毛利率方面，1H21公司机组毛利率达到了20%以上，超预期主要原因是1H产品交付的结构里海上产品占比较高（对外销售2996MW风机，其中800MW为海上风电，预计全年交付2GW海上风电产品）。由于受到今年海上风电的抢装的影响，虽然下半年是风电产品交付的高峰期，但今年2H海上产品的占比应该是低于1H。因此，管理层预计2H毛利率应该是低于1H毛利率的水平的。今年公司在降本方面采取了各方面的措施，1H21已经初见成效。从全年来看，公司仍维持原来的判断，预计全年毛利率维持在18%以上。展望2022年，公司的毛利率面临着一定的压力和挑战，一方面确实机组也大型化机组占比提升，有利于提高毛利率；另一方面，在平价时代市场的价格也有一定程度的下降，同时机组的原材料成本，尤其是大宗商品也存在一定的波动，所以确实有一定的不确定性。管理层判断明年的毛利率仍然维持在18%左右，但是也面临一定的压力。风电服务板块主要由三部分组成：1) EPE; 2)后运维服务; 3)资管。后运维服务是风电服务非常重要的核心竞争力，公司后运维服务的毛利率一直是维持在30%左右。但2020年录得-8.6%的毛利率主要是因为去年公司的EPC项目，特别是国际业务的EPC受到疫情的影响，很多项目的并网都是受到了拖延，运输成本也特别高，因此对整个板块的毛利率产生了特别大的负面的影响。但是公司预计今后，后运维服务每年仍然是有50%的上升，而且毛利率可以维持在30%左右。2021年国际EPC业务大幅减少了，所以相应的是公司该板块在1H21录得了正的毛利率。公司认为，合理的价格及其对应的成本一直处于动态变化的过程中。那么从长期来看，保证客户的最优度电成本以及最佳收益率是一个大的方向。从拉长周期来看，风机行业的发展一定是产品不断推陈出新，价格不断的持续变化的过程。今年上半年到目前为止，整个市场的价格竞争比较白热化，公司认为过低的基础价格在一定时期之内不利于保证度电成本竞争，所以也在市场上也在呼吁还是要保持度电成本的竞争力。比如在机组大型化的方面，机组大型化一定可以带来单千瓦的成本的比较明显的下降。但是这样的机组是否在度电成本上的竞争力也会有那么大的幅度仍需验证。当然机组的大型化毋庸置疑是现在市场上的趋势，也能在一定程度上降低度电成本及直接投资的价格。公司在市场竞争的过程中坚持以度电成本最优为导向，策划了陆地5- 6MW这样的产品，及海上高风速区域15MW，低风速区域12MW的新平台化的机型。竞争格局方面，公司预计在2021年抢装之后，会延续之前两次抢装（即2010和2015）之后的市场状态。从长期的竞争格局来讲，公司认为应该还是会回归到在保持长期可靠平稳的经济运行上，以度电成本为核心的竞争点。公司认为在今年大宗商品上涨的背景下，成本端还是面临着一些挑战。1H21在陆地非抢装项目的成本降低工作还是在持续的开展，并且获得了7~9%的这样一个成本下降，主要来源于产品设计和技术进步，比如将重稀土材料的使用降到最低，甚至降到0，主要使用氢气土材料。还有在一些铸造件使用新材料以提高性能，有效地减重。另一方面来说，公司全年上游零部件和原材料的价格基本上都已锁定，所以在下半年上游供应链出现调价的风险特别大。总的来说整个市场还是由供求关系决定，目前公司没有发现比较明显的这种核心零部件会出现这种供需矛盾，因此认为今年交付成本还是相对比较可控。订单方面，今年上半年整个市场的情况变化较大。尽管从中标的数据上来说，公司的中标规模跟较往期有所下降，但是公司产品凭借多年的高质量和高可靠性以及低运维成本的优势，始终在市场上是具备市场竞争力的，也持续得到客户对公司产品的认可。在每一轮的行业抢装之后，整个行业都会出现阶段性的产能过剩，以及价格竞争激烈的情况。为确保整体业务的盈利能力，公司于1H21没有主动地参与到价格竞争的氛围中，在订单的选择上也加大了甄别力度，尤其是对一些可执行性的不确定性比较高的订单。与此同时，公司在不断加大在基础产品研发力量，提高了产品的并网特性，以及和储能之间的协同等。公司预计全年订单的总量不低于12GW。公司预计明年对外销售订单高于今年的销售量。大型化方面，平价之后，陆上机组大型化趋势明显。管理层相信未来占比会逐渐出现市场额度差异化，在高风速低电价的区域大型化趋势进一步明确，而低风速高电价的区域机组容量会保持在适中的水平。公司的产品组合规划上也会结合市场开发资源的进度和节奏，向市场提供更有竞争力的产品。关于大型化带来的降本效果，公司现有的2s机组的1H21毛利率为14.52%（去年同期约11%），而我们3s 4s机组的毛利率1H21为18.8%（去年同期是15.74%）。总体来说公司3s 4s机组的毛利率会比2s机组的毛利率是高大约4ppts左右。公司没有办法从成本端量化，在大型化切换的过程中每瓦成本降低多少，可能并没有降低，甚至可能还会有提升，但是却可以把毛利率提升约4ppts。公司在中速永磁的技术路线从今年开始在一些适应的范围内，特别是在低电价高风速的区域内，已经开始获取订单。未来中速永磁产品具体的占比情况需视市场的实际招标情况及项目情况而定。在海外风电市场上，金风从去年到今年基本每年稳定在了1.5-2GW的总销售规模。公司对于未来的预期也是每年不低于两GW的风机直接销售规模。从业务类型来说，公司目前已销售的海外产品中超过4GW进入了发电运行状态，这些已安装容量给公司的海外市场带来了比较稳定的10-15年的服务收入。此外，针对已经运行的风电场的老旧机组改造，也是未来海外风电服务的一个相应的拓展内容。同时，海外市场也有风电直接在用户侧的安装应用的标志性项目陆续出现，虽然目前的规模量并不是太大，但有比较明显的趋势。从区域覆盖的角度，由于美国对所有进入到美国本土的进口电力装备产品征收了25%的关税，公司目前在美国采取的策略是以服务为主体。除美国市场之外，其他所有的区域都是目前金风在覆盖的海外市场。这些市场两种模式差异：1）在欧洲和印度，公司通过跟在德国的控股子公司（控股70%）合作一起覆盖当地的业务；2）其它，包括澳大利亚、南美、东南亚、中东、北非及南非，的市场都是通过直接进入的方式覆盖。公司认为未来海外风电板块是比较值得期待的，并可以保持平稳向上的发展状态。公司现有的6s、8s机组基本都主要是面向海上的产品。明年大部分海风项目将进入平价。虽然目前大部分陆上风电已经具备了平价上网的条件，但对于海上风电应该还要有两年左右的时间才可能具备平价上网的条件。在国家去了补贴进行平价之后，是鼓励各个地方省给予一定的补贴，但到目前为止只有广东出台了政策，这种情况对海上风电市场的发展是较大的挑战。从这个角度来看，今年海上风电如果有8GW的新增海风装机容量，明年应该会有大幅的降低。在这种情况下对于每个公司的海上风电产品的销售份额一定也是会降低的。因此公司预计明年6s、8s产品的销售占比会大大低于今年。但从长期的角度来看，十四五期间各个省的海上风电的规划总量较大，有超过60GW的规划量。可以看出各个省份，尤其是沿海的资源较好的省份，对于海上风电的增长和发展预期较高。第二，通过公司和海上风电开发商的深入交流发现，开放商在十四五的后几年也保持了比较积极的海上风电发展计划。第三，2021年补贴退出之后，2022年部分区域的海风电价会由0.85元/kWh下降到0.39-0.45元/kWh的水平。在2022-2024年间，这个电价相对来说是比较困难的。所以不少企业在这样的现状下也相应的调整了对于海上风电投资收益的预期，这应该是有利于海上风电的发展。具体到公司层面，金风在十三五期间所制定的两海战略在十四五期间会继续延续，甚至是加大相应的投入，例如进行海上风电大容量的开发。同时除了技术以外，公司也将业务向海洋施工、风电整体作业等方面延伸，公司相信这些工作在未来2~3年之内会是对于海上风电平价这个比较重要的支撑。公司未来会保持比较高的总风电开发容量，约1.5-2GW。明年后年的计划目标是超过每年2GW的开发规模。但并不意味着所以开发的风电场都会变为公司自己持有的资产。公司的客户对于十四五期间的增长定了非常高的目标，大多数的电力企业都制定了倍增的计划。客户除自身开发的风电场有对风机产品的需求外，也有对风电厂的整体并购需求。所以金风的风电场业务，一方面会保证比较大的规模量来保持自有风电资产的合理增长，另外一部分也是满足客户对以风电厂整体为产品的市场需要。公司认为随着规模的扩大，在十四五期间智能微网会向智能电网的方面快速靠拢。公司现在接触到源网荷储一体化项目，单体的需求有超过100万千瓦，这是和过去的相比比较明显的大型化趋势。在此背景下可以进行：1）储能服务；2）对于电源、电网及用电侧快速的软性调节服务，这两个方面的延伸。另一个重大变化是对于满足电网的新规则和新要求的变化。最近的经济工作会议上面已经非常明确的提到未来的新型电力系统是以新能源为主体。在这个要求之下，1）对于可再生能源的发电主体和新的电力系统之间的接入，及2）对新型电力系统的稳定性的支撑，可能是未来智能电网业务里面比较重要的核心内容。公司之前做的相关技术积累已经逐步转变成为可以在市场上推出的有竞争力的产品。
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