根據公司招股說明書，2022H1公司預計實現營業收入38.47-47.02億元，同比減少2.54%至增長19.12%；預計實現歸母凈利潤8.46-10.33億元，同比增長1.49%-24.04%，扣非凈利潤8.47-10.36億元，同比增長5.21%-28.59%。

在風電補貼退出、市場需求較淡的情況下，公司業績依然相對穩健，我們認為，公司的風機產品藉由搶裝潮打開市場后，下游業主認可度有所提升，為未來的可持續發展打下一定基礎。而根據公司招股說明書披露，2021年三一重能簽署外部訂單6.76GW，較大體量的新增訂單也為三一重能未來1-2年的業績穩定增長提供了保障。

伴隨公司收入放量，費用水平逐步下降：公司歷年毛利率維持在25%-30%左右，處于行業較高水平，但2019年以前凈利率為負值，主要是因為公司前期收入體量較小、期間費用率較高。而2018年后公司收入開始放量，期間費用率得以持續下降，凈利率水平明顯修復。

2021年公司凈利率增長至15.64%，相比2020年繼續提升0.93個百分點。我們認為，伴隨公司收入的持續增長，規模優勢有望進一步顯現，期間費用率有望持續攤薄。

風機及配件收入占比維持高位：公司的主要收入來源于風電整機及零部件的銷售，而發電業務、風電建設業務亦貢獻少量收入。2017年以來，公司業務板塊逐漸多元化，發電收入逐年提升，2019年起又新增風電建設板塊。

而2020 年，受到風電退補搶裝的影響，風機需求大增，公司的風電整機及零部件板塊銷售收入同比提升893.86%，拉動板塊收入占比提升，為公司貢獻了當年94%的收入。2021年公司風機出貨量保持高位，收入占比亦維持在87%的較高水平。（報告來源：遠瞻智庫）

2、平價時代風機需求無憂，競爭格局尚未落定

2.1 國內市場：裝機重拾增長，招標持續放量

2.2.1 陸上風電：經濟性充分顯現，裝機與招標數據持續向好

2021年新吊裝規模持穩，2022年風電裝機量回歸增長：據國家能源局數據，2021年我國風電新增風電并網容量為47.57GW，同比下降33.63%，主要系伴隨補貼退出與搶裝潮的結束，2021年陸上風電新增裝機量從高位回落。

但據BNEF統計的實際吊裝口徑數據，2021年我國風電實際吊裝容量達到55.8GW，相較2020年僅小幅下降3.46%。其中，陸上風電新增裝機41.6GW，同比下降22.68%；海上風電新增裝機14.2GW，約為2020年海上風電吊裝容量的3.55倍。相比陸上風電退補前的2020年，2021年新增吊裝規模依然持穩。

進入2022年以來，受先前整機招標回暖的指引，新增裝機容量持續增長，2022年1-5月風電并網容量達10.82GW，同比增長38.90%，國內風電新增裝機容量在2021年短暫的回落之后，迅速恢復增長態勢。

陸上風電項目在當前風機價格與利用小時數下具備充分的經濟性：當前風電主機廠交付執行的訂單多為2021年簽訂，2021年內，根據風電頭條數據及我們的統計，陸上風機成本從先前的4.0元/W跌落至2.0-2.5元/W的區間，助推風電項目的每W綜合成本降低1.5-2.0元，使得當前的風電項目投資具備了充分的經濟性。

我們假設目前交付的風電項目單位綜合成本為5.5元/W，保守估計年有效利用小時數為2,050小時，在0.36元/kWh的上網電價下，測算得到項目IRR約9.25%，顯著高于當前央企、國企業主6%左右的投資回報率要求。

同樣條件下，我們測算得到項目的LCOE為0.29元/kWh，已經進入火力發電的0.25-0.30元/kWh的成本區間。

同時，伴隨2022年初大型化風電整機招標價格進入1.5-2.0元/W的時代，對應陸上風電項目綜合成本或可進一步降至5.0元/W，在此情境下測算風電項目IRR有望超過12.5%，經濟性尤為突出，持續吸引大批量業主開展招標。

2.2.2 海上風電：平價招標陸續啟動，“十四五”規劃明確

海上風電搶裝結束，平價招標陸續啟動：自2021Q4開始，海上風電平價項目招標逐步啟動。根據我們的不完全統計，2022H1海上風電已招標超16GW（含10.5GW框架性招標），相比去年明顯回暖。

我們認為，海風退補之后各環節的持續降本降價是驅動招標回暖的主要因素，以4月10日開標的國華投資山東500MW海上風電項目風機采購為例，第一中標候選人金風科技含塔筒報價為3,828元/kW，相比去年四季度華潤電力蒼南1#海上風電項目4,061元/kW的含塔筒中標報價又有進一步降低。

海上風電基地列入“十四五”規劃：2022年6月1日，九部委印發《“十四五”可再生能源規劃》，《規劃》強調統籌推進陸上風電和光伏發電基地建設，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電太陽能發電基地，有序推進海上風電基地建設，重點建設新能源基地和海上風電基地集群。

地方接力國補支持海上風電：2020年初《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確提出，2022年起中央不再對新建海上風電項目進行補貼，但鼓勵地方繼續補貼建設海上風電。

廣東首先出臺政策支持，計劃在2022年、2023年繼續補貼海上風電合計4.5GW；山東省則計劃在2022-2024年累計補貼海上風電7.0GW；而浙江省以度電補貼方式對項目進行為期10年的補貼。地方補貼接力有望幫助海上風電溫和過渡至平價時期。

部分區域海上風電具備無國補經濟性：根據北極星電力網數據，2021年，海上風電的單位綜合成本高達18元/W，其中整機成本約8.0元/W，其他設備約2.0元/W，建筑安裝成本約6.5元/W，其他費用約1.5元/W。

進入2022年，伴隨海上風電國家補貼到期，海上各環節價格亦逐步下降，以刺激無補貼情景下的裝機需求釋放。

新中標的海上風機（含塔筒）成本已從先前的7.5-8.5元/W降至4元/W的價格區間。同時我們預期，海纜等設備及安裝資源價格也能夠重現陸上風電退補后的寬松降價趨勢，帶動綜合成本下降至11-14元/W左右。

在此情境下，我們按照全國平均約0.36元/kWh的上網電價測算，認為海上風電有望在部分風資源優越的區域達到平價經濟性，進而拉動裝機需求的增長。而針對部分出臺了省補或上網電價更高的地區，海上風電項目的內部收益率有望超過7%，具備經濟性。在經濟性逐步顯現的基礎上，我們預計海上風電有望成為“十四五”中后期的風電裝機增量的主要來源。

2.2.3國內需求：招標放量指引需求向好

新增招標規模持續增長：根據金風科技業績材料，2021年全年國內風電設備開標項目總規模為54.15GW，同比增長74.12%。2022年第一季度國內公開招標市場新增招標量24.7GW，同比增長74%。而根據風電之音的不完全統計，二季度招標勢頭不減，上半年風電項目招標容量約53.5GW，持續指引需求向好。

風電項目有望由核準制轉為備案制，國內裝機有望快速增長：在風機價格超預期下降、陸上風電經濟性充分顯現的情況下，當前國內季度風電場新增招標量連續保持高位，指引后續裝機需求增速提升，海上風電經濟性加速體現則有望進一步增厚“十四五”中后期需求。

此外，政策亦在積極簡化風電項目審批手續，提高項目審批效率。

5月30日國家發改委、國家能源局發布的《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》提出：要深化新能源領域“放管服”改革，推動風電項目由核準制調整為備案制。

我們認為如風電項目按照備案制管理，風電開發周期有望明顯縮短，有利于后續風電潛在需求落地，2023年國內風電裝機需求或有望上修。

整體而言，我們預計2022-2023年國內新增風電裝機分別約55GW、75GW，同比增速分別約16%、36%。

2.2 海外市場：歐美市場穩步增長，新興市場空間可觀

主流經濟體積極推進脫碳，支撐風電裝機需求：當前，盡快實現碳中和已成為全球共識，在拜登就任以后，美國已重新加入巴黎協定，計劃投入2萬億美元在交通、建筑和清潔能源等領域，在政治上把氣候變化納入美國外交政策和國家安全戰略，繼續推動美國“3550”碳中和進程，即2035年電力部門實現碳中和，2050年實現100%清潔能源，實現凈零排放。

歐盟委員會提出到2050年歐洲在全球范圍內率先實現碳中和，同時為2030年設定了減排中期目標，其溫室氣體排放量至少要比1990年的排放水平減少55%。

此外在今年5月，丹麥、德國、比利時與荷蘭的政府在“北海海上風電峰會”上共同簽署一份聯合聲明文件，承諾到2050年將四國的海上風電裝機增加10倍，即到2050年，四國累計海上風電裝機量至少達到150GW，同時提出階段性目標，即到2030年，四國累計海上風電裝機量至少達到65 GW。

日本則于2020年10月宣布將于2050年前實現碳中和。隨著全球主要經濟體進入“脫碳”周期，預計全球風電新增裝機量有望維持穩定增長。

以印度、越南為代表的新興市場風電裝機潛力可觀：印度市場方面，在短暫受到2020年的疫情影響過后，印度風電新增裝機量在2021年恢復增長，全年新增超過1.4GW，相比2020年同期的1.1GW新增裝機量增長約30%。

同時，2021年印度市場的風電招標增長勢頭同樣強勁，聯邦政府與州政府合計展開了近2.7GW的陸上風電招標以及1.95GW的混合招標。

根據全球風能協會預測，2022-2023年印度市場風電新增裝機量將分別達到3.2GW、4.1GW。而就政策規劃而言，印度總理莫迪已經提出到2030年非化石能源發電裝機量達到500GW，到2030年可再生能源占比達到50%，2021-2030年間碳排放總量減少10億噸等目標。

當地新能源與可再生能源部（MNRE）也據此目標，給出了更為具體的階段性裝機量要求，即2030年實現140GW的風電累計裝機量，我們據此目標進行測算，則2022-2030年，印度年均新增風電裝機量需要達到11GW，增長潛力較大。

越南市場方面，政府亦提出積極目標規劃，根據其第八版電力發展規劃草案的情景一（相對保守情景），越南計劃到2030年實現累計陸上、海上風電裝機量合計約23GW，2021-2030年年均風電裝機量有望超過2GW。

公司依托三一集團，在國內市場之外開始重點布局印度、越南等海外市場：在國家“一帶一路”政策指引下，三一集團旗下的三一重工已在印度、美國、德國等國家設立研發中心，并建立了覆蓋30多家海外子公司及合資公司、140多個自有渠道網點、300多家優秀代理商合作伙伴的海外市場渠道體系。

而三一重能亦依托于三一全球化的海外體系布局，把握其他新興市場的風電發展機會。公司已在印度建立境外控股子公司，相關業務資質正在辦理當中，未來將主要從事風力發電機組的制造、組裝及銷售，風電場項目的開發等。

2.3 競爭格局：平價時代初啟，行業格局未穩

陸上風機價格已基本穩定在低價區間，后續或有提價可能：隨著陸上風電補貼退出，風機招投標價格從2020年中開始進入下降通道。

根據金風科技統計數據，2021年初至2022年一季度，風機月度公開投標均價從3,081元/kW一路下行至1,876元/kW，跌幅達到39.11%，風機中標價格進入1,500-2,000元/kW區間。

進入2022Q2，陸風招標價格出現企穩回升態勢，據我們不完全統計，4月1日至4月20日，新開標的5.86GW陸上風電項目的中標均價回升至2,130元/kW。

我們認為在當前情況下，下游運營商項目投資回報率已顯著超過6%-8%的要求，對風機的壓價意愿有望降低；而頭部風電整機企業在2020年以來的大規模招標中，亦積累了較為充足的在手訂單，后續投標報價策略可能趨于穩健。供需雙方意愿的轉變或有望逐步推動價格回歸合理。

此外，原材料價格逐步回落亦可能增厚中游盈利，減輕風電供應鏈壓力：2022年5月以來，大宗商品價格逐步回落，截至7月15日，生鐵、廢鋼、中厚板、42CrMo特種鋼材等原材料價格相比年內高點分別回落11.34%、30.33%、18.21%和19.05%。

大宗原材料價格松動有望修復中游零部件環節盈利能力，減輕風電產業鏈的供應壓力。

搶裝行情降低行業集中度，搶裝后行業CR3仍未回升：2020年搶裝行情帶來需求快速攀升，行業二三線企業收獲頗豐，一線企業市占率有所下降，行業CR3從2018-2019年的61%下滑12個百分點至49%，2021年則小幅降至48%，同時運達股份取代明陽智能進入裝機量排名前三席。

從近期風機招標結果來看，一線企業中標份額與歷史吊裝量份額相比仍有差異，風機格局仍處于變動之中。

風電整機步入平價時代，產品優質低價預計成為競爭抓手：在風電整機價格中樞下行的背景下，企業需要具備優秀的降本能力。

目前主要的降本方式包括大型化攤薄單瓦成本、輕量化設計、優化供應鏈管理等，需要企業在至少某一方面具備突出的技術優勢，例如領銜研發大兆瓦平臺機組及輕量化技術，通過減輕零部件單瓦重量等方式削減原材料成本，或者構建一體化產業鏈、打造高效率生產線，通過協同效應降低原材料成本，并通過提升單線產量的方式攤薄固定生產成本等。

此外，在顯性的降本過程中，產品的性能與質量也是風機企業未來發展好壞的隱性影響因素。性能方面，若產品設計不合理，年實際有效利用小時數不及預期，可能導致風電場發電量及收入低于可研測算；質量方面，風電整機設計壽命約為25年，若風機在設計壽命之前出現質量問題，輕則增加運營商維修支出，重則直接報廢，導致運營商失去后續多年的發電收入。

因此長期來看，能在低價的同時保證風機的性能與質量，亦是整機廠長期可持續發展的必要條件，這也離不開企業長期的技術與生產積累。（報告來源：遠瞻智庫）

3、比較優勢顯著，有望取得格局突破

3.1 回顧：蓄力三年，搶裝潮爆發并非曇花一現

2008-2016年：早期采用全產業鏈自研戰略，上量速度較慢：

三一重能前身三一電氣有限責任公司成立于2008年，單從創立時間來看，三一重能的起步并未明顯晚于明陽智能、上海電氣等整機制造商，然而相比同期友商早已穩定在5%以上的市占率，三一重能直到2020年以前都未能躋身行業出貨量前十，早期表現略顯不盡人意。

追其原因，我們認為是公司最初制定的全產業鏈戰略落實存在困難。三一重能曾布局風電全產業鏈，自產每一個風機零部件，因此公司曾進行了大量研發投資，自產齒輪箱、底架、主控系統、變流器、變槳系統等零部件。

盡管采用這一策略便于公司掌握全套技術、在各環節間彼此協同，但這也意味著公司需要投入大量人力與資金，并承擔更多風險。

2015-2016年，公司外售風電機組裝備的自產增速機、底架及通過轉接法蘭連接葉片的輪轂出現故障率高的情況，對公司的業績與口碑造成不利影響。

2017-2019年：調整思路，聚焦整機集成，以性價比為突破積蓄實力：

根據《風能》雜志對三一重能董事長周福貴先生的采訪，公司在2017年進行了大刀闊斧的改革。在零部件制造方面，公司僅保留葉片、發電機兩種核心零部件的自產模式，其余零部件全部轉為外購，減少了資源占用與質量風險。

公司自身則開始專注于系統集成和控制策略的開發，以“打造具有絕對競爭優勢的風電機組，營造完美交付以及極致的客戶體驗”作為戰略轉型后的目標。公司通過合作開發的方式引進全球頂級公司Areodyn的科研技術，同時積極引入行業人才，充實技術團隊。

此后，公司風機以Areodyn設計為基礎，并將其原本的雙軸承傳動鏈設計改為單軸承傳動鏈設計，以縮減機艙體積、降低制造成本，在性價比方面實現了突破。

2020-2022年：搶裝潮中迎來爆發，價格競爭中持續提升份額，成本優勢或支撐公司業績延續較快增長：

2020年因陸上風機搶裝，部分整機廠供應能力吃緊，交付違約情況頻發，而三一重能優秀的交付保障能力成為公司完成大量訂單的關鍵因素：

第一，公司保留葉片的等重要部件的自產能力，保障了零部件緊缺時期自身供應鏈的穩定。

第二，公司始終把智能制造作為企業核心發展策略，借助脈動式柔性生產線和多個智能生產單元和全自動化物流體系，在極大減少人工作業的同時提高了生產效率，縮短了生產周期，在行業搶裝背景下從容完成100% 產品交付的目標。

第三，背靠集團的工程機械背景，三一擁有豐富的吊裝設備資源。

上述三大保障為三一重能在搶裝期中的亮眼表現護航，也使得公司在2020年獲得了市場上更多的認可。

而在2021年至今，風電補貼退出之后，價格競爭成為整機制造行業的主旋律，公司2017年戰略調整后，在性價比方面做出的努力得到回報，由于單軸承的輕量化傳動鏈設計存在成本優勢，公司在競爭中取得了積極回報，2022年上半年公司中標3.19GW，在風芒能源的開標項目不完全統計中，三一重能的市占率達到8.08%。

我們認為，在當前的平價時代，產品的價格競爭力已成為搶占訂單的關鍵要素之一，但企業通過降價獲取的份額需要通過成本下降轉化為利潤，這是在激烈的競爭中獲得長期優勢與生存空間的重要依托。

3.2 解析：成本比較優勢有望持續

公司單瓦原材料成本相比同技術路線友商低超10%：我們以風機及配件業務的對應成本除以風機出貨量計算各公司風機的平均單瓦成本，并對比三一重能與部分技術路線相近的友商在2018-2021年風電整機的單瓦成本，可以看出三一重能在原材料單瓦成本方面具備明顯優勢，2021年三一重能單瓦原材料成本約1.94元/W，相比友商平均約3.09元/W的原材料成本低超30%，而比較同樣以雙饋技術路線為主的友商，公司的單瓦原材料成本仍然具備約12%的優勢，單瓦總成本則具備約9%的優勢。

單瓦原材料成本優勢來源于公司的單軸承輕量化設計：國內大部分使用雙饋技術路線的整機廠（包括明陽智能、中國海裝、聯合動力、上海電氣等）早期均是引入了德國Areodyn的技術，并以此為基礎逐漸開始自主研發，三一重能在2017年亦引入了Areodyn的技術，其最初的設計思路與國內各大廠商并無明顯差異。

但在三一重能后續的自主優化過程中，公司以單軸承的傳動鏈方式替代了Aerodyn傳統的雙主軸承傳動鏈技術，開發出了重量較輕、成本競爭力強、匹配市場需求的SE14125和SE14630主力機型。

對比三一重能與Aerodyn的部分典型機型，可以發現公司產品的單瓦重量具備20.00%-34.01%的優勢；而對比國內友商產品，公司的機艙重量同樣輕約10%，基本可以解釋三一重能較低的原材料成本。

單軸承傳動鏈通過縮短傳動鏈長度的方式減輕機艙體積，節約制造成本：顧名思義，傳統發電機在轉子端與發電機端各有一個軸承，故而又稱為雙軸承發電機，而單軸承發電機僅配置一個軸承，兩者的區別如下圖所示。

對于雙軸承發電機而言，風輪傳導的傾覆力矩、徑向力、軸向力由兩個軸承吸收，前軸承起支撐作用，后軸承會將載荷轉化成轉矩，因此只有轉矩進入齒輪箱，這樣的設計在一定程度上保護了齒輪箱，但由于主軸較長且需要多配置一個軸承與軸承座，風機的整體成本更高。

單軸承方式則只使用單個軸承支撐主軸，齒輪箱內部的輸入軸軸承除承受轉矩以外，還需要承受彎矩及徑向力和軸向力，這種設計方案加大了齒輪箱的受力，因此需要加強齒輪箱的箱體和行星架兩端的軸承。

但與此同時，單軸承設計的優勢在于：①發電機總長度縮短，結構更為緊湊，整個機組尺寸縮??；②伴隨主軸的縮短，發電機底架等支撐結構件用量減少，質量減輕；③省略一個軸承并減少用料，風機成本降低。

產業鏈協同、智能制造、高效運營等優勢亦助力降本：除依靠輕量化設計之外，公司也通過產業鏈協同、智能制造、高效運營管理等方式助力降本。

產業鏈協同方面，公司自主生產葉片、發電機，同時參股主要的齒輪箱供應商德力佳，相較于核心零部件全部依賴外購的競爭對手，產品自主可控性更強、綜合成本更低。

葉片方面，公司的風機葉片100%使用自主研發葉片，生產主要由張家口、韶山、通榆三個基地負責。借助公司的葉片與整機一體化協同設計能力，三一重能可以以度電成本最優為目標，更加系統地評估各項設計參數對風電機組的影響，高效快速迭代，實現葉片與整機設計的最優匹配，降低葉片載荷與結構重量，優化接口尺寸，促進了整機產品減重、降低成本、提升可靠性。

對比同類企業，僅明陽智能在葉片供應方面與三一重能采用了同樣的戰略，基本全部自供。

而在齒輪箱方面，公司持有德力佳16%的股權， 2017-2019年公司齒輪箱中分別有73.72%、83.45%、48.54%的比例（按金額計算）由德力佳供應，雖然持股公司的供貨比例伴隨三一重能的出貨量提升出現下降，但公司與德力佳的良好關系依然將有助于公司未來的供應鏈保障與協同設計降本。

此外，公司強調制造設備“智能化”，通過智能機器人、視覺識別和工業自動化集成技術，打造了集自動化和智能化為一體的風電“脈動式”柔性生產線，一定程度上降低了人工成本。

同時公司作為風電整機行業內為數不多的民營企業，決策效率較高，企業文化更為狼性，高效的運營模式亦有助于公司的成本管控。

3.3 展望：IPO助推產能持續優化擴張，成本優勢有望助推份額提升

產能預計持續增長：從公司IPO募投項目來看，未來公司還計劃逐步推進產能大型化與產能擴張。未來三年，預計公司還將新增4.98GW的大兆瓦整機產能，累計產能達到8.33GW，而公司的葉片、發電機產能也將配套增長。

積極布局海上風電，募投項目向大型化方向發力：目前公司產品仍以陸上風機為主，但公司正在積極研發布局海上風電，計劃投入11.74億元研發海上6-7.XMW、8-10.XMW產品及90m以上葉片技術，這有助于公司補齊自身產品序列、豐富公司產品種類、拓寬產品應用場景。

公司與下游客戶合作關系緊密，產品已得到主流運營商認可：根據2021年公司前五大客戶銷售占比統計，國電投、中國電建、中國能建、華能等頭部運營商分別貢獻公司銷售收入的27.83%、16.64%、9.69%和7.74%。

我們認為，公司與主流央國企電力運營商合作關系緊密，下游客戶對公司認可度較高，后續公司產品有望穩步打開更多市場。

公司為客戶提供覆蓋“風電全生命周期”的產品與服務，以數字化轉型助推風電業務發展：風電全生命周期指風電機組設計、制造、安裝、運行、維護、退役、材料回收的整個周期，公司目前在風電建設服務業務方面，擁有專業的風電場設計及EPC 項目管理團隊，能夠提供咨詢設計、設備采購、工程施工、運維培訓及項目融資等風電場全生命周期解決方案。

而在未來，公司數字化能力將覆蓋風電產品全生命周期，進一步踐行交付運營數字化和服務數字化“雙輪戰略”，助力公司向服務型制造轉型，提升公司智能決策能力，促進公司產品全生命周期價值提升。

競爭優勢有望助公司取得格局突破：我們認為，憑借輕量化設計、產業鏈協同、高效運營等特點帶來的綜合比較優勢，公司有望在保障盈利能力的前提下獲取更多的市場份額，從而在平價時代初期的風機格局變動過程中取得突破，亦有望在風機行業中保持相對較快的業績增速。

4、盈利預測與估值

關鍵假設：

1）考慮公司產能規劃及行業需求情況，預計公司2022-2024年風電整機產品收入保持穩定較快增長；考慮風機價格與原材料價格變化趨勢，預計公司風電整機產品毛利率在2022-2023年略有下降，2024年開始回升。

2）考慮公司發電建設業務與公司風機銷售主業存在一定協同性，未來伴隨公司風機銷售業務提升，預計公司2022-2024年發電建設業務收入可以保持穩定增長。

3）考慮公司采用風電場滾動開發模式，2022年一季度公司已轉讓三個風電場，因此預計2022年公司自持風電場容量略有下降，帶動2022年公司發電收入略有下降；考慮公司未來仍將持續開發風電場，預計公司2023-2024年自持風電場容量略有提升，帶動公司2023-2024年發電收入提升。

盈利預測：我們預計公司2022-2024年實現營業收入125.55億元、147.41億元、215.06億元，分別同比增長23.40%、17.40%、45.90%；歸屬于上市公司股東的凈利潤分別為19.83億元、25.02億元 、31.98億元，分別同比增長24.62%、26.16%、27.86%；在當前股本下，每股收益分別為1.69元、2.13元、2.72元。

相對估值：我們選取同行業的風電整機制造商標的金風科技、明陽智能、運達股份、電氣風電，以及業績增速較快的風電制造標的新強聯等標的作為可比公司進行估值比較，根據2022年7月19日收盤價計算，公司2021-2023年對應市盈率分別為31.4、30.0、23.8倍，2022-2023年估值高于行業平均水平，與公司的預期業績增速基本匹配，同時公司較強的盈利能力也對估值水平提供了一定支撐。

5、報告總結

全球主要國家相繼設立“脫碳”目標，清潔能源裝機需求有望快速增長；國內陸上、海上風電經濟性逐步顯現，平價時代國內外風電整機需求無憂。

公司作為成長速度較快的新勢力整機企業，后續有望持續受益于風電需求向好；同時公司有望憑借輕量化設計、產業鏈協同、高效運營等特點帶來的比較優勢，在保障盈利能力的前提下獲取更多的市場份額，從而在風機格局變動過程中取得突破，亦有望在風機行業中保持相對較快的業績增速。

06 風險提示

價格競爭超預期：風電整機環節存在價格競爭超預期的風險，或對其盈利能力造成不利影響。

原材料價格出現不利波動：大宗原材料成本對風電制造業的盈利能力影響權重較大，若原材料價格出現不利波動，將對各制造企業的盈利情況產生負面影響。

新技術和新產品研發結果不達預期：公司目前大兆瓦海上風機產品仍在研發中，若產品的開發速度、性能表現不及預期，公司產品的競爭力或不足，可能會對公司的銷售規模和業績產生不利影響。

大型化降本不達預期：風電制造業后續盈利能力在一定程度上依賴于機組大型化帶來的制造成本下降，大型化降本的幅度與速度不達預期，公司的盈利能力將受到負面影響。

關鍵技術與人才流失：關鍵人才流失可能導致公司新產品開發進度推遲，關鍵技術流失可能削弱公司產品的比較優勢，公司的銷售規模和業績可能因此受到不利影響。

新能源政策風險：目前風電行業整體景氣度與行業政策的導向密切相關，如政策方面出現不利變動，可能影響行業整體需求，從而對制造產業鏈整體盈利能力造成壓力。

消納風險：隨著我國新能源發電裝機容量的提升，其發電出力的不連續性對電網造成的消納壓力逐步增大，如電網企業限制后續新能源發電的新增消納空間，將對風力發電需求造成不利影響。

新冠疫情影響超預期：新型冠狀病毒肺炎疫情尚未結束，如疫情持續或出現反彈，可能因人流、物流受限而影響風電裝機需求，同時亦可能對企業研發投入造成負面影響，進而拖慢新技術研發生產進程。

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