《中学地理教学参考》（半月刊）创刊于1979年，是由国家教育部主管、国家“211工程”重点建设院校——陕西师范大学主办的历史最悠久的、发行量最大的地理教育期刊。被国家权威部门连续三次认定为全国中等教育类核心期刊、全国优秀地理期刊，也是全国地理教育类惟一的“全国中等教育核心期刊”。杂志秉承“为中学地理教学服务、为提高中学地理教师专业化水平服务”的办刊宗旨，坚持科学性、导向性、知识性和实用性的方针。创刊至今260多期，拥有最持久、最权威的专家支持和最广泛的读者和作者群，坚持积极倡导现代教育理念，着力体现最新教研成果，提供最有效、最权威、最持久的交流平台，努力为地理教育改革和发展提供优质的内容和服务。主要栏目：专论、世界地理、中国地理、高中地理、高中地理新教材研究、教学设计与点评、教学研究、计算机辅助地理教学。
新型电力系统专家解读纪要
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
【纪要】中天科技(600522)基本面交流会纪要20211112
海洋板块：中天科技由陆路电缆的传输向海洋电缆的传输进行延伸。
1、海缆：
1）发展历程：1999年进入海洋系统填补国内空白，产业化在2000年，2004年成立海缆公司，2011年国际化，主要客户是阿美石油。经过阿美石油常态化合作、知道，壳牌等国际其他客户也开展了与我们的合作。中天在油气田市场还开展了岛屿输电、长距离输电的市场，主要客户包括德电、法电、西班牙电力等业主。2017年以前，海外收入主要来自于油气田、海上电力传输市场，占到整个产能的40%。2017年之后，国内大规模建设，中天将产能转到国内市场，中天科技是国内第一个扩产，2017年就开始第一次扩产。2018、2019年海洋风电的启动享受行业发展红利，公司营业收入快速增长。
2）产能：2020年底海缆产值40亿，真正交付是24、25亿，存在时间差，大部分扩产收益将在2021年体现。预计2021年海缆收益在40亿以上。2021年内也做了海缆产能的提升（2019年铺垫，2021年9月有产能提升50%，达到理论产值60亿，明年释放），2022年产能达60亿元。2023-24年产能规模会增长到70-80元亿元。
3）订单：2020年底2021年初海洋+海工订单达到140-150亿元，其中90亿是海缆订单（今年会确认40亿元订单，剩余50亿订单明年确认）。今年新增的订单规模14-15亿元（累计160亿元订单，今年确认70-80亿元，剩余明年确认）
4）2021年抢装潮之后是否存在持续性？明年订单基础上有积累，明年在今年基础上持平。
a. 短期市场机会方面，广东3GW完成资源到业主的分配，已经落实到了各大发电集团，如三峡、粤电等业主单位，已经开始风机招标，海缆的招标将紧随其后，订单在4Q21会体现；江苏2.6GW已经开始资源分配，之后会开始海上风机和海缆的招标；山东2GW海上风电近期落地；浙江省已经在招标了。这是近半年内要落地的订单。这是明年持稳的基础上的增量空间。
b. 看到更远，广东省在十四五每年有4-5GW增量，江苏省预计同样水平，广西十四五期间有10GW增量，山东也有10GW规划，浙江省、上海市都有规划（半年报有罗列）；
c. 最新的更新：福建省。该省地理位置上具有优势性、同时有特殊性，昨天晚上福建省放出最新的规划，如果有相关特殊方面的许可，对中天来说是最有潜力的成长点。
2、海工（打桩）业务：
订单：1）在手订单60-70亿。2）未来会有新增订单，有些项目明年建设结束，有些要谈判、招标，我们预期拿到一些份额。3）再之后，运维服务也会贡献收入。
收入：今年已经确认了35亿，全年在40亿左右，剩下的明年确认。
Q：漳州总量50GW规划。中天的份额？全国其他区域是否会有大规模海上风电规划？
A：漳州项目提升了我们业务未来的确定性。
市场机会：一般来说，海缆占海上风机投入20%的比重，海洋打桩业务占15%比重（要看风机厂离岸距离，福建能够大规模开发，但是建设还没开始，可能要从近海开始），海缆施工5%比重。总的来看可能有40%服务的市场。当前，每GW投入150亿，未来会是120-130亿的水平。如此算来，每GW会有40-50亿的市场机会。50亿不是一年兑现，是有长期规划的。
中天优势：2017年提供了中国60-70%的市场服务，之后国内产能提升我们也能做到20-30%，中天的产能提升之后能到30-40%。
海缆板块：我们40-60亿产能得快扩产是新厂房，新厂房预留地比较充裕，因此在广东省20亿基础上提升到30-40亿是有可能的（使得未来海缆板块30-40%的增长更加确定）。
海上风机：我们当前有两型三船的服务，年服务量在25-30亿水平。海工施工能力提升，匹配风机大型化、远海施工需要，2023年会再次翻番海上风机施工的能力。
Q：光伏EPC项目，假设组件现在2块钱，之后降到1.8，弹性怎么样？
A：从光伏电站建设成本来说，随着平价上网，建设成本在下降。短期来看，建造成本不会有很多向下空间。长期来看，储能系统匹配之后环节之前西部发电无法全部上网的不稳定性（增加现有电流量）+转换功率提升，效率会提升较为明显。主要是增效层面，成本下降不明显。
Q：EPC总包项目价格现在已经确定了？
A：现在还没有，光伏电站资源2GW给谁做（央企）已经确定，但价格还没定。该企业会先定未来的计划，然后一批一批地定价格。
Q：2023-24年，产值在70-80亿元是只针对海缆的吗？
A：是的。目前在海洋板块，我们有两块业务：海缆+海工（打桩）。70-80亿只考虑了南海厂区的规划。我们在江苏盐城海缆生产基地的规划，目前还没有动工，还在进行土地获取，这一块没有算进去。扩产周期在2年，要有码头岸线资源、相应生产能力、生产工艺，2年左右扩出来。
Q：海工需求是一个加速增长？之后的产能扩张速度是否会更快？
A：需求确实是加速状态，不仅海缆产能要匹配，海装能力也要匹配上。行业也有自然成长的过程，我们相信中天的扩产在业内是走在前面的。下一步海装也要匹配上。
Q：海工（打桩）业务需要提前进行产能布局吗？还是说只是一个施工业务？
A：和陆路施工、近海作业不同。目前施工走向深远海，技术含量较高。我们目前单机吊装1600吨，受潮汐影响较小，稳定性、可工作性更高，业主使用我们的施工装备能够实现更好的稳定性。收入结构上，总共有20亿规模，可能机装在20-30%的比例，大部分是服务，因此毛利率不错（我们自己做能做到30-35%的区间）；和海缆反过来（海缆施工服务，海缆价值高，服务比例低）。
打桩业务取决于有没有匹配单机吊装能力和施工条件的船，不是近海作业。随着海上风机大型化和深远海，施工技术难度更高，我们也是匹配当前趋势有扩产计划。目前供应商已经选好，正在进行相应的配型，预计2023年之后会有新的产能，产能会翻番体现。
Q：打桩业务未来展望。
A：明年船不是瓶颈，主要受限于开工速度。目前精力还是在抢装，等抢装结束后，有些客户会投入建设。如果进入大规模建设阶段，那么展望不错。
Q：海上风机降价较快，今年看到接近平价的项目。海上风电需求增长趋势？
A：在业内，今年没有变化，是预期在兑现。是资本市场的预期变化。海上风电在未来一定是新能源发展的主力，前景巨大。目前受制于海工装备、风机制造能力、技术进步，但是技术进步速度会很快，导致度电成本下降，上游组织能力越来越强，建设迅速推进。今年就能够看到平价上网的项目，建设在明后年。海上风电容量大、可以连片开发、不受陆地资源、不用考虑西电东输输电线路的建设，因此我们认为未来发展潜力巨大。
Q：2023年船会翻番，目前的船对应多大的体量，未来船是否会退役？对应的CAPEX是什么情况？
A：2023年计划投入工程作业船2条，投资规模预计20亿。老船不存在退役，投入新船的原因是海上风机大型化，现有装备不适应了，因此我们要去适应大风机趋势。但是大型化之后，山东等仍然存在小风机（10兆瓦以内），小船还是有空间的。小船、大船不存在替代之说。
新船预计满足20兆瓦以内的建设。
Q：海上风电的需求很旺，瓶颈主要在船？
A：未来十四五大风机越来越多，大船会是瓶颈。随着周期拉长，大船会慢慢造出来，建设能力释放，之后会出现拐点放量。
Q：现在业内是否有比较多的船在规划？
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纪要文档：https://t.cn/A6x5YvXl
海洋板块：中天科技由陆路电缆的传输向海洋电缆的传输进行延伸。
1、海缆：
1）发展历程：1999年进入海洋系统填补国内空白，产业化在2000年，2004年成立海缆公司，2011年国际化，主要客户是阿美石油。经过阿美石油常态化合作、知道，壳牌等国际其他客户也开展了与我们的合作。中天在油气田市场还开展了岛屿输电、长距离输电的市场，主要客户包括德电、法电、西班牙电力等业主。2017年以前，海外收入主要来自于油气田、海上电力传输市场，占到整个产能的40%。2017年之后，国内大规模建设，中天将产能转到国内市场，中天科技是国内第一个扩产，2017年就开始第一次扩产。2018、2019年海洋风电的启动享受行业发展红利，公司营业收入快速增长。
2）产能：2020年底海缆产值40亿，真正交付是24、25亿，存在时间差，大部分扩产收益将在2021年体现。预计2021年海缆收益在40亿以上。2021年内也做了海缆产能的提升（2019年铺垫，2021年9月有产能提升50%，达到理论产值60亿，明年释放），2022年产能达60亿元。2023-24年产能规模会增长到70-80元亿元。
3）订单：2020年底2021年初海洋+海工订单达到140-150亿元，其中90亿是海缆订单（今年会确认40亿元订单，剩余50亿订单明年确认）。今年新增的订单规模14-15亿元（累计160亿元订单，今年确认70-80亿元，剩余明年确认）
4）2021年抢装潮之后是否存在持续性？明年订单基础上有积累，明年在今年基础上持平。
a. 短期市场机会方面，广东3GW完成资源到业主的分配，已经落实到了各大发电集团，如三峡、粤电等业主单位，已经开始风机招标，海缆的招标将紧随其后，订单在4Q21会体现；江苏2.6GW已经开始资源分配，之后会开始海上风机和海缆的招标；山东2GW海上风电近期落地；浙江省已经在招标了。这是近半年内要落地的订单。这是明年持稳的基础上的增量空间。
b. 看到更远，广东省在十四五每年有4-5GW增量，江苏省预计同样水平，广西十四五期间有10GW增量，山东也有10GW规划，浙江省、上海市都有规划（半年报有罗列）；
c. 最新的更新：福建省。该省地理位置上具有优势性、同时有特殊性，昨天晚上福建省放出最新的规划，如果有相关特殊方面的许可，对中天来说是最有潜力的成长点。
2、海工（打桩）业务：
订单：1）在手订单60-70亿。2）未来会有新增订单，有些项目明年建设结束，有些要谈判、招标，我们预期拿到一些份额。3）再之后，运维服务也会贡献收入。
收入：今年已经确认了35亿，全年在40亿左右，剩下的明年确认。
Q：漳州总量50GW规划。中天的份额？全国其他区域是否会有大规模海上风电规划？
A：漳州项目提升了我们业务未来的确定性。
市场机会：一般来说，海缆占海上风机投入20%的比重，海洋打桩业务占15%比重（要看风机厂离岸距离，福建能够大规模开发，但是建设还没开始，可能要从近海开始），海缆施工5%比重。总的来看可能有40%服务的市场。当前，每GW投入150亿，未来会是120-130亿的水平。如此算来，每GW会有40-50亿的市场机会。50亿不是一年兑现，是有长期规划的。
中天优势：2017年提供了中国60-70%的市场服务，之后国内产能提升我们也能做到20-30%，中天的产能提升之后能到30-40%。
海缆板块：我们40-60亿产能得快扩产是新厂房，新厂房预留地比较充裕，因此在广东省20亿基础上提升到30-40亿是有可能的（使得未来海缆板块30-40%的增长更加确定）。
海上风机：我们当前有两型三船的服务，年服务量在25-30亿水平。海工施工能力提升，匹配风机大型化、远海施工需要，2023年会再次翻番海上风机施工的能力。
Q：光伏EPC项目，假设组件现在2块钱，之后降到1.8，弹性怎么样？
A：从光伏电站建设成本来说，随着平价上网，建设成本在下降。短期来看，建造成本不会有很多向下空间。长期来看，储能系统匹配之后环节之前西部发电无法全部上网的不稳定性（增加现有电流量）+转换功率提升，效率会提升较为明显。主要是增效层面，成本下降不明显。
Q：EPC总包项目价格现在已经确定了？
A：现在还没有，光伏电站资源2GW给谁做（央企）已经确定，但价格还没定。该企业会先定未来的计划，然后一批一批地定价格。
Q：2023-24年，产值在70-80亿元是只针对海缆的吗？
A：是的。目前在海洋板块，我们有两块业务：海缆+海工（打桩）。70-80亿只考虑了南海厂区的规划。我们在江苏盐城海缆生产基地的规划，目前还没有动工，还在进行土地获取，这一块没有算进去。扩产周期在2年，要有码头岸线资源、相应生产能力、生产工艺，2年左右扩出来。
Q：海工需求是一个加速增长？之后的产能扩张速度是否会更快？
A：需求确实是加速状态，不仅海缆产能要匹配，海装能力也要匹配上。行业也有自然成长的过程，我们相信中天的扩产在业内是走在前面的。下一步海装也要匹配上。
Q：海工（打桩）业务需要提前进行产能布局吗？还是说只是一个施工业务？
A：和陆路施工、近海作业不同。目前施工走向深远海，技术含量较高。我们目前单机吊装1600吨，受潮汐影响较小，稳定性、可工作性更高，业主使用我们的施工装备能够实现更好的稳定性。收入结构上，总共有20亿规模，可能机装在20-30%的比例，大部分是服务，因此毛利率不错（我们自己做能做到30-35%的区间）；和海缆反过来（海缆施工服务，海缆价值高，服务比例低）。
打桩业务取决于有没有匹配单机吊装能力和施工条件的船，不是近海作业。随着海上风机大型化和深远海，施工技术难度更高，我们也是匹配当前趋势有扩产计划。目前供应商已经选好，正在进行相应的配型，预计2023年之后会有新的产能，产能会翻番体现。
Q：打桩业务未来展望。
A：明年船不是瓶颈，主要受限于开工速度。目前精力还是在抢装，等抢装结束后，有些客户会投入建设。如果进入大规模建设阶段，那么展望不错。
Q：海上风机降价较快，今年看到接近平价的项目。海上风电需求增长趋势？
A：在业内，今年没有变化，是预期在兑现。是资本市场的预期变化。海上风电在未来一定是新能源发展的主力，前景巨大。目前受制于海工装备、风机制造能力、技术进步，但是技术进步速度会很快，导致度电成本下降，上游组织能力越来越强，建设迅速推进。今年就能够看到平价上网的项目，建设在明后年。海上风电容量大、可以连片开发、不受陆地资源、不用考虑西电东输输电线路的建设，因此我们认为未来发展潜力巨大。
Q：2023年船会翻番，目前的船对应多大的体量，未来船是否会退役？对应的CAPEX是什么情况？
A：2023年计划投入工程作业船2条，投资规模预计20亿。老船不存在退役，投入新船的原因是海上风机大型化，现有装备不适应了，因此我们要去适应大风机趋势。但是大型化之后，山东等仍然存在小风机（10兆瓦以内），小船还是有空间的。小船、大船不存在替代之说。
新船预计满足20兆瓦以内的建设。
Q：海上风电的需求很旺，瓶颈主要在船？
A：未来十四五大风机越来越多，大船会是瓶颈。随着周期拉长，大船会慢慢造出来，建设能力释放，之后会出现拐点放量。
Q：现在业内是否有比较多的船在规划？
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