一、棄風率提前達標，行業(yè)處于最佳時期

(一)2019年棄風率提前達標，風電行業(yè)未來平穩(wěn)發(fā)展

2019年，全國風電新增并網(wǎng)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(qū)分布看，中東部和南方地區(qū)占比約45%，三北地區(qū)占55%，風電開發(fā)布局進一步優(yōu)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(qū)分布看，中東部和南方地區(qū)占30%，三北地區(qū)占70%。

2019年，全國風電發(fā)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(shù)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(xù)雙降，全年提前完成5%的棄風率目標。

大部分棄風限電地區(qū)的形勢進一步好轉，其中，甘肅、新疆、內(nèi)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(qū)、市)僅剩上述這三個地區(qū)，風電并網(wǎng)消納工作取得明顯成效。



隨著解決棄風工作的持續(xù)積極推進，國內(nèi)棄風問題有了明顯的改善。國家發(fā)展改革委、國家能源局下發(fā)的《關于印發(fā)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(jù)2019年風電運行情況看，棄風率控制目標已經(jīng)超額提前完成，風電運行情況目前處于歷年來最佳狀態(tài)。2020年，全國棄風率將繼續(xù)保持在5%左右。并且棄風率較高地區(qū)棄風情況將進一步改善。通知中明確了新疆、甘肅、黑龍江、內(nèi)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(yè)一個最重要的指標，它不僅影響了已投運風場的經(jīng)營業(yè)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(yè)處于健康發(fā)展的狀態(tài)，預示著未來新增裝機量的反彈。


2019年，新增并網(wǎng)風電裝機2574萬千瓦，同比增長25%，繼續(xù)保持高速增長。2017年新增并網(wǎng)風電裝機1503萬千瓦，是近五年的最低值，隨后兩年持續(xù)改善，2017年的低值最主要的原因是國家對高棄風率地區(qū)新增裝機的限制。我們認為，隨著棄風率的下降，投資運營環(huán)境的改善，正常情況下新增裝機會穩(wěn)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(nèi)風電建設高峰將延續(xù)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(yè)保持健康發(fā)展。


(二)搶裝過后新增裝機容量仍將平穩(wěn)

2019年5月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，對風電價格政策進行相關調(diào)整。為落實國務院辦公廳《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014~2020)》關于風電2020年實現(xiàn)與煤電平價上網(wǎng)的目標要求，科學合理引導新能源投資，實現(xiàn)資源高效利用，促進公平競爭和優(yōu)勝劣汰，推動風電產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)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(zhí)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(fā)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。《通知》規(guī)定2019年I~Ⅳ類資源區(qū)符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準陸上風電指導價分別調(diào)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(diào)整為每千瓦時0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指導價低于當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫銷、除塵電價，下同)的地區(qū)，以燃煤機組標桿上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)，國家不再補貼。

據(jù)我們不完全統(tǒng)計，目前2018年底前核準未并網(wǎng)風電項目規(guī)模接近100GW，若要完成2020年底前并網(wǎng)，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(qū)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(wǎng)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(xù)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(fā)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(yè)從零開始，一步步成為了全球前列的風電大國，開發(fā)建設規(guī)模位居世界第一。風力發(fā)電從一個補貼行業(yè)成為一個成熟的可以參與市場化競爭的行業(yè)，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(fā)展規(guī)劃及政策主要經(jīng)歷了探索起步、規(guī)模發(fā)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(fā)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(fā)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(fā)展戰(zhàn)略。

1994年，為了鼓勵發(fā)展風電，《風力發(fā)電場并網(wǎng)運行管理規(guī)定》，要求電網(wǎng)允許風電場就近上網(wǎng)，并收購其全部電量。

1995年，《我國新能源和可再生能源發(fā)展綱要(1996-2010)》強調(diào)了新能源和可再生能源對我國可持續(xù)發(fā)展和環(huán)境保護的重要性。此后，《節(jié)能和新能源發(fā)展“九五”計劃和2010年發(fā)展規(guī)劃》、《“九五”新能源和可再生能源產(chǎn)業(yè)化發(fā)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(fā)展一節(jié)中指出“積極發(fā)展風能、海洋能、地熱能等新能源”。

1998年，《當前國家重點鼓勵發(fā)展的產(chǎn)業(yè)、產(chǎn)品和技術目錄》和《外商投資產(chǎn)業(yè)指導目錄》把可再生能源的太陽能發(fā)電和大型風電機組等列入鼓勵發(fā)展的產(chǎn)業(yè)和產(chǎn)品。

1999年，《關于進一步促進風力發(fā)電發(fā)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(yōu)惠的基建貸款。

2000年，《2000-2015年新能源和可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)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(fā)電技術裝備國產(chǎn)化的指導意見》鼓勵外商在我國合資開發(fā)風力發(fā)電技術和裝備，加快國產(chǎn)化進程。

2002年，《新能源和可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展“十五”規(guī)劃》強調(diào)制訂新能源和可再生能源稅收優(yōu)惠政策和發(fā)電上網(wǎng)的鼓勵政策，并通過政策推動西部地區(qū)的新能源和可再生能源的市場開發(fā)和產(chǎn)業(yè)化建設，充分發(fā)揮西部地區(qū)的新能源和可再生能源資源優(yōu)勢。

2、規(guī)模發(fā)展階段(2003-2009年)

隨著初期示范項目的投運驗證，及國內(nèi)風電技術國產(chǎn)化水平的提升。從2003年開始，國內(nèi)進一步推動規(guī)?；l(fā)展風電。在2003-2009年，通過特許權經(jīng)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(fā)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(wǎng)電價，風電產(chǎn)業(yè)化發(fā)展開始起步。

2005年，《關于風電建設管理有關要求的通知》規(guī)定風電設備國產(chǎn)化率要達到70%以上，不滿足國產(chǎn)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(wǎng)、分類上網(wǎng)電價、費用分攤、專項資金以及信貸和稅收優(yōu)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(fā)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(chǎn)業(yè)發(fā)展實施意見》提出將對風能資源詳查、風電研發(fā)體系、檢測認證體系和風電設備國產(chǎn)化給予政策支持。

2007年，《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》提出加快推進可再生能源的產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，建立可再生能源技術創(chuàng)新體系，形成較完善的可再生能源產(chǎn)業(yè)體系。

同年，《可再生能源發(fā)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(wǎng)電價政策，規(guī)定可再生能源發(fā)電價格高于當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的差額部分，在全國省級及以上電網(wǎng)銷售電量中分攤。

2008年，《可再生能源“十一五”發(fā)展規(guī)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(fā)展伊始，經(jīng)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(fā)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(guī)模的管理。為大規(guī)模發(fā)展風電項目提供了堅實的政策支持。

2009年，《關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》首次確定了風電標桿電價，規(guī)定了四類風能資源區(qū)風電標桿上網(wǎng)電價。風電從特許權競價模式變?yōu)榱斯潭妰r核準模式。

2010年，《風電標準建設工作規(guī)則》提出加強風電標準化工作，規(guī)范和指導我國風電行業(yè)健康發(fā)展。

2012年，《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)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(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》提出重點規(guī)劃建設酒泉、內(nèi)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(wǎng)側平價。

4、退坡平價階段(2015年至今)

2015年，《關于適當調(diào)整陸上風電標桿上網(wǎng)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(diào)。2019年5月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網(wǎng)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(fā)改委發(fā)布《關于適當調(diào)整陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》，下調(diào)陸上風電上網(wǎng)價格，倒逼風電技術發(fā)展、提高發(fā)電效率。

2016年，《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》及其配套專項規(guī)劃《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，到2020年，風電裝機達到2.1億千瓦以上;在經(jīng)濟性指標上，到2020年，風電電價可與當?shù)厝济喊l(fā)電同臺競爭。

2016年，《關于建立可再生能源開發(fā)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(fā)展“十三五”規(guī)劃實施的指導意見》提出加強可再生能源目標引導和監(jiān)測考核，加強可再生能源發(fā)展規(guī)劃的引領作用，加強電網(wǎng)接入和市場消納條件落實，健全風電、光伏發(fā)電建設規(guī)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(fā)認購規(guī)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(nèi)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(wǎng)電價。

2019年1月，《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)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(zhí)行燃煤標桿電價的風電、光伏發(fā)電項目，即平價上網(wǎng)項目;另一類是上網(wǎng)電價低于燃煤標桿電價的項目，首次提出低價上網(wǎng)項目。

2019年4月，《關于報送2019年度風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單的通知》要求報送2019年第一批風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)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(qū)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(fā)電項目建設有關事項的通知》提出積極推進平價上網(wǎng)項目建設，嚴格規(guī)范補貼項目競爭配置。

同月，《關于完善風電上網(wǎng)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(xiàn)平價上網(wǎng)，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(fā)改委、能源局發(fā)布《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》，要求各地區(qū)開展平價上網(wǎng)項目和低價上網(wǎng)試點項目的建設。平價上網(wǎng)項目(不需要國家補貼)和低價上網(wǎng)項目(低于燃煤標桿上網(wǎng)電價)都不受年度建設規(guī)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(wǎng)企業(yè)建設接網(wǎng)工程，四是鼓勵就近直接交易，五是執(zhí)行固定電價收購政策，由省級電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)保障優(yōu)先發(fā)電和全額收購項目電量，如發(fā)生限電，將限發(fā)電量核定為可轉讓的優(yōu)先發(fā)電計劃，七是創(chuàng)新金融支持方式，八是在“雙控”考核方面調(diào)動地方政府積極性。

2019年4月，《關于推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)項目建設的工作方案》(征求意見稿)發(fā)布，進一步明確了平價上網(wǎng)項目推進細則，鼓勵項目業(yè)主自愿轉為平價上網(wǎng)項目，并落實相關政策執(zhí)行單位，明確任務分工。



2019年5月22日，發(fā)改委、能源局公布了2019年第一批風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單，總裝機規(guī)模2076萬千瓦，遍布16個省份，其中風電451萬千瓦，光伏發(fā)電1478萬千瓦，分布式交易試點147萬千瓦。從平價項目的規(guī)?？矗?0GW的規(guī)模已經(jīng)相當可觀，可以認為目前大部分地區(qū)在保證消納的情況下，有實現(xiàn)平價上網(wǎng)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(fā)文組織申報風電平價上網(wǎng)示范項目。示范項目的上網(wǎng)電價按當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價執(zhí)行，相關發(fā)電量不核發(fā)綠色電力證書，相應的電網(wǎng)企業(yè)確保風電平價上網(wǎng)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(wǎng)示范項目。目前各項目正在穩(wěn)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(guī)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(nèi)蒙古自治區(qū)2018年新增風電建設規(guī)模管理，所發(fā)電量按照可再生能源優(yōu)先發(fā)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(qū)已經(jīng)有了平價上網(wǎng)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(jù)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(qū)的風電上網(wǎng)電價。我們認為，目前全國大部分地區(qū)都能夠實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)，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(xiàn)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(fā)展。



(三)配額政策十年磨劍，保障新能源健康發(fā)展

2019年，國家陸續(xù)出臺了一系列風電政策。除了例行的關于風電的電價調(diào)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(fā)電消納將得到有力的保障。

2019年5月，發(fā)改委、能源局發(fā)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(fā)布的《消納保障機制的通知》是在國家能源局發(fā)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?yōu)橄{保障機制，配額指標變?yōu)橄{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(qū)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(qū)、直轄市)有關部門和國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)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(jiān)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(fā)布的時間，及為后續(xù)細則陸續(xù)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(qū)，予以鼓勵。

此外，在對于實際完成消納量超過本區(qū)域激勵性消納責任權重對應消納量的省級行政區(qū)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(qū)域能耗“雙控”考核。對納入能耗考核的企業(yè)，超額完成所在省級行政區(qū)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(qū)和高耗能企業(yè)，將會促使它們采用可再生能源發(fā)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(wǎng)、南方電網(wǎng)所屬省級電網(wǎng)企業(yè)和省屬地方電網(wǎng)企業(yè)于每年1月底前向省級能源主管部門、經(jīng)濟運行管理部門和所在地區(qū)的國務院能源主管部門派出監(jiān)管機構報送上年度本經(jīng)營區(qū)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(jiān)測統(tǒng)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(qū)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(qū)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(fā)電量需要達到6679億度，2020年全年非水可再生能源發(fā)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(diào)整，只在新疆、甘肅、山東有略微調(diào)整，其中新疆下降超過1%。

本次發(fā)布的《消納保障機制的通知》繼續(xù)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(wǎng)企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)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(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。

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(zhí)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(yè)，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(yè)投資環(huán)境持續(xù)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(chǎn)業(yè)鏈供需環(huán)境將持續(xù)顯著改善。

長期看，風電行業(yè)將直接受益配額制的實施，配額指標強制執(zhí)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(wěn)定新增裝機需求，對于整個風電產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)鏈將不受補貼限制，完全的市場化運行，帶來一些優(yōu)秀的投資商、零部件企業(yè)的頭部效應顯現(xiàn)，整個行業(yè)的強者恒強的態(tài)勢將更加明顯。

目前風電制造業(yè)公司的估值水平處于相對低位，對于未來快速增長的業(yè)績，投資價值明顯，推薦行業(yè)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(yè)發(fā)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。