2011-2015年新能源行业分析及投资前景预测报告 142页

'第一章新能源的相关概述第一节能源的基本概述一、能源的定义新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源，包括太阳能、生物质能、水能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能，以及海洋表面与深层之间的热循环等；此外，还有氢能、沼气、酒精、甲醇等。而已经广泛利用的煤炭、石油、天然气、水能、核电等能源，称为常规能源。随着常规能源的有限性以及环境问题的日益突出，以环保和可再生为特征的新能源越来越得到各国的重视。本报告研究的对象是指已经形成产业或即将形成产业化的新能源，主要包括：风能、核能、太阳能、生物质能等。目前在我国，可以形成产业的新能源主要包括水能(主要指小型水电站)、风能、生物质能、太阳能、地热能等，是可循环利用的清洁能源。新能源产业的发展既是整个能源供应系统的有效补充手段，也是环境治理和生态保护的重要措施，是满足人类社会可持续发展需要的最终能源选择。二、能源的分类联合国开发计划署（UNDP）把新能源分为以下三大类：大中型水电；新可再生能源，包括小水电、太阳能、风能、现代生物质能、地热能、海洋能（潮汐能）；穿透生物质能。142 一般地说，常规能源是指技术上比较成熟且已被大规模利用的能源，而新能源通常是指尚未大规模利用、正在积极研究开发的能源。因此，煤、石油、天然气以及大中型水电都被看作常规能源，而把太阳能、风能、现代生物质能、地热能、海洋能以及核能、氢能等作为新能源。随着技术的进步和可持续发展观念的树立，过去一直被视做垃圾的工业与生活有机废弃物被重新认识，作为一种能源资源化利用的物质而受到深入的研究和开发利用，因此，废弃物的资源化利用也可看作是新能源技术的一种形式。最近才被人类开发利用、有待于进一步研究发展的能量资源称为新能源，相对于常规能源而言，在不同的历史时期和科技水平情况下，新能源行业的分类有着不同的内容。当今社会，新能源通常指风能、核能、太阳能、地热能、氢气等。142 三、行业特点新能源的各种形式都是直接或者间接地来自于太阳或地球内部伸出所产生的热能。包括了太阳能、风能、生物质能、地热能、核聚变能、水能和海洋能以及由可再生能源衍生出来的生物燃料和氢所产生的能量。也可以说，新能源包括各种可再生能源和核能。相对于传统能源，新能源普遍具有污染少、储量大的特点，对于解决当今世界严重的环境污染问题和资源（特别是化石能源）枯竭问题具有重要意义。同时，由于很多新能源分布均匀，对于解决由能源引发的战争也有着重要意义。第二节常见的新能源形式一、太阳能太阳能一般指太阳光的辐射能量。太阳能的主要利用形式有太阳能的光热转换、光电转换以及光化学转换。利用太阳能的方法主要有：太阳电能池，通过光电转换把太阳光中包含的能量转化为电能；太阳能热水器，利用太阳光的热量加热水，并利用热水发电等。太阳能可分为3种：1、太阳能光伏是一种暴露在阳光下便会产生直流电的发电装置，由几乎全部以半导体物料(例如硅)142 制成的薄身固体光伏电池组成。简单的光伏电池可为手表及计算机提供能源，较复杂的光伏系统可为房屋照明，近年，天台及建筑物表面均会使用光伏板组件，甚至被用作窗户、天窗或遮蔽装置的一部分，这些光伏设施通常被称为附设于建筑物的光伏系统。2、太阳热能是将阳光聚合，并运用其能量产生热水、蒸气和电力。3、太阳光合能是以人为模拟植物光合作用，大量合成人类需要的有机物，提高太阳能利用效率。二、风能风能是太阳辐射下流动所形成的。风力发电，是当代人利用风能最常见的形式，自19世纪末，丹麦研制成风力发电机以来，人们认识到石油等能源会枯竭，才重视风能的发展，到1994年，全世界的风力发电机装机容量已达到300万千瓦左右，每年发电约50亿千瓦时。对交通不便、远离主干电网的岛屿及边远地区尤为重要。三、生物质能是太阳能以化学能形式贮存于生物中的一种能量形式，它直接或间接地来源于植物的光合作用。生物质能是贮存的太阳能，更是一种唯一可再生的碳源，可转化成常规的固态、液态或气态的燃料。地球上的生物质能资源较为丰富，而且是一种无害的能源。地球每年经光合作用产生的物质有1730亿吨，其中蕴含的能量相当于全世界能源消耗总量的10-20倍，但目前的利用率不到3%。中国已经开发出多种固定床和流化床气化炉，以秸秆、木屑、稻壳、树枝为原料生产燃气。2006年用于木材和农副产品烘干的有800多台，村镇级秸秆气化集中供气系统近600处，年生产生物质燃气142 2,000万立方米。四、核能核能是通过转化其质量从原子核释放的能量。核能的释放主要有三种形式：1．核裂变能是通过一些重原子核（如铀-235、铀-238、钚-239等）的裂变释放出的能量。2．核聚变能是由两个或两个以上氢原子核（如氢的同位素—氘和氚）结合成一个较重的原子核，同时发生质量亏损释放出巨大能量的反应，其释放出的能量。3．核衰变是一种自然的慢得多的裂变形式，因其能量释放缓慢而难以加以利用。核能的利用主要存在问题：（1）资源利用率低；（2）反应后产生的核废料成为危害生物圈的潜在因素，其最终处理技术尚未完全解决；（3）反应堆的安全问题尚需不断监控及改进；（4）核不扩散要求的约束，即核电站反应堆中生成的钚-239受控制；（5）核电建设投资费用仍然比常规能源发电高，投资风险较大。五、海洋能海洋能指蕴藏于海水中的各种可再生能源，包括潮汐能、波浪能、142 海流能、海水温差能、海水盐度差能等。波浪发电，据科学家推算，地球上波浪蕴藏的电能高达90万亿度。目前，海上导航浮标和灯塔已经用上了波浪发电机发出的电来照明。大型波浪发电机组也已问世。我国在也对波浪发电进行研究和试验，并制成了供航标灯使用的发电装置。潮汐发电，据世界动力会议估计，到2020年，全世界潮汐发电量将达到1000-3000亿千瓦。世界上最大的潮汐发电站是法国北部英吉利海峡上的朗斯河口电站，发电能力24万千瓦，已经工作了30多年。中国在浙江省建造了江厦潮汐电站，总容量达到3000千瓦。六、水能是指水体的动能、势能和压力能等能量资源。广义的水能资源包括河流水能、潮汐水能、波浪能、海流能等能量资源；狭义的水能资源指河流的水能资源。是常规能源,一次能源。水不仅可以直接被人类利用，它还是能量的载体。太阳能驱动地球上水循环，使之持续进行。地表水的流动是重要的一环，在落差大、流量大的地区，水能资源丰富。142 第二章2011年全球新能源产业运行第一节发展现状一、产业规模与增长1、投资状况2011年，全球清洁能源投资额度为1750亿美元，同比2010年的1629亿美元下曾了6.9%。新能源投资方式包括政府财政支持、VC、PE、上市融资、碳交易融资、信贷、资产并购等。在新能源产业发展不同阶段，融资方式也不同。根据目前新能源技术发展状况，结合各国对新能源产业的政策支持力度，可以预测，到2020年，光伏产业将是未来新能源产业投资的重点领域，其次为陆地风电。2、产业规模142 各国新能源应用各有侧重。巴西以燃料乙醇为主，丹麦以风电为主，德国以风电和太阳能为主。二、产业结构风能、太阳能和生物质能仍然是全球新能源的主要开发形式。2011年，全球新能源产业增长仍然以风电产业为主，占清洁能源投资比重高的40%以上。太阳能投资比重有一定下滑。图12011年全球清洁能源投资比重1、风能142 风力发电机从19世纪开始提出，到20世纪80年代开始飞速发展。近20年，风机功率增大了100倍，成本也大幅下降。据估算，地球上的风能资源是水能资源的十倍，高达每年53万亿千瓦时，目前被开发的只是微不足道的一部分。2011年全球在风电项目的投资770亿美元，世界风电装机继续保持快速增长，新增装机37900MW，总装机达到157900MW，较2008年增长31.6%。2011年全球风电装机总容量，包括陆上风电和海上风电项目总装机达到235800MW。2、光伏产业太阳能光伏电池是太阳能光伏发电的核心部分，根据所用原材料的不同，太阳能光伏电池可以分为晶体硅光伏电池、薄膜光伏电池和聚光电池等种类。以FirstSolar为代表的薄膜太阳能电池在2010年成绩斐然。2010年，FirstSolar公司太阳能电池组件产量超过1GW，发电成本在2009年第四季度首次打破了1美元/瓦的壁垒，2010142 年三季度的成本为0.85美元/瓦；2009年三季度组件平均转换效率达到11%。但目前以晶体硅光伏电池为主流。2008年的金融危机给光伏产业造成一定冲击，2010年，全球光伏产业增长速度有所下滑，从2009年的99.4%下滑至36.4%，太阳电池产量超过9GW。太阳能电池的主要应用是发电。国外并网发电装机每年都稳步增长。142 3、生物质能生物质能的利用形式主要包括：生物发电、生物柴油和燃料乙醇。对于生物发电，世界是发达国家和部分发展中国家多数采用厌氧消化技术。许多发展中国家，如印度、巴西、其他拉丁美洲和非洲国家等均通过燃烧糖醇生产中剩余的甘蔗渣发电。据估算，到2013年，全球生物质能发电装机容量将达到60GW(Navigant，2003)。生物柴油最早于1988年问世，由德国聂尔公司以菜籽油为原料提炼而成。经过几十年的发展，现在的生物柴油原料已经扩大至葵花籽油、棕榈油等其他生物原料。2009年全球生物柴油产量将达1600万吨，其中，欧盟产量最大，达840万吨，其次是美国，达到180万吨，巴西140万吨，阿根廷120万吨。2009年，全球燃料乙醇产量达8600万吨。截至到2009年9月，燃料乙醇和生物柴油的总量为2.2mb/d(millionbarrelsperday百万桶每日)，2008年中期的容量为1.8mb/d。金融危机发生对生物质能产业发展产生了重大影响，许多生物燃料项目被取消。第二节世界各国新能源发展现状一、德国142 新能源和环保技术成为德国的一个重要产业。截至2007年9月，德国已是世界上最大的光伏、风能和生物柴油市场。分析预测，到2020年，德国将在新能源领域在世界各国排名第一。在光伏领域，德国一直走在世界前列，这主要得益于德国制定的完善的产业支持政策，其中以最主要是《德国可再生能源法》(EEG)德国议会在2008年6月份再次通过了“可再生能源修正法案”，于2009年生效(2009年EEG修正法案)。该修正法案对可再生能源发展目标、补贴力度等进行了更改：1、可再生能源发电量到2020年的目标比重由20%修改为30%以上；2、对各种类型的可再生发电的补贴电价进行修改，如较大程度的提高了风电的补贴力度；降低了太阳能发电补贴力度。表22010年德国EEG修正案光伏发电补贴政策单位：MW142 德国是全球最大的太阳能发电市场国家，光伏发电2003－2008年年均复合增长率为66%。表32003－2020年德国累计和新增装机容量及预测单位：MW到2020年德国新能源的发电量要达到27%，到2030年达到45%，最终新能源要超过德国电力需求的一半以上。德国政府鼓励使用生物柴油。对生物柴油的生产企业全额免除税收，使其价格低于普通柴油。在2003年颁布法规，准许自2004年起，无需标明即可在石化柴油中最多加入5%的生物柴油。2004年德国已有l800个加油站供应生物柴油，并已颁布了德同行业标准(EDIN5l606)。20世纪90代初德国就开始生物柴油研究，而且发展速度之快远远超出人们预测，1998年德国的生物柴油产能才只有5万吨，至2008年则激增至280多万，增长近60倍。目前德国有23家企业生产生物柴油，占整个欧盟15国总生产能力一半以上，成为世界上最大的生物柴油生产国。二、丹麦142 上世纪七十年代石油危机以来，丹麦着力开发本国北海油气资源。在石油供应充足的条件下，提出了能源来源多元化的战略，利用价格杠杆，鼓励企业利用价格低廉的煤炭、天然气替代石油。到2005年，丹麦的石油消费减少了近1000万吨，占能源消费的比例不到42%，相对应的天然气、煤炭和可再生能源的比例则从不到1%，分别上升到22.76%、19.53%和15.35%。目前，丹麦是石油和天然气的净出口国，在可再生能源开发利用方面，特别是风力发电和生物质能热电联产应用，在欧盟成员国中处于领先地位。自1980年开始，丹麦根据资源优势，大力发展以风能和生物质能源为主的可再生能源。在目前世界累计安装的风电机组中，60%以上产自丹麦，占世界风机贸易近70%。丹麦大力发展分布式能源，利用生物质能源发展热电联产和集中供热。2005年，丹麦可再生能源发电比例达到30%，提前5年完成欧盟提出的2010年达到29%的目标。三、英国2009年，英国政府加大新能源发展力度，通过政策手段刺激国内新能源市场发展。2009年7月15日，英国能源和气候变化部发布《英国低碳转换计划》国家战略白皮书，提出到2020年和2050年英国将碳排放量在1990年基础上分别减少34%和80%，其实现途径是大力提高能源效率和发展可再生能源、核能、碳捕捉和储存等清洁能源技术。142 从2009－2020年，英国政府将投资300亿英镑支持可再生能源发电和取暖。为此，英国政府将调整《可再生能源义务法》，要求提高可再生能源的发电比例；修改或者取代《可再生交通燃料义务法》，增加生物燃料的使用比例；出台一个新的可再生能源取暖激励机制和上网电价。为了保证这些政策的实施，英国政府专门成立了可再生能源部署办公室。《可再生能源义务法》于2002年4月生效，它要求所有电力供应商所提供的电力必须有部分来自可再生能源。四、日本从能源政策的发展来看，自石油危机以来，日本能源政策的指导思想已经从单一的能源安全转向了“3E”(能源安全、经济效率和环境保护)。日本新能源市场份额不断扩大，各项新能源均呈现倍增趋势，日本已发展成世界上最大的使用新能源的国家。在太阳能利用领域，目前世界上太阳能发电的专利主要都日本厂家掌握。到2005年底，日本累计安装使用太阳能发电量达到142万千瓦，占世界市场的44%。推动日本光伏应用市场发展的主要动力来自于三个方面，一是政府引导和扶持，二是电力公司有效的电价政策和上网收购制度，三是日本国民的积极参与。日本是最早制定扶持光伏产业发展政策的国家。1990年，日本修改电力公司法的相关技术规范与要求，积极支持光伏并网发电系统的推广和应用。在政策上，日本实行的是用户补贴政策，即对消费者进行补贴。但这种补贴也不是一成不变的，而是随市场的发展和技术的进步而调整的。安装光伏发电系统时进行工程补贴，这一补贴逐年递减，从最初补贴50%，分10年逐年递减，到第十年补贴减到零。142 2005年以后，日本的光伏屋顶发电系统的补贴已经没有。除了光伏系统的安装补贴外，还允许光伏发电系统向电网馈电，意味着电办公司以同等电价购买光伏系统的发电量。下表是日本近年来光伏系统装机容量的状况，受政府在2005年取消补贴政策影响，2006－2008年新增装机增长缓慢。表42005－2009年日本累计和新增装机容量单位：MW日本在2009年4月初表示将在2020年左右将太阳能发电规模在现有基础上扩大20倍，达到世界第一。要在今后3－5年的时间里，将太阳能发电设备价格降到目前价格的一半；要在公立中小学里集中安装太阳能发电设备，要加速建造节能型建筑，争取到2019年有50%的房屋达到节能要求。表5日本光伏产业远景规划目标142 日本还正式出台了新产业创造战略，把燃料电池放在举足轻重的地位，日本能源厅的数字表明，2004年日本燃料电池能相当于1万千瓦，而到2010年将剧增到220万千瓦。由于日本新能源呈现倍增趋势，日本政府提出，到2030年日本对石油的依赖程度将由现在的50%降到40%，而新能源比重将不断上升。总体来看，日本在新能源发电领域做了较为完整的规划，风电和太阳能光伏产业将是未来发展重点。表62010年和2015年日本各电源装机容量规划表72010年和2015年日本各电源发电量规划142 六、韩国韩国从20世纪80年代开始重视发展新能源，1987年韩国国会就制定了《新能源和可再生能源发展促进法》，接着韩国政府又根据该法制定了《新能源和可再生能源技术发展基本纲要》，提出了未来10年技术发展的重点和目标。近年来，韩国在新能源领域的投资力度日益加强。继2008年投资1.26万亿韩元(13.7亿美元)在新能源领域之后，2009年，韩国政府宣布，未来5年，韩国政府计划投资107万亿韩元(合计845.3亿美元)用于可再生能源效率改进及相关产业投资(规模相当于韩国年国内生产总值的2%)。该计划将为韩国创造180万个就业机会。韩国同时重视新能源汽车领域的开发。在韩国，氢燃料电池车的生产研发以现代汽车公司为中心，韩国国内共有120多家企业联合参与，如果进展顺利的话，到2030年，该新型动力汽车的生产量将达到100万辆，雇用人数将达到8.8万人，创造产值将超过16.8万亿韩元。142 七、美国美国在新能源领域开发相对较早，也是全球新能源产业技术最成熟的国家之一。相对其他国家，美国新能源应用领域相对比较广泛。在发展新能源的过程中，政府牵动、市场拉动和科技推动三者缺一不可，而其中的核心环节还是政府的相关政策。奥巴马政府上台后不久就推出了“美国复兴与再投资计划”，准备在3年内让美国可再生能源的产量倍增，计划在未来10年内投资1500亿美元进行新能源开发，并创造500万个新工作岗位；到2015年新增100万辆混合动力汽车；到2012年做到风能和太阳能发电量占美国发电总量的10%，到2025年占到25%，实现过去30年才能达到的目标。奥巴马政府还将投资对白宫、全国各地的学校、公共建筑进行节能改造。如能实现这些目标，美国无疑又会再度走在世界的前面。奥巴马政府之所以如此高看新能源产业，一是希望以此来应对金融危机，推进美国经济的可持续增长；二是为调整能源供应结构，确保未来的能源安全；三是试图通过创建新型产业来增加新就业岗位；四是为减少温室气体排放。归根结底，美国政府此举是为了保持竞争优势，占领后石油时代的经济制高点。142 奥巴马政府上台后迅速促成了《2009年恢复与再投资法》的通过，规定将划拨约500亿美元用来开发绿色能源和提高能效，其中140亿美元用于可再生能源项目，45亿美元用于改造智能电网，64亿美元用于清洁能源项目，63亿美元用于对提高州一级能效的拨款，50亿美元用于改造家庭住房的越冬防寒性能，45亿美元用于帮助提高联邦政府的建筑能效，1890万美元用于打造“绿色交通”。2009年6月，众议院通过了《美国清洁能源安全法》，虽然参议院对其内容存在很大争议，但该法案中的可再生能源部分已通过审议，表明国会在新能源的议题上具有基本共识。在年初发表的首次国情咨文中，奥巴马提出从2011年起，除国家安全、医疗和社会保障以外的政府开支将被冻结3年，但将继续在新能源、教育和基础设施等方面增加投资。由于美国当前能耗的69%用于交通业，奥巴马还要求政府投资6亿美元促进消费者购买更加节能的车辆。美国现阶段对新能源构想的核心部分是核能，而太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能等的开发也在齐头并进。当前美国20%的电能来自于核能，70%的清洁电也来自于核电。到2008年底，美国风电装机总容量252亿千瓦，新增风电装机容量84亿千瓦，均居世界首位。2008年美国太阳能装机容量为877.5万千瓦，同比增长17%；在太阳能电池导入量上排名世界第三；佛罗里达投资20亿美元要打造全球首个真正的太阳能城市。截至2009年，美国全国电力生产的1/3来自非碳能源。此外作为对新能源开发的补充，美国还在大力发展各种节能技术。美国是最早研究生物柴油的国家，商业应用始于20世纪年代90年初，联邦政府、国会以及有关州政府通过政令和法案支持生物柴油的生产和消费，并采取补贴等措施。142 使生物柴油产业迅速发展起来。目前。美国已经有多家生物柴油生产厂和供应商，生产原料主要以大豆油为主。年生产生物柴油30万吨以上，且税率为零。在生产大豆生物柴油的同时，美国也积极探索其它途径生产生物柴油。美国可再生资源国家实验室通过现代生物技术制成“工程微藻”。实验室条件下可以使其脂质含量达到40%－60%。预计每英亩“工程微藻”可年产6400－16000升生物柴油。为生物柴油的生产开辟了一条新途径。第三节2011年全球新能源企业100强1通用电气能源205597382维斯塔斯风力技术公司丹麦61812903阿文戈亚有限公司西班牙50836644德尔塔能源有限责任公司德国43979485三洋电子有限公司日本34499146Enercon有限责任公司德国30370507西门子股份有限公司德国29227148晶龙实业集团有限公司中国26700009绍特太阳能股份有限公司德国254576210歌美飒风电有限公司西班牙246894311苏格兰和南英格兰能源有限公司英国246659512华锐风电科技(集团)股份有限公司中国203248713爱贝德罗拉有限公司西班牙2001862142 14阿尔斯通公司法国197720215Enel绿色能源公司意大利194639116尚德电力控股有限公司中国193369717东芝公司日本184591218新疆金风科技股份有限公司中国175955219华能新能源股份有限公司中国175860020SMA太阳能技术股份公司德国171504021FirstSolar美国170786922赛维LDK太阳能高科技有限公司中国167215323保利协鑫能源控股有限公司中国158470624京瓷株式会社日本158421925夏普公司日本151184526MEMC美国149210427Ergon能源澳大利亚143491528龙源电力集团有限公司中国142128429EDF电力集团法国140508230可再生能源公司挪威137760031ACCIONA能源公司西班牙133719532MESTO公司芬兰128181433丹麦太阳能公司丹麦125189034英利集团有限公司中国1249999142 35常州天合光能有限公司中国123788236Q-cells公司德国120963937晶澳太阳能有限公司中国117607838太阳世界股份公司德国116122539可再生能源技术公司德国116122540罗纳河国营公司法国113442841ABB有限公司瑞士113180042M+W集团德国113165843LG华奥斯公司韩国113146544Contact能源公司新西兰108971645COVANTA能源公司美国106616946天能电池集团有限公司中国106000047友达光电股份有限公司中国台湾105800048Meridian能源有限公司新西兰104847049SolarPower美国104611650日本出光兴产株式会社日本103160851埃肯太阳能公司挪威101874152国电联合动力技术有限公司中国100000053阿特斯太阳能公司中国99654154GENESIS能源有限公司新西兰96360055Energex有限公司澳大利亚958678142 56巴西电力公司巴西95382357东方电股份有限公司中国95181558斗山能源技术公司韩国89738659广州发展实业控股集团股份有限公司中国88593260NORDEX公司德国86823961茂迪股份有限公司中国台湾85405462EDP可再生能源公司葡萄牙84680163韩国地域暖房公社韩国83876064LS产电有限公司韩国82263565晶科能源有限公司中国81800066Conergy股份有限公司德国81598467VERVE能源澳大利亚80951168昱辉阳光能源有限公司中国80335869恩赛新能源公司西班牙80067070本田电机公司日本78847171SK化学韩国77869072天威保变电气股份有限公司中国76300073德山日本76164574Macquarie发电有限公司澳大利亚75563175韩华新能源有限公司中国75269976中国高速传动设备集团有限公司中国739265142 77JUWI控股股份公司德国71460078上海申华控股股份有限公司中国70700079OCI公司韩国70612480ENSO东萨克森能源股份公司德国68125381BP太阳能英国66635682IMPSA公司阿根廷66298583南海化学韩国66271684三星精细化工韩国65935585LM风电集团丹麦64983986富士电机株式会社日本64285187昱晶能源科技股份有限公司中国台湾61959488E.ON发电有限责任公司德国59490589舒勒股份公司德国58061390凤凰太阳能股份公司德国56781891MlghtyRiver能源有限公司新西兰56167292Centrotherm光伏股份公司德国55753993STX金属公司韩国55724394Solon有限责任公司德国55372695中国明阳风电集团有限公司中国55178496LEITWIND股份公司德国54666997GS工程建设有限公司韩国541818142 98马尔迪菲集团葡萄牙53782699非洲可再生能源有限公司英国535950100韩国钢铁有限公司韩国513422142 第三章2011年中国新能源产业运行环境解析第一节2011年中国宏观经济预测分析一、2010年中国经济简单回顾图2：2010年中国GDP同比增长10.3%，比2009年加快1.1个百分点图3：三大需求对经济增长的贡献142 投资仍然是推动快速增长的主要动力，而世界经济强劲复苏带来的出口超预期增长则是经济增长超预期的主要原因。二、2011年预计中国经济增长将进一步接近长期水平图4：工业增加值也趋向长期增长水平三、2011年中国经济展望142 四、外需疲软导致出口增速低位徘徊图5：IMF对主要经济体GDP增速的预测142 图6：中国出口和世界经济增长率对比l制约出口快速增长的主要因素是，主要贸易伙伴的经济增长乏力。l我国的主要贸易伙伴（美国、欧盟、日本）都面临经济复苏缓慢，结构改革的困境。经济金融危机之后，美国家庭和企业仍在去杠杆的过程之中欧洲面临主权债务危机和金融体系缺乏稳定性的困拢日本通缩现象明显，政府债务高企五、经济转型催生投资增长机会142 六、投资内部结构有所调整，房地产投资回落图7：受房地产销售放慢的滞后影响，房地产投资增速会回落n在房地产调控政现密集出台的打击下，房地产投资市场情绪将继续回落n商品房销售低位运行继续维持，房地产开发商开工各积极性将降低，从而影响2011年房地产投资n房地产投资回落对经济造成的负面影响，将由保障性住房投资给予弥补七、劳动力成本推动下消费需求升级142 消费增长将得益于以下几个因素：n刘易斯拐点出现后，劳动力成本的明显抬升n保障性住房受益主体范围扩大后，降低居民的预防性储蓄八、通胀压力明显增大142 通胀压力明显增大142 nM1与现金与企业活期存款有关，M1兑GDP比率明显高于往年，凸显经济总体流动性过剩的格局n涨价压力主要来自流动性问题与劳动力成本的叠加，由于这两大因素在相当长的时间内存在，因此2011年通胀也将成为一种常态宏观政策目标：保增长调结构防通胀•为了控制通胀，货币政策的基调由宽松转为稳健，综合运用利率、信贷、公开市场操作等多项措施抑制通胀•在控制通胀的同时，保证一定的经济增长，如果GDP增速持续降低，政策有望放松•弱化单纯对于经济增速的追求，更加注重在经济发展模式与经济内部结构的优化保增长政策目标调结构防通胀九、总体宏观经济形势预测经模型测算，我国经济可望在结构调整中保持平稳较快增长态势，GDP增长9.6142 %左右。总量上供求平衡是经济运行的基本特征，工业品价格受产能过剩影响有一定下行压力，农产品价格涨幅受自然气候影响有较大不确定性，服务业价格受劳动力成本上升等因素推动有一定上涨压力，政府主动推出的资源能源类产品价格和环保类收费改革对物价水平也有一定影响。经过精心调控，妥善应对输入性通货膨胀压力，可以将居民消费价格上涨幅度控制在4%左右。城镇新增就业需求与上年大体相当，国际收支状况将进一步好转。 ■固定资产投资形势预测 由于2011年是“十二五”开局之年，一大批“十二五”规划重点建设项目集中开工，加上前两年大规模开工的项目投资增长惯性较强，政府加大保障性住房建设的力度仍然较大，固定资产投资保持合理规模的有利条件较多；但对部分传统行业的新增产能投资的限制、房地产商可能出现观望徘徊而放缓投资进度、地方政府融资能力受到规范性要求的约束等因素将影响2011年的固定资产投资增速，特别是新兴产业尚未发展到企业开始大规模产业兴替型固定设备更新投资阶段，民间投资自主增长意愿不强，预计2011年全社会固定资产投资名义增速为23.6%左右，实际增速比2010年有所回落。 ■消费形势预测142 2011年消费保持平稳增长具备诸多有利因素，近年来就业形势和工资水平变化为扩大消费增强了后劲，社会保障制度建设有助于减轻居民消费的后顾之忧，储蓄消费型增长模式使我国消费有较强稳定性，但房价、物价上涨对部分城乡居民消费能力和消费意愿有较大负面影响，家电下乡、家电和汽车摩托车以旧换新等扩大消费政策出现效应递减现象，综合考虑各种因素，预计2011年社会消费品零售总额名义增长18.5%，实际增长14%左右，与2010年持平。■进出口贸易形势预测外贸出口增长面临诸多不确定性。发达国家高失业率使居民消费增长疲弱，将在一定程度上影响对中国商品的需求；贸易保护主义进一步加剧，贸易摩擦明显增多。我国经济结构调整将减弱对原材料进口的新增需求，人民币一定幅度的升值对贸易结构调整有较大影响，我国产业结构升级将带动出口贸易结构升级，技术含量较高的资本品出口增长快于传统优势产品，我国对新兴市场国家的出口可望继续保持较快增长。预计2011年我国外贸进出口增速将比2010年有所回落。初步预测，外贸出口同比增长16%左右，进口增长20%左右，顺差1650亿美元，同比下降13.2%左右。 200920102011E2012EGDP9.1%10.3%9.6%10.5%投资（固定资产投资增速)30.5%24.5%23.6%28%消费（社会消费品零售总额增速）15.5%18.4%18.5%19%进出口（进出口总额）-16%31.3%15.1%23.8%CPI-0.7%3.1%3.7%4.0%142 第二节2011年中国新能源市场政策环境分析一、新能源政策时间分类名称2005年11月可再生能源可再生能源产业发展指导目录2006年1月可再生能源可再生能源法2006年1月可再生能源可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法2007年8月可再生能源可再生能源中长期规划2008年3月可再生能源可再生能源“十一五”规划2007年1月可再生能源核电中长期发展规划2006年2月可再生能源国家中长期科学技术发展规划纲要(2006－2020年)2007年12月可再生能源中国的能源状况与政策2000年8月可再生能源2000－2015年新能源和可再生能源产业发展规划要点2007年8月可再生能源节能发电调度办法(试行)2005年7月风能发改委关于风电建设管理有关要求的通知2008年8月风能风力发电设备产业化专项资金管理暂行办法2006年11月风能142 关于印发促进风电产业发展实施意见的通知2008年10月可再生能源中国应对气候变化政策与行动白皮书2008年11月生物质能秸秆能源化利用补助资金管理暂行办法2008年9月生物质能关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作2009年3月太阳能太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法2009年3月太阳能关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见2009年4月太阳能太阳能光电建筑应用示范项目申报指南2009年7月风能关于完善风力发电上网电价政策的通知2009年7月太阳能金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法2009年9月风能风电场工程安全设施竣工验收办法2010年1月太阳能北京市加快太阳能开发利用促进产业发展指导意见2009年12月太阳能关于促进上海新能源产业发展的若干规定2009年9月太阳能北京市振兴发展新能源产业实施方案2009年6月太阳能江苏省光伏发电推进意见2008年5月太阳能江苏省“十一五”太阳能光伏产业规划142 2009年8月可再生能源中华人民共和国可再生能源法修订2009年2月新能源汽车节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法2007年11月新能源汽车新能源汽车生产准入管理规则2009年3月新能源汽车汽车产业调整和振兴规划2007年7月生物质能农业生物质能产业发展规划(2007年－2015年)2006年11月生物质能关于发展生物能源和生物化工财税扶持政策的实施意见2006年9月生物质能变性燃料乙醇及车用乙醇汽油“十一五”发展专项规划2009年5月新能源江苏省新能源产业调整和振兴规划纲要2010年1月风能国家发改委关于取消风电工程项目采购设备国产化率要求的通知2011年8月随着“国标”电价政策出台及《“十二五”太阳能光伏产业发展规划（征求意见稿）》（以下简称“十二五规划（意见稿）”）2011年四部委联合下发了《关于进一步做好节能与新能源汽车示范推广试点工作的通知》(以下简称《通知》)。券商认为，《通知》为新能源汽车踏步前进奠定了基础，建议投资者重点关注新能源汽车领域，并顺带观察汽车板块行情。2011年10月19国家发改委能源研究所与国际能源署（IEA142 ）发布《中国风电发展路线图2050》，设立了中国风电未来40年的发展目标：到2020年、2030年和2050年，风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，在2050年，风电将满足17%的国内电力需求。2011年11月《可再生能源“十二五”发展规划》到《生物质能源专项发展规划》再到《全国林业生物质能源发展规划（2011-2020年）》从高达47.5亿元的中央财政直补到每千瓦时0.75元的生物质发电统一上网电价……年初至今，多重利好接踵而至，真金白银“铺路”生物质能产业化。二、准入标准（一）鼓励类就具体项目而言，涉及以下项目和技术的业务属于鼓励类：1.风力发电及太阳能、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源开发及利用。2.清洁能源发电设备制造（太阳能、氢能、潮汐等）。3.大型商用核电站核级设备及其泵、阀、仪表、电器开发制造。4.农村可再生资源综合利用开发工程（沼气工程、生态家园、秸秆发电等）就子行业而言：142 在新能源的众多子行业中，中长期贷款中应首先保证核电行业的信贷需求，因为核电行业进入门槛高，基本处于垄断状态，项目的贷款基本都是国家担保，且核电成本相对风电、光伏发电成本有很大优势。就企业产业链类型而言：应积极关注具有完整产业链的企业。在上游拥有自己独立的零部件制造和基本原料生产部门；而同时生产下游输配电设备。产业链的完整可以规避上下游之间价格变动带来的风险。就企业规模和技术设备而言：应积极关注生产规模大，业务包含太阳能、风能、核能等多种业务，且技术自己率高、技术先进、发电成本低的企业。规模大可以享受到规模经济的好处，而业务分散在资金允许下，将有助于降低未来技术和市场风险。（二）允许类就子行业而言：关注风电零部件企业和业务涉及太阳能建筑的企业。风能和光伏行业发展技术较为成熟，进一步发展潜力大，风险相对较小。就企业规模和技术设备而言：应关注生产规模较大，业务多样，生产技术达到行业内平均生产水平、且在某些方面拥有自身领先技术、能够控制发电成本的企业。就区域而言：不同新能源的子行业区别对待。风电行业重点关注内蒙、河北、甘肃和东北三省等地。核电行业重点关注广东、山东、浙江等地。一方面是自然资源的优势，一方面是基础设施的完整和配套。142 （三）限制类就子行业而言：关注风电整机企业。由于质量标准体系尚未颁布，风电整机设备制造企业质量问题频发，后期维护成本较高，信贷宜谨慎进行。就企业规模和技术设备而言：规模中等，业务范围较为单一，没有自己特有的生产技术，但技术设备仍能达到行业内平均水平，发电成本有一定优势的企业。（四）退出类就企业规模和技术设备而言：生产规模小，技术设备落后，业务范围单一，没有自己特有的生产技术，发电成本不具有优势的企业。2010年，工信部在国务院指明相关行业存在产能过剩和重复建设的倾向后，即将出台《风电设备制造行业准入标准》以清退没有竞争优势的设备企业，进一步优化龙头上市公司的经营环境。142 142 第四章2010年中国光伏产业行业运行分析第一节光伏制造产业现状及发展趋势中国光伏制造产业飞速发展得益于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏产业在2004年之后经历了快速发展的过程，连续5年的年增长率超过100%。2007年至今，中国已经连续4年光伏电池产量居世界首位。2010年，中国光伏电池产量已超过全球总产量的50%。目前已有数十家光伏公司分别在海内外上市，据估算，行业年产值超过3000亿元人民币，直接从业人数超过30万人。中国光伏产业走上了快速发展之路，已经掌握了包括太阳能电池制造、多晶硅生产等关键工艺技术，设备及主要原材料逐步实现国产化，产业规模快速扩张，产业链不断完善，制造成本持续下降，具备较强的国际竞争能力。第二节中国光伏制造产业的特点及发展趋势142 中国光伏产业的发展带来了光伏产品制造成本的快速下降。推动了全球光伏应用的发展。随着原材料价格的下降，电池转换效率的提高以及光伏发电在全球的推广应用力度逐步增强，光伏产品的价格呈现快速下滑趋势。据统计，1978年，太阳能光伏组件的价格为78美元/瓦，发展到2010年，已下降到2美元/瓦以下。全球范围内，光伏产业持续向低成本地区转移。中国企业在推动光伏制造产业降低成本方面发挥了重要作用，原辅材料和光伏设备的国有化程度不断提高。“中国制造”的光伏产品不仅代表了低成本和高质量，还代表了技术进步和创新。现阶段中国光伏产业的发展也充满了机遇和挑战。具体表现为：产能迅速扩充，产业链垂直整合趋势明显。以晶体硅电池制造企业为例，包括尚德、晶澳、英利、天合在内的多家企业不仅制定了宏伟的电池生产扩产计划，还向产业链上下游拓展，业务延伸至多晶硅材料、硅片、组件及系统安装等。产业链尚未达到平衡，各环节利益分配呈现失衡状态。由于受到技术、政策、资金等多项因素的影响，中国光伏产业链各环节仍存在不同程度的脱节。以多晶硅环节为例，2010年中国用于光伏行业的多晶硅仍存在约50%的缺口，导致多晶硅市场价格较高。据海关统计数据，2009年和2010年中国多晶硅进口数量分别达到22727吨和47549吨。国际、国内竞争进一步加剧，新技术和新产品不断涌现。同时，国外大型电子制造企业和大型财团都以不同方式进入光伏产业，其资本优势和技术优势为中国光伏产业的继续发展带来了极大的未知因素。142 为了打破光伏市场技术差异性相对较小的特点，行业领军企业都极为重视技术的积累进步和新产品的开发。多家设备企业和原材料供应商也在致力于技术的更新换代，加大了在新兴技术方面的投资。可以预见到，若干关键技术的突破将会改变整个光伏产业的发展进程和竞争格局。目前出现的7大主要行业趋势包括：薄膜技术的突破将使得未来薄膜电池的市场份额不断扩大；安装与配套器件市场将在国际和国内市场都呈现出大幅度增长机会；光伏设备行业正在向中国转移，存在大量扩张机会；部分供应不足的辅材和设备在未来将成为投资热点；产品可融资性等更多综合性因素将成为未来光伏市场重要的竞争要素；若干强有力竞争对手的加入将改变未来光伏市场的竞争格局；新的颠覆性的技术可能会改变产业发展进程和竞争格局。第三节光伏市场的发展及政府的激励计划值得注意的一点是，作为光伏制造大国，中国的光伏应用市场仍未完全打开。光伏发电和常规发电的高价差限制了其在中国市场的成长。多年来，中国光伏市场较多的集中于离网农村电气化工程，这仅仅实现了很小的安装量。截至2008年底，中国累计光伏装机量仅为145MW。142 过去的两年内，随着光伏发电成本急速下降，中国国内光伏市场的政策也取得了一些重要进展。2009年3月，财政部会同住房和城乡建设部推出了促进BIPV和光伏屋顶应用的国家光伏补贴计划，该计划被视为中国光伏市场的转折点。2009年7月，财政部会同科技部和国家能源局发布了第二个国家光伏补贴计划，即“金太阳示范工程”。当年批准了201MW的项目（2010年取消了其中中标后未能实施的54MW）。2009年底，国家能源局举行了甘肃敦煌10MW并网光伏发电项目的特许权招标，最终中广核能源开发有限责任公司、江苏百世德太阳能高科技有限公司和比利时Enfinity公司组建的联合体以1.0928元/度的价格竞标成功。2010年开始，由财政部、科技部、住建部、国家能源局联合发布文件，对“金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程”的有关政策进行了大幅调整，涉及设备招标、项目调整、补贴标准、项目并网等多个关键环节。2010年新增了272MW的项目。此外，宣布在全国建立13个光伏发电集中应用示范园区，以此为依托推动中国光伏产业的的应用。并公开表示力争2012年以后每年国内应用规模不低于1000MW。2010年8月，国家能源局举行了280MW并网光伏发电项目特许权招标，最终中标价格分布在0.7288元/度至0.9907元/度之间，远低于业内预期。中国政府的一系列光伏激励政策促进了中国光伏市场的快速增长。2009年中国年度光伏新增装机量达到160MW，超过了截至2008年底的累计安装总量。2010年实际新增装机量超过500MW。142 中国光伏市场近几年的增长速率令人印象深刻，但中国的光伏装机量从全球角度看仍然相当小，2009年中国光伏安装量占全球总安装量的份额约为2%，2010年上升约1个百分点，达3%。政府的所有这些政策激励被业内视为中国政府对光伏应用的试探性摸底举动，对中国光伏市场产生了显著的冲击作用。但在中国国内，政府仍然认为急速成长的光伏市场处于试验性阶段，有关工程项目的目的仍然是用于示范。实际上，在项目实施过程中，确实有一些问题浮出水面，表明项目设置上的内在不足及缺乏协调，产业与应用存在脱节，一定程度上与发展光伏市场的初衷相违背。例如，由于补贴水平和项目收益率较低，系统经营方常常发现很难将工程项目维持下去。结果，工程不能获得足够的资金支持，有时甚至无以为继。为了确保工程项目中标，许多公司提交投标书时不管项目的经济性，导致了令项目经营方无利可图的FIT价格，这些与成本结构不相符的FIT价格对市场造成了负面影响。某些先期已经建成的光伏项目，因为在上网电价上与当地政府无法达成一致，迟迟未能上网，短期内无望获得项目收益。142 采用直接补贴激励的相关光伏政策（包括“金太阳项目”）也遭遇到了类似问题。目前，包括若干产业领军者在内的一些公司已撤出了已获“金太阳”计划批准的工程项目。其原因很简单：补贴不足将造成这些项目亏本。还有一些情况是，针对补贴不足，公司以低劣产品用于工程中。这也反映了中国现有的光伏政策有待在利用有效手段衡量政策的实际执行情况方面加以完善。与中国政府在其他可再生能源项目中的投资相比较，政府对光伏领域的政策支持力度显得相对保守。如果政府和产业界能从一系列的政策计划和示范工程中吸取到宝贵的经验教训，将为未来几年新政策的制定和落实打下坚实基础。142 第五章水电产业行业运行分析第一节中国水力资源分布及开发情况分析一、水力资源总量我国幅员辽阔，国土面积达960万km2，蕴藏着丰富的水力资源。根据全国水力资源复查结果，我国大陆水力资源理论蕴藏量在10MW及以上的河流共3886条，水力资源理论蕴藏量年电量为60829亿kWh，平均功率为694400MW；理论蕴藏量10MW及以上河流上单站装机容量0.5MW及以上水电站13286+国际界河电站28座，相应技术可开发装机容量541640MW，年发电量24740亿kWh，其中经济可开发水电站11652+国际界河电站27座，装机容量401795MW，年发电量17534亿kWh，分别占技术可开发装机容量和年发电量的74.2%和70.9%。二、水力资源分布水力资源地域分布为“西多东少”我国幅员辽阔，地形与雨量差异较大，因而形成水力资源在地域分布上的不平衡，水力资源分布是西部多、东部少。而我国的经济是东部相对发达、西部相对落后，因此西部水力资源开发除了西部电力市场自身需求以外，还要考虑东部市场，实行水电的“西电东送”。142 三、水力资源较集中地分布在大江大河干流水力资源富集于金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、乌江、长江上游、南盘江红水河、黄河上游、湘西、闽浙赣、东北、黄河北干流以及怒江等水电基地，其总装机容量约占全国技术可开发量的50.9％。我国可开发装机容量主要分布在西部地区，西部地区可开发装机容量占79%，东部占15%，中部占6%。142 四、大型水电站装机容量比重大全国技术可开发水电站中，装机容量300MW及以上的大型水电站装机容量和年发电量的比重分别达71.76%和72.43%，其中装机容量1000MW及以上的特大型水电站装机容量及年发电量的比重均超过50%。而小型水电站的座数占全国总座数的92.1%，在全国各地都有分布，是解决当地能源和电力的宝贵资源。第二节水电投资情况分析一、2011年1-9月我国电力建设投资完成情况火电投资居首，占总投资额的36%，风电投资次之，占总投资额的25%，水电投资占电力建设总投资额的22%，核电投资占比最少，仅为总投资额的17%。其中，水电投资构成为：国内贷款43%、自筹资金37%、国家预算内资金14%以及其他资金6%。二、“十一五”重点开工水电站项目2007年、2008年、2009年全国核准的水电容量分别仅有234万千瓦、724万千瓦和737万千瓦，而2010年水电装机核准量1613万千瓦，同比增长119%，扭转了近几年核准容量持续下滑的趋势。在水电项目大量核准同时，发改委和能源局2010年同意总计3287.8万千瓦水电项目开展前期工作，进一步明确了水电建设加速的政策趋势。142 三、“十二五”期间水电投资规划“十二五”期间水利的总投资大概要达到1.8万亿左右。1.8万亿投资在四个方面的大概比例是：用于农田水利建设大概占20%左右，用于防洪减灾工程占38%左右，水资源配置和城乡供水保障工程建设大概占35%左右，另外为水土保持和生态建设。142 截至9月底，今年已落实水利建设投资约2600亿元，其中中央的投资1139亿元。土地出让收益10%用于农田水利建设政策执行较好，广东、安徽已分别在10%中提取45%和30%用于全省统筹。在7月中央水利工作会议期间专门提出要求，要在全国进行统筹，还有待落实。水利建设投资的落实好于上半年预期，说明进度已在加快。我们认为随着该政策的进一步落实，水利投资规模还将继续增加，水利建设步伐将进一步加快。第六章核能第一节核电市场分析一、国际核电利用现状1957年，第一座商业用核电厂在美国宾州投入运行，从而引发了20世纪50年代至70年代末世界核能特别是核电的快速发展。但一系列核泄露事件使核能发电跌入低谷：1979年3月28日142 ，美国宾夕法尼亚州三里岛核电站发生泄露事故；1986年4月26日，惊世骇人的切尔诺贝利事件发生；1999年9月30日，日本东京西北一核工厂发生核泄露事故。20世纪80年代到20世纪末，世界核能发展跌入低谷。究其原因，有技术和经济层面的，也有人们认识和理念层面的，但发达国家能源暂时过剩、不需要发展核能则是一个重要因素。20世纪90年代初，国际石油价格最便宜时低至8美元一桶。正是在这样的形势下，美国停止了核电站建设和核处理厂运行，德国、英国紧随其后。20世纪九十年代以后，核电技术先进国家积极开发更为安全和更为经济的三代核电站，满足URD和EUR（分别指美国核电用户要求文件和欧洲核电用户要求文件）的要求，取得了重大的进展。如美国西屋公司的AP1000和AREVA的EPR，以及GE公司的ABWR等。核废料的有效处置技术得到进步。步入21世纪后，随着能源紧张以及环境污染问题的日益严重，加上核电技术和管理的进步，各国核能很快出现复兴。来自欧洲委员会交通和能源部门2004年起草的一份报告表明，如果不修建核电站，欧盟将不能实现《京都议定书》规定的减少导致温室效应的气体排放目标。欧盟的计算显示，在今后25年内，需建造10万—30万兆瓦核电站才能实现减少二氧化碳排放造成的污染的目标。这意味着要新建100多座核电站。142 为了确保核电安全，在美国的倡议下，2001年美国、法国、英国、瑞士、阿根廷、巴西、加拿大、日本、韩国和南非10国及欧盟共同成立了第四代反应堆国际论坛，规划面向未来核反应堆的发展方向。确定参加合作的各国政府将在2030年前为此投入不少于60亿欧元的研究经费。2002年，第四代核反应堆国际论坛初步选定了六个设计构想，现正在逐步落实之中。世界上许多国家对于发展核电都表现出了更为积极的态度：美国、法国等国的核电技术比较成熟，市场机制培育较为充分，而且大多是核电大国，它们对待核电的态度在很大程度上影响到世界核电的发展趋势。国际原子能机构预测到2030年，世界核电装机将从目前的3.7亿千瓦提高到4.5-6.9亿千瓦。资料来源：国际原子能机构世界核电装机容量预测142 国际核电市场竞争激烈，2009年12月韩国力压美、法等老牌核电出口国，成功与阿拉伯联合酋长国签订价值200亿美元的核电站建设大单，竞争之激烈可见一斑。目前，世界上共有16个国家的核电在国家电力生产中的比例超过20%，其中法国高达78%，世界平均水平为17%。对核电与煤电的成本进行比较发现，发达国家的核电成本普遍低于煤电成本，其中法国的煤电成本是核电的1.75倍，德国为1.64倍，意大利为1.57倍，日本为1.51倍，韩国为1.7倍，美国的核电成本早在1962年就低于煤电成本了。世界主要核电国家政策比较国家管理制度相关法案税收优惠政府资助研发支持美国核电站建设采用许可证制度，在颁发“早期厂址许可（ESP）”和“核电厂设计许可证（DC）”的基础上，对核电厂的建造和运行许可实行联合运行许可证（COL）制度，即“一步法”2005年颁布的《能源法案》鼓励支持核电产业发展，延长1957年颁布的《价格-安德森》核能事故责任法案的效力20年，一直到2025年12月31日。给予首次6000兆瓦的新建核电装机容量头8年每千瓦时2.1美分税收减免，给予已经计提的处置淘汰核电站基金一定的税收优惠。拨款12.5亿美金支持研发新一代高温气冷堆核电技术。142 管理程序，核电厂的业主在取得COL后即可开始核电厂的建造，不再需要取得任何许可证件，即可装料、运行。联邦政府给予首先建设的6座新一代先进反映堆20亿美金的全额保险，联邦政府给予新一代先进反应堆或是其他零排量技术项目成本80%的贷款。法国实行国家垄断机制，垄断全国电力行业的法国电力公司（EDF）作为业主，组建工程设计与管理公司（AE），主导全国核电建设工作，承担起核电站投资，建设和运行三个角色，以阿海珐公司做为唯一的核电设备供应商。法国政府对能源产品课以重税来抑制对传统能源消耗，鼓励核电发展。实行市场垄断。142 1991年颁布《核废料管理法》促进核废料的再生及回收，2006年颁布了《信息透明与核电安全法》，成立了国家一级的核电信息透明委员会，在核工业实践中基本构成了行之有效的原子能法规管理体系。主要发展的冷快堆作为第四代核电技术，以气冷快堆为辅，力争2020年上网发电。日本市场化机制，9家电力公司和日本原子能发电公司作为核电业主，三菱、日立、东芝是三大设备供应商，并兼任工程设计与管理公司。1955年颁布《原子能基本法》，2002年6月颁布《新能源政策法》以确保能源安全及供应稳定。从2003年十月开始每年向煤炭、天然气、石油等传统能源征收100亿日元特别资源税，同时减免每年500亿日元的核电税以及逐步开征环境税以促进碳减排。支持大力发展新一代快中子堆，以便大幅度提高铀资源的利用率。俄国142 实行国家垄断机制，成立100%国家控股的俄罗斯核能公司，公司包含核电运营商，核燃料生产供应商、铀贸易公司和核设施建造商。拨款250亿美金用于核电站建设。加大投资力度研发第四代核电技术。资料来源：世经未来整理二、中国核电供给分析据中国电力企业联合会统计，截至2009年底，我国核电的装机容量为908万千瓦，共11台机组，仅占全国发电装机总量的1.04%；核电的发电量为700亿千瓦时，仅占全国发电总量的1.95%；去年全年核电厂发电设备利用小时为7914小时，同比上升89小时。这与其他有核国之间仍有很大差距，世界上有30个国家拥有核电，核能发电量在总发电量中占比最大的法国达到78%，相比之下，我国核电发展步伐缓慢，所占比重微乎其微。近年来，国家出台了积极发展核电的政策，我国核电产业已步入快速发展时期，截至2010年1月，在建核电机组达到21台约2300万千瓦，在建规模居世界第一。所以从发展趋势上看，核电产业将迎来发展高峰。142 三、中国核电市场发展我国核电发展的目标是：到2020年，在运行核电装机容量达到7000万千瓦甚至更高。而截至2009年底，我国核电的装机容量为908万千瓦。未来10年，核电装机容量的复合增长率接近20%，核电战略由原来的“适当发展核电“转变为“积极发展核电”，核电产业的景气周期已来临，我国核电建设将进一步加快进度。根据国家的绿色能源发展规划，“十一五”期间我国将增加核电的建设规模，2010年我国核电装机容量将达到1250万千瓦，占总装机容量的2%左右，年复合增长率达到12.78%，“十二五”期间还将进一步加大核电投资规模，“十二五”期末核电装机容量达到2400万千瓦，占到总装机容量的3%，年复合增长率达到13.94%。2009年10月27日下午，中国核工业集团公司与国家核电技术公司在北京签署《共同推进第三代核电技术自主化发展战略合作协议》。这些都表明，我国核电将迎来一个快速发展的时期。四、核电成本和价格分析（一）核电成本结构分析从下图可以看出，核电站在建造过程中设备成本占有较大的比重，其中核岛和常规岛合计比重超过80%，而电站辅助设备仅有17%份额。所以降低设备成本是降低核电成本的主要方式。142 目前，在国家扶持和依托重大项目的情况下，我国在建核电机组的装备自主化率大幅提高。中美核电标准研讨会、核级仪表与控制系统技术交流会先后举行，为我国在世界核电建设领域争取了更多话语权；百万千瓦压水堆核电泵阀国产化率从2006年的6%提高到了70%；AP1000核电项目中，美方公司唯一没有转让技术的核电关键设备——主管道，将采用我国自主研发的国产设备，从第五台AP1000核电机组开始，设备制造可以基本实现国产化。数据来源：世经未来整理图1核电成本构成142 数据来源：世经未来整理图1核电设备成本构成（二）核电价格分析核电站建设成本逐渐降低，田湾核电站的造价已降到1510美元/千瓦。约合1万元人民币/千瓦，与风电相当，同时也进一步缩小与常规火电、水电造价的差距。从我国已建成核电站上网电价与当地的燃煤标杆电价比较可以看出，核电在经济性上具备和火电竞争的实力。而在核电站的建设投资中，设备成本占50％以上。下图是主要核电站的上网电价。单位：元142 资料来源：世经未来整理图1我国主要核电站上网电价第二节核电行业项目投资情况一、核电投资特点分析核电站的建造需要约五年时间，要经过五个步骤：选址及报批、土建、安装设备、调试、运行和维护。在建造期内资本投资最密集的阶段是安装设备，核电站的运行成本相对火电要低很多。所以在建设时期，对核电投资的周期较长。142 按2020年核电装机7000万千瓦，以1.2万元/千瓦的单位造价来计算，2020年我国核电站项目预计投资将高达7200亿元，按设备费用占项目总投资45%和设备国有化程度75%计算，国内核电设备生产企业在2020年前有望分享高达2400亿元的市场份额。其中核岛设备生产企业有望分享的市场份额为700亿元，核电站辅助设备生产企业有望分享的市场份额为300亿元，市场容量十分巨大，投资机会很多。短期来看，在核电产业链中游的核电设备商将首先受益。资料来源：世经未来整理图1核电产业链全景二、我国核电拟建、在建、已建项目情况我国目前已建成投产的核电站有6座，共11台核电发电机组（详见下表），总装机容量为910万千瓦，技术以二代、二代半为主。但目前中国已具备批量建设第三代ＡＰ１０００核电厂技术条件。表1已建成核电站142 核电站机组号类型单机容量（Mw）开工日期商业运行日期国产化平均负荷因子单位造价（美元/千瓦）大亚湾1、2号机组CN-2PWR9441983-8-61990-1-3110%85%2,032.52CN-3　1984-4-61990-5-5秦山1号机组CN-1PWR2791981-3-201990-3-3170%65.50%1,578.00秦山2、3号机组CN-4PWR　1992-6-11998-4-1455%81%1,522.63CN-56101993-3-312000-5-2岭澳1、2号机组CN-6PWR　1993-5-141998-5-2730%84%1,835.35CN-79351993-11-271999-1-7秦山4、5CN-8PHWR　55%85%1,780.00142 号机组1994-6-71998-12-30CN-96651994-9-241999-7-23田湾1、2号机组CN-10PWR(VVER)　1995-10-192003-5-1670%80%1,549.00CN-1110001996-9-192003-8-15资料来源：中国核电信息网近年来，我国新开工建设核电站8个，总在建核电站11个，核准规模3140万千瓦，在建核电规模2067万千瓦，占世界在建核电机组的30%以上，成为世界在建核电规模最大的国家。我国首批三代核电自主化依托项目2009年全部开工建设：其一浙江三门核电站是我国首座AP1000核电站，1号机组于2009年4月9日开工建设，2号机组于2009年12月16日提前一个半月开工建设；1号、2号机组预计将先后于2013年和2014年建成发电。其二山东海阳核电站首期工程于2009年12月28日开工建设。表1在建核电站：序号核电站名称采用的技术在建台数1岭澳核电站二期CPR10002142 2红沿河核电站一期CPR100043宁德核电站一期CPR100064福清核电站M310（法国）25阳江核电站CPR100066秦山核电站扩建_方家山核电CNP100027中国实验快堆快堆（俄罗斯）18三门核电站AP100029台山核电站一期EPR（法国）210海阳核电站AP1000211石岛湾核电站高温气冷堆1合计30资料来源：中国核电信息网核电进一步加快了立项核准和建设速度，2009年全年共核准浙江三门2台125万千瓦、山东海阳2台125万千瓦、广东台山2台175万千瓦核电机组，其总建设规模850万千瓦，并于去年内先后开工建设，截至2009年底全国核电建设施工规模已达20台、2180万千瓦。表1筹建核电站142 序号核电站名称采用的技术计划建设台数1桃花江核电站M31042大畈核电站待定43彭泽核电站AP100044昌江核电站一期CNP65045陆丰核电站一期CPR100066红沙核电站CPR100067徐大堡核电站待定68涪陵核电站AP100049海丰核电站待定810三坝核电站待定411龙游核电站待定412东港核电站待定413芜湖核电站待定414南阳核电站待定615小墨山核电站AP1000616靖宇核电站AP1000417吉阳核电站待定4142 18漳州核电站AP1000619福建三明核电站CPR1000420广东揭阳核电站AP1000621广州韶关核电站待定422黑龙江佳木斯核电站待定待定23浙江苍南核电站待定624江西烟家山核电站待定待定25湖北松滋核电站待定4-626吉林赤松核电站AP1000627广东肇庆核电站AP10004合计122-124资料来源：中国核电信息网三、核电行业市场竞争格局（一）核电市场竞争状况分析142 由于过去我国对核电行业一直实行军事化管理，没有形成市场机制，因而发展十分曲折。目前，我国的核电行业，从市场结构、投资主体、产业链的建立、核工业的配套等各方面，仍处于初创阶段，这一点落后于中国风电。这主要是因为我国的核电起步很晚，到90年代初期才开始运行核电站，而欧美国家从60年代就大力发展核电，较晚的俄罗斯也是从80年代开始的。正是由于核电市场尚处于“初级阶段”，还没有形成体现核心竞争力的市场局面，所以从市场判断企业的价值还有困难，但由前面的分析可以看出，核电设备企业在关键技术竞争中，能否有所突破在很大程度上决定了一个企业的价值。1、核电资产集中度现状目前国内拥有核电开发资质的企业是中核、中广核、中电投三大集团，所有核电项目均由此三大投资主体控股，形成“三足鼎立”格局。其他集团公司主要参股核电站建设。由于核电站建设周期较长（一般为4-5年），目前三大核电集团已积极布局各地核电站，从规划的核电装机容量来看，中广核集团的项目储备相对较多，装机容量达4650万千瓦，其次是中电投、中核集团，分别为2150万千瓦、2120万千瓦；其他四大发电集团亦积极参股核电站。由于核电技术和生产涉及到国家安全，所以在过去国家一直严格掌控市场准入。要形成我国核电的竞争力，核电建设的投资体制应该尽快改革。同时，应允许有能力的民营资本进入核电生产业，形成系统化标准化的生产体系，与国际核电的发展水平接轨。2、核电行业地缘经济研究142 在广东省的十一五规划中，提到要加快核电，在沿海和内陆沿江进一步选址建设核电站。到2010年，全省电力装机容量约9500万千瓦（含西电东送2238万千瓦），其中清洁电源所占比重达到53%，比2005年提高13个百分点。重点建设岭澳核电站二期、阳江核电站一期、台山核电站一期，争取建设陆丰核电站及第一个内陆沿江核电站。广东省委书记汪洋在会见法国阿海珐集团总裁时也提到，目前广东正在大力发展清洁能源，特别发展核电和核电产业。全省拥有在役核电装机400万千瓦，在建核电装机848万千瓦，均约占全国一半。预计到2020年，全省将建成核电装机2400万千瓦以上。可见，在广东全省已经形成了加快核电发展的共识和有利于核电产业发展的良好环境，进一步明确了加快核电建设的目标。这主要是因为，从能源保障和可持续发展的角度来看，广东省需要大力发展核电。江苏省也有大力发展核电的需求。因为，江苏省地处平原，虽处长江流域，但由于水流条件不适于建造水坝和水电站；传统的火力发电又具有耗煤量大，能源利用率低、碳排放量高等缺点。相比来说，核电具有清洁、容量大运行小时数高、发电波动性小，经济成本低的优点，能满足工业化大规模使用，可有效取代煤电，具备产业化发展的条件。这些优点使得核电成为江苏解决能源问题的首选。浙江省是个资源小省，却是能源消费大省，面临着严峻的能源形势。“十五”计划以来，浙江一次性能源资源自给率逐年下降，到2004年，浙江的能源自给率仅为4.5%。04年更是遭遇“电荒”142 。出现多次拉闸限电，有钱买不到电的情况，电力缺乏已成为浙江经济突破性发展的致命瓶颈。浙江要避免能源荒，一是要采取强有力的节能措施，力求每万元GDP能耗达到国内外领先水平；二是加强能源战略储备，这一点对浙江尤为迫切；三是在大力发展太阳能、风能的基础上，尤其要重视发展核能。目前，浙江已有投入运行的核电站3座5台，装机容量310万KW，占该省电力总装机的6%左右。根据浙江的规划，到2015年将新增6台机组、580万千瓦装机能力，届时核电总装机将达到近900万千瓦，占电力总装机份额约12%，电力结构得到明显优化。作为中国的能源大省，浙江正在积极谋划在核电领域大展身手。正是由于江苏、浙江、广东及其他一些即将建设核电的省份在能源方面有诸多共同点，发展核电才成为他们的共同选择。这些特点有：经济发达，缺乏煤炭、石油等能源，同时拥有丰富的水资源或濒海。这些省份能源消费大，资源产出少，需要从外地输入大量的煤炭、油气等以维持消费，买煤难、铁路运力不足和煤价高是制约地方经济建设的瓶颈。一方面，核电站的建成极大缓解了这些省份的能源要求，加快了经济发展；另一方面，我国现阶段核电造价仍相当高昂，只有经济发达地区才能承受，这些省份发达的经济为核电发展提供了基础。核电建设与地方经济发展相辅相成。142 另外，湖北从1999年、湖南和重庆从2002年开始超过秦山和大亚湾核电站正式投入商业运行当年（1994年）的浙江和广东人均GDP。这意味着内陆已具备建立核电站的经济实力。目前，建成内陆核电站已被作为真正消化吸收三代核电AP1000技术的标志之一。无论对于湖北、还是湖南，核电的崛起，都有利于帮助所在省份摆脱电力发展存在的结构性困境，即过分依赖水电和火电，从而促进当地经济发展。图1中国核电站布局3、核电行业竞争格局发展趋势预测目前国家产业政策已从“适度发展核电”转变为“加快推进核电发展”。乐观地预计到2020年国内核电运行装机容量近8000万千瓦，将是原规划的两倍，现有机组的近9倍。按照目前核电机组发电效率，预计2020年，国内核电发电量将超过5600亿千瓦时/年。在今后的几年，建成内陆核电站将被作为真正消化吸收三代核电AP1000技术的标志之一。所以东部沿海和内陆地区都将会迎来核电大发展，但由于核电站建设有很高的经济成本，西部省份发展核电尚需时日。（二）国家核电产业政策及解读142 2007年10月，国务院正式批准了《核电中长期发展规划(2005-2020年)》，这标志着我国核电发展进入了新的阶段。《规划》提出中国核电发展指导思想和方针是：统一技术路线，注重安全性和经济性，坚持以我为主，中外合作，通过引进国外先进技术，进行消化、吸收和再创新，实现核电站工程设计、设备制造和工程建设与运营管理的自主化，形成批量建设中国自主品牌大型先进压水堆核电站的综合能力。发展目标是：到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，并有1800万千瓦在建项目结转到2020年以后续建。核电占全部电力装机容量的比重从现在的不到2%提高到4%，核电年发电量达到2600～2800亿千瓦时。《规划》要求，到2020年，在引进、消化和吸收新一代百万千瓦级压水堆核电站工程设计和设备制造技术的基础上，进行再创新，实现自主化，全面掌握先进压水堆核电技术，培育国产化能力，形成较大规模批量化建设中国品牌核电站的能力。对于核电厂址的选择和保护，要根据核电厂址的要求、依照核电发展规划，严格复核审定，按照核电发展的要求陆续开展工作。各地区各部门应合理安排核电项目和进度，确保我国核电工业健康有序地发展。表1核电装机规模规划单位：万千瓦五年内新开工规模五年内投产规模结转下个五年规模五年末核电运行总规模142 2000年前规模226.8“十五”期间346468558694.8“十一五”期间124455812441252.8“十二五”期间2000124420002496.8“十三五”期间1800200018004496.8注：因单机容量有变化，实际开工和完工核电容量数有变化资料来源：世经未来整理《规划》指出了我国的核电发展目标。根据保障能源供应安全，优化电源结构的需要，统筹考虑我国技术力量、建设周期、设备制造与自主化、核燃料供应等条件，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦；核电年发电量达到2600-2800亿千瓦时。在目前在建和运行核电容量1696.8万千瓦的基础上，新投产核电装机容量约2300万千瓦。同时，考虑核电的后续发展，2020年末在建核电容量应保持1800万千瓦左右。142 2009年4月，“面向二十一世纪核能部长级国际大会”期间，相关部门表示，“力争2020年核电占电力总装机的比例达到5%以上”。这意味着比原定的4%提高了一个百分点。据了解，目前，正处于草案修改阶段的《新兴能源产业发展规划》对核电发展目标再次提速，2020年核电发展目标或将调整为8600万千瓦。三、我国核电行业存在的问题技术管理问题：首先我们对AP1000技术的应用还有待提高，另一方面，核能技术是军民两用的敏感技术，如果这两个技术处理不好，就可能会出现一些想利用核能在非军事运作。人才问题：中国核电要快速发展，必须有足够的专业人才作为支撑，而高素质人才紧缺已成为非常严峻的问题。制度问题：核电被列入新能源主要是因为核电减排压力很小，但是在有限的厂址条件下，如何利用好这些核电、这些核电在电网中运行的时候如何使其能够担任基本负荷等问题需要注意，如果让核电跟煤电一样调峰，就发挥不了自身的优势，因此要大规模发展核电，就必须要进行电力行业的改革。安全问题：虽然核电是安全的能源，但是由于核电在半个世纪发展中出现几个事故，使人们对核电的认识有一些阴影，这是核电能不能继续发展的大问题。一方面要更加严格管理，另一方面也要坚强对民众的宣传教育。142 原料问题：资料显示，从全球来看，以探明的铀储量550万吨计算，预计可供人类使用75年。如果考虑未探明的铀储量，预计可供人类使用150年以上。以探明储量看，中国铀储量为10万吨，属于相对贫铀的国家。如果核电项目得到快速发展，核原料价格肯定会上涨，核电生产成本就会加大。第七章风能第一节中国风能产业发展概况一、我国历年风电发展情况风电行业装机容量情况在上面已经分析，此处简单分析风电发电量情况。从2004年到2009年的我国风电发电量看出，我国的风电发电量增速非常快，2009年风电发电量为269亿千瓦时，同比增长210.16%。从2007年开始，我国的风电产业实现了三位数的增长率，具有强劲势头。表12004-2009年风电发电量单位：亿千瓦时全国（除台湾省）200420052006200720082009142 发电量（并网口径）11152756128269同比增速-36.36%80.00%107.41%128.57%210.16%资料来源：世界风能协会二、我国风电场建设发展的主要特点从风电分布地区看，风电场主要集中在华北、西北、东北地区及东部沿海地区。2009年装机容量最大的省市为内蒙古，风电装机容量达503万千瓦，较去年同期增长98.81%，风电装机容量如此大幅度的提高对内蒙古电网形成很大压力，电网负荷透支严重，而调峰装机容量偏低及风电外送通道狭窄，导致风场“弃风”现象严重。其次是东三省，辽宁、吉林、黑龙江三省装机容量分别达163、141、140万千瓦，占当地总装机容量的比重分别达6.42%、8.81%、7.31%。2009年东三省风电装机容量也实现高速增长，各主要风电集团纷纷进驻，但它面临的问题同样突出，最为重要的还是风电并网问题，电网建设落后，电网负荷透支，完全不能满足电网全额上网的要求。142 装机容量位居第六的是江苏，装机容量为99万千瓦，同比增长83.33%，占当地总装机容量的比重仅为1.74%。江苏处于东部沿海风电资源比较丰富的地带，具有发展海上风电的天然优势，预计未来将是海上风电发展的主阵地，而且此处发展风电还有一个优势，就是上网不成问题，东部地区处于发达地带，电网负荷承受量远远高于东北西北地区，大规范风电上网对电网的冲击较小，而且东部地区水资源丰富，很容易建造抽水蓄能等调峰工程，而且东部地区太阳能、生物质、水电等都比较发达，对解决风电不稳定问题相对容易，风电全额上网易实现。位居第七和第八的分别为新疆和甘肃，虽然目前两地风电建设“风风火火”，但目前并网的装机容量仅为81万千瓦和75万千瓦。但两地也开始出现并网困难的问题，主要原因还是电网建设相对滞后导致，值得庆幸的是两地已经认识到其风电发展的主要瓶颈，开始对电网进行改造升级，并建设超高压电网。如2010年3月，国家发展和改革委员会核准了新疆与西北地区的电力联网工程——750千伏哈密－安西输变电建设项目，这意味着新疆至内地的“电力高速公路”建设将全面展开。甘肃兰州—酒泉—瓜州的750千伏超高压输变电工程项目也于2008年3月开工，河西走廊正负800千伏特高压直流外送工程规划研究工作目前已全面启动。随着这些超高压电网的建成，将部分缓解西北地区风电上网难的问题，但它也只解决了部分问题，不能彻底解决“弃风”问题，智能电网的建成才是解决这一问题的最终出路。142 资料来源：中国风能协会图1中国已建及部分拟建风电场分布图三、我国风电设备制造业现状（一）我国风电设备制造业技术水平现状近年来在国家产业政策的支持和科技攻关的推动下，风电设备制造和风电场开发利用互相促进，快速发展，取得了举世瞩目的成绩。目前，国产1.5兆瓦级及其以下风电机组已批量投入运行，自主化率达到86%,极大地降低了风电场建设和运营成本，2兆瓦、3兆瓦风电机组已有产出并投入运行，正在研制5兆瓦、10兆瓦级风电机组。我国风电设备制造产业基本形成了比较齐全的产业链。1、我国风电设备及其配套系统基本类型我国目前已经运行和研制的风电机组主要有四种机型，即：142 （1）定桨距失速调节风电机组，由风轮（叶片和轮毂）、增速齿轮箱、发电机、变流器、偏航系统、机舱、塔架、变压器和整机控制系统构成。该机型为早期的产品，已大批量投入运行，目前市场需求极少；（2）双馈式变桨变速异步风电机组，由风轮（叶片和轮毂）、变桨系统、三级传动增速齿轮箱、（绕线转子）发电机、（励磁）变流器、偏航系统、机舱、塔架、变压器和整机控制系统构成。该机型为目前的主力产品，已大批量投入运行，市场需求较大；（3）永磁直驱式变桨变速风电机组，由风轮（叶片和轮毂）、变桨系统、低速永磁同步发电机、全功率变流器、偏航系统、机舱、塔架、变压器和整机控制系统构成。该机型为目前的新产品，已批量投入运行，市场前景看好。2、我国风电机组整机制造业的发展情况到2009年底，全国已有83家企业进入并网风力发电机组整机制造行业。这些企业按照风电机组生产能力与资产性质，大致可分为以下五种类型：第一类：已具备大批量制造风电机组生产能力的企业。目前有3家，他们是：东方汽轮机有限公司、华锐风电科技有限公司、新疆金风科技股份有限公司。这三家企业已经年产数千台兆瓦级风电机组。142 第二类：已具备一定批量制造风电机组生产能力的企业。目前有10家，他们是：广东明阳风电技术有限公司、湖南湘电风能有限公司、浙江运达风力发电工程有限公司、上海电气风电设备有限公司、江苏新誉风力发电设备有限公司、北重汽轮电机、江阴远景能源科技有限公司、国电联合动力技术有限公司、沈阳华创风能有限公司、南通航天万源安讯能风电设备制造有限公司。这些企业已经年产数百台兆瓦级风电机组。第三类：已具备小批量制造风电机组生产能力的企业。目前有8家，他们是：重庆海装科技发展有限公司、浙江华仪风电有限公司、株洲南车风电公司、瑞能北方风电设备有限公司、汉维风力发电成套设备（大庆）有限公司、宁夏银星能源股份有限公司、保定惠德风电工程有限公司、保定天威风电科技有限公司等。这些企业已经年产数十台兆瓦级风电机组。第四类：正在进行样机试制或试验，产业化工作有待进一步落实的风电机组制造企业。目前有59家，包括上海万德风力发电股份有限公司、无锡宝南机器制造有限公司、江西麦德风电公司、潍坊瑞奇能风电公司等。这些企业尚未向市场小批量供应兆瓦级风电机组。第五类：具有成熟的设计制造技术，已具备在中国大批量制造风电机组生产能力的国外独资企业。目前有5家，他们是：丹麦维斯塔斯风力发电设备（中国）有限公司、西班牙歌美飒风电（天津）有限公司、美国通用电气能源（沈阳）有限公司、Nordex(天津)、印度苏司兰能源（天津）有限公司。3、我国风电机组配套设备的发展情况142 随着国内风电市场需求的扩大，风电机组关键部件配套生产企业有了较快的发展，风电设备制造和配套部件专业化产业链正逐步形成。其中：（1）叶片：国内已有80多家制造企业，其中已经大批量生产的企业有：中航（保定）惠腾风电设备有限公司、连云港中复连众复合材料集团、天津LM公司、中能风电设备有限公司、上海玻璃钢研究院、北京玻璃钢研究院等企业。目前，国产风电机组叶片从制造能力上已经完全能够满足甚至超出了国内风电产业发展的需要。但在研发设计技术上，基本上要依托国外有关公司。（2）发电机：国内已有近10家制造企业，主要有：永济电机厂有限公司、兰州电机有限责任公司、上海电机厂有限公司、株洲南车电机股份有限公司、湘潭电机有限公司、大连天元电机公司、四川东风电机等，已基本能够满足国内风电产业发展的需要。（3）齿轮箱：主要制造企业有：南京高精齿轮股份有限公司、重庆齿轮箱有限责任公司、杭州前进风电齿轮箱有限公司、大连重工起重集团、中国第二重型机械集团公司等，目前基本能满足国内风电产业发展的需要。但由于齿轮箱的配套轴承质量要求较高，目前国内尚无法提供合格的产品，齿轮箱产能受国外轴承供应的影响较大。142 （4）轴承：风电机组配套有主轴轴承、齿轮箱轴承、发电机轴承、变桨轴承和偏航轴承，我国目前生产的主要是交流发电机轴承、变桨轴承和偏航轴承。制造企业有：洛阳轴承集团技术中心有限公司、瓦房店轴承集团有限责任公司、浙江天马轴承厂和徐州罗特艾德回转支承有限公司等。这些公司也在试生产主轴轴承、齿轮箱轴承，产品正处于运行考核阶段。目前，中国大部分风电机组制造公司还不得不从国外进口上述轴承，但靠进口供货周期较长且价格高，目前是制约中国风电机组产能发展的瓶颈之一。（5）变流器和整机控制系统：目前主要的制造企业有：北京科诺伟业能源科技有限公司、合肥阳光电源有限公司、金风科技公司、北京清能华福风电技术有限公司等10多家企业。定桨距失速调节风电机组所需的变流器和整机控制系统已经全部国产化。双馈式变桨变速风电机组和永磁直驱风电机组的国产变流器和整机控制系统目前处于试应用或示范考核阶段，尚不能完全满足国内风电产业发展的需要，国内市场上需求的大部分变流器和整机控制系统仍需进口。（6）塔筒、轮毂、机舱、机舱罩等部件的制造企业较多，已经完全能够满足国内风电产业发展的需要。（二）我国风电设备市场竞争格局分析到2009年底，全国已有83家企业进入并网风力发电机组整机制造行业。其中国有或国有控股公司39家，民营公司25家，合资公司9家，外商独资公司10家。目前，我国风电设备制造企业通过引进技术、消化吸收，已基本掌握了风电设备的制造技术，但风电机组整体设计及风机设计技术至今仍然是我国企业的薄弱环节。142 风电机组是一种技术密集型产品，它涉及到气象学、环境科学、空气动力学、结构动力学、材料科学、计算机与自动化控制技术、机电工程、电力电子等多种学科。目前，我国已商业化生产的风电机组，基本上都是在引进技术、消化吸收的基础上、通过部分自制加外部采购关键零部件，进行整机组装而实现批量化生产。在发展的模式上，新机型开发基本采用与国外公司联合的方式，合作开发过程中仍然以国外设计机构为主。总之，兆瓦级以上风电机组的整体设计能力还很薄弱，很大程度上仍依赖于技术跟踪，这就在一定程度上限制了我国风电行业的发展。142 数据来源：风电设备网图12009中国风电机组装机制造商新增装机市场份额2009年，华锐新增351万千瓦，其中1万千瓦在国外，故记为350万千瓦；金风新增270万千瓦。从图中可以看出，我国的风电机组装制造行业存在着三足鼎立的局面，华锐、金风、东方汽轮机共占据了整个行业新增装机市场份额的60%。华锐累计装机百分比占整个行业的21%，金风累计装机百分比占整个行业的20.3%，东汽累计装机百分比占整个行业的12.6%。2005年-2007年金风所产风机的装机容量一直在内资企业中排名第一。142 2008年，华锐奋起直追，新装机容量超过金风，并在2009年拉开与金风之间的差距。同时，行业中也存在很多中小型风电制造企业，如明阳、联合东力等等。由于风电行业是一个技术密集型和资本密集型的企业，加之国家相关部门明确表示对全国风电制造业的重复建设问题进行限制，未来行业必将走向规模化，从而使得一线风电制造企业获得了良好的发展契机和前景，而中小型企业在市场竞争日益加重和政府打压的情况下，免不了要遭受兼并、重整的危机。可以预见，风电设备制造行业必然是一个几大大型企业占据市场的绝大部分的市场份额，而小型企业将倾向于被收购或是兼并。四、我国风电的产业政策（一）2009及2010年前期我国风力发电政策及分析最近一年，人们对污染、环境问题日益关注，国际能源价格持续上涨，带动了我国风电产业的发展。同时，风能是我国重要的能源资源，在满足能源需求、改善能源结构、减少环境污染、促进经济发展等方面发挥了很大作用。我国政府一直重视风能的开发利用。在20世纪80年代后期和2004-2005年间，我国政府分别组织了第二次和第三次全国风能资源普查，得出我国蕴藏着丰富的风能资源，其主要分布在东南沿海及附近岛屿，内蒙古、新疆和甘肃河西走廊，东北、西北、华北和青藏高原的部分地区。为了能充分的利用这些风电资源，我国政府近期对风电产业的发展做出了规划。142 自2005年起，国家相继出台了扶植风电政策，主要涉及到以下几个政策：《可再生能源法》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《可再生能源中长期规划》、《节能发电调度办法（试行）》、《可再生能源十一五规划》。2009年开始，我国又出台了《海上风电开发建设管理暂行办法》、《关于印发海上风电开发建设管理暂行办法的通知》、《关于2009年1-6月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》等政策，同时也对《可再生能源法》进行修改。其风电产业政策有如下几点变化：1、中国取消风电设备“国产化率70%”已执行了5年的“风电设备国产化率要超过70%”政策已成历史。2010年1月13日，国家能源局正式对外确认，国家已经取消了这一规定。2005年颁布的《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》规定：“风电设备国产化率要达到70%以上，不满足设备国产化率要求的风电场不允许建设。”由于该政策的推动，从2006年起，中国风电装机量以几乎每年100%的速度疯涨。随后政府财政补贴等各类政策的出台，更进一步扶持了国内风电设备厂商。截止2009年底，我国风电并网总容量1613万千瓦，同比增长92.26%，我国已成为世界第四大风电装机大国，预计在几年内就将成为全球第一。142 通过这些年的发展，国内风电企业的竞争实力已经大大增强，具备了与国外企业公平竞争的实力。因此该政策的取消，有利于国内风电企业的技术进步。从整个产业链来说，受到冲击最大的将是国内的整机装配厂家，因为其享受的补贴也没有了。对于单纯的零部件，比如叶片不会有很大的影响。实际上，国内已经有了行业龙头企业来带动整个产业。2、《海上风电开发建设管理暂行办法》发布2010年2月，国家能源局、国家海洋局日前联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设，以促进海域空间资源合理利用，强化海洋生态环境保护，引导海上风电健康、持续发展。该办法规定了海上风电发展规划编制、海上风电项目授权、海域使用申请审批和海洋环境保护、项目核准、施工竣工验收和运行信息管理等各个环节的程序和要求。此办法的出台将使海上风电开发得以规范。但国内企业想真正在海上风电设备领域占得先机，还需突破一系列技术障碍。3、风电特许权招标及我国首轮海上风电特许权招标2003年，国家发改委开始推行风电特许权开发方式，旨在通过风电开发权招标的方式，引入竞争机制，降低风电上网电价，并推进风电设备国产化。至2008年8月，风电特许权项目已经连续开展了五期招标工作，确定了49个风电场工程项目，涉及广东、江苏、内蒙古、吉林、甘肃和河北六省（区）。设计装机容量880万千瓦，大部分已经开工建设，其中120万千瓦已经并网发电，项目可望在2010年前全部建成。142 “低价者胜”是前四期招标方案的特点。第一、二期风电特许权项目，主要由于原国家计委的文件明确规定承诺上网电价最低的投标商中标，结果实际中标的上网电价远低于合理范围（图29、30）。第三、四期的招标虽然允许非价格标准作为考虑因素之一，但实际中标的仍然大多为上网电价最低的投标商。国家发改委在第五期风电特许权招标采用与以往不同的“中间价”模式，即：出价越接近平均价者，得分就越高。这一举措，有效的避免了国有、民营和外资企业之间的恶意竞争，促进了风电设备国产化率。图1风电特许权一期招标情况142 图1风电特许权二期招标情况2010年初，我国首轮海上风电特许招标权由国家能源局发起。2010年3月，国家能源局向辽宁、河北、天津、上海、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等11省份有关部门下发通知，要求各地申报海上风电特许权招标项目。这标志着，我国首轮海上风电特许权招标开始启动。通知要求，项目范围为沿海多年平均大潮高潮线以下至50米142 深近海海域。按先试点，后扩大的原则建设，根据风能资源、海域环境、电力送出和技术能力等条件统筹确定项目规模，单个项目总装机容量暂定为20～30万千瓦。项目所在地省（区、市）能源主管部门作为项目招标人，按国家能源主管部门批准方案进行招标。项目将以上网电价、机组设备和施工技术为主要条件招标选择投资者，地方政府负责落实海域使用、电网接入、市场消纳等条件，中标企业按投标条件完成项目建设任务。项目选址应符合海洋利用规划，并且有详实的测风资料、地址勘察和海洋水文调查数据满足风电工程建设需要。项目建设前需完成预可行性研究、海洋管理部门已初审同意海域使用和环境影响评价，并且完成电网接入系统设计等工作。据国家气象局初步估计，我国近海可安装风电约2亿千瓦。与陆上风电相比，海上风电年利用小时长，风速较陆上更高，湍流强度小，有稳定的主导方向，因此机组运行稳定、寿命长，不需要很高的塔架，单机能量产出较大。除此之外，海上风电不占用土地资源，且接近沿海用电负荷中心。发展海上风电，可以有效避免陆上风电远距离传输问题，有利于风电并网送出问题的解决。截止到2010年，我国仅有上海东海风力发电有限公司的东海大桥近海风电与国电龙源江苏如东潮间带两个海上风电项目并网发电，其中东海大桥项目最终确定的税后上网电价为0.978元/千瓦时，较陆上风电贵出近1倍。除此之外，我国仅有华锐、金风等少数企业能够设计制造适合海上发电的大型风机，通过特许权招标加速近海风电规模化建设，还将为国内兆瓦级大型风机制造提供更大的市场需求，加速提升国内海上风机制造的技术水准。表1五批风电特许项目详情第一批风电特许项目招标项目中标公司中标电价江苏如东风电场华睿公司中标0.4365元/kWh142 广东惠来石碑山风电场广东粤电集团公司0.5013/kWh第二批风电特许项目江苏如东第二风电场龙源电力集团公司0.5190元/kWh内蒙古辉腾锡勒风电场北京国际电力新能源有限公司-吉林通榆团结风电场龙源电力集团公司0.5090元/kWh第三批风电特许项目江苏东台风电场国华能源投资有限公司0.5190元/kWh甘肃安西风电场黄河上游水电开发公司0.5190元/kWh山东即墨王村风电场华电国际股份有限公司0.60元/kWh第四批风电特许项目内蒙古锡盟灰腾梁风电场0.4056元/kWh142 中广核能源开发有限责任公司与中广核国际有限公司中外合资投标联合体、北方联合电力有限责任公司内蒙古包头巴音风电场龙源电力集团公司、雄亚（维尔京）有限公司0.4656元/kWh河北张北单晶河风电场中国节能投资公司与香港建设（控股）有限公司中外合资投标联合体0.5006元/kWh第五批风电特许项目内蒙古乌兰伊力更风风电场北京京能国际能源股份有限公司0.4680元/kWh内蒙古通辽北清河风电场华电国际电力股份有限公司与华电香港有限公司联合体0.5216元/kWh0.5206元/kWh142 甘肃玉门昌马风电场甘肃玉门昌马风电场河北承德御道口风电场河北建投新能源有限公司0.5510元/kWh资料来源：世经未来整理4、风电价格分摊和补偿实行上网电价补偿制度是众多风电厂商集体发力的关键，也是我国风电产业获得较好成绩的主要原因。《可再生能源法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理办法的征求意见稿》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《可再生能源中长期发展规划》到《2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》，围绕如何让风电产业实现可持续发展出台的众多利好政策。《2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》的发布，标志着风电发电费用分摊补偿制度正式实施，促使了风电产业的发展将实现突破。《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》确定了风电项目的价格分摊机制。相关规定，风电与常规电源上网的电价之差在全国用电量中进行分摊。2009年12月25日，国家发改委发布“国家发改委、国家电监会《关于2009年1-6月可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》”142 ，就上半年可再生能源电价附加调配、补贴等有关事项做了详细规定。此次两部委公布的包括风电、光伏、生物质能电价补贴，其中风电项目占到所有项目近80%，有200余家公司及项目，最高补贴的是宁夏发电集团贺兰山风电项目，为0.3617元/千瓦时（度），平均补贴为0.22元/千瓦时。5、税收财政支持我国政府还对可再生能源电力技术的增值税、所得税减免优惠制度，其中风电的增值税税率减半征收，从正常的17%降到8.5%。风力发电项目的所得税税率由33%降到15%。国家出台了这么多有利的政策，为风电产业的长期发展提供了切实保障与坚强后盾。表1我国涉及风电的能源政策时间法规名称2005年2月《中华人民共和国可再生能源法》2006年1月《可再生能源产业发展指导目录》2006年1月《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》2006年6月《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》《促进风电产业发展实施意见》142 2006年11月2007年6月《可再生能源中长期发展规划》2007年8月《节能发电调度办法（试行）》2007年9月《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》2008年3月《可再生能源十一五规划》2008年5月《财政部关于调整大功率风电发电机组及其相关零部件、原材料进口税收政策的通知》2009年5月《装备制造业调整和振兴计划》2009年7月《关于完善风力发电上网电价政策的通知》2009年8月《关于完善风力发电上网电价政策的通知》142 2009年9月《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设、引导产业健康发展若干意见》2009年12月《关于2009年1-6月可再生能演电价补贴和配额交易方案的通知》2009年12月全国人民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定资料来源：世经未来整理（二）相关风电产业政策简介1、《可再生能源中长期发展规划》国家发改委于2007年8月31日发布了《可再生能源发展规划》。《规划》中指出：通过大规模的风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在经济发达的沿海地区，发挥其经济优势，在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，在其他地区，因地制宜地发展中小型风电场，充分利用各地的风能资源。主要发展目标和建设重点如下：（1）到2010年，全国风电总装机容量达到500万千瓦。重点在东部沿海和“三北”地区，建设30个左右10万千瓦等级的大型风电项目，形成江苏、河北、内蒙古3个100万千瓦级的风电基地。建成1～2个10万千瓦级海上风电试点项目。142 （2）到2020年，全国风电总装机容量达到3000万千瓦。在广东、福建、江苏、山东、河北、内蒙古、辽宁和吉林等具备规模化开发条件的地区，进行集中连片开发，建成若干个总装机容量200万千瓦以上的风电大省。建成新疆达坂城、甘肃玉门、苏沪沿海、内蒙古辉腾锡勒、河北张北和吉林白城等6个百万千瓦级大型风电基地，并建成100万千瓦海上风电。《可再生能源中长期发展规划》还提出了三个目标，其中最重要的一个是逐步提高优质清洁可再生能源的比重，力争在2010年使可再生能源消费量占能源消费总量额10%，2020年提高到15%。2006年1月1日起实施的《中华人民共和国可再生能源法》的主要是为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现社会可持续发展。国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量。2、《可再生能源十一五规划》对风电产业的规划《可再生资源十一五规划》有关风电产业的具体规划措施有以下几个方面：（1）指导方针和发展目标142 指导方针。以风电场的规模化建设带动风电产业化发展，促进风电技术进步，提高风电装备国产化制造能力，降低风电成本，增强风电的市场竞争力。发展目标。在“十一五”时期，全国新增风电装机容量约900万千瓦，到2010年，风电总装机容量达到1000万千瓦。同时，形成国内风电装备制造能力，整机生产能力达到年产500万千瓦，零部件配套生产能力达到年产800万千瓦，为2010年以后风电快速发展奠定装备基础。结合无电地区电力建设，积极培育小型风力发电机产业和市场，到2010年，小型风力发电机的使用量达到30万台，总容量达到7.5万千瓦，设备生产能力达到年产8000台。（2）规划布局和建设重点重点建设30个左右10万千瓦以上的大型风电场和5个百万千瓦级风电基地，做好甘肃、内蒙古和苏沪沿海千万千瓦级风电基地的准备和建设工作。充分发挥“三北”（东北、华北、西北）地区风能资源优势，建设大型和特大型风电场。在河北、内蒙古、甘肃、吉林等地建设百万千瓦级风电基地，到2010年，河北和内蒙古的风电总装机容量分别达到200万千瓦和300万千瓦以上，已投产及开工建设的总规模分别达到300万千瓦和400万千瓦左右；甘肃风电装机容量达到100万千瓦以上，已投产及开工建设的总规模达到400万千瓦左右；吉林、辽宁风电总装机容量分别达到50万千瓦，已投产及开工建设规模分别达到100万千瓦左右。表1142 风电项目建设区域分布类别省份规模（万千瓦）已、在建累计投产重点地区河北300200内蒙古400300苏沪沿海200100甘肃400100吉林10050辽宁10050新疆10040小计1600830一般地区山东6020广东6030宁夏5030福建4020黑龙江2010浙江2510142 山西2510小计28010其他地区12030总计20001000资料来源：世经未来整理在经济较发达的江苏、上海、福建、山东和广东等沿海地区，发挥其经济优势和市场优势，加快开发利用风能资源，尤其在苏沪沿海连片建设大型风电场，形成百万千瓦级风电基地。到2010年，苏沪沿海地区风电装机容量达到100万千瓦以上。在风能资源和电力市场优良的地区建成数十个10万千瓦级的大型风电场。在其他具有可利用风能资源的省（区、市），因地制宜发展中小型风电场。加强对近海风能开发技术的研究，开展近海风能资源勘察评价和试点示范工程的前期准备工作，建设1～2个10万千瓦级近海风电场试点项目，为今后大规模发展近海风电积累技术和经验。（3）技术装备与产业发展提高风电技术研发能力，将自主创新与技术引进和消化吸收再创新相结合，建立和形成以国内制造为主的风电装备能力。支持技术研发能力较强的风电设备制造企业引进国外先进技术，并进行消化吸收和再创新，逐步形成具有自主知识产权的风电技术和产品。“十一五”142 时期，继续促进已批量生产的国产化风电机组的规模化应用，并实现向兆瓦级风电机组的升级换代。在初步形成国内制造装备能力的基础上，采用技术引进、联合设计、自主创新等方式，掌握1.5兆瓦及以上风电机组集成制造技术，并开发了3兆瓦级的海上风电机组。发挥我国在机电设备制造方面的优势，充分利用国内、国际市场，培育技术水平较高、市场竞争力较强的风电设备配套零部件制造产业。在国家级科研机构和大学设立风电技术应用基础研究项目，开展相关的风能资源、流体动力学、机械强度、电力电子、电力并网等方面的理论和实验研究。将基础研究与人才培养相结合，根据风电发展需要培养一批研究生等高级人才，选择一些高等学校和中专学校，设立风电专业课程，逐步建立起风电专业。同时，结合风电发展需要，定期举办风电技术培训班，解决目前风电人才紧缺的问题。扶持建立风能资源评价、风电场设计、产品标准、技术规范、设备检测与认证的专门机构。培育一批风电技术服务机构，建成较健全的风电产业服务体系。建设2～3座公共风电测试试验基地，为风电机组产品认证和国内自主研制风电设备提供试验检测条件。（4）组织实施和保障措施在完成全国风能资源普查和评价工作基础上，开展重点地区风能资源详查和风电场规划工作，综合考虑风能资源、建设条件、并网条件和电力市场等因素，做好大型风电场、特别是百万千瓦风电基地的规划和项目建设前期工作。142 完善风电上网电价形成机制，落实风电的上网电价和费用分摊政策。电网企业要配合国家风电规划布局，开展风电接入的规划、设计和试验研究等工作，完善风电并网技术条件和调度规程，保证风电项目的顺利并网和发电。提高风电技术水平和设备制造能力。鼓励国内企业开展风电技术自主创新和引进再创新，在政府投资项目和风电特许权招标项目中，采用与设备制造企业打捆招标等方式支持风电设备国产化和自主技术创新。3、《完善风力发电上网电价政策的通知》2009年7月27日，国家发改委颁布了《完善风力发电上网电价政策的通知》。《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。142 2006年，国家发展改革委颁布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号），建立了我国可再生能源发电定价和费用分摊机制，有力地促进了可再生能源发电产业发展。但随着风电的快速发展，该办法已无法满足现实管理的需要。这次出台的风电标杆上网电价政策是对原有办法的补充和完善，它有利于改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理。有利于引导投资。通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。有利于降低成本、控制造价。项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。此外，实行标杆电价也有利于减少政府行政审批。4、《关于调整重大技术装备进口税收政策的通知》自2009年7月1日起，我国对国内企业确有必要进口的关键零部件及原材料，免征进口关税和进口环节增值税。同时，取消相应整机和成套设备的进口免税政策。对国产装备尚不能完全满足需求，采取逐步降低优惠幅度、缩小免税范围的方式，在一定期限内继续给予进口优惠政策。对国内企业为开发、制造重大技术装备而进口部分关键零部件及原材料所缴纳关税和进口环节增值税实行先征后退的政策停止执行。5、《风电设备制造行业准入标准》即将出台风电设备制造行业存在着存在产能过剩和重复建设的倾向142 。为了调整产业结构，避免重复建设，工信部、发展改革委和国家能源局在统计了风电整机制造厂和叶片制造厂的产能建设情况和2008年、2009年产量情况基础上，联合完成了《准入标准》征求意见稿。根据征求意见稿的意见，风电机组生产企业必须具备生产单机容量2.5兆瓦及以上、年产量100万千瓦以上所必需的生产条件和全部生产配套设施。该意见稿还从工艺装备与研发测试、产品质量和售后服务、技术进步、节能环保和资源综合利用、安全生产与劳动保障等方面，对生产并网型风力发电机组的企业提出了要求。意见稿还明确，对不符合本准入标准的风电机组生产企业，投资管理部门不得予以审批、核准和备案相关项目，金融机构不得提供贷款和其他形式的授信支持，土地管理、城市规划和建设、环境保护、消防、卫生、安监等部门不得办理有关手续。由此可见，这些措施将迫使很多竞争力不强、技术落后的设备企业退出市场，但是相关上市公司会轻松达标，从而继续受益于新能源产业的发展。我们由此可以预见，风电设备企业将会在2010年出现大量的兼并和收购事件。五、我国风电产业发展制约因素我国风电产业存在着三个制约因素，严重制约着风电产业的发展。一是风电技术研发和设备制造能力不强。我国风电设备制造走的是一条从带料加工，到合作生产或购买许可证国内组装的路线，风电系统工程研发制造能力弱。一方面，受制于外商风电设备制造技术保护严格，难以掌握风电机组的核心技术的影响。另一方面，受人才、技术、工艺和材料等多种原因的制约，国内企业消化吸收引进技术的能力薄弱，特别是重点能源设备制造企业介入风电设备制造行动迟缓。142 二是风电技术研发和引进没有形成合力。我国风电市场发展前景广阔，起步发展初期，没有像安排大型水电、火电、燃机等动力设备那样，实行捆绑引进，以市场换技术的方针，使外商风电技术在我国进行多头转让，赚取我国外汇。另一方面，也没有组织国内相关研究机构和重点能源设备制造企业，及时系统地参与风电设备自主研发或引进技术消化吸收，致使风电技术的研发和制造能力远远不能满足风电发展需要，至今兆瓦级及以上风电设备尚未形成规模化生产能力，成为制约我国风电健康发展的重要因素。三是风电发展与电网规划和建设不协调。由于我国陆上风能资源主要集中在西部如内蒙、甘肃、新疆地区，其风能储量大约占到可开发风资源量的90%以上。但是，由于这些地区都是电网所达不到的覆盖面，或是远离电网，所以容纳风电能力很小，常会出现发了电，却不能将电传送到规定的地方。特别是电网对风电发展不够重视，也没有把风电纳入到电网规划中。第二节风能资源和风电的区域分布142 一、中国风能资源的特点及地理分布资料来源：世界风力发电网图1中国风能分布图我国位于亚洲大陆东部，频临世界上最大的海洋太平洋，因此我国的风能资源呈现出了与其他国家不同的特点。主要表现在一下两个方面。（一）季节性变化我国拥有世界上海拔最高的高原，且多山脉，地形复杂，改变了海陆影响下所引起起气压分布和大气气流，增加了我国风力资源的复杂性。142 来自西伯利亚和蒙古等中高纬度的冬季风是严寒干燥的冷空气。在有利高空环流引导下，就会南下，影响我国北方各省市的大部分地区，包括西北、东北和华北，直至次年春夏之交才会消失。夏季风温暖湿润，是来自太平洋的东南季风、印度洋和南海的西南风，东南季风影响遍及东半部，西南季风则影响西南各省和南部沿海，但风力不及东南季风大。（二）地域性我国国土面积大，风力资源十分丰富。特别是东南沿海及其附近岛屿，风能密度大，年平均风速高，所以发展潜力是很大的。表1风能区划分标准指标丰富地区较丰富地区可利用区贫乏区年有效风能密度（W/M2）≥200200~150150~100≤50风能≥3M/S的年小时数(H)≥50005000~40004000~2000≤2000占全国面积（%）8185024资料来源：世经未来整理（三）我国风能资源的地理性分布142 东南沿海及其附近岛屿有效风能密度大于或等于200瓦/平方米的等值线平行于海岸线，是风能资源丰富地区；沿海岛屿有效风能密度在300瓦/平方米以上，全年中风速大于或等于6米/秒的时数为4000小时，大于或等于3米/秒的时数约为7000～8000小时。新疆北部、甘肃、内蒙古也是中国风能资源丰富的地区，有效风能密度为200～300瓦/平方米，全年中风速大于或等于3米/秒的时数为5000小时以上，全年中风速大于或等于6米/秒的时数为3000小时以上。黑龙江、吉林东部、河北北部及辽东半岛的风能资源也较好，有效风能密度在200瓦/平方米以上，全年中风速大于和等于3米/秒的时数为5000小时，全年中风速大于和等于6米/秒的时数为3000小时。青藏高原北部有效风能密度在150～200瓦/平方米之间，全年风速大于和等于3米/秒的时数为4000—5000小时，全年风速大于和等于6米/秒的时数为3000小时；但青藏高原海拔高、空气密度小，所以有效风能密度也较低。云南、贵州、四川、甘肃、陕西南部、河南、湖南西部、福建、广东、广西的山区及新疆塔里木盆地和西藏的雅鲁藏布江，为风能资源贫乏地区，有效风能密度在50瓦/平方米以下，全年中风速大于和等于3米/秒的时数在2000小时以下，全年中风速大于和等于6米/秒的时数在150小时以下，风能潜力很低。表1风能资源比较丰富的省区142 省份风力资源(万/千瓦)省份风力资源(万/千瓦)内蒙古6178山东394新疆3433江西293黑龙江1723江苏238甘肃1143广东195吉林638浙江164河北612福建137辽宁606海南64资料来源：世经未来整理142 二、2009年中国风能装机情况资料来源：CWEA图1中国各区域风电累计装机总量由图中可以看出，中国风能装机最多的地区是内蒙古，累计装机总量达到9126.2MV,居全国首位。其次，风电装机总量在2000-5000MV的地区主要集中在新疆、甘肃以及东北和华北地区。截止到2009年12月31日，中国（不含台湾省）风电累计装机超过1000MW的省份超过9个，其中超过2000MW的省份4个，分别为内蒙古（9196.2MW）、河北（2788.1MW）、辽宁（2425.3MW）和吉林（2063.9MW）。内蒙古2009142 年当年新增装机5545MW，累计装机9196.2MW，实现150%的大幅度增长。表1超过1000MV装机的省份单位:MV省份2008年累计2009年新增2009年累计内蒙古3650.995545.179196.16河北1107.71680.42788.1辽宁1224.261201.052425.31吉林1066.46997.42063.86黑龙江836.3823.451659.86山东562.25656.851219.1甘肃639.955481187.95江苏645.25451.51096.75新疆576.81443.251020.06数据来源：中电联三、我国拟建、在建、已建风电项目情况142 我国拟建、在建和已建风电项目大部分集中在我国风力资源比较丰富的地方，如河北、内蒙古、甘肃和东北三省等地。我国在2008年和2009年间拟建及在建项目的风电场数量急剧上升。但整体装机规模都不大。表1中国拟建、在建、已建风电项目情况地区项目名称进展阶段建设周期投资额（万元）总装机容量（万千瓦）辽宁省盘锦风电场新建工程设计-152028.2114.85江苏省射阳县200MW风电场项目环境影响评价36个月202050.1920.1山西省平鲁区败虎堡风电场二期工程项目水土保持方案12个月467164.95山东寿光二期风电项目工程项目初步设计--4.95山东-540004.95142 光三期风电工程项目可行性研究阶段辽宁马鞍山风电项目规划阶段2009年5月25日-9月15日-9.9浙江皇帝平风电项目规划阶段2009年5月1日至7月20日-1.6河北省沽源五花坪风电场水土保持-499004.95内蒙古杰仁风电场一期风机基础施工项目规划阶段--4.95福建省三期49.3MW风电项目准备施工2009年5月15日-8月15日-4.93内蒙古--4.95142 代钦塔拉一期(49.5MW)风电项目2009年5月10日至2009年7月10日辽宁风电项目升压站电气设备安装项目规划阶段2008年5月15日-2009年9月15日-9.9北京官厅风电场二期项目准备施工2009年-2010年6150010辽宁巨龙湖、西大营子、风电场工程、项目初步设计-459854.95山东大唐日照东港风电场一期工程规划阶段2009年-2010年-4.95142 内蒙古内蒙古君达卓资风电场项目开工在建-8000004.95海南珠海高栏岛风电场项目报批可研-139004.95甘肃第三风电场20万项目（200MW）工程规划阶段2009年5月-2011年5月197376.2220内蒙古风电场三期风机基础工程在建29160030吉林吉林二期（49.5MW）风电项目规划阶段2009年-2010年6000020浙江皇帝平风电项目规划阶段--142 2009年5月1日--2009年7月30日辽宁4.95万kW风电场项目正在核准2009年-2009年540004.95内蒙古达茂巴音3号风电场工程施工图设计阶段--20内蒙古内蒙古鄂尔多斯市杭锦旗阿拉腾风电场（一期）工程规划阶段2009年-2010年495304.95福建在建阶段-513004.8142 福清嘉儒风电场安装首台风电机组设备山西华能宁武东马坊一期49.5MW风电场工程水土保持方案阶段14个月550004.95内蒙古内蒙古科右中旗代钦塔拉风电场一期工程工图设计阶段2009年5月1日之前-5甘肃国家电力投资规划酒泉风电基地入列b规划阶段-580000003565内蒙古达茂旗风电场规划阶段-110000130吉林在建阶段10946410.05142 华能吉林通榆团结风电场特许权二期项目2008年-2009年河北河北承德围场御道口牧场风电场工程在建阶段2008年-2009年13882215云南南陆良杨梅山资家风电工程初步设计阶段2009年-2010年-4．95W辽宁国电黑山风电场工程项目初步设计阶段2009年4月-2009年12月470内蒙古中广核阿旗灰腾梁风电场核准阶段--5内蒙古开工在建5430030142 华能内蒙古茂明风电一期项目2008年-2009年内蒙古内蒙古化德长顺风电场一期b在建阶段2009年-2010年44215.524．95内蒙古华能通辽珠日河风电一场一期项目风机基础工程规划阶段2009年4月1日-2009年6月30日4．95MW福建福清嘉儒风电场首台风电机组吊装在建阶段-5130011460辽宁规划阶段-4.95142 辽宁康平二期张强（49.5MW）风电项目2009年3月15日-2009年7月30日内蒙古古乌拉特中旗川井五期（49.5MW）风电项在建阶段2009年-2009年-4.95福建福建东山风电二期扩建工程开工在建2008年-2009年474004.95资料来源：世经未来整理第三节风力发电经济效益分析142 一、风电成本资料来源：世经未来整理图1风电投资成本构成影响风力发电成本的主要因素包括：风力发电机组成本、基础及配套设施、使用寿命、风力资源、运行可靠性、电网吸纳性、年维修/管理费、税金等。总的来看，风能成本具有逐年下降的趋势。从风能资源来看，风能是一种无污染、可再生、永不枯竭的绿色新能源。虽然我国水电资源丰富，但其开发利用程度已近饱和，此外，随着煤矿资源供应日益紧缺，火力发电在我国受到很大的限制。为解决电力短缺的问题，风力发电将成为我国电力资源的有力补充。我国陆上离地面50米高度达到3级以上风能资源的潜在开发量约23.8亿千瓦。我国内蒙古的蒙东和蒙西、新疆哈密、甘肃酒泉、河北坝上、吉林西部和江苏近海等7个千万千瓦级风电基地风能资源丰富，陆上142 50米高度3级以上风能资源的潜在开发量约18.5亿千瓦；7个千万千瓦级风电基地总的可装机容量约为5.7亿千瓦。风电机组是风电系统中最主要的部分，成本约占风电场建设投资的70％。从2007年以来，我国风电机组每千瓦价格一路下滑，2007年初是6700元/千瓦，2008年达到6300元左右平均，2009年底达到了5000元/千瓦，并且价格下降的间隔时间越来越短，每个月就有100元/千瓦左右的降幅。随着风电产业的迅速发展，特别是受国际宏观形势影响，政府加大了对交通、能源领域的固定资产投资力度，支持和鼓励可再生能源发展。由于规模化生产和技术革新，目前风电机组的价格持续下降。总的来看，除水电外，目前风电发电是技术最成熟，成本最低的可再生能源发电方式。根据美国国家可再生能源实验室NREL的统计，从1980年至2005年期间，风力发电的成本下降超过90%，下降速度快于其他几种可再生能源形式。另据丹麦RIS国家研究实验室评估，2010年风电发电成本有望下降至3欧分/kWh，2020年有望降低至2.34欧分/kWh。二、风电收益142 自2006年以来，国际发改委价格司为了促进风电产业的发展，依据资源开发成本来确定电价的制度，核准了10多个省市、70多个风电项目的上网电价。目前我国风电已经实施并网，2009年7月，发改委发布关于完善风力发电上网电价政策的通知。按照通知内容，全国划分为4类风能资源区，上网电价分别确定为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。这是国家第一次明确划分风能资源区以及按照风能资源区确定上网电价。表12009年全国风电发电标杆上网电价表资源区标杆上网电价（元/kwh）各资源区所包括的地区一类风能资源区0.51内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外的其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市二类风能资源区0.54142 河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市；三类风能资源区0.58吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市、大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市其他地区；宁夏回族自治区；四类风能资源区0.61除一、二、三类资源区以外的其他地区资料来源：世经未来整理142 表12009年国内部分电场上网电价序号风电场名称上网电价（元/KWH）1浙江苍南风电场1.22河北张北风电场0.9843辽宁东岗风电场0.91544辽宁大连横山风电场0.95吉林通榆风电场0.96黑龙江木兰风电场0.857上海崇明南汇风电场0.7738广东汕尾红海湾风电场0.7439广东南澳风电场0.7410甘肃玉门风电场0.7311海南东方风电场0.6512海南东方风电场0.65130.65142 内蒙古锡林浩特风电场14广东南澳振能风电场0.6215内蒙古朱日和风电场0.609416内蒙古辉腾锡勒风电场0.60917内蒙古商都风电场0.60918新疆达坂城风电场一厂0.53319新疆达坂城风电场二厂0.53320福建东山澳仔山风电场0.46资料来源：世经未来整理在目前的风机成本下，我国大型风电发电企业的风电平均成本约为350元/兆瓦时，而风电电价在510-610元/兆瓦时，风电厂的盈利能力较好。142 随着新装风机单机标称功率的不断增大，风电生产成本将进一步下降。根据国际能源机构预测，至2010年，当全球风机装机总功率达到1.975亿千瓦时，风电价格将降至3.03美分/kWh，2020年全球风机装机总功率达到12亿千瓦时，风电价格将进一步降至2.45美分/kWh。随着技术的不断发展和进步，及生产批量的增加，风机制造费用大幅下降，风电投资成本相应降低。三、经济效益及未来趋势2009年招标数据较2008年下降幅度约为15%-20%，这将导致2010年的风电成本下降。此外，国内煤价连续几年上涨，火电上网电价需要进一步上调，风电与火电成本差距进一步缩小，在与火电的竞争中占得先机。未来随着成本的进一步降低，即使不靠补贴，风电也具备较强的经济性。新能源振兴规划有望将风电装机容量目标设定为2020年1.5亿千瓦，未来10年的复合增长率接近30%。但我们认为随着一次能源价格的上涨，利益驱动会促使我国装机容量规划进一步增长，可能再次超过规划。2010年初龙源电力在H股上市受到资本市场追捧，发行价相当于2009财年市盈率约60倍，而欧洲风电类股的平均市盈率仅为30倍左右，作为中国最大的风电场运营商，其估值水平体现了海内外投资者对中国风电市场未来快速扩张的信心。142 海上风力发电已经悄然兴起并且将会成为重要能源形式，未来我国将推动海上风电的发展。海上风电投资巨大，但市场前景广阔。目前海上风电成本约为陆地风电的两倍，上海东海大桥风电场的成本为每千瓦23000元，而陆上风电成本为7000-8000元。另外，海上风机的成本构成与陆上风机有很大的不同，主要包括风机、安装费用、维护费用、支撑结构、电力设施、工程管理等。消费市场方面，中国风电的路上资源目前主要集中在西北部，特点是距离电力消费地较远，存在着运输、消纳等问题，而海上风电则靠近东部沿海经济发达地区，有着较好的电力市场来消纳海上风电。142 第八章2011-2015年新能源发展预测分析全球不断增长的能源需求对每个国家提出了两个严峻挑战：气候变化和能源安全。世界各国政府正在采取行动应对这些挑战。IEA（国际能源署）在《世界能源展望2010》（WorldEnergyOutlook2010）中给出的“新政策前景（NewPoliciesScenario）”预测：全球能源需求将持续增长，但增长步伐将比近几十年放缓，化石燃料的份额将从2008年的81%降至2035年的74%。这一预期是根据世界各国政府所宣布的范围广泛的政策承诺做出的。如果所有的承诺都能够兑现，那么从长远来看，这些政府政策将打造世界能源格局的崭新未来。第一节新能源发展规划中国政府已宣布了其在哥本哈根协议下的承诺，至2020年全国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40-45%，非化石能源占一次能源消费的比重提高至15%左右。目前，中国已跻身于世界主要的能源消费国和温室气体排放国家之列。中国在全球能源市场上的重要性日益突出。考虑到中国当前人均能源使用量较低，持续的经济增长趋势显著，IEA预计在今后的几十年内，中国的能源需求仍会保持强势增长趋势。142 在保持经济快速增长的同时应对能源需求和气候变化的挑战，清洁能源技术的开发和部署将起到极为重要的作用。在过去的几十年中，政府已经采取了多项重要的政策措施，旨在推动非化石能源的发展。得益于中国在降低单位GDP能耗方面的显著进步，中国的能源需求的快速增长已经得到了一定程度上的抑制。据中国国家统计局公布的数据，2010年中国单位GDP能耗比2009年减少了4.01%。“十一五”期间，中国单位GDP能耗下降了19.1%。中国已经成为清洁能源技术投资领域的世界领先者。据科技部某高级官员透露，2009年中国在清洁能源技术方面的投入达300亿美元，超过其他任何国家，中国清洁能源技术领域的市场规模有望在2020年达到1000亿美元以上2、电力需求和供给142 电力是全球能源总消耗的关键组成部分。据IEA预测，电力在全球能源总消耗的份额将从2008年的17%上升至2035年的23%。据“新政策前景(NewPoliciesScenario)”预测，世界电力需求在2008至2035年间的年均复合增长率达到2.1%。同期中国增长的速度将快得多，年均复合增长率达到3.8%。中国的发电容量增加的绝对值将是全球所有国家中最大的。为了满足不断增长的电力需求，应对气候变化和能源安全的挑战，全球发电将显著持续地向低碳技术转变，实现混合能源应用。142 根据中国国家能源局公布的数据，截至2010年年底，火力发电在总装机量中仍占主导地位。非化石能源装机比重合计占26.6%，比上年提高1.1个百分点，累计发电量7862亿千瓦时，按发电煤耗折算约合2.63亿吨标准煤。2010年，全国电源工程建设完成投资3641亿元，非化石能源建设投资占电源建设总投资的比重达到63.5%。对比欧洲发电装机总容量数据来看，截至2010年底，中国发电装机总容量已经超过欧洲，但非化石能源的比例基数较低，远低于欧洲的46%。在2010年新增发电设备容量中，非化石能源的比例达到35.8%，虽仍低于欧洲的41%，但已有显著进展。其中，光伏发电装机容量仍处于较低水平。为实现到2020年的“两个目标”142 ，在未来十年内，中国政府将进一步扩大和推动新能源领域的投资。据国家能源局发展规划司人士透露，已上报国务院审批的《新兴能源产业振兴规划》为2011至2020年间的中国新能源开发利用和传统能源的升级变革做出了具体部署规划，拟在2011至2020的10年内，以开放市场吸引内外资的方式，累计增加直接投资5万亿元人民币，发展中国新兴能源产业。然而，着眼于中国及欧洲发电容量中的非化石能源具体类型比例，两者存在较大的差异。欧洲的非化石能源分布呈现出多种能源共存的局面，近年来光伏和风能主导了新增的发电装机容量，尤其在2010年，欧洲光伏装机量占新增可再生能源的首位。根据欧洲设定的2020年20%的能源来自于可再生能源的目标，EPIA的研究结果表明，到2020年光伏发电占欧洲电力需求量的比例应从目前的《2%提高至12%，预示着未来的十年内欧洲光伏装机量还将有大幅度增长。相比之下，当前，中国的非化石能源以水电为主，2010年的新增发电装机容量中，风电和核电都有了长足进展。然而太阳能光伏的比例却远远落后。各种可再生能源对中国的绿色路线图都是至关重要的，在未来的若干年中，将会出现多种能源共存的局面，风能、核能、水力发电及生物能源将协同减少对化石能源的依赖。近年来，我国新能源产业法律法规和政策不断深化，从总体的宏观目标的制定，到细分产业发展路径规划。如前几年出台的《可再生能源法》、《可再生能源中长期规划》和《可再生能源“十一五”规划》，从宏观层面制定了新能源“十一五”发展原则、目标和重点。对于风电产业，我国前几年出台的产业政策涵盖了从项目建设、资金管理、产业化、上网电价、行业准入等方方面面。具体的政策包括：《发改委关于风电建设管理有关要求的通知》、《关于完善风力发电上网电价政策的通知》、《关于印发促进风电产业发展实施意见的通知》、《海上风电开发建设管理暂行办法》、《风电设备制造行业准入标准》等。142 　　近两年，中国新能源产业政策在不断深化的同时，也出现结构性调整。2009年，国家部委首次出台了针对光伏产业发展的系列政策。2010年，《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，将新能源作为战略性新兴产业之一，新能源被确定为国民经济先导产业之一。今年6月份发布实施的《产业结构调整指导目录(2011年版)》，国家首次将新能源作为单独门类，列入指导目录的鼓励类。在所涉及的新能源产业中，力推太阳能、生物质能，风电则列入“风电与光伏发电互补系统技术开发与应用”这一子项中。其他风电装备被列为机械门类，列入指导目录的鼓励类。中国“十二五”期间新能源市场在产业调整中将保持快速增长“十二五”期间，在国家产业政策引导下，中国新能源产业总体仍将保持快速增长态势。发展重点将由之前的以风为主转变为新能源产品多元化并重发展，太阳能将成为发展速度最快的产业之一，生物质能产业有望大规模启动。第二节数据预测经过近十年的发展，风电产业体系建设相对完善，产业规模位居世界前列，风电产业已经发展成为中国新能源产业最重要的组成部分。未来3-5年，中国风电产业重点解决风电并网装机、风电项目安全运行等问题。2011-2015年间，中国风电将进入一个稳定发展的时期。中国2011-2015年风电累计装机及增长率预测142 　　随着国外光伏产业政策逆转，中国光伏产业政策升温，未来3-5年，中国将成为全球光伏市场增长最快的国家之一。这意味着，未来几年，中国光伏产业竞争重心将从上游制造环节转移到下游的市场应用环节。如何借助国内发电集团、国有投资集团等央企的资源优势，获取更多的项目投资机会，成为目前光伏企业战略的核心。“国”“民”联合,仍将是未来光伏市场建设中的主旋律。在国家政策引导下，预计两年，国内光伏市场将出现井喷。2013-2015年，光伏市场将进入相对稳定的发展阶段。到2015年，中国光伏装机有望超过10GW。2011-2015年中国太阳能光伏发电装机容量预测142 核能：安全高效，平稳推进在日本福岛核电站事件影响下，未来，安全、高效是我国核电站建设要解决的首要问题。从项目建设进度看，截止目前，已经取得国家开工许可证的核电机组有30台，其建设进度基本不会受到福岛核电站泄露事故的影响。预计未来3-5年，我国已取得开工审批的核电站项目将平稳推进，新申请项目进度则会受到国家新的关于核电厂选址、设计、运行、质量保证四个安全规定影响。中国核电项目目前已运营核电站的总装机容量为1081万千瓦，在建及已开展前期工作的核电站总装机容量为6400万千瓦。基于目前在建的核电项目，中国在2015年的核电装机容量将达到4300万千瓦。2013年、2014年和2015年是“十二五”计划中核电新装机容量集中爆发的三年，分别将有至少8台、8台和10台核电发电机组投产运行，新增装机将分别达到800万千瓦、1000万千瓦以及1100万千瓦。142 2011-2015年中国核电累计装机容量预测(单位：万千瓦)　　　　中国新能源产业发展面临的问题和对策尽管近年来中国新能源产业发展速度突飞猛进，在发展过程中，也暴露出系列问题。如新能源项目并网问题，并网后带来的安全事故问题，以及福岛核电泄露事故带来的核电安全问题等等。这些问题的出现，影响了新能源产业发展进程。针对以上问题，赛迪顾问认为，只有完善现有的新能源产业政策、标准，加强新能源技术投入与管理，才能为新能源产业健康可持续发展提供保障。(1)完善新能源发电配额制度，形成新能源项目开发与市场消纳协调发展142 在目前的电力体制下，建立完善的新能源发电配额制度是新能源产业发展的有效保障。目前，我国新能源发电配额制度遵循《可再生能源中长期发展规划》的规定，规划要求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发电权益装机总容量，到2010年和2020年应分别达到其权益发电装机总容量的3%和8%以上。该规划只对发电企业，并未对下游的电网企业如何收购新能源发电量进行约束。导致出现电网不愿意收购新能源发电，新能源有电不能并网的问题。为解决新能源并网问题，国家需要尽快出台针对发电企业和电网企业的新能源发电配额制度，明确国网和南网配额标准、收购新能源发电项目的范围、收购价格等内容。(2)规范新能源产业标准，加强新能源项目运行可靠性管理标准体系建设是新能源产业健康发展的保证。从国家出台的新能源政策基本是规划在先、标准体系在后。这种政策路径导致在发展初级阶段，新能源企业数量剧增，产能迅速扩张，而技术体系建设未能跟上规模发展步伐，导致新能源项目运行后期出现质量安全问题。从产业发展初期规范新能源产业标准，实现产业规范标准与产业规划同步实施。产业标准建设包括新能源项目准入、项目设计、项目运行、项目质量、项目运维等内容，以进一步提高新能源准入壁垒，加强新能源项目设计预审和项目运行可靠性管理，为新能源健康发展提供保证。142 (3)加强新能源示范项目建设，从技术、管理、运行等方面落实示范效益新能源示范项目建设是规模化建设的前提。目前，国内虽然建设大批新能源示范项目，由于示范项目投资主体目标不同，项目究竟具有多大的示范效益还有待论证。为实现国内新能源项目规模化建设，建议国家主管部门组织投资主体在进行大规模建设新能源项目之前，进行大型示范项目建设。并设置技术、管理、运行等示范指标，规避新能源项目规模化建设后期出现质量、运行等问题。142'