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發布日期：2022-11-29 21:42:54 瀏覽：

前沿拓展：

（報告出品方/作者：首創證券,王帥）

1 海上風電方興未艾，未來五年高增可期

1.1 “雙碳”全球共識達成，海風有望貢獻中堅力量

碳中和遠景下世界各國相繼確立海上風電目標。截止目前，包括歐盟、美國、日本、英國、中國、加拿大等在內的世界主要經濟體已相繼明確碳中和目標，而且無一例外地將風電、光伏發展作為實現碳中和的重要路徑之一。受到新冠疫情的影響，預計 2020 年除中國外世界主要經濟體經濟均為負增長；為了刺激經濟增長和促進就業，世界各國相繼制定了綠色紓困計劃。歐盟方面，歐盟委員會已提出為了實現 2050 年碳中和，希望將海上風電裝機從目前的 25GW 提升至 2050 年的 450GW；波羅的海區域八國已簽署聯合協議計劃到 2050 年海上風電裝機達到 93GW。美國方面已明確對 2017 年 1 月 1 日至 2025 年 12 月 31 日開始建設的項目給予 30%的海上風電投資稅收抵免；近日宣布計劃到 2030 年將累計部署 30GW 海上風電（美國目前僅有 2 個小型海上風電場），每年減少 7800 萬噸的二氧化碳排放。根據脫碳路線圖草案，日本計劃到 2030 年將海上風電裝機增至 10GW，2040 年達到 3045GW，并在 20302035 年間將海上風電成本削減至 89 日元/千瓦時（約合 0.080.09 美元/千瓦時）。此外，英國、德國作為全球海上風電裝機第一與第三的國家分別確立了 2030 年和 2040 年海上風電裝機達到 40GW 的目標。2018 年，中國臺灣舉行了兩輪海上風電競標，分配給 7 家開發商，預計 2019 年至 2025 年中國臺灣第一階段海上風電開發總量達到 5.5GW。此外，中國臺灣在 2020 年修改了海上風電中長期計劃，2026 年到 2035 年將新增 10GW 海上風電，2035 年中國臺灣海上風電累計裝機將達到 15.5GW。

我國首次提出構建以新能源為主體的新型電力系統。2020 年 9 月，我國在第七十五屆聯合國大會上首次提出要力爭于 2030 年前實現碳排放達峰，努力爭取 2060 年前實現碳中和。2020 年 12 月，在氣候雄心峰會上進一步明確目標——2030 年我國單位 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費中的比重達到 25%左右。今年 3 月份以來，利好新能源長期穩定發展的政策頻出?！蛾P于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》指明了未來新能源消納的新模式，電源側多種資源協同和負荷側就地消納將拓展特高壓大規模遠距離外送之外的新途徑。在 3 月 15 日召開的中央財經委員會第九次會議指出：“十四五”是碳達峰的關鍵期、窗口期，要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。以新能源為主體的電力系統這一概念在學術界早已有人提出，對于 100%新能源電力系統的討論也有多年。中央在財經委員會上的表態意味著這一概念從論證階段進入實施階段，正式成為實現“雙碳”目標的核心思想。

中國風電發展進入 3.0 時代。經歷過以采購進口機組為特征的風電 1.0 時代和以“西電東送”、“北電南送”為特征的風電 2.0 時代后，中國正式邁入風電發展的 3.0 時代。據國家能源局數據，2020 年全國風電新增并網容量達到 71.67GW，其中陸上風電新增裝機在國補取消催化下達到 68.61GW，海上風電新增裝機達到 3.06GW；截止 2020 年底，我國風電累計裝機容量達到 2.82 億千瓦，同比增長 34.6%，其中海上風電累計裝機容量約為 900 萬千瓦。根據中電聯數據，2020 年全國全口徑發電量 7.62 萬億千瓦時，同比增長 4.0%，其中并網風電發電量達 4665 億千瓦時，同比增長 15.1%，占全國發電量的 6.12%。風電的大規模發展與此前十余年新能源大規模遠距離配置指導思想下的特高壓高速發展密不可分。我國的第三輪特高壓建設高峰始于國家能源局在 2018 年 9 月下發的《關于加快推進一批輸變電重點工程規劃建設工作的通知》。根據國家電網公司 2020 年 3 月發布的特高壓項目前期工作計劃，“5 交 2 直”計劃在 2020 年內核準，同時在年中完成三條線路的預可研工作；截止 2021 年 6 月底，仍有“2 交 1 直”待核準，三條線路的預可研工作仍在進行中，整體進度低于預期。此外，上述“5 交”線路均集中在華中區域，“2 直”均為白鶴灘水電站專用配套工程，新能源消納水平的進一步提高僅靠特高壓工程作用有限。隨著新能源滲透率的不斷提升，我們認為“十四五”期間新能源消納將在遠距離外送之外開拓就地消納的新途徑。

陸上趨穩，海上有望貢獻主要增量。根據伍德麥肯茲發布的《2020 年中國風電市場展望》，中國目前有 25+陸上風電基地項目處于規劃或建設中，總容量超過 100GW，基本分布在三北地區，其中超過 45%的基地規劃在內蒙古。根據能見統計，今年一季度陸上風電招標量超過 15GW，搶裝潮后陸上風電開發熱情并未出現斷崖式下降。相比之下，此前被寄予厚望的中東南部陸上風電開發卻低于預期。在生態保護紅線、永久基本農田和城鎮開發邊界三條控制線的約束下，中東南部可用于風電開發的土地捉襟見肘。與陸上相比，我國海上風電資源主要分布在東南沿海負荷中心地區，不需要遠距離的電力傳輸，消納條件良好；此外，海上風電開發不占用土地資源，對生態環境的影響也相對較小。結合產業鏈調研，我們預計未來五年我國陸上風電新增裝機增速趨穩，隨著降本的加速和消納方式的轉變，“十四五”期間海上風電有望貢獻主要增量。

1.2 未來五年全球海上風電迎來階躍式發展

未來五年海風新增裝機有望超過 70GW。根據 GWEC 統計，截止 2020 年底全球陸上風電累計裝機 707GW，海上風電累計裝機 35GW。陸上方面，20202021 年搶裝潮后新增裝機有一定程度回落，2023 年開始企穩回升，未來五年 CAGR 為 0.3%；海上方面， 2022 年隨著中國搶裝結束新增裝機有一定程度回落，但 2023 年將開啟高增態勢，未來五年 CAGR 達到 31.5%。根據 2019 年底 IRENA 發布的報告，預計 2030 年全球海上風電累計裝機容量將達到 228GW，2050 年全球海上風電累計裝機將超過 1000GW，2019年至 2050 年 CAGR 可達 11.5%；2021 年海上風電新增裝機容量將突破 10GW，2027 年新增裝機將突破 20GW。此外，未來十年海上風電開發重心將由北海和大西洋東岸向東亞和東南亞轉移，2030 年亞洲海上風電累計裝機將達到 126GW，歐洲將達到 78GW，北美將達到 23GW。BNEF 今年 1 月給出測算，預計 2030 年全球海上風電累計裝機將達到 206GW；根據 WoodMac 預測，2035 年海上風電累計裝機將達到 219GW。結合各方數據和我們的測算，未來五年海上風電新增裝機將超過 70GW，隨著各國不斷上修目標，新增裝機有超預期的可能。

全球海上風電重心東移。根據世界銀行數據，中國海上風電開發潛力高達 2982GW，其中固定式 1400GW，漂浮式 1582GW。根據 WFO 統計，截止 2020 年底，全球共有 26 個在建海上風電項目，容量接近 10GW；其中約 44%的在建容量來自中國。累計裝機方面，中國在去年成功趕超荷蘭位居世界第三，我們預計中國將在今年趕超英國、德國兩大海上風電大國，累計裝機容量稱霸全球。此外，日本、越南、中國臺灣、菲律賓也有望在未來幾年開啟海上風電的大規模開發。

1.3 “十四五”我國海上風電新增裝機有望突破 37GW

東南沿海各省海風發展目標陸續出臺?！半p碳”目標發布以來，沿海各省基于消納和風資源優勢紛紛積極響應，將海上風電作為“十四五”期間新能源發展的重要方向。《江蘇省“十四五”可再生能源發展專項規劃（征求意見稿）》中提出要以“近海為主、遠海示范”為原則，穩妥推進近海海上風電項目開發，力爭推動深遠海海上風電示范項目建設，“十四五”期間全省風電的新增裝機 11GW，其中海上風電新增裝機 8GW?！洞?進海上風電有序開發和相關產業可持續發展的實施方案》中提出廣東省 2025 年底裝機達到 18GW（即“十四五”期間新增裝機 17GW），并進一步摸查其他可開發的海上風能資源，對發展規劃進行修編。此外，浙江、福建、山東也紛紛公布海上風電發展目標。結合規劃項目容量和各省市目標，我們預計“十四五”期間我國海上風電新增裝機容量有望突破 37GW。

“十四五”全國海上風電新增裝機有望突破 37GW。根據 BNEF 數據，2020 年全國風電新增吊裝容量高達 57.8GW。經歷 2020 年陸上風電搶裝后，未來五年行業新增裝機將有適度回調，根據近期招標和調研情況，我們預計 2021 年我國新增陸上風電 3040GW，新增海上風電 78GW，2022 年我國新增陸上風電 4050W，新增海上風電 46GW。遠期看，我們判斷陸上風電 2023 年起陸上風電新增裝機將保持微增態勢，而海上風電“十四五”期間將進入快速成長期。截止 2020 年底，我國海上風電累計裝機容量約 9GW，新增裝機方面，截止今年 6 月底廣東、江蘇、浙江三省已基本明確“十四五”海上風電新增裝機目標（分別為 17GW、8GW 和 4.5GW），其余省份均已出臺海上風電相關支持政策，但未明確給出“十四五”新增裝機目標；根據我們的測算，我們預計“十四五”我國海上風電新增裝機將達到 46.8GW，新增裝機達到 37.8GW，年均新增裝機容量達到 7.6GW。

1.3 越南海上風電高速增長啟動在即

優勢得天獨厚，海風發展坡長雪厚。越南國土南北狹長，地勢西高東低，境內 75% 左右領土面積為山地和高原，主要人口和用電負荷均分布在海岸線附近，僅有 8.6%的陸地面積便于安裝風力發電；越南海岸線長達 3260 公里且領?；緸闇\水區域，發展海上風電具有得天獨厚的優勢。根據 2021 年 1 月最新研究數據，越南海上風電開發潛力 599GW，其中固定式 261GW，漂浮式 338GW。根據世界銀行研究成果，在低增長場景下，到 2035 年越南固定式海上風電累計裝機將達到 7GW，漂浮式海上風電累計裝機達到 0.4GW，潮間帶風電累計裝機達到 3.3GW；在高增長場景下，到 2035 年越南固定式海上風電累計裝機將達到 17.5GW，漂浮式海上風電累計裝機達到 2.9GW，潮間帶風電累計裝機達到 4.1GW。

規劃上修+補貼延期助力行業快速發展。根據越南此前發布的《電力發展規劃（第七版）》（2016 年發布），2021 年 11 月 1 日前投產的陸上和海上風電項目分別可以享受 8.5 美分/千瓦時和 9.8 美分/千瓦時的補貼電價，此外風電企業還能享受進口關稅、企業所得稅、土地稅以及環保費用的減免。根據越南在今年 2 月發布的《電力發展規劃（第八版）》，考慮到疫情和項目建設進度情況，將補貼退出時間延期至 2023 年底，并將 2025/2030 年全國風電裝機目標從此前的 2GW和 6GW 分別大幅上修至12GW和 19GW，并列出了共計 59GW 的海上風電潛力場址詳細分布情況。

1.4 歐洲海上風電裝機未來五年有望翻番

截止 2020 年底，歐洲海上風電累計裝機容量達到 25GW，根據歐洲各國政府出臺的海上風電發展規劃，2025 年歐洲海上風電累計裝機容量將超過 54GW，累計裝機容量五年時間將實現翻倍。英國方面，截止 2020 年底海上風電累計裝機容量達到 10.43GW，未來五年將維持高速增長，2025 年海上風電累計裝機有望突破 25GW，2030 年裝機容量有望突破 40GW。荷蘭方面，截止 2020 年底海上風電累計裝機容量達到 2.61GW，未來五年新增裝機容量預計可達 4.4GW，2030 年累計裝機容量預計達到 11GW。德國方面，截止 2020 年底海上風電累計裝機容量達到 7.69GW，根據 2020 年底頒布的《可再生能源法（修正案）》，2030 年海上風電累計裝機將達到 20GW，2040 年將達到 40GW。德國當前在建海上風電項目均為 2017/2018 競標項目，預計將在未來五年并網，新增裝機預計 3.1GW；新一輪競標預計在 20212023 年啟動，預計在 20262030 年陸續并網。（報告來源：未來智庫）

2 降本乃海上風電發展的首要任務

2.1 全面平價尚需時日，多渠道降本方為正途

補貼退坡海上風電平價承壓。據 IRENA 統計，全球光伏 LCOE 由 2011 年的 0.381 美元/度降至 2020 年的 0.057 美元/度，降幅達 85%；陸上風電 LCOE 由 2010 年的 0.089 美元/度降至 2020 年的 0.039 美元/度，降幅 56%；海上風電 LCOE 由 2010 年的 0.162 美元/度降至 2020 年的 0.084 美元/度，降幅 48%。根據 2019 年 5 月國家發改委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》，2019 年起核準的海上風電標桿電價改為指導價，全部通過競爭方式確定上網電價，且上網電價不得高于當年核準的指導價；2018 年底前核準且 2021 年底前全容量并網的海上風電項目可以享受核準時的標桿上網電價，2022 年及以后全部機組完成并網的執行并網年份的指導價。2021 年 6 月國家發改委發布《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》，指出 2021 年起新核準（備案）海上風電項目上網電價由省級價格主管部門制訂，這意味著 2021 年起海上風電新項目將全面取消國補。根據 IRENA 最新數據，2020 年中國海上風電總安裝成本為 2968 美元/kW， LCOE 為 0.084 美元/度（約 0.54 元/度），我國海上風電距離平價仍有差距。

廣東、江蘇預計 2025 年率先實現海風平價上網。根據大唐電科院預測，我國陸上風電度電成本將從 2018 年 0.41 元/千瓦時下降至 2023 年 0.33 元/千瓦時，下降幅度為 20%；海上風電度電成本將從 2018 年 0.5 元/千瓦時下降至 2023 年 0.41 元/千瓦時，下降幅度為 18%。吳睿等學者測算表明，2025 年廣東、江蘇海上風電可以實現平價甚至低價上網，海南、福建、浙江基本可以實現平價上網，山東暫時仍無法實現平價上網。相晨曦等學者給出了度電成本與投資成本/利用小時數的關系。根據測算，當海上風電單位造價為 1.2 萬元/kW 且利用小時數達到 4000h 時，度電成本可以下降到大約 0.4 元/kWh （假設資本金內部收益率為 10%）。據中國電建集團福建省電力勘測設計院測算，以閩南外海淺灘示范項目為例進行測算，在平價上網條件下（以福建省燃煤標桿電價 0.39元/kWh 計算），當等效滿負荷小時數 3800h，單位千瓦靜態投資降至 14750 元/kW，項目資本金內部收益率可達到 6%；單位千瓦靜態投資降至 14000 元/kW，項目資本金內部收益率可達到 8%。根據三峽能源招股說明書數據，今年搶裝潮下海上風電建設成本有所上升，江蘇、浙江海上風電單位造價約為 1.51.7 萬元/kW，福建、廣東海上風電單位造價約為 1.72.4 萬元/kW；預計 2022 年之后海上風電單位造價將明顯下降。根據三峽興化灣試驗風電場的數據，海上風電利用小時數普遍達到 3000h 以上，個別機組高達 5600h，利用小時數的優勢將大幅攤薄海上風電高造價，我們預計廣東省有望在 2024 年率先實現海風平價上網。

機組、基礎和運維是海上風電降本的關鍵環節。風電項目全壽命周期成本包括 CAPEX 和 OPEX 兩大部分。不同區域和類型的風電項目成本結構有較大區別，對于三北地區陸上風電，風機占投資成本比例可達 55%，基礎占比僅為 4%，而對于廣東海上風電項目而言，風機（含安裝）占投資成本比例約為 43%，基礎占比達到 24%，是海上風電 CAPEX 成本中占比最高的兩項。此外，海上風電 OPEX 成本占全壽命周期成本的比重約為 40%，后期運維質量與水平很大程度上決定了項目的收益。機組方面，大型化可以有效降低單位容量造價，基礎方面，工藝和技術水平的提升將有效降低相關成本，運維方面，無人化、智能化和專業化將在提升 MTBF 同時有效降低項目后期成本。從成本占比和降本空間兩個維度看，機組、基礎和運維都是海上風電降本的關鍵環節。

2.2 大型化是海風降本的核心

機組大型化助力海上風電開源節流。風機大型化是降低海上風電成本最有效的途徑。其一，單機容量的提升意味著更大的掃風面積和更高的輪轂高度，切入風速更低，在同一地理位置可以捕獲更多風能，可有效提升全壽命周期風電機組發電量；其二，同容量風電場采用更大單機容量的機組可以有效降低分攤到單位容量的原材料、基礎、吊裝、線路、土地等投資成本，其三，機組大型化將降低后期運維和管理成本及難度。綜合以上三點因素，機組大型化將有效降低風力發電的 LCOE。對于海上風電，更大的單機容量同時也意味著同容量風電場需要的風機點位更少，相應的風機基礎、運輸、安裝和維保成本也較陸上風電下降更為明顯。以海上風電發展最成熟的歐洲為例，2020 年海上風電新增裝機平均容量達到 8.2MW，遠高于我國同期水平。

整機龍頭加緊海上大型化布局。2018 年以來，國內外風電整機龍頭加緊機組大型化布局，Vestas早在2018年9月即發布10MW海上風機，今年已陸續交付蘇格蘭Seagreen 風電場；今年 2 月，Vestas 發布 15MW 海上機組，再度刷新全球海上風電裝機容量。 GE 方面，其 12MW 海上風機樣機于 2019 年在荷蘭并網發電，截止目前已獲得巴西、瑞典、美國、英國等多地訂單，并于 2019 年 11 月與國家電投簽署合作協議引進 12MW 機組并于廣東揭陽設立總裝基地；去年年底 GE 再度發布 14MW 機型，預計 2026 年在 Dogger Bank C 并網投產。西門子歌美颯于 2019 年 11 月發布 11MW 海上機組，次年 2 月在丹麥 Orsterild 風場完成樣機并網，目前已獲得來自荷蘭、德國等地的訂單；2020 年 5 月西門子歌美颯發布 14MW 機型，目前已獲得來自中國臺灣、美國等地的訂單。國內整機廠的海風大機組布局整體滯后于海外三巨頭，目前已實現樣機吊裝并網的大容量機組主要包括明陽智能 10MW、東方電氣 10MW、電氣風電 8MW 和金風科技 10MW。

核心零部件進口替代進一步打開降本空間。目前風電大部分零部件已實現國產化，但在大容量、海上風電機組的主軸承、變流器、變壓器和變槳系統等少數部件仍舊依賴進口。以軸承板塊為例，風電主要包括主軸軸承、變槳軸承和偏航軸承，其中主軸軸承部分進口占比較高，目前全球主軸承市占率前三分別為舍弗勒（29%）、斯凱孚（24%）和 NTN（12%）。變流器方面，部分大功率海上風電變流器依賴 ABB、西門子、KK、艾默生等外資品牌。但需要指出的是，目前依賴進口的零部件在風電整機價值量占比不高但對于長期運行可靠性的要求極高，故整機廠家和業主對于國產替代的積極性有限，但隨著風電平價和整機中標價格的持續下探，核心零部件的國產替代步伐勢必加快。

2.3 規?；s化組合拳打通海風降本痛點

規模效應是任何一項新技術降本的重要方式。從最早僅用于衛星領域到如今成為人類最便宜的能源形式之一，光伏發電成本的快速下降主要得益于規模效應和技術迭代。與光伏相比，風電作為機械屬性較強的行業技術迭代速度較慢，但規模效應的適用性毋庸置疑。任何一項技術如果確有優勢（暫不考慮價格）即會出現初始的特定小范圍應用；若其優勢足夠突出，則應用范圍會逐漸擴大，價格隨之下降，價格的下降使其在市場上更具競爭優勢，從而需求進一步增長，最終落實為更大范圍的應用。上述過程構成良性循環，最終推動技術的大幅降本。若將某項發電技術的累計裝機容量翻倍時成本下降的幅度定義為學習率，則相關研究表明 2010 年2019 年光伏、陸上風電和海上風電的 LCOE 學習率分別為 36%、23%和 10%。此外，學習率往往具有前低后高的特征——在技術應用初期學習率較低，降本速度較慢；在技術應用成熟后學習率明顯提高，降本速度加快。海上風電正處于應用初期到應用成熟期的轉折點，降本速度正大幅加快。

集約化規?；_發是海上風電降本利器。集約化和規?；瘜某跏纪顿Y成本和后期運維成本兩方面助力海風降本。規模的擴大將有效攤薄設計勘測、風電機組、送出線路、輸變電設備、安裝與施工等環節投資成本，并大幅降低運維難度，減少船只、人員用量和頻次。例如，去年 7月德國輸電運營商Amprion 提出在北海建立“歐洲海上風電母線”，旨在通過建立跨國共享的海上共用輸電網架降低海上風電送出成本。在東南沿海各省最新出臺的政策文件中，海上風電集中連片開發、打造千萬千瓦級海上風電基地均為高頻詞匯，海上風電規?；_發已經成為了各省共識。此外，各省區已根據海上風電開發規劃就近建設海風裝備制造基地，其中江蘇、福建和廣東三省布局最早、規模最大，涵蓋設計研發、裝備制造、檢驗測試、安裝施工、后期運維全環節，目前大部分項目仍處于產能爬坡階段，隨著基地的全面竣工，海風全產業鏈成本將有顯著下降。此外規?；_ 發還有助于上下游產業鏈能獲得長期采購訂單，提振行業信心。

搶裝潮下施工能力短板凸顯。我國目前已竣工的海上風電場項目數量少、規模小，相應船機設備技術不成熟，施工隊伍較為單一，施工經驗不足，造成建設成本較高，加上海上施工條件復雜、施工難度大，施工所需的專用大型船/平臺等關鍵裝備（如基礎打樁、風電機組運輸、吊裝等）較少，船班費用高昂，相對陸上風電，海上風電的安裝施工費用占總成本的比重大。龍源振華技術研究院表示，海上風電施工環境復雜多變，施工窗口受天氣等外在因素影響較大，導致其施工效率存在天花板。一條性能優異的施工船，一年最多也只能吊裝大約 40 臺海上風機。目前國內在役海上風電施工船大約 40 艘，年理論吊裝能力上限大約為 1600 臺。據估計，搶裝造成的成本上升大約為 20003000 元/kW，且主要來自安裝成本的上升，專業施工船租金已從去年年中的 400 萬/月上漲到今年 4 月底的 1000 萬元/月。在全球海上風電高增預期下，近期海上風電施工船/平臺招標頻繁，隨著新增施工能力的逐漸爬坡，海上風電總體成本將進一步下降。

規?；⒅悄芑?、無人化運維助力海風 OPEX 降低。運維成本支出占海上風電項目生命周期成本的 15%至 25%，僅次于風電機組采購成本。目前我國海上風電的運維方式為五年質保期內由機組整機廠商提供相關服務，出質保后由風電場投資開發商自行招聘人員運維或通過尋找第三方運維服務商提供運維服務。目前我國海風運維采取周期性計劃檢修為主、突發性故障檢修為輔的運維模式，仍面臨風電機組故障率高、無相關標準、運維水平有限、專用運輸工具短缺等問題。降低運維成本需要從四方面著手：其一，提高風電機組可靠性，一方面可以從源頭減少運維次數，另一方面可以提高全壽命周期發電量從而攤薄度電成本；其二，基于數字化手段開展機組故障預警與診斷，建立“云運維”平臺或大數據中心，實現運維智能化和無人化。其三，提高運維交通工具技術水平，提升專用船/飛行器工作效率的同時降本。其四，通過海上風電集群化開發實現“共享式”運維。例如，歐洲各業主在北海區域已形成項目集群，新建項目與相鄰的投產項目之間能夠形成協同效應，共享人員、運維基地、船只等，運營成本隨之降低。

2.4 財政與金融政策助力海風扶搖直上

它山之石可以攻玉。以海上風電累計開發規模最大的英國為例，2002 年英國啟動實施可再生能源義務證書制度，英國政府每年制定當年電力供應商可再生能源消納義務權重，電力供應商向發電企業購買 ROC（可再生能源義務證書）或者在二級市場購買。 RO 制度促進了早期英國可再生能源的快速發展，但由于消納義務由政府確定，供應商、發電商、政府和電力用戶之間始終存在供需錯配。2015 年基于“多退少補”原則的差價合約機制（CFD）逐步取代 RO 制度并在 2017 年全年取代，其主要原則是當市場電價高于合同執行電價時發電企業返還差價，而當市場電價低于合同電價時政府向發電企業補貼差價（實際操作中由國有公司 LCCC 執行）。CFD 制度實現了英國已有電力市場與可再生能源補貼需求之間的銜接，大幅降低了可再生能源投資風險，此外競標制度保證了最具成本優勢項目中選。目前 CFD 競標進行到第三輪（2019 年），共授予 6GW 可再生能源項目，其中海上風電高達 5.47GW，2023/2024 年并網中標電價為 39.65 英鎊/MWh （約 0.35 元/kWh，遠低于指導結算電價），英國海上風電已基本實現平價。

地補接力在即，海風增長無虞。年初廣東省發布《關于促進我省海上風電有序開發及相關產業可持續發展的指導意見（征求意見稿）》，指出對于 2022 年、2023 年全容量并網的項目分別給予 1500 元/kW 和 1000 元/kW 的補貼，補貼后的項目電價采用燃煤發電基準價（0.453 元/kWh），總補貼容量不超過 4.5GW。正式稿預計近期將正式發布，我們認為不排除超出預期的可能性。今年 2 月，浙江省發布《浙江省能源發展“十四五” 規劃（征求意見稿）》，明確提出加快建立省級財政補貼制度，通過競爭性方式配置新增項目。與英國相比，我國尚未建立完善的包括現貨市場在內的電力市場體制機制，上網電價仍以固定電價為主（標桿電價/指導價），國補全面退坡后促進海上風電發展的新政策仍需探索；廣東省雖然開創了由“后端補貼”轉向“前端補貼”的先河，但補貼方式仍未實現市場化，無法凸顯技術迭代的作用和項目之間的比較優勢。《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要》中重點明確要建設廣東、福建、浙江、江蘇、山東等海上風電基地，我們預計為了應對國補取消至平價上網間 23 年的窗口期，下半年各省將有具體政策陸續出臺。

綠證、CCER 交易將為海上風電帶來額外收益。2017 年 1 月我國印發了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》，初步建立了綠證資源認購機制，一定程度上彌補新能源補貼資金缺口。2019 年 5 月我國印發了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，首次明確建立可再生能源電力消納考核機制，對于未完成消納責任的主體可以通過購買綠證的方式完成，此政策的出臺有望改變當前綠證交易慘淡的局面，大幅提高責任主體購買綠證的積極性，提高新能源項目收益。由于綠證制度建立較早且初衷是彌補補貼缺口，故截止目前海上風電尚未被納入綠證核發范圍，隨著非水可再生能源消納責任制度的確立，海上風電有望納入綠證核發范圍。此外，2020 年底發布的《碳排放權交易管理辦法（試行）》中指出重點排放單位可使用國家核證自愿減排量（CCER）抵消其不超過 5%的經核查排放量。根據光伏智庫測算， 100MW 光伏項目通過出售 CCER 可以使 LCOE 降低 7%左右（假設 CCER 價格為 20 元 /噸），隨著 CCER 價格的走高，項目收益更加可觀。（報告來源：未來智庫）

3 海風黑科技不斷延伸想象空間

漂浮式開創風資源利用新紀元。據研究，世界上超過 80%的可利用海上風能資源分布在水深大于 60 米的位置，而漂浮式海上風電技術是捕獲深水區域風能的必然選擇。深海漂浮式機組與近海固定式機組相比具有風能資源更好、位置靈活、基礎安裝成本低、環境影響小、消納方式更加靈活等優勢，但目前由于技術限制成本大約是固定式機組的 2 倍，尚處于起步階段。漂浮式海上風電基礎主要包括張力腿式、半潛式和單柱式，此外還有駁船型、混合型等衍生類型，應用中需要根據實際地理和海況條件選取。

歐日韓起步較早，我國首臺樣機近期并網。2009 年，世界上第一臺 2.3MW 漂浮式風機出現在挪威海域；2017 年，全球第一座商業化漂浮式風場 Hywind 在蘇格蘭投產； 2020 年 7 月，世界首個半潛式漂浮風電場 WindFloat Atlantic 投產（共 3 臺 MHI Vestas 8.4MW風機）；2020年10月，Equinor開建世界最大漂浮式海上風電項目Hywind Tampen，采用 11 臺西門子歌美颯 8MW 風機，預計 2022 年底投產，屆時將為 5 個海上油氣平臺供應每年 35%的用電。截止目前，包括英國、葡萄牙、西班牙、法國、挪威、瑞典、日本、韓國在內的國家已具有漂浮式海上風電樣機研發和商業化運行經驗。我國對于漂浮式海上風電的研究始于 2013 年，中廣核、華能、三峽、明陽智能、上海電氣、湘電風能、金風科技、海裝風電等企業均開展了前期基礎工作；今年 5 月，由明陽智能生產的國內首臺漂浮式海上風電機組在陽江下線，預計7月底在三峽陽江沙扒風電場安裝并網。

漂浮式海上風電最晚 2029 年實現平價上網。漂浮式風電適用于水深大于 60 米或海床條件不適宜采用固定式的場景，與固定式相比目前最大的制約因素在于成本較高。據伍德麥肯茲測算，未來十年亞太地區將建成超過 10GW 漂浮式風電項目，總投資大約 580 億美元（約合 5800 美元/kW），2025 年至 2030 年漂浮式風電造價將下降 40%左右，達到 26004000 美元/kW 的水平。此外，我們預計目前在建項目 Hywind Tampen 造價約為 5700 美元/kW，韓國蔚山待建項目造價約為 5400 美元/kW，造價大約為固定式海上風電的兩倍。目前漂浮式海上風電項目運行數據有限，尚無可靠的 LCOE 測算。根據美國能源部在 2018 年對各方對于漂浮式海上風電 LCOE 預測結果的分析可知，漂浮式 LCEO 有望從 2020 年的 0.2 美元/kWh 下降到 2030 年的 0.07 美元/kWh。根據英國海上可再生能源孵化中心（ORE Catapult）最新研究，預計到 2029 年英國浮式風電項目在 CFD 中的中標電價將低于電力市場批發價，意味著屆時浮式風電將實現平價上網。此外，考慮到固定式海上風電技術及其商業化經驗可以快速移植到漂浮式，降本速度有望進一步加快。目前可見的降本途徑主要包括固定式機組經驗移植、充分利用現有供應鏈、機組輕量化和模塊化、充分利用現有施工資源、借鑒海洋工程平臺技術和獲取優于近岸的風能資源。根據碳信托（Carbon Trust）的研究，到 2030 年，全球浮式海上風電規模將達到 15GW，到 2040 年將達到 70GW；DNV GL 預測，到 2050 年，全球浮式風電規模有望達到 260GW。

無塔筒設計有望重新定義海上風電。今年 5 月，西班牙公司 X1 Wind 設計的 PivotBuoy 無塔筒浮式風機首臺 1:3 原型樣機 X30 進入組裝階段，配套一臺 225kW 的 Vestas V29 風機，即將部署到西班牙附近海域。PivotBuoy 顛覆了現有的浮式結構設計，首創下風式（即葉輪背對來風方向）浮式風機，配合單點系泊，實現自動對風；無塔筒設計可以大幅減少用鋼量，且便于搭配更大型的風機葉片。根據 X1 Wind 的測算， PivotBuoy設計比常規浮式設計輕 80%，適用水深最大可達 1500米，總體成本下降 50%，LCOE 可以達到 0.05 歐元/kWh 左右。2020 年 7 月，法國初創公司 EOlink 宣布其研發的金字塔形無塔筒風電設計獲得了歐盟“海洋示范計劃”的資金支持，該設計旨在減少鋼材用量，減重同時大幅降本，同時平衡應力分布，降低疲勞載荷，最大機組容量可達 15MW。目前 EOlink 已完成 1:10 模型測試，并表示該設計可以將浮式風電的 LCOE 降低到 0.035 歐元/kWh 左右；公司計劃在 2022 年開展 5MW 樣機測試。

海上風電制氫打破新能源/石化產業次元壁。從消費端看，由于制備成本較高且煤炭、石油、天然氣儲運簡單且蘊藏豐富，全球每年氫氣產量的 90%用于煉油和化工行業，在交運、熱力與電力生產領域的使用極少。從供給端看，由于突出的成本優勢，目前 98% 的氫能來自于化石燃料制備（灰氫），僅有不到 2%的用量來自藍氫和綠氫。根據測算， 2030 年前氫能有望在供熱和重卡行業得到大范圍推廣，2030 年后將逐漸在主流工業和交運行業展現出成本競爭力；疊加全球雙碳愿景，氫能產業增速有望進一步加快，預計到 2050 年氫能在全球一次能源消費的占比有望達到 15%25%。隨著海上風電離岸距離的增大和輸電容量的提高，海底電纜在項目投資支出的占比將顯著升高，基于 PowertoX 思路的海上風電制氫將凸顯其優勢。目前主流的海上風電制氫方案包括三種：一、直接在海上平臺電解制氫并加壓儲存，通過船只外運高壓氫氣瓶；二、在靠岸陸地電解制氫并通過車輛或者管道外送；三、在已有海上油氣鉆探平臺電解制氫通過海底管道外送。以歐洲為例，經過六十余年的北海油氣田開發，油氣管道遍布歐洲陸上和海底，隨著油氣產量的逐漸下降，不少管網面臨淘汰廢棄的結局。為此，英國、德國盤活存量油氣管道資源，利用海上風電制氫并大規模遠距離輸送，大幅降低海上風電開發成本的同時減少碳排放。

海洋牧場：筑巢引鳳，構礁引魚。在海上風電區域構建海洋牧場的思路類似“農光互補、漁光互補”，即利用近海風電場水下樁基做固泊基礎，在此樁基上構建適宜的人工魚礁，形成“新型復合型海洋牧場平臺”，達到保護和增殖漁業資源、改善水域環境等目的。海洋牧場與海上風電融合發展是節約集約用海的重要新型產業模式與未來發展方向。目前，以德國、荷蘭、比利時、挪威等為代表的歐洲國家已于 2000 年實施了海上風電和海水增養殖結合的試點研究，其原理為將魚類養殖網箱、貝藻養殖筏架固定在風機基礎之上，以達到集約用海的目標，為評估海上風電和多營養層次海水養殖融合發展潛力提供了典型案例。以韓國為代表的亞洲國家于 2016 年也開展了海上風電與海水養殖結合項目，其結果表明雙殼貝類和海藻等重要經濟生物資源量在海上風電區都出現增加。目前，廣東、山東等省區已明確提出發展“海上風電+海洋牧場”模式。

4 景氣需求帶動海上風電企業高歌猛進

市場格局尚未成熟，細分環節技術壁壘較高。與陸上風電相比，海上風電運行環境更加惡劣復雜、運維難度更大，往往需要滿足抗臺風、抗腐蝕、輕量化、載荷優化等特殊要求，故對整機和零部件的可靠性要求明顯高于陸上。截止目前，海上風電大部分相關企業主要從事陸上風電業務，海上風電業務大多是陸上業務的移植和延伸；隨著我國風電增量裝機重心逐漸由陸上轉向海上，風電產業鏈企業的海上風電業務占比也逐年增高?？傮w而言，我國海上風電產業尚處于快速成長階段，市場格局尚未成熟。與陸上風電相比，海上風電對基礎、電纜和施工的要求較高，存在一定的技術和經驗壁壘?；A 方面，海上風電機組除使用傳統單樁基礎外需要根據海床條件選用導管架或浮式基礎，海上升壓站往往需要專用導管架基礎支撐；電纜方面，受制于惡劣海況和節省空間的需求，往往需要使用專用防腐蝕防沖擊光電復合纜；施工方面，需要專業從事海洋工程的企業負責安裝和施工。除傳統風電制造企業之外，包括長風海工、惠生海工、龍源振華、招商局重工、中集來福士、Equinor、Shell、Total 等在內的專業從事海工、船舶、海洋油氣開采的企業正快速進入海上風電行業，依托其在海洋工程方面的豐富經驗積累和專用裝備優勢，成為行業新的攪局者和挑戰者。

4.1 整機環節“3+4”格局初顯

東西方市場相對獨立，滲透進程有望加速。根據 BNEF 數據，2020 年海上風電新增裝機排名中，西門子歌美颯、上海電氣和明陽智能分別以 1.91GW、1.26GW 和 0.88GW 分列三甲。截止 2020 年底，由于風電整機運輸半徑限制，國產整機廠商供貨范圍以本土為主，而歐美、中東和非洲市場主要由海外整機廠商主宰。國內市場方面，2016 年及以前市場主要由上海電氣主宰，金風科技和遠景能源市占率大約 8%；隨后金風科技和遠景能源迅速崛起，上海電氣市占率有較大幅度下降；2019 年明陽智能崛起，至此形成國內四大海上整機商格局。2020 年，四家整機商的國內海上風電市占率總和達到 83.25%。海外市場方面，如果不考慮中國市場，則 2017 年以來一直保持西門子歌美颯一家獨大的局面，維斯塔斯常年保持第二，GE、Senvion 裝機容量常年保持低位。需要注意的是，由于海上風電在全球范圍也仍處于起步階段，個別項目的集中吊裝可能造成整機商市占率的較大幅度波動，市場競爭格局尚未穩定。根據 GE 近期公布的海上風電機型和中標情況，預計未來兩年 GE 市場份額將有明顯提高。近兩年，隨著投資的興起，東南亞、南亞、南美等地區也正加入海上風電開發大軍，我國整機商已有海上風電機型遠銷海外；而海外三巨頭早已嗅到中國海上風電開發的趨勢，紛紛在本土建廠，對本土整機廠商構成了一定威脅。隨著全球海上風電高增速時代的到來，中國/西方整機廠商的下游市場將相互滲透，正面競爭就在眼前。

海上毛利率顯著高于陸上，出貨量占比提升大幅提振龍頭盈利能力。海上風電整機與陸上相比對載荷設計、環境適應性和復雜工況控制的要求更高，毛利率普遍高于陸上機組。一般來說，我國銷售的陸上風電機組毛利率普遍在 10%15%的水平（2020 年），而海上風電機組毛利率基本都在 20%以上。根據電氣風電招股說明書，2020 年公司 4.X 陸上機組毛利率為 11.09%，同容量海上風電機組毛利率高達 26.16%。我們認為，盡管海上風電整機毛利率較高雖與行業處于成長階段有關，但由于海上風電整機設計相對陸上要求更高，故長期看仍將維持高于陸上風電的毛利率。陸上風電搶裝潮過后，陸上風電行業整機增速趨緩，海上風電出貨量和業務占比提升的行業龍頭有望擁抱量利雙升，國內整機行業格局有望發生較大變化。國內除海上風電市場四家龍頭外，包括運達股份、中國海裝、東方電氣在內的整機企業在海上風電領域均有積極布局。對于出貨量處于行業二三線地位的整機廠商，由于出貨量基數小，海上風電放量出貨量增長將給業績帶來極大彈性，在海風下游高景氣預期下有望走出黑馬。

4.2 海上風電助力零部件環節“二次起跳”

“兩海戰略”有望改變零部件未來格局。選取風電行業典型零部件公司（風電裝備制造業務營收占公司總營收 75%以上），對比其海外營收占比可發現國內零部件廠商可以分為三類：第一類公司主要面向國內市場（如新強聯、日月股份、天能重工、東方電纜、恒潤股份），第二類公司海外業務占比較高但在去年搶裝/疫情因素下海外業務占比大幅下降（如泰勝風能、天順風能），第三類公司海外業務占比較高且去年占比下降不多（如金雷股份、吉鑫科技）。第一類公司市場目前主要在國內或海外市場銷售增速較低，未來海外市場增量空間巨大；第二類公司主要受制于產能約束，在國內搶裝潮下優先交付國內訂單，隨著產能的不斷釋放海外市場有望快速打開局面；第三類公司與國內外客戶均保持穩定的合作關系，在客戶延伸開拓方面具有較好的潛質。海上風電方面，目前國內零部件廠商均剛剛涉足，年報中鮮有公司單獨披露海上風電業務營收。今年以來，零部件廠商紛紛提出“兩?！睉鹇?，隨著海上風電在各公司業務占比的不斷提升，零部件競爭格局有望發生較大變化。

海上風電部分環節技術壁壘較高，行業龍頭 knowhow 優勢逐步凸顯。由于海上風電運維難度大、成本高，故與陸上風電相比對整機和零部件的可靠性要求更高，行業龍頭 knowhow 優勢在海上將比陸上更加凸顯。在諸多零部件環節中，主軸及軸承、齒輪箱、電纜由于維護成本極高故而存在較高的技術壁壘。主軸方面，由于海上運行環境更加惡劣和復雜，對主軸強度、韌性和均一性要求更高，中小鍛造/鑄造企業將被阻隔在海上風電主軸市場之外。風電軸承包括主軸軸承、變槳軸承、偏航軸承、齒輪箱軸承和電機軸承，其中海上風電主軸軸承處于安全性和可靠性的考慮目前基本全部進口，但部分國產廠家已進入整機廠測試階段，預計未來 23 年海上風電主軸軸承國產化率將有大幅提升。對于雙饋和半直驅海上風電機組，齒輪箱可靠性是決定 MTBF（平均無故障工作時間）的核心零部件，而海風用齒輪箱售價與陸上差別不大，只有具有成本優勢和大量經驗積累的行業龍頭有望在海上風電市場打開局面。電纜方面，海上風電在項目施工、運行和運維各階段對電纜存在不同的需求，超高壓直流/交流電纜、光電復合纜、動態纜、臍帶纜等細分方向都存在較高的技術壁壘，部分環節還處于研發與測試階段（如±500kV 以上直流海纜、漂浮式海上風電動態纜、高可靠性接頭技術），技術更新與換代仍有較大空間。此外，海纜需要專門的敷設/運維船只和隊伍作為后勤支持，需要企業具備全生命周期服務能力。

海風零部件龍頭產能擴張/業務占比提升帶來業績彈性。與整機環節不同，國內零部件龍頭企業具備供貨全球的能力，近兩年龍頭企業紛紛加緊海上風電產能布局，目前擴產的環節主要集中在塔筒、樁基、海纜、大型鑄件、葉片等運輸和安裝難度較大的環節。其中葉片環節由于運輸難度最大故國內外主流制造商已基本完成海上風電用葉片產能布局，其他環節的海上專用產能尚在加緊建設之中。需要指出的是，海上風電大型零部件產能高度依賴碼頭和岸線等稀缺資源，擁有海岸土地資源的企業將在產能擴張進程中占據顯著優勢。一般而言，海上風電配套零部件毛利率普遍高于陸地，產能擴張帶來的海上風電業務占比提升將為零部件龍頭企業帶來較強的業績彈性。以電纜環節為例，典型企業 2020 年海纜毛利率在 50%以上，而陸纜產品毛利率僅略高于 10%，公司海上、陸上產品銷量比例的變化降為企業利潤增長帶來新動能。

4.3 越南市場率先放量，走出國門指日可待

如前所述，包括歐洲、美國、日韓、越南等國在內的諸多國家紛紛制定了激進的海上風電發展目標。除了向海外整機制造商出口零部件以外，中國企業正開始直接參與到海外風電項目的開發建設中。截止目前，中國企業在越南市場進展迅速，包括整機制造商、零部件制造商和 EPC 總包企業均已在越南市場有所斬獲，中國企業在越南市場已經初步得到了認可。需要指出的是，目前整機和關鍵零部件的出口銷售大多通過中標中國企業總包的風電項目完成，整機和關鍵零部件企業尚未實現大規模直接中標海外項目；隨著中國風電企業知名度和口碑的提升、對海外標準/信貸/管理制度的不斷熟悉，中國風電產業鏈有望全面走出國門，享受海上風電發展紅利。

5 投資策略及重點公司

零部件方面，按照銷售對象可以分為向業主銷售（塔筒、樁基、導管架）和向整機商銷售（其他零部件）。塔筒、樁基、導管架主要成本為包括中厚板、水泥、混凝土等在內的原材料成本，今年在原材料全面漲價情況下成本基本可以傳導到業主端。以陸上塔筒為例，塔筒用低合金中厚板價格在今年 5 月中旬達到高點后快速回落，目前價格維持在 5500元/噸6000元/噸的水平，而售價已上漲至 10000 元/噸11000元/噸的水平，單噸毛利約為 1500 元/噸2000 元/噸，維持去年同期水平。

5.1 明陽智能：海上風電出貨量大增，漂浮式引領遠期行業發展

明陽智能堅持超緊湊半直驅技術路線，在陸上風電市場不斷提升的同時前瞻布局大容量海上風電機組，基于大量海上氣象和工況數據分析針對我國不同區域海域特點推出定制化海上風電系列產品，是國內領先的海上風電機組整機制造商。根據 CWEA 數據，截至 2019 年底，全國 5.0MW 及以上海上風電機組累計裝機 1217MW，明陽智能占比 29.6%；2019年，全國5.0MW及以上海上風電機組新增裝機812MW，明陽智能占比40.8%。公司堅持關鍵零部件自研自產戰略，具備較高的市場價格風險對抗能力，陸上風電機組毛利率維持在 18%19%，海上風電機組毛利率維持在 20%以上。截止今年一季度末，公司風機在手訂單高達 15.77GW，再創歷史新高，其中海上機組占比達到 35%。2021年 Q1 公司對外銷售容量 959MW（+33.4%），其中海上出貨量 294MW（+122.8%），出貨量占比高達 31%。我們預計公司 2021 年陸上風電機組出貨量約為 3GW，海上風電機組出貨量為 33.5GW，2022 年陸上、海上風電機組出貨量維持增長。

除風電機組銷售業務外，公司在堅持“滾動開發”模式的基礎上大力加強項目（包括兩個“一體化”）儲備力度，未來公司將保持一定的自有電站規模，其余儲備項目通過轉讓方式獲取投資收益，業績增厚空間巨大。

今年 5 月，由公司開發的全球首臺抗臺風型 5.5MW 海上漂浮式試驗樣機在陽江產業基地下線，是我國率先完成漂浮式樣機研制和生產的整機制造商，該樣機最高可以抵抗 17 級臺風，采用半潛式浮式基礎。截止目前該項目系泊吸力錨、基礎平臺、塔筒等均已完工，首臺樣機預計年底前在三峽陽西沙扒海上風電場完成并網。我們預計，2023 年起公司漂浮式風電技術將初步具備商業化條件，有望引領風電行業遠期發展方向。

5.2 運達股份：毛利率/市占率修復，新產品有望打開海上風電市場空間

上一輪價格戰和 2020 年搶裝潮下的原材料漲價使得公司銷售毛利率/凈利率受到重創，公司 2020 年銷售毛利率、凈利率分別下跌到 13.84%和 1.51%。在去年零部件大幅漲價環境下，公司堅持以客戶利益為中心，堅持履行合同，誠信經營的理念得到了大量業主的認可。2020 年公司客戶營銷取得重大突破，與中廣核新能源、三峽新能源等重點業主簽訂戰略合作協議，2020 年榮獲中廣核新能源唯一整機“五星級供應商”。據不完全統計，截止今年 5 月底公司今年已新增訂單超過 6GW，名列市場前茅（截止 2020 年底公司在有訂單為 6.16GW），公司未來市占率提升確定性較高。此外，隨著今年零部件采購價格的大幅回調公司盈利能力大幅修復，2021 年一季度公司銷售毛利率和凈利率分別達到 16.35%和 2.15%（2020 年全年分別為 13.84%和 1.515）。根據售價和訂單情況判斷，我們預計公司全年銷售毛利率將維持在 16%以上。

公司今年海外市場開拓取得重大突破，截止今年 5 月底已在越南斬獲近 500MW 風電訂單。近期，公司重磅推出陸上 WD1756000/6250 機型和海上 7MW 平臺，宣告公司正式加入大型化和海上風電朋友圈。根據公開信息，公司目前已簽訂首個海外海上風電機組批量采購合同并將在年內完成交付；此外公司控股股東浙江省機電集團近期與浙江省能源集團簽署戰略合作框架協議擬在海上風電等領域加強合作，預計“十四五”浙江省海上風電增量需求預計有較大份額將由公司承接，海上風電有望成為公司業務全新的增長點。

此外，2020 年也是公司發電業務的轉折點，公司控股的 200MW 風電場均于 2020 年底并網，禹城一期 50MW 項目也順利開工，發電業務將于今年起實質性助力公司業績。此外，2020 年公司分別新簽訂風電、光伏開發協議 1.7GW 和 0.8GW，為公司發電業務的增長奠定了良好的基礎。

5.3 東方電纜：掌握海纜核心技術，產能擴張助力公司開拓新市場

公司作為行業領先的電纜及系統解決方案供應商，現擁有陸纜系統、海纜系統、海洋工程三大產品領域，擁有 500kV 及以下交流海纜/陸纜，±535kV 及以下直流海纜、陸纜的系統研發生產能力，在軟接頭、動態纜、臍帶纜等核心技術領域行業領先，產品廣泛應用于電力、石化、軌道交通、海上風電、海洋油氣勘采等領域。截止今年一季度，公司在手訂單總額為77.80億元，其中海纜系統及海洋工程57.24億元，占比高達73.57%。

公司推出的漂浮式海上風電專用動態纜將于近期用于三峽陽西沙扒明陽智能漂浮式樣機，開創了國內漂浮式動態纜的先河。全國首個海上石油平臺岸電項目由公司摘取，已于今年 4 月分別在秦皇島和曹妃甸交付。去年年底公司成功中標歐洲海底電纜項目，將為南蘇格蘭電網公司 SkyeHarris 島嶼鏈接項目提供光電復合海底電纜，以滿足島上近兩萬戶居民的用電需求。今年 6 月底，公司承擔的首個海外海上風電海纜 EPC 總包項目（越南 Binh Dai 310MW 海上風電場）海纜敷設工作正式啟動，這也是國內海纜企業在東南亞承接的首個海上風電海纜 EPC 項目。除電纜優勢領域外，公司推出精品家裝電線系列產品，積極開拓 C 端市場。我們預計，海上風電、海上油氣、民用低壓線纜將成為公司“十四五”期間重點發展方向。

為順應下游需求的快速增長，公司積極推進產能擴張。公司寧波北侖海工基地將于今年 7 月投產，新增各類海纜產能約 1400 公里，新增智能交通裝備電纜產能約 9 萬公里。公司廣東陽江產業基地預計今年四季度開工建設，2022 年底投產，預計 2023 年起開始創造收入，主要定位于深遠海電纜，預計滿產后將創造 1315 億元的年營收規模。

5.4 日月股份：產能擴張+結構優化，風電核電成為業務增長雙極

公司是大型球墨鑄鐵龍頭企業，主要從事風電、注塑機等裝備專用鑄件研發與生產。截止 2020 年底公司已形成年產 40 萬噸鑄件的產能規模，海裝關鍵鑄件二期 8 萬噸產能預計今年年底投產；公司 IPO 項目年產 10 萬噸大型鑄件精加工產能已滿產，年產 12 萬噸大型海上風電關鍵部件精加工項目從 2020 年 7 月份開始釋放產能，項目預計在 2021 年內建設完成，公司 2020 年 11 月定增項目 22 萬噸大型鑄件精加工項目已著手建設，屆時公司將形成 48 萬噸鑄造+44 萬噸精加工產能，量利齊升指日可待。公司在 2020 年報中提出，將適時啟動年產 15 萬噸鑄造產能再擴產項目建設，公司盈利空間有望進一步擴展。

分產品看，公司 20172020 年風電鑄件銷售容量增速 CAGR 高達 147%，單噸毛利穩定增長，隨著精加工產能的逐步達產，毛利率提升迅速，目前已達到 28.99%。注塑機方面，公司近幾年銷量、單噸毛利和毛利率均保持穩定，未來隨著公司產能擴張注塑機業務有望跟隨行業保持穩定增長。公司其他鑄件業務主要包括柴油機鑄件、加工中心鑄件等產品。公司 2019 年 11 月成立寧波日月核裝備制造有限公司開展核電乏燃料轉運儲存罐研發與生產；今年6月，公司生產的第三臺百噸級球墨鑄鐵乏燃料運輸容器發貨。球墨鑄鐵乏燃料容器鑄件為超厚壁筒型鑄件，單件重量在 100 噸以上，鑄件生產的首要難題是縮短熱節區域的冷卻時間，防止產生碎塊狀石墨等缺陷，避免鑄件性能劣化；其次，需要考慮運輸過程中低溫和多載荷環境，保證鑄件均勻性和致密度；第三，鑄件鑄造需在極短的時間內完成鐵水生產組織，目前全球范圍內，具備全套廠房、設備和生產能力的生產企業僅有少數幾家。公司核電乏燃料轉運儲存罐產品有望在今明兩年開始批量生產，較高的價值量和毛利水平有望使之成為公司業務全新的增長極。

5.5 天順風能：塔筒+葉片+電站三足支撐公司業績可持續發展

在今年大宗商品漲價條件下，公司塔筒業務基本可以實現成本的下游傳導，單噸毛利維持在 1500 元2000 元水平。公司積極應對未來風電發展“區域集中、客戶集中”兩大趨勢，“十四五”期間塔筒業務重點聚焦“三北”地區、中原地區和海上地區，重點服務央企國企風電項目開發需求，實現產能精細化、精準化布局。截止 2020 年底公司陸上塔筒產能合計 60 萬噸，預計今年有望達到 7580 萬噸，2022 年底有望達到 120 萬噸。海上方面，公司射陽 30 萬噸+德國 30 萬噸海工產能預計 2022 年底投產，2023 年開始貢獻業績。公司 2020 年出口塔筒 12 萬噸左右，德國海工基地投產后將大幅降低塔筒出口相關成本，海外業務有望成為業績增長的重要引擎。

葉片方面，公司 2020 年由于葉片銷量大幅增長導致模具業務占比下降造成總體毛利率從 2019 年的 31.33%下降到 21.29%。截止 2020 年底公司擁有 14 條葉片產線和 4 條模具產線，未來三年預計產能翻番，葉片銷售規模有望突破 2000 套（6000 片）?？蛻?方面，此前公司產品主要面向遠景能源，今年預計會開拓包括金風科技、運達股份在內的新客戶。

電站運營方面，公司提前擁抱資源為王時代的到來，截止 6 月底儲備資源體量大約 15GW，未來將采取“自營+轉讓”的輕資產運營模式，大規模轉讓預計將在 2022 年啟動，公司利潤有望通過電站轉讓大幅增厚。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫官方網站

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