海上风电行业市场分析

海上风电行业市场分析

海上风电：海风装机景气回归，中远海趋势拓展空间

中远海风优势：多重优势显著，发展潜力巨大

我国海风资源丰富，中远海海域技术开发潜力大。海上风电具有资源

丰富、发电利用小时数高、不占用土地、环境友好等特点。我国海岸

线长约18000多千米，拥有6000多个岛屿，具备较好的风能资源，

适合大规模开发建设海上风电场。根据CWEA测算，我国按照水深

不同划分为0-20米（近海），20-50米和50-100米中远海海域，其

中中远海域海风技术开发潜力接近3500GWo

环境友好，资源丰富，中远海海上风电优势显著。较近海风电，中远

海上风电具有资源丰富、发电利用小时数高、施工较易、环境友好等

特点：1）中远海海上风电克服了影响装机施工的海床地质问题；2）

向深海、远海拓展，风力资源更稳定、更强劲，可建设更大规模的风

场，并减少对旅游区、渔业区、港口区的影响；3）基础远离海岸，

施工不需要打桩，有效减少对海洋生物影响，对环境更友好。

海风项目离岸距离+水深逐步增加，海上风电中远海发展趋势显著。

我们根据招标项目的不完全统计，目前国内已装机海风项目水深多在

15-20m；而2022年以来招标待装项目平均水深进一步提升至约30m,

2023年待招标项目平均水深近35m；止匕外，国内海风项目离岸距离

逐步增加，目前已装机项目平均离岸距离在30km左右，而现有招标

待装项目平均离岸距离增至约40km,预计2023年主要待招标项目

平均离岸距离将继续升至50km以上，长期看预计“十五五”期间国内

海上风电项目有望向超100km离岸距离的深远海发展。随着项目水

深和离岸距离的持续增大，海上风电逐步向中远海发展的趋势明确。

图1：国内不同海风项目离岸距离分布

■[,15km)■[15km,30km)■[30km,50km)■[50kmf]

需求研判：政策端持续发力，支撑中长期需求

政策端：我国沿海各省也纷纷出台深远海域海上风电发展规划，积极

推动深远海风电前期工作及开工建设。2022年11月24日，上海市

发布《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，提出上

海将对深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近

海海上风电项目进行奖励。在多地出台对中远海风的补贴/奖励政策

的支持下，海风开发持续向中远海迈进，打开海上风电长期增长空间。

短期招标项目明确，2023年海风装机有望高速增长：由于2021年

是海风国家补贴退出的最后一年，抢装期退潮，导致2022年海上风

电新增装机量调整，但是招标市场显示海上风电即将迎来装机新高潮。

根据招标项目的不完全统计截止2022年底，海上风电招标规模为

16.4GW,将风电建设周期考虑在内，我们预计2023年新增装机

8-10GW,短期维度为国内风电需求复苏打下基础。“十四五”规划饱

满，提供中长期需求支撑。截至2022年12月，沿海11省市均提出

了“十四五”期间各省的海上风电发展计划，11省市“十四五”开工或规

划的海风总规模已超110GW,其中计划并网规模接近60GW。其中

广东、山东、江苏和浙江“十四五”并网规划规模达到17GW、8GW、

9.09GW和4.5GW。沿海各省加码海风建设，“十四五”海风将实现从

1到10的跨越，为海上风电中长期需求提供支撑。

预计2023年风电市场将迎显著复苏，对应2023-25年国内海风

CAGR有望达40%以上。预计2023年风电市场将迎显著复苏，对应

2023-25年国内海风CAGR有望达40%以上。受疫情等因素影响，

根据GWEC统计，2022年国内风电装机进度有所延后，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，预计整体将提升至75GW左右，其

中海上风电有望增至8-10GW,且2023-25年海风装机仍有望维持约

40%以上的较高CAGRo

用牵引船拉），且安装好了受风浪影响比较大，横向移动有可能损伤

海缆。4）单桩式优点是结构简单、稳定性好、不易腐蚀，锚泊系统

也相对简单；但是，基础重量会比较大（600吨/MW）制造难度大,

运输不便，安装的时候需要专用安装船，吊装作业比较困难。

中国海上漂浮式风电技术起步晚，发展速度快。中国继“三峡引领号”

之后,海南万宁百万千瓦漂浮式海上风电项目于2022年12月开工，

公司预计2027年投产，是目前我国最大的海上漂浮式风力发电试验

项目，公司预计2025年完成200MW,2027年整体建成，届时每年

提供40亿度以上清洁电力。此外，我国有以下漂浮式风电示范项目

（含在建）：1）2022年中船集团海装湛江项目，装机6.2MW,为

半潜式基础;2）2023年中海油广东湛江“海油观澜号”，重量接近4000

吨的半潜式基础，装机5.5MW；3）龙源电力于莆田安装一台4MW

风力发电机组；4）明阳智能发布“OCEANX”双转子漂浮式风电平台

-8.3-180o我国漂浮式海上风电起步虽晚，但发展速度快，随着我国

漂浮式技术不断进步，中远海海上风电区域得到快速拓展。

海外发展：政策引领释放需求，降本路径提供借鉴

发展现状：近海向中远海迈进，不断拓展建设区域

海上风电开疆扩域，逐步由近海迈向深远海。根据CWEA测算，我

国按照水深不同划分为0・20米（近海），20-50米和50-100米中远

海海域。参考欧洲海上风电发展趋势，海上风电技术离岸距离以及装

机水深不断向更远更深海域拓展，2019年平均离岸距离60公里，水

深35米，同时单机功率不断提升。从目前全球已经公布和在做前期

准备的海上风电项目来看，全球海上风电向中远海发展的趋势明显。

目前海外海上风电以固定式为主，海风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，单桩和导管架式普遍应用于水

深为0-60m的海域，深海区域或将使用漂浮式基础结构。

需求端：欧美海风目标提高，中远海上风电需求高增

俄乌战争加速欧洲能源结构转型，海上风电规划目标显著提升。俄乌

战争引起全球能源危机，为摆脱对传统化石能源依赖，欧洲加速能源

结构转型，促进新能源快速发展。其中海上风电规划和建设进度显著

提速。英国于2022年4月，发布《能源安全战略》，2030年英国

海上风电装机容量的目标从之前的40GW提高到50GW；德国于

2022年4月，发布‘复活节一揽子计划”，海上风电到2030年至少达

到30GW,到2035年达至IJ40GW,至U2045年达至ij70GW,远高于

前期目标指引；欧盟四国（丹麦、荷兰、比利时和德国）在2022年

5月的“北海海上风电峰会”上承诺，2030年底四国海上风电装机容量

将达65GW,2050年底将达150GW,较当前四国海上风电装机容

量增加10倍。

现7；欧洲主要国家海上风电猊划

国家2022年♦新政策进展

32030年清洁能源占比提升至40%,2030年底风电装机容■达453GW,其中陆上风电374GW.

欧盟海上风电79GW；年均新增需达35GW；

2、2050年海上风电装机总■提升至3OOGW.

1、欧洲■大的风电市场，规划2030年风电装机145GW、2035年风电装机205GW；

2、至2030年海上风电装机达30GW.至2035年海上风电装机达40GW,至2035年海上风电

■■

奘机达70GW；

3、出台《投资加速法》，加快风电相关项目审批速度.

1、欧洲最大的海上风电市场,推出“2030年全民风电••计划，即到2030年用海上风电为全英

英国所有家庭提供电力；

2、至2030年海上风电装机达5OGW.

采用一种新的按需竞标的可再生能源拍卖制度，该制度将用于在未来十年内实现每年5GW的安

西班牙

装目标.

芬兰政府正在努力争取为风电场建设提供更多国有土地,从而提升风力发电产能.

美国PTC政策持续，风电生产税收抵免政策有望落地。2020上半年

美国国会通过法案，将风电生产税收抵免（PTC）政策延期至2025

年，对应2021-2025年抵免额度维持在60%的水平。止匕外，美国政

府积极规划海上风电，2021年4月，拜登政府宣布，计划在2030

年前新增海上风电装机30GW。根据美国海洋能源管理局规戈ij,2035

年美国海上风电累计装机有望超60GW,2050年有望超110GW。

截至2021年末，美国海上风电累计装机仅0.04GW,即美国海上.风

电2021-2030年均新增装机需达到3.34GW,2030-2050年均新增

装机约4-6GW。为实现2030年30GW装机需求，美国沿海各州积

极提案规划，目前东部沿海州累计规划海上风电容量已达33.3GW。

海内外市场空间巨大，逐渐切换为成长属性。考虑到俄乌战争加速欧

洲能源结构转型，欧洲各国纷纷上调新能源规划目标，我们预计

2021-25年全球年均风电装机将超122GW,至2025年新增装机规

模或达164GW,对应CAGR约13%,其中海上风电预计年均新增

装机约20GW,至2025年新增装机规模或达35.4GW,对应CAGR

约为17%。此外,我们预计2026-30年海外海上风电装机增长将明

显加速，以实现2030年累计装机目标近210GW。

海外漂浮式海上风电政策支持力度大。此外，目前多国已宣布漂浮式

装机规划，为深海海上风电开发作准备。根据各国规划，截至2030

年，欧洲累计漂浮式风电装机规模或超20GW；截至2035年，美国

累计漂浮式风电装机规模或达15GW；韩国政府与维斯塔斯签订

MoU,计划在2030年前共同开发完成9GW漂浮式海风项目；日本

政府通过立法允许各都道府县租赁海上用海权长达30年，为漂浮式

海上风电项目的开发提供了便利。考虑到日本90%的海域水深超过

50m,也具有较大的漂浮式发展潜力。

成本端：大型化助力海上风电降本，欧美漂浮式发展提供借鉴

较固定式海上风电，漂浮式成本结构中浮式基础占比高，风机占比低。

据NERL统计，对比漂浮式海风与固定式海风成本结构占比可知，

漂浮式风机成本占比相对较小，而下部结构和基础成本占比相对较大。

以2021年美国代表性海风项目成本为例，漂浮式海上风电的成本构

成为浮式基础占比37%,风机（含塔筒）占比23%,电气基础设施

占比13%,组装安装占比6%,预备费占比8%,其他12%。而固定

式风电的基础占比为13%,风机（含塔筒）占比为34%。

图11:海外漂浮式风电项目成本拆分

12%

23%

•浮式基础■风机(含塔筒)电气基础设施

•组装安装・预备费■其他

海外漂浮式建设成本整体呈下降趋势。目前海外已投运的小型漂浮式

风电场主要采用Equinor的Hywind技术方案和PrinciplePower的

WindFloat技术方案。据BNEF统计，海外漂浮式海风建设成本呈

快速下降趋势，2019年已降至40元/W。目前漂浮式海风仍处于发

展初期，单体规模不超过100MW,而深远海风资源较好，更利于机

组大型化，因此未来漂浮式海上风电的降本空间巨大。

单体规模的提升和单机容量的增加是漂浮式海上风电降本的核心手

段。HywindDemo(2.3MW)>HywindScotland(30MW)>Hywind

Tampen(88MW)等实际项目表明漂浮式风电场单体规模的增大是

降本的关键。2011年投运的WindFloatl样机的单机容量2MW,2021

年投运的Kincardine项目单机容量9.5MW,虽然后者单机容量是前

者的近5倍，但漂浮式基础的重量不到前者的2倍，根据Principle

Power披露数据，单机容量提升对于漂浮式项目降本效果明显。

借鉴欧美漂浮式风电发展经验，我国示范项目降本进度加快。从已经

建成的示范性项目来看，“三峡引领号”的成本结构中，浮式基础占比

25.4%,系泊系统占比22.2%,施工安装占比20.9%,风电机组占比

12.9%,动态海缆占比1.2%以及其他17.4%；而“海装扶摇号'浮式基

础占比16.7%,系泊系统占比23.2%,施工安装占比25.8%,风电

机组占比11.5%,动态海缆占比8.6%以及其他14.2%。"三峡引领号”

和“扶摇号'造价约为40元/W(5.5/6.2MW),而在建的海南万宁项

目总投资225亿元，折合成本22.5元/W,成本逐步下降。

图15：“海装扶摇号”成本结构

•浮式基础系泊系统施工安装•风电机组•动态海缆•其他

万宁漂浮式海风项目投资成本低，利用小时数高，国内漂浮式海风平

价可期。根据中国电建官网，万宁市100万千瓦漂浮式海上风电项

目预期的年均发电量达42亿度，对应的利用小时为4200小时，高

于广东等地区采用固定式基础的海上风电项So该项目一期工程20

万千瓦（12台16MW以上风机），中国电建预计2025年投运，预

期的投资规模50亿元,对应的单价为25元/W；二期工程80万千瓦，

计戈IJ2027年投运，预期的投资规模175亿元,对应的单价21.9元W。

综合来看，万宁100万千瓦漂浮式海上风电项目的单位投资为22.5

7E/W,结合利用小时、海南省燃煤基准电价以及漂浮式海上风电技

术进步，未来具有较大的降本潜力，国内漂浮式海上风电平价可期。

投资分析

海上电缆：海缆赛道长坡厚雪，行业拥抱量利齐升

海缆行业多重高壁垒，产业格局相对稳定。海上风电用海缆包括场内

缆（阵列电缆）和送出缆两部分，其中场内缆负责将风机电能输送到

海上升压站，送出缆负责将电能输送到陆地。海缆行业属于高壁垒行

业，包括软性壁垒：业绩资质、施工资质、产能区位布局，硬性壁垒：

码头、立塔设备、技术。高技术壁垒使得海缆行业格局相对集中，根

据招标数据我们统计，CR3东方电缆、中天科技和亨通光电在2022

年中标市场中占比85%左右，占据了绝大部分市场份额。第二梯队

如汉缆股份和宝胜段份近年来积极布局海缆业务，分别有5%左右的

份额。此外仍有一些处于扩产期的第三梯队厂商，但由于供货业绩不

足、技术积累有限，尚未获得较大市场份额。

柔性直流输电方式更适用于大规模、远距离输送。随着海上风电向中

远海迈进，交流输电方式在长距离之下输送电缆的电容效率高，且无

功电压补偿控制难度较大，而柔性直流输电方式具有长距离输送容量

更大、输电线路数量更少、海域资源占用较少、汇集输送具备灵活和

可扩展性等优点。因此，大规模、远距离输送的海上风电项目，更适

合使用柔性直流输电方式。目前国内外已经投运的远距离大容量风电

场均采用柔性直流输电技术作为并网方案。从国外发达地区经验看,

远海风电，特别是100km以上的远海风电，多以柔性直流方式进行

并网，欧洲已有多个海上风电项目采用柔直送出，±320kV电压等级

的直流海缆单回输送能力可达90万千瓦。

图19：欧洲海上风电并网拓扑选择汇总

深远海趋势下，柔性直流较高压交流海缆性价比更高。从近期招标工

程项目的海缆价值量看，同等量级风场使用单芯柔直海缆较500kV

高压交流海缆的单位价值量更低。从整体经济性分析，根据彭穗、余

浩，许亮等人在《海上风电场输电方式研究》中的测算，以1GW、

输送距离60km的海风项目为例，使用交流输送方案的工程造价为

38.3亿元，同等条件下直流输送方案的工程造价为40.4亿元，交流

方案性价比更高；当输送距离提升到100km时，交流方案的工程造

价提升至62.1亿元，而直流方案的工程造价则提升较少，仅提升至

48.8亿元，相比交流方案可节省21.4%的成本。

深远海和大型化趋势下海缆升级，高端产品维持竞争格局头部集中。

海缆行业受益于长度用量增加+结构性价值量提升，具备明显的价值

抗“通缩”属性，随着电压等级不断提升，海缆的价值量逐渐提升，盈

利能力增强。同时，尽管在中高压产品领域新进入者增多，竞争程度

有所提高，但330kV以上超高压海缆产品技术壁垒显著提高，目前

仍仅东方电缆、中天科技、亨通光电等少数企业具备量产能力，高端

市场有望维持头部集中的竞争格局。对比5家海缆企业的毛利率情况,

东方电缆、中天科技、亨通光电龙头厂商相比二线厂商有近20%的

领先优势。

国内海缆市场迎来快速增长，海缆行业具备“抗价值通缩”属性。在

2023-25年海风装机分别为9/14/20GW的预期下，考虑机组大型化、

离岸距离增长和海缆规格升级，我们预测国内海缆行业需求价值量将

分别达180/293/422亿元，对应2023-2025年的年均复合增速为

53.1%,且有望随着海风降本加速拉动装机进一步提升，具备较强的

“抗价值通缩”属性。

受需求放量推动和产线设备瓶颈限制，海缆供需格局或持续紧张。国

内海缆厂商有望加快产能扩张，我们统计2022年底主要海缆企业总

产能产值约200亿元,2023年有效产能产值或提升至230亿元左右。

但海缆基地涉及码头、立塔等项目审批，过程较为繁琐；且目前高压

海缆核心VCV产线设备主要进口自德国Troester＞芬兰Maillefer等

厂商，在行业集中扩产下设备端瓶颈逐步显现，交付周期普遍拉长至

1.5年甚至更久，海缆新增产能实际释放进度或有所延后。因此，考

虑到需求有超预期可能，而供应有延后风险，预计2023年国内海缆

行业仍将维持紧平衡格局。

图24：国内主要海境企业产能产值统计（亿元）

■东方电缆・中天科技■亨通股份■汉缆股份宝胜股份・起帆电缆

海缆龙头具备产能产品和区位布局优势，而二线企业或受益于订单外

溢效应。海缆招投标有较强的属地资源效应，在同等条件下，开发商

往往优先选择在本地建厂的供应商。近年来海缆头部厂商持续完善重

点项目地海缆产能布局，有望进一步强化综合拿单能力。同时，部分

二线海缆厂商也依托当地资源优势，实现中高压产品快速切入；并在

龙头厂商订单饱满、排产饱和的情况下，有望受益于订单外溢效应,

提升拿单能力或外协规模。

塔筒桩基：充分受益中远海风需求，桩基内外放量在即

风机大型化摊薄效应边际弱化，塔筒桩基正向受益海风需求提升。相

比陆风，海上风电在使用过程中稳定性要求更高，风电塔筒和桩基结

构是海上风电重要的组成部分。根据我们测算，风机大型化对于海风

塔筒和管桩的影响较小，一方面随着风机大型化和深远海趋势，塔筒

和管桩的长度，直径和单根重量都会变大，单兆瓦对应的重量变化不

大，因此受大型化摊薄效应较小，使得海上风电塔筒和管桩更好的受

益于海风量的增长C此外，随着漂浮式海上风电技术的应用，浮式基

础的用量将提升，对于塔筒和管桩企业的业务或将有积极拉动作用。

深远海趋势打开市场空间，行业供需紧平衡。除了塔筒之外，海上风

机基础相较于陆上风机更为复杂，目前主要有单桩、导管架、漂浮式

基础等形式。由于桩基和导管架适用于浅海区域，而目前海风项目多

建设在近海，因此单桩和导管架是目前最为广泛的基础形式。随着海

风基地不断向深远海迈进，海上风机基础需求将呈递增趋势。考虑到

部分企'也出口和海风建设季节性波动，明年的海风管桩基础供应可能

会出现趋紧。向后期展望，随着产能建设加速进行，头部企业出海有

所突破，有望带来额外增量。

全球海风桩基市场高速增长，具备明显抗'通缩”特征。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

料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

基总需求将达216/357/520万吨(+86%/+65%/+46%YoY),全球

海风塔筒+桩基总需求将达384/510/910万吨

(+92%/+33%/+78%YoY),随深远海风电发展具备明显抗“通缩”

特征。

表15：海风塔筒根基需求预泅

20222023E2024E2025E

国内海风吊装规模（GW）5.1691420

全球海风装机规模（GW）888162035

海风塔筒单位用・（吨/MW）65605550

海风根基单位用量（吨/MW）160180200210

国内总需求《万吨）116216357520

国内需求YoY86%65%46%

全球总需求（万吨）200384510910

全球需求丫0丫92%33%78%

2023年海风桩基供给或逐步趋紧，吨盈利有望稳步修复。根据相关

厂商扩产规划，我们预计2023/24年底全球面向海风的主要海工名义

产能将达470/780万吨左右；但考虑项目审批流程、产能投放进度和

爬坡速度等因素，实际有效产出将明显打折扣，对应2023/24年有效

产出分别约为390/600万吨左右，2023年供需格局或出现明显收缩。

基于2023年海风桩基供需或处于紧张状态，同时考虑到管桩多为业

主招标，相较于陆风塔筒直接受风机厂压价情况，价格压力相对较小,

受供需格局影响桩基厂商议价能力有望相对增强，因此我们预计

2023年桩基产品吨加工费和吨帮利有望迎来逐步修复。

塔筒管桩企'也积极布局漂浮式风电基础业务，进行技术储备。漂浮式

浮体基础主体为钢结构，其建造对场地的硬件建设要求高。受限于大

重量和大体积，浮体建造组装需临海进行，方便后续运输。此外，浮

体倾斜测试对码头水深也有硬性要求。具备风塔、桩基制造经验，供

应链优势和厂房以及自有码头优势的塔筒和管桩厂家有望进行业务

拓展。包括天顺风能、泰胜风能和大金重工在内的国内龙头企业积极

布局漂浮式浮体制造业务，并取得一定的进展。

铸锻件：大型化趋势显著，大兆瓦铸锻件供需偏紧

风机大型化对锻件尺寸提出更高要求，驱动锻件制造由锻转铸。随着

风机大型化的推进，风电机组整体尺寸增大，以新增装机轮毂的高度

为例，2021年，新增装机风机平均轮毂高度达到107米，比2020

年增长了6米，高度增长趋势明显。以主轴为例，主轴作为承重和传

动的连接件，也呈现长度增大、单吨负载增大的趋势，是具有代表性

的风机锻件。锻造主轴受制于生产设备极限（主要包括锻压、热处理

和机械加工难度）和高成本，将不适用于8MW以上的风机。因此主

轴制造方式将从锻造转为铸造。铸造和锻造工艺不同，铸造能够使铸

件快速一次成型，生产效率和材料利用率都较高，适合用于大型或者

结构复杂的部件生产，未来铸造主轴和大型化铸件将更能够满足风机

大型化趋势的需求。

原材料价格逐步回落，铸件企业毛利率触底企稳。风电铸锻件主要原

材料为铸造生铁和废钢，根据各公司招股说明书，直接原材料占成本

的60-70%,因此铸锻件毛利率受原材料价格的影响很大。从历史数

据来看铸锻件企业的毛利率与铸造生铁、废钢等原材料的价格呈现负

相关关系。随着2022年下半年以来铸造生铁、废钢等价格的回落,

铸件企业的毛利率在2022年3季度己经筑底企稳。如果原材料价格

保持合理水平，铸锻件企业的盈利水平有望得到进一步修复。

图33：金雷股份和日月股份毛利率月度变化

金雷股份毛利率(％)

日月股份毛利率(％)

60

・

•J,••••,,•J・J,

0L5L5LsL5O5

0A5OCssO-

O6u6AdA-

L8ATAA99

A0L9Lo0T0

ao--ZEdL

W90，

9RR7

oL5O@d)zg7

OeL0cdLo0O

eOZNs0Oe0

eNZeeZeeZ、

铸件产能扩张放缓，大兆瓦铸件供给紧平衡。受环保政策影响，铸造

企业扩产较为困难，叠加技术难度上升，中小公司将加速退出，市场

份额向第一梯队聚集。近两年国内风电铸件企业新建产能项目多以大

型企业为主，预计随着海上风电逐步迈向中远海，在大型化和轻量化

趋势下，适用于大兆瓦机型的铸件产品需求将提升。目前具备大兆瓦

铸件尤其是10MW以上的厂商多集中在头部企业，在扩产节奏放缓

和技术难度升级的背景下，未来大兆瓦铸件供给料将出现紧平衡，且

市场份额向头部集中的格局。

中国及全球风电铸件市场规模测算。风电铸件主要包括轮毂、底座、

固定轴部件(含定子主轴等)、齿轮箱部件(含行星架、箱体等)等。

受风机大型化、轻量化和海上风电规模高速增长驱动，我们预计2025

年中国海上风电铸件市场规模将达近47亿元，对应2023-2025年

CAGR为45.2%,2023年市场规模我们预计同比增长70%。

重点关注公司

东方电缆：全球海缆龙头公司，订单充沛动能十足

公司营业收入与利润：公司主要从事海底电缆、陆地电缆等一系列产

品的设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务，是国内陆地电缆、

海底电缆系统核心供应商。2021年，公司位列全球海缆（能源领域）

最具竞争力企业前10强，中国线缆产业最具竞争力企业前10强。

2017・2021年，公司营收由20.62亿增长至79.32亿，CAGR达

40.05%,归母净利润由0.5亿增长至11.89亿，CAGR达120.61%。

2022年实现营收70.09亿，同比增长・11.64%,归母净利润8.42亿，

同比增长-29.14%。2023第一季度营收14.38亿，同比增长-20.82%,

归母净利润2.56亿，同比增长809%。2022-2023第一季度营收和

利润的下降主要系部分海缆项目交期延迟所致。随着收入端的增长和

费用端的优化，公司盈利能力整体呈上升的趋势。

在手订单充沛，公司业绩长期向好。截至2023Q1,公司在手订单约

89.31亿元，其中海缆系统50.14亿元，陆缆系统24.48亿元，海洋

工程14.69亿元。同时，公司进一步拓展国际化业务，2023Q1与英

国INCHCAPEOFFSHORELIMITED签署InchCape海上风电项目

（规划容量1.08GW）输出缆供应前期工程协议,金额约1400万元，

为其提供220kV三芯2000mm2铜导体海缆设计和系统型式实验，顺

利完成后将另行签订主合同成为其输出缆供应商。该订单是公司继

2022年取得荷兰、苏格兰海缆项目订单后，取得的又一海外订单突

破，标志着公司国际化业务发展持续加速。

天顺风能：风力发电设备龙头，海风布局扬帆起航

公司营业收入与利润：公司主要从事风塔及零部件的生产和销售，风

电叶片及模具的生产和销售，风电场项目的开发投资、建设和运营业

务。历经十几年的发展，公司目前在风塔细分领域处于全球领先地位,

是全球最具规模的风塔、叶片装备制造龙头企业之一。2017-2021年,

公司营收由32.38亿增长至81.72亿,CAGR为26.04%,归母净利

润由4.7亿增长至13.10亿，CAGR达29.23%。2022年实现营收

67.38亿，同比增长7.55%,归母净利润6.28亿，同比增长・52.03%。

2023第一季度营收13.63亿，同比增长87.17%,归母净利润1.97

亿，同比增长506.88%。2022业绩下滑主要受抢装透支、机型迭代

和疫情反复的叠加影响，导致公司的出货量和交付节奏下降。公司在

收购长风公司后全面进军海风市场，有望在2023-2024年快速迎来

业绩回升。

图39：2017-2023Q1天顺风能归母净利润

^归母净利润（亿元）同比增速

600.00%

500.00%

400.00%

300.00%

200.00%

100.00%

0.00%

-100.00%

收购长风公司，布局海风市场，开创业绩消长新动能。2022年11

月，公司以自有资金4亿元收购了广东长风，目前该公司已经具备投

产条件，主要面向广东区域。2022年12月，公司发布公告，拟以现

金30亿元收购江苏长风海洋装备制造有限公司的100%股权，收购

标的包括南通长风和江苏长风。完成收购后，江苏长风将与公司的海

上风电基地（在建）进一步整合，形成年产60万吨的海风单管桩工

厂。南通长风主要产品为海上风电导管架和升压站，主要面向江苏区

域以及东亚区域出口。此外，公司2019年收购的德国海上风电生产

基地正在稳步推进建设中，公司预计该基地2024年贡献收入。公司

全面布局海风市场将为未来业绩开创新动能。

泰胜风能：风机塔架龙头，技术引领行业

公司营业收入与利润：公司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。公司主要

产品为自主品牌的陆上风电塔架和海上风电塔架、导管架、管桩及相

关辅件、零件。公司产品多次填补国内塔架行业空白，是国内资质优

良、技术优势明显的行业引领者。2018-2022年，公司营收由14.73

亿增长至31.27亿，CAGR为20.71%,归母净利润由0.11亿增长

至2.75亿，CAGR达126.03%。得益于公司经营管理流程的优化以

及降本增效措施，公司近年来的期间费用率一直保持平稳趋势。预计

随着风电装机回暖和原材料价格回落企稳、，公司盈利能力将逐步提升。

图43：2018-2023Q1泰胜风能归母净利润

归属母公司股东的净利润(亿元)

同比(%)

1,600.00

1,400.00

1,200.00

1,000.00

800.00