风电行业之大金重工研究：塔筒龙头产能扩张-风场叶片贡献新增长

1、风电行业之大金重工研究：塔筒龙头产能扩张_风场叶片贡献新增长1. 大金重工：行业翘楚深耕产品，“两海”战略稳中向好1.1. 公司产能领衔行业，产业链聚集构筑全新生态1.1.1. 重点公司分析风电塔筒龙头企业，产能领衔布局完善，拓展产业链规划明确。大金重工专注于风 电装备制造行业，公司发展规划完善，在提升技术、专注研发、保证产品质量的同 时，也着重于产能的布局优化，保证公司产能产量的覆盖范围及运输成本控制。公 司拥有四大风电塔筒基地：蓬莱基地（50 万吨）、阜新基地（20 万吨）、兴安盟基地 （10 万吨）和张家口基地（20 万吨）。公司正在建造叶片生产基地和开发风电场， 积极做产业链的延伸。公

2、司依托蓬莱基地的区位优势，积极推进“两海战略”，即大 力发展海外业务和海上风电业务。公司与国内外大型电力投资公司、主机供应商企 业保持紧密合作关系，深耕风电产品，夯实行业领先地位。1.1.2. 公司主要产品介绍三大板块业务相互促进。公司目前主要布局于三大业务板块：新能源装备制造板块、 新能源投资开发板块和风电产业园运营板块。具体而言，新能源装备制造板块集中 于风电发力装备制造，专攻于陆塔、海塔、管桩和导管架等零部件产品；新能源投 资开发板块多为风电场项目投资；同时兼备风电产业园运营板块，聚集产业链构筑 全新生态圈。公司风力发电装备产品涵盖了陆上风电和海上风电两个风电板块，产 品主要起到对风电机

3、组的基础支撑作用。1.1.3. 公司发展历程二十年深耕行业，关注市场完善规划方向。2000 年，公司在辽宁阜新成立，后于 2010 年在深圳 A 股中小板上市，初期主营业务有火电锅炉钢结构产品及管塔式风电塔架 产品，风电塔架产品发展成为了公司的主要产品，2018 年暂停了盈利性较差的火电 钢结构产品业务。公司于 2012 年建成投产蓬莱基地，其后该基地也为公司产能最大 的基地；公司于 2019 年在德国汉堡成立欧洲公司且在韩国首尔成立韩国公司，用于 海外市场的拓展和销售等；2021 年，大金北方风电母港产业园成立，体现了公司完 善产业链的明确规划。1.2. 股权结构稳健股权结构稳健。截止 20

4、21 年 9 月，公司前 10 大股东合计持股比例为 57.08%，董事 长金鑫为大金重工股份有限公司的实际控制人。实控人金鑫直接持股比例为 1.39%， 通过阜新金胤能源投资有限公司间接持股 44.69%，阜新金胤能源投资有限公司由金 鑫 100%控股。金鑫合计持股比例为 46.08%。公司股权结构稳健。1.3. 营业收入高速增长，毛利水平稳定，成本管控能力强公司营业收入和归母净利润高速增长。公司从 2019 年开始加速发展，营业收入和 归母净利润持续高速增长，2019 年、2020 年和 2021Q3 公司的营业收入同比增速分 别为 73.99%、97.08%和 57.53%，2019 年

5、、2020 年和 2021Q3 公司的归母净利润同 比增速分别为 179.93%、164.75%和 40.13%。2021Q3 的增速相比之前有所下滑，主 要是 2021 年为陆上风电补贴退出元年，2021 年的国内风电装机容量 47.57GW 相较 于 2020 年 71.67GW 大幅下滑，公司仍然保持较高增速凸显公司的竞争实力。风电塔筒为公司主要产品，风电塔筒毛利率稳定。在 2013 年公司火电钢结构产品 占比约 30%,风电塔筒产品占比约 70%。火电钢结构产品由于毛利率水平较低，产品 盈利能力差，公司减少对该产品的生产，于 2018 年暂停火电钢结构产品。公司持续 专注于风电塔筒产品

6、的研发、生产和销售，毛利率整体保持在 20%附近。2021 年由 于将运费统一口径计入营业成本，2021H1 毛利率为 21.43%，扣除运费影响同比仅 降低 2.3%，处于行业领先水平。2021 年原材料钢价大幅上涨情况下，公司成本管控 能力优秀。国内外收入稳步增长，内销毛利率保持稳定。2021H1 公司国内销售营收为 12.28 亿 元，占比 73.4%；出口业务营收为 4.45 亿元，占比 26.6%。国内业务从 2017 年的 9 亿元提升到 2020 年的 27 亿元，复合增速高达 44%；国外业务从 2017 年的 1.18 亿 元提升到 2020 年的 6.04 亿元，同比增速高

7、达 72%。公司内销毛利率从 2017 年稳步 提升，在 2020 年附近开始保持稳定，2021H1 的内销毛利率为 24.59%。外销毛利率 受海外需求以及钢价的影响较大，波动较内销业务更剧烈，2021H1 外销毛利率降为 16.08%，外销毛利率中枢保持在 20%左右。规模效益明显，公司各费率逐步下降。公司销售费用率大幅下跌，从 2017 年的 8.6% 下降到 2021 年的 0.65%水平，并且从 2020 年开始持续维持在 1%以下。管理费用率 从 2018 年以来逐步下降，从 2018 年的 8.19%下降到 2021H1 的 5.56%。研发费用率 也呈现逐步下降趋势，从近几年

8、3.5%的中枢下降到 2021H1 的 2.7%。随着公司产能 的持续扩张，费用率水平有望进一步降低，规模优势突出。轻资产运行模式经营，产能扩张能力强。公司固定资产规模较低，2016 年为 4.13 亿 元，2021H1 仅为 9 亿元。公司 2021H1 的总资产为 54.82 亿元，固定资产占比为 16.45%。公司的固定资产周转率近 2 年维持在 3.5 以上，21H1 的固定资产周转率年 化之后也在 3.73 的水平。总资产报酬率逐步提升，21H1 达到 10.9%，主要源于公司 的新建基地逐步投产，释放收入增量。公司采用轻资产的运营模式，预计新建 1 个 10 万吨的塔筒工厂需要约

9、1.5 亿元，10 万吨塔筒投产后每年贡献 0.8 亿元净利润， 投资回收期较短，扩产成本较低。因此公司也具备较强的产能扩张能力。公司在建 工程也持续进行，产能扩张积极。2. “双碳”规划助推风电，风机大型化降本增效2.1. 风电行业发展概况2.1.1. 全球风电行业发展概况全球风电市场稳健发展，装机量快速增长，中国贡献主要增量。为在 2050 年实现净 零排放目标，每年全球风电装机量必须大幅增加。根据 GWEC 数据，2020 年全球 风电新增装机容量为 93GW，较 2019 年同比增长 53%。2020 年全球新增陆上风电 装机量为 86.9GW，同比增长 59%，再创年度新增装机容量新

10、高，其中，中国以 56% 的占比遥遥领先，美国以 19%占比排名第二，其余国家占比基本都在 3%以下；2020 年全球新增海上风电装机量为 6.1GW，为新增装机容量第二高的年份，其中，中国 以50%的占比位居第一，荷兰以25%的占比位居第二，比利时以12%占比位居第三， 其余国家的占比都在 10%以下。中国在 2020 年陆风和海风的新增装机容量均占比 50%以上，贡献风电增长的核心力量。从累计装机量来看，中国也依旧名列前茅。截止至 2020 年底，全球风电累计装机容 量达到 743GW，同比增长 14%。其中，全球累计陆上风电装机量为 707.4GW，中 国以 39%的占比位列第一，美国以

11、 17%的占比位列第二；全球累计海上风电装机量 为 35.3GW，英国以 29%占比排列第一，中国以 28%的占比超过德国位列第二。2021 年中国海上风电异军突起，新增装机容量为 16.9GW，同比增速达到 452%，英国 21 年海风新增装机同比出现大幅下跌，目前中国已成为全球最大的海上风电市场。中 国已经在全球风电市场占据主导地位，预计未来也将持续为实现净零排放贡献主要 力量。2.1.2. 国内风电行业发展概况国内风电市场呈现快速发展状态，装机量增幅显著。国家能源局于 2021 年 12 月发 布了 1-11 月份全国电力工业统计数据：1-11 月份，所有发电装机容量约 23.2 亿千

12、瓦，同比增长 9.0%，其中，风电装机容量约 3.0 亿千瓦，同比增长约 29%，占所有 发电机容量的比例为 12.9%。1-11 月份，全国发电设备累计平均利用 3483 小时，比 上年同期增加 87 小时，其中，风电利用小时数为 2031 小时，比上年同期增加 119 小时，风电利用效率提升明显。2021 年，全国风电新增装机 4757 万千瓦，其中， 陆上风电新增装机 3067 万千瓦，海上风电新增装机 1690 万千瓦。我国国内风电累 计装机量稳步上升，由于 2020 年的陆上风电抢装潮，累计装机量同比增长高达 34.60%。2021 年累计装机同比增速为 16.60%，增速放缓。20

13、21 年为陆上风电“国 补退出”的元年，陆上风电新增装机同比出现较大降幅，系补贴政策退出导致的市 场正常调整。预计 22 年风电新增装机容量将有所恢复，国内风电市场仍然呈现出稳 健增长的趋势，未来发展空间依旧广阔。风电利用效率大幅提升，陆风实现平价上网。在装机容量扩大的同时，对于风电的 利用水平也在不断提升，据国家能源局统计，风电平均利用率在2021年达到了96.9%， 较去年同比增长 0.4%。弃风电量约 147.8 亿千瓦时，平均弃风率降为 3.1%。各省份 均出现风电利用率的提升，其中新疆和内蒙的风电利用率相对较低，分别为 92.7% 和 93.72%，存在较大提升空间。度电成本进一步下

14、降，我国陆上风电平均度电成本 于 2020 年就已降至 0.38 元，同比下降 10%，基本已达到全国各省市燃煤标杆基准 电价水平，可以实现风电上网平价，为风电未来的低成本建设、大规模发展提供了 有利前提。2.2. 双碳助推风电再迎行业机遇，十四五规划保障风电高速发展2.2.1. 双碳目标为国内风电市场提供续航动力中国于 2020 年正式明确提出“30 碳达峰-60 碳中和“的双碳目标。根据国务院所发 布的2030 年前碳达峰行动方案，碳达峰目标达成总共分为两个阶段：一为在 2025 年实现非化石能源占比 20%左右，为碳达峰目标奠定基础；二为在 2030 年实现非 化石能源占比 25%左右，

15、达成 2030 年前碳达峰目标。其中，更提及在坚持陆海并 重的前提下，推动风电协调快速发展。具体而言，到 2030 年，计划风电、太阳能发 电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。由此可见，风电作为主导的清洁能源之一，不仅 有助于双碳目标的实现，更是国家发展新能源的重点领域。双碳目标的提出，也提 供了国内风电市场稳健发展的续航动力。2.2.2. 各省市“十四五”风电规划积极可观，风电新增装机中枢上移各省市积极推出“十四五”风电规划，响应双碳目标号召。在双碳目标提出的背景 下，各省市在“十四五”规划中都新增了风电等新能源装机、发电目标的内容。如 江苏省目标成为第一个碳达峰的省市，到 2025 年，陆

16、上风电装机容量将达到 12GW， 海上风电装机容量将达到 15GW。广东省在“十四五”规划中明确提出大力发展海 上风电、太阳能发电等可再生能源，推动省管海域风电项目建成投产，装机容量超 800 万千瓦，促进海上风电实现平价上网；完善海上风电产业链，积极推进深远海 浮式海上风电场建设，加快建设海上风电高端装备制造基地、运维和整机组装基地； 在风力发电项目领域计划投资 1575 亿元。山东省计划以光伏发电、风电为重点，以 生物质、地热能等为补充，到 2025 年，可再生能源发电装机达到 8500 万千瓦左 右；积极开发渤中、半岛北、半岛南三大片区海上风电资源，重点打造千万千瓦级 海上风电基地，到

17、2025 年，风电装机达到 2500 万千瓦。预计十四五期间国内年 均新增风电装机规模 50GW+，较十三五期间提升 70%+，风电新增装机中枢明显上 移。电力投资商积极响应国家号召。除各省市的规划外，众多电力投资商也公布了“十 四五”期间的新能源装机规划。国家能源集团计划于“十四五”期间新增 70-80GW 新能源装机，并于 2021 年完成了 46.04GW 的风电装机。2021 年 11 月，三峡集团 宣布其装机容量已达 1.01 亿千瓦，其中风电约为 11.78GW，并计划在未来 5 年内实 现新能源装机实现 70-80GW。“五大四小”业主陆续出台风电规划推进风电建设。2.3. 海风

18、快速发展，基础支撑需求大幅提升海上风电抢装潮落幕，装机量大幅上升，调整后再出发。由于 2021 年是中国海上风 电上网国家补贴的最后一年，因此 2021 年迎来了国内海上风电的抢装潮。据 GWEC 数据，2020 年全球海上风电行业的新装机容量为 6.1GW，其中，中国的新增海上风 电装机量为 3.1GW，占 2020 年全球新增海上风电装机量的一半以上，新增装机容 量已连续第三年居世界各国首位。国内海上风电新增装机量从 2013 年的 0.1GW 稳 步提升到 2020 年的 3.1GW，实现了跨越式的发展，2021 年的国内海上风电新增装 机量为 16.9GW，可谓爆发式增长。预计 22

19、年由于补贴政策退出会带来行业调整， 22 年海风新增装机预计会同比下降，23 年及以后将会再次恢复快速增长，后续增速 主要取决于海上风电的平价进程。海上风电市场的扩张带来了风机基础支撑需求的大幅提升。国内陆上风机使用塔筒 作为基础支撑，海上风机采用管桩和塔筒共同作为基础支撑。从陆上风电来看，目 前单位 GW 需要的塔筒类基础支持重量约为 9 万吨左右；海上风电单位 GW 所需的 基础支持重量在 27 万吨以上，是陆上重量的 3 倍以上。因此海上风电的快速发展， 给风电塔筒厂商创造较大市场增量空间。2.4. 风光大基地建设，大型化降本增效，塔筒竞争格局改善风光大基地建设规划大力推进，助力风电行业

20、发展。国务院、国家能源局等多个政 府机构曾多次表明要加快推进大型风电、光伏基地建设。目前，第一批风光大基地 名单已下发，总规模为 97.05GW。据北极星风力发电网统计，已有 75GW 项目开工 建设，其余项目预计在 22 年一季度开工。其中，明确要求在 2022 年底前投产有超 过 45GW 风光大基地项目，有超 52GW 风光大基地项目明确要求在 2023 前投产。 从各省份来看，内蒙古、陕西、青海和甘肃，分别为 20.2GW、12.5GW、10.9GW 和 9.55GW，四省合计占比 50%以上。各大电力央企集团为达成“十四五”规划目标， 增加自身新能源发电比重，也积极参与国家风电大基地

21、的建设。据公开资料整理， 在第一批风光大基地已公开业主信息项目中，参建规模排名第一的是国家能源集团， 达 9.9GW；参建项目个数最多的是华能集团，共计 12 个项目。第二批风光大基地规划基本完成，预计总规模超 400GW。第二批风光大基地利用了较多的三北的沙漠、 戈壁地区，结合生态治理和资源综合利用模式，积极解决消纳问题，以外送电力为 主。风机大型化趋势明显，降本增效推动平价进程。风机大型化是众多技术革新中最为 引人瞩目的一项。据统计，2020 年央企风电机组招标项目中，平均单机功率已经达 到 3.2MW，其中 3.0MW 及以上功率机型占比已经超过 70%。21 年陆风招标的机型 大多在

22、4MW 及以上，海上风电招标的机型大多在 6MW 及以上，风机大型化趋势 明显加速。更大的风轮直径和更高的轮毂高度能够使风机机组在低风速区域获得比以往更多的动力，提升机组功率及利用小时数，从而提高风能的利用效率。同时大 型化也能摊薄各零部件环节的单位 GW 用量，有效降低成本。大型化对于塔筒来说 单位 GW 的量损相对较小，单位 GW 量减目前在 10%左右。大型化促进风机降本增 效加速。受技术发展降本和补贴政策变更的影响，风电平价进程加快，风电发电机 组价格处于下行状态，产业链整体有降价趋势，各环节亦有以降低价格提升竞争优 势的压力。高毛利率且壁垒较低的零部件环节降价压力较大，塔筒环节单吨利

23、润有 望保持稳定。目前陆上风电已经完全实现平价上网，海上风电仍在积极推进平价进 程。塔筒竞争格局持续改善，行业集中度进一步提升。塔筒行业之前由于进入门槛太低， 运输半径仅为 500KM，风电场建设比较分散，行业集中度低。一方面，风机大型化 趋势要求更高的塔筒高度，更大的塔筒直径，塔筒重量逐步提升，海上风电的管桩 重量甚至超过 1000 吨，对厂商焊接技术、防腐技术、卷板机和厂房高度等提出更高 的要求，行业壁垒增强。另一方面，风光大基地建设使得风电场建设集聚化，对厂 商的单体交付能力提出更高的要求，同时也考验厂商的生产基地布局能力。综上来 看，陆上风电的进入门槛稳步提升，小厂商处于竞争劣势，大厂

24、商快速扩张产能抢 占市场份额，行业集中度有望提升。由于海上风电所需管桩都在 1000 吨以上，超大 型单桩重量在 2000 吨左右，除了技术和交付能力外，对厂商的港口码头资源提出较 大挑战，公用码头不愿意运输大型管桩类产品，厂商需要积极布局深海大型码头资 源。海上风电管桩进入门槛很高，竞争格局较好，头部厂商瓜分市场份额。国内塔 筒市场 CR4 从 2016 年的 23%提升到 2020 年的 30%，后续还有较大的集中度提升 空间。3. 产品质量优异，盈利空间稳定，市场拓展能力强3.1. 塔筒生产工艺成熟，公司产品质量优异风电塔筒生产工艺领先。风电塔筒生产过程主要包含切割下料、坡口加工、钢板卷

25、 曲、纵缝焊接、环缝焊接、法兰安装和喷砂涂装等。整个过程自动化程度较高，仅 卷曲度测量和焊接等少量环节需要人工参与。焊接前需要进行无损探伤，并且要求 焊接工人熟练掌握优秀的焊接工艺。相较于塔筒而言，桩基的生产过程几乎与塔筒 一致，但导管架的生产过程更为复杂，进入壁垒较高，斜撑杆环缝、水平撑杆环缝 和桩套环缝的焊接工艺要求较高，生产周期更长。目前塔筒等领域已经 100%实现 国产化，公司专注于风电塔筒制造十余载，老基地持续进行技艺升级，新基地直接 采用欧洲先进的设计理念来进行工艺产线规划。公司在锥形塔筒滚轮架、无清根双 丝埋弧焊和防腐处理工艺等具备一定的工艺优势。公司率先实现厚钢板拼接接长焊 接

26、的重要技术升级，即采用陶瓷衬垫托底，配合反变形技术，实现钢板单面拼接。 公司已经取得发明专利 3 项和实用新型专利 37 项。后续继续推进厚钢板高效率减 压电子束焊接技术和 MNDS 厚钢板高效焊接技术等，进一步提高生产效率和降低生 产成本。风电塔筒产品质量优异。公司具备电能认证中心 4-7MW 产品认证、风电协会理事 单位和机电协会进出口会员等完善的资质认证体系。公司采用国际高标准的质控体 系进行组织生产，配备最先进的检测设备，对每个环节严格进行检验。提高员工的 品质意识，真诚服务满足客户期望。滚动制定质量改善计划，持续推进品质管理。 再结合多年的生产经验，公司能够有效保障产品的稳定性和安全

27、性，实现了焊接一 次返修率控制在万分之一，全部焊接合拢口一次报检合格率 100%，连续 15 根海风 单桩合拢口一次报检合格率 100%的行业领先水平。多次获得客户授予的“金牌供 应商”和“质量标杆”等荣誉。为了迎合风机大型化发展的要求，公司致力于大兆 瓦风电基础桩的品类开发、型式设计和工艺技术研究，在涂装技术、焊接技术和重 型产品工艺方面保持领先优势。3.2. 成本加成模式，盈利空间保持稳定成本加成模式定价，价格传导顺畅，盈利空间稳定。风电塔筒的成本构成中直接材 料占到 82%，运费占据 7%，人工费用约为 6%，制造费用约为 5%。原材料对风电 塔筒的价格影响占据主导地位，塔筒体积重量较大

28、，运费费用占比较高。风电塔筒 的招标通常和主机分开招标，采用成本加成模式，签订单价为签订合同时的中厚板 钢材价格+稳定的单吨毛利额。再扣除期间费用等，从行业角度看，目前陆上风电的 单吨净利约 800 元，海上风电的单吨净利约 1000 元。海上风电的竞争格局更好，对 资源的要求较高，因而单吨净利略高。钢价的涨跌可以顺畅的传导到下游客户，目 前单吨利润处于较低水平，不会受到主机厂价格战的影响，盈利空间有望保持稳定。 公司积极扩张产能，规模效益突出，期间费用率有望下降，贡献一定的利润增量。钢价中枢下行，承担风险敞口减小。由于塔筒厂商生产周期约 1 至 2 月，签订合同 的时间约 3-4 个月，签订

29、合同和钢材采购时间存在较小的风险敞口。受环保限产影 响，2020 年下半年以内钢材价格大幅上升，从 2020 年 5 月的 508 美元/吨快速上涨 到 2021 年 5 月的 998 美元/每吨，一定程度对风电塔筒厂的利润造成影响，整体影 响处于可控水平。目前地产处于下行趋势，且地产债务高约束下难有起色，导致国 内钢铁需求将下降，钢价有望高位震荡，钢价大幅上行的概率较小，风电塔筒厂商 承担钢价风险敞口的损失将减小，盈利空间进一步夯实。3.3. 海外业务蓬勃发展，客户资源优质国内成本优势明显，大力拓展海外市场。相较于欧盟、美国和日本而言，中国的中 厚板价格有竞争优势，单吨价格较海外低 1000

30、 元以上，主要源于国内强大的钢铁产 业基础。原材料价格更低，并且人工费用更低，使得风电塔筒行业在全球竞争中价 格处于优势地位。并且国内塔筒厂商的销量也处于领先水平，强大的产能有效保障 长期的交付能力。根据 ECIU 数据，目前已有 137 个国家和地区提出了 “碳中和” 或“零碳”的气候目标，海外风电市场具备长期成长空间。公司的风电塔筒在技术 上已经比肩国外巨头，风塔产品已经出口维斯塔斯和 GE 等海外风机巨头，并且建 立了长期的合作关系。公司积极拓展海外市场，全球市场份额有望随着海风风电的 增长而提升。全球风电塔筒第一梯队，客户资源优质。公司 2021 年产能为 100 万吨，稳居风电 塔筒

31、第一梯队厂商，树立了行业知名度和良好的品牌形象，并且积极扩产进一步夯 实市场竞争力。公司营业收入从 2018 年 9.7 亿元上升到 2020 年的 33.3 亿元，年复 合增速高达 85%，大幅高于其他三位主要竞争对手，系公司市场拓展能力强和产能 扩张速度快等原因。公司目前与维斯塔斯、西门子歌美飒、GE、金风科技和远景能 源等国内外主机厂建立了长期合作关系，并且和国家能源集团、国家电投、中广核、 华能、华润和丹麦沃旭能源等电力投资商形成战略合作伙伴。公司凭借优异表现， 获得客户授予下列荣誉：国家电投授予的国家优质工程金奖、国家能源集团授予的 优质供应商和中广核授予的五星供应商等奖项，加强了公

32、司和客户之间的黏性。公 司覆盖了国内核心的主机厂商和电力投资商，后续将围绕“两海战略”进一步拓展 海外客户。4. 加速产能布局，深水良港凸显优势4.1. 深水良港优势凸显，助力“两海战略”发展万吨级码头资源稀缺。2020 年我国共有万吨及以上码头共计 2592 个，同比增长速 度仅为 2.86%，2018-2020 年的同比增速都在 3%左右，保持低速增长。按照吨位拆 分来看，1-3 万吨（不含）数量为 865 个，3-5 万吨（不含）数量为 437 个，5-10 万 吨（不含）数量为 850 个，10 万吨及以上数量为 440 个，10 万吨及以上占比仅为 17%，占比较低。按照泊位用途来看

33、，2020 年专业化泊位为 1371 个，通用散货泊位 为 592 个，通用件杂货泊位为 415 个，其他泊位 214 个，专业化泊位占比约为 53%， 占据绝对多数。2016-2020 年，5 年年平均新增专业化泊位 39.6 个，通用散货泊位 23.8 个，通用件杂货泊位 8.8 个，每年的增量非常有限。大金港条件优越，资源禀赋突出。公司在蓬莱大金港已建成 10 万吨级专用泊位 2 个 和 3.5 万吨泊位 1 个，另外已新建 2 个 10 万吨专用泊位，新建泊位在交通部调规， 预计 22 年内可正式投入使用。其中 1 号泊位已配备 1000 吨级龙门吊，由于是自有 码头，新增龙门吊较为容

34、易，其他泊位可根据业务情况选择是否新增配备。码头后 方已建成的风电塔筒和管桩的制造基地 57 万平方米，重载总装和出运场地达到 30 万平方米，海域宽阔自然水深 10-16 米，是适合重型装备的深水良港，条件显著优 于其他塔筒公司。专用大型码头资源宝贵，有效较低海风管桩运输成本。海上风电对基础桩的要求较 高，以 8MW 为例，风电桩基和塔筒总重量超过 2000 吨，远高于陆上塔筒约 300 吨 的水平。体积增量，重量攀升，陆路运输需要特种车辆，并且受限载、限高、转弯 等运输条件的制约较多，很难通过开放道路进行运输。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

35、头吊装费用。综合来 看，若没有自有码头厂商的风电管桩单吨运输成本要比拥有自有码头的厂商高出约 500 元，且运输效率下降较多。公共码头一般不愿意运输大型风电管桩类产品，主 要系会极大影响公共码头其他业务的运输能力。港口建设由省政府统一规划，还要 考虑集装箱、煤炭、金属矿石、原油、液体化工和散装粮食等专业码头的占用，因 此通用码头的获取难度很大。从 16 至 20 年来看，全国每年新增的万吨级通用码头 数平均仅为 30 个，用在风电行业的更是寥寥无几，并且码头规划建设周期长达 1-2 年。目前核心竞争对手中只有泰胜风能和海力风电有自有码头，且码头条件较公司 有较大差距，海上风电平价上网压力下，专

36、用码头夯实公司竞争优势。深水良港保证船期，出口业务优势凸显。对于出口业务而言，管桩类产品出口到欧 美很难实现，运输成本较高且运输风险太大。管桩类产品通常仅能出口到东南亚等 地区。对于塔筒产品来说，重量轻很多，具备出口到欧美地区的能力。出口的远洋 海船和普通的海上风电运输船的船底形状不同，出口海船的船底是尖型的，对码头 自然水深要求较高，通常需要 10 米及以上才能满足其常规的靠港要求；而海上风电 的运输船的船底较为平坦，对码头水深的要求在 5 米左右。如果自然水深略小于 10 米，需要经常清淤泥，并且只有在涨潮的时候出口的海船才能进来装货，船期很难 保证。或者租用公共码头仅出口塔筒类产品，也需

37、要和公共码头协调出货时期，灵 活性较差。目前公司的码头自然水深几乎在 10 米以上，其余有码头的塔筒厂商码头 都在 8 米以下的水平，没有码头的厂商还需要转运和吊装费用。深水码头保障公司 出口业务高效的物流能力和发运能力，实现直接装船集港发运，有效保证船期。公 司可根据生产发货计划安排船期，提升发货效率。大金港位于胶东半岛北部，几乎 不受台风影响，发运需求稳定可靠。深水码头保障公司的出口业务优势。蓬莱产业园配套完善，打造北方风电母港。蓬莱风电产业园培育了大金重工、京鲁 船业、巨涛海洋重工和东方叶片等骨干企业，覆盖风电塔筒管桩、风电叶片、海工 模块等风电零部件，后续计划推进风电主机、海底电缆、风

38、电检测和风电运维等项 目，致力于打造成一座集科学研究、设备制造、装备检测、运维和培训等产业一体 化的中国的“埃斯比约风电母港”。提升风电产业链的供给能力，降低运输成本，推 动附近区域的风电产业快速发展。4.2. 加速生产基地布局，覆盖区域广阔九大清洁能源基地建设，海风基地建设陆续出炉。全国十四五规划和 2035 远景目 标提出建设九大清洁能源基地。其中，新疆清洁能源基地为风光水火储一体化基地； 黄河上游清洁能源基地（青海）、金沙江上游清洁能源基地（四川）、雅砻江流域清 洁能源基地（贵州）、金沙江下游清洁能源基地（云南）为“风光水储一体化”基地； 黄河几字弯清洁能源基地（内蒙古、宁夏）和河西走廊

39、清洁能源基地（甘肃）为“风 光火储一体化”基地；松辽清洁能源基地（黑龙江、吉林、辽宁）和冀北清洁能源 基地（河北）为“风光储一体化”基地。风电和光伏均扮演了核心角色，且各省市 也出台具体政策进一步落实清洁能源大基地建设，充分利用沙漠、戈壁和荒漠地区， “源网荷储”协同运行。广东、福建、浙江、江苏和山东提出建设海上风电基地， 风力资源丰富，均为电力消纳大省，海上风电消纳能力得到保障。产能规模领先，基地设施先进，受益于大基地建设。公司布局山东、辽宁、河北和 内蒙古四个省份，目前塔筒产能合计 100 万吨，其中山东蓬莱基地为 50 万吨，辽宁 阜新基地为 20 万吨，河北张家口基地为 20 万吨，内

40、蒙古兴安盟基地为 10 万吨。产能规模领先排在第二的天顺风能 30 万吨，期待后续产能释放。蓬莱基地、兴安盟基 地和张家口基地都采用先进的产线规划和设备工艺，制造流程较优，蓬莱基地几乎 为全球最佳塔筒生产基地。清洁能源基地建设规划出炉，风场建设规模化，公司是 塔筒行业单体产能最大厂商，产能集聚形成的强大交付能力和成本规模效益使得公 司有望在大基地建设下受益。4.2.1. 蓬莱基地扩张产能，稳步推进“两海战略”海外业务和海上风电业务高景气度确认。欧美日韩等国纷纷提出了风电远景规划目 标，欧盟要求在 2019 年基础上翻倍，即每年新增装机 30GW+；英国计划 2030 年风 电累计装机达到 66

41、GW。全球主要经济体确定风电远景规划，海外风电业务未来发 展确定性强。海外风电得到多国大力支持：日本要求 2030 年达到 10GW，2040 年 达到 45GW；韩国要求 2030 年海上风电规模达到 12GW；印度计划 2030 年建成 30GW 海上风电；欧盟要求 2030 年海上风电装机容量达到 60GW，2050 年达到 300GW；中国沿海五大省份提出海风规划，其中江苏十四五规划 9.09GW，广东规 划 2030 年海风达到 30GW。国内海上风电建设靠近消纳中心，有效消纳产生的电 力，未来有望持续高速发展。海上风电的将迎来爆发式增长，提振风电产业链需求。 根据近期梳理的招标信息

42、来看，21 年 10 月至今海风招标项目合计约 12GW，22 年 海上风电新增装机预计在 8GW 左右，“国补取消”元年国内海上风电表现超预期。蓬莱基地调整产线布局，扩张产能，推进两海战略。公司拟投资 13.2 亿元用于优化 蓬莱基地的产能布局及研发中心建设。相较于塔筒，管桩类产品体积和重量较大， 需要更靠近港口从而方便运输。随着海上风电的迅速发展，管桩类产品的需求大幅 提升，公司将塔筒产线后移，管桩类产品前置，可以减少公司的运输成本。新产线 达产后将风电管桩、基础类产品单季度峰值交付能力提升 7.5 万吨，海上装备产品 的单季度峰值提升到 20 万吨。蓬莱基地用于海外业务和海上风电业务发展

43、，扎实推 进两海战略。海外业务除覆盖欧美等较远地区外，地理距离日韩较近从而具备相对 优势，有望承接日韩的风电需求。海外的海上风电大力发展，利好大金等具备塔筒 管桩出口能力的公司。国内海上风电业务竞争激烈，重量大幅上升，运输半径小于 陆风的 500KM，公司则主要覆盖山东及整个环渤海湾的海上风电需求，已经具备先 发优势，同时也可辐射浙江省等区域。广东海风发展迅猛，塔筒厂商必争之地，公司或将布局广东。“国补取消”元年，广 东作为目前唯一出台了“省补”的海风大省，补贴采取逐步降低的方式，对于 2022 年、2023 年和 2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元和 500

44、 元， 海上风电项目逐步实现平价。截止 2021 年，广东海上风电累计装机 4GW，2025 年 力争达到 18GW，2030 年达到 30GW。广东海上风电的增长速度远远领先其他省份， “五大四小”风电业主也积极布局广东，广东十四五期间释放较大海风塔筒管桩需 求，因此各大塔筒龙头必将争夺广东省内优越的沿海基地厂址资源和码头资源。公 司和风电业主、主机厂等一起出席了广东阳江国际风电城规划专家评审会，积极寻 求广东市场的布局机会，期待未来广东市场贡献业绩增量。4.2.2. 陆风基地完善布局，服务大基地建设（1）阜新、兴安盟和尚义形成拱卫之势，辐射华北东北地区。阜新基地技改，辐射冀北、松辽基地。阜

45、新基地位于辽宁西部，运输半径覆盖冀北 和松辽清洁能源基地。辽宁省第一批风光大基地显示辽宁建设 3 个风光项目，预计 22 年投产 1.35GW，23 年投产 2.75GW，承诺利用率 95%。并且辽宁三个项目分别 位于辽西北阜新、辽西北铁岭和辽西北朝阳，距离阜新基地较近，公司具备相对优 势。内蒙古第一批风光基地建设 20.2GW。阜新基地目前只能生产 3MW 及以下的塔 筒产品，目前主流的陆风招标机型都在 4MW 以上，产线技改满足大型化的要求， 提高生产效率，保障供应能力，稳固公司的行业地位。内蒙古兴安盟紧贴松辽清洁能源基地，下游需求得到有力保障。公司内蒙古兴安盟 基地位于松辽清洁能源基地腹

46、地，地理位置优越。内蒙古第一批风光大基地规划 20.2GW，蒙西昭沂直流外送 400 万千瓦风光项目、蒙西托克托外送 200 万千瓦风光 项目和蒙西库布齐 200 万千瓦光伏治沙项目属于沙漠戈壁荒漠地区项目，充分利用 了土地资源。20.2GW 中除去蒙西库布齐 2GW 光伏治沙项目，其余 18.2GW 都与风 电相关，其中 8.6GW 预计 2022 年投产，9.6GW 预计在 2023 年投产，承诺利用率 在 95%及以上。蒙东鲁固直流外送 400 万千瓦风电项目建设位置在兴安盟和通辽市， 距离公司极近，公司区位优势突出。市场需求爆发，公司销量无忧。兴安盟基地采 用先进的工艺规划和设备，制造

47、流程优秀，竞争优势凸显。张家口尚义基地覆盖冀北和黄河几字湾清洁能源基地。尤其靠近冀北清洁能源基地， 河北省第一批风光大基地规划张家口蔚县外送 100 万千瓦风光项目、张家口张北县 100 万千瓦风电项目和承德丰宁风光氢储 100 万千瓦风光项目，合计装机容量 3GW， 预计 22 年投产 1.3GW，23 年投产 1.7GW。张家口市张北县以风力资源丰富闻名， 张北的风点亮北京的灯，帮助北京实现绿色冬奥，此次再迎来 1GW 新增容量。除 此之外，黄河几字湾清洁能源基地也有大量的风光基地规划。张家口尚义基地布局 优良，先进工艺设备巩固公司行业优势。张家口尚义基地、内蒙古兴安盟和阜新基 地三者形成

48、拱卫之势，可以根据市场需求灵活调整生产排期，夯实公司市场地位。（2）夯实资本实力，展望中西部地区 定增夯实公司资本实力，完善现有基地布局，后续展望中西部地区。公司拟募集不 超过 51 亿元来完善塔筒及叶片的基地布局，同时筹备阜新彰武西六家子 250MW 风 电场项目建设。风场项目后续将持续为公司贡献稳定的现金流，现有基地完善后， 公司将着眼全国市场，或将根据清洁能源基地建设规划布局中西部地区，打造全国 风电塔筒第一品牌。5. 大力发展风场、叶片，打造新的增长曲线5.1. 开发优质风场，打造第二增长曲线5.1.1. 风电场项目开发效益佳风电项目经济效益较好。风电场建设运营成本大多集中于初期的设备

49、制造及安装投 资，建造完成后的成本多用于运维，后续投资较低而收益较高，毛利率水平极高。 我国风电经过数年的发展，经济性日益提升，陆上风电的平均 LCOE 从 2010 年的 0.071 美元/千瓦下降到 2020 年的 0.037 美元/千瓦，降幅高达 47.89%，并且陆上风 电已经实现了平价上网。海上风电的平均 LCOE 从 2010 年的 0.178 美元/千瓦下降 到 2020 年的 0.084 美元/千瓦，降幅高达 52.81%。主机及其他环节的降价仍在大力 进行中，成本有望进一步降低。结合天顺风能的风电场的经营情况来看，风力发电 的毛利率均在 60%以上，近 3 年甚至在 65%以

50、上，毛利率较高，运营风电场提升公 司的毛利率水平。5.1.2. 公司积极规划风电场开发，后续贡献现金流及利润增量风电场资源丰富优质，积极拓展风电场领域。公司生产基地所在的山东、辽宁和河 北均拥有丰富的风力资源，也积极出台风电相关“十四五”规划，未来这三个省份 的风电发展潜力较大。截止 2020 年底，公司已经签署风资源开发协议 3GW，其中 阜新的 250MW 和 张家口的 50MW 已经取得开发建设指标，本次定增所获资金将 帮助完成阜新风电场的开发建设。阜新风电场风向风能扇区分布相对集中、风速稳 定，风能开发经济价值较高。装机容量约 250MW，预计投资 18.7 亿元，建设周期 约 1 年

51、，并且联网便利。项目投资税后 IRR 为 12.5%，投资回收期为 7.69 年，投资 价值较高。风电场项目投资运营的毛利率在 60%以上，远高于塔筒制造 20%+的毛 利率，风电场项目建成后将大幅提升公司的毛利率水平。风电场开发将带来产业链协同效应。风电场建设需要投入建设大量的风机及配套设 备，公司可以优先选用自己的塔筒叶片产品，且采购主机可以跟下游的主机厂商加 深合作关系。公司可以形成生产基地、风电场资源和塔筒及叶片订单的协同效应， 达成良性业务循环，同时增强公司在产业链的市场地位。风电场开发建设后，后续 将为公司带来稳定的现金流和利润增量。5.2. 开拓叶片制造产业，打造第三增长曲线5.2.1. 风电发展趋势向好，叶片市场规模增大，大型化改变叶片格局风电行业