风电设备行业研究：成本向下景气向上

　　2021 年海风退补完成后，整体风电装机由政策驱动逐步向市场化竞争导向过渡，政策对装 机节奏的扰动逐步减弱。碳中和背景下，国内“十四五”风电装机量有望显著高于“十三 五”，据我们测算，2021-2025 合计风电新增装机量有望达到 337GW，相比十三五期间 152GW 的总装机量增长 122%。海外风电装机也有望在 2022-2030 年间快速扩容，多国给 出了截至 2030 年的装机目标，行业正处于景气向上周期。

　　过去 20 年风电装机量的波动主要受政策导向的影响，产生较强的周期性波动。复盘我国过 去 20 年的风电产业发展历史，以及政策导向的变化，可以梳理出一些重要的政策颁布节点 对风电装机量的扰动影响：

　　1）2003-2009 年行业处于快速发展期，主要得益于国家出台的一系列鼓励及支持政策，如 2003 年 9 月，国家发改委发布《风电特许权项目前期工作管理办法》，实行“风电特许权” 模式；2005 年颁布的《可再生能源法》；2007 年实施的《电网企业全额收购可再生能源电 量监管办法》；2009 年 7 月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》， 通知将全国分为四类风能资源区，并制定了相应的标杆上网电价，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类资 源区上网电价每千瓦时分别为 0.51 元、0.54 元、0.58 元以及 0.61 元，我国风电行业正式 开启补贴时代。

　　2）2010-2020 年间装机量主要受到两个因素的影响：1）项目审批节奏：由于弃风率水平 过高，监管对项目的审批节奏有所控制，同时 2016 年能源局建立“风电预警监测制度”， 将风能平均利用小时数低于地区设定的最低保障性收购小时数的新疆、甘肃、宁夏、吉林、 黑龙江、内蒙古共 6 个省份列入红色预警，严格限制新增装机量；2）标杆上网电价的退补 节奏：2015 年国家发改委首次下调风电标杆上网电价，后续逐年退补，2020 年及 2021 年 陆风及海风分别退补完成，在 2015 年、2020 年及 2021 年都存在抢装。

　　陆风补贴退坡倒逼降本，2021 年开启平价时代。2014 年 12 月 31 日，国家发展改革委下 发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格(2014)3008 号)，决定将第 I 类、II 类和 III 类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低 2 分钱，调整后的标杆上网电价分 别为每千瓦时 0.49 元、0.52 元和 0.56 元;第 IV 类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦 时 0.61 元不变。2017-2020 年分阶段持续退补，倒逼产业链降本，引导陆风平价及向市场 化导向转变。

　　2021 年海风国补退出，部分地区地补接力，有望持续推动海风稳定发展。2014 年出台海 上风电标杆电价政策，确定了潮间带 0.75 元/kWh、近海 0.85 元/kWh 的标杆上网电价。 2019-2020 年近海海风最高指导价连续下调，分别为 0.80、0.75 元/kWh，潮间带调整为与 陆风持平。2022 年海风国家不再补贴，地方可根据自身状况进行补贴。

　　2022 年以来政策扰动持续弱化，市场化竞争导向凸显，装机量有望平稳提升。风电平价时 启，产业发展由政策驱动逐步转向市场竞争导向，即降本为手段，需求为导向的市场 化发展阶段，因此预计后续新增装机规模受政策扰动概率将减小，体量有望保持稳定增长。

　　双碳目标明确后，风电装机战略地位提升，“十四五”年均装机中枢有望提升到 50GW 以 上。国内风电市场在 2006 年国家可再生能源法实施后迎来了大发展，2010 年累计装机容 量 4473 万千瓦，第一次位列全球风电装机第一，此后风电装机容量连续 11 年保持全球第 一。2021 年，全国风电新增并网装机 47.57GW，为“十三五”以来年投产第二多，其中 陆上风电新增装机 30.67GW、海上风电新增装机 16.90GW。截至 2021 年底，全国并网风 电装机容量 328.48GW（含陆上风电 302.09GW、海上风电 26.39GW），同比增长 16.6%， 占全部装机容量的 13.8%。2021 年 3 月 15 日新华社公布《中华人民共和国国民经济和社 会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》，根据规划，十四五期间将重点发展九 大清洁能源（风光水火储）基地、四大海上风电基地，十三个基地均涉及风电。

　　十四五期间陆风装机量有望达到 275 GW，主要驱动因素如下： 1）陆风风光大基地将成“十四五”装机主力，首批 100GW 已有序开工建设，第二批正在 陆续启动。2021 年 12 月，第一批风光大基地公布，共计 50 个项目 97.05GW 装机，风光 比例约为 4：6。今年 2 月底，第二批风光大基地方案落地，国家发改委、能源局规划装机 量约 455GW，其中“十四五”时期规划建设风光基地总装机约 200GW，包括外送 150GW， 本地自用 50GW。据 7 月 1 日国家能源局全国可再生能源开发建设形势分析视频会，第一 批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地进展顺利，开工建设超九成，第二 批基地项目建设已启动。如以风光 46 开计算，十四五期间已有大基地规划中风电装机已超 119GW。

　　2）分散式风电即将发力，“十四五”规模或超 50GW。据 CWEA 统计，2020 年国内陆上 分散式风电（分散式、分布式、智能微网）新增装机 384 台，同比增长 233.7%；累计装机 容量仅 193.6 万千瓦，同比增长 107%，潜在空间较大。2021 年 10 月 17 日，118 个城市 与 600 多家风电企业共同发布了风电伙伴行动具体方案，明确“十四五”期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模超过 50GW。

　　3）老旧风机改造或可提供至少 40-50GW 增量。国家能源局《关于 2021 年风电、光伏发 电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》政策文件中提出，启动老旧风电项目技改升级。 遵循企业自愿原则，鼓励业主单位通过技改、置换等方式，重点开展单机容量小于 1.5 兆瓦 的风电机组技改升级。据北极星风电网，我国在运兆瓦级以下风电机组有 11000 余台，总 装机约 8.7GW。此外，还有部分投运超过 10 年、单机容量在 1-1.3MW 的非主流机组近千 台，装机容量超 1.2GW，如以同点位同数量替换（即以 4-5MW 的大兆瓦陆上风机同点位 替代 1.5MW 以下的老旧风机），则可提供 40-50GW 的新增装机量。 综合考虑各省份规划及根据产业链调研，我们预计，十四五期间陆风装机规模有望达到 275GW。

　　重点省份规划明确，已锚定“十四五”期间海风 45GW 以上装机。我国海上风能资源十分 丰富，根据国家发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线 米海域的海上风能资源可开发量为 5 亿千瓦，50-100 米的近海固定式风电储量 2.5 亿千瓦， 50-100 米的近海浮动式风电储量 12.8 亿千瓦，远海风能储量 9.2 亿千瓦。2015 年国内海 上风电累计装机容量突破 1GW，2020 年底累计装机容量突破 10GW，提前完成“十三五” 规划目标。四大海上基地所在省份浙江、江苏、山东已规划公布的“十四五”期间新增风 电装机分别为 4.55GW、9.09GW、5GW，另外还有广东计划新增的 17GW、广西的 8GW 等，预计“十四五”期间海上风电将贡献 45GW 以上新增装机。据产业链调研，我们预计， 十四五期间海风装机规模有望达到 62 GW。因此整体中国十四五期间新增装机规模有望达 到 337GW，2022-2025 年中国新增装机量 CAGR 14.23%。

　　基于 CWEA 历史平均单机装机容量的数据，同时考虑大型化趋势，我们假设 2022-2025 年 陆风的平均单机装机容量分别为 4/4.5/5/5.5MW，海风的平均单机装机容量分别为 6.5/8/9/10MW，基于新增装机容量的假设可得历年新增风机主机台数。大型化趋势或降低 陆风历年的新增主机台数，但 2022-2025 年海风新增主机数量同比增长仍有望持续。

　　全球风电累计装机量稳步增长，海风占比提升。据 GWEC《2022 全球风能报告》，2021 年全球风电新增装机容量 92.6GW；累计装机 837 GW，同比增长 12%。其中，全球陆上 风电新增装机容量 71.5GW，同比减少 18%；海上风电新增装机容量 21.1GW，海上风电 占全球风电新增装机容量的比重从 2010 年的 2.5%上升到 2021 年的 22.8%。 欧盟计划在 2030 年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖，将大力加速清洁能源转型，并提高 欧洲的能源独立性。当地时间 2022 年 5 月 18 日，欧盟委员会在官网公布了“REPowerEU” 能源计划细节，总体目标为 2030 年减少 55%的温室气体排放，新能源占比达到 45%，相 比上一版提升 5 pct，2050 年实现碳中和。2022-2027 年 5 年累计投资 2100 亿欧元，年均 投资超过 400 亿欧元。

　　碳中和背景下，全球多国均设定了发展风电的目标。2021 年 3 月 29 日，拜登政府宣布， 到 2030 年部署 30GW 的海上风电装机，相对于在 2020 年的水平上增加 1000 倍，大致相 当于 2020 年全球的总装机容量(约 34.4GW)；2050 年达到 110GW 的海上风电装机规模。 2020 年 11 月，欧盟海上可再生能源战略制定了到 2030 年至少达到 60GW 海风容量，到 2050 年达到 300GW 的目标。 2021 年，德国修订《德国可再生能源法》和《德国海上风 能法》，提出 2030 年前，德国陆上风电、海上风电及太阳能光伏发电的装机容量将分别增 加 71GW、20GW 和 100GW。2020 年，英国发布《未来能源情景 2021》，海风装机要在 2030 年达到 40GW，2040 年达到 80GW，2050 年达到 113GW。 全球风电市场有望持续扩容。据 GWEC《2022 全球风能报告》预测，2025 年全球风电新 增装机容量有望达到 119.4GW，其实陆风 94.9GW，海风 24.5GW，2021-2025 年新增装 机量复合增长率为 4.61%，其中海风新增装机量复合增长率达 28.84%。

　　基于 Wind Europe 的历史平均单机装机容量的数据，同时考虑大型化趋势，我们假设海外 部分 2022-2025 年陆风的平均单机装机容量分别为 4.5/5/5.5/6MW，海风的平均单机装机 容量分别为 9.5/10/10.5/11MW，基于新增装机容量的假设可得历年海外新增风机主机台数， 从而获得全球海风陆风新增主机数量。全球趋势和国内类似，但大型化趋势启动得更为超 前，陆风历年的新增主机台数或呈降低态势，但 2022-2025 年海风新增主机数量同比增长 仍有望持续。

　　LCOE 是用于衡量风电等新能源发电的平价水平的核心指标。LCOE 是英文“Levelized Cost of Energy”的缩写，中文全称为“平准化度电成本”，一般以兆瓦时或千瓦时为单位。这个 指标是将项目生命周期内的成本和发电量按照一定折现率进行折现后，计算得到的发电成本， 即项目生命周期内的总成本现值/总发电量现值，与电价进行对比，具有一定的指导意义。

　　从 LCOE 平价公式出发分析，大型化是降本的最优解之一。大型化的核心作用是对单位投 资的有效摊薄，主要实现路径如下：1）通过在等点位扩大风机容量，实现对建筑工程费用、 人工材料保险等运行成本以及故障维修/日常维护等相对固定成本的摊薄；2）对整机设备成 本（铸件/塔筒/叶片/发电机等核心零部件的价值量提升比例低于单机容量的提升比例）的摊 薄；3）充分利用有限的风资源区，以大兆瓦风机增强风资源的利用效率，提升满负荷运行 发电量。

　　上海电气风电集团股份有限公司技术总经理康鹏举《海上风电应对平价时代的技术挑战与 机遇（2020.04）》报告中预测，中国 2050 年陆风及海风度电成本下降幅度有望分别达到 42%及 50%，其核心降本的驱动因素来自大型化，如容量系数增加、机组成本/运维成本减 少，高塔筒/大叶片等。

　　在其他条件不变的情况下，利用小时数越高，风电投资成本越低，LCOE 越低。据 CWEA 测算，风电投资成本为 8 元/W，利用小时数为 1800 小时的情况下，LCOE 为 0.378 元/kwh， 而风电投资成本为 3 元/W，利用小时数为 2500 小时的情况下，LCOE 为 0.109 元/kwh。

　　大型化趋势持续加速。以金风科技为例，其 3/4MW、6/8MW 及更大兆瓦的平台自 2020 年 后占比显著提升，大型化趋势持续加速。据 CWEA，我国海上及陆上的新增风机平均单机 容量也自 2020 年起显著提升，海上达到 5.56MW，陆上达到 3.11MW。

　　大型化推动风机价格大幅回落，平价竞争力凸显。2021 年之前国内风电行业对补贴的依赖 程度相对较高，降本速度相对较慢。据国际可再生能源署（IRENA），2010-2020 年间中国 陆上及海上风电的平均度电成本分别从 0.071/0.178 美元下降至 0.033/0.084 美元，降幅为 54%/53%，相比同时期光伏度电成本 86%的降幅，有较大的差距。而 2021 年作为陆上风 电的平价元年，价格战下风机招投标价格大幅下降，从 2020 年初的 4000 元/kW 下探至 2021 年 12 月的 2359 元/kW。投资成本的大幅降低将进一步降低风电度电成本，提升终端电站 投资的吸引力。

　　大型化降本途径的重要一环是对零部件环节单 GW 价值量的摊薄，因此本章基于上一章节 全球及国内 2020-2025 年装机量的假设，我们尝试测算一些核心环节的市场规模，衡量大 型化对各个环节摊薄程度。

　　风机大型化趋势对塔筒价值量摊薄有限。风电塔筒是风力发电的塔干，在风力发电机组中 主要起支撑作用，同时吸收机组震动。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。随着风电机组的大型化，轮毂中心高度 不断提高、叶轮直径逐渐增大。因此大型化趋势下，塔筒高度需要相应增加。随着高度的 增加，塔筒载荷近似线性增加，而刚度下降，为保持塔筒强度与刚度不变，就需要额外增 加塔筒的直径和壁厚，使得塔筒重量增加幅度大于高度增加幅度。因此单 MW 塔筒需求相 对稳定，随着风机尺寸增大，单 MW 被摊薄用量有限。

　　据海力风电招股说明书，2018-2021H1 在其装机项目的平均单机容量不断提升的趋势下（从 2018 年的 2.44MW 提升至 2021H1 的 4.36MW，提升了 78.7%），单 MW 塔筒用量下降幅 度有限，仅从 79吨/MW 下降至 68吨/MW，下滑了 14%。据我们整理的项目招标数据，4.5MW 的项目塔筒重量为 54 吨/MW，单位用量降幅显著小于风机单机容量的增长。

　　海上风电催生桩基需求。风电设备根据工作环境可分为陆上风电和海上风电，通常情况下 一套完整的风电设备包括风电机组、风电支撑基础以及输电控制系统三大部分。风电机组 包括机舱罩、齿轮箱、发电机、叶片、轴承等组件，风电支撑基础包括风电塔筒、基础环 等，输电控制组件包括输电电缆、控制系统、升压站等。其中，海上风电支撑基础主要分 为桩基、导管架和漂浮式基础三类。

　　桩基平均用量显著高于塔筒平均用量，头部塔筒企业均有桩基产能布局。不同功率的风电 机组需要使用不同的桩基，并且还需要考虑项目地海水深度。根据海力风电招股说明书显 示，4MW 风机柱形单桩的重量从 550 吨到 850 吨不等，方差较大，但同一海水深度使用的 桩基平均用量则较为相近。对比塔筒的平均用量，桩基的平均用量为其的 2.5-4 倍，用量显 著高于塔筒，并且随着深海海上风电的发展，桩基的使用量有望持续增加。头部塔筒企业 天顺风能、大金重工、天能重工、海力风电和泰胜风能均有桩基布局。

　　受益于海风景气，我们预计，2023-2025 年中国及全球桩基市场规模有望快速扩大，2025 年有望达到 450/735 亿元以上。据我们测算，2025 年中国市场及全球市场桩基市场规模有 望分别达到 450/735 亿元，2023-2025 年中国市场桩基规模 CAGR 为 45.20%。

　　法兰作为塔筒和桩基之间的关键连接部件，需要长期在复杂多变的受力环境中起到稳定的 支撑作用。据海力风电招股说明书，一般每套海风塔筒需要 6-8 个法兰，而每个桩基或导 管架需要 1 个法兰。法兰在塔筒成本中的占比维持在 15%左右。

　　风机大型化趋势与海风发展对塔筒法兰技术提出更高要求，单个法兰重量/尺寸均有不同程 度提升。随着风电机组的大型化，轮毂中心高度不断提高、叶轮直径逐渐增大。因此大型 化趋势下，塔筒高度需要相应增加。随着高度的增加，塔筒载荷近似线性增加，而刚度下 降，为保持塔筒强度与刚度不变，就需要额外增加塔筒的直径和壁厚，使得塔筒重量增加 幅度大于高度增加幅度。作为连接部件的法兰需承载更大的应力负荷。海上风电法兰的服 役条件比陆上风塔法兰还要恶劣，法兰需承载复杂的应力负荷，以适应低温、海上风浪、 台风、暴雨等恶劣气候的风源袭击，使风电机组的塔架构件，受到叶轮旋转时的动负载及 随机风载荷的共同作用，这时风电机组的零部件安全运行面临着严峻考验。

　　陆上风场存在提高塔筒高度提升发电量的趋势，单风塔法兰数量有望提升。风切变反映了 风在距离地面不同高度的变化程度，切变值越大，更高层的风速就越高，风能利用价值也 就越大。风速较低而不具备投资价值的项目，可以通过高塔筒有效提高发电量，从而具备 投资价值。陆上风电经过几年的发展，风资源丰富的点位已逐步被利用，后续存在在次优 风资源地区采用高塔筒提高发电量，从而维持项目 IRR 的趋势。据我们对恒润股份的调研， 其目前供给的陆上风电塔筒法兰以 10-11 片/套为主，主要供给 100 米以上塔筒的风机。而 海上风场塔筒一套的数量还以 8-10 片为主，塔筒高度为 60-100 米不等。

　　我们预计，2022-2025 年中国法兰市场规模有望稳步扩大，2025 年有望达到 96 亿元。据 我们测算，2025 年中国市场及全球市场法兰市场规模有望分别达到 96/139 亿元， 2022-2025 年中国法兰市场规模 CAGR 为 10.42%，略低于新增装机量 CAGR 14.23%，高 于塔筒 CAGR 7.32%，价值量摊薄程度低于塔筒。

　　随着风电行业的蓬勃发展及风机的大型化，风电轴承尺寸要求逐步增大，需求逐步提升。 风机上的轴承根据应用场景主要分为四部分：1）主轴轴承；2）偏航变桨轴承，偏航轴承 位于塔筒的顶端，帮助控制调整机舱面对主风面的位置，变桨轴承位于每个叶片的根部， 帮助根据风速调整桨叶角度，一台风机需要一套偏航三套变桨，轴承对实现可靠旋转至关 重要；3）发电机轴承；4）齿轮箱轴承（双馈式风机）。随着风机大型化，轴承尺寸也随之 需要更大型化，对制造能力提出更高的要求。

　　风机大型化有望提升主轴轴承单品价值量。据三一重能招股说明书，2018-2020 年间其 2.XMW 风机的营收占比逐年缩小，呈现出风机大型化的趋势，在这一过程中，技术壁垒更 高的齿轮箱、回转支承、变流器和减速器成本占比持续提升；回转支承、齿轮箱、减速器、 机舱罩等零部件的采购价格连续三年持续上涨。一套风机轴承包含 1）偏航轴承 1 套；2） 变桨轴承 3 套；4）主轴轴承 1 套；5）发电机轴承 1 套；6）齿轮箱轴承 1 套（双馈式机型）， 其中风机大型化 1）或显著提升偏航变桨及主轴轴承价值量，2）有望提升齿轮箱轴承使用 数量。风机大型化，风电主轴承单价或成指数级提升。

　　目前兆瓦级风电机组主轴轴承主要的支承方式有三种：三点式支承、两点式支承、单点式 支承。其中，三点式支承方式多用于小兆瓦风机，单点式支承越来越多地应用于大兆瓦风 机。三点式支承为主传动链由一个主轴轴承和齿轮箱两边的弹性支承，两点式支承为主传 动链由两个主轴轴承支承，单点式支承为主传动链由一个主轴轴承支承。各风机制造商根 据风机外形、制造成本、安装工艺等因素选择合适的布置形式。

　　主轴轴承技术难度高，认证周期长。风电主轴轴承的研发、生产流程复杂。风电机组中主 轴轴承主要承受传动链中大部分来自外部风作用产生的径向力、轴向力以及弯矩，需要将 稳定的转矩传递给风电机组的高速端。因此，主轴轴承的承载能力、可靠性以及使用寿命 是非常关键的指标。为了承受较大的动载荷，风电主轴轴承的工作条件要求整个圆周环形 辊道表面具有稳定的力学性能及均匀的淬硬层，具有较低表面硬度和机械强度的软带将导 致该区域容易受到磨损，从而形成裂纹形核和扩展的特殊区域，又或者软带区域会出现早 期疲劳剥落，造成回转支承过早失效。因此，热处理对于轴承生产来说至关重要。风力发 电机组要求可靠使用寿命在 20 年以上，因此整机制造商在选择零部件供应商时，对零部件 供应商均实施严格认证，认证周期较长。

　　无软带淬火技术兴起，我国有望弯道超车。在热处理环节，国外头部厂商主要采用渗碳法 工艺，渗碳法成本高、效率低。我国发展较晚，渗碳法技术积累不足，工艺水平相对落后。 随着成本更低、效率更高的无软带淬火技术的兴起及在大兆瓦机型的主轴轴承处理上的综 合优势凸显，我国主轴轴承有望实现国产化率的提升。

　　国内主要轴承企业陆续开始在主机厂内进行主轴轴承的验证程序，国产化率提升可期。新 强联作为国内主轴轴承国产化的先驱，已在 3-6MW 段的主轴轴承对明阳智能实现批量交付。 洛轴瓦轴等国内主要轴承企业也对小兆瓦机型的主轴轴承实现供货。轴研科技于 2022 年 1 月成功研制了 7MW 大功率风电主轴轴承并装机运行。而恒润股份、广大特材等公司也着手 布局主轴轴承生产线的搭建及技术的公关。主轴轴承国产化率提升可期。

　　我们预计，2022-2025 年中国风电主轴轴承市场规模有望稳步扩大，2025 年有望达到 69 亿元。据我们测算，2025 年中国风电主轴轴承市场规模有望达到 69 亿元，2022-2025 年 中国市场规模 CAGR 为 19.10%，高于新增装机量 CAGR 14.23%，属于价值量通胀环节， 且考虑国产化率提升，实际国内主轴轴承制造企业具备更大的增长潜力。

　　风电主轴轴承规模测算核心假设： 1） 基本思路： 不同规格风机新装机量占比* 各规格主轴轴承价格 =主轴轴承均价 均价 * 每年新增装机量预测 = 当年市场规模 2）考虑到主轴轴承的大型化技术路径及批量化进程还未到成熟期，因此后续仍存在由于批 量化/技术改革/国产替代带来的持续降本，因此我们假设 2021-2025 年间各类风机的单 MW 主轴轴承价格呈持续下降态势，大兆瓦降幅高于小兆瓦。

　　偏航变桨轴承国产化率已较高。偏航变桨轴承目前已实现各型号的国产化，国内主要参与 的厂家有瓦轴、洛轴、天马、新强联、京冶等。据中国轴承工业协会，2020 年偏航轴承国 产化率为 63.3%，变桨轴承为 86.6%。而主轴轴承和齿轮箱轴承的国产化率分别为 33% 和 0.6%。

　　独立变桨有望有效降低负载，通过风机轻量化及寿命延长来实现降本。变桨控制可以使叶 片在 0 度到 90 度之间转动，在风速低于额定速度时，风轮叶片会转动到完全朝向风向，即 桨距为 0 度。当风速增大时，可以控制叶片桨距，将风机的输出功率调整到其额定值。当 风速达到预定极限时，风机将叶片转动到 90 度，停止发电。传统偏航变桨会集中控制将所 有叶片的桨距同时调整到相同角度。而独立变桨可以动态独立地调整每个叶片的桨距，主 要优势是可以降低叶片、轮毂、主体框架和塔架的疲劳负载，从而显著节省叶片和塔筒的 成本和材料，实现更轻量化的设计并延长风机使用寿命。

　　大型化趋势下，独立变桨渗透率有望持续提升。远景、明阳、三一重能等主机厂也都在积 极布局，如新强联、瓦轴、洛轴、天马等国产轴承制造商也具备独立变桨制造能力。由于 5MW 以上风机独立变桨方案整体具备较为明显的成本优势，在主机厂逐步验证成功后，渗 透率有望快速提升。据调研，同机型独立变桨的价值量相比偏航变桨或高出 20%-30%，因 此渗透率的提升有望提升轴承价值量在风机成本中的占比。 我们预计，2022-2025 年中国风电偏变轴承市场规模有望稳步扩大，2025 年有望达到 77 亿元。据我们测算，2025 年中国风电偏变轴承市场规模有望达到 77 亿元，2022-2025 年 中国市场规模 CAGR 为 9.82%。

　　风电偏变轴承规模测算核心假设： 1）基本思路： 市场规模 = 偏变轴承价格 * 含偏变轴承的风机装机量 + 独立变桨轴承价格 * 含独立变 桨轴承的风机装机量； 2） 考虑偏变和独立变桨轴承大型化过程中均存在摊薄，因此假设其单 MW 价格呈下降趋 势，参考历年平均装机容量假设获得单套偏变/独立变桨轴承价格； 3） 据调研 2021 年独立变桨渗透率约 10%，考虑到其在大型化趋势中成本优势明显，因此 假设 22-25 年其渗透率有望快速提升。

　　齿轮箱轴承方面，由于加工难度及应用场景高要求高故障率所限，主要由进口厂商垄断， 国产化进程任重道远。风电齿轮箱轴承要求设计寿命达到 20 年以上，一旦轴承在风场使用 过程失效，其维修或更换成本非常高，所以要求风电齿轮箱轴承产品必须具备设计可靠性、 质量稳定性/一致性。鉴于此，风电主机头部厂商宁愿多承担一部分成本而选择进口品牌， 而不会轻易选择国产品牌，使得国产品牌市场份额一直很低。

　　齿轮箱轴承加工工艺与主轴/偏变轴承存在差异，且设备多依赖进口。一个齿轮箱中需要约 20 个齿轮箱轴承，9 个齿轮和 1 个 输出轴。齿轮箱轴承的相对较小，外径基本均在 0.5 米以内，以新强联募投项目中 3-6MW 的风电齿轮箱精密零部件为例，20 个齿轮箱轴承中， 10 个外径为 0.31 米，7 个外径为 0.48 米，2 个外径为 0.95 米，1 个外径为 1.64 米。齿轮 箱轴承由于外径小，转速快以及精度高，使得加工齿轮箱轴承的车床规格尺寸和精度与主 轴/偏航变桨轴承的加工设备有差异，且设备依赖进口。 国内企业齿轮箱轴承国产化进程逐步开启。国内风电齿轮箱轴承供应商主要为德国舍弗勒、 瑞典斯凯孚、日本 NTN 和美国铁姆肯等。瓦轴（瓦房店轴承集团）于 2015 年实现齿轮箱 轴承的小规模销售，2021 年研发并配套 5MW 海风齿轮箱轴承；新强联于 2022 年 4 月拟 募集资金，将业务横向扩展至齿轮箱轴承及精密零部件业务，轴承年产量 37500 个，国产 化进程有望逐步开启。 我们预计，2022-2025 年中国风电齿轮箱轴承市场规模有望稳步扩大，2025 年有望达到 62 亿元。据我们测算，2025 年中国风电齿轮箱轴承市场规模有望达到 62 亿元，2022-2025 年中国市场规模 CAGR 为 10.50%。

　　兆瓦级风电机组主轴轴承主要采用的是滚子类轴承。低兆瓦风机主要以调心滚子轴承为主， 风机大型化的解决方案切换为 2 个单列圆锥或 1 个双列圆锥轴承，这些轴承内主要应用的 滚动体均为滚子。 风机大型化使偏航变桨轴承的技术路径由单列/双列钢球轴承向三排滚子轴承转换，有望大 幅提升风电轴承滚子的需求量。小兆瓦机型的偏变轴承以单列/双列钢球轴承为主，虽然钢 球的运转力较好，但承载力存在上限，而且成本相对更高。大型化对轴承的承载力提出了 更高的要求，独立变桨因此多采取三排滚子结构，同样尺寸情况下，承载能力约为钢球的 1.5x，因此有效节省了轮毂和桨叶连接段的法兰等产品的用量，降低整体制造成本。

　　我们预计，2022-2025 年中国风电轴承滚子市场规模有望稳步扩大，2025 年有望达到 21 亿元。据我们测算，2025 年中国风电轴承滚子市场规模有望达到 21 亿元，2022-2025 年 中国市场规模 CAGR 为 17.99%。 风电轴承滚子规模测算核心假设： 1） 据调研，滚动体占轴承成本的约 15% 2） 风电轴承毛利率水平约为 25% 3） 由于只有传统的偏航变桨轴承中的一部分会采取钢球，其余风电轴承均采用滚子结构， 据调研，2021 年滚子渗透率约为 75%，随着偏航变桨轴承渗透率的提升，滚子渗透率 也有望同比例提升。

　　需求高增，滚子产能存在瓶颈，国内本土零部件供应商加速扩产，有望实现国产替代。轴 承滚子存在较高的技术壁垒，斯凯孚及舍弗勒等外资轴承厂多以自制和海外进口为主，国 内主要轴承厂如瓦轴、洛轴、天马等以自制为主，进口及轴承厂自制成本相对更高，且外 资厂资本开支较为谨慎，内资厂扩产速度或跟不上产品迭代的速度，因此具备较强加工能 力的本土轴承零部件供应商有望抓住机遇，通过大规模扩产及成本优势，实现产品对进口 及轴承厂自制的替代。

　　风电铸件品类丰富，主要包括轮毂、底座、行星架、箱体等。铸造是一种金属重熔和热加 工成型工艺，其基本工艺过程为：将固态金属熔炼成满足指标要求的金属液后，注入预先 准备好的铸型中，经冷却凝固、清整、热处理，得到预定要求形状、尺寸和性能的成型金 属毛坯，再经过进一步的机械加工后成为铸件成品。据中国铸造协会，每 MW 风电整机大 约需要 20～25 吨铸件，其中轮毂、底座、轴及轴承座、梁等合计约需 15～18 吨，齿轮箱 部件约需 5～7 吨。

　　国内铸件成本优势明显，海风+大型化趋势下，大兆瓦稀缺产能有望具备一定议价能力。考 虑到国内人工/能源及原材料成本的优势，据华经产业研究院，2021 年全球风电铸件 70% 的产能集中于中国，风机大型化及海风对大尺寸铸件存在更高需求，同时对铸件防腐、耐 高低温等提出更高要求，因此大兆瓦稀缺产能或具备更高议价能力。短期来看，下半年抢 装或提振铸件需求，铸件有望量利齐升，叠加原材料价格下降，关注铸件企业短期利润弹 性。

　　我们预计，2022-2025 年不含锻造主轴的全球铸件市场规模有望保持稳定略增。据我们测 算，2025 年全球铸件需求（不含主轴）有望达到 205 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 2.89%， 市场规模有望达到 257 亿元，2022-2025 年 CAGR 为 4.13%，市场规模稳定略增。 风电铸件规模测算核心假设： 1）基本思路： 需求量 = 各型号风机单兆瓦铸件需求量 * 各型号风机新增装机量占比； 市场规模 = 各型号风机需求量 * 各型号风机铸件单价 2）考虑大型化过程中存在摊薄，因此假设其单 MW 铸件需求量有望下降，参考轴承工业协 会的相关数据，假设 1.5MW-7MW 以上的风机的单 MW 铸件需求量在 15-25 吨之间； 3）考虑到大兆瓦产能存在更高技术壁垒以及产能稀缺性，因此大兆瓦产品单吨价格有望高 于小兆瓦产品，据调研 5MW 以上风机的铸件单价在 1.3 万元/吨以上，正常小兆瓦产品铸 件单价为 1.15 万元/吨。

　　主轴是整机传动中的重要零部件。主轴连接轮毂与齿轮箱，将叶片转动产生的动能传递给 齿轮箱，是风电整机传统系统的重要环节，此前以锻造为主。风机主轴的使用寿命约 20 年， 使用中更换成本高，更换难度大，因此风机整机制造商对其质量要求非常严格，通常情况 下风机厂不会轻易更换供应商，客户粘性较强。

　　风机大型化趋势下，铸造主轴渗透率有望快速提升。铸造主轴在大型化趋势下具备以下优 势：1）由于大型化过程中，直驱及半直驱机型占比有望提升，直驱和半直驱为中低速工况， 相比双馈所需的高速传动性能要求或有所降低，铸造铸造可更注重性价比；2）锻造主轴受 制于生产设备，有制造上限。由于锻压机尺寸所限，目前锻造轴最大能支持的风机为 8MW 风机，大尺寸锻造主轴设备成本较高，不具备性价比。据调研，5MW 以上机型目前新增装 机采用铸造主轴的占比约 65%，7MW 以上基本以铸造主轴为主。 我们预计，2022-2025 年整体全球主轴市场规模有望基本维持稳定。据我们测算，2025 年 全球主轴市场规模有望维持在 53 亿元，相比 2021 年的 58 亿元略有下降，其中铸造主轴 市场空间大幅提升，从 2021 年的 5 亿元提升至 2025 年的 26 亿元，锻造主轴市场空间下 降，从 2021 年的 53 亿元下降至 2025 年的 27 亿元。

　　风电主轴市场规模测算核心假设： 1）基本思路： 铸造主轴渗透率 = 5-7MW 风机新增装机量占比*65%+ 7MW 以上风机新增装机量占比； 市场规模 = 锻件/铸件重量 * 锻件/铸件单价 * 锻造/铸造主轴数量 铸件/锻件单件重量 = 当年平均新增装机容量 * 锻件/铸件单 MW 重量 2）考虑大型化过程中存在摊薄，且 5MW 以上铸锻件主轴为轻量化降本，因此均为空心结 构，因此假设锻件/铸件单 MW 重量呈下降趋势 3）据调研，铸件单价在 1.13 万元/吨左右，锻件单价在 1 万元/吨。

　　我们预计，2022-2025 年含锻造主轴的全球铸件市场规模有望保持稳定增长。据我们测算， 2025 年全球铸件需求（含主轴）有望达到 212 万吨，2022-2025 年 CAGR 为 3.43%，市 场规模有望达到 283 亿元，2022-2025 年 CAGR 为 6.01%，市场规模稳步扩张。 铸造主轴新增量为风电铸件行业市场规模增长提供主要贡献，主轴格局重塑，铸件领军企 业有望入局。由于铸造主轴工艺与其余铸造部件的共通性较高，因此具备较强铸造能力的 老牌铸造企业具备先发优势，均有望入局铸造主轴竞争。

　　受疫情影响，5 月风电招标及核准容量环比大幅下降，6、7 月回暖明显。据我们整理，2022H1 风电招标及核准装机量分别为51GW 及20GW，其中5月受疫情影响招标量环比大幅下降， 仅为 1.07GW。由于疫情影响逐步缓解，6、7 月招标量回暖，6 月招标量达 7.2GW，7 月 上半月招标量达 6.4GW。3 月至 5 月开标项目投标均价（含塔筒）逐月回升，从 3 月 2103 元/kw 回升至 5 月 2973 元/kw。

　　7 月招标节奏加速，下半年或迎交付旺季。据我们梳理，在 2022 年 5 月 18 日-6 月末无招 标项目开标，直到 7 月 7 日起陆续有 4 个项目开标，招投标逐步恢复正常秩序，下半年招 投标节奏有望加速。近期开标项目的主机交付周期均在 4-5 个月内，零部件交付或在 3 个 月内，加之上半年已招标项目因疫情生产及物流进度受到一定影响，下半年或迎零部件的 生产及交付旺季。

　　我们认为，2H22 陆风机组招标价格有望企稳回升，主要系：1）2022 年 1-5 月国内风电新 增装机仅 10.82GW，显著低于去年全年超过 60GW 的招标量水平，因此下半年或存在抢装； 2）下半年招标量进一步释放有望有效改善主机厂订单不饱和的状态，降低价格竞争激烈程 度；3）近期多起风电机组安全事故发生（6.11 河南延津风机倒塔事故/内蒙古公主岭风场 “3.14”风机着火事故/辽宁“5·20”风电触电事故等），主机厂微薄盈利状况下下游业主 方或有望重新审视中标筛选规则，或考虑将价格权重降低，相对提升产品及服务品质等因 素的权重考虑，降价趋势或有望减缓。

　　钢铁等原材料价格 Q2 明显下行。自钢材综合价格指数在 2021 年 5 月见顶回落，在 2022 年 Q2 再次呈下降趋势，持续回落至 7 月 20 日的 113.21，达到 2020 年 11 月份同期水平， 2022Q2 平均钢价同比已有 9.05%的下滑，7 月前 20 日均价同比下滑达 20%。

　　核心原材料价格持续走低对风电盈利能力形成较好支撑。如 H2 钢材价格持续回落，那么零 部件环节（如铸锻件、塔筒等）盈利能力有望改善，原材料成本占比较高，且基础净利率 水平较低的公司利润弹性更大。

　　我们以各环节主要公司 2021 年披露原材料占营收比重为基础，测算原材料成本下降对各环 节利润弹性的影响幅度。以披露营业成本结构的公司来看，材料占营收成本占比由高到低 的环节排序为：塔筒/桩基轴承铸锻件转子房等结构件塔筒法兰；净利率水平从低到高 排序为：转子房等结构件塔筒/桩基=铸锻件塔筒法兰轴承。因此综合来看，对原材料成 本相对更敏感的环节为塔筒/桩基、铸锻件和转子房，法兰和轴承次之。