风电系列深度1 | 塔筒核心竞争力：从陆上最佳运输半径到海上码头资源 【天风电新】
本篇报告主要回答三个问题：1）为什么风电看好塔筒这个细分赛道？2）塔筒竞争要素是什么？3）未来格局如何演变？- 对大部分制造业，我们多数时间都在寻找抗通缩环节和标的，风电也不例外；抗通缩除了关注量利齐升的环节如碳纤维（新技术）、轴承滚子（新应用场景，从国内走向海外），我们还关注量升（往往伴随市场份额扩张）利相对稳定的环节，而这篇报告重点讲的塔筒就是这样一个环节。
- 相对于产业链其他环节，塔筒是风机大型化下量利较为稳定的品种，即量受损最小 受原材料影响较小单吨盈利相对稳定。而未来塔筒行业比拼的是——产能布局（不是简单的扩张，而是对资源的掌握和运用），陆上核心是比拼产能布局，陆上各家采取多地布局模式，海上则需争夺码头资源。此前由于运输半径限制，塔筒格局较为分散，而当前时点，龙头加速扩产，市占率提升预计将带来估值修复。
为什么当前时点看好塔筒这个细分赛道：量利稳定（耗量受损程度小）- 量：大型化降本在于摊薄单W材料用量，其中塔筒为受损最小的环节之一，且海上带来桩基新增量。预计21年全球陆上市场规模在579万吨，25年631万吨，复合增速2%；21年全球海上市场规模在410万吨，25年887万吨，复合增速21%。
- 利：一般与主机分开招标，塔筒定价方式为成本加成，即价格=签订单时钢价成本 稳定的毛利额，受整机厂降价影响较小。生产较短（1个月），只有在签合同和采购之间可能存在风险敞口，整体看受原材料价格影响小。
- 赛道利润空间：假设钢价维稳，预计21年全球塔筒利润空间87亿元，25年139亿元，复合增速12.3%，增量主要来自海上。对比其他被大型化严重摊薄的环节（例如机舱罩等），预计21-25年风电行业20%复合增长将完全被耗量受损而抵消，体现为细分环节空间无增长。
塔筒行业竞争要素：产能布局（资源的掌控和运用，而非简单扩产）- 塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行设计，而塔筒企业仅负责生产制造，可基本认为是标品。成本端中直接材料（占比80% ）、人工（5%）、制造费用（5%）各家差异不大。但塔筒的特殊性在于重，存在运输半径，因此塔筒比拼的核心就是产能布局，合理布局产能会摊薄运费，进而在盈利端拉开差距，单吨盈利最好的在1000元，而差的则在500元。
- 陆上：500公里的运输半径，寻找最佳布局点，本质上是综合能力的考核。天顺和大金为东部沿海大基地布局，而天能和泰胜则为小基地全国布局。
- 海上：考验的是码头资源获取能力。码头资源具有稀缺性，主要体现在：港口建设由政府规划，功能有划分，生产用万吨级泊位数每年增长量仅几十个（其中10万吨级以上每年增量在20个，而用于风电的预计不足10个）。且一般情况下，企业规划码头到完成建造至少1-2年的时间。目前自有码头的企业有大金重工、海力风电和泰胜风能，从泊位数量和质量看大金最有优势。
此前塔筒环节格局较为分散，主要由于风电行业周期性 塔筒运输半径，导致头部企业扩产动力低。而从21年往后看，风电成长属性崛起，四大龙头扩产趋势明确，从全球市占率看CR4有望从20年20%提升至23年40%。找寻扩产弹性大 产能布局合理（海上看码头资源）带来单吨盈利提升的标的。- 公司20年产能60万吨，全为陆上。预计21-22年陆上产能扩张到70、100万吨，同比 17%、 41%。
- 预计22年底公司一期60万吨海上产能落地（共规划100万吨），实现海上从0到1的突破，23年形成陆上120万吨 海上60万吨的产能布局。21-23年天顺在全球陆上市占率预计从12%→20%，海上从0→12%。保守预计海上业务的单吨净利将较陆上高100-200元，盈利边际改善。
大金重工：依靠自有优质码头（蓬莱），推进“两海战略”布局。- 海外：预计随着22年2个10万吨级泊位继续开放，公司万吨级以上泊位达5个，出口业务将持续扩张。
- 海上：我们预计21/22/23年公司有效产能分别达73/119/150万吨，其中海上产能达33、71、100万吨，海上贡献主要增量。21-23年大金在全球海上市占率预计从8%提升至20% ，陆上市占率基本稳定在7-8%。
风险提示：产能投产不及预期，钢价上涨超预期，风电装机不及预期，测算存在主观性复盘11-20年国内风电装机量，可见风电板块具有明显的周期属性；预计随着21年陆风平价、23年海风平价，风电周期属性将逐渐弱化，逐步迈向成长。底层逻辑：IRR是装机的直接驱动因素。IRR即业主方的收益率，可简单理解为（①发电收入折现-②投入成本折现）/②投入成本折现。简化折现，①=发电小时数*（1-弃风率）*单瓦电价；②=单瓦投资成本。因此IRR与单瓦电价成正比，与弃风率、单瓦投资成本成反比。周期性：从近10年装机量看，风电基本5年一个周期，核心在于IRR具有周期性。11-13、16-18年为两轮周期的低点，15、20年分别为两轮周期的高点。之所以形成明显的周期性，1）高点：因为此前陆风并未实现平价，需要国家对电价进行补贴，业主方才有动力去做风电项目。09-20年陆风有补贴，而16年为补贴退坡的起点，20年为补贴的最后一年，因此业主方为赶上网电价，追求高IRR，造成15、20年的两波抢装潮。2）低点：10、15年装机量高企，但由于存在电网消纳问题，12年、16年弃风率达顶峰，造成业主端发电收入↓，导致IRR↓，进而装机下滑。成长性：我们认为从21年开始，风电板块将主要体现成长属性，核心逻辑是成本端下降→IRR提升拉动装机。从发电收入端看：1）21年后陆风无补贴，因此上网电价端可认为不再波动；2）发改委于2018年底出台清洁能源消纳行动计划（2018-2020年），要求弃风率低于5%，19年后，弃风率明显好转，21H1弃风率在3-4%，并无抬头趋势。3）理论上随着风机的技术进步，可利用小时数仍将有所增加，虽然增幅有限，但可认为发电收入端至少稳定向好。从成本端看：降本关键在风机（一般占风电项目40-50%），从全市场投标价格看，21年1月投标价格2991元/kw（基本可对应22年1月交付项目价格）较20年5月3738元/kw下降大约700-800元/kw。预计十四五期间陆风 海风复合增速为21%。1）陆风：我们假设造价下降均由风机价格下降带来，700-800元的降幅对应到整体成本端大约10-15%的降幅，目前Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类资源区陆风平价项目IRR基本已经高于此前有补贴的IRR（Ⅳ略低，考虑继续降本后，预计Ⅳ类平价项目IRR也将高于有补贴项目），因此综合发电收入端和成本端，往后看风电项目IRR，将呈现上升趋势，进而带动装机提升，不再具有周期性，因此我们认为21年后陆风将凸显其成长性，预计21年装机量在35GW，十四五期间复合增速达21%。2）海风：21年为抢装年（海上国补最后1年，地补很少可忽略），我们预计在23年左右实现平价，将带动海风装机，十四五期间复合增速在19%。若考虑剔除21年抢装的影响，以22年海风装机7GW低基数测算，22-25年复合增速达42%。1.2 风电行业：IRR提升关键在于降本，而风机大型化是最主要的降本途径
降本主要依靠风机大型化。平均来看，由于风机在整个项目中占近40%，因此风机的成本下降至关重要。但风机原材料成本占比90%，虽然可依靠设计的轻量化实现降本，但整体幅度有限。目前所看到的同MW机型价格下杀主要是价格战影响，我们预计长期看不可持续。而现阶段看风机大型化趋势加速，摊薄单位材料用量，进而为风机的降本提供了可持续的路径。我们预计陆上风机大型化将在22H2明显加速，海上目前招标项目较少，暂不做判断。18-21年单机容量基本上是匀速从2.1MW到2.9MW，每年基本递增0.2MW，而根据21年H2招标机型看基本在4-5MW，因此按一年的交付周期推算，预计22H2单机容量在4.5MW，呈明显加速的趋势。1.3 塔筒：大型化降本在于摊薄单W材料用量，其中塔筒为受损最小的环节之一
我们以三一重能为例进行量化分析，17年三一的平均机型容量2MW，20年为2.6MW。因此我们对三一重能17、20年的材料成本进行拆分即可得出大型化后材料成本的变化。材料成本需考虑量价两个因素，由于我们考量的是对用量的摊薄，需要剔除材料价格端对成本的影响（由于大多数零部件的价格主要受供需影响，因此此处我们暂且不考虑大型化对材料升级，进而材料单价提升的情况），因此我们以20年的原材料价格为基数，对17年的价格进行调整，因此比较20年与17年调整后数据可直接看出大型化对用量的影响。结论：大型化对零部件单KW成本均呈摊薄趋势，变桨系统除外（占比仅2-3%可忽略，提升原因可能是大型化对变桨系统性能要求更高 部分自制→外购）。高占比零部件单KW降幅：齿轮箱-23%、叶片-16%、发电机-28%、轴承-23%、主轴-25%、轮毂-25%。此前在比较风机零部件用量时，我们采用三一重能17→20年平均容量的变化：2→2.6MW。因此我们在比较塔筒用量时，也应选取同一MW区间的项目，看塔筒用量变化（此处我们采用项目梳理给出最直观的变化，后面会进行理论分析）。根据我们梳理的部分项目，2MW的机型配套塔筒重量一般在166-167吨，即单GW用量在8.3万吨；2.5MW项目我们对其取均值，得塔筒用量大致在200吨，即单GW耗用在8万吨，降幅为4%。结论：单纯考虑2→2.5MW（2.6MW）这个区间的大型化，横向对比风机主要零部件及塔筒的单位用量，齿轮箱、叶片、轴承、主轴、铸件的单W降幅在20-30%左右，而塔筒用量变化为-14%至 10%，均值为-4%，为大型化下单位用量受损最小的环节之一。受损小的原因在于稳定性要求导致其重量提升幅度大，因此单W被摊薄用量低。大型化趋势下，塔筒高度需要相应增加。塔筒的作用是支持机舱和风轮至合适的高度，使风轮获得较高且稳定的风速以捕获尽可能多的风能。随着风电机组发展的大型化，促使不断提高轮毂中心高度（L）、增大叶轮直径等途径来获取更大的风能，因此塔筒高度需要相应提升（H）。高度增加后，需要增加结构强度以满足其稳定性要求。塔筒是一种细长结构，需要受到轴向重力和风载时不能发生屈曲变形。当塔筒高度增加后，其不稳定性↑，因此需要增加结构强度。一般有2种方式：增大钢板厚度 增大直径（D1），进而塔筒用量会有非线性的提升。陆上塔筒：由于陆上运输限制，塔筒必须要控制直径，很难突破4.5-5米。因此陆上塔筒为了增加强度只能增加厚度。海上塔筒：海上塔筒直径可以到6-7m，海上塔筒直径会受到管桩直径的限制（管桩直径从原来5m，到最近可以做到7m）。一般壁厚为直径的0.5%，其厚度相应也会增加。塔筒重量与高度、直径、壁厚成正比，但不同项目对塔筒设计不同，难以具体量化。我们以3段塔筒为例：某2MW项目：所用最大板厚为30mm，塔筒总高为66m，单段高度在16、23、27m，最大直径在4、4、3m，测算总重为110吨。某2.5MW项目：所用最大板厚为40mm，塔筒总高为78m，单段高度在22、28、27m，最大直径5、4、4m，测算总重在161吨。注：单一项目无法作为测算塔筒用量的依据，此处仅为说明一般情况下，大型化使高度、直径、壁厚相应增加，进而增加塔筒重量。1.4 塔筒：21年国内市场规模大约249万吨，25年400万吨，复合增速为13%。从时间上看，随大型化塔筒单GW用量呈下滑趋势；从空间上看，风速低的地区塔筒更高。平原地区由于风速低，需要提升塔筒高度进而获取高风速，以3-4MW河南项目为例，一般在140m；而高风速区3-4MW项目，塔筒在90-100m之间。高低风速区占比基本稳定。
我们根据梳理的2-5MW项目进行简单测算，假设重量仅与高度呈线性关系，则得到对应关系为塔筒高度每增加10m，用量增加30-40吨。预计21年单GW用量约7.1万吨，根据单机容量提升，假设年降7% ，则25年用量在5.3万吨。风能协会数据显示，2018年，风电机组平均高度为91m，最高风机达140m；2019年，风电机组平均高度为96m，同步往年增加5m，最高风机达147m，同步往年增加7m。由于18-19年低风速区装机占比保持稳定，即高塔筒占比稳定。因此大致可认为塔筒高度提升是由大型化引起。18到19年，单机容量从2.1提升到2.4MW，塔筒高度提升5m，塔筒重量提升从167提升到187吨左右。测算得单GW用量从8万吨将至7.8万吨。因此我们假设每提升1MW，单GW用量下降0.7万吨。根据我们预测，预计25年陆上风机平均容量在6MW，因此我们假设25年用量为5.3万吨。预计21年全球市场规模在579万吨，25年631万吨，海外装机增速低于用量下降速度，因此增量完全由国内市场贡献。21年国内市场规模大约249万吨，25年400万吨，复合增速为13%。海上风机除塔筒外，海底桩基带来新增量。海上风电支撑基础包括2种技术路线：1）桩基、导管架（主要用于水深0-60m的浅海区域）；2）漂浮式基础（用于＞50m深海），虽然漂浮式作为替代形态产品近年来已有小规模示范项目，但其因施工难度大、整体成本高、技术不成熟等原因，短期内大批量商业化可能性较低，预计2030年内仍以桩基基础为主。桩基用量约为塔筒3倍。根据海力风电招股书，我们采用钢板 法兰（原材料）重量作为塔筒或桩基重量，再除以公司销售的平均容量，得出单GW用量（2020年前海上塔筒与陆上塔筒无法拆分）。平均容量为4.4MW时，单GW海上塔筒用量在7.4万吨。平均容量为4.2-4.5MW时，单GW桩基用量在20万吨。海上塔筒用量被大型化明显摊薄，桩基用量或不被大型化摊薄，单GW合计用量预计在25-27万吨。桩基用量虽然会被大型化摊薄一部分，但会随着水深、直径增加非线性变化，因此我们假设单GW桩基用量稳定在20万吨。塔筒用量：7MW以下时并未未被明显摊薄，对应5-7MW机型单GW用量在6-7万吨，但7MW以上时用量被明显摊薄，7-8MW机型单GW用量在6万吨，10MW机型单GW用量在5万吨。预计21年海上全球市场规模在410万吨，25年887万吨，复合增速21%；21-25年海外增速要高于国内。21-25年陆上和海上合计的复合增速预计在11%。21年国内海上市场规模大约270万吨，25年480万吨，复合增速为15%；考虑剔除21年抢装，22-25年复合增速37%。21年海外海上规模大约140万吨，预计25年407万吨，复合增速30%。
1.5 塔筒：预计25年利润空间139亿元，复合增速12.3%，增量主要来自海上成本加成模式，受主机厂价格战 原材料影响小，单吨盈利相对稳定。招标模式（定价模式）：一般与主机分开招标，塔筒定价方式为成本加成，即价格=签订单时钢价成本 稳定的毛利额，不受整机厂商价格战影响。整机厂投标价格直线下滑，21年9月金风3S和4S机型同比下滑26%，而21年11月投标3-4MW机型单KW价格降至2000-2200元，较21年9月下降10-20%。各个组成风机的零部件环节面临的降价压力较大。而塔筒与风机属2个独立的环节，一般分开招标，不受主机影响。生产模式：生产较短（1个月），只有在签合同和采购之间可能存在风险敞口，整体看受原材料价格影响小。横向比较各环节，我们认为塔筒是未来单位盈利最为稳定的环节。当前整个产业链处于降本增效的背景下，我们需要找的是利润下行空间最小的品种。价格端：1）整机仍处于价格战中，价格仍存在下行压力（即使不考虑大型化）。2）零部件环节与主机节奏一致，一般提前半年至一年下订单，提前一年谈价格。与塔筒相比，其价格端具有敞口风险。3）海缆：虽然与塔筒一样，与主机分开招标，但海缆由于毛利率较高（例如东方电缆50% ） 存在新进入者，其价格端会回落，直至毛利率进入合理区间。成本端：风电各环节直接材料占比均较高，意味着整体看降本空间较为有限（不考虑大型化下）。综合考虑价格端和成本端，整个风电产业链的单位利润都处于被压缩的状态。我们认为塔筒价格端可及时传导原材料波动，盈利端已经很低（天顺21H1毛利率仅15%） 竞争格局优化，因此我们认为未来其盈利至少保持稳定。海上单吨毛利高于陆上。20-21年四大龙头单价基本在8000元左右。且除天顺风能外，其他家均有海上布局。从海力风电看，由于海上桩基需要码头资源能做的企业比较少 这2年处于抢装年份，故其毛利高于陆上。21H1受钢价上涨，各家毛利有所下滑，预计全年维稳。在钢价急涨时，由于1个月的风险敞口，导致毛利端有所下滑，随着H2钢价下跌，预计全年毛利基本维持稳定。假设钢价维稳，预计21年全球塔筒利润空间87亿元，25年139亿元，复合增速12.3%，增量主要来自海上。稳态下陆上按照8000元单价，20%毛利率，10%费用率测算单吨净利800元；海上假设单吨净利在1000元。2.1 塔筒：比拼核心是产能布局，陆上500km运输半径寻求最佳布局，海上考验码头资源获取能力塔筒与风机配套，一般由主机厂根据风机机型和地形进行设计，而塔筒企业仅负责生产制造，可基本认为是标品。成本端中直接材料（占比80% ）、人工（5%）、制造费用（5%）各家差异不大。但塔筒的特殊性在于重，存在运输半径，因此塔筒比拼的核心就是产能布局，合理布局产能会摊薄运费，进而在盈利端拉开差距，单吨盈利最好的在1000元，而差的则在500元。
陆上：500公里的运输半径，寻找最佳布局点，本质上是综合能力的考核。头部企业产能布局策略不同，天顺和大金为东部沿海大基地布局，便于出口海外 布局海上，而天能和泰胜则为小基地全国布局。天顺是陆上老大，大金是海上老大。截至21年末，天顺风能约94万吨（纯陆上）、大金约84万吨（陆上40，海上44）、天能约59万吨（陆上31、海上28）、泰胜约53万吨（陆上33，海上20）、海力风电约47万吨（大部分为海）。2.2 塔筒：未来几年主要看海上产能布局，核心是争夺码头资源看到25年增量主要来自海上。根据我们前面对塔筒市场规模的测算，21-25年全球陆上空间预计从579到631万吨，海上预计从410万吨到887万吨。因此往后看，海上的布局是各家竞争的关键。海上布局的核心是争夺码头资源。海上塔筒、桩基与陆上并无太大区别，因此不存在技术壁垒。竞争的核心要素是自有港口和码头，可以最大幅度的降低物流成本。从海力风电招股书看，海上运费高于陆上，拆分海上看，由于桩基更重，因此运费高于塔筒。海力风电自有码头在如东，利用自有码头运输比从其他地区运输便宜一半及以上。从运费占比看，18-19年由于较多从如东-盐城，导致运费较高，占价格比例在4-5%；而20-21年，海力风电绝大多数桩基直接利用自有码头运输，运费占比下滑到2%。考虑摊到单吨上，按18、19年测算，自有码头运输单台便宜4万元，单台按600吨测算，则单吨节省至少600元（塔筒单吨净利一般在800-1000元）。码头资源具有稀缺性。主要体现在：港口建设由政府规划，功能有划分，生产用万吨级泊位数每年增长量仅几十个（其中10万吨级以上每年增量在20个）。企业需要办理完成港口岸线使用许可权证，通过交通部审核，才可以进行码头建设。一般情况下，企业规划码头到完成建造至少1-2年的时间。例如大金重工的蓬莱专用码头建设计划出现在2017年政府工作总结中（猜测2017年之前获岸线使用权证），并于2018年开始建设，2019年建设完成并开放1个码头泊位。目前自有码头的企业有大金重工、海力风电和泰胜风能，从泊位数量和质量看大金最有优势。1）大金重工：蓬莱码头，水深10米～17米，是国内优质的深水码头，并配有起重能力1000吨的龙门吊。截至21年底，大金共有3个泊位：10万吨级对外开放专用泊位2个，3.5万吨级对外开放专用凹槽泊位1个，预计22年可以继续开放2个10万吨级泊位，总数达5个；2）海力风电：截至21年底，共有1个5万吨级泊位，在江苏如东小洋口；预计22年在通州湾建设1个2万吨级泊位和1个5千吨级泊位，总数达3个；3）泰胜风能：蓝岛码头，码头岸线长度490m，泊位数未知；4）天能重工：与政府合作，租用政府的码头。自有码头的企业整体运费优势明显。自有码头的大金重工和泰胜风能单吨运费在200-300元，而无码头的企业运费高100-200元。四大龙头中，天顺出口业务最多，其次为大金、泰胜，而天能重工尚无出口业务。从单吨运费看（包含陆上 海上 出口），大金和泰胜单吨运费较低，在200-300元左右，我们推测这主要依靠其自有码头的优势。而天顺出口量大且无码头，只能依托太仓工厂进行出口，单吨运费较前两者高200元左右，预计随着天顺22年底海工基地的落地（含码头），其单吨运费将有至少100元的降幅，增厚单吨盈利。龙头扩产加速，竞争格局优化。此前塔筒环节格局较为分散，主要由于风电行业周期性 塔筒运输半径，导致头部企业扩产动力低。而从21年往后看，风电成长属性崛起，四大龙头扩产趋势明确，从全球市占率看CR4将从20年20%提升至23年40%。拆分企业看：21-23年天顺成长路径在陆上 海上、大金专注在海上。天顺在全球陆上市占率预计从12%提升至20%，海上一期规划60万吨，假设22年底全部投产，则23年有效产能60万吨，海上市占率提升至12%。大金在全球海上市占率21-22年预计从8%提升至28%（塔筒扩产快，目前已公告的项目为80万吨，我们预计公司为维持市占率未来会继续规划产能），而陆上市占率基本稳定在7-8%。
3.1 天顺风能：多元化布局的塔筒龙头，看好陆上 海上双增看好塔筒业务陆上 海上产能双增。公司20年产能60万吨，全为陆上。预计21-22年陆上产能扩张到70、98.7万吨，同比 17%、 41%。预计22年底公司一期60万吨海上产能落地（共规划100万吨），实现海上从0到1的突破，23年形成陆上120万吨 海上60万吨的产能布局。塔筒盈利处于底部，预计海上业务带来单吨盈利提升。21H1由于钢价异常波动，致毛利率历史低位，仅15%。按8000元单价，8%费用率测算单吨净利仅600元，预计随钢价回落，全年单吨净利预计回到合理区间约700-800元。考虑海上盈利稍好于陆上，我们假设单吨净利在1000元。看好公司22年量增，23年量利双增。叶片、电站多元化布局增厚利润。除塔筒外，公司积极布局：1）零部件叶片（含模具），尽管公司叶片和模具业务起步较晚，但目前已进入良性成长期，并且与公司塔筒业务形成协作，目前公司叶片产能1000套，我们预计23年底产能有望实现翻番。2）下游电站运营业务，公司的战略是，除自持少部分优质电站外，公司未来将通过轻资产转型为新能源开发与集成及资产运营管理服务商。3.2 大金重工：依靠蓬莱码头，推进“两海战略”布局依靠自有优质码头（蓬莱），推进“两海战略”布局。1）海外：公司18/19/20年海外收入占比分别达24.3%/46.2%/18.2%，20年占比下降主要由于国内抢装潮，21年出口业务回升至26%。公司与Vestas、SGRE、GE、金风科技、远景能源、上海电气等国内外知名主机厂商成为战略合作伙伴，与五大发电集团、丹麦沃旭能源（Orsted）等国内外大型电力投资公司建立了长期合作关系。预计随着22年2个10万吨级泊位继续开放，公司万吨级以上泊位达5个，出口业务将持续扩张。2）海上：我们预计21/22/23年公司有效产能分别达72.9/118.9/150万吨，其中海上产能达32.9、71、100万吨（目前总公告规划产能为80万吨，由于塔筒扩产周期较短，故此处我们假设公司为维持市占率，保守预计23年产能存在弹性 20万吨），海上贡献主要增量。运费优势明显，单吨盈利预计稳定在1000元，高于其他企业200-300元。4、风险提示
产能投产不及预期：若产能实现不及预期将影响到我们对出货的判断。钢价波动超预期：若价格波动超预期将影响我们对单吨盈利的判断。风电装机不及预期：若终端风电装机需求不及预期将影响公司出货判断。测算存在主观性：我们对客户结构及产品盈利的判断存在一定主观性，仅供参考。证券研究报告《电气设备：风电专题系列1——塔筒核心竞争力：从陆上最佳运输半径到海上码头资源》
对外发布时间：2022年1月25日
报告发布机构：天风证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）
本报告分析师孙潇雅 SAC执业证书编号：S1110520080009
本站仅提供存储服务，所有内容均由用户发布，如发现有害或侵权内容，请
点击举报。
