一、弃风率提前达标，行业处于最佳时期
(一)2019年弃风率提前达标，风电行业未来平稳发展
2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占比约45%，三北地区占55%，风电开发布局进一步优化。
到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占30%，三北地区占70%。
2019年，全国风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，同比增长10.9%;平均利用小时数2082小时。
2019年，全国平均弃风率下降到4%，同比下降3个百分点，全国风电弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，全国弃风电量和弃风率持续双降，全年提前完成5%的弃风率目标。
大部分弃风限电地区的形势进一步好转，其中，甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%，分别同比下降了11.4、8.9和3个百分点。目前，全国弃风率超过5%的省(区、市)仅剩上述这三个地区，风电并网消纳工作取得明显成效。
随着解决弃风工作的持续积极推进，国内弃风问题有了明显的改善。国家发展改革委、国家能源局下发的《关于印发清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)的通知》中明确，到2019年，全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右)，弃风率低于10%(力争控制住8%左右)，2020年，确保全国平均风电利用率达国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)。
依据2019年风电运行情况看，弃风率控制目标已经超额提前完成，风电运行情况目前处于历年来最佳状态。2020年，全国弃风率将继续保持在5%左右。并且弃风率较高地区弃风情况将进一步改善。通知中明确了新疆、甘肃、黑龙江、内蒙古、吉林、河北六省(2018-2020年)风电消纳目标。从2019年各省情况看，目前也都提前完成了2020年的消纳目标。
我们始终认为，弃风率是风电行业一个最重要的指标，它不仅影响了已投运风场的经营业绩，同时还影响着风电投资商的投资积极性，是决定未来风电新增装机量的一个先行指标。所以，弃风率达到历史低值标志着风电行业处于健康发展的状态，预示着未来新增装机量的反弹。
2019年，新增并网风电装机2574万千瓦，同比增长25%，继续保持高速增长。2017年新增并网风电装机1503万千瓦，是近五年的最低值，随后两年持续改善，2017年的低值最主要的原因是国家对高弃风率地区新增装机的限制。我们认为，随着弃风率的下降，投资运营环境的改善，正常情况下新增装机会稳定增长，预计2020年新增风电装机增速25%，达到30GW以上。2020年底的陆上风电平价截止时间有望延迟，叠加2019年新核准项目及海上风电抢装潮，国内风电建设高峰将延续至2021年全年，我们预计2021年，新增风电装机也将超过30GW，风电行业保持健康发展。
(二)抢装过后新增装机容量仍将平稳
2019年5月，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》，对风电价格政策进行相关调整。为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划(2014~2020)》关于风电2020年实现与煤电平价上网的目标要求，科学合理引导新能源投资，实现资源高效利用，促进公平竞争和优胜劣汰，推动风电产业健康可持续发展，此次《通知》可以认为是风电平价之前的最后一个重要文件，2019年7月1日起执行。
《通知》仍然维持2019年以后新增项目将以竞价方式获得开发权，将标杆电价改为指导价，以指导价为最高竞价限价，引导各地合理开展竞价。《通知》规定2019年I~Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含税、下同);2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱销、除尘电价，下同)的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。
并且《通知》明确了，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴;2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
据我们不完全统计，目前2018年底前核准未并网风电项目规模接近100GW，若要完成2020年底前并网，这些项目将在2020年底前投运，形成抢装。此外，由于这些项目都是之前风资源较好地区项目，即使不能抢在2020年底前投运，基于目前的风电技术与投资成本，作为平价项目上网的投资回报率也将十分可观，所以2021年后这些项目都有望转为平价项目继续建设投运，以免被政府收回核准。
二、风电平价项目空间广阔，政策促长效发展机制
(一)风电补贴即将完全退出，终迎来市场化的平价时代
改革开放以来，我国风电行业从零开始，一步步成为了全球前列的风电大国，开发建设规模位居世界第一。风力发电从一个补贴行业成为一个成熟的可以参与市场化竞争的行业，离不开政策支持体系逐步完善，回顾过往政策，我们总结了我国风电的发展规划及政策主要经历了探索起步、规模发展、补贴扶持和退坡平价四个阶段。
1、探索起步阶段(1982-2003年)
我国从1982年开始提出了新能源技术的发展计划，政策不断尝试各种政策支持。
1982年，我国将新能源技术开发列入国家重点科技攻关计划，首次将新能源纳入国家能源发展战略。
1994年，为了鼓励发展风电，《风力发电场并网运行管理规定》，要求电网允许风电场就近上网，并收购其全部电量。
1995年，《我国新能源和可再生能源发展纲要(1996-2010)》强调了新能源和可再生能源对我国可持续发展和环境保护的重要性。此后，《节能和新能源发展“九五”计划和2010年发展规划》、《“九五”新能源和可再生能源产业化发展计划》相继出台。
1996年，我国八届人大四次会议批准通过的《“九五”计划和2010年远景目标纲要》，在电力发展一节中指出“积极发展风能、海洋能、地热能等新能源”。
1998年，《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录》和《外商投资产业指导目录》把可再生能源的太阳能发电和大型风电机组等列入鼓励发展的产业和产品。
1999年，《关于进一步促进风力发电发展的若干意见的通知》提出要为新能源和可再生能源项目提供优惠的基建贷款。
2000年，《2000-2015年新能源和可再生能源产业发展规划要点》提出了到2015年，新能源和可再生能源利用能力达4300万吨标准煤，占我国当年能源消费总量的2%。
同年，《关于加快风力发电技术装备国产化的指导意见》鼓励外商在我国合资开发风力发电技术和装备，加快国产化进程。
2002年，《新能源和可再生能源产业发展“十五”规划》强调制订新能源和可再生能源税收优惠政策和发电上网的鼓励政策，并通过政策推动西部地区的新能源和可再生能源的市场开发和产业化建设，充分发挥西部地区的新能源和可再生能源资源优势。
2、规模发展阶段(2003-2009年)
随着初期示范项目的投运验证，及国内风电技术国产化水平的提升。从2003年开始，国内进一步推动规模化发展风电。在2003-2009年，通过特许权经营权招标的方式推进风电项目建设。期间不断出台各项政策支持风电发展，其中最重要的是2006年《中华人民共和国可再生能源法》实行。
2003年，第一次全国风电建设前期工作会议对风能资源评价、大型风电场预可行性研究等工作进行了部署和安排。随后2003-2009年间，共开展了6期风电特许权项目招标，通过市场竞争确定风电上网电价，风电产业化发展开始起步。
2005年，《关于风电建设管理有关要求的通知》规定风电设备国产化率要达到70%以上，不满足国产化率要求的风电场不允许建设。
2006年1月，《中华人民共和国可再生能源法》正式实行，提出了总量目标、强制上网、分类上网电价、费用分摊、专项资金以及信贷和税收优惠等方面的政策要求，标志着我国以法律形式确认了可再生能源的发展模式。2009年12月，十一届全国人大常委会又表决通过了《中华人民共和国可再生能源法修正案》。
同年，《促进风电产业发展实施意见》提出将对风能资源详查、风电研发体系、检测认证体系和风电设备国产化给予政策支持。
2007年，《可再生能源中长期发展规划》提出加快推进可再生能源的产业化发展，建立可再生能源技术创新体系，形成较完善的可再生能源产业体系。
同年，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》制定了各类可再生能源的上网电价政策，规定可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。
2008年，《可再生能源“十一五”发展规划》提出到2010年，全国风电装机达到1000万千瓦。
3、补贴扶持阶段(2009-2015年)
政策支持新能源发展伊始，经济激励就开始成为支持我国新能源建设的重要政策手段，为新能源的开发建设提供了各种政策补贴。从2009年开始，国家首次确定了风电标杆电价，继而固定了风电的补贴标准，并用核准计划进行风电建设规模的管理。为大规模发展风电项目提供了坚实的政策支持。
2009年，《关于完善风力发电上网电价政策的通知》首次确定了风电标杆电价，规定了四类风能资源区风电标杆上网电价。风电从特许权竞价模式变为了固定电价核准模式。
2010年，《风电标准建设工作规则》提出加强风电标准化工作，规范和指导我国风电行业健康发展。
2012年，《可再生能源发展“十二五”规划》提出，到2015年，风电装机达到1亿千瓦，其中海上风电500万千瓦。
2014年，《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出重点规划建设酒泉、内蒙古、冀北等9个大型风电基地，到2020年，风电装机达到2亿千瓦，达到上网侧平价。
4、退坡平价阶段(2015年至今)
2015年，《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》实行，风电标杆电价开始了下降之路，此后几乎每年(除了2017年之外)风电标杆电价都进行了下调。2019年5月，国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》，明确2021年陆上风电实施平价，不再补贴，风电平价大幕即将拉开。
2014年12月，发改委发布《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》，下调陆上风电上网价格，倒逼风电技术发展、提高发电效率。
2016年，《可再生能源发展“十三五”规划》及其配套专项规划《风电发展“十三五”规划》提出，到2020年，风电装机达到2.1亿千瓦以上;在经济性指标上，到2020年，风电电价可与当地燃煤发电同台竞争。
2016年，《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出了全国2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的占比目标。
2017年，《可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》提出加强可再生能源目标引导和监测考核，加强可再生能源发展规划的引领作用，加强电网接入和市场消纳条件落实，健全风电、光伏发电建设规模管理机制等方面的政策要求。
2017年，《关于实施可再生能源绿色电力证书合法及自愿认购交易机制的通知》建立起可再生能源绿色电力证书认购体系，明确了“绿证”的核发认购规则，促进了清洁能源有效利用。
同年11月，《解决弃水弃风弃光问题实施方案》提出按年度实施可再生能源电力配额制，到2020年全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。
2018年5月，《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》提出新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。
2019年1月，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，明确表示将推进两类项目：一类是不需要国家补贴执行燃煤标杆电价的风电、光伏发电项目，即平价上网项目;另一类是上网电价低于燃煤标杆电价的项目，首次提出低价上网项目。
2019年4月，《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》要求报送2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单。
2019年5月，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，酝酿多年的“配额制”终于正式出台。
同月，《2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》提出积极推进平价上网项目建设，严格规范补贴项目竞争配置。
同月，《关于完善风电上网电价政策的通知》明确自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。
(二)平价风电市场空间巨大，2020年并非新增装机峰值
2019年1月，国家发改委、能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，要求各地区开展平价上网项目和低价上网试点项目的建设。平价上网项目(不需要国家补贴)和低价上网项目(低于燃煤标杆上网电价)都不受年度建设规模的限制。
《通知》同时提出了八项支持政策。一是避免不合理的收费，二是鼓励通过绿证获得收益，三是明确电网企业建设接网工程，四是鼓励就近直接交易，五是执行固定电价收购政策，由省级电网企业与项目单位签订固定电价购售电合同，合同期限不少于20年，六是强化全额保障性收购政策，要求电网企业保障优先发电和全额收购项目电量，如发生限电，将限发电量核定为可转让的优先发电计划，七是创新金融支持方式，八是在“双控”考核方面调动地方政府积极性。
2019年4月，《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案》(征求意见稿)发布，进一步明确了平价上网项目推进细则，鼓励项目业主自愿转为平价上网项目，并落实相关政策执行单位，明确任务分工。
2019年5月22日，发改委、能源局公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，总装机规模2076万千瓦，遍布16个省份，其中风电451万千瓦，光伏发电1478万千瓦，分布式交易试点147万千瓦。从平价项目的规模看，20GW的规模已经相当可观，可以认为目前大部分地区在保证消纳的情况下，有实现平价上网的能力。
国家早在2017年就开始推动风电平价项目的示范。2017年5月，国家能源局发文组织申报风电平价上网示范项目。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书，相应的电网企业确保风电平价上网示范项目不限电。最终河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等五省申报共计707MW的平价上网示范项目。目前各项目正在稳步推进建设。
2018年3月，国家能源局复函同意乌兰察布风电基地规划，一期建设600万千瓦，不需要国家补贴。其中，幸福子基地300万千瓦、红格尔子基地200万千瓦、大板梁子基地100万千瓦。600万千瓦将列入内蒙古自治区2018年新增风电建设规模管理，所发电量按照可再生能源优先发电原则参与京津翼电力市场交易。
之前的示范项目和平价风电基地都表明了早在前两年风电在部分地区已经有了平价上网的技术条件，只要政策给予一定支持，消纳得到保障，补贴多少并非决定投资意愿的关键因素。
我们依据各地的风资源情况，及平均单位投资造价，按IRR8%计算了各地区的风电上网电价。我们认为，目前全国大部分地区都能够实现风电平价上网，在保证弃风率低于5%的情况下能够有不错的收益，所以平价后的风电新增装机不会出现断崖式下滑，它完全取决于下游电力市场的新增需求，新增装机容量完全按市场化机制发展。
(三)配额政策十年磨剑，保障新能源健康发展
2019年，国家陆续出台了一系列风电政策。除了例行的关于风电的电价调整政策，建设管理方案外。我们认为，更重要的政策是配额制政策的最终落地，未来新能源发电消纳将得到有力的保障。
2019年5月，发改委、能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。此次发布的《消纳保障机制的通知》是在国家能源局发布的第三版《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》的基础上形成的正式文件，可以认为是国家首次公布的具有制度约束的新能源配额制正式文件。相比第三版《考核办法(征求意见稿)》，正式文件原则上基本保持不变，名称上有了一些变化(配额制变为消纳保障机制，配额指标变为消纳责任权重)。
通知表示，各省级能源主管部门按照本通知下达的2018年消纳责任权重对本省级行政区域自我核查，以模拟运行方式按照本通知下达的2019年消纳责任权重对承担消纳责任的市场主体进行试考核。各省(自治区、直辖市)有关部门和国家电网、南方电网及有关机构，在2019年底前完成有关政策实施准备工作，自2020年1月1日起全面进行监测评价和正式考核。相比之前预计的2019年实施正式考核，目前明确了从2020年开始正式考核，符合政策发布的时间，及为后续细则陆续公布留足了充分的准备时间。
《消纳保障机制的通知》仍旧保留了最低指标和激励性指标，设立最低指标和激励性指标的目的是从保障落实和鼓励先进两个方面考虑。按照最低指标上浮10%作为激励性指标，鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。对高于激励性指标的地区，予以鼓励。
此外，在对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。这对于有降耗要求的地区和高耗能企业，将会促使它们采用可再生能源发电电力来完成考核，有利于新能源的消纳。
《通知》明确了有效期5年，正式实施后将会形成一个完善的制度。
国家电网、南方电网所属省级电网企业和省属地方电网企业于每年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和所在地区的国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况的监测统计信息。
各省级能源主管部门于每年2月底前向国务院能源主管部门报送上年度本省级行政区域消纳量完成情况报告、承担消纳责任的市场主体消纳量完成考核情况。
国务院能源主管部门结合各方面反馈意见，综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力消纳责任权重。
依照指标计算，考虑2018-2020年的全社会用电量年平均增速为5%，计算得2019全年非水可再生能源发电量需要达到6679亿度，2020年全年非水可再生能源发电量将达到7618亿度。
最低消纳责任权重与第三次征求意见稿相比，几乎没有调整，只在新疆、甘肃、山东有略微调整，其中新疆下降超过1%。
本次发布的《消纳保障机制的通知》继续明确了，承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司);第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。
第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担与其用电量相对应的配额。各配额义务主体的售电量和用电量中，公益性电量(含专用计量的供暖电量)免于配额考核。
我们认为，《消纳保障机制的通知》明确了责任主体，在执行上也具有可操作性，这将督促充分保证《考核办法》中各指标的完成，促进风电、光伏等可再生能源的充分利用，利好新能源的运营企业，从而进一步促进新能源的投资增长。
三、投资建议
我们认为，短期看，风电弃风率处于历史低位，风电行业投资环境持续向好迹象明显。弃风率保持5%以下，投资商积极性提升，加之2021年风电平价的开始，国家对于存量项目的清理，将推动风电的抢装，整个产业链供需环境将持续显著改善。
长期看，风电行业将直接受益配额制的实施，配额指标强制执行后，将有利保障风电的消纳，带动投资商的投资积极性。并且指标逐年的提高，除了能降低弃风弃光率外，还能够稳定新增装机需求，对于整个风电产业链都将带来积极影响。
并且，2021年平价后的风电项目利润仍旧可观。整个产业链将不受补贴限制，完全的市场化运行，带来一些优秀的投资商、零部件企业的头部效应显现，整个行业的强者恒强的态势将更加明显。
目前风电制造业公司的估值水平处于相对低位，对于未来快速增长的业绩，投资价值明显，推荐行业领先的零部件公司，金风科技，东方电缆，天顺风能，泰胜风能。
四、风险提示
1、行业发展不及预期;
2、政策落地不及预期;
3、市场竞争激烈，导致价格下降。
(文章来源：粤开证券)
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