请仔细阅读本报告末页声明证券研究报告行业深度2023年05月16日风电设备海上风电，基础先行海上风电加速启动，建设初期，基础先行，行业成长性高。海风开工加速，而在海风建设周期中，海风基础需要最先交付，海风基础环节交付量有望大爆发。预计2023年全球海风基础需求达687万吨，其中海塔需求137万吨，导管架需求达202万吨，单桩需求达349万吨。到2025年，全球需求有望达到1045万吨，其中海塔需求238万吨，导管架需求达387万吨，单桩需求达420万吨。海风走向深远海是必然趋势，水深越深，基础越重，海风基础抗通缩能力强。随着海上风电建设往远海、深海区域去走，对基础的需求更为刚性。水深越深，基础越重。在风机机组功率数不变的情况下，以山东为例，我们推算水深每增加10m，对应每GW基础用量增加3-4万吨。海风基础整体抗通缩能力强。海风基础分导管架、大单桩、海上塔筒等类型，厂房设计、港池/码头资源限制产能节奏。目前海上风电基础主要分为固定式和漂浮式，而漂浮式目前还尚未成熟，固定式中主要考虑导管架、大单桩和海上塔筒。由于当前海风基础在2000吨左右，管桩的环缝焊接工序需要更大的生产车间；导管架是分片预制、站立焊接、合拢组装，主要在露天场地组建，需要搭建大型手架/龙门吊组装。厂房设计影响海风基础产能类型。同时海风基础均是通过船运，码头运输能力决定生产基地实际产出上限。厂房设计和港池/码头是企业核心竞争力。行业需求旺盛，钢材价格下行，年内海风基础单位盈利有望提升。由于海风作业窗口期短，项目对基础交付能力、交付速度要求高。今年行业进入开工旺季，短期内基础供需或紧张。同时海风基础中大部分原材料以钢材为主，中厚板价格自3/15起，价格呈现下行趋势，3/15-5/15，中厚板价格已下降9%。基础环节单位盈利或有提升可能。国内钢材成本优势明显，海风基础出口盈利水平高。2021年开始我国、欧盟、美国中厚板价格差距拉大，截至2023年5月12日，美国中厚板价格为1740美元/吨、欧盟1010美元/吨，中国604美元/吨，美国/欧盟中厚板价格是中国的2.88、1.67倍。国内外中厚板差距大，相比之下，中国海风基础更具竞争优势，促进海风基础出海。投资建议：首推天顺风能，公司海上风电产能覆盖广东和江苏，在广东汕尾、在江苏射阳南通均有码头产能，且产品以导管架为主，具备强竞争实力。其次推荐泰胜风能、大金重工、海力风电、天能重工等。风险提示：海上风电需求不及预期；海上风电降本速度不及预期；数据假设值与实际出入导致的测算风险。增持（维持）行业走势作者分析师杨润思执业证书编号：S0680520030005邮箱：yangrunsi@gszq.com相关研究1、《风电设备：风电迈向深远海，漂浮式技术可期》2023-03-26重点标的股票股票投资EPS（元）PE代码名称评级2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E002531.SZ天顺风能买入0.351.021.521.8542.7114.669.848.08300129.SZ泰胜风能0.330.560.771.0131.3718.2313.1810.09002487.SZ大金重工0.802.053.373.0647.5216.8310.2311.26301155.SZ海力风电0.943.535.797.8875.6122.2013.529.94300569.SZ天能重工0.280.660.901.2026.8212.929.487.09资料来源：Wind，国盛证券研究所注：为wind一致预期-23%-11%0%11%23%34%46%57%69%2022-052022-092023-012023-05风电设备沪深3002023年05月16日P.2请仔细阅读本报告末页声明内容目录一、海风基础是深入海底的“桩钉”，走向深水区.....................................................................................................41.1海风基础是海风主要支撑结构，“钉”入海底实现风机稳定运行.....................................................................41.2海风走向深水区，海风基础单台价值量显著提升.........................................................................................11二、海风基础竞争力看码头/港池，生产用地决定产能大小.......................................................................................142.1海风生产工艺各不相同，生产难度上导管架较高、单桩次之.........................................................................142.2码头/港池是海风基础必争核心资源，生产用地直接决定产能大小.................................................................17三、海上风电高景气发展，管桩与导管架需求高增..................................................................................................193.1风机大型化持续中，成本下行促进海风装机需求提升...................................................................................193.2全球海上风电加速启动，海上基础需求先行爆发.........................................................................................213.3海风基础需求高景气，2023年市场需求有望达687万吨.............................................................................24四、海风基础盈利有望上行，出海业务享受更好毛利空间........................................................................................264.1钢材价格呈下行趋势，海风基础需求旺盛，单位盈利有望上行.....................................................................264.2国内外钢材价差大，国内管桩成本优势明显，出口盈利空间大.....................................................................28五、投资建议.......................................................................................................................................................29风险提示..............................................................................................................................................................30图表目录图表1：海上风电单桩式支撑基础侧剖面.................................................................................................................4图表2：江苏区域海上风电项目成本测算占比..........................................................................................................4图表3：海上风电单桩基础的海上风电场成本拆分....................................................................................................5图表4：塔筒、管桩、导管架在风力发电场示意图....................................................................................................5图表5：单桩基础示意图........................................................................................................................................5图表6：多桩基础示意图........................................................................................................................................5图表7：导管架基础示意图.....................................................................................................................................6图表8：三脚架式基础示意图..................................................................................................................................6图表9：重力式基础示意图.....................................................................................................................................7图表10：吸力筒基础示意图...................................................................................................................................7图表11：漂浮式基础结构.......................................................................................................................................7图表12：海风基础结构适用条件及优点、局限性.....................................................................................................8图表13：2019年欧洲海上风电基础累计安装类型及数量..........................................................................................9图表14：单桩基础、导管架基础、漂浮式基础适用海域示意图.................................................................................9图表15：江苏、浙江、福建、广东地区海上风机现有的项目距离与水深分布图..........................................................9图表16：辽宁、江苏、上海、浙江、福建、广东地区海上风机基础类型及其占比......................................................10图表17：中广核象山涂茨海上风电场项目三种尺寸单管桩对应重量..........................................................................10图表18：不同水深范围海上风机基础结构类型占比.................................................................................................10图表19：单台风电机组基础结构用钢量..................................................................................................................11图表20：不同环境下300MW海上风电场关键设备投资组成....................................................................................11图表21：中广核惠州港口二期项目单台风机所需单管桩/导管架重量........................................................................11图表22：单机容量对海上风电基础用量影响分析....................................................................................................12图表23：海上风电不同单机容量对基础用量摊薄不显著（单位：t/MW）..................................................................12图表24：山东半岛海域水深对海上风电基础用量影响分析.......................................................................................13图表25：山东半岛海域水深不同水深对应基础需求（单位：t/MW）........................................................................13图表26：各省份海域不同水深下，单GW基础用量水平..........................................................................................132023年05月16日P.3请仔细阅读本报告末页声明图表27：中广核惠州港口二期海上风电项目单MW塔筒、单桩、导管架需求量........................................................14图表28：风电塔筒工艺流程图...............................................................................................................................15图表29：管桩工艺流程图......................................................................................................................................15图表30：导管架工艺流程图..................................................................................................................................15图表31：参考燃油气电站外环环缝焊接图..............................................................................................................16图表32：参考燃油气电站内环环缝焊接图..............................................................................................................16图表33：导管架生产交付图，站立生产、站立交付.................................................................................................16图表34：单桩总组线桥式龙门吊示意图..................................................................................................................16图表35：塔筒和管桩生产周期...............................................................................................................................16图表36：大金重工蓬莱生产基地码头.....................................................................................................................17图表37：海力风电海上风电塔筒、陆上风电塔筒及管桩运输成本（单位：万元/根）.................................................18图表38：海力风电海上塔筒运输成本（单位：万元/根）.........................................................................................18图表39：龙门吊起重图.........................................................................................................................................19图表40：年新增装机容量单机容量类型分布...........................................................................................................19图表41：中国风电新增单机装机容量及增速（MW）...............................................................................................19图表42：2021年至2022年月度公开投标均价(元/kW)...........................................................................................20图表43：2022年海上不同单机容量机组新增装机容量占比.....................................................................................20图表44：2022年陆上不同单机容量风电机组新增装机容量占比...............................................................................20图表45：2022年国内风机大型化进程...................................................................................................................21图表46：五大千万千瓦级基地情况........................................................................................................................22图表47：各省/市海上风电“十四五”期间新增开工目标及规划目标........................................................................22图表48：沿海重点省/市十四五各类规划情况..........................................................................................................23图表49：海上风电项目工作流程............................................................................................................................23图表50：中广核惠州港口二PB海上风电场项目施工进度控制表..............................................................................24图表51：全球海风基础需求测算............................................................................................................................25图表52：海力风电海塔、陆塔、管桩、导管架毛利率水平.......................................................................................26图表53：海力风电海塔、陆塔、管桩、导管架单吨净利润水平（元/吨）..................................................................26图表54：海力风电原材料成本拆分........................................................................................................................26图表55：2021H1海力风电管桩成本拆分...............................................................................................................26图表56：钢材价格、法兰价格波动性对管桩毛利率敏感性分析（假设单台管桩钢板用量为899吨，法兰用量8吨，钢材价格为4473元/吨、法兰价格为16755元/吨）......................................................................................................27图表57：中厚板价格走势（截至2023/05/15）......................................................................................................27图表58：中国、欧盟、美国中厚板价格走势图（截至2023/5/12）..........................................................................28图表59：大金重工出海订单..................................................................................................................................29图表60：大金重工海外单桩和海塔订单情况...........................................................................................................29图表61：塔筒环节上市公司季度收入及同比增速....................................................................................................30图表62：塔筒环节上市公司季度净利润及同比增速.................................................................................................302023年05月16日P.4请仔细阅读本报告末页声明一、海风基础是深入海底的“桩钉”，走向深水区1.1海风基础是海风主要支撑结构，“钉”入海底实现风机稳定运行海风基础是海风三大系统之一，为海上风电提供至少25年关键支撑。单座风力发电系统包括风电机组、风电基础以及输电控制系统三大部分。风电支撑环节为风电机组提供至少25年的关键支撑，包括海上塔筒、管桩、导管架等，决定风机安全性、可靠性、稳定性，主要受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响。以江苏单个海上风电场装机容量为300MW项目测算，江苏海上风电场主要集中在离岸距离40m、水深20m附近的区域，风电机组采用单桩基础，关键设备总成本约为11362元/kW，占比最高的部分是风电机组，达到52.81%。其次是水下海风基础结构和登陆送出海缆，分别为24%和9%，塔筒占比7%。图表1：海上风电单桩式支撑基础侧剖面图表2：江苏区域海上风电项目成本测算占比资料来源：CWEA，国盛证券研究所资料来源：《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析_唐巍》，国盛证券研究所海风基础主要包括海塔、管桩、导管架。海风和陆风均需要塔筒，由于海上环境和陆上环境温度、湿度、风力大小等区别，塔筒一般分为陆塔和海塔。海风与陆风最大区别在于海风多出水面以下连接海底的海风基础。目前水面以下海风基础按照是否连接海床，主要分为固定式和漂浮式，一般深远海（60m+）适用漂浮式风机。海风固定式基础主要是管桩、导管架。➢陆塔：塔筒就是风力发电的塔杆，陆上风电塔筒连接基础环，垂直地面支撑风力发电机组起支撑作用，同时吸收机组震动。➢海塔：海上风电塔筒向下连接管桩/导管架，向上支撑风力发电机组。➢管桩：桩基的一种，主要指钢管桩，根据海风基础类型不同，管桩可分为单管桩（单桩）和小钢管桩。单桩直接作为支撑主体支撑海上风机，而小钢管桩多与导管架配对。随着海上风电兴起，管桩的需求提升。海上风电具体管桩具体是单桩还是小钢管桩，须由风力发电机所处的海域水深、海底土质环境决定。➢导管架：是一种空间桁架结构，向上支撑风力发电机组，向下连接小钢管桩，通过多根小钢管桩（通常3-4根）将导管架结构固定于海底，导管架与小钢管桩的连接通过灌浆来实现。风电机组53%塔筒7%水下基础结构24%场内输电海缆4%登陆送出海缆9%海上升压站3%2023年05月16日P.5请仔细阅读本报告末页声明图表3：海上风电单桩基础的海上风电场成本拆分图表4：塔筒、管桩、导管架在风力发电场示意图资料来源：观研天下，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所海风基础随海域水深、海床条件等因素趋于多样化。海上塔筒在隔海/水深差距小，因此本文后续阐述，海风基础主要指单桩、导管架等。近海海域，单桩基础为主要类型。影响基础类型主要有四大因素：海床条件、水深条件、建设成本、安装难易程度。目前国内外海上风电基础型式可分为：固定式（单桩基础、多桩承台基础、导管架基础、多脚架式基础、重力式基础、吸力式基础）、漂浮式基础。固定式基础：即处于大海固定位置不变动。➢单桩基础：是目前海上风电工程中应用最广泛的一种基础型式，主要由钢管桩构成，由桩腿插到海床以下实现固定。单桩基础由于其结构简单、易于建造、无需过多前期准备等特点，是目前中国海上风电应用最广泛的基础类型。➢多桩基础：由钢筋混凝土承台和一组小钢管桩（不同数量）构成；为中国首创，在应用于风电机组基础之前，是海岸码头和桥墩基础的常见结构，由港口工程基础结构发展而来。多桩不仅在柔软的海床条件下足够稳定，而且能够在航线附近的风电场发挥独特优势。图表5：单桩基础示意图图表6：多桩基础示意图资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所塔筒5%风电机组45%管桩25%辅助工程1%阵列缆3%送出缆5%海上升压站3%发电机8%其他5%2023年05月16日P.6请仔细阅读本报告末页声明➢导管架基础：通常有3-4个桩腿，桩腿之间用撑杆相互连接，形成一个有足够强度和稳定性的空间桁架结构。桩腿主要使用小钢管桩，根据小钢管桩和导管架结构施工的先后顺序，分为先桩导管架和后桩导管架两种。是除单桩基础外，使用最多的类型，适用于20-50米水深海域。➢多脚架式基础：由主筒体、桩套管、斜杆结构、管桩组成，根据桩数不同可分为三脚和多脚架式基础。以三脚架式为例，将3根直径中等的管桩以等边三角形均匀地定位在海底，利用钢套管对上部三脚的桁架结构进行支撑，进而形成较为稳定的组合式基础；优点是基础自重较轻，整个结构稳定性较好。图表7：导管架基础示意图图表8：三脚架式基础示意图资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所➢重力式基础：通过自身重量及较大的底部面积获得来自海床的垂向承载力及水平摩擦力，优点是造价成本低，并且无需在海底钻孔和打桩。但重力式固定基础结构要求海底地面平整，土质硬度大，受冲刷影响较小的海床，因此重力式固定基础机构的安装需要较多的准备工作（如海床夯实、基槽挖泥、基床抛石等），这就限制了安装速度并增加了成本。因而重力式固定基础及结构一般仅限于水深＜10m的区域，更适合潮间带地区。➢吸力筒基础：构通过将水从桶中吸出产生真空，利用负压将结构固定到海底，具有运输安装成本低、用时少、无需提前海底准备等优点。但负压桶式固定基础结构在易受冲刷海床安装的风险较大，安装过程中必须保证海域环境有足够的负压。2023年05月16日P.7请仔细阅读本报告末页声明图表9：重力式基础示意图图表10：吸力筒基础示意图资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，国盛证券研究所漂浮式基础：漂浮在海面上的平台，利用系泊或锚针在海底进行位置的固定，通过三力的平衡来维持海上风电机组基础结构的稳定性。适用于深远海域风电发展。图表11：漂浮式基础结构资料来源：TheEconomist，国盛证券研究所水深及海床要求决定海风基础类型选择。由于单桩2/3须深入海底土层中，因此海床需要是砂性土/软粘土层，以方便打桩，一般适用于＜30米水深的海域，水深加深，需要的单桩长度加长，因此单根单桩的重量会加大。而导管架基础结构刚度较高，因此对海床地质要求相对较低，一般适用于20-60米水深的海域，同理，随着水深加深，所需的导管架高度价高，因此重量也会加大。2023年05月16日P.8请仔细阅读本报告末页声明图表12：海风基础结构适用条件及优点、局限性水深（m）基础类型海床要求组成结构优点局限性＜30单桩1.砂性土/软粘土层2.地基承载能力高直径大、长度长的一体化钢构件1.技术成熟2.结构简单3.施工简便、快捷、适应性强4.经济性好1.结构刚度小，受海床冲刷影响较大2.当沉桩深度范围内存在较为坚硬岩土时，通常需用钻孔工艺将桩基安装至设计标高，成本较高＜30多桩1.地质条件要求低钢筋混凝土承台、管桩1.施工技术较为成熟2.基础防撞性能好3.软土地基适应性好1.海上施工时间长，程序复杂，对海上施工窗口期要求苛刻2.水深超过30m的海域不建议采用该基础型式20-60导管架1.地质条件要求低直径较小的管桩、上部脚架组合而成的钢构件1.基础结构刚度较高，对地质要求相对较低2.施工工艺成熟，海上作业工序少，施工关键点不多，综合风险低1.导管架节点数量多，疲劳损伤较大，且都要求专门加工，建造及维护成本较高，增加了海上风电的投资成本＜30多脚架式1.地基水平向承载能力高2.海床冲刷不严重区域主筒体、桩套管、斜杆结构、管桩1.对船机设备要求不高，成本介于单桩基础和导管架基础之间2.结构刚度相对较大，整体稳定性好，不需要海床准备和冲刷防护1.若用于浅水地区，容易与船只发生碰撞2.需要进行海上连接等操作，增加了施工难度＜10重力式1.岩石或坚硬土层2.地基承载力高3.海床相对较平缓4.冲刷不严重区域/1.结构简单，具有良好稳定性2.采用陆上预制方式建造，无需海上打桩作业，现场安装工作量小，节省施工时间和费用1.重力式基础的结构分析和建造工艺比较复杂2.对海床地质条件要求较高，还需要有较深、隐蔽条件较好的预制码头和水域条件3.采用大型起重船等安装设备，安装相对复杂30-60吸力筒1.岩石或坚硬土层2.地基承载力高3.海床相对较平缓4.冲刷不严重区域5.海域环境负压充足筒体、钢筋混凝土预应力结构或钢结构1.不需要进行打桩，施工速度快2.针对深远海域的风电场开发，其在未来还有降低成本的潜力1.对筒体下沉控制要求较高＞50漂浮式1.地质条件要求低浮体平台、锚链、系泊系统1.漂浮式基础结构机动性好、易拆卸，服役期满可进行回收再利用1.漂浮式基础主要挑战在于如何维持基础稳定性、限制基础位移、高效的锚链系统2..如何降低设计、安装、维护成本资料来源：《海上风电开发_，基础选型先行》，海力风电招股说明书，《中国海上风电发展现状分析及展望》，国盛证券研究所当下单桩市场市场份额高，海风走向深水区，导管架占比预计提高。欧洲单桩及导管架当前应用最多，市场占有合计约90%。单桩和导管架适用于浅海区域。而欧洲海上风电所在海域基本以砂质海床为主，承载力高，且由于欧洲人工成本高昂，为了减少成本，风机的基础结构形式都较为简单，所以更适宜单桩。据CWEA统计，在欧洲海域，截至2019年共安装了4258个海上风电单桩，所占份额高达81%。导管架相对而言，刚性高，能提高抵抗自然荷载的能力，但相对而言造价较高，施工较为繁琐，更适合近海海域离岸距离偏远的地方，导管架市场份额约10%。2023年05月16日P.9请仔细阅读本报告末页声明图表13：2019年欧洲海上风电基础累计安装类型及数量图表14：单桩基础、导管架基础、漂浮式基础适用海域示意图资料来源：《海上风电开发，基础选型先行》，国盛证券研究所资料来源：BESS，国盛证券研究所广东、福建近海海域水深偏深，江苏、浙江近海水域偏浅。我国海岸线长，沿海地区的海床结构与水深差异明显。从北至南，近海海域水深加深。辽宁、山东接壤的渤海、黄海海水平均深度约18-44米；浙江、江苏、福建接壤的东海海水平均深度约370米；广东、福建接壤的南海海域海水平均深度约1212米。离岸距离越远，水深加深。以现有海上风电场项目所处水深看，广东、福建项目整体水深偏深，浙江次之，其次江苏项目整体水深较浅。图表15：江苏、浙江、福建、广东地区海上风机现有的项目距离与水深分布图资料来源：《中国海上风电发展现状分析及展望_李志川》，国盛证券研究所水深决定基础类型，单桩、多桩适宜上海、辽宁、江苏、浙江，导管架适宜福建、广东两省海域。➢辽宁、江苏、广东基础形式以单桩为主，分别占比68%、92%、55%。➢上海、浙江、福建基础形式以多桩为主，分别占比75%、63%、49%。➢导管架在福建、广东两省占比较高，分别占比为15%、34%，这是因为导管架适宜安装在水深＞20m的海域，东海和南海平均水深较深，适宜安装导管架结构。2023年05月16日P.10请仔细阅读本报告末页声明图表16：辽宁、江苏、上海、浙江、福建、广东地区海上风机基础类型及其占比资料来源：《中国海上风电发展现状分析及展望_李志川》，国盛证券研究所海风项目水深加深，导管架水深优势显著，30米以上水深占主导。单桩的直径、桩长也因入土埋深和水深同时增加而大幅提高，例如中广核象山涂茨海上风电场项目，同一片海域下入土埋深63米单管桩直径8.3米，单台重量1494.52t，远低于同一项目入土埋深66.5米对应的单管桩对应直径9.3米、重量1700.35米。导管架为多腿结构，所需的小钢管桩只有2.5m左右，水深增大时小钢管桩埋深和直径变化不大，仅是上部桁架结构体积有所增大。因此单桩、多桩结构数量随着水深的增加而逐渐降低；吸力桶式、导管架式结构数量随着水深的增加而逐渐增加。随着近岸资源开发趋于饱和，海上风电产业将逐步走向深远海，单桩的占比将会进一步降低，导管架基础结构因其在深水海域的优势，占比将会逐渐增多，预计＞30m水深占主导。图表17：中广核象山涂茨海上风电场项目三种尺寸单管桩对应重量直径（m）径长（m）入土埋深（m）单台重量(t)8.39363.01494.529.29266.51641.129.393.566.51700.35资料来源：《中广核象山涂茨海上风电场项目环境影响报告书》，国盛证券研究所图表18：不同水深范围海上风机基础结构类型占比资料来源：《中国海上风电发展现状分析及展望_李志川》，国盛证券研究所2023年05月16日P.11请仔细阅读本报告末页声明1.2海风走向深水区，海风基础单台价值量显著提升水深是影响海风基础用量最关键因素。针对不同风机容量，在单桩和导管架的用钢量都会随着距离大幅提升，从《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析》测算中，预计水深提高20m，基础结构单台用钢量会提高400-600t的用量。而一个采用5MW风电机组300MW海上风电场在不同水深（浅水20m、深水80m）和不同离岸距离（近海40km、远海80km）环境下测算关键设备投资组成；会发现基础成本随水深提高而显著提高，离岸距离影响低。图表19：单台风电机组基础结构用钢量图表20：不同环境下300MW海上风电场关键设备投资组成资料来源：《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析_唐巍》，国盛证券研究所资料来源：《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析_唐巍》，国盛证券研究所单桩和导管架基础大小/重量虽不相同，现有的海风基础整体用量均超千吨。➢单桩：通过单桩垂直插入海床+自身重力实现基础固定，因此所需的单桩更大，目前海上风电项目单桩基础管桩重量超1000t，以中广核惠州港口二75万千瓦海上风电项目为例，风电场场址水深31-40m，其海风基础选用单桩的单根管桩已重达2000t，直径9.4m，桩长度106m。➢导管架：用的小钢管桩作为导管架腿的直插入海床，一般一台导管架+4根小钢管桩，因此对单根小管桩的重量和大小要求低一些。目前海上风电项目而导管架基础用的小钢管桩重量约250t+，小钢管桩桩径约2-3m，4根管桩总计1000t，导管架普遍超1200t，总重量在2200t左右。以中广核惠州港口二75万千瓦海上风电项目为例，风电场场址水深30-40m，其海风基础选用四桩导管架的单根管桩约300t，直径3.1m，桩长度90m，导管架重量约1450t，总重量2650t。图表21：中广核惠州港口二期项目单台风机所需单管桩/导管架重量项目名称容量（MW）水深（m）基础类型单机容量（MW）管桩直径（m）管桩径长（m）管桩重量（t）导管架重量（t）单台风机对应海风基础重量（t）中广核惠州港口二PA21630-36单桩89.410620212021240四桩导管架123.190120014502450中广核惠州港口二PB3230-36单桩89.410620212021264四桩导管架123.190120014502450资料来源：《中广核惠州港口二PA海上风电场项目海洋环境影响报告书》，《中广核惠州港口二PB海上风电场项目海洋环境影响报告书》，国盛证券研究所海风走向深水区，基础抗通缩能力加强，风机大型化对深水区基础摊薄不显著。采用单2023年05月16日P.12请仔细阅读本报告末页声明桩基础的单台风电机组基础用量随风电机组大小变化相对较大，而导管架基础则变化很小。为排除水深对钢管桩用量的影响，分别以三峡阳江青洲六项目、大连市庄河海上风电场址V项目为例。➢三峡阳江青洲六：位于阳江近海深水场址一内（水深37-46m），装机容量1000MW，风电机组方面拟安装80台10MW风电机组和25台8MW风电机组；基础方面，选用四桩导管架基础类型，8MW风机导管架主体结构总重1194t，钢管桩桩长96m，管桩总重1050t。10MW风机导管架主体结构总重1444t，钢管桩总重1342t，则8MW、10MW风机每兆瓦对应基础需求为281t、279t，摊薄程度不显著。➢大连市庄河海上风电场址V：项目位于庄河海域（水深20-28m），装机容量250MW，风电机组方面拟安装24台9MW风电机组和4台8.5MW风电机组；基础方面，均选用单桩基础类型，桩长度为91m，桩径7.5-8.5，管桩重1582.46t。则9MW、8.5MW风机每兆瓦对应基础需求为176t、186t，摊薄程度略高。图表22：单机容量对海上风电基础用量影响分析项目名称容量（MW）水深（m）基础类型单机容量钢管桩重量（t）导管架重量（t）每MW对应基础需求（t）三峡阳江青洲六100035-45四桩导管架810501194281四桩导管架1013421444279大连市庄河海上风电场址V25020-28单桩91582.46/176单桩8.51582.46/186资料来源：各项目环评报告书，国盛证券研究所图表23：海上风电不同单机容量对基础用量摊薄不显著（单位：t/MW）资料来源：各项目环评报告书，国盛证券研究所海风走向深水区，基础用量大幅增长，单位价值量提升。为更加清楚体现水深对基础用量的影响，选择同一海域、同一大小单机容量海上风电项目，以国华半岛南U2场址海上风电一期、山东半岛南海上风电基地U场址一期、山东能源渤中海上风电B场址、国华渤中B2场址海上风电项目对比。四项目均处于山东半岛海域，且各自单机容量均为8.5MW。四个项目最低水深依次降低，单台钢管桩基础所需重量实现大幅降幅，假设水深与基础用量成线性关系，则预计在山东半岛海域，水深每增加10m，对应每GW基础用量增加3-4万吨。2812791761860501001502002503008MW10MW9MW8.5MW四桩导管架四桩导管架单桩单桩三峡阳江青洲六大连市庄河海上风电场址V2023年05月16日P.13请仔细阅读本报告末页声明图表24：山东半岛海域水深对海上风电基础用量影响分析项目名称容量（MW）水深（m）基础类型单机容量（MW）钢管桩重量（t）基础需求（t/MW）国家能源集团国华半岛南U2场址海上风电一期项目30630-32单桩8.51647194国家电投山东半岛南海上风电基地U场址一期项目45024-28单桩8.51430168山东能源渤中海上风电B场址工程项目399.517-19单桩8.51279150国家能源集团国华渤中B2场址海上风电项目501.517-19单桩8.51220.6144资料来源：各项目环评报告书，国盛证券研究所图表25：山东半岛海域水深不同水深对应基础需求（单位：t/MW）资料来源：各项目环评报告书，国盛证券研究所对比现有海上风电基础用量数据，广东单GW用量最多，其次为福建和浙江。据我们统计各个海域基础用量数据看，基础用量随着海上风电项目水深加深，用量提高。就广东海上风电项目看，广东海上风电单GW用量最大。对比山东海上风电项目，山东单GW基础相对较少，主要是广东接壤东海和南海，平均水深较深，适宜安装导管架基础结构；而山东半导接壤渤海，渤海海域水深相对偏浅，适宜单桩基础。导管架相较管桩钢板用量更多，所以单GW基础用量更重。图表26：各省份海域不同水深下，单GW基础用量水平省份平均水深(m)单GW基础用量（万吨）广东＞403430-403320-3021＜2017福建＞3025海南＜2019辽宁20-3021山东＞301920-3016＜2013浙江10-2025＜1020江苏10-2021资料来源：各项目环评书，国盛证券研究所14415016819405010015020025016-27m17-19m24-28m30-32m渤中B2场址项目渤中B场址项目山东半岛南U场址一期国华半岛南U2场址一期2023年05月16日P.14请仔细阅读本报告末页声明二、海风基础竞争力看码头/港池，生产用地决定产能大小2.1海风生产工艺各不相同，生产难度上导管架较高、单桩次之风力发电机组单GW海风基础用量约30万吨左右。以实例证明，以中广核惠州港口二期项目为例；中广核惠州港口二PA、中广核惠州港口二PB二项目各自在同一个海域，水深、海床等条件近似；2个项目均采用四桩导管架基础和单桩基础，单机容量均为分别为12/8MW，中广核惠州港口二PA/PB项目采用四桩导管架所需单MW海风基础用量约288t，采用单桩基础所需单MW海风基础用量为321t。从整体需求看，风力发电机组单GW海风基础用量约30万吨左右。图表27：中广核惠州港口二期海上风电项目单MW塔筒、单桩、导管架需求量中广核惠州港口二PA中广核惠州港口二PA中广核惠州港口二PB中广核惠州港口二PB水深（m）30～3630～3630～3630～36基础类型单管桩四桩导管架单管桩四桩导管架单机容量(MW)812812塔筒重量（t）550800550800塔筒需求(t/MW）68.866.768.866.7导管架重量（t）/1450/1450导管架需求(t/MW）/121/121管桩桩径（m）9.43.19.43.1管桩桩长（m）1069010690管桩重量（t）2021120020211200管桩需求(t/MW）253100253100海风基础需求（t/MW）321288321288资料来源：各项目环评书，国盛证券研究所生产难度上，导管架＞管桩＞塔筒。目前在生产上对产能制约主要在环缝焊接工序，因其加工时间长、工艺要求高，若环缝焊接不紧密，导管架、管桩易拦腰折断，所以是对产能影响较大的环节，对产能有一定制约作用。从海力风电招股说明书看，塔筒和管桩均属于定制化钢结构产品，生产流程类似，均需要经过切割下料、坡口加工、筒体卷制、纵缝焊接、环缝焊接等工序。导管架生产流程具有较大差别。➢管桩生产壁垒高于塔筒：单桩和塔筒工序、设备、产线可以贡献，包括数控下料、卷板等，但由于管桩直径约8米以上，而塔筒直径约4米以上，管桩管壁较厚，所以生产上，管桩需要更大的大型卷板机。➢导管架生产壁垒高于管桩：导管架是航架式，下有3-4小管桩腿，直径比较小约2-3米。导管架与管桩比，管桩需要用大型卷板机，导管架各类撑杆/筒体必须使用专用卷板机。导管架主要是制作好各类撑杆/筒体后进行焊接组装，依赖手工焊接，所以工艺难度相对较高。即使管桩和导管架都需要经过卷制、焊接、成型，但技术方案不同，所以导管架和管桩生产有壁。2023年05月16日P.15请仔细阅读本报告末页声明图表28：风电塔筒工艺流程图图表29：管桩工艺流程图资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所图表30：导管架工艺流程图资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所导管架/管桩因体型更大、重量更重，对厂房、龙门吊等要求更大。由于管桩直径更长，目前可达8-10m，单台重量上已有超2000吨，其环缝焊接工序需要更大的生产车间。导管架是分片预制、站立焊接、合拢组装，主要在露天场地组建，由于导管架高约65-70米，宽约30-35米，重已开始超1800吨，所以需要搭建大型手架/龙门吊组装。龙门架自身存在宽度限制、起重限制，单桩适用的龙门吊不适用生产导管架。假设生产单桩的龙门吊限宽在40米左右，一次可生产4个单桩，若用于生产导管架，则一次只能生产一个导管架，所以会限制导管架生产效率。2023年05月16日P.16请仔细阅读本报告末页声明图表31：参考燃油气电站外环环缝焊接图图表32：参考燃油气电站内环环缝焊接图资料来源：中机四建，国盛证券研究所资料来源：中机四建，国盛证券研究所图表33：导管架生产交付图，站立生产、站立交付图表34：单桩总组线桥式龙门吊示意图资料来源：广东中远海运重工，国盛证券研究所资料来源：海力风电官网，国盛证券研究所导管架、管桩生产周期较长、海上风电场施工上交付领先。导管架、管桩因体型更大，重量更重，所以生产周期更长，单个管桩制造需50-70天，导管架生产周期次之约45-65天，而塔筒约40-60天。由于海风基础属于海上风电前期工作，因此导管架、管桩较塔筒实现率先交付。按照生产时间看，一般管桩、导管架需要提前1个季度采购，管桩、导管架打响海风前站市场，管桩、导管架有望持续火热。目前塔筒商大部分都已切入管桩环节，导管架由于生产工艺难度相对较高，各企业切入速度较慢。图表35：塔筒和管桩生产周期序号产品类别生产周期1风电塔筒40-60天2管桩50-70天3导管架45-65天资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所2023年05月16日P.17请仔细阅读本报告末页声明2.2码头/港池是海风基础必争核心资源，生产用地直接决定产能大小海风基础大且重，运输是难点，海风基础业务只能走海运。海风基础较大，目前已有项目单桩均长110米、直径9.6米、重达2000吨，导管架高70米左右，宽32-35米左右，重约1800吨（不含小钢管桩）。而根据交通部规定，车货总高度从地面算起4米以上（集装箱车货总高度从地面算起4.2米以上）；车货总长18米以上；车货总宽度2.5米以上，以及其他不同轴数、轮胎数的车辆超过规定载质量的，都称为超限运输。所以海风基础一般均采用原材料运至码头附近就地生产组装，再产品整体下海运输交付。码头/港池决定海风基础是否可生产、可交付。管桩/导管架的稳固性决定海上风电稳定运行，所以需要整装焊接后交付。而管桩/导管架的整装较大且重，每一米的陆运都是十分困难，为保证海风基础及时交付，因此海风基础就码头/港池及紧挨着配套生产用地进行生产及交付。若考虑在近海几公里处生产，最后几公里运输成为难点，若能解决运输也将面临高额运费及交付速率低下问题。在码头/港池附近临海生产可解决以上问题，所以码头/港池决定海风基础是否可生产、可交付，对海风基础生产重中之重。大型部件看重区位竞争，码头/港池突出区位优势竞争。考虑到目前海风基础单台重量提升，目前单桩已突破2000吨/台，导管架达1800吨/台，且二者体型大，所以运输难度加大、单吨运费提升。若布局较好位置的码头/港池及生产基地，可降低运输成本与难度。且处于各地发展对本地企业优势保护，大需求区域将优先在当地已经布局的企业发展。码头/港池可作为生产要素和运输要素提升区位竞争优势。图表36：大金重工蓬莱生产基地码头资料来源：大金重工官网，国盛证券研究所管桩运费高，自有码头/港池可降低管桩运费，提高单吨净利润。根据海力风电招股说明书，海上运费比陆上运费高，陆上塔筒的运费约5-8万元/台，而海上塔筒的运费约7-12万元/台，海上约高于陆上塔筒运费约1+万元/台。而由于海上基础（单桩/导管架）本身就较塔筒重2-4倍，所以运费更高，运费约11-18万元/台，运费显著高于海上塔筒运费。若企业无自己的码头，管桩则需要转运到其他码头运输，转运费用较高，且其他码头还将收取码头吊装费用，再叠加运输成本等，自有码头相较于无码头企业，运费成本可大幅降低。2023年05月16日P.18请仔细阅读本报告末页声明图表37：海力风电海上风电塔筒、陆上风电塔筒及管桩运输成本（单位：万元/根）图表38：海力风电海上塔筒运输成本（单位：万元/根）资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所码头/港口获批难度高，建设周期长，码头运输能力决定生产基地实际产出上限，是限制海风基础产能扩张重要原因之一。码头/港池自身存在承重力及吞吐量，所以码头实际的运输能力决定了制造端的产能上限。由于码头和港口属于国家管控、政府规划，独用码头、港口等基础配套设施审批难度较大、流程较长。海上风机基础行业适宜建设厂区的区位很少，新建厂房的时间、成本不确定性较大，行业具有较高的进入壁垒和较强的先发优势。例如港口建设需要申请使用岸线，得到岸线适用许可证后，须在立项批复期限（一般2年）内开工建设，从申请至建设完投入适用，生产周期长，以通州湾新出海口主体港区为例，将沿海4个港口作业区整合为一个通州湾港区，2020年开始建设，预计主港2023年才能开港运用，港口建设周期约3年，是限制管桩产能扩张重要原因之一。码头紧挨着生产用地决定海风基础实际产能，面积有限，也属稀缺资源，是限制海风基础产能扩张重要原因之二。码头/港口紧挨着的生产用地是决定管桩产能关键因素之一，一般码头/港口紧挨着的生产用地面积与码头/港口一样需要政府批准，属于稀缺资源之一。目前单个港池的月吞吐量远大于生产用地的月产能大小，所以生产用地的大小可决定海风基础实际产能。例如1台导管架生产速度为45-65天，远大于港池装船速度。码头/港池数量有限，扩产有效方式之一为扩大生产用地大小。龙门吊等起重装置决定海风基础生产效率，是影响海风基础产能扩张重要原因之三。海风基础单台重量及体型较大，单桩分段生产再组合焊接，单段重量约500吨左右，生产移动可通过龙门吊起重装置、模块车运输。而导管架主要是分层生产，再将各层合拢组装，由于导管架站立生产，站立交付，导管架高度约70米，所以各层生产移动一般通过龙门吊。因此龙门吊、模块车决定海风基础生产的效率，进而影响海风基础产能大小。随着海上风电建设越来越深，海上风电基础从大单桩向导管架转型。由于龙门吊移动导管架更加快捷、速度，因此拥有龙门吊可大幅提高生产效率。024681012141618202018201920202021H1陆上风电塔筒海上风电塔筒桩基0100200300400500600泰胜风能（元/吨）天顺风能（元/吨）大金重工（元/吨）天能重工（元/吨）海力风电2018201920202023年05月16日P.19请仔细阅读本报告末页声明图表39：龙门吊起重图资料来源：海力风电官网，国盛证券研究所三、海上风电高景气发展，管桩与导管架需求高增3.1风机大型化持续中，成本下行促进海风装机需求提升国补退坡后，大型化趋势加快，风电行业平均装机容量提升速度快，招标价格降速快。风电机组单机容量持续增大，2022年国内新增装机风电机组中，单机容量4.0MW占比约75%，同比+35pct；其中陆上风电主流机型为3.0-6.9MW，海上风电主流机型已达8.0-8.9MW。2021年国补正式退出，刺激风电降本加速，从招标价格看，风电招标均价由2021年的3081元/KW，降至2022年12月的1814元/KW，降幅达到41%；而2022年中国新增装机的风电机组平均单机容量为4490kW，同比+27.8%，增速加快。图表40：年新增装机容量单机容量类型分布图表41：中国风电新增单机装机容量及增速（MW）资料来源：CWEA，海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：CWEA，国盛证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201720182019202020212022＜2MW2-2.9MW3-3.9MW4MW以上-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0123456782010201120122013201420152016201720182019202020212022陆上海上陆上yoy海上yoy2023年05月16日P.20请仔细阅读本报告末页声明图表42：2021年至2022年月度公开投标均价(元/kW)资料来源：金风科技，国盛证券研究所海风大型化步伐更大，推动海风度电经济性提升。海风单机容量更大，2022年，新增吊装的海上风电机型中单机容量在8.0-9.0MW风电机组占比43.9%，占比最大；而在2021年，6.0-7.0MW占比最大，达45.9%。2022年海风新增吊装最大单机容量由2021年10MW，提升到11MW，11MW的新增装机容量占比达到7.5%。对比陆风，2022年，5.0Mw及以上占比达44.9%，同比+41.5pct，最大单价容量为7.0MW，海风大型化步伐更大，从2022年各主机厂发布的海上风机单机容量看，未来主流机型迈向10MW+。风机大型化带动海风降本加速，提升海风项目经济性。图表43：2022年海上不同单机容量机组新增装机容量占比图表44：2022年陆上不同单机容量风电机组新增装机容量占比资料来源：CWEA，国盛证券研究所资料来源：CWEA，国盛证券研究所308128882594240122671876178018141,5001,7001,9002,1002,3002,5002,7002,9003,1003,3002021/1/12021/4/12021/7/12021/10/12022/1/12022/4/12022/7/12022/10/15.0~5.9MW8%6.0~6.9MW20%7.0~7.9MW16%8.0~8.9MW44%10MW5%11MW7%2.0MW以下0%2.0~2.9MW3%3.0~3.9MW24%4.0~4.9MW28%5.0~5.9MW25%6.0~6.9MW20%7.0MW及以上0%2023年05月16日P.21请仔细阅读本报告末页声明图表45：2022年国内风机大型化进程资料来源：CWEA，国盛证券研究所3.2全球海上风电加速启动，海上基础需求先行爆发G7联合公报明确2030年海风装机目标到150GW，欧美海风市场将加速放量。2023年4月各国现有目标的基础上，G7承诺到2030年将海上风电装机容量集体增加到150GW。整体海外海风建设加速。我国加速建设五大千万千瓦级海风基地，开启深远海风电开发规划。2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，提升东部地区能源清洁低碳发展水平，积极推进东南部沿海地区海上风电集群化开发，重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。随后，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》进一步明确，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大千万千瓦级海上风电基地。2023年05月16日P.22请仔细阅读本报告末页声明图表46：五大千万千瓦级基地情况基地涉及沿海区域规划内容山东半岛千万千瓦级海上风电基地渤中、半岛北、半岛南2022年3月山东省政府印发的《海洋强省建设行动计划》，未来将支持烟台建设海上风电母港，推动威海、东营等市发展海上风电装备产业。长三角千万千瓦级海上风电基地连云港、盐城、南通根据《江苏省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，要有序推进海上风电集中连片、规模化开发和可持续发展，加快建设陆上风电平价项目，打造国家级海上千万千瓦级风电基地。闽南千万千瓦级海上风电基地厦门市、泉州市、漳州市2022年5月，福建省政府印发《福建省“十四五”能源发展专项规划》，要求按照竞争配置规则、持续有序推进规模化集中连片海上风电开发，重点推进福州、宁德、莆田、漳州、平潭等资源较好地区的海上风电项目。粤东千万千瓦级海上风电基地揭阳市、汕头市、潮州市2021年4月广东省政府发布《广东省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》，要求推进深远海漂浮式海上风电场建设，加快建设粤西海上风电高端装备制造基地、粤东海上风电运维和整机组装基地，加快形成产值超千亿元海上风电产业集群。北部湾千万千瓦级海上风电基地北部湾位于南海的西北部，东临广东雷州半岛和海南岛，北临广西壮族自治区，西临越南2022年6月，广西壮族自治区发改委印发《广西可再生能源发展“十四五”规划》，进一步提出打造北部湾海上风电基地，加快发展，实现海上风电零突破，打造若干个百万千瓦级海上风电基地。资料来源：华夏能源网，各省政府网站，国盛证券研究所沿海各省管海域与国管海域十四五开工目标超110GW。据统计，沿海9省/市十四五期间省管海域+国管海域总计开工目标约114.65GW，江苏、浙江、广东、山东四省份剩余需求超10GW，分别达20、18、22、13GW。重点关注四省附近海域企业布局。图表47：各省/市海上风电“十四五”期间新增开工目标及规划目标省份“十四五”期间省管海域新增开工目标(GW)“十四五”期间国管海域新增开工目标(GW)十四五期间总计开工目标(GW)国管海域离岸距离(公里)国管海域水深(米)辽宁3.256.19.3530-9010-50山东5.47.61330-8417-58江苏9112080-14010-35浙江8101879~12052~75福建64.810.860-10010-40广东10122260-12030-60广西1.85.77.535-10020-40海南1.567.530-4010-20上海1.94.66.549~8522~45合计46.8567.8114.65资料来源：《海上风电市场造价水平及项目经济性测算》，国盛证券研究所十四五期间国内各省/市各类海上风电总规划超260GW，市场总需求空间大。据我们统计，五大千万千瓦级海风基地涉及的沿海省份/城市，十四五期间各类各类海上风电总规划（包括开工目标、海上风电场容量规划、总装机规模目标等）达到260.74GW，其中福建漳州、广东潮州、江苏盐城三者市规划容量较大，各达50、43、33GW；而广东阳江达20GW。2023年05月16日P.23请仔细阅读本报告末页声明图表48：沿海重点省/市十四五各类规划情况省市各类规划情况规划容量（GW）广东“十四五”期间新增海上风电装机容量1700万千瓦。17广东潮州潮州南面领海线外专属经济区海域拟规划2个海上风电场址，初步规划可建设容量总容量4330万千瓦。43.3广东阳江推动2025年底之前已核准1000万千瓦海上风电项目全部建成投产；加快新增省管三山岛海域1000万千瓦资源核准申报和前期工作，争取2022年底具备开工条件。20江苏到2025年，全省海上风电装机达到1500万千瓦以上。15江苏盐城“十四五”期间，盐城规划902万千瓦近海和2400万千瓦深远海风电容量。33.02江苏南通南通新增风电场6个，装机容量167万千瓦；其中其中，如东县新增场址4个、装机容量125万千瓦，扩建项目1个、装机容量2万千瓦；启东市新增场址1个、装机容量40万千瓦。1.67山东山东规划了渤中、半岛南、半岛北三个海上风电基地，总装机规模3500万千瓦，位于东营的渤中基地总装机规模850万千瓦。35福建“十四五”期间新增海上风电开发规模1030万千瓦，示范化开发480万千瓦。15.1福建漳州2024年前完成总装机规模达240万千瓦、开工达500万千瓦；规划装机规模5000万千瓦。50辽宁十四五期间，力争海上风电累计并网4050MW。4.05浙江到2025年，全省海上风电装机达500万千瓦以上。5广西“十四五”期间，全区核准开工海上风电装机750万千瓦，其中力争新增并网装机300万千瓦。7.5海南新增11个风电场址，总建设规模达1230万千瓦。12.3上海上海规划十四五新增海风1.8GW。1.8累计260.74资料来源：各政府官网，各政府官方微信公众号，国盛证券研究所海上风电场建设基础需求先行，基础施工在开工后第3月开启。海上风电场项目流程总共有6个环节，包括办理项目核准、竞争配置，招标（基础施工、风机吊装、海缆敷设，各环节单独招标）、项目开工建设（先安装基础，其次是海上塔筒，最后是风机吊装）、竣工验收调试并网、以及运行监督。一般海上风电场建设需要1-2年，基础施工在项目开工的第3-12月完成。2025年并网节点在即，反向促使海风开始建设。由于海上风电场建设自下而上，因此海风基础在海上风电场建设中需要先交付，受益海风需求高景气发展，海风基础需求先启动。对于海风基础需求量看，应关注各地区开工节奏，海风基础需求量或将大于当年并网规划。图表49：海上风电项目工作流程资料来源：龙船风电网，国盛证券研究所2023年05月16日P.24请仔细阅读本报告末页声明图表50：中广核惠州港口二PB海上风电场项目施工进度控制表资料来源：《中广核惠州港口二PB海上风电场项目海洋环境影响报告书》，国盛证券研究所3.3海风基础需求高景气，2023年市场需求有望达687万吨海风装机继续维持高速增长，预计2023年国内外海上风电开工均达10GW。2023~2025年，海外市场海上风电据GWEC预测，装机分别达10/8/16GW；而国内市场海上风电根据风能专业委员会预测，2023~2025年有望达到10/15/20GW。➢假设2023年单台导管架（含4个小钢管桩）重量约2700吨，单桩单台重量约2000吨，海上塔筒单台重量约550吨。➢海上塔筒：风机大型化趋势显著，叶片长度加长，海上塔筒变高，重量加大。➢大单桩和导管架：海上走向深水区，海风大单桩和导管架重量增加。➢假设2023年海外市场导管架占比约20%，至2024年达30%。假设2023年国内市场导管架占比约40%，至2024年达50%。我们预计2023年全球海风基础需求达687万吨，其中海塔需求137万吨，导管架需求达202万吨，单桩需求达349万吨。到2025年，全球需求有望达到1045万吨，其中海塔需求238万吨，导管架需求达387万吨，单桩需求达420万吨。2023年05月16日P.25请仔细阅读本报告末页声明图表51：全球海风基础需求测算202320242025国内海上基础需求预测（含海上塔筒）年新增开工量（GW）101520海上风电单机容量（MW）81012基础需求量（个）124515001667海上塔筒重量（吨/个）550675800大单桩重量（吨/个）200022002400导管架（吨/个）（含四个小管桩）270029253150导管架装机需求占比40%50%50%导管架需求（万吨）134219263大单桩总需求（万吨）149165200海上塔筒总需求（万吨）68101133国内海风基础总需求（万吨）352486596海外海上基础需求预测（含海上塔筒）年新增装机量（GW）10816海上风电单机容量（MW）81012基础需求量（个）12457771312海上塔筒重量（吨/个）550675800大单桩重量（吨/个）200022002400导管架（吨/个）（含四个小管桩）270029253150导管架装机需求占比20%30%30%导管架需求（万吨）6768124大单桩总需求（万吨）199120220海上塔筒总需求（万吨）6852105海风基础总需求（万吨)335240449全球海上基础需求预测（含海上塔筒）海上塔筒总需求（万吨）137154238导管架总需求（万吨）202288387单桩总需求（万吨）349285420海风基础总需求（万吨)6877261045资料来源：GWEC，国盛证券研究所2023年05月16日P.26请仔细阅读本报告末页声明四、海风基础盈利有望上行，出海业务享受更好毛利空间4.1钢材价格呈下行趋势，海风基础需求旺盛，单位盈利有望上行与其他支撑基础环节比，管桩盈利水平更好。根据海力风电招股说明书披露，管桩毛利率长期较为稳定约25%左右，由于海力风电存在外协生产情况，若管桩自制，毛利率可高达34%；导管架环节盈利水平更高一筹，整体而言基础环节的盈利能力都远超海塔和陆塔。图表52：海力风电海塔、陆塔、管桩、导管架毛利率水平图表53：海力风电海塔、陆塔、管桩、导管架单吨净利润水平（元/吨）资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所海风基础属于定制化钢结构产品，钢材成本占比约60%。塔筒、管桩及导管架等都是非标准、定制化产品，同类产品间差异亦较大。据海力风电披露，钢材为主要原材料，成本占比原材料超80%，而一般在签订订单合同到采购原材料之间存在钢材价格风险敞口，因此钢材价格波动对海风基础盈利存在较大影响。图表54：海力风电原材料成本拆分图表55：2021H1海力风电管桩成本拆分资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所钢材价格波动，对单个海风基础合同盈利影响大，海风基础存在2-3月合同敞口期。以管桩为例，按照海力风电招股说明书数据，2021H1时，在平均单机容量为4.5MW下，单台管桩钢板用量为899吨，法兰用量8吨，而彼时钢材价格为4473元/吨、法兰价格为16755元/吨，据我们测算，当钢材和法兰价格波动±20%幅度内时，管桩毛利率水平处于21%-45%区间，跨度较大。钢材价格波动5%时，毛利率水平变动2.5%；法兰价格波动5%时，毛利率水平变动0.1%，管桩盈利受钢材价格波动影响大。据海力风电招0%5%10%15%20%25%30%35%40%2018201920202021H1海上塔筒陆上塔筒自制管桩外协管桩导管架0500100015002000250030003500海上塔筒陆上塔筒自制管桩外协管桩201920202021H10%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2018201920202021H1钢板法兰型管材油漆套笼内件焊材其他钢板77%法兰3%运费3%人工费用、制造费用等17%2023年05月16日P.27请仔细阅读本报告末页声明股书披露，钢板、法兰等定制类原材料采购周期约40-70天，因此管桩存在2-3月合同敞口期，应时刻关注合同敞口期内上游钢材价格走势。同为基础产品，导管架参照管桩盈利性变化。图表56：钢材价格、法兰价格波动性对管桩毛利率敏感性分析（假设单台管桩钢板用量为899吨，法兰用量8吨，钢材价格为4473元/吨、法兰价格为16755元/吨）钢材价格波动-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%法兰价格波动-20%44.73%42.21%39.69%37.18%34.66%32.14%29.62%27.10%24.58%22.07%-15%44.64%42.13%39.61%37.09%34.57%32.05%29.53%27.02%24.50%21.98%-10%44.56%42.04%39.52%37.00%34.48%31.97%29.45%26.93%24.41%21.89%-5%44.47%41.95%39.43%36.92%34.40%31.88%29.36%26.84%24.32%21.81%0%44.38%41.87%39.35%36.83%34.31%31.79%29.27%26.76%24.24%21.72%5%44.30%41.78%39.26%36.74%34.22%31.71%29.19%26.67%24.15%21.63%10%44.21%41.69%39.17%36.66%34.14%31.62%29.10%26.58%24.06%21.54%15%44.12%41.61%39.09%36.57%34.05%31.53%29.01%26.49%23.98%21.46%20%44.04%41.52%39.00%36.48%33.96%31.44%28.93%26.41%23.89%21.37%25%43.95%41.43%38.91%36.39%33.88%31.36%28.84%26.32%23.80%21.28%资料来源：海力风电招股说明书，国盛证券研究所海风基础价格选用成本加成模式，且一单一价，长期看盈利性可控。风电塔筒通常由风电设备整机厂商和风电场投资运营商进行采购；而管桩及导管架通常由大型风电场施工商采购，少数情况下上述风电产品会由风电场投资运营商直接进行采购。海风基础环节是上游议价、下游随价能力的行业，为避免海风基础2-3月合同敞口期内钢材价格波动对单个合同盈利性带来大幅变动，一般企业都会提前预判钢材价格走势。除此之外，海风基础合同多为一单一价，因此签订下一个订单时可实时按照钢材市场价格调整签订结构，长期看盈利性可控。近期钢材价格下行，海风基础盈利性有望上行。截至2023年5月15日，中国兰格钢铁价格（中厚板）为4250元/吨，同比-19.54%；中厚板价格自3月15日起，价格呈现下行趋势，3月15日至5月15日，中厚板价格已下降9.32%，海风基础盈利有望受益。图表57：中厚板价格走势（截至2023/05/15）资料来源：wind，国盛证券研究所350045005500650075002021-01-022021-06-022021-11-022022-04-022022-09-022023-02-02中国:兰格钢铁:价格:中厚板中国:兰格钢铁:价格:中厚板2023年05月16日P.28请仔细阅读本报告末页声明海风作业窗口期短，交付急，短期内供需或紧张，海风基础价格或有上行可能。今年是海上风电开工大年，开工启动后，最先安装海上风电的基础，其次才是吊装，并网。今年海风开工加速，海风基础环节交付量有望大爆发，Q2-Q3海风窗口期至，预计Q2-Q3需求进入旺季。由于海上天气变化较大，考虑到台风等影响，一般海上有效作业窗口期短，以龙源江苏大丰H7海上风电项目为例，整个项目吊装11个月期间，海上有效作业窗口期大概仅有160天左右。海风招标价格持续下行，海风为有效管理成本，因此会压缩作业时间，海风基础建设在前期阶段，因此为保障海风建设可在规定时间完成，对海风基础交付能力、交付速度要求高，此情形下，海风基础短期内供需或紧张，价格或有上行可能。4.2国内外钢材价差大，国内管桩成本优势明显，出口盈利空间大海外钢材价格高，国内成本占优，基础出口盈利空间大。钢材占管桩成本80%，自2021年开始我国、欧盟、美国中厚板价格出现分歧，截至2023年5月12日，美国中厚板价格为1740美元/吨、欧盟1010美元/吨，中国604美元/吨，美国/欧盟中厚板价格是中国的2.88、1.67倍。国内外中厚板差距大，相比之下，中国海风基础更具竞争优势，促进海风基础出海。图表58：中国、欧盟、美国中厚板价格走势图（截至2023/5/12）资料来源：上海钢联，国盛证券研究所大金管桩开启出口，天顺风能德国建厂，国内海风基础加速出海。大金重工已开启管桩出海，2022年10月底与法国开发市EoliennesenMerIlesd’YeuetdeNoirmoutierS.A.S签订NOY-IleD'YeuetNoirmoutier海上风电项目62套单桩、2022年上半年成功中标英国MorayWest48套单桩项目，顺利实现管桩出海，截至2023年5月11日，大金总计获得超9.4亿欧元的海风单桩+海上塔筒的订单。从大金NOY项目（单桩）和DoggerBankB项目（海塔）订单看，价格达1162/1293万元/套。而天顺风能在德国建有海上风电产能30万吨，可以辐射欧洲市场，预计2023年达产。国内企业管桩正在加速出海。050010001500200025002020-1-22020-5-22020-9-22021-1-22021-5-22021-9-22022-1-22022-5-22022-9-22023-1-22023-5-2美国中西部地区中厚板价格（美元/吨）欧盟地区中厚板价格（美元/吨）中国中厚板价格（美元/吨）2023年05月16日P.29请仔细阅读本报告末页声明图表59：大金重工出海订单时间产品客户国家/地区订单详情金额（亿欧元）2022H1单桩/英国为MorayWest项目供应48套单桩/2022H1过渡段/英国为MorayWest项目供应30套过渡段/2022H1单桩Boskalis美国大型钢结构/2022年10月单桩EoliennesenMerIlesd’YeuetdeNoirmoutierS.A.S法国为NOY-IleD'YeuetNoirmoutier提供62套单桩1.2282022年10月海塔SGRE西门子歌美飒英国为UKMorayWest海上风电海塔项目供应12套海上风电塔筒2022年11月海塔GE英国为DoggerBankB海上风电项目供应41套Haliade-X海上风电塔筒0.732023年5月单桩某欧洲能源开发企业欧洲为供应商向某海上风电集群项目提供单桩5.472023年5月单桩某欧洲能源开发企业欧洲为承包商为业主提供单桩产品1.96合计9.388资料来源：公司公告，国盛证券研究所图表60：大金重工海外单桩和海塔订单情况项目NOYUKMorayWestDoggerBankB产品单桩海塔海塔数量（套）621241合同总额（亿元）8.65.3单套价格11621293资料来源：大金重工公告，国盛证券研究所五、投资建议海上风电加速启动，率先带动基础环节需求和交付提升，一季报海风基础业绩大幅增长。按照风电招标完至建设期，一般海风基础先建设，因此海风基础市场需求先行。从报表端看，2023Q1，整个基础板块收入和业绩先于行业触底反弹。海风即将进入Q2-Q3建设窗口期，海风基础开启密集交付，一般管桩、导管架需要提前1个季度采购，打响海风前站市场，管桩、导管架有望持续火热。2023年05月16日P.30请仔细阅读本报告末页声明图表61：塔筒环节上市公司季度收入及同比增速图表62：塔筒环节上市公司季度净利润及同比增速资料来源：wind，国盛证券研究所资料来源：wind，国盛证券研究所基础环节首推天顺风能，公司海上风电产能覆盖广东和江苏，在广东汕尾、在江苏射阳南通均有码头产能，且产品以导管架为主，具备强竞争实力。由于过去天顺风能主要以陆上塔筒产品为主，市场对天顺风能的定位主要是陆上风电塔筒龙头。而在公司完成了对长风的收购后，公司在海上风电已有三个海工基地（射阳、通州湾、汕尾），并和揭阳、阳江地方政府达成合作意向，海工基础产能覆盖江苏、广东两省，产能规模也在逐步超越行业其他竞争对手，加速完成海风转型。随着海上风电建设的水深环境越来越深，海上风电基础从大单桩向导管架转型。公司海上风电产品布局主要以导管架为主，贴合行业发展趋势。且导管架产品生产和运输难度大，稀缺性强，目前单吨净利润处在海上基础产品中领先地位。其次推荐泰胜风能、大金重工、海力风电、天能重工等。泰胜风能、大金重工、海力风电均拥有自有码头，优势显著。大金重工蓬莱基地是国内深水良港，助力公司海风基础出海享受高盈利订单。海力风电拥有小洋口和通州湾两处码头。泰胜风能的泰胜蓝岛，其在海上风电导管架、升压站平台等较为复杂的海上风电产品方面具有较强的竞争优势。天能重工背靠国企，有望优先获得与享受国企海域运输资源。风险提示海上风电需求不及预期：若海上风电需求不及预期，则海风基础需求小、发展潜力小，影响产业发展进程。海上风电降本速度不及预期：若海上风电降本速度不及预期，则海上风电盈利性偏差，影响业主对海风的选择，影响产业链发展进程。数据假设值与实际出入导致的测算风险：在测算市场需求时，我们认为海风风电走向深水区，随着水深加深，单台风力发电机所需要的海风基础需求在提升。若海风深水区发展速度不及预期，则单台基础需求不及预期，市场需求或低于我们测算数据。40.3244%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%01020304050607080901002021Q12021Q32022Q12022Q32023Q1风电-塔筒收入(亿元）同比增速4.99103%-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%0246810122021Q12021Q32022Q12022Q32023Q1风电-塔筒净利润(亿元）同比增速2023年05月16日P.31请仔细阅读本报告末页声明免责声明国盛证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，可能会随时调整。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司力求报告内容客观、公正，但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告，需注明出处为“国盛证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法，结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资建议的评级标准评级说明评级标准为报告发布日后的6个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准。股票评级买入相对同期基准指数涨幅在15%以上增持相对同期基准指数涨幅在5%~15%之间持有相对同期基准指数涨幅在-5%~+5%之间减持相对同期基准指数跌幅在5%以上行业评级增持相对同期基准指数涨幅在10%以上中性相对同期基准指数涨幅在-10%~+10%之间减持相对同期基准指数跌幅在10%以上国盛证券研究所北京上海地址：北京市西城区平安里西大街26号楼3层邮编：100032传真：010-57671718邮箱：gsresearch@gszq.com地址：上海市浦明路868号保利One561号楼10层邮编：200120电话：021-38124100邮箱：gsresearch@gszq.com南昌深圳地址：南昌市红谷滩新区凤凰中大道1115号北京银行大厦邮编：330038传真：0791-86281485邮箱：gsresearch@gszq.com地址：深圳市福田区福华三路100号鼎和大厦24楼邮编：518033邮箱：gsresearch@gszq.com