海力风电研究报告“扎根江苏，走向全国”的海上风电基础龙头

（报告出品方广发证券）

一、聚焦海上风电，塔筒桩基产品全国领先

（一）专注国内海上风电装备，为国内塔筒、桩基佼佼者

海力风电成立于2009年，是国内领先的风电设备零部件生产企业之一。公司的主要 产品包括风电塔筒、桩基及导管架等，为风机重要的支撑架构，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，目前已广泛应用于众 多陆上海上大型机组。

受益于风电行业快速发展，营收保持增长态势。国家政策支持风电行业发展，在“抢 装潮”背景下，海上风电投资建设速度不断加快，叠加公司自身较强的竞争力，公 司近两年业务高速增长，2020年收入39.29亿元，同比增长171.28%；2021年Q1-3 收入43.73亿元，同比增长100.33%。同时，2020年公司归母净利润6.15亿元，同比 增长256.32%，2021Q1-3归母净利润9.17亿元，同比增长140.37%。根据公司业绩 预告，公司2021年仍维持了高增长态势，2021年预计实现归母净利润10.46-12.31亿 元，同比增长70%-100%。

近年毛利率与净利率上升明显。“抢装”背景下风电塔筒急需要集中交付，公司议 价能力增强，毛利率、净利率水平不断提升，2017年至2021Q1-3毛利率从20.34% 提升至30.15%，净利率从4.86%提升至22.22%，其中2018年毛利率较低是受到了原 材料在合同签订后价格上涨与市场竞争激烈导致公司调低报价的影响。

客户结构中，民企占比有所增长，大量国企客户非公开招标。公司客户包括民企、 国企两类，其中民企客户近年来收入占比不断增长，2021H1民企客户收入为12.22 亿元，占总收入的43.93%，相比于2019年增长了30.67pct；国企目前仍是公司最 主要客户，根据其招标方式，可分为公开招标、邀请招标、非公开招标三类，其中 非公开招标客户占比较高，2019/2020/2021H1非公开招标国企客户收入分别为 8.00/6.12/4.85亿元，分别占同期收入的27.83%、48.91%、35.07%。

风电场施工商客户占比不断增长。公司的风电塔筒产品通常由风电设备整机厂商和 风电场运营商进行采购；桩基及导管架通常由大型风电场施工商采购，少数情况下 由风电场投资运营商直接进行采购。风电场施工商客户占比逐年增加，2021H1达到 81.03%，一方面因为较风电塔筒而言，桩基、导管架产品体积和重量更大、技术难 度更高，其采购价格亦相对较高，导致同一风电场项目中桩基的成本占比相对较高； 另一方面，新增风电施工商及原有风电施工商例如中天科技、中国交建等加大了采 购规模，公司在手桩基订单的增加。

直接材料为成本主要构成，主要原材料为钢板和法兰。直接材料在公司成本中占比 最高，根据公司招股说明书，2021 H1公司直接材料占公司总成本的75.58%。具体 地，钢板与法兰是公司最主要的直接材料，2021H1公司直接材料成本为15.07亿元， 其中钢板、法兰成本分别为10.68/1.44亿元，分别占直接材料成本的70.89%、9.58%。

2021年来钢板价格维持高位，公司毛利率或将在短期受压。公司所采购的风电用钢 板无直接可比的市场价格，与其类型较为接近的为10mm的造船板，参考我国八大主 要产地的10mm造船板价格，2021年其钢板价格不断上涨，因此短期内公司毛利或 有一定的压力。

塔筒、桩基产品价格受多种因素影响，毛利率有一定差异。在成本加成定价模式 下，原材料用量会直接影响公司产品单价。同时，公司在确定报价时会综合考虑市 场影响力、客户黏性、项目难易程度等因素，因此，不同项目产品单价差异较大。 例如，2021H1公司华能如东H3海装5MW塔筒项目毛利率为23.85%，低于同期国 如东H2和协鑫如东H135MW塔筒项目毛利率，主要系华能如东H3海装5MW塔筒 项目签署于2019年，其他同类项目均签署于2020年，2019年，由于风电塔筒市场 竞争较为激烈，且公司正处于快速发展期，对下游客户议价能力相对较弱，导致该 项目毛利率相对较低。

2021H1在如东H3海上单桩项目中，公司对中铁大桥局的单桩销售单价为813.78万 元/台，毛利率为40.43%，而对中交三航的单桩销售单价为278.7万元/台，毛利率 为66.83%。上述两项目机型、所处海域地质条件类似，而由于中交三航的项目为 甲供材（即由客户提供原材料），合同签订时价款直接扣除原材料成本。相比于公 司自备货的模式，甲方供材时，公司成为纯加工模式，原材料的成本将不计入该项 目的成本，所以该项目毛利率远超大桥局。

规模效应下，公司费用率持续优化。随着公司的规模扩大以及管理的完善，公司期 间费用率持续下降，2020年公司销售费用率较2019年下降1.16%，主要系由于会计 准则变更，运输费用转至营业成本核算导致，同时公司部分外协加工产品由外协商 承担运费也降低了公司的运输费用；管理费用率2020年较2019年下降1.18%，源于 公司业务规模快速增长、规模效应凸显；财务费用率较2019年下降0.74%，主要由 于公司资金流状况逐步改善，相应利息费用的增长幅度低于营业收入增长幅度。

（二）以高毛利海上产品为主，充分享受行业贝塔

桩基、海上塔筒贡献主要收入，陆上塔筒收入占比渐少。公司主要产品为风电桩 基、塔筒、导管架，其中塔筒根据适用场合可分为陆上风电塔筒与海上风电塔筒。 从收入结构来看，桩基收入占比逐年增长，海上塔筒占比较为稳定，两者占公司收 入的绝大部分，2021H1公司桩基、海上塔筒业务收入分别为18.82、8.52亿元，分 别占当期营业收入的66.41%、30.05%；而陆上塔筒业务占比不断萎缩，2021H1 公司陆上塔筒收入为0.18亿元，占当期收入的0.64%，相较于2017年下降了 22.22pct。

桩基、海上塔筒毛利率更高，收入结构不断优化。桩基、导管架产品钢材厚度、尺 寸规模较大，生产环节技术难度亦相对较高，且对运输、港口等均有一定的要求， 因此产品毛利率也相对较高，2021H1公司桩基、海上塔筒的毛利率分别为28.38% 和28.70%，远高于同期陆上塔筒的毛利率6.43%。海陆塔筒毛利率差异一方面因为 海上陆上竞争格局差异较大，同时叠加海上塔筒客户为了加快施工进度，公司议价 能力增强；受自身风电塔筒产能限制，公司外协生产的陆上风电塔筒产品占比有所 提升，且外协产品毛利率相对较低，导致陆上塔筒毛利率下降。

塔筒桩基主要原材料为钢板与法兰，其中桩基原材料消耗更多。在风机大型化趋势 下，公司产品对应功率也不断增大，2019/2020/2021H1公司承接的风电塔筒产品 平均功率分别提高37.70%、7.29%、20.78%，受此影响单台产品的原材料消耗也 持续增长。相比塔筒，由于桩基用于海上风电项目，对应机型更大，单台产品消耗 的钢板更多；而由于桩基只需在顶部安装一个法兰，加之公司部分项目的桩顶法兰 系与风电塔筒合并签订订单，且通常该等项目风电塔筒和桩基的采购方并不相同， 因此其领用未计入桩基领用数量中，桩基的法兰消耗量少于塔筒。此外，桩基的生 产周期也长于塔筒，根据公司招股说明书，塔筒平均生产周期为40-60天，桩基平 均生产周期为50-70天。

桩基、导管架单价较高，海上塔筒单价亦高于陆上塔筒。公司产品定价遵从成本加 成原则，受原材料耗用的影响，桩基产品单价高于塔筒，2021H1公司海上塔筒、陆 上塔筒的平均单价为324.02和228.42万元/台套，海上塔筒单价比陆上风电塔筒高 29.5%，主要因为海上风电塔筒需在抗腐蚀、抗台风、抗海水冲撞等方面具有更可靠 的设计，成本投入高于陆上风电塔筒；同期，公司桩基、导管架平均单价为840.28 和864.67万元/台套。

桩基、海上塔筒销量快速提升。公司长期聚集于海上风电产品，在产能较为有限的 情况下，向盈利空间与需求更大的海上风电产品倾斜，适当减少了陆上风电塔筒订 单。公司桩基与海上塔筒销量逐年大幅增加，2021H1公司桩基、海上塔筒销量分 别为224和263套，同期陆上塔筒销量为8套。

大兆瓦塔筒桩基收入占比持续提升，符合下游风机“大型化”趋势。自2018年以来， 4MW-6MW的塔筒占比逐渐提升，从2018年的12.88%提升至2021H1的97.67%，成 为绝对主流产品；2018-2021H1，4MW-6MW桩基的占比从18.56%提升至100%。

（三）股权结构稳定，各公司分工明确，募投项目扩大产能

公司股权结构稳定。公司实际控制人为徐世俊，掌握公司31.92%的股份，前三大持 股人共持公司57.21%，股权较为集中且结构稳定，保证了公司的持续稳定经营能力。 公司拥有五家全资子公司分别为海力海上、海工能源、海力装备、海烁贸易、海晁物 流，三家控股子公司海灵重工、海鼎设备、海恒设备，以及两家参股公司如东力恒和 中海海洋工程。

子母公司分工配合良好。母公司海力风电与全资子公司海工能源生产基地定位于风 电塔筒的生产、制造，不具备桩基产品生产的能力；桩基产品的产能主要集中于海 灵重工、海力海上及海力装备等生产基地。公司风电塔筒、桩基等主营产品的对外 销售全部由母公司负责， 其他各子公司主要为母公司进行配套生产及加工，加工服 务主要系各子公司为母公司提供加工，子公司之间委托加工主要系零星的附属件加 工，子母公司分工明确协同作用发挥显著。

海灵重工、海力海上贡献主要利润。海力海上、海灵重工作为公司塔筒、桩基的主 要加工基地，也为公司贡献了较多的利润。根据公司招股说明书，2021H1全资子 公司海力海上净利润为0.84亿元，控股子公司海灵重工净利润为1.12亿元，同期公 司净利润为6.14亿元，海力海上、海灵重工分别占公司净利润的13.68%和 18.24%。

加速产能扩张，更好响应市场需求。公司于2021年12月登陆科创板上市，发行新股 5,434.80万股，募集资金共13.5亿元。其中，募投项目海上风电场大兆瓦配套设备制 造基地项目，总投资6.30亿元，以生产海上风电零部件产品为主，由海力装备实施， 建成达产后将新增年产400套风电塔筒、150套桩基的生产能力。此外，根据公司与 利津县政府的合作协议，公司将在东营基地新建可生产200台套塔筒、200台套海上 风机单桩基础、导管架基础承载平台，募投项目与规划产能的落地将有助于公司产 能扩大，进一步满足下游需求，提高公司盈利能力，增强公司竞争力。（报告来源未来智库）

二、海风基础格局好，产能布局与港口为关键

（一）平价路径渐清晰，大型化下海风基础表现良好

海上风电加速发展，我国已成为全球最大的海上风电市场。海上风电兴起于欧洲， 相较于陆上风电，其风力资源更好，消纳更方便，开发前景更好，近年来我国海上风 电行业也实现了快速发展。根据国家能源局，2021年我国海上风电新增装机 16.90GW，同比增长339.53%，增速创造历史新高，同时当期我国海上风电累计装 机27.77GW，位居全球第一。

“十四五”期间，海上风电布局将持续加速。目前各省市纷纷出台海上风电“十四 五”规划，海上风电需求不断释放。其中，广东规划“十四五”期间海上风电建成 11GW；福建漳州出台海上风电规划50GW，2025年后目标实现每年逐步投产5- 10GW；海南制定了海上风电场11个，总装机12.3GW的海上风电项目竞争性配置 方案。初步统计，“十四五”期间，全国海上风电规划总装机量已经超过 100GW。

海上风电招标如火如荼，海风平价逐渐清晰。根据风电头条公众号，在21年10月19 日，华润电力苍南1海上风电项目风机（含塔架）招标项目中，中国海装以4061元 /kW的价格中标，较20年同期报价降幅超40%；21年11月8日，中广核象山涂茨海上 风电场风力发电机组设备采购中标候选人公示，中国海装再次以3830元/kW的价格 中标，给出了海上风电项目的历史最低价。尤其是三峡的阳江青洲五100万千瓦、青 洲六100万千瓦、青洲七100万千瓦海上风电项目预计将实现平价，海上风电项目经 验丰富的三峡给出了平价的清晰路径，说明海上风电的平价已在眼前，其招标进度 需重点关注。

大型化下风电基础MW投资成本不断下降。风机大型化将成倍增加单位时间的发电 量，但项目对应的零部件成本与其他费用并未成比例上升，因此可以降低风电投资 成本。根据徐燕鹏《平价时代风电项目投资特点与趋势》，若某风电场采用2.0MW 的风电机组，则塔架对应的项目投资成本为878元/KW，而若采用4.5MW的机组， 对应的项目投资成本约为609元/KW，下降了30.64%。

风电大型化带动单机塔筒、桩基用量增长。随着风机大型化，机组配套的塔筒、桩 基体积也随之增长。根据Wind Monitor，2018年全球风机平均功率为3.34MW，相较 于1998年增长了3.23倍，同年风机轮毂平均高度为133米，相较于1998年增长了 111.11%。

塔筒、桩基在大型化背景下，单位价值量变化表现不一。根据海力风电招股说明 书，2018年来风电塔筒的单兆瓦平均成本不断下降，而桩基平均成本不断上升。 2021H1公司塔筒单兆瓦平均成本为52.87万元，即使在2021年原材料钢价上涨的情 况下，仍相较于2020年下降了3.96%；同期公司桩基单兆瓦平均成本为134.92万 元，相较于2020年增长了11.22万元/MW，增幅达9.07%。

不同单机容量的风机需要使用的桩基重量有所波动，需要结合项目水深来综合考虑。 单桩主要安装于于海平面下，直接连接套筒末端与海床，因此单桩的长度与水深密 切相关。根据海力风电招股说明书，其用于江苏沿海海域4MW风机的柱形单桩重量 最低为550吨，最高为850吨，产品重量波动较大。而若综合考虑项目所处水深，产 品重量波动会缩小许多，其用于江苏沿海海域10-14m水深的4MW风机配套柱形单桩 重量为750-800吨，用于15-19m水深的4MW风机配套柱形单桩重量为700-800吨。

此外，在不同水深下，单桩的重量下降速度不一。虽然随着水深增加，柱形单桩和 锥形单桩每米平均重量都呈下降趋势，但其降幅差异较大。在0-10米时，单桩每米平均重量下降较快，而随着水深进一步增加，每米平均重量下降速度将放缓，随着 未来海上风电向深远海发展，预计桩基的单位需求将维持基本稳定。

（二）海风基础种类丰富，塔筒+单桩短期仍是主流

海上支撑结构在风电项目成本中占比更高。由于海上风机容量通常更大，需要配合 更高的塔筒和桩基，原材料消耗更高，因此海上支撑结构的成本占比更高。根据中 国电建西北勘测设计研究院的数据，2021年在某陆上风电项目成本构成中，塔筒占 比为13.73%；而根据明阳智能，海上风电项目中基础成本占比为20%。

海上风电中的基础结构种类更多，地质条件影响基础选择。由于海上地质条件复杂 多变，海上风电场基础结构包括重力式基础结构、桶形基础结构、桩承基础结构以 及浮式结构等几种。其中，单桩、多脚架、导管架、高桩承台几种结构应用最多。 单桩、多脚架、高桩承台基础主要适用于0-30m的中浅海，通常配套1-2MW的风电 机组，但在我国风电行业实践中也有更大机型的配套案例；单桩的生产工艺简单， 安装也较为快捷，造价成本最低，但对地质条件有较高要求；多脚架适用的地质条 件更广，造价介于单桩与导管架之间；高桩承台承载力高，但施工周期较长。

导管架多应用于20-50m的中浅海，通常配套2-5MW的机型使用，它的造价成本较 高，施工较为繁琐；漂浮式基础适用于50m以上的深海，通常配套5-10MW的风电 机组，造成成本为三者中最高，且在设计和安装上技术并不成熟。

深远海项目占比持续增加，近海、中浅海仍是海上风电主要阵地。欧洲是海上风电 的起源地与先行者，回顾欧洲海上风电的发展历程，不断向深海与远海发展是海上 风电项目建设的趋势。但根据Wind monitor数据，截至2018年，欧洲96.27%的海 上项目都位于水深40m以下的海域，78.28%的海上项目位于离岸距离40km以内的 海域。作为深海海上项目理想方案的漂浮式在技术储备与实际应用上都只有少数案 例，因此从海域条件和技术成熟度两个角度来看，未来较长时间内近海、中浅海仍 是海上风电的主要阵地。

我国海域以中浅海为主，海风基础主要结构为单桩和导管架。我国海上风电项目主 要集中在广东、福建、广西、江苏、浙江、山东、辽宁等省。从已核准的海上风电 项目来看，粤西的海风资源最好，水深平均在40m以上，而粤东与福建的海风资源 略逊，水深平均在35m左右，而浙江、江苏、上海、山东海风资源较差，平均水深 不到20m。受我国海域资源的影响，也决定了我国现阶段海上风电项目基础将以单 桩和导管架为主。

具体地，山东、江浙沪海上风电项目多采用单桩，福建、广东项目多采用更复杂的 桩基结构。我们统计了近年来我国核准的部分海上风电项目案例，在水深较浅、地 质条件较好的山东、江苏、上海代表海上风电项目均采用单桩的基础结构。福建海 上风电场水深也较浅，但由于地质环境的复杂，代表项目莆田石城海上风电项目便 采用了高桩承台式结构。而在海上风电大省广东，应用的基础结构种类更丰富，也 是我国导管架应用最多的地区，例如阳江的青洲三项目采用了吸力桶和四桩导管架， 汕头的勒门二风电项目采用了四桩导管架。

海上风电塔筒桩基市场广阔。由于不同型号风机对应塔筒桩基投资成本各异，我们 在结合每年风电新增装机单机容量的基础上，对风电基础市场空间进行测算。2021年预计我国陆上、海上风电新增装机分别为30.60和12.00GW，根据当年招标情 况，我们假设陆上、海上风电新增装机平均单机容量分别为3.5MW和5.5MW，分 别对应基础投资成本787和2550元/KW，据此预计2021年海陆机床市场空间分别为 240.80和306亿元，合计达546.80亿元。

（三）海风基础格局好，产能布局重要性凸显

塔筒技术壁垒相对较低，行业集中度较低。陆上塔筒经过多年的发展，国内已经涌 现出以大金重工、天能重工、天顺风能、泰胜风能为代表的四大巨头，风电塔筒技 术壁垒相对不高，目前塔筒行业市场集中度仍较低，根据海力风电招股说明书，公 司及大金重工、天能重工、天顺风能、泰胜风能风电塔筒市占率分别为 3%/4%/6%/10%/6%，市场集中度仍有较大提升空间。

风电塔筒桩基产品较为同质化，成本管控能力较重要。以发展时间更长、更成熟的 陆上塔筒市场为例，从其产品价格来看，2020年大金重工、天能重工、天顺风能、 泰胜风能、海力风电陆上塔筒的单价分别为0.81/0.86/0.86/0.99/0.84万元/吨，价格 差距并不大，相比价格，单位毛利则可以反应公司的成本管控能力，体现公司经营 质量，2020年上述五家厂商陆上塔筒单位毛利分别为0.20/0.20/0.15/0.21/0.13万元 /吨，各家之间存在一定差距，成本管控能力为塔筒厂商的核心竞争力。

行业内还有大量的中小玩家，其中以福建福船、水电四局等为代表的国企凭借其资 金、资源优势，近年来在订单获取上也有较好表现。

相比于陆上塔筒，海上塔筒、桩基盈利空间更大。从产品单价和单位毛利来看，海 上塔筒单价普遍高于陆上塔筒，以泰胜风能和海力风电为例，2020年海力风电陆 上、海上塔筒单价分别为0.84/1.00万元/吨，单位毛利分别为0.13/0.27万元/吨， 2020年泰胜风能陆上、海上塔筒单价分别为0.83/0.93万元/吨，单位毛利分别为 0.177/0.180万元/吨，海上塔筒产品有更高的盈利空间。

海上塔筒桩基集中度较高，市场格局较好。如前文所述，塔筒行业集中度较低， CR5市场份额只有29%。相较于陆上塔筒，具备海上塔筒、桩基大产能的企业较 少，竞争格局较好。根据海力风电招股说明书，2018年公司海上塔筒、桩基的市占 率分别为12.45%、17.68%，2019年则分别为25.69%、23.03%，分别增长了 13.24pct和5.35pct，可以体现海上塔筒桩基市场具有较高的集中度。

运费占比较高，产能布局尤显重要。相比陆上塔筒，海上塔筒与桩基的体积更大， 单位运费也更高。以海力风电为例，2021年上半年公司陆上风电塔筒的单位运费为 6.88万元/台，而海上风电塔筒与桩基的单位运费则分别为11.52与17.62万元/台； 相应的，公司运输费用不断增长，2021年1-6月公司运输费用为5826.24万元，已 经接近2020年全年的费用水平。

码头资源稀缺，产能布局重要性凸显。海上风电塔筒、桩基的运输需要通过港口码 头，自有码头的企业通常运输成本更低，效率更高。我国万吨级以上的泊位数量有 限，增速也很缓慢，根据交通运输行业发展统计公报，2020年我国沿海与内河港口 万吨及以上泊位共计2592个，同比增加72个，而其中大部分泊位规模较小，2020 年我国10万吨级以上港口泊位数量为440个，占比16.98%。

塔筒企业自有码头资源情况各异，海力港口布局较优。海力风电与大金重工在码头 资源布置上走在行业前列，根据公司年报，海力风电拥有小洋口码头的使用权，码 头有8000吨凹入式港池，海灵码头正在办理使用许可，建成后公司泊位可达到3.8 万吨。大金重工自有蓬莱码头，现有10万吨级对外开放专用泊位2个，3.5万吨级对 外开放专用凹槽泊位1个，预计2022年可以继续开放2个10万吨级泊位，届时总数 将达到5个。天能重工主要租用政府码头，泰胜风能筹建的蓝岛码头正在办理竣工，天顺风能无自有码头。

自有码头的企业运输费用成本优势更高。大金重工、天能重工近年来单吨运费持续 下降，2019年大金重工运费为268.69万元/吨，相较于2017年下降了47.67%，天能 重工2019年运费为390.00万元/吨，同比下降9.69%。对比之下，天顺风能单位运 费持续上涨，2019年其单位运费为505.46万元/吨，相比2017年增长了65.21%，在 四家塔筒巨头中最高。

海上风电产能布局重要性凸显。陆上风电项目分布较为分散，除传统“三北”地区 外，西南、中部、华南等地陆上风电项目发展近年来也如火如荼，为了减轻运输成 本，陆上塔筒制造商多在全国多地设立生产基地，工厂分布呈现“小而多”的格 局。而在海上风电领域，由于海风资源稀缺，主要集中在南方沿海省份，因此粤 西、福建、广西等海风资源较好的区域成了塔筒桩基厂商争相抢夺之地，加之海上 风电项目规模通常远大于陆上项目。

因此原有的小工厂格局不适用于海风基地，这 便要求塔筒桩基企业要在海风资源优秀的黄金地带不断开疆拓土，来争取尽可能多 的土地、港口资源来设立海风基地。根据各公司公告，海力风电、大金重工、天能 重工、天顺风能均有在广东阳江建设海风基地的规划，天顺风能在广东汕尾有规 划。但除了天能重工在汕尾的10万吨产能已经投产外，这些项目都处于与政府洽谈 阶段，未来优质海风基地的争夺或将愈演愈烈。

三、产能限制逐步解除，未来发展可持续

公司掌握多项核心技术。风电塔筒、桩基产品生产工序主要包括切割下料、坡口加 工、筒体卷制、纵缝焊接、环缝焊接、喷涂防腐等，主要涉及风电塔筒桩基设计、 机加工、焊接、防腐等传统技术领域。经过多年技术研发和对产品下游应用领域的 理解，公司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。

囿于产能限制，公司部分选择外协加工，但成本较高。在行业高度发展以及公司市 占率持续提升下，公司订单不断增长，现有产能已经难以满足订单需求。为此，公 司特将部分加工工序外包给外协加工商。根据公司招股说明书，近年来公司外协加工费用不断增长，2020年外协加工费达到了4.95亿元，同比增长了6.57倍，占当期 营业成本的16.67%。在外协加工件中，桩基占比最高，2020年桩基主体加工费用 为3.86亿元，占总外协加工费的78.04%，侧面体现公司现有桩基产能的不足。

相比自产，外协加工单位成本更高。根据公司招股说明书，外协生产单位成本普遍 高于自产。而由于桩基生产技术难度更高，国内符合条件的代工厂较少，相比于塔 筒，桩基两种生产方式成本差异更大。2021H1公司桩基的自产、外协单位平均成 本分别为441.99、521.99万元/套，外协成本为自产的118.10%。

公司产能行业领先。海力风电2020年塔筒产能为300台套，桩基产能为200台套， 换算成重量约40-45万吨。此外，大金重工、天能重工、泰胜风能现有海工产能分 别为不超过50万吨、28万吨、15-20万吨，海力海工产能位居行业前列。

风机更新迭代持续加速，新产能更能适应大兆瓦需求。根据CWEA，近年我国风电 新增装机的单机容量持续上涨，2018年全国陆上新增装机平均容量为2.1MW，至 2020年已增至2.6MW，增长了23.81%；2018年全国海上新增装机平均容量为 3.8MW，至2020年增至4.9MW，增长了28.95%。而从2022的招标情况来看，陆上 风机机型要求多在4MW与5MW及以上，海上风机机型要求多在7MW与8MW及以 上。风机大型化的加速对塔筒厂的设备配套提出了新的要求，不少老设备无法满足 大兆瓦机型需求而被迫淘汰，因此拥有更新设备的厂家在竞争中处于优势地位。

我们梳理了国内主要塔筒桩基生产厂家海工产能的投产时间，海力现有海工产能大 部分于2020年左右投产，设备总体比较新，可以适应短期内的机型需求。大金重工 蓬莱海工基地于2014年底投产，天能重工现有大连、汕尾基地共18万吨产能于 2020年投产，盐城基地10万吨海工产能于2018年投产。通过横向对比，海力的海 工产能在行业内属于比较新的水平，未来更可能适应新机型的需求。

规划产能陆续释放有望提高毛利率。公司募投项目海力装备新生产基地达产后将新增年产400套风电塔筒、150套桩基的生产能力，规划项目山东东营利津生产基地 投产后将新增200台套塔筒、200台套海上风机单桩基础、导管架的产能。随着公 司产能的持续释放，外协加工占比可逐渐下降，有利于公司毛利率的提高。

公司毛利率逆势增长，收入处于行业领先水平。在风电行业降本与原材料价格上涨 的双重压力下，塔筒行业主要公司毛利率近年都有所下降，但是公司毛利率逆势增 长。2021年前三季度，公司毛利率为30.15%，而大金重工、天能重工、泰胜风能 毛利率分别为23.92%、28.21%、16.76%。同时公司收入位居行业前列，2021年 前三季度，公司营业收入43.73亿元，大金重工、天能重工、泰胜风能营业收入分 别为31.80/21.92/23.44亿元。

始于南通，辐射全国，外省拿订单能力得到验证。公司位于江苏省南通市如东县， 南通是我国海上风电的重要阵地，公司近年凭借区位优势获得了江苏省大量海上风 电订单。近年来，公司在外省布局逐步增加，根据公司招股说明书，公司已先后获 得浙江运达亳州2.5MW塔筒项目、中机河南济源远景2.2MW塔筒等项目，外省拿 订单能力被进一步证明。特别地，公司在2020年中标了中广核汕尾甲子塔筒项目， 广东是我国海上风电另一大省，虽最后因产能限制公司主动取消订单，但该项目的 获得本身便已证明了公司省外拿单的能力。

从公司收入地区分布来看，同样可以发现来源于江苏的收入占比在逐步下降。2020 年公司江苏省收入共36.18亿元，占总收入的92.08%，该比例相较于2018年下降了 2.64pct。

进军东营，产能布局、港口建设双受益。根据公司公告，公司于2021年末与东营市 利津县人民政府签订《投资合作框架协议》，公司拟在利津县辖区内投资新建年产 200台套塔筒、200台套海上风机单桩基础、导管架基础承载平台，以及海上风电运 输、运维母港项目。东营是公司进军北方风电市场的第一站，该项合作不仅可以进 一步减缓公司产能压力，并在码头资源获取上帮助公司再下一城，对于公司长期发 展十分有利。

设立合资子公司中海海洋，进军海工、海风承包等领域。根据公司2月17日的公 告，公司拟与江苏中天科技股份有限公司之全资子公司中天科技集团海洋工程有限 公司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，承接 海上风电基础施工、维护等工程服务。合资公司注册资本为人民币5亿元，其中公 司出资2.45亿元，占注册资本的49%，中天科技出资2.55亿，占注册资本的51%。 通过设立合资公司，海力可与中天科技携手打造适应未来风机大型化、深远海化的 下一代海上风电施工船，可在深远海和更具挑战性的海洋环境中作业，有利于增强 公司的综合竞争力和持续盈利能力，符合公司战略规划和经营发展需要。（报告来源未来智库）

四、盈利预测

公司主要产品为风电塔筒、桩基、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等大功率等级产品，在21年海上风电“抢装”的大背景下， 公司实现了高速增长，产品竞争力得到充分体现。对公司的具体预测如下

（1）桩基业务基于公司前三季度的收入以及“抢装”之后对未来装机的预期，给 予桩基业务2021至2023年16.2%/-42.0%/70.5%的增速，基于前文的讨论，23年行业 装机有望回升，且桩基业务规模效应较强，因此预计未来3年毛利率先降后升，2021 至2023年毛利率分别为27.0%/22.0%/23.0%。

（2）塔筒业务同样基于公司前三季度的收入以及“抢装”之后对未来装机的预期， 给予塔筒业务2021至2023年96.6%/-36.7%/63.3%的增速，预计未来3年毛利率先降 后升，2021至2023年毛利率分别为27.0%/19.0%/23.0%。

（3）导管架业务基于公司前三季度的收入，预测21年导管架业务收入为0.13亿元， 2022至2023年-40.0%/50.0%的增速，预计未来3年毛利率先降后升，2021至2023年 毛利率分别为34.0%/20.0%/30.0%。

（4）其他产品主要为机舱罩等，基于21年前3季度的情况以及之后的装机预期， 给予该业务2021至2023年435.3%/-40.0%/50.0%的增速，预计2021至2023年毛利 率分别为24.0%/20.0%/20.0%。

（5）其他业务主要为废料销售、厂房租赁等，预测该业务2021至2023年44.9%/ -40.0%/50.0%的增速，预计未来3年毛利率先降后升，2021至2023年毛利率分别为 82.0%/70.0%/80.0%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关息，请参阅报告原文。）

详见报告原文。     

精选报告来源【未来智库】。