2010年中国新能源行业年度报告.doc 167页

'目　　录行业定义及报告研究范围1摘　　要2一、新能源行业发展预测2（一）行业发展周期与景气判断2（二）行业运行分析与预测2二、新能源行业政策解析与导向判断4三、新能源行业银行信贷市场竞争分析5（一）新能源行业对银行资金需求不断提高5（二）银行机构对新能源行业支持力度增强，信贷市场竞争激烈6四、新能源行业信贷政策建议与风险提示7（一）关注风电设备制造业产业升级投资机会7（二）支持核电站建设运营，促进核电装备自主化7（三）小水电及抽水蓄能电站具备较好的发展前景7（四）支持具有先进技术及生产规模效应的太阳能企业7（五）行业经济及政策风险较低，注意防范区域风险8第一章　　新能源行业政策环境9一、国内政策环境9（一）法律法规10（二）行业政策12（三）政策取向19二、国内新能源发展环境20IX （一）能源结构20（二）能源安全21（三）节能减排22三、国际新能源发展环境23（一）能源安全23（二）应对气候变化25（三）主要国家政策措施26第二章　　风电发展现状及前景32一、我国可开发的风能资源情况32二、我国风电装机发展现状33（一）总体情况33（二）地区结构34（三）海上风电36（四）风电开发商36三、我国风电设备制造业发展现状37（一）市场结构37（二）技术水平及发展趋势40四、我国风电发展预测42五、我国风电价格演变过程及发展趋势43（一）初期示范阶段（1986～1993年）43（二）产业化建立阶段（1994～2003年）44（三）规模化及国产化阶段（2003年后）44（四）目前中国风电电价政策45六、世界风电发展现状和趋势预测46IX （一）风能资源可利用量46（二）风电发展现状46（三）风电发展前景及趋势预测51第三章　　水电发展现状及前景53一、我国可开发的水能资源情况53（一）水能资源蕴藏量53（二）水能资源分布55二、我国水电发展现状65（一）水电装机情况65（二）水电发电情况67（三）设备利用情况69三、我国水电站建设技术水平及发展方向70四、我国水电发展预测72五、国际水电开发利用现状和发展趋势72第四章　　太阳能市场分析与预测76一、我国太阳能资源情况分析76（一）太阳能资源储量76（二）太阳能资源的基本特征76（三）太阳能资源区划77二、光伏发电市场分析与预测78（一）光伏发电发展现状78（二）光伏系统的应用分类79（三）光伏产品制造80（四）光伏建筑一体化82IX （五）我国光伏发电发展前景展望及预测83三、光热发电市场分析与预测85四、聚光光伏发电市场分析与展望86五、世界太阳能市场分析与预测87（一）全球太阳能资源量87（二）光伏市场发展现状及趋势预测88第五章　　核能发电发展现状及前景91一、铀资源情况分析91二、我国核电发展现状及预测93（一）核电站建设及发电情况93（二）在建项目情况95（三）核电发展前景及预测95三、我国核电技术发展现状及趋势97四、世界核电发展现状及预测100（一）世界核电发展现状及预测100（二）世界核电技术发展历程及趋势104第六章　　生物质能等其他新能源发展现状及前景107一、生物质能107（一）我国可开发的生物质能资源情况107（二）生物质能市场分析与预测108（三）世界生物质利用及发展趋势分析109二、地热能110（一）我国可开发的地热能资源情况110IX （二）我国地热能市场分析与预测111（三）世界地热能利用及发展趋势分析112三、海洋能113（一）海洋能资源情况分析113（二）海洋能市场分析与预测113（三）世界海洋能利用及发展趋势分析114第七章　　新能源行业竞争状况分析116一、行业总体经营效益116二、水力发电业经营效益119三、核力发电业经营效益121四、其他能源发电业经营效益123五、主要企业运营状况125（一）金风科技125（二）湘电股份130（三）长江电力132（四）天威保变135（五）东方电气138第八章　　行业投资现状及前景141一、全球新能源投资分析与预测141二、我国新能源行业投资现状及未来投资需求143（一）总体情况143（二）投资结构145（三）影响因素147IX （四）投资需求预测147三、行业融资现状148（一）资金来源结构148（二）银行信贷分析149四、新能源行业投资前景预测153（一）行业发展周期153（二）投资建议154（三）风险提示156IX 图表目录表2：2009年电源工程建设完成投资3表3：2005～2009年我国各类电源投资同比增速3表4：2020年我国新能源发电发展目标预测4表6：2005～2008年我国新能源发电行业固定资产投资国内贷款情况6表10：2007～2030年参考情景和可选择政策情景中的世界一次能源需求预测25表12：我国各省（市、区）风能资源储藏量情况32表13：2008～2009年中国各省风电累计装机情况35表21：2006～2009年全球主要国家/地区风电装机情况50表23：2010～2014年全球分区域年度新增风电装机容量预测52表24：2010～2014年全球分区域风电总装机容量预测52表28：全国水力资源可开发量按规模统计汇总表（分流域）59表29：全国水力资源复查成果汇总表（分省区市）61表32：2009年全国各省市水电装机容量及其增长情况66表33：2009年全国水电发电量及其增长情况68表34：2009年全国各省（市、区）水电发电量情况68表35：2009年部分省份水电设备平均利用小时情况70表36：2000～2009世界主要地区水电消费量74表37：2000～2009年世界水电消费主要国家情况74表39：2007年中国光伏系统安装量及市场份额80表41：我国主要多晶硅企业产能和产量统计81表44：2000～2009年全球主要国家当年新增光伏装机情况88表45：2010～2014年全球主要国家光伏市场发展展望89表46：截至2007年末世界铀矿探明储量情况91表47：2003～2009年全球铀生产情况92表49：截至2009年末我国已建成核电站情况94表56：2009年各国核电发电量及占该国发电总量比重100表57：各国核反应堆数量及核电装机容量101表58：各国在建核反应堆数量及核电装机容量102表59：各国计划建设核反应堆数量及核电装机容量103表60：各国拟建的核反应堆数量及核电装机容量103表65：2009年1～11月发电行业总体规模情况116表66：2009年1～11月发电行业偿债能力117表67：2009年1～11月发电行业营运能力117表68：2009年1～11月发电行业盈利能力118表69：2009年1～11月发电行业成长能力118表70：2006～2009年水力发电行业总体规模情况119IX 表71：2006～2009年水力发电行业成长能力119表72：2006～2009年水力发电行业营运能力120表73：2006～2009年水力发电行业盈利能力120表74：2006～2009年水力发电行业偿债能力121表75：2006～2009年核力发电行业总体规模情况121表76：2006～2009年核力发电行业成长能力122表77：2006～2009年核力发电行业营运能力122表78：2006～2009年核力发电行业盈利能力122表79：2006～2009年核力发电行业偿债能力123表80：2006～2009年其他能源发电行业总体规模情况123表81：2006～2009年其他能源发电行业成长能力124表82：2006～2009年其他能源发电行业营运能力124表83：2006～2009年其他能源发电行业盈利能力125表84：2006～2009年其他能源发电行业偿债能力125表85：2007～2009年金风科技主要财务指标126表87：2009年金风科技主营业务分产品经营情况128表88：2009年金风科技主营业务分地区经营情况128表89：2009年湘电股份主营业务分行业、产品情况131表90：2008～2009年长江电力总体经营状况132表91：2008～2009年长江电力资产负债情况133表92：截至2009年末天威保变主要控股子公司情况136表93：主营业务分行业、产品情况139表94：世界主要发电方式成本比较142表95：2009年电源工程建设完成投资143表96：2005～2009年我国各类电源投资同比增速144表97：2005～2008年我国新能源发电行业固定资产投资情况144表98：2008年按登记类型分我国新能源发电业固定资产投资情况145表99：2008年按隶属关系分我国可再生能源发电业固定资产投资情况146表100：2020年我国新能源发电发展目标预测147表101：2005～2008年我国水力发电业城镇固定资产投资资金来源构成148表102：2005～2008年我国核力发电业城镇固定资产投资资金来源构成149表103：2005～2008年我国其他能源发电业城镇固定资产投资资金来源构成149表105：2007～2009年建设银行绿色信贷项目情况152图1：2009年中国一次能源消费结构21图2：2001～2009年我国原油净进口量及对外依存度22图3：1990和2007年世界终端能源消费结构对比23图4：1990和2007年世界电力供应结构对比24图5：《2009年美国清洁能源与安全法案》规定的可再生能源发电量占销售电量比重27IX 图6：英国2009年和2020年各类电源发电量的结构29图7：1992～2009年我国风电发展情况34图8：2009年中国主要地区风电累计装机情况35图9：2004～2009年我国风电市场内外资份额（新增）变化情况38图10：沿海五省的海上风电规划43图11：中国电价体系发展情况及趋势预测45图12：1996～2009年全球风电装机容量及增长情况（GWEC）47图13：2007～2009年欧洲、北美洲、亚洲风电装机增速48图14：1998～2009年我国水电装机情况及占发电总装机比重65图15：2009年分月水电设备利用小时69图16：我国水电装机规模预测72图17：1965～2009年世界水电消费量变化情况73图18：2009年水电占世界一次能源消费比重73图19：1976年以来我国光伏系统装机容量的发展79图20：2010～2014年中国光伏市场发展展望84图21：2000～2009年全球光伏装机情况88图22：2000～2009年我国核电发电量情况94图23：2020年我国核电发展预测97图24：2007～2009年金风科技毛利率变动情况129图25：2005～2009年全球清洁能源年度投资额及2010年预测141图26：2000～2008年全球新能源（不包括小水电）发电装机占比变化趋势142图27：2008年新能源发电行业不同类型企业投资结构比较145图28：2008年新能源发电行业不同隶属关系投资结构比较146图29：2010～2020年我国新能源发电行业投资预测148图30：2005～2008年我国可再生能源发电业银行贷款在资金来源中占比情况150图31：2007～2009年中国银行绿色信贷发放额情况152IX 行业定义及报告研究范围l行业定义广义讲，新能源是指有别于过去所讲的传统能源、常规能源，如煤炭、石油等化石能源的能源。新能源主要包括：一是风能、太阳能、地热能、生物质能、以及水能、海洋能在内的可再生能源；二是核能、氢能等非化石能源；三是对传统的化石能源进行技术变革所形成的清洁能源、绿色能源。它们共同的特点是资源丰富、可以再生、没有污染或很少污染，它们是远有前景，近有实效的能源。目前新能源行业主要用途为发电，根据所利用的能源及转换方式的不同，新能源发电行业包括国家统计局行业分类中的水力发电、核力发电、其他能源发电三个行业。除发电外，本报告对新能源的定义还包括上述主要资源来源的热利用、燃料转换等其他利用方式。表1：　　新能源发电行业国民经济行业分类及代码代码行业行业D4412水力发电指通过建设水电站将水能转换成电能的生产活动D4413核力发电指利用核反应堆中重核裂变所释放出的热能转换成电能的生产活动D4419其他能源发电指利用风力、地热、太阳能、潮汐能、生物能及其他未列明的发电活动资料来源：《国民经济行业分类》GB/T4754-2002l报告研究范围本报告研究范围包括：国家制定的行业政策以及政策对行业的影响；2009年新能源行业最新发展形势和供需关系、发电设备制造业发展形势及新技术应用和发展情况；国际新能源最新发展形势、政策以及技术走势；行业及重点企业的生产经营情况；行业投融资分析及预测；并对新能源行业存在的投资机会进行分析，并做出风险提示。158 摘　　要一、新能源行业发展预测（一）行业发展周期与景气判断从新能源行业发展总体情况来看，大部分新能源利用方式始于20世纪70年底，并在90年代开始普及应用，虽然部分技术趋向成熟，但无论从市场扩张速度还是成长前景看，新能源行业仍然处于生命发展周期中的成长期，并将在3年左右的时间内陆续进入成熟期。由于技术的限制，短期内电力行业没有替代品，电力行业生命周期的问题主要研究对象是各种具体的电源类型，比较的是这些电源类型之间的替代和生命周期。新能源由于具有清洁、可持续的特性，因此新能源行业的成熟期持续时间将较长，即使到了行业的饱和衰退期，其衰退速度也将很慢。具体来看，水电行业历史悠久，技术已经比较成熟，可以看作是步入成熟期的行业；风电产业在20世纪70年代末起始西欧国家，风电设备行业克服了“能量不稳定”、“转换效率低”等弱点，在丹麦、德国、西班牙、荷兰、美国、日本、印度等国家得到广泛应用，风电设备产业在部分国家开始饱和，逐步向外技术输出。从这些特征可以确定，风电设备产业在先发国家已经进入了成熟期，但在中国、印度等新兴国家，风电产业仍处于快速成长期；太阳能发电行业目前在技术研发、试点应用等方面取得了显著成效，已经脱离了幼稚期，但由于成本仍然过高，限制了技术的推广应用，可以看作刚刚进入成长期的朝阳产业。新能源行业目前投资成本仍然较高，尤其是大型风电基地、核电站的投资规模要求很高，行业存在一定风险，但短期来看，国家新能源发电优先上网的政策对新能源行业盈利水平提供了基本的保障。虽然风电设备、多晶硅等部分潜在产能过剩或存在低水平重复建设的行业竞争趋向激烈，部分企业发展面临困难。但在2020年前，在国家节能减排及能源结构调整的大背景下，新能源行业均将保持在景气区间，行业盈利水平有望持续提高。（二）行业运行分析与预测1．新能源发电投资持续高速增长，电源投资结构加快调整158 从国内电源基本建设投资统计看，新能源发电的投资增速显著高于火电，电源基本建设投资继续呈现结构加快调整的态势。根据全国电力工业统计快报（2009）统计，2009年，全国电源工程完成投资3711亿元，同比增长8.92%，增速比上年提高3.31个百分点。其中，水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11%。从投资结构看，非化石能源投资已经超过新增投资的一半。表1：　　2009年电源工程建设完成投资单位：亿元，%项目投资额比重电源工程建设投资完成3711.30100.00其中：水电868.6123.40　　　火电1492.1040.20　　　核电576.3115.53　　　风电758.8320.45　　　其它(主要是太阳能发电)7.150.19　　　技改(主要是脱硫脱硝)8.290.22数据来源：中国电力企业联合会，中经网整理2005～2009年，火电投资年度平均增速只有3.76%，而且从2006年开始连续4年负增长；核电投资年度平均增速为82.65%，其中，2006、2008年均超过100%，风电投资年度平均增速为142.76%，其中，2005、2008年均超过200%。表2：　　2005～2009年我国各类电源投资同比增速单位：%20052006200720082009合计-1.73-1.010.975.618.92水电55.58-9.079.60-1.182.33火电58.06-1.82-10.08-16.26-11.10核电-16.14179.2173.89101.3874.91风电250.3137.76173.54208.2743.92其他发电325.8856.269.88-99.8012650.27数据来源：国家电力监管委员会，中经网整理2．2020年之前新能源行业发展仍将保持高增速近年来，能源气候变化成为各国关注的主要议题。在国家政策支持下，我国以风电、光伏发电、核电、生物质能发电为主的新能源发电规模迅速攀升，装机容量占全国电力总装机容量的比例不断提高。158 到2020年，我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达到15%左右，这两个方面的发展目标是当前我国新能源发展的总体目标。新能源将以其清洁、可持续的特性成为替代化石能源的最优选择，而不断降低的生产成本也为新能源的快速发展提供了基础。未来十年我国新能源行业仍将保持较快增长速度。表1：　　2020年我国新能源发电发展目标预测单位：万千瓦，%电源2009年装机容量2010年2020年装机容量同比增长装机容量2010～2020年均增长水电19679206005320004.52风电2580.53700431500017.35光伏发电30.53030200046.27核电908117029800021.87生物质能发电38455043300020.55注：其中2009年生物质能发电为估算数。数据来源：中经网整理二、新能源行业政策解析与导向判断2009年以来，我国新能源行业政策以结构调整为导向，加强了专项规划的出台实施；通过制定新的电价政策、出台了发电并网相关的标准，理顺各方利益关系，解决新能源发电并网瓶颈问题；对风电设备、多晶硅等领域可能出现的潜在产能过剩实施了宏观调控；同时在产业准入方面加强管理，以推动新能源行业的健康发展。表2：　　2009年以来我国新能源行业相关政策汇总时间政策名称政策内容及思路2009.12中华人民共和国可再生能源法修正案国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度；设立可再生能源发展基金；明确价格管理与费用补偿办法等。2009.03关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见国家财政支持开展光电建筑应用示范，实施“太阳能屋顶计划”，加强建设领域政策扶持。2009.03太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法明确太阳能光电建筑财政补助资金使用方式。2009.07关于实施金太阳示范工程的通知国家将综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展。2009.11关于做好金太阳示范工程实施工作的通知明确金太阳示范工程的招标程序、条件、基本要求等。158 2009.07关于印发可再生能源建筑应用城市示范实施方案的通知推动可再生能源在城市建筑领域大规模应用。2009.07关于印发加快推进农村地区可再生能源建筑应用的实施方案的通知实施农村地区可再生能源建筑应用的示范推广。2009.09国务院批转发展改革委等部门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的通知风电设备、多晶硅等新兴产业出现重复建设倾向，防止投资过热和重复建设，引导有序发展。2009.12关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见金融机构对新能源、节能环保等战略性新兴产业，要积极研发金融创新产品，加大配套金融服务和支持。2010.02海上风电开发建设管理暂行办法对海上风电项目开发建设管理做出规定。2010.03《风电设备制造行业准入标准》(征求意见稿)提高风电设备制造业准入标准，促进风电设备制造业健康有序发展2009.06促进生物产业加快发展若干政策的通知加快培育专用能源植物品种；积极开展非粮作物为原料的液体燃料生产试点，推动生物柴油、集中式生物燃气、生物质发电、生物质致密成型燃料等生物能源的发展。2009.07关于完善风力发电上网电价政策的通知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。2009.07关于中央直属和跨省水利工程水资源费征收标准及有关问题的通知制定水资源费征收的基本原则、标准。资料来源：中经网根据相关政策整理新能源已经被列为“战略性新兴产业”之一，彰显了新能源在长期产业结构、能源结构调整以及拉动经济增长中的重要作用。国家政策对新能源产业的发展仍将以引导为主。编制之中的新能源产业发展规划、核电中长期发展规划均将大幅提高风电、光伏发电、核电、生物质能利用等新能源行业的发展目标。规划出台后，一系列新能源基地的选址都将有望明确，财政、价格、税收等等相关配套政策也将陆续出台。三、新能源行业银行信贷市场竞争分析（一）新能源行业对银行资金需求不断提高2005～2008年，我国水电、核电及其他能源发电行业资金来源构成中，债券比重最低；利用外资占比也较低；国家预算内资金占比虽然不高，但三年来呈现明显提升态势，显示出国家对新能源发电不仅从政策上给予支持，从投资上也加大力度。水力发电行业由于发展时间长、市场相对成熟，2005～2008年资金来源构成也相对稳定，银行贷款占资金来源比重保持在40%～45%之间。核力发电业自筹资金明显偏低，对银行贷款严重依赖，2008年国内贷款占资金来源比重高达75.38%。其他能源发电业由于近几年来发展势头迅猛，对各方投资吸引力加强，银行贷款占固定资产投资来源比重下降趋势较为明显。158 虽然新能源各子行业固定资产投资来源中对银行信贷资金的依赖程度有所差异，其他能源发电行业国内贷款占比甚至出现显著下降，但在行业投资规模持续高速攀升的情况下，对银行信贷的资金需求规模是不断提高的，新能源发电各子行业国内贷款增速也处于较高水平。表1：　　2005～2008年我国新能源发电行业固定资产投资国内贷款情况单位：亿元，%水力发电业核力发电业其他能源发电业国内贷款比重*国内贷款比重*国内贷款比重*2005年510.9640.1734.0362.4475.3651.842006年662.2942.8762.3080.79102.3835.292007年737.2642.6871.3847.16128.6524.832008年794.6644.76299.5275.38254.1825.46注：*指占本行业资金来源的比重。数据来源：国家统计局，中经网整理（二）银行机构对新能源行业支持力度增强，信贷市场竞争激烈2009年12月，中国人民银行、银监会、证监会以及保监会联合发布《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》，对2010年信贷工作作出部署。根据《意见》，2010年将继续落实“区别对待、有保有压”的信贷政策，调整优化信贷结构，加大信贷对经济社会薄弱环节、就业、战略性新兴产业、产业转移等方面的支持，有效缓解农业和小企业融资难的问题，严格控制对“两高”行业、产能过剩行业以及新开工项目的贷款。《意见》提出，对国家产业政策鼓励发展的新能源、节能环保、新材料、新医药、生物育种、信息网络、新能源汽车等战略性新兴产业将进行重点支持，通过积极研发适销对路的金融创新产品，优化信贷管理制度和业务流程，加大配套金融服务；加大对节能减排和生态环保项目的金融扶持，支持发展低碳经济，鼓励银行业金融机构开发多种形式的低碳金融创新产品，加大“绿色信贷”的投放力度。近几年来，国内银行机构对绿色信贷项目的重视程度不断提高，支持力度加大。截至2009年末，工商银行在环境保护重点工程项目的贷款余额达到1149.29亿元，新能源开发或利用项目的贷款余额达到1029.25亿元；建设银行绿色信贷项目余额1810.97亿元，比2008年增长17.49%，其中可再生能源项目1777.42亿元；交通银行环保项目贷款累计578.15亿元，占贷款总额的3.34%；2009年招商银行累计向绿色信贷领域发放贷款398.20亿元，同比增长57.91%；中国银行2009年新增绿色信贷贷款552.01亿元，增幅高达79.66%。158 在人民银行及银监会的政策引导下，随着国家对新能源行业的政策支持明朗及细化落实，信贷市场竞争将更趋激烈。四、新能源行业信贷政策建议与风险提示（一）关注风电设备制造业产业升级投资机会在风电设备整机制造领域，国家出台了准入政策，符合准入条件的企业将获得更好的发展机遇。2010年之后，风电整机市场将步入成熟阶段，年均增速将出现下滑，市场竞争更趋激烈。大的整机厂商收购小的整机厂商以完善区位布局，整机厂商收购兼并零部件厂商以购置产业链的趋势将十分明显。行业整合的最终结果将会有5家左右具有国际竞争力的风电整机厂商胜出，有望在国内、国际市场中获得更大的发展。（二）支持核电站建设运营，促进核电装备自主化我国核电设备制造自主化的目标和方向已经比较明确，将带动冶金、机电、仪表等装备制造产业的发展。我国核电设备企业已经具备了较强的竞争力，在全球新一轮核电建设高峰中，将获得更广阔的发展空间。在核电建设领域，由于核电站建设发展具有规划明确、项目集中，行业垄断性经营的特点。在核电建设、运营的稳定性和较高的营利性吸引下，随着我国核电投资高峰期的来临，各方投资热情高涨。投资者可积极与中电投、中核总和中广核三家核电运营商进行合作，其中，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。（三）小水电及抽水蓄能电站具备较好的发展前景大中型水电站建设项目具有规模大，建设周期长等特点，信贷市场竞争十分激烈。小水电项目相对来说，投资规模小，建设周期短，投资者或金融机构可以选择西南、中南地区具有大电力企业背景的开发商项目给予支持。另外，承担调峰调频重任的抽水蓄能电站发展前景比较看好，风险较低。（四）支持具有先进技术及生产规模效应的太阳能企业长期以来，太阳能级多晶硅的市场仍然具有良好的发展前景。洛阳中硅、徐州中能、四川新光、峨嵋半导体和无锡中彩等实力较强、生产规模较大的企业将在短期的困难后迎来发展良机。在国家并网光伏发电的政策推动下，已经在各地建设大型并网光伏发电的企业将具有先发优势，如林洋新能源、保定英利、无锡尚德、深圳新天地等企业。158 （五）行业经济及政策风险较低，注意防范区域风险作为战略新兴产业的新能源行业，国家给予了充分的政策和资金支持，宏观经济波动和国家政策变动给行业带来的风险水平很低。由于风能、太阳能、生物质能的分布在各地区之间存在差异性，原则上各地区应根据自身资源情况选择适合发展的新能源项目，但在各地区新能源发展热潮中，项目是否具备比较优势尚难评估。158 第一章　　新能源行业政策环境一、国内政策环境近年来，我国推进新能源发展的政策体系不断完善，建立了包括总量目标制度、优先上网和分类电价制度、费用分摊制度、专项资金制度、信贷优惠政策以及税收优惠政策的促进新能源发展的政策框架。2009年以来，我国新能源行业政策以结构调整为导向，加强了专项规划的出台实施；通过制定新的电价政策、出台了发电并网相关的标准，理顺各方利益关系，解决新能源发电并网瓶颈问题；对风电设备、多晶硅等领域可能出现的潜在产能过剩实施了宏观调控；同时在产业准入方面加强管理，以推动新能源行业的健康发展。表1：　　2009年以来我国新能源行业相关政策汇总时间政策名称政策思路2009.12十一届全国人大常委会第十二次会议表决通过了《中华人民共和国可再生能源法修正案》国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度；国家财政设立可再生能源发展基金；明确价格管理与费用补偿办法等。重点在于协调解决新能源行业在发展过程的出现的问题。2009.03财政部、建设部《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》国家财政支持开展光电建筑应用示范，实施“太阳能屋顶计划”，加强建设领域政策扶持2009.03财政部《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》明确太阳能光电建筑财政补助资金使用范围以及补助项目要求的条件。2009.07财政部、科技部、国家能源局《关于实施金太阳示范工程的通知》(财建[2009]397号)金太阳示范工程正式启动，国家将综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2～3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。2009.11财政部、科技部、国家能源局《关于做好金太阳示范工程实施工作的通知》(财建[2009]718号)明确金太阳示范工程的招标程序、条件、基本要求，对系统集成，电池组件等关键设备在最高限价、使用寿命、执行标准、以及保质期等方面提出了具体要求。2009.07财政部、建设部《关于印发可再生能源建筑应用城市示范实施方案的通知》(财建[2009]305号)加快发展新能源与节能环保新兴产业，推动可再生能源在城市建筑领域大规模应用，开展可再生能源建筑应用城市示范工作。2009.07财政部、建设部《关于印发加快推进农村地区可再生能源建筑应用的实施方案的通知》(财建[2009]306号)深入推进建筑节能工作，实施农村地区可再生能源建筑应用的示范推广，引导农村住宅、农村中小学等公共建筑应用清洁、可再生能源158 2009.09国务院批转发展改革委等部门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的通知(国发〔2009〕38号)风电设备、多晶硅等新兴产业出现重复建设倾向，要集中有效资源，支持企业提高关键环节和关键部件自主创新能力，积极开展产业化示范，防止投资过热和重复建设，引导有序发展。2009.12人民银行、银监会、证监会、保监会《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》(银发〔2009〕386号)要求金融机构对新能源、节能环保等战略性新兴产业，要积极研发适销对路的金融创新产品，优化信贷管理制度和业务流程，加大配套金融服务和支持，促进和推动战略性新兴产业的技术集成、产业集群、要素集约，支持培育新的经济增长点。2010.02国家能源局、国家海洋局联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》对包括发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等海上风电项目开发建设管理做出规定。2010.03工信部对《风电设备制造行业准入标准》公开征求意见提高风电设备制造业准入标准，设置自有资金比例，优化区位布局，推动技术进步，提高自主创新能力，促进风电设备制造业健康有序发展2009.06国务院办公厅关于印发《促进生物产业加快发展若干政策的通知》(国办发〔2009〕45号)生物能源领域，加快培育专用能源植物品种；积极开展非粮作物为原料的液体燃料生产试点，推动生物柴油、集中式生物燃气、生物质发电、生物质致密成型燃料等生物能源的发展。2009.07国家发改委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》发改价格[2009]1906号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。自2009年8月1日新核准的风电项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电项目上网电价另行制定。2009.07国家发改委、财政部、水利部《关于中央直属和跨省水利工程水资源费征收标准及有关问题的通知》(发改价格〔2009〕1779号)制定水资源费征收标准的基本原则，水资源费征收标准。规定水力发电用水为每千瓦时0.3～0.8分钱。抽水蓄能发电用水暂免征收水资源费。资料来源：中经网根据相关政策整理（一）法律法规2005年2月28日，十届全国人大常委会第十四次会议审议通过《中华人民共和国可再生能源法》，将新能源问题上升至国家的战略高度。其内容规定，国家设立专项资金，制定新能源发电上网电价、费用分摊及税收优惠政策支持新能源的发展。可再生能源法第十二条规定“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，并安排资金支持新能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进新能源开发利用的技术进步，降低新能源产品的生产成本，提高产品质量”。《可再生能源法》的实施为我国政府支持新能源提供了政策和法律保障。158 随着近几年来我国可再生能源产业的快速发展，《可再生能源法》实施中存在的一些突出问题逐步暴露出来，如可再生能源开发利用规划同能源规划以及电力、电网规划脱节，电网建设滞后、部分可再生能源发电项目上网难，可再生能源发电强制上网和全额收购制度难以落实，可再生能源发电上网电价费用分摊机制不够完善等，制约了可再生能源产业的快速健康发展。为了解决这些问题，全国人大代表多次提出议案和建议，呼吁修改《可再生能源法》，完善配套法规。为此，2009年全国人民代表大会环境与资源保护委员会开展了《可再生能源法》的法律后评估工作，归纳梳理了法律实施中存在的主要问题，通过协调意见，提出了修改《可再生能源法》的相关立法建议，旨在解决法律实施过程中的突出问题。2009年12月26日，十一届全国人大常委会第十二次会议表决通过了对修改《中华人民共和国可再生能源法》的决定，该决定自2010年4月1日起正式施行。可再生能源法修正案审议通过后，将促进有效解决可再生能源发展中存在的突出矛盾和问题，促进我国可再生能源产业合理健康有序地发展。比如，通过强化有关可再生能源发电全额保障性收购的规定，统一规范国家可再生能源发展基金的管理使用，以及完善相关财税政策等一系列政策法规，将有效解决可再生能源发电并网难、扶持政策不到位等问题，进一步促进我国可再生能源产业的发展。表1：　　《可再生能源法》修正案要点条目原法修正案第二章第九条编制可再生能源开发利用规划，应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。编制可再生能源开发利用规划，应当遵循因地制宜、统筹兼顾、合理布局、有序发展的原则，对风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的开发利用作出统筹安排。规划内容应当包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。组织编制机关应当征求有关单位、专家和公众的意见，进行科学论证。第四章第十四条电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法，并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。第五章价格管理与费用分摊价格管理与费用补偿158 第五章第二十条电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊。具体办法由国务院价格主管部门制定。电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。第六章第二十四条国家财政设立可再生能源发展专项资金，用于支持以下活动：(一)可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；(二)农村、牧区生活用能的可再生能源利用项目；(三)偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；(四)可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；(五)促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。可再生能源发展基金用于补偿本法第二十条、第二十二条规定的差额费用，并用于支持以下事项：(一)可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；(二)农村、牧区的可再生能源利用项目；(三)偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；(四)可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；(五)促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。本法第二十一条规定的接网费用以及其他相关费用，电网企业不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。可再生能源发展基金征收使用管理的具体办法，由国务院财政部门会同国务院能源、价格主管部门制定。资料来源：中经网根据相关政策整理（二）行业政策1．抑制部分行业产能过剩，引导行业健康发展（1）国务院批转发展改革委等部门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的通知（国发〔2009〕38号）2009年9月，国务院转发了发改委等部门《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》。指出风电设备、多晶硅等新兴产业出现重复建设倾向，需要通过土地、财税等手段加以引导调控。《意见》指出部分行业产能过剩和重复建设问题需引起高度重视。其中对风电设备、多晶硅行业的表述为：多晶硅。多晶硅是信息产业和光伏产业的基础材料，属于高耗能和高污染产品。从生产工业硅到太阳能电池全过程综合电耗约220万千瓦时/兆瓦。2008年我国多晶硅产能2万吨，产量4000吨左右，在建产能约8万吨，产能已明显过剩。我国光伏发电市场发展缓慢，国内太阳能电池98%用于出口，相当于大量输出国内紧缺的能源。风电设备。风电是国家鼓励发展的新兴产业。2008年底已安装风电机组11638台，总装机容量1217万千瓦。近年来风电产业快速发展，出现了风电设备投资一哄而上、重复引进和重复建设现象。目前，我国风电机组整机制造企业超过80家，还有许多企业准备进入风电装备制造业，2010年我国风电装备产能将超过2000万千瓦，而每年风电装机规模为1000万千瓦左右，若不及时调控和引导，产能过剩将不可避免。158 《意见》指出，对于部分行业出现的产能过剩和重复建设，如不及时加以调控和引导，任其发展，市场恶性竞争难以避免，经济效益难以提高，并将导致企业倒闭或开工不足、人员下岗失业、银行不良资产大量增加等一系列问题，不仅严重影响国家扩大内需一揽子计划的实施效果和来之不易的企稳向好的形势，而且将错失利用国际金融危机形成的市场形势推动结构调整的历史机遇。因此，尽快抑制产能过剩和重复建设，把有限的要素资源引导和配置到优化存量、培育新的增长点上来，大力发展符合市场需求的高新技术产业和服务业，不仅对实现产业的良性发展，而且对转变发展方式，实现经济社会可持续发展具有重要的意义。《意见》提出正确把握抑制产能过剩和重复建设的政策导向，应将控制增量和优化存量相结合，分类指导和有保有压相结合，培育新兴产业和提升传统产业相结合，市场引导和宏观调控相结合。对多晶硅、风电设备等新兴产业，要集中有效资源，支持企业提高关键环节和关键部件自主创新能力，积极开展产业化示范，防止投资过热和重复建设，引导有序发展。《意见》明确了多晶硅、风电设备产业的政策导向，包括：多晶硅：研究扩大光伏市场国内消费的政策，支持用国内多晶硅原料生产的太阳能电池以满足国内需求为主，兼顾国际市场。严格控制在能源短缺、电价较高的地区新建多晶硅项目，对缺乏配套综合利用、环保不达标的多晶硅项目不予核准或备案；鼓励多晶硅生产企业与下游太阳能电池生产企业加强联合与合作，延伸产业链。新建多晶硅项目规模必须大于3000吨/年，占地面积小于6公顷/千吨多晶硅，太阳能级多晶硅还原电耗小于60千瓦时/千克，还原尾气中四氯化硅、氯化氢、氢气回收利用率不低于98.5%、99%、99%；引导、支持多晶硅企业以多种方式实现多晶硅－电厂－化工联营，支持节能环保太阳能级多晶硅技术开发，降低生产成本。到2011年前，淘汰综合电耗大于200千瓦时/千克的多晶硅产能。风电设备：抓住大力发展风电等可再生能源的历史机遇，把我国的风电装备制造业培育成具有自主创新能力和国际竞争力的新兴产业。严格控制风电装备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，维护市场秩序。原则上不再核准或备案建设新的整机制造厂；严禁风电项目招标中设立要求投资者使用本地风电装备、在当地投资建设风电装备制造项目的条款；建立和完善风电装备标准、产品检测和认证体系，禁止落后技术产品和非准入企业产品进入市场。依托优势企业和科研院所，加强风电技术路线和海上风电技术研究，重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系统等关键零部件及产业化示范，完善质量控制体系。积极推进风电装备产业大型化、国际化，培育具有国际竞争力的风电装备制造业。《意见》提出了坚决抑制产能过剩和重复建设的对策措施，包括：严格市场准入，对多晶硅、风电设备等新兴产业要及时建立和完善准入标准，避免盲目和无序建设；强化环境监管，多晶硅等高耗能、高污染项目环境影响评价文件必须在产业规划环评通过后才能受理和审批；依法依规供地用地；实行有保有控的金融政策；严格项目审批管理；做好企业兼并重组工作；建立信息发布制度；实行问责制；深化体制改革。158 （2）《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》（银发〔2009〕386号）2009年12月，中国人民银行、银监会、证监会、保监会发布了《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》。《意见》提出严格执行国家宏观调控政策，着力调整和优化信贷结构，要求各银行业金融机构要积极配合国家产业政策和金融调控要求，信贷投放要体现“区别对待，有保有压”的原则，资产负债综合管理要更好地服务于促进经济科学发展。对于符合重点产业调整振兴规划要求、符合市场准入条件、符合银行信贷原则的企业和项目，要及时高效保证信贷资金供给。对于不符合产业政策、市场准入条件、技术标准、项目资本金缺位的项目，不得提供授信支持。对属于产能过剩的产业项目，要从严审查和审批贷款。《意见》提出：对国家产业政策鼓励发展的新能源、节能环保、新材料、新医药、生物育种、信息网络、新能源汽车等战略性新兴产业，要积极研发适销对路的金融创新产品，优化信贷管理制度和业务流程，加大配套金融服务和支持，促进和推动战略性新兴产业的技术集成、产业集群、要素集约，支持培育新的经济增长点。《意见》要求充分发挥资本市场的融资功能，多方面拓宽重点产业调整和振兴的融资渠道，包括：进一步推动多层次；多元化直接融资体系建设；积极引导民间资本参与重点产业调整和振兴；充分发挥保险对重点产业调整振兴的风险保障作用，支持企业扩大出口和开拓国际市场等。《意见》提出：鼓励银行业金融机构开发多种形式的低碳金融创新产品，对符合国家节能减排和环保要求的企业和项目按照“绿色信贷”原则加大支持力度。探索建立和完善客户环保分类识别系统，支持发展循环经济，从严限制对高耗能、高污染和资源消耗型的企业和项目的融资支持。2．引导风电行业健康发展，推动海上风电开发（1）《海上风电开发建设管理暂行办法》2009年2月，国家能源局、国家海洋局联合下发《海上风电开发建设管理暂行办法》，规范海上风电建设。办法指出，海上风电项目开发建设管理包括海上风电发展规划、项目授予、项目核准、海域使用和海洋环境保护、施工竣工验收、运行信息管理等环节的行政组织管理和技术质量管理。其中，国家能源主管部门组织海上风电技术管理部门，在沿海各省（区、市）海上风电发展规划的基础上，编制全国海上风电发展规划；组织沿海各省（区、市）能源主管部门、电网企业组织编制海上风电工程配套电网工程规划，落实电网接入方案和市场消纳方案。国家海洋行政主管部门组织沿海各省（区、市）海洋主管部门，根据全国和沿海各省（区、市）海洋功能区划、海洋经济发展规划，做好海上风电发展规划用海初审和环境影响评价初步审查工作。158 国家能源主管部门负责海上风电项目的开发权授予。沿海各省（区、市）能源主管部门依据经国家能源主管部门审定的海上风电发展规划，组织企业开展海上测风、地质勘察、水文调查等前期工作。未经许可，企业不得开展风电场工程建设。海上风电工程项目优先采取招标方式选择开发投资企业，招标条件为上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩。开发投资企业为中资企业或中资控股（50%以上股权）中外合资企业。已有海上风电项目的扩建，原项目单位可提出申请，经国家能源主管部门确认后获得扩建项目的开发权。《办法》对建设用海管理、海上风电项目环境保护、施工竣工验收、项目单位运行信息监控等做出规定。《办法》下发后，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，意味着海上风电从示范阶段步入规模化商用阶段。（2）公开征集对《风电设备制造行业准入标准》（征求意见稿）的意见为贯彻国务院38号文件精神，促进风电设备制造业健康有序发展，工业和信息化部组织起草了《风电设备制造行业准入标准》（征求意见稿）。于2010年3月26日至4月20日，对《风电设备制造行业准入标准》公开征求意见。此次发布的《风电设备制造行业准入标准》（征求意见稿），指导思想及目标为引导风电设备制造行业健康发展，防止风电设备产能盲目扩张，鼓励优势企业做大做强，优化产业结构，规范市场秩序，将我国风电装备制造业培育成具有国际竞争力的新兴产业。《标准》适用于生产并网型风力发电机组的风电设备企业，内容包括生产企业的设立、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、监督和管理以及附则等八部分。可以说，该政策仍然是38号文提高准入标准、强化环境监管、严格土地审批、严格信贷管制等总体政策导向的进一步延伸和细化。3．推进城乡可再生能源建筑示范实施（1）《关于印发可再生能源建筑应用城市示范实施方案的通知》财建[2009]305号2009年7月，为落实国务院节能减排战略部署，加快发展新能源与节能环保新兴产业，推动可再生能源在城市建筑领域大规模应用，财政部、住房城乡建设部组织开展可再生能源建筑应用城市示范工作。158 《可再生能源建筑应用城市示范实施方案》中规定了示范城市的申请条件，提出对纳入示范的城市，中央财政将予以专项补助。资金补助基准为每个示范城市5000万元，具体根据2年内应用面积、推广技术类型、能源替代效果、能力建设情况等因素综合核定，切块到省。推广应用面积大，技术类型先进适用，能源替代效果好，能力建设突出，资金运用实现创新，将相应调增补助额度，每个示范城市资金补助最高不超过8000万元；相反，将相应调减补助额度。另外，《通知》规定了财政资金的使用范围、拨付方式以及考核机制等。（2）《关于印发加快推进农村地区可再生能源建筑应用的实施方案的通知》财建[2009]306号2009年7月，为落实国务院节能减排战略部署，加快发展新能源与节能环保新兴产业，深入推进建筑节能工作，财政部、住房和城乡建设部发布《加快推进农村地区可再生能源建筑应用的实施方案》，提出以县为单位，实施农村地区可再生能源建筑应用的示范推广，引导农村住宅、农村中小学等公共建筑应用清洁、可再生能源。《方案》明确近阶段国家重点扶持的应用领域是：1．农村中小学可再生能源建筑应用。结合全国中小学校舍安全工程，完善农村中小学生活配套设施，推进太阳能浴室建设，解决学校师生的生活热水需求；实施太阳能、浅层地能采暖工程，利用浅层地能热泵等技术解决中小学校采暖需求；建设太阳房，利用被动式太阳能采暖方式为教室等供暖；2．县城（镇）、农村居民住宅以及卫生院等公共建筑可再生能源建筑一体化应用。《方案》规定了示范县应具备的条件，明确提出中央财政对农村地区可再生能源建筑应用予以适当资金支持。2009年农村可再生能源建筑应用补助标准为：地源热泵技术应用60元/平方米，一体化太阳能热利用15元/平方米，以分户为单位的太阳能浴室、太阳能房等按新增投入的60%予以补助。以后年度补助标准将根据农村可再生能源建筑应用成本等因素予以适当调整。每个示范县补助资金总额将根据上述补助标准、可再生能源推广应用面积等审核确定。每个示范县补助资金总额最高不超过1800万元。4．实施“太阳能屋顶计划”及“金太阳示范工程”（1）《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》2009年3月，为贯彻实施《可再生能源法》，落实国务院节能减排战略部署，加强政策扶持，加快推进太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用，财政部和建设部发布《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》。《意见》要求：要充分认识太阳能光电建筑应用的重要意义；支持开展光电建筑应用示范，在国家财政支持下，实施“太阳能屋顶计划”；要求各地应建立推进太阳能光电技术在建筑领域应用的工作协调机制，加强建设领域政策扶持。其中，“太阳能屋顶计划”提出：（一）推进光电建筑应用示范，启动国内市场。现阶段，在条件适宜的地区，组织支持开展一批光电建筑应用示范工程，实施“太阳能屋顶计划”158 。争取在示范工程的实践中突破与解决光电建筑一体化设计能力不足、光电产品与建筑结合程度不高、光电并网困难、市场认识低等问题，从而激活市场供求，启动国内应用市场。（二）突出重点领域，确保示范工程效果。综合考虑经济性和社会效益等因素，现阶段在经济发达、产业基础较好的大中城市积极推进太阳能屋顶、光伏幕墙等光电建筑一体化示范；积极支持在农村与偏远地区发展离网式发电，实施送电下乡，落实国家惠民政策。（三）放大示范效应，为大规模推广创造条件。通过示范工程调动社会各方发展积极性，促进落实国家相关政策。加强示范工程宣传，扩大影响，增强市场认知度，形成发展太阳能光电产品的良好社会氛围；促进落实上网分摊电价等政策，形成政策合力，放大政策效应；将光电建筑应用作为建筑节能的重要内容，在新建建筑、既有建筑节能改造、城市照明中积极推广使用。（2）《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，为贯彻实施《可再生能源法》，落实国务院节能减排战略部署，加快太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用，财政部制定了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》。补助资金使用范围包括：（一）城市光电建筑一体化应用，农村及偏远地区建筑光电利用等给予定额补助；（二）太阳能光电产品建筑安装技术标准规程的编制；（三）太阳能光电建筑应用共性关键技术的集成与推广。《暂行办法》规定了补助资金支持项目应满足的条件以及补助标准原则。《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》和《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》主要是要通过财政补助支持开展光电建筑应用示范项目，解决太阳能光电建筑一体化设计及施工能力不足、相关应用技术标准缺乏、与建筑实现构件化的太阳能光电组件生产能力薄弱等问题，从而启动太阳能光电在城乡建筑领域的应用市场，带动太阳能光电产业发展。因此，政策扶持重点是太阳能光电建筑一体化应用等。不与建筑结合利用的光伏电站等光电利用形式不在此政策扶持范围之内。（3）《关于实施金太阳示范工程的通知》财建[2009]397号为促进新能源和节能环保等战略性新兴产业发展，培育新的经济增长点，2009年7月，财政部、科技部、国家能源局联合印发了《关于实施金太阳示范工程的通知》，决定综合采取财政补助、科技支持和市场拉动方式，加快国内光伏发电的产业化和规模化发展，并计划在2～3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。《通知》明确，重点支持用户侧并网光伏发电、独立光伏发电、大型并网光伏发电等示范项目建设，以及硅材料提纯、并网运行等光伏发电关键技术产业化和相关基础能力建设，并根据技术先进程度、市场发展状况等确定各类示范项目的单位投资补助上限。对并网光伏发电项目，原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助；其中偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助；对于光伏发电关键技术产业化和基础能力建设项目，主要通过贴息和补助的方式给予支持。为保证示范工程取得成效，《通知》提出，各地电网企业应积极支持并网光伏发电项目建设，提供并网条件。用户侧并网的光伏发电项目所发电量原则上自发自用，富余电量及并入公共电网的大型光伏发电项目所发电量，均按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购。158 （4）关于做好金太阳示范工程实施工作的通知（财建[2009]718号）财政部、科技部、国家能源局已确定纳入金太阳示范工程的项目，计划在2～3年时间内实施完成。为加快示范工程建设，规范项目管理，提高财政资金使用效益，按照《财政部科技部国家能源局关于实施金太阳示范工程的通知》要求，财政部、科技部、国家能源局发布《关于做好金太阳示范工程实施工作的通知》，明确了招标程序、条件，以及金太阳示范工程的基本要求。对系统集成，电池组件、并网逆变器、独立逆变器、独立控制器、控制逆变一体机以及用于独立光伏系统的铅酸蓄电池等关键设备在最高限价、使用寿命、执行标准、以及保质期等方面提出了具体要求。5．促进生物产业发展（1）国务院办公厅关于印发　促进生物产业加快发展若干政策的通知　国办发〔2009〕45号2009年6月，国务院办公厅印发了《促进生物产业加快发展的若干政策》，提出了作为现代生物产业发展的五个重点领域，包括生物医药、生物农业、生物能源、生物制造以及生物环保领域。其中，生物能源领域包括：加快培育速生、高含油、高热值、高产专用能源植物品种，合理利用荒山荒地，推进规模化、基地化种植；积极开展以甜高粱、薯类、小桐子、黄连木、光皮树、文冠果以及植物纤维等非粮食作物为原料的液体燃料生产试点，推动生物柴油、集中式生物燃气、生物质发电、生物质致密成型燃料等生物能源的发展。《政策》提出，培育具有较强创新能力和国际竞争力的龙头企业、鼓励和促进中小生物企业发展、大力推进生物产业基地发展、积极推进国际合作，以发展壮大生物企业。要充分发挥企业技术创新主体的作用，加强创新能力基础设施建设，切实做好生物技术成果转移服务等工作，加速自主创新成果的产业化，大力促进自主创新。培养高素质人才队伍。《政策》提出加大对生物产业的的财税政策支持力度，包括：加大对生物技术研发与产业化的投入；建立财政性资金优先采购自主创新生物产品制度；实施税收优惠政策。融资支持方面，《政策》提出积极拓宽融资渠道，包括：引导社会资金投向生物产业；支持生物企业利用资本市场融资等。同时，《政策》还提出创造良好市场环境，培育生物产品市场，完善生物产品市场准入政策，加强知识产权的保护。同时强化生物遗传资源保护和生物安全监管。6．完善电价管理政策（1）《关于完善风力发电上网电价政策的通知》发改价格[2009]1906号为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》。《通知》决定分资源区制定陆上风电标杆上网电价。按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。158 今后新建陆上风电项目，包括沿海地区多年平均大潮高潮线以上的潮上滩涂地区和有固定居民的海岛地区，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。跨省区边界的同一风电场原则上执行同一上网电价，价格标准按较高的风电标杆上网电价执行。海上风电项目上网电价，今后将根据建设进程，由国务院价格主管部门另行制定。省级投资及能源主管部门核准的风电项目，要向国家发展改革委、国家能源局备案。《通知》要求继续实行风电价格费用分摊制度。风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。上述规定自2009年8月1日起实行。2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行。各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。（2）发改委、财政部、水利部规范水力发电用水水资源费征收标准为推进水价改革，促进水资源节约和保护，2009年7月，国家发改委、财政部、水利部发布《关于中央直属和跨省水利工程水资源费征收标准及有关问题的通知》，对中央直属和跨省、自治区、直辖市水利工程的水资源费征收标准及有关问题做出规定。《通知》规定由流域管理机构审批取水的中央直属和跨省、自治区、直辖市水利工程的水资源费征收标准为：（一）供农业生产用水暂免征收水资源费；（二）供非农业用水（不含供水力发电用水）暂按取水口所在地现行标准执行；（三）水力发电用水为每千瓦时0.3～0.8分钱，其中：取水口所在地省、自治区、直辖市制定的同类水力发电用水水资源费征收标准低于每千瓦时0.3分钱的，按0.3分钱执行；高于0.8分钱的，按0.8分钱执行；在0.3～0.8分钱之间的，维持不变。抽水蓄能发电用水暂免征收水资源费。（三）政策取向到2020年，我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达到15%左右，这两个方面的发展目标是当前我国新能源发展最大的政策背景。在这两个目标指引下，新能源在我国将获得更大的政策支持，将取得更快的发展。在实施层面上来看，新能源已经被列为“战略性新兴产业”之一，彰显了新能源在长期产业结构、能源结构调整以及拉动经济增长中的重要作用。158 在此背景下，国家政策对新能源产业的发展仍将以引导为主。编制之中的新能源产业发展规划、核电中长期发展规划均将大幅提高风电、光伏发电、核电、生物质能利用等新能源行业的发展目标。在以往规划目标偏于保守、不断被超越的基础上，新能源产业发展规划将更加强调实践层面的操作性，规划出台后，一系列新能源基地的选址都将有望明确，并将在近一两年内，在中央和地方政府推动下，密集推进；规划发布后，预计财政、价格、税收等等相关配套政策将陆续出台。在制约新能源产业发展的瓶颈环节方面，国家将在国家能源委员会的带领下，充分发挥战略性新兴产业部际协调小组的作用，将新能源发展与其他相关产业规划相结合，做到协调发展，如智能电网的建设、电价协调规划等。优化结构将成为国家政策推进新能源发展的一条主线，一方面，将大力推进新能源行业发展；另一方面，抑制低水平重复建设和盲目建设。具体来看，国家将通过提高行业准入标准等措施，引导鼓励新能源产业大型化、国际化，培育国际竞争力；通过加大财税扶持力度，加强对先进核心技术及关键零部件的自主性研发支持；严格项目审批以抑制部分行业盲目建设，如风电设备整机制造厂新上项目；“风电设备国产化率要超过70%”政策的取消显示国家将在政策支持的同时，引入市场竞争机制，促进新能源行业企业降低成本，优胜劣汰，切实增强竞争力。在培育新能源产业国际竞争力的同时，国家将在进出口政策方面给予支持，包括稀缺资源的获取以及新能源设备国际市场的开拓等。资金方面，随着《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》的贯彻落实，新能源行业将成为银行的重点支持领域；同时，民营企业和外资企业也将在新能源这个相对开放的新兴行业中扮演重要的角色。二、国内新能源发展环境世界各国政府在新能源逐步取代传统能源上已基本达成共识，新能源的地位越来越显著。在此背景下，我国也大力推动新能源行业发展，以尽快实现能源战略转型。（一）能源结构根据国务院2009年年底提出的目标，2020年中国非化石能源占一次能源消费比重将从2009年的9.9%升至15%左右；单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%。2009年，中国能源消费总量为30亿吨标准煤。预计到2020年，能源需求总量可能高达45亿吨标煤，这意味着新能源领域必须加大投入才能确保消费比重稳定提升。158 图1：　　2009年中国一次能源消费结构数据来源：国家统计局我国是世界第二大能源生产国，也是世界第二大能源消费国。在我国的能源供需结构中，以煤炭为主的化石能源的地位一直举足轻重，而代表未来能源发展方向的风能、太阳能等新能源却处于从属、补充的地位。在我国能源结构中，煤炭一直占据绝对主导地位，在一次能源的生产结构中占比为75%左右，在能源消费结构中占比65%以上，且在近几年连年攀升。与世界平均水平及主要国家能源结构相比，我国这种以煤炭为主的能源生产和消费结构，对我国工业乃至整个国民经济的长期可持续发展造成巨大的压力。目前，我国可再生能源的开发利用潜力巨大，科学发展可再生能源发电对优化和调整我国能源结构有重要作用。化石能源供应刚性特征和对环境的污染特点，使得我国的经济发展同时面临着能源供应和环境容量的制约瓶颈。为此，调整能源结构，发展丰富、清洁的新能源是实现能源、经济及环境协调发展的必然选择。（二）能源安全能源短缺是我国目前和今后相当长时间内面临的挑战。我国是一个人口大国、资源小国。无论与各主要国家相比，或是与世界平均水平相比，我国主要传统能源的储量都很低，从人均能源拥有量来看，我国更是与其他国家无法相比。随着经济的不断增长，对能源需求的不断增加，我国能源产品的对外依存度不断提高，总体能源资源匮乏的情况必然使我国对国际能源的依赖程度越来越深，一旦外部环境发生重大变动，能源安全会受到很大威胁。发展核电和其他能源发电是发展经济、提高能源安全保障的必然要求。158 表1：　　截至2009年末我国化石能源储量情况单位世界中国储量储采比储量占世界比重储采比原油10亿桶1333.1445.714.81.1%10.7天然气万亿立方米187.4962.82.461.3%28.8煤炭百万吨82600111911450013.9%38数据来源：BP能源统计2010能源安全关系到国家根本利益和国民经济安全，石油安全是当前中国能源安全的关键，中国石油安全问题的根源是国内日益尖锐的资源与需求之间的矛盾，以及国际石油价格波动产生的冲击。近年来，在经济快速增长的同时，国内石油需求不断提高。2009年，我国经济回暖速度较快，带动了原油需求量的回升。又由于2009年以来三大石油企业新增炼厂纷纷投产，且原油价格处于相对低位，我国加大了原油储备力度，也造成原油进口量的大幅攀升。2009年我国石油消费的进口依存度已达52%，这意味着我国在不拥有国际石油定价权的情况下，将一半以上的石油需求放在国际上，这无疑增大了能源风险。图1：　　2001～2009年我国原油净进口量及对外依存度数据来源：中经网根据国家统计局、海关总署数据整理计算中国应对石油安全挑战，应借鉴美国新的能源战略：提高能源利用效率，降低对化石燃料特别是进口石油的依赖，同时重视新能源开发，增加投资，鼓励新能源相关技术的研究和应用，大力资助替代能源的研究。（三）节能减排近年来，我国通过加大技术进步和强化能源管理，能源利用效率得到大幅提高，但实现的成果却被工业结构重型化抵消。因此，我国的环境压力还在继续加大。158 2009年11月25日，国务院常务会议决定：到2020年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%，作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划。会议还决定，通过大力发展可再生能源、积极推进核电建设等行动，到2020年我国非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。11月26日，我国政府正式对外宣布控制温室气体排放的行动目标。三、国际新能源发展环境2009年1月成立的全球可再生能源署（IRENA）目前已经有143个成员国加入，IRENA在2010年将会更加积极活动，致力于可再生能源知识的传播，并在国际决策过程中起到平衡协调作用。（一）能源安全根据国际能源机构（IEA）的最新展望报告－－《世界能源展望2009》，1990年以来，在世界终端能源消费中，电力的比重明显提高，煤炭、石油的占比有所下降，天然气的比例也略有提高，可再生能源比重则比较平稳。图1：　　1990和2007年世界终端能源消费结构对比数据来源：IEAWorldENERGYOutlook2009，中经网整理但在世界电力生产结构中，火电仍占绝对比重，且呈上升态势；油电的比重大幅下降；汽电的占比显著提高；核电和水电均有一定程度的下降；而水电等其他电力生产则有所提高。158 图1：　　1990和2007年世界电力供应结构对比数据来源：IEAWorldENERGYOutlook2009，中经网整理国际能源机构预计，受金融和经济危机影响，2009年全球能源消费可能出现1981年来的首次下降。但基于现行政策，一旦经济复苏，能源消费将会很快恢复其长期增长趋势。根据IEA的预测，石油、天然气、煤炭等化石燃料仍然是世界一次能源的主要来源。在参考情景下，2007～2030年期间化石燃料在全球能源需求增长总量的占比为77%，在全球一次能源需求中的比重将略有下降（由81%下降至80%）。从结构上来看，石油仍是最主要的单种燃料，但其占比将由34%下降至30%；煤炭增速则最快，其占比将由27%上升至29%；天然气的比重则基本稳定。此外，水电之外的其他可再生能源将快速增长，其占比将由目前的不足1%提高至2%，比重仍然非常低。在可选择政策情景中，2030年全球一次能源需求将达到143.89亿吨标准油，较参考情景低24.01亿吨标准油，或者低14%。在2007～2030年期间，世界一次能源需求年均复合增长率为0.8%，较参考情景低0.7个百分点。从结构上来看，可选择情景中的化石燃料增速均低于参考情景，煤炭甚至是负增长；而可再生能源、新能源的增速则明显高于参考情景。在可选择政策情景中，各国政府将实施应对能源安全和气候变化的政策措施，采用节能技术，提高能源利用效率，这将降低对化石能源的依赖程度。但是对化石能源的需求仍在缓慢增长，其在能源需求中仍占绝对比重。到2030年，化石能源在一次能源需求中的比重为68%，而参考情景中则为77%。从各种能源的需求和增速来看，未来世界能源节省最多的将是煤炭。158 表1：　　2007～2030年参考情景和可选择政策情景中的世界一次能源需求预测单位：Mtoe，%200720202030同比增长参考情景可选择政策情景两者差异参考情景可选择政策情景两者差异参考情景可选择政策情景煤炭318441253507-61848872614-22731.9-0.9石油409344404121-31950094250-7590.90.2天然气251230352868-16735612941-6201.50.7核电709851100315295614264701.33.1水电26534636216402487851.82.7生物质和废弃物11761428146133160419523481.42.2其他可再生能源74224277533707203507.310.4总计120131445013600-8501679014389-24011.50.8注：同比增长是指2007～2030年两种情景下的年均复合增长率，两者差异＝可参考情境－参考情境；数据来源：IEAWorldENERGYOutlook2009，中经网整理如果各国不改变现行的能源政策，全球将面临灾难性的气候变化结果。据估计，按照目前的能源消费趋势，到2030年全球二氧化碳排放量将达402亿吨，几乎是1990年的两倍。这意味着温室气体在大气层中的长期浓度将超过1000ppm二氧化碳当量，全球气温将上升6摄氏度，这几乎肯定会导致气候大规模变化，给地球带来无法弥补的损害。为了避免这一灾难性结果，国际能源机构提出了将温室气体浓度控制在450ppm二氧化碳当量的“450愿景”。按照这一愿景，到2020年全球需减少38亿吨二氧化碳排放量。报告指出，为了完成“450愿景”，首先，需要各国政府明确发出鼓励推广低碳科技的明确经济信号；其次，需要大幅提高能源利用效率，尤其是运输行业的能源利用率；第三，“450愿景”需要全球在目前基础上增加10.5万亿美元投资，因此应建立新型融资机制；最后，考虑到在“450愿景”下非经合组织成员国在2020年前需要1970亿美元新增投资，发达国家必须向发展中国家提供财政支持。（二）应对气候变化2009年12月，联合国气候变化大会在丹麦首都哥本哈根举行，各方代表最终达成不具法律约束力的《哥本哈根协议》。这份协议采取自愿加入原则。《哥本哈根协议》规定，全球气温较工业化前上升幅度应控制在2摄氏度内，发达国家设立强制减排指标，发展中国家展开自主减排行动。《哥本哈根协议》虽然并没有法律约束力，但要求各国在一年之内，签署有法律约束力的文件，在2012年后取代京都议定书。158 《联合国气候变化框架公约》执行秘书伊福·德布尔2010年3月31日表示，迄今已有111个国家及欧洲联盟签署《哥本哈根协议》，欧盟作为一个整体也另行签署，但各国在削减温室气体排放方面所做承诺仍不足以实现《哥本哈根协议》所设定目标。其中，41个发达国家已提出到2020年的削减温室气体排放目标，35个发展中国家已做出减排规划。这76个国家的温室气体排放量占全球总排放量的80%以上。尚未签署《哥本哈根协议》的国家包括部分石油输出国组织（OPEC）国家以及一些小岛国。2010年3月5日，欧盟27国环境部长在布鲁塞尔召开部长级会议，正式提出后哥本哈根时代欧盟在国际气候谈判上的立场。部长会议决议表明，欧盟将把《哥本哈根协议》作为未来国际谈判的基石，部长会议要求，欧盟委员会在2010年6月出台分析文件，评估欧盟2020年能否在1990年的基础上减排30%，而不是此前一直承诺的20%。虽然由于政治经济等多方面因素影响，哥本哈根会议没有按照此前预期达成有效协议，但会议召开前许多国家即提出了减少温室气体排放的承诺目标，表面了各国在节能减排问题上的一致性。其中，包括日本提出2020年前在1990年的基础上减排25%，新西兰提出2020年在1990年的基础上减排10%～20%，加拿大提出2020年在2006年的基础上减排20%，俄罗斯提出2020年在1990年的基础上减排10%～15%，挪威提出2020年在1990年的基础上减排30%，我国也提出了2020单位GDP二氧化碳排放量比2005年下降40%～45%的目标。（三）主要国家政策措施由美国次贷危机引发的全球金融危机给世界经济造成了严重打击。加大对能源基础设施和新能源技术研发的投入，成为刺激经济增长的重要手段。各国纷纷在经济刺激方案提出推动温室气体减排和清洁能源利用技术的研发及应用，以拉动整体经济发展。1．《2009年美国清洁能源与安全法案》2009年6月26日，美国众议院通过了《2009年美国清洁能源与安全法案》，该法案的主要目的是减少美国对外石油依赖、减少温室气体排放、刺激经济复苏。《法案》规定了美国2012～2050年的CO2减排目标，可再生能源发电量在总发电量中的比例，以及促进清洁能源发展、提高能源利用效率的具体措施和财政补贴政策等。《法案》的主要内容可以分为4个主题。1．清洁能源：确定了可再生能源发电的比例。《法案》要求电力供应商通过可再生能源发电的开发和节能措施的实施，到2020年，可再生能源发电量要占到电力需求总量的15%，通过节能节约的电量要占到电力需求总量的5%。加大对清洁能源的投入。《法案》要求主要的CO2排放源必须购买碳排放许可。2012年排放碳的费用为11～15美元/t，2015年为13～17美元/t，2020年为17～22美元/t，2025年为22～28美元/t。通过碳排放许可获得的资金将用于清洁能源技术的研发及应用。158 促进电网现代化。《法案》鼓励智能电网技术的开发和应用，要求改进现有的输电网规划程序。2．能源利用效率：《法案》规定了建筑、照明产品、工业锅炉、车辆船舶等领域新的能效标准，并要求强制执行。3．温室气体减排：规定主要排放源的碳排放上限。从2012年开始，对电力公司和炼油厂等主要的温室气体排放源设定碳排放上限。2012、2020、2030和2050年，主要排放源的碳排放量必须在2005年的基础上降低3%、17%、42%和83%。《法案》还对CO2减排制定了经济激励政策。实行碳排放抵免制度。《法案》允许主要排放源通过帮助其他排放源减排的方式来完成碳减排任务。碳捕捉与封存技术。《法案》从制度和经济2个方面来保证新的燃煤电厂应用碳捕捉与封存技术。4．政府补贴：消费者补贴措施。《法案》制定了5项保护消费者权益的补贴措施，包括电价补贴、天然气价格补贴、供热用油补贴、中低收入家庭补贴、退税政策等。高耗能工业补贴措施。包括钢铁、水泥、造纸在内的高耗能产业将获得资金补贴，补偿能源价格上升给企业带来的成本增加。其他补贴。包括清洁能源与提高能效的投入补贴、健康和环境补贴、对发展中国家的援助补贴、劳动者职业培训补贴等。《法案》中主要内容与电力相关的有6个要点；1．实行可再生能源电量配额《法案》规定实行可再生能源电量配额制度，即可再生能源电量必须在电力供应商的销售电量中占到一定比重。同时《法案》要求电力供应商采取节能措施减缓用电量增长。图1：　　《2009年美国清洁能源与安全法案》规定的可再生能源发电量占销售电量比重158 数据来源：中经网根据相关资料整理2．推动智能电网技术发展《法案》规定政府有责任推动智能电网技术的发展。政府应对已应用的智能电网技术进行评估，分析智能电网技术及相关产品在节约能源、减少温室气体排放、降低电力成本等方面的作用，对性价比较高的智能电网技术和产品，应向公众和立法机构进行推荐，并对智能电网技术及相关产品的使用提供财政补贴。3．改进输电网规划《法案》规定地区电网规划的目标应该是促进可再生能源及其他零碳排放能源发电技术的应用，减少温室气体排放，同时确保电网的安全可靠运行，减少输电阻塞，提供优质的电力服务。《法案》还规定，联邦能源管理委员会应按照上述规划目标要求，制定国家电网规划导则，指导跨州输电网的规划和建设。联邦能源管理委员会应鼓励负责制定规划的部门就跨区电网规划进行协调，并有责任会同相关部门解决不同规划中存在的冲突，对地区规划进行指导，确保地区规划与国家电网规划准则保持一致。4．大力发展电动汽车《法案》鼓励大规模发展电动汽车，规定所有的电力供应商必须制定支持电动汽车发展的规划。规划中应当包含建设电动汽车充电站的计划、提供电池更换服务及快速充电服务的计划，以及政府规定的支持电动汽车发展的其他计划。电力供应商或电力监管机构必须确保电动汽车充电站的建设能够满足电动汽车发展需求，并制定电动汽车充供电系统等标准体系。《法案》还规定政府应当在多个地区开展建设大规模电动汽车充供电系统的试验示范工程，并对电动汽车的生产及购买、充电站的建设、电动汽车充供电系统的建设等提供财政补贴。5．在燃煤电厂推广碳捕捉与封存技术对所有2020年以后批准新建的燃煤发电机组，在机组投运时，必须应用碳捕捉与封存技术；对于2015～2020年批准新建的燃煤发电机组，如果在机组投运时没有应用碳捕捉与封存技术，则自动失去获得联邦财政补贴的资格，而且必须在没有联邦财政补贴的情况下，最迟于2025年前应用碳捕捉与封存技术；对于2009～2015年批准新建的燃煤发电机组，如果在投运5年后还没有应用碳捕捉与封存技术，则自动失去获得联邦财政补贴的资格，而且必须在没有联邦财政补贴的情况下，最迟于2025年之前应用碳捕捉与封存技术。2025年是燃煤发电机组应用碳捕捉与封存技术的最后期限。6．对电力进行价格补贴158 为了减轻电价上涨对消费者的影响，政府将对受监管的电力供应商进行电价补贴，以保持电价稳定。2．英国低碳能源战略白皮书2009年7月15日，英国发布了低碳能源国家战略白皮书－－《英国低碳转变计划》。在该白皮书中，提出了到2020年和2050年英国的碳减排目标，同时还提出了各部门的碳减排目标及减排措施。在气候变化和碳减排备受关注以及国际金融危机的大背景下，英国政府提出低碳能源国家战略白皮书的主要目的包括：（1）实现欧盟的强制减排目标；（2）在全球环境保护方面提高影响；（3）应对经济衰退，扩大就业机会；（4）实现能源供应多元化，确保本国能源安全。《白皮书》的主要内容包括以下几个方面。（1）减排目标为了实现到2020年碳排放总量减少18%这一目标，英国提出电力、工业、交通和社区等社会各部门在2008年水平上的减排目标。a．电力和重工业的碳排量将减少22%。40%的电力来自核电、清洁煤电和可再生能源发电等，其中30%来自可再生能源，10%来自核电和清洁煤炭发电，到2050年电力行业将全部去碳化。图1：　　英国2009年和2020年各类电源发电量的结构数据来源：《英国低碳转变计划》，中经网整理b．交通系统的碳排放量将减少14%。交通运输所需能源的10%将由可再生能源提供；新生产汽车的碳排放量将在2007年的水平上减少40%；从2011年开始，总计投资3000万英镑在主要城市建设电动汽车充电装置。到2050年公路、铁路交通要大部分去碳化，航空、海运也要大幅提高能效。158 c．家庭与社区的碳排放量将减少29%。将通过对家庭的补贴来支持家庭能效的提高以及小规模可再生能源的发展。从2016年开始，英国政府将建设CO2零排放的房屋。d．工作场所的碳排放量将减少13%。到2050年实现办公室、工厂、学校和医院的零排放；农业和废物的排放量将减少6%。（2）电力工业实现碳减排目标的主要措施为了降低常规电源所占比重，提高低碳能源比重，英国政府从电源建设、电网发展和相关配套机制建立等3个方面提出了相应措施。电源建设方面－－大力发展低碳能源a．加大对可再生能源的投资。英国政府计划将投入4.05亿英镑用于低碳能源的建设，其中投资1.2亿英镑建设近海风力发电场，投资6000万英镑发展潮汐/波浪发电技术，投资600万英镑用于地热资源开发，同时，计划将英格兰西南部建设成为英国首个低碳经济区。b．批准核电站的建设。英国计划新建超过12GW的核电机组，第1座将于2018年正式运行。c．大力发展清洁燃煤发电技术。在英格兰和威尔士的新建燃煤机组都将要安装碳捕捉与封存（CCS）装置，并且CCS装置必须要至少覆盖英国新增的30万kW发电机组。到2020年，所有新建机组都要安装CCS装置。电网发展方面－－建设更大、更智能的电网《白皮书》提出，英国需要建立一个更大、更智能的电网。2009年，英国政府批准了总额为47亿英镑的电网扩容计划，同时还将加速可再生能源接入工程的建设。此外，英国政府还计划投入600万英镑来加速智能电网的建设，并计划到2020年完成对所有家庭智能电表的安装工作。《白皮书》还提出了英国智能电网的6个关键要素。（3）建立和完善配套政策和机制英国政府在提出发展低碳能源和智能电网主要措施的同时，还提出了相应的配套政策和机制，主要包括：a．成立可再生能源协调办公室和独立基础设施规划委员会，统一协调和规划可再生能源发展。b．建立与低碳能源发展相适应的市场监管机制。c．改进可再生能源配额制，保障大型可再生能源项目回收投资。158 d．引入固定上网电价机制，促进5MW以下可再生能源机组发展。目前，英国对所有的可再生能源均实施配额制。在配额制下，小型可再生能源机组难以直接参加电力批发市场的交易，投资收益无法保证。因此，英国政府将从2010年4月开始，针对5MW以下的可再生能源机组引入固定电价机制，以促进家庭小型太阳能和风能机组发展。固定上网电价是指政府直接确定各类可再生能源电力的上网价格。表1：　　英国主要小型可再生能源机组固定上网电价机组类型容量(MW)固定上网电价(元/kWh)生物质能发电0.05～50.51水电1～50.51太阳能发电0.1～52.97风电0.5～50.51以前参与配额的小型机组――1.03注：汇率按1英镑兑11.40元人民币计算。数据来源：《英国低碳转变计划》，中经网整理e．建立新的电网开放机制。英国政府计划于2010年引入新的电网开放机制以促进可再生能源的接入。目前，OFGEM和能源与环境部（DECC）已就新的电网开放机制提出5项基本规则：①新建发电项目必须要提供准确的接网数据，包括项目的开发进度；②发电企业需要通过获得长期的、固定的输电权来保证其投资的回收；③需要对输电权进行清晰的定义，所有的发电企业都可以选择采取合适的输电权方式，包括固定价格的长期输电权和可变价格的短期输电权；④为了输电容量能够有效利用，需要在发电企业之间建立输电权的交易机制；⑤需要对电网公司采用适当的激励措施，使之对发电企业的接入请求及时响应。3．欧洲光伏补贴政策逐渐淡出从西班牙开始，欧洲各国对光伏产业削减补贴，欧洲光伏市场正面临政府政策逐渐退出的局面。2009年初，西班牙宣布削减太阳能领域经费，2009年的补贴规模仅为500兆瓦，2009年度西班牙实际装机容量直接从2008年的2511兆瓦萎缩至不到200兆瓦。西班牙市场激烈起伏。2010年1月13日，法国能源部宣布，屋顶太阳能面板的电力强制收购补助费率已由2006年制定的每千瓦小时0.55欧元下降24%，至0.42欧元，其余类别系统基本维持不变。2010年2月，德国政府提出削减光伏补贴比率，预计7月起实施，未来还将视新装置容量的多寡逐年调整降幅。据方案内容，消费者从7月1日开始新装置屋顶太阳能发电设备，可连续20年获得每度33欧分的保证收购价，比原来的光伏补贴减少16%。但16%的降幅并不是最终定稿，还将视新装置容量的多寡逐年调整。如果德国全国新装置的太阳能发电总容量超过目标值3500MW（百万瓦），除了原订的9%降幅外，每增加1000MW，还将额外调降1%。德国是全球发展光伏最早的国家之一，在全球光伏市场的占有率将近一半。德国85%的光伏设备架设在屋顶上，政府打算在2013年前完全取消补贴，达到光伏发电与传统发电成本相同的目标。158 欧洲国家纷纷提出削减光伏补贴，目的主要在于压缩光伏产业的暴力空间，防止光伏市场过热，减轻电力用户负担，以促进光伏发电成本的下降及竞争力的提高。158 第二章　　风电发展现状及前景一、我国可开发的风能资源情况我国的风能资源高值区主要分布在3个地带：一是包括西北地区大部、华北北部、东北大部的北部风能资源丰富带；二是沿海风能资源丰富地带；三是青藏高原腹地。我国风能资源受地域和季节的影响明显：北部地区风力较南部地区强；冬春两季受西伯利亚高气压的影响，风力较夏秋两季强。因此，我国的风能资源季节分布与水能资源季节分布可以互补。发展风电可以一定程度上弥补冬春两季枯水期水电发电量之不足。表1：　　我国各省（市、区）风能资源储藏量情况单位：万kW<50W/m250～100W/m2100～150W/m2>150W/m2总储量技术可开发量潜在技术可开发量储量面积北京4335594981上海110954462342310493天津343121344983重庆109914816871137131黑龙江728812926147321687116吉林3482572922775119310602辽宁221056597323202100892125257内蒙古1147237740214961910810528389816150001687河北4074156165811077378740086952山东40671910511216196150954山西405666141553694813433河南35843584江苏280534990226150534691777江西24075654245939134544633浙江166017012017085021201349福建13851874014181901239232832158 广东24912131713142024318824613海南600156728286广西39241971141321云南9459283212291贵州230412305四川79378297088355湖南2938502353717032592918湖北31415338190323330安徽317903179陕西36491593808西藏143552351239413772803094新疆216812919922447152948005888621120061762宁夏154041159835102092650青海11606173131128440202886甘肃728948571460355207213962279115台湾2235合计206361435009297227915数据来源：根据气象局资料整理我国风能资源丰富，2009年末，中国气象局发布最新风能资源详查评价结果，经过宏观的评估，我国陆地，不包括青藏高原，50米高度风能资源潜在开发量为23.8亿千瓦，近海5到25米水深线以内区域可装机容量约2亿千瓦。二、我国风电装机发展现状（一）总体情况我国并网风电建设始于20世纪80年代，至今已有20多年的历史。在发展初期，风电建设速度缓慢，风电项目不仅规模小，装机容量不足1万千瓦，而且设备主要依靠进口，建设成本高，市场竞争力弱。到2002年末，全国风电装机容量仅为45万千瓦，最大投运机组为600千瓦。2005年8月，国家发改委《关于风电建设管理有关要求的通知》首次明确提出国家大规模发展风电的战略，同时《通知》规定了风电设备70%以上国产化率的要求。自2006年开始，在国家及地方政府政策支持下，风电装机持续快速增长，风机制造业也快速发展，风机企业数量迅速增加。158 2009年，我国（除台湾省外）新增风电机组1380.3万千瓦，连续第四年装机能力增加一倍，成为全球新增风机最大的市场；风机整机制造企业达到80多家，占国内新增装机市场份额85%以上。2009年累计装机达到2580.5万千瓦，跃居全球第二。截止2009年底，内蒙古自治区和中国国电集团公司并网风电设备容量均突破500万千瓦。风电规模化发展加快，我国第一座千万千瓦级风电示范基地－－甘肃酒泉风电基地已开工建设。图1：　　1992～2009年我国风电发展情况数据来源：中国风能协会，中经网整理（二）地区结构2009年，华北地区新增风电装机容量7457.3MW，连续四年位居各区域之首。其他地区新增风电装机容量：东北（3021.9MW），华东（1579089MW），西北（1275.8MW），中南（359MW），西南（5506MW）。截止到2009年末，中国风电累计装机超过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）、吉林（2063.9MW）。内蒙古2009年当年新增装机5545.2MW，累计装机9196.2MW，实现150%的大幅度增长。158 图1：　　2009年中国主要地区风电累计装机情况数据来源：中国可再生能源学会风能专业委员会表1：　　2008～2009年中国各省风电累计装机情况单位：MW省(市、区)2008年累计2009年新增2009年累计省(市、区)2008年累计2009年新增2009年累计内蒙古3650.995545.179196.16海南58.2138196.2河北1107.71680.42788.1北京64.588152.5辽宁1224.261201.052425.31上海39.4102.5141.9吉林1066.46997.42063.86云南78.7542120.75黑龙江836.3823.451659.75江西424284山东562.25656.851219.1河南48.75－48.75甘肃639.955481187.95湖北13.612.7526.35江苏645.25451.51096.75重庆13.613.6新疆576.81443.251002.56湖南1.653.34.95宁夏393.2289682.2广西2.5－2.5广东366.89202.45569.34香港0.8－0.8福建283.75283.5567.25小计12019.613803.225805.3山西127.5193320.5台湾358.1577.9436.05浙江190.6343.54234.17总计12019.613881.126341.35注：①新疆达坂城35台Nedwind机组退役，计17.5MW；②台湾省装机仅参与此处统计，不参与之后制造商、开发商市场份额计算。数据来源：中国可再生能源学会风能专业委员会158 （三）海上风电我国海上风能资源丰富，而且距离电力负荷中心近，具有良好的发展前景。2007年11月，中国海洋石油总公司在渤海绥中安装1台金风1500千瓦海上风电机组；2008年5月，国家核准了上海东海大桥100兆瓦海上风电示范项目，这些项目的实施，为我国海上风电建设积累了技术经验。作为世界第二的风电资源大国，我国目前已开展前期工作或拟建的海上风电项目共有24个，主要分布于江苏、浙江、上海、山东、福建和广东等地，其中，除了已经建成的海上风电示范项目－－上海东海大桥海上风电场外，上海还将规划建设四座海上风电场。江浙沪沿海地区是我国海上风电资源最丰富的地区，有望成为海上风电场大规模建设的排头兵。江苏省计划到2020年建成1000万千瓦的风电场，其中海上风电场700万千瓦，而浙江省总规划为100万千瓦。目前上海东海大桥海上风电场已经全部安装完毕，已经有十多台机组投入运行，这个项目为上海和全国海上风电场建设积累了重要经验，也坚定了我国加快开发利用海上风能资源的决心和信心。根据规划，位于奉贤区的10万千瓦海上风电场、浦东区的40万千瓦大型海上风电场已经开展前期工作；30万千瓦的奉贤大型海上风电场、20万千瓦的横沙大型海上风电场也已开始进行中远期规划，上述四座海上风电场建成后，上海的海上风电总装机规模将达到110万千瓦。（四）风电开发商2009年国电集团（含龙源电力）新增风电装机2600MW，市场占有率18.8%，位列市场第一位；排名前5的开发商中，还有大唐、华能、华电、中广核，市场占有率分别为12.6%、11.9%、8.3%、6.2%，其中大唐、华能、华电三家企业当年新增风电装机超过1000MW。表1：　　2009年中国风电开发商新增装机情况装机规模企业名称装机容量(MW)市场份额(%)>1000MW国电集团2600.418.8大唐1739.8512.6华能1644.7511.9华电1230.058.9500～1000MW中广核854.456.2京能797.55.8158 国华590.254.3100～500MW中节能400.252.9中电投319.672.3华润电力309.752.2天润309.752.2中国风电295.51.2河北建投新能源160.41.1中水电148.51.1宁夏发电143.51.0中闽1300.9深能北方1290.9鲁能102.250.7宏腾能源1000.7其他1645.8911.9总计13803.21100.0注：数据来源于各风电机组制造企业，虽与各开发商进行核对，但由于时间截点及统计口径不尽相同，因此与各开发商公布业绩并不完全一致。数据来源：中国风能协会，中经网整理三、我国风电设备制造业发展现状（一）市场结构2005年8月，国家发改委《关于风电建设管理有关要求的通知》首次明确提出国家大规模发展风电的战略。《通知》还规定，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。此前，国外制造商在我国风机市场一直占据优势地位。2009年新增风电装机市场份额中：中国内资与合资企业产品占75.6%。华锐风电的份额最大，占新增总装机的22.5%，内资与合资企业产品的29.7%。外资企业产品占24.4%，丹麦Vestas的份额最大，占新增总装机的9.6%，外资企业产品的39.3%。2009年，中国市场新增装机超过100MW的机组制造商19家，其中华锐（3495MW）、金风（2722MW）、东汽（2035.5MW）三家超过1000MW，三家企业装机容量占09年新增装机的59.7%。158 图1：　　2004～2009年我国风电市场内外资份额（新增）变化情况数据来源：中国风能协会，中经网整理表1：　　2009年中国风电机组制造商新增装机情况装机规模企业名称装机容量(MW)市场份额(%)>1000MW华锐349525.3金风272219.7东汽2035.514.7200～1000MW联合动力7685.6明阳748.55.4Vestas608.754.4湘电风能4543.3GE322.52.3Suzlon2932.1Gamesa276.252.0上海电气274.252.0运达260.751.9100～200MWREpower1981.4华创163.51.2北重1381.0远景136.51.0南车时代127.050.9华仪119.460.9Nordex1110.8158 其他551.24.0%总计13803.21100.0%数据来源：中国风能协会，中经网整理表1：　　2009年中国风电机组制造商累计装机情况装机规模企业名称装机容量(MW)市场份额(%)>1000MW华锐565221.9金风5351.0520.7东汽3328.512.9Vestas2011.57.8Gamesa1828.757.1500～1000MWGE9573.7明阳895.53.5联合动力7923.1Suzlon605.252.3运达5942.3湘电风能5822.3100～500MW上海电气475.51.8Nordex438.21.7航天安迅能2491.0REpower2000.8北重1980.8华创196.50.8NEG-Micon151.950.6远景1500.6新誉1350.5华仪133.440.5南车时代130.350.5其他720.142.9%总计25805.3100.0%数据来源：中国风能协会，中经网整理158 （二）技术水平及发展趋势我国风电制造业处于成长的高速发展期，已具备了大型风电产品的工业化生产能力，全面获得了风电机组自主知识产权，实现了绝大部分风电机组零部件的自给自足，初步形成了具备一定研发能力的技术队伍。但尚未完全形成核心技术的设计能力，仍然处于从“联合设计”向“自主研发”的过渡阶段，还没有彻底扭转关键零部件依赖进口的局面，技术水平和产品质量方面仍落后于国际先进水平。1．风电机组将向大型化方向发展2008年全球风力发电机组新增装机的单机平均容量已超过1.6MW，单机容量超过1.5MW的风力发电机组占2009年新增装机容量的86.9%，较2007年增长了17.9%。国内新增风力发电机组的平均单机容量从2003年的726千瓦增长到2009年1360千瓦，增长超过80%。已累计装机容量统计，中国风力发电机组的平均单机容量从2003年的539千瓦增长到2009年的1170千瓦，增长超过100%，表现出明显的机组大型化趋势。《风电设备制造行业准入标准（征求意见稿）》明确指出新进入企业需具备生产单机容量2.5MW以上整机的生产条件和配套设施，国家也多次表示重点支持自主研发2.5兆瓦及以上风电整机和轴承、控制系统等关键零部件及产业化示范。各主要风电整机生产企业也在积极建设大型风机生产线，以便在未来的竞争中胜出。具有领先技术，较低的成本及最早将大容量风机批量生产及投入市场的企业能够获得新一级竞争中的头一杯羹。表1：　　风电整机企业在建项目情况企业在建项目华锐风电2010年1月，盐城5MW项目，投资15亿，年底竣工金风科技2009年11月，江苏大丰，海上风电产业基地奠基，计划年产800-1000台整机湘电股份2009年8月，1000万欧元买入荷兰达尔文(Darwind)资产，获得5MW技术及2MW生产线，10年10月样机下线。神华国华2010年2月，拟建20万千瓦风电场。东台二期开工，上海电气配合，投资15亿2Mw陆上3.6MW海上，10年10月竣工东汽2010年1月20日，投资10亿，建海上、陆上风机研发、生产基地，完成后实现450-750MW产能上海电气3.6MW风机进入零部件设计阶段，年内完成样品华仪电气定向增发投向3MW风机长征电器与中广核、江苏射阳政府合作申报30万千瓦海上风电实验项目。并由银河艾万迪斯公司在射阳投资20亿元建立风电机组生产基地。中材科技筹建3MW风机项目资料来源：中经网整理158 2．风电接入技术将提高以解决入网瓶颈问题并网是当前制约风电发展的主要瓶颈。虽然风电的特许权招标要求电网企业要全额收购所发电力，但随着风电装机的大规模上马，风电的缺陷使电网企业难以履行义务。风电上网的困难主要有两点：一是风的间歇性使得风机发出的电力不稳定，且目前风电不具备调峰能力，甚至反调峰；二是发电中心与负荷中心不对称，发电中心的消纳能力不足，而配套电网建设滞后又影响电力输出。2009年，风电设备利用小时数1861小时，比2008年降低185个小时。国家电网表示要全面实施风电上网的严格准入，投资3.5亿元建立的国家风电技术与检测研究中心将作为风电机组的入网检测机构。对新投产风电场，将按照《风电接入电网技术规定》的要求检测，风电场要具备功率控制、功率预测、低电压穿越、监控通信等功能要求才准予入网。该项建议已获得能源局官员的认可，并在未来有可能成为风电上网的国家标准。表1：　　风电接入电网技术要求项目要求有功调节具有有功功率调节能力；限制输出功率的变化率；保证有功控制系统的快速性和稳定性。无功调节自动快速调整无功总功率；调节容量为功率因素的0.98～0.9范围内。电压并网点的电压偏差在±10%时能正常运行，并具备-3%～7%的电压调节能力低压穿越并网电压跌至20%时能保持0.625ms的低压穿越能力，并在3秒内恢复到额定电压的90%闪变满足《电能质量电压波动和闪变》的要求谐波满足《电网质量公用电网谐波》的要求资料来源：《风电接入电网技术规定（修订版）》3．风机企业将制造基地向沿海省份倾斜工信部于2010年3月26日发布了《风电设备制造行业准入标准》征求意见稿，要求风电机组生产企业必须具备生产单机容量2.5MW以上、年产量100万千瓦以上的能力。目前达到此标准的风机制造企业仅有十家左右，多数具有大型海上机型的研发能力。上市公司中包括金风科技、湘电股份、上海电气、东方电气、长征电气和华仪电气，非上市公司有华锐风电、国电联合动力、中船重工和广东明阳。目前多个企业已在沿海地区设立制造基地，以期在产业化方面优先布局高端海上风机市场。158 表1：　　各公司的海上风机研发及产业化进展公司临海制造基地机型详情金风科技江苏大丰3MW样机在新疆达坂城；投资1.05亿，预计2010年10月形成300套机组生产能力东方电气3MW与Moventas合作研发半直驱3MW风机上海电气上海3.6MW下半年出样机，规划在临港基地形成180台机组产能长征电气江苏射阳3.75MW2010完成样机安装，2011年底形成200套产能湘电股份福建漳州5MW在研3MW机型，2010年10月出5MW风机样机华仪电气3MW无海上机型，预计在2011年底形成350套产能华锐风电江苏盐城3MW陆上和海上3MW机型将在2010年完成5MW投资15亿元，将在2011年形成5MW风机120台规模国电联合动力3/5MW1.5MW海上风机在如东风电场挂网3MW机型预计2010年下半年出样机，5MW机型明年出样机中船重工5MW拟在重庆投50亿研发5MW海上风力发电机广东明阳3MW1.5M在如东风电场挂网，3MW机型2009年下半年下线资料来源：中经网整理四、我国风电发展预测中国风能资源丰富，据联合国环境计划署的评估结果，风电资源可开发量达3000吉瓦，BTM预计至2030年，风能将成为我国继火电、水电之后的第三大发电能源。中国风电装机容量的占比较低，截至2009年，风电装机仅占全部装机的1.8%，尚有较大提升空间。过去，风电的发展已多次超过了政策制定的目标及权威机构的预测，“十一五”规划目标2010年风电累计装机容量1000万千瓦，该目标在2008年底就已超越；BTM预测2008、2009年中国新增装机容量为5.5吉瓦和7.3吉瓦，而实际新增装机规模达到6.2吉瓦和13.8吉瓦。2010年前5个月，已投运的新增装机3070MW，远高于去年同期装机容量。风电装机具有年初开工、年底投产的特征，因此往年年底投产装机容量较多。预计2010年新增装机容量1200万千瓦，同比增长43%。预计，中国在2014年的风电累计装机容量将较2009年增长4倍以上，年复合增长率达32.3%，中国风能协会预测2020年中国风电累计装机容量将达到247.8吉瓦，较2009年增长超过10倍，年复合增长率达22.8%。保守估计，按照2020年风电装机容量150吉瓦计算，年复合增长率为22.47%。目前，我国沿海五省市已提出了“十二五”、“十三五”末的海上风电规划，相比国家目前已有规划－－“2015年海上风电装机容量500万千瓦，2020年3000万千瓦”而言，“十一五”预计规模已经超出预期。158 图1：　　沿海五省的海上风电规划数据来源：中经网根据相关省市资料整理截止2009年底，我国有超过80家风电机组的整机制造商，有超过50家的叶片制造商，轴承、齿轮箱等关键零部件设备基本能实现国内自给自足，设备市场的竞争日趋激烈。自2008年开始，风电机组的市场售价出现下降趋势。尤其是进入2009年，风电机组的市场售价迅速走低。到2009年底，国产风电机组的市场价格已从2008年初的每千瓦6200元左右下降到的每千瓦5000元以下。降价的内因主要为国产化比例的提高、原材料成本下降及规模效益增加等，而外因则是由于市场竞争加剧，整机企业为在项目招标中中标，主动降低报价。价格竞争已使得一些没有形成规模效益的企业面临亏损。五、我国风电价格演变过程及发展趋势中国的并网风电从20世纪80年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，风电进入大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。（一）初期示范阶段（1986～1993年）中国并网型风电发展起步于1986年。1986年5月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas158 V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在0.28元/kWh左右，例如20世纪90年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。（二）产业化建立阶段（1994～2003年）1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84万千瓦。这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为0.38元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过1元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。（三）规模化及国产化阶段（2003年后）为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《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）文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。其他未进行招标的省（区、市），大部分沿用了逐个项目核准定电价的做法。158 因此，这一时期中国在风电电价政策属于招标电价和核准电价并存。由风电特许权项目确定的招标电价呈现出逐年上升的趋势，随着中标规则的完善，中标电价也趋于合理。特许权招标项目的实施在风电电价定价方面积累的许多有益的经验，尤其是2006年国家发展改革委颁布《发改价格[2006]7号》文件后，各省的核准电价更加趋于合理。风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。由于各地风电场的建设条件不同，地方经济发展程度不一，核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/kWh的电网补贴。（四）目前中国风电电价政策随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。2009年7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆价区水平分别为0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。政府针对四类风能资源区发布的指导价格即最低限价，实际电价由风力发电企业与电网公司签订购电协议确定后，报国家物价主管部门备案。发达国家经验证明，固定电价政策是新能源发展历史上最强也是最有效的政策之一。作为固定电价的一种变化形式，中国风电已经从招标电价转向了标杆电价。加上修正案提出的直接补偿方案，我们将中国新能源的近期的电价体系概括为以标杆电价和补偿电价相结合的固定电价体系。预计未来远期中国会走向类似的西班牙和日本的浮动和竞争体系，从而使可再生能源享有一段溢价的时间，并最终能和常规能源一起在电力市场中参与竞价。对于光伏而言，由于其成本还较高，因此不排除还会实行一段时间的招标电价来促进成本下降，但后期还是会转向标杆电价，从而实现风电和光伏的电价结构统一。图1：　　中国电价体系发展情况及趋势预测资料来源：中经网根据资料整理158 六、世界风电发展现状和趋势预测（一）风能资源可利用量斯坦福大学土木和环境工程系根据国家气象数据中心和预警系统实验室1998～2002年的风速和温度数据，对7753个地面和446个（其中414个位于距地面高度80±20米处）空间观测点两种不同类型的数据进行比较，采用最小平方原理对全球风能资源进行了统计和计算，得出结果如下：一、全球范围内距离地面80米处的观测点中，有13%可以达到3级风以上，即风速为6.9米/秒，非常适合风能的采集利用。据保守估计，地表可利用风能被低估了19.8%。另外，在以前对风能的研究中均有些低估了风能资源在全球能源总资源中所占有的地位。二、全球范围内距离地面80米处的观测点中，平均风速将达到4.59米/秒，其中3级及以上风区地带可达到8.44米/秒。在距离地面10米高处的观测点中，整体平均风速为3.31米/秒，3级及以上风区平均风速为6.53米/秒。三、欧洲和北美有着较强的风力（3级以上），海洋和南极洲则有着极广的风能覆盖面，北海沿岸的北欧地区，南美的最南端及澳大利亚的塔斯马尼亚岛、加拿大和美国的东北及西海岸均属于暴风区领域，在利用风能方面具有极大的潜力。四、在80米高处，海上比陆地上的观测点多90%，符合利用风能的要求；在80米高处，白天风速要高于夜间，分别为4.96米/秒和4.85米/秒。只有当观测点高度为120米时，夜间风速才超过白天。结论：采用最小平方原理处理所采集到的数据比使用守恒系数法所得到的结果更具有权威性，同时最小平方原理预测的风速值也要比守恒系数曲线所预测的值要大得多。据此，按在80米高度处6.9米/秒的风速来计算，全球风能可利用资源量为72万亿千瓦。即使只成功利用了其中的20%，依然相当于世界能源消费量的总和或电力需求的7倍，但仍然有许多技术难题需要克服，才能真正充分发挥利用风能的潜力。（二）风电发展现状1．全球风电发展情况全球金融及经济危机并没有对世界范围内的风电发展产生负面影响。许多政府发出了明确加快风能发展的信号，并增加了风电投资及其他可再生能源技术发展，应对金融危机以及持续的能源危机。全球风能产业在2009年创造了50亿欧元（70亿美元）产值，比2008年提高25%。自2004年以来，全球风能装机容量持续增长，2009年达到31.7%，是自2001年以来增长最快的年份。全世界风能装机容量2009年达到159213MW，当年新增装机38312MW。158 图1：　　1996～2009年全球风电装机容量及增长情况（GWEC）数据来源：GWEC，中经网整理表1：　　2005～2009年全球风电装机容量及增长情况（WWEA）单位20052006200720082009当年新增装机容量MW1133115111198082697238312累计装机容量MW590127412393930120903159213同比增长%23.825.626.62931.7数据来源：WWEA，中经网整理2009年共计82个国家实现了风能商业化利用，其中49个国家有新增装机。中国和美国的新增装机数量之和占据了全球新增装机容量的61.9%，比2008年（53.7%）提高了8.2个百分点。全球风机的其他主要市场包括（整机销售在0.5～2.5GW）：西班牙、德国、印度、法国、意大利、英国、加拿大、葡萄牙及瑞典。新增装机的中型市场包括（新增装机容量100～500MW）：土耳其、澳大利亚、丹麦、墨西哥、巴西、爱尔兰、波兰、日本、新西兰、比利时、韩国和希腊。截至2009年底，风电装机容量超过1000MW的国家有17个，2007、2008年分别是13个和16个。截至2009年底，全球风力发电量达到340太瓦时，占全球电力供应总量的2%。在一些国家和地区，风力发电已经成为其最重要的电力来源之一，其中份额最大的几个国家分别是丹麦（20%）、葡萄牙（15%）、西班牙（14%）和德国（9%）。截至2009年底，共有12个国家建立了海上风电场，其中10个在欧洲，中国和日本有小规模的安装。海上风电总装机容量占全球风电总装机容量的1.2%。158 2．各大洲风电发展情况亚洲是风能发电发展最快的地区，其次为南美洲，全球风电发展关注的中心已逐渐远离欧洲。图1：　　2007～2009年欧洲、北美洲、亚洲风电装机增速数据来源：WWEA，中经网整理（1）亚洲亚洲成为世界风能发展的火车头，这主要归功于中国和印度两大市场。亚洲风电装机总量达到40GW，占全球风电装机总量的25.1%。中国成倍增长的新增装机量居全球之首，26GW的总装机容量排名世界第二位。中国迅速发展的步伐清楚反映了中国政府把实现可持续发展的能源供应系统作为工作重点。该系统很大程度上要依赖于国内的可再生能源资源。中国也在2009年引入了上网电价政策，保障了整个项目周期内的固定回报。中国的风机目前主要供应国内市场，但中国的风机制造商在2009年第一次位列世界五大制造商之列，2010年或许是中国整机出口具有标志意义的一年。印度是亚洲的第二大市场，增长率14%，总装机容量达到11GW，在未来会保持稳定增长。除去中国、印度以及日本、中国台湾、韩国之外，伊朗、巴基斯坦、菲律宾及越南具有确定的市场潜力。约旦和蒙古等国家的风电场正在建设过程中。（2）欧洲截至2009年底，欧洲风电总装机容量为76216MW，占全球份额的43.9%，在过去几年里占全球份额持续下跌。德国和西班牙是欧洲最大的市场，2009年新增风电装机容量分别为1880MW和2460MW，总装机容量分别为25779MW及19149MW。158 意大利、法国、英国是欧洲地区的中型市场。东欧地区的一些国家发展最具潜力，如爱沙尼亚、立陶宛、匈牙利及波兰。丹麦、德国及西班牙的整机制造业仍然在全球风机市场中占据主导地位，尽管在亚洲和北美洲出现新的国际竞争者，但预计未来几年他们还会保持其领先地位。同时，欧洲在海上风电场的装机一直占有领先地位，全世界90%的海上风电装机都在欧洲。欧洲探讨有关北海岸几个国家的海上风电场接入超级电网，为这种技术提供了广阔的市场。（3）北美洲2009年北美洲又一次实现了强劲增长，总装机容量达到38478MW。由于经济危机，美国联邦政府对风电给予了特殊的刺激投资政策，另外，越来越多的州开始探讨并采用更适于风能发展的法律体制以吸引更多的投资。2008年世界风能大会之后，加拿大安大略政府颁布了北美洲第一部社区电力绿色能源法案，承诺对包括风能在内的可再生能源给予补贴，作为全世界范围内的创新，该法案提供了针对社区及首个国家项目的特殊刺激。安大略省作为范例已经鼓励了北美其他国家仿效类似的法律，在未来会有更多的上网电价法律颁布。（4）拉丁美洲拉丁美洲是增速最快的地区，总装机容量达到1406MW，增长率113%。经过几年的经济不景气之后，其风能产业的发展主要来自于巴西和墨西哥。特别是巴西已经成为该地区风能产业发展领先的国家，随着几家国际公司已经开始在巴西生产整机，巴西本土将具备雄厚的制造业实力。（5）澳洲及大洋洲该地区在2009年新增装机555MW，总装机容量达到2388MW，增速为30.3%。新增及总量两项数据占据全球总装机容量的1.5%，远高于该地区人口数量在全球的比重。值得一提的是新西兰，它的装机容量为511MW，增速为50.8%，是该地区主要增长点。澳大利亚的增速为25.6%，总装机容量达到1877MW。澳大利亚指定的2020年可再生能源目标为年度45000百万千瓦时，预计可吸引更多投资并促进产业发展。（6）非洲2009年非洲累计装机容量为770MW，其中169MW的新增装机容量来自埃及及摩洛哥。虽然非洲整体处在相对较低的发展水平，但可喜的是，越来越多的非洲国家政府意识到发展风能的潜力并对必须的规划性工作兴趣浓厚。南非国家电力监管机构－－NERSA，颁布第一步上网电价的法律，这是一个重大的突破，该法律的有效贯彻落实将会在2010年发生决定性作用。由于新法规的颁布，南非有可能成为撒哈拉以南非洲地区的领头羊，并成为该地区其他国家的典范。158 处于非洲发展领先地位的埃及及摩洛哥新的风电项目正在建设中，但与南非、埃塞俄比亚、肯尼亚、纳米比亚、突尼斯及佛得角这些国家一样，仍然是新兴市场。预计在非洲建立较为稳定的市场可以推动非洲几个国家国内市场发展。在非洲大部分地区并没有电网接入。相对于其他可再生能源，小型、分散、单机型的风能系统将会发挥关键作用。开发适用于农场地区的技术仍然处在初级阶段。缺乏相关的技术及资金是主要的发展障碍。表1：　　2006～2009年全球主要国家/地区风电装机情况单位：MW，%2009年排名国家/地区总装机容量2009年2006年2007年2008年2009年新增装机增长率1美国11575168232523735159992239.32中国25995912122102601013800113.03德国2062222247.4238972577718807.94西班牙1163015145.11668919149246014.75印度62707850958710925133814.06意大利2123.42726.137364850111429.87法国1567245534044521111732.88英国1962.923893195409289728.19葡萄牙171621302862353567323.510丹麦313631253163349733410.611加拿大146018462369331995040.112荷兰155917472235224050.213日本13091528188020561769.414澳大利亚817.3817.31494187738325.615瑞典571.28311066.9157951248.016爱尔兰7468051027126023322.717希腊757.6873.3989.7110911912.018奥地利964.5981.5994.999500.019土耳其64.6206.8333.4796.5463.1138.920巴西15327647266619441.121波兰236.9247.1338.5600261.577.322比利时194.3286.9383.655517144.623新西兰171321.8325.349717252.924中国台湾187.7279.9358.24367821.8158 25挪威32533342943120.526埃及2303103904304010.327墨西哥848585402317372.928韩国176.3192.1278364.486.431.129摩纳哥64125.2124253129104.030保加利亚3656.9157.5214.256.736.031匈牙利60651272017458.332捷克56.51161501914127.333芬兰8611014314742.834爱沙尼亚3358.678.3142.36481.735哥斯达黎加74747412349.566.936立陶宛5552.354.4913768.037乌克兰85.689909000.038伊朗47.466.5828200.039智利220.120.17858288.640尼加拉瓜0004040－数据来源：WWEA，中经网整理（三）风电发展前景及趋势预测全球金融危机的大环境下，其它行业的投资都受到了不同程度的影响。风电市场的投资之所以方兴未艾，一方面是由风电自身的发展状况决定的：风电目前在电源结构中的比例不高，其装机不到世界发电装机容量的3%，发电量约1%，潜力巨大；风电成本与常规能源的差距也不大，目前发电成本约为煤电的1.5倍，在欧洲、美国等发达国家，风电成本和上网电价还低于对电力用户的销售电价；风电是成本较低的温室气体减排技术，因此，发展风电的经济代价在金融危机的影响下仍然能够承受。世界风电快速发展的动力还来自于世界对能源安全和气候变化的担心。在欧洲和美国，风电成为新增装机容量最快的电源之一，美国风电装机占新增发电装机容量的42%，欧盟27国风电装机占其新增发电装机容量的43%，风电投资的增加，为能源供应安全和能源来源多样化提供了技术途径和保障。为了加快风电发展，欧美等国还出台了一系列的鼓励政策。美国所实施的“生产税返还”政策，就相当于给风电等并网可再生能源电力提供了约2美分/千瓦时的电价补贴，使资源比较好的风电投资项目具备了经济性。据预测，2009～2011年，美国“生产税返还”政策补贴总额将达到131.43亿美元，其中约一半将用于风电补贴。158 2009年风能产业蓬勃发展，在全球金融危机的背景下表现尤为突出。随着全球经济形势稳步好转，全球会有更多的资金投入，将有力推动风能产业的发展。世界各国普遍看好风电未来成本下降以及大规模应用的潜力，根据目前加速增长的趋势，预计到2020年全球风电装机将达到1900000MW以上。表1：　　2010～2014年全球风电装机容量预测单位2009年2010E2011E2012E2013E2014E当年新增装机容量GW38.340.844.048.154.562.5新增装机容量增长率%41.36.67.89.313.314.7总装机容量GW158.5199.9243.9292.0346.5409.0总装机容量增长率%31.625.822.019.718.718.0数据来源：GWEC，中经网整理表2：　　2010～2014年全球分区域年度新增风电装机容量预测单位：GW2009年2010E2011E2012E2013E2014E欧洲10.510.511.011.512.514.5北美洲10.910.010.512.014.016.5亚洲15.417.519.521.024.027.0拉丁美洲0.61.51.52.02.02.5澳洲及大洋洲0.60.70.70.81.01.0中东及非洲0.20.60.80.81.01.0数据来源：GWEC表3：　　2010～2014年全球分区域风电总装机容量预测单位：GW2009年2010E2011E2012E2013E2014E欧洲76.287.098.0109.5122.0136.5北美洲38.448.559.071.085.0101.5亚洲39.657.376.897.8121.8148.8拉丁美洲1.32.74.26.28.210.7澳洲及大洋洲2.22.93.64.45.46.4中东及非洲0.91.52.33.14.15.1数据来源：GWEC158 第三章　　水电发展现状及前景一、我国可开发的水能资源情况（一）水能资源蕴藏量我国幅员辽阔，国土面积960万km2，蕴藏着丰富的水能资源。据国家最新公布的复查成果，我国大陆水能资源理论蕴藏量是：在1万kW及以上的河流共3886条，水能资源理论蕴藏量年电量为60829亿kWh，平均功率69440万kW，其中在1万kW及以上河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，技术可开发装机容量54164万kW，年发电量24740亿kWh；其中经济可开发水电站装机容量40179.5万kW，年发电量17534亿kWh。以上数据未包括台湾地区的水能资源的理论蕴藏量1165.2万kW，年发电量1020.7亿kWh；其中技术可开发量装机容量508.4kW，年电量201.5亿kWh；其中经济可开发装机容量383.5万kW，年发电量138.3亿kWh。以上数据未包括水利部复查净增加的（小水电资源）6279万kW技术经济可开发量。经有关水能专家核算，全国可开发的水能资源总量为6亿kW左右，年发电量可达到26000亿kWh，相当7.43亿吨标准煤。有的专家在考虑水电开发中的生态环境和移民等因素，把可开发量再按80%打折后，还有4.8亿kW的保有开发量，也有的专家认为我国的水能理论蕴藏量，可能开发60%，所以真正可供建电站的经济装机总量为4.166亿kW，如加上水利部净增小水电资源，可供建水电站的水能资源总量为4.543亿kW。由此可见，全国水能技术可开发（实际可开发量）量，至少也在5亿kW以上。有关5亿kW的装机容量，其开发规划规模及水电站布局已核定，开发的近、中、远期目标已有初步规划，规划的前期工作基本可以满足建设的要求。表1：　　全国水力资源复查成果汇总表序号项目单位数值1理论蕴藏量年电量亿kWh60829平均功率万kW694402技术可开发量水电站数量座13286+28/2装机容量万kW54164158 年发电量亿kWh247403经济可开发量水电站数量座11653+27/2装机容量万kW40179.5年发电量亿kWh175344已正开发量水电站数量座6053+4/2装机容量万k13098.19年发电量亿kWh5258.85注：本表中数值统计范围为理论蕴藏量1万kW及以上河流和这些河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，不含港澳台地区。表1：　　全国水力资源可开发量按规模统计汇总表序号项目单位数值1大型水电站(30万kW及以上)技术可开发量水电站座数座263+10/2装机容量万kW38870年发电量亿kWh17920经济可开发量水电站座数座175+10/2装机容量万kW27608.2年发电量亿kWh12050已正开发量水电站座数座65+3/2装机容量万kW9010.2年发电量亿kWh35712中型水电站(5万～30万kW)技术可开发量水电站座数座785+10/2装机容量万kW8773年发电量亿kWh3927经济可开发量水电站座数座631+9/2装机容量万kW6825.2年发电量亿kWh2933已正开发量水电站座数座162+1/2装机容量万kW1769.3年发电量亿kWh7053小型水电站(500～5万kW)技术可开发量水电站座数座12235+8/2装机容量万kW6521年发电量亿kWh2893158 序号项目单位数值3小型水电站(500～5万kW)经济可开发量水电站座数座10847+8/2装机容量万kW5746.1年发电量亿kWh2551已正开发量水电站座数座5826装机容量万kW2318.5年发电量亿kWh983（二）水能资源分布1．分布特点我国水能资源分布的特点是：①水能资源地域分布极其不均匀，需要水电“西电东送”；②水能资源时间分布不均匀，需要建设水库，进行河川径流的调节；③水能资源集中地分布在大江大河干流上，占全国技术可开发的50.9%，便于建立水电基地实行集中开发；④大型水电站装机容量比重大，中小型水电座数多，分布地域广，适合于实施以小水电代薪的环境保护。在我国100万kW以上的大型电站装机容量及发电量比重均超过50%，30万kW以上的大型水电站装机容量及发电量分别达71.7%和72.43%，小型水电站的总座数占全国水电站总座数的92.1%。2．流域分布我国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13大水电基地（未包括雅鲁藏布江和新疆诸河），其总装机容量约占全国技术可开发量的50.9%。特别是地处西部的金沙江中下游干流总装机规模5858万kW，长江上游干流3320万kW，长江上游的支流雅砻江、大渡河以及黄河上游、澜沧江、怒江的装机规模均超过万2000kW，乌江、南盘江红水河的装机规模均超过1000万kW。这些河流水力资源集中，有利于实现流域、梯级、滚动开发，有利于建成大型的水电基地，有利于充分发挥水能资源的规模效益，实施“西电东送”。158 表1：　　全国水利资源复查成果汇总表（分流域）序号项目单位数值1长江流域理论蕴藏量年电量亿kWh24335.98平均功率万kW27780.8技术可开发量水电站座数座5748装机容量万kW25627.29年发电量亿kWh11878.99经济可开发量水电站座数座2968装机容量万kW22831.87年发电量亿kWh10498.34已正开发量水电站座数座2441装机容量万kW6972.71年发电量亿kWh2924.962黄河流域理论蕴藏量年电量亿kWh3794.13平均功率万kW4331.21技术可开发量水电站座数座535装机容量万kW3734.25年发电量亿kWh1360.96经济可开发量水电站座数座482装机容量万kW3164.78年发电量亿kWh1111.39已正开发量水电站座数座238装机容量万kW1203.04年发电量亿kWh464.793珠江流域理论蕴藏量年电量亿kWh2823.94平均功率万kW3223.67技术可开发量水电站座数座1757装机容量万kW3128.8年发电量亿kWh1353.75经济可开发量水电站座数座1538装机容量万kW3002.1年发电量亿kWh1297.68已正开发量水电站座数座957装机容量万kW1810.07年发电量亿kWh785.78158 4海河流域理论蕴藏量年电量亿kWh247.94平均功率万kW283.03技术可开发量水电站座数座295装机容量万kW202.95年发电量亿kWh47.63经济可开发量水电站座数座210装机容量万kW151年发电量亿kWh35.01已正开发量水电站座数座123装机容量万kW80.34年发电量亿kWh19.55淮河流域理论蕴藏量年电量亿kWh98平均功率万kW111.85技术可开发量水电站座数座185装机容量万kW65.6年发电量亿kWh18.64经济可开发量水电站座数座135装机容量万kW55.65年发电量亿kWh15.92已正开发量水电站座数座75装机容量万kW31.03年发电量亿kWh9.586东北诸河理论蕴藏量年电量亿kWh1454.8平均功率万kW1660.74技术可开发量水电站座数座644+26/2装机容量万kW1682.08年发电量亿kWh465.23经济可开发量水电站座数座510+26/2装机容量万kW1572.91年发电量亿kWh433.82已正开发量水电站座数座196+4/2装机容量万kW639.68年发电量亿kWh151.74158 序号项目单位数值7东南沿海诸河理论蕴藏量年电量亿kWh1776.11平均功率万kW2027.53技术可开发量水电站座数座2558+1/2装机容量万kW1907.49年发电量亿kWh593.39经济可开发量水电站座数座2532+1/2装机容量万kW1864.83年发电量亿kWh581.35已正开发量水电站座数座1388装机容量万kW1165.37年发电量亿kWh363.088西南国际诸河理论蕴藏量年电量亿kWh8630.07平均功率万kW9851.68技术可开发量水电站座数座609+1/2装机容量万kW7401.48年发电量亿kWh3731.82经济可开发量水电站座数座532装机容量万kW5559.44年发电量亿kWh2684.36已正开发量水电站座数座313装机容量万kW932.27年发电量亿kWh442.779雅鲁藏布江及西藏其他河流理论蕴藏量年电量亿kWh24335.98平均功率万kW27780.8技术可开发量水电站座数座5748装机容量万kW25627.29年发电量亿kWh11878.99经济可开发量水电站座数座2968装机容量万kW22831.87年发电量亿kWh10498.34已正开发量水电站座数座2441装机容量万kW6972.71年发电量亿kWh2924.96158 序号项目单位数值10北方内陆及新疆诸河理论蕴藏量年电量亿kWh633.57平均功率万kW4147.91技术可开发量水电站座数座712装机容量万kW1847.16年发电量亿kWh805.86经济可开发量水电站座数座616装机容量万kW1717.4年发电量亿kWh756.39已正开发量水电站座数座270装机容量万kW229.02年发电量亿kWh85.1注：表中的数值统计范围为理论蕴藏量1万kW及以上河流和这些河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，不含港澳台地区。表1：　　全国水力资源可开发量按规模统计汇总表（分流域）装机容量单位：万kW，年发电量单位：亿kWh序号流域大型水电站(30万kW及以上)技术可开发量经济可开发量已正开发量装机容量年发电量装机容量年发电量装机容量年发电量1长江流域18730.778619.7216864.57689.275196.52110.852黄河流域3066.451064.722589.45857.091012.25377.83珠江流域1746.75739.111746.75739.111203.35517.574海河流域－－－－－－5淮河流域－－－－－－6东北诸河826.4226.24826.4226.24376.484.067东南沿海诸河416.25111.61416.25111.61386.25108.018西南国际诸河6248.63081.454734.62257.98757.5356.849雅鲁藏布江及西藏其他河流7407.73927.8433.217.3610北方内陆及新疆诸河427149.54397142.547816.18小计388701792027608.2120509010.23571158 序号流域中型水电站(5万～30万kW)技术可开发量经济可开发量已正开发量装机容量年发电量装机容量年发电量装机容量年发电量1长江流域3880.731817.413324.691528.21787.86358.192黄河流域408.21171.41343.95142.64114.3549.733珠江流域600.84271.78555.94252.39257.7118.834海河流域74.9011.4761.710.2129.75.895淮河流域5.001.151.1006东北诸河511.70129.93465.1117.35186.5543.017东南沿海诸河493.12138.35468.12131.41259.6275.358西南国际诸河892.90458.33536.85274.1862.6529.189雅鲁藏布江及西藏其他河流978.05515.66173.6576.8121.254.9910北方内陆及新疆诸河927.15411.12890.15398.4349.719.63小计877339276825.229331769.3705序号流域小型水电站(500kW～5万kW)技术可开发量经济可开发量已正开发量装机容量年发电量装机容量年发电量装机容量年发电量1长江流域3015.891441.882642.771271.8598.834455.952黄河流域259.59124.85231.38111.6976.4437.223珠江流域781.21342.84699.4306.18349.04149.384海河流域128.0536.1689.324.850.6413.615淮河流域60.617.5450.6514.8231.039.586东北诸河343.99109.08281.4290.2476.7424.677东南沿海诸河998.12343.43980.46388.33519.49179.738西南国际诸河359.98192.04287.99152.2112.1256.759雅鲁藏布江及西藏其他河流80.6139.6252.7125.5213.416.5610北方内陆及新疆诸河493.01245.21430.25215.42101.3249.3合计652128935746.125512318.5983注“表中的数值统计范围为理论蕴藏量1万kW及以上河流和这些河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，不含港澳台地区。3．地区分布158 由于我国幅员辽阔，地形与雨量差异较大，因而形成水能资源在地域分布上的不平衡，水能资源分布是西部多、东部少。按照技术可开发装机容量统计，我国西部云南、贵州、四川、重庆、陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆、广西、内蒙古等12个省（自治区、直辖市）水能资源约占全国总量的81.6%，特别是西南地区云南、贵州、四川、重庆、西藏就占66.70%；其次是中部的黑龙江、吉林、山西、河南、湖北、湖南、安徽、江西等8个省占13.66%；而经济发达、用电负荷集中的东部辽宁、北京、天津、河北、山东、江苏、浙江、上海、广东、福建、海南等11个省（直辖市）仅占4.88%。我国的经济东部相对发达、西部相对落后，因此西部水能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”。表1：　　全国水力资源复查成果汇总表（分省区市）单位：座，万kW，亿kWh序号省区市理论蕴藏量技术可开发量年发电量平均功率电站座数装机容量年发电量1京津冀199.26227.46179+1/2175.1337.122山西493.61563.48169+7/2402.04120.553内蒙古509.14581.22103+10/2262.4573.454辽宁177.92203.1200+3/2176.7360.395吉林301.3343.96188+14/2511.55117.936黑龙江664.2758.22166+11/2816.19238.317上海、江苏152.2173.81225.791.738浙江537.59613.681070+4/2664.38161.469安徽273.5312.2157107.43010福建941.011074.21031+4/2997.97353.0211江西425.57485.81533516.29170.9612山东102.48117.01506.421.5913河南412.32470.66214+3/2288.0696.9514湖北1507.121720.45704+2/23554.051386.3115湖南1162.511327.04967+2/21202.09486.1916广东531.6606.851051540.14198.1417海南73.7884.228576.0521.0318广西1545.371764.12821+5/21891.38808.8419四川12571.8914351.471992+27/2120046121.5920重庆2011.672996.43421980.84445.7821贵州1584.371808.64574+27/21948.79777.9922云南9144.2110438.6769+27/210193.914918.8123西藏17638.9820135.82333+5/211000.445759.6924陕西1118.561276.89343+6/2662.38222.16158 25甘肃1304.161488.73310+11/21062.54444.3426青海1916.142187.38229+12/22314.04913.4427宁夏184.19210.2610+1/2145.8458.9428新疆3344.463817.875181656.49712.59合计608296944013286+28/25416424740序号省区市经济可开发量已正开发量开发程度(装机容量)电站座数装机容量年发电量电站座数装机容量年发容量1京津冀104+1/2125.2525.2765+1/268.6814.9339.22山西149+7/2397.38118.9659+3/294.3328.6123.53内蒙古82+41/2256.7371.9127+2/273.6919.0128.14辽宁171+3/2172.8959.1468+2/2136.0347.26775吉林157+14/2504.23115.4771+2/2388.2979.2275.96黑龙江111+11/2722.69211.7941+1/297.1820.4611.97上海、江苏142.240.67142.240.6738.78浙江1067+4/2661.32160.72651442.37105.0166.69安徽14499.627.36561.316.757.110福建1027+4/2969.77344.97482580.8160.5358.211江西448416.19137.74225203.6960.5339.512山东375.081.32213.490.8754.413河南137+3/2272.6491.483+1/2233.1176.8280.914湖北649+2/23535.591380.453263147.571257.288.615湖南769+2/21134.98457.58448+1/2685.68282.195716广东970487.88177.79672343.53124.0463.617海南8271.0519.945445.2913.1559.618广西759+5/21857.5794.98410+3/21233.37525.1165.219四川1836+19/210327.075232.89756+2/21630.12860.8313.620重庆323819.59378.04194155.6767.315.921贵州448+26/21898.07752.42194+7/21018.9837052.322云南729+25/29795.044712.83470+3/21125.76539.031123西藏191835.04376.258245.6517.570.424陕西312+6/2650.16217.22134+1/2190.1168.7728.725甘肃195+10/2900.9370.4385+2/2369.24164.3134.8158 26青海170+8/21547.91554.6296+2/2508.28206.42227宁夏10+1/2145.8458.94542.8919.5229.428新疆4951567.05682.8121317.0759.9910.3合计11653+27/240179.5175346053+4/213098525924.2注：表中的数值统计范围为理论蕴藏量1万kW及以上河流和这些河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，不含港澳台地区。4．水电大型基地我国水电开发规划50年来，先后由12个大水电基地，发展到13个，最近又提出15个大型水电基地，特别是近几年对雅鲁藏布江和怒江的开发规划工作，加快了步伐。除15个大型水电基地外，各省（县市）内河流的大中型水电以及分布于全国的小型水电的开发势头强劲。据2006年末统计，全国已建成的水电站6075座，其中大型的249座，装机容量12785万kW；正在建设或已进行筹建的水电站装机容量有18000万kW以上；正在进行预可行性研究或可行性研究报告的待建大中型水电站装机容量有1.5亿kW以上。以上已建、在建和待建的水电站装机容量已接近4亿kW。此外，尚有相当数量的中型水电站和已有规划和选点的抽水蓄能电站，可以说，全国可开发的水能资源的依据是可靠的。在新近全国水能资源复查的基础上，根据对15个大型水电基地和15个大型基地以外的水电站的统计，进一步对全国水电资源的技术可开发量的总规模进行核实。表1：　　我国15个大型水电基地水能资源规模序号水电基地名称水电某地范围1黄河上游龙羊峡－青铜峡以及龙羊峡以上干流河段2长江上游宜宾－宜昌河段以及清江干流河段(括号内为清江)3澜沧江云南境内澜沧江干流中下游河段4金沙江云、贵、川境内石鼓－宜宾金沙江干流中下游河段5雅砻江雅砻江两河口江口干流中－游河段6大渡河大渡河下尔呷－铜街子干流河段7乌江乌江东风－彭水干流河段以及上游六冲河、三岔河8南盘江红水河云、贵、桂境内南盘江、红水河干流河段9黄河中游北干流陕、晋两省界河黄河北干流河段(及普豫河段)10湘西湘西沅、资、澧水及主要支流11闽、浙、赣闽、浙、赣三省主要河流12东北东北黑、吉、辽三省主要河流及国际界河158 13怒江云南省境内怒江干流中下游河段14雅鲁藏布江雅鲁藏布江干流及主要支流大型水电站15新疆新疆诸河大型水电站序号水电基地名称技术可开发规模技术可开发河段水能资源装机容量开发现状装机容量(万kW)年发电量(亿kWh)水库电站(座)开发河段长度(km)利用落差(m)河段末端年径流(m3/s)已建在建装机容量*(万kW)开发程度(%)1黄河上游261088330132317251065126648.72长江上游3319.71413.15(3)1100(280)200(315)14300(436)2816.734.83澜沧江21721098.721412001655202085539.44金沙江51402486121500157045801700335雅砻江25461147.441175019001890113044.46大渡河23401053.1227501900147046019.77乌江1061.5418.38117509601640631.559.58南盘江红水河1201.2632.21111007804210113294.29黄河中游北干流863.8257.42912008501342383.844.410湘西773.531556－－－511.156611闽、浙、赣1487.1418148－－－770.151.812东北1198.3321.154－－－562.824713怒江2132957.213560112318900014雅鲁藏布江6319.43334.6222057543450500015新疆427149.5411－－－977.5合计33581.514884.812316.0735.7*：2003年末。注：表中数值统计范围为理论蕴藏量1万kW及以上河流和这些河流上单站装机容量500kW及以上的水电站，不含港澳台地区。5．小水电资源分布我国小水电资源十分丰富，据最近水能资源的复核成果，可开发的小水电资源达1.2亿kW，居世界首位。小水电占全国技术可开发的水能资源的22.2%，比重很大。小水电资源最丰富的是西南区，可开发量4911万kW，占规划区可开发总量的49.0%。158 二、我国水电发展现状（一）水电装机情况水电是目前我国可再生能源发电技术中最为成熟、最具规模化开发条件的可再生能源。截至2009年底，全国全口径水电装机容量19679万千瓦，约占全国发电设备总容量的22.51%，净增2419万千瓦，同比增长14.01%。图1：　　1998～2009年我国水电装机情况及占发电总装机比重数据来源：国家统计局根据全国电力工业统计快报（2009年）统计，2009年，全国电源新增生产能力8970万千瓦，比上年少投产232万千瓦，仍保持较高水平。其中，水电1989万千瓦，比上年（2008年是我国投产水电机组最多的一年）少投产159万千瓦，占全部新投产机组的22.17%，比重较上年降低1.17个百分点。2009年，青海拉西瓦水电站4台机组（280万千瓦）、云南小湾水电站3台机组（210万千瓦）、四川大渡河瀑布沟水电站2台机组（110万千瓦）、贵州构皮滩水电站3台机组（180万千瓦）和贵州乌江思林水电站3台机组（78.75万千瓦）等一批大中型水电机组的相继投产，以及河北、山西、河南、湖南、广东等省份合计385万千瓦的抽水蓄能电站建成，全国新增水电装机容量保持较高规模；其中，新增抽水蓄能发电设备容量为历史最高水平。表1：　　2009年我国水电新投产重点项目项目名称发电公司所在地区台数容量(万千瓦)青海拉西瓦水电站中电投青海省4280小湾水电站华能云南省3210乌江构皮滩水电站华电贵州省3180158 四川大渡河瀑布沟水电站国电四川省2110乌江思林水电站华电贵州省378.75景洪水电站华能云南省270宝泉抽水蓄能电站新源河南省390惠州抽水蓄能电站工程新源广东省390白莲河抽水蓄能电站南网河北省260黑麋峰抽水蓄能电站中电投湖南省260西龙池抽水蓄能电站新源山西省260数据来源：国家电力监管委员会，中经网整理2009年，各省水力发电设备容量较快增长。根据全国电力工业统计快报（2009年）统计，2009年底，湖北、四川、云南水电设备容量均超过2000万千瓦，三省合计水电装机7821万千瓦，占全国水电装机容量的39.7%；1000万千瓦以上装机容量的省份有广西、贵州、湖南、广东、福建五个省区；上述8省区占全国水电装机容量的比重超过70%。表1：　　2009年全国各省市水电装机容量及其增长情况单位：万千瓦，%地区总计水电容量同比增长容量同比增长全国8740710.21967914.0北京市5921.91050.0天津市100434.01－河北省372315.917916.1山西省408213.314988.2内蒙古540710.610628.3辽宁省253814.41462.5吉林省160123.23982.3黑龙江19155.7940.2上海市1669-0.8－－江苏省56894.31183.4浙江省56426.29546.4安徽省28688.71634.0福建省300414.410963.6江西省154518.13812.7山东省60004.61060.4158 河南省46952.733511.0湖北省46216.829792.5湖南省27178.311285.9广东省65088.011017.0广西自治区25304.414755.6海南省38939.46968.3重庆市11325.544910.5四川省396913.4272922.7贵州省301913.3128735.9云南省319523.6211334.3陕西省218110.91925.6甘肃省176217.35949.2青海省106835.087548.1宁夏自治区98120.4441.5新疆自治区130920.227023.7数据来源：中国电力企业联合会，中经网整理随着我国国民经济发展对电力需求的日益加大和对供电质量要求的日益提高，抽水蓄能电站在电力系统中的作用逐步加强。截至2008年末，我国已建抽水蓄能电站18座，装机容量1091.2万千瓦。2009年，河北、山西、河南、湖南、广东等省份合计385万千瓦的抽水蓄能电站建成，新增抽水蓄能发电设备容量为历史最高水平。到2008年末，全国小水电装机约5700万千瓦，年发电量约1900亿千瓦时，担负着全国近1/2国土面积，1/3的县、1/4人口的供电任务，我国水电建设正在稳步推进。（二）水电发电情况根据国家统计局数据，2009年，全国规模以上水电厂水电发电量5544.9亿千瓦时，同比增长4.3%，增速比上年放缓15个百分点。根据全国电力工业统计快报统计，2009年，在全国全口径发电量中，水电发电量5747亿千瓦时，同比增长1.6%，比上年降低18.4个百分点；由于下半年水电生产大幅下降，导致全年水电发电量占全社会发电量的比重（15.69%）比上年同期下降了0.7个百分点。分月来看，水电发电量增速逐月放缓。一季度水电发电量增速较高，二季度有所回落，入夏以来，大部分流域来水偏枯，水电发电量增速持续下降到9月份的-3.65%，四季度下降更加明显。158 表1：　　2009年全国水电发电量及其增长情况单位：亿千瓦时，%时间当月发电量同比增长累计发电量同比增长1月28927.9289.4427.92月30730.961125.53月34822.2962244月42110.8137218.95月53820.9190619.46月5857248415.77月641.74.73127.213.18月668.033.673818.9611.819月561.1-3.654388.29.4210月436-448278.111月365-23.351965.112月360-3.655444.4注：表中水电发电量及其增速为国家统计局规模以上水电厂水电发电量数据。数据来源：国家统计局，中经网整理。2009年，湖北、四川等10个水电生产大省全口径水电发电量占全国水电发电量的85.49%，其增长对全国水电发电量、乃至全国电力供需平衡的影响非常明显。其中，福建和广东全口径水电发电量分别完成279和193亿千瓦时，同比分别下降16.0%和24.4%，福建已经连续两年水电出力下降。湖北、湖南、广西、贵州、云南的增速均大幅放缓甚至出现下降，这些省份水电增速回落直接带动全国水电发电量增速快速回落。四川、甘肃、青海水电发电量则始终保持较高增长。表2：　　2009年全国各省（市、区）水电发电量情况单位：亿千瓦时，%各省(市、区)发电量同比增长各省(市、区)发电量同比增长北京0.2364.29湖南365.0713.89河北5.15-2.65广东178.13-22.87山西19.24-9.33广西457.61-4.64内蒙古12.320.59海南12.4618.1辽宁27.8-22.48重庆120.1711.66吉林52.67.79四川955.6624.52黑龙江15.6138.63贵州400.882.55158 江苏2.03-14.35云南546.051.85浙江108.365.82西藏15.275.89安徽16.399.93陕西66.7829.04福建275.92-16.79甘肃237.1824.66江西48.58-11.87青海258.9227.52山东1.74-28.69宁夏17.37.12河南83.48-3.77新疆74.436.06湖北1169.61-2.18全国5544.94.3注：统计口径为全国规模以上水电厂水电发电量，与上文全口径统计数据不同。数据来源：国家统计局，中经网整理（三）设备利用情况根据全国电力工业统计快报（2009年）统计，2009年，全国水电设备平均利用小时3264小时，同比降低325小时（上年为提高69小时）。一季度，水电设备利用小时为601小时，比上年同期高44小时，2～4季度水电设备利用小时分别为938小时、1132小时和593小时，分别比上年同期低38小时、186小时、209小时。图1：　　2009年分月水电设备利用小时数据来源：中国电力企业联合会，中经网整理2009年，在水电发电量较多的省份中，湖北、四川、甘肃水电设备利用小时均超过4000小时，其他高于全国平均水平的省份有广西、青海、云南、贵州；福建、湖南和广东水电设备利用小时低于全国平均水平；全年下降幅度较大的省份有湖北省（-529小时）、湖南（-230小时，其中下半年为-539小时）、广西（-1270小时，基本上均是在下半年下降的）、云南（-540小时，下半年下降302小时）；下半年，大部分省区水电利用小时均不同程度下降，只有四川和甘肃有一定程度的上升。158 表1：　　2009年部分省份水电设备平均利用小时情况单位：小时地区2009年2009年上半年2009年下半年设备利用小时数比上年增加设备利用小时数比上年同期增加设备利用小时数比上年同期增加全国3264-325153961725-331福建2534-6451165-4141369-231湖北4039-5291772-192267-510湖南3063-23019063091157-539广东1945-6371010-151935-485广西3370-12702020981350-1368四川424036517021352538230贵州3316-64819452081372-857云南3887-5401404-2382483-302甘肃43711221932-982439221青海36981919921281706-109数据来源：中国电力企业联合会，中经网整理三、我国水电站建设技术水平及发展方向2007年以来，以三峡、龙滩、小湾、拉西瓦等电站为代表的一系列70万千瓦超大型混流式机组和桐柏、泰安、西龙池等多座蓄能电站30万千瓦可逆式机组的安装，已将我国的水电机组安装的规模和水平提升到空前的高度。标志着我国水电机组设计、制造、安装、运行达到世界一流水平。我国水电已步入大电站、大机组、高电压、自动化、信息化的新时代。随着一大批极具挑战性水电工程陆续开工建设和投产，我国水电建设水平快速提高，大坝建设、水电工程设计、施工、设备制造等技术居世界前列。特别是随着一批大型高坝工程的开工建设，我国高坝筑坝技术创造了多项世界第一。随着一批大型地下工程如锦屏一级、龙滩、小湾、溪洛渡等相继开工建设，我国水电超大跨度地下洞室群的勘探技术、布置技术、围岩稳定分析评估技术、施工期围岩变形监测与反馈分析技术、地下水环境与地应力耦合分析等方面居世界先进地位。我国水电开发重点主要位于西南地区，这些地区由于山高谷深，高坝大库的建设往往形成高陡边坡，需要对各种复杂地形条件高边坡进行勘测、稳定性分析和支护技术的研究。目前，我国在工程高边坡的地形地质环境、水文地质环境、地应力环境等的勘察技术、边坡稳定性分析理论和方法、边坡综合治理加固技术及其稳定性评价、边坡稳定监测及反分析理论等居世界先进水平。158 随着我国水电建设技术的不断发展，单机容量也逐渐向大型化发展。近年来一批开工建设的大型水电站单机容量达到70万千瓦，通过这些大型机组的投产应用，目前我国在超大机组应用技术研究如工程适用性、厂房及枢纽布置条件、配套机电设备选择等方面处于世界领先水平。水电水利规划研究总院等单位正在进行100万千瓦级水轮发电机组工程总体技术研究。水电技术朝着两个相反的方向发展。一是朝着大机组的方向发展。二是朝着适合于农村应用的小水电技术发展。大机组的方向。依托我国的大工程大项目，从近期各水电企业招投标机组的容量可以看出，大工程大项目对水电技术的促进和带动作用。三峡工程充分发挥国家重大工程对技术创新的带动作用，坚持以自主创新提升我国水电产业整体技术水平，通过引进、消化吸收、再创新，在短短7年左右的时间里，取得了一大批自主知识产权成果，实现了从生产32万千瓦机组的技术水平，到70万千瓦机组的重大突破，使我国水电设备制造业一举跨越与国外30年的差距。国产三峡机组达到了国际同等水平，自主研制的840mva水轮发电机全空冷技术达到了国际先进水平。“三峡模式”以重点工程带动自主创新，是国内自主创新的新标志。在大型水轮发电机核心技术研发方面，哈电和东电建有3000吨、1000吨推力轴承实验台，蒸发冷却实验台和绝缘技术实验台。90年代初开始研究开发用于推力轴承的弹性金属塑料瓦，在大型水轮发电机上得到广泛的应用；在55万千瓦水能发电机全空冷技术的基础上开发了70万千瓦全空冷新产品，应用此项成果正在制造三峡、龙滩、拉西瓦和小湾机组；近几年来，采用具有自主知识产权新技术－－蒸发冷却，应用到水轮发电机上，不仅能够突破空冷发电机设计制造的极限容量，还能克服水内冷的不足之处，目前这项技术已成功用于李家峡40万千瓦机组，正在进行三峡70万千瓦机组应用蒸发冷却技术的研制工作，还将规划研究应用到100万千瓦级的特大型水电机组上。小水电技术应用。小水电从容量角度来说处于所有水电站的末端，它一般是指容量5万千瓦以下的水电站。由于小水电站投资小、风险低、效益稳、运营成本比较低，尤其是近年来，由于全国性缺电严重，民企投资小水电如雨后春笋，悄然兴起。世界小水电在整个水电的比重大体在5%～6%。中国可开发小水电资源如以原统计数7000万kW计，占世界一半左右。根据规划，在2020年前，中国将投产的单机容量在70万～80万千瓦的混流机组约有150台，单机容量在30万～40万千瓦的抽水蓄能机组约有150台，单机容量在3万～6万千瓦的大型贯流机组约有150台。由此可见中国水电建设和发展已进入“黄金时代”，从规划投产机组可以看出小水电的发展欣欣向荣。中国水电设备自主研发能力不断提升，整体实力有所增强，已初步形成基本构成比较完整的、居世界前列的水电设备制造体系。国内水电设备生产企业结合三峡工程的建设实践，破解技术难点，进一步提高大型水电设备的国产化水平。与此同时小水电设备制造业受益于新农村建设进程加快，根据规划“十一五”期间，全国将建设400个水电农村电气化县，进一步扩大小水电代燃料生态保护工程建设和实施范围。继续实施农村电网建设与改造，提高供电能力和供电质量。158 四、我国水电发展预测2010年仍将是水电投产高峰期，全年将有一批大中型水电机组（包括抽水蓄能）集中投产，主要有山西西龙池抽水蓄能电站（4×30万千瓦）最后3台、河南宝泉抽水蓄能电站（4×30万千瓦）最后2台、云南景洪电站最后2台机组（2×35万千瓦）以及湖南黑麋峰抽水蓄能电站（总容量90万千瓦）、四川瀑布沟电站（55万千瓦）、贵州乌江思林电站4台机组（4×25万千瓦）、贵州乌江构皮滩电站3台（3×60万千瓦）、贵州董箐电站3台（3×22万千瓦）、云南小湾电站2台（2×70万千瓦）、青海拉西瓦电站（6×70万千瓦）首批3台机组。这些水电机组的建成投产，除了进一步提高水电比重外，还将实现电网削峰填谷、承担西电东送等任务发挥重要作用。根据当前建设规模，预计到2010年全国水电装机容量将超过2亿千瓦，2010～2020年期间，新增大中型水电装机容量仍在1.1亿千瓦左右，小型和微型水电仍可维持每年200万千瓦的开发速度，到2020年全国水电装机容量可达3.2亿千瓦，届时的开发率将达到58%以上。到2030年，水电资源容量开发率接近极限水平（70%），总装机容量为3.8亿千瓦。图1：　　我国水电装机规模预测数据来源：中经网相关资料整理五、国际水电开发利用现状和发展趋势2009年，世界水电消费总量为3271.6万亿瓦时（Terawatt-hours），比2008年增长1.5%。158 图1：　　1965～2009年世界水电消费量变化情况数据来源：BP能源统计2010，中经网整理2009年，水电在世界一次能源消费中所占比重为6.63%，比2008年提高了0.17个百分点。图2：　　2009年水电占世界一次能源消费比重数据来源：BP能源统计2010，中经网整理2009年，亚太国家水电消费比2008年增长了3.1%，虽仍保持了较高的增长水平，但增速比2008年大幅下降了7.1个百分点。总体来看，全球各地区水电消费量相对均衡，变动不大。158 表1：　　2000～2009世界主要地区水电消费量单位：万亿瓦时，%20002005200620072008200909/08增长占世界比重北美668.4663.5676.9646.4705.9699.7-0.621.4中南美551.4622.6654.2673.9682.2700.22.921.4欧洲和欧亚地区833.7796.8782.5792.3800.1804.20.824.6中东8.118.123.722.612.410.8-12.50.3非洲75.090.593.698.698.897.2-1.33.0亚太地区515.6718.7793.1843.4933.1959.63.129.3世界2652.12910.13024.13077.33232.43271.61.5100.0数据来源：BP能源统计2010，中经网整理从主要国家看，水电消费比较集中。2009年，世界水电消费量前十位的国家排名没有发生变化，其中，前5位国家占世界水电消费的比重达到56.7%，比2008年提高了1.4个百分点。中国是世界水电消费量最大的国家，2009年水电消费占全世界比重为18.8%；加拿大列第二位，水电消费占全世界比重为12.2%；巴西以12.0%列第三位。表2：　　2000～2009年世界水电消费主要国家情况单位：万亿瓦时，%20002005200620072008200909/08增长占世界比重中国222.5397.0435.8485.3585.2615.65.518.8加拿大356.9362.8354.6369.5410.3398.5-2.612.2巴西304.5337.5348.8374.0369.6391.06.112.0美国278.4273.1292.2250.0257.4274.97.18.4俄罗斯165.3174.9175.2178.5166.4175.85.95.4挪威142.2136.6119.8135.3140.5127.1-9.33.9印度77.097.4112.4122.4115.0106.2-7.43.2委内瑞拉62.977.981.683.286.886.0-0.72.6日本81.876.386.774.674.473.8-0.52.3瑞典78.672.861.766.269.165.9-4.42.0数据来源：BP能源统计2010，中经网整理158 虽然水电是清洁能源，但经历了20世纪的快速发展后。由于大型水电工程对土壤、流水、植被、生物、气候及人类活动的影响，以及缺少必要的、与整个流域的环境相协调的保护措施，因此越来越多的、尤其是以一些环境保护组织为代表的人士认为，目前世界上一些大型水电工程几乎都不能与环境相协调，几乎所有的大水电都不能够是适用于社会可持续发展的能源。一些国家制定了非常严格的许可证颁布发条件，使得批准一个大型水电项目比核电还难，甚至是不可能。进入21世纪以来，世界水电的发展主要来自中国以及第三世界国家的建设利用规模扩张。而部分国家已经不将大水电列为需要发展的清洁可再生能源，纷纷将水力发电重点转向小水电的开发。158 第四章　　太阳能市场分析与预测一、我国太阳能资源情况分析（一）太阳能资源储量根据1971～2000年的近30年平均，年单位面积上我国太阳辐照总量约在1050～2450kWh/m2之间，大于1050kWh/m2的地区占国土面积的96%以上。与欧洲相比，我国全部地区是太阳能资源可利用区，每年太阳辐射到我国960万km2的土地上的能量，相当于17000亿t标准煤。因此，我国太阳能资源的总量十分丰富，具有利用太阳能的良好资源条件。如果按照40%的屋顶面积和2%的戈壁和荒漠地区面积可以利用，总计有2.4万km2可用于安装各类太阳能利用系统，其中太阳能热水系统20亿m2，按利用我国戈壁和荒漠面积2%的比例计算，太阳能发电的可利用资源潜力就可达22亿kW，其中热利用可以替代煤炭约3.2亿吨标准煤，相当于目前我国能源消费量的1/8，以及年发电量可以达到2.9万亿kWh。（二）太阳能资源的基本特征我国太阳能资源特征主要由地理纬度、地形和大气环流条件所决定，具有明显的地域特色。1．纬度和季节影响特点纬度对总辐射分布的影响主要反映在我国东部地区（105°E以东），其主要表现是年总辐照量等值线走向的纬向趋势。这是总辐射分布的总背景，体现了天文因子（天文辐射）对总辐射形成的主导作用。随着季节的改变，纬度影响程度可因天文因素和大气环流因素作用对比发生改变而有所变化。一般具有随纬度增加年总辐照量有变差的趋势。在西部地区，总辐射分布的纬向特点可因地形条件的重大影响而被掩盖，这在新疆北部有所体现。2．地形影响特点158 地形对总辐射分布的影响主要通过海拔高度差异表现出来。青藏高原平均海拔高度在4000m以上，其对太阳总辐射分布影响最突出。由太阳总辐射分布图看，在青藏高原地区为明显的高值中心。这主要是海拔高度高所造成的大气对太阳辐射的吸收、散射过程减弱的结果。天山、祁连山等高大山系的辐射状况应与高原相似，在青藏高原东部边缘，由于海拔高度的急剧变化，出现总辐射等值线密集现象。四川盆地封闭的地形条件，形成了总辐射的低中心。青藏高原和四川盆地在反映地形对辐射分布影响方面是比较典型的。至于其他地区地形影响，则因山体高度较低或山体水平伸延尺度相对较小等缘故，表现较不明显。3．大气环流影响特点大气环流对总辐射分布的影响主要通过云状况演变反映出来。实际总辐射分布是纬度、地形和大气环流条件综合影响的结果。由于前两者的影响相对比较固定，唯有大气环流条件影响的变异性最大。长江中下游及其以南地区的副热带高压以及华北雨带对夏季总辐射反映最明显。雨季对青藏高原总辐射的影响也很突出。大气环流条件对各地总辐射年变化的影响也较大，它主要造成某些地区总辐射最大值、最小值出现月份的位移。（三）太阳能资源区划为了便于太阳能资源的开发与利用，按年太阳总辐照量空间分布，我国对太阳能资源可以划分为四个区域。表1：　　我国太阳能资源区划名称符号指标kWh/(m2·a)占国土面积地区极丰富带Ⅰ≥175017.4%西藏大部分、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部很丰富带Ⅱ1400～175042.7%新疆大部、青海和甘肃东部、宁夏、陕西、山西、河北、山东东北部、内蒙古东部、东北西南部、云南、四川西部丰富带Ⅲ1050～140036.3%黑龙江、吉林、辽宁、安徽、江西、陕西南部、内蒙古东北部、河南、山东、江苏、浙江、湖北、湖南、福建、广东、广西、海南东部、四川、贵州、西藏东南角、台湾一般带Ⅳ＜10503.6%四川中部、贵州北部、湖南西北部数据来源：中经网根据资料整理I．太阳能资源极丰富带的地区西藏大部、新疆南部以及青海、甘肃和内蒙古的西部。这些地区的年太阳辐照量超过1750kWh/（m2·a），而且月际最大与最小可利用日数的比值较小，年变化较稳定，是太阳能资源利用条件最佳的地区。Ⅱ．太阳能资源很丰富带158 新疆北部、东北地区及内蒙古东部、华北及江苏北部、黄土高原、青海和甘肃东部、四川西部至横断山区以及福建、广东沿海一带和海南岛。该区仅次于资源最丰富带，年太阳辐照量为1400～1750kWh/（m2·a）。本区可利用时数的年变化还比较稳定，但在横断山区及东南沿海区，最大与最小值可利用日数之比值已大于2.0，不利于太阳能利用的季节明显地增加了。Ⅲ．太阳能资源丰富带太阳能资源丰富带的年太阳辐照量为1050～1400kWh/（m2·a），它主要分布在我国东南丘陵区、汉水流域以及四川、贵州、广西西部等地区。在这个区域中，月际最大与最小可利用日数之比值均大于2.0，也就是说，一年中可利用日数出现了明显的年变化，而且其中最小值出现的季节已不利于太阳能的利用。Ⅳ．太阳能资源一般带川黔区为太阳能资源一般带，此区年太阳辐照量不足1050kWh/（m2·a），是我国太阳辐射资源最小的地区。在此区域中的重庆、冬季日照时数大于6h的天数仅为1～2d，除夏季七、八两个月日照时数大于6h的天数平均为18d外，其余月份均小于9d。1971～2000年的30年平均，太阳年总辐照量约在1050～2450kWh/（m2·a）之间，不小于1050kWh/（m2·a）的地区（I、Ⅱ与Ⅲ带），我国太阳能资源的丰富地区共约占国土面积的96%以上。二、光伏发电市场分析与预测（一）光伏发电发展现状1971年中国首次成功地将太阳电池应用于东方红二号卫星上。1973年开始将太阳电池用于地面。由于价格高，地面光伏市场发展缓慢，仅用于小功率电源系统，如航标灯、铁路信号系统、高山气象站仪器、电围栏、黑光灯、直流日光灯等，功率一般在几瓦到几十瓦之间。国家在“六五”和“七五”期间对光伏应用示范项目开始给予支持，使光伏系统在工业和农村应用中得到发展，应用领域包括微波中继站、通信、水闸、石油管道阴极保护、农村载波电话、小型户用系统和村落供电系统等。2001年以前光伏应用基本维持在世界市场的1%份额。2002年，原国家计委启动了“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏或小风电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙、陕西和四川）700多个无电乡政府所在村镇的用电问题，光伏用量达到15.3MWp。自2002年起，先后启动了“光明工程”、“GEF/世行REDP”项目，中荷合作“丝绸之路”等项目，使光伏发电系统在解决西部边远无电地区农牧民生活用电问题发挥了作用。2002～2003年的“送电到乡”158 工程，使光伏市场有所突增，但2004～2005年又回落到年安装量约5MWp的水平。2006年实施《可再生能源法》后对光伏市场有一定积极刺激作用，但由于造价仍然偏高，国内光伏发电市场发展依然缓慢。2009年，我国累计太阳光伏发电30.5万千瓦，当年新增装机实现翻番式增长。图1：　　1976年以来我国光伏系统装机容量的发展数据来源：EPIA，中经网整理（二）光伏系统的应用分类我国光伏发电产品的市场应用还很少，主要用于解决偏远地区无电人口和特殊行业用电问题。2002～2004年，国家组织实施了“送电到乡”工程，中央和地方财政共安排47亿元的资金，在内蒙古、青海、新疆、四川、西藏和陕西等12个省（市、区）的1065个乡镇，建设了一批独立的光伏、风光互补、小水电等新能源电站，其中光伏电站占大部分，应用了1.7万千瓦的光伏电池，促进了国内光伏产业的兴起。近几年，各地结合城镇和新农村建设，太阳能路灯产品得到广泛应用，北京、深圳等部分城市安装了一些屋顶并网光伏发电设施，许多地区信号灯、草坪灯、景观灯、通讯中继站大量采用光伏电池供电，进一步推动了光伏产品的应用。1．通信和工业应用通信和工业应用包括微波中继站，光缆通信系统，无线寻呼台站，卫星通信和卫星电视接收系统，农村程控电话系统，部队通信系统，铁路和公路信号系统，灯塔和航标灯电源，气象和水文观测站电源系统，水闸阴极保护和石油管道阴极保护等。2．农村和边远地区应用农村和边远地区应用包括独立光伏电站（村庄供电系统），小型风光互补发电系统，太阳能光伏户用系统，太阳能照明灯，太阳能光伏水泵，农村社团（学校、医院、饭馆、旅社、商店）等的光伏照明和电源等。158 3．光伏并网发电系统光伏并网发电系统包括建筑集成光伏并网发电系统（BIPV），地面并网光伏发电系统（电站）。4．太阳能光伏照明太阳能光伏照明包括太阳能路灯、庭院灯、草坪灯，太阳能景观照明，太阳能标牌、信号指示、广告照明等。5．太阳能商品及其它这类应用包括太阳能喷泉；太阳能钟，太阳帽，太阳能充电器，太阳能手表、太阳能计算器，太阳能汽车换气扇，太阳能电动汽车，太阳能游艇，太阳能玩具等。中国光伏应用仍然是独立系统为主，并网光伏发电应用比例还很小。对比之下，欧洲在2006、2007两年中，当年并网光伏系统的比例达到99%；就全球来讲，截至2007年末，世界光伏系统累计装机约12GW，其中并网光伏发电约10GW，占总市场份额的83%。中国并网发电比例非常低说明中国光伏应用还处在十分初期的阶段，还需要从科学发展观的高度提高对并网光伏发电的战略意义及重要性的认识，认真贯彻“依法治国”和“依法施政”方针，尽快实施《可再生能源法》的核心条款“上网电价法”，加快并网光伏发电的发展步伐。表1：　　2007年中国光伏系统安装量及市场份额单位：MWp，%应用领域安装量市场份额农村电气化(包括农村道路照明)942通信和工业应用330光伏产品(路灯、草坪灯、城市景观、LED照明、交通信号等)622并网光伏发电非聚光1.76低倍聚光(内蒙古＋上海)0.3合计20100数据来源：中经网根据相关资料整理（三）光伏产品制造进入21世纪，在国际光伏市场和《可再生能源法》的推动下，我国光伏产业进入快速发展期，并以超常速度发展，形成了一个包括多晶硅原材料、光伏电池及组件生产、光伏生产专用设备及专用检测设备制造等比较完整的产业链。158 表1：　　2009年中国光伏产业发展情况产量/安装量单位2007年2008年2009年多晶硅吨1130472917000太阳电池MWp108826344000光伏组件MWp17173500＞4000安装容量MWp2040.3160数据来源：中经网根据相关资料整理作为半导体和光伏产业的主要原料，多晶硅过去一直处于短缺，但2009年转至供过于求的状态。2005年，我国多晶硅产量仅有30吨，2008年增长到6000吨以上，之后洛阳中硅、新光硅业、徐州中能等多家企业1000吨级多晶硅生产线陆续投入生产，带来了多晶硅产能的爆发式增长。但与此同时，受金融危机影响，欧洲等国家光伏发电建设放缓，导致行业景气下降，多晶硅市场出现供过于求的局面。根据Solarbuzz的统计，截至2009年底，全球七大多晶硅厂商的产能已达到11.45万吨，同时中国国内已有产能达到4.4万吨，在建的有6万吨，共有10.4万吨。按照Isuppli估计的全年13.6GW的装机量，考虑库存以及在装电池的影响，全年光伏电池需求量在16GW左右，假设其中80%为晶体硅电池，按7.5g/w计算，共需多晶硅9.6万吨，全球总产能仍然过剩。考虑到各厂商的产能利用率以及电池制造过程的硅料损耗，按8g/w计算，2010年供给仍然大于需求。从国内情况来看，2010年多晶硅供求趋于平衡，2011年可能会出现供过于求的局面。2010年，我国多晶硅产量预计可达到45000吨，太阳能电池产量预计5120MW，需多晶硅40960吨，半导体需多晶硅约4000吨左右，半导体和太阳能电池共需多晶硅44960吨，多晶硅供需基本平衡。表2：　　我国主要多晶硅企业产能和产量统计单位：吨公司名称规划规模已建规模在建规模2009产能E2009产量E2010产能E2010产量E2011产能E2011产量E2012产能E2012产量E东汽峨半5200220015002200650220020003700250037003000新光硅业1160116001160950116010001160105011601100洛阳中硅50003000200030002000500045005000450050004500徐州中能90005000400072004000900082009000850090008500永祥多晶1000010003000100070010009004000130040003000深圳南玻5000150001500350150012001500130015001300宁夏阳光4500150001500300150012001500130015001300158 江苏顺大3000150015001500700300013003000200030002500重庆大全93003300600033002200330028003300300033003000亚洲硅业6000100010001000400200013002000160020001800江西赛维21000650010000650040017000600017000150001700015000雅安永旺30006000600600600650600650600650通能硅材95005000500200500400350080035002000合晶科技1800300150030030018005001800130018001500神舟硅业4500150030001500200450013004500300045004000天威四川300030000300050300015003000240030002600四川瑞能600030003000300080600018006000450060005000林州中升30003000030008030008003000180030002500特变电工120001500015008015007001500120015001300朝歌日光1000030020003008023005002300160023002000陕西天宏37501250250012503037506003750160037503000乐电天威300030000300050300010003000220030002600南京大陆18000025000025003002500120025002000国电科技5000025000025001502500100025002000潞安高纯硅5000025000025001502500110025002000中彩科技6000020000020003002000100020001900鄂尔多斯6000030000030002003000120030002000盾安环境6000030000000300020030002000六九硅业18000030000030003003000150030002500世纪新源6000020000020003002000100020001800中宁硅业450001500001500100150060015001200数据来源：渤海证券研究所，中经网整理2009年9月，《国务院转发发改委等部门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的若干意见》中将多晶硅定义为潜在产能过剩行业。2010年3月底，工信部原材料司向地方政府部门提出了2010年需要淘汰的任务总量，其中要求，到2011年前，要淘汰综合电耗大于200千瓦时/千克的多晶硅产能。随着《多晶硅行业准入标准》预计在2010年内出台，国内小型多晶硅厂最终都将趋于消亡，多晶硅行业将迎来整合潮。158 （四）光伏建筑一体化光伏建筑一体化（BIPV，BuildingIntegratedPhotovoltaics），是指通过建筑物，主要是屋顶和墙壁与光伏发电集成起来，使建筑物自身利用太阳能生产电能，满足自身的用电需求，如果并网的话，多余的电能还可以向电网输送。在低碳环保的概念日益深入人心，传统石化能源逐渐枯竭的背景下，BIPV方式很可能成为未来建筑的一个主要发展方向。BIPV方式与传统的太阳能利用方式相比具有很多优势：第一，光伏与建筑一体化BIPV使建材成本的一部分变成了光伏电池的组成部分，节省了光伏电池的生产成本。如传统玻璃幕墙作为光伏电池的构成部分，节省了再购买光伏电池的封装材料的成本。第二，能够更加有效地利用阳光照射的空间，BIPV方式无需而外的利用土地等其他资源，大大降低了成本。第三，BIPV方式一般是首先满足建筑物自身的使用，即可原地发电原地用电，不需要通过电网传输，一方面减少了传输过程中的损耗。第四，夏季一般是用电高峰，而夏季也是太阳辐射最强的季节，此时的BIPV系统正好可以吸收强烈的太阳辐射，将其转换成制冷设备所需的电能，从而缓解电力需求高峰时期的供需矛盾，具有极大的社会效益。随着BIPV成本的不断降低，技术逐渐成熟，人类的建筑物都可以结合BIPV方式，那时光伏发电会迎来巨大的市场需求。中短期看，国内按照去年出台的《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，有关专家预测政府首批将支持约100兆瓦的太阳能光伏建筑一体化示范项目。而《关于实施金太阳示范工程的通知》则通过财政补贴、科技支持和市场拉动的方式，计划在2～3年内支持500兆瓦～640兆瓦的光伏发电示范项目，预计补贴总额在110亿～140亿元左右。两个示范工程合计约产生600兆瓦～740兆瓦的光伏建筑组件市场需求。（五）我国光伏发电发展前景展望及预测为发挥西部地区太阳能资源优势，推动光伏发电技术进步和产业发展，积累大型光伏电站建设和管理经验，2010年6月22日国家能源局启动了国家第二批光伏电站特许权项目招标工作。本次招标总建设规模为28万千瓦，包括陕西榆林靖边县，青海共和县、河南县，甘肃白银市、金昌市、武威市，内蒙古阿拉善盟、包头市、巴彦淖尔市，宁夏青铜峡市，新疆哈密市、吐鲁番市、和田市6个省（区）13个项目。项目通过公开招标选择投资企业，采用特许权方式建设管理，特许经营期25年。国家第二批光伏电站特许权项目招标和建设，将进一步加快我国光伏电站建设进程，国内光伏电站的建设由此开始大规模启动。158 表1：　　国家第二批光伏电站特许权项目招标情况省份地址规模(MWp)内容及时间内蒙古阿拉善20设计、投资、建设、运营、维护、拆除一个相应规模的光伏电站。投标文件递交的截止时间为2010年8月10日，8月底前公布中标情况。包头20巴彦淖尔20甘肃白银20金昌20武威20新疆哈密20吐鲁番20和田20青海共和30河南20宁夏青铜峡30陕西榆林靖边20合计280数据来源：中经网根据相关资料整理虽然我国光伏产品生产已经形成了比较完整的产业链，但光伏市场主要在国外，需要进一步延伸产业链，通过国内市场完善产业体系，进一步通过国内企业的技术研发能力和设备制造水平，积极培育出世界一流的光伏生产及设备制造企业。据欧洲光伏产业协会（EPIA）报告预测，由于中国具有巨大的可再生能源发展潜力，且政府对新能源的支持力度不断加强，中国光伏市场将保持快速发展，并将在2013年除欧洲和美国以外的全球最主要的光伏市场。158 图1：　　2010～2014年中国光伏市场发展展望数据来源：EPIA，中经网整理目前国内光伏发电市场迟迟不能启动，主要原因在于光伏发电的成本太高。目前，我国光伏发电成本为1.3元/度～2.0元/度，仍远高于普通火电平均不到0.30元/度左右的发电成本，“太阳能屋顶”政策实施补贴后，光伏发电离传统火电成本更为接近了，但仍有一些差距。要达到快速发展的目标，光伏发电首要解决的是平价上网的问题。随着光伏发电安装规模扩大和行业技术进步，光伏发电的成本也将逐步降低，平价上网的目标有望在5～10年内实现。三、光热发电市场分析与预测太阳能光热发电的原理是采用“光－热－电”的转换方式，成千上万的定日镜把太阳光反射到位于太阳塔顶的吸热器表面，形成800摄氏度以上的高温；通过传热介质产生500摄氏度以上的蒸汽，推动蒸汽轮机发电。2010年年底，位于延庆县八达岭镇的太阳能热发电示范电站将实现并网发电。该电站是亚洲第一座塔式太阳能热发电站，电站建成后，每年的发电量将达到270万度，相当于1100余吨标准煤产生的电量，可减排二氧化碳2300余吨、二氧化硫21吨、氮氧化合物35吨。该电站的发电设施占地约200亩，电站的标志性构筑物是一座100米高的太阳塔。据悉，这座太阳能吸热塔是北京地区长城外最高的建筑物，建筑风格与八达岭景区的风貌浑然一体，设计理念融入中国传统文化和长城文化特点，今后不仅可承担发电任务，还可成为观光景点。八达岭太阳能热发电技术及系统示范项目是国家科技部“十一五”158 863重点项目，由科技部、北京市科委和中国科学院共同支持。该项目的主要目标是研究太阳能塔式热发电关键技术，并建立太阳能热发电实验系统和实验平台，探索高效能、大规模、低成本商业化电站的技术途径，为我国太阳能热发电技术的研究和发展奠定基础。太阳能光热发电最大的优势就是清洁与低成本，规模越大，成本越低。美国能源部制定出的目标，是将太阳能光热发电成本由目前的平均14美分/千瓦时下降到2015年的8美分～10美分/千瓦时。预计我国光热发电的上网电价2015年可到1.4元/千瓦时～1.6元/千瓦时，2020年可以到0.6元/千瓦时～0.8元/千瓦时。太阳能光伏和光热都是太阳能发电的技术形式，每个国家根据自己的资源条件和战略需求进行侧重发展。例如，德国、日本是光伏的主要市场，西班牙和美国等太阳能热发电装机比较多。美国能源资料协会2008年3月调查数据显示，在美国的发电总量中，光热的比例为0.01%，几乎是光伏的5倍。2009年7月启动的“欧洲沙漠行动”，多个欧洲财团和企业，计划在未来10年内投资4000亿欧元在中东及北非地区建立一系列并网的太阳能光热发电站，以满足欧洲15%的电力需求以及电站所在地的部分电力需求。太阳能光热发电的核心技术由国内企业掌控。早在2001年，皇明公司就自行开发此项技术，如今光热发电所需的核心部件，如定日镜、槽式镀膜钢管、槽式聚光器均可自行生产，且水平较为先进。除在北京延庆建有太阳能光热电站外，目前皇明还在德州太阳谷投建了一个两兆瓦规模的太阳能费涅尔式热发电项目，预计2010年9月建设完成。由于光热发电的技术、原料均是自主研发，未来太阳能光热发电在我国的发展速度、规模和环保方面有望与光伏媲美。四、聚光光伏发电市场分析与展望光伏发电经历了第一代晶硅电池和第二代薄膜电池，目前产业化进程正逐渐转向高效的聚光光伏发电系统（CPV）。与前两代电池相比，CPV采用多结的III-V族化合物电池，具有大光谱吸收、高转换效率等优点；而且所需的电池面积不大，以相对廉价的聚光器件替代昂贵的半导体材料，在大规模应用于发电时可有效降低成本、降低生产能耗。聚光光伏发电系统是利用光学系统将太阳能汇聚在太阳能电池芯片上，利用光伏效应把光能转化为电能的发电技术。CPV发电技术分为透射式与反射式两种。透射式CPV发电系统的聚光模组主要采用菲涅尔透镜聚焦方式，反射式CPV模组主要采用回转二次反射曲面聚焦方式，聚焦后的光线经过二次匀光处理照射在高效太阳电池芯片上实现系统光电转换效率最大化。158 CPV系统具有转换率优势和耐高温性能。硅电池的理论转换效率大概为23%，单结的砷化镓电池理论转换效率可达27%，多结的III-V族电池对光谱进行了更全面的吸收，其理论转换率可超过50%。即使考虑到聚光和追踪所产生的误差损失，目前的CPV系统转换效率可达25%，高于目前市售晶硅电池17%左右的转换效率。此外，GaAs系电池的高温衰减性能强于硅系电池，更适合应用于日照强烈的荒漠地区。CPV系统的生产过程更加节能环保。聚光倍数越大，所需的光伏电池面积越小，对于高达几百倍的HCPV系统来说，硬币大小的转换电池就可转换碗口面积的光能。在节省半导体材料用量的同时，降低了太阳能发电系统的生产成本和能耗，使得CPV具有更短的能量回收期。CPV发电渐具成本优势，更具成本下降潜力。随着CPV技术的更加成熟以及生产规模的进一步扩大，普遍预计2010年内即可实现较低的平准化电力成本（LCOE），低于晶硅和薄膜电池。而未来，若对光伏发电设备的生产环节征收碳排放税，CPV的投资回收期仅会延长1～2个月，晶硅和薄膜电池均会延长1年以上，届时CPV的相对成本优势将更加明显。CPV由于系统的复杂性，较适用于大型的光伏发电电站，可采用统一的追日控制方式和冷却系统。而晶硅和薄膜电池更适用于较小型的家用和商用发电系统，长期来看，CPV并不会完全取代晶硅和薄膜电池的市场，正如薄膜电池不会完全取代晶硅电池一样。目前全球的CPV装机不到200MW，预计今后几年内，随着技术优势和成本优势的体现，市场规模将有爆发式的增长，未来10年年均增速预计在40%以上。到2020年行业总产值可达500亿元左右。我国目前仅有少量示范电站，未来随着光伏装机容量的提升，CPV的市场也将逐渐打开。在聚光光伏系统开发方面，我国已经取得一定成绩。天津大学化工学院教授王一平及其团队已经研制出具有自主知识产权的聚光光伏太阳能技术，此项技术与常规平板太阳电池组件相比，发电量提高40%，组件成本降低40%，系统的发电成本可降低60%以上。五、世界太阳能市场分析与预测（一）全球太阳能资源量太阳每年辐射到地球表面的能量为50×1018kJ，相当于目前全世界能量消费的1.3万倍。就全球而言，美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大，为世界太阳能资源最丰富地区。世界国家和地区的太阳能资源储备量见下表。表1：　　全球部分国家、地区太阳能资源量国家/地区太阳能资源程度预测的总能源利用量(MTOE)1985200020102020加拿大低200230250280美国中/高1800206022502400西北欧低600685750800西南欧中450515565600158 东欧中/低400500580700前苏联中/低1200150017402000中东高150225295375北非高70105135175中美中/高150225295375南美北部中175260340440南美南部中/高120180235300巴西中125185240310澳大利亚新西兰高60707590东南亚+大洋洲中150225295375日本+亚洲中/低450515565700中国+朝鲜中750111514501875印巴地区高4005957751000南非高50556080中非中100150195250世界总计740093951109013125数据来源：中经网根据相关资料整理（二）光伏市场发展现状及趋势预测全球光伏发电装机在过去十年间取得了快速的发展，2003年当年新增装机不足1GW，即便是受到金融危机的影响，2009年全球当年新增装机也达到了7.2GW。图1：　　2000～2009年全球光伏装机情况158 数据来源：EPIA，中经网整理欧洲仍然是光伏市场的领导者，截至2009年末光伏装机达到15.9GW，累计装机占全球光伏装机近70%，当年新增装机占全球新增装机的比重高达77.8%。日本（2.6GW）和美国（1.6GW）尾随其后，分别占全球累计光伏装机的11.5%和7.2%，占比均比2008年有所下降。表1：　　2000～2009年全球主要国家当年新增光伏装机情况单位：MW2000200120022003200420052006200720082009中国19304555646880100145305美国13916821227536547962483111731650日本318452637860113214221708191921492633欧洲18928642962813342341330952791033815943其他国家7638259131000104410511235142218702347合计142817622236281839395361695695501567522878数据来源：EPIA，中经网整理面对全球经济下滑，新能源投资仍然高热不退，除了有各国政府的大力支持之外，也说明新能源产业是一个具有巨大成长潜力的高收益产业，而在新能源产业中，太阳能更是当仁不让，发展势头迅猛。数据显示，2006至2008年，发展中国家新能源市场投资年均增长率为67%。自2006年以来，风险资本或创投资本在新能源领域的投资处于不断上升状态，其中有六成多投向了太阳能领域。EPIA根据全球光伏产业发展现状及各国政策，分别对一般情景下和政策驱动情景下的光伏产业发展进行了预测。在政策驱动情景下，2009年全球光伏市场将增长约6.8GW，而在一般情景下，全球光伏市场将停滞在4.6GW。在政策驱动情景下，到2013年，全球光伏市场将达到22GW，这意味着年复合增长率达到32%。而在一般情景下，年复合增长率将仅为17%。表2：　　2010～2014年全球主要国家光伏市场发展展望单位：MW国家2007200820092010E2011E2012E2013E2014E比利时一般情景1850292140160200220240政策驱动情景200220240260280158 保加利亚一般情景02715406080100政策驱动情景20100150200250捷克共和国一般情景351411900100130150175政策驱动情景1000425450475500法国一般情景1146185500540580620660政策驱动情景700860110012001300德国一般情景21136100125145165190政策驱动情景115250400450585希腊一般情景21136100125145165190政策驱动情景115250400450585意大利一般情景70338711900950100011001200政策驱动情景15001250150017502000葡萄牙一般情景1450327075808590政策驱动情景100150180220250西班牙一般情景560260569600500550605675政策驱动情景6507508209401060英国一般情景46102080150200250政策驱动情景40100200350500欧洲其他国家一般情景16924645100200300400政策驱动情景1903006509501250中国一般情景2045160160250300400600政策驱动情景6001000125018002500印度一般情景20403050100150200250政策驱动情景3005007009001500日本一般情景210230484700900100011001200政策驱动情景12001800200022002400美国一般情景2073424776001200150020003000政策驱动情景10002000300045006000世界其他国家一般情景168373447380400480590700政策驱动情景9001700245034004100合计一般情景25946090720310080852095251181513730政策驱动情景1551515405190902459529975数据来源：EPIA，中经网整理158 2009年全球光伏产业产能分布情况，因产业链的上中下游不同，以及同一行业中不同产品类型而不同。其中多晶硅电池片以及多晶硅光伏组件的50%以上的产能来自于中国大陆以及台湾地区，欧洲的多晶硅产能约占全球产能的20%，多晶硅组件产能占全球产能30%。EPIA预测2011年至2014年全球原料硅生产能力增长率可能会达到最高的30%，这是因为由于近年中下游需求的高增长，使得上游的产能相对显得不足，具有扩大产能的需求。而中下游的多晶硅以及组件的产能复合增长率，未来5年可能会维持在22%。158 第五章　　核能发电发展现状及前景一、铀资源情况分析截至2007年末，全球铀矿探明储量达546.9万吨，按2009年需求量可供人类使用80年以上。而且随着勘探力度的不断加强，天然铀的供应能力完全能够保障核电加快发展的需要。技术的不断进步也将使合成铀的经济性提高，成为天然铀矿资源的有益补充。表1：　　截至2007年末世界铀矿探明储量情况单位：tonnesU，%国家探明储量所占比重澳大利亚124300022.73哈萨克斯坦81700014.94俄罗斯5460009.98南非4350007.95加拿大4230007.73美国3420006.25巴西2780005.08纳米比亚2750005.03尼日尔2740005.01乌克兰2000003.66约旦1120002.05乌兹别克斯坦1110002.03印度730001.33中国680001.24蒙古620001.13其他2100003.84世界合计5469000100.00数据来源：WNA，中经网整理158 2009年，全球铀产量最高的国家是哈萨克斯坦、加拿大和澳大利亚，这三个国家的铀产量占全球产量的63%。预计2010年全球铀产量将达到55000tU，产量增长主要来自哈萨克斯坦和纳米比亚。表1：　　2003～2009年全球铀生产情况单位：tonnesU国家2003200420052006200720082009哈萨克斯坦33003719435752796637852113820加拿大10457115971162898629476900010173澳大利亚7572898295167593861184307982纳米比亚2036303831473067287943664626俄罗斯3150320034313262341335213564尼日尔3143328230933434315330323243乌兹别克斯坦1598201623002260232023382429美国77987810391672165414301453乌克兰800800800800846800840中国750750750750712769750南非758755674534539655563巴西310300110190299330345印度230230230177270271290捷克共和国452412408359306263258马拉维－－－－－－104罗马尼亚90909090777775巴基斯坦45454545454550法国0775458德国1047794654100世界合计35574401784171939444412824385350572数据来源：WNA，中经网整理上世纪九十年代以来，铀矿生产企业通过兼并重组等手段，集中度不断提高。2009年，十大公司占据了全球铀产量高达89%的市场份额。158 表1：　　2009年主要铀生产企业情况公司铀产量(tonnesU)市场份额(%)Areva862317Cameco800016RioTinto796316KazAtomProm743315ARMZ46249BHPBilliton29556Navoi24295UraniumOne13683Paladin12102GA/Heathgate5831其他538411合计50,572100%数据来源：WNA，中经网整理中国探明铀矿的储量虽然不高，仅有6.8万吨，占全世界储量的1.24%，在世界范围属于贫铀国。但勘探开采力度不够是主要原因，据国际原子能机构预测，中国可能的铀储量为177万吨，是世界上铀资源潜力最大的国家之一。另外，中国在加强国内资源开发的同时，积极实施“走出去”战略，已与多国正式签署多个铀矿合作项目。通过国内开采、海外开发和从国际市场直接采购等多种渠道，我国天然铀供应能力完全能够保障核电加快发展的需要。两大核工业集团正积极进行海外收购活动将有助于保障未来核电巨大增长的燃料需求。2007年以来，中广核、国核海外铀资源开发公司先后在哈萨克斯坦、约旦、尼日尔、澳大利亚等国家通过收购企业股权、成立合资公司等方式参与当地铀矿项目。二、我国核电发展现状及预测（一）核电站建设及发电情况我国核电从上世纪80年代起步，经历了上世纪80年代中期到90年代中期的起步阶段、上世纪90年代中期到2004年的小批量发展阶段，从2005年开始，我国核电进入了快速发展阶段，在《核电中长期发展规划（2005～2020）年》的指导下，我国核电发展取得了显著成绩。158 截至2009年末，国内已投入运营的核电机组共11台，装机容量908万千瓦，核电装机占全国电力总装机容量的比重为1.0%（因为2009年我国没有新投产核电机组，因此核电装机占电力装机的比重相比2008年有所下降）。2009年核电发电量692.63亿千瓦时，同比增长1.3%，占全国发电总量的1.9%。图1：　　2000～2009年我国核电发电量情况数据来源：国家统计局表1：　　截至2009年末我国已建成核电站情况单位：万千瓦核电站装机容量并网日期秦山一期301991.4大亚湾－198.41994.2大亚湾－298.41994.5秦山二－1652002.4岭澳－1992002.5秦山三－1702002.12岭澳－2992003.1秦山三－2702003.11秦山二－2652004.3田湾－11062007.5田湾－21062007.8合计906.8数据来源：中经网根据资料整理，其中，2009年我国没有新投产核电机组。158 （二）在建项目情况2009年，核电立项核准和建设速度进一步加快，全年共核准浙江三门、山东海阳、广东台山三个核电项目、6台机组，建设总规模850万千瓦。截至2009年底，全国在建施工规模20台、2179.92万千瓦，是世界上在建核电规模最大的国家。表1：　　2009年底在建核电项目项目名称所属单位所在地区台容量(万千瓦)广东台山核电项目中国广东核电集团有限公司广东省1175.00阳江核电站项目中国广东核电集团有限公司广东省2217.20福建宁德核电一期中国广东核电集团有限公司福建省2217.80辽宁红沿河核电一期中国广东核电集团有限公司辽宁省4447.52岭澳核电站二期项目中国广东核电集团有限公司广东省2217.40秦山一期扩建工程中国核工业(集团)总公司浙江省2200.00福清核电项目一期工程中国核工业(集团)总公司福建省2200.00三门核电一期工程中国核工业(集团)总公司浙江省1125.00秦山二期扩建工程中国核工业(集团)总公司浙江省2130.00山东海阳核电中电投集团公司山东省2250.00合计202179.92数据来源：国家电力监管委员会（三）核电发展前景及预测1．核电调度具有相对优势根据《节能发电调度办法（试行）》规定，核电机组在电力调度排序表中占第三位，发电上网调度顺序仅次于可再生能源，优先于燃煤燃油机组。由于风能和太阳能等可再生能源的能量密度较低，装机容量有限，目前只能作为补充电源使用。而核反应堆停堆比较复杂，按照安全规程不参与日峰谷调峰，正是最为典型的基荷电站。因此核电站最适于充当电网运行的基荷电站。根据发电负荷分配原则，核电机组除特殊情况外，按照其申报的出力过程曲线安排发电负荷。表2：　　国内发电机组调度次序1)无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；2)有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；3)核能发电机组；158 4)按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；5)天然气、煤气化发电机组；6)其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；其中：同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序；机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起的煤耗实测数值增加要做适当调整；污染物排放水平以省级环保部门最新测定的数值为准。7)燃油发电机组。资料来源：《节能发电调度办法（试行）》2．核电具有经济性和商业可行性从欧美国家各种发电方式的总成本来看，作为世界核电发电占比最高的国家，2002年法国核电的总成本为煤电的84%～70%，为天然气发电成本的105%～75%；美国2001年核电发电成本为煤电发电成本的114%，为天然气发电成本的64%。可以看到核电发电成本已经具备了与传统发电方式抗衡的能力。随着传统能源价格的高涨，核电的经济性将更加突出。核电是一种低碳的电力来源。如果取代燃煤发电设备，1吉瓦核电设备运行1年能避免排放560万吨CO2。核电厂不排放二氧化硫、氮氧化物或颗粒物等气载污染物。核电厂能够帮助减少对进口天然气的依赖。因此，核电的外部经济性也使得核电更有吸引力。表1：　　核电与燃煤发电外部性比较外部成本单位100万千瓦燃煤机组100万千瓦机组核电站周围辐射豪希/年0.0480.018采矿面积亩/年121030～42二氧化硫排放万吨/年2.60氮氧化物排放量万吨/年1.40烟灰吨/年35000二氧化碳排放万吨/年6000数据来源：中经网根据资料整理3．中国核电进入高增长期按照《国家核电中长期发展规划（2005～2020年）》，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不到2%提高到4%，核电年发电量达到2600～2800亿千瓦时。2009年以来，国家能源局官员及相关学者在不同场合表示，核电发展目标将大幅上调，2020年，核电投产装机将占总发电装机容量的5%，预计将上调至8000万千瓦。158 由于目前大多核电站都处于规划和在建过程中，预计高峰投产运营期将发生在2015年以后，届时每年平均新增装机容量将达到8～9GW。图1：　　2020年我国核电发展预测数据来源：中经网根据相关资料整理三、我国核电技术发展现状及趋势2003年以来，我国提出了统一技术路线，采用先进技术，通过消化、吸收、再创新加快核电发展的方针。目前，我国在核电自主设计、自主制造、自主建设和自主运营等方面取得了较大的发展，核电技术设备国产化能力进一步提高。我国首批三代核电AP1000自主化依托项目浙江三门核电一期工程1号、2号机组和山东海阳核电站一期工程1号机组在2009年全部开工建设。第三代核电发电设备技术AP1000取得重大进展。2010年4月，全球单机组容量最大的核电机组－－广东台山核电站一期工程2号机组核岛开工建设。该工程采用欧洲先进压水堆技术（EPR）建设2台单机175万千瓦核电机组，EPR技术属于渐进式、改进型的三代核电技术，具有先进、成熟、经济和安全的特点，和国内目前批量化建设的自主品牌CPR1000核电机组属同一系列。2号机组的核岛主设备制造和建设安全施工全部由中国企业承担。国家大型先进压水堆核电站重大专项示范工程得到实质性推进。这项工程是我国确定的16个重大科技专项之一，也是我国建设创新型国家的一项标志性工程。2009年12月17日，作为国家大型先进压水堆核电站重大专项示范工程－－CAP1400核电站的业主单位，国核示范电站有限责任公司在北京成立。158 1．二代设备国产化通过大亚湾、岭澳一、二期核电项目的建设，我国已经初步掌握了第二代及改进型核电技术并具备批量化建设百万千瓦核电站的能力。在当前开工建设的第二代核电项目，将进一步加大自主化力度和设备国产化率，在完成8～10台套百万千瓦级核电站建设时，实现从核电站设计施工、设备设计制造和运营管理等全面掌握第二代及改进型核电技术的目标，同时要积极着眼于为消化吸收第三代核电技术奠定坚实的基础。表1：　　岭澳二期关键设备国产化情况序号项目分包情况1压力容器引进2堆内构件上海第一机床厂有限公司(上海电气)3蒸汽发生器东方重机4稳压器东方锅炉(东方电气子公司)5核岛主管道四川三洲川化机核能设备制造有限公司6汽水分离再热器东方重机7蒸汽主泵东方重机8汽轮发电机组东方电气，采用“半速机”9环吊大连重工·起重集团10变压器天威保变11核一、二、三级阀门江苏神通阀门有限公司、中核苏阀阀门股份有限公司12数字化仪控系统北京和利时系统工程股份有限公司(分包)13常规岛管道沈阳东管电力物资经贸公司数据来源：中经网根据相关资料整理表2：　　红沿河项目关键设备分包情况序号项目分包情况1压力容器中国第一重型机械集团公司承制1号机组压力容器；东方电气集团承制2、3、4号机组压力容器2堆内构件上海第一机床厂有限公司(上海电气)3蒸汽发生器东方电气集团，上海电气4稳压器东方电气集团，上海电气5核岛主管道四川三洲川化机核能设备制造有限公司6核二级泵沈阳鼓风机集团7汽轮发电机组东方电气供货，采用“半速机”及“三缸方案”158 8环吊大连重工·起重集团9变压器特变电工10核一、二、三级阀门江苏神通阀门有限公司、大连大高阀门有限公司、沈阳盛世高中压阀门有限公司和中核苏阀阀门股份有限公司11数字化仪控系统北京广利核工程有限公司12常规岛管道沈阳东管电力物资经贸公司数据来源：中经网根据相关资料整理2．三代设备国产化我国引进西屋公司的AP1000技术建设浙江三门、山东海阳四台百万千瓦级核电机组。以浙江三门、山东海阳核电示范工程为依托，加快第三代核电引进技术的消化吸收。通过一批国家重点核电项目的建设，使第三代核电在我国取得技术突破，率先实现批量生产及商业化应用，逐步成为我国核电建设的主流技术。表1：　　AP1000主要设备国产化主体及国产化率主设备#1#2#3#4国内制造厂蒸汽发生器0100%100%100%哈锅，上海电气反应堆压力容器0100%100%100%一重、上海电气堆内构件0100%100%100%上海电气控制棒驱动机构00100%100%上海电气环行吊车0100%100%100%大重－大起燃料装卸料设备0100%100%100%上海电气主泵*1025%40%100%哈电机＋沈鼓(泵)其他容器和储罐100%100%100%100%一重、二重或中船重工主管道100%100%100%100%－其他核级泵100%100%100%100%航天总公司研究所爆破阀000100%－其他核级阀门00100%100%哈动力+三菱重工数据来源：中经网根据相关资料整理3．核电设备国产化主攻方向核岛主设备设计制造、铸锻件和型材等原材料、核级泵、阀、电器、仪控系统的设计与制造成为核电设备国产化的主攻方向。158 四、世界核电发展现状及预测（一）世界核电发展现状及预测世界核电发展高峰在上个世纪70～80年代，核发电量占比迅速上升。但是，1979年美国三里岛和1986年苏联切尔诺贝利两次重大核事故发生，世界各国开始重新审视核电安全性，一些国家停止建造核电站，还有国家甚至禁止发展核电，世界核电步入低谷。进入21世纪，由于核电安全技术的快速发展，高涨的天然气和煤炭价格以及严重环境污染和气候变暖现实，许多国家都将核能列入本国的中长期能源政策中。发达国家在役核电站即将寿命到期，急需建造新的机组替代，许多国家都纷纷提出了发展核电的计划或建议。连一些过去对核能持怀疑态度的欧洲国家，也开始转变观念，提出要建设核电。近年来，石油价格上涨，能源供应安全已成为国际政治、外交的热点，许多发展中国家，特别是东南亚和中东海湾国家，也为保持国家稳定、经济发展、能源长期持续稳定供应，提出了发展核电的要求。经过20年的沉寂，目前世界核电出现复苏迹象，发展核电呼声高涨。2009年，世界核电发电量占全部发电量的比例为14%。立陶宛是核电占比最高的国家，该国2009年核电提供了76.2%的发电量；法国核电占该国发电量的比重为75.2%，比2008年下降了1个百分点。核电发电量占比20%以上的国家从2008年的16个增加到2009年的18个。表1：　　2009年各国核电发电量及占该国发电总量比重单位：亿千瓦时，%国家发电量占该国电力消费比重国家发电量占该国电力消费比重美国798.720.2芬兰22.632.9法国391.775.2印度14.82.2日本263.128.9匈牙利14.343俄罗斯152.817.8保加利亚14.235.9韩国141.134.8斯洛伐克13.153.5德国127.726.1巴西12.23加拿大85.314.8南非11.64.8乌克兰77.948.6罗马尼亚10.820.6中国65.71.9墨西哥10.14.8英国62.917.9立陶宛1076.2西班牙50.617.5阿根廷7.67瑞典5034.7斯洛文尼亚5.537.9158 比利时4551.7荷兰43.7瑞士26.339.5巴基斯坦2.62.7捷克共和国25.733.8亚美尼亚2.345全球合计256014数据来源：WNA，中经网整理截至2010年6月1日，世界上有29个国家拥有运行中的核反应堆，共有439座核反应堆在运行发电。美国拥有的核电反应堆最多，有104座，其次是法国（58）、日本（55）、俄罗斯（32）、韩国（20）、英国（19）、印度（19）。表1：　　各国核反应堆数量及核电装机容量单位：座，MWe国家核反应堆数装机容量国家核反应堆数装机容量美国104101163瑞士53252法国5863236斯洛伐克41760日本5547348匈牙利41880俄罗斯3223084芬兰42696韩国2017716保加利亚21906英国1911035罗马尼亚21310印度194183阿根廷2935加拿大1812679墨西哥21310德国1720339南非21842乌克兰1513168巴西21901中国118587巴基斯坦2400瑞典109399亚美尼亚1376西班牙87448斯洛文尼亚1696比利时75943荷兰1485捷克共和国63686合计439374,690注：数据截止至2010年6月1日。数据来源：WNA，中经网整理。基于经济性与安全性的考虑，世界各国对待核电的态度不一。印度：雄心勃勃发展核电。印度2.5%的电力来自核能，它与中国和俄罗斯一起是当前新建工程的带头国家。印度将来的计划更令人注目：到2022年增长8倍，占电力供应的10%；到2052年增长70倍，占26%。158 日本：能源小国导致对核电需求增加。与中国隔海相望的日本有50多座反应堆，且计划到2020年使核能发电份额从2007年的27.5%增加到40%以上。韩国：另一个明显赞成核技术的国家。韩国有20座反应堆正在运行，另有5座在建造中。核能已经为韩国提供接近35.3%的电力。欧洲：情况不一。俄罗斯有31座运行中的反应堆，8座在建，并且有重要的扩展计划。欧洲其余部分总共有167座运行中反应堆，6座在建。但是在欧洲有一些禁止核电的国家，像奥地利、丹麦和爱尔兰；逐步淘汰核电的国家，像德国和比利时；以及发展核电的国家，像芬兰、法国、保加利亚和乌克兰。英国有19座正在运行的电厂，大部分比较老，一直是最大的犹豫不定者，直到2008年1月才决定投资者应该有在英国领土上新建核电厂的方案，而政府应该减小监管和计划风险。美国：美国有104座反应堆，提供这个国家电力的19%。奥巴马雄心勃勃的新能源政策有望为美国的核电发展提供更大的支持。截止到2010年6月1日，世界上共有47座核电反应堆在建。从地域分布来看，这些在建核反应堆主要分布在亚洲，一共有27座，占比57.4%。俄罗斯也有8座在建。总共有133座新的反应堆已经在各国规划之中（预计将于8年内运行），而各国计划中或拟议中的核反应堆多达282座。按照国际原子能机构的预测，到2020年，核电发展基本上与电力发展同步。核电装机容量占全部发电装机容量的比例在8%左右，核电发电量占全部发电量的比例在14%左右。表1：　　各国在建核反应堆数量及核电装机容量单位：座，MWe国家核反应堆数装机容量国家核反应堆数装机容量中国2325310美国11180俄罗斯108960法国11630韩国66700芬兰11600印度42572阿根廷1692日本22756巴基斯坦1300加拿大21500伊朗1915斯洛伐克2840合计5757555注：数据截止至2010年6月1日。数据来源：WNA，中经网整理。158 表1：　　各国计划建设核反应堆数量及核电装机容量单位：座，MWe国家核反应堆数装机容量国家核反应堆数装机容量中国3438160伊朗21900印度2016740乌克兰21900俄罗斯1416000捷克共和国22400日本1216532保加利亚21900美国911800罗马尼亚21310韩国68190白俄罗斯22000波兰66000印度尼西亚22000加拿大44400哈萨克斯坦2600英国46600泰国22000土耳其44800法国11630阿联酋45600巴西11245越南44000亚美尼亚11060南非33565希腊11000阿根廷2767约旦11000巴基斯坦2600合计151165699注：数据截止至2010年6月1日。计划建设（Planned）指已经获批或得到资金支持等，预计在8～10年内运行的。数据来源：WNA，中经网整理。表2：　　各国拟建的核反应堆数量及核电装机容量单位：座，MWe国家核反应堆数装机容量国家核反应堆数装机容量中国120120000匈牙利22200印度4049000墨西哥22000俄罗斯3028000立陶宛23400南非244000孟加拉国22000美国2333000日本11300乌克兰2027000阿根廷1740阿联酋1014400伊朗1300意大利1017000捷克共和国11200英国68600罗马尼亚1655越南66000法国11630158 土耳其45600希腊11000印度尼西亚44000斯洛伐克11200泰国44000芬兰11000巴西44000斯洛文尼亚11000加拿大33800荷兰11000瑞士34000以色列11200巴基斯坦22000朝鲜1950白俄罗斯22000马来西亚11200哈萨克斯坦2600合计345366775注：数据截止至2010年6月1日。拟建（PROPOSED）指已经提出方案或建议，预计在15年内运行的。数据来源：WNA，中经网整理。（二）世界核电技术发展历程及趋势1．世界核电的发展历程第一代核电：20世纪50～60年代。主要集中在美、苏、英、法等少数几个国家，西德和日本由于被禁止在二战后10年内进行核研究，因而核能技术应用起步较晚。这阶段典型的核电机组堆型包括：英国和法国建造的一批“美诺克斯”天然铀石墨气冷堆（GCR），前苏联早期建造的轻水冷却石墨慢化堆（LGR），美国早期建造的压水堆（PWR）和沸水堆（BWR）。第一代核电站目前基本已退役。第二代核电：按照比较完备的核安全法规和标准以及确定论的方法考虑设计基准事故的要求而设计的，主要有压水堆（PWR）、沸水堆（BWR）、重水堆（CANDU）、石墨水冷堆（LGR）、改进型气冷堆（AGR）和高温气冷堆（HTGR）以及钠冷快堆。目前全世界范围正在运行的绝大部分商用核电站均为第二代，其中PWR、BWR、CANDU分别占目前总机组数的60%、19%和11%。第三代核电：1979年美国三哩岛事件和1986年前苏联切尔诺贝利事件暴露出第二代核电设计中的一些根本性弱点，严重影响了核电的发展。核电界在认真反思的基础上，提出了新的安全理念、安全方法和安全要求，开发了一批具有更高安全性、更好经济性的第三代堆型。典型堆型有先进压水堆（APWR）、先进沸水堆（ABWR）、AP1000、EPR等。目前，第三代堆型在安全上、设计上已趋成熟，未来较长一段时期将是第三代核电和第二代核电并存的时期。第四代核电：2000年，美国首次提出了第四代反应堆计划，规划在2030年左右投入市场的新一带核能系统。在经济性、安全性、核废物处理和防止核扩散方面有重大的进展，成为未来核能复兴的主要技术。158 2．世界核电技术发展趋势（1）提高安全性、改善经济性成为核电技术发展的主要趋向在核电市场竞争中，一个机型能保持持续稳定的发展而不被市场竞争所淘汰，关键是能够确保安全、在经济上有竞争力。在近十年来，指导核电技术发展的用户要求文件（URD、EUR）、最新提出的第四代核电站的性能要求以及美国最近颁布的新的能源政策，都贯穿一条主线，就是要提高安全性、改善经济性，在满足确定的安全要求的条件下，争取最好的经济性。如堆芯熔化概率<1.0×10-5/堆年，大量放射性释放概率<1.0×10-6/堆年，燃料热工安全裕量≥15%等。（2）延长在役核电站的寿期已是世界各国都实际采取的行动在经济上，延长寿期相对于新建核电站更经济。从可行性看，迅速更换反应堆的部件等措施、延长反应堆寿期在技术上和经济上已得到了验证。绝大部分原设计寿期40年的核电站机组都可延长到60年。目前，美国、英国、日本等国家做了许多关于延长寿命的研究验证工作，并通过核安全当局的审查，批准延长寿期。（3）单机容量继续向大型化方向发展为提高核电站的经济性，继续向大型化方向发展：俄罗斯提出建造150万kW的压水堆机组的概念；日本三菱公司提出了建造150万至170万kW的压水堆机组；日本的东芝、日立提出了建170万kW的ABWR-II的概念；美国西屋公司也在AP-600的基础上向AP-1000发展。（4）采用非能动安全系统、简化系统、减少设备来提高安全性世界各国最新提出的设计概念，一般都在原有设计基础上增加非能动安全系统代替原有的主动安全系统，也不追求全部采用非能动安全系统，而根据技术成熟程度和对机组的安全、经济性能的改进程度确定采用哪几个非能动安全系统，即是非能动、能动混合型的安全系统。（5）为便于堆内安全系统的设置和安排一般采用两个或四个的偶数环路过去百万千瓦级机组一般采用三个环路，每个环路30万kW。但最近提出的一些设计概念都采用偶数环路，每个环路容量根据设计的单机总容量确定，不限制在30万kW一个环路。如美国的AP-1000是双环路，每个环路50万kW；韩国的CP-1300也是双环路，每个环路65万kW；日本三菱的NP-21，单机容量150万至170万kW，四个环路，每个环路37.5万或42.5万kW；俄罗斯的150万kW的设计概念，也是四个环路，每个环路37.5万kW。取偶数环路的主要原因是在压力容器内安全系统布置比较容易，也比较好。（6）仪表控制系统（I&C）的数字化和施工建设的模块化世界各核设备供应商提出的新的核电机型，无一例外地都采用了全数字的仪表控制系统，并且进一步向智能化方向发展。法国的N4和日本的两台ABWR机组，都是全数字的仪表控制系统。新设计的机组更是采用全数字的仪表控制系统。158 核电的建设施工为缩短工期、提高经济性，都突破原有方式，向模块化方向发展。在设计标准化、模块化条件下，加大工厂制造安装量，通过大模块运输、吊装、拼接，减少现场的施工量。这是新一代机型共同采取的新技术。美国GE公司和日本联合建设的两台ABWR机组都已成功地采用了这种技术。（7）发展快中子堆技术，建立闭式核燃料循环，使核电能可持续发展主要工业发达国家已经建立本国的核燃料循环技术和体系，已经基本掌握了快中子增殖堆技术，但由于多种因素，一些国家停止了快堆的工程发展。至今，曾充当开发快堆技术世界先锋的美国，虽然较早停止了快堆的工程建设，但现在正在研究是否重新启动快中子辐照试验堆FFTF，同时还从事着与快堆技术相关的其他研究。法国正在研究利用凤凰快堆电站进行燃烧锕系核素和长寿命裂变产物的工作。俄罗斯是看好快堆技术最热心的国家，它把发展快堆和实施闭式燃料循环技术和体系看作21世纪上半世纪核动力发展战略的奠基石，并正筹备重新启动自1989年以来一直处于冻结状态的一项BN-800快堆电站计划，并开始设计BN-1600。美国最近颁布的能源政策中提出了研究先进的核燃料循环，要改变过去对乏燃料不作后处理的一次通过燃料循环（once-throughfuelcycle）。美、英、法、德、日等国正在研究一种先进的燃料循环（AdvancedFuelCycle）体系，不作铀钚分离，直接处理出满足快堆核电站要求的铀、钚混合燃料。这样使核能发展既满足了可持续发展的要求，又满足了防止核扩散的要求。（8）模块化高温气冷堆受到关注南非国家电力公司（ESKOM）提出了模块化高温气冷堆设计，国际上有较大反响。采用耐高温包覆颗粒燃料，不会出现堆芯熔化事故，石墨慢化、氦气做冷却剂、全寿命的负温度系数，是安全性能很好的机型。由于采用高温氦气透平直接循环，热效率高；非能动安全系统，简化系统；采用一次通过循环，乏燃料不作后处理，因而有较好的经济性。但这种机型尚有一些重大关键技术，如高温高压氦气透平等尚未经过工程验证，尤其是乏燃料后处理技术十分困难，难于实现裂变物质的转化和增殖，所包含的裂变物质和锕系元素难于处理处置，在资源和环境上都不符合可持续发展的要求。由于这种堆型确有不少优点，得到了国际的关注，也应给予注意。158 第六章　　生物质能等其他新能源发展现状及前景一、生物质能（一）我国可开发的生物质能资源情况生物质是指通过太阳光合作用而直接或间接产生的各种有机体，是太阳能以化学能形式贮存在生物中的一种能量形式。人类生活产生大量生物质废弃物，如薪材、林业加工废弃物、农作物秸秆、城市有机垃圾、工农业有机废水、城市污泥、禽畜粪便等等，种类繁多、性质各异。所有生物质都可以作为生物质能源产业的原料，但必须具有可获得性与经济性。生物质能源资源包括可以用作能源用途的各类有机废弃物，生物质农林资源以及利用边际性土地种植的各类生物质能源资源等。生物质能是唯一可以运输和储存的可再生能源，分布广泛，获得容易。我国农作物秸秆等生物质资源丰富，每年产生农业废弃物6～7亿吨，但农作物秸秆具有资源分散、能量密度低、容重小、储运不方便等缺点，目前应用程度不高，未来开发空间广阔。表1：　　我国主要有机废弃物年产量及可用量种类年产生量(亿吨)可用率(%)年可用量(亿吨)实物量折标煤实物量折标煤1、作物秸秆6.493.27603.901.962、畜禽粪便10.221.07707.150.753、采伐及加工林余物0.780.44900.700.404、采集与林薪材0.480.27800.380.225、工业废弃物0.770.40800.620.326、生物能加工废弃物--0.0390--0.037、城市有机垃圾1.550.27100.160.03累计20.295.75--12.913.71数据来源：中经网根据资料整理158 （二）生物质能市场分析与预测到2008年末，我国户用沼气已达到3000万口，年产沼气约120亿立方米；建成大型畜禽养殖场沼气工程和工业有机废水沼气工程2500处，年产沼气约20亿立方米。全国生物质发电装机容量约为315万千瓦。燃料乙醇年生产能力为164.9万吨，以甜高粱为原料生产燃料乙醇的技术已初步具备商业化发展条件，试产规模达到年产5000万吨。到2008年末，全国生物质发电累计装机容量约315万千瓦，主要是蔗渣热电联产、秸秆和林木质电站。此外还有一些规模较小的生物质气化发电和沼气发电项目。由于受技术路线、原料收集存储等因素影响，生物质发电建设速度放缓。近年，垃圾发电发展较快，全国垃圾发电装机约100万千瓦。在引进国外垃圾焚烧发电技术和设备的基础上，经过消化吸收，现已基本具备制造垃圾焚烧发电设备的能力。但总体来看，我国在生物质发电的原料收集、精华处理、燃烧设备制造等方面与国际先进水平还有一定差距。2009年，全年新增生物质能发电设备容量22.6万千瓦（其中江苏8.4万千瓦、吉林4.5万千瓦、安徽4.9万、山东3.3万千瓦）；新增垃圾发电设备容量12.54万千瓦（其中河北、江苏分别新增3万千瓦、4.85万千瓦）；秸秆发电22.6万千瓦；新增余温、余压等循环利用发电项目10.9万千瓦。生物质能源的开发利用有多方面意义：（1）环境效益：有机废弃物如不能有效利用会造成空气污染、堆放过程产生的甲烷若排放到空气中，其温室效应是CO2的33倍；（2）经济效益：企业利润、农民增收（如秸秆发电、木薯乙醇）。2000年4月《大气污染防治法》颁布，规定人口集中地区禁烧秸秆。2009年6月国务院颁布《促进生物产业加快发展的若干政策》，生物能源列属五大生物产业之一，包含生物柴油、集中式生物燃气、生物质发电、生物质致密成型等。根据“十一五”规划及《国家可再生能源中长期规划》，到2010年，全国生物质发电装机容量达到550万千瓦，2020年达到3000万千瓦；增加非粮原料燃料乙醇年利用量200万吨，生物柴油年利用量达到20万吨；农村户用沼气池达到4000万户，建成大型沼气工程6300处，沼气年利用量达到190亿立方米；农林生物质固体成型燃料年利用量达到100万吨。初步实现生物质能商业化和规模化利用，培养一批生物质能利用和设备制造的骨干企业。从行业发展现状来看，2010年全国生物质发电装机目标基本可以实现，在国家政策支持下，2020年目标有望提高。表1：　　《国家可再生能源中长期规划》生物质能利用目标2010年2020年生物质发电550万千瓦3000万千瓦生物质成型燃料100万吨5000万吨沼气190亿立方米440亿立方米158 非粮食燃料乙醇200万吨1000万吨生物柴油20万吨200万吨数据来源：中经网根据《国家可再生能源中长期规划》整理（三）世界生物质利用及发展趋势分析上世纪70年代世界石油危机发生后，发达国家开始通过开发利用可再生能源来调整能源结构，生物质发电技术兴起于丹麦、芬兰、瑞典等北欧国家，很快得到主要发达国家的重视，近30年发展迅猛，截至2005年底，全世界生物质能发电总装机容量达5000万千瓦。丹麦依然在该领域占有领先地位，1988其诞生了世界上第一座秸秆生物燃烧发电厂。至今全国有130多家秸秆发电厂，秸秆发电等可再生能源占到其全国能源消费量的24%以上，曾依赖石油进口的丹麦，1974年以来GDP稳步增长，但石油年消费量比1973年下降了50%。现在秸秆发电技术从丹麦走向了世界，并被联合国列为重点推广项目。资料显示，目前在丹麦、荷兰、瑞典、芬兰等欧洲国家，利用植物秸秆作为燃料发电的机组已有300多台。世界各国对生物质能源的发展给予了更高的重视，竞相开发。其中，美国、巴西走在世界前列，两国燃料乙醇产量差不多各占世界产量的1/3。在燃料乙醇的生产与使用上，也呈现加速趋势：美国年产量突破10亿加仑用了10年（1984～1993年），突破20亿加仑也用了10年（1993～2002年），而由20亿至30亿加仑仅仅用了2年时间（2002～2004年）。2010年2月，奥巴马呼吁加快美国生物燃料的开发。环保署已出台规定，确保实现国会设定的2022年美国生物燃料年产量达到360亿加仑（1加仑约为3.785升）的目标；美国农业部也将出台措施，为开发生物燃料提供融资。目前，美国每年的生物燃料产量约为120亿加仑，大部分为利用玉米生产的乙醇燃料。为了达到环保署规定的目标，2010年美国生物燃料产量必须达到130亿加仑以上，大约占汽油销量的8.25%。为了防止第一代生物乙醇引发耕地和粮食问题，美国规定2022年的360亿加仑生物燃料必须大部分来自于第二代纤维素乙醇。从2013年到2022年，纤维素乙醇年产量将从10亿加仑扩大到160亿加仑。与第一代生物乙醇基本上使用传统的啤酒酿造工艺不同，第二代生物乙醇技术非常复杂和昂贵。在过去的20年时间内，纤维素乙醇技术迟迟未能取得突破。尽管美国已经在研发领域投入高达10亿美元的补贴，但现实是美国境内目前仍然没有商业化范围内运作的第二代生物乙醇工厂。也就是说，奥巴马雄伟的生物燃料计划能否实现将完全取决于技术能否取得实质性的突破。在中国，发展第二代纤维素乙醇除了技术问题以外，还存在两方面的瓶颈，一是大面积的“不适宜农业”158 的土地可能已经被当地人们开发利用，特别是牧民们。另外，这些土地远离纤维素乙醇的使用地，所以运输成本十分高。第二，生物燃料面临生物发电的竞争。政府不仅仅要制定生物燃料标准，还要适当分配生物发电和液态生物燃料。从能量消耗的角度来看，生物发电比制造生物燃料更有效。但是从能源安全的角度出发，替代石油的生物燃料更具吸引力。中国政府未来必须确定生物电能和生物燃料的比率。二、地热能（一）我国可开发的地热能资源情况我国地热资源丰富，已发现的地热显示区有3200多处，其中热储温度大于150℃、可用于发电的有255处。我国地热可采储量约相当于4626亿吨标准煤，资源潜力占全球总量的7.9%。据估算，全国每年可开发利用地热资源总量约68.45亿立方米，折合每年3284.8万吨标准煤的发热量。据不完全统计，截至2007年末全国经勘查审批的地热井（泉）有1950个，其中2007年新增53个。我国大陆的高温地热资源主要分布在西藏南部、四川西部、云南西部，均属于喜马拉雅高温地热带，高温发电潜力总计为278万kW，准高温地热系统的发电潜力总计为304万kW。对于中低温地热资源，目前已发现的可供热利用地热点有2900多处，打成地热井超过2000眼。经正式勘查并经国土资源储量行政主管部门审批的地热田为103处，近期地热水可开采资源量为每年68亿m3，所含热能量为963×1015J，折合每年3283万吨标准煤的能量。表1：　　我国地热资源及分布情况地区已查明资源远景资源面积(平方公里)可采量(PJ)折合标准煤(MT)面积(平方公里)可采量(PJ)折合标准煤(MT)北京1741515.7951.722001718.2658.62天津3873339.64113.917474155767.135314.97河北924083633.932853.6669225144238949215.50辽宁4.8359.122.02安徽4.129.550.33福建20.89190.086.49591.5211655.1397.678江西4.3819.340.66山东125.7296.7710.11湖北9.9266.492.27湖南13.5183.306.25广东8.7357.231.957801613.2255.66158 云南107.732646.0090.2841852890343.212906.17西藏35.87512.4617.486陕西11.8527.590.942青海1.015.760.538黑龙江3.5063.992.183江苏24.28259.178.843河南65124.0405516.7013836.60新疆1474002867590.297844.59数据来源：中经网根据资料整理（二）我国地热能市场分析与预测20世纪70年代初，世界面临第一次石油危机，世界各国普遍重视新能源的开发，中国也掀起了地热能开发的热潮，在全国建成了7个中低温地热发电厂，并先后都试验发电成功。它们是：广东丰顺县邓屋，92℃，300kW；湖南宁乡县灰汤，98℃，300kW；河北怀来县后郝窑，87℃，200kW；山东招远县汤东泉，98℃，30DkW；辽宁盖县熊岳，90℃，200kW；广西象州市热水村，79℃，200kW；江西宜春县温汤，67℃，100kW。这些中低温地热资源发电，利用的是扩容闪蒸法或双工质循环法。全部发电系统设备主要是利用废旧的小发电机组改造，又自行设计了地热管路系统，使地热发电首次在中国自主试验成功。虽然发电量较小，没有连接地区电网，仅供当地使用，但至少都成功运行了几年。至70年代后期，除上述前2家电厂外，其余的5处陆续关停。高温地热的蒸汽发电于20世纪70年代中期开始在西藏进行。1976年成立了西藏地热地质大队，开始在羊八井地热田勘探，地热电厂的设计和筹建工作也在同步进行。1977年国庆节前夕，1000kW高温地热发电试验机组试验发电成功。由此，地热勘探和电厂建设同时进行，至1991年期间，陆续完成8台机组安装，使羊八井地热电厂达到25.1MW的总装机容量。羊八井地热电厂被誉为世界屋脊上的一颗明珠，在当时拉萨电力紧缺的状况下，曾担负拉萨平时供电的50%和冬季供电的60%，至今还每年发电1.2×108kW·h左右。除羊八井之外，西藏阿里地区朗久地热电厂于1983年建厂，1985年投产2MW装机；那曲地热电厂于1993年建厂，1994年投产1MW装机。前者因地热井产汽量不足，后维持1台机组400kW出力间断运行；后者1999年因井口结垢堵死而停运。目前我国地热发电的现状是维持24.78MW装机容量，年发电量近1.3×108kW·h，居世界地热发电排名第15位。我国地热资源开发利用前景广阔。158 根据我国地热开发利用现状、资源潜力评估和国家、地区经济发展预测，2010年目标与任务为：高温地热发电装机达到75兆～100兆瓦。主要勘探开发藏滇高温地热200℃～250℃以上深部热储。力争单井地热发电装机潜力达到10兆瓦以上，单机发电装机10兆瓦以上。预计2010年地热发电装机100MW，2020年0.5Gw～1Gw。虽然我国近几年来在地热发电建设基本处于停滞状态，但中低温流体利用以及地源热泵方面取得了快速的发展。我国是一个以中低温地热资源为主的国家，地热能源蕴藏丰富，仅中东部沉积盆地中就探明地下热水资源491.7亿立方米，它们蕴含的能量相当于18.54亿吨标准煤。目前许多城市在房地产开发中通过热泵技术实现了四季供应生活用热水以及地下水冬季供暖等。但在利用过程中，由于小区面积过大，对地下环境的影响尚待明确。（三）世界地热能利用及发展趋势分析意大利1904年首次试验成功利用高温地热蒸汽推动汽轮机发电。100多年来，该技术已得到不断改善和发展。2007年世界上共有24个国家建立了地热电厂，总装机容量9700MW。美国的地热发电居世界第一，为2687MW装机容量。意大利的拉德瑞罗地热田和美国的盖依瑟斯地热田都是干蒸汽地热田，即从井口喷出的是100%高温蒸汽，不含水分，直接用输送管送往汽轮机就能发电了。另外，新西兰、日本、冰岛等都是湿蒸汽地热田，井口喷出高温两相流体，既有蒸汽又含水，这种情况要先实行汽、水分离，然后蒸汽去发电，热水另作利用。世界上的高产地热井，温度能达300℃，甚至350℃，井口工作压力能达7～17bar（1bar：0.1MPa），流量能达500t/h，单井地热发电潜力能达30MW。据地热能源协会（GEA）发布的报告，2005～2010年，全球地热发电装机增幅最大的国家分别是：美国（530MW），印度尼西亚（400MW），冰岛（373MW），新西兰（193MW），土耳其（62MW）；增长速度排在前五位的国家分别是：德国（2774%），巴布亚新几内亚（833%），澳大利亚（633%），土耳其（308%），冰岛（184%）。目前，有70个国家制定了地热发电的项目计划，正在开发的项目中，欧洲和非洲是增长最快的两个地区。2007年欧洲有10个国家开发地热项目，但到2010年这一数字翻了一番多，达到了24个国家。2007年非洲有6个国家开发地热项目，现在已有11个国家积极开发地热资源。联合国环境署、世界银行等对地热开发利用发挥了积极推动作用。据美国地热能源协会2010年发布的统计数据，地热发电已使美国总设置能力达到3.15GW，使美国成为世界最大地热发电生产国。加利福尼亚州是美国利用地热发电最多的州。而爱达荷州则紧随其后。预计到2015年，爱达荷的地热发电量将达到855兆瓦，2025年前将达到1670兆瓦。2009年以来，美国地热能发电呈强劲增长态势。自2008年8月到2009年3月期间，美国新建、在建的地热电站有1500兆瓦的新增容量。如果能科学开发各州地下蕴藏的地热资源和干热岩地热资源，将可以满足全美国能源需求总量的25%。美国土地管理局对美国西部11个州和阿拉斯加州展开地热资源的调查结果表明，大约80.9万平方公里的公共土地蕴藏地热资源，美国能源部也对地热资源的巨大潜能予以了肯定。158 除美国、德国等欧美发达国家以及冰岛等地热资源储备极其丰富的国家外，非洲、亚洲等多个国家都对地热能的利用提高了重视程度。菲律宾能源部于2009年12月中旬表示，将在后9个月内开发和部署19个地热能项目。19个地热能项目涉及投资约25亿美元，将增加620MW地热能利用量。菲律宾能源部测算，在今后10年内，预计地热能将可每年平均替代2500万桶石油当量。菲律宾将从世界银行清洁技术基金取得2.5亿美元资助，大多将用于开发这些富足的地热资源。肯尼亚期望到2012年将生产490MW地热电力，在20年内地热电力将高达4000MW。土耳其目标是到2013年达到550MW地热发电投用。印度尼西亚国家能源蓝图设定目标是地热发电达9500MW。三、海洋能（一）海洋能资源情况分析地球表面积的71%是海洋，而海洋是巨大的能源。太阳注入地球表面的能量换算为电功率约为1013kW，而其中大约2/3是用来加热海面表层的海水，使其与深水的温差超过20℃以上。另外，由于地球和月球或太阳之间相对的天体运动和相互作用而引起海洋的潮流、潮汐以及气流等，并进而引起波浪、波流等。海水的温差、海洋的波浪、波流、潮汐、潮流等都是海洋能源，可用来发电。尽管它的特点是能量多变，而且密度较低，然而它确实是巨大的，而且是永恒的能源。海洋中再生能源可供利用的能量约为70多亿kw，是目前全世界发电能力的十几倍。根据调查和利用波浪观测资料计算统计，我国沿岸波浪能资源理论量为1285万kW，以台湾省沿岸最丰富，为429万kW；其次是浙江、广东、福建和山东沿岸，在160万～205万kW之间。全国沿岸波浪能流密度分布，以浙江中部、台湾、福建省海坛岛以北、渤海海峡为最高，达5.11～7.73kW/m；其次是西沙、广东东部、浙江北部和南部，达3.63～4.05kW/m；再次为福南部和山东半岛南岸，达2.25～2.82kW/m。我国沿岸海流潮流资源理论蕴藏量为1.4亿kW。以浙江最为丰富，有37个水道，理论平均功率为709万kW，约占全国总量的1/2以上。其次是台湾、福建、辽宁等省份的沿岸，约占全国总量的42%。根据沿海能源密度、理论蕴藏量和开发利用的环境条件等因素，舟山海域诸水道、渤海海峡和福建的三都澳等区域的潮流能密度高，理论蕴藏量大，开发条件较好，应优先开利用。我国海洋温差能资源丰富，在热效率取7%、工作时间取50%、利用资10%的假设下计算，装机容量可达13.2亿～14.8亿kW。（二）海洋能市场分析与预测我国潮汐能开发迄今建成的潮汐电站有8座。158 其中浙江省温岭市西南角乐清湾江厦潮汐试验电站装机容量最大，功率为3200kw。根据我国潮汐能资源调查统计，可开发装机容量大于200千瓦的坝址共有424处，可开发装机容量200千瓦以上的潮汐资源，总装机容量为2179万千瓦，年发电量约624亿千瓦时。这些资源在沿海的分布是不均匀的，以福建和浙江为最多，站址分别为88处和73处，装机容量分别是1033万千瓦和891万千瓦，两省合计装机容量占全国总量的88.3%。其次是长江口北支（属上海和江苏）和辽宁、广东，装机容量分别为70.4万千瓦和59.4万千瓦和57.3万千瓦，其他省区则较少，江苏沿海（长江口除外）最少，装机容量仅0.11万千瓦。我国海洋能资源丰富，可开发利用量可以达到10亿kW的量级。但目前受技术及环境发展限制，对海洋能利用的重视程度仍然不高。表1：　　我国主要潮汐电站情况站名潮差(米)容量MW投运时间江厦5.13.21980白沙口2.40.641978幸福洋4.51.281989岳浦3.60.151971海山4.90.151975沙山5.10.041961浏河2.10.151976果子山2.50.041977数据来源：中经网相关资料整理（三）世界海洋能利用及发展趋势分析世界上最早开发海洋温差发电系统的是美国（1979年），当时容量只有50kW。1981年计划开发40MW的大型设备，并将其1MW中间机组投入试验。由日本东芝公司设计制造的120kW这种发电设备已于1981年在赤道一带的瑙鲁共和国投运，它采用的媒体不是阿摩尼亚，而是氟利昂HCFC22。20世纪80年代以来，日本开发了50kW，75kW，100kW等多种这类设备，1996年还验证了采用NH3/水的混合媒体循环试验设备，以及设置在海洋水面上的这种发电设备。1997年9月，日本与印度国家海洋技术研究所共同合作开发1MW的这种设备，进行真机验证和评价后就开发25～50MW的大型商业化设备。世界上波力发电设备开发最早的国家是法国（1910年）。后来英国、挪威、印度、日本等相继开发。158 海浪发电目前仍处于试验阶段，但未来五年却有可能实现商业化。近日美国加利福尼亚州的洪堡湾（HumboldtBay）即将兴建全美首个大型海浪发电站。2009年，美国太平洋电气电力公司（PacificGas&ElectricCompany，PG&E）开始兴建加利福尼亚州的洪堡湾实验项目，预计2010年将运行五个商业化的海浪发电装置，单机发电可达100万瓦。虽然这只是大型燃煤发电厂发电量的1%，但有研究表明，海浪发电每天可供应加州所需电量的17%，使温室气体排放量锐减。如果首个海浪发电站试点项目成功，不仅可以增加加州西岸一线海洋发电8000万瓦，开启该州商业化规模项目的大门，而且推动美国东西两岸海浪电能的发展。EPRI调查发现，全球有50家公司，美国17家，都在发展海洋发电项目。2008年秋天，美国联邦能源监管委员会已经批准了34家潮流发电和9个海浪发电项目，另有20个潮汐项目、4个海浪能源、3个海洋项目正在审批之中。158 第七章　　新能源行业竞争状况分析一、行业总体经营效益1．总体规模分析2009年，电力生产行业规模仍保持较快增长。2009年11月底，电力生产行业资产总计34851亿元，同比增长11.55%，增速比上年降低3.32个百分点。在发电行业规模分类中，火电行业资产规模仍然占据主导，比重为61.63%，但是已经连续两年下降；水力发电处于快速发展期，虽然2009年11月底仅同比增长8.59%，但其在总资产规模中的比重已经连续两年上升，2009年11月底为30.45%；核力发电业资产连续两年保持基本稳定；以风力发电为主的其它能源发电近几年发展迅猛，近三年资产增长均超过60%，预计未来几年增速仍将远高于其它类型能源资产的增长速度。规模快速增长的同时，新能源发电行业也带来了就业人数的较快增长。2009年，火电行业人员下降了3.28%；水电行业从业人员增长了3.15%；核电行业从业人员增长了1.09%；其他能源发电行业人员增长率高达33.65%，增速逐年加快。表1：　　2009年1～11月发电行业总体规模情况单位：个，亿元，人，%企业单位数资产总计同比增长从业人员人数同比增长电力生产行业361134851.2911.551039142-1.06火力发电行业125521479.7911.04736913-3.28水力发电行业206210611.198.592752813.15核力发电业61168.811.1654681.09其它能源发电业2881591.563.892148033.65数据来源：国家统计局，中经网整理2．行业偿债能力分析158 在需求回升、煤价高位同比有所回落、电价调整翘尾影响等多种利好因素作用下，发电行业经营效益有所恢复；行业负债率在连续3年上升后在2009年有所下降，发电生产行业利息保障倍数从2008年的0.99提高到2.07，表明发电行业利息偿付能力得到恢复，但是仍低于2007年及以前的正常水平。分类型来看，电力生产行业的恶化与恢复受火力发电行业影响很大，火电行业利润恢复到465亿元，利息支出同比下降6.20%，利息偿付倍数也提高到1.92；水力发电行业和核力发电业这几年一直处于正常水平，利息偿付能力正常，但是资产负债率略有提高，仍处于合理的区间。表1：　　2009年1～11月发电行业偿债能力单位：亿元，%，倍利息支出同比增长资产负债率利息保障倍数电力生产行业771.19-1.5769.722.07火力发电行业506.19-6.272.711.92水力发电行业218.037.3163.632.06核力发电业20.66-17.6574.935.7其它能源发电业26.3268.2566.182.33数据来源：国家统计局，中经网整理3．营运能力分析2009年，电力生产行业依然延续了2005年以来主要周转指标持续下降的趋势，表明发电行业营运能力仍在不断下降。火力生产行业各项周转各项指标下降明显；水力发电和核力发电的部分指标已经开始回升，反映出水力发电企业和核力发电企业的生产形势较好，经营有所好转；其它能源发电处于高速发展期，各项营运指标都处于下降空间，但主营业务收入增速高于资产增速30.81个百分点。表2：　　2009年1～11月发电行业营运能力单位：%总资产周转率流动资产周转率应收账款周转率电力生产行业0.31.857.97火力发电行业0.42.128.2水力发电行业0.121.226.67核力发电业0.21.068.52其它能源发电业0.221.117.9注：相关指标的计算公式为：总资产周转率=销售收入/（（上年末总资产+本年末总资产）/2），流动资产周转率=销售收入/流动资产平均余额，应收账款周转率=销售收入/（（上年末应收账款净额+本年末应收账款净额）/2），下同。数据来源：国家统计局，中经网整理。158 4．盈利能力分析2009年，电力生产行业盈利能力各项指标均比2008年明显好转，均由2008年的全部为负数恢复为正，但是与2006、2007年相比仍有不小的差距，如总资产报酬率仅有2.51%，远低于同期银行贷款利率，净资产报酬率仅有0.04%，与电力生产行业庞大的资产相比，盈利能力非常弱。2009年，电力行业盈利能力各指标由负转正，主要是火电生产行业盈利能力有所恢复，但是其净资产报酬率仍然为-0.68%，总体仍然处于亏损状态。水力发电、核力发电行业盈利能力较强，但是也处于下降通道内。其他能源发电行业各项指标好于2008年水平。表1：　　2009年1～11月发电行业盈利能力单位：%，亿元总资产报酬率净资产报酬率销售利润率利润总额同比增长电力生产行业2.510.048.26827.85-火力发电行业2.28-0.685.63464.89-水力发电行业2.270.6518.33231.02-5.07核力发电业8.355.741.4697.06-7.99其它能源发电业2.721.3912.534.88199.86注：相关指标的计算公式为：总资产报酬率=利润总额/（（上年末总资产+本年末总资产）/2），净资产报酬率=（利润总额-税金总额）/（（上年末总资产+本年末总资产）/2），资金利润率=利润总额/（固定资产净值平均余额+流动资产平均余额），下同。数据来源：国家统计局，中经网整理。5．成长能力分析2009年，电力生产行业发展能力指标仍然延续了2008年下降的趋势，由于收入增长快于成本增长，电力生产行业利润实现了由负转正（由2008年1～11月份的亏损4亿元转为2009年1～11月份的盈利828亿元）。火电行业的成本下降、收入增长带动了全行业的利润增长。表2：　　2009年1～11月发电行业成长能力单位：%总资产增长率销售收入增长率成本增长率利润增长率电力生产行业11.5511.311.53-4986.88火力发电行业11.049.98-1.7-223.17水力发电行业8.5910.8624.28-5.07核力发电业1.164.646.71-7.99158 其它能源发电业63.8994.6986.89199.86数据来源：国家统计局，中经网整理二、水力发电业经营效益1．总体规模2009年下半年，受来水不足影响，我国水电出力下降。2009年1～11月，我国水力发电业工业销售产值达到1353.13亿元，同比增长9.2%，增速比2008年同期大幅下降了14.8个百分点。行业亏损面与2008年同期比较也有所上升。表1：　　2006～2009年水力发电行业总体规模情况注：本章节中水力发电、核力发电、其他能源发电行业经营效益部分，数据如无特殊标明则2005、2006年为当年12月底或1～12月数据，2007～2009年为当年11月底或1～11月数据。数据来源均为中经网根据国家统计局数据整理。单位：个，亿元，人，%企业单位数资产总计同比增长从业人员人数同比增长200618656347.5611.8279957-0.41200716467551.918.112592740.99200817879023.7415.72715361.342009206210611.198.592752813.15数据来源：国家统计局，中经网整理2．成长能力水电生产行业资产增长率大幅下降到8.59%，销售收入增长率在连续两年高于20%后下降到10.86%，由于成本增长过快，利润增长率五年来首次负增长，这与2009年下半年来水不足、水电出力下降情况相一致。表2：　　2006～2009年水力发电行业成长能力单位：%总资产增长率销售收入增长率成本增长率利润增长率200611.88.4613.451.66200718.2620.1716.4835.91200815.824.827.774.6520098.5910.8624.28-5.07数据来源：国家统计局，中经网整理158 3．营运能力从营运能力来看，水电行业的平均水平变化不大，应收账款周转率保持在较高水平，2009年较2008年有较大幅度的上升。经济恢复增长带动了电力需求的增加，各种政策利好使水电厂的现金流得以提高，流动资产周转率2009年同比有所上升。电力主管部门出台政策缩短了电网电厂电费结算周期，使水电行业营运能力在经济复苏过程中仍然处于较高水平，预计水电行业运营能力指标在2010年不会有大幅波动。表1：　　2006～2009年水力发电行业营运能力单位：%总资产周转率流动资产周转率应收账款周转率20060.141.226.0320070.131.125.7920080.141.165.9920090.121.226.67数据来源：国家统计局，中经网整理4．盈利能力以财务费用为主的成本费用增长持续侵蚀了水电行业的盈利能力，水电行业盈利能力指标自2007年来呈现出下降的趋势，销售利润率在2009年下降到2005年以来的最低值（18.33%）。在扩大内需和适度宽松的货币政策的利好作用下，以利息为主的三费预计会有一定程度的回落，但最近几年里用电量的下降又给行业利润带来额外压力，两种力量的消长将会直接决定2010年的行业盈利能力。表2：　　2006～2009年水力发电行业盈利能力单位：%总资产报酬率净资产报酬率销售利润率20063.281.4323.8320073.551.8227.6720083.241.3923.7420092.270.6518.33数据来源：国家统计局，中经网整理158 5．偿债能力从偿债能力来看，水电行业有所下降。利润下降的同时，资产负债率上升导致的利息支出增加，直接带来行业利息保障倍数的下降，在相对宽松的信贷市场环境中，预计这种趋势仍将延续。表1：　　2006～2009年水力发电行业偿债能力单位：亿元，%，倍利息支出同比增长利润总额同比增长资产负债率利息保障倍数2006117.2911.33196.61.67612.682007141.0723.07246.935.9159.892.752008194.4936.69268.649.7560.642.382009218.037.31231.02-5.0763.632.06数据来源：国家统计局，中经网整理三、核力发电业经营效益近三年没有核力发电机组投产，各项发展指标基本稳定。1．总体规模截至2009年11月底，我国核力发电业资产规模达到1168.81万元，同比增长1.16%；从业人员人数同比增长1.09%。表2：　　2006～2009年核力发电行业总体规模情况单位：个，亿元，人，%企业单位数资产总计同比增长从业人员人数同比增长20065881.050.6738748.27200761160.5131.92558032.54200861155.41-0.615409-3.06200961168.811.1654681.09数据来源：国家统计局，中经网整理2．成长能力成本增长速度高于销售收入增长导致核力发电业利润首次出现负增长。158 表1：　　2006～2009年核力发电行业成长能力单位：%总资产增长率销售收入增长率成本增长率利润增长率20060.67-1.211.975.84200731.928.756.9610.732008-0.6112.158.1528.2820091.164.646.71-7.99数据来源：国家统计局，中经网整理3．营运能力核力发电业运营能力指标近几年基本保持稳定，与水力发电、其他电源发电业相比处于较好水平。表2：　　2006～2009年核力发电行业营运能力单位：%总资产周转率流动资产周转率应收账款周转率20060.231.1312.6220070.20.937.820080.191.097.2620090.21.068.52数据来源：国家统计局，中经网整理4．盈利能力销售收入增长趋缓以及利润的下降，带动核力发电行业销售利润率较2008年同期下降了5.69个百分点。表3：　　2006～2009年核力发电行业盈利能力单位：%总资产报酬率净资产报酬率销售利润率20066.333.7727.4420075.883.7130.07200896.5347.1520098.355.741.46数据来源：国家统计局，中经网整理158 5．偿债能力由于核力发电行业由三大核电集团垄断，行业发展相对稳定，政策支持力度较大，行业资产负债水平一直较高，受新开工项目增多影响，核力发电行业资产负债率在2008年出现短暂下降后又回到了74.93%的高位。但由于核电企业谈判能力较强，信贷市场竞争激烈，核电项目利息支出相对较低，行业利息保障倍数较高。表1：　　2006～2009年核力发电行业偿债能力单位：亿元，%，倍利息支出同比增长利润总额同比增长资产负债率利息保障倍数200630.53-13.5955.65.8472.922.82200730.779.6259.9810.7374.42.95200828.08-8.73105.4978.8672.054.76200920.66-17.6597.06-7.9974.935.7数据来源：国家统计局，中经网整理四、其他能源发电业经营效益其它能源发电行业的资产和收入均保持60%以上的增长速度，利润增长也很高，表明国鼓励可再生能源发展的政策正在发挥重要作用。1．总体规模截至2009年11月底，我国其他能源发电业资产规模达到1591.5亿元，同比增长63.89%。企业单位数、从业人员数均保持了较快的增长水平，企业数量从2006年末的68家迅速增加到288家，增长了3倍以上。表2：　　2006～2009年其他能源发电行业总体规模情况单位：个，亿元，人，%企业单位数资产总计同比增长从业人员人数同比增长200668201.938.03504218.382007107395.8765.69832019.852008191836.7870.471367627.1820092881591.563.892148033.65数据来源：国家统计局，中经网整理158 2．成长能力近几年风电等行业的快速增长带动可再生能源发电行业资产、收入、成本的全面快速增长，在国家政策的支持下，2009年其他能源发电行业利润增长率高达199.86%，虽然随着行业的增速下降，发展速度将趋于放缓，但行业仍显示出很强的成长能力。表1：　　2006～2009年其他能源发电行业成长能力单位：%总资产增长率销售收入增长率成本增长率利润增长率200638.0389.0291.12104.32200765.6972.5787.6480.8200870.4762.4762.9916.23200963.8994.6986.89199.86数据来源：国家统计局，中经网整理3．营运能力由于市场需求较大，其他能源发电行业运营能力保持较高水平。表2：　　2006～2009年其他能源发电行业营运能力单位：%总资产周转率流动资产周转率应收账款周转率20060.231.417.9120070.261.279.7920080.221.249.6420090.221.117.9数据来源：国家统计局，中经网整理4．盈利能力2009年，其他能源发电行业盈利能力增强，与2008年同期相比总资产报酬率、净资产报酬率均有提高，在发电行业中也处于较高水平。158 表1：　　2006～2009年其他能源发电行业盈利能力单位：%总资产报酬率净资产报酬率销售利润率20063.661.7916.0220072.670.8110.220082.20.79.9220092.721.3912.5数据来源：国家统计局，中经网整理5．偿债能力其他能源发电行业资产负债率虽然低于核电行业，但也处于较高水平。利息支出增长较快，但由于行业利润的大幅增长覆盖了利息的较快增加，行业利息保障倍数在2009年有所提高。表2：　　2006～2009年其他能源发电行业偿债能力单位：亿元，%，倍利息支出同比增长利润总额同比增长资产负债率利息保障倍数20062.547.066.83104.4963.793.7320077.27129.597.9880.8672.1200816.3698.2113.5338.7667.611.83200926.3268.2534.88199.8666.182.33数据来源：国家统计局，中经网整理五、主要企业运营状况（一）金风科技1．公司经营情况2009年金融危机对世界经济的影响仍在延续，而中国风电行业在国家政策的支持与引导下依然呈现较好的增长势头，金风科技作为国内风电行业的领先企业，已成功由单一的风电机组制造销售业务转向风电机组制造销售，进入零部件开发与生产制造；风电服务；风电场开发销售；风电技术开发转让多种盈利模式相结合，成为风电整体解决方案提供商。2009年公司经营业绩突出，在产品生产销售、新产品研发、国际化战略的实施等方面均取得重大进展，保持了收入和利润的稳步增长。158 2009年度，金风科技完成营业收入107.38亿元，较上年增加42.81亿元，同比增长66.28%；实现营业利润19.47亿元，较上年增加8.21亿元，同比增长72.90%；实现净利润17.91亿元，较上年增加7.65亿元，同比增长74.66%。表1：　　2007～2009年金风科技主要财务指标单位：万元，%项目2007年度2008年度2009年度同比增长营业收入310302.60645780.971073835.5266.28营业利润61002.23112604.26194692.0272.90利润总额62663.28114609.33199055.7373.68归属母公司净利润62959.9190640.74174557.9592.58销售费用9950.4327837.9267013.36140.73管理费用15278.5123701.2327634.1516.59财务费用2256.664175.726039.0144.62资产减值损失3023.5812806.663245.00-74.66营业外收入1686.032235.985650.15152.69营业外支出24.98230.911286.45457.12所得税-808.3712089.7519995.4865.39数据来源：上市公司公告公司流动比率、速动比率、资产负债率较上年同期基本持平，说明公司业务稳步发展。利息保障倍数为32.00，较上年同期增加2.08，说明公司有较强的支付利息的能力；公司在各银行机构信用等级均为3A级，信誉优良，在建行、农行等商业银行可办理可循环贷款。表2：　　2007～2009年金风科技财务比率情况项目2007年度2008年度2009年度偿债能力流动比率2.151.651.64速动比率1.721.261.23资产负债率46.07%63.09%62.86%利息保障倍数29.8922.9527.41营运能力应收账款周转率5.953.864.06存货周转率3.453.163.18资产周转率0.930.770.82数据来源：上市公司公告158 2009年金风科技酒泉基地、德国Neunkirchen基地正式投产，西安基地实现试生产，预计2010年一季度正式投产，届时，公司1.5兆瓦机组产能将超过3000台。公司已拥有六个制造基地，即：北京亦庄、新疆乌鲁木齐、内蒙古包头、甘肃酒泉、德国Neunkirchen及陕西西安；另有以联营及委托加工方式成立的河北承德及宁夏银川两个总装基地。金风科技现有1.5MW机组基地产能基本能满足2.5MW机组的生产，产能可由1.5MW机组产能直接转换为2.5MW机组产能。1.5MW机组已成为风电市场的主流机型，2009年公司完成了主要产品由750kW、1.5MW机组并重到1.5MW机组为主的过渡，并推出了2.5MW永磁直驱机组、3.0MW机组混合传动机组；全年完成1.5MW机组生产1391台、750kW机组生产782台。公司持续进行对1.5MW机组的优化，已经推出适应高低温、高海拔、低风速、沿海及海上等不同运行环境的系列化机组。2009年公司销售保持稳步增长，订单充裕，新增订单2915.25MW。截止2009年底，公司待执行订单总量为2217.75MW，另外，公司尚有已中标未签合同订单657MW。2009年公司加大了研发力度，积极推进德国、北京、新疆乌鲁木齐研发中心和在技术、人才、资源方面的整合，提升了公司的研发实力和核心竞争力。公司投运的近2000台1.5MW永磁直驱风电机组运行稳定，发电效率高，尤其是符合电网各项标准要求，获得电网公司认可，被誉为电网友好型风机。公司自主研发的2.5MW直驱永磁风力发电机组、3.0MW混合传动风力发电机组样机分别在北京官厅风电场、达坂城风电场完成安装，已进入试运行阶段。公司自主研发的控制、变流器和变桨系统现场运行数据良好，为公司掌握核心控制技术、降低整机成本提供了保障；公司自主开发的风电场能量管理平台，经过现场的验证获得了高度认可，该项控制技术标准已成为内蒙、东北电网公司的风电控制和并网执行标准，并且在上述区域强制执行。2009年，金风科技积极推进国际化战略，拓展海外市场，并取得重大进展：公司控股子公司德国VensysenergyAG实现了1.5MW机组在欧洲的销售；为尽快进入美国风电市场，获得美国市场对金风科技风电机组的认可，公司在美国开展风电场项目建设和运营，美国明尼苏达UILK风电场项目的3台金风1.5MW机组已在2009年底并网发电。此外，公司还中标埃塞俄比亚5万千瓦项目，与哈萨克斯坦工贸部贸易促进署签署了《谅解备忘录》，为哈萨克斯坦评估风资源及编制风电开发规划、协助有关政府机构制定风电开发行业政策和法规、评估和培育风电设备制造能力等。此外，公司在美国、澳大利亚设立的全资子公司已完成注册登记；2009年公司正式启动H股上市计划，目前正在积极推进。2009年，金风科技1.5MW机组的销售较上年增长了210.35%；主营业务利润率较上年增长了5.23%，主要系零部件采购价格下降，同时1.5MW机组进入大批量生产，实现了规模效益。158 表1：　　2009年金风科技主营业务分产品经营情况单位：万元，%分产品主营业务收入同比增长主营业务成本同比增长主营业务利润率同比增减(百分点)750KW174993.99-46.99117567.29-50.6632.825.011.5MW848711.03210.35644111.99190.3624.115.23合计1023705.0269.61761679.3065.5425.601.84数据来源：上市公司公告由于国家对风电产业大力扶持，各地政府都加大了风电资源的开发力度，金风科技不断开拓市场，由过去集中在三北地区延伸到华东、东南、西南地区。表2：　　2009年金风科技主营业务分地区经营情况单位：万元，%地区主营业务收入同比增长西北182231.05186.52东北433125.94237.07华北220909.27-31.55华南24927.77-55.02华东110832.27428.76华中5448.72-39.67东南14201.03-西南17636.45-国外14392.53333.20合计1023705.0269.61数据来源：上市公司公告由于2008年1.5MW风电机组首次进入批量化生产，其毛利率远低于750KW风电机组，因此2008年公司风电机组的销售毛利率较2007年有所降低；2009年风电机组零部件采购价格降低，同时1.5MW风电机组进入大批量生产，实现了规模效益，风电机组销售毛利率较2008年有所提高。158 图1：　　2007～2009年金风科技毛利率变动情况数据来源：上市公司公告2．面临的市场竞争格局全球风电产业需求旺盛，风电设备制造企业竞争日趋激烈，2009年我国取消了“风电设备国产化率达到70%以上”的要求，国际风电设备制造企业将加快对中国风电市场的争夺。3．公司发展战略面对风电行业的发展趋势和竞争格局给公司未来发展带来的机遇和挑战，金风科技将坚持风力发电整机制造为主，积极开拓风电技术服务、风电场开发与销售、风电知识产品销售等多种盈利模式，争取成为国内风力发电机组制造行业优秀的系统开发和集成商，利用公司在市场方面的领先优势和经验，将风电技术、制造、服务、项目开发等要素整合成金风科技的核心能力－－在持续不断提供优质风机产品的同时向客户提供风电系统解决方案，为客户创造最大价值，做国内风电行业领先企业。坚持走国际化的发展方向，参与国际市场竞争，循序渐进，逐步实现技术、市场、人才、资本的国际化。4．公司2010年经营计划和主要目标（1）技术研发：加大研发投入，加快新产品的研发速度；继续对现有产品进行技术优化改进，提高产品在市场的综合竞争力。实现2.5MW直驱永磁风电机组的批量化生产，推出系列化2.5MW直驱永磁风电机组；继续完成3.0MW混合传动风电机组的样机制造、试运；完成5.0MW风电机组关键零部件的详细设计。（2）市场开拓：继续保持国内市场的领先地位，积极开拓国外市场，实现销售收入的稳步增长；树立适应当前风机行业环境特点的现代营销观念，加强整体营销策划，提高营销人员的素质和能力。158 （3）产品生产：严格零部件及整机生产过程的质量控制，持续优化供应链建设，同时在制造基地周边逐步培养适应生产需求的供应链配套体系，保证公司生产经营有序、顺利地进行。（4）风电场开发销售：加快风电项目的开发建设，积极储备风电项目资源，降低项目建设成本，为客户提供风电项目的交钥匙工程。（5）技术服务：以客户为导向，提高服务人员业务技术水平和管理能力，提高现场解决问题的能力，加强对售后业务的支持和监督管理。（6）运营管理：加强“执行”为核心的管理工作，提高工作效率，注重细节管理，提升公司内部管理水平。（7）资本运营：积极推进完成公司香港H股的发行并上市工作。根据公司2010年度经营目标及计划，2010年度公司营运资金主要采用自有资金结合银行贷款的方式解决。公司偿债能力较强，信誉良好，融资渠道畅通，资金来源有充足保证。如果H股发行成功，募集资金将用于国际化业务拓展、新产品新技术研发、市场推广、业务链优化、大功率风电机组产能建设项目等。（二）湘电股份1．公司经营情况2009年，湘电股份新兴产业规模不断扩大。兆瓦级风力发电机组中标国家风电特许权招标项目，风电整机订货大幅增长，为开拓主流客户市场奠定了坚实基础。加快风电产品技术进步，实现了XE82直驱式风力发电机规模化生产；双馈异步风力发电机形成系列化供应能力，全年实现订货近3亿元，1.5兆瓦双馈异步风力发电机市场占有率大幅上升。积极实施国际化战略，成功收购荷兰达尔文公司海上5兆瓦风机项目，加快大型风机和5兆瓦海上风机研发进程，增强风电产品海外拓展能力。长泵搬迁改制项目积极、稳妥推进，完成了宁乡铸造基地扫尾工作，实施了麓谷基地的整体搬迁，为做大做强水泵产业提供了保证。湘电股份着力培育自主创新能力，科研开发取得重大成绩。全年共计完成新产品开发100余项，创新产品产值35亿元，占工业总产值的60%以上。重大科技项目研制步伐加快，兆瓦级直驱型风力发电机组及关键部件的设计和制造技术、串并联电动汽车用驱动电机系统研发、2兆瓦及以上风力发电机组和关键部件研制及产业化等项目先后通过国家和省级鉴定；超前预研高端、新颖产品技术，永磁吊舱推进电机等重大新产品试制成功。基础技术研究有效强化，成立了绝缘试验室；加大科技项目申报力度，国家唯一的风力发电机重点实验室落户湘电科技。2009年，公司实现营业收入51.17亿元，同比增长53.14%，利润总额2.05亿元，同比增长112.13%，净利润1.32亿元，同比增长124.79%。158 表1：　　2009年湘电股份主营业务分行业、产品情况单位：万元，%分行业或分产品营业收入同比增长营业成本同比增长营业利润率同比增减(百分点)分行业机械制造业506022.3456.72410770.4551.2518.822.94分产品交流电机96115.64-15.3465853.65-29.1231.4813.32风力发电系统285072.46303.84238056.14272.4416.497.04直流电机15745.87-49.4712638.82-32.6619.73-20.04城轨车辆牵引系统10766.0038.6510470.9443.842.74-3.51水泵及配套产品66871.991.7955225.79-2.5617.423.68备品备件及其他31450.38-7.8828525.11-10.969.303.14数据来源：上市公司公告2009年湘电风能的风力发电系统销售规模扩大。风力发电属于朝阳产业，在国家对创新性企业大力扶持的背景下，整个市场发展迅速，2009年共销售风力发电整机244台（2008年为60台），收入大幅增长。但由于风力发电整机行业质保金尾款占合同总价的5-10%，且需风力发电整机并网发电2年以上才会支付，因此应收账款周转率减缓。2009年风电业务快速增长，风力发电系统和风力发电机销售的大幅增加带来公司营业收入增长53%。2．面临的市场竞争格局从公司所处的行业情况分析，我国工业化进程正在向中期阶段迈进，具有后发优势，国民经济对装备制造业的需求加大，为装备制造业发展和产业升级提供了机遇。在国家宏观经济政策转向、力保经济平稳较快增长的大背景之下，将极大地提振内需，给重大装备制造企业带来新的市场契机，在全球产业转移、国内产业升级、行业自主创新能力提高和政策扶持的大背景下，行业长远前景依然看好。经过那几年的快速发展，行业内技术创新能力明显加强、现代化装备进一步提升，管理水平和能力稳步提高，使得行业内竞争更趋激烈。3．公司发展机遇158 经济全球化的大趋势仍在深入发展，市场配置资源的基础性作用仍在不断增强，我国经济发展的基本态势没有改变，中央将保持宏观经济政策的连续性和稳定性，继续实行积极的财政政策和适度宽松的货币政策，为公司可持续发展创造了良好外部环境，公司仍处于重要战略机遇期；我国正处于扩大内需、加快基础设施建设和产业转型升级的关键时期，对先进装备有着巨大的市场需求，为公司参与产业再分工提供了机遇。湖南省处于新型工业化、新型城市化快速发展时期，装备制造业调整振兴步伐加快，有利于公司把握新的发展机遇，在应对危机和挑战中拓展新的发展空间。公司在发展中抢半拍、早半拍、快半拍，科学选择、超前谋划和大力发展具有市场前景广、带动系数大、综合效益好的新兴战略性产业，抓住了国家推动新兴战略性产业跨越发展的机遇，产业不断做大做强，为公司参与市场竞争提供了坚强保证。4．2010年度经营计划湘电股份将积极调整产业结构，着力推进国际化经营，培育自主创新能力，健全内部控制体系，争创发展效益，提高经济运行质量，努力实现“十一五”战略目标，打造稳健增长、绩效优良、社会贡献度高的知名上市公司。公司2010年主要经营目标是：主营业务收入768000万元、净利润17200万元。（三）长江电力1．公司经营情况长江电力是目前我国最大的水电上市公司，主要从事水力发电业务。截至2009年末，公司拥有葛洲坝电站及三峡工程已投产的全部发电机组，机组装机容量为2107.7万千瓦。公司还持有广州发展实业控股集团股份有限公司（简称广州控股）11.189%的股份，广州控股装机容量约229.86万千瓦；持有上海电力股份有限公司（简称上海电力）8.77%的股份，上海电力装机容量约600.77万千瓦；持有湖北能源集团股份有限公司（简称湖北能源）41.69%的股份，湖北能源装机容量约452.77万千瓦。2009年，长江电力以发展规划为指引，以学习实践科学发展观活动为契机，坚持专注于电力生产主业，持续提高精益生产水平，实现了三峡－葛洲坝梯级枢纽安全稳定运行；抓住机遇提升了葛洲坝电站上网电价；顺利实施了重大资产重组，装机和资产规模大幅提升；内部管理不断创新，核心竞争力和可持续发展能力进一步增强，公司业绩稳定增长。2009年，公司完成发电量513.67亿千瓦时，实现营业收入110.15亿元，营业利润50.29亿元，净利润46.19亿元，基本每股收益0.4692元。2009年，公司实施重大资产重组收购了三峡电站18台发电机组，发电量增加，营业收入比上年增加16.41亿元，增长17.51%；同时，折旧费用相应增加，营业成本比上年增加8.19亿元，增长21.57%。表1：　　2008～2009年长江电力总体经营状况单位：万元，%项目2008年度2009年度同比增长营业收入937393.331101503.3917.51营业成本379707.43461591.4021.57投资收益44008.62110974.05152.16158 营业利润457450.59502859.109.93净利润400503.48461901.2415.33营业利润率(%)48.8045.65-3.15个百分点数据来源：上市公司公告2009年末，长江电力总资产1618.61亿元；总负债999.92亿元，其中，长期借款510.72亿元，应付债券203.45亿元。表1：　　2008～2009年长江电力资产负债情况单位：万元，%项目2008年末2009年末同比增长流动资产569366.16585749.232.88其中：货币资金272280.12211416.20-22.35交易性金融资产192.58100197.6851929.12应收账款163279.69128610.37-21.23非流动资产5263158.6515600329.32196.41其中：可供出售金融资产515929.48688754.9533.50长期股权投资667217.38739365.9810.81固定资产4054970.0314150238.80248.96流动负债873003.042722628.65211.87其中：短期借款559078.33100654.11-82.00应付票据18202.61101490.80457.56应付账款96331.645733.23-94.05应付利息7069.9247468.82571.42其他应付款104331.081226446.061075.53非流动负债1160319.677276546.07527.12其中：长期借款680000.005107158.26651.05应付债券395572.632034455.86414.31递延所得税负债84747.04134931.9459.22总资产5832524.8116186078.55177.51总负债2033322.719999174.71391.77归属于上市公司股东的所有者权益3798356.746185976.2462.86数据来源：上市公司公告158 2．面临的市场格局2010年，我国将继续保持宏观经济政策的连续性和稳定性，根据新形势新情况着力提高政策的针对性和灵活性，努力实现经济平稳较快发展。电力行业将按照国家的要求和部署，做好保供电、调结构、优投资、降能耗等各项工作；新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强，需求继续回升，供需总体平衡有余，发电设备利用小时与上年基本持平；电煤供需衔接关系偏紧、价格上涨矛盾比较突出，电力行业盈利能力将再次面临考验。公司主要电能消纳区域为华东电网、华中电网和南方电网。预计2010年，华东电网电力供需平衡有余；华中电网电力供应能力充裕，供需平衡裕度较大；南方电网电力供需平衡偏紧。因此，三峡电能消纳区域电力供需总体呈现平衡有余的态势，公司电能消纳面临压力。2009年全国能源工作会议指出，我国将继续推进电力工业结构调整，大力发展可再生能源和核能，积极稳妥推进电力体制改革。根据《可再生能源中长期发展规划》，水电、风电等将成为可再生能源发展的重点领域，水电行业发展潜力巨大，有利于公司可持续发展。随着“调结构、促消费”相关政策措施的落实、出口的复苏以及投资回暖，2010年，我国经济将呈现回升趋势，从而带动资本市场整体向好发展，为公司获得更多的资本收益创造了有利条件。2010年，在高增长与温和通货膨胀的预期下，积极的财政政策和适度宽松的货币政策在实施方式上的调整，可能增加公司的融资成本。同时，受股指期货和融资融券的推出、人民币外部升值压力等因素影响，资本市场不确定性增加，公司资本运作难度加大。3．公司发展规划根据长江电力《2006～2010年发展规划》，公司将依托三峡工程建设和滚动开发长江上游水力资源的大背景，以水力发电为核心业务，以市场为导向，以效益为中心，以安全为基础，努力掌握大型水电站的运行管理能力，形成流域水资源综合利用能力和梯级联合调度能力，建立大型水电站的检修维护能力，提高跨大区的水电营销能力，基本形成资产并购整合和融资能力，实现规模与效益的同步增长，创建国际一流水电厂，打造一流上市公司。随着重大资产重组的顺利完成，公司将着力研究发展规划，进一步明确发展思路和管控模式，在2009年对《2006～2010年发展规划》进行评估总结的基础上，制定十二五发展规划。4．2010年度经营计划2010年，公司将全面贯彻党的十七大和十七届四中全会精神，深入贯彻落实科学发展观，坚持改革创新，做强水力发电主业，强化风险管理，高标准高质量运行好三峡工程，实现创一流目标，保持公司持续稳定地发展。2010年，公司计划三峡－葛洲坝梯级枢纽年发电量972亿千瓦时，其中三峡电站815亿千瓦时，葛洲坝电站157亿千瓦时；杜绝重大事故和人为责任事故，不发生设备质量事故和人员伤亡事故。158 （四）天威保变1．公司经营情况天威保变是世界变压器单厂产量第一的企业，是世界上拥有变压器行业核心技术最齐全的企业，已成为掌握世界最尖端变压器技术的企业。2009年，全球性经济危机对公司变压器、新能源两个产业造成了一定的冲击，给公司生产经营工作带来了较大影响。面对复杂多变的市场形势，公司坚持“双主业、双支撑”的发展战略，通过不断的技术创新、管理创新和观念创新等举措，在确保公司稳健运行的基础上，为公司后续发展奠定了坚实的基础。2009年，公司圆满的完成了全年各项生产经营指标，营业收入突破60亿元人民币。受电力设备市场供大于求状况加剧及市场竞争日趋激烈的影响，2009年公司适时转变产品结构与销售策略，以变电产品为主，发电产品为辅，发电产品侧重优势产品核电及大型火电、水电，加大500千伏、800千伏以及±200-±800千伏直流项目等高端产品的科技研发力度，最大限度提高公司产品的中标率。2009年，公司中标葛沪直流综合改造（三沪II回直流）工程共计28台换流变压器的供货合同；中标向家坝水电站和溪洛渡水电站右岸电站20台500千伏变压器的供货合同等重要合同，进一步提高公司产品在国内输变电市场的影响力。同时公司利用技术和产品优势，积极开拓俄罗斯、印度等海外市场，公司于2010年2月一举在印度国家电网公司输变电工程项目竞标中中标，合同共计17台750千伏级单相自耦有载调压变压器，金额达到3.5亿元人民币。通过不断的技术技术和产品创新，2009年，公司变压器营业收入较去年增长5.92%。新能源产业作为公司双主业之一，受金融危机影响严重，2009年，公司参股的新能源企业盈利水平较上年大幅下降，也对公司利润造成较大影响。面对新能源市场萎缩、产品供大于求的局面，公司在积极开拓市场的同时，注重提高产品质量和技术含量，进一步完善新能源产品构成，努力打造完整新能源产业链。2009年，公司积极推进，并完成以下新能源项目的建设：保定天威薄膜光伏有限公司一期工程建设已基本完成，进入生产经营期，2009年6月25日顺利产出了第一批非晶硅单结薄膜太阳能电池组件，目前已达到量产标准。该公司光伏系统示范电站已经完成组件安装工作，进入后期调试阶段。11月18日，天威薄膜研发检测中心正式揭牌，各项工作进展顺利。另外，该公司二期建设已完成可行性研究报告的编制、项目备案、招标文件的编制等前期工作；天威四川硅业有限责任公司和乐山乐电天威硅业科技有限责任公司项目进展顺利，2009年8月23日和9月23日分别成功试生产出第一炉合格产品，比预定计划均有提前；2009年7月保定天威风电科技有限公司整机项目二期工程厂房及办公楼主体基本完工，并投入生产，天威风电具备了年产500台1.5MW整机的生产能力；保定天威风电叶片有限公司一期主厂房钢结构已完成，该公司发运至内蒙古君达卓资风场的首批2套（6片）1.5MW34米叶片，与天威风电整机顺利实现对接。158 表1：　　截至2009年末天威保变主要控股子公司情况单位：万元公司名称主要产品或服务注册资本资产规模净利润北京天威瑞恒电气有限责任公司LRGBJ35220KV干式高压电流互感器、STB35110KV干式高压穿墙套管制造与销售220010439.20698.72保定天威新域科技发展有限公司软件研发，信息自动化的设计安装及技术转让、服务；输配电及控制设备生产及销售5002137.68538.72保定惠斯普高压电气有限公司高压套管及变压器组部件购销及技术服务、电器产品销售3005965.002090.78天威保变(合肥)变压器有限公司电力变压器、干式变压器、特种变压器及变压器附件制造、改造、修理，房屋租赁，物业管理20000126457.839033.10保定天威卓创电工设备科技有限公司电工机械专用设备，光机电一体化成套设备及变压器配套变的制造、销售；电气系统设计、安装、调试及技术咨询、技术转让10008484.37741.97天威保变(秦皇岛)变压器有限公司220千伏及以上交流线路用变压器、直流线路用换流变压器、平波电抗器及相关电力设备的制造、销售及售后服务2200071734.311455.91保定天威今三橡胶工业有限公司制造电力电机设备、建筑、机械、交通工具、家电产品用橡胶密封制品3741.753926.831.08保定天威风电科技有限公司风力发电机组和组建、配件的设计、研发、研制、销售及试验、检测、维修25000122578.79-3795.15天威四川硅业有限责任公司多晶硅生产、销售94500245745.24-12.00保定天威薄膜光伏有限公司薄膜太阳能电池及配套产品36000122976.5396.39保定天威风电叶片有限公司风机叶片的制造、销售2000029055.42-1295.50数据来源：上市公司公告2．面临的市场竞争格局我国能源格局尤其是电力能源格局亟待转变，可再生电力能源成为我国能源发展重点。在能源供需不平衡不断加剧的压力下，电力节能降耗和开发新能源电力成为实现我国能源结构和电力能源结构双优化的利器，输变电设备、新能源电力设备将获得快速发展。未来几年我国变压器行业主要向两个方向发展：一是向超高压、特高压方向发展，尤其是750千伏、1000千伏。二是向节能化、智能化方向发展。天威保变凭借良好的声誉及市场占有率，公司的市场不断扩大，特别是最近二年特高压1000千伏项目、云南--广东±800千伏直流项目的顺利投产，葛沪直流综合改造工程全线28台换流变压器、福建宁德核电、浙江三门核电、山东海阳核电以及三峡工程向家坝、溪洛渡两项水电工程的成功中标，进一步提升了公司的市场竞争力，为公司的快速发展奠定了良好的基础。158 新能源产业方面：在各国政府的政策支持下，光伏产业在近几年迅速成为世界最具成长性的朝阳产业之一，最近10年全球光伏产业的年平均增长率超过30%。从长远看，光伏发电在不远的将来会占据世界能源消费的重要席位，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。根据欧洲光伏工业联合会的2010年各国光伏产业发展计划预计，届时全球光伏产量将达到15GW，其中大部分使用多晶硅为原材料。随着新能源成本降低的影响，预计未来10年光伏产业仍能维持30%的增速。随着风电技术的日趋成熟，风力发电越来越受到世界各国青睐，全球风电已呈现出规模化发展态势。风能的产业化基础良好，经济性优势明显，不存在资源约束，也没有任何大的环境影响。未来风电将成为一个庞大的新兴电力市场。天威保变密切关注世界能源发展趋势，紧跟国家能源发展政策，以敏锐的市场触觉和超前的战略眼光于2002年以光伏产品为切入点进入太阳能领域，随后又进入风能领域，形成了以太阳能和风能双翼组合的新能源产业。目前公司成为国内唯一一家具备从硅料、铸锭、切片、组件到集成应用的完整产业链的大型光伏企业，并拥有风电整机和风机叶片两家风能企业，未来公司积极围绕“三年建立优势、五年奠定强势”的新能源产业发展目标，继续不断加大投入和支持力度，确保了公司新能源产业的超常规、快速发展。3．公司发展规划天威保变将继续实施“双主业、双支撑”的发展战略，不断完善产业结构，推进新项目的建设力度，做强做大变压器、新能源产业。输变电产业方面：要重点围绕“市场、技术、质量”等几个方面来开展工作，要进一步巩固保定、秦皇岛、合肥三个变压器制造工厂的制造能力及产品定位，不断完善三厂统一的生产管理模式和重大项目生产管理模式，大力推行精益生产管理模式；采取各种有效措施降低变压器产品制造成本，继续加大技术创新力度，加强质量管理，凭借优质的产品、快捷的服务以及合理的价格抢占国内市场，开拓国际市场。新能源产业方面：重点围绕在行业中“三年确立优势、五年奠定强势”的目标开展各项工作。要把握优势，发挥优势，借势谋势，扬优成势，充分利用完整产业链资源和天威声誉，打造天威新能源品牌，将其转变为市场竞争能力，提升新能源产品的市场占有率；同时规范企业业务流程，实现企业精益生产，提升企业的核心竞争力。4．公司2010年经营计划2010年天威保变将牢牢抓住经营目标这一全年中心任务，以市场为牵引，大力开拓国际、国内两个市场，全面推进公司精益生产和精益管理工作，降低成本，提高效益，确保公司全年指标的完成。2010年，公司预计实现营业收入900000万元人民币，营业成本737300万元人民币。158 随着公司业务的不断扩大和新建项目的资金需求，公司将采取积极有效措施及时回笼资金，促进营业收入稳步增长；灵活合理利用银行各项信贷工具，提高可利用资金规模；充分利用资本市场融资功能，探索多种融资方式和渠道进行融资，保障公司的资金需求；加强资金预算，量入为出，保障充足的资金供应，保证公司生产经营和项目建设的稳健发展。（五）东方电气1．公司经营情况2009年是东方电气灾后重建和产业结构调整的关键一年。东方电气大力弘扬“东汽精神”，以最快的速度积极推进灾后重建，结合市场变化加速产业结构调整，提升自主创新能力，并开拓国内外市场，实现了企业的持续稳定发展，产值、收入等经济指标再创历史新高，发电设备产量仍保持行业首位，新增订单也保持在了较高水平，为企业的可持续发展奠定了坚实基础。2009年东方电气发电设备产量达到2903.38万千瓦。其中水轮发电机组33台/494.95万千瓦、汽轮发电机45台/2228万千瓦、风电1203台/180.43万千瓦、电站锅炉49台/2215.1万千瓦、电站汽轮机67台/2716.75万千瓦。面对全球金融危机和国内电力设备市场大幅调整的形势下，东方电气2009年度新增订单仍然取得了较好的成绩，全年新增订货568亿元，其中国际合同约21亿美元。新增订单中，火电46.3%、核电25.5%、风电14.6%、水电5.1%、其它8.5%；订单结构得到进一步优化。截止2009年末，公司在手订单达1300亿元人民币，其中：火电52%，水电8%，风电7%，核电29%，其它4%；在手订单中，出口项目占15%。在国际市场上，东方电气首次进入巴西、沙特和博茨瓦纳等国家电力市场。其中巴西杰瑞项目为我国水电成套设备出口单笔合同金额最大订单；沙特阿拉伯拉比格火电项目是中国60Hz火力发电设备首次进入中东高端市场。在国内市场上，获得世界首台最大容量的四川白马600MW等级超临界CFB示范工程等一批重要合同。风电订单充足的同时，核电市场也取得新的突破，一举获得桃花江百万千瓦第三代AP1000项目、台山EPR部分核岛主设备分包合同，使东方电气成为首家同时承担CPR1000、ERP和AP1000核岛和常规岛设备的制造企业。2009年，公司实现营业收入332.23亿元，整体营业收入同比上涨16.58%，主要是公司风电产品销售收入大幅提升，同时随着核电产品的不断产出，核电产品销售收入逐步提升。公司主营业务综合毛利率由15.79%上升到16.91%，上升了1.12个百分点。2009年风电产品的销售收入达62.79亿元，比上年增长了139.9%，销售比例占当年主营业务收入的19.17%，营业利润率为17.50%，较上年同期上升了6.02个百分点。上升的原因主要是随着风电产品规模化生产，产品的规模经济日益凸显，同时随着风电技术引进、吸收、再创新，风电部套国产化率的迅速提高，使得风电产品的成本降低明显。158 随着核电产品的不断产出，核电产品销售收入较上年同期增加117%，核电产品占主营业务收入的比例由3.55%上升到6.51%，增加了2.97个百分点。核电产品营业利润率为-0.52%，主要原因是核电项目尚未达批量化产出，且有些关键部套件依靠进口，采购成本过高，致使核电产品出现亏损。随着核电产品零部件国产化率的提高以及核电产品规模化生产，核电产品成本已得到较好控制。水电产品收入与上年基本持平，营业利润率为10.61%，较上年同期增长了0.99个百分点。主要是公司在对产品结构进行调整后，结构趋于合理，使得效益有所增长。表1：　　主营业务分行业、产品情况单位：亿元，%分行业或分产品营业收入同比增长营业成本同比增长营业利润率同比增减(百分点)按行业分机械制造327.5418.17272.1516.6016.911.12按产品分水电产品30.1616.1426.9614.8710.610.99火电产品207.952.37167.420.3319.491.63风电产品62.79139.9051.80123.6017.506.02核电产品21.34117.0021.45120.52-0.52-1.60其他5.30-56.004.52-55.5314.68-0.91数据来源：上市公司公告2．行业发展趋势与市场展望2010年世界及中国经济发展形势总体要好于2009年，但是世界及中国经济复苏的基础并不稳固，还存在很多不确定性因素。2010年将是我国经济发展充满挑战和蕴含重大机遇的一年。总体来看，2010年国内电力需求将保持持续增长，国内电力企业部分在建电源项目的建设进度也将会加快，对公司生产交货压力进一步加大。预计2010年国内火电新开工建设项目将会减少，对公司未来火电订单将产生影响；国外市场需求逐步回升，但市场竞争仍将加剧。3．公司2010年度经营计划面对复杂多变的国内外形势，公司将抓住国家大力发展低碳经济的有利时机，继续调整产业结构，转变经济增长方式，加快淘汰落后生产能力，提升发展质量，并整体规划电站服务等产业，培育新的利润增长点。目前公司在手订单任务仍然较为饱满，预计2010年生产经营状况仍然将保持在较高水平，营业收入、产值等主要经济指标还将保持稳步增长，计划完工发电设备产量总计3010万千瓦。158 为达到经营目标，公司拟采取以下策略。全面拓展海内外市场：巩固国内火电、水电市场，加大核电、风电、燃机、环保市场开拓力度。主动出击，以得力措施确保国内火电、水电市场占有率稳中有升。抓住当前国家大力发展核电、风电等新能源和清洁能源的大好时机，巩固并扩大核电、风电市场的优势地位，进一步做大做强核电和风电产业。发挥合力，积极扩大火电、水电、老机组改造及环保产品市场占有率。进一步拓展国际市场。加大市场开发力度，继续深挖印度、越南、伊朗等传统市场，积极开拓中东、东欧、南美、非洲等新市场，逐步向中高端市场推进，点、面结合，满足客户差异化需求，提高东方电气产品国际市场份额；积极调整产业结构：认真研究并积极推动公司产业结构调整，切实转变经济增长方式，加快淘汰落后生产能力，着力提升发展质量。继续做强水火电市场，优化产品性能，拓展海外市场；做大风电，进一步提高市场占有率；领跑中国核电市场，加快电站改造和服务业务发展步伐。扎实推进自主创新：以国家产业政策和国家中长期科技发展规划为指引，以市场为导向，优化发展现有主导产品，着力增强新能源科技自主创新能力，占领未来能源发展战略制高点，着力加快新能源产业化进程。抓住以低碳经济为特征的新的经济发展契机，开发新产品，开拓新市场。大力推进常规发电设备的关键技术、关键部件向自主化、大型化、清洁化和高效化方向发展，提高产品品质。提升大型水电机组、大型火电机组、重型燃气轮机、核电机组等产品核心技术的研发能力。加快推进新能源科技进步及其产业化，以适应未来国际社会低碳经济的发展浪潮。大力开发大型风力发电技术包括沿海与陆地风力发电技术、潮汐能发电、生物质能利用等新能源技术。158 第八章　　行业投资现状及前景一、全球新能源投资分析与预测2009年全球新能源投资继续保持快速增长。由于日益严重的传统能源压力，世界各国普遍加快了新能源投资额度，同时拓宽了新能源的投资领域。2009年，全球清洁能源新增投资1620亿美元，比2008年下降6.6%，但仍然超过1500亿美元。在过去五年，清洁能源投资增长了270%，年均增长率达到22%。根据彭博新能源财经（BloombergNewEnergyFinance）的预测，2010清洁能源投资将在2009年基础上增加25%，达到2000亿美元。图1：　　2005～2009年全球清洁能源年度投资额及2010年预测数据来源：BloombergNewEnergyFinance，中经网整理全球能源结构中新能源占比稳步增长。新能源在过去近十年间获得了较快发展，以电力累计装机为例，新能源（不包括小水电）在全球总装机容量中的占比提高了一倍多，从2000年的1.9%提高到2008年的4.2%。158 图1：　　2000～2008年全球新能源（不包括小水电）发电装机占比变化趋势数据来源：U.S.DepartmentofEnergy，中经网整理几年来，对清洁、可再生能源的投资浪潮已波及全球几乎所有的部门、地区和资产类别。显而易见的是，今后任何低碳能源基础设施都将包括相当大比例的来自可再生资源的能源。根据新能源财经的分析，与化石燃料相比，可再生能源发电可能尚未具备充分的成本竞争力，但经验曲线所揭示的经济学原理、石油和天然气的消耗正在有力地使竞争环境日趋公平。随着可再生能源技术的规模的不断扩大和运作经验的完善，它们越来越便宜。在未来3年内，在世界上许多有阳光的地方，即使没有补贴，太阳能光伏发电的成本也有可能达到与白天零售电价相当的水平。在某些没有补贴的地区，与天然气发电相比，风能已经具有成本竞争力。可再生能源一般不存在燃料投入成本的相关风险。燃料价格提高20%会使天然气发电成本提高16%、煤炭发电成本提高6%，而可再生能源技术几乎不受影响。单就燃料价格的波动这一方面就应该鼓励公用事业在其投资组合中加入一定比例的可再生能源。并且，许多可再生能源技术的资本成本的提高（没有燃料成本）－－意味着它们将比天然气或煤更多地受益于实际利率的下降。的确，在能源项目的实际利率下降300个基点，而燃料价格和碳信用价格各上涨20%的情况下，由向岸风生产的电力变得比天然气便宜，地热和废物转化能源不仅击败了天然气，而且比煤基能源还便宜。表1：　　世界主要发电方式成本比较单位：美元/兆瓦时基准情形利率-300基点(%变化)燃料价格+20%(%变化)碳价格+20%(%变化)修订后发电成本比较排名潜在成本比较排名燃煤40.61-7.1%+6%+45%58.14天然气联合循环燃汽轮机82.05-1.3%+16%+14%104.86158 地热-闪存厂44.32-4.6%--42.31地热-二元厂58.03-5.1%--55.03向岸风108.26-10.4%--88.85离岸风181.87-5.5%--171.87生物质-城市固体废物67.54-12.1%--54.82太阳能热槽270.98-7.7%--249.98太阳能光伏晶体445.79-8.1%--409.59注：①能源平准成本（LCOE）允许不同的发电技术进行比较，同时考虑到其生产成本和发电效率。平准成本不包含补贴。LCOE分析假设内部门坎/回报率为10%，用以计算得出发电成本。基准情形假设：利息率=2.5%；燃料价格（2009年）：煤=115.29美元/公吨，天然气=11.49美元/百万英热单位；碳价格（2009年）=28.11美元/公吨。②潜在成本指在低利率、高燃料和碳成本情景下的潜在成本，这不包括规模或经验曲线的任何影响。数据来源：新能源财经（NewEnergyFinance）自上世纪80年代以来，核电占总发电量的份额一直稳定地保持在16%左右。虽然它始终受到成本、存储、安全性和公众抵制等问题的限制，但从目前来看，世界许多国家的核能已经开始复兴，从中长期来看，其份额显而易见将会不断增长。二、我国新能源行业投资现状及未来投资需求（一）总体情况从国内电源基本建设投资统计看，可再生能源发电的投资增速显著高于火电，电源基本建设投资继续呈现结构加快调整的态势。根据全国电力工业统计快报（2009）统计，2009年，全国电源工程完成投资3711亿元，同比增长8.92%，增速比上年提高3.31个百分点。其中，水电、核电、风电基本建设投资完成额同比分别增长2.33%、74.91%和43.90%，火电基本建设投资完成额同比下降11.11%。从投资结构看，非化石能源投资已经超过新增投资的一半。2005～2009年，火电投资占当年电源投资比重从70.3%下降到40.2%，核电投资比重从1.0%提高到15.5%，风电投资比重从1.4%提高到20.4%。表1：　　2009年电源工程建设完成投资单位：亿元，%项目投资额比重电源工程建设投资完成3711.30100.00其中：水电868.6123.40　　　火电1492.1040.20158 　　　核电576.3115.53　　　风电758.8320.45　　　其它(主要是太阳能发电)7.150.19　　　技改(主要是脱硫脱硝)8.290.22数据来源：中国电力企业联合会，中经网整理2005～2009年，火电投资年度平均增速只有3.76%，而且从2006年开始连续4年负增长；核电投资年度平均增速为82.65%，其中，2006、2008年均超过100%，风电投资年度平均增速为142.76%，其中，2005、2008年均超过200%。表1：　　2005～2009年我国各类电源投资同比增速单位：%20052006200720082009合计-1.73-1.010.975.618.92水电55.58-9.079.60-1.182.33火电58.06-1.82-10.08-16.26-11.10核电-16.14179.2173.89101.3874.91风电250.3137.76173.54208.2743.92其他发电325.8856.269.88-99.8012650.27数据来源：国家电力监管委员会，中经网整理从统计局固定资产投资统计来看，2005～2008年水电行业投资保持了较快的稳定增长，核电以及以风能为主的其他能源发电投资则呈现爆发式增长的态势。其中，2008年核力发电行业固定资产投资金额达到397.36亿元，是2005年的7倍以上；其他能源发电行业固定资产投资998.31亿元，是2005年的6.9倍。表2：　　2005～2008年我国新能源发电行业固定资产投资情况单位：亿元水力发电业核力发电业其他能源发电业20051271.9954.5145.3620061544.9177.11290.0720071727.26151.36518.2120081775.28397.36998.31数据来源：国家统计局，中经网整理158 （二）投资结构1．按登记类型分投资主体情况根据国家统计局的统计，2008年我国新能源发电（包括水电、核电及其他能源发电）行业固定资产投资额为2997.58亿元，占电力生产业的52.06%，占比比2007年提高了8.79个百分点。从登记类型投资主体看，我国电力生产业投资结构中，内资占绝对优势地位，在投资中的比重高达92.57%。分子行业看，核力发电领域因为对外资并不开放，内资占比100%；水电内资比例仅低于核电，为98.78%；相对来说，对外资最为开放的领域是包括风电、生物质能发电等在内的其他能源发电行业，内资比重为86.60%，外商投资占4.50%，港澳台商投资占8.90%。表1：　　2008年按登记类型分我国新能源发电业固定资产投资情况单位：亿元投资中：投资中：国有及国有控股投资内资投资外商投资港澳台商投资电力生产4137.425330.03144.11283.60火力发电2248.952478.5090.40191.26水力发电1091.541713.6611.779.31核力发电268.00330.2900其他能源发电528.94807.5841.9383.03数据来源：国家统计局，中经网整理图1：　　2008年新能源发电行业不同类型企业投资结构比较数据来源：国家统计局，中经网整理158 2．按隶属关系分投资主体情况由于管理体制的不同，新能源发电各子行业的投资主导者差别很大，但由于2008年下半年以来中央政府加大了对电力生产尤其是新能源发电行业的支持和投入，2008年电力行业中央项目投资占比有所提高。2008年，我国核力发电投资中中央投资占比最高，为90.90%，比2007年提高了7.42个百分点；水力发电投资主体结构与电力生产业大体一致，中央项目占比40.76%，比2007年提高了2.64个百分点；其他能源发电行业的中央投资占比在各电源结构中最低，为22.08%，但也比2007年提高了5.75个百分点。表1：　　2008年按隶属关系分我国可再生能源发电业固定资产投资情况单位：亿元合计中央项目地方项目小计省属地市属县属其他电力生产5757.742380.473377.271076.35357.73659.181284.00火力发电2760.161167.251592.91698.59218.21229.45446.65水力发电1734.75707.061027.69232.6662.62260.78471.63核力发电330.29300.2330.060.0029.550.000.51其他能源发电932.54205.93726.62145.1047.35168.95365.21数据来源：国家统计局，中经网整理图1：　　2008年新能源发电行业不同隶属关系投资结构比较数据来源：国家统计局，中经网整理158 （三）影响因素近年来，能源气候变化成为各国关注的主要议题。在国家政策支持下，我国以风电、光伏发电、核电、生物质能发电为主的新能源发电规模迅速攀升，装机容量占全国电力总装机容量的比例不断提高。从能源需求方面看，2008年我国人均占用发电装机容量仅为0.6kW，只有美国、德国、日本等发达国家的1/5～1/3，按照2020年人口达到15亿、人均发电装机规模1kW水平计算（仍比国际上先进国家目前的水平低50%以上），同时考虑到中国经济将长期保持稳定较快的发展，对能源的需求强劲。新能源将以其清洁、可持续的特性成为替代化石能源的最优选择，而不断降低的生产成本也为新能源的快速发展提供了基础。未来十年我国新能源行业仍将大幅增加，行业投资也将继续保持大幅增长。表1：　　2020年我国新能源发电发展目标预测单位：万千瓦，%电源2009年装机容量2010年2020年装机容量同比增长装机容量2010～2020年均增长水电19679206005320004.52风电2580.53700431500017.35光伏发电30.53030200046.27核电908117029800021.87生物质能发电38455043300020.55注：其中2009年生物质能发电为估算数。数据来源：中经网整理（四）投资需求预测在国家政策的支持下，未来十年我国风电、光伏发电、水电以及核电等新能源发电发展目标大幅提高，相应投资需求也不断扩大。从细分行业来看，水电、核电建设规模将保持较为稳定的增长，受益于建造成本的不断下降，水电、核电行业投资也将保持稳定的规模增速，其中核电的建设规模在“十二五”时期相对集中。包括风电、光伏发电、生物质能发电在内的其他能源发电行业投资将在“十二五”时期继续保持爆发式的增长势头，其中大型风电基地建设将在近三年内陆续开工并相继投入运营，光伏发电实现商业化运营并开始大规模建设时间预计在三年之后，届时光伏电站建设成本将大幅下降，因此预计“十二五”末期将是我国新能源发电的投资高峰，之后在成本下降、建设规模增速下降的影响下，行业投资总体将进入平缓增长区间。158 图1：　　2010～2020年我国新能源发电行业投资预测数据来源：中经网分析预测三、行业融资现状（一）资金来源结构2005～2008年，我国水电、核电及其他能源发电行业资金来源构成中，债券比重最低；利用外资占比也较低；国家预算内资金占比虽然不高，但三年来呈现明显提升态势，显示出国家对新能源发电不仅从政策上给予支持，从投资上也加大力度。水力发电行业由于发展时间长、市场相对成熟，2005～2008年资金来源构成也相对稳定。核力发电业自筹资金明显偏低，对银行贷款严重依赖，2008年国内贷款占资金来源比重高达75.38%。表1：　　2005～2008年我国水力发电业城镇固定资产投资资金来源构成单位：亿元本年资金来源小计国家预算内资金国内贷款债券利用外资其中：自筹资金其他资金外商直接投资2005年1271.99108.97510.961.8826.625.72531.6291.952006年1544.91137.93662.2941.0923.697.10593.7186.202007年1727.26243.51737.262.5116.926.39644.8382.232008年1775.28226.47794.6611.9814.127.97671.6656.39数据来源：国家统计局158 表1：　　2005～2008年我国核力发电业城镇固定资产投资资金来源构成单位：亿元本年资金来源小计国家预算内资金国内贷款利用外资自筹资金其他资金2005年54.500.2334.031.9213.384.942006年77.110.0162.300.007.187.612007年151.3627.5971.381.3623.8727.162008年397.368.16299.520.000.000.00数据来源：国家统计局表2：　　2005～2008年我国其他能源发电业城镇固定资产投资资金来源构成单位：亿元本年资金来源小计国家预算内资金国内贷款债券利用外资其中：自筹资金其他资金外商直接投资2005年145.360.4675.360.003.421.8359.756.382006年290.072.05102.380.0017.059.94159.429.172007年518.2112.95128.650.1023.599.42335.2617.662008年998.3111.34254.180.8532.1021.07667.9531.88数据来源：国家统计局（二）银行信贷分析水力发电行业2005～2008年资金来源构成也相对稳定，银行贷款占资金来源比重保持在40%～45%之间。核力发电业自筹资金明显偏低，对银行贷款严重依赖，2008年国内贷款占资金来源比重高达75.38%。其他能源发电业由于近几年来发展势头迅猛，对各方投资吸引力加强，银行贷款占固定资产投资来源比重下降趋势较为明显。158 图1：　　2005～2008年我国可再生能源发电业银行贷款在资金来源中占比情况数据来源：国家统计局，中经网整理虽然新能源各子行业固定资产投资来源中对银行信贷资金的依赖程度有所差异，其他能源发电行业国内贷款占比甚至出现显著下降，但在行业投资规模持续高速攀升的情况下，对银行信贷的资金需求规模是不断提高的，新能源发电各子行业国内贷款增速也处于较高水平。2009年12月，中国人民银行、银监会、证监会以及保监会联合发布《关于进一步做好金融服务支持重点产业调整振兴和抑制部分行业产能过剩的指导意见》，对2010年信贷工作作出部署。根据《意见》，2010年将继续落实“区别对待、有保有压”的信贷政策，调整优化信贷结构，加大信贷对经济社会薄弱环节、就业、战略性新兴产业、产业转移等方面的支持，有效缓解农业和小企业融资难的问题，严格控制对“两高”行业、产能过剩行业以及新开工项目的贷款。《意见》提出，对国家产业政策鼓励发展的新能源、节能环保、新材料、新医药、生物育种、信息网络、新能源汽车等战略性新兴产业将进行重点支持，通过积极研发适销对路的金融创新产品，优化信贷管理制度和业务流程，加大配套金融服务；加大对节能减排和生态环保项目的金融扶持，支持发展低碳经济，鼓励银行业金融机构开发多种形式的低碳金融创新产品，加大“绿色信贷”的投放力度。在人民银行及银监会的政策引导下，随着国家对新能源行业的政策支持明朗及细化落实，信贷市场竞争将更趋激烈。1．工商银行工商银行紧紧围绕国家“保增长、调结构、促改革、惠民生”的经济工作大局，利用金融杠杆推动低碳经济，进一步创新绿色信贷管理模式和调控手段，明确“扶优限劣、有保有压”的总体信贷原则，严控产能过剩和潜在过剩行业信贷风险，实行环保政策的“158 一票否决制”。2009年，工商银行加大绿色信贷项目营销，积极支持水能、太阳能、生物质能等可再生能源以及智能电网、新能源汽车、车用新型燃料等重点领域的信贷需求，充分发挥银行信贷在支持新兴产业发展、促进经济增长方式转变的引导作用。截至2009年末，工商银行在环境保护重点工程项目的贷款余额达到1149.29亿元，新能源开发或利用项目的贷款余额达到1029.25亿元，同时工商银行还积极支持节能重点工程、清洁发展机制、先进环保技术的推广运用、资源综合利用等项目。表1：　　工商银行2009年末部分绿色信贷项目情况绿色信贷项目分类贷款余额(亿元)客户数量(户)项目数量(个)不良贷款余额(亿元)比率(%)环境保护重点工程1149.294576731.650.14新能源开发或利用项目1029.253204412.240.22节能重点工程566.691942372.050.36清洁发展机制项目428.11632092.170.51先进环保技术的推广运用项目285.24961160.340.12资源综合利用项目225.077810300其他节能减排技术改造工程396.2821732013.243.34数据来源：工商银行有限公司2009年度社会责任报告2．建设银行建设银行积极推行“绿色信贷”，为客户提供包括清洁能源贷款、工业环保减排贷款、农林生态产业贷款等多种特色的绿色金融服务，大力支持环境建设和生态建设。截至2009年末，建设银行绿色信贷项目余额1810.97亿元，比2008年增长17.49%。建设银行支持的“绿色信贷”项目主要包括：清洁能源贷款，具体包含水电、核电、风力发电、太阳能发电、生物发电及洁净煤发电等项目；工业环保减排贷款，具体包含与减排技改相关的电厂脱硫、除尘、废水废气回收等项目，以及具有循环经济特点的余热余气发电、矿渣利用等项目；农、林生态产业贷款，包含有利于改善环境的农业、林业及农业基础设施项目；城镇环保和减排贷款，包含污水处理、垃圾处理（含垃圾发电）、河道治理、环境治理等直接环保项目，以及具有减排替代作用的地铁、公交等项目；节能减排相关的贷款，包含低排放、少排放的信息技术服务等第三产业项目。158 表1：　　2007～2009年建设银行绿色信贷项目情况单位：亿元，%类别2009年12月31日2008年12月31日2007年12月31日贷款余额占总额比重贷款余额占总额比重贷款余额占总额比重可再生能源贷款1777.423.821525.194.151236.493.90环境保护贷款33.550.0716.240.0415.630.05注：可再生能源贷款包含国标行业小类水污染治理、危险废物治理、其它环境治理、生物化学农药及微生物农药制造、环境污染处理专用药剂材料制造、轮胎翻新加工、再生橡胶制造、金属废料和碎屑的加工处理、非金属废料和碎屑的加工处理、污水处理及其再生利用、其它水的处理、利用与分配、再生物资回收与批发、水力发电、核力发电、其它能源发电。环境保护贷款包含国标行业小类环境监测、自然保护区管理、野生动植物保护、其它自然保护、城市绿化管理、环境污染防治专用设备制造、环境监测专用仪器仪表制造。数据来源：中国建设银行2009社会责任报告3．中国银行中国银行大力开展“绿色信贷”，创新绿色产品，建设绿色银行，努力推进资源节约型、环境友好型社会建设。中国银行认真贯彻落实国家有关节能减排和环境保护的政策法规，积极开展绿色金融创新，将“绿色信贷”理念融入到信贷政策、信贷制度和信贷流程中，支持低碳经济发展。2009年，中国银行在信贷投放和业务操作中引入环境安全和节能环保要求，加大对环保、节能企业和项目的支持力度，全年新增“绿色信贷”贷款552.01亿元，增幅达79.66%。中国银行内蒙古分行积极落实国家清洁能源发展战略，核批风电授信总量超过49.90亿元，出具贷款承诺函金额累计95.40亿元，营销风电项目22个，促进了清洁能源的发展。浙江省分行为客户成功开立了全国首笔碳排放保函，支持我国低碳技术企业拓展海外市场，推进低碳金融创新。图1：　　2007～2009年中国银行绿色信贷发放额情况数据来源：2009中国银行社会责任报告158 4．交通银行2009年是交通银行实施绿色信贷政策的第二年，“绿色信贷”工程建设常规化管理持续深入推进。在“绿色信贷”理念的指导和要求下，交通银行在授信全流程中充分重视客户或项目的环保风险。截止2009年末，“绿色信贷”环保标识分类已覆盖全行授信客户数的99.8%，授信余额的99.9%。已分类的授信余额中，绿色类占99%以上。授信准入方面，将“绿色信贷”作为重要准入因素，建立环保政策“一票否决制”；授信审批方面，充分重视客户环境责任及行业环保管理规定，将其作为评判客户环境风险的重要内容。交通银行在风险可控的前提下，有效支持新能源综合利用、节能减排技术产业化示范和对污染源实施综合治理等项目的开拓。截至2009年末，交通银行环保项目贷款额累计578.15亿元，节能环保项目贷款额占贷款总额的比重达到3.34%，节能环保项目贷款涉及企业364家。交通银行甘肃省分行把支持风力发电项目作为开展绿色信贷的有效载体，陆续对甘肃洁源风电公司、甘肃新安风电公司、甘肃华电瓜州风电公司的酒泉风电项目予以授信支持。5．招商银行招商银行不断完善自身绿色信贷政策，积极支持国家确定的重点工程和可再生能源项目。2009年，招商银行累计向绿色信贷领域发放贷款398.20亿元，同比增长57.91%，其中，可再生能源134.32亿元，清洁能源37.01亿元，环境保护领域226.87亿元。四、新能源行业投资前景预测（一）行业发展周期行业的生命发展周期主要包括四个发展阶段：幼稚期，成长期，成熟期，衰退期。从新能源行业发展总体情况来看，大部分新能源利用方式始于20世纪70年底，并在90年代开始普及应用，虽然部分技术趋向成熟，但无论从市场扩张速度还是成长前景看，新能源行业仍然处于生命发展周期中的成长期。具体来看，水电行业历史悠久，技术已经比较成熟，市场规模已经进入稳定发展阶段，可以看作是初步进入成熟期的行业；风电产业在20世纪70年代末起始于丹麦、西班牙、德国等西欧国家，风电设备行业克服了“风速不稳定导致产生的能量大小不稳定”、“风能的能量转换效率低”等弱点，风力发电在丹麦、德国、西班牙、荷兰、美国、日本、印度等国家得到广泛应用，风电设备产业在部分国家开始饱和，逐步向外技术输出。从这些特征，可以确定，风电设备产业在先发国家已经进入了成熟期，但在中国、印度等新兴国家，风电产业仍处于快速成长期；太阳能发电行业目前在技术研发、试点应用等方面取得了显著成效，已经脱离了幼稚期，但由于成本仍然过高，限制了技术的推广应用，可以看作刚刚进入成长期的朝阳产业。158 由于技术的限制，短期内电力行业没有替代品，电力行业生命周期的问题主要研究对象是各种具体的电源类型，比较的是这些电源类型之间的替代和生命周期。新能源行业目前仍处于成长期，预计3年以后将进入成熟期，由于具有清洁、可持续的特性，因此新能源行业的成熟期持续时间将较长，即使到了新能源行业的饱和衰退期，其衰退速度也将很慢。（二）投资建议从投资前景看，太阳能可以视作最为优质的能源来源，也将是未来全球的新能源利用的发展趋势，随着技术的不断进步，太阳能利用的效率将取得显著提高，其商业价值也将逐步显现，但投资者获得回报的时间将相对较长。核电具有较为确定的收益水平，但由于处于安全性及设备国产化的考虑，核电虽然发展前景确定，但扩张速度不会过快，从投资主体看，核电投资目前基本由国有企业垄断，未来这种格局也不会出现很大改变，民营资本虽然不能掌握经营控股权，但参与经营也能够获得较为稳定的长期收益。风电经历了几年的快速发展，目前面临的瓶颈问题突出，未来行业发展将以结构调整为主，已经取得先发优势的企业将成为未来行业发展的受益者。生物质发电总体规模仍然偏小，由于政策上缺少明确支持，行业经营处于困难阶段，随着新能源发展规划的出台，行业经营环境有望改善，但投资风险仍然较大。1．关注风电设备制造业产业升级投资机会目前，国内主要整机厂商技术消化引进工作基本完成，没有可靠技术的厂家将会被市场淘汰。在风电设备整机制造领域，国家出台了准入政策，符合准入条件的企业将获得更好的发展机遇。2010年之后，风电整机市场将步入成熟阶段，年均增速将出现下滑，市场竞争更趋激烈。在整机产能潜在过剩的大背景下，行业整合兼并将十分频繁，大的整机厂商收购小的整机厂商以完善区位布局，整机厂商收购兼并零部件厂商以购置产业链的趋势将十分明显。行业整合的最终结果将会有5家左右具有国际竞争力的风电整机厂商胜出，其余规模较小厂商可能被兼并或被迫转型。经过国内市场的培育，中国的优势风电设备厂家无论从技术还是成本上都将具备较强的竞争实力，有望在广阔的国际市场中获得更大的发展。2．支持核电站建设运营，促进核电装备自主化核电装备自主化是实现我国核电自主化发展的重要内容，是我国核电规模化、批量化发展的重要条件。目前我国核电设备制造自主化的目标和方向已经比较明确，将带动冶金、机电、仪表等装备制造产业的发展。158 面对国际油价高涨并且难有较大回落的局面，欧美国家也纷纷制定本国电源结构调整政策，扩大核电比重，解决日益增长的电力需求问题。今后全球将迎接新一轮的核电站建设高峰。其中美国是欧美发达国家中的发起人和带头者；而在发展中国家，中国是一贯坚持发展核电的大国。另外，印度、巴西等国家也制定了核能发电计划。目前我国许多核电站的建设国产化都达到了60%以上，国内核电设备优势企业市场竞争了普遍提高，这些企业在核电设备出口方面有较强的竞争力。在核电建设领域，由于核电站建设发展具有规划明确、项目集中，行业垄断性经营的特点。在核电建设、运营的稳定性和较高的营利性吸引下，随着我国核电投资高峰期的来临，各方投资热情高涨。投资者可积极与中电投、中核总和中广核三家核电运营商进行合作，其中，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。3．小水电及抽水蓄能电站具备较好的发展前景大中型水电站建设项目具有规模大，建设周期长等特点，且国内竞争格局比较稳定，企业效益相对稳定可期，这些项目所需资金除银行贷款外，可通过企业债券来筹集，因此，无论从企业或是项目层面的竞争来看，都十分激烈。小水电项目相对来说，投资规模小，建设周期短，但电量上网压力也略大一些，在这种情况下，投资者或金融机构可以选择那些相对风险较低的小水电给予资金支持。所谓风险较低可以有以下两方面的判断，首先小水电的开发商如果具有大电力企业的背景，会有效地降低开发风险；从地区来看，西南和中南地区的小水电可开发容量较多，又接近消费市场，存在更多的投资机会。另外，抽水蓄能电站发展前景比较看好，国家在电力发展规划中提出要在“十一五”期间修建一批抽水蓄能电站。截至2008年，我国已建成抽水蓄能电站20座，在建的11座，装机容量达到1091万千瓦，占全国总装机容量的1.35％。预计至2010年，这些电站都将建成，到时抽水蓄能电站的总装机可到17500万千瓦左右。从营运角度分析，抽水蓄能电站担负着调峰调频的重任，利用小时可能会地域常规水电，但是电价较高，总的来看，抽水蓄能电站在收益更有保障，风险更低，信贷机构可以考虑给予积极支持。4．支持具有先进技术及生产规模效应的太阳能企业随着我国多个大型多晶硅生产线投产，加之金融危机影响下的国外需求下降，短期内多晶硅产能出现过剩，但从长期以来，太阳能级多晶硅的市场仍然具有良好的发展前景。洛阳中硅、徐州中能、四川新光、峨嵋半导体和无锡中彩等实力较强、生产规模较大的企业将在短期的困难后迎来发展良机。在国家并网光伏发电的政策推动下，已经在各地建设大型并网光伏发电的企业将具有先发优势，如林洋新能源、保定英利、无锡尚德、深圳新天地等企业。5．以电力集团、电网公司为平台，支持可再生能源发电项目建设运营《可再生能源中长期规划》要求总装机容量超500万千瓦的电力运营商非水电可再生能源占比在2010、2020年分别达到3%、8%，直接推动了以五大集团为首的“圈地运动”。几大发电集团在新能源发展方面具有先天的优势，无论是在技术、资金或政策支持方面均具有很强的竞争力，成为新能源发展的主要平台。158 （三）风险提示1．宏观经济波动风险2009年受全球经济危机的影响，国内经济在较短的时间内经历了止跌、企稳、回升等几个阶段。在这一背景下，2009年下半年电力行业整体开始实质性稳定回暖，2010年将延续复苏势头，预计2010年中国经济将呈现“温和”增长的发展趋势。但在经济快速复苏的背景下，通货膨胀和资产价格泡沫风险开始显现，产能过剩问题依然严峻，同时，货币、财政政策调整、退出可能性增大，这是2010年经济增长面临的主要风险。但作为战略新兴产业的新能源来说，这恰恰是发展的机遇和契机，因此，虽然宏观经济风险存在，但预计对新能源行业来说风险水平很低。2．政策风险从政策的角度来看，新能源行业风险很低。这一方面是因为政策给于新能源发电以优先上网权，另一方面在电价问题上，政策的动向朝着有利于新能源发电的方向发展。对太阳能、生物质能利用等成本较高的行业和项目，国家也倾向于增强财政和税收方面的支持。但从行业内部来看，由于新能源行业发展时间短，行业内存在很多问题，如技术路线和方向并不一致、自主化研究能力难以支撑技术提高等，因此，在政策推动产业结构调整、明确发展方向的过程中，部分企业或项目将受制于准入门槛而难以达到预期收益。3．区域风险区域风险是由于地区之间各种条件的差别造成的区域间风险差异。对于新能源行业来说，区域风险的影响较大。风能、太阳能、生物质能的分布在各地区之间存在差异性，原则上各地区应根据自身资源情况选择适合发展的新能源项目，但在新能源行业爆发式增长的情况下，各地区纷纷制定了规模巨大的新能源发展规划，但该规划是否可行、是否具备比较优势尚难评估。4．经营风险虽然国家通过可再生能源发电全额收购等政策保障新能源项目的一定收益水平，但在企业经营过程中，仍然存在很大的风险，如对可再生能源资源测量缺乏有效管理而导致的资源评价准确性不高、对技术设备技术要求不高导致的设备运行稳定性差或折旧费用过高、对电站建设缺乏严格要求而导致的功率波动难以满足电力调度要求等等。加之新能源项目对银行贷款依赖性较高，一旦项目出现经营管理方面的漏洞或问题，项目还款保障将受到很大影响。5．天气等不确定性影响由于风能、水能、太阳能等利用以来于相对稳定的自然环境和资源保障，地震、旱灾、风暴等不确定性气象灾害的发生甚至会对新能源项目带来毁灭性的影响。（完）158'