风电轴承行业研究：风起初春，风电轴承步入国产化深水区

核心观点 风电行业高景气，装机规模有望持续增长。根据GWEC统计，2022-25年全球风电总装机为101/102/106/119GW，年复合增速6%，其中海风装机9/13/14/25GW，年复合增速41%。我们预计2022-25年我国风电新增装机有望达50/80/88/100GW。我们认为当下驱动风电行业持续成长的因素有三，因素一：双碳政策环境下“十四五”期间我国各省风电总装机规划达310GW，2021-22年我国风电新增装机仅100GW左右，未来三年风电年均新增装机有望超70GW；因素二：风机大型化协同降本推动行业周期转成长，收入端上升（风电平价，同时风机大型化带动发电效率、发电小时数提升）和成本端下降（风机大型化摊销成本，同时风机招标价格持续下降，带动风电初始投资成本下降）驱动风电项目IRR上升，有望推动装机量持续提升；因素三 ：海上风电高景气 ，预计海风新增装机22-25年5/12/15/18GW，年复合增速达53%。 我们测算25年我国风电轴承市场空间有望达340亿元，2022-25年年复合增速可达31.6%。风电轴承是连接机组中传动、偏航和变桨等系统转向的重要部件，位于风电行业产业链上游，行业整体毛利率约为30%左右，为高附加值环节。风电轴承作为风电零部件国产化率较低的环节，在风机大型化趋势下，其单位价值量占比持续提升，具备较强成长性。根据我们测算，2025年我国主轴轴承 、偏航变桨轴承 、齿轮箱轴承市场规模有望分别达到116/138/86亿元。 风电大型化趋势下，轴承环节成长属性较强，有望逐步实现国产化。主轴轴承是风机中单价最贵、技术壁垒较高的轴承。目前主轴轴承国产化率约33%，低功率机型虽已基本实现进口替代，而大功率机型主轴轴承市场仍由SKF、舍弗勒等外资厂商主导。目前国内头部厂商开始掌握无软带淬火技术，同时在降本趋势下国产品牌价格普遍低于进口品牌。当下国内企业处于大兆瓦主轴承的研发、样机试用阶段，我们判断主轴轴承将逐步实现国产化。偏航变桨轴承技术含量略低于主轴轴承，毛利率约为主轴轴承的一半。 国内厂商的技术已较为成熟，瓦轴、洛轴、新强联、京冶、天马等厂商目前占据国内市场主导位置。我们认为独立变桨轴承在大型化和海上风电高景气趋势下有望加速渗透，目前能够生产独立变桨轴承的厂商较少，仅有如新强联、天马等将三排圆柱滚子轴承应用于变桨轴承。齿轮箱轴承技术含量较高，品类繁多，占齿轮箱总成本20%以上，当下基本依赖进口，目前国内只有极少数轴承厂商处于起步阶段。 投资建议 22年风电招标量高景气下有望推动23年风电装机大年。同时风机大型化协同海上风电发展趋势下，风电轴承作为国产替代属性较强的零部件环节，伴随上游原材料价格逐步企稳、下游需求扩大后，国内轴承厂商有望实现业绩高速增长。风电轴承环节建议关注三个细分方向：1.受益国产替代，具备高成长性的大功率主轴轴承；2.大型化趋势下渗透率有望提升的独立变桨轴承；3.有望应用在齿轮箱中实现从“0”到“1”的新产品轴承如滑动轴承。 建议关注：风电轴承国产化领头企业新强联、积极切入轴承领域的锻件龙头恒润股份、风电滚子核心供应商五洲新春以及自润滑龙头企业长盛轴承。 风险提示 风电新增装机量不及预期风险；市场竞争加剧；原材料价格上涨风险。 1.三大驱动因素共筑风电赛道高景气 1.1驱动因素一：双碳政策推动能源转型，风电装机持续性强 全球能源转型趋势明显，可再生能源规模实现十年翻倍。根据IRENA数据显示，全球气候变暖大背景下，各国加快新能源开发利用，全球可再生能源累计装机规模从2010年的1222GW提升至2020年的2733GW，实现十年规模翻倍。风力发电作为可再生新能源发电重要手段，行业发展确定性强。 图表1：全球可再生能源实现十年规模翻倍（单位：MW） 风力度电成本下降显著，陆上风电已成为全球成本较低的能源形式。根据IDENA数据，全球陆风、海风成本十年来下降明显，2021年陆上风电成本仅为0.033USD/KWh，低于其他所有能源形式的度电成本，为其持续发展奠定基础。 图表2：2021年陆上风电为全球成本较低的能源形式（单位：USD/KWh） 风电行业高速发展背景下，全球风电装机量持续提升。根据GWEC数据显示，2021年全球风电累计装机量达837GW，同比增长12.4%。新增装机量近两年持续保持较高水平，2021年新增装机共93.6GW，其中海上风电新增装机21.1GW。 图表3：全球风电累计装机量持续提升 图表4：近年风电新增装机量持续保持高位 各国对对能源安全和净零排放需求迫切，全球风电产业的未来发展预期日趋积极。根据GWEC预测，2022-2026年全球风电装机容量将累计新增556.93GW，年复合增长率6.37%。 图表5：2026年全球风电新增装机量有望达128.8GW 聚焦我国，政策层面上，在“碳达峰，碳中和”背景下，我国持续加大可再生能源开发力度。近年来，我国出台一系列政策鼓励支持风电产业持续发展。以2021年《“十四五”规划》为例，定下大力提升风电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电。 图表6：我国出席一系列政策鼓励风电产业持续发展 我国风电装机需求增长，风力发电占总发电量比重持续提升。根据国家能源局数据显示，2021年我国风电累计装机328.5GW，占比国内发电装机总量的13.8%。风电装机量持续上升的背景下，风电发电量占全国发电总量比例持续上升，2021年我国风力发电量占全国发电总量的8.04%。 图表7：我国风电累计装机量持续上升 图表8：我国风力发电量占总发电量比重持续上升 当下我国贡献风电装机市场主要份额。根据GWEC数据显示，2021年我国风电新增装机占比全球总新增量的50.91%。目前我国已成为全球最大陆上风电装机国家，累计装机容量占比全球40%。 图表9：我国风电新增装机量占全球51%（2021年） 图表10：我国陆风累计装机量占全球40%（2021年） 各省陆续出台“十四五”期间风电装机规划，十四五期间我国29个省份风电新增装机规划容量合计达310GW。根据《电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路》报告预计，2030年风电总装机容量达8.7亿千瓦（对应870GW），年均复合增速达11.43%。 图表11：我国23个省份“十四五”期间规划新增风电装机超310GW（单位：GW） 1.2驱动因素二：风机大型化协同降本，推动风电行业周期转成长 复盘风电装机历史，受政策补贴等影响，风电行业具备周期性。2004年开始国家出台相关鼓励政策，风电行业开始快速发展，2008-2010年经历跑马圈地，我国风电新增装机量开始快速增长；2011-2013年电网建设滞后，国产风电机组质量不稳定，期间装机量增速放缓。2013年弃风率明显下降，风电装机量开始回升。2014年国家首次下调风电上网标杆电价后，2015年引发抢装潮。2019年“双碳”目标提出，国家再次下调风电上网电价，补贴政策逐渐退坡使得陆风和海风在2020、2021年分别迎来抢装热潮。 图表12：我国风电新增装机容量受政策导向，具备明显周期性 政策补贴退坡后，大型化协同风机降价等因素有望推动风电行业周期转成长。风电项目IRR提升是风电装机的直接驱动因素，IRR与发电收入与投入成本有关。收入端，风电平价，单瓦电价稳定，同时风机大型化带动发电效率、发电小时数提升，电网测智能化等使得弃风率下降，发电收入端有望上升；成本端，风机大型化摊销成本，同时风机招标价格持续下降，带动风电初始投资成本下降。因此未来风电项目IRR有望持续上升，从而带动装机量持续提升。 图表13：风电项目IRR提升有望带动风电装机提升 催化一：风电平价推动发电收入端维持稳定。风电平价后上网电价稳定，2021年陆风进入平价时代，新建陆上风电项目上网电价按各省燃煤发电基准价执行。同时自2022年起，我国取消对新增并网海上风电的补贴，2022年或为海上风电平价元年。风电平价后，上网电价稳定，发电收入端有望维持稳定。 图表14：风电度电价格变化情况（单位：元/kWh） 催化二：风机大型化是风电降本重要手段。设备成本方面，规模化效应增强，有望摊薄风机制造成本；非设备成本方面，相同装机容量下风机台数减少，对应的建设、运维成本费用减少；此外，大型化风机对应高塔筒和大叶片，风机容量增大提升扫风面积，有效提高发电小时数及发电量，间接起到降本增效的作用。 图表15：风机大型化有望减低度电成本 当前风电机组持续大型化，单机容量功率明显提升。根据CWEA数据统计，截至21年国内陆风平均单机容量达到3.1MW，海风平均单机容量达5.6MW，目前陆上风电主流装机机型为单机容量3MW以上的风电机组，单机容量4-5MW的风电机组开始小批量应用于部分陆上风电场。海上风电方面，主流新增机型单机容量为5MW以上。 图表16：2011-2021年我国风电机组平均单机容量 风电装机结构方面，高功率风机占比提升。根据CWEA数据统计，我国风机机组累计装机容量的功率主要集中在2-2.9MW。截至2021年，2.0MW以下（不含2.0MW）累计装机容量同比下降6pcts；2.0-2.9MW累计装机容量同比下降5pcts；3.0MW及以上风电机组累计装机容量占比达23%，同比增长1pct左右。 图表17：2020年我国不同单机容量风机新增装机占比 图表18：2021年我国不同单机容量风机新增装机占比 根据《平价时代风电项目投资特点与趋势》可以看出，在仅考虑风电机组点位影响的同一项目为例，当单机容量由2MW提升到4.5MW时，项目投资成本降低，LCOE可降低至0.0468元/kwh。随着风电机组单机容量提升，项目度电成本明显下降。 图表19：采用不同单机容量机组的项目经济指标 催化三：风机投标均价持续下降，单瓦投资成本降低。近年来风机投标价格呈现明显下降趋势，根据金风科技公开数据表示，2021年年初陆风风机中标均价为3030元/kw左右，2022年9月中标均价为1808元/kw，降幅高达40%，风机价格的持续下降将带动风电初始成本的下降。 图表20：风电机组招标价格持续降低（单位：元/KW） 催化四：弃风限电缓解，下游运营商对风电消纳能力提升。2016年我国平均弃风率为17%，部分“三北”地区由于配套电网规划建设滞后、部分地区弃风限电现象严重，2016年开始我国出台一系列针对可再生能源消纳的政策推动，弃风限电情况持续好转，2020年我国平均弃风率为3%。同时伴随电网智能化，风电消纳比例近年持续提升，装机可持续性明显增强。 图表21：我国弃风限电现象缓解明显（单位：亿千瓦时，%） 1.3驱动因素三：海上风电需求高增，推动行业成长 相较陆风，海上风电优势明显，整体风机利用率更高，单机容量更大，年运行小时数最高可达4000h以上，海上风电效率相较陆上风电年发电量多出20%-40%。同时，我国海风资源丰富、海上风力供给更充足、气流均匀等使得风电机组运行更加平稳，海上风电是风电未来发展的重要方向。 图表22：海上风电主要优势 海风平价已至，成长属性凸显。2022年前三季度，风电项目招标规模73.6GW，已超过去年全年招标量，预计全年招标量有望达到90-100GW左右。考虑到风机从中标到确认收入的周期需要半年到一年的时间，上一年风机招标量基本决定当年新增装机规模，2023年风机交付与并网有望大幅增长。根据国金电新组统计，2022年海风招标15.87GW。 图表23：2022年风电招标量有望达到90-100GW 我国海上风电发展迅速，2021年新增装机创历史新高。根据国家能源局数据，2021年我国海上风电新增装机量达1690万千瓦，同比2020年增长452.29%，是此前累计建成总规模1.8倍。截至2021年底，我国风电累计装机规模达到26.39GW，渗透率（即海上风电累计装机容量占比）从2016年的1%提升至2021年的8%左右。随着陆风政策补贴转向海上补