（报告出品方/分析师：东北证券 笪佳敏 张正阳）

1. 国内风电步入发展新阶段

1.1. 过去十年我国风电行业呈现明显的周期性

过去十余年间我国风电装机规模持续提升，但行业呈现明显的周期性。根据中电联的统计口径，十一五/十二五/十三五期间我国年均新增风电装机规模分别为6.7/19.1/31.2GW，装机中枢持续上移。但与此同时，国内风电行业的过往发展呈现出明显的周期性，大致可分为以下几个阶段。

➢ 2010年前（上行）：国家发改委2003年首次推出风电特许权招标政策，随后国内风电进入快速发展期，2010年末国内累计装机规模接近30GW，较2006年末的2.1GW提升超过十倍。

➢ 2011-2012年（下行）：随着风电装机规模的快速提升，弃风现象日益突出，与此同时风机质量问题也开始逐渐显现，风电场大面积脱网事故频发，弃风限电与监管趋紧导致新增装机容量出现明显下滑。

➢ 2013-2015年（上行）：经过两年的整顿国内弃风现象得到明显改善，与此同时风电上网标杆电价于2015年迎来首次下调，行业抢装需求旺盛，装机规模大幅提升。

➢ 2016-2017年（下行）：弃风率大幅反弹，2016年国家能源局正式启动风电投资监测预警机制，三北地区主要省份均被列入红色预警地区，风电开发建设暂停，装机规模快速回落。

➢ 2018-2020年（上行）：2018年起风电消纳情况持续好转，红色预警省份由2017年的6个减少至2018/2019/2020年的3/2/0个，与此同时风电上网电价补贴开始快速退坡，陆上/海上风电分别从2021/2022年起实行平价上网，行业进入大规模抢装期，2020年新增风电装机容量高达71.7GW。

在补贴驱动的时代，风电装机的周期性很大程度上源于补贴政策的变动。

近十年来我国风电行业经历了从固定标杆上网电价到竞价上网，再到平价上网的转变。

2009年7月国家发改委下发《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，按照风能资源状况和工程建设条件将全国划分为四类资源区,并核定相应的标杆上网电价，2015年后标杆上网电价进行了多次调降。

2019年5月，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，将集中式风电项目的标杆上网电价改为指导价，新核准上网电价通过竞争方式确定并不得高于项目所在资源区指导价。

文件同时规定2021年之后并网的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，2018年前核准的海上风电项目则需在2021年底之前完成并网方可执行核准时的上网电价，2022年后海上风电的国家补贴也将全面退出。

历史上看，补贴政策的变动是影响国内风电装机节奏的重要因素，2015年与2020年的两波风电装机高潮均主要由补贴退坡前的集中抢装需求推动。

除了补贴政策的变动，电力消纳情况也是导致风电装机波动的重要因素。

从过往历史来看，国内前两轮风电装机高潮后弃风限电情况均有明显的恶化，国内弃风率的 两个阶段性高点分别为2012年以及2016年，当年的弃风率水平超过17%。

风电消纳的不畅一方面将严重影响项目的收益预期，从而降低投资业主的积极性；另一方面也将导致管控政策与项目审批的收紧，2016年后国家能源局正式启动风电投资监测预警机制，先后有6个省市被纳入红色预警省，直到2020年才实现“清零”。

1.2. 多重因素助推国内风电行业步入发展新阶段

我们认为从“十四五”开始国内风电装机的中枢将明显上移，与此同时过往的周期性扰动因素正逐渐消退，行业已步入发展新阶段。整体上看，未来风电行业的周期性有望明显减弱，成长性则日益凸显。

1.2.1. “双碳”目标确立，国内风电装机空间打开

随着“碳达峰、碳中和”目标的确立，未来国内风电装机中枢有望明显上移。电力领域是我国碳排放的主要来源，根据 IEA 的测算，我国总碳排放中供电与供热领域的占比达到51%，高于全球平均值42%。

因此，电力领域的脱碳是实现双碳目标的必经之路，截至2020年底火电在我国总电力装机中的占比高达57%，十二五/十三五期间火电在新增发电装机中的占比分别为53%/35%。

我们预计从十四五开始可再生能源将取代火电成为国内新增发电装机的主力，风电、光伏的装机中枢有望明显上移。

十四五/十五五期间国内年均新增风电装机规模有望超过50/60GW。

2020年12月，国家领导人在联合国气候雄心峰会上明确提出2030年非化石能源在我国一次能源消费中的比重将达到25%左右，我们预计未来十年国内非化石能源消费占比将在2020 年15.9%的基础上每年提升超过一个百分点。

再结合2021年政府工作报告中提出的“十四五时期单位国内生产总值能耗降低13.5%”，我们对未来十年国内风电光伏的潜在新增装机空间进行了测算。

测算结果表明，十四五/十五五期间国内新增风电装机规模有望分别达到264/302GW，对应年均装机量为52.8/60.3GW，较十三五期间31.2GW的年均装机规模提升超过70%。

因此，“十四五”开始国内风电行业的空间将充分打开，终端装机需求有望保持高速增长。

从终端投资主体的角度出发，十四五期间国内风电装机亦有望实现快速增长。

自“双碳”目标提出以来，国内大型电力企业清洁能源转型的速度明显加快，目前五大发电集团均提出了2025年前实现碳达峰的目标（国家电投目标2023年之前实现）。

考虑到当前五大发电集团的电力装机仍以火电为主，预计十四五期间各大集团的清洁能源装机投资力度将明显加大，根据已公布的目标，仅五大发电集团十四五期间的清洁能源装机就将突破300GW。

除此以外，三峡、华润电力、中核、中广核、中国电建等大型集团同样提出了规模较大的清洁能源装机规划，我们预计实力雄厚的电力央国企将成为“十四五”期间风电投资的主力军。

1.2.2. 平价时代风电成本快速下降

长期以来国内风电行业对补贴的依赖程度较高，成本下降相对较慢。根据国际可再生能源署（IRENA）的统计，过去十年间中国陆上/海上风电的平均度电成本分别由2010年的0.071/0.178美元降至2020年的0.033/0.084美元，下降幅度为54%/53%，明显低于同期国内光伏度电成本的下降幅度86%。

我们认为较为温和的补贴退坡节奏是导致国内风电成本下降幅度较慢的重要原因，2009年至 2018 年Ⅰ类/Ⅱ类/Ⅲ类/Ⅳ类地区的风电标杆上网电价下降幅度仅为22%/17%/16%/7%，投资业主与风电产业链的降本压力相对较小。

随着新能源发电进入平价时代，国内风电成本开始加速下降。

根据金风科技的统计，2020年起国内风机公开投标均价从抢装时期的高点加速下行，2021 年6月3S/4S机组的投标均价已降至2616/2473元/kW，较2020年初4000元/kW以上的价格下降超过30%。

在2021年9月中广核云南曲靖市文兴、麻栗坡大王岩风电场机组的招标中，已有部分主机厂报出2000元/kW以下的价格。

与此同时，在硅料产能紧缺的背景下，2021年以来硅料与光伏组件价格持续上行，短期内国内风电与光伏的装机成本呈“此消彼长”之势，风电相对于光伏的经济性明显提升。

未来风机大型化将继续推动国内风电成本持续下降，行业进入“成本下降-需求扩张”的良性循环。

我们认为近期风机价格的加速下行并非需求下滑导致的被动降价，而是充分反映了技术进步带来的降本增效，主要体现在风机大型化进程的加速。

根据IRENA的统计，2020年国内陆上风机的平均功率仅为2.2MW，较欧美国家3-4MW的水平尚有代际差距。

因此，我们认为国内风机大型化带来的降本效应仍将持续，2021年陆上风电招标中4MW以上的大机型已逐渐成为主流。

而在风机价格加速下行的刺激下，2021年上半年国内风电设备公开招标容量达到31.5GW，同比增长168%，基本与2019年抢装高峰期时的水平持平。

1.2.3. 风电消纳持续改善

近年来国内弃风水平持续下降，风电消纳形势明显好转。如前所述，弃风限电是导致国内前两轮风电下行周期的重要因素，2016年全国弃风率高达17.1%，其中新疆、甘肃、吉林、内蒙古等三北地区的弃风率一度超过30%。

经过多年的努力，目前全国范围内的风电消纳情况均得到明显改善，2020年全国弃风率仅为 3.5%，曾经的六个风电红色预警省份新疆、甘肃、吉林、黑龙江、内蒙古、宁夏的弃风率已基本降至10%以下。

未来国内风电装机将主要集中在大型清洁能源基地与海上风电基地，配套消纳能力显著增强。

《十四五规划和2035年远景目标纲要》明确提出建设金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游、黄河几字湾、河西走廊、新疆、冀北、松辽等清洁能源基地，以及福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地，我们预计未来国内风电装机将主要集中在上述区域。

其中，大型清洁能源基地将通过“源网荷储一体化”以及“风光水火储多能互补”的方式实现可再生能源的消纳，而海上风电基地则靠近东部经济发达的电力负荷中心，整体上看风电的消纳均能得到较好的保障。

特高压建设持续推进，充分助力三北地区风电消纳。

我国风资源的分布并不均衡，三北地区的风力资源较为丰富，而用电负荷则主要集中在中部、东部以及南部地区，因此长期以来三北地区面临较大的消纳压力。

近年来我国特高压建设持续推进，截至2020年底已建成“14交16直”、在建“2交3直”共35个特高压工程，输电能力持续提升，充分助力风电等可再生能源的跨区域消纳。

储能迎来规模化发展，进一步助推风电消纳。

除了空间维度上的不均衡，风力、太阳能等可再生能源在时间维度上也有明显的波动性，因此只有搭配储能的新能源发电才能彻底取代传统的化石能源装机。

2021年以来储能相关政策密集出台，发改委、能源局 7 月下发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确提出2025年新型储能的装机规模达到3000万千瓦以上，较2020年底提升接近10倍。

2021年9月国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》中亦明确提出2025年抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上，2030年再翻一倍达到1.2 亿千瓦。

随着储能市场地位的明确、发展模式的成熟以及收益机制的确立，我们预计“十四五”期间国内储能行业将进入规模化发展阶段，从而为新能源消纳“保驾护航”。

1.2.4. 分散式风电与老旧风场改造带来增量空间

分散式风电空间可观，有望成为国内风电装机的重要补充。长期以来国内风电以集中电站的形式为主，根据CWEA的统计，截至2019年底全国分散式风电的累计装机规模仍不到1GW。

2017 年 5 月，国家能源局印发《关于加快推进分散式接入风电项目建设的通知》，分散式风电开始逐渐受到市场关注，2021 年 9 月国家能源局新能源和可再生能源司副司长在风能开发企业领导人座谈会上表示将在中东南地区重点推进风电就地就近开发，以及在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。

根据住建部的统计，2019年全国有接近250万个村庄，若假设其中1%的村庄具备安装分散式风电的条件，平均装机规模为5MW，则国内分散式风电的潜在装机空间将超过100GW。

因此，我们认为分散式场景有望成为未来国内风电装机的重要组成部分，随着用地、核准手续等限制发展的非技术因素逐步消除，“十四五”期间分散式风电或将贡献重要的装机增量。

在分散式风电以外，老旧风场改造也有望成为未来国内风电装机的重要增量市场。

如前所述，长期以来我国风电机组的平均功率较欧美地区存在一定差距，根据CEWA的统计，2018年全国累计风电装机中2MW以下（不含2MW）的占比达到48.1%，以此推算全国 2MW以下的存量机组超过100GW，其中大部分为1.5MW机组。

2021年9月国家能源局领导在座谈会上提出“在风能资源优质地区有序实施老旧风电场升级改造，提升风能资源的利用效率”，我们认为未来老旧风场的改造需求将逐渐显现，潜在的新增装机空间或可达到百GW级别。

2. 塔筒行业充分受益于风电装机快速增长

2.1. 风机大型化趋势下塔筒用量仍有望保持较快增长

风机大型化导致单瓦装机对应塔筒根数减少，但单根重量将明显提升。考虑到风电降本的主要途径是通过风机大型化摊薄单瓦装机对应的零部件及安装成本，未来相同装机规模对应的塔筒根数将出现明显下降。

然而从塔筒用量的角度看，随着风机单机功率的提升，塔筒的直径与高度也将随之增长，例如根据美国能源部的统计，2015年至2020年美国陆上风机的平均功率由2.01MW提升至2.75MW，与此同时塔筒的平均高度亦由82.4米提升至90.1米。

因此，塔筒尺寸的增长能够部分抵消塔筒根数减少的影响，虽然风机大型化趋势下单瓦装机对应的塔筒重量会有一定程度的下降，但随着装机规模的大幅提升，未来风电塔筒的整体用量仍有望保持较快增长。

海上风电蓬勃发展，塔筒行业迎来巨大增量市场。

相较于陆上风电，海上风电具有利用小时数高、可利用资源丰富、靠近电力负荷中心等优势，但此前较高的成本与施工难度限制了海上风电的大规模发展。

随着陆上优质风能资源逐步得到开发，越来越多的地区开始将目光瞄准潜力巨大的海上风电，与此同时近年来各大风机厂纷纷推出10MW以上的大型海风机组，海上风电正逐步进入平价时代。

根据全球风能理事会（GWEC）的统计，近年来海上风电装机保持快速增长，截至2020年全球海上风电累计装机规模已超过35GW，在总装机中的占比达到5%，预计2021-2025年全球海上风电新增装机规模将保持近30%的复合增速。

就国内市场而言，2021年是海上风电补贴的最后一年，行业抢装需求旺盛，与此同时广东、江苏、浙江等沿海省份出台的能源“十四五”规划中都将海上风电作为未来的重点发展方向，提出的装机目标均较现有规模成倍增长。

海上风电装机需要大量支撑结构，塔筒企业纷纷布局海工市场。

一方面，为了降低整体装机成本，海上风电机组大型化的趋势快于陆上风电，塔筒的高度与直径随之明显提升；另一方面，陆上风机的桩基一般可直接用钢筋混凝土浇筑而成，而海上 风电则涉及大量的水下支撑结构。

目前一台陆上风机对应的塔筒用量大概在 200 吨上下，而一台海上风机对应的支撑结构往往在 500 吨（单桩+塔筒）甚至 1000 吨（导管架+塔筒）以上的量级。

随着未来海上风电由近海走向远海，预计支撑结构的用量将继续提升，目前塔筒企业已开始在风电海工市场加速布局。

综上所述，虽然风机大型化对塔筒的根数有明显的摊薄效应，但考虑到单根塔筒重量的提升以及海上风电带来的巨大增量，未来塔筒的整体用量仍有望保持与新增装机规模同步或略低的增速，行业将充分受益于风电装机的快速增长。

2.2. 塔筒环节盈利空间有望保持稳定

2020年下半年以来国内钢铁价格上涨明显，风电产业链面临较大成本压力。以热轧板卷为例，2021年5月其价格一度接近7000元/吨，较2020年疫情初期4000元/吨的水平上涨超过 70%。

虽然近期钢材价格有所回落，但考虑到能耗双控趋严的背景下钢铁行业将保持较大的限产力度，2021年7月以来全国钢材产量已有明显下滑，预计未来国内钢材价格仍将维持高位震荡。因此，我们认为未来一段时期内风电产业链整体将面临较大的原材料价格压力。

塔筒通常采用成本加成的定价模式，原材料价格传导较为顺畅。

在项目招投标过程中，塔筒企业一般根据当下的钢材价格走势确定自身报价，因此在今年钢价持续上行的背景下，塔筒的中标价格也相应水涨船高。例如在金风天润2021年公布的三次塔筒招标结果中，中标价格已由 1 月的8500元/吨左右上升至 6 月底的10000元/吨以上，钢材价格的上涨得到了有效传导。

短期内风机价格竞争趋于激烈，塔筒利润空间相对稳定。

如前所述，今年以来国内风机招标价格下降明显，除了风机大型化带来的降本效应，风机厂商之间的激烈竞争也是导致价格快速下降的重要原因。

在2020年陆上风电抢装的过程中，头部主机厂的产能相对饱和，部分二线厂商则乘势快速扩张，风机市场格局趋于分散，2020年国内风机市场的CR3/CR5由2019年的63%/73%下降至49%/64%。

我们预计短期内风机厂商之间的激烈竞争仍将持续，价格压力则将进一步向上游零部件环节传导，风机零部件厂商的盈利空间同时受到下游降本与上游原材料涨价两方面的压力。

而塔筒的下游客户主要为投资业主或 EPC 承包商，风机价格的下行在某种程度上为塔筒厂商让出了一部分盈利空间，原材料价格的传导较为顺畅，塔筒环节的利润空间有望保持相对稳定。

2.3. 国内塔筒“出海”进程领先

海外风电市场长期前景向好，海上风电发展空间广阔。

根据 IEA 的统计，截至2021年4月全球共有欧盟及44个国家宣布长期“碳中和”目标，已宣布“碳中和”目标的经济体在全球碳排放中的占比超过73%，全球新能源转型持续加速。

尤其在部分发达地区，新能源发电已开始逐步取代现有的化石能源装机，海外风电市场的长期成长空间已经打开，近年来装机规模保持稳健增长。

从装机结构上看，考虑到海外发达地区陆上风电资源的开发已较为充分，未来海上风电有望在新增装机中占据较大比例，目前欧盟、美国、日本等海外经济体已宣布长期的海上风电规划，装机目标均较当前规模成倍增长。

依托强大的钢铁产业基础，国内塔筒行业具备全球竞争优势。

原材料是塔筒成本的主要构成因素，占比一般超过70%（具体比例随钢价上下浮动），而根据世界钢铁协会的统计，2020年中国在全球粗钢产量中的占比高达57%。

因此，国内塔筒行业在原材料供应及成本上占据明显优势，具备较强的全球竞争力。

塔筒企业出海进程领先，充分受益海外风电市场增长。

过去十余年间国内风电行业在整机及零部件上已取得长足进步，目前除少数环节外均基本实现高度国产化，“出海”将是国内风电行业未来的长期方向。

然而，与维斯塔斯、西门子歌美飒、GE等海外风机巨头相比，目前国内厂商在技术、产品认证、市场开发等方面仍有一定差距，因此整机环节的出海并非一蹴而就，而是需要长期的积累。

相较而言，国内塔筒行业的竞争优势更加明显，出海进程明显快于整机，近年来天顺、泰胜、大金等国内厂商的海外市场收入持续提升（2020年受国内陆上风电抢装及海外疫情影 响，海外收入有所下滑）。

长期来看，我们认为国内塔筒企业将充分受益于海外风电市场的增长，全球市场份额有望持续提升。

3. 行业竞争格局向好，头部企业市场份额有望提升

3.1. 长期以来塔筒行业市场格局较为分散

目前国内以及全球风电行业的市场竞争格局已经较为清晰。

在整机环节，2016年起金风、远景以及明阳始终占据国内风电装机规模前三的位置，三者的合计国内市场份额在45%-65%之间波动；全球范围内，维斯塔斯、西门子歌美飒以及GE三大海外龙头厂商近年来的全球市场份额也基本保持在10%以上。

而在风机零部件环节，目前国内龙头厂商的全球市场份额亦已超过10%，例如叶片环节的中材科技、铸件环节的日月股份、主轴环节的金雷股份等。

相较于风机及其他零部件环节，塔筒行业的市场格局仍较为分散。

若以每GW装机对应 9 万吨塔筒进行粗略测算，则2020年全球/国内风电塔筒总用量大致为837/468万吨，而国内塔筒龙头天顺风能的塔筒销量为59万吨，以此推算其2020年的全球市占率约为7%，国内市占率则在10%左右。

我们认为较短的运输半径以及较低的固定资产投入是导致塔筒行业集中度长期偏低的主要原因。

3.1.1. 塔筒的运输半径较短

塔筒的运输费用较高，运输半径相对有限。一般而言，单段塔筒的长度为20米以上，重量高达数十吨，运输难度较大。根据四家塔筒上市企业的年报，2019年运输费用在塔筒总收入中的占比达3%-6%，折合至单吨的运输费用在250-500元左右（2020年新会计准则下运输费用计入营业成本），明显高于铸件及主轴企业。

因此，高昂的运输费用对塔筒的远距离运输形成了较大阻碍，塔筒的运输半径相对有限。

“十三五”期间国内风电装机趋于分散，塔筒市场集中度提升难度较大。

我国三北地区的风电装机起步较早，截至“十二五”末华北、西北、东北地区的风电装机分别为41.6/39.8/15.9GW，在全国装机中的占比达到32%/31%/12%。

“十三五”期间，受制于消纳能力的不足，三北地区的风电装机放缓，华东、华中、西南等其他地区的装机则开始加速，2020年底华北、西北、东北地区的累计风电装机占比已降至29%/24%/8%。

如前所述，塔筒的运输半径相对有限，当地化的产能在运输成本上占据优势，因此在国内风电装机趋于分散的背景下，塔筒行业的市场集中度难以大幅提升。

3.1.2. 塔筒产能的扩张难度较低

与铸件、锻件相比，塔筒制造所需的投入较少，资产较轻。整体上看，塔筒行业属于轻资产运营模式，成本构成中原材料占比较高，所需的设备投资则相对较少。

以天顺风能、金雷股份、日月股份三家代表性的企业为例，2020年塔筒、主轴、铸件成本中直接材料的占比分别为82%/62%/56%。从资产周转的角度出发，大金、泰胜等塔筒企业的固定资产周转率亦明显高于铸件及锻件厂商（天顺、天能固定资产中包含大量自持风电场，因此整体周转率较低）。

轻资产的运营模式导致塔筒行业的进入门槛相对较低。

相较于重资产的铸件、锻件环节，塔筒产能的扩张速度更快、扩张难度更低，市场上存在大量的潜在参与者。尤其是在2020年陆上风电抢装的情况下，头部厂商的产能趋于饱和，部分中小产能随之涌现填补供需缺口，短期内市场集中度进一步分散。

3.2. 塔筒行业集中度有望逐步提升

随着国内风电步入发展新阶段，塔筒市场的竞争格局正在发生积极的变化，行业集中度有望逐步提升。长期来看，我们认为头部塔筒厂商的市场份额具备较大的提升空间，收入规模有望快速扩张。

3.2.1. 塔筒行业准入门槛正在抬升

风机大型化趋势加速，塔筒技术门槛持续提升。如前所述，长期以来我国风机的平均功率落后于欧美等海外地区，未来风机大型化将成为风电降本的主要途径。

随着风机功率的逐步提升，单瓦装机对应的零部件用量将整体摊薄，但与此同时零部件的技术要求将明显提升。

对于塔筒而言，风机大型化意味着塔筒的高度、直径、强度都需进行相应的升级，制造环节的难度与精度要求均将提升，整体上看行业的技术门槛有望拔高。

因此，我们认为技术工艺领先、生产设备先进的头部厂商将占据明显优势，落后产能则将被逐步淘汰。

未来国内风电装机将以“清洁能源基地+海上风电基地”为主，对塔筒厂商的综合实力与交付能力提出了更高的要求。

受制于三北地区消纳能力的不足，“十三五”期间国内风电装机整体上呈发散趋势，而随着弃风现象的逐步好转，未来国内的风电装机将重新集中在风力资源较好的地区，尤其是《十四五规划和2035年远景目标纲要》中提出的九大清洁能源基地与四大海上风电基地。

考虑到大基地项目的单体规模将明显提升，只有具备一定产能规模的塔筒厂商才能满足项目的交付要求。

与此同时，大基地项目的投资方将以大型国企央企为主，账期相对较长，上市塔筒企业的净营业周期通常超过200天，这对厂商的资金实力也提出了较高的要求。因此，在技术壁垒以外，我们认为塔筒行业的规模壁垒也将进一步抬升。

3.2.2. 专业塔筒厂商市场份额有望快速扩张

目前塔筒市场的参与者主要包括专业风电塔筒厂商、大型央企下属子公司以及区域性厂商三大类，我们认为专业塔筒厂商具备较强的扩张能力与扩张意愿，市场份额有望逐步提升。

如前所述，塔筒行业的准入门槛正明显抬升，部分体量较小的区域性塔筒厂商面临较大的经营压力，未来或将逐步退出市场。

尤其是在2020/2021年陆上/海上风电抢装相继结束后，短期内行业需求将有所下滑，抢装期间涌现的临时性、小规模产能将率先出清，行业集中度重回上升趋势。

塔筒并非大型国企央企集团的核心业务，后续扩张力度有限。

虽然中交、中船、中车、中国电建、粤水电等大型央国企具备较强的规模实力，但塔筒并非它们的核心业务，集团层面通常并不会倾注太多的资源。

与此同时，就塔筒领域而言，大型央国企的成本控制能力与盈利水平普遍不及专业塔筒厂商，以中国船舶和粤水电为例，2020年其塔筒业务的毛利率分别为9.7%与5.3%，明显低于四家专业塔筒厂商20%左右的水平。

因此，我们认为大型央国企在塔筒市场的后续扩张力度较为有限，整体的市场份额很难大幅提升。

头部塔筒厂商全国产能布局日益完善，区位优势逐步建立。

如前所述，较短的运输半径是限制塔筒行业集中度提升的重要因素，即便头部塔筒厂商在生产环节具有技术与规模优势，在考虑运输费用后其整体的产品交付成本仍可能不及运输距离较短的当地厂商。

而随着头部厂商的产能布局日益完善，塔筒市场中的“地域割裂”现象正逐步改变，目前四家上市塔筒企业都已形成全国性的产能布局，重点涵盖三北地区的清洁能源基地以及东部省份的海上风电基地。

考虑到塔筒生产基地的布局往往涉及项目资源配套、政府合作协议、港口设施建设等多个方面，具有一定的排他性，因此我们认为产能布局领先的头部厂商将具备较强的区位优势。

头部塔筒厂商加速扩张，市场份额有望持续提升。

综上所述，我们认为塔筒行业竞争格局向好的趋势已经确立，具备技术、规模优势的头部厂商将持续抢占小规模、区域性塔筒企业的市场份额。

近年来，四家已上市塔筒企业的出货量与收入规模均实现大幅增长，在风电装机快速增长与塔筒市场集中度提升的双重趋势下，未来的成长空间已充分打开。

4. 行业公司

4.1. 天顺风能：穿越周期的领先塔筒企业

天顺风能为国内塔筒领先企业，穿越行业周期，业绩稳健增长。公司成立于2005年，是国内最早成为维斯塔斯、GE等海外风电龙头合格供应商的塔筒厂商之一。

2010年上市以来，公司经历了风电行业的数轮周期，业绩始终保持稳健增长，过去十年间营收及净利润的复合增速分别高达32%和28%，真正实现了穿越周期的成长。

战略布局领先，业务领域持续拓展。

前瞻性的战略眼光与优秀的执行能力是公司实现长期成长的重要原因，近年来公司在巩固全球塔筒市场领先地位的同时积极进行产业链延伸，分别于2016、2017年切入风电场投资运营以及叶片制造领域。

2020年，公司风塔及相关产品、叶片类产品、风力发电的收入占比分别为63%/27%/9%， 业务结构趋于多元化。

持续扩充塔筒产能，积极覆盖核心装机区域。

公司此前塔筒产能主要位于江苏及内蒙古包头，覆盖范围相对有限，近年来公司产能扩张速度明显加快，山东甄城（10万吨）、内蒙古商都（12万吨）生产基地陆续于2019、2020年底建成投产，截至2020年6月底公司塔筒产能已达70万吨。

2021年公司相继启动河南濮阳、内蒙古通辽两处塔筒生产基地的建设，预计可在2021年底至2022年上半年完工投产，未来公司将持续在三北及中原地区集中扩充产能，目标2023年底塔筒产能达到120万吨。

根据2021年半年报中的披露，公司上半年末在手订单达100万吨，随着产能布局的逐步完善，公司塔筒出货量及市场份额有望快速提升。

叶片、海工、新能源开发等各项业务齐头并进，公司长期成长空间打开。

在塔筒业务之外，公司在其他领域亦取得较快进展。2021年上半年公司濮阳叶片生产基地正式投入生产，上半年叶片及模具销售量同比增长33.7%，未来叶片与塔筒业务的协同效应有望进一步显现。

海上风电方面，公司2019年以2200万欧元收购原属于Ambau GmbH（已处于破产状态）的海上风电桩基经营性资产，计划到2022年底建成射阳与德国两个海工生产基地，合计产能60万吨，辐射范围涵盖全球主要海上风电市场。

新能源开发方面，截至2021H1公司累计实现风电并网容量859.4MW，2021年3月公司与华能新能源签署战略合作协议，公司将在“十四五”期间为华能提供新能源资产开发建设服务，陆上、海上风电项目规模不少于2GW。

4.2. 大金重工：产能快速扩张，竞争实力突出

公司深耕塔筒行业二十余年，近年来业绩高速增长。大金重工成立于2000年，2010年成功登陆深交所中小板，是国内风电塔筒行业第一家上市企业。

上市初期公司业务同时涵盖风电塔筒及火电钢结构，近年来随着国内风电市场的快速发展，公司开始重点聚焦风电领域，业绩保持高速增长，近三个会计年度营收/归母净利润复合增 速分别高达85%/172%。

公司产能布局完善，塔筒产销量大幅增长。

目前公司已建成四个大型塔筒生产基地，分别位于辽宁阜新（设计产能20万吨）、山东蓬莱（设计产能50万吨）、内蒙古兴安盟（设计产能10万吨）以及河北张家口（设计产能20万吨），合计产能高达100万吨。

公司现有生产基地具备较强的区位优势，其中阜新及兴安盟生产基地重点覆盖松辽清洁能源基地，张家口生产基地可同时覆盖冀北与黄河几字湾清洁能源基地，蓬莱生产基地则主要面向海上风电与海外市场。

随着产能布局的逐步完善，公司近年来塔筒产销量保持高速增长，2018-2020年分别实现塔筒销售13.5/20.5/40.8万吨，增速快于其他上市塔筒厂商。

公司盈利能力显著提升，成本管控行业领先。

在出货量提升的同时，公司盈利能力亦有明显改善，2020年塔筒单吨毛利达2025元，较2018年提升近45%。在钢材价格明显上涨的背景下，公司2021年上半年塔筒毛利率仍能维持21.4%的较高水平。

此外随着营收规模的增长，公司的销售、管理及财务费用率亦得到明显摊薄，整体上看公司的成本费用管控能力处于行业领先水平。

公司已具备较强综合竞争实力，后续市场份额有望持续扩张。

近年来出货量与盈利能力的大幅提升充分体现了公司较强的综合竞争实力，公司各大生产基地在基础设施与工艺装备等方面均具备一定的领先优势。

例如山东蓬莱生产基地的设计产能高达50万吨/年，是当前风电行业最大的单体产能，现拥有 2个10万吨级对外开放专用泊位以及1个3.5万吨级对外开放专用凹槽泊位，此外还有2个10 万吨级泊位已建成正在履行审批手续，预计2022年开放运营。

依托码头区域优秀的水深条件以及1000吨级龙门吊等专业配套设备，蓬莱生产基地可实现风电装备部件的直接装船集港发运，自2014年底一期项目投运以来蓬莱大金的收入规模与盈利水平始终保持高速增长。

此外，公司近年来研发投入增长明显，工艺技术水平持续提升。因此，我们看好公司在塔筒行业集中度提升的过程中占据先机，实现市场份额的快速扩张。

积极布局新能源投资开发及叶片制造，业务领域逐步拓宽。

在夯实塔筒主业的基础上，近期公司进一步向风电产业链其他环节进行延伸。公司生产基地所在的辽宁、河北、山东等省份拥有丰富的风力资源，“十四五”期间均提出了较大规模的风电装机目标，公司未来有望形成装备制造业务与风电场投资开发业务的良性互动。

截至2020年底公司已签署风资源开发协议300万千瓦，取得可开发建设指标30万千瓦（阜新25万千瓦+张家口5万千瓦），未来风场开发业务或将贡献稳定的利润及现金流增量。

此外，公司2021年4月与蓬莱区政府签订风电母港产业园战略合作协议，未来将在蓬莱区域内投资建设16.5万千瓦陆上风电项目及年产800套风电叶片项目。

考虑到目前公司基本不存在有息负债，资产负债表具备较强的扩张能力，我们认为公司未来有望在风电场开发、叶片等领域取得一定突破。

5. 风险提示

（1）并网、用地、环保等因素导致未来国内风电装机不及预期；

（2）海上风电当前装机成本仍然较高，补贴退出后发展不及预期；

（3）若钢材等原材料价格进一步上涨，塔筒企业盈利空间或将被压缩；

（4）海外地区贸易保护加剧，国内塔筒企业或将面临更加严厉的反倾销措施。

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