2022年海风管桩行业专题报告 海风桩基抗通缩-景气增量供给紧缺VIP

2022年海风管桩行业专题报告海风桩基抗通缩_景气增量供给紧缺1海风桩基抗通缩，景气增量供给紧缺1.1桩基价值量占比高，单桩占据主流桩基位于产业链中游，价值量占比约20%。海上风电机组基础的造价是影响海上风电工程总造价的主要因素之一，受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响，单台套海上风电支撑基础的造价（含施工）约为1,000万元-3,000万元，占海上风电投资成本的24%-33%。基础是海上风电最关键结构之一，直接影响项目的安全性和可靠性。目前，国内外研究和应用的海上风电机组基础从结构形式上主要有重力式基础、单桩基础、高桩承台基础、多角架基础、导管架基础、负压桶基础及浮式基础，单桩基础、导管架产品目前是海上风电的主流支撑结构。桩基式基础优点是结构简单，无需过多前期准备；占用海床面积小；承载力高；结构稳定，沉降量小并且均匀，广泛运用于水深小于30m海域。导管架式基础优点是技术较为完备，承载力大、生产供应链完善等。但导管架式的焊接结构复杂，钢材用量大，成本较高；同时导管架式固定基础结构需要将桩锤打入海床，因而增加了安装时间及相关环境问题产生的可能性，因此目前占比并不高。海风项目仍以单、多桩为主，短期内导管架受限较多。目前单桩为基础的海风项目占到国内市场90%以上，导管架由于其成本高，施工难度较大，严重拖慢项目排产交货周期，短期限制因素较多，预计建设量增长有限。未来长期随海上风电深远海趋势发展，单桩、多桩基础结构数量随着水深的增加而渐降低；吸力桶式、导管架式因其在深海的优势，占比将会逐渐增多。漂浮式短期成本较高，深海化将提供长期驱动力。浮式基础结构主要适用于水深超过50m的深远海区域，漂浮式基础作为替代形态产品近年来已有小规模示范项目，由于技术研究仍处于降本阶段，单千瓦成本为2-3万元左右，成本较高。同时其技术涉及重工，与现有塔筒管桩对比属于两条技术路线，国内厂商并不具备该项技术的大规模开发能力，该类新型产品短期内大批量商业化可能性较低。1.2受益深海大型化，海风桩基环节放量可期海风桩基单GW用量与三个因素有关：工程地质、风机机型、水深。1）工程地质影响结构工程量、材料选取、额外装置的安装等；2）风机机型和水深则直接决定桩基的形态、体积（直径&长度）。我国不同海域对应工程地质不同，江苏、广东、山东为典型代表区域。1）江苏海岸以软土地基为主，沿海多滩涂地貌，在该地质条件下建设海上风电项目时，海上施工难度低，但表层土承载能力较差，导致基础结构工程量增加；2）广东、福建等地以浅覆盖层地质为主，意味着基础桩基需要嵌岩施工，或是必须采用新型的浅基础型式；3）山东北方海域冬天海面结冰，这除了对结构的材料性能提出更高要求外，海冰长期作用在结构上，还会引起冰激振动，从而降低结构的安全使用寿命。通常，安装于该海域的设施需要设置专用的抗冰措施。受益海风大型化深海化，桩基单台用量倍数增长。据海力风电招股书，适用于0-24m水深单机容量4MW的单桩基础重量在每台550-1000吨之间；水深30m以上单机容量5MW使用的四桩导管架基础重量为2438吨，用量增长143%~343%。假设单机容量、水深及离岸距离与桩基用量成线性关系，推测出当海上风电项目水深不变，单机容量每增加1MW，相应每台风机的桩基用量增加200吨；单机容量不变，水深每增加20米，相应桩基用量增加300吨。经测算，各省水深30m以上各机型的平均单GW用量提升约260%。为预测未来海风深海化趋势下的桩基用量情况，我们对广东、山东、江苏省不同水深下的单GW用量作了进一步推导。广东省水深小于30m时各机型的平均单GW用量为6.91万吨，而深海化趋势下30m以上水深各机型的单GW用量均值将增至24.86万吨。山东省水深小于30m时各机型的平均单GW用量为8.45万吨，未来进行远海开发后山东30m以上水深各机型的单GW用量均值将增值30.43万吨。江苏省水深处于10-15m时各机型的平均单GW用量为8.39万吨；而未来开发深远海域后其30m以上水深各机型的桩基单GW用量均值达到了30.21万吨。1.3全球海上风电高景气，海内外管桩市场规模可达千亿国内海工管桩市场持续向好，预计十四五末规模将达1940亿元。《2022全球海上风电大会倡议》指出全球海上风电未来将进入高速发展阶段，并预计中国海上风电累计装机容量到“十四五”末将超过100GW，“十五五”末将超过300GW，到2050年至少达到1000GW。按2022年国内海风装机5~6GW，到2025年满足累计装机100GW，国内2022-2025海上风电CAGR可达90.7%。按1GW对应100亿元估算，“十四五”后期23-25年期间，中国海上风电市场规模将超7000亿元。根据测算2022-2025年国内塔筒管桩需求量分别为144.0/300.9/582.7/1121.2万吨，对应预计新增市场规模分别为119.2/265.5/523.2/1034.0亿元，增速分别为-68.01%/122.72%/97.08%/97.63%，合计市场规模将达1940亿元。海外管桩市场需求猛增，预计至2025年市场规模将达1920亿元。经测算2022-2025年海外塔筒管桩需求量分别为170.9/228.8/403.5/441.3万吨，对应预计新增市场规模分别为258.1/354.6/625.4/684.0亿元，增速分别为28.66%/37.41%/76.38%/9.36%，合计市场规模约1920亿元，由于海外产品高溢价及短期产能紧缺建设窗口期影响，未来若干年内将是国内管桩企业出海黄金时间。1.4海外产能供给紧缺，高增量高溢价齐头并进海外桩基至2025年供给缺口达489.2万吨，国内产能出海空间广阔。面对爆发式增长的海上风电桩基需求，海外主要管桩塔筒厂商产能呈现严重供不应求，且新建周期较长，本地产能补充速度远低于需求增长速度。欧洲管桩主要厂商如SIF、EEW两家现有全部有效产能仅约40万吨。预计2022-2024年海外总产能预计分别为45.5/85.5/127万吨，对应海外桩基供给缺口分别为77.2/75.8/158.3万吨。海外成本高昂，当地企业运营效率低下，管桩价格为国内接近2倍。21年海外管桩公司SIF的单吨售价(不含税不含运费)，已经达到1.9万元/吨，22年供需更为紧缺管桩已经开启涨价趋势，预计在2-2.1万元/吨左右;而国内22年受抢装退坡影响，价格落到0.75万元/吨。对比国内管桩厂商厂商大金重工与SIF的盈利能力，大金的综合毛利率低于SIF，而净利率水平却远高于SIF。由此我们推断，海外公司由于劳动力成本及运营效率管理问题，内部管理和费用控制效率较低，国内厂商如大金重工内部管理和费用控制非常优异；而海外厂商在售价高，运费优势明显情况之下单吨净利仍远低于国内企业。国内替代海外成为大势所趋。海外单桩单吨高溢价，盈利能力较国内高出数倍。以大金单桩法国订单为例，订单总金额6.5亿元，4.5万吨，单吨售价(不含税不含运费)到达1.44万元/吨，高于国内售价接近7000元/吨，即使考虑出口产品要求较高生产成本增加30%，单吨毛利依旧可以超过国内5000元/吨，国内单桩我们预计22年在800元/吨的单吨净利，海外单吨合理净利应该要到达至少3000-4000元/吨。产能决定全球市占水平，2025E中国海上风电桩基/塔筒产能将达到493万吨。根据各家海上风电桩基制造商的公告进行梳理，国内主要厂商均有较为清晰的产能布局计划，新建产能已处于快速推进阶段，我们预计2025E我国海上风电桩基总产能将达到493万吨，CAGR达到36.5%，五年累计产能将达到1659万吨。2全球海风上升期，主要市场加速放量2.1海上风电高景气，中国装机领先全球全球风电持续加速，2021年新增装机容量93.6GW。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。根据GWEC《GlobalWindReport2022》统计数据，2021年全球风电市场发展较快，新增装机容量93.6GW；累计装机容量837GW，同比增长12%。其中中国是全球风电装机容量第一大国，2021年中国新增装机容量占全球51%。我国海上风电成为全球主要增长点。据GWEC统计，2001年至2021年全球风电累计装机容量从23.9GW增至837GW，年复合增长率为18.45%。全球范围内来看，我国已成为第一大风电装机市场。2021年，我国实现风电新增并网装机47.57GW，全球占比高达80%，成为全球风电行业的主要增长点。全球风电高景气，海上风电CAGR将达43%。据GWEC数据，2021年全球风电新增装机容量93.6GW；累计装机容量837GW，同比增长12%。2022H1因及地缘政治等因素影响，风电投资遭受短暂冲击。但从2023年开始GWEC预计未来5年海上风电新增装机容量共计将达到90GW，CAGR为43%。预计海上风电在全球风电新增装机容量中的占比有望从2021年22.5%提高到2026年的24.4%左右，进而在2031年达30%以上。2.2国内十四五期间海上风电高景气双碳目标将推动风电行业迎来历史发展机遇。2022年1月，中国工程院重大咨询研究项目“海上风电支撑我国能源转型发展战略研究”结题评审会给出结论:我国海上风电装机容量最大可达到3009GW。国务院九部委联合下发《十四五可再生能源发展规划》进一步明确2030年可再生能源消费占比实现25%，风光装机总量超过1200GW。预计至“十四五”风电新增规模将达到280GW左右，2030年海风新增装机量CAGR为15%。截至2022年上半年，我国风电累计并网装机容量为342.2GW，占电源总装机比例的14.0%。新增并网规模方面，2022年上半年，全国新增风电并网装机容量12.9GW，同比上升19.4%。从历史数据看，2020年全国新增并网装机容量为71.7GW、2021年为47.6GW，较2019年分别增长179.0%和85.2%，增幅明显。2021年抢装潮后低谷触底，有望企稳回升。根据国家能源局数据，中国海上风电在2021年抢装潮期间，新增装机规模达到16.9GW，创历史新高，累计装机规模达到26.4GW，跃居世界第一。另一方面21年底抢装潮透支了部分市场需求，使得2022H1国内海风装机仅为0.27GW，处于低谷调整期。沿海城市碳减排形式严峻，省级补贴助力海风规划。我国海风资源靠近东南沿海地区用电负荷侧、消纳方便,在“碳达峰、碳中和”中的重要作用愈加凸显，是沿海经济强省双碳目标实现的重要手段之一。据风电之音不完全统计，上半年全国海风公开招标量达16.1GW。主要沿海省份已出炉远景规划超150GW，“十四五”规划近60GW，至2025年预计海上风电新增装机规模将超过50GW。目前山东、广东、浙江已出台文件，给予海风项目省级财政补贴。省级补贴的陆续出台将提振海上风电市场，有力推动海上风电向全面平价过渡。2.3海外市场蓝海可期，政策助力海风腾飞出口需求井喷，海风战略转型加速。全球风电市场在经历2000年以来的停滞稳定期后，以2020年爆发为契机，欧洲的“绿色恢复计划”、“绿色Hydrogen”、“RepowerEU”美国和中国的“零碳排放计划”等政策纷纷颁布，为能源转型提速增效，同时以战略角度将海风发展从降低LCOE等只追求效率性的经济逻辑中摆脱出来。目前的时间节点上，海风的能源战略意义在世界各国日渐凸显。海外主要市场海风需求井喷式爆发，2017-2021年海上风电新增装机量占海外海风总新增装机量的76%，未来有望持续保持高占比，为行业带来新的驱动力。2.3.1欧洲地缘冲突加速自供进程，本土桩基产能供不应求俄乌冲突推动欧洲能源自供，北欧海风发电将增长7倍以摆脱依赖。2022年8月30日，丹麦、波兰、瑞典、芬兰等7国领导人在波罗的海能源安全峰会中达成一致并指出，宣布到2030年，北欧的海上风力发电量将增加7倍，也就是从目前的2.8GW，增加到19.6GW，以摆脱对俄罗斯能源的依赖。为了实现这一目标，与会7国将在未来8年时间里新建1700座海上风力发电机，届时发电量可满足3000万用户。在此之前，德国和丹麦政府在8月29日表示，计划在波罗海域建设价值90亿欧元的海上风力发电中心，迈出欧洲脱离对俄罗斯天然气依赖的重要一步。本土产能供不应求，国内产能出海在即。欧洲海上风电桩基的主要解决方案为单桩产品，而欧洲主要桩基供应商SIF、EEW、Bladt、Steelwind年供应能力（设计产能）之和不足600根，其中50%的产品直径在11m以下，生产能力远远不能满足欧洲风机大型化所带来的大直径大吨重的产品要求。欧洲市场未来具有巨大的成长空间，国内海风制造企业凭借高性价比等优势开始在欧洲市场取得突破，未来海外订单规模有望快速增长；在当前仅有少数企业具备出口能力或资质的情况下，海外订单的盈利水平可能明显高于国内，从而给这些出口企业带来业绩弹性。2.3.2美国市场方兴未艾，政策助力海风腾飞海风资源丰富，发展空间充足。据OffshoreWindMarketReport:2022，2022年美国海风潜在资源增至40083MW，同比2021年的35324MW增长13.5%；根据NREL报告，美国海风总资源潜力为108亿千瓦，即每年潜在发电量超过44万亿千瓦时，其中技术开发潜力超过20亿千瓦（或实现发电量7.2万亿千瓦时），资源充足，增量市场十分广阔。截至2022年5月31日，美国签署了24份海上风能采购采购协议，使海风合同装机量达到17597兆瓦。各州的目标是到2040年获得至少39322MW的海上风能容量。筹建项目的扩张主要是由于大西洋沿岸新拍卖了八个风能租赁区，以及加州将两个风能蕴藏区转变为风能开发区。政策超预期，预计2030年美国海风市场规模将达30GW。拜登政府设定到2030年美国海风装机量达到30GW，并表示到2050年美国海风装机量将达110GW以上。这表明了美国政府对大力发展海风的决心，为行业带来强劲的驱动力，这将成为美国全面脱碳战略的重要组成部分。本地配套产业链缺失，海风建设依赖外部供给。美国除风机环节（通用电气）竞争力较强，其他与海上风电相关的制造、安装、运输、基础建设、运行维护、人工等配套资源的本土化程度都比较低，因此一直以来十分依赖欧洲相关产能进口，在美国本土配套产业链还不成熟的阶段，欧洲风电组件厂商联合当地电力公司占据了市场主导地位。但由于产能规模以及扩产周期限制，欧洲以及本地各环节产能逐渐无法支撑爆发式增长的装配需求。由此，美国2021和2022年在东岸港口新建了10个主要风电生产设施来应对。未来在持续增量的窗口期中，国内相关厂商有望逐步打入美国市场，依托成本及产能优势获取市场份额。2.3.3亚洲海风市场起量在即东南亚海风市场起量在即，菲律宾至2050年将安装40GW海上风能。近日，菲律宾总统马科斯批准了一项涉及风能产业的促进计划，以探索和发展海上风能作为清洁和可持续能源的来源。菲律宾能源部方面表示，目前，菲律宾境内已经颁发了42份海上风电合同，总容量为31,000兆瓦。根据世界银行集团的数据，菲律宾拥有178GW的海上风能潜力，至2050年，菲律宾将安装40GW的海上风能，菲律宾能源部长洛里亚表示，为了满足菲律宾能源部的中型和长期能源发展愿景，菲律宾将在2040年之前完成最大预计需求容量的建设工作。除菲律宾外，越南电力集团计划在北部湾海域建设4GW风电项目，东南亚海风市场前景广阔。依托丹麦支持，印度海风超预期，2030年目标30GW。丹麦能源局将为印度泰米尔纳德邦（TamilNadu）沿海的14个选定区域和古吉拉特邦（Gujarat）沿海的1个区域，共计15个印度沿海区，提供概念性海上风电规划。该工作旨在支持印度在2030年实现30GW海上风电的目标，仅TamilNadu区域就将达到25GW。印丹双方同时对海岸现有基础设施进行评估，计划升级适配15MW风机。同时，丹麦能源局（DEA）对MNRE于11月14日发布的招标文件草案提供了意见，TamilNadu的4GW海上风电场项目将于2023年启动开发权竞拍。根据世界银行数据，印度拥有112GW的固桩式和83GW的漂浮式海风潜力，最佳地点即TamilNadu和Gujarat。全球海风大发展背景下，印度海风加速推进，有望进一步打开国内海风出口市场空间。3码头核心卡位壁垒，桩基行业格局稳定3.1码头为海工生产必需硬性资源深海大型化提高运输门槛，码头战略权重上升。由于风机机组和零部件的体积和重量均较大，受限载、限高、转弯等运输条件的制约较多，风电码头直接面向海上风电建设装运交付，可提升产业链的本地化供应能力，超大型化产品目前无公路运输方案（直径可达10米左右，长度85米以上，重量1500~3000吨，运输难度巨大）仅能通过海港装船直运，需要在码头附近就地生产和存储。行业内成本结构中运输成本占比较高，海上风机基础相较于陆上风机更为复杂，对码头承载、港口水深及其他建造硬件要求更高，因此符合海风海工运输需求的码头更是少之又少，制造商在沿海地区生产基地的布局可以有效降低公司运输成本，提高产品竞争力和议价能力，提升公司现场技术服务能力及售后维护服务能力。自有码头利于降低单吨运费，牢牢把握生产自主权。租用码头的成本包含两部分：发运费用+囤货费用，两项费用均以体积计价，成本高昂。选取具有自有码头的大金重工和泰胜风能作为自有码头运输的代表企业，大金2018、2019两年平均单吨运费为299元/吨，泰胜为246元/吨，2家企业均值为273元/吨；而无自有码头，租赁太仓港的天顺风能2年内单吨运费为400元/吨，单吨运费差为127元/吨。另外租赁码头使用权具有不确定性，可能会成为影响生产的关键风险点，自有码头对于保障生产安全起着至关重要的作用。以500MW项目为例，具备自有码头和无自有码头带来的利润影响可达1892万元。目前主流海上风机的单机容量在8MW上下，我们选取大金重工2022年3月中标的山东能源渤中海上风电A场址工程做参考，此项目建设60台单机容量8.35MW的海上风机，项目总容量为500MW。目前主流海风项目水深在30m，选取三峡阳西沙扒海上风电场项目做参考，项目场址水深27-32m，场址中心离岸距离约28公里，单根塔筒约重450吨，单桩重量为1580吨，约为塔筒重量3倍。根据以上条件，测算出塔筒的单GW用量约5.63万吨，塔筒企业1次中标项目所生产的塔筒用量为28150吨，结合单吨运费差，具备自有码头和无自有码头带来的单次项目利润影响为473万元；海上桩基重量约为塔筒的3倍，考虑桩基运输成本后码头带来的单次项目利润影响将达到1892万元。3.2四大要素共筑码头高壁垒，出口能力决定全球市占水平国内码头资源稀缺，审批难度大。我国码头资源具有天然稀缺性，主要因为建造投入大，水文、地质等条件复杂，以及港口的投资建设受政府的统一规划和管理，办理港口岸线使用许可涉及交通运输局、自然资源和规划局、海事局等多方参与，过程较为严格且漫长，码头建设周期较长，从规划初期至项目建成通常需5年。码头囤货面积限制企业备货能力。以目前海上风电主流8MW机型为例，对应的单桩直径可达8-10米，长度可达75-100米，重量达900-1200吨。若以最小体积最小吨重单桩计算，且基地全部用来生产海上单桩，则产能为30万吨/50万吨/70万吨的基地囤货面积至少需要300亩/500亩/700亩。塔筒/管桩对码头荷载要求极高，万吨级码头资源稀缺。在20年国内万吨级及以上泊位港口中，最适宜进行风电管桩运输的10万吨级及以上的泊位仅428个，占万吨级及以上泊位总数的20.02%，仅占生产用码头泊位的1.98%。20年万吨级及以上的专业化泊位有1371个，其中海上风电塔筒运输吊装的集装箱泊位仅354个，按10万吨及及以上泊位占万吨级及以上泊位的占比推测，10万吨级及以上的集装箱泊位仅有74个，而用于进行风电管桩运输的大概仅不到20个，新增数量就更少，参考20年沿海港口万吨级泊位的3%的增长率推算，仅不到1个，极为稀缺。出口码头要求可对外籍船舶开放，认证资质难取得。此类码头需经国务院批准，按《中华人民共和国对外国籍船舶管理规则》、《外国籍船舶航行长江水域管理规定》、《进出口船舶联合检查通则》等规章管理。申请条件需满足：（1）位于已开放的港口口岸范围内；（2）已列入市口岸发展五年规划；（3）已经有关主管部门核准立项；（4）已建立通关协调机制和应急处置机制，取得安全生产相关资质，具备安全生产运行的条件；（5）口岸现场查验基础设施符合国务院的相关规定，并应与项目主体工程统一规划、统一设计、统一投资（即口岸现场查验基础设施投资列入主体工程投资之内）、统一建设；非口岸现场部分查验办公设施按国务院有关规定办理;（6）口岸现场具备开展查验和监管工作的条件，驻穗口岸查验单位可以承担口岸的查验和监管工作。3.3管桩出口影响要素众多供需严重失衡，全球桩基无反倾销门槛。目前海风桩基需求短期内暴增，海外本地供给端对应产能新建周期较长，供不应求，因此有关部门对于进口厂商包容度较高，全球范围内目前无反倾销税限制，同时由于反倾销调查周期非常长（以塔筒为例约10年），桩基行业目前处于基础阶段，未来十年都将是国产桩基出口黄金期。反倾销税是国内厂商塔筒出口环节最大的制约因素。国内主流风力塔筒设备供应商反倾销税率如下：大金重工7.2%，中船澄西7.5%，天顺风能14.4%，福船一帆、泰胜风能11.2%，国内其他风力塔筒设备商19.2%。其中澳洲反倾销税率持续下降，头部公司澳洲税率有望由10.9%大幅下降至1-2%。产品特性（长运营时间+可靠性）带来高客户粘性。欧洲海工产品品控标准较高，国内企业出口评判标准中，产品一致性成为先决条件。风电塔架、管桩基础等风电基础支撑装备通常要求可靠使用寿命达到15-20年，产品质量对于保障发电的安全性、可靠性、可持续性至关重要。下游客户在选择上游供应商时，都需通过长期、谨慎的考核，风塔生产商的行业实际应用和产品运行记录是客户采购的重要依据。国际化运力稀缺运费高企，特种船只或为盈利突破口。海风管桩较陆上管桩重量提升较多，平均单根管桩重量在2000吨，目前国际运费高居不下，现有运输船难以实现规模化运力。大部分造船厂由于舾装码头水深不够及车间生产系统需要更改，难以制造适用于海工管桩专用的特种运输船。目前国内厂商中大金重工开始自研开发制造特种船只以满足自身运力需求，预计明年将建成2-3条。该种特种船设计甲板较大，单趟足以容纳3-4万吨管桩及货物，可以大幅降低企业国际化运输成本。3.4海风高壁垒高门槛，头部厂商强者恒强国内行业格局清晰，龙头占比提升明显。目前从事于海上风电塔筒、桩基等装备生产的企业较少，国内市场主要由几家实力雄厚的零部件厂商占据主要地位。据天能重工2021年年报和2022中报指出，天能重工海上风机塔架和桩基的销售量分别达到11.88万吨和2.84万吨，由此推算出2021年和2022H1海上风机塔架和桩基的需求量分别约为74.25万吨和16.71万吨。行业集中度的提高带来行业优质资源的集中，一定程度加剧了头部市场参与者之间的竞争，同时，市场头部参与者对上游供应商的议价能力、对下游客户的综合服务能力都将得到提升。国内产能出海加速，2022头部厂商产能占比达50%。根据全球主要海工厂商公告信息，全球海工产能格局较为清晰。海外本土头部企业如SIF、EEW、Steelwind占比较为平均，分别为15%、16%、9%。国内专注于海风装备的风电桩基制造企业提前布局海外市场，中国海工相关产能22年全球占比已超50%，其中大金重工全球占比达44%，泰胜风能全球占比为7%。未来随该两家厂商加速海外产能布局以及国内其他主要厂商海外产能达产，中国海工头部厂商将迅速占据全球产能空缺市场，头部厂商在已有各方面优势基础上将持续拓展市场份额，加深出口护城河。海外高溢价改善盈利结构，头部厂商马太效应加剧。按照大金重工最新中标英法海风桩基项目推算价格，欧洲塔筒售价平均在16000-18000元/吨，扣除倾销税预估单吨净利约1500-2000元/吨，国内单吨净利为1000-1200元/吨左右，塔筒盈利海外较国内高出溢价500-1000元左右。国内头部厂商如大金重工、天顺风能、泰胜风能等厂商在海外具有提前布局优势，较其他国内厂商在税率及各项费用上占据领先地位，同时与海外客户保持良好关系，绑定下游龙头厂商，进一步拓展市场份额，持续享受行业增量红利。4重点公司分析4.1大金重工国内首家出口欧洲的海塔企业，欧洲本土外唯一超大型单桩供应商。公司是国内首家管桩产品出口欧洲的龙头企业，2022年公司超大型单桩产品出口发运欧洲，不断收获优质订单，取得欧美客户认可。在设计发展规划过程中，逐步形成以海上风电及海外全球化为路线的“两海”战略方针，锁定蓬莱母港优质码头资源，将蓬莱大金设计为如今全球产能规模最大的海工装备基地。受益风电抢装，公司业绩增长势头迅猛。2018~2021年公司营业收入增长迅速，分别为9.69/16.87/33.25/44.32亿元，同比-5.02%/73.99%/97.08%/33.28%，CAGR达66%；归母净利分别为0.63/1.76/4.65/5.77亿元，同比51.20%/179.93%/164.75%/24.17%。凭借公司产能基地布局和码头优势，预计未来业绩将持续上扬，进一步巩固龙头地位。业绩符合预期，利润率触底反弹。22H1受21年国内海风抢装潮影响呈小年态势，同时原材材料价格处于高位，塔筒管桩制造的平均毛利水平大幅下降。22Q3开始行业情况改善显著，22Q3单季度公司实现营收14.28亿元，同比-5.29%；归母净利1.53亿元，同比-32.70%；归母净利率约10.69%。公司整体毛利率受益原料价格下行及出口占比提升，升至23.15%，环比+11.10pct。在欧美海风需求激增及竞争产能稀缺情况下，公司蓬莱工厂产能将进行全面出口调整，布局东欧工厂辐射全球。主营业务将充分享受高溢价，盈利能力有望持续高增。四大优势全方位凸显，欧洲本土外唯一超大型单桩供应商。1、码头资源是海工企业核心壁垒，大重量管桩必须自有深水港运输且具备大片临港囤货面积。码头建设及对外开放资质需要经过层层审批，现有码头荷载大多低于每平米10吨的标准，资源十分稀缺。公司蓬莱母港是中国少数水深十几米的优质出口码头。2、国际运费占管桩价值量约40%，公司为全球首家切入特种运输板块的海工企业，降低50%运费成本创造企业利润垫，完善一揽子运输方案。3、产能优势决定全球市占水平。海外目前主流产能仅约40万吨。公司国内南北布局，海外东欧东南亚同步推进，预计两年内总产能将达90万吨。4、产品突破欧美核心客户认证，产品质量过硬，2022年公司超大型单桩产品出口发运欧洲，不断收获优质订单，取得欧美客户认可。4.2海力风电海工产品新起之秀，产品覆盖全面。江苏海力风电设备科技股份有限公司（简称“海力风电”）成立于2009年8月，于2021年11月在深交所上市，股票代码为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，产品涵盖2MW至5MW等市场主流规格产品，以及6.45MW、8MW、10MW、12MW以上等大功率产品。充分受益行业发展，营业收入CAGR达到84.4%。公司自2018年到2021年，营收规模从8.70亿元增长到54.58亿元，CAGR达到84.4%，盈利能力同时也得到显著提升，归母净利润从2018年0.35亿元增长到2021年11.13亿元，其中2021年yoy达到80.80%。2022H1表现大幅下降，系2020和2021年“抢装潮“透支海风资源。2022H1海力风电风电塔筒和桩基的营业收入同比分别下降91.38%和69.34%，毛利率同比分别下降17.72%和18.20%。虽然2022H1表现不及预期，但海上风电产业从长期来看依然有大量的成长空间，我们预计公司在2023年可以恢复之前的水平。占据东南核心资源，区位优势国内领先。22年国补正式退出海风建设将主要由地方政府推进，区位优势成为软性壁垒之一。目前出台省补的省份仅广东、浙江、山东三省。当地布局的企业有望有益于该省海上风电发展，有利于后续企业盈利及行业地位的提升。公司在江苏提前占据如东、通州、大丰等五大核心基地，与政府达成资源合作着力建设海上风电新兴产业基地，省内占据绝对优势；山东东营、鲁山双基地紧随其后，产能辐射东部区域。同时公司抢先布局海南基地，成为国内目前唯一落地海南的海工装备厂商，基地有望辐射南部区域。4.3天顺风能风电黄埔高效运营，全面布局抢占先机。天顺风能（苏州）股份有限公司成立于2005年，2010年上市，公司主营业务为新能源装备制造及新能源开发投资。经过10多年发展，公司总收入达80多亿元，净利润超10亿元，年平均复合增长率超过30%。公司自成立以来，一直深耕于新能源装备制造产业，打造新能源设备设计及制造能力，目前已是国内外大规模的风塔、叶片及装备制造龙头企业。产品包括陆上、海上风塔，叶片及模具，风电海工产品和其它关键部件。截止2020年天顺已经在中国，欧洲建有9个塔架生产基地，3个叶片生产基地。公司目前在新疆、河南、山东、安徽等地建有7座风电场，总装机容量约1GW，储备项目约5GW。后续还将积极开拓新疆、甘肃、内蒙、山东、河南等地区资源项目，计划到十四五末项目规模超过10GW。业绩短期承压，未来有望迅速回升。公司2018-2022Q3实现营收37.02/59.67/80.51/81.66/37.91亿元，同比

16.78%/61.18%/34.93%/1.43%/-53.58%；归母净利4.7/7.47/10.5/13.1/3.84亿元，同比58.94%/61.18%/40.56%/24.76%/-70.69%。22Q3单季度实现营收17.49亿元，同比-9.21%；归母净利1.30亿元，同比-44.08%；归母净利率约7.44%；扣非净利1.44亿元，同比-36.74%。业务格局清晰，发展计划明确。塔筒业务受益行业技术升级明显提速，但大兆瓦机型及配套部件产能爬坡不及预期叠加反复，公司出货和交付受到一定影响，预计22Q4将逐步恢复。公司在手订单相对充裕，生产饱满。叶片产能持续爬坡，规划年产能达到2000套（10GW以上），是少数量产超大型叶片的供应商，与主流主机厂商开展深度合作，今年成为了远景科技出口市场的首选供应商。目前订单饱满，且涉及项目覆盖区域更广，产销已接近去年全年水平。公司运营电站规模约0.8-0.9GW。目前在建及获得指标共1.1GW，内蒙古乌兰察布地区500MW项目今年有望完工并网。收购江苏长风100%股权，完善海上风电产业布局。公司12月6日发布公告，收购江苏长风100%股权，被收购标的在射阳、南通、汕尾有三大基地，存量海工产能60万吨。截止2022年9月30日，江苏长风净利润合计3.2亿元，净利率17.51%。本次收购将完善公司海工板块业务布局，增强在江苏地区的竞争优势。4.4泰胜风能国内风塔头部制造商，领先产品力推进两海战略。上海泰胜风能装备股份有限公司（英文名称：ShanghaiTaishengWindPowerEquipmentCo.,Ltd.），前身为上海泰胜电力工程机械有限公司，于2001年4月13日成立，是中国最早专业从事风机塔架制造的公司之一，也是国内外知名的风力发电机配套塔架专业制造商。公司主营风力发电设备、钢结构、化工设备制造安装、货物和技术的进出口业务、风力发电设备、辅件、零件销售等。公司资产优良、资质优异、市场布局合理，具有国内领先的生产技术及批量制造能力。公司国内生产型分支机构分别分布于江苏东台、内蒙包头、内蒙呼伦贝尔、新疆哈密等地，并在加拿大安大略省兴建海外生产制造基地，上述分支机构临近中国及北美风资源最优良的地区，具有强大的区域优势。公司始终秉承“以市场为导向、以技术为根本、以客户为基石”的经营理念，立足国内拓展国际市场，已与VESTAS、Gamesa、GEwind、金风科技、华能、中广核、大唐等中外知名企业建立了长期合作关系，在风电塔架行业形成了较高的知名度和良好的信誉度。业绩符合预期，有望持续攀升。公司2017-2022Q3实现营收15.9/14.73/22.19/36.04/38.53/21.23亿元，同比-7.36%/50.64%/62.42%/6.91%/-44.90%；归母净利1.54/0.11/1.54/3.49/2.59/1.66亿元，同比-92.86%/1300.00%/126.62%/-25.79%/-35.91%。22Q3单季度实现营收8.45亿元，同比-11.11%；归母净利0.66亿元，同比+147.22%；归母净利率约7.83%；扣非净利1.16亿元，同比+408.26%。陆风板块持续放量，海风有望占比提升。公司新增陆上风电类订单18.78亿元，海上风电类订单1.12亿元；截至2022年9月30日，公司在执行及待执行订单共计33.3亿元。由于21年底海风平价抢装后订单较少，同时陆风稳定增长成为主要营收动力，2022H1公司海风装备实现营收0.97亿元，同比-88.9%；陆风业务实现营收11.5亿元，同比+148%。我们预测公司22Q3将延续该趋势，未来在高毛利加持下，海风业务有望随行业复苏恢复盈利能力。4.5天能重工风机塔架专业制造商，塔筒、发电“双轮驱动”。青岛天能重工股份有限公司是国内领先的风力发电机组塔架（塔筒）设备制造商和供应商，专业从事兆瓦级风机塔架及其相关产品的制造和销售，在塔筒制造行业排名前列。公司于2006年注册成立，并于2016年11