风电系列之塔桩：受益海风量利可期

华泰研究

2023 年 5 月 07 日│中国内地

专题研究

政策与经济双轮驱动，风电全面平价加速中

我们认为风电当前时点看政策和经济性驱动力仍较强：1）从政策力度看，22-23 年全球各主要国家可再生能源目标均有上调现象，国内部分省份对海上风电仍有补贴；2）从发电成本角度看，国内陆上风电 22H1 度电成本已较传统火电成本更低，海上风电虽然尚未实现平价，但我们认为随着海上风机大型化加速以及海风装机规模扩大，零部件成本、运维成本的摊薄效益将进一步显现，海风成本将持续下行，逐步实现平价。

海风为高成长赛道，桩基单位用量受大型化摊薄影响小

海上风电较陆风新增桩基/导管架需求，海风塔桩合计单 GW 重量约为陆风四倍。大型化趋势下，塔筒单位用量被摊薄，但桩基受大型化摊薄影响较小，且随水深增加，桩基用量有望快速提升。结合 22 年风电招标量高增的情况，我们认为各省份“十四五”规划落地确定性较强，预计 23-25 年国内海风新增装机量 12/16/22GW，对应国内海风塔筒需求 76/95/121 万吨，海风桩基需求 230/297/396 万吨，海风塔桩合计需求 306/392/517 万吨，对应 24、25年同比增速 28%、32%。

塔桩环节盈利推演：23年有望迎来量价齐升

从量上看，根据海风补贴政策时限、各省风电规划、行业招标量及项目建设周期，我们认为风电有望在 24-25 年迎来一波并网潮，对应塔桩出货量有望在 23 年率先开始增长。从价上看，考虑到陆塔行业集中度较低（21 年行业塔筒 CR4仅 26%），我们认为 23 年陆上塔筒供给较为充足。海风塔桩企业较少，头部四家 23 年有效产能预计为 203 万吨，且有部分产能用于制造出口产品，对应需求约 306 万吨，因此我们预计 23 年国内海上塔桩供需处于紧平衡状态，有望带动加工费的提升。

竞争要素：海陆格局差异主要在码头部署，规模化降本效益明显

塔筒技术壁垒较低加受运输半径限制导致塔筒企业众多且分布零散，塔筒环节 21 年 CR4 仅 26%。海上塔桩市场集中度较高，我们认为海风区别于陆风竞争格局的主要在于码头资源部署：海风塔桩配套产能需靠近码头，且布局码头可提升企业产品交付灵活度且降低运输成本。但国内万吨级泊位资源增量少，且码头建设周期长、投资大，企业取得码头需要有过硬业绩支撑和当地政府资源。此外，塔桩环节规模效益明显，大产能企业销售毛利率、净利率均更高。

风险提示：海上风电新增装机量不及预期，产能扩张超预期。

增持 (维持)

研究员

SAC No. S0570522020002

申建国

shenjianguo@htsc.com

+(86) 755 8249 2388

研究员

SAC No. S0570518110004

边文姣

SFC No. BSJ399

bianwenjiao@htsc.com

+(86) 755 8277 6411

研究员

SAC No. S0570522120001

周敦伟

zhoudunwei@htsc.com

+(86) 21 2897 2228

行业走势图

资料来源：Wind，华泰研究

正文目录

政策与经济性双轮驱动，风电装机量有望触底反弹. .3
世界各国风电政策力度渐强.. ..3
陆风已有经济性，海上风电平价加速中 .4
海风为高成长赛道，桩基单位用量受大型化摊薄影响小 ..... ...9
海风塔桩价值量显著高于陆风... ..9
塔筒单位重量随风机大型化被摊薄，桩基用量随水深增加提升.. ..10
塔桩环节盈利推演：23 年有望迎来量价齐升... ...13
塔桩 23 年出货量有望高增. ...13
海风塔桩供需紧平衡，行业加工费有望上涨. ...14
塔筒环节技术壁垒低，行业集中度不高.. ....16
海风塔桩具备一定门槛，码头是关键竞争资源. ....16
塔桩规模化降本效益明显. ...18
风险提示.... ...18

政策与经济性双轮驱动，风电装机量有望触底反弹

我们认为当前时点风电政策和经济性驱动力仍较强：1）从政策力度看，22-23 年全球主要国家可再生能源目标均有上调现象，国内部分省份对海上风电仍有补贴政策；2）从发电成本角度看，国内陆上风电 22H1 度电成本已较传统火电成本更低，海上风电虽然尚未实现平价，但我们认为随着海上风机大型化加速以及海风装机规模扩大，零部件成本、运维成本的摊薄效益将进一步显现，海风成本将持续下行，逐步实现平价。

世界各国风电政策力度渐强

碳中和背景下，全球各主要国家不断提高可再生能源装机目标。欧盟、美国、德国、日本、印度均大幅上调其 2030 年可再生能源占最终能源消费总量比例，风电作为可再生能源中一种重要形式将迎来更快的发展和更广阔的市场空间。

图表1：各国可再生能源目标上调情况

国家	现行目标	制定时间 2023	原目标 2030年可再生能源占最终能源消费总量32%	制定时间 2018
欧盟	2030 年可再生能源占最终能源消费总量	制定时间 2023		制定时间 2018
美国	42.5%	2021		2017
德国	2030 年可再生能源发电比例达到80%	2023	特朗普政府退出《巴黎协定》，未设定目标 2030年可再生能源发电比例达到65%	2021
日本	2030 年可再生能源发电比例达到80% 2030 年可再生能源发电比例达到36%至	2021	2030年可再生能源发电比例达到22%至24%	2018
印度	38%	2021		2015

资料来源：欧盟官网，白宫官网，德国联邦经济事务和气候行动部，日本经济产业省，COP26，华泰研究

海风装机量较“十四五”规划仍有较大缺口，省补政策助规划装机量落地。2022 年，广东、山东、上海、浙江陆续出台海风省补政策，主要面向 2024 年前并网项目，有望助推今明两年海上风电建设高潮。据我们统计，目前沿海省份已明确的“十四五”海风规划装机目标已达到 76GW。据国家能源局统计，21 和 22 年我国新增海风并网装机量 21GW，距离各省份“十四五”目标仍有约 50GW 差距，考虑到建设周期叠加补贴政策，今明两年海风装机量有望迎来快速增长。

图表2：国内海上风电补贴政策统计

省份	文件	政策
广东	《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》	补贴对象为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目；对2022/2023/2024年全容量并网项目给予 1500/1000/500元每千瓦补贴。
山东	山东省政府新闻发布会《山东省2022年“稳中求进”高质量发按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分展政策清单（第二批）》	对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别别不超过200、340、160万千瓦。2023年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。
上海	《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》	对2022-2026年新投产的深远海风电和场址中心离岸距离大于等于 50公里近海风电，按每千瓦500元奖励。单个项目年度奖励金额不超过5000万元。
浙江	《2022年风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》	2022-2023年全省享受海上风电省级补贴标准分别为0.03、0.015 元/千瓦时。

资料来源：省能源局，省政府，市人民政府，华泰研究

图表3：各省“十四五”规划海上风电新增装机容量（GW）

省份	“十四五”新增规划	省份	“十四五”新增规划
广东	17.0	广西	7.5
海南	12.3	浙江	4.5
福建	10.3	辽宁	3.6
山东	10.0	上海	1.8
江苏	9.1

资料来源：省人民政府，省发改委，华泰研究

陆风已有经济性，海上风电平价加速中

风机大型化加速进行中。据我们统计，近期海风招标项目中山东、浙江以 8MW 以上机型为主，广东、福建以 10MW 以上机型为主，均高于国补时期 4-6MW 的主流机型。风机大型化能够从以下途径促进海风经济性提升：1）大型化风机单 GW 零部件用量减少，设备单位成本降低；2）单个风机容量上升，风场所需风机个数减少，施工建设和运维成本下降；3）大型化风机对风速要求降低，风机利用小时数更高。据 CWEA统计，2012-2022 年，国内新增陆上/海上风电机组平均单机容量由 1.6/2.8 提升至 4.3/7.4MW。除中国以外，海外各国风机也在不断大型化发展，目前全球海上/陆上风机最大机型已突破 18/8.5MW。

图表4： 2012-2022中国新增陆上和海上风电机组平均单机容量变化

资料来源：CWEA，华泰研究

陆上风电率先平价，十年间建设成本快速下降。据 Power International 统计，全球陆上风电加权平均建设成本从 1983年的 5241美元/kW 下降到 2020年的 1355美元/kW，降幅 74%；其中 2010-2020 年，欧洲、欧亚、北美、中国等地区陆上风电建设成本分别下降 38、41、43、16%。2020 年后，国内陆上风机仍通过大型化不断降本，据 China Bidding Centre 统计，国内陆上风机（含塔筒）招标价格已由 20Q1 的 4029 降至 23Q1 的 1801 元/kW，降幅 55%。

图表5： 2010/2020 年全球各地区陆上风电建设成本表

区域/国别	2010年（美元/kW)	2020年（美元/kW)	变化幅度
中美洲	2679	2062	23.03%
欧亚	2446	1446	40.88%
欧洲	2429	1515	37.63%
北美	2474	1403	43.29%
大洋洲	3521	1731	50.84%
亚洲 (除中国、印度)	2515	2472	1.71%
南美洲 (除巴西)	2644	1607	39.22%
巴西	2639	1449	45.09%
中国	1500	1264	15.73%
印度	1387	1038	25.16%

资料来源：Power International，华泰研究

图表6：国内陆上风电机组（含塔筒）价格变化情况

资料来源：China Bidding Centre，华泰研究

陆上风电度电成本已低于传统火电。据 BNEF 统计，2022年上半年全球陆上风电加权平均LCOE 为 46 美元/MWh，与 2021 年上半年同比上涨了 6.7%，主要由于海外原材料、劳动力、运输成本等均在上涨导致海外陆风项目 LCOE增长约 16.7%。对比传统火电，2022 年上半年燃煤和燃气电厂成本受全球煤炭和天然气价格快速上行的影响，提升至 74 美元/MWh，同比上涨 9.3%，较同期陆风 LCOE 高 60.9%。

图表7： 2022H1 全球各类能源 LCOE 情况

注：最低和最高数字分别表明最便宜、最昂贵项目；紫色数字对应全球加权平均水平，百分比数据表明同比变化资料来源：BNEF，华泰研究

海上风电机组中标价格不断下降，全面平价时代加速到来。根据 BNEF 数据，2022 年上半年获得融资的海上风电项目LCOE约为86美元/MWh，较同期的火电LCOE（74美元/MWh）和陆风 LCOE（46 美元/MWh）仍有一定差距，主要由于此前海上风电装机规模仍远低于陆风，规模化降本效益不足。自 2021 年开始，海上风机降本加速，招标大幅下降。据 ChinaBidding Centre统计，国内海风机组（含塔筒）单位价格已从国补时期 7000元/kW 降至4000元/kW 附近，部分项目已实现平价。我们认为随着海上风机大型化加速以及海风装机规模扩大，零部件成本、运维成本的摊薄效益将进一步显现，海风成本将持续下行，逐步实现全面平价。据 CWEA预测，到 2025 年，国内山东、江苏、福建、粤东地区 LCOE有望下降至 0.3 元/kWh 内。

图表8：国内海上风电机组（含塔筒）价格变化情况

资料来源：China Bidding Centre，华泰研究

图表9：到 2025/2030 年中国各海域海上风电 LCOE（元/kWh）预测

海域	风能资源条件/(m/s)	2023	2025E	2030E
山东周边	6.8~7.6	0.33	0.29	0.26
江苏周边	7.4~8	0.32	0.27	0.25
福建、粤东周边	8.2~9.5	0.31	0.27	0.24
粤西、海南周边	7.5~8	0.34	0.30	0.26

资料来源：CWEA，华泰研究

图表10：到 2030 年海上风电降本空间构成

注：本图以粤东地区为例资料来源：CWEA，华泰研究

陆上风电率先实现平价，新增装机有望实现稳步增长。据 GWEC 在《2023 全球风能报告》中预测，23-27 年全球陆上风电预计新增 97/106/109/117/122GW，23-27 年 CAGR 为 12%。

图表11：全球陆上风电新增装机预测

资料来源：GWEC，华泰研究

全球海风有望快速发展。海上风电凭借风场条件优良、近用电中心、无土地资源约束等优势，正成为各国下一阶段的发展重点，欧盟、美国、日本、印度分别规划于 2030 年前新增60、30、10、37GW 海上风电。据 GWEC 在《2022 海上风电报告》中预测，25、30 年海外地区海上风电新增规模有望达到 15.36、38.92GW，23-25 年 CAGR 达 27%，其中2028-2030 年分别较《2021 海上风电报告》中预测值上调 1.26/3.36/5.94GW。从国内市场看，我们认为“十四五”规划落地确定性较强，预计国内 23-25 年海上风电新增装机量达12、16、22GW，21-25 年 CAGR 达 42%。

图表12： 2023E-2030E全球除中国地区以外海上风电新增装机预测

资料来源：GWEC，华泰研究

图表13： 2023-2025 年国内海上风电新增装机量预测

资料来源：CWEA，华泰研究预测

海风为高成长赛道，桩基单位用量受大型化摊薄影响小

海风塔桩价值量显著高于陆风

海上风电塔筒与基础结构与陆风不同：1）海风塔筒更高：海上风机相较陆上风机单机容量更大，需配合更高塔筒；2）基础结构更复杂：海上风电随水深、风浪影响、海床的不同，可采用单桩、导管架、多脚架等多种结构。

单看塔筒环节，海上风电塔筒单位价值量高于陆上风电。海风塔筒价值量高于陆风主要原因在于海风机型普遍较陆风更大，对应塔筒更高，单位成本也更高。考虑到海风风机大型化进度较陆风仍有领先，我们认为其单位价值量优势有望继续保持。据华经产业研究院统计，2020 年，陆风塔筒单位价值量为 872 元/kW，海风塔筒单位价值量为 1025 元/kW，较陆风高约 17.55%。

图表14：海上风电与陆上风电项目塔筒价值量对比

资料来源：华经产业研究院，CWEA，华泰研究

海风较陆上新增桩基结构，塔桩合计单位用量约为陆风 4 倍。海上风电基础结构主要分为单桩、导管架、漂浮式基础等，其中单桩主要应用于 0-60 米的中浅海，据 SIF披露，单桩全球市场份额约 70%，欧洲超 80%。陆风塔筒通过基础环或锚栓结构固定于地面，无需桩基。对比象山涂茨海风项目和清水河陆风项目，塔筒用量海风为陆风 1.24 倍，塔桩合计用量海风为陆风 4.21 倍，海风塔桩环节价值量显著高于陆风。

图表15：海上风电较陆上风电基础结构不同

资料来源：海力风电招股书，华泰研究

图表16：陆风海风塔桩环节单位用量对比

项目名称	项目类型	单机塔桩重量(t)	单机容量（MW）	单位用量(万吨/GW)
呼和浩特清水河风电项目一期陆上风电		塔筒315	5.0	6.3
中广核象山涂茨海上风电项目海上风电		塔筒626	8.0	7.8
		桩基1495		18.7

资料来源：2023，《清水河风电项目一期环境影响报告书》，2022，《中广核象山涂茨海上风电场项目环境影响报告书》，华泰研究

图表17：海上风电主要基础形式

水深(m)	基础结构类型大直径单桩基础	适用条件	优缺点	代表项目
0-30		适用于砂性土或软粘土层,地基具有较好施工工艺简单,但需三峡阳江、华能灌云承载能力，海床较为稳定的区域	要使用超大型打桩设备
0-30	多脚架式基础	适用于海床(岩)土层具有较高水平向承载使用地质条件较广，龙源如东能力，海床冲刷不严重区域	成本介于单桩与三腿导管架
20-50	导管架基础	适用于地质条件一般区域，水深较深条件能够较好地解决水下中广核南鹏岛下优势较为明显	连接问题并且具备较好的承载能力,但建设需要大量钢材,成本较高
>50	漂浮式基础	对地基要求较低，水深要求较高	适用于深水海域安装三峡阳江不受海床影响，但是该技术尚在研制中，缺乏设计及安装经验，在中浅水区域并不具有经济优势

资料来源：海力风电招股书，华泰研究

塔筒单位重量随风机大型化被摊薄，桩基用量随水深增加提升

大型化趋势下，塔筒单位重量小幅下降。随着风机功率增加，多数风电零部件环节价值量被摊薄，而塔筒由于高度、直径、壁厚随风机大型化增加，因此单位用量较其他零部件环节降幅更小。

图表18：风电塔筒单位用量变化

	2018 2019	2020	2021H1
平均单机容量 (MW/台套)	2.44	3.36 3.61	4.36
单机容量变化幅度(%)		37.7% 7.4%	20.8%
单套平均吨重 (吨/台套)	211.79 288.56	308.35	320.9
单GW 用量（万吨/GW)	8.68 8.59	8.54	7.36
单位用量变化幅度(%)		-1.1% -0.5%	-13.8%

资料来源：海力风电招股书，华泰研究

桩基单位用量受大型化影响较小，随水深增加快速提升。同一水深情况下，海风风机 5-8MW机型桩基单位用量差距较小，说明桩基有一定的抗通缩能力，其单 GW重量随风机大型化摊薄不明显。另一方面，随着水深增加，桩基单位用量接近线性增长，随深远海开发进程加快，桩基需求量有望大幅提升。

图表19：桩基与导管架用钢量对比

资料来源：2021，唐巍，《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析》，华泰研究

图表20：桩基单位用钢量随机组容量与水深变化情况

资料来源：2021，唐巍，《多场景海上风电场关键设备技术经济性分析》，华泰研究

深远海发展前景广阔，高价值量的导管架有望大规模应用。据国家能源局统计，我国深远海风能储量达 1268GW，深远海海风资源占比超过 60%。深远海海风基础常用形式为导管架和浮式基础，目前广东阳江已有多个风场采用导管架技术，今年三月我国首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”已运往文昌进行安装。导管架由上层桁架结构和下层钢管桩组成，以阳江帆石项目为例，项目水深 46\~53m，导管架整体重量为 2732t，约为同等水深单桩重量的两倍。随着深远海开发进程，导管架的大规模利用有望带动海风基础环节价值量的提升。

图表21：导管架结构示意图

资料来源：2023，《中广核阳江帆石一海上风电场项目环境影响报告书》，华泰研究

在此，我们将塔桩产品分为塔筒、桩基两部分需求进行测算。其中海风基础除桩基外，还有小部分导管架需求，由于占比较小，此处我们仅对塔桩需求进行测算：

1) 结合 22年风电招标量高增的情况，我们认为各省份“十四五”规划落地确定性较强，预计 23-25 年国内陆风新增装机量 65/70/75GW，海风新增装机量 12/16/22GW；

2) 根据海力风电招股书统计，19/20/21H1 风机塔筒单 GW 用量为 8.6/8.5/7.4 万吨（对应平均单机容量为 3.4/3.6/4.4MW）。随着风机大型化，塔筒单 GW 重量小幅减少，我们假设塔筒单位用量以每年 7%的幅度下降，23-25 年单 GW 风机机组所需塔筒重量为6.4/5.9/5.5 万吨，由于数据获取有限，此处我们假设该用量为海陆塔筒平均用量、海陆塔筒用量均等；

3) 根据海力风电招股书统计，19/20/21H1 桩基单 GW 用量为 18.7/20.4/20.3 万吨（对应平均单机容量为 4.4/4.2/4.5MW）。考虑到随海风项目水深加深，桩基单位用量具备较强的抗通缩能力，我们假设桩基单位用量以每年 3%的幅度下降，23-25 年单 GW 海风机组所需桩基重量为 19.1/18.6/18.0 万吨。

根据以上参数假设，我们测得23-25年国内海风塔筒76/95/121万吨，海风桩基230/297/396万吨，海风塔桩合计需求 306/392/517 万吨，对应 24、25 年同比增速 28%、32%。

图表22：国内陆风塔筒/海风塔筒/海风桩基需求量测算

	单位	2023E	2024E	2025E
国内新增陆风装机量	GW	65.0	70.0	75.0
国内新增海风装机量	GW	12.0	16.0	22.0
塔筒单位重量	万吨/GW	6.4	5.9	5.5
yoy	%	-7.0%	-7.0%	-7.0%
桩基单位重量	万吨/GW	19.1	18.6	18.0
yoy	%	-3.0%	-3.0%	-3.0%
国内塔筒市场需求 (陆风)	万吨	414	414	413
国内塔筒市场需求 (海风)	万吨	76	95	121
国内桩基市场需求	万吨	230	297	396

资料来源：CWEA，海力风电招股书，华泰研究预测

塔桩环节盈利推演：23年有望迎来量价齐升

塔桩 23 年出货量有望高增

塔桩企业收入确认先于行业并网口径。受国补政策结束影响，20 年和 21 年分别出现陆上风电和海上风电抢装潮，需求的快速增长带动了塔桩企业收入和利润水平的提升。我们注意到，塔桩企业业绩确认往往先于风电新增并网容量的增长，以大金重工/天能重工/泰胜风能等企业为例：1）2019 年归母净利润分别为 1.76/2.69/1.54 亿元，同增幅度179.93/163.33/1358.82%，均远超 19 年风电新增并网容量同比增幅 25.26%；2）2020 年其归母净利润同比增幅分别为 164.75/58.67/127.02%，均低于 20 年风电新增并网容量同比增幅 177.16%，我们认为原因在于风电塔桩企业发货一般较风电并网提前，因此业绩兑现早于风电并网量指标增长。

图表23：陆上风电项目施工安排

序号	项目名称	施工起止时间
1	项目开工	第1年1月1日
2	风机及箱式基础施工	第1年2月初至第1年7月底
3	风机及箱变安装施工 (含塔架吊装)	第1年6月初至第1年10月底
4	风机调试及发电	第1年9月初至第1年11月底
5	建设完成	第1年12月底

资料来源：2020，《百色乐业县风电项目二期工程环境影响报告书》，华泰研究

图表24：海上风电项目施工安排

序号	项目名称	施工起止时间
1	项目开工	第1年1月1日
2	施工准备工作(施工用水、电、场地等临时设施)	第1年1月初至第1年2月底进行，共2个月
3	主体工程施工(风机机组基础、电缆施工、风机安装)	第1年7月初至第2年5月底，共11个月
4	首批机组到现场	第1年8月初
5	首批机组发电	第1年12月底
6	全部机组安装完毕，投产发电	第2年6月底

资料来源：2022，《中广核象山涂茨海上风电场工程环境影响报告书》，华泰研究

图表25：塔桩企业业绩兑现与风电新增并网容量关系

资料来源：各公司公告，华泰研究

从 2022 年招标情况看，据明阳智能统计，2022 年国内风电招标 100.9GW，较 21 年增长60.72%，从建设周期看，风电项目一般需 1-2 年。根据此前统计的海上风电补贴政策时限、各省份风电规划以及项目建设周期，我们认为风电行业在 24-25 年有望迎来一波并网潮，对应塔桩企业有望在 23 年率先实现交付量的增长。

图表26：国内风电行业招标情况

资料来源：明阳智能演示材料，华泰研究

海风塔桩供需紧平衡，行业加工费有望上涨

头部企业扩产落地时间集中在 23H2，对全年出货贡献有限。结合各公司扩产计划，我们预计 23 年大金重工、天能重工、天顺风能、泰胜风能等 4 家塔桩上市公司共具备 459 万吨塔桩产能，其中陆风塔筒 256 万吨，海风塔桩 203 万吨。前述预测 23 年国内陆上塔筒需求414 万吨，海上塔桩需求 306 万吨，考虑到陆塔行业集中度较低（21 年行业塔筒 CR4 仅26%），我们认为 23 年陆上塔筒供给较为充足。海风塔桩企业较少，且有部分产能用于制造出口产品，我们预计 23 年国内海上塔桩供需处于紧平衡状态，有望带动加工费的提升。

图表27：国内主要上市公司海风塔桩 22年底名义产能统计

海风	基地	2022年底名义产能(万吨)
大金重工	山东蓬莱	50
	广东阳江	20
泰胜风能	南通蓝岛	20
天能重工	江苏盐城	10
	辽宁大连	8
天顺风能	广东汕尾	10
	江苏盐城	20
	江苏通州湾	20
	广东汕尾	20
合计		178

资料来源：各公司公告，华泰研究

图表28：行业头部企业产能建设进度时间表

公司	扩产项目	陆/海	公告时间	投产进度	扩产规模/万吨
大金重工	大金重工蓬莱基地产线升	海	2021年12月	23年完成技改，达到70	20
	级及研发中心建设项目大金重工阳江生产基地	海	2022年8月	目前20，计划到50
	大金重工盘锦生产基地	海		23年7-9月投产	30
			2023年1月		50
天能重工	江苏盐城生产线技改	海	2023年1月	23末或24初投产	4
	广东汕尾生产线技改	海	2023年1月	23末或24初投产	4
	山东东营基地30万吨	海	2021年12月	23H1投产一期20万吨	30
	吉林大安基地扩产	陆	2022年6月	23年完成	5
天顺风能	江苏射阳港基地25万吨	海	2020年1月	23年投产	25
	收购：长风射阳基地	海	2022年12月	基地正常生产	20
	收购：长风南通基地	海	2022年12月	基地正常生产	20
	收购：长风汕尾基地	海	2022年11月	基地正常生产	20
泰胜风能	扬州塔架基地25万吨	陆+海	2022年7月	23年6月投产	25

资料来源：各公司公告，华泰研究

图表29：各主要上市企业各年度国内基地有效产能情况

资料来源：各公司公告，华泰研究预测

竞争要素：海陆格局差异主要在码头部署，规模化降本效益明显塔筒环节技术壁垒低，行业集中度不高

塔筒技术壁垒较低，行业格局较为分散。据华经产业研究院统计，2021 年国内塔筒行业市场 CR4 市占率之和仅 26%。除技术壁垒较低外，塔筒由于重量和体积限制，运输半径一般不超过一公里，两者共同导致塔筒企业众多且分布零散。

图表30： 2021年国内塔筒行业市场份额

资料来源：华经产业研究院，华泰研究

海风塔桩具备一定门槛，码头是关键竞争资源

海上风电塔桩行业集中度远超陆上。据海力风电招股书披露，其 18、19 年陆上风电塔筒市场份额为 1.96%、0.90%；海上风电塔筒市场份额为 12.45%、25.69%；海上风电桩基市场份额为 17.68%、23.03%，可以看出海风塔桩市场集中度远高于陆风，我们认为海风区别于陆风竞争格局的主要在于码头资源部署 1。

码头资源配备具备一定必要性：

1）运输限制下，海风塔桩配套产能需靠近码头。陆风塔筒通过轴线车陆路运输，高架桥/收费站高度（5m）、重量（80t）等限制下，最大可运输的产品直径为 4.8m。目前海风塔筒直径超 5m，单桩直径超 8m，无法通过陆路远距离运输。

2）自有码头交付更灵活。海上风电施工环境复杂，受天气影响较大，每年施工窗口期有限，且根据业主要求可能有临时调整，自有码头情况下企业可提前堆货且不产生搁置费用，提升交付灵活度。

3）配备码头越多，平均运输成本越低。以海力风电为例，其招股书披露 21H1 从如东-如东运输费用为 14.95 万元/台套，从通州-如东运输费用为 42.17 万元/台套，运输距离增加大幅提升运费费用，若企业配备码头越多，其平均运输距离将大幅缩减，对应运输费用更低。

新建设码头所需建设周期长且产能投资额较高。据《广东省 2022 年重点建设项目计划表》披露，阳江港吉树作业区#J15\~#J16 泊位工程项目预计建设 1 个 3000 吨级风电设备专用泊位和 1个 3000 吨级通用泊位，其建设起止年限为 2020-2022 年，总投资额为 6.9 亿元，平均单个泊位投资额超过 3 亿元。从国内塔筒厂商含码头产能建设周期来看，从获批开工到建成投产需要 3-5 年，建设周期较长。

图表31：海风塔桩头部企业自有码头建设情况

公司大金重工山东蓬莱	码头位置	类型自有	开始建设时间建设完成时间 2010年	2014年	码头情况
					有10万吨级对外开放专用泊位2个，3.5万吨级对外开放风电专用凹槽泊位1个，已建成正在履行审批手

					续的靠泊等级10万吨级泊位两个，码头区域自然水
					深10-16米
				2018年	港口拥有优良岸线760米、1000吨固定式全回转起
			2015年		重设备，220 米重力式码头
	江苏太仓	租用
	江苏长风江苏南通	自有	2019年	2022年	已被天顺风能收购
	广东汕尾	自有	2019年	2022年	已被天顺风能收购

资料来源：各公司公告，南通市政府网站，盐城市政府网站，华泰研究

码头属于稀缺资源，公司过往业绩和政府资源为拿码头关键因素。国内港口建设由政府统一规划，由于岸线资源有限，码头资源紧缺。一般来讲一个码头由一个或几个泊位组成，我国每年生产用万吨级泊位数增量极少，据华经产业研究院统计，生产用万吨级泊位数每年增长量一般为几十个，其中 10 万吨级以上每年增量在 20 个左右。由于码头建设周期长，因此企业能否持续稳定经营、带动当地产业发展较为关键，已上市且过往业绩好的企业申请时更有优势。同时，具备政府资源、在当地有大规模产能投资的企业更容易拿到码头资源。

图表32：国内万吨级泊位增量资源少

资料来源：华经产业研究院，华泰研究

塔桩规模化降本效益明显

大产能助力企业摊薄生产成本及费用。以天顺风能与泰胜风能为例，截至 21年底天顺风能披露塔桩产能分别为 90/50万吨，对应其 16-21年销售毛利率及净利率均更高。

图表33：头部企业与二线企业销售净利率对比

资料来源：Wind，华泰研究

图表34：头部企业与二线企业销售毛利率对比

资料来源：Wind，华泰研究

风险提示

海上风电新增装机量不及预期。风电新增装机容量是衡量行业景气度的重要标志，国内海上风电新增装机需求不及预期或海外风电建设进展缓慢，都将影响行业景气度。

产能扩张超预期。产能大幅扩张将导致行业供过于需求，对应加工费将下跌，导致企业利润受损。

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行业评级

增持：预计行业股票指数超越基准

中性：预计行业股票指数基本与基准持平

减持：预计行业股票指数明显弱于基准

公司评级

买入：预计股价超越基准 15%以上

增持：预计股价超越基准 5%\~15%

持有：预计股价相对基准波动在-15%\~5%之间

卖出：预计股价弱于基准 15%以上

暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策

无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息

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风电系列之塔桩：受益海风量利可期

专题研究

政策与经济双轮驱动，风电全面平价加速中

海风为高成长赛道，桩基单位用量受大型化摊薄影响小

塔桩环节盈利推演：23年有望迎来量价齐升

竞争要素：海陆格局差异主要在码头部署，规模化降本效益明显

行业走势图

正文目录

政策与经济性双轮驱动，风电装机量有望触底反弹

世界各国风电政策力度渐强

陆风已有经济性，海上风电平价加速中

海风为高成长赛道，桩基单位用量受大型化摊薄影响小

海风塔桩价值量显著高于陆风

塔筒单位重量随风机大型化被摊薄，桩基用量随水深增加提升

塔桩环节盈利推演：23年有望迎来量价齐升

塔桩 23 年出货量有望高增

海风塔桩供需紧平衡，行业加工费有望上涨

海风塔桩具备一定门槛，码头是关键竞争资源

码头资源配备具备一定必要性：

塔桩规模化降本效益明显

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