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电力设备：市场空间有大有小 |
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2/7/2006 4:09:00 PM
中国工业报
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火电：站在高岗上
根据国家电网的预测，我国将在2006年底实现电力供需平衡。电力供需平衡后，我国每年的装机容量将会逐步回落，其中新增火电装机容量2007年以后将下降到2200万千瓦左右，降幅达到50%以上。火电设备市场容量的迅速萎缩将导致行业内竞争加剧，相关企业盈利能力将会下滑。笔者了解到，技术水平领先、行业内竞争优势较强的东方电机的订单目前下滑趋势明显，从中可以看出火电设备行业景气高点的来临。
对于生产小火电机组的相关企业来说，由于小火电机组煤耗高、排污量大，不符合节能环保要求，国家以后将会逐步限制该类机组的投产，设备提供商的市场空间将会受到进一步挤压。国家四部委2005年7月份联合公告宣布停止建设32家违规电站项目，已经给相关设备生产企业敲响了警钟。
太阳能发电：面临内忧外患
我国2004年光伏发电装机容量已达3.5万千瓦，约占世界光伏发电总装机容量3%。由于我国太阳能发电的成本高达3～4元/度，短期内我国大规模负担太阳能发电的可能性并不大，到2010年我国的太阳能发电容量目标仅为200万千瓦，因此目前我国太阳能发电设备厂商更多实行的是来料加工、两头在外的生产形式。
太阳能电池片/组件的主要原料是高纯度硅，大约每千瓦电池片用硅量为12～15公斤。由于太阳能行业的高速发展和电子行业景气度的回升，硅原材料价格的涨幅非常大。太阳能级多晶硅的价格已经从年初的40美元/公斤涨到目前的99美元/公斤，涨幅高达147.5%。而与此同时电池组件的价格涨幅却很小，美国和欧洲电池组件的价格分别从2005年年初的5.04美元/瓦和5.68欧元/瓦，涨到目前的5.3美元/瓦和5.78欧元/瓦，涨幅仅仅为5.16%和1.76%。因此笔者认为2006年太阳能电池行业将因为上游原材料价格的上涨和短缺而出现利润率的下降。
水电和核电：后来者居上
根据国家的绿色能源发展规划，“十一五”期间我国将增加水电和核电的建设规模，2010年我国水电装机容量将达到1.6亿千瓦，占总装机容量的24%左右，核电装机容量1250万千瓦，占总装机容量的2%左右，平均每年投资额将分别在350亿元和200亿元左右。虽然水电和核电投资规模较目前的火电低，但由于生产水电和核电设备的企业较为集中，而且随着国产化率的逐步提高，相关设备的生产厂商可以从中获益较大。
“十二五”期间我国还将进一步加大水电和核电投资规模，“十二五”期末我国水电和核电装机容量将分别达到2.3亿千瓦和3600万千瓦，分别占到总装机容量的25%和4%，期间年均投资额将分别达到750亿元和350亿元。
风电：概念多于实质
风能作为一种典型的可再生资源，目前，我国的风电装机虽然突破100万千瓦，但这也仅相当于一台较大功率的火电机组。而在累计的市场份额中，国内产品仅占到18%，其余均是进口。经过不断的努力，我国风电设备在成本控制上已经取得了比较大的突破。目前国产机组的造价已经降低到7000～8000元/千瓦，按照国家发改委的规划，“十一五”期间我国风电新增装机容量将达到300万千瓦，增长率为300%。
笔者对未来5年我国国产风电设备年市场容量进行分析，认为2006～2010年国产风电设备的每年平均市场容量仅为13亿～23亿元之间，而2010～2020年期间年均市场容量为62亿～98亿元。
我国国内主要风电设备制造厂家有新疆金风科技股份公司、大连重工机械公司、浙江运达风力发电公司、西安维德风电设备公司等，这些公司均为非上市公司。所以风电设备市场份额的大多数又将主要被这些风电非上市公司所分享，上市公司中主要有湘电股份、特变电工等公司涉及风电机组的制造，但笔者认为他们的收益有限。
2006年以后我国电源建设的速度将会放缓，这一点是毫无疑问的。在电力供需平衡以后，我国电源建设的重点将放在结构的优化上，因此我国下一步电源建设的重点将会放在大容量、高参数的火电机组和水电、核电、天然气发电、风电、太阳能发电等新兴环保电力项目上。所以，前几年那种所有电源设备制造企业业绩普遍高速增长的局面将不会持续，只有那些涉足水电、核电、风电和太阳能发电的电站设备生产厂商能够熨平波动周期，未来成长前景看好。
电网强身健骨
根据国家电网公司初步编报的“十一五”电网规划及2020年远景目标报告，“十一五”期间国家电网公司总投资额将达到9000亿元。根据南方电网规划，“十一五”电网建设投资额约为3000亿元左右。两者相加，“十一五”期间我国电网投资规模将超过1.2万亿元，年均投资额将超过2400亿元，比我国“十五”期间年均电网投资额1265亿元增幅超过90%。
同时，“十一五”期间国家电网公司将新增330千伏及以上输电线路6万公里、变电容量3亿千伏安。南方电网将规划建成投产500千伏交流线路15651千米，变电容量6175万千伏安；建成投产500千伏直流线路1225千米，输电规模300万千瓦；建成投产800千伏直流线路1438千米，输电规模500万千瓦。将两个电网数据合计起来，保守估计，到2010年，我国330千伏以上输电线路长度及变电容量将分别达到158130公里和66557万千伏安，分别比2005年增长98.12%和119.07%。因此，基本可以说我国未来5年主干网建设规模大幅增加。
特高压电网撬动
经专家测算，我国1000千伏交流输电方案的单位输送容量投资约为500千伏交流输电方案的73%；±800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。在长距离、大容量送电方面，特高压有明显的优势。
近两年，国家电网公司、南方电网公司加快了研究步伐，并明确特高压电网发展目标：未来我国特高压电网将由100万伏级交流和±800千伏级直流输电系统组成。特高压交流电网将作为国家电网的骨干网架，跨接各大区域电网，是实现跨大区跨流域输电、水火电互济调解和全国能源资源优化配置的主要能源通道，同时作为接受直流传输过来的远方电力的坚强受端。
2005年9月，我国第一个750千伏电压等级输变电示范工程正式投产，这是我国第一条自主建设、自主设计、自主设备制造、自主运行管理的750千伏输变电工程，设备国产化率超过90%。该线路的投产，标志着我国已经跨入了输变电领域世界先进行列，填补了我国500千伏以上电压等级空白，同时使得一部分企业的制造技术水平得到了检验和提升，对将来开辟更高电压等级的设备制造打下了基础。
国家电网公司打算近两年内建成两条特高压输变电工程：一是晋东南-南阳-荆门的交流工程，该工程包括晋东南、荆门两座1000千伏变电站，变电容量各3000千伏安，南阳1000千伏开关站，该线路长度约670千米。预计2006年启动，2008年建成，工程总投资约62亿元。二是金沙江溪洛渡、向家坝水电站至华东输电系统，计划采用3路800千伏的直流工程，总投资超过170亿元。南方电网对于特高压线路也有“一交一直”两条规划：一是云南至广东±800千伏特高压直流输电线路，目前项目技术方案已通过有关部门审查，计划于2006年开工建设，2009年单极投产。另外一条是云南昭通-广西桂林-广东惠东1000千伏交流输变电工程，该工程已启动可行性研究工作，预计2008年建成投产。
等到示范工程技术积累成熟后，特高压输电工程有望大规模启动，据有关专家预计，到2020年特高压及跨区电网的输送容量将为2.1亿千瓦，其中800千伏直流约5600万千瓦，另外约1.5亿千瓦由交流构成。从投资看，到2020年特高压交流加直流的市场一共是4060亿元，其中交流为2560亿元，直流为1500亿元。
中低端厂商也可分羹
前期投入不足导致我国城市电网结构非常薄弱，电网老化现象异常严重。个别设备运行时间超过50年，有的甚至更长，2005年4月发生在沈阳的多个地区大面积停电就是由于电网老化的原因。在莫斯科“5.25”大面积停电事故发生后，国家电网公司迅速反应，立即制定下发了25条防事故措施，重点解决了一批设备陈旧、输送通道瓶颈、电磁环网等影响电网安全运行的问题。
据悉，本次城市电网改造主要针对的是省会级城市和计划单列市。根据国家电网公司“十一五”规划，31个城市城网建设改造计划投资额超过4000亿元，南方电网投资额将占到国家电网的1/4左右，两者相加总投资规模约有5000亿元，年均投资额超过1000亿元。因此城市电网改造将给从事中低端设备生产的厂商带来机遇。
烟气脱硫景气上升利润走低
为防止环境污染的进一步恶化，近年来，国家出台了一系列促进火电厂二氧化硫控制的法律、法规和政策。根据新实行的《排污费征收使用管理条例》，火电厂二氧化硫排放收费自2004年7月1日起，从每公斤0.2元变为0.4元，2005年7月1日起达到0.63元。目前，我国脱硫工程总投资一般已降至电厂总投资的5%以内，脱硫运行成本(包括折旧)在0.75元/公斤左右，已接近2005年7月以后的二氧化硫收费标准。另外，火电厂安装、运行脱硫设备的成本合计约在0.017元/千瓦时左右，而2005年煤电联动以来，各地陆续实施脱硫火电站的上网电价提高0.015元/千瓦时(含税)的政策，安装脱硫设备的运行成本基本上可以通过上网电价的提高来弥补。两项政策结合起来，若政策执行到位，火电厂进行脱硫改造的积极性将大大提高。
2005年5月，国家发改委《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》提出，通过3年的努力，建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系，完善火电厂烟气脱硫技术标准体系和主流工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准、规范；主流烟气脱硫设备的本地化率达到95%以上，烟气脱硫设备的可用率达到95%以上；建立有效的中介服务体系和行业自律体系。这有助于减少脱硫市场的恶性竞争，规范脱硫产业市场的发展。
一系列的政策支持加快了火电厂烟气脱硫设施的建设，使我国二氧化硫污染防治取得了一定成效。截至2004年底，全国约有2600万千瓦装机的烟气脱硫设施投运或建成，比2003年增加了1600万千瓦，约有3000万千瓦装机的烟气脱硫设施正在建设，预计在未来10年内将有3亿千瓦装机的烟气脱硫设施投运或建成。电站脱硫工程的建设周期通常需要1～2年。受火电投产高峰期及政策环境向好的影响，笔者预计2006年、2007年烟气脱硫设施投运或建成容量将分别为4500万千瓦、5000万千瓦左右。由于之后新投产火电装机将会明显下降，故脱硫机组的年度新增数有所下滑，但预计仍将在2000万千瓦左右。
由于电站烟气脱硫市场的迅速壮大，2003年以来，我国脱硫工程承包商的数量急剧增长，目前已有超过50多家，其中规模较大的、拥有一定品牌效应的厂商约有10家，市场厂商的扩大必然导致竞争的加剧。近年来，我国脱硫设备的单位造价一路下滑。2000年前，我国大多采用进口设备，单位造价高达800～1300元/千瓦，而2005年单位造价为150～250元/千瓦左右。以这个价格计算，笔者预计2006年、2007年脱硫设备的市场容量将分别为90亿元和100亿元左右。
单位造价下滑所导致的直接结果就是企业的盈利空间被大大缩小，以脱硫设备产业的龙头企业凯迪电力为例，2005年上半年的毛利率仅有17.63%。当然随着主要原材料钢材价格的回落，脱硫设备制造企业的毛利率将会有所回升，但该行业的技术壁垒比较低，有利可图必然会吸引新的厂商进入。笔者预计，脱硫设备市场竞争2006年将更加激烈。
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