海上风电设备行业深度报告：海上风电号角吹响，细分龙头乘风起航

（报告出品方/作者：首创证券,王帅）

1 海上风电方兴未艾，未来五年高增可期

1.1 “双碳”全球共识达成，海风有望贡献中坚力量

碳中和远景下世界各国相继确立海上风电目标。截止目前，包括欧盟、美国、日本、 英国、中国、加拿大等在内的世界主要经济体已相继明确碳中和目标，而且无一例外地 将风电、光伏发展作为实现碳中和的重要路径之一。受到新冠疫情的影响，预计 2020 年除中国外世界主要经济体经济均为负增长；为了刺激经济增长和促进就业，世界各国 相继制定了绿色纾困计划。欧盟方面，欧盟委员会已提出为了实现 2050 年碳中和，希 望将海上风电装机从目前的 25GW 提升至 2050 年的 450GW；波罗的海区域八国已签署 联合协议计划到 2050 年海上风电装机达到 93GW。美国方面已明确对 2017 年 1 月 1 日 至 2025 年 12 月 31 日开始建设的项目给予 30%的海上风电投资税收抵免；近日宣布计 划到 2030 年将累计部署 30GW 海上风电（美国目前仅有 2 个小型海上风电场），每年减 少 7800 万吨的二氧化碳排放。根据脱碳路线图草案，日本计划到 2030 年将海上风电装 机增至 10GW，2040 年达到 30-45GW，并在 2030-2035 年间将海上风电成本削减至 8-9 日元/千瓦时（约合 0.08-0.09 美元/千瓦时）。此外，英国、德国作为全球海上风电装机 第一与第三的国家分别确立了 2030 年和 2040 年海上风电装机达到 40GW 的目标。2018 年，中国台湾举行了两轮海上风电竞标，分配给 7 家开发商，预计 2019 年至 2025 年中国台湾第 一阶段海上风电开发总量达到 5.5GW。此外，中国台湾在 2020 年修改了海上风电中长期计 划，2026 年到 2035 年将新增 10GW 海上风电，2035 年中国台湾海上风电累计装机将达到 15.5GW。

我国首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统。2020 年 9 月，我国在第七十 五届联合国大会上首次提出要力争于 2030 年前实现碳排放达峰，努力争取 2060 年前实 现碳中和。2020 年 12 月，在气候雄心峰会上进一步明确目标——2030 年我 国单位 GDP 的二氧化碳排放要比 2005 年下降 65%以上，非化石能源在一次能源消费中 的比重达到 25%左右。今年 3 月份以来，利好新能源长期稳定发展的政策频出。《关于 推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》指明了未来新能源消纳的新模式， 电源侧多种资源协同和负荷侧就地消纳将拓展特高压大规模远距离外送之外的新途径。 在 3 月 15 日召开的中央财经委员会第九次会议指出：“十四五”是碳达峰的关键期、窗 口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。 以新能源为主体的电力系统这一概念在学术界早已有人提出，对于 100%新能源电力系 统的讨论也有多年。中央在财经委员会上的表态意味着这一概念从论证阶段进入实施阶 段，正式成为实现“双碳”目标的核心思想。

中国风电发展进入 3.0 时代。经历过以采购进口机组为特征的风电 1.0 时代和以“西 电东送”、“北电南送”为特征的风电 2.0 时代后，中国正式迈入风电发展的 3.0 时代。 据国家能源局数据，2020 年全国风电新增并网容量达到 71.67GW，其中陆上风电新增 装机在国补取消催化下达到 68.61GW，海上风电新增装机达到 3.06GW；截止 2020 年 底，我国风电累计装机容量达到 2.82 亿千瓦，同比增长 34.6%，其中海上风电累计装机 容量约为 900 万千瓦。根据中电联数据，2020 年全国全口径发电量 7.62 万亿千瓦时， 同比增长 4.0%，其中并网风电发电量达 4665 亿千瓦时，同比增长 15.1%，占全国发电 量的 6.12%。风电的大规模发展与此前十余年新能源大规模远距离配置指导思想下的特 高压高速发展密不可分。我国的第三轮特高压建设高峰始于国家能源局在 2018 年 9 月 下发的《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。根据国家电网公司 2020 年 3 月发布的特高压项目前期工作计划，“5 交 2 直”计划在 2020 年内核准，同时 在年中完成三条线路的预可研工作；截止 2021 年 6 月底，仍有“2 交 1 直”待核准，三 条线路的预可研工作仍在进行中，整体进度低于预期。此外，上述“5 交”线路均集中 在华中区域，“2 直”均为白鹤滩水电站专用配套工程，新能源消纳水平的进一步提高仅 靠特高压工程作用有限。随着新能源渗透率的不断提升，我们认为“十四五”期间新能 源消纳将在远距离外送之外开拓就地消纳的新途径。

陆上趋稳，海上有望贡献主要增量。根据伍德麦肯兹发布的《2020 年中国风电市 场展望》，中国目前有 25+陆上风电基地项目处于规划或建设中，总容量超过 100GW， 基本分布在三北地区，其中超过 45%的基地规划在内蒙古。根据能见统计，今年一季度 陆上风电招标量超过 15GW，抢装潮后陆上风电开发热情并未出现断崖式下降。相比之 下，此前被寄予厚望的中东南部陆上风电开发却低于预期。在生态保护红线、永久基本 农田和城镇开发边界三条控制线的约束下，中东南部可用于风电开发的土地捉襟见肘。 与陆上相比，我国海上风电资源主要分布在东南沿海负荷中心地区，不需要远距离的电 力传输，消纳条件良好；此外，海上风电开发不占用土地资源，对生态环境的影响也相 对较小。结合产业链调研，我们预计未来五年我国陆上风电新增装机增速趋稳，随着降 本的加速和消纳方式的转变，“十四五”期间海上风电有望贡献主要增量。

1.2 未来五年全球海上风电迎来阶跃式发展

未来五年海风新增装机有望超过 70GW。根据 GWEC 统计，截止 2020 年底全球陆 上风电累计装机 707GW，海上风电累计装机 35GW。陆上方面，2020-2021 年抢装潮后 新增装机有一定程度回落，2023 年开始企稳回升，未来五年 CAGR 为 0.3%；海上方面， 2022 年随着中国抢装结束新增装机有一定程度回落，但 2023 年将开启高增态势，未来 五年 CAGR 达到 31.5%。根据 2019 年底 IRENA 发布的报告，预计 2030 年全球海上风 电累计装机容量将达到 228GW，2050 年全球海上风电累计装机将超过 1000GW，2019年至 2050 年 CAGR 可达 11.5%；2021 年海上风电新增装机容量将突破 10GW，2027 年 新增装机将突破 20GW。此外，未来十年海上风电开发重心将由北海和大西洋东岸向东 亚和东南亚转移，2030 年亚洲海上风电累计装机将达到 126GW，欧洲将达到 78GW， 北美将达到 23GW。BNEF 今年 1 月给出测算，预计 2030 年全球海上风电累计装机将达 到 206GW；根据 WoodMac 预测，2035 年海上风电累计装机将达到 219GW。结合各方 数据和我们的测算，未来五年海上风电新增装机将超过 70GW，随着各国不断上修目标， 新增装机有超预期的可能。

全球海上风电重心东移。根据世界银行数据，中国海上风电开发潜力高达 2982GW， 其中固定式 1400GW，漂浮式 1582GW。根据 WFO 统计，截止 2020 年底，全球共有 26 个在建海上风电项目，容量接近 10GW；其中约 44%的在建容量来自中国。累计装机 方面，中国在去年成功赶超荷兰位居世界第三，我们预计中国将在今年赶超英国、德国 两大海上风电大国，累计装机容量称霸全球。此外，日本、越南、中国台湾、菲律宾也 有望在未来几年开启海上风电的大规模开发。

1.3 “十四五”我国海上风电新增装机有望突破 37GW

东南沿海各省海风发展目标陆续出台。“双碳”目标发布以来，沿海各省基于消纳 和风资源优势纷纷积极响应，将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重要方向。 《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》中提出要以“近海为主、 远海示范”为原则，稳妥推进近海海上风电项目开发，力争推动深远海海上风电示范项 目建设，“十四五”期间全省风电的新增装机 11GW，其中海上风电新增装机 8GW。《促 进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中提出广东省 2025 年底装机 达到 18GW（即“十四五”期间新增装机 17GW），并进一步摸查其他可开发的海上风 能资源，对发展规划进行修编。此外，浙江、福建、山东也纷纷公布海上风电发展目标。 结合规划项目容量和各省市目标，我们预计“十四五”期间我国海上风电新增装机容量 有望突破 37GW。

“十四五”全国海上风电新增装机有望突破 37GW。根据 BNEF 数据，2020 年全 国风电新增吊装容量高达 57.8GW。经历 2020 年陆上风电抢装后，未来五年行业新增装 机将有适度回调，根据近期招标和调研情况，我们预计 2021 年我国新增陆上风电 30-40GW，新增海上风电 7-8GW，2022 年我国新增陆上风电 40-50W，新增海上风电 4-6GW。远期看，我们判断陆上风电 2023 年起陆上风电新增装机将保持微增态势，而 海上风电“十四五”期间将进入快速成长期。截止 2020 年底，我国海上风电累计装机 容量约 9GW，新增装机方面，截止今年 6 月底广东、江苏、浙江三省已基本明确“十 四五”海上风电新增装机目标（分别为 17GW、8GW 和 4.5GW），其余省份均已出台海 上风电相关支持政策，但未明确给出“十四五”新增装机目标；根据我们的测算，我们 预计“十四五”我国海上风电新增装机将达到 46.8GW，新增装机达到 37.8GW，年均 新增装机容量达到 7.6GW。

1.3 越南海上风电高速增长启动在即

优势得天独厚，海风发展坡长雪厚。越南国土南北狭长，地势西高东低，境内 75% 左右领土面积为山地和高原，主要人口和用电负荷均分布在海岸线附近，仅有 8.6%的 陆地面积便于安装风力发电；越南海岸线长达 3260 公里且领海基本为浅水区域，发展 海上风电具有得天独厚的优势。根据 2021 年 1 月最新研究数据，越南海上风电开发潜 力 599GW，其中固定式 261GW，漂浮式 338GW。根据世界银行研究成果，在低增长场 景下，到 2035 年越南固定式海上风电累计装机将达到 7GW，漂浮式海上风电累计装机 达到 0.4GW，潮间带风电累计装机达到 3.3GW；在高增长场景下，到 2035 年越南固定 式海上风电累计装机将达到 17.5GW，漂浮式海上风电累计装机达到 2.9GW，潮间带风电累计装机达到 4.1GW。

规划上修+补贴延期助力行业快速发展。根据越南此前发布的《电力发展规划（第 七版）》（2016 年发布），2021 年 11 月 1 日前投产的陆上和海上风电项目分别可以享受 8.5 美分/千瓦时和 9.8 美分/千瓦时的补贴电价，此外风电企业还能享受进口关税、企业 所得税、土地税以及环保费用的减免。根据越南在今年 2 月发布的《电力发展规划（第 八版）》，考虑到疫情和项目建设进度情况，将补贴退出时间延期至 2023 年底，并将 2025/2030 年全国风电装机目标从此前的 2GW和 6GW 分别大幅上修至12GW和 19GW， 并列出了共计 59GW 的海上风电潜力场址详细分布情况。

1.4 欧洲海上风电装机未来五年有望翻番

截止 2020 年底，欧洲海上风电累计装机容量达到 25GW，根据欧洲各国政府出台 的海上风电发展规划，2025 年欧洲海上风电累计装机容量将超过 54GW，累计装机容量 五年时间将实现翻倍。英国方面，截止 2020 年底海上风电累计装机容量达到 10.43GW， 未来五年将维持高速增长，2025 年海上风电累计装机有望突破 25GW，2030 年装机容 量有望突破 40GW。荷兰方面，截止 2020 年底海上风电累计装机容量达到 2.61GW，未 来五年新增装机容量预计可达 4.4GW，2030 年累计装机容量预计达到 11GW。德国方 面，截止 2020 年底海上风电累计装机容量达到 7.69GW，根据 2020 年底颁布的《可再 生能源法（修正案）》，2030 年海上风电累计装机将达到 20GW，2040 年将达到 40GW。 德国当前在建海上风电项目均为 2017/2018 竞标项目，预计将在未来五年并网，新增装 机预计 3.1GW；新一轮竞标预计在 2021-2023 年启动，预计在 2026-2030 年陆续并网。（报告来源：未来智库）

2 降本乃海上风电发展的首要任务

2.1 全面平价尚需时日，多渠道降本方为正途

补贴退坡海上风电平价承压。据 IRENA 统计，全球光伏 LCOE 由 2011 年的 0.381 美元/度降至 2020 年的 0.057 美元/度，降幅达 85%；陆上风电 LCOE 由 2010 年的 0.089 美元/度降至 2020 年的 0.039 美元/度，降幅 56%；海上风电 LCOE 由 2010 年的 0.162 美元/度降至 2020 年的 0.084 美元/度，降幅 48%。根据 2019 年 5 月国家发改委发布的 《关于完善风电上网电价政策的通知》，2019 年起核准的海上风电标杆电价改为指导价， 全部通过竞争方式确定上网电价，且上网电价不得高于当年核准的指导价；2018 年底前 核准且 2021 年底前全容量并网的海上风电项目可以享受核准时的标杆上网电价，2022 年及以后全部机组完成并网的执行并网年份的指导价。2021 年 6 月国家发改委发布《关 于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，指出 2021 年起新核准（备案）海上 风电项目上网电价由省级价格主管部门制订，这意味着 2021 年起海上风电新项目将全 面取消国补。根据 IRENA 最新数据，2020 年中国海上风电总安装成本为 2968 美元/kW， LCOE 为 0.084 美元/度（约 0.54 元/度），我国海上风电距离平价仍有差距。

广东、江苏预计 2025 年率先实现海风平价上网。根据大唐电科院预测，我国陆上 风电度电成本将从 2018 年 0.41 元/千瓦时下降至 2023 年 0.33 元/千瓦时，下降幅度为 20%；海上风电度电成本将从 2018 年 0.5 元/千瓦时下降至 2023 年 0.41 元/千瓦时，下 降幅度为 18%。吴睿等学者测算表明，2025 年广东、江苏海上风电可以实现平价甚至 低价上网，海南、福建、浙江基本可以实现平价上网，山东暂时仍无法实现平价上网。 相晨曦等学者给出了度电成本与投资成本/利用小时数的关系。根据测算，当海上风电单 位造价为 1.2 万元/kW 且利用小时数达到 4000h 时，度电成本可以下降到大约 0.4 元/kWh （假设资本金内部收益率为 10%）。据中国电建集团福建省电力勘测设计院测算，以闽 南外海浅滩示范项目为例进行测算，在平价上网条件下（以福建省燃煤标杆电价 0.39元/kWh 计算），当等效满负荷小时数 3800h，单位千瓦静态投资降至 14750 元/kW，项 目资本金内部收益率可达到 6%；单位千瓦静态投资降至 14000 元/kW，项目资本金内 部收益率可达到 8%。根据三峡能源招股说明书数据，今年抢装潮下海上风电建设成本 有所上升，江苏、浙江海上风电单位造价约为 1.5-1.7 万元/kW，福建、广东海上风电单 位造价约为 1.7-2.4 万元/kW；预计 2022 年之后海上风电单位造价将明显下降。根据三 峡兴化湾试验风电场的数据，海上风电利用小时数普遍达到 3000h 以上，个别机组高达 5600h，利用小时数的优势将大幅摊薄海上风电高造价，我们预计广东省有望在 2024 年 率先实现海风平价上网。

机组、基础和运维是海上风电降本的关键环节。风电项目全寿命周期成本包括 CAPEX 和 OPEX 两大部分。不同区域和类型的风电项目成本结构有较大区别，对于三 北地区陆上风电，风机占投资成本比例可达 55%，基础占比仅为 4%，而对于广东海上 风电项目而言，风机（含安装）占投资成本比例约为 43%，基础占比达到 24%，是海上 风电 CAPEX 成本中占比最高的两项。此外，海上风电 OPEX 成本占全寿命周期成本的 比重约为 40%，后期运维质量与水平很大程度上决定了项目的收益。机组方面，大型化 可以有效降低单位容量造价，基础方面，工艺和技术水平的提升将有效降低相关成本， 运维方面，无人化、智能化和专业化将在提升 MTBF 同时有效降低项目后期成本。从成 本占比和降本空间两个维度看，机组、基础和运维都是海上风电降本的关键环节。

2.2 大型化是海风降本的核心

机组大型化助力海上风电开源节流。风机大型化是降低海上风电成本最有效的途径。 其一，单机容量的提升意味着更大的扫风面积和更高的轮毂高度，切入风速更低，在同 一地理位置可以捕获更多风能，可有效提升全寿命周期风电机组发电量；其二，同容量 风电场采用更大单机容量的机组可以有效降低分摊到单位容量的原材料、基础、吊装、 线路、土地等投资成本，其三，机组大型化将降低后期运维和管理成本及难度。综合以 上三点因素，机组大型化将有效降低风力发电的 LCOE。对于海上风电，更大的单机容 量同时也意味着同容量风电场需要的风机点位更少，相应的风机基础、运输、安装和维 保成本也较陆上风电下降更为明显。以海上风电发展最成熟的欧洲为例，2020 年海上风 电新增装机平均容量达到 8.2MW，远高于我国同期水平。

整机龙头加紧海上大型化布局。2018 年以来，国内外风电整机龙头加紧机组大型 化布局，Vestas早在2018年9月即发布10MW海上风机，今年已陆续交付苏格兰Seagreen 风电场；今年 2 月，Vestas 发布 15MW 海上机组，再度刷新全球海上风电装机容量。 GE 方面，其 12MW 海上风机样机于 2019 年在荷兰并网发电，截止目前已获得巴西、 瑞典、美国、英国等多地订单，并于 2019 年 11 月与国家电投签署合作协议引进 12MW 机组并于广东揭阳设立总装基地；去年年底 GE 再度发布 14MW 机型，预计 2026 年在 Dogger Bank C 并网投产。西门子歌美飒于 2019 年 11 月发布 11MW 海上机组，次年 2 月在丹麦 Orsterild 风场完成样机并网，目前已获得来自荷兰、德国等地的订单；2020 年 5 月西门子歌美飒发布 14MW 机型，目前已获得来自中国台湾、美国等地的订单。 国内整机厂的海风大机组布局整体滞后于海外三巨头，目前已实现样机吊装并网的大容 量机组主要包括明阳智能 10MW、东方电气 10MW、电气风电 8MW 和金风科技 10MW。

核心零部件进口替代进一步打开降本空间。目前风电大部分零部件已实现国产化， 但在大容量、海上风电机组的主轴承、变流器、变压器和变桨系统等少数部件仍旧依赖 进口。以轴承板块为例，风电主要包括主轴轴承、变桨轴承和偏航轴承，其中主轴轴承 部分进口占比较高，目前全球主轴承市占率前三分别为舍弗勒（29%）、斯凯孚（24%） 和 NTN（12%）。变流器方面，部分大功率海上风电变流器依赖 ABB、西门子、KK、 艾默生等外资品牌。但需要指出的是，目前依赖进口的零部件在风电整机价值量占比不 高但对于长期运行可靠性的要求极高，故整机厂家和业主对于国产替代的积极性有限， 但随着风电平价和整机中标价格的持续下探，核心零部件的国产替代步伐势必加快。

2.3 规模化集约化组合拳打通海风降本痛点

规模效应是任何一项新技术降本的重要方式。从最早仅用于卫星领域到如今成为人 类最便宜的能源形式之一，光伏发电成本的快速下降主要得益于规模效应和技术迭代。 与光伏相比，风电作为机械属性较强的行业技术迭代速度较慢，但规模效应的适用性毋 庸置疑。任何一项技术如果确有优势（暂不考虑价格）即会出现初始的特定小范围应用；若其优势足够突出，则应用范围会逐渐扩大，价格随之下降，价格的下降使其在市场上 更具竞争优势，从而需求进一步增长，最终落实为更大范围的应用。上述过程构成良性 循环，最终推动技术的大幅降本。若将某项发电技术的累计装机容量翻倍时成本下降的 幅度定义为学习率，则相关研究表明 2010 年-2019 年光伏、陆上风电和海上风电的 LCOE 学习率分别为 36%、23%和 10%。此外，学习率往往具有前低后高的特征——在技术应 用初期学习率较低，降本速度较慢；在技术应用成熟后学习率明显提高，降本速度加快。 海上风电正处于应用初期到应用成熟期的转折点，降本速度正大幅加快。

集约化规模化开发是海上风电降本利器。集约化和规模化将从初始投资成本和后期 运维成本两方面助力海风降本。规模的扩大将有效摊薄设计勘测、风电机组、送出线路、 输变电设备、安装与施工等环节投资成本，并大幅降低运维难度，减少船只、人员用量 和频次。例如，去年 7月德国输电运营商Amprion 提出在北海建立“欧洲海上风电母线”， 旨在通过建立跨国共享的海上共用输电网架降低海上风电送出成本。在东南沿海各省最 新出台的政策文件中，海上风电集中连片开发、打造千万千瓦级海上风电基地均为高频 词汇，海上风电规模化开发已经成为了各省共识。此外，各省区已根据海上风电开发规 划就近建设海风装备制造基地，其中江苏、福建和广东三省布局最早、规模最大，涵盖 设计研发、装备制造、检验测试、安装施工、后期运维全环节，目前大部分项目仍处于 产能爬坡阶段，随着基地的全面竣工，海风全产业链成本将有显著下降。此外规模化开 发还有助于上下游产业链能获得长期采购订单，提振行业信心。

抢装潮下施工能力短板凸显。我国目前已竣工的海上风电场项目数量少、规模小， 相应船机设备技术不成熟，施工队伍较为单一，施工经验不足，造成建设成本较高，加 上海上施工条件复杂、施工难度大，施工所需的专用大型船/平台等关键装备（如基础打 桩、风电机组运输、吊装等）较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海上风电的安装施 工费用占总成本的比重大。龙源振华技术研究院表示，海上风电施工环境复杂多变，施 工窗口受天气等外在因素影响较大，导致其施工效率存在天花板。一条性能优异的施工 船，一年最多也只能吊装大约 40 台海上风机。目前国内在役海上风电施工船大约 40 艘， 年理论吊装能力上限大约为 1600 台。据估计，抢装造成的成本上升大约为 2000-3000 元/kW，且主要来自安装成本的上升，专业施工船租金已从去年年中的 400 万/月上涨到 今年 4 月底的 1000 万元/月。在全球海上风电高增预期下，近期海上风电施工船/平台招 标频繁，随着新增施工能力的逐渐爬坡，海上风电总体成本将进一步下降。

规模化、智能化、无人化运维助力海风 OPEX 降低。运维成本支出占海上风电项 目生命周期成本的 15%至 25%，仅次于风电机组采购成本。目前我国海上风电的运维方 式为五年质保期内由机组整机厂商提供相关服务，出质保后由风电场投资开发商自行招 聘人员运维或通过寻找第三方运维服务商提供运维服务。目前我国海风运维采取周期性 计划检修为主、突发性故障检修为辅的运维模式，仍面临风电机组故障率高、无相关标 准、运维水平有限、专用运输工具短缺等问题。降低运维成本需要从四方面着手：其一， 提高风电机组可靠性，一方面可以从源头减少运维次数，另一方面可以提高全寿命周期 发电量从而摊薄度电成本；其二，基于数字化手段开展机组故障预警与诊断，建立“云 运维”平台或大数据中心，实现运维智能化和无人化。其三，提高运维交通工具技术水 平，提升专用船/飞行器工作效率的同时降本。其四，通过海上风电集群化开发实现“共 享式”运维。例如，欧洲各业主在北海区域已形成项目集群，新建项目与相邻的投产项 目之间能够形成协同效应，共享人员、运维基地、船只等，运营成本随之降低。

2.4 财政与金融政策助力海风扶摇直上

它山之石可以攻玉。以海上风电累计开发规模最大的英国为例，2002 年英国启动 实施可再生能源义务证书制度，英国政府每年制定当年电力供应商可再生能源消纳义务 权重，电力供应商向发电企业购买 ROC（可再生能源义务证书）或者在二级市场购买。 RO 制度促进了早期英国可再生能源的快速发展，但由于消纳义务由政府确定，供应商、 发电商、政府和电力用户之间始终存在供需错配。2015 年基于“多退少补”原则的差价 合约机制（CFD）逐步取代 RO 制度并在 2017 年全年取代，其主要原则是当市场电价 高于合同执行电价时发电企业返还差价，而当市场电价低于合同电价时政府向发电企业 补贴差价（实际操作中由国有公司 LCCC 执行）。CFD 制度实现了英国已有电力市场与 可再生能源补贴需求之间的衔接，大幅降低了可再生能源投资风险，此外竞标制度保证 了最具成本优势项目中选。目前 CFD 竞标进行到第三轮（2019 年），共授予 6GW 可再 生能源项目，其中海上风电高达 5.47GW，2023/2024 年并网中标电价为 39.65 英镑/MWh （约 0.35 元/kWh，远低于指导结算电价），英国海上风电已基本实现平价。

地补接力在即，海风增长无虞。年初广东省发布《关于促进我省海上风电有序开发 及相关产业可持续发展的指导意见（征求意见稿）》，指出对于 2022 年、2023 年全容量 并网的项目分别给予 1500 元/kW 和 1000 元/kW 的补贴，补贴后的项目电价采用燃煤发 电基准价（0.453 元/kWh），总补贴容量不超过 4.5GW。正式稿预计近期将正式发布， 我们认为不排除超出预期的可能性。今年 2 月，浙江省发布《浙江省能源发展“十四五” 规划（征求意见稿）》，明确提出加快建立省级财政补贴制度，通过竞争性方式配置新增 项目。与英国相比，我国尚未建立完善的包括现货市场在内的电力市场体制机制，上网电价仍以固定电价为主（标杆电价/指导价），国补全面退坡后促进海上风电发展的新政 策仍需探索；广东省虽然开创了由“后端补贴”转向“前端补贴”的先河，但补贴方式 仍未实现市场化，无法凸显技术迭代的作用和项目之间的比较优势。《中华人民共和国 国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》中重点明确要建设广 东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地，我们预计为了应对国补取消至平价上网 间 2-3 年的窗口期，下半年各省将有具体政策陆续出台。

绿证、CCER 交易将为海上风电带来额外收益。2017 年 1 月我国印发了《关于试 行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，初步建立了绿证资源认 购机制，一定程度上弥补新能源补贴资金缺口。2019 年 5 月我国印发了《关于建立健全 可再生能源电力消纳保障机制的通知》，首次明确建立可再生能源电力消纳考核机制， 对于未完成消纳责任的主体可以通过购买绿证的方式完成，此政策的出台有望改变当前 绿证交易惨淡的局面，大幅提高责任主体购买绿证的积极性，提高新能源项目收益。由 于绿证制度建立较早且初衷是弥补补贴缺口，故截止目前海上风电尚未被纳入绿证核发 范围，随着非水可再生能源消纳责任制度的确立，海上风电有望纳入绿证核发范围。此 外，2020 年底发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中指出重点排放单位可使用国 家核证自愿减排量（CCER）抵消其不超过 5%的经核查排放量。根据光伏智库测算， 100MW 光伏项目通过出售 CCER 可以使 LCOE 降低 7%左右（假设 CCER 价格为 20 元 /吨），随着 CCER 价格的走高，项目收益更加可观。（报告来源：未来智库）

3 海风黑科技不断延伸想象空间

漂浮式开创风资源利用新纪元。据研究，世界上超过 80%的可利用海上风能资源分 布在水深大于 60 米的位置，而漂浮式海上风电技术是捕获深水区域风能的必然选择。 深海漂浮式机组与近海固定式机组相比具有风能资源更好、位置灵活、基础安装成本低、 环境影响小、消纳方式更加灵活等优势，但目前由于技术限制成本大约是固定式机组的 2 倍，尚处于起步阶段。漂浮式海上风电基础主要包括张力腿式、半潜式和单柱式，此 外还有驳船型、混合型等衍生类型，应用中需要根据实际地理和海况条件选取。

欧日韩起步较早，我国首台样机近期并网。2009 年，世界上第一台 2.3MW 漂浮式 风机出现在挪威海域；2017 年，全球第一座商业化漂浮式风场 Hywind 在苏格兰投产； 2020 年 7 月，世界首个半潜式漂浮风电场 WindFloat Atlantic 投产（共 3 台 MHI Vestas 8.4MW风机）；2020年10月，Equinor开建世界最大漂浮式海上风电项目Hywind Tampen， 采用 11 台西门子歌美飒 8MW 风机，预计 2022 年底投产，届时将为 5 个海上油气平台 供应每年 35%的用电。截止目前，包括英国、葡萄牙、西班牙、法国、挪威、瑞典、日 本、韩国在内的国家已具有漂浮式海上风电样机研发和商业化运行经验。我国对于漂浮 式海上风电的研究始于 2013 年，中广核、华能、三峡、明阳智能、上海电气、湘电风 能、金风科技、海装风电等企业均开展了前期基础工作；今年 5 月，由明阳智能生产的 国内首台漂浮式海上风电机组在阳江下线，预计7月底在三峡阳江沙扒风电场安装并网。

漂浮式海上风电最晚 2029 年实现平价上网。漂浮式风电适用于水深大于 60 米或海 床条件不适宜采用固定式的场景，与固定式相比目前最大的制约因素在于成本较高。据 伍德麦肯兹测算，未来十年亚太地区将建成超过 10GW 漂浮式风电项目，总投资大约 580 亿美元（约合 5800 美元/kW），2025 年至 2030 年漂浮式风电造价将下降 40%左右， 达到 2600-4000 美元/kW 的水平。此外，我们预计目前在建项目 Hywind Tampen 造价约 为 5700 美元/kW，韩国蔚山待建项目造价约为 5400 美元/kW，造价大约为固定式海上 风电的两倍。目前漂浮式海上风电项目运行数据有限，尚无可靠的 LCOE 测算。根据美 国能源部在 2018 年对各方对于漂浮式海上风电 LCOE 预测结果的分析可知，漂浮式 LCEO 有望从 2020 年的 0.2 美元/kWh 下降到 2030 年的 0.07 美元/kWh。根据英国海上 可再生能源孵化中心（ORE Catapult）最新研究，预计到 2029 年英国浮式风电项目在 CFD 中的中标电价将低于电力市场批发价，意味着届时浮式风电将实现平价上网。此外， 考虑到固定式海上风电技术及其商业化经验可以快速移植到漂浮式，降本速度有望进一 步加快。目前可见的降本途径主要包括固定式机组经验移植、充分利用现有供应链、机 组轻量化和模块化、充分利用现有施工资源、借鉴海洋工程平台技术和获取优于近岸的 风能资源。根据碳信托（Carbon Trust）的研究，到 2030 年，全球浮式海上风电规模将 达到 15GW，到 2040 年将达到 70GW；DNV GL 预测，到 2050 年，全球浮式风电规模 有望达到 260GW。

无塔筒设计有望重新定义海上风电。今年 5 月，西班牙公司 X1 Wind 设计的 PivotBuoy 无塔筒浮式风机首台 1:3 原型样机 X30 进入组装阶段，配套一台 225kW 的 Vestas V29 风机，即将部署到西班牙附近海域。PivotBuoy 颠覆了现有的浮式结构设计， 首创下风式（即叶轮背对来风方向）浮式风机，配合单点系泊，实现自动对风；无塔筒 设计可以大幅减少用钢量，且便于搭配更大型的风机叶片。根据 X1 Wind 的测算， PivotBuoy设计比常规浮式设计轻 80%，适用水深最大可达 1500米，总体成本下降 50%，LCOE 可以达到 0.05 欧元/kWh 左右。2020 年 7 月，法国初创公司 EOlink 宣布其研发的 金字塔形无塔筒风电设计获得了欧盟“海洋示范计划”的资金支持，该设计旨在减少钢 材用量，减重同时大幅降本，同时平衡应力分布，降低疲劳载荷，最大机组容量可达 15MW。目前 EOlink 已完成 1:10 模型测试，并表示该设计可以将浮式风电的 LCOE 降 低到 0.035 欧元/kWh 左右；公司计划在 2022 年开展 5MW 样机测试。

海上风电制氢打破新能源/石化产业次元壁。从消费端看，由于制备成本较高且煤 炭、石油、天然气储运简单且蕴藏丰富，全球每年氢气产量的 90%用于炼油和化工行业， 在交运、热力与电力生产领域的使用极少。从供给端看，由于突出的成本优势，目前 98% 的氢能来自于化石燃料制备（灰氢），仅有不到 2%的用量来自蓝氢和绿氢。根据测算， 2030 年前氢能有望在供热和重卡行业得到大范围推广，2030 年后将逐渐在主流工业和 交运行业展现出成本竞争力；叠加全球双碳愿景，氢能产业增速有望进一步加快，预计 到 2050 年氢能在全球一次能源消费的占比有望达到 15%-25%。随着海上风电离岸距离 的增大和输电容量的提高，海底电缆在项目投资支出的占比将显著升高，基于 Power-to-X 思路的海上风电制氢将凸显其优势。目前主流的海上风电制氢方案包括三种： 一、直接在海上平台电解制氢并加压储存，通过船只外运高压氢气瓶；二、在靠岸陆地 电解制氢并通过车辆或者管道外送；三、在已有海上油气钻探平台电解制氢通过海底管 道外送。以欧洲为例，经过六十余年的北海油气田开发，油气管道遍布欧洲陆上和海底， 随着油气产量的逐渐下降，不少管网面临淘汰废弃的结局。为此，英国、德国盘活存量 油气管道资源，利用海上风电制氢并大规模远距离输送，大幅降低海上风电开发成本的 同时减少碳排放。

海洋牧场：筑巢引凤，构礁引鱼。在海上风电区域构建海洋牧场的思路类似“农光 互补、渔光互补”，即利用近海风电场水下桩基做固泊基础，在此桩基上构建适宜的人 工鱼礁，形成“新型复合型海洋牧场平台”，达到保护和增殖渔业资源、改善水域环境 等目的。海洋牧场与海上风电融合发展是节约集约用海的重要新型产业模式与未来发展 方向。目前，以德国、荷兰、比利时、挪威等为代表的欧洲国家已于 2000 年实施了海 上风电和海水增养殖结合的试点研究，其原理为将鱼类养殖网箱、贝藻养殖筏架固定在 风机基础之上，以达到集约用海的目标，为评估海上风电和多营养层次海水养殖融合发 展潜力提供了典型案例。以韩国为代表的亚洲国家于 2016 年也开展了海上风电与海水 养殖结合项目，其结果表明双壳贝类和海藻等重要经济生物资源量在海上风电区都出现 增加。目前，广东、山东等省区已明确提出发展“海上风电+海洋牧场”模式。

4 景气需求带动海上风电企业高歌猛进

市场格局尚未成熟，细分环节技术壁垒较高。与陆上风电相比，海上风电运行环境 更加恶劣复杂、运维难度更大，往往需要满足抗台风、抗腐蚀、轻量化、载荷优化等特 殊要求，故对整机和零部件的可靠性要求明显高于陆上。截止目前，海上风电大部分相 关企业主要从事陆上风电业务，海上风电业务大多是陆上业务的移植和延伸；随着我国 风电增量装机重心逐渐由陆上转向海上，风电产业链企业的海上风电业务占比也逐年增 高。总体而言，我国海上风电产业尚处于快速成长阶段，市场格局尚未成熟。与陆上风 电相比，海上风电对基础、电缆和施工的要求较高，存在一定的技术和经验壁垒。基础 方面，海上风电机组除使用传统单桩基础外需要根据海床条件选用导管架或浮式基础， 海上升压站往往需要专用导管架基础支撑；电缆方面，受制于恶劣海况和节省空间的需 求，往往需要使用专用防腐蚀防冲击光电复合缆；施工方面，需要专业从事海洋工程的 企业负责安装和施工。除传统风电制造企业之外，包括长风海工、惠生海工、龙源振华、 招商局重工、中集来福士、Equinor、Shell、Total 等在内的专业从事海工、船舶、海洋 油气开采的企业正快速进入海上风电行业，依托其在海洋工程方面的丰富经验积累和专 用装备优势，成为行业新的搅局者和挑战者。

4.1 整机环节“3+4”格局初显

东西方市场相对独立，渗透进程有望加速。根据 BNEF 数据，2020 年海上风电新 增装机排名中，西门子歌美飒、上海电气和明阳智能分别以 1.91GW、1.26GW 和 0.88GW 分列三甲。截止 2020 年底，由于风电整机运输半径限制，国产整机厂商供货范围以本 土为主，而欧美、中东和非洲市场主要由海外整机厂商主宰。国内市场方面，2016 年及 以前市场主要由上海电气主宰，金风科技和远景能源市占率大约 8%；随后金风科技和 远景能源迅速崛起，上海电气市占率有较大幅度下降；2019 年明阳智能崛起，至此形成 国内四大海上整机商格局。2020 年，四家整机商的国内海上风电市占率总和达到 83.25%。 海外市场方面，如果不考虑中国市场，则 2017 年以来一直保持西门子歌美飒一家独大 的局面，维斯塔斯常年保持第二，GE、Senvion 装机容量常年保持低位。需要注意的是， 由于海上风电在全球范围也仍处于起步阶段，个别项目的集中吊装可能造成整机商市占 率的较大幅度波动，市场竞争格局尚未稳定。根据 GE 近期公布的海上风电机型和中标 情况，预计未来两年 GE 市场份额将有明显提高。近两年，随着投资的兴起，东南亚、 南亚、南美等地区也正加入海上风电开发大军，我国整机商已有海上风电机型远销海外； 而海外三巨头早已嗅到中国海上风电开发的趋势，纷纷在本土建厂，对本土整机厂商构 成了一定威胁。随着全球海上风电高增速时代的到来，中国/西方整机厂商的下游市场将 相互渗透，正面竞争就在眼前。

海上毛利率显著高于陆上，出货量占比提升大幅提振龙头盈利能力。海上风电整机 与陆上相比对载荷设计、环境适应性和复杂工况控制的要求更高，毛利率普遍高于陆上 机组。一般来说，我国销售的陆上风电机组毛利率普遍在 10%-15%的水平（2020 年）， 而海上风电机组毛利率基本都在 20%以上。根据电气风电招股说明书，2020 年公司 4.X 陆上机组毛利率为 11.09%，同容量海上风电机组毛利率高达 26.16%。我们认为，尽管 海上风电整机毛利率较高虽与行业处于成长阶段有关，但由于海上风电整机设计相对陆 上要求更高，故长期看仍将维持高于陆上风电的毛利率。陆上风电抢装潮过后，陆上风 电行业整机增速趋缓，海上风电出货量和业务占比提升的行业龙头有望拥抱量利双升， 国内整机行业格局有望发生较大变化。国内除海上风电市场四家龙头外，包括运达股份、 中国海装、东方电气在内的整机企业在海上风电领域均有积极布局。对于出货量处于行 业二三线地位的整机厂商，由于出货量基数小，海上风电放量出货量增长将给业绩带来 极大弹性，在海风下游高景气预期下有望走出黑马。

4.2 海上风电助力零部件环节“二次起跳”

“两海战略”有望改变零部件未来格局。选取风电行业典型零部件公司（风电装备 制造业务营收占公司总营收 75%以上），对比其海外营收占比可发现国内零部件厂商可 以分为三类：第一类公司主要面向国内市场（如新强联、日月股份、天能重工、东方电 缆、恒润股份），第二类公司海外业务占比较高但在去年抢装/疫情因素下海外业务占比 大幅下降（如泰胜风能、天顺风能），第三类公司海外业务占比较高且去年占比下降不 多（如金雷股份、吉鑫科技）。第一类公司市场目前主要在国内或海外市场销售增速较 低，未来海外市场增量空间巨大；第二类公司主要受制于产能约束，在国内抢装潮下优 先交付国内订单，随着产能的不断释放海外市场有望快速打开局面；第三类公司与国内 外客户均保持稳定的合作关系，在客户延伸开拓方面具有较好的潜质。海上风电方面， 目前国内零部件厂商均刚刚涉足，年报中鲜有公司单独披露海上风电业务营收。今年以 来，零部件厂商纷纷提出“两海”战略，随着海上风电在各公司业务占比的不断提升， 零部件竞争格局有望发生较大变化。

海上风电部分环节技术壁垒较高，行业龙头 know-how 优势逐步凸显。由于海上风 电运维难度大、成本高，故与陆上风电相比对整机和零部件的可靠性要求更高，行业龙 头 know-how 优势在海上将比陆上更加凸显。在诸多零部件环节中，主轴及轴承、齿轮 箱、电缆由于维护成本极高故而存在较高的技术壁垒。主轴方面，由于海上运行环境更 加恶劣和复杂，对主轴强度、韧性和均一性要求更高，中小锻造/铸造企业将被阻隔在海上风电主轴市场之外。风电轴承包括主轴轴承、变桨轴承、偏航轴承、齿轮箱轴承和电 机轴承，其中海上风电主轴轴承处于安全性和可靠性的考虑目前基本全部进口，但部分 国产厂家已进入整机厂测试阶段，预计未来 2-3 年海上风电主轴轴承国产化率将有大幅 提升。对于双馈和半直驱海上风电机组，齿轮箱可靠性是决定 MTBF（平均无故障工作 时间）的核心零部件，而海风用齿轮箱售价与陆上差别不大，只有具有成本优势和大量 经验积累的行业龙头有望在海上风电市场打开局面。电缆方面，海上风电在项目施工、 运行和运维各阶段对电缆存在不同的需求，超高压直流/交流电缆、光电复合缆、动态缆、 脐带缆等细分方向都存在较高的技术壁垒，部分环节还处于研发与测试阶段（如±500kV 以上直流海缆、漂浮式海上风电动态缆、高可靠性接头技术），技术更新与换代仍有较 大空间。此外，海缆需要专门的敷设/运维船只和队伍作为后勤支持，需要企业具备全生 命周期服务能力。

海风零部件龙头产能扩张/业务占比提升带来业绩弹性。与整机环节不同，国内零 部件龙头企业具备供货全球的能力，近两年龙头企业纷纷加紧海上风电产能布局，目前 扩产的环节主要集中在塔筒、桩基、海缆、大型铸件、叶片等运输和安装难度较大的环 节。其中叶片环节由于运输难度最大故国内外主流制造商已基本完成海上风电用叶片产 能布局，其他环节的海上专用产能尚在加紧建设之中。需要指出的是，海上风电大型零 部件产能高度依赖码头和岸线等稀缺资源，拥有海岸土地资源的企业将在产能扩张进程 中占据显著优势。一般而言，海上风电配套零部件毛利率普遍高于陆地，产能扩张带来 的海上风电业务占比提升将为零部件龙头企业带来较强的业绩弹性。以电缆环节为例， 典型企业 2020 年海缆毛利率在 50%以上，而陆缆产品毛利率仅略高于 10%，公司海上、 陆上产品销量比例的变化降为企业利润增长带来新动能。

4.3 越南市场率先放量，走出国门指日可待

如前所述，包括欧洲、美国、日韩、越南等国在内的诸多国家纷纷制定了激进的海 上风电发展目标。除了向海外整机制造商出口零部件以外，中国企业正开始直接参与到 海外风电项目的开发建设中。截止目前，中国企业在越南市场进展迅速，包括整机制造商、零部件制造商和 EPC 总包企业均已在越南市场有所斩获，中国企业在越南市场已 经初步得到了认可。需要指出的是，目前整机和关键零部件的出口销售大多通过中标中 国企业总包的风电项目完成，整机和关键零部件企业尚未实现大规模直接中标海外项目； 随着中国风电企业知名度和口碑的提升、对海外标准/信贷/管理制度的不断熟悉，中国 风电产业链有望全面走出国门，享受海上风电发展红利。

5 投资策略及重点公司

零部件方面，按照销售对象可以分为向业主销售（塔筒、桩基、导管架）和向 整机商销售（其他零部件）。塔筒、桩基、导管架主要成本为包括中厚板、水泥、混凝 土等在内的原材料成本，今年在原材料全面涨价情况下成本基本可以传导到业主端。以 陆上塔筒为例，塔筒用低合金中厚板价格在今年 5 月中旬达到高点后快速回落，目前价 格维持在 5500元/吨-6000元/吨的水平，而售价已上涨至 10000 元/吨-11000元/吨的水平， 单吨毛利约为 1500 元/吨-2000 元/吨，维持去年同期水平。

5.1 明阳智能：海上风电出货量大增，漂浮式引领远期行业发展

明阳智能坚持超紧凑半直驱技术路线，在陆上风电市场不断提升的同时前瞻布局大 容量海上风电机组，基于大量海上气象和工况数据分析针对我国不同区域海域特点推出 定制化海上风电系列产品，是国内领先的海上风电机组整机制造商。根据 CWEA 数据， 截至 2019 年底，全国 5.0MW 及以上海上风电机组累计装机 1217MW，明阳智能占比 29.6%；2019年，全国5.0MW及以上海上风电机组新增装机812MW，明阳智能占比40.8%。 公司坚持关键零部件自研自产战略，具备较高的市场价格风险对抗能力，陆上风电机组 毛利率维持在 18%-19%，海上风电机组毛利率维持在 20%以上。截止今年一季度末， 公司风机在手订单高达 15.77GW，再创历史新高，其中海上机组占比达到 35%。2021年 Q1 公司对外销售容量 959MW（+33.4%），其中海上出货量 294MW（+122.8%），出 货量占比高达 31%。我们预计公司 2021 年陆上风电机组出货量约为 3GW，海上风电机 组出货量为 3-3.5GW，2022 年陆上、海上风电机组出货量维持增长。

除风电机组销售业务外，公司在坚持“滚动开发”模式的基础上大力加强项目（包 括两个“一体化”）储备力度，未来公司将保持一定的自有电站规模，其余储备项目通 过转让方式获取投资收益，业绩增厚空间巨大。

今年 5 月，由公司开发的全球首台抗台风型 5.5MW 海上漂浮式试验样机在阳江产 业基地下线，是我国率先完成漂浮式样机研制和生产的整机制造商，该样机最高可以抵 抗 17 级台风，采用半潜式浮式基础。截止目前该项目系泊吸力锚、基础平台、塔筒等 均已完工，首台样机预计年底前在三峡阳西沙扒海上风电场完成并网。我们预计，2023 年起公司漂浮式风电技术将初步具备商业化条件，有望引领风电行业远期发展方向。

5.2 运达股份：毛利率/市占率修复，新产品有望打开海上风电市场空间

上一轮价格战和 2020 年抢装潮下的原材料涨价使得公司销售毛利率/净利率受到重 创，公司 2020 年销售毛利率、净利率分别下跌到 13.84%和 1.51%。在去年零部件大幅 涨价环境下，公司坚持以客户利益为中心，坚持履行合同，诚信经营的理念得到了大量 业主的认可。2020 年公司客户营销取得重大突破，与中广核新能源、三峡新能源等重点 业主签订战略合作协议，2020 年荣获中广核新能源唯一整机“五星级供应商”。据不完 全统计，截止今年 5 月底公司今年已新增订单超过 6GW，名列市场前茅（截止 2020 年 底公司在有订单为 6.16GW），公司未来市占率提升确定性较高。此外，随着今年零部件 采购价格的大幅回调公司盈利能力大幅修复，2021 年一季度公司销售毛利率和净利率分 别达到 16.35%和 2.15%（2020 年全年分别为 13.84%和 1.515）。根据售价和订单情况判 断，我们预计公司全年销售毛利率将维持在 16%以上。

公司今年海外市场开拓取得重大突破，截止今年 5 月底已在越南斩获近 500MW 风 电订单。近期，公司重磅推出陆上 WD175-6000/6250 机型和海上 7MW 平台，宣告公司 正式加入大型化和海上风电朋友圈。根据公开信息，公司目前已签订首个海外海上风电 机组批量采购合同并将在年内完成交付；此外公司控股股东浙江省机电集团近期与浙江 省能源集团签署战略合作框架协议拟在海上风电等领域加强合作，预计“十四五”浙江 省海上风电增量需求预计有较大份额将由公司承接，海上风电有望成为公司业务全新的 增长点。

此外，2020 年也是公司发电业务的转折点，公司控股的 200MW 风电场均于 2020 年底并网，禹城一期 50MW 项目也顺利开工，发电业务将于今年起实质性助力公司业 绩。此外，2020 年公司分别新签订风电、光伏开发协议 1.7GW 和 0.8GW，为公司发电 业务的增长奠定了良好的基础。

5.3 东方电缆：掌握海缆核心技术，产能扩张助力公司开拓新市场

公司作为行业领先的电缆及系统解决方案供应商，现拥有陆缆系统、海缆系统、海 洋工程三大产品领域，拥有 500kV 及以下交流海缆/陆缆，±535kV 及以下直流海缆、 陆缆的系统研发生产能力，在软接头、动态缆、脐带缆等核心技术领域行业领先，产品 广泛应用于电力、石化、轨道交通、海上风电、海洋油气勘采等领域。截止今年一季度， 公司在手订单总额为77.80亿元，其中海缆系统及海洋工程57.24亿元，占比高达73.57%。

公司推出的漂浮式海上风电专用动态缆将于近期用于三峡阳西沙扒明阳智能漂浮 式样机，开创了国内漂浮式动态缆的先河。全国首个海上石油平台岸电项目由公司摘取， 已于今年 4 月分别在秦皇岛和曹妃甸交付。去年年底公司成功中标欧洲海底电缆项目， 将为南苏格兰电网公司 Skye-Harris 岛屿链接项目提供光电复合海底电缆，以满足岛上近两万户居民的用电需求。今年 6 月底，公司承担的首个海外海上风电海缆 EPC 总包 项目（越南 Binh Dai 310MW 海上风电场）海缆敷设工作正式启动，这也是国内海缆企 业在东南亚承接的首个海上风电海缆 EPC 项目。除电缆优势领域外，公司推出精品家 装电线系列产品，积极开拓 C 端市场。我们预计，海上风电、海上油气、民用低压线缆 将成为公司“十四五”期间重点发展方向。

为顺应下游需求的快速增长，公司积极推进产能扩张。公司宁波北仑海工基地将于 今年 7 月投产，新增各类海缆产能约 1400 公里，新增智能交通装备电缆产能约 9 万公 里。公司广东阳江产业基地预计今年四季度开工建设，2022 年底投产，预计 2023 年起 开始创造收入，主要定位于深远海电缆，预计满产后将创造 13-15 亿元的年营收规模。

5.4 日月股份：产能扩张+结构优化，风电核电成为业务增长双极

公司是大型球墨铸铁龙头企业，主要从事风电、注塑机等装备专用铸件研发与生产。 截止 2020 年底公司已形成年产 40 万吨铸件的产能规模，海装关键铸件二期 8 万吨产能 预计今年年底投产；公司 IPO 项目年产 10 万吨大型铸件精加工产能已满产，年产 12 万 吨大型海上风电关键部件精加工项目从 2020 年 7 月份开始释放产能，项目预计在 2021 年内建设完成，公司 2020 年 11 月定增项目 22 万吨大型铸件精加工项目已着手建设， 届时公司将形成 48 万吨铸造+44 万吨精加工产能，量利齐升指日可待。公司在 2020 年 报中提出，将适时启动年产 15 万吨铸造产能再扩产项目建设，公司盈利空间有望进一 步扩展。

分产品看，公司 2017-2020 年风电铸件销售容量增速 CAGR 高达 147%，单吨毛利 稳定增长，随着精加工产能的逐步达产，毛利率提升迅速，目前已达到 28.99%。注塑 机方面，公司近几年销量、单吨毛利和毛利率均保持稳定，未来随着公司产能扩张注塑 机业务有望跟随行业保持稳定增长。公司其他铸件业务主要包括柴油机铸件、加工中心 铸件等产品。公司 2019 年 11 月成立宁波日月核装备制造有限公司开展核电乏燃料转运 储存罐研发与生产；今年6月，公司生产的第三台百吨级球墨铸铁乏燃料运输容器发货。 球墨铸铁乏燃料容器铸件为超厚壁筒型铸件，单件重量在 100 吨以上，铸件生产的首要 难题是缩短热节区域的冷却时间，防止产生碎块状石墨等缺陷，避免铸件性能劣化；其 次，需要考虑运输过程中低温和多载荷环境，保证铸件均匀性和致密度；第三，铸件铸 造需在极短的时间内完成铁水生产组织，目前全球范围内，具备全套厂房、设备和生产 能力的生产企业仅有少数几家。公司核电乏燃料转运储存罐产品有望在今明两年开始批 量生产，较高的价值量和毛利水平有望使之成为公司业务全新的增长极。

5.5 天顺风能：塔筒+叶片+电站三足支撑公司业绩可持续发展

在今年大宗商品涨价条件下，公司塔筒业务基本可以实现成本的下游传导，单吨毛 利维持在 1500 元-2000 元水平。公司积极应对未来风电发展“区域集中、客户集中”两 大趋势，“十四五”期间塔筒业务重点聚焦“三北”地区、中原地区和海上地区，重点 服务央企国企风电项目开发需求，实现产能精细化、精准化布局。截止 2020 年底公司陆上塔筒产能合计 60 万吨，预计今年有望达到 75-80 万吨，2022 年底有望达到 120 万 吨。海上方面，公司射阳 30 万吨+德国 30 万吨海工产能预计 2022 年底投产，2023 年 开始贡献业绩。公司 2020 年出口塔筒 12 万吨左右，德国海工基地投产后将大幅降低塔 筒出口相关成本，海外业务有望成为业绩增长的重要引擎。

叶片方面，公司 2020 年由于叶片销量大幅增长导致模具业务占比下降造成总体毛 利率从 2019 年的 31.33%下降到 21.29%。截止 2020 年底公司拥有 14 条叶片产线和 4 条模具产线，未来三年预计产能翻番，叶片销售规模有望突破 2000 套（6000 片）。客户 方面，此前公司产品主要面向远景能源，今年预计会开拓包括金风科技、运达股份在内 的新客户。

电站运营方面，公司提前拥抱资源为王时代的到来，截止 6 月底储备资源体量大约 15GW，未来将采取“自营+转让”的轻资产运营模式，大规模转让预计将在 2022 年启 动，公司利润有望通过电站转让大幅增厚。

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精选报告来源：【未来智库】。