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运达股份（300772）风电产业链线上调研

时间2022年5月31日周二下午 1330-14:30

地点线上

参会嘉宾投关葛总

一、公司近况

经营指标

2022年Q1公司实现营业收入34.13亿元，同比增长65.32%，归属于上市公司股东的净利润为1.12亿元，同比增长30.21%。

订单

Q1新增订单1.89GW，从订单量来看有下滑，原因系受制于价格因素。截止Q1我们订单量比较充裕，能够支撑今明两年比较有底气，但是3-4月价格还是不够理想，拿单受到大宗商品价格的影响，所以我们在拿单策略上不是特别激进。从4月以来要比前面3个月订单量要多一些。整体上我们在订单上受制于价格因素，订单量没有去年激进，但是订单量还是呈上升趋势。

主机业务之外

我们的重点是在拿资源上，资源涉及申报审批的流程，我们在湖南、山东、甘肃、河南、两广地区的项目在跟进和与地方政府在沟通中，流程已经开始走起来了，具体会在今年下半年体现。今年布局的目标希望达到1.5GW以上，甚至可能超过2GW。

风电投资建设

我们本来计划开工1GW以上，但是受疫情影响整个项目进程往后拖，所以我们预计开工0.6-0.8GW。新能源电站会在2023年年中并网，并达到1GW以上。从往年来看，我们每年资源获取量在1.5GW以上，我们的资源量比较充裕，会进行滚动开发的方式。

海风

1）招标量角度客观来说，今年海风招标量不大，1-4月不够明朗，我们参与温州市新能源产业重大项目的集中签约，金风科技因近海和远海优势也参与其中，这也是它们产能投资逐步释放的过程。目前项目是在非常前期的阶段，但可以明确的是近海和远海是非常大的资源量，同时我们在与金风科技进行竞争，虽然它们是龙头商，但我们占有地域优势，相我们在海风资源端会有一个突破。

2）海风机组角度去年我们推出的9MW 110米的海上叶片也已经顺利下线，但是当前还未有项目，只是和业主把做样机的形式认证先做起来；另一方面我们会全力争取海风项目，我们在浙江比较有优势。

【Q&A】

核准转备案文件公司看法

Q葛总能否分析下风电核准转备案文件对风电项目建设以及到下游的审批会带来哪方面的推进作用？

A首先这是一个很大变化，推动风电项目核准转备案需要逐步落地，个人理解它是在某些项目上进行的一些简化，或者是在有些小容量分散式项目的一句话审批进行备案。但是针对大基地风电项目调整为与光伏一样还是比较困难的，因为风电项目属于工程项目，核准上需要进行国土规划，十几个部门需要出具意见来进行报批，整个流程没有那么快的。政策原文也没有说进行调整，只是说推动核准制调整为备案制。

我们认为这也是提高风电审批项目的效率，整体方向性是利好的，项目落地需要细节上商讨。

Q对于国内小规模的分散式风电项目遇到的问题，以及公司如何看未来行业的发展情况？另外我们在分散式风电项目的布局？

A风电产业链上游零部件厂商从去年业绩来看还不错，中游的主机厂毛利率水平不是太理想，所以从产业链来看风电整个利益在下游，分散式风电中小容量项目变成备案制可能会推动大家对主机的性能、品牌和稳定性的关注，进一步将资源溢价收益转移到主机，包括对上游零部件都会是利好。

分散式项目从量上看，第一批和第二批大基地项目还在逐步释放过程中，从十四五来看大基地项目占70-80%，而20-30%是分散式项目，每年大致保持这样一个比例，再往后不好判断。因为分散式项目头部商不仅仅是在央企国企手中，更多的可能在实力比较强劲的民营企业。对于具备技术、品牌优势的企业是利好的，包括具备这方面优势的零部件企业比较占优势的。

使用资源置换主体订单，分散式布局我们在一些民营企业主或者是分散式开发商的口碑是比较好的，我们会保持比较大的增量，但是对于分散式还是集中式我们不会区分，有好的项目我们都会去争取。

财务

Q针对公司的配股回复报告，在预付款、到付款等的比例上国企要比民企更高，咱们给民企的回款条件要比国企更好是为什么？

A两个原因，第一点，民企的价格比国企好一些，虽然民企坏账更高但在用条款上相当于做一个让步；第二点，民企没有多少资金储备，项目资金是逐步投入的，但整体差距不是很大。

Q针对民企电站融资上资金出现问题，公司在应收账款的管理上有无具体措施？

A第一民企相对中国风电已经协和了，开发量比较强，地方民企的实力比较强，不用太担心他们的还款能力。第二像我们配股反馈的那样，民企具有价格优势，虽然在融资具有压力但我们在条款上做一些让步。第三0-6个月短期内收有点困难，但不是说收不回来，只是6个月以上的晚收。

Q单位招投标的价格在往下走，针对不同机型的毛利率水平？成本相对摊销多一点，毛利率是否相对更好一些？

A我们计算毛利率是按照项目来算的，不是根据机型来算的。从成本上来讲，我们6MW的风机单位MW的重量要比3MW轻20-30%，因此线性估算成本会降20-30%，相对毛利率会比较稳定。

成本上我们是按照量级进行平摊，3MW、5MW、6MW都是独立的平摊，比如4.2MW\4.3MW都是按照4MW平摊的。6MW的毛利率不太好估算，去年因为风机大型化降本，今年6MW稍微更好一些，但整体还是需要看项目。

Q针对收入确认方式，收款方式逐步确认收款，收款结点是不是按每个节点进行确认收入？

A我们确认收入是按照预付款先付10%，投料款在30%，开箱验收在30-40%，到这个节点我们收款在60-70%，并开始确认收入。剩下两个一个是预验收款20%，这是在机主并网后收款，另一个滞纳金在10%。

Q公司Q1-Q2受疫情影响比较慢，Q1和Q2业绩情况会差不多吗？以及请问公司如何看下半年情况？

A如果纯粹从交付量来看反弹不会太多，集中要看Q3，从5月份来看交付量还是没起来，因为风电不同于光伏项目，前期需要比较多的准备工作，包括前期的修路等工作，复工复产之后还需要1-2个月能够交付。

主要看6月份，大概率环比不会下降，Q2会在Q1水平左右。

Q公司预期今年和明年风机的毛利率水平和趋势？

A今年和去年总体可能差不多，今年执行的大部分是去年的在手订单，运营板块毛利率基本确定了。

但是今年Q1签了一部分订单，成本已经确认了，这部分订单会在今年下半年拉低全年毛利率水平。

23年不好讲，如果下半年大宗商品价格不降的情况，按照Q1公开市场招标价格还是不会降，毛利率有可能上升。

Q针对公司20-21年所得税比较小的原因是什么？

A尚不清楚

招投标情况

Q 针对风电项目不再是最低价中标，之后主机的招标竞争什么是核心点？

A首先公开市场招标，线下不再是最低价招标了，包括金风等，考虑到整个行业的低价竞争对整个行业的发展不好，以及机组的质量以及稳定性都有一定风险，因此价格上不会往低处报了，而是按照自己的优势进行报价招投标。

第二，资源端又是一个概念，运营商利用资源置换订单，这部分订单的毛利和价格要比公开市场的招标价格更好一些。

第三，低价中标对于央企国企更省力、更方便的一种定价策略。但是从他们的招标文件来看，他们的商务标和技术标评分还是占据更大的比例，对于他们来说风机产品更具有一定的投资性，导致低价竞争。未来的招标更看重稳定性、性能、品牌，整体现状会慢慢好转起来。

Q公司今年交货是相对2021年的中标，请问中标价格在多少水平？

A2200-2500价格区间。

Q对于叶片、铸件、齿轮箱、零部件短期内会不会出现很大的涨价情况？

A我们与供应商的订单是一年一签的，理论上会出现涨价，但实际上不会，除非出现抢装。

战略、产能规划、抢装

Q我们如何看风机出海情况，我们如何规划出海？

A风机国内的头部厂商在陆风出海都比较占优势的，具体我们在成本上出海比较占优势。去年我们中0.6亿订单，今年我们计划海外项目拿1GW订单，整体上我们在十四五会保持一定的增长。

海外我们的毛利率要看项目，至少要高于行业0.5以上个利润点。

海外业主相比国内业主更注重品牌稳定性，建立任渠道后它们并不十分在意价格问题。

Q公司产能进展及规划？

A我们不做零部件的生产，我们的生产链相对比较简单，产能进展上在杭州、张家口附近、宁夏鲁中、内蒙古乌兰察布（还未满产）四个地方设计满产产能在10GW。

另外在柳州、云南都有建设基地，主要是为了获取风资源和对于当地项目减少运输半径，减少运输成本。云南的生产基地供越南，柳州供中部和中东部地区，乌兰察布供三北地区。

目前针对基地我们能够根据项目以及具体运输进行一定调配。

QQ3-Q4会出现抢装现象吗？

A抢装可能在十月份之后，大环境是平价，不会出现20年定价下调式抢装，小抢装也只是基于政策导向，央企国企小范围会出现抢装。

Q公司西北大基地风电进展节奏？以及请问施工也受季节影响的情况会不会导致抢装提前？

A施工原因不太会导致抢装提前，在南北方没有影响。

大基地风电总量在400-500GW，具体我们还未统计。

新增装机容量统计口径

Q公司的新增装机容量统计口径在不同平台有什么差异？

A统计会根据具体吊装还是并网情况来进行统计，所以会出现差异。我们一般比较认可彭博和CWEA平台公布的数据。

Q配股说明书中公司产量、销量表，这和新增装机容量之间的关系？

A产量是工厂组装的量，销量是我们确认收入的口径，新增装机容量与销量相近的。新增装机容量我们不公布数据，我们会引用彭博的数据，我们确认收入是按照吊装和并网时的装机量进行的

三，总结与展望

整体处于稳增长的大方向，双碳目标不变，我们主机厂商竞争格局还不是太明朗，在营收与毛利率水平我们会维持在正常水平。

对于不管是核准制还是推荐制、源网荷储一体化、风管储氢新基地的模式，整体行业的前景是比较明确的。

对于我们来说，要把风电板块做好，并以此当做我们长久的事业。