（报告出品方/作者：财通证券，张一弛）1 海风桩基抗通缩，景气增量供给紧缺1.1 桩基价值量占比高，单桩占据主流桩基位于产业链中游，价值量占比约 20%。
海上风电机组基础的造价是影响海上 风电工程总造价的主要因素之一，受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影 响，单台套海上风电支撑基础的造价（含施工）约为 1,000 万元-3,000 万元，占 海上风电投资成本的 24%-33%。
基础是海上风电最关键结构之一，直接影响项目的安全性和可靠性。
目前，国内 外研究和应用的海上风电机组基础从结构形式上主要有重力式基础、单桩基础、 高桩承台基础、多角架基础、导管架基础、负压桶基础及浮式基础，单桩基础、 导管架产品目前是海上风电的主流支撑结构。
桩基式基础优点是结构简单，无需 过多前期准备；占用海床面积小；承载力高；结构稳定，沉降量小并且均匀，广 泛运用于水深小于 30m 海域。
导管架式基础优点是技术较为完备，承载力大、生 产供应链完善等。
但导管架式的焊接结构复杂，钢材用量大，成本较高；同时导 管架式固定基础结构需要将桩锤打入海床，因而增加了安装时间及相关环境问题 产生的可能性，因此目前占比并不高。
海风项目仍以单、多桩为主，短期内导管架受限较多。
目前单桩为基础的海风项 目占到国内市场 90%以上，导管架由于其成本高，施工难度较大，严重拖慢项目 排产交货周期，短期限制因素较多，预计建设量增长有限。
未来长期随海上风电 深远海趋势发展，单桩、多桩基础结构数量随着水深的增加而渐降低；吸力桶式、 导管架式因其在深海的优势，占比将会逐渐增多。
漂浮式短期成本较高，深海化将提供长期驱动力。
浮式基础结构主要适用于水深 超过 50m 的深远海区域，漂浮式基础作为替代形态产品近年来已有小规模示范项 目，由于技术研究仍处于降本阶段，单千瓦成本为 2-3 万元左右，成本较高。
同 时其技术涉及重工，与现有塔筒管桩对比属于两条技术路线，国内厂商并不具备 该项技术的大规模开发能力，该类新型产品短期内大批量商业化可能性较低。
1.2 受益深海大型化，海风桩基环节放量可期海风桩基单 GW 用量与三个因素有关：工程地质、风机机型、水深。
1）工程地 质影响结构工程量、材料选取、额外装置的安装等；2）风机机型和水深则直接决 定桩基的形态、体积（直径&长度）。
我国不同海域对应工程地质不同，江苏、广东、山东为典型代表区域。
1）江苏海 岸以软土地基为主，沿海多滩涂地貌，在该地质条件下建设海上风电项目时，海 上施工难度低，但表层土承载能力较差，导致基础结构工程量增加；2）广东、福 建等地以浅覆盖层地质为主，意味着基础桩基需要嵌岩施工，或是必须采用新型的浅基础型式；3）山东北方海域冬天海面结冰，这除了对结构的材料性能提出更 高要求外，海冰长期作用在结构上，还会引起冰激振动，从而降低结构的安全使 用寿命。
通常，安装于该海域的设施需要设置专用的抗冰措施。
受益海风大型化深海化，桩基单台用量倍数增长。
据海力风电招股书，适用于 0- 24m 水深单机容量 4MW 的单桩基础重量在每台 550-1000 吨之间；水深 30m 以上 单机容量 5MW 使用的四桩导管架基础重量为 2438 吨，用量增长 143% ~ 343%。
假设单机容量、水深及离岸距离与桩基用量成线性关系，推测出当海上风电项目 水深不变，单机容量每增加 1MW，相应每台风机的桩基用量增加 200 吨；单机容 量不变，水深每增加 20 米，相应桩基用量增加 300 吨。
经测算，各省水深 30m 以上各机型的平均单 GW 用量提升约 260%。
为预测未来海 风深海化趋势下的桩基用量情况，我们对广东、山东、江苏省不同水深下的单 GW 用量作了进一步推导。
广东省水深小于 30m 时各机型的平均单 GW 用量为 6.91 万 吨，而深海化趋势下 30m 以上水深各机型的单 GW 用量均值将增至 24.86 万吨。
山 东省水深小于 30m 时各机型的平均单 GW 用量为 8.45 万吨，未来进行远海开发后 山东 30m 以上水深各机型的单 GW 用量均值将增值 30.43 万吨。
江苏省水深处于 10-15m 时各机型的平均单 GW 用量为 8.39 万吨；而未来开发深远海域后其 30m 以 上水深各机型的桩基单 GW 用量均值达到了 30.21 万吨。
1.3 全球海上风电高景气，海内外管桩市场规模可达千亿国内海工管桩市场持续向好，预计十四五末规模将达 1940 亿元。
《2022 全球海上 风电大会倡议》指出全球海上风电未来将进入高速发展阶段，并预计中国海上风 电累计装机容量到“十四五”末将超过 100GW，“十五五”末将超过 300GW，到 2050 年至少达到 1000GW。
按 2022 年国内海风装机 5~6GW，到 2025 年满足累计装机 100GW，国内 2022-2025 海上风电 CAGR 可达 90.7%。
按 1GW 对应 100 亿元估 算，“十四五”后期 23-25 年期间，中国海上风电市场规模将超 7000 亿元。
根据测 算 2022-2025 年国内塔筒管桩需求量分别为 144.0 /300.9 /582.7 /1121.2 万吨，对应 预计新增市场规模分别为 119.2 /265.5 /523.2 /1034.0 亿元，增速分别为-68.01% /122.72% /97.08% /97.63%，合计市场规模将达 1940 亿元。
海外管桩市场需求猛增，预计至 2025 年市场规模将达 1920 亿元。
经测算 2022- 2025 年海外塔筒管桩需求量分别为 170.9 /228.8 /403.5 /441.3 万吨，对应预计新增 市场规模分别为 258.1 /354.6 /625.4 /684.0 亿元，增速分别为 28.66% /37.41% /76.38% / 9.36%，合计市场规模约 1920 亿元，由于海外产品高溢价及短期产能紧缺建设窗 口期影响，未来若干年内将是国内管桩企业出海黄金时间。
1.4 海外产能供给紧缺，高增量高溢价齐头并进海外桩基至 2025 年供给缺口达 489.2 万吨，国内产能出海空间广阔。
面对爆发式 增长的海上风电桩基需求，海外主要管桩塔筒厂商产能呈现严重供不应求，且新 建周期较长，本地产能补充速度远低于需求增长速度。
欧洲管桩主要厂商如 SIF、 EEW 两家现有全部有效产能仅约 40 万吨。
预计 2022-2024 年海外总产能预计分 别为 45.5/ 85.5/ 127 万吨，对应海外桩基供给缺口分别为 77.2 /75.8 /158.3 万吨。
海外成本高昂，当地企业运营效率低下，管桩价格为国内接近 2 倍。
21 年海外管 桩公司 SIF 的单吨售价 (不含税不含运费)，已经达到 1.9 万元/吨，22 年供需更为 紧缺管桩已经开启涨价趋势，预计在 2-2.1 万元/吨左右;而国内 22 年受抢装退坡 影响，价格落到 0.75 万元/吨。
对比国内管桩厂商厂商大金重工与 SIF 的盈利能 力，大金的综合毛利率低于 SIF，而净利率水平却远高于 SIF。
由此我们推断，海 外公司由于劳动力成本及运营效率管理问题，内部管理和费用控制效率较低，国 内厂商如大金重工内部管理和费用控制非常优异；而海外厂商在售价高，运费优 势明显情况之下单吨净利仍远低于国内企业。
国内替代海外成为大势所趋。
海外单桩单吨高溢价，盈利能力较国内高出数倍。
以大金单桩法国订单为例，订 单总金额 6.5 亿元，4.5 万吨，单吨售价 (不含税不含运费)到达 1.44 万元/吨，高 于国内售价接近 7000 元/吨，即使考虑出口产品要求较高生产成本增加 30%，单 吨毛利依旧可以超过国内 5000 元/吨，国内单桩我们预计 22 年在 800 元/吨的单 吨净利，海外单吨合理净利应该要到达至少 3000-4000 元/吨。
产能决定全球市占水平，2025E 中国海上风电桩基/塔筒产能将达到 493 万吨。
根 据各家海上风电桩基制造商的公告进行梳理，国内主要厂商均有较为清晰的产能 布局计划，新建产能已处于快速推进阶段，我们预计 2025E 我国海上风电桩基总 产能将达到 493 万吨，CAGR 达到 36.5%，五年累计产能将达到 1659 万吨。
2 全球海风上升期，主要市场加速放量2.1 海上风电高景气，中国装机领先全球全球风电持续加速，2021 年新增装机容量 93.6GW。
相比陆上风电，海上风电具 备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗 水资源，适合大规模开发等优势，全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋 势。
根据 GWEC《Global Wind Report 2022》统计数据，2021 年全球风电市场发 展较快，新增装机容量 93.6GW；累计装机容量 837GW，同比增长 12%。
其中中 国是全球风电装机容量第一大国，2021 年中国新增装机容量占全球 51%。
我国海上风电成为全球主要增长点。
据 GWEC 统计，2001 年至 2021 年全球风 电累计装机容量从 23.9 GW 增至 837 GW，年复合增长率为 18.45 %。
全球范围 内来看，我国已成为第一大风电装机市场。
2021 年，我国实现风电新增并网装机 47.57 GW，全球占比高达 80 %，成为全球风电行业的主要增长点。
全球风电高景气，海上风电 CAGR 将达 43%。
据 GWEC 数据，2021 年全球风电 新增装机容量 93.6GW；累计装机容量 837GW，同比增长 12%。
2022H1 因疫情及 地缘政治等因素影响，风电投资遭受短暂冲击。
但从 2023 年开始 GWEC 预计未 来 5 年海上风电新增装机容量共计将达到 90GW，CAGR 为 43%。
预计海上风电 在全球风电新增装机容量中的占比有望从 2021 年 22.5%提高到 2026 年的 24.4% 左右，进而在 2031 年达 30%以上。
2.2 国内十四五期间海上风电高景气双碳目标将推动风电行业迎来历史发展机遇。
2022 年 1 月，中国工程院重大咨询 研究项目“海上风电支撑我国能源转型发展战略研究”结题评审会给出结论:我国 海上风电装机容量最大可达到 3009GW。
国务院九部委联合下发《十四五可再生 能源发展规划》进一步明确 2030 年可再生能源消费占比实现 25%，风光装机总量 超过 1200GW。
预计至“十四五”风电新增规模将达到 280GW 左右，2030 年海 风新增装机量 CAGR 为 15%。
截至 2022 年上半年，我国风电累计并网装机容量 为 342.2GW，占电源总装机比例的 14.0%。
新增并网规模方面，2022 年上半年， 全国新增风电并网装机容量 12.9GW，同比上升 19.4%。
从历史数据看，2020 年 全国新增并网装机容量为 71.7GW、2021 年为 47.6GW，较 2019 年分别增长 179.0% 和 85.2%，增幅明显。
2021 年抢装潮后低谷触底，有望企稳回升。
根据国家能源局数据，中国海上风电 在 2021 年抢装潮期间，新增装机规模达到 16.9GW，创历史新高，累计装机规模 达到 26.4GW，跃居世界第一。
另一方面 21 年底抢装潮透支了部分市场需求，使 得 2022H1 国内海风装机仅为 0.27GW，处于低谷调整期。
沿海城市碳减排形式严峻，省级补贴助力海风规划。
我国海风资源靠近东南沿海 地区用电负荷侧、消纳方便,在“碳达峰、碳中和”中的重要作用愈加凸显，是沿海 经济强省双碳目标实现的重要手段之一。
据风电之音不完全统计，上半年全国海 风公开招标量达 16.1GW。
主要沿海省份已出炉远景规划超 150GW， “十四五”规 划近 60 GW，至 2025 年预计海上风电新增装机规模将超过 50GW。
目前山东、广 东、浙江已出台文件，给予海风项目省级财政补贴。
省级补贴的陆续出台将提振 海上风电市场，有力推动海上风电向全面平价过渡。
2.3 海外市场蓝海可期，政策助力海风腾飞出口需求井喷，海风战略转型加速。
全球风电市场在经历 2000 年以来的停滞稳定 期后，以 2020 年新冠疫情爆发为契机，欧洲的“绿色恢复计划”、“绿色 Hydrogen”、 “RepowerEU”美国和中国的“零碳排放计划”等政策纷纷颁布，为能源转型提速 增效，同时以战略角度将海风发展从降低 LCOE 等只追求效率性的经济逻辑中摆 脱出来。
目前的时间节点上，海风的能源战略意义在世界各国日渐凸显。
海外主 要市场海风需求井喷式爆发，2017-2021 年海上风电新增装机量占海外海风总新 增装机量的 76%，未来有望持续保持高占比，为行业带来新的驱动力。
2.3.1 欧洲地缘冲突加速自供进程，本土桩基产能供不应求俄乌冲突推动欧洲能源自供，北欧海风发电将增长 7 倍以摆脱依赖。
2022 年 8 月 30 日，丹麦、波兰、瑞典、芬兰等 7 国领导人在波罗的海能源安全峰会中达成一 致并指出，宣布到 2030 年，北欧的海上风力发电量将增加 7 倍，也就是从目前的 2.8GW，增加到 19.6GW，以摆脱对俄罗斯能源的依赖。
为了实现这一目标，与会 7 国将在未来 8 年时间里新建 1700 座海上风力发电机，届时发电量可满足 3000 万用户。
在此之前，德国和丹麦政府在 8 月 29 日表示，计划在波罗海域建设价值 90 亿欧元的海上风力发电中心，迈出欧洲脱离对俄罗斯天然气依赖的重要一步。
本土产能供不应求，国内产能出海在即。
欧洲海上风电桩基的主要解决方案为单 桩产品，而欧洲主要桩基供应商 SIF、EEW、Bladt、Steelwind 年供应能力（设计 产能）之和不足 600 根，其中 50%的产品直径在 11m 以下，生产能力远远不能 满足欧洲风机大型化所带来的大直径大吨重的产品要求。
欧洲市场未来具有巨大 的成长空间，国内海风制造企业凭借高性价比等优势开始在欧洲市场取得突破， 未来海外订单规模有望快速增长；在当前仅有少数企业具备出口能力或资质的情 况下，海外订单的盈利水平可能明显高于国内，从而给这些出口企业带来业绩弹 性。
2.3.2 美国市场方兴未艾，政策助力海风腾飞海风资源丰富，发展空间充足。
据 Offshore Wind Market Report: 2022，2022 年美 国海风潜在资源增至 40083 MW，同比 2021 年的 35324 MW 增长 13.5%；根据 NREL 报告，美国海风总资源潜力为 108 亿千瓦，即每年潜在发电量超过 44 万亿 千瓦时，其中技术开发潜力超过 20 亿千瓦（或实现发电量 7.2 万亿千瓦时），资 源充足，增量市场十分广阔。
截至 2022 年 5 月 31 日，美国签署了 24 份海上风能 采购采购协议，使海风合同装机量达到 17597 兆瓦。
各州的目标是到 2040 年获得 至少 39322MW 的海上风能容量。
筹建项目的扩张主要是由于大西洋沿岸新拍卖 了八个风能租赁区，以及加州将两个风能蕴藏区转变为风能开发区。
政策超预期，预计 2030 年美国海风市场规模将达 30GW。
拜登政府设定到 2030 年美国海风装机量达到 30GW，并表示到 2050 年美国海风装机量将达 110GW 以 上。
这表明了美国政府对大力发展海风的决心，为行业带来强劲的驱动力，这将 成为美国全面脱碳战略的重要组成部分。
本地配套产业链缺失，海风建设依赖外部供给。
美国除风机环节（通用电气）竞 争力较强，其他与海上风电相关的制造、安装、运输、基础建设、运行维护、人 工等配套资源的本土化程度都比较低，因此一直以来十分依赖欧洲相关产能进口， 在美国本土配套产业链还不成熟的阶段，欧洲风电组件厂商联合当地电力公司占 据了市场主导地位。
但由于产能规模以及扩产周期限制，欧洲以及本地各环节产 能逐渐无法支撑爆发式增长的装配需求。
由此，美国 2021 和 2022 年在东岸港口 新建了 10 个主要风电生产设施来应对。
未来在持续增量的窗口期中，国内相关厂 商有望逐步打入美国市场，依托成本及产能优势获取市场份额。
2.3.3 亚洲海风市场起量在即东南亚海风市场起量在即，菲律宾至 2050 年将安装 40GW 海上风能。
近日，菲 律宾总统马科斯批准了一项涉及风能产业的促进计划，以探索和发展海上风能作 为清洁和可持续能源的
