海风管桩行业专题报告：需求端出口与内需共振，供给端码头资源稀缺

大型&深远海化提升单GW价值量，桩基环节有效抵御通缩：管桩塔筒占海上风电投资成本的24%-33%，单GW用量与工程地质、风机机型、水深有关，假设单机容量及水深与桩基用量成线性关系，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。水深超过 40m 后，管桩加塔筒的价值量将超过主机（3000元/MW）和叶片价值量，有望抵御风机大型化和行业平价带来的利润通缩。 全球海风天量装机亟待释放，海外产能稀缺创增量溢价：1）国内海风招标装机量剪刀差持续扩大，天量装机待释放：平价以来海上风电招标量已达24GW，预计今年海上风电装机量仅为5GW，招标量及装机量之间剪刀差持续拉大，我们认为2023年开始“剪刀差”有望进入收敛阶段，海上风电行业进入高速发展期；预计22-25年国内管桩新增市场规模1940亿元，CAGR 30%。2)海外地缘冲突频发加速能源自供，本土产能供不应求溢价高：经测算2022-2025年海外管桩总需求量约为1244.5万吨，新增市场规模约1920亿元,CAGR 36%；海外本土产能供不应求，2022-2024年桩基供给缺口分别为77.2 /75.8 /158.3万吨，海外管桩单吨售价为国内单吨售价的2倍。 码头核心卡位壁垒，行业竞争格局稳定：1）码头为生产必须硬性资源：海风桩基体积重量均较大，超大型产品目前无公路运输方案，需临港生产临港运输；2）四大要素共筑码头高壁垒：大重量管桩对码头荷载、港口水深及临港仓储面积等要求更高，码头建设及对外开放资质审批周期长，符合海工运输需求码头资源极其稀缺；3）自有码头厂商具备明显先发优势：行业内具备自有码头的厂商将获得明显的先发优势，行业内竞争格局有望在2-3年内维持稳定。 建议关注：大金重工（002487.SZ）：首家出口欧洲的海塔企业，国内管桩龙头，大金蓬莱母港为国内优质深水码头，海内外多点布局产能优势明显；海力风电（301155.SZ）：海工领域新起之秀，江苏、山东区位优势明显，国内首家布局海南的海工企业；天顺风能（002531.SZ）：行业头部厂商，在建德国工厂进展顺利，投产后有望进一步打开海外市场； 泰胜风能（300129.SZ）：风塔头部制造厂商，持续推进两海战略，专注产品质量打造核心竞争力；天能重工（300569.SZ）：风机塔架专业制造商，塔筒、发电“双轮驱动”；润邦股份（002483.SZ）：深耕海上高端装备，高端装备&环保业务双轮驱动。 风险提示：上游原材料价格波动风险；桩基招标价格超预期下行风险；海上风电装机量低于预期风险；行业竞争格局恶化风险。 表1：重点公司投资评级: 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%。 图1.海风成本结构图（%） 图2.海上风电结构图 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。 表1.海上风电支撑基础类型比较 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。 图3.滩涂地貌 图4.海上嵌岩施工 表2.不同水深&施工地形对应桩基用量 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。 图5.单台风电机组基础结构用钢量（吨） 图6.不同水深时关键设备投资（元/kW） 表3.广东省不同机型&水深对应桩基用量 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。 表4.不同海域类型在不同水深&机型条件下单GW桩基用量测算（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。 表5.2022-2025年国内海风管桩新增市场规模测算（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。 表6.2022-2025年海外海风管桩新增市场规模测算（亿元） 1.4海外产能供给紧缺，高增量高溢价齐头并进 表7.海外需求及国内供给情况（万吨） 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。 表8.海外产能供应情况（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。 图7.SIF及大金重工净利率（%） 图8.中国、欧盟、美国中厚板价格情况（美元/吨） 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。 表9.大金重工及SIF订单情况 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。 表10.国内产能梳理（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%。 图9.2001年至2021年全球新增风电装机容量（