当前简讯:2023年海力风电研究报告 深耕海风基础多年，专注风电零部件研产销

海力风电：海上风电基础龙头企业

深耕海风基础多年，专注风电零部件研产销

(资料图)

江苏海力风电设备科技股份有限公司深耕海上风电产品多年，是国内风电设备零部件 生产龙头企业。公司前身海力有限于 2009 年 8 月成立，2018 年改制为股份有限公司，2021 年 11 月在深交所创业板挂牌上市（证券代码：301155.SZ）。公司主营业务为风电设备零 部件的研发、生产和销售，主要产品包括风电塔筒、桩基及导管架等。2011-2012 年研发 生产出第一套潮间带海上风电塔筒与第一套近海潮间带导管架，2014 年公司成为第一个 为国内海上首台 4MW 大功率风机配套单桩基础的企业，2019 年为上海电气配套国内首 台最大 8MW 海上风电塔筒，2022 年为华能苍南海上风电项目研发生产了 2200 吨以上的 单桩。

深度绑定下游核心客户，品牌认可度逐步提升。公司及子公司海灵重工均系经江苏省 科技厅、财政厅、税务局联合认定的高新技术企业，拥有江苏省企业技术中心、江苏省研 究生工作站等高水平、高规格的研发平台。同时，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、华电重工等风电场施工商， 国家能源集团、中国华能等风电场运营商，以及中国海装、上海电气等风电整机厂商建立 紧密的业务合作关系。

公司股权结构稳定，子公司分工明确

截至 2022 年 12 月末，公司实际控制人为许世俊、许成辰父子，二人分别直接持有公 司 31.92%和 14.45%的股份，同时许世俊作为南通海力股权投资中心执行事务合伙人，许 成辰、沙德权作为南通海力股权投资中心有限合伙人，截止 2022 年 12 月末，海力股权投 资共持有公司 2.70%的股份。公司主要创始人许世俊现任公司董事长、法定代表人；许成 辰任公司总经理、董事。

核心管理团队培养体系完善，持续引进优秀管理、技术人才。公司核心团队中既有业 界的管理专家负责企业战略与市场运营，亦有科班出身的技术专家负责设备的更新与研发， 同时有专业的会计师和律师负责统筹整个财务预算体系、把控法律风险，各部门负责人分 工明确，确保了公司管理的高效与稳定。 子公司分工明确，相互配合，形成有效协同。母公司海力风电作为总部基地，主要承 担业务订单获取、风电塔筒生产、产品对外销售，以及对下属子公司协调管理等职能；子 公司海力海上、海工能源、海力装备、海灵重工作为公司的生产基地，主要从事风电塔筒、 桩基等产品的生产加工业务；海恒如东主要负责新能源投资运营业务。

三大业务齐头并进，海风塔筒+桩基为核心支柱

公司包含三大业务板块：设备制造板块、新能源开发板块、施工及运维板块。其中， 公司主营业务为风电设备零部件的研发、生产和销售，主要产品为陆海风电塔筒、桩基及 导管架。公司目前聚焦海上风电设备零部件产品，目前产品涵盖 2MW 至 6.45MW 等普通 规格产品以及 8MW、10MW 以上等大功率等级产品。根据其公告，公司规划未来进一步 依托于技术工艺、客户资源、产能布局等综合优势，专注于风电塔筒、桩基等风电设备零 部件产品的研发、生产及销售，致力于成为国内领先的风电行业高端装备制造企业。

公司自成立以来，始终致力于风电设备零部件的研发、生产和销售，主营业务、主要 产品及主要经营模式未发生重大变化。风电基础结构（桩基与塔筒）是公司的核心收入来 源。2022 年是海风行业“十四五”规划开端之年，也是海上风电平价上网的第一年，全 国海风新增装机量较 2021 年出现较大回落，2022 年公司实现营收 16.33 亿元，同比下滑 70.1%，其中塔筒、桩基分别实现营收 3.37/12.49 亿元，同比分别下滑 82.5%/63.3%。

短期业绩承压，盈利能力环比提升

2020-2021 年“抢装潮”下公司业绩高速增长，2022 年“抢装潮”退去叠加散点疫 情爆发拖累公司整体业绩。近年我国推行陆海并重、推动风电协调快速发展、完善海上风 电产业链、鼓励建设海上风电基地的政策，海上风电设备的需求量大幅上升，公司规模不 断扩大。2018 至 2021 年，随着海风桩基和塔筒的快速放量，公司的营业总收入由 8.71 亿元迅速增长至 54.58 亿元，CAGR 达到 84.4%，归母净利润则是由 0.35 亿元增长至 11.13 亿元，CAGR 达到 216.8%。2022 年，由于新增的海风项目不再纳入中央财政补贴范围， 海风步入平价上网初期阶段，下游客户项目进度较“抢装潮”期间有所放缓，公司主营海 风设备产品价格相应下滑，进而导致公司利润受到一定影响，2022 年公司实现营收 16.33 亿元（-70.1% YoY），归母净利润 2.05 亿元（-81.6% YoY）。2023 年一季度公司业绩整体 符合预期，实现营收 5.01 亿元（+227.0% YoY，+8.2% QoQ），归母净利润 0.82 亿元（+7.2% YoY）。从中长期来看，全球新能源持续向好趋势不改，海上风电行业将逐渐回暖，预计公 司业绩将逐步修复。

主营业务持续恢复，毛利率逐季改善。受益于国家对于风电产业的支持、“抢装潮” 下下游客户投资建设速度的加快，以及公司自身竞争力的提升、订单获取能力的增强、产 能的持续扩大，2021 年公司销售毛利率为 29.1%，同比提升 4.7pcts；销售净利率为 21.6%， 同比提升 4.3pcts。2022 年“抢装潮”褪去后，行业需求走弱，2022 年全年公司的销售毛 利率大幅回落至 14.8%，而从单季度来看，22Q1/22Q2/22Q3/Q4/23Q1 单季度毛利率分 别为6.7%/13.5%/16.9%/16.4%/15.5%，呈逐季修复趋势。 费用管控能力凸显，期间费用率总体呈下降趋势。2021 年公司期间费用率为 1.93%， 过去三年下降趋势显著。除了营业收入增长带来的规模效应外，也得益于公司控费得当。 销售费用率的降低主要是公司将部分产品予以外协加工且外协加工产品由外协商承担运 费所致，2020 年公司调整费用率计算方法，将运输费用从销售费用中剔除；管理费用率 的降低主要是公司业务规模快速增长、规模效应凸显所致；财务费用率的降低主要是随着 公司经营规模的扩大以及资金流状况逐步改善，银行借款增幅低于营业收入增幅，相应利 息费用的增长幅度低于营业收入增长幅度所致。

营运能力整体向好。公司主营业务聚焦于海上风电，较陆上风电而言，国内规模化的 海上风电设备零部件制造商家数较少，在“抢装潮”的背景下，下游客户为加快风电场建 设进度，及时向公司支付相应款项，因此公司的资金周转速度快、效率较高。2022 年因 行业整体经济不景气，业务未大量出货确认收入，周转放慢，净营业周期有较大增加。公 司作为风电塔筒、桩基、导管架等风电塔筒零部件行业主要生产企业之一，拥有良好的产 品质量口碑与质量运行业绩，受到下游客户的广泛认可，具备持续经营能力。

公司近年杠杆空间充足，流动性较好。近两年来，随着公司订单如期交付，合同负债 下降，且首次公开发行募集资金到账后，公司偿还部分银行借款，未来杠杆空间充足。公 司凭借多年的行业积累，形成良好的品牌形象，随着经营规模的逐步扩大，营运资金实力 提升，资金流动性也呈现向好趋势。预计未来行业整体复苏有望带动公司现金流和流动性 逐步改善。

海风迈入平价时代，“十四五”期间海上风电加速

风电需求迎来拐点，2022 年全年招标量充沛

受疫情等影响，2022 年全年国内风电装机略低于预期，但招标情况良好，有望支撑 后续风电装机复苏。受疫情等因素影响，2022 年部分风电项目装机延后至 2023 年。根据 国家能源局数据 2022 年，国内风电新增并网量达 37.63GW（-20.9% YoY）。这主要是由 于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠加机型方案升级换代，以及部分项 目场址审批周期拉长的影响。尽管全年新增装机规模略低于预期，但招标持续向好，同时 仍有部分项目延至 2023 年，或为 2023 年需求复苏进一步夯实基础。

补贴退坡政策与弃风问题的反复导致了风电行业的周期波动性，弃风率持续下降，行 业进入成长期。补贴退坡政策所引起的抢装潮，增加行业波动性，而部分年份弃风率抬头 抑制投资积极性、限制新项目供给。随着我国风电进入平价上网时代，补贴退坡对行业影 响不再，加之弃风问题的标本兼治，我们判断进入 2023 年我国风电行业有望从周期波动 时代重新迈入成长期。

风电投资监测预警机制倒逼高弃风率地区重视消纳问题，风光大基地项目支撑行业良 性发展。弃风主要发生于“三北”地区，问题集中体现在“三北”地区的系统调峰能力、 跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。2016 年国家能源局启动风电投资 监测预警机制，严格限制弃风率较高的红色预警区域项目建设、暂停橙色预警区域新项目 审核，通过政策机制引导新能源开发布局优化，倒逼“三北”高弃风率地区重视风电消纳 问题。另一方面，随着政府一系列促进消纳政策的实施，以及风电远距离传输、区域开发 中心转移，风电产业链逐渐完善，消纳问题持续好转。

另一方面，度电成本持续下降，风电迈入平价时代，行业成长性有望增强。近年来随 着产业技术进步、效率提升，新建风电项目成本不断下降。根据 IRENA 的数据，2010 至 2021 年全球陆上、海上风电度电成本分别下降 68%、60%，2021 年全球有逾 3/4 的陆上 风电成本低于燃煤发电。基于此，国家发改委 2021 年 6 月 7 日发布《关于 2021 年新能 源上网电价政策有关事项的通知》，规定 2021 年起中央财政对新核准陆上风电项目不再补贴，实行平价上网。2021 年新建风电项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿 通过参与市场化交易形成上网电价。进入平价时代后，我国风电行业发展对政策依赖度下 降且降本增效提速，因退补引起的周期波动有望被熨平，行业的成长性凸显。

充沛的招标量料将为 2023-2024 年风电装机增长提供有力支撑。通常风电从招标到最 后装机并网有 1-2 年的项目周期，例如 2019 年国内风电招标容量的大幅攀升在 2020 年的 装机量中得以兑现。根据我们对采招网、北极星电力网、国际能源网数据的不完全统计， 若不考虑框架招标，2022 年国内风机公开市场招标量达 88GW 左右（+~60% YoY），其 中陆风招标量近约 72GW（+~40% YoY），海风招标量超 15GW（+~360% YoY）。新增招 标规模的大幅增长，且疫情等外部负面因素加速消除，有望为 2023 年起风电行业装机大 幅复苏奠定项目基础。

预计 2023 年风电市场将迎显著复苏，2023-25 年国内海风 CAGR 有望达 40%以上。 受疫情等因素影响，2022 年国内风电装机进度有所延后，根据 CWEA 数据，全年吊装规 模 49.8GW 左右，但并网规模仅 37.6GW。随着疫情影响逐步缓解，风电经济性大幅提升， 以及 2022 年部分延迟项目结转，2023 年我国风电装机增长有望明显加速，预计全年整体 新增装机规模将提升至 75GW 左右，其中海上风电有望增至 7-10GW，且 2023-25 年海 风装机仍有望维持约 40%以上的较高 CAGR。

海风大势所趋，政策推动下行业静待花开

海风资源丰富，具备长期成长潜力。供给方面，相比于陆上风电，海风运行效率高、 输电距离短，更适合大规模开发。而我国海岸线漫长、岛屿众多，开发资源丰富。根据中 国风能协会预测，中远期我国海上风资源技术开发潜力超过 3500GW。需求方面，我国海 上风能资源呈现区域性和季节性的特点，主要资源集中在东部沿海地区，尤其是福建、浙 江、山东、江苏和广东五地，能够缓解当地电力供应不足问题。此外，海上风电还能够与 “西电东输”形成季节互补。 抢装下海风规模进一步增长，招标重启进入平价增长期。自 2020 年我国海上风电累 计装机规模突破千万千瓦大关之后，由于 2021 年是新建海上风电补贴的最后一年，“抢装 潮”在 2021 年进一步发展。2021 年海上风电新增投产规模达到 16.90GW，同比高增约 452.3%，超过了全球其他任何国家 5 年的装机总量。与此同时，招标需求在经历过补贴退 坡的调整后，有望触底回升。

2022 年以来海风建设实现大幅降本，叠加部分地补出台，海风经济性显著提升，有 望逐步开启平价。2021 年底海上风电国家补贴退出后，部分省份也推出了省补等地方支 持政策。其中，广东对 2018 年底前核准的省管海域海上风电项目进行投资补贴，2022-2024 年全容量并网项目每 kW 分别补贴 1500/1000/500 元；山东也提出对 2022-2024 年建成并 网的海上风电项目给予地方补贴，每 kW 补贴标准分别为 800/500/300 元，补贴规模分别 不超过 2/3.4 /1.6GW，且 2023 年底前建成并网的海上风电项目将免于配建或租赁储能设 施。考虑海风降本以及部分地补，按照 3300h 的利用小时数测算，预计部分项目全投资收 益率接近 7%，已逐步具备平价经济性。

沿海省份加大海风支持力度，有望支撑海风较快增长。围绕我国“2030 碳达峰、2060 碳中和”目标，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术，获得江浙闽 粤等省重点支持。由于目前沿海省市“十四五”期间已明确规划+项目推进的海上风电项 目规模超 55GW，且广东、山东、上海等省市已出台地补政策对海上风电给予装机补贴， 我们预计 2023-25 年国内海上风电新增并网装机超 40GW。

海风塔筒和桩基：风机大型化下的量价齐升

桩基和导管架：竞争格局持续优化，龙头企业量价齐升

风电产业链分为三部分，整体集中度较高。上游包括原材料供应，包括涂料、树脂、 夹层材料等，中游主要是风机整机和零部件厂商，涉及整机制造及配套环节，为风机装机 环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装。主要部件有发电机、轴承、轮毂等，其生 产专业性较强，国内供应商技术较为成熟、国内供给充足；下游是风机运营环节，则指风 电运营商，即新能源发电业主。

海风基础结构相较陆风更加复杂，成本占比更高。相比陆风，海上风电在使用过程中 稳定性更强，同时具备风速大、消纳更容易等特点。风电基础结构作为风电机组持续稳定 运作的基础平台，是海上风电重要的组成部分，其占整体风电机组成本更高。根据明阳智 能业绩演示材料数据，2021 年国内海上风电项目成本中基础结构占比达到 20%。

单桩和导管架式普遍应用于浅海领域（0-60m），深海区域或将使用漂浮式基础结构。 目前海上风电基础包括桩式基础结构、重力式基础结构、浮式基础结构等，其中桩式基础 结构又分为单桩、多桩、导管架式以及三脚架式等，桩式基础是固定式的基础结构，能够 广泛适用于多种不同的海床土质，具备工艺简单、造价成本低等特点。从未来发展来看， 近海风电仍是主流，但随着近海资源日趋饱和，深远海风能资源更加丰富，同时风速更加 稳定，具备一定的发展前景，但随着水域越深，风电基础结构的尺寸和价格都将急剧攀升， 因此桩式基础将很难应用于深远海域建设，近年来漂浮式技术逐渐得到下游验证，有望小 范围应用于深远海域风电机组建设。

短期内，海上风电开发仍集中在中浅海，与漂浮式基础相比，桩基、导管架产品仍具 备成本、经验、产业链等方面的优势。

风电机组大型化趋势明显，对风电设备零部件厂商的研发、生产及检测水平求提出了 更高的要求。风机大型化是风电产业链降本最根本有效的路径。一是可以提升利用小时数， 二是可摊薄减少风机制造成本，三是推动风电场配套建设和运维成本的下降。海上风电机 组朝着“大容量、轻量化、高可靠”的趋势发展，抢装结束后海上风电机组容量快速上升， 2020 年我国海风新增装机单机平均功率为 4.9MW，最大单机容量达到 16MW。2020 年 起国内海风大型化进程加快，2021 年单机平均功率达 5.6MW，我们预计 2022 年将达 7MW 左右。2022年以来，国内海风招标主流机型进一步升级至 8-12MW 以上，2023年起10MW+ 机型有望快速成为市场主流。

风机大型化趋势下，桩基用量进一步提升。随着离岸距离和水深的加大，桩基重量明 显提升。根据海力风电招股书，2021H1 公司桩基每套钢板和法兰用量分别提升 5.86%和 2.48%，与此同时公司桩基产品平均功率较为稳定。进一步来看，随着产品功率的提高， 桩基的原材料单位用量有所摊薄，具体来说，2019 年公司桩基产品平均功率提高 34.13%， 同年单套钢板和法兰产品用量仅提升 16.15%和 8.82%，因此我们认为尽管桩基单位原材 料耗量随着风电机组的大型化正向提升，但单兆瓦耗量呈现下降趋势，对应了风机大型化 趋势下零部件企业的降本增效。从产品研发方面来看，大功率风电机组对于桩基材料进行 升级优化的同时，也对具体焊接参数、工艺流程、精度控制等要求更高。

桩基重量随着中心水域深度提升而明显增加，（大）锥形单桩的渗透率逐渐提升。根 据海力风电招股书，随着风电机组大型化和中心水域深度的提高，公司桩基产品重量明显提升，目前公司桩基产品主要应用于 10-20 米的中浅海领域，桩基重量根据项目的特殊性 存在较大的差异，普遍重量集中在 600-900 吨，而对于水深在 20-24 米的项目，在江苏海 域公司目前桩基最大重量突破 1000 吨。从桩基类型来看，柱形单桩仍为当前主流桩基产 品，但随着水域深度提升，锥形和大锥形单桩的优势逐渐显现，预计渗透率有望进一步提 升。

海风大型化趋势下，塔筒行业加速出清

塔筒在风电中起主要作用，是支撑风电机组运行的支撑零部件。塔筒的工艺流程相对 较为简单，一般包括切割机下料、卷板机卷板成型、焊接、圆度检查、法兰焊接、喷砂、 成本检验等步骤。在风电机组成本中，塔筒和叶片是成本最高的，由于风机常年在较为恶 劣的自然环境下运行，因此对于塔筒的稳定性、耐腐蚀性等要求逐渐提高。

运输半径与固定资产投入限制，致塔筒行业市场格局较为分散。塔筒运输费用较高， 运输半径相对有限。一般而言，单段塔筒的长度为 20 米以上，重量高达数十吨，高昂的 运输费用对塔筒的远距离运输形成了较大阻碍，塔筒的运输半径相对有限。天顺风能、泰 胜风能、天能重工、大金重工以及海力风电是我国领先的塔筒制造厂商，是国内风电塔筒 供应的龙头企业。根据华经产业研究院和各公司公告数据，2021 年天顺风能、天能重工 以及泰胜风能市占率分别为 10%/6%/6%。 落后产能加速出清，海风大型化趋势下塔筒行业集中度有望进一步提升。近两年来， 风电产业链降本压力加大，在市场处于弱复苏背景下吨加工费承压，不少二三线塔筒厂处 于微利甚至盈亏平衡线，落后产能加速出清；同时，由于海风市场和出口市场需求有望崛 起，提升风塔产品生产制造和企业资质要求。因此，我们预计塔筒行业市场格局有望向头 部厂商加快集中。

塔筒采取成本加成定价模式，加工费加成水平决定塔筒盈利。塔筒订单价格通常根据 市场中厚板钢材价格波动而调整，企业可将成本压力向下传导（除少数情况下，在订单交 付周期内原材料价格出现极端单边上涨，或导致价格传导不及时而盈利承压）。因此，相 较于铸锻件、轴承等其他风电零部件，塔筒盈利能力受原材料价格波动影响较小，而主要 取决于加工费加成水平。

“十四五”期间国内风电基础结构市场需求超 2300 万吨

预计 2023-2025 年国内风电装机 CAGR 超过 15%，海风装机 CAGR 有望达 40%以 上。“十四五”期间国内风电项目经济性大幅提升，装机需求有望迎来加速发展，预计年 均新增装机规模将进一步增至 65GW 以上，至 2025 年陆风+海风新增装机规模或超 80GW。 陆风方面，在风机大型化的趋势下，塔筒单 MW 用量有所摊低，但塔筒高度、直径、壁厚、 强度等指标要求有所提升，在一定程度上缓解了大兆瓦机型的价值量摊薄效应，我们预计 2023-25 年国内陆风塔筒需求将分别达到 390/410/440 万吨。海风方面，随着风机大型化 升级，海风水上塔筒部分单位用量有望逐步摊低，但由于水深增加将带动桩基单位用量持 续增长，预计 2023-25 年国内海风塔筒+桩基总需求 216/357/520 万吨，总体来说，预计 2023-25 年国内风电基础结构市场总需求将达到 606/767/960 万吨。

海风基础结构龙头，卡位江苏产能快速释放

海风大型化运费成本陡升，自有码头成本优势凸显

大型化趋势下，海上风电机组塔筒和基础结构体积、重量明显提升，受制于运输半径 限制，国内主要塔筒和桩基企业海上风电运输成本明显高于陆上风电。根据海力风电招股 书，2020 年公司海上风电塔筒单位运输费用较陆上风电高 1.66 万元。

龙头企业布局优质码头资源，缩短交付周期、降低运输成本。由于运输半径的限制， 海上风电企业如何解决大型化趋势下塔筒、桩基重量提升带来的运输问题成为决定企业产 能扩张节奏和盈利能力的主要因素。目前行业内三种主流商业模式，分别为自有码头、租 用公共码头以及第三方码头，其中自有码头的代表公司包括大金重工、泰胜风能以及海力 风电，租用公共码头主要是天顺风能以及天能重工。租用公共码头相较自有码头在吊装、 运输等方面均有明显的成本劣势。 然而由于我国港口码头资源的稀缺性，通用码头往往需要较长周期的政府规划，根据 中国交通网数据，2021 年国内万吨以上码头泊位为 2207 个，较 2020 年仅增加 69 个， 过去五年 CAGR 仅 3.2%。目前国内主要沿海省份包括广东、福建、江苏、山东等均可建 设码头，然后由于不同地域存在地质差别，因此实质上可建码头省份较少，广东、江苏、 山东等成为龙头企业主要布局地。

海力风电坐拥江苏小洋口、通州湾等地优质码头资源，区位优势有望带动盈利能力优 化。对比国内塔筒+桩基龙头企业，大金重工最早布局自有码头建设，其生产基地主要位 于山东蓬莱、辽宁阜新、兴安盟、河北张家口以及广东阳江五个生产基地，截止 2022 年 中公司拥有 2 个 10 万吨对外开放专用泊位，1 个 3.5 万吨对外开放专用凹槽泊位，另有规 划建设中 10 万吨级专用泊位 2 个。泰胜风能目前在江苏南通蓝岛拥有自建码头。海力风 电近年来聚焦海上风电塔筒和桩基业务发展，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，目前已在江苏小洋口、 通州湾拥有两个自建码头，同时启东港码头也在积极建设中。公司通过合理的生产基地布 局，能有效保证合同履约能力，可以灵活安排生产并及时交货，降低物流成本，提高产品 竞争力。

区位优势带动周转效率提升，“抢装”期间毛利率始终位于行业领先水平。2020-21 年公司应收账款周转率为 8.1 和 5.9，显著高于行业内大部分企业。同时公司立足高毛利 海风塔筒桩基产品，自有码头优势逐步显现，带动公司毛利率位于行业内领先水平，2021 年“抢装”期间公司综合毛利率为 29.13%，高于大金重工（23.01%）、天能重工（23.25%） 以及天顺风能（21.57%），预计随着海上风电交付回暖，叠加公司高附加值导管架产品放 量，盈利能力有望迎来快速修复。

产能布局是塔筒行业重要竞争要素，公司卡位山东，落地海南，产能扩张加速推进， 海上风电龙头地位进一步稳固。塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行 设计，而塔筒企业仅负责生产制造，可基本认为是标品。塔筒工艺相对成熟，进入壁垒较 低，成本端中直接材料、人工、制造费用各家差异不大。但塔筒的特殊性在于运输难度较 大，因此塔筒比拼的核心就是产能布局，合理布局产能会摊薄运费，进而在盈利端拉开差 距。海力风电从江苏起家，公司所在城市江苏南通拥有国家火炬海上风电特色产业基地， 定位于成为“风电产业之都”，通过引进上海电气、中国海装、明阳智能等国内知名风电 设备及零部件制造商，着力建设海上风电装备制造、海上风电运维、海洋新兴产业基地， 为公司业务的进一步拓展提供了有利条件。我们预计 2023 年国内海风市场将重启高速增 长，产业链公司加快产能布局，新增产能预计将在 2023 年初开始陆续释放，目前公司拥 有江苏大基地的同时，积极拓展山东、海南等市场，截止 2022 年末，公司塔筒+桩基产能 在 50 万吨，主要分布在小洋口、通州湾等地。

预计 2024 年底公司塔筒+桩基产能有望突破 140 万吨。未来公司产能扩张路径清晰， 拟投建产能超过 80 万吨：（1）2022 年 2 月，公司与江苏如东沿海经济开发区签署《项目 建设协议书》，拟投建风电高端装备制造项目，项目总投资约 10 亿元，建设周期 24 个月， 计划产能 20 万吨；（2）2022 年 4 月，公司与东营经济技术开发区签订《项目投资框架协 议》，在东营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，年产能 20 万吨；（3）2022 年 10 月，公司与海南洋浦经济开发区签署《投资协议》，计划在洋浦经 济开发区辖区内投资建设“年产 200 套海上高端装备制造出口基地项目”，项目总投资 10 亿元，占地约 200 亩。

产能瓶颈问题有所缓解，公司外协比例有望持续降低，进而带动公司盈利能力修复。 2019-2020 年受风电“抢装潮”影响，下游客户风电场建设工期较为紧张，由于桩基、塔筒 的安装需要分批施工，为保障风电场建设效率，施工方通常选择先安装桩基后安装塔筒， 因此公司在“抢装潮”期间优先交付桩基产品，导致桩基产能出现瓶颈，为满足客户需要， 桩基产品外协比例在 2020 年明显提升，2018-2020 年公司外协加工费金额分别为 1256/6532/49474 万元，占营业成本比例分别达到 1.73%/5.93%/16.67%。 外协生产普遍毛利率水平较低，2020 年海力风电塔筒自制和外协生产毛利率分别为 24.66%和 15.71%，二者相差 8.95pcts，而桩基产品自制和外协生产毛利率分别为 31.30% 和 15.55%。我们判断随着公司产能扩张的持续推进，产能瓶颈问题有望得到解决，桩基 外协比例料将进一步下滑，带动公司综合毛利率提升，具体来看 2021H1 公司桩基主体外 协加工比例为 56.63%，较 2020 年全年降低 21.41pcts，带动整体外协加工费占营业成本 比例降低 0.92pct 至 15.75%。

长期技术创新沉淀，高研发投入带动品质提升

高塔筒提高发电利用能力，行业技术壁垒也将增加。风速在空中水平和(或)垂直距离 上会发生变化，不同高度在不同风切变下的风速有明显区别，高切变下，高度增加会显著 提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比，高塔筒可以显著提高风电发电功率，降 低度电成本。根据 CWEA 数据，以 0.3 的风切变为例，塔架高度从 100m 增加到 140m， 年平均风速将从 5.0m/s 增加到 5.53m/s，发电量将提升 20.34%。风机大型化趋势带动塔 筒的高度、直径与强度相应升级，制造环节的难度与精度要求均将提升，整体上看行业的 技术门槛有望拔高。

经过长期的技术创新积淀，公司在核心技术领域特别是海上风电方面形成了多项自主 知识产权。作为国内较早进入海上风电设备零部件行业的生产厂商之一，公司曾被评为江 苏省机械行业创新型先进企业等，在多年技术研发及市场开拓过程中，公司先后与中国电 建集团华东勘测设计研究院有限公司、上海电气单位建立了良好的合作关系，基于下游客 户需求不断改进产品生产工艺，积累了丰富的技术工艺开发经验，形成了技术工艺创新到 产品质量提升的良性循环。公司注重研发投入，以保证产品综合竞争力和不断满足下游客 户的差异化需求，2022 年公司研发费用率 6.1%，同比提升 1.5pcts，高于可比公司（泰 胜风能、大金重工、天顺风能、天能重工）平均水平（4.6%）约 1.5pcts。随着公司经营 规模的扩大，员工数量同样呈逐年上升趋势，截止 2022 年末，公司研发人员共 108 人，占比达到 10%。

公司拥有专利授权 116 项，其中发明专利授权 9 项。截止 2022 年末，公司拥有“风 电塔筒弹性支撑部件去应力退火热处理工艺”、“一种大功率风机单桩套笼的组装工艺”、 “海上风电导管架基础牛腿的焊接工艺”等专利授权 116 项，其中发明专利授权 9 项，公 司在多年技术研发、工艺创新过程中，掌握了平台连接法兰焊接的高精度控制技术、大锥 体厚板卷制技术、主筒体的圆度精度控制技术、厚板埋弧自动焊接后处理工艺、高质高效 低成本焊接坡口工艺、海上风电塔筒表面防腐处理工艺等多项核心技术，并通过自主研制 生产设备、工艺装备，提高生产效率，保障产品质量。

切入海上风电场运营，强化产业协同

公司收购海恒如东 100%股权，参股海上风电场运营业务。2022 年 5 月，公司以自有 资金现金收购江苏海宇持有的海恒如东 100%股权。海恒如东成立以来主要以参股的方式 进行海上风电项目的投资，公司拟在收购海恒如东后，使用首次公开发行募集资金中的超 募部分为海恒如东投资的海上风电项目进行相应出资。海恒如东参股的 6 个海上风电项目 均在 2021 年底前完成全容量并网发电，享受国家补贴电价，上网电价为 0.85 元每千瓦时， 具备先发性优势。在收购完成后，公司拥有权益容量 294MW 的海上风电场运营权，同时 上述 6 个风场项目平均年净利均超过 2.5 亿元，按照权益容量计算后的净利润达 2.4 亿元。 公司通过与产业链下游进行深度合作，形成装备制造和新能源开发的双轮驱动，有望进一 步提升公司抗风险能力和持续盈利能力。

联手中天科技，布局下游海上风电安装领域

2022 年 2 月 15 日，海力风电发布公告，与中天科技全资子公司中天海洋工程共同出 资设立江苏中海海洋工程有限公司，从事海上风电工程承包业务，用以承接海上风电基础 施工、维护等工程服务。合资公司拟打造适应未来风场深远海化、机组大型化的下一代基 础大型施工船，具有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。 海上风电快速发展催生风电海工船需求激增。根据世界能源报告统计，2020 年全球 海上可再生能源项目总投资额超过 500 亿美元，首次超过海上油气投资。随着全球对风电 需求的不断增加，对于风电发电机安装船、服务运营船以及电缆敷设船的需求也在持续增 加。海上风电的安装主要分为分体安装法和整体安装法，目前分体安装法仍是行业内最成 熟的安装工艺，根据安装船的特点将海上风电安装船分为起重船、坐底式风电安装船、自 升式风电安装船以及自航自升式风电安装船四种类型。

目前我国风电海工船多以国产为主，行业竞争格局较为分散。欧洲作为海上风电的发 源地，在海工船市场同样引领行业发展。根据国际风力发电网数据统计，截止 2020 年底， 欧洲共用风电安装船 22 艘，1 艘在建，除此之外还包括数艘自升式平台等。近年来我国海 上风电的快速发展中涌现了一批本土海工船舶制造商，例如振华重工、韩通重工、厦船重 工、华商国际等，面向国内海上风电安装市场。2017 年 10 月，彼时全球最大的“龙源振 华叁号”2000 吨风电施工平台在振华重工海工平台事业部正式下水，并于 2018 年 7 月完 成首次施工安装任务。截止 2020 年底，国内投入使用的风电安装船共 22 艘，在建 7 艘。 根据国际能源网数据，2021 年初至 2022 年一季度，全球共签订海上风电安装船新建和改 造订单超 30 艘。

盈利预测

关键假设

将公司业务拆分为塔筒、桩基、导管架三大项，各项假设如下：

1、 塔筒业务：公司作为国内海上风电塔筒龙头，市占率稳步提升，2019 年公司在国 内海上风电塔筒领域市占率超过 25%，目前公司塔筒产品涵盖 2MW 至 5MW 等 市场主流规格产品以及 6.45MW、8MW 等大功率等级产品。海风“抢装潮”退去， 2022 年海上风电进入平价时代，随着外部不利因素逐步消除，预计 2023 年国内 风电装机有望实现明显改善，设备企业排产出货或迎来大幅回升。充沛的招标量 预计为 2023-2024 年风电装机增长提供有力支撑。预计“十四五”期间风机大型 化渗透率会进一步提升，塔筒行业竞争格局将持续改善。公司作为行业内为数不 多拥有自有码头的企业，成本优势凸显，区位优势有望带动盈利能力持续优化， 带动产能的快速释放。预计 2023-25 年公司塔筒出货有望逐步恢复，假设公司 2023-25 年塔筒分别出货 15/29/42 万吨，预计公司 2023-25 年塔筒业务收入增速 将分别为 190.8%/91.0%/43.6%，预计毛利率分别为 21.2%/21.5%21.9%。

2、 桩基业务：公司依托技术工业、客户资源、产能布局等综合优势，专注于风电桩 基等零部件产品的研发生产，2019 年公司在国内海上桩基市场占有率为 23%， 预计在海风机组大型化趋势之下，公司市占率有望进一步提升。“抢装潮”后，公 司产能瓶颈问题逐步缓解，预计逆势扩产将为未来出货放量提供有力支撑，同时 低毛利率的外协加工产品占比将显著降低，自制比例的提升将带动桩基产品毛利 率企稳回升。我们假设公司 2023-25 年桩基出货 35/67/98 万吨，预计 2023-25 年 公 司 桩 基 业 务 收 入 增 速 分别为 169.1%/87.9%/44.3% ， 毛 利 率 分 别 为 17.5%/17.0%/17.2%。

3、 导管架业务：公司持续拓展导管架业务发展，预计随着中远海海上风电的开发逐 渐成为开发商关注和投入的重点方向，将带来导管架需求的快速放量，我们假设 公司 2023-25 年导管架分别出货 20/28/36 台套，预计 2024-25 年公司导管架业 务收入增速分别为 20.0%/28.6%，预计 2023-25 年毛利率稳定在 30%左右水平。

4、 海上风电运营业务：公司收购海恒如东 100%股权，参股海上风电运营业务，考 虑到公司海上风电运营业务持续贡献投资收益，预计 2023-25 年公司投资收益分 别为 2.0/2.4/3.0 亿元。

5、 费用率：假设公司 2023-25 年费用率维持基本稳定，分别为 3.0%、3.6%、3.5%， 假设所得税率维持约 15%。

（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。）

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