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2）美国——根据测算，美国风力发电在2007年之前占比较低（不到1%），自2007年左右起占比快速增加，2019年风力发电占总发电量的比重在7.29%左右。
对比下来，国内风电还存在较大的发展空间，但需要注意的是，增长空间的天花板究竟在哪里，到底是对标占比较高的欧洲，还是占比较为接近的美国？
1.3 国内风电增长空间
对于国内风电来说，其实无论哪种对标都不太合适，主要原因是风电场对场址的选择比较敏感，需要在风能资源较为丰富的区域建设，而不同国家的风能禀赋并不相同，难以通过简单对标来考虑增长空间。因此，主要从国内风能资源量上来预测后期增长天花板。
受气候影响，我国的风能资源分布较为广泛，其中比较丰富的地区包括三北（东北、华北、西北，包括内蒙古、新疆等地）地区、东南沿海以及附近岛屿（山东、江苏、上海等地）。
根据国际可再生能源机构（IRENA）的预测，到2050年国内陆上风电装机可达到2150GW，2150GW（占国内潜在风电装机量的24%，潜在装机量为8800GW），而2018年国内陆上装机为205GW，该预测潜在的复合增速为7.62%。
此外，该机构预测我国海上潜在装机量为3860GW（水深小于20米的装机为496GW、水深在20米至50米之间的为1127GW、水深在50米至100米之间的为2237GW），到2050年，仅有10%，即386GW可以被使用，2018年海上风电累计装机量为4.44GW，复合增速为14.97%
不过，上面给出的增速，是从可利用资源的逻辑出发，并没有考虑国内电力供给情况，因而逻辑上存在缺陷，只能作为参考。
因此，这里再用另一种方式测算——风电、光伏等清洁能源将长期替代火电的逻辑。
假定后期不再新增火电机组、以及现有火电机组35年后，也就是2055年全部退役（参考大唐发电机组的折旧年限35年）、火电机组需要由风电、光伏等新能源替代，按照此种方法测算后期风电的装机空间，具体计算公式如下：
风电所需装机容量=火电装机容量*火电利用小时/风电利用小时数。
目前火电机组的装机容量为：1190.55GW、利用小时数为4293小时（年），风电的装机容量为210GW、利用小时数为2082小时（年）。
按照此公式，计算出的2055年风电所需装机容量为2454.87GW二手吊车，年复合增速为7.28%。暂这个方式计算下来的增速，已经是非常乐观了——隐含假设是火电全部由风电替代，如果假设仅有50%的火电被风电替代，则年复合增速仅有5.17%。
注：上述测算较为简单粗略，单从风电对火电的替代测算，并未考虑到全社会用电量的增长和风电在整体能源结构中的比重变化。
根据国家发改委能源研究所研究员王斯成的观点，他认为影响新能源发展的主要障碍，是因为可再生能源和传统能源属于顶替和被顶替的关系，两者之间存在“利益”之争。
所以，火电被替代的过程，究竟需要多少年，目前还很难说。因而，以上“替代火电”方法测算的数据，也存在不确定性。不过，这样的测算市场容量的方法，和前面的“以可开发潜力来测算”的逻辑结合在一起，得出的结论能够印证。
另外，这个市场目前的热点是：海上风电。不过，虽然前景更好，但目前仍处于起步阶段，目前存在技术（比如风电设备的设计、制造、安装技术仍不够成熟）、高额投资成本（海上风电的度电成本为0.5元/千瓦时的制约，其份额快速提升的可能性较小。
各类能源的度电成本，来对比一下：光伏、煤电、水电、核电的度电成本分别为0.44元/千瓦时、0.36元/千瓦时、0.26元/千瓦时、0.34元/千瓦时。
因此，尽管风电可开发容量很大，但如果从替换火电角度考虑，风电的增长速度并没有想象的高（行业年化增长大约5%到7%左右）。
远期增长大致了解后，接着来看近期增长的几个主要因素。
1.4 风电周期
行业高频指标方面，可以看新增装机容量。从上图可以看出，风电的发展大致经历了两个周期：
1）2005年-2012年，2008年之前增速较高主要是风电装机基数较低，2009年增速超过100%，主要是当年出台政策制定陆上风电标杆上网电价，刺激风电发展；2011年开始新增装机出现下滑，主要和前期发展过快导致风电消纳出现困难、风电质量事故频发有关。
2）2013年-2017年，2014年、2015年新增装机大幅增加，主要原因是监管层出台政策下调补贴，带动行业出现抢装；2016年开始，新增装机再次下滑，主要原因是前期增长过快导致弃风现象再次严重、政府限制内蒙古、黑龙江等北方六省的新增装机。
综上，可以看出，前期风电装机和政策（主要驱动）、风电消纳情况有关：政策出台——装机量大幅上升——产能过剩（弃风率上升）——装机量大幅下滑（弃风率改善）。
2019年5月，监管层再次发布下调补贴的政策，要求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。
简单总结一下，一是之前积压的核准项目，必须在2020年或者2021年底建设完毕，否则不能享受补贴；二是从2021年开始，陆上风电项目全面取消补贴。
因此，可以确定，2019年-2021年是抢装时点，新增装机量会大幅增加。目前，受公共卫生事件影响，2020年一季度装机量出现下滑（50.63%），预计从2020年4月开始逐渐恢复，累计增速较上月上升15个百分点，但增速仍未负（35.45%）。
当前，风电因抢装处于景气度较高的阶段，那么，这样的景气度能延续到什么时候？需要看另一个高频指标——弃风率。
1.5 弃风率
首先，电力系统是一个发电、输电、用电同时进行的系统，每分每秒都必须保证发电与用电一致。用电负荷可以准确预测，准确度可达99%，而水电、火电等常规可控电源必须配合难以准确预测的风电、光伏发电进行电力平衡。
图：平衡是电力系统的基本属性，电网就是一座天秤
当水电、火电（火电存在最小技术出力，出力范围一般在50%~100%）调节空间不足时，新能源也就没有了消纳空间。
弃风，指的是由于电网消纳不足等原因，导致风能资源浪费的现象，描述这种浪费程度的指标就是弃风率。
在缺少补贴的时代，影响风电装机的首要因素就是弃风率——弃风率高、反映风电消纳不足，后期新增装机规模会受限。
从上图可以看出，历史弃风率和新增装机呈现明显的负相关关系——比如2012年，受前期新增装机影响，弃风率达到高点（17%左右），当年新增装机出现大幅下滑；2016年受前两年抢装影响，弃风率再次高企（17%左右）同时新增装机增速大幅放缓。
看上图，虽然弃风率之前有波动，但未来，大概率会维持在一个比较低的水平，较难再上升。主要原因是监管层通过政策严格限制弃风率，比如2020年国家电网设定的弃风率为低于5%，南方电网要求不弃风。
不弃风，并不代表后期风电新增装机会大幅放量，主要原因是提升风电，就意味着火电消纳的减少，而在火电机组还能使用的情况下，火电消纳难以快速下降（利益博弈）。如果此时大幅提高风电、光伏等新能源的装机，可能会影响其消纳，进而使得弃风弃光率上扬。
因此，从行业逻辑来看，和在宏观研究中得出的结论相印证，抢装是短期业绩增长逻辑，这个逻辑结束后，风电的增长速度可能并不乐观。综上，可以看出，目前短期增长较为确定，但2021年之后增速大概率会回落（低速增长，甚至受如全社会用电量增长放缓、风电成本下降不及预期、风电消纳能力恶化等因素的影响，负增长都有可能）。
那么风电周期是否会一直存在下去吗？可以参考一下风电最发达的欧洲地区的风电发展进程。
不同于国内装机主要以路上风电为主，欧洲国家因为受国土面积因素的影响，主要以发展海上风电为主。
欧洲海上风电市场经过30年的努力发展已经实现平价上网。取得这样的成就与政策支持、技术创新、供应链建设的贡献密不可分，过去10年欧洲海上风电产业无论从技术、产能还是装机规模均取得长足进步。2019年欧洲海上风电新增并网容量3.6GW，截至2019年底，欧洲海上风电累计装机22GW。
在2010年欧洲国家的海上风电度电补贴均远高于中国，经过10年的规模化发展，新项目电价自2017年以来就接近平价，2019年英国新项目中标电价甚至低至0.35元/千瓦时。
1991-2011：欧洲海上风电处于探索示范阶段：
1991-2001年的第一个10年间，丹麦、荷兰、英国等合计建设了9个海上风电项目，其中5个项目容量低于10MW。这一阶段主要关注海上风电技术的可行性，在不计单位成本投入时控制建设规模，小步快跑迭代技术和建设经验。
经过10年的探索论证，以丹麦、英国、德国为首的西欧国家逐步认可海上风电的可行性和资源潜力，形成坚定的政策支持。从2002年-2011年，欧洲市场进入商业化开发阶段，通过加大单体项目开发规模来降低成本。
海上风电最先在西欧发展的主要因素有三点：
西欧国家处于能源安全和低碳发展的考虑支持海上风电技术作为可再生能源的探索发展；
欧洲陆上风电发展的土地资源有限；
海上风电可以很好地利用海上石油开发及运营经验，随着北海油田的衰落，当地石油产业转型发展海上风电以维持增长和就业岗位。
2012-2019：商业化规模化、平价、远海前行：
进入2012年以来，欧洲海上风电开发迅速向商业化、大规模、零补贴模式靠拢，2007年英国批准了爱尔兰海域450MW的Walney风电场，全球首个应用轻型高压直流（HVDClight）的德国BardOffshore1（400MW）也提上开发日程。由于水深和离岸距离的增加，2016年之前单千瓦资本开支并非线性下降，而是先抑后扬，2016年左右稳定在人民币2.4万元，水深和离岸距离较小的项目单位造价可降至1.8万元人民币。
图：欧洲海上风电容量越来越大，平均单机功率越来越高，水深和离岸距离也不断增长
经过持续的政策支持、技术创新、供应链建设，欧洲海上风电在过去的10年取得长足发展。2019年，欧洲海上风电新增并网容量3.6GW，其中英国刷新最高纪录达到1.8GW，德国新投运1.1GW，同比增长13%；丹麦新增374MW。
葡萄牙的WindfloatAtlanticPhase1漂浮式项目使用半潜式平台安装3台V164-8.4MW风电机组，目前其中一台机组已完成并网，该机组也成为世界上最大的漂浮式风电机组。该项目属于试商用规模，同时也是全球第一个获得银行商业金融支持的漂浮式海上风电项目。
截至2019年底，欧洲海上风电累计装机22GW，合计5047台海上风机分布于12个国家。累计装机容量排名前五的国家所占份额达99%，分别是英国（45%）、德国（34%）、丹麦（8%）、比利时（7%）和荷兰（5%）。
随着度电成本的快速下降，过去五年欧洲海上风电的上网电价快速下降。英国海上风电的招标电价已经下降至0.35元/千瓦时，德国也实现了零补贴。目前计划在2023-2025年投运的欧洲项目多数电价在0.4元以下。
未来全球海上风电仍有成本优化空间，随着漂浮式风电进入商业化阶段（风场规模更大）、使用更大的风机、技术进步、供应链的成熟，漂浮式风电的度电成本将大幅下降（采用这种设计的初衷，其实也很务实二手吊车，就是要降低海上风电的成本。因为当水深超过50-60米后，安装水下基础的价格就变得极为昂贵，所以采用浮式风机将会极大的节省成本），不仅有能力与固定基础海上风电项目竞争，甚至与陆上风电相比也有很强的竞争力。
图：漂浮式风电
欧盟委员会在2019年11月提出2050年欧洲海上风电装机达到450GW的宏伟目标，该目标报告由10个与欧盟共同协调海上风能方面工作的“北海”国家的能源部提交，预期2050年欧盟仅需开发3%的海域面积，获得30%的所需能源。
欧洲主要国家装机量和弃风率
图表：欧洲历史风电新增装机（MW）
2018年欧洲新增装机12.11GW，同降24%风电备件招标，主要原因是英国（可再生能源义务证书政策的终结）和德国（不利的招标设计机制和审批问题）下滑，展望未来欧洲发展动力主要来自于“2030年气候与能源政策框架”，可再生能源占比提升至27%。
意大利：2009~2012年，意大利的弃风率分别是10.7%、5.8%、2.7%、1.2%，弃风原因包括火电机组最小出力限制、保证备用量以及输电阻塞。
德国：截至2014年年底，风电装机容量38115兆瓦，而弃风率却不到1%，如此高的消纳利用率，得益于各个输网公司对其控制区域内风电相对精确的预测。
欧洲弃风率低的原因：
（1）输送距离短，电源接在负荷侧
首先看我国风电分布情况：
颜色深的地方代表新能源装机多。我们可以看到，新疆、甘肃、宁夏、内蒙古这些颜色深的区域，自己是用不了这么多电的，而需要用清洁电的东部地区装机容量少。所以，在我国想要大规模使用新能源，只能长距离输送。因此，国家电网公司建设了多个特高压输电工程，就是为了把清洁电送得更远、更多。
举个例子：
酒泉—湖南±800千伏特高压工程线路全长2383千米。
再看看这张图——可再生能源非常发达的北欧地区，包括瑞典、挪威以及丹麦、德国北部。白色的斯堪的纳维亚半岛长1850千米，大约比酒泉—湖南特高压线路还要短533千米。
与我国更为不同的是，欧洲地区的可再生能源大多是分布式接入，并且接入在负荷侧，相当于风机就建在用电多的地区。再简单粗暴地类比一下呢，相当于把内蒙古的大风机直接装在江苏一样，传输距离短，即发即用，清洁能源消纳更容易。
即便欧洲有传输距离短的优势，但和我们一样，欧洲也正在大力建设输电网架，实现清洁能源在大范围内的优化配置。
（2）灵活调节电源比例大，电力系统更灵活
从这张2015年的数据图可以看到，我国“三北”地区火电占比达到71.1%（很高），抽蓄、常规水电等灵活调节电源占比不足8%（很低）。
而美国和西班牙的灵活调节电源（水电、燃油燃气、抽蓄）则分别达到新能源电源装机的8.5倍和1.5倍。
再举个例子：
2015年7月25日，德国太阳能、风能和其他可再生能源的发电量创下占该国当日总用电量78%的纪录。
主要调节的其他电源当天在7个小时内由1443万千瓦降至309万千瓦，这样大的波动对电网灵活性和坚强性的考验很大。
丹麦的风电资源非常丰富，2015年第1周就有34个小时的全国负荷由风电提供。在这周，丹麦全国五分之一的电都是清洁风电。丹麦的风电通过与挪威水电相配合调度，减少了调峰的成本。
对比国内，国内也有这样的“风水互济”模式——甘肃与湖南。酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程正式投运后，甘肃的风电就可以和湖南的水电配合调度。（当然，这距离可比丹麦到挪威远得多。）
（3）精准预测
可再生能源特别是风电，光伏等发电受气候与天气影响较大，在一天内可能波动幅度巨大，其不稳定性与不可靠性是造成其无法大规模消纳的重要因素。如果能提前相对精确预测出可再生能源特别是风电光伏的当日发电功率曲线与用电负荷曲线，那么就可以根据预测曲线提前安排火电等传统化石能源发电厂的发电计划，以达到最大幅度消纳新能源的目的。
在德国四个大输电区域中，由相应的输网公司负责维持电网稳定。厂网分离之后输电公司必须向调频市场购买平衡电力，以平衡计划与实际之差。目前一次，二次，三次调频能量可以按需拍卖，其中除一次调频由于无法计量而按功率收取费用外，其余两种调频皆按功率与电量进行二元计费。由输网公司向相应的调节商支付。同时由于德国存在四大输电网区，各个输电区域之间也会在进行一些平衡。
同时，每个大输电区又由许多平衡基团组成，每个区域100个到200个不等。平衡基团是德国电网调节中虚拟的基本单元，在此单元中，所有的终端用户消耗电量、产电商发电量以及输入输出电量必须达到平衡。单元内发电量，耗电量，流入流出电量都由平衡基团责任方负责预测与经营，并且受到区域输电网公司的管理。平衡基团可大可小，在德国任何一个参与电力交易的能源公司，必须拥有至少一个平衡基团，所以平衡基团责任方可以是单纯一家发电厂，也可以是负责给一片小区供电的能源公司。平衡基团责任方必须每天预测自身区域内流入与流出的电量，并制成计划上交给输网公司，而输网公司会根据这些表格在内部平衡之后做出全区域的计划。
每当实际流入流出平衡基团的电量与计划表发生偏差，平衡基团责任方就必须向其所在输电区域的输电公司购买平衡电力，而价格由输电公司在二次调频与三次调频中的投入计算得出。在德国无论是正向平衡电力，还是逆向平衡电力的费用是一样的，都按照平衡电力的电量价格的加权平均值计算得出。而这个值，往往远大于在欧洲电力交易市场中的交易电价。
由此可见，一个平衡基团责任方的预测准确与否，会直接影响到其在电力交易中的盈利。同时输网公司的盈利也一定程度上与之相关，当大输电区的整体偏差较大时，会使输网公司在一次调频上的投入增大，对于这一部分支出，输网公司不能从与下面的平衡基团责任方的交易中得到补偿，这就驱使输网公司对其管理的平衡基团责任方加强管理。由此，精准预测负荷与发电量，尤其是不稳定的新能源的发电功率，成为输网公司与平衡基团责任方的利益诉求，大大提高了二者预测的积极性。提高了预测精度后便可以大大减少拥堵的可能性，增加新能源的消纳。
（4）开放的电力市场&灵活的电价机制
在欧盟统一电力市场的建设目标的指导下，欧盟各国市场间相互开放，逐步向统一电力市场发展，促进了新能源的消纳。葡萄牙和西班牙同属伊比利亚电力市场MIBEL，德国属于EPEX电力市场，包括MIBEL、EPEX在内的欧洲7个主要市场已经实现了日前和日内市场联合出清，与跨国双边交易共同构成了欧洲统一电力市场。
另外，欧美国家还实施了绿色证书交易。绿色证书交易是在强制性可再生能源配额制基础上引入的一种市场化机制，促进可再生能源配额制的实施，增强配额任务的灵活性，降低可再生能源实施成本。今年，我国也会开始实施这项政策。
但是，新能源发电的综合成本高，发展新能源势必带来整体发电成本的上涨，最终体现在终端销售电价中风电备件招标，由每一位用户承担。
虽然使用清洁电让电费变贵了，但是欧洲居民还是在热情地用钱包支持新能源事业。英国卡迪夫大学的一项民意调查显示，太阳能发电、风电、水电等清洁能源广受好评，石油、煤电、核电等传统能源成为了“不受欢迎的能源”。
纵观欧洲的风电发展历程，可以看出：
（1）规模化发展是欧洲海上风电降本的核心驱动力
（2）从补贴到平价是新能源发展的必经之路
对比2010年欧洲主要国家与中国的海上风电度电补贴可以看出，在2010年欧洲海上风电项目均享受远超中国的高补贴，但正是由于2012年开始进入规模化商业化开发，欧洲海上风电的成本和招标电价快速下降。
德国海上风电招标电价自2017年开始已经实现了零补贴，2017年招标的GodeWind3招标电价甚至低至0.46元/千瓦时，接近我国东南沿海省份的火电燃煤标杆电价。
英国海上风电的招标电价从2013年的1.43元/千瓦时已下降至0.35元/千瓦时，5年内累计降幅达到76%。
从欧洲的风电发展历史来看，从最开始的探索示范阶段，再到商业化规模化平价阶段，政府补贴和政策支持是必不可少的推动力量，在产业发展初期起到了举足轻重的力量。
（3）补贴退出，平价上网之后，风电周期会继续存在
从欧洲17年风电基本实现平价上网后可以看出，平价上网后，装机量没有出现明显的增长，18年反而出现了下滑，所以当补贴退出风电实现平价上网之后，补贴和抢装将不会再是风电周期的主导因素，宏观上的国家产业结构的变化，对未来能源结构的规划，社会总用电量的增长，电网消纳能力的提升，微观上的行业供需，市场竞争格局等将变成影响风电周期的主导因素。未来怎样让新能源更多消纳，怎样让新能源更便宜，怎样让新能源更安全，才是行业内的各个参与者应该为之努力的方向，对平价上网后，补贴和政策不再占据主导地位的这种风电周期我们暂且称它为“新风电周期”。
二、风电行业上下游代表企业基本面
通过上图，可以发现几点：
1）风电行业上中游环节收入增长速度较高一些，主要原因是2019年5月政策落地，平价前下游运营商开始抢装，带动中上游收入上涨，而下游由于需要电站并网才能产生收入，收入增长时点晚于中上游，所以其收入增长不明显；
2）整体看，上游龙头收入增速要高于中游，主要的原因是收入体量不同，导致平价抢装刺激的影响也不同。中游企业的收入体量在100亿元以上（金风科技在380亿元左右），而上游除叶片环节收入体量在100亿元以上外，其余赛道收入体量较小，导致平价对其刺激更大，收入波动更大。
政策对中上游的影响要先于下游（2016年装机大幅下滑，同年中上游收入增速开始转负，而下游电站运营商收入未受影响）、上游由于体量问题增速变动比中游明显。
再来看各环节道回报情况。
2.1 风电行业上下游企业回报情况
这里重点来看中上游企业回报情况。从回报层面来看，上游零部件环节的回报要明显好于中游整机环节。
从历史十年的回报来看，上游的回报也确实好于中游。此外，各环节的回报波动比较大，主要和风电装机周期有关，比如2014年、2015年为周期高点，各环节回报也较高，2016年、2017年行业进入下行周期，回报也开始走低。
从利润率水平来看，上游的毛（净）利率水平要高于中游：
1）上游几大回报较高的零配件环节，挨个来看：
机舱罩，双一科技毛利率相对较高，主要原因是其在定价时会将运输费用包含在销售价格里，而实际发生的运输费用在销售费用中核算。这个环节集中度较低，龙头市占率在10%左右。
铸件（日月股份）、主轴（金雷股份）环节的毛利率较高，主要是其竞争格局较好（铸件CR5为81%，主轴CR2超过50%），具备一定定价权。
塔筒集中度较低，天顺风能的市占率在10%左右。
另外，出口逻辑也需要考虑，出口多，意味着增长空间更大。
从海外收入占总收入的比重来看，机舱罩（34.5%）、主轴（54%）、塔筒（34.5%）的海外收入占比较高，叶片、铸件在15%左右。整体来看，机舱罩、主轴、塔筒的出口逻辑更强。
2）整机中的龙头金风科技毛利率较低，主要是因为其下游为大型央企，话语权强，导致其定价权较低，另一个原因是2019年结算的是2018年及以前市场竞争积累的低价订单。
从周转率水平来看，应收账款周转率较为接近，但上游的周转率略高于中游，主要原因是下游电站运营商多为大型央企，话语权较强。固定资产周转率差异较大，但并无明显规律，可能是企业的其他业务导致，比如金风科技的固定资产周转率偏低，主要是其还运营风电场，导致固定资产较高，拉低周转率。
而从资产负债表结构来看，固定资产是该赛道的核心资产，以一单位核心资产所带来的收益能力来看，日月股份的综合能力较高，能达到3.11元的收入、0.45元的净利润及0.76的现金流。其次，是双一科技、金雷股份。
综上，可以发现风电环节的上游回报要高于中游，主要原因是其竞争格局较好，拥有定价权，而中游整机虽然同样格局较好，但由于其下游为大型央企，其定价权较小，导致其回报、周转率较低。
研究完以上信息，总结一下这条产业链的基本面：
1、增长空间：风电陆上、海上潜在装机量可以达到8800GW、3860GW，不过实际替代火电所需装机量（目前火电机组的装机容量为：1190.55GW）显著小于该潜在装机量，根据测算，2055年替换火电所需装机容量为2454.87GW，年复合增速为7.28%；
2、风电行业的前瞻指标：风电赛道主要关注指标包括装机量、弃风率，但这两个指标前瞻性不强；
3、回报情况：整体来看，上游回报好于中游，主要是上游环节铸件、主轴等环节竞争格局较好，而中游整机环节受上下游挤压，回报偏低；
4、增长情况：2019年-2021年在2019年政策刺激下，存在一轮抢装时间，但长期增长需要考虑火电机组退出情况；
5、估值情况：由于各细分赛道龙头公司和其可比公司差异过大。总体来看，估值水平为下游
