发电设备子行业出现分化（huà）
      07年发（fā）电设备增速（sù）出现（xiàn）回落，其中（zhōng）火电（diàn）相关设备增速明显放（fàng）缓，虽然出口带来（lái）新的增长点，但短期不能弥补国内需求下滑产生的缺口，预计景（jǐng）气周期见顶。水电、核电等行业在政策的支持下，仍然保持高景气。
       风电设（shè）备延（yán）续高（gāo）景气（qì），多晶硅“蜜月”或将过去
       在政策、利益驱动（dòng）下，风（fēng）电建设在（zài）整个“十一五”期间（jiān）仍将（jiāng）保持（chí）高速发（fā）展，从事整（zhěng）机生（shēng）产的（de）行业龙头企业（yè）以及议价能力强的关键（jiàn）零部件供应商将受益于风（fēng）电行业的爆发式增长。光伏产业虽然前途看好，但多晶硅近期产能扩张速（sù）度超过了需求增长的速（sù）度（dù），价格预期下滑。
      输配电行业处于景气上升
      未（wèi）来加大输配电领域投资是我国（guó）电力（lì）工业长期发（fā）展的必然趋势，受益于电网投资持续增加，输配（pèi）电产品的收入和利润继续保持快速增长。与此同时，国内输配电企业在（zài）经（jīng）历了由“市场换技术”到“自（zì）主创新”  的转变过程后，竞争力逐渐（jiàn）增强（qiáng），市场份额逐渐提升。
     “节能减排（pái）”的压力（lì）和市场机遇
      电力工业是能源消耗和污（wū）染物排放的（de）大户。电力工业中落实（shí）“节能减排”政策的主要（yào）措施是在发电、输变电和用电领域推广具有（yǒu）明显节能减（jiǎn）排效果的先进（jìn）电力设备。
      原材料（liào）上涨威胁电力设备厂商盈利能力
      08年以来，电力设备领域的原材料价格持续上涨，其中（zhōng）作为发电设备主（zhǔ）要成（chéng）本构成的钢材（cái）价（jià）格上涨幅度突出，原材料价格的不断上涨直接威胁了相关厂商的盈利能力；由于铜、铝价格相对上涨幅度有限，我们认为输配电设备成本压力相对较轻，行业继续高景气。
       1.回顾：电力设备行业总体运行情况
电力设备行业主要分（fèn）电站发电设备（发电（diàn）机、汽轮机、水轮机、电站锅（guō）炉等（děng））、输变电一次设备（变压器、开关、断路器、电线电缆等（děng））、二次设备（电站自动（dòng）化和（hé）电网自动化等）及电力环保设（shè）备（变频器、脱硫设备等）。其中电（diàn）源投（tóu）资主要形成对电站设备及（jí）电力环保的需求，输变电一次设备（bèi）和二次设备的（de）需求主要（yào）来自电网投资。因此可以（yǐ）说，电源建设、电网建设对设备的需求决定行业（yè）增长。
       1.1.电力投资持续增加
       2000年以（yǐ）来，全社会用电量年均增长率高达13.16%，而经济的快速增长是促进用电量持续增长的主要（yào）因素。根据我们对2000-2007年间的数据统计进行分析得出（chū），社会（huì）用电量增长速度与GDP增长速度（dù）的（de）弹性系数平均在1.2倍左右，其中03年达到1.5倍，之后便逐步回落（luò）到07年的1.2倍（bèi）左右。
       随着全（quán）社会（huì）用电量的不断增长，尤其是在2000年以来全国多次出现大面积“电荒”的情况下（xià），国家逐步加大了对电力投资的（de）力（lì）度（dù），从而直接刺激了电力设（shè）备的市场需求。
       1.2.电力投资结（jié）构逐步优化
       长（zhǎng）期以来（lái），国内电力建设中一直存在（zài）着（zhe）发电和输配电的结构严重失衡的状况，2005年前，二者的比例关系大概是4:6，相反，目前发（fā）达国家（jiā）输配电和发电资（zī）产的（de）投入比例大约（yuē）为6:4。由于我国城（chéng）市电网建设投入严重不足，导致大多城市电网结构非常薄弱，电网老化现（xiàn）象严重。
       从保（bǎo）证电网安（ān）全和提高输送效率方面出发，国家从05年开（kāi）始就逐（zhú）步（bù）加大电网领域的投资力度，从而使得电网投资在整个电力投资中的比（bǐ）例得到提升。2007年全国电力基本建设投资完成5493亿元，同比增长3.87％，其中发电基本建设投资完（wán）成3042亿元，同比降低4.81%,连续两年出现回（huí）落，其占电力投（tóu）资比重由06年的60.42%下降到07年的55.37％；电网基本（běn）建设投资为2451亿元，同（tóng）比增长17.1%，电网投资比重（chóng）由06年的39.58%上升到07年的44.63％。随着（zhe）电网投资比重的逐步增加，过去电源投（tóu）资规模过大、增速过快、比例过高（gāo）的发展严重失衡的状（zhuàng）况逐步得到（dào）改善。
       1.3.发电设备子行业（yè）出现分化

       1.3.1.火电相关（guān）设（shè）备产量（liàng）增速放缓显著
       从统计数据看，与火电相关的锅炉、汽轮机等发电设（shè）备受（shòu）火电需（xū）求增速放（fàng）缓（huǎn）的影响，与前几年电（diàn）力短缺带来的高速增长相比，07年增速较（jiào）前几年已经明显下降。进（jìn）入2008年，锅炉、汽轮机等产品下滑的速度更为显著，锅炉（lú）产品08年4月份同比增长为－28.18％，汽轮机（jī）产品08年4月份同比增长（zhǎng）－29.17%。
       1.3.2.水（shuǐ）电相关设（shè）备增长稳定
        近（jìn）几年来（lái），水电建设步伐已经加快，龙滩、小湾、构皮滩（tān）、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一批大型水电站相继开工建设，其（qí）中有些项目的部分工程已投产发电。从统计（jì）数据看（kàn），水（shuǐ）电（diàn）发电（diàn）设备容量（liàng）达1.45亿千瓦，增长11.5％。2007年三峡电站又有7台机组投产发电，发电生产能力（lì）达1480万千瓦。受水电投资（zī）拉动，与水电相关的水轮机产品仍然保持（chí）了稳（wěn）定增长。
       1.3.3.核电（diàn）步入快速发展期
       截至2007年底，我国大陆地区核电运行机组达到11台，运行总装机容量（liàng）达到907.8万千（qiān）瓦。国家原子（zǐ）能机构的统计显示，2007年，我国核电总发（fā）电量628.62亿千瓦时，上网电量（liàng）为592.63亿千瓦（wǎ）时，同比分别增长14.61%和14.39%。
       2.预期：发电设（shè）备步入调整期，子行业景气程度（dù）不（bú）一
       2.1.经济增速放（fàng）缓带动发电设备调整
       从目前情况看，随着国家宏观调控政策不断加强（qiáng），2008-2010年，我国GDP增长率出现减速恐不可避（bì）免，如果按照GDP年均增长9％和发电设备与GDP的弹性系数为1.15计算，考虑“十一五”期间要淘汰0.5亿千瓦落后产能的因素，那么发电装机容量将可能从2007年的7.13亿千瓦增加至2010年的9.47亿千瓦左右,三年复合增长率为10％左右，年均增加装（zhuāng）机容量约为0.78亿千瓦，与06年新增装机容量相比下（xià）滑0.34亿千瓦，与07年相比也有0.16亿（yì）千瓦的缺口。这说明未来几年我（wǒ）国发电设备装机（jī）容量增速将难免会出现下降（jiàng），并且新（xīn）增装机容量（liàng）环比可能出现（xiàn）负增长，发电设备步（bù）入周期（qī）下行阶（jiē）段明显（xiǎn）。
        2.2.出口增（zēng）长在短期无法弥补（bǔ）国（guó）内（nèi）需求（qiú）下滑缺口
        目前，电站设备全球范（fàn）围内主要有日本的日立、三菱、东芝；中国的三（sān）大动力集团（东方、上电、哈电）以及欧美GE、西门子、阿尔斯通共九（jiǔ）家。东南亚、南亚、非洲只有印度重型电（diàn）力有限公司一家大型的本土燃煤电站（zhàn）设备厂家。中国三大动（dòng）力集团经过几十年的技（jì）术积累，已经形（xíng）成（chéng）了相当的科研能力，除了抽水蓄能电站设备（bèi）、燃气机组等高产品未（wèi）能有所突破外，300兆瓦、6000兆瓦的常规产品已经达到国际先进水平（píng）。但是，在一些集成技术、新材料的研制等方面与国外相比还有较大差距，尤其（qí）在满（mǎn）足节能降耗标准的高新技术产品研发方面差距较（jiào）为明显。
         从产品制造水平（píng）来看，中国通过引进先进的生产线（xiàn），工艺与制造水平已经能够赶上欧美与日本，甚至在某些方面还处于领先地位。从产品价格来看，价（jià）格优势一直是（shì）中（zhōng）国产业的主（zhǔ）要竞争力。同类电力设备产品，中国制（zhì）造（zào）一般比欧美日制造（zào）便（biàn）宜20％－30％，甚至更多，性价比优势明显。
        但是，我国（guó）生产企业在设备研发能力，如集成技术、新材料的研制等方面与国外相比还有较大（dà）差（chà）距，尤其（qí）在满足节能（néng）降耗标准的高新技术产品研发方面差距较为明显。在出口上（shàng），我国电站设备出口仍然集中在周边的发（fā）展中国（guó）家（jiā），也（yě）间（jiān）接表明了我国在电站设备的技术上与发（fā）达（dá）国家相比仍有（yǒu）差距需要弥补。
        目前，我国发电设备产品出口增长（zhǎng）迅速，已出（chū）口到世界30多个国家和地区，其（qí）中（zhōng）东南亚、非洲和中东地区是主要（yào）目标市场（chǎng）。
        从三大（dà）动力集团签订的三年内（nèi）工程合同来看，涉及总额大约为2073万千瓦，平均每年（nián）为700万千瓦（wǎ），也就是说出口带（dài）来的（de）需求增长与国（guó）内需求下滑（huá）缺口的1600万千瓦（wǎ）相比还有很大（dà）的差距。
        2.3.可再生能源发（fā）展空（kōng）间大，景气度高
       从各类（lèi）可再生能（néng）源的（de）发展（zhǎn）规划来看，未来10-15年内都有较大的发展空间。相（xiàng）对而言，风电（diàn）、生物质（zhì）能、核电不仅在装机容量绝对额的（de）增长空间、而且在装机容量的复合增长率上都（dōu）明显的相（xiàng）对优势（shì）。另外，国家还表示要通过实行优（yōu）惠的财政税收价格投资政（zhèng）策和强制性的（de）市场份额政策，鼓励生产消费可再生能源，使其在一（yī）次能源生产总量中的比例（lì）由2006年（nián）末（mò）的7%，提高到2010年的10%，进而到2020年的16%。

        2.3.1.水（shuǐ）电
       根据（jù）国家“十一五”规划,到（dào）2010年，水电装机要达到1.9亿千瓦（wǎ），即“十一五”期间新增装机7300万千瓦。“十二五”期间，我国还将进一步加大水电（diàn）投资（zī）规模，“十二五”期末我国水电（diàn）装机容量将（jiāng）达到2.3亿千瓦，占到总装机容（róng）量的25％，期（qī）间年均投资额将（jiāng）达到750亿元。由此可见（jiàn），在相当长的一段时（shí）间内，水电（diàn）相关（guān）设备仍将会（huì）保持稳定的（de）增长。
       2.3.2.核（hé）电
       根据《国（guó）家核电发（fā）展（zhǎn）专题规划（2005－2020年）》，到2020年，在运行核电（diàn）装机容量4000万千瓦，核电年（nián）发电量达到（dào）2600亿至2800亿千瓦时；在目前在建和运行核电容量1696.8万千瓦的基础上，新投产核（hé）电装机（jī）容量约2300万千瓦；同时，考虑核（hé）电的后续发展，2020年末在（zài）建核（hé）电容量应保持1800万（wàn）千瓦左右。同时规（guī）划还指出，按照15年内新开（kāi）工建设和投（tóu）产的核电建设规模大致（zhì）估算，核电项目建设资金需求总量（liàng）约为4500亿元人民币。
        2.4.火电设备（bèi）景气周期见顶
       从电力结构看，目前火电在我国现有电力结（jié）构中占据绝对的优势，占全国总发电量的比重达（dá）到（dào）83％。虽然短期（qī）内以火电为主导的格局难以改变，但出于对煤炭资源未（wèi）来供应能力的担心，以及火（huǒ）电厂对于环境的危害，我们认为国家今后在可再（zài）生能源方面投入将（jiāng）相对较多，火电在整个电力结构（gòu）中的比（bǐ）例逐步下降将是必然趋势。
       从供需看，随着大批电源项目的相继建成投产，电力供需形势进一（yī）步缓和，全国供需总体基本平衡，发电设备利用小时数继续大幅（fú）回落。受需求影响，从2007年下（xià）半（bàn）年开始出现调整，发电设备产量增速也开始放缓。我（wǒ）们认为（wéi），在发电设备产量增速放缓的情（qíng）况下，国家今后将（jiāng）会沿用目前的电力结构调（diào）整方向，大力发展可再生能源，从而火电未来发（fā）展空间将受到压缩。
       从财务指标（biāo）看，2007年下半年以来，火电设备厂商面临着（zhe）巨大的成本压力。能源与原材料价格的大幅（fú）上（shàng）涨使得设备（bèi）厂（chǎng）商的主营（yíng）业务成本增（zēng）幅明显超过了主营业务收入增幅，造成主（zhǔ）营业务利润增幅低于主营业务收入增幅。
        未来火电（diàn）设备将向大型化发展。目前我国30万千瓦（wǎ）及以上电力设备逐渐成为主流，2008年以后火电建设必然（rán）向（xiàng）更大容量、高参（cān）数机组演变（biàn），估计60万千瓦甚（shèn）至100万千瓦机组将成为主流。目前国内发电设备的主流品种30－60万千瓦亚临界和60万千（qiān）瓦以上超临界机组主要集中在三大发电设备集团生产。而未来60万千瓦（wǎ）和100万千瓦（wǎ）超（超）临界机组的市（shì）场更是非（fēi）三大动力集团莫属。伴随国（guó）内电力装机的快速增长，目前国内三大动力集团已经占有了全球市场份额的50%左（zuǒ）右。
       3.风电步入黄金时期，前景广阔
       3.1.风电产业链（liàn）分析
       零部件厂商与整机（jī）厂商数量倒挂（guà），产能不匹配，卖方（fāng）市场格局明显。目前国内能（néng）够规模化生产大型（xíng）风（fēng）轮叶片的仅有保定惠（huì）腾、上玻院、中复连众等；生产齿轮箱的主要有中国高速传（chuán）动、重齿和杭（háng）齿；发电机生产企业主要有（yǒu）永济电机（jī）、兰州电机（jī）、湘（xiāng）潭电机、南车（chē）电机（jī）等；风电主轴轴承国内产品质（zhì）量尚未完全过关（guān），目前（qián）主要依赖进口，成为的瓶颈；为数不多的上游零部件（jiàn）厂商与下游40多家整机企业（yè）形成倒挂，一家零部件企业往往（wǎng）为（wéi）多家整（zhěng）机企业供应产（chǎn）品，卖方格局明显。
       整机厂商（shāng）竞争逐渐加剧。面对巨大的市场（chǎng）和产业政策的支持，国内主流风（fēng）机制造商（shāng）纷（fēn）纷加大投入（rù）以求稳固市场（chǎng）地位。此外还有30余家公司准备（bèi）通过自主研发、购买生产许（xǔ）可证或合资合作的方式获得风机技术（shù），进入风机制造（zào）业来分取市场蛋糕。
海外风机巨头也纷纷在华设立工厂进行本土化生产，未来市场竞争将越来越激（jī）烈。
        截至2007年底，国内涉足风机整机制造的厂商增加到44家，其中外（wài）商独资/合资企业7家，内（nèi）资（zī）企业37家，比全球其他国家风电设备厂商（shāng）的总和还多，行业洗牌势在必行。我们认为（wéi）众多（duō）后进入者绝大多数将（jiāng）遭（zāo）市场淘汰，真正能够在未来行业（yè）走向集中的过程中生存壮大的必然是拥有先发规模优（yōu）势和自（zì）主创新能力的龙头厂商（shāng）。

       下游风电（diàn）场投资积极性高。国家关于落实（shí）可再生能源发电（diàn）配额规定，到（dào）2010年和2020年，权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源（yuán）发电权（quán）益装机容量应分别达到其权益（yì）装机总容量的3%和8％以上，这一强制性（xìng）目标使得电力运营（yíng）商特别（bié）是五大电力集团投资风电的热情空前高涨。另一方面，大的发电集团均属于国有企业，其装机容量决定了他们在同类企（qǐ）业中的地位，为了保证所处地位不下降，他们必（bì）须保持与（yǔ）其他集团和行业的同速扩张。未来中国火电发展受限、水电资源有限性都不可能长期持续，发电集团正（zhèng）是看到了风电在中国（guó）的长远美景（jǐng），所以现阶（jiē）段就已经开始了（le）抢（qiǎng）占利风资源的行（háng）动。
        我国风电场建设和运行（háng）成（chéng）本在逐步降低，初（chū）始投资从1994年的约12000元/千瓦降低到（dào）目前的约（yuē）10000元/千瓦，风电（diàn）运营成本也（yě）降到了0.5-0.6元/千瓦时左右。
         当前特许（xǔ）权项（xiàng）目招标（biāo）电价在0.45-0.55元/千瓦时左右，加上通过CDM项目带来的0.05-0.05元/千瓦时收益，风电运营（yíng）商已经可以保本；非特许权项目往（wǎng）往可以获得0.6-0.7元/千瓦时的（de）上网电价，风电场运营可获得可观效（xiào）益，特别是在还本付息期结束后，风电场运营将转为暴利产业。
        3.2.我国风电（diàn）行业（yè）发展迅速
        我国的风电发展（zhǎn）大体可分为3个阶段：
        首个阶段：1986-1990年是我国并网风电项目的探索和示范阶段。其特点是项目规（guī）模（mó）小（xiǎo），单（dān）机容量小（xiǎo）。在此期间共建立了4个风电场，安装（zhuāng）风电机组32台，单机容量为200kW，总装机容量为4.215万千瓦。平均年新增装机容量仅为0.843万千瓦。
          第（dì）二阶段：1991-1995年为示范项目（mù）取得成效（xiào）并逐步推广阶段。共建立了5个风电场，安装风电机组131台，装机容量为33.285万千瓦，平均年新增装机容量为6.097万千瓦（wǎ），单机容量为500kW。
         第三阶（jiē）段：1996年后为扩大建设规模阶段。其特点是项目规模（mó）和装机容量（liàng）较大，发展速度较快，平均年新增装机容量为60.13万（wàn）千瓦，单机容量为1500kW。
         截至到2007年底，我国风电总装机容量累（lèi）计为6050MW，仅2007年，我（wǒ）国风电装机新增装机就达到3454万千瓦，07年新增与累计装机分别同比增长159%和133%。
         3.3.中国风（fēng）电行业未来仍（réng）将维持高景气度
         3.3.1．风能储量（liàng）丰富，空间巨大
         据中国气象科学研究院初步探明，中国风能总储量达32.26亿千（qiān）瓦（wǎ），居世界前位。其中可开发（fā）和（hé）利用（yòng）的陆地上（shàng）风能储量有2.53亿千瓦，近海可开发和利用的（de）风能储量有7.5亿千瓦，共（gòng）计约10亿千瓦，大于中国的水能资源储量。截至2006年，除（chú）了西藏、云南、新疆等5个省自治区外，国内其他26个省、自治区、直辖市的风能资源还有（yǒu）32亿千瓦装机容量可供开发。其中，内蒙古可供开发的风能资源占到了（le）26个省、自治区、直辖市的一半，达14.6亿千瓦。
         与国外相比，我国风（fēng）能储（chǔ）量是印度的30倍，德国的5倍，但截至到（dào）2006年底，我国风电装机容量仅为印度的1/2.5，德国的1/8。因此，中国未来风（fēng）机行业（yè）发展空（kōng）间巨大。
        3.3.2．国家调整能源结构需要根据我国公布的《可再生能源中长期发展规（guī）划》和《可再（zài）生能源发展十一五规划》，到2010年，可再生能源在能源消费中的比重达到10％，全国可再生能源年利用量达到（dào）3亿吨标准煤。到2020年，我国可再生能源发电装机占总电力装机容量的（de）比例达到30%以上。
        同样作为可再（zài）生能源，在国家政策支持下，水电投资将（jiāng）稳步增加，但由于我国现有技术下可供开发的水电资源有限，估计未来水电在电源结构中的比例（lì）很难大幅增加。而太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，未来将面临良好发展机遇（yù），但（dàn）是目前要实现大规模（mó）商业应用仍存在很多技术瓶颈和（hé）成本（běn）过高的难题。
         比较看来，风力发电是目前具（jù）商业（yè）化条（tiáo）件的可再生能源（yuán）。当前，随着（zhe）技术的进步和规模优势的体现，风电的成本持续下降，每千瓦时（shí）风电（diàn）成本由20世纪80年代的20美分下（xià）降到21世纪初的5美分左右。根据《风力12在中国》的（de）预测，2020年前后，我国的风（fēng）力发电成本将与（yǔ）煤电相当（dāng）。
        但（dàn）截至到2006年底（dǐ），风（fēng）电的风力发电的装（zhuāng）机容量（liàng）仅占电力总装机容量的0.42％，出于改善过于依（yī）赖煤炭资源的状况和考虑到环保压力，中国风（fēng）电装机容量占电力总装机容量的提升（shēng）空间（jiān）很大。

        3.3.3.进口替代和出口潜力看
       好（hǎo）截至到2006年底，我国（guó）风电装机容量中国外风电机组制造商占有全国总（zǒng）装机容量的65.92％，国内（nèi）风力发电机组制造商所（suǒ）占比例仅为34.08％，也就是说，我国风电（diàn）市场（chǎng）的大部分（fèn）市场份额被国外风电机组制造（zào）商占据。2007年，中国新增风电机组中，内资（zī）企业产品占55.9％，内资企业的（de）新增市场份额首次超过外资企业。显示了随着（zhe）技术的提高，我（wǒ）国风电机组的（de）进（jìn）口替代能力逐步（bù）增强。
        目前，我国国内风机业务的出口几乎是空（kōng）白，但根（gēn）据国外（wài）的发展经验，风机（jī）制造厂商往往是（shì）开始（shǐ）立足国内市场（chǎng），随着技术发展（zhǎn）的不断成熟以及国（guó）内市场的（de）日益饱和，企业开始寻求国际化的发展道路，出口业务在企业整个业务（wù）中占有较大比例，比如Vestas、Gamesa等（děng）。目前，我国的风电产业正在走当年我国火电设备和（hé）水电设备的历程：技（jì）术引进－消化吸收－改进创新－进口替代－走出（chū）国门（mén）。从实际情况看，我国风机制造领域的部分企业已经在做（zuò）走出国门的准备，比如，金风科技收购德国VENSYS公司，试图将德国VENSYS公司技术优势和（hé）金风科技的产业化（huà）优势相（xiàng）结合，制造出“德国品质、中国成本”的风（fēng）力（lì）发电机组，获取在世界风电市场的（de）产品竞争优势，打开国际（jì）市场销售的空间。
        3.3.4.常规能源价格持续上涨促使风电更受（shòu）重视
        煤炭、石油、天然（rán）气等常规能（néng）源价格近年来持续上涨，导致常规能（néng）源发电成本持续上升。
       随着（zhe）风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风（fēng）电单位发电成本持续下降，在过去的5年中，我国风力发电（diàn）的成本下降了约20％。根据《风力12在中国》的预测，2020年前后，我（wǒ）国的风力发电成本将与煤电相当。
       风电的替代品主要是其他可再生（shēng）能源产品（pǐn），如太阳能、生物质能、潮汐能等。相（xiàng）比（bǐ）较而言，风电产品的资源比较丰富、技术（shù）相对成熟、成本较低（dī），在大规模（mó）商业（yè）化开发方面具备较强的优势。风能与太阳能的成本比较如表6：
        3.3.5．国家政策支持
       目（mù）前，国内对风电发展比较有利的政策（cè）主（zhǔ）要（yào）有：
      （1）国产化率要求
       2005年7月出台了《关于风电建设管理（lǐ）有关要求的通知》，明确规（guī）定了风电设备（bèi）国产化率要达到70%以（yǐ）上，未满足国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备要按章纳税。2006年风电特许权招标原则（zé）规定：每个投标人必须有一个风电设备制造商参（cān）与，而且风电设备制造商要向招标人（rén）提供保证供（gòng）应符合75%国产化率风电机组（zǔ）的承诺函。投标人在中标后必须（xū）并且只能采用投（tóu）标（biāo）书中所确定的制造商生产的风（fēng）机。
       （2）风电全额（é）上网
       2006年1月1日开始实施《可再生能源法》。该法要求（qiú）电（diàn）网企业为可再生能源（yuán）电力上网提供方便，并全额收（shōu）购符合标准的可再生能源电量，以使可再（zài）生能源电（diàn）力企业得以生存，并逐步提高其在能源市场（chǎng）的（de）竞争力。
        （3）电价（jià）分摊根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办（bàn）法》相关规（guī）定，风能发电价格（gé）实（shí）行政府指导价（jià）即通（tōng）过招标确定的（de）中标价格，可再生能源发电（diàn）项目上网电价高于当地燃煤机组标（biāo）杆上（shàng）网电价的部（bù）分，各省电网企业按其销售电（diàn）量占全国的比例，分（fèn）摊全国可再生能源电价附加（jiā）额，其实际支付的可再生能源电价与其应承担（dān）的电价（jià）附加的差（chà）额，在全国范围内实行统一（yī）调配（pèi）。
       （4）财税扶（fú）持
        考虑到现阶段可再生能源开发利（lì）用的投资（zī）成本比（bǐ）较（jiào）高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为（wéi）可再生能源开发（fā）利用项目提供有财（cái）政贴息优惠的贷款，对（duì）列入可再生能源（yuán）产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。

       为鼓励国内企业开发、制造大功（gōng）率风力发电（diàn）机，财政部规定，自2008年1月1日起，对国内（nèi）企业为开发、制造大（dà）功（gōng）率风力发电机（jī）组而进口的关键零部件、原（yuán）材料所缴（jiǎo）纳的进口关税（shuì）和进（jìn）口环节增值税实行先征后（hòu）退（tuì），所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新（xīn）产品的研制生产以及（jí）自主创（chuàng）新能力建设。
        4.多晶（jīng）硅“蜜月”或将结束
        4.1.光（guāng）伏产业链分析
       光伏产业包括（kuò）多晶体硅（guī）原材料制造（zào）、硅锭/硅片生产、太阳电池制造、组件封装和光伏系统（tǒng）应用等，还（hái）有（yǒu）一些（xiē）与整个产业链相关联的产（chǎn）业，如各环节的专用材料制造、专用（yòng）设备制（zhì）造，专用检测设备制造以及光伏系统（tǒng）平衡部件制造等。
       由于高纯多晶硅原（yuán）料生产制造（zào）过程具有资金密集、技（jì）术密集、高耗能、回收周期长的特点，目前在（zài）整个产业链中进入壁垒高，基本（běn）上被国际上7大厂家垄断，总产量约占世界（jiè）总产（chǎn）量95%以上，主要分布在德国（guó）、日（rì）本、美国、意大利以及（jí）挪威等国家。
       硅（guī）锭切片，即硅片的生产是晶体硅太阳能光伏电池制备的首道工（gōng）序（xù），晶体（tǐ）硅电池组件成本的65％来自硅片，而（ér）电池制造和组件封装只占成本（běn）的10％和25％。
       随（suí）着硅材料成本的持续走高，硅锭切割工（gōng）艺在光（guāng）伏电池制造环节中（zhōng）的重（chóng）要（yào）性也日益提高。通过不断提升硅片（piàn）制备的工艺、设备和（hé）技术（shù）水（shuǐ）平来降低硅片成本、节约原材（cái）料，提高生产效（xiào）率，已成为光伏产业（yè）目前关注的焦点。
晶（jīng）体硅光伏电（diàn）池。晶体硅太阳能（néng）光伏电池是在单晶或多（duō）晶体（tǐ）硅片上通过扩散（sàn）制（zhì）结而制（zhì）成的，商品化晶体硅太阳电池的（de）制备工艺大致相（xiàng）同。虽然中国商品化（huà）光伏电池制作工艺接近或达到国际先进水平，但（dàn）大多数企业自主研发实力不强，以消化吸收国（guó）际技（jì）术为主，缺乏技术创新和市场应变能力。目前大规模生产的（de）晶体硅（guī）电池的总体发展趋（qū）势为：高效率、大面积、薄硅片。这对国内光伏电池制造业提出了（le）新的要求，即高（gāo）效率、大（dà）面积、薄（báo）型化。
        晶体硅太阳电池组件制造主要是将晶体硅（guī）太阳电池进行单片互连、封装，以保护电极接触，防止互连线受到腐（fǔ）蚀，避免电池碎裂。封装质量直接影响晶（jīng）体硅太阳电池组件的使用寿命。在整个太阳能光（guāng）伏电池产业链中，组件封装是投资少、建设周期短的部分。由于（yú）技术和资金门槛低，同时可以充分利用劳动力成本低廉的优势，中国太（tài）阳能光伏电池封装行业的发展迅（xùn）速。
         光伏应用产品主要包（bāo）括太阳能庭院灯、草坪灯、信（xìn）号灯、太（tài）阳能计算器（qì）和玩具等。
         由于国外市场需求，又（yòu）是劳动密集型产（chǎn）业，在中国珠江三角洲及福建、浙江等沿（yán）海地区出现了（le）大批光伏消费（fèi）品生产（chǎn）厂商,中国已成为世界上的光伏消费品生产国。
        4.2.光伏发电成本分析
        4.2.1．太阳电池的成（chéng）本
        光伏发电成本的60%以上来自太阳电池，而硅材料又占整个太阳电池价格的56.2 %，是（shì）影响太阳电池价格的主要因素，太（tài）阳电池价格偏高的（de）原因主要是硅材料供应紧（jǐn）张，价格飞涨造成的。
        4.2.2.太阳电池成本持续降低
        电池硅片（piàn）厚度持续降低。30多年来，太阳电池硅片厚度从70年代的450－500μm降低到目前的180－280μm，降低了一半以上（shàng），硅材料用量大大（dà）减少，对太阳电池成本降（jiàng）低起到了重要作用，是（shì）技术进步促进降低成本的重要范例之一。预（yù）计未来2-3硅片厚度将下降约20%。
电池效率不断提高。目前商业化晶体硅电池的效率达到14％－20％(单晶体硅电池16％－20％，多晶体硅14％－16％)；与此（cǐ）同时，光（guāng）伏（fú）产业技术（shù）和光伏系统集成技术与时俱进，共（gòng）同促使光伏发电成本不断降低。生产规模不断扩大。太（tài）阳电池单厂生产规模已经从20世纪80年代的1－5MWp/a发（fā）展到90年代的5－30MWp/a和（hé）目前的50－500MWp/a。生产规（guī）模与成本降低的关系（xì）体现在学（xué）习曲线率上，即生产规（guī）模扩大1倍（bèi），生产成本降低的百分比，对（duì）于太阳电（diàn）池来（lái）说，生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。预计，在未来的两年之内（nèi），单厂年生产能（néng）力达到1GWp的企（qǐ）业将会出现。
        太阳电池组件成本大幅度降低。2003年世界重要厂（chǎng）商的成本为2－2.3美元/Wp，售价2.5－3美元/Wp，因材料紧缺有所回升。当供求关系越过平衡点后，成本会（huì）比前一个供求（qiú）关系（xì）对应点（diǎn）更低，这也是30年来经验曲线中曾经出现过（guò）的（de）现象。
        4.3.多晶硅“蜜月”或将过去
         4.3.1.需求分析

         国际市场需求稳定（dìng）增长。10年太阳电池及组件（jiàn）产量年均增长率达到33%，5年的（de）年平均（jun1）增长率（lǜ）达到43％，EPIA(欧洲（zhōu）光（guāng）伏（fú）工业协会)对2010年（nián）全球PV市场安装容量预（yù）测为5.4GW。
        从长远看，太阳能光伏发电不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体（tǐ）。根据欧（ōu）洲JRC预测（cè），到2030年可再生能源在总能源结构中占到30％以上，太阳能光伏发电在世界总电（diàn）力的供应（yīng）中（zhōng）达到10%以上；2040年可再生能源占（zhàn）总能耗50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世（shì）纪末可再生能源在能源结构中占到80％以上，太阳（yáng）能（néng）发电（diàn）占到60％以上。
         国（guó）内市场潜（qián）力巨大。2006年底，中国太阳电池产量达到369.5MWp，成为世界第三（sān）大光伏电（diàn）池生产国，但其中仅有10MWp用于国内，其余98%均出口，具有明显的出口依赖性。国内（nèi）市场主要在通信和工（gōng）业应用、农村和边远（yuǎn）地区应用、光伏并网发电系统和太阳（yáng）能商品等。
从国内产能（néng）释放来看，目前（qián）除（chú）新光硅业一（yī）期、江苏中能、洛阳中硅（guī）以及东气多晶硅试生产线（xiàn）开始（shǐ）有实际量产外，国内庞大的多晶硅投资项目尚未有新的规模产能释放。
        5.输配电行业高景气趋势未改
        5.1.高景气来源于电网投资持续增（zēng）加
        电网投（tóu）资（zī）持（chí）续增（zēng）加。“十一五”期间，国家电网预（yù）计将投（tóu）入1.13万亿元，加上（shàng）南方电网投资，全国（guó）电网建设（shè）和改造投资的总额将在1.43万亿左右，是“十五”期间（jiān）电网投资2倍多（duō）。从目前实（shí）际投资情况看，“十一五”后三年的电网建设和改造的投资额度大约（yuē）在1万亿元（yuán）左右（yòu），复合增长率在16％左右，年均投资额在3000多亿元。
       输配电收入和利润保持快速增长。在电网投资持续增加的情（qíng）况（kuàng）下，2007年以来，输配（pèi）电产品收入和利润总额均保持了快速增长，08年前5个月收入达（dá）到2218亿元，同比增长30.84%，利润总额达到159亿元，同比增长50.73，利润增长的速度远高于收入增长的速度，体（tǐ）现了输配电较高的行业景气。
        输配（pèi）电行业（yè）毛利率稳定（dìng）。从统计数据（jù）看，行业毛利率基本保（bǎo）持稳定，显（xiǎn）示了过去原材料（liào）涨（zhǎng）价并没有给行业（yè）带来太大的影响，同时也说明了输（shū）变电（diàn）行业尤其是高设备已经（jīng）具备较强的成本转（zhuǎn）嫁能力。
        5.2.高压（yā）主干网、电网（wǎng）改造、特高压电（diàn）网是投资重（chóng）点
       当前电网中主干网以220千伏为主，但从今后几年的发展方向可以（yǐ）看出主要增长在于330千伏以上尤其是500千伏等级。根据国（guó）家电网公司“十一五”电网规划（huá）及2020年远景目（mù）标报告，“十一五”期间国家电网将新增330千伏及以上（shàng）输（shū）电线（xiàn）路6万公里、变电容量3亿千伏安。南方（fāng）电网将建成投产500千伏交流线路15651千米，变电容量6175万千（qiān）伏安（ān）；建成投产500千伏直流线路1225千（qiān）米，输电规模300万千瓦；建（jiàn）成投产800千伏直流线路1438千米，输电规模500万千瓦。预计到2010年，我国330千伏以上输电线路（lù）长度及变电容量将分别达到158130公里和66557万千伏安，分别比2005年增长105.57%和119.56%。
        电网改造方面，我国计划（huá）将投资2200多（duō）亿元，对31个直辖市、省会城市和计划单列（liè）市的电网进行建设和改造。主要包括（kuò）对现有城市电网中500千伏、220千伏和110千伏线路和变电（diàn）站的设备更新（xīn）和改造；突出抓好（hǎo）北京、上海等特大城市的电网（wǎng）建设，在中心市区建设220千伏和500千伏变电站（zhàn），保证特大城（chéng）市供电安全。
        特高压电网建设方面（miàn），国家电网公司以（yǐ）推进特高压电网示范工程为重点，全面启动（dòng）特高压电网（wǎng）的建设，形成交流特高压“四横六纵”多（duō）受（shòu）的网架。到2020年，我（wǒ）国特高压（yā）电网基本建成，输送电（diàn）量（liàng）将达到2亿千瓦以上，占全国装机总容量的25%。

        据预测，到2020年特高压交流加直流输电线路的总投资约为4060亿元人民币，其中交流输电线路（lù）2560亿，直流输电线路约1500亿。
 

        5.3.国内企业（yè）竞争力增强
       我国电力设备行业经历了一个（gè）由“市场（chǎng）换技（jì）术”到“自主创新”的过程，国内企业竞争力逐渐增强。国际一流电力（lì）设备企业大举进入中国（guó）市场，他们的进入在一定程度上带动了国内（nèi）企（qǐ）业的新产品开发。但是这些国外（wài）企业在与国内企业合作或合资时，往往（wǎng）在大容量、高电压等级产品等关键技术（shù）上设置障碍，形成技术壁垒（lěi），以（yǐ）保持其技（jì）术优势。“十（shí）一五”规划中，国家提（tí）出要提高电力主要设备国产（chǎn）化程度，综合国产化率将从“十五”的不足50%提高到“十一五”的70%。国内电力设备重点企业依托国（guó）家重点项（xiàng）目，通过对国外先进技（jì）术的引进、消（xiāo）化、吸收，并在此基础上提（tí）高自主创（chuàng）新能力，成为“十一五”期间市场的主力，国内电力装备制造业（yè）整体水平也得以提升。
        5.4.国内龙头企业市场份额不断提升
        在输配电（diàn）设备方面，为了扶持国内企业，国（guó）家发改委要求特（tè）高压设备要全面实（shí）现自主研发、国内生产。目前（qián），除部分关键技术可由外方提供支持外，不允（yǔn）许外资及其控股的合资企业参与设备的研制和投标。为了进行有效控制，国家电网及南方电网自（zì）2006年（nián）收缴了各（gè）下（xià）级单位对220千伏（fú）及（jí）以上电网主设备招标权，开始进行集中招标，避免了过去经济发达地区购买大量进（jìn）口及外资厂商设备的事（shì）情发生（shēng）。
       这样就使得来自于外资优势企业的竞争压力减弱，一（yī）定程度给国内优势企业让出一部分市（shì）场空间，从（cóng）而让有技术优势的国有龙头企（qǐ）业分享到较多的份额。
       5.5.输变（biàn）电设备出口逐（zhú）渐增多
      “十一五”期间，输变电设备行业技术提升水平较（jiào）快，尤其是在“三峡”、“西电东送”、“特高（gāo）压（yā）”、“直流输电”领域得到了锻炼，目前国内制（zhì）造水平已基本（běn）接（jiē）近世界先进水平。过去行业制造技术落后，出口设备较少，2006年以来，中国输变电（diàn）设备出口已初具规模。
         6.“节能减排”中的机会
        6.1.节能减排形势比（bǐ）较严峻
        历史数据显示，发电领域排放二氧化（huà）硫达全国排放总量（liàng）的50%以上，烟尘（chén）排放占全国排放量的20%以上。输电领域和配电领域（yù）由于线损率导致大量耗能，按2007年我国发电量3.2万亿千瓦时测算，耗费在输电及配电侧线路及变电设备空载损耗上的电就达到1800多（duō）亿千（qiān）瓦时。
        国家发改委在《能源发展“十一五”规划》具体制定了电力工业（yè）的节能（néng）减排主要指标：到2010年，使火电供电（diàn）标准煤耗由（yóu）2005年的（de）每千瓦时370克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；使火电厂每千瓦时（shí）烟尘排放量控制在1.2克、二氧（yǎng）化硫排放量下降到2.7克，二氧化硫总量减少10%以上；使电网线损率下（xià）降到7%左右，下降0.18个百（bǎi）分点。
        2007年我国二氧（yǎng）化硫和化学（xué）需氧（yǎng）量排放总量分别下降了4.66%和3.14%，首次实现了双下降。电力工业中发电标准煤耗和供电标准煤耗（hào）分别下降至340和357克每千瓦时，6000千瓦以上厂用电率下降至5.9％，全国电网线损率（lǜ）下降至6.85％。
       “节能减排”政策的效果虽然明显，但一些主要指标离达标（biāo）线还有不少的差距。

        6.2.节能（néng）减排的主要措（cuò）施（shī）及相关设备
        发（fā）电领域：
        发展60万千瓦（wǎ）及以上超(超)临界（jiè）机组、大型联合循环（huán）机组；采用高效洁净发电技术改造现役火电机组（zǔ），实施“上大压小”和小机组淘汰退役。使用低硫燃料、装设脱（tuō）硫设备等，控（kòng）制电厂二氧化硫排（pái）放。大力发展风能、生物质（zhì）能和太阳能等可再生能（néng）源（yuán）发电。
        输变电（diàn）领域：
        采用（yòng）先进输、变（biàn）、配电技术和设备，逐步淘汰（tài）能耗高的老旧设备；加强跨区联网，推广应用（yòng）电网（wǎng）经济运行技术；采（cǎi）取有效措施，减轻电磁场（chǎng）对环境（jìng）的（de）影响。相关设备主要包括特高压线、低损（sǔn）耗变压器、非晶合金配电变（biàn）压器、动态无功补偿装置(SVC)等。
        用电领域：
       推广用电自（zì）动化管理系统（tǒng）、智能建筑节能（néng）设备、以及节能用电（diàn）设备等。用（yòng）电自动化管理系统：用电自动化管理系统可以实时收集（jí）电力终用户的用电信（xìn）息，掌握计量设备的工作状态，实现有序（xù）用（yòng）电（diàn）、自动抄表（biǎo）和用电监控，同时为电网企业线损率管（guǎn）理、用电分析、负荷预（yù）测、电价评估和营销决策提供有力的技术支持。
       7.原材料上涨对电力设备行业形成压力
       2008年，由于原（yuán）材（cái）料涨（zhǎng）价，电力设备行业受到了较大的影响。电力设备（bèi）行业成本构成中原材料一般平均占到（dào）总成本的70％左右，由于签订的都是闭口合同，合（hé）同签订到（dào）交货期间原材料价格的涨跌对企业利润的影响相当大。
       7.1.钢材价格上涨威胁电站设备（bèi）类（lèi）企业盈利能力
       从（cóng）成本构成来看，钢材在电站设备类中所占比例较高，其中，占发电机成本的60%左右，占汽（qì）轮机和锅炉成本的70-80%，对毛利率的影响非常大。07年以来我国的钢材价格随着铁矿（kuàng）石（shí）、运费和焦煤价格的上涨而（ér）上涨，仅就08年初（chū）到现在，钢材平均价格（gé）就已经上涨30%左（zuǒ）右。由于（yú）电站设备订货周（zhōu）期一般会提前1-2年，水（shuǐ）电、核电更长；当前设备厂商对零部件的采购需求迫切（qiē），多位敞口合同，上游零部件企业对整机厂商的议价能力较强，钢价上涨带来（lái）的成本压力基本向整机厂商转嫁；电站设备厂商面对下游（yóu）强势的（de）发电集团客户缺乏足够的谈判能力，销售产品则是闭（bì）口订单；虽然现在未交付的订单可以通过与客户协商共同承担成本上涨，但是下游煤电联动无法实行（háng），行业经营状况恶化，成本上涨的大部（bù）分很难得到客户的认同。因此，如果钢材价格继续维（wéi）持高位（wèi），那么电站设备厂商的毛利率下滑风险恐怕难以规避。
       7.2.输变电行业成本压力相对较轻
       输变（biàn）电行业中目前只有生产变压（yā）器的企（qǐ）业承受成本压力较大。由于取向硅（guī）钢（gāng）在变压器成本中占有30％左右的比例，取向硅钢价格在经（jīng）历04－05年（nián）的一波快速上涨后，一（yī）直维持在37000元/吨左（zuǒ）右，但08年初（chū）价格又经（jīng）历了一番上涨，约30％左右（yòu）。对于（yú）变压器企业来说，订单一般为闭口合同，原材料大多是现货购买的方式，原材料大幅上（shàng）涨，企业无法转移成本上升的不利因素，盈利能力（lì）预计将会出现下（xià）降。但从今后情况看，随着武钢二（èr）硅钢（gāng）项目的建成，取向硅钢（gāng）的产能大副增（zēng）加，而且宝钢取向硅钢产品也已经研发成功，打（dǎ）破了国内企业由武钢（gāng）在取向硅钢（gāng）领域的垄断地位，这都将缓解硅钢供给紧张的局面（miàn），未来硅钢价格继续大幅（fú）上涨的可能性不大。
       高压（yā）开关和电线电（diàn）缆产品成本（běn）压力轻（qīng）。由于铜和铝在高压开关、电线（xiàn）电缆产品中占到（dào）45％－70％，铜（tóng）、铝价格自2005年下半年以来出现暴涨（zhǎng）后，价格均变化幅度（dù）不大（dà）。鉴于（yú）目前全球性的通货膨胀压力不断加大，大多经济体增长有所放缓，西方未来几个月内工业生产减速的可能性（xìng）也在不断加大。另外，前期高价格刺激的新增产能正在释放（fàng），阶段性的金属价格的压力在（zài）增加。短期内铜（tóng）、铝价（jià）很难有走高的可（kě）能（néng）性（xìng），从而有（yǒu）利于缓解生产高压开（kāi）关和电线电缆企业（yè）的成本压力。