公司22Q1基本情况：

公司Q1实现营业收入63.83亿元，归母净利润12.65亿元，整体毛利率26.51%。Q1对外销售容量1.4GW,同比增长近30%。从销售结构上看有两点显著变化：(1)实现两条技术路线的同时交付；(2)整体交付中，55%是代表陆上大机型的3/4S平台产品，这部分涵盖公司3-6MW产品，代表了中国风电机组的大型化需求与趋势。整体在手订单16.97GW,包括外部在手订单16.5GW,其中3/4S产品占比51.2%，

中速永磁产品占比33%。海外订单2.7GW,同比增长38%，主要分布在越南、智利、澳大利亚、巴西。

一季度末公司自营风电场累计容量5880MW,其中包括新增的51.3MW和转让的232MW,在建权益容量2552MW。公司风电场Q1平均利用小时数571小时，比行业平均高16小时。根据国家能源局发布布的风电数据，1-5月新增装机量10.82GW,累计达到339.4GW。1-5月风电利用小时数976小时，同比去年减少78小时。国内Q1整体新增招标量24.7GW,比去年同期增长74%，其中陆上新增招标容量19.3GW,海上新增招标容量5.4GW。3月全市场的风电整机机组投标均价1876元/KW。1-5月国内公开市场招标同比去年增长超过80%，海上也贡献较高增速。

Q&A

Q:二季度公司中标情况较好，中速永磁占比有多少？

A:中标没有统计。但从全年交付来看，今年50%都会以中速的技术路线

线进行交付。

Q:今年的出货量和利润预期是否有变化？

A:目前没有变化，如果有变化，中期业绩路演时管理层会发布最新指

引。目前还是维持全年16GW的交付体量，包括1GW海上、1GW海

外，最终会形成14GW作为销售收入。

Q:今年Q1风机价格较低，这部分大概在什么时候确认到收入端？价反弹后，如何看待长期的毛利率水平？

A:Q1招标对应未来时间点比较难说，还是以全年招投标情况为准。整

体交付周期在12-18个月，当年年初时会和下游业主沟通。今年整体毛

利率给的指引为15%，主要基于以下因素：(1)去年海风抢装，产品

结构中海风交付占比高，贡献了较高的毛利率。今年海风交付1GW,同比下降幅度大；(2)今年整体交付价格是基于过去招投标市场的中标价格，今年交付的中标价格较去年有下行趋势；(3)正向因素：中速

永磁产品对成本和毛利率有优化；供应链采购方面没有上涨，甚至整体略有下降；产品大型化迭代速度快，对单MW成本下降有明显效果。

Q:陆风和海风的毛利率各自水平？

A:没有拆分，可以参考去年。去年6/8S机型大部分以海风为交付标，毛利率可以达到25-27%。长期来看，理论上海陆并没有明显的毛病利率不同，随着技术发展和市场成熟，陆海毛利率最终会趋向一致。

Q:海风竞争门槛更高，不会有利润率溢价吗？

A:目前看有一些，但不多。现在招投标价格3000-4000，已经是平价水平。去年海风招投标价格肯定比

现在高，甚至有7000-8000，今年都是3000-4000,4000以上很少，

对毛利率的贡献效果会越来越弱。

Q:公司Q2招标份额改善挺多，全年展望如何？招标业绩改善的原因

是什么？

A:整体以25%的中标率为目标。改善原因：(1)全年还是较稳定的，但是Q1有一些标没有开，移到4月，所以在时间上有差异；

(2)公司对一些标的有选择性，部分标的交付期长、前期手续不完善，

所以有策略性的选择；(3)公司最近两年有属地化战略，从前期效果看确实有好处。

Q:公司今年Q2中标单价，与去年或者今年Q1相比水平如何？

A:目前还未统计，不掌握中标平均单价，要等到完成全年交付后才能落实单价。另外每年成本不一样，所以也很难展望交付时的成本和价格。

Q:内蒙消纳压力较大，而公司订单有很多在内蒙，所以当地电网是否

有阻碍？

A:从技术和实际政策层面，阻碍比较小，消纳是短期因素。具体当地项目情况不掌握，但全国整体消纳和利用小时比较好且稳定。

Q:公司先建造后转让的项目一般建在哪？

A:都有。

Q:未来几年发电业务的装机目标？

A:自营风电场计划每年新增1.5GW,同时转让1GW,即今明两年计划净增0.5GW。

Q:公司手上在看的风电场资源是什么规模，以及陆、海拆分如何？

A:一季度末权益在建2552MW,基本上都是陆风。原因：(1)整个行业来看，海风尚未完全实现平价；(2)海上部分目前还是以技术为主

入、前期产业和基地布局为主。

Q:公司上半年招标情况好的原因，以及对全年展望？

A:预期今年整体招标为陆上55-60GW,海上12-15GW。公司没有上下半年预期，但招投标自身有规律性：上半年央国企集中发力，下半年是私营业主有招标量体现。招标情况好的原因：(1)1-5月整个市场同比有80%的增长，市场基数大；(2)公司有属地化战略性落地，市场反应比较好。

Q:全年招标预期根据上半年情况没有上调吗？

A:没有。如果上调，中期时管理层会更新。

Q:相较于抢装年，当前交付时业主端的心态是否有变化？

A:行业发展与过去都不一样，经历21-22年陆海抢装后，风电进入平

价，是市场化的影响，政策上的影响则变弱，未来可能是自主化发展，所以业主心态不一样，主要落实到看是否经济来进行招投标。之前的非抢装年最多也是30多GW,今年陆海装机量预期55-60GW,十四五对可再生能源更积极和精准。另外各政府对项目的推进、装机和消纳都有自身的考虑，部分政府会将核准到最终并网的工期缩短到12个月之

内，若未完成，可能会取消项目进入列表中，但大部分还是依据业主自

身节奏来推进项目。

Q:现在平均交付时间与非抢装年相比，时间变化如何？

A:会有一定缩短，是市场倒逼的结果。抢装时期上游产业链弹性打

开，相应风电机组交付会有加快，之前可能是18-24个月甚至更长，目前平均交付12-18个月，集中性、高规模的大基地平均交付时间会更长，但大部分是在缩短。

Q:今年转让的季度之间节奏以及市场供需情况如何？

A:风电场都是按整年规划，Q1已转让230MW,转让节奏会根据业主转让手续和流程上有时间差异，全年都是按照这个体量有序进行。买家对风电场都有自己评估，很难给出准确的价格范围，一般来说公司的投资决策是不低于6%，金风的计算不适用于整个市场，因为全市场来看，金风风电场质量高。对可再生能源的持有率来看，央国企比较高，但不会卖，因为他们有可再生能源装机的KPI,有的企业甚至有加速或者倍增计划，所以有购买现成风电场的需求。而金风有比较成熟、透明转让流程，风电场资源不愁卖。

Q:公司的买方一般是什么机构？

A:央国企、私人业主都有，还有一些财务性投资人，如阿里巴巴、京东。

Q:风电场对市场上的吸引力还是比较大？

A:不一定。风电场有的有补贴，有的没有补贴。央国企认为这不是资金压力，但民企不希望购买有补贴项目，因为会对现金流有压力，

Q:公司在售资源中有多少带补贴？

A:不方便披露。

Q:从去年到今年招标价格压得较低，为什么在招投标上竞争如此激烈？按照当前毛利率水平，是否能够赚钱？

A:公司今年整体毛利率指引为15%。低价竞争是存在的，主要有以下

原因：(1)十四五双碳达成目标下，行业景气度高，涌入更多竞争者。有些厂商尚未形成产品竞争力，只能依靠低价抢夺订单；(2)部分企业需要持续获取订单来维持现金流；(3)可再生能源在双碳指引下有高规模发展，但一定需要平价市场才能形成大规模装机。

Q:现在的项目基本平价，未来价格竞争是否会降低？

A:风机价格有回暖迹象。(1)十四五期间行业需求较过去有明显提升，根据顶层政策规划和国有电力集团的招标量，十四五期间不会出现产能过剩问题，平稳的供需关系会引导价格处于平稳区间。(2)过去两年上游原材料价格波动较大，零部件供应商承担了很多波动风险。从整个供应链来看，整机商和零部件供应商都认为一定要留出余地，所以没有持续降价的动力。(3)根据过去两年交付超过100GW的高规模体量，未来需要保留一定的合理利润来保持抗风险能力和持续经营能力。100GW在未来1-2年内会给整机厂商带来较高的运维成本。(4)机组大型化趋势加快，需要更高研发投入。

Q:中标后价格是否还会有变化？会把成本锁定吗？

A:没有，历史上都没有撕毁合约、拒绝交付的情况。成本会在每年年初与产业链进行谈判来锁定价格。

Q:去年一些小厂商有起来，如何预估整个行业的未来竞争格局？

A:去年在国内的市占率统计为20%。行业发展有周期性变化，过去10-20年，每次抢装结束后基本是混战状态，头部厂商的市占率会分散，但抢装之后有些产商会因为质量或者现金流问题退出市场，市占率又会集中。除了金风，行业第3-5每年都会换一波。公司今年市占率预期20-25%，十四五末期预计在25-30%。

Q:属地化战略包含哪些方向？

A:属地化战略不方便细说，涉及到竞争因素。属地化是国内国外都

有。

Q:除了质量问题，小厂退出市场原因还有哪些？

A:比如跟不上大型化趋势，如果不能持续大型化研发和产出，可能会被市场淘汰。另外大型化迭代速度快，今年主流机型为6MW及以上，研发、设计、验证、交付缩短到12月，在较快的周期下，产品质量是较大挑战。

Q:三一近期上市并且毛利不错，有哪些对龙头造成威胁的厂商吗？

A:不好评价。

Q:去年出货12-13家厂商，靠后的厂商真的会退出吗？

A:未来预期不了。市场是平价化、自主化发展，未来会形成以市场调节为主的轨迹，但集中度越来越强。另外，技术进步更快，因此成本压力和持续经营能力对整机厂非常重要。

Q:海上竞争格局是否会更加分散？

A:比较难展望。中国海上是16-17年才发展，还属于较前期的状态。