風電行業處于最佳期 平價后空間更廣闊
一、棄風率提前達標，行業處于最佳時期
(一)2019年棄風率提前達標，風電行業未來平穩發展
2019年，全國風電新增并網裝機2574萬千瓦，其中陸上風電新增裝機2376萬千瓦、海上風電新增裝機198萬千瓦。從地區分布看，中東部和南方地區占比約45%，三北地區占55%，風電開發布局進一步優化。
到2019年底，全國風電累計裝機2.1億千瓦，其中陸上風電累計裝機2.04億千瓦、海上風電累計裝機593萬千瓦。從地區分布看，中東部和南方地區占30%，三北地區占70%。
2019年，全國風電發電量4057億千瓦時，首次突破4000億千瓦時，同比增長10.9%;平均利用小時數2082小時。
2019年，全國平均棄風率下降到4%，同比下降3個百分點，全國風電棄風電量169億千瓦時，同比減少108億千瓦時，全國棄風電量和棄風率持續雙降，全年提前完成5%的棄風率目標。
大部分棄風限電地區的形勢進一步好轉，其中，甘肅、新疆、內蒙古棄風率分別下降至7.6%、14%和7.1%，分別同比下降了11.4、8.9和3個百分點。目前，全國棄風率超過5%的省(區、市)僅剩上述這三個地區，風電并網消納工作取得明顯成效。
隨著解決棄風工作的持續積極推進，國內棄風問題有了明顯的改善。國家發展改革委、國家能源局下發的《關于印發清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)的通知》中明確，到2019年，全國平均風電利用率高于90%(力爭達到92%左右)，棄風率低于10%(力爭控制住8%左右)，2020年，確保全國平均風電利用率達國際先進水平(力爭達到95%左右)，棄風率控制在合理水平(力爭控制在5%左右)。
依據2019年風電運行情況看，棄風率控制目標已經超額提前完成，風電運行情況目前處于歷年來最佳狀態。2020年，全國棄風率將繼續保持在5%左右。并且棄風率較高地區棄風情況將進一步改善。通知中明確了新疆、甘肅、黑龍江、內蒙古、吉林、河北六省(2018-2020年)風電消納目標。從2019年各省情況看，目前也都提前完成了2020年的消納目標。
我們始終認為，棄風率是風電行業一個最重要的指標，它不僅影響了已投運風場的經營業績，同時還影響著風電投資商的投資積極性，是決定未來風電新增裝機量的一個先行指標。所以，棄風率達到歷史低值標志著風電行業處于健康發展的狀態，預示著未來新增裝機量的反彈。
2019年，新增并網風電裝機2574萬千瓦，同比增長25%，繼續保持高速增長。2017年新增并網風電裝機1503萬千瓦，是近五年的最低值，隨后兩年持續改善，2017年的低值最主要的原因是國家對高棄風率地區新增裝機的限制。我們認為，隨著棄風率的下降，投資運營環境的改善，正常情況下新增裝機會穩定增長，預計2020年新增風電裝機增速25%，達到30GW以上。2020年底的陸上風電平價截止時間有望延遲，疊加2019年新核準項目及海上風電搶裝潮，國內風電建設高峰將延續至2021年全年，我們預計2021年，新增風電裝機也將超過30GW，風電行業保持健康發展。
(二)搶裝過后新增裝機容量仍將平穩
2019年5月，國家發改委下發《關于完善風電上網電價政策的通知》，對風電價格政策進行相關調整。為落實國務院辦公廳《能源發展戰略行動計劃(2014~2020)》關于風電2020年實現與煤電平價上網的目標要求，科學合理引導新能源投資，實現資源高效利用，促進公平競爭和優勝劣汰，推動風電產業健康可持續發展，此次《通知》可以認為是風電平價之前的最后一個重要文件，2019年7月1日起執行。
《通知》仍然維持2019年以后新增項目將以競價方式獲得開發權，將標桿電價改為指導價，以指導價為最高競價限價，引導各地合理開展競價?！锻ㄖ芬幎?019年I~Ⅳ類資源區符合規劃、納入財政補貼年度規模管理的新核準陸上風電指導價分別調整為每千瓦時0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含稅、下同);2020年指導價分別調整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫銷、除塵電價，下同)的地區，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價。
并且《通知》明確了，2018年底之前核準的陸上風電項目，2020年底前仍未完成并網的，國家不再補貼;2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。
據我們不完全統計，目前2018年底前核準未并網風電項目規模接近100GW，若要完成2020年底前并網，這些項目將在2020年底前投運，形成搶裝。此外，由于這些項目都是之前風資源較好地區項目，即使不能搶在2020年底前投運，基于目前的風電技術與投資成本，作為平價項目上網的投資回報率也將十分可觀，所以2021年后這些項目都有望轉為平價項目繼續建設投運，以免被政府收回核準。
二、風電平價項目空間廣闊，政策促長效發展機制
(一)風電補貼即將完全退出，終迎來市場化的平價時代
改革開放以來，我國風電行業從零開始，一步步成為了全球前列的風電大國，開發建設規模位居世界第一。風力發電從一個補貼行業成為一個成熟的可以參與市場化競爭的行業，離不開政策支持體系逐步完善，回顧過往政策，我們總結了我國風電的發展規劃及政策主要經歷了探索起步、規模發展、補貼扶持和退坡平價四個階段。
1、探索起步階段(1982-2003年)
我國從1982年開始提出了新能源技術的發展計劃，政策不斷嘗試各種政策支持。
1982年，我國將新能源技術開發列入國家重點科技攻關計劃，首次將新能源納入國家能源發展戰略。
1994年，為了鼓勵發展風電，《風力發電場并網運行管理規定》，要求電網允許風電場就近上網，并收購其全部電量。
1995年，《我國新能源和可再生能源發展綱要(1996-2010)》強調了新能源和可再生能源對我國可持續發展和環境保護的重要性。此后，《節能和新能源發展“九五”計劃和2010年發展規劃》、《“九五”新能源和可再生能源產業化發展計劃》相繼出臺。
1996年，我國八屆人大四次會議批準通過的《“九五”計劃和2010年遠景目標綱要》，在電力發展一節中指出“積極發展風能、海洋能、地熱能等新能源”。
1998年，《當前國家重點鼓勵發展的產業、產品和技術目錄》和《外商投資產業指導目錄》把可再生能源的太陽能發電和大型風電機組等列入鼓勵發展的產業和產品。
1999年，《關于進一步促進風力發電發展的若干意見的通知》提出要為新能源和可再生能源項目提供優惠的基建貸款。
2000年，《2000-2015年新能源和可再生能源產業發展規劃要點》提出了到2015年，新能源和可再生能源利用能力達4300萬噸標準煤，占我國當年能源消費總量的2%。
同年，《關于加快風力發電技術裝備國產化的指導意見》鼓勵外商在我國合資開發風力發電技術和裝備，加快國產化進程。
2002年，《新能源和可再生能源產業發展“十五”規劃》強調制訂新能源和可再生能源稅收優惠政策和發電上網的鼓勵政策，并通過政策推動西部地區的新能源和可再生能源的市場開發和產業化建設，充分發揮西部地區的新能源和可再生能源資源優勢。
2、規模發展階段(2003-2009年)
隨著初期示范項目的投運驗證，及國內風電技術國產化水平的提升。從2003年開始，國內進一步推動規?；l展風電。在2003-2009年，通過特許權經營權招標的方式推進風電項目建設。期間不斷出臺各項政策支持風電發展，其中最重要的是2006年《中華人民共和國可再生能源法》實行。
2003年，第一次全國風電建設前期工作會議對風能資源評價、大型風電場預可行性研究等工作進行了部署和安排。隨后2003-2009年間，共開展了6期風電特許權項目招標，通過市場競爭確定風電上網電價，風電產業化發展開始起步。
2005年，《關于風電建設管理有關要求的通知》規定風電設備國產化率要達到70%以上，不滿足國產化率要求的風電場不允許建設。
2006年1月，《中華人民共和國可再生能源法》正式實行，提出了總量目標、強制上網、分類上網電價、費用分攤、專項資金以及信貸和稅收優惠等方面的政策要求，標志著我國以法律形式確認了可再生能源的發展模式。2009年12月，十一屆全國人大常委會又表決通過了《中華人民共和國可再生能源法修正案》。
同年，《促進風電產業發展實施意見》提出將對風能資源詳查、風電研發體系、檢測認證體系和風電設備國產化給予政策支持。
2007年，《可再生能源中長期發展規劃》提出加快推進可再生能源的產業化發展，建立可再生能源技術創新體系，形成較完善的可再生能源產業體系。
同年，《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》制定了各類可再生能源的上網電價政策，規定可再生能源發電價格高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，在全國省級及以上電網銷售電量中分攤。
2008年，《可再生能源“十一五”發展規劃》提出到2010年，全國風電裝機達到1000萬千瓦。
3、補貼扶持階段(2009-2015年)
政策支持新能源發展伊始，經濟激勵就開始成為支持我國新能源建設的重要政策手段，為新能源的開發建設提供了各種政策補貼。從2009年開始，國家首次確定了風電標桿電價，繼而固定了風電的補貼標準，并用核準計劃進行風電建設規模的管理。為大規模發展風電項目提供了堅實的政策支持。
2009年，《關于完善風力發電上網電價政策的通知》首次確定了風電標桿電價，規定了四類風能資源區風電標桿上網電價。風電從特許權競價模式變為了固定電價核準模式。
2010年，《風電標準建設工作規則》提出加強風電標準化工作，規范和指導我國風電行業健康發展。
2012年，《可再生能源發展“十二五”規劃》提出，到2015年，風電裝機達到1億千瓦，其中海上風電500萬千瓦。
2014年，《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》提出重點規劃建設酒泉、內蒙古、冀北等9個大型風電基地，到2020年，風電裝機達到2億千瓦，達到上網側平價。
4、退坡平價階段(2015年至今)
2015年，《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》實行，風電標桿電價開始了下降之路，此后幾乎每年(除了2017年之外)風電標桿電價都進行了下調。2019年5月，國家發改委下發《關于完善風電上網電價政策的通知》，明確2021年陸上風電實施平價，不再補貼，風電平價大幕即將拉開。
2014年12月，發改委發布《關于適當調整陸上風電標桿上網電價的通知》，下調陸上風電上網價格，倒逼風電技術發展、提高發電效率。
2016年，《可再生能源發展“十三五”規劃》及其配套專項規劃《風電發展“十三五”規劃》提出，到2020年，風電裝機達到2.1億千瓦以上;在經濟性指標上，到2020年，風電電價可與當地燃煤發電同臺競爭。
2016年，《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》提出了全國2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的占比目標。
2017年，《可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》提出加強可再生能源目標引導和監測考核，加強可再生能源發展規劃的引領作用，加強電網接入和市場消納條件落實，健全風電、光伏發電建設規模管理機制等方面的政策要求。
2017年，《關于實施可再生能源綠色電力證書合法及自愿認購交易機制的通知》建立起可再生能源綠色電力證書認購體系，明確了“綠證”的核發認購規則，促進了清潔能源有效利用。
同年11月，《解決棄水棄風棄光問題實施方案》提出按年度實施可再生能源電力配額制，到2020年全國范圍內有效解決棄水棄風棄光問題。
2018年5月，《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》提出新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。
2019年1月，《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，明確表示將推進兩類項目：一類是不需要國家補貼執行燃煤標桿電價的風電、光伏發電項目，即平價上網項目;另一類是上網電價低于燃煤標桿電價的項目，首次提出低價上網項目。
2019年4月，《關于報送2019年度風電、光伏發電平價上網項目名單的通知》要求報送2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單。
2019年5月，《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》決定對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重，醞釀多年的“配額制”終于正式出臺。
同月，《2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》提出積極推進平價上網項目建設，嚴格規范補貼項目競爭配置。
同月，《關于完善風電上網電價政策的通知》明確自2021年1月1日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。
(二)平價風電市場空間巨大，2020年并非新增裝機峰值
2019年1月，國家發改委、能源局發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，要求各地區開展平價上網項目和低價上網試點項目的建設。平價上網項目(不需要國家補貼)和低價上網項目(低于燃煤標桿上網電價)都不受年度建設規模的限制。
《通知》同時提出了八項支持政策。一是避免不合理的收費，二是鼓勵通過綠證獲得收益，三是明確電網企業建設接網工程，四是鼓勵就近直接交易，五是執行固定電價收購政策，由省級電網企業與項目單位簽訂固定電價購售電合同，合同期限不少于20年，六是強化全額保障性收購政策，要求電網企業保障優先發電和全額收購項目電量，如發生限電，將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃，七是創新金融支持方式，八是在“雙控”考核方面調動地方政府積極性。
2019年4月，《關于推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案》(征求意見稿)發布，進一步明確了平價上網項目推進細則，鼓勵項目業主自愿轉為平價上網項目，并落實相關政策執行單位，明確任務分工。
2019年5月22日，發改委、能源局公布了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單，總裝機規模2076萬千瓦，遍布16個省份，其中風電451萬千瓦，光伏發電1478萬千瓦，分布式交易試點147萬千瓦。從平價項目的規?？?，20GW的規模已經相當可觀，可以認為目前大部分地區在保證消納的情況下，有實現平價上網的能力。
國家早在2017年就開始推動風電平價項目的示范。2017年5月，國家能源局發文組織申報風電平價上網示范項目。示范項目的上網電價按當地煤電標桿上網電價執行，相關發電量不核發綠色電力證書，相應的電網企業確保風電平價上網示范項目不限電。最終河北、黑龍江、甘肅、寧夏、新疆等五省申報共計707MW的平價上網示范項目。目前各項目正在穩步推進建設。
2018年3月，國家能源局復函同意烏蘭察布風電基地規劃，一期建設600萬千瓦，不需要國家補貼。其中，幸福子基地300萬千瓦、紅格爾子基地200萬千瓦、大板梁子基地100萬千瓦。600萬千瓦將列入內蒙古自治區2018年新增風電建設規模管理，所發電量按照可再生能源優先發電原則參與京津翼電力市場交易。
之前的示范項目和平價風電基地都表明了早在前兩年風電在部分地區已經有了平價上網的技術條件，只要政策給予一定支持，消納得到保障，補貼多少并非決定投資意愿的關鍵因素。
我們依據各地的風資源情況，及平均單位投資造價，按IRR8%計算了各地區的風電上網電價。我們認為，目前全國大部分地區都能夠實現風電平價上網，在保證棄風率低于5%的情況下能夠有不錯的收益，所以平價后的風電新增裝機不會出現斷崖式下滑，它完全取決于下游電力市場的新增需求，新增裝機容量完全按市場化機制發展。
(三)配額政策十年磨劍，保障新能源健康發展
2019年，國家陸續出臺了一系列風電政策。除了例行的關于風電的電價調整政策，建設管理方案外。我們認為，更重要的政策是配額制政策的最終落地，未來新能源發電消納將得到有力的保障。
2019年5月，發改委、能源局發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》。此次發布的《消納保障機制的通知》是在國家能源局發布的第三版《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》的基礎上形成的正式文件，可以認為是國家首次公布的具有制度約束的新能源配額制正式文件。相比第三版《考核辦法(征求意見稿)》，正式文件原則上基本保持不變，名稱上有了一些變化(配額制變為消納保障機制，配額指標變為消納責任權重)。
通知表示，各省級能源主管部門按照本通知下達的2018年消納責任權重對本省級行政區域自我核查，以模擬運行方式按照本通知下達的2019年消納責任權重對承擔消納責任的市場主體進行試考核。各省(自治區、直轄市)有關部門和國家電網、南方電網及有關機構，在2019年底前完成有關政策實施準備工作，自2020年1月1日起全面進行監測評價和正式考核。相比之前預計的2019年實施正式考核，目前明確了從2020年開始正式考核，符合政策發布的時間，及為后續細則陸續公布留足了充分的準備時間。
《消納保障機制的通知》仍舊保留了最低指標和激勵性指標，設立最低指標和激勵性指標的目的是從保障落實和鼓勵先進兩個方面考慮。按照最低指標上浮10%作為激勵性指標，鼓勵具備條件的省份自行確定更高的可再生能源比重指標。對高于激勵性指標的地區，予以鼓勵。
此外，在對于實際完成消納量超過本區域激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區域，超出激勵性消納責任權重部分的消納量折算的能源消費量不納入該區域能耗“雙控”考核。對納入能耗考核的企業，超額完成所在省級行政區域消納實施方案對其確定完成的消納量折算的能源消費量不計入其能耗考核。這對于有降耗要求的地區和高耗能企業，將會促使它們采用可再生能源發電電力來完成考核，有利于新能源的消納。
《通知》明確了有效期5年，正式實施后將會形成一個完善的制度。
國家電網、南方電網所屬省級電網企業和省屬地方電網企業于每年1月底前向省級能源主管部門、經濟運行管理部門和所在地區的國務院能源主管部門派出監管機構報送上年度本經營區及各承擔消納責任的市場主體可再生能源電力消納量完成情況的監測統計信息。
各省級能源主管部門于每年2月底前向國務院能源主管部門報送上年度本省級行政區域消納量完成情況報告、承擔消納責任的市場主體消納量完成考核情況。
國務院能源主管部門結合各方面反饋意見，綜合論證后于每年3月底前向各省級行政區域下達當年可再生能源電力消納責任權重。
依照指標計算，考慮2018-2020年的全社會用電量年平均增速為5%，計算得2019全年非水可再生能源發電量需要達到6679億度，2020年全年非水可再生能源發電量將達到7618億度。
最低消納責任權重與第三次征求意見稿相比，幾乎沒有調整，只在新疆、甘肅、山東有略微調整，其中新疆下降超過1%。
本次發布的《消納保障機制的通知》繼續明確了，承擔配額義務的市場主體第一類為各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司(簡稱配售電公司);第二類為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。
第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額。各配額義務主體的售電量和用電量中，公益性電量(含專用計量的供暖電量)免于配額考核。
我們認為，《消納保障機制的通知》明確了責任主體，在執行上也具有可操作性，這將督促充分保證《考核辦法》中各指標的完成，促進風電、光伏等可再生能源的充分利用，利好新能源的運營企業，從而進一步促進新能源的投資增長。
三、投資建議
我們認為，短期看，風電棄風率處于歷史低位，風電行業投資環境持續向好跡象明顯。棄風率保持5%以下，投資商積極性提升，加之2021年風電平價的開始，國家對于存量項目的清理，將推動風電的搶裝，整個產業鏈供需環境將持續顯著改善。
長期看，風電行業將直接受益配額制的實施，配額指標強制執行后，將有利保障風電的消納，帶動投資商的投資積極性。并且指標逐年的提高，除了能降低棄風棄光率外，還能夠穩定新增裝機需求，對于整個風電產業鏈都將帶來積極影響。
并且，2021年平價后的風電項目利潤仍舊可觀。整個產業鏈將不受補貼限制，完全的市場化運行，帶來一些優秀的投資商、零部件企業的頭部效應顯現，整個行業的強者恒強的態勢將更加明顯。
目前風電制造業公司的估值水平處于相對低位，對于未來快速增長的業績，投資價值明顯，推薦行業領先的零部件公司，金風科技，東方電纜，天順風能，泰勝風能。
四、風險提示
1、行業發展不及預期;
2、政策落地不及預期;
3、市場競爭激烈，導致價格下降。
