023 年新增核准容量达12.1GW，同比增长 42%；2024 年 1-4 月海上风电新增核准容量已达5.6GW。我们预计，目前已招标待开工项目、新增核准容量储备均处于高位，2024 年海上风电建设和招标迎来高速增长。 2023-2027 年全国海风新增装机 CAGR 预计为 26%。2021 年随着“双碳”目标的确立、两批“风光大基地”的逐步实施，我国海上风电进入平价时代。因新增项目前期手续耗时较长、疫情和大兆瓦风机定型等因素影响，2022-2023 年我国海风装机规模不足 10GW，维持在较低水平。根据海上风电项目推进节奏，我们预计2024-2026 年全国海上风电新增装机容量将分别达到10/16/16GW，2023-2027年新增装机 CAGR 达到 26%。

“十五五”期间全国海风新增装机容量有望超过 100GW，海风开发走向深远海。根据各省已发布的海上风电相关规划，“十四五”期间启动前期工作并结转至“十五五”建成并网的装机容量约 100GW，考虑到后续针对“十五五”装机的增量规划的出台，我们预计“十五五”期间全国海风新增装机容量大概率将超过100GW，年均新增装机容量 20GW，较“十四五”年均水平增长54%。国家能源主管部门多次表态鼓励海上风电向深远海发展，我们预计 2024-2025 年全国各省面向2035年的深远海海上风电规划有望陆续出台。

海外海上风电即将进入快速发展期，中远期规划已超450GW。2022 年受俄乌战争、原材料价格大幅上涨、疫情等多重因素影响，海外风电新增装机低迷，陆上和海上风电新增装机容量分别为 36GW 和 4GW。根据全球风能理事会预测，随着上述不利因素消除，2023 年起海外需求逐渐迎来复苏。2022-2025 年海外陆风、海风新增装机容量 CAGR 分别为 11%和 52%。全球海上风电开发中远期规划已经超过450GW。

国内风电产业链盈利水平有望触底反弹，海外市场盈利显著优于国内。我国自2020 年陆风抢装、2021 年海风抢装结束以来，包括整机、铸锻件、塔筒、管桩、施工等在内的风电产业链各环节盈利能力持续承压，我们预计随着国内需求的逐步复苏，产业链盈利能力有望触底反弹。与国内相比，海外风电产业链价格较高，中国企业凭借成本端优势有望获得超过国内市场的盈利水平。

2025-2027 年欧洲海风装机迎来拐点，多重制约因素逐步消除

欧洲海上风电资源禀赋优秀，2023-2030 年新增装机有望达140GW。根据GlobalWind Atlas 数据，欧洲是全球海上风电资源最好的区域之一。俄乌战争以来欧洲能源价格暴涨，欧盟倡导大力开发清洁能源实现能源自给需求迫切；根据REPowerEU 计划，欧盟计划到 2030 年将可再生能源在能源消费中的比重提升至45%。截至目前，欧洲主要国家已发布海上风电开发目标，2023-2030 年合计新增海上风电装机有望达到 140GW。分国家看，2030 年前北海沿岸国家英国、荷兰、德国、丹麦，以及波罗的海、大西洋沿岸国家中波兰、葡萄牙、爱尔兰是海风新增装机主力。

多重因素影响美国海风开发，欧洲海风影响较小。2023 年以来，受通货膨胀、供应链紧张、人工成本上涨、加息等因素影响，美国部分海上风电项目预期收益率低于6%-8%的区间，业主陆续暂停或取消项目开发计划。根据BNEF统计，至少9.7GW美国海上风电项目面临不确定性。欧洲地区海风项目开发节奏略有滞后，但并未出现暂停或取消的情况。 欧洲海风开发走出低谷，2023 年融资规模创历史新高。2023 年受电价上限过低影响，英国第五轮 CFD（差价合约）以零申报告终；2023 年11 月，英国政府决定提高第六轮 CFD 海上风电报价上限至 73 英镑/MWh，增长66%。此外，从融资成本看，英国新能源项目 WACC 在 2022 年 10 月左右达到高点，此后有所回落。根据Wind Europe 和 4C offshore 数据，2023 年欧洲海上风电完成FID（最终投资决策）容量高达 9.3GW，对应融资金额高达 300 亿元，走出2020-2022 年持续下行态势。参考历史数据，欧洲海上风电自 FID 至并网大约需要2-3 年时间；考虑2020-2022 年海上风电项目融资情况，预计 2023-2024 年欧洲海上风电投产容量将保持低位，2025-2026 年有望迎来装机拐点。

欧洲海风规划项目仍存较大缺口，2024-2026 年有望迎来新一轮资源释放。根据初步统计，目前欧洲地区主要国家计划在 2023-2030 年并网的已规划/披露/竞配的海上风电项目容量约为 75-80GW，距离各国 2030 年目标仍有约60-65GW的缺口，考虑到欧洲海上风电建设周期（规划-并网）普遍在5 年以上，我们预计2024-2026年欧洲海上风电将迎来新一轮开发资源释放，其中德国、丹麦、挪威、波兰有望成为资源释放的主要来源。

欧洲海风装机 2025-2026 年有望迎来拐点。根据 Wind Europe、GWEC 和Sif预测，2026 年欧洲海风新增装机将分别达到 8.2/8.6/8.0GW，按照均值计算，2023-2026年 CAGR 达到 30%，2026-2028 年 CAGR 将达到 21%，2028 年欧洲新增海风装机将突破 10GW。

亚洲海风需求有望迎来释放，重点关注日韩、越南市场

太平洋西海岸兼具风资源和消纳条件，2023-2030 年亚洲（不含中国）海风新增装机 CAGR 预计超 40%。根据 Global Wind Atlas，全球海上风资源较好的区域包括北海-波罗的海地区、美国东海岸、白令海峡、太平洋西海岸、澳洲-新西兰南部海岸、南美南部地区，其中北海-波罗的海地区、美国东海岸、太平洋西海岸、澳洲-新西兰南部同时为电力负荷中心，具有较好的消纳条件。根据GWEC预测，2023-2030 年亚洲（不含中国）海上风电新增装机 CAGR 有望高达42%，其中日本、韩国、越南是装机主力。

中国海风供应链较为成熟，度电成本具有长期优势。根据伍德麦肯兹数据，受益于较为成熟的供应链和规模效应，中国海上风电度电成本（LCOE）具有极强的竞争优势，且竞争优势将至少持续至 2050 年；预计 2050 年，中国海风LCOE较亚太其他地区均值低 60%。

日本：发展潜力巨大，降本是关键

日本海风开发处于起步阶段，2040 年前开发空间超400GW。2021 年，日本政府确立 2030 年装机达到 10GW，2040 年装机达到 30-45GW 的海上风电发展目标.根据GWEC，截至 2023 年底日本海风累计装机仅 0.2GW。根据三菱综合研究所分析，按照度电成本不超过 10 日元/kWh（约 0.46 元/kWh），综合考虑航道、军事等多重限制因素，2040 年前日本固定式海风开发空间为64GW，漂浮式海风开发空间为343GW。 2020 年日本启动首次海风开发权拍卖，2030 年投产容量预计达到5.7GW。2020年日本政府启动首次海风开发权拍卖，目前已完成两轮拍卖，授予装机容量合计3.5GW；2024 年预计日本启动第三轮拍卖，授予容量预计1.05GW，上述项目预计在 2028-2030 年投产。根据日本政府规划，2030 年前完成10GW 海上风电项目拍卖，2040 年前完成 30-45GW，2030 年投产容量达到5.7GW。日本立法将海风开发区域拓展至专属经济区。2024 年3 月，日本政府通过《可再生能源海域利用法》修正案，把允许设置海上风力发电设备的范围从领海扩大到专属经济区（EEZ）。日本领海面积约为 43 万平方公里，专属经济区面积达447万平方公里，海域可使用面积提高十倍。

日本海风大规模开发仍需降本，供应链和审批流程是关键。根据日本经济产业省统计，截至 2020 年，新建海风项目度电成本约为30 日元/kWh，约为世界均值的三倍；根据日本政府 2020 年发表的“第一次海上风电产业愿景”，计划在2030年至 2035 年将度电成本降至 8-9 日元/kWh。日本海上风电供应链存在短板，施工能力和人才欠缺，项目开发规模较小，审批流程耗时较长。

中国风电企业已在日本取得初步突破，未来合作有望进一步深入。截至目前，包括泰胜风能、水电四局、明阳智能、运达股份已在日本海上风电市场实现突破或开展合作探讨。其中，泰胜风能已有日本漂浮式海风塔筒、基础、浮体交付业绩，明阳智能是首个获得日本船级社认证的中国风电整机商，已为日本入善町交付海上风机，运达股份与日本重要风场开发商丸红商社签署全球战略合作协议。

越南：海风开发逐步进入远海深水，中国供应链竞争优势较大

2030 年越南海风装机预计达 6GW，项目离岸距离/水深有望持续提升。根据GWEC，截至 2023 年底越南海风累计装机为 0.9GW，且均为潮间带风电项目。根据越南《国家电力规划（第八版）》（PDP8），2030 年越南海风装机规模达到6GW，2050年达到 70GW-92GW。随着越南海风开发逐步成熟，未来项目离岸距离和水深将稳步增长，带动海缆和基础价值量提升。 越南本土供应链较弱，中国企业已参与越南几乎全部海风项目。越南风电产业尚处于起步阶段，供应链能力较弱。据我们不完全统计，中国企业几乎参与了全部越南投产/在建海上风电项目，其中中国电建/中国能建已有项目总包业绩，金风科技、明阳智能、东方电气、运达股份已有风机业绩，泰胜风能已有基础业绩，东方电缆和中天科技已有海缆业绩。

韩国：海风开发资源储备丰富，中国企业深度参与23 年开发权拍卖

2030 年韩国海风装机预计超 12GW，已拿到发电许可项目容量超20GW。根据GWEC，截至 2023 年底韩国海风累计装机容量仅 0.15GW。2018 年韩国政府在《可再生能源 3020 实施计划》中将 2030 年海上风电装机容量目标设置为12GW；根据InfoLinkConsulting，这一目标有望上修至 18-20GW。2023 年DNV 与韩国电力公司（KEPCO）合作制定长期海上风电发展规划，旨在为大规模海上风电接入电网提供技术支持。根据韩国海上风电行业协会，截至 2022 年底，韩国已拿到发电许可的海风项目为68个，容量达 20.7GW。

上网电价是韩国海上风电拍卖重要因素，中国企业已深度参与部分项目。2023年韩国启动第二次海上风电开发权竞标，其中上网电价是核心竞争指标，评价权重高达 60%。本次竞标中共 7 个项目参与，其中 5 个实现中标，其中2 个项目中国企业深度参与。与韩国本地和欧洲企业相比，中国风机、海缆、基础等产品价格具有显著优势，此外在总包、劳动力方面具有较高的成熟度。截至目前，包括明阳智能、永福股份在内的中国企业已与韩国本土企业签订长期合作协议，共同推动韩国海上风电规模化发展。

欧洲管桩市场：大单桩本地企业产能有限，中国企业迎来发展契机

单桩是欧洲海风主要基础形式，2027 年本地企业产能相对有限

全球风机供应链向中国地区集中，产能占全球比例约为70%。目前我国在叶片、发电机、齿轮箱全球产能中占比分别为 60%/65%/75%。根据GWEC 预测，2023-2024年海外叶片和发电机等关键零部件不会出现供应瓶颈，但仍需要进一步扩大产能以适应 2024 年之后的增长。根据当前全球产能规划，齿轮箱产能可以支撑2027年以前的应用需求，但新增产能基本集中在中国。此外，我国在铸件、锻件、回转轴承、塔筒和法兰等关键环节的产能占全球的比例均在70%左右。

单桩是欧洲海风主要基础形式，大型化推动超大单桩应用。根据Rystad，截至2022 年底欧洲海上风电基础总产能约为 260 万吨（其中单桩约120 万吨、导管架和其他固定式基础约 120 万吨、漂浮式基础约 20 万吨）。与其他基础形式相比，单桩具有生产自动化程度高、成本低廉的优势，截至2020 年底单桩占欧洲海上风电累计装机的 81%，预计 2030 年前将依然是欧洲海上风电基础的主要形式。随着机组大型化的快速推进，单桩直径相应提高，我们预计2025 年后欧洲海风单机容量将以 14MW 及以上机型为主，单桩直径将达到 11 米以上。

2027 年起欧洲本地企业大直径单桩产能相对有限。根据Wind Europe 和Sif预测，2027 年欧洲与美国东海岸海风大单桩总需求有望超过200 万吨，考虑已宣布的扩产计划和包括大金重工、施璐德在内的海外供给，供给相对有限。由于欧洲北海沿海成熟的海洋石油产品配套，因此海上风电导管架供给相对充足。2026年开始欧洲漂浮式海上风电有望快速增长，漂浮式基础对于码头、船坞要求较高，配套码头资源利用率也将显著提高。

欧洲单桩市场呈现“4+3+2”格局，中国企业已顺利切入

截至 2022 年底欧洲四大单桩巨头瓜分市场。欧洲海上风电单桩生产企业包括Sif、EEW 、 Bladt 、 Steelwind ， 导 管 架 生 产 企 业 包括Lamprell 、Smulders、Navantia-Windar、ST3 offshore 等。欧洲单桩生产企业主要聚焦海上风电行业，而导管架生产企业下游应用以海洋油气为主，兼顾海上风电应用。荷兰Sif、德国 EEW SPC、德国 Steelwind、丹麦 Bladt 是欧洲单桩市场传统四大巨头，2018-2020年合计市占率接近 100%，目前总产能约为 575 根单桩/年（按照2000 吨/根估计约合产能 115 万吨）。 “3+2”企业进入欧洲单桩市场，大金重工/天顺风能率先出海。2021 年以来，西班牙 Haizen、西班牙 Navantia-Windar 和韩国 SeAH 三家企业陆续在欧洲启动单桩产能建设从而进入海风单桩市场，2020 年天顺风能收购德国Ambau 后正在进行产能改造，预计 2025 年投产；2021 年以来大金重工依托蓬莱工厂优势陆续获取欧洲海风单桩市场订单。

欧洲海风产能决策和建设周期较长。参考 Sif 扩产进度，从启动扩产可行性研究到完成最终投资决策（FID）共历时 4 年，预计 2025 年完工，1-2 年后完全投产；韩国 SeAH 于 2021 年开始推动英国产能建设前期工作，预计2024 年完工，预计2027 年完全投产；天顺风能于 2020 年收购德国产能相关资产，预计2025年投产。

国内原材料/人工/制造成本较欧洲优势明显。塔筒/管桩主要原材料为中厚板，俄乌冲突以来欧洲中厚板价格持续处于高位，远高于国内水平。欧洲本土熟练工人数量严重短缺，人员工资水平较高，工作时长缺乏弹性；此外，由于设备、使用方法、产能造价等方面的差异，我国在制造成本方面也具备一定优势。综合考虑上述因素，我国塔筒/管桩较欧洲本土具有大约 5000-7000 元/吨的成本优势。

欧洲单桩需求旺盛，2025-2026 年中国企业订单有望放量

欧洲单桩加工费持续上行，单吨毛利明显高于国内水平。根据Sif 数据，受益于下游良好需求，2018-2023 年公司单吨加工费、毛利处于持续上行态势。2023年公司单桩单吨加工费、单吨毛利分别达到 5985 元/吨和3292 元/吨，显著高于国内市场水平。 在手订单保持高位，欧企 2024-2025 年排产饱和。截至2023 年底，Sif 在手订单为 51.2 万吨，同比有所下降主要系 23 年行业招标短期低迷所致，仍保持较高水平；公司预计 2024-2025 年均处于满产状态，部分在手订单需要在2026年交付。

2025-2026 年有望迎来招标窗口期，中国企业有望受益。根据我们的不完全统计和初步估计，欧洲计划在 2024-2025 年投产的海风项目已全部确定基础供应商，2026-2027 年投产的项目中约 4.3GW 仍未确定基础供应商，2028-2029 年投产的项目中约 22GW 仍未确定基础供应商。从历史情况看，基础确定供应商时间较投产时间早 2-3 年，我们预计 2025-2026 年将迎来基础招标释放窗口期，中国企业凭借成本、交期等方面的优势有望迎来订单放量。

财务分析：风电抢装造成历史业绩波动，出口空间打开助力远期发展

财务分析

海外业务推动收入稳步增长，国内陆塔竞争与海风需求低迷拖累业绩。2019-2020年受益于公司产能提升和海外业务规模持续扩大，公司营收保持较高增速。2022年以来，受国内陆塔竞争加剧和海上风电塔筒管桩需求低迷影响，公司归母净利润有所下降。2024 年一季度受国内陆风、海风下游需求处于淡季，海外发货较少影响，公司营业收入和净利润同比下降。

盈利趋势走出低谷，海外与电站业务带动 2023 年毛利率大幅提升。2020-2022年公司毛利率整体呈现下滑趋势，主要系 2022 年抢装潮结束后行业整体供需呈现短期失衡局面，主要产品盈利能力有所下降。2023 年随着出口收入的大幅提升和电站业务形成收入贡献，公司销售毛利率达到 23%，同比大幅提升；受市场开拓带动相关费用增长影响，净利率增速小于毛利率。 定增进一步降低资产负债率，ROE 有望逐步修复。公司资产负债率长期维持在较低水平，2022 年公司进行了定向增发，2023 年底资产负债率为32.4%。2021-2023年，公司净资产收益率受行业竞争加剧、抢装退潮后产品价格下跌、海风需求不及预期、定向增发等多重因素影响出现下滑；我们预计随着经营业绩的改善，净资产收益率有望逐步修复。

业务拓展带动期间费用率小幅上升。2023 年公司期间费用率为12.63%，同比增加5.10pct.，其中，销售费用率为 1.63%，同比增加0.84pct.，主要系海外业务扩张导致；管理费用率为 3.60%，同比增加致人员费用增加所致；财务费用率为 1.49%，同比增加1.29pct.，主要系公司新增电站业务所致；研发费用率为 5.91%，同比增加1.69pct.，公司为适应市场需求研发投入有所增长。 海外业务助力公司现金流显著好转，货币资金充裕。2019-2023 年公司经营性净现金流始终为正，2023 年在海外业务带动下达到 8.09 亿元。2022 年公司实施定向增发，筹资现金流达到 34.98 亿元；截至 2024 年一季度末，公司货币资金23.16亿元。

可比公司分析

收入规模位于行业中游，盈利能力较强。与国内其他风电塔筒/管桩上市公司相比，公司营收规模位于行业中游，天顺风能除风塔外叶片、电站业务规模较大，营收规模行业最大，海力风电受海风需求低迷影响 2022-2023 年收入规模明显下降。截至目前，可比公司均有较大规模的盈利能力更强的电站业务，公司电站业务处于起步状态，考虑上述情况公司毛利率与净利率处于行业较高水平。

收入结构影响费用率特点，公司整体费用率处于行业中游。由于制造业务占比高于可比公司，截至目前公司销售和研发费用率高于可比公司；2022-2023年公司积极布局海外市场，销售和研发费用率有所提升。公司管理费用率处于行业平均水平。天顺风能与天能重工电站运营业务收入占比较高，因此财务费用率较高；公司电站业务规模较小，并且转固时间较晚，因此财务费用率较低。

公司应收账款周转率高于行业均值。受业务结构影响，公司存货周转率低于行业水平，属正常现象。受国内风电平价后市场竞争加剧、“抢装潮”后需求回落、下游客户补贴拖欠等因素影响，风电塔筒企业应收账款周转率整体出现下滑趋势，2023 年可比公司平均值为 1.62，公司应收账款周转率为2.5，显著高于行业均值。

公司资产负债率整体低于可比公司。从长期偿债指标来看，2020-2023 年公司资产负债率整体呈现下降趋势，2023 年公司资产负债率为32%，与可比公司相比处于较低水平。从短期偿债指标来看，公司流动比率小幅上升，2023 年流动比率为2.5，高于可比公司。

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