电力设备：产业升级凸显投资机会 评级

　　中信建投 陈夷华

　　电力装备业是国家基础性支柱产业我国电力装备已形成了比较完整的制造体系。“水、火、气、核、风”五大发电设备共同发展，主机、辅机、输变电设备同步跨越。近年来，在电力需求的强力拉动下，我国电力装备制造业进入了超高速增长期，不仅在规模上而且在技术上都有了显著提高，行业面临着难得的发展机遇。但相对于国际优势企业而言仍存在较大的差距，我国电力装备业总体来说集中度还很低。

　　发电设备：实力提升，增长点转换发电设备连续几年高速增长，大型火电、水电设备已具备国际先进水平。基于能源结构多元化调整以及环保、节能等几方面因素考虑，未来我国火电的比例将持续下降，发展的重点为30万千瓦以上的大型机组。“十一五”期间，水电进入快速发展时期；核电发展战略由“适当发展核电”转变为“积极发展核电”，增长点转换。

　　特高压电网：输配电装备业的机遇“十一五”期间电网发展的重点是特高压电网、跨区联网、以及区域、城市电网建设。建设特高压电网具有很好的经济效益与综合效益，同时，发展特高压输电还有助于我国电力装备制造业提升自主创新能力，占领设备制造技术的制高点。

　　预计到2020年特高压及跨区电网的输电量将为2.1亿千瓦，对特高压电网的投入超过4000亿元。

　　新能源装备：电力设备商步入可再生能源市场我国一次能源消费结构调整以及能源需求总量不断增长促进新能源产业发展，未来较长时期内，我国电力设备商将步入可再生能源市场，面临全新的增长领域。可再生能源领域中，风力发电技术最为成熟，成本与其他可再生能源相比，最为接近常规火、水电的成本，受到国家政策支持，快速发展势在必行。

　　海外市场：中国电力装备业走出国门进出口数据分析表明我国电力设备产品，特别是技术含量较高的成套产品正在走出国门、打入国际市场，成为今后电力设备行业对外贸易的发展趋势，也将成为电力设备企业提高盈利能力的重要来源之一。未来我国电力设备行业在两方面有巨大潜力：一是进口替代，二是开拓国际市场。

　　增持电力设备行业电力设备制造业属于国家重大装备制造业，根据我们从政策以及行业背景角度出发的分析来看，未来几年将是电力设备行业快速发展的景气时期，我们维持电力设备行业增持评级。根据子行业情况差异，分别给予发电设备、输配电设备、新能源设备25、30-40、50-60倍市盈率。

　　电力装备业-国家基础性支柱产业

　　电力与国民经济息息相关，而电力装备制造业则是装备电力的国家基础性支柱产业。目前，我国电力装备已形成了比较完整的制造体系。“水、火、气、核、风”五大发电设备共同发展，主机、辅机、输变电设备同步跨越。近年来，在电力需求的强力拉动下，我国电力装备制造业进入了超高速增长期，行业面临着难得的发展机遇。

　　电力设备制造业分为发电设备和输配电设备两个子行业，其中输配电设备又可分为一次设备和二次设备。各子行业的关系如图1所示。

　　发电设备、一次设备是电站及电网的基础性设备；而二次设备是一次设备进行控制、监测和保护的设备。

　　在“十五”期间，中国电力工业发展迅速，基本满足了国民经济和社会发展对电力的需求。发电装机容量和年发电量已位居世界第二位，电力装备水平有了很大提高，大容量、高参数、环保型的机组快速增长，电网的覆盖面和现代化程度不断提高，中国电力工业已经进入大电网、大机组、西电东送、南北互济、全国联网的新的发展阶段，并正向高效、环保、安全、经济的更高目标迈进。据统计，在全国发电总装机容量中，80%以上为国产机组。600兆瓦级大型空冷机组和电站直接空冷系统实现自主化。在600兆瓦核电机组自主化的基础上，百万千瓦核电机组自主化率达到60%。

　　电力设备作为技术和资金密集型的行业，其品种优势和综合实力仍是决定企业市场竞争力的重要因素。虽然2006年中国的电力设备行业得到了快速的发展，不仅在规模上而且在技术上都有了显著提高，但相对于国际优势企业而言仍存在较大的差距。我国电力装备业总体来说集中度还很低，像国外GE德国西门子，法国的阿尔斯通，日本的三菱，日立这些大型企业集团，不管在资金、融资能力、企业规模、社会影响各方面远远超过国内。

　　“十五”期间电力建设得到快速发展“十五”期间是我国电力建设最快的五年，装机容量从2000年底的3.17亿千瓦增长至05年的5亿千瓦，年均装机容量3660万千瓦，年均装机容量增长率达到9.5%。尤其是“十五”的后两年，投产的装机容量不断创下历史最高记录。

　　电力设备行业受益于电力建设高速增长

　　电力设备行业的需求源于电力建设，而电力建设则是基于电力需求的增长。”十五”期间，我国经济建设高速发展，电力需求不断增长，形成了较大的电力供需缺口，带动电力建设，电力设备行业从中受益，获得较大的发展，如图3所示。

　　受益于电力投资的不断增长，电力设备行业未来两到三年的增长已成定局，尤其是电网设备行业。中国要实现电源与电网的平衡，必须提高电网的输配电能力，使之能与电源规模相匹配。根据对未来五年的装机增长预测，电网的变电容量年增长率将达23%，国家电网公司和南方电网公司“十一五”建设规划也证实了这一增长幅度。

　　发电设备：实力提升，增长点转换

　　发电设备增速回归正常水平

　　发电设备主要包括发电机、锅炉、汽轮机、水轮机等电站设备，是电源建设中直接设备投资，因此在电力建设高峰中，发电设备是最先受益的子行业，如图4所示。

　　从上图可以看出，从02年开始，发电设备连续三年保持高速增长，增速分别达到57%、74%、94%。05、06两年在基数不断增大基础上仍然同比增长了35.7%、13.7%。

　　在高速增长的同时，也应该看到05、06两年行业增速大幅下降，主要有两方面原因，一是经过三年高速增长，基数较大，难以再保持高增长率，二是对06年后用电需求基本平衡的预期，国家对目前过热的电力投资进行宏观调控。对于未来几年发电设备的增长，我们通过装机容量的预测得出结论。

　　我们从电力弹性系数来看。电力弹性系数是发电量增长率与GDP增长率的比值。世界各主要工业发达国家电力性系数在1950-1986年期间基本上是大于1的。从20世纪80年代后期开始，工业化国家出现了电力消费系数小于1。一般来说，不同的经济发展时期，产业结构、工业内部结构变动的趋势以及居民生活用电水平不同，会导致不同时期的电力弹性系数各不相同。在重工业化时期，电力弹性系数一般大于1；高加工化的时期将减小，但由于居民生活用电水平的迅速提高，也会使得该系数大于1；进入工业化后期，电力弹性系数一般小于1。

　　对我国而言，1981-2002年我国GDP平均增长为9.6%，发电增长8%，装机增长7.9%，电力弹性系数1981-2000年平均为0.814。由于电力弹性系数长期处于较低水平，造成近几年严重缺电，电力投资迅速加大，电力弹性系数从02年起保持1.3以上，03、04年最高达1.5。参考国外发达国家水平，长期来看该系数保持在0.8-1.0是一个比较正常的水平，但由于我国正处于一个重工业化阶段，工业将保持快速发展，特别是高耗电行业的快速发展，使得用电增长将超过GDP增长，这决定了我国电力消费系数也将处于一个比较高的水平。随着国家宏观调控对电力、钢铁、有色、化工、水泥、机械六大重化工业的影响，同时倡导节约性社会以及加强需求侧管理等抑制电力需求的举措实施，我国电力需求增速将减缓，电力弹性系数下降，我们预计未来三年电力弹性系数在1.2-1.0左右。

　　基于对电力弹性系数的分析，我们得出下面的电力装机容量预测表(表2)。预计06，07年将是电力装机容量投产的高峰，年投产高达7000万千瓦，电力供需也将在06年后反转，由缺电转变为电力过剩。与此对应，发电设备的产量高峰也将在06、07年，之后，发电设备制造业可能出现订单骤减。按06年最高产量9000万千瓦计算，下降幅度将在40%-50%左右。目前，发电设备企业普遍订单充足，但需做到未雨绸缪。在利用近几年发展高峰提高技术实力的同时，开拓新领域、新市场。

　　火电比例过高，水电进入快速发展时期

　　上面是对发电设备行业做出的判断，在细分行业中，我们认为还有所不同。最近三年，火电、水电、核电在电力总装机中的比重如表3所示。

　　截止到06年底，我国发电装机总量为6.22亿千瓦，其中火电、水电、核电、风电分别占总装机的77.82%、20.67%、0.38%。

　　火电在电源结构中的比重过大，且近三年还在不断扩大，这种不合理的电源结构使电煤资源与运输之间的矛盾越来越突出。“十一五”以及未来较长时期内，我国电力结构将会有较大改变，火电大机组、水电及核电、风电的比重会有较大提高。为了扭转这一格局，发改委今后审批电站建设项目将倾向发展水电、核电及可再生能源，适当控制燃煤发电的比重。

　　基于能源结构多元化调整以及环保、节能等几方面因素考虑，未来我国火电的比例将持续下降，发展的重点为30万千瓦以上的大型机组。

　　水电将进入快速发展时期。“十五”规划中对水电的发展前景是，计划在2010年达到1.65亿千瓦，占发电装机总量的23.7%；在2020年达到2.46亿千瓦，上升到装机总量的26%左右。能源发展“十一五”规划中指出水电占一次能源消费总量由2005年的6.2%，提升至2010年的6.8%，重点开发黄河上游、长江中上游及其干支流、澜沧江、红水河和乌江等流域水电资源。

　　核电再度复苏我国核电发展的目标是：到2010年在运行核电装机容量1200万千瓦；到2020年，在运行核电装机容量4000万千瓦，同时，还有约1800万千瓦的在建核电装机容量。未来十五年，核电装机容量的复合增长率达到10.7%，而全国总装机容量的复合增长率仅有4.6%左右。我国核电装机容量及占总装机容量比例如图5所示。“十一五”规划中已将原来的“适当发展核电”的战略转变为“积极发展核电”，核电产业的景气周期已来临。

　　在核电装备制造领域，经过多年的技术引进及合作，除了少数部件需要由国外进口，目前大部分设备已具备生产能力，核电站国产化率已有很大提高。第一批大亚湾核电站国产化率不足10%，第二批秦山二期、三期国产化率达到50%左右，最新投产的田湾核电站国产化率已高达60%-70%。目前，东方电气集团和上海电气集团是我国主要的核设备制造商。表5、表6 为我国已建成、在建以及拟建核电站。

　　核电设备主要包括核岛设备、常规岛设备、电站辅助设备等，核岛设备主要包括核反应堆压力容器、堆内构件、控制棒驱动机构、蒸汽发生器、主泵、主管道、安注箱、硼注箱和稳压器等。常规岛设备主要包括汽轮机、发电机、除氧器、凝汽器、汽水分离再热器、高低压加热器、主给水泵、燃料转运装置、凝结水泵、主变压器和循环水泵等。不同类型核电站所包括的具体设备略有不同。

　　通常来说，国产核电站设备投资占总造价的比重约为44%，进口核电站设备投资占比约为48%；设备总投资中，核岛及相关辅助设备与常规岛及相关辅助设备的投资比重约为2：1。

　　我国三大电气集团(东方电气集团、上海电气集团、哈尔滨电站设备集团)目前可以制造核岛主设备中的压力容器、蒸发器等，以及常规岛主设备中的汽轮机、发电机等，有机会获得核电站设备国内采购中金额较大的订单。例如，东方电气集团已成为岭澳二期的主设备供货商。国外供应商主要是：法国法马通、俄罗斯核电建筑股份公司、美国西屋公司、加拿大原子能有限公司等。

　　特高压电网：输配电装备业的机遇

　　电网基础薄弱，逐渐得到重视综观全局，我国电网现状不容乐观：电网建设和发展相对滞后，跨区跨省输电能力相对不足，远不能满足在更大范围内进行资源优化配置的要求，难以满足西部和北部大型水电煤电基地大规模、远距离电力外送的需要，无法实现跨地区、跨流域水火互济，难以做到电网与负荷的协调发展。现有交流500千伏跨省、跨区同步互联电网联系薄弱，网间交换能力和输电能力、抵御事故能力不足，电网装备水平偏低，造成输电瓶颈。城市配电网依然比较薄弱，部分设备老化，加上恶劣天气和外力破坏等因素，对电网安全和城市发展构成了威胁。

　　根据国外发达国家的经验，输配电资产通常大于发电资产，输配电资产和发电资产比例一般为60:40。到2002年底，中国输配电资产和发电资产的比例仅为35:65。统计资料表明，“八五”期间，输变电投资占电力基本建设投资的比重平均为16.8%。“九五”期间，尤其是1998年实施城乡电网改造之后，国家提高了电网的投资比例，但输变电投资占电力基本建设投资的比例仍只有24.2%。电网投资比例严重偏低，使得电网发展滞后于电源建设。电网建设的落后，带来了输配电的“卡脖子”现象，加剧了电力供应的紧张局面。

　　针对电网薄弱的情况，2005年国家电网公司加大了电网规划和建设力度，采取多项措施努力建设坚强的国家电网。一是积极推进特高压电网规划和试验示范工程建设。二是建成并投产了西北750千伏输变电示范工程、华中—西北背靠背直流联网等一批重点工程，有效缓解了部分电网瓶颈制约。三是积极开展重点城市电网规划和改造工作。为解决城市电网严建设重滞后问题，国家电网公司组织开展31个重点城市规划和南京、青岛城市电网规划国际咨询工作。

　　输配电行业稳步增长从行业数据来看，输配电行业近几年取得快速发展。06年在04年、05年高速增长基础上，收入继续增长38.76%，利润总额增长35.26%，如图6所示。

　　“十一五”电网发展重点“十一五”期间电网发展的重点有以下几个方面：

　　加快建设1000千伏交流试验示范工程，不失时机地开工建设±800千伏直流输电工程。按照“科学论证、示范先行、自主创新、加快推进”的基本思路，建成投产交流特高压试验示范工程，验证性能，积累经验，为下一步推广使用打好基础。同时，超前规划，尽快研究提出1000千伏骨干通道与500千伏跨省联络线的衔接配合方案。为满足“十二五”溪洛渡、向家坝水电站外送需要，要加快大容量直流特高压输电技术研究并获得突破，“十一五”期间相继开工建设向家坝和溪洛渡水电站到华东和华中的直流±800千伏直流工程。

　　加快跨区电网建设，进一步强化全国联网结构。为满足“十一五”期间跨区送电和电力交换增加的需求，除特高压工程外，还要继续加快建设一批常规跨区输变电工程。主要包括三峡输变电工程项目，神木、府谷和三峡地下电站交流外送工程，银川东—天津直流工程，东北、华北背靠背联网工程，呼伦贝尔煤电基地外送直流工程，葛南直流增容改造工程，西北至四川直流联网和灵宝背靠背扩建工程等。同时，积极推进与俄罗斯、哈萨克斯坦、蒙古、吉尔吉斯斯坦等周边国家的能源开发与合作，研究建设跨国联网和送电工程，为我国经济社会的可持续发展提供能源保障。

　　继续加强区域电网、省级电网500千伏(330千伏)主网架建设，加快形成西北750千伏网架。按照国家电网总体规划布局，针对各地区的具体情况，深入论证确定区域与省级电网规划方案。加强区域和省级电网主网架建设，远近结合考虑500千伏跨省和远距离输电通道的扩建，提高电网在更大范围内优化配置资源的能力，实现与特高压电网合理衔接。高度重视受端电网的电压稳定问题，增强受端动态无功支撑能力。结合黄河上游水电送出，西北750千伏电网建成以拉西瓦水电站为顶点、以陕西的关中和宁夏的宁东为支点的A字型的主网架，将显著提高西北电网西水东火的相互调剂能力。

　　加强重点城市电网的建设，抓好其它地级城市、县城电网建设改造，完善农村电网、提高农村电气化水平。加大重点城市电网投资力度，抓好其它地级城市电网、县城电网建设改造，不断提高地级城市电网和县城电网供电能力、供电质量和可靠性指标。统筹城乡电网发展，建设和完善农村电网，合理简化电压等级，努力改善农村供电电能质量，降低线损。

　　“十一五”电网投资翻番，将是电网加速发展的重要时期。

　　国家电网公司确定“十一五”电网发展的重点是加快特高压电网规划与建设；加大跨区电网建设，提高跨区输电能力；继续发展区域和省级主网架及负荷中心地区受端网架；加快城乡电网建设，将城乡电网纳入电网统一规划；做好水电基地、煤电基地电力送出工程的规划和建设。具体来说，国家电网在未来五年的主要任务将是规划建设交流1000千伏试验示范工程；开工建设溪洛渡、向家坝水电站和锦屏水电站外送的±800千伏直流输电工程；全面建成三峡输变电工程；抓紧新建一批跨区输电工程，大幅度提高跨区配置资源的能力；西北750千伏网架初具规模；继续加强和拓展500千伏和330千伏网架；全面提升电网输电能力和防止大面积停电事故的能力；继续加强城乡电网的建设改造，提高配电网的供电可靠性。

　　南方电网在“十一五”期间，主网架要建设贵广二回直流输电工程、贵广第二个交流输电通道、云广特高压直流输电工程、云电送粤交流输电通道等“两交两直”，至2010年，使西电送广东形成“八交五直”输电大通道。在加强主网架建设的同时，高度重视配网和二次系统的规划建设。加强和优化电网建设，处理好电网与电源、主网与配网、一次与二次系统的关系。

　　总的来说，“十一五”期间进一步加大电网投入，基本消除电网瓶颈，提升技术装备水平，提高资源配置能力，强化市场载体功能。

　　到2010年，基本形成结构合理、安全可靠、灵活高效的坚强国家电网。

　　在上述“十一五”规划的背景下，国家电网公司在“十一五”期间投资总额约9000亿元，加上南方电网公司约3000亿元，那么，“十一五”期间电网投资总额约12000亿元(若考虑地方对电网的投资，数额还将更大，年均投资额2400亿元，未来五年的复合增长率达到20%，如图7所示(单位：亿元)。

　　特高压：构筑中国电网的“高速公路”特高压电网指1000千伏交流和±800千伏直流系统构成的高压电网。特高压电网是未来电网的发展方向，具有输电容量大、送电距离长、线路损耗低、工程投资省、走廊效率高和联网能力强的六大优势。据计算，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍。送电距离则是后者的2到3倍。

　　输送相同功率电量，采用1000千伏线路输电与500千伏的线路相比，可节省60%的土地资源。但目前其技术尚不完全成熟，且投资巨大。

　　其主要设备包括变压器、可控电抗器、开关设备、套管、输电线路、换流变等一次设备，以及继电保护、电网自动化等二次设备。

　　目前各方面对发展1000千伏特高压输电的必要性已达成基本共识。“十一五”期间，要在提高现有500千伏电网输电能力的同时，加快实施晋东南—荆门1000千伏特高压输电试验示范工程，实现自主创新，取得成功经验，快速推广使用，为“十二五”、“十三五”期间特高压电网与大水电、大煤电、大核电的良性互动发展创造条件，并可显著提高电网在更大范围内配置资源的能力。

　　发展特高压输电有助于我国电力装备制造业提升自主创新能力，占领电力设备制造技术的制高点。20世纪60年代以来，美国、前苏联、意大利、日本等国家都先后制定了特高压输电计划，对一些关键技术进行了大量研究。有关国际机构认为，特高压输电是可行的方案，没有难以克服的技术问题。由于发达国家已度过了电网快速发展的时期，特高压技术应用存在着市场的制约，但目前在一些电力需求增长较快的国家如印度、巴西等国，也开始着手研究发展特高压电网的问题。我国从1986年开始，陆续将特高压技术研究列入国家科技攻关计划，取得了一批重要科研成果。近期，随着我国特高压电网建设工作的推进，一大批科研院所、设计和设备制造企业集中力量研究有关技术和设备问题，为特高压电网发展创造了良好条件。从输电设备制造能力看，500千伏输变电设备已基本实现了国产化，有着较强的自主研发和创新能力，为特高压设备研发和制造打下了良好基础。

　　建设特高压网架的效益分析联网效益实现大规模跨区联网，电网互为备用、互相调剂余缺，事故时互相支援、提高供电可靠性；取得电力负荷错峰效益和水、火电互补效益，以及大大提高水电利用容量和调峰效益；取得水电跨流域补偿调节效益；大范围内实现系统经济运行、降低发电成本、形成更大区域内的发供电竞争局面、大大改善机组的运行环境等规模经济效益。据初步估算，2020年前后国家特高压电网建成后，通过获取联网效益，全国可节约发电装机2000万kW，折合投资约500亿元，每年综合节电效益可达1000亿kWh；采用特高压输电方案与500千伏输电相比，可降低网损约280万千瓦，相当于节约电源容量投资110亿元；特高压输送煤电容量约1.1亿千瓦，每年可节省电煤运输2.5亿吨以上。将建设经济性更好的特高压电网与建设大型煤炭基地、有效利用褐煤、洗中煤等问题统筹考虑与规划，可合理、有效利用煤炭资源。

　　我国褐煤资源较为丰富，但开发利用不足，由于其热值较低，就地转化是较为经济的利用方式；洗煤后剩余的洗中煤占全国煤炭总量的10%左右，大量的洗中煤如不利用，既浪费资源又污染环境；在大型煤炭基地建设中，以及在褐煤资源丰富的地区，采取煤电一体化的开发利用方式，建设大型煤电基地，依靠特高压电网将电能输送至负荷中心，可有效利用褐煤资源和洗中煤资源。

　　节约占地效益以长度1000 km，传输容量10GW的典型线路为例，采用各种电压等级所需的回路数和占用走廊宽度如表10所示。

　　从上表的统计数据可见，采用1000kV的方案最优。特高压交流输送能力大，1回1000kV交流输电线路的传输功率相当于2回750kV或5~6回500kV交流线路的传输能力，因此特高压输电可显著地减少输电线路回数、节省线路走廊，提高电能传输的经济性。

　　解决短路电流超标问题带来的效益在500kV电网之上建设特高压主网架可使电网更加坚强，同时，可把500 kV电网短路电流水平基本限制在55 kA以下，可避免因短路电流超标大量更换开关等电气设备。经初步估算，这一部分大约可减少投资20~30亿元。

　　国家电网公司对交流输电方案从自然功率、造价、输电走廊等经济指标进行综合比较后的结论是：1000千伏交流输电方案的单位输送容量投资约为500千伏交流输电方案的73%；对直流特高压比较的结论是：±800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。“研究结果表明，输电线路越长，输送容量越大，使用特高压输电就越经济。”特高压电网未来发展潜力巨大预计到2020年特高压及跨区电网的输电量将为2.1亿千瓦，其中±800KV直流输电5600万千瓦，另外1.5亿千瓦由交流输电线路完成。从投资看，到2020年我国对特高压电网的投入约为4060亿元，其中交流为2560亿元，直流为1500亿元。

　　2020年前后，国家电网交流特高压系统形成以华北、华中、华东为核心，联结我国各大区域电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强的电网结构。蒙西、陕北、晋东南、内蒙锡盟、宁夏煤电基地以交流特高压分散接入南北方向多条大通道上，四川水电的部分容量通过东西方向的交流特高压通道向华中和华东输送；在东部受端建设一定容量的支撑电源，主要是沿海核电。

　　“特高压交流设备除开关采用中外合作的方式研制生产外，其他设备均立足国内生产制造，并限定为内资控股企业”。2006年12月27日，国家电网公司举行晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程主设备合同签字仪式，供货合同和监造合同总价高达12.39亿元，占工程静态投资的22%，充分表明了国家电网公司积极支持国产化的态度和力度,标志着特高压设备研制生产进入全面实施阶段，对于确保特高压交流试验示范工程按期建成投运，加快提升我国电工设备制造国产化水平，具有十分重要的意义。试验示范工程是振兴我国电工设备制造业的依托工程。为我国电工设备制造企业实现整体技术升级和跨越式发展提供了重要机遇。晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程中，双百万单体式电力变压器的研制属世界首次；单台高抗320兆乏的额定容量为世界最高；开关设备全部采用气体绝缘全封闭组合电器，这些都是世界输变电技术的制高点。

　　通过特高压建设，我国输变电制造企业可通过以下几个方面获得提升：技术提升：特高压为世界技术前沿，进入电力设备制造的最核心领域。示范效应：特高压总量规模不大，但强大示范效应将带动500kV以下产品市场占有率迅速提升。进口替代：取代目前电力设备高端领域的进口产品，实现电力设备国产化。树立品牌：借助特高压工程树立一批国际品牌，打入国际市场，成为世界级企业

　　新能源产业高速发展势在必行

　　近几年，由于我国能源需求总量不断高速增长，能源瓶颈越发严重，寻求新途径解决瓶颈问题越发紧迫(图11、图12)。另一方面，日益严格的环保及可持续发展要求，也成为推动新能源产业发展的积极因素。为此，《“十一五”规划的建议》中明确提出：“加快发展风能、太阳能、生物质能等可再生能源。”2006年1月1日起正式实施《可再生能源法》，将鼓励外资和民间资本进入新能源和可再生能源领域，产业前景十分广阔。

　　我国具有丰富的新能源和可再生能源资源：水能可开发资源为3.78亿千瓦，目前已开发利用11%；生物智能资源，包括农作物秸秆、薪柴和各种有机废物，利用量约为2.6亿吨标准煤，占农村生活能源消费的70%，整个用能的50%；在我国约600万平方公里的国土上，太阳能年总辐射量超过60万焦耳／平方厘米，开发利用前景广阔，风能资源总量为16亿千瓦，约10%可供开发利用；地热资源尚待继续勘探，目前已探明的地热储量约为4626亿吨标准煤，现利用的仅约十万分之一；我国海洋能源资源亦十分丰富，其中可开发的潮汐能就有2000万千瓦以上。据国际能源机构预测，到2020年可再生能源将在全球能源消费中的比例达到30%。

　　当前，我国能源消费结构中，煤炭占据2/3以上的比例，新能源及可再生能源比例约7%。根据我国新能源规划，到20l0年，可再生能源的总装机容量达到60GW，占全国总电力装机容量的10%。其中小水电(50GW)，风力发电(4GW)，生物发电(6GW)，太阳能发电(450kW)。

　　到2020年，新能源发电的总装机容量将达到约121GW，占全国总电力装机容量的12%。

　　国外风电发展迅速

　　1997-2004年，全球风电装机容量年平均增长率超过20%。目前，风力发电量约占世界总电量的0.5%，预计到2020年风力发电量比重可升至12%。目前，欧洲是全球风力发电的主力军。其中德国风力发电装机容量位居世界第一，占全世界风力发电装机容量的三分之一以上。2004年德国的风力发电量(250亿度)首次超过了其水力发电量(210亿度)，成为德国最重要的可再生能源。表14为2006年累计风电装机容量最大的十个国家。

　　大的进展。形成了以风力发电机组总装企业为龙头、风力发电机组零部件制造厂相配套的格局；完成了以600kW风力发电机组为主导机型的国产化进程，截止到2003年，600kW风力发电机组国产化率达96%，国产化机组在国内风电市场累计占有率为15.35%, 2003年度国产化机组在国内风电市场销售量占当年风电市场新增容量的33.46%。2004年底，国产化机组在国内风电市场的占有率上升至17.8%，风电设备国产化向前迈进一步。国内风电设备制造企业中，新疆金风科技股份有限公司的市场占有率最高，同时，2006年新疆金风还跨入世界十大风电机组供应商行列。(表16)

　　制约风电发展的因素

　　目前制约风力发电的因素主要来源于几方面：一是上网电价不具竞争力，目前风电价格约0.5元/度左右，高于水、火电0.3元左右的上网电价，若国家不对风力发电给予足够补贴，将难于大规模应用。

　　“十一五”期间，风电产业将在优惠政策激励下，规模逐步扩大，发电成本将不断降低。另一方面，随着煤炭、油气等不可再生能源的逐步枯竭，其发电成本将逐年增加，煤电污染治理成本也逐年增加，导致煤电成本呈上升走势。据预测，到2020年左右，风电将成为一种经济上有竞争力的电力资源。

　　世界风电技术发展趋势风

　　电机组单机容量不断增大，2～3MW以上的风电机组已经商业化，5MW的风电机组已经投入运行，为了降低成本，提高效率，减少维护，增加寿命，在风电机组的设计中出现了许多创新的理念，采用了许多新工艺，新材料和新技术。目前传统的失速型风电机组被变桨变速恒频型风电机组所取代，直驱型风电机组和半直驱型风电机组具有很好的市场及发展前景。另外，海上风电场已是国际上风电发展的一个新的领域，欧盟提出了到2020年达到1800万的kW战略目标，3.6MW的海上风电场已经研发成功。

　　中国风电产业存在的差距对风电发展战略、风电技术路线、产业政策和市场机制尚未完善。

　　《可再生能源法》将风电发展提高到了战略的高度，并制定了中长期发展规划，明确了目标，但是还缺乏对保证目标实现的具体措施。我们以风电上网电价来看，目前实施的是风电特许权招标，投标商报价低则可中标，表明国家希望通过这一政策迫使风电厂商继续加大国产风电设备的采购比例，降低发电成本，从而降低上网电价。这是继“建设风电场必须达到国产化率70%以上”之后发改委出台的第二项鼓励风电设备国产化的措施，同样说明了国家对国内风电产业及设备制造企业的政策性倾向。但同时也具有一定的负面影响：为了中标投标商承诺非常低的电价，最低只有0.3820元/kWh，对风电产业没有激励作用；项目亏损不能提供所得税，不利于地方经济发展；低的上网电价导致建设期间采购质量差的设备，增加在运行期发生的风险；低价格不利于培育风电设备制造业。按照国外成功的经验，一般是固定电价制度，在我国专家建议“当地脱硫燃煤电厂标杆电价基础上，每千瓦时补贴0.25元”的方式制定固定电价。如果采用分区定价，可以利用投标电价为参照，用除去最高和最低价取平均值的方式确定相应区域电价；其他地区实行最高限价。现价段可以考虑在2020年之前，风电上网电价不低于每千瓦时0.5元。

　　风电产业技术创新能力薄弱，缺乏自主知识产权的核心技术，MW级风电机组研发能力低。从设计到制造还依赖国外技术，没有完全摆脱引进、仿制、再引进、再仿制。而风电发达国家凭借技术优势和风电机组品牌，一方面占据了中国大部分的风电市场；另一方面将技术标准、知识产权作为保持其技术垄断和竞争优势的重要手段。

　　风电能力建设薄弱。能力建设是风电的重要技术基础，目前我国无论在风电产业方面，还是在风电技术方面的能力建设都还很薄弱。

　　主要表现在风电技术标准、风电检测与认证、风电设计咨询、科学计算软件、地面实验设备、风资源评估等方面。

　　风电产业体系还没有完全建立，MW级风电机组生产能力尚未形成。风电投资商把投资重点主要放在整机和风电场开发上，有些品牌零部件制造厂也想转向制造整机，但实际情况是目前零部件的研发能力和程度都还有待提高，不能满足市场需求。

　　海外市场：中国电力装备业走出国门2005年电器工业进出口总额549.23亿美元，增长20.68%。其中进口273.35亿美元，出口275.88亿美元，顺差2.53亿美元。出口金额、速度均较大的产品有低压电器、电线电缆、变压器、高压开关。

　　其中高压开关、发电机增长速度超过70%。

　　2006年前10个月进出口贸易依然保持着蓬勃发展趋势。进出口总额已达到577.44亿美元，同比增长30.52%，其中进口额273.02亿美元，同比增长23.94%，出口额304.42亿美元，同比增长37.05%，贸易顺差31.40亿美元，这是历年同期电工产品外贸中实现的最大顺差。

　　从进出口额增速来看，进口速度放慢，出口速度加快，表明我国电力设备企业正加速走向国际市场，同时在部分高端产品领域存在进口替代的趋势。未来我国电力设备增长点可来源于两个方面，一是进口替代，二是开拓国际市场。

　　从出口产品结构看，技术附加值不高的中低端产品扮演主要角色的局面没有根本改变，对于我国电力设备来说，提升出口产品档次、优化出口产品结构任重道远。不过，2006年以来上海电气、东方电气、哈尔滨电站设备这三大动力集团会同中国技术进出口总公司与印尼签订一份总金额70亿美元为其建设1000万千瓦火电项目的工程备忘录；中国机械进出口总公司分别获得了马来西亚木卡2×13.5万千瓦电站、砂拉越电站和斯里兰卡30万千瓦电站项目合同；新疆特变电工集团承接了总额3.4亿美元塔吉克斯坦550千伏输变电成套项目以及一些高压开关企业(如天水长城开关有限公司等)在国际市场上拿到上千万或几百万美元工程项目订单的情况也为数不少。

　　我国电力设备产品，特别是技术含量较高的成套产品正在走出国门、打入国际市场，成为今后电力设备行业对外贸易的发展趋势，也将成为电力设备企业提高盈利能力的重要来源之一。

　　增持电力设备行业。发电设备、输配电设备以及新能源设备各子行业市盈率给予25、30-40、50-60倍市盈率。

　　增持电力设备行业

　　电力设备制造业属于国家重大装备制造业，根据我们从政策以及行业背景角度出发的分析来看，未来几年将是电力设备行业快速发展的景气时期，我们维持电力设备行业增持评级。各个子行业的情况有所区别，因此在估值上也不同：

　　发电设备行业景气周期高点将至，但未来两年内还将维持在高位。重点关注拥有水电、核电及新能源装备替代产品，同时积极开拓海外市场的发电设备企业，给予25倍市盈率。

　　输配电行业受益于电网投资加大，未来五年保持高速增长。主干网建设、城市电网改造以及特高压电网建设都为输配电设备制造企业带来机遇。行业前景看好，同时成本压力减轻，行业盈利能力增强。

　　重点关注受益较大的高压设备制造企业，给予30-40倍市盈率。

　　新能源装备行业在未来较长时期都看好，尤其是风能与太阳能产业，受国家政策支持，“十一五”期间将进入快速增长期，给予50-60倍市盈率。

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