1 海上风电管桩龙头，近年来业绩高速增长

1.1 专注于海上风电，管桩产能优势明显

海力风电专注于海上风电领域，是国内海上风电管桩龙头。

公司成立于2008年，主营产品为海上风电单桩、塔筒；2010年，公司《近海潮间带风电场钢结构风机基础关键技术》被省科技厅列入2010年科技支撑计划；2012 年，公司成功交付中船重工5MW海装导管架，助力我国海上风电技术开发进入新阶段；2014年，公司成功交付国内首套最大的海上6MW风机塔筒；2018，公司整体变更为股份有限公司；2021 年，成功在创业板上市，进入发展新阶段。

公司积极布局产能基地，预计2023年底合计产能超过100万吨，在行业内占据优势地位。

公司主要产品包括海上风电塔筒、单桩及导管架。

塔筒是海上风电机组和基础之间的连接构件，传递上部数百吨重的风电机组重量；单桩及导管架为海上风电设备的支撑基础，其上端与风电塔筒连接，下端深入数十米深的海床地基中，用以支撑和固定海面上的塔筒以及风电机组。

1) 单桩收入占比大，毛利率保持较高水平。

单桩是公司第一大业务板块，2021年营收达34.0亿元，同比增长17.7%，收入占比62.4%。2021年毛利率为28.5%，同比增加4.6个百分点。公司在单桩加工领域技术储备丰富，毛利率水平较高。

2) 塔筒为公司第二板块，毛利率水平逐年提升。

公司风电塔筒业务2021年营收19.3亿元，同比增长97.4%，收入占比35.3%。2021年毛利率为28.0%，同比增加4.7个百分点。公司的风电塔筒以客户需求为基础，产品具有较强的创新属性，市场竞争力强。

3)导管架业务毛利率水平高，发展机遇大。

由于行业应用较少，公司导管架仅有小部分出货，2021年营收0.1亿元，毛利率为29.1%。

1.2 充分受益行业发展，近年来业绩高速增长

近年来，公司营业收入与归母净利润增长迅猛。

2021年公司实现营收54.6亿元，同比增长38.9%，2019-2021年3年间CAGR高达84.4%；2021年归母净利润为11.1亿元，同比增长80.8%，2019-2021年3年间CAGR高达216.8%。

2022Q1，公司实现营收1.5亿，同比下降86.0%，实现归母净利润0.6亿，同比下降70.3%，2022Q1业绩下滑，主要受2021年海上风电抢装潮之后，行业进入短暂调整期。

风电行业是国家战略性新兴产业，尤其是海上风电具备广阔的发展前景，公司作为行业龙头将充分受益。

行业景气度高，公司毛利率及净利率稳步上升。

2021年，公司综合毛利率为29.1%，同比增加4.7个百分点；净利率为21.6%，同比增加4.3个百分点，盈利能力稳步提升。

2022Q1，受收入大幅下降影响，毛利率同比下降22.4个百分点至6.7%，净利率提升20.9个百分点到41.5%。随着海上风电招标及装机逐步回暖，以及原材料价格企稳，预计公司毛利率将快速回升。

规模效应显现，管理效率提升，公司期间费用率下行趋势明显。

2021年公司期间费用率为1.9%，同比减少0.3个百分点；2022Q1期间费用率为6.6%，同比增加4.4个百分点。细分来看，2021年公司销售费用率为0.2%，同比持平；管理费用率为1.1%，同比分别增加0.1个百分点；研发和财务费用率分别为0.3%、0.3%，同比分别减少0.1、0.2个百分点。

1.3 股权结构较为集中，管理层持股陪伴公司成长

公司实控人为许世俊、许成辰父子，管理层持股陪伴公司成长。公司实控人许世俊、许成辰父子两人直接持有公司46.4%股权，通过员工持股平台——海力投资间接持有1.9%股权，合计持股48.3%。

公司董事、总经理沙德权直接持有公司10.8%股权，通过海力投资间接持有0.5%股权，合计持股11.4%；董事、副总经理陈海骏直接持股1.5%股权，财务总监宗斌通过海力投资间接持股0.3%股权。公司股权结构较为集中，决策效率高，管理层持股陪伴公司成长，经营活力充沛。（报告来源：远瞻智库）

2 海上风电建设如火如荼，带动塔筒桩基需求放量

2.1 碳中和&能源安全促进风电建设，中国引领全球

碳中和大势所趋、能源安全势在必行，全球主要国家均鼓励风电发展。随着国际社会对生态环境、异常气候等领域的日益重视，减少化石能源燃烧，早日实现碳中和已成为世界各国的普遍共识和一致行动；贫油少气国家为保障能源安全，亦加快开发和利用可再生能源。

2015年，全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电的新增装机容量，标志着全球电力系统的建设正在发生结构性转变。

目前，在我国的二氧化碳排放总量中，能源行业约占88%，电力行业则占能源行业二氧化碳排放量的41%左右，电力系统脱碳是实现碳中和目标的必要条件，主要依赖手段为风电和光伏。全球主要国家与地区均出台鼓励风电发展的刺激政策，促进风电产业快速发展，至今已有100多个国家开始发展风电。

近年来，全球风电新增装机迈上新台阶。

根据全球风能理事会（GWEC）数据，近5年来，全球风电新增装机量均在50GW以上。2020年全球风电新增装机量取得历史最大增幅，高达95.3GW，同比增长53.0%，新增装机大幅增长主要受到中国陆风抢装潮的影响；2021年全球风电新增装机量亦录得高位，全年新增93.6GW。截止2021年底，全球风电累计装机量已至837.5GW。

分地区来看，亚洲、欧洲、北美洲是全球风力发电的主要市场。

风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带，大陆地区风能密度较高的区域包括中亚草原、欧洲北海地区和北美大陆中东部地区等，沿海地区风能较大的区域包括欧洲大西洋沿岸及冰岛沿岸、美加东地区和东北亚沿岸等。

凭借先发优势、政策支持和技术优势，欧洲与美国已达到较高的发展水平，而以中国、印度、日本为首的亚洲地区通过近些年的发展实现了规模上的超越，全球风电产业已形成亚洲、北美和欧洲三大风电市场。

据全球风能理事会统计，2021年，亚洲、欧洲和美洲累计装机容量分别为404.1GW、235.9GW和188.3GW，分别占全球累计装机容量的45.7%、29.5%、22.9%，全球占比合计约98.9%。

中国风电后来居上，近年来装机量引领全球。

相对欧洲来说，我国风电产业发展较晚，但在政策支持、产业链协同进步的背景下，近年来呈现加速发展趋势，截止2021年底，无论新增装机量，还是累计装机量均已位居全球第一位。2021年我国风电新增装机量为47.6GW，全球占比50.9%；截止2021年底，我国风电累计装机量为336.7GW，全球占比40.2%。

2.2 海上风电优势显著，2021年实现爆发式增长

分类型来看，陆上风电产业较成熟，占据风电产业主导地位。

风电产业分为陆上风电和海上风电两种类型；其中，陆上风电发展较早，结构相对简单，产业链较为成熟，建设成本较低，全球已基本实现平价上网。

2021年全球陆上风电新增装机量为72.5GW，占全部风电新增装机量的比例为77.5%；截止2021年底，全球陆上风电累计装机量为780.3GW，占全部风电累计装机量的93.2%。

由此可见，陆上风电仍占据风电产业中的主导地位。

中国陆上风电已进入平价时代，2020年抢装潮后走向市场化发展。

自2009年执行上网标杆电价，中国陆上发电发展迅速，度电成本已快速下降至与煤电成本较为接近的水平，2021年开始进入平价上网时代。

从装机量来看，2020年因抢装潮，国内陆上风电新增装机量达48.9GW，为历史最高水平，同比增长101.3%，全球占比56.3%；2021年新增装机量为30.7GW，全球占比42.3%。

截止2021年底，国内陆上风电累计装机容量达309.0GW，全球占比39.6%。

相对陆上风电，海上风电具备独特优势：

1）离用电负荷中心近，消纳条件好：

陆上风电主要集中在三北地区，该等地区由于经济发展水平较弱，往往电力需求不旺盛，风电就地消化较难，而国家电网基础设施建设时间相对较长，且成本相对较高，造成陆上风电消纳存难；海上风电则主要集中在东部沿海地区，经济较为发达，电力需求旺盛，充分满足就地消纳条件。

2）发电效率高、出力波动性小：

海上风电机型相对更大，同等状况下扫风面积更大、可利用风能更多，发电效率更高；海上风电年运行小时数最高可超4000小时，部分风量较低地区也可达到3000多小时，相比陆上风电年发电量可多出20%-40%。此外，陆上风电场一般存有障碍物，易对风速造成一定影响，而海上风速更为平稳，出力波动性低于陆上发电。

3）土地资源占用小，环境影响程度较低：

相对于陆上风电，海上风电场不需要占用大量土地资源，更适用于人口集中、经济较为发达、土地资源较为稀缺的东南沿海地区。

中国因抢装潮实现爆发式增长，带动全球海上风电装机快速提升。

1）中国：

由于抢装潮，2021年海上风电新增装机量实现爆发式增长，高达16.9GW，是2020年新增装机的5.5倍；截止2021年底，中国海上风电累计装机量已达27.7GW，位列全球第一。

2）欧洲：

欧洲是海上风电发源地，世界上第一个商业化意义的海上风电场于2000年建设在丹麦哥本哈根湾。2021年欧洲新增装机量为3.3GW，同比增长13.8%；截止2021年底，海上风电累计装机量为28.1GW；其中，英国为12.5GW，德国为7.7GW。

3）全球：

在中国、欧洲市场的带动下，全球海上风电新增装机量快速增加，根据全球风能理事会统计，2021年全球海上风电新增装机量为21.1GW，是2020年新增装机量的3倍，占全球风电新增装机量的比例为22.5%。

截止2021年底，全球海上风电累计装机量已达57.2GW，占全球风电累计装机量的6.8%。

2.3 海风大型化降本效果显著，2023年有望进入快速发展期

风机大型化有利于降低风电建设成本，提升项目投资收益率。2020年陆上风电抢装潮和2021年海上风电抢装潮已相继结束，在无补贴时代（广东、山东对海上风电存在地补），降本增效成为风电产业的主旋律，风机大型化则是降低风电建设成本的重要抓手。

风电机组在风电建设成本中占比超过40%，通过提高风电单机规模，可有效降低单GW零部件价值量、降低单GW风机成本，进而降低综合建设成本；对于海上风电来说，风机大型化更可以通过减少机位点，降低基础打桩、机组吊装等安装成本和风电场运维成本。

1)陆上风电：根据中国风能协会数据，我国新增陆上风电单机规模从2015年的1.8MW提升到2020年的2.6MW，大型化发展相对较慢。

2020年抢装潮结束之后，为降低风电建设成本，提升项目投资收益率，大型化趋势明显加快，2022年开始招标的陆上风电单机规模普遍超过4MW，部分风场甚至要求6MW以上。陆上风机招标价格也由2019/2020年的3000-4000元/KW下降到2022年的2000元/KW左右。

2）海上风电：我国新增海上风电单机规模已由2015年的3.6MW提升到2020年的4.9MW；据我们统计，2022年上半年开始招标的海上风电单机规模基本超过7MW，部分风电场甚至达到11-12MW，由此带来海上风机价格的快速下降，由2019/2020年的6000-7000元/KW下降至2022年的4000元/KW左右。

（一）从陆上风电来看：

弃风率逐年下降，陆上风电消纳困境逐步改善。

我国陆上风电主要集中在三北地区，该等地区由于经济发展水平较弱，往往电力需求不旺盛，风电就地消化较难；同时，国家电网建设滞后于风电资源开发速度，对风电外送条件影响较大影响，导致风电产地与消纳地的空间错配，在过去，消纳难题成为了我国风电发展的阻碍。

为了促进风电产业健康发展，国家对特高压电网等基础设施持续建设投入，使得富余风电外送条件得到较好的改善，弃风率持续降低。

2020年，全国风电平均利用小时数2097小时，平均弃风率为3%，同比下降1个百分点，尤其是新疆、甘肃、蒙西，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%、蒙西弃风率7%，同比分别下降3.7、1.3、1.9个百分点。

风光大基地项目助力陆上风电建设需求。

2021年11月24日，国家发改委、国家能源局下发第一批大型风电光伏基地建设项目清单，累计规模97.05GW；截止2022年5月12日，第一批大基地已有85GW项目开工建设。

2022年2月，国家发改委和国家能源局下发第二批风光大基地规划方案，规划到2030年装机455GW；其中，“十四五”时期规划装机约200GW，“十五五”时期规划装机约255GW。

大型风光基地的集中式开发，可以通过规模效应以最大程度降低土地、基建、运维等方面的成本，充分发挥沙漠、戈壁、荒漠等地区的风光资源潜力，国家风光大基地项目将助推陆上风电装机快速增长。

（二）从海上风电来看：

国补退出，地补接力，助推平价前夕海上风电建设。2021 年起，新核准（备案）的海上风电项目，政府不再补贴，但鼓励地方政府出台针对性扶持政策，保证海上风电项目的投资收益率，目前广东、山东两省已明确出台海上风电补贴政策。

广东省补贴标准为 2022 年、2023 年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1500 元、1000 元、500 元，补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决；山东省对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，省财政分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。

海上风电平价时代即将到来，发展前景广阔。

在风机大型化、风场规模化以及其他降本措施下，海上风电建设成本正快速下降，应用前景十分广阔，世界各主要国家均制定了积极的海上风电长期目标：

1）中国：国内各省市积极制定海上风电发展规划，广东、山东、江苏、浙江、辽宁、广西、福建、上海等省市 “十四五”期间规划新增海上风电并网装机17、5、11.74、4.55、7.75、3、4.1、1.8GW，合计约51GW；加上海南、天津、河北等未发布海上风电具体装机规划的省市，我们预计“十四五”期间国内新增海上风电并网装机量将超过60GW。

2）英国：英国政府发布海上风电“产业战略”规划，明确提出海上风电装机容量将在2030年前达到30GW，为英国提供40%以上的电力。

3）德国：2018年德国政府提高海上风电发展目标，要求到2030年德国海上风电总装机至少达到20GW，2040年达到40GW；

4）荷兰：荷兰政府制定了非常积极的开发路线图，计划到2030年实现11.5GW的装机目标，到2040年达到38GW，2050年达到72GW。

5）美国：美国能源部宣布海上风电目标为2030年达到30GW，而截止2021年底，其海上风电总装机量仅为42MW。

6）日本：日本经济产业省制定海上风电发展目标，计划到2030年安装10GW海上风电，到2040年达到30-45GW。

7）印度：印度新能源和可再生能源部（MNRE）宣布到2022年实现海上风电装机容量达5GW的短期目标，到2030年实现海上风电装机容量达30GW的长期目标。

8）越南：越南工贸部已计划到2030年将海上风电装机容量提高到4GW，2040年增加到23GW。

抢装潮后，国内海上风电进入调整期，2023年开始有望迎来规模扩张期。

海上风电经历2021年抢装潮之后，在2022年保持相对静默，主要原因在于国补退出之后，海上风电安装成本相对较高，投资收益率下降，2022年成为产业链协同降本增效调整期，因此开工量较低。

随着安装成本快速下降，海上风电装机量将持续扩张，结合各省市十四五规划，我们预计2023-2025年年均装机量将超过12GW；截止2022年一季度，海上风电招标量已超过5.4GW。

欧洲持续加码新能源，风电装机需求有望加速。

2021年7月，欧盟提出到2030年可再生能源占比达到40%的目标，2022年5月，欧盟公布REPowerEU行动方案，计划将在未来5年额外投资2100亿欧元于可再生能源，同时将2030年可再生能源占比从40%提高至45%，风电和光伏作为欧盟可再生能源建设的主力，装机需求有望加速。

此外，2022年5月，丹麦、德国、比利时与荷兰的政府首脑在“北海海上风电峰会”上共同签署一份联合声明文件，旨在将北海打造成欧洲的“绿电中心”；上述四个欧盟国家承诺，到2050年将四国的海上风电装机增加10倍，从2021年底的16 GW提高至150 GW，显示出海上风电广阔的发展前景。

2.4 塔筒管桩国内市场空间近1000亿，海外市场利润更高

陆上风电支撑基础主要为塔筒，海上风电还包括单桩/导管架等海底支撑。风电设备主要包括风电机组、支撑基础以及输电控制系统三大部分。陆上风电支撑基础主要为塔筒，海上风电支撑基础则包括海底支撑和塔筒两部分。

在近海，海底支撑以单桩、导管架为主，风电机组通过塔筒安装在单桩或导管架上，单桩或导管架则深入海床地基，由海床地基提供支撑。

通常情况下，0-40米水深海域，海底支撑以单桩为主；40-60米水深海域，海底支撑以导管架为主；60米以上水深海域，海底支撑以漂浮式基础为主。

塔筒桩基直接下游客户主要为风电场施工商、风电场运营商、风电整机厂商。通常情况下，单桩/导管架等海底支撑零部件由风电场施工商直接采购，包括中国交建、龙源振华、天津港航等；少数情况下由风电场投资运营商直接采购，包括龙源电力、江苏新能、三峡新能源、华能国际等；而塔筒则通常由风电整机厂商采购，包括金风科技、上海电气、明阳智能、远景能源、中船集团等。

桩基单位价值不“通缩”，预计2025年塔筒桩基国内市场规模合计近1000亿元。

随着风电机组大型化趋势愈演愈烈，风机零部件单GW价值量随之下降，这也是风电安装成本下降的主要来源之一；但随着风电机组更大、安装海域更深，单桩、导管架等海上风电支撑基础重量需随之提升，是风电设备领域少有不因大型化而导致单GW价值量下降的环节。

根据我们对陆上与海上风电装机量及单GW塔筒桩基需求量的假设，到2025年，预计陆上风电塔筒市场规模超300亿元，海上风电塔筒及桩基市场规模约658亿元，合计约958亿元。

塔筒桩基定价方式为成本加成，盈利能力相对稳定，海外市场单吨净利更高。

单桩、导管架、塔筒等产品通常采用成本加成原则予以定价，且签订销售合同后，一般不存在调价机制。因此，塔筒、桩基等产品的利润水平虽会因钢材等原材料市场价格波动，但整体相对稳定。

一般情况下，国内陆上风电塔筒的单价在0.8-1万元/吨，海上风电单桩、塔筒的价格在1-1.2万元/吨，而导管架由于制作更加复杂，生产周期更长，价格要更高，大约在1.5万元/吨。

从单吨净利来看，目前行业正常情况下：国内陆上风电塔筒的单吨净利在500-600元左右，海上风电单桩、塔筒单吨净利在800-1000元。

此外，由于欧洲原材料、人工成本较高，当地塔筒企业在成本上难以与国内企业竞争，即使增加海运费，国内塔筒仍有较大性价比优势，因此国内塔筒企业积极开拓欧洲等海外市场。根据草根调研，出口到海外的塔筒单吨净利比国内高300元以上。（报告来源：远瞻智库）

3 自有码头构筑成本优势，加速产能扩张布局

3.1 自有码头构筑成本优势，公司订单拓展能力强

海上塔筒桩基只能通过海路运输，码头是稀缺的必需资源。

海上风电塔筒桩基单体规模较大，尤其是单桩产品，目前直径已超过8米，高度已超过100米，无法进行陆路运输，只能通过海上运输，因此码头是必须具备的资源。

根据交通运输部发布的交通运输行业发展统计公报，截止2020年底，我国万吨级及以上泊位仅2592个，同比上年增加72个，近五年年均增加74个；其中通用级泊位1007个，同比上年增加45个，近五年年均增加仅33个。我国万吨级以上码头泊位数量较少，建设周期较长，至少需要1-2年，属于稀缺资源。

公司拥有自主码头，具备成本优势、交付优势。

目前各家塔筒桩基厂商可利用的码头包括3类：自有码头、公共码头、第三方码头。

公共码头在正常情况下和自有码头区别较小，但在需求爆发时，或对交付节奏产生一定影响；第三方码头除了对交付节奏构成影响，还会增加产品自基地转运到第三方码头的转运费、第三方码头收取的码头吊装等使用费。

对比之下，自有码头可节省转运、吊装等费用，成本优势明显；且在需求爆发时，仍可根据规划，完成客户的产品交付要求，具备非常明显的产品交付优势。公司在江苏南通拥有2个万吨级自有码头，分别位于南通市通州区和如东县小洋口，另有1处泊位正在开发中。

风电塔筒、桩基、导管架等支撑结构影响风电场运营效率，可靠使用寿命要求超过20年。

风电塔筒、桩基、导管架作为风力发电系统的支撑结构，属于大型钢结构产品，对风电场建成后运营维护的安全性、稳定性、经济性具备较大的影响。

并且由于其日常运行环境较为恶劣，对法兰平面度、内外倾变形量控制、简体圆度精度控制、焊接变形及焊缝棱角控制、厚板焊接及后处理、表面防腐等方面要求较高，行业内一般要求该等产品可靠使用寿命在20年以上，下游客户在选择供应商时较为谨慎。

凭借稳定的产品质量、及时的交付能力，公司订单获取能力较强。

通过稳定的历史业绩表现、及时的交货履约、优质的市场服务等方式，公司在行业内建立了良好的产品口碑及企业形象，先后与中国交建、中广核、龙源振华、天津港航、韩通重工等风电场施工商，国家能源集团、中国华能、中国大唐、中国华电、华润电力、三峡新能源、江苏新能等风电场运营商，以及中国海装、上海电气、金风科技、远景能源等风电整机厂商建立紧密的业务合作关系，赢得下游客户信任，与该等客户构筑了共同成长的合作关系，市场订单获取能力较强。

3.2 加速产能扩张布局，迎接海上风电高速发展机遇

随着2021年抢装潮结束，海上风电行业在2022年进入调整期，预计2023年开始进入高速发展期。公司在2022年加快产能布局步伐，新增产能将在2022年下半年及2023年逐步释放，契合海上风电发展节奏，预计2023年底合计产能超过100万吨。

1）江苏基地：辐射江苏、浙江、福建等南方市场，承担出口职责。

①随着海上风电塔筒桩基规模攀升，公司对上市前南通基地进行改造升级，预计有效产能20万吨左右，另有盐城大丰6-7万吨产能正在建设中。

②公司利用上市募投资金在江苏南通启东通州湾建设20万吨海上风电装备产能。

③2022年2月，公司与江苏省如东沿海经济开发区管理委员会签订《项目建设协议书》，计划新建海上风电装备基地，项目总投资10亿元，预计产能规模为20万吨。

④2022年4月，公司与江苏盐城市滨海县签署《投资合同》，拟新建海上风电装备基地，计划总投资10亿元，预计产能规模为20万吨。

⑤2022年6月，公司与江苏启东市人民政府签署《投资协议书》，拟总投资20亿元，规划用地约400亩，建设海上高端装备出口基地。

2）山东基地：辐射山东、辽宁等环渤海市场。

2022年4月，公司与东营经济技术开发区管理委员会签订《项目投资框架协议》，公司将在山东东营建设海上风电装备基地，规划产能20万吨，项目总投资10亿元。

根据山东省政府、能源局规划，山东将重点发展海上风电基地，规划总规模35GW，“十四五”期间，力争开工规模10GW，并网规模5GW，山东省海上风电发展前景美好、空间广阔，公司东营海上风电装备基地恰逢其时。

此外，公司东营基地亦可辐射河北、天津、辽宁等海上风电市场。

3.3 加快风电场开发速度，打造成长新引擎

风电场经济效益高，盈利能力强。

风电场开发运营成本主要包括前期的建设成本和后期的运维成本，前期建设成本占比较大，整个投资过程呈现前高后低的走势。

从毛利率角度来看，风电场建设完成后，每年的运营成本较低，而收益较高，因此毛利率水平极高。

根据天顺风能年报，2021年，其风电场运营业务毛利率高达70%，利润贡献能力较强。

从内部收益率角度来看，据草根调研，北方陆上风电项目IRR超过10%，规模较大的大基地项目甚至可以达到20%，南方陆上风电项目IRR可达8%，海上风电IRR亦较高，随着成本快速下降，海风和陆风的IRR将继续提升。

公司计划收购海恒如东100%股权，切入风电场运营业务。

2022年5月，公司发布公告，计划收购海恒如东海上风力发电有限公司100%股权，海恒如东主要以参股的方式进行海上风电项目投资。截止2022年5月，海恒如东参股6家海上风电开发运营项目，相关公司开发建设的海上风电项目均在2021年底前全容量并网发电，享受国家补贴电价，上网电价为0.85元/千瓦时，项目投资收益率较高。

本次收购使得公司实现产业链的纵向延伸，切入海上风电运营业务，有助于增强公司市场竞争力和综合实力，提升公司盈利能力。

4 盈利预测与估值

4.1 盈利预测

关键假设：

假设1： 风机大型化带动海上风电建设成本快速下降，假设2022-2024年分别装机6/12/18GW。

假设2：公司在海上风电装备领域具备较强竞争力，随着新产能逐步投放，假设2022-2024年其市占率保持在15-20%之间。

假设3：由于2021年海上风电抢装潮，公司塔筒桩基产品需求旺盛，毛利率较高；随着抢装潮退却，产业链产能扩张，供需匹配，预计2022年塔筒桩基业务毛利率较2021年下滑，2023-2024年稳中有升。

基于以上假设，我们预测公司2022-2024年分业务收入成本如下表：

4.2 相对估值

目前，在A股上市公司中，与海力风电业务相似的公司主要有天顺风能、天能重工和泰胜风能等，均是国内陆上及海上风电塔筒桩基领域主要生产商。

3家可比公司2022-2024年平均PE分别为19、14、14倍。

海力风电是专注于海上风电支撑基础的领军企业，行业高景气度，具备自有码头，成本、交付优势明显，积极在江苏及山东布局新基地，将充分受益于海上风电的蓬勃发展。

预计2022-2024年公司归母净利润分别为4.3、9.1、12.2亿元，2023-2024年归母净利润复合增长率为67.7%，同时由于海上风电景气度高于陆上风电，预计2023-2025年海上风电装机复合增速高达56.5%，陆上风电预计为9.1%，3家可比公司主营业务由陆上风电向海上风电转型，而海力风电则专注于海上风电领域，业绩弹性更大。

5 风险提示

1）海上风电装机不及预期。

在国家及地方政府的支持下，海上风电具备广阔的发展前景，我国各省市政府也制定了较为积极的发展规划。但若海上风电建设成本下降速度放缓或政策支持减弱，海上风电装机不及预期，则对公司经营业绩具备重要影响。

2）行业竞争加剧风险。

随着国内外新能源行业的快速发展，一方面，新能源设备及零部件的行业技术升级、工艺改进日益加剧，同时风电行业平价上网的压力导致下游客户对成本控制不断加强；同时，国内海工装备制造企业数量较多，其转向风电塔筒、桩基等零部件生产会给公司带来较大的竞争压力，因此公司面临部分行业内企业及潜在进入者的竞争压力。

如果公司不能继续抓住市场发展机遇，实现产品技术升级与规模提升，持续提高在风电设备零部件领域研发、生产、销售能力和品牌影响力，可能在日益激烈的竞争中处于不利地位。

3）原材料价格波动风险。

公司生产所需主要原材料包括钢板、法兰等，直接材料占主营业务成本的比例约80%，比例较高。如果原材料价格出现大幅波动，可能导致公司生产成本发生较大变动，进而影响公司利润水平。

4）风电场运营收益波动风险。

公司计划收购海恒如东100%股权，切入风电场运营业务，海恒如东参股6家海上风电开发运营项目，相关公司开发建设的海上风电项目均在2021年底前全容量并网发电，预计将为公司带来增量业绩。若风电场发电效率或利用小时数不及预期，将对公司业绩造成不利影响。