海力风电研究报告海风基础结构龙头-全国化布局乘风启航

海力风电研究报告海风基础结构龙头_全国化布局乘风启航（报告出品方/作者：中信证券，华鹏伟、林劼、周家禾）海力风电：海上风电基础龙头企业深耕海风基础多年，专注风电零部件研产销江苏海力风电设备科技股份有限公司深耕海上风电产品多年，是国内风电设备零部件生产龙头企业。公司前身海力有限于2009年8月成立，2018年改制为股份有限公司，2021年11月在深交所创业板挂牌上市（证券代码：301155.SZ）。公司主营业务为风电设备零部件的研发、生产和销售，主要产品包括风电塔筒、桩基及导管架等。2011-2012年研发生产出第一套潮间带海上风电塔筒与第一套近海潮间带导管架，2014年公司成为第一个为国内海上首台4MW大功率风机配套单桩基础的企业，2019年为上海电气配套国内首台最大8MW海上风电塔筒，2022年为华能苍南海上风电项目研发生产了2200吨以上的单桩。深度绑定下游核心客户，品牌认可度逐步提升。公司及子公司海灵重工均系经江苏省科技厅、财政厅、税务局联合认定的高新技术企业，拥有江苏省企业技术中心、江苏省研究生工作站等高水平、高规格的研发平台。同时，公司凭借技术工艺、客户资源、产能布局、经营规模、产品质量等多方面竞争优势，先后与中国交建、华电重工等风电场施工商，国家能源集团、中国华能等风电场运营商，以及中国海装、上海电气等风电整机厂商建立紧密的业务合作关系。公司股权结构稳定，子公司分工明确截至2022年12月末，公司实际控制人为许世俊、许成辰父子，二人分别直接持有公司31.92%和14.45%的股份，同时许世俊作为南通海力股权投资中心执行事务合伙人，许成辰、沙德权作为南通海力股权投资中心有限合伙人，截止2022年12月末，海力股权投资共持有公司2.70%的股份。公司主要创始人许世俊现任公司董事长、法定代表人；许成辰任公司总经理、董事。核心管理团队培养体系完善，持续引进优秀管理、技术人才。公司核心团队中既有业界的管理专家负责企业战略与市场运营，亦有科班出身的技术专家负责设备的更新与研发，同时有专业的会计师和律师负责统筹整个财务预算体系、把控法律风险，各部门负责人分工明确，确保了公司管理的高效与稳定。子公司分工明确，相互配合，形成有效协同。母公司海力风电作为总部基地，主要承担业务订单获取、风电塔筒生产、产品对外销售，以及对下属子公司协调管理等职能；子公司海力海上、海工能源、海力装备、海灵重工作为公司的生产基地，主要从事风电塔筒、桩基等产品的生产加工业务；海恒如东主要负责新能源投资运营业务。三大业务齐头并进，海风塔筒+桩基为核心支柱公司包含三大业务板块：设备制造板块、新能源开发板块、施工及运维板块。其中，公司主营业务为风电设备零部件的研发、生产和销售，主要产品为陆海风电塔筒、桩基及导管架。公司目前聚焦海上风电设备零部件产品，目前产品涵盖2MW至6.45MW等普通规格产品以及8MW、10MW以上等大功率等级产品。根据其公告，公司规划未来进一步依托于技术工艺、客户资源、产能布局等综合优势，专注于风电塔筒、桩基等风电设备零部件产品的研发、生产及销售，致力于成为国内领先的风电行业高端装备制造企业。公司自成立以来，始终致力于风电设备零部件的研发、生产和销售，主营业务、主要产品及主要经营模式未发生重大变化。风电基础结构（桩基与塔筒）是公司的核心收入来源。2022年是海风行业“十四五”规划开端之年，也是海上风电平价上网的第一年，全国海风新增装机量较2021年出现较大回落，2022年公司实现营收16.33亿元，同比下滑70.1%，其中塔筒、桩基分别实现营收3.37/12.49亿元，同比分别下滑82.5%/63.3%。短期业绩承压，盈利能力环比提升2020-2021年“抢装潮”下公司业绩高速增长，2022年“抢装潮”退去叠加散点疫情爆发拖累公司整体业绩。近年我国推行陆海并重、推动风电协调快速发展、完善海上风电产业链、鼓励建设海上风电基地的政策，海上风电设备的需求量大幅上升，公司规模不断扩大。2018至2021年，随着海风桩基和塔筒的快速放量，公司的营业总收入由8.71亿元迅速增长至54.58亿元，CAGR达到84.4%，归母净利润则是由0.35亿元增长至11.13亿元，CAGR达到216.8%。2022年，由于新增的海风项目不再纳入中央财政补贴范围，海风步入平价上网初期阶段，下游客户项目进度较“抢装潮”期间有所放缓，公司主营海风设备产品价格相应下滑，进而导致公司利润受到一定影响，2022年公司实现营收16.33亿元（-70.1%YoY），归母净利润2.05亿元（-81.6%YoY）。2023年一季度公司业绩整体符合预期，实现营收5.01亿元（+227.0%YoY，+8.2%QoQ），归母净利润0.82亿元（+7.2%YoY）。从中长期来看，全球新能源持续向好趋势不改，海上风电行业将逐渐回暖，预计公司业绩将逐步修复。主营业务持续恢复，毛利率逐季改善。受益于国家对于风电产业的支持、“抢装潮”下下游客户投资建设速度的加快，以及公司自身竞争力的提升、订单获取能力的增强、产能的持续扩大，2021年公司销售毛利率为29.1%，同比提升4.7pcts；销售净利率为21.6%，同比提升4.3pcts。2022年“抢装潮”褪去后，行业需求走弱，2022年全年公司的销售毛利率大幅回落至14.8%，而从单季度来看，22Q1/22Q2/22Q3/Q4/23Q1单季度毛利率分别为6.7%/13.5%/16.9%/16.4%/15.5%，呈逐季修复趋势。费用管控能力凸显，期间费用率总体呈下降趋势。2021年公司期间费用率为1.93%，过去三年下降趋势显著。除了营业收入增长带来的规模效应外，也得益于公司控费得当。销售费用率的降低主要是公司将部分产品予以外协加工且外协加工产品由外协商承担运费所致，2020年公司调整费用率计算方法，将运输费用从销售费用中剔除；管理费用率的降低主要是公司业务规模快速增长、规模效应凸显所致；财务费用率的降低主要是随着公司经营规模的扩大以及资金流状况逐步改善，银行借款增幅低于营业收入增幅，相应利息费用的增长幅度低于营业收入增长幅度所致。营运能力整体向好。公司主营业务聚焦于海上风电，较陆上风电而言，国内规模化的海上风电设备零部件制造商家数较少，在“抢装潮”的背景下，下游客户为加快风电场建设进度，及时向公司支付相应款项，因此公司的资金周转速度快、效率较高。2022年因行业整体经济不景气，业务未大量出货确认收入，周转放慢，净营业周期有较大增加。公司作为风电塔筒、桩基、导管架等风电塔筒零部件行业主要生产企业之一，拥有良好的产品质量口碑与质量运行业绩，受到下游客户的广泛认可，具备持续经营能力。公司近年杠杆空间充足，流动性较好。近两年来，随着公司订单如期交付，合同负债下降，且首次公开发行募集资金到账后，公司偿还部分银行借款，未来杠杆空间充足。公司凭借多年的行业积累，形成良好的品牌形象，随着经营规模的逐步扩大，营运资金实力提升，资金流动性也呈现向好趋势。预计未来行业整体复苏有望带动公司现金流和流动性逐步改善。海风迈入平价时代，“十四五”期间海上风电加速风电需求迎来拐点，2022年全年招标量充沛受疫情等影响，2022年全年国内风电装机略低于预期，但招标情况良好，有望支撑后续风电装机复苏。受疫情等因素影响，2022年部分风电项目装机延后至2023年。根据国家能源局数据2022年，国内风电新增并网量达37.63GW（-20.9%YoY）。这主要是由于疫情影响设备生产交付和项目现场吊装节奏，同时叠加机型方案升级换代，以及部分项目场址审批周期拉长的影响。尽管全年新增装机规模略低于预期，但招标持续向好，同时仍有部分项目延至2023年，或为2023年需求复苏进一步夯实基础。补贴退坡政策与弃风问题的反复导致了风电行业的周期波动性，弃风率持续下降，行业进入成长期。补贴退坡政策所引起的抢装潮，增加行业波动性，而部分年份弃风率抬头抑制投资积极性、限制新项目供给。随着我国风电进入平价上网时代，补贴退坡对行业影响不再，加之弃风问题的标本兼治，我们判断进入2023年我国风电行业有望从周期波动时代重新迈入成长期。风电投资监测预警机制倒逼高弃风率地区重视消纳问题，风光大基地项目支撑行业良性发展。弃风主要发生于“三北”地区，问题集中体现在“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。2016年国家能源局启动风电投资监测预警机制，严格限制弃风率较高的红色预警区域项目建设、暂停橙色预警区域新项目审核，通过政策机制引导新能源开发布局优化，倒逼“三北”高弃风率地区重视风电消纳问题。另一方面，随着政府一系列促进消纳政策的实施，以及风电远距离传输、区域开发中心转移，风电产业链逐渐完善，消纳问题持续好转。另一方面，度电成本持续下降，风电迈入平价时代，行业成长性有望增强。近年来随着产业技术进步、效率提升，新建风电项目成本不断下降。根据IRENA的数据，2010至2021年全球陆上、海上风电度电成本分别下降68%、60%，2021年全球有逾3/4的陆上风电成本低于燃煤发电。基于此，国家发改委2021年6月7日发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，规定2021年起中央财政对新核准陆上风电项目不再补贴，实行平价上网。2021年新建风电项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。进入平价时代后，我国风电行业发展对政策依赖度下降且降本增效提速，因退补引起的周期波动有望被熨平，行业的成长性凸显。充沛的招标量料将为2023-2024年风电装机增长提供有力支撑。通常风电从招标到最后装机并网有1-2年的项目周期，例如2019年国内风电招标容量的大幅攀升在2020年的装机量中得以兑现。根据我们对采招网、北极星电力网、国际能源网数据的不完全统计，若不考虑框架招标，2022年国内风机公开市场招标量达88GW左右（+~60%YoY），其中陆风招标量近约72GW（+~40%YoY），海风招标量超15GW（+~360%YoY）。新增招标规模的大幅增长，且疫情等外部负面因素加速消除，有望为2023年起风电行业装机大幅复苏奠定项目基础。预计2023年风电市场将迎显著复苏，2023-25年国内海风CAGR有望达40%以上。受疫情等因素影响，2022年国内风电装机进度有所延后，根据CWEA数据，全年吊装规模49.8GW左右，但并网规模仅37.6GW。随着疫情影响逐步缓解，风电经济性大幅提升，以及2022年部分延迟项目结转，2023年我国风电装机增长有望明显加速，预计全年整体新增装机规模将提升至75GW左右，其中海上风电有望增至7-10GW，且2023-25年海风装机仍有望维持约40%以上的较高CAGR。海风大势所趋，政策推动下行业静待花开海风资源丰富，具备长期成长潜力。供给方面，相比于陆上风电，海风运行效率高、输电距离短，更适合大规模开发。而我国海岸线漫长、岛屿众多，开发资源丰富。根据中国风能协会预测，中远期我国海上风资源技术开发潜力超过3500GW。需求方面，我国海上风能资源呈现区域性和季节性的特点，主要资源集中在东部沿海地区，尤其是福建、浙江、山东、江苏和广东五地，能够缓解当地电力供应不足问题。此外，海上风电还能够与“西电东输”形成季节互补。抢装下海风规模进一步增长，招标重启进入平价增长期。自2020年我国海上风电累计装机规模突破千万千瓦大关之后，由于2021年是新建海上风电补贴的最后一年，“抢装潮”在2021年进一步发展。2021年海上风电新增投产规模达到16.90GW，同比高增约452.3%，超过了全球其他任何国家5年的装机总量。与此同时，招标需求在经历过补贴退坡的调整后，有望触底回升。2022年以来海风建设实现大幅降本，叠加部分地补出台，海风经济性显著提升，有望逐步开启平价。2021年底海上风电国家补贴退出后，部分省份也推出了省补等地方支持政策。其中，广东对2018年底前核准的省管海域海上风电项目进行投资补贴，2022-2024年全容量并网项目每kW分别补贴1500/1000/500元；山东也提出对2022-2024年建成并网的海上风电项目给予地方补贴，每kW补贴标准分别为800/500/300元，补贴规模分别不超过2/3.4/1.6GW，且2023年底前建成并网的海上风电项目将免于配建或租赁储能设施。考虑海风降本以及部分地补，按照3300h的利用小时数测算，预计部分项目全投资收益率接近7%，已逐步具备平价经济性。沿海省份加大海风支持力度，有望支撑海风较快增长。围绕我国“2030碳达峰、2060碳中和”目标，海上风电作为最能匹配东南沿海地区资源禀赋的新能源技术，获得江浙闽粤等省重点支持。由于目前沿海省市“十四五”期间已明确规划+项目推进的海上风电项目规模超55GW，且广东、山东、上海等省市已出台地补政策对海上风电给予装机补贴，我们预计2023-25年国内海上风电新增并网装机超40GW。海风塔筒和桩基：风机大型化下的量价齐升桩基和导管架：竞争格局持续优化，龙头企业量价齐升风电产业链分为三部分，整体集中度较高。上游包括原材料供应，包括涂料、树脂、夹层材料等，中游主要是风机整机和零部件厂商，涉及整机制造及配套环节，为风机装机环节所需装备，塔筒、电缆配套整机进行安装。主要部件有发电机、轴承、轮毂等，其生产专业性较强，国内供应商技术较为成熟、国内供给充足；下游是风机运营环节，则指风电运营商，即新能源发电业主。海风基础结构相较陆风更加复杂，成本占比更高。相比陆风，海上风电在使用过程中稳定性更强，同时具备风速大、消纳更容易等特点。风电基础结构作为风电机组持续稳定运作的基础平台，是海上风电重要的组成部分，其占整体风电机组成本更高。根据明阳智能业绩演示材料数据，2021年国内海上风电项目成本中基础结构占比达到20%。单桩和导管架式普遍应用于浅海领域（0-60m），深海区域或将使用漂浮式基础结构。目前海上风电基础包括桩式基础结构、重力式基础结构、浮式基础结构等，其中桩式基础结构又分为单桩、多桩、导管架式以及三脚架式等，桩式基础是固定式的基础结构，能够广泛适用于多种不同的海床土质，具备工艺简单、造价成本低等特点。从未来发展来看，近海风电仍是主流，但随着近海资源日趋饱和，深远海风能资源更加丰富，同时风速更加稳定，具备一定的发展前景，但随着水域越深，风电基础结构的尺寸和价格都将急剧攀升，因此桩式基础将很难应用于深远海域建设，近年来漂浮式技术逐渐得到下游验证，有望小范围应用于深远海域风电机组建设。短期内，海上风电开发仍集中在中浅海，与漂浮式基础相比，桩基、导管架产品仍具备成本、经验、产业链等方面的优势。风电机组大型化趋势明显，对风电设备零部件厂商的研发、生产及检测水平求提出了更高的要求。风机大型化是风电产业链降本最根本有效的路径。一是可以提升利用小时数，二是可摊薄减少风机制造成本，三是推动风电场配套建设和运维成本的下降。海上风电机组朝着“大容量、轻量化、高可靠”的趋势发展，抢装结束后海上风电机组容量快速上升，2020年我国海风新增装机单机平均功率为4.9MW，最大单机容量达到16MW。2020年起国内海风大型化进程加快，2021年单机平均功率达5.6MW，我们预计2022年将达7MW左右。2022年以来，国内海风招标主流机型进一步升级至8-12MW以上，2023年起10MW+机型有望快速成为市场主流。风机大型化趋势下，桩基用量进一步提升。随着离岸距离和水深的加大，桩基重量明显提升。根据海力风电招股书，2021H1公司桩基每套钢板和法兰用量分别提升5.86%和2.48%，与此同时公司桩基产品平均功率较为稳定。进一步来看，随着产品功率的提高，桩基的原材料单位用量有所摊薄，具体来说，2019年公司桩基产品平均功率提高34.13%，同年单套钢板和法兰产品用量仅提升16.15%和8.82%，因此我们认为尽管桩基单位原材料耗量随着风电机组的大型化正向提升，但单兆瓦耗量呈现下降趋势，对应了风机大型化趋势下零部件企业的降本增效。从产品研发方面来看，大功率风电机组对于桩基材料进行升级优化的同时，也对具体焊接参数、工艺流程、精度控制等要求更高。桩基重量随着中心水域深度提升而明显增加，（大）锥形单桩的渗透率逐渐提升。根据海力风电招股书，随着风电机组大型化和中心水域深度的提高，公司桩基产品重量明显提升，目前公司桩基产品主要应用于10-20米的中浅海领域，桩基重量根据项目的特殊性存在较大的差异，普遍重量集中在600-900吨，而对于水深在20-24米的项目，在江苏海域公司目前桩基最大重量突破1000吨。从桩基类型来看，柱形单桩仍为当前主流桩基产品，但随着水域深度提升，锥形和大锥形单桩的优势逐渐显现，预计渗透率有望进一步提升。海风大型化趋势下，塔筒行业加速出清塔筒在风电中起主要作用，是支撑风电机组运行的支撑零部件。塔筒的工艺流程相对较为简单，一般包括切割机下料、卷板机卷板成型、焊接、圆度检查、法兰焊接、喷砂、成本检验等步骤。在风电机组成本中，塔筒和叶片是成本最高的，由于风机常年在较为恶劣的自然环境下运行，因此对于塔筒的稳定性、耐腐蚀性等要求逐渐提高。运输半径与固定资产投入限制，致塔筒行业市场格局较为分散。塔筒运输费用较高，运输半径相对有限。一般而言，单段塔筒的长度为20米以上，重量高达数十吨，高昂的运输费用对塔筒的远距离运输形成了较大阻碍，塔筒的运输半径相对有限。天顺风能、泰胜风能、天能重工、大金重工以及海力风电是我国领先的塔筒制造厂商，是国内风电塔筒供应的龙头企业。根据华经产业研究院和各公司公告数据，2021年天顺风能、天能重工以及泰胜风能市占率分别为10%/6%/6%。落后产能加速出清，海风大型化趋势下塔筒行业集中度有望进一步提升。近两年来，风电产业链降本压力加大，在市场处于弱复苏背景下吨加工费承压，不少二三线塔筒厂处于微利甚至盈亏平衡线，落后产能加速出清；同时，由于海风市场和出口市场需求有望崛起，提升风塔产品生产制造和企业资质要求。因此，我们预计塔筒行业市场格局有望向头部厂商加快集中。塔筒采取成本加成定价模式，加工费加成水平决定塔筒盈利。塔筒订单价格通常根据市场中厚板钢材价格波动而调整，企业可将成本压力向下传导（除少数情况下，在订单交付周期内原材料价格出现极端单边上涨，或导致价格传导不及时而盈利承压）。因此，相较于铸锻件、轴承等其他风电零部件，塔筒盈利能力受原材料价格波动影响较小，而主要取决于加工费加成水平。“十四五”期间国内风电基础结构市场需求超2300万吨预计2023-2025年国内风电装机CAGR超过15%，海风装机CAGR有望达40%以上。“十四五”期间国内风电项目经济性大幅提升，装机需求有望迎来加速发展，预计年均新增装机规模将进一步增至65GW以上，至2025年陆风+海风新增装机规模或超80GW。陆风方面，在风机大型化的趋势下，塔筒单MW用量有所摊低，但塔筒高度、直径、壁厚、强度等指标要求有所提升，在一定程度上缓解了大兆瓦机型的价值量摊薄效应，我们预计2023-25年国内陆风塔筒需求将分别达到390/410/440万吨。海风方面，随着风机大型化升级，海风水上塔筒部分单位用量有望逐步摊低，但由于水深增加将带动桩基单位用量持续增长，预计2023-25年国内海风塔筒+桩基总需求216/357/520万吨，总体来说，预计2023-25年国内风电基础结构市场总需求将达到606/767/960万吨。海风基础结构龙头，卡位江苏产能快速释放海风大型化运费成本陡升，自有码头成本优势凸显大型化趋势下，海上风电机组塔筒和基础结构体积、重量明显提升，受制于运输半径限制，国内主要塔筒和桩基企业海上风电运输成本明显高于陆上风电。根据海力风电招股书，2020年公司海上风电塔筒单位运输费用较陆上风电高1.66万元。龙头企业布局优质码头资源，缩短交付周期、降低运输成本。由于运输半径的限制，海上风电企业如何解决大型化趋势下塔筒、桩基重量提升带来的运输问题成为决定企业产能扩张节奏和盈利能力的主要因素。目前行业内三种主流商业模式，分别为自有码头、租用公共码头以及第三方码头，其中自有码头的代表公司包括大金重工、泰胜风能以及海力风电，租用公共码头主要是天顺风能以及天能重工。租用公共码头相较自有码头在吊装、运输等方面均有明显的成本劣势。然而由于我国港口码头资源的稀缺性，通用码头往往需要较长周期的政府规划，根据中国交通网数据，2021年国内万吨以上码头泊位为2207个，较2020年仅增加69个，过去五年CAGR仅3.2%。目前国内主要沿海省份包括广东、福建、江苏、山东等均可建设码头，然后由于不同地域存在地质差别，因此实质上可建码头省份较少，广东、江苏、山东等成为龙头企业主要布局地。海力风电坐拥江苏小洋口、通州湾等地优质码头资源，区位优势有望带动盈利能力优化。对比国内塔筒+桩基龙头企业，大金重工最早布局自有码头建设，其生产基地主要位于山东蓬莱、辽宁阜新、兴安盟、河北张家口以及广东阳江五个生产基地，截止2022年中公司拥有2个10万吨对外开放专用泊位，1个3.5万吨对外开放专用凹槽泊位，另有规划建设中10万吨级专用泊位2个。泰胜风能目前在江苏南通蓝岛拥有自建码头。海力风电近年来聚焦海上风电塔筒和桩基业务发展，公司拥有海力风电、海灵重工、海工能源、海力海上等多个生产基地，分布于如东、通州、大丰等沿海地区，目前已在江苏小洋口、通州湾拥有两个自建码头，同时启东港码头也在积极建设中。公司通过合理的生产基地布局，能有效保证合同履约能力，可以灵活安排生产并及时交货，降低物流成本，提高产品竞争力。区位优势带动周转效率提升，“抢装”期间毛利率始终位于行业领先水平。2020-21年公司应收账款周转率为8.1和5.9，显著高于行业内大部分企业。同时公司立足高毛利海风塔筒桩基产品，自有码头优势逐步显现，带动公司毛利率位于行业内领先水平，2021年“抢装”期间公司综合毛利率为29.13%，高于大金重工（23.01%）、天能重工（23.25%）以及天顺风能（21.57%），预计随着海上风电交付回暖，叠加公司高附加值导管架产品放量，盈利能力有望迎来快速修复。产能布局是塔筒行业重要竞争要素，公司卡位山东，落地海南，产能扩张加速推进，海上风电龙头地位进一步稳固。塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行设计，而塔筒企业仅负责生产制造，可基本认为是标品。塔筒工艺相对成熟，进入壁垒较低，成本端中直接材料、人工、制造费用各家差异不大。但塔筒的特殊性在于运输难度较大，因此塔筒比拼的核心就是产能布局，合理布局产能会摊薄运费，进而在盈利端拉开差距。海力风电从江苏起家，公司所在城市江苏南通拥有国家火炬海上风电特色产业基地，定位于成为“风电产业之都”，通过引进上海电气、中国海装、明阳智能等国内知名风电设备及零部件制造商，着力建设海上风电装备制造、海上风电运维、海洋新兴产业基地，为公司业务的进一步拓展提供了有利条件。我们预计2023年国内海风市场将重启高速增长，产业链公司加快产能布局，新增产能预计将在2023年初开始陆续释放，目前公司拥有江苏大基地的同时，积极拓展山东、海南等市场，截止2022年末，公司塔筒+桩基产能在50万吨，主要分布在小洋口、通州湾等地。预计2024年底公司塔筒+桩基产能有望突破140万吨。未来公司产能扩张路径清晰，拟投建产能超过80万吨：（1）2022年2月，公司与江苏如东沿海经济开发区签署《项目建设协议书》，拟投建风电高端装备制造项目，项目总投资约10亿元，建设周期24个月，计划产能20万吨；（2）2022年4月，公司与东营经济技术开发区签订《项目投资框架协议》，在东营投资海上风电塔筒及海工装备生产基地项目，项目总投资10亿元，年产能20万吨；（3）2022年10月，公司与海南洋浦经济开发区签署《投资协议》，计划在洋浦经济开发区辖区内投资建设“年产200套海上高端装备制造出口基地项目”，项目总投资10亿元，占地约200亩。产能瓶颈问题有所缓解，公司外协比例有望持续降低，进而带动公司盈利能力修复。2019-2020年受风电“抢装潮”影响，下游客户风电场建设工期较为紧张，由于桩基、塔筒的安装需要分批施工，为保障风电场建设效率，施工方通常选择先安装桩基后安装塔筒，因此公司在“抢装潮”期间优先交付桩基产品，导致桩基产能出现瓶颈，为满足客户需要，桩基产品外协比例在2020年明显提升，2018-2020年公司外协加工费金额分别为1256/6532/49474万元，占营业成本比例分别达到1.73%/5.93%/16.67%。外协生产普遍毛利率水平较低，2020年海力风电塔筒自制和外协生产毛利率分别为24.66%和15.71%，二者相差8.95pcts，而桩基产品自制和外协生产毛利率分别为31.30%和15.55%。我们判断随着公司产能扩张的持续推进，产能瓶颈问题有望得到解决，桩基外协比例料将进一步下滑，带动公司综合毛利率提升，具体来看2021H1公司桩基主体外协加工比例为56.63%，较2020年全年降低21.41pcts，带动整体外协加工费占营业成本比例降低0.92pct至15.75%。长期技术创新沉淀，高研发投入带动品质提升高塔筒提高发电利用能力，行业技术壁垒也将增加。风速在空中水平和(或)垂直距离上会发生变化，不同高度在不同风切变下的风速有明显区别，高切变下，高度增加会显著提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比，高塔筒可以显著提高风电发电功率，降低度电成本。根据CWEA数据，以0.3的风切变为例，塔架高度从100m增加到140m，年平均风速将从5.0m/s增加到5.53m/s，发电量将提升20.34%。风机大型化趋势带动塔筒的高度、直径与强度相应升级，制造环节的难度与精度要求均将提升，整体上看行业的技术门槛有望拔高。经过长期的技术创新积淀，公司在核心技术领域特别是海上风电方面形成了多项自主知识产权。作为国内较早进入海上风电设备零部件行业的生产厂商之一，公司曾被评为江苏省机械行业创新型先进企业等，在多年技术研发及市场开拓过程中，公司先后与中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司、上海电气单位建立了良好的合作关系，基于下游客户需求不断改进产品生产工艺，积累了丰富的技术工艺开发经验，形成了技术工艺创新到产品质量提升的良性循环。公司注重研发投入，以保证产品综合竞争力和不断满足下游客户的差异化需求，2022年公司研发费用率6.1%，同比提升1.5pcts，高于可比公司（泰胜风能、大金重工、天顺风能、天能重工）平均水平（4.6%）约1.5pcts。随着公司经营规模的扩大，员工数量同样呈逐年上升趋势，截止2022年末，公司研发人员共108人，占比达到10%。公司拥有专利授权116项，其中发明专利授权9项。截止2022年末，公司拥有“风电塔筒弹性支撑部件去应力退火热处理工艺”、“一种大功率风机单桩套笼的组装工艺”、“海上风电导管架基础牛腿的焊接工艺”等专利授权116项，其中发明专利授权9项，公司在多年技术研发、工艺创新过程中，掌握了平台连接法兰焊接的高精度控制技术、大锥体厚板卷制技术、主筒体的圆度精度控制技术、厚板埋弧自动焊接后处理工艺、高质高效低成本焊接坡口工艺、海上风电塔筒表面防腐处理工艺等多项核心技术，并通过自主研制生产设备、工艺装备，提高生产效率，保障产品质量。切入海上风电场运营，强化产业协同公司收购海恒如东100%股权，参股海上风电场运营业务。2022年5月，公司以自有资金现金收购江苏海宇持有的海恒如东100%股权。海恒如东成立以来主要以参股的方式进行海上风电项目的投资，公司拟在收购海恒如东后，使用首次公开发行募集资金中的超募部分为海恒如东投资的海上风电项目进行相应出资。海恒如东参股的6个海上风电项目均在2021年底前完成全容量并网发电，享受国家补贴电价，上网电价为0.85元每千瓦时，具备先发性优势。在收购完成后，公司拥有权益容量294MW的海上风电场运营权，同时上述6个风场项目平均年净利均超过2.5亿元，按照权益容量计算后的净利润达2.4亿元。公司通过与产业链下游进行深度合作，形成装备制造和新能源开发的双轮驱动，有望进一步提升公司抗风险能力和持续盈利能力。联手中天科技，布局下游海上风电安装领域2022年2月15日，海力风电发布公告，与中天科技全资子公司中天海洋工程共同出资设立江苏中海海洋工程有限公司，从事海上风电工程承包业务，用以承接海上风电基础施工、维护等工程服务。合资公司拟打造适应未来风场深远海化、机组大型化的下一代基础大型施工船，具有强大的起吊能力和抗风浪能力，可在深水区域和恶劣气象条件下施工作业。海上风电快速发展催生风电海工船需求激增。根据世界能源报告统计，2020年全球海上可再生能源项目总投资额超过500亿美元，首次超过海上油气投资。随着全球对风电需求的不断增加，对于风电发电机安装船、服务运营船以及电缆敷设船的需求也在持续增加。海上风电的安装主要分为分体安装法和整体安装法，目前分体安装法仍是行业内最成熟的安装工艺，根据安装船的特点将海上风电安装船分为起重船、坐底式风电安装船、自升式风电安装船以及自航自升式风电安装船四种类型。目前我国风电海工船多以国产为主，行业竞争格局较为分散。欧洲作为海上风电的发源地，在海工船市场同样引领行业发