行业景气上行，持续看好国内海风高增确定性强+海风出海环节打开新的业绩和估值天花板。
风电零部件经历2020年抢装后，持续两年业绩低迷，至2022年Q3盈利见底，塔筒（管桩）、铸件2022Q4-2023Q1两个季度业绩超预期。
国内海风作为基本盘，后续随着审批问题解决+深远海管理办法的出台+十四五规划（2024年）进入倒数第二年，招标大概率是大年（2025年装机大年），预计2024年海风招标20GW+，超2023年招标总量。
海上风电项目规模化、机组大型化、选址深远海化与电价平价化，决定了风电基础安装、机组吊装、机组运维工程技术与船舶市场的发展趋向。
海风基础是海风主要支撑结构，“钉”入海底实现风机稳定运行
海风基础是海风三大系统之一，为海上风电提供至少25年关键支撑。
单座风力发电系统包括风电机组、风电基础以及输电控制系统三大部分。
风电支撑环节为风电机组提供至少25年的关键支撑，包括海上塔筒、管桩、导管架等，决定风机安全性、可靠性、稳定性，主要受风电场地质情况、水深、离岸距离等因素影响。
以江苏单个海上风电场装机容量为300MW项目测算，江苏海上风电场主要集中在离岸距离40m、水深20m附近的区域，风电机组采用单桩基础，关键设备总成本约为11362元/kW，占比最高的部分是风电机组，达到52.81%。
其次是水下海风基础结构和登陆送出海缆，分别为24%和9%，塔筒占比7%。
海风基础主要包括海塔、管桩、导管架。
海风和陆风均需要塔筒，由于海上环境和陆上环境温度、湿度、风力大小等区别，塔筒一般分为陆塔和海塔。
海风与陆风最大区别在于海风多出水面以下连接海底的海风基础。
目前水面以下海风基础按照是否连接海床，主要分为固定式和漂浮式，一般深远海（60m+）适用漂浮式风机。
海风固定式基础主要是管桩、导管架。
陆塔：塔筒就是风力发电的塔杆，陆上风电塔筒连接基础环，垂直地面支撑风力发电机组起支撑作用，同时吸收机组震动。
海塔：海上风电塔筒向下连接管桩/导管架，向上支撑风力发电机组。
管桩：桩基的一种，主要指钢管桩，根据海风基础类型不同，管桩可分为单管桩（单桩）和小钢管桩。
单桩直接作为支撑主体支撑海上风机，而小钢管桩多与导管架配对。
随着海上风电兴起，管桩的需求提升。
海上风电具体管桩具体是单桩还是小钢管桩，须由风力发电机所处的海域水深、海底土质环境决定。
导管架：是一种空间桁架结构，向上支撑风力发电机组，向下连接小钢管桩，通过多根小钢管桩（通常3-4根）将导管架结构固定于海底，导管架与小钢管桩的连接通过灌浆来实现。
海风基础随海域水深、海床条件等因素趋于多样化。
海上塔筒在隔海/水深差距小，因此本文后续阐述，海风基础主要指单桩、导管架等。
近海海域，单桩基础为主要类型。
影响基础类型主要有四大因素：海床条件、水深条件、建设成本、安装难易程度。
目前国内外海上风电基础型式可分为：固定式（单桩基础、多桩承台基础、导管架基础、多脚架式基础、重力式基础、吸力式基础）、漂浮式基础。
生产难度上，导管架＞管桩＞塔筒
目前在生产上对产能制约主要在环缝焊接工序，因其加工时间长、工艺要求高，若环缝焊接不紧密，导管架、管桩易拦腰折断，所以是对产能影响较大的环节，对产能有一定制约作用。
从海力风电招股说明书看，塔筒和管桩均属于定制化钢结构产品，生产流程类似，均需要经过切割下料、坡口加工、筒体卷制、纵缝焊接、环缝焊接等工序。
导管架生产流程具有较大差别。
管桩生产壁垒高于塔筒：单桩和塔筒工序、设备、产线可以贡献，包括数控下料、卷板等，但由于管桩直径约8米以上，而塔筒直径约4米以上，管桩管壁较厚，所以生产上，管桩需要更大的大型卷板机。
导管架生产壁垒高于管桩：导管架是航架式，下有3-4小管桩腿，直径比较小约2-3米。
导管架与管桩比，管桩需要用大型卷板机，导管架各类撑杆/筒体必须使用专用卷板机。
导管架主要是制作好各类撑杆/筒体后进行焊接组装，依赖手工焊接，所以工艺难度相对较高。
即使管桩和导管架都需要经过卷制、焊接、成型，但技术方案不同，所以导管架和管桩生产有壁。
导管架/管桩因体型更大、重量更重，对厂房、龙门吊等要求更大：由于管桩直径更长，目前可达8-10m，单台重量上已有超2000吨，其环缝焊接工序需要更大的生产车间。
导管架是分片预制、站立焊接、合拢组装，主要在露天场地组建，由于导管架高约65-70米，宽约30-35米，重已开始超1800吨，所以需要搭建大型手架/龙门吊组装。
龙门架自身存在宽度限制、起重限制，单桩适用的龙门吊不适用生产导管架。
假设生产单桩的龙门吊限宽在40米左右，一次可生产4个单桩，若用于生产导管架，则一次只能生产一个导管架，所以会限制导管架生产效率。
导管架、管桩生产周期较长、海上风电场施工上交付领先。
导管架、管桩因体型更大，重量更重，所以生产周期更长，单个管桩制造需50-70天，导管架生产周期次之约45-65天，而塔筒约40-60天。
由于海风基础属于海上风电前期工作，因此导管架、管桩较塔筒实现率先交付。
按照生产时间看，一般管桩、导管架需要提前1个季度采购，管桩、导管架打响海风前站市场，管桩、导管架有望持续火热。
目前塔筒商大部分都已切入管桩环节，导管架由于生产工艺难度相对较高，各企业切入速度较慢。
海风基础价格选用成本加成模式，且一单一价，长期看盈利性可控
风电塔筒通常由风电设备整机厂商和风电场投资运营商进行采购；而管桩及导管架通常由大型风电场施工商采购，少数情况下上述风电产品会由风电场投资运营商直接进行采购。
海风基础环节是上游议价、下游随价能力的行业，为避免海风基础2-3月合同敞口期内钢材价格波动对单个合同盈利性带来大幅变动，一般企业都会提前预判钢材价格走势。
除此之外，海风基础合同多为一单一价，因此签订下一个订单时可实时按照钢材市场价格调整签订结构，长期看盈利性可控。
近期钢材价格下行，海风基础盈利性有望上行。
截至2023年5月15日，中国兰格钢铁价格（中厚板）为4250元/吨，同比-19.54%；中厚板价格自3月15日起，价格呈现下行趋势，3月15日至5月15日，中厚板价格已下降9.32%，海风基础盈利有望受益。
上风电开发向深远海挺进，运维母船成为新市场增长点随着海上风电开发向深远海挺进，我国传统运装分离施工方式开始面临新的挑战。
例如，深远海强涌浪环境和淤泥黏土层厚度等问题，将影响到船舶安全与相互之间的配合。
因此王晓冉综合考虑工程建设的经济性与在建船舶资源判断，今后一段时期我国将呈现运装分离与运装一体并行发展的局面，并最终可能走向运装一体。
“深远海风浪、水文条件比较恶劣，将更需要工程能力强的一体化船舶。
”克拉克森海工专家邱东杰也给出了相似观点。
对于未来需要什么样的安装船，邱东杰认为：第一，桩腿要为整个安装船提供有利支撑；第二，吊机能够吊得更高、更重，满足大型化机组吊装要求；第三，甲板面积应尽量大一些，减少运输成本并提高安装效率。
在邱东杰看来，运维转运船（CTV）和运维母船（SOV）能实现完美结合，根据风电场距离与规模进行协调配合，将恰当的运维人员，在不同的季节中，运送至各异的风电场进行机组运维工作。
两者可满足项目运维工作中的绝大多数通达需求。
我国海上风电规模化开发之初，项目离岸距离近、规模小，运维工作基本采用的是小型舢板作运维转运船，通过手摇柴油机提供动力，长度基本在10m左右，这可称之为第一代风电运维船。
随着江苏潮间带风电以及福建、广东海湾内风电的大规模开发，运维转运船逐渐演变为由交通艇或渔船改装的单体运维船，长度达到了20m，航速接近10节，可称之为第二代风电运维船。
近年来，随着海上风电开发区域的变化，福建、广东、山东等近海海域风电装机量快速增长，离岸越来越远，海水越来越深，对运维转运船提出了更专业化的要求，被誉为第三代运维船的双体运维转运船逐渐成为主流。
据专业机构统计，目前我国共有170余艘运维转运船，除去备用与维修船只，平均每艘必须服务40台机组。
而在国际市场中，一艘运维转运船对应服务的机组数量仅为20台。
据克拉克森数据显示，全球（未含中国）20m以上在船级社入级的运维转运船有300余艘，约80%服务北欧市场。
“欧洲的海上风电项目离岸距离越来越远，对运维人员的数量要求越来越多，CTV的乘客人数正从12名向24名过渡，对船舶长度与动力等方面的需求在增加。
”邱东杰认为。
对于未来中国需要多少运维母船，杜可表达了自己的观点。
他相信江苏与广东海域都是未来工程运维母船（CSOV）需要重点服务的领域，“所以我们对中国运维母船的潜在需求非常抱有信心，估计在未来10年，需要有超过30艘运维母船。
”
挪威创新署绿色海事中国项目负责人倪凯安认为，需求和供应永远没有终点，此类船舶的建造速度已非常之快，可制造成本在不断增加。
因此在进行船舶投资以前，必须考虑好其退役后进入二手市场的潜力。
提高船舶设计灵活性，在设计之初就做到尽可能先进。
“我们能看到市场缺少什么样的资源，卡在哪些地方。
”邱东杰坦言，“风电产品的港口储运需要专业的机械、设备和基础设施，对地面强度要求也比较高。
在这方面，汕头对国际风电创新港及其风电母港的产业规划是一个很好的范例，且已在开展相关工作。
包括为广东甚至更大范围的海上风电运维提供SOV与CTV停靠服务，甚至支持大部件更换工作，将解决很大的问题。
”
