2018年中国风电发电量达到3660亿千瓦时，占全部发电量的5.2%，比2017年提高0.4个百分点。2018年全国风电平均利用小时数2095小时，同比增加147小时;2019年1-6月，全国风电发电量2145亿千瓦时，同比增长11.5%;全国平均风电利用小时数1133小时，同比下降10小时。
2018-2019年H1中国风电发电量统计情况
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2018-2019年H1平均风电利用小时数统计情况
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2018年全年弃风电量277亿千瓦时，同比减少142亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点，弃风限电状况明显缓解。2019年1-6月，全国弃风电量105亿千瓦时，同比减少77亿千瓦时；全国平均风电利用率95.3%，平均弃风率4.7%，弃风率同比下降4.0个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。
2018-2019年H1中国弃风电量及平均弃风率统计情况
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除2012年和2015年外，我国风电招标量均高于当年并网装机，且部分年份招标规模走势与次年装机走势产生背离，主要是因每年都有一定规模项目招标完成后未开工或并网，开工取决于下游运营商，不同时间点开工会改变项目收益率。
从收益率来看，在众多因素中，下调电价对IRR影响最大，因此2015年电价政策落地后，行业内未并网项目（包括核准、招标、开工等）纷纷加紧并网以确保项目有相对较高的收益。根据统计，目前有67GW存量项目需要在2020年底之前并网才可以保住之前的电价。
新项目招标加速，2019上半年招标量接近去年全年。2019年上半年已核准项目加速招标，行业招标量为32.3GW（不含议标），较2014年同期增长124%，仅比2018年全年招标量少1.2GW。目前多数当年招标项目尚未开工，预计本轮抢装的装机量将显著高于此前抢装。
除近几年积累存量项目多
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招标量自2018年以来开始高增长
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风电并网情况
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二、风电新增装机影响因素
电价对IRR影响最大。新增装机影响因素主要有：（1）IRR走势，主要影响因素有贴现率、电价、发电小时数、项目造价、利率等；（2）行业与政策影响，如环保政策、弃风率、电网准入、央企领导换 届、风区建设转移等；（3）特殊变量，例如钢材价格。其中电价对IRR影响最大。
电价政策大调整，开工转为并网触发此次抢装。此前政策规定开工即可保电价，2019年5月底，能源局印发《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，电价确定节点由开工变为并网。
风电新增装机影响因素一览
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电价对项目收益率影响最大（造价、基准利率与IRR负相关）
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预计2019、2020年风电新增装机规模分别为25、35GW
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三、风电制造环节供给端
从产业链各环节来看，包括预付款项、应付账款+票据、预收账款+合同负债与采购支出均有不同程度的增长，抢装已经启动，目前各制造环节供不应求。
风机：2019年9月份整机单位千瓦招标价格已超4000元，绝大多数一二线整机制造商无空闲产能，并对已签低价合同进行梳理。
轴承：头部整机制造商已预订完国外轴承厂产能，国内轴承厂，如洛轴、瓦轴、大冶轴等轴承制造企业排产较满；
塔筒：塔筒制造商更加贴近用户侧，下游需求增长会更快反映在产品价格上。通常塔筒为成本加成模式，价格与原材料同涨同跌，目前部分塔筒制造商产品价格不随原材料价格走低而下降。
叶片：总体产能偏紧，叶片芯材短缺。雨季结束后巴沙木库存见底，巴沙木价格已上涨至12000元/吨，巴沙木生长周期在4-5年以上，预计2019-2020年叶片供应偏紧。
铸件：环保、场地、劳动力等因素制约其扩产，从各厂商公布的产能情况来看，2019-2020年国内供需偏紧的情况较难改变。
整机、零部件与运营环节预付款增长
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整机与零部件环节应收账款与票据增长
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整机与零部件环节预收款与合同负债额增长
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整机与零部件环节采购支出增长
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