1、风电装机高速增长，上游零部件进入高景气周期
1.1风电迅猛发展，成本持续下降
风电作为现阶段发展最快可再生能源之一，在全球电力生产结构中的占比正在逐年上升，拥有广阔的发展前景。较高的性价比使风电在全球主要国家已实现了大规模的产业化运营，根据IRENA的数据，-年全球陆上和海上风电成本分别下降了38%和29%，在年分别降至0.美元/千瓦时和0.美元/千瓦时。IRENA预计在21世纪20年代，海上风电的竞争力将发生巨变，价格将下降到0.05美元至0.10美元/千瓦时之间。
国网能源研究院数据显示，年，我国陆上风电度电成本0.～0.元/千瓦时，平均度电成本0.元/千瓦时。预计到年，我国陆上风电度电成本将降低至0.～0.元/千瓦时；到年将继续下降至0.～0.元/千瓦时。
年新增陆上风电全面平价，推动行业长远健康发展。年，我国I-IV类风电资源区指导性电价分别为0.29元、0.34元、0.38元、0.47元/kWh，较年指导性电价均下降0.05元。目前来看，I、II类风电资源区风电指导价已低于全国平均煤电标杆电价，达到发电侧平价水平。随着风电平价上网时代的来临，平价项目逐步成为风电装机量增长的最大推动力，年风电平价上网项目装机规模已达.67万千瓦。平价上网的压力将加速行业整合，推动行业技术进步与产业链体系优化，有利于行业长远健康发展。
1.2装机量高速增长信号明显，行业有望进入倍增阶段
1.2.1“十四五”期间年均新增装机有望达到万千瓦以上
随着成本的降低以及政策、补贴的推动，近年来我国风电发展十分迅速，截至年底，我国风电并网容量达到2.1亿千瓦，同比增长14%。从增量来看，-年受补贴退坡等因素影响风电新增装机量出现下滑，年恢复增长，年全国风电新增并网容量万千瓦，同比大幅增长25%，占全球新增装机量的约40%。
年10月，来自全球余家风能企业的代表共同签署并发布了《风能北京宣言》，提出在“十四五”规划中保证年均新增装机万千瓦以上，年后，中国风电年均新增装机容量应不低于万千瓦，到年至少达到8亿千瓦，到年至少达到30亿千瓦。此外，全球能源互联网发展合作组织发布的《中国“十四五”电力发展规划研究》预计，年全国风电装机规模有望达到5.4亿千瓦。风电装机量高速增长信号明显，行业有望进入倍增阶段。
1.2.2全球风电新增装机量将维持高位
全球来看，-年风电新增装机出现小低谷，年恢复增长。根据GWEC数据，年全球新增风电装机达60.4GW，比年增长19%，截至年年底，全球风电总装机量为GW，较上年同期增加10%。以欧洲为主的国际风电市场空间广阔，英国政府设定到年40%发电量来自海上风电的目标，德国政府将年海上风电装机容量的目标提高到20GW，丹麦、荷兰等海上风电主要市场也都发布了年装机目标。GWEC在年Q3全球风电市场展望报告中预测，全球风电新增装机将达71.3GW，年将进一步提升至78GW，年全球风电总装机量将超过GW。
1.3供给侧：风机产量强势回升，本土企业积极出海
随着年我国风电装机量的恢复，上游风电机组的产量也随之强势回升。根据国家统计局数据，年我国风电机组产量为万千瓦，同比增长36.9%；年1-8月风电机组产量达到万千瓦，同比大幅提升75.4%。“十四五”期间风电年均新增装机有望进入高位，风电机组行业也将持续保持高景气。
除新增装机之外，旧机组的换新也将成为风电机组行业的重要支撑。根据CWEA数据，中国风电机组的换新将在年后陆续放量，年将突破4万兆瓦。
在满足国内需求的同时，我国的风电机组也远销海外，年我国出口风力发电机组MW，同比增长59.6%；出口金额达到9.49亿美元，同比增长73.4%。年1-8月我国风电机组出口额达到8.17亿美元，同比增长18.7%。
根据GWEC的数据，年全球风机制造商十五强中有八家中国企业，金风科技、远景能源等国内龙头企业的市场份额全球领先，但本土风机企业以国内市场为主，海外市场仍被维斯塔斯、西门子歌美飒、GE等企业占据。面对广阔的海外风电市场，我国本土机组供应商也开始了积极的布局：明阳智能在年7月份推出了针对欧洲市场的11MW海上风机，并在国外发布；金风科技在丹麦、德国等地布局了工厂或研发中心。国内风电出海前景广阔，而本土风机企业的海外拓展也将为上游风机零部件企业的国际化提供机会。
1.4风机零部件进入高景气周期
在装机量提升、风电机组产量高速增长的背景下，上游风电轴承、风塔等零部件进入了高景气期，年、年上半年大部分风机零部件企业保持了业绩的高速增长。随着国内外新增装机量进入高位，风机零部件的需求将保持旺盛，相关企业将迎来发展黄金期。
2、机组大型化大势所趋，风电轴承挑战与机遇并存
风电机组越高、叶片越大，通常能从相同的风能资源中获取更多电力。虽然大机组会造成运输、安装等成本的增加，但也相对的减少了运行维护成本，最终降低发电成本，因此风机大型化已成为风机发展的必然趋势。GE将于年发布的12MW风电机组预计将高达米左右，叶片直径将达到m。国际能源署预计，年最大商用风机功率有望达到15-20MW。
在我国新增风电机组中，大型机组占比提升明显。年，中国新增装机的风电机组平均功率2.2MW，同比增长3.4%。年新增风电机组中，2MW以下及2MW新增装机容量市场占比分别为4.2%、50.6%，呈明显的下降趋势；2.1-2.9MW、3.0-3.9MW及大于4MW机组的占比分别为31.9%、7.1%、6.2%。根据国际能源网消息，年全国新增装机的海上风电机组平均单机功率为4.2兆瓦，同比增长10.5%，新增海上风电机组中4兆瓦以上的比例达到80%。
随着风电产业不断向机组大型化发展，金风科技、明阳风电、东方电气等国内主流风机企业都在积极布局5兆瓦及以上容量的风电机组。近日，金风科技6.45MW风机在南海海域成功吊装，成为南海最大海上风电机组；明阳智能首台MySE5.2-机组在达坂城成功吊装，成为目前亚洲已吊装陆上单机容量最大风电机组。
随着大功率风力电机的整体占比稳步提高，风电轴承的尺寸也随着风力装机容量的增加而增大，其加工难度亦成倍增加，因此风电机组的大型化趋势对轴承企业的配套能力形成了挑战。目前国内已有多家轴承厂商布局风电轴承领域，但主要集中在2MW及以下风电轴承，对于3MW及以上风电轴承，由于技术难度高，国内生产还处于起步阶段。
大型风机轴承对生产企业的研发能力、生产规模等方面提出了更高的要求，为我国风电轴承行业带来挑战的同时，也有助于风电轴承市场的整合优化。同时，风机大型化也有助于风机轴承市场规模的提升：根据明阳智能披露的数据，在年上半年公司销售的1.5MW、3.0MW风机的成本构成中，变桨轴承的成本单价分别为3.9万元（2.6万元/MW）、9.8万元（3.3万元/MW），主轴轴承的成本单价分别为12.8万元（8.6万元/MW）、50.3万元（16.8万元/MW），大型风机轴承的成本单价提升明显。
3、下游景气+国产替代，风电轴承市场空间有望超百亿
3.1全球轴承市场呈垄断竞争格局
轴承是现代工业的基础零部件，被誉为机械装备的“关节”，其主要功能是支撑旋转轴或其它运动体，引导转动或移动运动并承受由轴或轴上零件传递而来的载荷，它的精度、性能、寿命和可靠性对主机的使用性能和可靠性起着决定性的作用。
全球轴承市场目前呈现垄断竞争的格局，龙头企业包括瑞典SKF、德国Schaeffler(INA+FAG)、日本的NSK、NTN、Minebea、NACHI、JTKET和美国TIMKEN等，这八大龙头企业占据了全球70%以上的市场份额，我国的轴承制造商的全球市场份额约20%。
我国高端轴承市场主要由八大龙头企业占领，本土企业主要占据中低端市场，代表性企业包括人本集团、万向钱潮、瓦轴等。我国生产的轴承绝大多数是小型及中小型轴承，中大型以上的轴承产量占比不足13%，产值占比约48%（《年轴承行业经济年报》）。从进出口情况来看，年1-8月我国滚动轴承的进、出口金额均为22亿美元左右，进、出口单价分别为1.41美元、0.64美元，进口单价是出口单价的2倍以上，侧面说明进口轴承占据我国高端市场。
我国轴承制造行业参与者众多，属于完全竞争市场，行业市场集中度不高。根据中国轴承工业协会数据显示，年我国轴承行业实现营业收入亿元，其中排名前十的轴承制造企业实现营业收入.7亿元，行业CR10仅为28.6%。
3.2高端风电轴承进口替代空间广阔
3.2.1风电轴承：风电机组的核心部件
风电行业产业链主要由上游零部件制造、中游风电设备整机总装和下游风电场投资运营构成。风电机组的核心零部件包括轴承、齿轮箱、发电机、叶片、轮毂等，核心部件生产专业性强，一般由风机制造企业向专业供应商定制采购。除个别关轴承需进口外，风机部件国内供应充足。中游的风机制造企业市场集中度较高，对上游有较强的议价能力。下游是专业的风电场投资运营企业，以大型国有发电集团为主。
风电轴承是连接机组中偏航、变桨和传动等系统转向的重要部件，分别对应偏航轴承、变桨轴承和主轴轴承。一般来说，一组风电机组中需要偏航轴承1套（连接机舱和塔筒）、变桨轴承3套（连接叶片和轮毂），主轴轴承（支撑主轴）的数量根据技术路线的不同，一般为1-3套。此外，用于双馈式风电机组的轴承还包括齿轮箱和发电机中所用的高速轴承等。
主轴轴承：风电机主轴轴承主要用于支撑主轴、承载轴向径向载荷和力矩的作用。风电机组对主轴轴承的寿命、可靠性、强度和承载能力要求很高，需要无故障运行20年、可靠度达到95%以上，因此风电主轴轴承的技术含量较高。
偏航轴承、变桨轴承：偏航轴承连接机舱和塔筒，主要用于跟踪风向的变化，使风机的迎风角度始终处于90度，以确保最大的发电量。变桨轴承连接叶片和轮毂，主要用于改变叶片的桨距角，改变叶片和机组的受力情况，确保发电机组输出功率的稳定。偏航、变桨轴承需要具有低摩擦、高灵敏度等特性。
风电机组可分为双馈式、半直驱式和直驱式等主流技术路线。三种类型的主要区别在于直驱式风机的电机与叶轮直接连接，因此无需齿轮箱；半直驱式风机的齿轮箱输出轴与发电机主轴直联，取消或缩短了低速轴。
双馈式机组可分为单主轴轴承（3点支承）和双主轴轴承（2点支承）两种方案。3点支承结构一般为在风轮侧安装主轴轴承，在齿轮箱内安装耳轴，主轴与齿轮箱采用胀紧套连接，如图26-A所示。2点支承的轴承方案是指两个主轴轴承的组合，如图26-B所示,可以减少作用在齿轮箱上的载荷，但对轴承的错位比较敏感。半直驱式机组一般采用一组双排圆锥滚子轴承作为主轴轴承，如图26-C所示，两列滚子采用背对背的安装方式，可承受较大的弯矩载荷。直驱式机组可以分为单主轴轴承、双主轴轴承、三主轴轴承等形式，每种形式均有多种传动结构布局方式，如图27所示。
3.2.2风电轴承的类型与应用
按轴承的类型分类，风电轴承一般采用球面滚子轴承、圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承、单排四点接触球轴承、双排四点接触球轴承等种类。
1.四点接触球轴承：主要用作风机的变桨轴承和偏航轴承
用于风机的四点接触球轴承分为单排球、双排球两类，主要由内圈、外圈、单/双排钢球、保持架（或隔离块）、密封装置等零件组成。变桨及偏航轴承工作转速较低，转动范围小，一般在某一范围内转动频率较高，且变桨、偏航驱动电机在风力较小、过大或风向不对时需要频繁启动，因此变桨及偏航轴承采用低摩擦、高灵敏度的四点接触球轴承。
偏航轴承受到的载荷和倾覆力较大，一般采用双排四点接触回转球轴承；变桨轴承受力相对较小，先前多采用单排接触球轴承，但随着风机机型变大，现在也多采用双排接触球轴承。
2.球面滚子轴承、圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承：主要用作风机的主轴轴承
(1)球面滚子轴承：由一个带球面滚道的外圈和一个双滚道内圈、一个或两个保持架及一组球面滚子组成。由于外圈球面滚道的中心与轴承中心一致，故具有调心性能，可以自动调整因轴与轴承座之间的角度误差所产生的倾斜或轴的挠曲。球面滚子轴承可以承受较大的径向载荷与双向轴向载荷，特别适用于承受重载荷或冲击振动载荷，但调心滚子轴承允许的工作转速相对较低。
(2)圆锥滚子轴承：圆锥滚子轴承内、外圈均具有锥形滚道，滚道之间装有锥形滚子。滚子与滚道为线形接触，可承受较重的径向和轴向联合负荷，也可承受轴向负荷。接外圈滚道角度越大，轴向承载能力越高。在风机中圆锥滚子轴承一般采用双排配置，以平衡轴向分力、增加径向承载能力。
(3)单排、双排圆柱滚子轴承：圆柱滚子轴承能承受较大的径向负荷并适于在高速运转场合使用，但不能承载轴向负荷。部分类型的圆柱滚子带有挡边，可承受一定的轴向负荷。圆柱滚子轴承也可以通过增加排数来提升承载能力。
(4)三排圆柱滚子轴承：三排圆柱滚子组合转盘轴承主要由内圈、外圈、三排滚子、保持架（隔离块）、密封装置等零件组成。该结构的轴向载荷和径向载荷分别由不同滚子承受，其中轴向载荷和倾覆力矩由轴线水平放置的两组滚子承受，径向载荷由轴线垂直放置的一组滚子承受。在相同外形尺寸条件下其承载能力最高，多用于大功率风电机组。
一般来说，3点支承的双馈式机组多采用球面滚子轴承、双排圆锥滚子轴承、三排圆柱滚子轴承作为主轴轴承。2点支承的轴承方案一般采用球面滚子轴承、双排圆锥滚子轴承作为靠近风轮侧的主轴承，采用球面滚子轴承、圆柱滚子轴承、双排圆锥滚子轴承作为齿轮箱侧主轴轴承。半直驱机组的主轴轴承一般可采用双排圆锥滚子轴承、三排圆柱滚子轴承。直驱型风电机组多采用单排或双排的圆锥滚子轴承、圆柱滚子轴承或者三排圆柱滚子轴承。
3.2.3无软带淬火技术：解决回转支承行业痛点
回转支承装置的滚道一般需要进行淬火处理。回转支承套圈滚道表面经中频淬火后，具有很高的硬度和良好的机械性能，使滚道具有良好的耐磨性和承载能力；心部为调质处理组织，具有较好的机械性能和韧性，使套圈具有抗冲击性。但由于感应淬火存在有始有终现象，导致在淬火的始终衔接处存在未经热处理的软带区域。软带的存在限制了回转支承的应用领域，降低了回转支承的使用寿命，使回转支承只能用在低速、重载的场合。且软带区域会出现早期疲劳剥落，造成回转支承过早失效。
对于应用于风电领域的大直径回转支承，目前可采用两组加热组件相互配合的方式来实现无软带：每个加热组件配有两个感应器，每个感应器都有一个独立的电源，在加热起始区旋转平台在一定范围内带动工件摆动，在加热即将结束时加热组件的两个感应器先后关闭，以实现起始区和汇合处的均匀化，实现无软带。
无软带回转支承滚道不存在薄弱环节，可提高回转支承的承载能力和可靠性，提高回转支承的使用寿命，满足高速重载的使用场合。但另一方面，大型回转支承的无软带技术中频淬火的工艺经验提出了较高的要求，而且需要进口的先进淬火机床设备，投入较大。目前新强联等国内回转支承企业已经开始了对无软带淬火技术的攻关，无软带回转支承应用前景广阔。
3.2.4大功率、主轴轴承市场被外资占领，疫情影响下风电轴承迎来进口替代窗口期
轴承属于风电设备的核心零部件，由于风电设备的恶劣工况和长寿命、高可靠性的使用要求，使得风电轴承具有较高的技术复杂度，是最难国产化的两大风机零部件（轴承和控制系统）之一，成为影响我国风电制造业发展的软肋。
回顾历史，年之前我国风电设备配套轴承大部分为进口，价格昂贵且交货周期长。年，国家发改委出台“风电设备国产化率70%”的规定，国内风电轴承行业借助政策的扶持快速发展，轴承企业快速崛起，最终实现了变桨轴承、偏航轴承的国产化。年“风电设备国产化率70%”规定被取消，外资企业纷纷涌入中国市场，SKF、FAG、铁姆肯、舍弗勒、NTN等全球龙头相继在国内设立风电轴承厂，外资企业在大功率、主轴轴承市场占有领先的市场地位。根据北极星风力发电网消息，我国首台10MW海上风电机组的发电机轴承的是德国舍弗勒，变桨轴承和偏航轴承则由法国德枫丹（青岛）制造。直到近期，舍弗勒、SKF等国际巨头仍占据着中国约50%的风电轴承市场。
进口轴承供应受阻，为国内企业提供进口替代窗口期。年突如其来的疫情缩短了风电抢装时间，推动风电主轴承供不应求，同时欧洲疫情爆发对风电轴承全球供应链造成较大影响，为轴承国产化带来契机。据能源杂志消息，在风电主轴承供不应求的情况下，目前已经有风机制造企业在用瓦轴、洛轴等本土企业生产的主轴轴承。
依托我国庞大的工业体量，我国轴承产业规模全球领先。年中国轴承产量为亿套，经济规模位居世界第三。但我国轴承产业大而不强，高端轴承在使用寿命、可靠性、Dn值与承载能力等方面与日本、欧美存在较大差距，大功率风电轴承等高端产品依然依赖进口。
制约我国高端轴承产业发展的因素主要体现在材料和工艺方面。在材料方面，当前我国高端轴承钢产品水平与瑞典、德国、日本等制造强国差距较大，洁净度低、氧化物夹杂、碳化物不稳定等问题影响了国产轴承钢的寿命和可靠性。目前我国的轴承钢以电渣轴承钢为主，而国外已经将真空脱气冶炼超高纯轴承钢（EP钢）、夹杂物均匀化（IQ钢）、超长寿命钢（TF钢）等技术应用到轴承领域，大幅提升了轴承的寿命与可靠性。
在加工工艺方面，高端轴承制造工艺涉及材料、设计、机械加工、检测与试验等一系列技术难题，需要结合接触力学、润滑理论、摩擦学、疲劳与破坏、热处理与材料组织等领域的基础研究支持，具有极端的复杂性，需要长期的工艺经验的积累。在工艺设备方面，我国在高端轴承制造所需的高精度机床、感应加热设备等领域较为薄弱，同样限制了我国高端轴承的生产制造和技术进步。
经历多年艰苦的国产化之路，目前瓦轴、洛轴、新强联、天马等企业已经形成了一定的风电轴承国产化能力。瓦轴以20%左右的市场份额，稳居中国风电轴承市场榜首，其风电轴承产品涵盖1兆瓦到7兆瓦，年产能约套左右；新强联风电轴承产品涵盖主轴轴承、偏航轴承、变桨轴承，目前3MW风电轴承已实现大批量生产销售，5.5MW风电轴承正在进行小批量生产，风电轴承年产量在套左右。
3.3国内风电轴承市场空间有望超百亿
根据明阳智能的数据，在年上半年公司销售的1.5MW、2.0MW、3.0MW风机的成本构成中，变桨轴承的成本占比分别为2.6%、3.4%、3.1%，主轴轴承的成本占比分别为1.9%、1.2%、6.7%，偏航减速机的成本占比分别为2.0%、2.3%、1.7%。根据CWEA数据，在年的新增机组中，装机容量小于2.0MW、2.0-3.0MW、大于3.0MW的占比分别为4%、83%、13%。根据以上数据，我们推断年变桨、偏航和主轴轴承在风电机组中的成本占比约为7.5%。随着风电机组的大型化，轴承在机组成本中的占比也有望持续提升，我们假设未来几年变桨、偏航和主轴轴承在风电机组中的成本占比将保持在8.0%。
根据北极星风力发电网信息及相关公司公告，年运达风电2.0-3.0MW风电机组的单位成本约为2-元/kW，年上半年明阳智能1.5MW、3MW风电机组的单位成本分别为元/kW、元/kW。据此推断陆上风电机组的单位成本约为2元/kW。
海上风电方面，年上半年明阳智能5.5MW风电机组的单位成本为元/kW。另外根据近期部分海上风电机组的招标情况，海上风电的机组投资额约为0元/kW，考虑到20%的毛利率和93%的材料成本占比，推断海上风电机组的单位成本约为元/kW。
年全国新增并网风电装机万千瓦，其中陆上风电万千瓦、海上风电万千瓦。根据上述数据估算，年全国风电轴承（变桨、偏航和主轴轴承）市场规模约53.5亿元，风电轴承的单位成本约为20.8万元/MW。
根据《风能北京宣言》，-年、-年年均新增风电装机容量分别有望达到万千瓦、万千瓦，对应的风电轴承市场规模分别有望达到亿元、亿元。对比年54亿元左右的市场规模，风电轴承行业成长空间广阔。
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（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：万联证券）
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